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Fortis Inc.（“Fortis”或“公司”）是一家多元化的北美受监管电力和燃气公用事业控股公司。随后报告分部内的实体在很大程度上自主运作。

受监管公用事业

ITC： ITC Investment Holdings Inc.、ITC控股 Corp.及其受监管的运营子公司的电力传输业务，这些子公司包括International Transmission Company（“ITCTransmission”）、Michigan Electric Transmission Company，LLC（“METC”）、ITC Midwest LLC（“ITC Midwest”）和ITC Great Plains，LLC。Fortis拥有 80.1 %的ITC和GIC Private Limited的关联公司拥有 19.9 %少数股东权益。

ITC在密歇根州下半岛以及爱荷华州、明尼苏达州、伊利诺伊州、密苏里州、堪萨斯州、俄克拉荷马州和威斯康星州的部分地区拥有并运营高压输电线路。

UNS能源： UNS Energy Corporation，主要包括Tucson Electric Power Company（“TEP”）、UNS Electric，Inc.（“UNS Electric”）和UNS Gas，Inc.（“UNS Gas”）。

UNS Energy最大的运营子公司TEP和UNS Electric是垂直整合的受监管电力公司。它们为亚利桑那州东南部的零售客户生产、传输和分配电力，包括大图森都会区。TEP还向美国西部的其他实体出售批发电力。他们一起拥有发电能力 3,443 兆瓦（“MW”），包括 69 兆瓦的太阳能容量和 250 兆瓦的风力发电能力。他们拥有权益的几个发电资产是共同拥有的。

UNS Gas是一家受监管的天然气分销公用事业公司，为亚利桑那州北部和南部的零售客户提供服务。

中央哈德逊： CH能源集团，公司旗下主要包括Central Hudson Gas & Electric Corporation。Central Hudson是一家受监管的电力和天然气输配公用事业公司，为纽约州Mid-Hudson 河谷银行的部分地区提供服务，拥有总计燃气和水力发电能力 43 兆瓦。

富通能源： FortisBC Energy Inc.，它是不列颠哥伦比亚省最大的受监管天然气分销商，提供输送和分销服务。FortisBC Energy主要代表大多数客户从不列颠哥伦比亚省东北部和艾伯塔省采购天然气供应。

阿尔伯塔省：FortisAlberta Inc.是一家受监管的配电公用事业公司，在艾伯塔省南部和中部的大部分地区运营。FortisAlberta没有参与电力直接销售。

富通电气： FortisBC Inc.是一家综合监管电力公司，在不列颠哥伦比亚省南部内陆运营。它拥有 四个 水力发电设施，总容量为 225 兆瓦。它还提供有关运营、维护和管理服务 五个 第三方拥有的不列颠哥伦比亚省水力发电设施。

其他电动：加拿大东部和加勒比公用事业公司，如下：Newfoundland Power Inc.（“Newfoundland Power”）；Maritime Electric Company，Limited（“Maritime Electric”）；FortisOntario Inc.（“FortisOntario”）；a 39 Wataynikaneyap Power Limited Partnership（“Wataynikaneyap Power”）%股权投资；以及约 60 Caribbean Utilities Company，Ltd.（“Caribbean Utilities”）%控股权益。还包括FortisTCI Limited和Turks and Caicos Utilities Limited（统称“FortisTCI”）直至2025年9月2日的处置日期和 33 对Belize Electricity Limited（“Belize Electricity”）的%股权投资直至2025年10月31日处置之日（注21）。

纽芬兰电力公司是一家综合监管电力公司，是纽芬兰和拉布拉多岛屿部分电力的主要分销商，发电量为 145 兆瓦，其中 98 MW是水力发电。Maritime Electric是一家综合受监管电力公司，是爱德华王子岛（“PEI”）电力的主要分销商，岛上发电量为 90 兆瓦。FortisOntario由 三个 受监管的电力公司，为安大略省伊利堡、康沃尔、加纳诺克、科尔伯恩港和阿尔戈马区的客户提供服务，发电量为 3 兆瓦。Wataynikaneyap Power是一家传输公司，由 24 Fortis拥有A股的第一民族 39 %利息。全长1800公里的Wataynikaneyap输电线连接 17 偏远的原住民到安大略电网。Caribbean Utilities是一家综合受监管电力公司，也是大开曼岛上唯一的电力分销商，柴油发电能力为 166 兆瓦。

非监管

公司及其他： 捕获与任何可报告分部没有具体关联的费用和收入以及低于分部报告要求阈值的业务运营。包括非监管控股公司费用，以及截至2025年10月31日处置日期的伯利兹非监管长期合同发电资产（注21）。

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一般

公司受监管公用事业的收益是根据服务成本（“COS”）监管确定的，其中一些使用基于绩效的费率设定（“PBR”）机制。

根据COS监管，监管机构设定客户费率，以允许有合理机会及时收回提供服务的估计成本，包括适用于经批准的监管资产价值（“费率基础”）的视同或定向资本结构的公平回报率。PBR机制通常应用一个公式，该公式将通货膨胀和假设的固定期限的生产率提高结合在一起。

能否收回审慎发生的提供服务成本并获得监管机构批准的普通股股东权益回报率（“ROE”）和/或费率基础资产回报率（“ROA”），可能取决于能否实现在费率制定过程中建立的预测。此外，公司的受监管公用事业公司（如适用）可由其各自的监管机构允许通过基本客户费率和/或使用费率稳定和其他机制，在不加成的情况下将天然气、燃料和/或购买的电力的成本流向客户 （注8）。在发生成本和反映在客户费率之间可能存在不同程度的监管滞后。

监管的性质									允许 共同 股权 (%)						允许ROE(1) (%)
受监管的公用事业						监管当局									2025						2024						重要特征
ITC						联邦能源管理委员会（“FERC”）			60.0						10.73			(2)			10.73						基于成本的公式费率，具有年度校准机制(3) 激励加法器
TEP						亚利桑那州公司委员会（“ACC”）			54.3						9.55			(4)			9.55						COS监管 历史测试年份
						FERC			(5)						9.79						9.79						公式传输率
UNS Electric						ACC			53.7						9.75						9.75
联合国天然气公司						ACC			50.8						9.75			(4)			9.75
中央哈德逊						纽约州公共服务委员会（“PSC”）			48.0						9.50			(6)			9.50						COS监管 未来测试年
FortisBC能源						不列颠哥伦比亚省公用事业委员会（“BCUC”）			45.0						9.65						9.65						COS监管与配方成分和激励
富通电力						BCUC			41.0						9.65						9.65						未来测试年
福蒂斯艾伯塔省						艾伯塔省公用事业委员会（“AUC”）			37.0						8.97						9.28						PBR，附公式按年计算ROE (7)
纽芬兰电力						纽芬兰和拉布拉多公用事业委员会			45.0						8.60						8.50						COS监管 未来测试年
海事电气						岛屿监管和上诉委员会			40.0						9.35						9.35						COS监管 未来测试年
FortisOntario (8)						安大略能源委员会			40.0						8.66 - 9.30						8.52 - 9.30						带有激励机制的COS监管
加勒比公用事业(9)						公用事业规管及竞争事务处			不适用						8.50 - 10.50						8.25 - 10.25						COS监管 费率上限调整机制 基于公布的消费者价格指数

(1)加勒比公用事业ROA

(2)反映ITCTransmission、METC、ITC Midwest允许的普通股权益和ROE。以上ROE包含基数ROE以及激励加法合计 0.75 %

(3)年度校准在a内收取或退还的费率 两年 期间

(4)一项普通费率申请正在进行中。见下文“重大监管事项”

(5)FERC传输费率允许的普通股权益部分是公式化的，每年根据TEP的实际权益比例进行更新

(6)PSC批准了一项 三年 费率计划于2025年7月1日生效，并延续一项 9.5 %允许ROE和 48 %普通股成分

(7)2026年的ROE已定为 9.02 %

(8)     two FortisOntario的公用事业公司遵循COS监管和激励机制，而剩余的公用事业公司则受制于 35年 2033年到期的特许经营协议

(9)根据开曼群岛政府的许可经营。其独家输配电许可证是为初步 20 -年期，于2028年4月届满，设有自动续期条款。它的非独家发电许可是为一个 25 -任期一年，2039年11月届满

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重大监管事项

ITC

传输激励：2021年，FERC发布了关于传输激励的拟议规则制定（“NOPR”）补充通知，修改了FERC在2020年发布的初始NOPR中的提案。补充NOPR建议取消对成员超过三年的RTO成员的50个基点区域传输组织（“RTO”）ROE激励加法。这一程序的时间和结果尚不清楚。

UNS能源

TEP通用费率应用：2025年6月，TEP向ACC提交了普通费率申请，要求使用2024年12月31日测试年的2026年9月1日生效的新费率，测试年后调整至2025年6月30日。该申请包括一项关于逐步淘汰或取消某些调整机制的提案，并要求建立与ACC在2024年批准的公式利率政策声明相一致的年度公式利率调整机制。

住宅公用事业消费者办公室通过一份政策声明对ACC实施公式费率框架的权力提出质疑，2025年11月，亚利桑那州上诉法院裁定，住宅公用事业消费者办公室可能会继续其质疑。这些监管和法律程序的时间和结果尚不得而知。

UNS天然气通用费率应用：2026年1月，ACC行政法法官发布建议意见和命令，建议允许ROE为 9.57 %和a 56 %资本结构的普通股权益部分。该命令还建议了年度公式化费率调整机制，包括范围为+/- 40 允许回报附近的基点，a 5 %效率信贷对增量收入的要求，以及排除测试后年度调整。如果年度公式化机制未获批准，该命令建议使用调节器机制及时收回基础设施投资和所得税变化。建议的意见和命令建议在2026年3月1日前实施新的费率。费率申请仍有待ACC批准，预计将于2026年2月批准。

福蒂斯艾伯塔省

第三个PBR任期决定：2023年，AUC发布了一项决定，确定了2024年至2028年期间第三个PBR期限的参数。FortisAlberta寻求允许就该决定向艾伯塔省上诉法院（“上诉法院”）提出上诉，理由是AUC错误地决定使用2018-2022年历史资本投资确定资本资金，而没有考虑为AUC批准的公司2023年服务收入成本要求中包含的新资本项目提供资金。2025年3月，上诉法院授予FortisAlberta上诉许可，并于2026年1月开庭审理。预计将于2026年第三季度做出决定。

列报依据

这些合并财务报表是根据美利坚合众国普遍接受的费率监管实体会计原则（“美国公认会计原则”）编制和列报的，除非另有说明，否则以加元为单位。

这些合并财务报表包括公司及其子公司的账目。对于与非关联实体共同拥有的资产，反映了对Fortis具有重大影响但不具有控制权的实体采用权益法核算，以及比例合并的情况。

现金及现金等价物

现金及现金等价物包括现金、保证金账户中持有的现金以及自存款日起三个月或更短期限的短期存款。

信贷损失准备金

对于预计无法收回的金额，Fortis及其子公司确认信用损失准备以减少应收账款。信用损失准备金是根据历史收款模式、销售情况以及当前和预测的经济和其他情况估算得出的。应收账款在被认为无法收回的期间予以核销。

库存

存货，包括材料和用品、燃气、燃料和储存的煤炭，按加权平均成本和可变现净值孰低计量。

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监管资产负债

监管资产和负债是由公用事业费率制定过程产生的，需经监管机构批准。监管资产是指未来收入和/或与将在未来期间通过费率制定过程从客户那里收回或预期将在未来期间从客户那里收回的某些成本相关的应收款。监管负债指：（i）未来减少或限制与将通过或预计将通过费率制定过程退还给客户的金额相关的收入增加；或（ii）提供客户已预先支付的未来服务的义务。

某些监管资产不会获得回报，因为它们不代表过去的现金支出，并被相关负债所抵消，同样，这些负债也不会产生用于利率制定目的的账面成本。这些监管资产主要与递延所得税和员工未来福利相关。

某些剩余的回收和结算期是管理层预期的，实际期限可能会根据监管机构的批准而有所不同。

投资

每年都会审查投资是否存在潜在的价值减值。减值在确认时予以确认。

物业、厂房及设备

物业、厂房及设备（“PPE”）按成本减累计折旧确认。客户和政府对援建的贡献被确认为相关PPE成本的降低，并以与之一致的方式摊销。

该公司受监管公用事业的折旧率包括一项未被确定为法定义务的估计未来拆除成本的准备金。该拨备确认为一项长期监管负债（注8），实际清除费用在发生时予以扣除。

该公司受监管的公用事业公司在处置PPE或预期其使用不会带来未来经济利益时终止确认PPE。终止确认时，成本与累计折旧之间的任何差额（扣除打捞收益）均记入累计折旧。不确认收益或损失。

通过各自监管机构制定的方法，公司受监管的公用事业公司将：（i）不直接归属于特定PPE但与总体资本支出计划相关的间接费用资本化；（ii）建设期间使用的资金备抵（“AFUDC”）。AFUDC 2025年的债务部分总额为$ 96 百万（2024-$ 74 百万），并报告为财务费用的减少，权益部分报告为其他收入（附注22）。这两个组成部分在适用的个人防护装备的估计使用寿命内通过折旧费用记入收益。

不包括UNS Energy和Central Hudson，PPE包括为开发、建设和改善其他资产而持有的库存。根据其监管机构的要求，这些公司在使用前将此类物品确认为库存，并在投入使用后将其重新归类为PPE。

维修和保养费用在发生期间计入收益。延长PPE使用寿命的替换和改进被资本化。

PPE根据资产的预计使用寿命采用直线法折旧。受监管PPE的折旧率由各自的监管机构批准，范围从 0.5 %至 33.0 2025年的百分比（2024年- 0.5 %至 33.0 %).援建捐款摊销减少前的加权平均综合折旧率为 2.7 2025年（2024年– 2.7 %).

截至12月31日，PPE的使用寿命范围和加权平均剩余使用寿命如下。

						2025									2024
（年）						使用寿命 范围			加权 平均 剩余 使用寿命						使用寿命 范围			加权 平均 剩余 使用寿命
分配
电动						7 - 80			32						5 - 80			32
气体						18 - 83			40						18 - 83			37
传输
电动						20 - 85			42						20 - 85			42
气体						10 - 80			34						10 - 80			35
代						6 - 95			22						2 - 95			22
其他						3 - 80			13						3 - 80			13

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无形资产

无形资产按成本减累计摊销入账。它们的使用寿命被评估为不确定或有限。

使用寿命不确定的无形资产不进行摊销，每年单独或在特定实体也有商誉的情况下，在报告单位层面结合商誉减值测试进行减值测试。完成年度审查，以确定无限期寿命评估是否继续可支持。如果没有，则将前瞻性地进行由此产生的更改。

使用寿命有限的无形资产按照资产的预计使用寿命采用直线法摊销。受监管无形资产的摊销费率由各自监管机构批准，范围从 1.0 %至 33.0 2025年（2024年– 1.0 %至 33.0 %).

12月31日使用寿命有限的无形资产的使用寿命范围和加权平均剩余使用寿命如下。

						2025									2024
（年）						使用寿命 范围			加权 平均 剩余 使用寿命						使用寿命 范围			加权 平均 剩余 使用寿命
计算机软件						3 - 18			5						3 - 18			5
土地、输电和水权						10 - 85			55						30 - 85			52
其他						10 - 100			19						10 - 100			16

公司的受监管公用事业公司在处置无形资产或预期使用这些资产不会产生未来经济利益时终止确认无形资产。终止确认时，资产的成本与累计摊销之间的任何差额（扣除救助收益）将记入累计摊销。不确认收益或损失。

长期资产减值

当事件或情况变化表明资产预期产生的未贴现现金流总额可能低于账面价值时，公司将审查PPE、有限寿命的无形资产和其他长期资产的估值。如果确定是这种情况，则资产减记至估计公允价值并确认减值损失。

商誉

商誉是指购买价款超过与业务收购相关的可辨认净资产公允价值的部分。

公司每个报告单位的商誉每年进行减值测试，每当有事件或情况变化表明公允价值可能低于账面价值时。如果如此确定，商誉将减记至估计公允价值，并确认减值损失。

公司对每个报告单位进行定性评估，如果确定公允价值低于账面价值的可能性较大，则进行定量评估。在定量测试下，报告单位公允价值的主要估算方法是收益法，即对净现金流预测进行折现。基础估计和假设，具有不同程度的不确定性，包括预期未来现金流的金额和时间、增长率和贴现率。还进行了二次估值，即市场法，包括将每个报告单位的估计公允价值倍数与可比公用事业单位的估计公允价值倍数进行比较。

递延融资成本

发行成本、折价和溢价确认，并在相关长期债务的存续期内摊销。

员工未来福利

Fortis和每家子公司为符合条件的成员维持一个或一个组合的固定福利养老金（“DBP”）和固定缴款养老金计划，以及其他离职后福利（“OPEB”）计划，包括某些健康和牙科保险以及人寿保险福利。定额供款养老金计划的成本在发生时计入费用。

对于DBP和OPEB计划，预计或累积的福利义务和净福利成本是使用预计福利法根据服务和管理层对预期计划投资绩效、工资上调、雇员退休年龄的最佳估计按比例精算确定的，对于OPEB计划，则使用预期医疗保健成本。贴现率反映了现金流与预期养老金或OPEB支付的时间和金额相匹配的优质债券的市场利率。

DBP和OPEB计划资产以公允价值确认。为确定固定福利养老金成本，FortisBC Energy和Newfoundland Power使用市场相关价值，即超过或低于预期回报的投资回报在资产价值中确认，期限为 三年 .

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任何累计精算净收益或损失超过以下两者中较大者的10%的部分：（i）预计或累计福利义务；（ii）计划资产在财政年度开始时的公允价值或市场相关价值（如适用）连同未摊销的过去服务成本，递延并在在职雇员的平均剩余服务期内摊销。

DBP和OPEB计划的净资金或无资金状态，以计划资产的公允价值与预计或累计福利义务之间的差额计量，在公司的合并资产负债表中确认。

对于该公司大多数受监管的公用事业公司而言，通常在美国公认会计原则下确认的DBP或OPEB计划成本与以当前费率从客户那里收回的成本之间的任何差异都将受到递延账户处理，并预计将在未来费率中从客户那里收回或退还给客户。此外，与精算损益净额、过往服务成本以及与DBP或OPEB计划相关的过渡义务（如适用）有关的任何未摊销余额，否则将在累计其他全面收益中确认，则须按递延账户处理 （注8）。

租约

租赁期超过12个月的租赁确认使用权资产和租赁负债。使用权资产和负债均以未来租赁付款额的现值计量，不包括基于使用或绩效的可变付款。未来的租赁付款既包括租赁部分（例如租金、房地产税和保险费），也包括非租赁部分（例如公共区域维护费），Fortis将其作为单一的租赁部分进行核算。现值采用租赁内含利率或基于剩余租赁期限的特定租赁担保利率计算。续租期权在合理确定期权将被行使时计入租赁期限。

融资租赁在租赁期内折旧，除非：（i）资产的所有权在租赁期结束时转移，在这种情况下，折旧是在基础资产的估计使用寿命内；以及（ii）监管机构已批准用于费率制定目的的不同回收方法，在这种情况下，费用确认的时间将符合监管机构的要求。

收入确认

大部分收入来自能源销售和根据监管机构批准的费率向客户提供输电服务。大多数合同都有单一的履约义务，即交付能源或提供输电服务。交易价格的任何组成部分均不分配给未履行的履约义务。能源销售一般以千瓦小时、千兆焦耳或交付的输电负荷计量。能源销售的计费以客户电表读数为基础，系统地发生在每个月。ITC的传输服务计费以每月峰值负荷为基础。

FortisAlberta是一家配电公司，其监管机构要求其与Alberta Electric System Operator（“AESO”）安排并支付输电服务费用。这包括从其客户收取传输收入，这是通过其监管机构核准费率的传输组件发生的。FortisAlberta以净额报告传输收入和支出。

电力、燃气和传输服务收入包括自上次抄表以来尚未在报告期末开票的未开票能源消耗或提供的服务的估计数。销售估计一般反映了与关键投入相关的历史消费分析，例如当前的能源价格、人口增长、经济活动、天气状况和系统损失。未开票收入应计项目在实际消耗变得已知的期间进行调整。

可变对价按最可能的金额进行估计，并在每个报告日重新评估，直至知道该金额。可变对价，包括受未来监管决定约束的金额，被确认为退款负债，直到很可能获得权利。

收入不包括向客户收取的销售税和市政税。

由于向客户转让能源与客户付款之间的时间不到一年，公司选择不评估或核算与按照等额付款计划计费的收入相关的任何重要融资组成部分。

股票补偿

Fortis确认与董事的递延股份单位（“DSU”）、业绩股份单位（“PSU”）和限制性股份单位（“RSU”）相关的负债。DSU代表以现金结算的奖励，而PSU和RSU代表以现金或股份结算的奖励。这些负债的公允价值是根据 五天 每个报告期末公司普通股的成交量加权平均价格（“VWAP”）。PSU负债的公允价值也是基于预期支付概率，基于历史业绩按照每笔赠款的定义指标和管理层的最佳估计。

补偿费用在归属期内按直线法确认，对于PSU和RSU而言，该归属期在以下两者中的较小者 三年 或退休资格和DSU的期限是在授予时。没收按发生时入账。

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外币换算

公司境外经营的资产、负债，均采用美元记账本位币，按资产负债表日的有效汇率折算，由此产生的未实现折算损益累计确认ed其他综合收益。截至2025年12月31日的汇率为1.00美元= 加利福尼亚州 $ 1.37 （2024 – 1.00美元= 加利福尼亚州 $ 1.44 ).

公司国外业务的收入和费用均按报告期平均汇率折算，此前为1.00美元= 加利福尼亚州 $ 1.40 2025年（2024年-U1.00新元= 加利福尼亚州 $ 1.37 ).

以外币计价的货币资产和负债，按资产负债表日的通行汇率折算。以外币计价的收入和费用，按交易日的通行汇率折算。折算损益在收益中确认。

被指定为对外净投资有效套期保值的外币计价债务的折算损益在其他综合收益中确认。

衍生品和套期保值

未指定为对冲的衍生工具

未指定为套期保值的衍生工具被以下机构使用：（i）Fortis，以管理与预测的美元现金流入以及预测的DSU、PSU和RSU债务的未来现金结算相关的现金流风险；（ii）UNS能源，以满足预测的负荷和储备要求。衍生工具按公允价值计量，其变动计入收益。

UNS Energy、Central Hudson和FortisBC Energy也使用未指定为对冲的衍生品来降低与购买的电力和天然气需求相关的能源价格风险。这些衍生工具的结算金额一般包括在各自监管机构允许的受监管利率中。这些衍生工具按公允价值计量，变动确认为监管资产或负债，以在未来费率中向客户收回或退还给客户（附注8）。

符合正常采购或正常销售范围例外情形的衍生工具不以公允价值计量，结算金额作为能源供应成本在收益中确认。

指定为对冲的衍生工具

Fortis、ITC和Central Hudson不时地使用现金流对冲，以管理利率风险。未实现损益初始确认为累计其他综合收益，并在标的被套期交易影响收益时重分类至收益。

该公司来自外国子公司的收益和对外国子公司的净投资受到美元兑加元汇率波动的影响。该公司在企业层面通过以美元计价的债务对冲了部分风险敞口。与该债务换算相关的汇率波动和对外净投资在累计其他综合收益中确认。

衍生品的介绍

衍生工具的公允价值根据结算时间和由此产生的现金流量确认为流动或长期资产和负债。净额结算主协议下的衍生品和担保品头寸按总额列报。与所有衍生工具结算相关的现金流量在综合现金流量表的经营活动中列报。

所得税

公司及其应税子公司所得税按照资产负债法核算。当期所得税费用或回收确认为当年预计应交或应收所得税。

递延所得税资产和负债是针对资产和负债的税项和会计基础之间的暂时性差异，以及为“很可能”实现的税收目的可结转到未来年度的损失的利益而确认的。它们是在预期收回或结算暂时性差异时使用已颁布的所得税税率和现行法律计量的。所得税税率变动对递延所得税资产和负债的影响，在该变动发生期间在收益中确认。估值备抵在递延所得税资产的全部或部分“很可能”无法实现时确认。

ITC、UNS Energy、Central Hudson和Maritime Electric的客户费率反映了当期和递延所得税。FortisAlberta的客户费率反映了当前的所得税。FortisBC Energy、FortisBC Electric、Newfoundland Power和FortisOntario的客户费率反映了当前所得税，对于某些监管余额，则反映了递延所得税。加勒比公用事业公司无需缴纳所得税。

根据美国公认会计原则确认的所得税费用或回收与反映在当前客户费率中的差额（预计将在未来费率中从客户收回或退还给客户）确认为监管资产或负债（附注8）。

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3.重要会计政策概要（续）

Fortis对拟将收益无限期再投资的境外子公司投资的暂时性差异，不确认递延所得税。如果这些收益被汇回，公司可能需要缴纳所得税和外国预扣税。确定此类金额的未确认递延所得税负债金额是不切实际的。

与实际或预期的所得税职位相关的税收优惠在满足“更有可能”的确认门槛时予以确认。税收优惠按结算时实现可能性大于50%的最大优惠金额计量。

所得税利息和罚款在发生时确认为所得税费用。

资产报废义务

该公司的子公司有与某些发电、输电、配电和互联资产相关的资产报废义务（“ARO”），包括土地和环境修复和/或资产清除。这些资产和相关的许可、许可、通行权和协议由于其性质，被合理地预期将有效存在并永久运营。因此，如果无法合理确定补救和/或移走上述资产的最后日期和成本，则未确认ARO。

否则，如果能够确定合理的公允价值估计，ARO在发生期间按公允价值确认为PPE和长期其他负债的增加（附注16）。公允价值估计为预期未来现金支出的现值，按信用调整无风险利率折现。因时间推移而增加的负债，通过增值确认，资本化成本在资产使用寿命内折旧。增值和折旧费用根据这些成本的监管回收情况作为监管资产或负债递延。实际结算费用确认为应计负债的减少。

或有事项

Fortis及其子公司在正常经营过程中会受到各种法律诉讼和索赔的影响。管理层对或有事项的未来结果作出判断，并在确定该损失或损失范围很可能发生且能够合理估计时，根据其最佳估计确认损失。律师费在发生时计入费用。当损失可在未来费率中收回时，监管资产也被确认。

管理层定期审查当前信息，以确定是否应调整已确认的规定和是否需要新的规定。然而，估计可能的损失需要对第三方的潜在行动做出相当大的判断，而且事情往往会在很长一段时间内得到解决。实际结果可能与确认的金额存在重大差异。

会计估计的使用

根据美国公认会计原则编制这些合并财务报表需要管理层做出估计和判断，包括那些取决于监管程序最终确定的事项所产生的估计和判断，这些估计和判断会影响资产、负债、收入、费用、损益的报告金额。管理层根据历史经验、当前状况和作出这些估计时被认为合理的假设，持续评估这些估计，任何调整都将在已知期间确认。实际结果可能与这些估计有很大差异。

新会计政策

所得税：公司采用会计准则更新（“ASU”）第2023-09号，所得税披露的改进，自2025年1月1日起生效。此次更新要求按司法管辖区额外披露所得税信息，以反映实体面临的税收立法潜在变化以及相关风险和机遇。ASU已追溯适用，更新后的披露包含在附注23和25中。

未来会计公告

公司考虑财务会计准则委员会发布的所有ASU的适用性和影响。对这些合并财务报表中未包括的任何ASU进行了评估，并确定它们要么不适用于公司，要么预计不会对合并财务报表产生重大影响。

费用分类：ASU第2024-03号，损益表费用分拆，于2027年1月1日对Fortis生效，适用于年度期间，并于2028年1月1日对中期期间生效，在未来的基础上，允许追溯适用和提前采纳。ASU要求详细披露合并收益报表中包含的某些费用类别，包括能源供应成本、运营费用以及折旧和摊销费用。Fortis正在评估对其披露的影响。

内部使用软件：ASU第2025-06号，有针对性地改进内部使用软件的核算，自2028年1月1日起对Fortis生效。ASU可采用前瞻性、追溯性或使用修改后的过渡方法，并允许提前采用。ASU删除了对开发阶段的提及，并要求一旦获得资金授权并且很可能完成项目，就将软件成本资本化，包括评估是否存在重大开发不确定性。指导意见还明确，所有资本化的内部使用软件成本必须遵循子主题360-10中的披露要求，物业、厂房及设备.Fortis正在评估对其合并财务报表和披露的影响。

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出于审查分部业绩的目的，Fortis的首席执行官被视为首席运营决策者（“CODM”）。 Fortis细分领域 其业务基于监管管辖权和服务领域，以及主要经营决策者在决定如何分配资源时使用的信息。分部业绩主要根据归属于普通股股东的净收益进行评估，这一衡量标准在评估实际分部业绩以及公司的业务计划和预测过程中得到一致使用。

关联交易和公司间交易

关联交易处于正常经营过程中，按关联方约定的对价金额计量。有 无 2025年或2024年的重大关联交易。Fortis定期向子公司提供短期融资，以支持资本支出和季节性营运资金需求，其对并表的影响均已消除。截至二零二五年十二月三十一日及二零二四年十二月三十一日止 无 未偿还的分部间贷款。对分部间贷款收取的利息在2025年和2024年并不重要。

			受监管																											非监管			际-
						联合国			中央			富通银行			Fortis			富通银行			其他			亚-						企业			段
（百万美元）			ITC			能源			哈德森			能源			艾伯塔省			电动			电动			合计						和其他			消除			合计
截至2025年12月31日止年度
收入			2,495			2,913			1,620			1,874			829			557			1,851			12,139						31			—			12,170
能源供应成本			—			1,064			507			548			—			165			1,087			3,371						—			—			3,371
营业费用			628			824			688			450			199			147			253			3,189						61			—			3,250
折旧及摊销			487			427			158			367			300			83			228			2,050						7			—			2,057
营业收入			1,380			598			267			509			330			162			283			3,529						( 37 )			—			3,492
其他收入，净额			79			73			72			54			8			5			26			317						23			—			340
财务费用			515			167			94			152			135			81			89			1,233						245			—			1,478
所得税费用			218			67			54			74			21			11			26			471						( 78 )			—			393
净收益			726			437			191			337			182			75			194			2,142						( 181 )			—			1,961
非控股权益			134			—			—			1			—			—			27			162						—			—			162
优先股股息			—			—			—			—			—			—			—			—						85			—			85
归属于普通股股东的净利润			592			437			191			336			182			75			167			1,980						( 266 )			—			1,714
物业、厂房及设备及无形资产增加			1,840			1,365			481			1,270			598			186			491			6,231						3			—			6,234
截至2025年12月31日
商誉			8,423			1,896			619			913			231			235			210			12,527						—			—			12,527
总资产			27,474			15,006			6,463			10,842			6,508			2,960			5,247			74,500						341			( 11 )			74,830
截至2024年12月31日止年度
收入			2,229			3,007			1,372			1,665			817			545			1,838			11,473						35			—			11,508
能源供应成本			—			1,183			393			423			—			155			1,095			3,249						—			—			3,249
营业费用			530			798			659			418			195			141			250			2,991						49			—			3,040
折旧及摊销			448			404			134			337			291			88			218			1,920						7			—			1,927
营业收入			1,251			622			186			487			331			161			275			3,313						( 21 )			—			3,292
其他收入，净额			96			51			58			45			11			6			29			296						( 8 )			—			288
财务费用			483			155			79			155			135			81			93			1,181						225			—			1,406
所得税费用			200			70			37			83			26			14			23			453						( 107 )			—			346
净收益			664			448			128			294			181			72			188			1,975						( 147 )			—			1,828
非控股权益			122			—			—			1			—			—			25			148						—			—			148
优先股股息			—			—			—			—			—			—			—			—						74			—			74
归属于普通股股东的净利润			542			448			128			293			181			72			163			1,827						( 221 )			—			1,606
物业、厂房及设备及无形资产增加			1,456			1,151			431			1,035			554			132			454			5,213						5			—			5,218
截至2024年12月31日
商誉			8,828			1,987			649			913			231			235			269			13,112						—			—			13,112
总资产			27,202			14,690			6,278			10,156			6,181			2,807			5,810			73,124						374			( 12 )			73,486

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下表按地域和基本自主的公用事业运营分列公司在综合收益表上的收入。

（百万美元）			2025						2024
电力和燃气收入
美国
ITC			2,470						2,205
UNS能源			2,646						2,731
中央哈德逊			1,588						1,366
加拿大
FortisBC能源			1,766						1,538
福蒂斯艾伯塔省			793						770
富通电力			504						481
纽芬兰电力			795						770
海事电气			296						277
FortisOntario			245						235
加勒比
加勒比公用事业			396						402
FortisTCI（注21）			85						118
电力和燃气总收入			11,584						10,893
其他服务收入			316						350
客户合同收入			11,900						11,243
另类收入			151						169
其他收入			119						96
总收入			12,170						11,508

客户合同收入

电力和天然气收入包括电力和天然气的销售和/或交付收入、传输收入和批发电力收入，所有这些都基于监管机构批准的关税税率，包括商品成本的流动。

其他服务收入包括UNS Energy为Springerville 3号和4号机组的运营收取的管理费以及反映Fortis公用事业公司日常业务活动的其他服务收入。

替代收入

如果满足某些标准，替代收入计划允许公用事业公司根据过去的活动或已完成的事件调整未来的费率。另类收入以权责发生制确认，并附带相应的监管资产或负债，直至收入结算。结算时，收入不确认为与客户的合同收入，而是确认为监管资产或负债的结算。现将Fortis公用事业的重要替代收益方案总结如下。

ITC的公式费率包括一个年度校准机制，该机制将实际收入要求与开单收入进行比较，任何少收或多收都作为监管资产或负债计提，并反映在未来的费率中。 两年 期间（注8）。公式利率不需要年度监管批准，尽管投入仍受到法律质疑。

UNS Energy损失的固定成本回收机制（“LFCR”）附加费通过与能效节约和分布式发电相关的非燃料收入减少来回收损失的固定成本。为收回LFCR监管资产，UNS Energy需就上一年度确认的LFCR收入向ACC提出年度LFCR调整请求。复苏受制于同比上限为 2 零售总收入的百分比。

FortisBC Energy和FortisBC Electric有一个收益分享机制，规定 50 /50从允许的ROE中分享差异。此外，预测和实际客户使用费率以及工业和其他客户收入之间的差异分别记录在收入稳定账户和流动递延账户中，将在费率范围内退还给客户或从客户收到 两年 .

其他收入

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（百万美元）			2025						2024
贸易应收账款			813						1,009
未开票的应收账款			760						738
信贷损失备抵			( 80 )						( 78 )
			1,493						1,669
其他(1)			202						217
			1,695						1,886

(1)主要包括非核心服务的客户账单、气体缓解成本和气体采购的抵押保证金，以及衍生工具的公允价值（附注26）

Central Hudson已与某些客户就贸易应收账款的催收建立了延期付款协议。这些协议的非流动部分已反映在其他资产中（附注9）。

信贷损失准备金

信用损失准备变动如下。

（百万美元）			2025						2024
余额，年初			( 78 )						( 68 )
计入费用的信用损失			( 38 )						( 30 )
信用损失递延			( 44 )						( 31 )
核销，回收净额			72						55
处置（注21）			6						—
外汇			2						( 4 )
余额，年底			( 80 )						( 78 )

关于公司信用风险的披露见附注26。

（百万美元）			2025						2024
材料和用品			516						548
储存中的气体和燃料			58						65
煤炭库存			75						72
			649						685

（百万美元)			2025						2024
监管资产
递延所得税（注3）			2,424						2,248
递延能源管理成本(1)			701						591
利率稳定和相关账户(2)			552						453
雇员未来福利（附注3及24）			192						235
递延租赁成本(3)			145						142
衍生工具（附注3及26）			135						175
递延修复费用(4)			109						133
人造气体厂场地整治延期（注16）			84						82
业务发展存款税(5)			58						18
代提前退休费用(6)			49						66
电表成本回收(7)			37						—
可再生天然气账户(8)			28						58
其他监管资产(9)			508						430
监管资产总额			5,022						4,631
减：当期部分			( 915 )						( 823 )
长期监管资产			4,107						3,808

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（百万美元）			2025						2024
监管责任
未来移除成本（注3）			1,853						1,728
递延所得税（注3）			1,349						1,329
雇员未来福利（附注3及24）			467						459
利率稳定和相关账户(2)			183						208
可再生能源附加费(10)			164						155
能源效率责任(11)			68						88
电力和燃气主持人账户(12)			36						61
AESO收费延期(13)			5						58
其他监管责任(9)			137						205
监管负债总额			4,262						4,291
减：当期部分			( 452 )						( 595 )
长期监管负债			3,810						3,696

(1)    递延能源管理成本： 某些受监管的附属公司提供能源管理服务，以便利客户的能源效率计划，其中相关支出已作为监管资产递延并正在摊销，并通过费率从客户收回，期间从一到 10 年。

(2)利率稳定及相关账户：利率稳定账户缓解了因燃料成本、购买的电力和天然气高于或低于预测或预定水平的可变性以及天气驱动的数量可变性而导致的盈利波动。在某些公用事业公司，随着能效计划的实施，收入脱钩机制最大限度地减少了能源消耗对收益的影响。由此产生的延期将在各自监管机构批准的未来费率中从客户那里收回或退还给客户。

相关账户包括ITC的年度校准机制（注5）。

(3)    递延租赁成本： FortisBC Electric的递延租赁成本主要与Brilliant电力购买协议（“BPPA”）有关（附注15）。融资租赁项下资产的折旧和融资租赁义务的利息费用并未在当前客户费率中全部收回，因为这些费率仅反映BPPA要求的现金付款。年度差额作为监管资产递延，预计将在2056年到期的租赁期限内以未来利率向客户收回。

(4)    递延修复费用：由于重大天气事件，与恢复活动相关的Central Hudson和Maritime Electric产生的增量成本。通过费率稳定账户收回超出Central Hudson客户费率收取的增量成本。海事电气的形式和恢复期将由监管机构决定。

(5)    业务发展存款税:涉及确认与从Woodfiber LNG收到的与Eagle Mountain Pipeline项目未来资本支出相关的押金相关的临时税收影响。随着与存款相关的资本支出发生，相应的递延税额将发生逆转。

(6)    代提前退休费用：包括在 与纳瓦霍发电站（“纳瓦霍”）、承建发电设施1号和2号机组以及圣胡安发电站（“圣胡安”）退役相关的TEP，经其监管机构批准恢复。

(7)    电表成本回收：电表成本回收递延主要反映了FortisBC Energy电表的账面净值，这些电表已停止使用，因为它们被先进的计量基础设施电表所取代。余款将向客户追回超 五年 .

(8)    可再生天然气账户：反映采购消耗性生物甲烷气体所产生的成本与在客户费率中收回的相关收入之间的差异。差额一般在客户内部退还或追回 一年 .

(9)    其他监管资产负债：由单独低于$的监管资产和负债组成 50 百万。

(10)    Renewable能源附加费： 根据ACC的Renewable能源标准（“RES”），UNS Energy被要求每年增加对可再生能源的使用，直到它至少代表 15 占其年度零售能源总需求的百分比。执行该计划的成本通过RES附加费从零售客户那里收回。任何高于或低于为实施这些计划而产生的成本的RES附加费收取均作为监管负债或资产递延。

ACC通过Renewable能源信贷（“RECs”）衡量RES合规性。每个REC代表由可再生资源产生的一千瓦时。当UNS Energy购买可再生能源时，支付的高于常规电力市场成本的溢价等于可通过RES附加费收回的REC。在购买REC时，UNS Energy将其成本记录为具有相应监管责任的长期其他资产（附注9），以反映为未来的RES合规使用REC的义务。当RECs被用于符合RES时，能源供应成本和收入将等额确认。

(11)    能效责任： 能效责任主要涉及Central Hudson的能效计划，该计划旨在为经其监管机构批准的与节能计划相关的环境政策提供资金。

(12)    电力燃气版主账号：作为Central Hudson过去的一般费率申请的一部分，某些监管资产和负债被抵消并计入电力和燃气调节器账户，该账户将用于未来的客户费率调节。

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（百万美元）			2025						2024
雇员未来福利（注24）			648						551
其他投资			246						225
股权投资(1)			215						259
RECs（注8）			169						176
补充行政人员退休计划（“SERP”）			123						127
延期付款协议（注6）			80						—
经营租赁（附注15）			60						64
衍生品			32						48
递延补偿计划			29						29
其他			180						174
			1,782						1,653

(1)包括对伯利兹电力公司的投资，直至2025年10月31日处置日期和Wataynikaneyap电力公司

ITC、UNS Energy和Central Hudson通过SERP和董事和高级管理人员的递延薪酬计划提供额外的离职后福利。为支持这些计划而持有的资产与相关负债分开列报（附注16）。大多数计划资产以信托形式持有，主要通过人寿保险保单和共同基金提供资金。共同基金和货币市场基金的资产按经常性公允价值入账（附注26）。

（百万美元）						成本						累计折旧						账面净值
2025
分配
电动						16,283						( 4,233 )						12,050
气体						7,481						( 1,910 )						5,571
传输
电动						23,849						( 5,016 )						18,833
气体						3,057						( 939 )						2,118
代						7,450						( 2,955 )						4,495
其他						5,198						( 1,730 )						3,468
在建资产						3,886						—						3,886
土地						465						—						465
						67,669						( 16,783 )						50,886

2024
分配
电动						15,771						( 4,078 )						11,693
气体						7,148						( 1,866 )						5,282
传输
电动						23,084						( 4,865 )						18,219
气体						2,937						( 894 )						2,043
代						8,056						( 3,110 )						4,946
其他						5,014						( 1,809 )						3,205
在建资产						3,578						—						3,578
土地						490						—						490
						66,078						( 16,622 )						49,456

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配电资产是指用于在较低电压下配电的资产（一般在下 69 千伏（“kV”））。这些资产包括电线杆、塔筒及夹具、低压电线、变压器、架空及地下导线、路灯照明、仪表、计量设备及其他相关设备。配气资产是指用于低压输送天然气的资产（一般低于 2,070 千帕（“kPA”））。这些资产包括配电站、遥测、干线和服务的配电管、电表组和其他相关设备。

电力传输资产是那些用于在更高电压下传输电力的资产（通常在 69 千伏及以上）。这些资产包括电线杆、导线、交换设备、变压器、支撑结构等相关设备。输气资产是指用于在较高压力下输送天然气的资产（一般在 2,070 kPA及更高）。这些资产包括输送站、遥测、输送管等相关设备。

发电资产是那些用于发电的资产。这些资产包括水力发电和热力发电站、燃气和燃机、燃煤发电站、水坝、水库、光伏系统、风力资源和其他相关设备。

其他资产包括建筑物、设备、车辆、存货、信息技术资产等。

截至2025年12月31日，在建资产主要反映ITC和UNS Energy正在进行的输电项目、UNS Energy的第二个Roadrunner Reserve电池存储项目和FortisBC Energy的Eagle Mountain Pipeline项目。

截至2025年12月31日融资租赁项下的个人防护装备成本为$ 333 百万（2024-$ 324 万），相关累计折旧为$ 125 百万（2024-$ 119 百万）（注15）。

共同拥有的设施

UNS Energy和ITC在共同拥有的发电设施和输电系统中持有不可分割的权益，有权按比例获得其在PPE中的份额，并按比例对相关的运营成本和负债承担责任。 截至2025年12月31日，共同拥有设施的权益包括以下各项。

			所有权												累计						网书
（百万美元，除非另有说明）			(%)						成本						折旧						价值
传输设施			各种						1,743						( 493 )						1,250
春格维尔公共设施			86.0						560						( 342 )						218
Springerville煤炭处理设施			83.0						285						( 150 )						135
四角单元4、5（“四角”）			7.0						295						( 156 )						139
吉拉河公共设施			50.0						139						( 52 )						87
Luna能源设施（“Luna”）			33.3						100						8						108
									3,122						( 1,185 )						1,937

									累计						网书
（百万美元)			成本						摊销						价值
2025
计算机软件			1,019						( 417 )						602
土地、输电和水权			1,170						( 215 )						955
其他			143						( 90 )						53
在建资产			113						—						113
			2,445						( 722 )						1,723

2024
计算机软件			1,035						( 493 )						542
土地、输电和水权			1,188						( 210 )						978
其他			143						( 95 )						48
在建资产			93						—						93
			2,459						( 798 )						1,661

截至2025年12月31日计入土地、输电和水权成本的为$ 124 百万（2024-$ 123 万）不需摊销。摊销费用为$ 160 2025年百万（2024-$ 153 百万）。摊销估计平均约为$ 111 未来五年每年百万。

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（百万美元）			2025						2024
余额，年初			13,112						12,184
FortistCI的处置（注21）			( 50 )						—
外币换算影响(1)			( 535 )						928
余额，年底			12,527						13,112

(1)涉及与收购ITC、UNS Energy、Central Hudson和Caribbean Utilities相关的商誉换算，其功能货币为美元

无 公司于2025年或2024年确认商誉减值。

（百万美元）			2025						2024
贸易应付账款			1,148						1,121
客户及其他存款			516						360
应付职工薪酬和福利			364						303
应付股息			332						314
应付利息			319						305
所得税以外的应计税款			245						304
应付燃气和燃料成本			215						221
衍生工具（注26）			127						169
雇员未来福利（注24）			28						29
应交所得税			24						33
其他			185						194
			3,503						3,353

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（百万美元)						到期日						2025						2024
ITC
有担保美国第一抵押贷款债券-
			4.34 %加权平均固定利率（2024年- 4.34 %)			2027-2055						3,763						3,944
有担保美国优先票据-
			4.16 %加权平均固定利率（2024年- 4.16 %)			2028-2055						1,441						1,511
无抵押美国优先票据-
			4.44 %加权平均固定利率（2024年- 4.37 %)			2026-2043						5,353						5,610
无抵押美国股东票据-
			6.00 %固定利率（2024年- 6.00 %)			2028						273						286
UNS能源
无抵押美国固定利率票据-
			4.28 %加权平均固定利率（2024年- 4.09 %)			2026-2055						4,460						4,172
中央哈德逊
无抵押美国本票- 4.54 %加权
			平均固定和浮动利率（2024年- 4.38 %)			2026-2060						2,058						1,974
FortisBC能源
无抵押债券-
			4.54 %加权平均固定利率（2024年- 4.61 %)			2026-2052						3,495						3,295
福蒂斯艾伯塔省
无抵押债券-
			4.64 %加权平均固定利率（2024年- 4.63 %)			2034-2055						3,035						2,835
富通电力
无抵押债券-
			4.72 % 加权平均固定费率（2024年- 4.72 %)			2035-2054						960						960
其他电动
有担保的第一抵押下沉基金债券-
			5.19 %加权平均固定利率（2024年- 5.24 %)			2026-2060						850						739
有担保第一抵押债券-
			5.11 %加权平均固定利率（2024年- 5.29 %)			2027-2061						425						320
无抵押优先票据-
			4.61 %加权平均固定利率（2024年- 4.61 %)			2041-2054						207						207
无抵押美国优先贷款票据和债券-
			4.92 %加权平均固定和浮动利率（2024年- 5.03 %)			2028-2052						521						876
企业及其他
无抵押美国优先票据和本票-
			3.79 %加权平均固定利率（2024年- 3.79 %)			2026-2044						2,073						2,172
无抵押债券-
			6.51 %固定利率（2024年- 6.51 %)			2039						200						200
无抵押优先票据-
			4.11 %加权平均固定利率（2024年- 4.11 %)			2028-2033						2,600						2,000
次级票据- 5.10 %固定费率						2055						750						—
信贷融资借款的长期分类												1,515						2,216
公允价值调整-ITC收购												78						88
长期债务总额（附注26）												34,057						33,405
减：递延融资成本和债务贴现												( 188 )						( 191 )
减：长期债务本期分期												( 3,146 )						( 1,990 )
												30,723						31,224

公司受监管公用事业公司的大多数长期债务可由相应公用事业公司选择以面值或指定价格中的较高者赎回，连同应计和未付利息。如果提供安全性，通常是通过对公用事业的特定资产进行固定或浮动的首次抵押。

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公司的无担保债权证和优先票据可由Fortis选择按面值或特定价格中的较大者连同应计和未付利息一起赎回。

某些长期债务协议有契约规定，公司不得宣布、支付或支付任何限制性付款，包括特别或特别股息，如果紧随其后其合并债务与合并资本化比率将超过 65 %.

2025年长债发行显著			月份发行						利息 率 (%)						成熟期						金额 （百万美元）						所得款项用途
UNS能源
无抵押优先票据			2月						5.90						2055						美元 300						(1) (2) 3)
无抵押优先票据			10月						5.38						2035						美元 50						(1) (3)
中央哈德逊
无抵押优先票据			四月						(4)						(4)						美元 70						(1) (3)
无抵押优先票据			11月						(5)						(5)						美元 80						(3)
FortisBC能源
无担保债券			10月						3.38						2030						200						(1)
福蒂斯艾伯塔省
无抵押高级债券			7月						4.76						2055						200						(1) (2) (3)
纽芬兰电力
第一抵押债券			八月						4.91						2055						120						(1) (2) (3)
海事电气
第一抵押债券			7月						4.94						2055						120						(1) (2)
Fortis
无抵押优先票据			三月						4.09						2032						600						(1) (3)
无抵押次级票据			9月						5.10						2055						750						(1) (3)

(1)偿还信贷融资借款

(2)基金资本支出

(3)一般公司用途

(4)由美元组成 20 百万在 5.61 2035年到期%，美元 30 百万在 5.81 2040年到期的百分比和美元 20 百万在 6.01 2045年到期的百分比

(5)由美元组成 15 百万在 5.25 2035年到期的百分比和美元 65 百万在 5.90 2045年到期的百分比

如上表所示，Fortis于2025年发行了固定利率无担保混合次级票据。2030年12月4日利率重置，每 五年 此后，等于当时的 五年 加拿大政府债券收益率加 2.09 %，前提是利率不会低于初始利率 5.10 %.次级票据收 50 来自信用评级机构的%股权处理。

2026年1月ITC发行美元 250 百万美元的有担保优先票据 125 百万 10年期 , 5.08 %票据和美元 125 百万 20年 , 5.71 %笔记。所得款项用于偿还信贷融资借款、为资本支出提供资金以及用于一般公司用途。

长期债务偿还

满足未来五年及其后每一年本金偿还和到期的综合要求如下。

（百万美元）			合计
2026			3,146
2027			2,389
2028			1,880
2029			943
2030			1,714
此后			23,985
			34,057

2024年12月，Fortis提交了一份简式Base Shelf招股说明书，以 25 -可发行本金总额不超过$ 2.0 十亿。Fortis还根据简短的基本货架招股说明书重新建立了市场上股票计划（“ATM计划”），该计划允许该公司发行最多$ 500 由公司酌情决定不时将百万股普通股从库房中出售给公众，有效期至2027年1月10日。截至2025年12月31日，$ 500 ATM计划下仍有百万美元可用，$ 1.5 根据简式基本货架招股书，仍有10亿美元可用。

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信贷便利

（百万美元）			受监管 公用事业						企业 和其他						2025						2024
信贷便利总额			4,196						1,577						5,773						6,342
使用的信贷便利：
短期借款(1)			( 412 )						—						( 412 )						( 98 )
长期负债 （含当期部分）(2)			( 1,515 )						—						( 1,515 )						( 2,216 )
未结信用证			( 83 )						( 22 )						( 105 )						( 102 )
未使用的信贷便利			2,186						1,555						3,741						3,926

(1)加权平均利率约 4.2 % (2024 - 6.1 %).

(2)加权平均利率约 3.8 % (2024 - 4.6 %).当前部分为$ 707 百万（2024-$ 1,860 百万）。

信贷安排主要与加拿大和美国的大型银行联合，没有一家银行持有超过约 20 占公司循环信贷额度总额的百分比。约$ 5.4 总信贷额度中有10亿元承诺到期，期限从2027年直通2030.

2025年4月，FortisAlberta将其运营信贷额度从$ 250 百万至$ 300 万，并将到期日延长至2030年4月。

2025年5月，该公司修订了其$ 1.3 亿元循环期限承诺信贷额度，将期限延长至2030年7月。

2025年9月，Fortis的控股子公司FortisUS Inc.延长其无担保美元的到期日 150 截至2027年10月的百万循环定期信贷额度。同样在2025年9月，该公司全额偿还了其未抵押的美元 250 百万非循环定期信贷额度。

合并信贷额度约$ 5.8 截至2025年12月31日的十亿，列示如下。

（百万美元）			金额						成熟期
无抵押承诺循环信贷额度
受监管的公用事业
ITC(1)			美国	1,000					2028
UNS能源			美国	375					2028
中央哈德逊			美国	250					2029
FortisBC能源			900						2030
福蒂斯艾伯塔省			300						2030
富通电力			200						2030
其他电动			285						(2)
其他电动			美国	83					2030
企业及其他			1,350						(3)
其他设施
受监管的公用事业
Central Hudson-Uncommitted Credit Facility			美国	60					不适用
FortisBC Energy-未承诺的信贷额度			55						2026
FortisBC Electric-无担保需求透支工具			10						不适用
其他电力-无担保需求设施			20						不适用
企业及其他
无抵押循环贷款			美国	150					2027
无担保非循环贷款			22						不适用

(1)ITC也有美元 400 百万商业票据计划，根据该计划美元 237 截至2025年12月31日未偿还百万美元（2024-$ 无 )

(2)$ 90 2027年百万，$ 65 2028年百万，以及$ 130 2030年百万

(3)$ 50 2027年的百万美元和$ 1.3 2030年十亿

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公司及子公司租赁办公设施、公用设备、土地、通信铁塔空间，剩余期限不超过 25 年，附可选续期条款。某些租赁协议包括根据通货膨胀定期调整的租金付款，或要求支付房地产税、保险、维护或与租赁场所相关的其他运营费用。

该公司的附属公司也有与发电设施相关的融资租赁，剩余期限最长可达 30 年。

租赁在综合资产负债表中列报如下。

（百万美元）			2025						2024
经营租赁
其他资产			60						64
应付账款和其他流动负债			( 16 )						( 17 )
其他负债			( 44 )						( 47 )
融资租赁(1)
监管资产			145						142
个人防护装备，净额			208						205
应付账款和其他流动负债			( 5 )						( 4 )
融资租赁			( 348 )						( 343 )

(1)FortisBC Electric就BPPA（注8）（涉及出售Brilliant水电厂的产出）和Brilliant Terminal Station（“BTS”）（涉及该站的使用）拥有融资租赁。这两项协议将于2056年到期。为了换取规定的照付不议的电力数量，BPPA要求根据资本回报率每半年支付一次，其中包括原始和持续的资本成本，以及相关的可变电力购买成本。防弹少年团要求每半年支付一次款项，其依据是与回收防弹少年团资本成本相关的费用，以及相关的可变运营成本。

租赁费用构成部分如下.

（百万美元）			2025						2024
经营租赁成本			20						19
融资租赁成本：
摊销			3						2
利息			34						33
可变租赁成本			25						21
总租赁成本			82						75

截至2025年12月31日，最低租赁付款额现值如下。

（百万美元）			运营中 租约			金融 租约			合计
2026			19			38			57
2027			13			37			50
2028			7			38			45
2029			6			38			44
2030			5			38			43
此后			21			936			957
			71			1,125			1,196
减：推算利息			( 11 )			( 772 )			( 783 )
租赁债务总额			60			353			413
减：本期分期付款			( 16 )			( 5 )			( 21 )
			44			348			392

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15.租赁（续）

补充租赁信息如下。
（百万美元，除非另有说明）			2025						2024
加权平均剩余租期（年）
经营租赁			7						7
融资租赁			30						31
加权平均贴现率(%)
经营租赁			4.8						4.6
融资租赁			5.1						5.0

（百万美元）						2025						2024
雇员未来福利（注24）						429						446
AROs（注3）						260						249
以股票为基础的薪酬计划（附注20）						145						113
客户及其他存款						118						128
人造气体厂场地整治(1)						98						101
递延补偿计划（附注9）						67						63
经营租赁（附注15）						44						47
衍生工具（注26）						31						66
矿山复垦义务(2)						25						40
零售能源合同 (3)						14						20
其他						44						41
						1,275						1,314

(1)环境法规要求Central Hudson对其或其前身曾经拥有和/或经营人造天然气工厂的地点进行调查，并在必要时对这些地点进行补救。成本费用按可合理估算的金额计提。Central Hudson已通知其保险公司，它打算在存在保险范围的地方寻求报销。实际成本与相关费率备抵之间的差异作为监管资产递延，以备未来回收（附注8）。

(2)TEP支付与相关的持续填海费用 two 供应其拥有所有权权益但不经营的发电设施的煤矿。成本作为监管资产递延，并在监管机构允许的情况下从客户收回。

(3) FortisAlberta与一家零售能源供应商达成协议，将作为其向符合条件的客户提供的默认零售商。作为该协议的一部分，FortisAlberta收到了一笔预付款，这笔预付款将在 八年 协议 .

股票期权采用库存股法计算稀释每股收益（“EPS”）。

			2025									2024
			净收益			加权						净收益			加权
			到共同			平均						到共同			平均
			股东			股份			EPS			股东			股份			EPS
			（百万美元）			（#百万）			($)			（百万美元）			（#百万）			($)
基本EPS			1,714			503.5			3.40			1,606			495.0			3.24
基于股票的薪酬的潜在稀释效应			—			0.2			—			—			0.2			—
稀释EPS			1,714			503.7			3.40			1,606			495.2			3.24

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授权

无限数量的第一优先股和第二优先股，无面值或面值。

已发行和未偿还			2025									2024
第一优先股			数									数
			股份						金额			股份						金额
			（千）						（百万美元）			（千）						（百万美元）
F系列			5,000						122			5,000						122
G系列			9,200						225			9,200						225
H系列			7,903						194			7,665						188
系列I			2,097						51			2,335						57
J系列			8,000						196			8,000						196
K系列			10,000						244			10,000						244
M系列			24,000						591			24,000						591
			66,200						1,623			66,200						1,623

第一优先股的特点如下：

									重置									权利
			股息			年度			股息			赎回			赎回			转换
			率			股息			产量			和/或转换			价值			A One-for-
第一优先股 (1) (2)			(%)			($)			(%)			期权日期			($)			一个基础
永续固定费率
F系列			4.90			1.2250			—			目前可赎回			25.00			—
J系列			4.75			1.1875			—			目前可赎回			25.00			—
固定费率重置(3) (4)
G系列			6.12			1.5308			2.13			2028年9月1日			25.00			—
H系列			4.18			1.0458			1.45			2030年6月1日			25.00			系列I
K系列			5.47			1.3673			2.05			2029年3月1日			25.00			L系列
M系列			5.49			1.3733			2.48			2029年12月1日			25.00			N系列
浮动费率重置(4) (5)
系列I			(5)			—			1.45			2030年6月1日			25.00			H系列
L系列			—			—			—			—			—			K系列
N系列			—			—			—			—			—			M系列

(1)持有人有权在公司董事会宣布时获得固定或浮动的累计季度现金股息，于每个季度的第一天等额分期支付。

(2)在指定的赎回日期或之后，公司有权选择按指定的每股赎回价值加上截至但不包括已确定的赎回日期的所有应计和未支付的股息，将全部或部分已发行的第一优先股赎回为现金，在第一优先股重置的情况下，则在其后的每五周年日期。

(3)在赎回和/或转换期权日期，以及在每个 五年 周年之后，重置的年度每股股息将通过乘以$ 25.00 每股按年度固定股息率计算，该比率为 五年 加拿大政府债券收益率在适用的重置日期，加上适用的重置股息收益率。

(4)在每个转换选择权日，持有人有权根据特定条件将其任何或全部股份转换为相同数量的特定系列的累积可赎回优先股。

(5)    浮动季度股息率将根据当时现行的三个月加拿大政府国库券利率加上适用的重置股息收益率，每季度重新设定一次。

在Fortis清算、解散或清盘时，普通股持有人有权按比例参与Fortis的任何资产分配，但须遵守第一和第二优先股持有人的权利，以及公司任何其他类别的股份有权在此类分配中获得公司资产，且优先于普通股持有人或按比例参与。

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（百万美元）			期初余额						净变化									期末余额
2025
未实现外币折算收益（亏损）
对国外业务的净投资			2,712						( 990 )									1,722
对海外业务净投资的对冲			( 714 )						54			(1)						( 660 )
所得税回收（费用）			18						( 7 )									11
			2,016						( 943 )									1,073
其他
利率对冲（附注26）			72						( 37 )									35
未实现雇员未来福利（亏损）收益（附注24）			( 7 )						5									( 2 )
所得税（费用）回收			( 14 )						9									( 5 )
			51						( 23 )									28
累计其他综合收益			2,067						( 966 )									1,101
2024
未实现外币折算收益（亏损）
对国外业务的净投资			1,059						1,653									2,712
对海外业务净投资的对冲			( 452 )						( 262 )									( 714 )
所得税回收			4						14									18
			611						1,405									2,016
其他
利率对冲（附注26）			62						10									72
未实现雇员未来福利（亏损）收益（附注24）			( 9 )						2									( 7 )
所得税费用			( 11 )						( 3 )									( 14 )
			42						9									51
累计其他综合收益			653						1,414									2,067

(1)包括终止确认$ 86 2025年与处置相关的外币折算收益百万（注21）

股票期权

自2022年1月1日起，公司不再授予股票期权。购买公司普通股的现有期权可行使期限为 10 自授予日起数年，不迟于 三年 在期权持有人去世或退休后，并平均归属于a 四年 授予日的每个周年日的期限。与股票期权相关的补偿费用采用Black-Scholes公允价值期权定价模型在授予日计量，每次授予平均摊销到补偿费用中 四年 归属期，附追加实收资本的抵销项。Fortis通过从库存中发行普通股来满足股票期权的行使。行使时，收益按期权价格记入股本，而先前确认的期权公允价值从额外实收资本重新分类为股本。

截至2025年12月31日，公司已 0.9 百万份尚未行使的股票期权（2024年- 1.5 百万），加权平均行权价为$ 50.96 (2024 - $ 48.96 ).截至2025年12月31日，所有股票期权均已归属（2024 – 1.4 百万已归属）。

2025年， 0.6 百万份股票期权行权（2024年- 0.4 万元）的现金收益为$ 28 百万（2024-$ 15 万）和期权持有者实现的内在价值$ 13 百万（2024-$ 5 百万）。

DSU

非高级管理人员的公司董事有资格获得代表其年度薪酬的股权部分的DSU赠款。董事们还可以选择在DSU的名义账户中接受其季度现金保留金的贷记，而不是现金。公司还可以确定特殊情况证明有理由向董事授予额外的DSU。

从2024年开始，在董事满足其股份所有权目标的任何一年，董事可以选择以现金或普通股的形式获得其股权报酬的一部分，剩余部分作为DSU授予。普通股选举通过在多伦多证券交易所或纽约证券交易所的购买来满足每季度的需求。

每个DSU在授予日归属，其基础价值相当于 一 公司的普通股，有权获得相应的名义普通股股息，并以现金结算。

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DSU（续）

下表汇总了与DSU相关的信息。

			2025						2024
单位数 （千）
年初			241						241
已获批			20						29
名义股息再投资			9						10
已支付			( 7 )						( 39 )
年底			263						241

应计负债已于相应的12月31日确认StVWAP并计入其他负债（附注16）。2025或2024年的应计负债、赔偿费用和现金支出并不重要。

PSU

该公司及其子公司的高级管理层以及ITC的所有员工都有资格获得PSU赠款，这是其长期薪酬的一部分。

每个PSU归属于一个 三年 period，具有相当于 一 公司的普通股，并有权获得相应的名义普通股股息。PSU一般以现金结算，现金支出在年底计算 三年 归属期的乘积为：（i）归属的单位数目；（ii）公司普通股的VWAP五个归属日期前的交易日；及（iii）可能由 0 %至 200 %.自2024年授予生效后，根据公司综合股权计划授予的PSU可以现金或公司普通股结算。通过普通股结算的PSU将通过从库存中发行普通股来满足。

支付百分比是基于公司的业绩超过 三年 归属期，主要由以下因素决定：（i）公司与预定的同行公司集团相比的股东总回报；（ii）公司的累计EPS，或对于子公司而言，与授予时确立的目标相比，公司的累计净收益；以及（iii）碳减排或与气候相关的绩效衡量标准。

下表汇总了与PSU相关的信息。

			2025						2024
单位数（千）
年初			2,171						1,942
已获批			811						788
名义股息再投资			74						78
已支付			( 641 )						( 609 )
取消/没收			( 35 )						( 28 )
年底			2,380						2,171
附加信息 （百万美元）
确认的补偿费用			109						53
补偿费用未确认(1)			43						34
现金支出			39						44
截至12月31日的应计负债 (2)			177						105
截至12月31日的总内在价值(3)			220						139

(1)与未归属的私营部门服务单位有关，预计将在 两年

(2)在各自的12月31日确认StVWAP并计入应付账款和其他流动负债和其他负债（附注13和16）

(3)与未偿还的私营部门服务单位有关，反映加权平均合同期限为 一年

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RSU

该公司及其子公司的高级管理层以及ITC的所有员工都有资格获得代表其长期薪酬组成部分的RSU赠款。

每个RSU归属于一个 三年 period，具有相当于 一 公司的普通股，有权获得相应的名义普通股股息，并以现金或公司普通股结算。自2024年授予起生效，根据公司综合股权计划授予的RSU可以通过公司普通股结算。通过普通股结算的RSU将通过从库存中发行普通股来满足。

下表汇总了与RSU相关的信息。

			2025						2024
单位数（千）
年初			1,201						1,079
已获批			463						464
名义股息再投资			39						38
已支付			( 315 )						( 357 )
取消/没收			( 30 )						( 23 )
年底			1,358						1,201
附加信息 （百万美元）
确认的补偿费用			41						29
补偿费用未确认(1)			24						21
现金支出			19						19
截至12月31日的应计负债 (2)			73						54
截至12月31日的总内在价值(3)			97						75

(1)与未归属的RSU相关，预计将在加权平均期间内确认 两年

(2)在各自的12月31日确认StVWAP并计入应付账款和其他流动负债和长期其他负债（附注13和16）

(3) 与未偿还的RSU有关，反映加权平均合同期限为 一年

股份结算对2025年和2024年并不重要。

2025年09月02日，Fortis出售所持 100 FortisTCI %的所有权权益。由于此次出售，Fortis确认了$ 32 与所得税和结算成本相关的百万亏损，已反映在企业和其他部分。

2025年10月31日，Fortis出售所持 100 在Fortis伯利兹及其附属公司中拥有%的所有权 33 伯利兹电力公司%的所有权。Fortis确认销售亏损$ 31 百万，已反映在企业和其他部分。

（百万美元）			2025						2024
AFUDC的权益部分			174						139
净定期福利成本的非服务部分			80						73
衍生品收益，净额			46						1
利息收入(1)			43						64
股权收益			15						14
净汇兑收益（亏损）			13						( 10 )
处置的税前亏损（附注21）			( 32 )						—
其他			1						7
			340						288

(1)包括短期存款利息，以及监管延期的利息，包括TEP和UNS Electric的PPFAC

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递延所得税资产和负债

（百万美元）			2025						2024
递延所得税资产总额
监管责任			701						659
税收损失和信贷结转			677						629
员工未来福利			111						123
其他			185						216
			1,674						1,627
估价津贴			( 25 )						( 50 )
递延所得税资产净额			1,649						1,577
递延所得税负债总额
个人防护装备			( 6,208 )						( 5,993 )
监管资产			( 556 )						( 432 )
无形资产			( 177 )						( 172 )
			( 6,941 )						( 6,597 )
递延所得税负债净额			( 5,292 )						( 5,020 )

所得税费用

（百万美元）			2025						2024
加拿大人
所得税费用前利润			565						518
当期所得税			102						154
递延所得税			( 23 )						( 87 )
加拿大共计			79			(1)			67
国外
所得税费用前利润			1,789						1,656
当期所得税			39						38
递延所得税			275						241
外国合计			314						279
所得税费用			393						346

(1)包括$ 31 百万与汇回处置FortisTCI、Fortis Belize和Belize Electricity的收益相关的所得税费用

所得税费用的费率调节

（百万美元，除非另有说明）			2025									2024
所得税费用前利润			2,354									2,174
加拿大联邦法定税率			353			15.0		%				326			15.0		%
省级所得税效应(1)			50			2.1		%				24			1.1		%
利率管制会计的影响			( 47 )			( 2.0 )		%				( 29 )			( 1.3 )		%
其他调整			( 9 )			( 0.4 )		%				( 6 )			( 0.3 )		%
外国税率影响
美国
美国和加拿大的法定税率差异			150			6.4		%				132			6.1		%
利率管制会计的影响			( 61 )			( 2.6 )		%				( 50 )			( 2.3 )		%
税收抵免			( 28 )			( 1.2 )		%				( 34 )			( 1.6 )		%
其他外国法域			( 15 )			( 0.6 )		%				( 17 )			( 0.8 )		%
所得税费用和有效税率			393			16.7		%				346			15.9		%

(1)不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省的省级税收贡献了这一类别的大部分税收效应。

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所得税结转(1)
（百万美元）			到期年份						2025
加拿大人
非资本损失			2028-2045						172
其他税收抵免和受限利息及融资费用(2)			2033-2045						89
									261
国外
联邦和州净营业亏损(3)			2026-2045						143
其他税收抵免			2031-2045						273
									416
确认的所得税结转总额									677

(1)以税后基准呈列的所得税结转

(2)限制性利息和融资费用无限期结转

(3)无限期结转联邦净运营亏损，对于已采用联邦条款的州，自2017年12月31日之后开始的纳税年度生效

该公司及其某些子公司须在加拿大、美国和其他外国司法管辖区缴纳税款。该公司接受潜在所得税合规检查的重要司法管辖区包括美国（联邦、亚利桑那州、堪萨斯州、爱荷华州、密歇根州、明尼苏达州和纽约州）和加拿大（联邦、不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省）。该公司的2020至2025纳税年度在加拿大司法管辖区仍可供审计，其2021至2025纳税年度在美国司法管辖区仍可供审计。

对于DBP和OPEB计划，福利义务和计划资产的公允价值以12月31日为准计量。

对于该公司在加拿大和加勒比地区的子公司，至少每三年需要进行一次精算估值，以确定养老金计划的资金缴款。纽芬兰电力、某些FortisBC Energy和FortisBC Electric计划、FortisAlberta和FortisOntario的最新估值截至2022年12月31日；该公司的2023年12月31日；剩余的FortisBC Energy和FortisBC Electric计划的2024年12月31日；加勒比公用事业公司的2025年12月31日。

ITC、UNS Energy和Central Hudson进行年度精算估值，因为它们的资金需求基于维持最低年度目标，所有这些目标都已实现。

该公司的投资政策是确保以审慎和具有成本效益的方式投资DBP和OPEB计划资产以及预期贡献，以最佳方式满足计划的负债。投资目标是最大化回报，以便管理计划的资金状况，并在长期内最大限度地降低公司的成本，以现金贡献和确认的费用来衡量。

计划资产的分配			2025年目标分配
（加权平均%）									2025						2024
股票			46						45						47
固定收益			46						47						45
房地产			7						7						7
现金及其他			1						1						1
			100						100						100

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计划资产的公允价值

（百万美元）			1级(1)						2级 (1)						3级 (1)						合计
2025
股票			821						1,077						—						1,898
固定收益			291						1,736						—						2,027
房地产			—						—						309						309
现金及其他			16						25						—						41
			1,128						2,838						309						4,275
2024
股票			773						1,168						—						1,941
固定收益			268						1,561						—						1,829
房地产			—						—						300						300
现金及其他			23						26						—						49
			1,064						2,755						300						4,119

(1)公允价值层次结构说明见附注26。

下表对使用第3级输入值计量的计划资产的公允价值变动进行了调节。

（百万美元）			2025						2024
余额，年初			300						291
计划资产收益率			7						5
外币换算			( 2 )						3
采购、销售和结算			4						1
余额，年底			309						300

资金状况			DBP计划												OPEB计划
（百万美元）			2025						2024						2025						2024
福利义务的变化(1)
余额，年初			3,440						3,347						603						596
服务成本			71						74						23						25
雇员供款			19						17						4						4
利息成本			171						161						30						29
支付的福利			( 189 )						( 181 )						( 34 )						( 35 )
精算损失（收益）			27						( 115 )						( 18 )						( 49 )
计划修订/过去服务学分			40						( 3 )						—						—
外币换算			( 84 )						140						( 19 )						33
余额，年底(2)			3,495						3,440						589						603
计划资产价值变动
余额，年初			3,613						3,313						506						430
计划资产实际收益率			331						249						66						50
支付的福利			( 180 )						( 174 )						( 28 )						( 31 )
雇员供款			19						17						4						4
雇主供款			54						57						7						14
外币换算			( 93 )						151						( 24 )						39
余额，年底			3,744						3,613						531						506
已出资（未出资）状况			249						173						( 58 )						( 97 )
资产负债表列报
其他资产（附注9）			474						395						174						156
其他流动负债（附注13）			( 15 )						( 16 )						( 13 )						( 13 )
其他负债（附注16）			( 210 )						( 206 )						( 219 )						( 240 )
			249						173						( 58 )						( 97 )

(1)金额反映了DBP计划的预计福利义务和OPEB计划的累计福利义务。

(2)DBP计划的累计福利义务（不包括对未来工资水平的假设）为$ 3,184 截至2025年12月31日的百万元（2024年-$ 3,144 百万）。

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对于截至2025年12月31日预计福利义务超过计划资产公允价值的那些DBP计划，该义务为$ 1,020 百万，而计划资产为$ 840 百万（2024-$ 1,668 百万美元 1,460 分别为百万）。

对于截至2025年12月31日累计福利义务超过计划资产公允价值的那些DBP计划，该义务为$ 170 百万，而计划资产为$ 41 百万（2024-$ 195 百万美元 62 分别为百万）。

对于截至2025年12月31日累计福利义务超过计划资产公允价值的那些OPEB计划，该义务为$ 268 百万，而计划资产为$ 46 百万（2024-$ 296 百万美元 44 分别为百万）。

净收益成本(1)			DBP计划												OPEB计划
（百万美元）			2025						2024						2025						2024
服务成本			71						74						23						25
利息成本			171						161						30						29
计划资产预期收益率			( 214 )						( 221 )						( 28 )						( 26 )
精算收益摊销			( 15 )						( 1 )						( 33 )						( 17 )
过去服务贷记/计划修订的摊销			—						( 1 )						( 1 )						( 1 )
监管调整			( 2 )						( 1 )						8						2
			11						11						( 1 )						12

(1)    净定期福利成本的非服务福利成本部分计入其他收益，在综合收益表中净额。

下表汇总了尚未在收益或综合收益中确认的净效益成本的累计金额，并显示了其在合并资产负债表中的分类。

			DBP计划												OPEB计划
（百万美元）			2025						2024						2025						2024
未摊销净精算损失（收益）			6						11						( 10 )						( 11 )
未摊销的过往服务成本			2						1						4						6
所得税（回收）费用			( 2 )						( 3 )						1						1
累计其他综合收益			6						9						( 5 )						( 4 )
精算（收益）损失净额			( 25 )						46						( 296 )						( 283 )
计划修订/过去服务学分			39						( 1 )						( 1 )						( 2 )
其他监管延期			9						12						( 1 )						4
			23						57						( 298 )						( 281 )
监管资产（注8）			192						235						—						—
监管责任（附注8）			( 169 )						( 178 )						( 298 )						( 281 )
净监管资产（负债）			23						57						( 298 )						( 281 )

---

下表汇总了在综合收益中确认或作为监管负债的净效益成本的构成部分。

			DBP计划												OPEB计划
（百万美元）			2025						2024						2025						2024
精算（收益）损失净额			( 5 )						( 1 )						1						( 1 )
过往服务成本（贷项）/计划修订			1						—						( 2 )						—
所得税费用			1						—						—						—
综合收益中确认的合计			( 3 )						( 1 )						( 1 )						( 1 )
精算净收益			( 90 )						( 142 )						( 45 )						( 72 )
计划修订			39						—						—						—
精算收益摊销			16						1						23						16
过去服务信贷的摊销			1						1						1						1
外币换算			3						( 2 )						9						( 12 )
监管调整			( 3 )						23						( 5 )						2
在监管负债中确认的总额			( 34 )						( 119 )						( 17 )						( 65 )

重要假设			DBP计划												OPEB计划
（加权平均%）			2025						2024						2025						2024
截至12月31日贴现率(1)			5.24						5.25						5.36						5.43
计划资产预期长期收益率(2)			6.29						6.51						5.80						6.05
补偿增加率			3.39						3.52						—						—
截至12月31日的医疗保健费用趋势增长(3)			—						—						4.40						4.53

(1)年内使用的贴现率为 5.25 %用于DBP计划（2024年- 4.84 %）和 5.43 OPEB计划的百分比（2024年- 4.96 %).ITC和UNS Energy使用拆分贴现率方法来确定当前的服务和利息成本。其他子公司均采用单一折现率法。

(2)由管理层开发，使用对每一类资产的预期回报、波动性和相关性的最佳估计。最佳估计是基于历史表现、未来预期和多样化资产类别之间的周期性投资组合再平衡。

(3) 预计2026年医疗保健费用趋势率为 6.60 %，并假设在接下来的时间里会减少 10 年至终极医疗保健费用趋势率 4.40 2035年及之后的百分比 .

预期福利金支付
（百万美元）			DBP计划						OPEB计划
2026			$	202					$	32
2027			205						32
2028			209						33
2029			216						34
2030			222						35
2031-2035			1,152						194

2026年期间，该公司预计将贡献$ 52 百万美元用于DBP计划和$ 10 百万用于OPEB计划。

2025年，公司支出$ 63 百万（2024-$ 58 百万）与定额供款养老金计划有关。

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（百万美元）			2025						2024
截至12月31日止年度
支付（收到）的现金
利息			1,469						1,361
所得税
加拿大人			63						( 34 )
国外			( 33 )						17
			30						( 17 )
营运资金变动
应收账款和其他流动资产			( 52 )						( 2 )
预付费用			( 12 )						( 21 )
库存			( 45 )						( 73 )
监管资产-流动部分			( 94 )						93
应付账款和其他流动负债			195						115
监管负债-流动部分			( 110 )						56
			( 118 )						168
非现金融资活动
普通股股息再投资			461						434
截至12月31日
非现金投融资活动
应计资本支出			725						722
援建捐款			11						14

衍生品

该公司一般将衍生工具的使用限制在符合会计、经济或现金流对冲条件的衍生工具，或获准进行监管追偿的衍生工具。

衍生工具按公允价值入账，但某些例外情况除外，包括符合正常购买和正常销售例外条件的衍生工具。公允价值反映基于截至资产负债表日有关衍生工具的当前市场信息的估计。这些估计无法精确确定，因为它们涉及不确定性和判断事项，因此，在预测公司未来的综合收益或现金流方面可能不可靠。

受监管延期的能源合同

UNS Energy持有电力购买合同、客户供应合同和天然气交换合同，以减少其面临的能源价格风险。公允价值主要在可能的情况下使用独立的第三方信息按市场法计量。当无法获得公布的价格时，根据历史价格曲线关系、传输成本和线路损耗进行调整。

Central Hudson持有电力和天然气的掉期合约，通过固定有效购买价格来最大限度地减少价格波动。公允价值采用独立第三方信息提供的远期定价计量。

FortisBC Energy持有供气合同，以确定天然气的有效采购价格。公允价值反映了基于公布的市场价格和远期天然气曲线的未来现金流的现值。

在监管机构允许的情况下，与这些能源合同的公允价值变动相关的未实现收益或损失作为监管资产或负债递延，以在未来费率中向客户进行回收或退还给客户。截至2025年12月31日，未实现亏损$ 135 百万（2024-$ 175 万元）确认为监管资产和未实现收益$ 37 百万（2024-$ 41 万元）被确认为监管负债。

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不受监管延期的能源合同

UNS Energy持有批发交易合同，以固定电价并实现潜在保证金，其中 10 任何已实现收益的百分比通过费率稳定账户与客户共享。公允价值采用市场法计量，并在可能的情况下纳入独立的第三方信息。与这些能源合同的公允价值变动相关的收益或损失在收入中确认。2025年，收益$ 39 百万（2024-$ 48 万元）计入收入。

总回报掉期

该公司持有总回报互换，以管理与某些基于股票的补偿义务的预测未来现金和/或股份结算相关的现金流风险。互换有一个合并的名义金额$ 136 百万和条款达 三年 呼气蛋白g截至2028年1月的不同日期。公允价值采用基于远期定价曲线的收益估值法进行计量。与公允价值变动相关的未实现损益在其他收益净额中确认。2025年，未实现收益$ 24 百万（2024-$ 12 万）计入其他收益净额。

外汇合约

该公司持有以美元计价的外汇合约，以帮助减轻外汇汇率波动的风险。这些合约在截至2027年9月的不同日期到期，合计名义金额为美元 448 百万。公允价值采用独立第三方信息计量。与公允价值变动相关的未实现损益在其他收益净额中确认。2025年，未实现收益$ 17 百万（2024年-未实现亏损$ 17 万）计入其他收益净额。

利率合约

ITC已进入 五年 合并名义价值为美元的利率掉期合约 755 百万，将用于管理与预测债务发行相关的利率风险。公允价值采用基于有担保隔夜融资利率（“SOFR”）的贴现现金流量法计量。与公允价值变动相关的未实现损益在其他综合收益中确认，并将在债务期限内作为利息费用的组成部分重新分类为收益。2025年，未实现亏损美元 5 百万（2024年-未实现收益美元 4 万元）计入其他综合收益。

跨币种利率互换

该公司持有2029年到期的交叉货币利率互换，以有效转换其$ 500 百万， 4.43 %无抵押优先票据兑美元 391 百万， 4.34 %债务。公司已指定此名义美债作为其对外净投资的有效对冲，与名义美债的汇率波动相关的未实现损益在其他综合收益中确认，与对外净投资相关的换算调整一致。掉期公允价值的其他变动也在其他综合收益中确认，但不计入套期有效性评估。公允价值采用基于SOFR的现金流折现法计量。2025年，未实现收益$ 9 百万（2024年-未实现亏损$ 29 万元）计入其他综合收益。

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经常性公允价值计量

下表列示按经常性基础以公允价值入账的资产和负债。

（百万美元）			1级(1)						2级(1)						3级(1)						合计
截至2025年12月31日
物业、厂房及设备
受监管延期的能源合同 (2) (3)			—						51						—						51
不受监管延期的能源合同(2)			—						4						—						4
总回报掉期和外汇合约(2)			—						37						—						37
其他投资(4)			190						—						—						190
			190						92						—						282
负债
受监管延期的能源合同(3) (5)			—						( 149 )						—						( 149 )
不受监管延期的能源合同 (5)			—						( 2 )						—						( 2 )
利率合约和交叉货币利率互换(5)			—						( 23 )						—						( 23 )
			—						( 174 )						—						( 174 )

截至2024年12月31日
物业、厂房及设备
受监管延期的能源合同(2) (3)			—						63						—						63
不受监管延期的能源合同(2)			—						7						—						7
总收益互换和利率合约(2)			—						16						—						16
其他投资(4)			150						—						—						150
			150						86						—						236
负债
受监管延期的能源合同(3) (5)			—						( 197 )						—						( 197 )
不受监管延期的能源合同(5)			—						( 2 )						—						( 2 )
外汇合约和交叉货币利率互换(5)			—						( 45 )						—						( 45 )
			—						( 244 )						—						( 244 )

(1)在等级制度下，公允价值的确定采用：（i）第1级-活跃市场中未经调整的报价；（ii）第2级-市场上可直接或间接观察到的其他定价输入；（iii）第3级-不可观察输入，在无法获得可观察输入时使用。分类反映了对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平。

(2)计入应收账款和其他流动资产或其他资产

(3)这些合同的公允价值变动产生的未实现损益在监管机构允许的情况下作为监管资产或负债在未来费率中向客户回收或退还给客户，但长期批发交易合同和某些天然气掉期合同除外。

(4)UNS Energy持有货币市场账户投资，ITC和Central Hudson持有与特定员工补充退休福利计划相关的信托投资，其中包括共同基金和货币市场账户。这些投资的公允价值计入现金及现金等价物和其他资产，损益在其他收益中确认，净

(5)计入应付账款和其他流动负债或其他负债

能源合同

该公司已选择根据总净额结算协议和抵押头寸为其衍生品合约进行毛额列报，这仅适用于其能源合同。 下表列出了交易对手净额结算的潜在抵消。

（百万美元）			毛额 认可于 资产负债表						交易对手 净额结算 能源合同						现金抵押品 已发布/（已收到）						净额
截至2025年12月31日
衍生资产			55						( 29 )						15						41
衍生负债			( 151 )						29						—						( 122 )

截至2024年12月31日
衍生资产			70						( 30 )						15						55
衍生负债			( 199 )						30						—						( 169 )

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衍生活动成交量

截至2025年12月31日，公司有各种能源合同将在不同日期结算，直至2030年。与电力和天然气衍生品相关的数量概述如下。

			2025						2024
受监管延期的能源合同(1)
换电合同（GWh）			890						774
电力购电合同（GWh）			395						430
天然气互换合同 （PJ）			183						236
天然气供应合同（PJ）			147						105
不受监管延期的能源合同(1)
批发贸易合同 （GWh）			1,430						1,499
天然气互换合同（PJ）			2						3

(1)GWh表示千兆瓦时，PJ表示千兆焦耳

信用风险

对于现金等价物、应收账款和其他流动资产、长期其他应收款，信用风险一般限于合并资产负债表的账面价值。公司子公司普遍拥有庞大且多元化的客户群，将信用风险集中度降至最低。为最大限度降低信用风险而制定的政策包括要求客户存款、预付款和/或对某些客户进行信用检查、执行断开连接和/或对逾期账户使用第三方催收机构。

ITC的信用风险集中程度为近似t伊利 70 %的收入来自三个客户。这些客户拥有投资级信用评级，信用风险由MidContinent Independent System Operator通过re进一步管理查询与CRE相等的信用证或现金存款dit曝光，这是由信用评分模型和其他因素决定的。

FortisAlberta存在集中的信用风险，因为其分销服务账单面向相对较小的零售商群体。信用风险是通过从零售商处获得现金存款、信用证、投资级信用评级或具有投资级信用评级的实体的财务担保来管理的。

自暂停最初为应对新冠肺炎大流行而需要的收款工作以来，Central Hudson的应收账款有所增加。Central Hudson继续就逾期余额与客户合作，催收工作继续扩大。根据其监管框架，Central Hudson可以将无法收回的冲销推迟到客户利率中收取的金额之上，以用于未来的回收。

ITC、UNS Energy、Central Hudson、FortisBC Energy、Fortis可能因衍生品合约交易对手不履约而面临信用风险。信用风险在可能的情况下通过净额结算付款进行管理，并且只与具有投资级信用评级的交易对手进行交易。在UNS Energy、Central Hudson和FortisBC Energy，某些合同安排要求交易对手提供抵押品。

具有信用风险相关或有特征的合约下的净负债头寸的衍生品价值为$ 99 截至2025年12月31日的百万元（2024年-$ 117 百万）。

外国净投资的对冲

ITC、UNS Energy、Central Hudson和Caribbean Utilities的报告货币为美元。来自这些实体的收益和现金流，以及对这些实体的净投资都受到美元兑加元汇率波动的影响。该公司已通过对冲减少了这一风险敞口。

截至2025年12月31日，美元 1.9 亿（2024-美元 2.2 亿元）的企业发行的美元计价长期债务被指定为净投资的有效对冲，剩余约美元 13.2 亿（2024-美元 12.6 十亿）未对冲。与被套期的境外子公司净投资和作为套期保值的债务相关的汇率波动在累计其他综合收益中确认。

不以公允价值结转的金融工具

不包括长期债务，公司剩余金融工具的综合账面价值接近公允价值，反映了其短期到期、正常贸易信贷条款和/或性质。

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截至2025年12月31日，无条件最低购买义务如下。

（百万美元）			合计						第1年						第2年						第3年						第4年						第5年						此后
天然气和燃料采购义务(1)			6,592						908						689						586						491						416						3,502
可再生PPA(2)			2,374						158						174						173						165						173						1,531
Waneta扩建产能协议(3)			2,307						58						59						60						61						63						2,006
购电义务(4)			1,135						251						156						129						127						124						348
ITC地役权协议(5)			342						14						14						14						14						14						272
UNS能源EPC协议(6)			269						110						143						16						—						—						—
讨债协议 (7)			96						3						3						3						3						3						81
可再生能源信贷购买协议(8)			50						18						6						6						5						5						10
其他(9)			122						27						12						9						9						2						63
			13,287						1,547						1,256						996						875						800						7,813

(1)FortisBC Energy（$ 5,295 百万）：包括$的合约 2,737 百万美元，用于购买2047年到期的可再生天然气和$ 2,558 百万元，用于购买燃气、可再生燃气、燃气运输和储存服务，2062年到期。FortisBC Energy的天然气采购义务基于随市场价格变化的天然气商品指数，义务基于截至2025年12月31日的指数价格。披露的可再生天然气供应义务反映了公司与供应商之间的每千兆焦耳的合同价格。

UNS能源（$ 1,190 百万）：包括购买和交付煤炭到燃料发电设施的长期合同、购买满足负荷要求的天然气运输服务、购买购买购买电力的传输服务，以及基于截至2025年12月31日的预计市场价格的天然气商品协议。为煤炭支付的金额取决于实际采购和交付的数量。某些合同有价格调整条款，会影响未来的成本。这些合约在2048年之前有不同的到期日。

(2)TEP和UNS Electric是可再生电力购买协议（“PPA”）的缔约方，到期日为2027年至2051年，该协议要求TEP和UNS Electric购买 100 一旦实现商业运营，与交付的产出相关的某些可再生能源发电设施和REC的产出%。这些协议包括购买承诺，这些承诺取决于开发商实现发电设施的商业运营，这些设施预计将在2026年和2027年投入使用。金额是估计的未来付款。

(3)FortisBC Electric是从Waneta Expansion水力发电设施购买产能的协议的一方 四十年 ，始于2015年4月。

(4)    海事电气（$ 496 百万）：包括能源购买协议和输电能力合同 30 与新布朗斯威克电力公司PEI的容量兆瓦，分别将于2026年12月和2032年11月到期。这些协议使Maritime Electric有权获得约 4.55 %新布朗斯威克电力公司的Point Lepreau核电站的产量，并要求Maritime Electric支付其在该电站的份额的资金和机组寿命的运营成本。

FortisOntario（$ 314 百万）：与Hydro-Qu é bec就供应高达 145 MW的容量和最小 537 截至2030年12月，每年关联能源的GWh。

FortisBC Electric（$ 271 百万）：与BC Hydro达成协议，购买最多 200 兆瓦的容量和 1,752 每年关联能源GWh为a 20 ---任期自2013年10月1日起。

(5)ITC与METC的主要客户Consumers Energy签订了一项协议，后者为METC的输电目的和通行权、租赁权益、费用权益和与其输电线路所跨越的土地相关的许可证提供了地役权。该协议将持续到2050年12月，但须遵守 10 自动 50 -其后的续期，除非METC至少发出不续期通知 一年 提前。

(6)UNS Electric拥有一份工程、采购和建设（“EPC”）协议，用于开发 四个 预计2028年投入使用的Black Mountain发电站燃气发动机涡轮机。

(7)Maritime Electric与PEI Energy Corporation就新的布朗斯威克输电系统互联互通的海底电缆和相关部件的初始资本成本签订了债务催收协议。该协议下的付款将于2056年2月到期，以客户费率收取。

(8)UNS Energy和Central Hudson是REC采购协议的一方，主要是向拥有太阳能装置或其他可再生能源发电的零售客户购买环境属性。付款主要是根据计量能源生产按合同约定的间隔进行的。

(9)包括ARO和共同使用资产和共享服务协议。

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其他承诺

在与安大略省和加拿大政府建立的筹资框架下，Fortis已满足最低股本出资要求，约为$ 165 百万给Wataynikaneyap Power，基于Fortis的比例 39 %的所有权权益和相关项目的最终监管批准的资金成本。Wataynikaneyap Power已签订建设融资贷款协议，预计长期运营融资将取代建设融资。如果贷款协议下的贷款人实现了贷款担保，Fortis可能需要追加股本出资，其数额可能超过丨富通在筹资框架下另有要求的数额，但筹资总额最多为$ 235 百万。

UNS Energy与参与者在Four Corners和Luna有联合发电性能保证，协议分别于2041年和2046年到期，在San Juan和Navajo通过退役。参与者已保证，在发生支付违约的情况下，每一非违约参与者将承担其按比例分担的费用，否则违约参与者应支付的费用。作为交换，非违约参与者有权获得其在违约参与者发电容量中的比例份额。就圣胡安和纳瓦霍而言，参与者将寻求违约方的财务追偿。这些担保下没有最高金额，除了最高$ 343 百万换四角。截至2025年12月31日 无 这些担保项下的义务。

东电已订立能源供应协议，以服务预期位于东电服务区域内的客户。该协议要求约300兆瓦的潜在电力需求，已于2025年12月获得ACC批准，但仍受制于其他合同或有事项。初步阶段预计最早将于2027年投入运营，爬坡时间表将持续到2029年。TEP目前期望从其现有和计划中的产能为该客户提供服务，包括目前正在开发的太阳能和电池存储项目。

TEP和UNS Electric已签订长期天然气运输先例协议，以确保可靠地获得天然气。这些协议支持开发由第三方拥有和运营的新管道。在获得所需监管批准和其他条件的情况下，该管道预计将于2029年投入使用。一旦管道进入商业运营，TEP和UNS Electric将签订天然气运输服务协议，估计采购承诺为美元 1.9 十亿以上 25 年。

应急

2023年11月，位于纽约州Wappingers Falls的一处住宅发生爆炸和火灾，当时一名承包商正在对住宅附近的Central Hudson的天然气基础设施进行施工。就人身伤害、财产损失和惩罚性赔偿寻求损害赔偿的民事诉讼仍在审理中。虽然这些事项合计可能涉及大量金额，但根据目前已知的事实，管理层无法估计潜在损失，但认为其最终解决方案不会对公司的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。