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此处使用的定义术语和缩写具有随附术语表中规定的含义。除非另有说明，这些说明中的披露适用于每一登记人。为澄清目的，除非另有明确说明，否则此处代表FirstEnergy所做的披露应理解为代表JCP & L所做的披露。

FirstEnergy

FE于1996年根据俄亥俄州法律成立。FE的主要业务为直接或间接持有其主要附属公司：OE、CEI、TE、FE PA、JCP & L、FESC、MP、AGC、PE及KATCo的全部流通股本。此外，FET是FE的VIE，是ATSI、MAIT、PATH和TraIL的母公司。FirstEnergy继续评估将俄亥俄州公司合并为单一俄亥俄州电力公司的法律、财务、运营和品牌效益。

FE及其附属公司主要涉及输配电和发电业务。FirstEnergy的电力运营公司包括美国最大的投资者拥有的电力系统之一，为超过 6 中西部和大西洋中部地区的百万客户。FirstEnergy的输电业务包括超过 24,000 英里的线路和 two 区域传输运营中心。截至2025年9月30日，AGC和MP控制 3,610 净最大发电容量的MW。

此外，FE持有包括FEV在内的其他直接子公司的所有未行使权益，FEV此前持有Global Holding 33-1/3%的股权所有权，Global Holding是Signal Peak采矿和煤炭运输业务合资企业的控股公司。2025年7月16日，FEV以账面价值向WMB Marketing Ventures，LLC和Pinesdale LLC出售其在Global Holding的全部33-1/3%股权，后者是Signal Peak采矿和煤炭运输业务合资企业的控股公司，价格为$ 47.5 百万。

FESC根据其成本分配手册，按成本向关联的FirstEnergy公司提供法律、财务和其他企业支持服务。FE不直接开具账单，也不将其任何成本分摊给任何子公司。从FESC获得的服务通过直接计费或通过分配过程向FE的子公司收取成本。分摊成本是指代表不止一家公司提供的服务，并使用FESC开发的公式进行分摊，一般在三十天内根据商业条款结算。

2024年7月26日，FE、VEPCO和AEP的子公司Transource Energy，LLC就PJM的2024年区域输电扩展计划开放窗口1过程订立联合提案协议。根据该联合提案协议，FET、VEPCO和Transource Energy，LLC在开放窗口过程中联合提出了某些区域电力传输项目供PJM考虑。2024年11月25日，FET与VEPCO的关联公司Dominion High Voltage MidAtlantic，Inc.和Transource Energy，LLC成立Valley Link，后者是负责管理和执行PJM授予的任何项目的控股公司，并签订了有限责任协议。2025年2月26日，PJM选择了某些联合提议的项目，其中包括Valley Link的约30亿美元投资，用于建设新的和升级现有的传输基础设施。2025年5月13日，FERC发布了一项初步命令，除其他事项外，接受了请求的弃置率激励、CWIP率激励、RTO参与加法器激励和商前监管资产率激励，并允许公式利率按要求于2025年5月14日生效，但须退款，等待进一步的和解和听证程序。于2025年6月26日召开了初步和解会议，商定了和解进程初始阶段的程序性时间表。资本结构激励和其他开放费率设计事项正在保密和解谈判中处理。

JCP & L

JCP & L在新泽西州拥有物业并作为一家电力公用事业公司开展业务，为大约 1.2 百万客户，以及新泽西州北部、西部和中东部的传输服务。JCP & L服务于人口约为 2.8 百万。JCP & L根据NERC可靠性标准和其他适用的法规要求规划、运营和维护其传输系统。此外，JCP & L遵守FERC和NJBPU规定的法规、命令、政策和做法。

列报依据

注册人遵循公认会计原则，并遵守SEC、FERC以及（如适用）PUCO、PPUC、MDPSC、NYPSC、WVPSC、VSCC和NJBPU规定的相关法规、命令、政策和做法。随附的截至2025年9月30日的中期财务报表，以及截至2025年9月30日和2024年9月30日止的三个月和九个月，分别未经审计，但反映了管理层认为对财务报表的公允陈述是必要的所有调整，包括正常的经常性调整。截至2024年12月31日的资产负债表来自经审计的财务报表。按照公认会计原则编制财务报表要求管理层定期作出估计和假设，这些估计和假设会影响资产、负债、收入和支出的报告金额以及或有资产和负债的披露。实际结果可能与这些估计不同。所报告的业务结果不一定表明今后任何时期的业务结果。

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这些中期财务报表是根据SEC关于10-Q表格季度报告的规则和规定编制的。根据公认会计原则编制的财务报表和附注中通常包含的某些信息和披露已根据此类规则和规定进行了精简或省略。这些中期财务报表应与FirstEnergy于2025年2月27日向SEC提交的截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告中包含的经审计的财务报表和附注以及JCP & L于2025年4月1日向SEC提交的S-4表格一起阅读。

注册人将其行使控制权的所有拥有多数股权的子公司以及（如适用）其拥有控股财务权益的实体合并。公司间交易和余额根据公认会计原则酌情并在允许的情况下在合并中消除。当确定可变利益实体为主要受益人时，注册人将其合并。对注册人有能力对其施加重大影响，但不具有控股财务权益的关联企业的投资，采用权益法核算。在权益法下，在实体中的权益在资产负债表上报告为一项投资，并且在损益表中报告实体收益的所有权份额百分比。

在2025年第二季度，注册人确定了在2024年确认的某些公司支持运营费用，这些费用本应作为CWIP或不动产、厂房和设备资本化。因此，在2025年第二季度，FirstEnergy确认了$ 21 百万（$ 4 百万在JCP & L）净增加到所得税前收入。这一调整对登记人2025年和上一期间的财务报表并不重要。

某些以前年度的金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。

经济条件

尽管供应准备时间尚未完全恢复到大流行前的水平，但鉴于整个行业的需求增加，包括由于数据中心的使用，以及美国政府征收关税和报复性关税，FirstEnergy继续监测情况，这些关税已经并且可能会作为回应征收。FirstEnergy继续实施缓解战略以解决供应限制问题，预计不会出现任何相应的服务中断或对其资本投资计划产生任何实质性影响。然而，情况仍然不稳定，需求的长期持续或进一步增加，或不确定或不利的宏观经济条件的持续，包括通胀压力和新的或增加的现有关税，可能导致供应链中断增加，进而可能对注册人的经营业绩、现金流和财务状况产生不利影响。

美国总统当局已对进口产品征收广泛和大幅的关税，未来可能会采取额外关税。征收这些或任何其他新的或增加的关税或由此产生的贸易战，以及与之相关的不确定性，可能会对注册人的经营业绩、现金流和财务状况产生不利影响。

资本化融资成本

FirstEnergy-截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月，FirstEnergy综合损益表的资本化融资成本包括$ 30 百万美元 16 分别为建筑期间使用的股权基金备抵的百万美元和$ 21 百万美元 19 百万，分别为资本化利息。

截至2025年9月30日和2024年9月30日止九个月，FirstEnergy综合损益表的资本化融资成本包括$ 76 百万美元 42 分别为建筑期间使用的股权基金备抵的百万美元和$ 55 百万美元 52 百万，分别为资本化利息。

JCP & L-截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月，JCP & L损益表和综合收益表的资本化融资成本包括$ 8 百万美元 1 分别为建筑期间使用的股权基金备抵的百万美元和$ 4 百万美元 5 百万，分别为资本化利息。

截至2025年9月30日和2024年9月30日止九个月，JCP & L损益表和综合收益表的资本化融资成本包括$ 21 百万美元 3 分别为建筑期间使用的股权基金备抵的百万美元和$ 10 百万美元 16 百万，分别为资本化利息。

重组

2025年3月24日，FirstEnergy内部宣布对FirstEnergy员工进行组织变革。这些组织变革旨在使FirstEnergy的组织与其新的商业模式保持一致，该模式旨在使FE更加高效和可持续，同时将责任和问责更贴近客户、员工和监管机构。这些变化也符合FirstEnergy对运营和维护费用纪律的关注。这些组织变动导致大约 二百 员工被重新分配，FirstEnergy裁员不到 三个 百分比。因此，FirstEnergy确认了大约$ 26 百万（$ 5 JCP & L的百万元）在2025年第一季度期间，这包括在注册人的损益表和综合收益表的“其他运营费用”中。

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FET非控制性权益

FirstEnergy展示了Brookfield的 49.9 作为NCI的FET净收入和净资产的总所有权部分的百分比。NCI作为权益的一部分列入FirstEnergy的合并资产负债表。

权益法投资

注册人有能力对其施加重大影响，但不具有控股财务权益的投资，采用权益法核算。根据权益法，在实体中的权益在资产负债表的“投资”中报告。所有权份额占实体收益的百分比在FirstEnergy损益表中报告，并反映在“其他收入（费用）”中。

权益法投资，包括在FirstEnergy合并资产负债表的“投资”中，约为$ 38 百万美元 84 分别截至2025年9月30日和2024年12月31日的百万。JCP & L做了 无 t截至2025年9月30日或2024年12月31日有权益法投资。

全球控股-2025年7月16日，FEV将其在Global Holding的全部33-1/3%股权出售，Global Holding是一家在Signal Peak采矿和煤炭运输业务中建立合资企业的控股公司，以账面价值向WMB Marketing Ventures，LLC和Pinesdale LLC出售，价格为$ 47.5 百万，归类于投资活动产生的现金流量-FirstEnergy合并现金流量表的其他。

在以前的时期，FEV不是合资企业的主要受益者，因为它无法控制影响合资企业经济表现的重大活动。FEV的所有权权益适用权益法核算。截至2024年9月30日止三个月及九个月，与FEV拥有Global Holding相关的税前收益为$ 21 百万美元 63 分别为百万。FEV的税前股权收益和对Global Holding的投资计入公司/其他，用于分部报告。截至2024年12月31日，权益法投资的账面价值为$ 45 百万。截至2024年9月30日止九个月，FEV从Global Holding获得现金股息$ 60 万元，在FirstEnergy合并现金流量表中分类为“经营活动产生的现金”。FEV2025年未收到Global Holding的任何现金分红。

山谷链接-2024年11月25日，FET、VEPCO的关联公司Dominion High Voltage MidAtlantic，Inc.和Transource Energy，LLC组成Valley Link，后者是负责管理和执行PJM授予的任何项目的控股公司，并签订了有限责任协议。2025年2月21日，FET、Dominion HV和Transource签订了Valley Link LLCA，修订并重申了2024年11月签订的成员之间的临时运营协议。Valley Link LLCA建立了管理Valley Link的总体框架，该框架由FET、Dominion HV和Transource组成，用于接受、设计、开发、建设、拥有、运营和资助PJM于2025年2月26日授予Valley Link的输电项目，以响应PJM 2024区域输电扩展计划长期提案窗口# 1。这一总框架包括成员之间的关系，授予其成员治理权利，只要保持一定的所有权百分比，如下所述，并定义了Valley Link将有权开发的项目清单。Valley Link是Valley Link子公司的所有者，这些子公司在各州组织。Valley Link子公司包括预期开发、建设、拥有、运营和维护PJM授予的输电项目的实体。截至2025年2月21日，会员的相对所有权权益为FET（ 34 %）、Dominion HV（ 30 %），而Transource（ 36 %），Valley Link将不会出于财务或税务报告目的与FET合并，预计将在权益法会计下入账。截至2025年9月30日及2024年12月31日止 无 FirstEnergy合并资产负债表中记录的投资余额。

2025年2月26日，PJM授予 two 向Valley Link的电力传输项目，包括建造：（i）约 260 英里 765 -千伏输电线路和 two 西弗吉尼亚州普特南县和马里兰州弗雷德里克县之间的变电站；（二）大约 155 英里 765 -弗吉尼亚州坎贝尔县和弗吉尼亚州福基尔县之间的千伏输电线路和一座变电站；以及（iii）弗吉尼亚州卡罗琳县的一座新变电站。这些项目的总费用估计约为$ 3 亿与FET的估计份额将约为$ 1 十亿。

PATH-WV -PATH是一条拟议中的从西弗吉尼亚州经弗吉尼亚州进入马里兰州的输电线路，PJM于2012年取消了该线路。PATH是一家系列有限责任公司，由多个系列组成，每个系列对特定财产以及与此类财产相关的系列损益拥有单独的权利、权力和义务。FE的一家子公司拥有 100 Allegheny系列（PATH-Allegheny）和 50 West Virginia系列（PATH-WV）的百分比，该系列是与AEP的子公司建立的合资企业。FirstEnergy不是PATH-WV的主要受益者，因为它无法控制影响PATH-WV经济性的重大活动。FirstEnergy对PATH-WV的所有权权益采用权益法核算。截至2025年9月30日、2024年12月31日，权益法投资的账面价值为$ 17 万，预计通过分配收回。

2024年3月，PATH完成了终止其所有FERC管辖的费率和设施的程序，结果PATH不再是“公用事业”，不再受FERC管辖。FirstEnergy及其非关联合资伙伴正在完成终止PATH公司实体的程序。

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商誉

注册人每年7月31日对商誉进行减值评估，如果出现减值迹象，则更频繁地进行评估。对于2025年，登记人对其报告单位的商誉进行了定性评估，除了评估报告单位的总体财务业绩外，还评估了经济、行业和市场方面的考虑因素。评估中使用的关键因素包括：增长率、利率、预期资本投资、公用事业部门市场表现、监管和法律发展以及其他市场考虑因素。经确定，这些报告单位的公允价值很可能大于其账面价值，因此没有必要进行定量分析。

FirstEnergy的报告单位与其可报告分部一致，包括配电、集成和独立输电。 下表按报告单位列示截至2025年9月30日的商誉：

（百万）						分销板块						综合分部						单机传动段						FirstEnergy合并
商誉						$	3,222					$	1,953					$	443					$	5,618

JCP & L的报告单位与其可报告分部一致，由分配和传输组成。下表按报告单位列示截至2025年9月30日的商誉：

（百万）						分销板块									传输段						JCP & L合并
商誉						$	1,213								$	598					$	1,811

新会计公告

最近发布的公告-FASB发布的以下新的权威会计准则尚未被采纳。除非另有说明，登记人的管理层目前正在评估此类指导可能对其财务报表和披露产生的影响，以及在适用情况下尽早采用的可能性。管理层已根据目前的预期评估了FASB发布的其他新标准，这些新标准不会对注册人的财务报表产生重大影响，下文未对其进行描述。

ASU 2023-09，"所得税（主题280）：所得税披露的改进"（2023年12月发布）：ASU 2023-09增强了主要与现有税率调节和已缴所得税信息相关的披露，以帮助投资者更好地评估公司的运营和相关的税务风险以及税务规划和运营机会如何影响税率和未来现金流的前景。披露要求包括使用百分比和金额的表格调节，分为特定类别，某些调节项目达到或超过法定税的5%以及按性质和/或管辖权。此外，实体将被要求披露已支付的所得税（扣除已收到的退款），在联邦、州/地方和外国之间划分，以及当向该司法管辖区支付的所得税总额的5%或更多时，向该司法管辖区支付的金额。对于注册人而言，该指南将在2024年12月15日之后开始的财政年度生效，允许提前采用。ASU2023-09内的修订将在预期基础上适用，并允许追溯适用。

ASU 2024-03，"损益表—报告综合收益—费用分类披露（子主题220-40）"（2024年11月发布，随后在ASU 2025-01内更新）：ASU 2024-03要求对公共企业实体的损益表费用进行分类披露。ASU不会改变实体在损益表表面呈现的费用标题；相反，它要求在财务报表脚注中的披露中将某些费用标题分解为特定类别。ASU2024-03在2026年12月15日之后开始的第一个年度报告期和2027年12月15日之后开始的年度报告期内的过渡期对注册人有效，允许提前采用。允许前瞻性地应用该指南，对于生效日期之前开始的报告期不需要进行比较披露。实体可以选择将新准则追溯适用于财务报表中列报的任何或所有以前期间。

ASU 2025-06，“无形资产—商誉及其他—内部使用软件（子主题350-40）：有针对性地改进内部使用软件的会计核算（2025年9月发布）：ASU 2025-06修订了现有标准，该标准提及软件开发项目的各个阶段，以更好地与当前的软件开发方法保持一致，例如敏捷编程。根据新标准，当（1）管理层已授权并承诺为软件项目提供资金，以及（2）项目很可能完成并使用软件执行预期功能时，实体将开始将合格成本资本化。在评估项目是否可能完成时；要求实体考虑是否存在与软件开发活动相关的重大不确定性。ASU2025-06自2027年12月15日之后的年度报告期和中期报告期开始对注册人生效

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除非另有说明，本说明中的披露适用于两个注册人。

以下是FirstEnergy截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月与客户签订的合同收入的分类：

						截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
						2025						2024						2025						2024
						（百万）
分配
零售生成和分销服务：
住宅						$	1,333					$	1,222					$	3,685					$	3,460
商业						450						395						1,274						1,153
工业						170						138						484						437
其他						18						18						55						56
批发						6						2						10						4
与客户的合同产生的其他收入						23						23						60						63
与客户签订的合同收入总额						2,000						1,798						5,568						5,173
与客户合同无关的其他收入						20						19						63						59
总分配						$	2,020					$	1,817					$	5,631					$	5,232
综合
零售生成和分销服务：
住宅						$	880					$	802					$	2,186					$	1,954
商业						356						335						981						863
工业						158						151						461						436
其他						8						8						26						22
批发						129						50						254						118
传输						109						86						320						283
与客户的合同产生的其他收入						2						5						7						18
与客户签订的合同收入总额						1,642						1,437						4,235						3,694
与客户合同无关的其他收入						11						15						28						31
综合总数						$	1,653					$	1,452					$	4,263					$	3,725
单机变速器
ATSI						$	273					$	262					$	791					$	766
Trail						66						68						197						206
迈特						121						116						365						330
KATCO						23						24						67						67
其他						—						—						—						( 2 )
与客户签订的合同收入总额						483						470						1,420						1,367
与客户合同无关的其他收入						5						5						15						14
单机变速器总量						$	488					$	475					$	1,435					$	1,381
企业/其他、消除和调节调整(1)
批发						$	4					$	2					$	12					$	6
消除和调节调整						( 17 )						( 17 )						( 48 )						( 48 )
企业/其他、消除和调节调整合计						$	( 13 )					$	( 15 )					$	( 36 )					$	( 42 )
FirstEnergy总收入						$	4,148					$	3,729					$	11,293					$	10,296

(1)包括分部间收入的冲销和调节调整。

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下表为JCP & L截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的客户合同收入分类：

			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
			2025						2024						2025						2024
			（百万）
分配
零售生成和分销服务：
住宅			$	606					$	533					$	1,318					$	1,168
商业			204						183						554						473
工业			19						18						57						52
其他			6						6						17						15
批发			2						2						3						4
与客户的合同产生的其他收入			3						4						10						14
与客户签订的合同收入总额			840						746						1,959						1,726
与客户合同无关的其他收入			1						1						3						2
分销部门总收入			$	841					$	747					$	1,962					$	1,728
传输
传输部门总收入			$	67					$	57					$	191					$	175
调节调整(1)
零售生成和分销服务			$	( 44 )					$	( 39 )					$	( 131 )					$	( 115 )
JCP & L总收入			$	864					$	765					$	2,022					$	1,788

(1)包括分部间收入的冲销和调节调整。

客户应收账款

应收客户合同款项包括向住宅、商业和工业客户的分销服务和零售发电销售。 截至2025年9月30日和2024年12月31日的已开票和未开票客户应收款项包括如下：

客户应收款-FirstEnergy						2025年9月30日						2024年12月31日
						（百万）
开单						$	950					$	867
未开票						624						718
						1,574						1,585
减：无法收回准备金						55						55
FirstEnergy客户应收账款合计						$	1,519					$	1,530

客户应收账款-JCP & L						2025年9月30日						2024年12月31日
						（百万）
开单						$	197					$	166
未开票						126						118
						323						284
减：无法收回准备金						6						6
JCP & L客户应收账款合计						$	317					$	278

无法收回的客户应收款项备抵是基于历史损失信息，包括36个月收入的滚动平均净核销百分比，并结合对影响

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应收款项的可收回性，以确定是否应根据信用损失会计准则对无法收回的客户应收款项备抵进行进一步调整。

注册人利用定量和定性评估审查无法收回的客户应收款项备抵。管理层考虑了现有的信息，例如经济因素的变化、监管事项、行业趋势、客户信用因素、逾期的应收账款余额金额、客户可用的付款选项和方案，以及电力公司能够用来确保付款的方法。由于PJM结算过程的性质，注册人因传输和批发销售而导致的PJM应收账款无法收回的风险很小，因此目前没有呆账备抵。

截至2025年9月30日止九个月及截至2024年12月31日止年度的客户应收款项坏账准备活动如下：

						FirstEnergy						JCP & L
						（百万）
余额，2024年1月1日						$	64					$	9
预期信用损失准备(1)(2)						73						5
记入其他账户(3)						39						4
注销						( 121 )						( 12 )
余额，2024年12月31日						$	55					$	6
预期信用损失准备(1)(2)						64						6
记入其他账户(3)						28						2
注销						( 92 )						( 8 )
余额，2025年9月30日						$	55					$	6

(1)约$ 25 百万美元 17 其中百万元分别于截至2025年9月30日止九个月及截至2024年12月31日止年度为FirstEnergy的未来回收而递延。

(2)约$ 6 百万美元 5 其中百万元分别于截至2025年9月30日止九个月及截至2024年12月31日止年度为JCP & L的未来回收而递延。

(3)系指为无法收回的账户而注销的账户的追回和恢复。

本说明中的披露仅适用于FirstEnergy。

EPS的计算方法是将归属于FE的收益除以已发行普通股的加权平均数。

基本每股收益是以相关期间已发行普通股的加权平均数作为分母计算的。普通股稀释每股收益的分母反映了已发行普通股的加权平均数加上如果行使稀释性证券和其他发行普通股协议可能产生的潜在额外普通股。

稀释每股收益反映了基于股份的奖励和可转换证券的潜在普通股的稀释效应。未偿还的以股份为基础的奖励的稀释效应是使用库存股法计算的，该方法假设行使奖励时可能获得的任何收益将用于以该期间的平均市场价格购买普通股。2026年可转换票据、2029年可转换票据和2031年可转换票据的稀释效应采用IF-转换法计算。

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下表对归属于FE的基本每股收益和稀释每股收益进行了核对：

						截至9月30日止三个月，												截至9月30日止九个月，
基本每股收益和稀释每股收益的调节						2025						2024						2025						2024
（单位：百万，每股金额除外）
FE应占收益						$	441					$	419					$	1,069					$	717
股票计数信息：
已发行基本股份加权平均数						577						576						577						575
假设行使稀释性股份奖励						1						1						1						1
已发行稀释股份加权平均数						578						577						578						576
FE应占EPS：
基本EPS						$	0.76					$	0.73					$	1.85					$	1.25
稀释EPS						$	0.76					$	0.73					$	1.85					$	1.24

截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月及九个月， 无 来自奖励的股票被排除在稀释流通股的计算之外，因为将其包括在内将具有反稀释性。

可换股票据的摊薄影响限于转换义务超过所转换可换股票据的本金总额。截至2025年9月30日和2024年9月30日的三个月和九个月，由于FE普通股的平均市场价格低于相应的转换价格，截至2025年9月30日，该价格为$ 46.48 2026年可转换票据的每股收益和$ 47.78 2029年和2031年可转换票据的每股收益。有关可转换票据的更多信息，请参见注册人财务报表合并附注的附注6，“公允价值计量”。

除非另有说明，本说明中的披露适用于两个注册人。

FirstEnergy通过FirstEnergy总养老金计划和FirstEnergy福利计划提供合格的福利计划，这些计划基本上涵盖所有员工，而不合格的固定福利计划则涵盖某些员工，包括JCP & L的员工。FirstEnergy的养老金和OPEB计划既不是多雇主也不是多雇主计划。

注册人每年在每个财政年度的第四季度以及每当一项计划被确定为符合重新计量的条件时，确认一项针对计划资产公允价值变动和净精算损益的养老金和OPEB按市值调整。

FirstEnergy目前预计在2027年之前不会对养老金计划进行必要的缴款，该计划基于各种假设，包括预期资产收益率为 8.5 2025年，预计约为$ 300 百万。然而，FirstEnergy可能会选择自愿向养老金计划供款。JCP & L是 不是 预计会做出贡献。

2025年1月，FirstEnergy与大都会人寿执行了一笔解除交易，后者转移了大约$ 640 百万计划资产和$ 652 百万计划债务，与大约 2,000 前有竞争力的一代员工，他们将承担未来的全部责任，为他们的福利支付提供资金和管理。任何参与人的养老金福利没有因转让而发生变化，该交易由养老金计划资产提供资金。FirstEnergy认为，这一解除交易，除了2023年的解除，进一步降低了与养老金计划资产和负债的潜在波动风险，并将继续根据市场和其他情况评估未来的其他解除。由于解除交易的时间安排以及临近2024年年度重新计量，FirstEnergy选择了一种切实可行的权宜之计，在2025年1月发生解除时没有重新计量养老金计划资产和义务。

FirstEnergy截至2025年9月30日和2024年9月的9个月经营活动现金流，包括约$ 38 百万美元 44 百万，分别为雇员福利计划资金及相关付款。这些付款主要与相应期间根据计划义务欠退休人员的短期福利付款负债有关。

服务成本，扣除资本化后，在注册人的收益和综合收益表的“其他运营费用”中报告。非服务成本，除单独显示的养老金和OPEB按市值调整外，在注册人的损益表和综合收益表的“其他收入（费用）”中的“杂项收入，净额”中报告。

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FirstEnergy的养老金和OPEB净定期福利成本（贷项）的组成部分如下：

净定期福利成本的组成部分（贷项）						养老金												OPEB
截至9月30日止九个月，						2025						2024						2025						2024
						（百万）
服务成本						$	98					$	105					$	2					$	2
利息成本						280						298						15						15
计划资产预期收益率						( 345 )						( 397 )						( 28 )						( 26 )
前期服务成本摊销（贷项）						1						1						( 1 )						( 1 )
净定期福利费用（贷项）						$	34					$	7					$	( 12 )					$	( 10 )
定期福利贷项净额，扣除资本化金额						$	( 19 )					$	( 45 )					$	( 13 )					$	( 11 )

JCP & L

JCP & L确认其从雇员受雇时起向雇员及其受益人和受保受养人提供养老金和OPEB的预期成本的分配部分，直到他们有资格获得这些福利。JCP & L还确认其在受雇后、但在退休前为与残疾相关的福利分配给前雇员或非在职雇员的义务部分。

JCP & L截至2024年9月30日止9个月经营活动产生的现金流量包括约$ 7 百万员工福利计划资金及相关款项。这些付款主要与相应期间根据计划义务欠退休人员的短期福利付款负债有关。

JCP & L的养老金和OPEB净定期福利成本（贷项）如下：

						养老金												OPEB
（百万）						2025						2024						2025						2024
截至9月30日止三个月，
JCP & L在净定期福利信贷中所占份额(1)						$	( 1 )					$	( 1 )					$	( 4 )					$	( 3 )
从附属公司分拨的定期福利费用净额(1) (2)						$	2					$	2					$	—					$	—
截至9月30日止九个月，
JCP & L在净定期福利信贷中所占份额(1)						$	( 3 )					$	( 4 )					$	( 11 )					$	( 10 )
从附属公司分拨的定期福利费用净额(1) (2)						$	7					$	6					$	—					$	—

(1) 包括资本化金额。

(2)除了现任和前任雇员及退休人员的净定期福利成本外，JCP & L还从其附属公司（主要是FESC）获得养老金和OPEB净定期福利成本和信贷。

除非另有说明，本说明中的披露适用于两个注册人。

注册人的临时有效所得税率反映了2025年和2024年的估计年度有效所得税率。这些税率受到估计的年度永久性项目的影响，例如AFUDC股权和其他流通项目，以及某些离散项目。

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下表对截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的FirstEnergy有效所得税率与联邦所得税法定税率进行了核对：

FirstEnergy						截至9月30日止三个月，												截至9月30日止九个月，
						2025						2024						2025						2024
						（百万）
所得税前收入						$	610					$	560					$	1,556					$	1,125
按21%法定税率征收的联邦所得税费用						$	128					$	118					$	327					$	236
税项开支增加（减少）的原因是：
州和市所得税，扣除联邦税收优惠						34						33						90						76
AFUDC股权及其他流通						( 15 )						( 6 )						( 34 )						( 19 )
与某些权益法投资相关的扣除						—						( 14 )						—						( 14 )
与FET的股本利息收益相关的税收						4						4						12						13
超额递延税项摊销						( 8 )						( 13 )						( 33 )						( 40 )
不可扣除的SEC和OAG和解						—						—						—						27
超额递延所得税的重新计量						( 70 )						( 21 )						( 70 )						( 21 )
估值津贴						—						( 3 )						—						33
其他，净额						5						( 4 )						—						3
所得税总额						$	78					$	94					$	292					$	294
有效所得税率						12.8		%				16.8		%				18.8		%				26.1		%

下表对截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的JCP & L有效所得税率与联邦所得税法定税率进行了核对：

JCP & L						截至9月30日止三个月，												截至9月30日止九个月，
						2025						2024						2025						2024
						（百万）
所得税前收入						$	160					$	150					$	313					$	216
按21%法定税率征收的联邦所得税费用						$	34					$	32					$	66					$	45
税项开支增加（减少）的原因是：
州所得税，扣除联邦税收优惠						11						11						22						15
AFUDC股权及其他流通						( 2 )						—						( 5 )						—
超额递延税项摊销						( 1 )						( 1 )						( 3 )						( 4 )
其他，净额						( 1 )						( 1 )						( 1 )						2
所得税总额						$	41					$	41					$	79					$	58
有效所得税率						25.6		%				27.3		%				25.2		%				26.9		%

由于美国国税局在2024年期间向另一位纳税人发布了几份私信裁决，FERC最近向一家非关联公司发布了命令，得出的结论是，某些NOL结转递延所得税资产，根据单独的回报基础计算，应计入费率基础，以用于费率制定目的。FirstEnergy在2025年第三季度确定，这些裁决和命令也将适用于其某些子公司，从而受益于监管负债的减少，在上表中反映为超额递延所得税的重新计量，以及用于利率制定目的的累计递延所得税资产的增加，这将提高整体费率基数。FirstEnergy正在对受影响子公司的年度公式费率进行适当更新。

2025年7月4日，特朗普总统签署了《OBBBA》成为法律，除其他事项外，该法案将在TCJA中到期的某些企业税收优惠政策永久化，并终止对2027年之后投入使用的大多数风能和太阳能项目的税收抵免。由于TCJA的许多条款将在OBBBA下得到延续，并且由于FirstEnergy不会受到与风能和太阳能项目相关的税收优惠的重大影响，FirstEnergy预计不会受到OBBBA的重大影响。

2025年9月30日，美国国税局发布了关于企业AMT的额外指导。FirstEnergy正在评估这一额外指引，尽管它继续认为，很可能它将受到企业AMT的影响，但额外指引对受监管的公用事业公司在计算企业AMT方面进行了某些调整，这可能会降低FirstEnergy的AMT估计。此外，未来发行美国财政部修订后的拟议AMT条例，最终AMT

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法规，以及未来额外的联邦税收立法或总统行政命令，可能会显着改变FirstEnergy的AMT估计或其关于其是否是AMT支付方的结论。JCP & L是与FirstEnergy签订的公司间所得税分配协议的一方，因此，可能会获得FirstEnergy综合税务集团支付的任何公司AMT的份额。有关企业AMT责任的任何不利发展，包括美国财政部和/或美国国税局的指导或FERC和/或适用的州监管机构的不利监管处理，都可能对FirstEnergy的现金流、运营结果和财务状况产生负面影响。

2024年3月25日，FirstEnergy完成FET股权出售，实现约$ 7 合并出售的十亿税收收益 49.9 FET收到的对价和重新获得FET负税基的股权的百分比。截至2023年12月31日，FirstEnergy拥有约$ 8.1 十亿联邦NOL结转总额可用于抵消2024年的大部分税收收益和应税收入。由于TCJA颁布的NOL使用的某些限制，大约$ 1.7 十亿NOL正在推进到2025年，甚至可能更久。2024年第一季度，FirstEnergy确认了约$ 46 百万，包括对递延收益的估计递延所得税负债的更新 19.9 % 2022年5月FET股权出售，与其对FET的持续投资相关的递延税项负债，以及与受出售和PA合并影响的某些州NOL结转的预期使用相关的估值备抵，并确认对OPIC的减少约$ 803 百万美元，用于与FET股权出售完成后的税收收益相关的联邦和州所得税。

除非另有说明，本说明中的披露适用于两个注册人。

经常性公允价值计量

权威会计指导建立了公允价值层次结构，优先考虑用于计量公允价值的输入值。这种层次结构给予第1级测量最高优先级，给予第3级测量最低优先级。公允价值层次结构的三个层次及估值技术说明如下：

1级			-			活跃市场中相同工具的报价。
2级			-			活跃市场同类仪器报价。
			-			不活跃市场中相同或类似工具的报价。
			-			模型衍生估值，所有重要输入都是可观察的市场数据。

模型主要是考虑各种假设的行业标准模型，包括商品的远期报价、时间价值、波动性因素和基础工具的当前市场和合同价格，以及其他相关的经济衡量标准。

3级			-			估值输入是不可观察的，对公允价值计量具有重要意义。

FirstEnergy每年都会产生一份长期电力和容量价格预测，并随着市场条件的变化而定期更新。当标的价格不可观察时，采用来自长期价格预测的价格计量公允价值。

FTRs是一种金融工具，根据跨传输路径的每小时每日前拥塞价格差异，持有者有权获得一系列收入（或收费）。FTR由FirstEnergy在年度、月度和长期PJM拍卖中获得，最初使用拍卖清算价格减去成本进行记录。初始确认后，FTR的账面价值会定期使用逐个模型的方法调整为公允价值，该方法近似于市场。该模型的主要输入通常不如客观来源可观察到，是最近的PJM拍卖清算价格和FTRS的剩余小时数。该模型通过将最近的拍卖清算价格乘以剩余FTR小时减去按比例分摊的FTR成本来计算公允价值。孤立地显着增加或减少投入可能已导致更高或更低的公允价值计量。

注册人主要采用市场方法使用现有的最佳信息进行经常性公允价值计量。因此，登记人最大限度地使用可观察的输入，并尽量减少使用不可观察的输入。截至2025年9月30日所使用的估值方法与截至2024年12月31日所使用的估值方法没有变化。公允价值计量的确定考虑了各种因素，包括但不限于不履约风险、交易对手信用风险和信用增级（如现金存款、LOC和优先级权益）的影响。这些形式的风险对公允价值计量的影响并不显著。

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下表列示截至2025年9月30日、2024年12月31日公允价值层级内按等级以公允价值核算的经常性资产和负债情况：

			2025年9月30日																								2024年12月31日
FirstEnergy			1级						2级						3级						合计						1级						2级						3级						合计
物业、厂房及设备			（百万）
衍生资产FTRs(1)			$	—					$	—					$	9					$	9					$	—					$	—					$	7					$	7
股本证券			2						—						—						2						2						—						—						2
债务证券(2)			—						283						—						283						—						276						—						276
现金、现金等价物和限制性现金(3)			1,431						—						—						1,431						154						—						—						154
其他(4)			—						48						—						48						—						45						—						45
总资产			$	1,433					$	331					$	9					$	1,773					$	156					$	321					$	7					$	484
负债
衍生负债FTRS(1)			$	—					$	—					$	( 6 )					$	( 6 )					$	—					$	—					$	—					$	—
负债总额			$	—					$	—					$	( 6 )					$	( 6 )					$	—					$	—					$	—					$	—
净资产			$	1,433					$	331					$	3					$	1,767					$	156					$	321					$	7					$	484

(1)合同受监管会计处理，市值变化不影响收益。

(2)与JCP & L在乏核燃料处置信托中持有的投资相关，见下文。

(2)限制现金$ 27 百万美元 43 截至2025年9月30日和2024年12月31日的百万美元，主要涉及从MP、PE和Ohio Companies的客户收取的现金，这些现金专门用于偿还各自证券化或融资公司的债务。

(4)主要由短期投资组成，其中$ 9 百万美元 6 截至2025年9月30日和2024年12月31日的百万元分别由JCP & L持有。

投资

所有购买的初始期限为三个月或更短的临时现金投资在合并资产负债表上按成本报告为“现金等价物”，该成本与其公允市场价值相近。现金及现金等价物以外的投资包括AFS债务证券和其他投资。注册人并无为交易目的而持有的债务证券。

一般来说，股本证券的未实现损益在收入中确认，而AFS债务证券的未实现损益在AOCI中确认。然而，JCP & L的乏核燃料处置信托受监管会计处理，股权和AFS债务证券的所有损益与监管资产相抵。

乏核燃料处置信托基金

JCP & L在乏核燃料处置信托中持有债务证券，这些证券被归类为AFS证券，并按公允市场价值确认。该信托基金旨在向DOE提供与先前拥有的Oyster Creek和三里岛1号机组核电站相关的乏核燃料处理费。

下表汇总了截至2025年9月30日和2024年12月31日持有的乏核燃料处置信托投资的摊余成本基础、未实现收益、未实现亏损和公允价值：

						2025年9月30日(1)																								2024年12月31日(2)
						成本基础						未实现收益						未实现亏损						公允价值						成本基础						未实现收益						未实现亏损						公允价值
						（百万）
债务证券						$	296					$	1					$	( 14 )					$	283					$	299					$	—					$	( 23 )					$	276

(1)不包括短期现金投资$ 9 截至2025年9月30日，百万。

(2) 不包括短期现金投资$ 6 截至2024年12月31日的百万。     

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出售AFS债务证券投资的收益、截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的出售收益以及利息和股息收入，登记人如下：

						截至9月30日止三个月，												截至9月30日止九个月，
						2025						2024						2025						2024
						（百万）
出售收益						$	59					87						$	89					$	104
已实现收益						—						—						—						—
已实现亏损						( 6 )						( 11 )						( 9 )						( 13 )
利息和股息收入						4						3						10						9

其他投资

其他投资包括员工福利信托，主要投资于企业拥有的人寿保险保单，以及权益法投资。与公司拥有的人寿保险保单和权益法投资相关的收益和亏损反映在FirstEnergy合并损益表的“杂项收入，净额”项目中。其他投资为$ 342 百万美元 370 分别截至2025年9月30日和2024年12月31日的百万，不包括在上述报告的金额中。有关FirstEnergy权益法投资的更多信息，请参见注册人财务报表合并附注的附注1，“列报的组织和基础”。

截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月，与公司拥有的人寿保险保单有关的税前收入为$ 8 百万美元 10 百万，分别为$ 17 百万美元 20 截至二零二五年九月三十日止九个月及二零二四年九月三十日止九个月之百万元。公司拥有的人寿保险保单使用现金退保价值进行估值，期间价值的任何变化均确认为收入或费用。

长期债务和其他长期债务

所有初始期限在一年以内的借款，在公认会计原则下都被定义为短期金融工具，并在合并资产负债表上按成本报告为“短期借款”。由于这些借款属于短期性质，登记人认为其成本与其公允市场价值相近。 下表提供了长期债务的大致公允价值和相关账面金额，其中不包括融资租赁义务和未摊销债务发行成本净额、未摊销公允价值调整、截至2025年9月30日和2024年12月31日的溢价和折价：

FirstEnergy						2025年9月30日						2024年12月31日
						（百万）
账面价值						$	27,340					$	23,594
公允价值						$	26,727					$	22,128

JCP & L						2025年9月30日						2024年12月31日
						（百万）
账面价值						$	3,700					2,350
公允价值						$	3,707					2,284

长期债务和其他长期债务的公允价值反映了在每一相应期间结束时根据当前收回价、到期收益率或赎回收益率（视情况而定）与这些证券有关的现金流出的现值。假定的收益率是基于信用评级与注册人类似的公司提供的具有类似特征的证券。截至2025年9月30日和2024年12月31日，注册人在公允价值等级中将短期借款、长期债务和其他长期债务分类为第2级。

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FirstEnergy和JCP & L在截至2025年9月30日的九个月内有以下发行和赎回：

公司

类型

赎回/发行日期

息率

成熟度

金额 （百万）

说明

赎回

FE

高级无抵押票据

2025年3月

2.05 %

2025

$ 300

FE赎回了到期的无担保票据。

Trail

高级无抵押票据

2025年5月

3.76 %

2025

$ 75

TraIL赎回了到期的无担保票据。

Trail

高级无抵押票据

2025年6月

3.85 %

2025

$ 550

TraIL赎回了到期的无担保票据。

FE

高级无抵押可转换票据

2025年6月

4.00 %

2026

$ 1,206

FE回购约$ 1,206 2026年可转换票据本金的百万美元 1,225 万，包括约$ 19 百万。

发行情况

Trail

高级无抵押票据

2025年4月

5.00 %

2031

$ 600

所得款项用于赎回2025年到期的优先票据、现有债务再融资、营运资金以及其他一般公司用途。

ATSI

高级无抵押票据

2025年5月

5.00 %

2030

$ 225

所得款项用于现有债务再融资、资本支出融资、营运资金以及其他一般公司用途。

OE

高级无抵押票据

2025年5月

4.95 %

2029

$ 300

所得款项用于现有债务再融资、资本支出融资、营运资金以及其他一般公司用途。

迈特

高级无抵押票据

2025年6月

5.00 %

2031

$ 200

所得款项用于现有债务再融资、资本支出融资、营运资金以及其他一般公司用途。

PE

FMB

2025年6月

5.00 %

2030

$ 200

所得款项用于现有债务再融资、资本支出融资、营运资金以及其他一般公司用途。

TE

高级有担保票据

2025年6月

5.18 %

2030

$ 100

所得款项用于为现有债务再融资、为资本支出融资以及用于其他一般公司用途。

FE

高级无抵押可转换票据

2025年6月

3.63 %

2029

$ 1,350

所得款项用于为现有债务再融资、回购部分2026年可转换票据以及其他一般公司用途。

FE

高级无抵押可转换票据

2025年6月

3.88 %

2031

$ 1,150

所得款项用于为现有债务再融资、回购部分2026年可转换票据以及其他一般公司用途。

FET

高级无抵押票据

2025年8月

4.75 %

2033

$ 450

所得款项用于现有债务再融资、资本支出融资、营运资金以及其他一般公司用途。

JCP & L

高级无抵押票据

2025年9月

4.15 %

2029

$ 350

所得款项用于为现有债务再融资，包括偿还所有剩余的$ 650 百万JCP & L的本金总额 4.30 %于2026年到期的优先票据，为资本支出提供资金，并用于其他一般公司用途。

JCP & L

高级无抵押票据

2025年9月

4.40 %

2031

$ 500

所得款项用于为现有债务再融资，包括偿还所有剩余的$ 650 百万JCP & L的本金总额 4.30 %于2026年到期的优先票据，为资本支出提供资金，并用于其他一般公司用途。

JCP & L

高级无抵押票据

2025年9月

5.15 %

2036

$ 500

所得款项用于为现有债务再融资，包括偿还所有剩余的$ 650 百万JCP & L的本金总额 4.30 %于2026年到期的优先票据，为资本支出提供资金，并用于其他一般公司用途。

FE可转换票据发行

如上所述，2025年6月12日，FE发行了$ 1.35 亿元的2029年可转换票据本金总额和$ 1.15 亿元的2031年可转换票据本金总额。

2029年可换股票据及2031年可换股票据的利率为 3.625 年%和 3.875 年%，分别于每年1月15日和7月15日每半年支付一次，自2026年1月15日开始。2029年

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可换股票据和2031年可换股票据是FE的无抵押和非次级债务，将分别于2029年1月15日和2031年1月15日到期，除非根据其条款提前转换或回购。

这些票据包含在FirstEnergy合并资产负债表的“长期债务和其他长期义务”中。发行收益约为$ 2.47 亿，扣除发行费用。

持有人可在紧接前一营业日营业结束前的任何时间选择转换票据：（i）2029年10月15日（就2029年可转换票据而言）和（ii）2030年10月15日（就2031年可转换票据而言），仅在特定条件下：

•在任何一个日历季度，如果FE普通股的最后一次报告销售价格至少 20 期间的交易日 30 截至（包括）上一个日历季度最后一个交易日的连续交易日大于或等于 130 每个适用交易日的转股价格%；

•在紧接其后的连续五个营业日期间内 10 2029年可转换票据和2031年可转换票据每个交易日的每1,000美元本金交易价格的连续交易日期间 10 交易日期间小于 98 每个该等交易日FE普通股最后报告的出售价格与折算率的乘积的百分比；或

•在2029年可转换票据和2031年可转换票据的契约中规定的某些公司事件发生时。

在2028年10月15日或之后，就2029年可转换票据而言，以及在2030年10月15日或之后，就2031年可转换票据而言，直至紧接相关系列票据到期日之前的第二个预定交易日收市时，持有人可随时转换其该系列票据的全部或任何部分，而不论上述条件如何。FE将通过支付不超过将被转换票据本金总额的现金以及支付或交付（视情况而定）现金、其普通股股份或现金与其普通股股份的组合来结算此类票据的转换，根据契约的适用条款，就其转换义务超过被转换票据本金总额的剩余部分（如有）支付或交付现金、其普通股股份或现金与其普通股股份的组合。

每一系列票据的兑换率最初将为每1000美元本金的此类票据20.9 275股FE普通股（相当于初始兑换价约为$ 47.78 每股FE普通股）。该等票据的初始转换价格代表溢价约 20 超过2025年6月9日纽约证券交易所上次报告的FE普通股出售价格的%。转换率和相应的转换价格将在某些事件中进行调整，但不会对任何应计和未支付的利息进行调整。此外，在一系列票据的到期日之前发生的某些公司事件（以及，就2031年可转换票据而言，如果FE就2031年可转换票据交付赎回通知）之后，在某些情况下，FE将提高持有人的兑换率，该持有人选择就该公司事件或赎回（如适用）转换其该系列票据。

FE不得在2029年可转换票据到期日之前赎回2029年可转换票据。于2029年1月15日或之后及紧接2031年可换股票据到期日前第40个交易日之前，FE可将2031年可换股票据的全部或任何部分赎回为现金，但须遵守若干部分赎回限制及仅在若干条件下。

如果FE发生根本性变化（如相关契约中所定义），在某些条件下，2029年可转换票据和/或2031年可转换票据的持有人可以要求FE以现金回购其全部或任何部分票据，回购价格等于 100 待购回可换股票据本金额的百分比，加上截至但不包括基本变动购回日期（定义见相关契约）的应计及未付利息。此外，在一系列可转换票据的到期日之前发生的某些公司事件（以及，就2031年可转换票据而言，如果FE就2031年可转换票据发出赎回通知）之后，在某些情况下，FE将提高持有人的转换率，该持有人选择转换其与该公司事件或赎回相关的该系列票据（如适用）。

FE可转换票据回购

除了2029年可转换票据和2031年可转换票据的发行，FE回购了大约$ 1.2 亿元的2026年可转换票据的本金总额，使用上述2029年可转换票据和2031年可转换票据发行所得的部分收益。未来，FE可能会对剩余未偿还的2026年票据进行额外回购。

FET优先票据和注册权

2025年8月13日FET发行$ 450 百万股2033年到期的高级无抵押票据，在一次非公开发行中，包括一项登记权协议，其中FET同意在发行结束后的366天内就这些优先票据进行交换要约，以换取根据《证券法》登记的相同本金金额。

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JCP & L优先票据和注册权

2024年12月5日，JCP & L发行$ 700 百万股于2035年到期的高级无抵押票据在一次非公开发行中，其中包括一项登记权协议，在该协议中，JCP & L同意以根据《证券法》登记的相同本金金额对这些高级票据进行交换要约。2025年4月1日，JCP & L向SEC提交了表格S-4的注册声明，该声明于2025年4月11日生效。

2025年9月4日JCP & L发行：（i）$ 350 2029年到期的高级无抵押票据百万；（二）$ 500 百万于2031年到期的高级无抵押票据；及（iii）$ 500 百万股于2036年到期的高级无抵押票据，在一次非公开发行中，包括一项登记权协议，其中JCP & L同意在发行结束后的366天内就这些优先票据进行交换要约，以换取根据《证券法》登记的相同本金金额。

2025年10月16日JCP & L赎回$ 650 百万其 4.30 2026年到期的高级无抵押票据的百分比，来自上文讨论的2025年9月高级无抵押票据发行的收益。

除非另有说明，本说明中的披露适用于两个注册人。

注册人进行定性分析，以确定可变利益是否使他们有资格成为VIE的主要受益人（控制性财务利益）。如果企业同时拥有：（i）有权指导对实体经济绩效影响最大的VIE活动；（ii）有义务吸收实体可能对VIE具有重大影响的损失或有权从实体获得可能对VIE具有重大影响的利益，则企业具有控制性财务利益。当确定VIE为主要受益人时，注册人将其合并。

为了评估合并处理的合同和FirstEnergy感兴趣的实体，FirstEnergy根据相似的风险特征和重要性将可变利益汇总到类别中。

合并VIE

FirstEnergy合并资产负债表上的总资产包括大约$ 12.8 十亿和 $ 12 亿元的合并VIE资产，分别截至2025年9月30日和2024年12月31日，只能用于清偿适用VIE的负债。负债总额包括大约$ 9.7 十亿美元 9.1 截至2025年9月30日和2024年12月31日，VIE债权人对FirstEnergy没有追索权的合并VIE负债分别为十亿。JCP & L没有任何合并VIE。

FirstEnergy作为主要受益人的VIE包括以下内容，并包含在FirstEnergy的合并财务报表中：

证券化公司

•俄亥俄州证券化公司-2013年6月，俄亥俄公司组建的SPE发行了约$ 445 万的由阶段性回收债券支持的转手信托凭证，用于将部分全电客户供热折价、燃料和购买的电力监管资产的回收证券化。分阶段回收债券只能从SPE拥有的分阶段回收财产中支付并由其担保。债券持有人对FirstEnergy或任何俄亥俄州公司的一般信用没有追索权。俄亥俄州的每一家公司，作为其各自SPE的服务商，管理和管理回收财产的阶段，包括零售电力客户支付的基于使用的费用的计费、收款和汇款。SPE被视为VIE，每一家都并入其适用的电力公司。截至2025年9月30日和2024年12月31日，$ 159 百万美元 175 分阶段回收债券中分别有百万美元未偿还。

•MP和PE环保基金公司-FirstEnergy的合并报表中包含由 two 破产远程、特殊目的有限责任公司是MP和PE的间接子公司。债券收益用于建设环境控制设施。所欠环境管制债券的本金及利息由环境管制费用的收益作担保，并仅由其支付。FirstEnergy的债权人，除有限责任公司SPE外，对特殊目的有限责任公司的任何资产或收益均无追索权。截至2025年9月30日和2024年12月31日，$ 156 百万美元 188 环控债未到期，分别为百万。

现金$ 25 百万美元 40 百万，分别截至2025年9月30日和2024年12月31日，从MP、PE和Ohio Companies的客户处收取的专门用于偿还各自出资公司债务的款项计入FirstEnergy合并资产负债表的“受限现金”。

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FET

FET是一家控股公司，拥有ATSI、MAIT、TraIL和PATH的股权。截至2025年9月30日，FE在FET的股权所有权为 50.1 %和布鲁克菲尔德的是 49.9 %.FirstEnergy得出的结论是，FET是一种VIE，而FE是主要受益者，因为FE了解FET的经济性，并有权通过代表单独可变利益的FESC服务协议指导FET的重大活动。

尽管布鲁克菲尔德在FET股权出售结束时获得了增量同意权，但布鲁克菲尔德将不会单方面控制任何对FET经济表现影响最大的活动。然而，FE将继续通过其在现有FESC服务协议下的增量决策权，保留对FET经济绩效影响最大的活动的权力，通过该协议向FET提供执行管理和劳动力服务。因此，FE是FET的主要受益者，FET将继续合并在FirstEnergy的财务报表中。

以下是FirstEnergy截至2025年9月30日和2024年12月31日合并财务报表中包含的FET资产和负债的账面金额和分类。金额不包括在合并中消除的公司间余额。 FET的资产只能用于清偿其债务，FET的债权人对FE的一般信用没有追索权。

物业、厂房及设备						截至 2025年9月30日						截至 2024年12月31日
						（百万）
现金及现金等价物						$	188					$	8
应收款项						98						94
材料和用品，按平均成本						1						1
预缴税款和其他流动资产						44						21
流动资产总额						331						124
固定资产、工厂及设备，净值						12,133						11,217
商誉						224						224
投资						19						19
监管资产						7						18
其他非流动资产						108						334
非流动资产合计						12,491						11,812
总资产						$	12,822					$	11,936

负债						截至 2025年9月30日						截至 2024年12月31日
						（百万）
目前应付长期债务						$	75					$	625
短期借款						280						300
应计利息						78						68
应计税款						327						306
其他流动负债						13						15
流动负债合计						773						1,314
长期债务和其他长期债务						6,629						5,239
累计递延所得税						1,521						1,412
监管责任						440						442
其他非流动负债						16						299
非流动负债合计						8,606						7,392
负债总额						$	9,379					$	8,706

未合并VIE

FirstEnergy不是PATH-WV的主要受益者，正如上文进一步讨论的那样，也不是其PPA。FirstEnergy也不是其之前在Global Holding的33-1/3%股权的主要受益者，该公司于2025年7月出售给了WMB Marketing Ventures，LLC和Pinesdale LLC。

注册人评估了他们的购电协议，并确定某些非公用事业发电实体可能是VIE，只要他们拥有一家工厂，该工厂将其几乎所有的产出出售给适用的公用事业公司，并且电力合同价格与工厂的可变生产成本相关。截至2025年9月30日，FirstEnergy维持 六个 长期PPA， 一 在JCP & L，与根据1978年《公共事业监管政策法》订立的非公用事业发电实体。The

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注册人没有参与任何这些实体的创建，也没有投资于任何这些实体的股权或债务。注册人已确定他们没有可变利益，或者实体不符合被视为VIE的标准。

除非另有说明，本说明中的披露适用于两个注册人。

注册人承认其执行与其长期资产相关的资产报废活动的法律义务的ARO。ARO负债是对注册人当前义务的公允价值的估计，因此ARO每月都会增加，以反映资金的时间价值。

公允价值计量固有地涉及清偿负债的金额和时间的不确定性。采用预期现金流量法计量补救ARO的公允价值，同时考虑到基于相关资产的预期经济使用寿命和/或监管要求的ARO的预期结算时间。ARO的公允价值在其发生期间确认。相关资产报废成本作为长期资产账面价值的一部分予以资本化，并在相关资产的整个存续期内进行折旧。对于资产报废成本与没有未来现金流的资产相关的情况，这些成本被记录为运营费用。在某些情况下，注册人可以收回资产报废成本，因此，某些增值和折旧与监管资产相抵消。与有形长期资产相关的有条件报废义务在能够作出合理估计的情况下，在发生期间按公允价值确认，即使结算的时间或方法可能存在不确定性。当结算以未来事件发生为条件时，反映在负债的计量上，而不是负债确认的时点上。

FirstEnergy已承认ARO及其相关成本的适用法律义务，包括污泥处置池的回收、CCR场地的关闭、地下和地上储罐以及废水处理泻湖。此外，登记人已承认有条件退休义务，主要是石棉补救。

下表汇总了截至2025年9月30日和2024年12月31日ARO余额的变化。

						FirstEnergy						JCP & L
						（百万）
余额，2024年1月1日						$	209					$	7
估计现金流量的时间和金额的变化						131						—
发生的负债						95						—
已结算负债						( 4 )						—
吸积						24						1
余额，2024年12月31日						455						8
发生的负债						1						—
已结算负债(1)						( 153 )						—
吸积						20						—
余额，2025年9月30日						$	323					$	8

(1) FirstEnergy的金额包括将McElroy的Run CCR蓄水设施以及相邻的干垃圾填埋场和相关修复义务转让给IDA Power，LLC的一家子公司。

2024年期间，由于评估了McElroy’s Run和邻近垃圾填埋场的关闭选项，AESupply审查了其ARO和未来预期补救成本，导致ARO负债增加$ 87 百万。根据日期为2025年2月3日的环境责任转让协议，AESupply于2025年3月4日与IDA Power，LLC的一家子公司转让了McElroy的Run CCR蓄水设施和邻近的干垃圾填埋场以及相关的补救义务。根据协议，AES Supply成立了一个$ 160 AESupply将提供资金的百万托管账户五个年，并由担保债券担保，该债券由FE担保。就此次转让而言，AESupply确认了一笔$ 130 百万负债，基于a 4.8 %合同期限内的加权平均贴现率，与其在未来五年为托管账户提供资金的剩余义务相关，并终止确认ARO，导致对收益产生非实质性影响。截至2025年9月30日止九个月，AESupply赚$ 46 百万现金支付到托管账户。

正如下文附注10“承诺、保证和或有事项-废物处置的监管”中进一步讨论的那样，EPA于2024年5月8日完成了对CCR规则的修改，涉及某些未包含在先前CCR规则中的遗留CCR处置场所。因此，在2024年期间，FirstEnergy对以前的CCR处置场和

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应用修复可比站点的历史经验计算了初步估计，并录得$ 139 2024年ARO增加百万。JCP & L做了 无 t有任何适用于新CCR规则的遗留CCR处置场所。

与某些遗留CCR处置场相关的ARO增加是根据逐个场所评估的潜在关闭要求估计关闭成本的贴现现金流。将产生的实际成本将取决于不同站点的不同因素。最重要的因素包括个别场址的关闭方法和时间框架，这将根据地下水监测以及（如适用）EPA对关闭计划的批准来确定。在确定每个站点的估计关闭成本时，FirstEnergy假设了预期适用的关闭方法，但是，可能需要替代关闭方法，从而导致成本增加或减少。因此，随着通过评估和关闭过程获得更多信息，包括对场地的进一步检查、地下水监测结果以及对CCR法规解释的变化，ARO负债可能会发生调整，这可能会改变管理层的假设，并可能导致ARO负债余额和FirstEnergy的运营结果发生重大变化。

本说明中的披露适用于FirstEnergy，“州监管”、“新泽西州”、“FERC监管事项”、“FERC审计”、“输电ROE方法”、“输电速率激励”、“输电规划补充项目”和“地方输电规划投诉”项下的披露也适用于JCP & L。

州法规

每一家电力公司的零售费率、服务条件、证券发行和其他事项都受其运营所在州的监管——在马里兰州由MDPSC监管，在新泽西州由NJBPU监管，在俄亥俄州由PUCO监管，在宾夕法尼亚州由PPUC监管，在西弗吉尼亚州由WVPSC监管，在纽约由NYPSC监管。弗吉尼亚州的PE和TraIL、俄亥俄州的ATSI、宾夕法尼亚州的传输公司、西弗吉尼亚州的PE和MP以及马里兰州的PE的传输运营分别受VSCC、PUCO、PPUC、WVPSC和MDPSC的某些规定的约束。此外，根据俄亥俄州法律，市政当局可以对公用事业的费率进行监管，如果公用事业公司不能接受，则可以向PUCO提出上诉。此外，如果FirstEnergy的任何附属公司要从事重要的新输电设施的建设，取决于国家，他们可能被要求获得国家监管授权，以选址、建设和运营新的输电设施。

马里兰州

PE根据MDPSC批准的分销基准利率运营，该基准利率自2023年10月19日起生效，随后经2024年1月3日的MDPSC命令修改，该命令自2024年3月1日起生效。PE还根据和解协议、MDPSC命令和条例以及法定条款的组合提供SOS。通过由MDPSC和第三方监测机构监督的定期拍卖，以不同长度的滚动合同形式竞争性采购SOS供应。尽管与PE客户的SOS供应有关的结算已到期，但服务仍以相同方式继续，直到MDPSC的订单更改。PE收回成本加上提供SOS的回报。

EmPOWER马里兰州计划在通过2022年《立即气候解决方案法案》后，要求从2022年到2024年的年度增量能效目标为每年2%，2025年和2026年为每年2.25%，2027年及之后为每年2.5%。2023年8月1日，PE按照MDPSC的要求提交了2024-2026年周期的拟议计划。此外，在MDPSC的指示下，PE与马里兰州的其他公用事业公司一起被要求解决除能源效率之外的GHG减少问题。根据MDPSC指令，PE提交了三种情景，三年周期的预计成本分别为3.11亿美元、3.54亿美元和5.1亿美元。2023年12月29日，MDPSC发布了一项命令，批准了大多数项目的3.11亿美元方案，并进行了一些修改。2024年8月15日，PE提交了2024-2026年周期剩余时间的修订计划，以遵守总预算为3.14亿美元的精炼GHG削减目标，MDPSC于2024年12月27日批准了该计划。PE通过每年调节的附加费，以未摊销余额的账面成本收回EmPOWER马里兰州项目成本，某些成本将在五年摊销期内收回。由于能源效率或需求减少而损失的分销收入只能通过基准费率来追回。根据2022年12月29日的MDPSC命令，逐步取消EmPOWER投资的未摊销余额，PE被要求在2025年支出其EmPOWER马里兰州计划成本的67%，并在2026年及以后支出100%。根据2023年12月29日发布的2024-2026年订单，之前周期的所有先前未摊销成本将在2030年底前收取。2024年7月1日生效的新立法预计将在2024-2030年期间将PE的EmPOWER未摊销余额的账面成本降低总计25至3000万美元。2024年7月31日，MDPSC发布命令，根据新法对PE实施修订后的EmPOWER附加费率，拒绝了PE要求举行听证会的请求，该听证会试图对法律的某些部分提出质疑。2024年8月30日，PE提交了一份请愿书，要求对其在马里兰州华盛顿县巡回法院对法律提出的质疑进行司法审查。2025年8月6日，马里兰州华盛顿县巡回法院发布命令，批准PE的请愿，认定立法机构不得更改条款，以追溯适用于已支出的款项。MDPSC和马里兰州人民法律顾问办公室已分别对该决定提出上诉。

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新泽西州

JCP & L根据截至2024年2月15日生效的NJBPU核准费率运营，并于2024年6月1日对客户生效。JCP & L为未选择第三方EGS的零售客户和未能提供约定服务的第三方EGS的客户提供BGS。所有新泽西州的EDC都参与了这一竞争性的BGS采购过程，并直接从客户那里收回BGS成本，作为与基准费率分开的费用。

2020年分配率案的解决，除其他外，规定JCP & L将接受管理层审计，该审计始于2021年5月。2023年4月12日，NJBPU接受了最终管理审计报告以供备案，并命令感兴趣的利益相关者在2023年5月22日之前对报告提交评论意见，该期限延长至2023年7月31日。JCP & L和另一方于2023年7月31日提交了评论意见。2025年7月16日，NJBPU发布最终命令，指示实施105项建议中的100项，包括某些修改。JCP & L于2025年9月22日提交实施计划，并于2025年10月开始季度进度报告。

2021年9月17日，就壳牌新能源美国公司和EDF Renewables North America共同拥有的输电公司Mid-Atlantic Offshore Development，LLC而言，JCP & L向NJBPU和PJM提交了一份提案，以建设将海上风力发电连接到新泽西州电网的输电基础设施。2022年10月26日，JCP & L提案在NJBPU发布的命令中部分被接受。该提议获得接受，包括为JCP & L投资约7.23亿美元，用于建设新的和升级现有的传输基础设施。JCP & L的提案预计投资ROE为10.2%，其中包括JCP & L收购Mid-Atlantic Offshore Development，LLC最多20%股权的选择权。与该项目相关的结果费率预计将在新泽西州所有电力公司的纳税人之间共享。2023年4月17日，JCP & L申请FERC“放弃”传输费率奖励，该奖励将规定在因JCP & L无法控制的原因取消部分或全部项目的情况下，收回奖励批准后发生的已取消的审慎项目成本的100%，以及该日期之前发生的成本的50%。2023年8月21日，FERC批准了JCP & L的申请，自2023年8月22日起生效。

2023年10月31日，海上风电开发商Orsted宣布计划停止开发位于新泽西州的两个海上风电项目—— Ocean Wind 1和2 ——规划总容量为2248兆瓦。2025年1月30日和2025年2月25日，壳牌新能源公司和EDF Renewables North America分别宣布退出大西洋海岸合作伙伴关系，在新泽西州近海建设风能。2025年6月4日，Atlantic Shores向NJBPU提交了一份请愿书，请求同意终止其1.5吉瓦的海上风电项目。这些取消预计不会直接影响JCP & L的已授予项目，根据当前的NJBPU方向，JCP & L仍有义务在2025年开始建设。

2025年5月23日，JCP & L向NJBPU提交了一项动议，考虑到最近的海上风电发展，包括联邦能源政策转向更传统的能源资源，寻求宣告性指导。JCP & L要求NJBPU提供指导，要么确认当前的项目时间表，要么授权JCP & L修改时间表。2025年6月9日，对JCP & L动议的回应已提交给NJBPU，其中包括新泽西州税率司法律顾问提出的重新启动海上风电传输程序的交叉动议，JCP & L对此表示反对。JCP & L表示，它打算遵守其建设输电项目的合同义务，其动议仅限于就建设里程碑寻求指导。虽然动议和交叉动议有待决定，但JCP & L将继续按照JCP & L与PJM的合同中描述的里程碑建设该项目。2025年7月28日，新泽西州税率司法律顾问要求NJBPU对最近的NYPSC命令采取司法通知，该命令终止了其海上风力传输基础设施流程，以保护纳税人。2025年8月13日，NJBPU发布命令，要求JCP & L在2.5年期间推迟JCP & L计划的某些输电投资的支出，并指示JCP & L与NJBPU工作人员和PJM合作，以确保与原时间表上将继续进行的工作和将被推迟的工作保持一致，与订单一致。

与向NJBPU提交的提案中做出的承诺一致，JCP & L于2023年11月正式向DOE提交了其申请的第一部分，以利用DOE的IRA能源基础设施再投资计划下提供的低利率贷款为项目的很大一部分提供资金。JCP & L于2024年3月13日提交了两部分申请的第二部分，并于2024年5月17日获得批准。此后不久，美国能源部贷款计划办公室启动了对该申请的尽职调查审查。2025年1月16日，美国能源部宣布有条件承诺JCP & L为该项目提供高达约7.16亿美元的贷款担保。2025年8月20日，由于DOE认定无法满足先决条件，DOE终止了对JCP & L的有条件承诺。

2023年11月9日，JCP & L向NJBPU提交了一份申请，要求批准其EnergizeNJ，除其他外，该申请将支持电网现代化、系统弹性和旨在提供增强客户利益的技术的变电站现代化。JCP & L提议EnergizeNJ将在五年预算期内实施，部署期间的估计费用约为9.35亿美元，其中，9.06亿美元为资本投资，2900万美元为运营和维护费用。根据该提议，EnergizeNJ的资本成本将通过JCP & L的基准费率通过年度和半年度的基准费率调整申报来收回。2024年2月2日提交的2023年基准利率案例规定，需要对EnergizeNJ计划进行修订。2024年2月14日，NJBPU批准了JCP & L与各方之间的规定结算，解决了JCP & L关于上调分销基准费率的请求。2024年2月27日，作为规定和解的一部分，JCP & L在收到NJBPU批准后修改了其未决的EnergizeNJ申请

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基本速率案例结算，以移除将在其可靠性改进计划的第一阶段解决的高优先级电路，并包括其可靠性改进计划的第二阶段，该计划预计将进一步解决某些需要额外升级的高优先级电路。2025年4月10日，JCP & L在多方参与下，向NJBPU提交了一份规定的和解，以解决JCP & L经修订的EnergizeNJ请愿书，NJBPU于2025年4月23日批准了该请愿书。和解协议提供了3.39亿美元的项目总成本，包括对JCP & L配电系统的资本投资约2.03亿美元、1.32亿美元的配套资本投资和约400万美元的运维费用。根据和解协议，该计划于2025年7月1日开始，并将持续到2028年12月31日。JCP & L已同意不迟于2030年1月1日提交基准利率案。

2025年2月，NJBPU认证了其年度基本发电服务拍卖的结果，通过该拍卖，新泽西州的四个EDC（包括JCP & L）满足了从2025年6月1日到2026年5月31日期间对BGS客户的发电供应要求。认证结果导致新泽西州EDC客户的费率大幅上涨，根据日期为2025年4月23日的命令，NJBPU指示四个EDC提交提案，以减轻从2025年6月1日开始影响住宅客户的费率上涨的影响。2025年5月7日，JCP & L针对2025年4月的命令提交了一份请愿书，对四种潜在的缓解方案进行了建模。2025年6月18日，NJBPU批准了一项规定，其中包括JCP & L、NJBPU工作人员和新泽西州税率司顾问，据此，除其他事项外，JCP & L同意对2025年7月和8月的每个住宅电力客户的每月账单应用30.00美元的临时费率信用，这些账单将在监管资产中递延，并在2025年9月至2026年2月期间对每个住宅账单收取10美元的费用，以收回递延的金额，不收取套息费用，但须最终对账。截至2025年9月30日，JCP & L与该临时利率信贷相关的监管资产约为5000万美元。

2025年8月13日，NJBPU发布了一项命令，以显示原因审查JCP & L的2024年度系统性能报告，其中包括有关JCP & L在上一个日历年度的系统级别的电力服务可靠性性能的信息。未能达到NJBPU的最低可靠性水平可能会使JCP & L受到处罚。NJBPU命令称，JCP & L未能达到2022、2023和2024日历年的最低可靠性水平，并指示JCP & L提交一份答复，说明为什么NJBPU不应因此类故障对JCP & L施加某些处罚，JCP & L于2025年10月10日提交了该命令。

俄亥俄州

俄亥俄州公司根据2009年生效的PUCO批准的基本分配率运营。俄亥俄州公司在ESP IV下运营至2024年5月31日，ESP IV通过拍卖程序以基于市场的价格向非购物客户提供电力供应。从2024年6月1日至2025年1月31日，俄亥俄公司在ESP V下运营，经PUCO修改，如下文进一步描述。2024年12月18日，PUCO批准了俄亥俄州公司撤回ESP V的通知，并批准了俄亥俄州公司关于恢复ESP IV的提议，并进行了修改。经修改后的ESP IV延续了DCR骑手，该骑手支持与分销系统相关的持续投资，以造福客户，年收入上限为3.9亿美元。此外，经修改的ESP IV包括：（1）继续冻结基本分配率，直到ESP VI生效或俄亥俄州公司获得PUCO的员工协议；（2）FirstEnergy的目标是降低CO2到2045年，排放量比2005年水平低90%；（3）捐款，每年总计639万美元，用于：（a）资助俄亥俄州公司服务地区的节能、经济发展和就业保留计划；（b）在俄亥俄州公司的每个服务地区建立燃料基金，以帮助低收入客户。

2023年4月5日，俄亥俄州公司向PUCO提交了ESP V的批准申请，期限从2024年6月1日开始，为期8年，一直持续到2032年5月31日。2024年5月15日，PUCO发布了一项命令，批准ESP V进行修改，该命令于2024年6月1日生效，并将持续到2029年5月31日。经PUCO修改的ESP V规定，除其他外，与购买的电力、传输和不可收藏品相关的现有骑手的延续，拟议年度收入上限增加的DCR骑手的延续，直到建立新的基本费率，AMI骑手的延续，以及为恢复风暴和植被管理费用增加新的骑手。许多条款和条件将在基本利率案中重新考虑。ESP V订单还指示俄亥俄州公司不迟于2028年5月31日提交另一项基本分配率案件，并在ESP V任期内出资3250万美元，用于资助低收入客户账单援助计划和符合收入条件的老年人的账单援助，并开发电动汽车教育计划，以帮助客户过渡到电动汽车，该计划于2024年第二季度在受监管的分销部门和FirstEnergy的综合损益表的“其他运营费用”中得到确认。由于俄亥俄两家公司的重新审理申请被法律运作驳回带来的风险和不确定性，2024年10月29日，俄亥俄两家公司提交了一份撤回ESP V的意向通知，并提出了根据ESP IV恢复运营的条款。2024年12月18日，PUCO批准了俄亥俄州公司的退出通知。同样在2024年12月18日，PUCO批准了俄亥俄州公司关于恢复ESP IV的提议，并进行了修改。与ESP IV一致，PUCO授权俄亥俄公司恢复DCR骑手，年收入上限为3.9亿美元，并拒绝俄亥俄公司继续ESP IV每年增加1500万美元的DCR骑手收入上限的请求。此外，PUCO下令，自2024年6月1日起根据ESP V延期支付的风暴费用，仍保留在俄亥俄州公司的账簿上，并在未来的案件中接受审查。PUCO还拒绝了俄亥俄州公司关于解除ESP IV中的基准利率冻结的请求，允许俄亥俄州公司悬而未决的基准利率案继续进行，但禁止新的利率在ESP VI生效日期之前生效，或者工作人员同意解除冻结并实施新的利率。2025年1月22日，PUCO批准俄亥俄公司修订后的ESP IV关税，自2025年2月1日起生效，届时俄亥俄公司在ESP下恢复运营

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iv.2025年4月7日，某些干预者向俄亥俄州最高法院提出上诉，质疑俄亥俄州公司重返ESP IV。2025年5月22日，俄亥俄州最高法院批准了俄亥俄州公司干预上诉的动议。2025年7月7日，OCC和NOAC提交了上诉人简介。包括PUCO和Ohio Companies在内的被上诉人于2025年8月26日提交了诉状，对此，OCC和NOAC于2025年9月15日进行了回复。

2025年1月31日，俄亥俄州公司向PUCO提交了ESP VI申请，期限自待处理的基本利率案的新基本分配率生效之日开始，以努力与正在进行的基本分配率案保持一致，并持续到2028年5月31日。ESP VI提议继续以通过拍卖程序设定的基于市场的价格向非购物客户提供电力，并提议继续支持对俄亥俄州公司配电系统的投资的骑手，包括每年基于可靠性性能的收入上限增加3700万美元至4300万美元的Rider DCR，以及用于收回已批准的电网现代化投资的AMI骑手。ESP VI还建议骑手支持配送系统的持续维护，包括恢复植被管理和风暴恢复运营和维护费用。此外，ESP VI为低收入客户提出了能效计划，其中包括承诺在ESP VI任期内每年花费650万美元，不从客户那里收回，用于帮助低收入客户的举措，以及教育和激励措施，以帮助确保客户拥有良好的电动汽车体验。PUCO于2025年3月12日召开技术会议。

2025年3月14日，根据PUCO在其2024年12月18日批准俄亥俄州公司修订的ESP IV关税的命令中的指示，俄亥俄州公司向PUCO提交了一项请求，要求开始其法定要求的ESP IV四年度审查并建立拟议的时间表。2025年7月10日，俄亥俄州公司撤回了在俄亥俄州州长于2025年5月15日签署HB15结束进行四年期审查的法定授权后要求PUCO建立程序时间表的请求，自2025年8月14日起生效。The OCC于2025年7月25日提交了对俄亥俄州公司的撤回通知的回复，俄亥俄州公司于2025年8月1日对此进行了回复。该事项仍有待PUCO审议。

2024年5月31日，俄亥俄州公司提交了基于2024日历年测试期提高基本分配率的申请。俄亥俄公司要求净增基地分销收入约9400万美元，股本回报率为10.8%，资本结构为：CEI 44%的债务和56%的股权，OE 46%的债务和54%的股权，TE 45%的债务和55%的股权，这反映了DCR和AMI等当前骑手的加入。基准费率立案的关键组成部分包括提议将养老金和OPEB回收改为延迟确认方法，并实施建立监管资产（或负债）的机制，以利用该方法收回（或退还）程序中要求的养老金和OPEB费用金额与每年实际金额之间的净差额。此外，俄亥俄州的公司要求收回某些已发生的成本，包括大风暴的影响、将路灯转换为LED的计划等。2024年6月14日，俄亥俄州公司提交了支持性证词。2024年7月31日，俄亥俄州公司提交了一份更新文件，将基础分销收入的净增长调整为约1.9亿美元，并按照PUCO的ESP V订单的指示将有关事项纳入费率案。2025年1月27日，俄亥俄州公司在基本费率案例中提交了一份通知，通知各方，他们将更新他们关于提高基本分配费率的申请，以反映ESP V的退出和恢复到ESP IV。PUCO工作人员聘请第三方协助审查俄亥俄州公司的基本费率案件备案，并于2025年2月21日，PUCO工作人员和第三方审计员各自提交了报告。审计报告建议进行调整，这将导致俄亥俄州公司的基础分销收入净增加约800万美元，股本回报率为9.63%，资本结构为俄亥俄州公司各48.8%的债务和51.2%的股权。PUCO工作人员的报告对审计员的调查结果和建议采取了有限的立场，并提出了额外的调查结果。2025年3月24日，俄亥俄公司、OCC等多方对浦项制铁的工作人员报告和审计机构的报告提出异议。此外，俄亥俄州公司提交了某些补充证词，干预者提交了直接证词。俄亥俄州公司和各方正在就未决的基本利率案进行和解讨论。于2025年5月5日至2025年5月29日期间举行举证听证。首发及回复情况简报分别于2025年6月20日、2025年7月7日备案。2025年7月21日，俄亥俄州公司提出罢工动议，PUCO工作人员和其他干预者于2025年8月5日对此作出回应。俄亥俄州公司于2025年8月12日提交了回复。预计将于2025年11月获得订单。

2022年5月16日、2023年5月15日和2024年5月15日，俄亥俄州公司分别提交了SEET申请，要求确定2021、2022和2023日历年ESP IV下存在显着超额收益。2025年5月15日，俄亥俄州公司提交了SEET申请，要求确定ESPs IV和V下2024日历年是否存在显着超额收益。每一份申请都表明，俄亥俄州的每一家公司都没有明显的超额收益。这些事项仍待PUCO审议。

2020年9月8日，OCC在Ohio Companies的公司分离审计和DMR审计案卷中提出动议，要求PUCO开启调查和管理审计，聘请独立审计师，并要求FirstEnergy证明其在有关HB6的活动中没有不当使用从消费者那里收取的资金或违反任何公用事业监管法律、规则或命令。2020年12月30日，应OCC的动议，浦项制铁重新开放DMR审核记录，并指示浦项制铁的工作人员征求第三方审计师并对DMR进行全面审查，以确保通过DMR从客户收取的资金仅用于ESP IV中确立的用途。2021年6月2日，PUCO选定了一名审计师，该审计师于2022年1月14日提交了最终审计报告，其中提出了一定的调查结果和建议。该报告发现，DMR收入的支出不需要被跟踪，并且DMR收入与所有骑手收入一样，作为一项常规事务被置于受监管的资金池中，资金在那里失去了自己的身份。因此，报告不能暗示DMR资金被明确用于直接或间接支持电网现代化。该报告还得出结论，

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没有书面证据表明DMR的收入与游说HB6通过有关，但也不能肯定地排除使用DMR资金来支持HB6的通过。该报告进一步建议，对受监管公司的资金池进行更频繁的审计，并让俄亥俄州公司采取正式的股息政策。各方在2022年第二季度提交了最终评论和回复。从2022年8月开始，根据美国俄亥俄州南区检察官的请求，诉讼程序被全部搁置，包括发现和动议，并于2024年2月26日被解除。2024年2月26日，律师审查员将这一程序与下文所述的扩大DCR骑手审计程序合并。2024年11月22日，行政法法官下令将下文进一步讨论的公司分离审计的分叉部分与已经合并的DMR审计和扩大DCR骑手审计程序合并。于2025年6月10日至2025年6月27日期间举行举证听证。当事人分别于2025年7月21日、2025年8月4日提交了初次、答复情况简报。

2020年9月15日，PUCO开启了一项新程序，以审查俄亥俄州公司为支持HB6和随后的公投努力而进行的政治和慈善支出，并指示俄亥俄州公司表明原因，表明任何支持HB6的政治或慈善支出或随后的公投努力的成本不直接或间接地包括在客户支付的任何费率或费用中。俄亥俄州公司最初提交的回复称，为支持HB6或随后的公投努力而进行的任何政治或慈善支出的成本，不直接或间接地包括在客户支付的任何费率或费用中，但在2021年8月6日，提交了一份补充回复，解释称，鉴于DPA中陈述的事实以及下文进一步讨论的DCR骑手审计报告的调查结果，支持HB6的政治或慈善支出，或随后的公投努力，影响了支付的约15,000美元的杆扣费率。2021年10月26日，OCC提出动议，要求PUCO下令进行独立外部审计，以调查FE与HB6相关的政治和慈善支出，并任命一个独立审查小组来保留和监督审计师。2021年11月和12月，各方就俄亥俄州公司对PUCO 2020年9月15日、显示原因指令的原始和补充回复提交了评论和回复评论。2022年5月4日，PUCO选择了一名第三方审计员，以确定俄亥俄州公司提交的显示原因演示是否足以确保为支持HB6或随后的全民投票努力而进行的任何政治或慈善支出的成本不直接或间接地包括在纳税人支付的任何费率或费用中。从2022年8月开始，根据美国俄亥俄州南区检察官的请求，诉讼程序被全部中止，包括发现和动议，并于2024年2月26日解除中止。2024年9月30日，第三方审计报告备案。审计审查了为支持通过HB6和随后的公投努力而支付的53笔款项，总额约为7500万美元，得出的结论是，分配给俄亥俄州公司的款项不到500万美元。审计报告确认了俄亥俄州公司在2021年8月6日提交的文件中得出的结论，即向俄亥俄州公司与支持HB 6的政治和慈善支出相关的杆位附件客户收取了不到1.5万美元的费率影响。2024年10月22日，当事人对审计报告提出意见，2024年11月5日，当事人提出答复意见。各方的评论仍有待PUCO作出。行政法法官定于2025年9月5日制定程序日程表。举证听证会定于2026年2月24日开始。

关于正在进行的对俄亥俄州公司与关联公司之间的行为准则规则相关的政策和程序的审计，2020年11月4日，由于FirstEnergy于2020年10月29日发布的领导层过渡公告，PUCO启动了额外的公司分离审计，如下文进一步讨论。额外的审计是为了确保俄亥俄州公司及其附属公司遵守公司分居法和俄亥俄州公司的公司分离计划。额外的审计是针对2016年11月至2020年10月期间。最终审计报告于2021年9月13日备案。审计报告没有发现重大不遵守俄亥俄州公司离职要求、轻微不遵守八项要求以及遵守23项要求的结果。各方对审计报告提出意见并回复意见。从2022年8月开始，应美国俄亥俄州南区检察官的请求，诉讼程序被全部中止，包括发现和动议，并于2024年2月26日解除中止。2024年9月10日，俄亥俄州公司提交了证词，描述了他们遵守俄亥俄州公司分居法的情况以及审计报告中提出的建议的执行情况。2024年9月20日，干预者提交了证词，建议对涉嫌违反俄亥俄州公司离职要求的行为进行罚款。证据听证会于2024年10月9日和10日举行；听证会的范围不包括涉及与通过HB6和前PUCO主席有关的活动的指控，这些指控后来在2025年6月10日至2025年6月27日举行的听证会上得到解决，如下文进一步描述。俄亥俄州公司、PUCO工作人员和干预方已提交了初步和答复简报。就PUCO最终接受干预者的建议并向俄亥俄州公司开出罚款的程度而言，预计这样的金额并不重要。

2024年9月3日，俄亥俄州公司提交了一份申请，要求修改其公司离职计划，以纳入先前审计报告中的某些建议，其中包括但不限于改善对非监管竞争性员工的物理空间和数据访问的控制，更新和实施每年审查成本分配手册的流程，制定州特定的行为准则做法，以及实施与成本分配手册和州行为准则相关的额外培训。2024年10月23日，行政法法官发布了暂停自动批准修正后的企业分离计划和建立程序时间表的条目。

关于正在进行的对Ohio Companies的DCR骑手的2020年度年度审计，以及由于FirstEnergy截至2020年12月31日止年度的10-K表格（于2021年2月18日提交）中的披露，PUCO于2021年3月10日扩大了审计范围，包括对某些交易的审查，这些交易要么被不当分类、被错误分配，要么缺乏证明文件，并确定从客户那里收取的资金是否被用于向供应商付款，以及

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如果是，与这些付款相关的资金是否应通过DCR附加程序或通过替代程序返还给客户。于2021年8月3日，核数师就本阶段审计提交最终报告，各方于2021年10月就本审计报告提交评论意见及回复意见。此外，2021年9月29日，PUCO扩大了这一程序中的审计范围，以确定FirstEnergy体育场的冠名权费用是否已从俄亥俄州公司的客户那里收回。2021年11月19日，审计师提交了最终报告，其中审计师得出结论，没有从俄亥俄州的客户那里收回FirstEnergy体育场冠名权费用。2021年12月15日，PUCO进一步扩大了审计范围，包括对Ohio Companies的ESP IV和解程序中明显未披露附带协议的调查，但在PUCO另有命令之前，暂停扩大审计。从2022年8月开始，应美国俄亥俄州南区检察官的请求，诉讼程序被全部中止，包括发现和动议，并于2024年2月26日解除中止。2024年2月26日，律师审查员将这一程序与上述Rider DMR审计程序合并，并进一步解除了与明显未披露附带协议有关的调查部分的中止。2024年11月22日，行政法法官下令将企业分离审计的分叉部分与已经合并的DMR审计和扩大的DCR骑手审计程序合并。于2025年6月10日至2025年6月27日期间举行举证听证。当事人分别于2025年7月21日、2025年8月4日提交了初次、答复情况简报。

2020年第四季度，向PUCO提交了动议，要求PUCO修改俄亥俄州公司收取HB6要求的OVEC相关费用的附加条款，以便在HB6的此类规定被废除的情况下提供退款。俄亥俄州公司和FE都没有从俄亥俄州公司收取的与OVEC相关的费用中受益。相反，HB6进一步要求俄亥俄州公司将其收取的所有与OVEC相关的费用汇至非FE俄亥俄州电力分配公用事业公司，直至2025年8月14日，届时HB15生效，俄亥俄州公司停止收取与OVEC相关的费用。俄亥俄州的公司对这些动议提出了质疑，这些动议在PUCO面前悬而未决。

有关围绕HB6调查的政府调查和正在进行的诉讼的更多详细信息，请参见下文注册人财务报表合并附注的附注10“承诺、担保和或有事项”。

宾夕法尼亚州

FE PA在宾夕法尼亚州有5个费率区—— 4个对应以前由ME、PN、宾夕法尼亚和WP服务的地区，1个费率区对应WP向宾夕法尼亚州立大学提供的服务。巴勒斯坦权力机构合并创建的费率地区将在2033年较早时或2025年1月1日之后提交的三个基本费率案件结束时才能达到完全费率统一。FE PA根据PPUC批准的费率运营，自2025年1月1日起生效。

根据2008年宾夕法尼亚州第129号法案和PPUC订单，宾夕法尼亚州公司实施了能源效率和峰值需求减少计划，与2007-2008年的峰值需求相比，需求减少目标为ME的2.9% MW、PN的3.3% MW、Penn的2.0% MW和WP的2.5% MW；以及能源消耗减少目标，占宾夕法尼亚州公司历史上2009至2010年参考负荷的百分比，ME为3.1% MWh，PN为3.0% MWh，Penn为2.7% MWh，WP为2.4% MWh。FE PA能源效率和峰值需求削减计划的第四阶段，从2021年6月1日至2026年5月31日的五年期间，于2020年6月18日获得PPUC批准，提供约3.9亿美元的成本回收，将通过能源效率和节约第四阶段骑手为每个FE PA费率区域回收。

宾夕法尼亚州EDC被允许寻求PPUC批准LTIIP，用于加速基础设施改进和与高速公路搬迁项目相关的成本，之后DSIC可能被批准以收回LTIIP成本。2024年7月22日，FE PA向PPUC提交申请，寻求批准其LTIIP计划的2025-2029阶段，预计将带来约16亿美元的投资，其中约14亿美元的此类投资将在五年期间投入使用。PPUC于2024年12月19日批准了FE PA的申请，并于2025年1月开始实施。

西弗吉尼亚州

MP和PE通过传统的基于成本的、受监管的公用事业费率制定向所有客户提供电力服务，并根据2024年3月27日生效的WVPSC核准费率运营。MP和PE通过ENEC回收净电力供应成本，包括燃料成本、购买的电力成本和相关费用，扣除相关市场销售收入。MP和PE的ENEC费率通常每年更新一次，MP和PE于2025年8月29日提交ENEC备案，费率自2026年1月1日起生效。

2022年4月21日，WVPSC发布命令，批准自2022年5月1日起向西弗吉尼亚州客户自愿提供太阳能发电的关税，并要求MP和PE在寻求批准附加费成本回收之前至少认购计划的50兆瓦太阳能发电量的85%。MP和PE必须寻求WVPSC的单独批准，以收回超过批准的太阳能发电电价的任何太阳能发电成本。2023年4月24日，MP和PE寻求批准WVPSC对五个太阳能站点中的三个进行附加费成本回收，代表30兆瓦的发电量。2023年8月23日，WVPSC批准了客户附加费，并批准建设五个太阳能站点中的三个。附加费于2024年1月1日生效。五个太阳能发电站中有两个于2024年投入使用，第三个于2025年4月投入使用。2024年12月4日，MP和PE提交了一份和解协议，以提高其太阳能附加费率。WVPSC于2024年12月27日批准结算，无需修改，新费率于2025年1月1日生效。

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2025年8月29日，MP和PE向WVPSC提交了年度ENEC案，请求将ENEC费率提高约1400万美元，提议于2026年1月1日生效，占总收入的0.8%。提议的增长主要是由于截至2025年6月30日的回收不足余额以及燃料和试剂成本增加。WVPSC定于2025年12月15日举行听证会。WVPSC的订单预计将在2026年第一季度末完成。

2025年8月29日，MP和PE向WVPSC提交了对其植被管理计划和附加费的两年期审查。由于截至2025年6月30日的超额回收余额以及燃料和试剂成本增加，MP和PE提议将附加费费率降低约320万美元。WVPSC定于2025年12月15日举行听证会。WVPSC的订单预计将在2026年第一季度末完成。

2025年10月1日，MP和PE向WVPSC提交了整合资源计划。为确保MP和PE能够满足其PJM充足性要求，该计划提出，除其他外，近期市场容量购买，以及到2028年增加70兆瓦的太阳能发电和到2031年增加1,200兆瓦的天然气联合循环发电，预计需要目前估计总额约为25亿美元的资本投资。预计WVPSC将在2025年底前获得程序性订单，MP和PE预计将在2026年第一季度寻求批准从WVPSC建造或收购天然气联合循环工厂。

FERC监管事项

根据《联邦电力法案》，FERC对州际电力批发销售和传输的费率、统一账户系统下的监管会计和报告以及其他事项进行监管，包括水电项目的建设和运营。关于其批发服务和费率，电力公司、AES供应和输电公司受FERC监管。FERC法规要求JCP & L、MP、PE和输电公司以FERC批准的费率、条款和条件提供开放接入输电服务。JCP & L、MP、PE和输电公司的输电设施受PJM的功能控制，使用其输电设施的输电服务由PJM根据PJM关税提供。

FERC通过在表明卖方不能在发电或输电方面施加市场力量或设置进入市场的障碍后，授予公用事业公司以基于市场的价格出售批发电力的权力，部分地对州际商业中的售电转售电力进行监管。电力公司和AESupply各自都获得了FERC的必要授权，可以在州际贸易中以基于市场的价格出售其批发电力（如果有的话），尽管在电力公司的情况下，主要的批发采购仍需接受相关州委员会的审查和监管。

联邦强制执行的强制性可靠性标准适用于大宗电力系统，并对电力公司、AE-Supply和输电公司提出了一定的运营、记录和报告要求。NERC是FERC指定建立和执行这些可靠性标准的电力可靠性组织，尽管NERC已将这些可靠性标准的日常实施和执行授权给包括RFC在内的六个区域实体。FirstEnergy运营的所有设施都位于RFC区域内。FirstEnergy积极参与NERC和RFC利益相关者流程，并以其他方式监测和管理其公司，以响应RFC实施和执行的可靠性标准的持续开发、实施和执行。

FirstEnergy认为，它在材料上符合所有当前有效和可执行的可靠性标准。尽管如此，在运营其广泛的电力公用事业系统和设施的过程中，FirstEnergy偶尔会了解到一些孤立的事实或情况，这些事实或情况可能被解释为偏离了可靠性标准。如果发现此类事件，FirstEnergy会开发有关该事件的信息，并针对具体情况制定补救措施，包括在适当情况下向RFC“自我报告”该事件。此外，很明显，NERC、RFC和FERC将继续完善现有的可靠性标准，并制定和采用新的可靠性标准。FirstEnergy方面无法遵守其大宗电力系统的可靠性标准，可能会导致施加经济处罚，或升级或建设输电设施的义务，这可能对其财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

FERC审计

FERC的审计和会计司于2019年2月启动了对FESC的非公开审计。除其他事项外，审计正在评估FirstEnergy遵守各种FERC法规下的某些会计和报告要求的情况。2022年2月4日，FERC提交了2015年1月1日至2021年9月30日期间的最终审计报告，其中包括FirstEnergy已接受的几项调查结果和建议。审计报告包括一项关于FirstEnergy根据某些FERC法规和报告将某些企业支持成本分配给监管资本账户的方法的调查结果和相关建议。自2022年第一季度起生效，针对这一发现，FirstEnergy实施了一种新的方法，用于在未来的基础上将这些企业支持成本分配给其受监管的配电和输电公司的监管资本账户。在一家独立外部公司的协助下，FirstEnergy在2022年第三季度完成了对这些成本的分析，以及它如何影响2015年至2021年审计期间某些FERC管辖的批发传输客户费率。作为这一分析的结果，FirstEnergy

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将若干输电资本资产重新分类至审计期间的运营费用。截至2024年12月31日，FirstEnergy完全收回了在其传输公式费率收入要求中重新分类为运营费用的这些成本中的约1.05亿美元（JCP & L为1300万美元）。此外，俄亥俄州公司正在与PUCO一起处理FERC审计的结果，其中包括寻求对截至2025年9月30日分配给分销资本资产的某些公司支持成本约9700万美元的持续费率基础处理。

2023年12月8日，FERC审计工作人员发布一封信函，告知两个未解决的审计事项，主要与FirstEnergy计划收回公式传输费率中重新分类的运营费用有关，正在转交给FERC内的其他办公室进行进一步审查。2024年7月5日和2024年9月26日，FERC执法办公室发布了与2022年运营费用重新分类相关的额外数据请求，FirstEnergy对此作出了回复。2024年9月10日和2025年1月13日，FERC执法办公室发布了与已终止的燃料咨询合同的分类和恢复相关的进一步数据请求，FirstEnergy对此做出了回应。如果FERC能源市场监管办公室和FERC执法办公室成功挑战收回2022年重新分类的运营费用和公式传输费率，可能会对FirstEnergy的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

传动ROE激励

2022年2月24日，OCC向FERC提交了一份诉状，控告ATSI、AEP在俄亥俄州的关联公司和美国电力 Service Corporation以及杜克能源 Ohio，Inc.，声称FERC应通过消除与RTO成员资格相关的50个基点的加法器来降低公用事业传输公式费率中使用的ROE，自2022年2月24日起生效。OCC辩称，需要这一结果是因为俄亥俄州法律规定，拥有输电的公用事业公司加入RTO，并且50个基点的加法器仅适用于RTO成员自愿加入的情况。2022年12月15日，FERC否认了有关ATSI和杜克能源 Ohio，Inc.的投诉，但授予其关于AEP在俄亥俄州的附属公司的投诉。AEP在俄亥俄州的附属公司和OCC就FERC的命令向第六巡回法院提出上诉。2025年1月17日，第六巡回法院裁定，50个基点的加法器仅在RTO会员资格是自愿的情况下可用，俄亥俄州法律要求俄亥俄州的传输公用事业公司必须是RTO的成员，并且FERC从AEP的俄亥俄州附属费率中扣除加法器是非法的，但不能从TERMOhio，Inc.和ATSI费率中扣除。根据该裁决，ATSI在2024年期间确认了4600万美元的税前费用，包括利息，其中4200万美元在“输电收入”中报告，400万美元在独立输电部门的FirstEnergy合并损益表中的“杂项收入，净额”中报告，以反映截至2022年2月24日拖欠输电客户的预期退款。2025年3月3日，FirstEnergy申请重新审理en banc，而杜克能源 Ohio，Inc.和AEP在俄亥俄州的附属公司也申请重新审理，但于2025年3月26日被第六巡回法院驳回。2025年4月16日，第六巡回法院同意将该案搁置，等待进一步向美国最高法院提起上诉。2025年6月20日和2025年6月24日，ATSI和AEP在俄亥俄州的附属公司分别申请美国最高法院复审第六巡回法院的裁决。当事双方提交了简报，此案正在美国最高法院审理中。

传导ROE方法论

关于2005年《能源政策法案》第219条的传输率激励条款的拟议规则制定程序于2020年3月启动，目前仍有待FERC审议。除其他事项外，该规则制定探讨了公用事业公司是否应该收集超过三年的“RTO会员”ROE激励加法器。FirstEnergy是PJM的成员，其输电子公司可能会受到拟议规则制定的影响。FirstEnergy参与了一组PJM变速器所有者和各行业贸易团体提交的关于补充规则制定的评论。如果FirstEnergy的输电激励ROE发生任何变化，这些变化将在预期的基础上应用；但前提是，由于第六巡回法院在上述输电ROE激励事项中的裁决，ATSI正在收取ROE激励加法器，但需退款。

输电规划补充项目

2023年9月27日，OCC在俄亥俄州对ATSI、PJM和其他传输公用事业公司提起诉讼，指控PJM关税和运营协议不公正、不合理且具有过度歧视性，因为它们不包含确保PJM对PJM关税附加M-3“补充项目”的规划、需要、审慎和成本效益的审查和批准的条款。补充项目是为满足当地对输电系统的需求而规划建设的项目。OCC要求FERC：（i）要求PJM根据需要、审慎和成本效益审查补充项目；（ii）任命一名独立的传输监测员以协助PJM进行此类审查；（iii）要求补充项目仅通过“规定的费率”程序进入费率基础，据此，对于成本超过既定阈值的项目，需要事先获得FERC批准。随后，干预者将这一程序的范围扩大到PJM的所有传输公用事业，包括JCP & L。ATSI和俄亥俄州的其他传输公用事业公司和PJM提交了评论。

本地输电规划投诉

2024年12月19日，代表大型工业客户的美国工业能源消费者组织和州消费者权益倡导者在FERC提交了一份投诉，声称输电业主过度建设“本地输电设施”，相应地不合理地提高了输电速率。投诉要求FERC：（i）禁止

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来自规划额定功率为100千伏或更高的“本地输电设施”的输电业主；（ii）指定“独立输电监测员”进行此类规划；（iii）以已由“独立输电监测员”规划的设施为条件建设本地输电设施。FirstEnergy通过PJM输电业主财团和包括EEI在内的某些贸易团体参与此事。FirstEnergy与PJM变速器所有者于2025年3月20日提交了一项驳回投诉的动议，该动议正在FERC待决。FirstEnergy无法预测结果，也无法估计这一投诉可能对其输电公司产生的影响，但是，这一诉讼是否向前推进可能会对FirstEnergy及其输电资本投资战略产生实质性影响。

Ghiorzi诉PJM

2023年12月，PJM将某些基线RTEP项目分配给NextEra Energy Transmission，后者随后告知PJM其不会对这些项目进行建设。2025年4月3日，继PJM将马里兰州和弗吉尼亚州的某些基线RTEP项目重新分配给PE之后，两个人向FERC提交了一份投诉，对这一结果提出质疑。投诉人声称，PJM错误地将工作重新分配给PE，因为此类重新分配项目：（i）没有反映NextEra Energy Transmission的投标中包含的成本估算或成本上限；（ii）将采用与最初提议不同的路线建设。FERC将2025年5月7日定为干预和评论的最后期限。PE介入，于2025年5月7日提出罢免动议并作答。FirstEnergy和PE无法预测结果，也无法估计这一投诉可能产生的影响。

Valley Link公式传输速率

Valley Link是FET、AEP和Dominion的合资企业，成立的目的是提交申请，以构建针对已识别的传输可靠性问题的传输解决方案。2024年，Valley Link提交了一系列传输解决方案，以解决PJM2024 RTEP Window 1规划过程中涉及的可靠性问题。2025年2月26日，PJM选择了Valley Link提出的价值约30亿美元的传输解决方案，通过PJM的“基线”RTEP流程进行建设。2025年3月13日，Valley Link合资企业提交了前瞻性公式传输率申请，为选定项目组合提供成本回收。除其他外，传输率应用提供了40%债务和60%股权的资本结构，以及10.9%的基本ROE以及相关的模板和协议，以及传输率激励，包括弃置率激励、CWIP率激励、RTO参与加法器激励、假设资本结构激励和商业前监管资产激励。2025年4月4日，某些政党对提议的公式费率的某些要素提出抗议，并要求提供传输奖励，Valley Link于2025年4月21日对此作出回应。2025年4月8日，PJM也曾寻求介入此事。2025年5月14日，FERC发布了一项初步命令，除其他事项外，接受了所要求的弃置率激励、CWIP率激励、RTO参与加法器激励和商前监管资产率激励，并允许公式利率按要求于2025年5月14日生效，但须退款，以待进一步的和解和听证程序。于2025年6月26日召开了初步和解会议，商定了和解进程初始阶段的程序性时间表。资本结构激励和其他开放费率设计事项正在保密和解谈判中处理。

弃传导率激励

2025年2月26日，PJM完成了其2024年区域输电扩展计划开放窗口1进程，除其他行动外，指定ATSI和PE各自建设某些输电项目。2025年7月11日，ATSI和PE向FERC提交了放弃激励的联合申请，并于2025年9月9日获得批准。自2025年9月10日起，ATSI和PE各自有资格就随后因公用事业管理无法控制的原因取消的任何项目收回2025年9月10日之前发生的项目成本的50%，以及此后发生的项目成本的100%。

除非另有说明，本说明中的披露适用于两个注册人。

第一能源-担保和其他保证

FirstEnergy有各种财务和履约担保和赔偿，在正常业务过程中发放。这些合同包括履约担保、备用LOC、债务担保、担保债券和赔偿。FirstEnergy订立这些安排是为了通过提高交易对第三方的价值来促进与第三方的商业交易。 截至2025年9月30日，根据这些担保，FE及其子公司未来可能需要支付的最大潜在金额约为$ 1.1 亿，总结如下：

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保证和其他保证						最大曝光量
						（百万）
FE为其合并子公司提供的担保
递延补偿安排						$	397
车辆租赁						75
McElroy Run转会						129
其他						14
						615
FE对其他保证的保证
担保债券						158
递延补偿安排						93
LOC						185
						436
担保总额和其他保证						$	1,051

JCP & L-担保和其他保证

JCP & L有在正常业务过程中出具的各种财务和履约担保和赔偿。这些合同包括备用LOC和担保债券。JCP & L订立这些安排是为了通过提高交易对第三方的价值来促进与第三方的商业交易。 截至2025年9月30日，JCP & L根据这些担保可能被要求进行的未来付款的最大潜在金额为$ 46 百万，汇总如下：

保证和其他保证						最大曝光量
						（百万）
担保债券						$	18
LOC						28
担保总额和其他保证						$	46

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Firstenergy-抵押品和特遣队相关特性

在正常业务过程中，FE及其附属公司可能就电力容量、能源、燃料和排放配额的买卖订立实物或财务结算合同。某些协议包含要求FE或其子公司提供抵押品的条款。这种抵押品可能以现金或信用支持的形式贴出，门槛取决于FE或其子公司在每个主要信用评级机构的信用评级。抵押品和信贷支持要求因合同和交易对手而异。

截至2025年9月30日，$ 185 百万抵押品，以LOC的形式，已由FE或其子公司过账。FE或其子公司持有$ 32 截至2025年9月30日，来自某些发电供应商的百万净现金抵押品，该金额计入FirstEnergy合并资产负债表的“其他流动负债”。

这些与信用风险相关的或有特征规定，如果子公司被下调或失去投资级信用评级（基于其高级无担保债务评级），将被要求提供额外的抵押品。 下表披露了截至2025年9月30日的潜在额外信用评级或有合同抵押债务：

潜在的抵押债务																		电力公司和输电公司						FE						合计
									（百万）
追加担保物的合同义务
降级时																		$	90					$	1					$	91
担保债券（抵押金额）(1)																		110						153						263
合同义务的总风险敞口																		$	200					$	154					$	354

(1)担保债券不与信用评级挂钩。担保债券的影响承担了最大的合同义务，这通常是 100 担保债券面值的百分比，但有关$ 22 百万担保债券债务，其担保债务上限为 60 面额%，典型债务要求 30 治愈的日子。

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JCP & L-抵押品和特遣队相关特性

在正常业务过程中，JCP & L可能就电力容量、能源、燃料和排放配额的买卖订立实物或财务结算合同。某些协议包含要求JCP & L提供抵押品的条款。这种抵押品可能以现金或信用支持的形式贴出，门槛取决于JCP & L在每个主要信用评级机构的信用评级。抵押品和信贷支持要求因合同和交易对手而异。

JCP & L已发布$ 28 截至2025年9月30日LOCs形式的抵押品百万。JCP & L持有$ 7 百万截至2025年9月30日的净现金抵押品，来自某些发电供应商，该金额包含在JCP & L资产负债表的“其他流动负债”中。

这些与信用风险相关的或有特征规定，如果JCP & L被下调或失去投资级信用评级（基于其高级无担保债务评级），它将被要求提供额外的抵押品。下表披露了截至2025年9月30日的潜在额外信用评级或有合同抵押债务：

潜在的抵押债务																		JCP & L
																		（百万）
追加担保物的合同义务
降级时																		$	58
担保债券（抵押金额）(1)																		17
合同义务的总风险敞口																		$	75

(1)担保债券不与信用评级挂钩，其影响承担最大合同义务，这通常是担保债券面值金额的100%，但截至2025年9月30日的100万美元担保债券义务除外，其担保义务的上限为面值金额的60%，典型的义务需要30天才能治愈。

环境事项

各联邦、州和地方当局就空气和水质、危险和固体废物管理和处置以及其他环境事项对登记人进行监管。虽然登记人的环境政策和程序旨在实现遵守适用的环境法律和条例，但这类法律和条例须接受执行机构的定期审查和可能的修订。注册人无法预测任何这些审查的时间或最终结果，也无法预测因此而采取的任何未来行动可能如何对其业务、经营业绩、现金流和财务状况产生重大影响。总体而言，适用于电力部门的环境要求正变得越来越规范和严格，美国环保署在2024年敲定了一些可能影响注册人的规则。然而，特朗普政府发布了某些行政命令，并表示打算撤销、修改或替换一些现有的环境法规以及最近敲定的规则的最终影响，其中几项规则正在诉讼中，任何替代规则都不确定。

2025年3月12日，美国环保署宣布打算重新评估或重新考虑众多环境法规，其中许多法规适用于注册人。这一举措的具体时间或结果仍然未知，但仍适用常规要求的规则制定过程和程序，预计也会发生诉讼。除非宣布正式的规则制定或其他监管行动，并且可以辨别对运营的潜在影响，否则本文的披露并不试图辨别这些解除监管行动的潜在影响。

以下披露适用于FirstEnergy，“废物处置监管”下的披露也适用于JCP & L。

清洁空气法

FirstEnergy遵守SO2通过燃烧低硫燃料、利用燃烧控制和燃烧后控制和/或使用排放配额来降低CAA和SIP下的NOX排放要求。

CSAPR要求减少NOX和SO2分两个阶段（2015年和2017年）排放，最终达到SO上限2受影响州的排放量达到每年240万吨，NOX排放量达到每年120万吨。CSPR允许NOX和SO的交易2位于同一州的发电厂之间的排放配额与NOX和SOO的州际交易2排放配额，但有一些限制。2015年7月28日，华盛顿特区巡回法院命令美国环保署重新考虑NOX和SOO的CSAPR上限2包括西弗吉尼亚州在内的13个州的发电厂排放。在此之前，美国最高法院于2014年作出裁决，总体上支持美国环保署根据CSAPR采取的监管方式，但质疑美国环保署是否要求上风州减少的排放量超过其对下风州空气污染的贡献。美国环保署于2016年9月7日发布CSAPR更新，从2017年开始减少美国东部22个州的发电厂夏季NOX排放，其中包括西弗吉尼亚州。多个州和其他利益相关者分别于2016年11月和12月向华盛顿特区巡回法院上诉CSAPR更新。2019年9月13日，华盛顿特区巡回法院将CSAPR更新发回美国环保署，理由是该规则确实

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不消除上风州在适用的达标期限内对下风州空气质量达标要求的重大贡献。

同样在2018年3月，纽约州向美国环保署提交了一份CAA第126条请愿书，声称来自九个州（包括西弗吉尼亚州）的NOX排放在很大程度上导致了纽约州无法达到臭氧国家环境空气质量标准。请愿书寻求在CAA第126条允许的三年内对据称影响纽约空气质量的大型固定源进行适当的排放率限制。2019年9月20日，美国环保署驳回了纽约州的CAA第126条请愿。2019年10月29日，纽约州向华盛顿特区巡回法院就其请愿被驳回一事提出上诉。2020年7月14日，华盛顿特区巡回法院撤销并发回纽约请愿书，将其发回美国环保署进一步审议。2021年3月15日，美国环保署发布了经修订的CSAPR更新，其中除其他外，涉及先前CSAPR更新和纽约第126条请愿书的还押。2021年12月，MP购买了NOX排放配额，以符合2021年臭氧季节要求。2022年4月6日，美国环保署公布了拟议规则，寻求在包括西弗吉尼亚州在内的25个上风州进一步大幅减少EGU NOx排放，其明确目的是允许下风州达到或保持符合2015年臭氧国家环境空气质量标准。2023年2月13日，EPA否决了21个SIP，这是EPA发布最终睦邻计划或FIP的先决条件。2023年6月5日，美国环保署发布了最终的睦邻计划，生效日期为60天后。包括西弗吉尼亚州在内的某些州已经对各自SIP的不批准提出上诉，其中一些州已经获得了阻止《睦邻计划》在这些州生效的不批准的中止。2023年8月10日，第四巡回法院批准西弗吉尼亚州暂时中止对其SIP的不批准，并于2024年1月10日，在2023年10月27日举行的听证会后，批准了完全中止，这使好邻居计划无法在西弗吉尼亚州生效。除西弗吉尼亚州外，某些其他州和某些贸易组织，包括FE所属的中西部臭氧组织，分别提交了审查申请和动议，要求将好邻居计划本身留在华盛顿特区巡回法院。2023年9月25日，华盛顿特区巡回法院驳回了保留好邻居计划的动议。2023年10月13日，受害方向美国最高法院提出立即中止好邻居计划的紧急申请，并于2024年2月21日进行口头辩论。2024年6月27日，美国最高法院批准暂停睦邻计划，等待华盛顿特区巡回法院对申请进行审查的处置。2025年2月6日，美国环保署向华盛顿特区巡回法院提出动议，要求将诉讼程序搁置60天，以便让美国环保署有时间熟悉好邻居计划，特别是有时间向新政府介绍这些综合请愿和基本规则，让他们决定需要采取什么行动（如果有的话）。2025年3月10日，美国环保署向华盛顿特区巡回法院提交了一份还押动议，确定了与善邻计划相关的问题，这些问题使得重新审议变得合适。华盛顿特区巡回法院批准了还押动议，并取消了口头辩论。与2025年3月12日的公告一致，美国环保署打算对该规则进行重新考虑，并在2026年秋季之前完成任何新的规则制定。

气候变化

近年来，美国的某些监管机构将工作重点放在增加与气候变化和缓解努力相关的公司的披露上。在联邦一级，关于优先采取行动应对GHG排放问题，进而应对气候变化问题，各总统政府持有不同意见。这些不同的观点导致了政策变化，造成了环境要求和相关影响的不确定性。

2009年12月，美国环保署发布了最终的“《清洁空气法》下对温室气体的危害和原因或贡献调查结果”，得出的结论是，几种关键温室气体的浓度构成“危害”，可能会根据CAA作为“空气污染物”受到监管，并强制测量和报告某些来源的GHG排放，包括发电厂。随后，EPA于2015年8月发布了最终的CPP法规，以降低CO2现有以化石燃料为燃料的EGU的排放，并最终确定了实施CO的单独法规2新的、改装的、改建的化石燃料EGU的排放限值。2015年10月，许多州和私人政党向华盛顿特区巡回法院提出上诉和动议，要求中止CPP。2016年2月9日，美国最高法院在向华盛顿特区巡回法院和美国最高法院提出质疑的未决期间中止了该规则。2017年3月28日，一项名为“促进能源独立和经济增长”的行政命令指示EPA审查CPP和解决GHG排放的相关规则，并酌情暂停、修订或撤销这些规则。2019年6月19日，EPA废除了CPP，取而代之的是ACE规则，该规则为各州制定绩效标准以解决现有燃煤发电的GHG排放问题制定了指导方针。2021年1月19日，华盛顿特区巡回法院撤销并发回ACE规则，宣布EPA在制定规则时“武断且反复无常”，因此，ACE规则不再有效，迄今为止各州为实施联邦授权规则而采取的所有行动现已无效。撤销ACE规则产生了恢复CPP的意外效果，因为废除CPP是ACE规则中的一项规定。包括西弗吉尼亚州在内的几个州和有关方面对华盛顿特区巡回法院的决定提出了上诉，认为美国环保署没有根据美国联邦航空局第111（d）条的授权，要求“发电转移”作为限制温室气体的一种方式。2022年6月30日，美国最高法院在西弗吉尼亚州诉环境保护署认为EPA根据CAA（CPP）第111（d）条用于监管温室气体（发电转移）的方法未获得国会授权，并将该规则发回EPA进一步重新考虑。作为回应，2023年5月23日，EPA根据CAA第111（b）和（d）节发布了一项拟议规则，以符合西弗吉尼亚州诉环境保护署旨在减少电力部门GHG排放（主要是CO2排放）来自基于化石燃料的EGU。该规则根据燃料类型和单位报废日期提出了严格的GHG排放限制，于2024年4月25日由美国环保署发布为最终规则。2024年5月，包括西弗吉尼亚州在内的25个州在华盛顿特区巡回法院对这项规定提出了质疑。同样在2024年5月，其他公用事业集团，包括中西部臭氧集团和Electric Generators for a Sensible Transition（这两家都是国会议员的成员），提交了请求审查GHG规则的请愿书，以及在华盛顿特区巡回法院中止该规则的动议。2024年7月19日，华盛顿特区巡回法院驳回了中止动议，并于2024年7月23日和26日驳回了受屈的

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请愿人向美国最高法院提出紧急中止申请2024年10月16日，美国最高法院驳回了中止申请。2024年12月6日，华盛顿特区巡回法院听取了关于质疑案情的口头辩论。2025年2月5日，司法部代表美国环保署在华盛顿特区巡回法院提交了一份无人反对的动议，寻求暂停诉讼，并放弃发表意见，为期60天，而美国环保署的新领导层将评估该规则并决定其希望如何进行。2025年2月19日，华盛顿特区巡回法院批准了美国环保署的动议。华盛顿特区巡回法院随后批准了美国环保署提出的第二项动议，将诉讼搁置，直至法院作出进一步命令。2025年6月17日，美国环保署发布了一项废除GHG规则的拟议规则。

在其他放松管制的行动中，第14514号行政命令指示环保署署长就环保署2009年危害调查结果的“合法性和持续适用性”提出建议，该调查结果构成了环保署GHG法规的基础。2025年3月12日，美国环保署宣布了一系列计划中的与此类行政命令相关的放松管制行动，包括重新考虑限制发电厂GHG排放的法规。2025年7月29日，美国环保署宣布了一项撤销其2009年危害调查结果的提案，该提案如果最终确定，将废除所有由此产生的GHG排放法规。根据任何上诉的结果和EPA的审查，遵守GHG排放限制可能需要额外的资本支出或改变Fort Martin和Harrison发电站的运营。

此外，在国家和国际层面也有几项减少GHG排放的举措。东北某些州正在参与区域温室气体倡议，包括加利福尼亚州在内的西部各州已经实施了控制某些温室气体排放的计划，并加强了与此相关的公开披露。已经在全国范围内实施了额外的减少GHG排放的政策，例如减少需求计划、可再生能源组合标准和可再生能源补贴。

FirstEnergy承诺到2050年在FirstEnergy直接运营控制范围内的温室气体（称为范围1排放）方面实现碳中和。FirstEnergy能否实现其降低GHG的目标取决于其进行运营变化的能力，并以众多风险为条件，其中许多风险超出了其控制范围。关于FirstEnergy在西弗吉尼亚州的燃煤电厂，它们是其范围1排放的主要来源，该公司已确定，马丁堡的使用寿命结束日期为2035年，哈里森的使用寿命结束日期为2040年。MP于2025年10月1日向WVPSC提交了其10年综合资源计划，其中强调，除其他外，西弗吉尼亚州需要新的可调度发电。确定受管制燃煤发电的使用寿命可能会导致折旧变化，和/或在退役、证券化、出售、减值或监管不允许后继续收取净电厂的费率。如果FirstEnergy无法收回这些成本，可能会对FirstEnergy的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。FirstEnergy目前无法估计气候变化政策的财务影响，尽管限制CO的潜在立法或监管计划2排放，或声称因GHG排放造成损害的诉讼，可能需要重大的资本和其他支出，或导致其运营发生变化。

FirstEnergy继续在联邦和州一级监测气候变化政策。目前，FirstEnergy预计不确定性将持续存在，即使政策从行政转向行政，也可能需要做出决定。

清洁水法

各种水质法规，其中大部分是联邦《清洁水法》及其修正案的结果，适用于FirstEnergy的设施。此外，FirstEnergy运营所在的州都有适用于FirstEnergy运营的水质标准。

2015年9月30日，美国环保署敲定了针对湿式洗地机系统废水中的砷、汞、硒和氮以及运灰水中污染物零排放的蒸汽电力发电类别（40 CFR第423部分）新的、更严格的出水限制。由于许可证从2018年到2023年以五年为周期更新，治疗义务将分阶段实施。然而，在2017年4月13日，美国环保署批准了一项复议申请，并在2017年9月18日，美国环保署将某些履约期限推迟了两年。2020年8月31日，美国环保署发布了一项最终规则，修订了湿式洗地机系统排放的出水限值，保留了输灰水的零排放标准，（附带一些有限的排放配额），并将两者的遵守期限延长至2025年12月31日。此外，美国环保署允许根据产能利用率、洗地机系统的流量和机组退役日期，对发电机组的子类限制不那么严格。2023年3月29日，美国环保署公布了适用于燃煤电厂的修订后的ELG，其中包括对湿式洗地机系统和输灰水的更严格的出水限制，以及对垃圾渗滤液的新限制。该规则于2024年4月25日由美国环保署发布为最终规则。2024年5月30日，FirstEnergy所属的Utility Water Act Group向美国第五和第八巡回法院上诉法院提交了一份请求复审2024年ELG规则的请愿书。2024年6月18日，Utility Water Group提交了一份动议，要求暂停该规则，等待对案情的处置。其他一些政党在多个巡回法庭的各种复审请愿中对最终规则提出了质疑。这些请愿和暂缓申请已在美国第八巡回上诉法院得到合并。2024年10月10日，美国第八巡回上诉法院驳回了中止申请。2025年2月19日，美国司法部代表EPA向美国第八巡回上诉法院提出动议，寻求在EPA新领导层评估规则并决定其希望如何进行时，将诉讼搁置60天。2025年2月28日，美国第八巡回上诉法院批准了美国环保署的动议。2025年3月12日，美国环保署宣布了一系列计划中的解除管制行动，包括重新考虑2024年ELG规则。2025年10月10日，美国环保署公布了一项拟议的ELG最后期限延长规则和配套的直接最终规则，延长了包括在

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2024年ELG规则。根据上诉结果和EPA的审查，遵守2024年ELG规则可能需要额外的资本支出或改变关闭和活跃的垃圾填埋场以及FT. Martin和Harrison发电站的运营，从2022年9月WVPSC批准的项目来遵守2020年ELG规则。FirstEnergy目前正在评估最终规则的影响。

规管废物处置

作为经修订的《资源保护和回收法》和《有毒物质控制法》的结果，联邦和州危险废物法规已经颁布。在美国环保署评估未来监管的必要性之前，某些CCR，例如煤灰，被豁免了危险废物处置要求。

2015年4月，EPA最终确定了CCR（非危险）处置条例，确立了垃圾填埋场设计国家标准、地表蓄水池结构完整性设计和评估标准、地下水监测和保护程序等操作和报告程序，以确保发电厂CCR的安全处置。2017年9月13日，美国环保署宣布将重新考虑最终法规的某些条款。2020年7月29日，美国环保署公布了一项最终规则，再次将某些CCR蓄水池必须停止接受废物并启动关闭的日期修改为2021年4月11日。最终规则允许根据满足已确定的特定地点标准延长关闭期限。2020年11月30日，AESupply向EPA提交了关闭期限延期请求，寻求将McElroy的Run CCR蓄水设施的停止接受废物日期延长至2024年10月，AESupply于2024年7月9日在EPA完成技术审查之前撤回了该请求。截至2024年5月31日，AES Supply停止接受来自Pleasants电站的McElroy’s Run CCR蓄水设施的废物。2024年期间，由于对McElroy’s Run和邻近垃圾填埋场的关闭选项进行了评估，AESupply审查了其ARO和未来预期的补救成本，导致ARO负债增加了8700万美元。AESupply根据与IDA Power，LLC的子公司于2025年2月3日签订的环境责任转移协议，于2025年3月4日转让了McElroy的Run CCR蓄水设施和邻近的干填埋和相关补救义务。根据协议，AESupply建立了一个1.6亿美元的托管账户，AESupply将在五年内为该账户提供资金，并由保证金担保，该保证金由FE提供担保。就此次转让而言，AESupply确认了1.3亿美元的负债，基于合同期内4.8%的加权平均贴现率，与其在未来五年为托管账户提供资金的剩余义务相关，并终止确认ARO，从而对收益产生了非实质性影响。在截至2025年9月30日的九个月中，AESupply向托管账户支付了4600万美元的现金。

2024年5月8日，美国环保署发布了遗留CCR规则，最终确定了对CCR法规的修改，以解决非活动电力公司的非活动表面蓄水问题，即所谓的遗留CCR表面蓄水。该规则将2015年CCR规则对地下水监测和保护、操作和报告程序以及封闭要求的要求扩展到最初未被2015年CCR规则纳入覆盖范围的蓄水池和垃圾填埋场。此外，EPA对EPA CCR法规的解释通过执法和其他监管行动不断演变。FirstEnergy目前正在评估最终规则的潜在影响，包括对新规则可能适用的其他站点进行审查。2025年2月13日，美国司法部代表EPA在华盛顿特区巡回法院提出动议，寻求将2024年8月8日由以FE为成员的Utility Solid Waste Act Group提起的诉讼搁置120天，而EPA的新领导层将评估该规则并确定其希望如何进行，华盛顿特区巡回法院批准了该诉讼。2025年3月12日，美国环保署宣布了一系列计划中的解除管制行动，包括重新考虑最终的Legacy CCR规则。FirstEnergy继续监测EPA与CCR法规相关的行动；然而，目前尚不清楚最终影响，并取决于诉讼结果和未来任何州监管行动。根据上诉结果和EPA的规则，遵守最终的Legacy CCR规则可能需要采取补救行动，包括清除煤灰。有关FirstEnergy根据分析结果在2024年记录的ARO增加1.39亿美元的描述，请参见上述注册人财务报表合并附注的附注8“资产报废义务”。JCP & L没有任何适用于2024年CCR规则的遗留CCR处置场所。

某些FirstEnergy公司已被指定为废物处理场的潜在责任方，这可能需要根据CERCLA进行清理。关于在历史遗址处置有害物质和所涉责任的指控往往没有事实根据，并存在争议；然而，联邦法律规定，特定遗址的所有潜在责任方可能在共同和几个基础上承担责任。根据对清理总成本、FirstEnergy对此类成本的比例责任以及其他非关联实体支付的财务能力的估计，已在FirstEnergy截至2025年9月30日的合并资产负债表中确认了被认为可能的环境负债。截至2025年9月30日，已累计约9300万美元的负债总额，其中约6700万美元用于对新泽西州的前MGP和储气罐设施进行环境整治，JCP & L正在通过一项不可绕过的社会福利费用收回这些设施。FE或其子公司可能会被发现对额外的金额或额外的场地负有潜在责任，但目前无法确定或合理估计损失的损失或范围。

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其他法律程序

美国诉Larry Householder等人。

2020年7月21日，针对现任俄亥俄州前众议院议长拉里·豪斯霍尔德和其他据称与豪斯霍尔德先生有关联的个人和实体的一份包含联邦刑事指控的投诉和支持宣誓书被解封。2023年3月，陪审团裁定Householder先生和他的共同被告Matthew Borges有罪，2023年6月，两人分别被判处20年和5年监禁。Householder先生和Borges先生已对他们的判决提出上诉；美国第六巡回上诉法院最近驳回了他们维持其定罪的上诉。此外，在2020年7月21日，与美国检察官办公室的调查有关，FirstEnergy收到了美国俄亥俄州南区检察官办公室的记录传票。FirstEnergy在2020年7月21日之前并不知晓这些刑事指控、宣誓书或传票。2025年1月17日，美国检察官办公室宣布，联邦大陪审团指控两名前FirstEnergy高级官员一项参与敲诈勒索影响和腐败组织法阴谋的罪名。起诉书中的指控主要基于《行动纲领》中描述的行为。

2021年7月21日，FE与美国检察官办公室签订了一份为期三年的DPA，根据法庭诉讼程序，该协议将解决有关FE的问题。根据DPA，FE同意提交一份犯罪信息，指控FE一项串谋实施诚实服务电汇欺诈罪。DPA要求FirstEnergy除其他义务外：（i）继续与美国检察官办公室合作，处理与DPA中描述的行为和美国政府正在调查的其他行为有关的所有事项；（ii）在60天内支付总额为2.3亿美元的刑事罚款，其中包括（x）FE向美国财政部支付的1.15亿美元和（y）FE向ODSA支付的1.15亿美元，以资助ODSA确定的某些援助计划，为俄亥俄州低收入电力公司客户的利益；（iii）公布2021年向501（c）（4）实体或FirstEnergy已知为公职人员利益运营的实体直接或间接支付的所有款项的清单，并在DPA任期内每季度更新该清单；（iv）根据DPA的规定，就FE使用501（c）（4）实体的情况发布公开声明；（v）继续实施和审查其合规和道德计划、内部控制、政策和程序设计，实施和强制执行，以在其整个运营过程中防止和发现违反美国法律的行为，并采取某些相关的补救措施。这笔2.3亿美元的款项既不会以差饷形式收回，也不会向FirstEnergy的客户收取费用，FirstEnergy也不会寻求与此类付款相关的任何税收减免。罚款的全部金额于2021年第二季度确认为费用，并于2021年第三季度支付。截至2024年7月22日，FirstEnergy已在DPA的三年期限内成功完成了所要求的义务。根据《DPA》，FirstEnergy有义务继续：（i）每季度公布一份清单，列出向501（c）（4）个实体支付的所有款项，以及向FirstEnergy已知的为公职人员利益运营的实体支付的所有款项，无论是直接还是间接；（ii）不发表任何与《DPA》相抵触的声明；（iii）将FirstEnergy公司形式的任何变化通知美国检察官办公室；（iv）与美国检察官办公室合作，直至美国检察官办公室提起的任何相关调查、刑事起诉和民事诉讼结束，包括上述对两名前FirstEnergy高级官员的联邦起诉。在这些事项结束后的30天内，以及FirstEnergy成功完成其剩余义务，美国检察官办公室将驳回犯罪信息。2025年2月26日，美国检察官办公室提交了一份状态报告，确认了这些承诺。

与U.S. v. Larry Householder等人有关的法律诉讼。

某些FE股东和FirstEnergy客户还对FirstEnergy以及某些现任和前任董事、管理人员和其他雇员提起了几项诉讼，这些诉讼中的每一项投诉都与诉状中的指控和支持宣誓书有关，这些指控与HB6和现在的前俄亥俄州众议院议长拉里·豪斯霍尔德以及据称与豪斯霍尔德先生有关联的其他个人和实体有关。除其他事项外，以下每个案件的原告寻求追回未指明数额的损害赔偿（除非另有说明）。

•In re FirstEnergy Corp. Securities Litigation（S.D. Ohio）；在2020年7月28日和2020年8月21日，据称FE的股东提起了推定的集体诉讼，指控其违反了联邦证券法。这些行动得到了巩固，法院任命了一名主要原告，即洛杉矶县雇员退休协会。合并投诉已于2021年2月26日提出。合并申诉称，代表在2017年2月21日至2020年7月21日期间购买FE证券的拟议类别人员，FE和某些现任或前任FE高级管理人员违反了《交易法》第10（b）和20（a）条，发布了关于FE业务和运营结果的所谓虚假陈述或遗漏。合并诉状还称，FE、某些现任或前任FE高级管理人员和董事以及一群承销商违反了《证券法》第11、12（a）（2）和15条，原因是据称在2020年2月和6月FE发行优先票据方面存在虚假陈述或遗漏。2023年3月30日，法院批准了原告的类别认证动议。2023年4月14日，FE向美国第六巡回上诉法院提交了一份请愿书，寻求对该命令提出上诉。2025年8月13日，第六巡回法院撤销了俄亥俄州最高法院授予等级认证的命令。2025年10月14日，俄亥俄州最高法院将口头辩论安排在2025年11月6日，以根据第六巡回法院的决定进一步考虑类别认证。2025年10月17日，原告向S.D. Ohio提交了一份通知，撤回了他们根据《交易法》有关FE优先票据的第10（b）和20（a）条提出的索赔。2024年7月29日，FE向美国第六巡回上诉法院提交了一份Mandamus令状请愿书，要求第六巡回法院指示俄亥俄州最高法院驳回原告强制披露FE特权内部调查材料的动议。2025年10月3日，第六巡回法院批准了FE的Mandamus令状申请，并撤销了S.D. Ohio的特权生产命令

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内部调查材料。2025年10月9日，原告提交了重新审理该决定的请愿书。第六巡回法院指示FE在2025年10月30日之前对原告的请求作出回应。FE认为，很可能会因这起诉讼的解决而蒙受损失。鉴于此类诉讼的持续性质和复杂性，FE尚无法合理估计损失或损失范围。

•MFS Series Trust I，et al. v. FirstEnergy Corp.，et al. and Brighthouse Funds II – MFS Value Portfolio，et al. v. FirstEnergy Corp.，et al。（S.D. Ohio）；在2021年12月17日和2022年2月21日，据称FE的股东对FE、某些现任和前任高管以及EH的某些当时的现任和前任高管提出了投诉。诉状称，被告违反了《交易法》第10（b）和20（a）条，就FE的业务及其运营结果发布了所谓的虚假陈述或遗漏，并寻求与上述In re FirstEnergy Corp.证券诉讼相同的救济。FE认为，很可能会因这些诉讼的解决而蒙受损失。鉴于此类诉讼的持续性质和复杂性，FE尚无法合理估计损失或损失范围。

任何这些诉讼的结果都是不确定的，可能对FE或其子公司的声誉、业务、财务状况、经营业绩、流动性和现金流产生重大不利影响。

其他法律事项

有各种诉讼、索赔（包括石棉暴露索赔）和与注册人的正常业务运营相关的诉讼程序正在审理中，针对他们或他们的子公司。这些事项中的损失或损失范围预计不会对登记人造成重大影响。上述未另行讨论的其他潜在重大项目在注册人财务报表合并附注附注9“监管事项”下进行了描述。

注册人只有在得出结论认为其很可能对此类费用负有义务并且能够合理估计此类费用的金额时，才会产生法律责任。在登记人确定他们不太可能但有合理可能承担重大义务的情况下，如果可以作出这种估计，他们会披露这些义务以及可能的损失或损失范围。如果根据上述任何事项最终确定登记人负有法律责任或以其他方式承担责任，则可能对登记人的财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。

除非另有说明，本说明中的披露适用于两个注册人。

FirstEnergy

FE及其附属公司主要透过其可报告分部：配电、综合及独立输电，从事输电、配电及发电业务。FirstEnergy的CODM根据归属于FE的收益评估分部业绩。外部分部报告与FirstEnergy首席执行官、其主要经营决策者定期评估业务表现、做出经营决策和分配资源所使用的内部财务报告一致。

The分配该部门由俄亥俄州公司和FE PA组成，通过FirstEnergy在俄亥俄州和宾夕法尼亚州的电力运营公司分配电力。分销部门服务于大约 4.3 俄亥俄州和宾夕法尼亚州的数百万客户遍布其分销领域，并为其最后手段、SOS、标准服务报价和默认服务要求的供应商购买电力。该部门的业绩反映了确保和向客户交付发电的成本，包括某些成本的递延和摊销。

The综合分部包括JCP & L、MP和PE旗下的配电和输电业务，以及MP的监管发电业务。综合部分将电力分配给大约 2 其分销足迹遍布新泽西州、西弗吉尼亚州和马里兰州的百万客户；在新泽西州、西弗吉尼亚州、马里兰州和弗吉尼亚州提供传输基础设施以传输电力并运营 3,610 受监管的净最大发电能力的MW主要位于西弗吉尼亚州和弗吉尼亚州。一旦完成，该部分还将包括MP和PE在西弗吉尼亚州五个地点的50兆瓦太阳能发电。首批三个太阳能发电站于2024年和2025年建成并投入使用，代表30兆瓦的净最大发电能力。其余两个站点预计将提供20兆瓦的净最大发电能力。

The单机变速器分部由FE在FET和KATCo的所有权组成，包括由输电公司拥有和运营并用于传输电力的输电基础设施。该部门的收入主要来自前瞻性公式费率，据此，收入要求每年根据预计费率基数和预计成本进行更新，并根据实际费率基数和成本进行年度校准。该分部的业绩还反映了与FirstEnergy输电设施交付电力相关的净输电费用。

公司/其他反映企业支持和其他未收取或归属于电力公司或输电公司的成本，包括FE保留的养老金和前子公司的OPEB资产和负债、利息

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FE的控股公司债务和其他不构成经营分部的投资或业务的费用，包括FEV对Global Holding的33-1/3%股权所有权的投资。2025年7月16日，FEV以账面价值向WMB Marketing Ventures，LLC和Pinesdale LLC出售其在Global Holding的全部33-1/3%股权，后者是Signal Peak采矿和煤炭运输业务合资企业的控股公司，价格为$ 47.5 百万。消除分部间交易的调节调整在以下分部财务信息表中单独列示。还包括在用于分部报告的公司/其他中的是 67 MWs of net maximum generation capacity，representing AEE Supply’s OVEC capacity retirement。截至2025年9月30日，公司/其他约有$ 7.1 亿对外FE控股公司债。

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FirstEnergy可报告分部的财务信息以及与合并金额的对账情况列示如下：

截至3个月						分配						综合						单机变速器						可报告总数 细分市场						公司/其他						调节调整						FirstEnergy合并
						（百万）
2025年9月30日
外部收入						$	2,010					$	1,651					$	483					$	4,144					$	4					$	—					$	4,148
国内收入						10						2						5						17						—						( 17 )						—
总收入						$	2,020					$	1,653					$	488					$	4,161					$	4					$	( 17 )					$	4,148
其他经营费用(1)						570						337						75						982						( 3 )						( 3 )						976
折旧(1)						165						141						92						398						19						—						417
监管资产摊销，净额						46						42						1						89						—						—						89
权益法投资收益						—						—						—						—						—						—						—
利息支出(1)						101						75						83						259						85						( 32 )						312
所得税（福利）(1)						48						60						( 21 )						87						( 9 )						—						78
其他费用（收入）项目(2)						860						815						136						1,811						( 8 )						32						1,835
归属于FE的收益（亏损）						230						183						122						535						( 94 )						—						441
投资活动产生的现金流量：
资本投资						$	416					$	508					$	412					$	1,336					$	( 20 )					$	—					$	1,316
2024年9月30日
外部收入						$	1,806					$	1,451					$	470					$	3,727					$	2					$	—					$	3,729
国内收入						11						1						5						17						—						( 17 )						—
总收入						$	1,817					$	1,452					$	475					$	3,744					$	2					$	( 17 )					$	3,729
其他经营费用(1)						644						349						113						1,106						( 4 )						( 3 )						1,099
折旧(1)						163						132						84						379						21						—						400
监管资产摊销（递延），净额						( 55 )						20						2						( 33 )						—						—						( 33 )
权益法投资收益，净额						—						—						—						—						21						—						21
利息支出(1)						106						62						70						238						80						( 42 )						276
所得税（福利）(1)						34						36						40						110						( 16 )						—						94
其他费用（收入）项目(2)						732						656						94						1,482						( 29 )						42						1,495
归属于FE的收益（亏损）						193						197						72						462						( 43 )						—						419
投资活动产生的现金流量：
资本投资						$	289					$	382					$	299					$	970					$	34					$	—					$	1,004
截至九个月
2025年9月30日
外部收入						$	5,602					$	4,259					$	1,420					$	11,281					$	12					$	—					$	11,293
国内收入						29						4						15						48						—						( 48 )						—
总收入						$	5,631					$	4,263					$	1,435					$	11,329					$	12					$	( 48 )					$	11,293
其他经营费用(1)						1,831						980						247						3,058						( 45 )						( 8 )						3,005
折旧(1)						490						418						275						1,183						60						—						1,243
监管资产摊销（递延），净额						( 71 )						47						4						( 20 )						—						—						( 20 )
权益法投资收益						—						—						—						—						—						—						—
利息支出(1)						301						208						237						746						253						( 100 )						899
所得税（福利）(1)						151						135						55						341						( 49 )						—						292
其他费用（收入）项目(2)						2,320						2,040						339						4,699						6						100						4,805
归属于FE的收益（亏损）						609						435						278						1,322						( 253 )						—						1,069
投资活动产生的现金流量：
资本投资						$	976					$	1,336					$	1,161					$	3,473					$	66					$	—					$	3,539

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						分配						综合						单机变速器						可报告总数 细分市场						公司/其他						调节调整						FirstEnergy合并
2024年9月30日
外部收入						$	5,202					$	3,721					$	1,367					$	10,290					$	6					$	—					$	10,296
国内收入						30						4						14						48						—						( 48 )						—
总收入						$	5,232					$	3,725					$	1,381					$	10,338					$	6					$	( 48 )					$	10,296
其他经营费用(1)						1,871						1,041						280						3,192						91						( 8 )						3,275
折旧(1)						486						386						249						1,121						57						—						1,178
监管资产摊销（递延），净额						( 152 )						( 58 )						5						( 205 )						—						—						( 205 )
权益法投资收益						—						—						—						—						64						—						64
利息支出(1)						331						198						201						730						281						( 145 )						866
所得税（福利）(1)						96						107						141						344						( 50 )						—						294
其他费用（收入）项目(2)						2,174						1,664						268						4,106						( 16 )						145						4,235
归属于FE的收益（亏损）						426						387						237						1,050						( 333 )						—						717
投资活动产生的现金流量：
资本投资						$	758					$	1,045					$	875					$	2,678					$	58					$	—					$	2,736
截至2025年9月30日
总资产						$	20,487					$	20,603					$	14,543					$	55,633					$	2,238					$	( 1,987 )					$	55,884
商誉总额						$	3,222					$	1,953					$	443					$	5,618					$	—					$	—					$	5,618
截至2024年12月31日
总资产						$	19,949					$	18,637					$	13,528					$	52,114					$	1,975					$	( 2,045 )					$	52,044
商誉总额						$	3,222					$	1,953					$	443					$	5,618					$	—					$	—					$	5,618

(1)FirstEnergy认为这条线路是一笔巨大的开支。

(2)包括燃料、购买的电力、一般税收、债务赎回成本、杂项收入、净额、资本化融资成本以及归属于非控股权益的收入。

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JCP & L

JCP & L主要通过其可报告分部：配电和输电参与电力的传输和分配。JCP & L的CODM根据净收入评估业绩。外部分部报告与JCP & L总裁、其主要经营决策者定期评估业务绩效、做出经营决策和分配资源所使用的内部财务报告一致。

JCP & L的配电部门将电力分配给大约 1.2 新泽西州的数百万客户遍布其分销足迹，并通过NJBPU批准的全州拍卖程序采购电力供应以服务其BGS客户。该部门的业绩反映了确保和向客户交付发电的成本，包括某些成本的递延和摊销。

JCP & L的输电部门包括JCP & L拥有和运营并用于输电的输电基础设施。该部门的收入主要来自前瞻性公式费率，据此，收入要求每年根据预计费率基数和预计成本进行更新，并根据实际费率基数和成本进行年度校准。该分部的业绩还反映了与JCP & L输电设施交付电力相关的净输电费用。

JCP & L可报告分部和对账的财务信息如下：

截至3个月						分配						传输						可报告总数 细分市场												调节调整						JCP & L
						（百万）
2025年9月30日
外部收入						$	797					$	67					$	864											$	—					$	864
国内收入						44						—						44												( 44 )						—
总收入						$	841					$	67					$	908											$	( 44 )					$	864
其他经营费用(1)						185						17						202												( 44 )						158
折旧(1)						53						13						66												—						66
监管资产递延，净额						11						—						11												—						11
利息支出-其他(1)						25						9						34												—						34
利息支出-关联公司(1)						3						—						3												—						3
所得税						32						9						41												—						41
其他费用（收入）项目(2)						439						( 7 )						432												—						432
净收入						93						26						119												—						119
投资活动产生的现金流量：
资本投资						$	136					$	169					$	305											$	—					$	305

2024年9月30日
外部收入						$	708					$	57					$	765											$	—					$	765
国内收入						39						—						39												( 39 )						—
总收入						$	747					$	57					$	804											$	( 39 )					$	765
其他经营费用(1)						203						15						218												( 39 )						179
折旧(1)						50						12						62												—						62
监管资产递延，净额						( 25 )						—						( 25 )												—						( 25 )
利息支出-其他(1)						17						5						22												—						22
利息支出-关联公司(1)						5						—						5												—						5
所得税						33						8						41												—						41
其他费用（收入）项目(2)						376						( 4 )						372												—						372
净收入						88						21						109												—						109
投资活动产生的现金流量：
资本投资						$	91					$	121					$	212											$	—					$	212

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截至九个月						分配						传输						可报告总数 细分市场												调节调整						JCP & L
						（百万）
2025年9月30日
外部收入						$	1,831					$	191					$	2,022											$	—					$	2,022
国内收入						131						—						131												( 131 )						—
总收入						$	1,962					$	191					$	2,153											$	( 131 )					$	2,022
其他经营费用(1)						525						42						567												( 131 )						436
折旧(1)						159						37						196												—						196
监管资产递延，净额						( 25 )						—						( 25 )												—						( 25 )
利息支出-其他(1)						69						24						93												—						93
利息支出-关联公司(1)						6						—						6												—						6
所得税						54						25						79												—						79
其他费用（收入）项目(2)						1,022						( 19 )						1,003												—						1,003
净收入						152						82						234												—						234
投资活动产生的现金流量：
资本投资						$	332					$	450					$	782											$	—					$	782

2024年9月30日
外部收入						$	1,613					$	175					$	1,788											$	—					$	1,788
国内收入						115						—						115												( 115 )						—
总收入						$	1,728					$	175					$	1,903											$	( 115 )					$	1,788
其他经营费用(1)						593						46						639												( 115 )						524
折旧(1)						151						34						185												—						185
监管资产递延，净额						( 98 )						—						( 98 )												—						( 98 )
利息支出-其他(1)						57						17						74												—						74
利息支出-关联公司(1)						15						—						15												—						15
所得税						36						22						58												—						58
其他费用（收入）项目(2)						875						( 3 )						872												—						872
净收入						99						59						158												—						158
投资活动产生的现金流量：
资本投资						$	237					$	362					$	599											$	—					$	599

截至2025年9月30日
总资产						$	8,241					$	3,249					$	11,490											$	—					$	11,490
商誉总额						$	1,213					$	598					$	1,811											$	—					$	1,811
截至2024年12月31日
总资产						$	7,212					$	2,715					$	9,927											$	—					$	9,927
商誉总额						$	1,213					$	598					$	1,811											$	—					$	1,811

(1)JCP & L认为这条线是一笔巨大的开支。

(2)由购买的电力、一般税收、杂项收入、净额、资本化融资成本组成。

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本说明中的披露仅适用于JCP & L。

JCP & L截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月及九个月的关联公司交易分别如下：

						截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
						2025						2024						2025						2024
						（百万）
收入						$	—					$	—					$	1					$	1
费用：
FESC支持服务(1)						43						42						135						126
其他附属支持服务(1)						3						14						8						22
利息收入						1						—						1						—
利息支出						3						5						6						15

(1) 包括资本化金额$ 19 百万美元 17 截至2025年9月30日止三个月及2024年9月30日止三个月分别录得百万元及$ 57 百万美元 52 截至二零二五年九月三十日止九个月及二零二四年九月三十日止九个月，分别为百万元。

FE不会直接开具账单，也不会将其任何成本分摊给任何子公司。FESC根据其成本分配手册，向FESC协议下的附属FirstEnergy公司提供企业支持和其他服务，包括行政管理、会计和财务、风险管理、人力资源、公司事务、通信、信息技术、法律服务和其他类似服务，按成本提供。分配成本是指代表不止一家公司提供的服务，或无法精确识别并使用FESC开发的公式分配的成本。公司间交易一般在三十天内按商业条款结算。JCP & L也可以从FESC以外的附属公司收取费用并按成本收费。

JCP & L确认从其附属公司（主要是FESC）分配的净定期养老金和OPEB成本/贷项。

根据FirstEnergy监管资金池，JCP & L有能力向其受监管的关联公司和FE借款，以满足其短期营运资金要求。与资金池相关的关联公司应收票据和应付票据在资产负债表中列报为应收关联公司票据或短期借款-关联公司。关联应收账款和应付账款余额涉及尚未通过FirstEnergy资金池结算的公司间交易。

JCP & L是与FirstEnergy签订的公司间所得税分配协议的缔约方，该协议规定了合并税项负债的分配。

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