注册人关于其2026年年度股东大会的最终代理声明的部分内容以引用方式并入本年度报告第III部分的10-K表格。

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公司有一个网络安全和事件响应计划，旨在评估、识别和管理来自网络安全威胁的重大风险，包括与公司关键基础设施、数据或信息技术系统的网络安全相关的事项，以及公司为准备、识别、评估、响应、缓解和补救重大网络、信息安全或技术风险（统称为信息安全）而采取的行动。该计划包括：

•运营网络安全运营中心；

•通过年度一般性和针对特定工作的网络安全培训和员工网络钓鱼模拟，提高员工的认识；

•维护明确的网络事件应对计划；

•加强安全措施以保护我们的系统和数据；

•不断发展的监测能力，以改进对潜在网络威胁的早期发现和快速响应；和

•减轻对我们内部系统、资产或数据的远程网络风险。

网络安全是公司企业风险管理整体方法的重要组成部分，并被纳入风险管理流程和持续评估中。 除了一项内部安全计划外，我们还通过积极监测和对关键第三方供应商的信息安全计划和风险进行尽职调查，努力在威胁形势中保持领先。这包括定性评估，以更深入地了解它们的安全态势和潜在漏洞。 我们根据顾问和第三方的建议对我们的周边和内部防御、网络安全运营中心以及监管合规活动进行战略投资 .此外，为了最大限度地降低风险，我们维护了一份保险单，为与信息安全有关的事项提供保障。

Vistra的 首席信息官（CIO） 确保将信息安全纳入公司更大的技术战略并监督我们的首席信息安全官（CISO）。我们的CISO和他的信息安全团队，负责领导全企业范围的信息安全战略、政策、标准、架构、流程。此外，我们在CISO下的网络事件响应团队负责与Risk and Legal合作监测和分析公司的网络安全态势。

CIO和CISO与我们的内部审计部门和外部顾问合作，审查信息技术相关风险（基于美国国家标准与技术研究院（NIST）网络安全框架），作为整体Vistra网络风险管理流程的一部分。通过这些过程，CIO和CISO被告知并监测网络安全威胁的预防、检测、缓解和补救工作。

我们还参加行业团体并与监管机构一起获得额外知识，包括但不限于联邦调查局、美国网络安全和基础设施安全局、美国国土安全部、电力信息共享和分析中心、美国网络应急响应小组、NRC和NERC。我们应用通过行业合作伙伴关系、政府组织、外部网络风险平台和程序成熟度评估获得的知识来改进我们检测和缓解网络威胁的流程。

截至本报告发布之日，我们没有发现任何网络安全威胁的影响，包括之前任何网络安全事件的影响，这些影响对我们的经营业绩或财务状况产生了重大影响。然而，尽管我们做出了努力，但我们无法消除来自网络安全威胁的所有风险，或者保证我们没有经历过未被发现的网络安全事件。有关网络安全威胁带来的风险的更多信息，见项目1a。 风险因素 .

董事会可持续发展与风险委员会被授予对Vistra信息安全的监督责任。 Vistra定期聘请第三方顾问为全体董事会提供网络安全监督和桌面培训，以进一步履行我们对网络安全风险管理负责任监督的承诺。 我们的首席信息官至少每季度向董事会的可持续发展和风险委员会报告我们的信息安全计划，包括网络安全风险和威胁（包括新出现的威胁形势），对我们的信息安全计划的评估，以及加强我们的信息安全计划的项目状况。 为进一步履行我们对网络安全风险管理负责任监督的承诺，2023年，董事会任命了一名董事，该董事为董事会带来了广泛的网络安全专业知识。

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我们的首席信息官担任Vistra技术服务的负责人，负责确保公司技术平台的可靠性、安全性和持续发展，并提供新的解决方案以支持业务。 这位首席信息官曾在上市公司担任多个高级信息技术职务超过30年，包括Keurig Dr. Pepper Inc.、通用汽车、辉瑞和电子数据系统公司。

我们的CISO拥有超过24年的信息技术经验。他曾在多个领域担任技术职务，包括基础设施管理、应用程序管理、架构、运营和网络安全，并带来了Farmers Insurance和Zurich Insurance的专业知识。

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业务说明

本报告中提及的“我们”、“我们的”、“我们”和“公司”均指Vistra和/或其子公司，如上下文中所示。见术语和简称词汇表为定义的术语。

Vistra是一家控股公司，主要在美国各地的市场经营综合零售和发电业务。通过我们的子公司，我们从事竞争性能源市场活动，包括发电、批发能源销售和采购、商品风险管理以及向最终用户零售电力和天然气。

Vistra有 五个 可报告分部：（i）零售，（ii）德州，（iii）东部，（iv）西部，以及（v）资产关闭。更多信息见附注21。

重要会计政策

列报依据

合并财务报表是根据美国公认会计原则编制的，其基础与我们2024年10-K表中包含的经审计财务报表相同。所有公司间项目和交易已在合并中消除。某些前期金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。

估计数的使用

编制财务报表需要对影响截至资产负债表日的资产和负债的报告以及收入和费用的报告金额的未来事件进行估计和假设，包括公允价值计量、预期义务的估计、与事件的潜在时间相关的判断以及其他估计。如果估计和/或假设被证明与实际金额不同，则在后续期间进行调整以反映更多当前信息。

业务组合

公司对企业合并按照ASC 805、 业务组合 ，这要求收购人在其财务报表中以公允价值确认和计量所收购的可辨认资产、承担的负债以及被收购人的任何非控制性权益。购买价格超过该等公允价值的部分确认为商誉（如有）。在计量期内，可能长达自收购日起一年，我们可能会在确定期间记录对所收购资产和承担的负债的调整。 更多信息见附注2。

衍生工具和盯市会计

我们进入衍生工具，包括商品合约和利率互换，以管理商品价格和利率风险。我们所有的衍生工具均作为经济对冲入账，并在综合资产负债表中按估计公允价值入账，公允价值变动在其发生期间的收益中记为损益。没有衍生工具头寸作为现金流或公允价值套期入账。当衍生工具结算并记录已实现损益时，将以前记录的未实现损益和衍生资产及负债转回。

与商品相关的衍生产品合同，在正常经营过程中实物接收或交付使用或销售的，可以指定为正常的购买或销售。如果指定为正常，衍生合约按权责发生制会计方法（不按市值计价）进行会计处理，在结算前不确认合约的资产负债表或损益表。

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我们在综合资产负债表中将衍生工具报告为商品和其他衍生合同资产或负债，但不考虑我们与交易对手的净额结算安排。我们与某些交易对手保持标准化的净额结算主协议，这些协议允许抵消衍生资产和负债、已结算头寸的应收账款和应付款项以及抵押品的权利，以减少我们与交易对手之间的信用敞口。

通常，以合同方式抵消衍生工具的保证金存款在合并资产负债表中单独报告，但与CME交易的公允价值变动相关的某些保证金金额除外，这些金额在法律上被定性为远期风险敞口的结算而不是抵押品。

我们根据活动类型在合并运营报表中将商品对冲和交易结果报告为收入、燃料费用或购买的电力。电力对冲、金融天然气对冲和交易活动主要作为收入报告。煤炭或燃料油的实物对冲，以及实物天然气交易，主要报告为燃料费用。与利率掉期交易相关的已实现和未实现损益在合并经营报表的利息费用中列报。 更多信息见附注13。

收入确认

收入在向我们的客户交付的电量达到我们预期为交付的数量或提供的服务开具发票的金额时确认。销售税不计入收入。预计期末已交付但未开票的能源销售和服务。应计未开票收入是基于自独立系统运营商或配电公司提供的最后一次抄表日期以来的客户使用情况估计。当已知实际使用情况并开票时，会对估计金额进行调整。

当未按市值核算的交易交付数量或提供服务时，我们记录批发发电收入。这些收入主要包括向ISO/RTO的实物电力销售、可靠性服务的辅助服务收入、为系统可靠性要求提供装机发电和需求响应的容量收入，以及某些其他售电合同。 更多信息见附注3。见衍生工具和盯市会计用于与衍生合约相关的收入确认。

政府补助

该公司有资格通过2022年通胀削减法案（IRA）通过符合条件的建筑支出和生产获得税收优惠。这些税收优惠通常规定在信贷类型的适用资格事件时可转让的税收抵免，通常是生产或在役日期。我们将可转让的ITC和我们期望收到的PTC类比为ASC 832， 政府补助 经会计准则更新（ASU）2025-10（ASC 832）修订。可转让PTC计入合并资产负债表的其他非流动资产，并在很可能收到贷记款项时计入合并经营报表的收入。可转让投资税收抵免（ITCs）在很可能收到抵免额时计入合并资产负债表的其他非流动资产并相应减少公司厂房资产的成本基础，并在资产的整个生命周期内减少折旧费用。 更多信息见附注5。

主要维护成本

发电站停运期间产生的重大维护费用递延并在相应资产的重大维护停运之间的期间内摊销为运营成本。维护活动的其他日常成本在发生时计入费用，并在综合经营报表中作为经营成本列报。

固定福利养老金计划和OPEB计划

某些医疗保健和人寿保险福利提供给符合条件的雇员及其受抚养人，条件是这些雇员从公司退休。根据基于传统的固定福利公式或现金余额公式的集体谈判协议，向符合条件的雇员提供养老金福利。养老金和OPEB计划的成本取决于许多因素、假设和估计。 更多信息见附注16。

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股票补偿

股票薪酬按照ASC 718、 补偿-股票补偿。 我们在整个奖励的必要服务期内以直线法确认分级归属奖励的补偿费用。没收在发生时即被确认。 更多信息见附注17。

销售税和消费税

销售和消费税在合并资产负债表中作为“转嫁”项目入账，对合并经营报表没有影响（即，该税款向客户开票并记为贸易应收账款，抵销金额在综合经营报表的其他流动负债中记为对征税管辖区的负债）。

特许经营和基于收入的税收

与销售税和消费税不同，特许经营税和基于收入的税收不是“转嫁”项目。这些税是由州和地方税务机关根据收入或交付的kWh作为经商成本向我们征收的，并记录为费用。我们向客户收取的费率旨在收回我们的成本，包括特许经营和基于收入的收款税，但我们不是作为代理向客户收取税款。我们在合并运营报表中的SG & A费用中报告特许经营和基于收入的税收。

所得税

递延所得税资产和负债的入账是为了反映（其中包括）资产和负债的账面基础和计税基础之间的暂时性时间差异，这是会计规则所要求的。不可转让的投资税收抵免采用递延法核算，这降低了我们的太阳能和电池存储设施的计税基础。截至2025年12月31日和2024年12月31日，与这些贷项有关的递延税项资产共计$ 69 百万美元 69 分别为百万。我们将与不确定税务状况相关的利息和罚款报告为当前所得税费用。 更多信息见附注6。

会计处理或有事项

我们的财务业绩可能会受到与损失或有事项相关的判断和估计的影响。当管理层确定很可能发生了一项负债并且可以合理估计这种经济损失时，就会记录损失或有事项的应计费用。此类确定取决于对当前事实和情况的解释、对未来事件的预测以及对此类事件的财务影响的估计。 更多信息见附注18。

现金、现金等价物和受限制现金

就报告现金和现金等价物而言，购买的原始期限为三个月或更短的临时现金投资被视为现金等价物。受限现金主要包括托管账户中持有的资金，用于为先前转让给第三方补救公司的已关闭厂址的资产报废义务提供资金。

物业、厂房及设备

物业、厂房及设备已按收购时所收购资产的估计公允价值入账，或按资本改善及个别设施开发的成本入账。对我们的不动产、厂房和设备进行的延长相应资产寿命的重大改进或增加按成本资本化，而其他成本在发生时计入费用。自建物业增加的成本包括材料以及直接和间接人工，包括与工资相关的成本。与符合条件的建设项目和符合条件的软件项目相关的利息按照利息成本资本化相关会计准则予以资本化。

我们的物业、厂房和设备（核燃料除外）的折旧是在物业的估计使用寿命内按直线法计算的。折旧费用按逐项资产计算。估计可折旧年限是基于管理层对资产的经济使用年限的估计。 更多信息见附注7。

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核燃料

核燃料被资本化，并在综合资产负债表中作为我们的财产、厂房和设备的组成部分报告。核燃料摊销按生产单位法计算，在综合经营报表中作为燃料、外购电力成本和交付费的组成部分列报。

长期资产减值

只要存在减值迹象，我们就对长期资产（包括使用寿命有限的无形资产）进行减值评估。如果预计未折现现金流量低于账面价值，则此类资产的账面价值被视为减值。如出现此类减值，则按账面价值超过公允价值的金额确认损失。公允价值主要由贴现现金流确定，如适用，由可用的市场估值支持。 更多信息见附注7。

商誉和使用寿命不确定的无形资产

作为我们从收购重新开始报告和购买会计的一部分，重组价值或购买对价通常被分配，首先是可识别的有形资产和负债、可识别的无形资产和负债，然后任何剩余的超额重组价值或购买对价被分配给商誉。我们至少每年对商誉和使用寿命不确定的无形资产进行减值评估，或者在存在减值迹象时进行评估。我们确定10月1日为我们对商誉和使用寿命不确定的无形资产进行减值评估的日期。 更多信息见附注9。

资产报废义务（ARO）

如果公允价值是可以合理估计的，则负债在发生期间与有形长期资产的法律、监管、合同或推定报废要求相关的法律义务相关的资产报废义务的初始记录为公允价值。在初始确认ARO义务时，还为负债对应的长期资产记录一项抵销资产，该资产随后在资产的估计使用寿命内折旧。这些负债主要涉及我们的核电站退役、与褐煤开采相关的土地复垦以及拆除褐煤/燃煤工厂灰渣处理设施。随着时间的推移，负债因现值变化而增加，初始资本化成本在资产的剩余使用寿命内折旧。通常，与ARO义务相关的估计变化在信息可用时记录为负债和相关资产的增加或减少。与已退役或成本无法收回的资产相关的估计变动在综合经营报表中记作经营成本。 更多信息见附注15。

库存

库存包括材料和用品、燃料库存和储存的天然气。材料和用品库存按加权平均成本估值，分别在用于维修/保养或资本项目时计入费用或资本化。燃料库存和储存的天然气按成本（按加权平均法计算）或可变现净值孰低列报。我们期望在正常业务过程中收回库存成本的价值。

核退役信托（NDT）投资和监管资产或负债

NRC负责监管美国所有的核电站。这种监管监督导致了核电站退役的具体会计考虑。我们的NDT持有的资金主要用于我们的核电站的最终退役。每个单元都有自己的NDT，一个单元的资金不得用于资助另一个单元的退役义务。

与德克萨斯州科曼奇峰核能发电设施相关的退役费用正在从Oncor Electric Delivery Company LLC（Oncor）的客户那里收回，作为该工厂整个生命周期内的交付费用附加费，并由Vistra（在生效日期之前，EFH Corp.的全资子公司）存入NDT。因此，资产报废义务和对退役信托的投资作为费率监管操作入账。这些账户的变化，包括投资收益和增值费用，不影响净收入，但报告为相应监管资产或负债余额的变化，在合并资产负债表中反映为其他非流动资产或其他非流动负债和递延贷项。

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与我们的PJM核设施相关的NDT的资金来自从前的所有者及其各自的公用事业客户那里收取的金额。为每个发电站机组确定的PJM核设施退役所需资金的任何短缺都需要由我们提供资金。对PJM NDT的投资按公允价值列账，损益在综合经营报表中确认为其他收入或其他扣除。NDT投资于多样化的证券投资组合，通常旨在实现足以为未来退役工作提供资金的回报。在完成所有退役后，我们保留PJM核设施信托中剩余的任何资金。

附属公司的非控股权益及可赎回非控股权益

合并附属公司的非控制性权益指附属公司的权益中不能直接或间接归属于本公司的部分。非控股权益在综合资产负债表中作为权益的单独组成部分列报，净收入的列报方式修改为列报归属于控股权益和非控股权益的收益。子公司在保留控股财务权益的情况下发生的所有权变更，作为控股权益与非控股权益之间的股权交易进行会计处理。更多信息见附注2。

可赎回非控制性权益在综合资产负债表的夹层部分中作为临时权益的组成部分列报，净收入的列报方式修改为归属于控制性和可赎回非控制性权益的当前收益。2024年12月，我们完成了对Vistra Vision非控股权益的回购，并将可赎回非控股权益的剩余未来付款重新分类为融资义务。 更多信息见附注2和11。

库存股票

库存股购买按成本法入账，即所购股票的全部成本记为库存股，在综合资产负债表中作为额外实收资本的减少列报。当我们有合同义务向经纪人支付回购费用时，第三方经纪商代表我们进行的库存股购买按交易日记录。 更多信息见附注19。

租约

在合同开始时，我们确定它是否是或包含租赁，这涉及到合同在一段时间内传递对明示或默示标识的财产、厂房或设备的使用的控制权，以换取对价。

使用权（ROU）资产代表我们在租赁期内使用标的资产的权利，租赁负债代表我们支付租赁产生的租赁付款的义务。ROU资产和租赁负债在基础租赁开始日根据租赁期内租赁付款额的现值确认。我们根据租赁开始日可获得的信息，使用我们的担保增量借款利率来确定租赁付款的现值。经营租赁计入合并资产负债表的其他非流动资产、其他流动负债、其他非流动负债和递延贷项。融资租赁计入综合资产负债表的物业、厂房及设备、其他流动负债及其他非流动负债及递延贷项。租赁期限包括在合理确定我们将行使选择权时延长或终止租赁的选择权。我们应用ASC允许的实用权宜之计842，租约对于我们的大多数租赁资产类别，不将租赁和非租赁部分分开。

初始租赁期限为12个月或以下的租赁不记入资产负债表；我们在租赁期内以直线法确认这些租赁的租赁费用。

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新会计准则

政府补助的会计处理

2025年12月，财务会计准则委员会（FASB）发布ASU第2025-10号，政府补助（专题832）：企业主体收到的政府补助的核算（ASU 2025-10），就政府赠款的确认、计量和列报提供指导。ASU2025-10在2028年12月15日之后开始的年度期间生效，包括这些财政年度内的过渡期。允许提前收养。公司于截至2025年12月31日止财政年度采纳本ASU的修订。这一采用并未对合并财务报表产生重大影响，因为我们之前根据国际会计准则20对ITC和PTC进行了类比核算，政府补助的会计和政府援助的披露，FASB在开发ASU时主要利用了这一点。

衍生品范围细化

2025年9月，FASB发布ASU第2025-07号（ASU2025-07），衍生工具与套期保值（专题815）及与客户订立合约的收益（专题606）.ASU中的修订将某些具有标的的非交易所交易合约排除在衍生品会计核算之外，这些合约基于合约一方特定的运营或活动。修订还明确，实体应将主题606中的指导意见，包括关于非现金对价的指导意见，适用于客户以股份为基础的非现金对价转让商品或服务的合同。修正案自2026年12月15日后开始的财政年度生效，允许提前通过。该公司在截至2025年12月31日的财政年度前瞻性地采纳了ASU 2025-07中的修订，这导致某些批发合同被排除在衍生品会计之外。

所得税披露的改进

2023年12月，FASB发布ASU第2023-09号（ASU2023-09），所得税（专题740）：所得税披露的改进增强所得税信息披露的透明度和决策有用性。ASU2023-09在2024年12月15日之后开始的年度期间生效。公司在截至2025年12月31日的财政年度采用ASU2023-09，并追溯应用附注6中的新披露要求。

费用分类披露

2024年11月，FASB发布ASU第2024-03号（ASU2024-03），损益表–报告综合收益–费用分类披露（子主题220-40）：损益表费用分类通过在中期和年度报告期间的财务报表附注中提供有关某些费用的额外信息来改进披露。除其他规定外，新准则要求披露损益表正面列报的每个费用标题中包含的职工薪酬、折旧、无形资产摊销等费用的分类金额。ASU2024-03对2026年12月15日之后开始的年度期间和2027年12月15日之后开始的年度报告期间内的中期有效，可以前瞻性或追溯性应用。允许提前收养。我们目前正在评估这一ASU将对合并财务报表和相关披露产生的影响。

近期动态

债务、信贷便利和融资

Vistra运营高级有担保票据— 2026年1月，Vistra运营部门发行了$ 2.25 亿元优先担保票据本金总额，包括美元 1.0 十亿本金总额 4.700 2031年到期的优先有担保票据的百分比和$ 1.25 十亿本金总额 5.350 根据《证券法》第144A条规则和第S条规则向合格购买者发行的2036年到期的优先有担保票据的百分比。更多信息见附注11。

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Cogentrix交易

2025年12月31日，Vistra执行最终协议收购Cogentrix Energy，该公司由 10 现代化的天然气发电设施，总计约 5,500 MW of capacity（Cogentrix Transaction）。设施包括 三个 联合循环燃气轮机设施和 two 位于PJM各地的燃机设施， 四个 ISO-NE中的联合循环燃气轮机设施，以及 一 ERCOT的热电联产设施。

收盘时的总对价将包括大约（i）$ 2.3 亿现金，扣除假设的调整后的估计$ 1.5 截至收盘日亿元Cogentrix未偿债务，以及（ii） 5,000,000 Vistra普通股股票，面值$ 0.01 ，将以双方商定的价值$ 185 每股。

Cogentrix交易的完成取决于惯例成交条件，包括收到所有必要的监管批准，包括FERC的批准以及1976年《Hart-Scott-Rodino反垄断改进法案》规定的所有适用等待期到期或终止。Cogentrix交易预计将于2026年中后期完成。

Lotus收购

2025年10月22日，根据日期为2025年5月15日的买卖协议，Vistra运营部门收购 100 Lotus（Lotus Acquisition）若干附属公司的会员权益的百分比。Lotus收购导致新增 七个 天然气发电设施共计 2,600 MW位于特拉华州和宾夕法尼亚州（PJM）、罗德岛州（ISO-NE）、纽约州（NYISO）以及加利福尼亚州（CAISO），使Vistra的天然气船队在地理上进一步多元化。

合计购买价格由基础购买价格$ 1.9 亿，受一定的习惯性调整，包括被收购公司的营运资金、现金、负债，以及一定的其他调整。Vistra运营部门以现金和承担被收购公司的债务相结合的方式为Lotus收购提供资金，债务包括一笔高级担保信贷额度，其中包括一笔现有的定期贷款，金额约为$ 800 百万未偿本金，减少了收盘时应付的现金对价。收盘时应付的现金对价，不包括对被收购公司营运资金、现金和某些其他调整的调整，为$ 1.1 十亿。

Lotus收购事项按照ASC 805采用收购法入账，业务组合（ASC 805），其中要求取得的可辨认资产和承担的负债在取得日以其估计的公允价值入账。收盘时转让的总对价，包括对基本购买价格的调整，为$ 1.237 亿，根据ASC 805确定，有待最终校正。合并经营业绩在自收购日开始的合并财务报表中列报。

2025年11月，公司借款$ 800 根据商品挂钩信贷协议（更多信息见附注11）偿还约$ 800 万公司承担的债务。

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对2025年第四季度收购的资产和负债进行了临时公允价值计量。会计准则规定，购买价格的分配可自购置之日起最长一年内进行修改，以获得关于截至购置之日已存在的事实和情况的额外信息为限。 分配给所收购资产和承担的负债的暂定公允价值如下：

			Lotus收购
			公允价值截至 2025年10月22日
			（百万）
现金及现金等价物			$	97
贸易应收账款、存货、预付费用、其他流动资产			72
不动产、厂房和设备（a）			2,346
其他非流动资产			22
取得的可辨认资产总额			2,537
贸易应付账款和其他流动负债			21
长期债务，包括目前到期的金额			803
商品和其他衍生合同负债（b）			417
资产报废义务			13
可辨认无形负债			23
其他非流动负债和递延贷项			23
承担的可辨认负债总额			1,300
取得的净资产			$	1,237

(a)收购的不动产、厂房和设备采用收入法和市场法相结合的方法进行估值。收益法采用了基于无债务、自由现金流模型（Level3）的贴现现金流分析。

(b)获得的衍生工具使用附注13（第1级、第2级或第3级）中描述的方法进行估值。

以下公司截至2025年12月31日及2024年12月31日止年度的未经审核备考财务资料假设Lotus收购事项发生于2024年1月1日。未经审计的备考财务信息仅供参考，并不一定表明如果Lotus收购在2024年1月1日完成就会发生的经营业绩，未经审计的备考财务信息也不表明未来的经营业绩，这可能与此处提供的备考财务信息存在重大差异。

			Lotus收购
			截至12月31日止年度，
			2025						2024
			（百万）
收入			$	18,256					$	17,626
净收入			$	943					$	2,787

上述未经审计的备考财务信息包括因所收购净资产的公允价值确定而导致的增量折旧和摊销调整、Lotus收购对税收费用（收益）的影响以及其他相关调整。自收购之日起确定Lotus收购的收入和收益金额是不切实际的，因为运营已整合到我们的商业平台中，该平台在投资组合层面进行管理。

在Lotus收购中发生的与收购相关的费用总计$ 17 截至2025年12月31日止年度的百万元，在综合经营报表中分类为销售、一般和管理费用。

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能源港业务组合

2024年3月1日，根据交易协议（交易协议），（i）Vistra运营部门将其某些子公司实体转让给Vistra Vision，（ii）Vistra的全资子公司Black Pen Inc.与Energy Harbor合并并入Energy Harbor，（iii）Energy Harbor成为Vistra Vision的全资子公司，以及（iv）Nuveen Asset Management，LLC（Nuveen）和Avenue Capital Management II，L.P.（Avenue）的关联公司将Nuveen和Avenue持有的部分Energy Harbor股份交换为 15 Vistra Vision（统称为Energy Harbor合并）的%股权。Energy Harbor合并合并了Energy Harbor和Vistra的核能和零售业务以及某些Vistra零可再生能源和储能设施，以提供涵盖多种无碳技术（可调度和可再生能源/存储）和零售业务的多样化和规模化。

Energy Harbor合并按照ASC 805使用收购法进行会计处理，业务组合（ASC 805），其中要求取得的可辨认资产和承担的负债在合并日以其估计的公允价值入账。合并经营业绩在合并日期开始的合并财务报表中报告。

下表汇总了与Energy Harbor合并相关的Energy Harbor的收购日期公允价值：

			考虑
			（百万）
现金对价			$	3,100
15 Vistra对Vistra Vision贡献净资产公允价值的%（a）			1,496
采购总价			4,596
Energy Harbor非控股权益的公允价值（b）			811
收购日期Energy Harbor公允价值			$	5,407

____________

(a)采用已出资子公司包括已出资债务的贴现现金流分析进行估值。

(b)代表 15 从转让对价的公允价值中隐含的收购日期公允价值的百分比。

由于Energy Harbor的合并，Vistra维持 85 Vistra Vision %的所有权权益，并记录了剩余的 15 %股权作为合并资产负债表中的非控制性权益，我们将贡献给Vistra Vision的资产的账面价值重新分类为$ 749 从Vistra（控股权益）向子公司的非控股权益追加实收资本后的百万。

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对2024年第一季度收购的资产和负债进行了临时公允价值计量，并对这些计量进行了调整，直至2025年3月1日（计量期结束）。 分配给所收购资产和承担的负债的最终公允价值如下：

			能源港合并
			公允价值截至 2024年3月1日						计量期间调整
			（百万）
现金及现金等价物			$	35					$	5
贸易应收账款、存货、预付费用、其他流动资产			540						2
投资（a）			2,021						—
不动产、厂房和设备（b）			5,616						( 4 )
可辨认无形资产（c）			444						16
商品和其他衍生合同资产（d）			129						( 11 )
其他非流动资产			62						54
取得的可辨认资产总额			8,847						62
贸易应付账款和其他流动负债			318						55
长期债务，包括目前到期的金额			413						—
商品和其他衍生合同负债（d）			179						—
累计递延所得税			1,314						( 50 )
资产报废义务（e）			1,368						—
可辨认无形负债			55						( 18 )
其他非流动负债和递延贷项			20						8
承担的可辨认负债总额			3,667						( 5 )
取得的可辨认净资产			5,180						67
商誉（f）			227						( 67 )
取得的净资产			$	5,407

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(a)投资是指在核退役信托（NDT）中持有的证券，目的是为PJM核能发电设施的未来退役和退役提供资金。这些投资包括符合NRC制定的投资规则的股权、债务和其他固定收益证券。使用市场方法对它们进行估值（第1级或第2级取决于安全性）。

(b)收购的不动产、厂房和设备采用收入法和市场法相结合的方法进行估值。收益法采用了基于无债务、自由现金流模型（Level3）的贴现现金流分析。

（c）包括根据合同现金流量预测估值的已获核燃料供应合同约 五年 与基于当前市场价格的现金流进行比较，由此产生的差额折现为现值（第3级）。还包括根据已获得客户的贴现现金流分析和估计的流失率（第3级）对已获得的零售客户关系进行估值。

（d）获得的衍生工具使用附注13（第1级、第2级或第3级）中描述的方法进行估值。条款不在当前市场价格的合同也使用贴现现金流分析（第3级）进行估值。

（e）资产报废债务使用贴现现金流模型进行估值，该模型在逐个单位的基础上考虑了多种退役方法，并基于退役成本研究（第3级）。

（f）转让对价超过取得的可辨认资产和承担的负债公允价值的部分，记为商誉。商誉代表将Energy Harbor的业务与Vistra合并将产生的预期协同效应。商誉中没有任何一项可用于所得税目的的扣除。

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以下公司截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度的未经审计的备考财务信息假设能源港合并发生在2023年1月1日。未经审计的备考财务信息仅供参考，并不一定表明如果能源港合并在2023年1月1日完成就会发生的经营业绩，未经审计的备考财务信息也不一定表明未来的经营业绩，这可能与此处提供的备考财务信息存在重大差异。

			能源港合并
			截至12月31日止年度，
			2024						2023
			（百万）
收入			$	17,948					$	17,148
净收入			$	2,901					$	1,398

上述未经审计的备考财务信息包括因所收购净资产的公允价值确定而导致的增量折旧和摊销调整、能源港合并中承担的债务的利息支出、能源港合并对税收费用（收益）的影响以及其他相关调整。确定Energy Harbor自收购之日起的收入和收益金额是不切实际的，因为运营已整合到我们的商业平台中，该平台在投资组合层面进行管理。

能源港合并中与收购相关的成本总计$ 25 截至2024年12月31日止年度的百万元，在综合经营报表中归类为销售、一般和管理费用。

收购非控股权益

2024年9月18日，Vistra运营公司及Vistra Vision Holdings I LLC（TERM3 Vision Holdings）的间接全资附属公司，与Nuveen及Avenue各自订立单独的单位购买协议（UPA），据此，Vistra Vision Holdings同意购买Nuveen及Avenue各自的合并 15 以约美元在Vistra Vision中持有%非控股权益 3.2 亿现金。UPA包含我们无法控制的某些成交条件，这些条件代表有条件的赎回义务，要求我们在截至2024年9月30日的综合资产负债表的夹层部分中将交易反映为可赎回的非控制性权益。UPA在收盘前进行了修订，以加速向Avenue和某些Nuveen非控股权益持有人支付本金。该交易于2024年12月31日结束，所有成交条件均已满足。交易完成后，我们将归属于可赎回非控股权益的剩余未来付款重新分类为融资义务。更多信息见附注11。

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收入分类

以下表格按主要来源分列我们的收入：

			截至2025年12月31日止年度
			零售						德州						易事特						西												资产关闭						淘汰/企业及其他						合并
			（百万）
客户合同收入：
ERCOT中的零售能源收费			$	8,966					$	—					$	—					$	—											$	—					$	—					$	8,966
东北/中西部零售能源收费			4,059						—						—						—												—						—						4,059
来自ISO/RTO的批发发电收入			—						464						2,626						98												—						—						3,188
ISO/RTO的产能收入（a）			—						—						227						—												—						—						227
其他批发合约收入			—						454						458						230												4						—						1,146
与客户签订的合同收入总额			13,025						918						3,311						328												4						—						17,586
其他收入：
可转让PTC收入（b）			—						229						—						—												—						—						229
套期保值收益——已实现			1,210						( 440 )						( 303 )						116												—						—						583
套期保值收益—未实现			( 2 )						182						( 826 )						( 122 )												2						—						( 766 )
营业中断保险收益			—						47						—						—												71						—						118
无形摊销和其他收入			—						( 2 )						( 13 )						—												—						3						( 12 )
分部间销售（c）			107						4,419						4,005						3												( 3 )						( 8,531 )						—
其他收入合计			1,315						4,435						2,863						( 3 )												70						( 8,528 )						152
总收入			$	14,340					$	5,353					$	6,174					$	325											$	74					$	( 8,528 )					$	17,738

____________

(a)表示在每个ISO/RTO中出售（购买）的净容量。东段包括$ 793 百万出售的产能被$ 566 百万购买的产能。在每个ISO/RTO中购买的净产能（如适用）包括在燃料、购买的电力成本和综合运营报表中的交付费中，包括购买的产能$ 130 百万美元抵消 63 百万容量在东部部分出售。

(b)系指该期间符合条件的核能和太阳能资产产生的可转让PTC。

（c）东段包括$ 147 百万美元的分部间未实现净亏损，德州分部包括$ 293 与零售部门的商品头寸按市值估值产生的分部间未实现净收益百万。

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			截至2024年12月31日止年度
			零售						德州						东（a）						西												资产关闭						淘汰/企业及其他						合并
			（百万）
客户合同收入：
ERCOT中的零售能源收费			$	8,064					$	—					$	—					$	—											$	—					$	—					$	8,064
东北/中西部零售能源收费（a）			3,595						—						—						—												—						—						3,595
来自ISO/RTO的批发发电收入			—						399						1,351						221												7						—						1,978
ISO/RTO的产能收入（b）			—						—						74						—												—						—						74
其他批发合约收入			—						422						398						199												31						—						1,050
与客户签订的合同收入总额			11,659						821						1,823						420												38						—						14,761
其他收入：
可转让PTC收入（c）			—						292						264						—												—						—						556
套期保值收益——已实现			1,241						( 453 )						31						84												( 8 )						—						895
套期保值收益—未实现			( 168 )						700						143						329												9						—						1,013
无形摊销和其他收入			1						—						( 4 )						—												—						2						( 1 )
分部间销售（d）			64						4,034						3,404						6												—						( 7,508 )						—
其他收入合计			1,138						4,573						3,838						419												1						( 7,506 )						2,463
总收入			$	12,797					$	5,394					$	5,661					$	839											$	39					$	( 7,506 )					$	17,224

____________

(a)包括与在能源港合并中获得的业务相关的10个月收入。

(b)表示在每个ISO/RTO中出售（购买）的净容量。东段包括$ 126 百万出售的产能被$ 52 百万购买的产能。在每个ISO/RTO中购买的净产能（如适用）包括在燃料、购买的电力成本和综合运营报表中的交付费中，包括购买的产能$ 139 百万美元抵消 116 百万容量在东部部分出售。

（c）系指该期间符合条件的核能和太阳能资产产生的可转让PTC。

（d）东段包括$ 195 百万美元的分部间未实现净亏损，德州和西部分部包括$ 74 百万美元 4 与零售部门的商品头寸按市值估值产生的分部间未实现净收益分别为百万。

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			截至2023年12月31日止年度
			零售						德州						东（a）						西												资产关闭						淘汰/企业及其他						合并
			（百万）
客户合同收入：
ERCOT中的零售能源收费			$	7,674					$	—					$	—					$	—											$	—					$	—					$	7,674
东北/中西部零售能源收费			1,642						—						—						—												—						—						1,642
来自ISO/RTO的批发发电收入			—						1,190						1,298						412												9						—						2,909
ISO/RTO的产能收入（a）			—						—						98						—												—						—						98
其他批发合约收入			—						505						797						143												36						—						1,481
与客户签订的合同收入总额			9,316						1,695						2,193						555												45						—						13,804
其他收入：
可转让PTC收入			—						10						—						—												—						—						10
套期保值收益——已实现			1,063						( 885 )						43						64												( 33 )						—						252
套期保值收益—未实现			191						( 714 )						958						243												36						—						714
无形摊销和其他收入			2						—						( 5 )						—												—						2						( 1 )
分部间销售（b）			—						3,873						2,701						4												—						( 6,578 )						—
其他收入合计			1,256						2,284						3,697						311												3						( 6,576 )						975
总收入			$	10,572					$	3,979					$	5,890					$	866											$	48					$	( 6,576 )					$	14,779

____________

(a)表示在每个ISO/RTO中出售（购买）的净容量。东段包括$ 233 百万出售的产能被$ 135 百万购买的产能。在每个ISO/RTO中购买的净产能（如适用）包括在燃料、购买的电力成本和综合运营报表中的交付费中，包括购买的产能$ 82 百万美元抵消 73 百万容量在东部部分出售。

(b)东段包括$ 814 百万美元的分部间未实现净收益和德州和西部分部包括$ 48 百万美元 6 与零售部门的商品头寸按市值估值产生的分部间未实现净亏损分别为百万。

零售能源收费

收入在向我们的客户交付的电量达到我们预期为交付的数量或提供的服务开具发票的金额时确认。销售税不计入收入。付款条件从 15 到 60 从发票日期算起的天数。收入按交付的千瓦小时数采用产出法加时确认。能源收费作为一系列不同的服务交付，并作为单一履约义务入账。

期末已交付但未开票的能源销售和服务进行估算。应计未开票收入是基于自独立系统运营商或配电公司提供的最后一次抄表日期以来的客户使用情况估计。当已知实际使用情况并进行计费时，会对估计金额进行调整。

由于零售电力的合同可以是多年期的，公司在这些合同下有尚未履行的履约义务。这些履约义务的交易价格既是固定的也是可变的，并根据合同期限和客户类型而有所不同。对于固定价格合同，任何未履行履约义务的金额将根据客户使用情况而有所不同，这将取决于天气和客户活动等因素，因此估计这些金额并不切实可行。

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ISO/RTO的批发发电收入和其他批发合同收入

批发发电收入在批量交付给ISO/RTO时确认。其他批发合同包括与ISO/RTO的其他收入活动，例如辅助服务、拍卖收入、中立收入以及来自非关联零售电力供应商、市政当局或其他批发交易对手的收入。批发收入使用基于交付的千瓦时或其他适用的性能测量的产出法随着时间的推移确认，并在开票后不久结算现金。Vistra作为ERCOT、PJM、ISO-NE、NYISO、MISO和CAISO的市场参与者开展业务，并预计将继续无限期地与每个ISO/RTO保持合同关系。批发收入作为一系列不同的服务交付，并作为单一履约义务入账。当同一时期向同一ISO/RTO出售和购买电力时，出售数量超过购买数量的部分反映在批发发电收入中。

ISO/RTO的产能收入

我们将发电容量提供给竞争性ISO/RTO拍卖，以换取已授予的容量报价带来的收入。容量确保装机发电和需求响应可用，以满足系统完整性和可靠性要求。当我们的发电设施随时准备向客户交付电力时，履约义务随着时间的推移而按比例得到履行时，容量收入即被确认。如果设施在容量期间不可用，ISO/RTO将针对发电设施评估处罚，并将其记录为收入减少。当产能销售给同一时期的ISO/RTO并从其购买时，销售金额超过购买金额的部分反映在ISO/RTO的产能收入中。

其他收入

如上述分类收入表所示，其他收入指未在ASC 606下入账的金额，与客户订立合约的收入并由以下部分组成：

•可转让生产税收抵免收入作为与收入相关的赠款入账，类比为ASC 832（更多信息见附注5）。

•与零售和批发合同相关的收购无形负债的无形摊销（更多信息见附注9）。

•ASC 815项下核算的电力、天然气衍生品合约套期保值收入，衍生品和对冲，包括已实现和未实现损益对这些合同的影响（更多信息见附注13）。

•分部间销售按分部呈列，并在合并中予以抵销。

合同和其他客户获取成本

我们递延成本以获取零售合同，并在合同的预期期限内摊销这些成本。零售合同的预期寿命是使用历史流失率计算的，我们认为这是未来流失率的准确指标。截至2025年12月31日和2024年12月31日的递延购置和合同成本余额为$ 129 百万美元 114 分别为百万。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度与这些费用相关的摊销总额为$ 111 百万，$ 97 百万，以及$ 88 万，分别记为SG & A费用，和$ 7 百万，$ 6 百万，以及$ 6 百万，分别在综合经营报表中记为营业收入的减少。

实用权宜之计

我们的大部分收入是根据开具发票的权利确认的实用权宜之计，这使我们能够按照我们有权向客户开具发票的相同金额确认收入。未开票收入根据期末向客户交付的数量和提供的服务入账，使用实际权宜之计开票权。我们选择不披露我们使用开具发票的权利实际权宜之计确认收入的可变对价合同的未履行履约义务的价值。我们在评估具有类似履约义务的类似客户合同时使用了投资组合法。销售税不计入收入。

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履约义务

截至2025年12月31日，我们有未履行或部分未履行的未来固定费用履约义务，涉及通过ISO/RTO举行的产能拍卖或与客户签订的总对价固定且可在合同执行时确定的产能合同授予的产能拍卖量。产能收入在履行向相关ISO/RTO或交易对手提供产能的履约义务时确认。 下表中与交易对手的金额代表按合同逐笔确定的最低保证运力收入，并不代表预计交付的全部运力数量。

			2026						2027						2028						2029						2030						2031年及以后						合计
			（百万）
剩余履约义务			$	1,768					$	1,665					$	733					$	215					$	215					$	3,293					$	7,889

贸易应收账款

			12月31日，
			2025						2024
			（百万）
批发和零售贸易应收账款			$	2,412					$	2,061
信贷损失备抵			( 89 )						( 79 )
贸易应收账款—净额			$	2,323					$	1,982
应收客户合同贸易账款——净额			$	1,826					$	1,514
其他贸易应收账款—净额			497						468
贸易应收账款总额——净额			$	2,323					$	1,982

截至2025年12月31日和2024年12月31日的贸易应收账款总额包括未开票零售收入$ 924 百万美元 802 分别为百万。

应收账款信用损失备抵

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
			（百万）
期初应收账款信用损失备抵			$	79					$	61					$	65
坏账费用增加			201						183						164
账户核销减少			( 191 )						( 165 )						( 168 )
期末应收账款信用损失备抵			$	89					$	79					$	61

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
			（百万）
NDT净收入（a）			$	231					$	170					$	—
保险结算（b）			120						23						24
出售土地收益（c）			—						6						95
TRA结算收益（d）			—						10						29
利息收入			18						65						86
所有其他			25						17						9
其他收入总额，净额			$	394					$	291					$	243

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(a)包括利息、股息以及与PJM核设施的NDT相关的净已实现和未实现收益（损失）。东段报道。

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(b)截至2025年12月31日止年度，代表德州分部报告的Martin Lake事故保险收益的非自愿转换收益（更多信息见附注8）。截至2024年12月31日止年度，$ 20 在德州分部报告的百万美元和$ 3 百万报告在西段。截至2023年12月31日止年度，$ 19 西段报告的百万美元和$ 5 百万在资产关闭部分。

（c）截至2024年12月31日止年度，在资产关闭部分报告。截至2023年12月31日止年度，$ 94 在资产关闭部分报告的百万美元和$ 1 百万报告在德州分部。

（d）在企业和其他方面进行了汇报。

2022年通胀削减法案（IRA）

2022年8月，美国颁布了IRA，引入了各种能源税收抵免。其中，它通过在第45U节（nuclear PTC）下建立核生产税收抵免、太阳能PTC、适用于各种不同清洁能源技术的新技术中性ITC和PTC以及新的独立电池存储投资税收抵免，承认了现有无碳核电的重要性。核能PTC提供每兆瓦时最高15美元的联邦税收抵免，但在2024年和2025年年度毛收入分别在每兆瓦时25.00美元和每兆瓦时43.75美元之间以及每兆瓦时26.00美元和每兆瓦时44.75美元之间时逐步取消。核PTC适用于2024年至2032年期间的现有核设施，但须进行年度通胀调整。该公司将我们预计收到的可转让ITC和PTC进行类比，类似于ASC 832。

可转让PTC

在截至2025年12月31日和2024年12月31日的年度，我们确认可转让核PTC收入为$ 220 百万美元 545 分别为百万。核能PTC收入是根据2025年和2024年符合条件的核能生产产生的年度毛收入进行的估计，反映了我们的决心，即我们将满足获得五倍乘数所需的现行工资要求。我们对毛收入的计算包括每个核装置的结算现货能源收入和容量收入（仅适用于我们的PJM核装置），不包括任何对冲和辅助服务收入。财政部条例可能会在许多重要方面进一步界定立法的范围，包括对核PTC毛收入定义的解释性指导。与我们估计中使用的解释不同的关于毛收入定义的任何解释性指导都可能导致2025年和2024年记录的PTC收入发生重大变化，并将在收到指导的期间反映为估计的变化。

可转让ITC

2025年10月，我们的橡树山 200 位于德克萨斯州的MW太阳能设施符合投入使用的要求。因此，在截至2025年12月31日的一年中，我们确认了$ 98 百万元合并资产负债表中其他非流动资产中与项目相关的可转让ITC。

2024年12月，我们的鲍德温 68 兆瓦太阳能/ 2 MW电池ESS和Coffeen 44 兆瓦太阳能/ 2 位于伊利诺伊州的MW电池ESS设施符合投入使用的要求。因此，在截至2025年12月31日及2024年12月31日止年度，我们确认可转让ITCs为$（ 2 ）百万和$ 57 万，分别与鲍德温关联，和$（ 1 ）百万和$ 45 万，分别与Coffeen相关，在合并资产负债表中的其他非流动资产中。

2023年6月，我们的 350 我们在加利福尼亚州Moss Landing发电厂现场（Moss Landing III期）的MW电池ESS开始商业运营。由于Moss Landing III期满足要求将于2023年6月投入使用，我们确认$ 154 百万元合并资产负债表中其他非流动资产中与项目相关的可转让ITC。2024年9月，我们确认了额外的$ 2 百万个与该项目相关的可转让ITC，并将美元重新分类 156 其他流动资产贷记款百万。

可转让PTC和ITC的销售

在2025年期间，我们卖出了$ 490 符合条件的2024年核发电认可的可转让核PTC百万个，其中$ 200 2025年1月售出百万，$ 90 百万在2025年5月和6月售出，$ 200 百万于2025年9月售出。现金收益$ 469 百万元于截至2025年12月31日止年度收到。

2024年10月，我们卖出了$ 156 百万可转让ITC和$ 10 2023年产生了百万个可转让太阳能PTC。Vistra于2024年10月收到出售的现金对价。

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Vistra提交了一份美国联邦所得税申报表，其中包括其合并子公司的业绩。Vistra是Vistra合并集团的企业母公司。根据适用的美国财政部条例和美国国税局公布的指导意见，作为合并集团成员的公司对该集团的税收负有连带责任。

所得税费用（收益）

我们的所得税费用（收益）构成如下：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
			（百万）
当前：
美国联邦			$	( 3 )					$	2					$	( 1 )
状态			46						46						52
当前合计			43						48						51
延期：
美国联邦			149						561						421
状态			( 13 )						46						36
递延总额			136						607						457
合计			$	179					$	655					$	508

按美国联邦法定税率计算的所得税与所得税费用（福利）的对账记录：

			截至12月31日止年度，
			2025												2024												2023
			（百万）
所得税前收入（亏损）			$	1,123											$	3,467											$	2,000
美国联邦法定税率21%的所得税			236						21.0		%				728						21.0		%				420						21.0		%
州和地方税，扣除联邦福利（a）			26						2.3		%				68						2.0		%				71						3.6		%
不可课税或不可扣除项目：
不可扣除TRA增生			( 1 )						( 0.1 )		%				2						0.1		%				41						2.1		%
股权奖励			( 145 )						( 12.9 )		%				( 53 )						( 1.6 )		%				( 3 )						( 0.2 )		%
不可扣除162（m）补偿			75						6.7		%				29						0.8		%				13						0.7		%
可转让PTC收入			( 46 )						( 4.1 )		%				( 117 )						( 3.4 )		%				( 2 )						( 0.1 )		%
其他非应税或不可抵扣项目			7						0.6		%				2						0.1		%				2						0.1		%
估值备抵变动			—						—		%				( 3 )						( 0.1 )		%				—						—		%
未确认税收优惠的变化			—						—		%				—						—		%				( 35 )						( 1.8 )		%
税收抵免			( 3 )						( 0.3 )		%				—						—		%				( 1 )						( 0.1 )		%
其他			30						2.7		%				( 1 )						—		%				2						0.1		%
合计			$	179					15.9		%				$	655					18.9		%				$	508					25.4		%

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(a)德克萨斯州、宾夕法尼亚州和伊利诺伊州的州税和地方税占这一类别的大部分。

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已缴所得税（扣除退税款）

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
			（百万）
美国联邦			$	11					$	5					$	—		(a)
美国各州和地方
加州			11						3						5
伊利诺伊州			—			(a)			14						15
麻萨诸塞州			—			(a)			4						3
俄亥俄州自治市			21						—			(a)			—			(a)
宾夕法尼亚州			28						6						5
德州			19						17						—			(a)
其他			7						6						3
美国各州和地方合计			$	86					$	50					$	31
合计			$	97					$	55					$	31

____________

(a)所支付的所得税在所述期间未达到5%的分类门槛。

递延所得税余额

根据2025年12月31日和2024年12月31日生效的税法为暂时性差异计提的递延所得税如下：

			12月31日，
			2025						2024
			（百万）
非流动递延所得税资产
税收抵免结转			$	89					$	86
亏损结转			1,078						949
可辨认无形资产			326						340
长期负债			130						225
雇员福利义务			133						133
商品合约和利率互换			661						383
其他			37						36
递延所得税资产总额			$	2,454					$	2,152
非流动递延所得税负债
物业、厂房及设备			3,191						2,765
递延所得税负债总额			3,191						2,765
估价津贴			73						75
递延所得税负债净额			$	( 810 )					$	( 688 )

截至2025年12月31日，我们的递延税项负债净额总额约为$ 810 百万，主要包括与我们的发电和采矿物业、厂房和设备相关的账面和税基差异，部分被联邦和州净营业亏损（NOL）结转所抵消。截至2025年12月31日，我们评估了与我们的递延所得税资产相关的估值备抵的必要性，并考虑了与递延所得税资产变现可能性相关的正面和负面证据。我们已经确定了前12个季度未经调整的累计收入形式的积极证据。我们对历史收益进行了评估，对暂时性差异转回进行了调度，并考虑了其他正反向证据。结合我们的分析，我们得出结论，联邦递延所得税资产很有可能被未来的应税收入充分利用，因此不需要估值备抵。

---

截至2025年12月31日，我们有$ 3.8 将于2031年开始到期的用于联邦所得税目的的十亿税前净营业亏损（NOL）结转。

计入累计其他综合收益部分的所得税影响合计递延所得税资产净额 零 和递延所得税负债净额$ 4 分别为2025年12月31日和2024年12月31日的百万。

OBBBA和CAMT

2025年7月，被称为OBBBA的立法签署成为法律，我们已在合并财务报表中说明了影响。关键变化包括国内研发费用立即费用化、恢复100%奖金折旧、利息扣除限制增加等。OBBBA的某些条款将改变当前财政年度和未来年度期间的现金税支付时间，但该立法并未对我们的有效所得税率产生实质性影响。我们预计Vistra在2025纳税年度不会被征收企业替代最低税（CAMT），因为它仅适用于三年平均年调整后财务报表收入超过$ 1 十亿。我们在预测现金税时考虑了CAMT并预测了OBBBA的影响。

不确定税务状况的责任

与不确定税务状况相关的会计指导要求，对所有受不确定影响的税务状况进行审查和评估，并根据与最终结果相关的“更有可能”标准确认和计量税收优惠，无论此评估是有利还是不利。

我们将与不确定税务状况相关的利息和罚款归类为当期所得税费用。截至2025年12月31日、2025年、2024年和2023年12月31日止年度，这些金额并不重要。 下表汇总了截至2025年12月31日、2025年、2024年和2023年12月31日止年度合并资产负债表中在累计递延所得税和其他流动负债中列报的不确定税务状况的变化。

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
			（百万）
期初余额，不含利息和罚金			$	4					$	—					$	36
基于与前几年相关的税收状况的增加			—						4						—
根据与前几年相关的税收状况进行的减免			—						—						—
与税务时效失效有关的减免			—						—						( 35 )
与税务机关的和解			—						—						( 1 )
期末余额，不含利息和罚金			$	4					$	4					$	—

Vistra及其子公司在美国联邦、州和外国司法管辖区提交所得税申报表，有时需要接受美国国税局和其他税务机关的审查。不确定的税务头寸总计$ 4 百万美元 4 分别截至2025年12月31日和2024年12月31日的百万。在记录为未确认的税收优惠的金额中，如果确认，一小部分将影响我们的有效税率。

税务事项协议

于生效日期，我们与EFH Corp.订立税务事项协议，根据该协议，各方已同意采取某些行动并避免采取某些行动，以维护分拆的预期税务处理，并在违反该协议导致向其他方征收额外税款的情况下对其他方进行赔偿。

除其他事项外，《税务事项协议》分配了EFH Corp.与我们分拆前期间的税收责任。对于分拆之前的期间：（a）Vistra通常需要就EFH Corp.支付的归属于我们的任何税款向EFH Corp.进行补偿；（b）EFH Corp.通常需要就我们支付的归属于EFH Corp.的任何税款向我们进行补偿。

在某些情况下，如果IRS或其他税务机关成功质疑与PrefCo优先股出售相关的收益金额或EFH Corp.净经营亏损扣除的金额或备抵，我们还需要对EFH Corp.进行税款赔偿。

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除某些例外情况外，《税务事项协议》禁止我们采取某些可以合理预期会破坏分拆的预期税务处理或危及我们从IRS获得的私信裁决的结论或我们或EFH Corp.在每种情况下收到的与分拆有关的律师意见的行动。这些限制中的某些适用于 两年 分拆后。

根据税务事项协议，如果（a）我们获得了EFH Corp.的书面同意，（b）此类行动或交易在我们从IRS获得的与分拆有关的私信裁决中描述或以其他方式与事实一致，（c）我们获得了IRS的补充私信裁决，或（d）我们获得了EFH Corp.合理接受的国家认可的法律或会计师事务所的无保留意见，即该行动不会影响分拆的预期税务处理，我们可能会采取其他受限制的行动。

我们的物业、厂房和设备包括我们的发电资产、相关的采矿资产、土地、信息系统硬件、资本化的公司办公租赁空间和其他租赁物改进。我们的物业、厂房及设备的估计剩余可使用年限由 1 到 28 年。土地和在建工程不计提折旧。

			12月31日，
			2025						2024
			（百万）
发电及构筑物和办公室及其他设备			$	25,084					$	22,943
土地			637						603
在建工程			1,917						1,060
融资租赁使用权资产			190						186
核燃料			2,036						1,843
物业、厂房及设备—毛			29,864						26,635
减去累计折旧			( 9,273 )						( 8,020 )
减融资租赁使用权资产累计摊销			( 41 )						( 33 )
减核燃料累计摊销			( 704 )						( 409 )
物业、厂房及设备—净额			$	19,846					$	18,173

不动产、厂房和设备的折旧和摊销（包括在综合经营报表中的分类）包括以下内容：

物业、厂房及设备						综合业务报表			截至12月31日止年度，
									2025						2024						2023
									（百万）
发电及构筑物和办公室及其他设备						折旧及摊销			$	1,811					$	1,662					$	1,335
融资租赁使用权资产						折旧及摊销			9						8						9
核燃料						燃料、外购电力成本、派送费			$	487					$	387					$	91
不动产、厂房和设备费用合计									$	2,307					$	2,057					$	1,435

---

发电设施退役

以下是我们宣布退役日期的运营设施。具有明确退役日期的发电设施的运营结果包含在退役发生年份的下一个日历年的资产关闭部分中。苔藓登陆 300 MW和Moss Landing 100 MW电池设施分别在2025年第一季度和2025年第四季度转移到资产关闭部门，因为我们不打算将这些资产恢复运营。更多信息见附注8。

设施

位置

ISO/RTO

燃料类型

净产能（MW）

预期退休日期（a）

段

鲍德温

伊利诺伊州鲍德温

MISO

煤炭

1,185

到2027年底

易事特

科莱托溪

Goliad，TX

ERCOT

煤炭

650

到2027年底

德州

金凯德

伊利诺伊州金凯德

PJM

煤炭

1,108

到2027年底

易事特

迈阿密堡

俄亥俄州北弯

PJM

煤炭

1,020

到2028年中期

易事特

牛顿

伊利诺伊州牛顿

MISO

煤炭

615

到2027年底

易事特

合计

4,578

____________

(a)如果经济或其他条件要求，预期退休日期将与我的变化有关。

该公司打算在Coleto Creek和Miami Fort作为燃煤设施退役后将其重新作为燃气设施供电。我们目前正在评估将预计于2027年退役的其他燃煤设施转换为燃气设施的可行性。

长期资产减值

截至2025年12月31日止年度，我们确认减值损失约$ 155 百万与苔藓登陆有关 100 MW电池（更多信息见附注8）和$ 73 百万与我们没有计划完成的开发项目有关。

截至2023年12月31日止年度，我们确认减值亏损$ 49 百万与我们在伊利诺伊州的Kincaid发电设施有关，这是由于该设施的预计运营利润率显着下降，主要是由于预计电价下降。减值在我们的东部分部报告，包括物业、厂房和设备的减记$ 45 百万，存货减记$ 2 万，经营租赁使用权资产减记$ 2 百万。

在确定减值资产组的公允价值时，我们采用了ASC 820中所述的收益法，公允价值计量。

莫斯登陆300事件

2025年1月16日，我们探测到我们Moss Landing发生火灾 300 Moss Landing发电厂现场的MW储能设施（Moss Landing事件）导致Moss Landing综合体的所有设施停止运营，直到火势得到控制。没有因火灾或公司回应造成人员伤亡。Moss Landing综合体包括 two 其他电池设施和天然气厂。煤气厂于2025年2月恢复服务。苔藓登陆 350 MW电池设施的账面净值约为$ 320 截至2025年12月31日，百万。我们正努力争取在2026年年中恢复服务，但我们将在完成对火灾原因的调查后继续评估我们的重启计划。经过进一步考虑，管理层决定不会归还Moss Landing 100 MW电池服役。

由于Moss Landing事件造成的损害，在截至2025年3月31日的三个月内，我们注销了Moss Landing的账面净值 300 约$ 400 百万计入折旧费用，并将资产转移至资产关闭部分，因为我们没有计划归还Moss Landing 300 设施到运营（更多信息见附注7和21）。

---

由于决定不归还Moss Landing 100 MW电池投入使用，我们对设施账面价值的可收回性进行了评估，在截至2025年12月31日的三个月内，我们确认了约$ 155 百万，并将资产移至资产关闭部分（更多信息见注释7和21）。

2025年7月，我们与美国环保署就Moss Landing订立行政和解协议及同意令（ASAOC） 300 网站。根据ASAOC，我们被要求进行特定的电池拆除和补救活动，包括电池拆除和处置、建筑物拆除以及空气和水的监测。我们估计这些活动的总成本约为$ 110 百万。我们已经发生了大约$ 49 截至2025年12月31日的ASAOC活动费用百万。截至2025年12月31日，我们对ASAOC活动的估计未来成本的应计费用约为$ 61 万，反映在 其他流动负债 在合并资产负债表中。这一估计假设ASAOC的活动将在2026年底完成。除了电池的拆除和处置，我们的估计没有反映与拆除其他危险废物相关的成本，这些成本可能会随着拆除的进展而被确定，因为在完成对废料的采样之前，我们无法估计这些成本。我们将在新信息可用期间将对应计项目的任何调整作为估计的变化进行会计处理。

Moss Landing事件的额外影响包括设施下线的收入损失，可能包括诉讼费用、与交易对手的合同的其他协商和解以及额外的非现金减值损失。更多信息见附注18。

我们已针对适用的保险单提出保险索赔，业务中断和财产损失综合限额为$ 500 百万，扣除免赔额，其中约$ 500 截至2026年2月，已筹集到百万美元。与我们认为有可能从财产损失保险中获得赔偿的费用相关的初始应收保险金资产为$ 425 百万，记为合并资产负债表中其他非流动资产发生的费用的抵销。见保险追偿了解更多信息。虽然我们预计随着Moss Landing的出现，西部地区未来的收入将相对于2024年的收入有所下降 300 和 100 鉴于Moss Landing重启时间的不确定性，MW电池设施不会恢复服务 350 MW电池设施以及与Moss Landing事件相关可能产生的额外费用，我们无法预测该事件将对我们的2026年财务报表产生的全部影响。

马丁湖1号机组事故

2024年11月27日，我们在ERCOT的马丁湖设施1号机组发生火灾（马丁湖事件），一 815 兆瓦机组。我们注销了低于$的单位账面净值 1 百万计入2024年12月的折旧费用。该部队于2026年2月恢复服役。我们估计，使该装置恢复服务所需的现金资本支出总额约为$ 384 百万，其中约$ 271 截至2025年12月31日，已发生百万现金资本支出。

我们预计将通过财产损失保险收回与马丁湖事件相关的大部分支出，并获得额外的业务中断收益。截至2025年12月31日止年度，我们确认财产损失保险赔偿金额为$ 160 百万，其中$ 40 百万被记录为抵消为使该单位恢复服务而产生的运营成本，以及$ 120 万元记为其他收入收益，在综合经营报表中为净额。截至2025年12月31日止年度，我们确认营业中断保险收益$ 47 百万计入营业收入。见保险追偿了解更多信息。

---

保险追偿

下表汇总了截至2025年12月31日止年度与Moss Landing事件和Martin Lake事件相关的记录费用（扣除财产损失保险赔偿）。

			截至2025年12月31日止年度
			苔藓登陆事件						马丁湖事件						合计
			（百万）
核销设施账面净值至折旧及摊销			$	400					$	—					$	400
为使Martin Lake恢复服务而产生的运营成本			—						40						40
ASAOC活动的发生和估计成本与运营成本（a）			102						—						102
事故费用总额			$	502					$	40					$	542
截至期初应收财产损失保险款项（b）			$	—					$	—					$	—
收回记入保险应收款项的事故费用			425						40						465
记入其他收入的保险追偿收益，净额			—						120						120
收到的保险收益			( 227 )						( 140 )						( 367 )
截至期末应收财产损失保险款项（b）			$	198					$	20					$	218
总事故费用，扣除财产损失保险赔偿			$	77					$	—					$	77

____________

(a)ASAOC活动的估计费用总额预计约为$ 110 百万，其中$ 102 万元计入综合经营报表的经营成本。以上金额不含$ 8 从Moss Landing重新分类的百万估计拆除和电池拆除费用 300 截至2025年3月31日止三个月的其他流动负债的ARO。

(b)应收财产损失险在合并资产负债表中计入其他非流动资产。

下表汇总了截至2025年12月31日止年度与Moss Landing事件和Martin Lake事件相关的业务中断保险追偿情况。

						截至2025年12月31日止年度
						苔藓登陆事件						马丁湖事件						合计
						（百万）
营业中断保险收益实现数（a）						$	71					$	47					$	118

____________

(a)营业中断保险收益在综合经营报表中计入营业收入。

我们预计将收到与Martin Lake事件相关的额外财产损失和业务中断保险收益以及与Moss Landing事件相关的额外业务中断保险收益，这些收益不包括在截至2025年12月31日止年度的应收财产损失保险中。这些额外收益将在实现期间记录为收入。

---

商誉

截至2025年12月31日和2024年12月31日，商誉账面价值共计$ 2.810 十亿美元 2.807 分别为十亿。

			零售板块						德州分部
			零售报告股（a）						德州世代报告单位						商誉待分配						商誉总额
			（百万）
2024年12月31日余额			$	2,461					$	122					$	224					$	2,807
与能源港合并有关的计量期间调整（b）			227						—						( 224 )						3
2025年12月31日余额			$	2,688					$	122					$	—					$	2,810

____________

(a)商誉$ 1.944 十亿可用于税收抵扣超过 15 按直线计算的年数。

(b)包括将可归属于Energy Harbor收购的商誉分配给零售报告单位（更多信息见附注2）。

可辨认无形资产和负债

可辨认无形资产由以下部分组成：

						2025年12月31日																		2024年12月31日
可辨认无形资产						毛额 携带 金额						累计 摊销						净						毛额 携带 金额						累计 摊销						净
						（百万）
零售客户关系						$	2,173					$	2,067					$	106					$	2,173					$	1,977					$	196
软件及其他科技相关资产						656						365						291						601						293						308
零售及批发合约						369						295						74						503						353						150
长期服务协议						18						6						12						18						5						13
其他可辨认无形资产（a）						628						17						611						218						13						205
需摊销的可辨认无形资产合计						$	3,844					$	2,750					1,094						$	3,513					$	2,641					872
零售商号（不需摊销）																		1,341																		1,341
可辨认无形资产合计																		$	2,435																	$	2,213

____________

(a)包括采矿开发成本和环境配额（排放配额和可再生能源证书）。

可辨认无形负债包括以下各项：

						截至12月31日止年度，
可辨认无形负债						2025						2024
						（百万）
长期服务协议						$	100					$	108
批发电力和燃料采购合同						38						47
可辨认无形负债合计						$	138					$	155

---

使用寿命有限的可辨认无形资产和负债的摊销（包括在合并经营报表中的分类）包括以下内容：

可辨认无形资产/负债						综合业务报表						12月31日可辨认无形资产剩余使用寿命， 2025年（年份加权平均）						截至12月31日止年度，
																		2025						2024						2023
																		（百万）
零售客户关系						折旧及摊销						1						$	90					$	111					$	98
软件及其他科技相关资产						折旧及摊销						2						69						60						58
零售及批发合约						营业收入/燃料、外购电力成本、配送费						3						( 9 )						( 12 )						8
其他可辨认无形资产（a）						燃料、外购电力成本、送货费/折旧摊销						4						488						414						357
无形资产费用总额，净额																		$	638					$	573					$	521

___________

(a)金额包括与环境配额相关的所有费用，包括为遵守排放配额计划和可再生能源组合标准而应计的费用，这些费用在综合运营报表中以燃料、外购电力成本和交付费用列报。排放配额义务在产生相关电力时计提，可再生能源证书义务在发生零售电力交付时计提。

以下是在新开始报告中记录的可单独识别的无形资产的描述，以及与收购产生的采购会计相关的描述。

•零售客户关系—零售客户关系无形资产代表我们的非签约零售客户群（包括住宅和商业客户）的公允价值，并根据历史客户流失率并反映经济效益在其估计可使用年限内实现的预期模式，采用加速法进行摊销。

•零售及批发合约—这些无形资产和负债代表各种收购的零售和批发合同以及燃料和运输采购合同的价值。这些合同被确定为资产或负债，其依据是利用商品或服务的现行市场价格与这些协议所载的固定价格相比各自的公允价值。无形资产或负债根据相关合同的经济条款进行摊销。

•LTSA—我们收购的LTSA无形资产是关于长期工厂维护协议的有利或不利合同义务的估计公允价值，并根据服务协议在合同条款内的预期使用情况进行摊销。大多数工厂维护服务与资本改进有关，工厂维护协议的相关摊销记录在物业、厂房和设备中。

•零售商品名称—我们的零售商号无形资产代表我们零售品牌的公允价值，包括TXU Energy的商号TM，Ambit Energy，4Change EnergyTM、Homefield Energy、Dynegy 美国能源服务、TriEagle Energy、Public Power、U.S. Gas & Electric，并被确定为无限期、无需摊销的资产。这些无形资产至少每年根据与其他无限期无形资产相关的会计准则进行减值评估。我们已选定10月1日为考试日期。评估的重要定性因素包括商号财务表现、一般宏观经济、行业和市场状况、客户流失和利率。在最近的测试日期，我们确定我们的零售商号无形资产的公允价值很可能超过其在2025年10月1日的账面价值。

---

可辨认无形资产的预计摊销

截至2025年12月31日，未来五个会计年度每个会计年度的可辨认无形资产（不含环境津贴）的预计摊销费用总额如下所示。

年份						估计摊销费用
						（百万）
2026						$	178
2027						$	83
2028						$	63
2029						$	45
2030						$	24

2023年，Vistra运营公司与该公司（信托）组建的特拉华州一家信托公司（信托）签订了一份融资协议（Facility Agreement），该信托公司出售 450,000 可于2028年5月17日赎回的预资本化信托证券（P-CAP），初始购买价格为$ 450 百万。该信托未由Vistra进行合并。该信托将出售P上限的收益投资于（a）美国国债证券（Treasury）或（b）国债和/或国债本金和利息条（Treasury Strips，连同以美元计价的国债和现金，即合格资产）的投资组合。在Vistra运营的指导下，信托持有的合格资产可以（i）交付给一家或多家从事Vistra运营的指定子公司，以允许此类子公司使用合格资产与交易对手履行某些过账义务，和/或（ii）作为信用证计划的抵押支持。

根据融资协议，Vistra运营部门有权（发行权）不时要求信托从Vistra运营部门购买最多$ 450 百万份Vistra营运本金总额' 7.233 2028年到期优先有担保票据百分比（ 7.233 %优先有担保票据），以换取当时行使的发行权部分对应的全部或部分国债和国债条的交割。

本信托将于2028年5月17日之前的任何时间终止，并派发 7.233 %优先有担保票据给P上限持有人，如果其唯一资产包括 7.233 % Senior Secured指出，Vistra运营不再有权进行回购。

自2023年11月17日开始，至2028年5月17日（每个日期为分配日期），以及在融资协议规定的某些其他日期，Vistra运营部门分别于每年5月17日和11月17日向信托支付融资费用（Facility Fee）。设施费用一般按 3.3608 年度%，适用于最高金额为 7.233 %优先担保指出，截至紧接适用的分配日期前一个工作日营业时间结束时，Vistra运营部门可以根据融资协议向信托发行和销售产品。

截至2025年12月31日和2024年12月31日，交易对手为满足当前和未来保证金存款要求而持有的合格资产的公允价值总计$ 444 百万美元 435 百万元，并在综合资产负债表中报告为根据关联融资协议过账的保证金存款和向关联融资的保证金存款。

---

合并资产负债表上的债务、信贷便利和融资义务包括以下内容：

			12月31日，
			2025						2024
			（百万）
长期债务，包括目前到期的金额：
项目层面债务			$	1,569					$	1,064
Vistra运营债务			15,627						15,405
未摊销溢价、折价、发行费用前的长期债务			17,196						16,469
未摊销溢价、折价、发行费用			( 153 )						( 171 )
长期债务，包括目前到期的金额			$	17,043					$	16,298
短期借款			$	1,800					$	—
应收账款融资			$	1,225					$	750
远期回购义务			$	632					$	1,335

---

长期负债

公司的长期债务，包括目前到期的金额，包括以下内容：

			12月31日，
			2025						2024
			（百万）
Vistra运营信贷便利，2030年12月20日到期的定期贷款B-3便利			$	2,450					$	2,475
BCOP信贷便利、过桥贷款			367						367
BCOP信贷便利、建筑/定期贷款			505						—
Vistra零信贷融通，2031年4月30日到期的定期贷款B融通			697						697
Vistra运营高级担保票据：
5.125 %高级有担保票据，2025年5月13日到期			—						744
5.050 %优先有担保票据，2026年12月30日到期			500						500
3.700 %优先有担保票据，2027年1月30日到期			800						800
4.300 %优先有担保票据，2028年10月15日到期			750						—
4.300 2029年7月15日到期的优先有担保票据百分比			800						800
4.600 %优先有担保票据，2030年10月15日到期			500						—
6.950 %优先有担保票据，2033年10月15日到期			1,050						1,050
6.000 %优先有担保票据，2034年4月15日到期			500						500
5.700 %优先有担保票据，2034年12月30日到期			750						750
5.250 %优先有担保票据，2035年10月15日到期			750						—
Vistra业务高级有担保票据总额			6,400						5,144
能源港收入债券：
3.375 %收益债券，2029年8月1日到期			100						100
4.750 %收益债券，2033年6月1日和2033年7月1日到期			285						285
3.750 %收益债券，2047年10月1日到期			46						46
Total Energy Harbor Revenue债券			431						431
Vistra运营高级无抵押票据：
5.500 %高级无抵押票据，2026年9月1日到期			—						1,000
5.625 %高级无抵押票据，2027年2月15日到期			1,300						1,300
5.000 %高级无抵押票据，2027年7月31日到期			1,300						1,300
4.375 %高级无抵押票据，2029年5月1日到期			1,250						1,250
7.750 %优先无抵押票据，2031年10月15日到期			1,450						1,450
6.875 %优先无抵押票据，2032年4月15日到期			1,000						1,000
Vistra运营合计高级无抵押票据			6,300						7,300
其他：
设备融资协议			46						55
其他长期债务合计			46						55
未摊还债溢价、折价、发行费用			( 153 )						( 171 )
长期债务总额，包括目前到期的金额			17,043						16,298
减去目前到期的金额			( 1,201 )						( 880 )
长期债务总额减去当前到期金额			$	15,842					$	15,418

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长期债务期限

截至2025年12月31日的长期债务到期情况如下：

			2025年12月31日
			（百万）
2026			$	1,201
2027			3,435
2028			786
2029			2,362
2030			2,853
此后			6,559
未摊还溢价、折价、发债成本			( 153 )
长期债务总额，包括目前到期的金额			$	17,043

信贷便利

截至2025年12月31日，我们的信贷额度和相关可用容量列示如下。

												2025年12月31日
信贷便利						到期日						设施 限制												未偿还借款						未结信用证						可用 产能
												（百万）
Vistra运营债务：
循环信贷机制						2029年10月11日						$	3,440											$	380					$	1,064					$	1,996
定期贷款B-3融资						2030年12月20日						2,450												2,450						—						—
Vistra运营信贷便利总额												$	5,890											$	2,830					$	1,064					$	1,996
Vistra业务与商品挂钩的融资						2026年9月30日						1,750												1,420						—						2
Vistra运营债务总额												$	7,640											$	4,250					$	1,064					$	1,998
项目层面债务：
过桥贷款						2026年1月30日（a）/2026年12月3日						367												367						—						—
建筑/定期贷款						(b)						505												505						—						—
BCOP信贷便利												872												872						—						—
Vistra零定期贷款B融资						2031年4月30日						697												697						—						—
项目级债务总额												$	1,569											$	1,569					$	—					$	—
信贷便利总额												$	9,209											$	5,819					$	1,064					$	1,998

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(a)2026年1月，Vistra偿还了美 106 百万橡树山大桥贷款到期。查看更多信息BCOP项目级信贷便利下面讨论。

(b)到期日为2026年12月3日至2029年12月3日。查看更多信息BCOP项目级信贷便利下面讨论。

Vistra运营信贷便利

截至2025年12月31日，Vistra业务信贷便利的承付款项总额最高可达$ 5.890 亿元的高级有担保、第一留置权的循环信贷承诺和未偿还的定期贷款（Vistra运营信贷便利）。Vistra业务信贷便利包括（i）最高不超过$ 3.440 亿（循环信贷融资），以及（二）定期贷款$ 2.450 亿（定期贷款B-3融资）。

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循环信贷机制—循环信贷融资用于一般公司用途。循环信贷安排下的借款按基于SOFR（Term SOFR）的前瞻性期限利率加上从 1.25 %至 2.00 %.我们就循环信贷融资的任何未提取金额支付费用，范围从 17.5 基点至 35.0 基点。根据循环信贷安排签发的信用证须支付从 1.25 %至 2.00 %.循环信贷融资的利息和费用基于Vistra运营的高级有担保长期债务证券的评级。截至2025年12月31日，在考虑到基于某些与可持续发展相关的目标和门槛的可持续发展定价调整后，循环信贷融资的适用利率差以及与此类承诺相关的未提取金额的费用为 17.5 和 27.0 基点，根据循环信贷安排签发的信用证的适用费用分别为 1.725 %.循环信贷融资下的借款计入综合资产负债表的短期借款。

定期贷款B-3融资—定期贷款B-3融资用于一般公司用途。定期贷款B-3融资下的借款按适用的期限SOFR计息，加上固定利差为 1.75 %.加权平均利率，未考虑利率互换（更多信息见附注13）未偿还借款$ 2.450 十亿，是 5.466 截至2025年12月31日的百分比。定期贷款B-3融资下的现金借款须按要求按季度支付$ 6.25 百万。支付的金额不能再借。

其他信息— Vistra运营信贷便利下的义务由基本上所有Vistra运营（及其某些子公司）合并资产、权利和财产的留置权作为担保，但Vistra运营信贷协议中规定的某些例外情况除外。Vistra运营信用协议包含抵押品暂停条款，这些条款在Vistra运营获得至少两家评级机构的无担保投资级信用评级且没有未偿还的定期贷款（定义见Vistra运营信用协议）（或其持有人同意解除其担保权益）时生效。担保物暂停条款将继续有效，除非且直至Vistra运营停止维持至少两家评级机构的无担保投资级评级，届时将适用担保物返还条款，但须遵守 60 天宽限期。

Vistra运营信贷便利还允许以同等权益方式为某些对冲协议和现金管理协议与Vistra运营信贷便利进行担保，前提是此类协议满足其中规定的适用标准。

Vistra运营信贷便利包含适用于Vistra运营及其受限制子公司的惯常肯定和否定契约，包括要求向行政代理人交付财务和其他信息的肯定契约以及对业务范围变更的限制。这些负面契约限制了Vistra运营（及其受限制子公司）产生额外债务、进行投资、处置资产、支付股息、授予留置权或采取某些其他行动的能力，在每种情况下，除非Vistra运营信贷协议允许。Vistra运营信贷协议还包括一项关于循环信贷安排的跳跃式财务契约，该契约在适用时将要求遵守综合第一留置权净杠杆率（或在抵押品暂停期间，综合总净杠杆率）。Vistra运营在Vistra运营信贷便利下的借款能力取决于其中规定的某些惯常先决条件的满足。

Vistra运营信贷便利对某些惯常违约事件作出规定，包括因未在到期时支付本金、利息或费用而导致的违约事件、重大违反陈述和保证的行为、违反Vistra运营信贷便利或辅助贷款文件中的契约、其他协议或文书下的交叉违约以及存在针对Vistra运营及其某些子公司的重大未付（或未中止）判决。一旦发生违约事件，Vistra运营信贷便利规定，根据该事件到期的所有本金、利息和其他金额将立即到期应付，自动或由特定贷方选择。

Vistra运营信贷协议一般会限制Vistra运营向任何直接或间接母公司进行分配的能力，除非此类分配在协议下被明确允许。截至2025年12月31日，Vistra的运营可分配约$ 11.2 未经任何一方同意，向母公司支付10亿元。可供分配的金额因Vistra运营部门向母公司进行的分配约为$ 1.625 十亿，$ 1.705 十亿，和$ 1.625 分别在截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日的年度内达到十亿。此外，Vistra的运营部门可能会向母公司进行分配，其金额足以让母公司支付因母公司拥有或运营Vistra运营而产生的任何税款或一般运营或公司管理费用。截至2025年12月31日，Vistra经营受限的净资产可能全部分配给母公司。

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Vistra业务与商品挂钩的循环信贷安排

截至2025年12月31日，Vistra业务高级有担保商品挂钩循环信贷额度（商品挂钩融资）总额为$ 1.75 亿的可用承诺总额。根据我们获得额外承诺的能力，我们可以灵活地将商品挂钩融资的规模进一步增加到$ 3.0 十亿。2025年10月，Vistra运营部门修改了商品挂钩融资，除其他外，将到期日延长至2026年9月30日。截至2025年12月31日借款基$ 1.422 亿低于融资限额，这代表着总承付款项$ 1.75 十亿。商品挂钩融资下的借款计入综合资产负债表的短期借款。

在商品挂钩融资下，借款基础是每周根据一组理论交易计算的，这些交易近似于某些电力市场上Vistra业务及其某些子公司的部分对冲投资组合，其下的可用性不超过可用承诺总额，也不低于零。Vistra运营可根据自己的选择借入不超过借款基数的金额，该金额经不时调整，但前提是，如果任何时候的未偿还借款都会超过借款基数，Vistra运营应进行还款，将未偿还借款减少到小于或等于借款基数。由于电力价格不时上涨，Vistra运营部门打算使用在商品挂钩融资下提供的任何借款，以根据Vistra运营部门及其子公司所参与的各种商品合同的要求进行现金过账，并用于其他营运资金和一般公司用途。

商品挂钩融资的利息基于期限SOFR或每日简单SOFR利率，加上（i）利差，范围从 1.25 %至 2.00 %，以及（ii）基于某些与可持续发展相关的目标和门槛的可持续发展定价调整。与商品挂钩融资有关的任何未提取金额的费用范围从 17.5 基点至 35.0 基点。截至2025年12月31日，商品挂钩融资项下未偿还借款的适用利率差为 1.725 %，与商品挂钩融资有关的任何未提取金额的费用为 27.0 基点。商品挂钩融资的利息和费用基于Vistra运营的高级有担保长期债务证券的评级。截至2025年12月31日，商品挂钩融资项下未偿还借款的加权平均利率为 5.45 %.

BCOP项目级信贷便利

2024年12月，BCOP及其附属公司订立BCOP信贷协议，为Baldwin和Coffeen太阳能发电和电池ESS设施以及位于伊利诺伊州和德克萨斯州的Oak Hill和Pulaski太阳能发电设施的开发提供资金。BCOP信贷协议规定（i）过桥贷款承诺$ 367 百万美元，用于Oak Hill和Pulaski项目（桥梁贷款）和（ii）建设和定期贷款承诺$ 528 百万元（建筑/定期贷款融资），连同偿债准备金信用证承付款$ 29 百万（偿债准备金，连同过桥贷款和建设/定期贷款融资，BCOP信贷融资）。

截至2025年12月31日，未偿还过桥贷款总额为$ 106 百万为Oak Hill和$ 261 Pulaski的百万，预定到期日分别为2025年11月和2026年12月，但须遵守BCOP信贷协议的条款。2025年10月，美元到期日 106 百万橡树山大桥贷款延期至2026年1月30日。过桥贷款的利息应按相关借款通知中选择的适用期限SOFR利率加上固定保证金 1.625 年度%，未偿还过桥贷款借款的加权平均利率为 5.355 截至2025年12月31日的百分比。过桥贷款的偿还由Vistra作为适用项目预计产生的基础投资税收抵免的受益人提供担保。2026年1月，Vistra偿还了美 106 百万橡树山大桥贷款到期。

建设/定期贷款融资包括（i）支持Baldwin和Coffeen项目的定期贷款和（ii）用于在Oak Hill和Pulaski项目建设期间为其提供资金的建设贷款，这些贷款在每个项目实现商业运营并满足适用的期限转换条件后转换为定期贷款。2025年期间的建设和定期贷款活动包括以下内容：

•鲍德温和科芬：2025年4月，BCOP出资$ 75 百万美元 45 分别为Baldwin和Coffeen项目提供的百万定期贷款，每个项目将于2029年12月到期。此外，BCOP发行了$ 7 偿债准备金融资下的百万信用证，以支持这些定期贷款。

•橡树山：2025年5月，BCOP出资$ 88 计划于2025年11月到期的橡树山项目的百万建设贷款。2025年10月，橡树山项目实现商业化运营，建设贷款自动转换为2029年12月到期的定期贷款。

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•普拉斯基：2025年7月、8月、12月，BCOP共出资$ 297 Pulaski项目的百万建设贷款。这些建筑贷款将于2026年12月到期，在满足某些条件的情况下，将转换为2029年12月到期的定期贷款。

建设/定期贷款融资项下的建设和定期贷款利息应按借款通知中选择的适用定期SOFR利率加上固定保证金 1.875 建筑贷款和 2.000 定期贷款的年率%。未偿还建筑和定期贷款借款的加权平均利率为 5.821 截至2025年12月31日的百分比。从适用的定期资金或定期转换日开始，定期贷款摊销超过a 20年 期，本金和利息支付由基础项目产生的现金流提供资金。已发行还本付息准备金信用证的费用在 2.000 年度%，并须支付欠款。未提取贷款承诺和未签发信用证承诺的承诺费按适用贷款保证金的固定百分比按季度支付。

BCOP在BCOP信贷协议下的义务由BCOP的子公司提供担保，但在其他方面对Vistra运营和其其他子公司无追索权。

Vistra零项目级信贷协议

2024年3月，Vistra Zero Operating签订了Vistra零信用协议。Vistra零信贷协议规定了一项高级有担保定期贷款（定期贷款B融资），最高可达$ 700 百万，Vistra Zero Operating于2024年3月全部借款。净收益$ 690 百万元用于（i）支付发行费用及（ii）营运资金及一般公司用途。Vistra Zero Operating在Vistra Zero信用协议下的义务由Vistra Operation的子公司提供担保，但在其他方面对TERM3 Operations及其其他子公司无追索权。

定期贷款B融资的利息基于定期SOFR加 2.00 年度%。定期SOFR贷款的利息期为一年、三年或六个月，拖欠利息。未考虑未偿还借款利率掉期前的加权平均利率$ 697 百万是 5.716 截至2025年12月31日的百分比。

Vistra零信用协议包含的惯常契诺和保证在范围上与Vistra运营信用协议大体一致，但Vistra零信用协议中不存在任何财务维护契约。

Vistra Zero Operating在Vistra Zero信用协议下的义务由Vistra Operation的子公司提供担保，但在其他方面对TERM3 Operations及其其他子公司无追索权。

信用证便利

Vistra运营有担保信用证融资

在2020年8月至2025年12月期间，我们与多家银行订立了未承诺的备用信用证融资（每家银行均为有担保LOC融资，统称为有担保LOC融资）。有担保的LOC融资由对Vistra运营（及其某些子公司）的几乎所有资产（与Vistra运营信贷融资享有同等地位）的第一留置权担保。有担保的LOC设施没有规定的到期日期，用于一般公司用途。截至2025年12月31日，$ 1.332 有担保LOC融资项下有10亿张信用证未结清。

Vistra运营无担保替代信用证便利

2024年3月，我们订立了用于一般公司用途的无担保替代信用证融资（Alternative LOC Facilities）。2025年10月，对替代LOC设施进行了修订，将承诺上限从$ 500 万美元，总额为$ 800 百万。截至2025年12月31日，总容量为$ 760 百万美元 608 替代LOC融资项下有百万张信用证未结清。替代LOC设施下的承诺于2028年12月终止。替代LOC设施中没有财务维护契约。

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财务契约

Vistra运营信贷协议和Vistra运营商品挂钩信贷协议各自包含一项契约，仅就循环信贷融资和商品挂钩融资以及仅在合规期内（一般而言，该契约适用于未偿还的循环借款和循环信用证总额（不包括所有未提取的循环信用证和以现金作抵押的有担保循环信用证）超过 35 %的循环承诺），即要求合并第一留置权净杠杆率不超过 4.25 至1.00（或，在抵押品暂停期间，合并总净杠杆率不超过 5.50 至1.00）。此外，每项有担保LOC融资均包括一项契约，要求综合第一留置权净杠杆比率不超过 4.25 至1.00（或者，对于包含抵押品暂停机制的某些设施，在抵押品暂停期间，合并总净杠杆率不超过 5.50 至1.00）。截至2025年12月31日，我们遵守了Vistra运营信贷协议、Vistra运营商品挂钩信贷协议和担保LOC融资金融契约。

Vistra运营高级有担保票据

Vistra运营部门根据《证券法》第144A条规则和S条规定，在向合格购买者发行的产品中发行和出售其优先有担保票据（统称为优先有担保票据）。管辖优先有担保票据的契约（可能不时修订或补充，Vistra运营高级有担保契约）规定，由Vistra运营的某些当前和未来子公司提供全额无条件担保，这些子公司也为Vistra运营的信贷融资提供担保。优先有担保票据由同一抵押品的第一优先担保权益作担保，该抵押品是为Vistra运营信贷便利下的贷款人的利益而质押的，并包含与Vistra运营信贷便利一致的某些契诺和限制。

2026年1月，Vistra运营部门发行了$ 2.25 亿元优先担保票据本金总额，包括美元 1.0 十亿本金总额 4.700 %于2031年到期的优先有担保票据（ 4.700 %优先有担保票据）和$ 1.250 十亿本金总额 5.350 %于2036年到期的优先有担保票据（ 5.350 %优先有担保票据）根据《证券法》第144A条和第S条向符合条件的购买者发行。利息自2026年7月31日起每半年以现金支付，于1月31日和7月31日支付。收益净额总计约$ 2.230 亿，连同手头现金，将用于（i）为Cogentrix交易的部分对价提供资金（更多信息见附注2），（ii）用于一般公司用途，包括偿还现有债务，以及（iii）支付与此次发行相关的费用和开支。

2025年10月Vistra运营发行$ 2.0 亿元优先担保票据本金总额，包括美元 750 百万本金总额 4.300 %于2028年到期的优先有担保票据（ 4.300 %优先有担保票据），$ 500 百万本金总额 4.600 %于2030年到期的优先有担保票据（ 4.600 %优先有担保票据）和$ 750 百万本金总额 5.250 %于2035年到期的优先有担保票据（ 5.250 %优先有担保票据）根据《证券法》第144A条和第S条向符合条件的购买者发行。利息每半年以现金支付，自2026年4月15日起于4月15日和10月15日支付。收益净额总计约$ 1.984 亿，连同手头现金，将用于（i）支持未偿债务的再融资活动（见Vistra运营高级无抵押票据下文），（ii）用于一般公司用途，包括为Lotus收购的一部分提供资金（更多信息见附注2），以及（iii）支付与此次发行相关的费用和开支。

2025年5月，$ 744 百万未偿本金 5.125 %于2025年5月到期的优先有担保票据已到期偿还。

能源港收入债券

俄亥俄州和宾夕法尼亚州的多个政府实体为Energy Harbor Generation LLC（EHG）或Energy Harbor Nuclear Generation LLC（EHNG）发行了多期收益债券；（统称为EH实体），本金总额为$ 431 百万。相关EH实体有义务向收益债券的适用发行人提供合同付款，以偿付收益债券的本金和利息，其支付由EH实体发行的各种抵押债券项下的EH实体的全部或几乎全部资产间接担保。如果EH实体违约其就收益债券支付本金和利息的合同义务，收益债券的受托人将能够催缴抵押债券到期，如果未支付，则可以取消抵押债券担保资产的赎回权。EH实体关于收入债券和相关抵押债券的义务由Energy Harbor和Vistra在无担保基础上提供担保。

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Vistra运营高级无抵押票据

Vistra运营公司根据《证券法》第144A条规则和S条规定，在向合格购买者发行的产品中发行和出售其优先无担保票据（统称为优先无担保票据）。管辖优先无抵押票据的契约（可能不时修订或补充，Vistra业务高级无抵押契约）规定由担保人的子公司提供全额无条件担保。Vistra业务的高级无抵押契约包含某些契约和限制，其中包括对Vistra业务及其子公司（如适用）设置某些留置权、与另一实体合并或合并以及出售其全部或几乎全部资产的能力的限制。

2025年10月，Vistra运营部门使用上述2025年10月发行的Vistra运营高级有担保票据的部分收益赎回了美元 1.0 亿元未偿本金金额 5.500 %于2026年到期的高级无抵押票据。

其他债务活动

作为2025年10月Lotus收购的一部分，Vistra以现有的$ 803 2030年8月1日到期的百万定期贷款。2025年11月，我们偿还了定期贷款$ 808 万，包括应计利息和费用。

应收账款融资

应收账款证券化方案

TXU Energy Receivables Company LLC（RECCo）是Vistra的间接子公司，其应收账款融资工具（Receivables Facility）由资产支持商业票据发行人和商业银行（买方）提供。2025年6月，对应收账款融资进行了修订，增加了Dynegy 美国能源服务 Mid-Atlantic，LLC。2025年7月，对应收账款融资进行了修订，将购买限额从$ 1.0 十亿到$ 1.1 亿元，并将应收账款融资期限延长至2026年7月。

就应收账款融资而言，TXU Energy、Dynegy 美国能源服务、Dynegy 美国能源服务 Mid-Atlantic，LLC.、Ambit Texas、Value Based Brands、Energy Harbor LLC和TriEagle Energy，这三家公司均为Vistra的间接子公司以及应收账款融资下的发起机构（发起人），在某些除外情况下，各自将其因向其客户销售电力及相关权利（应收账款）条款而产生的所有应收账款（根据应收账款融资条款排除的任何应收账款除外）出售给TXU Energy的合并、全资拥有、破产远程、直接子公司RecCo，但不包括在某些除外情况下。反过来，RecCo受制于某些条件，可以根据应收账款融资提取不超过上述限额的资金，以资助其从发起人处获得应收账款。RecCo已为应收账款融资下的买方的利益授予应收账款和所有相关资产的担保权益，并且Vistra运营部门已同意保证发起人和作为服务商的TXU Energy履行应收账款融资协议项下的义务。买方向RecCo提供资金的金额在综合资产负债表中反映为应收账款融资。应收账款融资项下的收益和还款在综合现金流量表中反映为筹资活动产生的现金流量。转让给买方的应收款项仍保留在Vistra的资产负债表上，并且Vistra反映了一项等于买方垫付金额的负债。公司记录垫付金额的利息支出。TXU Energy继续代表RecCo和买方（如适用）提供服务、管理和收取应收账款。

截至2025年12月31日，应收账款融资机制下的未偿还借款总额为$ 1.1 亿，并得到$ 1.538 亿的RecCo应收账款总额。截至2024年12月31日，有$ 750 应收账款融资项下的未偿借款百万。

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回购便利

TXU Energy和应收账款融资项下的其他发起人有一项回购融资（Repurchase Facility），由商业银行作为买方（Buyer）在未承诺的基础上提供。2025年7月，回购融资展期至2026年7月，同时维持融资规模$ 125 百万。回购融资由RecCo为应收款融资项下发起人的利益发行的以TXU Energy为受益人的次级票据（次级票据）作抵押，并代表发起人根据应收款融资向RecCo出售的应收款所支付的购买价款的未偿余额的一部分。根据回购便利，TXU Energy可要求买方向TXU Energy转移资金以换取次级票据的转让，同时TXU Energy同意在特定日期或按要求向买方转移资金以换取次级票据的返还（统称为回购交易）。预计每笔回购交易的期限为 一个月 ，除非TXU Energy提前按要求终止或买方在发生违约事件后终止。

TXU Energy和其他发起人均已分别授予买方次级票据的第一优先担保权益，以担保其在管辖回购便利的协议下的义务，而Vistra运营已同意为管辖回购便利的协议下的义务提供担保。除非根据有关回购融资的协议提前终止，否则回购融资将与应收账款融资的预定终止同时终止。

截至2025年12月31日，回购融资机制下的未偿还借款总额为$ 125 百万。有 无 截至2024年12月31日回购融资项下的未偿还借款。

远期回购义务

根据修订后的UPA，2024年12月31日，Vistra完成了对Avenue和Nuveen的Vistra Vision少数股权的收购。Vistra在交易结束时向Avenue全额支付了购买其在Vistra Vision的少数股权的费用，并在交易结束时向Nuveen支付了首期付款，向Nuveen支付的其余款项将在2026年12月31日之前分多次支付。Vistra Vision Holdings未来向Nuveen支付的剩余款项由Vistra运营部门及其为Vistra运营部门的无担保票据提供担保。2025年6月和2025年12月，Vistra进行了预定的分期付款，以将远期回购义务减少$ 781 百万，包括$ 703 百万本金和$ 78 百万利息。 应付Nuveen的本金和利息付款如下：

			2025年12月31日
			（百万）
2026			669
此后			—
统一协议下的预定付款总额			$	669

对Nuveen的剩余付款义务现值折现为 6 %为$ 632 2025年12月31日的百万元，计入合并资产负债表当前到期的远期回购义务。贴现金额为 6 %为$ 1.335 2024年12月31日的十亿，计入当前到期的远期回购义务和远期回购义务，减去合并资产负债表中当前到期的金额。

利息费用及相关费用

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
			（百万）
利息支出			$	1,107					$	936					$	654
利率互换未实现按市值计价净（收益）损失			67						( 53 )						36
发债成本、折价、溢价摊销			46						34						26
债务清偿收益			—						( 6 )						( 3 )
资本化利息			( 125 )						( 77 )						( 37 )
其他			84						66						64
利息支出和相关费用总额			$	1,179					$	900					$	740

---

适用于Vistra业务信贷融通的加权平均利率，已考虑附注13所讨论的利率互换 5.18 %, 5.23 %，和 5.69 分别截至2025年12月31日、2024年12月31日和2023年12月31日的百分比。

Vistra拥有房地产、轨道车辆和设备的融资和经营租赁业务。我们的租约还有剩余的租期 1 到 41 年。我们的租约包括可选择续租至 15 年。某些租约还包含终止租约的选择权。

租赁成本

下表列出与租赁活动有关的费用：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
			（百万）
经营租赁成本			$	16					$	17					$	12
融资租赁：
融资租赁使用权资产摊销			9						8						10
租赁负债利息			11						11						11
融资租赁总成本			20						19						21
可变租赁成本（a）			24						29						37
短期租赁成本			22						56						44
总租赁成本			$	82					$	121					$	114

____________

(a)代表煤炭堆存管理服务、公共区域维修服务、按轨道车使用数量支付轨道车费用。

资产负债表信息

下表列示与租赁相关的资产负债表信息：

			12月31日，
			2025						2024
			（百万）
租赁资产：
经营租赁使用权资产（在合并资产负债表其他非流动资产中列报）			$	98					$	106
融资租赁使用权资产，扣除累计摊销后的净额（在合并资产负债表的不动产、厂房和设备中列报）			149						$	153
租赁使用权资产总额			$	247					$	259
流动租赁负债（在合并资产负债表其他流动负债中列报）：
经营租赁负债			$	13					$	13
融资租赁负债			4						9
流动租赁负债总额			17						22
非流动租赁负债（在合并资产负债表的其他非流动负债和递延贷项中列报）：
经营租赁负债			92						98
融资租赁负债			218						218
非流动租赁负债总额			310						316
租赁负债总额			$	327					$	338

---

补充现金流信息

下表列出与租赁有关的现金流量和其他信息：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
			（百万）
新租赁开始时的非现金披露：
以取得的使用权资产换取新的经营租赁负债			$	24					$	68					$	3
以使用权资产换取新增融资租赁负债			4						—						—
现有租赁变更时的非现金披露：
经营租赁使用权资产的变更			$	—					$	1					$	7
融资租赁使用权资产的变更			—						—						( 1 )

加权平均剩余租赁期限

下表列出加权平均剩余租期信息：

			12月31日，
			2025						2024
加权平均剩余租期：
经营租赁			24.2 年						23.8 年
融资租赁			23.1 年						23.7 年
加权平均贴现率：
经营租赁			7.63 %						7.85		%
融资租赁			4.84 %						4.82		%

租赁负债到期

下表列示租赁负债到期情况：

			经营租赁						融资租赁						总租赁
			（百万）
2026			$	18					$	15					$	33
2027			15						14						29
2028			10						15						25
2029			8						13						21
2030			8						14						22
此后			191						327						518
租赁付款总额			250						398						648
减：推算利息			( 145 )						( 176 )						( 321 )
租赁负债现值			$	105					$	222					$	327

我们利用衍生工具，如期权、掉期、期货和远期合约来管理我们对商品价格和利率波动的敞口。这些交易的对手方包括能源公司、金融机构、电力公司、独立电力生产商、燃料油和天然气生产商、当地分销公司以及能源营销公司。

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商品衍生品

我们利用金融天然气以及金融和实体电力衍生品来减少电价变化的风险敞口，主要是为了对冲我们发电资产的电力销售未来收入。金融输电权和拥塞收益权是我们用来对冲区域内结算点间电价差异的衍生工具。与这些衍生工具相关的损益在综合经营报表的营业收入中列报。

我们利用实物天然气、煤炭、排放和可再生能源证书衍生品，主要是为了对冲我们零售业务的未来购买电力成本或我们发电资产的燃料成本。与这些衍生工具相关的损益在燃料、外购电力成本和交付费的综合经营报表中报告。

我们的零售部门从我们的发电部门采购电力，以服务于未来的负荷义务。在我们的负荷服务活动无法自然抵消现有发电投资组合风险的地点和时期，剩余的商品价格敞口通过投资组合对冲活动进行管理。

利率互换

利率互换协议通过将浮动利率转换为固定利率来减少利率变动的风险敞口，从而对冲未来的利息成本和相关现金流。与这些衍生工具相关的损益在综合经营报表的利息费用和相关费用中列报。

截至2025年12月31日，Vistra进行了以下利率互换：

						名义金额						到期日						费率范围（d）
						（百万，百分比除外）
互换为固定（a）						$ 3,000						2026年7月						2.89		%	-			2.97 %
换成变量（a）						$ 700						2026年7月						1.44		%	-			1.49 %
互换为固定（b）						$ 2,300						2030年12月						3.20		%	-			3.76 %
换成固定（c）						$ 416						2045年3月、7月和10月						3.95		%	-			4.09 %

____________

(a)$ 700 百万支付可变利率和接收固定利率掉期与一部分美元的条款相匹配 3.0 十亿支付固定利率和接收可变利率互换。这些匹配的掉期将随着时间的推移而结算，并有效地抵消对冲头寸。这些将于2026年7月到期的抵消掉期对冲了我们对美元的敞口 2.3 到2026年7月的浮动利率债务规模为10亿。

(b)自2026年7月至2030年12月生效。这些掉期交易将对冲我们在美元上的敞口 2.3 2026年8月至2030年12月的10亿浮动利率债。

（c）2025年3月、2025年5月和2025年7月，BCOP签订了名义金额约为$ 108 百万，$ 70 百万，以及$ 238 分别为百万。这些互换自2025年4月、2025年10月和2026年10月起生效，分别于2045年3月、2045年10月和2045年7月到期。这些掉期交易旨在对冲BCOP约$ 416 根据BCOP信贷协议签发的浮动利率建设/定期贷款融资承诺的百万。（更多信息见附注11）。

（d）利率区间反映了每笔互换在适用期限SOFR利率下的固定腿。

---

衍生工具对合并资产负债表的影响

我们与某些交易对手保持标准化的净额结算主协议，允许冲销应付账款、应收账款和支付的现金抵押品的权利，以减少信用风险。 下表在考虑了与交易对手的净额结算安排和记录的现金抵押品后，将我们在综合资产负债表中报告的衍生品资产和负债总额与合同基础上的净值进行了核对。

			2025年12月31日
			衍生合约资产												衍生合约负债
			商品合约						利率互换						商品合约						利率互换						合计
			（百万）
流动资产			$	2,778					$	10					$	5					$	—					$	2,793
非流动资产			396						8						1						—						405
流动负债			—						( 1 )						( 4,038 )						( 10 )						( 4,049 )
非流动负债			( 2 )						—						( 1,716 )						( 11 )						( 1,729 )
净资产（负债）			$	3,172					$	17					$	( 5,748 )					$	( 21 )					$	( 2,580 )
抵消工具（a）			$	( 2,622 )					$	( 10 )					$	2,622					$	10					—
金融抵押品（已收）质押（b）			$	( 7 )					$	—					$	891					$	—					884
净额			$	543					$	7					$	( 2,235 )					$	( 11 )					$	( 1,696 )

			2024年12月31日
			衍生合约资产												衍生合约负债
			商品合约						利率互换						商品合约						利率互换						合计
			（百万）
流动资产			$	2,551					$	34					$	2					$	—					$	2,587
非流动资产			677						62						1						—						740
流动负债			—						—						( 3,333 )						( 18 )						( 3,351 )
非流动负债			( 2 )						—						( 1,356 )						( 9 )						( 1,367 )
净资产（负债）			$	3,226					$	96					$	( 4,686 )					$	( 27 )					$	( 1,391 )
抵消工具（a）			$	( 2,532 )					$	( 28 )					$	2,532					$	28					—
金融抵押品（已收）质押（b）			$	( 50 )					$	—					$	233					$	—					183
净额			$	644					$	68					$	( 1,921 )					$	1					$	( 1,208 )

____________

(a)列报的金额不包括与已结算金融工具有关的贸易应收款项和应付款项。

(b)指根据净额结算总安排收到或质押的现金金额，包括基于公允价值的保证金要求，以及在较小程度上的初始保证金要求。

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衍生工具在合并经营报表中的影响

下表汇总了列报期间综合经营报表中记录的我们衍生工具的未实现损益的位置和金额。

			截至12月31日止年度，
衍生工具（合并经营报表列报）			2025						2024						2023
			（百万）
先前确认的衍生工具未实现（收益）损失的转回：
商品合同营业收入中未实现（收益）损失（a）			$	1,045					$	1,140					$	1,472
商品合同未实现（收益）损失燃料、外购电力成本、交货费（a）			( 75 )						73						171
利率掉期未实现（收益）损失利息费用和相关费用			( 15 )						( 41 )						( 78 )
先前确认的衍生工具未实现（收益）损失转回总额			$	955					$	1,172					$	1,565
衍生工具公允价值变动产生的未实现净收益（亏损）：
商品合同营业收入中的未实现收益（亏损）			$	( 1,811 )					$	( 127 )					$	( 758 )
商品合同未实现收益（损失）燃料、外购电力成本、交货费			33						69						( 395 )
利息费用和相关费用中的利率掉期未实现收益（损失）			( 52 )						94						42
衍生工具公允价值变动产生的未实现净收益（亏损）总额			$	( 1,830 )					$	36					$	( 1,111 )
衍生工具未实现净收益（亏损）			$	( 875 )					$	1,208					$	454

____________

(a)不包括头寸结算当月公允价值变动的已实现影响、与当月订立和结算的头寸相关的金额，以及作为衍生工具入账的实体零售和批发合同，这些衍生工具没有财务结算，但以合同的名义和价格实现。这些项目实现的效果计入营业收入和燃料、外购电力成本、派送费。

衍生产品卷

下表按商品列出衍生产品数量的总名义金额，不包括我们未按公允价值记录的NPN衍生产品：

						2025年12月31日						2024年12月31日
衍生类型						名义成交量												计量单位
天然气						3,742						4,568						百万百万英热单位
电力						996,777						796,982						千兆瓦时
金融传输权/拥塞收入权						249,400						248,742						千兆瓦时
煤炭						22						27						百万美吨
燃料油						8						2						百万加仑
排放						13						28						百万美吨
可再生能源证书						31						31						万证
利率互换–可变/固定						$	5,716					$	5,300					百万美元
利率互换-固定/可变						$	700					$	700					百万美元

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衍生品的信用风险相关或有特征

我们的衍生品合约可能包含某些与信用风险相关的或有特征，这些特征可能以现金抵押品、信用证或其他某种形式的信用增级形式触发流动性要求。如果我们的信用评级被一家或多家信用评级机构下调，或者包含交叉违约合同条款，如果在与付款条款或其他契约相关的其他融资安排下出现失败，这些协议中的某些可能要求张贴额外的抵押品，这些条款可能会导致此类合同的结算。

下表列示了受信用风险相关或有特征约束且未完全抵押的商品衍生负债：

			12月31日，
			2025						2024
			（百万）
衍生合约负债公允价值（a）			$	( 1,822 )					$	( 1,587 )
净额结算安排下的抵销公允价值（b）			528						724
现金抵押和信用证			331						471
流动性敞口			$	( 963 )					$	( 392 )

____________

(a)不包括包含或有特征的合同的公允价值，这些或有特征未提供在触发特征时需要过帐的具体金额，包括一般提供要求额外抵押品的权利的条款（重大不利变化、履约保证和其他条款）。

(b)金额包括抵销价内衍生工具合约的公允价值和主净额结算安排下的应收账款净额。

衍生品相关信用风险集中

我们与衍生品合约的交易对手存在集中的信用风险，这增加了我们的任何交易对手违约可能对我们的财务状况、经营业绩和流动性产生重大影响的风险。我们维持对交易对手的信用风险政策，以最大限度地降低整体信用风险。这些政策授权了特定的风险缓释程序，包括但不限于：（i）要求交易对手具有投资级信用评级，（ii）使用与我们的交易对手的标准化主协议，允许对正面和负面风险敞口进行净额结算，以及（iii）在其信用评级发生重大下调时需要的信用增强（例如母担保、信用证、担保债券、资产留置权和保证金存款）。

						2025年12月31日
						（百万，百分比除外）
衍生合约交易对手信用风险敞口：
总曝光量						$	3,777
净敞口（a）						$	807
来自任何单一交易对手的最大净敞口（a）						$	331
与银行和金融部门相关的衍生品合约交易对手的信用风险敞口百分比：
总曝光量						72		%
净敞口（a）						10		%

____________

(a)在采取生效的净额结算安排、抵销拨备、抵押品后的敞口。

---

公允价值计量基于市场参与者在为资产或负债定价时使用的输入值，这些输入值按照根据可观察到的程度对这些输入值进行优先排序的层次结构进行表征。可观察的输入代表从独立来源获得的市场数据，而不可观察的输入则反映了我们自己的市场假设。我们根据GAAP定义的以下公允价值层次对以公允价值记录的资产和负债进行分类：

•第1级估值使用在计量日期可获得的相同资产或负债在活跃市场中的报价。

•第2级估值使用场外经纪商报价、通过相关性或其他数学手段证实的类似资产或负债的报价，以及其他估值输入，如利率和收益率曲线，可在通常报价的区间观察到。

•第3级估值使用资产或负债的不可观察输入值，通常反映我们对市场参与者在资产或负债定价时使用的假设的估计。因此，公允价值是使用基于模型的技术确定的，包括贴现现金流模型。

资产或负债计量整体所处的公允价值输入层次，以对计量具有重要意义的最低层次输入值为基础确定。

以经常性公允价值计量的资产和负债

以经常性基础以公允价值计量的资产和负债在如下所示的相应资产负债表日包括以下各项：

			2025年12月31日																														2024年12月31日
			水平 1						水平 2						水平 3						重新分类（a）						合计						水平 1						水平 2						水平 3						重新分类（a）						合计
			（百万）
资产：
商品合约（b）			$	2,162					$	437					$	573					$	8					$	3,180					$	1,923					$	462					$	841					$	5					$	3,231
利率互换（b）			—						17						—						1						18						—						96						—						—						96
NDTs –股本证券（c）（d）			1,761						—						—												1,761						1,560						—						—												1,560
NDTs –债务证券（c）（e）			117						1,971						—												2,088						83						1,976						—												2,059
小计			$	4,040					$	2,425					$	573					$	9					7,047						$	3,566					$	2,534					$	841					$	5					6,946
以资产净值计量的资产（f）：
NDTS –股本证券（c）（d）（f）																											806																														821
NDTs –债务证券（c）（e）（f）																											329																														—
NDTs-其他投资（c）（f）																											28																														—
总资产																											$	8,210																													$	7,767
负债：
商品合约（b）			$	3,060					$	846					$	1,842					$	8					$	5,756					$	2,118					$	975					$	1,593					$	5					$	4,691
利率互换（b）			—						21						—						1						22						—						27						—						—						27
负债总额			$	3,060					$	867					$	1,842					$	9					$	5,778					$	2,118					$	1,002					$	1,593					$	5					$	4,718

____________

(a)每个级别的公允价值是根据合同确定的，但某些合同既处于资产状态，也处于负债状态。这一重新分类是与合并资产负债表中列报的毛额进行调节所需的调整。

(b)更多信息见附注13。

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（c）NDT资产是指为资助我国核能发电设施未来退役和退役而持有的证券。这些投资包括股权、债务和其他符合NRC和PUCT制定的投资规则的证券。NDT投资包含在合并资产负债表的投资中。截至2025年12月31日，我们的NDT投资组合中不存在来自单个交易对手或交易对手组的显着集中的信用风险。

（d）NDT股票证券的投资目标是高效地进行税收投资，并在美国股票投资方面与标普 500指数和罗素3000指数的表现以及在非美国股票投资方面与MSCI EAFE和MSCI All Country World Ex-US Indices的表现相匹配。

（e）NDT债务证券的投资目标是投资于多元化、高质量、节税的投资组合。债务证券以政府和投资级公司债券加权。其他可投资债务证券包括但不限于市政债券、高收益债券、证券化债券、非美国发达债券、新兴市场债券、贷款和国债通胀保值证券。债务证券的平均票面利率为 4.02 %和 3.99 分别截至2025年12月31日和2024年12月31日的平均到期 八年 和 七年 分别截至2025年12月31日和2024年12月31日。截至2025年12月31日持有的NDT债务证券到期情况如下：$ 848 百万在一到五年内，$ 1.114 五到十年的十亿美元和$ 455 10年后百万。

（f）资产净值是一种实用的权宜之计，用于对不具有易于确定的公允价值，因此不在公允价值层次中分类的资产进行分类。列报这一数额是为了使本表能够与合并资产负债表中列报的数额进行对账。

下表列示了截至2025年12月31日、2025年12月31日和2024年12月31日按主要合同类型划分的第3级资产和负债的公允价值以及估值中使用的重大不可观察输入值：

2025年12月31日
						公允价值
合同类型（a）						物业、厂房及设备						负债						合计，净额						估值技术						重要的不可观察输入						范围（b）												平均（b）
						（百万）
电力购销						$	269					$	( 1,607 )					$	( 1,338 )					收入法						小时价格曲线形状（c）						$	—		到			$	95					$	48
																																				兆瓦时
																														枢纽电价非流动性交付期（d）						$	25		到			$	135					$	80
																																				兆瓦时
																														市场热率（d）						$	25		到			$	130					$	78
																																				兆瓦时
期权						—						( 177 )						( 177 )						期权定价模型						天然气与电力相关性（e）						15		%	到			100		%				58		%
																														电力和天然气波动性（e）						5		%	到			1,120		%				563		%
金融传输权/拥塞收入权						277						( 34 )						243						市场方法（f）						结算点间非流动性价差（g）						$	( 12 )		到			$	25					$	7
																																				兆瓦时
天然气						16						( 24 )						( 8 )						收入法						天然气基差（h）						$	( 2 )		到			$	14					$	6
																																				MMBTU
																														非流动性交付期（i）						$	3		到			$	5					$	4
																																				MMBTU
其他（j）						11						—						11
合计						$	573					$	( 1,842 )					$	( 1,269 )

---

2024年12月31日
						公允价值
合同类型（a）						物业、厂房及设备						负债						合计，净额						估值技术						重要的不可观察输入						范围（b）												平均（b）
						（百万）
电力购销						$	606					$	( 1,399 )					$	( 793 )					收入法						小时价格曲线形状（c）						$	—		到			$	95					$	48
																																				兆瓦时
																														枢纽电价和热价的非流动性交付期（d）						$	25		到			$	140					$	83
																																				兆瓦时
																														市场热率（d）						$	30					$	150					$	90
																																				兆瓦时
期权						6						( 139 )						( 133 )						期权定价模型						天然气与电力相关性（e）						10		%	到			100		%				55		%
																														电力和天然气波动性（e）						5		%	到			710		%				358		%
金融传输权/拥塞收入权						190						( 25 )						165						市场方法（f）						结算点间非流动性价差（g）						$	( 35 )		到			$	20					$	( 8 )
																																				兆瓦时
天然气						29						( 30 )						( 1 )						收入法						天然气基差（h）						$	—		到			$	10					$	5
																																				MMBTU
																														非流动性交付期（i）						$	—		到			$	5					$	2
																																				MMBTU
其他（j）						10						—						10
合计						$	841					$	( 1,593 )					$	( 752 )

____________

(a)（i）电力购买和销售合同包括ERCOT、PJM、ISO-NE、NYISO、MISO和CAISO地区的电力和热率头寸，（ii）期权包括实物电力期权、价差期权和天然气期权，（iii）用于对冲结算点之间电价差异的远期购买合同（掉期和期权）在ERCOT中称为拥堵收入权（CRR），在PJM、ISO-NE、NYISO和MISO地区称为金融输电权（FTR），（iv）天然气合同包括掉期和远期合同。

(b)投入量的范围可能受到一天中的时间、交货期、季节、地点等因素的影响。平均值代表基础输入的算术平均值，不按相关的公允价值或名义金额加权。

（c）主要基于远期平均小时ERCOT北枢纽和ERCOT南西区价格的历史区间。

（d）主要基于历史远期ERCOT和PJM电价以及ERCOT热率变异性。

（e）主要基于ERCOT和PJM内部的历史前向相关性和波动性。

（f）虽然我们采用市场法，但估值的输入值没有足够的市场数据来考虑估值的流动性。

（g）主要基于ERCOT枢纽内结算点与负荷区的历史价差。

（h）主要基于历史远期PJM和东北天然气基差价格和固定价格。

（一）主要基于历史远期天然气固定价格。

（j）其他包括煤炭和环境津贴合同。

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下表列示了第3级资产和负债的公允价值变动情况：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
			（百万）
期初净负债余额			$	( 752 )					$	( 1,044 )					$	( 1,219 )
未实现估值收益总额（亏损）			( 548 )						( 175 )						( 765 )
购买、发行和结算（a）：
采购			313						266						222
发行情况			( 25 )						( 26 )						( 30 )
定居点			( 147 )						137						136
转入第3级（b）			( 8 )						( 15 )						( 48 )
转出第3级（b）项）			308						118						660
与收购有关的承担的负债净额			( 410 )						( 13 )						—
净变化			( 517 )						292						175
期末净负债余额			$	( 1,269 )					$	( 752 )					$	( 1,044 )
与期末持有的工具有关的未实现估值损失			$	( 555 )					$	( 416 )					$	( 676 )

____________

(a)结算反映了先前在净收入中确认的未实现按市值计价的估值的反转。购买和发行反映支付或收到的期权费，包括CRR和FTR。

(b)包括由于重大投入的可观察性发生变化而产生的转移。所述期间的所有Level 3转移均为Level 2的进出。截至2025年12月31日止年度，转入第3级的资金主要包括远期定价输入变得不可观察的电力衍生品，转出第3级的资金主要包括远期定价输入变得可观察的电力衍生品。截至2024年12月31日止年度，转入第3级的资金主要包括远期定价输入变得不可观察的电力衍生品，转出第3级的资金主要包括远期定价输入变得可观察的电力和天然气衍生品。

以非经常性基础记录的资产和负债

某些资产和负债以非经常性基础上的公允价值计量。这些资产和负债不是持续以公允价值计量，而是在某些情况下进行公允价值调整。这些资产和负债可以包括存货、企业合并中取得的资产和承担的负债、商誉和其他在确定为减值或持有待售时减记为公允价值的长期资产。

Energy Harbor合并和Lotus收购按收购法入账，该收购法要求收购中所收购的所有资产和承担的负债在收购日按公允价值入账。更多信息见附注2。

债务的公允价值

												2025年12月31日												2024年12月31日
仪器						公允价值等级						账面金额						公平 价值						账面金额						公平 价值
												（百万）
Vistra运营信贷便利下的长期债务						2级						$	2,417					$	2,459					$	2,435					$	2,478
BCOP信贷便利						3级						859						872						344						367
Vistra零定期贷款B融资						2级						687						688						685						697
Vistra运营高级票据						2级						12,620						12,955						12,366						12,428
能源港收入债券						2级						416						433						414						431
设备融资协议						3级						45						45						54						53
远期回购义务						3级						632						632						1,335						1,335

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我们按照会计准则确定公允价值。我们从使用经纪人报价和第三方定价服务确定公允价值的独立方获得证券定价。在相关情况下，这些价格将通过彭博等订阅服务进行验证。

我们的资产报废义务（ARO）主要涉及核电站退役、与褐煤开采相关的土地复垦、修复或关闭煤灰盆地以及发电厂处置成本。ARO基于与已颁布的法律、监管或合同退役要求相关的法律义务，其中退役时间和成本估计是可以合理估计的。

下表汇总了截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度我们的流动和非流动ARO负债的变化：

			核电站退役						土地复垦、煤灰及其他						合计
			（百万）
截至2023年12月31日的负债			$	1,742					$	796					$	2,538
新增：
吸积（a）			130						40						170
估计数变动调整数（b）			—						90						90
通过收购承担的义务的调整			1,368						—						1,368
减少：
付款			—						( 88 )						( 88 )
截至2024年12月31日的负债			3,240						838						4,078
新增：
吸积（a）			154						40						194
估计数变动调整数（b）			( 20 )						47						27
通过收购承担的义务的调整			—						13						13
减少：
付款			—						( 96 )						( 96 )
2025年12月31日负债			3,374						842						4,216
减去目前到期的金额			—						( 181 )						( 181 )
2025年12月31日非流动负债			$	3,374					$	661					$	4,035

____________

(a)截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度，核电站退役增值包括$ 94 百万美元 74 百万美元，分别为合并经营报表中在营业成本中确认的增值费用和$ 60 百万美元 56 百万，分别在合并资产负债表中反映为监管负债的变化。

(b)与土地、复垦、煤灰、其他ARO调整相关的物业、厂房、设备有对应的非现金变动$ 66 百万美元 52 分别截至2025年12月31日及2024年12月31日止年度的百万元。

未来五年，Vistra预计将花费约$ 561 百万（按名义）实现其 采矿复垦及其他煤灰整治 目标。

核退役ARO

核能发电退役的ARO涉及ERCOT的科曼奇峰工厂和PJM的比弗谷、佩里和戴维斯-贝斯工厂（PJM核设施）。为了估算我们的核退役义务，我们使用贴现现金流模型，该模型在逐个单位的基础上，考虑了多种退役方法，并基于退役成本研究、成本上升率、概率现金流模型和贴现率。

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截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们与科曼奇峰核能发电设施退役相关的ARO账面价值总计$ 1.838 十亿美元 1.797 亿，分别低于科曼奇峰NDT所含资产公允价值$ 2.589 十亿美元 2.249 分别为十亿。截至2025年12月31日和2024年12月31日，ARO和NDT的账面价值之间的差额代表监管负债$ 751 百万美元 452 百万，分别记录在合并资产负债表的其他非流动负债和递延贷项中，因为在我们的科曼奇峰工厂退役后，NDT中的任何多余资金都将退还给Oncor。

我们PJM核设施ARO的账面价值在合并日以公允价值入账。归属于PJM核设施的ARO增值费用反映在综合运营报表的运营成本中。对PJM核设施的ARO估计将在每个单元的基础上进行评估，至少每 五年 除非触发事件需要更频繁的审查。ARO估计数的任何变动在综合资产负债表中与不动产、厂房和设备内资产报废成本资产的相应变动一起记录为ARO负债的增加或减少；但是，如果ARO估计数的减少幅度超过剩余ARO资产，则该变动余额在综合经营报表中记录为营业成本的减少。

Vistra是Vistra退休计划（退休计划）的计划发起人，该计划向其子公司的符合条件的员工提供福利。Oncor是退休计划的参与者。自2018年1月1日起，Vistra与Oncor签订了一项合同安排，据此，为某些退休人员（拆分参与者）提供OPEB保险的相关费用由Oncor和Vistra分摊，这些退休人员的雇用包括为Oncor（或其前身）的受监管业务和Vistra（或其前身）的非监管业务提供服务。由于Vistra将其在退休计划中的权益视为一个多雇主计划，因此在下文提供的养老金福利信息中仅报告了Vistra在该计划资产和义务中所占的份额。退休计划是经修订的1986年《国内税收法》（Code）第401（a）节规定的合格的固定福利养老金计划，受ERISA规定的约束。退休计划根据以下两种公式之一向参与者提供福利：（i）现金余额公式，根据该公式，参与者根据其报酬以及其年龄和服务年限的组合获得每月缴款抵免额，加上每月利息抵免额，或（ii）基于服务年限和收入最高的三年的平均收入的传统退休计划公式。根据现金余额公式，未来收益的增长将不适用于先前的服务成本。我们的政策是，仅在现有联邦法规要求的范围内为退休计划资产提供资金。自2012年起，退休计划对新参与者关闭，唯一留在退休计划中的参与者是在2012年之前活跃的员工，包括退休的集体谈判单位员工。因此，与退休计划相关的持续费用并不重要，包括与从Dynegy和Energy Harbor获得的养老金计划相关的费用。

Vistra和我们的参与子公司向符合条件的退休人员及其符合条件的受抚养人提供其他以某些医疗保健和人寿保险福利为形式的退休后雇员福利（OPEB）。此类保险所需的退休人员缴款根据退休人员的年龄和服务年限的不同公式而有所不同。

养老金和OPEB成本

下表汇总了截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度我们的养老金和OPEB计划的总福利成本。福利成本的个别组成部分，包括服务成本、利息成本、预期资产回报率和累计其他全面收益的未确认金额摊销净额并不重要。

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
			（百万）
养老金费用			$	6					$	9					$	9
OPEB成本			4						5						5
确认为费用的总福利成本			$	10					$	14					$	14

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养老金福利信托持有资产的市场相关价值

我们采用计算价值法确定信托持有资产的市场相关价值，用于计算养老金成本。我们将所有收益或损失计入滚动四年期间资产的市场相关价值。每年， 25 当年和前三年每年的此类损益的百分比计入市场相关价值。每年，资产的市场相关价值因对计划的贡献和投资收益而增加，因当年的福利支付和费用而减少。

有关养老金计划和OPEB福利的详细信息

以下信息基于2025年12月31日、2024年和2023年的测量日期：

			退休计划																		OPEB计划
			截至12月31日止年度，																		截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023						2025						2024						2023
用于确定期末福利义务的假设：
贴现率			5.39		%				5.63		%				4.97		%				5.36		%				5.62		%				4.98		%
预期薪酬增长率（Vistra计划）			3.50		%				3.50		%				3.64		%
预期补偿增加率（Dynegy计划）			4.68		%				4.46		%
现金结余计划的利息入计率			4.50		%				3.75		%				3.50		%

			退休计划												OPEB计划
			截至12月31日止年度，												截至12月31日止年度，
			2025						2024						2025						2024
			（百万，百分比除外）
养老金和退休后福利义务的变化：
期初预计福利义务			$	409					$	425					$	99					$	108
收购			—						23						—						—
服务成本			2						2						—						1
利息成本			22						21						5						5
参与者贡献			—						—						3						3
精算（收益）损失			13						( 24 )						3						( 7 )
支付的福利			( 33 )						( 38 )						( 12 )						( 11 )
年末预计福利义务			$	413					$	409					$	98					$	99
年末累计福利义务			$	412					$	408					$	—					$	—
计划资产变动：
资产期初公允价值			$	285					$	285					$	10					$	12
收购			—						18						—						—
雇主供款			29						19						8						8
参与者贡献			—						—						3						2
资产实际收益			31						1						1						1
转让			—						—						—						( 2 )
支付的福利			( 33 )						( 38 )						( 12 )						( 11 )
年末资产公允价值			$	312					$	285					$	10					$	10
资金状况：
预计福利义务			$	( 413 )					$	( 409 )					$	( 98 )					$	( 99 )
资产公允价值			312						285						10						10
年末资金到位情况			$	( 101 )					$	( 124 )					$	( 88 )					$	( 89 )

---

			退休计划												OPEB计划
			截至12月31日止年度，												截至12月31日止年度，
			2025						2024						2025						2024
资产负债表中确认的金额包括：
投资			$	1					$	1					$	2					$	2
其他流动负债			—						—						( 8 )						( 8 )
其他非流动负债			( 102 )						( 125 )						( 82 )						( 83 )
确认的净负债			$	( 101 )					$	( 124 )					$	( 88 )					$	( 89 )
累计其他综合收益中确认的金额包括：
净精算收益			$	( 4 )					$	( 5 )					$	( 19 )					$	( 22 )
先前服务成本			—						—						1						1
净精算收益和前期服务成本			$	( 4 )					$	( 5 )					$	( 18 )					$	( 21 )

养老金和OPEB计划资产的公允价值计量

退休计划

截至2025年12月31日及2024年12月31日，除注明外，所有退休计划资产均使用每股资产净值（或其等值）以公允价值计量，包括以下各项：

			12月31日，
			2025						2024
			（百万）
资产类别：
现金混合信托			$	8					$	6
股本证券：
全球股票			95						86
固定收益证券：
公司债券（a）			79						79
政府债券			55						42
其他（b）			29						28
房地产			29						27
对冲基金			17						17
以资产净值计量的资产总额			$	312					$	285

___________

(a)基本上所有的公司债券都被穆迪等主要评级机构评为投资级。

(b)主要由高收益债券、新兴市场债券、银行贷款、证券化债券和私人投资级固定收益组成。

OPEB计划

截至2025年12月31日和2024年12月31日，按公允价值计量的Vistra OPEB计划资产总额为$ 10 百万美元 10 分别为百万。截至2025年12月31日和2024年12月31日，资产由$ 6 百万美元 7 按资产净值和$ 4 百万美元 3 百万，分别为市政债券、中短存续期债券和现金等价物共同基金分类为一级。

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超出计划资产的预计福利义务（PBO）和累计福利义务（ABO）的养老金计划

下表提供了有关PBO和ABO超过计划资产公允价值的养老金计划的信息。

			12月31日，
			2025						2024
			（百万）
有PBO和ABO超额计划资产的养老金计划：
预计的福利义务			$	413					$	409
累计福利义务			$	412					$	408
计划资产			$	312					$	285

退休计划投资策略及资产配置

我们对退休计划的投资目标是投资于合适的资产组合，以在可接受的风险水平上满足未来的福利义务，同时最大限度地减少供款的波动性。持有的固定收益证券主要包括来自多元化公司的公司债券、美国国债和机构证券以及货币市场工具。持有权益类证券，通过广泛参与投资机会增强收益。国际股票证券用于进一步分散股票投资组合，可能包括对发达市场和新兴市场的投资。房地产、对冲基金和信贷策略（主要是高收益债券和新兴市场债券）提供了额外的投资组合多样化和回报潜力。

养老金计划投资按资产类别划分的目标资产配置区间如下：

			退休计划
			目标分配范围
资产类别：			Vistra计划												Dynegy计划												能源港湾计划
固定收益证券			50		%	-			70 %						40		%	-			50 %						52		%	-			72 %
全球股票证券			20		%	-			28 %						28		%	-			38 %						22		%	-			30 %
房地产			2		%	-			6 %						4		%	-			8 %						4		%	-			8 %
信贷策略			2		%	-			6 %						4		%	-			8 %						3		%	-			7 %
对冲基金			2		%	-			6 %						4		%	-			8 %						1		%	-			2 %
基础设施基金			2		%	-			6 %						4		%	-			8 %

退休计划预期长期资产收益率假设

退休计划的战略资产分配是与计划的顾问一起确定的，并利用全面的资产负债建模方法来评估各种投资策略的潜在长期结果。该研究纳入了基于历史和未来预期资产类别回报、当前市场状况、通货膨胀率、当前经济增长前景的每个资产类别的长期回报率假设，并考虑了投资于多个资产类别的多样化收益和采用主动投资管理的潜在收益。

			退休计划
			预期长期回报率
资产类别：			Vistra计划						Dynegy计划						能源港湾计划
固定收益证券			5.6		%				5.2		%				5.3		%
全球股票证券			6.6		%				6.6		%				6.6		%
房地产			6.0		%				6.0		%				6.0		%
信贷策略			6.9		%				6.9		%				6.9		%
对冲基金			6.9		%				6.9		%				6.9		%
基础设施基金			8.0		%				8.0		%
加权平均			6.1		%				6.0		%				5.8		%

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福利计划假设的医疗保健成本趋势费率

下表提供了有关假定的医疗保健费用趋势率的信息。

			12月31日，
			2025						2024
假定的医疗保健费用趋势费率-不符合医疗保险资格：
明年假定的医疗保健费用趋势率			7.00		%				7.00		%
成本趋势预期下降到的速率（最终趋势率）			4.50		%				4.50		%
速率达到最终趋势速率的年份			2035						2034
假定的医疗保健费用趋势费率-符合医疗保险资格：
明年假设的医疗保健费用趋势率（Vistra计划）			10.00		%				15.70		%
明年假设的医疗保健费用趋势率（拆分-参与者计划）			9.90		%				13.80		%
成本趋势预期下降到的速率（最终趋势率）			4.50		%				4.50		%
速率达到最终趋势速率的年份			2035						2034

风险显著集中

该计划的投资面临利率、资本市场和信用风险等风险。鉴于当前的资本市场状况和我们特有的其他因素，我们寻求与审慎合理的流动性和投资风险水平相一致的优化投资回报。虽然我们认识到回报的重要性，但为了最大限度地降低大额损失的风险，将进行分散投资，除非在这种情况下，显然谨慎的做法是不这样做。此外，还制定了各种限制和指导方针，包括对允许的投资类型和某些投资证券的投资组合权重的限制，以协助缓解大额损失的风险。

假设贴现率

我们采用AON AA以上中位收益率曲线选取假设贴现率，该曲线以公司债收益率为基础，2025年12月31日由 542 使用穆迪、标普和惠誉评级的平均评级为AA的公司债券。

贡献

截至2025年12月31日、2025年、2024年和2023年12月31日止年度退休计划缴款总额为$ 29 百万，$ 19 百万，和 零 预计2026年捐款总额分别为$ 13 百万。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日各年度的OPEB计划资金总额为$ 8 百万，$ 8 百万，以及$ 9 分别为百万，预计2026年的资金总额为$ 8 百万。

未来福利金支付

预计未来向受益人支付的福利金如下：

			2026						2027						2028						2029						2030						2031-2035
			（百万）
养老金福利			$	35					$	43					$	32					$	32					$	32					$	148
OPEB			$	9					$	9					$	8					$	8					$	8					$	36

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合格储蓄计划

我们的员工可能会参加一个合格的储蓄计划（节俭计划）。该计划是一项参与者导向的固定缴款计划，旨在符合《守则》第401（a）节的规定，并受ERISA规定的约束。根据节俭计划的条款，收入不超过用于确定高薪员工的IRS门槛薪酬限额的员工可以通过税前工资递延和/或税后工资扣除做出贡献，以较低者为准 75 其正常工资或工资的百分比或适用法律允许的最高金额。收入超过这一门槛的员工可以从 1 %至 20 他们正常工资或工资的百分比。雇主匹配供款的金额也等于 100 % ( 75 退休计划中传统公式覆盖的雇员的百分比）的第 6 员工缴款的百分比。雇主匹配供款以现金方式进行，参与者可将其分配给计划的任何投资选项。

雇主对合格储蓄计划的缴款总额总计$ 45 百万，$ 46 百万，以及$ 33 分别截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的百万。

Vistra 2016年综合激励计划

于生效日期，董事会通过2016年综合激励计划（2016年激励计划），根据该计划，合共 22,500,000 我们的普通股股份被保留作为基于股权的奖励发行给我们的非雇员董事、雇员和某些其他人。经董事会审议通过及公司2019年、2024年年度股东大会审议通过，对2016年激励计划进行修订，将2016年激励计划预留发行股份数量上限提高至 37,500,000 和 43,000,000 ，分别。董事会或董事会正式授权的任何委员会将管理2016年激励计划，并根据2016年激励计划拥有广泛的权力，其中包括：（a）选择参与者，（b）确定参与者将获得的奖励类型和受此类奖励约束的股份数量，以及（c）确定奖励的条款和条件，包括为奖励股份支付的价格（如有）。根据2016年激励计划可能授予的奖励类型包括股票期权、RSU、限制性股票、业绩奖励以及其他形式的授予或以股份计价的Vistra普通股奖励，以及某些基于现金的奖励。

如果根据2016年激励计划授予的任何股票期权或其他以股票为基础的奖励到期、终止或因任何原因被取消而未被全额行使，则任何未行使的奖励的标的为Vistra普通股的股份数量应再次可用于根据2016年激励计划进行奖励。如果由于任何原因根据2016年激励计划授予的以Vistra普通股股份计价的限制性股票、业绩奖励或其他基于股票的奖励的任何股份被没收，则被没收的股份数量应再次可用于2016年激励计划下的奖励。2016年激励计划下任何以现金结算的奖励不计入最高份额限制。自生效之日起，2016年激励计划项下的奖励未以现金结算。

按照这种性质的激励计划的惯例，如果发生某些重组、合并、合并、资本重组、股票拆细、股票分红或其他类似事件导致流通股数量或种类发生变化，以及向Vistra股东派发特别股息或财产分配，则需要调整2016年激励计划下的每个股份限制和可用股份数量和种类以及任何未兑现的奖励，以及奖励的行权或购买价格，以及某些类型的基于业绩的奖励下的业绩目标。

基于股票的补偿费用

基于股票的补偿费用在综合经营报表中作为SG & A列报如下：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
			（百万）
股票补偿费用总额			$	113					$	100					$	77
所得税优惠			( 25 )						( 23 )						( 18 )
股票补偿费用，税后净额			$	88					$	77					$	59

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股票期权

截至2025年12月31日尚未行使的股票期权全部由现任或前任员工持有。下表总结了我们的股票期权活动：

			截至2025年12月31日止年度
			股票期权 （单位：千）						加权 平均行使价						加权平均剩余合同期限（年）						聚合内在价值（百万）
期初未清总额			3,600						$	19.97					3.5						$	424.4
已锻炼			( 2,216 )						$	18.89
没收或过期			( 6 )						$	22.97
期末未偿还总额			1,378						$	21.69					3.0						$	192.4
可于2025年12月31日行使			1,378						$	21.69					3.0						$	192.4

截至2025年12月31日 无 与根据2016年激励计划授予的未归属股票期权相关的未确认补偿成本及 无 截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度发行了新的期权。

限制性股票单位

下表总结了我们的限制性股票单位活动：

			截至2025年12月31日止年度
			限制性股票单位 （单位：千）						加权 平均授予日公允价值
期初未归属合计			3,054						$	34.30
已获批			518						$	127.91
既得			( 1,624 )						$	30.69
没收			( 124 )						$	53.61
期末未归属合计			1,824						$	62.71

截至2025年12月31日，$ 54 百万与根据2016年激励计划授予的未归属限制性股票单位相关的未确认补偿成本预计将在加权平均期间内确认约 1.6 年。

业绩股票单位

我们还每年向管理层的某些成员发行绩效股票单位（PSU）。所有PSU都有一个三个年业绩期和派息机会 0 - 200 目标%（ 100 %），拟以Vistra普通股股份结算。我们确认与PSU相关的补偿费用为$ 46 百万，$ 54 百万，以及$ 36 分别截至2025年12月31日、2024年及2023年12月31日止年度的百万元。截至2025年12月31日，我们有$ 54 百万与PSU相关的未确认补偿成本。

员工股票购买计划（ESPP）

公司提供参与ESPP，允许符合条件的员工选择在 1 %和 10 其以较低者购买Vistra普通股股份的合格补偿的百分比 85 其在发售日市值的百分比或 85 行权日公允市场价值的%。一个发售日期发生在每年的1月1日和7月1日，一个行使日期发生在每年的6月30日和12月31日，从2026年开始。ESPP允许发行 1,000,000 我们的普通股股份，截至2025年12月31日，所有这些股份均可根据ESPP购买。

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合同承诺

截至2025年12月31日，我们在长期服务和维护合同、能源相关合同和其他协议下的最低合同承诺如下：

			长期服务和维护合同（a）						煤炭运输协议						管道运输和仓储预订费												水 合同
			（百万）
2026			$	182					$	63					$	227											$	2
2027			257						27						245												10
2028			294						—						279												10
2029			243						—						284												10
2030			276						—						286												10
此后			1,823						—						497												35
合计			$	3,075					$	90					$	1,818											$	77

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(a)长期服务和维护合同反映了预期支出，因为这些合同不包括最低支出要求，而只能根据公司无法控制的事件终止。

除了上面详述的承诺，我们还有提前终止处罚的核燃料合同。截至2025年12月31日，终止费用$ 94 如果我们终止这些合同，将产生百万。

我们的煤炭采购和煤炭运输协议项下的支出总计$ 733 百万，$ 744 百万，以及$ 936 分别截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的百万。

信用证、担保债券、抵押支持义务

信用证— 截至2025年12月31日，我们的未结信用证总额为$ 3.004 亿如下：

•$ 2.489 亿元，用于支持正常业务过程中的商品风险管理和抵押品要求，包括场外交易和交易所交易交易以及$ 679 与ISO/RTO的担保品发布数量为百万；

•$ 279 百万支持电池和太阳能开发项目；

•$ 110 百万以支持与EPA的ASAOC要求（更多信息见注释8）；

•$ 86 百万以支持我们与PUCT的REP财务要求；

•$ 25 百万支持执行合同和保险协议；和

•$ 15 万用于其他信贷支持需求。

担保债券— 担保债券在正常业务过程中代表某些公司子公司就各种合同下的义务和法律义务向第三方提供财务履约保证。如果适用的子公司不履约，受益人将向担保人提出索赔，公司将被要求偿还担保人的任何付款。一旦担保债券担保的义务得到履行，我们对任何特定担保债券的责任即被解除。截至2025年12月31日，我们的未偿还担保债券总额为$ 987 百万，包括$ 81 百万与ISO/RTO。

附带支持义务— RCT制定了规则，以确保各方能够履行其采矿复垦义务。2016年9月，RCT同意提供高达$ 975 百万支持Luminant的回收义务。抵押债券实际上是对以合同方式使RCT能够得到支付（最高$ 975 万）之前的其他第一留置权放款人在我们的资产清算的情况下。附带支持涉及已开采或正在开采但尚未开垦的土地，以及已获得许可但采矿活动尚未开始的土地和已开垦但RCT未解除监管义务的土地，并包括成本或有金额。

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诉讼和监管程序

我们的重大法律程序和影响我们业务的监管程序如下所述。我们认为，我们对下文所述的法律程序有有效的抗辩，并打算大力抗辩。我们还打算参与下文所述的监管程序。当现有信息表明很可能发生损失并且可以合理估计损失金额或损失范围时，我们会记录与这些事项相关的估计损失准备金。在适用的情况下，我们为下文讨论的事项建立了充足的储备。此外，法律费用在发生时计入费用。管理层根据当前信息评估了以下每一项法律事项，并就其潜在结果作出了判断，同时考虑了索赔的性质、所寻求的损害赔偿的金额和性质以及成功的可能性。除非下文具体说明，否则我们无法预测这些事项的结果或合理估计任何相关成本和潜在负债的范围或金额，但它们可能对我们的经营业绩、流动性或财务状况产生重大影响。随着获得更多信息，我们将相应调整我们对此类或有事项的评估和估计。由于诉讼和规则制定程序受到固有的不确定性和不利的裁决或发展的影响，这些事项的最终解决方案可能与我们目前记录的储备金额不同，并且这种差异可能是重大的。

诉讼

伊利诺伊州总检察长对Illinois Gas & Electric（IG & E）的投诉— 2022年5月，伊利诺伊州总检察长对我们在2019年7月购买Crius Energy Trust时收购的子公司IG & E提起诉讼。这份提交给伊利诺伊州法院的诉状称，除其他外，IG & E从事了不正当的营销行为，并向客户多收了费用。绝大多数相关行为发生在我们收购IG & E之前。2022年7月，我们采取行动驳回申诉，2022年10月，地区法院部分批准了我们的驳回动议，除非伊利诺伊州总检察长提出的所有超出五个年的诉讼时效期限，现在限制了可能从2017年5月开始提出索赔的期限，而不是像伊利诺伊州总检察长在诉状中所称的那样延长至2013年。

俄亥俄州众议院第6号法案（“HB6”）— 2019年7月，俄亥俄州通过了一项名为HB6的法律，除其他外，该法律为 two 我们在2024年3月与能源港合并完成时收购的核电站。我们当时曾反对颁布该补贴立法，在发放任何补贴之前，核补贴已于2021年被废除。美国检察官办公室对与HB6通过相关的活动进行了调查，Energy Harbor于2020年7月收到了大陪审团的传票，要求提供与该调查相关的某些信息。能源港在2021年12月前完成了对该传票的回应。2020年8月，俄亥俄州总检察长对FirstEnergy Corp.和多家能源港湾公司提起民事敲诈者影响和腐败组织法（RICO）投诉，涉及通过HB6（俄亥俄州前REL。俄亥俄州总检察长Dave Yost诉FirstEnergy Corp.等人。，Ohio Franklin County Common Pleas Court Case No. 20CV006281 and俄亥俄州前REL。俄亥俄州总检察长Dave Yost诉Energy Harbor Corp。，et al.，Franklin County，Ohio Common Pleas Court Case No. 20CV007386）。驳回这些案件的动议仍在等待中，案件目前被搁置。

Dorrell反垄断诉讼— 2025年7月，美国马里兰州地方法院对Human Resources Consultants，LLC、Accelerant Technologies、Constellation Energy Corporation和其他25家公司提起反垄断诉讼，其中包括Vistra Corp.和Luminant Generation Company，LLC。原告指称，至少从2003年5月起，被告交换机密赔偿信息，合谋固定和压制所有受雇于核能发电的人员的赔偿，这违反了联邦反垄断法。2025年10月，提出了驳回这些诉讼请求的动议，原告修改了他们的诉讼。2025年12月，提出了驳回这些修正索赔的动议。我们认为，我们对这起诉讼有强有力的抗辩，并打算对这起案件进行有力的抗辩。

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冬季风暴Uri法律诉讼

监管调查等诉讼事项—在冬季风暴Uri事件发生后，包括ERCOT、ERCOT独立市场监测机构和德克萨斯州总检察长在内的多个监管机构发起了调查或发出请求，要求各方提供与该事件期间发生的重大减载事件相关的信息，以及该事件引起的发电机运营挑战，包括性能和燃料和供应问题。我们回应了所有这些调查请求。此外，与冬季风暴Uri相关的大量人身伤害、过失致死和保险诉讼已在德克萨斯州多个州法院针对美国和众多发电机、输配电公用事业、零售和电力供应商以及ERCOT提起。这些案件被移交给单一多区诉讼（MDL）预审法官进行所有预审程序。2023年1月，MDL法院对各种驳回动议作出裁决，驳回了发电机被告和输配电公用事业被告的驳回动议，但批准了其他一些被告集团的动议，包括零售电力供应商和ERCOT。2023年12月，第一上诉法院在一项一致裁决中批准了我们的任务状请愿书，并指示MDL法院批准发电机被告提出的全部驳回动议。原告已请求德克萨斯州最高法院审查该决定，并于2025年9月提交了开庭摘要。我们相信我们对这些诉讼有强有力的抗辩，如果这些案件继续下去，我们打算积极抗辩。

苔藓登陆 300 电池起火

2025年1月16日，我们探测到我们Moss Landing发生火灾 300 Moss Landing发电厂现场的MW储能设施。我们正在与所有地方、州和联邦监管机构就应对措施密切合作，我们正在调查火灾原因。我们也在回应各种监管机构，包括CPUC、EPA和其他调查该事件的机构。由于这一事件，美国加利福尼亚州联邦和州法院已对Vistra、LG Energy Solution（LG）等提起数起诉讼。

美国环保署正在对现场的清理和补救工作进行控制和监督。2025年7月，我们与EPA签订了ASAOC，要求我们进行某些活动，主要包括电池拆除和处置、建筑物拆除以及Moss Landing的空气和水监测 300 网站。通过加入这个ASAOC，我们将在EPA的监督下开展这些活动。更多信息见附注8，包括截至2025年12月31日发生的费用以及与这些活动相关的预计未来费用。

释放美国能源行政命令

2025年1月，美国总统特朗普发布了一系列行政命令，其中包括一项名为Unleashing American Energy的命令（the Order），命令所有联邦机构审查所有现有法规、命令和其他行动，以确保与政府的政策目标保持一致，并在30天内制定行动计划，以解决任何政策不一致的问题。该命令要求EPA审查下文讨论的GHG、CSAPR、Legacy CCR和ELG规则。此外，该命令还规定，在美国环保署进行审查期间，美国司法部长可能会要求暂停涉及这些规则的诉讼。除了该命令，2025年4月，特朗普总统为其政府发布了一系列关于能源和放松监管优先事项的额外行政命令。我们将监督执行以及与这些和其他行政命令相关的任何机构行动。

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温室气体排放量（GHG）

2023年5月，美国环保署发布了一项监管发电厂GHG排放的提案，同时还提议废除美国环保署于2019年7月最终确定的可负担清洁能源（ACE）规则。2024年5月，美国环保署公布了最终的GHG规则，废除了ACE规则，并为（a）新的天然气燃烧涡轮机和（b）现有的燃煤、石油和天然气蒸汽发电机组设置了限制。该标准以碳捕获和封存/储存（CCS）以及天然气混烧等技术为基础。2032年1月1日前永久退租的单位不受该规则限制。鉴于我们之前宣布的煤炭单位退役承诺，我们的马丁湖和橡树林工厂是唯一受此规则约束的煤炭单位。我们的格雷厄姆、哈伯德湖、史赛克克里克和特立尼达的石油/天然气设施也受此规则监管。我们现有的大型或小型燃机都不受这一规则的约束。在2024年5月最终确定该规则后， 17 来自各州、行业组织和公司的复审请求连同多项暂停该规则的动议一起提交给了华盛顿特区巡回法院。我们正在参加一个挑战规则的行业联盟。2024年12月，华盛顿特区巡回法院就对该规则的法律挑战的是非曲直进行了口头辩论。华盛顿特区巡回法院已批准美国环保署暂缓审理此案的动议，状态报告将于 90 天的间隔。2025年6月，美国环保署公布了一项提议废除化石燃料发电机组GHG排放标准的提案，如果该提案最终确定，这可能会对本案产生争议，并将导致联邦不再对发电机组的温室气体进行进一步监管。此外，在2026年2月，美国环保署发布了一项规则，废除了该机构此前在2009年针对轻型、中型和重型汽车的所有GHG排放标准的危险发现。撤销濒危认定不影响发电厂，不过，美国环保署也表示，对于依赖濒危认定的其他规则，它打算启动其他规则制定，以解决任何重叠的问题。多个环保组织已在华盛顿特区巡回法院对美国环保署撤销危害调查结果提出质疑。

跨州空气污染规则（CSPR）和睦邻计划

2015年10月，美国环保署修订了一级和二级臭氧国家环境空气质量标准（NAAQS），降低了臭氧季节（5月至9月）臭氧排放的八小时标准。2018年10月，德克萨斯州向美国环保署提交了一份州实施计划（SIP），随后于2023年2月被美国环保署否决。美国得克萨斯州、Luminant、某些贸易团体和其他一些人在美国第五巡回上诉法院（Fifth Circuit Court）对这一不批准提出质疑。2025年3月，第五巡回法院驳回了这些请求复审的请求，但我们和德克萨斯州已经提交了请求重新审理该决定的请求。我们预计这一决定不会对德克萨斯州的消息来源产生任何近期影响。根据特朗普政府最近的政策声明，新的美国环保署正在重新评估其对这些好邻居SIP的总体做法。

2022年4月，在美国环保署不批准德克萨斯州的SIP之前，美国环保署提出了一项联邦实施计划（FIP），以应对2015年的臭氧NAAQS。2023年3月，美国环保署署长签署了最终的FIP，称为睦邻计划（GNP）。FIP应用于 22 从2023年臭氧季节开始的州。Vistra运营发电机组的州将受此规则约束，这些州包括伊利诺伊州、新泽西州、纽约州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、德克萨斯州、弗吉尼亚州和西弗吉尼亚州。

2024年6月，美国最高法院批准暂停GNP FIP，等待华盛顿特区巡回法院对案情的审查以及向美国最高法院提出的任何进一步上诉。因此，在法院解决FIP的合法性之前，现在对所有覆盖的州暂停GNP FIP。2025年4月，华盛顿特区巡回法院批准暂停对GNP FIP提出质疑的案件，该案件涉及所有覆盖的州的州际运输，而EPA则对GNP FIP进行审查。2026年1月，美国环保署提议移除 八个 从GNP FIP中说明（尽管我们没有这样做），我们预计EPA将采取额外行动，在2026年重新考虑GNP FIP的其他方面。目前，我们不知道这些拟议的变化将如何影响留在GNP FIP中的任何州的整体贸易计划。

区域雾霾——德克萨斯州的合理进展和最佳可用改造技术（BART）

2017年10月，美国环保署发布了一项针对德克萨斯州发电机组BART的最终规则，该规则作为德克萨斯州2009年SIP的部分批准和部分FIP。对于SO2，该规则确立了州内德克萨斯州排放配额交易计划，作为“BART替代方案”，其运作方式与CSAPR交易计划类似。2020年8月，美国环保署发布了一项最终规则，确认了之前的BART最终规则，但也包括了2019年11月提出的额外修订。2023年5月，联邦公报公布了一项拟议的BART规则，该规则将撤销先前规则的交易程序条款，并将建立SO2限制 六个 德克萨斯州的设施，包括马丁湖和科莱托溪。然而，这一提议在拜登执政期间从未最终敲定。2025年12月，美国环保署发布了一项合理进度要求的最终规则，即（a）批准德克萨斯州第一个规划期区域霾SIP的部分内容，（b）批准德克萨斯州第二个规划期区域霾SIP。根据美国环保署的规定，不需要新的控制措施。

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所以2德克萨斯州的指定

2016年11月，EPA敲定了SO的未达到指定2为我们的马丁湖发电工厂以及我们现已退役的大布朗和蒙蒂塞洛工厂周围的县。最终的指定要求德克萨斯州为这些地区制定未达到目标的计划。2021年9月，TCEQ审议了一项关于其未达到马丁湖地区SIP修订的提案和一项降低SO的商定命令2工厂的排放。截至2022年1月，与SIP提案相关的拟议商定订单降低了排放限值。所需的减排是证明通过NAAQS实现目标所必需的减排。2022年2月，我们与TCEQ订立了一项协议订单，以降低SO2马丁湖工厂的排放，TCEQ向EPA提交了商定的命令，作为SIP修订版，以解决未达到指定的问题。我们和德克萨斯州此前曾于2017年在第五巡回法院对EPA的未达到指定提出法律挑战。2025年5月，第五巡回法院认为EPA的指定是非法的，批准了复审申请，并将指定发回给EPA。2025年9月，美国环保署发布了一项最终规则，根据第五巡回法院2025年5月的裁决，撤回了对未提交的裁定和未达成的裁定。

流出物限制指南（ELGs）

2020年10月，美国环保署公布了一项最终规则，根据与州许可机构的协商，将烟气脱硫（FGD）和底灰输送水的达标日期均延长至不迟于2025年12月。此外，该规则允许退休豁免，该豁免豁免设施证明，只要满足某些出水限制，单位将在2028年12月前退休。2020年11月，环保组织请求审查新的ELG修订版，Vistra子公司于2020年12月提出干预动议以支持EPA。在2021年10月13日的监管截止日期前，向德克萨斯州、伊利诺伊州和俄亥俄州机构发出了关于适用燃煤电厂退役豁免的通知。2024年5月，美国环保署公布了最终的ELG规则修订，其中包含对遗留废水和燃烧残留渗滤液的新要求。最终规则还为到2028年永久停止燃煤的设施保留了子类别。此后，多个党派对该规则提出质疑，该案正在美国第八巡回上诉法院审理中。我们不是该诉讼的当事方。2025年2月，美国第八巡回上诉法院批准了美国环保署寻求暂停诉讼的无人反对的动议，而美国环保署的新领导层正在评估该规则并决定其希望如何进行。

2025年12月，美国环保署完成了对ELG规则的额外修订，包括根据2024年ELG规则延长某些合规期限。这些截止日期一般适用于那些尚未使用2020年ELG规则中的退休条款的设施，我们公司已经使用了这些条款。此外，该规则还授权各州在市场条件不支持设施退役的情况下，延长2028年退休期限的程序，该期限是作为2020年ELG规则的一部分而最终确定的。我们目前正在评估这一规则以及它可能对我们宣布的到2028年淘汰我们在伊利诺伊州和俄亥俄州剩余的煤炭发电设施的计划产生的影响（如果有的话），因为这些设施是根据届时关闭的单独的现有监管要求。几个环保组织最近对这一规定提出了质疑。

煤炭燃烧残渣（CCR）规则修订和延期申请

2018年8月，华盛顿特区巡回法院发布了一项决定，撤销并发回2015年CCR规则的某些条款，包括遗产扣押的适用性豁免。2020年8月，美国环保署发布了一项最终规则，规定截止日期为2021年4月11日，以停止接收废物并在无衬里的CCR蓄水池启动关闭。2020年的最终规则允许，如果没有可用的替代处置能力，并且符合CCR规则的转换正在进行中，或者将在2023年或2028年之前退役（取决于有争议的蓄水规模），发电站可以寻求EPA的批准，以延长这一期限。

在2020年11月寻求延期的最后期限之前，我们向EPA提交了申请，要求在转换和退役情景下进行合规延期。2022年1月，美国环保署确定我们的CCR设施的转换和退役申请已完成，但尚未就任何这些申请提出行动。

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Legacy CCR Rulemaking

2024年5月，美国环保署公布了一项最终规则，将地下水监测和封闭要求的覆盖范围扩大到以下 two 新类别的单元：（a）遗留CCR表层蓄水池，即在2015年10月19日或之后不再接收CCR但同时含有CCR和液体的CCR表层蓄水池；（b）“CCR管理单元”（CCRMU），通常可包括大于一吨的非集装箱灰沉积物以及在2015年10月19日之前关闭的蓄水池和垃圾填埋场。作为该规则的一部分，美国环保署在全国范围内确定了众多CCR管理单位，包括 十个 我们的潜在单位。下文讨论的朱砂灰池是我们认为符合遗留CCR地表蓄水条件的唯一单元，鉴于我们对该站点的关闭计划，我们认为该规则不会对该站点产生任何影响。CCR1000吨或以上的CCRMU必须符合CCR的地下水监测、纠正措施、关闭和关闭后要求。对于CCRMU，完整的设施评估报告应在规则发布后的33个月内提交，初步地下水报告应在2029年1月31日提交，如果需要，启动关闭的最后期限将在2029年开始。CCRMU的关闭也可能推迟到这些日期之后，这取决于某些因素，包括CCRMU位于关键基础设施下方的位置。此外，在先前根据州计划批准关闭时，可能不需要进行某些关闭。因为设施评估报告将确定我们的特定单位合规义务，我们目前无法确定。2024年8月，我们与USWAG、其他几家发电公司、和 17 包括德克萨斯州在内的各州向华盛顿特区巡回法院提出了对该规则的质疑。2025年2月，华盛顿特区巡回法院批准了司法部代表美国环保署提出的一项无人反对的动议，暂停诉讼，而美国环保署的新领导层正在评估该规则并决定其希望如何进行。2026年2月，美国环保署发布了该规则CCRMU条款的最终规则，将设施评估报告（FER）的截止日期延长至2028年，地下水监测的截止日期延长至2031年，关闭要求延长至2030年。美国环保署已要求暂时搁置对处理CCRMU和遗留蓄水池的规则提出的质疑。

MISO— 2012年，伊利诺伊州环境保护局（IEPA）发布了违规通知，指控我们Baldwin和Vermilion设施的CCR地表蓄水池现场的地下水标准遭到违反。这些违规通知仍未解决；然而，2016年，IEPA批准了我们对Baldwin Old East、East和West粉煤灰CCR地表蓄水池的关闭和关闭后护理计划。我们已经完成了鲍德温工厂那些池塘的关闭活动。

在我们已退役的Vermilion工厂，2021年6月，我们与伊利诺伊州总检察长和Vermilion县州检察官签订了商定的临时同意令，其中要求DMG根据伊利诺伊州煤灰法规（下文讨论）的要求评估关闭替代方案，并通过拆除关闭现场。此外，临时同意令要求，在蓄水关闭过程中，受影响的地下水将在其离开现场或进入附近的朱红河之前被收集，如有必要，如果河流在蓄水的一定距离内迁移，DMG将被要求安装临时河岸保护。临时命令于2022年12月进行了修改，要求对安全应急响应计划进行某些修订。2023年6月，伊利诺伊州法院批准并输入最终同意令，其中包括上述条款和一项要求，即当IEPA为该场地颁发最终关闭许可时，DMG将拆除发电站并提交批准，在前工厂的足迹范围内建造一个现场垃圾填埋场，以储存和管理煤灰。这些拟议的关闭费用反映在综合资产负债表的ARO中（更多信息见附注15）。

2012年，IEPA发布违规通知，指控Newton和Coffeen设施的CCR地表蓄水池违反地下水标准。我们正在根据联邦CCR规则解决这些CCR表面蓄水问题。

2019年7月，伊利诺伊州的煤灰处置和储存立法颁布。该立法解决了伊利诺伊州适当关闭煤灰池的州要求。该法要求IEPA和IPCB制定一系列关于关闭灰池的指导方针、规则和许可要求。根据最终规则，该规则已于2021年4月敲定并生效，煤灰蓄水业主将被要求向IEPA提交关闭替代分析，以选择特定场地煤灰修复的最佳方法。该规则并未强制要求在任何地点通过移除进行关闭。2021年10月，我们提交了经营许可申请 18 伊利诺伊州煤灰规则要求的蓄水，并提交了建筑许可申请 三个 2022年1月我们网站的数量和 五个 2022年7月我们的网站。 一 我们的鲍德温工厂于2023年8月提交了额外的关闭施工申请。2025年，我们提交了建筑许可申请（或补充了先前的经营许可申请），以涵盖纠正行动活动在 11 我们伊利诺伊州舰队的蓄水池。

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对于上述所有CCR事项，如果我们的任何燃煤设施需要采取某些纠正措施，包括地下水处理或清除灰分，我们可能会产生重大成本，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。伊利诺伊州煤灰规则于2021年4月敲定，不需要移除。然而，该规则要求我们进一步开展每个项目所要求的针对特定地点的评估。在IEPA批准许可申请之前，我们不会知道根据伊利诺伊州规则最终可能需要的全部退役成本，包括地下水修复，因此，无法对这些成本进行估算。目前反映在我们现有ARO负债中的CCR地表蓄水和垃圾填埋场关闭成本反映了我们的运营和环境服务团队根据我们记录这些ARO负债时的现有关闭要求确定的适当关闭方法的成本，一旦IEPA确定最终关闭要求，这些方法有可能增加。一旦IEPA对我们的许可申请采取行动，我们将重新评估退役成本并相应调整我们的ARO负债。

其他事项

我们在正常业务过程中涉及各种法律和行政诉讼以及其他纠纷，管理层认为，这些纠纷的最终解决方案预计不会对我们的经营业绩、流动性或财务状况产生重大影响。

核保险

核险包括核责任险、财产损失险、核事故去污险、意外提前退役险，以及意外停运和/或额外费用险。我们维持符合或超过《原子能法》（法案）第170条（Price-Anderson）和《联邦法规法典》第10条颁布的要求的核保险。我们打算维持针对核风险的保险，只要有这样的保险。我们自行投保的范围是：损失（i）在保单免赔额范围内，（ii）不按保单除外责任、条款和限制承保，（iii）超过维持的保险金额，或（iv）由于缺乏保险可用性而不承保。任何此类自保损失都可能对我们的经营业绩、流动性或财务状况产生重大不利影响。

关于核责任保险，该法案规定在发生重大核电厂事故时为公众提供财政保护。该法案将单一核事故的公众责任法定限额定为$ 16.2 亿，并要求核电站运营商为这一金额提供资金保障。然而，美国国会可能会对核工业实施增收措施，以支付超过美元的索赔 16.2 单次事件十亿限额。根据要求，我们通过私人保险和称为二次财务保护（SFP）的全行业追溯付款计划相结合的方式，为我们的核设施可能发生的核事故导致公共核相关的人身伤害和财产损失提供保险。

根据SFP，在发生任何单一核责任损失超过$ 500 百万在美国的任何核能发电设施，每个在美国运营的许可反应堆都要接受高达$ 165.9 百万。这大约$ 165.9 百万最高评估受制于每五年通胀的增加，下一次预期调整定于2028年11月发生。评估目前仅限于$ 24.7 百万每运行许可反应堆每年每次事故。截至2025年12月31日，我们在行业追溯计划下的最大潜在评估约为$ 995.4 每起事件百万，但不超过$ 148.2 每起事件在任何一年中的百万。潜在评估是由核责任损失超过$ 500 任何核设施每次事故百万。

美国核管理委员会（NRC）要求核电站许可证持有者至少保持$ 1.06 亿的核事故去污和反应堆损坏稳定保险，并要求将其收益用于将工厂置于安全稳定的状态，在将收益用于工厂维修或恢复之前根据提交给NRC并经其批准的计划对工厂进行去污，或为提前退役提供准备金。我们为我们的设施维持核事故去污和反应堆损坏稳定保险，金额为$ 2.25 亿元及非核事故相关财产损失金额$ 1.0 十亿。覆盖范围受制于$ 10 除戴维斯-贝斯设施外，每起事故（包括自然灾害）的免赔额为百万美元，但须缴纳$ 20 百万免赔额。排除或超过此类限额的损失可自行投保。

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我们还维持意外停电保险，以帮助支付因承保的直接物理损坏导致机组停止服务超过十二周时从其他来源获得替代电力的额外费用。Comanche Peak、Beaver Valley和Perry设施的覆盖范围提供了每周每单位最高$ 4.5 前52周百万，最高$ 2.7 百万美元，用于剩余21周的非核事故财产损失，最高可达$ 3.6 百万用于剩余71周的核事故财产损失中断。总最高覆盖范围$ 291 百万非核事故财产损失和$ 490 百万用于核事故财产损失中断。Davis-Besse设施的覆盖范围提供了每单位每周最高$ 2.5 前52周百万，最高$ 1.5 百万，用于剩余52周的非核事故财产损失，最高可达$ 2 百万用于剩余110周的核事故财产损失中断。总最高覆盖范围为$ 208 百万非核事故财产损失和$ 350 百万用于核事故财产损失中断。Comanche Peak和Beaver Valley有两个单元，每个单元适用的覆盖金额将减少到 80 因同一事故导致两台机组同时停运的为%。

普通股

发行和回购

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度已发行和流通在外的普通股股份数量变动情况见下表。

			股份 已发行						财政部 股份						流通股
2022年12月31日余额			537,179,072						( 147,502,289 )						389,676,783
已发行股份（a）			6,474,491						—						6,474,491
股票退休			( 18,391 )						—						( 18,391 )
回购股份（b）			—						( 44,994,499 )						( 44,994,499 )
2023年12月31日余额			543,635,172						( 192,496,788 )						351,138,384
已发行股份（a）			5,117,434						—						5,117,434
回购股份（b）			—						( 16,560,328 )						( 16,560,328 )
2024年12月31日余额			548,752,606						( 209,057,116 )						339,695,490
已发行股份（a）			4,917,325						—						4,917,325
股票退休			( 10,771 )						—						( 10,771 )
回购股份（b）			—						( 6,550,237 )						( 6,550,237 )
2025年12月31日余额			553,659,160						( 215,607,353 )						338,051,807

____________

(a)发行的股份包括授予非雇员董事的股份奖励。

(b)回购的股份包括 7,828 , 58,817 ，和 318,632 截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日的未结算股份。

Common股票股息

股息须由董事会申报，并可能在申报时受到多种因素的影响。这些因素包括但不限于当时的市场条件、Vistra的经营业绩、财务状况和流动性、特拉华州法律以及任何合同限制，例如我们已发行优先股的指定证书中描述的累计股息要求。每股普通股股息总计$ 0.9015 , $ 0.8735 ，和$ 0.8205 分别截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度。

2026年2月，董事会宣布季度股息为$ 0.2280 将于2026年3月支付的每股普通股。

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股份回购计划

2021年10月，董事会批准了一项股份回购计划（股份回购计划）。根据该计划，公司普通股的股份可以根据联邦证券法通过公开市场交易、私下协商交易或其他方式回购。回购股份的时间、数量和价值将由我们酌情决定，考虑到资本分配优先顺序、股票市场价格、一般市场和经济条件、法律要求、遵守债务协议和优先股指定证书等因素。

						股份回购授权金额
						（十亿）
董事会授权日期：
2021年10月						$	2.00
2022年8月						1.25
2023年3月						1.00
2024年2月						1.50
2024年10月						1.00
2025年10月						1.00
截至2025年12月31日累计授权						$	7.75

下表提供了我们在2023年1月1日至2026年2月18日期间回购普通股的信息。

			$ 7.750 亿董事会授权
			回购股份总数						平均支付价格 每股						为回购股份支付的金额						期末可追加回购金额
			（单位：百万，股份金额和每股支付的价格除外）
截至2023年12月31日止年度			44,994,499						$	27.89					$	1,255
截至2024年12月31日止年度			16,560,328						74.96						1,241
截至2025年12月31日止年度			6,550,237						154.00						1,009
2023年1月1日至2025年12月31日（a）			68,105,064						$	51.46					$	3,505					$	2,000
2026年1月1日至2026年2月18日			1,185,372						159.80						189
2023年1月1日至2026年2月18日			69,290,436						$	53.32					$	3,694					$	1,811

____________

(a)回购的股份包括 7,828 未结算股份的$ 1 截至2025年12月31日，百万。

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优先股

以下是我们的累计可赎回优先股流通股的摘要。在公司清算或解散的情况下，向优先股股东支付股息和分配资产优先于公司普通股股东。

优先股系列

发行 日期

已发行股份

流通股

订约 费率

最早兑付日（a）

股息率变为浮动的日期

浮动年利率

A系列

10月15日， 2021

1,000,000

1,000,000

8.000

%

10月15日， 2026

10月15日， 2026

5 -年期美国国债利率（受下限 1.07 %）加 6.93 %

B系列

12月10日， 2021

1,000,000

1,000,000

7.000

%

12月15日， 2026

12月15日， 2026

5 -年期美国国债利率（受下限 1.26 %）加 5.74 %

C系列

12月29日， 2023

476,081

476,066

8.875

%

1月15日， 2029

1月15日， 2029

5 -年期美国国债利率（受下限 3.83 %）加 5.045 %

____________

(a)根据我们的权利，在有限的情况下，在最早的赎回日期之前赎回优先股。

每一系列优先股的清算价格为$ 1,000 ，加上截至其赎回日期的应计及未支付股息。优先股不可转换为或交换为公司的任何其他证券，并具有有限的投票权。

优先股股息

优先股股息在董事会宣布时每半年支付一次。下表汇总了截止年度每股支付的优先股股息 2025年12月31日、2024年及2023年12月31日.

						截至12月31日止年度，
优先股系列						2025						2024						2023
A系列优先股						$	80.00					$	80.00					$	80.00
B系列优先股						$	70.00					$	70.00					$	70.00
C系列优先股						$	88.75					$	48.32

2025年10月，董事会宣布半年度股息为$ 44.375 于2026年1月支付的每股C系列优先股。2026年2月，董事会宣布半年度股息为$ 40.00 每股A系列优先股，将于2026年4月支付。

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普通股股东可获得的基本每股收益基于该期间已发行普通股的加权平均数。稀释每股收益采用库存股法计算，包括基于股票的激励薪酬安排下所有潜在发行普通股的影响。

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
			（单位：百万，股份数据除外）
归属于Vistra的净利润			$	944					$	2,659					$	1,493
减去归属于A系列优先股的累计股息			( 80 )						( 80 )						( 80 )
减去归属于B系列优先股的累计股息			( 70 )						( 70 )						( 70 )
减去归属于C系列优先股的累计股息			( 42 )						( 42 )						—
归属于普通股的净利润——基本和稀释			752						2,467						1,343
已发行普通股加权平均股数：
基本			339,124,917						344,788,634						369,771,359
稀释性证券：以股票为基础的激励薪酬方案			6,531,150						7,778,426						5,421,752
摊薄			345,656,067						352,567,060						375,193,110
已发行普通股加权平均每股净收益（亏损）：
基本			$	2.22					$	7.16					$	3.63
摊薄			$	2.18					$	7.00					$	3.58

基于股票的激励薪酬计划奖励被排除在稀释每股收益的计算之外，因为其影响本来是反稀释的 非物质 截至2025年12月31日及2024年12月31日止年度，合共 392,218 截至2023年12月31日止年度之股份发行人的证券变动月报表。

Vistra的业务调整为 五个 可报告业务分部：（i）零售，（ii）德州，（iii）东部，（iv）西部，以及（v）资产关闭。我们的首席执行官是我们的首席运营决策者（CODM）。我们的主要经营决策者分别审查这些分部的业绩，并将资源分配给相应的分部，作为我们战略运营的一部分。资产计量不适用，因为分部资产不会由主要经营决策者定期审查以评估业绩或分配资源。在2024年第四季度，我们更新了可报告分部，以反映公司主要经营决策者通过去除日落分部做出经营决策、评估业绩和分配资源的方式的变化。先前包含在日落部分的工厂的结果现在根据各自的地理位置反映在德克萨斯州和东部部分。

零售分部从事向住宅、商业及工业客户零售电力及天然气业务。基本上所有这些活动都是由TXU Energy、Ambit Energy、Dynegy 美国能源服务、Homefield Energy、Energy Harbor和U.S. Gas & Electric跨 16 州和哥伦比亚特区。

德州和东部分部从事发电、批发能源销售和采购、商品风险管理活动、燃料采购、物流管理。德州分部代表除资产关闭分部中包含的资产外，Vistra在ERCOT市场上所有发电业务的业绩。东部部分代表除资产关闭部分中包含的资产外，Vistra在美国电网东部互联互通中的发电业务的结果，包括在PJM、MISO、ISO-NE和NYISO市场的业务。

西部部分代表CAISO市场的结果，包括我们在Moss Landing发电厂现场的电池ESS项目。苔藓登陆 300 MW和Moss Landing 100 由于Moss Landing事件，MW电池设施分别于2025年第一季度和2025年第四季度转移到资产关闭部分（更多信息见附注8）。管理层得出结论，与Moss Landing相关的2023和2024年收入、费用和资本支出 100 MW电池并不重要，因此，前期分部业绩并未重铸。

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资产关闭部门从事退役发电设施（包括矿山）的退役和回收以及电池拆除和修复活动。当设施转入资产关闭部分时，为比较目的对前期结果进行追溯调整，前提是影响重大（更多信息见附注7）。通过单独报告资产关闭部门，管理层提高了对Vistra持续运营的业绩和盈利潜力的洞察力，同时积极监控与资产关闭活动相关的成本。

企业和其他代表剩余的非分部业务，主要包括一般公司费用、利息、税收、其他费用以及未分配给我们的经营分部的核燃料现金资本支出。

各业务分部的会计政策与附注1重要会计政策摘要所述相同。我们的CODM使用不止一种衡量标准来评估分部业绩，但主要关注调整后的EBITDA。虽然我们认为这是评估经营业绩的有用指标，但它不是美国公认会计原则定义的指标，可能无法与其他公司提供的非公认会计原则指标进行比较。调整后EBITDA与基于美国公认会计原则编制的合并净收益（亏损）最具可比性。主要经营决策者通过对公司竞争对手进行基准测试并评估公司权益持有人可获得的分部利润驱动因素，在竞争分析中使用净收入。我们对分部间销售和转让进行会计处理，就好像销售或转让给第三方一样，即按市场价格。某些共享服务成本分配给分部。基本上所有的所得税（费用）福利都在公司和其他中确认。

			截至2025年12月31日止年度
			零售						德州						易事特						西						资产关闭						可报告分部合计
			（百万）
营业收入（a）			$	14,340					$	5,353					$	6,174					$	325					$	74					$	26,266
合并营业收入调节：
企业及其他																																	( 8,528 )
合并营业收入总额																																	$	17,738
燃料、外购电力成本、派送费（b）			( 11,686 )						( 1,990 )						( 3,807 )						( 149 )						—
运营成本			( 168 )						( 1,050 )						( 1,381 )						( 59 )						( 154 )
销售、一般和管理费用			( 1,035 )						( 180 )						( 235 )						( 14 )						( 66 )
其他分部项目：
折旧及摊销			( 94 )						( 638 )						( 1,120 )						( 61 )						2
利息支出及相关费用			( 67 )						53						50						7						( 4 )
所得税费用			—						—						( 1 )						—						—
其他（c）			—						56						229						5						( 131 )
应报告分部净收入（亏损）合计			$	1,290					$	1,604					$	( 91 )					$	54					$	( 279 )					$	2,578
与所得税前综合收入的对账：
企业及其他-净亏损																																	( 1,634 )
公司及其他-所得税费用																																	179
所得税前综合收入总额																																	$	1,123
资本支出，包括核燃料和不包括增长支出			$	12					$	954					$	647					$	186					$	—					$	1,799
与合并资本支出的调节，包括核燃料和不包括增长支出
企业及其他-核燃料净购买量																																	$	305
资本支出总额，包括核燃料和不包括增长支出																																	$	2,104

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(a)按分部分列的收入见附注3。包括在公司和其他中消除的部门间销售。

(b)包括核燃料摊销$ 133 百万美元 354 得州和东部地区分别为百万。

（c）其他包括长期资产减值和其他收入，净额。

			截至2024年12月31日止年度
			零售						德州						易事特						西						资产关闭						可报告分部合计
			（百万）
营业收入（a）			$	12,797					$	5,394					$	5,661					$	839					$	39					$	24,730
合并营业收入调节：
企业及其他																																	( 7,506 )
合并营业收入总额																																	$	17,224
燃料、外购电力成本、派送费（b）			( 10,276 )						( 1,596 )						( 2,698 )						( 218 )						( 6 )
运营成本			( 159 )						( 996 )						( 1,103 )						( 52 )						( 101 )
销售、一般和管理费用			( 977 )						( 169 )						( 148 )						( 20 )						( 48 )
其他分部项目：
折旧及摊销			( 114 )						( 581 )						( 996 )						( 58 )						( 28 )
利息支出及相关费用			( 54 )						46						9						1						( 4 )
其他（c）			( 1 )						35						177						( 6 )						17
应报告分部净收入（亏损）合计			$	1,216					$	2,133					$	902					$	486					$	( 131 )					$	4,606
与所得税前综合收入的对账：
企业及其他-净亏损																																	( 1,794 )
公司及其他-所得税费用																																	655
所得税前综合收入总额																																	$	3,467
资本支出，包括核燃料和不包括增长支出			$	4					$	751					$	557					$	68					$	2					$	1,382
与合并资本支出的调节，包括核燃料和不包括增长支出
企业及其他-核燃料净购买量																																	$	345
资本支出总额，包括核燃料和不包括增长支出																																	$	1,727

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(a)按分部分列的收入见附注3。包括在公司和其他中消除的部门间销售。

(b)包括核燃料摊销$ 105 百万美元 282 得州和东部地区分别为百万。

（c）其他包括其他收入、净额和应收税款协议的影响。

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			截至2023年12月31日止年度
			零售						德州						易事特						西						资产关闭						可报告分部合计
			（百万）
营业收入（a）			$	10,572					$	3,979					$	5,890					$	866					$	48					$	21,355
合并营业收入调节：
企业及其他																																	$	( 6,576 )
合并营业收入总额																																	$	14,779
燃料、外购电力成本、派送费			( 9,046 )						( 2,028 )						( 2,730 )						( 326 )						( 5 )
运营成本			( 123 )						( 917 )						( 528 )						( 42 )						( 90 )
销售、一般和管理费用			( 858 )						( 140 )						( 127 )						( 22 )						( 36 )
其他分部项目：
折旧及摊销			( 102 )						( 550 )						( 703 )						( 52 )						( 27 )
利息支出及相关费用			( 20 )						21						( 2 )						8						( 5 )
所得税费用			—						—						( 1 )						—						—
其他（b）			1						33						( 50 )						2						129
应报告分部净收入（亏损）合计			$	424					$	398					$	1,749					$	434					$	14					$	3,019
与所得税前综合收入的对账：
企业及其他-净亏损																																	( 1,527 )
公司及其他-所得税费用																																	508
所得税前综合收入总额																																	$	2,000
资本支出，包括核燃料和不包括增长支出			$	1					$	536					$	362					$	364					$	2					$	1,265
与合并资本支出的调节，包括核燃料和不包括增长支出
企业及其他-核燃料净购买量																																	$	206
资本支出总额，包括核燃料和不包括增长支出																																	$	1,471

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(a)按分部分列的收入见附注3。包括在公司和其他中消除的部门间销售。

(b)其他包括长期资产减值、其他收入、净额以及应收税款协议的影响。

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2025年12月2日 , Stephanie Zapata Moore , 执行副总裁、总法律顾问和首席合规官 公司，订立交易计划，旨在满足《交易法》第10b5-1（c）条（10b5-1计划）的肯定抗辩条件。摩尔的 10b5-1计划 规定可能出售最多 57,500 我们普通股的股份。任何出售都受到10b5-1计划中规定的某些价格限制，因此，如果不满足某些最低股票价格，实际出售的股票数量可能会有所不同。摩尔的10b5-1计划将于2026年3月9日生效，并将于 2026年10月30日 ，但须按10b5-1计划的规定提前终止。摩尔的10b5-1计划是根据我们的证券政策交易在一个开放的内幕交易窗口期间订立的。

2025年12月1日 , Scott Hudson , 执行副总裁兼总裁 of Vistra Retail of the Company，订立10b5-1计划。哈德逊的 10b5-1计划 规定可能出售最多 27,000 我们普通股的股份。任何出售都受到10b5-1计划中规定的某些价格限制，因此，如果不满足某些最低股票价格，实际出售的股票数量可能会有所不同。Hudson的10b5-1计划将于2026年3月9日生效，并将于 2026年8月31日 ，但须按10b5-1计划的规定提前终止。Hudson的10b5-1计划是根据我们的证券交易政策在开放的内幕交易窗口期间订立的。

2025年12月1日 , 斯泰西·多雷 , 首席战略和可持续发展官兼执行副总裁 的公共事务，订立10b5-1计划。多雷的 10b5-1计划 规定可能出售最多 36,000 我们普通股的股份。任何出售都受到10b5-1计划中规定的某些价格限制，因此，如果不满足某些最低股票价格，实际出售的股票数量可能会有所不同。Dor é的10b5-1计划将于2026年3月9日生效，并将于 2026年12月31日 ，但须按10b5-1计划的规定提前终止。Dor é的10b5-1计划是根据我们的证券政策交易在一个开放的内幕交易窗口期间订立的。

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（a）我们的财务报表和财务报表附表纳入本年度报告第II部分第8项的10-K表格。

(b)附表I-注册人的简明财务资料

VISTRA CORP.（母公司）

附表I-注册人的简明财务资料

简明经营报表

（百万美元）

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
折旧及摊销			$	—					$	—					$	( 15 )
销售、一般和管理费用			( 114 )						( 102 )						( 80 )
经营亏损			( 114 )						( 102 )						( 95 )
其他收益			2						28						31
应收税款协议的影响			2						( 5 )						( 164 )
所得税优惠前亏损			( 110 )						( 79 )						( 228 )
所得税优惠			20						17						58
子公司收益中的权益，税后净额			1,034						2,721						1,663
净收入			$	944					$	2,659					$	1,493

见简明财务报表附注。

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VISTRA CORP.（母公司）

附表I-注册人的简明财务资料

简明资产负债表

（百万美元）

			12月31日，
			2025						2024
物业、厂房及设备
现金及现金等价物			$	67					$	22
贸易应收账款—关联公司			15						13
应收所得税			63						8
流动资产总额			145						43
对关联公司的投资			4,001						4,670
物业、厂房及设备—净额			2						2
累计递延所得税			1,067						960
其他非流动资产			—						3
总资产			$	5,215					$	5,678
负债和权益
贸易应付账款			$	1					$	8
应付账款—关联公司			41						27
应计税款			3						9
其他流动负债			20						27
流动负债合计			65						71
应收税款协议义务			7						14
其他非流动负债和递延借方			33						10
负债总额			105						95
股东权益总额			5,110						5,583
总负债及权益			$	5,215					$	5,678

见简明财务报表附注。

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VISTRA CORP.（母公司）

附表I-注册人的简明财务资料

现金流量表简明报表

（百万美元）

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
现金流——经营活动：
经营活动使用的现金			$	( 44 )					$	( 37 )					$	( 31 )
现金流——投资活动：
收到子公司分红			1,625						1,705						1,625
出售附属可转让ITC所得款项			—						150						—
投资活动提供的现金			1,625						1,855						1,625
现金流——筹资活动：
股票回购			( 1,028 )						( 1,266 )						( 1,245 )
支付给普通股股东的股息			( 306 )						( 305 )						( 313 )
支付给优先股股东的股息			( 192 )						( 173 )						( 150 )
TRA回购和要约收购-资金回笼			—						( 122 )						—
其他，净额			( 10 )						39						91
筹资活动使用的现金			( 1,536 )						( 1,827 )						( 1,617 )
现金、现金等价物、限制性现金净变动			45						( 9 )						( 23 )
现金、现金等价物和限制性现金——期初余额			22						31						54
现金、现金等价物和限制性现金——期末余额			$	67					$	22					$	31

见简明财务报表附注。

简明财务报表附注

1.介绍的基础

随附的未合并简明资产负债表、净亏损和现金流量表列示了Vistra Corp.（母公司）的经营业绩和现金流量。根据SEC规则，通常包含在按照美国公认会计原则编制的财务报表中的某些信息和脚注披露已被省略。由于未合并简明财务报表未包含美国公认会计原则要求的所有信息和脚注，因此应与截至2025年12月31日止年度的10-K表格年度报告中包含的Vistra Corp.及其子公司的财务报表和相关附注一起阅读。Vistra Corp.下属子公司已进行权益法核算。除非另有说明，财务报表和附注表格中的所有美元金额均以百万美元表示。

家长提交一份合并的美国联邦所得税申报表。合并税项开支或利益及递延税项资产或负债已根据适用于附属公司单独财务报表的会计规则分配予各附属公司。

2.对附属公司的限制

Vistra运营信贷协议一般会限制Vistra运营向任何直接或间接母公司进行分配的能力，除非此类分配在协议下被明确允许。截至2025年12月31日，Vistra的运营可分配约$ 11.2 未经任何一方同意，向母公司支付10亿元。可供分配的金额因Vistra运营部门向母公司进行的分配约为$ 1.625 十亿，$ 1.705 十亿，和$ 1.625 分别在截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日的年度内达到10亿美元。此外，Vistra的运营部门可能会向母公司进行分配，其金额足以让母公司支付TRA或税务事项协议要求的任何款项，或者在因母公司对Vistra运营的所有权或运营而产生的范围内，支付任何税款或一般运营或公司管理费用。截至2025年12月31日，Vistra经营受限的净资产可能全部分配给母公司。

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3.保证

母公司已订立合同，其中包含对非关联方的担保，这些担保可能要求在特定条件下履行或付款。截至2025年12月31日，没有与母公司担保义务相关的重大未决索赔，母公司预计近期内不会被要求根据这些担保支付任何重大款项。

4.股息限制

根据适用法律，禁止母公司支付任何股息，只要在支付此类股息后立即没有法定盈余或母公司将资不抵债。

家长收到$ 1.625 十亿，$ 1.705 十亿，和$ 1.625 截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，其合并子公司的股息分别为10亿元。

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