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美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
表格 10-Q
☒根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的季度报告
在截至的季度期间 2024 年 3 月 31 日
或者
☐根据1934年《证券交易法》第13或15（d）条提交的过渡报告
在从 i 的过渡期内
委员会文件编号001-37660
AGR2023.jpg
Avangrid, Inc.
（其章程中规定的注册人的确切姓名）
纽约14-1798693
（公司或组织的州或其他司法管辖区）（美国国税局雇主识别号）
马什山路 180 号
橙色，康涅狄格06477
（主要行政办公室地址）（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）条注册的证券：
每个课程的标题交易符号注册的交易所名称
普通股，面值每股0.01美元年龄纽约证券交易所
用勾号指明注册人 (1) 是否在过去 12 个月内（或在要求注册人提交此类报告的较短时间内）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15 (d) 条要求提交的所有报告，以及 (2) 在过去的 90 天内是否受到此类申报要求的约束。是的☒ 不 ☐
用复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（或者在要求注册人提交此类文件的较短时间内）以电子方式提交了根据第 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。是的☒ 不 ☐
用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。
大型加速过滤器☒加速文件管理器☐
非加速文件管理器☐规模较小的申报公司☐
新兴成长型公司☐  
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是的☐不是 ☒
截至 2024 年 4 月 23 日，注册人已经386,906,260 普通股，面值0.01美元，已流通。


Avangrid, Inc.
在 10-Q 表格上报告
截至2024年3月31日的季度
索引
 
术语和缩写词汇表
3
第一部分财务信息
4
第 1 项。
财务报表
4
第 2 项。
管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
44
第 3 项。
关于市场风险的定量和定性披露
58
第 4 项。
控制和程序
58
第二部分。其他信息
59
第 1 项。
法律诉讼
59
第 1A 项。
风险因素
59
第 2 项。
未注册的股权证券销售和所得款项的使用
59
第 3 项。
优先证券违约
59
第 4 项。
矿山安全披露
59
第 5 项。
其他信息
59
第 6 项。
展品
60
签名
61
2

术语和缩写词汇表
除非文中另有说明，否则术语 “我们”、“我们的” 和 “公司” 均指Avangrid, Inc.及其子公司。
2023 年联合提案纽约证券交易委员会于2023年10月12日批准了纽约证券交易所和RG＆E以及某些其他签署方的联合提案，该提案涉及一项自2023年11月1日起生效的三年电力和天然气服务费率计划。
AOCI 累计其他综合收益
ARHI Avangrid 可再生能源控股有限公司
ARP 另类收入计划
ASC 会计准则编纂
Avangrid Avangrid, Inc.
BGC 伯克希尔天然气公司
PBR
基于绩效的监管
CAIDI客户平均中断时间指数
差价合约 差价合约
CBP美国海关和边境保护局
CFIUS美国外国投资委员会
CL&P 康涅狄格州照明和电力公司
CMP 缅因州中部电力公司
压缩天然气 康涅狄格天然气公司
深 康涅狄格州能源与环境保护部
倾倒 分销完整性管理计划
文档商务部
DPA 延期付款安排
DPU马萨诸塞州公用事业部
EBITDA 扣除利息、税项、折旧和摊销前的收益
ESM 收益分享机制
英语站康涅狄格州纽黑文米尔河上的前一代遗址
《交易法》 经修订的 1934 年《证券交易法》
FASB 财务会计准则委员会
通信联邦通信委员会联邦通信委员会
FERC 联邦能源监管委员会
第一能源 第一能源公司
10-K 表格
Avangrid, Inc.于2024年2月22日向美国证券交易委员会提交了截至2023年12月31日止年度的10-K表年度报告。
HLBV 按账面价值计算的假设清算
HSR
1976 年的 Hart-Scott-Rodino 反垄断改进法
伊拉减少通货膨胀法
伊贝德罗拉伊贝德罗拉，S.A.
伊贝德罗拉集团由 Iberdrola, S.A. 控制的公司集团
装机容量发电厂或风力发电场的生产能力，基于其额定（铭牌）容量或实际容量。
国际标准化组织 独立系统运营商
克拉马斯工厂克拉马斯燃气热电联产设施位于俄勒冈州克拉马斯市。
KW千瓦
MNG 缅因州天然气公司
MPUC 缅因州公用事业委员会
mTM 按市值计价
兆瓦 兆瓦
兆瓦时 兆瓦时
NECEC新英格兰清洁能源连接
网络 Avangrid Networks, Inc.
非公认会计准则未根据美国公认会计原则编制的财务指标，包括调整后的净收益、调整后的每股收益、调整后的息税折旧摊销前利润和带有税收抵免的调整后息税折旧摊销前利润。
NRC核监管委员会
NYPSC 纽约州公共服务委员会
纽约证券交易所纽约证券交易所
纽约证券交易所 纽约州电气公司
NYSERDA 纽约州能源研究与开发管理局
OCI 其他综合收入
PJM PJM Interconnection，L.L.C.
PURA 康涅狄格州公用事业监管局
可再生能源 Avangrid 可再生能源有限责任公司
RDM 收入脱钩机制
RG&E 罗切斯特天然气和电力公司
罗伊 股本回报率
赛菲系统平均中断频率指数
SCG 南康涅狄格天然气公司
秒 美国证券交易委员会
软弱有担保的隔夜融资利率
《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
UFLPA《维吾尔族强迫劳动预防法》
用户界面 联合照明公司
UIL UIL 控股公司
美国公认会计原则 美国财务报告的公认会计原则。
VIE 可变利益实体
3

第一部分财务信息

第 1 项。财务报表
Avangrid, Inc. 及其子公司
简明合并损益表
（未经审计）
 
截至3月31日的三个月
 20242023
（百万，股票数量和每股数据除外）  
营业收入$2,417 $2466 
运营费用
购买的电力、天然气和使用的燃料724 977 
操作和维护792 761 
折旧和摊销298 280 
所得税以外的税收196 183 
总运营费用2,010 2,201 
营业收入407 265 
其他收入和（费用）  
其他收入54 25 
权益法投资的收益6 2 
扣除资本后的利息支出(125)(95)
所得税前收入342 197 
所得税支出（福利）20 (18)
净收入322 215 
归属于非控股权益的净亏损29 30 
归属于Avangrid, Inc.的净收益$351 $245 
普通股每股收益，基本$0.91 $0.63 
普通股每股收益，摊薄$0.91 $0.63 
已发行普通股的加权平均数：
  
基本386,916,234 386,744,996 
稀释387,239,544 387,077,213 
随附的附注是我们简明合并财务报表的组成部分。
4

Avangrid, Inc. 及其子公司
简明综合收益表
（未经审计）
 
截至3月31日的三个月
 20242023
（百万）  
净收入$322 $215 
其他综合收入
权益法投资的未实现亏损，扣除所得税 $0 和 $0，分别地
— (1)
期内符合现金流套期保值条件的衍生品的未实现收益（亏损），扣除所得税美元15 和 $ (1），分别是
39 (2)
重新归类为净现金流套期保值亏损收益，扣除所得税 $2 和 $18，分别地
7 52 
其他综合收入 46 49 
综合收入368 264 
归属于非控股权益的净亏损29 30 
归属于Avangrid, Inc.的综合收益$397 $294 
随附的附注是我们简明合并财务报表的组成部分。
5

Avangrid, Inc. 及其子公司
简明合并资产负债表
（未经审计）
 
 3月31日十二月三十一日
截至20242023
（百万）  
资产  
流动资产  
现金和现金等价物$152 $91 
应收账款和未开票收入，净额1,640 1,588 
关联公司的应收账款5 11 
附属公司应收票据4 4 
衍生资产87 68 
储存的燃料和天然气169 185 
材料和用品321 310 
预付款和其他流动资产496 429 
监管资产745 718 
流动资产总额3,619 3,404 
财产、厂房和设备总额 (美元)2,621 和 $2,643 分别与 VIE 相关）
33,323 32,857 
经营租赁使用权资产204 195 
权益法投资836 718 
其他投资49 46 
监管资产3,061 2,811 
其他资产
善意3,119 3,119 
无形资产280 284 
衍生资产185 162 
其他386 393 
其他资产总额3,970 3,958 
总资产$45,062 $43,989 
随附的附注是我们简明合并财务报表的组成部分。
6

Avangrid, Inc. 及其子公司
简明合并资产负债表
（未经审计）
 3月31日十二月三十一日
截至20242023
（百万，股票信息除外）  
负债  
流动负债  
债务的流动部分$729 $612 
应付票据1,862 1,347 
应付给关联公司的票据515 13 
应计利息116 104 
应付账款和应计负债1,769 1,924 
应付给关联公司的账款18 — 
应付股息171 170 
应计税款88 66 
经营租赁负债15 16 
衍生负债66 64 
其他流动负债584 662 
监管负债275 261 
流动负债总额6,208 5,239 
监管负债2,676 2,694 
其他非流动负债
递延所得税2,501 2,451 
递延收益979 996 
养老金和其他退休后546 554 
经营租赁负债208 199 
衍生负债116 111 
资产报废债务310 306 
环境修复成本243 254 
其他527 525 
其他非流动负债总额5,430 5,396 
非流动债务9,059 9,184 
附属公司的非流动债务800 800 
非流动负债总额17,965 18,074 
负债总额24,173 23,313 
承付款和或有开支— — 
股权  
股东权益：  
普通股，$.01 面值， 500,000,000 已授权的股份， 388,008,132 和 387,872,787 已发行的股票； 386,906,260 和 386,770,915 分别已发行股份
4 4 
额外已缴资本17,702 17,701 
库存股(47)(47)
留存收益2,196 2,015 
累计其他综合收益（亏损）21 (25)
股东权益总额19,876 19,648 
非控股权益1,013 1,028 
权益总额20,889 20,676 
负债和权益总额$45,062 $43,989 
随附的附注是我们简明合并财务报表的组成部分。
7

Avangrid, Inc. 及其子公司
简明合并现金流量表
（未经审计）
截至3月31日的三个月
 20242023
（百万）
经营活动产生的现金流：
净收入$322 $215 
为使净收入与经营活动提供的净现金保持一致而进行的调整：
折旧和摊销298 280 
监管资产/负债摊销和账面成本15 (32)
养老金成本(3)(3)
权益法投资的收益(6)(2)
权益法投资收益的分配3 6 
按市值计价的衍生品合约的未实现（收益）亏损(17)4 
递延税4 (1)
其他非现金物品(22)(5)
运营资产和负债的变化：
流动资产(141)82 
非流动资产(255)(96)
流动负债(32)(242)
非流动负债(13)(2)
经营活动提供的净现金153 204 
来自投资活动的现金流：
资本支出(872)(836)
施工援助捐款40 19 
出售资产的收益2 6 
关联公司应收票据的收益— 1 
权益法投资收到的分配2 2 
其他投资和权益法投资，净额(116)(11)
用于投资活动的净现金(944)(819)
来自融资活动的现金流：
偿还非流动债务(3)(4)
其他短期债务的收入，净额514 722 
附属公司其他短期债务的收益500 — 
偿还融资租约(1)(1)
普通股的发行(2)— 
对非控股权益的分配(39)(3)
来自非控股权益的出资53 74 
已支付的股息(170)(170)
融资活动提供的净现金852 618 
现金、现金等价物和限制性现金的净增长61 3 
现金、现金等价物和限制性现金，期初94 72 
现金、现金等价物和限制性现金，期末$155 $75 
补充现金流信息
已支付的利息现金，扣除资本化金额$103 $56 
已支付（退还）所得税的现金$3 $(1)
随附的附注是我们简明合并财务报表的组成部分。
8

Avangrid, Inc. 及其子公司
简明合并权益变动表
（未经审计）

Avangrid, Inc. 的股东
（百万，股票数量除外）股票数量 (*)普通股额外的实收资本国库股留存收益累计其他综合亏损股东权益总额非控股权益总计
截至2022年12月31日386,628,586 $3 $17,694 $(47)$1,910 $(180)$19,380 $962 $20,342 
净收益（亏损）————245 —245 (30)215 
其他综合亏损，扣除税款17
—————49 49 —49 
综合收入264 
已申报的股息，$0.44/分享
————(170)—(170)—(170)
普通股的发行12,332 ————————
基于股票的薪酬——3 ———3 —3 
对非控股权益的分配———————(3)(3)
来自非控股权益的出资——————74 74 
截至2023年3月31日386,640,918 $3 $17,697 $(47)$1,985 $(131)$19,507 $1,003 $20,510 
截至 2023 年 12 月 31 日386,770,915 $4 $17,701 $(47)$2,015 $(25)$19,648 $1,028 $20,676 
净收益（亏损）————351 —351 (29)322 
其他综合收益，扣除税款 $17
—————46 46 —46 
综合收入368 
已申报的股息，$0.44/分享
————(170)—(170)—(170)
普通股的发行135,345 —(2)———(2)—(2)
基于股票的薪酬——3 ———3 —3 
对非控股权益的分配———————(39)(39)
来自非控股权益的出资——————53 53 
截至 2024 年 3 月 31 日386,906,260 $4 $17,702 $(47)$2,196 $21 $19,876 $1,013 $20,889 
(*) 股票金额的面值为美元0.01
随附的附注是我们简明合并财务报表的组成部分。
9

Avangrid, Inc. 及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
注意事项 1。 运营的背景和性质
Avangrid, Inc.（Avangrid，我们或公司）是一家能源服务控股公司，通过其主要子公司Avangrid Networks, Inc.（Networks）从事受监管的能源传输和分销业务，并通过其主要子公司Avangrid Renewables Holding, Inc.（ARHI）从事可再生能源发电业务。ARHI反过来持有子公司，包括Avangrid Renewables, LLC（可再生能源）。根据西班牙王国法律成立的公司Iberdrola, S.A.（Iberdrola）拥有 81.6Avangrid 已发行普通股的百分比。剩余的已发行股份由各股东拥有，大约 14.7在纽约证券交易所（NYSE）公开交易的Avangrid已发行股票的百分比。
Iberdrola 的不具约束力的提案
2024 年 3 月 6 日，Avangrid 董事会独立委员会（委员会）收到了 Iberdrola 的一份不具约束力的提案，要求以 $ 收购 Iberdrola 或其关联公司未拥有的所有已发行和流通普通股34.25 每股现金。委员会将在独立法律和财务顾问的建议下审查、评估、谈判、批准或不批准该提案，以及Avangrid可能提出的任何其他替代提案或其他战略选择。尚未就Avangrid对该提案的回应或其任何替代方案做出任何决定，也无法保证会提出任何最终报价，也无法保证任何协议将得到执行，也无法保证提案或任何其他交易中提出的交易将获得批准或完成。拟议交易的完成取决于委员会和Avangrid股东对拟议交易的批准，这些股东总共持有Iberdrola及其附属公司未持有的已发行普通股的大部分已发行普通股。
注意事项 2。 演示基础
随附的简明合并财务报表应与截至2023年12月31日的财政年度的10-K表一起阅读。
随附的未经审计的财务报表是合并编制的，包括Avangrid及其合并子公司Networks和ARHI的账目。在合并中，所有公司间交易和账户均已清除。年终资产负债表数据来自经审计的财务报表。中期未经审计的简明合并财务报表是根据美利坚合众国普遍接受的中期财务信息会计原则（美国公认会计原则）以及表格10-Q和第S-X条例第10条的说明编制的。因此，中期简明合并财务报表不包括美国公认会计原则要求的完整财务报表的所有信息和附注披露。
管理层认为，随附的简明合并财务报表包含了公允列报本文所述中期简明合并财务报表所必需的所有调整。除非另行披露，否则所有此类调整均为正常和经常性调整。截至2024年3月31日的三个月的业绩不一定代表截至2024年12月31日的整个财年的业绩。
注意事项 3。 重要会计政策和新会计声明
下文描述了我们截至2024年1月1日通过并反映在简明合并财务报表中的新会计公告。由于采用了财务会计准则委员会（FASB）发布的新权威会计指导，我们在截至2023年12月31日的财政年度的10-K表格中描述的重大会计政策没有其他重大变化，但下文所述的政策除外。
采用新的会计公告
(a) 对应申报分部披露的改进
2023年11月，财务会计准则委员会发布了指导方针，要求对应申报的细分市场进行增量披露。这些增量要求包括披露定期向首席运营决策者（CODM）提供的巨额支出和其他细分市场项目，包括对其构成的描述。其他细分项目类别是分部收入减去重要分部支出与每个报告的分部损益衡量标准之间的差额。该指南澄清说，如果CODM审查了该细分市场总损益的多项衡量标准，则该实体在某些条件下可能会在细分市场脚注中报告多项衡量标准；但是，如果仅报告一项衡量标准，则应是该衡量标准
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最符合美国公认会计原则。该指南要求披露个人的头衔和职位或被认定为CODM的团体的名称。最后，从2025年第一季度开始，所有年度披露都必须在中期报告中披露。由于该指南仅影响披露，因此不会对合并财务业绩产生影响。这些披露变化最初将反映在截至2024年12月31日止年度的年度财务报表脚注中。
已发布但尚未通过的会计公告
以下是尚未通过的新重要会计公告，包括自2023年12月31日以来发布的公告，我们已经评估或正在评估这些公告，以确定其对简明合并财务报表的影响。
(a) 改进所得税披露
2023年12月，财务会计准则委员会发布了加强所得税披露的指导方针。公共企业实体必须在2024年12月15日之后的年度内采用该标准。允许提前收养。两项主要改进涉及年度有效税率对账的分类和已缴所得税的披露。为了进行税率对账，它需要以表格格式对信息进行额外分类，将百分比和金额分为特定类别（例如，扣除联邦所得税影响的州和地方所得税、外国税收影响、税法变化的影响、税收抵免、估值补贴的变化、不可纳税或不可扣除的项目以及未确认的税收优惠的变化）。对于缴纳的所得税，需要按司法管辖区（例如联邦、州和外国）进行分类。我们预计新指引不会对我们的合并经营业绩、财务状况和现金流产生重大影响。
注意事项 4。 收入
当我们履行了与客户签订的合同条款下的义务时，我们就会确认收入，这种情况通常发生在对承诺商品或服务的控制权移交给客户时。我们衡量收入的标准是我们期望通过提供这些商品或服务而获得的对价金额。与客户签订的合同可能包括多项履约义务。对于此类合同，我们会根据每项履约义务的相对独立销售价格为其分配收入。我们通常根据向客户收取的价格来确定独立的销售价格。某些收入不在财务会计准则委员会发布的ASC主题606 “客户合同收入”（ASC 606）的范围内，例如来自租赁、衍生品的收入、非与客户签订的合同以及其他合同权利或义务的收入，我们根据适用的会计准则对此类收入进行核算。我们从收入中排除代表第三方收取的金额，包括向客户收取并汇给政府当局的任何此类税款。我们没有任何重要的付款条件，因为我们在销售点或销售后不久收到付款。
以下按可报告的细分市场描述了我们从中获得收入的主要活动。有关我们应报告的细分市场的更多详细信息，请参阅注释 13。
网络分段
Networks的收入主要来自向纽约、康涅狄格州、缅因州和马萨诸塞州的客户按费率销售电力和天然气服务，没有明确的合同条款。对于此类收入，我们确认来自向客户交付大宗商品的收入。其他主要收入来源是电力传输以及电力和天然气的批发销售。
基于关税的销售受相应的国家监管机构的约束，这些机构通过费率制定过程确定价格和其他服务条款。适用的费率基于提供服务的成本。公用事业公司批准的基准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，最后一部分反映了我们的资本比率和合理的股本回报率。传统上，我们通过使用批准的基本费率为客户开具发票。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其他供应商处购买电力或天然气商品。对于从其他供应商那里收到商品的客户，该公用事业公司充当代理人，提供该供应商提供的电力或天然气。在这种情况下，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、当天交付的预计能源量以及该月每个客户类别的估计平均价格来计算已获得但尚未计费的收入。实际和估计的未开票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监管，FERC规定了价格和其他服务条款。长期的电力批发销售以个人双边合同为基础。短期电力批发销售通常根据市场价格每天进行，由新英格兰独立系统运营商（ISO-NE）和纽约独立系统管理
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运营商 (NYISO) 或 PJM Interconnection, L.C. (PJM)，视情况而定。天然气的批发销售通常是短期的，基于与特定客户签订的合同，以市场价格为基础。
随着时间的推移，所有安排中的履约义务都会得到满足，因为在Networks交付或出售电力或天然气或提供交付或传输服务时，客户会同时获得和消费收益。我们根据监管部门批准的费率和交付或传输量（相当于我们有权开具发票的金额）记录所有此类销售的收入。在任何安排中都没有获得合同的实质性初始增量成本。如果Networks在合同开始时预计从承诺的商品或服务交付到客户付款之间的时间将为 一年 或更少。对于其纽约和康涅狄格州的公用事业，Networks在每个资产负债表日评估其DPA中是否存在重要的融资部分，但没有因此进行任何实质性调整。
某些网络实体记录了来自替代收入计划（ARP）的收入，这不是ASC 606的收入。此类计划代表公用事业公司与其监管机构之间的合同。该网络的ARP包括收入解耦机制（RDM）、其他费率制定机制、年度收入需求对账和其他需求方管理计划。网络实体仅确认和记录 “来源” ARP收入的初始确认（当监管机构规定的确认条件得到满足时）。当他们随后将这些金额计入向客户开具的公用事业服务价格时，他们会记录诸如追回相关监管资产或负债之类的金额。当他们欠客户的与ARP相关的款项时，他们会按季度评估这些金额，并将其包含在向客户开具的公用事业服务价格中，并且不会减少ARP收入。
网络还有其他各种收入来源，包括账单、收款、其他管理费用、杂项账单、公用事业物业租金和杂项收入。它将此类收入归类为其他ASC 606收入，前提是它们与租赁、衍生品或ARP的创收活动无关。
可再生能源板块
可再生能源的收入主要来自其可再生风能、太阳能和热能发电来源的能源、输电、容量和其他相关费用的销售。对于此类收入，我们将确认从交付的商品和提供的服务中获得的收入。可再生能源已经捆绑了电力购买协议，包括电能、输电、容量和/或可再生能源信贷（REC）。相关合同通常是长期的，没有规定的合同金额，也就是说，客户有权获得该单位产出的全部或一定百分比。可再生能源还对电能和容量、可再生能源和天然气进行非捆绑销售，销售期限通常不到一年。随着时间的推移，几乎所有的电力和天然气捆绑和非捆绑安排中的履约义务都会得到满足，为此我们根据向客户开具的实际能源发票金额来记录收入。独立区域经济共同体的履约义务是在某个时间点履行的，当REC交付时履行义务得到履行时，我们会记录收入。任何安排中都没有重要的筹资内容。当我们预计与客户签订合同的收益超过一年时，我们会将资产认定为与客户签订合同的增量成本。
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。可再生能源还从其能源交易业务中获得收入，通常将其归类为衍生收入。但是，未归类为衍生品的交易合约属于ASC 606的范围，能源（电力、天然气）交付的履行义务和合约的结算是在我们确认收入时履行的。可再生能源还有其他ASC 606收入，我们会根据向客户开具的发票金额确认这些收入。
某些客户可能会获得现金积分，我们将其记作可变对价。可再生能源根据向客户提供的预期金额来估算这些金额，并减少确认的收入。我们认为，我们对可变考虑因素的估计不会有重大变化。
其他
其他不代表细分市场，包括杂项公司收入和分部间冲销。
合同资产和负债
我们拥有合同资产，用于支付开发成功费和施工延误所产生的成本，这些费用是在太阳能发电场资产开发期间支付的。合约资产按比例摊销为支出 16 - 21 相应购电协议（PPA）的有效期为一年。合约资产总计 $19 百万和美元9 截至2024年3月31日和2023年12月31日，分别为百万美元，并在我们的简明合并资产负债表中以 “其他非流动资产” 的形式列报。
12

我们的合同负债来自输电拥塞合同（TCC）拍卖的收入，我们在拍卖期开始时收到这笔款项，并每月按比例分摊为适用的拍卖期内的收入。拍卖时间范围从 六个月 到 两年。TCC合约负债总额为美元9 百万和美元18 截至2024年3月31日和2023年12月31日分别为百万美元，并在我们的简明合并资产负债表中以 “其他流动负债” 的形式列报。我们认出了 $9 百万和美元17 在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，与合同负债相关的收入分别为百万美元。
当摊还期为一年或更短时，我们会对支出作为产生的费用采取切实可行的权宜之计，以获得合同。我们在运营费用中记录签订合同所产生的成本，包括资本化成本的摊销。
截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，按主要来源分列的收入如下：
截至2024年3月31日的三个月
 网络可再生能源其他 (b)总计
（百万）
受监管的业务——电力
$1,350 $— $— $1,350 
受监管的业务 — 天然气
592 — — 592 
不受监管的运营——风能
— 224 — 224 
不受监管的业务——太阳能
— 7 — 7 
不受监管的操作 — 热能
— 91 — 91 
其他 (a)20 (13)(1)6 
与客户签订合同的收入
1,962 309 (1)2,270 
租赁收入2 — — 2 
衍生收益— 87 — 87 
替代收入计划
43 — — 43 
其他收入11 4 — 15 
总营业收入
$2,018 $400 $(1)$2,417 
截至2023年3月31日的三个月
网络可再生能源其他 (b)总计
（百万）
受监管的业务——电力
$1,308 $— $— $1,308 
受监管的业务 — 天然气
722 — — 722 
不受监管的运营——风能
— 216 — 216 
不受监管的业务——太阳能
— 4 — 4 
不受监管的操作 — 热能
— 55 — 55 
其他 (a)(3)(13)— (16)
与客户签订合同的收入
2,027 262 — 2,289 
租赁收入2 — — 2 
衍生收益— 122 — 122 
替代收入计划
37 — — 37 
其他收入10 6 — 16 
总营业收入
$2,076 $390 $— $2466 
(a) 主要包括某些月内交易活动、账单、收款和管理费用、杂项账单和其他杂项收入。
(b) 不代表区段。包括企业和分部间淘汰。
截至2024年3月31日和2023年12月31日，与客户合同相关的应收账款余额约为美元1,529 百万和美元1,441 分别为百万美元，包括美元426 截至2024年3月31日和2023年12月31日，未开票收入均为百万美元，这些收入包含在我们简明的合并资产负债表中的 “应收账款和未开票收入净额” 中。
13

截至2024年3月31日，分配给未履行（或部分未兑现）履约义务的交易价格总额如下：
截至 2024 年 3 月 31 日20252026202720282029此后总计
（百万）       
收入预计将根据多年期产能和无碳能源销售合同予以确认
30 10 7 5 5 49 106 
收入预计将在多年期可再生能源信贷销售合同中确认
72 48 26 3 1 1 151 
总营业收入$102 $58 $33 $8 $6 $50 $257 
截至2024年3月31日，分配给2024年剩余时间未履行（或部分未兑现）的履约义务的交易价格总额为美元116 百万。
对于我们确认收入的合同，我们有权开具发票的金额（例如，基于使用量的定价条款），我们不会披露有关其余履约义务的信息。
注意事项 5。 监管资产和负债
根据有关受监管业务会计的要求，我们的公用事业公司将产生的监管资产和应计成本进行资本化，这些成本可能会在未来的电力和天然气费率中回升。我们对复苏的可能性的评估是基于监管令的存在，这些命令允许在特定时期内收回某些成本，或者允许对账或延期支付某些成本。当特定的监管命令未处理成本时，我们会使用监管先例来确定是否有可能恢复。我们的运营公用事业公司还将退还先前收取的收入或将向客户收取的收入用于未来成本的义务记录为监管责任。未包含在基准税率或应计账面成本中的主要项目是合格养老金和其他退休后福利的监管资产，这些资产反映了未确认的精算损益；债务溢价；环境修复成本，主要抵消未来支出的应计负债；无准备金的未来所得税，用于抵消记录的无准备金的未来递延所得税负债；资产退休债务；对冲损失；差额合约。截至2024年3月31日，这些物品的总净金额约为美元1,157百万。
CMP 分配率案例
2022年8月11日，CMP提交了三年费率计划，每年对分配收入要求进行调整。2023 年 6 月 6 日，MPUC 批准了一项解决该案中所有问题的条款，其中规定 9.35% 的涨幅， 50% 权益比率，以及 50年收益超过的收益分成百分比 100 CMP允许的投资回报率的基点。该规定还规定了一项为期两年的前瞻性利率计划，从2023年7月1日起，每六个月将提高四笔相等的水平利率。2023 年 1 月 1 日出现了增长。接下来的两次上调将发生在2024年7月1日和2025年1月1日。每次增加的金额为 $16.75百万。这些收入的增长包括运营和维护金额，但主要是由CMP预测在规定所涉期间资本投资的增加所推动的。该规定还对CMP规定了服务质量指标激励机制。激励措施由罚款机制提供，最高罚款为美元8.8每年100万英镑是因为未能达到规定的服务质量指标目标。
纽约证券交易所和RG＆E利率计划
2023年6月14日，纽约证券交易所和RG＆E向纽约证券交易委员会提交了三年期利率计划的联合提案（2023 JP）和解协议。就2023年日本汇率而言，三个税率年度分别定义为截至2024年4月30日（纽约税率第一年）、2025年4月30日（纽约税率第二年）和2026年4月30日（纽约税率第三年）的12个月。2023 年 10 月 12 日，NYPSC 批准了 2023 年 JP，从 2023 年 5 月 1 日开始，一直持续到 2026 年 4 月 30 日。新费率的生效日期为2023年11月1日，整改条款可追溯到2023年5月1日。
经批准的2023年JP包括在纽约证券交易所和RG＆E的电力和天然气业务的三年费率计划中保持平衡，纽约证券交易所电气、纽约证券交易所天然气、RG&E Electric和RG&E Gas的允许普通股回报率 9.20%。每家企业的普通股权比率为 48.00%.
2023 年 JP 还包括适用于每项业务的收益分享机制 (ESM)，具体取决于赚取的投资回报率 100在超过股权门槛的客户收益中，本应为了客户利益而递延的部分收益的百分比将用于减少纽约证券交易所和RG＆E各自的未清监管资产延期余额。此外，
14

50纽约证券交易所和RG＆E所占份额的百分比将用于减少各自未清的风暴相关监管资产延期余额，前提是此类余额存在。
2023 JP进一步加强了配电植被管理，维持燃气安全绩效指标，为客户服务质量的指定方面设定了阈值绩效水平，并包括三项电力可靠性绩效指标（SAIFI、CAIDI和针对二级缺陷的配电线路检查计划指标），如果纽约证券交易所未能达到其年度SAIFI绩效指标，则从2023年日历年开始实行负收入调整（NRA）。
纽约证券交易所和RG＆E将继续使用RAM来退还或收取先前费率计划中确立的剩余客户账单抵免额，并将继续按每个类别的总收入实施电力收入脱钩机制。
2023年日本央行指数反映了延期的纽约证券交易所电气和RG＆E Electric Major Storm成本的回升，约为美元371百万和美元54.6分别为百万。纽约证券交易所剩余的超级风暴监管资产为美元52.3百万美元和非超级风暴监管资产96.62020年联合提案中的百万美元将分期偿还 七年。RG＆E剩余的非超级风暴监管资产为美元19.6在2020年联合提案之前设立的100万美元将摊还给摊销 两年。纽约证券交易所和RG＆E的所有其他递延风暴成本均已摊销 10 年份。2023年日本央行在2023年日本的期限内逐步增加纽约证券交易所和RG＆E的重大风暴利率补贴，以更好地使纽约证券交易所和RG＆E的实际重大风暴成本与此类利率补贴保持一致，并支持纽约证券交易所和RG＆E的信贷指标。
2023年JP包含与《气候领导与社区保护法》（CLCPA）的目标一致、支持和促进其目标的条款，其中包括增加对能源效率计划的资助，在预计电气化增加的情况下加强电力系统，增加对电气热泵计划的资助，为提高电力和天然气的可靠性和弹性提供资金，鼓励使用非管道和非电线替代方案，以及更换易泄漏的管道。2023 年 JP 还包括对美元的支持634CLCPA第一阶段投资的百万美元资本投资预计将在三年利率计划之后投入使用。
纽约 CLCPA
2023年2月16日，纽约公共安全委员会发布命令，根据作为CLCPA第二阶段一部分的《加速可再生增长和社区福利法》的实施，授权进行输电升级，仅用于支持新的可再生能源。订单批准了估计的美元4.4上州公用事业公司提议进行数十亿美元的输电升级，以帮助整合 3,500 兆瓦的清洁能源容量进入电网，其中纽约证券交易所和RG＆E获批准，估计升级成本为美元2.2十亿美元，包括与其他上州公用事业公司一起参与某些项目。2023 年 10 月 17 日，纽约证券交易所和 RG&E 提交了一份请愿书，要求纽约证券交易委员会批准以寻求联邦能源监管委员会 (FERC) 的授权，以利用 100 在建工程百分比（CWIP），以CLCPA第二阶段下本地输电升级的费率为基准。2024年4月18日，纽约证券交易委员会批准了允许纽约证券交易所和RG＆E寻求FERC批准的申请，同时增加了其他相关的报告要求。
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。UI以标准服务费率为不选择零售电力供应商且最大需求量低于500千瓦的客户购买电力，为没有资格获得标准服务且不选择从零售电力供应商购买发电服务的客户购买最后手段服务供应商的客户购买电力。对于这些客户来说，电力成本是通过账单上的发电服务费进行的 “转移”。
UI 已为其 2024 年上半年的全部标准服务负荷签订了批发电力供应协议，而且 50占2024年下半年的百分比。最后手段服务的供应商是按季度采购的，UI签订了2024年第一季度的批发电力供应协议。
2022年9月9日，UI提起了分销收入要求案件，提议从2023年9月1日起至2026年8月31日的三年费率计划。该申报基于截至2021年12月31日的测试年度，其税率年份从2023年9月1日（用户界面费率第一年）、2024年9月1日（用户界面费率第二年）和2025年9月1日（用户界面费率第三年）开始。2023 年 8 月 25 日，PURA 发布了其最终决定，规定从 2023 年 9 月 1 日开始实施为期一年的利率计划，规定加息 $23百万美元，按允许的投资回报率计算 9.1已减少到的百分比 8.63通过某些调整得出的百分比。最终决定建立了由以下部分组成的资本结构 50普通股百分比和 50% 债务。最终决定导致基本分配率的平均增长约为 6.6%，客户账单的平均增长幅度约为 2与当前水平相比百分比。2023年9月18日，UI就PURA的最终裁决向康涅狄格州高等法院提起上诉，原因是与递延资产、工厂在役和运营费用处理有关的事实和法律错误。我们无法预测此事的结果。
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2017年，PURA批准了自2018年1月1日起生效的SCG的新费率，该费率计划为期三年，每年提高利率。新的费率还包括RDM和分销诚信管理计划（DIMP）机制、ESM、某些监管负债的摊销（最值得注意的是累积困难延期余额和某些累计递延所得税）以及基于投资回报率的关税上调 9.25% 和大约 52.00% 权益比率。根据和解协议（如果当时存在）中定义的任何环境监管资产余额，将首先使用ESM向客户支付的任何款项，如果不存在此类环境监管资产余额，则通过账单抵免退还给客户。
2018年，PURA批准了自2019年1月1日起生效的压缩天然气新费率，该费率计划为期三年，每年提高费率。新的费率延续了RDM和DIMP机制。ESM 和关税上调基于的投资回报率为 9.30%，权益比率为 54.00% 在 2019 年， 54.502020 年的% 和 55.002021 年为%。
2023年11月3日，CNG和SCG提起了分销收入要求案件，提议分别为两家公司制定从2024年11月1日起至2025年10月31日的为期一年的费率计划。CNG要求PURA批准新的分配费率，以收回增加的大约美元的收入需求19.8百万，SCG要求批准新的分配费率，以收回增加的约3美元的收入需求40.6百万。CNG和SCG的费率计划还包括多项措施，以减轻拟议利率更新对所有客户的影响，包括采用低收入折扣率以及力求维持其目前的收入脱钩和收益分享机制。证据听证会于 2024 年 4 月 22 日开始。我们无法预测此事的结果。
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，要求BGC和AGO通过谈判批准DPU，以代替向DPU提起的全面诉讼利率案件。和解协议允许对BGC的收入要求进行商定的调整，以及BGC有权在2023年1月1日和2024年1月1日实行的各种增幅。它为将BGC的收入要求提高多达美元提供了机会5.6比当前利率高出百万美元（反映了 9.70投资回报率百分比和 54.00截至2024年1月1日的股权比率百分比以及其他阶梯调整）。和解协议于2022年10月27日获得DPU的全部批准，新利率于2023年1月1日生效。
康涅狄格州能源法
2020年10月7日，康涅狄格州州长签署了一项能源法案，使之成为法律，该法案除其他外，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，提高对应急准备失败的最高民事处罚，并规定在风暴中断超过96小时后向客户提供某些罚款和补偿，并延长费率案例期限。
根据该立法，PURA开启了待审程序，考虑在客户停电时间超过的紧急事件中实施相关的客户补偿和补偿条款 96 连续几个小时。2021年6月30日，PURA发布了一项最终决定，实施了一项立法授权，即制定一项计划，根据该计划，住宅客户将获得美元25 之后每天都没电 96 工时还可获得 $ 的报销250 用于变质的食物和药品。该决定强调，与该计划相关的任何费用都无法从客户那里收回。2023年6月29日，康涅狄格州州长将SB7签署为法律，其中包括1级风暴事件豁免的措辞。我们将在下届立法会议上继续审查该计划的要求。
PURA 对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情况的调查
2020年8月6日，PURA开启了备审程序，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。在听证会和提交证词后，PURA于2021年4月15日发布了最终决定，认定UI “在准备和应对热带风暴伊萨亚斯方面总体上符合可接受的性能标准”，但该决定中指出的某些例外情况除外，但下令 15-在下一次利率案件中降低UI的投资回报率基点以激励更好的业绩，并表明在诉讼的处罚阶段可能会受到处罚。2021年6月11日，UI就PURA的裁决向康涅狄格州高等法院提起上诉。
2021年5月6日，根据其在热带风暴伊萨亚斯备审案件目录表中的调查结果，PURA向UI发出了一份违规通知，理由是该公司涉嫌在紧急情况下未能遵守应急准备或恢复服务的可接受性能标准和管理局的命令，以及违反事故报告要求。PURA 评估的民事罚款总额约为 $2百万。PURA就此事举行了听证会，并在2021年7月14日的命令中将民事罚款减少到约美元1百万。UI就PURA的裁决向康涅狄格州高等法院提起上诉。该上诉和对PURA关于热带风暴伊萨亚斯待审裁决的上诉已合并。在2022年10月的口头辩论之后，法院驳回了UI的上诉，并完全维持了PURA的裁决。用户界面
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2022年11月7日向康涅狄格州上诉法院提交了上诉通知书。此事已得到通报，并于2023年12月11日进行了口头辩论。我们无法预测这一诉讼的结果。
监管资产和负债
下表中显示的监管资产和监管负债来自各种监管令，这些命令允许延期和/或核对特定成本。如果允许或要求通过特定命令在来年追回或退款，或者与特定监管资产或监管负债相关的利率需要每年自动调整，则监管资产和监管负债被归类为流动资产。
截至2024年3月31日和2023年12月31日的监管资产分别包括：
3月31日十二月三十一日
截至20242023
（百万）
养老金和其他退休后福利$439 $445 
养老金和其他退休后福利费用延期57 58 
风暴成本1,052 868 
费率调整机制42 24 
收入脱钩机制101 86 
差价合约33 38 
困难计划25 23 
延期购买的天然气6 16 
环境修复成本244 240 
债务溢价57 58 
重新收购的债务的未摊销损失17 17 
未来所得税资金不足601 578 
联邦税收折旧正常化调整129 130 
资产报废义务20 19 
递延的电表更换费用60 59 
COVID-19 成本回收和逾期付款附加费11 12 
低收入欠款豁免49 55 
超额发电服务费86 52 
系统扩展19 22 
不可绕过的充电124 103 
对冲损失13 34 
速率变化等级83 60 
分布式能源的价值44 49 
无法收藏的储备金114 104 
纽约整改条款84 96 
其他296 283 
监管资产总额3,806 3,529 
减去：当前部分745 718 
非流动监管资产总额$3,061 $2,811 
“养老金和其他退休后福利” 是指养老金和其他退休后计划的精算损失，这些损失将在摊销和确认未来的养老金支出时反映在客户利率中。
“养老金和其他退休后福利费用延期” 包括养老金和其他退休后福利的实际支出与某些受监管公用事业费率规定的金额之间的差额。余额的一部分将按当前利率摊销，其余部分将在未来期间通过未来的利率退还。
根据对恢复服务的日常成本的估计，允许以费率计算CMP、NYSEG、RG＆E和UI的 “风暴成本”。这些公司还被允许推迟因重大事件而产生的异常高的服务恢复成本
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当风暴符合特定的严重程度和持续时间标准时。该余额的一部分按当前利率摊销，其余部分将通过未来的利率案例确定。
“利率调整机制” 是指在纽约证券交易委员会批准联合提案后，对纽约证券交易所和RG＆E进行临时利率变动，以返回或收取某些明确的对账收入和成本。RAM触发后，将按每年的7月1日的费率实施，在十二个月内进行退货或收款。
“收入脱钩机制” 是指为将公用事业公司的利润与其交付/商品销售分开而建立的机制。
“差价合约” 代表差价合约衍生合约的未实现收益和亏损的延期。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被相应的衍生资产/负债完全抵消。
“困难计划” 是指因超过费率金额而推迟到将来恢复的困难客户账户。
“延期购买的天然气” 代表实际天然气成本与以费率收取的天然气成本之间的差额。
“环境修复成本” 包括已发生且有资格在未来按客户费率回收的支出。环境成本目前通过储备机制回收，根据储备机制，预计支出计入利率，任何差异都记为监管资产或监管负债。摊还期将在未来的诉讼中确定，并将取决于补救费用的支出时间。它还包括记作环境负债的成本的预期未来回收率，因为这些费用将在发生时收回。由于尚未将资金用于与未来支出相关的监管资产，因此它不计入账面成本，也不包含在基准利率中。
“债务溢价” 是指在收购之日为抵消UIL非流动债务监管部分的公允价值调整而记录的监管资产。这笔款项将在相关未偿债务工具的剩余期限内摊销为利息支出。
“重新收购债务的未摊销损失” 是指债务收购的递延损失，将在重新收购债务的剩余原始摊还期内收回。
“无准备金的未来所得税” 是指未收回的联邦和州所得税，主要由会计处理产生的监管流动，抵消了记录在案的无准备金的未来递延所得税负债。某些与工厂相关的时间差异的所得税优惠或费用，例如搬迁成本，将立即流向客户或向客户收取。随着与延期产生的临时差异有关的金额按利率收回，这笔款项正在摊销。这些款项将在一段时间内收取 46 年，NYPSC工作人员已根据要求开始对未注资的未来所得税和其他税收资产进行审计，以核实余额。
“联邦税收折旧正常化调整” 代表美国国税局正常化规则要求记录的递延所得税支出差额与2011年以后的税率年度服务成本中包含的递延所得税支出金额对收入要求的影响。纽约的恢复期为25至35年，CMP的恢复期为25至35年 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相关的成本和通过费率收取此类金额的时间上的差异。该金额按基础负债的相关折旧和增值金额摊销。
“递延电表更换成本” 是指延期支付已更换或计划由AMI电表更换的报废电表的账面价值。该金额将在相关报废电表的初始折旧期内摊销。
“COVID-19 成本回收和逾期付款附加费” 代表：a) 康涅狄格州根据PURA于2020年4月29日发布的命令推迟的COVID-19相关成本，该命令要求公用事业公司跟踪与COVID-19相关的支出和收入损失并创建监管资产；b) 纽约州根据纽约证券交易委员会于2022年6月17日发布的批准延期和附加费/超额信贷机制的命令在纽约州推迟损失的逾期付款收入从 2022 年 7 月 1 日起追回/退还递延余额。
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“低收入欠款豁免” 是指纽约州根据纽约证券交易委员会于2022年6月16日发布的命令在纽约州推迟账单抵免，批准将低收入客户的账单抵免延期并从所有客户手中收回监管资产，在五年内向所有客户收回监管资产，纽约证券交易所则延期三年。附加费于 2022 年 8 月 1 日开始。
“超额发电服务费” 是指与延迟发电相关的成本或收入，用于将来向客户回收或返还给客户。该金额根据从费率中获得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” 是指与扩建天然气系统和将客户转化为天然气相关的系统扩展费率未涵盖的费用。
“不可绕过的费用” 是指联邦政府规定的不可绕过的拥堵成本或收入，用于将来从客户那里恢复或返回给客户。该金额根据从费率中获得的收入和实际发生的成本之间的时间差异而波动。
“对冲损失” 是指电力和天然气对冲合约的递延公允价值损失。
“费率变动平衡” 调整了三年计划中纽约交付率的上涨幅度，以避免不必要的飙升和抵消客户费率的下降。该余额的一部分将按当前利率摊销，其余部分将在未来期间通过未来的利率退还。
“分布式能源的价值” 代表了补偿分布式能源资源（例如太阳能）产生的能量的机制。
“无法收回的储备金” 包括记录为无法收回的费用的预期未来回收率，因为这些费用将在发生时收回。由于尚未为与未来无法收回的费用相关的监管资产支出任何资金，因此该资产不计入账面成本，也不包含在基准费率中。它还包括实际不可收回费用和无法收回的费用之间的差异，这些费用包含在未来有资格按客户费率收回的费率中。摊还期将在今后的诉讼中确定。
“纽约整改条款” 是指监管资产，用于收回如果 22-E-0317 等人联合提案中批准的第 1 年利率在 2023 年 5 月 1 日生效之日生效，纽约证券交易所/RGE 本应获得的收入。余额将通过另行规定的整改利率收回，该利率自2022年11月1日起生效 6-30 月。
“其他” 包括需要核对的各种项目，包括植被管理和系统福利费用。
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截至2024年3月31日和2023年12月31日的监管负债分别包括：
3月31日十二月三十一日
截至20242023
（百万）
能效组合标准$24 $15 
天然气供应费用和递延天然气成本10 8 
养老金和其他退休后福利费用延期88 89 
递延所得税红利折旧的账面成本2 3 
递延所得税账面成本——混合服务 263 (a)1 2 
2017 年《税法》1,187 1,190 
应计移除义务1,135 1,139 
正向福利调整7 9 
递延财产税21 21 
净工厂对账23 23 
债务利率对账16 18 
费率退款— FERC ROE程序40 39 
传输拥塞合约24 26 
与合并相关的利率抵免7 8 
累计递延投资税收抵免20 21 
资产报废义务19 19 
米德尔敦/诺沃克本地传输网络服务集合16 16 
非公司利润分享积分39 34 
不可绕过的收费6 9 
传输收入对账机制32 57 
其他234 209 
监管负债总额2,951 2,955 
减去：当前部分275 261 
非流动监管负债总额$2,676 $2,694 
“能源效率投资组合标准” 代表推迟到将来恢复的能效计划的成本，但这些计划超过了费率金额。该余额的一部分将按当前利率摊销，其余部分将在未来期间通过未来的利率退还。
“天然气供应费用和递延天然气成本” 反映了购买、运输和储存天然气的实际成本。天然气供应对账是通过将实际天然气供应费用与每月天然气成本回收率进行比较来确定的。从下一个日历年开始向客户收取/退还上一利率年度的余额。
“养老金和其他退休后福利费用延期” 包括养老金和其他退休后福利的实际支出与某些受监管公用事业费率规定的金额之间的差额。该余额的一部分将按当前利率摊销，其余部分将在未来期间通过未来的利率退还。
“递延所得税红利折旧的账面成本” 是指允许额外折旧的税法变更所产生的累计递延所得税增加的账面成本收益。余额的一部分将按当前利率摊销，其余部分将在未来期间通过未来的利率退还。
“递延所得税的账面成本——混合服务263（a）” 代表IRC第263（a）条规定的增加的累计递延所得税的账面成本收益。余额的一部分将按当前利率摊销，其余部分将在未来期间通过未来的利率退还。
《2017年税法》代表了美国联邦政府于2017年12月22日颁布的《税法》对递延所得税余额进行调整所产生的影响。根据《税法》的规定，由于将企业所得税税率从35％降至21％，累计递延所得税余额的减少通常将导致先前和目前从公用事业客户那里收取的递延税款退还给这些客户
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通过降低未来的利率。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分别提起诉讼，对于我们大多数受监管的公用事业公司，批准了返还监管负债和收回监管资产的摊销期，包括授权向某些司法管辖区的纳税人返还相关福利。
“应计移除债务” 是指记录的资产移除费用与按费率收取的这些费用之间的差额。摊还期取决于标的资产移除成本和公用事业设备的使用寿命。
“积极的收益调整” 源于伊贝德罗拉在2008年收购了Avangrid（前身为东方能源公司）。这被用来缓和利率的上升。余额的一部分将按当前利率摊销，其余部分将在未来期间通过未来的利率退还。
“递延财产税” 表示可向客户收回的财产税的实际支出与税率中规定的金额之间的差额。余额的一部分将按当前利率摊销，其余部分将在未来期间通过未来的利率退还。
“净电厂对账” 是指实际电力和天然气净发电厂与账面折旧与2020年联合提案中设定的目标的对账。该余额的一部分将按当前利率摊销，其余部分将在未来期间通过未来的利率退还。
“债务利率对账” 是指与利率案例中确定的债务工具相关的成本的超额/少收。成本将包括利息、佣金和费用，而不是利率中包含的金额。
“费率退款——FERC投资回报率程序” 是指与FERC程序相关的储备金，其基础股本回报率反映在ISO新英格兰公司（ISO-NE）的开放接入传输费率（OATT）中。有关更多详细信息，请参见注释 8。
“输电拥堵合同” 代表延期签订的RG＆E的Nine Mile 2核电站输电拥堵合同。余额的一部分按当前费率摊销，其余部分将在未来时期通过未来的费率退还。
“与合并相关的利率抵免” 源于对UIL的收购。这被用来缓和利率的上升。在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，美元1 百万和美元1 数百万的利率抵免额用于支付客户账单。
“资产报废义务” 是指确认与我们的ARO相关的成本和通过费率收取此类金额的时间上的差异。该金额按基础负债的相关折旧和增值金额摊销。
“米德尔敦/诺沃克本地输电网络服务收款” 是指对在米德尔敦/诺沃克输电线路建设期间使用的资金的补贴，这笔资金将在项目的使用寿命内摊销。
“非公司利润分享信贷” 是指为天然气扩张项目拨出的可中断和系统外销售收入的一部分。
“其他” 包括需要核对或按费率退货的各种物品，例如服务质量指标。
注意事项 6。 金融工具的公允价值和公允价值计量
我们使用市场方法估值技术确定我们的衍生资产和负债以及与Networks活动相关的非流动股权投资的公允价值：
•我们的股权和其他投资包括拉比信托。我们的拉比信托涵盖某些递延薪酬计划和非合格养老金计划债务，由股权和其他投资组成。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。某些拉比信托基金还投资于信托或公司拥有的人寿保险单。我们使用活跃市场中相同资产的可观测的、未经调整的报价来衡量我们的Rabbi Trust投资组合的公允价值，并将衡量标准包括在1级中。我们根据持有资产的各种基金在活跃市场的报价来衡量补充退休金人寿保险信托的公允价值，并将衡量标准纳入第二级。
•NYSEG和RG＆E签订了电能衍生品合约，以对冲履行其电力负荷义务所需的预测购买量。他们使用衍生合约对冲电力负荷债务，这些合约是根据NYISO发布的基于位置的边际定价结算的。纽约证券交易所和RG＆E大约对冲 70的百分比
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他们的电力负荷义务是根据存在活跃市场的 NYISO 地点签订的合同。用于对公司未平仓电能衍生品合约进行估值的远期市场价格基于活跃市场中相同资产或负债的报价，无需调整，因此我们将公允价值衡量标准纳入了第一级。
•NYSEG和RG＆E签订天然气衍生品合约，以对冲其履行天然气负荷义务所需的预测购买量。纽约证券交易所和RG＆E的套期保值约为 55通过使用金融交易和存储提款，占他们预测的冬季需求的百分比。用于对未平仓天然气衍生品合约进行估值的远期市场价格是纽约商品交易所（NYMEX）活跃交易的相同衍生品合约的交易所价格。我们将公允价值衡量标准纳入第一级，因为我们使用活跃市场的报价。
•纽约证券交易所、RG＆E和CMP签订了燃料衍生合约，以对冲其车队车辆的无铅和柴油燃料需求。使用基于交易所的远期市场价格，但由于在远期价格中增加了不可观察的基差调整，因此我们将这些合约的公允价值计量纳入了第三级。
•UI进入差价合约，差价合约是根据基于概率的预期现金流分析按市场计价的，该分析以无风险利率进行贴现，并使用信用违约掉期利率对非绩效风险进行调整。我们将这些合约的公允价值计量纳入第三级（有关差价合约的进一步讨论，请参阅注释7）。
我们使用市场方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。交易所交易的交易，例如纽约商品交易所期货合约，基于活跃市场的相同产品的报价，没有进行调整，则包含在公允价值级别1中。交货期为的合同 两年 或更少的在活跃市场上交易且根据相同或相似产品的可观察市场数据进行估值或衍生的产品，例如场外纽约商品交易所外汇互换，以及固定价格实物和基础交易和指数交易，均包含在公允价值级别2中。交货期超过的合同 两年 或具有不可观察的投入或无法得到相同或相似产品的市场数据证实的投入的公允价值第三级包括在公允价值第三级中。不可观察的输入包括单位临时合同的建模量、截至2032年5月的推断功率曲线以及加利福尼亚电力出口计划假设，以涵盖内华达州的实际电力销售。该类别的估值基于我们对市场参与者在对资产或负债进行定价时使用的假设的判断，因为市场数据有限。
我们根据可观察的模型（例如SOFR、远期利率曲线或其他相关基准）来确定利率衍生工具的公允价值。我们将这些合约的公允价值计量纳入第二级（有关利率合约的进一步讨论见附注7）。
我们根据当前汇率与对冲初期的利率进行比较来确定外币兑换衍生工具的公允价值。我们将这些合约的公允价值计量纳入第 2 级。
现金和现金等价物、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金额近似公允价值。
限制性现金为美元3 截至2024年3月31日和2023年12月31日，分别为百万美元，并包含在我们简明合并资产负债表的 “其他资产” 中。
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截至2024年3月31日和2023年12月31日按公允价值计量的金融工具分别包括：
截至 2024 年 3 月 31 日第 1 级第 2 级第 3 级净额结算总计
（百万）     
公允价值易于确定的股权投资$30 $18 $— $—$48 
衍生资产
衍生金融工具-权力$23 $71 $95 $(80)$109 
衍生金融工具-天然气— 19 — (15)4 
差价合约 — — 1 — 1 
衍生金融工具 — 其他— 158 — — 158 
总计$23 $248 $96 $(95)$272 
衍生负债
衍生金融工具-权力$(33)$(71)$(44)$101 $(47)
衍生金融工具-天然气(3)(22)— 25 — 
差价合约 — — (34)— (34)
衍生金融工具 — 其他— (101)— — (101)
总计$(36)$(194)$(78)$126 $(182)
截至 2023 年 12 月 31 日第 1 级第 2 级第 3 级净额结算总计
（百万）     
公允价值易于确定的股权投资$29 $16 $— $—$45 
衍生资产
衍生金融工具-权力$15 $42 $114 $(69)$102 
衍生金融工具-天然气— 17 — (12)5 
差价合约— — 1 — 1 
衍生金融工具 — 其他— 122 — — 122 
总计$15 $181 $115 $(81)$230 
衍生负债
衍生金融工具-权力$(37)$(101)$(40)$135 $(43)
衍生金融工具-天然气(12)(26)— 37 (1)
差价合约— — (39)— (39)
衍生金融工具-其他— (92)— — (92)
总计$(49)$(219)$(79)$172 $(175)
23

分别根据截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的三级投入对金融工具公允价值变动的对账如下：
截至3月31日的三个月
（百万）20242023
期初的公允价值，$36 $16 
营业收入中确认的收益3 — 
（亏损）在营业收入中确认(19)(3)
营业收入中确认的亏损总额(16)(3)
OCI 中确认的收益1 11 
OCI 中确认的（损失）(6)(3)
OCI 中确认的总收益（亏损）(5)8 
监管资产和负债中确认的净变动5 4 
购买1 9 
定居点(3)(20)
截至3月31日的公允价值$18 $14 
由于与截至报告日仍持有的金融工具相关的未实现收益的变动，该期间的亏损包含在营业收入中$(16)$(3)
第 3 级公允价值计量
下表说明了在衡量我们的三级衍生品公允价值时使用的不可观察投入的重要来源，以及被归类为三级衍生品的交易的价格波动性。
截至 2024 年 3 月 31 日  
索引平均。马克斯。最小。
Ameren（美元/兆瓦时）$42.68 $90.60 $19.58 
ComED（美元/兆瓦时）$38.64 $83.36 $15.39 
ERCOT S 集线器（美元/兆瓦时）$45.73 $150.55 $16.17 
中型 C（美元/兆瓦时）$84.98 $248.45 $16.95 
AEP-DAYTON 集线器（美元/兆瓦时）$42.79 $94.32 $20.58 
我们的三级估值主要包括用于平衡西北风力机队服务的水电PPA、交付期至2032年5月的电力互换、对冲中西部和德克萨斯州风电场的电力互换，以及内华达州的实物电力销售协议。
我们将三级天然气和权力位置的测量不确定性与估值输入的变化有关。鉴于第三级交易的性质，估值的主要输入是交付期超过的交易的天然气或电力的市场价格 两年。固定价格的电力互换是未来发电的经济对冲，电价的下跌导致未实现的收益，而电价的上涨则导致未实现的损失。水电PPA是西北地区的多头容量/能源头寸，它提供平衡服务，电价上涨会带来未实现的收益，而电价的下降则导致未实现的损失。天然气互换是联合循环天然气厂燃料购买的经济套期保值，天然气价格的上涨导致未实现的收益，而天然气价格的下跌则导致未实现的损失。由于所有交易都是标的头寸的经济套期保值，因此这些交易公允价值的任何变化都将被标的商品预期购买/销售价格的变化所抵消。
用于估值交易的分析基础设施的两个要素是计算市场价值时使用的价格曲线和单位或有协议的模拟交易量。我们维护和记录授权的交易点和相关的远期价格曲线，并开发和记录用于各种产品估值的模型。
交易的估值部分基于远期价格和估计数量。我们维护并记录这些曲线及其派生的描述。用于对交易进行估值的远期价格曲线适用于整个交易期限。
差价合约公允价值的确定（有关差价合约的更多细节见附注7）基于基于概率的预期现金流分析，该分析按无风险利率（如适用）进行贴现，并对非绩效风险进行了调整
24

使用信用违约掉期利率。需要某些管理假设，包括制定延续合同期限的定价。我们认为，这种方法为与差价合约相关的未来贴现现金流量提供了最合理的估计。此外，我们每季度进行分析，以确保衍生品的公允价值与各种公允价值模型输入的变化（如果有）一致。不履约风险、贴现率或合同期限定价的重大单独变化将导致差价合约的公允价值发生逆向变化。 有关差价合约三级公允价值衡量标准的其他定量信息如下：
射程为
不可观察的输入2024 年 3 月 31 日
不履行的风险
0.52% - 0.54%
折扣率
3.84% - 4.01%
远期定价（每千瓦月美元）
$2.00 - $2.61
债务公允价值
截至2024年3月31日和2023年12月31日，债务包括首次抵押贷款债券、无抵押污染控制票据和其他各种非流动债务证券。债务的估计公允价值为美元10,136 百万和美元10,266 截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日，分别为 100 万。在大多数情况下，估计的公允价值是通过按市场利率对未来现金流进行折扣来确定的。在每种情况下，用于进行这些计算的利率都考虑了借款人的信用评级。债务的公允价值被视为公允价值层次结构中的第二级。
注意事项 7。 衍生工具和套期保值
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套期保值活动的会计要求，在我们简明的合并资产负债表中，所有衍生工具均按公允价值确认为资产或负债。
(a) 网络活动
下表分别列出了Networks截至2024年3月31日和2023年12月31日的衍生品头寸，包括受主净额结算协议约束的衍生品头寸以及净衍生品头寸在简明合并资产负债表上的位置：
截至 2024 年 3 月 31 日流动资产非流动资产流动负债非流动负债
（百万）    
未指定为对冲工具    
衍生资产$20 $5 $19 $5 
衍生负债(19)(5)(42)(29)
1 — (23)(24)
被指定为对冲工具
衍生资产— — — — 
衍生负债— — — — 
— — — — 
抵消现金抵押品前的衍生品总额1 — (23)(24)
应收现金抵押品 — — 6 7 
资产负债表中列报的总衍生品
$1 $— $(17)$(17)
25

截至 2023 年 12 月 31 日流动资产非流动资产流动负债非流动负债
（百万）    
未指定为对冲工具    
衍生资产$13 $3 $12 $3 
衍生负债(12)(3)(57)(32)
1 — (45)(29)
被指定为对冲工具
衍生资产— — — — 
衍生负债— — — — 
— — — — 
抵消现金抵押品前的衍生品总额1 — (45)(29)
应收现金抵押品— — 27 7 
资产负债表中列报的总衍生品$1 $— $(18)$(22)

截至2024年3月31日和2023年12月31日，与Networks活动相关的未偿还衍生工具的净名义交易量分别包括：
 3月31日十二月三十一日
截至20242023
（百万）  
批发购电合同 (MWh)6.0 5.6 
天然气购买合同（Dth）9.3 10.7 
未指定为对冲工具的衍生品
纽约证券交易所和RG＆E的电子商品收费将市场电价的成本转化为费率。我们使用实物和财务电力合同来管理电力商品价格的波动，从而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的电力支出金额。根据有关受监管业务的会计要求，我们记录电子对冲合约对冲衍生资产和/或负债的公允价值的变化，并抵消监管资产和/或监管负债。
纽约证券交易所和RG＆E已经购买了天然气调整条款，使我们能够通过费率收回所购天然气市场价格的任何变化，从而大大消除了我们面临的天然气价格风险。纽约证券交易所和RG＆E使用天然气期货和远期货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纳入在履行相关销售承诺时转嫁给客户的大宗商品成本中。根据受监管业务的会计要求，我们记录天然气对冲合约对冲衍生资产和/或负债的公允价值的变化，并抵消监管资产和/或监管负债。
截至2024年3月31日和2023年12月31日，在监管负债和资产中确认的电力对冲合约和天然气对冲合约的金额，以及截至2024年和2023年3月31日的三个月中从监管资产和负债重新归类为收入的金额如下：
（百万）监管资产/负债中确认的损失或收益损失（收益）地点从监管资产/负债重新分类为收入亏损（收益）从监管资产/负债重新分类为收入
截至截至3月31日的三个月
2024 年 3 月 31 日电力天然气2024电力天然气
监管资产$10 $3 购买的电力、天然气和使用的燃料$20 $11 
2023年12月31日2023
监管资产$22 $12 购买的电力、天然气和使用的燃料$49 $6 
根据PURA的命令，UI和康涅狄格州的另一家电力公司CL＆P分别执行了命令 二 具有特定增量容量资源的长期差价合约，每种差价合约都指定了容量数量和反映差异的月度结算
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在远期市场价格和合约价格之间。每份合同的成本或收益将由客户支付或分配给客户，并将受UI和CL&P之间的费用分摊协议约束，根据该协议，大约 20成本或收益的百分比由用户界面客户承担或分配给 UI 客户，大约 80% 由 CL&P 客户承担或分配。
PURA已确定，与这些差价合约相关的成本将由UI和CL＆P通过电费全额收回，UI已推迟确认成本（监管资产）或债务（监管负债），包括账面成本。对于那些由CL&P签署的差价合约，UI会记录其近似值 20根据上述费用分摊协议的百分比。截至2024年3月31日，UI的衍生资产总额为美元1 百万（美元）0 其中与UI在CL＆P签署的差价合约中的部分有关，监管资产为美元33 百万，衍生负债总额为美元34 百万（美元）33 其中百万美元与UI在CL&P签署的差价合约中的部分有关）和监管责任为美元0。截至2023年12月31日，UI的衍生资产总额为美元1 百万（美元）0 其中与UI在CL＆P签署的差价合约中的部分有关，监管资产为美元38 百万，衍生负债总额为美元39 百万（美元）38 其中百万美元与UI在CL&P签署的差价合约中的部分有关）和监管责任为美元0。
截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，这些衍生品的公允价值调整产生的未实现收益和亏损分别记录在监管资产中，如下：
截至3月31日的三个月
 20242023
（百万）  
衍生负债$5 $4 
被指定为对冲工具的衍生品
现金流套期保值关系中衍生品对截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月其他综合收益（OCI）和收入的影响分别包括：
截至3月31日的三个月OCI中确认的衍生品收益（亏损）（a）亏损（收益）地点从累计OCI重新分类为收入亏损（收益）从累计OCI重新归类为收入每份损益表的总金额
（百万）
2024
利率合约$— 利息支出$1 $125 
商品合约— 购买的电力、天然气和使用的燃料— 724 
总计$— $1 
2023
利率合约$— 利息支出$1 $95 
商品合约— 购买的电力、天然气和使用的燃料— 977 
总计$— $1 
(a) 累计OCI的变化是按税前报告的。
与先前结算的远期起始掉期和累计摊销相关的累计OCI净亏损为美元38 百万和美元39 截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日，分别为 100 万。在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，我们记录了与已终止的现金流套期保值相关的净衍生品亏损为美元1 百万和美元1 分别为百万。我们将摊销大约 $4 未来十二个月内将有数百万笔已停止的现金流套期保值。
(b) 可再生能源活动
可再生能源出售固定价格的天然气和电力转让，以对冲我们的商业风能资产免受可再生能源业务大宗商品价格下跌的影响。可再生能源还购买固定价格的天然气和基差互换，并在远期市场出售固定价格的电力，以对冲我们商用热能资产的火花价差或热率，并订立通行费安排以出售其热力发电设施的产出。
除了基差互换外，Renewables还拥有专有交易业务，可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差波动进行投机。
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套期保值。公允价值变动记录在 OCI 中。对于热能运营，可再生能源将定期指定两个固定价格
27

纽约商品交易所天然气合约和天然气基础互换，对冲其位于俄勒冈州克拉马斯市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互换，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。
截至2024年3月31日和2023年12月31日，与可再生能源活动相关的未偿还衍生工具的净名义交易量分别包括：
3月31日十二月三十一日
截至20242023
（以百万计 mWh/DTH）  
批发购电合同1 1 
批发电力销售合同6 6 
天然气和其他燃料购买合同14 21 
金融权力合约4 4 
基础互换 — 购买21 24 
基础互换 — 销售1 1 
截至2024年3月31日和2023年12月31日，与可再生能源活动相关的衍生合约的公允价值分别包括：
3月31日十二月三十一日
截至20242023
（百万）  
批发购电合同$8 $29 
批发电力销售合同46 14 
天然气和其他燃料购买合同3 4 
金融权力合约10 17 
总计$67 $64 
2021年5月27日，可再生能源进行了远期利率互换，名义总额为美元935 百万，用于对冲预测的可变利率债务的发行。远期利率互换被指定为现金流对冲工具，符合现金流对冲的资格。作为附注19中描述的Vineyard Wind 1财务结算的一部分，该套期保值已针对贷款机构进行了更新，名义价值改为美元956 百万。截至2024年3月31日和2023年12月31日，利率互换的公允价值为美元158 百万和美元122 分别为百万美元作为非流动资产。利率互换的收益或亏损作为累计OCI的组成部分列报，并将重新归类为债务相关利息支出发生期间的收益。
28

下表分别列出了可再生能源截至2024年3月31日和2023年12月31日的衍生品头寸，包括受主净额结算协议约束的衍生品头寸以及净衍生品头寸在简明合并资产负债表上的位置：
截至 2024 年 3 月 31 日流动资产非流动资产流动负债非流动负债
（百万）
未指定为对冲工具
衍生资产$64 $48 $43 $5 
衍生负债(3)(1)(53)(7)
61 47 (10)(2)
被指定为对冲工具
衍生资产30 138 14 1 
衍生负债(1)— (37)(35)
29 138 (23)(34)
抵消现金抵押品前的衍生品总额90 185 (33)(36)
应收现金抵押品（应付）(4)— 14 8 
资产负债表中列报的总衍生品 $86 $185 $(19)$(28)

截至 2023 年 12 月 31 日流动资产非流动资产流动负债非流动负债
（百万）
未指定为对冲工具
衍生资产$53 $52 $53 $1 
衍生负债— (3)(73)(4)
53 49 (20)(3)
被指定为对冲工具
衍生资产15 113 7 1 
衍生负债(1)— (47)(37)
14 113 (40)(36)
抵消现金抵押品前的衍生品总额67 162 (60)(39)
应收现金抵押品— — 43 13 
资产负债表中列报的总衍生品$67 $162 $(17)$(26)
未指定为对冲工具的衍生品
在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，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：
29

截至2024年3月31日的三个月
交易非交易每份损益表的总金额
（百万）
营业收入
批发购电合同$(3)$— 
批发电力销售合同11 22 
金融权力合约(2)2 
金融和天然气合同— (2)
总收益包含在营业收入中$6 $22 $2,417 
购买的电力、天然气和使用的燃料
批发购电合同$— $(17)
金融权力合约— — 
金融和天然气合同— 8 
总损失包含在购买的电力、天然气和使用的燃料中$— $(9)$724 
总增益$6 $13 

截至2023年3月31日的三个月
交易非交易每份损益表的总金额
（百万）
营业收入
批发购电合同$(4)$1 
批发电力销售合同7 24 
金融权力合约2 15 
金融和天然气合同— 10 
总收益包含在营业收入中$5 $50 $2466 
购买的电力、天然气和使用的燃料
批发购电合同$— $(35)
金融权力合约— — 
金融和天然气合同— (21)
总收益包含在购买的电力、天然气和所用燃料中$— $(56)$977 
总收益（亏损）$5 $(6)
被指定为对冲工具的衍生品
现金流对冲关系中衍生品对截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的累计OCI和收入的影响分别包括：
30

截至3月31日的三个月OCI中确认的衍生品收益（亏损）（a）亏损地点从累计OCI重新分类为收入亏损从累计 OCI 重新归类为收益每份损益表的总金额
（百万）
2024
利率合约$36 利息支出$— $125 
商品合约20 营业收入5 $2,417 
总计$56 $5 
2023
利率合约$90 利息支出$— $95 
商品合约23 营业收入66 $2466 
总计$113 $66 
(a) OCI的变化是按税前报告的。
在套期保值交易影响收益期间，或者预测的套期保值交易很可能不会发生时，金额将从累积的OCI重新分类为收入。尽管价格将来会发生变化，但大约 $20 截至2024年3月31日，累计OCI中包含的数百万笔亏损预计将在未来十二个月内重新归类为收益。在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，我们记录了与已终止的现金流套期保值相关的非实质性净衍生品亏损。
(c) 利率合约
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，或对固定利率进行套期保值，以应对未来的固定利率发行。
截至2024年3月31日和2023年12月31日，与先前结算的利率合约相关的累计OCI净亏损为美元27 百万和美元29 分别为百万。在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，我们将摊销为收入美元2 百万美元的损失与已结算的利率合同有关。我们将摊销大约 $9 未来十二个月内利率合约净亏损中的百万美元。
截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，现金流对冲关系中的衍生品对累计OCI的影响分别包括：
截至3月31日的三个月OCI 中确认的（损失）衍生品 (a)亏损地点从累计OCI重新分类为收入亏损从累计 OCI 重新归类为收益每份损益表的总金额
（百万）
2024
利率合约$— 利息支出$2 $125 
2023
利率合约$— 利息支出$2 $95 
(a) OCI的变化是按税前报告的。累计OCI中的金额被重新归类为截至2025年和2029年的基础债务到期日的收益。
2021年7月15日，公司进行利率互换，以对冲美元的公允价值750我们合并资产负债表上的 “非流动债务” 中包含数百万的现有债务。利率互换被指定为公允价值对冲工具，符合公允价值对冲的资格。利率互换公允价值的变化和标的债务公允价值的抵消性变化作为 “利息支出” 的组成部分列报。
31

截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，对我们合并财务报表的影响如下：
套期保值的公允价值损益表中确认的损失地点损益表中确认的亏损年初至今每份损益表的总额
（百万）截至 2024 年 3 月 31 日截至2024年3月31日的三个月
流动负债$(29)利息支出$11 $125 
非流动负债$(71)
对套期保值债务的累积影响
当前债务$— 
非流动债务$100 
套期保值的公允价值损益表中确认（收益）的位置损益表中确认的（收益）年初至今每份损益表的总额
（百万）截至 2023 年 12 月 31 日截至2023年3月31日的三个月
流动负债$(26)利息支出$7 $95 
非流动负债$(63)
对套期保值债务的累积影响
当前债务$— 
非流动债务$89 
(d) 交易对手信用风险管理
由于交易对手信用违约，纽约证券交易所和RG＆E面临与对冲合约交易对手表现相关的风险。我们根据穆迪或标准普尔提供的相应交易对手或交易对手担保人的信用评级制定了无担保信贷门槛矩阵。当我们的交易对手的风险敞口超过无担保信贷门槛时，交易对手必须提供额外的抵押品，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贷门槛以下。
UI的批发电力供应协议包含违约条款，其中包括必要的绩效保证，包括某些抵押义务，以防UI的优先债务信用评级降至投资等级以下。如果在 2024 年 3 月 31 日发生此类事件，UI 将不得不发布总额约为 $ 的消息27 百万的抵押品。
我们有各种主净额结算安排，其形式是与不同的单一交易对手签订的多份合同，这些合同受合同协议的约束，这些协议规定通过一次付款净结算所有合同。这些安排减少了我们在任何单一合同违约或终止时对交易对手的风险。出于财务报表列报的目的，我们抵消了已确认的衍生工具的公允价值金额和根据主净额结算安排与同一交易对手执行的衍生工具产生的回收权或返还现金抵押品的义务而确认的公允价值金额。截至2024年3月31日和2023年12月31日，主净额结算安排下未抵消净衍生品头寸的现金抵押品金额均为美元63 百万。衍生工具结算和抵押品支付包含在我们简明合并现金流量表中经营活动的 “运营资产和负债变化” 部分中。
我们的某些衍生工具包含要求我们维持每个主要信用评级机构对债务的投资级信用评级的规定。如果我们的债务降至投资等级以下，我们将违反这些条款，衍生工具的交易对手可以要求立即付款，或要求立即持续为净负债头寸的衍生工具提供隔夜全额抵押。截至2024年3月31日，所有处于负债状况的具有信用风险相关或有特征的衍生工具的总公允价值为美元13 百万，我们已经为此张贴了抵押品。
32

注意事项 8。 意外开支和承诺
作为我们正常业务活动的一部分，我们是各种法律纠纷的当事方。当损失可能发生且可以合理估计时，我们会评估我们在这些问题上的风险敞口，并记录估计的意外损失。我们不为与意外损失相关的预期法律费用的应计费用编列经费。
传输-ROE 投诉 — CMP 和 UI
2011年9月30日，马萨诸塞州总检察长、DPU、PURA、新罕布什尔州公用事业委员会、罗德岛州公用事业和运营商司、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费率客户根据《联邦权力法》第206条和第306条共同向FERC提出联合申诉，指控其批准的基本投资回报率为 11.14NETOS在计算ISO-新英格兰开放接入输电费率（OATT）下的输电服务公式费率时使用的百分比不公正合理，并寻求降低其基本投资回报率 9.2%。CMP和UI是NETO，其资产和服务费率受OATT管辖，因此将受到投诉产生的任何FERC命令的影响。
2012年12月26日，针对随后的利率期提出了第二份相关申诉，要求将投资回报率降低至 8.7%。2014年7月31日，针对随后的利率期提出了第三起相关申诉，要求将投资回报率降至 8.84%。2016年4月29日，在先前要求将基本投资回报率定为的投诉之后，又在利率期内提出了第四次投诉 8.61% 和 ROE 上限为 11.24%.
2018年10月16日，FERC发布了一项命令，指导简报，并提出了一种计算NetOS投资回报率的新方法，该方法包含在FERC存档的NetOS传输公式中。我们无法预测诉讼的最终结果。
客户发票争议
2021年5月4日，与可再生能源子公司签订的虚拟PPA下的买方耐克美国公司（Nike）发出通知，表示不同意某些发票中包含的结算金额。PPA规定，双方根据规定的集线器价格根据项目的计量产出进行月度结算。分歧涉及用于结算计算的适当枢纽价格，尤其是在2021年2月的冬季风暴乌里期间。耐克已要求调整发票，这将使应付金额增加约美元31百万。Renewables回应说，发票是根据PPA的规定正确计算的，耐克无权获得任何进一步的付款。2023年6月16日，耐克对该公司和Renewables的某些子公司提起诉讼，指控其违反合同，并要求超过美元31百万美元的发票调整、费用和利息。该公司提出了驳回申诉的动议，但俄勒冈州摩特诺玛县巡回法院在口头辩论后于2023年10月25日驳回了该动议。该案目前正在进行中，预计将于2024年10月14日开始审判。我们无法预测这件事的结果。
太阳能承包商争议
可再生能源通过某些子公司与斯特林和威尔逊太阳能解决方案公司（SWSS）签订了工程、采购和施工（EPC）合同，建造两个太阳能发电场——华盛顿州克利基塔特的隆德希尔（隆德希尔）和俄勒冈州吉拉姆县（蒙塔古）的帕奇瓦伊特油田。Renewables认为，SWSS违反了各自的EPC合同规定的多项义务，包括施工缺陷和未能向某些分包商付款。结果，可再生能源公司使用了蒙塔古和隆德希尔的信用证。作为回应, SWSS对这两个项目申请了留置权，总额约为 $105百万人声称这笔款项是根据EPC合同到期的。可再生能源在两处房产的留置权上建立了联系。2023年10月27日，SWSS在俄勒冈州开始对蒙塔古的留置权采取止赎行动，并增加了违反合同和量化赔偿的索赔，最高索赔 $111.8百万。SWSS还开始在华盛顿州对隆德希尔采取止赎程序，要求关闭其美元留置权59.9百万。2024年2月26日，SWSS在纽约州法院对Lund Hill和Renewables提起诉讼，指控其违反合同、量化赔偿和违反《即时付款法》，其依据的事实与先前提出的要求赔偿美元的止赎诉讼相同59.9百万美元的损失。我们无法预测这些争端的结果。
对第三方的担保承诺
截至 2024 年 3 月 31 日，我们有大约 $918 数百万份未兑现的备用信用证、担保债券、担保和赔偿。除上述金额外，我们还提供了与Renewables承诺向Vineyard Wind出资相关的担保，以及对Vineyard Wind税收股权投资者的赔偿，如附注19所述。这些工具为Avangrid的业务和贸易伙伴、其子公司和股票法投资方在正常业务过程中提供财务保障。只有在Avangrid或其子公司未能履行合同义务时，这些工具才构成负债。因此，我们认为不太可能有任何相关的重大负债
33

这些工具将产生负债，因此，截至2024年3月31日，我们和我们的子公司均未记录这些工具的任何负债。
NECEC 的承诺
2021 年 1 月 4 日，CMP 将 NECEC 项目移交给 Networks 的全资子公司 NECEC Transmission LLC。除其他外，NECEC传输有限责任公司和/或CMP承诺提供约美元90百万美元未来付款，用于支持缅因州的各种计划, 其中大约 $11在截至2024年3月31日的三个月中，支付了百万美元。
注意事项 9。 环境负债
环境法律、法规和合规计划有时可能要求更改我们的运营和设施，并可能增加电力和天然气服务的成本。我们不提供与意外损失相关的预期法律费用的应计费用。
废物场所
环境保护署和各州环境机构已酌情通知我们，我们是可能承担修复某些危险物质所产生的费用的潜在责任方 二十四 废弃场所，不包括过去生产天然气的地点。 十六 的 二十四 场地被列入《纽约州非活性危险废物处置场地登记处》； 二 网站已包含在缅因州不受控制的场地计划中；以及 一 场地已包含在马萨诸塞州非优先确认处置地点清单中。其余站点未包含在任何注册表列表中。最后， 五 的 二十四 网站也被列入国家优先事项清单。对于某些网站，任何责任可能是连带的。
我们记录的估计负债为美元6 百万与之相关 六 的 二十四 站点。我们已经支付了与其余部分相关的补救费用 十八 场地，预计不会承担额外的责任。此外，我们记录的估计负债为美元10 百万与另一个有关 十 尽管我们没有被告知我们是潜在的责任方之一，也没有被告知我们受到《州资源保护和回收法》计划的监管，但我们认为我们很可能会产生补救和/或监控费用的场所。修复这些场地的最终成本可能大大超过应计金额。截至2024年3月31日，我们估计修复这些地点的费用从美元不等15 百万美元兑美元22 百万。影响估计补救金额的因素包括所选的补救行动计划、场地污染的程度以及清理费用的分配。
人造天然气厂
我们有一项计划来调查和采取必要的补救措施 五十三 过去生产天然气的地点（人造天然气厂，简称 MGP）。 六 网站包含在纽约州注册局中， 三十九 场地已包含在纽约州环境保护部（NYSDEC）多地点同意令中； 二 持有个人 NYSDEC 同意令的网站； 二 棕地清理计划下的场地以及 二 场地已包含在缅因州环境保护部的计划中（无 在 “自愿响应行动计划”、“棕地清理计划” 和 “不受控制场地计划” 中）。其余网站未包含在正式计划中。我们已经与各环境机构签订了同意令，以进行调查并在必要时进行补救 四十一 的 五十三 网站。
截至2024年3月31日，我们对与调查和补救有关的所有费用的估计 五十三 网站的价格从 $ 起117 百万美元兑美元213 百万。根据现场调查、所需补救措施的变化、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得出的事实和情况，我们的估计可能会发生重大变化。
我们的某些受康涅狄格州和马萨诸塞州监管的天然气公司拥有或曾经拥有过MGP历史上经营的房产。MGP行动导致土壤和地下水受到石油碳氢化合物、苯和金属等的污染，这些物业的监管和清理工作受联邦《资源保护和回收法》以及其他联邦和州法规和法规的监管。每家公司都拥有或拥有因MGP相关活动而受到污染的一处或多处此类财产的所有权。根据现行法规，清理此类场地需要各州监管机构的参与和批准，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，对此类污染进行了评估、鉴定和补救。在其他情况下，已经对这些地点进行了评估和定性，但尚未修复。最后，在其中一些地点，污染范围尚未完全确定；截至2024年3月31日， 不 记录了与这些网站有关的责任，目前无法合理估计损失金额（如果有）。过去，这些公司已获得批准
34

通过费率从客户那里收回与MGP相关的补救费用，并将寻求回收其所有MGP站点正在进行的与MGP相关的补救费用的费率。
截至2024年3月31日和2023年12月31日，与我们在康涅狄格州的MGP场地相关的负债均为美元112 百万，其中的补救成本可能很高，PURA将审查这些费用是否可以按费率收回。
截至2024年3月31日和2023年12月31日，我们在上述所有已知的非活动MGP场所和其他地点进行调查和进行修复的记录总负债为美元245 百万和美元250 分别为百万。我们记录了相应的监管资产，扣除保险追回款和从FirstEnergy收取的金额，如下所述，因为我们预计将收回以费率计算的净成本。我们的环境责任应计额以未贴现的方式记录，预计将在2058年之前支付。
第一能源
纽约证券交易所和RG＆E分别根据《综合环境应对、补偿和责任法》起诉FirstEnergy，要求收回某些以前的MGP场地的环境清理费用，这些费用已包含在上述讨论中。2011年，地方法院发布了一项有利于纽约证券交易所的裁决和命令，该裁决和命令在上诉中得到维持，要求FirstEnergy向纽约证券交易所支付过去和未来的清理费用 十六 有争议的地点。2008年，地方法院发布了一项有利于RG＆E的裁决和命令，要求FirstEnergy向RG＆E支付过去和未来的清理费用 二 MGP 网站存在争议。FirstEnergy仍负责承担MGP场地的很大一部分清理费用。根据截至2024年3月31日的预测，FirstEnergy欠纽约证券交易所和RG＆E的清理成本份额估计约为美元8 百万和美元5 分别为百万。这些款项被视为或有资产，既未记作应收账款，也未记作环境准备金的减少。如果适用，任何回收都将流向纽约证券交易所和RG＆E的客户。
英语站
2016年8月4日，DEEP发布了部分同意令（同意令），要求UI调查和修复UI于2000年出售给昆尼皮亚克能源公司的纽黑文米尔河（英语站）上一代遗址（英语站）周边的某些环境状况。根据同意令，如果调查和补救的费用低于美元30百万，UI 将把此类费用与 $ 之间的差额汇给康涅狄格州30百万。UI 必须遵守同意令的条款，但可能会寻求收回超过 $ 的费用30百万与国家协商。UI 继续开展调查和修复现场环境状况的活动。在2023年和2024年，DEEP向UI发送了一系列信函，要求提供有关补救计划和安全的详细信息，UI已对此做出了回应。
2024年1月25日，DEEP发布了宣告性裁决通知，以确定《部分同意令》第 (B) (1) (e) (4) 节所述 “减少场地污染和场地工业/商业用途的影响... 建筑物内” 所必需的 “高占用标准”。2024年2月26日，UI被授予干预者身份，随后于2024年3月11日提交了反对诉讼的书面意见。2024年1月29日，DEEP向UI发出传票和申诉，要求康涅狄格州高等法院提供禁令救济和执行同意令。2024年4月9日，将诉讼移交给康涅狄格州高等法院复杂诉讼备审案件的申请获得批准。法院还批准了UI提出的将诉讼延期至2024年4月30日的法庭会议的动议。
截至2024年3月31日和2023年12月31日，与英语电台相关的预留金额均为美元19 百万。自成立以来，我们已经记录了 $35百万美元存入储备金，随着时间的推移，这笔款项已被现金支付所抵消。我们无法预测这些诉讼的结果。
Eagle Takings 查询
2023年4月，Avangrid Renewables收到了美国鱼类和野生动物管理局的一封来信，内容涉及某些白头鹰和金鹰死亡事件，据称这些死亡发生在某些不在老鹰许可范围内的Avangrid Renewables设施中。Avangrid Renewables已对美国鱼类和野生动物管理局作出回应，提供了有关相关老鹰捕捞许可证申请和每个设施的相关缓解活动的信息。2024年2月12日，美国鱼类和野生动物管理局发布了新的鹰规则，取代了2016年的鹰规则。Avangrid Renewables随后告知美国鱼类和野生动物管理局，它将根据新的Eagle Rule申请通用许可选项，并正在等待首选的电子许可证平台ePermiss上线许可证申请表。美国鱼类和野生动物管理局确认收到了这封信函。我们无法预测这些申请的结果。
注意事项 10。 退休后和类似义务
我们赚了 $1 截至2024年3月31日的三个月，共缴纳了100万英镑的养老金缴款。我们预计将额外捐款 $27 2024 年剩余时间为百万美元。
35

截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，养老金福利的定期净福利成本的组成部分分别包括：
截至3月31日的三个月
 20242023
（百万）  
服务成本$2 $2 
利息成本28 30 
计划资产的预期回报率(40)(36)
摊销：
先前的服务成本— — 
精算损失7 1 
净定期福利成本$(3)$(3)
截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，退休后福利的净定期福利成本的组成部分分别包括：
截至3月31日的三个月
 20242023
（百万）  
服务成本$— $— 
利息成本3 3 
计划资产的预期回报率(1)(1)
摊销：
先前的服务成本— — 
精算损失(1)(3)
净定期福利成本（信贷）$1 $(1)
注意 11。 股权
截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日，我们有 103,889 分别以信托方式持有的普通股，以及 不 已发行的可转换优先股。在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，我们发行了 135,345 和 12,332 普通股的面值分别为美元0.01，并发布了 0 信托持有的普通股。
我们与摩根大通证券有限责任公司签订了回购协议。(JPM)，根据该协议，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的相对所有权百分比维持在大约 81.5%。股票回购计划可在收到通知后随时暂停或终止。截至 2024 年 3 月 31 日，共有 997,983 股票已在公开市场上回购，全部作为Avangrid库存股包括在内。所有回购的总成本，包括佣金，为美元47 截至 2024 年 3 月 31 日，百万人。
36

累计其他综合收益（亏损）
截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的累计其他综合亏损分别包括：
截至12月31日，截至3月31日的三个月截至3月31日，截至12月31日，截至3月31日的三个月截至3月31日，
202320242024202220232023
（百万）      
养老金计划的净亏损(21)— (21)(20)— (20)
权益法投资的未实现（亏损）收益，扣除所得税支出美元0 适用于 2024 年和 $0 2023 年 (a)
18 — 18 13 (1)12 
期内符合现金流套期保值条件的衍生品的未实现亏损，扣除所得税优惠金额为美元15 适用于 2024 年和 $ (1) 适用于 2023 年
(178)39 (139)(195)(2)(197)
重新归类为现金流套期保值亏损净收益，扣除所得税支出（收益）为美元2 适用于 2024 年和 $18 2023 年 (b)
156 7 163 22 52 74 
符合现金流套期保值条件的衍生品亏损（收益）(22)46 24 (173)50 (123)
累计其他综合收益（亏损）$(25)$46 $21 $(180)$49 $(131)
(a) 外币和利率合约。
(b) 重新分类反映在业务费用和利息支出中，扣除合并损益表中的资本化细列项目。
注意事项 12。 每股收益
每股基本收益的计算方法是将归属于Avangrid的净收益除以我们已发行普通股的加权平均数。在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，虽然我们确实有摊薄证券，但这些证券并未导致我们的每股收益计算发生变化。
截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，归属于Avangrid的每股基本收益和摊薄后每股收益的计算分别包括：
截至3月31日的三个月
 20242023
（百万，股票数量和每股数据除外）  
分子：  
归属于Avangrid的净收益$351 $245 
分母：
加权平均已发行股票数量——基本386,916,234 386,744,996 
加权平均已发行股票数量——摊薄387,239,544 387,077,213 
归属于Avangrid的每股收益
普通股每股收益，基本$0.91 $0.63 
普通股每股收益，摊薄$0.91 $0.63 
注意 13。 细分信息
我们的分部报告结构以我们的管理报告结构为基础，以反映Avangrid如何内部管理业务以及如何按业务类型组织业务。我们根据以下内容报告我们的财务业绩 二 可报告的细分市场：
•网络：包括所有能源传输和分配活动、源自纽约和缅因州的任何其他受监管活动以及源自康涅狄格州和马萨诸塞州的受监管配电、输电和天然气分配活动。网络可报告的细分市场包括 九 受费率监管的运营部门。这些运营部门通常提供以相似方式分布的相同服务，具有相同类型的
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客户，具有相似的长期经济特征并受到类似的监管要求的约束，因此可以将这些业务汇总为 一 可报告的细分市场。
•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相关的贸易。
首席运营决策者根据分部调整后的净收益来评估细分市场的业绩，该分部净收益定义为经调整的净收益，其中不包括衍生工具公允价值变动和风力发电场重启带来的加速折旧。
产品和服务在应报告的细分市场和关联公司之间按成本出售。附表中列出的分部收入、支出和资产包括我们简明合并财务报表中取消的所有公司间交易。有关按细分市场划分的收入的更多详细信息，请参阅附注 4-收入。
截至2024年3月31日的三个月的分部信息包括：
截至2024年3月31日的三个月网络可再生能源其他 (a)Avangrid 合并版
（百万）    
收入-外部$2,017 $400 $— $2,417 
收入-分部间1 — (1)—
折旧和摊销178 118 2 298 
营业收入（亏损）353 60 (6)407 
权益法投资的收益4 2 — 6 
扣除资本后的利息支出89 4 32 125 
所得税支出（福利）57 (6)(31)20 
调整后净收益（亏损）268 84 (11)341 
资本支出691 179 2 872 
截至 2024 年 3 月 31 日
财产、厂房和设备22,068 11,243 12 33,323 
权益法投资188 648 — 836 
总资产$31,238 $14,114 $(290)$45,062 
(a) 包括公司和部门间冲销。
截至2023年3月31日的三个月以及截至2023年12月31日的分部信息包括：
截至2023年3月31日的三个月网络可再生能源其他 (a)Avangrid
合并
（百万）    
收入-外部$2,076 $390 $— $2466 
折旧和摊销174 105 1 280 
营业收入（亏损）277 (10)(2)265 
权益法投资的收益（亏损）4 (2)— 2 
扣除资本后的利息支出70 6 19 95 
所得税支出（福利）44 (34)(28)(18)
调整后净收益（亏损）195 51 1 248 
资本支出609 227 — 836 
截至 2023 年 12 月 31 日    
财产、厂房和设备21,692 11,153 12 32,857 
权益法投资186 532 — 718 
总资产$30,413 $14,538 $(962)$43,989 
(a) 包括公司和部门间冲销。
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截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，调整后净收益与归属于Avangrid的净收益的对账情况分别如下：
截至3月31日的三个月
 20242023
（百万）  
归属于Avangrid, Inc.的调整后净收益$341 $248 
调整：
按市值计价的调整——可再生能源 (1)17 (4)
再供电加速折旧 (2)(3)— 
调整对所得税的影响(4)1 
归属于Avangrid, Inc.的净收益$351 $245 
(1) 按市值计价的收益与可再生能源与电力和天然气相关的衍生工具公允价值变动对收益的影响有关。
(2) 表示可再生能源中风力发电场重新供电所产生的加速折旧金额。
注意 14。 关联方交易
我们从事的关联方交易通常按成本计费，并符合适用的州和联邦委员会法规。
截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的关联方交易分别包括：
截至3月31日的三个月20242023
（百万）销售至购买自销售至购买自
伊贝德罗拉，S.A.$— $(12)$— $(11)
伊贝德罗拉可再生能源有限公司$— $(2)$— $(2)
伊贝德罗拉金融有限公司$— $(16)$— $(4)
葡萄园之风$3 $— $2 $— 
截至2024年3月31日和2023年12月31日的关联方余额分别包括：
截至2024 年 3 月 31 日2023 年 12 月 31 日
（百万）欠款人欠了欠款人欠了
伊贝德罗拉，S.A.$1 $(12)$1 $— 
伊贝德罗拉可再生能源有限公司$— $(2)$4 $— 
伊贝德罗拉金融有限公司$— $(1,304)$— $(799)
葡萄园之风$4 $(8)$6 $(8)
Iberdrola 解决方案$— $(6)$— $(6)
其他$4 $(1)$4 $— 
与我们的大股东Iberdrola的交易主要涉及公司服务和管理费的提供和分配。在可能的范围内，所有可以专门分配的费用都直接向接受此类服务的公司收取。在向两家或更多Avangrid公司提供Iberdrola公司服务的情况下，直接收费后的剩余成本将使用商定的成本分配方法进行分配，该方法旨在分配此类成本。我们认为所使用的分配方法是合理的。有关Iberdrola集团内部绿色贷款的讨论，请参阅附注15。
没有为任何关联方应收账款或应付账款提供或收到任何担保。这些余额是无抵押的，通常以现金结算。不对常规商业交易收取利息，而是对未偿贷款余额收取利息。曾经有 不 任何关联公司余额的减值或准备金。
作为Iberdrola集团的一部分，Avangrid优化了其流动性状况，并且是与一家金融机构以及伊贝德罗拉集团的某些成员签订的流动性协议的当事方。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。存款或贷方余额可用作流动性协议其他当事方的借方余额的抵押品。2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日的余额均为美元0。
2023年6月18日，Avangrid向Iberdrola的子公司Iberdrola Financiación, S.A.U. 提供的信贷额度到期。该设施的限额为 $500百万。2023 年 7 月 19 日，我们用增加的额度取代了该信贷额度750百万和一个
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到期日为 2028 年 6 月 18 日。Avangrid 支付的季度设施费为 22.5 该贷款的基点（年利率）基于Avangrid当前的穆迪和标准普尔对优先无抵押长期债务的评级。截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日，有 $500百万和美元0 该信贷额度下的未偿金额分别为。
我们与Iberdrola Solutions, LLC签订了双边活期票据协议，该公司的应付票据余额为美元6 百万，截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日。
有关与我们的权益法被投资方进行交易的更多信息，请参阅附注19——权益法投资。
注意 15。 其他财务报表项目
应收账款和未开票收入，净额
截至2024年3月31日和2023年12月31日的净应收账款和未开票收入包括：
截至 2024 年 3 月 31 日2023年12月31日
（百万）
贸易应收账款和未开票收入$1,809 $1,749 
信用损失备抵金(169)(161)
应收账款和未开票收入，净额$1,640 $1,588 
截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，信贷损失备抵金的变化包括：
截至3月31日的三个月
（百万）20242023
截至本期初，$161 $155 
本期准备金46 17 
作为无法收回的款项注销(38)(24)
截至3月31日，$169 $148 
延期付款安排（DPA）应收账款余额为美元116 百万和美元110 截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日，分别为 100 万。截至2024年3月31日和2023年12月31日，DPA的信贷损失备抵金为美元46 百万和美元44 分别为百万。此外，截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，与DPA相关的信贷损失备抵金变动为美元2 百万和美元 (2）分别为百万。
预付款和其他流动资产
预付款和其他流动资产中包括美元164 百万和美元142 截至2024年3月31日和2023年12月31日，分别为百万的预付其他税款。
不动产、厂房和设备以及无形资产
截至2024年3月31日和2023年12月31日的累计折旧和摊销分别如下：
 3月31日十二月三十一日
截至20242023
（百万）  
财产、厂房和设备  
累计折旧$12,732 $12,479 
无形资产  
累计摊销$357 $351 
截至2024年3月31日和2023年3月31日，不动产、厂房和设备增建的应计负债为美元553 百万和美元239 分别为百万。
债务
商业票据
截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日，有 $1,864 百万和美元1,332 分别有百万张未偿还的商业票据。截至2024年3月31日和2023年12月31日，商业票据的加权平均利率为 5.55% 和 5.65分别为％。
集团内部绿色贷款
40

2023年7月19日，我们与Iberdrola的子公司Iberdrola Financiación, S.A.U. 签订了绿色定期贷款协议，本金总额为美元800百万美元，将于 2033 年 7 月 13 日到期，利率为 5.45%（集团内部绿色贷款）。
其他流动负债
其他流动负债中包括美元224 百万和美元236 截至2024年3月31日和2023年12月31日，分别收到100万笔预付款。
注意 16。 所得税支出
截至2024年3月31日的三个月，包括联邦和州所得税在内的有效税率为 5.8％，低于21％的联邦法定税率，这主要是由于生产税收抵免的确认、《税法》产生的超额递延税摊销的影响、施工期间使用的资金补贴中的权益部分以及其他与房地产相关的流通项目，但部分被税收股权融资影响和州税所抵消。
截至2023年3月31日的三个月，包括联邦和州所得税在内的有效税率为（9.1）％，低于21％的联邦法定税率，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施工期间所用资金补贴的权益部分。
注意 17。 股票薪酬支出
Avangrid, Inc. 经修订和重述的综合激励计划（以下简称 “计划”）除其他外，规定发行绩效股票单位（PSU）、限制性股票单位（RSU）和幻影股单位（幻影股）。
高性能库存单位
2023 年 3 月，总数 677,752 PSU在适用税前获准由参与者根据2021年至2022年业绩期的某些业绩和基于市场的指标的实现情况获得，并在适用税前支付 三 在2023年、2024年和2025年等额分期付款，扣除适用税款。剩余未归属的 PSU 被没收。第二笔分期付款于 2024 年 3 月支付，并且 126,311 发行普通股是为了结清这笔分期付款。
在 2023 年和 2024 年期间， 1,067,500 和 15,296 分别向Avangrid的某些高管授予了PSU，其成就基于2023年至2025年业绩期的某些业绩和基于市场的指标来衡量。PSU 将按以下方式支付 三 扣除适用税款后，在2026年、2027年和2028年等额分期付款。
限制性股票单位
2022 年 6 月， 25000 Avangrid 的一名军官获得了 RSU。RSU 背心了 二 在 2023 年和 2024 年等额分期付款，前提是受赠方在适用的归属日期之前继续在 Avangrid 工作。授予日的公允价值是根据美元的价格确定的47.64 每股。该RSU补助金的第二期也是最后一期已于2024年1月通过发放的方式结算，扣除适用税款 9,034 普通股。
幻影共享单位
在 2022 年 2 月， 9000 幻影股份被授予某些Avangrid高管和员工。这些奖项归根结底 四 在2022-2024年等额分期付款，将以现金金额结算，金额等于幻影股票数量乘以相应归属日期Avangrid普通股的收盘价，视继续使用情况而定。这些奖励的负债是根据Avangrid普通股在每个报告日直到结算之日的收盘价来衡量的。2024 年 2 月，美元0.1支付了100万美元以结清该计划下的第四笔也是最后一笔分期付款。
2023 年 2 月， 81,000 幻影股份被授予某些Avangrid高管和员工。这些奖项归根结底 三 在2024年、2025年和2026年等额分期付款，将以现金金额结算，金额等于幻影股票数量乘以Avangrid普通股在相应归属日的收盘价，但须继续雇用。这些奖励的负债是根据Avangrid普通股在每个报告日直到结算之日的收盘价来衡量的。2024 年 2 月，美元1.0支付了100万美元以结清该计划下的第一笔分期付款。
截至2024年3月31日和2023年12月31日，负债总额为美元1百万和美元2分别包含在其他流动和非流动负债中。
截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，股票薪酬支出总额（包含在我们简明合并收益表的 “运营和维护” 中）为美元3百万和美元4分别是百万。
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注十八。 可变利息实体
我们参与某些符合VIE资格的合作安排。这些安排包括税收股权融资安排（TEF）和合伙企业，在这些安排中，投资者持有非控股权益，没有实质性的启动权或参与权。
出售TEF的成员权益代表出售被视为出售非金融资产的结构中的股权。在出售非金融资产时，我们出售给第三方投资者的TEF的会员权益在基于HLBV模型估值的简明合并资产负债表中反映为非控股权益。TEF的收益在我们简明合并损益表中记入归属于非控股权益的净收益。我们以成为这些VIE的主要受益人为基础整合拥有TEF的实体。
VIE的资产和负债总额约为$2,740百万和美元196截至2024年3月31日，分别为百万人。截至2023年12月31日，VIE的资产和负债总额约为美元2,741百万和美元174分别为百万。截至2024年3月31日和2023年12月31日，VIE的资产和负债主要由不动产、厂房和设备组成。
在美国，风能和太阳能发电受到某些优惠的税收待遇。为了将税收优惠货币化，我们签订了与某些风能和太阳能发电场相关的结构性机构伙伴关系投资交易。在这些结构下，我们出资某些风能/太阳能资产，包括与相关交易时投入运营的现有风力发电场和风力发电场/太阳能设施，其他各方投资于有限责任控股公司的股权。作为投资的对价，第三方要么预付现金，要么将预付现金和一段时间内的付款相结合。我们保留一类会员权益以及日常运营和管理控制权，但须经投资者批准某些重大决定。第三方投资者不会获得任何资产的留置权，也没有向我们追索他们的预付现金款项。
在投资者收回投资并实现目标年度累计税后回报率之前，合伙企业通常涉及投资者和赞助商之间不成比例地分配风电场发电产生的利润或亏损、现金分配和税收优惠。一旦达到目标回报率，公司与第三方投资者之间的利润或亏损、现金分配和应纳税所得或亏损的相对份额就会发生变化，此后发起人获得的百分比通常更高。我们还有看涨期权，可以在实现目标回报后的规定时间内收购第三方投资者的会员权益。
截至2024年3月31日，艾尔卡波风力有限责任公司（埃尔卡波）、爱国者风力发电有限责任公司（爱国者）、Aeolus Wind Power VII, LLC（Aeolus VIII）、Aeolus VIII和Solis I是我们的合并VIE。
我们的El Cabo、Patriot、Aeolus VIII、Aeolus VIII和Solis I的权益不受投资者任何权利的约束，这些权利可能会限制我们获取或使用资产或清偿与权益相关的任何现有负债的能力。
有关我们不合并的VIE的信息，请参阅附注19——权益法投资。
注意 19。 权益法投资
可再生能源拥有 50与哥本哈根基础设施合作伙伴（CIP）合资的Vineyard Wind 1, LLC（Vineyard Wind 1）的间接所有权百分比。在2022年1月10日进行重组交易（重组交易）之前，可再生能源持有 50持有以下权利的葡萄园风能有限责任公司（Vineyard Wind）的所有权权益百分比 二 美国海洋能源管理局（BOEM）为开发海上风力发电而颁发的地役权，租赁区501，其中包含 166,886 英亩和租赁区域 522，其中包含 132,370 英亩，均位于玛莎葡萄园岛的东南部。租赁区域 501 于 2021 年进行了细分，形成了 534 号租赁区域。2021 年 9 月 15 日，Vineyard Wind 完成了 Vineyard Wind 1 项目的建设融资。除其他外，Vineyard Wind 1项目已移交给一家单独的合资企业Vineyard Wind 1。重组交易后，Vineyard Wind 1仍然是 50-50合资企业并保留了501号租赁区的开发权，葡萄园风电实际上解散了，可再生能源获得了租赁区534的权利，CIP获得了租赁区522的权利作为清算分配。在考虑清算分配时，可再生能源还增量支付了约美元1682022年将达到百万美元到CIP。
在Vineyard Wind 1项目的建筑融资完成的同时，Renewables与某些银行签订了信贷协议，以提供未来的定期贷款和信用证，最高金额约为美元1.2在Vineyard Wind 1项目建设贷款到期时，为其在Vineyard Wind 1项目建设贷款到期时分摊的部分成本提供资金。任何定期贷款将在2031年10月15日到期，但须遵守某些延期条款。可再生能源还签订了股权出资协议，在该协议中，可再生能源同意根据信贷协议提供某些股权出资，为开发和建设Vineyard Wind 1项目的某些成本提供资金。此外，
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我们发放了最高$的担保827百万用于可再生能源根据股权出资协议的股权出资。作为Vineyard Wind 1财务收盘的一部分，美元1522021年退还了先前为Vineyard Wind 1项目捐款的数百万笔可再生能源。
2023年10月24日，Vineyard Wind 1签署了TEF协议，根据该协议，Vineyard Wind 1预计将获得约美元1.2在整个项目达到商业运营日期之前，根据每个月达到或即将完成机械完工的涡轮机数量，分期从税收股权投资者那里获得10亿美元。Vineyard Wind 1 获得了 $ 的初始资金852023 年来自税收股权投资者的百万美元。剩下的美元1.1预计在2024年将收到10亿美元。除了自TEF协议结束以来收到的股权分期付款外，我们还发放了对我们在投资者出资中所占的共同份额的赔偿。截至2024年3月31日和2023年12月31日，我们的总赔偿金额均为美元43百万。
Vineyard Wind 1之所以被视为VIE，是因为如果没有其所有者或第三方的额外支持，它就无法为其活动提供资金。可再生能源不是该实体的主要受益者，因为它没有控股权，因此我们不合并该实体。在2024年，可再生能源的资本出资额为美元116百万到 Vineyard Wind 1。截至2024年3月31日和2023年12月31日，可再生能源对Vineyard Wind LLC和Vineyard Wind 1 Pledgor LLC的投资账面金额为美元419百万和美元297分别是百万。
注意 20。 后续事件
2024 年 4 月 11 日，Avangrid 董事会宣布季度股息为 $0.44 其普通股的每股。该股息将于2024年7月1日支付给2024年6月3日营业结束时的登记股东。
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第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
您应阅读以下关于我们的财务状况和经营业绩的讨论，以及本10-Q表季度报告、截至2023年12月31日和2022年12月31日以及截至2023年12月31日的三年期经审计的合并财务报表中其他地方包含的简明合并财务报表及其附注，这些内容包含在我们向美国证券交易委员会（SEC）提交的截至2023年12月31日年度的10-K表年度报告中 2024 年 2 月 22 日，我们称之为我们的“10-K 表格。”除了历史简明的合并财务信息外，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。我们的实际业绩可能与前瞻性陈述中讨论的结果存在重大差异。我们在10-K表格和随后向美国证券交易委员会提交的其他文件中讨论了上述内容和其他因素，并应对其进行审查。
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一种更容易获得的清洁能源模式，以促进更健康、更可持续的社区。对可持续发展的承诺深深扎根于指导Avangrid的价值观和原则中，环境、社会、治理和财务可持续性的关键优先事项推动了我们的业务战略。
Avangrid在24个州拥有约450亿美元的资产和业务，集中在我们的两个主要业务领域——Avangrid Networks和Avangrid Renewables。Avangrid 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大约330万客户提供服务。Avangrid Renewables拥有并运营9.5千兆瓦的电力容量，主要通过风能和太阳能发电，业务遍及美国22个州。Avangrid支持实现联合国成员国批准的可持续发展目标，在2024年连续第六年被Ethisphere Institute评为全球最具商业道德的公司之一，并被Just Capital认定为2024年Just 100之一，这是第四次评选最公正的美国上市公司的年度排名。Avangrid 拥有大约 8,000 名员工。Iberdrola S.A.，或Iberdrola，一家根据西班牙王国法律成立的公司（sociedad anónima），是能源行业的全球领导者，直接拥有Avangrid普通股81.6％的已发行股份。剩余的已发行股份由各股东拥有，Avangrid约有14.7％的已发行股票在纽约证券交易所（NYSE）公开交易。Avangrid的主要业务如下所述。
我们的直接全资子公司包括Avangrid Networks, Inc.（简称 Networks）和Avangrid Renewables Holdings, Inc.（简称ARHI）。ARHI反过来持有子公司，包括Avangrid Renewables, LLC或Renewables。Networks通过其子公司拥有并经营我们受监管的公用事业业务，包括输电和配电以及天然气配送、运输和销售。Renewables经营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、生物质能和热能。
通过网络，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配送、运输和销售公司，截至2024年3月31日，为约230万电力公司客户提供电力，向约100万天然气公用事业客户提供天然气。
缅因州的一家公司Networks持有受监管的公用事业业务，包括输电和配电以及天然气配送、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充当超级区域能源服务和交付公司：
•纽约州电气公司（NYSEG），为纽约州北部40％以上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（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；
•为康涅狄格州西南部的电力客户提供服务的联合照明公司（UI）；
•缅因州中部电力公司（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南康涅狄格州天然气公司（SCG）；
•康涅狄格州天然气公司（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（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（MNG），为缅因州中部和南部多个社区的天然气客户提供服务。
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截至2024年3月31日，可再生能源的风能、太阳能和热能总装机容量为9,478兆瓦或兆瓦，其中包括可再生能源在联合项目中的份额，其中8,045兆瓦为陆上风能装机容量，65兆瓦为海上风能装机容量。可再生能源的目标是在长期PPA和套期保值下收缩或套期保值超过80％的产能，以限制市场波动。截至2024年3月31日，约78％的产能与PPA签订了合同，平均期限约为9年，另外10％的产量进行了套期保值。截至2023年12月31日，按装机容量计算，Avangrid是美国三大风能运营商之一，致力于引领美国能源行业向可持续、有竞争力的清洁能源未来转型。可再生能源装机容量包括美国21个州的68个陆上风力发电场和6个正在运营的太阳能设施以及一个海上风电设施。
Iberdrola 的不具约束力的提案
2024 年 3 月 6 日，Avangrid 董事会独立委员会（委员会）收到了伊贝德罗拉的一份不具约束力的提案，要求以每股现金34.25美元的价格收购伊贝德罗拉或其附属公司所有的所有已发行和流通普通股。委员会将在独立法律和财务顾问的建议下审查、评估、谈判、批准或不批准该提案，以及Avangrid可能提出的任何其他替代提案或其他战略选择。尚未就Avangrid对该提案的回应或其任何替代方案做出任何决定，也无法保证会提出任何最终报价，也无法保证任何协议将得到执行，也无法保证提案或任何其他交易中提出的交易将获得批准或完成。拟议交易的完成取决于委员会和Avangrid股东对拟议交易的批准，这些股东总共持有Iberdrola及其附属公司未持有的大部分已发行普通股。
商业环境
全球流行病和地缘政治不稳定等非同寻常的外部事件的影响继续造成全球经济和供应链中断以及金融市场和美国经济的波动。由于各种供应链中断、业务和劳动力成本增加、美联储货币政策变化导致的融资成本增加以及全球经济状况造成的其他干扰，我们继续经历通货膨胀水平的变化。我们将继续采取旨在降低持续冲突带来的潜在风险的措施，包括但不限于与供应商沟通以确保供应链中没有制裁材料，并努力实现采购和产能规划的多样化，以帮助避免供应链中断。迄今为止，持续的特殊事件，包括但不限于东欧和中东的冲突，尚未对我们的业务或财务业绩产生任何实质性影响；但是，鉴于地缘政治局势不断变化的性质，我们无法预测这些影响对我们的业务、经营业绩或财务状况的影响程度。
有关更多信息，请参阅第 1A 项中的风险因素。截至2023年12月31日止年度的10-K表中的风险因素。
运营结果摘要
我们的营业收入减少了4900万美元，从截至2023年3月31日的三个月的24.66亿美元降至截至2024年3月31日的三个月的24.17亿美元。
网络业务收入下降的主要原因是购买的电力和购买的天然气减少，这受到该期间大宗商品平均价格下降的推动，但被纽约自2023年10月12日起生效的加息所抵消。可再生能源收入的增长主要是由于该期间平均价格上涨所致，这主要是由于天气寒冷，火电交易有利于火力和电力交易。
归属于Avangrid的净收益增加了1.06亿美元，从截至2023年3月31日的三个月的2.45亿美元增至截至2024年3月31日的三个月的3.51亿美元，这主要是由纽约的利率增长以及该期间可再生能源的火力和电力交易收入增长所推动的。
调整后的净收益（非公认会计准则财务指标）从截至2023年3月31日的三个月的2.48亿美元增加到截至2024年3月31日的三个月的3.41亿美元，增加了9300万美元。增长的主要原因是纽约自2023年10月12日起加息，这主要是由于纽约自2023年10月12日起加息，可再生能源增长了3,300万美元，这主要是由于天气寒冷导致的平均价格上涨，这主要是由于天气寒冷，这主要是由于天气寒冷，公司减少了1300万美元。
有关其他信息以及非公认会计准则调整后净收益与归属于Avangrid的净收益的对账，请参阅 “—非公认会计准则财务指标”。
有关本季度经营业绩的进一步分析，请参阅 “—经营业绩”。
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立法和监管最新情况
我们受联邦、州和地方各级复杂而严格的能源、环境和其他法律法规的约束，以及我们参与的独立系统运营商（ISO）市场内部的规则。联邦和州的立法和监管行动继续改变我们对业务的监管方式。我们积极参与联邦、地区、州和 ISO 级别的监管程序。下文将讨论重要的更新。有关影响我们的环境和其他政府法规的进一步讨论，请参阅我们截至2023年12月31日止年度的10-K表格。
新英格兰清洁能源连接
2018年，由CMP和魁北克水电联合竞标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司（EDC）和马萨诸塞州联邦第83次清洁能源征求建议书中的DOER选中。NECEC输电项目包括一条连接魁北克、加拿大和新英格兰电网的145英里输电线路。该项目估计总建筑成本约为15亿美元，将增加1200兆瓦的输电能力，为缅因州和新英格兰其他地区提供可靠的水力发电发电。
2018年6月13日，CMP与马萨诸塞州EDC和H.Q. Energy Services（美国）签订了输电服务协议（TSA）Inc.，或HQUS，魁北克水电的子公司，负责管理NECEC输电项目的服务条款和收入回收。在与CMP执行TSA的同时，EDC与HQUS签署了某些PPA，向EDC出售电力和环境属性。2018年10月19日，FERC发布命令，接受TSA作为CMP费率表提交，自2018年10月20日起生效。2019年6月25日，马萨诸塞州DPU发布了一项命令，批准了NECEC项目的长期PPA和EDC对TSA费用的成本回收。随后，Nextera能源资源对该命令提出了上诉。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发布了一项命令，授予NECEC项目的CPCN。随后，Nextera能源资源对该命令提出了上诉。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NEC项目转让给了Networks的全资子公司NECEC传输有限责任公司。
NECEC项目需要来自多个州和联邦机构的某些许可，包括环境许可，以及美国能源部（DOE）的总统许可，以授权在美国和加拿大之间的国际边境建造、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）批准了NECEC的LUPC认证。缅因州环境保护部（MDEP）通过2020年5月11日的命令授予了NECEC的《场地开发位置法》、《自然资源保护法》和水质认证许可证。某些干预者对MDEP命令提出了上诉。通过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，以及对MDEP于2020年12月4日批准将该项目许可证部分转让给NECEC Transmission LLC的命令的上诉。2022年8月，对MDEP命令提出上诉的干预者对MBEP命令提出上诉，这些上诉均被驳回。
根据1899年《河流和港口法》第10条和《清洁水法》第404条，该项目于2020年11月6日获得了美国陆军工程兵团或陆军的必要批准。缅因州地方法院目前正在审理一项宣告性救济和禁令救济申诉，该申诉要求法院撤销或发回由三个环保组织提交的NECEC项目第404条《清洁水法》许可证。我们无法预测这一诉讼的结果。
ISO-NE于2020年5月13日发布了NECEC的最终系统影响研究（SIS），确定了允许NECEC与ISO-NE系统互连所需的升级。2020年7月9日，该项目获得了与该互连请求相关的正式I.3.9批准。CMP、NECEC Transmission LLC和ISO-NE签署了互连协议。关于西布鲁克核电站或西布鲁克核电站所需的升级，FERC于2023年2月1日发布了一项命令，部分批准了Avangrid和NECEC输电有限责任公司对Nextera能源资源有限责任公司和Nextera Energy Seabrook, LLC或Seabrook的投诉，部分否认了Avangrid和NECEC输电有限责任公司的申诉，并驳回了西布鲁克的宣告令申请。除其他外，FERC指示西布鲁克根据西布鲁克发电站大型发电机互联协议和良好公用事业惯例规定的义务更换西布鲁克站的断路器。此外，FERC决定，西布鲁克不应收回与更换断路器有关的机会或法律费用。Nextera 寻求重审 FERC 的决定，但该决定于 2023 年 4 月被拒绝
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并在 2023 年 6 月通过进一步的 FERC 订单。NexTera已就该裁决向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院提出上诉，该裁决仍在审理中。我们无法预测这一诉讼的结果。
2021年1月14日，美国能源部签发了总统许可证，允许NECEC Transmission LLC在美国和加拿大的国际边境建造、运营、维护和连接输电设施。2021年3月26日，对陆军许可提出质疑的原告向缅因州地方法院提出了许可动议，以补充他们的申诉，增加对美国能源部的与总统许可有关的索赔。2021年4月20日，地区法院批准了原告修改申诉的动议。2021年4月22日，原告提出了修改后的申诉，除其他外，要求法院撤销、撤销、还押或暂停执行总统许可。对总统许可的质疑目前正在缅因州地方法院待决。我们无法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）（2021年第130号法案），“一项要求某些输电线路获得立法批准、要求对公共保留地上的某些输电线路和设施以及其他项目进行立法批准以及禁止在肯纳贝克上游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。
2021年11月3日，网络和NECEC传输有限责任公司提起诉讼，质疑该倡议的合宪性，并要求提供禁令救济，防止对NECEC输电项目追溯执行该倡议。Networks和NECEC Transmission LLC还要求发布初步禁令，防止在诉讼待决期间进行此类追溯性执行，但最终被驳回。该倡议于 2021 年 12 月 19 日生效。
2021年12月22日，Networks and NECEC传输有限责任公司提出动议，要求商业与消费者法院将其裁决报告给缅因州法院，根据适用的上诉程序规则提起中间上诉。商业和消费者法院批准了该动议，从而将其裁决送交法院审查。2022年8月30日，法院裁定，如果NECEC Transmission LLC能够证明其在缅因州选民批准该倡议之前，真诚地依赖MPUC授予的CPCN授权，参与了NECEC项目的实质性建设，则某些倡议条款将侵犯NECEC受宪法保护的既得权利。缅因州法院将此事发回商业与消费者法院进行审判，以确定该问题。该审判于2023年4月10日开始，并于2023年4月20日结束，当时陪审团达成一致裁决，认定NECEC本着诚意建造了大量建筑。法院随后下达了一项命令，称NECEC已获得继续开展该项目的既得权利，而且对NECEC项目追溯适用该倡议将违反《缅因州宪法》。没有一方对该决定提出上诉。
关于BPL批准的缅因州一小部分公共土地的租约，用于容纳NECEC的0.9英里部分，法院于2022年11月29日撤销了初审法院先前作出的推翻BPL授予租约决定的裁决。
2023年8月3日，NECEC恢复了有限的施工，并继续评估NECEC项目的施工进度、相关的商业运营日期和项目总成本，包括施工成本上涨的潜在影响、与第三方供应商在合同和某些变更单方面的争议以及预期回报下降的影响。截至2024年3月31日，我们已为NECEC项目资本约9.2亿美元，其中包括资本化利息成本和与该项目相关的其他额外付款以及施工成本。
在市政一级，该项目已获得所有批准。
PURA 对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情况的调查
2020年8月6日，PURA开启了备审程序，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。在听证会和提交证词后，PURA于2021年4月15日发布了最终决定，认定UI “在准备和应对热带风暴伊萨亚斯方面总体上符合可接受的绩效标准”，但决定中指出的某些例外情况除外，但下令在下一次利率案件中将UI的投资回报率降低15个基点，以激励更好的业绩，并表示可能会在诉讼的处罚阶段处罚。2021年6月11日，UI就PURA的裁决向康涅狄格州高等法院提起上诉。
2021年5月6日，根据其在热带风暴伊萨亚斯备审案件目录表中的调查结果，PURA向UI发出了一份违规通知，理由是该公司涉嫌在紧急情况下未能遵守应急准备或恢复服务的可接受性能标准和管理局的命令，以及违反事故报告要求。PURA评估的民事罚款总额约为200万美元。PURA就此事举行了听证会，并在2021年7月14日的命令中将民事罚款减少到约100万美元。UI就PURA的裁决向康涅狄格州高等法院提起上诉。该上诉和对PURA关于热带风暴伊萨亚斯待审裁决的上诉已合并。
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在2022年10月的口头辩论之后，法院驳回了UI的上诉，并完全维持了PURA的裁决。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书。此事已得到通报，并于2023年12月11日进行了口头辩论。我们无法预测这一诉讼的结果。
电力税审计
此前，CMP、纽约证券交易所和RG＆E实施了Power Tax软件来跟踪和衡量各自的递延所得税金额。与此变更相关的是，我们确定了CMP、NYSEG和RG＆E确认的递延税所需的历史更新，并增加了递延所得税负债，相应增加了监管资产，以反映Power Tax软件计算的更新金额。自2015年以来，NYPSC和MPUC在最近的分配率案例中接受了对该项目的递延税和相关监管资产的某些调整，导致截至2024年3月31日和2023年12月31日，该项目的监管资产余额分别约为1,100万美元和1200万美元。
CMP于2020年开始收回其监管资产。2017年，纽约公安局开始对电力税监管资产进行审计。2018年1月11日，纽约证券交易委员会发布命令，开始对纽约证券交易所和RG＆E以及某些其他纽约公用事业公司进行税务会计方面的运营审计。2023年9月，纽约证券交易所和RG＆E收到了纽约证券交易委员会的最终审计报告，2023年10月，我们做出了回应，发表了评论并要求作出某些澄清。该报告包括主要旨在加强现有做法的建议。NYPSC的审计程序已经完成，委员会于2023年11月21日发布了最终审计报告，对记录在案的监管资产没有影响。
美国证券交易委员会的气候披露规则
2024年3月6日，美国证券交易委员会发布了一项最终规则，要求注册人在年度报告和注册报表中提供与气候相关的披露，从截至2025年12月31日的年度报告开始，为日历年终大型加速申报人提供与气候相关的披露。2024年4月4日，美国证券交易委员会宣布自愿推迟气候披露法规的实施，同时应对为撤销拟议规则而提出的某些法律质疑。
新规则包括与气候相关风险和风险管理以及董事会和管理层对此类风险的治理相关的披露。此外，这些规则还包括要求在经审计的财务报表中披露恶劣天气事件和其他自然状况的财务影响。较大的注册人还必须披露有关温室气体排放的信息，这将受到分阶段保障要求的约束。我们目前正在评估新规定及其对我们收集和报告这些增量披露的系统、流程和控制措施的影响。
反规避请愿书
我们正在监视商务部（DOC）的反规避请愿书，该请愿书指控从越南、泰国、马来西亚和柬埔寨运来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。该请愿书要求对太阳能电池板征收反倾销和反补贴税。2022年6月，拜登总统政府宣布对反规避调查产生的任何潜在关税实行24个月的关税豁免。2023年8月18日，商务部发布了最终裁决，认定一些在指定国家运营的制造商在全国范围内规避了反倾销/反补贴税。可再生能源正在采取措施降低其太阳能项目开发组合的潜在风险。迄今为止，这项调查尚未对Renewables的运营或财务业绩产生任何实质性影响。尽管有24个月的关税豁免，但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、经营业绩或财务状况产生重大不利影响。
海岸警卫队授权法案
2023年4月，众议院交通和基础设施委员会在该委员会通过的海岸警卫队授权法案中纳入了海上船员条款。该法案未包含在《众议院国防授权法》中——目前尚无明确的通过途径。如果颁布，海岸警卫队的授权只能允许外国船只在有美国船员或船员来自的国家的情况下在外大陆架上作业。如果获得通过，该立法可能会影响批准项目的预期时间表和回报。迄今为止，这些法案尚未对Renewables的运营或财务业绩产生任何实质性影响；但是，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、经营业绩或财务状况产生重大不利影响。
《纽约气候领导与社区保护法》
2023年2月16日，纽约公共安全委员会发布命令，根据《加速可再生增长和社区福利法》的实施，授权升级输电仅用于支持新的可再生能源，这是该法案的一部分
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《气候领导与社区保护法》（CLCPA）第二阶段。该命令批准了上州公用事业公司提出的估计44亿美元的输电升级，以帮助将3500兆瓦的清洁能源容量整合到电网中，纽约证券交易所和RG＆E的升级成本估计为22亿美元，包括与其他上州公用事业公司一起参与某些项目。2023年10月17日，纽约证券交易所和RG＆E提交了一份请愿书，要求纽约公共安全委员会批准，以寻求联邦能源监管委员会（FERC）的授权，在CLCPA第二阶段下将100％的在建工程或CWIP作为费率基准进行本地输电升级。2024年4月18日，纽约证券交易委员会批准了允许纽约证券交易所和RG＆E寻求FERC批准的申请，同时增加了其他相关的报告要求。
UI RAM 正在进行中
2024年3月1日，UI向PURA提交了其2023年综合利率调整机制（RAM）文件，详细说明了用户界面在2023年1月1日至2023年12月31日期间（RAM应用程序）计算出的内存组件回收率过高或不足的情况。RAM 应用程序详细介绍了用户界面提议的加权平均速率调整，这些调整与 RAM 组件恢复过度或不足有关。
PURA于2024年3月11日就此事举行了一次引人注目的公开听证会，2024年3月28日，该诉讼中发布了一项拟议的临时决定，为各方和干预者提供提出书面例外和进行口头辩论的机会，口头辩论于2024年4月4日举行。2024年4月17日，PURA有条件地批准了UI内存组件的费率，自2024年7月1日起生效至2025年4月30日，但须对其2023年报告的内存成本进行最终审慎审查。
运营结果
下表按分部列出了每个所述期间的财务信息：
三个月已结束三个月已结束
2024 年 3 月 31 日2023年3月31日
总计网络可再生能源其他 (1)总计网络可再生能源其他 (1)
（单位：百万）
营业收入$2,417$2,018$400$(1)$2,466$2,076$390$—
运营费用
购买的电力、天然气和使用的燃料
72464381—977833144—
操作和维护792676118(2)761631130—
折旧和摊销29817811822801741051
所得税以外的税收196168235183161211
总运营费用2,0101,66534052,2011,7994002
营业收入40735360(6)265277(10)(2)
其他收入（支出）
其他收入（支出）54581(5)25292(6)
权益法投资的收益（亏损）642—24(2)—
扣除资本后的利息支出
(125)(89)(4)(32)(95)(70)(6)(19)
所得税前收入（亏损）34232659(43)197240(16)(27)
所得税支出（福利）2057(6)(31)(18)44(34)(28)
净收益（亏损）32226965(12)215196181
归属于非控股权益的净亏损（收益）
29(1)30—30(1)31—
归属于Avangrid, Inc.的净收益（亏损）
$351$268$95$(12)$245$195$49$1
(1) “其他” 代表公司和部门间的淘汰。
各期经营业绩的比较
截至2024年3月31日的三个月，与截至2023年3月31日的三个月相比
营业收入
我们的营业收入减少了4900万美元，从截至2023年3月31日的三个月的24.66亿美元降至截至2024年3月31日的三个月的24.17亿美元，细分市场详情如下：
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网络
营业收入减少了5800万美元，从截至2023年3月31日的三个月的20.76亿美元降至截至2024年3月31日的三个月的20.18亿美元。营业收入的下降主要是由于同期大宗商品平均定价下降所致，购买的电力和购买的天然气减少了1.9亿美元（抵消了购买的电力），但被摊销流量增加1500万美元（抵消了运营费用）所抵消。此外，电力和天然气收入增加了8400万美元，这主要是由于纽约自2023年10月12日起加息，以及延期产生的3,300万美元的有利影响，这主要是由纽约利率案例建立的新监管机制推动的。
可再生能源
营业收入从截至2023年3月31日的三个月的3.9亿美元增加到截至2024年3月31日的三个月的4亿美元，增加了1000万美元。营业收入的增长主要是由于本期火电价差扩大，有利的火电和电力交易增加了3000万美元，这主要是由天气推动的；本期平均价格上涨推动的商户价格上涨了2600万美元，被为经济套期保值目的的能源衍生品交易中出现的2600万美元的不利mTM变化以及本期产量减少2000万美元所抵消。
购买的电力、天然气和使用的燃料
购买的电力、天然气和使用的燃料从截至2023年3月31日的三个月的9.77亿美元增加到截至2024年3月31日的三个月的7.24亿美元，增加了2.53亿美元，细分市场详情如下：
网络
购买的电力、天然气和使用的燃料从截至2023年3月31日的三个月的8.33亿美元减少到截至2024年3月31日的三个月的6.43亿美元，减少了1.9亿美元。下降的主要原因是平均大宗商品价格下降了1.9亿美元，以及该期间由于学位天数降低而采购的电力和天然气单位的总体减少。
可再生能源
购买的电力、天然气和使用的燃料减少了6,300万美元，从截至2023年3月31日的三个月的1.44亿美元降至截至2024年3月31日的三个月的8,100万美元。下降的主要原因是该期间市场价格变动推动的4700万美元衍生品的有利mTM变化，以及本期平均价格下降导致电力和天然气购买量减少了1,600万美元。
操作和维护
运营和维护费用增加了3,100万美元，从截至2023年3月31日的三个月的7.61亿美元增加到截至2024年3月31日的三个月的7.92亿美元，细分市场详情如下：
网络
运营和维护费用增加了4,500万美元，从截至2023年3月31日的三个月的6.31亿美元增加到截至2024年3月31日的三个月的6.76亿美元。这一增长是由人事支出增加2,000万美元所推动的，这主要是由员工人数增加以及本期坏账准备金增加导致的1000万美元无法收回的支出增加所致。此外，流通摊销额增加了1500万美元（收入抵消了这一数额）。
可再生能源
运营和维护费用减少了1,200万美元，从截至2023年3月31日的三个月的1.3亿美元降至截至2024年3月31日的三个月的1.18亿美元。减少的主要原因是运营成本发生了1700万美元的有利变化，这主要是由本期资本化维护服务的增加所推动的，但被某些开发资产注销所推动的500万美元增长所抵消。
折旧和摊销
截至2024年3月31日的三个月，折旧和摊销额为2.98亿美元，而截至2023年3月31日的三个月，折旧和摊销额为2.8亿美元，增加了1,800万美元。这一增长主要是由网络和可再生能源增建电厂的1500万美元以及本期风力发电场改造加速折旧的300万美元影响所致。
权益法投资的其他收益（支出）和收益（亏损）
其他收益（支出）和权益收益（亏损）从截至2023年3月31日的三个月的2700万美元增加到截至2024年3月31日的三个月的6000万美元，增加了3,300万美元。增长主要归因于1800万美元
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网络建设期间使用的资金补贴增加，这主要是由NECEC项目建设推动的，监管延期导致账面成本增加1100万美元，以及本期400万美元的有利股权收益。
利息支出，扣除资本后
截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，利息支出分别为1.25亿美元和9,500万美元。这一变化主要是由于利息支出增加了1700万美元，这主要是由Networks同期债务增加所致，而其他支出增加了2,800万美元，这主要是由商业票据和集团内部贷款的未清余额增加以及本期公允价值套期保值的不利变化所推动的，由该期间更高利率推动的1500万美元资本化利息所抵消。
所得税
截至2024年3月31日的三个月，包括联邦和州所得税在内的有效税率为5.8％，低于21％的联邦法定税率，这主要是由于生产税抵免的确认、《税法》产生的超额递延税摊销的影响、施工期间使用的资金补贴中的权益部分以及其他与房地产相关的流通项目的资金补贴部分被税收股权融资影响和州税所抵消。截至2023年3月31日的三个月，包括联邦和州所得税在内的有效税率为（9.1）％，低于21％的联邦法定税率，这主要是由于承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施工期间所用资金补贴的权益部分。
非公认会计准则财务指标
为了补充我们根据美国公认会计原则列报的合并财务报表，我们将调整后的净收益和调整后的每股收益、调整后的息税折旧摊销前利润和带税收抵免的调整后息税折旧摊销前利润视为未根据美国公认会计原则编制的财务指标。我们使用的非公认会计准则财务指标是特定于Avangrid的，其他公司的非公认会计准则财务指标可能无法以相同的方式计算。除了美国公认会计准则指标外，我们还使用这些非公认会计准则财务指标来制定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，并将此类业绩与前一时期和竞争对手的表现进行比较。我们认为，提出此类非公认会计准则财务指标很有用，因为此类指标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，我们之所以提出非公认会计准则财务指标，是因为我们认为这些指标和其他类似指标被某些投资者、证券分析师和其他利益相关方广泛用作业绩的补充指标。
我们将调整后的净收益定义为经调整后的净收益，其中不包括衍生工具公允价值变动和风力发电场重启后的加速折旧所产生的按市值计价的收益。我们认为，调整后的净收益对于理解和评估Avangrid核心业务领域的实际和预期财务业绩和贡献，以及更全面地比较和解释我们的业绩更有用。与调整后净收入最直接可比的美国公认会计原则是净收益。我们还将调整后的每股收益或调整后的每股收益定义为调整后的净收益转换为每股收益金额。
我们将调整后的息税折旧摊销前利润定义为调整后的净收益，以完全排除归属于非控股权益的净（亏损）收益、所得税支出（收益）、折旧和摊销、利息支出、扣除资本后的利息支出、其他（收益）支出和权益法投资的（收益）亏损的影响。我们将调整后的息税折旧摊销前利润和税收抵免定义为调整后的息税折旧摊销前利润，再加上分配给税收股权投资者的留存生产税抵免（PTC）和投资税收抵免（ITC）和PTC的税前影响。与调整后息税折旧摊销前利润和带有税收抵免的调整后息税折旧摊销前利润最直接可比的美国公认会计原则指标是净收入。
非公认会计准则财务指标的使用不应孤立地考虑，也不得作为Avangrid的美国公认会计原则财务信息的替代或优于该指标，并提醒投资者，非公认会计准则财务指标的用途有限，可能是Avangrid独有的，应仅被视为Avangrid美国公认会计准则财务指标的补充。非公认会计准则财务指标可能无法与其他公司的其他类似标题的指标进行比较，并且作为分析工具存在局限性。
非公认会计准则财务指标不是衡量我们在美国公认会计原则下的业绩的主要指标，不应被视为营业收入、净收入或根据美国公认会计原则确定的任何其他绩效指标的替代方案。
51

下表分别提供了截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，归属于Avangrid的净收益和非公认会计准则指标的调整后净收益、调整后的息税折旧摊销前利润和按分部划分的调整后息税折旧摊销前利润和税收抵免之间的对账情况：
 截至2024年3月31日的三个月
 总计网络可再生能源企业*
 （单位：百万）
归属于Avangrid, Inc.的净收益$351$268$95$(11)
调整：
按市值计价的调整——可再生能源(17)—(17)—
重启加速折旧3—3—
调整对所得税的影响 (1)4—4—
调整后净收益 (2)$341$268$84$(11)
归属于非控股权益的净（亏损）收益(29)1(30)—
所得税支出（福利）1657(10)(31)
折旧和摊销2981781182
扣除资本后的利息支出 12589432
其他（收入）支出(54)(58)(1)5
权益法投资的（收益）亏损(6)(4)(2)—
调整后的息税折旧摊销前利润 (3)$691$531$163$(3)
保留的 PTC 和 ITC47—47—
分配给税收股权投资者的PTC36—36—
含税收抵免的调整后息税折旧摊销前利润 (3)$775$531$247$(3)

 截至2023年3月31日的三个月
 总计网络可再生能源企业*
 （单位：百万）
归属于Avangrid, Inc.的净收益（亏损）$245$195$49$1
调整：
按市值计价的收益——可再生能源4—4—
调整对所得税的影响 (1)(1)—(1)—
调整后净收益 (2)$248$195$51$1
归属于非控股权益的净（亏损）收益(30)1(31)—
所得税支出（福利）(17)44(33)(28)
折旧和摊销2801741051
扣除资本后的利息支出 9570619
其他（收入）支出(25)(29)(2)6
权益法投资的（收益）亏损(2)(4)2—
调整后的息税折旧摊销前利润 (3)$549$451$98$—
保留的 PTC 和 ITC45—45—
分配给税收股权投资者的PTC39—39—
含税收抵免的调整后息税折旧摊销前利润 (3)$633$451$182$—
(1) 调整对所得税的影响：2024年——截至2024年3月31日的三个月，500万美元来自mTM收益，（100）万美元来自重组；2023年——来自截至2023年3月31日的三个月的mTM收益（100）万美元。
(2) 调整后净收益是一项非公认会计准则财务指标，在不包括可再生能源的mTM活动和风力发电场再供电中的加速折旧后列报。
(3) 调整后的息税折旧摊销前利润是一项非公认会计准则财务指标，其定义为调整后的调整后净收益，以完全排除归属于非控股权益的净（亏损）收益、所得税支出（收益）、折旧和摊销、扣除资本后的利息支出、其他（收益）支出的影响
52

以及权益法投资的 (收益) 损失.我们进一步将调整后的息税折旧摊销前利润和税收抵免定义为调整后的息税折旧摊销前利润，加上分配给税收股权投资者的留存PTC和ITC以及PTC的税前影响。
* 包括公司和其他非监管实体以及细分市场间的清除。
截至2024年3月31日的三个月，与截至2023年3月31日的三个月相比
调整后净收益
我们调整后的净收入从截至2023年3月31日的三个月的2.48亿美元增加到截至2024年3月31日的三个月的3.41亿美元，增加了9300万美元。增长的主要原因是纽约自2023年10月12日起加息，这主要是由于纽约自2023年10月12日起加息，可再生能源增长了3,300万美元，这主要是由于天气寒冷导致的平均价格上涨，这主要是由于天气寒冷，这主要是由于天气寒冷，公司减少了1300万美元。
下表将截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中归属于Avangrid的净收益与调整后净收益（非公认会计准则）以及归属于Avangrid的每股收益分别与调整后的每股收益（非公认会计准则）进行了对账：
三个月已结束
3月31日
（百万）20242023
网络$268$195
可再生能源9549
企业 (1)(11)1
净收入$351$245
调整：
按市值计价的调整——可再生能源 (2)(17)4
再供电加速折旧 (3)3—
调整对所得税的影响4(1)
调整后净收益 (4) $341$248
三个月已结束
3月31日
 20242023
网络$0.69$0.51
可再生能源0.240.13
企业 (1)(0.03)—
净收入$0.91$0.63
调整：
按市值计价的调整——可再生能源 (2)(0.05)0.01
再供电加速折旧 (3)0.01—
调整对所得税的影响0.01—
调整后每股收益 (4) $0.88$0.64
(1) 包括公司和其他非监管实体以及细分市场间的清除。
(2) 按市值计价的收益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动对收益的影响有关。
(3) 表示可再生能源中风力发电场重新供电所产生的加速折旧金额。
(4) 调整后净收益和调整后每股收益是非公认会计准则财务指标，在不包括可再生能源的mTM活动和风力发电场重启后的加速折旧后列报。
流动性和资本资源
我们的运营、资本投资和业务发展需要大量的短期流动性和长期资本资源。从历史上看，我们一直使用信贷额度和商业票据计划下的运营和借款现金作为主要的流动性来源。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、股票发行和借款来满足。持续获得这些流动性和资本来源对我们至关重要。由于我们无法控制的情况，例如金融市场的普遍混乱和经济状况不利，风险可能会增加。
53

我们和我们的子公司必须遵守与各自贷款协议有关的某些契约。这些契约是融资协议中的标准和惯例，截至2024年3月31日的三个月中，我们和我们的子公司都遵守了此类契约。
流动性状况
我们通过与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贷款安排来优化我们在美国境内的流动性，向有流动性需求的子公司提供剩余现金贷款，但受监管的公用事业公司不得向不受监管的关联公司贷款。这些安排最大限度地降低了整体短期融资成本，并最大限度地提高了子公司临时现金投资的回报。我们有能力向承诺向Avangrid信贷额度的贷款机构借款高达35.75亿美元，如下所述
下表分别提供了截至2024年3月31日和2023年12月31日的流动性状况的组成部分：
截至3月31日，截至12月31日，
20242023
 （单位：百万）
现金和现金等价物$152$91
Avangrid 信贷额度3,5753,575
Iberdrola 集团信贷额度750750
减去：借款(2,364)(1,332)
总计$2,113$3,084
Avangrid 商业票据计划
Avangrid有一个限额为20亿美元的商业票据计划，该计划由Avangrid信贷额度（如下所述）支持。截至2024年3月31日和2024年4月23日，扣除资产负债表折扣后的未偿商业票据分别为18.64亿美元和18.83亿美元。
Avangrid 信贷额度
Avangrid及其子公司纽约证券交易所、RG＆E、CMP、UI、CNG、SCG和BGC均为联合借款人，与银行集团或Avangrid信贷额度有循环信贷额度，该额度总额最高为35.75亿美元，已于2021年11月23日执行。
根据Avangrid信贷额度的条款，每位共同借款人都有最高借款资格或次级限额，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大限额。2021年11月23日，已执行的Avangrid信贷额度将Avangrid的最高分额度从15亿美元提高到25亿美元。Avangrid信贷额度包含对Avangrid合并温室气体排放强度敏感的定价。信贷额度还包含负面契约，包括将每位借款人允许的最大合并债务与合并总资本的比率定为0.65比1.00的契约。根据Avangrid信贷额度，每位借款人将根据其信用评级支付年度贷款费。初始设施费将从10到22.5个基点不等。Avangrid信贷额度的到期日为2026年11月22日。2023年7月17日，对Avangrid信贷额度进行了修订和重申，除其他外，规定用基于SOFR的利率取代基于伦敦银行同业拆借利率的利率。截至2024年3月31日和2024年4月23日，我们在该信贷额度下未偿还的借款均为0美元。
由于Avangrid信贷额度也是Avangrid商业票据计划的支持，因此截至2024年3月31日和2024年4月23日，该融资机制下的可用总额分别为17.01亿美元和16.82亿美元。
Iberdrola 集团信贷额度
2023年6月18日，Avangrid向Iberdrola的子公司Iberdrola Financiación, S.A.U. 提供的信贷额度到期。该设施的限额为5亿美元。2023年7月19日，我们取代了该信贷额度，增加了7.5亿美元，到期日为2028年6月18日。根据Avangrid当前穆迪和标准普尔对优先无抵押长期债务的评级，Avangrid为该贷款支付22.5个基点（年利率）的季度融资费。截至2024年3月31日和2024年4月23日，我们在该信贷额度下分别有5亿美元和6.02亿美元的未偿借款。
54

集团内部绿色贷款
2023年7月19日，我们与伊贝德罗拉的子公司Iberdrola Financiación, S.A.U. 签订了绿色定期贷款协议，本金总额为8亿美元，将于2033年7月13日到期，利率为5.45％（集团内部绿色贷款）。
资本要求
我们预计将为我们的资本需求提供资金，包括但不限于任何季度股东分红和资本投资，主要来自我们业务运营提供的现金以及未来的资本市场准入。如上所述，我们有循环信贷额度来为短期流动性需求提供资金，我们相信，由于需要长期增长资本，我们将继续有机会进入资本市场。考虑到当前的经济环境，管理层预计我们将继续有足够的流动性和财务灵活性来满足我们的业务需求。
我们预计在2024年剩余时间内将产生约28亿美元的资本支出。这一估计有待持续审查，实际资本支出可能会有很大差异。因此，与太阳能电池板和电池相关的时间和最终成本以及相关的项目资本支出可能与我们目前的预期有所不同。
现金流
我们的现金流取决于许多因素，包括总体经济状况、监管决策、天气、大宗商品价格变动以及运营费用和资本支出控制。
以下是截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中按活动分列的现金流摘要：
三个月已结束
3月31日
 20242023
 （单位：百万）
经营活动提供的净现金$153$204
用于投资活动的净现金(944)(819)
融资活动提供的净现金852618
现金、现金等价物和限制性现金净增加$61$3
运营活动
截至2024年3月31日的三个月，经营活动产生的现金与截至2023年3月31日的三个月相比减少了5,100万美元，这主要归因于该期间现金收款和现金支付时机推动的流动资产和负债净减少以及本期利息支付的增加。
投资活动
在截至2024年3月31日的三个月中，用于投资活动的净现金为9.44亿美元，其中包括8.72亿美元的资本支出和1.16亿美元的离岸合资企业资本出资，部分被4000万美元的建筑援助捐款所抵消。
在截至2023年3月31日的三个月中，用于投资活动的净现金为8.19亿美元，其中包括8.36亿美元的资本支出，部分被1900万美元的建筑援助捐款所抵消。
融资活动
在截至2024年3月31日的三个月中，融资活动提供了8.52亿美元的现金，主要反映了本期应付票据净增加10亿美元，非控股权益出资5,300万美元，被该期间非控股权益的分配额3,900万美元和1.7亿美元的股息所抵消。
在截至2023年3月31日的三个月中，融资活动使用了6.18亿美元的现金，主要反映了非流动债务和本期应付票据的净增加7.18亿美元，非控股权益的出资7400万美元，被该期间对非控股权益的300万美元分配和1.7亿美元的股息所抵消。
55

资产负债表外安排
与截至2023年12月31日的财政年度的10-K表中报告的资产负债表外安排相比，在截至2024年3月31日的三个月中，我们的资产负债表外安排没有实质性变化。
合同义务
与我们在10-K表格中报告的截至2023年12月31日的财年相比，截至2024年3月31日的三个月中，合同和或有债务没有实质性变化。
关键会计政策与估计
我们已根据美国公认会计原则编制了此处提供的随附简明合并财务报表。在编制随附的简明合并财务报表时，我们的管理层做出了某些估计和假设，这些估计和假设影响了报告的资产、负债、股东权益、收入和支出金额及其披露。尽管我们认为所使用的这些政策和估计是适当的，但未来的实际事件可能而且经常会导致与这些估计值存在重大差异的结果。截至2024年3月31日，我们在截至2023年12月31日的财年10-K表中描述的重大会计政策的唯一显著变化是我们采用了截至2024年3月31日的三个月简明合并财务报表附注3中描述的新会计声明。
新会计准则
我们会审查新的会计准则，以确定采用每种此类准则将产生的预期财务影响（如果有）。截至2024年3月31日的三个月简明合并财务报表附注3描述了我们截至2024年1月1日通过并反映在简明合并财务报表中的新会计公告。
56

关于前瞻性陈述的警示性声明
本10-Q表季度报告包含许多前瞻性陈述。前瞻性陈述可以通过使用前瞻性术语来识别，例如 “可能”、“将”、“可以”、“可以”、“期望”、“相信”、“预期”、“打算”、“计划”、“估计”、“项目”、“假设”、“指南” (s)、” “目标”、“预测”、“确信这一点” 和 “寻求” 或否定此类术语或对此类条款或类似术语的其他变体。此类前瞻性陈述包括但不限于有关我们的计划、目标和意图的陈述、对收益、收入、支出或其他未来财务或业务业绩的展望或预期、战略或预期，或法律或监管事项对业务、经营业绩或业务财务状况的影响以及其他非历史事实的陈述。此类陈述基于我们管理层当前的合理信念、预期和假设，并存在重大风险和不确定性，可能导致实际结果和结果出现重大差异。我们在10-K表格和随后向美国证券交易委员会提交的其他文件中讨论了重要因素，并应对其进行审查。具体而言，前瞻性陈述包括但不限于：
•有关与Iberdrola的拟议交易的任何声明，包括委员会就拟议交易进行审查、评估、谈判和向董事会提出建议的预期时间表，完成拟议交易的预期时间表或能力，或拟议交易的预期收益；
•地方、州或联邦监管机构的作为或不作为；
•我们受监管的公用事业业务及时或完全收回成本或通过基准费率、成本回收条款和其他监管机制获得某些资产或投资资本回报的能力；
•我们的运营子公司购买和销售能源商品及相关运输和服务，可能对我们的业务和财务状况产生重大不利影响；
•总体市场、商业、经济、劳动、监管和政治状况的不利发展，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；
•对适用法律和法规的任何变更的影响，包括那些需要进行全民公决的变更分别影响电力和天然气公用事业以及可再生能源发电设施的所有权和运营的影响，包括但不限于与环境和气候变化、税收、价格控制、监管机构的批准和许可有关的法律和法规；
•努力维持响应式可持续发展计划；
•对进口商品征收的新关税；
•特殊外部事件的影响，例如任何网络漏洞或其他事件、电网干扰、战争或恐怖主义行为、内乱或社会动荡、自然灾害、疫情健康事件或其他类似事件；
•互连公用事业和/或RTO规则、政策、程序和FERC费率以及市场条件对可再生能源项目运营和创收能力的潜在限制；
•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持有人和租赁持有人的权利；
•罢工、停工或无法按照商业上合理的条件谈判未来的集体谈判协议；
•技术发展；
•地缘政治的不稳定可能会加剧现有的风险因素；
•未来的财务业绩、预期的流动性和资本支出；
•天气条件不利或低于产量预期；
•与业务和市场相关的惯常风险，包括保修期限和到期以及PPA到期或提前终止；
•伊贝德罗拉对股票的影响以及伊贝德罗拉未来发行的普通股的影响；
•纽约证券交易所上市公司的 “受控公司” 公司治理规则豁免可能会降低我们的普通股对某些投资者的吸引力或以其他方式损害我们的股价；
•我们的股息政策由董事会酌情决定，并可能受到我们在纽约法律下的债务协议和限制的限制；
•如果我们的子公司无法向我们支付股息或偿还贷款，则有能力履行我们的财务义务并支付普通股股息；
•维持对财务报告的有效内部控制的能力；
•我们的投资和现金余额存在损失风险；
•为我们的业务融资的成本和可用性本质上是不确定的；
•诉讼或行政程序；
•无法为所有潜在风险投保；
•在竞争激烈的劳动力市场中招募和留住高素质和多元化的员工队伍的能力；
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•完成资本项目的金额、时间或能力的变化；
•总体市场、商业、经济、劳动、监管和政治状况的不利发展，包括但不限于通货膨胀、通货紧缩、供应链中断以及价格和劳动力成本变化的影响，包括商务部可能对可再生太阳能项目产生不利影响的反规避申请；
•气候变化、天气模式波动和极端天气事件的影响；
•特殊外部事件的影响，例如任何网络漏洞或其他事件、电网干扰、战争或恐怖主义行为、内乱或社会动荡、自然灾害、疫情健康事件或其他类似事件，包括与俄罗斯和乌克兰的持续地缘政治冲突；
•灾难性或地缘政治事件对商业和经济状况的影响；
•会计准则变更的实施；
•负面宣传或其他声誉损害；以及
•其他目前未知的不可预见因素。
如果其中一项或多项风险或不确定性成为现实，或者任何基本假设被证明不正确，则实际结果在重大方面可能与这些前瞻性陈述所表达或暗示的结果有所不同。您不应过分依赖这些前瞻性陈述。除非适用的证券法另有要求，否则我们没有义务更新或修改任何前瞻性陈述以反映本报告发布之日之后的事件或情况，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因造成的。我们不时向美国证券交易委员会提交的报告中详细介绍了其他风险因素，我们鼓励您查阅此类披露信息。
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
与我们在10-K表中报告的截至2023年12月31日的财年相比，在截至2024年3月31日的三个月中，我们的市场风险没有实质性变化。
第 4 项控制和程序
评估披露控制和程序
截至本10-Q表季度报告所涉期末，我们的管理层在首席执行官或首席执行官以及首席财务官或首席财务官的参与下，评估了我们的披露控制和程序（定义见经修订的1934年《证券交易法》（《交易法》）第13a-15（e）条和第15d-15（e）条）的有效性。根据此类评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至该日，我们的披露控制和程序是有效的。
内部控制的变化
在本10-Q表季度报告所涉期间，我们对管理层根据《交易法》第13a-15（d）条或第15d-15（d）条进行的评估中确定的财务报告的内部控制没有变化，这些变化对我们的财务报告内部控制产生了重大影响或合理可能产生重大影响。
对控制和程序有效性的限制
在设计和评估披露控制和程序时，管理层认识到，任何控制和程序，无论设计和运作多么良好，都只能为实现预期的控制目标提供合理的保证。此外，披露控制和程序的设计必须反映出以下事实：存在资源限制，管理层在评估可能的控制和程序相对于成本的好处时必须作出判断。
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第二部分。其他信息

第 1 项。法律诉讼
请阅读本报告第一部分第1项下所附未经审计的简明合并财务报表中的 “附注8——意外开支” 和 “附注9——环境负债”，讨论我们认为可能对我们至关重要的法律诉讼。
第 1A 项。风险因素
股东和潜在投资者应仔细考虑我们在截至2023年12月31日的财年10-K表格中披露的风险因素。我们风险因素的唯一重大变化与以下项目有关：
与普通股所有权相关的风险因素
无法保证Iberdrola, S.A. 的意向书会导致最终交易，如果没有最终交易，提案的变更以及相关诉讼的启动可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响
2024年3月6日，Avangrid的董事会或董事会无关联委员会或委员会收到了来自Iberdrola, S.A. 或Iberdrola的一份不具约束力的提案，要求以每股现金34.25美元的价格收购所有不归Iberdrola或其附属公司所有的Avangrid已发行和流通普通股（非约束性提案）。伊贝德罗拉拥有Avangrid已发行和流通普通股的约81.6％。公开宣布收到非约束性提案影响了Avangrid普通股的价格。
2024 年 3 月 6 日，董事会开会并决定，委员会将审查、评估、谈判、批准或不批准由独立法律和财务顾问建议的不具约束力的提案，以及可能提供给 Avangrid 的任何其他替代提案或其他战略方案。非约束性提案中拟议交易的完成取决于委员会和Avangrid股东对拟议交易的批准，这些股东总共持有Iberdrola, S.A. 及其附属公司未持有的大部分已发行普通股。
鉴于Iberdrola在不具约束力的提案中表示，Iberdrola不打算出售其拥有的任何Avangrid普通股，该委员会目前正在探索战略选择，包括继续作为上市公司、独立公司还是作为私人控股公司。尚未就Avangrid对非约束性提案的回应或其任何替代方案做出任何决定。董事会警告说，它只收到一份不具约束力的提案，该提案不构成可以接受的要约或提案，可以随时以任何方式撤回。无法保证会提出任何最终要约，无法保证任何协议都会得到执行，也无法保证非约束性提案中提出的交易或任何其他交易将获得批准或完成。没有明确的收购Avangrid普通股的提议，或者非约束性提案的修改，以及关于非约束性提案的诉讼的开始，可能会对Avangrid普通股的市场价格产生不利影响。
第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用
没有。
第 3 项。优先证券违约
没有。
第 4 项矿山安全披露
不适用。
第 5 项其他信息
没有。
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第 6 项。展品
以下文件作为本10-Q表格的附录包括在内：
展品编号  描述
31.1
根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的第13a-14（a）条和第15d-14（a）条进行首席执行官认证。*
31.2
根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的第13a-14（a）条和第15d-14（a）条进行首席财务官认证。*
32
根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18条第1350条进行认证。*
101.INSXBRL 实例文档。*
101.SCHXBRL 分类扩展架构文档。*
101.CALXBRL 分类扩展计算链接库文档。*
101.DEFXBRL 分类扩展定义链接库文档。*
101.LABXBRL 分类扩展标签链接库文档。*
101.PREXBRL 分类扩展演示文稿链接库文档。*
*随函提交。
†补偿计划或协议。
60

签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使经正式授权的下列签署人代表其签署本报告。
  Avangrid, Inc.
   
日期：2024 年 4 月 24 日
作者：/s/ Pedro Azagra Blázquez
  佩德罗·阿扎格拉·布拉兹克斯
  董事兼首席执行官
日期：2024 年 4 月 24 日
作者：/s/ 贾斯汀 B. 拉加斯
  
贾斯汀·B·拉加斯
  高级副总裁-首席财务官兼财务总监
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