10-K

美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

表格10-K

根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的年度报告

截至2025年12月31日止财政年度

或

根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的☐过渡报告

为从_____________到__________________的过渡期

委员会文件编号 001-31303

Black Hills Corporation

在南达科他州注册成立IRS识别号46-0458824

拉什莫尔山公路7001号

南达科他州拉皮德城57702

注册人电话（605）721-1700


根据该法第12（b）条登记的证券：
各类名称	交易代码	注册的各交易所名称
面值1.00美元的普通股	BKH	纽约证券交易所

如果注册人是《证券法》第405条所定义的知名且经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是否☐

如果根据该法第13条或第15（d）条，注册人没有被要求提交报告，请用复选标记表示。是☐没有

用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交1934年证券交易法第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否已遵守此类提交要求。是否☐

用复选标记表明注册人在过去12个月内（或要求注册人提交此类文件的较短期限内）是否以电子方式提交了根据S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交的每个交互式数据文件。是否☐

通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”、“新兴成长型公司”的定义。


大型加速披露公司	☒	加速披露公司	☐

非加速披露公司	☐	较小的报告公司	☐

		新兴成长型公司	☐

如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）节规定的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表明注册人是否已就编制或出具审计报告的注册会计师事务所根据《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C.7262（b））第404（b）节对其财务报告内部控制有效性的评估提交报告和证明。☒

如果证券是根据该法第12（b）节进行登记的，请用复选标记表明备案中包括的登记人的财务报表是否反映了对先前发布的财务报表的错误更正。☐

用复选标记表明这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行官员根据§ 240.10D-1（b）在相关恢复期间收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是☐没有

注册人最近完成的第二财季，即2025年6月30日的最后一个工作日，注册人的非关联公司持有的有表决权的普通股的总市值为4,057，141,834美元


请注明截至最后实际可行日期登记人各类普通股的已发行股份数量。
类	截至2026年1月31日
普通股，面值1.00美元	75,474,846	股份

以引用方式并入的文件

为与将于2026年4月29日举行的2026年年度股东大会有关的征集代理而准备的注册人最终代理声明的部分内容以引用方式并入本表10-K第III部分。


		页
术语和缩写词汇表		4
网站访问报告		12
前瞻性信息		12
第一部分
项目1。	商业	13
	历史与组织	13
	电力公用事业	13
	燃气公用事业	16
	公用事业调节特性	18
	环境事项	21
	人力资本资源	22
项目1a。	风险因素	24
项目1b。	未解决的工作人员评论	38
项目1c。	网络安全	38
项目2。	物业	39
项目3。	法律程序	39
项目4。	矿山安全披露	39
关于我们的执行官的信息		40
第二部分
项目5。	市场为注册人的共同权益、相关股东事项及发行人购买权益证券	41
项目6。	保留	42
项目7。	管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析	42
	执行摘要	42
	近期动态	43
	运营结果-合并摘要和概览	44
	非GAAP财务指标	45
	电力公用事业	46
	燃气公用事业	49
	企业及其他	50
	合并利息支出、其他收入（支出）和所得税优惠（支出）	50
	流动性和资本资源	51
	现金流活动	52
	资本资源	53
	信用评级	54
	资本要求	55
	关键会计估计	57
项目7a。	关于市场风险的定量和定性披露	59



项目8。	财务报表和补充数据	61
	管理层关于财务报告内部控制的报告	61
	独立注册会计师事务所的报告	62
	合并损益表	65
	综合全面收益表	66
	合并资产负债表	67
	合并现金流量表	69
	合并权益报表	70
	合并财务报表附注	71
	注1。业务说明和重要会计政策	71
	注2。监管事项	80
	注3。承诺、或有事项和担保	82
	注4。收入	85
	注5。物业、厂房及设备	86
	注6。共同拥有的设施	87
	注7。资产报废义务	88
	注8。融资	88
	注9。风险管理和衍生品	92
	注10。公允价值计量	95
	注11。其他综合收益	97
	注12。可变利益实体	98
	注13。员工福利计划	99
	注14。股份补偿计划	104
	注15。所得税	106
	注16。业务板块信息	109
	注17。与Northwestern的合并待定	111
	注18。后续事件	112
项目9。	会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧	113
项目9a。	控制和程序	113
项目9b。	其他信息	113
项目9c。	关于阻止检查的外国司法管辖区的披露	113
第三部分
项目10。	董事、执行官和公司治理	113
项目11。	行政赔偿	113
项目12。	某些受益所有人和管理层的安全所有权及相关股东事项	114
项目13。	某些关系和相关交易以及董事独立性	114
项目14。	主要会计费用和服务	114
第四部分
项目15。	展览、财务报表时间表	115
项目16。	表格10-K摘要	118
签名		119

术语和缩写词汇表

以下术语和简称出现在本报告正文中，并具有下述定义：


交流	交流电
AFUDC	建设期间使用资金备抵
人工智能	人工智能
AOCI	累计其他综合收益（亏损）
APSC	阿肯色州公共服务委员会
阿肯色州天然气公司	Black Hills Energy Arkansas，Inc.，Black Hills Utility Holdings的间接全资子公司，为阿肯色州的客户提供天然气服务（作为Black Hills Energy开展业务）。
ARO	资产报废义务
ASC	会计准则编纂
ASU	FASB发布的会计准则更新
自动提款机	市场股票发行计划
可用性	发电厂的可用性系数是它可用于提供能源的时间的百分比。
BHC	Black Hills Corporation；公司
BHSC	Black Hills Service Company，LLC，一家直接的全资子公司，由Black Hills Corporation（作为Black Hills Energy开展业务）
暗箱结算	与公用事业公司的佣金结算，其中就收入要求达成一致，但每一方为达成金额而使用的具体调整在公开费率订单中没有具体规定。
Black Hills Colorado IPP	Black Hills Colorado IPP，LLC，Black Hills Electric Generation持股50.1%的子公司
Black Hills Electric Generation	Black Hills Electric Generation，LLC是Black Hills Non-regulated Holdings的直接全资子公司，主要向我们的附属公用事业公司提供批发电力容量和能源。
Black Hills Electric母公司持股	Black Hills Electric Utility Holdings，LLC.，Black Hills Corporation的直接全资子公司
黑山能源	用于开展我们公用事业公司业务的名称
Black Hills Energy Renewable Resources（BHERR）	Black Hills Energy Renewable Resources，LLC，Black Hills Non-regulated Holdings的直接全资子公司
黑山美国能源服务	Black Hills 美国能源服务公司，Black Hills Utility Holdings的间接全资子公司，为Choice Gas Programs（作为Black Hills Energy开展业务）提供天然气商品供应。
Black Hills非监管控股	Black Hills Non-regulated Holdings，LLC，Black Hills Corporation的直接全资子公司
黑山电力	Black Hills Power，Inc.，是Black Hills Corporation（以Black Hills Energy名义开展业务）的直接全资子公司。又称南达科他电气。
Black Hills Utility Holdings	Black Hills Utility Holdings，Inc.，Black Hills Corporation的直接全资子公司（作为Black Hills Energy开展业务）
怀俄明州黑山	Black Hills Wyoming，LLC，Black Hills Electric Generation的直接全资子公司
区块链可中断服务（BCIS）关税	WPSC批准的关税适用于潜在的新Wyoming Electric区块链客户。该电价允许客户就与怀俄明电力系统互联的10兆瓦或更大的可中断电力公用事业服务的费率以及条款和条件进行谈判。BCIS电价下的协议必须在第一次客户计费之前向WPSC备案，期限至少为2年，并包括所有购买电力的具体定价（定价条款须每三年重新谈判一次）。BCIS客户不得参与PCA，以根据该关税获得的服务为限。


布希牧场I	科罗拉多州普韦布洛附近的29兆瓦风电场，由科罗拉多电力公司和黑山发电公司共同拥有。Colorado Electric和Black Hills Electric Generation各拥有该风电场50%的所有权权益。Black Hills Electric Generation通过购电协议向Colorado Electric提供其从风电场获得的能源份额，该协议将于2037年10月到期。
布希牧场II	Black Hills Electric Generation拥有的位于科罗拉多州普韦布洛附近的59.4兆瓦风电场，将通过2044年11月到期的购电协议向Colorado Electric提供风能。
俘虏	由EIS发起的一家受保护的单独细胞自保保险公司。
CEPR	Clean Energy Plan Rider，这是一项1.5%的附加费，用于资助Colorado Electric在清洁能源计划下恢复可再生能源项目。配合2025年1月CEPR实施，RESA附加费由2.0%降至1.5%。
CFTC	美国商品期货交易委员会
夏延灯	Cheyenne Light，Fuel and Power Company，a direct，全资子公司of Black Hills Corporation，在怀俄明州夏延地区提供电力服务（以Black Hills Energy名义开展业务）。又称怀俄明电气。
夏延大草原	位于怀俄明州夏延的夏延草原发电站为南达科他电力公司和怀俄明电力公司的公用事业客户提供服务。该设施包括一台由怀俄明电力公司全资拥有的简单循环、40兆瓦燃机和一台由怀俄明电力公司（42兆瓦）和南达科他电力公司（58兆瓦）共同拥有的联合循环、100兆瓦机组。
首席运营决策者（CODM）	首席执行官
Choice Gas计划	怀俄明州和内布拉斯加州的监管机构批准的计划，允许某些公用事业客户选择其天然气商品供应商，提供商品服务与分销交付服务的分拆。
CIAC	援建贡献
吉列市	怀俄明州吉列
清洁能源计划	2030 Ready Plan，为科罗拉多电力公司建立路线图和首选资源组合，以实现科罗拉多州要求电力公司到2030年将温室气体排放量在2005年水平上至少减少80%的要求。
二氧化碳	二氧化碳
科罗拉多电气	Black Hills Colorado Electric，LLC，Black Hills Electric Parent Holdings的直接全资子公司，为科罗拉多州的客户提供电力服务（作为Black Hills Energy开展业务）。
科罗拉多天然气	Black Hills Colorado Gas，Inc.，Black Hills Utility Holdings的间接全资子公司，为科罗拉多州的客户提供天然气服务（作为Black Hills Energy开展业务）。
常用系统	共同使用系统是我们与流域电力合作社、粉河能源公司共同参与的联营输电系统。共同使用系统在南达科他州西南部和怀俄明州东北部地区内通过这些公用事业公司的230千伏（kV）和有限的69千伏输电设施提供输电服务。
合并负债与资本化比率	任何在该时间未偿还的债务，除以该时间的资本。资本为综合净值（不包括非控股权益）加上综合债务（包括信用证和已签发的某些担保）在当前循环信贷融资中定义。
冷却度日	一个降温度日，相当于一天的高低温平均在65度以上的每一度。气候越暖和，降温度日数越多。冷却度日在公用事业行业中被用来测量天气的相对温暖，并比较一个地理区域与另一个地理区域之间的相对温度。正常学位日是基于选定地点的国家气象局数据。


科里埃代尔	怀俄明州夏延附近的52.5兆瓦风电场，由南达科他电力公司（32.5兆瓦）和怀俄明电力公司（20兆瓦）共同拥有，作为Renewable Ready计划的专用风能供应，该计划是南达科他和怀俄明州大型商业、工业和政府客户的自愿可再生能源订阅计划。
CP计划	商业票据计划
中国共产党	公共便利及必要性证明
CPUC	科罗拉多州公用事业委员会
CSO	首席安全官
CT	燃机
气垫气体	将可销售的天然气从储存场强制输送到传输系统和系统平衡所需的天然气部分，代表使用存储设施和保持可靠性所必需的永久投资。
网络安全事件	在注册人信息系统上或通过注册人信息系统进行的危及注册人信息系统或其中所含任何信息的机密性、完整性或可用性的未经授权的事件或一系列相关的未经授权的事件。
网络安全威胁	在注册人信息系统上或通过其进行的任何可能导致对注册人信息系统或其中所含任何信息的保密性、完整性或可用性产生不利影响的未经授权的任何潜在事件。
直流	直流电
股利支付率	支付普通股的年度股息除以可用于普通股的持续经营净收入
帝斯曼	需求侧管理
第第Dth次次	Dekatherm。能量单位等于10热或百万英热单位（MMBTU）。
EBITDA	未计利息、税项、折旧及摊销前的利润，这是一种非公认会计准则的衡量标准。
ECA	能源成本调整是一种调整，使我们能够将燃料和购买的能源的审慎产生的成本转嫁给客户。
EECR	能源效率成本回收是一种调整机制，使我们能够从客户那里收回与提供能源效率方案相关的成本。
环评	环境改善调整是一种年度调整机制，允许南达科他电力公司从客户那里收回新环境措施的合格投资和相关费用。
EIS	Energy Insurance Services，Inc.，一家非附属专属保险公司和BHC的合并VIE。EIS归能源保险互助有限公司所有，允许参与的成员发起组织，如BHC，使用专属实体进行风险保险。
紧急PSPS	紧急公共安全断电是在极端天气条件/事件发生时防止电力系统成为潜在引火源的安全措施。当发生高火灾风险天气和燃料情况时，它需要有选择地故意关闭服务区域的一部分的电源。
能源援助福利收费	能源援助福利费用是科罗拉多州法定设立的附加费，用于为符合收入条件的客户提供账单援助和风化的额外资金。我们收集这些资金，并将其汇给科罗拉多州的一个非营利组织，该组织帮助低收入居民支付水电费、维修和能效升级。
能源转型	全球能源部门从以化石为基础的能源生产和消费系统，包括石油、天然气和煤炭，转向风能和太阳能等可再生能源，以及电池存储解决方案。
环保署	美国环境保护署
电动汽车	电动汽车
EWG	豁免批发发电机
FASB	财务会计准则委员会
FCC	联邦通信委员会


FERC	美国能源部联邦能源监管委员会
惠誉	惠誉国际评级公司。
公认会计原则	美利坚合众国普遍接受的会计原则
气价风险管理骑手	Gas Price Risk Management Rider是一种科罗拉多州的天然气机制，类似于GCA，但也旨在提供价格下限和价格上限。
GCA	燃气成本调整是一种机制，使我们能够将燃气和某些服务的审慎产生的成本转嫁给客户。
GHG	温室气体
吉列能源综合体	位于怀俄明州吉列的吉列能源综合体包括由WRDC供应的793兆瓦燃煤发电设施（Neil Simpson II、Wygen I、Wygen II、Wygen III、Wyodak Plant）和40兆瓦燃气发电设施（Neil Simpson CT）。我们经营并拥有六个设施中的五个设施的多数权益，并拥有Wyodak工厂20%的股份。
GSRS	天然气系统可靠性附加费是一项每月收费，用于收回堪萨斯天然气公司与管道安全和政府授权项目相关的成本。
千兆瓦时	千兆瓦小时
供暖度日	供暖度日相当于一天高温和低温的平均值在65度以下的每一度。气候越冷，升温度日数越多。供暖度日在公用事业行业中用于测量天气的相对寒冷程度，并比较一个地理区域与另一个地理区域之间的相对温度。正常学位日是基于选定地点的国家气象局数据。
家庭服务	向有兴趣购买额外上门维修服务计划的天然气住宅客户提供的产品。
高铁法案	1976年Hart-Scott-Rodino反垄断改进法案
IBNR	发生但未报告
信息系统	登记人拥有或使用的电子信息资源，包括由这类信息资源控制的物理或虚拟基础设施或其组成部分，组织用于收集、处理、维护、使用、共享、传播或处置登记人的信息，以维持或支持登记人的业务。
集成生成	在我们的电力公用事业部门内垂直整合的非监管发电和采矿业务（黑山发电和WRDC）。
爱荷华州天然气公司	Black Hills Iowa Gas Utility Company，LLC，Black Hills Utility Holdings的直接全资子公司，为爱荷华州客户提供天然气服务（作为Black Hills Energy开展业务）。
IPP	独立电力生产商
爱尔兰共和军	2022年降低通胀法
铁江现货	国内税收法典
IRP	综合资源计划
国税局	美国国税局
ITC	投资税收抵免
国际奥委会	爱荷华州公用事业委员会
堪萨斯天然气	Black Hills Kansas Gas Utility Company，LLC，Black Hills Utility Holdings的直接全资子公司，为堪萨斯州的客户提供天然气服务（作为Black Hills Energy开展业务）。
KCC	堪萨斯公司委员会
千伏	千伏


兰格二世	位于南达科他州拉皮德城的双燃料（天然气和柴油）发电项目，预计总容量为99兆瓦。该设施将由南达科他电力公司拥有和运营，将位于兰格CT发电设施附近。该项目预计将于2026年下半年投入使用。这些资源的增加将取代计划退役的发电设施，并支持更新的规划储备保证金要求。
大电力合同服务（LPCS）关税	怀俄明电力公司根据怀俄明州公共服务委员会批准的LPCS关税提供服务。LPCS关税为电力负荷非常大的客户提供基于成本的费率结构，通常是数据中心或其他高需求设施。该关税旨在确保对LPCS客户的服务完全自立，并且不会将成本转移到其他客户类别。
McF	千立方英尺
McFD	千立方英尺/天
MDU	Montana-Dakota Utilities Co.，a subsidiary of MDU资源，Inc。
合并	Merger Sub与NorthWestern合并并并入
合并协议	BHC、合并子公司、NorthWestern于日期为2025年8月18日的合并协议及计划
合并子公司	River Merger Sub Inc.，一家特拉华州公司，是BHC的直接全资子公司
MMBTU	百万英热单位
穆迪	穆迪投资者服务公司。
MPSC	蒙大拿州公共服务委员会
MSHA	美国劳工部矿山安全与健康管理局
兆瓦	兆瓦
兆瓦时	兆瓦时
不适用	不适用
资产净值	资产净值
内布拉斯加州天然气公司	Black Hills Nebraska Gas，LLC，Black Hills Utility Holdings的间接全资子公司，为内布拉斯加州的客户提供天然气服务（作为Black Hills Energy开展业务）。
尼尔·辛普森二世	南达科他电力公司拥有和运营的一座矿口燃煤发电厂，总容量为90兆瓦，位于我们的吉列能源综合体。
NERC	北美电力可靠性公司
NOX	氮氧化物
NOL	净经营亏损
西北地区	Northwestern Energy Group，Inc.，特拉华州公司
NPSC	内布拉斯加州公共服务委员会
纽约证券交易所	纽约证券交易所
欧贝巴	One Big Beautiful Bill Act于2025年7月4日颁布，这是一项旨在永久延长TCJA某些即将到期条款并为个人和企业提供额外税收减免的一揽子立法。OBBBA对联邦能源政策进行了修改，回滚了几项清洁能源条款，并编纂了与被禁止的外国实体、终止、以及对清洁能源PTC的限制、清洁燃料生产的延期和修改相关的限制。OBBBA不废除根据IRA颁布的税收抵免可转让性条款，但限制向被禁止的外国实体的信贷转移。
OCI	其他综合收益
OSHA	美国劳工部职业安全与健康管理局
Pacificorp	PacifiCorp，是MidAmerican Energy Holdings Company的全资子公司，该公司本身也是伯克希尔哈撒韦的关联公司。
PCA	电力成本调整是一种年度调整机制，允许怀俄明电力公司将一部分审慎产生的交付电力成本，包括燃料、购买的容量和能源以及传输成本，转嫁给客户。


PCCA	电力容量成本调整是一项年度调整，允许Colorado Electric将审慎产生的购买容量成本（增加到基本费率中包含的成本）传递给客户。
峰景	科罗拉多电力公司拥有的60.8兆瓦风力发电场。
PHMSA	美国运输部管道和危险材料安全管理局
购电协议	购电协议
PTC	生产税收抵免
普韦布洛机场一代	位于科罗拉多州普韦布洛的普韦布洛机场发电站包括由Colorado Electric（240兆瓦）和Black Hills Colorado IPP（200兆瓦）共同拥有的440兆瓦联合循环燃气发电站。Black Hills Colorado IPP拥有并运营这一设施。这些工厂于2012年1月1日开始运营。
普华永道2005	2005年公用事业控股公司法
准备好了怀俄明州	怀俄明州一个260英里、多相输电扩建项目于2025年全面建成并投入使用。随着美国西部电力市场的发展，该项目为客户提供了长期的价格稳定性和更大的灵活性。预计该项目还将促进怀俄明州的经济增长，扩大获得可再生资源的机会，并促进在风力和阳光丰富的资源区开展更多的可再生能源开发。
RESA	Renewable能源标准调整是针对为符合科罗拉多州Renewable能源标准的可再生能源项目和计划提供资金的Colorado Electric客户的增量零售费率限制为1.5%。
循环信贷机制	我们的7.5亿美元信贷额度用于为营运资金需求、信用证和其他公司用途提供资金，于2024年5月31日进行了修订，并将于2030年5月31日终止。该设施包括一个手风琴功能，允许我们在行政代理、发行代理和每家增加或提供新承诺的银行同意的情况下增加总承诺，最高可达10亿美元。
RMNG	Rocky Mountain Natural Gas LLC是Black Hills Utility Holdings的间接全资子公司，是一家州内输送管道，在科罗拉多州西部提供天然气输送和批发服务（作为Black Hills Energy开展业务）。
SDPUC	南达科他州公用事业委员会
美国证券交易委员会	美国证券交易委员会
服务卫士舒适计划	通过持续的月度服务协议向住宅公用事业客户提供家电维修服务的家电保障计划。
范围1	由组织控制或拥有的源发生的直接GHG排放。
范围3	来自非报告组织拥有或控制的资产的活动产生的排放，但该组织在其价值链中间接影响的排放。
SO2	二氧化硫
SOFR	有担保隔夜融资利率
标普	S&P Global Inc.旗下分公司标普全球评级
南达科他电力	Black Hills Power，Inc.是Black Hills Corporation的直接全资子公司，为蒙大拿州、南达科他州和怀俄明州的客户提供电力服务（作为Black Hills Energy开展业务）。
SSIR	System Safety and Integrity Rider是一种机制，使我们能够收回与某些管道安全和完整性投资相关的成本，包括更换风险更高的管道、改进数据管理系统以及缓解在我们的天然气系统上发现的其他安全问题。
系统峰值需求	表示单小时零售客户使用的最高点。
TCA	输电成本调整是一种年度调整机制，使我们能够在下一次费率审查之前从客户那里收回符合条件的输电投资。
TCAM	输电成本调整机制是WPSC批准的基于公式化方法的电价，决定怀俄明电力输电成本的回收。


TCJA	《减税和就业法案》于2017年12月22日颁布，将美国联邦公司税率从35%降至21%。
技术服务	我们的公用事业公司交付的非监管产品线1）向我们的电力公司的大型工业客户提供电气系统建设服务，2）通过建设和维护客户拥有的燃气基础设施（通常是通过一次性合同）为整个服务区域的燃气运输客户提供服务。
TEPR	交通电气化计划Rider是一种CPU批准的机制，与Colorado Electric的电动汽车计划相关。
TFA	输电设施调整是一种年度调整机制，允许南达科他电力公司从客户那里收回符合条件的新建和改造输电设施的费用。
传输领带	南达科他电力公司拥有连接西部和东部输电网的AC-DC-AC输电联络线35%的股份，这两个输电网分别是独立运营的输电网，服务于美国西部和东部。盆地电力合作社拥有剩余的所有权百分比。这种输电纽带使我们能够在东部电网买卖能源，而不必在两个输电网之间隔离和物理重新连接负荷或发电，从而增强了我们系统的可靠性。它同时适应了双向调度交易，提供了额外的机会来出售多余的发电量或进行经济采购，以服务于我们的原生负荷和合同义务，并使我们能够利用两个电网之间的电价差异。此次牵线总转移容量400兆瓦，其中西电东送200兆瓦，东电西送200兆瓦。
TSA	美国国土安全部运输安全管理局
公用事业	Black Hills的电力和天然气公用事业
VEBA	自愿雇员福利协会
VIE	可变利益实体
野火缓解计划（WMP）	我们的三层方法管理野火风险，由基于资产的风险评估驱动，包括资产计划、完整性计划和运营响应。
风电容量系数	测量风力涡轮机在给定时间段内产生的电量相对于其最大潜力的量
冬季风暴乌里	2021年2月冬季天气事件，导致美国中部出现极端寒冷的气温，并导致天然气和能源的客户需求和市场定价出现前所未有的波动。
工作能力	总储气能力减缓冲气体
WPSC	怀俄明州公共服务委员会
WRDC	Wyodak Resources Development Corp.是一家煤矿，是Black Hills Non-regulated Holdings的直接全资子公司，主要向我们吉列能源综合体（以Black Hills Energy名义开展业务）的五个现场、矿口发电设施提供煤炭供应。
怀根一世	位于我们吉列能源综合体的总容量为90兆瓦的矿口燃煤发电设施。Black Hills Wyoming拥有该设施的76.5%，内布拉斯加州市政能源署（MEAN）拥有剩余的23.5%。
怀根二世	Wyoming Electric拥有的总容量为95兆瓦的矿口燃煤发电厂，位于我们的吉列能源综合体。
怀根三世	南达科他电力公司运营的总容量为116兆瓦的矿口燃煤发电厂，位于我们的吉列能源综合体。南达科他电力公司拥有该电厂52%的股份，MDU拥有25%的股份，吉列市拥有剩余的23%股份。
怀奥达克工厂	位于我们吉列能源综合体的402.3兆瓦矿口燃煤发电设施，由PacifiCorp（80%）和South Dakota Electric（20%）共同拥有。WRDC为该设施提供所有燃料。
怀俄明电气	Cheyenne Light，Fuel and Power Company，一家直接的、全资子公司，由Black Hills Corporation提供，为怀俄明州Cheyenne地区的客户提供电力服务（作为Black Hills Energy开展业务）。


怀俄明州天然气公司	Black Hills Wyoming Gas，LLC，Black Hills Utility Holdings的间接全资子公司，为怀俄明州的客户提供天然气服务（作为Black Hills Energy开展业务）。
怀俄明州诚信骑士	Wyoming Integrity Rider（WIR）是WPSC批准的关税，允许Wyoming Gas从客户那里收回与联邦法规推动的正在进行的基础设施更换、燃气表和场线更换项目相关的成本。

网站访问报告

我们向SEC提交的报告，包括我们关于10-K表格的年度报告、关于10-Q表格的季度报告、关于8-K表格的当前报告以及对这些报告的修订，可在提交后在合理可行的范围内尽快在我们的网站www.blackhillscorp.com上免费获取。SEC还维护着一个互联网站点，其中包含报告、代理和信息声明，以及我们以电子方式向SEC提交的其他信息，可在http://www.sec.gov上查阅。此外，我们的审计、治理和薪酬委员会的章程以及我们的商业行为准则、首席执行官和高级财务官的Code of Ethics准则、董事会的公司治理准则和董事独立性政策均位于我们的网站上。我们网站上所载的信息不属于本文件的一部分。

前瞻性信息

本10-K表格包含SEC定义的前瞻性陈述。前瞻性陈述是除历史事实陈述之外的所有陈述，包括但不限于由“预期”、“估计”、“预期”、“打算”、“计划”、“预测”和类似表述识别的陈述，包括有关计划、目标、目标、战略、未来事件或业绩的陈述，以及基本假设和其他非历史事实陈述的陈述。公司可能会不时发布或以其他方式提供此类性质的前瞻性陈述，包括包含在项目7-管理层对财务状况和经营成果的讨论&分析。

前瞻性陈述涉及风险和不确定性，可能导致实际结果或结果与所表达的结果或结果存在重大差异。公司的期望、信念和预测是善意表达的，并被公司认为有合理的基础，包括但不限于管理层对历史经营趋势的审查、公司记录中包含的数据以及从第三方获得的其他数据。尽管如此，公司的期望、信念或预测可能无法实现或实现。

本文件中包含的任何前瞻性陈述仅在做出陈述之日发表，公司不承担更新任何前瞻性陈述或陈述以反映在做出陈述之日之后发生的事件或情况或反映意外事件发生的义务。新的因素不时出现，例如不利的宏观经济条件、全球流行病或恶劣天气事件，管理层无法预测所有因素，也无法评估每个因素对公司业务的影响或任何因素或因素组合可能导致实际结果与任何前瞻性陈述中包含的结果存在重大差异的程度。所有前瞻性陈述，无论是书面的还是口头的，无论是由公司或代表公司作出的，均受到本年度报告10-K表格中的风险因素和警示性陈述的明确限定，包括包含在项目1a-风险因素。

第一部分

项目1。商业

历史与组织

Black Hills Corporation是一家位于南达科他州的公司（连同其子公司，以下简称“公司”、“BHC”、“我们”、“我们”或“我们的”），是一家以客户为中心、以增长为导向的公用事业公司，总部位于南达科他州拉皮德城（1941年在南达科他州注册成立）。

我们在美国经营业务，通过我们的电力公用事业和燃气公用事业部门报告我们的经营业绩。支持我们经营分部的某些未分配公司费用列报为公司和其他。

我们的电力公用事业部门为科罗拉多州、蒙大拿州、南达科他州和怀俄明州的大约227,000名电力公用事业客户生产、传输和分配电力。我们的电力公司拥有1,386兆瓦的发电量和9,478英里的输配电线路。

我们的天然气公用事业部门为阿肯色州、科罗拉多州、爱荷华州、堪萨斯州、内布拉斯加州和怀俄明州的大约1,138，000名天然气公用事业客户提供服务。我们的燃气公用事业公司拥有并运营4,581英里的州内输气管道和44,840英里的配气干线和服务线路、七个天然气储存地点、超过50,000马力的压缩和494英里的集气线路。

拟与NorthWestern合并

BHC与NorthWestern于2025年8月18日订立全股票企业合并。该交易拟免税，预计将于2026年下半年完成，但须满足或豁免某些成交条件，包括FERC、MPSC、NPSC和SDPUC的批准、HSR法案下的许可、FCC的同意以及每家公司股东的批准。合并后的公司将为八个州的约70万电力公用事业客户和150万天然气公用事业客户提供服务。查看更多信息项目1a-风险因素和本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注17。

电力公用事业

我们通过科罗拉多州、南达科他州和怀俄明州的子公司开展电力业务。我们的电力公用事业公司为我们的零售客户生产、传输和分配电力。我们的发电设施和购电协议规定主要向我们的零售客户供应电力。我们还将多余的电力出售给其他公用事业和营销公司，包括我们的附属公司。此外，我们根据Service Guard舒适计划和技术服务向我们的零售客户提供非监管服务。

我们还拥有并经营垂直整合到我们的电力公用事业中并主要为其提供支持的非监管发电和采矿资产。所有这些业务都位于我们的发电综合体，并在物理上融入了我们电力公司的业务。


	截至12月31日，
按客户类别划分的零售客户	2025		2024		2023
住宅		194,735		192,716		190,776
商业		31,240		31,210		30,491
工业		86		83		84
市政		1,039		1,079		989
年底电零售客户总数		227,100		225,088		222,340


	截至12月31日，
按业务单位划分的零售客户	2025		2024		2023
科罗拉多电气		102,152		101,455		100,907
南达科他电力		78,976		77,941		76,479
怀俄明电气		45,972		45,692		44,954
年底电零售客户总数		227,100		225,088		222,340

产能和需求。电力公用事业公司零售客户最近三年每年的系统峰值需求列示如下：


	系统峰值需求（以MW为单位）
	2025		2024		2023
	夏天	冬天	夏天	冬天	夏天	冬天
科罗拉多电气	396	299	394	311	411	297
南达科他电力	379	343	388	346	378	289
怀俄明电力（a）	379	375	309	314	312	301

____________________

(a)

见近期动态一节管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析项目7在这份关于10-K表格的年度报告中，讨论最近的怀俄明电力高峰。

截至2025年12月31日，我电力公司在发电厂的所有权权益如下：


单位	燃料类型	位置	所有权利息%（c）	拥有铭牌容量（MW）		服役中日期
科罗拉多电力：
布希牧场I	风	科罗拉多州普韦布洛	50%		14.5	2012
峰景（a）（b）	风	科罗拉多州普韦布洛	100%		60.8	2016
普韦布洛机场代# 1-2	天然气	科罗拉多州普韦布洛	100%		200.0	2011
普韦布洛机场一代CT # 6	天然气	科罗拉多州普韦布洛	100%		40.0	2016
AIP柴油	柴油	科罗拉多州普韦布洛	100%		10.0	2001
柴油# 1-5	柴油	科罗拉多州洛基福特	100%		10.0	1964
南达科他电力：
夏延大草原	天然气	怀俄明州夏延	58%		58.0	2014
Corriedale（b）	风	怀俄明州夏延	62%		32.5	2020
怀根三世	煤炭	怀俄明州吉列	52%		60.3	2010
尼尔·辛普森二世	煤炭	怀俄明州吉列	100%		90.0	1995
怀奥达克工厂	煤炭	怀俄明州吉列	20%		80.5	1978
尼尔·辛普森CT	天然气	怀俄明州吉列	100%		40.0	2000
兰格CT	天然气	南达科他州拉皮德城	100%		40.0	2002
本法国柴油# 1-5	柴油	南达科他州拉皮德城	100%		10.0	1965
本法国CTs # 1-4	天然气/柴油	南达科他州拉皮德城	100%		100.0	1977-1979
怀俄明电力：
夏延大草原	天然气	怀俄明州夏延	42%		42.0	2014
夏安草原CT	天然气	怀俄明州夏延	100%		40.0	2014
Corriedale（b）	风	怀俄明州夏延	38%		20.0	2020
怀根二世	煤炭	怀俄明州吉列	100%		95.0	2008
集成生成：
怀根一世	煤炭	怀俄明州吉列	76.5%		68.9	2003
普韦布洛机场代# 4-5	天然气	科罗拉多州普韦布洛	50.1%（d）		200.0	2012
布希牧场I	风	科罗拉多州普韦布洛	50%		14.5	2012
布希牧场II（b）	风	科罗拉多州普韦布洛	100%		59.4	2019
总兆瓦容量					1,386.4

____________________

(a)

Peak View的PTC通过RESA和ECA机制回流给客户，降低了Colorado Electric的利润率。

(b)

在该设施最初投入使用之日开始的10年期间，该设施符合IRC 45下30美元/兆瓦时的PTC资格。

（c）

共同拥有的设施在注6本年度报告中合并财务报表附注的10-K表格。

（d）

非控股权益在附注12本年度报告中合并财务报表附注的10-K表格。

截至12月31日止年度，我国电力公用事业按资源划分的供电量占我国能源需求总供电量的百分比如下：


电源	2025			2024			2023
煤炭		25.5	%		32.5	%		35.0	%
天然气		29.3	%		29.4	%		26.4	%
风		7.4	%		8.6	%		8.9	%
产生的总数（a）		62.2	%		70.5	%		70.3	%
煤炭、天然气、柴油等市场采购		22.9	%		14.7	%		24.1	%
风能和太阳能采购		14.9	%		14.8	%		5.6	%
购买总额		37.8	%		29.5	%		29.7	%
合计		100.0	%		100.0	%		100.0	%

____________________

(a)

以柴油为燃料的发电机组一般作为补充调峰机组。这些机组产生的电力占总电力供应的百分比，在呈报的每一年为0.0%。

截至12月31日止年度，我们的电力公用事业公司用于发电的燃料加权平均成本及每兆瓦时购买电力（不包括合约容量）支付的平均价格如下：


燃料和购买电力（美元/兆瓦时）	2025		2024		2023
煤炭	$	16.59	$	13.87	$	13.40
天然气		18.00		15.64		20.20
风		—		—		—
总生成加权平均燃料成本		15.28		12.90		14.27
煤炭、天然气、柴油等市场采购		51.13		67.04		55.61
风能和太阳能采购		38.74		38.70		34.99
外购总电量加权平均成本		46.24		52.79		51.68
加权平均燃料和购买电力总成本	$	26.98	$	24.66	$	25.39

购买的电力。我们执行了各种购电协议，以支持我们的电力公用事业公司在受监管电厂发电之外的容量和能源需求，其中包括与我们的非监管发电业务的长期关联方协议。查看更多信息本年度报告10-K表格综合财务报表附注3。

煤炭开采。我们通过WRDC子公司拥有并经营一个煤矿，该子公司在我们的电力公用事业部门内报告。我们在位于怀俄明州东北部粉河流域吉列能源综合体紧邻的矿山开采、加工和销售低硫次烟煤，我们的五个燃煤电厂就位于那里。我们在2025年生产了大约330万吨煤炭。

该矿通过输送带系统直接向这五家电厂提供低硫煤，最大限度地降低了运输成本。与替代品相比，燃料可以以极具成本竞争力的价格（即截至2025年12月31日止年度的每百万英热单位1.26美元）交付给我们邻近的发电厂。根据长期供应合同，几乎所有矿山的生产都出售给我们的现场发电设施。该矿产量的大约一半是根据与关联公司签订的成本加成合同出售的。

截至2025年12月31日，我们根据利用目前可用的钻探数据和内部工程分析编制的地质信息进行的矿山寿命工程研究，估计我们的可采储量约为1.72亿吨。在目前的生产水平下，可采储量寿命约等于51年。

输配电。通过我们的电力公司，我们拥有由高压线（大于69千伏）和低压线（69千伏以下）组成的输配电系统。我们还与流域电力合作社和粉河能源公司共同运营电力传输系统，简称共同使用系统。共同使用系统的每个参与者单独拥有为单一系统共同运营的资产。共同使用系统也向我们的传输领带提供传输服务。南达科他电力公司拥有输电公司35%的股份。传输Tie进一步讨论在本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注6。

于2025年12月31日，我电力公用事业拥有如下所示的输配电线路：


实用程序	状态	传输（a）		分配
		（In Line Miles）
科罗拉多电气	科罗拉多州		655		3,229
南达科他电力（b）	怀俄明州南达科他州		1,193		2,662
怀俄明电气	怀俄明州		366		1,373
			2,214		7,264

____________________

(a)

输电线路里程包括69千伏及以上电压。

(b)

南达科他州电力输电线路里程包括共同使用系统内的131英里。

材料传输服务协议包含在我们于本年度报告10-K表格综合财务报表附注3。

业务的季节性变化。我们的电力公用事业是季节性业务，天气模式可能会影响其经营业绩。电力需求对季节性降温、供暖和工业负荷要求以及市场价格敏感。特别是，夏季的降温需求往往更大，冬季的取暖需求往往更大。

竞争。我们的服务区的零售发电和配电一般都有有限的竞争。我们的公用事业运营所在的几个州已经讨论了各种立法或监管重组和竞争性举措。这些举措将旨在增加竞争或提供分布式发电。迄今为止，这些举措尚未对我们的公用事业产生实质性影响。在科罗拉多州和怀俄明州，我们的电力公司受制于可能需要对发电供应进行竞争性招标的规则。由于这些规则，当资源计划需要额外资源时，我们的电力公用事业面临来自其他公用事业和非附属IPP的电力能源和容量供应权的竞争。此外，我们服务地区的电气化举措可能会增加电力需求并增加客户增长。

独立的电力行业由许多强大而有能力的竞争对手组成，其中一些竞争对手可能拥有比我们拥有的更广泛的经营或更大的财务资源。关于商业电力部门，FERC已采取措施，增加电力的公用事业和非公用事业购买者和销售者进入国家输电网的机会，以促进批发电力市场内的竞争。如果允许公用事业公司大力投资发电资产，我们的非监管发电业务可能会面临更大的竞争。相反，要求公用事业公司竞争性竞标发电资源的国家法规可能会为一些地区的IPP提供机会。迄今为止，这些举措并未对我们的非监管发电业务产生实质性影响。

我们的采矿业务战略是根据长期供应合同将我们几乎所有的生产出售给现场发电设施。从历史上看，任何场外销售都是面向WRDC附近的消费者。煤炭与其他能源竞争，如天然气、核能、风能、太阳能和水力发电。与这些替代燃料相关的成本和其他因素，如安全性、环境和可用性方面的考虑，影响了作为燃料的煤炭的总体需求。

运营统计。查看关键运营统计数据摘要电力公用事业分部经营业绩在管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析中本年度报告关于表格10-K的项目7。

燃气公用事业

我们通过阿肯色州、科罗拉多州、爱荷华州、堪萨斯州、内布拉斯加州和怀俄明州的子公司开展天然气公用事业业务。我们的燃气公用事业公司通过我们的分销网络向我们的零售客户运输和分销天然气。此外，我们在现有基础上向其他公用事业和营销公司（包括我们的关联公司）出售合同管道容量和天然气商品。

我们还向受监管客户提供非监管服务。Black Hills 美国能源服务根据内布拉斯加州和怀俄明州的Choice Gas计划为大约4.8万家零售分销客户提供天然气供应。此外，我们在Service Guard Comfort Plan、Tech Services和HomeServe下提供非监管服务。


	截至12月31日，
按客户类别划分的零售客户	2025		2024		2023
住宅		891,484		882,232		871,930
商业		86,299		85,594		84,917
工业		2,219		2,174		2,179
交通运输		158,150		158,355		157,367
年底天然气零售客户总数		1,138,152		1,128,355		1,116,393


	截至12月31日，
按业务单位划分的零售客户	2025		2024		2023
阿肯色州天然气公司		191,538		189,240		186,216
科罗拉多天然气		218,140		215,190		211,155
爱荷华州天然气公司		165,049		164,134		163,281
堪萨斯天然气		120,987		120,225		119,407
内布拉斯加州天然气公司		306,452		304,429		302,167
怀俄明州天然气公司		135,986		135,137		134,167
年底天然气零售客户总数		1,138,152		1,128,355		1,116,393

我们从生产商、加工商和营销商的不同组合中为我们的分销客户采购天然气，并且通常使用金融对冲、实物固定价格采购和基于市场的价格采购来在我们的天然气组合中实现美元成本平均。我们采购的大部分天然气是根据牢固的运输服务协议在州际管道中运输的。

除了公司在阿肯色州、科罗拉多州和怀俄明州拥有的受监管地下天然气储存资产外，我们还与第三方运输供应商签订天然气储存服务合同，以在冬季供暖季节提供天然气供应，并满足高峰日客户对天然气的需求。

下表汇总了截至2025年12月31日关于我司所属规范地下储气库的若干信息：


	工作能力（mCF）		气垫气体（mCF）		总容量（mCF）		最大每日提款能力（mcfd）
阿肯色州天然气公司		8,442,700		13,149,040		21,591,740		196,000
科罗拉多天然气		2,361,495		6,164,715		8,526,210		30,000
怀俄明州天然气公司		5,733,900		17,545,600		23,279,500		36,000
合计		16,538,095		36,859,355		53,397,450		262,000

下表汇总了截至2025年12月31日有关我们系统基础设施的某些信息：


	州内气体传输管道		气体分配市电		气体分配服务线路
	（In Line Miles）
阿肯色州天然气公司		875		5,221		1,441
科罗拉多天然气		667		7,238		1,881
爱荷华州天然气公司		177		2,952		2,900
堪萨斯天然气		304		3,107		1,524
内布拉斯加州天然气公司		1,313		8,712		3,091
怀俄明州天然气公司		1,245		3,631		3,142
合计		4,581		30,861		13,979

业务的季节性变化。我们的燃气公用事业是季节性业务，天气模式可能会影响其经营业绩。天然气需求对季节性供暖和工业负荷要求以及市场价格都很敏感。尤其是冬季取暖的月份，需求往往更大。天然气主要用于住宅和商业供暖，对该产品的需求可能在很大程度上取决于我们整个服务区域的天气。因此，通常在由第一季度和第四季度组成的供暖季确认大量天然气收入。天然气需求也可能受到夏季气温和降水的影响，这可能会影响农业客户的需求。

竞争。我们的服务区的天然气零售分销一般竞争有限。我们的公用事业运营所在的几个州已经讨论了各种重组和竞争举措。这些举措旨在增加竞争。此外，我们服务地区的电气化举措可能会对天然气需求产生负面影响，并降低未来的增长。迄今为止，这些举措尚未对我们的公用事业产生实质性影响。尽管我们在向工商业客户销售天然气方面面临独立营销商的竞争，但在独立营销商取代我们成为天然气销售商的情况下，我们仍然收取通过我们的分销网络运输天然气的费用。

运营统计。查看关键运营统计数据摘要燃气公用事业分部经营业绩内管理层对财务状况及经营成果的讨论及分析于本年度报告关于表格10-K的项目7。

公用事业调节特性

我们的公用事业受到多个联邦、州和其他组织的监管，包括但不限于以下方面：

•

州公用事业委员会，对服务和设施、费率和收费、会计、财产估价、折旧率和其他各种事项具有管辖权；

•

FERC负责监督发电、输电和其他设施的收购和处置，在州际商业中传输电力和天然气，提议建设和运营州际天然气管道和储存设施，以及批发购买和销售电能等；

•

NERC通过其区域实体建立并执行强制性可靠性标准，但须经FERC批准，以确保美国电力传输和发电系统的可靠性，并防止重大系统停电；

•

美国环保署有责任根据各种环境法维护和执行国家标准，在某些情况下将权力下放给国家机构。美国环保署还与包括联邦和州政府在内的各行业和各级政府合作，开展各种各样的自愿污染预防计划和节能工作；

•

PHMSA负责管理联邦监管计划，以帮助确保管道安全运输天然气、石油和其他危险材料，包括与天然气储存相关的管道，并制定法规和其他风险管理方法，以帮助确保管道设施的设计、建造、测试、运营、维护和应急响应方面的安全。

利率和监管

我们的公用事业受其运营所在州的公用事业委员会和FERC对某些资产和交易的管辖。这些委员会负责监督服务和设施、费率和收费、会计、财产估价、折旧率和各种其他事项。利率决定受到许多因素的影响，包括提供服务的成本、资本支出、我们产生的成本的谨慎性、有关适当回报率的看法、总体经济状况以及政治环境。某些委员会还对发行债务或证券以及对位于其所在州的财产设置留置权以担保债券或其他证券拥有管辖权。

追回服务费用的监管规定因法域而异。我们的公用事业公司有成本回收机制，使我们能够将审慎产生的天然气、燃料和购买的电力成本转嫁给客户。这些机制允许在该州运营的公用事业公司收取或退还我们基本费率中嵌入的商品和某些服务的成本与商品和某些服务的实际成本之间的差额，而无需提交一般费率审查。此外，一些司法管辖区允许我们通过批准的骑手关税，例如能源效率计划成本以及系统安全和完整性投资，在基本费率审查之间收回某些成本或赚取投入服务的资本投资的回报。

电力公用事业

下表提供了我们每个电力公司的监管信息：


子公司	管辖权	授权率回报股权	授权回报费率基数	授权资本 Structure 债务/股权	授权费率基数（百万）	生效日期	额外监管机制	与客户共享的电力营销利润百分比

科罗拉多电力（a）	CO	9.30%-9.50%	6.9%	51%-53%/ 47%-49%	663.8美元（b）	3/2025	ECA、TCA、PCCA、 EECR/DSM、RESA、TEPR、Energy Assistance Benefit Charge、CEPR	90%
	FERC	9.80%	6.45%	53%/47%	(b)	9/2022	FERC输电电价	不适用
南达科他电力	WY	9.90%	8.13%	47%/53%	$46.8	10/2014	ECA、EECR/DSM	65%
	标清	暗箱结算	7.76%	暗箱结算	$543.9	10/2014	ECA、TFA、环评	70%
	FERC	10.80%	8.76%	43%/57%	207.3美元（c）	2/2009	FERC输电电价	不适用
怀俄明电气	WY	9.75%	7.48%	48%/52%	551.2美元（a）	3/2023	PCA、EECR/DSM、收购调整后的费率基础恢复、TCAM	不适用
	FERC	9.90%	8.77%	44%/56%	(b)	1/2019	FERC输电电价	不适用

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(a)

有关最近费率审查更新的更多信息，请参阅注2本年度报告中合并财务报表附注的10-K表格。

(b)

对于Wyoming Electric和Colorado Electric的零售客户而言，输电投资是通过零售费率而不是FERC输电关税来收回的。变速器投资在FERC公式传动费率下从批发变速器客户收回。与FERC资产相关的费率基数不会与通过状态恢复机制收集的费率基数分开显示，以避免重复计算。Colorado Electric和Wyoming Electric的授权总额包括通过基准费率和授权监管机制收回的金额。

（c）

包括每年更新的2025年预计共同使用系统公式费率的2025年费率基数1.902亿美元和基于2005年核定规定费率的传输Tie费率基数1710万美元。

下表总结了我们为每个电力公司建立的机制：


	成本回收机制
电力公用事业管辖区	EECR/DSM	传输费用	燃料成本	传输资本	已购买动力	RESA/CEPR
科罗拉多电力（a）	☑	☑	☑	☑	☑	☑
Colorado Electric（FERC）（a）				☑
南达科他电力（SD）（b）		☑	☑		☑
South Dakota Electric（WY）（c）	☑	☑	☑		☑
南达科他电力（FERC）				☑
怀俄明电力（a）	☑	☑	☑	☑	☑
Wyoming Electric（FERC）（a）				☑

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(a)

对于Wyoming Electric和Colorado Electric零售客户而言，输电投资是通过零售费率而不是FERC输电关税来收回的。变速器投资在FERC公式传动费率下从批发变速器客户收回。

(b)

南达科他电力公司的环评和TFA关税暂停执行，为期六年，自2017年7月1日起生效。2020年1月7日，南达科他电力公司获得SDPUC的批准，将6年的暂停期再延长3年，据此，这些恢复机制在2026年7月1日之前将不会生效。

（c）

South Dakota Electric has WPSC authorization to accumulate certain energy efficiency costs in a regulatory asset with determination of recovery will be made in the next rate review。

燃气公用事业

下表提供了我们每个燃气公用事业的监管信息：


子公司	管辖权	授权净资产收益率	授权费率基准收益率	授权资本Structure债务/权益	授权费率基数（百万）	生效日期	额外监管机制
阿肯色州天然气（a）	AR	9.85%	7.07%（b）	54%/46%	823.4美元（c）	10/2024	GCA、安全诚信骑手、EECR、天气常态化调整、计费决定因素调整、税调骑手
科罗拉多天然气	CO	9.30%	6.90%	49%/51%	$378.4	5/2024	GCA、DSM、气价风险管理骑手、能源援助利益收费
RMNG	CO	9.50%-9.70%	6.93%	48%-50%/ 50%-52%	$209.3	7/2023	液体/系统外/市场中心服务收入分成
爱荷华州天然气（a）	IA	暗箱结算	7.21%	暗箱结算	$393.8	1/2025	GCA、EECR、系统安全与维护调节骑士、供气优化收益分享
堪萨斯天然气（a）	KS	暗箱结算	暗箱结算	暗箱结算	暗箱结算	8/2025	GCA、天气正常化关税、燃气系统可靠性附加费、从价税附加、通过GCA收取的坏账成本、供气优化收益分成
内布拉斯加州天然气（a）（d）	NE	9.85%	7.29%	49%/51%	781.3美元（e）	1/2026	GCA，通过GCA收取的坏账成本，Choice Gas Program，SSIR，通过Choice Supplier Fee，HEAT Program，Weather Normalization Adjustment收回的坏账费用
怀俄明州天然气（d）	WY	9.85%	7.33%	49%/51%	$450.8	2/2024	GCA，EECR，收购调整后的费率基础恢复，怀俄明州诚信骑手，Choice Gas计划

____________________

(a)

有关最近费率审查更新的更多信息，请参阅注2本年度报告中合并财务报表附注的10-K表格。

(b)

阿肯色州天然气公司的费率基础回报率进行了调整，以便从费率审查资本结构中删除某些负债，以便与其他子公司进行比较。

（c）

阿肯色州燃气费率基数进行了调整，以包括某些负债，以便与其他子公司进行比较。

（d）

Choice天然气计划机制仅适用于部分内布拉斯加州天然气公司和怀俄明州天然气公司的客户。

（e）

不包括为非辖区客户和农业客户提供服务的金额。

下表总结了我们为每个燃气公用事业建立的机制：


燃气公用事业管辖区	成本回收机制
燃气公用事业管辖区	EECR/DSM	诚信加成	坏账	天气正常	燃气成本（a）	收入脱钩
阿肯色州天然气公司	☑	☑		☑	☑	☑
科罗拉多天然气	☑				☑
RMNG（b）
爱荷华州天然气公司	☑	☑			☑
堪萨斯天然气		☑	☑	☑	☑
内布拉斯加州天然气公司		☑	☑	☑	☑
怀俄明州天然气公司	☑	☑			☑

____________________

(a)

我们所有的燃气公用事业公司，除了Choice燃气计划是唯一的选择外，都有GCA，允许我们在费率审查之间将审慎产生的燃气成本和某些服务转嫁给客户。

(b)

RMNG没有零售客户，因此没有典型的成本回收机制。

最近的关税申报

见关于当前监管活动信息的本年度报告10-K表格中合并财务报表附注的附注2。

FERC

《联邦电力法案》赋予FERC对电力批发销售和州际商业电力传输的专属利率制定管辖权。根据《联邦电力法案》，所有受FERC管辖的公用事业公司都必须在FERC备案保持电价和费率表，以管理费率以及提供FERC管辖的批发电力和输电服务的条款和条件。公共事业也受FERC管理的会计、记录保存和报告要求的约束。FERC还对公用事业公司与其关联公司之间的交易设置了一定的限制。我们的电力公用事业子公司提供FERC管辖服务，受FERC监督。

我们的电力公用事业实体获得FERC的授权，可根据在FERC备案的关税按市场价格批发销售电力容量和能源。作为其基于市场的费率授权的条件，Electric Quarterly Reports向FERC提交。我们的电力公司拥有并运营FERC管辖的州际输电设施，并在FERC备案的电价下提供开放接入输电服务。我们的电力公司须接受FERC关于其遵守FERC规定的例行审计。

PUHCA 2005就公用事业控股公司的账簿和记录提供FERC授权。作为一家公用事业控股公司，其资产主要包括对我们的子公司的投资，包括作为公用事业的子公司以及同时也是集中服务公司子公司的子公司BHSC，我们受FERC根据PUHCA 2005的授权。

PUHCA2005重申了EWG地位的定义和益处。根据PUHCA 2005，EWG是指直接或通过一个或多个关联公司间接从事的实体或发电机，专门从事拥有、经营或同时拥有和经营一个或多个符合条件的设施的全部或部分并以批发方式销售电能的业务。虽然EWG是《联邦电力法案》规定的定义范围内的公用事业，受FERC的费率和收费监管，但它们不受FERC其他要求的约束。Black Hills Corporation通过其子公司附属于两个EWG，Wygen I和Pueblo Airport Generation（设施# 4-5）。这两个EWG都被授予了基于市场的费率权限。

NERC

2005年的《能源政策法案》包括创建电力可靠性组织的条款，该组织被要求在美国颁布规范大宗电力系统运行的强制性可靠性标准。FERC认证NERC为电力可靠性组织，还发布了一项初步命令，批准了许多于2007年生效的可靠性标准。违反标准的实体可能会被处以罚款，也可能被评估为非金钱处罚，这取决于违规的性质和严重程度。

输气管道和储存完整性和安全性

我们受PHMSA监管，对某些气体分配和传输管道以及地下储存设施要求如下：检查和维护计划；完整性管理计划，包括确定管道完整性风险和对某些管道段进行定期评估；操作员资格认证计划，其中包括某些培训；提供某些信息的公众意识计划；以及控制室管理计划。如果我们未能遵守适用的法规和PHMSA管道安全办公室的规则以及相关法规和命令，我们可能会受到重大处罚和罚款。

环境事项

我们受到重要的州和联邦环境法规的约束，这些法规鼓励使用清洁能源技术并监管温室气体的排放。我们已采取举措来满足当前的要求，并为预期的未来法规做好准备，减少GHG排放，并响应各州的可再生能源和能效目标。遵守未来的环境法规可能会导致巨大的成本。

2025年6月11日，美国环保署提议废除通常被称为清洁电力计划2.0的GHG削减要求，该要求于2024年5月9日由上届政府最终确定。清洁电力计划2.0的要求从2030年1月1日开始对现有的燃煤和天然气发电制定了GHG控制要求，目前已经生效，因为美国最高法院驳回了一项暂停这些要求的动议。预计美国环保署将在2026年上半年敲定他们的提案。届时我们将评估最终规则的影响。

环境风险随着新法规或修订法规的实施、利益相关者利益和需求的变化以及创新工作实践和技术的引入而频繁变化。我们不断评估风险并制定缓解策略，以成功和负责任地管理和确保整个企业的合规性。有关环境事项的更多信息，请参见项目1a-风险因素和本年度报告10-K表格综合财务报表附注3。

清洁能源目标

2020年11月，我们宣布了清洁能源目标，到2030年将我们的电力公用事业的GHG排放强度降低40%，到2040年降低70%，到2035年实现燃气公用事业的GHG降低50%。我们的目标与2005年的基线进行了比较。电力公用事业目标包括电力公用事业发电机组的范围1排放和用于销售的外购电力的范围3排放。我们的燃气公用事业目标最初仅包括配电系统主干线和服务线路的范围1排放。2022年8月，我们宣布了我们的燃气公用事业新的“到2035年净零排放”目标，将之前的2035年减排50%的目标增加了一倍，并将目标范围扩大到我们分配系统上所有范围1的甲烷排放源。净零将通过管道材料和主要替代品、先进的泄漏检测、减少第三方损害、扩大可再生天然气和氢气的使用以及利用碳信用抵消来实现。

在2025年第二季度，我们发布了2024年企业可持续发展报告，重点介绍了我们对环境、社会和治理的影响以及我们在重大项目和气候目标方面取得的进展。我们报告减少了38%
自2005年以来在电力公用事业领域的排放量，并有望在2030年前减少40%的排放量，在2040年前减少70%的排放量。我们
还继续朝着我们到2035年实现天然气公用事业净零排放的目标前进。

人力资本资源

概述

我们致力于建立一支多元化的员工队伍，以反映我们所服务社区的力量和特点，并因我们共同致力于用能量改善生活而团结在一起。我们赞赏每一位团队成员都带来了独特的技能、才能、经验和视角，从而加强了我们的组织。以我们的核心价值观为指引，努力建设归属感文化。这意味着每个团队成员都可以是真实的，并有权充分发挥他们的潜力，同时为对我们的利益相关者产生积极影响的业务成果做出贡献。


我们的团队	截至2025年12月31日	截至2024年12月31日
员工总数	2,795	2,841
担任行政领导职务的妇女（a）	30%	32%
性别多样性（女性占员工总数的百分比）	24%	24%
由工会代表	25%	25%
退役军人	10%	9%
种族多样性（非白人雇员占总数的百分比）	15%	15%

	截至2025年12月31日止年度	截至2024年12月31日止年度
外部雇用人数	306	303
外部雇用性别多样性（占外部雇用总数的百分比）	25%	29%
外部雇用种族多样性（占外部雇用总数的百分比）	20%	25%
周转率（b）（b）	12%	11%
退休率	3%	3%

____________________

(a)

行政领导职位定义为职称中有副总裁、高级副总裁或首席的职位。

(b)

包括自愿和非自愿离职，但不包括实习。

员工总数


	雇员人数
	截至2025年12月31日
电力公用事业		421
燃气公用事业		1,184
企业及其他		1,190
合计		2,795

于2025年12月31日，约18%的总雇员及19%的电力及燃气公用事业雇员有资格退休（55岁，服务至少5年）。

集体谈判协议

于2025年12月31日，我们的电力公用事业和燃气公用事业的某些员工被集体谈判协议覆盖，如下表所示。几十年来，我们没有经历过任何一次停工。


实用程序	雇员人数		工会附属机构	集体议价协议的到期日
科罗拉多电气		101	IBEW本地667	2027年4月15日
南达科他电力		119	IBEW当地1250	2027年3月31日
南达科他电力		7	IBEW当地1250	2028年9月29日
怀俄明电气		30	IBEW当地111	2029年6月30日
电力公用事业合计		257

爱荷华州天然气公司		124	IBEW当地204	2026年5月1日
堪萨斯天然气		15	CWA Local 6423	2029年12月31日
内布拉斯加州天然气公司		92	IBEW本地244	2030年3月12日
内布拉斯加州天然气公司		124	CWA Local 7476	2026年10月30日
怀俄明州天然气公司		14	IBEW当地111	2029年6月30日
怀俄明州天然气公司		76	CWA Local 7476	2026年10月30日
燃气公用事业合计		445

合计		702

发展和保留

培养、吸引和留住人才是我们持续成功的关键。我们的发展和保留努力包括技能培训、发展计划和竞争性薪酬。我们的薪酬计划旨在实现战略一致、外部竞争、内部公平、个人激励、成本效益高、合法合规。我们通过敬业度调查监测员工敬业度，以收集有价值的见解和反馈。每位领导者都会根据其团队的敬业度调查结果制定并实施行动计划，公司会制定更广泛的行动计划，以应对组织范围内的机会。我们的发展计划包括管理入职、领导力发展、指导、延伸机会等等。内部发展机会包括针对不同工作职能的全公司和专门学习。我们的领域职业路径计划通过既定的知识、技能、能力和绩效标准，促进面向客户的一线员工的职业发展。

员工安全与健康

安全是我们公司的价值观之一，是我们所做一切的重中之重，并深深植根于我们的文化之中。三名或更多员工的会议以安全共享开始，这种做法有助于将安全放在首位。我们将安全工作的重点放在培养具有主动安全参与的学习文化上，目标是建设能力和减少严重伤亡的可能性。


	截至2025年12月31日止年度
离开、限制或转移的天数（每20万工作小时发生的事件）	0.6
每名员工的主动安全活动	9
1天内报告的受伤人数百分比	96.3%

项目1a。风险因素

我们业务的性质使我们面临许多不确定性和风险。下文描述了可能对我们的业务运营、财务状况、经营业绩或现金流量产生不利影响的风险。这些风险因素，连同我们在提交给SEC的定期报告中讨论的其他风险因素，应该被考虑在内，以便更好地了解我们的公司。

战略风险

我们的持续成功取决于我们的业务计划和增长战略的执行，包括我们的资本投资计划。

我们的战略围绕着四个优先事项：People & Culture ——打造一支共赢的团队，卓越运营——不懈地履行我们为客户服务的承诺，转型——成为一家简单且相互关联的公司和成长——成长为一家占主导地位的长期能源供应商。我们目前的计划和战略可能会受到市场颠覆性力量和创新、劳动力能力、不断变化的政治、商业或监管条件以及技术进步的负面影响。

此外，我们为未来五年规划了重要的资本投资计划，这些计划是我们战略业务计划的关键，例如：我们的Lange II项目；作为我们科罗拉多州清洁能源计划的一部分，收购电池存储设施；大规模投资以升级现有的公用事业基础设施；支持客户和社区增长需求；以及遵守安全要求。我们的资本投资计划的成功执行取决于或可能受到多种因素的影响，这些因素包括但不限于：以合理的条件进入资本市场为项目提供资金、天气条件、项目的有效管理、包括承包商在内的合格施工人员的可用性、商品价格的变化、供应链中断对材料的可用性和成本的影响、政府的批准和许可、监管成本回收以及投资资本的回报。我们的产能要求和适用的储备利润率是为客户提供服务的关键组成部分。建设延迟、储备边际增加、需求增长给满足资源充足要求带来额外压力。无法成功适应不断变化的条件并执行我们的战略计划，包括我们的资本投资计划，可能会对我们的财务经营业绩（包括收益、现金流和流动性）产生重大影响。

监管、立法和法律风险

我们可能会受到不利或不合时宜的联邦和州监管结果的影响。

我们受监管的公用事业受到联邦和八个州公用事业委员会的服务成本/回报率监管和收益监督。这种监管处理并不能为实现理想的收益水平提供任何保证。我们的客户费率是根据对我们的成本和投资的分析进行监管的，并在监管程序中进行了审查和批准。虽然费率监管的前提是完全收回审慎发生的成本和合理的投资资本回报率，但无法保证我们的各个监管机构将判断我们的所有成本已经审慎发生，或者确定费率的监管过程将导致我们的成本完全或及时收回并获得合理的投资资本回报率。此外，不利的利率决定，包括暂停利率、利率退款、限制加息、降低允许的投资回报率或降低利率，可能会受到竞争、经济、政治、立法、公众看法、负担能力问题和监管压力的影响，并对收益、现金流和流动性产生不利影响。

我们的每个公用事业公司都被允许在基准费率审查之外收回某些成本（例如增加的燃料和购买的电力成本，包括某些恶劣天气事件的成本，或诚信资本投资），以稳定客户费率并减少监管滞后。如果监管机构决定终止这些基于关税的复苏机制，可能会对收益、现金流和流动性产生负面影响。

市政府可能会寻求限制或拒绝我们的特许特权。

我们公用事业服务区域内的市政府拥有谴责权力，可以通过限制或拒绝我们运营的特许特权以及对我们在市政边界内的全部或部分公用事业资产行使谴责权力，在我们当前服务区域的一部分内建立市政公用事业。我们定期与我们的市政府就特许经营协议的续签进行谈判。我们不时面临关于特许续约的挑战或投票倡议。尽管谴责是一个受宪法保护的过程，需要公正和公平的赔偿，但与任何司法程序一样，结果是不确定的。如果一个市政当局试图采取这一行动，我们无法保证我们将确保充分收回任何诉讼费用或我们对受到谴责的资产的投资。我们也无法量化此类行动将对我们业务运营的其余部分产生的影响。

为实现或保持遵守现有或未来的环境法律、法规或要求，包括与气候变化相关的法律、法规或要求，成本可能会显着增加。

我们的业务分部受众多环境法律法规的约束，这些法律法规影响当前和未来运营的许多方面，包括空气排放（即SO2、NOX、挥发性有机物、颗粒物和GHG）、水质、废水排放、固体废物和危险废物。

这些法律法规可能会导致资本、运营和其他成本增加。这些法律法规一般要求业务板块获得并遵守各种各样的环境许可、许可、检查和其他政府批准。遵守环境法律法规可能需要大量支出，包括清理费用和受污染财产造成的损害的支出。未能或无法遵守不断变化的环境法规可能会导致罚款、处罚和影响运营资产的禁令措施。

我们的业务部门可能无法通过现有的监管费率结构和与客户的合同成功收回为遵守新的环境法规而增加的资本和运营成本。更严格的环境法律或法规可能会导致现有设施的额外资本投资和运营成本，或阻碍新设施的发展。

联邦气候和排放政策的重大变化可能会给我们的资源规划和资本投资决策带来长期的不确定性。在地方或州一级，例如在科罗拉多州，新的或更严格的法规可能要求我们承担与加速资本支出、购买额外排放配额或抵消、从可再生资源获得或开发额外能源供应以及我们的联合循环天然气发电机组可能减少的产量相关的大量额外成本。与电气化举措相关的额外规则和规定可能会对天然气需求产生负面影响，并限制我们对天然气资产的资本投资。这些行动还可能导致运营成本增加，从而可能对客户和我们的财务经营业绩（包括收益、现金流和流动性）产生不利影响。我们无法确切估计气候和排放立法或监管对我们的收益、现金流和流动性的影响。

立法和监管要求可能会导致合规处罚。

能源部门的商业活动受到严格监管，主要由联邦政府各机构监管。许多机构对违反监管规定的行为采用强制性民事处罚结构。FERC、NERC、PHMSA、CFTC、EPA、OSHA、SEC、TSA和MSHA可能会施加重大民事和刑事处罚，以执行与我们业务相关的合规要求，这可能会对我们的财务经营业绩（包括收益、现金流和流动性）产生重大不利影响。

联邦所得税政策的变化或我们无法使用或产生税收抵免可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流以及我们的信用评级产生不利影响。

我们须由我们经营所在的联邦、州和地方各级的各种税务当局征税。这些政府当局中的任何一个都可能颁布可能影响我们税收负担的全面立法或法规。变化可能包括影响企业的众多条款，包括公司税率的变化、与企业相关的排除、税收抵免的可转移性以及扣除和抵免。关于公司税率变化将在多大程度上影响我们的公用事业客户以及该变化将发生的时间段的监管程序结果可能会对未来收益和现金流产生重大影响。另外，税务机关的质疑、税务机关的行政解释、决定、政策和立场的变化、我们利用结转或税收抵免等税收优惠的能力，或偏离其他与税收相关的假设，可能会导致实际财务结果与先前的估计发生偏差。

我们通过税收抵免、净经营亏损和慈善捐款扣除减少了前几年合并的联邦和州所得税负债。减少或不允许这些税收优惠可能会对我们的收益和现金流产生不利影响。我们没有在以前的税务申报中充分使用这些允许的税收优惠，并将其结转用于未来的应税收入。我们无法在未来产生足够的应税收入，以在这些税收结转到期前充分使用这些税收结转，或如下文所述转移未来的税收抵免，这可能会严重影响我们的纳税义务和财务业绩。

我们的电力公用事业和非监管发电实体拥有并运营可再生能源发电设施。这些设施生产用于减少我们的联邦税收义务的PTC和ITC。我们获得的税收抵免金额取决于符合条件的发电设施投入使用的日期以及各种运营和经济因素，包括设施发电、输电限制、风能或太阳能定价的不利趋势、不利的天气条件、设备故障或故障，以及适用的税收抵免税率。这些因素可能会大幅减少我们的风电场产生的PTC，从而导致联邦所得税费用增加。2022年的IRA允许向其他纳税人出售或转让可再生税收抵免。2025年7月颁布的OBBBA并未废除根据IRA颁布的税收抵免可转让性条款，并继续允许按最初商定的方式执行我们的可转让性协议，但限制向被禁止的外国实体进行信贷转让。如果市场条件有利，我们已经出售并计划继续出售税收抵免。我们无法产生、转让或出售这些信贷可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大影响。

经营风险

针对我们关键技术系统的网络安全事件、恐怖主义或其他恶意行为可能会扰乱我们的运营，导致机密和专有信息的丢失或滥用，或造成声誉或其他损害。

为了有效地经营我们的业务，我们依靠先进的电子控制系统、信息和运营技术系统以及网络基础设施来产生、分配和输送能源，并收集和保留敏感信息，包括有关我们的客户和员工的个人信息。网络安全事件、恐怖主义或其他针对电子控制系统的恶意行为可能导致我们的电力和/或天然气运营全面或部分中断。针对其他关键技术系统的攻击，包括我们的第三方供应商的信息系统，可能会进一步加剧我们运营的全部或部分中断。公用事业行业已成为多起针对运营系统的网络攻击的目标，国际激进组织、其他民族国家行为者和个人的网络安全事件数量和复杂性都有所增加。此外，人工智能，包括生成人工智能，可能被用于促进或实施这些网络安全威胁，我们使用生成人工智能（以及我们的供应商和代理使用）可能会使我们面临数据隐私、法律和安全风险。我们电力和/或天然气业务的任何中断都可能导致对客户的服务和相关收入的损失，以及修复损坏和补救安全漏洞的大量费用。此外，客户、股东、员工或专有数据的任何盗窃、丢失和/或欺诈性使用都可能使我们承担重大诉讼、责任和成本，并对我们在客户和监管机构中的声誉等产生不利影响。我们维持网络风险保险，以减轻这些风险和损失的一部分，但不是全部。

正如在在这份关于表格10-K的年度报告中的第1C项中，我们制定了安全措施和保障措施，以保护我们的运营系统和信息技术资产免受网络安全威胁，包括NERC要求的某些保障措施。尽管我们实施了安全措施和保障措施，但我们所有的技术系统仍可能容易出现残疾、故障或未经授权的访问。

近年来，TSA发布了安全指令，其中包括针对关键管道所有者和运营商的几项新的网络安全要求。此类指令或其他要求可能需要支出大量额外资源，以应对网络安全事件，继续修改或加强保护措施，或评估、调查和修复任何关键基础设施安全漏洞。合规和网络安全要求变化带来的成本增加和运营影响，包括任何未能遵守政府法规或我们的网络安全保护措施的任何失败都可能导致执法行动，所有这些都可能对我们的业务和我们的财务经营业绩（包括收益、现金流和流动性）产生重大不利影响。此外，无法确定与防范威胁相关的成本将通过费率收回。

火灾造成的责任可能会对我们的运营或财务业绩产生负面影响，我们的协议可能无法阻止此类责任。

包括降水、温度、湿度和风速在内的环境因素有可能增加发生野火事件的可能性和影响。我们将资源投入到旨在缓解野火风险的举措上，还在2025年建立了我们的紧急PSPS计划。怀俄明州和蒙大拿州最近的立法为一家符合其委员会批准的野火缓解计划的公用事业公司提供了物质责任保护。然而，即使遵循有效的缓解程序，发生野火事件的可能性也是存在的。尽管我们采取了缓解野火的举措，但我们可能会引发野火，这可能会蔓延并造成损害，并将使我们承担重大责任。与野火相关的其他潜在风险包括无法获得足够的保险范围、未投保的损失或超出当前保险范围的损失、保险成本增加、我们的声誉受损、监管恢复风险、诉讼风险、信用降级的可能性或无法以合理的条款进入资本市场。

未能吸引和留住适当合格和敬业的员工队伍可能会对我们的运营和长期业务战略产生负面影响。

近期的趋势，例如竞争激烈且紧张的劳动力市场以及员工敬业度的下降，可能会导致更高的成本，并增加安全、合规、客户服务和运营方面产生负面结果的风险。如果我们无法成功吸引和留住适当合格的员工队伍并保持高水平的员工敬业度，并保持令人满意的集体谈判协议，安全、服务可靠性、客户满意度以及我们的经营业绩可能会受到不利影响。作为我们战略业务计划的一部分，我们将需要吸引和留住有资格和敬业的人员来实施我们的战略，并且可能需要对某些员工进行再培训或重新技能培训，以支持我们的长期目标。

我们的企业与工会有集体谈判协议，大约25%的员工由工会代表。未能续签或重新谈判这些合同可能会导致劳工中断，包括罢工或抵制。

供应链挑战可能会对我们的运营产生负面影响。

我们依赖供应链中的各种供应商提供必要的材料，以执行我们的资本投资计划，这是我们战略业务计划的关键，并应对重大的计划外事件，例如自然灾害。我们最大的客户也依赖我们的供应链，关键材料的延迟可能会影响他们按计划运营和增长的能力。我们的供应链、材料成本和资本投资计划可能会受到以下负面影响：

•

由于最近的宏观经济因素，例如征收关税、通货膨胀，包括工资上涨，或对关键材料如变压器、发电机组和设备的需求上升，以满足与潜在和现有数据中心客户的快速扩张步伐，导致价格意外上涨；和

•

超出我们控制或供应商控制范围的供应限制，例如货运系统中断（例如工会罢工、贸易路线中断）、新的或增加的关税或配额、天气相关灾害带来的环境威胁增加、对关键材料的需求上升和/或地缘政治动荡。

无法成功应对供应链网络中的挑战可能会严重影响我们执行业务计划和增长战略以及包括收益、现金流和流动性在内的财务经营业绩的能力。

我们的财务表现有赖于发电设施、电力和天然气输配系统、天然气储存设施和一个煤矿的成功运营。

与管理这些业务相关的风险包括以下方面：

•

操作危险。泄漏、机械问题和事故等操作危险，包括火灾或爆炸，可能会影响员工和公众的安全、可靠性和客户信心；

•

固有的危险。电力和天然气可能对员工和公众造成危险。电力线路、天然气管道或服务设施和设备发生故障或接触，可能导致火灾（上文讨论过）、爆炸、财产损失和人身伤害，包括死亡。在我们维持责任和财产保险范围的同时，这类保单有一定的限额和免赔额。任何这些事件的发生都可能不在我们的保险范围内；

•

天气、自然条件、包括气候变化影响在内的灾害（下文讨论）；

•

破坏、恐怖主义或其他恶意物理攻击的行为。由于蓄意行为而损坏我们的设施可能会导致停电或其他不良影响；

•

设备和工艺。设备或工艺发生故障或故障、无法使用或设备成本增加，性能低于预期的产量或效率水平；

•

输配电中断。我们依赖输配电设施，包括那些由非关联方运营的设施，将我们销售的电力和天然气交付给零售和批发客户。如果传输被物理、机械或网络手段中断，我们销售或交付公用事业服务以及履行我们的合同义务的能力可能会受到阻碍；

•

天然气供应用于发电和配电。我们受监管的公用事业公司和非监管实体从一些供应商处购买天然气，用于我们的发电设施和分销给我们的客户。我们的运营可能会受到缺乏天然气供应和成本的负面影响，以及由于各种因素造成的天然气输送中断，包括但不限于运输延误、劳资关系、天气、破坏、网络攻击和环境法规；

•

替代动力。在发电设施计划内和计划外停电期间，我们可能会产生增加的供应或确保更换电力的成本；

•

政府许可。无法获得所需的政府许可和批准以及遵守或满足对此类批准施加的条件的成本可能会对我们的运营能力产生负面影响；

•

操作限制。环境和其他监管要求和合同协议施加的操作限制，包括限制发电站计划停电时间的那些限制；

•

成本增加。资本和运营成本增加，以遵守日益严格的法律法规、意外的工程、环境和地质问题以及意外的成本超支；

•

供应链挑战（上文讨论过）；

•

劳动力能力和劳动关系（上文讨论过）；和

•

公众反对。公众或特殊利益集团成员的反对可能会对我们经营业务的能力产生负面影响。

上述任何这些风险都可能损害我们的声誉和公众信心。这些风险还可能导致我们无法交付能源和/或低于预期的产能水平运营，这反过来可能会减少收入或导致我们承担更高的运营和维护成本以及罚款。虽然我们维持保险、从供应商和义务承包商获得保证以达到某些履约水平，但此类保险的收益以及我们在合同、保证或履约保证下的权利可能不及时或不足以支付收入损失、增加的费用、责任或违约金。

我们业务的性质使我们在不同的时间范围内面临与气候相关的风险，既来自物理风险，也来自气候变化的过渡风险。

气候变化的物理风险是指物理气候的变化可能对我们的设施或运营造成的风险，例如温度和天气模式的变化。我们的公用事业业务是季节性业务，天气状况和模式可能对我们的经营业绩产生重大影响。如果天气状况受到气候变化的影响，商品价格和客户能源使用的波动可能会被放大。气候变化可能导致风暴强度和频率增加，导致发生野火、大风和极端温度事件的可能性增加。严重的天气事件，例如冰雪风暴（例如冬季风暴Uri）、野火和大风可能会影响我们的运营，包括我们安全、可靠和有利可图地提供能源的能力，以及我们按计划完成设施建设、扩建或翻新的能力。气候变化可能加剧这些事件或增加其发生的频率。随着时间的推移，我们可能需要进行额外投资，以保护我们的设施免受气候变化的物理风险。

气候变化的过渡风险包括由于新技术、不断变化的客户需求和/或期望和自愿的GHG削减目标以及地方、州或联邦监管要求（上文已讨论）而导致能源系统发生变化。碳税或甲烷税等政策可能会增加与化石燃料使用相关的成本，从而导致更高的运营成本，包括能源生产、建筑和运输成本。向低碳经济转型的风险可能导致客户对基于化石燃料的能源的需求萎缩。这可能来自于更多地使用电表背后的技术，例如住宅太阳能和存储。投资者对气候风险和/或可持续性标准施加压力的风险、针对煤炭生产商的激进运动、员工倾向于为具有某些可持续性目标的公司工作以及消费者对可再生能源的偏好可能会影响我们的声誉、吸引和留住经过适当培训的劳动力的能力，以及整体获得资本和/或适当保险政策的机会。

我们的运营受制于可能导致客户使用情况波动的各种条件，包括客户增长和我们服务区域的总体经济状况、天气状况以及对价格上涨和技术改进的反应。

基于以下因素，对电力和天然气的需求可能会有很大差异：

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我们服务地区的客户增长和总体经济状况的波动。客户增长和能源使用可能受到人口下降或大负荷工业客户（包括数据中心设施）流失以及我们服务地区的不利经济因素的负面影响，包括经济衰退、通货膨胀、劳动力减少、工资增长停滞、州和地方政府对经济发展的支持水平不断变化、企业倒闭以及企业投资水平降低。这些风险可能直接影响对电力和天然气的需求以及对额外发电和发电设施的需求。如果客户无法支付账单，我们还可能面临更大的应收账款核销风险；

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天气情况。我们的公用事业是季节性业务，天气状况和模式可能对我们的经营业绩产生重大影响。电力需求通常分别在与制冷和供暖相关的夏季和冬季月份更大。对天然气的需求在很大程度上取决于我们整个服务区域的冬季天气模式，并且在与供暖季相关的第一季度和第四季度确认了大量天然气收入。因此，我们的公用事业历来在夏季天气条件比正常情况更凉爽、冬季比正常情况更温暖时产生的收入、收入和现金流都较低。天然气需求还受到夏季天气模式的影响，夏季天气模式比正常情况更凉爽，并提供比正常情况更高的降水量；这两种情况都可能减少用于灌溉的天然气需求；以及

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我们的客户对节能的关注可能会得到新兴技术的帮助。客户的增长和使用可能会受到我们的客户自愿减少电力和天然气消费量的影响，以应对价格上涨和负担能力问题、能源效率计划、可能对天然气需求产生负面影响的电气化举措、影响客户可支配收入的经济状况（即通货膨胀、经济衰退）以及分布式发电资源或其他新兴技术的使用。持续的技术改进可能会使客户和第三方分布式发电和储能系统，包括燃料电池、微型涡轮机、风力涡轮机、太阳能电池和电池，对我们的客户来说更具成本效益和可行性。如果更多的客户使用他们自己的发电，对我们的能源需求可能会下降。此类发展可能会影响能源的价格和/或输送，需要进一步改进我们的配电系统以应对不断变化的负荷需求，并可能使我们电力系统的部分电力供应和传输和/或配电设施在其使用寿命结束之前过时。

作为我们规划过程的一部分，我们估计客户增长和总体经济状况、天气和客户节能努力的波动，但风险仍然存在。数据中心的快速增长可能会增加准确预测负载需求或收回额外成本的难度。任何这些事项，以及由于有效的保护措施或采用新技术导致客户使用量减少而导致的调整费率的任何监管延迟，都可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。此外，取消或减少向我们的客户提供能源援助的项目的财政支持，可能会影响对能源的需求。

上述这些因素中的每一个都可能对电力和天然气的需求产生重大影响，这将影响我们的财务经营业绩，包括收益、现金流和流动性。

如果宏观经济或其他条件对运营产生不利影响或要求我们对战略业务计划进行更改，我们可能会被迫记录一笔非现金商誉减值费用。

截至2025年12月31日，我们的合并资产负债表上有大约13亿美元的商誉。如果我们的战略业务计划和增长战略发生变化，或者如果宏观经济或其他条件对我们任何业务的运营产生不利影响，我们可能需要记录非现金减值费用。商誉每年或每当有事件或情况变化表明可能已发生减值时进行减值测试。如果进行的测试表明已经发生了减值，我们被要求在确定期间就商誉的账面价值与商誉的隐含公允价值之间的差额记录减值费用。商誉减值测试需要我们对未来业绩和现金流做出重大估计，以及其他假设。这些估计可能受到多种因素的影响，包括：未来的业务经营业绩、包括衰退、通货膨胀和利率在内的宏观经济条件的变化、我们的监管环境的变化、特定行业的市场条件、业务运营的变化、竞争的变化或技术的变化。有关我们的业务及其未来前景的关键假设或与关键假设相比的实际业绩的任何变化都可能影响我们其中一个或两个经营分部的公允价值，这可能会导致减值费用。更多信息请参见“关键会计估计"下项目7、管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析及本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注1。

财务风险

次级投资级信用评级可能会影响我们进入资本市场的能力。

我们的高级无担保债务评级为穆迪的Baa2（稳定展望）和标准普尔的BBB +（稳定展望）。降低我们的投资级信用评级可能会削弱我们再融资或偿还现有债务以及以合理条款完成新融资的能力。信用评级下调，特别是下调至次级投资级别，也可能导致交易对手要求我们根据现有或新合同提供额外抵押品。此外，评级下调将增加我们在一些现有债务义务下的利息支出，包括我们信贷额度下的借款，这可能会显着增加我们的资本成本和其他相关运营成本，而这些成本可能无法通过现有的监管利率结构和与客户的合同收回。

我们可能无法以债务再融资、为计划的资本支出提供资金或以其他方式执行我们的运营战略所需的合理条款获得融资。

我们执行运营战略的能力高度依赖于我们获得资本的渠道。从历史上看，我们通过经营现金流、信贷安排下的借款、债务和股票发行收益以及资产出售收益来满足我们的流动性需求（包括进行预定本息支付、债务再融资、支付股息和为营运资金和计划资本支出提供资金所需的资金）。我们进入资本市场的能力以及可用融资的成本和条款取决于许多因素，包括我们信用评级的变化、可能推动利率变化并导致我们股价波动的一般宏观经济条件、影响能源公司的联邦或州监管环境的变化，以及大宗商品价格的波动。

此外，由于我们是一家控股公司，而我们的公用事业资产由我们的子公司拥有，如果我们无法充分进入信贷市场，我们可能会被要求采取旨在确保我们的公用事业子公司有足够资本以提供安全可靠的服务的额外措施。可能的额外措施将在当时普遍的市场条件、审慎的财务管理和任何适用的监管要求的背景下进行评估。

我们可能无法获得保险范围，我们目前拥有的保险范围可能无法申请或可能不足以覆盖重大损失。

近年来，保障充足的保险范围变得更加困难，保险成本大幅增加。我们获得保险的能力，以及这类保险的成本，可能会受到影响保险业和保险公司财务状况的发展的影响。此外，保险提供商可以根据我们目前可用的相同或类似条款拒绝承保或拒绝扩大承保范围。通过我们的专属保险单元，我们对我们的业务承担一定的保险风险，包括某些传输和就业实践责任。我们没有得到充分保险的损失可能会对我们的财务业绩产生重大影响。我们目前已有的保障范围可能不适用于

特定损失，或者可能不足以涵盖我们可能承担的所有责任，包括与野火、天然气和储存场爆炸、网络安全漏洞、环境危害和自然灾害相关的责任和损失。此外，任何此类保险的收益可能无法及时收到。

与我们的医疗保健计划和其他福利相关的成本可能会显着增加。

为我们的雇员和退休人员提供医疗保健福利的成本近年来显着增加。我们认为，我们的员工福利成本，包括与我们的员工和前员工的医疗保健计划相关的成本，将继续上升。重大的监管发展已经要求，并且很可能将继续要求，对我们当前的员工福利计划和配套的行政流程进行更改。我们的电力和天然气公用事业费率由相关国家监管当局根据对我们成本的分析，在监管程序中审查和批准，在各州的基础上进行监管。在我们的公用事业费率范围内，我们普遍收回了提供员工福利的成本。然而，随着员工福利成本继续上升，无法保证公用事业佣金将允许收回这些增加的成本。员工福利成本上升，或此类成本回收不足，可能会对我们的财务经营业绩（包括收益、现金流和流动性）产生不利影响。

我们有一个控股公司的公司结构，有多个子公司。公司股息和债务支付取决于子公司向控股公司的现金分配。

作为一家控股公司，我们对子公司的投资是我们的首要资产。我们的经营现金流和偿债能力取决于我们子公司的经营现金流以及它们以股息或垫款的形式向我们支付的资金。我们的子公司是独立的法人实体，没有义务为此目的提供任何资金，无论是通过股息还是其他方式。此外，每个子公司向我们支付股息的能力取决于任何适用的合同或监管限制，其中可能包括维持最低水平的现金、营运资金、股权或偿债资金的要求。

由于这些子公司依赖于未来的收益、资本要求和财务状况来为此类股息提供资金，因此无法保证未来向控股公司派发股息的金额（如果有的话）。见"流动性和资本资源”内的管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析项目7和本年度报告合并财务报表附注10-K表的附注8，以获取有关这些限制及其对我们流动性的影响的更多信息。

市场表现或关键估值假设的变化可能要求我们为我们的养老金计划和其他退休人员福利计划作出重大的计划外供款。

与利率、预期投资回报率、死亡率和其他关键精算假设相关的假设对我们的资金需求以及与我们的养老金和其他退休人员福利计划相关的确认费用具有重大影响。与我们的固定福利退休计划相关的关键假设发生不利变化，可能需要对计划作出重大的计划外贡献，这可能会对我们的财务经营业绩（包括收益、现金流和流动性）产生不利影响。见本年度报告合并财务报表附注10-K表附注13以获取更多信息

我们使用衍生金融工具作为商品价格和金融市场风险的对冲可能会导致重大财务损失。

我们使用各种金融和实物衍生品，包括期货、远期、期权和掉期来管理商品价格和利率风险。根据公认会计原则确认这些经济套期保值收益或损失的时间可能与被套期保值商品的收益或损失不一致。对于Choice Gas计划下的Black Hills 美国能源服务，以及在我们受监管的公用事业公司中，衍生工具的未实现和已实现损益未被批准进行监管会计处理的某些情况下，商品价格波动可能会由于按市值计价的会计处理而导致报告的财务业绩波动。

就我们对冲商品价格和利率敞口的程度而言，我们放弃了如果商品价格或利率发生有利于我们的变化，否则我们将获得的好处。此外，即使它们受到管理层的密切监控，我们的对冲活动也可能导致亏损。此类损失可能在各种情况下发生，包括如果交易对手不履行对冲安排下的义务、对冲在经济上不完善、商品价格或利率变动与我们的实物或财务头寸相关不利，或未遵循对冲政策和程序。

此外，我们的交易所交易期货合约受期货保证金过帐要求的约束。如果我们无法满足这些要求，这可能会降低我们执行衍生品交易以减少商品价格不确定性和保护现金流的能力，从而对我们的业务产生重大影响。要求提供抵押品可能会降低我们将现金用于投资或其他公司目的的能力，从而导致严重的流动性问题，或者可能要求我们增加债务水平。此外，要求我们的交易对手提供抵押品可能会导致额外成本转嫁给我们，从而降低我们的盈利能力。

与西北地区合并的相关风险

BHC和NorthWestern完成合并的能力取决于各种完成条件，包括收到BHC和NorthWestern股东的批准以及收到不同政府机构的同意和批准，这可能会施加可能对BHC或NorthWestern产生不利影响或导致放弃合并的条件。未能完成合并，或无法完成合并的重大延迟，可能会对BHC普通股或其他证券的交易价格以及BHC未来的业务和财务业绩产生负面影响。

为完成合并，BHC和Northwestern的股东必须投票批准与合并和合并协议相关的多项提案。此外，合并须满足或放弃某些成交条件，包括：（1）与合并有关的表格S-4上的登记声明的有效性（该登记声明于2026年1月30日提交，并于2026年2月6日宣布生效）；（2）在某些条件下，收到某些监管批准，包括根据HSR法案适用的等待期到期或终止，以及FERC和某些州监管委员会的批准，在每种情况下，根据不会对合并后公司造成重大不利影响的条款和条件；（3）没有禁止完成合并的任何法院命令或监管禁令；（4）就合并而发行的BHC普通股的股票在纽约证券交易所或其他相互同意的证券交易所上市的授权；（5）在遵守特定的重要性标准的情况下，每一方的陈述和保证的准确性；（6）每一方在所有重大方面遵守其在合并协议下的契诺；（7）不存在对每一方的重大不利影响；（8）每一方收到与合并的预期免税待遇有关的意见。如果上述条件未得到满足或豁免，则不需要BHC或西北公司中的一方或双方完成合并。

BHC和NorthWestern尚未获得股东批准或完成合并所需的所有监管同意和批准。政府或监管机构可以寻求阻止或质疑合并，或者可以施加他们认为符合公共利益的必要或可取的限制，作为批准合并的条件。在HSR法案规定的等待期到期或终止并且收到所需的政府批准之前，BHC和NorthWestern将无法完成合并。监管部门可能会规定一定的要求或义务，作为其批准的条件。合并协议可能要求BHC和/或NorthWestern接受这些监管机构提出的可能对合并后公司产生不利影响的条件。如果没有收到所需的政府批准，或者没有按照满足合并协议中规定条件的条款收到这些批准，那么BHC和NorthWestern都没有义务完成合并。

无法保证不会以反垄断为由对合并提出质疑，或者，如果提出此类质疑，则不会保证此类质疑的结果。

此外，即使在反垄断法规定的法定等待期之后，甚至在合并完成之后，政府当局也可以在他们认为符合公共利益的必要或可取的情况下寻求阻止或质疑合并。此外，在一些司法管辖区，私人当事人可以在合并完成之前或之后根据反垄断法发起诉讼，对合并提出质疑或寻求禁止。BHC或NorthWestern可能不会胜诉，并且可能会在根据反垄断法进行的任何诉讼的辩护或和解中产生大量费用。

BHC股东和NorthWestern股东将就合并协议所拟进行的交易进行投票的特别会议可能会在获得所有监管批准之前举行，在尚未获得这些批准的情况下，则在知晓获得该等监管批准的任何条件的条款之前举行。因此，如果在该等会议上获得股东对合并协议所拟进行的交易的批准，BHC和NorthWestern可能会在会议后作出决定，放弃一项条件或批准获得必要批准所需的某些行动，而无需进一步寻求股东批准。此类行为可能会对合并后的公司产生不利影响。

如果BHC和NorthWestern无法完成合并，或者完成合并存在重大延迟，BHC将面临多项风险，包括以下风险：

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BHC将无法实现合并的预期收益，其中包括提高运营效率和未来成本节约；

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BHC管理层的注意力可能已转移到合并而不是其自身的经营以及寻求可能对BHC有利的其他机会上；

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关键人员在合并未决期间的潜在流失，因为员工可能会对其未来在合并后公司的角色产生不确定性；

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BHC在开展业务方面将一直受到某些限制，这可能会阻止BHC在合并待决期间进行某些收购或处置或寻求某些商业机会；

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BHC普通股或其他证券的交易价格可能会在当前市场价格反映合并将完成的市场假设的范围内下降；和

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根据合并协议，双方可能对彼此造成的损害承担责任，或必须支付终止费。

BHC无法保证各种成交条件将得到满足以及将获得所需的政府批准和其他批准，或者任何规定的条件不会在合并后对合并后的公司产生重大不利影响。此外，BHC无法保证这些条件不会导致放弃或延迟合并。这些事件单独或合并发生，可能对BHC的经营业绩和BHC普通股或其他证券的交易价格产生重大不利影响。

合并协议包含的条款限制了BHC寻求合并替代方案的能力，可能会阻止BHC的潜在收购方提出有利的替代交易提议，并且在某些情况下可能会要求BHC向NorthWestern支付终止费。

根据合并协议，BHC与NorthWestern已同意，除非邀约收购建议的某些例外情况外，不直接或间接征求竞争性收购建议，或就任何非邀约替代收购建议进行讨论，或提供与此有关的机密信息。此外，除某些例外情况外，BHC董事会和Northwestern董事会均需分别向其各自的股东推荐适用的交易相关提案的批准。在各自股东批准与交易相关的提案之前，BHC董事会或NorthWestern董事会可能会因应主动提出的替代交易建议而更改其建议，前提是该董事会在与其外部法律顾问和财务顾问协商后善意地确定该建议构成或将合理预期会导致“优越的NorthWestern提案”或“优越的BHC提案”（如适用）（这些术语在合并协议中定义），且不采取此类行动将不符合其根据适用法律对适用公司及其股东根据适用法律承担的受托责任，但须遵守合并协议中规定的某些程序。在各自股东批准与交易相关的提案之前，BHC董事会和NorthWestern董事会也可能在发生“Northwestern Intervening Event”或“BHC Intervening Event”（如适用）（如合并协议中定义的术语）时（如合并协议中定义）更改其推荐，并且该董事会在与其外部法律顾问和财务顾问协商后善意地确定，在遵守合并协议中规定的某些程序的情况下，不更改其推荐将不符合其在适用法律下的受托责任。合并协议受“强制投票”条款的约束，这意味着BHC和西北航空均无权独立终止合并协议以接受上级提案。这些规定可能会阻止可能与收购全部或大部分BHC有利害关系的第三方考虑或提议进行该收购，即使该第三方准备以高于合并中提议收到或实现的市场价值的市场价值支付对价，或可能导致潜在收购方提议支付的价格低于其原本提议支付的价格。由于这些限制，BHC可能无法就更有利的替代交易达成协议，或者可能只能通过对NorthWestern承担潜在的重大责任来这样做。

合并协议包含BHC和NorthWestern各自的某些惯常终止权；条件是，在涉及（i）该方董事会改变建议的某些情况下（包括，在某些情况下，该方未能应请求公开重申其建议）或（ii）在涉及潜在竞争性收购提议的某些情况下，一方在合并协议终止后十二个月内就竞争性交易订立最终协议。

BHC和西北航空的管理层和董事会成员在合并中拥有不同于其他股东的利益或除此之外的利益，并且可能影响了他们支持或批准合并的决定。

在考虑是否批准合并协议所拟进行的交易时，BHC股东和Northwestern股东应认识到，BHC和Northwestern的部分管理层成员和董事会在合并中拥有与其作为BHC股东和Northwestern股东的利益不同的利益，或者是对其利益的补充。这些权益包括（1）他们被指定为合并后公司的董事或执行官，（2）合并完成将导致加速归属某些管理层成员和董事持有的基于股权的奖励，以及（3）某些管理层成员已与NorthWestern或BHC（如适用）订立控制权变更协议，这将使他们有权获得现金付款和其他福利，如果合并完成并终止了他们的雇佣关系，或者如果高管有协议中定义的充分理由终止了他或她的雇佣关系。

与合并相关的不确定性可能会导致BHC和NorthWestern的管理人员和其他关键员工流失，这可能会对合并后公司未来的业务和运营产生不利影响。

BHC和NorthWestern各自依靠其管理人员和其他关键员工的经验和行业知识来执行其业务计划。合并后公司的成功将部分取决于其留住关键管理人员和其他关键员工的能力。BHC和NorthWestern的现任和未来员工可能会在合并后对其在合并后公司内的角色产生不确定性，或对合并的时间和完成或合并后公司的运营产生其他担忧，其中任何一项都可能对BHC和NorthWestern留住或吸引关键管理层和其他关键人员的能力产生不利影响。如果BHC或NorthWestern无法留住对公司未来运营至关重要的人员，包括BHC或NorthWestern的主要管理层，那么TERM1和NorthWestern可能会面临运营中断、现有客户流失、关键信息、专业知识或专有技术丢失以及意外的额外招聘和培训成本。此外，BHC和西北航空关键人员的流失可能会降低合并的预期收益。无法保证合并后的公司在合并后将能够保留或吸引BHC和NorthWestern的关键管理人员和其他关键员工，其程度与BHC和NorthWestern之前能够保留或吸引自己的员工的程度相同。

由于与合并相关的不确定性，BHC和NorthWestern的业务关系可能会出现中断，这可能对BHC或NorthWestern的业务、财务状况、现金流和经营业绩产生重大影响，以待合并后的公司成立并在合并后发生。

与BHC或NorthWestern有业务往来的各方可能会遇到与合并相关的不确定性，包括与合并后与BHC或NorthWestern的当前或未来业务关系方面的不确定性。由于客户、分销商、供应商、供应商、房东、合资企业参与者和与其有业务往来的其他第三方可能会试图延迟或推迟建立新的业务关系、协商现有业务关系的变化或考虑在合并后与BHC或NorthWestern以外的其他方建立业务关系，因此BHC和NorthWestern的业务关系可能会受到干扰。无论合并是否完成，这些中断都可能对BHC或NorthWestern的业务、财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响，并对合并后公司实现合并的预期成本节约和其他收益的能力产生重大不利影响。延迟完成合并或终止合并协议可能会加剧任何中断的风险和不利影响。

BHC在本次合并尚待实施期间及本次合并完成后均存在本次合并对其信用评级产生不利影响的风险。

BHC无法保证其信用评级不会因合并或任何其他原因（包括未能完成合并）而降低。任何对BHC信用评级的下调，或评级机构确定该等评级所使用的标准，都可能对其完成合并的能力、资金的获取途径、资金成本和其他运营成本，以及其对BHC现有债务的再融资或偿还以及完成新融资的能力产生不利影响，从而可能对BHC的业务、财务状况、经营业绩或其普通股或其他证券的交易价格产生重大不利影响。

在合并未决期间和合并完成后，BHC普通股和其他证券的市场价格可能会出现波动。

BHC普通股和其他证券的市场价格可能在合并未决期间或合并完成后发生重大波动，以及与合并或其他有关的任何不利发展可能导致BHC普通股或其他证券持有人损失部分或全部投资价值。此外，如果股票市场出现重大的价量波动，则合并未决可能会加剧此类波动，这可能会对BHC普通股或其他证券的市场或流动性产生不利影响，而无论BHC或合并后公司的实际经营业绩如何。

因为合并协议设想BHC将根据固定交换比例向NorthWestern的股东发行BHC普通股，因此有关NorthWestern及其普通股股份的事态发展可能会影响BHC普通股，无论其与独立的BHC是否相关，即使BHC可能无法控制或了解此类事态发展。这就造成了合并未决期间BHC普通股的市场价格可能无法准确反映不存在合并情况下BHC的价值。

在合并未决期间，BHC受到合并协议中的合同限制，这可能会阻碍其运营。适用于NorthWestern的必然限制可能不会阻止NorthWestern采取对BHC或其股东不利的行动。

合并协议包括有关自合并协议日期至合并完成期间BHC和NorthWestern各自业务的运营的某些惯常限制。这些限制可能会阻止BHC在合并完成或合并协议终止之前寻求其他有吸引力的商业机会并对其业务作出其他变更。

尽管存在这些相互限制的情况，在合并未决期间，BHC和NorthWestern将继续相互独立运营其业务。合并协议中的限制受到许多例外情况的限制，可能不足以阻止NorthWestern采取对BHC或其股东不利的行动。

BHC将产生与合并有关的重大交易和其他成本。

BHC已经产生并预计将产生与合并相关的额外重大成本，包括交易费用和合并两家公司业务的成本。在整合BHC和西北航空的业务时，也可能会产生额外的未预期成本。任何预期消除重复成本的净收益，以及与业务整合相关的其他效率的实现，可能在短期内或根本无法实现。交易成本可能会对BHC的经营业绩产生重大不利影响，而未能从合并中实现预期的收益和效率，或产生额外费用，可能会对合并后公司的经营业绩及其交割后支付股息的能力产生重大不利影响。反过来，BHC普通股或其他证券的当前或未来市值可能会受到不利影响。

合并可能不会增加BHC或NorthWestern的收益，并可能对BHC或NorthWestern的每股收益造成稀释，这可能会对BHC普通股或其他证券当前或未来的市场价格产生负面影响。

对合并将单独增加每股收益的预期是基于初步估计，其中任何一项都可能被证明是不正确的，或者可能发生重大变化。BHC和NorthWestern可能会遇到除他们目前预期之外的额外交易和整合相关成本，可能无法实现合并中预期的所有收益，或者可能受到影响初步估计或任何一家公司实现运营效率的能力的其他因素的影响。这些因素中的任何一个都可能导致BHC和NorthWestern的每股收益下降，或对BHC普通股或其他证券当前或未来的市场价格产生负面影响。

BHC和/或NorthWestern在合并未决期间可能会面临对合并提出质疑的诉讼，而任何此类诉讼中的不利判决或裁决都可能阻止或延迟合并的完成和/或导致巨额成本。

在合并未决期间，可能会对BHC、NorthWestern、合并协议的任何各方和/或其各自的董事和高级职员提起与合并有关的诉讼，这可能会阻止或延迟合并的完成和/或导致我们承担额外费用。任何该等诉讼的最终解决方案无法确切预测，任何该等诉讼的不利裁决可能导致合并延迟或无法完成和/或导致BHC和NorthWestern产生额外成本，这可能导致BHC和NorthWestern无法实现合并的部分或全部预期收益。合并完成时仍未解决的任何诉讼的抗辩或和解可能会对合并后公司的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生不利影响。BHC目前无法预测任何此类诉讼的结果或合理估计任何此类诉讼可能产生的损失或损失范围。

合并完成后与合并公司相关的风险

未能在预期的时间范围内或根本未能成功地将BHC和NorthWestern的业务合并，可能会对合并后公司的未来业绩产生不利影响，从而对合并后BHC普通股的价值产生不利影响。

合并的成功将部分取决于合并后公司及时实现将BHC和西北航空的业务合并所带来的预期收益和效率的能力。整合的过程可能揭示出效益和效率低于预期，并可能导致额外费用，所有这些都可能降低合并的预期效益。

实现合并的预期收益受到一些不确定因素的影响，包括：

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完成合并需要获得批准的美国联邦和州公用事业、反垄断和其他监管机构是否对合并施加条件，可能对合并后的公司产生不利影响，包括其实现合并预期收益的能力；

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两家公司合并某些业务或利用预期增长机会的能力；

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一般市场和经济状况；

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市场上的一般竞争因素；和

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实现合并预期收益所需的成本高于预期。

未能从合并中实现预期收益和效率，或发生额外费用，可能会对合并后公司的经营业绩及其完成后支付股息的能力产生重大不利影响。反过来，合并后公司普通股的市值可能会受到不利影响。

合并后BHC股东的所有权和投票权将减少，对管理层的影响也将减少。

目前预计，在合并完成后，BHC股东和NorthWestern股东将分别持有合并后公司当时已发行和流通的普通股的约56%和44%。因此，作为一个集团，BHC股东在合并后公司的所有权和投票权将低于他们目前在BHC的所有权和投票权。由于所有权百分比的降低，目前的BHC股东对合并后公司的管理和政策的影响将小于对BHC的影响。此外，合并协议的规定将导致NorthWestern指定的个人，且此前不受BHC股东投票的约束，在BHC董事会的11个职位中担任5个职位，并且BHC管理层将发生变化。

合并完成后BHC普通股的市场价格可能会受到与历史上曾经影响或目前影响BHC普通股的因素不同的影响。

合并完成后，收到合并对价的NorthWestern股东将成为BHC普通股的持有人，该普通股将以即将公布的新名称和股票代码在纽约证券交易所或其他双方同意的交易所交易。BHC的业务与西北航空的业务不同，合并后的公司可能会因合并而作出某些调整。合并后公司在合并完成后的财务状况可能与BHC在合并完成前的财务状况存在差异，而合并完成后BHC的经营业绩和/或现金流量可能分别受到与目前影响BHC和NorthWestern的财务状况或经营业绩和/或现金流量的因素不同的影响。据此，在没有合并的情况下，合并完成后BHC普通股的市场价格可能会受到与目前分别影响BHC普通股和NorthWestern普通股市场价格的因素不同的影响。此外，股票市场的一般波动可能会对BHC普通股的市场或流动性产生不利影响，无论合并后公司的实际经营业绩如何。

未能在预期时间范围内成功整合BHC和NorthWestern的业务和运营，可能会对合并后公司的未来业绩产生不利影响。

BHC和NorthWestern一直在运营，并且在合并完成之前，将继续独立运营。合并完成后，可能无法成功整合各自的业务。整合过程可能导致BHC关键员工或Northwestern关键员工的流失；客户、服务提供商、供应商或其他业务对手方的流失，公司中任何一家或两家公司的持续业务中断，标准、控制、程序和政策不一致，潜在的未知责任和不可预见的费用、延误，或与合并完成相关及之后的监管条件；或高于预期的整合成本以及比最初预期花费更长时间的整体完成后整合过程。具体而言，在整合BHC和西北航空的业务以实现合并的预期收益时，除其他外，必须应对以下挑战：

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结合公司的运营和公司职能以及由此产生的与管理更大、更复杂、多样化业务相关的困难；

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以允许被合并公司实现预期因合并而产生的成本节约和经营协同效应的方式合并BHC和NorthWestern的业务；

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避免与完成合并或整合过程有关的延误；

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整合两家公司人员，最大限度减少关键员工流失；

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识别并消除多余的职能和资产；

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协调公司的运营实践、员工发展和薪酬方案、内部控制等政策、程序和流程；

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维护与客户、服务提供商、供应商和其他业务对手方的现有协议，避免延迟与潜在客户、服务提供商、供应商和其他业务对手方订立新协议；

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解决商业背景、企业文化和管理理念方面可能存在的差异；

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巩固公司的经营、行政和信息技术基础设施和财务系统；以及

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在南达科他州拉皮德城建立合并后公司的总部。

此外，有时任何一家公司或两家公司管理层和资源的某些成员的注意力可能会集中在完成合并和两家公司业务的整合上，并从日常业务运营或其他可能有益的机会中转移，这可能会扰乱每家公司的持续运营和合并后公司的运营。此外，合并后，合并后公司的董事会和执行领导层将分别由BHC和NorthWestern各自的前任董事以及BHC和NorthWestern各自的前任执行官组成。将每家公司的董事会和管理团队合并为一个董事会和一个管理团队可能需要协调不同的优先事项和理念。

BHC和NorthWestern可能各自都有对方不知道的责任。

BHC和NorthWestern都可能存在对方在履行各自尽职调查过程中未能发现或无法发现的责任。BHC和NorthWestern可能会了解到有关另一方的其他对其产生重大不利影响的信息，例如未知的或有负债以及与遵守适用法律相关的负债。由于这些因素，合并后的公司可能会产生额外的成本和费用，并可能被迫在以后减记或注销资产、重组业务或产生可能导致合并后公司报告亏损的减值或其他费用。即使BHC和NorthWestern各自的尽职调查已经识别出某些风险，也可能会出现意想不到的风险，并且可能会以与其预期不一致的方式实现先前已知的风险。如果这些风险中的任何一个成为现实，这可能会对合并后公司的财务状况和经营业绩产生不利影响，并可能导致市场对合并后公司普通股的负面看法或价格变动。

NorthWestern和BHC及其各自的子公司均存在大额负债。因此，合并后的公司在合并后将有大量债务。因此，合并后公司的债务评级可能被下调，合并后的公司可能难以支付或再融资其债务或采取其他行动，合并后的公司可能需要将其经营活动的现金流转用于偿债支付。

只要债务未偿还，合并后公司的偿债义务就可能对其收益和现金流产生不利影响。

合并后公司的债务也可能对BHC普通股持有人产生重要后果。例如，它可以：

•

使合并后的公司更难在不利的经济和行业条件下支付到期债务或为其再融资，因为收入的任何减少都可能导致合并后的公司没有足够的经营现金流来支付其预定的债务；

•

要求合并后公司的运营现金流的很大一部分用于偿债支付，从而降低了其现金流为营运资金、资本支出、收购、股息支付和其他一般公司用途提供资金的可用性；

•

导致合并后公司债务的评级下调，这可能会限制其借入额外资金的能力或提高适用于其债务的利率；

•

增加合并后公司债务违约风险；

•

限制合并后公司在规划或应对其业务及其经营所在行业的变化方面的灵活性；

•

增加合并后公司对利率上升的风险敞口，这将产生更大的利息费用或获得适用的利率波动对冲的成本；或者

•

要求对BHC附加或更严格的条款、条件或契诺。

无法保证合并后的公司将能够偿还或再融资此类借款和义务。此外，此次合并将导致NorthWestern成为BHC的全资子公司。合并后的公司可能会决定在BHC的子公司产生额外的债务，这可能会对未偿还的证券产生影响，包括因为就该子公司的资产而言，此类子公司债务在“结构上优先”于其母公司的债务。

合并后的公司可能无法实现合并的所有预期收益。

合并的成功将部分取决于BHC通过合并BHC和西北航空的业务以及运营协同效应而实现预期收益和成本节约的能力。合并的预期收益和成本节约可能无法全部或根本无法实现，可能需要比预期更长的时间才能实现，可能无法实现或可能产生BHC目前未预见的其他不利影响。BHC和NorthWestern所做的一些假设，例如实现与地域、商品和资产多样化相关的预期收益以及预期

合并后公司的规模、规模、库存和资金实力，可能无法实现。对于BHC和NorthWestern而言，整合过程可能会导致关键员工流失、正在进行的业务中断或标准、控制、程序和政策不一致。此外，与合并相关的潜在未知负债和不可预见的费用可能会对合并后的公司产生不利影响。

如果合并后的公司不能有效管理其扩大的运营，合并后的公司在合并后的未来业绩将受到影响。

合并后，与BHC和西北航空各自的业务相比，合并后公司的规模、地理足迹和复杂性将显着增加。合并后的公司未来的成功将部分取决于其管理这一扩展业务的能力，这将给管理层带来重大挑战，包括与新业务和地区的管理和监测以及相关的成本增加和复杂性相关的挑战。由于其业务的规模、地理足迹和复杂性显着增加，合并后的公司还可能面临来自政府当局的更多审查和/或额外的监管要求。无法保证合并后的公司将获得成功，或将实现预期的运营效率、成本节约或目前预期的合并带来的其他好处。

没有关于合并后股息的保证。

尽管BHC和西北航空过去均有向各自股东返还资本的情况，包括通过对各自的普通股股份进行现金分红的方式，但合并后公司的董事会可能会确定未来不宣派股息或使用其他方式向其股东返还资本或可能降低未来通过分红或其他方式向其股东返还资本的金额、比例或比率。关于是否、何时、以何种方式以及以何种金额向其股东返还资本的决定仍将由合并后公司的董事会（如合并后重组的）酌情决定。任何股息支付或股份回购金额将由合并后公司的董事会不时决定，而合并后公司的董事会有可能在任何时间和任何理由增加或减少未来支付的股息或股份回购的金额，或决定未来不宣派股息和/或回购股份。BHC预计，任何此类决定将取决于合并后公司的财务状况、经营业绩、现金余额、现金需求、未来前景、商品价格前景以及合并后公司董事会认为相关的其他考虑因素，包括但不限于：

•

由于现金需求、资本支出计划、现金流或财务状况，合并后的公司是否有足够的可自由支配现金流向股东返还资本；

•

合并后的公司希望维持或提高其债务的信用评级；以及

•

南达科他州法律规定的适用限制。

股东应注意，他们对未宣布的股息没有任何合同或其他合法权利。

合并后的公司预计将因合并而录得大量商誉，该等商誉可能在未来发生减值。

美国的会计准则要求将合并的一方确定为收购方。根据这些标准，此次合并将作为BHC对Northwestern普通股的收购进行会计处理，并将遵循企业合并会计处理的收购方法。NorthWestern的资产和负债将在合并后公司的财务报表上与BHC的资产和负债合并。转让对价超过西北航空资产和负债公允价值的部分将记为商誉。

BHC将被要求至少每年对商誉进行一次减值评估。如果商誉发生减值，BHC可能需要产生与此类减值相关的重大费用。此类潜在减值费用可能对BHC未来的经营业绩和财务状况表产生重大影响，进而可能对BHC证券的交易价格或流动性产生重大不利影响。

BHC利用其和/或NorthWestern历史上的净经营亏损结转以及某些其他税收属性的能力可能会受到限制。

截至2025年12月31日，NorthWestern的美国联邦净营业亏损结转（“NOLs”）约为4.522亿美元，尚未到期。截至2025年12月31日，BHC的NOL约为3.801亿美元，这些NOL也没有到期。然而，NorthWestern和BHC各自的NOL只能用于抵消80%的美国联邦应税收入。BHC能否在合并完成后利用这些NOL和其他税收属性来减少未来的应税收入取决于很多因素，包括其未来的收入无法保证，而这将在合并后与NorthWestern的合并基础上确定。在合并完成后结束的任何纳税期内，BHC能够使用的NOL和其他税收属性的数量可能低于如果合并没有发生，那么BHC和NorthWestern（或他们中的任何一个单独）本来能够使用的数量。

此外，《守则》第382条（“第382条”）和《守则》第383条通常对公司经历“所有权变更”（根据第382条确定）时可用于抵消应税收入的NOL和某些其他税收属性的数量施加年度限制。所有权变更通常发生在一个或多个股东（或股东群体），他们各自被视为拥有该公司至少5%的股票，在滚动的三年期间内，其所有权比其最低所有权百分比增加超过50个百分点。如果BHC和/或NorthWestern发生所有权变更，则根据第382条，对BHC和/或NorthWestern的NOL的利用将受到年度限制，通常是通过将（1）所有权变更时其股票的公平市场价值乘以（2）所有权变更发生月份IRS公布的长期免税税率确定，但可能会进行某些调整。任何未使用的年度限制可结转到以后年度。

合并的完成可能导致BHC和/或NorthWestern根据第382条发生所有权变更，这将触发对BHC利用其和/或NorthWestern历史上NOL和其他税务属性的能力的限制（按上述方式计算）。

未来BHC普通股的出售或发行可能会对BHC普通股价格产生负面影响。

根据合并协议的条款，NorthWestern的股东在合并结束时所拥有的每股NorthWestern普通股将获得0.98股BHC普通股的固定交换比例。根据截至2026年1月26日已发行的61,422，945股Northwestern普通股计算，在合并完成时，Northwestern的股东将获得约60,194，486股BHC普通股。BHC和NorthWestern各自对未偿股权奖励的处理将根据奖励的类型、其条款和条件以及每家公司或其董事会已作出或将作出的决定而有所不同，但将发行额外股份，或股份等价物的现金，以结算股权奖励，而这些股份不反映在前一句中包含的股份总数中。NorthWestern股东在以NorthWestern普通股交换合并对价或结算未偿股权奖励时将获得的BHC普通股通常可以立即在公开市场上出售。一些前NorthWestern股东可能会寻求出售他们收到的作为合并对价的部分或全部BHC普通股股份，而合并协议不包含对前NorthWestern股东在合并完成后出售该等股份的BHC普通股的能力的限制。其他BHC股东也可能寻求在合并完成后出售其持有的BHC普通股股份。大量BHC普通股的出售或其他处置（或认为可能发生此类出售或其他处置），再加上由于合并（以及因未来发行BHC普通股而导致的任何增加）而导致的BHC普通股的流通股数增加，可能会对BHC普通股的市场产生不利影响，并可能导致BHC普通股的价格下跌。

项目1b。未解决的工作人员评论

没有。

项目1c。网络安全

作为基本公用事业服务的提供者，我们的运营依赖于复杂的信息和运营技术系统，这些系统越来越多地成为复杂的网络对手的目标，包括民族国家行为者、网络罪犯、黑客行动组织和内部人员。公用事业领域最近发生的事件凸显了网络攻击对关键基础设施的破坏性潜力，对手利用人工智能等新兴技术来利用漏洞并逃避检测。迄今为止，我们没有经历过对我们的业务或经营业绩产生重大影响的网络安全事件。

风险管理和战略

我们的企业风险管理计划包含通过我们专门的网络安全风险管理计划识别的网络安全风险，旨在识别、报告和管理重大风险和改进机会，将风险管理嵌入到业务流程和各级决策中。企业风险管理团队与我们的CSO和安全治理及风险管理团队密切合作，根据我们的业务战略和运营需求评估和应对重大网络安全风险。

我们的网络安全风险管理计划由全职网络安全专业人员组成，他们利用各种工具并利用行业标准框架和评估，包括威胁分析和控制自我评估。认识到与第三方供应商相关的风险，我们在参与之前进行严格的安全评估和基准测试，并保持持续监测，以确保符合我们的网络安全标准。这些评估包括供应商风险调查问卷、审查系统和组织控制报告以及我们的安全治理和风险团队的持续监控。

我们定期聘请评估人员和审计人员来验证我们的控制措施的有效性，并确定需要改进的领域。此外，我们利用政府和行业情报来源，并积极参与同行团体和公私伙伴关系，以在新出现的威胁面前保持领先。为了加强我们的人类防御，我们为所有员工和承包商进行持续的网络安全培训和每月的网络钓鱼模拟。

我们的网络安全事件响应计划包括事件的识别、分类、通信、遏制、根除、恢复和通信程序。升级协议确保在达到重要性阈值时及时通知高级管理层和我们的董事会。

治理

我们的董事会负责对来自网络安全威胁的风险进行监督。我们的首席信息和转型官提供我们的董事会季度报告，其中总结了重大的网络安全威胁以及为减轻相关风险而采取的应对措施。这些报告涉及各种主题，包括战略网络举措的更新、行业趋势、威胁脆弱性评估，以及预防、检测和应对内部和外部关键威胁的努力。我们的董事会也会不时聘请第三方顾问提供有关网络安全风险的进一步教育。

我们的网络安全风险管理计划由我们的CSO领导，他在涉及管理大规模全球安全行动的信息安全的各种角色方面拥有35年的经验，包括制定网络安全战略和实施有效的信息和网络安全计划。我们的CSO维护行业认证，包括ISC2认证的信息系统安全专业认证。

通过对网络安全风险管理计划的监督，我们的CSO不断了解该计划的状态，包括监控、预防、检测、缓解和补救网络安全事件的流程和控制的有效性。CSO还了解网络安全的最新发展，包括潜在威胁和创新风险管理技术。CSO，就与网络安全风险和事件相关的所有方面向首席信息和转型官以及我们高级管理团队的其他成员提供定期更新。

项目2。物业

见项目1对我们主要业务属性的描述。

除了在第1项，我们在我们的服务区域内拥有或租赁若干设施，包括公司总部大楼和各种办公室、服务中心、仓储、商店和仓库空间。South Dakota Electric和Wyoming Electric的几乎所有有形公用事业财产都受制于分别由South Dakota Electric和Wyoming Electric发行的第一抵押债券的留置权。

项目3。法律程序

有关我们的法律程序的信息通过引用第8项中的“法律程序”子标题并入本文，本年度报告10-K表合并财务报表附注的附注3，“承诺、或有事项和担保”。

项目4。矿山安全披露

涉及《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》第1503（a）条要求的矿山安全违规或其他监管事项的信息包含在本年报的附件 95。

关于我们的执行官的信息

Linden R. Evans,63岁，自2019年起担任总裁兼首席执行官。他曾于2016年至2018年担任-总裁兼首席运营官，并于2004年至2015年担任总裁兼首席运营官-公用事业。Evans先生曾于2003年和2004年担任我们前通信子公司的副总裁兼总经理，并于2001年至2003年担任协理法律顾问。Evans先生在公司拥有24年的工作经验。正如之前披露的那样，埃文斯先生将在合并完成后退休。

Marne M. Jones，52岁，自2025年起担任高级副总裁兼首席公用事业官。她曾于2023年至2025年担任公用事业高级副总裁，2021年至2023年担任电力公用事业副总裁，2018年至2021年担任监管和财务副总裁，2016年至2018年担任监管副总裁。Jones女士在公司总共拥有24年的工作经验，并通过在财务、会计、企业服务、监管和公用事业运营方面承担越来越多的责任而取得进步。

Darren Nakata，52岁，于2025年10月加入公司，担任高级副总裁兼首席法务官、公司秘书和首席合规官。在此前的二十年里，中田先生在公司和律师事务所担任过各种领导职务，包括公开交易的天然气、水、废水和可再生能源公司NW Natural，公开交易的全球风能公司Vestas，以及全球律师事务所Cravath，Swaine & Moore。在成为律师之前，他做了几年的工程顾问。

Kimberly F. Nooney，55岁，自2023年起担任高级副总裁兼首席财务官。她曾于2015年至2023年担任副总裁–财务主管，并于2018年至2022年担任公司财务总监。努尼女士在公司拥有总计29年的经验，在会计、内部审计、企业发展、会计制度、财务以及财务规划和分析领域担任过多个职务。

Don Redden，54岁，于2025年7月加入公司，担任高级副总裁兼首席信息和转型官。在加入公司之前，Redden先生拥有超过25年的IT领导经验，包括在上市的公用事业和多元化运营公司Otter Tail Corporation担任信息技术副总裁，并在Crary Industries、微软和Moorhead市担任领导职务。

Sarah A. Wiltse，47岁，自2024年10月起担任高级副总裁兼首席人力资源官。在加入公司之前，她于2021年至2024年10月担任全球消费品上市公司ACCO Brands的人力资源副总裁，于2018年至2021年担任Compass Minerals的董事兼人力资源副总裁，并于2004年至2018年在联合太平洋担任多个领导职务。

第二部分

项目5。市场为注册人的共同权益、相关股东事项及发行人购买权益证券

我们的普通股在纽约证券交易所交易，代码为BKH。截至2026年1月31日，我们有2,975名在册普通股股东和大约95,000名实益拥有人。

股票表现对比

下面的绩效图表比较了近五年来BHC普通股的累计总股东回报率，并将其与标普 500指数、标普 500公用事业指数以及我们的绩效同行组进行了比较。该图假设2020年12月31日的初始投资为100美元，并假设所有股息都进行了再投资。下面显示的五年历史期间的股东回报可能并不代表未来的表现。本“比较股票表现”部分中的信息不应被视为“征集材料”或在证券交易委员会“备案”或受14A或14C条例约束，或受1934年《证券交易法》第18条的责任约束。


	截至12月31日，
	2020		2021		2022		2023		2024		2025
Black Hills Corporation	$	100.00	$	118.88	$	122.53	$	98.10	$	111.34	$	137.97
标普 500		100.00		128.71		105.40		133.10		166.40		196.16
标普 500公用事业		100.00		117.67		119.51		111.05		137.07		159.06
绩效同行组（a）		100.00		117.12		118.47		108.16		128.82		143.83

____________________

(a)

Performance Peer Group代表Edison Electric Institute指数，该指数在我们于2025年3月14日向SEC提交的2025年代理声明中使用。

股息

有关股息、我们的股息政策和可能限制我们支付股息能力的因素的信息，请参阅“流动性和资本资源”下项目7，管理层在本年度报告中关于10-K表格的财务状况和运营结果的讨论和分析。

发行的未登记证券

2025年期间没有出售未登记证券。

根据股权补偿计划授权发行的证券

见关于根据股权补偿计划授权发行的证券信息的本年度报告表格10-K中的第12项。

发行人购买股票证券

下表载有截至2025年12月31日止三个月我们收购股本证券的每月资料：


期	总数购买的股票（a）		平均价格每股支付		作为公开宣布的计划或计划的一部分而购买的股份总数		根据计划或计划可能尚未购买的股票的最大数量（或大约美元价值）
2025年10月1日-2025年10月31日		1	$	60.49		—		—
2025年11月1日-2025年11月30日		4,373	$	69.30		—		—
2025年12月1日-2025年12月31日		1	$	72.46		—		—
合计		4,375	$	69.30		—		—

____________________

(a)

股份是根据经修订和重述的2015年综合激励计划的股份预扣条款获得的，用于支付与各种股权补偿计划归属相关的税款。

项目6。（预留）

项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

执行摘要

我们是一家以客户为中心的能源解决方案提供商，其使命是为137万客户和我们服务的800 +社区改善能源生活。我们的愿望是成为我们不断扩大的八个州足迹中值得信赖的能源合作伙伴，包括阿肯色州、科罗拉多州、爱荷华州、堪萨斯州、蒙大拿州、内布拉斯加州、南达科他州和怀俄明州。我们的战略以四个优先事项为中心：People & Culture ——打造一支共赢的团队，卓越运营——不懈地履行我们为客户服务的承诺，转型——转型为一家简单且相互关联的公司，并实现增长——成长为一家占主导地位的长期能源供应商。

我们通过两个经营分部开展业务运营：电力公用事业和燃气公用事业。支持我们经营分部的某些未分配公司费用列报为公司和其他。我们主要在落基山脉和中西部各州的农村地区以Black Hills Energy的名义开展公用事业业务。我们认为自己是国内的电力和天然气公用事业公司。

自1883年南达科他州戴德伍德的淘金日以来，我们已经提供能源并为客户服务了142年。纵观我们的历史，将过去与现在团结在一起的共同主线，是我们对服务客户和社区的承诺。通过响应迅速和以服务为中心，我们可以帮助我们的客户和社区蓬勃发展，同时满足快速变化的客户期望。

近期动态

与Northwestern的合并待定

于2025年8月18日，我们与Northwestern及Merger Sub订立合并协议。见本年度报告10-K表格中合并财务报表附注的附注17，供进一步讨论即将进行的合并。

一大美丽法案法案

见本年度报告10-K表格中合并财务报表附注的附注15，供围绕OBBBA进行讨论。

贸易关税

过去几个月，通过总统行政命令颁布了贸易关税，影响了几个美国贸易伙伴出口的产品，其中一些贸易伙伴已征收报复性关税。虽然一些原定生效的关税被暂时中止，但广泛的关税仍然有效，并有可能被征收额外关税。我们目前无法预测最近征收的关税和未来可能征收的关税可能对我们的业务产生的影响。贸易关税迄今尚未对我们的运营财务业绩产生实质性影响。我们正在密切关注贸易关税的影响以及它们可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生的潜在影响。

业务部门最近的发展

电力公用事业

•

见注2本年度报告中关于Colorado Electric近期费率审查活动的10-K表格的合并财务报表附注。

•

2025年12月，Ready Wyoming项目全面建成并投入使用，现已将南达科他电力公司和怀俄明电力公司的输电系统互联互通。Ready Wyoming最初于2021年11月宣布，并于2023年底开始建设。随着美国西部电力市场的发展，该项目为客户提供了长期的价格稳定性和更大的灵活性。预计该项目还将促进怀俄明州的经济增长，扩大获得可再生资源的机会，并促进在风力和阳光丰富的资源区开展更多的可再生能源开发。

•

2025年，怀俄明电气在其LPCS关税下，来自现有数据中心客户微软和Meta的大负载需求持续增长。2024年7月，怀俄明电气宣布将与Meta合作，为其AI数据中心提供电力。Meta新的AI数据中心计划在2026年第一季度晚些时候从建设电力过渡到永久服务。我们还在积极与潜在的新数据中心客户进行谈判，这些客户将根据Wyoming Electric的LPCS关税以及通过对新传输和发电的战略投资来进一步发展我们的负载管道。

•

2025年，怀俄明电力公司创下了系统峰值需求的多项历史和冬季记录。最近的历史峰值379兆瓦是在2025年6月20日创下的，最近的冬季峰值375兆瓦是在2025年11月30日创下的。在2025年之前，此前的历史和冬季峰值为2024年1月11日创下的314兆瓦。

•

2025年3月28日，南达科他电力就LANGE II项目向WPSC提交CPCN，该项目于2025年6月获得批准。新设施于2025年第三季度开始建设，预计将于2026年第四季度投入使用。这些资源的增加将取代计划退役的发电设施，并支持更新的规划储备保证金要求。

•

2025年，Colorado Electric获得CPUC批准增加250兆瓦的新可再生发电资源，以支持其清洁能源计划，其中包括一个50兆瓦的公用事业拥有的电池存储项目和一个200兆瓦的太阳能PPA。11月3日，CPUC核准CPCN 50兆瓦电池储能项目。在2026年第一季度，Colorado Electric预计将执行200兆瓦太阳能PPA。

•

2024年，我们发布了第一个正式的WMP，概述了由基于资产的风险评估驱动的管理野火风险的三层方法，其中包括资产计划、完整性计划和运营响应。2025年6月30日，我们在所有三个电力公司建立了紧急PSPS计划，以促进客户安全并减轻野火风险。在建立紧急PSPS计划时，我们与野火专家和包括客户、社区和地方机构、监管机构和社区领导人在内的关键利益相关者进行了接触。

•

2025年3月6日，怀俄明州颁布了全面的野火责任缓解立法（HB0192），自2025年7月1日起生效。该立法为符合其委员会批准的野火缓解计划的公用事业提供了物质责任保护。2025年11月，我们向WPSC提交了WMP，预计将于2026年3月获得批准。

燃气公用事业

•

见注2本年度报告中关于阿肯色州天然气公司、爱荷华州天然气公司、堪萨斯州天然气公司和内布拉斯加州天然气公司最近费率审查活动的10-K表格的合并财务报表附注。

企业及其他

•

见附注8本年度报告10-K表格中的合并财务报表附注，以获取有关我们的企业循环信贷融资、2025年10月2日债务发行和ATM计划活动的信息。

经营成果

与2024年相比，我们对截至2025年12月31日止年度的讨论和分析包含在此。有关截至2024年12月31日止年度与2023年相比的讨论和分析，请参阅我们于2025年2月12日向SEC提交的截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告中第二部分“管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”的第7项。

除非另有说明，所有金额均按税前基准列报。由于四舍五入，可能会导致金额上的微小差异。

合并摘要和概览


	截至12月31日止年度，
	2025			2024			2025年与2024年的差异			2023			2024年与2023年的差异
	（百万，每股金额除外）
营业收入（亏损）：
电力公用事业	$	222.5		$	233.0		$	(10.5	)	$	248.8		$	(15.8	)
燃气公用事业		320.8			271.3			49.5			228.8			42.5
公司及其他（a）		(5.8	)		(1.2	)		(4.6	)		(4.9	)		3.7
营业收入		537.5			503.1			34.4			472.7			30.4

利息支出，净额		(200.1	)		(181.7	)		(18.4	)		(167.9	)		(13.8	)
其他收入（费用），净额		6.1			(1.4	)		7.5			(3.2	)		1.8
所得税（费用）		(43.7	)		(36.3	)		(7.4	)		(25.6	)		(10.7	)
净收入		299.8			283.7			16.1			276.0			7.7
归属于非控股权益的净利润		(8.2	)		(10.6	)		2.4			(13.8	)		3.2
可用于普通股的净收入	$	291.6		$	273.1		$	18.5		$	262.2		$	10.9

加权平均已发行普通股，稀释		73.2			69.9			3.3			67.1			2.8
普通股每股收益总额，稀释	$	3.98		$	3.91		$	0.07		$	3.91		$	(0.00	)

(a)

包括分部间抵销。

2025年与2024年相比

•

Electric Utilities的营业收入减少了1050万美元，这主要是由于运营费用增加、计划外发电中断、传输服务收入减少以及不利天气部分被新费率和骑手恢复所抵消；

•

Gas Utilities的营业收入增加了4950万美元，这主要是由于Arkansas Gas、Iowa Gas、Kansas Gas和Nebraska Gas费率审查推动的新费率和骑手复苏以及有利的天气部分被不利的零售客户使用和更高的运营费用所抵消；

•

公司和其他运营（亏损）增加了460万美元，这主要是由于与未决合并相关的成本被我们的Captive合并带来的一次性有利调整部分抵消；

•

净利息支出增加了1840万美元，原因是长期债务利率上升、CP计划借款增加以及利息收入减少部分被AFUDC债务增加所抵消；

•

其他收入，净增加750万美元，主要是由于在建工程余额推动AFUDC权益增加以及我们的自保公司的投资收入增加；

•

所得税（费用）增加740万美元，主要是由于更高的税前收入和更高的有效税率；和

•

归属于非控股权益的净利润减少了240万美元，原因是Black Hills Colorado IPP的净收入减少，这主要是由于计划外的发电中断。

分部经营业绩

非GAAP财务指标

以下讨论包括根据GAAP和“非GAAP财务指标”编制的财务信息，即电力和燃气公用事业利润率。通常，非GAAP财务计量是对公司财务业绩、财务状况或现金流量的数字计量，不包括（或包括）根据GAAP计算和列报的最直接可比计量中包含（或不包括）的金额。我们将电力和燃气公用事业利润率定义为营业收入减去燃料成本、购买的电力和销售的天然气成本。电力和燃气公用事业利润率是一项非公认会计准则财务指标，因为该指标排除了被确定为直接归属于创收活动的运营和维护费用、折旧和摊销费用以及所得税以外的税收。

我们认为，电力和燃气公用事业利润率为评估我们的分部经营业绩提供了有用的基础，因为我们的公用事业有监管机制，允许它们以当前费率将审慎发生的能源成本转嫁给客户。因此，管理层在评估我们经营部门的财务业绩时，在内部使用了电力和燃气公用事业利润率，因为这一衡量标准排除了这些能源成本变化引起的大部分收入波动。同样，电力燃气公用事业保证金的列报，意在补充投资者对经营业绩的理解。

我们的电力和燃气公用事业利润率衡量标准可能无法与其他公司的电力和燃气公用事业利润率衡量标准相比较。下表包括电力和燃气公用事业利润率与毛利率的对账，这是最直接可比的GAAP衡量标准：


	电力公用事业									燃气公用事业
	截至12月31日止年度，
	2025			2024			2023			2025			2024			2023
	（百万）
收入	$	942.8		$	876.1		$	865.0		$	1,382.8		$	1,269.4		$	1,484.2
燃料、外购电力及出售天然气成本		(259.6	)		(206.4	)		(200.1	)		(572.3	)		(524.3	)		(783.2	)
运营和维护（a）		(170.3	)		(156.5	)		(153.2	)		(170.6	)		(172.0	)		(174.0	)
折旧及摊销		(152.4	)		(145.3	)		(142.6	)		(131.4	)		(124.7	)		(113.9	)
所得税以外的税种		(37.1	)		(38.8	)		(37.3	)		(30.3	)		(28.4	)		(29.6	)
毛利率（GAAP）	$	323.4		$	329.1		$	331.8		$	478.2		$	420.0		$	383.5
运营和维护（a）		170.3			156.5			153.2			170.6			172.0			174.0
折旧及摊销		152.4			145.3			142.6			131.4			124.7			113.9
所得税以外的税种		37.1			38.8			37.3			30.3			28.4			29.6
电力和燃气公用事业利润率（非公认会计准则）	$	683.2		$	669.7		$	664.9		$	810.5		$	745.1		$	701.0

(a)

被视为直接归属于创收活动的运营和维护费用包括我们发电设施的工厂运营和维护费用、我们WRDC煤矿的运营和维护费用以及电力和燃气输配费用。这些金额包含在上表中，用于根据GAAP计算毛利率。这些金额不包括不直接归属于创收活动的运营和维护费用，截至2025年、2024年和2023年止年度，电力公用事业分别为1.009亿美元、9610万美元和8300万美元，截至2025年、2024年和2023年止年度，燃气公用事业分别为1.574亿美元、1.487亿美元和1.547亿美元。

电力公用事业

电力公用事业截至12月31日止年度的经营业绩如下：


	2025		2024		2025年与2024年的差异			2023		2024年与2023年的差异
	（百万）
总收入	$	942.8	$	876.1	$	66.7		$	865.0	$	11.1
燃料和购买的电力：		259.6		206.4		53.2			200.1		6.3
电力公用事业利润率（非美国通用会计准则）		683.2		669.7		13.5			664.9		4.8

运营和维护		271.2		252.6		18.6			236.2		16.4
折旧及摊销		152.4		145.3		7.1			142.6		2.7
所得税以外的税种		37.1		38.8		(1.7	)		37.3		1.5
		460.7		436.7		24.0			416.1		20.6

营业收入	$	222.5	$	233.0	$	(10.5	)	$	248.8	$	(15.8	)

2025年与2024年相比

•

电力公用事业利润率增加，原因是：


	（百万）
新利率和骑手恢复	$	25.0
零售客户增长和使用情况		1.9
传输服务		(5.9	)
天气		(2.7	)
系统外过剩能源销售		(1.8	)
其他		(3.0	)
	$	13.5

•

运营和维护费用增加的主要原因是外部服务费用增加了550万美元，与计划外发电中断相关的费用增加了480万美元，员工成本增加了370万美元，保险费增加了150万美元，这主要是由于超额负债保费增加。与2024年同期相比，其他不利的差异（其中没有一个单独显着）构成了差异的剩余部分。

•

折旧和摊销增加主要是由于资本支出推动资产基础增加。

•

所得税以外的税收与2024年相当。

经营统计


	收入						已售数量
	截至12月31日止年度，						截至12月31日止年度，
按客户类别	2025		2024		2023		2025		2024		2023
	（百万）						（单位：GWh）
零售收入-
住宅	$	248.2	$	234.8	$	224.5		1,461.5		1,471.9		1,438.5
商业		279.4		263.6		254.5		2,068.1		2,091.4		2,074.4
工业（a）		201.0		168.9		157.3		2,615.4		2,169.8		2,094.8
市政		17.8		17.0		17.5		142.1		147.1		150.9
其他零售		14.0		14.3		12.3		—		—		—
零售收入小计-电动		760.4		698.6		666.1		6,287.1		5,880.2		5,758.6
批发		21.7		26.8		34.2		483.0		589.4		699.7
市场-系统外销售		51.9		34.8		50.9		896.7		765.6		737.9
传输		45.2		52.2		47.1		—		—		—
其他（b）		63.6		63.7		66.7		—		—		—
总收入和销售数量	$	942.8	$	876.1	$	865.0		7,666.8		7,235.2		7,196.2
其他用途、损失或生成，净额（c）								476.8		390.3		463.5
总能量								8,143.6		7,625.5		7,659.7

(a)

与2024年相比，2025年工业收入和销售数量的增长主要是由怀俄明电力LPCS关税和BCIS关税客户推动的。

(b)

主要涉及Integrated Generation，inter-segment rent，and non-regulated services to our retail customers under the Service Guard Comfort Plan and Tech Services。

（c）

包括公司用途和线路损耗。


	收入						已售数量
	截至12月31日止年度，						截至12月31日止年度，
按业务单位	2025		2024		2023		2025		2024		2023
	（百万）						（单位：GWh）
科罗拉多电气	$	287.3	$	276.9	$	285.7		2,218.1		2,392.7		2,397.2
南达科他电力		341.6		322.0		321.1		2,683.2		2,556.5		2,554.3
怀俄明电气		270.0		234.3		212.2		2,676.8		2,190.1		2,124.1
集成生成		43.9		42.9		46.0		88.7		95.9		120.6
总收入和销售数量	$	942.8	$	876.1	$	865.0		7,666.8		7,235.2		7,196.2


	截至12月31日止年度，
按燃料类型产生和购买的数量	2025		2024		2023
	（单位：GWh）
生成：
煤炭（a）		2,075.0		2,478.3		2,683.4
天然气		2,389.4		2,239.1		2,021.4
风		602.9		660.2		678.5
产生的总数		5,067.3		5,377.6		5,383.3
已购买：
煤炭、天然气、柴油等市场采购		1,860.6		1,117.8		1,842.9
风能和太阳能		1,215.7		1,130.1		433.5
采购总额（b）		3,076.3		2,247.9		2,276.4

产生和购买的合计		8,143.6		7,625.5		7,659.7

(a)

与2024年相比，2025年煤炭发电量的下降主要是由Wygen III的非计划停电造成的。

(b)

与2024年相比，2025年的采购总额增加主要是由于怀俄明州电力LPCS关税和BCIS关税客户的需求增加以及Wygen III的计划外停电，如上文（a）中所述。


	截至12月31日止年度，
业务单位产生和购买的数量	2025		2024		2023
	（单位：GWh）
生成：
科罗拉多电气		742.4		865.0		653.9
南达科他电力		1,758.1		2,045.4		2,018.5
怀俄明电气		891.7		866.5		908.3
集成生成		1,675.1		1,600.7		1,802.5
产生的总数		5,067.3		5,377.6		5,383.2
已购买：
科罗拉多电气		350.3		447.4		588.2
南达科他电力		1,034.0		590.7		604.6
怀俄明电气		1,637.1		1,147.7		1,028.5
集成生成		54.9		62.1		55.2
购买总额		3,076.3		2,247.9		2,276.5

产生和购买的合计		8,143.6		7,625.5		7,659.7


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
学位天数	实际	与正常的差异	实际	与正常的差异	实际	与正常的差异
受热度天数：
科罗拉多电气	5,104	(1)%	4,926	(8)%	5,330	1%
南达科他电力	6,511	(7)%	6,311	(13)%	6,969	(4)%
怀俄明电气	6,378	(5)%	6,272	(10)%	6,783	(1)%
合并（a）	5,850	(4)%	5,676	(10)%	6,185	(1)%

冷却度天数：
科罗拉多电气	1,016	(13)%	1,269	11%	1,046	(10)%
南达科他电力	778	18%	913	49%	497	(21)%
怀俄明电气	337	(30)%	491	7%	329	(30)%
合并（a）	796	(7)%	989	20%	713	(15)%

(a)

学位天数是根据各州客户总数的加权平均数计算得出的。


	截至12月31日止年度，
按燃料类型分列的订约发电设施可用性（a）	2025	2024	2023
煤炭（b）	77.7%	89.8%	93.7%
天然气和柴油（b）	92.6%	92.9%	92.1%
风	82.5%	90.6%	92.5%
总可用性	86.9%	91.7%	92.6%

风电容量系数（a）	34.2%	36.7%	37.4%

(a)

可用性和风电容量系数是根据我们发电船队的容量使用加权平均计算得出的。

(b)

2025年包括Wygen III、Pueblo Airport Generation # 4-5和Busch Ranch I和II的计划外停电。2024年包括Wygen I和Pueblo Airport Generation # 4-5的计划外停电。

燃气公用事业

燃气公用事业截至12月31日止年度的经营业绩如下：


	2025		2024		2025年与2024年的差异		2023		2024年与2023年的差异
	（百万）
总收入	$	1,382.8	$	1,269.4	$	113.4	$	1,484.2	$	(214.8	)
天然气销售成本		572.3		524.3		48.0		783.2		(258.9	)
燃气公用事业利润率（非美国通用会计准则）		810.5		745.1		65.4		701.0		44.1

运营和维护		328.0		320.7		7.3		328.7		(8.0	)
折旧及摊销		131.4		124.7		6.7		113.9		10.8
所得税以外的税种		30.3		28.4		1.9		29.6		(1.2	)
		489.7		473.8		15.9		472.2		1.6

营业收入	$	320.8	$	271.3	$	49.5	$	228.8	$	42.5

2025年与2024年相比

•

燃气公用事业利润率增加，原因是：


	（百万）
新利率和骑手恢复	$	60.9
天气		10.9
运输和传输		3.3
零售客户增长		4.3
零售客户使用情况		(11.0	)
其他		(3.0	)
	$	65.4

•

运营和维护费用增加的主要原因是保险费增加了320万美元，主要是由于超额负债保费增加；由于客户账单增加导致坏账费用增加了130万美元，以及IT相关成本增加了130万美元。与2024年同期相比，其他不利的差异（其中没有一个单独显着）构成了差异的剩余部分。

•

折旧和摊销增加主要是由于资本支出推动资产基础增加。

•

所得税以外的税收与2024年相当。

经营统计


	收入						销售和运输数量
	截至12月31日止年度，						截至12月31日止年度，
按客户类别	2025		2024		2023		2025		2024		2023
	（百万						（百万Dth）
零售收入-
住宅	$	770.2	$	691.9	$	830.3		59.9		56.7		60.1
商业		292.9		266.3		337.3		29.4		28.4		29.4
工业		27.2		23.7		33.1		5.2		6.0		5.7
其他零售（a）		34.6		40.7		48.1		—		—		—
零售收入小计-燃气		1,124.9		1,022.6		1,248.8		94.5		91.1		95.2
交通运输		194.4		178.2		176.8		166.7		159.2		159.8
其他（b）		63.5		68.6		58.6		—		—		—
总收入和销售数量	$	1,382.8	$	1,269.4	$	1,484.2		261.2		250.3		255.0

(a)

包括Choice Gas计划下的Black Hills 美国能源服务收入。

(b)

包括Service Guard Comfort Plan、Tech Services和HomeServe下的跨部门租金和非监管服务。


	收入						销售和运输数量
	截至12月31日止年度，						截至12月31日止年度，
按业务单位	2025		2024		2023		2025		2024		2023
	（百万）						（百万Dth）
阿肯色州天然气公司	$	286.5	$	248.8	$	268.9		32.5		29.9		30.2
科罗拉多天然气		251.8		278.8		313.6		30.6		31.0		32.8
爱荷华州天然气公司		197.6		162.3		213.6		39.6		37.3		37.9
堪萨斯天然气		160.4		130.4		155.6		37.0		34.8		35.5
内布拉斯加州天然气公司		344.5		304.5		366.1		85.1		80.3		82.2
怀俄明州天然气公司		142.0		144.6		166.4		36.4		37.0		36.4
总收入和销售数量	$	1,382.8	$	1,269.4	$	1,484.2		261.2		250.3		255.0


	截至12月31日止年度，
	2025		2024		2023
受热度天数	实际	与正常的差异	实际	与正常的差异	实际	与正常的差异
阿肯色州天然气（a）	3,256	(9)%	2,998	(20)%	3,197	(17)%
科罗拉多天然气	5,416	(7)%	5,662	(7)%	5,916	(4)%
爱荷华州天然气公司	6,318	(1)%	5,543	(16)%	5,921	(12)%
堪萨斯天然气（a）	4,530	---	4,092	(12)%	4,387	(8)%
内布拉斯加州天然气（a）	5,630	(3)%	5,172	(13)%	5,579	(8)%
怀俄明州天然气公司	6,727	(7)%	6.641	(10)%	7,385	8%
合并（b）	5,802	(5)%	5.517	(11)%	6,006	(4)%

(a)

阿肯色州天然气公司和堪萨斯州天然气公司有天气正常化机制，可以减轻天气对天然气公用事业利润率的影响。内布拉斯加州天然气公司获得NPSC批准，可实施为期两年的天气正常化机制试点计划，该计划于2025年8月1日生效。

(b)

供暖度日是根据各州总客户的加权平均值计算得出的，不包括堪萨斯州天然气公司和内布拉斯加州天然气公司（2025年8月生效），因为它们的天气正常化机制。根据11月至4月生效的天气正常化机制，阿肯色州天然气被部分排除在外。

企业及其他

公司和其他包括某些未分配的费用，用于支持我们的经营部门的行政活动。企业和其他还包括我们的专属、不属于我们经营分部的业务发展活动，以及分部间抵销。

截至12月31日止年度的公司及其他经营业绩如下：


	2025			2024			2025年与2024年的差异			2023			2024年与2023年的差异
	（百万）
营业（亏损）	$	(5.8	)	$	(1.2	)	$	(4.6	)	$	(4.9	)	$	3.7

2025年与2024年相比

•

营业亏损增加的主要原因是与未决合并相关的990万美元成本被合并我们的Captive带来的一次性有利调整部分抵消。

合并利息支出、其他收入（支出）和所得税（支出）


	2025			2024			2025年与2024年的差异			2023			2024年与2023年的差异
	（百万）
利息支出，净额	$	(200.1	)	$	(181.7	)	$	(18.4	)	$	(167.9	)	$	(13.8	)
其他收入（费用），净额		6.1			(1.4	)		7.5			(3.2	)		1.8
所得税（费用）		(43.7	)		(36.3	)		(7.4	)		(25.6	)		(10.7	)

2025年与2024年相比

•

利息支出，净增加主要是由于长期债务利率上升、CP计划借款增加和利息收入减少，部分被与LANGE II和Ready Wyoming项目相关的在建工程余额推动的AFUDC债务增加所抵消；

•

其他收入，净增加是由于与Lange II和Ready Wyoming项目相关的在建工程余额推动AFUDC权益增加以及我们的自保公司的投资收入增加；

•

所得税（费用）增加主要是由于税前收入增加。2025年实际税率为12.7%，2024年为11.3%。较高的有效税率主要是由于与即将进行的合并相关的某些成本不可扣除，以及与维修成本相关的流转性税收优惠减少。见附注15本年度报告中合并财务报表附注的10-K表格，以获取更多详细信息。

流动性和资本资源

概览

我们公司需要大量现金来支持和发展我们的业务。我们的主要现金来源来自我们的经营活动、循环信贷融资、CP计划、ATM，以及在必要时通过债务和股本证券发行进入公共和私人资本市场的能力。这笔现金用于（其中包括）营运资金、资本支出、股息、养老金筹资、投资或收购资产和业务、支付债务义务，以及在需要或财务适当时赎回未偿还的债务和股本证券。

由于天然气消费量增加，我们在冬季供暖季的高峰月份、在天然气价格高企的时期，以及在施工季节（通常在春季和夏季达到高峰），都经历了大量的现金需求。

我们相信，我们的手头现金、经营现金流、现有借款能力以及完成新的债务和股权融资的能力，综合起来，提供了足够的资本资源来支持和发展我们的业务。

下表提供了我们截至12月31日的流动性和资本结构的信息摘要：


	2025			2024
	（百万美元）
现金及现金等价物	$	182.8		$	16.1
循环信贷安排和CP计划下的可用容量（a）		746.8			612.7
可用流动性	$	929.6		$	628.8

资本结构
短期债务	$	-		$	133.8
长期负债		4,701.1			4,250.2
总债务		4,701.1			4,384.0
股东权益合计（不含非控股权益）		3,823.6			3,501.5
总资本	$	8,524.7		$	7,885.5

债务资本化		55.1	%		55.6	%
长期债务与总债务之比		100.0	%		96.9	%

(a)

循环信贷融资和CP计划下的可用容量代表7.5亿美元的总借款能力减去未偿还借款和信用证。见附注8本年度报告中合并财务报表附注的10-K表格，以获取更多信息。

未来融资计划

我们计划通过使用经营活动产生的现金和各种融资选择来支持和发展我们的业务，这可能包括我们的循环信贷工具、我们的CP计划，以及根据我们的ATM计划或在二次发行中发行普通股。我们计划在到期日或之前为2027年1月到期的4亿美元、3.15%的高级无抵押票据进行再融资。此外，我们目前的货架注册声明将于2026年到期，我们希望提交一份新的货架注册声明来取代它。

现金流活动

以下表格汇总了我们截至12月31日止年度的现金流量：

经营活动：


	2025			2024			2025年与2024年的差异			2023			2024年与2023年的差异
	（百万）
净收入	$	299.8		$	283.7		$	16.1		$	276.0		$	7.7
净收入的非现金调整		372.1			350.5			21.6			313.5			37.0
收益总额		671.9			634.2			37.7			589.5			44.7
若干经营资产及负债变动：
材料、用品和燃料、应收账款和其他流动资产		(62.8	)		(12.5	)		(50.3	)		255.9			(268.4	)
应付账款和应计负债		24.0			28.8			(4.8	)		(109.9	)		138.7
监管资产		59.1			90.0			(30.9	)		236.8			(146.8	)
若干经营资产和负债变动净流入		20.3			106.3			(86.0	)		382.8			(276.5	)
其他经营活动		(18.8	)		(21.2	)		2.4			(27.9	)		6.7
经营活动所产生的现金净额	$	673.4		$	719.3		$	(45.9	)	$	944.4		$	(225.1	)

2025年与2024年相比

经营活动提供的现金净额减少4590万美元，原因是：

•

总收益（净收入加上非现金调整）增加了3770万美元，这主要是由于新的费率和骑手复苏、LPCS关税和BCIS关税客户的需求增加，部分被更高的运营费用和更高的净利息费用所抵消。

•

某些经营资产和负债变动净流入减少8600万美元，主要原因是：

现金流出增加约5030万美元，主要是由于商品价格波动导致储存库存中的天然气增加，导致应收账款和其他流动资产发生变化；

现金流入减少约480万美元，主要是由于商品价格波动、我们在爱荷华州的制气工厂场地的补救成本以及其他营运资金需求的变化导致的应付账款和其他流动负债的变化；和

现金流入减少约3090万美元，原因是我们的监管资产和负债发生变化，这主要是由于我们的冬季风暴Uri监管资产的回收率较低，因为我们大多数司法管辖区的回收现已完成。

•

其他经营活动产生的现金流出减少了240万美元。

投资活动：


	2025			2024			2025年与2024年的差异			2023			2024年与2023年的差异
	（百万）
资本支出	$	(819.8	)	$	(744.2	)	$	(75.6	)	$	(555.6	)	$	(188.6	)
其他投资活动		(8.4	)		(1.8	)		(6.6	)		18.9			(20.7	)
（用于）投资活动的现金净额	$	(828.2	)	$	(746.0	)	$	(82.2	)	$	(536.7	)	$	(209.3	)

2025年与2024年相比

投资活动使用的现金净额增加8220万美元，原因是：

•

资本支出的现金流出（已扣除对援助建筑的贡献）增加了7560万美元，这主要是由于Ready Wyoming和Lange II项目以及上一年收到的与为怀俄明州数据中心项目援助建筑的贡献相关的收入，部分被上一年Black Hills Energy Renewable Resources在爱荷华州迪比克的一个垃圾填埋场购买一个RNG生产设施的支出所抵消；和

•

其他投资活动的现金流出增加了660万美元，这主要是由于与Lange II和Ready Wyoming项目相关的在建工程余额导致AFUDC债务增加。

融资活动：


	2025			2024			2025年与2024年的差异			2023			2024年与2023年的差异
	（百万）
普通股支付的股息	$	(197.9	)	$	(182.3	)	$	(15.6	)	$	(168.1	)	$	(14.2	)
已发行普通股		219.2			181.4			37.8			118.3			63.1
短期和长期债务借款（偿还），净额		316.2			(16.2	)		332.4			(260.6	)		244.4
向非控股权益分派		(9.8	)		(17.4	)		7.6			(18.3	)		0.9
其他融资活动		(5.9	)		(8.4	)		2.5			(13.0	)		4.6
筹资活动提供（使用）的现金净额	$	321.8		$	(42.9	)	$	364.7		$	(341.7	)	$	298.8

2025年与2024年相比

筹资活动提供的现金净额增加3.647亿美元，这主要是由于：

•

现金流出增加1560万美元，原因是每股股息率提高和已发行普通股数量增加；

•

现金流入增加3780万美元，原因是普通股发行增加；

•

由于还款时间和借款活动，短期和长期债务（还款）借款变化带来的净流入增加了3.324亿美元。2025年10月发行4.5亿美元高级无抵押票据的收益用于偿还我们在2026年1月发行的3亿美元高级无抵押票据。2024年，2024年5月发行4.5亿美元高级无抵押票据的收益，连同我们现有融资下的可用现金和短期借款，用于在2024年8月偿还6亿美元高级无抵押票据；

•

对非控股权益的分配减少了760万美元，原因是Black Hills Colorado IPP的净收入减少，这主要是由于计划外的发电中断；和

•

其他筹资活动的现金流出减少了250万美元。

资本资源

上架登记声明

我们与SEC保持有效的货架登记声明，根据该声明，我们可能会不时发行数量不详的优先债务证券、次级债务证券、普通股、优先股、认股权证和其他证券。我们目前的货架登记声明将于2026年到期，我们希望提交新的货架登记声明来取代它。

短期债务

有关我们的循环信贷工具和CP计划的更多信息，请参阅本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注8。

长期负债

有关我们长期债务的信息，请参阅本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注8。

财务契约

循环信贷安排和怀俄明电力的融资协议包含契约要求。截至2025年12月31日，我们遵守了这些盟约。查看更多信息本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注8。

股权

有关股权的信息，请参见本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注8。

公用事业资金池

作为一家公用事业控股公司，我们被要求建立一个现金管理计划，以解决我们的公用事业公司与公司之间的借贷活动。我们建立了公用事业资金池协议，以满足这些要求。这些协议已在FERC和适当的州监管机构备案。根据公用事业资金池协议，我们的公用事业公司可以根据他们的选择，以基于市场的利率向公用事业资金池借入和提供短期贷款。虽然公用事业资金池可能从公司（作为最终母公司）借入资金，但资金池安排不允许我们的公用事业子公司向公司（作为最终母公司）或非监管关联公司提供贷款。

信用评级

为运营需求和资本支出需求融资，而不是由运营现金流来满足，取决于通过短期和长期融资获得的外部资金的成本和可用性。为了经营和发展我们的业务，我们需要始终如一地保持以优惠条件筹集资金的能力。资金的获取取决于一般经济和资本市场状况、监管授权和政策、公司信用评级、日常经营现金流以及交易对手的信用评级等因素。在评估了公司目前的经营业绩、流动性和信用评级后，管理层认为，对于具有可比信用评级的公司，公司将能够以现行市场利率进入资本市场。我们注意到，信用评级不是购买、出售或持有证券的建议，可能随时被指定评级机构修改或撤回。每个评级应独立于任何其他评级进行评估。

下表列示了截至本报告日BHC的信用等级及评级展望：


评级机构	高级无抵押评级	展望
标普（a）	BBB +	稳定
穆迪（b）	Baa2	稳定

(a)

2025年8月19日，标普确认我们的BBB +评级，展望维持稳定。

(b)

2025年8月19日，穆迪确认我们的Baa2评级，并维持稳定的展望。

下表列示南达科他电力公司截至本报告日期的信用评级：


评级机构	高级担保评级
标普（a）	A

(a)

2025年08月19日标普确认A评级。

资本要求

资本支出

资本支出是我们每年现金需求的很大一部分，我们继续预测未来五年将有一个稳健的资本支出计划。一个关键的战略重点是对我们的公用事业基础设施进行现代化改造和加固，以满足客户和社区的各种能源需求，并确保持续提供安全、可靠和具有成本效益的能源。此外，我们投资于我们系统的扩展、容量和完整性，以满足客户增长。我们的很大一部分资本支出已包含在公用事业费率基础中，并有资格在获得监管部门批准的情况下从我们的公用事业客户那里获得回收。这些资本支出还获得了我们经营所在司法管辖区的委员会授权的回报率。

为了满足电力客户对高可靠性的持续期望，这是公司的一项关键优势，我们的电力公用事业公司利用诚信计划来确保及时修复和更换老化的基础设施。

我们的燃气公用事业公司采用程序化方法进行全系统管道更换，特别是在高后果地区。在程序化方法下，过时、有风险和老式材料在主动和系统的时间框架内被替换。我们已将所有铸铁和锻铁从我们的天然气输送和分配系统中移除，并继续通过优先考虑客户安全和可靠性的计划来更换老化的基础设施。我们的燃气公用事业公司被授权在费率审查之间使用系统安全性、完整性和重置成本回收机制，这些机制提供客户费率调整，从而能够及时收回维修和更换燃气输送系统所产生的成本，并获得投资回报。

截至2025年12月31日，我们估计我们的5年资本投资约为47亿美元，其中大部分投资的目标是升级现有的公用事业基础设施、支持客户和社区增长需求以及遵守安全要求。我们的实际2025年和2026年至2030年未来五年的预测资本支出如下：


	实际（a）		预测（b）
按部门分列的资本支出（可能因四舍五入产生微小差异）	2025		2026		2027		2028		2029		2030
	（百万）
电力公用事业	$	481	$	471	$	367	$	455	$	356	$	391
燃气公用事业		397		396		455		507		591		552
企业及其他		11		39		22		21		22		25
合计	$	890	$	906	$	844	$	983	$	969	$	968

(a)

包括作为补充现金流量信息披露的不动产、厂房和设备的应计费用合并现金流量表在本年度报告10-K表格的合并财务报表中。资本支出在合并现金流量表中列示为扣除CIAC。

(b)

我们的部门正在评估项目的时间、成本和其他因素

我们按可报告分部划分的历史资本支出显示在本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注16。

偿还债务

无条件购买义务

我们有无条件的购买义务，其中包括与我们的购电协议、输电服务协议以及天然气容量、运输和储存协议相关的能源和容量成本。此外，我们的天然气公用事业公司承诺根据与各种远期天然气价格曲线挂钩的合同购买天然气的实物量。欲了解更多信息。见本年度报告10-K表格综合财务报表附注3。

普通股股息

2025年是我们连续第55年增加股息。2026年1月，我们的董事会宣布了每股0.703美元的季度股息，相当于每股2.812美元的年度股息。我们继续将股息支付率目标定为净收入的55%至65%。可靠且不断增加的股息是我们为股东创造长期价值战略的重要组成部分。根据合并协议，我们同意在合并未决期间，未经NorthWestern同意，我们不会将股息增加超过上一年股息金额的4%。

未来的现金股息，如果有的话，将取决于我们的经营业绩、财务状况、现金流、再投资机会和其他因素，并将由我们的董事会评估和批准。

此外，还有一些法定限制可能会影响未来支付的现金股息。联邦法律对控股公司结构内的公用事业公司宣布股息的能力进行了限制。具体地说，根据《联邦权力法案》，公用事业公司不得从资本账户中适当包含的任何资金中支付股息。公用事业子公司的股息可能会受到国家监管委员会或债券契约契约的直接或间接限制。查看更多信息本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注8。

下表提供了我们截至12月31日止三年的已支付股息、派息率及每股已支付股息：


	2025			2024			2023
	（分红百万）
支付的普通股股息	$	197.9		$	182.3		$	168.1
股利支付率		68	%		66	%		64	%
每股股息	$	2.70		$	2.60		$	2.50

固定福利养老金计划

我们有一个固定收益养老金计划，Black Hills Retirement Plan（养老金计划）。养老金计划的无资金状态定义为预计福利义务超过计划资产的金额。截至2025年12月31日，养老金计划的无资金状态为4220万美元，而截至2024年12月31日为4140万美元。更多信息请参见本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注13。

抵押品要求

我们的公用事业公司维持电力和天然气采购和销售的批发商品合同，这些合同具有履约保证条款，允许交易对手在特定条件下要求抵押过账，包括由于我们的财务状况恶化或不履约而在合理基础上提出要求时。我们的信用评级大幅下调，例如下调至低于投资级别的水平，可能会导致交易对手根据此类充分的保证条款要求提供抵押品。我们在未来任何时点可能被要求提供的信用支持金额取决于初始交易金额、市场价格变化、未平仓合约以及交易对手所欠或欠交易对手的金额。截至2025年12月31日，我们有足够的流动性来支付这些合同下可能要求过账的抵押品。我们被要求在2025年12月31日发布的现金抵押品并不重要。见本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注9。

担保

我们提供各种担保，代表表外承诺，在特定协议或交易下支持我们的某些子公司。有关这些保障的更多信息，请参见本年度报告10-K表格综合财务报表附注3。

关键会计估计

我们按照公认会计原则编制合并财务报表。在许多情况下，特定交易的会计处理由GAAP具体规定，在应用中不需要管理层的判断。在从可用的GAAP替代方案中进行选择时，也有一些领域需要管理层的判断。我们被要求根据现有信息作出我们认为合理的某些估计、判断和假设。我们继续密切监测宏观经济环境和对我们关键会计估计的相关影响，包括但不限于客户应收款项的可收回性、监管资产的可收回性、商誉和长期资产的减值风险以及或有负债。这些估计和假设影响财务报表日期的资产和负债的呈报金额以及呈报期间的收入和支出的呈报金额。实际结果可能与我们的估计不同，如果这些估计、判断或假设与实际结果之间存在重大差异，我们的财务报表将受到影响。我们认为，以下会计估计对于理解和评估我们报告的财务业绩最为关键。我们已与我们的审计委员会审查了这些重要的会计估计和相关披露。

以下关于我们关键会计估计的讨论应结合阅读注1，“业务说明和重要会计政策”，载于本年度报告表格10-K的综合财务报表附注。

监管

我们受监管的电力和天然气公用事业受到联邦和州公用事业委员会的服务成本监管和收益监督。这种监管处理并不能为实现理想的收益水平提供任何保证。我们的零售电力和燃气公用事业费率由相关国家监管委员会根据对我们成本的分析逐州监管，并在监管程序中审查和批准。我们被允许收取的费率可能会或可能不会与我们在任何特定时间的相关成本和允许的投资资本回报率相匹配。

在某种程度上，我们的每个电力和燃气公用事业公司都被允许在基准费率审查之外收回某些成本（例如增加的燃料和购买的电力成本）。如果我们能够将这些费用转嫁给我们的客户，并且一个州监管委员会随后确定这些费用不应该由客户支付，我们可能会被要求退还这些费用。

截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们的监管资产总额分别为3.947亿美元和4.277亿美元，监管负债总额分别为5.882亿美元和5.687亿美元。见本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注2，以获取更多信息。

商誉

我们每年或在发生表明资产可能发生减值的事件或情况变化时进行商誉减值测试。我们的年度商誉减值测试日期截至10月1日，这与我们的财务规划流程一致。

测试商誉减值的会计准则要求应用定性或定量评估来分析商誉是否发生减值。商誉在报告单位层面进行减值测试。在定性或定量评估下，报告单位的估计公允价值与其账面值（包括商誉）进行比较。如果账面值超过公允价值，则将确认减值损失，金额等于该超出部分，仅限于分配给该报告单位的商誉金额。

商誉减值测试的应用需要判断，包括报告单位的识别和报告单位公允价值的确定。我们已确定，商誉减值测试的报告单位是我们的经营分部，或经营分部的组成部分，构成可获得离散财务信息的业务。我们结合使用收益法（基于贴现未来现金流估计公允价值）和市场法（基于公用事业和能源行业内的市场可比性估计公允价值）来估计我们报告单位的公允价值。这些估值需要作出重大判断，包括但不限于：1）对未来现金流量的估计，基于我们内部的五年业务计划，并根据我们对市场参与者假设的看法进行了适当调整，长期现金流量使用终值计算进行估计；2）对我们业务的长期增长率的估计；3）确定适当的加权平均资本成本或贴现率；以及4）利用市场信息，例如来自可比较同行公司的财务估计以及公用事业和能源行业内可比资产的近期销售交易。根据报告单位的不同，在截至2025年10月1日进行的商誉减值测试中使用了6.7%至7.2%的加权平均资本成本和1.75%的长期增长率预测。尽管1.75%被用于长期增长率预测，但随着计划通过骑手机制和费率审查收回资本投资，短期预测增长率更高。在市场法下，我们使用各报告单位的比较同行公司的企业价值与EBITDA的倍数估计公允价值。这些倍数应用于每个报告单位的经营数据，以得出公允价值的指示。此外，我们在利用同业倍数计算公允价值时加入了合理的控制权溢价，估计为市场参与者在有序交易中的出售中将获得的溢价。

我们在减值评估中使用的估计和假设是基于可获得的市场信息，我们认为它们是合理的。然而，任何假设的差异都可能导致公允价值的计算和是否表明减值的确定存在重大差异。

截至2025年、2024年及2023年12月31日止年度，并无录得减值亏损。于2025年12月31日，公允价值超过所有报告单位的账面价值。

见项目1a-风险因素和本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注1，以获取更多信息。

所得税

公司及其子公司提交合并联邦所得税申报表。每个实体记录所得税，就好像它是联邦和州所得税目的的单独纳税人一样，合并调整是根据公司对应税收入或损失的单独计算分配给子公司的。

公司采用资产负债法核算所得税。在资产负债法下，递延所得税按现行制定的所得税税率确认，以反映资产和负债的财务和计税基础之间的暂时性差异以及经营亏损和税收抵免结转的税收影响。这些暂时性差异是所得税法中要求或允许某些项目在不同期间在所得税申报表中报告而不是在财务报表中报告的规定的结果。

在评估递延税项资产变现时，管理层考虑递延税项资产的部分或全部变现的可能性是否更大，并按要求提供任何必要的估值备抵。如果我们确定我们将无法在未来实现全部或部分递延所得税资产，将在作出此类确定的期间对递延所得税资产进行调整。这些调整可能会增加或减少收益。尽管我们认为我们的假设、判断和估计是合理的，但税法的变化或我们对税法的解释以及当前和任何未来税务审计的解决可能会对我们合并财务报表中的所得税拨备金额产生重大影响。

见本年度报告中合并财务报表附注10-K表格的附注15，以获取更多信息。

项目7a。关于市场风险的定量和定性披露

我们在受监管和非监管能源行业的活动使我们在业务的正常运营中面临多项风险。根据活动的不同，我们面临不同程度的市场风险和信用风险。

市场风险是指由于市场价格、费率或供应量的不利变化而可能发生的潜在损失。我们暴露但不限于以下市场风险：

•

与我们的零售天然气服务、电力批发营销活动以及我们的几项燃气发电资产的燃料采购相关的商品价格风险。由于天气、野火、地缘政治事件、流行病、市场投机、经济衰退、通货膨胀、管道限制等不可预测的因素，可能会出现市场波动，这些因素可能会影响天然气和电力能源的供需；以及

•

与未来债务相关的利率风险，包括在资本市场极端波动时期获得流动性的机会减少。

信用风险与交易对手不履行合同义务导致的财务损失有关。

为了管理和减轻这些已识别的风险，我们采用了Black Hills Corporation风险政策和程序。Black Hills Corporation风险政策和程序已获得我们的执行风险委员会的批准。这些政策涉及许多事项，包括治理、控制基础设施、授权商品和交易工具、禁止活动和员工行为。我们向董事会审计委员会报告与风险政策和程序有关的重大问题或关切事项。包括高级主管在内的执行风险委员会至少每季度召开一次会议，并在必要时召开会议，以审查我们的业务和信贷活动，并确保这些活动在授权政策范围内进行。

商品价格风险

电力和燃气公用事业

我们的公用事业公司有各种条款，允许他们将谨慎产生的能源成本转嫁给客户。如果能源价格高于或低于我们当前计费费率中的金额，则会定期进行调整，以反映计费金额，以匹配我们产生的实际能源成本。在科罗拉多州、南达科他州和怀俄明州，我们有ECA或PCA条款，当能源成本高于或低于我们关税中包含的成本时，我们会调整电费。在阿肯色州、科罗拉多州、爱荷华州、堪萨斯州、内布拉斯加州和怀俄明州，我们有GCA条款，当我们的天然气成本高于或低于我们关税中包含的能源成本时，我们会调整天然气价格。这些调整将接受国家监管委员会的定期审慎审查。如果国家监管委员会决定停止这些基于关税的调整机制，或者在这些机制下复苏的时间出现延迟，我们可能会更多地暴露于大宗商品价格风险。

我们的公用事业公司的运营，包括我们的燃气公用事业公司销售的天然气和我们的电力公用事业公司的发电厂或我们的电力公用事业公司必须提供发电燃料（收费协议）的购电协议下的那些工厂使用的天然气，使我们的公用事业客户面临天然气价格波动的风险。因此，根据国家监管委员会的允许或要求，我们利用天然气期货、期权、场外掉期和基差掉期进入了委员会批准的对冲计划，以减少客户对这些波动的潜在风险敞口。

对于我们受监管的公用事业公司的对冲计划，未实现和已实现的收益和损失，以及这些交易的期权费和佣金，根据州公用事业委员会的指导方针，在随附的综合资产负债表中记录为监管资产或监管负债。当通过我们的费率收回相关成本时，对冲活动在综合损益表中确认。查看更多信息本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注9。

批发电力

存在潜在风险，即我们的批发电力销售可能超过我们目前的发电能力，这可能是由于计划外的工厂停电或意外的负荷需求引起的。为了管理这种风险，我们将系统外批发销售限制在我们预期的发电能力和购买的电力资源超过我们预期的负荷要求加上所需的备用保证金的数量。

黑山美国能源服务

通过我们不受监管的天然气商品供应商，我们通过管理商品价格风险，以具有竞争力的价格在内布拉斯加州和怀俄明州买卖天然气。由于这些活动，我们业务的这一领域面临与天然气市场价格变化相关的风险。我们使用场外和交易所交易期权和与交易对手的掉期交易来管理我们对此类风险的敞口，以预期预测的买卖。我们的场外掉期交易的一部分已被指定为现金流对冲，以减轻与向我们的Choice Gas Program客户供应天然气的固定价格远期合同相关的商品价格风险。这些指定衍生工具的收益或损失在随附的综合资产负债表中以AOCI报告，并在基础被套期项目在收益中确认的同一时期重新分类为收益。

在2025年12月31日和2024年12月31日，我们的衍生工具的市场价格变动10%不会对税前收入、我们的衍生资产和负债的公允价值或OCI产生重大影响。

查看更多商品风险和衍生信息in本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注9。

利率风险

截至2025年12月31日，我们99.8%的债务为固定利率债务，这限制了我们对可变利率波动的敞口。假设我们浮动利率债务的基准利率上调100个基点，将不会分别对截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度的税前利息支出产生重大影响。见关于短期和长期浮动利率借款项下未偿现金金额的进一步信息的附注8。

我们面临与我们的养老金和退休后福利义务相关的利率风险。利率变化会影响与这些福利计划相关的负债以及为这些计划确认的收入或费用金额。计划资产价值下降可能会降低养老金计划的资金状况，并可能增加向这些计划提供现金供款的要求。查看更多信息本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注13。

信用风险

我们采用了Black Hills Corporation信用政策，该政策建立了指导方针、控制措施和限额，以在董事会制定的风险承受能力范围内管理和降低信用风险。我们试图通过主要与高信用质量实体开展业务、设定与交易对手财务实力相称的期限和信用额度、获得总净额结算协议以及通过父母担保、现金抵押要求、信用证和其他担保协议减轻与信用较差的交易对手的信用风险来减轻我们的信用风险。

我们对客户进行定期信用评估，并根据付款历史和客户当前的信誉调整信用额度，这是通过审查其当前信用信息确定的。我们根据历史经验、当前市场状况的变化、预期损失以及识别出的任何特定客户收款问题，维持预计信用损失的拨备。

在Notes中查看更多信息 1和本年度报告10-K表格中合并财务报表附注的9。

项目8。

财务报表和补充数据

管理层关于财务报告内部控制的报告

我们负责根据经修订的1934年《证券交易法》，建立和维护规则13a-15（f）和15d-15（f）中定义的对财务报告的充分内部控制。我们对财务报告的内部控制是一个旨在为财务报告的可靠性和根据公认会计原则为外部目的编制财务报表提供合理保证的过程。

所有的内部控制制度，无论设计得多么好，都有先天的局限性。因此，即使那些被确定为有效的制度，也只能在财务报表编制和列报方面提供合理的保证。财务报告内部控制由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错报。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。

在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，我们根据Treadway委员会发起组织委员会“COSO”发布的《内部控制-综合框架（2013）》中规定的标准，对截至2025年12月31日的财务报告内部控制的有效性进行了评估。这一评估包括审查控制的文件、评估控制的设计有效性、测试控制的运行有效性以及对这一评估的结论。根据我们的评估，我们得出结论，截至2025年12月31日，我们对财务报告的内部控制是有效的。

独立注册会计师事务所德勤会计师事务所（Deloitte & Touche LLP）作为Black Hills Corporation财务报表的审计机构，已就截至2025年12月31日Black Hills Corporation财务报告内部控制的有效性出具了鉴证报告。Deloitte & Touche LLP关于Black Hills Corporation财务报告内部控制的报告包含在此。

Black Hills Corporation

独立注册会计师事务所报告

向Black Hills Corporation的股东和董事会

对财务报表的意见

我们审计了随附的Black Hills Corporation及子公司（“公司”）截至2025年12月31日和2024年12月31日的合并资产负债表、截至2025年12月31日止三个年度各年度的相关合并利润表、综合收益表、股东权益表、现金流量表及相关附注（统称“财务报表”）。我们认为，财务报表按照美国普遍接受的会计原则，在所有重大方面公允反映了公司截至2025年12月31日和2024年12月31日的财务状况，以及截至2025年12月31日止三年期间每年的经营业绩和现金流量。

我们还根据美国公众公司会计监督委员会（PCAOB）的标准，根据Treadway委员会发起组织委员会发布的《内部控制——综合框架（2013）》中确立的标准以及我们2026年2月11日的报告，对公司截至2025年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，对公司财务报告内部控制发表了无保留意见。

意见依据

这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是在我们审计的基础上对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求对公司具有独立性。

我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计以就财务报表是否不存在重大错报获取合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行程序以评估财务报表的重大错报风险，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查有关财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估财务报表的总体列报方式。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。

关键审计事项

下文通报的关键审计事项是对财务报表的当期审计产生的事项，已传达或要求传达给审计委员会，并且（1）涉及对财务报表具有重要意义的账目或披露，以及（2）涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下文的关键审计事项，就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。

监管会计–费率监管对财务报表的影响–参见财务报表附注1和2

关键审计事项说明

公司受州和联邦公用事业委员会（统称“委员会”）的服务成本监管和收益监督，这些委员会对公司在科罗拉多州、蒙大拿州、南达科他州和怀俄明州的电费以及在阿肯色州、科罗拉多州、爱荷华州、堪萨斯州、内布拉斯加州和怀俄明州的天然气费率拥有管辖权。管理层已确定其符合美利坚合众国普遍接受的会计原则要求，采用专门规则编制财务报表，以说明基于成本的费率监管的影响。对费率监管的经济性进行会计处理会影响多个财务报表项目和披露，例如物业、厂房和设备；监管资产和负债；收入；运营费用；以及所得税优惠（费用）。

费率由相关的州监管委员会根据对公司成本的分析，在监管程序中审查和批准，在各州的基础上进行监管。费率监管以完全收回审慎发生的成本和合理的投入资本收益率为前提。各委员会未来将做出的决定将影响受监管业务的会计核算，包括有关费率中包含的允许成本金额和投资资本回报率以及可能需要的任何退款的决定。尽管公司已表示其监管资产很可能在当前费率或未来程序中收回，但存在风险，即委员会不会判断所有成本已审慎发生，或者确定费率的费率监管过程不会总是导致产生完全收回成本和合理的投资资本回报的费率。

由于管理层为支持其关于受影响账户余额和披露的断言而做出的重大判断，以及在评估未来监管命令对财务报表的影响时涉及的高度主观性，我们将费率监管的影响确定为关键审计事项。管理层的判断包括评估（1）收回已发生成本的未来费率的可能性，以及（2）向客户提供退款或未来费率降低。鉴于委员会未来决定的不确定性，审计这些判断需要掌握费率监管会计和费率制定过程的专业知识，因为其固有的复杂性。

审计中如何应对关键审计事项

我们与各委员会未来决定的不确定性相关的审计程序包括以下内容，其中包括：

•

我们测试了管理层对以下可能性的评估的控制有效性：（1）作为物业、厂房和设备发生并作为监管资产递延的成本的未来费率的回收，以及（2）应作为监管负债报告的费率的退款或未来降低。我们测试了管理层对初始确认为不动产、厂房和设备的金额；监管资产或负债；以及对可能影响未来费率收回成本的可能性或未来费率降低的监管发展的监控和评估的有效性。

•

我们酌情阅读了各委员会发布的相关监管命令、公司提交的文件以及其他可公开获得的信息，以根据委员会在类似情况下处理类似成本的优先顺序，评估未来费率恢复或未来费率降低的可能性。我们对外部信息进行了评估，并将其与公司记录的监管资产和负债余额进行了比较，以确保完整性以及任何可能与管理层的断言相矛盾的证据。

•

我们获得并评估了管理层关于监管资产的回收概率或监管命令中尚未处理的监管负债的退款或未来降低费率（如适用）的分析，以评估管理层关于金额很可能回收或未来降低费率的断言。

•

我们检查了董事会会议记录，以确定任何可能与管理层关于追回或退款概率的断言相矛盾的证据。我们还询问了管理层有关本年度利率申报和新的监管资产或负债的情况。

•

我们评估了公司与费率监管影响相关的披露，包括记录的余额和监管发展。

/s/DELOITTE & TOUCHE LLP

明尼苏达州明尼阿波利斯

2026年2月11日

我们自2002年起担任公司的核数师。

独立注册会计师事务所报告

向Black Hills Corporation的股东和董事会

关于财务报告内部控制的意见

我们根据Treadway委员会（COSO）发起组织委员会发布的《内部控制—集成框架（2013）》中确立的标准，对截至2025年12月31日Black Hills Corporation及子公司（“公司”）的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，根据COSOO发布的《内部控制——综合框架（2013）》中确立的标准，截至2025年12月31日，公司在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制。

我们亦已根据美国公众公司会计监督委员会（PCAOB）的标准，对公司截至2025年12月31日止年度的合并财务报表及我们日期为2026年2月11日的报告进行审计，对该等财务报表发表无保留意见。

意见依据

公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的管理层财务报告内部控制报告中。我们的责任是在我们审计的基础上，对公司财务报告内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求对公司具有独立性。

我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以就是否在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制获得合理保证。我们的审计包括了解财务报告内部控制，评估存在重大缺陷的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运行有效性，以及在当时情况下执行我们认为必要的其他程序。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。

财务报告内部控制的定义和局限性

公司对财务报告的内部控制是旨在根据公认会计原则为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的过程。公司对财务报告的内部控制包括：（1）与维护记录有关的政策和程序，这些记录以合理的细节准确和公平地反映公司资产的交易和处置；（2）提供合理保证，交易记录是必要的，以允许按照公认会计原则编制财务报表，并且公司的收支仅根据公司管理层和董事的授权进行；（3）就防止或及时发现未经授权的获取、使用、或处置可能对财务报表产生重大影响的公司资产。

财务报告内部控制由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错报。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。

/s/DELOITTE & TOUCHE LLP

明尼苏达州明尼阿波利斯

2026年2月11日

Black Hills Corporation

合并损益表


	2025年12月31日			2024年12月31日			2023年12月31日
	（百万，每股金额除外）
收入	$	2,310.0		$	2,127.7		$	2,331.3

营业费用：
燃料、外购电力及出售天然气成本		831.5			730.3			982.9
运营和维护		589.8			557.0			552.0
折旧及摊销		283.8			270.1			256.8
所得税以外的税种		67.4			67.2			66.9
总营业费用		1,772.5			1,624.6			1,858.6

营业收入		537.5			503.1			472.7

其他收入（费用）：
扣除资本化金额后产生的利息费用		(206.9	)		(195.2	)		(180.0	)
利息收入		6.8			13.5			12.1
其他收入（费用），净额		6.1			(1.4	)		(3.2	)
其他收入总额（费用）		(194.0	)		(183.1	)		(171.1	)
所得税前收入		343.5			320.0			301.6
所得税（费用）		(43.7	)		(36.3	)		(25.6	)
净收入		299.8			283.7			276.0
归属于非控股权益的净利润		(8.2	)		(10.6	)		(13.8	)
可用于普通股的净收入		291.6		$	273.1		$	262.2

普通股每股收益：
每股收益，基本		3.99			3.91		$	3.91
每股收益，摊薄		3.98			3.91		$	3.91

加权平均已发行普通股：
基本		73.0			69.8			67.0
摊薄		73.2			69.9			67.1

伴随的合并财务报表附注是这些合并财务报表的组成部分。

Black Hills Corporation

综合收益表


	年终
	2025年12月31日			2024年12月31日			2023年12月31日
	（百万）
净收入	$	299.8		$	283.7		$	276.0

其他综合收益（亏损），税后净额：
福利计划负债调整-净收益（损失）（税后净额分别为0美元、（0.2）美元和0美元）		—			0.8			(0.3	)
福利计划负债的重新分类调整-净损失（税后净额分别为0.2美元、（0.1）美元和0美元）		(0.6	)		0.1			0.2
指定为现金流量套期的衍生工具：
已结算/摊销利率掉期净已实现（收益）损失的重新分类（税后净额分别为（0.7）美元、（0.6）美元和（0.7）美元）		2.2			2.3			2.2
商品衍生品的未实现净收益（亏损）（扣税后分别为0.7美元、0.1美元和1.1美元）		(2.7	)		(0.5	)		(3.6	)
已结算商品衍生品已实现（收益）净损失的重新分类（分别为（0.2）美元、（0.8）美元和（0.7）美元的税后净额）		0.8			2.7			2.3
其他综合收益（亏损），税后净额		(0.3	)		5.4			0.8

综合收益		299.5			289.1			276.8
减：归属于非控股权益的全面收益		(8.2	)		(10.6	)		(13.8	)
可用于普通股的综合收益	$	291.3		$	278.5		$	263.0

见有关综合收益的额外披露的附注11。

伴随的合并财务报表附注是这些合并财务报表的组成部分。

Black Hills Corporation

合并资产负债表


	截至
	2025年12月31日			2024年12月31日
	（百万）
物业、厂房及设备
当前资产：
现金及现金等价物	$	182.8		$	16.1
受限制现金及等价物		7.6			7.3
应收账款，净额		389.0			351.2
材料、用品和燃料		172.4			153.9
应收所得税，净额		23.3			19.8
监管资产、当前		139.7			154.8
其他流动资产		81.1			39.2
流动资产总额		995.9			742.3

物业、厂房及设备		10,344.9			9,566.5
减去累计折旧和损耗		(2,110.7	)		(1,936.6	)
不动产、厂房和设备共计，净额		8,234.2			7,629.9

其他资产：
商誉		1,299.5			1,299.5
无形资产，净值		6.4			7.6
监管资产、非流动		255.0			272.9
其他资产，非流动		78.8			70.4
其他资产合计，非流动		1,639.7			1,650.4

总资产	$	10,869.8		$	10,022.6

伴随的合并财务报表附注是这些合并财务报表的组成部分。

Black Hills Corporation

合并资产负债表

（续）


	截至
	2025年12月31日			2024年12月31日
	（单位：百万，股份金额除外）
负债和权益
流动负债：
应付账款	$	311.7		$	229.1
应计负债		322.6			302.2
衍生负债，流动		5.8			4.2
监管负债，流动		99.9			94.1
应付票据		—			133.8
流动负债合计		740.0			763.4

长期债务，扣除当期到期		4,701.1			4,250.2

递延贷项和其他负债：
递延所得税负债，净额		697.9			625.1
监管负债，非流动		488.3			474.6
福利计划负债		123.4			122.9
其他递延贷项和其他负债		213.4			201.2
递延贷项和其他负债合计		1,523.0			1,423.8

承诺、或有事项及担保（注3）

股权：
股东权益-
普通股面值1.00美元；授权100,000，000股；已发行：分别为75,520，234股和71,676，756股		75.5			71.7
额外实收资本		2,417.5			2,193.4
留存收益		1,342.9			1,249.1
按成本计算的库存股票-分别为43,167和56,608		(2.6	)		(3.3	)
累计其他综合收益（亏损）		(9.7	)		(9.4	)
股东权益合计		3,823.6			3,501.5
非控股权益		82.1			83.7
总股本		3,905.7			3,585.2

负债总额和权益总额	$	10,869.8		$	10,022.6

伴随的合并财务报表附注是这些合并财务报表的组成部分。

Black Hills Corporation

合并现金流量表


年终	2025年12月31日			2024年12月31日			2023年12月31日
	（百万）
经营活动：
净收入	$	299.8		$	283.7		$	276.0
调整以使经营活动产生的净收入与净现金保持一致：
折旧及摊销		283.8			270.1			256.8
递延融资成本摊销		9.7			10.7			10.1
股票补偿		11.8			10.6			7.0
递延所得税		54.3			52.0			25.4
员工福利计划		11.6			11.2			11.5
其他调整，净额		0.9			(4.1	)		2.7
若干经营资产及负债变动：
材料、用品和燃料		(17.8	)		13.2			51.4
应收账款和其他流动资产		(45.0	)		(25.7	)		204.5
应付账款和其他流动负债		24.0			28.8			(109.9	)
监管资产		59.1			90.0			236.8
其他经营活动，净额		(18.8	)		(21.2	)		(27.9	)
经营活动所产生的现金净额		673.4			719.3			944.4

投资活动：
物业、厂房及设备增加		(819.8	)		(744.2	)		(555.6	)
其他投资活动		(8.4	)		(1.8	)		18.9
（用于）投资活动的现金净额		(828.2	)		(746.0	)		(536.7	)

融资活动：
普通股支付的股息		(197.9	)		(182.3	)		(168.1	)
已发行普通股		219.2			181.4			118.3
循环信贷融资和CP计划的净借款（付款）		(133.8	)		133.8			(535.6	)
长期债务-发行		450.0			450.0			800.0
长期债务-偿还		—			(600.0	)		(525.0	)
向非控股权益分派		(9.8	)		(17.4	)		(18.3	)
其他融资活动		(5.9	)		(8.4	)		(13.0	)
筹资活动提供（使用）的现金净额		321.8			(42.9	)		(341.7	)

现金、受限制现金和现金等价物净变动		167.0			(69.6	)		66.0

年初现金、受限制现金及现金等价物		23.4			93.0			27.0
现金、受限制现金及现金等价物年底	$	190.4		$	23.4		$	93.0

补充现金流信息：
期间收到的现金（已付）：
利息（扣除资本化金额）	$	(196.4	)	$	(174.4	)	$	(157.3	)
扣除已转让税收抵免的所得税（附注15）	$	8.8		$	14.4		$	(1.0	)
非现金投融资活动：
12月31日应计物业、厂房及设备采购	$	118.8		$	80.2		$	52.4
与资产报废义务相关的资本化资产增加（减少）额	$	(0.3	)	$	0.4		$	3.8

伴随的合并财务报表附注是这些合并财务报表的组成部分。

Black Hills Corporation

合并权益报表


	普通股				库存股票
	股份		价值		股份			价值			额外支付的资本			留存收益			AOCI			非控股权益			合计
	（单位：百万，股份金额除外）
2022年12月31日余额		66,140,396	$	66.1		36,726		$	(2.4	)	$	1,882.7		$	1,064.1		$	(15.6	)	$	95.0		$	3,089.9
净收入		—		—		—			—			—			262.2			—			13.8			276.0
其他综合收益，税后净额		—		—		—			—			—			—			0.8			—			0.8
普通股股息（每股2.50美元）		—		—		—			—			—			(168.1	)		—			—			(168.1	)
股份补偿		93,257		0.1		31,347			(1.7	)		8.8			—			—			—			7.2
发行普通股		2,031,389		2.1		—			—			117.9			—			—			—			120.0
发行费用		—		—		—			—			(1.7	)		—			—			—			(1.7	)
向非控股权益分派		—		—		—			—			—			—			—			(18.3	)		(18.3	)
2023年12月31日余额		68,265,042	$	68.3		68,073		$	(4.1	)	$	2,007.7		$	1,158.2		$	(14.8	)	$	90.5		$	3,305.8
净收入		—		—		—			—			—			273.1			—			10.6			283.7
其他综合收益，税后净额		—		—		—			—			—			—			5.4			—			5.4
普通股股息（每股2.60美元）		—		—		—			—			—			(182.3	)		—			—			(182.3	)
股份补偿		113,824		0.1		(11,465	)		0.8			7.6			0.1			—			—			8.6
发行普通股		3,297,890		3.3		—			—			180.1			—			—			—			183.4
发行费用		—		—		—			—			(2.0	)		—			—			—			(2.0	)
向非控股权益分派		—		—		—			—			—			—			—			(17.4	)		(17.4	)
2024年12月31日余额		71,676,756	$	71.7		56,608		$	(3.3	)	$	2,193.4		$	1,249.1		$	(9.4	)	$	83.7		$	3,585.2
净收入		—		—		—			—			—			291.6			—			8.2			299.8
其他综合收益，税后净额		—		—		—			—			—			—			(0.3	)		—			(0.3	)
普通股股息（每股2.704美元）		—		—		—			—			—			(197.9	)		—			—			(197.9	)
股份补偿		123,173		0.1		(13,441	)		0.7			8.6			0.1			—			—			9.5
发行普通股		3,720,305		3.7		—			—			217.9			—			—			—			221.6
发行费用		—		—		—			—			(2.4	)		—			—			—			(2.4	)
向非控股权益分派		—		—		—			—			—			—			—			(9.8	)		(9.8	)
2025年12月31日余额		75,520,234	$	75.5		43,167		$	(2.6	)	$	2,417.5		$	1,342.9		$	(9.7	)	$	82.1		$	3,905.7

伴随的合并财务报表附注是这些合并财务报表的组成部分。

Black Hills Corporation

合并财务报表附注

2025年12月31日、2024年12月31日、2023年12月31日

（一）业务描述和重要会计政策

业务说明

Black Hills Corporation是一家以客户为中心、以增长为导向的公用事业公司，总部位于南达科他州拉皮德城。我们是一家控股公司，通过我们的子公司，通过以下可报告分部开展我们的业务：电力公用事业和燃气公用事业。支持我们经营分部的某些未分配公司费用列报为公司和其他。

估计数的使用和列报依据

按照公认会计原则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，这些估计和假设会影响某些资产和负债的报告金额以及在财务报表日期披露或有资产和负债以及报告期间收入和支出的报告金额。事实和情况的变化或额外信息可能会导致修订的估计，实际结果可能与这些估计存在重大差异。

合并原则

合并财务报表包括Black Hills Corporation及其全资和控股子公司的账目。此外，公司拥有所有权权益并作为主要受益人从而控制VIE的VIE已被合并。所有公司间余额和交易已在合并中消除。

我们使用比例合并法来核算我们在任何共同拥有的设施中的所有权权益。见附注6，以获取更多信息。

非控股权益

我们根据ASC 810，合并对我们对子公司的控股权变动进行会计处理。ASC 810要求公司将此类变化记录为股权交易，不记录此类出售的收益或损失。GAAP要求在公司资产负债表的权益部分报告子公司和关联公司的非控制性权益。此外，归属于该等附属公司的非控股权益净收益（亏损）的金额在综合收益表和综合收益表中分别列报。见注12以获取更多信息。

可变利益实体

我们评估与其他实体的安排和合同，以确定它们是否是VIE，以及我们是否是主要受益者。GAAP提供了一个框架，用于识别VIE并确定公司何时应将VIE的资产、负债、非控股权益和活动结果纳入其合并财务报表。

如果在VIE中拥有所有权、合同或其他财务利益的一方（可变利益持有人）有权指导VIE的最重大活动，并有义务吸收可能对VIE具有重大意义的损失或有权获得VIE的利益，则应合并VIE。合并VIE的可变利益持有人称为主要受益人。合并时，主要受益人通常必须在最初以公允价值记录VIE的所有资产、负债和非控制性权益，随后对VIE进行会计处理，就好像它被合并了一样。

我们对我们的利益是否有资格成为VIE的主要受益人的评估涉及重大判断、估计和假设，并包括对对VIE经济绩效影响最大的活动的定性分析，以及公司是否有权指导这些活动、实体的设计、各方的权利和安排的目的。

Black Hills Colorado IPP是一个VIE，Black Hills Electric Generation以及最终的BHC是其主要受益者。

为了支持我们的整体保险计划，我们建立了Captive，为BHC和我们子公司的某些风险提供保险。The Captive是一家受保护的单独细胞自保保险公司，由EIS发起。EIS归能源保险互助有限公司所有，允许参与的成员发起组织，如BHC，使用专属实体进行风险保险。Captive是一种VIE，BHC是其主要受益人。

见关于VIE的更多信息的说明12。

现金、现金等价物和受限制现金

我们认为所有原始期限为三个月或更短的高流动性投资都是现金和现金等价物。我们维持用于各种特定用途的现金账户，这些账户被归类为限制性现金。

收入确认

我们的收入合同通常规定履约义务随着时间的推移而履行并将控制权转移给客户，代表一系列基本相同的不同服务，涉及向客户转移的相同模式，并提供从我们的客户获得对价的权利，其金额与迄今为止完成的履约对客户的价值直接对应。因此，我们按我们有权开具发票的金额确认收入。我们的主要收入合同类型是：

•

受监管的天然气和电力公用事业服务价格-我们的公用事业公司已按照ASC 980的定义进行规范运营，规范运营，根据为我们的服务区域指定的管辖监管机构确定的关税税率、收费、服务条款和条件以及价格向受监管客户提供服务。我们受监管的服务主要包括交付商品天然气、商品电力、天然气运输或电力传输服务的单一履约义务。这些服务收入根据交付的数量而变化，受季节性业务和天气模式的影响。只有通过州或联邦监管委员会参与确定公用事业公司与其客户之间的合同费率的费率制定过程，才允许更改关税。我们所有公用事业公司的受监管销售均受监管机构批准的关税约束。

•

电力销售协议-我们的电力公用事业部门与其他负荷服务实体（包括关联公司）就出售自有发电机组的多余电力签订了长期批发电力销售协议。这些协议包括“照付不议”安排的组合，即无论是否实际接收交付，客户都有义务为能源付费，以及“仅需需求”安排，客户只有义务为客户所需的能源付费。除了这些长期合同，我们还将多余的能源短期出售给其他负荷服务实体。所有这些安排的定价都包含在已执行的合同或确认书中，反映了单独的售价，并根据交付的能源而变化。与同一交易对手、在同一交付点进行的某些能源买卖交易以净额结算，以反映该安排的经济实质。

我们的大部分收入合同都是基于交付的可变数量。通常情况下，我们的客户按月计费，20天内到期付款。任何预期期限为一年或一年以上的固定对价合同对我们的综合收入都不重要。折扣、回扣、信贷、价格优惠、奖励、绩效奖金、罚款或其他类似项目形式的可变对价对我们的收入合同来说并不重要。我们是收入合同中的委托人，因为在这些服务转移给客户之前，我们对这些服务拥有控制权。

不在ASC范围内的收入606

表中所列其他收入附注4包括我们在单独会计准则下核算的收入，包括ASC 842下的租赁收入、ASC 815下的租赁、衍生品收入、衍生品和套期保值，以及受监管运营的ASC 980下的另类收入计划收入。

重大判断和估计

未开票收入

如果已发生交付，但未签发账单，我们的公用事业公司将对自最近一次账单以来的收入进行估算。这一估计数是根据几个因素计算得出的，包括一个月内最后一个账单周期的账单以及我们辖区内有效的价格。每个月，估计的未开票收入金额都会被校准并记录在应收账款中，在随附的综合资产负债表中为净额。

合同余额

我们几乎所有收入合同的性质提供了在服务交付时无条件获得对价的权利。客户账单（以及这些账单的后续客户付款）发生在服务交付之后。因此，客户合同资产或负债不存在。无条件对价权以我们应收账款中的余额表示，下文将对此进行进一步讨论。

见补充资料说明4。

应收账款和信贷损失准备金

应收账款按已开票和估计未开票金额列报，扣除信用损失准备金，不计利息。我们维持信贷损失备抵，这反映了我们对无法收回的贸易应收款项的估计。我们通过考虑历史经验、信用价值、应收账款余额的账龄以及可能影响可收回性的当前经济状况等因素，定期审查我们的贸易应收账款备抵。

在我们意识到客户无力或不愿付款的特定情况下，我们记录信用损失备抵，以将应收账款净余额减少到我们合理预期收取的金额。然而，如果情况发生变化，我们对应收账款可收回性的估计可能会受到影响。可能影响我们估计的情况包括但不限于客户信用问题、预期损失、商品价格水平、客户存款和一般经济状况。一旦被认为无法收回或合同允许的争议时间已过，即予以注销。

我们使用净额结算主协议，该协议由相互拥有多份合同的双方之间的协议组成，该协议规定在任何一份合同发生违约或终止时，所有合同的净额结算。当抵销权存在时，会计准则允许交易对手之间根据具有法律效力的净额结算主协议对应收应付款项进行净额结算。

以下为截至12月31日的应收账款汇总：


	2025			2024
	（百万）
开票应收账款	$	223.3		$	201.5
未开票收入		168.1			151.8
减去信贷损失准备金		(2.4	)		(2.1	)
应收账款，净额	$	389.0		$	351.2

截至12月31日止年度的信贷损失准备金变动情况如下：


	余额年初		新增计入成本及开支		复苏和其他新增		注销和其他扣除			余额年底
	（百万）
2025	$	2.1	$	7.2	$	3.9	$	(10.8	)	$	2.4
2024	$	2.2	$	5.6	$	4.2	$	(9.9	)	$	2.1
2023	$	3.0	$	8.7	$	4.1	$	(13.6	)	$	2.2

材料、用品和燃料

材料和用品代表我们业务运营的零件和用品。燃料代表我们的发电设施用来生产电力的柴油石油和天然气。储存中的天然气主要代表为供我们的天然气客户使用而购买的天然气。我们所有的材料、用品和燃料均采用加权平均成本法入账，并按成本较低者或可变现净值进行估值。我们储存的天然气价值随我们业务的季节性容量要求和天然气的商品价格波动。

以下按主要分类的金额在截至12月31日的随附合并资产负债表的材料、用品和燃料中包含：


	2025		2024
	（百万）
材料和用品	$	117.3	$	106.1
燃料		6.4		7.5
储存中的天然气		48.7		40.3
材料、用品和燃料共计	$	172.4	$	153.9

物业、厂房及设备

物业、厂房、设备按成本列报，其中包括与建设相关的直接人工和材料成本、包括人工在内的间接建设成本以及与配套建设活动相关的部门的相关成本，以及AFUDC。物业的增加和重大更换按成本计入物业、厂房和设备。我们还将我们的缓冲气体分类为物业、厂房和设备。财产的普通维修和保养，除费率规定允许的情况外，在发生时计入费用。

我们从第三方收到CIAC，这些CIAC通常旨在支付某些资本项目的全部或部分成本。此类CIAC成本记录为对物业、厂房和设备的减少。

规管公用事业物业、厂房、设备的成本退役，或在正常经营过程中以其他方式处置，减去打捞加上退役费用，计入累计折旧。与我们不承担法定退休义务的受监管物业相关的估计搬迁成本从累计折旧中重新分类，并反映为监管负债。其他所有经营性资产报废或处置产生收益或损失的，在运营及维护费用中确认。

见附注5，以获取更多信息。

折旧

物业、厂房及设备的折旧拨备一般根据各类别物业适用的估计使用年限以直线法计算。综合折旧法适用于规范的公用事业物业。定期进行折旧研究以更新综合费率，并在需要时获得州公用事业委员会和/或FERC的批准。资本化的采矿成本和煤炭租赁按产量单位法根据产量和估计储量进行摊销。对于某些不受管制的发电厂组件，折旧是根据基于工厂小时运行的生产单位方法计算的。

AFUDC

包含在受监管建设项目成本中的是AFUDC（如适用），它表示用于为受监管公用事业项目融资的借款资金和股本回报率的近似综合成本。下表列出截至12月31日止年度的AFUDC金额：


	损益表位置	2025		2024		2023
		（百万）
AFUDC债	产生的利息费用，扣除资本化金额后的净额	$	12.9	$	8.7	$	6.0
AFUDC股权	其他收入（费用），净额		10.7		4.0		0.4

我们还将未开发的租赁成本和某些非监管建设项目的利息（如适用）资本化。此外，与有形长期受管制公用事业资产相关的资产报废成本确认为负债，相关长期受管制公用事业资产在发生期间的账面金额增加。资本化的金额包含在随附的合并资产负债表的财产、厂房和设备中。

资产报废义务

我们最初对我们负有法定义务的退休成本的现值记录负债，并在资产成本中添加等值金额。然后，资产在适当的使用寿命内折旧或损耗，负债通过应用利息分配法随着时间的推移而增加。结算负债的实际成本与入账金额的任何差异，在结算时确认为我们非监管业务的经营业绩损益。见附注7，以获取更多信息。

商誉和无形资产

商誉和使用寿命不确定的无形资产不进行摊销，但根据减值指标或至少每年对账面价值进行复核。使用寿命有限的无形资产按其预计可使用年限摊销。

我们每年或在发生表明资产可能发生减值的事件或情况变化时进行商誉减值测试。我们的年度商誉减值测试日期截至10月1日，这使我们的测试日期与我们的财务规划过程保持一致。

公司已确定其商誉减值测试的报告单位为其经营分部，或经营分部的组成部分。

我们的商誉减值分析包括收益法和市场法，以估计我们报告单位的公允价值。这些估值需要作出重大判断，包括但不限于：1）对未来现金流量的估计，基于我们内部的五年业务计划，并根据我们对市场参与者假设的看法进行了适当调整，长期现金流量使用终值计算进行估计；2）对我们业务的长期增长率的估计；3）确定适当的加权平均资本成本或贴现率；以及4）利用市场信息，例如来自可比较同行公司的财务估计以及公用事业和能源行业内可比资产的近期销售交易。

我们认为商誉反映了我们公用事业业务相对稳定、长期现金流的内在价值，考虑到监管环境，以及我们公用事业的长期现金流和费率基础增长机会，以及那些垂直整合的业务。商誉金额自2016年以来未发生变化。

截至2025年12月31日和2024年12月31日，商誉余额如下：


	电力公用事业		燃气公用事业		合计
	（百万）
商誉	$	257.3	$	1,042.2	$	1,299.5

我们的无形资产代表合同无形资产、地役权、路权、客户清单和商标。使用寿命有限的无形资产按预计使用寿命采用直线法摊销；这些资产目前的摊销年限为2年至16年。截至12月31日止年度的无形资产变动情况如下：


	2025			2024			2023
	（百万）
无形资产，净值期初余额	$	7.6		$	8.4		$	9.6
新增		—			0.3			—
摊销费用（a）		(1.2	)		(1.1	)		(1.2	)
无形资产，净值期末余额	$	6.4		$	7.6		$	8.4

(a)

现有无形资产摊销费用预计be $ 1.2 毫里未来五年的每一年。

应计负债

以下按主要分类的金额包含在截至12月31日所附合并资产负债表的应计负债中：


	2025		2024
	（百万）
应计职工薪酬、福利和预扣款项	$	92.8	$	85.5
应计财产税		54.8		54.7
客户存款及预付款项		59.0		55.6
应计利息		57.2		56.4
其他（均不个别重大）		58.8		50.0
应计负债总额	$	322.6	$	302.2

公允价值计量

金融工具

我们使用以下公允价值层次确定我们的金融工具的投入。我们对金融工具的资产和负债按以下公允价值类别之一分类和披露：

第1级——相同的非限制性资产或负债在计量日可获得的活跃市场中可获得的未经调整的报价。第1级工具主要由流动性高、交易活跃的金融工具组成，并持续提供报价定价信息。

第2级——定价输入值包括第1级报价以外的相同或类似资产和负债在活跃市场中的报价、相同或类似资产或负债在不活跃市场中的报价、该资产或负债可观察到的报价以外的输入值以及主要来源于或通过相关性或其他方式由可观察市场数据证实的输入值。

第3级——定价投入通常较难从客观来源观察到。这些投入反映了管理层使用自己对市场参与者在资产或负债定价时所使用的假设的最佳公允价值估计。

资产和负债按对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平进行整体分类。我们对特定输入值对公允价值计量的重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值层级内的投放。如有必要，我们会在报告期末记录我们所有金融工具的级别之间的转移。

转入第3级（如果有的话）的情况发生在用于对衍生工具进行估值的重要输入变得不那么可观察时，例如该工具交易的频率和数量显着下降，从而对可观察定价输入的可用性产生负面影响。如果有的话，从第3级转出的情况发生在重要输入值变得更可观察时，例如当估值日期与交易交付日期之间的时间变短时，对可观察定价输入值的可用性产生积极影响。

衍生工具的估值方法

我们公用事业公司的批发电力能源和天然气商品合约采用市场法估值，包括流动性交割点的远期带钢定价、交易所交易期货、期权、基差掉期和场外掉期和期权（第2级）。对于交易所交易的期货、期权和基差掉期资产和负债，公允价值是使用经适用合约的交易所结算定价验证的经纪人报价得出的。对于场外交易工具，公允价值是通过利用获得可观察输入值的国家认可服务来计算公允价值，我们通过与交易对手进行估值比较来验证。这些掉期的公允价值包括在我们处于未实现收益头寸时根据交易对手的信用利差或在我们处于未实现亏损头寸时根据我们自己的信用利差进行的信用估值调整。

见附注10和 13以获取更多信息。

衍生品和套期保值活动

我们所有的衍生工具均以公允价值计量，并在综合资产负债表上确认为资产或负债，但符合并根据正常购买和正常销售例外情况选择的衍生工具合同除外。正常采购和正常销售是指在正常经营过程中，很可能发生实物交付、数量预计在合理时间内使用或销售且定价与被购买或销售的资产明确且密切相关的合同。正常购销合同在权责发生制会计基础下标的实物交易完成时确认。

此外，监管机构批准的某些衍生品合约，要么通过客户费率收回，要么予以退还。这些经批准的衍生合约的公允价值的任何变动均根据ASC 980、受监管运营作为监管资产或监管负债递延。

我们也有一些衍生品符合套期会计的条件，被指定为现金流套期。这些指定衍生工具的收益或损失在AOCI中递延，并在相应的被套期交易在收益中确认时重新分类为收益。所有其他衍生合约的公允价值变动在收益中确认。

我们使用净额结算主协议，该协议由彼此拥有多份合同的双方之间的协议组成，该协议规定在任何一份合同发生违约或终止时，所有合同的净额结算。当抵销权存在时，会计准则允许交易对手之间根据具有法律效力的净额结算主协议对应收应付款项进行净额结算。会计准则还允许将为现金抵押品的回收权或返还义务确认的公允价值金额与为与同一交易对手执行的衍生工具确认的公允价值金额相抵销。我们反映了当存在合法抵销权时，与同一交易对手的现金抵押品以公允价值金额抵消衍生工具净头寸的情况。因此，毛额并不代表我们的实际信贷或净经济敞口。

已结算衍生工具的现金影响在合并现金流量表中作为经营活动入账。

见笔记9，10，和 11以获取更多信息。

债务贴现、溢价和递延融资成本

递延融资成本包括贷款发起费、承销商费用、法律费用以及直接归属于发行债务的其他成本。债务折价、溢价、递延融资成本按近似实际利率法在相关债务期限内摊销为利息费用。未摊销的折价、溢价、递延融资成本作为对相关债务负债的调整在资产负债表中列示。见附注8，以获取更多信息。

监管会计

我们受监管的公用事业公司受到联邦和州监管委员会的服务成本监管和收益监督。我们的公用事业按照规范经营的会计准则核算收入和费用项目。这些会计政策在某些方面与我们的非监管业务所使用的不同。在这些受监管的运营会计准则下：

•

某些成本，否则将计入费用或其他综合收益，根据未来费率中收回成本的预期能力，作为监管资产递延。

•

某些贷项，否则将反映为收入或其他综合收益，根据预期金额将在未来费率中返还给客户，或因为这些金额是在发生成本之前以费率收取的，被递延为监管负债。

如果监管环境发生变化，我们可能不再有资格应用此会计处理，并可能被要求从我们的资产负债表中消除监管资产和负债。这些变化可能会对我们的经营业绩、财务状况或现金流产生不利影响。

见注2供补充资料。

所得税

该公司须缴纳联邦所得税以及各州和地方司法管辖区的所得税。公司及其子公司提交合并联邦所得税申报表。每个子公司都记录联邦和州所得税，就好像它是一个单独的纳税人一样，合并费用调整是根据公司对应税收入或损失的单独计算分配给子公司的。

我们采用资产负债法核算所得税。在资产负债法下，递延所得税按现行制定的所得税税率确认，以反映资产和负债的财务和计税基础之间的暂时性差异以及经营亏损和税收抵免结转的税收影响。此类暂时性差异是由于所得税法中的规定，即要求或允许某些项目在与财务报表中报告不同的期间在所得税申报表中报告。

对ITCs适用流转法核算是我们的政策。在流转法下，ITC在其符合条件的年份作为所得税费用的减少反映在净收入中。这项一般政策的一个例外是延期办法，它适用于我们受监管的业务。这种方法导致ITC在产生抵免额的基础财产的估计使用寿命内作为所得税费用的减少进行摊销。

我们在综合损益表的所得税（费用）中确认利息收入或利息费用以及与所得税事项相关的罚款。

我们已选择将可转让的可再生税收抵免（包括PTC和ITC）作为根据ASC 740所得税范围内应付所得税的减免进行会计处理。我们将出售我们的税收抵免的折扣计入所得税费用的组成部分。出售税收抵免在合并现金流量表的经营活动中列报，与支付的现金税款的列报方式一致。可续期税收抵免，视未来转移而定，按预期可变现税收净值入账，其中包括抵免的税收价值与预期销售价格之间的差额。当税收抵免的控制权转移给其他企业纳税人时，税收抵免将被终止确认。见笔记 3和 15进一步讨论向其他企业纳税人转让可续期税收抵免，分别包括相关赔偿要求和估价津贴。

我们根据所得税会计准则对财务报表确认的所得税进行不确定性会计处理。未确认的税收优惠在随附的综合资产负债表中分类为其他递延贷项和其他负债或递延所得税负债中的净额。见注15，以获取更多信息。

普通股每股收益

每股基本收益的计算方法是，普通股可获得的净收入除以每年已发行普通股的加权平均数。稀释每股收益的计算方法是包括每一年的所有已发行稀释普通股，使用库存股法计算。稀释后的普通股主要是由于我们的股权补偿计划下的股权单位、已发行的股票期权、限制性股票和业绩份额。

截至12月31日止年度用于计算每股收益的股份金额对账如下：


	2025		2024		2023
	（百万，每股金额除外）
可用于普通股的净收入	$	291.6	$	273.1	$	262.2

加权平均股份-基本		73.0		69.8		67.0
股权补偿的稀释效应		0.2		0.1		0.1
加权平均股份-摊薄		73.2		69.9		67.1

可用于普通股的净收入，每股-稀释	$	3.98	$	3.91	$	3.91

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，不计入稀释每股收益计算的反稀释股份并不重要。

股份补偿

我们根据ASC 718（补偿-股票补偿）对我们的股份补偿安排进行会计处理，方法是通过确认在相应服务期内就员工服务所获得的所有股份奖励的补偿成本来换取股权或股权补偿的奖励。将以股票结算的奖励作为权益入账，补偿费用以授予日公允价值为基础。以现金结算的奖励作为负债进行会计处理，并根据当期市场价格和业绩实现量度每期重新计量补偿费用。见注14，以获取更多信息。

养老金和其他退休人员计划

我们在合并资产负债表上确认一项资产或负债，该资产或负债反映养老金和其他退休人员计划的资金状况，其当年精算损益变动在AOCI中确认，但我们某些受监管的公用事业公司的那些计划除外，这些计划可以通过未来费率收回部分养老金和退休人员义务。所有计划资产均按公允价值入账。我们遵循ASC 715，补偿-退休福利的计量日期规定，其中要求所有设定受益计划都有一个计划资产和义务的年末计量日期。

或有事项和环境负债

我们涉及在正常业务过程中出现的某些法律和环境事项。或有损失和环境负债在确定很可能已经发生损失且能够合理估计损失金额时入账。当可能损失的一个范围存在并且该范围内没有任何金额是比任何其他金额更好的估计时，我们以该范围内的最小金额记录损失或有事项。我们在实现时记录收益或有事项，在我们确信可以追偿时记录适用保险合同下的预期追偿。

自保公司的或有损失可能包括一笔损失金额IBNR。IBNR准备金基于使用精算假设和技术编制的损失分析。此类负债基于估计，最终负债可能超过或低于提供的金额。不断审查作出此类估计和确定由此产生的负债的方法，审查过程的任何调整以及估计和最终付款之间的差异都反映在收益中。截至2025年12月31日，与我们的自保有关的210万美元IBNR储备已入账。见注12以获取更多信息。

近期发布的会计准则

有针对性地改进内部使用软件的会计核算，ASU 2025-06

2025年9月，FASB发布了ASU 2025-06，有针对性地改进内部使用软件的会计处理，其中修订了ASC 350-40下的内部使用软件会计准则。这些修订旨在使识别和资本化框架现代化，以更好地反映当前的软件开发实践，特别是敏捷方法。ASU2025-06在2027年12月15日之后开始的财政年度生效，包括这些财政年度内的过渡期。允许提前收养。我们目前正在评估ASU2025-06对我们合并财务报表和相关披露的影响。

损益表费用分类，ASU2024-03

2024年11月，FASB发布ASU 2024-03，损益表-报告综合收益-费用分类披露，2025年1月，FASB发布ASU 2025-01，损益表-报告综合收益-费用分类披露：明确生效日期。ASU 2024-03要求公共实体在财务报表附注中披露某些成本和费用，例如购买库存、员工薪酬以及与折旧和摊销相关的成本。ASU 2024-03，经ASU 2025-01澄清，对我们截至2027年12月31日的财政年度的10-K表格年度报告以及随后的中期期间有效，允许提前采用。我们目前正在评估这些准则对我们合并财务报表披露的影响。

最近采用的会计准则

改善所得税披露，ASU 2023-09

2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09，改进了所得税披露，通过要求披露特定类别的税率调节金额和百分比、按联邦和州税分类支付的所得税以及按联邦和州税管辖分类的所得税费用，扩大了公共实体的年度披露。我们追溯采用此ASU，对我们截至2025年12月31日止年度的10-K表格年度报告生效。采用这一ASU并未对我们的合并财务报表披露产生重大影响。该ASU要求的额外披露包含在注15。

（二）监管事项

截至12月31日，我们的监管资产负债情况如下：


	2025			2024
	（百万）
监管资产
冬季风暴Uri（a）	$	50.7		$	109.5
递延能源和燃料成本调整（b）		83.3			62.8
递延气体成本调整（b）		10.2			14.5
天然气价格衍生品（b）		4.6			2.9
AFUDC递延税款（b）		10.6			8.0
雇员福利计划及相关递延税项（c）		87.4			89.0
环境（b）		13.1			10.7
重新获得的债务损失（b）		14.1			15.7
流动会计递延税款（b）		94.8			87.7
其他监管资产（b）		25.9			26.9
监管资产总额		394.7			427.7
减去流动监管资产		(139.7	)		(154.8	)
监管资产、非流动	$	255.0		$	272.9

监管责任
递延能源和燃料成本调整（b）	$	12.3		$	5.8
递延气体成本调整（b）		51.5			62.0
雇员福利计划及相关递延税项（c）		36.2			36.7
搬迁费用（b）		216.5			197.0
超额递延所得税（c）		230.3			238.5
科罗拉多州可再生能源（b）		33.2			24.1
其他监管责任（c）		8.2			4.6
监管负债总额		588.2			568.7
减去流动监管负债		(99.9	)		(94.1	)
监管负债，非流动	$	488.3		$	474.6

(a)

冬季风暴Uri增量成本回收和相关承载成本的时间因辖区而异。更多信息见下文。

(b)

回收/偿还成本，但我们不允许有回报率。

（c）

除了收回或偿还成本外，我们还被允许返还这一金额的一部分或降低费率基数。

监管资产代表我们期望通过可能的未来利率从客户那里收回的项目。

冬季风暴Uri-我们的公用事业公司获得了委员会的批准，可以收回与冬季风暴Uri相关的增量燃料、购买的电力和天然气成本。在某些司法管辖区，我们还获得了佣金批准，以收回持有成本。截至2025年12月31日，我们估计我们的Winter Storm Uri监管资产，仅保留给Arkansas Gas和Kansas Gas，其加权平均回收期为0.8年。

递延能源和燃料成本调整-递延能源和燃料成本调整是指交付给我们电力公司客户的高于或低于当前费率并将在未来费率中收回或退还的电力成本。递延的能源和燃料成本调整经适当的州监管委员会批准后记录和回收或摊销。我们的电力公司定期提交季度、半年度和/或年度申报，以根据其适用的州监管委员会批准的相应成本机制收回这些成本。

延期天然气成本调整-我们受监管的天然气公用事业公司有GCA条款，允许他们将天然气成本转嫁给客户。GCA是基于对即将到来的天然气成本的预测以及对先前未充分回收或超额回收成本的回收或退款。如燃气成本回收不足或超额回收，则分别记为监管资产或负债。我们的燃气公用事业公司定期每月、每季度、每半年和/或每年提交文件，以根据其适用的州监管委员会批准的相应成本机制收回这些成本。

天然气价格衍生品-根据国家监管委员会的允许或要求，我们受监管的天然气公用事业公司已订立某些交易所交易天然气期货和期权，以减少客户对天然气价格波动的潜在风险。天然气价格衍生品代表我们在支持公用事业的商品合约上的未实现头寸。2025年12月31日的天然气价格衍生品在最长两年的远期期限内进行套期保值。

AFUDC的递延税项-AFUDC的权益部分被视为税收目的的暂时性差异，税收损害按监管机构规定或允许的方式流向客户。如果根据监管机构的行动，该公用事业公司很可能通过费率收入增加来收回这种流动处理所代表的未来应缴税款的增加，则确认一项监管资产。该监管资产为暂时性差异，需确认递延所得税负债。所得税会计准则专门针对AFUDC-权益，并要求这些金额的总额，以反映与费率监管环境相关的收入要求。

员工福利计划和相关递延税项-员工福利计划包括与我们的固定福利养老金计划和退休后福利计划相关的未确认的先前服务成本和净精算损失在监管资产中，而不是在AOCI中。此外，这一监管资产还包括薪酬会计项下所要求的调整的所得税影响-设定受益计划，以记录全额养老金和退休后福利义务。这种所得税影响已被汇总，以考虑到与费率监管环境相关的收入要求。

环境-环境成本与某些以前的人造气体工厂场地相关。这些费用首先通过确认保险收益和与其他第三方的结算来抵消。任何剩余成本将在未来的费率申报中被要求收回。这些特定环境成本的回收尚未获得适用的州监管委员会的批准，因此，目前回收期限未知。

重新获得的债务损失-重新获得的债务损失在原始发行的剩余期限内收回，如果再融资，则在新发行的期限内收回。

流动会计的递延税项-在流动会计下，某些税目的所得税影响反映在我们为客户提供的服务成本中，并导致在实现税收优惠的当年较低的公用事业费率。建立了一项监管资产，以反映随着暂时性差异的逆转，未来应交所得税的增加将从客户那里收回。由于这种监管处理，我们继续为目前被认为可为税收目的扣除但为账面目的资本化的成本记录净税收优惠。

监管负债是指我们预计通过未来可能的费率下降而退还给客户的项目。

递延能源和燃料成本调整-已通过客户费率超额收回并将在未来期间返还给客户的递延能源和燃料成本。

递延燃气成本调整-已通过客户费率超额收回并将在未来期间返还给客户的递延燃气成本。

员工福利计划和相关的递延税款-员工福利计划是指按照ASC 715（补偿-退休福利）记录的以费率收回的养老金和退休人员医疗保健成本超过养老金费用的累计部分。此外，这一监管责任还包括根据ASC 715（补偿-退休福利）要求进行的调整所产生的所得税影响，以记录全额养老金和退休后福利义务。此类所得税影响已被汇总，以考虑到与费率监管环境相关的收入要求。

移除成本-移除成本指折旧费用中包含的不存在移除法定义务的未来移除成本的估计累计净准备金。

Colorado Renewable能源-Colorado renewable energy代表Colorado Electric的RESA和CEPR机制。通过这些获得CPUC授权的机制，允许科罗拉多电力公司向其零售客户收取限制为每个机制1.5%的增量费率，该机制为各种可再生能源项目和计划提供资金，以符合科罗拉多州减排立法的要求。

超额递延所得税-因通过TCJA而对受监管公用事业公司的递延所得税资产和负债进行的重估被记录为超额递延所得税，主要使用TCJA规定的正常化原则退还给客户。大部分超额递延税项须按IRS规定的平均费率假定法，一般会在相关资产的剩余年限内作为客户费率的降低进行摊销。

近期利率审查活动

阿肯色州天然气公司

2025年12月5日，阿肯色州天然气公司向APSC提交了费率审查，寻求收回其7200英里天然气管道系统的基础设施投资。费率审查要求新的年收入为2940万美元，资本结构为50%股权和50%债务，股本回报率为10.5%。该请求寻求在2026年第四季度实施新的费率。

科罗拉多电气

2024年6月14日，Colorado Electric向CPUC提交了费率审查，寻求收回其3200英里配电和600英里输电系统的基础设施投资。2025年3月17日，Colorado Electric收到CPUC的普涨费率订单，预计将产生约1700万美元的新年度收入，基于6.9%的加权平均资本成本，资本结构范围为47%至49%的股权和51%至53%的债务，股本回报率范围为9.3%至9.5%。新的费率于2025年3月22日生效。2025年4月7日，Colorado Electric向CPUC提出重新审理、重新论证或重新考虑（“RRR”）的请求。2025年5月6日，Colorado Electric收到CPUC有关其RRR请求的最终决定，将新的年度收入从约1700万美元增加到约1750万美元。

爱荷华州天然气公司

2024年5月1日，爱荷华州天然气公司向IUC提交了费率审查，寻求收回其5000英里天然气管道系统的基础设施投资。2024年第四季度，爱荷华州天然气公司获得了IUC的最终批准，以达成一项普遍加息的和解协议。根据7.2%的加权平均资本成本，批准的黑匣子和解预计将产生1500万美元的新年度收入。新的利率于2025年1月1日颁布，取代了临时利率。

堪萨斯天然气

2025年2月3日，Kansas Gas向KCC提交了费率审查，寻求收回其4765英里天然气管道系统的基础设施投资，以及因通货膨胀和服务客户的运营需求而增加的运营和维护成本。2025年7月24日，Kansas Gas获得KCC关于普遍加费率和解协议的最终批准。已获批准的Black-box Settlement预计将产生1080万美元的新年度收入，并将把440万美元的GSRS骑手收入转移到基本费率上。新的税率于2025年8月1日颁布。和解协议还包括批准堪萨斯天然气公司提交一个简短的案件，其中包括增加截至2025年12月31日投入使用的资本，堪萨斯天然气公司预计将在2026年第一季度提交。

内布拉斯加州天然气公司

2025年5月1日，内布拉斯加州天然气公司向NPSC提交了费率审查，寻求收回对其12,900英里天然气管道系统的基础设施投资，以及因通货膨胀和服务客户的运营需求而增加的运营和维护成本。2025年12月9日，Nebraska Gas获得NPSC关于普遍加费率和解协议的最终批准。该和解预计将产生2390万美元的新年度收入，资本结构为51%的股权和49%的债务，股本回报率为9.85%。该和解协议还包括将Nebraska Gas的SSIR延长五年，以及为天气正常化调整骑手制定为期两年的试点计划。新利率于2026年1月1日颁布，取代了2025年8月生效的临时利率。

（三）承诺、应急、保障

无条件购买义务

我们有各种购电协议和输电服务协议，这些协议将延续到2044年，以支持我们的电力公用事业公司在我们受监管的发电厂发电之外的容量和能源需求。

我们的公用事业公司采购天然气，包括运输和储存能力，以满足客户在短期和长期采购合同下的需求。这些合同延长至2044年。

以下是购电、输电服务以及天然气运输和储存协议所要求的无条件购买义务的时间表：


	PPA（a）		传输服务协议		天然气供应、运输和储存协议
	（百万）
截至12月31日止年度的未来承诺，
2026	$	1.7	$	33.5	$	225.0
2027		126.9		44.8		200.9
2028		33.6		44.8		134.5
2029		—		44.8		39.9
2030		—		44.8		32.6
此后		—		—		111.7
未来承诺总额	$	162.2	$	212.7	$	744.6

____________________

(a)

该时间表未反映可再生能源PPA未来义务，因为这些协议因天气情况而异。

租赁协议

承租人

我们从第三方租赁某些办公和运营中心设施、通信塔址、设备、材料储存。我们的租约的剩余期限从不到一年到30年不等，包括合理确定将被行使的延长选择权。我们的经营和融资租赁对公司的合并财务报表并不重要。

出租人

我们向第三方出租某些发电站地面租赁、通信塔址，以及一条天然气管道。这些租约的剩余期限从不到一年到29年不等。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，租赁收入并不重要。

截至2025年12月31日，未来年度将收到的经营租赁付款计划到期情况如下：


	经营租赁
	（百万）
2026	$	3.9
2027		2.4
2028		2.5
2029		2.5
2030		2.4
此后		52.0
应收租赁款总额	$	65.7

环境事项

我们受制于影响未来规划和现有运营的多项联邦、州和地方法律法规产生的成本。由于遵守、补救和监测义务，法律法规可能导致资本支出、运营和其他成本增加。由于下文讨论的环境问题，我们可能被要求修改、削减、更换或停止运营某些设施或运营，以遵守法规、法规和监管机构的其他要求。

填海负债

对于我们的普韦布洛机场生成站点，我们与科罗拉多州签署了一项债券，以支付废水封存池的修复费用，该废水封存池被允许为这个零排放设施提供废水储存和处理。填海负债按填海土地的预计未来成本现值入账。

根据我们的风力发电设施的土地租约，我们被要求收回我们放置了风力涡轮机的土地。填海负债按填海土地的估计未来成本现值入账。

根据其采矿许可证，WRDC必须收回其拥有开采储量的所有土地。复垦负债按复垦土地的估计未来成本的现值入账。

见附注7，以获取更多信息。

制气工厂

2008年，我们收购了内布拉斯加州和爱荷华州以前的人造天然气工厂场地的全部和部分负债，这些场地以前用于将煤炭转化为天然气。此次收购提供了保险追偿，在2025年10月追偿时价值150万美元，用于抵消补救费用。

截至2024年12月31日，我们的合并资产负债表上有970万美元的应计负债，用于爱荷华州人造天然气工厂场地的剩余修复。截至2025年12月31日止年度，我们基本完成了所有剩余的补救工作。截至2025年12月31日，1150万美元的累计补救费用（扣除我们150万美元的保险追偿资产）被记入我们合并资产负债表上的一项监管资产。爱荷华州天然气公司打算在未来的费率审查中寻求收回这笔价值1150万美元的监管资产。

截至2025年12月31日，我们有60万美元用于修复内布拉斯加州的人造天然气工厂场地，这包括在我们合并资产负债表的其他递延信贷和其他负债中。

由于进一步调查的结果、环境机构的行动或其他责任方的财务可行性，内布拉斯加州的补救成本估计可能会发生重大变化。

或有事项和法律程序

在正常经营过程中，我们受到各种诉讼、诉讼、诉讼、索赔，以及根据法律法规主张的其他事项。鉴于可能和可估计的或有事项，我们认为在综合财务报表中提供的用于清偿所称负债的金额是足够的。然而，无法保证为满足来自各种法律诉讼、索赔和所讨论的其他事项的指称负债以及遵守适用的法律和法规所需的实际金额不会超过综合财务报表中反映的金额。

Deborah 法拉利等人诉Colorado Electric案，案件编号：2024CV31889（科罗拉多州丹佛市和县地方法院）

在截至2025年12月31日的一年中，Colorado Electric解决了一起涉及汽车事故的法律问题。作为和解协议的一部分，Colorado Electric确认了2000万美元的法律责任，该法律责任包含在截至2025年12月31日的合并资产负债表的应计负债中。

关于此事，Colorado Electric还在其保险范围内确认了2000万美元的应收损失赔偿款，管理层根据保险人的确认和保单条款确定该款项很可能已收回。应收款项在截至2025年12月31日的合并资产负债表其他流动资产中列示。责任和
应收款项以毛额列报，因为我们没有可执行的合法抵销权，也不打算净额结算。

结算和回收均在同一报告期内确认，因此对截至2025年12月31日止年度的综合损益表没有重大净影响。我们预计不会有与此事项相关的额外材料损失。我们预计在2026年支付法律责任并收到应收保险金。

GT Resources，LLC诉Black Hills Corporation，案件编号2020CV30751（科罗拉多州丹佛市和县地方法院）

2022年4月13日，陪审团裁定GT Resources，LLC（“GTR”）针对BHC及其两家子公司（Black Hills Exploration and Production，Inc.和Black Hills Gas Resources，Inc.）提出的索赔要求获得4100万美元的赔偿。作为BHC退出勘探和生产业务的决定的一部分，BHC及其两家子公司于2018年停止了石油和天然气业务。这些索赔涉及一起关于哥斯达黎加230万英亩特许权裁决的纠纷，该裁决于2003年被BHC的一家子公司收购。GTR保留在或有事件发生时就特许权的任何碳氢化合物生产收取特许权使用费权益的权利。GTR辩称，BHC及其子公司未能充分寻求机会，未能将特许权转让给GTR。我们对这一判决向科罗拉多州上诉法院提出了上诉。2023年10月19日，上诉法院撤销并发回案件，指示将任何重审限制在是否存在不当干预特许权的预期转让这一狭隘问题上。重审发生了，并且在2025年5月12日，陪审团对所有罪名作出了有利于BHC及其子公司的判决，从而解决了任何索赔，而不会对我们的财务状况、业绩或运营和现金流产生重大影响。

赔偿

在正常业务过程中，我们订立包括以第三方为受益人的赔偿的协议，例如信息技术协议、买卖协议和租赁合同。我们还同意根据经修订的公司章程对我们的董事、高级职员和雇员进行赔偿。某些协议不包含对我们的责任的任何限制，因此，无法估计我们在这些赔偿下的潜在责任。在某些情况下，我们可以就这些赔偿向第三方追索。此外，我们还维护包括自保在内的保单，这些保单可能会针对这些赔偿项下的某些索赔提供保险。

可再生税收抵免的转让

在2024年6月和2025年1月，我们分别与第三方签订了销售我们2023年和2024年生成的PTC的协议。2026年1月，我们与同一第三方签订了类似协议，出售我们的2025年生成的PTC。在这些协议中的每一项中，我们都为在税法出现不利解释时转让给第三方的PTC提供了与收益相关的赔偿，包括相关的税收抵免是否符合资格要求。此外，在我们出售2024年和2025年生成的PTC的协议中，我们提供了在税法发生变化时的赔偿。我们认为，根据这些赔偿必须支付任何重大现金的可能性很小。见注15，以获取更多信息。

担保

我们已订立多项母公司层面的担保，代表我们的若干附属公司向第三方提供财务或履约保证。这些担保并不代表增量合并义务，而是代表对附属义务的担保，以允许这些子公司开展业务而不张贴其他形式的保证。这些协议属于表外承诺，包括支持业务运营、回收补偿和担保债券。担保事项系在正常经营过程中订立。如果负债是由于这些担保所涵盖的活动而产生的，这些负债将包含在我们的综合资产负债表中。

截至目前，我们有以下保障措施：


	最大曝光量at
担保性质	2025年12月31日
	（百万）
填海补偿/担保债券	$	84.7
支持业务交易的担保		485.2
担保总额	$	569.9

（4）收入

下表按客户类型和每个可报告分部的收入确认时间分列了截至2025年12月31日、2025年、2024年和2023年12月31日止年度与客户签订的合同产生的收入（包括公司间收入）。销售税和其他类似税收不计入收入。


截至2025年12月31日止年度	电力公用事业		燃气公用事业		分部间抵销			合计
客户类型：	（百万）
零售	$	760.4	$	1,124.9	$	—		$	1,885.3
交通运输		—		194.4		(0.4	)		194.0
批发		21.7		—		—			21.7
市场-系统外销售		51.9		0.2		—			52.1
传输		45.2		0.6		—			45.8
其他收入		59.3		43.2		(15.2	)		87.3
客户合同收入		938.5		1,363.3		(15.6	)		2,286.2
替代收入和其他		4.3		19.5		—			23.8
总收入	$	942.8	$	1,382.8	$	(15.6	)	$	2,310.0

收入确认时点：
在某个时间点转移的服务	$	34.9	$	—	$	—		$	34.9
随时间转移的服务		903.6		1,363.3		(15.6	)		2,251.3
客户合同收入	$	938.5	$	1,363.3	$	(15.6	)	$	2,286.2


截至2024年12月31日止年度	电力公用事业		燃气公用事业		分部间抵销			合计
客户类型：	（百万）
零售	$	698.6	$	1,022.6	$	—		$	1,721.2
交通运输		—		178.2		(0.4	)		177.8
批发		26.8		—		—			26.8
市场-系统外销售		34.8		0.1		—			34.9
传输		52.2		0.7		—			52.9
其他收入		58.7		43.1		(17.4	)		84.4
客户合同收入		871.1		1,244.7		(17.8	)		2,098.0
替代收入和其他		5.0		24.7		—			29.7
总收入	$	876.1	$	1,269.4	$	(17.8	)	$	2,127.7

收入确认时点：
在某个时间点转移的服务	$	34.7	$	—	$	—		$	34.7
随时间转移的服务		836.4		1,244.7		(17.8	)		2,063.3
客户合同收入	$	871.1	$	1,244.7	$	(17.8	)	$	2,098.0


截至2023年12月31日止年度	电力公用事业		燃气公用事业		分部间抵销			合计
客户类型：	（百万）
零售	$	666.1	$	1,248.8	$	—		$	1,914.9
交通运输		—		176.8		(0.5	)		176.3
批发		34.2		—		—			34.2
市场-系统外销售		50.9		0.4		—			51.3
传输		47.1		0.7		—			47.8
其他收入		55.9		38.7		(17.4	)		77.2
客户合同收入		854.2		1,465.4		(17.9	)		2,301.7
替代收入和其他		10.8		18.8		—			29.6
总收入	$	865.0	$	1,484.2	$	(17.9	)	$	2,331.3

收入确认时点：
在某个时间点转移的服务	$	31.5	$	—	$	—		$	31.5
随时间转移的服务		822.7		1,465.4		(17.9	)		2,270.2
客户合同收入	$	854.2	$	1,465.4	$	(17.9	)	$	2,301.7

（五）物业、厂房、设备

截至12月31日，物业、厂房及设备包括以下各项：


	2025				2024				生活
电力公用事业	物业、厂房及设备			加权平均使用寿命	物业、厂房及设备			加权平均使用寿命	最低	最大值
	（百万美元，寿命年）								（年）
电厂：
生产	$	1,545.4		40	$	1,508.5		39	32	45
电力传输		1,052.3		48		793.7		48	44	51
电力分配		1,347.3		49		1,238.5		47	45	55
集成生成		727.3		30		724.0		30	19	38
工厂收购调整（a）		4.9		32		4.9		32	32	32
一般		310.2		25		306.6		26	16	28
在役电厂总数		4,987.4				4,576.2
在建工程		270.1				259.4
电厂总数		5,257.5				4,835.6
减去累计折旧		(1,366.5	)			(1,280.3	)
电厂净额累计折旧	$	3,891.0			$	3,555.3

____________________

(a)

工厂收购调整，涉及收购我们在Wyodak工厂的所有权权益，已包含在费率基数中，并正在与 5 还剩几年。


	2025				2024				生活
燃气公用事业	物业、厂房及设备			加权平均使用寿命	物业、厂房及设备			加权平均使用寿命	最低	最大值
	（百万美元，寿命年）								（年）
煤气厂：
生产	$	26.3		44	$	21.6		43	24	45
气体传输		860.0		57		817.5		58	32	73
气体分配		3,414.3		57		3,107.3		57	48	61
缓冲气体-不可折旧（a）		51.4		不适用		52.1		不适用	不适用	不适用
存储		83.6		42		78.8		42	36	47
一般		587.2		22		599.4		22	20	25
在役气厂总数		5,022.8				4,676.7
在建工程		50.5				43.5
燃气总厂		5,073.3				4,720.2
减去累计折旧		(744.4	)			(656.3	)
燃气工厂净额累计折旧	$	4,328.9			$	4,063.9

____________________

(a)

气垫气体的折旧由气垫气体所在的相应监管管辖区决定。


	2025			2024			生活
企业	物业、厂房及设备		加权平均使用寿命	物业、厂房及设备		加权平均使用寿命	最低	最大值
	（百万美元，寿命年）						（年）
在役工厂总数	$	0.3	不适用	$	0.4	不适用	不适用	不适用
在建工程		13.8			10.3
不动产、厂房和设备毛额共计		14.1			10.7
减去累计折旧		0.2			—
累计折旧净额合计	$	14.3		$	10.7

（六）共同拥有的设施

某些发电和输电设施的投资与非关联第三方共同拥有。共同拥有的设施的比例份额在综合资产负债表中记为物业、厂房和设备。我们分担的设施费用反映在综合损益表中适当类别的运营费用中。该设施的每个所有者负责为其对共同拥有的设施的投资提供资金。

于2025年12月31日，我们于共同拥有的发电设施及输电系统的权益为：


	所有权权益	在役工厂		在建工程		减累计折旧			不动产、厂房和设备共计，净额
		（百万）
Wyodak工厂（a）	20%	$	123.5	$	—	$	(80.1	)	$	43.4
传输领带	35%	$	24.5	$	—	$	(8.7	)	$	15.8
Wygen III（b）	52%	$	144.3	$	0.4	$	(31.3	)	$	113.4
Wygen I（c）	76.5%	$	119.4	$	0.5	$	(64.2	)	$	55.7

(a)

除了向South Dakota Electric供应其Wyodak工厂份额的煤炭外，我们的矿山还根据一项截至2026年12月31日的单独长期协议向PacifiCorp供应煤炭份额，并提供延长一年的年度更新选项。该煤炭供应协议以WRDC部分煤炭储量的抵押和担保权益作为抵押。

(b)

南达科他电力公司保留对工厂运营的责任。WRDC为Wygen III工厂的生命周期提供燃料。

（c）

Black Hills Wyoming保留对工厂运营的责任。WRDC为Wygen I提供燃料，用于该工厂的整个生命周期。

（七）资产返还义务

我们已经确定了与采矿场地复垦相关的法律义务；拆除燃料箱、含有多氯联苯的变压器、蒸发池；以及在我们的电力公用事业部门复垦风力涡轮机场地。此外，我们还确定了与我们的燃气公用事业公司的燃气管道、水井和压缩机站退役以及我们的公用事业公司的石棉清除相关的法律义务。我们会定期审查和更新与这些ARO相关的估计成本。由于监管要求、技术变化以及人工、材料和设备成本增加，实际成本可能与估计不同。

下表列出了其他递延贷项和其他负债中所附合并资产负债表所列ARO的详细情况：


	2024年12月31日		发生的负债		已结算负债		吸积		对先前估计的修订			2025年12月31日
	（百万）
电力公用事业	$	30.0	$	—	$	—	$	1.3	$	(0.3	)	$	31.0
燃气公用事业		70.7		—		—		2.9		—			73.6
合计	$	100.7	$	—	$	—	$	4.2	$	(0.3	)	$	104.6


	2023年12月31日		发生的负债		已结算负债		吸积		对先前估计的修订		2024年12月31日
	（百万）
电力公用事业	$	28.7	$	—	$	—	$	1.1	$	0.2	$	30.0
燃气公用事业		67.5		0.2		—		3.0		—		70.7
合计	$	96.2	$	0.2	$	—	$	4.1	$	0.2	$	100.7

我们还在法律上要求与我们的输配电系统中的某些资产相关的ARO。这些退休义务是根据地役权或特许经营协议规定的，并且只有在我们根据此类地役权或特许经营协议终止我们的公用事业服务时才需要。因此，无法估计可以清偿这些债务的时间段，因此，目前无法计量这些债务成本的负债。

（八）融资

上架登记声明

我们在SEC保持有效的货架登记声明（注册号333-272739），根据该声明，我们可能会不时发行数量不详的优先债务证券、次级债务证券、普通股、优先股、认股权证和其他证券。

短期债务

循环信贷融资和CP计划

2024年5月31日，我们修改并重申了我们的企业循环信贷安排，维持7.5亿美元的承诺总额，并将期限延长至2029年5月31日，有两个一年的延期选择（取决于贷方的同意）。2025年6月6日，经我们的贷方批准，我们使用了经修订和重述的循环信贷融资下的两个可用的一年期延期选项中的一个，从而将其到期日延长至2030年5月31日。该融资类似于以前的循环信贷融资，其中包括一个手风琴功能，允许我们在行政代理、发行代理和每家增加或提供新承诺的银行同意的情况下，将总承诺增加至多10亿美元。借款继续在基准利率或各种SOFR利率选项下可用。与信用证或借款相关的利息成本以及循环信贷融资项下的承诺费是根据我们对我们的高级无担保长期债务获得标普和穆迪的公司信用评级确定的。基于我们目前的信用评级，2025年12月31日基准利率借款、SOFR借款和信用证的保证金分别为0.125%、1.125%和1.125%。基于我们的信用评级，未使用金额的承诺费为0.175%。

我们有一个7.5亿美元的无担保CP计划，由循环信贷工具提供支持。循环信贷融资和CP计划下的未偿金额，无论是单独的还是合计的，都不能超过7.5亿美元。根据CP计划发行的票据的期限可能自发行之日起不超过397天，并根据（其中包括）票据的规模和到期日、发行频率和我们的信用评级而计息（或按面值减去代表利息因素的折扣）。根据CP计划，任何借款都与我们的无担保债务具有同等地位。CP计划下的票据不是注册的，而是根据注册豁免提供和发行的。

我们的循环信贷融资和CP计划，在合并资产负债表上被归类为应付票据，在12月31日有以下借款、未偿信用证和可用容量：


	2025		2024
	（百万美元）
未偿还金额	$	—	$	133.8
信用证（a）		3.2		3.5
可用容量		746.8		612.7
加权平均利率	不适用			4.74	%

(a)

信用证是表外承诺，减少了我们企业循环信贷工具上可用的借贷能力。

截至12月31日止年度的循环信贷融资和CP计划借款活动如下：


	2025			2024
	（百万美元）
最高未偿金额（基于每日未偿余额）	$	263.6		$	140.6
平均未偿金额（基于每日未偿余额）		87.1			17.1
加权平均利率		4.55	%		4.86	%

长期负债

长期未偿债务情况如下：


		利率在	未结余额
	到期日	2025年12月31日	2025年12月31日			2024年12月31日
			（百万）
BHC
2026年到期的高级无抵押票据	2026年1月15日	3.95%	$	300.0		$	300.0
2027年到期的高级无抵押票据	2027年1月15日	3.15%		400.0			400.0
2028年到期的高级无抵押票据	2028年3月15日	5.95%		350.0			350.0
高级无抵押票据，2029年到期	2029年10月15日	3.05%		400.0			400.0
高级无抵押票据，2030年到期	2030年6月15日	2.50%		400.0			400.0
优先无抵押票据，2031年到期	2031年1月31日	4.55%		450.0			—
2033年到期的优先无抵押票据	2033年5月1日	4.35%		400.0			400.0
2034年到期的优先无抵押票据	2034年5月15日	6.15%		450.0			450.0
2035年到期的高级无抵押票据	2035年1月15日	6.00%		450.0			450.0
高级无抵押票据，2046年到期	2046年9月15日	4.20%		300.0			300.0
高级无抵押票据，2049年到期	2049年10月15日	3.88%		300.0			300.0
BHC债务合计				4,200.0			3,750.0

南达科他电力
2032年到期的首次抵押债券（a）	2032年8月15日	7.23%		75.0			75.0
2039年到期的第一抵押债券（a）	2039年11月1日	6.13%		180.0			180.0
2044年到期的第一抵押债券（a）	2044年10月20日	4.43%		85.0			85.0
南达科他州电力债务总额				340.0			340.0

怀俄明电气
2027年到期工业发展收益债券（b）（c）	2027年3月1日	3.35%		10.0			10.0
2037年到期的首次抵押债券（a）	2037年11月20日	6.67%		110.0			110.0
2044年到期的第一抵押债券（a）	2044年10月20日	4.53%		75.0			75.0
怀俄明电力债务总额				195.0			195.0

长期负债合计				4,735.0			4,285.0
当前到期较少				—			—
减去未摊销债务贴现				(7.8	)		(8.7	)
减未摊销递延融资成本（d）				(26.1	)		(26.1	)
长期债务，扣除当期到期债务和递延融资成本			$	4,701.1		$	4,250.2

(a)

南达科他电力公司和怀俄明电力公司的几乎所有有形公用事业财产都受到为其第一笔抵押债券提供担保的契约留置权的约束。South Dakota Electric和Wyoming Electric的第一抵押债券可能会以财产、收益和抵押契约的其他条款为限的金额发行。

(b)

浮动利率。

（c）

代表Wyoming Electric与富国银行就这笔$ 10 2027年3月1日到期的百万债券。在违约的情况下，我们对这些债券所附的怀俄明电气信用证的提款承担责任。

（d）

包括与我们的循环信贷融资有关的未摊销递延融资成本$ 2.3 百万和$ 2.4 截至12月31日，万，2025年和2024年12月31日，分别。

按年度划分的长期债务及相关利息支付的预定到期日如下所示：


	按期间分列的应付款项
	2026		2027		2028		2029		2030		此后		合计
	（百万）
包括本期到期的长期债务本金支付（a）	$	300.0	$	410.0	$	350.0	$	400.0	$	400.0	$	2,875.0	$	4,735.0
长期债务利息支付（a）		206.1		197.1		180.3		169.9		152.7		956.3		1,862.4

(a)

长期债务金额不包括递延融资成本或债务折价或溢价。浮动利率债务的估计利息支付采用截至2025年12月31日的适用利率计算.

债务交易

2025年10月2日，我们完成了一笔4.5亿美元、利率为4.55%、于2031年1月31日到期的高级无抵押票据的公开发行。此次发行的收益减少了400万美元的递延融资成本，用于偿还我们在2026年1月15日到期日未偿还的3.95%高级无抵押票据的全部3亿美元本金以及用于其他一般公司用途。

财务契约

循环信贷机制

截至2025年12月31日，我们遵守了所有循环信贷融资契约。要求我们保持合并负债资本比不超过0.65比1.00。根据适用的补救期，违反该契约将构成违约事件，贷款人有权终止其剩余承诺并加速所有未偿本金和利息。截至2025年12月31日，我们的合并负债与资本化比率为0.55比1.00。

怀俄明电气

截至2025年12月31日，Wyoming Electric遵守了其融资协议中的所有契约。怀俄明电力被要求维持不超过0.60到1.00的债务资本化比率。截至2025年12月31日，怀俄明电力的债务与资本化比率为0.50比1.00。

股息限制

我们的循环信贷融资和其他债务义务包含在发生违约或违约事件时支付现金股息的限制。

由于我们的控股公司结构，我们几乎所有的经营现金流都是由我们的子公司支付的股息或分配提供的。向我们的股东支付股息的现金来自这些现金流。因此，某些法定限制或监管或融资协议可能会影响我们的子公司允许进行的分配水平。

我们的公用事业通常限于根据《联邦电力法》和与州监管机构达成的和解协议允许向我们的公用事业控股公司支付的股息金额。截至2025年12月31日，我们公用事业公司可能无法以贷款或股息形式分配给我们公用事业控股公司的受限制净资产金额约为1.608亿美元。

南达科他电力公司和怀俄明电力公司一般限于根据某些融资协议允许向我们的公用事业控股公司支付的股息金额。

股权

尽管我们上述的货架登记声明并不限制我们的发行能力，但我们发行证券的能力仅限于董事会授予的权力、我们融资安排中的某些契约以及联邦和州监管机构施加的限制。我们的公司章程授权发行1亿股普通股和2500万股优先股。截至2025年12月31日，我们有7550万股流通在外的普通股，没有流通在外的优先股。

场内股票发行计划

于2025年5月8日，我们就销售协议订立第一修正案（“第一修正案”）。除其他外，第一修正案规定了ATM的延续，允许我们根据公司的货架登记声明（注册号333-272739）出售普通股，并将ATM的规模重置为4亿美元。第一修正案4亿美元的总销售价格限制取代并取代了我们在Equity Distribution销售协议中规定的总销售价格限制。除经第一修正案修改外，我们的Equity Distribution销售协议仍然完全有效。

截至12月31日止年度的ATM活动如下：


	2025年12月31日		2024年12月31日		2023年12月31日
	（百万，每股金额除外）
2020年8月4日ATM程序
收益，（分别扣除发行费用0.0美元、0.0美元和（0.5）美元）	$	—	$	—	$	48.5
发行股数		—		—		0.8

2023年6月16日ATM方案
收益，（分别扣除发行费用（0.6）美元、（1.8）美元和（0.7）美元	$	45.7	$	181.6	$	70.2
发行股数		0.8		3.3		1.2

2025年5月8日ATM方案
收益，（分别扣除发行费用（1.8美元）、0.0美元和0.0美元	$	173.9	$	—	$	—
发行股数		2.9		—		—

所有ATM计划下的总活动
收益，（分别扣除（2.4）美元、（1.8）美元和（1.2）美元的发行费用）	$	219.6	$	181.6	$	118.7
发行股数		3.7		3.3		2.0
每股均价	$	59.56	$	55.63	$	59.04

（九）风险管理与衍生品

市场和信用风险披露

我们在能源行业的活动使我们在业务的正常运营中面临多项风险。根据活动的不同，我们面临不同程度的市场风险和信用风险。

市场风险

市场风险是指由于市场价格、费率或供应量的不利变化而可能发生的潜在损失。我们暴露但不限于以下市场风险：

•

与我们的零售天然气和批发电力营销活动相关的商品价格风险，以及我们对几项燃气发电资产的燃料采购，其中包括由于天气、野火、地缘政治事件、流行病、市场投机、经济衰退、通货膨胀、管道限制以及其他可能影响天然气和电力供需的因素等不可预测因素导致的市场波动；和

•

与未来债务相关的利率风险，包括在资本市场极端波动时期获得流动性的机会减少。

信用风险

信用风险是指交易对手不履行合同义务导致财务损失的风险。

我们试图通过主要与高信用质量实体开展业务、设定与交易对手财务实力相称的期限和信用额度、获得总净额结算协议以及通过父母担保、现金抵押要求、信用证和其他担保协议减轻与信用较差的交易对手的信用风险来减轻我们的信用风险。

衍生品和对冲活动

我们在随附的综合资产负债表、综合收益表和综合综合收益（亏损）表中包含的衍生工具和套期保值活动详述如下及内注10。

我们的公用事业的运营，包括我们的燃气公用事业销售的天然气和我们的电力公用事业的发电厂使用的天然气，或我们的电力公用事业必须提供发电燃料（收费协议）的购电协议下的那些工厂，使我们的公用事业客户面临天然气价格波动的风险。因此，根据州公用事业委员会的允许或要求，我们利用天然气期货、期权、场外掉期和基差掉期签订了经委员会批准的对冲计划，以减少客户对这些波动的潜在风险敞口。这些交易被视为衍生工具，根据衍生工具和套期保值的会计准则，按市值调整在随附的合并资产负债表中记录为衍生资产或衍生负债，扣除公认会计原则允许的资产负债表抵消。

对于我们受监管的公用事业公司的对冲计划，未实现和已实现的收益和损失，以及这些交易的期权费和佣金，根据州监管委员会的指导方针，在随附的合并资产负债表中记录为监管资产或监管负债。当通过我们的费率收回相关成本时，对冲活动在综合损益表中确认。

通过我们的非监管天然气商品供应商Black Hills 美国能源服务，我们通过管理商品价格风险，以具有竞争力的价格在内布拉斯加州和怀俄明州购买、销售和交付天然气。由于这些活动，我们业务的这一领域面临与天然气市场价格变化相关的风险。我们使用场外和交易所交易期权和与交易对手的掉期交易来管理我们对此类风险的敞口，以预期到2027年12月的预测买卖。我们的场外掉期交易的一部分已被指定为现金流对冲，以减轻与根据固定价格远期合约交付给我们的Choice Gas Program客户的天然气相关的商品价格风险。这些指定衍生工具的收益或损失在随附的综合资产负债表中以AOCI报告，并在基础被套期项目在收益中确认的同一时期重新分类为收益。我们对冲头寸的有效性至少每季度进行一次评估。

我们公用事业公司持有的天然气衍生商品工具的合约或名义金额和条款由空头和多头头寸组成。截至目前，我们持有的净多头头寸如下：


		2025年12月31日			2024年12月31日
	单位	名义金额		最长期限（月）（a）	名义金额		最长期限（月）（a）
购买的天然气期货	MMBTus		620,000	3		660,000	3
购买的天然气期权，净额	MMBTus		2,750,000	3		2,780,000	3
购买的天然气基差掉期	MMBTus		1,040,000	3		1,080,000	3
天然气场外掉期，净额（b）	MMBTus		3,430,000	23		3,480,000	20
天然气实物承诺，净额（c）	MMBTus		14,285,200	10		20,276,230	10

(a)

期限反映了对冲的最大远期期限。

(b)

截至12月31日， 2025 , 1,915,000 购买的天然气场外掉期的MMBTU被指定为现金流对冲。

（c）

交易量不包括符合正常购买条件的衍生品合约，GAAP允许的正常销售例外。

我们有某些包含信贷条款的衍生合约。当公司的信贷敞口超过协商确定的无担保信贷额度时，这些信贷条款可能要求公司提供抵押品。截至2025年12月31日，公司公布了与此类拨备相关的290万美元，计入合并资产负债表的其他流动资产。

按资产负债表分类的衍生品

下表列示截至12月31日我们衍生工具的公允价值和资产负债表分类：


	资产负债表位置	2025			2024
	（百万）
指定为套期保值的衍生工具：
负债衍生工具：
当前商品衍生品	衍生负债-流动	$	(2.8	)	$	(0.7	)
指定为对冲的衍生工具合计		$	(2.8	)	$	(0.7	)

未指定为套期保值的衍生工具：
负债衍生工具：
当前商品衍生品	衍生负债-流动	$	(3.0	)	$	(3.5	)
未指定为对冲的衍生工具合计		$	(3.0	)	$	(3.5	)

指定为对冲工具的衍生工具

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，现金流量套期保值对我们的综合综合收益表和综合收益表的影响列示如下。请注意，此列报不反映基础实物交易产生的收益或损失；因此，它不表示我们在结算基础实物和金融交易时实现的经济利润或损失。


	2025			2024		2023				2025			2024			2023
现金流套期关系中的衍生工具	在OCI中确认的收益/（损失）金额								损益表位置	从AOCI重新分类为收入的收益/（损失）金额
	（百万）									（百万）
利率互换	$	2.9		$	2.9	$	2.9		利息支出	$	(2.9	)	$	(2.9	)	$	(2.9	)
商品衍生品		(2.4	)		2.9		(1.6	)	燃料、外购电力及出售天然气成本		(1.0	)		(3.5	)		(3.0	)
合计	$	0.5		$	5.8	$	1.3			$	(3.9	)	$	(6.4	)	$	(5.9	)

截至2025年12月31日，与我们的利率掉期和商品衍生品相关的550万美元净亏损预计将在未来12个月内从AOCI重新分类为收益。随着市场价格的波动，估计和实际实现的收益或损失将在未来期间发生变化。

未指定为对冲工具的衍生工具

下表汇总了未指定为对冲工具的衍生工具对我们截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的合并损益表的影响。请注意，此列报未反映基础实物交易产生的预期收益或损失；因此，它并不表示我们在基础实物和金融交易结算时实现的经济毛利润。


		2025			2024		2023
不被指定为套期工具的衍生工具	收益中确认的衍生工具收益/（亏损）的位置	收益中确认的衍生工具收益/（亏损）金额
		（百万）
商品衍生品-天然气	燃料、外购电力及出售天然气成本	$	(0.3	)	$	0.7	$	(4.2	)
		$	(0.3	)	$	0.7	$	(4.2	)

如上所述，我们受监管的燃气公用事业中使用的金融工具不被指定为现金流量套期。然而，不存在收益影响，因为使用这些金融工具产生的未实现损益被记录为监管资产或监管负债。截至2025年12月31日和2024年12月31日，与我们的燃气公用事业公司使用的这些金融工具相关的监管资产中包含的未实现净亏损分别为460万美元和290万美元。

（十）公允价值计量

衍生品

我们的衍生工具的估值方法详细介绍于注1。下表按公允价值层级内的级别列出了我们的总资产和总负债以及公认会计原则允许的衍生工具经常性按公允价值入账的相关抵销。


	截至2025年12月31日
	1级		2级		3级		现金抵押品和交易对手净额结算（a）			合计
	（百万）
资产：
商品衍生品	$	—	$	2.0	$	—	$	(2.0	)	$	—
合计	$	—	$	2.0	$	—	$	(2.0	)	$	—

负债：
商品衍生品	$	—	$	8.8	$	—	$	(3.0	)	$	5.8
合计	$	—	$	8.8	$	—	$	(3.0	)	$	5.8

(a)

截至2025年12月31日, $ 2.0 密尔我们的大部分商品衍生品总资产and $ 3.0 m我们的大宗商品衍生品总负债以及相关的总抵押品金额中有上亿是受净额结算主协议约束的。


	截至2024年12月31日
	1级		2级		3级		现金抵押品和交易对手净额结算（a）			合计
	（百万）
资产：
商品衍生品	$	—	$	2.2	$	—	$	(2.2	)	$	—
合计	$	—	$	2.2	$	—	$	(2.2	)	$	—

负债：
商品衍生品	$	—	$	4.8	$	—	$	(0.6	)	$	4.2
合计	$	—	$	4.8	$	—	$	(0.6	)	$	4.2

(a)

截至2024年12月31日，$ 2.2 百万我们的商品衍生品资产和$ 0.6 百万我们的商品衍生负债以及相关的抵押总额受净额结算总协议的约束。

专属保险单元投资

我们在Captive有投资，可用于在发生某些保险损失事件时支付保险损失。自保公司可能以现金、现金等价物以及股权和固定收益工具持有投资资产。这些投资因保险损失事件而受到限制。见关于俘虏的更多信息的说明12。


	截至2025年12月31日
	1级		2级		3级		合计		未实现收益共计		未实现损失共计
	（百万）
投资类型：
现金及现金等价物	$	7.6	$	—	$	—	$	7.6	$	—	$	—
债务证券		3.0		—		—		3.0		—		0.1
股本证券		6.3		—		—		6.3		2.6		—
合计	$	16.9	$	—	$	—	$	16.9	$	2.6	$	0.1

现金及现金等价物投资

现金和现金等价物的自保投资在公允价值等级中被归类为第1级。

对债务和股本证券的投资

这些投资代表持有的共同基金，这些基金是在美国证券交易委员会注册的开放式投资公司，汇集了许多投资者的资金，并将资金投资于股票、债券、短期货币市场工具、其他证券或资产，或这些投资的某种组合。在活跃市场交易的共同基金，使用报价（未调整）价格进行估值，这是第1级输入。

养老金和退休人员计划资产

关于我们养老金和退休人员计划资产公允价值的讨论包含在注13。

其他公允价值计量

现金及现金等价物、受限制现金及等价物、短期借款由于其流动性或短期性，其账面值接近公允价值。现金、现金等价物和限制性现金在公允价值层次中被划分为第1级。应付票据由商业票据借款组成，不在交易所交易；因此，它们在公允价值等级中被归类为第2级。

下表列示12月31日合并资产负债表中未按公允价值入账的金融工具的账面金额和公允价值：


	2025				2024
	账面金额		公允价值		账面金额		公允价值
	（百万）
长期债务，包括当前期限（a）	$	4,701.1	$	4,639.0	$	4,250.2	$	4,059.1

(a)

长期债务的估值基于活跃市场中类似负债可直接或间接获得的可观察输入值，因此在公允价值等级中被归类为第2级。长期债务账面金额扣除递延融资成本。

（十一）其他综合收入

我们在AOCI中记录与指定为现金流对冲的利率掉期、指定为现金流对冲的商品合同以及我们的设定受益计划组成部分的摊销相关的递延收益（损失）。我们指定为现金流量套期保值的商品合同的递延收益（损失）在结算时在收益中确认，而与我们的利率掉期相关的递延收益（损失）在摊销时在收益中确认。

下表详细列出了从AOCI中重新分类为净收入的情况。以下括号中的金额表示该期间合并损益表中扣除税后净收入的减少：


	合并后的位置	从AOCI重新分类的金额
	损益表	2025年12月31日			2024年12月31日
		（百万）
现金流量套期损益：
利率互换	利息支出	$	(2.9	)	$	(2.9	)
商品合约	燃料、外购电力、销售天然气成本		(1.0	)		(3.5	)
			(3.9	)		(6.4	)
所得税	所得税优惠（费用）		0.9			1.4
与现金流量套期相关的总重分类调整，税后净额		$	(3.0	)	$	(5.0	)

设定受益计划组成部分摊销：
前期服务成本	运营和维护	$	—		$	—

精算利得（亏损）	运营和维护		0.8			(0.2	)
			0.8			(0.2	)
所得税	所得税优惠（费用）		(0.2	)		0.1
与设定受益计划相关的总重分类调整，税后净额		$	0.6		$	(0.1	)

改叙共计		$	(2.4	)	$	(5.1	)

按分类列入AOCI的余额，所附合并资产负债表的税后净额如下：


	指定为现金流对冲
	利率互换			商品衍生品			员工福利计划			合计
	（百万）
截至2023年12月31日	$	(6.1	)	$	(2.5	)	$	(6.2	)	$	(14.8	)
其他综合收益（亏损）
改叙前		—			(0.5	)		0.8			0.3
从阿拉伯石油国际组织改叙的数额		2.3			2.7			0.1			5.1
截至2024年12月31日	$	(3.8	)	$	(0.3	)	$	(5.3	)	$	(9.4	)
其他综合收益（亏损）
改叙前		—			(2.7	)		—			(2.7	)
从阿拉伯石油国际组织改叙的数额		2.2			0.8			(0.6	)		2.4
截至2025年12月31日	$	(1.6	)	$	(2.2	)	$	(5.9	)	$	(9.7	)

（十二）可变权益主体

专属保险

为了支持我们的整体保险计划，我们建立了Captive，为BHC和我们子公司的某些风险提供保险。The Captive是一家受保护的单独细胞自保保险公司，由EIS发起。EIS归能源保险互助股份有限公司所有，允许参与的成员发起组织，如BHC，使用专属实体进行风险保险。BHC通过其合同权利，在单独受保护的Captive Cell资产中拥有控股财务权益。BHC从自保公司获得所有收益，并做出对自保公司产生经济影响的所有主要控制决策。作为一个单独的受保护细胞，BHC是Captive的唯一参与者。Captive是一种VIE，BHC是其主要受益人。据此，BHC对Captive进行合并。

根据自保公司与EIS之间的相互业务计划参与协议，EIS将根据需要代表自保公司签发保单、进行索赔支出、索赔费用和其他承保费用。

自保公司为BHC和我们的子公司提供一般责任保险，包括某些传输和就业实践责任。对被保险人的索赔付款只能以自保可用资产的金额为限。除了通过Captive获得的保单，我们还有通过第三方保险公司购买的保单，如果发生损失事件，可能会提供保障。

作为合并的结果，我们消除了BHC和自保公司之间的公司间交易，并记录了自保公司的资产、负债和第三方经营活动。在合并过程中，自保公司源自BHC保单的保费收入将从BHC和我们的子公司记录的与自保公司提供的保单承保范围有关的保险费支出中冲销。合并主要导致BHC在我们的合并资产负债表上反映了自保公司的投资持股，而在我们的合并损益表上通过收益反映了自保公司的投资损益。

合并Captive导致我们截至2025年12月31日止年度的净收入增加1050万美元。合并影响计入运营和维护、利息收入和其他收入（费用），净额在随附的合并损益表中。

截至2025年12月31日，我们的合并资产负债表包括在其他流动资产中报告的与Captive相关的1600万美元资产。见有关这些投资持股的更多详细信息，请参见附注10。

Black Hills Colorado IPP

Black Hills Colorado IPP拥有并运营位于科罗拉多州普韦布洛的200兆瓦联合循环天然气发电设施。2016年，Black Hills Electric Generation向第三方买家出售了Black Hills Colorado IPP 49.9%的非控股权益。Black Hills Electric Generation是该设施的运营商，该设施的合同是在2031年之前向Colorado Electric提供容量和能源。

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的普通股净收入分别减少820万美元、1060万美元和1380万美元，归因于这一非控股权益。可分配给非控股权益持有人的净收益基于所有权权益，但某些商定的调整除外。归属于这一非控股权益的净收入分配将在一个季度结束后的30天内到期，但Black Hills Electric Generation可能会视需要扣留。

Black Hills Colorado IPP已被确定为该公司拥有可变权益的VIE。Black Hills Electric Generation已被确定为VIE的主要受益者，因为Black Hills Electric Generation是该发电设施的运营商和管理者，因此有权指导对Black Hills Colorado IPP经济绩效影响最大的活动。Black Hills Electric Generation作为主要受益者，继续巩固Black Hills Colorado IPP。Black Hills Colorado IPP在报告期内未获得公司在原有合同安排之外的财务或其他支持。Black Hills Colorado IPP没有任何债务，其运营现金流足以支持其持续运营。

截至12月31日，我们在合并资产负债表中记录了以下Black Hills Colorado IPP资产和负债：


	2025		2024
	（百万）
资产：
流动资产	$	9.6	$	11.7
固定资产、工厂及设备，净值	$	156.9	$	160.4

负债：
流动负债	$	5.8	$	8.3

（十三）职工福利计划

固定缴款计划

我们赞助一项401（k）-退休储蓄计划（“401（k）计划”）。401（k）计划的参与者可以选择将其合格补偿的一部分投资于401（k）计划，最高可达IRS规定的最高金额。401（k）计划为员工提供了在税前或税后基础上投资高达其合格薪酬50%的机会。

401（k）计划为所有符合条件的参与者提供公司匹配缴款。某些目前未在养老金计划中累积福利的合格参与者还将根据参与者的年龄和服务年限获得公司退休缴款。当参与者在公司服务满5年时，所有公司的归属和匹配的贡献按每年20%的比例发生，其中100%归属。

固定福利养老金计划

我们有一个固定收益养老金计划，Black Hills Retirement Plan（养老金计划）。退休金计划涵盖公司若干合资格雇员。养老金计划的福利基于服务年限和退休前特定时间段的平均收入计算。养老金计划不对新员工开放，并对某些不符合年龄和基于服务的标准的员工进行冻结。

养老金计划资产由主信托持有。我们的董事会已批准养老金计划的投资政策。投资政策的目标是以这样一种方式管理资产，以便最终解决我们对养老金计划受益人的义务。为实现这一目标，我们的养老金资产由外部顾问使用投资组合策略进行管理，该策略将提供流动性以满足养老金计划的福利支付义务。养老金计划的资产主要包括股权、固定收益和对冲投资。

养老金计划资产的预期收益率是通过审查权益和固定收益市场的历史和预期回报确定的，同时考虑了资产配置、资产类别回报之间的相关性以及主动和被动投资的组合。养老金计划采用动态资产配置的方式，根据计划的资金状况确定目标区间为寻求回报和负债对冲资产。截至2025年12月31日，养老金计划资产的预期收益率基于26%至34%的追求收益资产和66%至74%的负债对冲资产的目标资产配置区间。

我们的养老金计划的资金来源符合联邦政府的资金要求。

计划资产

我们的养老金计划在12月31日按投资类别划分的计划总资产占比如下：


寻求回报的资产	2025	2024
股权	19%	19%
房地产	5%	5%
对冲基金	2%	3%
固定收益	3%	3%
合计	29%	30%

负债-套期保值资产	2025	2024
固定收益	69%	68%
现金	2%	2%
合计	71%	70%

总资产	100%	100%

补充非合格设定受益计划

我们为公司主要高管制定了各种补充退休计划。这些计划是不合格的设定受益和设定供款计划（补充计划）。补充计划受制于各种归属时间表，并在支付福利时以现金为基础提供资金。

非养老金固定福利退休人员医疗保健计划

BHC为退休时符合一定年龄和服务要求的员工发起一项退休人员健康护理计划（Healthcare Plan）。医疗保健计划福利受保费、免赔额、共付金条款和其他限制。参与业务部门的医疗保健计划的一部分是通过VEBA信托预先提供资金的。65岁前退休人员以及一群祖辈的65岁后退休人员通过Black Hills自保退休人员医疗计划领取他们的退休人员医疗福利。

65后符合医疗保险资格的退休人员的医疗保险是通过个人市场医疗保健交易所提供的。我们在支付福利时以现金为基础为医疗保健计划提供资金。医疗保健计划规定通过VEBA信托提供部分预融资。与这笔预筹资金相关的资产以信托形式持有，为位于阿肯色州、爱荷华州和堪萨斯州的工会和非工会雇员的利益服务。我们不会为阿肯色州、爱荷华州和堪萨斯州以外的员工的医疗保健计划预先提供资金。

医疗保健计划资产100%投资于北方机构政府资产组合，这是一种政府货币市场基金。

计划捐款

养老金计划的供款是直接向主信托作出的现金供款。医疗保健和补充计划缴款以福利金支付的形式进行。医疗保健福利包括公司和参与者支付的保费。

截至12月31日止年度的缴款情况如下：


	2025		2024
	（百万）
定额供款计划
公司退休缴款	$	11.5	$	11.3
公司匹配贡献		17.6		17.7
设定受益计划
养老金计划	$	1.8	$	2.3
医疗保健计划		4.6		5.7
补充计划		4.5		4.1

在2026年，我们预计将分别向养老金计划、医疗保健计划和补充计划提供160万美元、450万美元和280万美元的捐款。

100

公允价值计量

下表按公允价值层级内的级别列出按经常性基础以公允价值入账的资产：


	2025年12月31日
	1级		2级		3级		以公允价值计量的投资总额		资产净值（a）		投资总额
	（百万）
养老金计划
共同集合信托-货币市场	$	—	$	6.2	$	—	$	6.2	$	—	$	6.2
共同集合信托-股权		—		51.9		—		51.9		—		51.9
共同集合信托-固定收益		—		196.4		—		196.4		—		196.4
共同集合信托-房地产		—		—		—		—		14.8		14.8
对冲基金		—		—		—		—		5.0		5.0
以公允价值计量的投资总额	$	—	$	254.5	$	—	$	254.5	$	19.8	$	274.3
医疗保健计划
现金及现金等价物		7.1		—		—		7.1		—		7.1
以公允价值计量的投资总额	$	7.1	$	—	$	—	$	7.1	$	—	$	7.1


	2024年12月31日
	1级		2级		3级		以公允价值计量的投资总额		资产净值（a）		投资总额
	（百万）
养老金计划
共同集合信托-现金及现金等价物	$	—	$	5.4	$	—	$	5.4	$	—	$	5.4
共同集合信托-股权		—		51.5		—		51.5		—		51.5
共同集合信托-固定收益		—		190.8		—		190.8		—		190.8
共同集合信托-房地产		—		—		—		—		14.9		14.9
对冲基金		—		—		—		—		7.6		7.6
以公允价值计量的投资总额	$	—	$	247.7	$	—	$	247.7	$	22.5	$	270.2
医疗保健计划
现金及现金等价物		7.5		—		—		7.5		—		7.5
以公允价值计量的投资总额	$	7.5	$	—	$	—	$	7.5	$	—	$	7.5

(a)

为实用权宜之计，使用每股NAV（或其等值）以公允价值计量的某些投资未在公允价值等级中分类。这些表中列出的这些投资的公允价值金额旨在允许将公允价值等级与上述计划的福利义务变化和计划资产公允价值的调节中列出的金额进行调节。

有关福利计划资产的其他信息，包括用于估计这些资产公允价值的方法和假设，如下：

养老金计划

共同集合信托基金：这些基金根据养老金计划持有的单位赎回价格进行估值，该价格基于共同集合信托基金基础资产的当前公允价值。单位价值由发起这类基金的金融机构按公允价值计算的基金净资产除以其在估值日未偿还的单位确定。养老金计划对普通集合信托基金的投资，除普通集合信托-不动产的份额外，被归类为第2级，据此，基础证券采用普通集合信托基金基础投资的市场报价进行估值。赎回这些基金的投资一般需要提前不少于十五（15）个工作日的书面通知。此外，受托人保留执行受托人（以其唯一和绝对酌情权）确定为保护信托利益所必需或可取的交易程序和限制的权利。不存在与这些资金相关的未提供资金的承诺。

101

根据会计准则，以下投资按NAV计量，不在公允价值等级中分类：

共同集合信托-房地产基金：这些基金是根据标的房地产物业的各种因素进行估值的，包括市场租金、市场租金增长、入住率等。作为受托人估值过程的一部分，物业一般按年度进行外部评估。评估由信誉良好的独立评估公司进行，并由作为评估院成员的评估师签署，专业指定成员，评估院。所有外部考评均按照专业考评实务统一标准进行。我们收到受托人的月度报表，以及投资的年度时间表，并依靠这些报告为基金的单位定价。赎回这些基金的投资通常需要提前不少于所需估值日期前一百零五（105）个日历日的书面通知。此外，受托人保留执行受托人（全权和绝对酌情权）确定为保护信托利益所必需或可取的交易程序和限制的权利。不存在与这些资金相关的未提供资金的承诺。

对冲基金：这些基金代表对其他投资基金的投资，这些投资基金利用多种不同的投资策略寻求回报。这些策略结合起来，旨在降低波动性和风险，同时努力在所有市场条件下实现正回报。金额报告滞后一个月。对冲基金的公允价值根据对冲基金基础投资的公允价值，采用每股资产净值确定。部分和全额赎回可在6月和12月按半年赎回，提前95天通知。达到或超过资产净值30%的部分赎回，可能会被设置赎回闸门。全额赎回将受到资产净值最高10%的保留，这可能会在年度基金审计后提供。资产净值以每只基金的基础投资的公允价值为基础。不存在与这些对冲基金相关的未提供资金的承诺。

非养老金固定福利退休人员医疗保健计划

现金和现金等价物：这代表对北方机构政府资产组合的投资，这是一种政府货币市场基金。由于所持股份反映了活跃市场中的报价，因此被归类为第1级。

净期间费用的组成部分

下表提供了净定期费用构成部分的调节：


	养老金计划									补充计划						医疗保健计划
截至12月31日止年度，	2025			2024			2023			2025		2024		2023		2025			2024			2023
	（百万）
服务成本	$	1.7		$	2.3		$	2.5		$	3.6	$	3.3	$	3.1	$	1.5		$	1.6		$	1.5
利息成本		16.0			16.4			17.5			1.4		1.4		1.5		2.4			2.4			2.4
预期资产回报率		(17.0	)		(18.0	)		(18.7	)		—		—		—		(0.3	)		(0.3	)		(0.2	)
前期服务成本摊销净额		(0.1	)		(0.1	)		(0.1	)		—		—		—		0.2			0.2			—
确认的精算净损失（收益）		2.2			2.0			2.0			—		—		—		—			—			—
净定期费用	$	2.8		$	2.6		$	3.2		$	5.0	$	4.7	$	4.6	$	3.8		$	3.9		$	3.7

服务成本记入运营和维护费用，而非服务成本记入综合损益表的其他费用。

精算损益采用直线法在积极计划参与者的平均剩余服务期内摊销，或在计划被视为“全部或几乎全部”非积极参与者的情况下，在剩余计划参与者的平均剩余存续期内摊销。

102

其他计划信息

下表提供了员工福利计划义务和员工福利计划资产的公允价值、在我们的综合资产负债表中确认的金额、累计福利义务以及AOCI要素的对账：


	养老金计划						补充计划						医疗保健计划
	2025			2024			2025			2024			2025			2024
	（百万）
截至12月31日的累计福利义务	$	311.8		$	307.1		$	47.4		$	46.1		$	47.9		$	48.5
福利义务的变化：
年初福利义务	$	311.6		$	348.1		$	46.1		$	46.7		$	48.5		$	51.1
服务成本		1.7			2.3			3.6			3.3			1.5			1.6
利息成本		16.0			16.4			1.4			1.4			2.4			2.4
精算（收益）损失		10.6			(16.0	)		0.8			(1.2	)		(0.7	)		(1.7	)
支付的福利		(23.4	)		(39.2	)		(4.5	)		(4.1	)		(4.6	)		(5.7	)
计划参与者的贡献		—			—			—			—			0.8			0.8
年底福利义务		316.5			311.6			47.4			46.1			47.9			48.5
计划资产公允价值变动：
计划资产年初公允价值		270.2			308.6			—			—			7.5			8.0
投资收益（亏损）		25.7			(1.6	)		—			—			0.1			0.1
雇主供款		1.8			2.3			4.5			4.1			3.3			4.2
退休人员供款		—			—			—			—			0.8			0.9
支付的福利		(23.4	)		(39.1	)		(4.5	)		(4.1	)		(4.6	)		(5.7	)
年末计划资产公允价值		274.3			270.2			—			—			7.1			7.5
资金状况-不足	$	42.2		$	41.4		$	47.4		$	46.1		$	40.8		$	41.0
截至12月31日在我们的合并资产负债表上确认的金额：
监管资产	$	81.7		$	81.6		$	—		$	—		$	5.1		$	4.9
流动负债		—			—			2.8			2.8			4.1			4.3
非流动负债		42.2			41.4			44.6			43.3			36.6			36.7
监管责任		3.4			3.1			—			—			8.3			7.3
AOCI中确认的金额，截至12月31日的税后净额：
净（收益）损失	$	5.1		$	5.2		$	1.5		$	0.8		$	(0.7	)	$	(0.7	)
前期服务成本（收益）		—			—			—			—			—			—
计入AOCI的总额，扣除尚未确认为净定期费用组成部分的税后净额	$	5.1		$	5.2		$	1.5		$	0.8		$	(0.7	)	$	(0.7	)

2025年，与养老金福利义务相关的精算损失主要是由于贴现率下降。2024年，与养老金福利义务相关的精算收益主要是由于贴现率增加。

假设


	养老金计划									补充计划									医疗保健计划
	2025			2024			2023			2025			2024			2023			2025			2024			2023
用于确定福利义务的加权平均假设：
贴现率		5.38	%		5.63	%		4.99	%		5.22	%		5.56	%		4.93	%		5.32	%		5.60	%		4.97	%
补偿水平增长率		3.01	%		3.04	%		3.04	%		—			—			—		不适用			不适用			不适用
用于确定计划年度净定期效益成本的加权平均假设：
贴现率（a）		5.63	%		4.99	%		5.17	%		5.56	%		4.93	%		5.13	%		5.60	%		4.97	%		5.14	%
预期长期资产收益率（b）		6.50	%		6.00	%		6.00	%	不适用			不适用			不适用				4.10	%		3.50	%		3.10	%
补偿水平增长率		3.04	%		3.04	%		3.06	%		—			—			—		不适用			不适用			不适用

(a)

设定受益养老金计划预计贴现率是 5.38 计算2026年净定期养老金成本的百分比。

(b)

计划的预期收益率为设定受益养老金计划的集 6.50 计算2026年的百分比净定期养老金成本。

103

12月31日的医疗福利义务确定如下：


	2025			2024
趋势率-医疗
明年的Pre-65-全部计划		7.00	%		7.50	%
65前终极趋势率-Black Hills Corp		4.50	%		4.50	%
趋势年份	2035			2035

明年65后-所有计划		6.00	%		6.50	%
65后终极趋势率-Black Hills Corp		4.50	%		4.50	%
趋势年份	2035			2033

预计将支付下列反映未来服务的雇员福利金：


	养老金计划		补充计划		医疗保健计划
	（百万）
2026	$	24.9	$	2.8	$	5.2
2027		25.3		2.8		5.1
2028		25.3		2.7		4.9
2029		25.8		2.5		4.7
2030		25.3		2.4		4.6
2031-2035	$	123.6	$	10.9	$	20.9

（十四）股份补偿方案

我们修订和重述的2015年综合激励计划允许授予股票、限制性股票、限制性股票单位、股票期权、业绩份额和业绩份额单位。截至2025年12月31日，我们有1,828，512股可供授予。

补偿费用采用根据股票补偿会计准则规定估计的授予日公允价值确定，并在单项奖励的归属期内确认。截至2025年12月31日，与非既得股票奖励相关的未确认补偿费用总额为1490万美元，预计将在2.1年的加权平均期间内确认。截至12月31日止年度的股票补偿费用（包括在随附的综合损益表的运营和维护中）如下：


	2025		2024		2023
	（百万）
基于股票的补偿费用	$	11.8	$	10.6	$	7.0

限制性股票

限制性股票和限制性股票单位奖励的公允价值等于我们股票在授予日的市场价格。

股份附带出售股份的能力限制，直至股份归属。这些股份将在三年内大幅归属，具体取决于是否继续受雇。与奖励相关的补偿费用在归属期内确认。

受限制股份及受限制股份单位于2025年12月31日的状况摘要如下：


	限制性股票			加权-平均授予日公允价值
2025年1月1日余额		231,942		$	56.68
已获批		187,983			60.00
既得		(103,344	)		58.71
没收		(31,257	)		57.74
2025年12月31日余额		285,324		$	58.01

104

获授限制性股票的加权平均授予日公允价值，以及截至12月31日止年度已归属股份的公允价值总额如下：


	加权-平均授予日公允价值		归属股份的公允价值总额
			（百万）
2025	$	60.00	$	6.4
2024	$	53.58	$	4.5
2023	$	63.33	$	5.9

截至2025年12月31日，与非既得限制性股票相关的未确认补偿费用为1080万美元，预计将在2.1年的加权平均期间内确认。

业绩份额单位

从2021年开始，公司的某些高级管理人员及其子公司被授予绩效份额单位，这些单位有三年归属期，在归属之前没有投票权，并受三个特定条件的约束。相对股东总回报和平均每股收益和平均服务成本两个等权绩效指标的市场条件。从2023年开始，增加了到2035年天然气减排的指标，产生了三个同等权重的绩效指标。如果条件得到满足，这些单位将以100%的普通股支付，范围可以从目标奖励的0%到200%不等。股息等值在归属期内累积，并根据最终授予的股份数量支付。如果参与者在55岁或以上死亡或退休，则按与三年期间的服务月数相称的比例授予股份归属。

业绩份额单位-市场状况

每个股份单位的公允价值基于公司在授予前一年12月31日的收盘价和蒙特卡洛模拟。蒙特卡洛模拟用于根据公司相对于从奖励年度1月1日开始的指定同行集团的三年业绩期间的TSR估计预期股份支付。公司蒙特卡洛模拟中包含的重要假设如下：


	2025	2024
股份单位奖励的公允价值	77.95	55.14
无风险费率	3.84%	4.12%
Black Hills Corporation的普通股波动性	31%	24%
同业组的波动范围	24-39%	12-53%

业绩份额单位-业绩条件

业绩条件份额单位在三年业绩期末达到规定的业绩条件时归属。这些条件基于公司的平均每股收益、平均服务成本和到2035年的天然气减排。业绩条件的单个结果的授予日公允价值由授予日的收盘普通股价格确定，或从2023年开始，由授予日之前的平均10日收盘普通股价格确定。

下表汇总了截至2025年12月31日止年度的业绩份额单位活动：


	业绩份额单位- 市场状况					业绩份额单位- 业绩条件
	股份单位			加权-平均每股公允价值单位		股份单位			加权-平均每股公允价值单位
截至2025年1月1日		151,535		$	66.43		72,805		$	62.59
已获批		31,275			62.16		46,915			57.56
既得		(32,986	)		74.48		(21,994	)		70.57
没收		(14,510	)		64.45		(10,142	)		58.71
截至2025年12月31日		135,314		$	63.69		87,584		$	58.34

截至2025年12月31日，预计将在1.7年的加权平均期间内确认的未确认业绩份额/单位相关的未确认补偿费用为410万美元。

2026年1月23日，我们董事会的薪酬委员会确认了相当于价值130万美元目标股份29.97%的支付。该笔支出已于2025年12月31日全部计提完毕。

105

（十五）所得税

生产税收抵免的转移

2022年8月，H.R. 5376，即俗称的2022年爱尔兰共和军，或称爱尔兰共和军，被颁布。IRA包含一项税收抵免可转让性条款，允许我们将2022年12月31日之后生产的PTC转让（例如出售）给第三方。在2024年6月和2025年1月，根据这一可转让性条款，我们与第三方达成协议，以1600万美元的价格出售2023年生成的PTC，并以1600万美元的价格出售2024年生成的PTC。2026年1月，我们签订了一项类似的协议，以1530万美元的价格出售2025年生成的PTC。

我们希望继续探索通过第三方可转让性协议有效地将我们的税收抵免货币化的能力。

一大美丽法案法案

2025年7月，通常被称为OBBBA的H.R. 1颁布。OBBBA是一个立法一揽子计划，旨在永久延长TCJA的某些即将到期的条款，并为个人和企业提供额外的税收减免。OBBBA对联邦能源政策进行了修改，回滚了几项清洁能源条款，并编纂了与被禁止的外国实体相关的限制、终止和限制清洁能源PTC，以及延长和修改清洁燃料生产。OBBBA没有废除根据IRA颁布的税收抵免可转让性条款，并继续允许按最初商定的方式执行我们的可转让性协议，但限制向被禁止的外国实体进行信贷转让。

此外，2025年8月15日，美国国税局发布了2025-42号通知，对适用的风能和太阳能的开始建设要求提供了指导。这些要求对于确定能源相关税收抵免的资格至关重要，特别是考虑到OBBBA对清洁能源激励措施的修改。项目必须满足特定标准——例如具有重要性质的体力劳动——才能被视为已开始建设。这种确定会影响项目是否符合OBBBA前或OBBBA后信贷制度的条件，这可能在价值、可用性或限制方面有所不同。

我们预计不会因为OBBBA而对我们在OBBBA之前的在役清洁能源发电设施产生重大影响。此外，我们预计不会对科罗拉多电力公司清洁能源计划的执行产生影响。然而，我们继续监测IRS指导和立法发展，以确保合规并优化未来清洁能源投资的时机和结构。

所得税（费用）福利

截至12月31日止年度持续经营业务的所得税（费用）收益为：


	2025			2024			2023
	（百万）
当前：
联邦	$	12.4		$	16.5		$	0.8
状态		(1.8	)		(0.8	)		(1.0	)
当期所得税优惠（费用）		10.6			15.7			(0.2	)
延期：
联邦		(52.8	)		(47.2	)		(30.9	)
状态		(1.5	)		(4.8	)		5.5
递延所得税（费用）		(54.3	)		(52.0	)		(25.4	)
所得税（费用）	$	(43.7	)	$	(36.3	)	$	(25.6	)

106

有效税率

截至12月31日止年度的实际税率与联邦法定税率不同，具体如下：


	2025					2024					2023
	（百万美元）
所得税前收入	$	343.5				$	320.0				$	301.6

美国联邦法定利率	$	72.1		21.0	%	$	67.2		21.0	%	$	63.3		21.0	%
州和地方所得税，扣除联邦所得税影响（a）		2.8		0.8	%		4.7		1.5	%		(3.4	)	(1.1	)%
税收抵免
能源相关税收抵免，扣除可转让性折扣		(15.3	)	(4.5	)%		(15.0	)	(4.7	)%		(16.9	)	(5.6	)%
其他		(2.2	)	(0.7	)%		(2.8	)	(0.9	)%		(2.7	)	(0.9	)%
不可课税或不可扣除项目		3.2		0.9	%		1.9		0.6	%		1.9		0.6	%
未确认税收优惠的变化		1.6		0.5	%		0.9		0.3	%		0.9		0.3	%
监管
超额递延所得税摊销（b）		(5.3	)	(1.5	)%		(7.7	)	(2.4	)%		(8.8	)	(2.9	)%
流通调整（c）		(5.0	)	(1.5	)%		(7.0	)	(2.2	)%		(5.3	)	(1.8	)%
其他		(2.0	)	(0.6	)%		(0.6	)	(0.2	)%		0.2		0.1	%
其他		(6.2	)	(1.7	)%		(5.3	)	(1.7	)%		(3.6	)	(1.2	)%
实际税率	$	43.7		12.7	%	$	36.3		11.3	%	$	25.6		8.5	%

(a)

科罗拉多州的州税占大多数（大于50百分比）这一类别的税收影响。州有效税率包含公司各州辖区内多个法定州税率变化导致的税收费用。截至2023年12月31日止年度，我们确认了$ 8.2 内布拉斯加州所得税税率下降带来的百万税收优惠。

(b)

主要是TCJA-见注2了解更多信息。

（c）

流动调整主要与出于税收目的的会计方法变更有关，这些变更允许我们对维修成本和某些间接成本采取当期税收减免。我们记录了一项递延所得税负债，以确认账面和税务处理之间产生的暂时性差异，并将税收优惠流入税务费用。建立了一项监管资产，以反映随着暂时性差异逆转，未来应从客户处获得的应缴税款增加的回收。作为这一监管处理的结果，我们继续按照流转法记录税收优惠。

缴纳的所得税

截至12月31日止年度收到（已付）所得税如下：


	2025			2024			2023
	（百万）
联邦：
直接付款（扣除退款）	$	(3.5	)	$	(0.9	)	$	—
转让的可再生信贷（扣除折扣）		16.0			16.0			—
联邦合计	$	12.5		$	15.1		$	—

状态：
阿肯色州（a）	$	(0.7	)	不适用			不适用
科罗拉多州（a）		(0.6	)		(0.2	)	不适用
堪萨斯州（a）	不适用			不适用				(0.2	)
内布拉斯加州		(2.4	)		(0.3	)		(0.8	)
其他		—			(0.2	)		—
总州	$	(3.7	)	$	(0.7	)	$	(1.0	)

收到的所得税总额（已付）	$	8.8		$	14.4		$	(1.0	)

(a)

N/A表示当年缴纳所得税金额未达到5%分拆门槛

107

递延税项资产和负债

截至12月31日止年度产生递延税项负债净额的暂时性差异如下：


	2025			2024
	（百万）
递延所得税资产：
监管责任	$	68.5		$	70.9
州税收抵免		8.1			8.4
联邦NOL		79.8			114.9
状态NOL		8.1			12.4
伙伴关系		9.9			11.6
信贷结转（扣除贴现）		104.1			109.5
其他递延所得税资产		40.2			35.4
递延所得税资产总额		318.7			363.1

递延税项负债：
加速折旧、摊销、其他与财产相关的差异		(753.7	)		(729.2	)
监管资产		(39.8	)		(49.5	)
商誉		(84.0	)		(75.9	)
州递延所得税负债		(88.9	)		(88.7	)
其他递延所得税负债		(50.2	)		(44.9	)
递延所得税负债总额		(1,016.6	)		(988.2	)

递延所得税负债净额	$	(697.9	)	$	(625.1	)

净经营亏损和税收抵免结转

在2025年12月31日，我们有联邦NOL和州NOL和税收抵免结转将在以下不同日期到期：


	金额		到期日期
	（百万）
联邦NOL结转	$	380.1	无到期
联邦税收抵免结转（扣除贴现）	$	104.1	2030-2044

国家NOL结转（a）	$	142.3	2026-2044
州税收抵免结转	$	8.1	2030-2038

(a)

结转余额反映在征收州所得税的司法管辖区分摊的税收损失的基础上。

截至2025年12月31日，我们没有针对国家NOL结转的估值备抵。我们2025年对利用此类NOL的能力的分析导致估值备抵没有增加。如果估值备抵因NOL利用率高于或低于预期而调整，则抵销金额将影响税费。

参考笔记1和 3为可续期税收抵免预期向其他企业纳税人转移的讨论。

截至2025年12月31日，我们没有针对国家ITC结转的估值备抵。

未确认的税收优惠

下表调节了所附综合资产负债表中其他递延贷项和其他负债中包括的期初和期末未确认的税收优惠总额，不计利息：


不确定税收立场的变化：	2025			2024			2023
	（百万）
期初余额	$	7.8		$	13.7		$	11.9
上一年税务职位的增加		0.8			0.6			—
上一年税务职位减少		(0.2	)		(8.1	)		(0.3	)
本年度税务职位的新增人数		0.7			1.6			2.1
期末余额	$	9.1		$	7.8		$	13.7

108

如果确认，将影响有效税率的未确认税收优惠总额约为880万美元。

截至2025年12月31日止年度，我们确认了0.4百万美元的相关所得税的利息支出。截至2024年12月31日和2023年12月31日的纳税年度，我们没有确认利息支出。截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们与所得税相关的应计利息（税前影响）分别为0.4百万美元和0.0百万美元。

我们需要缴纳联邦所得税以及各州和地方司法管辖区的所得税。截至2025年12月31日，2022、2023、2024纳税年度由税务机关审核。除了少数例外，在2022年之前的几年里，我们不再接受美国或州的考试。截至2025年12月31日，2017和2018纳税年度开放。

（16）业务板块信息

我们是一家控股公司，通过我们的子公司，通过以下两个可报告分部开展我们的业务：电力公用事业和燃气公用事业。支持我们可报告分部的某些未分配公司费用列报为公司和其他。

我们的经营分部，相当于我们的可报告分部，是基于我们的内部报告方法，通常通过产品和服务的差异进行区分。我们所有的业务和资产都位于美国境内。

我们的电力公用事业部门包括Colorado Electric、South Dakota Electric和Wyoming Electric的受监管电力公用事业业务的经营业绩，这些公司向科罗拉多州、蒙大拿州、南达科他州和怀俄明州的地区提供受监管的电力公用事业服务。我们还拥有并经营与我们的电力公用事业垂直整合的非监管发电和采矿业务。

我们的天然气公用事业部门包括我们在阿肯色州、科罗拉多州、爱荷华州、堪萨斯州、内布拉斯加州和怀俄明州的受监管天然气公用事业子公司的经营业绩。

公司和其他包括某些未分配的费用，用于支持我们的经营部门的行政活动。企业和其他还包括我们的专属保险单元、不属于我们经营分部的业务发展活动以及分部间抵销。

我们的首席执行官，被认为是我们的首席运营官，为我们的电力公用事业部门以及燃气公用事业部门制定财务业绩目标和预算，并根据营业收入建立单独的目标。我们的主要经营决策者评估分部财务业绩，包括收入和支出的季度和年度预算与实际以及同比差异，以告知经营决策、资本投资和成本回收战略。我们的主要经营决策者按经营分部而非任何个别或总资产金额审查资本支出。

109

分部信息如下：


	合并损益表
截至2025年12月31日止年度	电力公用事业		燃气公用事业		可报告分部合计		企业和其他			合计
	（百万）
收入-
外部客户	$	933.2	$	1,376.8	$	2,310.0	$	—		$	2,310.0
分部间		9.6		6.0		15.6		(15.6	)		—
总收入		942.8		1,382.8		2,325.6		(15.6	)		2,310.0

燃料、外购电力及出售天然气成本		259.6		572.3		831.9		(0.4	)		831.5
运营与维护（a）-
直接		138.6		159.5		298.1		(9.4	)		288.7
已分配		132.6		168.5		301.1		—			301.1
折旧、损耗和摊销		152.4		131.4		283.8		—			283.8
所得税以外的税种		37.1		30.3		67.4		—			67.4
营业收入（亏损）	$	222.5	$	320.8	$	543.3	$	(5.8	)	$	537.5

利息支出，净额											(200.1	)
其他收入（费用），净额											6.1
所得税（费用）											(43.7	)
净收入											299.8
归属于非控股权益的净利润											(8.2	)
可用于普通股的净收入										$	291.6


	合并损益表
截至2024年12月31日止年度	电力公用事业		燃气公用事业		可报告分部合计		企业和其他			合计
	（百万）
收入-
外部客户	$	864.4	$	1,263.3	$	2,127.7	$	—		$	2,127.7
分部间		11.7		6.1		17.8		(17.8	)		—
总收入		876.1		1,269.4		2,145.5		(17.8	)		2,127.7

燃料、外购电力及出售天然气成本		206.4		524.3		730.7		(0.4	)		730.3
运营与维护（a）-
直接		127.5		155.4		282.9		(16.3	)		266.6
已分配		125.1		165.3		290.4		—			290.4
折旧、损耗和摊销		145.3		124.7		270.0		0.1			270.1
所得税以外的税种		38.8		28.4		67.2		—			67.2
营业收入（亏损）	$	233.0	$	271.3	$	504.3	$	(1.2	)	$	503.1

利息支出，净额											(181.7	)
其他收入（费用），净额											(1.4	)
所得税（费用）											(36.3	)
净收入											283.7
归属于非控股权益的净利润											(10.6	)
可用于普通股的净收入										$	273.1

110


	合并损益表
截至2023年12月31日止年度	电力公用事业		燃气公用事业		可报告分部合计		企业和其他			合计
	（百万）
收入-
外部客户	$	853.6	$	1,477.7	$	2,331.3	$	—		$	2,331.3
分部间		11.4		6.5		17.9		(17.9	)		—
总收入		865.0		1,484.2		2,349.2		(17.9	)		2,331.3

燃料、外购电力及出售天然气成本		200.1		783.2		983.3		(0.4	)		982.9
运营与维护（a）-
直接		112.2		162.2		274.4		(12.9	)		261.5
已分配		124.0		166.5		290.5		—			290.5
折旧、损耗和摊销		142.6		113.9		256.5		0.3			256.8
所得税以外的税种		37.3		29.6		66.9		—			66.9
营业收入（亏损）	$	248.8	$	228.8	$	477.6	$	(4.9	)	$	472.7

利息支出，净额											(167.9	)
其他收入（费用），净额											(3.2	)
所得税（费用）											(25.6	)
净收入											276.0
归属于非控股权益的净利润											(13.8	)
可用于普通股的净收入										$	262.2

(a)

我们的经营分部的直接和分配的运营和维护费用定期提供给主要经营决策者。直接费用是指我们的经营分部直接产生的成本。分配费用指BHSC为向我们的经营分部提供的各种直接和间接支持服务而产生的成本。根据BHSC成本分配手册，间接成本分配根据PUHCA 2005确定。


截至12月31日止年度的资本支出（a），	2025		2024		2023
	（百万）
电力公用事业	$	481.3	$	381.9	$	210.7
燃气公用事业		397.2		402.7		371.9
企业及其他		11.3		13.0		7.3
资本支出总额	$	889.8	$	797.6	$	589.9

(a)

包括补充现金流量信息中披露的不动产、厂房和设备的应计费用合并现金流量表.

(17)

待定Merger与Northwestern Energy

于2025年8月18日，我们与Northwestern及Merger Sub订立合并协议及计划。合并协议规定Merger Sub与NorthWestern合并并并入NorthWestern，NorthWestern继续作为存续实体和Black Hills Corporation的直接全资子公司，后者将作为合并后企业集团的母公司采用新的企业名称。在合并生效时（“生效时间”），截至紧接生效时间之前已发行和流通的每股每股面值0.01美元的NorthWestern普通股股份将转换为获得0.98股有效发行、缴足股款且不可评估的普通股股份的权利，每股面值1.00美元（或以现金代替其零碎股份），在每种情况下均根据合并协议的条款和条件。

合并协议已于2025年8月18日获得Black Hills Corporation董事会和NorthWestern董事会的一致通过，该协议规定根据其中规定的条款和条件，对Black Hills Corporation和NorthWestern进行免税的全股票业务合并。这些条件包括，除其他外，HSR法案下的许可、FCC的同意、每家公司股东的批准以及监管批准，包括SDPUC、NPSC和MPSC以及FERC的批准。

交易结束时，合并后的公司将被命名为Bright Horizon Energy Corporation。

111

迄今为止，Black Hills Corporation和NorthWestern的监管工作包括以下行动：

•

2025年10月，我们向MPSC、NPSC及SDPUC提出联合批准申请。

•

2025年12月22日，我们向FERC提交了联合申请。

•

2026年1月30日，包含Black Hills Corporation和NorthWestern的联合委托书/招股说明书的S-4表格被公开提交给了SEC。2026年2月6日，S-4表格被SEC宣布生效。针对收购事项进行投票的Black Hills Corporation和NorthWestern股东会议定于2026年4月2日举行。

我们预计将在2026年第一季度根据HSR法案提交许可申请。

我们预计交易将于2026年下半年完成，但须满足某些完成条件，包括收到股东批准和上述某些监管批准。

（十八）后续事项

除下文所述外，2025年12月31日之后并无任何需要在综合财务报表或披露中确认的事项。

见附注8，有关我们在2026年1月15日到期日偿还3亿美元、3.95%的高级无抵押票据的信息。

见笔记 3和 15日，有关2026年1月可再生能源信贷转移的信息。

见注17，有关即将与NorthWestern合并的最新更新。

112

项目9。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧

没有。

项目9a。控制和程序

披露控制和程序

我们的首席执行官和首席财务官评估了截至2025年12月31日我们的披露控制和程序（定义见1934年证券交易法（交易法）规则13a-15（e）和15d-15（e））的有效性。根据他们的评估，他们得出结论，我们的披露控制和程序是有效的。

我们的披露控制和程序旨在确保我们在根据经修订的《交易法》提交或提交的报告中要求我们披露的信息在SEC规则和表格规定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并确保这些信息得到积累并酌情传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时就要求的披露做出决定。

财务报告内部控制的变化

截至2025年12月31日止季度，公司财务报告内部控制（定义见《交易法》第13a-15（f）条）未发生对公司财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。

管理层关于财务报告内部控制的报告载于第表格10-K的本年度报告第61条。

项目9b。其他信息

在截至2025年12月31日的三个月内，我们的董事或高级职员均未采纳、修改或终止规则10b5-1交易安排或非规则10b5-1交易安排。

项目9c。关于阻止检查的外国司法管辖区的披露

没有。

第三部分

项目10。董事、执行干事和公司治理

本项目下所要求的有关董事的信息以及S-K条例第401、405、406、407（c）（3）、407（d）（4）、407（d）（5）和408（b）项所要求的信息，载于我们2026年年度股东大会的代理声明中，该声明以引用方式并入本文。有关我们执行主任的资料载于关于表格10-K的本年度报告第1部分。

项目11。行政赔偿

本项目下所需的信息载于我们2026年年度股东大会的代理声明中，该声明通过引用并入本文。

113

项目12。某些受益所有人和管理层的安全所有权及相关股东事项

有关某些受益所有人和管理层的证券所有权的信息载于我们2026年年度股东大会的代理声明，该声明通过引用并入本文。

股权补偿计划信息

下表包含截至2025年12月31日的信息，涉及我们的股权补偿计划，其中包括经修订和重述的2015年综合激励计划。


计划类别	行使未行使期权、认股权证和权利时将发行的证券数量			未行使期权、认股权证及权利的加权平均行使价			股权补偿计划下剩余可供未来发行的证券数量（不包括（a）栏反映的证券）
	(a)			(b)			（c）
证券持有人批准的股权补偿方案	$	391,190	(1)	$	—	(1)	$	1,437,322	(2)
未获证券持有人批准的股权补偿方案		—			—			—
合计	$	391,190		$	—		$	1,437,322

(1)

截至2025年12月31日，共有391,190份未兑现的全额奖励，包括限制性股票单位、业绩股、短期激励计划（STIP）单位和董事普通股单位。此外，截至2025年12月31日，未归属的限制性股票有265,326股流通在外，由于已发行完毕，未列入上表。我们没有任何未行使的期权、认股权证或权利。

(2)

可供发行的股份来自2015年经修订及重述的综合激励计划。2015年经修订和重述的综合激励计划允许授予股票期权、股票增值权、限制性股票、限制性股票单位、业绩份额、业绩单位、现金奖励和其他股票奖励。

项目13。某些关系和相关交易以及董事独立性

有关某些关系和相关交易以及董事独立性的信息载于我们2026年年度股东大会的代理声明中，该声明以引用方式并入本文。

项目14。主要会计费用和服务

关于我们的首席会计师Deloitte & Touche LLP（PCAOB ID第34号）向我们收取的主要会计费用和服务的信息载于我们致股东的2026年年度会议的代理声明中，该声明以引用方式并入本文。

114

第四部分

项目15。展览、财务报表时间表

(a)

作为本报告一部分提交的文件

合并财务报表

本项目下要求的财务报表载于第二部分项目8

日程安排

所有其他附表均已省略，原因是不具备所需的条件，或所需信息已包含在我们的综合财务报表及其附注中。综合估值和合格账户详见本年度报告中合并财务报表附注10-K表的附注1。

附件

在此提交的展品用星号指定（*).如所示，所有未如此指定的展品均通过引用先前提交的文件并入。构成董事会或管理层补偿计划的项目由十字（†）指定。


附件编号	说明

2.1	合并协议和计划，日期为2025年8月18日，由Black Hills Corporation、Northwestern Energy Group，Inc.和River Merger Sub，Inc.（作为2025年8月19日提交的注册人表格8-K的附件 2.1提交）。
3.1	注册人重述的公司章程（作为2018年2月5日提交的注册人表格8-K的附件 3提交）。
3.2	日期为2025年8月18日经修订及重述的注册人章程（作为截至2025年9月30日止季度期间的注册人表格10-Q的附件 3.2提交）。
4.1	截至2003年5月21日，注册人与作为受托人的富国银行银行全国协会（作为拉萨尔银行全国协会的继承者）之间的契约（作为截至2003年6月30日的季度期间注册人的10-Q表的附件 4.1提交）。
4.1-1	截至2003年5月21日的第一次补充契约，（作为截至2003年6月30日的季度期间的注册人表格10-Q的附件 4.2提交）。
4.1-2	日期为2009年5月14日的第二份补充契约，（作为2009年5月14日提交的注册人表格8-K的附件 4提交）。
4.1-3	截至2010年7月16日的第三份补充契约，（作为2010年7月15日提交的注册人8-K表格的附件 4提交）。
4.1-4	截至2013年11月19日的第四份补充契约，（作为2013年11月18日提交的注册人表格8-K的附件 4提交）。
4.1-5	截至2016年1月13日的第五次补充契约，（作为2016年1月13日提交的注册人表格8-K的附件 4.1提交）。
4.1-6	截至2016年8月19日的第六次补充契约，（作为2016年8月19日提交的注册人表格8-K的附件 4.1提交）。
4.1-7	截至2018年8月17日的第七次补充契约，（作为2018年8月17日提交的注册人表格8-K的附件 4.2提交）。
4.1-8	截至2019年10月3日的第八份补充契约，（作为2019年10月4日提交的注册人表格8-K的附件 4.1提交）。
4.1-9	截至2020年6月17日的第九次补充契约，（作为2020年6月17日提交的注册人表格8-K的附件 4.1提交）。
4.1-10	截至2021年8月26日的第十份补充契约，（作为2021年8月26日提交的注册人表格8-K的附件 4.1提交）。
4.1-11	截至2023年3月7日的第11份补充契约，（作为2023年3月7日提交的注册人表格8-K的附件 4.1提交）。
4.1-12	日期为2023年9月15日的第12份补充契约，（作为2023年9月15日提交的注册人表格8-K的附件 4.1提交）。

115


4.1-13	截至2024年5月16日的第十三次补充契约（作为2024年5月16日提交的注册人表格8-K的附件 4.1提交）。
4.1-14	截至2025年10月2日，Black Hills Corporation与作为受托人的ComputerShare Trust Company，N.A.（作为LaSalle Bank National Association的当前继任者）（作为2025年10月2日提交的注册人表格8-K的附件 4.1提交）之间的第十四份补充契约。
4.2	日期为1999年9月1日的Black Hills Corporation（现称为Black Hills Power，Inc.）的重述和修订的抵押契约和信托契约，（作为注册人对表格S-3上的注册人注册声明的生效后第1号修订（编号333-150669）的附件 4.19提交）。
4.2-1	Black Hills Power，Inc.与作为受托人的纽约梅隆银行（作为摩根大通银行的继任者）于2002年8月13日签署的第一份补充契约（作为注册人对表格S-3上的注册人注册声明的生效后第1号修订（第333-150669号）的TERM1的附件 4.20提交）。
4.2-2	Black Hills Power，Inc.与纽约梅隆银行于2009年10月27日签订的第二份补充契约（作为注册人对表格S-3上的注册人注册声明的生效后第2号修订（编号：333-150669）的附件 4.21提交）。
4.2-3	Black Hills Power，Inc.与纽约梅隆银行之间的第三份补充契约，日期为2014年10月1日（作为2014年10月2日提交的注册人表格8-K的附件 10.1提交）。
4.3	Cheyenne Light，Fuel and Power Company与富国银行银行National Association于2007年11月20日修订和重述的抵押、信托契据、担保协议和融资报表的重述契约（作为2014年10月2日提交的注册人表格8-K的附件 10.2提交）。
4.3-1	第一份补充契约，日期为2009年9月3日，由Cheyenne Light，Fuel and Power Company和富国银行 Bank，National Association（作为2014年10月2日提交的注册人表格8-K的附件 10.3提交）。
4.3-2	第二份补充契约，日期为2014年10月1日，由Cheyenne Light，Fuel and Power Company和富国银行 Bank，National Association（作为2014年10月2日提交的注册人表格8-K的附件 10.4提交）。
4.4	普通股的股票证书表格，每股面值1.00美元（作为2000年注册人表格10-K的附件 4.2提交）。
4.5	证券说明（作为2019年注册人表格10-K的附件 4.5提交）。
10.1†	Black Hills Corporation于2001年11月6日修订和重述的养老金均衡计划（作为2001年注册人10-K/A表的附件 10.11提交）。
10.1-1†	养老金均等化计划第一修正案（作为2002年注册人10-K表格的附件 10.10提交）。
10.1-2†	Black Hills Corporation经修订和重述的养老金均衡计划的祖父修正案（作为2008年注册人10-K表格的附件 10.2提交）。
10.2†	Black Hills Corporation的恢复计划（作为2008年注册人10-K表格的附件 10.5提交）。
10.2-1†	日期为2011年7月24日的Black Hills Corporation恢复计划第一修正案（作为截至2011年6月30日的季度期间的注册人表格10-Q的附件 10.2提交）。
10.3†	自2011年1月1日起生效的经修订和重述的Black Hills Corporation非合格递延补偿计划（作为2010年的注册人10-K表格的附件 10.4提交）。
10.3-1†	经修订和重述的Black Hills Corporation非合格递延补偿计划第一修正案于2011年1月1日生效，（作为2018年注册人10-K表格的附件 10.5提交）。
10.4†	Black Hills Corporation 2018年后不合格递延补偿计划（作为2022年注册人10-K表格的附件 10.4提交）。
10.5†	Black Hills Corporation 2005年综合激励计划（“综合计划”）（作为2005年4月13日提交的注册人代理声明的附录A提交）。
10.5-1†	综合计划第一修正案（作为2008年注册人10-K表格的附件 10.11提交）。
10.5-2†	综合计划的第二次修订（作为2010年5月26日提交的注册人表格8-K的附件 10提交）。
10.6†	Black Hills Corporation修订并重述了2015年综合激励计划，于2023年1月24日生效，（作为2022年注册人10-K表格的附件 10.6提交）。
10.7†	于2015年4月28日或之后授予的奖励生效的股票期权协议表格，（作为2015年注册人表格10-K的附件 10.8提交）。
10.8†	2015年综合激励计划的绩效单位奖励协议表格，于2021年1月1日或之后授予的奖励生效，（作为2020年的注册人表格10-K的附件 10.17提交）。

116


10.9†	赔偿协议表格（作为2004年9月3日提交的注册人表格8-K的附件 10.5提交）。
10.10†*	Black Hills Corporation与Linden R. Evans于2025年11月15日签订的控制权协议变更。
10.11†*	2025年11月15日Black Hills Corporation与其非首席执行官高级管理人员之间的控制权协议变更。
10.12†	经修订和重述的外部董事股票薪酬计划于2009年1月1日生效，（作为2008年注册人10-K表格的附件 10.23提交）。
10.12-1†	外部董事股票薪酬计划第一修正案于2011年1月1日生效，（作为2010年注册人10-K表格的附件 10.16提交）。
10.12-2†	外部董事股票薪酬计划的第二次修订，于2013年1月1日生效，（作为2012年注册人10-K表格的附件 10.15提交）。
10.12-3†	外部董事股票薪酬计划的第三次修订，于2015年1月1日生效，（作为2014年注册人10-K表格的附件 10.16提交）。
10.12-4†	外部董事股票薪酬计划第四次修订，于2017年1月1日生效，（作为截至2016年9月30日的季度期间的注册人表格10-Q的附件 10.4提交）。
10.12-5†	外部董事股票薪酬计划的第五次修订，于2018年1月1日生效，（作为2017年注册人10-K表格的附件 10.16提交）。
10.12-6†	外部董事基于股票的薪酬计划的第六次修订，于2019年1月1日生效，（作为2018年注册人10-K表格的附件 10.18提交）。
10.13†	某些雇员的保密和不招揽协议表格（作为截至2016年3月31日的季度期间的注册人表格10-Q的附件 10.8提交）。
10.14	Black Hills Corporation和其中指定的几位代理之间签署的日期为2023年6月16日的Equity Distribution销售协议（作为2023年6月20日提交的注册人8-K表格的附件 1.1提交）。
10.14-1	Black Hills Corporation与其中指定的代理、远期买方和远期卖方之间日期为2025年5月8日的Equity Distribution销售协议第一修正案（作为2025年5月8日提交的注册人表格8-K的附件 1.1提交）。
10.15	截至2021年7月19日的第四次经修订和重述的信贷协议（与7.5亿美元的循环信贷融资有关），在作为借款人的Black Hills Corporation、作为银行的一方金融机构以及作为行政代理人的美国银行全国协会之间（作为2021年7月19日提交的注册人表格8-K的附件 10.1提交）。
10.15-1	截至2023年5月9日（与7.5亿美元循环信贷融资有关）的第四次经修订和重述的信贷协议的第一修正案，在作为借款人的Black Hills Corporation、作为银行的一方金融机构以及作为行政代理人的美国银行全国协会（U.S. Bank，National Association）之间（作为2023年8月3日提交的注册人表格10-Q的附件 10.1提交）。
10.15-2	对截至2024年5月31日的第四次经修订和重述的信贷协议的第二次修订（与7.5亿美元的循环信贷融资有关），在作为借款人的Black Hills Corporation、作为银行的金融机构当事人以及作为行政代理人的美国银行全国协会之间（于2024年6月5日作为注册人8-K表格的附件 10.1提交）。
10.16†	非雇员董事股权补偿计划，自2022年1月1日起生效，（作为2022年2月15日提交的注册人表格10-K的附件 10.25提交）。
10.17†	对于2022年1月1日或之后授予的奖励有效的限制性股票奖励协议表格（非雇员董事），（作为2022年2月15日提交的注册人表格10-K的附件 10.26提交）。
10.18	WRDC与联邦政府之间的煤炭租约 -1965年10月1日（作为附件 5（k）提交至注册人表格S-7，档案编号2-60755） -于1990年1月22日修改（作为1989年注册人表格10-K的附件 10（j）提交）。
10.19	WRDC与Kerr-McGee Coal Corporation之间自1997年5月27日起生效的采矿租约和相关协议的转让（作为1997年注册人表格10-K的附件 10（u）提交）。
10.20†	经修订及重述的2015年综合激励计划的限制性股票奖励协议表格，于2023年1月24日或之后授予的奖励生效，（作为2022年注册人10-K表格的附件 10.30提交）。
10.21†	经修订及重述的2015年综合激励计划的绩效单位奖励协议表格，于2023年1月1日或之后授予的奖励生效，（作为2022年注册人10-K表格的附件 10.29提交）。

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10.22†	经修订及重述的2015年综合激励计划的短期激励计划奖励协议表格，于2024年1月1日或之后授予的奖励生效（作为2023年注册人的10-K表格的附件 10.30提交）。
10.23†	经修订及重述的2015年综合激励计划的绩效单位奖励协议表格，于2024年1月1日或之后授予的奖励生效（作为2023年注册人的10-K表格的附件 10.31提交）。
10.24†	自2025年8月18日起，由Black Hills Corporation与Brian B. Bird签订的首席执行官协议（作为2025年8月19日提交的注册人表格8-K的附件 10.1提交）。
10.25†	Black Hills Corporation和Linden R. Evans于2025年8月18日签订的过渡协议（作为2025年8月19日提交的注册人表格8-K的附件 10.2提交）。
10.26†*	经修订及重述的2015年综合激励计划的绩效单位奖励协议表格，于2026年1月1日或之后授予的奖励生效。
19	内幕交易政策（作为2023年注册人10-K表格的附件 19提交）。
21*	Black Hills Corporation下属公司一览表。
23.1*	独立注册会计师事务所同意。
31.1*	根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的1934年《证券交易法》第13a-14（a）条对首席执行官进行认证。
31.2*	根据1934年《证券交易法案》第13a-14（a）条对首席财务官进行认证，该法案根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过。
32.1*	根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的18 U.S.C.第1350条对首席执行官进行认证。
32.2*	根据18 U.S.C.第1350条对首席财务官进行认证，该认证是根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的。
95*	矿山安全与健康管理局安全数据。
97†	日期为2023年12月1日的强制性补偿追偿政策（作为2023年注册人表格10-K的附件 97提交）。
101.INS*	内联XBRL实例文档-实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入到内联XBRL文档中
101.SCH*	内嵌XBRL分类法扩展架构，内嵌linkbase文档
104*	封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中）

项目16。表格10-K摘要

没有。

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签名

根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告，并因此获得正式授权。


		Black Hills Corporation

		签名：	/s/林登·R·埃文斯
		Linden R. Evans，总裁兼首席执行官
日期：	2026年2月11日

根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员代表注册人并以身份和在所示日期签署如下。


/s/史蒂文·米尔斯	董事及	2026年2月11日
Steven R. Mills	董事长

/s/林登·R·埃文斯	董事及	2026年2月11日
Linden R. Evans，总裁	首席执行官
和首席执行官

/s/金伯利F.努尼	信安财务及	2026年2月11日
Kimberly F. Nooney，高级副总裁	会计干事
和首席财务官

/s/罗伯特·比尔德	董事	2026年2月11日
罗伯特·比尔德

/s/巴里·格兰杰	董事	2026年2月11日
Barry M. Granger

/s/托尼·詹森	董事	2026年2月11日
Tony A. Jensen

/s/凯瑟琳·麦卡利斯特	董事	2026年2月11日
Kathleen S. McAllister

/s/罗伯特·奥托	董事	2026年2月11日
Robert P. Otto

/s/斯科特·普罗恰兹卡	董事	2026年2月11日
Scott M. Prochazka

/s/特雷莎·泰勒	董事	2026年2月11日
Teresa A. Taylor

/s/安妮·瓦列斯基	董事	2026年2月11日
Anne Waleski

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