附件 99.3
| 管理层讨论与分析 | ||||||||
| 内容 | ||||||||||||||
| 关于Fortis | 1 | 现金流量汇总 | 15 | |||||||||||
| 业绩一览 | 2 | 合同义务 | 16 | |||||||||||
| 该行业 | 5 | 资本Structure和信用评级 | 17 | |||||||||||
| 经营业绩 | 5 | 资本计划 | 18 | |||||||||||
| 业务单位业绩 | 6 | 经营风险 | 21 | |||||||||||
| ITC | 7 | 会计事项 | 29 | |||||||||||
| UNS能源 | 7 | 金融工具 | 32 | |||||||||||
| 中央哈德逊 | 8 | 长期债务及其他 | 32 | |||||||||||
| FortisBC能源 | 8 | 衍生品 | 32 | |||||||||||
| 福蒂斯艾伯塔省 | 8 | 年度财务信息精选 | 34 | |||||||||||
| 富通电力 | 9 | 第四季度业绩 | 35 | |||||||||||
| 其他电动 | 9 | 季度业绩摘要 | 37 | |||||||||||
| 企业及其他 | 10 | 关联交易和公司间交易 | 38 | |||||||||||
| 非美国通用会计准则财务指标 | 10 | 管理层对控制和程序的评估 | 38 | |||||||||||
| 监管重点 | 11 | 展望 | 38 | |||||||||||
| 财务状况 | 13 | 前瞻性信息 | 39 | |||||||||||
| 流动性和资本资源 | 13 | 词汇表 | 40 | |||||||||||
| 现金流量要求 | 13 | 年度合并财务报表 | F-1 | |||||||||||
日期：2026年2月11日
这份MD & A是根据National Instrument 51-102-持续披露义务.应结合阅读与2025年年度财务报表并受制于第39页“前瞻性信息”下提供的警示性声明和免责声明。有关Fortis的更多信息，包括其年度信息表，请访问www.fortisinc.com、www.sedarplus.ca或www.sec.gov。
此处的财务信息是根据美国公认会计原则编制的（除指明的非美国公认会计原则财务措施外），除非另有说明，否则根据以下美元兑加元汇率（如适用）以加元列报：（i）截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度的平均值分别为1.40和1.37；（ii）截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度的平均值分别为1.37和1.44；（iii）截至2025年12月31日和2024年12月31日止季度的平均值分别为1.39和1.40；（iv））1.35 f或所有预测期。本MD & A中使用的某些术语在第40页的“术语表”中定义。
关于福蒂斯
Fortis（TSX/NYSE：FTS）是北美受监管电力和燃气公用事业行业的多元化领导者，2025年的收入为120亿美元，截至2025年12月31日的总资产为750亿美元。该公司的9900名员工为加拿大五个省、美国十个州和加勒比地区的350万公用事业客户提供服务。截至2025年12月31日，公司65%的资产位于美国，33%位于加拿大，其余2%位于加勒比地区。美国业务占该公司2025年收入的58%，其余38%在加拿大，4%在加勒比地区。
Fortis主要是一家能源交运公司，其约95%的资产与输配电相关。该业务的特点是低风险、稳定和可预测的收益和现金流。盈利、EPS和TSR是衡量财务业绩的主要指标。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
Fortis的受监管公用事业业务有：ITC（电力传输-密歇根州、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）；UNS Energy（电力和天然气综合分销-亚利桑那州）；Central Hudson（电力传输和分销，以及天然气分销-纽约州）；FortisBC Energy（天然气传输和分销-不列颠哥伦比亚省）；FortisBC Alberta（电力分销-阿尔伯塔省）；FortisBC Electric（综合电力-不列颠哥伦比亚省）；Newfoundland Power（综合电力-纽芬兰和拉布拉多）；Maritime Electric（综合电力-爱德华王子岛）；FortisOntario（综合电力-安大略省）；和加勒比公用事业（综合电力-大开曼岛）。该公司还拥有Wataynikaneyap Power（Electric Transmission-Ontario）39%的股权投资。Fortis于2025年9月2日出售FortisTCI（Integrated Electric-特克斯和凯科斯群岛）及其于2025年10月31日持有的伯利兹电力公司（Integrated Electric-Belize）33%的股权投资。
该公司唯一不受监管的业务是Fortis伯利兹（三个水力发电设施-伯利兹），该业务也已于2025年10月31日出售。
Fortis拥有独特的运营模式，在圣约翰、纽芬兰和拉布拉多设有小型公司办事处，业务部门基本自主运作。每个公用事业公司都有自己的管理团队和董事会，其中大多数拥有大多数独立的董事会成员，这在Fortis政策和最佳实践的广泛参数范围内提供了有效的监督。子公司自治支持与监管机构、政策制定者、客户和社区的建设性关系。Fortis认为，这种模式可以增强公司各业务的问责制、机会和业绩，并为未来的投资机会很好地定位Fortis。
Fortis专注于为客户提供安全、可靠、经济高效的服务。此外，管理层专注于通过执行其资本计划以及在其服务区域内和附近寻求投资机会，为股东带来长期盈利增长。
2025年年度财务报表附注1提供了有关公司业务和报告单位的更多信息。
| 表现一览无余 | |||||||||||||||||
| 关键财务指标 | |||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 方差 | ||||||||||||||
| 普通股收益 | |||||||||||||||||
| 实际 | 1,714 | 1,606 | 108 | ||||||||||||||
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调整后(1)
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1,777 | 1,626 | 151 | ||||||||||||||
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基本EPS ($)
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| 实际 | 3.40 | 3.24 | 0.16 | ||||||||||||||
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调整后(1)
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3.53 | 3.28 | 0.25 | ||||||||||||||
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股息
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每股普通股支付 ($)
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2.49 | 2.39 | 0.10 | ||||||||||||||
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实际派息率(%)
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73.1 | 73.6 | (0.5) | ||||||||||||||
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调整后派息率 (%) (1)
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70.4 | 72.7 | (2.3) | ||||||||||||||
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已发行普通股加权平均数 （#百万）
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503.5 | 495.0 | 8.5 | ||||||||||||||
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经营现金流
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4,062 | 3,882 | 180 | ||||||||||||||
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资本支出(1)
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5,614 | 5,247 | 367 | ||||||||||||||
(1)见第10页“非美国通用会计准则财务指标”
收益和每股收益
与2024年相比，普通股收益增加了1.08亿美元，即每股普通股0.16美元。2025年的盈利增长受到与FortisTCI、Fortis伯利兹和伯利兹电力公司的处置相关的6300万美元损失的影响，其中约一半与所得税有关。此外，与FERC批准的ITC MISO基础ROE降低的追溯影响相关的2000万美元对2024年的业绩产生了不利影响。
除去上述项目，与2024年相比，普通股收益增加了1.51亿美元，即每股普通股0.25美元。这一增长主要是由于公用事业部门的费率基数增长，包括与主要资本项目相关的AFUDC。收益增长还得益于Central Hudson于2024年7月1日生效的成本调整、衍生品合约的未实现收益，以及美元兑加元汇率变化的有利影响。这一增长被以下因素部分抵消：（i）与尚未反映在客户费率中的费率基数增长相关的成本增加、由于天气转暖导致零售电力销售下降，以及UNS Energy的批发电力销售利润率下降；（ii）FortisAlberta的监管激励措施到期；（iii）更高的股票薪酬和控股公司融资成本。FortisTCI和Fortis Belize的收益减少，扣除与处置所得收益相关的财务成本节约，也对业绩产生了不利影响。每股收益的变化还反映了已发行普通股加权平均数的增加，这主要与公司的DRIP有关。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
调整后的普通股收益和调整后的基本每股收益（不包括与2025年处置相关的损失和ITC在2024年的追溯ROE调整，如前所述）分别增加了1.51亿美元和0.25美元。有关这些措施的对账，请参阅第10页的“非美国通用会计准则财务措施”。调整后基本每股收益的变化如下图所示。
(1)包括FortisBC Energy、FortisAlberta和FortisBC Electric。反映了费率基数增长，包括与FortisBC Energy对Eagle Mountain Pipeline项目投资相关的AFUDC，部分被FortisAlberta的PBR效率结转机制将于2024年底到期所抵消。
(2)包括UNS Energy和Central Hudson。反映出Central Hudson的收益增加，主要是由于费率基数增长、2024年7月1日生效的成本调整，以及根据2025年普通费率申请的命令批准的对无法收回账户的监管延期的变化。还反映出UNS Energy的收益下降，原因是与尚未反映在客户费率中的费率基础增长相关的成本增加、由于天气温和导致零售电力销售下降以及批发销售利润率下降，部分被更高的输电收入和AFUDC所抵消
(3)反映了费率基础增长，部分被更高的不可收回的股票薪酬和控股公司融资成本所抵消
(4)反映外汇合约和总回报掉期的未实现收益，部分被较高的控股公司财务和基于股票的补偿成本所抵消
(5)反映2025年平均汇率为1.40而2024年为1.37，以美元计价的短期负债重估
(6)2025年加权平均股数为5.035亿股，2024年为4.950亿股
股息
Fortis在2025年第四季度支付的股息为每股普通股0.64美元，比之前每个季度支付的股息0.615增长4.1%。这标志着该公司的52nd连续一年增加支付的股息。2025年调整后派息率为70%，2023年至2025年三年期间实际派息率平均为73%。
Fortis的目标是到2030年的年度股息增长约为4-6 %。见第38页“展望”。
股息的增长和公司普通股市场价格的变化产生了以下股东总回报。
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股东总回报(1) (%)
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1年 | 5年 | 10年 | 20年 | |||||||||||||||||||
| Fortis | 23.9 | 10.7 | 10.8 | 9.5 | |||||||||||||||||||
(1)按彭博统计的年化股东总回报，截至2025年12月31日
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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经营现金流
运营现金流增加1.8亿美元是由于现金收益增加，反映了费率基础增长、PSC批准的Central Hudson新客户交付率以及UNS Energy出售投资税收抵免。FortisAlberta的传输费用的时间安排以及较高的美元兑加元汇率也促进了经营现金流的增长。这一增长被以下因素部分抵消：（i）UNS Energy与2024年更高的PPFAC收款相关的流动成本的时间安排，以及FortisBC Energy与2025年有效废除的消费者碳税相关的流动成本；（ii）FortisBC Energy于2024年收到退税；以及（iii）更高的利息支付。
资本支出
2025年资本支出为56亿美元，与预期一致，比2024年高出4亿美元。与2024年相比，这一增长主要与：（i）对主要资本项目的投资，包括MISO LRTP第一期项目和ITC的Big Cedar Load Expansion项目内的项目，以及UNS Energy的Vail-to-Tortolita和Black Mountain天然气发电项目；（ii）公司公用事业部门的增量输配电投资；以及（iii）美元兑加元汇率走高的影响。该增长被FortisBC Energy在2024年对Eagle Mountain Pipeline项目的投资部分抵消。该项目在2025年的建设主要由CIAC资助，而不是由FortisBC Energy投资。
资本支出是非美国通用会计准则财务指标。请参阅第10页的“非美国公认会计原则财务措施”和第页的“术语表”40.
新五年资本规划
该公司2026-2030年资本计划288亿美元，是该公司历史上最大的资本计划，比上一个五年计划高出28亿美元。这一增长主要是由于与新的互连、MISO LRTP和ITC的基线可靠性项目相关的更高的FERC监管输电投资。它还包括UNS Energy的增量资本，反映了输配电投资的增加，以服务于负荷增长，提高可靠性，并提供连接未来发电资源的路径。亚利桑那州计划的发电投资也已更新，以反映Springerville天然气转换项目。我们公用事业部门的客户增长和可靠性投资，以及更高的假设美元兑加元汇率也促进了五年计划的增长。有关公司资本支出计划的详细讨论，请参阅第18页的“资本计划”。
资本计划预计将主要由运营现金和受监管的公用事业债务提供资金。假设目前的参与水平，预计普通股将由公司的DRIP提供。该公司5亿美元的ATM计划迄今尚未使用，仍可按要求提供资金灵活性。
五年资本计划预计将把年中利率基数从2025年的424亿美元提高到2030年的579亿美元，转化为7.0%的五年复合年增长率。
预计利率基数(1)
在五年资本计划之外，扩大和扩大增长的机会包括：进一步扩大美国的输电电网，以支持负荷增长并促进新能源资源的互联互通；与MISO LRTP相关的输电投资以及纽约的区域输电；电网复原力和气候适应投资；投资不列颠哥伦比亚省的可再生天然气和液化天然气基础设施；以及支持我们辖区内负荷加速增长的能源基础设施投资。
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
行业
受能源安全和气候适应优先事项的推动，以及数据中心、制造业和电气化推动的预计负荷增长，北美公用事业行业正在经历重大变革。这些因素共同为整个行业创造了巨大的投资机会。
联邦、州和省各级的政策制定者和监管机构越来越多地优先考虑能源安全问题。政策指令和预测负荷增长的趋同带来了投资可再生能源和天然气发电、能源储存系统和输电基础设施的机会。供暖和交通的持续电气化代表着扩大电网产量和效率的又一次机会。
随着极端气温、飓风、野火、洪水和风暴等天气事件的频率和强度增加，电网复原力仍然是一个重点。由于电力预计将在社会能源结构中占较大比例，因此有必要对复原力进行投资，以提高电网抵御天气事件和从天气事件中恢复的能力。
能源供应的多样性和能源系统的加强整合对于提供支持经济增长和能源需求所需的韧性、能源和能力至关重要。电力传输是负载增长的关键推动因素，可将大规模发电相互连接，同时提高系统弹性。天然气发电提供了满足不断增长的能源需求所必需的可靠能源和能力来源。天然气投资以及能源存储解决方案将有助于采用更多的可再生能源。
Fortis的创新文化基于一种持续的驱动力，即寻找更好的方式来安全、可靠和以经济实惠的方式提供客户所需的能源和服务。能源输送系统正变得更加智能，具有先进的仪表、遥感和电网自动化。通过新兴的存储、需求响应、分布式能源管理系统，能源管理能力正在扩展。更强大的运营技术为公用事业提供了详细的使用数据、先进的系统控制、增强的检查技术和预测能力。此外，对人工智能的投资旨在释放该公司公用事业部门收集的数据的潜力。随着数字化程度的提高和威胁形势的不断变化，对网络和实体安全的投资仍然是高度优先事项。这些技术进步和挑战为Fortis公用事业提供了战略性投资机会。
随着客户期望的演变，对公用事业公司来说，关注客户体验很重要。客户希望做出明智的能源选择，并成为其能源输送的积极参与者。他们还期待个性化的服务、定制化的自助服务，以及实时、数字化的交流。与此同时，客户的负担能力至关重要，并且仍然是Fortis公用事业公司的优先事项。作为回应，我们的公用事业公司正在加强客户信息系统，采用包括人工智能在内的数字技术，并推进客户体验的新型现代方法。
该公司的文化和分散的结构支持我们的公用事业公司努力满足不断变化的客户期望，解决客户的负担能力问题，并与监管机构和其他利益相关者就政策、能源和服务解决方案进行建设性合作。Fortis处于有利地位，可以支持整个公司范围内的能源安全、气候适应和负荷增长。
| 经营成果 | |||||||||||||||||||||||
| 方差 | |||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 外汇 | 其他 | |||||||||||||||||||
| 收入 | 12,170 | 11,508 | 142 | 520 | |||||||||||||||||||
| 能源供应成本 | 3,371 | 3,249 | 36 | 86 | |||||||||||||||||||
| 营业费用 | 3,250 | 3,040 | 40 | 170 | |||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | 2,057 | 1,927 | 21 | 109 | |||||||||||||||||||
| 其他收入，净额 | 340 | 288 | 13 | 39 | |||||||||||||||||||
| 财务费用 | 1,478 | 1,406 | 17 | 55 | |||||||||||||||||||
| 所得税费用 | 393 | 346 | 2 | 45 | |||||||||||||||||||
| 净收益 | 1,961 | 1,828 | 39 | 94 | |||||||||||||||||||
| 净利润归属于： | |||||||||||||||||||||||
| 非控股权益 | 162 | 148 | 2 | 12 | |||||||||||||||||||
| 优先股股东 | 85 | 74 | — | 11 | |||||||||||||||||||
| 普通股股东 | 1,714 | 1,606 | 37 | 71 | |||||||||||||||||||
| 净收益 | 1,961 | 1,828 | 39 | 94 | |||||||||||||||||||
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
收入
扣除外汇后的收入增加是由于：（i）费率基数增长；（ii）客户费率的流动成本增加；以及（iii）PSC批准在Central Hudson实施新的客户交付费率。这一增长也是由于FERC批准的2024年ITC的MISO基础ROE降低的追溯影响。这一增长被部分抵消，原因是天气温和导致零售电力销售下降，以及由于短期批发销售减少以及UNS Energy市场状况推动的定价下降导致批发销售收入下降。
能源供应成本
扣除外汇后的能源供应成本增加，主要是由于FortisBC Energy和Central Hudson的商品成本上升，部分被销售额下降和UNS Energy的商品成本下降所抵消。
营业费用
扣除外汇后的运营费用增加，主要是由于普遍的通货膨胀和与员工相关的成本增加以及基于股票的薪酬成本增加。
折旧及摊销
扣除外汇后的折旧和摊销增加，是由于该公司受监管的公用事业公司继续投资于能源基础设施。
其他收入，净额
扣除外汇后的其他收入增加是由于UNS Energy和FortisBC Energy的AFUDC增加以及外汇合约和总回报掉期的未实现收益。该增加部分被处置Fortis伯利兹和伯利兹电力公司的税前亏损，以及由于短期存款利息降低和监管延期而导致的利息收入减少所抵消。
财务费用
扣除外汇后的财务费用增加，主要是由于为支持公司的资本计划而增加的债务水平。
所得税费用
所得税费用（扣除外汇）增加的原因是与处置FortisTCI、Fortis伯利兹电力公司和伯利兹电力公司的收益汇回相关的所得税，以及所得税前收益增加。
净收益
见第2页“业绩一览-收益和EPS”。
| 业务单位业绩 | |||||||||||||||||||||||
| 普通股收益 |
方差
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| （百万美元） | 2025 | 2024 |
外汇(1)
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其他 | |||||||||||||||||||
| 受监管公用事业 | |||||||||||||||||||||||
| ITC | 592 | 542 | 11 | 39 | |||||||||||||||||||
| UNS能源 | 437 | 448 | 8 | (19) | |||||||||||||||||||
| 中央哈德逊 | 191 | 128 | 3 | 60 | |||||||||||||||||||
| FortisBC能源 | 336 | 293 | — | 43 | |||||||||||||||||||
| 福蒂斯艾伯塔省 | 182 | 181 | — | 1 | |||||||||||||||||||
| 富通电力 | 75 | 72 | — | 3 | |||||||||||||||||||
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其他电动(2)
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167 | 163 | 1 | 3 | |||||||||||||||||||
| 1,980 | 1,827 | 23 | 130 | ||||||||||||||||||||
| 非监管 | |||||||||||||||||||||||
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企业及其他(3)
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(266) | (221) | 14 | (59) | |||||||||||||||||||
| 普通股收益 | 1,714 | 1,606 | 37 | 71 | |||||||||||||||||||
(1)ITC、UNS Energy、Central Hudson、Caribbean Utilities、FortistCI和Fortis伯利兹的报告货币为美元。伯利兹电力公司的报告货币为伯利兹元，与美元挂钩的价格为BZ 2.00美元= 1.00美元。某些公司和非监管控股公司交易，包括在公司和其他部分，以美元计价
(2)由加拿大东部和加勒比地区的公用事业业务组成：纽芬兰电力；海事电力；FortisOntario；Wataynikaneyap电力； 和 加勒比公用事业。还包括截至2025年9月2日处置日期的FortisTCI和截至2025年10月31日处置日期的伯利兹电力
(3)包括非监管控股公司费用、截至2025年10月31日处置日在伯利兹的非监管长期合同发电资产的收益，以及2025年处置FortistCI、Fortis伯利兹和伯利兹电力的损失
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
| ITC | 方差 | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 外汇 | 其他 | |||||||||||||||||||
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收入(1)
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2,495 | 2,229 | 44 | 222 | |||||||||||||||||||
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收益(1)
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592 | 542 | 11 | 39 | |||||||||||||||||||
(1)收入占ITC的100%。收益代表该公司在ITC的80.1%控股所有权权益，反映了综合采购价格会计调整。
收入
扣除外汇后的收入增长主要是由于费率基数增长和客户费率的流动成本增加。增加的另一个原因是，根据FERC于2024年10月批准的，在2013年11月至2015年2月的15个月期间以及预期从2016年9月开始的15个月期间，确认了与MISO基础ROE从10.02%下降至9.98%相关的2024年退款负债。
收益
扣除外汇后的收益增长主要是由于利率基数增长。盈利增长也是由于FERC批准在2024年降低MISO基本ROE，如上所述，这导致与前期追溯影响相关的当年盈利受到2000万美元的不利影响。盈利增长部分被更高的不可收回的股票薪酬和控股公司融资成本所抵消。
| UNS能源 | 方差 | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 外汇 | 其他 | |||||||||||||||||||
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零售电力销售（GWh）
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10,734 | 10,870 | — | (136) | |||||||||||||||||||
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批发售电（GWh）(1)
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5,034 | 5,810 | — | (776) | |||||||||||||||||||
|
燃气销售（PJ）
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16 | 17 | — | (1) | |||||||||||||||||||
|
收入
|
2,913 | 3,007 | 58 | (152) | |||||||||||||||||||
|
收益
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437 | 448 | 8 | (19) | |||||||||||||||||||
(1)主要是短期批发销售
销售
零售电力销售的下降主要是由于与2024年相比，与较温和的气温相关的平均使用量较低。
批发售电量减少是由于反映不利市场条件的短期批发售电量减少以及公司某些发电设施停电导致发电水平下降。短期批发销售的收入与期限不到一年的合同有关，主要通过PPFAC机制记入客户贷方，因此不会对收益产生重大影响。
天然气销量与2024年相对一致。
收入
收入（扣除外汇）减少的主要原因是：（i）通过监管机制的正常运作，恢复了整体较低的燃料和非燃料成本；（ii）较低的售电量，如上所述；以及（iii）较低的批发销售定价。减少的部分被更高的传输收入所抵消。
收益
扣除外汇后的收益减少，主要是由于：（i）与费率基数增长相关的成本增加，但尚未反映在客户费率中；（ii）由于天气温和，零售电力销售下降；（iii）批发销售利润率下降，反映出市场条件不太有利。减少的部分被更高的传输收入和AFUDC所抵消。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
| 中央哈德逊 | 方差 | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 外汇 | 其他 | |||||||||||||||||||
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电力销售（GWh）
|
5,092 | 5,060 | — | 32 | |||||||||||||||||||
|
燃气销售 （PJ）
|
30 | 25 | — | 5 | |||||||||||||||||||
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收入
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1,620 | 1,372 | 29 | 219 | |||||||||||||||||||
|
收益
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191 | 128 | 3 | 60 | |||||||||||||||||||
销售
售电量增加是由于天气转冷，居民客户的平均消费增加。
燃气销量增加是由于工业客户的平均消费量增加。
Central Hudson电力和天然气销售的变化受监管收入脱钩机制的影响，因此不会对收益产生重大影响。
收入
收入增加（扣除外汇）是由于更高的能源供应成本、费率基数增长以及PSC批准的更高的客户交付率的流动。
收益
扣除外汇后的收益增加主要是由于：（i）费率基数增长；（ii）2024年7月1日生效的客户费率调整基数，这反映了更高的允许ROE和更好的成本回收；以及（iii）根据2025年普通费率应用程序的命令批准，对无法收回账户的监管延期确认的时间发生变化。这一增长被2025年对客户福利基金的更高捐款部分抵消。
| FortisBC能源 | |||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 方差 | ||||||||||||||
|
燃气销售 （PJ）
|
217 | 220 | (3) | ||||||||||||||
|
收入
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1,874 | 1,665 | 209 | ||||||||||||||
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收益
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336 | 293 | 43 | ||||||||||||||
销售
燃气销量下降是由于运输和居民客户的平均消费量下降，但工业客户的平均消费量增加部分抵消了这一影响。住宅客户的平均消费较低主要是由于2025年第四季度的天气较为温和。
收入
收入增加主要是由于：（i）监管机制正常运作；（ii）费率基数增长；以及（iii）从客户收回的天然气成本增加。
收益
收益增长主要是由于费率基数增长，包括与FortisBC Energy对Eagle Mountain Pipeline项目的投资相关的更高的AFUDC。
无论客户是签约购买和交付天然气还是仅签约交付，FortisBC Energy赚取的保证金大致相同。由于监管延期机制，消费水平和商品成本的变化不会对收益产生实质性影响。
| 福蒂斯艾伯塔省 | |||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 方差 | ||||||||||||||
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电力交付（GWh）
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17,561 | 17,324 | 237 | ||||||||||||||
|
收入
|
829 | 817 | 12 | ||||||||||||||
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收益
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182 | 181 | 1 | ||||||||||||||
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
交付
电力交付量增加主要是由于工业客户的平均消费量增加，主要反映了能源部门的活动。客户增加，以及2025年第二季度天气转暖导致住宅客户的平均消费增加，也促成了这一增长。
由于FortisAlberta约85%的收入来自固定或大部分固定的计费决定因素，因此能源交付数量的变化与收入的变化并不完全相关。收入是众多变量的函数，其中许多变量与实际能源交付无关。然而，天气状况的显着变化可能会影响收入和收益。
收入和收益
收入和盈利的增长是由于费率基础增长和客户增加，部分被以下因素所抵消：（i）PBR效率结转机制到期，因为这种监管激励措施只能持续到2024年；（ii）与前期费率基础余额的最终确定相关的2024年记录的有利的非经常性校准；以及（iii）由于自动调整机制，允许的ROE从9.28%降至8.97%，自2025年1月1日起生效。
| 富通电力 | |||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 方差 | ||||||||||||||
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电力销售（GWh）
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3,619 | 3,513 | 106 | ||||||||||||||
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收入
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557 | 545 | 12 | ||||||||||||||
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收益
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75 | 72 | 3 | ||||||||||||||
销售
售电量增加是由于工商业客户的平均消费较高，但部分被2025年下半年天气较温和导致的居民客户的平均消费较低所抵消。
收入
收入增加主要是由于售电量增加、从客户收回的能源供应成本增加以及费率基数增长。
收益
收益增长主要是由于利率基数增长。
由于监管延期机制，消费水平的变化不会对收益产生实质性影响。
| 其他电动 | 方差 | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 外汇 | 其他 | |||||||||||||||||||
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电力销售 （GWh）
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9,918 | 9,879 | — | 39 | |||||||||||||||||||
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收入
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1,851 | 1,838 | 10 | 3 | |||||||||||||||||||
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收益
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167 | 163 | 1 | 3 | |||||||||||||||||||
销售
售电量增加是由于住宅和商业客户的平均消费增加，以及客户增加。居民客户的平均消费增加，主要是由于加拿大东部将家庭供暖系统从油改为电力。这一增长被FortisTCI 2025年9月处置的影响部分抵消。
收入
扣除外汇后的收入增长主要是由于费率基数增长和售电量增加，以及纽芬兰电力公司2025年7月1日的电价变化。这一增长被FortisTCI的处置、从客户那里收回的较低能源供应成本的流动以及纽芬兰电力公司监管延期机制的运作部分抵消。
收益
扣除外汇后的收益增长主要是由于费率基数增长和售电量增加，部分被FortisTCI 2025年9月的处置所抵消。
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
| 企业及其他 | 方差 | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 外汇 | 其他 | |||||||||||||||||||
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电力销售 （GWh）(1)
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167 | 215 | — | (48) | |||||||||||||||||||
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收入(1)
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31 | 35 | 1 | (5) | |||||||||||||||||||
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净亏损(2)
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(266) | (221) | 14 | (59) | |||||||||||||||||||
(1)反映到2025年10月31日止Fortis伯利兹的处置日期
(2)包括截至2025年10月31日处置日期的非监管控股公司费用、Fortis伯利兹的收益，以及2025年处置FortisTCI、Fortis Belize和Belize Electricity的损失
销售和收入
售电量及收入减少是由于2025年10月处置Fortis伯利兹的影响。
净亏损
净亏损增加的原因是，与FortisTCI、Fortis伯利兹和伯利兹电力公司的处置相关的损失为6300万美元，其中约一半与所得税有关。
剔除这些处置的影响，净亏损减少了400万美元，原因是与2024年的未实现亏损相比，2025年外汇合约的未实现收益，以及总回报掉期的未实现收益增加，部分被更高的财务和股票补偿成本所抵消。由于2025年10月的处置，来自Fortis伯利兹的较低收益贡献也对净亏损产生了不利影响。
有利的外汇影响主要是由于2025年的外汇收益，而2024年的损失与美元计价的短期负债重估有关。
非美国通用会计准则财务措施
调整后的普通股收益、调整后的基本每股收益、调整后的派息率和资本支出是非美国公认会计准则财务指标，可能无法与其他实体使用的类似指标进行比较。之所以提出这些建议，是因为管理层和外部利益相关者在评估公司财务业绩时使用了这些建议。
归属于普通股股东的净利润（即普通股收益）和基本每股收益分别是调整后普通股收益和调整后基本每股收益最直接可比的美国公认会计原则衡量标准。使用普通股收益计算的实际派息率是与调整后派息率最具可比性的美国通用会计准则衡量标准。这些调整措施反映了管理层在其关键决策过程和经营成果评估中排除的项目被移除。
资本支出包括物业、厂房和设备的增加以及无形资产的增加，如综合现金流量表所示，减去FortisBC Energy收到的与Eagle Mountain Pipeline项目相关的CIAC。为这一重大资本项目收到的CIAC非常重要，资本支出净额的列报方式更符合与该项目相关的费率基础增长。2024年的资本支出还包括Fortis在Wataynikaneyap输电电力项目资本支出中所占的39%份额，这与Fortis在项目建设期间对经营成果及其作为项目经理的角色的评估相一致。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
| 非美国公认会计原则和解 | |||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 方差 | ||||||||||||||
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调整后的普通股收益，调整后的基本每股收益
和调整后的派息率
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| 普通股收益 | 1,714 | 1,606 | 108 | ||||||||||||||
| 调整项目： | |||||||||||||||||
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处置(1)
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63 | — | 63 | ||||||||||||||
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2024年10月MISO基准ROE决定(2)
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— | 20 | (20) | ||||||||||||||
| 调整后的普通股收益 | 1,777 | 1,626 | 151 | ||||||||||||||
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调整后基本每股收益(3)($)
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3.53 | 3.28 | 0.25 | ||||||||||||||
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调整后派息率(4)(%)
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70.4 | 72.7 | (2.3) | ||||||||||||||
| 资本支出 | |||||||||||||||||
| 增加物业、厂房及设备 | 5,942 | 5,012 | 930 | ||||||||||||||
| 无形资产的增加 | 292 | 206 | 86 | ||||||||||||||
| 调整项目： | |||||||||||||||||
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鹰山管道项目(5)
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(620) | — | (620) | ||||||||||||||
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Wataynikaneyap输电电力项目(6)
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— | 29 | (29) | ||||||||||||||
| 资本支出 | 5,614 | 5,247 | 367 | ||||||||||||||
(1)表示处置FortisTCI、Fortis Belize和该公司在Belize Electricity的33%所有权的损失，包括计入公司和其他部分的3100万美元所得税费用
(2)表示FERC 2024年10月MISO基本ROE决定的前期影响，扣除所得税回收700万美元，计入ITC部分
(3)2025年使用调整后普通股收益除以加权平均普通股5.035亿股计算（2024-4.95亿）
(4)使用2025年每股普通股支付的股息2.49美元（2024年-2.39美元）除以调整后基本每股收益计算
(5) 表示因Eagle Mountain Pipeline项目收到的CIAC，包含在FortisBC Energy分部中
(6) 代表Fortis在Wataynikaneyap Transmission Power项目资本支出中39%的份额，包含在其他电气部分中。2024年第二季度完工
监管要点
一般
该公司受监管公用事业的收益是根据COS监管确定的，有些使用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，包括适用于批准的费率基础的视同或目标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。
能否收回审慎产生的提供服务成本并获得监管机构批准的ROE或ROA，可能取决于能否实现在利率制定过程中建立的预测。从产生成本到收回客户费率之间可能存在不同程度的监管滞后。此外，公司的受监管公用事业公司（如适用）在其各自的监管机构允许下，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。
美国的输电业务由联邦电力监管委员会监管。美国和加拿大剩余的公用事业运营由州或省监管机构监管。开曼群岛的公用事业运营受该国监管机构监管。
2025年年度财务报表附注2提供了有关监管和下文讨论的监管事项的更多信息。另见网页「业务风险-公用事业规管」22.
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
重大监管事项
ITC
传输激励：2021年，FERC发布了关于传输激励的补充NOPR，修改了FERC在2020年发布的初始NOPR中的提案。补充NOPR建议取消会员超过三年的RTO会员50个基点的RTO ROE激励加法。尽管这一程序的时间和结果尚不清楚，但ITC的ROE每变化10个基点，将对Fortis的年度每股收益造成约0.01美元的影响。
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不得而知。ACC此前已批准在费率情况下的调整机制，包括基于公式的机制。
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%，资本结构中的普通股权益部分为56%。该命令还建议了年度公式化利率调整机制，包括围绕允许回报的+/-40个基点的范围、5%的增量收入效率信用要求，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。费率申请仍需获得ACC批准，预计将于2026年2月获得批准。
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寻求允许对该决定向上诉法院提出上诉，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COS收入要求中包含的新资本计划提供资金。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年第三季度作出决定。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
财务状况
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2025年12月31日至2024年期间的重大变动
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| 资产负债表账户 | 方差 | ||||||||||
| （百万美元） | 外汇 | 其他 | 说明 | ||||||||
| 现金及现金等价物 | (19) | 166 | 主要是由于UNS能源公司的资金和运营需求的时间安排，以及处置Fortis伯利兹和伯利兹电力公司未使用的收益。手头余额已投资于计息账户，将于2026年使用。 | ||||||||
| 应收账款和其他流动资产 | (53) | (138) | 主要反映了与Central Hudson收款工作相关的应收账款减少，以及与延期付款协议相关的长期应收款转移至其他资产。 | ||||||||
| 其他资产 | (60) | 189 | 主要是由于员工未来福利资产增加，受DBP和OPEB计划的投资回报推动，以及与Central Hudson延期付款协议相关的长期应收款增加。 | ||||||||
| 监管资产（当前和长期） | (62) | 453 | 由于与各种监管机制相关的变化，包括增加递延所得税、递延能源管理成本，以及费率稳定账户的正常运作。 | ||||||||
| 固定资产、工厂及设备，净值 | (1,516) | 2,946 | 由于资本支出，部分被折旧费用和CIACS，以及FortisTCI和Fortis伯利兹的处置所抵消。 | ||||||||
| 无形资产，净值 | (56) | 118 | 很大程度上反映了公用事业部门对计算机软件的投资。 | ||||||||
| 短期借款 | (4) | 318 | 反映在ITC发行商业票据以满足营运资金需求。 | ||||||||
| 应付账款&其他流动负债 | (73) | 223 | 主要由于与FortisBC Energy的Eagle Mountain Pipeline项目建设相关的存款增加。 | ||||||||
| 递延所得税 | (152) | 424 | 主要是由于与正在进行的资本投资相关的较高暂时性差异。 | ||||||||
| 长期债务（含流动部分） | (985) | 1,640 | 由于支持公司资本计划的债务发行，部分被债务和信贷融资偿还以及FortisTCI的处置所抵消。 | ||||||||
| 股东权益 | (943) | 945 | 主要由于：（i）2025年的普通股收益，减去普通股宣布的股息；（ii）发行普通股，主要是根据DRIP。 | ||||||||
流动性和资本资源
现金流量要求
在子公司层面，预计经营费用和利息成本将从经营现金流中支付，可用于资本支出和/或向Fortis支付股息的剩余现金流水平不一。预计剩余的资本支出将主要来自信贷安排下的借款、长期债券发行和Fortis的股权注入。可能会定期要求信贷安排下的借款，以支持季节性营运资金需求。
Fortis支持子公司增长所需的现金通常来自公司信贷额度下的借款、DRIP的运作，以及发行长期债务、优先股和普通股，包括通过ATM计划发行的任何股票。子公司根据需要向Fortis进行分红，并接受Fortis的股权注入。Fortis及其子公司最初均通过其授信进行借款，并定期以长期融资置换这些借款。为到期债务再融资也产生了融资需求。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
信贷安排主要与加拿大和美国的大型银行进行银团合作，没有一家银行持有超过该公司循环信贷安排总额约20%的股份。总信贷额度中约有54亿美元承诺到期，期限从2027年到2030年不等。下表汇总了可用的信贷额度。
| 信贷便利 | |||||||||||||||||||||||
| 截至12月31日 | 受监管 | 企业 | |||||||||||||||||||||
|
（百万美元）
|
公用事业
|
和其他
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2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
|
信贷便利总额(1)
|
4,196 | 1,577 | 5,773 | 6,342 | |||||||||||||||||||
| 使用的信贷便利： | |||||||||||||||||||||||
| 短期借款 | (412) | — | (412) | (98) | |||||||||||||||||||
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长期债务（含流动部分）
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(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)2025年年度财务报表附注14提供了有关公司信贷额度的更多信息
2025年4月，FortisAlberta将其运营信贷额度从2.5亿美元增加到3亿美元，并将期限延长至2030年4月。
2025年5月，该公司修改了13亿美元的循环期限承诺信贷安排，将期限延长至2030年7月。
2025年9月，Fortis的控股子公司FortisUS Inc.将其无担保的1.5亿美元循环定期信贷额度的期限延长至2027年10月。同样在2025年9月，该公司全额偿还了其2.5亿美元的无担保非循环定期信贷额度。
该公司偿还债务和支付股息的能力取决于其子公司的财务业绩以及相关的现金支付。某些受监管的子公司受到限制其向Fortis分配现金的能力的限制，包括某些监管机构限制年度股息的限制以及某些贷方限制债务资本化总额的限制。基于管理层维持子公司监管机构认可的资本结构的意图，使用受监管子公司的净资产支付股息也存在实际限制。Fortis预计，维持这种资本结构不会影响其在可预见的未来支付股息的能力。
截至2025年12月31日，合并定期债务到期/偿还预期平均a17亿美元未来五年每年一次，最多为oF任何一年到期的24亿美元。大约公司74%的股份ORO的合并长期债务，不包括信贷融资借款，期限超过五年。
2024年12月，Fortis提交了一份期限为25个月的简式基本货架招股书，根据该招股书，它可以发行本金总额不超过20亿美元的普通股或优先股、认购收据或债务证券。Fortis还根据简短的基本货架招股说明书重新建立了ATM计划，该招股说明书允许公司根据公司的酌情权，不时向公众发行最多5亿美元的库存普通股，有效期至2027年1月10日。截至2025年12月31日，ATM计划下仍有5亿美元可用，简式基本货架招股说明书下仍有15亿美元可用。
Fortis处于有利位置，流动性较强。这种可用的信贷便利和可管理的年度债务到期/偿还的组合为进入资本市场的时机提供了灵活性。鉴于目前的信用评级和资本结构，公司及其子公司目前预计将继续合理获得长期资本。
Fortis及子公司截至2025年12月31日债务契约遵约情况预计保持合规。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
| 现金流量汇总 | |||||||||||||||||
| 现金流量汇总 | |||||||||||||||||
| 截至12月31日止年度 | |||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 方差 | ||||||||||||||
| 现金及现金等价物，年初 | 220 | 625 | (405) | ||||||||||||||
| 现金来自（用于）： | |||||||||||||||||
| 经营活动 | 4,062 | 3,882 | 180 | ||||||||||||||
| 投资活动 | (5,357) | (5,395) | 38 | ||||||||||||||
| 融资活动 | 1,461 | 1,064 | 397 | ||||||||||||||
| 汇率变动对现金及现金等价物的影响 | (19) | 44 | (63) | ||||||||||||||
| 现金及现金等价物，年末 | 367 | 220 | 147 | ||||||||||||||
经营活动
见第4页“业绩一览-经营现金流”。
投资活动
投资活动使用的现金比2024年减少3800万美元，主要是由于处置FortisTCI、Fortis伯利兹和伯利兹电力公司所获得的收益，部分被以下因素所抵消：（i）资本支出增加，扣除CIAC；（ii）FortisBC的需求端管理支出增加；（iii）美元兑加元汇率上升。
融资活动
与筹资活动相关的现金流量将在很大程度上由于子公司的资本支出和可用于为这些资本支出提供资金的经营现金流量的变化而产生波动，这些变化共同影响债务和普通股发行所需的资金数量。见第13页“现金流要求”。2025年筹资活动产生的现金增加主要反映了为支持资本投资而增加的借款。
| 债务融资 | 月 已发行 |
息率
(%)
|
成熟期 |
金额
（百万美元）
|
所得款项用途 | ||||||||||||||||||||||||
| 重大长期债务发行 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
截至2025年12月31日止年度
|
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| UNS能源 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 无抵押优先票据 | 2月 | 5.90 | 2055 | 300美元 |
(1) (2) 3)
|
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| 无抵押优先票据 | 10月 | 5.38 | 2035 | 50美元 |
(1) (3)
|
||||||||||||||||||||||||
| 中央哈德逊 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 无抵押优先票据 | 四月 |
(4)
|
(4)
|
70美元 |
(1) (3)
|
||||||||||||||||||||||||
| 无抵押优先票据 | 11月 |
(5)
|
(5)
|
80美元 |
(3)
|
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| 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)
|
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(2)基金资本支出
(3)一般公司用途
(4)包括2035年到期利率为5.61%的2000万美元、2040年到期利率为5.81%的3000万美元和2045年到期利率为6.01%的2000万美元
(5)包括2035年到期利率为5.25%的1500万美元和2045年到期利率为5.90%的6500万美元
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
15
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
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。利率将于2030年12月4日重置，此后每五年一次，等于当时的五年期加拿大政府债券收益率加上2.09%，前提是利率不低于5.10%的初始利率。次级票据获得信用评级机构50%股权处理。
2026年1月，ITC发行了2.5亿美元的有担保优先票据，包括1.25亿美元的10年期、5.08%的票据和1.25亿美元的20年期、5.71%的票据。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。
| 普通股融资 | |||||||||||||||||
| 普通股发行和支付的股息 | |||||||||||||||||
| 截至12月31日止年度 | |||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 方差 | ||||||||||||||
| 已发行普通股： | |||||||||||||||||
|
现金(1)
|
60 | 46 | 14 | ||||||||||||||
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非现金(2)
|
463 | 435 | 28 | ||||||||||||||
| 已发行普通股总数 | 523 | 481 | 42 | ||||||||||||||
|
已发行普通股数量 （#百万）
|
8.0 | 8.7 | (0.7) | ||||||||||||||
| 支付的普通股股息： | |||||||||||||||||
| 现金 | (788) | (744) | (44) | ||||||||||||||
|
非现金(3)
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(461) | (434) | (27) | ||||||||||||||
| 已支付的普通股股息总额 | (1,249) | (1,178) | (71) | ||||||||||||||
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每股普通股支付的股息($)
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2.49 | 2.39 | 0.10 | ||||||||||||||
(1)包括根据股票期权和员工购股计划发行的普通股
(2)根据DRIP和股票期权计划发行的普通股
(3)根据DRIP再投资的普通股股息
2025年12月4日和2026年2月11日，Fortis宣布每股公司股息为0.64美元应付的mmon股份2026年3月1日和2026年6月1日，分别。股息的支付由董事会酌情决定，并取决于公司的财务状况和其他因素。
2025年6月1日，第一优先股H系列的年度每股固定股息从0.4588美元重置为截至但不包括2030年6月1日的五年期间的1.0458美元。同样在2025年6月1日，11,298股第一优先股，H系列以一对一的方式转换为第一优先股，I系列和248,830股第一优先股，I系列以一对一的方式转换为第一优先股，H系列。
| 合同义务 | |||||||||||||||||||||||
|
截至2025年12月31日
|
|||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 合计 | 第1年 | 第2年 | 第3年 | 第4年 | 第5年 | 此后 | ||||||||||||||||
| 长期债务： | |||||||||||||||||||||||
|
校长(1)
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34,057 | 3,146 | 2,389 | 1,880 | 943 | 1,714 | 23,985 | ||||||||||||||||
| 利息 | 20,627 | 1,423 | 1,338 | 1,253 | 1,213 | 1,168 | 14,232 | ||||||||||||||||
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融资租赁(2)
|
1,125 | 38 | 37 | 38 | 38 | 38 | 936 | ||||||||||||||||
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其他义务(3)
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562 | 188 | 123 | 128 | 23 | 23 | 77 | ||||||||||||||||
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其他承诺：(4)
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| 天然气和燃料采购义务 | 6,592 | 908 | 689 | 586 | 491 | 416 | 3,502 | ||||||||||||||||
| 可再生电力购买协议 | 2,374 | 158 | 174 | 173 | 165 | 173 | 1,531 | ||||||||||||||||
| Waneta扩建产能协议 | 2,307 | 58 | 59 | 60 | 61 | 63 | 2,006 | ||||||||||||||||
| 购电义务 | 1,135 | 251 | 156 | 129 | 127 | 124 | 348 | ||||||||||||||||
| ITC地役权协议 | 342 | 14 | 14 | 14 | 14 | 14 | 272 | ||||||||||||||||
| UNS能源EPC协议 | 269 | 110 | 143 | 16 | — | — | — | ||||||||||||||||
| 讨债协议 | 96 | 3 | 3 | 3 | 3 | 3 | 81 | ||||||||||||||||
| 可再生能源信贷购买协议 | 50 | 18 | 6 | 6 | 5 | 5 | 10 | ||||||||||||||||
| 其他 | 122 | 27 | 12 | 9 | 9 | 2 | 63 | ||||||||||||||||
| 69,658 | 6,342 | 5,143 | 4,295 | 3,092 | 3,743 | 47,043 | |||||||||||||||||
(1)未扣除未摊销递延融资和贴现成本的金额为1.88亿美元。2025年年度财务报表附注14提供了更多信息
(2)2025年年度财务报表附注15提供了更多信息
(3)主要包括有关长期薪酬和员工未来福利安排的承诺
(4)系未记录承付款。2025年年度财务报表附注27提供了更多信息
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
其他承诺
公司的公用事业公司有义务在各自的服务区域内为客户提供服务。资本支出预计2026年约为56亿美元，约为EL 288亿美元f或五年2026-2030年资本计划。见第18页“资本计划”。
根据与安大略省和加拿大政府建立的筹资框架，根据Fortis 39%的比例所有权权益和相关项目的最终监管机构批准的资本成本，Fortis已满足向Wataynikaneyap Power提供的约1.65亿美元的最低股本出资要求。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方实现了贷款担保，Fortis可能需要额外的股权出资，这可能会超过丨富通在筹资框架下另有要求的金额，最高筹资总额为2.35亿美元。
UNS Energy与Four Corners和Luna的参与者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的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。这些担保没有最高金额，除了Four Corners的最高3.43亿美元。于2025年12月31日，该等担保项下并无任何义务。
东电已订立能源供应协议，以服务预期位于东电服务区域的客户。该协议要求约300兆瓦的潜在电力需求，于2025年12月获得ACC批准，但仍受制于其他合同或有事项。能源供应协议提供了额外的消费者保护，例如确立了无论客户能源使用情况如何都适用的最低每月付款义务、由财务保证机制支持的终止费，以及实施旨在降低违约风险的信贷标准。数据中心园区的初始阶段预计最早将于2027年投入运营，爬坡时间表将持续到2029年。TEP目前预计将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，预计25年内的采购承诺为19亿美元。
表外安排
除截至2025年12月31日未偿还的信用证1.05亿美元、上表中未记录的承付款和上文讨论的“其他承付款”外，公司没有表外安排。
资本Structure和信用评级
Fortis需要持续获得资本，因此，其目标是建立一个综合的长期资本结构，使其能够维持投资级信用评级。受监管的公用事业公司根据客户利率所反映的情况，维持自己的资本结构。
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合并资本Structure
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2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||
| 截至12月31日 | （百万美元） | (%) | （百万美元） | (%) | |||||||||||||||||||
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债务(1)
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34,262 | 57.0 | 33,435 | 56.4 | |||||||||||||||||||
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优先股
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1,623 | 2.7 | 1,623 | 2.7 | |||||||||||||||||||
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普通股股东权益和非控制性权益(2)
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24,246 | 40.3 | 24,230 | 40.9 | |||||||||||||||||||
| 60,131 | 100.0 | 59,288 | 100.0 | ||||||||||||||||||||
(1)包括长期债务和融资租赁，包括流动部分，以及短期借款，扣除现金
(2)包括股东权益，不包括优先股，以及非控股权益。于2025年12月31日非控股权益占3.4%（2024年12月31日-3.4%）
流通股数据
截至2026年2月11日，公司已发行和流通5.074亿股普通股和以下第一优先股：500万股F系列；920万股G系列；790万股H系列；210万股I系列；800万股J系列；1000万股K系列；2400万股M系列。
公司的普通股拥有投票权。公司的第一优先股没有投票权，除非并且直到Fortis未能支付八个季度的股息，无论是否连续或宣布。
如果截至2026年2月11日所有未行使的股票期权都被转换，将有额外的90万股普通股被发行和流通。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
信用评级
下文显示的该公司信用评级反映了其较低的业务风险状况、业务的多样性、每个受监管子公司的独立性质和财务分离，以及控股公司的债务水平。
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截至2025年12月31日
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评级 | 类型 | 展望 | ||||||||||||||
| 标普 | A- | 发行人 | 稳定 | ||||||||||||||
| BBB + | 无担保债务 | ||||||||||||||||
| 惠誉 | BBB + | 发行人 | 稳定 | ||||||||||||||
| BBB + | 无担保债务 | ||||||||||||||||
| 晨星信息 DBRS | A（低） | 发行人 | 稳定 | ||||||||||||||
| A（低） | 无担保债务 | 稳定 | |||||||||||||||
2025年5月，惠誉授予该公司BBB +的首次发行人和高级无担保债务评级，前景稳定。
2025年11月，标普确认了该公司的A-发行人和BBB +高级无担保债务信用评级，并将该公司及其某些子公司的展望从负面上修至稳定。标普指出，前景的变化反映了该公司FFO与债务比率的改善以及子公司为减轻物理风险（即野火）而取得的进展。
2026年1月，应公司要求，穆迪投资者服务公司撤回了对Fortis的评级。此次退出不影响子公司信用评级。
资本计划
需要对能源基础设施进行资本投资，以确保电力和燃气系统的持续和增强的性能、可靠性和安全性，满足客户增长，并促进新能源资源的互联互通。
2025年资本支出为56亿美元，与预期一致，比2024年高出4亿美元。与2024年相比，这一增长主要与：（i）对主要资本项目的投资，包括MISO LRTP第一期项目和ITC的Big Cedar Load Expansion项目内的项目，以及UNS Energy的Vail-to-Tortolita和Black Mountain天然气发电项目；（ii）公司公用事业部门的增量输配电投资；以及（iii）美元兑加元汇率走高的影响。该增长被FortisBC Energy在2024年对Eagle Mountain Pipeline项目的投资部分抵消。该项目在2025年的建设主要由CIAC资助，而不是由FortisBC Energy投资。
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2025年资本支出(1)(2)
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| 受监管公用事业 | 合计 受监管 公用事业 |
非监管企业和其他 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | ITC | 联合国 能源 |
中央 哈德森 |
富通银行 能源 |
Fortis 艾伯塔省 |
富通银行 电动 |
其他电动 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 1,840 | 1,365 | 481 | 650 | 598 | 186 | 491 | 5,611 | 3 | 5,614 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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预测2026年资本支出(2)(3)
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| 受监管公用事业 | 合计 受监管 公用事业 |
非监管企业和其他 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | ITC |
联合国
能源
|
中央
哈德森
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富通银行
能源
|
Fortis
艾伯塔省
|
富通银行
电动
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其他电动 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 1,874 | 1,281 | 466 | 712 | 614 | 207 | 462 | 5,616 | — | 5,616 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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2026-2030年资本计划(2)(3)
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| （十亿美元） | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | 2030 | 合计 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 五年资本计划 | 5.6 | 5.9 | 5.6 | 6.2 | 5.5 | 28.8 | |||||||||||||||||||||||||||||
(1)见第10页“非美国通用会计准则财务指标”。反映美元兑加元汇率ra2025年的te为1.40
(2)不包括AFUDC的非现金股权部分
(3)反映假设的美元兑加元汇率为1.35。平均而言，美元相对于加元升降5美分，将使2026-2030年资本计划在五年规划期内增加或减少约7亿美元
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
2026-2030年资本计划比上一个五年计划高出28亿美元。这一增长主要是由于与新的互连、MISO LRTP和ITC的基线可靠性项目相关的更高的FERC监管输电投资。它还包括UNS Energy的增量资本，反映了输配电投资的增加，以服务于负荷增长，提高可靠性，并提供连接未来发电资源的路径。亚利桑那州计划的发电投资也已更新，以反映Springerville天然气转换项目。我们公用事业部门的客户增长和可靠性投资也推动了这一增长，与之前的计划相比，较高的假设美元兑加元汇率为1.35导致了约6亿美元的额外资本。
2026-2030年资本计划的投资分类为：（i）46%的传输；（ii）31%的分配；（iii）7%的发电；（iv）5%的可再生天然气和液化天然气；（v）11%的其他，主要与信息技术和设施投资有关。五年资本计划风险低、可执行性强，仅有21%与重大资本项目有关。按地域划分，63%的计划支出预计在美国，包括ITC的34%，其中35%在加拿大，其余2%在加勒比地区。
资本计划预计将主要由运营现金和受监管的公用事业债务提供资金。假设目前的参与水平，预计普通股将由公司的DRIP提供。该公司5亿美元的ATM计划迄今尚未使用，仍可按要求提供资金灵活性。
计划资本支出基于对能源需求以及劳动力和材料成本的详细预测，包括通货膨胀、供应链可用性、总体经济状况、外汇汇率、新的或修订的关税和其他因素。该公司继续监测政府的外贸政策，包括征收关税以及对供应链、商品价格、能源成本和总体经济状况的潜在影响。这些因素可能会发生变化，并导致实际支出与预测不同。
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年中率基(1)
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| （十亿美元） |
2025(2)
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2026(2)
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2030(2)
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| ITC | 13.9 | 14.6 | 19.8 | ||||||||||||||
| UNS能源 | 8.4 | 8.9 | 11.5 | ||||||||||||||
| 中央哈德逊 | 3.7 | 4.0 | 5.0 | ||||||||||||||
| FortisBC能源 | 6.5 | 6.8 | 8.8 | ||||||||||||||
| 福蒂斯艾伯塔省 | 4.7 | 4.8 | 5.9 | ||||||||||||||
| 富通电力 | 1.8 | 1.9 | 2.3 | ||||||||||||||
| 其他电动 | 3.4 | 3.7 | 4.6 | ||||||||||||||
| 合计 | 42.4 | 44.7 | 57.9 | ||||||||||||||
(1)年初和年末费率基数简单平均
(2)反映2025年美元兑加元平均汇率为1.40。2026年和2030年反映的假设美元兑加元汇率为1.35，与公司的2026-2030年资本计划一致。Fortis平均测算，美元相对于中美原油期货价格上涨或下跌5美分，对美加元将在五年规划期内增加或减少约14亿美元的利率基数
在五年资本计划的支持下，预计到2030年，年中费率基数总额将增长至579亿美元，复合年增长率为7.0%。
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重大资本项目
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计划 | 预计 | |||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025年前 | 实际2025 | 2026-2030 | 完成 | |||||||||||||||||||
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ITC
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| MISO LRTP第1期 | 89 | 173 | 1,812 | 2030 | |||||||||||||||||||
| MISO LRTP第2.1期 | — | 8 | 529 | 2030年后 | |||||||||||||||||||
| 大雪松负荷扩张 | 5 | 172 | 394 | 2028 | |||||||||||||||||||
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UNS能源
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| TEP输电项目 | — | — | 608 | 2029 | |||||||||||||||||||
| Springerville天然气转换 | — | — | 238 | 2030 | |||||||||||||||||||
| Black Mountain燃气发电 | 1 | 58 | 339 | 2028 | |||||||||||||||||||
| 韦尔至托尔托利塔输电工程 | 199 | 144 | 147 | 2027 | |||||||||||||||||||
| Roadrunner储备电池存储项目 | 116 | 345 | 3 | 2026 | |||||||||||||||||||
| FortisBC能源 | |||||||||||||||||||||||
| 蒂尔伯里液化天然气储存库扩建 | 35 | 5 | 627 | 2030年后 | |||||||||||||||||||
| AMI项目 | 37 | 136 | 570 | 2028 | |||||||||||||||||||
| 蒂尔伯里1B项目 | 49 | 12 | 342 | 2030 | |||||||||||||||||||
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鹰山管道项目(1)
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436 | 14 | 274 | 2027 | |||||||||||||||||||
| 合计 | 1,067 | 5,883 | |||||||||||||||||||||
(1)客户贡献净额
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
MISO LRTP-第1档和第2.1档
MISO LRTP投资组合第一部分中包含的六个项目贯穿ITC的MISO运营公司服务区域。ITC与这些项目相关的大部分计划投资已反映在2026-2030年资本计划中。
ITC已在该公司的2026-2030年资本计划中反映了约5亿美元（4亿美元）的投资，这些投资与位于ROFRs生效的密歇根州和明尼苏达州的MISO LRTP第2.1档项目相关，并用于需要在爱荷华州进行系统升级的项目，这些项目不受竞争性招标程序的约束。第2.1档仍有重要的额外投资机会（见第21页“额外投资机会”）。
2025年7月，MISO地区的某些州监管委员会向FERC提交了一份投诉，质疑MISO开发第2.1档投资组合的方式。此次申报的时间和结果，以及对资本计划的任何潜在影响，都不得而知。
大雪松负荷扩张
该项目包括两个阶段，包括传输升级，以服务于大雪松工业中心高达1,600兆瓦的新数据中心负载。该项目的第一阶段需要进行输电升级，以支持800兆瓦的新增负荷，目标在役日期为2027年，第二阶段需要额外增加800兆瓦，预计在役日期为2028年。
TEP输电项目
反映了预计于2029年完工的输电项目，以服务于负荷需求增长，提高可靠性，并为连接未来发电投资提供路径。
Springerville天然气转换
该项目反映了到2030年将TEP现有Springerville发电站的793兆瓦燃煤发电转换为类似容量的天然气发电。此次转换将支持客户负担能力、当地社区和可靠性，并满足TEP 2023年IRP中包含的替换产能需求。
Black Mountain燃气发电
反映了UNS Electric拥有和运营的现有Black Mountain发电站的扩建，以支持服务领域不断上升的容量需求。此次扩建将包括四台燃气轮机，每台名义容量为48兆瓦，一座230千伏变电站，以及一座230千伏联网变电站。该项目计划于2028年完工。
韦尔至托尔托利塔输电工程
包括投资新建双回路230千伏输电线路的一个回路，将基础设施与TEP系统连接起来，提高对客户的服务和可靠性。该项目计划于2027年完工。
Roadrunner储备电池存储项目
反映了继2025年7月完成首个Roadrunner Reserve项目后，TEP的第二个200兆瓦Roadrunner Reserve电池项目。该项目包括一个电池储能系统，该系统将促进可再生能源并入电网。该系统能够存储800兆瓦小时的能量，在满负荷部署时足以为大约42,000户家庭提供4小时的服务。TEP将拥有并运营该系统。该项目计划于2026年完工。
蒂尔伯里LNG储罐扩建项目
2025年10月，该项目的CPCN申请获得BCUC批准。与CPCN中概述的扩展选项一致，该批准将允许FortisBC Energy以新的、扩展的LNG储罐以及增加的再气化能力取代Tilbury场地的原始LNG储罐，以确保FortisBC Energy能够继续提供可靠和有弹性的能源服务。该项目仍需经过环境评估程序。
AMI项目
该项目包括用先进的燃气表替换住宅、商业和工业用表，以支持FortisBC Energy配气系统的安全性、弹性和高效运行。该项目将实现远程抄表、远程断气。先进电表的安装于2025年开始，预计将于2028年基本完成。
蒂尔伯里1B项目
建造更多的液化和分配设施，包括陆上管道，以支持海上加注，并进一步优化Tilbury 1A期扩建项目。FortisBC Energy的这一项目已收到不列颠哥伦比亚省政府的理事会命令。已向监管机构提交了初步项目范围，以支持进一步扩大Tilbury场地所需的联邦影响评估和省级环境评估。
鹰山管道项目
该项目包括一条50公里的管道扩建至不列颠哥伦比亚省斯阔米什附近的Woodfibre LNG拥有的液化天然气设施。FortisBC Energy于2023年开始建设该项目，计划于2027年完工。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
额外投资机会
Fortis正在尚未纳入五年资本计划的现有服务领域内寻求更多投资机会。
ITC
MISO董事会已批准第2.1档LRTP项目，预计传输成本约为220亿美元。ITC估计，位于ROFRs生效的密歇根州和明尼苏达州的MISO第2.1档项目以及需要在爱荷华州进行系统升级且不受竞争性招标程序约束的项目的资本支出总额在37亿美元至42亿美元之间。第2.1档的大部分投资预计将在2030年之后进行。
作为竞争性招标过程的一部分而授予ITC的任何额外的第2.1档项目将在上文讨论的第2.1档投资的估计范围内增加。ITC正在评估投资组合内的项目，并准备酌情投标。
UNS能源
除了于2025年7月签署的能源供应协议（见第16页的“合同义务”）外，目前正在与客户就额外容量进行进一步谈判，以支持在初始场地全面建设，总计600兆瓦。该客户还表示，第二个站点的500兆瓦至700兆瓦可能需要额外的容量。如果讨论取得进展并谈判达成协议，这些后续阶段将需要额外的发电和输电投资。
TEP正在感受到制造业、数据中心和采矿领域其他潜在新的大型零售客户的兴趣，这些客户的需求可能会创造新的能源需求。TEP继续与潜在客户合作，评估资本要求和相关时间表。
TEP和UNS Electric预计将在2026年向ACC提交新的IRP，这将支持不断增长的能源需求，同时考虑到可靠和负担得起的能源解决方案。
FortisBC能源
如上所述，BCUC于2025年10月批准了Tilbury液化天然气储存扩建项目。基于BCUC批准的扩建选项，该项目有3亿美元的潜在上行空间，因为五年资本计划假设更换的坦克将与现有坦克的尺寸和配置相似。增量机会可能会延续到2030年之后，这取决于环评审批的时间。
2024年期间，为Tilbury Marine Jetty项目颁发了省和联邦环境评估证书。该码头的建设支持FortisBC的Tilbury液化天然气设施的进一步扩建，该设施具有独特的定位，可满足客户对液化天然气的需求。该场地可扩展，可容纳额外的储存和液化设备，靠近国际航道。
其他机会
其他机会包括我们FERC监管辖区的增量输电投资，以支持客户连接和电网现代化；不列颠哥伦比亚省的进一步可再生天然气和液化天然气基础设施机会；电网复原力和气候适应投资；以及能源基础设施投资，以支持我们辖区的负荷加速增长。
GHG减排目标
Fortis主要是一家能源交运公司，其约95%的资产与输配电相关。与更多的发电密集型业务相比，这限制了该公司的公用事业对环境的影响。该公司在能源组合脱碳和向客户提供更清洁能源方面取得了持续进展，到2025年，与2019年的水平相比，实现了范围1 GHG排放量减少约38%。2025年排放量的下降主要是由于某些TEP化石燃料发电机组在这一年的停电。
2026年，Fortis将审查其脱碳战略，包括可能建立新的临时排放目标以取代之前的目标。如上文所述，这项工作将由公司公用事业部门的资源规划提供信息，包括TEP和UNS Electric将于2026年提交的新IRP。Fortis仍然致力于在2032年实现无煤发电组合，并在2050年实现净零排放。
业务风险
Fortis有一个ERM计划，用于识别和评估其业务风险的严重性和可能性。Fortis董事会通过其审计委员会监督Fortis的ERM计划，确保管理层拥有支持战略规划的有效风险管理系统。子公司层面的ERM计划由每家子公司的董事会监督，已识别的任何重大风险均构成ERM计划的一部分。重要性阈值每年进行一次审查。管理层使用内部控制系统来监测和管理已识别的风险。以下是该公司重大业务风险的概要。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
公用事业监管
受监管的公用事业资产几乎代表了所有of公司截至2025年12月31日的资产。监管辖区包括加拿大五个省、美国十个州和开曼群岛，以及美国FERC对输电资产的监管。
监管机构管理的立法涵盖公用事业业务的重要方面，包括：客户费率、允许的ROE和视同资本结构；资本支出；提供能源和容量、辅助服务和附属服务的条款和条件；证券发行；以及某些会计事项。监管或立法变化和决定，以及由于监管滞后而导致的费率成本回收延迟，可能会产生重大不利影响。鉴于其监管机构过去在设定客户费率时使用历史测试年份的做法，监管滞后的风险对UNS Energy来说可能很大。
收回实际服务成本并获得批准的ROE或ROA的能力通常取决于实现在费率制定过程中建立的预测。对于那些受PBR机制约束的公用事业，费率反映了假定的通货膨胀率和生产率提高因素，而由此产生的差异可能会对回报率产生不利影响。未能收回成本和/或获得回报可能会产生重大不利影响。
对于传输操作，FERC建立的公式费率的基本要素可能会受到第三方的质疑，这可能导致费率降低和客户退款。这些基本要素包括ROE、ROE加法器和视同资本结构，以及运营和资本支出。
此外，美国国会定期考虑颁布能源立法，可赋予FERC新的责任，修改美国的规定.联邦权力法案或天然气法案，或向FERC或其他实体提供更大的权力来监管美国联邦能源事务。
虽然Fortis处于有利地位，可以通过当地的管理团队和主要由当地独立成员组成的子公司董事会保持建设性的监管关系，但它无法预测未来的立法或监管变化，或法律法规的解释或适用的变化，无论是由经济、政治（见网页「政治环境」24)或其他因素。公司及其公用事业公司在有效和及时地应对此类监管变化方面可能会遇到挑战和合规成本。任何此类监管变化或运营影响都可能产生重大不利影响。
物理风险
电力和天然气服务的提供受到物理风险的影响，包括公司服务区域内外的恶劣天气和自然灾害、战争、恐怖主义、破坏公物、关键设备故障和包括野火在内的其他灾难性事件的影响。
电力公司面临野火、洪水、飓风、风暴潮、冲刷、山体滑坡、地震、雪崩、冰雪风暴和其他自然行为造成的损失或损害风险。此外，某些公用事业公司在偏远或山区运营，可能难以获得及时维修和维护。
燃气公用事业公司面临与天然气相关的运营风险，包括火灾、爆炸、管道腐蚀和泄漏、干线和服务线路意外损坏、设备故障、地震、火灾、洪水和其他自然灾害造成的损坏和破坏。影响公司任何电力或燃气公用事业的事故或自然灾害可能导致服务中断、泄漏和相应的环境或其他责任。
此外，电力和燃气系统的运行有可能引发火灾，包括设备故障、树木倒下、线路或设备受到雷击或其他原因造成的野火。与火灾损害相关的风险因天气、造林、居住地和第三方设施与公用设施的接近程度以及其他因素而异。未能充分解决火灾和野火风险可能会导致民事诉讼和政府执法程序，如果公用事业公司的设施被确定对火灾或野火负有责任或促成了火灾或野火，它们可能会承担灭火费用、再生和木材价值成本以及第三方损失。
发电设备和设施面临物理风险，包括设备故障或火灾、洪水或其他自然灾害造成的损坏，这可能导致无控制的放水、燃料供应中断、运营效率或性能低于预期以及服务中断。
电力和燃气系统需要持续的维护、改进和更换。公用事业公司负责以安全的方式运营和维护其资产，包括制定和应用适当的标准、系统流程和/或程序，以确保员工、承包商和公众的安全。
如果服务中断，或因未能正确实施或完成经批准的维护和资本支出、恶劣天气或其他物理风险而引起或造成的损害，未通过保险单或在客户费率中收回此类成本而得到缓解，则此类服务中断或损害可能导致损失。
上述任何物理风险的潜在影响都可能产生重大不利影响。
上述物理风险可能会因下文讨论的“气候变化”风险而加剧。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
增长
Fortis既有通过收购实现增长的历史，也有通过对现有服务领域进行资本投资实现有机增长的历史。该公司的股息增长指引在很大程度上取决于实现预期从执行五年资本计划中获得的利率基础增长，如第18页“资本计划”中所述。资本投资，包括重大资本项目和扩大和延长资本计划的机会，在建设期间受到商品价格波动、供应和劳动力成本造成的延误和成本超支的风险，新的或修订的关税，供应链制约，供应商非业绩、天气、地质条件或公司无法控制的其他因素。无法保证监管机构将批准：（i）所有计划中的项目或其金额或时间；（ii）及时许可，或有合理的条款和条件；或（iii）收回客户费率的成本超支，这可能会产生重大不利影响。
网络安全和信息与运营技术
作为关键能源基础设施的运营商，该公司的公用事业公司面临着网络犯罪的风险，包括网络攻击、数据泄露、网络勒索和类似的妥协。与其他业务一样，我们的信息系统和第三方供应商的信息系统成为恶意软件、网络钓鱼努力和其他网络攻击的目标。该公司公用事业公司的某些信息系统受到直接和/或第三方网络安全破坏，包括未经授权的访问，这些都不是实质性的。我们预计未来会成为类似攻击的目标。公司公用事业公司有效运营的能力取决于使用和维护复杂的信息系统和基础设施，这些系统和基础设施：（i）支持发电、输电和配电设施的运营，包括电力和燃气设施；（ii）酌情向客户提供计费、消耗和负荷结算信息；（iii）支持财务和一般运营。
信息和运营技术系统，包括公司第三方服务提供商的信息和运营技术系统，可能因网络和其他攻击（包括黑客攻击、恶意软件、战争或恐怖主义行为以及破坏行为等）而容易受到未经授权的访问或破坏。此外，地缘政治冲突以及人工智能和生成人工智能的进步可能会进一步增加来自恶意行为者的网络攻击的规模、复杂程度或频率，其中一些行动甚至可能由民族国家行为者发起或与之相关。
任何网络攻击或违规事件都可能导致能源服务和其他业务运营中断，包括安全中断、内部控制流程中断、财产损失、声誉受损、关键数据腐败或无法获得、资产损失，以及敏感、机密和专有的商业信息、知识产权或个人信息被盗、丢失、盗用和/或泄露客户和/或员工。随着公司继续与第三方供应商合作（见第27页“对供应链和第三方的依赖”），公司面临的这些风险增加。
公司的信息安全系统或第三方服务提供商的信息安全系统出现重大网络安全漏洞，或在评估此类违规行为的重要性和相关报告/披露方面出现任何延迟或失败，可能会使公司面临重大补救成本和/或对公司的运营和财务业绩、其声誉以及在客户、监管机构和金融市场的信誉产生不利影响，并使其面临第三方损害赔偿或监管处罚的索赔。由此产生的财务影响可能无法完全由保险单覆盖，或者就公用事业而言，无法通过监管成本回收，并可能产生重大不利影响。
气候变化
气候相关物理风险
气候变化可能会对提供可靠和安全的电力和天然气服务的能力产生负面影响。气候变化导致更频繁和更恶劣的天气事件可能会影响或破坏电力或燃气系统的可靠性。与气候变化相关的物理风险要求公司的公用事业公司进行调整和响应，以继续向客户提供可靠的服务。
该公司已将强风、极端高温、野火风险和洪水确定为其最严重的气候危害。该公司的服务区域还可能经历其他恶劣天气和事件，如雷暴、干旱、飓风、风暴潮和冰雪风暴。这类事件的频率增加可能会通过增加维修和使用应急计划来增加提供服务的成本。极端天气条件和气温变化需要系统备份，并可能导致系统压力，包括服务中断，以及随着时间的推移运营设施的效率下降。
更长期的气候变化影响可能导致服务中断、资产寿命缩短、维修和更换成本增加，以及与强化设计标准和系统相关的成本。气候变化的影响会加剧“物理风险”（见第22页“物理风险”）。未能适当应对气候变化可能会破坏公用事业公司提供安全和具有成本效益的服务的能力，这可能会造成声誉损害和其他影响。
气候变化的潜在影响以及由此造成的资产损害、服务中断维修和更换成本以及第三方损害赔偿责任所构成的物理风险，如果不能及时有效地解决和/或通过保单或监管成本回收来减轻，可能会产生重大的不利影响。与气候变化相关的商业风险增加也会影响信用评级，这可能会影响新的长期债务和信贷便利的信用风险利差，以及它们的可用性（见第27页的“获得资本”）。
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气候相关转型风险
向脱碳过渡将要求该公司的公用事业公司有效管理不断变化的监管和立法要求、新的弹性标准、新技术的整合以及对客户需求和费率的影响等。与政策、法律、技术和市场变化相关的风险可能对公司及其公用事业产生资本和财务影响。
Fortis预计，未来几年政府政策和法规的变化将继续（见下文“环境监管”）。政策和技术的变化，以及公司公用事业将相关成本转嫁给客户的能力仍不确定。与采取气候变化举措和/或某些司法管辖区监管恢复机制的可用性相关的监管滞后可能会导致对Fortis及其公用事业的财务损害（见第22页的“公用事业监管”）。
需要技术进步，公司才能实现净零排放，同时保持系统可靠性和客户可负担性。除了相关能源技术的开发和实施之外，公司实现净零排放的能力，以及公司采用的任何GHG目标，都取决于许多因素，包括显着的负荷增长、联邦、州和省的能源政策、公司服务区域的规模，或公众采用替代能源产品，其中任何一个因素都可能导致实际结果和实现此类目标的能力与预期存在重大差异。实现或未能实现任何此类目标的最终影响可能会造成声誉损害，从而可能产生重大不利影响。
健康与安全
该公司公用事业的运营本质上涉及对员工和公众的健康和安全的风险。未执行或遵守适当的健康和安全程序可能导致人身伤害或生命损失，并造成运营、声誉或财务影响，其中任何一项都可能产生重大不利影响。此外，不遵守健康和安全法规可能会导致罚款、处罚、声誉受损、诉讼、资本和运营成本增加或不利的监管结果。
政治环境
地方、国家或全球层面的政治环境可能会影响能源法律、政府能源政策、监管独立性或监管决策。例如，解决能源价格和客户负担能力问题的政治压力或干预可能会影响监管决定，以及公司公用事业部门收回允许成本的期限。此外，如果公司的某些公用事业受到市政或其他相关政府行动的影响，公司可能会受到不利影响。
该业务进一步面临与地缘政治不确定性相关的风险。全球分裂以及政治和经济不确定性，包括不断变化的贸易和能源政策，可能导致商品价格上涨，影响能源的供应和成本，或普遍影响全球经济状况，其中任何一项都可能产生重大不利影响（见下文“环境监管”和第26页的“一般经济状况”）。
技术发展和人工智能
分布式发电、特别是太阳能、能效产品和服务的新技术发展，以及可再生能源和能效标准的实施，将继续影响零售销售。对能源成本和环境问题的认识提高，增加了对降低能源消耗产品的需求。该公司的公用事业公司也在推动需求侧管理计划。客户可获得的新技术包括来自可再生能源的能源、客户拥有的发电、节能电器、电池存储和控制系统。这些或其他技术的进步可能会对零售销售产生重大影响，并产生潜在的实质性不利影响。此外，人工智能或生成人工智能的进步可能会对我们的业务造成干扰，如果我们无法获得、开发、实施或采用新技术，我们可能会遭受竞争劣势，这也可能对我们的经营业绩、财务状况和/或流动性产生不利影响。
此外，将新的信息技术系统和新兴技术，例如云计算、人工智能和生成式人工智能，包括那些影响公用事业运营、客户计费系统和网络安全威胁监测的技术，落实到业务中，会带来风险，任何这种技术或系统将无法按预期运行。未能维护、升级、更换或正确实施此类新技术或系统可能会导致网络安全事件的风险增加，并对运营效率、收入或声誉产生不利影响（见第23页的“网络安全和信息与运营技术”）。
环境监管
该公司的业务受环境法律法规的约束，包括涉及向空气中的排放、向水或土壤中的排放、水的使用、危险废物的处置和遏制以及污染的调查和补救等方面的法律法规。
与电力运营相关的空气、土壤和水污染风险主要涉及：（i）燃料的运输、搬运、储存和燃烧；（ii）使用以石油为基础的产品，主要是变压器和润滑油；（iii）煤炭燃烧残渣和其他废物的管理和处置；（iv）在供应发电设施的煤矿或从煤矿导致危险释放的事故。燃气作业中的污染风险主要与泄漏和涉及燃气系统的其他事故有关。水力发电运营的关键环境风险包括大坝溃坝和产生可能破坏自然栖息地的人工水流。
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未遵守环境法律法规，或未根据此类法律法规获得或遵守任何必要的环境许可，可能会导致禁令、罚款或其他处罚。此外，与污染调查和补救有关的责任，以及相关的人身伤害或财产损失索赔，可能会在许多地点产生，包括以前和现在拥有/经营的财产和废物处理或处置场所，无论此类污染是否是由其拥有财产时的企业造成的，是否是由于不遵守适用的环境法律法规造成的，是否是由企业的任何作为或不作为造成的。这些负债可能会导致对清理费用、损害赔偿、罚款和/或处罚的大量金钱判决。在保险或监管机制未完全覆盖的范围内，上述这些费用可能会产生重大不利影响。
环境法律法规不断发展，可能会导致大量额外费用。特别是，由于联邦、州和省GHG法律、法规和指南的变化，对GHG排放和相关脱碳要求的管理是一个值得关注的问题。监管和预计为解决可靠性、弹性、资源规划和安全性问题而进行的监管变革步伐将会加快。未来的立法可能会影响发电资产、运营、能源供应、运营成本、报告义务和公司业务的其他重要方面。经修订或增加的法规增加的合规成本或额外的运营限制可能会产生重大不利影响（见第23页的“气候变化”）。
天然气竞争力
该公司约20%的收入来自于天然气的输送。在占该公司天然气收入约80%的不列颠哥伦比亚省，天然气主要与电力竞争空间和热水供暖负荷。与电力服务相比，天然气服务的前期资本成本继续对天然气构成竞争挑战。如果由于价格或其他因素，例如政府政策或公众对天然气的看法或其相对于其他能源的碳强度，天然气的竞争力下降，那么增加新客户的能力可能会受到损害。现有客户还可能减少消费或改用电力，给费率带来进一步压力，在极端情况下，最终可能导致无法通过客户费率收回公用事业公司的服务成本。
此外，还有其他竞争挑战正在影响天然气对新住房存量的渗透，例如能源的碳强度和正在建造的住房存量类型。作为其自身气候变化政策计划的一部分，地方政府可能会使用各种可供其使用的工具，例如特许经营协议、许可证、建筑规范和分区章程，对新的和现有的开发项目中允许使用的能源施加限制。市政当局还可以向建筑商提供激励措施，例如更高的密度配额，以在其开发项目中采用无碳能源选项。这些行动和政策可能会阻碍公司吸引新的天然气客户或留住现有客户的能力。
由于定价、政府政策或其他因素导致的天然气竞争力下降可能会产生重大不利影响。
天气多变性和季节性
用电量因季节性天气变化而有很大差异，而季节性天气变化已经并可能继续受到气候变化的影响（见第23页的“气候变化”）。凉爽的夏季可能会减少空调和其他制冷设备的使用，而温暖和不那么严酷的冬季可能会降低供暖负荷。或者，恶劣天气会增加供暖和制冷负荷，对系统可靠性产生负面影响。
天气和季节性也对配气量产生重大影响，因为天然气的主要部分用于住宅客户的空间供暖。该公司的某些公用事业公司建立了监管延期和收入脱钩机制，以尽量减少因天气条件变化而导致的收益波动。关键监管机制的缺失或中断可能会导致季节性标准的显着和长期的天气变化产生重大不利影响。
所需批准
电力和燃气业务的收购、拥有和经营需要各级政府、监管机构、政府机构和/或其他第三方的大量许可、许可、协议、订单、证书、咨询和其他批准。无法保证：（i）将毫不拖延地获得、持续维持或更新此类批准；（ii）其条款和条件将在任何时候得到充分遵守，并且不会以重大不利方式发生变化。这些方面的重大失败可能会阻止业务的运营，并产生重大不利影响。
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可靠性标准
The2005年能源政策法案规定了一个监管框架，要求美国大宗电力系统的所有者、运营商和用户满足由北美电力可靠性公司及其区域实体制定的强制性可靠性标准，这些标准由FERC批准和执行。其中许多或类似的标准已在包括不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省在内的某些加拿大省份采用。未能制定、实施和维护解决可靠性义务的适当运营实践/系统和资本计划可能会导致合规违规并产生重大不利影响，包括由于将相关成本排除在客户费率之外以及其他潜在的重大处罚。
土着人民的土地要求
在不列颠哥伦比亚省，该公司的公用事业公司根据路权或其他土地保有权协议或权利，在土著人民的土地上为客户提供服务，某些公用事业资产位于土著土地和其他土地上。涉及土著人民和相关土地保有权的各种条约谈判进程和法庭程序正在进行中，但解决和最终决定的潜在基础尚不清楚，并非所有土著人民都参与了此类进程或程序。无法维持土地协议或权利，无法更新此类土地权利，或无法获得置换土地权利，可能会产生重大不利影响。
FortisAlberta的某些分销资产位于土著人民的土地上。这些资产在这类土地上的定位需要经过许可程序，并需要获得适用的土著人民乐队理事会和加拿大土著服务局的批准。无法获得此类批准或准入许可可能会产生重大不利影响。
根据在特定时间段内有效的租约、土地地役权和其他通行权，TEP输电线路的某些共同拥有的设施和部分位于部落土地上。无法获得未来继续使用设施和土地的批准可能会产生重大不利影响。
共同所有制权益与第三方经营者
TEP接收电力的某些发电设施与第三方共同拥有或由第三方运营。TEP可能没有单独的酌处权或任何能力来影响此类设施的管理或运营，包括如何最好地应对不断变化的经济条件或环境要求。TEP与共同所有人或经营者的利益出现分歧可能会产生重大不利影响。
一般经济状况
总体经济状况、通货膨胀、能源价格、就业水平、个人可支配收入、房屋开工、工业活动和其他因素的波动，包括新的或修订的关税，可能会降低能源需求和销售，并减少资本支出，尤其是在相关客户和费率基础增长受到影响的情况下。严重和长期的经济衰退也可能损害客户及时支付账单的能力。这些因素中的每一个都可能导致商誉或其他长期资产的减值，并可能产生重大不利影响。此外，宏观经济因素或社会混乱的影响可能会限制或扰乱企业运营，导致经济状况疲软或增加股权资本市场的波动性，这可能会影响公司的业务和财务状况或对公司股价产生不利影响。这些因素可能包括但不限于国际关系和地缘政治的不确定性和冲突或大流行病或其他健康危机的出现。
商品价格波动
购买的电力和天然气，以及发电燃料成本受商品价格波动的影响，通过监管机构批准的方式进行管理：（i）允许商品价格变化的客户费率流动和/或提供利率稳定和其他递延账户的机制；（ii）价格风险管理策略，例如使用有效固定成本的衍生品合约（见PAG上的“金融工具-衍生品”e32).
无法保证目前的监管机构批准的机制或战略将在未来继续存在。此外，尽管有这些机制和战略，商品价格严重和长期上涨可能导致客户无法支付的费率和/或可能影响消费和销售增长，这可能产生重大不利影响。
购买的电源
该公司公用事业公司出售的很大一部分电力和天然气是通过批发能源市场或根据与能源供应商的合同购买的，并不是由该公司的公用事业公司生产的。批发能源市场中断，或能源或燃料供应商或连接公司公用事业的能源输送系统运营商出现故障，可能会导致购买的电力和天然气成本的损失和/或增加，这可能会产生重大不利影响。购买的电力和天然气的成本和可用性可能会受到第23页“气候变化”、第24页“环境监管”和上文“商品价格波动”下讨论的因素的不利影响。
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交易对手信用风险
ITC存在集中的信用风险，因为其约70%的收入来自三个客户。这些客户拥有投资级信用评级，MISO通过要求与信用敞口相等的信用证或现金存款进一步管理信用风险，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。
无法保证信用风险管理策略将继续有效。重大交易对手违约可能产生重大不利影响。
对供应链和第三方的依赖
由于物理或网络攻击或地缘政治问题，国内和全球供应链中断可能会延迟交付或导致某些对公司公用事业运营至关重要的材料、设备和其他资源短缺，或影响公司公用事业运营的服务和绩效。未能消除或管理供应链中的限制或绩效，可能会影响支持运营所必需的物品或服务以及持续基础设施增长所需的材料的可用性，并可能产生重大不利影响。此外，公司供应链中的网络安全事件或源自公司供应链的网络攻击可能会进一步导致能源服务和其他业务运营中断，从而可能产生重大不利影响。
利率
通常，公司普通股的市场价格与利率变化呈负相关。此外，允许的ROE会受到长期利率变化的影响，因此随着时间的推移，不断下降的利率环境可能会导致更低的允许ROE。虽然利率上升的环境可能会导致更高的允许ROE，但由于监管时间限制，这种ROE变化往往会滞后。浮动利率信贷安排和长期债务下的借款，以及新债发行，也受到利率变化的影响。尽管受监管公用事业公司的利息成本通常通过客户费率收回，但允许实际利息成本流动的监管机制的终止、UNS Energy监管滞后的影响以及更高的财务成本对持有公司债务可能产生重大不利影响。
外汇敞口
截至2025年12月31日，公司67%的资产位于加拿大境外，2025年62%的收入来自国外业务。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2026年至2030年的288亿美元五年资本计划还包括外汇敞口。
Fortis已通过对冲减少了美元货币敞口。该公司已发行并指定以美元计价的长期债务作为对外国净投资的有效对冲。Fortis还签订了外汇合约和交叉货币掉期，以管理其部分外汇风险敞口。
鉴于仅有部分对冲，盈利和现金流继续受到汇率波动的影响。此外，无法保证现有的对冲策略将继续有效，因此，美元兑加元汇率长期大幅下跌可能会产生重大不利影响。
获得资本
该公司及其某些子公司已产生大量债务。除其他外，需要持续获得具有成本效益的资本来为资本支出和偿还到期债务提供资金。
经营现金流可能不足以在到期时偿还所有未偿负债或为预期资本支出提供资金。
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满足长期债务偿还的能力取决于获得足够且具有成本效益的融资来替换到期债务。安排融资的能力取决于众多因素，包括经营成果、Fortis及其子公司的财务状况和信用等级、监管环境包括有关资本结构和允许的ROE的决策、资本市场状况和一般经济状况。信用评级的变化可能会影响新的长期债务和信贷便利的信用风险利差，以及它们的可用性。
Fortis是一家控股公司，因此自己没有创收业务。公司的子公司属于独立的法人实体，对Fortis没有独立的分红义务。在向公司支付股息之前，子公司有必须履行的财务义务，其中包括（其中包括）其运营费用和对债权人的义务。此外，法规要求公司的公用事业公司保持最低股本与总资本比率，这可能会限制它们向公司支付股息的能力，或者可能要求公司向这些子公司出资。未来颁布的法律或法规可能会禁止或进一步限制公司子公司支付股息或偿还公司间债务的能力。此外，在子公司清算或重整的情况下，公司参与资产分配的权利受制于子公司债权人的在先债权。因此，该公司产生现金流以偿还债务和支付股息的能力取决于其子公司产生持续收益和现金流以及支付股息和偿还贷款的能力。
无法保证将继续以可接受的条件获得充足的资本，无法获得具有成本效益的资本可能会产生重大不利影响。如需更多信息，请参阅第13页的“流动性和资本资源”。
税收
Fortis及其子公司的收益可能会受到加拿大、美国和其他国际司法管辖区所得税率和其他税法变化的影响。税法变化的性质、时间或影响无法预测，可能会产生重大不利影响。在控股公司层面，所得税率和其他税收立法的变化可能会对现有和未来债务的税后成本产生重大影响。尽管受监管公用事业公司的所得税通常以客户费率回收，但与税收相关的监管滞后可能导致某些时期的回收延迟或无法回收。
保险
就财产损失、潜在责任和业务中断被认为适当并符合行业惯例的承保范围，向信誉良好的行业保险公司提供保险。
很大一部分输配电资产没有保险，这是北美的惯例，因为为这类资产投保的成本高得令人望而却步。保险受承保范围限制和免赔额，以及对时间敏感的索赔发现和报告条款的约束。无法保证：（i）实际损坏、责任或业务中断造成的损失的金额和类型将完全由保险承保；（ii）将就承保不足获得监管救济；（iii）将继续提供合理费率的充分保险；或（四）保险人将履行其义务。保险范围或索赔支付方面的重大实际不足可能会产生重大不利影响。某些类型的保险的可用性和成本可能会受到第23页“气候变化”中描述的风险的不利影响。
人才管理
提供安全、可靠和高成本效益的服务取决于吸引、发展和保留熟练劳动力以及填补战略岗位。与同行一样，Fortis面临着人口方面的挑战以及与行业、技术和专业员工相关的竞争市场，特别是考虑到其重大的资本计划。ITC严重依赖与第三方的协议，为其业务的某些方面的建设、维护和运营提供服务。在吸引或留住熟练劳动力或填补公司或其公用事业部门内的战略职位方面出现重大失败可能会产生重大不利影响。
劳资关系
该公司的大多数公用事业公司根据集体谈判协议雇用工会或协会成员。Fortis认为其劳动关系令人满意，但无法保证这种情况将继续下去，或现有的集体谈判协议将以合理的条款续签，而不会造成工作中断或其他工作行动。这些方面的重大故障可能会导致服务中断和/或劳动力成本增加，监管机构可能不允许完全恢复客户费率，并可能产生重大不利影响。
退休后义务
对于某些员工和退休人员，Fortis及其大部分子公司保持着DBP和/或OPEB计划相结合的方式。这些计划最重要的成本驱动因素是投资业绩和利率，它们受到全球金融市场的影响。该公司的许多公用事业公司都建立了监管延期机制，允许客户流转率与市场波动相关的某些影响。严重和长期的市场混乱、为履行计划义务而持有的投资的市场价值显着下降、贴现率变化、参与者人口统计、法律法规的变化，以及对退休后福利成本的现有监管处理方式的变化，可能会增加计划费用或需要额外的计划资金，并可能产生重大不利影响。
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声誉、关系和利益相关者行动主义
无法保证内部流程、控制或审计，包括与编制和列报财务报表相关的流程、控制或审计，将确保遵守公司的内部政策，包括其行为准则，或反贿赂和反腐败法律。员工、关联公司、独立承包商或代理人可能违反此类政策和法律，这可能导致声誉受损，此外还可能面临罚款、处罚或诉讼，其中任何一项都可能产生重大不利影响。
该公司的运营和增长前景需要与关键利益相关者建立牢固的关系，包括监管机构、政府和机构、土著社区、土地所有者和环境组织。对利益相关者重要的预期和问题，包括重大资本项目建设过程中出现的预期和问题管理不当，可能会影响公司的声誉，并对其运营和基础设施发展产生重大影响。请参阅网页上的“所需批准”25和第26页的“土着人民的土地权利要求”。
外部利益相关者一直在挑战公司的战略、治理、气候变化、可持续性、多样性、回报（包括ROE和ROA），高管薪酬，以及其他事项。公众对大型基础设施项目的反对正变得越来越普遍，这可能会挑战资本计划和由此产生的有机增长。虽然该公司积极监测这种积极行动，并致力于与外部利益相关者发展更牢固的关系，但未能有效管理或应对利益相关者的积极行动可能会产生重大不利影响。
法律、行政和其他程序
法律、行政和其他程序产生于正常经营过程中，可能包括环境索赔、与雇用有关的索赔、基于证券的诉讼、合同纠纷、人身伤害或财产损失索赔、监管或税务机关的行动以及其他事项。不利结果，例如对金钱或其他损害的判决或和解、禁令、拒绝或撤销许可、名誉损害和其他结果可能产生重大不利影响。
会计事项
新会计政策
所得税：公司通过了 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法潜在变化以及相关风险和机遇。ASU已被追溯应用，更新后的披露已包含在2025年度财务报表中。
未来会计公告
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，并要求在获得资金授权且项目很可能完成后将软件成本资本化，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。
关键会计估计
一般
编制2025年度财务报表要求管理层作出估计和判断，这些估计和判断会影响资产、负债、收入、费用、收益、损失和或有事项的报告金额和相关披露。管理层根据历史经验、当前状况和在作出这些估计时被认为合理的假设，持续评估这些估计，任何调整都在已知期间得到确认。实际结果可能与这些估计有很大差异。
监管资产负债
截至2025年12月31日，Fortis确认的监管资产为50亿美元（2024年-46亿美元），监管负债为43亿美元（2024年-43亿美元）。
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
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收回或预期将在未来期间从客户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。
监管资产和负债的确认以及结算的期间通常是根据过去、现有或预期的监管命令对相关金额的性质进行的估计，并需获得监管机构的批准。无法保证实际结算金额和相关结算期不会与估计数存在重大差异。监管机构的命令产生的差异将根据这些命令确认，据此，任何不允许的金额将立即在收益中确认，其余部分将根据其包含在客户费率中的情况在收益中确认。
| 员工未来福利 | |||||||||||||||||||||||
| 关键估计和假设 |
DBP计划
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OPEB计划 | |||||||||||||||||||||
| 截至12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
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资金状况：(1)
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福利义务(2)
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(3,495) | (3,440) | (589) | (603) | |||||||||||||||||||
| 计划资产 | 3,744 | 3,613 | 531 | 506 | |||||||||||||||||||
| 249 | 173 | (58) | (97) | ||||||||||||||||||||
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净效益成本(2)
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11 | 11 | (1) | 12 | |||||||||||||||||||
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关键假设：（加权平均%）
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截至12月31日贴现率(3)
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5.24 | 5.25 | 5.36 | 5.43 | |||||||||||||||||||
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计划资产预期长期收益率(4)
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6.29 | 6.51 | 5.80 | 6.05 | |||||||||||||||||||
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补偿增加率
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3.39 | 3.52 | — | — | |||||||||||||||||||
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医疗保健费用趋势增加率(5)
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— | — | 4.40 | 4.53 | |||||||||||||||||||
(1)定期精算估值确定了DBP计划和美国OPEB计划的资金贡献，而加拿大OPEB计划没有资金
(2)使用预计福利法精算确定，按服务和管理层对预期计划投资绩效、工资上涨、雇员平均剩余服务年限、死亡率的最佳估计数按比例分配，就OPEB计划而言，预期医疗保健费用
(3)反映现金流与预期养老金支付时点和金额相匹配的优质债券的市场利率。年内使用于DBP计划的贴现率为5.25%（2024-4.84%），OPEB计划为5.43%（2024-4.96%）
(4)发达 使用对每一类资产的预期收益、波动性和相关性的最佳估计。估算基于历史表现、未来预期和多元化资产类别之间的周期性投资组合再平衡
(5)精算确定， 预计2026年的利率为6.60%，并假设在未来10年内下降至2035年及之后的最终利率4.40%
| 灵敏度分析 | 回报率 | 贴现率 | 医疗保健费用 趋势率 |
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截至2025年12月31日止年度
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1%变化 | 1%变化 | 1%变化 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 增加 | 减少 | 增加 | 减少 | 增加 | 减少 | |||||||||||||||||||||||||||||
| DBP计划： | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净效益成本 | (35) | 29 | (26) | 45 | 不适用 | 不适用 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 预计福利义务 | 4 | (77) | (378) | 468 | 不适用 | 不适用 | |||||||||||||||||||||||||||||
| OPEB计划： | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净效益成本 | (5) | 5 | (7) | 9 | 13 | (11) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 累计福利义务 | — | — | (67) | 83 | 62 | (51) | |||||||||||||||||||||||||||||
在受监管的公用事业公司，净收益成本的变化通常预计会反映在客户费率中，受监管滞后和某些公用事业公司的预测风险的影响。
ITC、Central Hudson、FortisBC Energy、FortisBC Electric和Newfoundland Power拥有监管机构批准的机制，以推迟实际养老金净成本与该预测之间的差异，并反映在客户费率中。无法保证这些延期机制将在未来继续存在。
折旧及摊销
截至2025年12月31日，Fortis确认的物业、厂房及设备及无形资产为526亿美元（2024年-511亿美元），占总资产的70%（2024年-70%）。2025年这些资产的折旧和摊销总额为20亿美元（2024年为18亿美元）。
折旧和摊销反映了标的资产的估计使用寿命，其中考虑了历史经验、制造商的评级和规格、过去和预期的未来模式和使用性质等因素。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
30
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
在受监管的公用事业公司，折旧率需要获得监管部门的批准，并包括一项估计未来拆除成本的准备金，而不是被确定为一项法律义务。估计数主要反映了历史经验和预期成本趋势。该拨备被确认为一项长期监管负债，实际清除费用在发生时被扣除。截至2025年12月31日，这一监管负债为19亿美元（2024年-17亿美元）。
受监管公用事业的折旧率通常是通过外部专家进行的定期折旧研究确定的。如果实际经验与以前的估计不同，由此产生的差异一般会反映在未来的折旧率中，从而按照监管机构规定的方式通过客户费率收回或退还。
商誉减值
截至2025年12月31日，Fortis确认商誉125亿美元（2024年-131亿美元），占总资产的17%（2024年-18 %）。商誉减少是由于与2024年12月31日相比，2025年12月31日的美元兑加元汇率较低，以及对以美元计价的商誉的换算产生相关影响。由于FortisTCI的处置，商誉在2025年也减少了5000万美元。
公司每个报告单位的商誉每年都会进行减值测试，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。
确认减值损失可能产生重大不利影响。此类损失无法按规定的公用事业费率收回。如果减值损失触发不遵守债务契约，或降低预期未来现金流以支持不受监管的控股公司债务的利息支付和普通股股息，它们可能会对此类资本的未来成本产生不利影响。
所得税
截至2025年12月31日，递延所得税负债、计入监管资产的递延所得税、应付所得税和计入监管负债的递延所得税总额分别为53亿美元、24亿美元、2400万美元和13亿美元（2024年分别为-50亿美元、22亿美元、3300万美元和13亿美元）。2025年所得税费用为3.93亿美元（2024年-3.46亿美元）。
当期所得税反映了根据已颁布的税率和法律在当年估计的应付/应收税款，以及归属于不同司法管辖区的应课税收入/亏损的估计比例。
递延所得税资产和负债确认为资产和负债的税项和会计基础之间的暂时性差异。递延所得税资产或负债是根据预期收回或结算暂时性差异时已颁布的所得税税率和现行法律为每一暂时性差异确定的。如果未来税收回收不被评估为“更有可能”，则在收益中确认估值备抵。
在受监管的公用事业公司，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异（预计将在未来费率中从客户那里收回或退还给客户）被确认为监管资产或负债。根据监管机构的命令，这些费用随后根据纳入客户费率的情况摊销到收益中。否则，由于税率、税法、管辖收益分配和其他因素的变化而引起的预期变化和由此产生的估计在发生时在收益中确认。
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。此类所得税合规检查的影响可能对公司具有重大影响（参见第28页的“业务风险-税收”）。
衍生品
衍生工具的公允价值是基于无法精确确定的估计，因为它们涉及不确定性和判断事项，因此在预测未来收益或现金流量方面可能不可靠。
或有事项
公司及其子公司受到在正常业务过程中产生的各种法律诉讼和索赔的约束，包括第29页“业务风险-法律、行政和其他诉讼”中一般描述的诉讼和索赔，由于目前无法合理确定结果，因此没有为这些诉讼和索赔计提任何金额。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
31
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
金融工具
长期债务及其他
截至2025年12月31日，包括流动部分在内的长期债务账面价值为341亿美元（2024年-334亿美元），而估计公允价值为323亿美元（2024年-313亿美元）。
其余金融工具的综合账面价值接近公允价值，反映其短期到期、正常贸易信贷条款和/或性质。
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。
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。
与这些能源合同公允价值变动相关的未实现收益或损失在监管机构允许的情况下，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，1.35亿美元（2024年-1.75亿美元）的未实现亏损被确认为监管资产，3700万美元（2024年-4100万美元）的未实现收益被确认为监管负债。
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，其中任何已实现收益的10%通过费率稳定账户与客户分享。公允价值采用市场方法计量，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，在收入中确认了3900万美元的收益（2024年-4800万美元）。
总回报互换
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。这些互换的总名义金额为1.36亿美元，期限最长为三年，在不同日期到期，直至2028年1月。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，2400万美元（2024年-1200万美元）的未实现收益在其他收入中确认，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4.48亿美元。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1700万美元（2024年-未实现亏损1700万美元）在其他收入净额中确认。
利率合约
ITC已订立五年期利率掉期合约，合并名义价值为7.55亿美元这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SOFR的现金流折现法计量。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500万美元（2024年-未实现收益400万美元）记入其他综合收益。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
跨币种利率互换
该公司持有2029年到期的交叉货币利率掉期，以有效地将其5亿美元、4.43%的无担保优先票据转换为3.91亿美元、4.34%的债务。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900万美元（2024年-未实现亏损2900万美元）记入其他综合收益。
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)
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2级(1)
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3级(1)
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合计 | |||||||||||||||||||
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截至2025年12月31日
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物业、厂房及设备 (2)
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| 受监管延期的能源合同 | — | 51 | — | 51 | |||||||||||||||||||
| 不受监管延期的能源合同 | — | 4 | — | 4 | |||||||||||||||||||
| 总回报掉期和外汇合约 | — | 37 | — | 37 | |||||||||||||||||||
| 其他投资 | 190 | — | — | 190 | |||||||||||||||||||
| 190 | 92 | — | 282 | ||||||||||||||||||||
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负债(3)
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| 受监管延期的能源合同 | — | (149) | — | (149) | |||||||||||||||||||
| 不受监管延期的能源合同 | — | (2) | — | (2) | |||||||||||||||||||
| 利率合约和交叉货币利率互换 | — | (23) | — | (23) | |||||||||||||||||||
| — | (174) | — | (174) | ||||||||||||||||||||
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截至2024年12月31日
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物业、厂房及设备(2)
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| 受监管延期的能源合同 | — | 63 | — | 63 | |||||||||||||||||||
| 不受监管延期的能源合同 | — | 7 | — | 7 | |||||||||||||||||||
| 总收益互换和利率合约 | — | 16 | — | 16 | |||||||||||||||||||
| 其他投资 | 150 | — | — | 150 | |||||||||||||||||||
| 150 | 86 | — | 236 | ||||||||||||||||||||
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负债(3)
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| 受监管延期的能源合同 | — | (197) | — | (197) | |||||||||||||||||||
| 不受监管延期的能源合同 | — | (2) | — | (2) | |||||||||||||||||||
| 外汇合约和交叉货币利率互换 | — | (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投入；（iii）第3级-不可观察投入，在无法获得可观察投入时使用。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)计入现金及现金等价物、应收账款和其他流动资产或其他资产
(3)计入应付账款和其他流动负债或其他负债
| 衍生卷 | |||||||||||
| 截至12月31日 | 2025 | 2024 | |||||||||
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受监管延期的能源合同(1)
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换电合同 （GWh）
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890 | 774 | |||||||||
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电力购电合同（GWh）
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395 | 430 | |||||||||
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天然气互换合同（PJ）
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183 | 236 | |||||||||
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天然气供应合同 （PJ）
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147 | 105 | |||||||||
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不受监管延期的能源合同 (1)
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批发贸易合同（GWh）
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1,430 | 1,499 | |||||||||
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天然气互换合同（PJ）
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2 | 3 | |||||||||
(1)能源合同在2030年之前的不同日期结算
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
选定的年度财务信息
| 截至12月31日止年度 | |||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
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收入
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12,170 | 11,508 | 11,517 | ||||||||||||||
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净收益
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1,961 | 1,828 | 1,710 | ||||||||||||||
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普通股收益
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1,714 | 1,606 | 1,506 | ||||||||||||||
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EPS： ($)
|
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基本
|
3.40 | 3.24 | 3.10 | ||||||||||||||
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摊薄
|
3.40 | 3.24 | 3.10 | ||||||||||||||
|
总资产
|
74,830 | 73,486 | 65,920 | ||||||||||||||
|
长期债务（不含流动部分）
|
30,723 | 31,224 | 27,235 | ||||||||||||||
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宣布的股息：($)
|
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|
每普通股
|
2.51 | 2.41 | 2.31 | ||||||||||||||
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每第一优先股：
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|
F系列
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1.2250 | 1.2250 | 1.2250 | ||||||||||||||
|
G系列(1)
|
1.5308 | 1.5308 | 1.3145 | ||||||||||||||
|
H系列(2)
|
0.8990 | 0.4588 | 0.4588 | ||||||||||||||
|
系列I(3)
|
1.0277 | 1.4902 | 1.5619 | ||||||||||||||
|
J系列
|
1.1875 | 1.1875 | 1.1875 | ||||||||||||||
|
K系列(4)
|
1.3673 | 1.3673 | 0.9823 | ||||||||||||||
|
M系列(5)
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1.3733 | 1.0770 | 0.9783 | ||||||||||||||
(1)2023年9月1日至但不包括2028年9月1日的五年期间，每股年度股息重置为1.5 308美元
(2)自2025年6月1日至但不包括2030年6月1日的五年期间，每股年度股息重置为1.0458美元
(3)浮动季度股息率每季度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重置
(4)2024年3月1日至但不包括2029年3月1日的五年期间，每股年度股息从0.98 23美元重置为1.3673美元
(5)从2024年12月1日至但不包括2029年12月1日的五年期间，每股年度股息从0.9783美元重置为1.3733美元
2025/2024
有关营收、普通股收益、EPS、总资产和长期债务变化的讨论，见第2页“业绩一览”，第5页“经营业绩”，第13页“财务状况”。
2024/2023
收入减少是由于FortisBC Energy和Central Hudson的客户费率中的流通商品成本降低。减少的原因还包括FERC于2024年10月批准的ITC的MISO基础ROE降低，包括追溯适用于以往期间，以及UNS Energy的短期批发销售收入降低。减少的部分被TEP和Central Hudson分别于2023年9月1日和2024年7月1日生效的费率基础增长和新客户费率以及更高的美元兑加元汇率所抵消。
与2023年相比，普通股收益增加了1亿美元。增加的原因是：（i）费率基数增长；（ii）亚利桑那州的收益增加，主要反映了2023年9月1日生效的TEP新客户费率和更高的生产税收抵免；（iii）新客户费率，包括2024年7月1日生效的Central Hudson允许的更高ROE；以及（iv）ITC在2023年确认的不利递延所得税调整。这一增长被较高的控股公司融资成本、衍生品合同的未实现亏损以及2023年处置Aitken Creek实现的1000万美元收益部分抵消。由于FERC批准的MISO基础ROE降低，并在很大程度上反映了对前期的追溯影响，ITC在2024年确认了退款负债，这也对收益产生了不利影响。
除了上述影响收益的项目外，每股收益的变化还反映了已发行普通股加权平均数的增加，这主要与公司的DRIP有关。
总资产增加的主要原因是：（i）2024年的资本支出；（ii）以更高的美元兑加元汇率换算以美元计价的资产；（iii）其他资产增加，主要是由于计划负债的贴现率提高以及DBP和OPEB计划的投资回报推动的员工未来福利资产增加。这一增长被与2023年ITC发债时间相关的现金和现金等价物减少部分抵消。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
34
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
第四季度业绩
| 销售 | |||||||||||||||||
| （GWh，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 方差 | ||||||||||||||
| 受监管公用事业 | |||||||||||||||||
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UNS能源
|
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|
零售电力
|
2,278 | 2,348 | (70) | ||||||||||||||
|
批发电力
|
1,521 | 1,295 | 226 | ||||||||||||||
|
气体（PJ）
|
4 | 5 | (1) | ||||||||||||||
|
中央哈德逊
|
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|
电力
|
1,218 | 1,187 | 31 | ||||||||||||||
|
气体 （PJ）
|
9 | 6 | 3 | ||||||||||||||
|
FortisBC能源（PJ）
|
65 | 67 | (2) | ||||||||||||||
|
福蒂斯艾伯塔省
|
4,507 | 4,428 | 79 | ||||||||||||||
|
富通电力
|
914 | 916 | (2) | ||||||||||||||
|
其他电动
|
2,515 | 2,533 | (18) | ||||||||||||||
|
非监管
|
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| 企业及其他 | 13 | 80 | (67) | ||||||||||||||
第四季度电力销售显着增加的公用事业包括：（i）UNS Energy，由于反映有利市场条件的短期批发销售增加，但因天气较温和导致零售电力销售减少而部分抵消；（ii）FortisAlberta，反映由于能源部门活动增加，工业客户的平均消费量增加；（iii）Central Hudson，由于天气较冷导致住宅客户的平均消费量增加。其他电力和企业部门以及其他部门的销售额下降反映了FortistCI和Fortis伯利兹处置的影响。
第四季度公用事业部门的天然气销量与2024年第四季度基本一致。
| 收入和普通股收益 | 收入 | 收益 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 方差 | 2025 | 2024 | 方差 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 受监管公用事业 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| ITC | 625 | 567 | 58 | 150 | 127 | 23 | |||||||||||||||||||||||||||||
| UNS能源 | 646 | 659 | (13) | 43 | 52 | (9) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 中央哈德逊 | 412 | 356 | 56 | 70 | 66 | 4 | |||||||||||||||||||||||||||||
| FortisBC能源 | 576 | 522 | 54 | 134 | 120 | 14 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 福蒂斯艾伯塔省 | 208 | 207 | 1 | 50 | 42 | 8 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 富通电力 | 145 | 149 | (4) | 18 | 18 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
| 其他电动 | 465 | 479 | (14) | 38 | 52 | (14) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 非监管 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 企业及其他 | 2 | 10 | (8) | (81) | (81) | — | |||||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 3,079 | 2,949 | 130 | 422 | 396 | 26 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
已发行普通股加权平均数（#百万）
|
506.4 | 498.2 | 8.2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
基本EPS ($)
|
0.83 | 0.79 | 0.04 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
收入增加的主要原因是：（i）费率基础增长，（ii）客户费率的流动成本增加；（iii）FERC于2024年批准的ITC的MISO基础ROE降低的追溯影响，如下文所述。增加的金额被FortistCI和Fortis Belize的处置部分抵消。
与2024年第四季度相比，普通股收益增加了2600万美元。2025年第四季度的普通股收益受到了2025年10月处置Fortis Belize和Belize Electricity的3100万美元亏损的不利影响。此外，2024年第四季度的普通股收益受到ITC与FERC批准的MISO基础ROE降低的追溯影响相关的2000万美元的不利影响。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
35
|
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
除去上述项目，与2024年第四季度相比，普通股收益增加了3700万美元。普通股收益的增长主要是由于公用事业部门的费率基数增长，包括与主要资本项目相关的AFUDC。收益增长的另一个原因是：（i）衍生品合约的未实现收益；（ii）FortisAlberta运营成本的时间安排；以及（iii）外汇的有利影响，如下文所述。这一增长部分被与尚未反映在客户费率中的费率基数增长相关的更高成本和由于UNS能源公司天气温和而导致的零售电力销售下降，以及更高的股票薪酬和控股公司融资成本所抵消。由于处置，FortisTCI和伯利兹的收益贡献较低，扣除与收益相关的财务成本节约，也对第四季度业绩产生了不利影响。
与外汇相关的收益的有利变化主要反映了2024年第四季度录得的外汇损失，这是由于该季度美元相对于加元的显着升值以及相关的以美元计价的短期负债的重估.
如上文所述，基本每股收益的增加反映了更高的普通股收益，但部分被已发行普通股加权平均数的增加所抵消，这主要与公司的DRIP有关。
| 现金流 | |||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 方差 | ||||||||||||||
| 现金及现金等价物，期初 | 389 | 896 | (507) | ||||||||||||||
| 现金来自（用于）： | |||||||||||||||||
| 经营活动 | 1,018 | 962 | 56 | ||||||||||||||
| 投资活动 | (1,341) | (1,796) | 455 | ||||||||||||||
| 融资活动 | 305 | 125 | 180 | ||||||||||||||
| 汇率变动对现金及现金等价物的影响 | (4) | 33 | (37) | ||||||||||||||
| 现金及现金等价物，期末 | 367 | 220 | 147 | ||||||||||||||
经营活动
经营现金流增加是由于现金收益增加，反映了费率基数增长以及UNS能源公司出售投资税收抵免。FortisAlberta输电收费的时间安排也促进了经营现金流的增长。增加的部分被以下因素抵消：（i）UNS Energy与2024年PPFAC收款增加相关的流动成本的时间安排，以及FortisBC Energy与2024年征收消费者碳税相关的流动成本；（ii）与FortisBC Energy的Eagle Mountain Pipeline项目相关的收到的存款减少，扣除已发生的支出。
投资活动
2025年第四季度投资活动使用的现金比2024年同期减少4.55亿美元，原因是2025年10月处置Fortis伯利兹和伯利兹电力公司收到的收益以及主要与Eagle Mountain Pipeline项目相关的更高的CIAC。
融资活动
与筹资活动相关的现金流量将在很大程度上由于子公司的资本支出和可用于为这些资本支出提供资金的经营现金流量的变化而产生波动，这些变化共同影响债务和普通股发行所需的资金数量。见第页“现金流量要求”13.
与2024年第四季度相比，2025年第四季度融资活动提供的现金增加了1.8亿美元。这一增长主要反映了为支持资本投资而增加的借款。
| Fortis Inc. | 2025年12月31日 |
36
|
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
季度业绩概要
| 共同权益 | |||||||||||||||||||||||
| 收入 | 收益 | 基本EPS | 稀释EPS | ||||||||||||||||||||
| 季度结束 | （百万美元） | （百万美元） | ($) | ($) | |||||||||||||||||||
| 2025年12月31日 | 3,079 | 422 | 0.83 | 0.83 | |||||||||||||||||||
| 2025年9月30日 | 2,938 | 409 | 0.81 | 0.81 | |||||||||||||||||||
| 2025年6月30日 | 2,815 | 384 | 0.76 | 0.76 | |||||||||||||||||||
| 2025年3月31日 | 3,338 | 499 | 1.00 | 1.00 | |||||||||||||||||||
| 2024年12月31日 | 2,949 | 396 | 0.79 | 0.79 | |||||||||||||||||||
| 2024年9月30日 | 2,771 | 420 | 0.85 | 0.85 | |||||||||||||||||||
| 2024年6月30日 | 2,670 | 331 | 0.67 | 0.67 | |||||||||||||||||||
| 2024年3月31日 | 3,118 | 459 | 0.93 | 0.93 | |||||||||||||||||||
通常，在每个自然年度内，季度业绩按照季节性规律波动。鉴于该公司子公司的多元化性质，季节性各不相同。由于空间供暖需求，加拿大和纽约的公用事业公司在第一季度和第四季度的收益往往最高。由于空调和其他冷却设备的使用，UNS能源的收益往往在第二和第三季度最高。
一般来说，从一个日历年到下一个日历年，季度业绩反映：（i）由公司资本计划推动的持续有机增长；（ii）季节性标准引起的任何重大气温波动；（iii）市场状况的影响，特别是在UNS Energy的长期批发销售方面；（iv）任何监管决定的时机和重要性；（v）美元兑加元汇率的变化；（vi）就收入而言，商品成本的客户流转率；（vii）就每股收益而言，已发行普通股的加权平均数增加。
2025年12月/2024年12月
见第35页的“第四季度业绩”。
2025年9月/2024年9月
与2024年第三季度相比，普通股收益减少了1100万美元，基本每股收益减少了0.04美元。减少的原因是与2025年9月处置FortisTCI相关的所得税和结算费用共计3200万美元。不计处置的影响，与2024年第三季度相比，普通股收益增加了2100万美元。这一增长主要是由于公用事业部门的费率基数增长，包括与主要资本项目相关的AFUDC。美元兑加元汇率走高也推动了收益的增长。这一增长被UNS Energy尚未反映在客户费率中的与费率基础增长相关的更高成本、监管激励措施到期和FortisAlberta允许的较低ROE以及更高的控股公司融资成本部分抵消。基本每股收益的变化也反映了已发行普通股加权平均数的增加，这主要与公司的DRIP有关。
2025年6月/2024年6月
与2024年第二季度相比，普通股收益增加了5300万美元，基本每股收益增加了0.09美元。这一增长是由于公用事业部门的费率基数增长，包括与FortisBC Energy对Eagle Mountain Pipeline项目的投资相关的AFUDC，以及由于成本调整和2024年7月1日生效的更高允许ROE以及2025年运营成本的时间安排，Central Hudson的收益增加。美元兑加元汇率走高也对收益同比产生了有利影响。增长被以下因素部分抵消：（i）运营成本的时间安排、2024年底监管激励措施到期以及FortisAlberta自2025年1月1日起生效的较低允许ROE；以及（ii）较高的控股公司财务成本。基本每股收益的变化也反映了已发行普通股加权平均数的增加，这主要与公司的DRIP有关。
2025年3月/2024年3月
与2024年第一季度相比，普通股收益增加了4000万美元，基本每股收益增加了0.07美元。这一增长是由于公用事业部门的费率基数增长，以及由于成本调整和更高的允许ROE，Central Hudson的收益增加，以及自2024年7月1日起生效的季度收入变化。美元兑加元汇率走高也对收益产生了有利影响。增长被以下因素部分抵消：（i）由于批发销售利润率下降以及与尚未反映在客户费率中的费率基数增长相关的成本增加，UNS Energy的收益下降；（ii）由于运营成本的时间安排、监管激励措施将于2024年底到期以及2025年1月1日生效的较低的允许ROE，FortisAlberta的收益下降；以及（iii）较高的控股公司融资成本。基本每股收益的变化也反映了已发行普通股加权平均数的增加，这主要与公司的DRIP有关。
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
关联方和公司间交易
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。2025年度、2024年度无重大关联交易。
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2025年12月31日和2024年12月31日，没有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。
管理层对控制和程序的评估
披露控制和程序
DCP旨在提供合理保证，即在加拿大和美国证券法规定的时间段内记录、处理、汇总和报告向证券监管机构提交或提交的报告中要求披露的信息。截至2025年12月31日，在包括首席执行官和首席财务官在内的公司管理层的监督下并在其参与下，对适用的加拿大和美国证券法中定义的公司DCP的有效性进行了评估。基于该评估，首席执行官和首席财务官得出结论，此类DCP自2025年12月31日起生效。
财务报告的内部控制
ICFR由公司首席执行官和首席财务官设计或在其监督下，并由公司董事会、管理层和其他人员实施，以根据美国公认会计原则就财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。ICFR由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测都受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能恶化。
公司管理层，包括公司首席执行官和首席财务官，评估了截至2025年12月31日公司ICFR的有效性，基于以下标准：内部控制-综合框架（2013）由Treadway委员会发起组织委员会发布。基于这一评估，管理层得出结论，截至2025年12月31日，公司的ICFR是有效的。
截至2025年12月31日止年度，公司的ICFR没有发生任何对公司的ICFR产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
展望
Fortis通过执行其资本计划、其受监管公用事业业务的多元化组合的平衡和实力，以及在其服务领域内和附近的增长机会，继续提高股东价值。该公司288亿美元的五年资本计划预计将把年中利率基数从2025年的424亿美元提高到2030年的579亿美元，转化为7.0%的五年复合年增长率。Fortis预计，其利率基数的长期增长将推动盈利，从而支持到2030年每年4-6 %的股息增长指导。
在五年资本计划之外，扩大和扩大增长的机会包括：进一步扩大美国的输电电网，以支持负荷增长并促进新能源资源的互联互通；与MISO LRTP相关的输电投资以及纽约的区域输电；电网复原力和气候适应投资；投资不列颠哥伦比亚省的可再生天然气和液化天然气基础设施；以及支持我们辖区内负荷加速增长的能源基础设施投资。
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
前瞻性信息
Fortis在MD & A中包括适用的加拿大证券法含义内的前瞻性信息和1995年美国《私人证券诉讼改革法案》含义内的前瞻性陈述（统称为“前瞻性信息”）。前瞻性信息反映了Fortis管理层对未来增长、经营成果、业绩、业务前景和机会的预期。在可能的情况下，已使用“预期”、“相信”、“预算”、“可以”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“可能”、“可能”、“可能”、“计划”、“项目”、“计划”、“进度”、“应该”、“目标”、“将”、“将”等词语以及这些词语的否定，以及其他类似的术语或表达方式，这些信息包括但不限于：对Fortis未来投资机会处于有利地位的预期；到2030年的年度股息增长指导；到2026年到2030年的预测资本支出；资本计划的预期资金来源，包括普通股权益来源；预测2030年的年中费率基数和预测到2030年的五年费率基数复合年增长率；行业趋势对公用事业部门和公司资本投资的预期影响；预期Fortis有能力支持能源安全、气候适应和公司整个足迹的负荷增长；法律和监管程序和决定的预期时间、结果和影响；预期或潜在的运营费用资金来源，利息成本和资本支出；预期维持受监管的运营子公司的目标资本结构不会对公司在可预见的未来支付股息的能力产生影响；预期未来五年的合并定期债务到期和偿还；预期公司及其子公司将继续合理获得长期资本并将继续遵守债务契约；预期债务融资收益的使用；加速向Wataynikaneyap Power提供股权资本的潜在要求；与UNS Energy的联合发电履约保证相关的预期，参与者违约产生的潜在义务，以及相关的恢复机制；与TEP与客户签订的能源供应协议相关的预期性质、时间、收益和成本，以支持TEP服务区域内的规划数据中心；UNS Energy服务区域内新管道的预期投入使用日期，以及预期TEP和UNS Electric将签订天然气运输服务协议以及与之相关的估计采购承诺；新的或修订的关税对预测资本支出的潜在影响；按业务部门预测的2026年和2030年的年中费率基数；性质、时间、某些重大资本项目的收益和成本，包括MISO LRTP、Big Cedar负荷扩张、TEP输电项目、Springerville天然气转换、Black Mountain燃气发电、Vail-tortolita输电项目、Roadrunner Reserve电池存储项目、Tilbury LNG储罐扩建、AMI项目、Tilbury 1B项目和Eagle Mountain管道项目；额外投资机会的性质、时间、收益和成本，包括ITC与MISO LRTP第2.1期相关的投资、TEP与新的大型零售客户的额外能源需求相关的投资，以及FortisBC Energy与Tilbury LNG储罐扩建项目和Tilbury Marine Jetty项目相关的投资；预期性质，在资本计划之外扩大和扩大增长的额外机会的时机和好处，包括进一步扩大美国的输电电网以支持负荷增长和促进新能源资源的互联互通、与MISO LRTP相关的输电投资以及纽约的区域输电、电网复原力和气候适应投资、不列颠哥伦比亚省对可再生天然气和液化天然气基础设施的投资， 和能源基础设施投资，以支持负荷增长加速；预计公司将在2026年审查其脱碳战略；可能建立新的临时排放目标；预计TEP和UNS Electric新IRP的时间和内容；预期该公司将在2032年实现无煤发电组合；该公司2050年的净零GHG排放目标；新的会计政策和未来会计公告对该公司披露的潜在和预期影响；确认商誉减值损失的潜在影响；所得税合规检查和有关利息扣除限制和全球最低税收的立法的潜在和预期影响；以及预期利率基数的长期增长将推动支持股息增长指引的收益。
前瞻性信息涉及重大风险、不确定性和假设。在得出前瞻性信息中包含的结论时应用了某些重要因素或假设，包括，但不限于：合理的法律和监管决定以及监管稳定性的预期；成功执行资本计划；没有重大资本项目或融资成本超支；有足够的人力资源提供服务和执行资本计划；实现资本计划之外的额外机会；利率没有显着变化；假定的美元兑加元汇率没有重大变化；公司DRIP的当前参与水平持续；董事会行使酌情权宣布股息，考虑到公司的财务表现和状况；没有重大的运营中断或环境责任或不安；持续保持电力和燃气系统性能的能力；没有严重和长期的经济衰退；充足的流动性和资本资源；对冲外汇汇率、天然气价格和电价波动风险的能力；天然气、燃料、煤炭和电力供应的持续可用性；电力供应和产能购买合同的延续；政府能源计划没有重大变化，可能产生重大负面影响的环境法律和法规；保持足够的保险范围；获得和维持许可证和许可证的能力；保留现有服务区域；税法没有重大变化，对公司海外业务的收益继续采用递延税款处理；继续维护信息技术基础设施，没有重大违反网络安全的行为；与土著人民保持有利关系；以及有利的劳资关系。
Fortis提醒读者，许多因素可能导致实际结果、业绩或成就与前瞻性信息中讨论或暗示的存在重大差异。这些因素应仔细考虑，不应过分依赖前瞻性信息。可能导致结果或事件与当前预期不同的风险因素在本MD & A和不时向加拿大证券监管机构和美国证券交易委员会提交的其他持续披露材料中的“业务风险”标题下有详细说明。2026年的主要风险因素包括但不限于：公用事业监管变化的不确定性，包括公司公用事业监管程序的结果；与提供电力和燃气服务相关的物理风险，气候变化的影响可能会加剧这种风险；与资本项目相关的风险以及对公司持续增长的影响；与网络安全以及信息和运营技术相关的风险；天气多变性和季节性对供暖和制冷负荷的影响，配气量和水力发电量；与环境法律法规相关的风险；与商品价格波动和购买电力供应相关的风险；与一般经济状况相关的风险，包括通货膨胀、利率和外汇风险。
本文提供的所有前瞻性信息截至2026年2月11日。无论由于新信息、未来事件或其他原因，Fortis均不承担更新或修改任何前瞻性信息的任何意图或义务。
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| 管理层讨论与分析 | ||||||||
词汇表
2025年年度财务报表： 公司截至2025年12月31日止年度的经审核综合财务报表及其附注
实际派息率： 每股普通股支付的股息除以基本每股收益
调整后基本每股收益：调整后的普通股收益除以已发行普通股的基本加权平均数
调整后的普通股收益：归属于普通股股东的净利润调整后显示在“非美国通用会计准则F《财务措施》第10页
调整后的派息率： 每股普通股支付的股息除以调整后的基本每股收益，如第10页“非美国通用会计准则财务指标”所示
AFUDC：建设期间使用资金备抵
AI：人工智能
艾特肯溪： FortisBC Holdings Inc.持股93.8%的子公司Aitken Creek Gas Storage ULC于2023年11月1日出售
AMI： 先进的计量基础设施
ATM程序：市场股票计划
ACC： 亚利桑那州公司委员会
ASU： 会计准则更新
AUC： 艾伯塔省公用事业委员会
BCUC：不列颠哥伦比亚省公用事业委员会
伯利兹电力： Belize Electricity Limited，其中Fortis间接持有33%的股权已于2025年10月31日出售
董事会： 公司董事会
复合年增长率： 特定项目的复合年增长率。CAGR =（EV/BV）（1/n）-1，其中：（i）EV为该项目的期末值；（ii）BV为该项目的期初值；（iii）n为期数。按不变的美元兑加元汇率计算
资本支出： 年度财务报表中显示的增加不动产、厂房和设备以及无形资产的现金支出，FortisBC Energy收到的与Eagle Mountain Pipeline项目相关的CIAC较少。还包括Fortis在2024年Wataynikaneyap Transmission Power项目的资本支出中所占的39%份额。见第10页“非美国通用会计准则财务指标”
资本计划：预测资本支出。表示以与资本支出相同的方式计算的非美国通用会计准则财务指标
加勒比公用事业： Caribbean Utilities Company，Ltd.，一家由Fortis间接拥有约60%权益（截至2025年12月31日）的附属公司，连同其附属公司
中央哈德逊：Fortis的间接全资附属公司CH能源集团，Inc.连同其附属公司，包括Central Hudson Gas & Electric Corporation
首席执行官： Fortis首席执行官
首席财务官： Fortis首席财务官
CIACS： 援建捐款
普通股收益：归属于普通股股东的净利润
公司： Fortis Inc.
COS： 服务成本
上诉法院： 艾伯塔省上诉法院
中国共产党：公共便利及必要性证明
DBP：固定福利养老金
DCP：披露控制和程序
点滴： 股息再投资计划
EPC： 工程、采购和施工
EPS： 每股普通股收益
ERM： 企业风险管理
FERC： 联邦能源监管委员会
FFO：运营资金
惠誉：惠誉国际评级公司。
Fortis： Fortis Inc.
阿尔伯塔省：FortisAlberta Inc.，Fortis的间接全资附属公司
富通银行：FortisBC Energy和FortisBC Electric
富通电气： Fortis的间接全资附属公司FortisBC Inc.连同其附属公司
富通能源： Fortis的间接全资附属公司FortisBC Energy Inc.连同其附属公司
FortisOntario： Fortis的直接全资子公司FortisOntario Inc.连同其附属公司
FortisTCI：Fortis的间接全资附属公司FortisTCI Limited连同其附属公司于2025年9月2日出售
Fortis伯利兹：Fortis的间接全资附属公司Fortis Belize Limited于2025年10月31日出售
四个角落： 四角发电站、4、5号机组
外汇：与美元计价金额换算相关的外汇。外汇的计算方法是将美元对加元汇率的变化应用于上一期美元余额
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GHG：温室气体
GWh：千兆瓦时（s）
ICFR：财务报告内部控制
IRP：综合资源计划
ITC：ITC Investment Holdings Inc.，Fortis间接拥有80.1%权益的附属公司，连同其附属公司，包括International Transmission Company、Michigan Electric Transmission Company，LLC、ITC Midwest LLC及ITC Great Plains，LLC
千伏：千伏（s）
液化天然气：液化天然气
LRTP:远距离传输计划
露娜： Luna能源设施
重大资本项目： 项目，不包括正在进行的维护项目，在预测/规划期内单独花费2亿美元或更多
海事电气： Maritime Electric Company，Limited，Fortis的间接全资附属公司
物质不良影响：在综合基础上对公司的业务、经营业绩、财务状况或流动性产生重大不利影响
MD & A： 截至2025年12月31日止年度公司管理层讨论及分析
MISO： Midcontinent Independent System Operator，Inc。
晨星信息 DBRS：DBRS有限公司
兆瓦： 兆瓦（s）
纳瓦霍：纳瓦霍发电站
纽芬兰电力：Fortis的直接全资子公司Newfoundland Power Inc。
非美国通用会计准则财务指标：不具有美国公认会计原则规定的标准化含义的财务措施
NOPR:拟议规则制定的通知
纽约证券交易所：纽约证券交易所
OPEB： 其他离职后福利
经营现金流：经营活动产生的现金
PBR： 基于绩效的费率制定
PJ：petajoule（s）
PPFAC：购买的电力和燃料调整条款
PSC:纽约州公共服务委员会
费率基数： 受监管公用事业公司根据其监管结构获准赚取特定回报的财产的规定价值
RNG：可再生天然气
ROA： 利率基准收益率
净资产收益率：普通股本回报率
ROFR：优先购买权
RTO：区域传输组织
标普：标准普尔金融服务有限责任公司
圣胡安：圣胡安发电站1号机组
SOFR：有担保隔夜融资利率
TEP：图森电力公司
股东总回报： 股东总回报，这是衡量在特定时间段内相对于期初股价以股价增值和分红（假设再投资）形式给予普通股股东的回报。
多伦多证券交易所：多伦多证券交易所
UNS Electric：UNS电气公司。
UNS能源：UNS Energy Corporation，Fortis的间接全资附属公司，连同其附属公司，包括TEP、UNS Electric及UNS Gas
联合国天然气：UNS天然气公司。
美国：美利坚合众国
美国公认会计原则：美国普遍接受的会计原则
Wataynikaneyap Power：Wataynikaneyap Power有限合伙企业，其中Fortis间接持有39%股权
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