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WEC能源集团服务于约 1.7 百万电力客户和 3.0 万天然气客户，拥有约 60 ATC的%，并拥有多个可再生能源发电设施的多数权益，作为其非公用事业能源基础设施部门的一部分。

正如这些附注所使用的，“财务报表”一词是指简明综合财务报表。这包括损益表、综合收益表、资产负债表、现金流量表和权益报表，除非另有说明。在本报告中，当我们提及“公司”、“我们”、“我们”、“我们的”或“我们的”时，我们指的是WEC能源集团及其所有子公司。

在我们的财务报表上，我们合并了我们控制的拥有多数股权的子公司和VIE，我们是其中的主要受益者。我们将我们不作为合并权益组成部分拥有的实体部分的非控制性权益与归属于我们股东的权益分开反映。我们在资产负债表上报告为权益的非控制性权益与第三方在可再生能源发电设施中持有的少数权益有关，这些权益包含在我们的非公用事业能源基础设施部门中。

我们使用权益法核算对我们未控制但对其施加重大影响的公司的经营和财务政策的投资。由于我们的投票权有限，我们将ATC和ATC Holdco计入权益法投资。 有关更多信息，请参见附注17，对传输附属公司的投资。

我们已根据SEC和GAAP的规则和规定编制了本10-Q表中提供的未经审计的中期财务报表。因此，这些财务报表不包括GAAP要求的年度财务报表的所有信息和脚注。这些财务报表应与我们截至2023年12月31日止年度的10-K表格年度报告中的合并财务报表和脚注一起阅读。中期财务业绩可能无法真实反映该年度的业绩。特别是，由于季节性差异和其他因素，截至2024年3月31日的三个月的业务结果不一定表明2024年的预期结果。

管理层认为，我们已将所有调整包括在内，无论是正常的还是经常性的，这是公平列报我们的财务业绩所必需的。

根据主题805：明确业务定义（ASU2017-01），交易被评估并作为资产或业务的收购入账，交易成本在资产收购中资本化。经认定，以下各项收购均符合资产收购标准。下文某些收购的购买价格包括记录为与购电协议相关的长期负债的无形资产。更多信息见附注16，商誉和无形资产。

收购德克萨斯州的太阳能发电设施

2024年3月，WECI签署协议，收购一 90 Delilah I的%所有权权益，a 300 德克萨斯州拉马尔县正在建设的MW太阳能发电设施，价格约为$ 459.0 百万。该项目有一个承购协议，该设施将生产的所有能源为期一段时间 15 自商业运营之日起数年。该交易有待FERC批准，预计将于2024年第二季度末开始商业运营，届时交易有望完成。Delilah I预计将获得PTC资格，并将被纳入非公用事业能源基础设施部分。

2023年2月，WECI完成了对一 80 Samson I的%所有权权益，这是一家商业运营 250 德克萨斯州拉马尔县的MW太阳能发电设施。参孙一世以$ 257.3 百万，其中包括与或有对价、交易成本相关的付款，并已扣除收购的现金。该项目有一个承购协议，该设施将生产的所有能源为期一段时间 15 年，自商业运营之日起，即2022年5月。Samson I有资格获得PTC，并被纳入非公用事业能源基础设施部分。2024年1月，WECI收购了额外的 10 对Samson I的%所有权权益，价格为$ 28.1 百万。

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收购威斯康星州的发电设施

2023年6月，WE完成了对 100 MWs of West Riverside的铭牌容量，在两个潜在期权行使中的第一个。West Riverside是位于威斯康星州伯洛伊特的一家商业运营的双燃料联合循环发电设施。收购前，WPS获得批准，可将其所有权权益权利转让给WE。WE的投资是$ 95.3 百万。此外，WPS于2023年9月向PSCW提出申请，要求行使第二次选择权以收购额外 100 West Riverside铭牌容量的MW。与第一种选择权一样，2023年10月，WPS申请批准根据第二种选择权将其所有权权益转让给WE。PSCW于2024年2月批准了这两项请求。预计WE在这笔投资中的增量份额约为$ 100 万，预计交易将于2024年6月完成。

2023年4月，WPS与一家非关联公用事业公司一起完成了对Red Barn的收购，后者是一家商业运营的公用事业规模的风力发电设施。该项目位于威斯康星州格兰特县，WPS拥有 82 该项目的MW。WPS在该项目成本中所占份额为$ 143.8 百万。Red Barn获得PTC资格。

2023年1月，WE与WPS完成了对WhiteWater的收购，这是一家投入商业运营的 236.5 位于威斯康星州怀特沃特的MW双燃料（天然气和低硫燃料油）联合循环发电设施，价格为$ 76.0 百万。

收购伊利诺伊州的发电设施

2023年2月，在实现商业化运营后，WECI完成了对A 90 Sapphire Sky的%所有权权益，a 250 伊利诺伊州麦克莱恩县MW风力发电设施，总投资$ 442.6 万，其中包括交易成本，并扣除收购的现金。该项目有一个承购协议，该设施将生产的所有能源为期一段时间 12 自商业运营之日起数年。Sapphire Sky获得PTC资格，并被纳入非公用事业能源基础设施部分。

2022年10月，微芯科技签署协议，收购一 80 Maple Flats的%所有权权益，a 250 伊利诺伊州克莱县正在建设的兆瓦太阳能发电设施，价格约为$ 360 百万。该项目有一个承购协议，该设施将生产的所有能源为期一段时间 15 自商业运营之日起数年。该交易有待FERC批准，预计将于2024年第四季度开始商业运营，届时交易预计将完成。Maple Flats预计将有资格获得PTC，并将被纳入非公用事业能源基础设施部分。

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有关我们营业收入的更多信息，请参阅我们2023年10-K表格年度报告中的附注1（d），营业收入。

营业收入分拆

以下表格按收入来源分列我们的营业收入。我们没有任何与电力传动部门相关的收入，其中包括使用权益法核算的投资。我们将收入分解为描述收入和现金流的性质、金额、时间以及不确定性如何受到经济因素影响的类别。对于我们的部门，收入进一步按电力和天然气业务分类，然后按客户类别分类。我们电力和天然气业务中的每个客户类别对服务、能源和需求要求有不同的期望，并且可能受到其管辖范围内的监管活动的不同影响。

（百万）						威斯康辛州						伊利诺伊州						其他州						公用事业运营总额						非公用事业能源基础设施						企业及其他						调和消除						WEC能源集团并表
截至2024年3月31日止三个月
电动						$	1,185.3					$	—					$	—					$	1,185.3					$	—					$	—					$	—					$	1,185.3
天然气						586.0						603.8						173.6						1,363.4						14.5						—						( 14.2 )						1,363.7
受监管收入总额						1,771.3						603.8						173.6						2,548.7						14.5						—						( 14.2 )						2,549.0
其他非公用事业收入						—						—						5.0						5.0						52.1						—						( 1.6 )						55.5
与客户签订的合同收入总额						1,771.3						603.8						178.6						2,553.7						66.6						—						( 15.8 )						2,604.5
其他营业收入						7.5						62.2						6.0						75.7						104.3						—						( 104.3 )			(1)			75.7
营业总收入						$	1,778.8					$	666.0					$	184.6					$	2,629.4					$	170.9					$	—					$	( 120.1 )					$	2,680.2

（百万）						威斯康辛州						伊利诺伊州						其他州						公用事业运营总额						非公用事业能源基础设施						企业及其他						调和消除						WEC能源集团并表
截至2023年3月31日止三个月
电动						$	1,203.8					$	—					$	—					$	1,203.8					$	—					$	—					$	—					$	1,203.8
天然气						784.4						577.7						245.0						1,607.1						21.3						—						( 21.1 )						1,607.3
受监管收入总额						1,988.2						577.7						245.0						2,810.9						21.3						—						( 21.1 )						2,811.1
其他非公用事业收入						—						—						5.2						5.2						43.5						—						( 1.6 )						47.1
与客户签订的合同收入总额						1,988.2						577.7						250.2						2,816.1						64.8						—						( 22.7 )						2,858.2
其他营业收入						8.1						22.0						( 0.2 )						29.9						101.4						—						( 101.4 )			(1)			29.9
营业总收入						$	1,996.3					$	599.7					$	250.0					$	2,846.0					$	166.2					$	—					$	( 124.1 )					$	2,888.1

(1)消除的金额代表与We Power租赁给WE以向其客户供电的某些工厂相关的租赁收入。租赁付款从We Power向WE开具账单，然后根据PSCW和FERC的授权以WE的费率收回。WE运营这些电厂，并获得PSCW和威斯康星州法律的授权，可以全额收回审慎产生的电费运营和维护成本。

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与客户订立合约的收入

电力公用事业营业收入

下表将电力公司运营收入按客户类别分类：

						截至3月31日止三个月
（百万）						2024						2023
住宅						$	483.2					$	486.5
小型商业和工业						391.7						393.6
大型商业和工业						217.6						229.8
其他						7.9						8.0
零售总收入						1,100.4						1,117.9
批发						25.6						34.2
转售						45.1						40.6
蒸汽						10.2						11.0
其他公用事业收入						4.0						0.1
电力公司营业总收入						$	1,185.3					$	1,203.8

天然气公用事业运营收入

以下表格将天然气公用事业运营收入按客户类别分类：

（百万）						威斯康辛州						伊利诺伊州						其他州						天然气公用事业营业收入总额
截至2024年3月31日止三个月
住宅						$	397.6					$	375.0					$	111.4					$	884.0
商业和工业						191.8						107.0						54.0						352.8
零售总收入						589.4						482.0						165.4						1,236.8
交通运输						29.8						90.1						11.6						131.5
其他公用事业收入(1)						( 33.2 )						31.7						( 3.4 )						( 4.9 )
天然气公用事业营业收入总额						$	586.0					$	603.8					$	173.6					$	1,363.4

（百万）						威斯康辛州						伊利诺伊州						其他州						天然气公用事业营业收入总额
截至2023年3月31日止三个月
住宅						$	554.8					$	368.9					$	164.5					$	1,088.2
商业和工业						295.2						117.9						91.5						504.6
零售总收入						850.0						486.8						256.0						1,592.8
交通运输						28.9						90.1						10.9						129.9
其他公用事业收入(1)						( 94.5 )						31.7						( 21.9 )						( 84.7 )
天然气公用事业营业收入总额						$	784.4					$	608.6					$	245.0					$	1,638.0

(1)包括受我们公用事业公司购买的天然气回收机制约束的收入，这些收入根据我们公用事业公司发生的实际天然气成本按分部波动，与在费率方面预期的天然气成本回收相比。

其他天然气营业收入

我们还有来自Bluewater的其他天然气运营收入，这属于我们的非公用事业能源基础设施部门。碧水源已与WE、WPS、WG订立天然气储存服务的长期服务协议。与WE、WPS和WG的服务协议相关的所有金额已在合并层面消除。

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其他非公用事业营业收入

其他非公用事业运营收入主要包括以下方面：

						截至3月31日止三个月
（百万）						2024						2023
风力发电收入						$	44.5					$	36.0
We Power收入(1)						6.0						5.9
家电服务收入						5.0						5.2
其他非公用事业营业收入合计						$	55.5					$	47.1

(1) 作为WE Power电力公用事业发电机组建设的一部分，我们在建设期间将利息资本化，这包括在物业、厂房和设备中。在PSCW允许的情况下，我们在施工期间向WE的公用事业客户收取了这些承载成本。这些账面成本的权益部分记录为合同负债，在我们的资产负债表上显示为递延收入净额。我们在We Power与WE的相关租赁期限内不断将递延持有成本摊销到收入中。

其他营业收入

其他营业收入主要包括以下方面：

						截至3月31日止三个月
（百万）						2024						2023
替代收入(1)						$	60.5					$	11.8
滞纳金收费						14.6						17.2
其他						0.6						0.9
其他营业收入合计						$	75.7					$	29.9

(1)替代收入包括根据脱钩机制、批发校准和保护改善骑手校准需要收回或退还给客户的金额。有关我们的替代收入的更多信息，请参阅我们2023年10-K表格年度报告中的附注1（d），营业收入。

我们的信用损失风险与我们的应收账款和未开票收入余额有关，这主要是由我们受监管的公用事业业务销售电力和天然气产生的。与我们的公用事业业务相关的信用损失在可报告分部层面进行分析，因为我们认为合同条款、政治和经济风险以及监管环境在这一层面相似，因为我们的可报告分部通常基于基础公用事业业务的地理位置。

我们有一笔与我们的非公用事业能源基础设施部门相关的应收账款和未开票收入余额，这与通过与几个大型高信用质量交易对手的协议从我们拥有多数股权的可再生能源发电设施出售电力有关。

我们在综合考虑多种因素的情况下评估我们的应收账款和未开票收入余额的可收回性。对于我们的一些较大客户，以及在我们意识到特定客户无法履行其对我们的财务义务的情况下，我们针对到期金额记录特定的信用损失备抵，以便将确认的应收款项净额减少到我们合理认为将收取的金额。对于所有其他客户，我们采用应收账款账龄法计算信用损失备抵。利用该方法，我们将应收账款分为不同的账龄桶，并根据历史损失率计算出每个账龄桶的备付金比例。计算出的储备百分比至少每年更新一次，以确保在计算中尽可能捕捉到近期的宏观经济、政治和监管趋势。我们认为未反映在计算的准备金百分比中的已识别风险，按季度进行评估，以确定是否需要进一步调整。

我们通过对照合同条款和到期日积极审查交易对手应收账款余额来监控我们持续的信用风险。我们的活动包括及时对账、解决纠纷和确认付款。在可能的情况下，我们与有逾期余额的客户合作协商付款计划，但如有必要，我们将在监管机构允许的情况下断开客户未付款的连接，并聘请催收机构和法律顾问追讨拖欠的应收账款。对于我们较大的客户，可能会在任何销售被提前进行详细的信用审查程序

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做的。我们有时会要求较大客户提供信用证、父母担保、预付款或其他形式的信用保证，以降低信用风险。

我们列出了下表，按可报告分部显示我们在2024年3月31日和2023年12月31日的第三方应收账款余额总额和相关的信用损失准备金。

（百万）						威斯康辛州						伊利诺伊州						其他州						公用事业运营总额						非公用事业能源基础设施						企业及其他						WEC能源集团并表
2024年3月31日
应收账款和未开票收入						$	1,100.6					$	516.7					$	90.9					$	1,708.2					$	33.0					$	6.5					$	1,747.7
信贷损失备抵						83.0						104.6						3.1						190.7						—						—						190.7
应收账款和未开票收入，净额(1)						$	1,017.6					$	412.1					$	87.8					$	1,517.5					$	33.0					$	6.5					$	1,557.0
应收账款总额，净额–逾期超过90天(1)						$	68.2					$	45.7					$	1.3					$	115.2					$	—					$	—					$	115.2
逾期超过90天–监管机制缓解的催收风险(1)						95.0		%				100.0		%				—		%				95.9		%				—		%				—		%				95.9		%

（百万）						威斯康辛州						伊利诺伊州						其他州						公用事业运营总额						非公用事业能源基础设施						企业及其他						WEC能源集团并表
2023年12月31日
应收账款和未开票收入						$	1,078.0					$	481.5					$	94.9					$	1,654.4					$	33.9					$	8.4					$	1,696.7
信贷损失备抵						77.4						109.7						6.4						193.5						—						—						193.5
应收账款和未开票收入，净额(1)						$	1,000.6					$	371.8					$	88.5					$	1,460.9					$	33.9					$	8.4					$	1,503.2
应收账款总额，净额–逾期超过90天(1)						$	51.7					$	45.0					$	2.1					$	98.8					$	—					$	—					$	98.8
逾期超过90天–监管机制缓解的催收风险(1)						93.6		%				100.0		%				—		%				94.5		%				—		%				—		%				94.5		%

(1)我们建立的监管机制减轻了我们对某些受监管公用事业客户的信用损失风险。具体来说，与我们伊利诺伊州分部的所有客户相关的费率，以及我们威斯康星州分部的WE、WPS和WG的住宅费率，包括根据实际信用损失准备金与费率中收回金额之间的差额进行成本回收或退还无法收回费用的附加条款或其他机制。因此，截至2024年3月31日，$ 1,000.4 百万，或 64.3 %，在我们的应收账款净额和未开票收入余额中，监管保护措施到位，以减轻信用损失风险。

按可报告分部划分的信用损失准备的前滚情况如下：

截至2024年3月31日止三个月 （百万）						威斯康辛州						伊利诺伊州						其他州						WEC能源集团并表
2024年1月1日余额						$	77.4					$	109.7					$	6.4					$	193.5
信用损失准备						13.8						15.1						( 3.0 )						25.9
为未来追回或退款而递延的信贷损失拨备						15.7						1.3						—						17.0
从备抵中扣除的注销						( 35.6 )						( 28.0 )						( 1.3 )						( 64.9 )
收回先前注销的金额						11.7						6.5						1.0						19.2
2024年3月31日余额						$	83.0					$	104.6					$	3.1					$	190.7

在综合基础上，有一个$ 2.8 与2024年1月1日相比，2024年3月31日的信贷损失准备金减少百万，原因是由于损失率改善，我们伊利诺伊州和其他州分部的法定准备金百分比降低。我们威斯康星州分部的储备百分比与2023年计算的百分比没有显着变化。在很大程度上抵消了信用损失准备金的减少，我们看到威斯康星州和伊利诺伊州分部的逾期应收账款余额有所增加。逾期余额增加是我们在冬季暂停月份通常看到的一种趋势，在这种情况下，我们不允许因未付款而断开服务。在威斯康星州，冬季暂停期从11月1日开始，到4月15日结束，在伊利诺伊州，冬季暂停期从12月1日开始，到3月31日结束。

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截至2023年3月31日止三个月 （百万）						威斯康辛州						伊利诺伊州						其他州						WEC能源集团并表
2023年1月1日余额						$	82.0					$	111.0					$	6.3					$	199.3
信用损失准备						11.2						8.5						1.3						21.0
为未来追回或退款而递延的信贷损失拨备						20.4						15.2						—						35.6
从备抵中扣除的注销						( 28.9 )						( 23.0 )						( 1.6 )						( 53.5 )
收回先前注销的金额						6.2						4.8						0.4						11.4
2023年3月31日余额						$	90.9					$	116.5					$	6.4					$	213.8

在综合基础上，有一个$ 14.5 与2023年1月1日相比，2023年3月31日的信用损失准备金增加百万，原因是我们威斯康星州和伊利诺伊州可报告分部的逾期应收账款余额增加。如上所述，逾期余额增加是我们在冬季暂停月份普遍看到的趋势。

以下监管资产和负债反映在我们2024年3月31日和2023年12月31日的资产负债表上。有关我们的监管资产和负债的更多信息，请参阅我们的2023年10-K表年度报告中的附注6，监管资产和负债。

（百万）						2024年3月31日						2023年12月31日
监管资产
养老金和OPEB费用						$	728.9					$	731.7
工厂退役相关项目						637.8						646.2
环境修复费用						583.8						596.8
所得税相关项目						444.5						449.9
AROs						159.8						162.0
无法收回的费用						133.7						127.7
系统支持资源						110.6						113.2
衍生品						88.7						130.3
脱钩						87.2						27.3
证券化						84.1						85.9
蓝水						51.1						45.3
能源效率方案						29.3						33.9
其他，净额						147.4						124.5
监管资产总额						$	3,286.9					$	3,274.7
资产负债表列报
其他流动资产						$	39.9					$	24.9
监管资产						3,247.0						3,249.8
监管资产总额						$	3,286.9					$	3,274.7

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（百万）						2024年3月31日						2023年12月31日
监管责任
所得税相关项目						$	1,862.6					$	1,901.8
搬迁费用						1,365.4						1,329.9
养老金和OPEB福利						300.0						299.2
可通过费率调整退还的能源费用						119.3						72.4
电力传输成本						31.0						30.3
能源效率方案						20.6						17.2
无法收回的费用						19.0						21.2
衍生品						15.2						19.2
其他，净额						76.3						54.0
监管负债总额						$	3,809.4					$	3,745.2
资产负债表列报
其他流动负债						$	79.2					$	47.5
监管责任						3,730.2						3,697.7
监管负债总额						$	3,809.4					$	3,745.2

威斯康星分部厂房将退役

Oak Creek电厂5-8号机组

由于2022年12月对Darien的收购和建设获得了PSCW批准，OCPP 5-8号机组的退役变得很可能。随后，我们又获得了发电设施的额外批准，包括Koshkonong和 200 西河滨的MW。有关West Riverside收购和两项期权行使的更多信息，请参见附注2，收购。OCPP 5号和6号机组预计将于2024年5月底退役，而OCPP 7号和8号机组预计将于2025年底退役。WE在OCPP单元5-8的所有权份额的总账面净值为$ 760.0 2024年3月31日的百万，其中不包括递延税款。这笔金额在我们的资产负债表上被归类为物业、厂房和设备内的厂房将退役。这些单位计入费率基数，WE继续使用PSCW认可的综合折旧率按直线法进行折旧。

哥伦比亚1号和2号机组

由于2021年6月收到的MISO裁决，共同拥有的哥伦比亚1号和2号机组很可能退役。哥伦比亚1号和2号机组预计将于2026年6月退役。WPS在哥伦比亚1号和2号机组的所有权份额的总账面净值为$ 255.2 2024年3月31日的百万，其中不包括递延税款。这笔金额在我们的资产负债表上被归类为物业、厂房和设备内的厂房将退役。这些单位纳入费率基数，WPS使用PSCW认可的综合折旧率对其继续按直线法计提折旧。

Samson I Solar Energy Center LLC–风暴伤害

在2023年3月和6月的风暴期间，我们的Samson I太阳能设施的某些部分遭受了破坏。截至2024年3月31日，我们确认减值$ 2.3 百万与风暴破坏有关，被$ 2.3 百万应收账款，用于未来的保险赔偿。尽管我们可能会在现金流的时间安排上遇到不同时期的差异，但我们目前预计这些事件不会对我们的长期现金流产生重大影响。

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股票补偿

在截至2024年3月31日的三个月内，我们董事会的薪酬委员会向我们的董事、高级职员和某些其他关键员工授予了以下基于股票的薪酬：

奖励类型						获奖数量
股票期权(1)						283,869
限制性股票(2)						105,778
业绩单位						196,256

(1)授予的股票期权的加权平均行权价为$ 85.05 加权平均授予日公允价值$ 16.20 每个选项。

(2)授予的限制性股票的加权平均授予日公允价值为$ 85.05 每股。

限制

作为一家控股公司，我们支付普通股股息的能力主要取决于从我们的公用事业子公司We Power、Bluewater、ATC Holding LLC（持有我们在ATC的所有权权益）和WECI收到的资金的可用性。各种融资安排和监管要求对我们的子公司以现金分红、贷款或垫款形式向我们转移资金的能力施加了一定的限制。我们的公用事业子公司，除UMERC和MGU外，禁止直接或间接向我们借出资金。有关这些限制和其他限制的更多信息，请参见我们2023年10-K表格年度报告中的附注11，共同权益。

我们认为，在可预见的未来，这些限制不会对我们的运营产生重大影响或限制任何股息支付。

普通股

自2024年1月1日起，我们开始发行新的普通股，以履行我们在各种基于股票的员工福利和薪酬计划下的义务，并向我们的股息再投资和股票购买计划的参与者提供股票。在2023年期间，我们指示我们的独立代理人在公开市场上购买股票，以履行这些计划下的义务。因此， 无 截至2023年3月31日的三个月内发行了新的普通股。

在截至2024年3月31日的三个月中，我们的已发行普通股发生了以下变化：

期初已发行普通股						315,434,531
已发行股份：
股票补偿						142,178
401（k）						124,300
股票投资计划						121,578
期末已发行普通股						315,822,587

2024年4月18日，我们的董事会宣布季度现金股息为$ 0.835 每股，将于2024年6月1日支付给2024年5月14日登记在册的股东。

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下表显示了我们的短期借款及其对应的加权平均利率：

（百万，百分比除外）						2024年3月31日						2023年12月31日
商业票据
未偿还金额						$	2,570.0					$	2,017.2
未偿金额加权平均利率						5.50		%				5.49		%
营业费用贷款
未偿还金额(1)						$	4.2					$	3.7

(1)Coyote Ridge Wind，LLC、Tatanka Ridge、Jayhawk已签订运营费用贷款。根据他们的有限责任公司经营协议，他们按照所有权权益的比例从他们的非控制性权益持有人那里获得贷款。

在截至2024年3月31日的三个月中，我们根据每日未偿余额计算的商业票据借款平均金额为$ 2,014.4 期间加权平均利率为百万 5.48 %.

下表中的信息涉及我们用于支持我们的商业票据借款计划的循环信贷额度，包括这些额度下的剩余可用容量：

（百万）						成熟度						2024年3月31日
WEC能源集团						2026年9月						$	1,500.0
WEC能源集团						2024年10月						200.0
我们						2026年9月						500.0
WPS						2026年9月						400.0
WG						2026年9月						350.0
PGL						2026年9月						350.0
短期信贷能力合计												$	3,300.0
减：
在信贷额度内签发的信用证												$	2.3
商业票据未结清												2,570.0
现有协议下的可用产能												$	727.7

WEC能源集团，公司。

2024年1月和2月，根据要约收购，我们购买了$ 122.1 百万美元的本金总额 500.0 百万美元未偿还的2007年初级票据 115.2 百万与发行商业票据的收益。我们记录了一个$ 6.9 与提前结算相关的百万收益。

2024年3月，我们的$ 600.0 百万 0.80 %于2024年3月15日到期的优先票据到期，未偿本金和应计利息以发行商业票据所得款项支付。

我们的库存包括：

（百万）						2024年3月31日						2023年12月31日
材料和用品						$	330.5					$	320.0
储存中的天然气						160.0						327.8
化石燃料						118.1						127.4
合计						$	608.6					$	775.2

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PGL和NSG按采购的天然气供应成本的日历年平均值对天然气储注进行定价。退出存储按后进先出成本法定价。对于中期期间，当前预计重置成本与暂时撤出储存的天然气数量的后进先出成本之间的差额记录为临时后进先出清算借方或贷方。2024年3月31日，我们有一笔临时后进先出清算借记$ 4.3 百万记录在我们资产负债表上的其他流动资产中。由于季节性要求，PGL和NSG预计这些中期减少的后进先出蛋鸡将在年底前得到补充。

基本上所有其他材料和供应品、储存中的天然气和化石燃料库存都使用加权平均成本会计法记录。

所得税拨备与通过对所得税前收入适用适用的美国法定联邦所得税税率确定的所得税金额不同，原因如下：

						截至2024年3月31日止三个月												截至2023年3月31日止三个月
（百万）						金额						实际税率						金额						实际税率
法定联邦所得税						$	149.1					21.0		%				$	122.1					21.0		%
扣除联邦税收优惠的州所得税净额						43.4						6.1		%				35.8						6.2		%
PTC，净额						( 88.0 )						( 12.4 )		%				( 66.2 )						( 11.4 )		%
联邦超额递延税摊还						( 15.4 )						( 2.2 )		%				( 13.1 )						( 2.3 )		%
其他，净额						( 1.4 )						( 0.2 )		%				( 4.5 )						( 0.8 )		%
所得税费用总额						$	87.7					12.3		%				$	74.1					12.7		%

截至2024年3月31日和2023年3月31日止三个月的有效税率，与美国法定联邦所得税 21 %，主要是由于我们的非公用事业能源基础设施和威斯康星州部门的可再生发电设施的所有权权益产生的PTC以及与税收立法相关的受保护递延税收优惠的影响，如下文更详细讨论。这些项目被州所得税部分抵消。

税收立法要求我们受监管的公用事业公司重新计量其递延所得税，我们开始根据正常化要求从2018年开始摊销由此产生的超额受保护递延所得税（参见上面的联邦超额递延税摊还线）。有关税收立法影响的更多信息，请参见我们的2023年10-K表格年度报告中的附注26，监管环境。

IRA包含一项税收抵免可转让性条款，允许我们将2022年12月31日之后生产的PTC出售给第三方。2023年9月，根据这项可转让性条款，我们签订了一项协议，将我们在2023年产生的几乎所有PTC出售给第三方。我们选择对根据ASC 740范围转移的税收抵免进行会计处理。我们将出售税收抵免的折扣计入所得税费用的组成部分。我们还将出售税收抵免的任何预期收益包括在与PTC相关的递延所得税资产的可实现性评估中。出售税收抵免在现金流量表的经营活动部分列报，与支付的现金税款的列报方式一致。

2023年4月，美国国税局发布了税收程序2023-15，提供了一种安全港会计方法，纳税人可以使用该方法来确定维修、维护、更换或改善天然气输配财产的费用是否必须为税收目的资本化。我们目前正在评估这一指导意见可能对我们的财务报表和相关披露产生的影响。

公允价值是市场参与者在计量日进行的有序交易中出售资产所收到的价格或转移负债所支付的价格（退出价格）。

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公允价值会计规则提供了一个公允价值层次结构，优先考虑用于计量公允价值的输入值。层次结构给予相同资产或负债在活跃市场中未经调整的报价最高优先级（第1级计量），给予不可观察输入值最低优先级（第3级计量）。公允价值层级的三个层次定义如下：

第1级–截至报告日，相同资产或负债的报价可在活跃市场中获得。活跃市场是指资产或负债的交易以足够的频率和数量发生以持续提供定价信息的市场。

第2级–定价输入可直接或间接观察到，但不包含在第1级中的报价。第2级包括那些在模型或其他估值方法中使用外部输入进行估值的金融工具。

第3级–定价输入包括通常较难从客观来源观察到的重要输入。这些投入可能与内部开发的方法一起使用，从而产生管理层对公允价值的最佳估计。Level3工具包括那些可能更结构化或以其他方式为客户的需求量身定制的工具。

资产和负债按对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平进行整体分类。我们采用中间市场定价惯例（买入和卖出价格之间的中间价）作为对某些衍生资产和负债进行估值的实用度量。我们主要使用市场方法进行经常性公允价值计量，并尝试使用最大限度地使用可观察输入值和尽量减少使用不可观察输入值的估值技术。

在可能的情况下，我们根据活跃市场中相同资产和负债的报价对我们的资产和负债进行估值。这些估值被归入第1级。某些未被归类为第1级的合同的估值可能基于从交易对手处收到的市场报价和/或类似工具的可观察输入值。使用这些输入进行估值的交易被归入第2级。某些衍生工具，如FTR和TCR，由于不可观察或内部开发的输入的重要性，被归类为第3级。FTR和TCR使用适用的区域传输组织的拍卖价格进行估值。

以下表格汇总了我们在经常性基础上按公允价值入账的金融资产和负债，在公允价值层次结构中按级别分类：

						2024年3月31日
（百万）						1级						2级						3级						合计
衍生资产
天然气合同						$	1.5					$	2.9					$	—					$	4.4
FTR和TCR						—						—						2.6						2.6
煤炭合同						—						0.2						—						0.2
衍生资产总额						$	1.5					$	3.1					$	2.6					$	7.2
在拉比信托中持有的投资						$	41.3					$	—					$	—					$	41.3
衍生负债
天然气合同						$	51.4					$	1.2					$	—					$	52.6
煤炭合同						—						18.0						—						18.0
衍生负债总额						$	51.4					$	19.2					$	—					$	70.6

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						2023年12月31日
（百万）						1级						2级						3级						合计
衍生资产
天然气合同						$	2.2					$	8.3					$	—					$	10.5
FTR和TCR						—						—						7.2						7.2
煤炭合同						—						0.3						—						0.3
衍生资产总额						$	2.2					$	8.6					$	7.2					$	18.0
在拉比信托中持有的投资						$	51.7					$	—					$	—					$	51.7
衍生负债
天然气合同						$	70.1					$	16.0					$	—					$	86.1
煤炭合同						—						20.3						—						20.3
衍生负债总额						$	70.1					$	36.3					$	—					$	106.4

上表所列衍生资产和负债包括期权、期货、实物商品合约以及用于管理与商品价格变动相关的市场风险的其他工具。它们还包括FTR和TCR，分别用于我们的电力公司和我们的某些非公用事业风电场，以管理MISO能源和运营储备市场和西南电力池综合市场的电力传输拥堵成本。

我们持有Integrys拉比信托基金的投资。这些投资用于为Integrys递延补偿计划和某些Integrys非合格养老金计划下的参与者福利提供资金。这些投资包括在我们资产负债表上的其他长期资产中。截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月期间，与期末持有的投资相关的收益中包含的未实现净收益为$ 3.7 百万美元 2.8 分别为百万。

下表汇总了公允价值层级中分类为第3级的衍生工具的变化：

												截至3月31日止三个月
（百万）																		2024						2023
期初余额																		$	7.2					$	7.8
采购																		1.0						0.3
计入收益的已实现和未实现净亏损(1)																		( 0.8 )						( 0.3 )
定居点																		( 4.8 )						( 4.8 )
期末余额																		$	2.6					$	3.0
报告期末持有的归属于第3级衍生工具的收益中包含的未实现净收益（亏损）(1)																		$	0.1					$	( 0.1 )

(1)金额与包含在我们的非公用事业能源基础设施部分中的FTR和TCR有关。这些已实现和未实现的净损益记录在我们损益表的营业收入中。

金融工具公允价值

下表显示了我们资产负债表中未按公允价值入账的金融工具：

						2024年3月31日												2023年12月31日
（百万）						账面金额						公允价值						账面金额						公允价值
子公司优先股						$	30.4					$	20.3					$	30.4					$	21.4
长期债务，包括流动部分(1)						15,871.6						14,669.6						16,631.1						15,564.3

(1)长期债务的账面金额不包括融资租赁债务$ 144.7 百万美元 145.9 分别为2024年3月31日和2023年12月31日的百万。

我们的长期债务和优先股的公允价值被归入公允价值层次结构的第2级。

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我们使用衍生工具作为我们风险管理计划的一部分，以管理与利率、购买的电力、发电和天然气成本的价格波动相关的风险，以造福于我们的客户和股东。我们的方法是非投机性的，旨在降低风险。受监管的对冲计划是由我们的州监管机构批准的。

我们在资产负债表上将衍生工具记录为以公允价值计量的资产或负债，除非它们符合正常采购和销售例外的条件并被如此指定。我们不断评估我们指定为正常的合同，如果不再满足要求的标准，我们将停止将这些合同视为正常。衍生工具的公允价值变动目前在收益中确认，除非满足特定的套期会计标准或我们对衍生工具接受监管处理。对于我们受监管业务中符合衍生工具条件的大多数与能源相关的实物和金融合同，我们的监管机构允许将公允价值会计的影响抵消到监管资产和负债中。

在我们的资产负债表上，我们根据基础合约的期限将衍生资产和负债分类为流动或长期。衍生资产和负债包括在我们资产负债表上的其他流动和其他长期项目中。 下表显示了我们的衍生资产和衍生负债。 无 以下所示的衍生工具被指定为套期保值工具。

						2024年3月31日												2023年12月31日
（百万）						衍生产品 物业、厂房及设备						衍生产品 负债						衍生产品 物业、厂房及设备						衍生产品 负债
当前
天然气合同						$	4.1					$	49.5					$	10.4					$	78.1
FTR和TCR						2.6						—						7.2						—
煤炭合同						0.2						10.9						0.3						10.9
当前合计						6.9						60.4						17.9						89.0
长期
天然气合同						0.3						3.1						0.1						8.0
煤炭合同						—						7.1						—						9.4
长期合计						0.3						10.2						0.1						17.4
合计						$	7.2					$	70.6					$	18.0					$	106.4

我们受监管的公用事业运营中使用的衍生工具的已实现损益记录在销售成本结算时；但是，由于收益和损失已包含在我们公用事业公司的燃料和天然气成本回收机制中，因此它们可能随后被推迟用于未来的费率回收或退款。我们非公用事业业务中使用的FTR和TCR的已实现损益记录在营业收入在损益表上。 我们估计的名义销量和实现的损益如下：

						截至2024年3月31日止三个月												截至2023年3月31日止三个月
（百万）						卷						收益（亏损）						卷						收益（亏损）
天然气合同						67.8 第第Dth次次						$	( 56.9 )					58.7 第第Dth次次						$	( 75.3 )
FTR和TCR						7.6 兆瓦时						1.6						7.3 兆瓦时						0.4
合计												$	( 55.3 )											$	( 74.9 )

在我们的资产负债表上，为收回现金抵押品的权利或返还现金抵押品的义务而确认的金额不会与根据同一总净额结算安排与同一交易对手执行的衍生工具确认的公允价值金额相抵销。在2024年3月31日和2023年12月31日，我们公布了$ 83.1 百万美元 100.3 分别为百万。这些金额在我们的资产负债表中记录在其他流动资产中。

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下表显示了衍生资产和衍生负债，如果交易对手的衍生工具在我们的资产负债表上呈列净额：

						2024年3月31日												2023年12月31日
（百万）						衍生产品 物业、厂房及设备						衍生产品 负债						衍生产品 物业、厂房及设备						衍生产品 负债
在资产负债表上确认的毛额						$	7.2					$	70.6					$	18.0					$	106.4
未在资产负债表上抵消的毛额						( 1.8 )						( 51.7 )			(1)			( 3.1 )						( 71.0 )			(2)
净额						$	5.4					$	18.9					$	14.9					$	35.4

(1)包括已公布的现金抵押品$ 49.9 百万。

(2)包括已公布的现金抵押品$ 67.9 百万。

现金流对冲

我们之前签订了远期利率互换协议，以减轻与发行与收购Integrys相关的长期债务相关的利率风险。这些掉期协议已于2015年结算，我们继续将累计其他综合损失中的金额在利息成本在收益中确认的期间内摊销为利息费用。在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月内，与这些掉期协议相关的衍生工具收益从累计其他综合损失重新分类为利息费用并不重大。于2024年3月31日，预期于未来十二个月内从累积其他全面亏损重新分类至利息开支的金额亦不重大。

下表显示了我们未偿还的担保：

						截至2024年3月31日承付款项总额						到期
（百万）												不到1年						1至3年						3年以上
备用信用证(1)						$	117.3					$	20.7					$	—					$	96.6
担保债券(2)						33.7						32.6						1.1						—
其他担保(3)						10.5						—						—						10.5
担保总额						$	161.5					$	53.3					$	1.1					$	107.1

(1)应我们的要求或我们子公司的要求，金融机构为向我们子公司提供信贷的第三方开出了备用信用证。这些金额没有反映在我们的资产负债表上。

(2)主要用于环境整治、工人补偿自保计划，以及获得各种执照、许可证和通行权。这些金额没有反映在我们的资产负债表上。

(3)与我们的资产负债表上记录了一项负债的工人赔偿保险有关。

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下表显示了我们的福利计划的净定期福利成本（贷记）（包括资本化到我们的资产负债表的金额）的组成部分：

															养老金福利
												截至3月31日止三个月
（百万）																		2024						2023
服务成本																		$	6.7					$	6.6
利息成本																		29.5						30.8
计划资产预期收益率																		( 45.8 )						( 47.4 )
前期服务成本摊销																		—						0.1
精算损失净额摊销																		14.4						7.4
净定期福利成本（贷项）																		$	4.8					$	( 2.5 )

															OPEB福利
												截至3月31日止三个月
（百万）																		2024						2023
服务成本																		$	2.8					$	2.5
利息成本																		5.7						5.4
计划资产预期收益率																		( 13.2 )						( 13.3 )
先前服务信贷的摊销																		( 3.4 )						( 3.7 )
精算净收益摊销																		( 1.9 )						( 3.2 )
净定期福利信贷																		$	( 10.0 )					$	( 12.3 )

在截至2024年3月31日的三个月内，我们的捐款和付款为$ 3.7 百万与我们的养老金计划和$ 0.3 百万与我们的OPEB计划有关。我们预计捐款和付款为$ 9.5 百万与我们的养老金计划和$ 1.9 百万与我们2024年剩余时间的OPEB计划有关，取决于影响我们的各种因素，包括我们的流动性状况和可能的税法变化。

自2023年1月1日起，PSCW批准了养老金和OPEB成本的托管会计。因此，截至2024年3月31日，我们录得$ 10.8 百万监管资产用于养老金成本和一美元 20.7 百万监管资产用于OPEB成本。上述表格未反映对这些监管资产的创建进行的任何调整。

商誉

商誉是指收购成本超过所收购可辨认净资产公允价值的部分。 下表显示了我们截至2024年3月31日按分部划分的商誉余额。我们有 无 截至2024年3月31日止三个月的商誉账面值变动。

（百万）						威斯康辛州						伊利诺伊州						其他州						非公用事业能源基础设施						合计
商誉余额(1)						$	2,104.3					$	758.7					$	183.2					$	6.6					$	3,052.8

(1)我们有 无 截至2024年3月31日与我们的商誉相关的累计减值损失。

无形资产

在2024年3月31日和2023年12月31日，我们都有$ 29.3 百万无限期无形资产，主要由频谱频率组成。频谱频率使公用事业公司能够在我们整个服务区域内通过专用于我们的波长传输数据和语音通信。我们也有$ 5.2 百万其他无限期无形资产，包括先前收购的MGU商号。这些无限期无形资产计入我们资产负债表上的其他长期资产。

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无形负债

以下无形负债均为微芯科技通过收购取得。

						2024年3月31日																		2023年12月31日
（百万）						总账面金额						累计摊销						净账面金额						总账面金额						累计摊销						净账面金额
购电协议(1)						$	653.9					$	( 79.8 )					$	574.1					$	653.9					$	( 66.6 )					$	587.3
代理收入互换(2)						7.2						( 3.6 )						3.6						7.2						( 3.5 )						3.7
互联互通协议(3)						4.7						( 1.0 )						3.7						4.7						( 0.9 )						3.8
无形负债总额						$	665.8					$	( 84.4 )					$	581.4					$	665.8					$	( 71.0 )					$	594.8

(1)代表与收购Blooming Grove Wind Energy Center LLC、Tatanka Ridge、Jayhawk、Thunderhead Wind Energy LLC、Samson I和Sapphire Sky相关的购电协议，将于2030年至2037年期间到期。购电协议的加权平均剩余可使用年期为 11 年。

(2)代表与交易对手达成协议，将Upstream Wind Energy LLC风力发电的市场收入换成固定的季度付款 10 年，将于2029年到期。代理收益互换的剩余使用寿命为 五年 .

(3)系与收购Tatanka Ridge和Bishop Hill Energy III LLC相关的互联互通协议，分别于2040年和2041年到期。这些协议涉及将我们的设施连接到另一家公用事业公司的基础设施以促进电力输送到电网的费用。互联互通协议的加权平均剩余使用寿命为 17 年。

截至2024年3月31日和2023年3月31日止三个月与这些无形负债相关的摊销为$ 13.4 百万美元 10.4 分别为百万。 下期摊销 五年 ，包括截至2024年3月31日记录的金额，估计为：

						截至12月31日止年度
（百万）						2024						2025						2026						2027						2028
摊销将记为营业收入的增加						$	53.4					$	53.4					$	53.4					$	53.4					$	53.4
摊销将记为其他运营和维护的减少						0.2						0.2						0.2						0.2						0.2

我们拥有约 60 ATC的%，这是一家营利性、纯输电公司，受FERC服务成本监管，某些州监管委员会对输电项目的路由和选址进行监管。我们还拥有约 75 ATC Holdco的%，这是一个独立的实体，于2016年12月成立，旨在投资ATC传统足迹之外的传输相关项目。 下表提供了我们在ATC和ATC Holdco投资变化的对账：

						截至2024年3月31日止三个月
（百万）						ATC						ATC Holdco						合计
期初余额						$	1,980.8					$	25.1					$	2,005.9
加：权益法投资收益						44.4						0.4						44.8
加：出资						12.1						—						12.1
减：分配						35.7						—						35.7
期末余额						$	2,001.6					$	25.5					$	2,027.1
						截至2023年3月31日止三个月
（百万）						ATC						ATC Holdco						合计
期初余额						$	1,884.6					$	24.6					$	1,909.2
加：权益法投资收益						42.9						0.9						43.8
加：出资						6.1						—						6.1
减：分配						37.4						—						37.4
期末余额						$	1,896.2					$	25.5					$	1,921.7

我们向ATC支付网络传输和它提供的其他相关服务。此外，我们为ATC提供多种运营、维护、项目管理工作，由ATC报销。我们还被要求初步资助

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建设新一代项目所需的输电基础设施升级改造。ATC拥有这些传输资产，并在新一代投入使用时向我们偿还这些费用。

下表总结了我们与ATC的重大关联方交易：

												截至3月31日止三个月
（百万）																		2024						2023
向ATC收取服务和建设费用																		$	4.7					$	3.8
向ATC收取网络传输服务费用																		103.3						94.5

我们的资产负债表包括以下向ATC提供或从ATC收到的服务的应收账款和应付账款：

（百万）						2024年3月31日						2023年12月31日
向ATC提供服务的应收账款						$	1.8					$	1.6
从ATC收到的服务的应付账款						49.7						49.9
因传输基础设施升级而应收ATC款项(1)						42.1						46.1

(1)这些输电基础设施升级改造主要与WE和WPS的可再生能源项目建设有关。

ATC财务数据汇总情况见下表：

												截至3月31日止三个月
（百万）																		2024						2023
损益表数据
营业收入																		$	211.9					$	200.4
营业费用																		104.8						99.1
其他费用，净额																		35.2						32.5
净收入																		$	71.9					$	68.8

（百万）						2024年3月31日						2023年12月31日
资产负债表数据
流动资产						$	133.2					$	115.2
非流动资产						6,423.4						6,337.0
总资产						$	6,556.6					$	6,452.2
流动负债						$	587.9					$	495.9
长期负债						2,736.3						2,736.0
其他非流动负债						562.2						585.2
会员权益						2,670.2						2,635.1
负债和成员权益合计						$	6,556.6					$	6,452.2

我们使用归属于普通股股东的净收入来衡量分部盈利能力，并为我们的业务分配资源。2024年3月31日，我们报 六个 段，如下所述。

•威斯康星州部分包括WE、WPS、WG和UMERC的电力和天然气公用事业业务。

•伊利诺伊州分部包括PGL和NSG的天然气公用事业业务。

•其他状态部分包括MERC和MGU的天然气公用事业业务以及MERC的非公用事业业务。

•电力传输部分包括我们的近似 60 ATC的%所有权权益，ATC是一家营利性、纯输电公司，受FERC服务成本监管，某些州监管委员会对输电项目的路由和选址进行监管，我们的近似 75 ATC Holdco的%所有权权益，该公司成立的目的是投资ATC传统足迹之外的传输相关项目。

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•非公用事业能源基础设施部分包括：

◦We Power，拥有并向WE出租发电设施，

◦Bluewater，它在密歇根州拥有地下天然气储存设施，为我们威斯康星州的天然气公用事业提供了大约三分之一的当前储存需求，并且

◦持有多个可再生能源发电设施多数股权的WECI。

有关近期WECI收购的更多信息，请参见附注2，收购。

•企业和其他部门包括WEC能源集团控股公司、Integrys控股公司、Peoples Energy，LLC控股公司、Wispark LLC、Wisvest LLC、Wisconsin Energy Capital Corporation和WEC Business Services LLC的运营。

我们所有的行动都位于美国境内。 下表显示了截至2024年3月31日和2023年3月31日止三个月与我们可报告分部相关的财务信息摘要：

						公用事业运营
（百万）						威斯康辛州						伊利诺伊州						其他州						公用事业运营总额						电力传输						非公用事业能源基础设施						企业及其他						调和消除						WEC能源集团并表
截至2024年3月31日止三个月
外部收入						$	1,778.8					$	666.0					$	184.6					$	2,629.4					$	—					$	50.8					$	—					$	—					$	2,680.2
分部间收入						—						—						—						—						—						120.1						—						( 120.1 )						—
其他运营维护						389.9						107.0						20.6						517.5						—						18.2						( 3.4 )						( 1.5 )						530.8
折旧及摊销						224.6						63.5						11.4						299.5						—						49.1						5.6						( 20.8 )						333.4
传输关联公司收益中的权益						—						—						—						—						44.8						—						—						—						44.8
利息支出						157.8						25.0						4.0						186.8						4.8						24.1						66.6						( 90.3 )						192.0
所得税费用（收益）						74.9						72.1						13.0						160.0						9.9						( 23.4 )						( 58.8 )						—						87.7
净收入						266.7						187.5						38.6						492.8						30.1						94.3						5.4						—						622.6
归属于普通股股东的净利润						266.4						187.5						38.6						492.5						30.1						94.3						5.4						—						622.3

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						公用事业运营
（百万）						威斯康辛州						伊利诺伊州						其他州						公用事业运营总额						电力传输						非公用事业能源基础设施						企业及其他						调和消除						WEC能源集团并表
截至2023年3月31日止三个月
外部收入						$	1,996.3					$	599.7					$	250.0					$	2,846.0					$	—					$	42.1					$	—					$	—					$	2,888.1
分部间收入						—						—						—						—						—						124.1						—						( 124.1 )						—
其他运营维护						380.8						113.7						24.7						519.2						—						17.8						( 1.4 )						( 1.6 )						534.0
折旧及摊销						207.3						58.5						10.4						276.2						—						42.7						5.1						( 18.5 )						305.5
传输关联公司收益中的权益						—						—						—						—						43.8						—						—						—						43.8
利息支出						150.6						21.6						4.2						176.4						4.8						19.9						55.6						( 84.5 )						172.2
所得税费用（收益）						65.9						42.0						11.2						119.1						9.7						( 17.8 )						( 36.9 )						—						74.1
净收入（亏损）						257.5						113.1						33.2						403.8						29.3						88.3						( 13.8 )						—						507.6
归属于普通股股东的净收益（亏损）						257.2						113.1						33.2						403.5						29.3						88.5						( 13.8 )						—						507.5

VIE的主要受益人必须合并实体的资产和负债。此外，VIE的重要权益持有人需要进行一定的披露。

我们评估与潜在VIE的关系，例如我们的煤炭供应商、天然气供应商、煤炭运输商、天然气运输商，以及与PPA、投资和合资企业相关的其他交易对手。在进行这一评估时，我们考虑到，连同其他因素，我们的合同或其他安排提供次级财务支持的潜力、吸收实体损失的义务、获得实体剩余回报的权利，以及指导对实体经济绩效影响最大的活动的权力。

WEPCO环境信托金融I，LLC

2020年11月PSCW发布融资单，批准证券化$ 100 百万与WE退休的Pleasant Prairie电厂相关的未折旧环境控制成本，账面成本在$ 100 万在证券化过程中，以及相关的融资费用。融资指令还授权WE组建WEPCo Environmental Trust，这是一家破产远程特殊目的实体，其唯一目的是发行ETB，以收回融资指令中批准的成本。WEPCO Environmental Trust是WE的全资子公司。

2021年5月，WEPCO环境信托发行ETB，并将所得款项用于向WE收购环境控制财产。环境控制财产在我们的资产负债表上被记录为监管资产，包括从WE的零售配电客户处征收、收取和收取不可绕过的环境控制费用的权利，直到ETB被全额支付并收回所有融资成本。ETB由环境控制财产担保。环保控费的现金收款和存放在信托账户的资金是履行债务义务的唯一资金来源。债券持有人对WE或WE的任何关联公司均无追索权。

WE代表WEPCO环境信托担任环控物业的服务商，负责计量、计算、计费、收取环控费用。必要时，我们被授权对环境控制收费实施定期调整。这些调整旨在确保及时支付本金、利息以及其他持续的融资成本。我们将环境控制费用的所有收款汇给WEPCO环境信托的契约受托人。

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WEPCo Environmental Trust之所以是VIE，主要是因为其股权资本化不足以支持其运营。如上所述，我们有权指导对WEPCo Environmental Trust经济绩效影响最大的活动。因此，WE被认为是WEPCo环境信托的主要受益人，需要整合。

下表总结了WEPCO环境信托对我们资产负债表的影响：

（百万）						2024年3月31日						2023年12月31日
物业、厂房及设备
其他流动资产（受限制现金）						$	3.2					$	0.8
监管资产						84.1						85.9
其他长期资产（受限制现金）						0.6						0.6
负债
长期债务的流动部分						9.0						9.0
应付账款						0.1						—
其他流动负债（应计利息）						0.5						0.1
长期负债						85.4						85.3

对输电附属公司的投资

我们拥有约 60 ATC的%，这是一家营利性电力传输公司，受FERC和某些州监管委员会监管。我们已确定ATC是VIE，但不需要合并，因为我们不是ATC的主要受益人。由于我们的投票权有限，我们没有权力指挥对ATC经济表现影响最大的活动。因此，我们将ATC作为权益法投资进行核算。在2024年3月31日和2023年12月31日，我们对ATC的股权投资为$ 2,001.6 百万美元 1,980.8 分别为百万，这接近于我们因参与ATC而面临的最大损失风险。

我们还拥有约 75 ATC Holdco的%，这是一个独立的实体，于2016年12月成立，旨在投资ATC传统足迹之外的传输相关项目。我们已确定ATC Holdco是VIE，但不需要合并，因为我们不是ATC Holdco的主要受益人。由于我们的投票权有限，我们没有权力指导对ATC Holdco经济表现影响最大的活动。因此，我们将ATC Holdco作为权益法投资进行核算。在2024年3月31日和2023年12月31日，我们对ATC Holdco的股权投资为$ 25.5 百万美元 25.1 分别为百万，这接近于我们因参与ATC Holdco而面临的最大损失风险。

有关更多信息，包括我们资产负债表中记录的与ATC和ATC Holdco相关的任何重大资产和负债，请参见附注17，对传输关联公司的投资。

我们和我们的子公司有因我们的运营而产生的重大承诺和或有事项，包括与无条件购买义务、环境事项以及强制执行和诉讼事项相关的承诺和或有事项。

无条件购买义务

我们的电力公司有义务向其客户分配和销售电力，我们的天然气公司有义务向其客户分配和销售天然气。公用事业公司预计将在未来的客户费率中收回与这些义务相关的成本。为了履行这些义务，我们定期订立不同数量和时间长度的长期采购和销售承诺。

属于我们非公用事业能源基础设施部门的可再生发电设施有义务通过与其客户就所生产的所有能源签订的长期承购协议来分配和销售电力。为支持这些销售义务，这些公司订立与发电设施相关的地役权和其他服务协议。

截至2024年3月31日，我们与这些采购义务相关的最低未来承诺，包括我们子公司的承诺，约为$ 9.5 十亿。

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环境事项

与能源行业的其他公司一致，我们面临与当前和过去运营相关的重大持续环境合规和补救义务。影响我们的具体环境问题包括但不限于当前和未来对二氧化硫、NOX、细颗粒物、汞和温室气体等空气排放的监管；取水和排放；对粉煤灰等煤燃烧产品的管理；以及对受影响财产的补救，包括以前的人造气体工厂场地。

空气质量

跨州空气污染规则–好邻居计划

2023年3月，美国环保署发布了最终的睦邻计划，该计划于2023年8月生效，要求大幅减少发电厂和工业设施NOX的臭氧形成排放。经过对最终规则的审查，我们已经做好了满足要求的准备。

我们位于密歇根州上半岛和威斯康辛州的RICE单位目前不受最终规则的约束，因为每个单位低于 25 兆瓦。就我们使用RICE发动机进行天然气分配操作的程度而言，那些不属于最不发达国家的发动机将受到该规则从2026年开始的排放限制和操作要求的约束。美国环保署已将最不发达国家豁免于最终规则。

汞和空气毒物标准

2012年，美国环保署发布了MATS，以限制汞、酸性气体和其他有害空气污染物的排放。2023年4月，美国环保署发布了一项拟议规则的发布前版本，以加强和更新MATS，以反映燃煤和燃油机组控制技术和性能的最新发展。美国环保署提出三项修订建议，包括将PM限值从 0.03 磅/MMBTU至 0.01 磅/MMBTU。美国环保署还就更低的限制征求意见。 0.006 磅/MMBTU。采用这两个下限中的任何一个都可能对我们的运营产生不利影响。美国环保署于2024年4月发布了一项最终规则，我们目前正在评估对我们运营的影响，如果有的话。

国家环境空气质量标准

臭氧

在完成对2008年臭氧标准的审查后，美国环保署于2015年10月发布了最终规则，创造了比2008年NAAQS更严格的标准。2015年臭氧标准下调地面臭氧8小时限值。2022年11月，EPA的2022 CASAC臭氧审查小组发布了一份报告草稿，支持对2015年标准的重新审议。美国环保署工作人员最初于2023年3月发布了一份政策评估草案，支持重新审议；然而，2023年8月，美国环保署宣布改为重启臭氧标准评估。美国环保署表示，计划在2024年秋季发布其综合审查计划。预计这项新的审查将采取 3 到 5 年完成。

2022年2月，为采用2015年标准而对《威斯康星州行政法典》进行的修订完成。修订后的法规通过引用纳入了与该标准相关的联邦空气污染监测要求。WDNR将规则更新作为SIP修订版提交给了EPA，EPA于2023年2月批准了该修订版。

初始未达到区域指定的生效日期为2018年8月，此后每三年评估一次达到状态，直至达到。Milwaukee、Sheboygan和Chicago，IL-IN-WI未达到的地区没有达到2021年8月的边际达到期限，因此在2022年4月，EPA提出了2015年标准的“中等”未达到状态。2022年10月，美国环保署公布了对这些领域的最终重新分类，从“边缘”改为“中等”，自2022年11月7日起生效。因此，WDNR2022年12月向EPA提交了SIP修订版，以解决中度未达到状态的问题。

2023年10月，美国环保署发现， 11 包括威斯康星州在内的各州未能提交足够的SIP修订，以解决被归类为2015年标准“中等”的未达到领域。这一行动触发了2025年5月的最后期限，要求各州批准其SIP，否则美国环保署将发布一项联邦实施计划。此外，抵消制裁将于 18 月，如果SIP未获批准。抵消制裁影响未达到目标区域新的或改性来源的挥发性有机化合物和NOX排放。WDNR打算在2025年5月的最后期限之前提交SIP修订版。

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下一次成就评估日期为2024年8月。如果未达到中等达标期限，美国环保署将根据2021-2023年的数据，提议将威斯康星州的未达标地区重新指定为严重未达标地区。我们目前正在评估潜在的未达到重新指定对我们运营的影响。

颗粒物

我们服务属地范围内的所有县均达到现行2012年PM2.5罚款标准。根据拜登政府的政策审查，美国环保署得出结论，2020年12月对2012年标准进行审查的科学证据和信息支持将PM2.5 NAAQS年度标准水平修改为低于当前水平 12 μ g/m3，同时保留24小时标准的 35 μ g/m3.2024年2月7日，美国环保署敲定一项规则，将初级（基于健康的）年度PM2.5 NAAQS下调至 9 μ g/m3.二级（福利型）PM2.5标准和24小时标准（一级和二级）保持不变。美国环保署必须在2026年5月之前将地区指定为达到和未达到新标准的地区。WDNR将需要起草并提交SIP以供EPA批准。潜在的未达到状态可能会影响适用地点设施未来的许可活动。影响包括可能需要改进或新的空气污染控制设备。随着我们过渡到天然气，这一新标准预计将对我们的机组产生较小的影响。

气候变化

2023年5月，美国环保署提出了现有化石燃料蒸汽发生和燃气燃烧装置的GHG性能标准，还提议废除负担得起的清洁能源规则，该规则已经取代了清洁电力计划。对于燃煤电厂来说， 无 根据拟议版本的规则，标准将适用到2032年，而在2032年之后，适用的标准将取决于单位的退休日期。对于联合循环天然气工厂高于a 50 %容量系数，提议的规则高度依赖于氢气作为替代燃料的使用，以及碳捕获技术。对于简单循环的天然气燃机，拟议版本的规则不包括适用的限制，只要容量系数小于 20 %.我们在密歇根州的RICE单位和新的Weston RICE项目不受规则影响，因为每个RICE单位低于 25 兆瓦。美国环保署于2024年4月发布了一项最终规则，我们目前正在评估对我们运营的影响，如果有的话。

2023年5月，美国环保署还建议修订新的化石燃料发电厂新建、改造、改建的GHG排放新源性能标准。美国环保署提出两项截然不同的111（b）规则– One 用于天然气燃烧的固定式燃机，另一种用于燃煤机组。新建天然气固定式燃机机组将分为 三个 基于其年度容量系数的子类–低负荷、中间负荷和基本负荷。我们的RICE机组不受这一规则的影响，因为每个机组都在以下 25 兆瓦。我们的ESG进展计划在很大程度上侧重于减少GHG排放。

2024年3月，美国环保署宣布已从该规则中删除对现有天然气燃机的规定。美国环保署曾表示，它打算在不久的将来为现有的天然气装置起草一项新规则。美国环保署为这项新规则的制定打开了一个非监管的案卷。美国环保署预计2024年第二季度将出台最终规则。

美国环保署于2022年6月发布了强制性温室气体报告规则的拟议法规，这是联邦法规第98部分的40个代码。2023年5月，美国环保署发布了一项补充提案，其中包括更新全球变暖潜能值以确定CO2阈值报告的等效，并增加了有关能源消耗的新部分。拟议的修订可能会影响我们的发电设施、最不发达国家和地下天然气储存设施所需的报告。2023年8月，美国环保署还发布了修订石油和天然气系统报告要求的拟议更新。美国环保署表示，预计将在2024年第二季度出台最终规则。在规则最终确定之前，我们无法估计拟议规则对我们运营的潜在影响。

我们的ESG进展计划包括退役较老的化石燃料发电，取而代之的是零碳排放的可再生能源和清洁天然气燃料发电。我们已经退休了不止 1,900 2018年初以来化石燃料发电的MW。我们预计大约退休 1,800 2031年底前新增化石燃料发电兆瓦，其中包括OCPP 5-8号机组计划于2024-2025年退役，共同拥有的哥伦比亚1号和2号机组计划于2026年6月退役，Weston 3号机组计划于2031年退役。有关这些计划中的电厂退役的更多信息，请参见附注6，财产、厂房和设备。2021年5月，我们宣布了目标，以通过以下方式减少我们发电车队的碳排放 60 %到2025年底和 80 到2030年底的百分比，均为2005年基线的百分比。我们期望通过继续进行运营细化、淘汰效率较低的发电机组以及执行我们的资本计划来实现这些目标。从更长期来看，我们发电船队的目标是到2050年实现净碳中和。

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我们还继续通过改善我们的天然气分配系统来减少甲烷排放，并在我们的天然气分配业务中设定了到2030年底实现甲烷净零排放的目标。我们计划通过一项努力来实现我们的净零排放目标，其中包括持续的运营改进和设备升级，以及在我们的整个天然气公用事业分配系统中使用RNG。

水质

清洁水法冷却取水Structure规则

CWA第316（b）节于2014年10月生效，要求现有发电厂的冷却水取水结构的位置、设计、建造和容量反映BTA，以尽量减少不利的环境影响。该规则适用于我们现有的所有具有冷却水取水结构的发电设施，但ERGS机组除外，这些机组是根据管理新设施的规则获得许可并获得最终BTA确定的。

自2020年6月起，CWA联邦第316（b）条的要求被纳入威斯康星州行政法典。在为现有设施的冷却水取水结构建立BTA要求时，WDNR应用了这一规则。这些BTA要求已纳入WE和WPS设施的WPDES许可中。

我们已收到所有适用的发电设施的最终或临时BTA决定。此外，我们认为，在Weston工厂安装的现有技术将导致在预计于2024年第三季度重新发放WPDES许可证期间最终确定BTA。

Steam Electric Effluent Limitation Guidelines

EPA的ELG规则于2016年1月生效并于2020年进行了修改，修订了与现有燃煤设施的BATW和湿FGD废水相关的处理技术要求，并对几种类型的发电厂废水提出了新的要求。The two 影响WE和WPS设施的要求涉及BATW和湿FGD废水的排放限值。尽管我们的以煤为燃料的设施已经安装了先进的废水处理技术，满足该规则规定的许多排放限制，但仍需要对某些设施进行改造，以满足ELG规则的所有要求。到2023年，与ELG规则相关的合规成本需要$ 105 百万资本投资。

2023年3月，美国环保署发布了拟议的“补充ELG规则”。该规则将取代现有的2020年ELG规则，并且如提议的那样，将对以下方面建立更严格的限制：1）BATW；2）FGD废水；3）CCR渗滤液；以及4）遗留废水。提议的最重要的ELG规则变更是对FGD废水的ZLD要求。根据拟议规则，这一新的ZLD要求必须在许可机构确定的日期（WE的WDNR）之前得到满足，该日期应在最终规则发布后60天内尽快开始，但不迟于2029年12月31日。

拟议规则还将为截至拟议规则发布之日已安装合规生物处理系统的“早期采用者”创建一个子类别。只要设施所有者还同意在2032年12月31日之前永久停止燃烧煤炭，早期采用者将无需安装进一步的FGD废水处理。虽然$ 89 ERGS的百万生物处理系统已完成，并于2023年12月投入使用，以满足WPDES许可截止日期，项目完成的时间不符合EPA提出的符合早期采用者资格的截止日期。此外，我们认为该生物处理系统将不符合所提议的额外ZLD FGD废水处理要求。美国环保署于2024年4月发布了一项最终规则，我们目前正在评估对我们运营的影响，如果有的话。

如果ELG补充规则按提议最终确定，我们预计我们的燃煤设施，包括使用符合ELG标准的干BA运输系统建造的ERGS 1号和2号机组，将符合BATW规则规定。

美国环保署还提出了对遗留废水和垃圾渗滤液的要求。我们已经审查了拟议的要求，以确定我们的设施所需的潜在成本和行动。我们就这些提议的要求向美国环保署提交了评论。

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土地质量

人造气体厂整治

我们已经确定了我们的公用事业公司或前身公司拥有或经营人造气体工厂或储存人造气体的地点。我们还确定了其他可能受到历史人造气体工厂活动影响的地点。我们的天然气公用事业公司负责这些场所的环境修复，其中一些在EPA超级基金替代方法计划中。我们还在与各州司法机构合作进行调查和补救规划。这些场所正处于排查、监测、整治、封闭等不同阶段。

此外，我们正在根据所谓的“多站点”计划，协调对其中一些受EPA管辖的站点进行调查和清理。这一方案涉及优先考虑在这些场所开展的工作，准备和批准所有场所共有的文件，并在选择补救措施时采用一致的方法。目前，我们无法估计与这些站点相关的未来修复成本，超出了下文所述的那些。

详细的现场调查、未来的补救和监测的未来成本取决于几个变量，其中包括补救的程度、技术的变化和法规的变化。从历史上看，我们的监管机构允许我们收回与人造气体工厂场地整治相关的已发生成本，扣除保险赔偿和潜在责任方的赔偿。因此，我们为与这些站点相关的成本建立了监管资产。

我们为人造气体厂址建立了以下监管资产和储备：

（百万）						2024年3月31日						2023年12月31日
监管资产						$	583.8					$	596.8
未来环境修复的储备						448.9						463.7

煤燃烧残余物规则

美国环保署于2023年5月发布了一项关于CCR的预发布拟议规则，该规则将适用于垃圾填埋场、历史填埋场以及将CCR放置在发电厂场地的项目。正如提议的那样，该规则将对此前获得豁免的封闭垃圾填埋场进行监管。

我们积极与我们的贸易组织接触，并向他们提供了信息，以纳入他们对美国环保署的评论。美国环保署于2024年4月发布了一项最终规则，我们目前正在评估对我们运营的影响，如果有的话。该规则可能会对我们的煤灰填埋场产生重大不利影响，并需要额外的补救措施，而这在目前的州计划下是不需要的；然而，我们预计任何额外补救措施的成本将通过未来的费率收回。

强制执行和诉讼事项

我们和我们的子公司就日常业务过程中产生的事项涉及在各法院和机构的法律和行政诉讼。尽管我们无法预测这些事项的结果，但管理层认为，已经建立了适当的准备金，这些行动的最终解决不会对我们的财务状况或经营业绩产生实质性影响。

同意令

Wisconsin Public Service Corporation – Weston and Pulliam Power Plants

2009年11月，EPA向WPS发布了一份NOV，指控其违反了CAA的新来源审查要求，这些要求与Weston和Pulliam发电厂在1994年至2009年期间完成的某些项目有关。WPS与EPA签订了一项同意令，以解决今年11月的问题。这项同意令于2013年3月由美国威斯康辛州东区地方法院签署。随着Pulliam 7号和8号机组于2018年10月退役，WPS完成了同意令要求的缓解项目，并于2018年10月收到了EPA的完整性信函。我们将继续与美国环保署就同意令的收尾程序开展合作。

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共同拥有发电厂– Columbia和Edgewater

2009年12月，EPA向Columbia和Edgewater工厂的运营商WPL以及这些工厂的其他共同所有者，包括MG & E、WE（Edgewater单位的前共同所有者）和WPS颁发了NOV。NOV指控违反了与这些工厂完成的某些项目有关的CAA新来源审查要求。WPS与WPL、MG & E和WE一起，与EPA签订了一项同意令，以解决今年11月的问题。这项同意令于2013年6月由美国威斯康辛州西区地方法院签署。由于继续执行与共同拥有的Columbia和Edgewater工厂相关的同意令，Edgewater 4发电机组于2018年9月退役。WPL启动了结束这一同意令的程序。

非现金交易

						截至3月31日止三个月
（百万）						2024						2023
支付利息的现金，扣除资本化金额						$	158.6					$	107.5
支付（收到）所得税的现金，净额(1)						( 83.0 )						1.0
重大非现金投融资交易：
与建造费用有关的应付账款						147.2						123.0
为基于股票的薪酬计划发行的普通股						6.2						—
与保险收益相关的应收款项增加						—						20.7

(1)2024年所得税收到的现金包括$ 83.4 与出售给第三方的2023年PTC相关的百万。

受限现金

现金流量表包括我们与现金、现金等价物和受限现金相关的活动。 下表将资产负债表内报告的现金、现金等价物和受限现金金额与现金流量表中显示的这些金额的总和进行了核对：

（百万）						2024年3月31日						2023年12月31日
现金及现金等价物						$	38.9					$	42.9
计入其他流动资产的受限现金						43.6						70.1
计入其他长期资产的受限现金						33.6						52.2
现金、现金等价物和限制性现金						$	116.1					$	165.2

我们的受限制现金包括以下内容：

•Integrys拉比信托中持有的现金，用于为Integrys递延补偿计划和某些Integrys非合格养老金计划下的参与者福利提供资金。

•为满足在WEC Infrastructure Wind Holding I LLC、WEC Infrastructure Wind Holding II LLC、WEPCO Environmental Trust签订的某些债务协议的要求而受限制的在金融机构存放的现金。

•与WECI于若干可再生能源发电项目的所有权权益有关的现金。这些项目被要求每年存入一个托管账户，以便为未来的退役提供资金。

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Wisconsin Electric Power Company、Wisconsin Public Service Corporation和Wisconsin Gas LLC

2025年和2026年费率案例

2024年4月12日，WE、WPS和WG向PSCW提出请求，以提高其零售电力、天然气和蒸汽的费率（如适用），自2025年1月1日和2026年1月1日起生效。 这些请求反映了以下几点：

						我们												WPS												WG
拟于2025年加息
电动						$	240.7	百万	/			6.9 %						$	110.1	百万	/			8.5 %						不适用
气体						$	57.5	百万	/			10.0 %						$	26.8	百万	/			6.8 %						$	67.7	百万	/			8.2 %
蒸汽						$	2.5	百万	/			8.4 %						不适用												不适用
2026年拟议加费率(1)
电动						$	177.9	百万	/			4.6 %						$	64.3	百万	/			4.5 %						不适用
气体						$	31.0	百万	/			4.6 %						$	16.1	百万	/			3.7 %						$	30.6	百万	/			3.3 %
建议ROE						10.0 %												10.0 %												10.0 %
拟议的财务基础上的普通股成分平均值						53.5 %												53.5 %												53.5 %

(1)拟议的2026年费率上调是对当前授权收入加上2025年要求的费率上调的增量。

要求提高电费率的主要驱动因素是持续进行资本投资以将我们的发电车队从煤炭转向可再生能源和天然气为燃料的发电，更高的通货膨胀和利率导致成本增加，以及收回先前经PSCW批准的监管资产。

要求提高天然气费率的原因是，这些公司正在对可靠性和安全项目进行资本投资，包括液化天然气储存设施，以及通胀上升和利率上升的影响。

公用事业公司还提议保留目前的收益分享机制。在目前的收益分享机制下，如果公用事业的收益超过其授权的ROE：（i）公用事业保留 100.0 高于法定净资产收益率前15个基点的盈利%；（ii） 50.0 要求将未来60个基点的百分比退还给纳税人；及（iii） 100.0 任何剩余超额收益的百分比必须退还给纳税人。

预计将在2024年第四季度做出决定，任何利率调整预计将于2025年1月1日生效。

The Peoples Gas Light and Coke Company and North Shore Gas Company

2023年费率令

2023年1月，PGL和NSG向ICC提出了提高其天然气基准费率的请求。要求的费率上涨主要是由为加强每个公用事业公司天然气分配系统的安全性和可靠性而进行的资本投资推动的。PGL还在寻求收回升级其天然气储藏场和运营设施以及继续改善客户服务所产生的成本。PGL没有要求延长QIP附加条款，因为PGL恢复了传统的费率制定流程，以收回必要的基础设施改进的成本。

2023年11月16日，ICC发布最终书面命令，批准上调PGL和NSG的基准费率。书面命令随后针对各种技术更正进行了修订。修订后的书面命令批准了以下基本费率上调：

•A $ 304.6 百万（ 43.5 %）PGL天然气客户的基准费率上调。该金额包括与PGL SMP相关的成本的回收，这些成本之前在其QIP附加条款下被回收。PGL的新费率于2023年12月1日生效。

•安$ 11.0 百万（ 11.6 %）NSG天然气客户的基准费率上调。NSG的新费率直到2024年2月1日才生效，因为最终的费率命令要求对NSG的计费系统进行更改。

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ICC批准授权ROE为 9.38 PGL和NSG的百分比，并将普通股成分平均值设为 50.79 %和 52.58 PGL和NSG分别为%。

作为其决定的一部分，国际刑事法院除其他外，不允许$ 236.2 百万与建造和改善PGL的商店和设施有关的资本成本和$ 1.7 与NSG建设燃气基础设施项目相关的百万资本成本。此外，ICC命令PGL暂停对其SMP的支出，直到ICC有程序来确定更换老化的天然气基础设施的最佳方法和审慎的投资水平。根据书面命令，国际刑事法院于2024年1月31日启动诉讼程序。

2023年12月15日，PGL和NSG向国际刑事法院提出重新审理申请，要求重新考虑国际刑事法院2023年11月16日书面命令中的各种问题。2024年1月3日，ICC授予PGL和NSG有限范围重审。重审仅限于完成2023年开始的SMP项目的授权支出，以及确保我们交付系统的安全性和可靠性所需的紧急维修的授权支出。

由于ICC没有批准重新审理PGL's和NSG的资本成本，我们录得$ 178.9 2023年第四季度我们的物业、厂房和设备的百万非现金减值。这一数额包括$ 177.2 百万美元之前在PGL发生的与其商店和设施相关的不允许的成本，以及$ 1.7 NSG不允许的百万资本成本。PGL资本成本的剩余不允许与预期的未来支出有关。我们预计，在重审程序完成后，将对ICC不允许PGL和NSG的资本成本向伊利诺伊州上诉法院提出上诉。

国际刑事法院预计将在2024年6月1日之前就我们的有限范围重审作出决定。

无法收回的费用调整骑手

PGL和NSG的费率包括根据实际无法收回的注销与以费率收回的金额之间的差额进行成本回收或退还无法收回的费用的UEA附加条款。UEA骑手须接受年度对账，据此ICC对费用进行准确性和谨慎性审查。2023年5月，ICC发布了关于PGL和NSG 2018年UEA骑手和解的书面命令。订单需要一个$ 15.4 百万美元 0.7 分别向PGL和NSG的纳税人退还百万。这些金额将在一段时间内退还 九个月 ，于2023年9月1日开始。2023年6月，ICC驳回了PGL和NSG要求重新审理ICC 2023年5月命令的申请。2023年7月，PGL和NSG向伊利诺伊州上诉法院提出请求，要求对国际刑事法院的命令进行复审。他们的上诉仍在审理中。

截至2024年3月31日，可有 无 保证在开放和解年度（包括2019年至2023年）期间根据UEA骑手产生的所有费用将被ICC视为可收回。包含在附加条款中的PGL和NSG的合并年度成本从$ 10 百万至$ 40 百万在这些开放的和解年。国际刑事法院的不允许，如果有的话，可能是重大的，并对我们的业务结果产生重大不利影响。

符合资格的基础设施植物骑手

2013年7月，伊利诺伊州公共法案98-0057，即《天然气消费者、安全与可靠性法案》成为法律。这项法律为天然气公用事业公司提供了一种成本回收机制，允许通过对客户账单收取附加费，收取审慎产生的成本，以升级伊利诺伊州的天然气基础设施。2014年1月，ICC批准了PGL的QIP附加条款，有效期至2023年12月1日。如上所述，PGL已恢复到传统的利率制定流程以收回这些成本，它们现在已被纳入PGL的基本利率中。

此前在PGL的QIP附加条款下发生的成本仍需进行年度对账，据此对成本进行准确性和谨慎性审查。2024年3月，PGLL向ICC提交了2023年的对账，连同2016年至2022年的对账，目前仍悬而未决。包含在骑手中的年度费用从$ 192 百万至$ 348 百万在这些开放的和解年。

截至2024年3月31日，可有 无 保证PGL的QIP附加条款在开放对账年度（包括2016年至2023年）下产生的所有费用将被ICC视为可收回。国际刑事法院的不允许，如果有的话，可能是重大的，并对我们的业务结果产生重大不利影响。

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明尼苏达能源资源公司

2023年费率令

2022年11月，MERC向MPUC启动费率程序，以提高其零售天然气基准费率。2022年12月，MPUC批准了MERC关于征收总额为$ 37.0 万，可退款。临时税率于2023年1月1日生效。

2023年11月，MPUC发布了一项书面命令，批准与某些干预者达成的MERC和解协议。和解协议反映天然气基准费率上调$ 28.8 百万（ 7.1 %），连同一个 9.65 % ROE和普通股成分平均为 53.0 %.天然气费率上涨主要是由于资本投资增加以及运营成本的通胀压力。根据和解协议的条款，MERC将继续使用其针对住宅客户的脱钩机制，该机制将扩大到包括某些小型商业和工业客户。最终利率于2024年3月1日生效。

若临时费率上调幅度超过最终批准的费率上调幅度，MERC的客户有权获得退款。截至2024年3月31日，MERC的监管负债为$ 10.8 百万用于应付客户的退款。这些金额将在2024年第二季度退还给客户。

密歇根天然气公用事业公司

2024年费率案例

2024年3月1日，MGU向MPSC提出请求，将其零售天然气基础利率提高$ 17.6 百万（ 9.7 %).该请求反映了一个 10.25 % ROE和普通股成分平均为 50.9 %.拟议的天然气费率上调主要是由于资本项目和运营维护成本的通胀压力以及过去几年利率的显着提高。提议的费率上调还包括管道和危险材料安全管理局提议的名为“燃气管道泄漏检测和修复”的规则制定的预期影响。

预计MPSC将在2024年第四季度做出决定，任何利率调整预计将于2025年1月1日生效。

上密歇根能源资源公司

2024年费率案例

2024年5月1日，UMERC向MPSC提出请求，将其非矿山客户的电力基本费率提高$ 11.2 百万（ 13.8 %).该请求反映了一个 10.25 % ROE和普通股成分平均为 50.0 %.拟议的费率上调主要是由于建造现已投入使用的RICE发电设施，以及自UMERC的前身公用事业上次重置费率以来实施有限的零售选择导致销量减少。运营和维护成本的降低部分抵消了这些影响。

预计MPSC将在2024年第四季度做出决定，任何利率调整预计将于2025年1月1日生效。

所得税披露的改进

2023年12月，FASB发布了ASU第2023-09号，所得税（主题740）：所得税披露的改进。修订要求额外披露，主要涉及已支付的所得税和费率调节表。修订要求披露费率调节表中的特定类别，以及满足数量阈值的调节项目的额外信息。对于支付的所得税，需要进行额外披露，以分类支付的联邦、州和外国所得税，对于达到数量门槛的已支付所得税，需要进行额外披露。这些修订在2024年12月15日之后开始的年度期间生效，允许提前采用。我们计划

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从我们截至2025年12月31日的财政年度开始采用这些修订，目前正在评估这一指导可能对我们的财务报表和相关披露产生的影响。

可报告分部披露的改进

2023年11月，FASB发布了ASU第2023-07号，分部报告（主题280）：可报告分部披露的改进。这些修订要求在年度和中期基础上对可报告分部进行额外披露。修订要求披露（1）定期提供给主要经营决策者和（2）包括在报告的分部损益计量中的重大分部费用。修订还要求披露其他分部项目的金额以及对其构成的描述。新准则还允许公司披露分部损益的多个衡量标准，如果这些衡量标准用于评估业绩和分配资源。这些修订对2023年12月15日之后开始的财政年度和2024年12月15日之后开始的财政年度内的过渡期有效，允许提前采用。我们计划从2024年12月31日结束的财政年度开始采用这些修订，目前正在评估这一指导可能对我们的财务报表和相关披露产生的影响。

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