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以下討論和分析提供了有關南印第安納州天然氣和電力公司（以下簡稱 “公司”）經營業績的更多信息，這些信息是對公司2023年合併財務報表及其附註中提供的信息的補充，應與之一起閲讀。以下討論和分析還應與CenterPoint Energy Inc.2023年與公司相關的10-K表年度報告一起閲讀，其中包括風險因素和前瞻性陳述。

該公司的收入主要來自向客户提供天然氣和電力服務，而公司的主要現金流來源是收取客户賬單以及為提供天然氣和電力服務而採購的商品和服務的付款。

經營業績執行摘要

經營業績

2023年，該公司的收益為8000萬美元，而2022年為1.09億美元，減少了2900萬美元。這種不利的差異主要是由於與A.B. Brown發電廠證券化相關的客户利率抵免導致利潤率下降。

監管環境

天然氣和電力業務，包括零售費率和費用、服務條款、會計事項、融資和某些其他運營事宜，受印第安納州公用事業監管委員會（IURC）監管。

在該公司的天然氣服務領域，正常温度調節（NTA）和解耦機制在很大程度上緩解了由於天氣和消費模式的變化而導致向住宅和商業客户銷售量的變化所造成的影響。除了這些機制外，IURC還批准了天然氣和電力基礎設施替代計劃，允許在基準利率案件程序之外收回這些投資。此外，向天然氣客户收取的費率包含天然氣成本調整（GCA），電費包含燃料調整條款（FAC）。這兩種成本跟蹤機制都允許及時調整費用，以反映天然氣成本和燃料成本的變化。該公司對其他物質運營成本使用類似的機制，這允許在基準利率範圍之外進行收入變動。

評分設計策略

向住宅和商業客户銷售天然氣和電力主要是季節性的，受天氣影響。隨着更高效的電器和熔爐的安裝以及公司的公用事業實施節能計劃，天然氣住宅和商業客户的平均消耗量趨勢趨於下降。在公司的天然氣服務領域，NTA和脱鈎機制在很大程度上緩解了由於天氣和消費模式的變化而導致向這些客户銷售量的變化所造成的影響。

在公司的天然氣服務領域，IURC已批准裸鋼和鑄鐵替代計劃。2012年和2013年通過了州法律，擴大了公用事業在基準費率程序之外收回聯邦授權項目的某些成本和其他重大天然氣配送和輸電基礎設施替代投資的能力。該公司已獲準實施這些機制。

2017年，該公司的電力服務領域開始收回配電和輸電基礎設施替代投資的某些成本。電力服務領域目前還收回了基準費率之外的某些輸電投資。電力服務領域既沒有NTA也沒有脱鈎機制；但是，費率設計提供了損失的利潤回收機制，該機制與保護舉措配合使用。

追蹤的運營費用

天然氣成本和為客户提供服務所產生的燃料成本是公司最重要的兩項運營支出。向天然氣客户收取的費率包含GCA。GCA允許公司及時收取購買天然氣成本的變動費用，包括基於實際經驗的下落不明的天然氣費用，但上限基於歷史的上限

經驗。電費率包含 FAC，允許及時調整電能收費以反映燃料成本的變化。購買電力的淨能源成本也可通過FAC及時收回，但須遵守基於紐約商品交易所（NYMEX）天然氣價格的批准可變基準。

GCA和FAC程序包括定期申報和IURC聽證會，以確定未來指定時期的價格調整。這些程序還規定，將代表估計費用的實際回收額與實際發生的費用之間的任何差異列入以後的時期。

IURC還適用了授權GCA和FAC程序的法規，在必要時通過應用收益測試將淨營業收入限制在上次一般利率令中批准的水平。在本報告所述期間，公司沒有受到收益測試的影響。

MISO費用和其他可靠性成本以及為零售電力客户提供服務所產生的收入通過RCRA和MCRA收回。MISO費用包括根據MISO的FERC批准的費率對無功功率、調度和輸電網絡費用等項目收取的特定費用，這些費用由各MISO成員共同承擔。可靠性成本和收入包括購買電力的非燃料成本以及與某些可中斷客户相關的成本和信用。

根據歷史經驗，天然氣管道完整性管理運營成本、為能源效率計劃提供資金的成本、MISO成本以及無法收回的賬户開支中的天然氣成本部分均通過典型基準利率回收之外的機制回收。此外，某些運營成本，包括與聯邦授權投資相關的折舊、天然氣和配電以及輸電基礎設施替代投資，以及不按基準費率的區域輸電資產，也可通過典型基準利率回收之外的機制回收。

收入和利潤率還受到州法定税收的影響，這些税收主要隨着天然氣和燃料成本的變化而波動。

基準費率訂單

2023年12月5日，該公司向IURC提交了一份申請，要求授權通過分階段提高費率來修改其電力公用事業服務的費率和收費。根據展望的2025年測試年，要求的增幅約為16％，合1.19億美元。提高費率的需求主要是由為確保系統的安全性和可靠性而進行的持續投資以及運營費用的正常增長所推動的。該利率案例反映了按55％的權益比率提出的10.4％的投資回報率。聽證會定於2024年4月下旬至5月中旬舉行。預計將在2024年第四季度下達最終訂單。

有關涉及公司的重大監管程序的更多具體信息，請參閲合併財務報表附註9。

運營趨勢

利潤

在本次討論中，使用了天然氣利潤率和電氣利潤率這兩個術語。天然氣利潤率的計算方法是天然氣收入減去天然氣銷售成本。電力利潤率的計算方法是電力收入減去燃料成本和購買的電力。該公司認為，天然氣和電力的利潤率比收入更能衡量相對貢獻，因為天然氣價格、燃料和購買的電力成本可能會波動，並且通常按美元兑美元向客户收取。

此外，該公司還單獨反映了天然氣利潤率和電氣利潤率內的監管費用回收機制。這些金額代表以美元兑美元收回的其他業務費用。公司利用這些經批准的監管機制從基準利率所反映的金額中收回運營支出的變化，這些費用通常是容易波動的支出。以下是對利潤率的討論和分析。

電力利潤（電力收入減去燃料成本和購買的電力）

按客户類型劃分的電利潤率和銷售量如下：

(1) 包括截至2023年12月31日止年度證券化子公司的1700萬美元收入。

零售

截至2023年12月31日的財年，電力零售公用事業利潤率為4.07億美元，而2022年為4.32億美元，減少了2500萬美元。利潤率的變化主要反映了與A.B. Brown發電廠證券化相關的應付客户利率抵免額減少了2,800萬美元，由於天氣温和而減少了1,100萬美元，由於客户使用和增長而減少了200萬美元，CECA和ECA增加了100萬美元，TDSIC增加了800萬美元，雜項收入增加了300萬美元，部分抵消了利潤的變化。2023年的加熱度天數為正常水平的82％，而2022年為正常水平的107％；2023年的降温度天數為正常水平的94％，而2022年為正常水平的103％。

批發電力活動的利潤

該公司在其服務區域內建造的符合MISO區域輸電擴張計劃標準的輸電項目可獲得回報，並且還推銷和出售其發電和輸電容量以優化其自有資產的回報。當給定小時內MISO的銷售量超過為原生負載購買的金額時，幾乎所有的系統外銷售都是在MISO Day Ahead和實時市場中產生的。MISO 系統外餘量和傳輸系統餘量的更多詳細信息如下：

2023年，與符合條件的項目（包括恢復機制和其他輸電系統運營的對賬）相關的輸電系統利潤總額為2300萬美元，而2022年為2600萬美元，減少了300萬美元。

截至2023年12月31日的財年，系統外銷售利潤率為700萬美元，而2022年為1,600萬美元，減少了900萬美元。2011年5月實施的基準費率變更要求每年收入超過或低於800萬美元的系統外銷售的批發利潤與客户平均分享。

天然氣利潤（天然氣收入減去天然氣銷售成本）

按客户類型劃分的天然氣利潤率和吞吐量如下：

截至2023年12月31日的財年，天然氣利潤率為9,800萬美元，而2022年為8,800萬美元，增長了1000萬美元。利潤率的增加主要是由於通過我們的合規和系統改進調整（CSIA）附加條款收回了先前推遲的運維成本。由於公司的費率設計，天氣對客户利潤率的影響相對較小。銷售和運輸量的減少主要是由於天氣造成的。2023年的加熱度天數為正常水平的77％，而2022年為正常水平的98％。

運營費用

操作和維護

截至2023年12月31日的財年，運營和維護費用為2.51億美元，而2022年為2.47億美元，增加了400萬美元。運營和維護成本的增加主要是由於與合規和系統改進調整（CSIA）相關的直通成本增加，2023年底發電設施成本的降低部分抵消了這些成本。

折舊和攤銷

2023年的折舊和攤銷費用為1.46億美元，而2022年為1.44億美元，增加了200萬美元。這一增長是由於投入使用的公用事業工廠的額外投資，包括按截至收購之日的淨賬面價值從CenterPoint Energy購買的不動產、廠房和設備資產。

選定的電力運行統計數據

選定的天然氣運營統計數據