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2026年和2025年12月31日，投资$ 19 截至2026年3月31日和2025年12月31日的百万，监管资产$ 145 百万美元 22 万，其他非流动资产$ 257 百万美元 348 百万。截至2026年3月31日和2025年12月31日的合并负债包括$ 9,966 百万美元 9,933 百万，分别为债权人对FE无追索权的VIE的负债。截至2026年3月31日和2025年12月31日，这些负债分别包括：目前应付长期债务$ 127 百万美元 126 百万，短期借款$ 320 百万美元 245 百万，应计利息$ 84 百万美元 108 百万，应计税款$ 331 百万美元 335 万，其他流动负债$ 7 百万美元 9 万，长期债务和其他长期债务$ 6,868 百万美元 6,893 万，累计递延所得税$ 1,591 百万美元 1,540 万，监管负债$ 468 百万美元 346 万，其他非流动负债$ 170 百万美元 331 百万。

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此处使用的定义术语和缩写具有术语表中规定的含义。这是FirstEnergy和JCP & L分别提交的一套合并财务报表。除非另有说明，这些说明中的披露适用于每个注册人。为澄清目的，除非另有明确说明，否则此处代表FirstEnergy所做的披露应理解为代表JCP & L所做的披露。

FirstEnergy

FE于1996年根据俄亥俄州法律成立。FE的主要业务是直接或间接持有其主要子公司：OE、CEI、TE、FE PA、JCP & L、FESC、MP、AGC、PE和KATCo的所有流通股本。此外，FET是FE的VIE，是ATSI、MAIT和TraIL的母公司。FirstEnergy继续评估将俄亥俄州公司合并为单一俄亥俄州电力公司的法律、财务、运营和品牌效益。

FE及其附属公司主要涉及输配电和发电业务。FirstEnergy的电力运营公司包括美国最大的投资者拥有的电力系统之一，为超过 六个 中西部和中大西洋地区的百万客户。FirstEnergy的输电业务包括超过 24,000 英里的线路和 two 区域传输运营中心。截至2026年3月31日，AGC和MP控制 3,610 净最大发电量MW。

FET还拥有一个 34 Valley Link %股权。2024年11月25日，FET、DominionHV和Transource组成Valley Link，后者是负责管理和执行PJM授予的那些项目的控股公司，并签订了有限责任协议。Valley Link是Valley Link子公司的所有者，这些子公司在各州组织。Valley Link子公司包括预计将开发、建设、拥有、运营和维护PJM授予的输电项目的实体。

于2026年2月13日，FET与Transource订立Grid Growth运营协议，该协议确立了Grid Growth的一般框架，以接纳、设计、开发、建设、拥有、运营和融资若干输电项目，其中包括PJM于2026年2月12日授予Grid Growth的若干附属公司。这一总框架包括有关两个成员之间关系的参数，授予其成员治理权利，只要保持一定的所有权百分比，并定义Grid Growth将有权开发的项目清单。电网增长经营协议项下成员的相对所有权权益为 50 FET和Transource各占比%。Grid Growth是Grid Growth Ohio的唯一所有者，并拥有一个 80 Grid Growth EHV %权益，Transource拥有剩余权益。

FESC根据其成本分配手册，按成本向关联的FirstEnergy公司提供法律、财务和其他企业支持服务。FE不直接开具账单，也不将其任何成本分摊给任何子公司。从FESC获得的服务通过直接计费或通过分配过程向FE的子公司收取成本。分摊成本是指代表不止一家公司提供的服务，使用FESC开发的公式进行分摊，一般在三十天内根据商业条款结算。

JCP & L

JCP & L在新泽西州拥有物业并作为一家电力公用事业公司开展业务，为大约 1.2 百万客户，以及新泽西州北部、西部和中东部的传输服务。JCP & L服务于人口约为 2.8 百万。JCP & L根据NERC可靠性标准和其他适用的法规要求规划、运营和维护其传输系统。此外，JCP & L遵守FERC和NJBPU规定的法规、命令、政策和做法。

JCP & L此前发布的中期财务报表的修订

在2025年第四季度，JCP & L发现与部署其AMI计划相关的智能电表拆除成本的某些费用记录存在错误，导致自2023年以来资产负债表上的损益表和综合收益表以及监管资产/负债的费用被低估。已识别的错误影响了JCP & L此前发布的2023和2024年年度财务报表，以及2024年和2025年的中期期间。JCP & L评估了该错误，对每个受影响的前期的具体影响并不重大，但是，由于累积影响，JCP & L决定修改先前发布的财务报表以更正该错误，并在这样做时也更正了某些其他先前确定的非重大错误，包括对某些退役资产的错误分类。 因此，JCP & L对此前发布的截至2025年3月31日止三个月的中期收益和综合收益表、现金流量表和普通股股东权益表进行了修订。

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JCP & L中期收益及综合收益表

						截至2025年3月31日止三个月
（百万）						据报道						调整						经修订
监管资产递延，净额						$	( 22 )					$	2					$	( 20 )
总营业费用						492						2						494
营业收入						74						( 2 )						72
所得税前收入						65						( 2 )						63
净收入（亏损）						49						( 2 )						47
综合收益						49						( 2 )						47

JCP & L Interim Statements of Common Stockholders of Equity

						截至2025年3月31日止三个月
（百万）						据报道						调整						经修订
余额，2025年1月1日						$	4,977					$	( 10 )					$	4,967
净收入						49						( 2 )						47
余额，2025年3月31日						$	4,998					$	( 12 )					$	4,986

JCP & L中期现金流量表

						截至2025年3月31日止三个月
（百万）						据报道						调整						经修订
经营活动产生的现金流量：
净收入						$	49					$	( 2 )					$	47
调整净收益与经营活动净现金的对账-
折旧及摊销						43						2						45
经营活动提供的现金净额						205						—						205

列报依据

注册人遵循公认会计原则，并遵守SEC、FERC以及（如适用）PUCO、PPUC、MDPSC、NYPSC、WVPSC、VSCC和NJBPU规定的相关法规、命令、政策和做法。随附的截至2026年3月31日的中期财务报表以及截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月的中期财务报表分别未经审计，但反映了管理层认为对财务报表的公允报表是必要的所有调整，包括正常的经常性调整。截至2025年12月31日的资产负债表来自经审计的财务报表。按照公认会计原则编制财务报表要求管理层定期作出估计和假设，这些估计和假设会影响资产、负债、收入和支出的报告金额以及或有资产和负债的披露。实际结果可能与这些估计不同。所报告的业务结果不一定表明今后任何时期的业务结果。

这些中期财务报表是根据SEC关于10-Q表格季度报告的规则和条例编制的。根据公认会计原则编制的财务报表和附注中通常包含的某些信息和披露已根据此类规则和条例进行了精简或省略。这些中期财务报表应与适用的注册人的经审计财务报表和附注一起阅读，这些报表和附注包含在其于2026年2月18日向SEC提交的截至2025年12月31日止年度的10-K表格年度报告中。

注册人将其行使控制权的所有拥有多数股权的子公司以及（如适用）其拥有控股财务权益的实体合并。公司间交易和余额根据公认会计原则酌情在合并中予以消除。当确定可变利益实体为主要受益人时，注册人将其合并。

对截至2025年12月31日合并VIE的合并资产负债相关披露进行了修订，以排除$ 243 百万负债。该更正对FirstEnergy此前发布的财务报表并不重要。

某些以前年度的金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。

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经济条件

鉴于整个行业的需求增加，包括由于数据中心的使用，以及美国政府已经并且可能已经征收的关税和报复性关税，FirstEnergy继续监测供应准备时间。此外，持续的地缘政治冲突加剧了全球能源市场以及燃料和运输成本的波动，这可能会进一步影响供应的可用性或定价。FirstEnergy继续实施缓解战略，以应对利率波动、通胀和供应限制，预计不会出现任何相应的服务中断或对其资本投资计划产生任何实质性影响。然而，需求长期持续或进一步增加、地缘政治紧张局势持续或升级、燃料成本上升或不确定或不利的宏观经济条件持续存在，包括通胀压力和新的或增加的现有关税，可能导致供应链中断增加，进而可能对登记人的经营业绩、现金流和财务状况产生不利影响。

资本化融资成本

FirstEnergy-截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月，FirstEnergy综合收益表和综合收益表的资本化融资成本包括$ 35 百万美元 22 建设期间使用的股权基金备抵分别为百万美元和$ 19 百万美元 16 百万，分别为资本化利息。

JCP & L-截至2026年3月31日和2025年3月31日的三个月，JCP & L损益表和综合收益表的资本化融资成本各包括$ 6 百万用于建设期间使用的股权基金备抵和$ 6 百万美元 3 百万，分别为资本化利息。

FET非控制性权益

FirstEnergy展示了Brookfield的 49.9 % FET净收入和净资产的总所有权部分为NCI。NCI作为权益的一部分列入FirstEnergy的合并资产负债表。

权益法投资

注册人有能力对其施加重大影响，但不具有控股财务权益的投资，采用权益法核算。根据权益法，在实体中的权益在注册人资产负债表的“投资”中报告。实体收益的所有权份额百分比在注册人损益表中报告，并反映在“其他收入（费用）”中。

权益法投资，包括在FirstEnergy合并资产负债表的“投资”中，约为$ 36 百万美元 38 分别截至2026年3月31日和2025年12月31日的百万。JCP & L做了 无 t截至2026年3月31日或2025年12月31日有任何权益法投资。

山谷链接-2025年2月21日，FET、DominionHV和Transource签订了Valley Link运营协议，该协议确立了Valley Link和Valley Link子公司接受、设计、开发、建设、拥有、运营和资助PJM授予Valley Link的输电项目的一般框架。这一总框架包括有关三个成员之间关系的参数，授予其成员治理权利，只要保持一定的所有权百分比，如下所述，并定义了Valley Link将有权开发的项目清单。Valley Link是Valley Link子公司的所有者，这些子公司在各州组织。2025年2月26日，为响应PJM2024 RTEP长期提案窗口# 1，PJM授予 two 向Valley Link的电力传输项目估计约为$ 3 亿，FET的份额估计约为$ 1 十亿。

截至2025年2月21日，会员的相对所有权权益为FET（ 34 %）、Dominion HV（ 30 %），而Transource（ 36 %），Valley Link将不会出于财务或税务报告目的与FET合并，预计将在权益法会计下入账。截至2026年3月31日和2026年第一季度，与Valley Link相关的投资余额和记录的收益并不重要。

PATH-WV -FE的一家子公司拥有 50 West Virginia系列（PATH-WV）的百分比，该系列是与AEP的子公司建立的合资企业。FirstEnergy不是PATH-WV的主要受益者，因为它无法控制影响PATH-WV经济性的重大活动。FirstEnergy对PATH-WV的所有权权益采用权益法核算。

2024年3月，PATH完成了终止其所有FERC管辖费率和设施的程序，结果PATH不再是“公用事业”，不再受FERC管辖。FirstEnergy及其非关联合资伙伴已于2026年4月授权清算和解散PATH公司实体。截至2026年3月31日和2025年12月31日，权益法投资的账面价值为$ 17 万，预计将通过清算分配收回。

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新会计公告

最近发布的公告-FASB发布的以下新的权威会计指南尚未被注册人采纳。除非另有说明，注册人管理层目前正在评估此类指南可能对注册人的财务报表和披露产生的影响，以及尽早采用（如适用）的可能性。管理层已根据目前的预期评估了FASB发布的其他下文未描述的新标准，即此类新标准不会对注册人的财务报表产生重大影响。

ASU 2024-03，"损益表—报告综合收益—费用分类披露（子主题220-40）"（2024年11月发布，随后在ASU2025-01内更新）：ASU2024-03要求对公共企业实体的损益表费用进行分类披露。ASU不会改变实体在损益表表面呈现的费用标题；相反，它要求在财务报表脚注中的披露中将某些费用标题分解为特定类别。ASU 2024-03自截至2027年12月31日止年度的10-K表格合并年度报告开始对注册人生效，允许提前采用。允许前瞻性地应用该指南，对于生效日期之前开始的报告期不需要进行比较披露。实体可以选择将新准则追溯适用于财务报表中列报的任何或所有以前期间。

ASU 2025-06，“无形资产—商誉及其他—内部使用软件（子主题350-40）：有针对性地改进内部使用软件的会计核算"（2025年9月发布）：ASU 2025-06修订了现有标准，该标准提及软件开发项目的各个阶段，以更好地与当前的软件开发方法保持一致，例如敏捷编程。根据新标准，当管理层授权并承诺为软件项目提供资金时，以及当项目很可能完成并且软件将用于执行预期功能时，实体将开始将合格成本资本化。在评估项目是否可能完成时；要求实体考虑是否存在与软件开发活动相关的重大不确定性。ASU2025-06自2028年第一季度财务数据开始对注册人生效，允许提前采用。允许使用前瞻性、追溯性或修改后的过渡方法应用该指南。

ASU 2025-10，“政府补助（专题832）：企业主体收到政府补助的核算”（2025年12月发行）:ASU 2025-10为企业实体收到的政府赠款的确认、计量、列报和披露建立了权威指南。ASU 2025-10要求，当实体很可能遵守赠款的条件并且将收到赠款时，将确认政府赠款。它允许两种与资产相关的授予方式，即成本减让法（降低资产的账面价值）或递延收益法（在资产的使用寿命内确认收益）。与收入相关的赠款在相关成本发生时系统地在收入中确认。ASU 2025-10从2029年第一季度的财务开始对注册人生效，允许提前采用。允许使用修改后的前瞻性、修改后的追溯性或完全追溯性方法应用该指南。

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除非另有说明，本说明中的披露适用于双方注册人。 以下是FirstEnergy截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月与客户签订的合同收入的分类：

						截至3月31日的三个月，
						2026						2025
						（百万）
分配
零售生成和分销服务：
住宅						$	1,397					$	1,309
商业						402						415
工业						125						152
其他						22						19
批发						4						1
与客户的合同产生的其他收入						18						17
与客户签订的合同收入总额						1,968						1,913
与客户合同无关的其他收入						22						23
总分配						$	1,990					$	1,936
综合
零售生成和分销服务：
住宅						$	795					$	708
商业						340						318
工业						155						151
其他						8						9
批发						112						47
传输						119						100
与客户的合同产生的其他收入						—						1
与客户签订的合同收入总额						1,529						1,334
ARP(1)						13						—
与客户合同无关的其他收入(2)						161						15
综合总数						$	1,703					$	1,349
单机变速器
ATSI						$	282					$	262
Trail						65						70
迈特						138						131
KATCO						24						23
与客户签订的合同收入总额						509						486
与客户合同无关的其他收入						7						5
单机变速器总数						$	516					$	491
企业/其他、消除和调节调整(3)
批发						$	10					$	4
消除和调节调整						( 17 )						( 15 )
企业/其他、消除和调节调整合计						$	( 7 )					$	( 11 )
FirstEnergy总收入						$	4,202					$	3,765

(1)与新泽西州能源效率相关的分销收入损失有关。

(2)包括FTR的收入。由于ENEC，FTR对收益没有实质性影响。

(3)包括分部间收入的冲销和调节调整。

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下表为JCP & L截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月的客户合同收入分类：

			截至3月31日的三个月，
			2026						2025
			（百万）
分配
零售生成和分销服务：
住宅			$	381					$	316
商业			170						161
工业			20						18
其他			5						5
批发			2						1
传输			71						61
与客户的合同产生的其他收入			3						3
与客户签订的合同收入总额			652						565
ARP(1)			13						—
与客户合同无关的其他收入			1						1
总收入			$	666					$	566

(1)与新泽西州能源效率相关的分销收入损失有关。

客户应收账款

应收客户合同款项包括向住宅、商业和工业客户的分销服务和零售发电销售。 截至2026年3月31日和2025年12月31日的已开票和未开票客户应收款项，包括如下：

客户应收款-FirstEnergy						2026年3月31日						2025年12月31日
						（百万）
开单						$	1,049					$	939
未开票						648						844
						1,697						1,783
减：无法收回准备金						52						57
FirstEnergy客户应收账款合计						$	1,645					$	1,726

客户应收款-JCP & L						2026年3月31日						2025年12月31日
						（百万）
开单						$	199					$	178
未开票						123						152
						322						330
减：无法收回准备金						5						6
JCP & L客户应收账款合计						$	317					$	324

无法收回的客户应收款项备抵是基于历史损失信息，包括收入的滚动36个月平均净核销百分比，同时对影响应收款项可收回性的要素进行定性评估，以确定是否应根据信用损失会计准则进一步调整无法收回的客户应收款项备抵。

注册人利用定量和定性评估对无法收回的客户应收款进行审查备抵。管理层考虑可获得的当前信息，例如经济因素的变化、监管事项、行业

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趋势、客户信用因素、逾期的应收账款余额金额、客户可用的付款选项和方案，以及电力公司可用于确保付款的方法。由于PJM结算过程的性质，注册人因传输和批发销售而导致的PJM应收账款无法收回的风险很小，因此目前没有呆账备抵。

截至2026年3月31日止三个月和截至2025年12月31日止年度的客户应收款项坏账准备活动如下：

						FirstEnergy						JCP & L
						（百万）
余额，2025年1月1日						$	55					$	6
预期信用损失准备(1)(2)						94						8
记入其他账户(3)						37						3
注销						( 129 )						( 11 )
余额，2025年12月31日						$	57					$	6
预期信用损失准备(1)(2)						20						1
记入其他账户(3)						14						1
注销						( 39 )						( 3 )
余额，2026年3月31日						$	52					$	5

(1)约$ 7 百万美元 31 其中百万元分别于截至二零二六年三月三十一日止三个月及截至二零二五年十二月三十一日止年度为FirstEnergy的未来回收而递延。

(2)约$ 1 百万美元 8 其中百万元分别于截至二零二六年三月三十一日止三个月及截至二零二五年十二月三十一日止年度为JCP & L的未来回收而递延。

(3)系指为无法收回的账户而注销的账户的追回和恢复。

本说明中的披露仅适用于FirstEnergy。

EPS的计算方法是将归属于FE的收益除以已发行普通股的加权平均数。

基本每股收益是以相关期间已发行普通股的加权平均数作为分母计算得出的。普通股稀释后每股收益的分母反映了已发行普通股的加权平均数加上如果行使稀释性证券和其他发行普通股协议可能产生的潜在额外普通股。

稀释每股收益反映了基于股份的奖励和可转换证券的潜在普通股的稀释效应。未偿还的以股份为基础的奖励的稀释效应是使用库存股法计算的，该方法假设行使奖励时可能获得的任何收益将用于以该期间的平均市场价格购买普通股。2029年可换股票据和2031年可换股票据的任何转换溢价的稀释效应是使用if-converted方法计算的。2026年可换股票据不会因该等金额（如有）以现金支付而产生任何转换溢价的摊薄影响，下文将进一步讨论。

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下表对归属于FE的基本每股收益和稀释每股收益进行了核对：

												截至3月31日止三个月，
基本每股收益和稀释每股收益的调节																		2026						2025
（百万，每股金额除外）
归属于FE的收益																		$	405					$	360
股票计数信息：
已发行基本股份加权平均数																		578						577
假设行使稀释性股份奖励																		1						1
2029年可换股票据及2031年可换股票据转换溢价的假设影响																		1						—
已发行稀释股份加权平均数																		580						578
FE应占EPS：
基本EPS																		$	0.70					$	0.62
稀释EPS																		$	0.70					$	0.62

截至2026年3月31日及2025年3月31日止三个月， 无 来自奖励的股票被排除在稀释流通股的计算之外，因为将其包括在内将具有反稀释性。

2029年可换股票据及2031年可换股票据的摊薄影响限于转换义务超过所转换可换股票据的本金总额。截至2026年3月31日，转换价格为$ 47.78 2029年可转换票据和2031年可转换票据的每股收益。

FE将通过为正在转换的2026年可转换票据的本金总额及其超过该本金总额的转换义务支付现金来结算2026年可转换票据的转换（如果有的话）。截至2026年3月31日，转换价格为$ 46.37 2026年可转换票据的每股收益。有关可转换票据的更多信息，请参见注册人财务报表合并附注的附注6.“公允价值计量”。

除非另有说明，本说明中的披露适用于双方注册人。

FirstEnergy提供合格福利计划，通过FirstEnergy总养老金计划和FirstEnergy福利计划，基本上覆盖所有员工，以及覆盖某些员工的不合格固定福利计划，包括JCP & L的员工。FirstEnergy的养老金和OPEB计划既不是多雇主也不是多雇主计划。

注册人每年在每个财政年度的第四季度以及每当一项计划被确定为符合重新计量条件时，确认一项针对计划资产公允价值变动和净精算损益的养老金和OPEB按市值调整。

FirstEnergy目前预计在2027年之前不会对养老金计划进行必要的缴款，该计划基于各种假设，包括预期资产收益率为 8.0 2026年的%，预计约为$ 250 百万。然而，FirstEnergy可能会选择自愿向养老金计划供款。JCP & L是 不是 预计将向养老金计划供款。

FirstEnergy截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月的经营活动现金流包括约$ 11 百万美元 12 百万，分别为雇员福利计划资金及相关付款。这些付款主要与相应期间根据计划义务欠退休人员的短期福利付款负债有关。

服务成本，扣除资本化后，在注册人的收益和综合收益表的“其他运营费用”中报告。非服务成本，除单独显示的养老金和OPEB按市值调整外，在注册人的损益表和综合收益表的“其他收入（费用）”中的“杂项收入，净额”中报告。

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FirstEnergy的养老金和OPEB净定期福利成本（贷项）的组成部分如下：

JCP & L

JCP & L确认其从雇员受雇时起向雇员及其受益人和受保受养人提供养老金和OPEB的预期成本的分配部分，直到他们有资格获得这些福利。JCP & L还确认其在受雇后但在退休前为与残疾相关的福利分配给前雇员或非在职雇员的部分义务。

JCP & L的养老金和OPEB净定期福利成本（贷项）如下：

JCP & L净期间福利成本（贷项）						养老金												OPEB
截至3月31日止三个月，						2026						2025						2026						2025
						（百万）
JCP & L在净定期福利信贷中所占份额(1)						$	( 2 )					$	( 1 )					$	( 4 )					$	( 4 )
从附属公司分配的净定期福利成本(1) (2)						$	2					$	2					$	—					$	—

(1) 包括资本化金额。

(2)除了现任和前任雇员和退休人员的净定期福利成本外，JCP & L还从其附属公司（主要是FESC）获得养老金和OPEB净定期福利成本和信贷。

除非另有说明，本说明中的披露适用于双方注册人。

注册人的临时有效所得税率反映了2026年和2025年的估计年度有效所得税率。这些税率受到估计的年度永久性项目的影响，例如AFUDC股权和其他流通项目，以及某些离散项目。

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下表对截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月的FirstEnergy有效所得税率与联邦所得税法定税率进行了核对：

FirstEnergy			截至3月31日止三个月，
（百万）			2026												2025
			金额						%						金额						%
所得税前收入			$	604											$	540
联邦法定所得税			$	127					21.0		%				$	113					21.0		%
联邦：
税收抵免			( 1 )						( 0.2 )		%				( 1 )						( 0.2 )		%
不可课税及不可扣除：
AFUDC股权收益			( 7 )						( 1.2 )		%				( 5 )						( 0.9 )		%
AFUDC股权折旧			1						0.2		%				1						0.2		%
与FE在FET的股权投资相关的税			5						0.8		%				4						0.7		%
其他：
超额递延所得税摊销			( 13 )						( 2.2 )		%				( 13 )						( 2.4 )		%
联邦和州相关流通			( 7 )						( 1.1 )		%				( 5 )						( 0.9 )		%
其他			—						—		%				1						0.2		%
州和市所得税，扣除联邦影响(1)			33						5.5		%				31						5.6		%
所得税总额(2)			$	138					22.8		%				$	126					23.3		%

(1)宾夕法尼亚州占FirstEnergy国内州所得税的大部分，扣除联邦影响。

(2)截至2026年3月31日或2025年3月31日止三个月，没有与跨境税法、法律或税率变化、估值备抵变化、未确认的税收优惠变化或外国税收影响相关的金额。

下表对截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月的JCP & L有效所得税率与联邦所得税法定税率进行了核对：

JCP & L			截至3月31日止三个月，
（百万）			2026												2025
			金额						%						金额						%
所得税前收入			$	88											$	63
联邦法定所得税			$	18					21.0		%				$	13					21.0		%
联邦：
不可课税及不可扣除：
AFUDC股权收益			( 1 )						( 1.1 )		%				( 1 )						( 1.6 )		%
其他：
超额递延所得税摊销			( 2 )						( 2.3 )		%				( 1 )						( 1.6 )		%
其他			1						1.1		%				—						—		%
州所得税，扣除联邦影响(1)			6						6.8		%				5						7.9		%
所得税总额(2)			$	22					25.0		%				$	16					25.4		%

(1)新泽西州构成了JCP & L的国内州所得税，扣除联邦影响。

(2) 截至2026年3月31日或2025年3月31日止三个月，没有与税收抵免、跨境税法、法律或税率变化、估值免税额变化、未确认的税收优惠变化或外国税收影响相关的金额。

出于联邦所得税目的，FirstEnergy申请为合并集团，其中包括JCP & L，但不包括FET及其子公司，并维持公司间所得税分配协议，用于分配合并纳税义务，包括公司AMT。在FET股权出售结束后，FET及其子公司为联邦所得税目的提交为自己的合并集团，并拥有自己的公司间所得税分配协议。

2026年2月18日，美国财政部和IRS发布指导意见，允许在计算企业AMT中进行一定的税收修复扣除。由于这一指引，FirstEnergy扭转了$ 18 与FirstEnergy合并税务集团和FET合并税务集团在先前纳税年度发生和支付的企业AMT相关的2026年第一季度企业AMT信用结转中的百万，均未对有效税率产生影响。FirstEnergy综合税务组和FET综合税务组仍受制于企业AMT，但预计这一针对某些税收修复扣除的免税额将减少未来的企业AMT负债。

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2025年7月4日，特朗普总统签署了《OBBBA》，使TCJA的某些企业税收优惠政策永久化，但预计不会对FirstEnergy产生实质性影响。OBBBA还加快逐步取消风能和太阳能项目的税收抵免，因此，FirstEnergy正在评估这些税收抵免条款和相关IRS指导可能对西弗吉尼亚州太阳能发电设施的拟议建设产生的潜在影响，如注册人财务报表的合并附注8“监管事项”中所述。

在2025年期间，FERC向一家非关联公司发布了命令，得出的结论是，根据某些先前发布的IRS私信裁决，某些NOL结转递延税项资产（按单独的回报基础计算）应包括在费率基础中，以用于费率制定目的。FirstEnergy在2025年第三季度确定，这些裁决和命令也将适用于其某些子公司，从而从监管负债的减少中受益，反映为重新计量超额递延所得税和为利率制定目的增加累计递延所得税资产。FirstEnergy对受影响子公司的年度公式费率进行了适当更新。

除非另有说明，本说明中的披露适用于双方注册人。

经常性公允价值计量

权威会计指导建立了公允价值层次结构，优先考虑用于计量公允价值的输入值。这种层次结构给予第1级测量最高优先级，给予第3级测量最低优先级。公允价值层次结构的三个层次及估值技术说明如下：

1级			-			活跃市场中相同工具的报价。
2级			-			活跃市场同类仪器报价。
			-			不活跃市场中相同或类似工具的报价。
			-			模型衍生估值，所有重要输入均为可观察市场数据。

模型主要是考虑各种假设的行业标准模型，包括商品的远期报价、时间价值、波动性因素和基础工具的当前市场和合同价格，以及其他相关的经济措施。

3级			-			估值输入是不可观察的，对公允价值计量具有重要意义。

FirstEnergy每年都会产生一份长期电力和容量价格预测，并随着市场情况的变化而定期更新。当标的价格不可观察时，采用长期价格预测的价格计量公允价值。

FTR是一种金融工具，根据跨传输路径的每小时每日前拥塞价格差异，持有者有权获得一系列收入（或收费）。FTR由FirstEnergy在年度、月度和长期PJM拍卖中获得，最初使用拍卖清算价格减去成本进行记录。初始确认后，FTR的账面价值会定期使用按市值计价的方法调整为公允价值，该方法近似于市场。该模型的主要输入通常不如客观来源可观察到，是最近的PJM拍卖清算价格和FTRS的剩余小时数。该模型通过将最近的拍卖清算价格乘以剩余FTR小时减去按比例分摊的FTR成本来计算公允价值。孤立地显着增加或减少投入可能已导致更高或更低的公允价值计量。

注册人主要采用市场方法使用现有的最佳信息进行经常性公允价值计量。因此，登记人最大限度地使用可观察的投入，并尽量减少使用不可观察的投入。截至2026年3月31日所使用的估值方法与截至2025年12月31日所使用的估值方法没有变化。公允价值计量的确定考虑了各种因素，包括但不限于不履约风险、交易对手信用风险和信用增级（如现金存款、LOC和优先级权益）的影响。这些形式的风险对公允价值计量的影响并不显著。

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下表列示截至2026年3月31日和2025年12月31日公允价值层级内按公允价值层级划分的经常性资产和负债情况：

			2026年3月31日																								2025年12月31日
FirstEnergy			1级						2级						3级						合计						1级						2级						3级						合计
物业、厂房及设备			（百万）
衍生资产FTRs(1)			$	—					$	—					$	3					$	3					$	—					$	—					$	21					$	21
股本证券			2						—						—						2						2						—						—						2
债务证券(2)			—						282						—						282						—						280						—						280
现金、现金等价物和限制性现金(3)			80						—						—						80						99						—						—						99
其他(4)			—						53						—						53						—						56						—						56
总资产			$	82					$	335					$	3					$	420					$	101					$	336					$	21					$	458
负债
衍生负债FTRS(1)			$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	( 1 )					$	( 1 )
负债总额			$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	( 1 )					$	( 1 )
净资产			$	82					$	335					$	3					$	420					$	101					$	336					$	20					$	457

(1)合同受到监管会计处理，市场价值的变化不会影响收益。

(2)与JCP & L在乏核燃料处置信托中持有的投资有关，下文将进一步讨论。

(3)限制现金$ 28 百万美元 42 截至2026年3月31日和2025年12月31日的百万美元，主要涉及从MP、PE和Ohio Companies的客户收取的现金，这些现金专门用于偿还各自出资公司的债务。

(4)主要由短期投资组成，其中$ 12 百万美元 17 截至2026年3月31日和2025年12月31日的百万元分别由JCP & L持有。

投资

所有购买的初始期限为三个月或更短的临时现金投资在合并资产负债表上按成本报告为现金等价物，该成本与其公允市场价值相近。现金及现金等价物以外的投资包括AFS债务证券和其他投资。注册人并无为交易目的而持有的债务证券。

一般来说，股本证券的未实现损益在收入中确认，而AFS债务证券的未实现损益在AOCI中确认。然而，JCP & L乏核燃料处置信托须接受监管会计处理，股权和AFS债务证券的所有损益与监管资产相抵销。

废核燃料处置信托基金

JCP & L持有乏核燃料处置信托内的债务证券，这些证券被归类为AFS证券，按公允市场价值确认。该信托基金旨在向DOE提供与先前拥有的Oyster Creek和三里岛1号机组核电设施相关的乏核燃料处理费。

下表汇总了截至2026年3月31日和2025年12月31日在乏核燃料处置信托中持有的投资的摊余成本基础、未实现收益、未实现亏损和公允价值：

						2026年3月31日(1)																								2025年12月31日(2)
						成本基础						未实现收益						未实现亏损						公允价值						成本基础						未实现收益						未实现亏损						公允价值
						（百万）
债务证券						$	296					$	—					$	( 14 )					$	282					$	290					$	2					$	( 12 )					$	280

(1)不包括短期现金投资$ 12 截至2026年3月31日的百万。

(2) 不包括短期现金投资$ 17 截至2025年12月31日，百万。     

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截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月出售AFS债务证券投资的收益、已实现的销售收益和利息及股息收入，登记人如下：

												截至3月31日止三个月，
																		2026						2025
																		（百万）
出售收益																		$	20					$	27
已实现收益																		—						—
已实现亏损																		( 2 )						( 2 )
利息和股息收入																		3						3

其他投资

其他投资包括员工福利信托，主要投资于企业拥有的人寿保险保单，以及权益法投资。与公司拥有的人寿保险保单和权益法投资相关的收益和亏损反映在FirstEnergy综合损益表和综合收益表的“杂项收入，净额”项目中，这些项目在截至2026年3月31日和2025年3月31日的三个月中并不重要。其他投资为$ 344 截至2026年3月31日和2025年12月31日的百万，不包括在上述报告的金额中。有关FirstEnergy权益法投资的更多信息，请参见注册人财务报表合并附注的附注1.“列报的组织和基础”。

长期债务和其他长期债务

所有初始期限在一年以内的借款，在公认会计原则下都被定义为短期金融工具，并在合并资产负债表上按成本报告为“短期借款”。由于这些借款属于短期性质，登记人认为其成本接近其公允市场价值。 下表提供了长期债务的大致公允价值和相关账面金额，其中不包括截至2026年3月31日和2025年12月31日的融资租赁义务和未摊销的债务发行费用净额、未摊销的公允价值调整、溢价和折价：

FirstEnergy						2026年3月31日						2025年12月31日
						（百万）
账面价值						$	26,915					$	26,390
公允价值						$	26,252					$	25,756

JCP & L						2026年3月31日						2025年12月31日
						（百万）
账面价值						$	3,050					$	3,050
公允价值						$	3,021					$	3,059

长期债务和其他长期债务的公允价值反映了根据当前收回价、到期收益率或赎回收益率（视情况而定）在每个相应期间结束时与这些证券有关的现金流出的现值。假定的收益率是基于信用评级与注册人类似的公司提供的具有类似特征的证券。截至2026年3月31日和2025年12月31日，注册人在公允价值等级中将短期借款、长期债务和其他长期债务分类为第2级。

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FirstEnergy和JCP & L在截至2026年3月31日的三个月内有以下赎回和发行：

公司

类型

赎回/发行日期

息率

成熟度

金额 （百万）

说明

赎回

FE PA

高级无抵押

2026年3月

5.15 %

2026

$ 300

已赎回到期的无担保票据。

发行情况

FE PA

高级无抵押

2026年3月

4.15 %

2028

$ 300

所得款项预计将用于：（i）为现有债务再融资，包括偿还FE PA的 5.15 %于2026年到期的优先票据，以及短期借款；（ii）为资本支出提供资金；（iii）为营运资金提供资金；（iv）为一般公司用途提供资金。

FE PA

高级无抵押

2026年3月

4.55 %

2031

$ 550

所得款项预计将用于：（i）为现有债务再融资，包括偿还FE PA的 5.15 %于2026年到期的优先票据，以及短期借款；（ii）为资本支出提供资金；（iii）为营运资金提供资金；（iv）为一般公司用途提供资金。

2026年3月11日MAIT同意卖出$ 250 百万新 5.02 %于2036年5月1日到期的高级无抵押票据。此次出售预计将于2026年4月30日结束。所得款项预计将用于偿还短期借款、为资本支出提供资金、用于营运资金和其他一般公司用途。

2026年4月21日ATSI发行$ 175 百万新 5.19 2033年5月15日到期的%高级无抵押票据。预计所得款项将用于偿还短期借款，包括到期偿还产生的短期借款$ 75 ATSI的百万总本金金额 4.00 %于2026年到期的高级无抵押票据，为资本支出、营运资金和其他一般公司用途提供资金。

2026年4月28日，FE签订了到期日为2027年4月27日的FE定期贷款融资，该融资在执行时已全部提取。FE定期贷款融资包含与经修订信贷融资下适用于FE的条款和条件基本相似的契约和其他条款和条件，包括保持综合利息覆盖率不低于 2.50 倍，在最近四个财季的每个财政季度末衡量。所得款项用于偿还经修订信贷融资项下未偿还的短期借款。

FE可转换票据发行

2023年5月4日，FE发行$ 1.5 亿元的2026年可转换票据本金总额，利率为 4.00 年%，自2023年11月1日起，于每年5月1日和11月1日每半年支付一次欠款。2026年可转换票据是FE的无抵押和非次级债务，将于2026年5月1日到期，除非需要根据其条款进行转换或回购。发行收益约为$ 1.48 亿，扣除发行费用。期交所不得选择在到期日之前赎回2026年可转换票据。

2025年6月FE回购约$ 1.2 亿的2026年可转换票据的本金总额，使用发行2029年可转换票据和2031年可转换票据的部分收益如下所述。2026年可转换票据包含在FirstEnergy合并资产负债表的“当前应付长期债务”中。

截至紧接到期日前第二个预定交易日收市时，2026年可转换票据持有人可随时按当时有效的兑换率选择转换其2026年可转换票据的全部或任何部分。FE将通过为正在转换的2026年可转换票据的本金总额及其超过该本金总额的转换义务支付现金来结算2026年可转换票据的转换（如有）。

持有人在转换时将获得的对价金额将参考FE普通股在A股每个交易日的成交量加权平均价格确定 40 交易日观察期开始，包括 41 紧接到期日前的ST预定交易日。

2025年6月12日，FE发行$ 1.35 亿元的2029年可转换票据本金总额，利率为 3.625 每年的百分比，以及$ 1.15 亿元的2031年可转换票据本金总额，利率为 3.875 年%，自2026年1月15日开始，于每年1月15日和7月15日每半年支付一次欠款。2029年可换股票据及2031年可换股票据为FE的无抵押及非次级债务，将分别于2029年1月15日及2031年1月15日到期，除非根据其条款提前转换或购回。

2029年可转换票据和2031年可转换票据被纳入FirstEnergy合并资产负债表的“长期债务和其他长期义务”。发行收益约为$ 2.47 亿，扣除发行费用。

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持有人可在紧接前一个营业日的营业时间结束前的任何时间选择转换2029年可转换票据和2031年可转换票据：（i）2028年10月15日（就2029年可转换票据而言）和（ii）2030年10月15日（就2031年可转换票据而言），仅在特定条件下：

•在任何日历季度内，如果FE普通股的最后一次报告销售价格至少 20 期间的交易日 30 截至（包括）上一个日历季度的最后一个交易日的连续交易日大于或等于 130 每个适用交易日转股价格的%；

•在紧接其后的连续五个营业日期间内 10 2029年可转换票据和2031年可转换票据每个交易日的每1,000美元本金交易价格的连续交易日期间 10 交易日期间小于 98 每个该等交易日FE普通股最后报告的出售价格与折算率的乘积的百分比；或

•在2029年可转换票据和2031年可转换票据的契约中规定的某些公司事件发生时。

于2028年10月15日或之后，就2029年可换股票据而言，以及于2030年10月15日或之后，就2031年可换股票据而言，直至紧接相关系列票据到期日之前的第二个预定交易日收市时，持有人可随时转换其该系列票据的全部或任何部分，而不论上述条件如何。FE将通过支付不超过将被转换票据本金总额的现金以及支付或交付（视情况而定）现金、其普通股股份或现金与其普通股股份的组合来结算此类票据的转换，就其转换义务的剩余部分（如有）而言，超过被转换票据本金总额，但须遵守契约的适用条款。

每一系列票据的兑换率最初将为每1000美元本金的此类票据20.9 275股FE普通股（相当于初始兑换价约为$ 47.78 每股FE普通股）。该等票据的初始转换价格代表溢价约 20 超过2025年6月9日FE普通股在纽约证券交易所最后一次报告的出售价格的%。转换率和相应的转换价格将在某些事件中进行调整，但不会对任何应计和未支付的利息进行调整。此外，在一系列票据的到期日之前发生的某些公司事件（以及，就2031年可转换票据而言，如果FE就2031年可转换票据交付赎回通知）之后，在某些情况下，FE将提高持有人的转换率，该持有人选择转换其与该公司事件或赎回相关的该系列票据（如适用）。

FE不得在2029年可转换票据到期日之前赎回2029年可转换票据。在2029年1月15日或之后及紧接2031年可换股票据到期日之前的第40个交易日之前，FE可将2031年可换股票据的全部或任何部分赎回为现金，但须遵守若干部分赎回限制及仅在若干条件下。

如果FE发生根本性变化（如相关契约中所定义），在某些条件下，2026年可转换票据、2029年可转换票据和/或2031年可转换票据的持有人可以要求FE以现金回购其全部或任何部分票据，回购价格等于 100 待购回可换股票据本金额的百分比，加上截至但不包括基本变动购回日期（定义见相关契约）的应计及未付利息。

FE或其关联机构可能会不时寻求通过公开市场购买、私下协商交易或其他方式偿还或购买未偿债务。此类回购（如果有的话）将按照FE或其关联公司可能确定的条款和价格进行，并将取决于当前的市场条件、流动性要求、合同限制和其他因素。

JCP & L优先票据和注册权

2025年9月4日JCP & L发行：（i）$ 350 2029年到期的高级无抵押票据百万；（二）$ 500 于2031年到期的高级无抵押票据百万；及（iii）$ 500 百万股于2036年到期的高级无抵押票据，在一次包括登记权协议的非公开发行中，JCP & L同意就这些优先票据进行交换要约，以换取根据《证券法》登记的相同本金金额。2026年4月9日，JCP & L向SEC提交了交换要约的S-4表格注册声明，该声明于2026年4月23日宣布生效。

FE PA优先票据和注册权

2026年3月19日FE PA发行$ 300 百万 4.15 %于2028年到期的高级无抵押票据和$ 550 百万 4.55 %于2031年到期的优先无抵押票据，在一次包含登记权协议的非公开发行中，FE PA同意在收盘后366天内就这些优先票据进行交换要约，以换取根据《证券法》登记的相同本金金额。

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除非另有说明，本说明中的披露适用于双方注册人。

注册人进行定性分析，以确定可变利益是否使他们有资格成为VIE的主要受益人（控制性财务利益）。如果企业同时拥有：（i）有权指导对实体经济绩效影响最大的VIE活动；（ii）有义务吸收实体可能对VIE具有重大影响的损失或有权从实体获得可能对VIE具有重大影响的利益，则该企业具有控制性财务利益。当确定VIE为主要受益人时，注册人将其合并。JCP & L没有任何合并或未合并的VIE。

为了评估用于合并处理的合同和FirstEnergy感兴趣的实体，FirstEnergy根据相似的风险特征和重要性将可变利益汇总到类别中。

FirstEnergy-合并VIE

FirstEnergy作为主要受益人的VIE包括以下内容，并包含在FirstEnergy的合并财务报表中：

•证券化公司

•俄亥俄州证券化公司-2013年6月，俄亥俄公司组建的SPE发行了约$ 445 万的由阶段性回收债券支持的转手信托凭证，用于将部分全电客户供热折价、燃料和购买的电力监管资产的回收证券化。分阶段回收债券只能从SPE拥有的分阶段回收财产中支付并由其担保。债券持有人对FirstEnergy或任何俄亥俄州公司的一般信用没有追索权。俄亥俄州的每一家公司，作为其各自SPE的服务商，管理和管理回收财产中的阶段，包括零售电力客户支付的基于使用的费用的计费、收款和汇款。SPE被视为VIE，每一家都并入其适用的电力公司。截至2026年3月31日和2025年12月31日，$ 150 百万美元 159 百万分阶段回收债券分别未偿还。

•MP和PE环保基金公司-FirstEnergy的合并报表中包含由 two 破产远程、特殊目的有限责任公司是MP和PE的间接子公司。债券收益用于建设环境控制设施。所欠环境管制债券的本金及利息由环境管制费用的收益作担保，并仅由其支付。FirstEnergy的债权人，除有限责任公司SPE外，对特殊目的有限责任公司的任何资产或收益均无追索权。截至2026年3月31日和2025年12月31日，$ 139 百万美元 156 环控债未到期，分别为百万。

•FirstEnergy的合并资产负债表包括限制性现金$ 27 百万美元 40 百万，分别截至2026年3月31日和2025年12月31日，这与向MP、PE和Ohio Companies的客户收取的专门用于偿还各自出资公司债务的现金有关。

•FET

•FET是一家控股公司，拥有ATSI、MAIT、TraIL和PATH的股权。如上文进一步讨论，于2023年2月2日，FE与Brookfield订立协议，出售增量 30 FET的%股权，于2024年3月25日结束。截至2026年3月31日，FE在FET的股权为 50.1 %和布鲁克菲尔德的是 49.9 %.FirstEnergy得出的结论是，FET是一种VIE，而FE是主要受益者，因为FE了解FET的经济性，并有权通过代表单独可变利益的FESC服务协议指导FET的重大活动。

•尽管布鲁克菲尔德在FET股权出售结束时获得了增量同意权，但布鲁克菲尔德将不会单方面控制任何对FET经济表现影响最大的活动。然而，FE将继续通过其在现有FESC服务协议下的增量决策权，保留对FET经济绩效影响最大的活动的权力，通过该协议向FET提供执行管理和劳动力服务。因此，FE是FET的主要受益者，FET将继续合并在FirstEnergy的财务报表中。

•FET的资产只能用于清偿其义务，FET的债权人对FirstEnergy的一般信用没有追索权。

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FirstEnergy-未合并VIE

•PATH-WV-FirstEnergy不是PATH-WV的主要受益人，正如上文在注册人财务报表合并附注的附注1.“信息的组织和基础——权益法投资”中进一步讨论的那样。

本说明中的披露适用于FirstEnergy，“州监管”、“新泽西州”、“FERC监管事项”、“输电ROE激励”、“输电ROE方法”、“输电规划补充项目”、“地方输电规划投诉”、“PJM容量市场改革”和“大负荷互联规则制定”项下的披露也适用于JCP & L。

州法规

每一家电力公司的零售费率、服务条件、证券发行和其他事项都受其运营所在州的监管——在马里兰州由MDPSC监管，在新泽西州由NJBPU监管，在俄亥俄州由PUCO监管，在宾夕法尼亚州由PPUC监管，在西弗吉尼亚州由WVPSC监管，在纽约由NYPSC监管。弗吉尼亚州的PE和TraIL、俄亥俄州的ATSI、宾夕法尼亚州的传输公司、西弗吉尼亚州的PE和MP以及马里兰州的PE的传输运营分别受VSCC、PUCO、PPUC、WVPSC和MDPSC的某些规定的约束。此外，根据俄亥俄州法律，市政当局可以对公用事业的费率进行监管，如果公用事业公司不能接受，则可以向PUCO提出上诉。此外，如果FirstEnergy的任何附属公司要从事重要的新输电设施的建设，取决于国家，他们可能被要求获得国家监管授权，以选址、建设和运营新的输电设施。

马里兰州

PE根据自2023年10月19日起生效的MDPSC批准的分销基准利率运营，随后根据2024年1月3日的MDPSC命令进行了修改，该命令于2024年3月1日生效。PE还根据和解协议、MDPSC命令和条例以及法定条款的组合提供SOS。通过由MDPSC和第三方监测机构监督的定期拍卖，以不同长度的滚动合同形式竞争性采购SOS供应。尽管与PE客户的SOS供应有关的结算已到期，但服务仍以相同方式继续，直到MDPSC的订单更改。PE收回成本加上提供SOS的回报。

EmPOWER马里兰州计划在通过2022年《立即气候解决方案法案》后，要求从2022年到2024年的年度增量能效目标为每年2%，2025年和2026年为每年2.25%，2027年及之后为每年2.5%。2023年8月1日，PE按照MDPSC的要求提交了2024-2026年周期的拟议计划，随后，在MDPSC的指示下，PE提交了三种情景，三年周期的预计成本分别为3.11亿美元、3.54亿美元和5.1亿美元。2023年12月29日，MDPSC发布了一项命令，批准了大多数项目的3.11亿美元方案，并进行了一些修改。2024年8月15日，PE提交了2024-2026年周期剩余时间的修订计划，以遵守总预算为3.14亿美元的精炼GHG削减目标，MDPSC于2024年12月27日批准了该计划。PE通过每年调节的附加费以未摊销余额的账面成本收回EmPOWER马里兰州项目成本，某些成本可能会在五年的摊销期内收回。因能源效率或需求减少而损失的分销收入只能通过基准费率来追回。根据2022年12月29日的MDPSC命令，逐步取消EmPOWER马里兰州投资的未摊销余额，PE被要求在2026年及以后支出其EmPOWER马里兰州项目成本的100%。根据2023年12月29日发布的2024-2026年订单，之前周期的所有先前未摊销成本将在2030年底前收取。2024年7月1日生效的立法预计将在2024-2030年期间将PEPOWER Maryland未摊销余额的持有成本减少总计25至3000万美元。2024年7月31日，MDPSC发布了一项命令，根据新法对PE实施修订后的EmPOWER马里兰州附加费率，拒绝了PE提出的举行听证会的请求，该听证会试图对法律的某些部分提出质疑。2024年8月30日，PE向马里兰州华盛顿县巡回法院提交了一份请愿书，要求对其对法律的质疑进行司法审查。2025年8月6日，马里兰州华盛顿县巡回法院发布命令，批准PE的请愿，裁定立法机构不得更改条款以追溯适用于已支出的款项。MDPSC和马里兰州人民法律顾问办公室已分别对该决定提出上诉。2025年11月14日，马里兰州上诉法院发布命令，驳回马里兰州总检察长提出的在不影响提交法庭之友书状能力的情况下进行干预的无异议动议，该动议是总检察长于2025年12月30日提交的。PE的回复摘要于2026年1月21日提交。

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新泽西州

JCP & L根据截至2024年2月15日生效的NJBPU核准费率运营，并于2024年6月1日对客户生效。JCP & L为未选择第三方EGS的零售客户和未能提供签约服务的第三方EGS的客户提供BGS。所有新泽西州的EDC都参与了这一竞争性BGS采购过程，并直接从客户那里收回BGS成本，作为与基准费率分开的费用。

2021年9月17日，就壳牌新能源美国有限责任公司和EDF Renewables North America共同拥有的输电公司Mid-Atlantic Offshore Development，LLC而言，JCP & L向NJBPU和PJM提交了一份提案，以建设将海上风力发电连接到新泽西州电网的输电基础设施。2022年10月26日，JCP & L提案在NJBPU发布的命令中部分被接受。该提议获得接受，包括为JCP & L投资约7.23亿美元，用于建设新的和升级现有的传输基础设施。JCP & L的提案预计投资ROE为10.2%，其中包括JCP & L收购Mid-Atlantic Offshore Development，LLC最多20%股权的选择权。与该项目相关的结果费率预计将在新泽西州所有电力公司的纳税人之间分摊。2023年4月17日，JCP & L申请FERC“放弃”传输费率奖励，该奖励将规定在因JCP & L无法控制的原因取消部分或全部项目的情况下，收回奖励获得批准后发生的已取消的审慎项目成本的100%，以及该日期之前发生的成本的50%。2023年8月21日，FERC批准了JCP & L的申请，自2023年8月22日起生效。

2023年10月31日，海上风电开发商Orsted宣布计划停止开发新泽西州的两个海上风电项目—— Ocean Wind 1和2 ——规划总容量为2248兆瓦。2025年1月30日和2025年2月25日，Shell New Energies US LLC和EDF Renewables North America分别宣布退出大西洋海岸合作伙伴关系，在新泽西州近海建设风能。2025年6月4日，Atlantic Shores向NJBPU提交了一份请愿书，请求同意终止其1.5吉瓦的海上风电项目。这些取消预计不会直接影响JCP & L的已授予项目。

2025年5月23日，JCP & L向NJBPU提交了一项动议，考虑到最近的海上风电发展，包括联邦能源政策转向更传统的能源资源，寻求宣告性指导。JCP & L要求NJBPU提供指导，要么确认当前的项目时间表，要么授权JCP & L修改时间表。2025年6月9日，对JCP & L动议的回应已提交给NJBPU，其中包括新泽西州差饷法律顾问部门提出的重新启动海上风电传输程序的交叉动议，JCP & L对此表示反对。JCP & L表示，它打算遵守其建设输电项目的合同义务，其动议仅限于就建设里程碑寻求指导。2025年7月28日，新泽西州税率司法律顾问要求NJBPU对最近的NYPSC命令采取司法通知，该命令终止了其海上风电传输基础设施流程，以保护纳税人。2025年8月13日，NJBPU发布命令，要求JCP & L在2.5年期间推迟JCP & L计划的某些输电投资的支出，并指示JCP & L与NJBPU工作人员和PJM合作，以确保与原时间表上将继续进行的工作和将被推迟的工作保持一致，与订单一致。2026年4月22日，NJBPU发布命令，授权终止根据NJBPU 2022年10月26日命令授予JCP & L的所有传输项目，但其中一个项目除外。2026年4月23日，NJBPU和PJM在FERC提交了终止协议。如果FERC批准终止协议，JCP & L预计将向FERC提交后续放弃程序。

2025年2月，NJBPU认证了其年度基本发电服务拍卖的结果，通过该拍卖，新泽西州的四个EDC（包括JCP & L）满足了从2025年6月1日到2026年5月31日期间对BGS客户的发电供应要求。认证结果导致新泽西州EDC客户的费率大幅上涨，根据日期为2025年4月23日的命令，NJBPU指示四个EDC提交提案，以减轻从2025年6月1日开始影响住宅客户的费率上涨的影响。2025年5月7日，JCP & L针对2025年4月的命令提交了一份请愿书，对四种潜在的缓解方案进行了建模。2025年6月18日，NJBPU批准了一项规定，其中包括JCP & L、NJBPU工作人员和新泽西州费率顾问部门，据此，除其他事项外，JCP & L同意对每个住宅电力客户在2025年7月和8月的每月账单应用30.00美元的临时费率信用，这些账单将在监管资产中递延，并在2025年9月至2026年2月期间对每个住宅账单收取10美元的费用，以收回递延的金额，不收取套利费用，但需最终对账。截至2026年3月31日，JCP & L已大幅收回与临时利率信用相关的监管资产。

2025年8月13日，NJBPU发布了一项命令，以显示原因审查JCP & L的2024年度系统性能报告，其中包括有关JCP & L在上一个日历年的系统级别电力服务可靠性性能的信息。未能达到NJBPU的最低可靠性水平可能会使JCP & L受到处罚。NJBPU命令称，JCP & L未能达到2022、2023和2024日历年的最低可靠性水平，并指示JCP & L提交一份答复，说明为什么NJBPU不应因此类故障对JCP & L施加某些处罚，JCP & L于2025年10月10日提交了该命令。2026年4月13日，NJBPU工作人员向JCP & L发出一封信函，表示打算建议NJBPU对JCP & L处以4400万美元的罚款，同时还要求与JCP & L举行会议，讨论潜在的罚款建议和可能的解决方案。2026年4月16日，JCP & L以书面形式回复NJBPU工作人员，欢迎有机会与NJBPU工作人员进行讨论，并对建议的处罚幅度提出异议，并质疑NJBPU工作人员采取的做法。JCP & L无法预测此事的结果，包括NJBPU可能施加的任何处罚和/或其他行动的金额。

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2026年1月14日，NJBPU发布命令，授权JCP & L在其关税中修改其损失收入调整机制的费率附加条款。该修改允许JCP & L收回主要由于在2023年7月1日至2024年6月30日的一年期间实施JCP & L的能效和节约计划而导致的约1600万美元（税前）的销售损失的收入影响。修改于2026年2月1日生效。

俄亥俄州

俄亥俄州公司在ESP IV下运营至2024年5月31日，ESP IV规定以通过拍卖程序设定的基于市场的价格向非购物客户提供电力供应。从2024年6月1日至2025年1月31日，俄亥俄公司在ESP V下运营，经PUCO修改，如下文进一步描述。2024年12月18日，PUCO批准了俄亥俄州公司撤回ESP V的通知，并批准了俄亥俄州公司关于恢复ESP IV的提议，并进行了修改。ESP IV，经修改，延续了DCR骑手，它支持与分销系统相关的持续投资，以造福客户，年收入上限为3.9亿美元。此外，经修改的ESP IV包括FirstEnergy的目标，以降低CO2到2045年，排放量比2005年水平低90%；以及每年总额为639万美元的捐款，用于：（a）资助俄亥俄州公司服务地区的节能、经济发展和就业保留计划；（b）在俄亥俄州公司的每个服务地区建立燃料基金，以帮助低收入客户。

2023年4月5日，俄亥俄州公司向PUCO提交了ESP V的批准申请，自2024年6月1日起为期8年，一直持续到2032年5月31日。2024年5月15日，PUCO发布了一项命令，批准ESP V进行修改，该命令于2024年6月1日生效，并将持续到2029年5月31日。俄亥俄两家公司提交了重新审理申请，对2024年5月15日的各个方面提出质疑，但由于俄亥俄两家公司的重新审理申请被法律运作驳回带来的风险和不确定性，2024年10月29日，俄亥俄两家公司提交了一份撤回ESP V的意向通知，并提出了根据ESP IV恢复运营的条款。2024年12月18日，PUCO批准了俄亥俄州公司的退出通知。同样在2024年12月18日，PUCO批准了俄亥俄州公司关于恢复ESP IV的提议，并进行了修改。与ESP IV一致，PUCO授权俄亥俄州公司恢复DCR骑手。此外，PUCO还下令，自2024年6月1日起根据ESP V延期支付的风暴费用，仍保留在俄亥俄州公司的账簿上，并在未来的案件中接受审查。2025年1月22日，PUCO批准了俄亥俄州公司修订后的ESP IV关税，自2025年2月1日起生效，届时俄亥俄州公司恢复在ESP IV下运营。2025年4月7日，某些干预者向俄亥俄州最高法院提出上诉，质疑俄亥俄州公司重返ESP IV。2025年5月22日，俄亥俄州最高法院批准了俄亥俄州公司干预上诉的动议。2025年7月7日，OCC和NOAC提交了上诉人简介。包括PUCO和Ohio Companies在内的上诉人于2025年8月26日提交了诉状，对此，OCC和NOAC于2025年9月15日进行了回复。

2025年1月31日，俄亥俄州公司向PUCO提交了ESP VI的申请。2025年5月15日，俄亥俄州州长签署了HB15，废除了在俄亥俄州授权ESP的法规，自2025年8月14日起生效。2025年12月17日，由于ESP法规被废除，PUCO驳回了俄亥俄州公司的ESP VI申请。

2025年3月14日，根据PUCO在其2024年12月18日批准俄亥俄州公司修订的ESP IV关税的命令中的指示，俄亥俄州公司向PUCO提交了一项请求，要求开始其法定要求的ESP IV四年度审查并建立拟议的时间表。2025年7月10日，俄亥俄州公司撤回了在俄亥俄州州长于2025年5月15日签署HB15结束进行四年期审查的法定授权后，要求PUCO建立程序时间表的请求，自2025年8月14日起生效。对于俄亥俄州公司于2025年7月25日发出的撤回通知，OCC提交了回复，俄亥俄州公司于2025年8月1日对此进行了回复。该事项仍待PUCO审议。

2024年5月31日，俄亥俄州公司提交了基于2024日历年测试期提高基本分配率的申请。2025年11月19日，PUCO在费率案中发布命令，解除费率冻结，并批准俄亥俄州公司的基础分销收入净增加约3400万美元，股本回报率为9.63%，假设三家俄亥俄州公司的资本结构为48.8%的债务和51.2%的股权，这反映了DCR和AMI等当前骑手的滚动。PUCO授权将Rider DCR延续至2025年1月31日，上限增加与资本投资相称，并批准了俄亥俄州公司将养老金和OPEB回收改为延迟确认方法的提议。此外，该命令还授权收回风暴恢复、运营和维护以及能效计划的某些递延成本。由于该订单，俄亥俄州公司确认了3.52亿美元的税前减值费用，与某些先前资本化金额的未来回收不允许有关。2025年11月26日，俄亥俄州公司提交了拟议的合规关税。2025年12月19日，俄亥俄州公司和其他各方提交了重新审理的申请，并于2025年12月29日，俄亥俄州公司提交了一份备忘录，反对干预者的重新审理申请。2026年1月7日，PUCO发布了一项允许重审的条目，以确定是否应在重审时确认、废除或修改其2025年11月19日的基本费率案例意见和命令。2026年2月18日，PUCO发布了一项关于重新审理的条目，将回收延期风暴恢复成本的摊销期从五年延长至二十五年，但须经过审慎审查，并澄清了Rider DCR收入上限的授权增加金额为1400万美元，但须符合可靠性标准的俄亥俄州公司。该条目进一步命令俄亥俄州公司提交修订后的最终关税，并批准俄亥俄州公司的合规关税，自2026年3月1日起生效。2026年3月20日，俄亥俄州公司和某些其他方向PUCO提交了关于重新审理2026年2月18日条目的第二次申请。2026年4月14日，PUCO发布了一项关于重新审理的条目，拒绝了所有重新审理的申请。

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2022年5月16日、2023年5月15日和2024年5月15日，俄亥俄州公司分别提交了SEET申请，要求确定2021、2022和2023日历年ESP IV下存在显着超额收益。2025年5月15日，俄亥俄州公司提交了SEET申请，要求确定ESPs IV和V下2024日历年是否存在显着超额收益。每一份申请都表明，俄亥俄州的每一家公司都没有明显的超额收益。这些事项仍在PUCO面前悬而未决。

2026年1月7日，PUCO发布命令，指示俄亥俄州公司向其客户支付包括总额约2.75亿美元（税后2.13亿美元）的赔偿和退款，并在2025年第四季度得到确认。从2026年2月开始，将在三个计费周期内向客户提供赔偿和退款。截至2026年3月31日，俄亥俄州公司已发放约1.63亿美元的赔偿和退款。

有关围绕HB6调查的政府调查和正在进行的诉讼的更多详细信息，请参见下文注册人财务报表合并附注的附注9.“承诺、担保和或有事项”。

宾夕法尼亚州

FE PA在宾夕法尼亚州有5个费率区—— 4个分别对应ME、PN、Penn和WP之前服务的地区，1个费率区对应WP向宾夕法尼亚州立大学提供的服务。巴勒斯坦权力机构合并创建的费率地区将在2033年较早时或2025年1月1日之后提交的三个基本费率案件结束时才能达到完全费率统一。FE PA根据PPUC批准的费率运营，自2025年1月1日起生效。FE PA在2027年5月31日交付期之前根据DSP运营，这为未选择替代EGS的客户或未能提供合同约定服务的替代EGS的客户提供了发电供应的竞争性采购。

根据2008年宾夕法尼亚州第129号法案和PPUC订单，宾夕法尼亚州公司实施了能源效率和峰值需求削减计划，与2007-2008年的峰值需求相比，需求削减目标为ME的2.9% MW、PN的3.3% MW、Penn的2.0% MW和WP的2.5% MW；以及能源消耗削减目标，占宾夕法尼亚州公司2009至2010年历史参考负荷的百分比，ME为3.1% MWh，PN为3.0% MWh，Penn为2.7% MWh，WP为2.4% MWh。FE PA能源效率和峰值需求削减计划的第四阶段，从2021年6月1日至2026年5月31日的五年期间，于2020年6月18日获得PPUC的批准，为每个FE PA费率区域提供约3.9亿美元的成本回收，通过能源效率和节约第四阶段骑手回收。

2025年11月26日，FE PA提交了一份请愿书，要求批准其第五阶段能源效率和节约计划，其中包括能源效率和峰值需求减少计划，需求减少目标，相对于2007-2008年的峰值需求，为2.01% MW，能源消耗减少目标，占FE PA历史性2009至2010年参考负荷的百分比，为2.00% MWh。拟议计划包括通过其第五阶段能源效率和节约充电骑手回收约3.9亿美元的成本，为期五年，从2026年6月1日开始，一直持续到2031年5月31日。听证会于2026年1月29日举行。双方原则上达成全面和解，并于2026年2月19日向PPUC提交了全面和解的联合请愿。2026年3月12日，PPUC发布命令，批准有限修改的和解，要求FE PA提交对计划的修订，这些修订已于2026年4月15日提交。

2026年2月3日，FE PA提交了一份拟议的DSP，用于提供2027年6月1日至2031年5月31日交付期的发电量，通过竞争性采购为未从替代EGS获得服务的客户采购。根据这一DSP，将通过12、24的混合供应，在住宅客户的情况下，提供60个月的能源合同，以及工业客户的现货市场采购。听证会定于2026年6月15日开始，预计2026年第四季度PPUC将获得最终订单。

西弗吉尼亚州

MP和PE通过传统的基于成本的、受监管的公用事业费率制定向所有客户提供电力服务，并根据2024年3月27日生效的WVPSC批准的费率运营，对于适用的客户，WVPSC批准的太阳能附加费最近一次调整于2026年1月15日生效。MP和PE通过ENEC收回净电力供应成本，包括燃料成本、购买的电力成本和相关费用，扣除相关市场销售收入。MP和PE的ENEC费率通常每年更新一次，MP和PE于2025年8月29日提交ENEC备案，费率自2026年1月1日起生效。

2022年4月21日，WVPSC发布命令，批准在自愿基础上向西弗吉尼亚州客户提供太阳能发电的关税，并要求MP和PE在寻求批准附加费成本回收之前至少认购计划的50兆瓦太阳能发电的85%，自2022年5月1日起生效。MP和PE必须寻求WVPSC的单独批准，以收回超过批准的太阳能发电电价的任何太阳能发电成本。五个太阳能发电站中有两个于2024年投入使用，第三个于2025年4月投入使用。

2025年8月29日，MP和PE向WVPSC提交了对其植被管理计划和附加费的两年期审查。MP和PE提议将附加费费率降低约320万美元，原因是超额回收

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截至2025年6月30日的余额，以及更高的燃料和试剂成本。WVPSC于2025年12月15日就费率事项举行听证会。WVPSC于2026年3月26日发布命令，批准MP和PE植被管理计划，并授予其成本的费率回收。

2025年10月1日，MP和PE向WVPSC提交了整合资源计划。为确保MP和PE能够满足其PJM充足性要求，该计划提出，除其他外，近期市场容量购买，以及到2028年增加70兆瓦的太阳能发电和到2031年增加1,200兆瓦的天然气联合循环发电。2025年11月26日，WVPSC发布程序令，定于2026年5月举行听证会。

2026年2月13日，MP和PE向CPCN提交了一份文件，以建设和运营1,200兆瓦联合循环燃气轮机厂和70兆瓦太阳能发电能力，截至提交文件之日，估计资本投资总额约为27亿美元。该请求还包括一项附加费，旨在收回项目开发和建设期间的融资成本，以及一旦项目投入使用并通过基本费率案例获得批准，就过渡到恢复基本费率。听证会定于2026年7月16日和17日举行。预计WVPSC将在2026年下半年获得最终订单。有关EPA的ELG的更多详细信息，请参见注册人财务报表合并附注的附注9.“承诺、保证和或有事项-环境事项-清洁水法”。

FERC监管事项

根据《联邦电力法案》，FERC对州际电力批发销售和传输的费率、统一账户系统下的监管会计和报告以及其他事项进行监管，包括水电项目的建设和运营。关于其批发服务和费率，电力公司、AES供应和输电公司受FERC监管。FERC法规要求JCP & L、MP、PE和输电公司以FERC批准的费率、条款和条件提供开放接入输电服务。JCP & L、MP、PE和输电公司的输电设施受PJM的功能控制，使用其输电设施的输电服务由PJM根据PJM关税提供。

FERC通过在表明卖方无法在发电或输电方面施加市场力量或设置进入市场的障碍后，授予公用事业公司以基于市场的价格出售批发电力的权力，部分地对州际商业中的售电转售电力进行监管。电力公司和AESupply各自都获得了FERC的必要授权，可以在州际贸易中以基于市场的价格出售其批发电力（如果有的话），尽管在电力公司的情况下，主要的批发采购仍需接受相关州委员会的审查和监管。电气公司和AESupply被要求每三年更新一次各自的授权，并于2025年12月16日，两家公司提交了下一次更新期限的申请。

联邦强制执行的强制性可靠性标准适用于大宗电力系统，并对电力公司、AES供应和输电公司提出了一定的运营、记录和报告要求。NERC是FERC指定建立和执行这些可靠性标准的电力可靠性组织，尽管NERC已将这些可靠性标准的日常实施和执行授权给包括RFC在内的六个区域实体。FirstEnergy运营的所有设施都位于RFC区域内。FirstEnergy积极参与NERC和RFC利益相关者流程，并以其他方式监测和管理其公司，以响应RFC实施和强制执行的可靠性标准的持续开发、实施和执行。

FirstEnergy认为，它在材料上符合所有当前有效和可执行的可靠性标准。尽管如此，在运营其广泛的电力公用事业系统和设施的过程中，FirstEnergy偶尔会了解到一些孤立的事实或情况，这些事实或情况可能被解释为偏离了可靠性标准。如果发现此类事件，FirstEnergy会开发有关该事件的信息，并针对具体情况制定补救措施，包括在适当情况下向RFC“自我报告”该事件。此外，很明显，NERC、RFC和FERC将继续完善现有的可靠性标准，并制定和采用新的可靠性标准。FirstEnergy方面任何无法遵守其大宗电力系统可靠性标准的行为都可能导致施加经济处罚，或升级或建设输电设施的义务，这可能对其财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

传动ROE激励

2022年2月24日，OCC向FERC提交了一份诉状，控告ATSI、AEP在俄亥俄州的关联公司和美国电力 Service Corporation，以及杜克能源 Ohio，Inc.，声称FERC应通过消除与RTO成员资格相关的50个基点的加法器来降低公用事业传输公式费率中使用的ROE，自2022年2月24日起生效。OCC辩称，需要这个结果是因为俄亥俄州法律规定，拥有输电的公用事业公司加入RTO，并且50个基点的加法器仅在RTO成员资格是自愿的情况下适用。2022年12月15日，FERC否认了有关ATSI和杜克能源 Ohio，Inc.的投诉，但授予其关于AEP在俄亥俄州的附属公司的投诉。AEP在俄亥俄州的附属公司和OCC就FERC的命令向第六巡回法院提出上诉。2025年1月17日，第六巡回法院裁定，50个基点的加法器仅在RTO会员资格是自愿的情况下可用，俄亥俄州法律要求俄亥俄州的传输公用事业公司必须是RTO的成员，并且FERC从AEP的俄亥俄州附属费率中扣除加法器是非法的，但不能从TERMOhio，Inc.和ATSI费率中扣除加法器。2024年期间，作为裁决结果，ATSI确认了4600万美元的税前费用，包括利息，其中

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4200万美元在“输电收入”中报告，400万美元在独立输电部门的FirstEnergy综合损益表和综合收益表中的“杂项收入，净额”中报告，以反映截至2022年2月24日拖欠输电客户的预期退款。2025年6月20日和2025年6月24日，ATSI和AEP在俄亥俄州的附属公司分别申请美国最高法院复审第六巡回法院的裁决。2025年11月10日，美国最高法院驳回了ATSI要求法院复审此案的请求。2025年11月13日，第六巡回法院发布授权，将案件发回FERC进一步审理。

传导ROE方法论

关于2005年《能源政策法案》第219条的传输率激励条款的拟议规则制定程序于2020年3月启动，目前仍有待FERC审议。除其他外，该规则制定探讨了公用事业公司是否应该收集超过三年的“RTO会员”ROE激励加法器。FirstEnergy是PJM的成员，其输电子公司可能会受到拟议规则制定的影响。FirstEnergy参与了一组PJM变速器所有者和各行业贸易团体提交的关于补充规则制定的评论。如果FirstEnergy的输电激励ROE发生任何变化，这些变化将在预期的基础上应用；但前提是，由于第六巡回法院在上述输电ROE激励事项中的裁决，ATSI正在收取ROE激励加法器，但需退款。

输电规划补充项目

2023年9月27日，OCC在俄亥俄州对ATSI、PJM和其他传输公用事业公司提起诉讼，指控PJM关税和运营协议是不公正、不合理和过度歧视的，因为它们没有包含任何条款来确保PJM对PJM关税附加M-3“补充项目”的规划、需要、审慎和成本效益的审查和批准。补充项目是为满足当地对输电系统的需求而规划建设的项目。OCC要求FERC：（i）要求PJM根据需要、审慎和成本效益审查补充项目；（ii）任命一名独立的传输监测员协助PJM进行此类审查；（iii）要求补充项目仅通过“规定的费率”程序进入费率基础，据此，对于成本超过既定阈值的项目，需要事先获得FERC批准。随后，干预者将这一程序的范围扩大到PJM中的所有传输公用事业，包括JCP & L。ATSI和俄亥俄州的其他传输公用事业公司和PJM提交了评论。

地方输电规划投诉

2024年12月19日，代表大型工业客户的美国工业能源消费者组织和州消费者权益倡导者在FERC提交了一份投诉，声称输电业主过度建设“本地输电设施”，相应地不合理地提高了输电速率。投诉要求FERC：（i）禁止输电业主规划额定功率为100千伏或更高的“本地输电设施”；（ii）指定“独立输电监测员”进行此类规划；（iii）以“独立输电监测员”规划的设施为条件建设本地输电设施。FirstEnergy正在通过PJM输电业主财团和包括EEI在内的某些贸易团体参与此事。FirstEnergy与PJM变速器所有者于2025年3月20日提交了一项驳回投诉的动议，该动议正在FERC审理中。FirstEnergy无法预测结果，也无法估计这一投诉可能对其输电公司产生的影响，但是，这一诉讼是否向前推进可能会对FirstEnergy及其输电资本投资战略产生实质性影响。

Ghiorzi诉PJM

2023年12月，PJM将某些基线RTEP项目分配给NextEra Energy Transmission，后者随后告知PJM其不会对这些项目进行建设。2025年4月3日，继PJM将马里兰州和弗吉尼亚州的某些基线RTEP项目重新分配给PE之后，两个人向FERC提交了一份投诉，对这一结果提出质疑，FERC于2026年2月2日予以否认。投诉人声称，PJM错误地将工作重新分配给PE，因为此类重新分配项目：（i）没有反映NextEra Energy Transmission的投标中包含的成本估计或成本上限；（ii）将采用与最初提议不同的路线建设。2026年2月2日，FERC驳回了申诉，2026年4月3日，FERC驳回了申诉人于2026年3月4日提出的重新审理请求。FirstEnergy和PE无法预测结果，也无法估计这一投诉可能产生的影响。

弃传导率激励

2025年2月26日，PJM完成了其2024年RTEP Open Window 1流程，除其他行动外，还指定ATSI和PE各自建设某些输电项目。2025年7月11日，ATSI和PE联合向FERC提出放弃激励申请，并于2025年9月9日获得批准。自2025年9月10日起，ATSI和PE各自有资格就随后因公用事业管理无法控制的原因取消的任何项目收回2025年9月10日之前发生的项目成本的50%，以及此后发生的项目成本的100%。

PJM运力市场改革

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2026年1月16日，特朗普政府和PJM所有十三个州的州长发布了关于PJM的原则声明。本原则声明旨在，除其他外，增加PJM市场的可用容量。PJM正在就与原则声明相关的事项征求其利益相关者的意见，包括：（i）关于支持产能拍卖、价格（上限）、期限和数量的提议；（ii）关于是否延长现有产能拍卖价格项圈；以及（iii）加速大负荷互联带来自己的发电量。FirstEnergy正在参与原则声明中描述的利益相关者流程，包括于2026年3月22日在FERC提交评论，要求FERC将价格领口设定在低于PJM文件中提议的水平。2026年4月10日，PJM宣布进行高达14.8千兆瓦新资源的“后援可靠性采购”。PJM建议分两个阶段采购资源。第一阶段将从2026年9月到2027年3月，将包括PJM促进资源开发商和负荷之间的双边合同。第二阶段将从2027年3月持续到2027年9月，将包括PJM代表已同意PJM进行采购的EDC采购新资源。PJM计划在2026年6月提交必要的关税修正案，并声称它正在寻求FERC在2026年9月之前的授权。FirstEnergy正在参与PJM利益相关者进程，并将参与FERC程序。

大负荷互联规则制定

2025年10月23日，美国能源部长指示FERC进行一项规则制定程序，以制定法规，加快与大负荷传输系统的互联互通，包括“人工智能”数据中心和“混合”数据中心/发电设施。美国能源部长提出了14项原则来指导这一结果，包括这样的大负荷应该负责支付这种大负荷互联所需的任何网络传输系统升级的费用，以及这些大负荷应该有建设这种网络传输升级的选择权。美国能源部长要求FERC在2026年4月30日前采取最终行动。2025年10月27日，FERC注意到美国能源部长的征求意见指令，随后将2025年11月21日确定为初步评论的截止日期，并将2025年12月5日确定为回复评论的截止日期。FET及其传输附属公司，以及150多个其他方，就既定的截止日期提交了评论。FirstEnergy无法预测这一规则制定程序的结果。2026年4月16日，FERC发布了其打算在2026年6月采取行动的通知。如果新规不允许输电公用事业公司完全收回服务于新的大负荷所需的输电网络升级相关成本，FirstEnergy投资输电的战略可能会受到不利影响。

除非另有说明，本说明中的披露适用于双方注册人。

第一能源-担保和其他保证

FirstEnergy有各种财务和履约担保和赔偿，在正常业务过程中发放。这些合同包括履约担保、备用LOC、债务担保、担保债券和赔偿。FirstEnergy订立这些安排是为了通过提高交易对第三方的价值来促进与第三方的商业交易。 截至2026年3月31日，根据这些担保，FE及其子公司未来可能需要支付的最大潜在金额约为$ 1.1 亿，总结如下：

保证和其他保证						最大曝光量
						（百万）
FE为其合并子公司提供的担保
递延补偿安排						$	399
车辆租赁						75
转让McElroy的Run CCR蓄水设施						129
其他						15
						618
FE对其他保证的保证
担保债券						162
递延补偿安排						91
LOC						238
						491
担保总额和其他保证						$	1,109

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JCP & L-担保和其他保证

JCP & L有在正常业务过程中出具的各种财务和履约担保和赔偿。这些合同包括备用LOC和担保债券。JCP & L订立这些安排是为了通过提高交易对第三方的价值来促进与第三方的商业交易。 截至2026年3月31日，JCP & L根据这些担保可能被要求进行的未来付款的最大潜在金额为$ 48 百万，汇总如下：

保证和其他保证						最大曝光量
						（百万）
担保债券						$	20
LOC						28
担保总额和其他保证						$	48

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Firstenergy-抵押品和特遣队相关特性

在正常业务过程中，FE及其附属公司可能就电力容量、能源、燃料和排放配额的买卖订立实物或财务结算合同。某些协议包含要求FE或其子公司提供抵押品的条款。这种抵押品可能以现金或信用支持的形式贴出，门槛取决于FE或其子公司在每个主要信用评级机构的信用评级。抵押品和信贷支持要求因合同和交易对手而异。

截至2026年3月31日，$ 238 百万抵押品，以LOC的形式，已由FE或其子公司过账。FE或其子公司持有$ 47 截至2026年3月31日，来自某些发电供应商的百万净现金抵押品，该金额包含在FirstEnergy合并资产负债表的“其他流动负债”中。

这些与信用风险相关的或有特征规定，如果子公司被下调或失去投资级信用评级（基于其高级无担保债务评级），将被要求提供额外的抵押品。 下表披露了截至2026年3月31日的潜在额外信用评级或有合同抵押债务：

潜在的抵押债务																		电力公司和输电公司						FE						合计
									（百万）
额外抵押品的合同义务
降级时																		$	52					$	1					$	53
担保债券（抵押金额）(1)																		114						153						267
合同义务的总风险敞口																		$	166					$	154					$	320

(1)担保债券不与信用评级挂钩。担保债券的影响承担了最大的合同义务，这通常是 100 担保债券面值的百分比，但有关$ 22 百万担保债券债务，其担保债务上限为 60 面额%，典型债务要求 30 治愈的日子。

JCP & L-抵押品和特遣队相关特性

在正常业务过程中，JCP & L可能就电力容量和能源的买卖订立实物或财务结算合同。某些协议包含要求JCP & L提供抵押品的条款。这种抵押品可能以现金或信用支持的形式贴出，门槛取决于JCP & L在每个主要信用评级机构的信用评级。抵押品和信贷支持要求因合同和交易对手而异。

JCP & L已发布$ 28 截至2026年3月31日LOCs形式的抵押品百万。JCP & L持有$ 6 截至2026年3月31日，来自某些发电供应商的百万净现金抵押品，该金额包含在JCP & L资产负债表的“其他流动负债”中。

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这些与信用风险相关的或有特征规定，如果JCP & L被下调或失去其投资级信用评级（基于其高级无担保债务评级），它将被要求提供额外的抵押品。下表披露了截至2026年3月31日的潜在额外信用评级或有合同抵押债务：

潜在的抵押债务																		JCP & L
																		（百万）
额外抵押品的合同义务
降级时																		$	52
担保债券（抵押金额）(1)																		20
合同义务的总风险敞口																		$	72

(1)担保债券不与信用评级挂钩，其影响承担最大合同义务，即担保债券票面金额的100%，典型义务需要30天才能治愈。

环境事项

各种联邦、州和地方当局就空气和水质、危险和固体废物管理和处置以及其他环境事项对登记人进行监管。虽然登记人的环境政策和程序旨在实现遵守适用的环境法律和法规，但此类法律和法规需接受执行机构的定期审查和可能的修订。注册人无法预测可能演变的法规、监管指导、法律解释、政策立场和实施行动的变化。

2025年3月12日，美国环保署宣布打算重新评估或重新考虑众多环境法规，其中许多法规适用于注册人。这一举措的最终结果仍然未知，但常规的必要规则制定过程和程序仍然适用，预计也发生了诉讼。在宣布正式的规则制定或其他监管行动并且可以辨别对运营的潜在影响之前，并且除非宣布正式的规则制定或其他监管行动，本文的披露并不试图辨别这些放松监管行动的潜在影响。

以下披露适用于FirstEnergy，“废物处置监管”下的披露也适用于JCP & L。

清洁空气法

FirstEnergy遵守SO2通过燃烧低硫燃料、利用燃烧控制和燃烧后控制和/或使用排放配额来降低CAA和SIP下的NOX排放要求。

CSAPR要求减少NOx和SO2分两个阶段（2015年和2017年）排放，最终达到SO上限2受影响州的排放量达到每年240万吨，NOX排放量达到每年120万吨。CSPR允许NOX和SO的交易2位于同一州的发电设施与NOX和SOO的州际交易之间的排放配额2排放配额，但有一些限制。2015年7月28日，华盛顿特区巡回法院命令美国环保署重新考虑NOX和SOO的CSAPR上限2包括西弗吉尼亚州在内的13个州的发电设施排放。在此之前，美国最高法院于2014年作出裁决，总体上支持美国环保署根据CSAPR采取的监管方式，但质疑美国环保署是否要求上风州减少的排放量超过其对下风州空气污染的贡献。美国环保署于2016年9月7日发布CSAPR更新，从2017年开始减少美国东部包括西弗吉尼亚州在内的22个州的发电设施夏季NOX排放。多个州和其他利益相关者分别于2016年11月和12月向华盛顿特区巡回法院上诉CSAPR更新。2019年9月13日，华盛顿特区巡回法院将CSAPR更新发回给了美国环保署，理由是该规则并未消除顺风州在适用的达到期限内对顺风州空气质量达到要求的重大贡献。

同样在2018年3月，纽约州向美国环保署提交了一份CAA第126条请愿书，声称来自九个州（包括西弗吉尼亚州）的NOX排放在很大程度上导致了纽约州无法达到臭氧国家环境空气质量标准。请愿书寻求在CAA第126条允许的三年内，对据称影响纽约空气质量的大型固定源进行适当的排放率限制。2019年9月20日，美国环保署驳回了纽约州的CAA第126条请愿。2019年10月29日，纽约州向华盛顿特区巡回法院就其请愿被驳回一事提出上诉。2020年7月14日，华盛顿特区巡回法院撤销并发回纽约请愿书，交由美国环保署进一步审议。2021年3月15日，美国环保署发布了经修订的CSAPR更新，其中除其他外，涉及先前CSAPR更新和纽约第126条请愿的还押。2021年12月，MP购买了NOX排放配额，以符合2021年臭氧季节要求。2022年4月6日，美国环保署公布了拟议规则，寻求在包括西弗吉尼亚州在内的25个上风州进一步大幅减少EGU NOx排放，其明确目的是允许下风州达到或保持符合2015年臭氧国家环境空气质量标准。2023年2月13日，EPA否决了21个SIP，这是EPA发布最终睦邻计划或FIP的先决条件。2023年6月5日，美国环保署发布了最终的睦邻计划，生效日期为60天后。包括西弗吉尼亚州在内的某些州已经对各自SIP的不批准提出上诉，其中一些州已经获得了阻止《睦邻计划》在这些州生效的不批准的中止。2023年8月10日，第四巡回法院批准西弗吉尼亚州暂时中止对其SIP的不批准，并于2024年1月10日，在2023年10月27日举行的听证会后，批准了完全中止，排除了良好

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邻居计划自西弗吉尼亚州生效。除西弗吉尼亚州外，某些其他州和某些贸易组织，包括FE所属的中西部臭氧组织，分别提交了审查申请和动议，要求将好邻居计划本身留在华盛顿特区巡回法院。2023年9月25日，华盛顿特区巡回法院驳回了保留好邻居计划的动议。2023年10月13日，受害方向美国最高法院提出立即中止好邻居计划的紧急申请，并于2024年2月21日进行口头辩论。2024年6月27日，美国最高法院批准暂停睦邻计划，等待华盛顿特区巡回法院对申请进行审查的处置。2025年2月6日，美国环保署在华盛顿特区巡回法院提出动议，将诉讼程序搁置60天，以便让美国环保署有时间熟悉好邻居计划，特别是有时间向新政府介绍这些合并的请愿和基本规则，以便他们决定需要采取什么行动（如果有的话）。2025年3月10日，美国环保署向华盛顿特区巡回法院提交了一份还押动议，确定了与好邻居计划相关的问题，这些问题使得重新审议变得合适。华盛顿特区巡回法院批准了还押候审动议，并取消了口头辩论。与2025年3月12日的公告一致，美国环保署打算对该规则进行重新考虑，并在2026年第四季度之前完成任何新的规则制定。2026年1月27日，美国环保署提议对适用于FirstEnergy服务区域以外的八个州的规则进行第一阶段的重新审议。FirstEnergy将继续监测EPA的任何进一步行动，以了解对其业务和运营结果的任何潜在影响。

气候变化

近年来，美国的某些监管机构将工作重点放在增加与气候变化和缓解努力相关的公司的披露上。在联邦一级，关于优先采取行动应对GHG排放问题，进而应对气候变化问题，各总统政府持有不同意见。这些不同的观点导致了政策变化，造成了环境要求和相关影响的不确定性。

2009年12月，美国环保署发布了最终的“《清洁空气法》下对温室气体的危害和导致或贡献调查结果”，即2009年的危害调查结果，得出的结论是，几种关键温室气体的浓度构成“危害”，可能会根据CAA作为“空气污染物”受到监管，并强制测量和报告来自某些来源的GHG排放，包括发电设施。2009年的危害调查结果是EPA根据CAA对GHG排放进行监管的权力的基础。

2025年1月，发布了第14514号行政命令，除其他放松管制行动外，指示EPA署长就EPA 2009年危害调查结果的“合法性和持续适用性”提出建议，该调查结果构成了EPA GHG法规的基础。2025年3月12日，美国环保署宣布了一系列计划中的与此类行政命令相关的放松管制行动，其中包括重新考虑限制发电厂GHG排放的法规。2025年7月29日，美国环保署宣布了一项撤销其2009年危害调查结果的提案。2026年2月12日，美国环保署发布了一项最终规则，撤销了其2009年的危害调查结果，从而消除了美国环保署对GHG排放进行监管的大部分依据。然而，取决于任何上诉的结果以及未来EPA的任何行动，遵守GHG排放限制可能需要额外的资本支出或改变Fort Martin和Harrison发电站的运营。

2023年5月23日，根据CAA第111（b）和（d）节，根据西弗吉尼亚诉环境保护署一案的裁决，美国环保署发布了一项拟议规则，该裁决旨在减少电力部门GHG排放（主要是CO2排放）来自基于化石燃料的EGU。2024年4月25日，EPA发布了一项最终规则，我们称之为GHG规则，该规则根据燃料类型和机组报废日期对发电厂施加了严格的GHG排放限制。2024年5月，包括西弗吉尼亚州在内的25个州在华盛顿特区巡回法院对这项规定提出了质疑。同样在2024年5月，其他公用事业集团，包括中西部臭氧集团和Electric Generators for a Sensible Transition（这两家公司都是国会议员），提交了请求审查GHG规则的请愿书，以及在华盛顿特区巡回法院中止该规则的动议。华盛顿特区巡回法院随后批准了美国环保署提出的一项动议，将诉讼搁置，直至法院作出进一步命令。2025年6月17日，美国环保署公布了一项废除GHG规则的拟议规则。这项废除GHG的提案仍在美国环保署的积极审议中。如果最终确定，美国环保署废除GHG规则的做法预计将在联邦法院受到质疑。尽管FirstEnergy继续评估联邦GHG法规对其运营的影响，但它无法预测任何监管行动的结果，也无法预测对任何这些行动提出质疑的潜在诉讼的结果。

在州一级，有几项减少GHG排放的举措。美国东北部某些州正在参与区域温室气体倡议，包括加利福尼亚州在内的西部各州已经实施了控制某些温室气体排放的计划，并加强了与此相关的公开披露。已经在全国范围内实施了额外的减少GHG排放的政策，例如减少需求计划、可再生能源组合标准和可再生能源补贴。

FirstEnergy已承诺到2050年在FirstEnergy直接运营控制范围内的温室气体（称为范围1排放）方面实现碳中和。FirstEnergy能否实现其降低GHG的目标取决于其进行运营变化的能力，并以众多风险为条件，其中许多风险超出了其控制范围。关于FirstEnergy在西弗吉尼亚州的燃煤设施，这是其范围1排放的主要来源，该公司已确定，马丁堡的使用寿命结束日期为2035年，哈里森的使用寿命结束日期为2040年。MP于2025年10月1日向WVPSC提交了其10年综合资源计划，该计划除其他外强调了西弗吉尼亚州对新的可调度发电的需求。确定受监管燃煤发电的使用寿命可能会导致折旧变化，和/或在报废、证券化、出售、减值或监管不允许后继续收取净电厂的费率。如果

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FirstEnergy无法收回这些成本，可能会对FirstEnergy的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。FirstEnergy目前无法估计气候变化政策的财务影响，尽管限制CO的潜在立法或监管计划2排放，或声称因GHG排放造成损害的诉讼，可能需要重大的资本和其他支出，或导致其运营发生变化。

FirstEnergy继续在联邦和州一级监测气候变化政策。基于EPA取消2009年危险申报的最终规则和其他预期的规则制定，我们可能会在短期内经历联邦层面对GHG报告和其他监管义务的减少。多起反对美国环保署撤销的诉讼在最终敲定后被提起，预计法律冲突将是广泛的。鉴于未决的法律挑战，FirstEnergy无法预测对其业务和运营的影响。

清洁水法

各种水质法规，其中大部分是联邦《清洁水法》及其修正案的结果，适用于FirstEnergy的设施。此外，FirstEnergy运营所在的州都有适用于FirstEnergy运营的水质标准。

2015年9月30日，美国环保署敲定了针对湿式洗地机系统废水中的砷、汞、硒和氮以及灰运水中污染物零排放的蒸汽电力发电类别（40 CFR第423部分）新的、更严格的出水限制。由于许可证从2018年到2023年以五年为周期更新，治疗义务将分阶段实施。然而，在2017年4月13日，美国环保署批准了一项复议申请，并在2017年9月18日，美国环保署将某些履约期限推迟了两年。2020年8月31日，美国环保署发布了一项最终规则，修订了湿式洗地机系统排放的出水限值，保留了输灰水的零排放标准，（带有一些有限的排放配额），并将两者的遵守期限延长至2025年12月31日。此外，美国环保署允许根据产能利用率、洗地机系统的流量和机组退役日期，对发电机组的子类限制不那么严格。2023年3月29日，美国环保署公布了适用于燃煤发电设施的修订后的ELG，其中包括对湿式洗地机系统和输灰水的更严格的出水限制，以及对垃圾渗滤液的新限制。该规则于2024年4月25日由美国环保署发布为最终规则。2024年5月30日，FirstEnergy所属的Utility Water Act Group向美国第五和第八巡回法院上诉法院提交了一份请求复审2024年ELG规则的请愿书。2024年6月18日，Utility Water Group提交了一份动议，要求暂停该规则，等待对案情的处置。其他一些政党在多个巡回法庭的各种复审请愿中对最终规则提出了质疑。这些请愿和暂缓申请已在美国第八巡回上诉法院得到合并。2024年10月10日，美国第八巡回上诉法院驳回了中止申请。根据上诉结果和EPA的审查，遵守2024年ELG规则可能需要额外的资本支出或改变关闭和活跃的垃圾填埋场以及FT. Martin和Harrison发电站的运营，从2022年9月WVPSC批准的项目来遵守2020年ELG规则。2025年2月19日，美国司法部代表美国环保署向美国第八巡回上诉法院提出动议，寻求在美国环保署新领导层评估规则并决定其希望如何进行时，将诉讼搁置60天。2025年2月28日，美国第八巡回上诉法院批准了美国环保署的动议。2025年3月12日，美国环保署宣布了一系列计划中的解除管制行动，包括重新考虑2024年ELG规则。2025年12月31日，美国环保署公布了最终的ELG期限延长规则，将2024年ELG规则中包含的某些合规期限延长了五年。

规管废物处置

作为经修订的《资源保护和回收法》和《有毒物质控制法》的结果，联邦和州的危险废物法规已经颁布。某些CCR，例如煤灰，在美国环保署评估未来监管的必要性之前，被豁免了危险废物处置要求。

2015年4月，美国环保署最终确定了CCR（非危险）处置条例，确立了垃圾填埋场设计国家标准、地表蓄水池结构完整性设计和评估标准、地下水监测和保护程序以及其他操作和报告程序，以确保安全处置来自发电设施的CCR。2017年9月13日，美国环保署宣布将重新考虑最终法规的某些条款。2020年7月29日，美国环保署公布了一项最终规则，再次将某些CCR蓄水池必须停止接受废物并启动关闭的日期修改为2021年4月11日。最终规则允许根据满足已确定的特定地点标准延长关闭期限。AESupply根据与IDA Power，LLC的子公司于2025年2月3日签订的环境责任转移协议，于2025年3月4日转让了McElroy的Run CCR蓄水设施和邻近的干填埋和相关补救义务。根据协议，AESupply建立了一个1.6亿美元的托管账户，AESupply将在五年内为该账户提供资金，并由保证金担保，该保证金由FE提供担保。截至2026年3月31日，AESupply自2025年转移以来已累计向托管账户支付现金4600万美元。

2024年5月8日，美国环保署发布了遗留CCR规则，最终确定了对CCR法规的修改，以解决非活动电力公司的非活动表层蓄水问题，即所谓的遗留CCR表层蓄水。该规则将2015年CCR规则对地下水监测和保护、操作和报告程序以及封闭要求的要求扩展到最初未被2015年CCR规则纳入覆盖范围的蓄水池和垃圾填埋场。此外，EPA对EPA CCR法规的解释通过执法和其他监管行动不断演变。

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FirstEnergy目前正在评估最终规则的潜在影响，包括对新规则可能适用的其他站点进行审查。2025年2月13日，美国司法部代表EPA在华盛顿特区巡回法院提出动议，寻求将2024年8月8日由以FE为成员的公用事业固体废物法案小组提起的诉讼搁置120天，而EPA的新领导层则评估该规则并确定其希望如何进行，华盛顿特区巡回法院批准了该诉讼。2025年3月12日，美国环保署宣布了一系列计划中的解除管制行动，包括重新考虑最终遗留的CCR规则。FirstEnergy继续监测EPA与CCR法规相关的行动；不过，目前尚不清楚最终影响，并取决于诉讼结果和未来任何州监管行动。根据上诉结果和美国环保署的规则，遵守最终遗留的CCR规则可能需要采取补救行动，包括清除煤灰。

某些FirstEnergy公司已被指定为废物处理场的潜在责任方，这可能需要根据CERCLA进行清理。关于在历史遗址处置有害物质和所涉责任的指控往往没有事实根据，并存在争议；然而，联邦法律规定，特定遗址的所有潜在责任方可能在共同和几个基础上承担责任。根据对清理总成本、FirstEnergy对此类成本的比例责任以及其他非关联实体支付的财务能力的估计，已在FirstEnergy截至2026年3月31日的合并资产负债表中确认了被认为可能的环境负债。截至2026年3月31日，已累计约9500万美元的负债总额，其中约7000万美元用于对新泽西州的前MGP和储气罐设施进行环境整治，JCP & L正在通过一项不可绕过的社会福利费用收回这些设施。FE或其子公司可能会被发现对额外的金额或额外的场地负有潜在责任，但目前无法确定或合理估计损失的损失或范围。

其他法律程序

美国诉Larry Householder等人。

2020年7月21日，针对现任俄亥俄州前众议院议长拉里·豪斯霍尔德以及其他据称与豪斯霍尔德先生有关联的个人和实体的一份包含联邦刑事指控的投诉和支持宣誓书被解封。2023年3月，陪审团裁定Householder先生和他的共同被告Matthew Borges有罪，2023年6月，两人分别被判处20年和5年监禁。Householder先生和Borges先生已对他们的判决提出上诉；第六巡回法院最近驳回了他们维持对他们定罪的上诉。此外，在2020年7月21日，与美国检察官办公室的调查有关，FirstEnergy收到了美国俄亥俄州南区检察官办公室的记录传票。FirstEnergy在2020年7月21日之前并不知晓这些刑事指控、宣誓书或传票。2025年1月17日，美国检察官办公室宣布，联邦大陪审团指控两名前FirstEnergy高级官员一项参与敲诈勒索影响和腐败组织法阴谋的罪名。起诉书中的指控主要基于《行动纲领》中描述的行为。

2021年7月21日，FE与美国检察官办公室签订了一份为期三年的DPA，根据法庭诉讼程序，该协议将解决有关FE的问题。根据DPA，FE同意提交一份犯罪信息，指控FE一项串谋实施诚实服务电汇欺诈罪。DPA要求FirstEnergy除其他义务外：（i）继续与美国检察官办公室合作处理与DPA中所述行为和美国政府正在调查的其他行为有关的所有事项；（ii）在60天内支付总额为2.3亿美元的刑事罚款，其中包括（x）FE向美国财政部支付的1.15亿美元和（y）FE向ODSA支付的1.15亿美元，以资助ODSA确定的某些援助计划，为俄亥俄州低收入电力公用事业客户的利益；（iii）公布2021年向501（c）（4）实体或FirstEnergy已知直接或间接为公职人员利益运营的实体支付的所有款项清单，并在DPA任期内每季度更新该清单；（iv）根据DPA的规定，就FE使用501（c）（4）实体的情况发布公开声明；（v）继续实施和审查其合规和道德计划、内部控制、政策和程序设计，实施和强制执行，以在其整个运营过程中防止和发现违反美国法律的行为，并采取某些相关的补救措施。这笔2.3亿美元的付款既不会以差饷形式收回，也不会向FirstEnergy的客户收取费用，FirstEnergy也不会寻求与此类付款相关的任何税收减免。罚款的全部金额于2021年第二季度确认为费用，并于2021年第三季度支付。截至2024年7月22日，FirstEnergy已在DPA的三年期限内成功完成了所要求的义务。根据DPA，FirstEnergy有义务继续：（i）每季度发布一份清单，列出直接或间接向501（c）（4）个实体支付的所有款项以及向FirstEnergy已知为公职人员利益运营的实体支付的所有款项；（ii）不发表任何与DPA相矛盾的声明；（iii）将FirstEnergy公司形式的任何变化通知美国检察官办公室；（iv）与美国检察官办公室合作，直至美国检察官办公室提起的任何相关调查、刑事起诉和民事诉讼结束，包括上述对两名前FirstEnergy高级官员的联邦起诉。在这些事项结束后的30天内，以及FirstEnergy成功完成其剩余义务，美国检察官办公室将驳回犯罪信息。2025年2月26日，美国检察官办公室提交了一份状态报告，确认了这些承诺。

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与U.S. v. Larry Householder等人有关的法律诉讼。

某些FE股东和FirstEnergy客户还对FirstEnergy以及某些现任和前任董事、管理人员和其他雇员提起了几起诉讼，每起诉讼中的投诉都与诉状中的指控和支持宣誓书有关，这些指控与HB6和现在的前俄亥俄州众议院议长拉里·豪斯霍尔德以及据称与豪斯霍尔德先生有关联的其他个人和实体有关。除其他外，以下每个案件的原告寻求追回未指明数额的损害赔偿（除非另有说明）。

•在re FirstEnergy Corp. Securities Litigation（S.D. Ohio）；2020年7月28日和2020年8月21日，据称FE的股东提起了推定的集体诉讼，指控其违反了联邦证券法。这些行动已得到巩固，法院已任命了一名主要原告，即洛杉矶县雇员退休协会。合并投诉已于2021年2月26日提出。合并申诉称，代表在2017年2月21日至2020年7月21日期间购买FE证券的拟议人员类别，FE和某些现任或前任FE高级管理人员违反了《交易法》第10（b）和20（a）条，发布了关于FE业务和运营结果的所谓虚假陈述或遗漏。合并诉状还称，FE、某些现任或前任FE高级管理人员和董事以及一群承销商违反了《证券法》第11、12（a）（2）和15条，原因是据称在2020年2月和6月FE发行优先票据方面存在虚假陈述或遗漏。2023年3月30日，法院批准了原告的类别认证动议。2023年4月14日，FE向第六巡回法院提交了一份请愿书，寻求对该命令提出上诉。2025年8月13日，第六巡回法院撤销了俄亥俄州最高法院授予等级认证的命令。2025年11月6日，俄亥俄州最高法院举行口头辩论，根据第六巡回法院的决定进一步考虑等级认证。FE认为，很可能会因本次诉讼的解决而蒙受损失。鉴于此类诉讼的持续性质和复杂性，FE尚无法合理估计损失或损失范围。

•MFS Series Trust I，et al. v. FirstEnergy Corp.，et al. and Brighthouse Funds II – MFS Value Portfolio，et al. v. FirstEnergy Corp.，et al.（S.D. Ohio）；2021年12月17日和2022年2月21日，据称FE的股东对FE、Energy Harbor Corp.的某些现任和前任管理人员以及Energy Harbor Corp.的某些现任和前任管理人员提出了投诉。这些投诉称，被告违反了《交易法》第10（b）和20（a）条，发布了关于FE业务及其运营结果的所谓虚假陈述或遗漏，并寻求与上述In re FirstEnergy Corp.证券诉讼相同的救济。FE认为，很可能会因这些诉讼的解决而蒙受损失。鉴于此类诉讼的持续性质和复杂性，FE尚无法合理估计损失或损失范围。

任何这些诉讼的结果都是不确定的，可能对FE或其子公司的声誉、业务、财务状况、经营业绩、流动性和现金流产生重大不利影响。

其他法律事项

有各种诉讼、索赔（包括石棉暴露索赔）和与注册人的正常业务运营有关的诉讼程序正在审理中，针对他们或他们的子公司。这些事项中的损失或损失范围预计不会对登记人造成重大影响。上述未另行讨论的其他潜在重要项目在注册人财务报表合并附注的附注8.“监管事项”下进行了描述。

注册人只有在得出结论认为其很可能对此类费用负有义务并且能够合理估计此类费用的金额时，才会产生法律责任。在登记人确定他们不太可能但有合理可能承担重大义务的情况下，如果可以作出这种估计，他们会披露这些义务以及可能的损失或损失范围。如果根据上述任何事项最终确定登记人负有法律责任或以其他方式承担责任，则可能对登记人的财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。

除非另有说明，本说明中的披露适用于双方注册人。

FirstEnergy

FE及其附属公司主要透过其可报告分部：配电、综合及独立输电，从事输电、配电及发电业务。外部可报告分部与FirstEnergy董事长、总裁兼首席执行官（其主要经营决策者）定期评估各分部业绩所使用的内部财务报告一致。FirstEnergy的CODM使用可归属于FE的持续经营收益来评估业绩，包括考虑实际与预算的差异，以做出经营决策并将资源分配给各部门。

FirstEnergy的分配该部门由俄亥俄州公司和FE PA组成，通过FirstEnergy在俄亥俄州和宾夕法尼亚州的电力运营公司分配电力。分销部门服务于大约 4.3 俄亥俄州和宾夕法尼亚州的百万客户遍布其分销足迹，并为其默认服务或标准购买电力

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服务要约要求。该部门的业绩反映了确保和向客户交付发电的成本，包括某些成本的递延和摊销。

FirstEnergy的综合分部包括JCP & L、MP和PE的配电和输电业务，以及MP的规范发电业务。综合部分将电力分配给大约 2 其分销足迹遍布新泽西州、西弗吉尼亚州和马里兰州的百万客户；在新泽西州、西弗吉尼亚州、马里兰州和弗吉尼亚州提供传输基础设施以传输电力并运营 3,610 受监管发电能力的兆瓦主要位于西弗吉尼亚州和弗吉尼亚州，其中包括三个太阳能发电站，代表30兆瓦的发电能力。该部门的业绩反映了确保和向客户交付发电的成本，包括某些成本的递延和摊销。此外，2025年10月1日，MP和PE向WVPSC提交了他们的综合资源计划，其中提出，到2028年增加70兆瓦的太阳能发电，到2031年增加1,200兆瓦的天然气联合循环发电，预计需要大约25亿美元的资本投资，详见文件。更多详情，请参阅注册人财务报表合并附注的附注8.“监管事项”。

FirstEnergy的单机变速器分部由FE在FET和KATCo的所有权组成，包括输电公司拥有和运营并用于传输电力的输电基础设施。该部门的收入主要来自前瞻性公式费率，据此，收入要求每年根据预计费率基数和预计成本进行更新，并根据实际费率基数和成本进行年度校准。该分部的业绩还反映了与FirstEnergy输电设施交付电力相关的净输电费用。

FirstEnergy的公司/其他反映未向电力公司或输电公司收取或应占的企业支持和其他成本，包括FE保留的养老金和前子公司的OPEB资产和负债、FE控股公司债务的利息支出以及不构成经营分部的其他投资或业务。消除分部间交易的调节调整在以下分部财务信息表中单独列示。用于分部报告的公司/其他包括 67 MWs of generation capacity，representing AEE Supply’s OVEC capacity rights。截至2026年3月31日，公司/其他约有$ 7.0 亿对外FE控股公司债。

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FirstEnergy可报告分部的财务信息以及与合并金额的对账情况列示如下：

（百万） 截至3个月						分配						综合						单机变速器						可报告总数 细分市场						公司/其他						调节调整						FirstEnergy合并
2026年3月31日
外部收入						$	1,981					$	1,702					$	509					$	4,192					$	10					$	—					$	4,202
国内收入						9						1						7						17						—						( 17 )						—
总收入						$	1,990					$	1,703					$	516					$	4,209					$	10					$	( 17 )					$	4,202
其他经营费用(1)						716						672						79						1,467						( 4 )						( 3 )						1,460
折旧(1)						165						139						97						401						20						—						421
监管资产摊销（递延），净额						( 254 )						( 205 )						2						( 457 )						—						—						( 457 )
利息支出(1)						107						78						85						270						86						( 30 )						326
所得税（福利）(1)						64						46						46						156						( 18 )						—						138
其他费用（收入）项目(2)						946						820						116						1,882						( 3 )						30						1,909
归属于FE的收益（亏损）						246						153						91						490						( 85 )						—						405
投资活动产生的现金流量：
资本投资						$	364					$	476					$	333					$	1,173					$	82					$	—					$	1,255
2025年3月31日
外部收入						$	1,927					$	1,348					$	486					$	3,761					$	4					$	—					$	3,765
国内收入						9						1						5						15						—						( 15 )						—
总收入						$	1,936					$	1,349					$	491					$	3,776					$	4					$	( 15 )					$	3,765
其他经营费用(1)						627						337						98						1,062						( 25 )						( 3 )						1,034
折旧(1)						162						138						91						391						20						—						411
监管资产摊销（递延），净额						( 19 )						8						1						( 10 )						—						—						( 10 )
利息支出(1)						99						65						73						237						79						( 28 )						288
所得税（福利）(1)						60						40						40						140						( 14 )						—						126
其他费用（收入）项目(2)						789						625						107						1,521						7						28						1,556
归属于FE的收益（亏损）						218						136						81						435						( 75 )						—						360
投资活动产生的现金流量：
资本投资						$	265					$	395					$	314					$	974					$	31					$	—					$	1,005
截至2026年3月31日
总资产						$	21,227					$	20,732					$	15,010					$	56,969					$	1,709					$	( 1,761 )					$	56,917
商誉总额						$	3,222					$	1,953					$	443					$	5,618					$	—					$	—					$	5,618
截至2025年12月31日
总资产						$	20,653					$	20,352					$	14,903					$	55,908					$	1,793					$	( 1,797 )					$	55,904
商誉总额						$	3,222					$	1,953					$	443					$	5,618					$	—					$	—					$	5,618

(1)FirstEnergy认为这条线路是一笔巨大的开支。

(2)包括燃料、购买的电力、一般税收、债务赎回成本、杂项收入、净额、资本化融资成本和归属于非控制性权益的收入。

JCP & L

截至2026年1月1日，JCP & L对管理层评估经营业绩和分配资源的方式进行了更改。由于这些变化，JCP & L重新评估了其经营分部，并确定其运营现在作为单一的综合业务进行管理。历史上，JCP & L报告了两个运营部门，即分销和传输。因此，JCP & L改变了其外部分部报告，将包括比较期间在内的业绩作为2026年第一季度的单一可报告分部列报，并为可比性重新分类了以往期间。JCP & L的重大费用、损益计量或其他分部项目没有变化。同样，JCP & L的商誉报告单位也于2026年1月1日变更为单一报告单位。

JCP & L的损益表和综合收益表与JCP & L总裁、其CODM使用的内部财务报告一致。JCP & L的CODM使用净收入定期评估业绩，包括考虑实际与预算的差异，以做出运营决策和分配资源。JCP & L认为其他运营费用、折旧准备金和利息费用是重大费用。请参阅JCP & L的损益表和综合收益表。

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本说明中的披露仅适用于JCP & L。

JCP & L截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月的关联公司交易分别如下：

												截至3月31日的三个月，
																		2026						2025
																		（百万）
收入																		$	—					$	—
费用：
FESC支持服务(1)																		45						50
其他附属支持服务(1)																		9						4
利息支出																		2						1

(1) 包括资本化金额$ 22 截至二零二六年三月三十一日止三个月及二零二五年三月三十一日止三个月之百万元。

FE不直接开具账单，也不将其任何成本分摊给任何子公司。FESC根据其成本分配手册，向FESC协议下的附属FirstEnergy公司提供企业支持和其他服务，包括行政管理、会计和财务、风险管理、人力资源、公司事务、通信、信息技术、法律服务和其他类似服务，按成本提供。分摊成本是指代表不止一家公司提供的服务，或无法精确识别并使用FESC开发的公式分摊的成本。公司间交易一般在三十天内按商业条款结算。JCP & L也可以从FESC以外的附属公司收取费用并按成本收费。

JCP & L确认其附属公司（主要是FESC）分配的净定期养老金和OPEB成本/贷项。

根据FirstEnergy监管资金池，JCP & L有能力向其受监管的关联公司和FE借款，以满足其短期营运资金要求。与资金池相关的关联公司应收票据和应付票据在资产负债表中列报为应收关联公司票据或短期借款-关联公司。关联应收账款和应付账款余额涉及尚未通过FirstEnergy资金池结算的公司间交易。

JCP & L是与FirstEnergy签订的公司间所得税分配协议的缔约方，该协议规定了合并税项负债的分配。

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