截至2024年12月31日止年度和截至2023年12月31日止年度的南印度天然气和电力公司合并财务报表目录页码经审计的合并财务报表词汇表1-2独立审计师报告3-4合并资产负债表5合并损益表6合并现金流量表7合并权益变动表8合并财务报表附注9-34 附件 99.1
施工期间使用资金的汇总表AFUDC津贴AGC 美国铝业发电公司是美国铝业公司的子公司。AMAs资产管理协议Arevon Arevon Energy，Inc.由Capital Dynamics合并而成，Inc.的美国清洁能源基础设施业务部门和AREVON Asset Management ARO资产报废义务ARP替代收入计划ASC会计准则编纂ASU会计准则更新BTA Build Transfer Agreement丨CAMT丨CAMT丨企业替代最低税CCR煤炭燃烧残渣CCR Legacy Rule the final rules titled hazardous and solid waste management 美国废物管理 system：disposal of coal combustion residues from electric utilities；Legacy CCR surface impoundments published in the Federal Register by the EPA in May 2024 CECA Clean Energy Cost Adjustment CODM Chief Operating Decisor CPCNCertificate of Public Conveni日期为2022年12月6日，由作为借款人的CEI South、作为行政代理人的富国银行银行、全国协会、作为银行当事方的金融机构及其其他当事方CSIA合规性和系统改进调整DSMA需求侧管理调整DOC美国商务部ECA环境成本调整EEFC能效资金组成部分ELG污水排放限制指南EPA环境保护署延长协议至信贷协议的延长协议，日期为2025年1月29日，由CEI South、富国银行银行、全国协会、作为行政代理人以及与之相关的银行方FASB财务会计准则委员会FERC联邦能源监管委员会GAAP公认会计原则GHG温室气体IDEM印第安纳州环境管理部IRA 2022年IRA通货膨胀减少法案IRP综合资源计划IRS美国国税局IURC印第安纳州公用事业监管委员会LIBOR伦敦银行间同业拆借利率LIFO后进先出盘存法根据合并协议中规定的条款和条件将Merger Sub与Vectren合并，Vectren继续作为存续公司和CenterPoint Energy，Inc.的全资子公司，该公司于2018年4月21日在CenterPoint Energy、Vectren和Merger Sub合并日期2019年2月1日之间的合并日期合并协议协议和合并计划中完成合并Sub Pacer Merger Sub，Inc.，一家印第安纳州公司和CenterPoint Energy的全资子公司1
MGP人造天然气厂MISO Midcontinent独立系统运营商MW兆瓦NYMEXNew York Mercantile Exchange Oriden Oriden LLC Origis Origis Energy USA Inc. Posey Solar Posey Solar，LLC是一家特拉华州有限责任公司Posey Solar合并协议和合并计划，日期为2025年3月7日，由CEI South和Posey Solar PowerTeam Services PowerTeam Services，LLC，一家特拉华州有限责任公司，现称为Artera Services，LLC PPA购电协议PRP潜在责任方PTCs生产税收抵免RCRA 1976年资源节约和回收法案ROE股本回报率范围1排放公司运营的直接排放源范围2排放公司能源使用的间接排放源范围3排放公司终端用户证券化债券证券化子公司2023-A系列高级担保证券化债券证券化子公司SIGECO Securitization I，LLC，直接，公司全资子公司SOFR获得隔夜融资利率SRC销售调节成分TCJA税改立法非正式地称为2017年TDSIC输配电和存储系统改进收费Vectren Vectren，LLC的《减税和就业法案》，该公司于2022年6月30日将公司结构由Vectren Corporation Corporation转为有限责任公司，为CenterPoint Energy，Inc.在合并日的全资子公司，重组后由CenterPoint Energy通过Vectren Affiliated Utilities，Inc.间接持有。VIE可变利益实体VRP自愿补救计划VUH Vectren Utility Holdings，LLC，于2022年6月30日将公司结构由Vectren Utility Holdings，Inc.转换为有限责任公司，为Vectren LLC的全资子公司VUSI Vectren Utility Services，Inc.的全资子公司，为Vectren 2的全资子公司
独立核数师向南印第安纳天然气和电力公司管理层提交的报告意见我们审计了南印第安纳天然气和电力公司（Vectren Utility Holdings，LLC的全资子公司）（“公司”）的合并财务报表，其中包括截至2024年12月31日和2023年12月31日的合并资产负债表，以及该日终了年度的相关合并损益表、权益变动表、现金流量表，以及合并财务报表的相关附注（统称“财务报表”）。我们认为，所附财务报表根据美利坚合众国普遍接受的会计原则，在所有重大方面公允地反映了公司截至2024年12月31日和2023年12月31日的财务状况以及该日终了年度的经营业绩和现金流量。意见依据我们根据美国普遍接受的审计标准（GAAS）进行了审计。我们在这些准则下的责任在我们报告的财务报表审计部分的审计师责任中有进一步描述。我们被要求独立于公司，并根据与我们的审计相关的道德要求履行我们的其他道德责任。我们认为，我们获取的审计证据是充分、适当的，为我们发表审计意见提供了依据。管理层对财务报表的责任管理层负责根据美利坚合众国普遍接受的会计原则编制和公允列报财务报表，并负责设计、实施和维护与编制和公允列报财务报表相关的内部控制，无论是否由于舞弊或错误，均不存在重大错报。在编制财务报表时，管理层须评估是否有条件或事件（综合考虑）对公司在财务报表发布之日后一年持续经营的能力产生重大怀疑。审计师对财务报表审计的责任我们的目标是就财务报表整体是否不存在重大错报、是否由于舞弊或错误获取合理保证，并出具包含我们意见的审计报告。合理保证是高水平的保证，但不是绝对的保证，因此不能保证根据GAAP进行的审计在存在重大错报时总能发现。由于欺诈可能涉及串通、伪造、故意遗漏、失实陈述或内部控制的凌驾，因此未能发现由欺诈导致的重大错报的风险高于由错误导致的错报。如果错报极有可能单独或总体上影响合理使用者根据财务报表作出的判断，则错报被视为重大。在按照公认会计原则进行审计时，我们：•在整个审计过程中行使职业判断力，保持职业怀疑态度。•识别和评估财务报表重大错报的风险，无论是由于舞弊还是错误，并针对这些风险设计和执行审计程序。这些程序包括在测试的基础上审查有关财务报表中的数额和披露的证据。•了解与审计相关的内部控制，以便设计适合具体情况的审计程序，但不是为了对公司内部控制的有效性发表意见。因此，没有表达这样的意见。•评估管理层采用的会计政策的适当性和作出的重大会计估计的合理性，并评估财务报表的整体列报方式。•得出结论，根据我们的判断，是否存在综合考虑的条件或事件，对公司在合理时间内持续经营的能力产生了重大怀疑。3
我们被要求就（其中包括）计划的审计范围和时间安排、重要的审计发现以及我们在审计期间确定的某些与内部控制相关的事项与治理负责人进行沟通。南印地安纳州天然气和电力公司管理层财务和运营数据中包含的其他信息负责南印地安纳州天然气和电力公司财务和运营数据中包含的其他信息。其他信息包括南印地安纳州天然气和电力公司财务和运营数据中包含的信息，但不包括财务报表和我们的审计报告。我们对财务报表的意见不涵盖其他信息，我们不对此发表意见或任何形式的保证。结合我们对财务报表的审计，我们的责任是阅读其他信息，并考虑其他信息与财务报表之间是否存在重大不一致，或者其他信息似乎存在重大错报。如果根据所做的工作，我们得出结论认为其他信息存在未更正的重大错报，我们需要在我们的报告中加以描述。/s/DELOITTE & TOUCHE LLP德克萨斯州休斯顿2025年3月18日4
财务报表印第安纳州南部天然气和电力公司合并资产负债表2024年12月31日2023年（百万）资产流动资产：现金和现金等价物（与VIE相关的分别为7美元和14美元）9美元14美元应收账款（与VIE相关的分别为1美元和2美元），减去信用损失准备金2美元和2美元，分别为5447应计未开票收入（与VIE相关的分别为2美元和2美元），减去信用损失准备金-0美元和-0美元，分别4645应收账款和票据-关联公司17-存货7996预付费用和其他流动资产（与VIE相关的分别为2美元和2美元）1844流动资产总额223246物业、厂房和设备净额：物业、厂房和设备4,7734，625减：累计折旧和摊销1,5241，636物业、厂房和设备净额3,2492，989其他资产：商誉66监管资产（与VIE相关的分别为313美元和329美元，分别）561547其他非流动资产6152其他资产合计628605总资产$ 4,100 $ 3,840负债和股东权益流动负债：应付账款$ 82 $ 95账款和应付票据-关联公司3175应计负债8993当期到期的长期债务-VIE证券化债券1317当期到期的长期债务-第三方4123当期到期的长期债务-关联公司106 —流动负债合计362303其他负债：递延所得税343309监管负债250300其他非流动负债227206其他负债合计820815长期债务：长期债务-VIE证券化债券净额308320长期债务-第三方净额939821长期债务-关联公司150256长期债务合计，净额1,3971，397承诺和或有事项（附注8）股东权益：普通股（无面值）644539留存收益877786股东权益总额1,5211，325负债和股东权益总额4,100美元3,840美元随附的附注是这些财务报表的组成部分5
印第安纳州南部天然气和电力公司截至2024年12月31日的年度合并收入报表2023（百万）收入：电力公用事业收入617美元595美元天然气公用事业收入121128证券化子公司3317合计771740费用：燃料和外购电力198176公用事业天然气2930运营和维护179251折旧和摊销，不包括证券化子公司120138摊销-证券化子公司168所得税以外的税项1212合计554615营业收入217125其他收入（费用）：利息支出，不包括证券化子公司（50）（50）利息费用-证券化子公司（17）（9）其他收入，净额1935所得税前收入169101所得税费用2221净收入147美元80美元随附的附注是这些财务报表的组成部分6
Southern Indiana GAS & Electric Company报表截至12月31日止年度的综合现金流量，20242023经营活动产生的现金流量：（百万）净收入147美元80美元调整净收入与经营活动提供的净现金：折旧和摊销136146递延所得税和投资税收抵免118营运资金账户的变化：应收账款和应计未开票收入（10）8应收账款/应付账款关联公司— 13应付账款（6）（13）存货176监管资产负债净额（32）（23）其他流动资产和负债2111其他非流动资产和负债（2）1其他经营活动，净额（10）（11）经营活动提供的现金净额272226投资活动产生的现金流量：资本支出（389）（495）应收票据增加–关联公司（11）—其他投资活动，净额34投资活动使用的现金净额（397）（491）筹资活动产生的现金流量：短期应付票据变动净额-关联公司（50）14支付长期应付票据-关联公司—（524）长期债务收益-第三方160650支付长期债务-第三方，包括补足溢价（22）（102）VIE证券化债券的收益— 341支付VIE证券化债券（17）—发债成本（1）（9）VUH 105的贡献—对VUH的股息（56）（93）筹资活动提供的现金净额119277现金、现金等价物和受限制现金的净增加（减少）（6）12现金、现金等价物和年初受限制现金175年末现金、现金等价物和受限制现金$ 11 $ 17所附附注是这些财务报表的组成部分7
印第安纳州南部天然气和电力公司权益合并变动报表普通股留存收益总股东权益（百万）2023年1月1日余额$ 539 $ 799 $ 1,338净收入— 8080对VUH的股息—（93）（93）2023年12月31日余额$ 539 $ 786 $ 1,325净收入— 147147 VUH 105贡献— 105对VUH的股息—（56）（56）2024年12月31日余额$ 644 $ 877 $ 1,521所附附注是这些财务报表的组成部分8
印度南方天然气和电力公司合并财务报表附注（1）背景和列报背景基础。Southern Indiana Gas and Electric Company（“公司”或“CEI South”）是一家印第安纳州公司，为位于印第安纳州西南部埃文斯维尔附近的153,407家电力客户和115,991家天然气客户提供能源交付服务。在这些客户中，88017家获得电力和燃气组合配送服务。公司还拥有并经营发电资产，以服务其电力客户，并在电力批发市场优化这些资产。公司是VUH（公司母公司）的直接全资子公司。VUH是Vectren的直接全资子公司。Vectren是CenterPoint Energy，Inc.（与其子公司合称“CenterPoint Energy”）的间接全资子公司，是一家总部位于印第安纳州埃文斯维尔的能源控股公司。列报依据和合并原则。随附的合并财务报表是按照公认会计原则编制的。公司及全资子公司的账目纳入合并报表。所有公司间交易和余额在合并中消除。截至2024年12月31日，公司有VIE证券化子公司，并表。合并后的VIE是完全为便利合格成本的证券化融资而组建的全资、破产远程、特殊目的实体。公司拥有证券化子公司的控股财务权益，是VIE的主要受益人。更多信息，见附注9。公司债权人对证券化子公司的任何资产或收入（如适用）均无追索权。VIE发行的证券化债券仅由证券化财产支付并以证券化财产作担保，债券持有人对公司一般信用无追索权。（2）重要会计政策摘要（a）估计的使用按照公认会计原则编制合并财务报表要求公司作出影响这些财务报表和相关脚注中报告的金额的估计和假设。使用估计技术的交易示例包括对递延所得税义务、未开票收入、无法收回的账户、监管资产和负债、资产报废义务以及衍生工具和其他金融工具进行估值。估算也会影响物业、厂房和设备的折旧以及商誉和其他资产的减值测试。当可获得更好的信息或可确定实际数额时，将修订记录的估计数。实际结果可能与这些估计不同。（b）现金及现金等价物和受限制现金就报告现金流量而言，公司认为现金等价物是短期、高流动性的投资，自购买之日起三个月或更短时间内到期。截至2024年12月31日和2023年12月31日，公司证券化子公司（即VIE）仅为支持为证券化债券提供服务而持有的现金和现金等价物反映在公司的合并资产负债表中。现金及现金等价物按成本加应计利息以近似公允价值列报。就发行证券化债券而言，公司被要求建立受限制的现金账户，以对这些融资交易中发行的债券进行抵押。这些受限制的现金账户在债券到期前不可提取，不计入现金和现金等价物。有关受限制现金的更多信息，见附注13。（c）应收账款和信用损失准备金应收账款按开票金额入账，不计利息。公司审查历史核销、当前可用信息以及合理和可支持的预测，以估计和确定信用损失准备金。当公司确定应收款项很可能无法收回时，账户余额将从备抵中冲销。9
（d）存货公司的存货主要包括材料和用品、煤炭、天然气。材料和供应品按平均成本或市场中的较低者估值，在购买时记入库存，随后在安装时记入费用或资本化为厂房。与受监管业务相关的库存按与费率制定处理一致的历史成本估值。煤炭库存按平均成本计价。储存中的天然气使用后进先出（“LIFO”）方法记录。库存余额如下：2024年12月31日2023年（百万）材料和供应品43美元56美元发电用煤和石油1519储存中的天然气2121总库存79美元96美元根据2024年12月期间购买的天然气的平均成本，以后进先出成本结转的储存中的天然气更换成本比2024年12月31日的账面价值少500万美元。该公司的大部分煤炭供应来自一家第三方，也从另一家单一第三方采购大部分天然气。向天然气客户收取的费率包含燃气成本调整条款，电费包含燃料调整条款，允许及时调整收费，以反映燃气成本和燃料成本的变化。（e）长期资产公司按历史成本和费用记录不动产、厂房和设备的维修和维护成本。当事件或情况变化表明这些资产的账面价值可能无法收回时，公司会定期评估长期资产，包括物业、厂房和设备。评估长期资产的可回收性是通过监测费率案件和其他诉讼的结果来确定监管机构是否可能拒绝资本许可。2024年或2023年没有记录长期资产减值或不允许。公司根据经济年限或监管规定的回收期，采用直线法计算折旧和摊销。摊销费用包括某些监管资产的摊销。（f）商誉公司至少每年进行一次商誉减值测试，并在事件或情况变化表明商誉的账面价值可能无法收回时对其进行评估。商誉通过进行定性评估或使用定量测试进行减值评估。如果公司选择进行定性评估，并确定报告单位的公允价值低于其账面价值的可能性较大，则随后进行定量测试；否则，无需进一步测试。如有需要，则通过将每个报告单位的公允价值与报告单位的账面金额（包括商誉）进行比较来进行定量测试。报告单位的估计公允价值主要根据收入法或收入和市场方法的加权组合确定。当账面值超过报告单位的估计公允价值时，超出部分记为减值费用，不超过商誉账面值。为进行年度和中期减值测试，公司将递延税项资产和负债计入其报告单位的账面价值，无论估计的公允价值是否反映了此类资产和负债的处置情况。商誉在公司的天然气报告部分报告。公司于2024年第三季度进行了年度商誉减值测试，确定无需计提商誉减值费用。（g）AFUDC资本化和利息递延公司将AFUDC作为在建项目的组成部分资本化，并在资产投入使用后在资产的估计使用寿命内摊销。此外，当金额很可能收回时，公司将利息成本递延到监管资产中。递延债务利息在回收期内摊销，用于利率制定目的。AFUDC代表公司应用规范经营会计准则时，借款资金的综合利息成本和用于建设的股权资金的合理收益。尽管AFUDC增加了物业、厂房和10
设备和收益，在资产计入费率时以现金变现。下表列出了列报期间的资本化AFUDC和递延债务利息成本：截至2024年12月31日止年度2023年（百万）AFUDC –借入资金（1）$ 6 $ 8 AFUDC –股权资金（2）1616递延债务利息（3）55（1）计入利息费用，不包括公司合并损益表上的证券化子公司。（2）计入其他收益，在公司合并损益表上的净额。（3）表示某些获授权赚取回报的监管资产的递延债务利息金额，例如物业、厂房和设备的债务在役持有成本，并计入利息费用，不包括公司综合收益表上的证券化子公司。（h）规管零售公用事业营运须受IURC规管。该公司作为一家电力公用事业公司受FERC监管。公司的会计政策对这些机构授权的费率制定和会计实务给予认可。（i）可退还或可收回的燃气成本以及燃料成本和外购电力所有计量燃气费率均包含燃气成本调整条款，该条款允许公司对外购燃气成本的变化收取费用。计量电费包含燃料调整条款，允许调整电能收费，以反映燃料成本的变化。购买电力的净能源成本，受制于基于纽约商品交易所天然气价格的可变基准，也通过监管程序收回。公司每月在收入中记录因燃气和燃料调整条款导致的任何回收不足或超额回收。记录相应的监管资产或负债，直至向公用事业客户开具账单或退还回收不足或超额的款项。销售的燃气成本在交付给客户时计入营业费用，燃料和购买的发电用电成本在消耗时计入营业费用。（j）监管资产和负债公司在其电力可报告分部和天然气可报告分部内应用受监管业务的会计指引。公司受费率监管的子公司可能会收取需退款的收入，以待费率程序的最终确定。关于此类收入，记录的估计费率退款负债反映了管理层目前对诉讼程序最终结果的判断。公司的费率监管业务根据监管处理将拆除成本确认为折旧费用的组成部分。此外，根据ARO会计准则，向客户收取的与ARO相关的搬迁费用的一部分已反映为资产报废负债。有关公司监管资产及负债的进一步详情，见附注5。（k）环境成本公司（i）视环境支出的未来经济利益酌情将环境支出支出支出或资本化；（ii）与过去的运营造成的现有状况相关的支出金额，这些情况不具有未来的经济利益；（iii）在环境评估和/或补救活动很可能且成本可以合理估计时记录与这些未来成本相关的未贴现负债。（l）所得税公司不会将联邦或州所得税申报表与Vectren或CenterPoint Energy提交的申报表分开提交。Vectren包含在CenterPoint Energy的美国联邦综合所得税申报表中。Vectren和某些子公司也包含在与CenterPoint Energy的各种统一或合并的州所得税申报表中。在其他州辖区，Vectren和某些子公司继续单独提交州纳税申报表。公司在单独的公司基础上记录每个司法管辖区的所得税。11
递延所得税是针对一项资产或负债的计税基础（如有相关未确认的税收优惠进行调整）与其在财务报表中报告的金额之间的暂时性差异计提的。递延税项资产和负债是根据暂时性差异计划转回时预期适用的现行法定所得税税率计算的。公司对超过现行法定税率计提的递延税款确认监管负债，对低于现行法定税率计提的递延税款确认监管资产。此类与税收相关的监管资产和负债在收入要求水平报告，并随着相关暂时性差异的逆转而摊销到收入中，一般在相关物业的使用寿命内。计入估值备抵以减少递延税项资产的账面值，除非递延税项资产变现的可能性较大。在纳税申报表中与已采取或预期将采取的所得税职位相关的税收优惠仅在满足可能性大于未采取的确认门槛并以结算时实现的可能性大于50%的最大利益金额计量时才记录。公司在损益表中报告与所得税内未确认的税收优惠相关的利息和罚款，并将与未确认的税收优惠相关的税收负债报告为其他非流动负债的一部分。投资税收抵免递延并在相关财产的大约使用寿命内摊销到收入中。爱尔兰共和军延长的生产税收抵免可用于减少当前应缴纳的联邦所得税。（m）收入收入在与客户的合同条款项下的义务得到履行时确认。收入按公司预期为换取转让商品或提供服务而收取的代价金额计量。履约义务的履行发生在发生货物和服务转让时，可能是在某一时点或一段时间内，导致在基础合同过程中或根据向客户交付的服务在单一时点确认收入。进一步讨论见附注3。（n）MISO交易公司是MISO的成员。与MISO相关的购买和销售交易使用MISO提供的结算信息进行记录。这些买卖交易至少按每小时净头寸入账，其中，该区间内的净购买记录为公用事业天然气和燃料以及购买的电力，该区间内的净销售记录为公司综合收益表中的电力公用事业收入。有时，由于MISO关税的变化或对其的重要解释，前期交易被重新安置在常规流程之外。与安置相关的费用，一旦很可能重新安置，并可以估计重新安置金额，就会被记录下来。与重新安置相关的收入在金额可确定且可收回性得到合理保证时予以确认。公司还从传输客户使用公司的传输系统中获得传输收入。这些收入也包含在公司综合收益表的电力公用事业收入中。通常，这些传输收入以及MISO收取的成本被视为基本费率的组成部分，与基本费率中包含的差异的任何差异都通过跟踪机制从零售客户那里收回/退还给零售客户。（o）公允价值计量某些资产和负债按公允价值进行估值和披露。非金融资产和负债包括资产报废义务的初始计量或商誉中公允价值的使用和长期资产减值测试。FASB指引为公允价值计量提供了框架。该框架提供了一个公允价值层次结构，优先考虑用于计量公允价值的估值技术的输入。层次结构给予相同资产或负债活跃市场中未经调整的报价最高优先级（第1级计量），给予不可观察输入值最低优先级（第3级计量）。公允价值层次结构的三个层次描述如下：12
第1级对估值方法的输入是公司有能力获得的活跃市场中相同资产或负债的未经调整的报价。第2级对估值方法的输入值包括·活跃市场中类似资产或负债的报价；·不活跃市场中相同或类似资产或负债的报价；·资产或负债可观察到的报价以外的输入值；如果资产或负债具有特定（合同）期限，则第2级输入值必须在资产或负债的基本上整个期限内可观察到。第3级对估值方法的输入是不可观察的，对公允价值计量具有重要意义。资产或负债在公允价值层级内的公允价值计量水平以对公允价值计量具有重要意义的任何输入值的最低水平为基础。所使用的估值技术最大限度地利用了可观察的输入，并最大限度地减少了不可观察输入的使用。（p）这些附注其他地方包括的其他重要政策是与退休计划和其他退休后福利、公司间分配和所得税有关的重要会计政策。更多信息见附注6。（q）最近的会计公告于2024年12月31日，公司采用了ASU 2023-07，分部报告（主题280）：可报告分部披露的改进（“ASU 2023-07”），通过围绕重大分部费用的强化披露来更新分部披露要求。公司将该拨备追溯应用于进一步描述的公司可报告分部的所有期间。有关公司分部报告的进一步讨论，请参见附注12。2024年11月，FASB发布了ASU 2024-03，损益表——报告综合收益（主题220）：费用分类披露（“ASU 2024-03”）。该ASU要求在常见的费用标题中分类披露费用，从而改进了对公共企业实体费用的披露。ASU2024-03在2026年12月15日之后开始的年度期间和2027年12月15日之后开始的中期期间生效。允许提前收养。该公司目前正在评估这一ASU对其合并财务报表的影响。2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09，《所得税（主题740）：所得税披露的改进》（“ASU 2023-09”）。该ASU增强了与税率调节和所得税相关的所得税披露的透明度。ASU2023-09自2024年12月15日之后开始的年度期间生效。允许提前收养。该公司目前正在评估这一ASU对其合并财务报表的影响。管理层认为，所有其他最近采用和最近发布的尚未生效的会计准则在采用时不会对公司的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大影响。（3）收入确认按照ASC 606，收入来自与客户的合同，收入在客户取得对承诺的商品或服务的控制权时确认。确认的收入金额反映公司预期有权收取的代价，以换取这些商品或服务。ARP是公用事业公司与其监管机构之间的合同，而不是公用事业公司与客户之间的合同。公司在满足监管机构规定的确认条件时，将ARP收入确认为其他收入。一旦通过并入向客户收取的公用事业服务的费率收回ARP收入，ARP收入将被冲回并记录为与客户签订的合同的收入。ARP收入的确认和ARP收入在通过公用事业服务收取的费率收回时的冲回可能不会在同一时期发生。该公司按照监管机构批准的关税中包含的费率、收费以及条款和条件向客户提供商品服务。公司每月向客户开具账单，并有权从客户处获得与迄今已履行的履约义务直接对应的金额对价。履约义务得到履行，并在向客户交付服务时确认收入。公司记录服务和交付商品的收入，但不是13
在会计期间结束时在综合资产负债表上的应计未开票收入中开票，该收入来源于估计的未开票消费和关税税率，或在适用的监管资产中开票。该公司的收入还根据监管的影响进行了调整，包括跟踪的运营费用、基础设施更换机制、脱钩机制和损失的利润率回收。脱钩和保证金损失回收机制被视为ARP，被排除在ASC 606的范围之外。客户按月计费，由监管机构设定的付款条件要求在计费后一个月内付款。这些收入不受重大退货、退款或保修义务的约束。下表按可报告分部和主要来源对收入进行了分类：截至2024年12月31日止年度电力（1）天然气总收入（百万）与客户签订的合同收入628美元121美元749美元其他（2）22224消除——（2）（2）总收入650美元121美元771美元截至2023年12月31日止年度电力天然气总收入（百万）与客户签订的合同收入591美元124美元715美元其他（2）21425总收入612美元128美元740美元（1）包括与客户签订的合同的证券化子公司收入。（2）主要由ARP收入构成。合同余额本公司并无任何重大合同余额（已提供服务的对价权利或已收到的未来提供服务的义务）。公司应收账款基本全部来自与客户的合同。应收账款和应计未开票收入的期初和期末余额如下：应收账款其他应计未开票收入（百万）截至2023年12月31日的期初余额$ 47 $ 45截至2024年12月31日的期末余额5446增加$ 7 $ 1信用损失和坏账费用准备金公司将属于ASU2016-13范围的金融资产分离，金融工具-信用损失（主题326）：金融工具信用损失的计量，主要是一年或更短时间内到期的贸易应收款，根据地理位置和监管环境等共有风险特征，将其分为投资组合部分，用于评估预期信用损失。历史和当前信息，例如平均核销，应用于每个投资组合分部，以估计无法收回的应收账款的损失准备金。此外，无法收回的应收款项损失准备金根据对未来经济状况的合理和可支持的预测进行了调整，其中可能包括天气变化、商品价格、法规和宏观经济因素等。14
下表汇总了坏账费用，扣除监管延期：截至2024年12月31日止年度2023年（百万）坏账费用4美元2（4）物业、厂房和设备（a）物业、厂房和设备物业、厂房和设备包括以下各项：2024年12月31日2023年12月31日加权平均使用寿命物业、厂房和设备、累计折旧和摊销毛额物业、厂房和设备、净物业、厂房和设备、累计折旧和摊销毛额物业、厂房和设备，净（年）（百万）输配电34美元2,742美元1,163美元1,579美元2,351美元1,121美元1,230美元发电（1）251,1071549531，3813151,066天然气分销42924207717893200693总计4,773美元1,524美元3,249美元4,625美元1,636美元2,989美元（1）截至2023年12月31日，公司和AGC作为共同租户在Warrick发电厂拥有一台300兆瓦机组。截至2023年12月31日，该公司在该单位的成本中所占份额为1.98亿美元，累计折旧总额为1.71亿美元。根据运营协议，AGC和公司平均分摊机组的运营成本和产量。公司应占营业成本在公司合并收益报表中计入运营维护费用。该公司于2024年1月1日退出Warrick电厂的联合运营。（b）折旧和摊销下表列示折旧和摊销费用：截至2024年12月31日止年度2023年（百万）折旧120美元137美元监管资产摊销（1）169总计136美元146美元（1）截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度，金额包括与证券化子公司相关的摊销费用分别为1600万美元和800万美元，反映在公司的综合损益表中。（c）ARO与燃气公用管道和电力电线杆的临时退役相关的部分拆除费用，填海活动符合ARO的定义。公司在能够合理估计公允价值及其结算日的情况下，在法定义务发生期间按公允价值核算ARO。在记录ARO时，相关资产报废成本作为相关长期资产账面金额的一部分予以资本化。公司对通过费率制定过程收回的费用与成本确认的时间差异确认一项监管资产或负债。未来负债的估计是根据对未来成本、利率、信贷调整无风险利率和估计结算时间的估计和假设，使用贴现现金流模型制定的。15
该公司根据CCR遗留规则记录了与关闭A.B. Brown和F.B. Culley的灰池以及印第安纳州某些地点有关的ARO；进一步讨论见附注8（c）。该公司还记录了与处理过的配电木杆、地下燃料储存罐和废弃在原地的燃气管道有关的ARO。对公司合并资产负债表中其他非流动负债中记录的ARO负债变化的对账如下：截至2024年12月31日的年度2023年（百万）期初余额152美元139美元增加11 —增值费用（1）49估计中的修订— 4期末余额167美元152美元（1）反映在公司合并资产负债表的监管资产中。（五）监管资产负债情况以下为截至2024年12月31日、2023年12月31日公司资产负债表反映的监管资产负债情况一览表：12月31日，20242023（百万）监管资产：未来可从纳税人收回的金额相关：资产报废债务和其他45美元39美元递延所得税净额2713未来可从纳税人收回的总金额7252与未来收回相关的递延金额：成本回收附加条款7148未来收回的递延金额总额7148目前通过客户费率收回的金额相关：授权跟踪器和成本递延（1）398424天然气回收成本（2）1 —重新获得的债务的未摊销损失和对冲2023客户利率中收回的总金额419447监管资产总额$ 562 $ 547流动监管资产总额（2）$ 1 $ —非流动监管资产总额$ 561 $ 547监管负债：与TCJA相关的监管负债$ 170 $ 175估计移除成本5681其他监管负债2444监管负债总额$ 250 $ 300（1）包括下文在Generation Retirement证券化中讨论的证券化监管资产。（二）计入公司合并资产负债表预付费用和其他流动资产。在目前向客户收取的4.19亿美元的费率中，有700万美元正在获得回报。目前以基准利率回收的监管资产的加权平均回收期为19年，总额为3300万美元。监管资产未获得收益且使用年限为永续或不确定的，已从加权平均回收期计算中剔除。其余监管资产正通过定期回收机制及时回收。该公司对所有尚未在费率中的递延成本有费率订单，因此认为未来很可能收回。16
用于资产报废义务的监管资产主要是由于公司灰池的预期报废活动产生的成本超出了已回收的费率。更多信息见附注4和10。公司认为这些资产很可能被收回，因为目前正在以费率收回成本。递延税项相关监管责任主要是按照2017年12月22日颁布的降低的联邦公司税率对递延税款进行重估。在监管委员会批准后，这些监管责任将随着时间的推移退还给客户。有关公司监管事项的进一步信息，请参见附注9。Generation Retirements证券化2023年1月4日，IURC根据印第安纳州参议院登记法案386发布命令，授权发行至多3.5亿美元的证券化债券，用于将与公司A.B. Brown燃煤发电设施的退休相关的合格成本证券化。据此，公司确定，在订单发出时，物业、厂房和设备的报废变得很可能。由于没有不允许放弃的不动产、厂房和设备的全部或部分成本，因此没有就发出订单确认放弃损失。2023年第一季度，公司收到订单后，将拟通过证券化收回的物业、厂房和设备重新分类为监管资产，这些金额继续获得全额回报，直至通过证券化收回。证券化子公司于2023年6月29日发行了本金总额为3.41亿美元的证券化债券。证券化子公司使用部分发行所得款项净额向公司购买证券化财产。未确认收益或损失。证券化债券由证券化财产担保，其中包括通过公司零售电力客户应付的不可绕过的证券化费用、IURC订单授权的公司合格成本的回收权。证券化子公司，而非公司，是证券化财产的所有者，证券化子公司的资产不能用于偿付公司或其关联公司的债权人，证券化子公司除外。除根据公司与证券化子公司之间的服务协议规定汇出证券化费用的收款外，公司对证券化债券没有付款义务。不可绕过的证券化收费实行校准机制。（6）与其他Vectren公司和附属公司的交易CenterPoint Energy的附属公司支持服务为公司提供企业服务，并将一定的成本分摊给公司。服务成本已使用管理层认为合理的方法直接向公司收取。这些方法包括使用率、专用资产分配和基于运营费用、资产、毛利率、员工以及资产、毛利率和员工的组合的比例企业公式。CenterPoint Energy的附属公司向公司提供某些服务，包括地理服务和其他杂项服务。这些服务按实际成本计费，可以直接计费，也可以作为分摊费用。这些费用并不一定表明如果CenterPoint Energy的子公司不是关联公司会产生什么。截至2024年12月31日和2023年12月31日的支持服务欠款金额包含在公司合并资产负债表的应付账款和应付票据-关联公司中。下表列出了这些服务的费用，这些费用主要包括在公司合并损益表的运营和维护费用中，所列期间：截至2024年12月31日的年度2023年（百万）公司服务费用39美元41美元物业、厂房和设备公司在2024年和2023年分别以账面净值400万美元和1300万美元从VUH购买了某些物业、厂房和设备资产。17
设定受益计划和退休后福利截至2024年12月31日，CenterPoint Energy和Vectren维持四项合格的设定受益养老金计划，其中三项不对新参与者开放（由公司赞助的Southern Indiana Gas and Electric Company小时工养老金计划、由CenterPoint Energy，Inc.的全资子公司Indiana Gas Company，Inc.赞助的Indiana Gas Company，Inc.谈判单位退休计划和由CenterPoint Energy，Inc.赞助的CenterPoint Energy退休计划），其中一项被冻结（Vectren Corporation组合非谈判退休计划，由Vectren赞助）。这些计划主要是非缴款性的。除符合条件的设定受益计划外，CenterPoint Energy还通过Vectren维持涵盖Vectren某些前高管的冻结的不符合条件的补充高管退休计划，以及涵盖某些符合条件的公司退休人员的退休后福利计划。退休后福利计划提供医疗保健和人寿保险福利，这是自保和全额保险计划的组合，在缴费型和非缴费型基础上。自2021年起，Vectren Corporation组合非议价退休计划的某些参与者以及与这些参与者的应计福利相关的所有负债和资产均转移至CenterPoint Energy退休计划。CenterPoint Energy和Vectren对已确定的合格固定福利养老金计划、退休后福利计划以及与“多雇主”福利会计相关的FASB指南一致的不合格补充高管退休计划进行了会计处理。CenterPoint Energy和Vectren使用劳动力成本分配将根据公认会计原则计算的与合格的固定福利养老金计划、补充高管退休计划和退休后福利计划相关的定期成本分配给包括公司在内的子公司，这也是公司通过基本费率回收定期成本的方式。因此，定期成本被分配给运营费用和资本项目。截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度，CenterPoint Energy和Vectren分别向公司收取了总额不到100万美元和100万美元的定期费用。根据公认会计原则计算的计划资产和计划义务均不分配给CenterPoint Energy和Vectren的个别子公司，但退休后福利计划义务的当前部分分配给其各自的子公司除外。CenterPoint Energy和Vectren满足其资助计划的未来资金需求，并从一般公司资产中支付未资助计划的福利，并在必要时依靠公司支持这些义务的资助。该公司的母公司在2024年和2023年为Vectren参与者向CenterPoint Energy固定福利养老金计划贡献了不到100万美元。该公司在2024年和2023年分别为Vectren的补充高管退休计划和退休后福利计划贡献了100万美元。公司参与的其余计划分别于2024年或2023年没有作出额外贡献。截至2024年12月31日和2023年12月31日，Vectren的合格设定受益养老金计划（包括除CenterPoint Energy退休计划外的已确定的合格设定受益养老金计划）的合并资金状况分别约为101%和97%。截至2024年12月31日和2023年12月31日，CenterPoint Energy退休计划的资金状况分别约为76%和78%。公司的劳动力分配方法也用于计算公司向CenterPoint Energy和Vectren提供的合格固定福利养老金计划、补充高管退休计划和退休后福利计划的资金，这与公司的监管利率制定流程一致。公司对CenterPoint Energy或Vectren的资金需求与分配的定期成本之间的任何差异均由公司确认为预付资产或应计成本。预付养老金资产和应计成本余额如下：截至2024年12月31日止年度2023年（百万）预付养老金资产：合格的固定福利养老金计划（1）$ 17 $ 16预付养老金资产总额$ 17 $ 16应计成本：退休后福利计划（2）$ 15 $ 16非合格补充高管退休计划（2）11应计总成本$ 16 $ 1718
（1）扣除公司合并资产负债表中分别计入其他非流动资产和其他非流动负债的全部符合条件的设定受益养老金计划的预付养老金资产和应计成本后的净额。（二）计入公司合并资产负债表其他非流动负债。现金管理安排公司参与与Vectren关联公司的集中现金管理方案。截至2024年12月31日，公司在VUH资金池中的投资为1100万美元，包括在合并资产负债表上的应收账款和票据-关联公司中。截至2023年12月31日，公司从VUH资金池中的借款为5000万美元，包括在合并资产负债表的应付账款和应付票据-关联公司中。有关公司间借款安排的更多信息，请参见附注7。所得税公司不会将联邦或州所得税申报表与Vectren或CenterPoint Energy提交的申报表分开提交。Vectren包含在CenterPoint Energy的美国联邦综合所得税申报表中。Vectren和/或其某些子公司也包含在与CenterPoint Energy的各种统一或合并的州所得税申报表中。在其他州辖区，Vectren和某些子公司继续提交单独的州纳税申报表。根据税收共享协议，出于财务报告目的，公司在单独的公司基础上记录所得税。公司因成为Vectren综合税务组的一部分而产生的税收影响的分配份额记录在公司的母公司层面。当前应付/应收税款每季度以现金方式与Vectren结算，并在提交合并的联邦和州所得税申报表后结算。所得税费用和投资税收抵免摊销的组成部分如下：截至2024年12月31日的年度2023年（百万）当期所得税费用：联邦9美元13美元州2 —当期所得税费用总额1113递延所得税费用：联邦56州73递延所得税费用总额129投资税收抵免摊销（1）（1）所得税费用总额22美元21美元联邦法定税率与实际所得税税率的对账如下：截至12月31日的年度，20242023法定税率21% 21%州和地方税，扣除联邦福利42通过税率结算的监管责任摊销（7）（5）审计调整（3）5 AFUDC股权（2）（3）所有其他-净额— 1有效税率13% 21% 19
递延所得税负债净额的重要组成部分如下：12月31日，20242023（百万）非流动递延所得税资产：净经营亏损和其他结转97美元45美元通过未来税率结算的监管负债4044员工福利义务44资产退休义务3 —其他–净额217总递延所得税资产165100非流动递延所得税负债：折旧和成本回收时间差异485380可通过未来税率收回的监管资产813递延燃料成本1516总递延所得税负债508409净递延所得税负债343美元309美元截至2024年12月31日，该公司有2700万美元的投资税收抵免结转，将于2041年到期。截至2024年12月31日和2023年12月31日，递延投资税收抵免总额分别为2600万美元和2700万美元，计入合并资产负债表的其他非流动负债。不确定的税务状况公司截至2024年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度没有未确认的税收优惠。税务审计和结算公司的母公司及其某些子公司在美国联邦司法管辖区和各州提交所得税申报表。截至2022年的纳税年度已与美国国税局就CenterPoint Energy进行审计和结算。对于2023和2024纳税年度，CenterPoint Energy及其子公司是IRS合规保证流程的参与者。20
（七）借款安排及其他融资交易长期债务长期优先无抵押债务和未偿还的第一抵押债券如下：证券化债券2036、2025系列-A证券化债券第A-1期，5.026% $ 198 $ 2152041,2036系列-A证券化债券第A-1期，5.172% 126126证券化债券总额324341本期到期（13）（17）未摊销债务发行成本（3）（4）长期债务总额-VIE证券化债券，净额308 $ 320应付第三方的第一抵押债券：2024年、2013年D系列，3.50%，免税$ — 232025,2014年B系列，3.45%，免税41412037，2013年E系列，3.55%，免税22222038,2013年A系列，4.00%，免税22222043,2013年B系列，4.00%，免税40402044,2014年A系列，4.00%，免税11112055,2015系列Mt. Vernon，4.25%，免税23232055,2015系列Warrick County，4.25%，免税15152028,2023系列A，4.98% 1001002033,2023系列A，5.04% 80802029,2023系列B，5.75% 1801802030,2023系列B，5.91% 1052034,2023系列B，6.00% 1851852034,2024系列2024A，5.18% 100 — 2036,2024系列2024A，5.28% 60 —应付第三方的第一抵押债券总额984847当前到期（41）（23）未摊销债务发行成本（4）（3）长期债务总额-第三方，净额939美元821美元应付关联公司的固定利率高级无抵押票据2025,1.21% 106美元1062030,1.72%。75752032,3.26% 7575长期应付债务总额-关联公司256256当前到期（106）—长期债务总额-关联公司，净额150美元256美元2024年12月31日2023年（百万）21
债务交易债务发行。2024年期间，发行或发生了以下债务工具：发行日期债务工具总本金金额利率到期日（百万，利率除外）2024年8月第一抵押债券（1）100美元5.18% 2034年8月2024年第一抵押债券（1）605.28% 2036美元160美元（1）公司2024年8月发行第一抵押债券的收益总额（扣除交易费用和费用）约1.59亿美元用于一般公司用途，包括在到期或其他情况下偿还短期债务和长期债务。更多信息见附注14。债务偿还和赎回。2024年期间，以下债务工具到期偿还或提前赎回：偿还/赎回日期债务工具合计本金利率到期日（百万）2024年3月第一抵押债券（1）$ 223.50% 2024 $ 22（1）2024年2月6日，公司提供了赎回通知，并于2024年3月1日，公司偿还了公司2024年到期的未偿还第一抵押债券本金总额为2200万美元的未偿还本金，赎回价格等于将被赎回的第一抵押债券本金的100%加上截至但不包括赎回日期的应计和未付利息（如有）。证券化债券。截至2024年12月31日，公司有一家特殊目的子公司——证券化子公司并表。合并后的特殊目的子公司是一家全资、破产远程实体，其成立的唯一目的是通过发行证券化债券及其附带活动促进2023年第二季度与A.B.褐煤发电设施完成退役相关的合格成本的证券化融资。证券化债券仅通过征收公司零售电力客户应付的证券化费用支付，这些费用是不可绕过的费用，用于提供IURC订单授权的公司合格成本的回收。除汇出公司、证券化附属公司及其他各方在服务协议中规定的其收取的适用证券化费用外，公司并无就证券化债券的付款义务。特殊目的实体是施加、收集和接收适用的22的权利的唯一所有者
证券化收费为发行的债券提供担保。公司债权人对证券化子公司的任何资产或收益均无追索权，债券持有人对公司一般信用也无追索权。信贷便利。截至2024年12月31日，公司拥有以下循环信贷额度：执行日期SOFR的融资提款率规模加上（1）截至2024年12月31日的借入资金与资本比率债务的财务契约限制（2）终止日期（3）（百万）2022年12月6日$ 2501.125% 65% 44.8% 2027年12月6日（1）基于截至2024年12月31日的信用评级。（2）循环信贷融资协议中的定义，不包括证券化债券。（3）与循环信贷融资相关的后续事件的讨论见附注14。截至2024年12月31日和2023年12月31日，循环信贷额度下没有未偿还借款。未来长期偿债资金需求及期限。截至2024年12月31日，公司未偿还的第一抵押债券本金总额约为9.84亿美元。一般来说，公司的所有不动产和有形财产受其抵押契约留置权的约束，该留置权经修订和重述，自2023年1月1日起生效。截至2024年12月31日，该公司获准根据其抵押契约发行额外债券，最高可达当时无资金财产增加额的70%，并可在此基础上发行约8.99亿美元的额外首次抵押债券。到期。截至2024年12月31日，长期债务的到期情况，不包括贴现、溢价和发行成本，如下：附属债务第三方债务证券化债券总债务（百万）2025年106美元41美元13美元1602026 —— 14142027 —— 14142028 —— 100151152029 —— 180161962030及其后的1506632521,065项盟约。长期和短期借款安排都包含惯常的违约条款；对留置权、售后回租交易、合并或合并以及资产出售的限制；以及对杠杆的限制等限制。多个债务协议包含一项契约，即合并总债务与合并总资本的比率将不超过65%。截至2024年12月31日，公司遵守所有金融债务契约。（8）承诺和或有事项（a）采购采购义务承诺包括与公司电力可报告分部和天然气可报告分部相关的最低采购义务。有最低付款条款的合约有不同的数量要求和期限，在公司截至2024年12月31日和2023年12月31日的合并资产负债表中不被归类为非交易衍生资产和负债，因为这些合约符合作为“正常采购合同”的例外情况或不符合衍生工具的定义。天然气和煤炭供应承诺还包括不符合衍生工具定义的运输合同。23
截至2024年12月31日，公司有以下未贴现的最低采购义务：电力供应（1）天然气供应（百万）202583美元4202613042027135420289742029943此后1,30319总计1,842美元38美元（1）与承诺从15年到25年不等的购电协议有关。上表中不包括对其他没有最低门槛但在能源供应商产生时确实需要付款的购电协议的现金支出的估计。其中某些承诺产生的成本是转嫁成本，通常通过监管机构批准的成本回收机制从零售客户那里以美元对美元的价格收取。有关公司BTAs和PPAs的进一步详情，请参阅附注9。（b）AMA该公司继续利用与其在印第安纳州的公用事业分销服务相关的AMA。根据协议的规定，公司要么向资产管理人出售天然气，并同意以相同的成本全年回购等量的天然气，要么干脆从资产管理人处购买其在每个交付点的全部天然气需求。通常，AMA是公司与资产管理人之间的合同，旨在转移营运资金义务并最大限度地利用资产。在这些协议中，公司同意向其他方释放运输和储存能力，以管理公司的天然气储存、供应和交付安排，并在公司不需要时将释放的能力用于其他目的。公司可以通过在AMAs存续期内支付的款项从资产管理人获得补偿。公司有义务购买根据这些AMA向资产管理人发布的冬储要求。（c）环境事项MGP场址。该公司及其前身过去经营MGP。公司预计为履行其义务而产生的成本由管理层根据实际发生的成本、预期未来付款的时间和通货膨胀因素等假设进行估计。虽然公司记录了所有可能和可估计的成本的债务，包括目前与这些地点的活动有关的债务，但未来的事件可能需要目前未预见的补救活动，这些成本可能不受PRP或保险追偿的约束。印第安纳州MVP。该公司已确定其参与了其服务区域内的五个人造气体工厂站点，目前所有这些站点都在IDEM的VRP中注册。该公司目前正在进行某种程度的补救活动，包括在某些地点进行地下水监测。目前无法确定与处理这些站点相关的可能产生的总成本。估计的应计成本仅限于公司在补救工作中的份额，因此已扣除其他PRP的风险敞口。公司认为其可能负责的场地可能的补救费用估计范围是基于在下表给出的最短时间范围内继续进行的补救：2024年12月31日（以百万计，年份除外）补救应计金额2美元最低估计补救费用1最高估计补救费用8最低补救年数5最高补救年数2024
成本估算是基于对一个场地或行业平均成本的研究，以修复类似规模的场地。实际补救费用将取决于需要补救的场地数量、其他PRP的参与情况（如果有的话）以及所使用的补救方法。公司预计这些事项的最终结果不会对其财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。CCR规则。2015年4月，美国环保署最终确定了CCR规则，该规则将灰分作为RCRA下的非危险材料进行监管。最终规则允许对灰分进行有益的再利用，公司发电厂产生的一部分灰分将继续被再利用。该公司有三个灰池，两个在F.B. Culley设施（Culley East和Culley West），一个在A.B. Brown设施。根据CCR规则，该公司必须在其F.B. Culley和A.B. Brown发电站进行完整性评估，包括地下水监测。根据CCR规则，Culley East和A.B. Brown设施都按照在为这两个池塘提交的延期请求中向EPA作出的承诺及时停止服务。2019年4月24日，公司收到IURC的订单，批准收回与关闭Culley West池塘相关的成本率，该池塘已完成关闭活动。2019年8月14日，公司向IURC提交了申请，要求收回与关闭A.B.褐灰池相关的成本，其中将包括与挖掘和回收池灰相关的成本。这一申请随后于2020年5月13日获得IURC的批准。2020年10月28日，IURC批准了公司的ECA程序，其中包括启动联邦授权项目成本的回收。2022年11月1日，该公司向CPCN提交申请，以收回与关闭第三个也是最后一个灰池Culley East Pond相关的联邦强制成本。公司为该项目寻求会计和费率制定减免，并于2023年6月8日提交了经修订的CPCN，以收回联邦规定的灰池成本。2024年2月7日，IURC批准了联邦政府规定的成本，包括已发生和预计的5200万美元资本成本，加上估计每年133,000美元的运营和维护费用，用于通过ECA进行回收。截至2024年12月31日，公司已录得约1.21亿美元的ARO，这是关闭A.B. Brown和F.B. Culley池塘的未来现金流估计的贴现值。这一估计可能会因合同安排而发生变化；对灰分、关闭方法和关闭时间的持续评估；公司发电过渡计划的影响；不断变化的环境法规；以及从先前结算的保险程序中的和解收到的收益。除了这些ARO，该公司还预计将购买6000万至8000万美元的设备，以完成A.B. Brown关闭项目。2024年4月25日，美国环保署发布了最终的CCR遗留规则。CCR遗留规则要求公司调查以前被关闭的蓄水池，这些蓄水池在历史上曾被用于灰渣处理，或者在这些蓄水池上放置过灰渣的地点，数量在CCR遗留规则中规定。该公司已完成对根据CCR遗留规则需要进一步调查的潜在地点的初步审查，并确定了印第安纳州的某些地点进行进一步评估。在2024年期间，公司记录了大约1100万美元的ARO，相应增加了1100万美元，用于目前正在使用的发电站的可收回金额的财产、厂房和设备。这些估计数反映了F.B. Culley的一个历史性灰分放置区域的未来估计封顶成本的贴现值。公司将继续完善与此ARO相关的假设、工程分析和由此产生的成本估算，此类完善可能会对估算ARO的金额产生重大影响。地下水和发电厂排放的清洁水法许可。2020年4月，美国最高法院发布意见，规定通过地下水或其他面源进行的间接排放，在功能等同于直接排放时，须根据《清洁水法》获得许可并承担责任。2023年11月27日，美国环保署公布了关于应用“功能当量”分析与允许通过地下水向地表水排放某些排放物有关的指导草案。该公司目前预计不会受到这一指导的影响，但根据CCR规则，地下水监测仍在继续。2015年， 美国环保署完成了对现有蒸汽电力废水排放标准的修订，这些标准设定了更严格的废水排放限制，并有效地禁止了灰池中煤灰的进一步湿法处置。2019年2月，IURC批准了公司F.B. Culley发电站的ELG合规计划，该计划按照ELG的要求完成。2024年4月25日，美国环保署发布了最终的补充ELG和蒸汽发电点源类标准。该公司目前预计，由于之前的废水处理升级，它将遵守Culley工厂的补充ELG指南。25
其他环境。公司不时会在运营期间或其前任曾开展运营的物业上发现环境污染物的存在。其他涉及污染物的此类场所可能会在未来被发现。该公司已经并预计将继续根据州和联邦法律义务对任何已确定的地点进行补救。公司不时收到来自监管机构或其他机构的通知，并可能在未来收到通知，内容涉及与因存在环境污染物而被发现需要补救的场地有关的PRP地位。此外，公司已或可能不时被列为与该等网站有关的诉讼的被告。虽然目前无法预测该等事项的最终结果，但公司预期该等事项无论是个别或整体而言，均不会对其财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。（d）其他程序公司涉及就日常业务过程中产生的事项在各法院、监管委员会和政府机构进行的其他法律、环境、税务和监管程序。公司不时亦是各原告针对能源行业广泛参与者群体提出的索赔的法律诉讼的被告。其中一些诉讼涉及大量金额。公司定期分析当前信息，并在必要时就这些事项的最终处置提供可能和合理估计负债的应计项目。公司预计这些事项的处置不会对其财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。（九）监管事项代退休证券化有关证券化债券发行的进一步信息，见附注5。BTAs于2021年2月23日，公司向IURC提交了CPCN，寻求批准购买Posey Solar项目。2021年10月27日，IURC发布了一项批准CPCN的命令，授权公司通过BTA购买Posey Solar项目，以固定的购买价格收购其太阳能电池板资产，并在预期的35年寿命中通过平准费率批准收回成本。由于社区反馈以及通货膨胀和影响能源行业的供应链问题导致项目成本上升，该公司与开发商Arevon于2022年1月宣布计划将Posey Solar项目规模缩小至191兆瓦。公司协同同意范围变更，并于2023年2月1日，公司签订了经修订和重述的BTA，该BTA取决于IURC的进一步审查和批准。2023年2月7日，公司向IURC提交了一份CPCN，以批准修订后的BTA。随着IRA的通过，该公司现在可以为太阳能项目寻求PTC。该公司要求通过基差费率或CECA机制，在费率基础上而不是在平准费率下回收项目成本（扣除PTC），这取决于提供更及时的回收。2023年9月6日，IURC发布命令，批准CPCN。Posey Solar项目预计将于2025年第二季度投入使用，并通过基准费率收回。更多详情见附注14。2022年7月5日，公司订立BTA，通过特殊目的实体以上限购买价格收购位于印第安纳州派克县的130兆瓦太阳能电池板。该项目的CPCN已于2022年7月29日在IURC备案。于2022年9月21日，就解决公司与OUCC之间的所有问题达成原则协议。规定及和解协议已于2022年10月6日提交，并于2022年11月1日举行和解聆讯。2023年1月11日，IURC发布命令，批准和解协议，授权公司通过BTA购买和收购Pike County Solar项目，并批准了估计成本。IURC还根据适用的印第安纳州法规将该项目指定为清洁能源项目，批准了拟议的平准费率以及相关的费率制定和会计处理。由于通胀压力，开发商透露，成本超过了BTA中商定的水平。经协商，公司与开发商未能就更新定价达成一致。因此，在2024年3月15日，公司向IURC提供通知，称其正在行使终止BTA的权利，从而终止了公司与该项目有关的所有进一步义务。2023年1月10日，公司向IURC提交CPCN，通过BTA收购装机容量为200兆瓦的风能发电设施， 与其2019/2020年IRP一致，后者要求风力发电量高达300兆瓦。该风力项目位于MISO的中部地区。该公司获得了IURC的批准，可通过CECA机制收回风力设施的成本，开发商认为该机制可在2026年底投入使用。2023年6月6日，IURC发布命令批准CPCN，从而授权公司购买风力发电设施。然而，26
截至该等财务报表日期，公司尚未就该风能发电设施订立任何最终协议，亦无法确定是否会订立最终协议。PPA该公司还于2021年2月寻求批准与印第安纳州沃里克县的Clenera，LLC合作的100兆瓦太阳能PPA。该请求计入了与该PPA相关的债务成本增加，后者提供了等值的股权回报，以抵消PPA 25年存续期内的估算债务。2021年10月，IURC批准了Warrick County太阳能PPA，但拒绝了在PPA成本中预先抵消估算债务的请求。由于通货膨胀和供应链问题影响能源行业导致项目成本上升，Clenera，LLC和公司被迫重新谈判协议条款以提高PPA价格。2023年1月17日，公司向IURC提出请求，要求对先前批准的PPA进行某些修改。修订后的购买电力成本要求在修订后的购电协议期限内通过燃料调整条款程序收回。2023年5月30日，IURC批准了Warrick County太阳能修正PPA；但由于MISO互联互通研究延迟，开发商透露项目投入使用日期将延迟至2026年。2021年8月25日，公司向IURC提交了申请，寻求批准根据15年的购电协议从Oriden购买185兆瓦的太阳能电力，Oriden正在开发印第安纳州Vermillion县的太阳能项目，以及根据20年的购电协议从Origis购买150兆瓦的太阳能电力，Origis正在开发印第安纳州诺克斯县的太阳能项目。2022年5月4日，IURC发布命令，批准公司订立两项购电协议。2022年3月，当MISO互联研究的结果完成时，Origis告知公司，在印第安纳州诺克斯县建设太阳能项目的成本增加了。这一增长主要是由于影响全球制造商的商品和供应链成本不断上升。2022年8月，公司与Origis签订了经修订的购电协议，其中重申了先前批准的诺克斯县太阳能购电协议中包含的条款，并进行了某些修改。2023年2月22日，IURC批准了诺克斯县太阳能修正PPA；但由于MISO互联互通延迟，项目在役日期将延迟至2026年。2023年1月17日，公司向IURC提交请求，要求与Oriden修改先前批准的Vermillion County太阳能PPA，并进行某些修改。经修订的购买电力成本获准在与Oriden的经修订的购电协议期限内通过燃料调整条款程序收回。2023年5月30日，IURC批准了Vermillion County Solar修正PPA；但由于MISO互联互通研究延迟，开发商透露项目投入使用日期将延迟至2026年。2024年5月1日，该公司向IURC提交申请，寻求批准与NextEra Energy，Inc.的关联公司根据25年的购电协议购买147兆瓦的风电，该公司正在开发伊利诺伊州诺克斯县的风电项目。2024年11月6日，IURC批准了Knox County Wind PPA，其中规定在PPA期限内通过燃料调整条款程序收回购买电力成本。该设施的目标是在2026年初投入运营。天然气燃机于2021年6月17日，公司向IURC提交了一份CPCN，寻求批准建造两台天然气燃机，以取代其现有燃煤发电车队的部分设备。2022年6月28日，IURC批准了CPCN。估计耗资3.34亿美元的涡轮机设施正在印第安纳州波西县A.B.布朗发电厂的旧址建造，将提供460兆瓦的综合输出。公司获得批准，将折旧费用和在役后持有成本在一项监管资产中递延至公司的基本费率包括设施折旧费用的回报和回收之日。一条新的约23.5英里长的管道将由Texas Gas Transmission，LLC建造和运营，为涡轮设施供应天然气。FERC于2022年10月20日授予建造该管道的证书。该公司于2022年12月9日向其承包商发出了继续建造涡轮机的完整通知。2025年1月7日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院确认了FERC授予该证书的命令。该设施的目标是在2025年年中投入运营。2025年2月6日， 公司拟议天然气燃机的EPC承包商向公司提供了一份通知，称EPC承包商正在确定拟议关税对项目的影响，并打算寻求对项目的合同价格进行公平调整。回收拟议的天然气燃机和监管资产被纳入公司费率案例中的预测测试年度，该案例已于2023年12月5日向IURC备案。有关公司费率案例的更多详细信息，请参阅下面的“费率变更申请”。库利3号机组于2022年6月运营，该公司装机容量为270兆瓦的燃煤发电机组F.B.库利3号机组出现了与其锅炉给水泵涡轮机相关的运营问题。该部队于2023年3月恢复服役。在2023年9月13日提交的证词中，OUCC和一名代表工业客户的干预者向IURC提交了证词，声称该公司没有谨慎行事导致了计划外的停电，并建议在2100万美元至2700万美元之间不予许可。2024年7月3日，IURC发布命令，认定公司行为合理，27
谨慎对待导致Culley 3号机组停运的事件，此外，没有批准干预者提出的不允许。该命令现为最终命令，不可上诉。太阳能电池板问题公司目前和未来的太阳能项目受到延误和/或成本增加的影响。公司太阳能项目开发商传达的潜在延误和通胀成本压力主要是由于（i）太阳能电池板不可用以及与DOC反倾销和反补贴税调查相关的其他不确定性，（ii）2021年12月关于中国新疆维吾尔自治区制造的太阳能组件和其他产品的《维吾尔强迫劳动预防法》，以及（iii）持续存在的一般全球供应链和劳动力可用性问题。2024年5月15日，基于美国太阳能制造联盟贸易委员会提交的请愿书，DOC宣布对来自柬埔寨、马来西亚、泰国、越南的硅光伏电池发起反倾销和反补贴税调查。2024年10月1日，DOC的初步反补贴税认定确认了请愿书，并确定了初步税率。预计将于2025年第二季度做出最终决定。2024年11月29日，DOC公布了其在反倾销调查中的初步肯定性认定，并确定了初步倾销税率。预计将于2025年第二季度做出最终决定。这些影响可能会导致某些项目的成本增加，这些影响可能需要我们寻求额外的监管审查和批准。此外，由于这些因素，项目成本和时间表的重大变化可能会影响项目的可行性。TDSIC 2.0于2023年5月24日，公司向IURC提交呈请及总案，要求（其中包括）批准其输配电及储存改善的五年计划（TDSIC计划），并于2023年12月27日发出批准TDSIC计划的命令。已获批准的五年期TDSIC计划涵盖2024年1月1日至2028年12月31日期间，包括约4.54亿美元的拟议投资，涉及七个不同的项目：（1）配电12kV电路重建，（2）配电地下重建，（3）配电自动化，（4）木杆更换，（5）输电线路重建，（6）变电站重建，以及（7）变电站物理安全。汇率变动申请该公司经常在州监管机构参与汇率变动申请。这些应用包括一般费率案例，其中对公用事业的全部服务成本进行评估和重置。此外，该公司还定期在印第安纳州参与调整其资本跟踪机制（CSIA for gas and TDSIC，ECA and CECA for electric）、其在印第安纳州的脱钩机制（SRC for gas）以及其在印第安纳州的能效成本跟踪器（EEFC for gas and DSMA for electric）的诉讼。费率案例。2023年12月5日，公司向IURC提交了一份请愿书，请求授权通过分阶段的费率修改其电力公用事业服务的费率和收费。基于前瞻性的2025年测试年，要求的增长约为16%或1.19亿美元。费率上调的必要性主要是由于对系统安全性和可靠性的持续投资以及运营费用的正常增长。费率案例的初步备案反映了在预测的55%的股权比例上拟议的10.4%的ROE。该公司与少于所有各方达成和解协议，并于2024年5月20日向IURC提交了该协议。此次结算反映了拟议的9.8%的ROE，预测的股权比例为55%。要求的增加额下调至8000万美元，增幅为11%。公司于2025年2月3日收到最终订单，批准以一项修改结算，有效地将住宅涨幅限制在总涨幅的1.15%，将差额分配给其他商业和工业客户。最终订单在预测的55%股权比例上批准了9.8%的ROE，并增加了8000万美元的收入。28
下表反映了自公司2023年财务报表在2024年3月8日至2025年3月18日的当前报告8-K中提交给SEC以来待处理或已完成的重大申请。Gas（IURC）CSIA 2024年4月4日2024年8月2024年7月请求将费率基数提高3500万美元，这反映了当前收入每年增加约360万美元，其中80%包含在机制中，20%推迟到下一个费率案例。该机制还包括每年0.03亿美元的（超额）/未足额回收差异变化。IURC最终命令于2024年7月31日发布，批准拟议的CSIA费率，自2024年8月1日起生效。CSIA 2024年10月2日2025年2月2025年1月请求将费率基数增加1800万美元，这反映了当前收入每年增加约240万美元，其中80%包含在机制中，20%推迟到下一个费率案例。该机制还包括每年（1.0）百万美元的（超额）/回收不足差异的变化。IURC的最终命令于2025年1月29日发布，批准利率与更正文件一样，自2025年2月1日起生效。电气（IURC）费率案例2023年12月80日2025年2月2025年2月见上文印第安纳州电费率案例下的讨论。TDSIC2024年2月5日2024年5月2024年5月请求将费率基数提高3600万美元，这反映了当前收入每年增加500万美元，其中80%被纳入该机制，20%被推迟到下一个费率案例。批准该请求的命令于2024年5月17日发布，并于2024年5月16日生效。CECA — 2024年2月2024年5月2024年6月请求将费率基数减少100万美元，这反映了当前收入没有变化。该机制还包括（超额）/未充分回收差异的变化，即10万美元。最终命令于2024年5月29日发布，批准利率于2024年6月1日生效。非洲经委会2024年5月6日2024年8月2024年8月要求将费率基数提高4800万美元，这反映了当前收入每年增加600万美元，其中80%被纳入机制，20%被推迟到下一个费率案例。该机制还包括减少100万美元的回收不足差异。OUCC于2024年7月1日提交证词，建议批准。2024年8月28日发布了批准该请求的最终命令。TDSIC2024年8月5日2024年11月2024年11月请求将费率基数提高3000万美元，这反映了当前收入每年增加500万美元，其中80%纳入机制，20%推迟到下一个费率案例。最终命令于2024年11月27日发布，批准利率于2024年11月28日生效。机制年度增加（1）（百万）备案日期生效日期批准日期附加信息（1）表示生效日期和/或批准日期尚未确定时的拟议增加。批准的费率可能与提议的费率大不相同。29
（10）环境和可持续性事项爱尔兰共和军2022年8月16日，爱尔兰共和军签署成为法律。该法律扩展或创建了针对太阳能、风能和替代清洁能源的与税收相关的能源激励措施，除某些例外情况外，对2022年12月31日之后的股份回购实施1%的税收，并根据某些大公司的调整后财务报表收入实施15%的CAMT。公司有权在CAMT负债超过常规纳税义务的范围内获得CAMT抵免，该抵免可以无限期结转，并在未来年度当常规税额超过CAMT时使用。从2024年开始，该公司欠CAMT的税款将超过其正常纳税义务。因此，公司预计从2024年开始，由于这项规定，联邦现金税负债将暂时增加。2024年9月12日，美国国税局发布了针对CAMT应用的拟议法规。除了涉及CAMT的其他规定外，拟议法规还为计算实体的调整后财务报表收入提供了指导。目前，公司预计不会因拟议的法规而导致CAMT的适用性发生变化。温室气体监管和遵守美国和世界范围内对气候变化问题的关注日益增加。因此，监管机构不时会考虑在州、联邦或国际层面上修改现有法律或法规，或通过新的法律或法规来解决GHG的排放问题。公司的收入、运营成本和资本要求可能会因任何监管行动而受到不利影响，这些行动将需要安装新的控制技术或改变公司的运营或将产生减少天然气消耗的效果。此外，IRA制定的甲烷减排计划和EPA于2024年3月8日发布的旨在减少甲烷排放的新法规可能会增加与天然气生产、传输和储存相关的成本。该公司的收入可能会受到不利影响，只要由此产生的任何监管行动具有减少最终消费者在其服务范围内的电力消耗的效果。同样，节约能源或使用天然气以外能源的激励措施可能会导致对公司服务的需求减少。此外，要求和/或激励措施在公司服务区域的某些特定日期之前减少能源消耗可能会对其运营产生重大影响。此外，公司的第三方供应商、供应商和合作伙伴也可能受到气候变化法律法规的影响，这可能会影响其业务，其中包括导致许可和建设延误、项目取消或转嫁给公司的项目成本增加。相反，由于天然气的较低排放特性而有效促进其消费的监管行动将有望使其天然气相关业务受益。然而，目前公司无法量化与GHG排放相关的可能的新监管行动（无论是正面的还是负面的）对公司业务的影响程度。与气候变化、减少GHG排放以及获得可再生能源相关的合规成本和其他影响仍然存在不确定性；然而，与气候变化相关的任何新法规或立法都可能导致合规成本增加。该公司将继续监测可能影响其业务的有关GHG排放标准的监管活动。目前，该公司没有购买碳信用额。结合其净零排放目标，预计该公司将在未来购买碳信用额；然而，该公司目前预计这些信用额的数量或成本并不重要。气候变化趋势和不确定性由于对气候变化的认识提高，加上不利的经济条件、替代能源的可用性，包括私人太阳能、微型涡轮机、燃料电池、节能建筑和储能装置，以及限制排放的新法规，包括甲烷排放的潜在法规，一些消费者和公司可能会使用较少的能源，通过替代能源满足其自身的能源需求，或避免扩建其设施，包括天然气设施，从而导致对公司服务的需求减少。随着这些技术随着时间的推移成为更具成本竞争力的选择，无论是通过成本效益还是政府的激励和补贴，某些客户可能会选择满足其自身的能源需求，并随后减少公司系统和服务的使用， 这可能导致（其中包括）公司的发电设施变得不那么具有竞争力和经济性。此外，与使用化石燃料相关的不断变化的投资者情绪以及限制继续生产化石燃料的举措对公司的发电和天然气业务产生了重大影响。例如，由于公司目前部分发电能力依赖煤炭，某些金融机构选择不参与公司的融资安排。相反，由于客户因应气候变化而改变，对公司服务的需求可能会增加30
改变。例如，包括氢气设施在内的能源出口设施的预期扩张，以及公司服务领域内工业流程和运输和物流等的电气化，可能会导致对电力的需求增加，从而导致公司系统和服务的使用增加。监管机构、客户、立法者或其他利益相关者对公司的环境实践或应对气候变化带来的挑战的能力提出的任何负面意见都可能损害其声誉。为了应对这些发展，CenterPoint Energy宣布了到2035年范围1和某些范围2排放的净零排放目标，以及到2035年某些范围3排放与2021年水平相比减少20-30 %的目标。该公司的2019/2020年IRP确定了一个优先投资组合，该投资组合将730兆瓦的燃煤发电设施退役，并将这些资源替换为主要由可再生能源组成的发电资源组合，包括太阳能、风能和带有存储的太阳能，并由可调度的天然气燃烧轮机提供支持，包括为此类天然气发电提供服务的管道。该公司继续执行其2019/2020年IRP，并通过BTAs和PPAs的组合获得了在其2019/2020年IRP中确定的700-1,000兆瓦太阳能发电中的626兆瓦和300兆瓦风力发电中的200兆瓦的初步批准。该公司认为，作为CenterPoint Energy净零排放目标的一部分，其对可再生能源发电的计划投资以及相应的范围1和某些范围2排放量的计划削减，以及作为CenterPoint Energy目标的一部分的范围3排放量的计划削减，即到2035年将某些范围3 GHG排放量与2021年的水平相比减少20-30 %，将支持全球努力减少气候变化的影响。该公司于2023年5月向IURC提交的2022/2023年度IRP旨在确定适当的发电资源组合，以满足其客户的需求并遵守环境法规。2022/2023年度IRP下提议的首选投资组合是向发电过渡计划的第二次演变，以从燃煤发电转向更可持续的资源组合。该公司2022/2023年度IRP提议的优先投资组合要求将公司最后剩余的煤炭装置F.B. Culley 3号机组转换为天然气，并在2033年之前增加大量额外的可再生资源。此后，该公司获得了与2022/2023年度IRP中确定的首选投资组合一致的147兆瓦风力发电的PPA批准。此外，2025年2月，公司启动了2025年IRP流程，以协助公司为客户制定发电和电力需求的长期战略。已暂停将F.B. Culley 3号机组转换为天然气，并将在2025年IRP流程中进行重新评估。如果气候变化导致公司服务区域的气温升高，其业务的财务业绩可能会受到不利影响。例如，该公司可能因天然气销量下降而受到不利影响。气候变化的另一个可能结果是更频繁和更严重的天气事件，例如飓风、龙卷风、洪水、微暴、严冬天气条件，包括冰暴、野火、雷暴、大风、冰雹、derecho事件或极端温度。如果不利的天气条件影响到公司的供应商，其天然气业务的结果可能会受到影响。当公司无法向客户输送电力或天然气，或客户无法获得服务时，公司的财务业绩可能会受到收入损失的影响，一般必须寻求监管机构的批准才能收回恢复成本。如果公司无法收回这些成本，或者如果因收回这些成本而导致的更高的费率导致对服务的需求减少，公司未来的财务业绩可能会受到不利影响。此外，随着重大天气事件的强度和频率持续，这可能会影响公司获得具有成本效益的保险的能力。ELG有关该公司F.B. Culley发电站ELG合规计划和EPA最终补充ELG和蒸汽发电点源类别标准的更多信息，请参见附注8（c）。冷却取水结构联邦《清洁水法》第316条要求蒸汽发电设施使用“现有的最佳技术”，以尽量减少对水体的不利环境影响。2014年5月， 美国环保署最终敲定了一项法规，要求安装“现有最佳技术”，以减轻冷却水取水结构中水生物种的撞击和夹带。该公司目前正在完成所需的生态研究，并预计2025年其F.B. Culley工厂将及时合规。（十一）公允价值计量金融工具的公允价值估计必须采用一定的方法和假设。公司长期债务的公允价值是根据相同或类似问题的市场报价或针对具有类似特征的工具向公司提供的现行利率估计的。由于现金及现金等价物的到期日，这些账面值接近公允价值。由于估计利率和其他市场风险的内在难度，估计公允价值的方法可能并不总是指示实际变现价值，不同的方法可能31
在报告日提出不同的公允价值估计。截至2024年12月31日和2023年12月31日，公司天然气衍生品的账面价值和估计公允价值分别低于100万美元和200万美元，主要使用第2级假设。此外，公司其他金融工具的账面价值和估计公允价值如下：2024年12月31日2023年账面价值公允价值账面价值公允价值（百万）长期债务，包括当期到期：VIE证券化债券$ 321 $ 322 $ 337 $ 337第三方9801,007844979关联公司256128256227长期债务总额，包括当期到期的$ 1,557 $ 1,457 $ 1,437 $ 1,543（1）计入合并资产负债表的应计负债。（12）可报告分部公司对可报告分部的确定考虑了其主要经营决策者在不同监管环境下管理销售、分配资源和评估各种产品和服务的批发或零售客户业绩的战略经营单位。公司的主要经营决策者将净收益视为可报告分部的损益计量。截至2024年12月31日，有关公司主要经营指标的可报告分部和信息如下：•电力分部主要向印第安纳州西南部提供发电、输电和配电服务，包括公司的发电和批发电力业务。•天然气部门主要向印第安纳州西南部提供天然气分销和运输服务。该公司的首席运营官是CenterPoint Energy的总裁兼首席执行官。主要经营决策者使用分部净收入分配资源，作为预算编制和预测过程的一部分，以及在定期预算到实际审查期间。报告分部的财务数据如下：截至12月31日止年度，2024年电力天然气总可报告分部冲销总额（百万）来自外部客户的收入$ 650 $ 121 $ 771 $ — $ 771分部间收入22（2）—燃料和外购电力198 — 198 — 198公用事业天然气— 3131（2）29运营和维护14633179 — 179折旧和摊销11620136 — 136所得税以外的税项10212 — 12利息支出571067 — 67利息收入（1）—（1）其他收入，净额（17）（1）（18）—（18）所得税费用18422 — 22净收入$ 123 $ 24 $ 147 $ — $ 14732
截至2023年12月31日止年度电力天然气可报告分部冲销总额（百万）来自外部客户的收入612美元128美元740美元— 740美元燃料和购买的电力176 — 176 — 176公用事业天然气— 3030 — 30运营和维护20744251 — 251折旧和摊销12521146 — 146所得税以外的税款10212 — 12利息支出471259 — 59利息收入（5）—（5）其他收入，净额（27）（3）（30）—（30）所得税费用20121 — 21净收入59美元21美元80美元— 80美元截至2024年12月31日止年度2023年（百万）资本支出电气361美元360美元天然气39132总资本支出400美元492美元2024年12月31日2023年（百万）总资产电气3,280美元3,037美元天然气820803总资产4,100美元3,840美元截至12月31日止年度，20242023（百万）按产品和服务分类的收入零售电力销售$ 622 $ 569电力交付2423批发电力销售420零售天然气销售121128总计$ 771 $ 74033
（13）补充现金流量信息下表提供现金流量信息的补充披露：截至2024年12月31日止年度2023年（百万）现金支付：所得税支付5美元23美元利息8243非现金交易：与资本支出相关的应付账款15美元20美元下表提供了合并资产负债表中报告的现金、现金等价物和受限现金与合并现金流量表中报告的金额的对账：12月31日，20242023（百万）现金和现金等价物（1）9美元14包括在预付费用和其他流动资产中的受限制现金23合并现金流量表中显示的现金、现金等价物和受限制现金总额11美元17美元（1）包括截至2024年12月31日和2023年12月31日与VIE相关的700万美元和1400万美元。（14）期后事项管理层对资产负债表日之后但在财务报表发布日期之前发生的任何事项进行期后事项的审查。公司管理层已对截至2025年3月18日（即财务报表发布之日）的后续事件进行了审查。信贷融资于2025年1月29日，公司订立延期协议，以（其中包括）将贷款人根据其信贷协议作出的承诺的到期日延长一年，由2027年12月6日至2028年12月6日。First Mortgage Bonds于2025年1月31日，公司发行本金总额为1.65亿美元的5.69% First Mortgage Bonds，Series 2025A，Tranche A到期2055年。扣除交易费用和费用后的净收益总额约为1.64亿美元，用于下文讨论的收购Posey Solar。Posey Solar收购于2025年3月7日，公司完成了从Arevon收购Posey Solar的交易，收购价格约为3.57亿美元。收购后，根据Posey Solar合并协议，Posey Solar于公司合并。34