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美国
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 |
截至本财政年度止12月31日, 2022
-或者-
| | | | | |
| ☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
由_至__的过渡期
佣金文件编号001-38086
维斯特拉公司
(注册人的确切姓名载于其章程) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 36-4833255 |
| (注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) | | (国际税务局雇主身分证号码) |
| | | | | | |
| 西拉路6555号 | 欧文, | 德克萨斯州 | 75039 | | (214) | 812-4600 |
| (主要行政办公室地址)(邮政编码) | | (注册人的电话号码，包括区号) |
根据该法第12(B)条登记的证券： | | | | | | | | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | | 交易代码 | | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，每股面值0.01美元 | | VST | | 纽约证券交易所 |
| 认股权证 | | VST.WS.A | | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是☒没有☐
如果注册人不需要根据法案第13节或第15（d）节提交报告，则通过复选标记表示。 是的， 不是 ☒
用复选标记标出登记人是否（1）在过去12个月内（或登记人被要求提交此类报告的较短期限内）提交了《1934年证券交易法》第13条或第15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内遵守了此类提交要求。 是☒没有☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 大型加速文件服务器 | ☒ | 加速文件管理器 | ☐ | 非加速文件服务器 | ☐ | 规模较小的报告公司 | ☐ | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示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人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐没有☒
截至2022年6月30日，注册人非附属公司持有的Vistra Corp.普通股的总市值为美元9,583,092,896根据纽约证券交易所公布的收盘价计算。
截至2023年2月23日，已有 381,453,001威致达公司发行的普通股，面值0.01美元
以引用方式并入的文件
注册人2023年年度股东大会的委托声明的部分内容已纳入本年度报告的第三部分，表格为10-K。
目录 | | | | | | | | |
| | 页 |
词汇表 | | II |
第一部分： | |
第1项。 | 生意场 | 1 |
第1A项。 | 风险因素 | 19 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 46 |
第二项。 | 特性 | 46 |
第三项。 | 法律程序 | 49 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 49 |
第二部分。 | |
第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券 | 50 |
第六项。 | [已保留] | 51 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析 | 51 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 82 |
第八项。 | 财务报表和补充数据 | 89 |
第九项。 | 会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧 | 167 |
第9A项。 | 控制和程序 | 167 |
项目9B。 | 其他信息 | 168 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 168 |
第三部分。 | |
第10项。 | 董事、行政人员和公司治理 | 169 |
第11项。 | 高管薪酬 | 169 |
第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和有关股东的事项 | 169 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 169 |
第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 169 |
第四部分。 | |
第15项。 | 展品和财务报表附表 | 170 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | 187 |
签名 | | 188 |
维斯特拉公司的S(维斯特拉)公司的年度报告、季度报告、当前报告和对这些报告的任何修改都可以在维斯特拉公司的网站上免费获得，网址是：Http://www.vistracorp.com在根据修订后的1934年证券交易法第13(A)或15(D)节向证券交易委员会提交或提交后，在合理可行的情况下尽快提交。此外，维斯特拉在其网站上发布重要信息，包括新闻稿、投资者介绍、可持续发展报告和即将举行的活动的通知，并利用其网站作为接触公众投资者的分发渠道和披露重大非公开信息的手段，以遵守FD法规下的披露义务。在维斯特拉网站的“投资者关系”页面上注册电子邮件提醒和RSS提要，即可通知投资者在网站上发帖。维斯特拉网站上的信息不应被视为本10-K表格年度报告的一部分，也不应通过引用将其纳入本年度报告。我们以Form 10-K格式提交的任何协议中包含的陈述和保证，或我们已经或可能在未来公开提交的任何协议中包含的陈述和保证，可能包含以下陈述和保证：(I)各方当事人在特定日期作出的陈述和保证；(Ii)受单独披露明细表中包含的例外情况和限制的约束；(Iii)代表各方在特定交易中的风险分配；或(Iv)符合可能被视为证券法重大标准的资格。
这份关于Form 10-K的年度报告以及其他提交给美国证券交易委员会的文件显示，Vistra及其子公司在描述各自子公司的行为、权利或义务时，偶尔会提及Vistra(或“我们”、“我们”、“我们”或“公司”)、光源、TXU Energy、Ambit、Value Based Brands、Dynegy Energy Services、Homefield Energy、TriEagle Energy、Public Power或U.S.Gas&Electric。该等参考资料反映该等附属公司为财务报告目的而与维斯特拉财务报表合并或以其他方式反映于该财务报表内。然而，这些提法不应被解释为暗示母公司实际上正在进行诉讼或拥有相关子公司的权利或义务，反之亦然。
词汇表
当下列术语和缩写出现在本报告正文中时，其含义如下。 | | | | | | | | |
| 2021年表格10-K | | 瑞致达截至2021年12月31日年度10-K表格年度报告，于2022年2月25日向SEC提交 |
| 范围 | | Ambit Holdings、LLC和/或其子公司(d/b/a Ambit)，视情况而定 |
| 范围交易 | | 维斯特拉的一家间接全资子公司于2019年11月1日收购Ambit(Ambit收购日期) |
| 阿罗 | | 资产报废和采矿复垦义务 |
| CAA | | 《清洁空气法》 |
| CAISO | | 加州独立系统运营商 |
| CARE法案 | | 冠状病毒援助、救济和经济安全法 |
| CCGT | | 联合循环燃气轮机 |
| CCR | | 燃煤残渣 |
| CFTC | | 美国商品期货交易委员会 |
| 第十一章案例 | | 美国特拉华州地区破产法院(破产法院)于2014年4月29日(请愿日)根据美国破产法(破产法)第11章提出的自愿救济请愿书由能源未来控股公司(EFH Corp.)提起。以及其大部分直接和间接子公司，包括能源未来中间控股公司、能源未来竞争控股公司和TCEH，但不包括Oncor Electric Delivery Holdings Company LLC及其直接和间接子公司(Debtors)。于2016年10月3日(生效日期)，在破产法第11章个案中属破产管理人的TCEH的附属公司(TCEH Debtors)，连同在该日成为Vistra的附属公司的若干其他债务人(贡献EFH Debtors)，根据《破产法》完成重组，并从第11章案件中脱颖而出，成为新成立的公司Vistra(Emerging)的附属公司。 |
| CME | | 芝加哥商品交易所 |
公司2 | | 二氧化碳 |
| CPUC | | 加州公用事业委员会 |
| 克里乌斯 | | Crius Energy Trust和/或其子公司，视情况而定 |
| CRIUS交易 | | 于2019年7月15日(Crius收购日期)，由维斯特拉的一间间接全资附属公司收购间接拥有Crius营运业务的Crius两间全资附属公司的股权 |
| CT | | 燃气轮机 |
| 动力学派 | | Dynegy Inc.和/或其子公司，取决于环境 |
| Dynegy能源服务公司 | | Dynegy Energy Services，LLC和Dynegy Energy Services(East)，LLC(每个d/b/a Dynegy，Better Buy Energy，Bright ten Energy，Honor Energy和True Fit Energy)，Vstra的间接全资子公司，分别是MISO和PJM特定领域的代表，从事向住宅和商业客户零售电力。 |
| EBITDA | | 扣除利息、所得税、折旧和摊销前的收益(净收入) |
| ESG | | 环境、社会和治理 |
| 环境保护局 | | 美国环保署 |
| ERCOT | | 德克萨斯州电力可靠性委员会。 |
| ESS | | 储能系统 |
| 《交易所法案》 | | 经修订的1934年证券交易法 |
| FERC | | 美国联邦能源管理委员会 |
| 惠誉 | | 惠誉评级公司(一家信用评级机构) |
| 联邦贸易委员会 | | 联邦贸易委员会 |
| 公认会计原则 | | 公认会计原则 |
| 温室气体 | | 温室气体 |
| GWh | | 吉瓦时 |
| | | | | | | | |
| 绿色金融框架 | | 公司通过并在其网站上提供的框架，根据该框架，公司可以发行金融工具，为支持可再生能源和能源效率的新项目或现有项目提供资金，并与公司的环境、社会和治理战略保持一致 |
| 主场能源 | | 伊利诺伊州电力营销公司(d/b/a Homefield Energy)是维斯特拉的间接全资子公司，维斯特拉是米索某些地区的代表，从事向市政客户零售电力 |
| 冰 | | 洲际交易所 |
| IEPA | | 伊利诺伊州环境保护局 |
| 国际印刷电路板 | | 伊利诺伊州污染控制委员会 |
| IRC | | 1986年国内收入法，经修订 |
| 美国国税局 | | 美国国税局 |
| ISO | | 独立系统操作员 |
| ISO-NE | | ISO新英格兰公司 |
| 千瓦 | | 千瓦 |
| 伦敦银行同业拆借利率 | | 伦敦银行间同业拆借利率，银行可以在伦敦银行间市场上从其他银行借入适量资金的利率。 |
| 负荷 | | 对电力的需求 |
| LTSA | | 工厂维护的长期服务协议 |
| 发光体 | | 维斯特拉的子公司从事竞争性的市场活动，包括发电、能源批发销售和采购以及商品风险管理。 |
| 市场热率 | | 热耗率是衡量燃料源转化为电能的效率的一种度量。 市场热电价是批发电价和天然气价格之间的隐含关系，计算方法是将基于边缘供应商（通常是天然气厂）报价的批发市场电价除以天然气市场价格。 |
| 合并 | | Dynegy与维斯特拉的合并，维斯特拉是幸存的公司 |
| 合并日期 | | 2018年4月9日，维斯特拉和Dynegy完成协议和合并计划所设想的交易的日期，日期为2019年10月29日，由Vistra和Dynegy完成 |
| 味噌 | | 中大陆独立系统运营商，Inc. |
| MMBtu | | 百万英热单位 |
| 穆迪 | | 穆迪投资者服务公司(一家信用评级机构) |
| MSHA | | 美国矿山安全与健康管理局 |
| 兆瓦 | | 兆瓦 |
| 兆瓦时 | | 兆瓦时 |
| NELP | | Northeast Energy，LP是Dynegy Northeast Generation GP，Inc.的合资企业。和Dynegy Northeast Associates LP，Inc.，Vistra的间接子公司以及NextEra Energy，Inc的某些子公司。 在NELP交易之前，NELP间接拥有Bellingham NEA设施和Sayreville设施。 |
| NELP交易 | | Dynegy Northeast Generation GP，Inc.之间的交易，Dynegy Northeast Associates LP，Inc.以及NextEra Energy，Inc.的某些子公司。其中Vistra的间接子公司赎回了其在NELP合作伙伴关系中的所有权权益，以换取拥有Sayreville设施的实体NJEA 100%所有权权益 |
| NERC | | 北美电力可靠性公司 |
| NJEA | | 北泽西能源协会有限合伙企业 |
不是的X | | 氮氧化物 |
| NRC | | 美国核管理委员会 |
| 纽约国际标准化组织 | | 纽约独立系统运营商，Inc. |
| 纽约商品交易所 | | 纽约商品交易所，商品衍生品交易所 |
| 纽交所 | | 纽约证券交易所 |
| | | | | | | | |
| Oncor | | Oncor Electric Delivery Company LLC是Oncor Holdings的直接多数股权子公司，以前是EFH Corp.的间接子公司，从事受监管的输配电活动 |
| OPEB | | 退休金以外的退休后雇员福利 |
| 父级 | | 维斯特拉公司 |
| PJM | | PJM互连有限责任公司 |
| 重组计划 | | 第三次经修订的联合重组计划，由债务人于2016年8月提交，并于2016年8月获破产法院确认，只针对TCEH债务人和已出资的EFH债务人 |
| Prefco | | 瑞致达首选公司 |
| PrefCo优先股出售 | | 作为分拆的一部分，TEX Energy LLC的子公司将前身及其子公司的某些资产向PrefCo出资，以换取PrefCo的所有授权优先股，包括70，000股，每股面值0.01美元 |
| 公共权力 | | Public Power，LLC(d/b/a Public Power)，是维斯特拉的间接全资子公司，是PJM、ISO-NE、NYISO和MISO某些领域的代表，从事向住宅和企业客户零售电力 |
| PUCT | | 德克萨斯州公用事业委员会 |
| 普拉 | | 《德克萨斯州公用事业监管法案》 |
| 雷普 | | 零售电力供应商 |
| RCT | | 德克萨斯州铁路委员会，除其他外，负责监督德克萨斯州的褐煤开采活动，并对石油和天然气勘探和生产、允许和检查州内管道以及监督天然气利用率和合规性拥有管辖权 |
| RTO | | 区域输电组织 |
| 标普(S&P) | | 标准普尔评级(一家信用评级机构) |
| 美国证券交易委员会 | | 美国证券交易委员会 |
| 证券法 | | 经修订的1933年证券法 |
| A系列优先股 | | 瑞致达8.0% A系列固定利率重置累积可赎回永久优先股，面值0.01美元，清算优先权为每股1，000美元 |
| B系列优先股 | | 瑞致达7.0% B系列固定利率重置累积可赎回永久优先股，面值0.01美元，清算优先权为每股1，000美元 |
| SG&A | | 销售、一般和行政 |
所以2 | | 二氧化硫 |
| 衍生产品 | | TCEH债务人和出资EFH债务人根据重组计划于生效日执行EFH Corp.的免税分拆 |
| ST | | 汽轮机 |
| 《税务协定》 | | EFH Corp.、Energy Future Intermediate Holding Company LLC、EFIH Finance Inc.和EFH Merge Co.LLC之间的税务事项协议，日期为生效日期 |
| TCJA | | 2017年《减税和就业法案》是2017年12月颁布的联邦所得税立法，显着改变了适用于商业实体的税法 |
| TCEH或前代 | | Texas Competitive Electric Holdings Company LLC是Energy Future Competitive Holdings Company LLC的直接全资子公司，在生效日期之前，是TCEH债务人的母公司，其主要子公司包括Luminant和TXU Energy |
| TCEQ | | 得克萨斯州环境质量委员会 |
| TRA | | 应收税款协议，包含从Vistra收取与某些税收利益相关的付款的某些权利（TRA权利），包括因Emergence时达成的某些交易而实现的利益（见财务报表注释7） |
| 特雷 | | 德克萨斯可靠性实体公司，是一个独立的组织，为ERCOT地区制定可靠性标准，并监测和执行对NERC标准的遵守，并监测对ERCOT协议的遵守 |
| 三鹰能源 | | TriEagle Energy，LP(d/b/a TriEagle Energy，TriEagle Energy Services，Eagle Energy，Energy Rewards，Power House Energy和Viridian Energy)，是维斯特拉的间接全资子公司，维斯特拉是ERCOT和PJM某些领域的代表，从事向住宅和企业客户零售电力 |
| | | | | | | | |
| TXU能源 | | TXU Energy Retail Company LLC(d/b/a TXU)，是维斯特拉的间接全资子公司，是ERCOT竞争领域的代表，从事向住宅和商业客户零售电力 |
| 美国 | | 美利坚合众国 |
| 美国天然气和电力公司 | | 美国天然气电力公司（d/b/a MSG & E、Illinois Gas & Electric和ILG & E），Vistra的间接全资子公司，是PJM、ISO-NE、NYISO和MISO某些地区的REC，从事向住宅和商业客户零售电力 |
| 基于价值的品牌 | | Value-Based Brands LLC(d/b/a 4Change Energy、Express Energy和Valian Energy)，是维斯特拉的间接全资子公司，是ERCOT竞争领域的代表，从事向住宅和企业客户零售电力 |
| 维斯特拉 | | 瑞致达公司，和/或其子公司，具体取决于背景。 于生效日期，TCEH债务人和缴纳EFH债务人从第11章中出现，并成为Vistra Energy Corp.的子公司。自2020年7月2日起，Vistra Energy Corp.更名为Vistra Corp.。 |
| 维斯特拉中级 | | 维斯特拉中间公司，维斯特拉的直接全资子公司 |
| 维斯特拉行动 | | 维斯特拉营运有限责任公司，是维斯特拉的间接全资附属公司，是某些系列票据的发行人(见财务报表附注10)，也是维斯特拉营运信贷安排下的借款人 |
| 维斯特拉运营商品挂钩信贷协议 | | 信贷协议，日期为2022年2月4日(经不时修订、重述、修订和重述、补充和/或以其他方式修改)，由维斯特拉运营公司、维斯特拉中间公司、贷款方、贷款方、其他贷款方、行政代理、抵押品代理和其中指名的其他方签署 |
| 维斯特拉运营信贷协议 | | 信贷协议，日期为2016年10月3日(经不时修订、重述、修订和重述、补充和/或以其他方式修改)，由维斯特拉运营公司、维斯特拉中间公司、贷款方、信用证开证方、行政代理、抵押品代理和其中指定的其他各方签署 |
| 维斯特拉运营信贷安排 | | 维斯特拉业务高级担保融资安排(见财务报表附注10) |
| 维斯特拉零号 | | 维斯特拉零点有限责任公司 |
第一部分
第1项。生意场
在本报告中，对“我们”、“我们”、“我们”和“本公司”的提及是指维斯特拉和/或其子公司，这在上下文中是显而易见的。看见词汇表对于已定义的术语。
业务
维斯特拉是一家控股公司，主要在美国各地的市场经营综合零售和发电业务。通过我们的子公司，我们从事具有竞争力的能源市场活动，包括发电、能源批发销售和采购、大宗商品风险管理以及向最终用户零售电力和天然气。我们于2016年根据特拉华州的法律注册。从2020年7月2日起，我们将公司名称从Vistra Energy Corp.更名为Vistra Corp.，以区别于从事化石燃料勘探、生产、提炼或运输的公司(其中许多公司的名称中使用“能源”)，并更好地反映我们的综合业务模式，该模式结合了零售电力和天然气业务，专注于为客户提供创新的产品和服务，以及发电业务，通过我们的Vistra Zero产品组合引领清洁电力过渡，同时为我们所服务的社区提供安全、可靠和负担得起的电力。
我们为大约350万客户提供服务，业务遍及20个州和哥伦比亚特区。我们的发电机队总发电能力约为37,000兆瓦，拥有天然气、核能、煤炭、太阳能和电池储能设施组合。
维斯特拉有六个可报告的部门：(I)零售、(Ii)德克萨斯、(Iii)东部、(Iv)西部、(V)日落和(Vi)资产关闭。看见市场讨论以下和财务报表附注19了解有关我们的可报告部门的更多信息。
业务战略
维斯特拉是清洁能源转型的领导者。凭借强大的零碳发电组合和深思熟虑和负责任的脱碳战略，该公司专注于为所有利益相关者提供健康的回报和价值。我们的业务战略主要集中在以下几个方面：
•成长和转型。维斯特拉的战略是通过具有经济吸引力的投资，负责任、可靠地发展我们的业务，包括在零售业务、可再生能源储存和其他资产方面，这些投资有助于减少我们的碳足迹，并创建一个更可持续、更具弹性的公司，为我们所有的利益相关者创造长期价值。自2010年以来，维斯特拉淘汰了超过14,500兆瓦的燃煤和天然气发电厂，使二氧化碳(CO)减少了45%2)排放，氮氧化物(NO)减少61%X)排放，二氧化硫(SO)减少81%2)到2022年年底的排放量，与2010年的基线相比。现在，我们正在通过投资于零碳资源和新的碳减排技术来改变我们的发电组合，目标是到2050年实现净零碳排放。此外，我们已宣布在2027年前淘汰约5,000兆瓦的燃煤发电厂，并计划将可行的地点重新用于太阳能和能源储存开发。由于现有的互联基础设施，重新调整用途的场地在发展更环保的电力方面提供了战略优势，但除此之外，重要的是，它们允许我们继续支持当地社区和我们在这些地区的员工。我们相信，我们多样化的资产组合将支持电力系统的可靠性，同时为客户提供经济高效的能源，满足他们在整个清洁电力过渡期间的可持续偏好。我们的增长战略利用我们在大型和竞争激烈的市场中多渠道零售营销的核心能力，运营各种燃料技术、燃料物流和管理、大宗商品风险管理、成本控制和能源基础设施投资的大规模、环境敏感型和多样化资产。为了推进我们的可持续性和能源转型计划，2021年12月，我们通过了我们的绿色金融框架，根据该框架，我们发行了10亿美元的B系列优先股，用于为新的或现有的符合条件的绿色项目进行全部或部分融资或再融资。我们打算机会主义地评估收购和发展优质发电和存储资产以及与电力相关的业务，包括零售业务和可再生能源存储和其他资产，以补充我们的核心能力，并与我们的运营、财务和可持续发展目标保持一致。考虑到对所有利益攸关方的影响，我们以深思熟虑和负责任的方式实现增长和转型，为此我们感到自豪。我们进行有纪律的投资，这与我们专注于维持强劲的资产负债表和强劲的流动性状况，以及我们致力于确保电网可靠性、负担得起的电力，以及为我们运营和服务的社区追求从碳排放发电资产的公正过渡相一致。因此，根据我们严格的资本分配审批程序，我们努力寻求具有令人信服的经济价值的增长机会，并与我们的目标和核心原则保持一致或增强我们的目标和核心原则。
•有纪律的资本配置。维斯特拉采取了严谨的资本配置方法，以支持我们保持强劲资产负债表的承诺。我们深思熟虑地做出资本分配决定，我们相信这些决定将带来诱人的现金投资回报，包括通过季度股息向股东返还资本，以及我们的股票回购计划，这反映在我们目前的计划中，即从2021年11月到2026年，向普通股股东返还高达77.5亿美元的资本。除了我们致力于将价值回报给所有利益相关者之外，我们还谨慎投资于维护我们的现有资产和潜在的成长型收购。强劲的资产负债表确保了维斯特拉的利息支出在各种批发电价环境下都是可控的，同时使维斯特拉能够获得运营其业务和做出谨慎的资本投资决策所需的灵活和多样化的流动性来源。我们相信成本纪律和对我们的资产和大宗商品头寸的强有力的商业管理，以向我们的利益相关者提供长期价值，维护我们设施的安全和可靠性，同时加快我们Vistra Zero投资组合的增长，在经济适用时利用具有成本效益的资本和对新技术的投资，包括太阳能资产和ESS项目，导致Vstra发电机队继续实现现代化。
•集成的商业模式。我们的综合业务模式是我们业务战略的重要组成部分。我们业务的这一要素通过我们多样化的投资组合提供了长期可持续的解决方案。这一关键因素将我们可靠而高效的采矿、多样化的发电机队和批发商品风险管理能力与我们的零售平台相结合，使我们有别于我们的电力竞争对手。将零售与发电相结合是一项核心竞争优势，可以减少大宗商品价格波动的影响，并有助于提高我们现金流的稳定性和可预测性，这是该战略的一个关键特征，因为Vistra负责任地扩大了其可再生能源产品组合，并逐步减少了其燃煤资产。
•优质的客户服务。 通过我们的零售品牌，包括TXU Energy、Ambit Energy、Value Based Brands、Dynegy Energy Services、Homefield Energy、TriEagle Energy、Public Power和U.S.Gas&Electric，我们通过多种销售和营销渠道，满足最终用户住宅、小型企业以及商业和工业电力客户的零售电力和天然气需求。除了受益于我们的综合业务模式外，我们还利用我们的品牌、我们对安全、可靠和负担得起的产品提供的承诺、我们的批发商品风险管理业务和我们强大的客户服务来使我们的产品和解决方案有别于我们的竞争对手。我们努力走在创新的前沿，以新的环保和可持续发展为重点的产品和客户体验来加强我们的价值主张。我们始终专注于为我们的客户提供选择、方便和控制他们如何以及何时用电和相关服务的解决方案，包括TXU Energy的免费之夜和太阳日SM住宅计划，TXU Energy的免费电动汽车里程SM住宅平面图，我的能源仪表板SM，TXU Energy Green UpSM可再生能源信贷计划和一系列多样化的太阳能选择。我们对优质客户服务的关注指导着我们努力获得新的住宅和商业客户，服务和留住现有客户，并为我们的发电资源保持宝贵的销售渠道。我们相信，我们可靠的客户服务、创新的产品和值得信赖的品牌将带来高住宅客户保留率，特别是在德克萨斯州，我们的TXU Energy品牌在竞争激烈的零售市场保持了住宅客户。
•在保持高效成本结构的同时，实现卓越的运营。我们相信，通过进行有纪律的投资，使我们的发电设施不仅能够有效和高效地运行，而且在我们通过加速我们的可再生能源产品组合引领清洁电力过渡的过程中，以安全、可靠和符合环境的方式运行，交付的长期利益相关者价值将会增加。我们相信，持续关注卓越的运营和安全是在竞争激烈的环境中取得成功的关键组成部分，也是我们综合模式独特价值主张的一部分。此外，我们致力于优化我们的成本结构，降低我们的债务水平，并在不损害我们社区、客户和员工安全的情况下，实施企业范围的流程和运营改进。我们相信我们有一个非常有效和高效的成本结构，我们的成本结构支持我们卓越的运营，并对我们的长期价值主张起到重要作用。
•综合套期保值和商业管理。我们的商业团队专注于通过机会主义对冲和优化我们的资产和业务状况来有效和高效地管理风险。我们在综合的基础上，通过实物电力交付合同、交易所交易和场外交易金融合同、定期、当日和实时市场交易，以及与其他批发市场参与者(包括其他发电商和最终用户电力客户)的双边合同，主动管理我们在运营的市场中对批发电价和燃料成本的风险敞口。我们积极对冲短期现金流，并通过对冲和远期销售合同优化长期价值。我们相信，我们的综合对冲和商业管理策略，再加上强劲的资产负债表和诱人的流动性状况，将在大宗商品价格上涨和下跌的周期中提供长期优势。
•企业责任和ESG计划。我们的宗旨是照亮人们的生活，推动更好的前进道路。我们努力成为一名良好的企业公民，投资于我们的员工，把客户和供应商放在第一位，并在我们加速迈向清洁能源未来的过程中改善我们生活、工作和服务的社区。维斯特拉及其员工积极参与旨在支持我们的客户并加强我们运营所在社区的计划。我们最重要的捐赠倡议是通过联合之路、TXU能源援助和安比特关怀活动。TXU能源援助是帮助德克萨斯州有需要的人支付电费的社会服务机构不可或缺的资源。Ambit Care与Feed America®合作，通过食品银行网络与饥饿作斗争，帮助美国各地有需要的人。除了这些捐赠活动，维斯特拉还努力将ESG及其所有利益相关者 - 客户、供应商、当地社区、员工、承包商、投资者和环境等-纳入我们的重大决策、流程和活动。董事会对我们的ESG倡议拥有最终监督权。我们知道，确定利益相关者的优先顺序会带来更高的客户满意度、更多的社区参与和支持，以及员工和供应商的忠诚，这反过来又会导致公司更可持续发展。我们的ESG计划补充了我们的业务战略，并增强了我们的弹性。例如，我们对Vstra Zero的投资和增长支持了我们到2050年实现净零碳排放的长期目标。我们随时了解不断发展的ESG标准，并继续致力于以透明的方式提供具体和可衡量的ESG目标和倡议。
最新发展动态
股息声明-2023年2月，董事会宣布季度股息为每股普通股0.1975美元，将于2023年3月支付，半年度股息为每股A系列优先股40美元，将于2023年4月支付。
市场讨论
维斯特拉的业务分为六个可报告的业务部门：(I)零售、(Ii)德克萨斯、(Iii)东部、(Iv)西部、(V)日落和(Vi)资产关闭。以下是我们细分市场的摘要：
•零售部分代表了威斯特拉面向住宅、小型企业以及商业和工业客户的电力和天然气零售额。
•德克萨斯州部分代表Vistra在ERCOT市场的发电业务，不包括现在分别属于日落或资产关闭部分的资产。
•东段代表维斯特拉在美国电网东部互联的发电业务，不包括现在分别属于日落或资产关闭部分的资产，包括在PJM、ISO-NE和NYISO市场的业务。
•西区部分代表维斯特拉在CAISO市场的发电业务，包括我们在Moss Landing发电厂场地开发电池ESS项目(见财务报表附注2)。
•日落部分代表的是在2022年12月31日之后宣布退役日期的发电厂。单独报告日落部门，将已宣布退休计划的运营工厂与我们在德克萨斯州、东部和西部地区的其他运营工厂区分开来。
•资产关闭部分从事退役和回收已退役的工厂和矿山。资产关闭部分还包括我们在截至2022年12月31日的一年中退役的发电厂的业绩。
有关可报告分部的进一步信息，请参阅财务报表附注19。
独立系统运营商（ISO）和区域传输组织（RTO）
另外，在我们运营的大多数市场中，ISO/RTO管理整个地区的传输基础设施和市场。他们负责调度各自占地范围内的所有发电设施，并负责最大限度地利用输电系统和可靠而高效地运行。ISO/RTO在短期内管理能源和辅助服务市场，通常由提前一天和实时市场组成。几个ISO/RTO还通过月度、半年、年度和多年容量市场确保长期规划储备。监管我们经营的大部分电力批发市场的ISO/RTO目前实施，并可能继续实施、竞价和价格限制或其他类似机制。NERC区域和ISO/RTO往往有不同的地理足迹，虽然NERC区域和ISO/RTO之间可能存在地理重叠，但它们各自的作用和责任通常不会重叠。
在具有集中派遣市场结构的ISO/RTO地区（例如，ERCOT、PJM、ISO-NE、NYISO、MISO和CAISO），所有销售到集中式市场的发电机根据与最后MWh生产相关的投标价格获得相同的能源销售价格，该MWh是在指定区域或给定位置平衡供需所需的。 由于传输损耗和拥塞，相同ISO/RTO内的不同区域或位置可能产生相对于相同ISO/RTO内的其他区域或位置的不同价格。 例如，在某些小时内可能需要效率较低和/或经济性较低的天然气燃料单元来满足需求。 如果该机组的生产需要满足边际需求，其报价将为同一市场中所有调度发电的市场清算价格（尽管在其他区域或位置支付的价格可能因传输损耗和拥塞而有所不同），而不管任何其他机组可能向市场提供的价格。 发电商将获得基于位置的边际价格。
零售细分市场
零售部门向大约350万客户从事电力、天然气和相关服务的零售销售。基本上所有这些活动都是由TXU Energy、Ambit Energy、Value Bands、Dynegy Energy Services、Homefield Energy、TriEagle Energy、Public Power和U.S.Gas&Electric在美国19个州和哥伦比亚特区进行的。
我们零售业务的最大部分在德克萨斯州，在那里我们为ERCOT的大约240万客户提供零售电力。我们是竞争激烈的ERCOT零售市场的积极参与者，并继续成为市场领导者，我们相信，这是由强大的品牌、创新的产品和服务以及出色的客户服务等推动的。截至2022年12月31日，我们为ERCOT约30%的住宅客户提供电力，为约16%的商业客户需求提供电力。我们相信，我们通过提供独特的客户体验而脱颖而出，其基础是向客户提供可靠和创新的电力产品和解决方案，使客户能够选择、方便和控制他们如何以及何时使用电力和相关服务。我们的零售业务还提供一整套绿色产品和服务，包括100%的风能和太阳能选项，以及恒温器、仪表盘和其他旨在鼓励降低消耗和提高能效的计划。
我们的发电和批发一体化运营使我们能够以最低的成本高效地获得所需的电力，为我们的客户服务。集成模式使我们能够以一种与独立零售电力供应商相比提供显著价值的方式来组织产品和合同。此外，我们的大宗商品批发风险管理业务使我们能够绕过市场上的买卖价差(特别是非流动性产品和时间段)，并与其他非整合零售电力供应商相比，实现更低的抵押品成本，从而帮助提高我们零售业务的盈利能力。此外，我们的零售业务可以在一定程度上减少我们的批发发电业务对批发电价波动的影响。这是因为我们零售业务的零售负荷要求可以在经济的情况下自然地减少Lighant发电组合的长度，从而与非整合的独立发电商相比减少批发电价波动的风险。
除了ERCOT，我们还通过我们的Homefield Energy、Dynegy Energy Services、Public Power、U.S.Gas&Electric和Ambit Energy零售业务为住宅、市政、商业和工业客户提供大量服务，通过这些业务，我们向18个州和哥伦比亚特区的约110万客户提供零售电力、天然气和相关服务。
德克萨斯细分市场
我们的德克萨斯州分公司由21个发电设施组成，总装机容量为18,141兆瓦。
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| ISO/RTO | | 技术 | | 一次燃料 | | 设施数量 | | 净容量(MW) |
| ERCOT | | CCGT | | 天然气 | | 7 | | 7,838 | |
| ERCOT | | ST | | 煤，煤 | | 2 | | 3,850 | |
| ERCOT | | CT或ST | | 天然气 | | 7 | | 3,455 | |
| ERCOT | | 核子 | | 核子 | | 1 | | 2,400 | |
| ERCOT | | 太阳能/电池 | | 可再生 | | 4 | | 598 | |
| 德克萨斯分部合计 | | 21 | | 18,141 | |
我们已宣布在德克萨斯州额外开发太阳能光电发电设施和电池储能系统的可能性，这些设施的商业运营日期预计将于2024年开始。 有关我们的太阳能和电池储能项目的摘要，请参阅财务报表注释2。
ERCOT-ERCOT是一个ISO，管理从大约98,000兆瓦的预计2023年夏季峰值发电能力到大约2600万德克萨斯州客户的电力流动，约占该州电力负荷的90%。
作为一个纯能源市场，ERCOT的市场设计有别于美国其他竞争性电力市场。其他市场通过受监管的规划、资源充足性要求和/或容量市场来维持最低规划备用余量。相比之下，ERCOT的资源充足性目前主要取决于能源市场的价格信号。PUCT最近投票建议了一个绩效信用机制(PCM)，该机制将使所需的可靠性标准与中央清算市场中风险较高的系统条件下的资源可用性保持一致。这些变化目前正在由PUCT和德克萨斯州立法机构进行评估，截至本文件之日尚未实施。2014年，ERCOT实施了运营备用需求曲线(ORDC)，根据该曲线，当可用运营储备降至定义的阈值水平以下时，实时电力市场的批发电价自动上升，形成价格加法器。ORDC曲线的斜率是通过使用预测储量和历史数据进行数学负荷损失概率计算来确定的。在2019年3月和2020年3月，ERCOT在负荷损失概率计算中实施了0.25标准偏差变化，并转向使用单一混合ORDC曲线；这些变化导致电价更快地上升，因为运营备用低于定义的阈值。从2022年1月1日起，当运营备用降至3,000兆瓦或更低时，ORDC自动将电价调整为损失负荷的既定价值(Voll)，该值设置为5,000美元/兆瓦时，等于系统范围的高报价上限。ERCOT还根据假想的未对冲峰值单位将在市场上获得的收入来计算“Peaker净利润率”。如果Paker净利润率超过某个门槛，则在本日历年剩余时间内，系统范围的报价上限将降至较低的系统范围报价上限，即2000美元/兆瓦时。从历史上看，夏季月份气温升高导致的高需求或冬季月份气温下降导致的高需求，再加上风力发电表现不佳，创造了Ordc对电价做出有意义贡献的条件。极端的天气条件也可能导致稀缺条件，而不管季节。除“稀缺性定价”期间外，电力价格通常由天然气发电设施制定(见第7条)。管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--关键经营风险和挑战).
ERCOT的交易发生在两个关键市场：前一天市场和实时市场。日前市场是一个自愿性的金融电力市场，在每个营业日的前一天，发电商和电力购买者可以竞标一小时或多小时的电力供应或消费。实时市场是一个实物市场，电力以五分钟为间隔进行调度和定价。前一天的市场为市场参与者提供了价格预计将在哪里出清的可见性，价格不会受到后续事件的影响。相反，实时市场让买家面临短暂的操作事件和价格飙升的风险。这两个市场允许市场参与者通过调整他们在每个市场的参与度来管理他们的风险状况。此外，ERCOT还使用辅助服务来维护系统可靠性，包括调节服务、响应备用服务和非旋转备用服务。辅助服务由发电机和合格负载提供，以帮助维持输电系统的稳定电压和频率要求。由于ERCOT拥有美国市场中风能和太阳能发电能力最集中的市场之一，由于风能和太阳能生产的间歇性，ERCOT市场更容易受到批发电力供应波动的影响，这使得ERCOT更容易受到发电稀缺时期的影响。从2021年7月开始，ERCOT增加了辅助服务采购量，以保持更保守的业务准备金水平。
东段
我们的东部分部由10个州的21个发电设施组成，位于PJM、ISO-NE和NYISO，发电容量为12，093 MW。
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| ISO/RTO | | 技术 | | 一次燃料 | | 设施数量 | | 净容量(MW) |
| PJM | | CCGT | | 天然气 | | 8 | | 6,081 | |
| PJM | | CT | | 天然气 | | 4 | | 1,346 | |
| PJM | | CT | | 燃料油 | | 2 | | 93 | |
| ISO-NE | | CCGT | | 天然气 | | 6 | | 3,361 | |
| 纽约国际标准化组织 | | CCGT | | 天然气 | | 1 | | 1,212 | |
| 东段共计 | | 21 | | 12,093 | |
我们计划在伊利诺伊州退役或即将退役的厂址开发高达300兆瓦的太阳能光伏发电设施和高达150兆瓦的电池ESS，预计这些设施的商业运营日期为2024至2025年。有关我们的太阳能和电池储能项目的摘要，请参阅财务报表附注2。
PJM-PJM是一家RTO，管理从大约18.5万兆瓦发电能力到特拉华州、伊利诺伊州、印第安纳州、肯塔基州、马里兰州、密歇根州、新泽西州、北卡罗来纳州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、田纳西州、弗吉尼亚州、西弗吉尼亚州和哥伦比亚特区全部或部分地区约6500万客户的电力流动。
与ERCOT一样，PJM管理批发电力市场，并利用位置边际定价(LMP)方法为该地区提供输电规划，该方法计算PJM内每个发电机和负荷点的价格。PJM运营着提前一天和实时的市场，发电商可以竞标进入这些市场提供能源和辅助服务。PJM还管理着远期产能拍卖，即可靠性定价模型(RPM)，它为产能建立了一个长期市场。在PJM计划的2024-2025年(2025年5月31日结束)之前，我们已经参与了RPM拍卖多年。我们还进行了双边产能交易。PJM的产能表现(CP)规则旨在提高系统可靠性，包括对表现不佳的单位进行处罚，并在短缺事件期间对表现优异的单位进行奖励。容量市场向CP规则的完全过渡发生在规划年度2020-2021年。一个独立的市场监测机构持续监测PJM市场，以确保一个强劲、竞争激烈的市场，并找出任何实体的不当行为。
ISO-NE-ISO-NE是一个ISO，它管理从大约32,600兆瓦冬季发电能力到佛蒙特州、新罕布夏州、马萨诸塞州、康涅狄格州、罗德岛州和缅因州约1500万客户的电力流动。
ISO-NE调度发电厂以满足系统的能源和可靠性需求，并解决LMP的实物电力输送问题。中国的能源市场允许市场参与者以通过实时和提前一天的拍卖确定的价格买卖能源和辅助服务。能源价格在ISO-NE的不同地点不同，很大程度上受到输电限制和燃料供应的影响。ISO-NE提供远期容量市场，容量价格通过拍卖确定。绩效激励规则有可能增加那些在短缺事件期间提供过剩能源或储备的资源的产能支付，而惩罚那些产量低于要求水平的资源。
纽约国际标准化组织-NYISO是一个ISO，管理从大约37500兆瓦的夏季装机容量到大约2000万纽约客户的电力流动。
NYISO调度发电厂以满足系统的能源和可靠性需求，并解决LMP的实物电力输送问题。中国的能源市场允许市场参与者以通过实时和提前一天的拍卖确定的价格买卖能源和辅助服务。能源价格在NYISO的区域区域和地点之间有所不同，并在很大程度上受到输电限制和燃料供应的影响。NYISO提供远期容量市场，容量价格通过拍卖确定。脱衣舞拍卖会在为期六个月的季节性计划期开始前一到两个月举行。随后的拍卖为季节性规划期或即将到来的月份的剩余产能提供了出售过剩产能的机会。由于NYISO运营的产能拍卖的短期性质，以及NYISO产能产品的相对流动性的双边市场，我们的独立设施通过双边交易出售其很大一部分产能。剩余部分通过季节性和月度容量拍卖进行结算。
西段
我们的西段包括两个发电设施，总装机容量为1,130兆瓦，以及位于CAISO的电池ESS设施的前两个阶段，总装机容量为400兆瓦，全部位于加利福尼亚州。
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| ISO/RTO | | 技术 | | 一次燃料 | | 设施数量 | | 净容量(MW) |
| CAISO | | CCGT | | 天然气 | | 1 | | 1,020 | |
| CAISO | | 电池 | | 可再生 | | 1 | | 400 | |
| CAISO | | CT | | 燃料油 | | 1 | | 110 | |
| 西段合计 | | 3 | | 1,530 | |
我们计划在我们的Moss Landing发电厂现场在我们的电池ESS第三阶段额外开发350兆瓦的电力，预计2023年夏天商业运营。
CAISO -CAISO是一个ISO，管理着主要在加利福尼亚州的大约3200万客户的电力流动，约占该州电力负荷的80%。
使用LMP方法以CAISO对能源进行定价。容量市场由通用、灵活和本地资源充足(RA)容量组成，由加州公用事业委员会(CPUC)管理。与其他集中清算的产能市场不同，加州的资源充足性市场主要是双边交易市场。2020年，CPUC引入了一个地方RA能力中央采购实体，2023年履约年生效。中央采购实体对当地RA能力进行按投标付款的拍卖。2016年11月，CAISO实施了年度、月度和月内采购的自愿能力拍卖，以弥补市场上的不足。FERC于2015年10月批准的自愿竞争招标程序是对能力采购机制(CPM)的修改，并提供了另一种出售RA能力的途径。
日落片断
我们的Sunset部门由位于MISO、PJM和ERCOT的六个发电设施组成，总发电容量为5，163 MW。 Sunset部门代表在2022年至2027年间宣布退休计划的工厂，这些工厂之前在ERCOT、PJM和MISO部门报告过。 有关这些计划一代退休的更多信息，请参阅财务报表注释3。
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| ISO/RTO | | 技术 | | 一次燃料 | | 设施数量 | | 净容量(MW) |
| ERCOT | | ST | | 煤，煤 | | 1 | | 650 | |
| MISO（a） | | ST | | 煤，煤 | | 3 | | 2,385 | |
| PJM | | ST | | 煤，煤 | | 2 | | 2,128 | |
| 总日落线段 | | 6 | | 5,163 | |
___________
(a)包括2023年1月1日退役的585 MW Edwards设施。
看见德克萨斯细分市场以上讨论了ERCOT ISO和 东段以上是关于PJM RTO的讨论。
味噌- MISO是一家RTO，负责管理从约190，000兆瓦装机容量到爱荷华州、明尼苏达州、北达科他州、威斯康星州、密歇根州、肯塔基州、印第安纳州、伊利诺伊州、密苏里州、阿肯色州、密西西比州、得克萨斯州、路易斯安那州、蒙大拿州、南达科他州和加拿大马尼托巴省全部或部分地区约4500万客户的电力流量。
MISO调度发电厂以满足系统能源和可靠性需求，并在LMP处解决物理电力输送问题。 其能源市场允许市场参与者以通过实时和日前拍卖确定的价格买卖能源和辅助服务。 能源价格在MISO的区域和地点之间存在差异，主要受传输限制和燃料供应的影响。 独立市场监察机构负责评估市场表现，并识别市场参与者或MISO可能损害市场效率或扭曲市场结果的行为。
MISO为下一个规划年度管理为期一年的规划资源拍卖，从当年的6月1日到次年的5月31日。 2022年，FERC批准了MISO的建议，将年度规划资源拍卖改为季节性拍卖，于2023-2024规划年度生效。 我们参与这些拍卖的开放能力尚未通过双边或零售交易承诺。 我们还参与MISO年度和月度金融输电权拍卖，以管理我们的输电拥堵成本，该成本通过整个市场区域输电网两点之间LMP价格差异的拥堵部分来衡量。
批发业务
我们的批发商品风险管理小组负责在实施投资组合优化策略后，根据市场需求调度我们的发电车队，从而将发电车队的生产与我们的零售客户和批发销售机会联系起来并整合起来。电力系统面临的市场需求，也就是我们所在的电力系统所面临的负荷，随着商业和住宅需求的变化而变化，这通常是由天气驱动的。与大多数其他大宗商品不同，电力的生产和消费必须保持即时平衡。电力系统全天都有一定的基准用电需求，这通常由具有较低可变运行成本的基准负荷发电机组来满足。基本负荷发电机组还可以增加出力以满足某些增量需求，并在需求异常低时减少出力。可以更有效地改变出力以满足需求增加的中间/负荷跟随发电机组，通常满足日内负荷变化的很大比例，因为它们应对每天需求的增加或因可再生资源发电量减少或其他发电机停机而造成的供应意外变化。高峰日负荷可以通过调峰机组来满足。调峰机组通常是运营成本最高的机组，但它们可以快速启动和关闭，以满足短暂的需求高峰。一般情况下，基本负荷机组、中间/负荷跟踪机组和调峰机组按可变成本从低到高的顺序分配到ISO/RTO电网。价格形成通常基于在给定时间点为满足系统需求而出清市场的最高可变成本单位。
我们的商品风险管理集团亦订立电力、天然气及其他商品衍生工具合约，以减少受价格变动影响的风险，主要是为了对冲我们发电设施的未来收入及燃料成本，以及为我们的零售部门购买电力成本。
季节性
电力及天然气的需求及市场价格受天气影响。 因此，我们的经营业绩受到极端或持续天气状况的影响，并可能随季节波动。 通常情况下，夏季和冬季的电力需求和价格较高，此时温度更极端，冬季的天然气需求和价格也通常较高。 更恶劣的天气条件，如热浪或极端的冬季天气，已经并可能使这种波动更加明显。 这种波动的模式可能会有所不同，这取决于（其中包括）所服务的零售负荷和购买或出售电力的合同条款。
竞争
我们经营的市场的竞争受到以下因素的影响：电力和燃料价格、电网沿线的拥堵、州和联邦政府为新的和现有的发电设施提供的补贴，包括可再生能源发电和电池ESS、新的市场进入者、新发电资产的建设、发电技术进步、环境和其他监管机构的行动，以及其他因素。我们主要与其他发电商和零售商竞争，因为我们有能力以有竞争力的价格生产、销售和销售电力，并有效地利用第三方管道的运输和电力公用事业的传输向最终用户输送电力。我们参与的发电和零售电力市场的竞争对手包括许多受监管的公用事业公司、工业公司、非公用事业发电机、受监管的公用事业公司的竞争子公司、独立发电商、代表和其他能源营销者。见第1A项。风险因素有关我们经营所在市场所面临风险的更多信息。
品牌价值
我们的TXU Energy品牌在德克萨斯州竞争激烈的零售电力市场上向客户出售电力已有约20年的历史，已注册并受商标法保护，是我们拥有的唯一重要知识产权资产。我们还通过Ambit交易、Crius交易和合并(视情况而定)收购了Ambit Energy、Dynegy Energy Services、Homefield Energy、TriEagle Energy、Public Power和U.S.Gas&Electric的商标名称。截至2022年12月31日，我们的商品名称在资产负债表上反映的无形资产约为13.41亿美元(见财务报表附注5)。
人力资本资源
作为我们核心原则的关键组成部分， 我们像一个团队一样工作维斯特拉认为，我们最有价值的资产是我们才华横溢、敬业和多样化的员工群体，他们为实现我们的目标而共同努力，我们的首要任务是确保他们的安全。维斯特拉的核心原则之一是我们关心我们的主要利益相关者，包括我们的员工。我们通过大量的发展和培训机会、员工参与计划以及慷慨的福利和健康服务来投资于我们的员工。
截至2022年12月31日，我们约有4910名全职员工，其中包括根据集体谈判协议约1,295名员工。
安全问题
维斯特拉对安全的态度体现在我们的座右铭上：最佳防守。每个人都是赢家。没有人会受伤。我们的安全文化围绕着人和人的表现。我们高度重视持续改进，同时也非常关注大量的学习和错误预防工具。为了促进学习环境，我们的各个运营工厂每周都会与所有运营员工分享他们对所有安全事件的调查和学习。这些信息由一线员工提供，并得到管理层的支持。每一次事件的教训都会在整个舰队中分享，以防止其他地点发生类似事件。鼓励维斯特拉各地点的所有人员积极参与安全进程。管理人员被要求参与与员工的安全接触，以实现持续的沟通和持续的互动。2022年，发电车队在整个车队内进行了超过52,000次领导安全活动，延续了我们以员工为导向的安全计划，重点是所有员工的参与。
我们专注于降低与我们合作的员工和承包商的受伤严重程度，取得了积极的成果。2022年，我们没有发生任何根据行业标准确定的严重伤害事件，也没有造成我们的Vistra员工或在我们现场工作的业务合作伙伴的死亡。尽管我们不关注可记录的事故，但我们公司的总可记录事故率(TRIR)为0.85，与爱迪生电气研究所(EEI)2021年公司总伤害数据相比，处于第二个四分之一。我们鼓励未雨绸缪的预期报告和事件回顾，以促进学习环境。在2022年，我们的运营团队每周都会举行安全学习电话会议，审查128次险些错过的预期和安全事件，以促进整个机队的学习。
维斯特拉的所有员工都在我们的安全计划范围内。公司和零售员工需要通过我们的在线学习管理系统完成定期的安全主题培训。位于发电厂的员工需要完成基于工作职能的培训，这也通过我们的中央学习管理系统进行跟踪。此外，公司还聘请独立的第三方符合性评估和认证供应商来管理在我们工厂工作的所有供应商和承包商遵守我们的安全标准的情况。此外，我们与我们的供应商和承包商密切合作，以确保我们的安全做法得到遵守。
我们所有的发电厂设施都有有效的健康和安全计划，并符合OSHA的规定。除了合规外，我们的发电车队共有14家工厂被OSHA授予自愿保护计划(VPP)星级称号，以表彰其出色地展示了有效的安全和健康管理体系，并将我们行业的伤害和发病率保持在低于全国平均水平的水平。另外两家工厂已经提交了申请，正在等待OSHA的审查。VPP星级是OSHA自愿保护计划的最高称号。这一成就表彰了那些实施了有效的安全和健康管理制度并将各自行业的伤害和发病率保持在低于国家劳工统计局平均水平的雇主和工人。这些地点在控制工作场所危险方面具有自给自足的能力，每三到五年进行一次重新评估。此外，我们的32个发电厂和矿场采用了基于行为的主动安全方法，重点是识别和提供对观察到的危险行为的反馈。
2022年，我们继续我们的新冠肺炎保护和协议，帮助确保我们所有员工的安全。
多样性、公平性和包容性
我们认识到拥有一支多元化和包容性的劳动力队伍的价值。我们的多样性包括我们所有不同的方面，如年龄、性别、种族和外貌，以及潜在的差异，如思想、风格、宗教、国籍、教育和许多其他特征。创造和维护一个重视和尊重差异的环境，可以增强我们招聘和留住市场上最优秀的人才的能力，并提供一个让所有员工都能做到最好的工作环境。
维斯特拉的多样性正在发展，我们的董事会和管理层正在以身作则。目前，11名董事会成员中有4名是女性，11名成员中有2名是种族多元化的。总体而言，该公司32%的员工来自不同种族。目前，女性占公司高级管理职位的25%，不同种族的员工占高级管理人员的27%。
2022年，我们继续努力释放人民的全部潜力，在我们的多样性、公平性和包容性努力中推出了多项新倡议。我们的首席多样性官继续发展和领导Vistra员工主导的多样性、公平和包容性咨询委员会，该委员会成立于2020年。2022年，理事会扩大了其作用，并直接参与了新的多元化培训模块的开发，推出了维斯特拉的2022年员工参与度调查，并推出了一个新的学习平台。我们继续利用我们的13个员工资源小组(ERG)来促进对不同员工群体和社区的欣赏和沟通，以及他们对组织内部和外部总体成功的贡献。ERG不仅代表着不同的文化，也代表着残疾员工、LGBTQ+社区和从事创新的员工。发起了进一步的举措，支持教育、招聘和留住现有和未来的雇员，特别强调在整个组织推动平等获得机会。2022年继续强调以技能为基础的招聘。整个组织的人事管理人员还参加了由基本多样性公司举办的为期一天和两天的培训课程。
维斯特拉在我们的社区中积极促进包容性。维斯特拉的供应链多元化计划旨在通过创建多元化的供应链来反映我们的客户基础和劳动力构成。维斯特拉继续通过促进对不同企业的指导来扩大其对包容性经济的承诺。此外，在维斯特拉承诺支持服务不足的社区的1000万美元五年承诺的第三年，维斯特拉向全国各地的教育和经济发展非营利组织提供资金，努力使服务不足的社区变得更好。
培训与发展
我们相信，各级员工的发展对维斯特拉目前和未来的成功至关重要。我们已经启动了关键项目，以培养组织各级的领导者。维斯特拉的领导力要领课程为初任经理提供了领导组织的技能，包括情景领导力、商业敏锐性、沟通风格的识别和包容性沟通实践，并让他们接触到整个公司的最佳实践。我们还恢复了面对面的领导力发展课程，并继续提供虚拟机会。2022年，维斯特拉增加了一个情商项目，得到了整个组织领导人的好评。
维斯特拉还提供许多其他培训和发展计划，以帮助各个级别的员工成长和发展，包括在线学习平台课程、学习管理系统课程、录制的在线研讨会和演示、自我进度发展和针对员工的技能培训。2022年推出的全新和改进的在线学习平台进一步支持员工完成数千小时的专业培训，以支持他们各自职业执照的继续教育要求，包括会计、法律和核。2022年，维斯特拉继续向所有员工提供正式的指导计划，专注于组织知识、职业发展、个人发展、合作和领导力等主题。超过600名员工参加了2022年的活动。此外，除集体谈判单位的员工外，所有全职员工都将接受正式的绩效审查，以指导企业的发展和改善结果。
员工福利
保持有吸引力的福利和薪酬对于招聘和留住人才很重要。我们致力于维持公平的薪酬结构，包括在重要运营地点按员工类别级别进行年度薪酬审查。符合条件的全职和兼职员工可以获得医疗、处方药、牙科、视力、人寿保险、意外死亡和肢解、长期残疾保险、意外保险、危重疾病保险和医院赔偿保险。正式全职员工有资格享受短期残疾福利，所有员工都有资格享受员工援助计划、育儿假、产假和401(K)计划，通过该计划，公司将员工缴费匹配到6%。
健康度
我们相信，健康的劳动力会带来更大的工作和家庭幸福感。为了帮助我们的员工保持健康，我们在六个地点提供现场医疗诊所。我们的医疗保健计划还旨在奖励获得年度体检、年龄和性别健康筛查和免疫接种的员工。此外，我们的员工医疗计划促进心理健康和情绪健康，并为寻求帮助的员工提供资源。多个设施中的健身中心提供有氧设备、各种免费举重和运动垫。我们的员工领导的健康团队让我们的员工积极参与并支持促进健康生活的事业。在公司的支持下，健康团队支付员工全年参加跑步和自行车活动的注册费用。
环境法规和相关考虑因素
我们受到政府当局的广泛环境监管，包括环境保护局和我们所在州的环境监管机构。环保局已经敲定或提出了几项监管行动，为控制某些来源的排放制定了新的要求，包括发电设施。见第1A项。风险因素有关监管要求对我们构成的风险的其他讨论。有关与环境保护局审查有关的诉讼的讨论，见财务报表附注12。
气候变化
国内外对全球气候变化以及温室气体排放(如CO)如何2，对全球气候变化做出贡献。化石燃料燃烧产生的温室气体排放量占我们温室气体总排放量的绝大部分，主要来自我们的燃煤发电厂和天然气发电厂。公司2，甲烷和一氧化二氮在这个燃烧过程中被排放，CO2占这些温室气体排放的最大部分。我们估计，我们的发电设施产生了大约1.04亿短吨的CO2在截至2022年的一年中。
为了管理我们的业务活动对环境的影响，减少我们的排放状况，维斯特拉设定了减排目标。Vstra的目标是将范围1和范围2的CO减少60%2与2010年的基线相比，到2030年的排放量相当，长期目标是到2050年实现净零碳排放，前提是在技术和支持性市场建设和公共政策方面取得必要的进步。为了进一步努力实现净零排放目标，维斯特拉预计将部署多个杠杆，将公司过渡到净零排放运营，包括现有业务线的脱碳和进一步向低至零排放业务的多元化，主要是可再生能源和能源储存。我们已经采取或宣布了重大步骤，以转变我们的发电组合并降低我们发电车队的排放强度，包括：
•太阳能项目-我们在德克萨斯州运营总计338兆瓦的太阳能发电设施。我们已经宣布了我们的发展计划：
◦在德克萨斯州增加太阳能发电设施，预计商业运营日期从2024年开始，以及
◦在伊利诺伊州已退役或即将退役的工厂地点建设300兆瓦的太阳能发电设施，预计商业运营日期从2024年到2025年。
•电池储能项目-我们在德克萨斯州运营总计270兆瓦的电池ESSS，在加利福尼亚州运营400兆瓦的电池ESSS。我们已经宣布了我们的发展计划：
◦在伊利诺伊州退役或即将退役的工厂现场安装150兆瓦的电池ESS，预计商业运营日期从2024年到2025年，以及
◦加州350兆瓦电池ESS，预计2023年商业运营。
•收购CCGTS-2016年和2017年，我们在德克萨斯州收购了4042兆瓦的CCGT。2018年，我们收购了与合并相关的各种ISO/RTO的15,448兆瓦CCGT。
•化石燃料发电的退役-自2018年以来，退役的褐煤/燃煤发电设施包括德克萨斯州的4167兆瓦，伊利诺伊州的3455兆瓦(包括2023年1月1日退役的爱德华兹设施)和俄亥俄州的1300兆瓦。我们预计，不迟于2027年年底，伊利诺伊州、俄亥俄州和德克萨斯州将再淘汰4578兆瓦的燃煤发电设施。
有关我们太阳能和电池ESS项目的讨论，请参阅财务报表附注2；有关发电设施退役的讨论，请参阅财务报表附注3。
温室气体排放
2019年7月，美国环保局敲定了一项规则，废除了2015年敲定的清洁电力计划(CPP)，并建立了新的法规，解决现有燃煤发电机组的温室气体排放问题，称为可负担得起的清洁能源(ACE)规则。ACE规则制定了排放指南，各州在制定计划监管现有燃煤发电机组的温室气体排放时必须使用这些指南。为了回应环保组织和某些州提出的挑战，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院(DC巡回法院)于2021年1月撤销了ACE规则，包括废除CPP，并将该规则发回EPA采取进一步行动。2022年6月，美国最高法院发布了一项意见，推翻了哥伦比亚特区巡回法院的裁决，认定环保局超越了《清洁空气法》第111条的授权，当时环保局在CPP中基于发电转移设定了排放要求。2022年10月，哥伦比亚特区巡回法院发布了一项修正的判决，驳回了要求审查ACE规则的请愿书和对废除CPP的质疑。此外，环保局还开放了一份议程，就与第111(D)条规定的温室气体监管相关的问题征求意见，并表示打算在2023年春季发布一项新的提案。
国家对温室气体的监管
我们运营发电设施的许多州已经、正在考虑或正处于实施仅限于州的监管计划的阶段，这些计划旨在减少固定污染源的温室气体排放，作为应对气候变化的一种手段。
区域温室气体倡议(RGGI)-RGGI是一项州驱动的温室气体排放控制计划，于2009年生效，最初由新英格兰和大西洋中部的十个州实施，以减少CO2发电厂排放的废气。参与RGGI的州实施了总量管制和交易计划。遵守RGGI可以通过减少排放、购买或交易额度，或从批准的抵消项目获得抵消额度来实现。我们被要求在三年控制期的头两年每年至少持有相当于排放量50%的排放额度。
2017年12月，RGGI各州发布了更新的示范规则，对CO进行了更改2预算交易计划，包括额外减少30%的CO2到2030年，相对于2020年的水平，年度上限。RGGI目前正在进行将于2023年底完成的第三次计划审查，其中可能包括一项更新的示范规则。
我们在康涅狄格州、缅因州、马萨诸塞州、新泽西州、纽约州和弗吉尼亚州的发电设施排放了约900万吨CO2在2022年期间。截至2022年12月31日，运营这些设施所需的RGGI津贴的现货市场价格约为每份津贴13.57美元。在2023年，运营我们受影响设施所需的RGGI津贴的现货市场价格约为2023年2月23日的每笔津贴12.63美元。虽然未来数年营运受RGGI影响的设施所需的津贴成本预计将会增加，但我们预计合规成本将反映在电力市场中，而对毛利率的实际影响将在很大程度上被收入增加所抵消。
马萨诸塞州-2017年8月，马萨诸塞州环境保护部(MassDEP)通过了最终规则，确立了总一氧化碳的年度下降上限221个本州化石燃料发电机组的排放量。该规则建立了年度总发电单位行业CO上限的补贴交易制度2排放量从2018年的896万吨下降到2050年的180万吨。马萨诸塞州环保部为2018年受影响的设施分配了排放限额。从2019年开始，分配程序过渡到竞争性拍卖程序，通过竞争性拍卖程序部分分配津贴，并根据规则确定的程序和时间表部分分配津贴。从2021年开始，所有津贴都是通过拍卖分配的。允许将未使用的余额有限地存入银行。
维吉尼亚-2019年5月，弗吉尼亚州环境质量部发布了一项最终规则，从2020年开始对化石燃料发电机组(包括我们的霍普韦尔设施)采用碳排放限额和交易计划。该计划基于RGGI提出的2017年示范规则，并于2021年将弗吉尼亚州与RGGI联系起来。弗吉尼亚州州长于2022年1月发布了一项行政命令，开始将该州从RGGI中移除的程序；然而，弗吉尼亚州议会需要修改法律才能退出该计划。目前，没有新的法律通过，弗吉尼亚州仍然留在RGGI。
新泽西-2018年1月，新泽西州州长签署行政命令，指示该州环保局和公用事业委员会开始重新加入RGGI的程序，新泽西州于2019年6月正式重新加入RGGI。2019年6月，新泽西州通过了两项规则，管理新泽西州重新进入RGGI拍卖和分配RGGI拍卖收益。
宾夕法尼亚州-2022年4月，宾夕法尼亚州环境质量委员会最终确定了宾夕法尼亚州参与RGGI的规定。2022年7月，联邦法院采取行动，维持了针对宾夕法尼亚州RGGI法规的初步禁令。宾夕法尼亚州最高法院于2022年8月拒绝了紧急救济禁令的请求，目前宾夕法尼亚州最高法院正在等待对禁令合法性的审查。因此，RGGI目前没有在宾夕法尼亚州实施或强制执行。
加利福尼亚-我们在加州的资产受加州全球变暖解决方案法案的约束，该法案要求加州空气资源委员会(CARB)制定一项温室气体排放控制计划，以在2020年前将该州的温室气体排放量减少到1990年的水平。2015年4月，加利福尼亚州州长发布了一项行政命令，确立了到2030年全州温室气体排放量比1990年水平减少40%的新目标，以确保加州实现2050年温室气体排放量比1990年水平减少80%的目标。我们参与了季度拍卖或二级市场(视情况而定)，以确保我们受影响的资产得到补偿。
2017年7月，加利福尼亚州通过立法，将其温室气体排放限额与交易计划延长至2030年，CARB通过了对其限额与交易条例的修正案，其中包括建立一个框架，将该计划延长至2020年后，并将该计划与加拿大安大略省2018年1月开始的新的限额与交易计划联系起来。
空气排放
《清洁空气法》(CAA)
CAA和类似的与空气排放有关的国家法律法规规定了空气排放源的所有者和运营者承担各种责任，包括要求获得施工和运营许可、支付许可费、监测排放、提交报告和合规证明，以及保存记录。CAA要求化石燃料发电厂达到一定的污染物排放标准，并有足够的排放额度来覆盖2排放，在一些地区没有X排放。
为了确保继续遵守CAA和相关规章制度，我们采用了各种减排技术。这些技术包括烟气脱硫(FGD)系统、干法脱硫剂喷射(DSI)、袋式除尘器和部分装置上的活性碳喷射或汞氧化系统、选择性催化还原(SCR)系统、低NOX所有机组上的燃烧器和/或过火的空气系统。
跨州空气污染法规(CSAPR)
2016年，环保局最终敲定了跨州空气污染规则更新(CSAPR更新)，以解决22个州在2008年臭氧国家环境空气质量标准(NAAQS)方面的义务。2019年，在多个当事方提出质疑后，哥伦比亚特区巡回法院发现，CSAPR更新没有充分处理某些州2008年的臭氧NAAQS义务。2020年10月，环保局针对哥伦比亚特区巡回法院2019年的裁决，提出了一项行动，以解决2008年尚未履行的臭氧NAAQS义务。维斯特拉的子公司于2020年12月对该规则的制定提出了评论，环境保护局于2021年4月30日在《联邦登记册》上发布了一项最终规则，该规则减少了臭氧季节NOX某些州的预算。我们认为最终规则不会对我们未来的财务业绩造成实质性的不利影响。
2015年10月，环保局修订了初级和次级臭氧NAAQS，以降低臭氧季节(5月至9月)臭氧排放的8小时标准。根据CAA的要求，2018年10月，德克萨斯州向环保局提交了一份州实施计划(SIP)，表明德克萨斯州的排放不会对任何其他州没有达到修订后的臭氧NAAQS标准造成重大影响，也不会干扰任何其他州的维护。2023年2月，环保局否决了德克萨斯州的SIP计划。2022年4月，在EPA反对德克萨斯州的SIP之前，EPA提出了一项联邦实施计划(FIP)，以解决2015年的臭氧NAAQS问题。拟议的FIP将从2023年臭氧季节开始适用于25个州。维斯特拉运营发电机组的州将受到这项拟议规则的约束，这些州包括伊利诺伊州、新泽西州、纽约州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、德克萨斯州、弗吉尼亚州和西弗吉尼亚州。修订后的第三组交易计划(之前在修订后的CSAPR更新规则中建立)将包括2023年的排放预算，环保局表示，这些预算可以通过发电厂安装的现有控制措施实现。从2026年开始，预算将基于通过在目前没有SCR控制的约20%的大型燃煤电厂安装SCR控制而实现的水平。从2025年开始，预算将每年更新，以考虑到来源退休。从2024年开始，该规定还将对现有控制措施的燃煤机组实施日排放量限制，并将在2027年对安装新控制措施的机组实施这样的限制。我们与包括ERCOT、PJM和MISO在内的许多其他公司、行业组织、州和ISO一起，在2022年6月对EPA的提案提出了回应意见，对提案的某些内容表示担忧，特别是那些在某些条件下可能会对电力可靠性构成挑战的内容。环保局预计将在2023年3月敲定拟议的FIP。2022年2月，德克萨斯州、发光体、某些贸易组织和其他机构向美国第五巡回上诉法院(第五巡回法院)提起法律诉讼，挑战环保局对德克萨斯州工业园区计划的否决。如果环保局如预期的那样在2023年3月敲定上述FIP，它将强制减少臭氧季节NOX根据CSAPR计划为我们的德克萨斯州发电厂制定预算。我们无法预测我们对EPA不批准SIP的法律挑战的结果，一旦最终敲定，与EPA的FIP相关的任何法律行动，或者最终规则(在法律挑战结束后)对我们发电车队运营的影响。
区域雾霾-得克萨斯州合理的进展和最佳可用的改装技术(BART)
CAA的地区性雾霾计划规定，“作为国家目标，防止任何未来，以及补救任何现有的、因人为污染而造成的强制性I类联邦地区能见度受损”。区域雾霾计划有两个组成部分。首先，各州必须为州内I类联邦地区制定合理进展的目标，并制定实现这些目标的长期战略，并帮助邻近州的I类联邦地区实现这些州设定的合理进展，以实现到2064年自然可见度的目标。其次，在1962至1977年间建造的某些发电机组必须遵守BART标准，如果此类机组导致或导致联邦I类地区的能见度下降，则应提高能见度。
2017年10月，美国环保局发布了一项针对德克萨斯州发电机组BART的最终规则，该规则部分批准了德克萨斯州2009年的SIP和部分FIP。因为这样2，该规则建立了德克萨斯州内部的排放限额交易计划，作为“BART替代方案”，其运作方式类似于CSAPR交易计划。该计划包括39台发电机组(包括Martin Lake、Big Brown、Monticello、Sandow 4、Coleto Creek、Stryker 2和Graham 2厂)。该计划的合规义务于2019年1月1日开始。不是的X，该规则采用了CSAPR的臭氧计划作为BART，对于颗粒物，该规则批准了德克萨斯州的SIP，该规则确定任何发电机组都不受BART颗粒物的限制。2020年8月，环保局发布了一项最终规则，确认了之前的BART最终规则，但也包括了2019年11月提出的额外修订。对2017年规则和2020年规则的挑战都在哥伦比亚特区巡回法院进行了整合，我们在那里进行了干预，以支持EPA。我们遵守了这一规定，蒙蒂塞洛、大布朗和桑多4工厂的退休增强了我们的遵守能力。美国环保署表示，它正在启动重新考虑BART规则的程序，我们预计将在2023年进行。哥伦比亚特区巡回法院的质疑已被搁置，等待环境保护局采取复议行动。
国家环境空气质量标准(NAAQS)
CAA要求环保局监管被认为对公众健康和环境有害的污染物的排放。环保局已经为包括SO在内的六种此类污染物建立了NAAQS2和臭氧。每个州都负责制定一项达到并维护NAAQS的SIP。这些计划可能会导致对我们的设施施加排放限制。
所以2德克萨斯州的名称
2016年11月，美国环保局最终确定了马丁湖发电厂周围县以及现已退休的Big Brown和Monticello工厂的未达标县。最终的指定要求德克萨斯州为这些地区制定非达标计划。2017年2月，德克萨斯州和发光体向第五巡回法院对不达标的指定提出了挑战。2019年8月，环保局发布了一项针对所有三个地区的拟议纠错规则，如果最终敲定，该规则将修改其之前的未达到标准，每个有争议的地区将被指定为不可分类。2021年5月，环保局最终确定了退役的Big Brown和Monticello工厂周围地区的“清洁数据”，根据支持达标指定的监测数据将这些地区重新指定为达标。2021年6月，美国环保局发布了两份通知；一份是撤回2019年8月的错误纠正规则，另一份是单独的通知，拒绝了发光体和德克萨斯州要求重新考虑最初的不达标指定的请愿书。我们与德克萨斯州一起对环保局的这一行动提出了质疑，并将其与第五巡回法院悬而未决的挑战合并，该案于2022年7月在第五巡回法院进行了辩论。2021年9月，TCEQ审议了一项关于马丁湖地区未达到的SIP修订的提案和一项商定的减少这样做的命令2工厂排出的废气。与SIP提案相关的拟议商定命令自2022年1月起降低了排放限制。所要求的减排量是指证明达到NAAQS标准所需的减排量。TCEQ的SIP行动于2022年2月敲定，并已提交给EPA审查和批准。
臭氧代号
环保局于2015年10月发布了一项最终规则，将臭氧NAAQS从百万分之75降低到70ppm。2018年6月，我们在俄亥俄州的迪克斯克里克、迈阿密堡和齐默尔工厂、我们在伊利诺伊州的Calumet工厂以及我们在德克萨斯州的Wise、Enris和Midlothian工厂周围的地区被EPA指定为边缘非达标区，实现目标的最后期限为2021年8月。环保局被要求对在该日期之前没有达到的地区采取行动，将该地区提升到“中等”的称号，达到目标的最后期限是2024年8月。各国将被要求制定安全生产计划，以解决分类更高(更严格)的地区的排放问题。
CCR/地下水
燃煤发电产生了大量的灰烬和副产品，这些灰烬和副产品在发电设施中以干形式在垃圾填埋场管理，在地面蓄水池以湿形式管理。我们的每个燃煤电厂至少有一个CCR地面蓄水池。目前，CCR作为固体废物受到各州的监管。
燃煤残渣
环保局于2015年10月生效的CCR规则规定了对现有和新的CCR垃圾填埋场和地面蓄水池以及非活跃的CCR地面蓄水池的建设、翻新、运营和关闭以及纠正行动的最低联邦要求。这些要求包括位置限制、结构完整性标准、地下水监测、运行标准、衬砌设计标准、关闭和关闭后护理、记录保存和通知。开始和完成关闭的截止日期取决于几个因素。2016年12月颁布的《国家水利基础设施改善法》(The Wiin Act)规定，环保局对州CCR许可计划进行审查和批准。
2018年8月，哥伦比亚特区巡回法院发布了一项裁决，腾出并发回2015年CCR规则的某些条款，包括对遗留蓄水的适用性豁免。2020年8月，美国环保局发布了一项最终规则，将2021年4月11日定为停止接收废物并开始关闭无衬砌的CCR蓄水池的最后期限。最终规则允许，如果没有替代处置能力可用，并且正在进行符合CCR规则的转换，或者将在2023年或2028年之前退役(取决于有争议的蓄水池的规模)，发电厂可以寻求环境保护局的批准来延长这一最后期限。在2020年11月的最后期限之前，我们向环保局提交了申请，要求在转换和退役情况下延长合规性。2020年11月，环保团体向哥伦比亚特区巡回法院请愿，要求对这一规则进行审查，维斯特拉的子公司于2020年12月提交了一项动议，要求干预以支持环境保护局。此外，在2020年11月，环保局敲定了一项规则，允许对某些合格设施进行替代班轮演示。2020年11月，我们提交了马丁湖一个CCR装置的备用班轮演示。2021年8月，在宣布齐默将于2022年5月31日关闭后，我们提交了一份请求，将我们对齐默设施的转换申请转移到退休申请。2022年1月，环保局确定我们的CCR设施的转换和退役申请已经完成，但尚未提出对其中任何申请采取行动。此外，2022年1月，环保局还发表了一系列公开声明，包括在一份新闻稿中，声称要对CCR装置施加新的、更繁重的关闭要求。环保局在没有事先通知的情况下，也没有遵循通过新规则的法律要求，就发布了这些据称的新要求。环保局宣布的这些新的所谓要求违反了现有的法规和环保局之前的立场。2022年4月，我们与由130多家公用事业运营公司、能源公司和某些其他行业协会组成的行业协会公用事业固体废物活动集团(Uswg)一起向哥伦比亚特区巡回法院提交了复审请愿书，并要求法院裁定环保局无法实施或执行新的据称的要求，因为环保局没有遵循所需的程序。德克萨斯州和TCEQ进行了干预，以支持维斯特拉子公司和Uswg提出的请愿书，各种环保组织也代表EPA进行了干预。关于这份请愿书的简报将于2023年5月完成。
味噌-2012年，伊利诺伊州环境保护局(IEPA)发布违规通知，指控我们的Baldwin和Vermilion设施的CCR地表蓄水池现场违反了地下水标准。这些违规通知仍未解决；然而，2016年，IEPA批准了我们对鲍德温老东区、东区和西区飞灰CCR地表蓄水池的关闭和关闭后护理计划。我们已经完成了鲍德温工厂那些池塘的关闭活动。
在我们退役的朱砂设施，在上述哥伦比亚特区巡回法院于2018年8月做出上述裁决之前，我们提交了涉及关闭两个CCR地表蓄水池的拟议纠正行动计划，该设施可能不受EPA 2015年CCR规则的约束(即我们于2012年向IEPA提交了修订后的计划，并于2014年提交了修订后的计划。2017年5月，应IEPA要求提供有关关闭朱砂地表蓄水池的更多信息的要求，我们同意执行额外的地下水采样和关闭方案以及河岸稳定方案。2018年5月，Prairie Rivers Network(PRN)在伊利诺伊州联邦法院对Dynegy Midwest Generation，LLC(DMG)提起公民诉讼，指控其涉嫌未经授权排放，违反了清洁水法。2018年8月，我们提出驳回诉讼的动议。2018年11月，地区法院批准了我们的驳回动议，并做出了有利于我们的判决。2021年6月，美国第七巡回上诉法院确认了地区法院驳回诉讼的决定。2019年4月，PRN还向伊利诺伊州污染控制委员会(IPCB)提交了针对DMG的申诉，声称据称与朱砂地点的火山灰蓄水池相关的地下水流动导致地表水标准和伊利诺伊州地下水标准都超过了1992年的标准。我们在2021年7月答复了这一投诉，目前这一问题得到了缓解。
2012年，IEPA发布了违规通知，指控牛顿和科芬设施的CCR地表蓄水池违反了地下水标准。我们正在根据联邦CCR规则解决这些CCR地表蓄水问题。2018年6月，IEPA发布了一份违规通知，原因是据称渗漏排放来自我们子公司DMG拥有的已退休朱砂设施的地表蓄水池，该通知已提交给伊利诺伊州总检察长。2021年6月，伊利诺伊州总检察长和朱砂县州检察官向伊利诺伊州法院提起诉讼，达成一致的临时同意令，法院随后进入。鉴于违规通知和执法行动，该地点的独特特征，以及该地点靠近伊利诺伊州唯一的国家风景名胜河，我们同意签订临时同意令来解决这一问题。根据商定的临时同意令的条款，DMG必须根据新实施的伊利诺伊州火山灰法规(讨论如下)的要求评估关闭替代方案，并通过移除关闭现场。此外，临时同意令规定，在关闭蓄水池的过程中，受影响的地下水在离开现场或进入附近的朱砂河之前将被收集，如有必要，如果河流在蓄水池一定距离内迁移，DMG将被要求安装临时河岸保护措施。临时命令于2022年12月修改，要求对安全应急计划进行某些修订。这些拟议关闭成本反映在我们综合资产负债表的ARO中(见财务报表附注20)。
2019年7月，伊利诺伊州颁布了火山灰处置和储存立法。这项立法涉及伊利诺伊州适当关闭煤灰池的州要求。这项法律要求IEPA和IPCB制定一系列关闭灰池的指导方针、规则和许可要求。根据最终确定并于2021年4月生效的规则，火山灰蓄水池所有者将被要求向IEPA提交关闭备选分析报告，以选择在特定地点进行火山灰修复的最佳方法。该规则不强制要求在任何地点通过移除来关闭。2021年5月，我们向伊利诺伊州第四司法区就最终规则的某些条款提出上诉，该案仍悬而未决。其他各方也对最终规则的某些条款提出了上诉。2021年10月，我们根据伊利诺伊州火山灰规则的要求，提交了18个蓄水池的运营许可申请，并于2022年1月提交了我们的三个地点的施工许可申请，并于2022年7月提交了我们的五个地点的施工许可申请。我们的鲍德温工厂将于2023年提交一份额外的关闭建设申请。
对于上述所有事项，如果我们的任何燃煤设施需要采取某些纠正措施，包括地下水处理或除灰，我们可能会产生重大成本，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。伊利诺伊州的火山灰规则于2021年4月敲定，不需要删除。然而，该规则要求我们根据每个项目的要求进行进一步的现场评估。在许可申请获得IEPA批准之前，我们不会知道伊利诺伊州规则最终可能要求的全部退役成本，包括地下水补救(如果有的话)。然而，目前预期的CCR地表蓄水和垃圾填埋场关闭成本，反映在我们现有的ARO负债中，反映了我们的运营和环境服务团队认为适合每个地点并保护环境的关闭方法的成本。
水
美国环保局和我们运营所在州的环境监管机构对我们设施中用于冷却和其他目的的水的分流、蓄水和提取以及废水(包括暴雨水)的排放拥有管辖权。我们相信，我们的设施目前在实质上符合与这些活动相关的适用联邦和州要求。我们相信，我们持有与运营中设施的这些活动有关的所有必要许可证，并已为在建设施申请或获得必要的许可证。我们还相信，我们可以满足获得任何所需许可证或续签所需的要求。
排污限制指引(ELG)-2015年11月，环保局修订了蒸汽发电设施的ELGs，将对废水流实施更严格的标准(随着个人许可证的更新)，如FGD、飞灰、底灰和烟气汞控制废水。各方提交请愿书，要求审查ELG规则，请愿书在第五巡回法院合并。2017年4月，环保局批准了要求重新审议ELG规则的请愿书，并在行政上推迟了该规则的遵守日期截止日期。2019年4月，第五巡回法院腾出并发回了环境保护局ELG规则中与遗留废水和渗滤液的出水限制有关的部分。美国环保局于2020年10月发布了一项最终规则，将与州许可机构谈判达成的FGD和底灰运输水的合规日期延长至不迟于2025年12月。此外，最终规则允许退休豁免，免除证明机组将在2028年12月之前退役的设施，前提是满足某些排放限制。2020年11月，环保组织请愿审查新的ELG修订版本，维斯特拉子公司于2020年12月提交了一项干预动议，以支持EPA。2021年7月，环保局宣布打算修改ELG规则，并采取行动搁置2020年ELG修订诉讼，等待环保局完成其复议规则制定。在监管截止日期2021年10月13日之前，已就适用燃煤电厂的退休豁免向德克萨斯州、伊利诺伊州和俄亥俄州机构发出通知。
放射性废物
核工业已经开发出在核能发电设施现场储存用过的核燃料的方法，主要使用干桶储存，因为美国目前没有后处理或处置使用过的核燃料的设施。Lighant将其用过的核燃料就地储存在储存池或干桶储存设施中，并相信其现场用过的核燃料储存能力在可预见的未来是足够的。
第1A项。风险因素
风险因素摘要
下面总结了使我们公司的投资具有投机性或风险性的主要因素，所有这些因素都在下面的风险因素部分进行了更全面的描述。本摘要应与风险因素部分一起阅读，不应将其作为我们业务面临的重大风险的详尽摘要。以下因素可能会对我们的业务、财务状况、运营结果、现金流和前景造成损害，以及其他影响：
市场、金融和经济风险
•我们的收入、运营结果和运营现金流受到电力批发市场价格波动和其他我们无法控制的市场因素的影响。
•我们为我们的发电设施购买天然气、煤炭、燃料油和核燃料，高于预期的燃料成本或这些燃料市场的中断可能会对我们的成本、收入、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
•我们已经退役，宣布计划退役，并可能被迫退役或闲置更多表现不佳的发电机组，这可能会导致重大成本并对我们的运营业绩产生不利影响。
•我们的资产或头寸无法完全对冲大宗商品价格和市场热利率的变化，对冲交易可能无法按计划进行，或者对冲交易对手可能违约。
•竞争、市场结构的变化和/或州或联邦政府对批发和零售电力市场的干预，以及补贴发电，可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
•尽管电价相对较低，但能源市场参与者仍继续建设新发电设施或扩建或提升现有发电设施，而该等额外发电容量导致批发电价下降，可能会对我们的经营业绩及财务状况造成重大不利影响。
•我们的流动资金需求可能难以满足，尤其是在金融市场不明朗或商品价格大幅波动的时期，我们可能无法以优惠条款获得资金或在未来无法获得资金，这可能对我们产生重大不利影响。
•规管我们债务的协议及文书（包括瑞致达营运信贷融资及契约）载有可能影响我们经营业务的能力、我们的流动资金及我们的经营业绩的限制及约束，而任何未能遵守该等限制的行为均可能对我们造成重大不利影响。
•我们可能无法以有利的条款或根本无法完成未来的收购，无法将未来的收购成功整合到我们的业务中，或无法有效地识别和投资于创造价值的业务、资产或项目，这可能导致意外的费用和损失，或以其他方式阻碍或延迟我们的增长战略。
•我们实现Vistra Zero投资组合（包括太阳能发电、ESS和其他可再生能源开发项目）预期增长的能力受到大量资本要求和其他重大不确定性的影响。
•税务立法举措或对我们税务状况的挑战，或潜在的未来立法或征收新的或增加的税收或费用，可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。
•我们必须向TRA权利持有人支付某些税收优惠，预计金额将相当可观。
监管和立法风险
•我们的业务受到持续复杂的政府法规和立法的影响，这些法规和立法对我们的业务、经营业绩、流动性和财务状况产生了不利影响，并可能在未来产生不利影响。
•我们遵守现有和新的环境法律的成本可能会对我们产生实质性的不利影响。
•待定或拟议的法律或法规，包括拜登政府提出或实施的法律或法规，可能会对我们的业务、经营业绩、流动性和财务状况产生重大不利影响。
•与我们所参与市场的市场结构有关的法律、规则或规例的变动可能对我们的业务、经营业绩、流动资金及财务状况造成重大不利影响。
•如果实施现行法规，或者采用新的联邦或州立法或法规来应对全球气候变化，或者如果我们因温室气体排放导致的人员或财产损失而受到诉讼，我们可能会受到重大不利影响。
•诉讼、法律程序、监管调查或其他行政程序可能使我们承担重大责任和声誉损害，这可能对我们产生实质性的不利影响。
操作风险
•电力供应成本及电力需求波动已对及可能于未来对本集团零售业务的财务表现造成不利影响。
•我们的零售业务面临来自其他销售代表的激烈竞争，可能导致现有客户流失及无法吸引新客户。
•我们的业务营运受到信息安全及营运技术风险的影响，包括网络安全漏洞及关键信息及营运技术系统故障。 对我们基础设施的攻击违反网络/数据安全措施，可能使我们承担重大责任、声誉受损、监管行动，并扰乱业务运营，这可能对我们产生重大不利影响。
•由于运营风险、监管风险以及科曼切峰核电设施的所有权和运营所产生的核事故风险，我们可能遭受重大损失、成本和责任。
•发电设施及相关采矿作业的营运及维护属资本密集型业务，涉及重大风险，可能对我们的营运业绩、流动资金及财务状况造成不利影响。
•我们可能会受到遵守联邦和州法规、法律和其他法律要求的义务的实质性和不利影响，这些法规和法律管理着与CCR相关的运营、评估、储存、关闭、纠正措施、处置和监测。
•我们已经并可能在未来受到极端天气条件和季节性影响的实质性和不利影响。
•我们无法控制的事件，包括传染病的流行或爆发，如新冠肺炎，可能会对我们的业务造成实质性的不利影响。
•技术的变化、加大的节电努力或能源可持续发展努力可能会降低我们发电设施的价值，否则可能会对我们产生实质性的不利影响。
与我们普通股的结构和所有权相关的风险
•包括投资者在内的利益相关者对ESG问题不断变化的期望，包括气候变化和可持续发展问题，以及利益相关者信任或信心的削弱，可能会影响我们公司和我们行业的行动或决策，并可能对我们的业务、运营、财务业绩或股价产生不利影响。
•我们未来可能不会为我们的普通股支付任何股息，我们可能无法实现我们的股票回购计划的预期好处。
请仔细考虑以下关于使我们的证券投资具有风险的重要因素、事件和不确定性的讨论。这些因素，以及项目7具体涉及的其他因素。管理层对财务状况和经营结果的讨论与分析(MD&A)，为理解我们在这份10-K表格年度报告中的前瞻性陈述提供重要信息。如果下文或MD&A中讨论的一个或多个因素、事件和不确定性成为现实，我们的业务、运营结果、流动资金、财务状况、现金流、声誉或前景可能会受到重大不利影响。此外，如果这些因素、事件和不确定性中的一个或多个成为现实，可能会导致结果或结果与本年度报告中以表格10-K表示的任何前瞻性陈述所载或暗示的结果大不相同。可能会有更多的风险和不确定因素，这些风险和不确定因素目前不为人所知，也不被认为是重大的，可能会对我们的业务、经营结果、流动性、财务状况和前景以及我们未来普通股的市场价格产生不利影响。任何这些因素的实现都可能导致我们证券(包括我们的普通股)的投资者损失他们的全部或大部分投资。
市场、金融和经济风险
我们的收入、运营结果和运营现金流通常受到电力批发市场价格波动和其他我们无法控制的市场因素的影响。
我们不能保证对我们业务的资本投资有任何回报率。我们开展发电和零售电力一体化活动，重点是发电、电力批发销售和购买、向最终用户零售电力和天然气以及大宗商品风险管理。我们的批发和零售业务在某种程度上是反周期的，特别是向零售业供应的批发电力和辅助服务。然而，我们确实拥有批发电力头寸，受到批发电价变动的影响，这可能是重大的。因此，我们的收入、经营业绩和经营现金流在很大程度上取决于我们经营所在的地区市场和其他竞争市场的电力、天然气、铀、褐煤、煤炭、燃料和运输的批发市场价格以及现行的零售电价，而零售电价可能会受到(其中包括)监管机构行动的影响。
电力、产能、辅助服务、天然气、煤炭和燃料油的市场价格是不可预测的，可能会在相对较短的时间内大幅波动。与大多数其他商品不同，电力只能在非常有限的基础上储存，而且通常必须在使用的同时生产。因此，由于供需失衡，电价受到大幅波动的影响，尤其是在前一天和现货市场。电力需求可能波动很大，造成电力供应严重不足或过剩的时期。正如我们近年来观察到的那样，建设新的发电来源可能会导致供应过剩。在供过于求时期，电价可能会被压低。例如，太阳能、风能和电池ESS等可再生资源的电力成本近年来大幅下降。在许多情况下，这些来源的能源在一天中的某些时间以零价格或接近零的价格进入相关的现货市场，从而降低了该市场上所有电力批发商的清算价格。此外，有时会有政治压力，或来自对能源大宗商品和运输批发和零售费率拥有管辖权的监管机构的压力，要求它们实施价格限制、招标规则和其他机制，以解决这些市场的波动和其他问题。
极端天气事件还可能对电价产生重大影响，或以其他方式加剧导致电价波动的条件或情况。例如，2021年2月，美国经历了冬季风暴乌里和包括德克萨斯州在内的美国中部地区的极端寒冷温度。这一恶劣天气事件大大增加了我们发电业务对天然气的需求，寒冷进一步限制了整个地区可再生能源的供应，导致天然气和电力的市场价格极高，导致采购足够燃料供应的成本大幅增加，并增加了抵押品登记要求。2022年12月的冬季风暴埃利奥特是美国各地极端天气导致电力批发市场普遍波动的又一个例子。
我们的大多数设施都是在没有长期电力销售协议的情况下作为“商家”设施运营的。因此，我们主要以短期方式向能源现货批发市场或其他批发和零售电力市场出售电能、容量和辅助服务，不保证我们的资本投资有任何回报率。因此，我们不能保证我们将能够以具有商业吸引力的价格出售这些设施的任何或全部电能、容量或辅助服务，或者我们的设施将能够盈利运营。我们在很大程度上依赖于电力、产能和燃料的现行市场价格。鉴于大宗商品电价的波动性，如果我们无法对冲或以其他方式获得发电设施输出的长期电力销售协议，我们的收入和盈利能力将受到波动的影响，我们的财务状况、运营业绩和现金流可能受到重大不利影响。
我们为我们的发电设施购买天然气、煤炭、燃料油和核燃料，这些燃料市场的燃料成本高于预期、波动或中断可能会对我们的成本、收入、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
我们的大部分发电设施依赖天然气、煤炭、燃料油和核燃料。向这些设施交付这些燃料取决于此类燃料的持续供应和合同交易对手的财务可行性，以及可为每个发电设施提供服务并发挥作用的基础设施(包括矿山、铁路线、轨道车辆、驳船设施、公路、河道和天然气管道)，以及地缘政治风险，包括当前的俄罗斯和乌克兰冲突以及美国可能对俄罗斯实施更多制裁。见第7项。管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-重大活动和事件以及影响未来业绩的项目-宏观经济状况。因此，如果以任何价格没有燃料可用，如果交易对手不履行义务，或者如果燃料供应基础设施中断，我们的发电设施的电力生产将面临中断或削减的风险，而且仍将面临这种风险。我们的某些发电设施依赖于有限数量的交易对手，如天然气供应商和轨道车辆公司，以提供必要的燃料。与合同安排有关或不履行合同安排的纠纷，已经并可能继续对我们的成本、收入、运营结果、财务状况和现金流造成不利影响。
作为我们缓解大宗商品价格波动潜在负面影响的战略的一部分，我们已提前出售了未来三年预期电力销售的很大一部分，以锁定长期价格。为了对冲这些远期电力销售合同下的义务，我们签订了购买和交付燃料的长期和短期合同。许多远期电力销售合同不允许我们在燃料供应因不可抗力事件或燃料供应商或运输商违约而中断的情况下转嫁燃料成本变化或履行电力销售义务。燃料成本(包括柴油、天然气、褐煤、煤炭和核燃料)是不稳定的，电力批发价格并不总是随着燃料成本的变化而变化，因此，如果我们的燃料供应中断，我们可能需要以高于计划的成本寻找替代燃料来源，以更高的成本寻找其他电力来源向交易对手输送电力，或者因未能按合同规定向交易对手支付损害赔偿金。长期和短期合同面临无法交货或不可抗力索赔的风险，这可能会影响我们从经济上收回合同价值的能力。此外，我们买卖天然气和其他能源相关商品，这些市场的波动可能会影响我们履行义务所产生的成本。此外，天然气、煤炭、燃料油、核燃料或运输费成本的任何变化，以及这些成本与电力市场价格之间关系的变化，都将影响我们的财务业绩。如果我们无法以我们认为有利的价格采购用于实物交付的燃料，或者如果我们根本无法采购这些燃料，我们的财务状况、运营业绩和现金流可能会受到重大不利影响。例如，供应方面的挑战是2021年冬季风暴URI造成的重大损失的主要驱动因素之一。
我们还在短期或现货市场上购买大量燃料。我们所有燃料的价格都是起伏不定的，有时会在相对较短的时间内大幅上涨或下跌。我们可以获得的能源销售价格可能不会以相同的速度上涨，或者可能根本不会上涨，以适应燃料或运输成本的上涨。这可能会对我们的财务和经营业绩产生实质性的不利影响。燃料和电力市场价格的波动，除其他因素外，还包括：
•对能源商品的需求和总体经济状况，包括通货膨胀和美元相对于其他货币的相对强弱的影响；
•商品价格和商品供应的波动，包括但不限于天然气、煤炭和燃料油；
•市场热度波动；
•煤炭和铁路运输价格波动；
•核燃料及相关浓缩和转化服务的波动性；
•输电或运输中断、限制、拥堵、电力、天然气或煤炭输送或运输的不能操作或效率低下，或输电基础设施的其他变化；
•严重、持续或意想不到的天气条件，包括极端寒冷、干旱和取水受限；
•季节性；
•由于节约努力、技术变化或其他因素导致的电力和燃料使用量的变化；
•电力批发市场或其他商品市场流动性不足；
•向某些市场进口液化天然气；
•开发和提供新燃料、新技术和新形式的电力生产和储存竞争，包括具有竞争力的价格替代能源或储存；
•市场结构和流动性的变化；
•我们运营设施的方式发生变化，包括由于市场定价、环境法规和立法、安全或其他因素而减少运营；
•发电能力或效率的变化；
•我们的发电设施或我们的竞争对手的发电设施停运或以其他方式减少输出；
•电力能力的变化，包括由于开发新工厂而增加新的电力供应、扩建现有工厂、由于联邦、州或地方补贴而继续运营不经济的发电厂，或增加输电能力；
•地方、区域、国家或全球供应链的限制或短缺；
•我们的信誉和流动性，以及燃料供应商和运输商与我们做生意的意愿；
•市场参与者的信用风险、支付方式或财务状况的变化；
•天然气、褐煤、煤炭、铀、柴油等成品油生产和储存水平的变化；
•流行病和流行病(包括其影响或恢复)、自然灾害、战争、破坏、恐怖主义行为、禁运和其他灾难性事件；以及
•法律的变化，包括司法裁决、联邦、州和地方能源、环境和其他法规和立法。
请参阅“经济衰退可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。讨论当前美国和全球经济和地缘政治状况带来的潜在风险。
我们已经退役，宣布计划退役，并可能被迫退役或闲置更多表现不佳的发电机组，这可能会导致重大成本并对我们的运营业绩产生不利影响。
我们发电机组的财务结果或价值的持续下降已导致发电机组退役或计划退役，并最终可能导致更多机组退役或闲置。我们只在一年中电力需求较高、因此相关批发电价较高的部分运营我们的某些褐煤和燃煤发电资产。在关闭和修复退役发电机组方面，我们已经并可能在未来花费大量资金、内部资源和时间来完成所需的关闭和填海，这可能会对我们的财务和运营业绩产生重大不利影响。
我们的资产或头寸无法完全对冲大宗商品价格和市场热度的变化，对冲交易可能无法按计划进行，或者交易对手可能违约，这可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们的套期保值活动不能完全保护我们免受大宗商品价格变化的风险，尤其是电力和天然气价格的变化，因为我们的发电资产的预期使用年限以及我们的头寸相对于各种对冲活动可用市场的持续时间的大小。一般来说，我们为对冲电价和热价敞口而参与的大宗商品市场，在两到三年后流动性有限。此外，我们通过使用跨大宗商品对冲策略和天然气对冲工具来对冲收入的能力通常限于四到五年。在我们持有未对冲头寸的情况下，大宗商品价格的波动和/或市场热利率可能会对我们的运营业绩、现金流、流动性和财务状况产生重大影响，无论是有利还是不利。
为了管理与大宗商品价格波动相关的财务风险，我们经常签订合同，在既定的风险管理准则范围内对冲天然气、褐煤、煤炭、柴油、铀和精炼产品以及其他大宗商品的部分购销承诺、燃料需求和库存。作为这一战略的一部分，我们经常使用在场外市场或交易所交易的固定价格远期实物买卖合约、期货、金融掉期和期权合约。鉴于我们面临商品价格变动的风险，我们投入了大量的时间和精力来制定风险管理政策和程序，并持续审查这些政策和程序的执行情况。此外，我们还制定了旨在监控和准确报告套期保值活动和头寸的流程和控制措施。已实施的政策、程序、流程和控制可能并不总是按计划发挥作用，也不能消除与这些活动相关的所有风险，包括我们员工违反现有风险管理政策和程序进行的未经授权的对冲活动或不当报告。例如，我们对批发和零售客户的预期需求进行对冲，但由于天气、自然灾害、消费者行为、市场约束或其他因素导致的意外变化可能会导致我们在批发市场价格高的时期购买电力以满足意想不到的需求，或者在价格低的时期将多余的电力转售到批发市场。由于这些和其他因素，我们的大宗商品对冲活动和风险管理决策的影响可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
基于经济和其他考虑因素，包括我们可用的流动性，我们可能无法或可能决定不对冲我们业务对大宗商品价格风险的全部敞口。如果我们不对冲大宗商品价格风险，并且适用的大宗商品价格以对我们不利的方式发生变化，我们可能会受到实质性和不利的影响。就我们对大宗商品价格风险的对冲而言，这些对冲最终可能被证明是无效的。此外，现有法律或法规的变化可能会显著影响我们有效对冲的能力，这可能会对我们产生实质性的不利影响。
随着2008年开始的信贷市场持续收紧，以及通过各种金融改革扩大监管，能源大宗商品批发市场的市场参与者数量有所下降，导致流动性减少。值得注意的是，金融机构和其他中介机构(包括投资银行)在这类市场的参与度有所下降。市场流动性的持续下降可能会对我们将金融敞口对冲至预期水平的能力造成不利影响。
就我们从事对冲和风险管理以及购电协议活动而言，我们面临的信用风险是，因这些活动而欠我们钱、能源或其他大宗商品的交易对手将无法履行对我们的义务。如果这些安排的对手方未能履行，我们可能会被迫达成另类对冲安排，或者按照当时的市场价格履行基本承诺。此外，我们的交易对手可以根据破产法第11章寻求破产保护，或根据破产法第7章寻求清算。如果我们持有的抵押品无法变现或被清算的价格不足以收回欠我们的全部金额，我们的信用风险可能会加剧。我们不能保证金融资产账面价值的任何此类损失或减值不会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。在这种情况下，我们可能会在已经支付给交易对手的金额(如果有的话)之外蒙受损失或放弃预期收益。我们经营的ISO/RTO的市场参与者也面临风险，即另一市场参与者可能违约其支付该ISO/RTO的电费或服务的义务，在这种情况下，此类成本可能被分配给包括我们在内的各种非违约ISO/RTO市场参与者，其程度不能被该ISO/RTO提供的张贴担保和其他保护所抵消。
我们没有将对冲会计应用于我们的大宗商品衍生品交易，这可能会导致我们的季度和年度财务业绩的波动性增加。
我们从事经济对冲活动，通过使用大宗商品的金融和实物衍生品合约来管理与大宗商品价格波动相关的敞口。这些衍生品按照公认会计原则入账，这要求我们在资产负债表上以公允价值记录所有衍生品，公允价值的变化立即在收益中确认为未实现损益。GAAP允许一个实体将符合条件的衍生品合同指定为正常的购买和销售。如果被指定，这些合同不会按公允价值记录。GAAP还允许实体在对冲会计关系中指定合格的衍生品合同。如果使用对冲会计关系，公允价值的很大一部分变动不会立即在收益中确认。我们已选择不将对冲会计应用于我们的大宗商品合约，我们将合约指定为正常的购买和销售，仅在有限的情况下，例如某些零售合同组合。因此，根据公认会计原则，我们的季度和年度财务业绩会受到远期商品价格变化引起的重大波动的影响。
竞争、市场结构的变化和/或州或联邦政府对批发和零售电力市场的干预，以及补贴发电，可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们这一代人和有竞争力的零售业依赖于一个竞争激烈的批发市场。竞争激烈的批发市场可能会受到市场结构变化和联邦或州实体提供的市场外补贴的破坏，包括对不经济的工厂的救助、从加拿大进口电力、可再生的授权或补贴，以及对新发电机的市场外付款。PUCT和德克萨斯州立法机构目前正在评估ERCOT市场的多种潜在变化，包括PCM，它将使所需的可靠性标准与高风险系统条件下的资源可用性保持一致，其最终解决方案尚不清楚。
我们的发电业务与其他非公用事业发电商、受管制公用事业公司、受管制公用事业公司不受管制的附属公司、其他能源服务公司及金融机构在出售电能、容量及辅助服务，以及在采购燃料、输电及运输服务方面竞争。此外，电力的总需求可通过基于若干竞争技术的发电能力以及以替代能源或可再生能源为燃料的发电设施来满足，这些能源包括水力发电、合成燃料、太阳能、风能、木材、地热、废热和固体废物来源。旨在加强和/或补贴可再生能源发电的监管举措增加了来自这些类型设施的竞争，对现有或新一代发电的市场外补贴可能会破坏竞争激烈的批发市场，这可能会导致现有设施过早退役，包括我们拥有的设施。
我们还在相对运营技能、财务状况和获得信贷来源的基础上与其他能源商人竞争。电力能源客户、能源批发供应商和运输商经常寻求财务担保、信用证等信贷支持，以及他们的能源合同将得到履行的其他保证。与我们竞争的公司可能在这些领域拥有更多的资源或经验。随着时间的推移，我们的一些发电厂可能会因为补贴发电而变得无法竞争，包括公用事业委员会支持的电力购买协议，以及新工厂的建设。这样的新工厂可能具有许多优势，包括更高效的设备和更新的技术，这些可能会导致更少的排放或电力传输系统上更有利的位置。此外，这些竞争对手可能能够更快地对新的法律和法规做出反应，因为他们的设施中使用了更新的技术，或者拥有更高效的设施所获得的额外资源。
其他因素可能会加剧电力批发市场的竞争。我们预计，我们将继续面临来自众多公司的激烈竞争，包括行业内的新进入者或现有竞争对手的整合。在我们运营的司法管辖区内的某些联邦和州实体已经制定或正在考虑制定法规或立法，以补贴其他不经济的工厂，并试图通过某些税收优惠等方式来激励建设和开发更多的可再生资源，以及增加能源效率投资。例如，2022年的《降低通货膨胀率法》包含了一些与可再生项目和核能等清洁能源技术有关的税收抵免和激励措施。新进入者或现有竞争对手可能会发现，开发新的可再生项目或投资于我们愿意投资的清洁能源技术更经济。对竞争对手的补贴(或增加补贴)可能会导致我们面临更激烈的竞争，这可能会对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生实质性的不利影响。
此外，我们的零售营销努力在竞争激烈的环境中争夺客户，这影响了我们能够提供服务的数量所能赚取的利润率。此外，随着零售业的竞争，我们提供负荷的住宅客户更容易切换到竞争对手的发电供应商，以满足他们的能源需求。这种流动性带来的波动性和不确定性可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。例如，如果转向另一家供应商的客户比预期的要少，我们必须服务的负荷将比预期的要大，如果燃料的市场价格上涨，我们的成本将比预期的增加更多，因为需要去市场支付增量供应义务。如果更多的客户转向另一家供应商，我们必须服务的负荷将低于预期，如果市场电价下降，我们的经营业绩可能会受到影响。
尽管电价相对较低，但能源市场参与者仍继续建设新发电设施或扩建或提升现有发电设施，而该等额外发电容量导致批发电价下降，可能会对我们的经营业绩及财务状况造成重大不利影响。
鉴于我们经营的某些市场的整体吸引力，以及与可再生能源相关的某些税收优惠，能源市场参与者尽管批发电价相对较低，但仍继续建造新的发电设施或投资于增强或扩建现有发电设施。假设这种市场动态继续下去，如果这种额外的发电能力导致电力供应过剩，从而导致批发电价下降，我们的运营业绩和财务状况可能会受到重大不利影响。此外，由于主要利益相关者、政府和监管机构对我们的运营和活动不断变化的预期和情绪，没有或拥有较少化石燃料业务的新的或现有的市场参与者可能会获得更多的市场份额，或减少我们的市场份额。
经济不景气可能会对我们的企业产生实质性的不利影响。
我们的经营业绩可能会受到经济持续低迷或低迷的负面影响，包括电力、发电能力和天然气价格的下降，这些价格可能会大幅波动。由于经济低迷，住宅客户失业增加，商业和工业客户对产品和服务的需求减少，可能导致能源需求下降和客户余额无法收回的数量增加，这将对我们的整体销售和现金流产生负面影响。当前全球形势的趋同，包括持续的通胀、不断上升的利率和地缘政治气候，已经并可能导致、或加速或加剧重大经济衰退的发生，以及消费者和交易对手行为的变化、更高的资金成本、我们现有长期合同的价值下降、大宗商品价格上涨和波动、供应链短缺，以及对我们业务的其他不利影响。此外，对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生负面影响的长期经济低迷可能导致未来的重大减值费用，以将某些资产的账面价值减记为各自的公允价值。
我们的流动性需求可能很难满足，特别是在金融市场不确定时期或大宗商品价格大幅波动时期，我们可能无法以有利的条件或根本无法在未来获得资金，这可能对我们产生重大不利影响。我们目前维持非投资级信用评级，这可能会对我们以有利条件获得资本的能力产生负面影响，或者导致更高的抵押品要求，特别是如果我们的信用评级在未来被下调的话。
我们的业务是资本密集型的。总体而言，我们依赖金融市场准入和信贷安排作为我们资本要求、对冲交易和其他无法通过手头现金或运营现金流履行的债务的重要流动性来源。无法筹集资本或获得信贷安排，特别是以优惠的条款进行融资，可能会对我们的流动性以及我们履行义务或维持和发展业务的能力造成不利影响，并可能增加资本成本和抵押品要求，其中任何一项都可能对我们产生重大不利影响。
我们获得资本的机会以及获取资本的成本和其他条件取决于各种因素，并可能受到这些因素的不利影响，这些因素包括：
•总体经济和资本市场状况，包括金融市场的变化，这些变化降低了可用流动资金或以有利条件或根本不能获得或更新信贷安排的能力；
•美国电力市场的状况和经济疲软；
•监管方面的发展；
•利率的变化；
•我们的信誉、企业价值或财务或经营业绩的恶化或被认为是恶化；
•下调维斯特拉或其适用子公司的信用评级，或其发行的信用评级；
•我们的负债水平和对债务协议中的契约的遵守情况；
•我们有能力在我们的担保信贷安排中实现我们的可持续发展目标；
•一个或多个贷款人或我方信贷安排下的交易对手的信用状况恶化或破产，影响该贷款人(S)向我方提供贷款的能力；
•信贷、担保或抵押品要求，包括与商品价格波动有关的要求；
•银行或其他贷款人为我们和我们的行业同行提供的一般信贷；
•投资者和贷款人对行业、我们的业务以及我们经营的电力批发市场的信心和信心；
•在执行我们的风险管理程序时出现重大故障或疏忽；
•我们的业务发生变化；
•我们的发电设施和ESSS的持续可靠运行受到干扰、限制或效率低下；以及
•税收和监管法律规定的变更或实施。
拥有和运营化石燃料发电的公司也面临越来越大的财务风险，因为机构贷款人或其他资金来源已变得更加关注可持续的融资做法，其中一些公司在向生产或利用化石燃料能源或温室气体排放水平较高的公司提供资金时，可能会寻求对减排目标或预期用途或收益的承诺，或者拒绝向生产或利用化石燃料能源或温室气体排放水平较高的公司提供资金。我们修改了我们的维斯特拉运营信贷协议，以纳入可持续发展调整。这些调整使用KPI指标中的基准值，并在我们报告的指标比基准值低一定百分比(按年调整)的情况下，准备降低适用的信用利差调整和承诺费费率。相反，如果我们报告的指标比基准值高出一定百分比，并按年进行调整，则适用的信用利差调整和费率将增加。对我们的信贷协议进行这些调整，有助于向贷款人表明我们致力于降低温室气体排放，但如果不能定期实现目标，这些贷款人可能会对此持负面看法。此外，机构贷款机构的放贷做法近年来一直是环保活动人士和其他关注气候变化的人密集游说的主题，这些游说活动往往是公开的，目的是不为更广泛的能源行业的公司提供资金。限制我们获得资本的渠道或增加我们的资本成本，可能会对我们产生实质性的不利影响。
此外，我们目前维持非投资级信用评级。因此，我们可能无法以与保持投资级信用评级的公司一样优惠的条款(金融或其他条件)获得资本，或者在信贷市场收紧的情况下，我们可能根本无法获得资本。此外，由于我们的非投资级信用评级，交易对手要求抵押品支持(包括现金或信用证)，以便与我们进行某些交易。
长期债务评级的下调通常会导致借贷成本上升，潜在的投资者池缩小，并可能根据合同安排引发流动性需求。维斯特拉或其任何子公司未来的交易，包括发行额外债务，可能导致我们的信用评级暂时或永久下调。
我们的负债和逐步取消LIBOR，或用不同的参考利率取代LIBOR，可能会对我们未来筹集额外资本为我们的运营提供资金的能力产生不利影响。它还可能使我们面临利率上升的风险，限制我们对经济或行业变化的反应能力，以及影响我们可用于分配的现金。
截至2022年12月31日，我们的总负债约为130亿美元，扣除现金后的净负债约为126亿美元。我们的债务可能会对我们的财务状况产生负面影响，包括：
•增加了我们在一般经济和工业条件下的脆弱性；
•要求我们的运营现金流的很大一部分专门用于支付我们债务的本金和利息，从而降低了我们向普通股持有人支付股息或为我们的运营、资本支出和未来商业机会提供资金的能力；
•限制我们进入需要信贷支持的长期电力销售或燃料购买的能力；
•限制我们为运营或未来收购提供资金的能力；
•限制我们根据股份回购计划回购股份的能力；
•根据我们信贷安排和其他融资协议中的限制性付款和其他财务契约，限制我们就我们的股本进行分配或支付股息的能力，以及我们的子公司向我们进行分配的能力；
•抑制我国股票价格的增长；
•使我们面临利率上升的风险，因为我们的某些借款，包括维斯特拉业务信贷安排下的借款，是以浮动利率进行的，其中只有一部分进行了对冲；
•限制我们为营运资金获得额外融资的能力，包括抵押品过帐、资本支出、偿债要求、收购和一般公司或其他目的；以及
•限制了我们适应不断变化的市场状况的能力，并使我们与可能负债较少的竞争对手相比处于竞争劣势。
由于这些或其他原因，我们可能无法成功获得额外资本。此外，我们可能无法以优惠条款或在债务到期或终止时对现有债务进行再融资或替换。我们未能在到期时获得额外资本或达成新的或替代融资安排，可能构成此类现有债务下的违约，并可能对我们的业务、财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。
2017年7月，监管伦敦银行间同业拆借利率的英国金融市场行为监管局宣布，打算在2021年底之前逐步取消伦敦银行间同业拆借利率。Libor是用作我们部分可变利率债务的参考利率的利率基准，包括我们的循环信贷安排和利率互换。2020年11月，伦敦银行间同业拆借利率的管理人洲际交易所基准管理局(IBA)在美国联邦储备委员会和英国金融市场行为监管局的支持下，宣布计划于2021年12月31日停止发布美元LIBOR，仅针对一周和两个月的美元LIBOR期限，并于2023年6月30日停止发布所有其他美元LIBOR期限的美元LIBOR。虽然这一声明将过渡期延长至2023年6月，但美国联邦储备委员会(Federal Reserve)同时发布了一份声明，建议银行在2021年底之前停止发行新的美元LIBOR。鉴于这些公告，目前LIBOR的未来并不确定，确定LIBOR的方法或与逐步淘汰LIBOR相关的监管活动的任何变化都可能导致LIBOR的表现与过去不同或不复存在。在过去一年中，由于预计受影响期限的伦敦银行同业拆借利率将不复存在，我们修改了我们的循环信贷安排，以SOFR作为我们的主要参考利率。对于我们的维斯特拉运营信用协议，我们进行了这一更改，同时进行了延期修订。某些贷款机构选择不将承诺期限延长至超过原定到期日。因此，这些贷款机构的承诺仍受制于基于libor的利率。然而，除非延期，否则这些金额为2亿美元的承诺将于2023年6月14日终止，并且假设不延长此类承诺，届时我们所有的循环信贷安排都将以SOFR为基础。然而，我们的定期贷款B-3贷款，到期日为2025年12月31日，仍以LIBOR为基础，可能面临上文所述的LIBOR过渡风险。
此外，我们使用LIBOR作为参考利率的某些协议受纽约州法律管辖，其中某些合同不包含任何后备条款，或包含导致基于LIBOR的替代利率或要求轮询银行间利率的后备条款。鉴于我们在伦敦银行间同业拆借利率过渡之前修订此类合同的努力不成功，我们预计适用的纽约州立法将适用于此类合同，并将提供一个替代率以纳入此类合同。
尽管我们做出了努力，但这些变化可能会导致利率和/或付款随着时间的推移与我们的债务的利率和/或付款不相关，如果以目前的形式提供LIBOR的话。任何新合约都需要参考另一种基准利率，或者包括建议的备用语言。因此，我们可能面临与我们的可变利率债务相关的成本增加，这可能会对我们的信用延期产生不利影响，和/或我们可能无法完全对冲我们交换债务的可变利率风险敞口。任何此类增加的成本或风险敞口都可能增加我们的资本成本，并对我们产生实质性的不利影响。
管理我们债务的协议和工具，包括Vistra运营信贷安排和契约，包含可能影响我们的业务运营能力、流动性和运营结果的限制和限制，任何不遵守这些限制都可能对我们产生重大的不利影响。
管理我们的债务的协议和工具，包括维斯特拉运营信贷安排和契约，包含限制我们经营我们的业务、计划或应对市场状况或满足我们的资本需求的能力，并可能导致维斯特拉运营信贷安排和/或契约违约的限制。维斯特拉运营信贷安排和契约包含此类融资惯常发生的违约事件。如吾等未能遵守维斯特拉营运信贷安排及/或契据中的契诺，且未能获得豁免或修订，或违约情况存在并持续，则根据该等协议或票据(视属何情况而定)的贷款人可发出通知，并宣布该等协议或票据下的未偿还借款即时到期及应付。如违反管控吾等债务的某些协议及文书中的任何契诺或义务，包括未获豁免或修订的维斯特拉营运信贷安排及契据，可能会导致适用债务的违约，并可能触发该等债务的加速，进而可能触发其他管控吾等债务的协议下的交叉违约，而任何此等加速未偿还借款均可能对吾等产生重大不利影响。
我们的某些债务需要用信用证、担保债券或现金担保，这增加了我们的成本。如果我们无法提供此类保障，可能会限制我们开展业务的能力，这可能会对我们产生实质性的不利影响。
我们从事某些对冲和大宗商品活动，并与需要现金抵押品或邮寄信用证的各种交易对手达成某些融资安排，如果我们拖欠债务，这些抵押品或信用证有被动用的风险。我们目前使用保证金保证金、预付款、担保债券和信用证作为大宗商品采购和风险管理活动的信贷支持。未来的现金抵押品需求可能会根据我们参与标准合同的程度和大宗商品价格的变动，以及我们的信用评级和我们所在市场对信誉的普遍看法而增加。就商品安排而言，必须提供的这种信贷支持的数额通常以特定合同中商品的价格与商品的市场价格之间的差额为基础。市场价格的大幅波动可能会导致我们被要求提供大量的现金、抵押品和信用证。我们战略的有效性可能取决于可用于订立或维持这些合同的抵押品数量，而流动性要求可能比我们预期的或将能够满足的更大。如果没有足够的营运资金或其他可用的流动性来源作为抵押品，我们可能无法有效地管理价格波动或实施我们的战略。要求我们向交易对手提供的信用证或现金抵押品的金额大幅增加，可能会对我们产生实质性的不利影响。
我们可能无法以有利的条款或根本无法完成未来的收购，无法将未来的收购成功整合到我们的业务中，或无法有效地识别和投资于创造价值的业务、资产或项目，这可能导致意外的费用和损失，或以其他方式阻碍或延迟我们的增长战略。
作为我们增长战略的一部分，包括我们扩大零售平台的愿望，我们可能会寻求收购资产或运营实体。这一战略取决于公司成功识别和评估收购机会并以有利条件完成收购的能力。我们继续实施增长战略的这一部分的能力将受到我们确定合适的收购或合资企业候选人的能力以及我们的财务资源(包括可用现金和获得资本的机会)的限制。此外，公司将与其他公司争夺这些有限的收购机会，这可能会增加公司进行收购的成本，或者根本限制公司进行收购的能力。完成收购或进入合资企业所产生的任何费用、整合收购所需的时间或我们未能成功整合收购的业务都可能导致意想不到的费用和损失。此外，我们可能无法充分实现我们可能寻求的任何未来收购或合资企业的预期收益。此外，将收购的业务整合到我们现有业务中的过程可能涉及未知风险，导致不可预见的运营困难和费用，并可能需要大量财务资源，否则将可用于执行我们的业务战略。如果公司无法确定和完成未来的收购，可能会阻碍公司执行其增长战略的能力。
我们实现Vistra Zero投资组合（包括太阳能发电、ESS和其他可再生能源开发项目）预期增长的能力受到大量资本要求和其他重大不确定性的影响。
我们有一个庞大的资本分配计划，旨在投资于可再生资产，包括太阳能开发项目和ESSS。作为我们业务战略的一部分，我们计划继续评估在可再生资产、新兴技术和相关项目方面的潜在战略收购或投资。值得注意的是，公司成功开发我们当前的可再生能源项目或在未来收购更多可再生资产的能力可能会受到可再生资产的需求和生存能力的影响，这可能取决于项目和融资的可用性，以及州和联邦层面实施的支持可再生资产发展的公共政策、金融和税收机制。各种因素可能会导致成本增加或导致我们当前或未来的可再生项目的延迟或取消，或我们在项目上的投资的损失或价值下降，这些风险包括但不限于与选址、融资、工程和建设、许可、互联请求、联邦和州监管批准、影响该行业的新立法或监管变化、投产延迟、进口关税、联邦所得税法的变化、经济事件或因素、环境和社区问题、额外资金的可用性或要求、加剧的竞争、或由于未能达到某些里程碑而终止电力销售合同的可能性。此外，最近可再生能源项目的激增导致向电网运营商(包括我们运营的市场)提交的大量互联请求，导致我们的项目和其他项目的审批过程和预计完成日期大幅延误。此外，对可再生能源项目(如ESSS和太阳能项目)建设的需求增加，以及其他劳动力市场和供应链限制，已经并可能继续导致合格专家、承包商以及必要的服务或材料的有限供应，导致我们当前和未来计划项目的开发和建设延迟和成本上升。如果这些因素中的任何一个发生，我们的财务状况、经营业绩和现金流可能会受到不利影响，或者我们未来的增长机会可能无法实现预期。
虽然我们的若干附属公司正处于开发及建造太阳能发电设施及ESSS的不同阶段，而若干该等项目已就售电签订长期合约或作出类似安排，但在其他情况下，我们的附属公司可能会在开发过程中承担责任，即使该等附属公司尚未取得成功项目的购电安排或其他重要元素。如果项目没有按计划进行，我们的子公司可能仍然有义务承担某些债务，即使项目不会完成。发展在本质上是不确定的，我们可能会放弃某些发展机会，在决定不继续进行某一特定项目之前，我们可能会承担巨大的发展成本。我们认为，正在开发的项目的资本化成本是可以收回的；然而，不能保证任何单个项目将完成并实现商业运营。如果这些开发努力不成功，我们可能会放弃正在开发的项目，并注销与该项目相关的成本，并可能产生与任何相关或有负债相关的额外损失。
与潜在资产剥离相关的情况可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
在评估我们的业务和我们各种资产的战略适合性时，我们可能会决定出售一项或多项此类资产。 尽管决定剥离资产，我们可能难以找到愿意以可接受的价格、可接受的条款及时购买资产的买家。 此外，潜在买方可能难以获得融资。 资产剥离可能涉及额外风险，包括：
•业务和人员难以分开;
•需要为买方提供重要的持续的交易结束后过渡支持;
•管理层的注意力可能会暂时转移;
•保留某些当前或未来负债，以诱使买方完成资产剥离;
•对被剥离资产的某些过去负债向买方作出赔偿或偿付的义务;
•我们的业务中断;以及
•关键员工的潜在流失。
我们可能无法成功管理该等风险或我们在剥离任何资产时可能遇到的任何其他重大风险，这可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
如果我们的商誉、无形资产或长期资产出现减值，我们可能需要在收益中记录重大费用。
我们的资产负债表上记录了大量商誉、无形资产和长期资产。根据美国公认会计原则，商誉和非摊销无形资产必须至少每年进行减值测试。此外，当事件或环境变化显示资产的账面价值可能无法收回时，我们会审查商誉、我们的无形资产和长期资产的减值。可能被考虑的因素包括未来现金流下降，能源行业增长速度放缓，以及我们普通股价格的持续下降。
我们在2022年第四季度进行了商誉和非摊销无形资产的年度评估，并确定不需要任何实质性减值。然而，减值评估将在未来期间进行，并可能导致减值损失，这可能是重大的。
发行或收购我们的普通股，或股东出售或处置我们的普通股，导致国内税法(IRC)定义的所有权变更§382可能会进一步限制我们使用某些税收属性和我们的联邦净营业亏损来抵消我们未来的应税收入的能力。
如果发生IRC(IRC§382)第382节所定义的“所有权变更”，则在所有权变更后的任何一年内可使用的NOL数量可能会受到很大限制。一般来说，当股东对公司股票的所有权增加超过50个百分点时，就会发生“所有权变更”，每个股东都拥有(或根据IRC第382条被视为拥有)该公司5%或更多的股票。根据IRC第382条S的广义定义，所有权变更可能是我们无法控制的股票正常市场交易的意外后果。维斯特拉从与Dynegy的合并中收购了NOL；然而， 根据IRC第382条，Vstra对这种属性的使用是有限的，因为合并构成了对Dynegy的“所有权变更”。如果维斯特拉发生“所有权变更”(包括超过5%的股东的正常交易活动)，根据IRC第382条提供的公式，当时存在的所有NOL的使用将受到额外的年度限制，该公式基于公司的公允市场价值和所有权变更时的现行利率。此外，有关维斯特拉的任何所有权变更可能会导致我们使用发生任何此类所有权变更时存在的某些税收属性(包括折旧)的能力受到额外限制，并对我们的纳税义务和我们在TRA下的义务产生影响。
税务立法举措或对我们税务状况的挑战，或潜在的未来立法或征收新的或增加的税收或费用，可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。
我们受美国联邦、州和地方政府的税收法律和法规的约束。有时，立法措施可能会对我们在所得税或其他税收方面的整体税收状况产生不利影响。我们不能保证我们的实际税率或税款不会因这些立法措施而受到不利影响。2017年12月22日颁布的2017年减税和就业法案(TCJA)和2022年8月16日颁布的通胀降低法案(IRA)都对美国现行联邦税法进行了重大修改。例如，爱尔兰共和军颁布了几项新的建议，包括但不限于(I)以账面收入为基础的企业替代最低税和(Ii)有资格获得更高的可再生能源税收抵免的额外要求。这些变化是复杂的，仍然是美国财政部和美国国税局发布的额外指导的主题。此外，各州对联邦税收变化的反应也在继续演变。随着进一步的行政指导和法规的发布，我们对美国税制改革的解释和假设可能会在未来一段时间内发生变化，这可能会对我们的有效税率或纳税产生重大影响。
美国联邦、州和地方税收法律法规极其复杂，受到不同解释的影响。如果受到相关税务机关的质疑，不能保证我们的税务状况将持续下去，如果不能持续下去，可能会对我们的经营业绩和财务状况产生重大影响。
美国联邦所得税改革和其他税法的变化可能会对我们产生不利影响。此外，我们运营或拥有资产的州可能会对我们运营的各个方面征收新的或增加的税收或费用。由于这些提案和美国联邦所得税法的其他类似变化而导致的任何立法的通过，或者征收新的或增加的税收或费用，都可能对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生实质性的不利影响。
我们被要求向TRA权利的持有者支付某些税收优惠，金额可能是很大的。
在生效日期，我们与美国股票转让信托公司，有限责任公司，作为转让代理加入了TRA。根据TRA，我们向我们的前任的第一留置权债权人发放了在TRA(TRA权利)下接受付款的实益权益，这些债权人将被托管，以使根据重组计划有权获得此类TRA权利的我们的前任的第一留置权债权人受益。我们的财务报表反映了截至2022年12月31日与这些未来付款义务有关的负债5.22亿美元(见财务报表附注7)。这一数额是基于财务报表附注中更全面描述的某些假设，根据TRA支付的实际款项可能与这一估计数有很大不同。
TRA一般规定我们向TRA权利持有人支付我们和我们的子公司实际实现的美国联邦、州和地方所得税中现金节省金额的85%，这是我们使用(A)可归因于PrefCo优先股出售的税基增加，(B)因La Frontera Ventures、LLC和Lnuant之间的买卖协议而获得的资产的整个税基，该协议日期为2015年11月25日。及(C)与本公司根据TRA支付而被视为已支付的推算利息有关的税务优惠，加上自适用报税表到期日起应累算的利息。根据TRA支付的任何款项的金额和时间将因多种因素而异，包括我们未来产生的应税收入的金额和时间以及当时适用的税率、我们对亏损结转的使用以及我们根据TRA支付的构成推算利息的部分。
尽管我们不知道有任何问题会导致美国国税局对TRA的税收优惠提出质疑，但如果TRA下的付款接受者随后被拒绝，则不需要向我们报销之前支付的任何款项。因此，在这种情况下，Vistra可以根据TRA支付比其实际节省的现金税款更多的款项。任何数额的超额付款都可以用来减少未来的TRA付款，但不能立即收回，这可能会对我们的流动性造成不利影响。
由于维斯特拉是一家控股公司，没有自己的业务，它根据TRA支付款项的能力取决于其子公司向其进行分配的能力。如果维斯特拉因其子公司因任何原因无法向我们进行分配而无法根据TRA付款，则此类付款将被推迟，并将在付款之前计提利息，这可能会对我们的运营业绩产生不利影响，也可能会影响我们在支付此类款项期间的流动性。
根据TRA，我们将被要求支付的款项可能会很大。
我们可能被要求根据TRA向TRA权利持有人提前支付解约金。
《TRA》规定，如果Vistra违反其在TRA下的任何重大义务，或在某些合并、资产出售或其他形式的业务合并或某些其他控制权变更时，TRA下的转让代理可将该事件视为TRA的提前终止，在此情况下，Vstra将被要求立即向TRA权利持有人支付相当于基于某些估值假设的预期未来税收优惠的现值(按等于LIBOR加100个基点的贴现率)的款项。
因此，一旦违反或更改控制，我们可能被要求根据TRA一次性支付，然后我们才能实现任何实际的现金税收节省，并且这种一次性支付可能会超过我们未来的实际现金税收节省。
这些加速付款的总额可能大大超过我们在财务报表中根据TRA支付的估计负债，这可能会对我们的流动性产生重大负面影响。
监管和立法风险
我们的业务受到持续复杂的政府法规和立法的制约，这些法规和法规已经并可能在未来对我们的业务、运营结果、流动性、财务状况和现金流产生不利影响。
我们的业务在不断变化的市场环境中运营，受到州和联邦有关能源行业重组的各种立法和监管举措的影响，包括发电和销售电力、天然气、碳抵消和可再生能源证书以及其他大宗商品的竞争。尽管我们试图遵守不断变化的立法和监管要求，但我们有可能无法成功或及时地适应任何此类变化。遵守或改变这些法律和监管制度下的要求，包括拜登政府提出或实施的要求，可能会对我们的业务、运营结果、流动性、财务状况和现金流产生不利影响。
我们的业务受制于许多州和联邦法律(包括但不限于PURA、联邦电力法、天然气政策法、原子能法、1978年公用事业监管政策法、清洁空气法(CAA)、清洁水法(CWA)、资源保护和回收法(RCRA)、2005年能源政策法、多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法以及电话消费者保护法)、不断变化的政府政策和监管行动(包括FERC、NERC、RCT、MSHA、EPA、NRC、司法部、FTC、本新闻稿旨在就各种事宜(包括但不限于市场结构和设计、核电设施的运营、其他发电设施的建设和运营、褐煤矿山的开发、运营和回收、成本和投资的回收、退役成本、市场行为规则、现有或未来的批发和零售竞争、行政定价机制(及其调整))、电力批发费率、强制性可靠性标准和环境事宜，遵守ERCOT、CAISO、ISO-NE、MISO、NYISO和PJM的规则、准则和协议(包括但不限于CFTC、州公用事业委员会和州环境监管机构)。我们与其他市场参与者一样，受到电价约束和市场行为以及其他与竞争有关的规则和法规的约束。此外，Ambit的直销业务(I)可能被联邦、州或外国监管机构发现不符合适用的法律或法规，这可能导致我们无法获得或保持许可证、许可证或类似认证，以及(Ii)可能需要更改其补偿做法以符合适用的联邦或州法律或法规。现行法律法规的变更、修订或重新解释可能会对我们的业务、经营业绩、流动性、财务状况和现金流产生重大不利影响。
极端天气事件已经造成，未来也可能导致联邦和州政府以及监管机构努力调查和确定此类事件的原因。例如，由于冬季风暴URI，我们收到了德克萨斯州总检察长的民事调查要求，以及ERCOT、NERC和其他与此事件相关的监管机构的信息请求。最近的冬季风暴埃利奥特还导致监管机构要求NERC、FERC、地区可靠性实体和全国各地区的独立市场监管者提供信息和调查通知。这些努力已经并在未来可能导致影响我们行业和企业的法律或法规的变化，包括但不限于对电力供应链各个方面的越冬要求，包括发电、输电和燃料供应；在未来的任何事件中改善电力供应链各参与者之间的协调；对允许向客户提供的计划类型的限制或限制；与仅定期运行的资产的持续运营相关的市场补偿和激励的方法或计算的可能修订，包括在极端天气事件期间或其他稀缺时期；以及可能采取的其他潜在的立法和监管纠正行动。以前宣布的或未来涉及市场参与者的法律程序、监管行动、调查或其他行政诉讼可能导致对违反法律、规则或法规的行为作出不利裁决或其他发现，其中任何一项都可能影响市场参与者全部或部分履行其各自义务的能力。德克萨斯州立法机构、PUCT和ERCOT已经实施了新的要求，并继续考虑未来的市场设计和其他规则变化，以应对冬季风暴URI和其他极端天气事件。
最后，由于影响批发和零售竞争的州和联邦政策以及为增加大量新的可再生能源发电而制定的激励措施，监管环境在过去几年中发生了重大变化。例如，改变或发展要求使用清洁可再生燃料和替代燃料的立法，或要求实施要求实施新技术的节能计划，可能会增加我们的资本支出和/或影响我们的财务状况。此外，在一些能源零售市场，州立法者、政府机构和其他利益攸关方提出了一些建议，以改变基于市场的定价的使用方式，重新监管这些市场以前具有竞争力的领域，或者允许电力输送公司建造或收购发电设施。在我们目前或未来可能运营的州，可能会提出重新监管零售能源行业的其他建议，并可能推迟、停止或逆转影响电力和天然气放松监管或重组进程的立法或其他行动。如果这些变化由监管机构颁布，我们可能会失去客户，招致更高的成本和/或发现更难获得新客户。这些变化正在进行中，我们无法预测电力批发市场的未来设计，也无法预测不断变化的监管环境将对我们的业务产生的最终影响。
我们被要求获得并遵守政府的许可和批准。
我们被要求获得并遵守来自联邦、州和地方政府机构的大量许可和许可证。获得和续签必要的许可证和许可证的过程可能既漫长又复杂，有时可能会造成一些条件，使申请许可证或许可证的项目或活动无利可图，或在其他方面没有吸引力。此外，在各种情况下，此类许可证或许可证可能会遭到拒绝、撤销或修改。未能获得或遵守许可证或执照的条件，或未能遵守适用的法律或法规，可能会导致我们的运营和电力销售延迟或暂停，或我们向客户提供的电力减少，并可能受到处罚和其他制裁。尽管各监管机构定期更新现有许可证和许可证，但我们现有许可证或许可证的续期可能会因各种因素而被拒绝或危及，包括(A)未能为关闭提供足够的财务保证，(B)未能遵守环境、健康和安全法律法规或许可证条件，(C)当地社区、政治或其他反对意见，以及(D)行政、立法或监管行动。
我们无法获得并遵守我们的运营所需的许可证和许可证，或此类采购或合规对我们的成本，可能会对我们产生实质性的不利影响。此外，如果颁布了新的环境法律或法规，或改变了对现有法律的解释，可能会导致我们设施中的活动需要更改，以避免违反适用的法律和法规，或引发有关我们设施中的历史活动违反适用法律和法规的索赔。除了可能对任何此类违规行为处以罚款外，我们还可能被要求进行大量资本投资并获得额外的运营许可或许可证，这可能会对我们产生实质性的不利影响。
我们遵守现有和新的环境法律的成本可能会对我们产生实质性的不利影响。
我们受到政府当局的广泛环境监管，包括联邦和州环境机构和/或总检察长。我们可能会产生比目前考虑遵守这些法规要求的成本更高的额外成本。如果我们不遵守这些监管要求，我们可能会面临行政、民事或刑事责任和罚款。现有的环境法规可能会被修订或重新解释，新的法律和法规可能会通过或适用于我们或我们的设施，未来环境法律和法规可能会发生变化，包括与空气排放和CCR相关的潜在监管和执法发展，所有这些都可能导致比目前考虑遵守现有要求的成本高得多的额外成本。上述任何一项都可能对我们产生实质性的不利影响。
环保局最近敲定或提出了几项监管行动，为控制某些来源的排放制定了新的要求，包括发电设施。未来，环保局还可能提出并最终确定其他监管行动，这些行动可能会对我们现有的发电设施或我们以具有成本效益的方式开发新发电设施的能力产生不利影响。不能保证我们以褐煤、煤炭和/或天然气为燃料的发电设施目前安装的排放控制设备将满足任何未来EPA或州环境法规的要求。最近的一些监管行动，如EPA拟议的跨州空气污染规则更新、ACE规则以及任何取代ACE规则的拟议或未来行动，以及根据地区雾霾计划采取的行动，可能需要我们安装大量额外的控制设备，从而导致我们的发电机组潜在的合规重大物质成本，包括资本支出、更高的运营和燃料成本以及潜在的减产或工厂退役。这些成本或运营影响可能会对我们产生实质性的不利影响。
我们可能无法获得或保持所有必需的环境监管批准。如果延迟获得任何所需的环境监管批准，如果我们未能获得、维护或遵守任何此类批准，或者如果批准被追溯到不允许或不利的修改，我们发电设施的运营可能会被停止、中断、削减或修改，或承担额外成本。任何此类停工、中断、削减、修改或额外成本都可能对我们产生实质性的不利影响。
此外，我们可能对与我们收购、租赁、开发或出售的设施的环境状况相关的任何现场责任负责，无论这些责任是在何时产生的，也无论它们现在是已知的还是未知的。对于某些资产的收购和出售，我们可能会获得或被要求提供对某些环境责任的赔偿。另一方可能根据情况对我们提出环境索赔或不履行其对我们的赔偿义务，这可能会对我们产生实质性的不利影响。
如果通过新的联邦或州立法或法规来应对全球气候变化，需要的努力可能超过或高于我们目前计划的倡议，或者如果我们因温室气体排放对人或财产造成的据称损害而受到诉讼，我们可能会受到实质性和不利的影响。
国内外对全球气候变化以及温室气体排放(如CO)如何2，对全球气候变化做出贡献。在过去的几年里，美国国会考虑并辩论了几项旨在使用不同方法应对气候变化的提案，包括对碳排放设定上限，允许排放者交易未使用的排放限额(总量管制与交易)，对碳或温室气体排放征税，激励低碳技术的发展，以及联邦可再生能源组合标准。2019年7月，美国环保局敲定了ACE规则，该规则制定了排放指南，各州在制定计划监管现有燃煤发电机组的温室气体排放时必须使用这些指南。2021年1月，哥伦比亚特区巡回法院撤销了ACE规则，并根据法院的裁决将其发回环境保护局进一步审议。华盛顿特区巡回法院的裁决被上诉至美国最高法院。2022年6月，美国最高法院发布了关于西弗吉尼亚州诉环境保护局案它在其中认为，环境保护局无权在温室气体排放监管中适用代际转换。这一判决推翻了哥伦比亚特区巡回法院的决定，并将案件发回，以根据美国最高法院的意见进行进一步的诉讼。环保局可能会制定一项更严格、更包容的规则，以在其还押程序中取代ACE规则，并已受到拜登政府的指示，审查这一规则和环境保护局在特朗普政府期间颁布的其他规则。在华盛顿特区巡回法院宣布空置和还押之前，我们运营燃煤电厂的州(德克萨斯州、伊利诺伊州和俄亥俄州)已经开始制定符合ACE规则的州计划。此外，近年来已经有许多联邦法院提起诉讼，声称与温室气体排放有关的损害索赔，这些诉讼的结果可能会确立不利的先例，可能适用于产生温室气体排放的公司(包括我们)。如果通过新的联邦和/或州立法或法规来应对全球气候变化，需要的努力可能超过或高于我们目前计划的倡议，或者如果我们因温室气体排放对人或财产造成的据称损害而受到诉讼，我们可能会受到实质性和不利的影响。
此外，2021年1月，总裁·拜登向联合国发出书面通知，表示美国有意重新加入2021年2月生效的《巴黎协定》。尽管《巴黎协定》没有为各国规定任何限制温室气体排放的约束性义务，但它确实包括了自愿限制或减少未来排放的承诺，各种公司、投资者以及美国各州和地方政府此前都承诺要推进《巴黎协定》的目标。此外，拜登政府已指示某些机构向国家气候特别工作组提交一份计划，以在2035年之前实现无碳污染的电力部门。该公司向清洁能源转型和减少温室气体排放的计划可能无法在这一时间框架内完成，否则我们可能无法实现预期的可持续发展和减排目标。因此，我们可能需要加快或改变我们的目标，产生额外的费用，和/或调整或停止某些业务，因为新实施的联邦和/或州法规旨在减少未来的碳排放。
鲁米昂特的采矿业务受到RCT的监督。
我们目前在德克萨斯州拥有并运营或正在回收各种露天褐煤煤矿，为我们的发电设施提供燃料。我们还拥有或租赁宾夕法尼亚州的多个垃圾转化为能源的地面设施，并正在进行回收利用。RCT行使监管回收活动的广泛权力，不断审查Lighant是否符合RCT规则和法规，以及是否满足其在德克萨斯州的采矿许可证的所有要求。RCT或同样监管全国采矿活动的内政部露天采矿办公室通过的任何新规则和条例，或对现有规则和条例解释的任何变化，都可能导致更高的合规成本，或以其他方式对我们的财务状况产生不利影响，或导致采矿许可证被吊销。任何采矿许可证的撤销都将意味着发光体将不再被允许在适用的矿山开采褐煤，以服务于其发电设施。
随着现有和已退役的采矿作业将在未来几年内得到回收，Lighant的褐煤采矿回收活动将需要大量资源。
随着发光体于二零一七年宣布注销数项发电资产及相关采矿业务，以及其持续采矿业务持续进行与橡树林发电资产相关的采矿活动，发光体预期将耗费大量金钱、内部资源及时间以完成所需的填海活动。未来五年，维斯特拉预计将花费约2.34亿美元(名义基础)来实现其采矿复垦目标。
诉讼、法律程序、监管调查或其他行政程序可能使我们承担重大责任和声誉损害，这可能对我们产生实质性的不利影响。
我们在正常业务过程中参与了多起诉讼，其中包括雇佣、商业和环境问题，以及其他伤害和损害索赔。我们评估诉讼索赔和法律程序，以评估不利结果的可能性，并估计可能的潜在损失金额。根据该等评估及估计，当适用的会计规则要求时，吾等会建立准备金，并酌情披露相关的诉讼索偿或法律程序。这些评价和估计是基于当时管理层可获得的信息，涉及大量的判断。实际结果或损失可能与目前的评价和估计有很大不同。此类索赔或诉讼的和解或解决可能会对我们产生实质性的不利影响。我们使用适当的手段对针对我们的威胁或提起的诉讼进行抗辩，但诉讼环境构成了重大的商业风险。
我们还参与了正常业务过程中的监管调查和其他行政诉讼，我们面临着可能成为额外监管调查或行政诉讼对象的风险。虽然我们无法预测任何监管调查或行政诉讼的结果，但任何此类监管调查或行政诉讼都可能导致我们招致重大处罚和/或其他成本，并对我们产生重大不利影响。
我们的零售企业都拥有代表认证，这些认证都要接受我们所在州的公用事业委员会的审查，这些企业都受到州规章制度变化的影响，这可能会对我们业务的盈利能力产生实质性影响。
我们美国零售企业的竞争力在一定程度上取决于国家监管政策，这些政策确立了向零售客户提供服务的结构、规则、条款和条件。具体地说，公用事业委员会和/或零售部门所在司法管辖区的总检察长可以随时启动调查，以确定我们的零售业务是否符合某些委员会规则或州法律，以及我们是否满足代表认证的要求，包括财务要求。这些国家政策和调查可能包括对我们零售企业可以收取的零售费率的控制、对销售施加的额外成本、对我们通过各种营销渠道和披露要求获得新客户的能力的限制、对我们零售业务是否遵守某些佣金规则或州法律以及我们是否满足REP认证要求(包括财务要求)的调查，这些都会影响我们零售企业的竞争力。任何REP认证的取消或撤销都将意味着我们将不再被允许在适用司法管辖区向零售客户提供电力服务，而这种取消认证可能会对我们产生实质性的不利影响。此外，州或联邦强制实施净计量或可再生能源组合标准计划可能会使零售客户补充或取代他们对电网电力的依赖的成本或多或少地增加或降低。我们的零售企业影响这些国家规章制度和政策发展的能力可能有限，我们的商业模式可能或多或少有效，这取决于监管环境的变化。
操作风险
电力供应成本及电力需求波动已对及可能于未来对本集团零售业务的财务表现造成不利影响。
虽然我们是零售企业批发电力供应需求的主要供应商，但我们的零售企业从第三方购买了一部分电力供应需求。因此，我们零售业务的财政表现有赖于他们能否以低于向客户收取的价格从第三方获得足够的电力供应。因此，在零售企业的批发电力供应成本上升幅度超过他们向客户收取的电费的任何时期，我们的收益和现金流都可能受到不利影响。与零售企业的能源承诺相关的批发电力供应购买的价格可能不同于向客户收取的费率中反映的价格，原因包括：
•使用不同的供应、采购合同和签订相关合同的时间；
•随后天然气总体价格的变化；
•天然气价格相对于12个月远期价格的每日、每月或季节性波动；
•输电限制和公司向客户输送电力的能力；
•市场外付款、提升或其他非直通费用，以及
•市场热度的变化。
在客户的实际用电量与预测用电量出现重大差异的任何时期，零售企业的收益和现金流也可能受到不利影响，这可能是由于天气事件、输电和配电中断、需求侧管理计划、竞争和经济状况等因素造成的，例如2021年2月的冬季风暴URI。
我们的零售业务面临来自其他销售代表的激烈竞争，可能导致现有客户流失及无法吸引新客户。
我们的零售市场竞争非常激烈，因此，我们的零售业务面临着激烈的客户竞争。我们相信我们的品牌在我们经营的零售电力市场上受到好评，但尽管我们承诺提供优质的客户服务和创新的产品，但客户对我们品牌的情绪，包括与竞争对手的品牌相比，取决于某些我们无法控制的因素。例如，竞争对手的代表可能会提供不同的产品、更低的电价和其他激励措施，尽管我们与许多客户建立了长期的关系，但这些可能会吸引客户离开我们。如果我们不能在零售市场上成功地与竞争对手竞争，我们的零售客户数量可能会下降，这可能会对我们产生实质性的不利影响。
当我们试图发展我们的零售业务和运营我们的商业战略时，我们与其他可能比我们有一定优势的代表竞争。例如，在新市场，我们争取新客户的主要竞争对手可能是现任代表，他们的优势是与客户建立了长期的关系，包括知名品牌的认可。除了来自现任代表的竞争外，我们还可能面临来自许多其他能源服务提供商、其他能源行业参与者或国家品牌消费产品和服务提供商的竞争，他们可能会发展出与我们竞争的业务。其中一些竞争对手或潜在竞争对手可能比我们更大，或者比我们拥有更多的资源或获得资本的途径。如果在竞争激烈的零售电力市场没有足够的潜在利润，以克服这些市场吸引客户成本较高的不利影响，我们在这些市场竞争可能就没有利润了。
我们的零售业务依赖于当地公用事业公司或独立输电系统运营商的基础设施来向我们的客户提供电力，并获取有关他们的信息。任何基础设施故障都可能对客户满意度产生负面影响，并可能对我们产生实质性的不利影响。
我们的大部分零售业务依赖于由独立公用事业公司拥有和运营的输电和配电设施来输送我们出售给客户的电力。如果输电能力不足，我们销售和输送电力的能力可能会受到阻碍，我们可能不得不放弃销售或购买比容量受限地区更昂贵的批发电力，或者，在PJM的产能表现和ISO-NE的绩效激励方面，我们可能会受到重大处罚。例如，在某些时期，我们拥有大量客户的达拉斯-沃斯堡大都会综合体的某些地区的传输通道受到限制。为这些客户提供服务的成本可能超过向其他客户提供服务的成本，导致运营利润率较低。此外，任何中断或损害向客户输送电力的基础设施故障都可能对客户对我们服务的满意度产生负面影响。上述任何一项都可能对我们产生实质性的不利影响。
我们的业务运营受到高级、持续的基于网络的安全威胁和诚信风险。对我们基础设施的攻击如果违反了网络/数据安全措施，可能会使我们面临重大责任、声誉损害、监管行动和业务运营中断，这可能会对我们产生实质性的不利影响。
影响我们业务有效运作的多项功能，有赖于电子数据的安全可靠储存、处理和通讯，以及先进的电脑硬件和软件系统的使用，以及我们的大部分资讯科技基建设施(直接或间接)与互联网连接。我们的信息技术系统和基础设施，以及我们的供应商和供应商的系统和基础设施，都容易受到威胁，这些威胁可能会危及保密性、完整性或可用性。虽然我们有旨在保护我们的基础设施的控制措施，但此类入侵和威胁正变得越来越复杂和复杂，需要我们的计划不断发展。任何此类破坏、中断或类似事件损害我们的信息技术基础设施可能会扰乱正常的业务运营，并影响我们控制我们的发电资产、维护我们受限数据的机密性、可用性和完整性、获取零售客户信息以及限制与第三方的通信的能力，这可能会对我们产生重大不利影响。
作为不断制定新的和修改后的可靠性标准的一部分，FERC已经批准了对其关键基础设施保护可靠性标准的修改，并为被确定为“关键网络资产”的资产建立了标准。根据2005年的能源政策法案，FERC可以对未能遵守强制性电力可靠性标准的行为处以罚款(每次违规最高可达每天100万美元)，这些标准包括保护电力系统免受网络/数据和物理安全漏洞的潜在干扰的标准。
此外，我们的零售业务要求我们在正常业务过程中访问、收集、存储和传输敏感客户数据。 对数据隐私和数据保护的担忧导致了可能影响我们业务的监管和其他行动的加强，数据隐私和数据保护法律和法规的变化或任何不遵守此类法律和法规的行为都可能对我们的业务和财务业绩产生不利影响。 我们的零售业务可能需要向需要访问此信息的供应商和服务提供商提供敏感客户数据，以便向零售业务提供服务（例如呼叫中心运营）。
尽管我们采取了预防措施来保护我们的基础设施，但我们一直并可能继续受到网络钓鱼和其他网络安全入侵的攻击。国际冲突增加了国家支持的网络威胁的风险，并加剧了对网络犯罪和网络间谍活动的利用。特别是，当前的地缘政治气候进一步加剧了网络安全风险，包括美国网络安全和基础设施安全局在内的多个政府机构发布了网络威胁增加的警告，特别是对美国关键基础设施的威胁。虽然本公司尚未经历网络/数据事件造成任何重大的运营、声誉或财务影响，但我们认识到一般市场和我们行业内日益增长的威胁，并且不能保证我们能够在未来防止任何此类影响。如果我们的信息技术系统发生重大破坏，我们业务的关键运营能力和声誉可能会受到不利影响，客户信心可能会下降，我们的业务可能会受到大量的法律或监管审查和索赔，其中任何一项都可能导致针对公司的潜在法律或监管行动，客户流失，并以其他方式对我们产生重大不利影响。任何支持我们的代、商业或零售运营的关键运营能力的损失或中断，客户的流失，或因泄露、未经授权的访问、中断、滥用或披露而丢失机密或专有数据，都可能对我们的声誉造成不利影响，使我们面临重大法律或监管索赔，并削弱我们执行业务战略的能力，这可能对我们产生重大不利影响。此外，我们可能会遇到资本和运营成本增加的情况，以加强我们的信息技术基础设施的安全性。我们不能保证此类事件和影响在未来不会是实质性的，我们阻止、识别和缓解未来违规行为的努力可能需要额外的大量资金，而且可能不会成功。
由于运营风险、监管风险以及科曼切峰核电设施的所有权和运营所产生的核事故风险，我们可能遭受重大损失、成本和责任。
我们在德克萨斯州格伦罗斯拥有并运营一家核能发电设施(科曼奇山顶设施)。核能发电设施的所有权和运营涉及一定的风险。这些风险包括：
•由于设备、机械、结构、网络安全、内部威胁、第三方妥协或其他问题导致的计划外停机或意外成本；
•维护协议不充分或失效；
•因人为错误或不可抗力导致反应堆运行和安全系统受损；
•放射性材料的储存、搬运、处理、运输、释放、使用和处置的费用和责任；
•采购核燃料的成本，包括限制从俄罗斯或中国进口的影响；
•在我们的现场干桶储存设施储存和维护乏核燃料的成本；
•民族国家或其他威胁行为者的恐怖主义或网络安全攻击以及针对任何此类攻击进行保护和恢复的成本；
•自然灾害的影响；
•对商业上可获得的保险金额和类型的限制；以及
•在核设施使用年限结束时改装或退役核设施所涉及的技术和财务方面的不确定性。
科曼奇山顶设施的任何长期不可用都可能对我们的运营业绩、现金流、财务状况和声誉产生重大不利影响。以下是较重大的相关风险：
•操作风险-任何发电设施的运营都可能恶化到不得不关闭该设施的地步。如果科曼奇山顶设施发生这种降级，查明和纠正运行降级的原因以使设施恢复运行的过程可能需要大量的时间和费用，导致收入损失以及为履行供应承诺而增加的燃料和购买的电力费用。此外，任何其他核能发电设施的关闭或故障都可能导致监管机构要求关闭或减少科曼切峰设施的可用性。
•监管风险-核管理委员会可修改、暂停或吊销许可证，并对未遵守《原子能法》、原子能法案下的条例或核能发电设施许可证条款的行为施加民事处罚。除非延期，否则不能保证，科曼切峰设施两个获得许可的运营单位的核管理委员会运营许可证将分别于2030年和2033年到期。NRC法规的变化，以及我们运营许可证的任何延长，都可能需要大幅增加资本支出，或者导致运营或退役成本增加。
•核事故风险-尽管科曼奇山顶设施和其他核能发电设施的安全记录总体上非常好，但在美国和其他地方都发生了事故和其他不可预见的问题。事故的后果可能是严重的，包括生命损失、受伤、持久的负面健康影响和财产损失。任何意外或察觉到的意外，都可能导致重大责任并损害我们的声誉。核事故产生的任何这种责任都可能超出我们的资源，包括保险范围，并最终可能导致科曼奇山顶设施的发电暂停或终止。
发电设施及相关采矿作业的营运及维护属资本密集型业务，涉及重大风险，可能对我们的营运业绩、流动资金及财务状况造成不利影响。
发电设施和相关采矿作业的运营和维护涉及许多风险，如适用的，包括启动风险、设施、设备或流程的故障或故障、操作员失误、缺乏足够的资本来维护设施、对特定燃料来源的依赖、及时获得设备维修部件的能力、由于缺乏传输能力或由于异常或不利天气条件或其他自然事件或恐怖袭击的影响而无法以有效方式将我们的产品运送给我们的客户，以及性能低于预期的产出、效率或可靠性水平的风险。任何一种情况的发生都可能导致收入的大幅损失和/或费用的增加。我们的许多设施都是多年前建造的。较旧的发电设备，即使按照良好的工程实践进行维护或翻新，也可能需要大量的资本支出才能以最高的效率或可靠性运行。维护和资本支出增加的风险来自：(A)由于竞争性发电市场的波动和持续低批发电价的前景，发电设备的启动和停止增加，这可能无法证明我们所有的发电设施持续或全年运行是合理的；(B)任何意外的发电故障，包括因设备故障或计划外停电(无论是由于适用的政府监管机构的命令、天气事件或自然灾害的影响或其他原因)造成的故障；(C)暴风雨、自然灾害、战争、恐怖分子或网络/数据安全行为对设施的损坏；包括民族国家攻击或有组织的网络和其他灾难性事件以及(D)时间的流逝和正常的损耗。此外，我们能否成功和及时地完成现有设施的例行维护或其他资本项目取决于许多变数，并受到重大风险的影响。如果任何这样的努力都不成功，我们可能会受到额外的成本或损失，并减记我们在该项目的投资。
我们无法确定由于环境和安全法律法规的变化(包括其解释或执行的变化)、必要的设施维修和意外事件(如环境影响、自然灾害或恐怖分子或网络/数据安全攻击)所需的资本支出水平。突如其来的巨额资本支出可能会对我们产生实质性的不利影响。此外，如果我们大幅改装一台机组，我们可能需要安装最好的可用控制技术或实现可实现的最低排放率，因为这些术语是根据CAA的新污染源审查条款定义的，这可能会导致大量额外的资本支出。
此外，我们任何发电设施的计划外停电，无论是由于设备故障或其他原因，通常都会增加我们的运营和维护费用，并可能由于销售较少的兆瓦时或不符合性能惩罚而减少我们的收入，或者要求我们因运行成本较高的机组而产生巨额成本，或者需要我们以现货市场价格购买替代电力，以履行合同承诺。如果我们没有足够的流动性来满足保证金和抵押品的要求，我们可能会面临重大损失，可能会错过预期的重大机会，并可能增加对现货市场波动的敞口，这可能会对我们产生重大不利影响。此外，我们无法有效地运营我们的发电设施，管理资本支出和成本，以及从我们基于资产的业务中产生收益和现金流，可能会对我们的运营业绩、财务状况或现金流产生重大不利影响。虽然我们维持保险，获得供应商的保修，并责成承包商达到特定的性能水平，但如果我们遇到承包商或供应商的设备故障或不履行义务，此类保险、保修或性能保证的收益可能不足以弥补我们的收入损失、增加的费用或违约金支付。
运营发电设施涉及电力行业惯有的重大风险和危险，可能对我们的收入和运营业绩产生重大不利影响，而我们可能没有足够的保险来承保这些风险和危险。由于我们的运营性质，我们的员工、承包商、客户和普通公众可能会面临受伤的风险。
发电涉及危险活动，包括获取、运输和卸载燃料、操作大型设备以及向输电和配电系统输送电力。除了极端天气、地震、洪水、闪电、飓风、风灾等自然风险外，核事故、溃坝、瓦斯或其他爆炸、矿区坍塌、火灾、结构坍塌、机械故障等危险事件是我们经营活动的内在风险。这些危险和其他危险可造成重大人身伤害或生命损失、财产、厂房和设备的严重损坏和破坏、环境的污染或破坏和业务暂停。此外，我们的员工和承包商在我们的运营场所或附近工作，客户和公众可能会暴露在潜在的危险环境中。因此，员工、承包商、客户和普通公众面临严重受伤的风险，包括生命损失。
任何此类事件的发生都可能导致我们在诉讼中被列为被告，要求获得大量损害赔偿，包括环境清理费用、人身伤害和财产损失以及罚款和/或罚款。我们维持我们认为足够的保险保障金额，但我们不能保证我们的保险在任何情况下都是足够或有效的，以及我们可能遭受的所有危险或责任，即使我们确实为特定情况投保了保险，我们也可能受到较大的免赔额和最高上限的限制。如果索赔成功，而我们没有得到充分的保险，可能会损害我们的财务业绩，并对我们的财务状况造成实质性损害。此外，由于保险成本上升和保险市场的变化，包括向拥有和运营化石燃料发电的公司提供保险的公司面临越来越大的压力，我们无法保证我们的保险范围将继续以完全或按与目前可用的费率或条款类似的方式提供。任何不在保险范围内的损失都可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
我们已经并可能在未来受到遵守联邦和州法规、法律和其他法律要求的义务的实质性和不利影响，这些法规、法律和其他法律要求管辖与CCR相关的运营、评估、储存、关闭、纠正行动、处置和监测。
由于伊利诺伊州、德克萨斯州和俄亥俄州的燃煤发电厂几十年来一直在发电，我们管理着地表蓄水池中的大量CCR材料。除了CCR规则下的联邦要求外，CCR地表蓄水将继续受到现有州法律、法规和许可的监管，以及未来可能施加的额外法律要求。这些联邦和州法律、法规和其他法律要求可能要求或导致额外支出、增加运营和维护成本和/或导致某些发电设施关闭，这可能会影响公司的运营结果、财务状况和现金流。我们已经认可了与这些CCR相关要求相关的ARO。随着关闭和CCR管理工作的进展，以及在每个地点制定和批准最终关闭计划和纠正行动措施，工作的范围和复杂性以及CCR材料的数量可能会超过目前的估计，因此可能会通过增加合规支出对收益产生重大影响。
拜登政府指示环保局审查特朗普政府期间环保局通过的一些环境规则，包括CCR规则、ELG规则、ACE规则以及颗粒物(PM)和NAAQS规则。所有这些规定可能会对我们现有的煤炭船队产生重大不利影响，并可能导致工厂加速关闭的时间表。此外，预计将取代ACE规则和NAAQS也有可能对我们的燃气机组产生不利影响。
环保局正在审查我们提交的申请，要求延长我们许多CCR水库的关闭截止日期。根据环境保护局或国家机构提出的新的或潜在的要求，包括环境保护局对关闭CCR装置的要求的解释，关闭工作的范围和成本可能会大幅增加。不能保证我们目前对关闭活动的假设会被环境保护局接受。如果池塘必须比预期更早关闭，工厂关闭的时间可能会加快。
排放津贴的可获得性和成本可能会对我们的运营成本产生不利影响。
我们必须通过拨款或购买来维持足够的排放额度。2，密苏里州2而且不是X以支持我们在正常运营发电设施过程中的运营。这些免税额是用来履行各种适用的环境法强加给我们的义务。如果我们的业务需要超过我们分配的津贴，我们可能会被迫在公开市场上购买这些津贴，这可能是昂贵的。如果我们不能维持足够的排放限额以配合我们的运作需要，我们可能不得不缩减我们的业务，以免超出现有的排放限额，或安装昂贵的新排放控制措施。当我们使用我们在公开市场上购买的排放额度时，与此类购买相关的成本将被确认为运营费用。如果这些津贴可供购买，但价格要高得多，购买此类津贴可能会大幅增加我们在受影响市场的运营成本。
我们已经并可能在未来受到极端天气条件和季节性影响的实质性和不利影响。
我们一直受到天气状况的重大影响，未来也可能受到天气状况的影响，我们的业务可能会随着天气的变化而出现季节性的大幅波动。此外，我们还会受到极端天气条件的影响，包括持续或极端寒冷或高温、飓风、洪水、干旱、风暴、火灾、地震或其他自然灾害，这些可能会给我们的发电设施和电网的可靠性带来压力，限制我们获得足够燃料供应的能力，或者导致停电、损坏或摧毁我们的资产和造成伤亡损失，这些损失最终无法由保险收益抵消，并且可能需要增加资本支出或维护成本，包括供应链成本。
此外，极端天气事件可能会因电线和电杆倒下或其他操作设备损坏而导致对客户的服务中断，这可能导致我们放弃电力销售和收入损失。同样，某些极端天气事件以前曾影响并可能在未来影响发电和输电能力的可用性，限制了我们在需要的地方获取或输送电力的能力，或者限制了我们为工厂提供燃料的能力，包括由于铁路或天然气管道基础设施的损坏。此外，极端天气已经并可能在未来导致：(I)客户负荷意外增加，需要我们的零售业务以高于客户电力销售价格的批发价购买额外的电力供应，(Ii)发电设施的设备故障，(Iii)燃料来源(包括天然气、柴油和煤炭)的可用性减少或成本增加，或(Iv)适用的ISO/RTO为了维持电网可靠性而意外地削减客户负荷，从而实现更低的批发价格或零售客户销售。例如，2021年2月的冬季风暴URI对我们的运营结果产生了实质性影响。
此外，气候变化可能会引起天气或其他环境条件的变化，包括温度或降雨量，从而可能影响消费者对电力的需求。此外，气候变化的潜在物理影响，如风暴、洪水和其他气候事件的频率和严重性增加，可能会扰乱我们的运营，并导致我们在准备或应对这些影响时产生巨额成本。
无法可靠预测的天气状况可能会产生不利后果，要求我们在批发市场价格高企时寻求额外的电力来源，或在市场价格低时出售多余的电力，以及大幅限制燃料供应或增加燃料供应成本，每一种情况都可能对我们的业务、运营业绩、财务状况和流动性产生重大不利影响。
我们无法控制的事件，包括传染病的流行或爆发，如新冠肺炎，可能会对我们的业务造成实质性的不利影响。
我们面临着与流行病、疫情爆发或其他公共卫生事件相关的风险，这些风险超出了我们的控制范围，可能会严重扰乱我们的运营，并对我们的财务状况产生不利影响。全球或全国爆发疾病或其他传染病，或任何其他公共卫生危机，如新冠肺炎，可能会扰乱我们的业务和运营计划，原因包括：(A)广泛的经济部门长期放缓，(B)商品需求或供应发生变化，(C)立法或监管政策发生重大变化，以应对这一流行病(包括禁止某些营销渠道、暂停供电或切断供电条件或限制滞纳金)，(D)电力需求减少(特别是来自工商业客户的需求)，(E)延迟或无法收回的客户付款增加；(F)对我们员工健康的负面影响；(G)我们确保业务连续性的能力恶化(包括由于我们的大部分员工继续在家工作而增加了对网络和其他信息技术风险的脆弱性)；以及(H)公司的承包商、供应商和其他业务合作伙伴无法履行其合同义务。
技术的变化、加大的节电努力或能源可持续发展努力可能会降低我们发电设施的价值，否则可能会对我们产生实质性的不利影响。
随着传统技术的改进，生产和储存电力的现有和替代方法，包括燃气轮机、风力涡轮机、燃料电池、氢气、微型涡轮机、光伏(太阳能)电池、电池和集中式太阳能热装置，技术进步已经并可能继续改善。这些技术进步可能优于或不兼容我们现有的一些技术、投资和基础设施，可能需要我们投入大量支出以保持竞争力，并且已经并预计将继续降低电力生产或存储的成本，这可能会导致我们的某些运营资产过时。因此，我们更传统的发电资产的价值可能会因为这些竞争优势而大幅缩水，这可能会对我们产生实质性的不利影响，我们未来的成功将在一定程度上取决于我们预测和成功适应技术变化的能力，以提供满足客户需求和不断发展的行业标准的服务和产品。此外，技术的变化已经改变了零售客户购买电力的渠道，预计将继续改变(即、自发电或分布式发电设施)。如果自行发电或分布式发电设施成为客户更具成本效益的选择，我们的财务状况、运营现金流和运营结果可能会受到实质性和不利的影响。
需求侧管理方面的技术进步和加强节约努力已经导致并预计将继续导致电力需求的减少。这些努力导致电力需求大幅下降，将大大降低我们发电资产的价值。某些监管和立法机构已经或正在考虑降低电力消耗的要求和/或激励措施。我们客户的有效节电可能会导致电力需求减少或显著减缓此类需求的增长。任何这样的需求减少都可能对我们产生实质性的不利影响。此外，如果要求我们增加对自然保育措施的投资，我们可能会增加资本支出。此外，政府和消费者更加关注能源可持续性努力，包括开发、实施和使用低碳技术的愿望或与之相关的激励措施，可能会导致对我们目前拥有和运营的传统发电技术的需求减少。
随着时间的推移，我们可能会受到新兴技术的影响，这些技术可能会影响产能市场和整个能源行业的变化，包括分布式发电和清洁技术。
其中一些新兴技术包括页岩气生产、分布式可再生能源技术、能源效率、消费者广泛采用电动汽车、分布式发电和储能设备。此外，大规模的加密货币挖掘在包括ERCOT在内的某些市场正变得越来越普遍，而这些加密货币挖掘设施中的许多都是“落后的”。这些新兴技术可能会影响能源价格、客户自有发电水平、客户预期和当前的商业模式，并使我们电力系统的部分电力供应和输电和/或配电设施在其使用寿命结束之前被淘汰。这些新兴技术也可能影响公用事业交易对手的财务可行性，并可能对批发市场价格产生重大影响，最终可能对我们的财务状况产生重大不利影响，运营业绩和现金流可能受到重大不利影响。
失去关键管理层和人员的服务可能会对我们成功运营业务的能力产生不利影响。
我们未来的成功将取决于我们能否继续吸引和留住高素质的人员。我们与行业内外的许多其他公司、政府实体和其他组织竞争这类人员。我们可能不会成功地留住现有的人员，也不会成功地聘用或留住未来的合格人员。此外，在招聘和留住某些技能领域的熟练员工方面，我们面临着竞争日益激烈的市场，新冠肺炎疫情的影响以及我们的竞争对手和其他公司越来越多地接受雇佣远程工作的员工，加剧了这种竞争。吸引和留住高素质技术员工的困难可能会限制我们充分支持业务需求的能力，和/或导致人员成本增加。此外，有效的继任规划对我们的长期成功也很重要。如果不能及时和有效地确保知识的转让和涉及高级管理层和其他关键人员的平稳过渡，可能会阻碍我们的战略规划和执行。
我们的工会员工的罢工或停工可能会对我们造成实质性的不利影响。
截至2022年12月31日，我们约有1,295名员工受集体谈判协议覆盖。目前所有集体谈判协议的条款涵盖从事褐煤开采业务、褐煤、煤炭、天然气和核燃料发电业务以及一些电池业务的代表人员，这些协议的条款将在2023年3月至2025年8月之间的不同日期到期，但在此之后仍然有效，除非任何一方终止。如果我们的工会员工罢工、参与停工或放缓或参与其他形式的劳资冲突或中断，我们将负责采购替代劳动力，否则我们可能会遇到发电或停电减少的情况。我们已经制定了罢工应急计划，以解决采购替代劳动力的问题。罢工、停工或无法以有利条件谈判当前或未来的集体谈判协议，或根本不能，都可能对我们产生实质性的不利影响。
与我们普通股的结构和所有权相关的风险
维斯特拉是一家控股公司，其从子公司获得资金的能力在结构上从属于其子公司现有和未来的负债。
维斯特拉是一家控股公司，本身不进行任何业务运营。因此，维斯特拉的现金流和履行债务的能力在很大程度上取决于维斯特拉子公司的运营现金流，以及以股息、分配、贷款或其他形式向维斯特拉支付此类运营现金流的情况。这些子公司是独立于维斯特拉的独立法人实体，并无义务(除任何现有合同义务外)向维斯特拉提供资金以履行其义务。一家子公司是否决定向维斯特拉提供资金以履行其义务，包括根据TRA规定的义务，无论是通过股息、分配、贷款或其他方式，都将取决于该子公司的经营结果、财务状况、现金流、现金要求、合同禁令和其他限制、适用法律和其他因素。任何此类子公司的收入或其他可用资产因任何原因而恶化，都可能限制或削弱其向维斯特拉支付股息或进行其他分配的能力。
包括投资者在内的利益相关者对ESG问题不断变化的期望，包括气候变化和可持续发展问题，以及利益相关者信任或信心的削弱，可能会影响我们公司和我们行业的行动或决策，并可能对我们的业务、运营、财务业绩或股价产生不利影响。
所有行业的公司都面临着与其处理ESG问题的方法相关的不断变化的期望或利益相关者日益严格的审查。对于维斯特拉来说，气候变化、安全和利益相关者关系仍然是主要的重点领域，改变对我们在这些和其他ESG领域的做法和业绩的预期可能会增加额外的成本或带来新的或额外的风险。我们的业务、项目和增长机会要求我们与主要利益相关者保持密切的关系，包括当地社区和其他直接受我们活动影响的团体，以及政府和政府机构、投资者权益倡导团体、某些机构投资者、投资基金和其他越来越关注ESG实践的人。某些金融机构已宣布政策，现在或未来停止投资或剥离对其收入的任何或特定部分来自化石燃料的公司的投资，或将其任何或特定部分的业务用于化石燃料的公司。
虽然我们在战略上专注于成功适应能源转型，并坚定致力于我们的ESG实践和业绩(包括其透明度和问责制)，但我们向清洁发电来源过渡和减少碳足迹的计划可能无法在时间框架内完成，我们可能无法按预期实现目标，这可能会影响利益相关者的信任和信心。任何这种对利益相关者信任和信心的侵蚀、利益相关者对此类ESG问题不断变化的期望，以及此类各方对我们公司和行业的最终行动或决定，都可能对我们的业务、运营、财务业绩和股票价格产生负面影响，包括：
•利益相关者对我们和我们的行业的负面情绪，包括对环境或可持续发展问题的担忧，以及与此相关的联邦和州监管行动的潜在变化；
•业务损失或市场份额损失，包括没有任何或类似数量的涉及化石燃料的业务的竞争对手；
•丧失获得增长机会的能力；
•无法从第三方获得服务、材料或保险，或增加了从第三方获得服务、材料或保险的困难和成本；
•降低我们的信用评级，或增加资本成本，或限制获得资本的机会；
•项目执行出现延误；
•法律诉讼；
•无法或限制获得适用的政府补贴，或竞争对手拥有规模较小或没有化石业务的竞争对手获得我们没有资格获得的补贴，或获得金额较大的补贴；
•加强监管监督；
•丧失及时和按可接受的条件从政府和管理机构获得和维持必要的批准和许可的能力；
•妨碍我们及时以可接受的条件获得或续签路权或土地权的能力；
•改变投资者对电力和公用事业行业或我们公司的投资情绪；
•资金的获取和成本受到限制；以及
•失去聘用和留住顶尖人才的能力。
我们未来可能不会为我们的普通股支付任何股息，我们可能无法实现我们的股票回购计划的预期好处。
2018年11月，我们宣布董事会通过了我们在2019年第一季度发起的股息计划。该计划下的每项股息将由董事会宣布，因此可能会受到宣布任何此类股息时存在的许多因素的影响，这些因素包括但不限于当时的市场状况、我们的经营业绩、财务状况和流动资金、合同禁令和有关股息支付的其他限制。不能保证董事会将宣布或我们将在未来支付普通股的任何股息。
2021年10月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，根据该计划，我们可能会回购高达20亿美元的已发行普通股。 2022年8月，董事会授权增量12.5亿美元进行回购，使股份回购计划下的授权总额达到32.5亿美元。 根据此股票回购计划或任何其他未来股票回购计划，我们可能会通过多种方法进行股票回购，包括公开股票市场购买或私下谈判交易。 回购的时间和数量（如果有的话）将取决于股价、经济和市场状况以及企业和监管要求等因素。 在我们宣布回购股份的意图后，任何未能回购股份的行为都可能会对我们的声誉、投资者信心和普通股价格产生负面影响。
我们的优先股持有人可能拥有与普通股持有人不同的利益和权利。
根据我们的公司注册证书，我们可以发行最多100,000,000股优先股。我们可以在一个或多个系列中发行我们的优先股，并可以设定优先股的条款，而无需寻求我们的普通股股东的任何进一步批准。我们发行的任何优先股在股息优先权或清算溢价方面都可能排在我们普通股之前，并可能比我们的普通股拥有更大的投票权，这可能会稀释我们普通股对现有股东的价值，并可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。截至2022年12月31日，A系列优先股发行流通股100万股，B系列优先股发行流通股100万股。优先股代表公司的永久股权，与我们的债务不同，不会引起在特定日期支付本金的要求；提供，本公司可于指定时间(或在特定事件发生时)按A系列优先股及B系列优先股的指定证书(指定证书)所载的适用赎回价格赎回优先股。优先股不得转换为本公司的任何其他证券或可交换为本公司的任何其他证券。于本公司清盘、解散或清盘(不论是自愿或非自愿)后，在支付或拨备支付本公司的债务及其他负债后，优先股持有人将有权按比例优先于任何其他股本持有人收取相当于每股1,000美元的金额，并可就每股收取应计及未支付股息(如有)。
除非吾等已取得至少三分之二已发行A系列优先股持有人及至少三分之二已发行B系列优先股持有人的赞成票或同意，并以独立类别投票，否则吾等不得对本公司的公司注册证书(包括适用的指定证书)作出任何会对该系列优先股的权力、优先权、责任或特别权利产生重大不利影响的修订，但若干例外情况除外。此外，除非我们已获得至少三分之二的未偿还A系列优先股和至少三分之二的未偿还B系列优先股持有人的赞成票或同意，并与任何已被授予并可行使类似投票权的平价证券的持有人作为一个类别一起投票，否则我们不得：(I)创建或发行任何优先证券；(Ii)如果未偿还优先股(或平价证券，如适用)的累计股息拖欠，则不得创建或发行任何平价证券(包括任何额外的优先股)；(Iii)设立或发行任何额外优先股或任何具总清算优先权的平价证券，连同已发行及已发行的优先股及当时尚未发行的任何平价证券，金额超过25亿美元，及(Iv)进行任何导致备兑处置的交易(定义见指定证书)。
此外，当本公司董事会宣布时，优先股持有人有权收取优先股每半年派发一次的现金股息，该等现金股息自适用的优先股首次发行日期起累积，并须以欠款支付，除非已就优先股支付或同时支付全部累积股息，否则吾等不得(I)宣布或支付任何初级证券(包括普通股)的任何股息，或(Ii)赎回或回购任何平价证券或初级证券，但指定证书所载的有限例外情况除外。不能保证董事会将宣布或我们将在未来支付优先股的任何股息。如果优先股的任何股息拖欠三年或以上半年度股息期(无论是否连续)，优先股(以及当时未偿还的任何具有类似权利的平价证券)的持有人有权额外选举两名董事，这些董事可能与我们的普通股股东选出的董事有竞争和不同的利益。从初始发行日期2021年10月15日起至2026年10月15日第一个重置日期为止，A系列优先股的股息率将为A系列优先股每股1,000美元清算优先股的年利率8.0%。从初始发行日期2021年12月10日起至2026年12月15日第一个重置日期为止，B系列优先股的股息率将为B系列优先股每股1,000美元清算优先股的年利率7.0%。于首个A系列优先股首次重置日期及之后，A系列优先股的股息率将根据适用国库利率加6.93%的年息差调整，条件是每个重置期间的适用国库利率不得低于1.07%。于B系列优先股首次重置日期及之后，B系列优先股于每个重置期间的股息率将根据适用的国库利率加5.74%的年息差调整；但每个重置期间的适用国库利率不得低于1.26%。如本公司在控制权变更触发事件(定义见指定证书)首次发生日期后120天内未行使其赎回所有优先股股份的选择权，则优先股当时适用的股息率将增加5.00%。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
第二项。特性
截至2022年12月31日，光源的资产车队均为100%拥有(费用简单)，包括六个ISO/RTO中的发电和电池ESS单元，每个发电设施的位置、ISO/RTO、技术、一次燃料类型和净容量如下表所示：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 设施 | | 位置 | | ISO/RTO | | 技术 | | 一次燃料(A) | | 净容量(兆瓦)(B) | | |
| 埃尼斯 | | 德克萨斯州恩尼斯 | | ERCOT | | CCGT | | 天然气 | | 366 | | | |
| 福尼 | | 德克萨斯州福尼 | | ERCOT | | CCGT | | 天然气 | | 1,912 | | | |
| 干草 | | 德克萨斯州圣马科斯 | | ERCOT | | CCGT | | 天然气 | | 1,047 | | | |
| 拉马尔 | | 德克萨斯州巴黎 | | ERCOT | | CCGT | | 天然气 | | 1,076 | | | |
| 中洛锡安 | | 德克萨斯州米德洛锡安 | | ERCOT | | CCGT | | 天然气 | | 1,596 | | | |
| 敖德萨 | | 德克萨斯州敖德萨 | | ERCOT | | CCGT | | 天然气 | | 1,054 | | | |
| Wise | | 德克萨斯州普尔维尔 | | ERCOT | | CCGT | | 天然气 | | 787 | | | |
| 马丁湖 | | 德克萨斯州塔图姆 | | ERCOT | | ST | | 煤，煤 | | 2,250 | | | |
| 橡树林 | | 德克萨斯州富兰克林 | | ERCOT | | ST | | 煤，煤 | | 1,600 | | | |
| 德科尔多瓦 | | 德克萨斯州格兰伯里 | | ERCOT | | CT | | 天然气 | | 260 | | | |
| 格雷厄姆 | | 德克萨斯州格雷厄姆 | | ERCOT | | ST | | 天然气 | | 630 | | | |
| 哈伯德湖 | | 德克萨斯州达拉斯 | | ERCOT | | ST | | 天然气 | | 921 | | | |
| 摩根小溪 | | 德克萨斯州科罗拉多市 | | ERCOT | | CT | | 天然气 | | 390 | | | |
| 二叠纪盆地 | | 德克萨斯州莫纳汉斯 | | ERCOT | | CT | | 天然气 | | 325 | | | |
| Stryker Creek | | 德克萨斯州拉斯克 | | ERCOT | | ST | | 天然气 | | 685 | | | |
| 特立尼达 | | 德克萨斯州特立尼达 | | ERCOT | | ST | | 天然气 | | 244 | | | |
| Comanche Peak | | 格伦·罗斯，德克萨斯州 | | ERCOT | | 核子 | | 核子 | | 2,400 | | | |
| 光明面 | | 德克萨斯州Live Oak县 | | ERCOT | | 太阳能 | | 可再生 | | 50 | | | |
| 翡翠小树林 | | 德克萨斯州克雷恩县 | | ERCOT | | 太阳能 | | 可再生 | | 108 | | | |
| 厄普顿2 | | 德克萨斯州厄普顿县 | | ERCOT | | 太阳能/电池 | | 可再生 | | 180 | | | |
| 德科尔多瓦 | | 德克萨斯州格兰伯里 | | ERCOT | | 电池 | | 可再生 | | 260 | | | |
| 德克萨斯分部合计 | | 18,141 | | | |
| 费耶特 | | 宾夕法尼亚州梅森敦 | | PJM | | CCGT | | 天然气 | | 726 | | | |
| 悬岩 | | 俄亥俄州伊隆顿 | | PJM | | CCGT | | 天然气 | | 1,430 | | | |
| 霍普韦尔 | | 弗吉尼亚州霍普韦尔 | | PJM | | CCGT | | 天然气 | | 370 | | | |
| 肯德尔 | | 伊利诺伊州米努卡 | | PJM | | CCGT | | 天然气 | | 1,288 | | | |
| 自由 | | 宾夕法尼亚州埃迪斯通 | | PJM | | CCGT | | 天然气 | | 607 | | | |
| 昂特拉尼 | | 宾夕法尼亚州雷丁 | | PJM | | CCGT | | 天然气 | | 600 | | | |
| 塞雷维尔 | | 新泽西州塞雷维尔 | | PJM | | CCGT | | 天然气 | | 349 | | | |
| 华盛顿 | | 俄亥俄州贝弗利 | | PJM | | CCGT | | 天然气 | | 711 | | | |
| 卡鲁梅特 | | 伊利诺伊州芝加哥 | | PJM | | CT | | 天然气 | | 380 | | | |
| 迪克斯克里克 | | 俄亥俄州门罗市 | | PJM | | CT | | 天然气 | | 155 | | | |
| 迈阿密堡垒(CT) | | 俄亥俄州北本德 | | PJM | | CT | | 燃料油 | | 77 | | | |
| 欢声笑语 | | Saint Marys，WV | | PJM | | CT | | 天然气 | | 388 | | | |
| 里奇兰 | | 俄亥俄州迪法恩斯 | | PJM | | CT | | 天然气 | | 423 | | | |
| 史崔克 | | 俄亥俄州斯特赖克 | | PJM | | CT | | 燃料油 | | 16 | | | |
| 贝灵汉 | | 马萨诸塞州贝灵厄姆 | | ISO-NE | | CCGT | | 天然气 | | 566 | | | |
| 黑石集团 | | 马萨诸塞州黑石 | | ISO-NE | | CCGT | | 天然气 | | 544 | | | |
| 卡斯科湾 | | 缅因州维兹 | | ISO-NE | | CCGT | | 天然气 | | 543 | | | |
| 湖畔路 | | 康涅狄格州代维尔 | | ISO-NE | | CCGT | | 天然气 | | 827 | | | |
| 马斯波尔 | | 马萨诸塞州印第安果园 | | ISO-NE | | CCGT | | 天然气 | | 281 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 设施 | | 位置 | | ISO/RTO | | 技术 | | 一次燃料(A) | | 净容量(兆瓦)(B) | | |
| 米尔福德 | | 康涅狄格州米尔福德 | | ISO-NE | | CCGT | | 天然气 | | 600 | | | |
| 独立 | | 纽约州奥斯威戈 | | 纽约国际标准化组织 | | CCGT | | 天然气 | | 1,212 | | | |
| 东段共计 | | 12,093 | | | |
| 苔藓落地1和2 | | 加利福尼亚州莫斯兰丁 | | CAISO | | CCGT | | 天然气 | | 1,020 | | | |
| 苔藓落地 | | 加利福尼亚州莫斯兰丁 | | CAISO | | 电池 | | 可再生 | | 400 | | | |
| 奥克兰 | | 加利福尼亚州奥克兰 | | CAISO | | CT | | 燃料油 | | 110 | | | |
| 西段合计 | | 1,530 | | | |
| 科莱托克里克 | | 德克萨斯州戈利亚德 | | ERCOT | | ST | | 煤，煤 | | 650 | | | |
| 鲍德温 | | 伊利诺伊州鲍德温 | | 味噌 | | ST | | 煤，煤 | | 1,185 | | | |
| 爱德华兹（c） | | 伊利诺伊州巴顿维尔 | | 味噌 | | ST | | 煤，煤 | | 585 | | | |
| 牛顿 | | 伊利诺伊州牛顿 | | 味噌 | | ST | | 煤，煤 | | 615 | | | |
| 金凯德 | | 伊利诺伊州金凯德 | | PJM | | ST | | 煤，煤 | | 1,108 | | | |
| 迈阿密7号和8号要塞 | | 俄亥俄州北本德 | | PJM | | ST | | 煤，煤 | | 1,020 | | | |
| 总日落线段 | | 5,163 | | | |
| 总运力 | | 36,927 | | | |
___________
(a)可再生能源是指由可再生能源(包括储能和太阳能)提供燃料的发电资产，这些资源没有很大的燃料成本。
(b)近似净发电量。实际净发电量可能会因多种因素而有所不同，包括环境温度。我们没有包括已经退役或停产的单位。
(c)最后一天的运营是2022年12月31日。于2023年1月1日退休。
有关我们目前正在开发的太阳能和电池储能项目的讨论，请参阅财务报表附注2，有关我们淘汰某些发电设施的讨论，请参阅财务报表附注3。
我们的商品批发风险管理小组还从ERCOT的可再生能源发电中购买可再生能源信用额度，以支持我们向批发和零售客户销售电力，以满足此类客户对可再生资源日益增长的需求。截至2022年12月31日，维斯特拉已签订长期协议，从约885兆瓦的可再生能源发电中采购可再生能源信用。这些可再生能源在条件允许的情况下提供电力，当它们联网时，它们通常与基本负荷机组竞争。由于它们依赖于天气和一天中的时间，不能依靠它们来持续满足需求，因此这些发电源被归类为不可调度的，并产生了对中间/负荷跟随资源的需求，以响应其输出的变化。
燃料供应
核子 —我们在ERCOT的科曼切峰核电站拥有并运营两台核电机组，每台机组的设计装机容量均为1,200兆瓦。科曼奇峰1号机组和2号机组分别于1990年和1993年投入商业运营，目前普遍满负荷运行。每台机组的加油(核燃料组件更换)停运计划在春季或秋季需求非高峰期间每18个月发生一次。每三年，加油周期导致在同一年对两个单位进行加油，这一年发生在2020年。虽然其中一个机组正在经历加油中断，但其余机组打算满负荷运行。在加油中断期间，将完成机组运行时无法完成的其他维护、修改和测试活动。科曼切峰设施在2022年、2021年和2020年的运力系数分别为94%、96%和97%。
我们已经签订了2023年至2025年所有核燃料需求的合同。我们预计，在可预见的未来，在获得铀和签订相关转换、浓缩和制造服务的合同方面不会有任何重大困难。
天然气 —我们的天然气发电车队由23个CCGT发电设施和11个调峰发电设施组成，总容量为19,512兆瓦，总容量为4,801兆瓦。我们通过现货市场和近期采购合同来满足这些设施的燃料需求。此外，我们还签订了近期天然气运输协议，以确保可靠的燃料供应。
煤/褐煤 —我们的燃煤/褐煤发电车队由8个发电设施组成，总装机容量为9,013兆瓦，其中包括2023年1月1日退役的585兆瓦爱德华兹发电设施。这些机组的维护停机计划在春季或秋季需求淡季进行。我们在PJM和MISO的燃煤发电设施满足我们的燃料需求，根据不同长度的合同从多家供应商购买煤炭，并通过有轨电车或驳船运输到设施。我们使用我们在Oak Grove发电设施开采的褐煤以及Coleto Creek和Martin Lake发电设施的火车车厢购买和运输的煤炭来满足ERCOT的燃料需求。
第三项。法律程序
有关诉讼的讨论，请参阅财务报表附注12，包括与我们的发电设施和EPA审查相关的事项。
第四项。煤矿安全信息披露
瑞致达目前在德克萨斯州拥有并经营或正在回收12个地表褐煤煤矿，为其发电设施提供燃料。 瑞致达还拥有或租赁宾夕法尼亚州的两个垃圾发电地面设施，并正在进行回收。 这些采矿作业由MSHA根据1977年联邦矿山安全与健康法（经修订）（矿山法）以及其他联邦和州监管机构（如RCT和露天采矿办公室）进行监管。 MSHA定期检查美国矿山，包括瑞致达的矿山，如果它认为发生了违反《矿山法》或任何健康或安全标准或其他法规的情况，它可能会发出传票或命令，通常会伴随建议的罚款或评估。 可以对这种传讯和命令提出异议和上诉，这往往导致减轻罚款和摊款的严重程度和数额，有时导致解雇。 MSHA引用、命令和拟议评估的披露见本年度报告表格10-K的附件95.1。
第II部
第五项。注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
瑞致达的法定股本包括1，800，000，000股普通股，每股面值0.01美元。
自2017年5月10日起，维斯特拉的普通股在纽约证券交易所挂牌上市，交易代码为“VST”。
截至2023年2月23日，已发行和流通的普通股有381,453,001股，登记在册的股东有554人。
2018年11月，我们宣布董事会通过了我们在2019年第一季度发起的普通股分红计划。我们的普通股股东有权按比例获得任何此类股息或其他分配。2023年2月，我们的董事会宣布季度股息为每股0.1975美元，将于2023年3月支付。该计划下的每项股息均须经董事会宣布，因此可能受宣布时存在的众多因素影响，这些因素包括但不限于当时的市场状况、维斯特拉的经营业绩、财务状况和流动资金、特拉华州法律和合同限制。关于更多细节，见第1A项。风险因素和财务报表附注13。
股票表现图表
下面的业绩图表将维斯特拉从2017年5月10日(我们在纽约证券交易所上市之日)至2022年12月31日期间的普通股累计总回报率与S指数(S&P500)和S公用事业指数(S&P公用事业)的累计总回报率进行了比较。下面的图表比较了每个时期的回报，假设在2017年5月10日将100美元投资于维斯特拉的普通股S和S公用事业公司，并将所有股息进行再投资。
股份回购计划
下表提供了我们在截至2022年12月31日的季度内回购我们根据修订后的《交易法》第12节登记的股权证券的信息。
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| | 购买的股份总数 | | 每股平均支付价格 | | 作为公开宣布的计划的一部分购买的股票总数 | | 根据该计划可能尚未购买的股票的最大金额(百万) |
| 2022年10月1日-10月31日 | | 6,876,619 | | | $ | 22.01 | | | 6,876,619 | | | $ | 1,197 | |
| 2022年11月1日-11月30日 | | 6,022,173 | | | $ | 23.46 | | | 6,022,173 | | | $ | 1,055 | |
| 2022年12月1日-12月31日 | | 2,112,632 | | | $ | 23.91 | | | 2,112,632 | | | $ | 1,005 | |
| 截至2022年12月31日的季度 | | 15,011,424 | | | $ | 22.86 | | | 15,011,424 | | | $ | 1,005 | |
2021年10月，我们宣布董事会已批准了一项股份回购计划(Share Repurchase Program)，根据该计划，我们最多可以回购20亿美元的已发行普通股。股票回购计划于2021年10月11日生效。2022年8月，董事会批准了12.5亿美元的增量回购，使股份回购计划下的授权总额达到32.5亿美元。我们预计在2023年底之前完成股票回购计划下的回购。
根据股票回购计划，对公司股票的任何购买都可以不时地以当时的市场价格在公开市场交易中、在私下协商的交易中、根据符合《交易法》的计划或以符合联邦证券法的其他方式回购。根据股份回购计划或其他方式回购股份的实际时间、数量和价值将由我们酌情决定，并将取决于许多因素，包括我们的资本分配优先顺序、我们股票的市场价格、一般市场和经济状况、适用的法律要求以及对我们债务协议条款的遵守以及A系列优先股和B系列优先股的指定证书。
有关股份回购计划的更多信息，请参阅财务报表附注13。
第六项。[已保留]
不适用。
第7项。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
以下讨论以及本年度报告中Form 10-K的其他部分包含《证券法》第27A节、《交易法》第21E节和《1995年私人证券诉讼改革法》所指的前瞻性陈述。此外，管理层可以口头或其他书面形式发表前瞻性陈述，包括但不限于新闻稿、季度收益电话会议、高管演示文稿、提交给股东的年度报告以及提交给美国证券交易委员会的其他文件。读者通常可以通过使用“可能”、“将”、“应该”、“可能”、“计划”、“计划”、“预期”、“预期”、“相信”或类似的词语来识别这些前瞻性陈述。这些声明涉及许多风险和不确定性。实际结果可能与这些前瞻性陈述预期的结果大相径庭。关于可能引起或促成这种差异的风险因素的更多讨论，见第一部分第1A项“风险因素”和本文讨论的其他风险。前瞻性陈述仅反映截至作出之日的信息。公司不承担任何义务更新任何前瞻性陈述，以反映未来的事件、发展或其他信息。如果维斯特拉确实更新了一项或多项前瞻性陈述，则不应推断将对该陈述或任何其他前瞻性陈述进行额外的更新。本讨论旨在澄清并集中讨论本公司截至2022年12月31日止年度的经营业绩、财务状况的某些变化、流动资金、资本结构及业务发展，这些期间的综合财务报表载于本年度报告(Form 10-K)第II部分第8项。本讨论应结合这些合并财务报表和相关附注阅读，并参照这些附注加以限定。
以下对我们截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度的财务状况和运营结果的讨论和分析应与我们的合并财务报表和这些报表的附注一起阅读。对截至2020年12月31日的年度和截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度的财务状况和经营结果的讨论和分析包括在项目7中。管理层对财务状况和财务结果的讨论与分析在我们的2021年表格10-K并以引用的方式并入本文。
以下讨论和分析中的表格中的所有美元金额均以百万美元为单位，除非另有说明。
业务
维斯特拉是一家控股公司，主要在美国各地的市场经营综合零售和发电业务。通过我们的子公司，我们从事具有竞争力的能源市场活动，包括发电、能源批发销售和采购、大宗商品风险管理以及向最终用户零售电力和天然气。
运营细分市场
维斯特拉有六个可报告的部门：(I)零售、(Ii)德克萨斯、(Iii)东部、(Iv)西部、(V)日落和(Vi)资产关闭。有关我们的可报告业务部门的进一步信息，请参阅财务报表附注19。
CEO换届
2022年3月，维斯特拉宣布董事会已任命吉姆·伯克为下一任首席执行官(CEO)，自2022年8月1日起生效。伯克先生之前曾担任总裁和首席财务官，他在担任新职务后也加入了公司董事会。维斯特拉前任首席执行官兼董事首席执行官柯特·摩根将担任伯克和董事会的特别顾问，直至2023年4月30日。从摩根先生到伯克先生的过渡是公司正式继任规划过程的产物。2022年7月，公司宣布任命克里斯·摩尔多瓦为公司执行副总裁总裁兼首席财务官，自2022年8月1日起生效。
影响未来业绩的重大活动和事件及项目
气候变化、对清洁能源和CO的投资2减量
环境法规-我们受到政府当局的广泛环境监管，包括环境保护局和我们所在州的环境监管机构。环境法规可能会对我们的业务产生实质性影响，例如CCR规则和污水限制指南(ELG)规则可能要求的某些纠正措施。看见项目1.商业--环境法规和有关考虑，以及第1A项。风险因素--监管和立法风险和财务报表附注12。然而，这样的规则和监管环境正在继续演变和变化，我们无法预测这些变化可能对我们的业务产生的最终影响。
减排-Vstra的目标是将范围1和范围2的CO减少60%2与2010年的基线相比，到2030年的排放量相当，长期目标是到2050年实现净零碳排放，前提是在技术和支持性市场建设和公共政策方面取得必要的进步。为了进一步实现净零排放目标，维斯特拉预计将部署多个杠杆，将公司过渡到净零排放运营。
绿色金融框架-2021年12月，我们宣布发布我们的绿色金融框架，允许我们发行绿色金融工具，为支持可再生能源和能源效率的新项目或现有项目提供资金，以符合我们的ESG战略。看见优先股发行以下是在我们的绿色金融框架下发行的B系列优先证券的讨论。
太阳能发电和储能项目 —
•2020年9月，我们宣布计划在德克萨斯州开发高达668兆瓦的太阳能光伏发电设施和260兆瓦的电池ESS，成本约为8.5亿美元。在德克萨斯州这个计划中的开发项目中，158兆瓦的太阳能发电和260兆瓦的电池ESS于2022年上线。
•2021年9月，我们宣布计划耗资约5.5亿美元，在伊利诺伊州退役或即将退役的发电站开发高达300兆瓦的太阳能光伏发电设施和高达150兆瓦的电池ESS，这是基于伊利诺伊州参议院第2408号法案--能源过渡法案--的通过。
•2022年1月，我们宣布，如果得到CPUC的批准，我们将与PG&E签订一份为期15年的资源充足和能源结算合同，在我们的Moss Landing发电厂工地开发额外的350兆瓦电池ESS。CPUC于2022年4月批准了资源充裕和能源结算合同。
我们只有在对预期回报有信心的情况下，才会投资于这些增长项目。有关我们的太阳能和电池ESS项目的摘要，请参阅财务报表附注2。
公司2减量-2020年9月和2020年12月，我们宣布打算淘汰(A)我们在伊利诺伊州和俄亥俄州的所有剩余燃煤发电设施，(B)德克萨斯州的一个燃煤发电设施和(C)伊利诺伊州的一个天然气设施，原因是经济挑战，包括需要遵守CCR规则和ELG规则的增量支出(见财务报表附注12)，并进一步推动我们大幅减少碳足迹的努力。2022年6月、2022年9月和2023年1月，我们分别退役了齐默尔燃煤发电设施、乔帕发电设施和爱德华兹燃煤发电设施。有关这些计划中的发电退役的摘要，请参阅财务报表附注3。
科曼奇山顶核电站许可证续签
2022年10月，我们宣布向NRC提交了我们在科曼切峰核电站的两台机组的许可证续签申请。目前1号和2号机组的许可证分别延长到2030年和2033年，我们正在申请将许可证分别续期到2050年和2053年。
《2022年通货膨胀率削减法案》
2022年8月，美国颁布了《2022年通胀降低法案》(IRA)，其中包括实施大量新的和修改后的能源税收抵免，包括核能生产税收抵免(PTC)、太阳能PTC、首次独立电池存储投资税收抵免、对某些大公司的账面收入征收15%的企业替代最低税(CAMT)，以及对股票净回购征收1%的消费税。预计财政部条例将在未来12个月内在许多重要方面界定立法的范围。维斯特拉在下一财年不受CAMT的约束，因为它只适用于三年平均调整后财务报表收入超过10亿美元的公司。消费税预计不会对我们的财务报表产生实质性影响。截至2022年12月31日，我们在预测法律生效后一段时间的现金税收和估计TRA负债时，已考虑到CAMT以及适用于我们近期开发管道中的项目的现有税收抵免的相关延长或扩大。
宏观经济状况
全球市场需求、地缘政治事件和天然气价格的高度波动导致能源和其他大宗商品的市场价格上涨，我们预计这些状况将持续下去，特别是在短期内。主要由于俄罗斯和乌克兰冲突以及其他因素，我们经历了大宗商品价格的大幅变化，这反过来又促进了我们的全面对冲战略，我们认为该战略定位于锁定2023年至2025年的重大收入和调整后的EBITDA机会，(Ii)导致远期商品衍生工具按市值计价的重大影响，以及(Iii)与我们的全面对冲战略相结合，导致我们的抵押品登记义务大幅增加，并需要大量流动性来支持该等义务。此外，我们继续监测国内天然气价格的驱动因素，包括液化天然气(LNG)出口能力的投资和建设速度，这有可能使美国天然气价格在未来几年与进一步上涨的国际天然气市场更加紧密地结合起来。另请参阅财务状况以进一步讨论我们的抵押品入账义务和流动性管理活动。
我们继续监测能源波动对零售和相关违约服务市场的影响。随着2022年电价走高，我们经历了越来越多的客户迁移到德克萨斯州以外地区的默认服务提供商，那里的默认服务费率尚未完全反映更高的大宗商品定价环境。如果发电商(包括维斯特拉)所签合同的服务比例高于计划的默认服务负荷(以前是通过默认服务拍卖程序授予的)，则这些特定的默认服务合同可能会蒙受损失，因为对潜在迁移的估计低于已实现的迁移水平，而且提供增量电力的基本成本高于合同规定的收入率。由于这次客户迁移，我们在2022年蒙受了损失，并预计这些损失将继续对我们的东区产生负面影响，直至2023年年中这些默认服务合同结束。
随着远期电力和天然气曲线在2022年大幅增加，我们增加了对未来时期的对冲。截至2022年12月31日，我们对2023年至2025年三年期间预期发电量的平均约73%进行了对冲(2023年约90%，2024年约76%)。
地缘政治形势和通胀环境的变化，以及其他因素，也造成了供应链的制约，减少了煤炭等某些燃料的供应并增加了成本，减少了与建设可再生能源项目相关的某些设备和供应，并增加了采购某些必要材料的准备时间，以维持我们的天然气、核能和煤炭车队。我们正在积极管理材料成本的增加和供应链中断，并继续审慎地重新评估我们计划的开发项目的商业案例和时间安排，这导致我们将可再生能源项目的部分计划资本支出从2022年推迟到2023年及以后。此外，我们已主动与我们的供应商接触，以确保在未来计划中的停电之前维护我们现有发电设施所需的关键材料，我们的Vistra Zero运营和开发项目预计将受益于最近通过的爱尔兰共和军的影响。通胀环境还导致利率进一步上升，并预计将导致利率进一步上升，从而导致再融资或借贷成本增加，包括为我们的发展项目提供项目融资。
此外，我们一直并将继续密切关注俄罗斯和乌克兰冲突的事态发展，包括对俄罗斯能源出口和俄罗斯核燃料供应和浓缩活动的制裁(或可能的制裁)，以及俄罗斯限制能源输送的行动，这可能会进一步影响欧洲和全球的大宗商品价格。我们的2022年加油没有受到俄罗斯和乌克兰冲突的影响。我们与一系列不同的全球核燃料循环供应商合作采购我们的核燃料，因此，我们预计到2025年将有足够的核燃料来满足我们所有的加油需求。我们正在采取平权行动，在我们的采购组合中纳入减排战略，以确保我们能够获得继续运行我们的核设施所需的核燃料。如果从俄罗斯的进口受到限制，美国商业核电发电商在未来几年的加油业务可能会受到挑战。
冬季风暴URI
2021年2月，一场极端寒冷的冬季风暴影响了包括德克萨斯州在内的美国大部分地区。这种恶劣天气导致电力需求激增、天然气供应短缺、发电机运营面临挑战，以及ERCOT下令从2021年2月15日开始并持续到2021年2月18日的重大减负事件。冬季风暴乌里对我们的运营业绩和运营现金流产生了实质性的不利影响。
天气事件对公司在截至2021年12月31日的年度的税前收益造成了22亿美元的负面影响，计入了维斯特拉从ERCOT获得的约5.44亿美元的证券化收益，如下所述。亏损的主要原因是需要在ERCOT以市场价格以或接近价格上限的价格采购电力，这是因为我们的天然气燃料发电厂因天然气输送问题而导致发电量下降，而我们的燃煤发电厂由于煤炭燃料处理挑战、高燃料成本和高零售负荷成本而导致产量下降。
作为2021年德克萨斯州立法例会的一部分，以及针对电力市场参与者在冬季风暴URI期间产生的特殊成本，德克萨斯州立法机构通过了众议院法案(HB)4492，要求ERCOT获得资金，将其分配给负荷服务实体(LSE)，这些实体在冬季风暴URI期间被收取并支付给ERCOT异常高的加价和辅助服务成本。2021年10月，PUCT发布了一项债务命令，批准了ERCOT 21亿美元的融资和向LSE分配收益的方法。2021年12月，ERCOT最终确定了向LSE分配的金额，我们在2022年第二季度从ERCOT获得了5.44亿美元的收益。我们的结论是，确认应收款的门槛已于2021年12月达到，因为将收到的数额是可以确定的，而且对外经济合作委员会指示其理事机构--国家债务委员会采取一切必要行动，落实债务命令中核准的21亿美元资金。因此，我们在我们的综合运营报表中确认了5.44亿美元的预期收益，作为2021年第四季度燃料、购买电力成本和运送费方面的费用减少。冬季风暴URI的最终财务影响将继续取决于该事件引发的诉讼结果。
维斯特拉已采取各种行动，改善其对未来天气驱动的波动事件的风险状况，包括投资于改进，以进一步加强其煤炭燃料处理能力，并进一步使其ERCOT车队适应更低的温度和更长的持续时间；在计入风化投资和未来实施的ERCOT市场改善后，将更多的后备发电带入高峰期；签约增加天然气储存，以支持其天然气车队；在其燃气蒸汽机组增加双燃料能力，并在其现有的双燃料地点增加燃料油库存；与国家电力公司和电力公司共同参与将天然气基础设施登记为输配电设施的关键资源以及加强天然气和电能实业在该州的越冬的进程；并参与评估潜在的市场改革的进程。
分红计划
2018年11月，我们宣布董事会通过了我们在2019年第一季度发起的股息计划。在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，我们分别向普通股股东支付了总计3.02亿美元、2.9亿美元和2.66亿美元的股息。有关股息计划的更多信息，请参阅财务报表附注13。
股份回购计划
2021年10月，我们宣布董事会已批准了一项股份回购计划(Share Repurchase Program)，根据该计划，我们最多可以回购20亿美元的已发行普通股。股票回购计划于2021年10月11日生效。2022年8月，董事会批准了12.5亿美元的增量回购，使股份回购计划下的授权总额达到32.5亿美元。我们预计在2023年底之前完成目前32.5亿美元股票回购计划下的回购。
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| 32.5亿美元的董事会授权 | | |
| 回购股份总数 | | 平均支付价格
每股 | | 为回购股份支付的金额 | | 期末可用于额外回购的金额 | | | | | | |
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截至2021年12月31日的年度 | 19,330,365 | | $ | 21.16 | | | $ | 409 | | | | | | | | | |
截至2022年12月31日的年度 | 78,470,547 | | 23.40 | | | 1,836 | | | | | | | | | |
截至2022年12月31日的回购总额 | 97,800,912 | | $ | 22.96 | | | $ | 2,245 | | | $ | 1,005 | | | | | | | |
| 2023年1月1日至2023年2月23日 | 8,824,640 | | 22.72 | | | 201 | | | | | | | | | |
| 截至2023年2月23日的回购总额 | 106,625,552 | | $ | 22.94 | | | $ | 2,446 | | | $ | 804 | | | | | | | |
有关股份回购计划的更多信息，请参阅财务报表附注13。
优先股发行
2021年10月，我们以非公开发行(发行)方式发行了100万股A系列优先股。扣除承销佣金和发行费用后，此次发行的净收益约为9.9亿美元。我们打算根据股票回购计划(上文讨论的)，将此次发行的净收益用于回购我们已发行普通股的股票。
2021年12月，我们根据我们的绿色金融框架，以非公开发行(B系列发行)的方式发行了100万股B系列优先股。扣除承销佣金和发行费用后，B系列发行的净收益约为9.85亿美元。根据绿色融资框架，我们已经并将继续使用相当于B系列产品净收益的金额，用于支付或偿还现有和新的符合条件的可再生能源和电池ESS开发项目。
有关A系列优先股和B系列优先股的更多信息，见财务报表附注13。
债务活动
我们已经表明了我们的目标是降低我们的综合净杠杆。我们还打算继续简化和优化我们的资本结构，保持充足的流动性，并寻求机会为我们的长期债务进行再融资，以延长到期日和/或减少持续的利息支出。虽然冬季风暴URI造成的财务影响，以及电力和天然气价格上涨导致保证金要求上升，导致我们的综合净杠杆增加，但公司仍致力于实现强劲的资产负债表。有关我们的债务活动详情，请参阅财务报表附注10；有关应收账款融资的详情，请参阅财务报表附注9。
维斯特拉运营信贷协议修正案-2022年4月和2022年7月，维斯特拉运营信贷协议被修订，其中包括：(I)建立新的延长循环信贷承诺类别，截至2022年4月和2022年7月分别到期，总金额分别为28亿美元和7.25亿美元，(Ii)指定某些额外的循环信用证发行人，以及(Iii)要求维斯特拉运营公司在2022年12月30日或更早终止2027年4月29日到期的至少3.5亿美元的循环承诺，前提是维斯特拉运营公司或任何担保人从任何资本市场交易中获得收益，其主要目的是提高维斯特拉运营公司及其担保人的流动性。根据这一要求，自2022年12月30日起，维斯特拉运营公司终止了3.5亿美元的循环承付款。在实施减税措施后，维斯特拉运营公司有31.75亿美元的循环信贷承诺将于2027年4月到期。有关维斯特拉营运信贷协议修订的详情，请参阅财务报表附注10。
与商品挂钩的循环信贷安排-2022年2月，维斯特拉运营公司、维斯特拉中级公司、贷款人、联合牵头安排人和联合簿记管理人一方以及作为行政代理和抵押品代理的北卡罗来纳州花旗银行之间签订了一项信贷协议。信贷协议规定优先担保商品挂钩循环信贷安排(商品挂钩贷款)。维斯特拉营运公司打算利用商品挂钩融资机制所提供的流动资金，在电价不时上升时，根据维斯特拉营运公司及其附属公司所签订的各种商品合约的要求，作出现金过帐，以及用作其他营运资金及一般公司用途。于2022年5月、2022年6月及2022年10月，信贷协议作出修订，以(其中包括)(I)对若干贷款人的循环承诺作出若干增减(视乎适用而定)，并延长其到期日；(Ii)修订若干定价条文、财务契诺及与抵押品有关的条文；及(Iii)调整若干借款及偿还准备金，包括借款基数的计算。关于与商品挂钩的融资机制的更多信息，见财务报表附注10。
容量市场
PJM-我们资产所在区域的可靠性定价模型(RPM)拍卖结果如下：
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| 2022-2023 | | 2023-2024 | | 2024-2025 |
| (每兆瓦日平均价格) |
| RTO区 | $ | 50.00 | | | $ | 34.13 | | | $ | 28.92 | |
| COMED区 | 68.96 | | | 34.13 | | | 28.92 | |
| MAAC带 | 95.79 | | | 49.49 | | | 49.49 | |
| EMAAC区 | 97.86 | | | 49.49 | | | 54.95 | |
| ATSI区 | 50.00 | | | 34.13 | | | 28.92 | |
| 德克区 | 71.69 | | | 34.13 | | | 96.24 | |
截至2024-2025年，我们按计划年和容量类型汇总的PJM容量销售额(扣除购买量)如下：
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| 2022-2023 | | 2023-2024 | | 2024-2025 |
| 东段 | | 日落片断 | | 东段 | | 日落片断 | | 东段 | | 日落片断 |
| CP拍卖售出容量，净额(兆瓦) | 5,964 | | | 1,519 | | | 5,538 | | | 1,332 | | | 5,567 | | | 1,338 | |
| 双边售出容量，净额(兆瓦) | 311 | | | 124 | | | 343 | | | — | | | 400 | | | — | |
销售的总细分市场容量，净额(兆瓦) | 6,275 | | | 1,643 | | | 5,881 | | | 1,332 | | | 5,967 | | | 1,338 | |
| 每兆瓦/天的平均价格 | $ | 64.46 | | | $ | 66.54 | | | $ | 38.45 | | | $ | 34.13 | | | $ | 36.80 | | | $ | 75.37 | |
纽约国际标准化组织- 每个规划期内，NYISO州内休息区（独立工厂的产能已清除）的最新季节性拍卖结果如下：
由于NYISO产能拍卖的短期性、季节性，我们通过双边贸易将大部分产能货币化。 截至2024-2025年冬季，我们按季节汇总的容量销售如下：
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| 东段 | | |
| 冬天
2022 - 2023 | | 夏天
2023 | | 冬天
2023 - 2024 | | 夏天
2024 | | 冬天
2024 - 2025 | | |
| 拍卖容量(兆瓦) | 90 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | |
| 双边售出容量(兆瓦) | 1,094 | | | 936 | | | 670 | | | 299 | | | 100 | | | |
售出总容量(兆瓦) | 1,184 | | | 936 | | | 670 | | | 299 | | | 100 | | | |
| 平均电价/千瓦月 | $ | 1.29 | | | $ | 2.86 | | | $ | 1.66 | | | $ | 2.00 | | | $ | 2.00 | | | |
ISO-NE- 我们大部分资产所在的ISO-NE池剩余部分的最新远期容量拍卖结果如下：
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| 2022-2023 | | 2023-2024 | | 2024-2025 | | 2025-2026 | | |
| 每月千瓦电价 | $ | 3.80 | | | $ | 2.00 | | | $ | 2.61 | | | $ | 2.59 | | | |
绩效激励规则增加了对那些在短缺事件期间提供过剩能源或储备的资源的产能支付，同时惩罚那些产量低于要求水平的资源。 我们将继续营销并寻求更长期的多年容量交易，该交易将持续到2025-2026年。
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| 东段 |
| 2022-2023 | | 2023-2024 | | 2024-2025 | | 2025-2026 | | |
| 拍卖容量(兆瓦) | 3,125 | | | 3,091 | | | 2,967 | | | 3,032 | | | |
| 双边售出容量(兆瓦) | 97 | | | 20 | | | 78 | | | 78 | | | |
售出总容量(兆瓦) | 3,222 | | | 3,111 | | | 3,045 | | | 3,110 | | | |
| 平均电价/千瓦月 | $ | 3.82 | | | $ | 2.12 | | | $ | 3.18 | | | $ | 2.72 | | | |
味噌- 我们的资产所在的MISO本地资源4区的容量拍卖结果如下：
2025-2026年规划年度MISO产能销售如下：
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| 日落片断 |
| 2022-2023 | | 2023-2024 | | 2024-2025 | | 2025-2026 |
| 双边售出容量，单位为MISO(MW) | 1,672 | | | 1,394 | | | 471 | | | 209 | |
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已售出的MISO段总容量(兆瓦) | 1,672 | | | 1,394 | | | 471 | | | 209 | |
| 平均电价/千瓦月 | $ | 2.57 | | | $ | 4.54 | | | $ | 4.51 | | | $ | 5.19 | |
CAISO- Moss Landing 2023年至2024年按日历年汇总的CAISO产能销售如下：
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| 西段 | | |
| 2023 | | 2024 | | |
| 双边售出容量(平均兆瓦) | 1,481 | | | 1,770 | | | |
重大运营风险和挑战
以下是对管理层面临的某些关键运营风险和挑战以及目前正在采取的应对这些挑战的举措的讨论。这些事项涉及的风险可能对我们的业务、经营结果、流动性、财务状况、现金流、声誉、前景和我们证券(包括我们的普通股)的市场价格产生重大影响。另见第1A项。风险因素在这份10-K表格的年度报告中，我们将进一步讨论可能对我们的运营结果、流动性、财务状况、现金流、声誉、前景和我们证券(包括我们的普通股)的市场价格产生重大影响的风险。
天然气价格与市场热率敞口
电价通常由天然气燃料发电设施设定，批发价格通常跟踪天然气价格的上涨或下跌，但ERCOT电价因可用发电资源相对于电力需求稀缺而显着上涨的时期除外。 天然气价格历来波动不定。
与我们的天然气发电设施相比，天然气价格的变化对我们以核能、褐煤和煤炭为燃料的设施的发电成本没有显著影响。因此，在所有其他因素相同的情况下，这些核电、褐煤和燃煤发电资产的价值随着批发电价的变化而增加或减少，这是由于天然气价格或市场热价的变化，因为这会影响我们的运营利润率。天然气价格的持续下跌，如果不被市场热价上涨所抵消，将可能对我们的运营业绩、流动性和财务状况产生重大不利影响，主要与发电量超过用于满足零售客户负荷要求和批发对冲的发电量有关。
电力批发市场价格除以天然气市场价格代表市场热价。市场供热率可能受到许多因素的影响，包括发电可用性、资产组合和边际供应商(通常是天然气发电设施)的发电效率。我们的市场热率敞口受到发电资源可用性变化的影响，例如发电设施的增加和退役，以及发电资产的组合。例如，增加可再生能源(风能和太阳能)发电能力通常会压低市场发热率，特别是在总需求相对较低的时期。然而，由于天然气价格的间歇性，增加可再生发电能力的渗透率也可能导致批发市场价格波动更大，而不受天然气价格变化的影响。市场热价的下降降低了我们发电资产的价值，因为市场热价的降低会导致批发电价的降低，反之亦然。
由于我们受到天然气价格和市场热价变化的影响，零售销售和套期保值活动对我们的经营业绩和保持一致的现金流水平至关重要。
我们的综合发电和零售电力业务为我们提供了利用零售电力市场作为销售渠道来对冲我们的发电头寸的机会。此外，我们管理电价风险的方法侧重于以下几个方面：
•通过旨在部分对冲毛利率的实物和金融能源相关合约，采用纪律严明、流动性高效的对冲和风险管理战略；
•继续注重成本管理，以更好地抵御毛利率波动；
•遵循零售定价策略，适当反映我们向客户提供的产品的价值、商品价格的大小和成本、流动性风险和零售需求变化；以及
•改善零售客户服务，吸引和留住高价值客户。
我们从事天然气套期保值活动，以缓解批发电价上涨或降低的风险，这些风险与天然气价格的涨跌相对应。当天然气价格上升或下降时，我们会继续寻求机会，透过对冲活动，包括远期批发及零售电力销售，管理我们的批发电价敞口。
截至2022年12月31日，德克萨斯州、东、西和日落分部发电量的估计对冲水平如下：
| | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2024 |
| 核能/可再生能源/燃煤发电： | | | |
| 德克萨斯州 | 94 | % | | 86 | % |
| 日落 | 88 | % | | 47 | % |
| 天然气生产： | | | |
| 德克萨斯州 | 83 | % | | 58 | % |
| 东 | 91 | % | | 72 | % |
| 西 | 91 | % | | 79 | % |
以下敏感性表提供了电价和火花价差（使用假设的热耗率7.2 MMBtu/MWh计算的天然气发电的电力收入和燃料费用之间的差异）对已实现税前利润（单位：百万）的潜在影响的大致估计，并考虑了上述期间的对冲头寸。 残余气体位置的计算基于两个步骤：首先，计算我们天然气发电机组的实际热耗率与用于计算火花蔓延敏感性的假设7.2热耗率之间的差;其次，计算尚未包含在下表所示的天然气发电火花蔓延敏感性中的残余天然气暴露量。 与价格敏感性相关的估计基于我们截至2022年12月31日的预期发电量、相关对冲和远期价格。
| | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2024 |
| 德克萨斯州： | | | |
| 核能/可再生/燃煤发电：电价上涨2.50美元/兆瓦时 | $ | 8 | | | $ | 16 | |
| 核能/可再生/燃煤发电：电价降低2.50美元/兆瓦时 | $ | (7) | | | $ | (16) | |
| 天然气发电：火花扩散增加1.00美元/兆瓦时 | $ | 9 | | | $ | 19 | |
| 天然气发电：火花扩散减少1.00美元/兆瓦时 | $ | (8) | | | $ | (18) | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格上调0.25美元/MMBtu | $ | 3 | | | $ | (12) | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格下调0.25美元/MMBtu | $ | (7) | | | $ | 6 | |
| 东面： | | | |
| 天然气发电：火花扩散增加1.00美元/兆瓦时 | $ | 6 | | | $ | 16 | |
| 天然气发电：火花扩散减少1.00美元/兆瓦时 | $ | (5) | | | $ | (14) | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格上调0.25美元/MMBtu | $ | (4) | | | $ | (5) | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格下调0.25美元/MMBtu | $ | 4 | | | $ | 5 | |
| 西区： | | | |
| 天然气发电：火花扩散增加1.00美元/兆瓦时 | $ | 1 | | | $ | 1 | |
| 天然气发电：火花扩散减少1.00美元/兆瓦时 | $ | (1) | | | $ | (1) | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格上调0.25美元/MMBtu | $ | 1 | | | $ | 1 | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格下调0.25美元/MMBtu | $ | (1) | | | $ | (1) | |
| 日落： | | | |
| 燃煤发电：电价上涨2.50美元/兆瓦时 | $ | 8 | | | $ | 33 | |
| 燃煤发电：电价降低2.50美元/兆瓦时 | $ | (7) | | | $ | (32) | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格上调0.25美元/MMBtu | $ | (6) | | | $ | (12) | |
| 天然气剩余头寸：天然气价格下调0.25美元/MMBtu | $ | 6 | | | $ | 12 | |
| | | |
竞争性零售市场与客户留存
ERCOT竞争激烈的零售活动导致零售客户流失，因为客户出于各种原因更换零售电力提供商。 根据电表数量，我们的零售客户总数在2022年、2021年和2020年分别增长了约3%、3%和1%。 基于下文讨论的2022年12月31日结果 经营成果ERCOT零售客户下降1%将导致年收入下降约6800万美元。 为了应对ERCOT市场的竞争格局，我们试图通过专注于以下关键举措来减少总体客户损失：
•保持住宅服务计划具有竞争力的定价举措；
•在ERCOT内部开放竞争的领域积极争取新客户，同时继续努力提升现有客户的体验；我们专注于继续实施提供世界级客户服务和改善整体客户体验的计划；
•建立和利用我们的TXU能源TM作为ERCOT市场上最具创新精神的零售商，继续开发量身定制的产品以满足客户的需求，从而在向住宅和商业客户销售电力方面建立品牌；以及
•将市场计划主要集中在旨在留住现有最高价值客户和重新获得已更换代表的客户的计划上，包括保持并不断完善有纪律的合同和定价方法以及业务市场的经济细分，以加强有针对性的销售和营销努力，并更有效地部署我们的直销队伍；我们已启动的战术性计划包括借助增强的客户管理系统、新的产品价格/服务提供和针对小型企业市场的多渠道方法来改善客户服务。
与核资产中断相关的风险敞口
我们的核资产由科曼切峰设施的两台发电机组组成，每台机组安装的铭牌发电能力为1,200兆瓦。截至2022年12月31日，这些机组约占我们总发电量的6%。核电机组是我们边际成本最低的电力来源。假设两台核电机组同时发生停电，在考虑修复此类停电原因或获得任何保险收益的任何成本之前，对税前收益的不利影响估计(基于2022年12月31日的2023年远期电力市场价格)约为每天200万美元。另见财务报表附注12中关于核设施保险的讨论，以了解我们保险保护的重要性和限度。
与运行核电设施相关的固有复杂性和相关法规导致了环境、监管和金融风险。核电设施的运行受到核管理委员会的持续审查和监管，除其他事项外，包括运行、维护、应急计划、安全以及环境和安全保护。NRC可以实施导致资本或运营成本增加的法规变化，并可能要求延长停电，修改、暂停或吊销运营许可证，并对未能遵守其现有法规和《原子能法》条款的人处以罚款。此外，另一个核能发电设施的计划外停电可能会导致核管理委员会采取行动，关闭我们的科曼奇山峰机组，作为预防措施。
我们参与行业团体，并与监管机构一起，随时了解核安全、运营和维护以及新出现的威胁和缓解技术的最新发展。这些组织包括但不限于核管理委员会、核电运营研究所(INPO)和核能研究所(NEI)。我们还利用通过对技术、流程和服务的持续投资获得的知识来改善我们的运营，并检测、减轻和保护我们的核电资产。管理层继续把重点放在设施的安全、可靠和高效运营上。
网络/数据安全和基础设施保护风险
违反网络/数据安全措施，损害我们的信息技术基础设施、运营技术系统、支持组件和/或由公司或我们的服务提供商之一使用的相关站点，可能会扰乱正常的业务运营，并影响我们控制我们的发电资产、访问零售客户信息和限制与第三方的通信的能力。入侵和威胁正变得越来越复杂、复杂、变化频繁，可能很难检测到。任何因信息泄露而导致的机密或专有数据的丢失都可能严重影响我们的声誉，包括我们的TXU Energy、Ambit Energy、Value Based Brands、Dynegy Energy Services、Homefield Energy、TriEagle Energy、Public Power和U.S.Gas&Electric品牌，使公司面临法律索赔、重大责任、声誉损害、监管行动和业务运营中断，这可能会削弱我们执行业务战略的能力。
我们参与行业组织，并与监管机构一起，随时了解新出现的威胁和缓解技术。这些组织包括但不限于联邦调查局、网络安全和基础设施安全局、美国国土安全部、电力信息共享和分析中心、美国网络应急小组、NRC和NERC。
虽然公司尚未经历网络/数据事件造成任何实质性的运营、声誉或财务影响，但我们认识到一般市场和我们行业内日益增长的威胁，并正积极在我们的周边和内部防御、网络/数据安全运营中心和监管合规活动方面进行战略投资。我们有旨在保护我们的基础设施的控制措施，为我们的员工提供网络安全威胁意识培训，定期利用信息技术安全专家来帮助我们评估我们的信息技术系统和控制的有效性，我们定期加强我们的安全措施，以保护我们的系统和数据，包括加密、令牌化和身份验证技术，以降低网络安全风险，并提高我们的监控能力，以加强早期发现和快速应对潜在的网络威胁。针对我们一部分员工在混合工作环境中运营的事实，我们减少了攻击面流程和技术，从而从我们的内部系统、资产或数据中消除了远程网络风险。
我们还应用通过行业和政府组织、外部合作伙伴网络风险和成熟度评估获得的知识，不断改进我们的技术、流程和服务，以检测、缓解和保护我们的网络和数据资产。
季节性
电力和天然气的需求和市场价格受到天气的影响。因此，我们的经营业绩受到极端或持续天气条件的影响，可能会在季节性的基础上波动。通常情况下，夏季和冬季的电力需求和价格较高，这两个季节的气温更极端，冬季的天然气需求和价格也普遍较高。更恶劣的天气条件，如热浪或极端冬季天气，可能会使这种波动更加明显。这种波动的模式可能会发生变化，除了其他因素外，还取决于所服务的零售负荷和买卖电力的合同条款。
关键会计估计
我们遵循美国公认的会计原则。在编制我们的合并财务报表时应用这些会计政策，要求管理层对未来事件做出估计和假设，这些事件会影响资产负债表日期的资产和负债以及所涵盖期间的收入和费用的报告。以下是受判断和不确定性影响的某些关键会计估计的摘要，在这些估计下，可能会使用不同的假设或估计方法报告不同的金额。
衍生工具与按市值计价会计
我们订立与能源有关的商品买卖合约，亦订立其他衍生工具，例如期权、掉期、期货及远期，主要是为了管理商品价格及利率风险。根据与衍生工具及对冲活动有关的会计准则，该等工具须按市值计价，而该等工具的市值的厘定是基于多项假设及估计技术。
按市值计价会计确认随着市场价格的变化，衍生工具在财务报表中的公允价值的变化。公允价值的这种变化被计入净收益的未实现按市值计价的收益和亏损，并与衍生资产和负债相抵。能源市场的市场报价取决于商品类型(如天然气、电力等)、规定的时间段和交货点。如果没有报价的市场价格，公允价值是基于不可观察的投入，这需要重大判断。基于不可见投入进行估值的衍生工具主要包括(I)电力、天然气和煤炭的远期买卖，(Ii)电力、天然气和煤炭期权，以及(Iii)金融输电权。在计算衍生品的公允价值时，每条远期定价曲线都被分为流动性和非流动性两个阶段。流动期因交货点和商品而异。一般来说，流动期受到交易所市场、经纪商报价和频繁交易活动的支撑。对于非流动期，公允价值是根据使用专有建模技术开发的远期价格曲线估计的，该建模技术考虑了现有市场信息和可能在市场上不易观察到的其他投入。这些投入的任何重大变化都可能导致我们综合资产负债表上记录的资产或负债的价值发生重大变化，并可能导致我们综合经营报表中记录的未实现收益或损失发生重大变化。我们估计公允价值如财务报表附注14所述。
与衍生工具和套期保值活动相关的会计准则允许正常的买入或卖出选择，这通常消除了在净收入中按市值确认的要求。正常采购和销售合同是规定实际交付预计在正常业务过程中的一段合理时期内使用或销售的数量的合同，如果作出正常采购和销售选择，则不受按市值计价的会计处理，并按权责发生制核算。确定合同是否有资格进行正常的采购或销售选择，需要判断合同是否会实际交付，并要求管理层确保遵守所有相关的资格和文件要求。如果被确定为正常买卖的交易由于估计的变化而不再符合范围例外，相关合同将按公允价值计入资产负债表，并立即通过收益确认。
有关衍生工具的进一步讨论，请参阅财务报表附注15。
所得税会计
我们的所得税支出和相关的综合资产负债表金额涉及重大的管理层估计和判断。递延所得税资产和负债额以及流动和非流动应计项目涉及对税务机关确认收入和扣除的时间和可能性的估计和判断。此外，我们评估我们能够变现或利用我们的递延税项资产的可能性。如果变现的可能性不大，我们将为我们预计不会使用的金额记录该等递延税项资产的估值拨备，这将减少递延税额的账面价值。在评估是否有需要设立估值免税额时，我们会考虑所有可得的正面和负面证据，包括：
•与冲销超过递延税项资产的递延税项负债有关的未来收入的产生和时间安排；
•对经营亏损净额可结转的期限是否存在法定限制；以及
•经某些非经常性项目调整后的收入或亏损的数额和历史。
由于各种项目的未来影响，实际所得税可能与估计金额不同，这些项目包括所得税法律的变化、我们预测的财务状况和未来时期的经营结果，以及税务机关对提交的纳税申报单的最终审查。
所得税申报单定期接受适用税务机关的审查。管理层认为，根据所得税会计准则记录的与不确定税务状况有关的负债反映了任何审查可能导致的未来应缴税款。
有关所得税事项的进一步讨论，请参阅财务报表附注1和附注6。
应收税金协议会计(TRA)
在生效日期，维斯特拉与一家转会代理一起进入了TRA。根据TRA，我们为根据重组计划有权获得该等TRA权利的TCEH的第一留置权债权人的利益而发出TRA权利。维斯特拉反映了与TRA权利相关的债务，截至生效日期，与这些未来付款义务相关的公允价值为5.74亿美元。截至2022年12月31日，TRA债务已调整为5.22亿美元。在截至2022年12月31日的年度内，由于大宗商品价格预测的上调对预测账面和应税收入进行了调整，我们记录了TRA债务的账面价值总计增加了6400万美元。截至2022年12月31日，根据TRA，预计联邦和州政府支付的未贴现款项约为14亿美元。TRA债务价值是根据某些假设，根据TRA每年预计支付的折扣额，包括但不限于：
•与(I)收购Lamar and Forney和(Ii)出售PrefCo优先股(估计约为55亿美元)所产生的税基增加有关的金额，以及该税基增加在受其影响的资产之间的分配；
•按此计税基数递增的资产的折旧年限，一般预计大部分此类资产的折旧年限为15年；
•未来所有年份的联邦/州混合企业所得税税率为22.9%；
•未来年度的未来年度应纳税所得额；
•本公司一般预期将产生足够的应课税收入，以便能够利用以下扣除：(I)可归因于出售PrefCo优先股的税基提升，(Ii)因收购Lamar and Forney而获得的资产的整个税基，以及(Iii)与我们在产生该等扣除的课税年度根据TRA支付的推算利息相关的税收优惠；
•15%的贴现率，这代表了我们在生效日期对市场参与者根据与现金流的数额和时间的不确定性相关的风险而使用的利率的看法；以及
•维斯特拉目前在其他州开展业务，这些州的相关税率以及收入将如何分配给这些州。
由于各种原因，相关负债的估计可能会发生重大变化，包括联邦和州税收法律法规的变化、未来综合应税收入金额或时间的估计变化、已获得净营业亏损的利用、临时账面/税收差异的冲销以及其他项目。该等估计的变动确认为对相关TRA权利负债的调整，抵销影响记入综合经营报表，作为应收税项协议的影响。见财务报表附注7。
资产报废债务(ARO)
作为企业合并会计的一部分，为合并中假设的所有ARO建立了新的公允价值。对于与有形长期资产的法律、监管、合同或推定报废要求相关的法律义务相关的ARO，负债最初按公允价值入账。这些负债主要涉及核电厂退役、与褐煤开采有关的土地开垦，以及对火山灰盆地的补救或关闭。在估计ARO负债时，我们需要做出重大的估计和假设。
对于核电站退役的估计和假设，我们使用逐个单元的退役成本研究来提供预期成本(以当年美元计算)和退役活动时间的市场评估，并通过与行业内当前退役项目和其他估计进行比较来验证这些评估。我们每个核电机组的退役成本研究至少每五年更新一次，除非情况需要更频繁地更新。在估计2022年12月31日的负债时，我们已经包括了一个假设，即维斯特拉从NRC获得了20年的许可证延期，可以分别继续运营科曼奇山顶1号和2号机组，直到2050年和2053年。最终退役该设施的成本可通过制定监管费率的过程收回，作为Oncor送货费用的一部分，因此ARO估计的变化不会影响Vstra的收益。
与褐煤开采有关的采矿土地复垦所需的估计和假设，如填满采矿坑的成本和对采矿许可证关闭要求的解释，都是复杂的，需要大量的判断。为了估算填充矿坑的成本，我们利用一个复杂的专有模型来估算矿坑的体积。估计的很大一部分与资产关闭部分相关，因此与关闭的设施有关，估计的变化记录在我们的综合经营报表中。
这些债务定期进行调整，以反映时间的推移，并纳入对下列重要估计数和假设的修订：
•估计退休日期，这可能取决于环境和其他立法；
•与退休、结算或补救活动有关的未来现金支出的数额和时间安排；
•贴现率；
•成本上升因素；
•市场风险溢价；
•通胀率；以及
•如果适用，过去与政府监管机构在类似义务方面的经验。
未来五年，维斯特拉预计将花费约4.32亿美元(按名义计算)，以实现其采矿复垦和其他火山灰修复目标。在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，我们分别将6100万美元、零和1500万美元的ARO债务转移给第三方进行补救。任何剩余的未偿还第三方债务在我们的合并资产负债表中重新分类为其他流动负债和其他非流动负债和递延信贷。
关于截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日止年度的ARO债务和对ARO债务估计数所作的调整，见财务报表附注20。
商誉和其他长期资产的减值
当事件或环境变化显示长期资产的账面金额可能无法收回时，我们会根据与减值或处置长期资产有关的会计准则，评估长期资产(包括有限年期的无形资产)的减值。对于我们的发电资产，可能的迹象包括预期天然气价格和/或市场热价将持续长期下降，或者预期发电资产将在其估计使用寿命结束之前“更有可能”被出售或以其他方式处置。确定这些和其他减值迹象的存在涉及主观性质的判断，可能需要使用估计来预测与一项资产或一组资产有关的未来业绩和现金流量。此外，我们的物业、厂房和设备的独特性质，包括具有不同燃料组合的发电资产和具有不同产量或产出率的个别发电机组，需要在确定是否存在减值迹象和进行减值测试的资产分组时使用重大判断。关于截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度记录的长期资产减值的讨论，见财务报表附注20。
长期资产的可回收性是根据长期资产组的账面价值与资产组预期产生的现金流量净值的比较，通过考虑对远期天然气和电价、远期发电能力价格、颁布的环境规则的影响、发电厂性能、预测资本支出、预测燃料价格和预测运营成本的具体假设而确定的。如预计未贴现现金流量少于账面价值，则该等资产组别的账面价值将被确定为无法收回。
如资产组账面值被确定为无法收回，将根据市场参与者的观点计算公允价值，并就账面价值超过公允价值的金额计入亏损。公允价值主要由贴现现金流量(收益法)确定，并由可用市场估值支持(如适用)。收益法涉及对未来业绩的估计，这些估计反映了(其中包括)远期天然气和电价、远期发电量价格、市场供热率、颁布的环境规则的影响、发电厂业绩、预测资本支出和预测燃料价格的假设。收益法中的另一个关键假设是适用于预测现金流的贴现率。上述一个或多个因素的任何重大变化都可能对我们长期资产的公允价值计量产生重大影响。如果我们经营的市场的远期批发电价下降，或者如果额外的环境法规增加了我们发电设施的发电成本，未来可能会发生与我们的发电设施相关的额外重大减值。
商誉和使用寿命不确定的无形资产，如与TXU Energy商号相关的无形资产TM，边际能源，4Change EnergyTMHomefield、Dynegy Energy Services、TriEagle Energy、Public Power和U.S.Gas&Electric分别需要至少每年(我们选择10月1日作为年度减值测试日期)或每当事件或环境变化表明可能存在减值时进行减值评估，例如上文讨论的用于评估长期资产减值的指标或行业中可比上市公司的价值下降。
截至2022年12月31日，我们的零售报告部门和德克萨斯一代报告部门的商誉余额分别为24.61亿美元和1.22亿美元。根据这项商誉减值分析，如于评估日期，报告单位的账面价值超过其估计公允价值，超出的账面价值将作为减值费用撇账。会计准则允许公司定性地评估具有商誉的报告单位的账面价值是否更有可能低于该报告单位的公允价值。如果实体确定包括商誉在内的账面价值不太可能大于公允价值，则不需要进一步测试商誉的减值。在最近的商誉测试日期，我们进行了定性评估，并确定我们零售和德克萨斯世代报告单位的公允价值很可能超过其在2022年10月1日的账面价值。评估的重要定性因素包括报告单位财务业绩和市场倍数、总体宏观经济、行业和市场状况、成本因素、客户流失、利率和报告单位账面价值的变化。
截至2022年12月31日，与我们的零售商号相关的使用寿命不确定的无形资产总计13.41亿美元。根据这项减值分析，如于评估日期，零售商号的账面价值超过其估计公允价值，则超出的账面价值将作为减值费用撇账。
会计准则允许一家公司定性地评估我们的零售商标无形资产的账面价值是否更有可能低于公允价值。在最近的测试日期，我们进行了定性评估，并确定我们的零售商品名称的公允价值很可能在2022年10月1日超过其账面价值。评估的重要定性因素包括商号财务表现、总体宏观经济、行业和市场状况、客户流失和利率。
行动的结果
在截至2022年12月31日的年度内，我们的运营部门表现强劲，专注于成本管理，同时以安全可靠的方式生产和销售基本电力。我们的业绩反映了我们综合模式的稳定性，包括多元化的发电车队、零售和商业以及支持我们综合业务的对冲活动。作为我们全面对冲战略的一部分，我们对较长期的收入和燃料成本进行了对冲，以降低风险并锁定价值，因为远期电力和天然气曲线大幅上升，我们相信这将使我们在2023年及以后的运营业绩大幅受益。此外，我们还执行了股票回购战略。
维斯特拉综合财务业绩-截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | 有利(不利)
$Change | | |
| 2022 | | 2021 | | | | |
| 营业收入 | $ | 13,728 | | | $ | 12,077 | | | | | $ | 1,651 | | | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (10,401) | | | (9,169) | | | | | (1,232) | | | |
| 运营成本 | (1,645) | | | (1,559) | | | | | (86) | | | |
| 折旧及摊销 | (1,596) | | | (1,753) | | | | | 157 | | | |
| 销售、一般和行政费用 | (1,189) | | | (1,040) | | | | | (149) | | | |
| | | | | | | | | |
| 长寿资产和其他资产的减值 | (74) | | | (71) | | | | | (3) | | | |
营业亏损 | (1,177) | | | (1,515) | | | | | 338 | | | |
| 其他收入 | 117 | | | 140 | | | | | (23) | | | |
| 其他扣减项目 | (4) | | | (16) | | | | | 12 | | | |
| 利息支出及相关费用 | (368) | | | (384) | | | | | 16 | | | |
| 应收税金协议的影响 | (128) | | | 53 | | | | | (181) | | | |
| | | | | | | | | |
所得税前亏损 | (1,560) | | | (1,722) | | | | | 162 | | | |
| 所得税优惠 | 350 | | | 458 | | | | | (108) | | | |
净亏损 | $ | (1,210) | | | $ | (1,264) | | | | | $ | 54 | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 消除/公司和其他 | | 维斯特拉合并 |
| 营业收入 | $ | 9,455 | | | $ | 3,733 | | | $ | 3,706 | | | $ | 336 | | | $ | 956 | | | $ | 296 | | | $ | (4,754) | | | $ | 13,728 | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (7,169) | | | (2,968) | | | (3,546) | | | (481) | | | (743) | | | (249) | | | 4,755 | | | (10,401) | |
| 运营成本 | (143) | | | (808) | | | (255) | | | (42) | | | (280) | | | (116) | | | (1) | | | (1,645) | |
| 折旧及摊销 | (145) | | | (537) | | | (706) | | | (42) | | | (76) | | | (21) | | | (69) | | | (1,596) | |
| 销售、一般和行政费用 | (826) | | | (131) | | | (66) | | | (21) | | | (39) | | | (40) | | | (66) | | | (1,189) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 长寿资产和其他资产的减值 | — | | | — | | | — | | | — | | | (74) | | | — | | | — | | | (74) | |
| 营业收入(亏损) | 1,172 | | | (711) | | | (867) | | | (250) | | | (256) | | | (130) | | | (135) | | | (1,177) | |
| 其他收入 | 2 | | | 78 | | | 2 | | | 6 | | | — | | | 16 | | | 13 | | | 117 | |
| 其他扣减项目 | (2) | | | (2) | | | — | | | — | | | 1 | | | (2) | | | 1 | | | (4) | |
| 利息支出及相关费用 | (14) | | | 20 | | | (3) | | | 6 | | | (3) | | | (3) | | | (371) | | | (368) | |
| 应收税金协议的影响 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (128) | | | (128) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
所得税前收入(亏损) | 1,158 | | | (615) | | | (868) | | | (238) | | | (258) | | | (119) | | | (620) | | | (1,560) | |
| 所得税优惠 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 350 | | | 350 | |
净收益(亏损) | $ | 1,158 | | | $ | (615) | | | $ | (868) | | | $ | (238) | | | $ | (258) | | | $ | (119) | | | $ | (270) | | | $ | (1,210) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | | | | | | | 资产
闭合 | | 消除/公司和其他 | | 维斯特拉合并 |
| 营业收入 | $ | 7,871 | | | $ | 2,790 | | | $ | 2,587 | | | $ | 374 | | | $ | 653 | | | | | | | | | $ | 86 | | | $ | (2,284) | | | $ | 12,077 | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (4,568) | | | (3,991) | | | (2,123) | | | (253) | | | (407) | | | | | | | | | (111) | | | 2,284 | | | (9,169) | |
| 运营成本 | (127) | | | (704) | | | (243) | | | (37) | | | (254) | | | | | | | | | (193) | | | (1) | | | (1,559) | |
| 折旧及摊销 | (212) | | | (608) | | | (698) | | | (60) | | | (104) | | | | | | | | | (35) | | | (36) | | | (1,753) | |
| 销售、一般和行政费用 | (718) | | | (88) | | | (75) | | | (32) | | | (31) | | | | | | | | | (50) | | | (46) | | | (1,040) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 长期资产和其他资产的减损 | (33) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | | | | | | | (38) | | | — | | | (71) | |
| 营业收入(亏损) | 2,213 | | | (2,601) | | | (552) | | | (8) | | | (143) | | | | | | | | | (341) | | | (83) | | | (1,515) | |
| 其他收入 | 1 | | | 84 | | | — | | | — | | | 6 | | | | | | | | | 44 | | | 5 | | | 140 | |
| 其他扣减项目 | (7) | | | (9) | | | — | | | — | | | 3 | | | | | | | | | (1) | | | (2) | | | (16) | |
| 利息支出及相关费用 | (9) | | | 14 | | | (15) | | | 9 | | | (3) | | | | | | | | | — | | | (380) | | | (384) | |
| 应收税金协议的影响 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | | | | | | | — | | | 53 | | | 53 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
所得税前收入(亏损) | 2,198 | | | (2,512) | | | (567) | | | 1 | | | (137) | | | | | | | | | (298) | | | (407) | | | (1,722) | |
| 所得税优惠(费用) | (2) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | | | | | | | — | | | 460 | | | 458 | |
净收益(亏损) | $ | 2,196 | | | $ | (2,512) | | | $ | (567) | | | $ | 1 | | | $ | (137) | | | | | | | | | $ | (298) | | | $ | 53 | | | $ | (1,264) | |
与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度合并运营亏损减少3.38亿美元至11.77亿美元。业绩的变化主要是由于截至2021年12月31日的一年中，与冬季风暴URI相关的税前收益受到22亿美元的负面影响。部分抵消了2021年冬季风暴URI的影响，截至2022年12月31日的年度业绩受到衍生品头寸税前未实现按市值计价亏损增加17.5亿美元的不利影响。在截至2022年12月31日的一年中，电力和天然气远期市场曲线上移，推动了大宗商品对冲交易的税前未实现按市值计价亏损。这些按市值计价的未实现变化包括分别在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度记录的税前未实现净亏损5.44亿美元和2.98亿美元，这是由于零售电子合同组合停止对NPNS进行会计处理，在整个合同期限内不再可能进行实物结算。我们相信，2022年远期电力和天然气价格的全面上涨使我们能够在2023年及以后显著受益于运营业绩。
在截至2022年12月31日的一年中，利息支出及相关费用与截至2021年12月31日的一年相比减少了1600万美元，至3.68亿美元，原因是2022年利率互换的未实现按市值计价收益为2.5亿美元，而2021年为1.34亿美元，原因是2022年利率将出现更显著的上升。与截至2021年12月31日的年度相比，在截至2022年12月31日的年度内，由于平均借款增加，支付/应计利息增加了1.11亿美元，部分抵消了有利的差异，反映了支持我们全面对冲战略的抵押品入账义务增加的相关成本。见财务报表附注20。
在截至2022年和2021年12月31日的年度中，TRA的影响总额分别为1.28亿美元的支出和5300万美元的收入。关于TRA债务的影响的讨论，见财务报表附注7。
在截至2022年12月31日的一年中，所得税优惠总额为3.5亿美元，有效税率为22.4%。截至2021年12月31日的年度，所得税优惠总额为4.58亿美元，有效税率为26.6%。有关有效利率与美国联邦法定利率的对账，请参阅财务报表附注6。
关于调整后EBITDA的探讨
非GAAP衡量标准 — 在分析和规划我们的业务时，我们用非GAAP财务指标来补充使用GAAP财务指标，包括EBITDA和调整后的EBITDA作为业绩指标。这些非GAAP财务指标反映了查看我们业务各方面的另一种方式，当与我们的GAAP结果以及与下表中包括的相应GAAP财务指标的对账一起查看时，可能会更全面地了解影响我们业务的因素和趋势。这些非GAAP财务指标不应被排除在GAAP财务指标之外，而且根据定义，这些非GAAP财务指标是对Vistra的不完整理解，必须与GAAP指标一起考虑。此外，非公认会计准则财务计量不是标准化的；因此，可能无法将这些财务计量与具有相同或相似名称的其他公司的非公认会计准则财务计量进行比较。我们强烈鼓励投资者全面审查我们的合并财务报表和公开提交的报告，而不是依赖任何单一的财务衡量标准。
EBITDA和调整后的EBITDA — 我们相信，EBITDA和调整后的EBITDA为我们的经营业绩提供了有意义的表述。我们认为EBITDA是衡量持续财务业绩的另一种方式。调整后的EBITDA旨在反映我们各部门在本报告期间的经营业绩。我们将EBITDA定义为扣除利息费用、所得税费用(收益)和折旧及摊销费用前的收益(亏损)。我们将经调整的EBITDA定义为经调整的EBITDA，以剔除(I)出售或注销若干资产的损益、(Ii)按市值计价对衍生工具的影响、(Iii)减值费用的影响、(Iv)与重新开始报告、收购、处置、过渡成本或重组有关的若干金额、(V)非现金补偿开支、(Vi)应收税项协议的影响及(Vii)其他非经常性或非常项目。
由于EBITDA和调整后的EBITDA是管理层用来分配资源、确定我们为资本支出提供资金的能力、评估与同行的业绩以及评估整体财务业绩的财务指标，我们相信它们为投资者提供了有用的信息。
当在综合基础上参照业绩讨论EBITDA或调整后EBITDA时，与EBITDA和调整后EBITDA最直接可比的GAAP财务指标是净收益(亏损)。
维斯特拉调整后EBITDA-截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度相比
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | 有利(不利)
$Change | | |
| 2022 | | 2021 | | | | |
| 净亏损 | $ | (1,210) | | | $ | (1,264) | | | | | $ | 54 | | | |
| 所得税优惠 | (350) | | | (458) | | | | | 108 | | | |
| 利息支出及相关费用(A) | 368 | | | 384 | | | | | (16) | | | |
| 折旧和摊销(B) | 1,682 | | | 1,831 | | | | | (149) | | | |
| 调整前EBITDA | 490 | | | 493 | | | | | (3) | | | |
| 商品套期保值交易造成的未实现净亏损(C) | 2,510 | | | 759 | | | | | 1,751 | | | |
| 发电厂退役费用 | 4 | | | 18 | | | | | (14) | | | |
| 新开工/采购会计影响 | 6 | | | (138) | | | | | 144 | | | |
| 应收税金协议的影响 | 128 | | | (53) | | | | | 181 | | | |
| | | | | | | | | |
| 非现金补偿费用 | 65 | | | 51 | | | | | 14 | | | |
| 过渡和合并费用 | 13 | | | (8) | | | | | 21 | | | |
| 长寿资产和其他资产的减值 | 74 | | | 71 | | | | | 3 | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 冬季风暴URI影响(D) | (319) | | | 698 | | | | | (1,017) | | | |
| 其他，净额 | 23 | | | 17 | | | | | 6 | | | |
| 调整后的EBITDA | $ | 2,994 | | | $ | 1,908 | | | | | $ | 1,086 | | | |
____________
(a)包括截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度利率互换的未实现按市值计价的净收益分别为2.5亿美元和1.34亿美元。
(b)包括截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度德克萨斯州部分的核燃料摊销分别为8600万美元和7800万美元。
(c)在截至2022年12月31日的一年中，大宗商品和对冲交易的税前未实现按市值计价净亏损是由电力和天然气价格曲线增加推动的。此外，在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，我们分别录得税前未实现净亏损5.44亿美元和2.98亿美元，这是由于零售电子合同组合停止对NPNS进行会计处理，在整个合同期限内不再可能进行实物结算。
(d)截至2021年12月31日的年度，包括以下冬季风暴URI影响，我们认为这些影响没有反映我们的正常运营业绩：根据风暴发生时存在的协议，预计将在数十年内支付的ERCOT默认提升费用的分配，我们在2022年第二季度支付的科赫收益金额的应计金额(见财务报表附注12)，与冬季风暴URI和冬季风暴URI相关的未来账单信用相关的法律费用和其他成本。
截至2022年12月31日的年度，包括反映ERCOT违约提升费用的调整后EBITDA减少1.83亿美元，以及1.44亿美元的信贷申请账单。
ERCOT违约上调费用的调整涉及(I)ERCOT收到的付款减少了整个市场的违约余额，以及(Ii)2022年第四季度因Braos和ERCOT之间的和解而取消确认剩余违约余额(见财务报表附注12)。
对未来账单抵免的调整涉及大型商业和工业客户，这些客户在冬季风暴URI期间减少了他们的使用，并将在未来期间逆转和影响调整后的EBITDA，因为抵免适用于客户账单。本公司认为，计入账单贷项作为对调整后EBITDA的减值，更准确地反映了其经营业绩。
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| 截至2022年12月31日的年度 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 消除/公司和其他 | | 维斯特拉
已整合 |
| 净收益(亏损) | $ | 1,158 | | | $ | (615) | | | $ | (868) | | | $ | (238) | | | $ | (258) | | | $ | (119) | | | $ | (270) | | | $ | (1,210) | |
| 所得税优惠 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (350) | | | (350) | |
| 利息支出及相关费用(A) | 14 | | | (20) | | | 3 | | | (6) | | | 3 | | | 3 | | | 371 | | | 368 | |
| 折旧和摊销(B) | 145 | | | 623 | | | 706 | | | 42 | | | 76 | | | 21 | | | 69 | | | 1,682 | |
| 调整前EBITDA | 1,317 | | | (12) | | | (159) | | | (202) | | | (179) | | | (95) | | | (180) | | | 490 | |
| 商品套期保值交易造成的未实现净(利)损 | (291) | | | 1,610 | | | 759 | | | 351 | | | 112 | | | (31) | | | — | | | 2,510 | |
| 发电厂退役费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | 7 | | | (3) | | | — | | | 4 | |
| 新开工/采购会计影响 | — | | | (2) | | | (1) | | | — | | | 9 | | | — | | | — | | | 6 | |
| 应收税金协议的影响 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 128 | | | 128 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 非现金补偿费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 65 | | | 65 | |
| 过渡和合并费用 | 7 | | | — | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 5 | | | 13 | |
| 长寿资产和其他资产的减值 | — | | | — | | | — | | | — | | | 74 | | | — | | | — | | | 74 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 冬季风暴乌里影响（c） | (141) | | | (178) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (319) | |
| 其他，净额 | 31 | | | 20 | | | 8 | | | 3 | | | 15 | | | 8 | | | (62) | | | 23 | |
| 调整后的EBITDA | $ | 923 | | | $ | 1,438 | | | $ | 608 | | | $ | 152 | | | $ | 38 | | | $ | (121) | | | $ | (44) | | | $ | 2,994 | |
____________
(a)包括2.5亿美元的未实现利率互换按市值计价的净收益。
(b)包括德克萨斯州部分8,600万美元的核燃料摊销。
(c)包括向大型商业和工业客户应用账单积分，这些客户在冬季风暴Uri期间减少了他们的使用，以及减少ERCOT默认提升费的分配，这些费用预计将根据风暴时现有的协议在几十年内支付。 我们估计未来期间将应用的剩余票据抵免金额为2023年（约5400万美元）、2024年（约600万美元）和2025年（约2800万美元）。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产
闭合 | | 消除/公司和其他 | | 维斯特拉
已整合 |
| 净收益(亏损) | 2,196 | | | (2,512) | | | (567) | | | 1 | | | (137) | | | (298) | | | 53 | | | $ | (1,264) | |
| 所得税支出(福利) | 2 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (460) | | | (458) | |
| 利息支出及相关费用(A) | 9 | | | (14) | | | 15 | | | (9) | | | 3 | | | — | | | 380 | | | 384 | |
| 折旧和摊销(B) | 212 | | | 686 | | | 698 | | | 60 | | | 104 | | | 35 | | | 36 | | | 1,831 | |
| 调整前EBITDA | 2,419 | | | (1,840) | | | 146 | | | 52 | | | (30) | | | (263) | | | 9 | | | 493 | |
| 商品套期保值交易造成的未实现净(利)损 | (1,403) | | | 1,139 | | | 655 | | | 38 | | | 211 | | | 119 | | | — | | | 759 | |
| 发电厂退役费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | (1) | | | 19 | | | — | | | 18 | |
| 新开工/采购会计影响 | 2 | | | (14) | | | (74) | | | — | | | (28) | | | (24) | | | — | | | (138) | |
| 应收税金协议的影响 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (53) | | | (53) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 非现金补偿费用 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 51 | | | 51 | |
| 过渡和合并费用 | (2) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (15) | | | 9 | | | (8) | |
| 长寿资产和其他资产的减值 | 33 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 38 | | | — | | | 71 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 冬季风暴URI(C) | 239 | | | 457 | | | — | | | — | | | 1 | | | — | | | 1 | | | 698 | |
| 其他，净额 | 24 | | | 22 | | | 10 | | | 3 | | | (5) | | | 5 | | | (42) | | | 17 | |
| 调整后的EBITDA | $ | 1,312 | | | $ | (236) | | | $ | 737 | | | $ | 93 | | | $ | 148 | | | $ | (121) | | | $ | (25) | | | $ | 1,908 | |
____________
(a)包括利率掉期未实现的按市值计价的1.34亿美元净收益。
(b)包括德克萨斯州部门7800万美元的核燃料摊销。
(c)包括以下冬季风暴乌里的影响，我们认为这些影响并不能反映我们的运营业绩：ERCOT默认提升费用的分配，预计将根据风暴发生时现有的协议在几十年内支付，我们在2022年第二季度支付的科赫盈利额的应计，与冬季风暴Uri相关的未来账单积分和冬季风暴Uri相关的法律费用和其他费用。 未来账单抵免的调整与大型商业和工业客户有关，这些客户在冬季风暴Uri期间减少了使用，并逆转并影响未来期间的调整后EBITDA，因为抵免适用于客户账单。 该公司相信，在应用此类票据抵免的年份中，将票据抵免作为调整后EBITDA的减少，更准确地反映了其经营业绩。
零售分部 —截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | 有利(不利)
变化 | | | | |
| 2022 | | 2021 | | | | | | |
| 营业收入： | | | | | | | | | | | |
| ERCOT收入 | $ | 7,684 | | | $ | 5,943 | | | $ | 1,741 | | | | | | | |
| 东北部/中西部收入 | 2,303 | | | 2,255 | | | 48 | | | | | | | |
| 摊销费用 | — | | | (2) | | | 2 | | | | | | | |
| 对冲活动未实现净损失（a） | (532) | | | (325) | | | (207) | | | | | | | |
| 总营业收入 | $ | 9,455 | | | $ | 7,871 | | | $ | 1,584 | | | | | | | |
| 燃料、购电费用和运输费： | | | | | | | | | | | |
| 从附属公司购买 | (5,572) | | | (4,002) | | | (1,570) | | | | | | | |
| 与关联公司进行对冲活动的未实现净收益（b） | 819 | | | 1,719 | | | (900) | | | | | | | |
| 对冲活动未实现净收益 | 4 | | | 9 | | | (5) | | | | | | | |
| 配送费 | (2,285) | | | (1,937) | | | (348) | | | | | | | |
| 其他费用（c） | (135) | | | (357) | | | 222 | | | | | | | |
| 燃料总额、购电成本和运输费 | $ | (7,169) | | | $ | (4,568) | | | $ | (2,601) | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
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净收入 | $ | 1,158 | | | $ | 2,196 | | | $ | (1,038) | | | | | | | |
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| 调整后的EBITDA | $ | 923 | | | $ | 1,312 | | | $ | (389) | | | | | | | |
| 零售额(GWh)： | | | | | | | | | | | |
| 零售售电量： | | | | | | | | | | | |
| ERCOT的销售量 | 65,207 | | | 57,033 | | | 8,174 | | | | | | | |
| 东北/中西部的销售量 | 32,882 | | | 36,070 | | | (3,188) | | | | | | | |
| 电力零售总额 | 98,089 | | | 93,103 | | | 4,986 | | | | | | | |
| 天气(德克萨斯州北部平均)-正常百分比(D)： | | | | | | | | | | | |
| 降温程度天数 | 111 | % | | 93 | % | | | | | | | | |
| 采暖度天数 | 108 | % | | 92 | % | | | | | | | | |
____________
(a)包括截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的税前未实现净亏损5.44亿美元和2.98亿美元，这是由于零售电子合同组合停止对NPNS进行会计处理，在整个合同期限内不再可能进行实物结算。
(b)包括德克萨斯州、东部和日落分部大宗商品头寸按市值计价估值的未实现净收益/（损失）。
(c)截至2021年12月31日的一年，包括向大型商业和工业客户提供的1.53亿美元未来账单抵免。
(d)根据国际气象局(WSI)的数据反映该地区的冷度或热度日。
下表列出了截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度相比，净收益(亏损)和调整后EBITDA的变化。
| | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度与2021年的比较 |
| 电力成本的时机，包括2021年的自助收益和落后市场中的多年客户合同 | $ | (248) | |
| 冬季风暴URI的影响主要是由2022年签发的超过2021年风暴净影响的票据信用推动的 | (63) | |
| 较高的利润率反映了2022年有利的天气和ERCOT的表现，部分被中西部和东北市场的压力所抵消 | 30 | |
其他主要原因是2022年收入增加导致坏账支出增加 | (108) | |
| 调整后EBITDA的变动 | $ | (389) | |
| 套期保值活动未实现净收益减少 | (1,112) | |
| 与冬季风暴Uri相关的账单积分和其他费用 | 380 | |
| 折旧和摊销费用减少 | 67 | |
| 转换和合并及其他费用的变动 | 16 | |
| |
| 净收入变动 | $ | (1,038) | |
世代—截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 |
| 营业收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 售电 | $ | 1,816 | | | $ | 1,999 | | | $ | 2,719 | | | $ | 1,619 | | | $ | 653 | | | $ | 410 | | | $ | 448 | | | $ | 589 | |
| 来自ISO/RTI的容量收入 | — | | | — | | | 20 | | | (22) | | | — | | | 1 | | | 63 | | | 138 | |
| 对关联公司的销售 | 3,389 | | | 2,063 | | | 1,724 | | | 1,553 | | | 7 | | | 5 | | | 454 | | | 382 | |
| 未实现净收益（损失）的结转代表本期结算的头寸 | 536 | | | (207) | | | (50) | | | (159) | | | 96 | | | 62 | | | 422 | | | 166 | |
| 对冲活动未实现净收益（损失） | (1,191) | | | (37) | | | (669) | | | 51 | | | (422) | | | (104) | | | (459) | | | (448) | |
| 与关联公司进行对冲活动的未实现净收益（损失） | (817) | | | (1,028) | | | (38) | | | (529) | | | 2 | | | — | | | 34 | | | (162) | |
| 其他收入 | — | | | — | | | — | | | 74 | | | — | | | — | | | (6) | | | (12) | |
| 营业收入 | 3,733 | | | 2,790 | | | 3,706 | | | 2,587 | | | 336 | | | 374 | | | 956 | | | 653 | |
| 燃料、购电费用和运输费： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 发电设施燃料和购买电力成本 | (2,495) | | | (2,829) | | | (3,509) | | | (2,072) | | | (449) | | | (251) | | | (630) | | | (629) | |
| 发电设施的燃料和从附属公司购买的电力成本 | (8) | | | — | | | 2 | | | 2 | | | — | | | — | | | 4 | | | (3) | |
| 对冲活动未实现（收益）损失 | (138) | | | 133 | | | (2) | | | (18) | | | (27) | | | 4 | | | (109) | | | 233 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 辅助费用和其他费用 | (327) | | | (1,295) | | | (37) | | | (35) | | | (5) | | | (6) | | | (8) | | | (8) | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (2,968) | | | (3,991) | | | (3,546) | | | (2,123) | | | (481) | | | (253) | | | (743) | | | (407) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | |
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| 净收益(亏损) | $ | (615) | | | $ | (2,512) | | | $ | (868) | | | $ | (567) | | | $ | (238) | | | $ | 1 | | | $ | (258) | | | $ | (137) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | |
| 调整后的EBITDA | $ | 1,438 | | | $ | (236) | | | $ | 608 | | | $ | 737 | | | $ | 152 | | | $ | 93 | | | $ | 38 | | | $ | 148 | |
| 生产量(GWh)： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气设施 | 34,784 | | | 30,921 | | | 54,569 | | | 55,428 | | | 5,134 | | | 5,365 | | | | | |
| 褐煤和煤炭设施 | 25,211 | | | 25,514 | | | | | | | | | | | 24,555 | | | 27,247 | |
| 核设施 | 19,688 | | | 19,402 | | | | | | | | | | | | | |
| 太阳能设施 | 822 | | | 454 | | | | | | | | | | | | | |
| 容量因素： | | | | | | | | | | | | | | | |
| CCGT设施 | 48.8 | % | | 43.2 | % | | 57.2 | % | | 57.6 | % | | 57.1 | % | | 60.0 | % | | | | |
| 褐煤和煤炭设施 | 74.8 | % | | 75.6 | % | | | | | | | | | | 54.3 | % | | 60.2 | % |
| 核设施 | 93.6 | % | | 96.3 | % | | | | | | | | | | | | |
| 天气-正常的百分比(A)： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 降温程度天数 | 109 | % | | 94 | % | | 107 | % | | 108 | % | | 107 | % | | 90 | % | | 113 | % | | 115 | % |
| 采暖度天数 | 123 | % | | 94 | % | | 99 | % | | 93 | % | | 109 | % | | 111 | % | | 99 | % | | 90 | % |
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(a)根据国际天气服务（WSI）数据反映该地区的降温天数或升温天数。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | | 2022 | | 2021 |
| 市场定价 | | | | | 市场高峰时平均电价($MWh)(B)： | | | |
| ERCOT North平均电价(美元/兆瓦时) | $ | 62.17 | | | $ | 149.60 | | | PJM West Hub | $ | 83.59 | | | $ | 45.55 | |
| | AEP代顿枢纽 | $ | 79.51 | | | $ | 44.81 | |
| NYMEX Henry Hub天然气平均价格(美元/MMBtu) | $ | 6.39 | | | $ | 3.82 | | | NYISO C区 | $ | 65.54 | | | $ | 35.57 | |
| | 马萨诸塞州枢纽 | $ | 92.17 | | | $ | 51.77 | |
| 天然气平均价格(A)： | | | | | 印第安纳枢纽 | $ | 82.03 | | | $ | 48.55 | |
| TetcoM3(美元/MMBtu) | $ | 6.81 | | | $ | 3.40 | | | 伊利诺伊州北部枢纽 | $ | 71.76 | | | $ | 41.10 | |
| 阿尔冈昆城门(美元/MMBtu) | $ | 9.16 | | | $ | 4.51 | | | CAISO NP15 | $ | 93.12 | | | $ | 56.37 | |
____________
(a)反映上述期间内每日报价的平均值，并不反映我们所产生的成本。
(b)反映所列期间的前一天报价的平均值，并不一定反映我们实现的价格。
下表列出了截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度相比，净收益(亏损)和调整后EBITDA的变化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度与2021年的比较 |
| 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 |
| 扣除燃料后收入的有利/（不利）变化 | $ | 309 | | | $ | (76) | | | $ | 49 | | | $ | (45) | |
| 冬季风暴乌里影响 | 1,535 | | | (50) | | | — | | | (17) | |
| 其他经营成本的不利变化 | (114) | | | (12) | | | (6) | | | (38) | |
| 销售、一般和管理费用的有利/（不利）变化 | (37) | | | 9 | | | 16 | | | (15) | |
| 其他 | (19) | | | — | | | — | | | 5 | |
| 调整后EBITDA的变动 | $ | 1,674 | | | $ | (129) | | | $ | 59 | | | $ | (110) | |
| 折旧和摊销的有利/(不利)变化 | 63 | | | (8) | | | 18 | | | 28 | |
| 对冲活动未实现净收益/（损失）变化 | (471) | | | (104) | | | (313) | | | 99 | |
| 长寿资产和其他资产的减值 | — | | | — | | | — | | | (74) | |
| 发电厂退役、过渡和合并费用 | — | | | (1) | | | — | | | (8) | |
| 新开工/采购会计影响 | (12) | | | (73) | | | — | | | (37) | |
| | | | | | | |
| 冬季风暴URI影响(ERCOT违约提升和法律纠纷) | 635 | | | — | | | — | | | 1 | |
| | | | | | | |
| 其他(包括利息和新冠肺炎相关费用) | 8 | | | 14 | | | (3) | | | (20) | |
| 净收益(亏损)变动 | $ | 1,897 | | | $ | (301) | | | $ | (239) | | | $ | (121) | |
德克萨斯州业务业绩的变化主要是由2021年冬季风暴URI的影响推动的。扣除燃料和运营成本后的净收入增加，分别是由于在截至2022年12月31日的一年中，发电车队在定价和通胀压力较高的时期表现强劲。此外，由于截至2022年12月31日的年度远期电价上涨，截至2022年12月31日的年度未实现对冲亏损比截至2021年12月31日的年度增加。
东部业绩的变化主要是由于(I)截至2022年12月31日的年度未实现对冲亏损高于截至2021年12月31日的年度，这是由于截至2022年12月31日的年度远期电价上涨所致(Ii)截至2022年12月31日的年度，扣除燃料的收入净额低于截至2021年12月31日的年度，主要是由于客户以低于现行批发市场价格的价格迁移到默认服务提供商的费率高于预期以及产能收入下降，以及(Iii)于2021年终止了一份不利的收购合同，导致减记一项无形负债。
西部分部业绩的变化是由于截至2022年12月31日止年度的未实现对冲损失高于截至2021年12月31日止年度，与截至2021年12月31日止年度相比，远期电价在截至2022年12月31日止年度上涨幅度更大。 此外，截至2022年12月31日止年度的净燃料收入高于截至2021年12月31日止年度，反映出我们电池ESS项目的已实现利润率更高（见财务报表注2）。
Sunset分部业绩的变化是由扣除燃料后的收入不利变化推动的，这主要是由于截至2022年12月31日止年度全行业燃料输送挑战导致燃煤电厂发电量下降以及与我们迈阿密堡发电设施相关的资产的减损（见财务报表附注20）。
资产关闭细分市场—截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | 有利(不利)
变化 | | | | |
| 2022 | | 2021 | | | | | | |
| 营业收入 | $ | 296 | | | $ | 86 | | | $ | 210 | | | | | | | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (249) | | | (111) | | | (138) | | | | | | | |
| 运营成本 | (116) | | | (193) | | | 77 | | | | | | | |
| 折旧及摊销 | (21) | | | (35) | | | 14 | | | | | | | |
| 销售、一般和行政费用 | (40) | | | (50) | | | 10 | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 长期资产减值准备 | — | | | (38) | | | 38 | | | | | | | |
| 营业亏损 | (130) | | | (341) | | | 211 | | | | | | | |
| 其他收入 | 16 | | | 44 | | | (28) | | | | | | | |
| 其他扣减项目 | (2) | | | (1) | | | (1) | | | | | | | |
| 利息支出及相关费用 | (3) | | | — | | | (3) | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
所得税前收入(亏损) | (119) | | | (298) | | | 179 | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
净亏损 | $ | (119) | | | $ | (298) | | | $ | 179 | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 调整后的EBITDA | $ | (121) | | | $ | (121) | | | $ | — | | | | | | | |
| 生产量(GWh) | 6,670 | | | 9,706 | | | (3,036) | | | | | | | |
资产关闭部分的结果和数量包括我们分别于2022年5月和2022年9月退役的Zimmer和Joppa发电厂的结果和数量。截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的运营成本还包括与退役和回收退役工厂和矿山相关的持续成本。截至2022年12月31日止年度的资产关闭分部业绩变动主要由于(I)截至2022年12月31日止年度与煤炭及电力衍生工具有关的未实现对冲收益3,100万美元，而截至2021年12月31日止年度的未实现亏损1.19亿美元及(Ii)截至2021年12月31日止年度与工厂关闭公告(见财务报表附注3)有关的遣散费及减值支出。
与能源相关的商品合同和按市值计价活动
下表汇总了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度大宗商品合同资产和负债的变化。这些资产和负债的净变化，不包括下文所述的“其他活动”，反映出2022年和2021年12月31日终了年度的未实现净亏损分别为25.1亿美元和7.59亿美元，原因是商品合同组合中的仓位按市值计价。
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | |
| 期初商品合同净负债 | $ | (866) | | | $ | (75) | | | |
| 解决/终止职位(A) | 1,218 | | | (295) | | | |
| 投资组合中持仓的公允价值变动(B) | (3,728) | | | (464) | | | |
| | | | | |
| 其他活动(C) | 228 | | | (32) | | | |
| 商品合同期末净负债 | $ | (3,148) | | | $ | (866) | | | |
____________
(a)指以前确认的未实现损益在结算/终止时的冲销(抵销在结算期确认的已实现损益)。不包括已结清仓位当月的公允价值变动，以及与同月建立和结清仓位相关的金额。
(b)代表已确认的未实现净收益(亏损)，反映公允价值变动的影响。不包括已结清仓位当月的公允价值变动，以及与同月建立和结清仓位相关的金额。
(c)表示因收到或支付未反映在未实现损益中的现金而导致的头寸公允价值变动。金额一般与买卖期权相关的保费，以及在芝加哥商品交易所执行的某些交易的结算保证金存款有关。
到期日表-下表列出了在2022年12月31日确认公允价值产生的商品合同负债净额，按公允价值来源和基础头寸的合同结算日期列出。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日未实现商品合同净负债到期日 |
| 公允价值来源 | | 少于
1年 | | 1-3年 | | 4-5年 | | 超过
5年 | | 总计 |
| 积极报价 | | $ | (1,136) | | | $ | (651) | | | $ | 2 | | | $ | — | | | $ | (1,785) | |
| 其他外部来源提供的价格 | | (11) | | | (133) | | | — | | | — | | | (144) | |
| 基于型号的价格 | | (321) | | | (592) | | | (205) | | | (101) | | | (1,219) | |
| 总计 | | $ | (1,468) | | | $ | (1,376) | | | $ | (203) | | | $ | (101) | | | $ | (3,148) | |
| | | | | | | | | | |
财务状况
营运现金流
截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较 — 在截至2022年12月31日的一年中，运营活动提供的现金总额为4.85亿美元，而截至2021年12月31日的一年中，运营活动中使用的现金为2.06亿美元。6.91亿美元的有利变化主要是由于2021年由于冬季风暴URI的影响而产生的运营现金减少，以及2022年ERCOT的证券化收益5.44亿美元(见财务报表附注1)，但2022年18.74亿美元的保证金存款部分抵消了这一影响，而2021年与支持我们全面对冲战略的商品合同相关的保证金存款为10亿美元。
折旧及摊销-在截至2022年、2021年和2020年12月31日的一年中，在综合现金流量表中报告为对账调整的折旧和摊销费用分别比综合业务表中报告的金额多4.51亿美元、2.97亿美元和3.11亿美元。差额包括按照行业惯例在综合业务报表中报告为燃料成本的核燃料摊销，以及在各种其他合并业务报表细目中报告的无形净资产和负债摊销，包括营业收入和燃料以及所购电力成本和运送费。
投资现金流
截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较-在截至2022年和2021年12月31日的年度中，用于投资活动的现金总额分别为12.39亿美元和11.53亿美元。增加8600万美元的原因是资本支出增加2.68亿美元和收到的保险收入减少5000万美元，但环境津贴净购买额减少1.85亿美元和核燃料销售收入减少5700万美元部分抵消了增加的数额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | 增加(减少) | | |
| 2022 | | 2021 | | | |
| 资本支出，包括LTSA预付款 | $ | (628) | | | $ | (549) | | | (79) | | | |
| 核燃料采购 | (198) | | | (44) | | | (154) | | | |
| 增长和发展支出 | (475) | | | (440) | | | (35) | | | |
| 资本支出总额 | (1,301) | | | (1,033) | | | (268) | | | |
| 环境津贴净销售额(购入额) | (28) | | | (213) | | | 185 | | | |
| 净卖出(投资于)核退役信托基金证券 | (23) | | | (22) | | | (1) | | | |
| 与资本活动相关的保险收益 | 39 | | | 89 | | | (50) | | | |
| 出售核燃料的收益 | 57 | | | — | | | 57 | | | |
| 其他投资活动 | 17 | | | 26 | | | (9) | | | |
| 用于投资活动的现金 | $ | (1,239) | | | $ | (1,153) | | | $ | (86) | | | |
融资现金流
截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较- 截至2022年12月31日止年度，融资活动使用的现金总计8000万美元，而截至2021年12月31日止年度，融资活动提供的现金为22.74亿美元。 23.54亿美元的变化是由2021年优先股发行和2022年更高的股票回购推动的，但部分被2022年应收账款融资机制下的净借款增加和短期借款净增加所抵消。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | 增加(减少) |
| 2022 | | 2021 | |
| 2021年优先股发行情况 | $ | — | | | $ | 2,000 | | | $ | (2,000) | |
| 股份回购 | (1,949) | | | (471) | | | (1,478) | |
| 其他净借款（还款），包括远期产能协议 | (251) | | | 119 | | | (370) | |
| 支付给普通股股东的股息 | (302) | | | (290) | | | (12) | |
| 支付给优先股股东的股息 | (151) | | | — | | | (151) | |
| 发行高级有担保（2022）和高级无担保（2021）票据 | 1,498 | | | 1,250 | | | 248 | |
| 应收账款融资安排项下的净借款(还款) | 425 | | | (300) | | | 725 | |
| 短期净借款(还款) | 650 | | | — | | | 650 | |
| 其他融资活动 | — | | | (34) | | | 34 | |
| 由融资活动提供(用于)的现金 | $ | (80) | | | $ | 2,274 | | | $ | (2,354) | |
债务活动
有关应收账款融资和回购融资的详细信息，请参阅财务报表附注9，有关Vistra运营信贷融资、资产挂钩融资和其他长期债务的详细信息，请参阅财务报表附注10。
可用流动资金
下表总结了截至2022年12月31日止年度可用流动性的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 | | 变化 |
| 现金和现金等价物 | $ | 455 | | | $ | 1,325 | | | $ | (870) | |
| 维斯特拉营运信贷安排-循环信贷安排 | 1,236 | | | 1,254 | | | (18) | |
| 瑞致达运营-商业相关设施（a） | 808 | | | — | | | 808 | |
| 可用流动性总额（b） | $ | 2,499 | | | $ | 2,579 | | | $ | (80) | |
____________
(a)截至2022年12月31日，可用产能反映借款基础为12.08亿美元减去4亿美元现金借款。 借款基础低于13.5亿美元的贷款限额。
(b)不包括应收账款安排和回购安排下可分别借款的金额。有关应收账款融资的详情，请参阅财务报表附注9。
截至2022年12月31日的年度，可用流动资金减少8,000万美元，主要原因是用于股票回购的现金19.49亿美元，资本支出13.01亿美元(包括LTSA预付款、核燃料以及开发和增长支出)，循环信贷机制下未偿还信用证增加4.18亿美元，支付给普通股股东的3.02亿美元股息和支付给优先股东的股息1.51亿美元，部分被运营部门提供的现金、从发行15亿美元本金的维斯特拉运营公司发行的高级担保票据收到的现金抵消。于2022年12月31日生效的总承担额项下商品挂钩贷款项下可用产能8.08亿美元，循环信贷安排项下因信贷协议修订而产生的额外总承担额6.5亿美元，以及应收账款融资安排项下现金借款净额4.25亿美元。
我们相信，至少在未来12个月内，我们将能够获得足够的流动性，为我们预期的现金需求提供资金。我们的运营现金流往往是季节性的，并向下半年加权。
大宗商品市场价格上涨，加上我们的全面对冲战略，导致截至2022年12月31日的年度内抵押品入账义务大幅增加。这些抵押品中的大部分与2023年之前的对冲有关，预计在我们履行这些合同下的义务时将得到返还。截至2023年2月23日，维斯特拉的信贷安排下约有28亿美元的现金和可用资金，以满足其流动性需求。该公司认为，它有其他选择来保持获得流动性的机会，包括利用可用的流动性、获得额外的资本来源或减少资本支出、计划的自愿债务偿还或运营成本。
在2024年之前，我们长期债务的到期日相对较少。预计2023年长期债务的利息支付总额约为5.96亿美元，2024-2025年为10.82亿美元，2026-2027年为5.52亿美元，之后为1.65亿美元。有关本公司长期债务到期日的详情，请参阅财务报表附注10。
我们根据商品购买和服务协议承担的义务，包括能力付款、核燃料和天然气按需付费合同、煤炭合同、商业服务和与核有关的外包以及其他采购承诺，预计2023年总额约为31.74亿美元，2024-2025年为20.98亿美元，2026-2027年为9.19亿美元，之后为4.06亿美元。租赁负债到期日见财务报表附注11，长期服务和维修合同承付款见财务报表附注12。
资本支出
截至2022年11月4日的2023年估计资本支出和核燃料采购总额约为20.23亿美元，其中包括：
•9,770亿美元用于太阳能和能源储存开发；
•7.44亿美元，用于发电和采矿设施投资；
•1.39亿美元用于购买核燃料；
•1200万美元，用于工厂越冬投资、信息技术和其他企业投资；以及
•1.51亿美元用于其他增长支出。
商品套期保值和交易活动的流动性效应
我们已经进行了大宗商品对冲和交易交易，如果标的大宗商品的远期价格变动导致我们持有的对冲或交易工具价值下降，我们需要提供抵押品。我们使用现金、信用证和其他形式的信贷支持来履行此类抵押品入账义务。关于维斯特拉业务信贷安排和商品挂钩安排的讨论，见财务报表附注10。
交易所清算交易通常需要初始保证金(即，预付现金和/或信用证，以考虑到头寸的大小和到期日以及信用质量)，以及变动保证金(即，每日公布的现金保证金，以考虑基础商品价值的变化)。要求的初始保证金金额通常由交易所规则定义。然而，结算代理通常有权根据各种因素要求额外的初始保证金，这些因素包括市场深度、波动性和信用质量，这些因素可以是现金、信用证、担保或与结算代理协商的其他形式。从交易对手收到的现金抵押品要么用于营运资本和其他商业目的，包括减少信贷安排下的借款，要么被要求存入一个单独的账户，并被限制用于营运资本和其他公司目的。关于场外交易，交易对手一般有权用信用证代替这种现金抵押品。在这种情况下，以前提交的现金抵押品将返还给这些交易对手，如果现金不受限制，这将减少流动性。
截至2022年12月31日，我们收到或过账用于大宗商品对冲和交易活动的现金和信用证如下：
•与2021年12月31日公布的12.63亿美元相比，已向交易对手公布了31.37亿美元的现金；
•从交易对手处收到了3900万美元的现金，而截至2021年12月31日收到的现金为3900万美元；
•与2021年12月31日的15.58亿美元相比，已向交易对手过帐的信用证金额为23.14亿美元；以及
•已从交易对手收到7400万美元的信用证，而截至2021年12月31日收到的信用证为3500万美元。
看见附带支助债务以下是根据PUCT和ISO/RTO规则发布的与抵押品相关的信息。
缴纳所得税
在接下来的12个月里，我们预计不会因为维斯特拉的NOL结转而支付联邦所得税。我们预计在未来12个月内支付约2700万美元的州所得税，1300万美元的州退税和800万美元的TRA付款。
在截至2022年12月31日的一年中，联邦所得税支付了100万美元，州所得税支付了3300万美元，州所得税退还了800万美元，TRA支付了100万美元。
大写
截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们的资本化比率分别包括71%和56%的长期债务(当前到期金额较少)和29%和44%的股东权益。截至2022年12月31日和2021年12月31日，长期债务总额(包括目前到期的金额)与资本之比分别为71%和56%。
金融契约
维斯特拉经营信贷协议“和”维斯特拉经营商品挂钩信贷协议“均包括一项契约，仅针对循环信贷安排和商品挂钩安排，且仅在合规期内适用(一般适用于循环借款总额和签发的循环信用证超过循环承诺额30%的情况，但仅就循环信贷安排而言，仅考虑超过3亿美元的金额，以确定合规期是否有效)，这要求综合第一留置权净杠杆率不超过4.25至1.00(或在抵押品暂停期间，不超过5.50至1.00)。此外，每个有担保的LOC设施都包括一项契约，要求综合第一留置权净杠杆率不得超过4.25至1.00(或对于某些包括抵押品暂停机制的设施，在抵押品暂停期间，不得超过5.50至1.00)。截至2022年12月31日，我们遵守了维斯特拉运营信贷协议，并获得了LOC设施财务契约。尽管截至2022年12月31日的期间不是维斯特拉运营商品挂钩信贷协议的合规期，但如果需要在此时进行测试，我们将遵守这一财务契约。
关于与维斯特拉业务信贷安排有关的其他契约的讨论，见财务报表附注10。
附带支助债务
区域工作队制定了规则，以确保缔约方能够履行其采矿复垦义务。2016年9月，RCT同意提供高达9.75亿美元的抵押品保证金，以支持Lighant的回收义务。抵押品债券实际上是对维斯特拉运营的所有资产(与维斯特拉运营信贷安排并列)的第一留置权，根据合同，在我们资产清算的情况下，RCT可以在其他第一留置权贷款人之前支付(最高9.75亿美元)。附带支助涉及已开采或正在开采但尚未开垦的土地，以及已获得许可证但采矿活动尚未开始的土地，以及已开垦但未被区域工作队免除管制义务的土地，包括费用应急金额。
PUCT制定了规则，以确保每个代表的足够信誉，包括在必要时退还客户押金的能力。根据这些规则，截至2022年12月31日，维斯特拉已向PUCT提交了金额为7400万美元的信用证，这一金额可能会有所调整。
我们开展业务的ISO/RTO制定了规则，以确保参与这些ISO/RTO运营的市场的各方具有足够的信誉。根据这些规则，截至2022年12月31日，维斯特拉以信用证的形式提供了总计5.25亿美元的抵押品支持，以担保债券的形式提供了3000万美元的抵押品支持，并提供了1700万美元的现金(这可能会根据与ISO/RTO的和解活动进行每日调整)。
物料交叉默认/加速条款
我们的某些合同安排包含一些条款，如果融资安排未能满足付款条件或未能遵守可能导致到期付款加快的契诺，可能会导致违约。这类条款被称为“交叉违约”或“交叉加速”条款。
维斯特拉营运公司或其任何受限制附属公司就若干指定债务的总金额超过3亿美元的违约，可能会导致根据维斯特拉营运信贷安排的交叉违约。这样的违约将使贷款人能够加快此类安排下未偿还余额的到期时间，截至2022年12月31日，未偿还余额总计约27.64亿美元。
维斯特拉营运公司(或其附属公司)的商品对冲协议及利率互换协议均包含交叉违约条款，该等协议及利率互换协议均以维斯特拉营运信贷安排贷款人对其资产的同等留置权作为抵押。如果维斯特拉营运公司或其任何附属公司的债务违约达到或超过适用协议所界定的门槛，导致该等债务加速，则该等对冲协议下的交易对手将有权终止其与维斯特拉营运公司(或其适用附属公司)的对冲或利率互换协议，并要求清偿该协议项下的所有未清偿债务。
根据维斯特拉营运高级无抵押契约及维斯特拉营运高级担保契约，任何证明维斯特拉营运或任何担保人附属公司因未能在最终到期日到期时偿还本金或导致该等债务总额加速达3亿元或以上而在任何文件下出现的违约，可能会导致在维斯特拉营运高级无抵押票据、高级担保票据、维斯特拉营运信贷融资、应收账款融资、商品挂钩融资及其他现有或未来证明适用借款人或发行人(视属何情况而定)及适用担保人附属公司所借钱的任何现有或未来文件下的交叉违约。
此外，我们签订了与能源有关的实物和金融合同，这些合同的主要形式包含条款，根据这些条款，如果我们拖欠超过限额的债务，就会发生违约或加速清偿，这可能会因合同而异。
应收账款工具包含交叉默认拨备。除其他情况外，如果TXU Energy、Dynegy Energy Services、Ambit Texas、Value Based Brands和TriEagle(Vstra的每个间接子公司以及应收账款工具下的发起人(发起人))未能就本金金额至少为3亿美元的任何未偿债务支付本金或利息，或者就TXU Energy或任何其他发起人而言，本金金额至少为5000万美元，或者如果在任何适用的宽限期届满后，或者如果在此类债务下发生或存在其他事件或情况，导致债务人有权加速此类债务，则交叉违约条款适用。或者如果这种债务在其规定的到期日之前到期。如果触发此交叉默认拨备，则会发生应收账款工具下的终止事件，并且应收账款工具可能会被终止。
回购机制包含一项交叉违约条款。除其他情况外，如果违约事件(或类似事件)在应收账款融资机制或维斯特拉运营信贷融资机制下发生，则交叉违约条款适用。如果触发这一交叉默认条款，回购机制下的终止事件将发生，并且回购机制可能被终止。
根据有抵押的LOC贷款，任何证明维斯特拉运营公司或任何担保子公司因在最终到期时未能支付本金而证明其借款债务的文件下的违约，或导致此类债务加速总计3亿美元或更多，可能会导致有担保的LOC贷款的终止。
根据商品挂钩贷款，任何证明维斯特拉营运或任何担保附属公司因未能在最终到期时支付本金而证明借款债务的文件下的违约，或导致该等债务总额加速达3亿美元或以上，可能会导致商品挂钩贷款终止。
担保
关于担保的讨论见财务报表附注12。
承付款和或有事项
关于承付款和或有事项的讨论，见财务报表附注12。
会计准则的变化
关于会计准则变动的讨论，见财务报表附注1。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
市场风险是指在正常的经营过程中，由于影响商品价格、利率和交易对手信用等经济因素的市场状况的变化，我们可能经历价值损失的风险。我们对市场风险的敞口受到几个因素的影响，包括我们能源和金融投资组合的规模、持续时间和构成，以及市场的波动性和流动性。用于管理这一敞口的工具包括用于对冲债务成本的利率互换，以及用于对冲大宗商品价格的交易所交易、场外交易合约和其他合同安排。
风险监督
我们管理与竞争性能源业务相关的商品价格、交易对手信贷和商品相关操作风险，并在高级管理层设定的限制范围内，根据整体风险管理政策进行管理。利率风险由我们的财务部门集中管理。市场风险由独立于批发商业运作的风险管理小组利用明确的做法和分析方法进行监测。这些技术衡量合同组合价值变化的风险，以及市场状况变化对这一价值的假设影响，包括但不限于头寸报告和审查、风险价值(VaR)方法和压力测试情景。主要风险控制活动包括但不限于交易审查和批准(包括信用审查)、运营和市场风险衡量、交易权限监督、交易捕获确认、市场价格确认和报告以及投资组合估值和报告，包括按市值计价、VaR和其他风险衡量指标。
维斯特拉有一个风险管理组织，负责执行适用的风险限制，包括确保遵守这些限制的相应政策和程序，并评估我们业务中固有的风险。
商品价格风险
我们的业务受到其营销或购买的电力、天然气和其他与能源相关的产品价格市场波动的固有风险的影响。我们积极管理发电资产、燃料供应和零售负荷的投资组合，以减轻这些风险对运营结果的短期影响。与市场中的其他参与者类似，我们无法完全管理天然气和电力价格结构性下跌或上涨带来的长期价值影响。
在管理能源价格风险方面，我们进行了各种市场交易，包括但不限于实物交割的短期和长期合同、交易所交易和场外交易的金融合同以及与客户的双边合同。这些活动包括对冲、构建长期合同安排和自营交易。我们不断监测已识别风险的估值，并根据当前市场状况调整头寸。我们努力使用关于远期市场价格曲线的一致假设来评估和记录商品价格风险的影响。
VAR方法论- VAR方法用于衡量各种市场条件下投资组合中存在的市场风险的大小。 所得的VAR在指定的置信水平下对投资组合的潜在损失进行估计，并在历史和预测的市场价格和波动性的情况下利用标准统计技术考虑市场走势等因素。
参数过程用于计算VaR，被管理层认为是基于流动性市场的假设市场条件来估计投资组合价值变化的最有效方法。该方法的使用需要一些关键假设，例如使用(I)假设的置信度，(Ii)假设的持有期(即管理层采取行动所需的时间(例如平仓)和(3)波动性和相关性数据的历史估计。下表详细说明了与各种合同组合相关的VaR指标。
基础发电资产和能源相关合同的VaR- 该测量基于95%的置信水平和60天的假设持有期，估计所有基础发电资产和合同因市场状况变化而可能造成的价值损失。 此计算涵盖的远期包括计算时的当前和下一个日历年。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| 月末平均VaR | $ | 489 | | | $ | 424 | |
| 月末高VaR | $ | 686 | | | $ | 684 | |
| 月末低VaR | $ | 283 | | | $ | 222 | |
2022年月底高VAR风险指标目前与上年一致。
利率风险
下表提供了有关2022年和2021年12月31日我们对利率变化敏感的金融工具的信息。 债务金额包括Vistra运营信贷设施。 有关这些金融工具的进一步讨论，请参阅财务报表注释10。
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| 预期到期日 | | 2022
总载客量
金额 | | 2022
总公平
价值 | | 2021
总载客量
金额 | | 2021
总公平
价值 |
| 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 在那里-在那之后 | | | | |
长期债务，包括本期债务(A)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 浮动利率债务额度 | $ | 28 | | | $ | 28 | | | $ | 2,458 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 2,514 | | | $ | 2,486 | | | $ | 2,543 | | | $ | 2,518 | |
| 平均利率(B) | 6.13 | % | | 6.13 | % | | 6.12 | % | | — | % | | — | % | | — | % | | 6.12 | % | | | | 1.85 | % | | |
债务转换为固定债务(C)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 名义金额 | $ | 2,300 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 2,300 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 4,600 | | | | | $ | 4,600 | | | |
| 平均工资率 | 4.18 | % | | 4.77 | % | | 4.77 | % | | 4.77 | % | | — | % | | — | % | | | | | | | | |
| 平均收件率 | 6.44 | % | | 6.89 | % | | 6.89 | % | | 6.89 | % | | — | % | | — | % | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
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(a)未摊销保费、折扣和债务发行成本不在表中。
(b)加权平均利率是根据2022年12月31日的有效利率计算的。
(c)利率互换的到期日至2026年7月。不包括转换为变量的21.2亿美元债务，该变量与21.2亿美元债务转换为固定债务的条款相匹配，该条款有效地固定了此类掉期的货币外状况(见财务报表附注10)。
截至2022年12月31日，考虑到财务报表附注10中讨论的利率互换，长期债务浮动利率上调一个百分点(100个基点)可能导致未来12个月的年度税前收益减少约200万美元。
信用风险
信用风险是指与交易对手不履行义务有关的损失风险。我们通过评估潜在的交易对手、监控持续的交易对手风险和评估整体投资组合风险，将信用风险降至最低。这包括审查交易对手的财务状况、当前和潜在的信用风险、信用评级和其他定量和定性的信用标准。我们还采用了某些降低风险的做法，包括使用规定净额结算和抵销权的标准化主协议，以及提高信用，如保证金存款和客户存款、信用证、父母担保和担保债券。关于这一风险的进一步讨论，见财务报表附注15。
信用风险敞口-截至2022年12月31日，我们与零售和批发贸易应收账款以及商品合同和对冲和交易活动产生的净衍生品资产相关的总信贷敞口(不包括抵押品影响)总计22.37亿美元。
截至2022年12月31日，零售部门的信贷敞口总额约为12.33亿美元，其中包括12.11亿美元的应收贸易账款和2200万美元的衍生品相关账款。作为这些应收款的抵押品持有的现金保证金和信用证总计6500万美元，导致净敞口11.68亿美元。应收账款坏账准备是根据历史经验、市场或经营状况以及大型企业客户财务状况的变化，为这些客户拖欠款项的潜在损失建立的。
截至2022年12月31日，在计入主净额结算协议条款但不包括抵押品影响后，德克萨斯州、东部、日落和资产关闭部门的总信用敞口总计10.04亿美元，其中包括与衍生品资产相关的5.41亿美元和4.63亿美元的贸易应收账款。
包括交易对手向我们提供的抵押品，我们的德克萨斯、东部、日落和资产关闭部分的净敞口为9.36亿美元，如下表所示，该表展示了截至2022年12月31日按交易对手信用质量划分的信用敞口分布。信贷抵押品包括现金和信用证，但不包括其他信用增强，如担保或资产留置权。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 暴露
贷方前
抵押品 | | 信用
抵押品 | | 网络
暴露 | | | | | | | | |
| 投资级 | $ | 689 | | | $ | 20 | | | $ | 669 | | | | | | | | | |
| 低于投资级或无评级 | 315 | | | 48 | | | 267 | | | | | | | | | |
总计 | $ | 1,004 | | | $ | 68 | | | $ | 936 | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | |
重要的(即，10%或以上）信用风险集中于一个交易对手，总计1.36亿美元，占我们总净风险的15%。 由于交易对手的信用评级、交易对手的市场角色和公认的信誉以及我们与交易对手业务关系的重要性，我们认为该交易对手的风险敞口在可接受的风险容忍水平内。 如果欠交易对手的保证金等金额或延迟收到欠我们的预期结算，一个或多个交易对手违约事件可能随后导致终止相关结算付款，从而减少可用流动性。
被归类为“正常”购买或销售和非衍生合同承诺的合同在财务报表中不按市价计价，不包括在上述细节中。此类合同承诺可能包含考虑到当前市场条件的有利定价，因此，如果交易对手不履行承诺，则会带来经济风险。
前瞻性陈述
这份报告和我们所作的其他陈述都含有“前瞻性陈述”。除历史事实陈述外，本报告中包含的、或在回答问题或其他陈述中提出的涉及未来可能发生的活动、事件或发展的所有陈述，包括(但不限于)与我们的财务或运营预测、资本分配、资本支出、流动性、股息政策、业务战略、竞争优势、目标、未来收购或处置、发电资产的开发或运营、市场和行业发展以及我们的业务和运营的增长(经常但不总是通过使用“打算”、“计划”等词语或短语)有关的事项。“可能”、“不太可能”、“预期”、“预期”、“估计”、“应该”、“可能”、“预测”、“目标”和“展望”)都是前瞻性陈述。尽管我们认为，在作出任何此类前瞻性陈述时，我们的预期都是基于合理的假设，但任何此类前瞻性陈述都包含不确定性和风险，并参考项目1A下的讨论对其全部内容加以保留。风险因素和第7项。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析在本年度报告(Form 10-K)和以下重要因素中，除其他外，可能导致我们的实际结果与这些前瞻性陈述中预测或暗示的结果大不相同：
•司法和监管当局的行动和决定；
•由于我们的协议条款，我们的业务受到禁止和其他限制；
•现行的联邦、州和地方政府政策和监管行动，包括我们开展业务的州的立法机构和其他政府行动、美国国会、FERC、NERC、TRE、我们开展业务的州和地区的公用事业委员会、CAISO、ERCOT、ISO-NE、MISO、NYISO、PJM、RCT、NRC、EPA、我们开展业务的州的环境监管机构、MSHA和CFTC，除其他外：
▪允许价格；
▪行业、市场和费率结构；
▪购买电力和收回投资；
▪核电设施的运作；
▪化石燃料发电设施的运营；
▪矿山作业；
▪资产和设施的购置和处置；
▪设施的开发、建设和运营；
▪退役费用；
▪当前或未来的批发和零售业竞争；
▪联邦、州和地方税法、税率和政策的变化，包括对TCJA和/或IRA的额外法规、解释、修正案或技术更正;
▪环境和安全法律和政策的变化和遵守情况，包括MCR规则、国家环境空气质量标准、跨州空气污染规则、汞和空气有毒物质标准、区域雾霾计划实施以及温室气体和其他气候变化举措;以及
▪通过交易所清算场外衍生品，并以此作为现金抵押品；
•对环境问题的预期或影响，包括排放额度的合规、可用性和充分性的成本，以及正在进行的程序的影响和潜在的法规或现行法规的变化，包括与气候变化、空气排放、冷却水进水口结构、燃煤副产品和其他法律法规有关的影响，这些法规可能会增加我们的成本，导致我们的资产减值，导致我们限制或终止某些设施的运营，或以其他方式对我们的财务业绩或股票价格产生负面影响；
•法律和行政诉讼及和解；
•行业总体趋势；
•经济状况，包括任何通货膨胀期、衰退或经济下滑的影响；
•与气候变化和发电相关的化石燃料使用相关的投资者情绪可能会减少对我们普通股的需求，或增加市场价格的潜在波动性；
•流行病的严重性、规模和持续时间，包括新冠肺炎大流行，以及由此对我们的运营结果、财务状况和现金流产生的影响；
•极端天气事件、干旱和获取水的限制以及其他天气条件和自然现象的严重性、严重程度和持续时间、与此相关的意外事件和不确定性（其中大部分难以预测，其中许多超出了我们的控制范围），以及由此对我们的经营业绩、财务状况和现金流的影响;
•破坏行为、地缘政治冲突、战争或恐怖主义、网络安全、网络犯罪或网络间谍威胁或活动；
•我方或我方对手方提出的合同履行索赔的风险，以及追究或抗辩此类索赔的风险或与之相关的费用；
•我们是否有能力在预期的金额或时间向交易对手收取应收账款；
•我们有能力吸引、留住并有利可图地为客户提供服务；
•限制或禁止竞争性零售定价或直销业务；
•与我们的零售产品或直销业务相关的负面宣传，包括我们向市场和监管机构说明我们是否遵守适用法律的能力；
•包括天然气价格在内的批发电价或能源商品价格的变动；
•天然气、煤炭、燃料油等成品运输价格变化;
•煤炭、燃料油、天然气和铀库存及其运输和储存的充足性、可及性和相关成本；
•交易对手和供应商根据需要提供或交付商品、材料或服务的能力发生变化；
•对以州或联邦为基础的补贴对我们的市场竞争的好处以及对我们的相应影响的信念和假设，包括我们的竞争对手是否获得了不成比例的此类补贴；
•市场设计以及我们所在市场的电力、辅助服务和能力采购程序的影响或变化；
•CAISO、ERCOT、ISO-NE、MISO、NYISO和PJM电力市场的市场热费率变化;
•我们有能力有效对冲不利的大宗商品价格，包括天然气价格、市场热度和利率；
•人口增长或下降，或者市场供需和人口结构的变化;
•我们缓解强制停电风险的能力，包括管理与PJM的产能表现和ISO-NE的绩效激励相关的风险；
•努力寻找减少拥堵和提高母线电价的机会；
•获得足够的传输设施，以满足不断变化的需求；
•利率、商品价格、通货膨胀率或外汇汇率的变化；
•经营费用、流动资金需求和资本支出的变化；
•商业银行市场和资本市场状况以及美国和国际信贷市场中断的潜在影响;
•获得资本的机会、这种资本的成本和其他条件的吸引力以及融资和再融资努力的成功，包括资本市场资金的可得性；
•我们有能力保持审慎的财务杠杆，实现我们的资本配置、业绩和节约成本的举措和目标；
•我们有能力产生足够的现金流来支付债务的本金和利息，或对债务进行再融资；
•我们的预期是，我们将继续(I)按季度向普通股股东支付一致的现金股息总额，以及(Ii)分别向A系列优先股和B系列优先股股东支付适用的半年度现金股息；
•我们预计我们将继续根据我们的股票回购计划进行回购，我们可能无法实现我们的股票回购计划的预期好处，以及该计划可能在其终止之前暂停、终止或未完成；
•我们有能力实施和成功执行我们的战略和增长计划，包括完成和整合合并、收购和/或合资活动，确定和完成销售和剥离活动，以及完成我们的其他业务开发和建设项目并将其商业化；
•争夺新能源开发等商机；
•各交易对手无法履行其对我们金融工具的义务;
•交易对手的抵押品需求以及其他影响我们的流动性状况和财务状况的因素；
•我们使用的技术(包括大规模储电)和提供的服务的变化；
•电力传输的变化，使更多的发电与我们的发电资产竞争；
•我们吸引和留住合格员工的能力；
•我们与员工关系的重大变化，包括合格人员的可用性，以及如果发生劳资纠纷或申诉或与独立承包商地位有关的法律或法规变化可能产生的不利影响；
•用于估计提供雇员福利的费用的假设发生变化，包括医疗和牙科福利、养恤金和业务流程预算，以及未来与此相关的供资需求，包括根据《雇员补偿和补偿办法》承担的连带责任；
•该行业惯有的危险，以及我们可能没有足够的保险来弥补此类危险造成的损失；
•我们根据TRA义务的影响;
•我们有能力通过对具有成本效益的技术增强和运营绩效计划进行有针对性的投资来优化我们的资产;
•我们有效、高效地规划、准备和执行预期资产报废和收回义务及其影响的能力;
•我们成功完成瑞致达收购业务整合的能力，以及我们成功捕捉与此类交易相关的全部预计运营和财务协同效应的能力;以及
•信用评级机构的行动。
任何前瞻性表述仅在作出之日发表，除非法律另有要求，否则我们没有义务更新任何前瞻性表述，以反映作出表述之日之后发生的事件或情况，或反映意外事件或情况的发生。新的因素时有出现，我们无法预测。此外，我们可能无法评估任何此类事件或条件的影响，或任何此类事件或条件或事件或条件的组合可能在多大程度上导致结果与任何前瞻性陈述中包含或暗示的结果大不相同。因此，您不应过度依赖此类前瞻性陈述。
行业和市场信息
本报告中使用的某些行业和市场数据以及其他统计信息基于独立的行业出版物、政府出版物、市场研究公司的报告或其他已公布的独立来源，包括由CAISO、ERCOT、ISO-NE、MISO、NYISO、PJM、我们运营所在州的环境监管机构和NYMEX发布的某些数据。我们没有委托任何这些出版物、报告或其他来源。一些数据也是基于善意的估计，这些估计来自我们对内部调查的审查，以及上文所列的独立来源。行业出版物、报告和其他来源一般表示，它们从据信可靠的来源获得了信息，但不保证此类信息的准确性和完整性。虽然我们相信这些研究、出版物、报告和其他来源都是可靠的，但我们没有独立调查或核实其中包含或提及的信息，也没有就此类信息的准确性或完整性做出任何陈述。预测特别可能是不准确的，特别是在很长一段时间内，我们不知道在编制这种预测时使用了什么假设。本报告通篇使用的有关行业和市场数据以及其他统计信息的陈述涉及风险和不确定因素，可能会因各种因素而发生变化。
第八项。财务报表和补充数据
独立注册会计师事务所报告
致维斯特拉公司的股东和董事会。
对财务报表的几点看法
本核数师已审计维斯特拉公司及其附属公司(“贵公司”)截至2022年12月31日及2021年12月31日的综合资产负债表、截至2022年12月31日止三个年度内各年度的相关综合经营表、综合全面收益(亏损)表、综合现金流量表及综合权益变动表，以及列于指数第15(B)项的相关附注及附表(统称为“财务报表”)。我们认为，财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及截至2022年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架 (2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的报告和我们2023年3月1日的报告，对公司财务报告的内部控制表达了无保留意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计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的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，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与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的、已传达或要求传达给审计委员会的事项，这些事项(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达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面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
应收税金协议债务--见财务报表附注1和7
关键审计事项说明
本公司负有应收税金协议(TRA)义务，该义务要求本公司每年向TRA权利持有人支付因2016年破产后某些资产的纳税基础提高而节省的所得税现金。TRA债务的账面价值是基于对TRA权利持有人的预计付款的贴现金额。确定TRA债务的账面价值要求管理层在编制约35年期间的应税收入预测时做出重大估计和假设。预计TRA付款的估计时间或金额的变化都会影响债务的账面价值。截至2022年12月31日，TRA债务的账面价值总计5.22亿美元。
鉴于管理层对估计TRA债务作出重大判断，执行审计程序以评估管理层估计的合理性和与估计未来应纳税收入相关的假设需要高度的审计师判断力和更大的努力程度，包括需要我们的所得税专家参与。
如何在审计中处理关键审计事项
除其他外，我们与评估未来估计应纳税所得额有关的审计程序包括：
•我们测试了对管理层确定TRA债务账面金额的控制的有效性，包括对开发估计的未来应纳税所得额的控制。
•在我们所得税专家的帮助下，我们评估了以下因素，以测试管理层估计的未来应纳税所得额：
◦税收法律法规的适用
◦现有暂时性差异的未来冲销，包括结转损失的时间和数额
•我们评估了管理层对未来应纳税所得额的估计的合理性，方法是将估计数与以下各项进行比较：
◦历史应纳税所得额
◦与管理层和董事会的内部沟通
◦公司新闻稿以及分析师和行业报告中包含的预测信息
•我们评估了未来应纳税所得额与审计其他领域获得的证据的一致性。
公允价值计量--第3级衍生资产和负债--见财务报表附注1和14
关键审计事项说明
该公司的资产和负债的公允价值是基于复杂的专有模型和/或不可观察的投入。这些金融工具可以涵盖广泛的产品类型，通常包括(1)包括电价和热价头寸的电力购买和销售；(2)实物电力和天然气期权、价差期权和掉期；(3)电力、天然气、煤炭、环境补贴、拥堵收益权和金融传输权的远期购买合同；以及(4)零售合同。根据美国普遍接受的会计原则，这些金融工具通常被归类为第三级衍生资产或负债。截至2022年12月31日，3级衍生品资产和负债的公允价值分别为7.91亿美元和20.1亿美元。
鉴于管理层使用复杂的专有模型和/或不可观察的信息来估计3级衍生资产和负债的公允价值，执行审计程序以评估3级衍生资产和负债的公允价值的合理性需要高度的审计师判断力和更大的努力程度，包括需要我们拥有丰富的量化和建模专业知识的能源商品公允价值专家。
如何在审计中处理关键审计事项
我们与评估第3级衍生品资产和负债公允价值有关的审计程序包括：
•我们测试了对衍生品资产和负债估值的控制的有效性，包括与核实非流动性价格曲线和其他重要的不可观察的估值输入相关的控制。
•我们获得了公司截至2022年12月31日的衍生品资产和负债及相关公允价值的完整清单，以确认我们对未偿还工具类型的理解。
•我们评估管理层应用非流动价格曲线及重大不可观察估值输入数据的一致性。
•在我们的能源商品公允价值专家的协助下，我们对第三级衍生工具样本的公允价值进行了独立估计，并将我们的估计与公司的估计进行了比较。
递延税项资产计价准备--见财务报表附注1和附注6
关键审计事项说明
如综合财务报表附注6所述，截至2022年12月31日，公司的递延税项净资产为170.9万美元。
本公司评估递延税项资产的可变现程度，并在本公司估计利益更有可能无法实现的范围内，确认估值拨备以将递延税项资产减少至更有可能实现的金额。
作为这项评估的一部分，该公司评估所有可用的正面和负面证据，包括现有应税临时差异的未来逆转、预计的未来应税收入、税务规划战略和最近的经营结果，以确定是否将产生足够的未来应税收入来实现现有的递延税项资产。
该公司已经确定了客观和可核实的负面证据，最明显的是，在截至2022年12月31日的前12个季度中，以未经调整的累计亏损的形式出现。在确定最近几年是否存在累计亏损时，实体一般不应将非经常性项目排除在其结果之外。不过，实体在确定所需的估值津贴数额时，在预测未来收入时，可能应将非经常性项目排除在外。本公司在为预测未来收入而对某些非经常性项目进行调整后评估其历史收益，对暂时性差异的冲销进行了安排，并考虑了产生正面和负面证据的其他证据。
在此评估的基础上，该公司考虑了现有消极和积极证据的相对重要性，并得出结论，其17.09亿美元的递延税净资产，包括6300万美元的估值准备金，将是可变现的。
由于管理层在预测未来收入时做出了重大判断，因此我们将递延税金净资产的估值确定为一项重要的审计事项。
我们的审计程序需要高度的审计师判断力和更大的努力程度，包括需要我们的税务专家参与评估管理层对预计未来收入的估计的合理性。
如何在审计中处理关键审计事项
我们的审计程序与确定未来更有可能产生足够的应税收入以实现递延税项资产有关，包括以下内容：
•我们测试了管理层对递延税项资产的控制的有效性，对预计收入的估计，以及对递延税项资产是否更有可能实现的评估
•在我们税务专家的帮助下，我们评估了：
◦公司调整后的账面收益计算，包括对非经常性项目调整后的3年累计损益状况的准确性
◦管理层使用的方法、假设和判断的合理性，包括对管理层评估中可用的积极和消极证据的相对权重进行评估，以确定是否有必要给予估值津贴
◦应税暂时性差异的未来逆转以及管理层收入来源是否具有适当性质并足以根据相关税法利用递延所得税资产，并考虑到属性到期
◦公司安排工作中包含的递延所得税资产的完整性和准确性，以确保所有属性都得到适当纳入
◦任何将影响公司利用递延所得税资产能力的税法变更，并评估公司的分析是否适当考虑了法律变更的因素
•我们通过将实际结果与管理层的历史估计进行比较并评估是否存在任何影响管理层继续准确估计收入能力的变化来评估管理层准确估计收入的能力。
•我们评估了预计收入与审计其他领域获得的证据的一致性。
/s/ 德勤律师事务所
德克萨斯州达拉斯
2023年3月1日
自2002年以来，我们一直担任该公司的审计师。
维斯特拉公司。
合并业务报表
(百万美元，不包括每股金额) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 营业收入（注4） | $ | 13,728 | | | $ | 12,077 | | | $ | 11,443 | |
| 燃料费、购电费和运送费 | (10,401) | | | (9,169) | | | (5,174) | |
| 运营成本 | (1,645) | | | (1,559) | | | (1,622) | |
| 折旧及摊销 | (1,596) | | | (1,753) | | | (1,737) | |
| 销售、一般和行政费用 | (1,189) | | | (1,040) | | | (1,035) | |
| | | | | |
| 长寿资产和其他资产的减值 | (74) | | | (71) | | | (356) | |
| 营业收入(亏损) | (1,177) | | | (1,515) | | | 1,519 | |
| 其他收入（注20） | 117 | | | 140 | | | 34 | |
| 其他扣除（注20） | (4) | | | (16) | | | (42) | |
| 利息费用及相关费用（注20） | (368) | | | (384) | | | (630) | |
| 应收税款协议的影响（注7） | (128) | | | 53 | | | 5 | |
| 未合并投资收益中的权益（注20） | — | | | — | | | 4 | |
| 所得税前净收益(亏损) | (1,560) | | | (1,722) | | | 890 | |
| 所得税（费用）福利（注6） | 350 | | | 458 | | | (266) | |
| 净收益(亏损) | (1,210) | | | (1,264) | | | 624 | |
| 可归因于非控股权益的净(收益)亏损 | (17) | | | (10) | | | 12 | |
| 可归因于维斯特拉的净收益(亏损) | (1,227) | | | (1,274) | | | 636 | |
| 优先股应占累计股息 | (150) | | | (21) | | | — | |
| 维斯特拉普通股的净收益(亏损) | $ | (1,377) | | | $ | (1,295) | | | $ | 636 | |
| 已发行普通股的加权平均股份： | | | | | |
基本信息 | 422,447,074 | | | 482,214,544 | | | 488,668,263 | |
稀释 | 422,447,074 | | | 482,214,544 | | | 491,090,468 | |
| 已发行普通股加权平均每股净收益(亏损)： | | | | | |
| 基本信息 | $ | (3.26) | | | $ | (2.69) | | | $ | 1.30 | |
| 稀释 | $ | (3.26) | | | $ | (2.69) | | | $ | 1.30 | |
请参阅合并财务报表附注。
综合全面收益表(损益表)
(百万美元) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 净收益(亏损) | $ | (1,210) | | | $ | (1,264) | | | $ | 624 | |
| 其他全面收益（亏损）（扣除税项影响）： | | | | | |
与养老金和其他退休福利义务相关的影响（扣除税款费用（福利）美元7, $9和$(5)) | 23 | | | 32 | | | (18) | |
| | | | | |
| 其他全面收益(亏损)合计 | 23 | | | 32 | | | (18) | |
| 综合收益(亏损) | (1,187) | | | (1,232) | | | 606 | |
| 可归因于非控股权益的综合(收益)损失 | (17) | | | (10) | | | 12 | |
| 可归因于维斯特拉的全面收益(亏损) | $ | (1,204) | | | $ | (1,242) | | | $ | 618 | |
请参阅合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
维斯特拉公司。
合并现金流量表
(百万美元) |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 现金流--经营活动： | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | (1,210) | | | $ | (1,264) | | | $ | 624 | |
| 对净收益(亏损)与经营活动提供(用于)现金的调整： | | | | | |
| 折旧及摊销 | 2,047 | | | 2,050 | | | 2,048 | |
| 递延所得税支出(福利)，净额 | (359) | | | (475) | | | 230 | |
| | | | | |
| 长寿资产和其他资产的减值 | 74 | | | 71 | | | 356 | |
| 出售NELP投资的亏损 | — | | | — | | | 29 | |
| | | | | |
| 商品按市值计价的未实现净(利)损 | 2,510 | | | 759 | | | (231) | |
| 利率互换按市值计价的未实现净(收益)损失 | (250) | | | (134) | | | 155 | |
| 资产报废负债负债变动 | 13 | | | (5) | | | 7 | |
| 资产报废债务增值费用 | 34 | | | 38 | | | 43 | |
| 应收税金协议的影响 | 128 | | | (53) | | | (5) | |
| 坏账支出 | 179 | | | 110 | | | 110 | |
| 基于股票的薪酬 | 63 | | | 47 | | | 65 | |
| 其他，净额 | (79) | | | 41 | | | (22) | |
| 经营性资产和负债变动情况： | | | | | |
| 应收账款--贸易 | (852) | | | (228) | | | (33) | |
| 盘存 | 36 | | | (100) | | | (59) | |
| 应付帐款--贸易 | 94 | | | 402 | | | (40) | |
| 商品和其他衍生产品合同资产和负债 | (228) | | | 32 | | | 27 | |
| 保证金存款，净额 | (1,874) | | | (1,000) | | | (20) | |
| 从ERCOT应收提升证券化收益 | 544 | | | (544) | | | — | |
| 应计利息 | 16 | | | 13 | | | (20) | |
| 应计税 | (8) | | | (20) | | | 22 | |
| 应计员工激励 | 21 | | | (68) | | | 39 | |
| 应收税款协议付款 | (1) | | | (2) | | | — | |
| 资产报废债务清偿 | (87) | | | (88) | | | (118) | |
| 重大工厂停电延迟 | 20 | | | 2 | | | 2 | |
| 其他-净资产 | (17) | | | (27) | | | 219 | |
| 其他--净负债 | (329) | | | 237 | | | (91) | |
| 经营活动提供(用于)的现金 | 485 | | | (206) | | | 3,337 | |
| 现金流--投资活动： | | | | | |
| 资本支出，包括购买核燃料和LTSA预付款 | (1,301) | | | (1,033) | | | (1,259) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 出售核退役信托基金证券所得收益 | 670 | | | 483 | | | 433 | |
| 对核退役信托基金证券的投资 | (693) | | | (505) | | | (455) | |
| 出售环境免税额的收益 | 1,275 | | | 392 | | | 165 | |
| 购买环境津贴 | (1,303) | | | (605) | | | (504) | |
| 保险收益 | 39 | | | 89 | | | 35 | |
| 出售资产所得收益 | 21 | | | 30 | | | 24 | |
| 出售核燃料的收益 | 57 | | | — | | | — | |
| 其他，净额 | (4) | | | (4) | | | (11) | |
| 用于投资活动的现金 | (1,239) | | | (1,153) | | | (1,572) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
维斯特拉公司。
合并现金流量表
(百万美元) |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 现金流--融资活动： | | | | | |
| 优先股的发行 | — | | | 2,000 | | | — | |
| | | | | |
| 发行长期债务 | 1,498 | | | 1,250 | | | — | |
| 偿还/回购债务 | (251) | | | (381) | | | (1,008) | |
| 定期贷款A项下的借款 | — | | | 1,250 | | | — | |
| 定期贷款A项下的偿还 | — | | | (1,250) | | | — | |
| 远期运力协议收益 | — | | | 500 | | | — | |
| 应收账款融资项下的净借款/（付款） | 425 | | | (300) | | | (150) | |
| 循环信贷安排下的借款 | 1,750 | | | 1,450 | | | 1,075 | |
| 循环信贷安排下的还款 | (1,500) | | | (1,450) | | | (1,425) | |
| 商品挂钩贷款项下的借款 | 3,150 | | | — | | | — | |
| 商品挂钩贷款项下的还款 | (2,750) | | | — | | | — | |
| 发债成本 | (31) | | | (13) | | | (17) | |
| 股份回购 | (1,949) | | | (471) | | | — | |
| 支付给普通股股东的股息 | (302) | | | (290) | | | (266) | |
| 支付给优先股股东的股息 | (151) | | | — | | | — | |
| 其他，净额 | 31 | | | (21) | | | (5) | |
| 由融资活动提供(用于)的现金 | (80) | | | 2,274 | | | (1,796) | |
| 现金、现金等价物和限制性现金净变化 | (834) | | | 915 | | | (31) | |
| 现金、现金等价物和限制性现金期初余额 | 1,359 | | | 444 | | | 475 | |
| 现金、现金等价物和受限现金期末余额 | $ | 525 | | | $ | 1,359 | | | $ | 444 | |
请参阅合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | |
维斯特拉公司。
合并资产负债表
(百万美元) |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 455 | | | $ | 1,325 | |
| 受限制现金（注20） | 37 | | | 21 | |
| 贸易应收账款-净额（注20） | 2,059 | | | 1,397 | |
| 应收所得税 | 27 | | | 15 | |
| 库存（注20） | 570 | | | 610 | |
| 商品及其他衍生合同资产（注15） | 4,538 | | | 2,513 | |
| 与商品合约有关的保证金存款 | 3,137 | | | 1,263 | |
| 应收ERCOT的USYS证券化收益（注1） | — | | | 544 | |
| 预付费用和其他流动资产 | 293 | | | 195 | |
| 流动资产总额 | 11,116 | | | 7,883 | |
| 受限制现金（注20） | 33 | | | 13 | |
| 投资（注20） | 1,729 | | | 2,049 | |
| | | |
| 不动产、厂房和设备-净值（注20） | 12,554 | | | 13,056 | |
| 经营性租赁使用权资产(附注11) | 51 | | | 40 | |
| 商誉(附注5) | 2,583 | | | 2,583 | |
| 可识别无形资产-净值（注5） | 1,958 | | | 2,146 | |
| 商品及其他衍生合同资产（注15） | 702 | | | 250 | |
| 累计递延所得税（注6） | 1,710 | | | 1,302 | |
| 其他非流动资产 | 351 | | | 361 | |
| 总资产 | $ | 32,787 | | | $ | 29,683 | |
| 负债和权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 短期借款(附注10) | $ | 650 | | | $ | — | |
| 应收账款融资（注9） | 425 | | | — | |
| 当前到期的长期债务（注10） | 38 | | | 254 | |
| 应付贸易帐款 | 1,556 | | | 1,515 | |
| 商品及其他衍生合同负债（注15） | 6,610 | | | 3,023 | |
| 与商品合约有关的保证金存款 | 39 | | | 39 | |
| | | |
| 收入以外的应计税款 | 199 | | | 207 | |
| 应计利息 | 160 | | | 143 | |
| 资产报废义务（注20） | 128 | | | 104 | |
| 经营租赁负债（注11） | 8 | | | 5 | |
| 其他流动负债 | 524 | | | 553 | |
| 流动负债总额 | 10,337 | | | 5,843 | |
| 长期债务，减当前到期金额（注10） | 11,933 | | | 10,477 | |
| 经营租赁负债（注11） | 45 | | | 38 | |
| 商品及其他衍生合同负债（注15） | 1,726 | | | 804 | |
| 累计递延所得税（注6） | 1 | | | — | |
| 应收税款协议义务（注7） | 514 | | | 394 | |
| 资产报废义务（注20） | 2,309 | | | 2,346 | |
| | | |
| 其他非流动负债和递延信贷（注20） | 1,004 | | | 1,489 | |
| 总负债 | 27,869 | | | 21,391 | |
| | | | | | | | | | | |
维斯特拉公司。
合并资产负债表
(百万美元) |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 承付款和或有事项(附注12) | | | |
| 总权益（注13）： | | | |
优先股、授权股份数目-100,000,000；A组(清算优先权--#美元1,000;已发行股票：2022年12月31日和2021年12月31日- 1,000,000；B组(清算优先权--#美元1,000;已发行股票：2022年12月31日和2021年12月31日- 1,000,000) | 2,000 | | | 2,000 | |
普通股(面值-$0.01；授权股份数目-1,800,000,000) （已发行股份：2022年12月31日- 389,754,870; 2021年12月31日- 469,072,597) | 5 | | | 5 | |
国库券，按成本计算（股数：2022年12月31日- 147,424,202; 2021年12月31日- 63,856,879) | (3,395) | | | (1,558) | |
| 追加实收资本 | 9,928 | | | 9,824 | |
| 留存赤字 | (3,643) | | | (1,964) | |
| 累计其他综合收益(亏损) | 7 | | | (16) | |
| 股东权益 | 4,902 | | | 8,291 | |
| 附属公司的非控股权益 | 16 | | | 1 | |
| 总股本 | 4,918 | | | 8,292 | |
| 负债和权益总额 | $ | 32,787 | | | $ | 29,683 | |
请参阅合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
维斯特拉公司。 综合权益变动表 (百万美元) |
| 优先股 | | 普通股 | | 库存股 | | 额外实收资本 | | 留存赤字 | | 累计其他综合收益(亏损) | | 股东权益总额 | | 附属公司的非控股权益 | | 总股本 |
余额为 2019年12月31日 | $ | — | | | $ | 5 | | | $ | (973) | | | $ | 9,721 | | | $ | (764) | | | $ | (30) | | | $ | 7,959 | | | $ | 1 | | | $ | 7,960 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 基于股票的薪酬效果分析 | — | | | — | | | — | | | 65 | | | — | | | — | | | 65 | | | — | | | 65 | |
| 净收益(亏损) | — | | | — | | | — | | | — | | | 636 | | | — | | | 636 | | | (12) | | | 624 | |
| 普通股宣布的股息 | — | | | — | | | — | | | — | | | (266) | | | — | | | (266) | | | — | | | (266) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 采用会计准则 | — | | | — | | | — | | | — | | | (4) | | | — | | | (4) | | | — | | | (4) | |
| 累计其他综合收益变动(亏损) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (18) | | | (18) | | | — | | | (18) | |
| 非控股权益投资 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 其他 | — | | | — | | | — | | | — | | | (1) | | | — | | | (1) | | | — | | | (1) | |
余额为 2020年12月31日 | $ | — | | | $ | 5 | | | $ | (973) | | | $ | 9,786 | | | $ | (399) | | | $ | (48) | | | $ | 8,371 | | | $ | (10) | | | $ | 8,361 | |
| 发行A系列优先股 | 1,000 | | | — | | | — | | | (10) | | | — | | | — | | | 990 | | | — | | | 990 | |
| 已发行B系列优先股 | 1,000 | | | — | | | — | | | (15) | | | — | | | — | | | 985 | | | — | | | 985 | |
| 股票回购 | — | | | — | | | (585) | | | — | | | — | | | — | | | (585) | | | — | | | (585) | |
| 基于股票的薪酬效果分析 | — | | | — | | | — | | | 60 | | | — | | | — | | | 60 | | | — | | | 60 | |
| 净收益(亏损) | — | | | — | | | — | | | — | | | (1,274) | | | — | | | (1,274) | | | 10 | | | (1,264) | |
| 普通股宣布的股息 | — | | | — | | | — | | | — | | | (290) | | | — | | | (290) | | | — | | | (290) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 累计其他综合收益变动(亏损) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 32 | | | 32 | | | — | | | 32 | |
| 非控股权益投资 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 其他 | — | | | — | | | — | | | 3 | | | (1) | | | — | | | 2 | | | — | | | 2 | |
余额为 2021年12月31日 | $ | 2,000 | | | $ | 5 | | | $ | (1,558) | | | $ | 9,824 | | | $ | (1,964) | | | $ | (16) | | | $ | 8,291 | | | $ | 1 | | | $ | 8,292 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股票回购 | | | | | (1,837) | | | | | | | | | (1,837) | | | | | (1,837) | |
| 基于股票的薪酬效果分析 | — | | | — | | | — | | | 103 | | | — | | | — | | | 103 | | | — | | | 103 | |
| 净收益(亏损) | — | | | — | | | — | | | — | | | (1,227) | | | — | | | (1,227) | | | 17 | | | (1,210) | |
| 普通股宣布的股息 | — | | | — | | | — | | | — | | | (302) | | | — | | | (302) | | | — | | | (302) | |
| 优先股宣布的股息 | — | | | — | | | — | | | — | | | (151) | | | — | | | (151) | | | — | | | (151) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 累计其他综合收益变动(亏损) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 23 | | | 23 | | | — | | | 23 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他 | — | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | | | — | | | 2 | | | (2) | | | — | |
余额为 2022年12月31日 | $ | 2,000 | | | $ | 5 | | | $ | (3,395) | | | $ | 9,928 | | | $ | (3,643) | | | $ | 7 | | | $ | 4,902 | | | $ | 16 | | | $ | 4,918 | |
请参阅合并财务报表附注。
维斯特拉公司。
合并财务报表附注
1.商业和重大会计政策
业务说明
在本报告中，对“我们”、“我们”、“我们”和“本公司”的提及是指维斯特拉和/或其子公司，这在上下文中是显而易见的。看见词汇表对于已定义的术语。
维斯特拉是一家控股公司，主要在美国各地的市场经营综合零售和发电业务。通过我们的子公司，我们从事具有竞争力的能源市场活动，包括发电、能源批发销售和采购、大宗商品风险管理以及向最终用户零售电力和天然气。从2020年7月2日起，我们将公司名称从维斯特拉能源公司更名为维斯特拉公司，以区别于从事化石燃料勘探、生产、提炼或运输的公司(其中许多公司在名称中使用“能源”)，并更好地反映或整合商业模式，这种商业模式结合了零售电力和天然气业务，专注于为客户提供创新的产品和服务，以及发电业务，通过我们的维斯特拉零度投资组合引领清洁电力过渡，同时为我们所服务的社区提供安全、可靠和负担得起的电力。
维斯特拉有六可报告分部：（i）零售，（ii）德克萨斯州，（iii）东部，（iv）西部，（v）日落和（vi）资产关闭。 有关我们的可报告业务分部的更多信息，请参阅注释19。
冬季风暴URI
2021年2月，一场极端寒冷的冬季风暴影响了包括德克萨斯州在内的美国大部分地区。这种恶劣天气导致电力需求激增、天然气供应短缺、发电机运营面临挑战，以及ERCOT下令从2021年2月15日开始并持续到2021年2月18日的重大减负事件。冬季风暴乌里对我们2021年的运营业绩和运营现金流产生了实质性的不利影响。
提升证券化收益来自ERCOT-作为2021年德克萨斯州立法例会的一部分，以及针对电力市场参与者在冬季风暴URI期间发生的非常成本，德克萨斯州立法机构通过了众议院法案(HB)4492，要求ERCOT获得资金，将其分配给负荷服务实体(LSE)，这些实体在冬季风暴URI期间被提升并支付给ERCOT极高的加价和辅助服务成本。2021年10月，PUCT发布了一项债务命令，批准了#美元。2.110亿美元的融资和将收益分配给伦敦证交所的方法。2021年12月，ERCOT最终确定了拨给LSE的金额，我们收到了#美元5442022年第二季度ERCOT的收益为100万美元。本公司以会计准则汇编(ASC)958-605中的缴费模式为类比，对我们收到的收益进行核算。非营利实体-收入确认和国际会计准则20中的赠与模式，政府补助金的会计核算和政府援助的披露，作为收益拟用于补偿的年度期间业务报表中的费用的减少。我们的结论是，确认应收款的门槛已于2021年12月达到，因为将收到的金额是可以确定的，而且出口管制委员会指示其理事机构--国家技术合作委员会--采取一切必要的行动，以实现#美元。2.1债务义务令批准了数十亿美元的资金。 冬季风暴Uri的最终财务影响继续取决于该事件引发的诉讼结果（见注12）。
最新发展动态
宣布的股息- 2023年2月，董事会宣布季度股息为美元0.1975将于2023年3月支付的每股普通股。 2023年2月，董事会宣布半年股息为美元40.00每股A系列优先股将于2023年4月支付。
陈述的基础
合并财务报表是根据美国公认会计原则编制的，并与2021年10-K表格中包含的经审计财务报表相同的基础。 所有公司间项目和交易均已在合并中消除。 除非另有说明，否则财务报表和附注中的表格中的所有美元金额均以百万美元计。
预算的使用
编制财务报表需要对未来事件的估计和假设，这些事件会影响资产负债表日期的资产和负债的报告以及收入和费用的报告金额，包括公允价值计量、预期债务的估计、与事件潜在时间安排有关的判断和其他估计。如果估计数和/或假设证明与实际数额不同，将在随后的期间进行调整，以反映更多的最新信息。
衍生工具与按市值计价会计
我们利用期权、掉期、期货和远期等工具签订电力、天然气、煤炭、铀和其他大宗商品的买卖合同，主要是为了管理大宗商品价格和利率风险。如该工具符合与衍生工具及对冲活动有关的会计准则对衍生工具的定义，衍生工具的公允价值变动于净收益中确认为未实现损益。这种确认被称为按市值计价会计。按市值计价的未结算衍生工具的公允价值于综合资产负债表中作为商品及其他衍生合约资产或负债列报。我们在综合资产负债表中报告衍生资产和负债时，没有考虑我们与交易对手之间的净额结算安排。合约抵销该等资产及负债的保证金存款在综合资产负债表中单独列报，但与芝加哥商品交易所交易公允价值变动有关的某些保证金金额除外，该等保证金金额在法律上被描述为衍生合约而非抵押品的结算。在结算衍生工具并记录已实现损益时，以前记录的未实现损益和衍生资产和负债被冲销。有关公允价值计量及商品及其他衍生合约资产及负债的其他资料，请参阅附注14及15。如果商品是在正常业务过程中实际接收或交付以供使用或销售的，与商品有关的衍生合同可被指定为正常购买或销售。如指定为正常情况，衍生合约将按权责发生制会计(非按市价计价)入账，在结算前不会出现资产负债表或损益表确认合约。
由于衍生工具经常被用作经济对冲，与衍生工具和对冲活动相关的会计准则允许进行对冲会计，规定在满足某些条件时将此类工具指定为现金流量或公允价值对冲。截至2022年12月31日和2021年12月31日，没有衍生品头寸计入现金流或公允价值对冲。
我们根据活动类型在综合经营报表中将大宗商品对冲和交易结果报告为收入、燃料费用或购买的电力。电力套期保值、金融天然气套期保值和交易活动主要报告为收入。煤炭、柴油或铀的实物或金融对冲，以及实物天然气交易，主要报告为燃料支出。与利率掉期交易相关的已实现和未实现损益在综合经营表利息支出中列报。
收入确认
收入于向客户交付电力时确认，而电力交付量或提供服务的发票金额为我们预期的金额。销售税不包括在收入中。 对已交付但期末未开票的能源销售和服务进行估计。 应计未开票收入是根据独立系统运营商或配电公司提供的最后一次抄表日期以来的客户使用情况估计。 在知道实际使用情况并开具账单后，对估计数额进行调整。
当批量交付或为未按市值计价的交易提供服务时，我们会记录批发发电收入。这些收入主要包括对ISO/RTO的实物电力销售、可靠性服务的辅助服务收入、用于满足系统可靠性要求的装机发电和需求响应的产能收入，以及某些其他电力销售合同。有关与客户签订合同的收入的详细说明，请参阅附注4。看见衍生工具与按市值计价会计与衍生工具合约有关的收入确认。
广告费
我们按发生的方式支出广告费用，并将其包括在SG&A费用中。广告费用总计为1美元47百万，$48百万美元和美元43截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
长期资产减值准备
只要有减值迹象，我们就评估长期资产(包括寿命有限的无形资产)的减值。如果预计未贴现现金流量少于账面价值，则该等资产的账面价值被视为减值。如果存在此类减值，则根据账面价值超过公允价值的金额确认损失。公允价值主要由贴现现金流量决定，并由可用市场估值支持(如适用)。2022年、2021年和2020年记录的长期资产减值详情见附注20。
由于重新开始报告或购买会计而确定的无形资产寿命较长，根据预期实现的经济效果在其估计使用寿命内摊销。有关有限年限无形资产的详情，包括有关公允价值厘定的讨论，请参阅附注5。
商誉与无限期无形资产
作为重新开始报告及收购会计处理的一部分，重组价值或收购代价一般首先分配至可识别有形资产及负债、可识别无形资产及负债，其后任何剩余超额重组价值或收购代价分配至商誉。 我们至少每年或于存在减值迹象时评估商誉及无限年期的无形资产是否减值。 我们将10月1日定为评估商誉和无限期无形资产减值的日期。有关具有无限寿命的信誉和无形资产的详细信息，包括公允价值确定的讨论，请参阅注5。
核燃料
核燃料在我们的综合资产负债表中资本化并作为我们的物业、厂房及设备的组成部分呈报。 核燃料的摊销是根据生产单位法计算的，并在我们的综合运营报表中作为燃料、购买电力成本和运输费的一个组成部分进行报告。
主要维修费用
发电厂停运期间产生的主要维修成本递延，并于各资产的主要维修停运期间摊销至经营成本。 维护活动的其他日常成本于产生时计入开支，并于我们的综合经营报表内呈报为经营成本。
固定收益养老金计划和OPEB计划
当符合条件的员工从公司退休时，我们会向他们及其家属提供某些医疗保健和人寿保险福利。 根据集体谈判协议，根据传统的界定福利公式或现金结余公式向合资格雇员提供退休金福利。 养老金和OPEB计划的成本取决于许多因素、假设和估计。
有关养老金和OPB计划的更多信息，请参阅注释16。
基于股票的薪酬
基于股票的补偿根据ASC 718进行核算， 薪酬-股票薪酬。我们的非限定股票期权的公允价值是在授予之日使用Black-Scholes期权定价模型估计的。没收行为在发生时予以确认。我们在整个奖励的必要服务期内，以直线为基础确认分级归属奖励的补偿费用。有关股票薪酬的更多信息，请参阅注17。
销售和消费税
销售税和消费税在合并资产负债表中作为“转付”项目入账，对合并经营报表（即，该税项将向客户开具账单，并记录为应收贸易账款，抵销金额在我们的综合经营报表中记录为其他流动负债中的税务管辖区负债。
特许经营税和以收入为基础的税收
与销售税和消费税不同，特许经营税和基于收入的税收不是“传递”项目。这些税收是由州和地方税务当局根据所交付的收入或千瓦时征收给我们的，作为经营成本并作为费用记录。我们向客户收取的费率旨在收回我们的成本，包括特许经营税和基于收入的收据税，但我们不是代理向客户收取税款。我们在合并经营报表中的SG&A费用中报告特许经营税和基于收入的税金。
所得税
投资税收抵免按递延法入账，这导致我们的太阳能和电池存储设施的基础减少了#美元。54百万，零和零以及分别于2022年、2021年及2020年的递延税项资产相应增加。
递延所得税是根据会计规则的要求，为资产和负债的账面和计税基础之间的暂时性差异拨备的。请参阅注释6。
我们将与不确定的税收状况相关的利息和罚金报告为当期所得税费用。请参阅注释6。
应收税金协议(TRA)
本公司在TRA下的债务在我们的综合资产负债表中作为负债入账(见附注7)。TRA债务的账面价值代表TRA下预计付款的贴现金额。预计支付是基于某些假设，包括但不限于(A)联邦企业所得税税率，(B)对本年度和未来几年我们的应税收入的估计，以及(C)维斯特拉在其他州开展业务，包括每个州的相关税率和分摊系数。我们的应税收入考虑了当前的联邦税法，并反映了我们目前对企业未来业绩的估计。
债务的账面价值是用实际利息法与预期债务总额相加。由于TRA付款时间或金额的变化而导致的这一债务估计金额的变化在变动期内确认，并使用债务初始公允价值所固有的贴现率进行衡量。这些变动包括在我们的综合经营报表中应收税金协议影响的标题下。
计提或有事项
我们的财务结果可能会受到与或有损失相关的判断和估计的影响。或有损失的应计项目是在管理层确定可能发生了一项负债并且这种经济损失可以合理估计的情况下记录的。此类决定取决于对当前事实和情况的解释、对未来事件的预测以及对此类事件的财务影响的估计。关于或有事项的讨论见附注12。
现金和现金等价物
就报告现金和现金等价物而言，购买的剩余期限不超过三个月的临时现金投资被视为现金等价物。
受限现金
某些协议的条款要求限制用于特定目的的现金。有关受限制现金的更多详细信息，请参阅注20。
物业、厂房及设备
不动产、厂房和设备按所收购资产在收购时的估计公允价值或资本改进和开发的单个设施的成本记录（见注2）。 对我们的不动产、厂房和设备进行的重大改进或增加以成本资本化，而其他成本则在发生时列为费用。 自建房产的成本包括材料以及直接和间接劳动力，包括工资相关成本。 与符合条件的建筑项目和符合条件的软件项目相关的利息根据与利息成本资本化相关的会计指南资本化。 参见注20。
我们的财产、厂房和设备(核燃料除外)的折旧是在财产的估计使用年限内按直线计算的。折旧费用是按资产计算的。估计折旧寿命是基于管理层对资产的经济使用寿命的估计。参见附注20。
资产报废债务(ARO)
如果公允价值可合理估计，则负债在产生期间与有形长期资产的法律、法规、合同或推定报废要求相关的法律义务相关的资产报废义务最初按公允价值入账。在初始确认ARO债务时，抵销资产也被记录为与该负债相对应的长期资产，该资产随后在该资产的估计使用年限内折旧。这些负债主要涉及我们的核电站退役、与褐煤开采相关的土地开垦以及褐煤/燃煤电厂灰烬处理设施的拆除。随着时间的推移，负债会因现值的变化而增加，初始资本化成本会在资产的剩余使用年限内折旧。一般来说，随着信息的掌握，与ARO债务相关的估计变动被记录为负债和相关资产的增加或减少。与已报废或资本化成本无法收回的资产有关的估计变动在合并业务报表中记为业务成本。参见附注20。
监管资产或负债
最终使科曼切峰核电站退役的成本可以通过制定监管费率的过程收回，作为Oncor送货费用的一部分。因此，资产报废债务和对退役信托的投资被计入受利率管制的业务。这些账户的变化，包括投资收入和增值费用，不影响净收入，但报告为相应监管资产或负债余额的变化，在我们的合并资产负债表中反映为其他非流动资产或其他非流动负债和递延信贷。
盘存
库存包括材料和供应、燃料库存和储存中的天然气。材料和用品库存按加权平均成本计价，在用于维修/保养或基本建设项目时分别计入费用或资本化。储存中的燃料库存和天然气按成本(按加权平均法计算)或可变现净值中较低者报告。我们预计在正常业务过程中收回库存成本的价值。参见附注20。
投资
对核退役信托基金的投资在合并资产负债表中按当前市场价值列账。与雇员福利计划有关的资产是指为偿还递延补偿负债而持有的投资，并按当前市场价值记录。有关这些和其他投资的讨论，请参阅注20。
非控股权益
非控股权益由20我们不拥有的Electric Energy，Inc.(EEI)的%。EEI是我们的合并子公司，拥有伊利诺伊州Joppa的一家煤炭设施，该设施已于2022年9月1日退役(见附注3)。这一非控股权益在合并资产负债表中被归类为独立于股东权益的权益组成部分。
库存股
库存股票购买按成本法入账，即所收购股票的全部成本记录为库存股票，并在我们的综合资产负债表中作为额外缴入资本的减少额列示。 第三方经纪人代表我们购买的库存股票按交易日记录，此时我们有合同义务向经纪人支付回购成本。见附注13。
租契
在合同开始时，我们确定它是否是或包含租赁，这涉及合同转让在一段时间内控制使用明确或隐含识别的财产，厂房或设备的权利，以换取对价。
使用权(ROU)资产代表我们在租赁期内使用标的资产的权利，租赁负债代表我们支付租赁产生的租赁款项的义务。净收益资产及租赁负债于相关租赁开始日根据租赁期内租赁付款的现值确认。我们根据租赁开始日可获得的信息使用我们的有担保增量借款利率来确定租赁付款的现值。经营租赁包括在我们综合资产负债表上的经营租赁净资产、经营租赁负债(流动)和经营租赁负债(非流动)。融资租赁计入综合资产负债表中的物业、厂房和设备、其他流动负债和其他非流动负债及递延信贷。租期包括当我们合理确定我们将行使选择权时延长或终止租约的选择权。我们运用ASC 842允许的实际权宜之计，对我们的大多数租赁资产类别不分离租赁和非租赁组成部分。
初始租赁期为12个月或以下的租赁不计入资产负债表;我们在租赁期内按直线法确认该等租赁的租赁费用。
我们亦按净额基准就相关承租人租赁开支呈列出租人分租收入。
采用2022年前发布的会计准则
简化所得税的会计核算-2019年12月，财务会计准则委员会(FASB)发布会计准则更新(ASU)2019-12，简化所得税会计(主题740). ASU加强和简化了所得税会计指导的各个方面，包括消除与期间内税收分配方法有关的某些例外情况、计算中期所得税的方法以及确认外部基差的递延税项负债。新的指导方针还简化了特许经营税的会计处理，颁布了税法或税率的变化，并澄清了导致商誉计税基础上升的交易的会计处理。我们在2020年第一季度采纳了这一ASU的所有条款，它对我们的财务报表没有产生实质性影响。
更改公允价值计量的披露要求-2018年8月，FASB发布了ASU 2018-13，公允价值计量的披露要求的变化。ASU取消了对以下方面的披露要求：(A)第1级和第2级之间转移的原因，(B)各级之间转移的时间政策和(C)第3级的估值过程。ASU要求围绕(A)在报告期末进行经常性第3级公允价值计量的其他全面收益所包括期间的未实现损益变化和(B)用于制定第3级公允价值计量的重大不可观察投入的范围和加权平均值进行新的披露。我们在2020年第一季度采用了这一ASU，最新披露包括在附注14中。
客户对作为服务合同的云计算安排中发生的实施成本的核算-2018年8月，FASB发布了ASU 2018-15，客户对云计算安排(即服务合同)中发生的实施成本的核算。ASU要求云托管安排中的客户根据实施的项目阶段确定哪些实施成本要资本化，哪些成本要支出，这是一项服务合同。ASU还要求客户在托管安排期间支付资本化的实施成本。客户需要将现有的减值和放弃指导应用于资本化的实施成本。我们在2020年第一季度采用了这种ASU，它对我们的财务报表没有产生实质性影响。
金融工具-信贷损失 -2016年6月，FASB发布了ASU 2016-13，金融工具--信贷损失。ASU要求组织根据历史经验、当前状况以及合理和可支持的预测来衡量在报告日期持有的金融工具的所有预期信贷损失。我们在2020年第一季度采用了这种ASU，它对我们的财务报表没有产生实质性影响。
促进参考汇率改革对财务报告的影响- 2020年3月，FASB发布了ASO 2020-04， 参考汇率改革(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响。ASU为将GAAP应用于合同修改和套期保值关系提供了可选的权宜之计和例外，但必须满足某些标准，即参考LIBOR或其他预计将被终止的利率。ASU中的修正案自2020年3月12日起至2022年12月31日对所有实体有效。
2022年12月，FASB发布了ASU 2022-06，参考汇率改革(主题848)：推迟主题848的日落日期, 它将主题848的日落日期从2022年12月31日推迟到2024年12月31日。权宜之计和例外情况可能会随着时间的推移而产生，因为参考汇率改革活动一直持续到日落之日。我们已经将可选的权宜之计应用于现在参考有担保隔夜融资利率(SOFR)的金融工具的修订。此外，吾等已确定于认为有需要时可应用该等权宜之计的金融工具，因为该等金融工具的修订将于日落日期之前作出。
2.发电设施的发展
德克萨斯州分部太阳能发电和储能项目
2020年9月，我们宣布计划开发多达 768兆瓦的太阳能光伏发电设施和260德克萨斯州的电池电量为兆瓦。 在德克萨斯州的这个计划开发项目中， 158兆瓦的太阳能发电量于2022年1月和2月上线，电池ESS于2022年4月上线。 其余待开发设施的预计商业运营日期为2024年及以后，但只有在我们对预期回报有信心的情况下，我们才会投资增长项目。 截至2022年12月31日，我们已积累约美元44这些剩余的德克萨斯州部分太阳能发电项目正在建设中的项目有100万美元。
东段太阳能发电和储能项目
2021年9月，我们宣布计划发展高达300兆瓦的太阳能光伏发电设施和高达150根据伊利诺伊州参议院第2408号法案（《能源转型法案》）的通过，伊利诺伊州退役或即将退役的工厂的电池储能容量。 这些设施的预计商业运营日期为2024年至2025年。 截至2022年12月31日，我们已积累约美元14这些东段太阳能发电和电池ESS项目的在建工程费用为100万美元。
西段储能项目
奥克兰- 2019年6月，East Bay Community Energy（EBCE）签署了 10- 一年合同，从计划的开发中获得资源充足能力 20我们位于加利福尼亚州奥克兰发电厂现场的兆瓦电池ESS。2020年4月，该项目获得了EBCE和太平洋天然气和电力公司(PG&E)的必要批准。对合同进行了修改，将计划中的开发项目的容量提高到36.25兆瓦电池ESS。2020年4月，作为奥克兰清洁能源计划的一部分，同时签署了确保电网可靠性的当地可靠性服务(LARS)协议，但需要加州公用事业委员会(CPUC)的批准。截至2021年4月15日，PG&E尚未获得CPUC的批准。2021年4月16日，维斯特拉终止了与PG&E的LARS协议。我们正在继续开发奥克兰电池ESS项目，同时寻求另一项合同安排，以允许投资向前推进。
苔藓落地 -2018年6月，我们宣布，经CPUC批准，我们将进入20-与PG&E签订为期一年的资源充足合同，以开发300位于加利福尼亚州的Moss Landing发电厂（Moss Landing一期）的MW电池ESS。 CPUC于2018年11月批准了资源充足性合同。 根据合同，PG & E将向我们支付固定的每月资源充足率付款，而我们将获得能源收入，并产生EMS的调度和充电费用。Moss Landing一期于2021年5月开始商业运营。
在2020年5月，我们宣布，如果得到CPUC的批准，我们将进入10-与PG&E签订为期一年的资源充足合同，以开发额外的100Moss Landing发电厂现场的兆瓦电池ESS(Moss Landing二期)。CPUC于2020年8月批准了资源充足合同。莫斯登陆二期于2021年7月开始商业运营。
Moss Landing第一阶段和第二阶段的开发总成本约为$600百万美元。
2022年1月，我们宣布，如果得到CPUC的批准，我们将进入15-与PG&E签订为期一年的资源充足和能源结算合同，以开发额外的350Moss Landing发电厂（Moss Landing三期）的MW电池ESS。 CPUC于2022年4月批准了资源充足性和能源结算合同。 Moss Landing三期预计将于2023年夏季进入商业运营。 截至2022年12月31日，我们已积累约美元288Moss Landing三期在建工程耗资100万美元。
Moss落地故障- 2021年9月，Moss Landing Phase I发生了一起影响电池ESM部分的事件。审查发现根本原因源于与电池系统不同的系统。 当我们执行恢复设施服务所需的工作时，设施已离线。 该设施的修复工作已于2022年6月完成。 Moss Landing二期和三期没有受到该事件的影响。
2022年2月，Moss Landing II阶段发生了一起影响部分电池ESS的事件。一项审查发现，根本原因来自与电池系统分开的系统。当我们进行必要的工作以使设施恢复服务时，设施处于离线状态。该设施的修复工作于2022年9月完成。苔藓登陆第一期和第三期不受此次事件影响。
这些事件没有对我们的运营结果产生实质性影响。
3.发电设施的退役
有明确退役日期的工厂的运营业绩从宣布退役计划的季度开始纳入我们的Sunset部门，并在预计退役的日历年开始转移到资产关闭部门。 报废日期代表工厂停止运营的第一个全天。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 位置 | | ISO/RTO | | 燃料类型 | | 净发电量(MW) | | 实际或预期退休日期（a） | | 细分市场 |
| 鲍德温 | | 伊利诺伊州鲍德温 | | 味噌 | | 煤，煤 | | 1,185 | | 到2025年底 | | 日落 |
| 科莱托克里克 | | 德克萨斯州戈利亚德 | | ERCOT | | 煤，煤 | | 650 | | 到2027年底 | | 日落 |
| 爱德华兹 | | 伊利诺伊州巴顿维尔 | | 味噌 | | 煤，煤 | | 585 | | 2023年1月1日退休 | | 日落 |
| 乔帕 | | 伊利诺伊州乔帕 | | 味噌 | | 煤，煤 | | 802 | | 2022年9月1日退休 | | 资产关闭 |
| 乔帕 | | 伊利诺伊州乔帕 | | 味噌 | | 天然气 | | 221 | | 2022年9月1日退休 | | 资产关闭 |
| 金凯德 | | 伊利诺伊州金凯德 | | PJM | | 煤，煤 | | 1,108 | | 到2027年底 | | 日落 |
| 迈阿密要塞 | | 俄亥俄州北本德 | | PJM | | 煤，煤 | | 1,020 | | 到2027年底 | | 日落 |
| 牛顿 | | 伊利诺伊州牛顿 | | MISO/PJM | | 煤，煤 | | 615 | | 到2027年底 | | 日落 |
| 齐默尔 | | 俄亥俄州莫斯科 | | PJM | | 煤，煤 | | 1,300 | | 2022年6月1日退休 | | 资产关闭 |
| 总计 | | | | | | | | 7,486 | | | | |
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(a)如果经济或其他条件要求，发电设施可能会在2027年底之前退役。
2020年，我们宣布打算淘汰我们在伊利诺伊州和俄亥俄州的所有剩余燃煤发电设施，一德克萨斯州的燃煤发电设施和一由于经济挑战，包括符合CCR规则和ELG规则(见附注12)的增量支出，以及为了进一步推动我们大幅减少碳足迹的努力，我们将不迟于2027年年底在伊利诺伊州建立天然气设施。预计工厂退役费用为$31百万美元和美元12在截至2020年12月31日止年度，在遣散费的推动下，日落分部及资产关闭分部的营运成本分别累算为百万元。正如之前在2021年4月宣布的那样，我们于2022年9月退役了Joppa发电设施，以了结塞拉俱乐部于2018年向伊利诺伊州污染控制委员会(IPCB)提出的投诉。正如之前在2021年7月宣布的那样，由于无法在2021年5月举行的PJM产能拍卖中确保该工厂的产能收入，我们于2022年6月淘汰了齐默尔煤炭发电设施。
有关与这些确定有关的减值记录的讨论，见附注20。
4. 收入
下表按主要来源分列我们的收益：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产关闭 | | 淘汰 | | 已整合 |
| 与客户签订合同的收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 零售能源费用，以ERCOT为单位 | $ | 6,971 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 6,971 | |
| 东北/中西部的零售能源收费 | 2,139 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2,139 | |
| 来自ISO/RTO的批发发电收入 | — | | | 1,105 | | | 1,209 | | | 467 | | | 1,120 | | | 392 | | | — | | | 4,293 | |
| ISO/RTO的运力收入(A) | — | | | — | | | 20 | | | — | | | 63 | | | 20 | | | — | | | 103 | |
| 来自其他批发合同的收入 | — | | | 696 | | | 1,106 | | | 151 | | | 150 | | | 22 | | | — | | | 2,125 | |
| 与客户签订合同的总收入 | 9,110 | | | 1,801 | | | 2,335 | | | 618 | | | 1,333 | | | 434 | | | — | | | 15,631 | |
| 其他收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 无形摊销 | — | | | — | | | 1 | | | — | | | (7) | | | — | | | — | | | (6) | |
| 套期保值和其他收入(B) | 345 | | | (640) | | | (316) | | | (291) | | | (858) | | | (138) | | | 1 | | | (1,897) | |
| 关联销售(C) | — | | | 2,572 | | | 1,686 | | | 9 | | | 488 | | | — | | | (4,755) | | | — | |
| 其他收入合计 | 345 | | | 1,932 | | | 1,371 | | | (282) | | | (377) | | | (138) | | | (4,754) | | | (1,903) | |
| 总收入 | $ | 9,455 | | | $ | 3,733 | | | $ | 3,706 | | | $ | 336 | | | $ | 956 | | | $ | 296 | | | $ | (4,754) | | | $ | 13,728 | |
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(a)表示在每个ISO/RTO中售出(购买)的净容量。东区包括$302销售的百万容量抵消了$282购买了百万的容量。日落部分包括$66销售的百万容量抵消了$3购买了百万的容量。资产关闭部分包括#美元20已售出百万容量。
(b)包括$2.163大宗商品头寸按市值计价估值导致未实现净损失达10亿美元，其中包括零售部门未实现净损失达10亿美元544由于2022年第二季度和2021年第三季度停止对零售电力合同组合进行NPNS会计，因此在整个合同期限内不再认为有可能进行实物结算，因此损失了100万美元。 按分部划分的未实现净收益（亏损）请参阅注19。
(c)德克萨斯州和东区包括$817百万美元和美元38关联未实现净亏损分别为百万美元，Sunset分部包括美元34零售部门大宗商品头寸按市值计价估值产生的关联未实现净收益百万美元。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产关闭 | | 淘汰 | | 已整合 |
| 与客户签订合同的收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 零售能源费用，以ERCOT为单位 | $ | 5,733 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 5,733 | |
| 东北/中西部的零售能源收费 | 2,255 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2,255 | |
| 来自ISO/RTO的批发发电收入 | — | | | 3,808 | | | 786 | | | 229 | | | 1,158 | | | 367 | | | — | | | 6,348 | |
| ISO/RTO的运力收入(A) | — | | | — | | | (22) | | | 1 | | | 138 | | | 46 | | | — | | | 163 | |
| 来自其他批发合同的收入 | — | | | 2,302 | | | 602 | | | 104 | | | 192 | | | 1 | | | — | | | 3,201 | |
| 与客户签订合同的总收入 | 7,988 | | | 6,110 | | | 1,366 | | | 334 | | | 1,488 | | | 414 | | | — | | | 17,700 | |
| 其他收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 无形摊销 | (2) | | | — | | | 74 | | | — | | | (12) | | | — | | | — | | | 60 | |
| 套期保值和其他收入(B) | (115) | | | (4,355) | | | 123 | | | 35 | | | (1,043) | | | (328) | | | — | | | (5,683) | |
| 关联销售(C) | — | | | 1,035 | | | 1,024 | | | 5 | | | 220 | | | — | | | (2,284) | | | — | |
| 其他收入合计 | (117) | | | (3,320) | | | 1,221 | | | 40 | | | (835) | | | (328) | | | (2,284) | | | (5,623) | |
| 总收入 | $ | 7,871 | | | $ | 2,790 | | | $ | 2,587 | | | $ | 374 | | | $ | 653 | | | $ | 86 | | | $ | (2,284) | | | $ | 12,077 | |
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(a)表示在每个ISO/RTO中售出(购买)的净容量。东区包括$470购买的百万容量抵消了$448售出百万产能。 西区包括美元1已售出百万容量。日落部分包括$142销售的百万容量抵消了$4购买了百万的容量。资产关闭部分包括#美元46已售出百万容量。
(b)包括$1.191 大宗商品头寸按市值计价估值导致未实现净损失达10亿美元，其中包括零售部门未实现净损失达10亿美元298 由于2021年第三季度零售电力合同组合终止NPNS会计，因此在整个合同期限内不再被认为有可能进行实物结算，因此损失了100万美元。 按分部划分的未实现净收益（亏损）请参阅注19。
(c)德克萨斯州、东部和日落路段包括美元1.028亿，美元529百万美元和美元162零售部门大宗商品头寸按市值计价估值导致关联未实现净损失分别为百万美元。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 |
| 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产关闭 | | 淘汰 | | 已整合 |
| 与客户签订合同的收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 零售能源费用，以ERCOT为单位 | $ | 5,813 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 5,813 | |
| 东北/中西部的零售能源收费 | 2,406 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2,406 | |
| 来自ISO/RTO的批发发电收入 | — | | | 475 | | | 310 | | | 124 | | | 264 | | | 210 | | | — | | | 1,383 | |
| ISO/RTO的运力收入(A) | — | | | — | | | (52) | | | — | | | 125 | | | 39 | | | — | | | 112 | |
| 来自其他批发合同的收入 | — | | | 226 | | | 668 | | | 54 | | | 187 | | | 1 | | | — | | | 1,136 | |
| 与客户签订合同的总收入 | 8,219 | | | 701 | | | 926 | | | 178 | | | 576 | | | 250 | | | — | | | 10,850 | |
| 其他收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 无形摊销 | (5) | | | — | | | 2 | | | — | | | (21) | | | — | | | — | | | (24) | |
| 套期保值和其他收入(B) | 56 | | | 416 | | | (108) | | | 101 | | | 83 | | | 69 | | | — | | | 617 | |
| 联合销售 | — | | | 2,999 | | | 1,595 | | | 3 | | | 298 | | | — | | | (4,895) | | | — | |
| 其他收入合计 | 51 | | | 3,415 | | | 1,489 | | | 104 | | | 360 | | | 69 | | | (4,895) | | | 593 | |
| 总收入 | $ | 8,270 | | | $ | 4,116 | | | $ | 2,415 | | | $ | 282 | | | $ | 936 | | | $ | 319 | | | $ | (4,895) | | | $ | 11,443 | |
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(a)表示在每个ISO/RTO中售出(购买)的净容量。东区包括$542购买的百万容量抵消了$490已售出百万容量。日落部分包括$128销售的百万容量抵消了$3购买了百万的容量。资产关闭部分包括#美元39售出了1.8亿台产能。
(b)包括$164大宗商品头寸按市值计价估值产生数百万美元未实现净收益。 按分部划分的未实现净收益（亏损）请参阅注19。
零售电费
当向我们的客户提供电力时，收入被确认为我们预计将为所提供的数量或服务开具发票的金额。销售税不包括在收入中。付款条件不同于15至60从发票日期开始的天数。收入是使用产出方法按交付的千瓦时逐步确认的。电费作为一系列不同的服务交付，并作为单一的履约义务入账。
已交付但截至期末未开具帐单的能源销售和服务是估计的。应计未开单收入是基于自独立系统运营商或配电公司提供的最后一次仪表读数日期以来对客户使用量的估计。当实际使用量已知并开具账单时，估计金额将进行调整。
由于零售电力合同可以是多年合同，该公司在这些合同下有尚未履行的履约义务。这些履约义务的交易价格既有固定的，也有可变的，并根据合同期限和客户类型而有所不同。对于固定价格合同，任何未履行的履约金额将根据客户使用情况而有所不同，这将取决于天气和客户活动等因素，因此估计此类金额是不可行的。
来自ISO/RTO的批发发电收入
收入在批量交付给ISO/RTO时确认。收入以交付的千瓦时为基础，使用产出法在一段时间内确认，现金在10开具发票的天数。维斯特拉作为ERCOT、PJM、ISO-NE、NYISO、MISO和CAISO的市场参与者，预计将继续无限期地与每个ISO/RTO签订合同。批发发电收入作为一系列不同的服务交付，并作为单一的绩效义务入账。当在同一时期向同一ISO/RTO出售电力和从其购买电力时，销售金额超过购买金额的部分将反映在批发发电收入中。
来自ISO/RTO的运力收入
我们在竞争性的ISO/RTO拍卖中提供发电容量，以换取来自中标容量报价的收入。装机容量确保安装的发电和需求响应可满足系统完整性和可靠性要求。当我们的发电设施随时准备向客户输送电力时，当我们的发电设施随着时间的推移按比例履行履行义务时，容量收入才会确认。如果发电设施在装机容量期间不可用，ISO/RTO将对该设施进行处罚。这些罚款被记录为收入的减少。当在同一时期向同一ISO/RTO出售和从其购买产能时，销售金额超过购买金额的部分将反映在产能收入中。
来自其他批发合同的收入
其他批发合同包括与ISO/RTO的其他收入活动，如辅助服务、拍卖收入、中立收入和来自非附属零售电力供应商、市政当局或其他批发交易对手的收入。收入在提供服务时确认。收入在一段时间内使用基于交付千瓦时或其他适用计量的产出方法确认，并在开具发票后不久进行现金结算。维斯特拉作为ERCOT、PJM、ISO-NE、NYISO、MISO和CAISO的市场参与者，预计将继续无限期地与每个ISO/RTO签订合同。其他批发合同作为一系列不同的服务交付，并作为单一履约义务入账。
其他收入
我们的部分售电合约符合与衍生工具有关的会计准则对衍生工具的定义。根据ASC 815，衍生品合约的收入占比，衍生工具和套期保值根据与收入相关的会计准则，不被视为来自与客户的合同的收入。 我们根据衍生合同销售电力的收入，包括未实现损益对这些合同的影响，在上表中报告为对冲和其他收入。 我们已将在合并中消除的所有向附属公司的销售归类为上表中的其他收入。
合同和其他客户获取成本
我们推迟购买零售合同的成本，并在合同的预期寿命内摊销这些成本。 零售合同的预期寿命是使用历史流失率计算的，我们认为这是未来流失率的准确指标。 截至2022年和2021年12月31日的延期收购和合同成本余额为美元89百万美元和美元80分别为百万。 截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度与这些成本相关的摊销总计为美元83百万，$75百万美元和美元46百万美元，分别记为SG&A费用和$6百万，$6百万美元和美元7600万美元，分别记为综合经营报表中营业收入的减少。
实用的权宜之计
绝大多数收入是根据发票开具权宜之计确认的，这使我们能够确认与我们有权向客户开具发票的收入相同的金额。未开单收入是根据期末交付给客户的数量和提供给客户的服务来记录的，并使用发票开票权。我们选择不披露具有可变对价的合同的未履行义务的价值，对于这些合同，我们使用发票开票权确认收入，实际上是权宜之计。我们使用投资组合方法来评估具有类似履约义务的类似客户合同。销售税不包括在收入中。
履约义务
截至2022年12月31日，我们与通过ISO/RTI举行的容量拍卖或与客户的合同授予的容量拍卖量相关的未来绩效义务未履行或部分未履行。因此，自各自的ISO/RTI容量拍卖结果之日或合同执行之日起，就存在义务。 这些义务总计美元480百万，$316百万，$224百万，$111百万美元和美元63将分别在截至2023年、2024年、2025年、2026年和2027年12月31日的年度确认的百万美元，以及美元672之后的百万美元。能力收入确认为相关的ISO/RTO或交易对手可获得的能力。
应收帐款
下表列出了与客户合同和其他活动相关的贸易应收账款（扣除无法收回账款拨备）：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 与客户签订的合同应收账款--净额 | $ | 1,644 | | | $ | 1,087 | |
| 其他贸易应收账款--净额 | 415 | | | 310 | |
| 应收贸易账款总额--净额 | $ | 2,059 | | | $ | 1,397 | |
5.商誉和可确认的无形资产和负债
商誉
下表提供了有关我们的善意余额的信息。
| | | | | | | | |
| | |
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| | |
| | |
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| | |
| 2019年12月31日的余额 | | $ | 2,553 | |
| 2020年记录的与Crius交易相关的计量期调整 | | (14) | |
| 2020年记录的与Ambit交易相关的计量期调整 | | 44 | |
| 2022年、2021年和2020年12月31日余额 | | $ | 2,583 | |
截至2022年12月31日，善意的公允价值总计为美元2.58310亿美元，包括以下内容：
•$1.90710亿美元与我们在紧急情况下应用重新开始报告有关，并完全分配给我们的零售报告部门。在紧急情况下记录的商誉中，$1.68610亿美元可扣除超过15在直线基础上的几年。
•$175与合并有关的金额为100万美元，其中122向我们的德克萨斯一代报告单位分配了100万美元和53向我们的零售报告部门分配了100万美元。无与合并相关的商誉的一部分可在税务上扣除。
•$243与Crius交易相关的百万商誉全部分配给我们的零售报告部门。无与Crius交易相关的善意的金额可用于税务目的扣除。
•$258与Ambit交易相关产生的价值百万美元的善意全部分配给我们的零售报告部门。 与Ambit交易相关的声誉可出于税务目的扣除 15在直线基础上的几年。
至少每年或每当事件或情况变化表明可能存在损害时，需要对善意进行损害评估。 我们已选择10月1日作为年度善意测试日期。 在最近的善意测试日期，我们应用了定性因素，并确定我们的Retail和Texas Generation报告单元的公允价值很可能超过其2022年10月1日的公允价值。 评估的重要定性因素包括报告单位的财务表现和市场倍数、总体宏观经济、行业和市场状况、成本因素、客户流失、利率和报告单位账簿价值的变化。
可确认的无形资产和负债
可确认的无形资产包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 可识别的无形资产 | | 毛收入
携带
金额 | | 累计
摊销 | | 网络 | | 毛收入
携带
金额 | | 累计
摊销 | | 网络 |
| 零售客户关系 | | $ | 2,088 | | | $ | 1,768 | | | $ | 320 | | | $ | 2,083 | | | $ | 1,631 | | | $ | 452 | |
| 软件和其他与技术相关的资产 | | 475 | | | 258 | | | 217 | | | 421 | | | 206 | | | 215 | |
| 零售和批发合同 | | 233 | | | 209 | | | 24 | | | 248 | | | 206 | | | 42 | |
| 合同服务协议（a） | | 18 | | | 4 | | | 14 | | | 23 | | | 2 | | | 21 | |
| 其他可识别无形资产（b） | | 50 | | | 8 | | | 42 | | | 95 | | | 20 | | | 75 | |
| 应摊销的可确认无形资产总额 | | $ | 2,864 | | | $ | 2,247 | | | 617 | | | $ | 2,870 | | | $ | 2,065 | | | 805 | |
| 零售贸易名称（不受摊销影响）（c） | | | | | | 1,341 | | | | | | | 1,341 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 可确认无形资产总额 | | | | | | $ | 1,958 | | | | | | | $ | 2,146 | |
____________
(a)截至2022年和2021年12月31日，因无形资产经济影响摊销而成为负债的与承包服务协议相关的金额已从总资产和累计摊销中剔除。
(b)包括采矿开发费用和环境津贴(排放津贴和可再生能源证书)。
(c)截至2021年12月31日止年度，我们录得1美元33百万损失至a 零售贸易名称无形资产.
可确认的无形负债包括以下各项：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 可识别的无形负债 | | 2022 | | 2021 |
合同服务协议 | | $ | 128 | | | $ | 125 | |
电力和容量的买卖 | | 3 | | | 8 | |
| 燃料和运输采购合同 | | 9 | | | 14 | |
| 可确认的无形负债总额 | | $ | 140 | | | $ | 147 | |
与有限寿命可识别无形资产和负债（包括综合经营报表中的分类）相关的应收账款包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 可确认的无形资产和负债 | | 合并业务报表 | | 12月31日可识别无形资产剩余使用年限，
2022年（年加权平均值） | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 零售客户关系 | | 折旧及摊销 | | 3 | | $ | 137 | | | $ | 197 | | | $ | 283 | |
| 软件和其他与技术相关的资产 | | 折旧及摊销 | | 4 | | 69 | | | 74 | | | 73 | |
| 零售和批发合同/买卖/燃料和运输合同 | | 运营收入/燃料、购买电力成本和运送费 | | 3 | | 7 | | | (56) | | | 17 | |
| 其他可识别的无形资产 | | 营业收入/燃料、购买的电力成本和传送费/折旧和摊销 | | 4 | | 391 | | | 279 | | | 223 | |
| 无形资产费用总额，净（a） | | | | $ | 604 | | | $ | 494 | | | $ | 596 | |
____________
(a)在折旧和摊销中记录的金额总计为#美元。208百万，$275百万美元和美元360截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度分别为百万。 金额不包括合同服务协议。 金额包括与环境津贴相关的所有费用，包括为遵守排放津贴计划和可再生能源投资组合标准而应计的费用，这些费用在我们的综合运营报表中以燃料、购买电力成本和交付费列示。 排放配额义务在相关电力产生时应计，可再生能源证书义务在零售电力传输发生时应计。
以下是对可单独确认的无形资产的描述。就Fresh Start报告、合并、Crius交易及Ambit交易而言，无形资产分别根据其于生效日期、合并日期、Crius收购日期及Ambit收购日期的估计公允价值，根据可见价格或采用估值模型的公允价值估计进行调整。
•零售客户关系-零售客户关系无形资产代表我们的非合同零售客户基础(包括住宅和商业客户)的公允价值，正在使用一种基于历史客户流失率的加速方法进行摊销，并反映在其估计使用寿命内实现经济利益的预期模式。
•零售商品名称-我们的零售商标无形资产代表我们零售品牌的公允价值，包括TXU Energy的商标TM，边际能源，4Change EnergyTM、Homefield Energy、Dynegy Energy Services、TriEagle Energy、Public Power和U.S.Gas&Electric，并被确定为不受摊销影响的无限期生存资产。这些无形资产至少每年根据与其他未确定期限无形资产相关的会计准则进行减值评估。我们选择10月1日作为测试日期。评估的重要定性因素包括商号财务表现、总体宏观经济、行业和市场状况、客户流失和利率。在最近的测试日期，我们确定我们零售商标无形资产的公允价值很可能在2022年10月1日超过其账面价值。
•零售和批发合同/购销合同-这些无形资产代表各种零售和批发合同以及购销合同的价值。该等合约根据生效日期、合并日期、Crius收购日期或安比特收购日期各自的公允价值，以商品或服务的现行市场价格与该等协议所载固定价格的比较，确认为资产或负债。该等无形资产或负债正按有关合约的经济条款摊销。
•合同服务协议-我们获得的合同服务协议代表与长期工厂维护协议有关的有利或不利合同义务的估计公允价值，并根据服务协议在合同条款中的预期使用情况进行摊销。大多数工厂维护服务涉及基本建设改善，工厂维护协议的相关摊销记录在财产、厂房和设备项下。
可识别无形资产和负债的估计摊销
截至2022年12月31日，未来五个会计年度每年可识别无形资产和负债的估计摊销费用合计如下所示。
| | | | | | | | |
| 年 | | 预计摊销费用 |
| 2023 | | $ | 158 | |
| 2024 | | $ | 109 | |
| 2025 | | $ | 82 | |
| 2026 | | $ | 57 | |
| 2027 | | $ | 33 | |
6.所得税
维斯特拉提交了一份美国联邦所得税申报单，其中包括其合并子公司的业绩。维斯特拉是维斯特拉合并集团的母公司。根据适用的美国财政部法规和公布的美国国税局指导意见，作为合并集团成员的公司对该集团的税收负有连带责任。
所得税支出(福利)
我们所得税支出(福利)的组成部分如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 当前： | | | | | |
| 美国联邦政府 | $ | 2 | | | $ | 1 | | | $ | (5) | |
| 状态 | 7 | | | 16 | | | 41 | |
| 总电流 | 9 | | | 17 | | | 36 | |
| 延期： | | | | | |
| 美国联邦政府 | (304) | | | (336) | | | 171 | |
| 状态 | (55) | | | (139) | | | 59 | |
| 延期合计 | (359) | | | (475) | | | 230 | |
| 总计 | $ | (350) | | | $ | (458) | | | $ | 266 | |
按美国联邦法定税率计算的所得税与记录的所得税开支（利益）的对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 所得税前收入(亏损) | $ | (1,560) | | | $ | (1,722) | | | $ | 890 | |
| 美国联邦法定利率 | 21 | % | | 21 | % | | 21 | % |
| 美国联邦法定税率的所得税 | (328) | | | (362) | | | 187 | |
| 不可扣除的TRA增值 | 18 | | | (8) | | | (7) | |
| 扣除联邦福利后的州税 | (19) | | | (2) | | | 32 | |
| | | | | |
| 联邦和州恢复拨备调整 | (15) | | | (2) | | | 13 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 不可扣除的补偿 | 5 | | | 4 | | | — | |
| | | | | |
| 股权奖励 | (3) | | | 1 | | | — | |
| | | | | |
| 国家NOL的估值免税额 | (8) | | | (94) | | | 41 | |
| | | | | |
| 煤渣耗尽 | (4) | | | (3) | | | (3) | |
| | | | | |
| 其他 | 4 | | | 8 | | | 3 | |
| 所得税支出(福利) | $ | (350) | | | $ | (458) | | | $ | 266 | |
| 实际税率 | 22.4 | % | | 26.6 | % | | 29.9 | % |
递延所得税余额
根据2022年和2021年12月31日生效的税法为暂时性差异拨备的递延所得税如下：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 非流动递延所得税资产 | | | |
| 税收抵免结转 | $ | 125 | | | $ | 76 | |
| 亏损结转 | 1,182 | | | 1,193 | |
| | | |
| 可识别无形资产 | 456 | | | 346 | |
| 长期债务 | 121 | | | 15 | |
| 员工福利义务 | 108 | | | 121 | |
| 商品合约和利率互换 | 764 | | | 238 | |
| 其他 | 49 | | | 148 | |
| 递延税项资产总额 | $ | 2,805 | | | $ | 2,137 | |
| 非流动递延所得税负债 | | | |
| 财产、厂房和设备 | 1,033 | | | 767 | |
| | | |
| 递延税项负债总额 | 1,033 | | | 767 | |
| 估值免税额 | 63 | | | 68 | |
| 递延所得税净额资产 | $ | 1,709 | | | $ | 1,302 | |
截至2022年12月31日，我们的递延税净资产总额约为$1.70910亿美元，主要包括与我们这一代人和采矿财产、厂房和设备有关的账面和税基差异，以及联邦和州的净营业亏损(NOL)结转。我们的递延税项资产受到冬季风暴URI以及合并的影响。在截至2022年12月31日的年度，我们确认了1美元的税收优惠9上亿元发放国家估价免税额。在截至2021年12月31日的年度内，我们确认了1美元的税收优惠74发放主要与伊利诺伊州有关的州估值免税额。截至2022年12月31日，我们评估了与我们的递延税项资产相关的估值准备的需求，并考虑了与递延税项资产变现可能性相关的积极和消极证据。我们已经确认了负面证据，表现为前12个季度在未经调整的基础上的累计亏损。我们评估了为预测未来收入而对某些非经常性项目进行调整后的历史收益，对暂时差异的冲销进行了安排，并考虑了其他积极和消极的证据。结合我们的分析，我们得出的结论是，联邦递延税项资产更有可能被未来的应纳税所得额充分利用，因此不需要估值津贴。估值津贴约为#美元32022年第四季度，我们的慈善捐款递延税资产中有一部分不太可能在2024年到期前使用，因此在2022年第四季度记录了100万欧元。
截至2022年12月31日，我们拥有4.510亿税前净营业亏损(NOL)结转用于联邦所得税目的，将于2032年开始到期。
包括在累计其他全面收入中的组成部分的所得税影响合计为递延税项净负债#美元。7百万美元和美元9分别为2022年12月31日和2021年12月31日。
《2022年通胀削减法案》(IRA)
2022年8月，美国颁布了《爱尔兰共和法》，除其他外，实施了大量新的和修改后的能源税收抵免，包括核生产税收抵免(PTC)、太阳能PTC、首次独立电池存储投资税收抵免、15对某些大公司的账面收入征收%的公司替代最低税(CAMT)，以及a1净股票回购的消费税为%。预计财政部条例将在未来12个月内在许多重要方面界定立法的范围。维斯特拉在下一财年不受CAMT的约束，因为它只适用于三年平均调整后财务报表收入超过#美元的公司。1十亿美元。消费税预计不会对我们的财务报表产生实质性影响。截至2022年12月31日，我们在预测法律生效后一段时间的现金税收和估计TRA负债时，已考虑到CAMT以及适用于我们近期开发管道中的项目的现有税收抵免的相关延长或扩大。
冠状病毒援助、救济和经济安全法案(CARE法案)和最终第163(J)条条例
为了应对与新冠肺炎相关的全球大流行，CARE法案于2020年3月签署成为法律。CARE法案为公司纳税人提供了许多救济条款，包括修改净营业亏损的使用限制，有利地扩大了IRC第163(J)条(第163(J)条)对企业利息支出的扣除，能够加快可退还AMT抵免的时间，以及暂时暂停对社会保障税雇主部分的某些支付要求。此外，《第163(J)条最后条例》于2020年7月发布，对拟议的有关调整后应纳税所得额计算的条例进行了重大修正。截至2022年1月1日，最终的第163(J)条条例中的某些条款已经日落，包括将折旧和摊销加回调整后的应税收入。因此，根据目前颁布的法律，维斯特拉在2022纳税年度的可扣除业务利息支出将受到显著限制。维斯特拉仍然积极参与立法监测和宣传工作，以支持立法解决办法，恢复并永久增加调整后应税收入的折旧和摊销。维斯特拉还利用《CARE法案》工资延迟支付机制，推迟支付约#美元。22从2020年到2021年和2022年为100万人。我们在2022年12月支付了之前递延的其余税款。
对不确定税务状况的责任
与不确定税务状况相关的会计准则要求，所有受不确定因素影响的税务状况都应根据最终结果的“更有可能”标准进行确认和衡量，而不管这种评估是有利还是不利。
我们将与不确定的税收状况相关的利息和罚金归类为当期所得税费用。对于截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度来说，这些金额并不重要。下表汇总了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度在合并资产负债表中以累计递延所得税和其他流动负债报告的不确定税收状况的变化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 期初余额，不包括利息和罚款 | $ | 38 | | | $ | 39 | | | $ | 126 | |
| | | | | |
| 根据与前几年有关的纳税状况计算的增加额 | — | | | 1 | | | 3 | |
| 基于与前几年相关的纳税状况的减税 | (1) | | | — | | | (90) | |
| | | | | |
| 与税务机关达成和解 | (1) | | | (2) | | | — | |
| | | | | |
| 期末余额，不包括利息和罚款 | $ | 36 | | | $ | 38 | | | $ | 39 | |
Vistra及其子公司在美国联邦、州和外国司法管辖区提交所得税申报单，有时要接受美国国税局和其他税务当局的审查。2021年2月，维斯特拉接到通知，美国国税局已开始对2018和2019纳税年度进行联邦所得税审计，并对2018纳税年度进行就业纳税审计。2022年第二季度，2018纳税年度用工纳税审计结案，未作调整。联邦所得税审计已进入最后阶段，维斯特拉预计最终将在商定的基础上完成，并在2023年上半年发生非实质性变化。合理地说，这是可能的36在最终成交后的未来12个月内，可能会解决数百万个不确定的税务问题。2022年12月，美国国税局正式结束了对Crius Energy Corp 2015和2016年收购前税收年度的联邦所得税审查，支付了不到1美元的商定调整12022年生产的100万台。所有调整都达成一致，结束了2015和2016纳税年度。不确定的税收头寸总额为1美元36百万美元和美元38分别截至2022年12月31日和2021年12月31日。在记录为未确认税收优惠的金额中，如果得到确认，只有很小一部分会影响我们的实际税率。
《税务协定》
于生效日期，吾等与EFH Corp.订立税务事宜协议，据此，各方已同意采取若干行动及不采取某些行动，以维持分拆计划的税务待遇，并在违反该等协议导致其他各方额外缴税的情况下向其他各方作出赔偿。
除其他事项外，《税务协议》规定，在EFH Corp.和我们分拆之前的一段时间内，税务责任是分配的。在剥离之前的一段时间内：(A)Vistra通常被要求就EFH Corp.支付的任何归因于我们的税款偿还EFH Corp.，以及(B)EFH Corp.通常被要求偿还我们支付的任何归因于EFH Corp.的税款。
在某些情况下，如果美国国税局或其他税务机关成功质疑与出售PrefCo优先股有关的收益金额或外汇基金公司S净营业亏损扣除的金额或津贴，我们还必须赔偿外汇基金公司的税款。
除某些例外情况外，税务事项协议禁止我们采取某些行动，这些行动可能会合理地预计会破坏对剥离的预期税收待遇，或危及我们从美国国税局获得的私人信件裁决的结论，或我们或EFH Corp.收到的律师的意见，在每种情况下，都与剥离有关。其中一些限制在剥离后的两年内适用。
根据税务事项协议，在以下情况下，吾等可采取其他受限制的行动：(A)吾等获得EFH Corp.的书面同意，(B)该行动或交易在我们从美国国税局获得的与剥离相关的私人信函裁决中描述或在其他方面与事实一致，(C)我们从IRS获得补充私人信函裁决，或(D)我们从EFH Corp.获得国家认可的法律或会计师事务所的无保留意见，该意见为EFH Corp.合理接受，即该行动不会影响剥离的预期税收待遇。
7.应收税金协议债务
在生效日期，维斯特拉与代表TCEH的某些前第一留置权债权人的转让代理签订了TRA。TRA一般规定我们向TRA权利的持有者支付85由于(A)根据重组计划完成的某些交易(包括因出售PrefCo优先股而提高我们的资产的计税基准)，(B)与2016年4月收购两个CCGT天然气发电设施相关的所有资产的计税基准，以及(C)与根据TRA支付的推算利息相关的税收优惠，以及(C)与根据TRA支付的推算利息相关的税收优惠，以及(C)与根据TRA付款而被视为由我们支付的推算利息相关的税收优惠。
根据TRA，我们为有权根据重组计划获得此类TRA权利的TCEH第一优先权有担保债权人发行了TRA权利。 此类TRA权利享有《注册权协议》中更全面描述的某些注册权（见注18）。
下表总结了截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度TRA义务的变化，在我们的综合资产负债表中报告为其他流动负债和应收税款协议义务。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 期初的交易记录债务 | $ | 395 | | | $ | 450 | | | $ | 455 | |
| 吸积费用 | 64 | | | 62 | | | 64 | |
| 税收假设的变化对付款时间的影响(A) | 64 | | | (115) | | | (69) | |
| | | | | |
| 应收税金协议的影响 | 128 | | | (53) | | | (5) | |
| 付款 | (1) | | | (2) | | | — | |
| 期末的交易记录债务 | 522 | | | 395 | | | 450 | |
| 目前到期的金额较少 | (8) | | | (1) | | | (3) | |
| 期末非流动TRA债务 | $ | 514 | | | $ | 394 | | | $ | 447 | |
____________
(a)截至2022年12月31日止年度，我们记录了TRA义务的公允价值增加，总计美元64由于大宗商品价格预测上调，对预测账面收入和应税收入进行了调整。在截至2021年12月31日的年度内，我们记录了TRA债务的账面价值总计约减少$115由于对预测的应税收入进行调整，包括冬季风暴乌里的财务影响，以及根据现行税法为计划中的其他可再生发展项目提供的预期税收优惠，预计将产生600万美元的税收优惠。在截至2020年12月31日的年度内，我们录得TRA债务的账面价值总计减少1美元69由于对预计应税收入的调整，包括《CARE法案》的影响、第163(J)条百分比限额金额的变化、第163(J)条最后条例的发布产生的影响以及可再生发展项目的预期税收优惠，预计将产生600万美元的税收。
截至2022年12月31日，TRA债务的估计账面价值总计为美元。522百万美元，这是TRA下预计付款的贴现金额。预计付款是基于某些假设，包括但不限于(A)#年的联邦企业所得税税率。21%，(B)对本年度和未来年度的应税收入的估计，以及(C)Vstra目前运营的其他州，包括每个州的相关税率和分摊系数。我们的应税收入考虑了当前的联邦税法、各种相关的州税法，并反映了我们目前对企业未来业绩的估计。对未来业务业绩的估计包括与维斯特拉计划执行的产生重大税收优惠的可再生发展项目相关的假设。这些福利对支付TRA债务的时间有实质性影响。这些假设可能会发生变化，这些变化可能会对TRA债务的账面价值产生实质性影响。截至2022年12月31日，根据TRA，联邦和州政府未贴现的支付总额估计约为$1.410亿美元，其中一半以上预计将在下一年支付15最后一笔款项预计将在2056年左右支付(如果TRA没有根据其条款提前终止)。
债务的账面价值是用实际利息法与预期债务总额相加。由于TRA付款的时间或金额的变化而导致的这一债务金额的变化在变动期内确认，并使用债务的初始公允价值所固有的贴现率来衡量。
《TRA》规定，如果维斯特拉违反了《TRA》规定的任何重大义务，或在某些合并、资产出售或其他形式的业务合并或某些其他控制权变更时，《TRA》下的转让代理可将该事件视为TRA的提前终止，在这种情况下，维斯特拉将被要求立即向TRA权利的持有者支付等于现值的款项(折现率等于LIBOR加100基点)，以若干估值假设为基础的预期未来税务优惠。
8.每股收益
普通股股东可获得的基本每股收益以该期间已发行普通股的加权平均数为基础。稀释每股收益采用库存股方法计算，并计入基于股票激励性薪酬安排的所有潜在普通股发行的影响。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 可归因于维斯特拉的净收益(亏损) | $ | (1,227) | | | $ | (1,274) | | | $ | 636 | |
| 减去A系列优先股的累计股息 | (80) | | | (17) | | | — | |
| 减去B系列优先股的累计股息 | (70) | | | (4) | | | — | |
| 普通股应占净收益(亏损)-基本 | (1,377) | | | (1,295) | | | 636 | |
| 已发行普通股加权平均股份--基本 | 422,447,074 | | | 482,214,544 | | | 488,668,263 | |
| 已发行普通股加权平均每股净收益(亏损)-基本 | $ | (3.26) | | | $ | (2.69) | | | $ | 1.30 | |
| 稀释性证券：股权激励薪酬计划 | — | | | — | | | 2,422,205 | |
| 已发行普通股加权平均股份--摊薄 | 422,447,074 | | | 482,214,544 | | | 491,090,468 | |
| 每股已发行普通股加权平均收益(亏损)-摊薄 | $ | (3.26) | | | $ | (2.69) | | | $ | 1.30 | |
基于股票的激励性薪酬计划奖励被排除在稀释后每股收益的计算之外，因为它的影响将是反稀释总计8,292,647, 14,412,299和12,553,414分别截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的股份。
9.应收账款融资
应收账款证券化计划
维斯特拉的间接子公司TXU Energy Receivables Company LLC(Recco)拥有由资产担保商业票据发行人和商业银行(买方)提供的应收账款融资工具(Receivables Finance)。2020年12月，对应收账款机制进行了修订，将Ambit Texas、LLC(Ambit Texas)、Value Based Brands和TriEagle Energy作为发起人，并将购买者的承诺增加到$500应收账款贷款的剩余期限为100万美元。2021年2月，对应收账款安排进行了修订，以允许一次性支付#美元。596百万美元的借款，以利用此时较高的应收余额。借款限额又回到了#美元。5002021年3月为100万人。2021年3月，对应收账款安排进行了修订，将购买者的承诺额增加到#美元。600到2021年7月续订，价值百万。 NPS融资于2022年7月续签，将NPS融资的期限延长至2023年7月，调整了买家在某些时期购买NPS融资项下应收账款权益的承诺，以与零售旺季保持一致，这使承诺增加了美元25与前期相比，截至2022年12月的结算期为百万美元，具体如下：（i）美元625百万美元，从2022年7月结算日开始，直至2022年8月结算日，（ii）美元750从2022年8月结算日起至2022年11月结算日止，百万美元，（iii）美元625从2022年11月结算日起至2022年12月结算日止，百万美元，以及（iv）美元600自2022年12月结算日起，以及此后在应收账款融资的剩余期限内支付百万美元。
就应收账款安排、TXU Energy、Dynegy Energy Services、Ambit Texas、Value Based Brands及TriEagle Energy，各间接附属公司及应收账款安排下的发起人(发起人)各自出售及/或贡献因向其客户出售电力及相关权利(应收款)而产生的所有应收款项(根据应收款项安排条款不包括的任何应收款项除外)及Recco，Recco为TXU Energy的综合、全资拥有、远离破产的直接附属公司。Recco则须遵守若干条件，并可在应收账款机制下支取最高达上述限额的款项，为其从发起人手中收购应收账款提供资金。Recco已就应收账款及所有相关资产授予应收账款及所有相关资产的抵押权益，以使买方受益，而维斯特拉营运公司已同意担保管理应收账款融资的协议下的债务。买方向Recco提供资金的金额在综合资产负债表中反映为短期借款。应收账款融资机制项下的收益和偿还在我们的综合现金流量表中反映为融资活动的现金流量。转移给买方的应收款仍留在维斯特拉的资产负债表上，维斯特拉反映的负债相当于买方垫付的金额。本公司记录预付款的利息支出。TXU Energy继续代表Recco和买方(视情况而定)服务、管理和收取应收账款。
截至2022年12月31日，应收账款融资项下的未偿还借款总计美元425百万美元，并得到了$1.013RecCo的应收账款总额为10亿美元。 截至2021年12月31日，已有 不是应收账款融资项下的未偿借款。
回购机制
TXU Energy和NPS机制下的其他发起人拥有回购机制（回购机制），该机制由商业银行作为买方（买方）在未承诺的基础上提供。 2021年7月，回购机制续签至2021年8月，并从美元增加125百万至美元150百万美元。2021年8月，回购机制续期至2022年7月，设施规模从#美元减少到2022年7月。150百万至美元125万 2022年8月，回购机制续签至2023年7月，同时维持美元的机制规模125百万美元。回购安排以Recco发行的附属票据(附属票据)作抵押，该附属票据(附属票据)以TXU Energy为受益人而根据应收账款发行，并代表发起人根据应收账款向Recco出售应收账款而支付的购买价格的未偿还余额的一部分。根据回购机制，TXU Energy可要求买方向TXU Energy转移资金，以换取附属票据的转移，同时TXU Energy同意在确定的日期或按要求向买方转移资金，以换取附属票据的返还(统称为交易)。每笔交易的期限预计为一个月，除非TXU Energy按要求提前终止，或在违约事件发生后由买方终止。
TXU Energy和其他发起人各自向买方授予了次级票据的优先担保权益，以确保其根据回购融资协议承担的义务，而Vistra Operations已同意担保回购融资协议下的义务。除非根据管理回购安排的协议提前终止，否则回购安排将与应收账款安排的预定终止同时终止。
有几个不是截至2022年12月31日和2021年12月31日回购融资项下的未偿借款。
10.债务
下表中的金额为本公司产生的长期债务类别，包括目前到期的金额。
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 维斯特拉运营信贷安排 | $ | 2,514 | | | $ | 2,543 | |
| 维斯特拉运营高级担保票据： | | | |
4.8752024年5月13日到期的高级担保票据百分比 | 400 | | | — | |
3.5502024年7月15日到期的高级担保票据百分比 | 1,500 | | | 1,500 | |
5.1252025年5月13日到期的高级担保票据百分比 | 1,100 | | | — | |
3.7002027年1月30日到期的高级担保票据百分比 | 800 | | | 800 | |
4.3002029年7月15日到期的高级担保票据百分比 | 800 | | | 800 | |
| 维斯特拉运营高级担保票据合计 | 4,600 | | | 3,100 | |
| 维斯特拉运营高级无担保票据： | | | |
5.5002026年9月1日到期的高级无担保票据百分比 | 1,000 | | | 1,000 | |
5.625%高级无担保票据，2027年2月15日到期 | 1,300 | | | 1,300 | |
5.0002027年7月31日到期的高级无担保票据百分比 | 1,300 | | | 1,300 | |
4.3752029年5月15日到期的高级无担保票据百分比 | 1,250 | | | 1,250 | |
| 维斯特拉运营高级无担保票据合计 | 4,850 | | | 4,850 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 其他： | | | |
| 远期产能协议 | — | | | 213 | |
| 设备融资协议 | 79 | | | 92 | |
| | | |
| 其他 | — | | | 6 | |
| 其他长期债务总额 | 79 | | | 311 | |
| 未摊销债务溢价、贴现和发行成本 | (72) | | | (73) | |
| 包括当前到期金额在内的长期债务总额 | 11,971 | | | 10,731 | |
| 目前到期的金额较少 | (38) | | | (254) | |
| 长期债务总额减去当前到期金额 | $ | 11,933 | | | $ | 10,477 | |
截至2022年12月31日和2021年12月31日，未偿还短期借款总额为1美元650百万美元和零分别在商品挂钩贷款和循环信贷贷款(下文所述)项下。
维斯特拉运营信贷安排和与商品挂钩的循环信贷安排
维斯特拉运营信贷安排-截至2022年12月31日，维斯特拉运营信贷安排由高达$5.88910亿美元的优先担保、第一留置权循环信贷承诺和未偿还定期贷款，其中包括高达#美元的循环信贷承诺3.375亿美元(循环信贷安排)和$定期贷款2.51410亿美元(定期贷款B-3贷款)。这些数额反映了2022年、2021年和2020年完成的以下交易和修订：
•于2022年4月29日(2022年4月修订生效日期)及2022年7月18日(2022年7月修订生效日期)，维斯特拉营运作为借款人、维斯特拉中间公司、担保方、瑞士信贷股份公司开曼群岛分行作为行政代理及抵押品代理，以及其中指名的其他各方，对维斯特拉营运信贷协议作出修订(信贷协议修订)。根据信贷协议修正案，将于2027年4月到期的新类别循环信贷承诺总额为#美元。2.810亿美元725分别截至2022年4月修正案生效日期和2022年7月修正案生效日期。2022年7月18日对维斯特拉运营信贷协议的修正案还规定，维斯特拉运营将终止至少$350如果维斯特拉运营公司或任何担保人从任何主要目的旨在提高维斯特拉运营公司及其担保人流动性的资本市场交易中获得收益，则在2022年12月30日或更早之前，延长循环信贷安排承诺将达到100万美元。根据这一要求，自2022年12月30日起，维斯特拉业务终止了#美元。350百万美元的循环承付款。在实施信贷协议修正案和循环承诺削减后，于2027年4月29日到期的循环承诺总额为#美元。3.175亿美元(延长循环信贷安排)，而美元200信贷协议修正案规定，2023年6月14日到期的循环承诺（非延长循环信贷融资）保持不变。 此外，信贷协议修正案指定了新的循环信用证发行人，使循环信用证承诺的总额等于美元3.245信贷协议修正案生效后，亿美元。 与信贷协议修正案相关的费用和支出总计美元8在截至2022年12月31日的一年中，这些资金被资本化为债务账面金额的减少。
•2021年3月，维斯特拉运营公司借入了美元1.0定期贷款A贷款项下的本金金额为10亿美元。2021年4月，维斯特拉运营公司又借入了1美元250定期贷款A贷款项下的本金金额为百万美元。定期贷款所得款项连同手头现金，用来偿还循环信贷安排下的若干未清偿款项。定期贷款A项下的借款在我们综合资产负债表的短期借款中列报。2021年5月，维斯特拉运营公司使用发行维斯特拉运营公司的收益4.375%2029年到期的优先无担保票据(如下所述)，连同手头现金，以偿还$1.25定期贷款A贷款项下的10亿美元借款。我们录得灭火损失#美元。1在截至2021年12月31日的一年中，这笔交易的收益为100万美元。
•2020年3月，维斯特拉业务公司回购并取消了#美元100百万美元定期贷款本金B-3贷款，加权平均价为#93.875。我们录得灭火收益为#美元。6在截至2020年12月31日的一年中，这笔交易的成本为100万美元。
截至2022年12月31日止年度，我们借入了美元1.7510亿美元并已偿还1.5循环信贷机制下的10亿美元，借款所得用于一般公司用途。
我们于2022年12月31日的信贷额度和相关可用能力如下所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2022年12月31日 |
| 信贷安排 | | 到期日 | | 设施
限值 | | 现金
借款 | | 未付款信用证 | | 可用
容量 |
| 延长循环信贷安排(A) | | 2027年4月29日 | | $ | 3,175 | | | $ | 237 | | | $ | 1,777 | | | $ | 1,161 | |
| 非延期循环信贷机制（b） | | 2023年6月14日 | | $ | 200 | | | $ | 13 | | | $ | 112 | | | $ | 75 | |
| 定期贷款B-3贷款（c） | | 2025年12月31日 | | 2,514 | | | 2,514 | | | — | | | — | |
| 维斯特拉运营信用贷款总额 | | | | $ | 5,889 | | | $ | 2,764 | | | $ | 1,889 | | | $ | 1,236 | |
| 与流动性相关的机制（d） | | 2023年10月4日 | | 1,350 | | | 400 | | — | | | 808 | |
| 总信贷额度 | | | | $ | 7,239 | | | $ | 3,164 | | | $ | 1,889 | | | $ | 2,044 | |
___________
(a)用于一般企业目的的延长循环信贷额度。 扩展循环信贷额度下的现金借款在我们的综合资产负债表中以短期借款形式报告。 扩展循环信贷额度的全部可用容量可用于签发信用证。 2022年12月，瑞致达运营终止了美元350延长循环信贷安排承诺额100万美元。
(b)用于一般企业用途的非延期循环信贷安排。非延期循环信贷安排下的现金借款在我们的综合资产负债表中以短期借款列报。未延长的循环信贷安排的全部可用能力可用于开立信用证。
(c)定期贷款B-3融资项下的现金借款须按要求定期支付，每年金额相当于 1.00原本金额的%，余额在到期时支付。 已支付的金额不能再借入。
(d)大宗商品挂钩工具(定义见下文)，用于支持我们的全面对冲战略。截至2022年12月31日，借款基数为1美元1.20810亿美元，低于贷款限额，后者代表总计承诺#美元1.35十亿美元。看见与商品挂钩的循环信贷安排以下是借款基数计算的讨论。商品挂钩融资项下的现金借款在我们的综合资产负债表中列为短期借款。
根据维斯特拉营运信贷协议，适用于延长循环信贷安排的利息以定期担保隔夜融资利率(SOFR)为基础，另加以下利差1.25%至2.00%，基于维斯特拉运营公司的高级担保长期债务证券的评级，与延长循环信贷安排有关的任何未提取金额的费用已修订为17.5基点为35.0基点，基于维斯特拉运营公司的高级担保长期债务证券的评级。截至2022年12月31日，有美元237扩展循环信贷机制下的未偿还贷款为百万元，未偿还贷款的加权平均利率为8.25%基于替代银行利率(ABR)加上0.75%的利差，要求用于同日借款。根据扩展循环信贷机制签发的信用证利息为1.75%。经延长循环信贷安排的适用利差及与该等经延长承诺有关的未提取款项费用可根据本公司相对于若干与可持续性相关的目标及门槛的表现而不时进一步调整。
根据维斯特拉营运信贷协议，非展期循环信贷机制下的现金借款以适用的LIBOR利率为基础计息，外加固定利差1.75%。截至2022年12月31日，有美元13未偿还循环信贷机制下的百万未偿还贷款，而未偿还贷款的加权平均利率为8.25%基于ABR加上0.75%的利差，要求用于同日借款。根据非展期循环信贷机制签发的信用证计息为1.75%。在定期贷款B-3贷款下借入的金额根据适用的LIBOR利率加上固定利差计算利息1.75%。截至2022年12月31日，未计入未偿还借款利率互换前的加权平均利率为6.13在定期贷款B-3贷款机制下的%。维斯特拉营运信贷安排亦规定须支付予代理人及贷款人的若干额外费用，包括有关未偿还信用证的预付费用，以及就可用的非延期循环信贷安排的任何未使用部分支付的可获得性费用。
维斯特拉营运信贷安排项下的债务以涵盖维斯特拉营运(及其附属公司)实质上所有综合资产、权利及物业的留置权作抵押，但须受维斯特拉营运信贷安排所载的若干例外情况所规限，前提是维斯特拉营运信贷安排项下可由涵盖本公司若干主要物业的留置权担保的未偿还贷款金额受维斯特拉营运信贷安排的条款明确限制。维斯特拉营运信贷协议包括某些抵押品暂停条款，该条款将在维斯特拉营运公司获得两家评级机构的无担保投资级评级时生效，当时没有未偿还的定期贷款(或其持有人同意解除此类担保权益)(或其持有人同意解除该等担保权益)，且没有到期未偿还的循环信贷承诺(或其持有人同意解除此类担保权益)，此类抵押品暂停条款将继续有效，除非及直至维斯特拉营运公司不再持有至少两家评级机构的无担保投资级评级。抵押品返还条款将在该点生效(受60-日间宽限期)。
维斯特拉营运信贷安排还允许在某些对冲协议符合维斯特拉营运信贷安排中规定的某些标准的情况下，与维斯特拉营运信贷安排在同等基础上获得该等对冲协议的担保。
维斯特拉营运信贷安排就适用于维斯特拉营运(及其受限制附属公司)的正面及负面契诺作出规定，包括要求维斯特拉营运(及其受限制附属公司)向维斯特拉营运信贷安排下的代理商提供财务及其他资料，以及不得更改其业务范围的肯定契诺，以及限制维斯特拉营运(及其受限制附属公司)产生额外债务、进行投资、处置资产、支付股息、授予留置权或采取某些其他行动的能力的负面契诺，但维斯特拉营运信贷安排所准许的除外。维斯特拉运营公司在维斯特拉运营信贷安排下的借款能力取决于满足其中规定的某些惯例条件。
维斯特拉营运信贷安排就某些惯常违约事件作出规定，包括因未能支付到期本金、利息或费用而导致的违约事件、重大违反陈述及保证、在维斯特拉营运信贷安排或附属贷款文件中重大违反契诺、其他协议或文书下的交叉违约，以及对维斯特拉营运作出重大判决。仅针对循环信贷安排，且仅在合规期内(一般适用于循环借款总额和签发的循环信用证(超过#美元))。300百万)超过30循环承诺的%)，该协议包括一项契约，要求综合第一留置权净杠杆率，该比率基于第一留置权债务净额与根据Vstra运营信贷安排条款定义的EBITDA计算的比率，不得超过4.25至1.00(或在抵押品暂停期内，不得超过5.50到1.00)。截至2022年12月31日，我们遵守了这一金融契约。一旦发生违约事件，维斯特拉运营信贷安排规定，根据违约事件到期的所有本金、利息和其他金额将立即到期并支付，无论是自动还是在指定贷款人的选择下。
与商品挂钩的循环信贷安排-为了支持我们的全面对冲战略，2022年2月，维斯特拉运营公司签订了一项1.0由维斯特拉运营公司、维斯特拉中级公司、贷款人、联合牵头安排人和联合簿记管理人方以及作为行政代理和抵押品代理的北卡罗来纳州花旗银行及其之间提供的10亿优先担保商品挂钩循环信贷安排(商品挂钩贷款)。2022年5月，我们签署了一项商品挂钩机制修正案，将可用承诺额总额从1.010亿至3,000美元2.010亿美元，并提供灵活性，在我们有能力获得额外承诺的情况下，将商品挂钩贷款的规模进一步增加额外#美元1.010亿美元的设施规模3.0十亿美元。随后在2022年5月和2022年6月的修正案增加了可用承付款总额，从#美元2.010亿至3,000美元2.25十亿美元。2022年10月，维斯特拉启动了对商品挂钩贷款的修订，其中包括：(1)将到期日延长至2023年10月4日；(2)将可用承诺额总额减少至1美元1.35十亿美元。与该设施有关的费用和支出总计为#美元。6在截至2022年12月31日的一年中，这些资金被资本化为债务账面金额的减少。维斯特拉运营商品挂钩信贷协议包括一项契约，仅在合规期内(一般适用于循环借款总额超过30循环承诺的%)，这要求合并的第一留置权净杠杆率不超过4.25至1.00(或在抵押品暂停期内，不得超过5.50到1.00)。尽管截至2022年12月31日的时期不是合规期，但如果要求在这个时候进行测试，我们就遵守了这项金融契约。
根据商品挂钩融资机制，借款基数是根据一系列理论交易按周计算的，该等交易近似于某些电力市场的维斯特拉营运及其若干附属公司的对冲组合的一部分，而根据该等交易提供的资金不得超过可用承诺总额，亦不得少于零。维斯特拉运营公司可随时选择借款基数，但如果任何时候未偿还借款超过借款基数，维斯特拉运营公司应进行偿还，以将未偿还借款减少到小于或等于借款基数。维斯特拉营运公司拟利用商品挂钩融资机制项下提供的任何借款，按维斯特拉营运公司及其附属公司所签订的各种商品合约的要求进行现金过帐，以应付电价不时上升的情况，以及用作其他营运资金及一般公司用途。
利率互换-Vistra使用利率掉期来对冲我们对可变利率债务的敞口。截至2022年12月31日，维斯特拉已达成以下一系列利率互换交易。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 名义金额 | | 到期日 | | 费率范围 |
| 已交换到固定 | | $3,000 | | 2023年7月 | | 3.67 | % | - | 3.91% |
| 已交换到变量 | | $700 | | 2023年7月 | | 3.20 | % | - | 3.23% |
| 已交换到固定 | | $720 | | 2024年2月 | | 3.71 | % | - | 3.72% |
| 已交换到变量 | | $720 | | 2024年2月 | | 3.20 | % | - | 3.20% |
| 已交换到固定(A) | | $3,000 | | 2026年7月 | | 4.72 | % | - | 4.79% |
| 已交换到变量（a） | | $700 | | 2026年7月 | | 3.28 | % | - | 3.33% |
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(a)有效期为2023年7月至2026年7月。
2019年，瑞致达入股美元2.12亿美元的新利率掉期，据此，瑞致达将支付可变利率并获得固定利率。 这些新掉期的条款与某些现有掉期的条款相匹配，有效地抵消了现有掉期的对冲并固定了此类掉期的价外头寸。 这些匹配的掉期将根据原始合同条款随着时间的推移结算。 其余现有掉期继续对冲我们对美元的风险敞口2.30截至2026年7月的债务为10亿美元。
有担保信用证便利
于2020年8月和9月，瑞致达签订了未承诺的备用信用证融资，这些融资均以瑞致达运营（及其子公司）几乎所有资产（与瑞致达运营信贷融资享有同等权利）的第一抵押权作为抵押（每项均为有担保应收账款融资，统称为有担保应收账款融资）。 受保护的收件箱设施用于一般企业用途。 2021年10月、2022年9月和2022年10月，瑞致达签订了额外的担保应收账款设施，用于一般企业用途。 截至2022年12月31日，美元762在有担保的LOC贷款下，有100万份信用证未偿还。
每个有担保的LOC设施都包括一份契约，要求合并后的第一留置权净杠杆率不超过4.25至1.00（或者，对于包括抵押品暂停机制的某些信贷，在抵押品暂停期内，不超过 5.50至1.00）。 截至2022年12月31日，我们遵守了这些财务契约。
维斯特拉运营高级担保票据
2022年5月，维斯特拉运营公司发行了$1.5高级担保票据本金总额(2022年高级担保票据)，包括$400本金总额为百万美元4.8752024年到期的优先担保票据百分比(4.875高级担保票据百分比)及$1.1十亿美元的本金总额5.1252025年到期的优先担保票据百分比(5.125根据规则第144A条及根据证券法(高级担保票据发售)S规例向合资格购买人发售的优先担保票据)。2022年的高级担保票据是由维斯特拉运营公司、维斯特拉运营公司的某些直接和间接子公司以及花旗集团全球市场公司作为几个初始购买者的代表，根据购买协议出售的。这个4.875%高级担保票据将于2024年5月到期，5.1252025年5月到期的高级担保票据的百分比。2022年高级担保票据的利息从2022年11月开始，每半年以现金支付一次，在每年的5月13日和11月13日拖欠。高级担保票据发售所得款项净额合共$1.48510亿美元连同手头的现金被用于偿还商品挂钩贷款项下的借款。与此次发行相关的费用和支出总计为$17在截至2022年12月31日的一年中，这些资金被资本化为债务账面金额的减少。
自2019年以来，维斯特拉运营公司发行和出售了$4.6根据规则第144A条及根据证券法S规则向合资格买家发售优先担保票据的本金总额。管理的契据(可不时修订或补充的，维斯特拉营运高级担保契约)3.5502024年到期的优先担保票据百分比，3.7002027年到期的优先担保票据百分比，4.3002029年到期的高级担保票据和2022年到期的高级担保票据(统称为高级担保票据，统称为高级担保票据)规定由维斯特拉运营公司目前和未来的某些子公司提供全面和无条件的担保，这些子公司也为维斯特拉运营信贷安排提供担保。高级担保票据以同一抵押品的优先抵押权益作为抵押，该抵押品是为维斯特拉营运信贷安排下的贷款人的利益而质押的，该抵押品包括由维斯特拉营运拥有的物业、资产及权利的相当大部分，以及维斯特拉营运作为附属担保人的若干直接及间接附属公司(统称为担保人附属公司)所拥有的大部分物业、资产及权利，以及由维斯特拉中间公司持有的维斯特拉营运股份。如果维斯特拉运营公司的高级无担保长期债务证券获得三家评级机构中的两家的投资级评级，则担保高级担保票据的抵押品将被释放，如果这些评级机构撤回对维斯特拉运营公司的高级无担保长期债务证券的投资级评级或将其评级下调至投资级以下，则可能会被撤销。维斯特拉运营高级担保契约包含某些契约和限制，其中包括对维斯特拉运营及其子公司(视情况而定)创建某些留置权、与另一实体合并或合并以及出售其全部或几乎所有资产的能力的限制。
维斯特拉运营高级无担保票据
2021年5月，维斯特拉运营公司发行并出售了美元1.25十亿美元的本金总额4.375%优先无担保票据将于2029年到期，根据规则144A和证券法S法规向符合条件的购买者发售。这个4.3752029年到期的优先无担保票据是由维斯特拉运营公司、担保人子公司和摩根大通证券有限责任公司作为几个初始购买者的代表，根据购买协议出售的。这个4.375%优先无担保票据将于2029年5月到期，利息将于2021年11月1日起于5月1日和11月1日到期，利息应计自2021年5月10日。净收益连同手头现金用于偿还定期贷款A贷款项下的所有未付款项以及支付费用和开支#美元。15与此次发行相关的100万美元。费用和支出被资本化为债务账面金额的减少。
自2018年以来，维斯特拉运营公司已经发行和出售了4.85根据《证券法》第144 A条和S条向符合条件的买家发行的优先无担保票据本金总额为10亿美元。 管理 5.5002026年到期的优先无担保票据百分比，5.6252027年到期的优先无担保票据百分比，5.000% 2027年到期的高级无担保票据和 4.375% 2029年到期的高级无担保票据（统称为Vistra Operations高级无担保债券，每项均可不时修订或补充）提供担保子公司对按时支付该等票据的本金和利息的全面和无条件担保。 瑞致达运营高级无担保债券包含某些契诺和限制，其中包括对瑞致达运营及其子公司（如适用）设定某些优先权、与另一实体合并或合并以及出售其全部或绝大部分资产的能力的限制。
债务回购计划
2021年3月，董事会批准了最高可达1.8亿美元自愿偿还或回购未偿债务，授权于2022年3月到期（事先授权）。 不是金额是根据事先授权回购的。2022年10月，董事会重新授权自愿偿还或回购至多#美元1.810亿美元的未偿债务，该授权将于2023年12月31日到期（当前授权）。 截至2022年12月31日， 不是金额是根据当前授权回购的。
瑞致达高级无担保票据
合并日，瑞致达承担美元6.138Dynegy本金金额为10亿美元的高级无担保票据（Vistra高级无担保票据）。 2018年6月，该公司为瑞致达运营信贷融资提供担保（且尚未为优先票据提供担保）的每家子公司均为仍未偿还的优先票据提供担保。
2020年1月、2020年6月和2020年7月，维斯特拉赎回本金总额为$81百万美元8.000优先票据百分比，$500百万美元5.875%优先票据和$166百万美元8.125%优先票据，赎回价格分别为104%, 100.979%和104.063分别为其本金总额的%，加上截至赎回日期（但不包括赎回日期）的应计和未付利息。 灭火收益美元11截至2020年12月31日止年度的交易确认了百万美元。
瑞致达有 不是截至2022年和2021年12月31日母公司层面的未偿还优先票据。
其他长期债务
远期产能协议- 2021年3月，该公司向一家金融机构出售了2021-2022年规划年度清理的部分PJM产能（2021-2022年远期产能协议）。 此次交易的买家在2021-2022年规划年度从PJM收到了金额约为美元的产能付款515万 2022年5月，PJM支付了2021-2022年规划年度的最终产能付款，并履行了2021-2022年远期产能的条款。
于合并日期，本公司承担Dynegy协议的责任，根据该协议，于2018-2019、2019-2020及2020-2021年规划年度清理的部分PJM产能出售予一家金融机构(遗留远期产能协议，以及连同2021-2022年远期产能协议，远期产能协议)。2021年5月，PJM在规划年度2020-2021年期间支付了最后一笔运力付款，并履行了遗留向前运力的条款。
到期日
截至2022年12月31日的长期债务期限如下：
| | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 2023 | $ | 40 | |
| 2024 | 1,940 | |
| 2025 | 3,567 | |
| 2026 | 1,006 | |
| 2027 | 3,402 | |
| 此后 | 2,088 | |
| 未摊销保费、折扣和债务发行成本 | (72) | |
| 长期债务总额，包括目前到期的金额 | $ | 11,971 | |
11.租契
维斯特拉拥有房地产、轨道车辆和设备的融资和运营租赁。我们的租约有剩余的租约条款1至35好几年了。我们的租约包括最多续订的选项15好几年了。某些租约还包含终止租约的选项。
租赁费
下表列出了与租赁活动有关的费用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 经营租赁成本 | $ | 9 | | | $ | 11 | | | $ | 14 | |
| 融资租赁： | | | | | |
| 融资租赁使用权资产摊销 | 9 | | | 9 | | | 7 | |
| 租赁负债利息 | 12 | | | 10 | | | 7 | |
| 融资租赁总成本 | 21 | | | 19 | | | 14 | |
| 可变租赁费(A) | 22 | | | 29 | | | 29 | |
| 短期租赁成本 | 47 | | | 35 | | | 31 | |
| 转租收入（b） | — | | | (7) | | | (8) | |
| 净租赁成本 | $ | 99 | | | $ | 87 | | | $ | 80 | |
____________
(a)指煤炭库存管理服务、公共区域维修服务及根据所用轨道车辆数目计算的轨道车辆付款。
(b)指与房地产租赁有关的转租收入。
资产负债表信息
下表呈列租赁相关资产负债表资料：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 租赁资产： | | | |
| 经营性租赁使用权资产 | $ | 51 | | | $ | 40 | |
| 融资租赁使用权资产(累计折旧净额) | 173 | | | $ | 173 | |
| 租赁使用权资产总额 | 224 | | | 213 | |
| 流动租赁负债： | | | |
| 经营租赁负债 | 8 | | | 5 | |
| 融资租赁负债 | 9 | | | 8 | |
| 流动租赁负债总额 | 17 | | | 13 | |
| 非流动租赁负债： | | | |
| 经营租赁负债 | 45 | | | 38 | |
| 融资租赁负债 | 237 | | | 235 | |
| 非流动租赁负债共计 | 282 | | | 273 | |
| 租赁总负债 | $ | 299 | | | $ | 286 | |
现金流量等有关信息
下表列出了与租赁有关的现金流和其他信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 为计量租赁负债所包括的金额支付的现金： | | | | | |
| 来自经营租赁的经营现金流 | $ | 11 | | | $ | 11 | | | $ | 17 | |
| 融资租赁的营运现金流 | 8 | | | 9 | | | 5 | |
| 融资租赁产生的现金流 | 12 | | | 5 | | | 10 | |
| 新租赁开始时的非现金披露： | | | | | |
| 以新的经营租赁负债换取的使用权资产 | 19 | | | 7 | | | 14 | |
| 以新的融资租赁负债换取的使用权资产 | 6 | | | — | | | 108 | |
| 修改现有租约时的非现金披露： | | | | | |
| 经营性租赁使用权资产的变更 | — | | | (4) | | | (1) | |
| 融资租赁使用权资产的变更 | 4 | | | (1) | | | 23 | |
加权平均剩余租期
下表列出了加权平均剩余租赁期限信息：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 加权平均剩余租期： | | | |
| 经营租赁 | 15.8年份 | | 17.6年份 |
| 融资租赁 | 24.2年份 | | 25.0年份 |
| 加权平均贴现率： | | | |
| 经营租赁 | 6.26% | | 5.76 | % |
| 融资租赁 | 4.81% | | 4.95 | % |
租赁负债到期日
下表列出了租赁负债的到期日：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 经营租赁 | | 融资租赁 | | 租赁合计 |
| 2023 | $ | 10 | | | $ | 21 | | | $ | 31 | |
| 2024 | 7 | | | 20 | | | 27 | |
| 2025 | 6 | | | 20 | | | 26 | |
| 2026 | 4 | | | 14 | | | 18 | |
| 2027 | 4 | | | 13 | | | 17 | |
| 此后 | 57 | | | 358 | | | 415 | |
| 租赁付款总额 | 88 | | | 446 | | | 534 | |
| 减去：利息 | (35) | | | (200) | | | (235) | |
| 租赁负债现值 | $ | 53 | | | $ | 246 | | | $ | 299 | |
12.承付款和或有事项
合同承诺
截至2022年12月31日，我们在长期服务和维护合同、能源相关合同和其他协议下的最低合同承诺如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 长期服务和维护合同(A) | | 煤炭运输协议 | | 管道运输和储存预约费 | | | | 水
合同 |
| 2023 | $ | 285 | | | $ | 76 | | | $ | 146 | | | | | $ | 9 | |
| 2024 | 250 | | | 33 | | | 136 | | | | | 9 | |
| 2025 | 187 | | | 34 | | | 120 | | | | | 9 | |
| 2026 | 242 | | | 35 | | | 106 | | | | | 9 | |
| 2027 | 141 | | | 36 | | | 89 | | | | | 9 | |
| 此后 | 2,318 | | | — | | | 132 | | | | | 50 | |
| 总计 | $ | 3,423 | | | $ | 214 | | | $ | 729 | | | | | $ | 95 | |
____________
(a)长期服务和维护合同反映了预期支出，因为这些合同不包括最低支出要求，只能根据公司无法控制的事件终止。
除了上述承诺外，我们还签订了带有提前终止处罚的核燃料合同。 截至2022年12月31日，终止费用为美元65如果我们终止那些合同，将会产生百万美元的损失。
根据我们的煤炭采购和煤炭运输协议，支出总额为$995百万，$850百万美元，以及$845截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
担保
我们已经签订了合同，其中包含对非关联方的担保，这些担保在某些条件下可能需要履行或付款。物质保证将在下文讨论。
信用证
截至2022年12月31日，我们的未偿还信用证总额为美元2.651亿美元，具体如下：
•$2.31410亿美元，用于支持正常业务过程中的商品风险管理抵押品要求，包括场外交易和交易所交易，以及向国际交易组织/实时交易组织提交抵押品；
•$180100万美元，用于支持电池和太阳能开发项目；
•$27100万美元，用于支持未执行的合同和保险协议；
•$74100万美元，用于支持PUCT的代表财务需求；以及
•$56百万美元用于其他信贷支持要求。
担保债券
截至2022年12月31日，我们的未偿担保债券总额为美元932用于支持在正常业务过程中履行各种合同和法律义务。
诉讼和监管程序
我们的重大法律程序和影响我们业务的监管程序如下所述。我们认为，我们对下文所述的法律程序有有效的辩护理由，并打算积极辩护。我们还打算参与下文所述的监管过程。当现有信息显示可能发生损失，且损失金额或损失范围能够合理估计时，我们记录与这些事项相关的估计损失准备金。在适用的情况下，我们已为下文讨论的事项建立了充足的准备金。此外，法律费用在发生时计入费用。管理层已根据当前信息评估了以下每一项法律事项，并考虑了索赔的性质、所寻求的损害赔偿的金额和性质以及胜诉的可能性，就其潜在结果做出了判断。除非以下特别说明，否则我们无法预测这些事项的结果或合理估计任何相关成本和潜在负债的范围或金额，但它们可能对我们的运营结果、流动资金或财务状况产生重大影响。随着获得更多信息，我们会相应地调整我们对此类或有事件的评估和估计。由于诉讼和规则制定程序受到内在不确定性和不利裁决或事态发展的影响，这些问题的最终解决金额可能与我们目前记录的储备不同，而且这种差异可能是实质性的。
诉讼
天然气指数定价诉讼- 我们通过我们的子公司和其他公司在2000年至2002年期间因向各种指数出版物虚假报告天然气价格、清洗交易和搅拌交易而涉嫌操纵价格而受到损害的诉讼中被列为被告。 这些案件的原告声称，被告参与了反垄断阴谋，在相关时期抬高天然气价格，并根据各自州的反垄断法规寻求赔偿。 我们现在仍然是被告 一该诉讼是威斯康星州联邦法院悬而未决的合并推定集体诉讼，该诉讼已获得认证，美国第七巡回上诉法院（第七巡回法院）将审理中间上诉。
伊利诺伊州总检察长对伊利诺伊州天然气和电力公司(IG&E)的投诉-2022年5月，伊利诺伊州总检察长对IG&E提起诉讼，IG&E是我们在2019年7月收购Crius时收购的子公司。提交给伊利诺伊州法院的起诉书称，IG&E参与了不正当的营销行为，并向客户收取了过高的费用。绝大多数有问题的行为发生在我们收购IG&E之前。2022年7月，我们采取行动驳回申诉，2022年10月，地区法院部分批准了我们驳回我们的动议，排除了伊利诺伊州总检察长声称的所有不在5-一年的诉讼时效期限，现在限制了可以提出索赔的期限从2017年5月开始，而不是像伊利诺伊州总检察长在起诉书中声称的那样，延长到2013年。
冬季风暴乌里的法律诉讼
重新定价的挑战-2021年3月，我们向德克萨斯州奥斯汀的第三上诉法院(第三上诉法院)提起上诉，挑战PUCT关于ERCOT在减负荷活动期间确定批发电价的2021年2月15日和2月16日命令。我们于2021年6月提交了开庭简报，并于2021年9月提交了回应简报。口头辩论于2022年4月举行。在我们的简报中，我们辩称，之前的PUCT匆忙通过了一项规则，大幅提高了ERCOT的电价，但这样做没有遵循PUCT进行紧急规则制定所需的任何规则制定程序，我们已要求法院撤销这一规则。其他各方也提交了简报，支持我们对PUCT命令的挑战。此外，我们还在冬季风暴URI期间与ERCOT提交了关于电价等问题的和解纠纷。在对PUCT于2021年3月5日的口头命令和PUCT所作的其他声明提出上诉后，德克萨斯州总检察长代表其客户PUCT在提交给第三上诉法院的一份信函协议中表示，我们和其他各方可以通过ERCOT程序继续对冬季风暴URI期间的定价提出争议，只要该程序的结果提交PUCT进行审查，PUCT尚未就该问题预先裁决或做出最终决定。
科赫纠纷-2021年3月，我们在得克萨斯州法院对Odessa-Ector Power Partners，L.P.，Koch Resources，LLC，Koch AG&Energy Solutions，LLC和Koch Energy Services，LLC(Koch)提起诉讼，寻求公平救济，在诉讼中，我们根据2017年与Koch达成的资产购买协议(APA)的条款，对2021年2月的分红付款金额提出了异议。科赫随后向特拉华州衡平法院提起了自己的相关诉讼，特拉华州衡平法院裁定，所有与APA纠纷有关的索赔(包括我们的衡平法索赔)都将在特拉华州进行。我们对科赫提出的索要#美元提出异议。2862021年2月的分红付款为100万美元，这是一笔不公平的意外之财，与各方在2017年签订《行政程序法》时的意图不一致。在截至2021年3月31日的三个月中，我们录得286在我们的综合资产负债表中，其他非流动负债和递延信贷中的百万负债。2021年3月，我们还在纽约州法院对科赫公司提起诉讼，指控其违反合同，以及因科赫公司未能在冬季暴风期间交付合同约定数量的天然气而发出的不可抗力通知无效，科赫公司将其转移到联邦法院。2021年11月，我们与科赫公司的纠纷得到了双方的满意解决，所有诉讼都被驳回。这件事在预留的金额内得到解决，并于2022年第二季度支付。
布拉索斯电气合作公司(布拉索斯)破产-由于PUCT在冬季风暴URI期间行政地实施了漫长的高峰期定价，ERCOT内的某些市场参与者无法全额支付ERCOT的义务。因此，ERCOT被“短付”了大约#美元。2.9其中大部分与Braos有关，这是一家总部位于德克萨斯州的非营利性电力合作公司，向其成员提供批发电力，后者又向德克萨斯州的消费者提供零售电力。2021年3月，Braos在德克萨斯州南区美国破产法院根据破产法第11章提起破产诉讼。作为Braos破产程序的一部分，ERCOT提交了一项索赔，要求追回大约$1.9来自布拉索斯的10亿美元。作为回应，布拉索斯对ERCOT提起了敌对诉讼，试图拒绝或大幅减少ERCOT的索赔。ERCOT和Braos随后进行了调解，以解决争端，作为ERCOT强制执行其市场违约协议的替代方案，该协议规定通过向所有市场参与者开具违约提升发票来追回这些损失。在这一短期支付追回过程中，增加的短期支付金额按月根据市场份额分配给所有市场参与者，直到收回全部短期支付金额。ERCOT协议将ERCOT可以提升到整个市场的短期支付金额限制在$。2.5每月百万美元，这将花费大约63数年来追回布拉索斯的全部短薪索赔。作为应用这些标准ERCOT市场默认协议的结果，我们确认了大约$1892021年第一季度，基于我们的市场份额，违约提升负债达到100万美元，随后减少到$124由于ERCOT通过其他方式(主要是通过证券化)向某些违约实体收取欠款，因此产生了100万美元的债务。
经过广泛的谈判，Braos和ERCOT于2022年9月达成和解，并将其纳入Braos提交给破产法院的拟议重组计划。根据和解协议，Braos在ERCOT摆脱破产后欠该公司两笔款项：第一，大约1美元600第一，支付100万美元，ERCOT将用这笔钱补充其拥堵收益权(CRR)储备账户，并偿还立法机构为电力合作社和市政公用事业通过的证券化计划中自己的一部分，第二，大约美元554为ERCOT向市场参与者进行的初始分配提供资金的百万美元付款，根据每个市场参与者的付款选择，对Braos Short-Pay提出索赔。布拉索斯还将支付某些分期付款(最高为#美元)。13.8每年超过百万美元12年)，并贡献其发电资产出售所得收益的一部分(约#美元117100万美元)，为ERCOT向适用的市场参与者分发的付款提供资金。重要的是，和解协议禁止ERCOT从市场参与者那里收取任何Braos(BRA.N：行情)所欠债务的违约上调.即，它取代了向市场参与者提出短薪索赔的程序)，并允许维斯特拉取消剩余的美元124在确认布拉索斯重组计划后，由于布拉索斯工资过低，向ERCOT支付了100万欧元的违约债务。2022年9月，Braos向破产法院提交了重组计划，拟议的ERCOT和解协议须经过Braos破产计划投票和确认程序，该程序于2022年11月结束，当时Braos重组计划获得破产法院的批准。2022年12月，布拉索斯重组计划生效。因此，美元124完全可归因于巴西违约的ERCOT的100万违约提升负债于2022年第四季度被取消确认，并在营业报表中确认为收入。
监管调查和其他诉讼事项-在冬季风暴URI事件发生后，包括ERCOT、ERCOT独立市场监测机构、德克萨斯州总检察长、FERC和NRC在内的各种监管机构启动了调查，或要求各方提供与事件期间发生的重大负荷卸载事件以及事件给发电机带来的运营挑战有关的信息，包括性能、燃料和供应问题。我们回应了所有这些调查请求。此外，许多与冬季风暴URI有关的人身伤害和不当死亡诉讼已经并将继续在德克萨斯州的各个法院提起，这些诉讼针对我们和许多发电机、输电和配电公用事业公司、零售和电力供应商以及ERCOT。我们和其他被告要求合并这些人身伤害案件的所有预审程序，并移交给单一的多地区诉讼(MDL)预审法官。2021年6月，MDL小组批准了将所有这些案件合并为MDL进行预审程序的请求。已经并将继续代表更多原告提起的其他人身伤害案件已与MDL诉讼程序合并。此外，2022年1月，Over向奥斯汀州法院提起了保险代位权诉讼一百保险公司起诉ERCOT、维斯特拉和其他几名被告。这起诉讼要求追回这些保险公司为与冬季风暴乌里有关的索赔向各种投保人支付的保险资金，该案现在也已与MDL诉讼合并。2022年夏，多个被告团体提出动议，要求驳回五起所谓的领头羊案件，MDL法院于2022年10月听取了对这些动议的口头辩论。2023年1月，MDL法院就各种驳回动议作出裁决，驳回了发电机被告和输电配电公用事业被告的驳回动议，但批准了其他一些被告团体的动议，包括零售电力供应商和ERCOT。2023年2月，发电机被告向休斯顿上诉法院提交了一份曼达默斯请愿书，要求复审MDL法院驳回驳回动议的决定。我们相信我们对这些诉讼有很强的抗辩能力，并打算对这些案件进行有力的抗辩。
温室气体排放(GHG)
2019年7月，美国环保局敲定了一项规则，废除了2015年敲定的清洁电力计划(CPP)，并建立了新的法规，解决现有燃煤发电机组的温室气体排放问题，称为可负担得起的清洁能源(ACE)规则。ACE规则制定了排放指南，各州在制定计划监管现有燃煤发电机组的温室气体排放时必须使用这些指南。为了回应环保组织和某些州提出的挑战，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院(DC巡回法院)于2021年1月撤销了ACE规则，包括废除CPP，并将该规则发回EPA采取进一步行动。2022年6月，美国最高法院发布了一项意见，推翻了哥伦比亚特区巡回法院的裁决，认定环保局超越了《清洁空气法》第111条的授权，当时环保局在CPP中基于发电转移设定了排放要求。2022年10月，哥伦比亚特区巡回法院发布了一项修正的判决，驳回了要求审查ACE规则的请愿书和对废除CPP的质疑。此外，环保局还开放了一份议程，就与第111(D)条规定的温室气体监管相关的问题征求意见，并表示打算在2023年春季发布一项新的提案。
跨州空气污染法规(CSAPR)
2015年10月，环保局修订了初级和次级臭氧NAAQS，以降低臭氧季节(5月至9月)臭氧排放的8小时标准。根据CAA的要求，2018年10月，德克萨斯州向环保局提交了一份州实施计划(SIP)，表明德克萨斯州的排放不会对任何其他州没有达到修订后的臭氧NAAQS标准造成重大影响，也不会干扰任何其他州的维护。2023年2月，环保局否决了德克萨斯州的SIP计划。2022年4月，在EPA反对德克萨斯州的SIP之前，EPA提出了一项联邦实施计划(FIP)，以解决2015年的臭氧NAAQS问题。拟议的FIP将适用于25美国从2023年臭氧季节开始。维斯特拉运营发电机组的州将受到这项拟议规则的约束，这些州包括伊利诺伊州、新泽西州、纽约州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、德克萨斯州、弗吉尼亚州和西弗吉尼亚州。修订后的第三组交易计划(之前在修订后的CSAPR更新规则中建立)将包括2023年的排放预算，环保局表示，这些预算可以通过发电厂安装的现有控制措施实现。从2026年开始，预算将以通过安装选择性催化还原(SCR)控制实现的水平为基础，20目前没有这种控制措施的大型燃煤发电厂中，有30%是这样的。从2025年开始，预算将每年更新，以考虑到来源退休。从2024年开始，该规定还将对现有控制措施的燃煤机组实施日排放量限制，并将在2027年对安装新控制措施的机组实施这样的限制。我们与包括ERCOT、PJM和MISO在内的许多其他公司、行业组织、州和ISO一起，在2022年6月对EPA的提案提出了回应意见，对提案的某些内容表示担忧，特别是那些在某些条件下可能会对电力可靠性构成挑战的内容。环保局预计将在2023年3月敲定拟议的FIP。2022年2月，德克萨斯州、发光体、某些贸易组织和其他机构向美国第五巡回上诉法院(第五巡回法院)提起法律诉讼，挑战环保局对德克萨斯州工业园区计划的否决。如果环保局如预期的那样在2023年3月敲定上述FIP，它将强制减少臭氧季节NOX根据CSAPR计划为我们的德克萨斯州发电厂制定预算。我们无法预测我们对EPA不批准SIP的法律挑战的结果，一旦最终敲定，与EPA的FIP相关的任何法律行动，或者最终规则(在法律挑战结束后)对我们发电车队运营的影响。
区域雾霾-得克萨斯州合理的进展和最佳可用的改装技术(BART)
2017年10月，美国环保局发布了一项针对德克萨斯州发电机组BART的最终规则，该规则部分批准了德克萨斯州2009年的SIP和部分FIP。因为这样2，该规则建立了德克萨斯州内部的排放限额交易计划，作为“BART替代方案”，其运作方式类似于CSAPR交易计划。该计划包括39发电机组(包括Martin Lake、Big Brown、Monticello、Sandow 4、Coleto Creek、Stryker 2和Graham 2厂)。该计划的合规义务于2019年1月1日开始。不是的X，该规则采用了CSAPR的臭氧计划作为BART，对于颗粒物，该规则批准了德克萨斯州的SIP，该规则确定任何发电机组都不受BART颗粒物的限制。2020年8月，环保局发布了一项最终规则，确认了之前的BART最终规则，但也包括了2019年11月提出的额外修订。对2017年规则和2020年规则的挑战都在哥伦比亚特区巡回法院进行了整合，我们在那里进行了干预，以支持EPA。我们遵守了这一规定，蒙蒂塞洛、大布朗和桑多4工厂的退休增强了我们的遵守能力。美国环保署表示，它正在启动重新考虑BART规则的程序，我们预计将在2023年进行。哥伦比亚特区巡回法院的质疑已被搁置，等待环境保护局采取复议行动。
所以2德克萨斯州的名称
2016年11月，美国环保局最终确定了马丁湖发电厂周围县以及现已退休的Big Brown和Monticello工厂的未达标县。最终的指定要求德克萨斯州为这些地区制定非达标计划。2017年2月，德克萨斯州和发光体向第五巡回法院对不达标的指定提出了挑战。2019年8月，环保局发布了一项针对所有三个地区的拟议纠错规则，如果最终敲定，该规则将修改其之前的未达到标准，每个有争议的地区将被指定为不可分类。2021年5月，环保局最终确定了退役的Big Brown和Monticello工厂周围地区的“清洁数据”，根据支持达标指定的监测数据将这些地区重新指定为达标。2021年6月，美国环保局发布了两份通知；一份是撤回2019年8月的错误纠正规则，另一份是单独的通知，拒绝了发光体和德克萨斯州要求重新考虑最初的不达标指定的请愿书。我们与德克萨斯州一起对环保局的这一行动提出了质疑，并将其与第五巡回法院悬而未决的挑战合并，该案于2022年7月在第五巡回法院进行了辩论。2021年9月，TCEQ审议了一项关于马丁湖地区未达到的SIP修订的提案和一项商定的减少这样做的命令2工厂排出的废气。与SIP提案相关的拟议商定命令自2022年1月起降低了排放限制。所要求的减排量是指证明达到NAAQS标准所需的减排量。TCEQ的SIP行动于2022年2月敲定，并已提交给EPA审查和批准。
排污限制指引(ELG)
2015年11月，环保局修订了蒸汽发电设施的ELGs，将对废水流实施更严格的标准(随着个人许可证的更新)，如烟气脱硫(FGD)、飞灰、底灰和烟气汞控制废水。各方提交请愿书，要求审查ELG规则，请愿书在第五巡回法院合并。2017年4月，环保局批准了要求重新审议ELG规则的请愿书，并在行政上推迟了该规则的遵守日期截止日期。2019年4月，第五巡回法院腾出并发回了环境保护局ELG规则中与遗留废水和渗滤液的出水限制有关的部分。美国环保局于2020年10月发布了一项最终规则，将与州许可机构谈判达成的FGD和底灰运输水的合规日期延长至不迟于2025年12月。此外，最终规则允许退休豁免，免除证明机组将在2028年12月之前退役的设施，前提是满足某些排放限制。2020年11月，环保组织请愿审查新的ELG修订版本，维斯特拉子公司于2020年12月提交了一项干预动议，以支持EPA。2021年7月，环保局宣布打算修改ELG规则，并采取行动搁置2020年ELG修订诉讼，等待环保局完成其复议规则制定。在监管截止日期2021年10月13日之前，已就适用燃煤电厂的退休豁免向德克萨斯州、伊利诺伊州和俄亥俄州机构发出通知。
CCR/地下水
2018年8月，哥伦比亚特区巡回法院发布了一项裁决，腾出并发回2015年CCR规则的某些条款，包括对遗留蓄水的适用性豁免。2020年8月，美国环保局发布了一项最终规则，将2021年4月11日定为停止接收废物并开始关闭无衬砌的CCR蓄水池的最后期限。最终规则允许，如果没有替代处置能力可用，并且正在进行符合CCR规则的转换，或者将在2023年或2028年之前退役(取决于有争议的蓄水池的规模)，发电厂可以寻求环境保护局的批准来延长这一最后期限。在2020年11月的最后期限之前，我们向环保局提交了申请，要求在转换和退役情况下延长合规性。2020年11月，环保团体向哥伦比亚特区巡回法院请愿，要求对这一规则进行审查，维斯特拉的子公司于2020年12月提交了一项动议，要求干预以支持环境保护局。此外，在2020年11月，环保局敲定了一项规则，允许对某些合格设施进行替代班轮演示。2020年11月，我们提交了马丁湖一个CCR装置的备用班轮演示。2021年8月，在宣布齐默将于2022年5月31日关闭后，我们提交了一份请求，将我们对齐默设施的转换申请转移到退休申请。2022年1月，环保局确定我们的CCR设施的转换和退役申请已经完成，但尚未提出对其中任何申请采取行动。此外，2022年1月，环保局还发表了一系列公开声明，包括在一份新闻稿中，声称要对CCR装置施加新的、更繁重的关闭要求。环保局在没有事先通知的情况下，也没有遵循通过新规则的法律要求，就发布了这些据称的新要求。环保局宣布的这些新的所谓要求违反了现有的法规和环保局之前的立场。2022年4月，我们与公用事业固体废物活动集团(Uswg)一起，这是一个由超过130公用事业运营公司、能源公司和某些其他行业协会向哥伦比亚特区巡回法院提交了复审请愿书，并要求法院裁定环境保护局不能实施或执行新的所谓要求，因为环境保护局没有遵循所需的程序。德克萨斯州和TCEQ进行了干预，以支持维斯特拉子公司和Uswg提出的请愿书，各种环保组织也代表EPA进行了干预。关于这份请愿书的简报将于2023年5月完成。
味噌-2012年，伊利诺伊州环境保护局(IEPA)发布违规通知，指控我们的Baldwin和Vermilion设施的CCR地表蓄水池现场违反了地下水标准。这些违规通知仍未解决；然而，2016年，IEPA批准了我们对鲍德温老东区、东区和西区飞灰CCR地表蓄水池的关闭和关闭后护理计划。我们已经完成了鲍德温工厂那些池塘的关闭活动。
在我们退役的朱砂工厂，在2018年8月上述哥伦比亚特区巡回法院的裁决之前，我们不可能受到环境保护局2015年CCR规则的约束，我们提交了拟议的纠正行动计划，涉及关闭二CCR地表蓄水(即我们于2012年向IEPA提交了修订后的计划，并于2014年提交了修订后的计划。2017年5月，应IEPA要求提供有关关闭朱砂地表蓄水池的更多信息的要求，我们同意执行额外的地下水采样和关闭方案以及河岸稳定方案。2018年5月，Prairie Rivers Network(PRN)在伊利诺伊州联邦法院对Dynegy Midwest Generation，LLC(DMG)提起公民诉讼，指控其涉嫌未经授权排放，违反了清洁水法。2018年8月，我们提出驳回诉讼的动议。2018年11月，地区法院批准了我们的驳回动议，并做出了有利于我们的判决。2021年6月，第七巡回法院确认了区法院驳回诉讼的决定。2019年4月，PRN还向IPCB提起了对DMG的申诉，声称据称与朱砂地点的火山灰蓄水池相关的地下水流动导致地表水标准和伊利诺伊州地下水标准都超过了1992年的标准。我们在2021年7月答复了这一投诉，目前这一问题得到了缓解。
2012年，IEPA发布了违规通知，指控牛顿和科芬设施的CCR地表蓄水池违反了地下水标准。我们正在根据联邦CCR规则解决这些CCR地表蓄水问题。2018年6月，IEPA发布了一份违规通知，原因是据称渗漏排放来自我们子公司DMG拥有的已退休朱砂设施的地表蓄水池，该通知已提交给伊利诺伊州总检察长。2021年6月，伊利诺伊州总检察长和朱砂县州检察官向伊利诺伊州法院提起诉讼，达成一致的临时同意令，法院随后进入。鉴于违规通知和执法行动，该地点的独特特征，以及该地点靠近伊利诺伊州唯一的国家风景名胜河，我们同意签订临时同意令来解决这一问题。根据商定的临时同意令的条款，DMG必须根据新实施的伊利诺伊州火山灰法规(讨论如下)的要求评估关闭替代方案，并通过移除关闭现场。此外，临时同意令规定，在关闭蓄水池的过程中，受影响的地下水在离开现场或进入附近的朱砂河之前将被收集，如有必要，如果河流在蓄水池一定距离内迁移，DMG将被要求安装临时河岸保护措施。临时命令于2022年12月修改，要求对安全应急计划进行某些修订。这些拟议关闭成本反映在我们综合资产负债表的ARO中(见附注20)。
2019年7月，伊利诺伊州颁布了火山灰处置和储存立法。这项立法涉及伊利诺伊州适当关闭煤灰池的州要求。这项法律要求IEPA和IPCB制定一系列关闭灰池的指导方针、规则和许可要求。根据最终确定并于2021年4月生效的规则，火山灰蓄水池所有者将被要求向IEPA提交关闭备选分析报告，以选择在特定地点进行火山灰修复的最佳方法。该规则不强制要求在任何地点通过移除来关闭。2021年5月，我们向伊利诺伊州第四司法区就最终规则的某些条款提出上诉，该案仍悬而未决。其他各方也对最终规则的某些条款提出了上诉。2021年10月，我们提交了运营许可申请18根据伊利诺伊州火山灰规则的要求进行蓄水，并提交了施工许可申请三我们的网站在2022年1月五我们的网站在2022年7月。一我们的鲍德温工厂将于2023年提交额外的关闭建设申请。
对于上述所有事项，如果我们的任何燃煤设施需要采取某些纠正措施，包括地下水处理或除灰，我们可能会产生重大成本，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。伊利诺伊州的火山灰规则于2021年4月敲定，不需要删除。然而，该规则要求我们根据每个项目的要求进行进一步的现场评估。在许可申请获得IEPA批准之前，我们不会知道伊利诺伊州规则最终可能要求的全部退役成本，包括地下水补救(如果有的话)。然而，目前预期的CCR地表蓄水和垃圾填埋场关闭成本，反映在我们现有的ARO负债中，反映了我们的运营和环境服务团队认为适合每个地点并保护环境的关闭方法的成本。
MISO 2015-2016规划资源拍卖
2015年5月，三针对MISO进行的2015-2016年规划资源拍卖(PRA)的第四区结果，向FERC提出了投诉。Dynegy是一个指定的派对在一投诉的内容。原告公众公民公司、伊利诺伊州总检察长和西南电力合作社公司(原告)质疑PRA的结果是不公正和不合理的，要求减免差饷/退款，并要求今后改变MISO规划资源拍卖结构。申诉人还声称，Dynegy可能在第4区从事经济或实物扣留，构成PRA的市场操纵。负责监督PRA的MISO独立市场监测机构(MISO IMM)确定，所有报价都是竞争性的，没有发生实物或经济扣留。MISO移民局还在一份答复申诉的文件中指出，申诉人所寻求的补救措施没有任何依据。我们提交了对这些投诉的答复，解释说我们完全遵守了与PRA有关的MISO关税条款，并对指控提出了异议。2015年6月，伊利诺伊州工业能源消费者向FERC提交了一份针对MISO的相关申诉，要求预期改变MISO关税。Dynegy还就该申诉中所称的Dynegy的行为对该申诉作出了回应。
2015年10月，FERC发布了一项非公开、正式的调查命令(调查)，调查市场操纵或其他潜在违反FERC命令、规则和法规的行为是否发生在PRA之前或期间。
2015年12月，FERC发布了一项关于投诉的命令，要求对自2016-2017年规划资源拍卖起生效的MISO关税条款进行一些预期的修改。该命令没有处理投诉人关于PRA的论点，并表示这些问题仍在审议中，将在今后的命令中予以处理。
2019年7月，FERC发布了一项命令，否认了投诉提出的剩余问题，并指出对Dynegy的调查已经结束。FERC认为，Dynegy的行为不构成市场操纵，PRA的结果是公正和合理的，因为PRA是根据MISO的关税进行的。2020年3月，FERC拒绝了重新审理的请求。该命令于2020年5月由Public Citizen，Inc.向华盛顿特区巡回法院提出上诉，维斯特拉、Dynegy和伊利诺伊州电力营销公司于2020年6月介入此案。2021年8月，哥伦比亚特区巡回法院做出裁决，驳回了Public Citizen，Inc.的裁决。S辩称，FERC未能履行确保公平合理价格的义务，因为它没有在价格生效之前审查拍卖产生的价格，FERC没有充分解释其结束对Dynegy是否参与市场操纵的调查的决定，这是武断和反复无常的。哥伦比亚特区巡回上诉法院批准了公众公民公司的S的申诉，部分裁定联邦能源审查委员会关于拍卖结果完全因为拍卖过程符合提交的关税而是公正合理的决定是不合理的，并将案件发回联邦能源审查委员会，就该问题进行进一步的诉讼。2022年2月4日，伊利诺伊州总检察长和公众公民公司向FERC提交了一项动议，要求FERC撤销其先前的决定，要么认为拍卖结果不公正和合理，要么命令Dynegy向伊利诺伊州支付退款，或者启动证据听证会和证据发现。我们对这项动议作出了回应，并将继续大力捍卫我们的立场。2022年6月，FERC发布了一项关于建立纸面听证程序的还押命令，并指示执行办公室在90提供执行办公室对Dynegy在2015-2016年规划资源拍卖方面的行动的评估的天数。尽管FERC指示执行办公室提交还押报告，但FERC在2022年6月的命令中表示，它不会重新启动执行调查办公室。2022年9月，执行办公室提交了还押报告，称执行工作人员办公室在调查中发现，Dynegy故意从事操纵行为，以设定2015-2016年PRA的4区价格。本公司打算对这份意见书作出实质性答复，并根据FERC的时间表命令，积极捍卫自己的立场。
其他事项
我们在正常业务过程中涉及各种法律和行政诉讼以及其他纠纷，管理层认为，这些纠纷的最终解决预计不会对我们的运营结果、流动资金或财务状况产生实质性影响。
劳动合同
我们雇用某些由工会代表的人员，他们的雇用条款受集体谈判协议的约束。目前所有集体谈判协议的条款涵盖从事褐煤开采业务、褐煤、煤炭、天然气和核燃料发电业务以及一些电池业务的代表人员，这些协议的条款将在2023年3月至2025年8月之间的不同日期到期，但在此之后仍然有效，除非任何一方终止。虽然我们无法预测劳动合同谈判的结果，但我们预计现有协议的任何变化不会对我们的运营结果、流动性或财务状况产生实质性不利影响。
核保险
核保险包括核责任保险、财产损失保险、核事故去污保险和意外提前退役保险以及意外停电和/或额外费用保险。我们维持符合或超过《原子能法案》第170条(普赖斯-安德森法案)和《联邦法规》第10章颁布的要求的核保险。我们打算维持针对核风险的保险，只要这种保险可用。在下列情况下，我们是自保的：(I)在保单免赔额范围内；(Ii)不在保单的除外条款和限制范围内；(Iii)超出所维持的保险金额；或(Iv)因缺乏保险而不在承保范围内。任何此类自我保险损失都可能对我们的运营结果、流动性或财务状况产生实质性的不利影响。
关于核责任保险，该法规定在发生重大核电厂事故时为公众提供财政保护。该法案将单一核事故的公众责任法定限额定为#美元。13.710亿美元，并要求核电站运营商为这一数额提供财政保护。然而，美国国会可以对核工业实施增加收入的措施，以支付超过5美元的索赔13.7一次事件的10亿上限。根据要求，我们通过私人保险和称为二次财务保护(SFP)的全行业追溯付款计划相结合，为我们的科曼切峰设施可能发生的核事故提供保险，以防止与核相关的公共人身伤害和财产损失。
根据SFP，在任何单个核责任损失超过#美元的情况下450在美国的任何核能发电设施，每个在美国运营的获得许可的反应堆都要接受高达$137.6百万美元。这大约是$137.6100万最高摊款每五年因通货膨胀而增加一次，下一次预期调整定于2023年11月进行。目前，分摊金额限制在$20.5每个运行中的许可反应堆每年每个事故都有百万。截至2022年12月31日，我们根据行业追溯计划进行的最大潜在评估将约为275每宗事件百万元，但不超过$41每一起事件在任何一年都有百万美元的损失。潜在的评估是由超过#美元的核责任损失引发的。450任何核设施发生的每次事故都要花费数百万美元。
美国核管理委员会(NRC)要求核电厂许可证持有者至少维持$1.06(C)核事故去污和反应堆损坏稳定保险，并要求将所得资金用于使工厂处于安全稳定的状态，在将所得资金用于工厂维修或恢复之前，按照提交给核管理委员会并经核管理委员会批准的计划对工厂进行去污，或为提前退役做好准备。我们为我们的科曼切峰设施维持核事故净化和反应堆损害稳定保险，金额为#美元。2.2510亿美元和与核事故有关的非财产损失1.0亿美元(受制于5每次事故免赔额为100万美元，但自然灾害除外9.5每起事故免赔额为100万美元)，超过这一数字，我们将自行投保。
如果科曼奇峰工厂的一台或两台机组因承保的直接物理损坏而停止服务超过十二周，我们还维持意外停电保险，以支付从其他来源获得替代电力的额外费用。 此类保险每周为每单位支付高达美元的付款4.5头52周100万美元，最高可达$3.6剩下的71周内将花费100万美元。 总最高承保额为美元328百万美元用于非核财产损害和#美元490核财产损失百万美元。 适用于每个单位的承保金额将减少至 80如果两台机组由于同一事故而同时停止使用，则为%。
13.股权
普通股发行和回购
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度已发行和发行普通股数量的变化反映在下表中。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股票
已发布 | | 财务处
股票 | | 未偿还股份 |
| 2019年12月31日的余额 | 528,741,335 | | | (41,043,224) | | | 487,698,111 | |
| 已发行股份(A) | 1,611,462 | | | — | | | 1,611,462 | |
| 停用的股票 | (3,685) | | | — | | | (3,685) | |
| | | | | |
| 2020年12月31日余额 | 530,349,112 | | | (41,043,224) | | | 489,305,888 | |
| 已发行股份(A) | 2,583,761 | | | — | | | 2,583,761 | |
| 停用的股票 | (3,397) | | | — | | | (3,397) | |
| 回购股份(B) | — | | | (27,988,518) | | | (27,988,518) | |
| 2021年12月31日的余额 | 532,929,476 | | | (69,031,742) | | | 463,897,734 | |
| 已发行股份(A) | 4,262,575 | | | — | | | 4,262,575 | |
| 停用的股票 | (12,979) | | | — | | | (12,979) | |
| 回购股份(B) | — | | | (78,470,547) | | | (78,470,547) | |
| 2022年12月31日的余额 | 537,179,072 | | | (147,502,289) | | | 389,676,783 | |
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(a)发行的股份包括授予非雇员董事的股份奖励。
(b)回购的股份包括78,087和5,174,863分别于2022年和2021年12月31日购买的未结算股份。
共享回购计划
当前股票回购计划-2021年10月，我们宣布董事会批准了一项股份回购计划(股份回购计划)，根据该计划，最高可达$2.010亿股我们的普通股流通股可能会被回购。股票回购计划于2021年10月11日生效，届时它将取代2020年的股票回购计划(如下所述)和截至该日期剩余的任何授权。2022年8月，审计委员会核准增加1美元1.25亿美元用于回购，使股份回购计划下的授权总额达到$3.25十亿美元。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 32.5亿美元的董事会授权 | | |
| 回购股份总数 | | 平均支付价格
每股 | | 为回购股份支付的金额 | | 期末可用于额外回购的金额 | | | | | | |
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截至2021年12月31日的年度 | 19,330,365 | | $ | 21.16 | | | $ | 409 | | | | | | | | | |
截至2022年12月31日的年度 | 78,470,547 | | 23.40 | | | 1,836 | | | | | | | | | |
截至2022年12月31日的回购总额(A) | 97,800,912 | | $ | 22.96 | | | $ | 2,245 | | | $ | 1,005 | | | | | | | |
| 2023年1月1日至2023年2月23日 | 8,824,640 | | 22.72 | | | 201 | | | | | | | | | |
| 截至2023年2月23日的回购总额 | 106,625,552 | | $ | 22.94 | | | $ | 2,446 | | | $ | 804 | | | | | | | |
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(a)回购的股份包括78,087以$回购的未结清股份2截至2022年12月31日，为100万。
根据股票回购计划，公司普通股的股票可以在公开市场交易中以当时的市场价格回购，也可以在私下协商的交易中回购，也可以根据符合《交易法》的计划回购，或通过其他方式根据联邦证券法回购。根据股份回购计划或其他方式回购股份的实际时间、数量和价值将由我们酌情决定，并将取决于许多因素，包括我们的资本分配优先顺序、我们股票的市场价格、一般市场和经济状况、适用的法律要求以及对我们债务协议条款的遵守以及A系列优先股和B系列优先股的指定证书。
被取代的股票回购计划- 2020年9月，我们宣布董事会批准了一项股份回购计划（2020年股份回购计划），根据该计划，最多可回购$1.5亿股我们的流通股普通股可能会被回购。 2020年股份回购计划于2021年1月1日生效。 于截至二零二一年十二月三十一日止年度， 8,658,153根据2020年股票回购计划，我们的普通股股票以约$175百万，平均价格为$20.21每股普通股。 二零二零年股份购回计划已于二零二一年十月被上述股份购回计划取代。
优先股
2021年10月15日（A系列发行日），我们发行了 1,000,000A系列优先股（Series A Offering） A系列发行的净收益约为美元990扣除承销佣金和发行费用后， 我们打算使用A系列发行的所得款项净额根据股份回购计划（如上所述）回购我们已发行普通股的股份。
2021年12月10日（B系列发行日），我们发行了 1,000,000B系列优先股（Series B Offering）。 B系列发行的所得款项净额约为美元985扣除承销佣金和发行费用后， 我们打算使用B系列发行的净收益来支付或偿还现有和新的符合条件的可再生能源和电池ESS开发。
A系列优先股和B系列优先股不能转换为本公司的任何其他证券或互换，并具有有限的投票权。A系列优先股可在A系列首次重置日期(定义见下文)之后以及在A系列首次重置日期之前的某些其他情况下，根据公司的选择权随时赎回。B系列优先股可在B系列首次重置日期(定义见下文)之后以及在B系列首次重置日期之前的某些其他情况下，根据公司的选择权随时赎回。
分红
普通股分红- 2018年11月，瑞致达宣布董事会通过了我们于2019年第一季度启动的股息计划。 该计划下的每笔股息均须经董事会宣布，因此可能会受到任何此类宣布时存在的众多因素的影响，包括但不限于当前市场状况、瑞致达的运营业绩、财务状况和流动性、特拉华州法律和任何合同限制。 截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度每股普通股宣布和支付的季度股息反映在下表中。
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| 截至2022年12月31日的年度 | | 截至2021年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| 董事会宣布日期 | | 付款
日期 | | 每股金额 | | 董事会宣布日期 | | 付款
日期 | | 每股金额 | | 董事会宣布日期 | | 付款
日期 | | 每股金额 |
| 2022年2月 | | 2022年3月 | | $ | 0.170 | | | 2021年2月 | | 2021年3月 | | $ | 0.150 | | | 2020年2月 | | 2020年3月 | | $ | 0.135 | |
| 2022年5月 | | 2022年6月 | | $ | 0.177 | | | 2021年4月 | | 2021年6月 | | $ | 0.150 | | | 2020年4月 | | 2020年6月 | | $ | 0.135 | |
| 2022年7月 | | 2022年9月 | | $ | 0.184 | | | 2021年7月 | | 2021年9月 | | $ | 0.150 | | | 2020年7月 | | 2020年9月 | | $ | 0.135 | |
| 2022年10月 | | 2022年12月 | | $ | 0.193 | | | 2021年10月 | | 2021年12月 | | $ | 0.150 | | | 2020年10月 | | 2020年12月 | | $ | 0.135 | |
2023年2月，董事会宣布季度股息为美元0.1975将于2023年3月支付的每股普通股。
优先股分红- A系列优先股每股的年股息率为 8.0自A系列发行日期起至2026年10月15日(A系列首次重置日期)的百分比。在A系列第一个重置日期及之后，A系列优先股的每股股息率应等于最近重置股息决定日期的五年期美国国债利率(以下限为限1.07%)，外加6.93年利率。A系列优先股的清算优先权为#美元。1,000每股，外加累积但未支付的股息。A系列优先股的累计现金股息每半年支付一次，从2022年4月15日董事会宣布时开始，每年4月15日和10月15日到期支付。
B系列优先股每股的年度股息率为7.0从B系列发行日期到2026年12月15日(B系列第一次重置日期)的百分比。在B系列第一个重置日期及之后，B系列优先股每股的股息率应等于最近重置股息决定日期的五年期美国国债利率(以下限为限1.26%)，外加5.74年利率。B系列优先股的清算优先权为#美元。1,000每股，外加累积但未支付的股息。B系列优先股的累计现金股息每半年支付一次，从2022年6月15日董事会宣布时开始，每年6月15日和12月15日到期支付。
截至2022年12月31日止年度，各优先股系列每股宣布和支付的半年度股息反映在下表中。 应付股息于董事会申报日期记录。
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| 截至2022年12月31日的年度 | | | | |
| 董事会宣布日期 | | 付款日期 | | 每股金额 | | | | | | | | | | | | |
| A系列优先股： | | | | | | | | | | | | |
| 2022年2月 | | 2022年4月 | | $ | 40.00 | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年7月 | | 2022年10月 | | $ | 40.00 | | | | | | | | | | | | | |
| B系列优先股： | | | | | | | | | | | | |
| 2022年5月 | | 2022年6月 | | $ | 35.97 | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年10月 | | 2022年12月 | | $ | 35.00 | | | | | | | | | | | | | |
2023年2月，董事会宣布每半年派息#美元40.00每股A系列优先股将于2023年4月支付。
股息限制
维斯特拉运营信贷协议一般限制维斯特拉运营公司向任何直接或间接母公司进行分配的能力，除非该协议明确允许此类分配。截至2022年12月31日，维斯特拉运营公司可以分发大约$4.2在未经任何一方同意的情况下，根据维斯特拉运营信贷协议向母公司支付10亿美元。维斯特拉运营公司可以分配给母公司的金额部分减少了，因为维斯特拉运营公司向母公司分配的金额约为$1.775亿，美元405百万美元和美元1.1在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度内分别为10亿美元。此外，维斯特拉营运公司可向母公司作出分配，金额足以让母公司支付TRA或税务事宜协议所规定的任何款项，或在母公司拥有或经营维斯特拉营运业务所产生的范围内，支付任何税款或一般营运或公司管理费用。截至2022年12月31日，维斯特拉运营的所有受限净资产可能会分配给母公司。
除了《维斯特拉运营信贷协议》的限制外，根据适用的特拉华州法律，我们只能从“盈余”(定义为我们的净资产超过我们的资本(我们股票的所有流通股的总和)的净资产)或从宣布分配的财年或上一财年的净利润中进行分配。
根据A系列优先股及B系列优先股的条款，除非已支付或同时支付全部累积股息，并已拨出足够款项支付所有未偿还的A系列优先股(及任何平价证券)及B系列优先股(及任何平价证券)的股息，否则(I)不得宣布、支付或拨备任何初级证券的股息(只就股息及本行事务的清盘、清盘及解散而以初级证券支付的股息除外)，在任何情况下，吾等不得赎回、购买或以其他方式获得任何平价证券或初级证券，包括我们的普通股，除非A系列优先股和B系列优先股的指定证书中分别说明了某些例外情况。
累计其他综合收益
在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，我们记录了养老金和其他退休后员工福利负债的资金状况变化，总额为(23)百万，$(24)百万元及$23分别为100万美元。在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，零, $(8)百万元及(5)分别从累积的其他综合收入中重新归类，并在其他扣减中报告。
认股权证
于合并日期，本公司订立一项协议，根据该协议，Dynegy先前发行的每一份未偿还认股权证的持有人在支付行使权证后，将有权获得$35.00(可不时调整)，如果该股东在合并结束时持有一股Dynegy普通股，该持有人将有权获得的Vistra普通股数量，或0.652维斯特拉普通股的股份。因此，在行使时，权证持有人实际上将支付#美元。53.68（视行使价不时调整而定）收到的每股Vistra普通股。 2022年1月，根据认购权协议条款，每份认购权的行使价格下调至美元34.00(可不时作进一步调整)，或$52.15（视行使价不时调整而定）收到的每股Vistra普通股。 截至2022年12月31日， 900万2024年到期的认股权证尚未结清。该等认股权证按其于合并日期的公允价值计入股本。
14.公允价值计量
我们使用多种不同的估值技术来计量资产和负债的公允价值，主要依赖于市场方法，即对按经常性基础计量的相同和/或可比资产和负债使用价格和其他市场信息。我们使用中端市场估值惯例(出价和要价之间的中间价)作为衡量我们大部分资产和负债的公允价值的实际权宜之计，并使用估值技术最大限度地利用可观察到的投入，最大限度地减少使用不可观察到的投入。我们的估值政策和程序是由一个向维斯特拉首席财务官报告的中央风险管理小组制定、维护和验证的。
衍生资产和负债的公允价值计量包含对信贷相关不良风险的调整。 这些不履行风险调整考虑了主净额结算安排、信用增强以及与我们的信用状况和交易对手的信用状况相关的信用风险（有关与我们的衍生品相关的信用风险的更多信息，请参阅注释15）。 我们利用信用评级和违约率因素来计算这些公允价值计量调整。
我们根据以下公允价值等级对按公允价值记录的资产和负债进行分类：
•一级估值使用活跃市场上相同资产或负债的报价，这些资产或负债在计量日期可获得。我们的一级资产和负债包括通过结算经纪商交易的CME或ICE(电子商品衍生品交易所)期货和期权，这些期货和期权的报价都很活跃。我们报告芝加哥商品交易所和洲际交易所交易的公允价值时不考虑保证金存款，但与某些芝加哥商品交易所交易公允价值变化相关的某些保证金金额除外，这些交易在法律上被描述为衍生品合约而不是抵押品的结算。
•二级估值使用场外经纪商报价、经相关性或其他数学方法证实的类似资产或负债的报价，以及其他估值输入，如利率和收益率曲线，可按通常报价的间隔观察。我们试图从我们参与的市场中活跃的经纪人那里获得多个报价，并要求两个经纪人至少提供一个报价，以确定定价输入是可观察到的。根据交易市场的深度、每个经纪商的公布政策、最近的交易量趋势和各种其他因素，收到的某些定价输入的经纪商报价数量有所不同。
•3级估值使用资产或负债的不可观察的投入。无法观察到的投入被使用到没有可观察到的投入的程度，从而允许在计量日期资产或负债的市场活动很少(如果有的话)的情况下使用。我们使用从市场获得的最有意义的信息，结合内部开发的估值方法来制定我们对公允价值的最佳估计。用于开发估值模型的重要不可观察的输入包括波动率曲线、相关性曲线、非流动性定价交货期和地点以及与信贷相关的非履约风险假设。这些投入和估值模型是由在市场运作和公允价值计量方面经过培训和经验的员工开发和维护的，并由公司的风险管理小组进行验证。
关于下列公允价值层次表中列示的金额，资产或负债的公允价值计量(例如：合同)必须根据对公允价值计量有重要意义的最低级别投入，将其整体归入一个级别。
按公允价值按经常性基础计量的资产和负债在各自的资产负债表日构成如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 水平
1 | | 水平
2 | | 水平
3 (a) | | 重新分类(B) | | 总计 | | 水平
1 | | 水平
2 | | 水平
3 (a) | | 重新分类(B) | | 总计 |
| 资产： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | $ | 3,512 | | | $ | 789 | | | $ | 791 | | | $ | 13 | | | $ | 5,105 | | | $ | 1,408 | | | $ | 889 | | | $ | 442 | | | $ | 5 | | | $ | 2,744 | |
| 利率互换 | — | | | 135 | | | — | | | — | | | 135 | | | — | | | 19 | | | — | | | — | | | 19 | |
| 核退役信托--股权证券(C) | 532 | | | — | | | — | | | — | | | 532 | | | 724 | | | — | | | — | | | — | | | 724 | |
| 核退役信托--债务证券(C) | — | | | 658 | | | — | | | — | | | 658 | | | — | | | 679 | | | — | | | — | | | 679 | |
| 小计 | $ | 4,044 | | | $ | 1,582 | | | $ | 791 | | | $ | 13 | | | 6,430 | | | $ | 2,132 | | | $ | 1,587 | | | $ | 442 | | | $ | 5 | | | 4,166 | |
| 以资产净值(D)计量的资产： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 核退役信托--股权证券(C) | | | | | | | | | 458 | | | | | | | | | | | 557 | |
| 总资产 | | | | | | | | | $ | 6,888 | | | | | | | | | | | $ | 4,723 | |
| 负债： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | $ | 5,297 | | | $ | 933 | | | $ | 2,010 | | | $ | 13 | | | $ | 8,253 | | | $ | 2,153 | | | $ | 650 | | | $ | 802 | | | $ | 5 | | | $ | 3,610 | |
| 利率互换 | — | | | 83 | | | — | | | — | | | 83 | | | — | | | 217 | | | — | | | — | | | 217 | |
| 总负债 | $ | 5,297 | | | $ | 1,016 | | | $ | 2,010 | | | $ | 13 | | | $ | 8,336 | | | $ | 2,153 | | | $ | 867 | | | $ | 802 | | | $ | 5 | | | $ | 3,827 | |
____________
(a)3级资产和负债说明见下表。
(b)公允价值是在合同基础上确定的，但某些合同导致流动资产和非流动负债，反之亦然，如我们的合并资产负债表所示。
(c)核退役信托投资包含在我们合并资产负债表的投资项目中。 参见注20。
(d)本项目列示的公允价值金额旨在使公允价值层次与我们的综合资产负债表中列示的金额相一致。使用每股资产净值(或其等价物)按公允价值计量的某些投资并未在公允价值层次结构中分类。
大宗商品合同主要包括天然气、电力、煤炭和排放协议，包括为经济对冲目的而签订的金融工具以及未被指定为NPNS的实物合同。 利率掉期用于通过将浮动利率利率转换为固定利率来减少利率变化的风险。 有关衍生工具的进一步讨论，请参阅注15。
核退役信托资产是为资助我国核电设施未来退役和退役而持有的证券。这些投资包括股票、债务和其他符合NRC和PUCT制定的投资规则的固定收益证券。
下表按主要合同类型列出了第三级资产和负债的公允价值以及2022年和2021年12月31日估值中使用的重大不可观察输入数据：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| | 公允价值 | | | | | | | | | | |
| 合同类型(A) | | 资产 | | 负债 | | 总计 | | 估价技术 | | 无法观察到的重要输入 | | 范围(B) | | 平均值(B) |
| 购电和售电 | | $ | 603 | | | $ | (1,332) | | | $ | (729) | | | 收益法 | | 小时价格曲线形状(C) | | $ | — | | 至 | $ | 80 | | | $ | 38 | |
| | | | | | | | | 兆瓦时 |
| | | | | | | | | | 枢纽电价和热电价的非流动性交付期（d） | | $ | 25 | | 至 | $ | 95 | | | $ | 60 | |
| | | | | | | | | | | 兆瓦时 |
| 选项 | | — | | | (483) | | | (483) | | | 期权定价模型 | | 气体与电力的相关性（e） | | 10 | % | 至 | 100 | % | | 56 | % |
| | | | | | | | 电力和天然气波动性（e） | | 5 | % | 至 | 620 | % | | 313 | % |
| 金融转播权 | | 132 | | | (31) | | | 101 | | | 市场方法(F) | | 结算点之间的非流动性价差(G) | | $ | (35) | | 至 | $ | 10 | | | $ | (11) | |
| | | | | | | | | 兆瓦时 |
| 天然气 | | 20 | | | (155) | | | (135) | | | 收益法 | | 天然气和非流动性交付期（h） | | $ | — | | 至 | $ | 30 | | | $ | 13 | |
| | | | | | | | | MMBtu |
| 煤，煤 | | 21 | | | (1) | | | 20 | | | 收益法 | | 违约概率（i） | | — | % | 至 | 40 | % | | 20% |
| | | | | | | | 回收率（j） | | — | % | 至 | 40 | % | | 20% |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他(K) | | 15 | | | (8) | | | 7 | | | | | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 791 | | | $ | (2,010) | | | $ | (1,219) | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 |
| | 公允价值 | | | | | | | | | | |
| 合同类型(A) | | 资产 | | 负债 | | 总计 | | 估价技术 | | 无法观察到的重要输入 | | 范围(B) | | 平均值(B) |
| 购电和售电 | | $ | 204 | | | $ | (470) | | | $ | (266) | | | 收益法 | | 小时价格曲线形状(C) | | $ | — | | 至 | $ | 60 | | | $ | 30 | |
| | | | | | | | | 兆瓦时 | | |
| | | | | | | | | | 枢纽电价和热电价的非流动性交付期（d） | | $ | 20 | | 至 | $ | 140 | | | $ | 80 | |
| | | | | | | | | | | 兆瓦时 | | |
| 选项 | | 1 | | | (209) | | | (208) | | | 期权定价模型 | | 气体与电力的相关性（e） | | 10 | % | 至 | 100 | % | | 56 | % |
| | | | | | | | 电力和天然气波动性（e） | | 5 | % | 至 | 490 | % | | 248 | % |
| 金融转播权 | | 122 | | | (34) | | | 88 | | | 市场方法(F) | | 结算点之间的非流动性价差(G) | | $ | (30) | | 至 | $ | 10 | | | $ | (9) | |
| | | | | | | | | 兆瓦时 | | |
| 天然气 | | 29 | | | (86) | | | (57) | | | 收益法 | | 气体基础（h） | | $ | (1) | | 至 | $ | 16 | | | $ | 8 | |
| | | | | | | | | MMBtu |
| 煤，煤 | | 61 | | | — | | | 61 | | | 收益法 | | 违约概率（i） | | — | % | 至 | 40 | % | | 20% |
| | | | | | | | 回收率（j） | | — | % | 至 | 40 | % | | 20% |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他(K) | | 25 | | | (3) | | | 22 | | | | | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 442 | | | $ | (802) | | | $ | (360) | | | | | | | | | | | |
____________
(a)电力购买和销售合同包括ERCOT、PJM、ISO-NE、NYISO和MISO地区的电力和热价职位。用于对冲结算点之间电价差异的远期购买合同(掉期和期权)在ERCOT中被称为阻塞收益权(CRR)，在PJM、ISO-NE、NYISO和MISO地区被称为金融输电权(FTR)。期权包括实物电力期权、价差期权、掉期期权和天然气期权。
(b)投入的范围可能会受到一天中的时间、投递期、季节和地点等因素的影响。平均值代表基础投入的算术平均值，不按相关公允价值或名义金额加权。
(c)主要基于ERCOT北枢纽每小时远期平均价格的历史范围。
(d)主要基于ERCOT和PJM的历史远期电价和ERCOT热价的可变性。
(e)主要基于ERCOT和PJM内部的历史远期相关性和波动性。
(f)虽然我们使用市场方法，但没有足够的市场数据来考虑估值流动性。
(g)主要基于ERCOT枢纽和负荷区内的结算点之间的历史价格差异。
(h)主要基于历史远期PJM和东北天然气基价和固定价格。
(i)根据过去的经验、合同期限以及公司和交易对手的信用评级来估计违约概率的范围。
(j)基于历史公司利率的违约回收率估计。
(k)其他包括环境补贴合同。
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度，公允价值层级第1级和第2级之间没有转移。 有关截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度第2级和第3级之间转移的讨论，请参阅下表。
下表列出了截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度第三级资产和负债的公允价值变化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 期初净资产（负债）余额 | $ | (360) | | | $ | 22 | | | $ | (74) | |
| 未实现估值损失总额（a） | (1,382) | | | (53) | | | (5) | |
| 购买、发行和结算(B)： | | | | | |
| 购买 | 185 | | | 114 | | | 164 | |
| 发行 | (62) | | | (36) | | | (28) | |
| 聚落 | 345 | | | (314) | | | (90) | |
| 转入第3（c）级 | (30) | | | (2) | | | (2) | |
| 转出第3（c）级 | 85 | | | (91) | | | 57 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 净变化(D) | (859) | | | (382) | | | 96 | |
| 期末净资产(负债)余额 | $ | (1,219) | | | $ | (360) | | | $ | 22 | |
| 与期末持有的票据有关的未实现估值收益(亏损) | $ | (977) | | | $ | (364) | | | $ | 18 | |
____________
(a)截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，零售部门包括未实现的净亏损$901百万美元和美元341分别是由于在2022年第二季度和2021年第三季度停止对零售电力合同组合进行NPNS会计处理，在整个合同期限内不再可能进行实物结算。
(b)和解反映了先前在净收入中确认的未实现按市值计价估值的逆转。购买和发行反映支付或收到的期权溢价，包括CRR和FTR。
(c)包括因重大投入的可观测性发生变化而产生的转移。截至2022年12月31日止年度，转入第3级的资金主要为电力及煤炭衍生产品，其中远期定价投入已变得不可见，而转出第3级的资金主要包括电力、天然气及煤炭衍生产品，其中远期定价投入已可见。在截至2021年12月31日的一年中，3级以外的转移主要包括天然气和电力衍生品，远期定价输入已变得可见。
(d)活动不包括持仓结算当月的公允价值变动。大宗商品合同价值的几乎所有变动都作为营业收入在我们的综合经营报表中报告。
15.商品和其他衍生产品合同资产和负债
衍生品的战略性使用
我们从事期权、掉期、期货和远期合约等衍生工具的交易，以管理大宗商品价格和利率风险。有关衍生品公允价值的讨论，见附注14。
商品套期保值和交易活动-我们利用天然气和电力衍生品来减少对电价变化的敞口，主要是为了对冲我们发电资产未来的电力销售收入，以及为我们的零售业务对冲未来购买的电力成本。我们还利用短期电力、天然气、煤炭和排放衍生工具进行燃料对冲和其他目的。这些交易的交易对手包括能源公司、金融机构、电力公用事业公司、独立发电商、燃油和天然气生产商、当地配电公司和能源营销公司。衍生工具公允价值变动所产生的未实现损益以及工具结算时的已实现损益在营业收入和燃料、购买的电力成本和交付费用的综合经营报表中列报。
利率互换-利率互换协议用于通过将浮动利率转换为固定利率来减少利率变化的风险敞口，从而对冲未来的利息成本和相关现金流。掉期公允价值变动所产生的未实现损益以及掉期结算时的已实现损益在综合经营报表的利息、支出和相关费用中列报。在2019年，维斯特拉签订了$2.12亿美元的新利率掉期，据此，瑞致达将支付可变利率并获得固定利率。 这些新掉期的条款与某些现有掉期的条款相匹配，有效地抵消了现有掉期的对冲并固定了此类掉期的价外头寸。 这些匹配的掉期将根据原始合同条款随着时间的推移结算。 其余现有掉期继续对冲我们对美元的风险敞口2.30截至2026年7月的债务为10亿美元。
衍生工具的财务报表效应
几乎所有衍生合同资产和负债均按照与衍生工具和对冲活动相关的会计准则一致的按市值计价会计核算。 下表提供了2022年和2021年12月31日合并资产负债表中报告的衍生合同资产和负债的详细信息。 衍生资产和负债总额代表合同的净值，而资产负债表总额代表合同的总值。 截至2022年和2021年12月31日止年度，净亏损为美元544百万美元和美元298由于2022年第二季度和2021年第三季度停止对零售电力合同组合进行NPNS会计，因此在整个合同期限内不再认为有可能进行实物结算，因此在营业收入中分别确认了100万美元。 这些金额反映在截至2022年和2021年12月31日的商品合同衍生品负债中。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 衍生资产 | | 衍生负债 | | |
| 商品合同 | | 利率互换 | | 商品合同 | | 利率互换 | | 总计 |
| 流动资产 | $ | 4,442 | | | $ | 92 | | | $ | 4 | | | $ | — | | | $ | 4,538 | |
| 非流动资产 | 656 | | | 43 | | | 3 | | | — | | | 702 | |
| 流动负债 | (1) | | | — | | | (6,562) | | | (47) | | | (6,610) | |
| 非流动负债 | (5) | | | — | | | (1,685) | | | (36) | | | (1,726) | |
| 净资产(负债) | $ | 5,092 | | | $ | 135 | | | $ | (8,240) | | | $ | (83) | | | $ | (3,096) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 |
| 衍生资产 | | 衍生负债 | | |
| 商品合同 | | 利率互换 | | 商品合同 | | 利率互换 | | 总计 |
| 流动资产 | $ | 2,496 | | | $ | 14 | | | $ | 3 | | | $ | — | | | $ | 2,513 | |
| 非流动资产 | 244 | | | 5 | | | 1 | | | — | | | 250 | |
| 流动负债 | — | | | — | | | (2,964) | | | (59) | | | (3,023) | |
| 非流动负债 | (1) | | | — | | | (645) | | | (158) | | | (804) | |
| 净资产(负债) | $ | 2,739 | | | $ | 19 | | | $ | (3,605) | | | $ | (217) | | | $ | (1,064) | |
截至2022年和2021年12月31日，不存在作为现金流或公允价值对冲核算的衍生品头寸。
下表列出了衍生品收益（损失）对净利润的税前影响，包括已实现和未实现的影响。 金额代表期内衍生品投资组合头寸公允价值的变化，因为与结算头寸相关的已实现金额被假设等于之前记录的未实现金额的逆转。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 派生(综合业务报表列报) | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 商品合同（营业收入） | $ | (4,103) | | | $ | (1,196) | | | $ | 241 | |
| 商品合同（燃料、购电成本和交付费） | 375 | | | 732 | | | 4 | |
| 利率掉期（利息费用和相关费用） | 234 | | | 81 | | | (196) | |
| 净收益(亏损) | $ | (3,494) | | | $ | (383) | | | $ | 49 | |
衍生工具的资产负债表列报
我们选择在综合资产负债表中按总额报告衍生品资产和负债，而不考虑我们与该等衍生品交易对手之间的净额结算安排。我们与某些交易对手保持标准化的总净额结算协议，允许抵销资产、负债和抵押品的权利，以减少我们与交易对手之间的信贷风险。这些协议包含与保证金要求、月度结算净额结算、跨商品净额结算和提前终止净额结算有关的具体措辞，这些净额结算是与合同交易对手谈判的。
一般而言，合约抵销这些衍生工具的保证金存款在我们的综合资产负债表中单独列报，但与芝加哥商品交易所交易公允价值变动有关的某些保证金金额除外，该等交易的法律特征为结算远期风险而非抵押品。来自交易对手的保证金存款主要用于营运资金或其他一般公司用途。
下表在考虑了与交易对手和金融抵押品的净额安排后，将我们在合同基础上的衍生资产和负债与净额进行了核对：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| | 衍生资产
和负债 | | 抵销工具(A) | | 现金抵押品(收到)质押(B) | | 净额 | | 衍生资产
和负债 | | 抵销工具(A) | | 现金抵押品(收到)质押(B) | | 净额 |
| 衍生资产： | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | | $ | 5,092 | | | $ | (4,480) | | | $ | (20) | | | $ | 592 | | | $ | 2,739 | | | $ | (2,051) | | | $ | (27) | | | $ | 661 | |
| 利率互换 | | 135 | | | (64) | | | — | | | 71 | | | 19 | | | (19) | | | — | | | — | |
| 衍生工具资产总额 | | 5,227 | | | (4,544) | | | (20) | | | 663 | | | 2,758 | | | (2,070) | | | (27) | | | 661 | |
| 衍生负债： | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | | (8,240) | | | 4,480 | | | 1,675 | | | (2,085) | | | (3,605) | | | 2,051 | | | 784 | | | (770) | |
| 利率互换 | | (83) | | | 64 | | | — | | | (19) | | | (217) | | | 19 | | | — | | | (198) | |
| 衍生负债总额 | | (8,323) | | | 4,544 | | | 1,675 | | | (2,104) | | | (3,822) | | | 2,070 | | | 784 | | | (968) | |
| 净额 | | $ | (3,096) | | | $ | — | | | $ | 1,655 | | | $ | (1,441) | | | $ | (1,064) | | | $ | — | | | $ | 757 | | | $ | (307) | |
____________
(a)列报的数额不包括与已结算金融工具有关的应收和应付贸易账款。
(b)指根据主要净额结算安排收到或质押的现金金额，包括以公允价值为基础的保证金要求，以及较少程度的初始保证金要求。
导数体积
下表列出了2022年和2021年12月31日衍生品交易量的名义总额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 | | |
| 派生型 | | 名义体积 | | 计量单位 |
| 天然气(A) | | 6,007 | | | 4,701 | | | 百万MMBtu |
| 电 | | 754,762 | | | 440,236 | | | GWh |
| 金融转播权(B) | | 225,845 | | | 224,876 | | | GWh |
| 煤，煤 | | 48 | | | 25 | | | 百万美国吨 |
| 燃料油 | | 105 | | | 87 | | | 百万加仑 |
| | | | | | |
| 排放物 | | 40 | | | 18 | | | 万吨 |
| 可再生能源证书 | | 31 | | | 32 | | | 百万张证书 |
| 利率互换--浮动/固定(C) | | $ | 6,720 | | | $ | 6,720 | | | 百万美元 |
| 利率互换--固定/可变(C) | | $ | 2,120 | | | $ | 2,120 | | | 百万美元 |
____________
(a)代表名义远期销售、购买和期权交易、位置基差互换和其他天然气交易总额。
(b)代表与用于对冲区域内结算点之间电价差异的工具相关的远期采购总额。
(c)包括到期日至2026年7月的利率掉期名义金额。
衍生产品与信用风险相关的或有特征
我们的衍生品合约可能包含某些与信用风险相关的或有特征，这些特征可能会以现金抵押品、信用证或其他形式的信用增强的形式触发流动性要求。其中一些协议规定，如果我们的信用评级被一家或多家信用评级机构下调，则需要提供抵押品，或者包括交叉违约合同条款，如果在与付款条款或其他契约有关的其他融资安排下出现违约，可能导致此类合同的结算。
下表列出了未完全抵押的受信用风险相关或有特征约束的商品衍生负债：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 衍生合同负债的公允价值(A) | $ | (1,934) | | | $ | (1,200) | |
| 净额结算安排下的公允价值抵销(B) | 899 | | | 660 | |
| 现金抵押品和信用证 | 253 | | | 95 | |
| 流动性敞口 | $ | (782) | | | $ | (445) | |
____________
(a)不包括包含或有特征的合同的公允价值，这些特征不提供在触发特征时应公布的具体金额，包括一般规定有权要求额外抵押品的条款(重大不利变化、履约保证和其他条款)。
(b)金额包括现金衍生工具合约的抵销公允价值及主要净额结算安排下的应收账款净额。
与衍生品相关的信用风险集中
我们与衍生品合同的交易对手之间存在集中的信用风险。 截至2022年12月31日，与衍生品合同相关的所有交易对手的信用风险总额总计为美元5.84010亿美元(包括相关应收账款)。对这些交易对手的净敞口总额为#美元。1.064在实施净额结算安排、抵消拨备和抵押品后，截至2022年12月31日，净风险敞口最大总额为美元136万 截至2022年12月31日，银行业和金融业的信用风险敞口代表 80占总信用风险敞口的百分比，以及36净曝光量的%。
对银行和金融部门交易对手的敞口被认为在可接受的风险容忍水平内，因为所有这些敞口都是对具有投资级信用评级的交易对手的敞口。然而，这种集中增加了这样的风险，即任何这些交易对手的违约将对我们的财务状况、运营结果和流动性产生实质性影响。与这些交易对手的交易包含某些条款，要求交易对手在信用评级大幅下调的情况下提供抵押品。
我们对我们的交易对手维持信用风险政策，以最大限度地减少总体信用风险。这些政策授权了具体的风险缓解工具，包括但不限于使用标准化的主协议，允许对与单一交易对手相关的积极和消极风险敞口进行净额结算。信用增强，如父母担保、信用证、担保债券、资产留置权和保证金存款也被利用。交易对手的付款历史或财务状况的预期重大变化或其信用质量的降级导致对该交易对手的信用额度进行重新评估。这一过程可能导致随后降低信贷限额或要求提供额外的财务保证。一个或多个交易对手的违约事件可能随后导致与终止相关的和解付款，如果与衍生品合同相关的金额被拖欠给交易对手，则可用流动资金减少，或者如果交易对手欠我们的金额，预期结算的收到延迟。
16.养老金和其他退休后员工福利(OPEB)计划
瑞致达为瑞致达退休计划（退休计划）的计划赞助人，该计划为其附属公司的合资格雇员提供福利。 Oncor是退休计划的参与者。 由于瑞致达将其于退休计划中的权益作为多雇主计划入账，因此下文所列的退休金福利资料仅报告瑞致达所占的计划资产及责任。 在2012年修订后，退休计划的雇员现在完全由在职和退休集体谈判单位雇员的参与者组成。 退休计划为1986年国内税收法（经修订）第401（a）条项下之合资格界定福利退休金计划，并受ERISA条文所规限。 退休计划根据以下两个公式之一向参与者提供福利：（i）现金结余公式，根据该公式，参与者根据其薪酬及其年龄和服务年数的组合赚取每月供款抵免，另加每月利息抵免;或（ii）传统退休计划公式，根据服务年数和最高收入三年的平均收入。 根据现金余额公式，未来收入的增加不适用于以前的服务费用。 我们的政策是只在现有联邦法规要求的范围内为退休计划资产提供资金。
瑞致达及其参与计划的附属公司向合资格退休人员及其合资格家属提供其他退休后雇员福利（OPEB），包括若干医疗保健及人寿保险福利。 这种保险所需的退休人员缴款根据退休人员的年龄和服务年限而定的公式而有所不同。
自2018年1月1日起，瑞致达与Oncor订立合约安排，据此，为若干退休人员（分拆参与者）提供营运保障的相关成本由Oncor及瑞致达分担，而该等退休人员的受雇期间包括同时服务于Oncor（或其前身）的受规管业务及瑞致达（或其前身）的非受规管业务。 由于瑞致达将其在该OPEB计划中的权益作为多雇主计划入账，因此下文所列的OPEB信息中仅报告瑞致达在该计划资产和义务中所占的份额。 此外，瑞致达是某些EFH Corp.和Dynegy退休人员参与的OPEB计划的赞助商。
养老金和OPEB成本
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 养老金成本 | $ | 2 | | | $ | 6 | | | $ | 11 | |
| OPEB费用 | 4 | | | 8 | | | 7 | |
| 确认为支出的福利费用共计 | $ | 6 | | | $ | 14 | | | $ | 18 | |
养老金福利信托持有的资产的市场相关价值
我们使用计算价值法来确定信托所持资产的市场相关价值，以计算养老金成本。 我们将所有收益或损失计入连续四年的资产市场相关价值。 每年， 25本年度及过往三年各年之该等收益及亏损之%计入市场相关价值。 每年，资产的市场价值因计划缴款和投资收入而增加，因当年养恤金付款和支出而减少。
关于养老金计划和OPEB福利的详细信息
以下信息基于2022年、2021年和2020年12月31日的测量日期：
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| 退休计划 | | OPEB计划 |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 用于确定定期养老金和福利成本净额的假设： | | | | | | | | | | | |
| 贴现率 | 2.84 | % | | 2.50 | % | | 3.24 | % | | 2.87 | % | | 2.51 | % | | 3.25 | % |
| 预期补偿增长率 | 3.49 | % | | 3.41 | % | | 3.29 | % | | | | | | |
| 现金余额利息贷记率 | 3.00 | % | | 3.00 | % | | 3.50 | % | | | | | | |
| 计划资产的预期回报率(维斯特拉计划) | 4.24 | % | | 3.77 | % | | 4.44 | % | | | | | | |
| 计划资产预期回报率(Dynegy Plan) | 4.77 | % | | 4.42 | % | | 5.28 | % | | | | | | |
| 计划资产的预期回报率(EEI计划) | 4.92 | % | | 4.72 | % | | 5.45 | % | | | | | | |
| 计划资产预期回报率(EEI Union) | | | | | | | 3.92 | % | | 6.79 | % | | 7.07 | % |
| 计划资产的预期回报率(EEI Salaried) | | | | | | | 3.41 | % | | 2.95 | % | | 3.43 | % |
| 养恤金和福利费用净额的构成部分： | | | | | | | | | | | |
| 服务成本 | $ | 4 | | | $ | 5 | | | $ | 6 | | | $ | 1 | | | $ | 1 | | | $ | 2 | |
| 利息成本 | 17 | | | 16 | | | 20 | | | 4 | | | 4 | | | 4 | |
| 预期资产收益率 | (19) | | | (18) | | | (23) | | | (1) | | | (2) | | | (2) | |
| 未确认金额摊销净额 | — | | | 3 | | | 1 | | | — | | | 5 | | | 4 | |
| 立即养老金和退休后福利成本 | — | | | — | | | 7 | | | — | | | — | | | (1) | |
| 定期养恤金净额和OPEB成本 | $ | 2 | | | $ | 6 | | | $ | 11 | | | $ | 4 | | | $ | 8 | | | $ | 7 | |
| 在其他全面收益中确认的计划资产和福利义务的其他变化： | | | | | | | | | | | |
| 净(得)损 | $ | (16) | | | $ | (27) | | | $ | 28 | | | $ | (22) | | | $ | (10) | | | $ | 9 | |
| 前期服务(信用)成本 | 9 | | | — | | | — | | | — | | | (2) | | | (3) | |
| 削减和定居 | — | | | (2) | | | (11) | | | — | | | — | | | (1) | |
| 在净定期收益成本和其他综合收益中确认的总额 | $ | (5) | | | $ | (23) | | | $ | 28 | | | $ | (18) | | | $ | (4) | | | $ | 12 | |
| 用于确定期末福利义务的假设： | | | | | | | | | | | |
| 贴现率 | 5.16 | % | | 2.84 | % | | 2.50 | % | | 5.18 | % | | 2.87 | % | | 2.51 | % |
| 预期补偿增长率 | 3.79 | % | | 3.49 | % | | 3.41 | % | | | | | | |
| 现金余额计划的利息贷记率 | 3.00 | % | | 3.00 | % | | 3.00 | % | | | | | | |
精算净收益(亏损)
退休计划-截至2022年12月31日的年度，精算净收益为$16由于公司债券市场变化导致贴现率增加带来的收益，反映当前市场状况的精算假设更新带来的收益，以及与预期不同的计划经验带来的收益，但实际资产表现超出预期和结算造成的亏损部分抵消了这一增长。
截至2021年12月31日的年度，精算净收益为$24由于公司债券市场变化导致贴现率增加带来的收益，以及实际资产表现超出预期带来的收益，部分抵消了因反映最近计划经验的人口假设更新、反映当前市场状况的精算假设更新、计划修订、结算和计划经验与预期不同而产生的亏损。
截至2020年12月31日的年度，净精算亏损为29由于公司债券市场变化导致贴现率下降、反映当前市场状况的精算假设更新和计划修订导致亏损，但实际资产表现超出预期、预期寿命更新、购买年金、一次性支付窗口和计划体验与预期不同而产生的收益部分抵消了这一亏损。
OPEB计划-截至2022年12月31日的年度，精算净收益为$22公司债券市场的变化、不同于预期的计划体验和医疗保健假设的更新导致贴现率增加，部分抵消了因实际资产表现低于预期和医疗保健假设更新而造成的亏损，部分抵消了因实际资产表现低于预期而造成的亏损。
截至2021年12月31日的年度，精算净收益为$7由于公司债券市场变化导致贴现率增加、计划体验与预期不同、医疗保健索赔和趋势假设的更新以及实际资产表现超出预期，导致利润增加，但部分被人口假设更新和预期寿命更新造成的亏损所抵消。
在截至2020年12月31日的期间，精算净亏损为#美元10公司债券市场变化和计划体验与预期不同导致贴现率下降造成的亏损，部分抵消了因实际资产表现超出预期、预期寿命更新以及医疗保健索赔和趋势假设更新而产生的收益。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 退休计划 | | OPEB计划 | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | 截至十二月三十一日止的年度： | |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | | 2021 | |
| 养恤金和退休后福利义务的变化： | | | | | | | | |
| 期初预计福利义务 | $ | 605 | | | $ | 643 | | | $ | 146 | | | $ | 157 | | |
| | | | | | | | |
| 服务成本 | 4 | | | 5 | | | 1 | | | 1 | | |
| 利息成本 | 17 | | | 16 | | | 4 | | | 4 | | |
| | | | | | | | |
| 参与者的贡献 | — | | | — | | | 2 | | | 3 | | |
| 图则修订 | 9 | | | — | | | — | | | — | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 精算收益 | (113) | | | (11) | | | (30) | | | (6) | | |
| | | | | | | | |
| 已支付的福利 | (73) | | | (48) | | | (13) | | | (13) | | |
| 年底的预计福利义务 | $ | 449 | | | $ | 605 | | | $ | 110 | | | $ | 146 | | |
| 年终累计福利义务 | $ | 447 | | | $ | 600 | | | $ | — | | | $ | — | | |
| 计划资产变更： | | | | | | | | |
| 期初资产公允价值 | $ | 470 | | | $ | 485 | | | $ | 39 | | | $ | 37 | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 雇主供款 | — | | | 1 | | | 9 | | | 9 | | |
| 参与者的贡献 | — | | | — | | | 2 | | | 3 | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 资产实际损益 | (77) | | | 30 | | | (6) | | | 3 | | |
| | | | | | | | |
| 转账 | — | | | — | | | (2) | | | — | | |
| 已支付的福利 | (73) | | | (46) | | | (13) | | | (13) | | |
| 资产年终公允价值 | $ | 320 | | | $ | 470 | | | $ | 29 | | | $ | 39 | | |
| 资金状况： | | | | | | | | |
| 预计养恤金福利债务 | $ | (449) | | | $ | (605) | | | $ | (110) | | | $ | (146) | | |
| 资产公允价值 | 320 | | | 470 | | | 29 | | | 39 | | |
| 年终资金状况 | $ | (129) | | | $ | (135) | | | $ | (81) | | | $ | (107) | | |
| 资产负债表中确认的金额包括： | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 投资 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 20 | | | $ | 26 | | |
| 其他流动负债 | — | | | — | | | (8) | | | (9) | | |
| 其他非流动负债 | (129) | | | (135) | | | (93) | | | (124) | | |
| 确认负债净额 | $ | (129) | | | $ | (135) | | | $ | (81) | | | $ | (107) | | |
| 于累计其他全面收益确认之金额包括： | | | | | | | | |
| 净精算(收益)损失 | $ | (4) | | | $ | (13) | | | $ | (15) | | | $ | 7 | | |
| 先前服务（信贷）成本 | 9 | | | — | | | 1 | | | 1 | | |
| 净损失和前期服务成本 | $ | 5 | | | $ | (13) | | | $ | (14) | | | $ | 8 | | |
养老金和OPEB计划资产的公允价值计量
退休计划- 截至2022年和2021年12月31日，所有退休计划资产均使用每股资产净值（或其等值资产）按公允价值计量，但另有说明者除外，并包括以下内容：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 资产类别： | | | |
| 计息现金(A) | $ | 2 | | | $ | — | |
| 现金混合型信托基金 | 4 | | | 11 | |
| 股权证券： | | | |
| 全球股市 | 80 | | | 149 | |
| | | |
| | | |
| 固定收益证券： | | | |
| 公司债券(B) | 107 | | | 199 | |
| 政府债券 | 44 | | | 31 | |
| 其他(C) | 24 | | | 30 | |
| 房地产 | 43 | | | 50 | |
| 对冲基金 | 16 | | | — | |
| 以资产净值计量的总资产 | $ | 320 | | | $ | 470 | |
___________
(a)有息现金被归类为二级。
(b)几乎所有公司债券都被穆迪等大型评级机构评为投资级。
(c)主要由高收益债券、新兴市场债务和银行贷款组成。
OPEB计划- 截至2022年12月31日及2021年12月31日，按公允价值计量的Vistra OPB计划资产总计美元29百万美元和美元39分别为百万。 于2022年和2021年12月31日，资产包括美元28百万美元和美元37以资产净值和美元价值计算的混合基金分别为1百万美元和美元2分别有100万只市政债券和现金等值共同基金被归类为1级。
计划福利义务(PBO)和累积福利义务(ABO)超过计划资产的养老金计划
下表提供了有关PBO和ABO超过计划资产公允价值的养恤金计划的信息。
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| PBO和ABO超过计划资产的养老金计划： | | | |
| 预计福利义务 | $ | 449 | | | $ | 605 | |
| 累积利益义务 | $ | 447 | | | $ | 600 | |
| 计划资产 | $ | 320 | | | $ | 470 | |
退休计划投资策略与资产配置
我们对退休计划的投资目标是投资于合适的资产组合，以可接受的风险水平履行未来福利义务，同时最大限度地减少缴款的波动性。 持有的固定收益证券主要包括多元化公司的公司债券、美国国债以及机构证券和货币市场工具。 持有股票证券是为了通过参与广泛的投资机会来提高回报。 国际股票证券用于进一步多元化股票投资组合，可能包括对发达市场和新兴市场的投资。 房地产、对冲基金和信贷策略（主要是高收益债券和新兴市场债务）提供了额外的投资组合多元化和回报潜力。 2022年12月30日，EEI计划合并到Dynegy计划。
按资产类别划分的养老金计划投资的目标资产配置范围如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 目标分配范围 |
| 资产类别： | 维斯特拉计划 | | Dynegy计划 | | |
| 固定收益 | 50 | % | - | 70% | | 44 | % | - | 54% | | | | |
| 全球股权证券 | 20 | % | - | 28% | | 26 | % | - | 36% | | | | |
| 房地产 | 6 | % | - | 10% | | 8 | % | - | 12% | | | | |
| 信用策略 | 2 | % | | 6% | | 3 | % | - | 7% | | | | |
| 对冲基金 | 2 | % | - | 6% | | 3 | % | - | 7% | | | | |
退休计划预期长期资产回报率假设
退休计划的战略资产配置是与该计划的顾问一起确定的，并利用综合资产负债建模方法来评估各种投资战略的潜在长期结果。该研究纳入了基于历史和未来预期资产类别回报、当前市场状况、通货膨胀率、当前经济增长前景的每种资产类别的长期回报率假设，并考虑到投资于多种资产类别的分散收益和采用积极投资管理的潜在收益。
| | | | | | | | | | | | | |
| 退休计划 |
| 预期长期回报率 |
| 资产类别： | 维斯特拉计划 | | Dynegy计划 | | |
| 固定收益证券 | 5.2 | % | | 5.1 | % | | |
| 全球股权证券 | 7.9 | % | | 7.9 | % | | |
| 房地产 | 4.8 | % | | 4.8 | % | | |
| 信用策略 | 7.0 | % | | 7.0 | % | | |
| 对冲基金 | 7.5 | % | | 7.5 | % | | |
| 加权平均 | 5.8 | % | | 5.8 | % | | |
福利计划假定的医疗成本趋势率
下表提供了有关假定的医疗费用趋势比率的信息。
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 假定医疗成本趋势费率-不符合联邦医疗保险资格： | | | |
| 假设明年的医疗成本趋势比率 | 6.80 | % | | 6.30 | % |
| 成本趋势预期下降的比率（最终趋势比率） | 4.50 | % | | 4.50 | % |
| 利率达到最终趋势利率的年份 | 2032 | | 2029 |
| 假设的医疗保健成本趋势费率-符合Medicare资格： | | | |
| 假设明年的医疗保健费用趋势率（Vistra Plan、EEI Union和EEI薪资） | 10.30 | % | | 9.60 | % |
| 假设下一年的医疗保健成本趋势率（分割参与者计划） | 10.00 | % | | 8.90 | % |
| 成本趋势预期下降的比率（最终趋势比率） | 4.50 | % | | 4.50 | % |
| 利率达到最终趋势利率的年份 | 2032 | | 2031 |
重大风险集中
该等计划之投资承受利率、资本市场及信贷风险等风险。 我们力求优化投资回报，使其与流动性水平和投资风险保持一致，并在考虑当前资本市场状况和我们的其他特定因素的情况下保持审慎和合理。 虽然我们认识到回报的重要性，但投资将多样化，以尽量减少重大损失的风险，除非在这种情况下，显然不这样做是谨慎的。 此外，还制定了各种限制和准则，包括对允许的投资类型和某些投资证券的投资组合权重的限制，以帮助减轻重大损失的风险。
假设贴现率
我们使用怡安AA中位以上收益率曲线选择了假设的贴现率，该曲线基于公司债券收益率，于2022年12月31日包括 504穆迪、标准普尔和惠誉评级平均评级为AA的公司债券。
投稿
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度退休计划缴款总额 零, $1百万美元和美元16分别为100万和不是预计将于2023年捐款。 截至2022年、2021年和2020年12月31日的OPB计划每年资金总计美元92023年融资总额预计为100万美元9百万美元。
未来福利支付
估计今后向受益人支付的养恤金如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 2028-2032 |
| 养老金福利 | $ | 80 | | | $ | 30 | | | $ | 30 | | | $ | 36 | | | $ | 33 | | | $ | 143 | |
| OPEB | $ | 10 | | | $ | 10 | | | $ | 9 | | | $ | 9 | | | $ | 8 | | | $ | 38 | |
合格储蓄计划
我们的员工可以参加合格的储蓄计划（节俭计划）。 本计划为参与者导向的界定供款计划，旨在符合《守则》第401（a）条的规定，并受ERISA规定的约束。 根据节俭计划的条款，收入不超过用于确定高薪员工的美国国税局门槛补偿限制的员工可以通过税前工资延期和/或税后工资扣除缴纳以下较低的费用 75其正常薪金或工资的%或适用法律允许的最高金额。 收入超过该限额的雇员可从 1%至20%的正常工资或薪金。 雇主的等额供款亦相等于 100% (75退休计划中传统公式覆盖的雇员的百分比） 6员工贡献的百分比。 雇主等额供款以现金形式支付，参与者可将其分配到计划的任何投资选项中。
雇主对合格储蓄计划的供款总额为33百万，$34百万美元和美元34截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
17.基于股票的薪酬
瑞致达2016综合奖励计划
生效日期，瑞致达董事会（Board）通过了2016年综合激励计划（2016年激励计划），该计划总计 22,500,000我们的普通股股票被保留下来，作为基于股权的奖励发行给我们的非雇员董事、雇员和某些其他人。经董事会批准及股东于本公司2019年股东周年大会上批准后，修订2016年度奖励计划，将2016年度奖励计划预留供发行的最高股份数目增加至37,500,000。董事会或董事会正式授权的任何委员会将管理2016年奖励计划，并根据2016年奖励计划拥有广泛的权力(其中包括)：(A)挑选参与者，(B)决定参与者将获得的奖励类型和将受到该等奖励的股份数量，以及(C)制定奖励的条款和条件，包括为奖励的股份支付的价格(如有)。根据2016年激励计划，可能授予的奖励类型包括股票期权、RSU、限制性股票、业绩奖励和其他形式的奖励或以Vistra普通股股票计价的奖励，以及某些基于现金的奖励。
如果根据2016年激励计划授予的任何股票期权或其他基于股票的奖励到期、终止或因任何原因被取消而未全部行使，则作为任何未行使奖励的基础的维斯特拉普通股股票数量将再次可用于2016激励计划下的奖励。如果根据2016激励计划授予的任何限制性股票、业绩奖励或其他基于股票的奖励因任何原因被没收，则没收的股票数量将再次用于2016激励计划下的奖励。根据2016年度奖励计划以现金结算的任何奖励均不计入最高股份限额。自生效日期以来，2016年激励计划下的任何奖励都没有以现金结算。
按照这种性质的奖励计划的惯例，在发生某些重组、合并、合并、资本重组、股票拆分、股票股息或其他改变已发行股票数量或种类的类似事件、特别股息或向维斯特拉股东分配财产的情况下，需要调整2016年奖励计划和任何未偿还奖励下的每股股份限额和可用股份的数量和种类，以及奖励的行使或购买价格，以及某些类型的业绩奖励下的业绩目标。
基于股票的薪酬费用
基于股票的薪酬费用在合并业务报表中作为SG&A报告如下：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 基于股票的薪酬总支出 | $ | 65 | | | $ | 51 | | | $ | 63 | |
| 所得税优惠 | (15) | | | (12) | | | (15) | |
| 基于股票的薪酬费用，扣税后的净额 | $ | 50 | | | $ | 39 | | | $ | 48 | |
股票期权
每个股票期权的公允价值在授予之日使用布莱克-斯科尔斯期权定价模型进行估计。期权估值模型中使用的无风险利率是基于美国国债授予日的收益率，这些国债的到期日与预期寿命假设一致。期权的预期期限代表授予的期权预期未偿还的时间段，并基于美国证券交易委员会简化方法(平均归属时间和合同期限的中点)。预期波动率是基于维斯特拉选定的同业集团在一段时间内的历史每日波动率的平均值，该期间与截至授予日的预期寿命假设一致。我们假设了一个2.3在2020年授予的期权估值中的股息率为%。这些选择权可以在三年分级归属期间，并将到期10自授予日期起数年。 2021年或2022年没有发行期权。
2022年12月31日尚未行使的股票期权均由现任或前任员工持有。 下表总结了我们的股票期权活动：
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| 截至2022年12月31日的年度 |
| 股票期权
(单位：千) | | 加权
平均行权价格 | | 加权平均剩余合同期限(年) | | 合计内在价值(单位：百万) |
| 期初未偿债务总额 | 13,947 | | | $ | 19.28 | | | 5.9 | | $ | 55.7 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 已锻炼 | (2,763) | | | $ | 15.65 | | | | | |
| 没收或过期 | (266) | | | $ | 23.96 | | | | | |
| 期末未偿债务总额 | 10,918 | | | $ | 20.10 | | | 5.1 | | $ | 39.2 | |
| 可于2022年12月31日行使 | 7,914 | | | $ | 19.92 | | | 5.1 | | $ | 31.4 | |
截至2022年12月31日，美元2与2016年激励计划下授予的未归属股票期权相关的未确认薪酬成本预计将在约为 3月份。
限售股单位
下表汇总了我们的限制性股票单位活动：
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| 限售股单位
(单位：千) | | 加权
平均授予日期公允价值 | | | | |
| 期初未归属共计 | 2,811 | | | $ | 22.57 | | | | | |
| | | | | | | |
| 授与 | 2,197 | | | $ | 21.16 | | | | | |
| 既得 | (1,192) | | | $ | 23.38 | | | | | |
| 被没收 | (201) | | | $ | 21.72 | | | | | |
| 期末未归属共计 | 3,615 | | | $ | 21.49 | | | | | |
| | | | | | | |
截至2022年12月31日，美元46与根据2016年激励计划授予的未归属限制性股票单位相关的未确认补偿成本预计将在约 2好几年了。
我们还每年向某些管理层成员发行绩效股票单位（PSU）。 所有PSU都有一个 三一年的业绩期和支付机会， 0-200%目标值（100%），拟以瑞致达普通股股份结算。 我们确认了与PSU相关的补偿费用，22百万，$9百万美元和美元15截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度分别为百万。 截至2022年12月31日，我们有美元33与PSU相关的未确认补偿费用为100万美元。
18.关联方交易
关于Emerence，我们与我们的某些附属公司以及获得普通股和TRA权利的各方签订了协议，以换取他们的索赔。
注册权协议
根据重组计划，于生效日期，吾等与若干出售股东订立注册权协议(RRA)。根据RRA，吾等以S-3表格维持一份登记声明，就该等出售股东所持有的维斯特拉普通股的转售进行登记。此外，根据RRA的条款，除其他事项外，如果我们建议根据证券法就股权证券的发行提交某些类型的登记声明，我们将被要求尽我们合理的最大努力向RRA的其他各方提供机会，根据RRA规定的条款和条件登记其全部或部分股份。
应收税金协议
在生效日期，维斯特拉与代表TCEH的某些前第一留置权债权人的转让代理签订了TRA。关于TRA的讨论见注7。
19.细分市场信息
维斯特拉的业务与六可报告的业务部门：(I)零售、(Ii)德克萨斯州、(Iii)东部、(Iv)西部、(V)日落和(Vi)资产关闭。
我们的首席执行官是首席运营决策者(CODM)。我们的CODM分别审查这些细分市场的结果，并将资源分配给各个细分市场，作为我们战略运营的一部分。不适用资产衡量标准，因为CODM不定期审查分部资产以评估业绩或分配资源。
零售部门从事面向住宅、商业和工业客户的电力和天然气零售。基本上所有这些活动都是由TXU Energy、Ambit、Value Bands、Dynegy Energy Services、Homefield Energy、TriEagle Energy、Public Power和U.S.Gas&Electric在美国19个州进行的。
德克萨斯州和东区从事发电、能源批发销售和采购、大宗商品风险管理活动、燃料生产和燃料物流管理。德克萨斯州部分代表Vistra在ERCOT市场的发电业务的结果，不包括现在属于日落或资产关闭部分的资产。东段是指维斯特拉在美国电网东部互联的发电业务的结果，不包括现在属于日落或资产关闭部分的资产，包括在PJM、ISO-NE和NYISO市场的业务。我们认为，考虑到类似的经济特征，将这些市场的业绩汇总到一个可报告的部门EAST是合适的。
西部部分代表CAISO市场的结果，包括我们在Moss Landing和Oakland发电厂场地的电池ESS项目(见附注2)。
日落部分由宣布退役日期在2022年12月31日之后的发电厂组成。单独报告日落部门，将已宣布退休计划的运营工厂与我们在德克萨斯州、东部和西部地区的其他运营工厂区分开来。我们已将商品风险管理活动的未实现损益计入日落部分，用于已宣布退休日期在2022年12月31日之后的发电厂。
资产关闭部分从事退役和回收已退役的工厂和矿山(见附注3)。资产关闭部分还包括我们在截至2022年12月31日的一年中退役的发电厂的业绩。于将发电厂资产移至日落或资产关闭分部时，如影响重大，则会追溯调整上一年度的业绩，以作比较之用。单独报告资产关闭分部为管理层提供了更好的有关维斯特拉持续运营的业绩和盈利能力的信息，并有助于管理层专注于将与退役和回收退役工厂和矿山相关的成本降至最低。我们已将可归因于2022年退役工厂的大宗商品风险管理活动的未实现损益分配至退役日期。
公司及其他指其余非分部业务，主要包括一般公司开支、利息、税项及其他与我们为营运分部提供共享服务的支援职能有关的开支。
各业务部门的会计政策与附注1中的重要会计政策摘要所述相同。我们的CODM使用不止一种衡量标准来评估部门业绩，但主要侧重于调整后的EBITDA。虽然我们认为这是评估经营业绩的有用指标，但它不是由美国GAAP定义的指标，可能无法与其他公司提出的非GAAP指标相比较。调整后的EBITDA与根据美国公认会计原则编制的综合净收益(亏损)最接近。我们对部门间销售和转让进行会计处理，就好像销售或转让是以市场价格卖给第三方一样。将某些共享服务成本分配给各个细分市场。
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截至该年度为止 | | 零售 | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产关闭 | | 公司及其他(B) | | 淘汰 | | 已整合 |
| 营业收入（a）： | | |
| 2022年12月31日 | | $ | 9,455 | | | $ | 3,733 | | | $ | 3,706 | | | $ | 336 | | | $ | 956 | | | $ | 296 | | | $ | 1 | | | $ | (4,755) | | | $ | 13,728 | |
| 2021年12月31日 | | 7,871 | | | 2,790 | | | 2,587 | | | 374 | | | 653 | | | 86 | | | — | | | (2,284) | | | 12,077 | |
| 2020年12月31日 | | 8,270 | | | 4,116 | | | 2,415 | | | 282 | | | 936 | | | 319 | | | — | | | (4,895) | | | 11,443 | |
| 折旧和摊销： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | $ | (145) | | | $ | (537) | | | $ | (706) | | | $ | (42) | | | $ | (76) | | | $ | (21) | | | $ | (69) | | | $ | — | | | $ | (1,596) | |
| 2021年12月31日 | | (212) | | | (608) | | | (698) | | | (60) | | | (104) | | | (35) | | | (36) | | | — | | | (1,753) | |
| 2020年12月31日 | | (303) | | | (475) | | | (721) | | | (19) | | | (109) | | | (46) | | | (64) | | | — | | | (1,737) | |
| 营业收入(亏损)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | $ | 1,172 | | | $ | (711) | | | $ | (867) | | | $ | (250) | | | $ | (256) | | | $ | (130) | | | $ | (135) | | | $ | — | | | $ | (1,177) | |
| 2021年12月31日 | | 2,213 | | | (2,601) | | | (552) | | | (8) | | | (143) | | | (341) | | | (83) | | | — | | | (1,515) | |
| 2020年12月31日 | | 312 | | | 1,761 | | | 73 | | | 39 | | | (246) | | | (283) | | | (137) | | | — | | | 1,519 | |
| 利息支出及相关费用： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | $ | (14) | | | $ | 20 | | | $ | (3) | | | $ | 6 | | | $ | (3) | | | $ | (3) | | | $ | (371) | | | $ | — | | | $ | (368) | |
| 2021年12月31日 | | (9) | | | 14 | | | (15) | | | 9 | | | (3) | | | — | | | (381) | | | 1 | | | (384) | |
| 2020年12月31日 | | (10) | | | 8 | | | (7) | | | 10 | | | (1) | | | (1) | | | (632) | | | 3 | | | (630) | |
| 所得税（费用）福利： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 350 | | | $ | — | | | $ | 350 | |
| 2021年12月31日 | | (2) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 460 | | | — | | | 458 | |
| 2020年12月31日 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (266) | | | — | | | (266) | |
| 净收益(亏损)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | $ | 1,158 | | | $ | (615) | | | $ | (868) | | | $ | (238) | | | $ | (258) | | | $ | (119) | | | $ | (270) | | | $ | — | | | $ | (1,210) | |
| 2021年12月31日 | | 2,196 | | | (2,512) | | | (567) | | | 1 | | | (137) | | | (298) | | | 53 | | | — | | | (1,264) | |
| 2020年12月31日 | | 309 | | | 1,760 | | | 41 | | | 50 | | | (245) | | | (270) | | | (1,021) | | | — | | | 624 | |
资本支出，包括核燃料，不包括LTSA预付款以及发展和增长支出： |
| 2022年12月31日 | | $ | 1 | | | $ | 335 | | | $ | 56 | | | $ | 116 | | | $ | 33 | | | $ | — | | | $ | 55 | | | $ | — | | | $ | 596 | |
| 2021年12月31日 | | 1 | | | 266 | | | 44 | | | 8 | | | 28 | | | 3 | | | 48 | | | — | | | 398 | |
| 2020年12月31日 | | 2 | | | 388 | | | 71 | | | 2 | | | 34 | | | 12 | | | 91 | | | — | | | 600 | |
____________
(a)以下商品头寸按市值估值的未实现净收益（损失）计入营业收入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至该年度为止 | | 零售（1） | | 德克萨斯州 | | 东 | | 西 | | 日落 | | 资产关闭 | | 公司和其他 | | 淘汰（2） | | 已整合 |
| 2022年12月31日 | | $ | (532) | | | $ | (1,472) | | | $ | (757) | | | $ | (324) | | | $ | (3) | | | $ | 106 | | | $ | — | | | $ | 819 | | | $ | (2,163) | |
| 2021年12月31日 | | (325) | | | (1,272) | | | (637) | | | (42) | | | (444) | | | (190) | | | — | | | 1,719 | | | (1,191) | |
| 2020年12月31日 | | (11) | | | 677 | | | (23) | | | (10) | | | (122) | | | (18) | | | — | | | (329) | | | 164 | |
____________
(1)截至2022年和2021年12月31日止年度，零售分部包括未实现净亏损美元544百万美元和美元298由于2022年第二季度和2021年第三季度停止对零售电力合同组合进行NPNS会计，因此在整个合同期限内不再认为有可能进行实物结算，因此分别损失了000万美元。
(2)发电部门应占的金额被零售部门的燃料、购电成本和交付费抵消，对综合业绩没有影响。
(b)所得税(费用)收益通常不反映在各部门的净收益(亏损)中，但几乎全部反映在公司和其他净收益(亏损)中。
20.补充财务信息
长期资产减值准备
在2022年第四季度，我们确认了减值亏损$74由于我们位于俄亥俄州的迈阿密堡发电设施的预计运营利润率大幅下降，反映了预计煤炭成本的增加和预计电价的下降，导致我们的发电设施产生了100万美元的相关费用。减值在我们的日落部门报告，包括减记财产、厂房和设备#美元。71库存百万美元和减记#美元3百万美元。
在2021年第二季度，我们确认了减值亏损$38由于我们在俄亥俄州的齐默尔发电设施的预计使用寿命大幅下降，反映出该设施的经济预测下降，以及无法在2021年5月举行的PJM产能拍卖中确保该工厂的产能收入，因此我们的齐默尔发电设施相关的百万美元。减值在我们的资产关闭部分报告，包括减记财产、厂房和设备#美元。33库存百万美元和减记#美元5百万美元。
2020年第三季度，我们确认了价值美元的减损损失173与我们位于伊利诺伊州的金凯德煤炭发电设施有关的百万美元和美元99与我们位于俄亥俄州的Zimmer煤炭发电设施相关的百万欧元，每个都是由于该设施的估计使用寿命大幅减少，反映了我们最近宣布的计划，即根据CCR最终规则，在2027年底之前淘汰这两个设施(见附注3和12)。我们Kincaid工厂的减值在我们的日落部分报告，包括减记财产、厂房和设备#美元。166库存百万美元和减记#美元7百万美元。我们齐默尔工厂的减值在我们的资产关闭部分报告，包括减记财产、厂房和设备#美元。94库存百万美元和减记#美元5百万美元。
在2020年第一季度，我们确认了减值亏损$52与我们位于伊利诺伊州的Joppa/EEI煤炭发电设施相关的百万欧元，是由于该设施的预计使用寿命大幅减少，反映出该设施的经济预测减少，以及基于较低的预测批发电价的运营假设的变化。我们还记录了一美元32对部分与Joppa/EEI设施有关的产能合同造成的100万欧元减值，因此确定大幅减少了估计使用寿命。减值在我们的资产关闭部分报告，包括财产、厂房和设备的减记#美元45百万美元，减记无形资产#美元32库存百万美元和减记#美元7百万美元。
在确定2022年、2021年和2020年减值资产的公允价值时，我们使用了ASC 820中描述的收益法。公允价值计量并在适用的情况下，对涉及类似资产的市场交易产生的价格和其他相关信息进行加权。
利息支出及相关费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 已支付/应计利息 | $ | 591 | | | $ | 480 | | | $ | 467 | |
| 利率互换未实现的按市值计价的净(收益)损失 | (250) | | | (134) | | | 155 | |
| 债务发行成本、折价和溢价摊销 | 28 | | | 30 | | | 18 | |
| 债务清偿(收益)损失 | (1) | | | 1 | | | (17) | |
| 资本化利息 | (29) | | | (26) | | | (21) | |
| 其他 | 29 | | | 33 | | | 28 | |
| 利息支出及相关费用合计 | $ | 368 | | | $ | 384 | | | $ | 630 | |
考虑到附注10中讨论的利率掉期，适用于Vistra运营信贷融资的加权平均利率为 4.30%, 3.90%和3.88分别截至2022年、2021年和2020年12月31日的%。
其他收入和扣除
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 其他收入： | | | | | |
| 保险结算(A) | $ | 70 | | | $ | 88 | | | $ | 6 | |
| 解决铁路运输纠纷的收益（b） | — | | | 15 | | | — | |
| 出售土地（b） | 8 | | | 9 | | | 8 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 利息收入 | 19 | | | — | | | 2 | |
| | | | | |
| 所有其他 | 20 | | | 28 | | | 18 | |
| 其他收入合计 | $ | 117 | | | $ | 140 | | | $ | 34 | |
| 其他扣减项目： | | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 处置NELP投资损失（c） | $ | — | | | $ | — | | | $ | 29 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 所有其他 | 4 | | | 16 | | | 13 | |
| 其他扣除项目合计 | $ | 4 | | | $ | 16 | | | $ | 42 | |
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(a)截至2022年12月31日的年度，$62德克萨斯部门报告的百万美元，$6西区报告的百万美元，$1资产关闭部门百万美元和美元1在公司和其他非分部报告的百万美元。截至2021年12月31日的年度，$80德克萨斯部门报告的百万美元，$7在资产关闭部分报告的百万美元和美元1企业和其他非部门报告了百万。 截至二零二零年十二月三十一日止年度，美元3企业和其他非部门报告的百万美元，美元2在资产关闭部分报告的百万美元和美元1德克萨斯州部分报告了百万。
(b)在资产关闭部分报告。
(c)东区报道。
受限现金
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 当前
资产 | | 非流动资产 | | 当前
资产 | | 非流动资产 |
| 与补救托管帐户相关的金额 | $ | 37 | | | $ | 33 | | | $ | 21 | | | $ | 13 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 受限现金总额 | $ | 37 | | | $ | 33 | | | $ | 21 | | | $ | 13 | |
补救托管 — 截至2022年、2020年和2019年12月31日止年度，瑞致达将与多个关闭工厂相关的资产报废义务转让给第三方补救公司。 作为某些转账的一部分，瑞致达将资金存入托管账户，并在补救过程达到里程碑时将资金释放给补救公司。 为换取承担义务而按合同支付给第三方的金额包括在其他流动负债和其他非流动负债和递延信贷中。
应收贸易账款
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 批发和零售贸易应收账款 | $ | 2,124 | | | $ | 1,442 | |
| 坏账准备 | (65) | | | (45) | |
| 应收贸易账款--净额 | $ | 2,059 | | | $ | 1,397 | |
截至2022年和2021年12月31日的应收贸易账款总额包括未开票零售收入美元607百万美元和美元426分别为100万美元。
应收账款坏账准备
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| （a）期初应收账款备抵 | $ | 45 | | | $ | 45 | | | $ | 42 | |
| 坏账支出增加 | 179 | | | 110 | | | 110 | |
| 帐目注销减少额 | (159) | | | (110) | | | (107) | |
| 期末应收账款坏账准备 | $ | 65 | | | $ | 45 | | | $ | 45 | |
____________
(a)2020年年初余额包括1美元6由于采用ASO 2016-13，增加了100万美元， 金融工具--信贷损失(see注1）。
按主要类别分列的库存
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 材料和用品 | $ | 274 | | | $ | 260 | |
| 燃料库存 | 252 | | | 314 | |
| 储存中的天然气 | 44 | | | 36 | |
| 总库存 | $ | 570 | | | $ | 610 | |
投资
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 核电站退役信托基金 | $ | 1,648 | | | $ | 1,960 | |
| 与雇员福利计划有关的资产(附注16) | 30 | | | 42 | |
| 土地 | 41 | | | 44 | |
| 其他杂项 | 10 | | | 3 | |
| 总投资 | $ | 1,729 | | | $ | 2,049 | |
对未合并子公司的投资
在合并日期，我们假设Dynegy50NELP是与NextEra Energy，Inc.的合资企业，间接拥有Bellingham NEA设施和Sayreville设施。
2019年12月，维斯特拉的间接子公司Dynegy东北一代GP，Inc.和Dynegy东北联营公司与NELP和NextEra Energy，Inc.的某些间接子公司签订了一项交易协议，其中Vistra的间接子公司赎回了他们在NELP的所有权权益，以换取100拥有Sayreville工厂的公司NJEA的%所有权权益。NELP交易于2020年2月获得FERC批准，NELP交易于2020年3月2日完成。作为NELP交易的结果，维斯特拉间接拥有100并不再拥有Bellingham NEA设施的任何所有权权益。1美元的损失29百万美元与NELP交易相关的确认，反映了我们对NELP的非确认投资与我们收购的价值之间的差异100NJEA的%权益，这是根据ASC 805衡量的。这一损失在我们的综合业务报表中的其他扣除项中报告。
与我们对NELP的投资相关的股权收益总计美元3截至2020年12月31日的年度，在我们的综合经营报表中的未合并投资收益中计入权益。我们收到了总额为$的分发3在截至2020年12月31日的一年中，
核退役信托基金
一家信托基金的投资将用于支付科曼切峰核电站退役的费用，该信托基金的投资按公允价值计价。退役成本正从Oncor客户处收回，作为工厂使用期间的运费附加费，并由Vistra(在生效日期之前，TCEH的一家子公司)存入信托基金。收入和支出，包括与信托基金资产和退役负债相关的收益和损失，由监管资产/负债(目前是在其他非流动资产中报告的监管资产)的相应变化抵消，最终将通过改变Oncor的递送费率来结算。如果信托基金中持有的从Oncor客户那里收回的资金被确定不足以使科曼切峰核电站退役，Oncor将被要求从客户那里收取所有额外的款项，Vistra没有义务，前提是Vistra遵守PUCT关于退役信托的规则和条例。基金投资的公平市场价值摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | | | 2022 | | 2021 |
| 债务证券(A) | | | | | | | $ | 658 | | | $ | 679 | |
| 股权证券(B) | | | | | | | 990 | | | 1,281 | |
| 总计 | | | | | | | $ | 1,648 | | | $ | 1,960 | |
____________
(a)债务证券的投资目标是投资于一个多元化的纳税效率高的投资组合，其整体投资组合评级为S AA级或穆迪Aa2级以上。债务证券的权重较大，包括政府和市政债券以及投资级公司债券。债务证券的平均票面利率为2.64%和2.54分别截至2022年和2021年12月31日的%，平均到期日为 11年和10年分别为2022年12月31日和2021年12月31日。
(b)股票证券的投资目标是提高税收效率，并与美国股票投资的S指数和非美国股票投资的摩根士丹利资本国际EAFE指数的表现相匹配。
截至2022年12月31日持有的债务证券到期情况如下：美元246一到五年内达到100万美元，159在5到10年内达到100万美元，25310年后的100万美元。
下表汇总了出售证券和投资新证券的收益。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | | | | |
| 出售证券所得收益 | $ | 670 | | | $ | 483 | | | $ | 433 | |
| 证券投资 | $ | (693) | | | $ | (505) | | | $ | (455) | |
物业、厂房及设备
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 发电和结构 | $ | 16,597 | | | $ | 16,195 | |
| 土地 | 584 | | | 608 | |
| 办公室和其他设备 | 163 | | | 183 | |
| 总计 | 17,344 | | | 16,986 | |
| 减去累计折旧 | (5,753) | | | (4,801) | |
| 累计折旧净额 | 11,591 | | | 12,185 | |
| 融资租赁使用权资产(累计折旧净额) | 173 | | | 173 | |
核燃料(累计摊销净额#美元)152百万美元和美元125百万美元) | 268 | | | 212 | |
| 正在进行的建筑工程 | 522 | | | 486 | |
| 财产、厂房和设备--净额 | $ | 12,554 | | | $ | 13,056 | |
折旧费用总计为$1.388亿，美元1.47810亿美元1.377截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度，本集团的净利润分别为10亿美元。
我们的物业、厂房和设备包括我们的发电资产、相关的采矿资产、信息系统硬件、资本化的公司办公租赁空间和其他租赁改进。估计剩余可用寿命的范围为1至31我们的物业、厂房及设备。
资产报废和采矿复垦债务(ARO)
这些负债主要涉及核电站退役、与褐煤开采相关的土地开垦、灰烬盆地的修复或关闭以及发电厂的处置成本。核电站退役负债的变化对收益没有影响，因为所有成本都可以通过监管程序收回，作为Oncor收取的运送费的一部分。截至2022年和2021年12月31日，石棉清除负债总额为零及$3分别为100万美元。我们还确定了用于石棉清除和处置的有条件芳烃，这些条件芳烃是特定于某些发电资产的。
截至2022年12月31日，我们与核电站退役相关的ARO账面价值总计为$1.68810亿美元，高于核退役信托基金所载资产的公允价值。由于最终退役该工厂的成本可通过制定监管费率的过程作为Oncor运送费的一部分收回，因此相应的监管资产已计入我们的综合资产负债表，金额为#40百万美元的其他非流动资产。
下表汇总了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度这些债务的变化，在我们的合并资产负债表中报告为ARO(流动和非流动负债)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 核电站退役 | | 矿业用地复垦 | | 火山灰和其他 | | 总计 |
| 截至2019年12月31日的负债 | $ | 1,320 | | | $ | 410 | | | $ | 508 | | | $ | 2,238 | |
| 新增内容： | | | | | | | |
| 吸积 | 46 | | | 20 | | | 23 | | | 89 | |
| 估计数变动调整数（a） | 219 | | | (6) | | | 25 | | | 238 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 削减： | | | | | | | |
| 付款 | — | | | (65) | | | (49) | | | (114) | |
| 债务转移(B) | — | | | — | | | (15) | | | (15) | |
| | | | | | | |
| 2020年12月31日的负债 | 1,585 | | | 359 | | | 492 | | | 2,436 | |
| 新增内容： | | | | | | | |
| 吸积 | 50 | | | 16 | | | 22 | | | 88 | |
| 估计数变化调整 | — | | | 13 | | | 1 | | | 14 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 削减： | | | | | | | |
| 付款 | — | | | (68) | | | (20) | | | (88) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的负债 | 1,635 | | | 320 | | | 495 | | | 2,450 | |
| 新增内容： | | | | | | | |
| 吸积 | 53 | | | 14 | | | 20 | | | 87 | |
| 估计数变化调整 | — | | | 22 | | | 27 | | | 49 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 削减： | | | | | | | |
| 付款 | — | | | (70) | | | (18) | | | (88) | |
| 债务转移(B) | — | | | (2) | | | (59) | | | (61) | |
| | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的负债 | 1,688 | | | 284 | | | 465 | | | 2,437 | |
| 目前到期的金额较少 | — | | | (105) | | | (23) | | | (128) | |
| 截至2022年12月31日的非流动负债 | $ | 1,688 | | | $ | 179 | | | $ | 442 | | | $ | 2,309 | |
____________
(a)核电站退役的调整源于2020年完成的新成本估算。 根据适用的会计准则，当现金流量金额或时间发生重大变化时，负债将重新计量，并且PUCT要求至少每五年进行一次新的成本估计。 责任增加的原因是假设变化，包括劳动力、设备和服务成本增加以及美国能源部预计开始接受场外乏燃料的时间推迟。
(b)表示已转移到第三方进行补救的ARO。任何剩余的未偿还第三方债务已在我们的合并资产负债表中重新分类为其他流动负债和其他非流动负债和递延信贷。
其他非流动负债和递延贷项
其他非流动负债和递延信贷余额包括：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 退休及其他员工福利（注16） | $ | 237 | | | $ | 276 | |
| 冬季风暴URI的影响(A) | 35 | | | 261 | |
| 可识别的无形负债（注5） | 140 | | | 147 | |
| 监管责任(B) | — | | | 325 | |
| 融资租赁负债 | 237 | | | 235 | |
| 不确定的税务状况，包括应计利息 | 13 | | | 13 | |
| 第三方补救责任 | 37 | | | 17 | |
| | | |
| 应计遣散费 | 36 | | | 39 | |
| 其他应计费用 | 269 | | | 176 | |
| 其他非流动负债和递延信贷总额 | $ | 1,004 | | | $ | 1,489 | |
____________
(a)截至2022年和2021年12月31日，包括与冬季风暴乌里期间减少的大型商业和工业客户相关的未来账单积分。 截至2021年12月31日，还包括ERCOT默认提升费用的分配。 有关2022年第四季度取消确认ERCOT违约提升费用的进一步讨论，请参阅注12。
(b)截至2022年12月31日，我们与核发电厂退役相关的ARO的公允价值高于核退役信托中包含的资产的公允价值，并记录为监管资产美元40其他非流动资产百万美元。 截至2021年12月31日，核退役信托中包含的资产的公允价值高于与核发电厂退役相关的ARO的公允价值，并记录为监管负债美元325百万美元的其他非流动负债和递延信贷。
债务公允价值
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 长期债务（见注10）： | | 公允价值层次结构 | | 账面金额 | | 公平
价值 | | 账面金额 | | 公平
价值 |
| 维斯特拉业务信贷安排项下的长期债务 | | 2级 | | $ | 2,519 | | | $ | 2,486 | | | $ | 2,549 | | | $ | 2,518 | |
| 维斯特拉行动高级笔记 | | 2级 | | 9,378 | | | 8,830 | | | 7,880 | | | 8,193 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 远期产能协议 | | 3级 | | — | | | — | | | 211 | | | 211 | |
| 设备融资协议 | | 3级 | | 74 | | | 72 | | | 85 | | | 85 | |
| | | | | | | | | | |
| 搭建融资 | | 2级 | | — | | | — | | | 3 | | | 3 | |
| | | | | | | | | | |
| 其他债务 | | 3级 | | — | | | — | | | 3 | | | 3 | |
我们根据附注14中讨论的会计准则确定公允价值。 我们从独立方获得证券定价，该独立方使用经纪人报价和第三方定价服务来确定公允价值。 在相关情况下，这些价格通过彭博社等订阅服务进行验证。
补充现金流信息
下表将我们综合现金流量表中报告的现金、现金等值物和受限制现金与2022年和2021年12月31日综合资产负债表中报告的金额进行了对账：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 现金和现金等价物 | $ | 455 | | | $ | 1,325 | |
| 流动资产中包含的受限现金 | 37 | | | 21 | |
| 计入非流动资产的受限现金 | 33 | | | 13 | |
| 现金总额、现金等价物和限制性现金 | $ | 525 | | | $ | 1,359 | |
以下分别总结了截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的补充现金流信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 与以下项目相关的现金付款： | | | | | |
| 支付的利息 | $ | 581 | | | $ | 482 | | | $ | 503 | |
| 资本化利息 | (29) | | | (26) | | | (21) | |
| 已支付利息(扣除资本化利息) | $ | 552 | | | $ | 456 | | | $ | 482 | |
| | | | | |
| 非现金投资和融资活动： | | | | | |
| 应计财产、厂房和设备增加额(A) | $ | 103 | | | $ | 171 | | | $ | 19 | |
| NELP投资的处置 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 123 | |
| 收购NJEA投资 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 90 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
____________
(a)指截至期末尚未支付现金的期间内的财产、厂房和设备应计项目。
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度，我们缴纳了联邦所得税为美元1百万，零和零，分别缴纳了#美元的州所得税33百万，$52百万美元和美元40百万人分别获得联邦退税 零, 零及$170分别为100万美元和美元的州退税。8百万，$2百万美元和美元10分别为100万美元。
第九项。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
在我们管理层（包括首席执行官和首席财务官）的监督和参与下，对2022年12月31日生效的披露控制和程序（该术语的定义见交易法规则13 a-15（e）和15 a-15（e））的设计和运作的有效性进行了评估。 根据所进行的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出的结论是，披露控制和程序截至该日有效。
在最近完成的会计季度内，我们对财务报告的内部控制(该术语在交易法规则13a-15(E)和15a-15(E)中定义)没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
维斯特拉公司。
管理层的年度报告
财务报告的内部控制
维斯特拉公司的管理层负责为公司建立和维护充分的财务报告内部控制(根据1934年证券交易法第13a-15(F)和15d-15(F)条的规定)。威斯特拉公司的S财务报告内部控制旨在根据公认的会计原则，对财务报告的可靠性和对外财务报表的编制提供合理的保证。由于其固有的局限性，财务报告内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测都有可能由于条件的变化或程序或政策合规性的恶化而变得不充分。
Vistra Corp.的管理层根据Treadway委员会赞助组织委员会（COSO ' s）对截至2022年12月31日公司财务报告内部控制的有效性进行了评估 内部控制--综合框架(2013).根据所进行的审查，管理层认为，截至2022年12月31日，Vistra Corp.财务报告内部控制有效。
德勤会计师事务所作为威斯特拉公司合并财务报表的审计师，发布了一份关于威斯特拉公司S财务报告内部控制的认证报告。
| | | | | | | | |
| /S/詹姆斯·A·伯克 | | /S/克里斯托弗·E·摩尔多瓦 |
| 詹姆斯·A·伯克 | | 克里斯托弗·E·摩尔多瓦 |
| 总裁与首席执行官 | | 首席财务官 |
| (首席行政主任) | | (首席财务官) |
2023年3月1日
独立注册会计师事务所报告
致维斯特拉公司的股东和董事会。
财务报告内部控制之我见
我们已根据特雷德韦委员会（COSO）赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架（2013）》中制定的标准，审计了截至2022年12月31日Vistra Corp.及其子公司（“公司”）财务报告的内部控制。我们认为，截至2022年12月31日，公司根据COSO发布的《内部控制-综合框架（2013）》中确立的标准，在所有重大方面对财务报告保持了有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2022年12月31日及截至2022年12月31日年度的综合财务报表以及我们2023年3月1日的报告，对该等财务报表表达了无保留意见。
意见基础
本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年度报告中。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。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美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，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。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/德勤律师事务所
德克萨斯州达拉斯
2023年3月1日
项目9B。其他信息
没有。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
没有。
第三部分
第10项。董事、行政人员和公司治理
道德守则
瑞致达已采纳一套名为“瑞致达行为守则”的道德守则，适用于瑞致达的董事、行政人员及雇员，包括首席执行官及高级财务人员。 可于本公司网站“企业管治”一栏浏览，网址为 www.vistracorp.com. 瑞致达亦选择透过本公司网站披露表格8-K第5.05项“注册人道德守则的修订或对道德守则条文的豁免”所要求的资料，并将于修订或豁免日期后四个工作日内披露该等事件，而该等资料将在本网站上保留至少12个月。 任何股东如有需要，均可索取“瑞致达行为准则”的印刷本。
本项要求的其他信息通过参考Vistra 2023年股东年度会议授权委托声明中类似名称的部分而纳入。
第11项。高管薪酬
本项所需的信息通过参考瑞致达2023年股东年度会议的授权委托声明中类似名称的部分而纳入。
第12项。某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和有关股东的事项
本项所需的信息参考瑞致达2023年股东年度会议的授权委托声明中题为“公司普通股的受益所有权”的部分纳入。
第13项。某些关系和相关交易，以及董事的独立性
本项所需的信息参考瑞致达2023年股东年度会议的授权委托声明中题为“业务关系和关联人士交易政策”和“董事独立性”的章节纳入。
第14项。首席会计师费用及服务
本项所需的信息参考瑞致达2023年股东年度会议的授权委托声明中题为“主要会计费用”的部分纳入。
德勤会计师事务所的PCAOB ID号是34.
第四部分
第15项。展品和财务报表附表
(A)我们的财务报表和财务报表附表已纳入本年度报告第二部分第8项下的表格10-K。
(b) 附表一-注册人的简明财务资料
维斯特拉公司。(家长)
附表一-注册人的简明财务资料
业务简明报表
(百万美元) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 折旧及摊销 | $ | (16) | | | $ | (17) | | | $ | (15) | |
| 销售、一般和行政费用 | (69) | | | (53) | | | (72) | |
| 营业亏损 | (85) | | | (70) | | | (87) | |
| 其他收入 | 6 | | | 3 | | | 5 | |
| 利息支出及相关费用 | — | | | — | | | (7) | |
| 应收税金协议的影响 | (128) | | | 53 | | | 5 | |
| 所得税优惠前亏损 | (207) | | | (14) | | | (84) | |
| 所得税优惠 | 47 | | | 4 | | | 25 | |
| 子公司净收益(亏损)中的权益，税后净额 | (1,067) | | | (1,264) | | | 695 | |
| 净收益(亏损) | $ | (1,227) | | | $ | (1,274) | | | $ | 636 | |
请参阅简明财务报表附注。
维斯特拉公司。(家长)
附表一-注册人的简明财务资料
简明现金流量表
(百万美元) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 现金流--经营活动： | | | | | |
| 用于经营活动的现金 | $ | (27) | | | $ | (38) | | | $ | (86) | |
| 现金流--投资活动： | | | | | |
| 资本支出 | — | | | — | | | (15) | |
| 从子公司收到的股息 | 1,775 | | | 405 | | | 1,105 | |
| 对附属公司的股权出资 | — | | | (988) | | | — | |
| | | | | |
| 由投资活动提供(用于)的现金 | 1,775 | | | (583) | | | 1,090 | |
| 现金流--融资活动： | | | | | |
| 优先股的发行 | — | | | 2,000 | | | — | |
| 偿还/回购债务 | — | | | — | | | (747) | |
| 债务要约收购和其他债务融资费用 | — | | | — | | | (17) | |
| 股票回购 | (1,949) | | | (471) | | | — | |
| 支付给普通股股东的股息 | (302) | | | (290) | | | (266) | |
| 支付给优先股股东的股息 | (151) | | | — | | | — | |
| 其他，净额 | 40 | | | (23) | | | — | |
| 由融资活动提供(用于)的现金 | (2,362) | | | 1,216 | | | (1,030) | |
| 现金、现金等价物和限制性现金净变化 | (614) | | | 595 | | | (26) | |
| 现金、现金等价物和限制性现金期初余额 | 668 | | | 73 | | | 99 | |
| 现金、现金等价物和受限现金期末余额 | $ | 54 | | | $ | 668 | | | $ | 73 | |
请参阅简明财务报表附注。
维斯特拉公司。(家长)
附表一-注册人的简明财务资料
简明资产负债表
(百万美元)
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 资产 | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 54 | | | $ | 668 | |
| | | |
| 应收贸易账款--净额 | 11 | | | 8 | |
| 应收所得税 | 27 | | | 15 | |
| 预付费用和其他流动资产 | 1 | | | 1 | |
| 流动资产总额 | 93 | | | 692 | |
| 对关联公司的投资 | 4,462 | | | 7,157 | |
| 财产、厂房和设备--净额 | 3 | | | 3 | |
| 可确认无形资产--净额 | 15 | | | 31 | |
| 累计递延所得税 | 1,019 | | | 1,016 | |
| 其他非流动资产 | — | | | 1 | |
| 总资产 | $ | 5,592 | | | $ | 8,900 | |
| 负债和权益 | | | |
| | | |
| 应付贸易帐款 | $ | 3 | | | $ | 114 | |
| 应付帐款-附属公司 | 122 | | | 72 | |
| 应计税 | (1) | | | — | |
| | | |
| 其他流动负债 | 9 | | | 3 | |
| 流动负债总额 | 133 | | | 189 | |
| | | |
| 应收税金协议债务 | 514 | | | 394 | |
| | | |
| 其他非流动负债和递延借方 | 27 | | | 25 | |
| 总负债 | 674 | | | 608 | |
| 股东权益总额 | 4,918 | | | 8,292 | |
| 负债和权益总额 | $ | 5,592 | | | $ | 8,900 | |
请参阅简明财务报表附注。
简明财务报表附注
1.陈述的基础
随附的未合并的简明资产负债表、净亏损表和现金流量表显示了维斯特拉公司(母公司)的经营业绩和现金流量。根据美国证券交易委员会规则，按照美国公认会计原则编制的财务报表中通常包含的某些信息和脚注披露已被省略。由于未合并的简明财务报表不包括美国公认会计准则要求的所有信息和脚注，因此应与截至2021年12月31日的Form 10-K年度报告中包括的Vistra Corp.和子公司的财务报表和相关附注一起阅读。威斯特拉股份有限公司的S子公司一直按照权益法入账。除非另有说明，否则财务报表和附注表格中的所有美元金额均以百万美元计。
瑞致达公司（母公司）提交合并的美国联邦所得税申报表。 综合税项开支或利益及递延税项资产或负债已根据适用于附属公司独立财务报表之会计规则分配至各附属公司。
2.对附属公司的限制
维斯特拉运营信贷协议一般限制维斯特拉运营公司向任何直接或间接母公司进行分配的能力，除非该协议明确允许此类分配。截至2022年12月31日，维斯特拉运营公司可以分发大约$4.2在未经任何一方同意的情况下，瑞致达集团（母公司）根据瑞致达运营信贷协议向瑞致达集团（母公司）提供20亿美元的信贷。 瑞致达运营可向母公司分派的金额因瑞致达运营向瑞致达公司（母公司）分派约$1.775亿，美元405百万美元和美元1.105在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度内分别为10亿美元。此外，维斯特拉运营公司可能会向维斯特拉公司(母公司)分配足够的金额，足以支付TRA或税务协议规定的任何款项，或者在维斯特拉公司(母公司)S拥有或运营维斯特拉公司所产生的范围内，支付任何税款或一般运营或公司管理费用。自2022年12月31日起，维斯特拉公司的所有受限净资产可能被分配给维斯特拉公司(母公司)。
3.担保
维斯特拉公司(母公司)已经签订了合同，其中包含对非关联方的担保，这些担保可能会在某些条件下要求履行或付款。截至2022年12月31日，没有与维斯特拉公司(母公司)的担保义务有关的重大未决索赔，维斯特拉公司(母公司)预计短期内不会被要求根据这些担保支付任何重大款项。
4.股息限制
根据适用法律，瑞致达公司（母公司）不得支付任何股息，除非紧接支付该股息后并无法定盈余或瑞致达公司（母公司）将无力偿债。
瑞致达公司（母公司）收到$1.775亿，美元405百万美元和美元1.105截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度，其合并子公司的股息分别为10亿美元。在截至2021年12月31日的一年中，维斯特拉公司(母公司)向维斯特拉运营公司提供了$988百万美元。
(c)以下是一些展品：
Vistra Corp.展出截至2022年12月31日的财年10-K表格 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| | | | | | | | |
| (2) | | 收购、重组、安排、清算或继承计划 |
| | | | | | | | |
| 2.1 | | 333-215288 表格S-1 (2016年12月23日提交) | | 2.1 | | — | | 美国特拉华州地区破产法院确认第三次修订的联合重组计划的命令 |
| | | | | | | | |
| 2.2 | | 001-38086 表格8-K (2017年10月31日提交) | | 2.1 | | — | | 协议和合并计划，日期为2017年10月29日，由维斯特拉能源公司(现称维斯特拉公司)和维斯特拉能源公司之间签署。和Dynegy，Inc. |
| | | | | | | | |
| (3(i)) | | 法团章程细则 |
| | | | | | | | |
| 3.1 | | 001-38086 表格8-K (2020年5月4日提交) | | 3.1 | | — | | 重述维斯特拉能源公司(现称维斯特拉公司)的注册证书 |
| | | | | | | | |
| 3.2 | | 001-38086 表格8-K (2020年6月29日提交) | | 3.1 | | — | | 《维斯特拉能源公司(现称维斯特拉公司)重新注册证书修订证书》，2020年7月2日生效 |
| | | | | | | | |
| 3.3 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2021年10月15日) | | 3.1 | | — | | A系列优先股指定证书，于2021年10月14日提交给特拉华州国务卿 |
| | | | | | | | |
| 3.4 | | 001-38086
表格8-K(已存档
2021年12月13日) | | 3.1 | | — | | B系列优先股指定证书，于2021年12月9日提交给特拉华州国务卿 |
| | | | | | | | |
| (3(Ii)) | | 附例 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 3.5 | | 001-38086
表格10-K(截至2021年12月31日的年度)(已提交
2022年2月25日) | | 3.5 | | — | | 修订和重新制定《维斯特拉公司章程》，2022年2月23日生效 |
| | | | | | | | |
| (4) | | 界定担保持有人权利的文书，包括契约 |
| | | | | | | | |
| 4.1 | | 001-38086
表格8-K
(2018年8月23日提交) | | 4.1 | | — | | 2026年到期的5.500%高级票据的契约，日期为2018年8月22日，由维斯特拉运营公司作为发行人、附属担保人(定义如下)和全国协会威尔明顿信托公司作为受托人 |
| | | | | | | | |
| 4.2 | | 001-38086
表格8-K
(2018年8月23日提交) | | 4.2 | | — | | 规则第144A条2026年到期的5.500%优先票据的全球抵押表格(包括在附件4.1中) |
| | | | | | | | |
| 4.3 | | 001-38086
表格8-K
(2018年8月23日提交) | | 4.3 | | — | | 监管表格S全球担保2026年到期的5.500%优先票据(见附件4.1) |
| | | | | | | | |
| 4.4 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2019年9月30日的季度)(2019年11月5日提交) | | 4.5 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2026年8月30日到期的5.500厘优先债券的第一补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.5 | | 001-38086
表格10-K(截至2019年12月31日的年度)(已提交
2020年2月28日) | | 4.36 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2026年到期的5.500厘高级债券的第二份补充契约，日期为2019年10月25日 |
| | | | | | | | |
| 4.6 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2020年3月31日的季度)(2020年5月5日提交) | | 4.5 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2026年到期的5.500厘高级债券的第三份补充契约，日期为2020年1月31日 |
| | | | | | | | |
| 4.7 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2020年3月31日的季度)(2020年5月5日提交) | | 4.6 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2026年到期的5.500厘高级债券的第四份补充契约，日期为2020年3月26日 |
| | | | | | | | |
| 4.8 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 4.8 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2026年到期的5.500厘高级债券的第五份补充契约，日期为2020年10月7日 |
| | | | | | | | |
| 4.9 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 4.9 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2021年1月8日到期的5.500厘优先债券的第六份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.10 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2021年9月30日的季度)(2021年11月5日提交) | | 4.3 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2021年7月29日到期的5.500厘优先债券的第七份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.11 | | 001-38086
表格10-K(截至2021年12月31日的年度)(已提交
2022年2月25日) | | 4.11 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2021年12月28日到期的5.500厘优先债券的第八份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.12 | | ** | | | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2022年12月15日到期的2026年到期的5.500厘优先债券的第九份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.13 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年2月6日) | | 4.1 | | — | | 2027年到期的5.625%高级票据的契约，日期为2019年2月6日，由维斯特拉运营公司作为发行人、附属担保人(定义如下)和全国协会威尔明顿信托公司作为受托人 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| | | | | | | | |
| 4.14 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年2月6日) | | 4.2 | | — | | 规则第144A条2027年到期的5.625%优先票据的全球抵押表格(包括在附件4.1中)
|
| | | | | | | | |
| 4.15 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年2月6日) | | 4.3 | | — | | 监管表格S全球担保2027年到期的5.625%优先票据(见附件4.1)
|
| | | | | | | | |
| 4.16 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2019年9月30日的季度)(2019年11月5日提交) | | 4.6 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2027年8月30日到期的5.625厘优先债券的第一补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.17 | | 001-38086
表格10-K(截至2019年12月31日的年度)(已提交
2020年2月28日) | | 4.41 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2027年10月25日到期的5.625厘高级债券的第二份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.18 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2020年3月31日的季度)(2020年5月5日提交) | | 4.7 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2027年到期的5.625厘高级债券的第三份补充契约，日期为2020年1月31日 |
| | | | | | | | |
| 4.19 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2020年3月31日的季度)(2020年5月5日提交) | | 4.8 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2027年到期的5.625厘高级债券的第四份补充契约，日期为2020年3月26日 |
| | | | | | | | |
| 4.20 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 4.17 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2027年到期的5.625厘高级债券的第五份补充契约，日期为2020年10月7日 |
| | | | | | | | |
| 4.21 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 4.18 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2021年1月8日到期的5.625厘优先债券的第六份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.22 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2021年9月30日的季度)(2021年11月5日提交) | | 4.4 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2021年7月29日到期的5.625厘优先债券的第七份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.23 | | 001-38086
表格10-K(截至2021年12月31日的年度)(已提交
2022年2月25日) | | 4.22 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2021年12月28日到期的2027年到期5.625厘优先债券的第八份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.24 | | ** | | | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2022年12月15日到期的2027年到期的5.625厘优先债券的第九份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.25 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年6月24日) | | 4.1 | | — | | 2019年6月21日到期的5.00%高级债券的契约，由Vistra Operations Company LLC作为附属担保人(定义如下)和Wilmington Trust，National Association作为受托人 |
| | | | | | | | |
| 4.26 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年6月24日) | | 4.2 | | — | | 规则第144A条2027年到期的5.00%优先票据的全球抵押表格(载于附件4.1) |
| | | | | | | | |
| 4.27 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年6月24日) | | 4.3 | | — | | 监管表格S全球担保5.00%优先债券，2027年到期(见附件4.1) |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 4.28 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2019年9月30日的季度)(2019年11月5日提交) | | 4.7 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2027年8月30日到期的5.000厘优先债券的第一补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.29 | | 001-38086
表格10-K(截至2019年12月31日的年度)(已提交
2020年2月28日) | | 4.46 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2027年10月25日到期的5.000厘高级债券的第二份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.30 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2020年3月31日的季度)(2020年5月5日提交) | | 4.9 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2027年到期的5.000厘高级债券的第三份补充契约，日期为2020年1月31日 |
| | | | | | | | |
| 4.31 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2020年3月31日的季度)(2020年5月5日提交) | | 4.10 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2027年到期的5.000厘高级债券的第四份补充契约，日期为2020年3月26日 |
| | | | | | | | |
| 4.32 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 4.26 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2027年到期的5.000厘高级债券的第五份补充契约，日期为2020年10月7日 |
| | | | | | | | |
| 4.33 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 4.27 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2021年1月8日到期的5.000厘优先债券的第六份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.34 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2021年9月30日的季度)(2021年11月5日提交) | | 4.5 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2021年7月29日到期的5.000厘优先债券的第七份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.35 | | 001-38086
表格10-K(截至2021年12月31日的年度)(已提交
2022年2月25日) | | 4.33 | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2021年12月28日到期的2027年到期5.000厘优先债券的第八份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.36 | | ** | | | | — | | 担保附属公司、本公司、附属担保人及受托人之间于2022年12月15日到期的2027年到期的5.000厘优先债券的第九份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.37 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年6月17日) | | 4.1 | | — | | 于2019年6月11日签订的契约，由瑞致达运营有限责任公司（作为发行人）与Wilmington Trust（作为受托人）签署。 |
| | | | | | | | |
| 4.38 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年6月17日) | | 4.2 | | — | | 瑞致达运营有限责任公司（作为发行人）、子公司担保人（定义见本协议）及Wilmington Trust，National Association（作为受托人）于2019年6月11日就2024年到期的3.55%优先有担保票据及2029年到期的4.30%优先有担保票据订立的补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.39 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年6月17日) | | 4.3 | | — | | 2024年到期的3.55%优先票据的规则144A全球证券格式（包括在附表4.2中） |
| | | | | | | | |
| 4.40 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年6月17日) | | 4.4 | | — | | 2029年到期的4.30%优先票据的规则144A全球证券格式（包括在附表4.2中） |
| | | | | | | | |
| 4.41 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年6月17日) | | 4.5 | | — | | 2024年到期的3.55%优先票据的S法规全球证券格式（包括在附表4.2中） |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 4.42 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年6月17日) | | 4.6 | | — | | 2029年到期的4.30%优先票据的S法规全球证券格式（包括在附表4.2中） |
| | | | | | | | |
| 4.43 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2019年9月30日的季度)(2019年11月5日提交) | | 4.8 | | — | | 瑞致达运营有限责任公司（作为发行人）、担保附属公司、附属公司担保人及受托人于2019年8月30日就2024年到期的3.55%优先有抵押票据及2029年到期的4.30%优先有抵押票据订立的第二份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.44 | | 001-38086
表格8-K(已存档
2019年11月21日） | | 4.1 | | — | | 瑞致达运营有限责任公司（作为发行人）、担保附属公司、附属公司担保人及受托人于2019年10月25日就2024年到期的3.55%优先有抵押票据及2029年到期的4.30%优先有抵押票据订立的第三份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.45 | | 001-38086
表格8-K(已存档
2019年11月21日） | | 4.2 | | — | | 第四份补充契约，日期为2019年11月15日，由Vistra Operations Company LLC（作为发行人）、子公司担保人（定义见本契约）及Wilmington Trust（作为受托人）订立 |
| | | | | | | | |
| 4.46 | | 001-38086
表格8-K(已存档
2019年11月21日） | | 4.3 | | — | | 2027年到期的3.70%优先票据的规则144A全球证券格式（包括在附表4.2中） |
| | | | | | | | |
| 4.47 | | 001-38086
表格8-K(已存档
2019年11月21日） | | 4.4 | | — | | 2027年到期的3.70%优先票据的S法规全球证券格式（包括在附件4.2中） |
| | | | | | | | |
| 4.48 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2020年3月31日的季度)(2020年5月5日提交) | | 4.11 | | — | | 于2020年1月31日，Vistra Operations Company LLC（作为发行人）、担保附属公司、附属公司担保人及受托人就2024年到期的3.55%优先有抵押票据、2027年到期的3.70%优先有抵押票据及2029年到期的4.30%优先有抵押票据订立第五份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.49 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2020年3月31日的季度)(2020年5月5日提交) | | 4.12 | | — | | 瑞致达营运有限责任公司（作为发行人）、担保附属公司、附属公司担保人及受托人于2020年3月26日就2024年到期的3.55%优先有抵押票据、2027年到期的3.70%优先有抵押票据及2029年到期的4.30%优先有抵押票据订立的第六份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.50 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 4.41 | | — | | 于2020年10月7日，Vistra Operations Company LLC（作为发行人）、担保附属公司、附属公司担保人及受托人就2024年到期的3.55%优先有抵押票据、2027年到期的3.70%优先有抵押票据及2029年到期的4.30%优先有抵押票据订立第七份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.51 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 4.42 | | — | | 于2021年1月8日，Vistra Operations Company LLC（作为发行人）、担保附属公司、附属公司担保人及受托人就2024年到期的3.55%优先有抵押票据、2027年到期的3.70%优先有抵押票据及2029年到期的4.30%优先有抵押票据订立第八份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.52 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2021年9月30日的季度)(2021年11月5日提交) | | 4.6 | | — | | 瑞致达营运有限责任公司（作为发行人）、担保附属公司、附属公司担保人及受托人于2021年7月29日就2024年到期的3.55%优先有抵押票据、2027年到期的3.70%优先有抵押票据及2029年到期的4.30%优先有抵押票据订立第九份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.53 | | 001-38086
表格10-K(截至2021年12月31日的年度)(已提交
2022年2月25日) | | 4.50 | | — | | 于2021年12月28日，Vistra Operations Company LLC（作为发行人）、担保附属公司、附属公司担保人及受托人就2024年到期的3.55%优先有抵押票据、2027年到期的3.70%优先有抵押票据及2029年到期的4.30%优先有抵押票据订立第十份补充契约 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 4.54 | | 001-38086
表格8-K
（2022年5月16日提交） | | 4.1 | | — | | Vistra Operations Company LLC（作为发行人）、子公司担保人（定义见其中）和Wilmington Trust（作为受托人）作为2024年到期的4.875%高级担保票据和2025年到期的5.125%高级担保票据的第十一份补充契约，日期为2022年5月13日 |
| | | | | | | | |
| 4.55 | | ** | | | | — | | 瑞致达运营有限责任公司（作为发行人）就2024年到期的3.55%优先有抵押票据、2027年到期的3.70%优先有抵押票据、2029年到期的4.30%优先有抵押票据、2024年到期的4.875%优先有抵押票据及2025年到期的5.125%优先有抵押票据订立第十二份补充契约，日期截至2022年12月15日，担保子公司、子公司担保人和受托人 |
| | | | | | | | |
| 4.56 | | 001-38086
表格8-K
（2022年5月16日提交） | | 4.2 | | — | | 规则第144A条2024年到期的4.875%优先票据的全球抵押表格(包括在附件4.1中) |
| | | | | | | | |
| 4.57 | | 001-38086
表格8-K
（2022年5月16日提交） | | 4.3 | | — | | 监管表格S全球担保2024年到期的4.875%优先票据(见附件4.1) |
| | | | | | | | |
| 4.58 | | 001-38086
表格8-K
（2022年5月16日提交） | | 4.4 | | — | | 规则第144A条2025年到期的5.125%优先票据的全球抵押表格(包括在附件4.1中) |
| | | | | | | | |
| 4.59 | | 001-38086
表格8-K
（2022年5月16日提交） | | 4.5 | | — | | 监管表格S全球担保2025年到期的5.125%优先票据(见附件4.1) |
| | | | | | | | |
| 4.60 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2021年5月11日) | | 4.1 | | — | | 作为附属担保人的维斯特拉运营公司和作为受托人的全国协会威尔明顿信托公司之间的2029年到期的4.375%优先债券的契约，日期为2021年5月10日 |
| | | | | | | | |
| 4.61 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2021年5月11日) | | 4.2 | | — | | 规则第144A条2029年到期的4.375厘优先票据的全球抵押表格(载于附件4.1) |
| 4.62 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2021年5月11日) | | 4.3 | | — | | 监管表格S全球担保2029年到期的4.375厘优先债券(见附件4.1) |
| | | | | | | | |
| 4.63 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2021年9月30日的季度)(2021年11月5日提交) | | 4.7 | | — | | 维斯特拉营运有限公司作为发行人、担保附属公司、附属担保人及受托人，于2021年7月29日到期的2029年到期的4.375厘高级债券的第一份补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.64 | | 001-38086
表格10-K(截至2021年12月31日的年度)(已提交
2022年2月25日) | | 4.55 | | — | | 作为发行人、担保附属公司、附属担保人及受托人，于2021年12月28日到期的4.375厘高级债券的第二次补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.65 | | ** | | | | — | | 作为发行人、担保附属公司、附属担保人和受托人的维斯特拉运营公司有限责任公司为2029年12月15日到期的2029年到期的4.375%高级债券的第三次补充契约 |
| | | | | | | | |
| 4.66 | | 001-38086
表格8-K
(2018年8月23日提交) | | 4.7 | | — | | 截至2018年8月21日的买卖协议，发起人为TXU Energy Retail Company LLC，买方为TXU Energy Receivables Company LLC |
| | | | | | | | |
| 4.67 | | 001-38086
表格8-K
(2018年8月23日提交) | | 4.8 | | — | | 截至2018年8月21日的应收采购协议，其中TXU Energy Receivables Company LLC为卖方，TXU Energy Retail Company LLC为服务机构，Vistra Operations Company LLC为履约担保人，其中指定的某些买家代理和买家以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 4.68 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年4月5日) | | 4.1 | | — | | 第一修正案买卖协议，日期为2019年4月1日，由TXU Energy Retail Company LLC、Dynegy Energy Services，LLC和Dynegy Energy Services(East)LLC各自作为发起人，以及TXU Energy Receivables Company LLC作为购买方 |
| | | | | | | | |
| 4.69 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2019年6月30日的季度)(2019年8月2日提交) | | 4.12 | | — | | 第二次修订买卖协议，日期为2019年6月3日，由TXU Energy Retail Company LLC、Dynegy Energy Services，LLC和Dynegy Energy Services(East)LLC各自作为发起人，以及TXU Energy Receivables Company LLC作为购买方 |
| | | | | | | | |
| 4.70 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年7月19日) | | 4.1 | | — | | 第三次修订买卖协议，日期为2019年7月15日，由TXU Energy Retail Company LLC、Dynegy Energy Services，LLC和Dynegy Energy Services(East)LLC各自作为发起人，以及TXU Energy Receivables Company LLC作为购买方 |
| | | | | | | | |
| 4.71 | | 001-38086
表格8-K
(2020年10月16日提交) | | 4.1 | | — | | 第四次修订买卖协议，日期为2020年10月9日，由TXU Energy Retail Company LLC作为发起人和服务商，其他发起人和TXU Energy Receivables Company LLC作为购买者 |
| | | | | | | | |
| 4.72 | | 001-38086
表格8-K
(2020年12月28日提交) | | 4.1 | | — | | 第五次修订买卖协议，日期为2020年12月21日，由TXU Energy Retail Company LLC、其中指定的某些发起人和TXU Energy Receivables Company LLC作为买方 |
| | | | | | | | |
| 4.73 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年4月5日) | | 4.2 | | — | | 《应收款采购协议第一修正案》，日期为2019年4月1日，其中TXU Energy Receivables Company LLC为卖方，TXU Energy Retail Company LLC为服务机构，Vistra Operations Company LLC为履约担保人，其中点名的某些买家代理和买家，以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| 4.74 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2019年6月30日的季度)(2019年8月2日提交) | | 4.13 | | — | | 截至2019年6月3日的《应收账款购买协议第二修正案》，卖方为TXU Energy Receivables Company LLC，服务机构为TXU Energy Retail Company LLC，履约担保人为Vistra Operations Company LLC，其中点名的某些买家代理和买家以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| 4.75 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年7月19日) | | 4.2 | | — | | 第三次修订应收款购买协议，日期为2019年7月15日，其中TXU Energy Receivables Company LLC为卖方，TXU Energy Retail Company LLC为服务机构，Vistra Operations Company LLC为履约担保人，其中点名的某些买家代理和买家以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| 4.76 | | ** | | | | — | | 截至2019年11月15日的第四次应收款购买协议修正案，其中TXU Energy Receivables Company LLC为卖方，TXU Energy Retail Company LLC为服务机构，Vistra Operations Company LLC为履约担保人，其中点名的某些买家代理和买家以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| 4.77 | | 001-38086
表格8-K
(2020年7月16日提交) | | 4.1 | | — | | 截至2020年7月13日的《应收账款采购协议第五修正案》，卖方为TXU Energy Receivables Company LLC，服务机构为TXU Energy Retail Company LLC，履约担保人为Vistra Operations Company LLC，其中点名的某些买家代理和买家以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 4.78 | | 001-38086
表格8-K
(2020年10月16日提交) | | 4.2 | | — | | 第六次应收款采购协议修正案，日期为2020年10月9日，卖方为TXU Energy Receivables Company LLC，服务机构为TXU Energy Retail Company LLC，履约担保人为Vistra Operations Company LLC，其中点名的某些买家代理和买家，以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| 4.79 | | 001-38086
表格8-K
(2020年12月28日提交) | | 4.2 | | — | | 截至2020年12月21日的第七次应收款采购协议修正案，卖方为TXU Energy Receivables Company LLC，服务机构为TXU Energy Retail Company LLC，履约担保人为Vistra Operations Company LLC，其中点名的某些买家代理和买家，以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| 4.80 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 4.56 | | — | | 截至2020年2月19日的《应收账款采购协议第八修正案》，卖方为TXU Energy Receivables Company LLC，服务机构为TXU Energy Retail Company LLC，履约担保人为Vistra Operations Company LLC，其中点名的某些买家代理和买家，以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| 4.81 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2021年3月31日的季度)(2021年5月4日提交) | | 4.6 | | — | | 第九次应收款采购协议修正案，日期为2021年3月26日，卖方为TXU Energy Receivables Company LLC，服务机构为TXU Energy Retail Company LLC，履约担保人为Vistra Operations Company LLC，其中点名的某些买家代理和买家，以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| 4.82 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2021年7月15日) | | 4.1 | | — | | 《应收款采购协议第十修正案》，日期为2021年7月9日，卖方为TXU Energy Receivables Company LLC，服务机构为TXU Energy Retail Company LLC，履约担保人为Vistra Operations Company LLC，其中点名的某些买家代理和买家，以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| 4.83 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2021年9月30日的季度)(2021年11月5日提交) | | 4.2 | | — | | 第十一项应收款采购协议修正案，日期为2021年7月16日，卖方为TXU Energy Receivables Company LLC，服务机构为TXU Energy Retail Company LLC，履约担保人为Vistra Operations Company LLC，其中点名的某些买家代理和买家，以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| 4.84 | | 001-38086
8-K的格式
(提交日期：2022年7月15日) | | 4.1 | | — | | 第十二次应收款采购协议修正案，日期为2022年7月11日，卖方为TXU Energy Receivables Company LLC，服务机构为TXU Energy Retail Company LLC，履约担保人为Vistra Operations Company LLC，其中点名的某些买家代理和买家，以及法国农业信贷银行公司和投资银行为管理人 |
| | | | | | | | |
| 4.85 | | 001-33443
8-K的格式
（2017年2月7日提交） | | 4.1 | | — | | 授权协议，日期为2017年2月2日，由Dynegy、Computershare Inc.签署和计算机共享信托公司，N.A.，作为授权代理人 |
| | | | | | | | |
| 4.86 | | 001-38086
表格8-A的登记声明
(2018年4月9日提交) | | 4.2 | | — | | 公司与令状代理之间的补充令状协议，日期为2018年4月9日 |
| | | | | | | | |
| 4.87 | | 001-33443
8-K的格式
（2017年2月7日提交） | | 4.1 | | — | | 手令的格式 |
| | | | | | | | |
| 4.88 | | 333-215288 表格S-1 (2016年12月23日提交) | | 4.1 | | — | | 注册权协议，由TCEH Corp.(现称为Vistra Corp.)签署，并在TCEH Corp.(现称Vstra Corp.)之间签署和持票人，日期为2016年10月3日 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 4.89 | | 001-38086
表格10-K(截至2021年12月31日的年度)(已提交
2022年2月25日) | | 4.77 | | — | | 股本说明 |
| | | | | | | | |
| (10) | | 材料合同 |
| | | | | | | | |
| | 管理合同.补偿计划、合同和安排 |
| | | | | | | | |
| 10.1 | | 333-215288 修正案第2号 形成S一号 (2017年4月5日提交) | | 10.6 | | — | | 2016综合激励计划 |
| | | | | | | | |
| 10.2 | | 333-215288 修正案第2号 形成S一号 (2017年4月5日提交) | | 10.7 | | — | | 2016年综合奖励计划期权奖励协议(管理)格式(2021年前奖励) |
| | | | | | | | |
| 10.3 | | 333-215288 修正案第2号 形成S一号 (2017年4月5日提交) | | 10.8 | | — | | 2016年度综合激励计划限制性股票单位奖励协议(管理层)格式(2021年前奖励) |
| | | | | | | | |
| 10.4 | | 001-33443
Form10-K(截至2017年12月31日的年度)(2018年2月26日提交) | | 10(d) | | — | | 2016年度综合激励计划绩效存量单位奖励协议书格式(2021年前奖励) |
| | | | | | | | |
| 10.5 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 10.5 | | — | | 2016年度综合激励计划期权奖励协议(管理层)格式 |
| | | | | | | | |
| 10.6 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 10.6 | | — | | 2016年度综合激励计划限制性股票奖励协议(管理)格式 |
| | | | | | | | |
| 10.7 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 10.7 | | — | | 2016年度综合性激励计划限售股奖励协议(董事)格式 |
| | | | | | | | |
| 10.8 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 10.8 | | — | | 2016年度综合激励计划绩效存量单位奖励协议书格式 |
| | | | | | | | |
| 10.9 | | 333-215288 修正案第2号 形成S一号 (2017年4月5日提交) | | 10.9 | | — | | 维斯特拉公司高管年度激励计划 |
| | | | | | | | |
| 10.10 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年5月23日) | | 10.1 | | — | | 修订并重新制定2016年综合激励计划，自2019年5月20日起生效 |
| | | | | | | | |
| 10.11 | | 001-33443
Form10-K(截至2018年12月31日的年度)(2019年2月28日提交) | | 10.7 | | — | | 针对某些董事的维斯特拉股权递延薪酬计划，自2019年1月1日起生效 |
| | | | | | | | |
| 10.12 | | 001-38086
表格10-K(截至2020年12月31日的年度)(已提交
2021年2月26日) | | 10.13 | | — | | 维斯特拉股权递延补偿计划第1号修正案，自2021年2月24日起生效 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 10.13 | | 001-38086 表格8-K (2018年5月4日提交) | | 10.1 | | — | | 修订和重新签署的雇佣协议，日期为2018年5月1日，柯蒂斯·A·摩根和维斯特拉能源公司(现称维斯特拉公司)之间的雇佣协议。
|
| | | | | | | | |
| 10.14 | | 001-38086 表格8-K (2022年3月21日提交) | | 10.1 | | — | | 截至2022年3月20日柯蒂斯·A·摩根和维斯特拉公司之间的过渡和咨询协议。 |
| | | | | | | | |
| 10.15 | | 001-38086 表格8-K (2022年3月21日提交) | | 10.2 | | — | | 2022年3月20日詹姆斯·A·伯克和维斯特拉公司之间的第二次修订和重新签署的就业协议。 |
| | | | | | | | |
| 10.16 | | 001-38086 表格8-K （2022年7月21日提交） | | 10.1 | | — | | 克里斯托弗·E·摩尔多瓦、维斯特拉公司和维斯特拉企业服务公司之间的雇佣协议，日期为2022年7月20日 |
| | | | | | | | |
| 10.17 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2022年6月30日的季度)(2022年8月5日提交) | | 10.6 | | — | | 修订和重新签署的就业协议，日期为2022年5月5日，斯蒂芬妮·扎帕塔·摩尔、维斯特拉公司和维斯特拉公司服务公司 |
| | | | | | | | |
| 10.18 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2022年6月30日的季度)(2022年8月5日提交) | | 10.7 | | — | | 修订和重新签署的雇佣协议，日期为2022年5月5日，由Carrie Lee Kirby、Vistra Corp.和Vistra企业服务公司签订 |
| | | | | | | | |
| 10.19 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2022年6月30日的季度)(2022年8月5日提交) | | 10.8 | | — | | 修订和重新签署的雇佣协议，日期为2022年5月5日，斯科特·A·哈德森、维斯特拉公司和维斯特拉公司服务公司之间的协议 |
| | | | | | | | |
| 10.20 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2022年6月30日的季度)(2022年8月5日提交) | | 10.9 | | — | | 修订和重新签署的雇佣协议，日期为2022年5月5日，斯蒂芬·J·穆斯卡托、维斯特拉公司和维斯特拉公司服务公司之间的协议 |
| | | | | | | | |
| 10.21 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2022年9月30日的季度)(2022年11月4日提交) | | 10.4 | | — | | 斯泰西·多雷、维斯特拉公司和维斯特拉企业服务公司之间的雇佣协议，日期为2022年8月23日 |
| | | | | | | | |
| 10.22 | | ** | | | | — | | 与董事及高级人员签订的弥偿协议的格式 |
| | | | | | | | |
| 10.23 | | 333-215288 修正案第2号 形成S一号 (2017年4月5日提交) | | 10.29 | | — | | TCEH Corp.（现称为Vistra Corp.）于2016年10月25日签订的股票购买协议和柯蒂斯·A。摩根 |
| | | | | | | | |
| | 信贷协议及相关协议 |
| | | | | | | | |
| 10.24 | | 333-215288 表格S-1 (2016年12月23日提交) | | 10.1 | | — | | 信贷协议，日期为2016年10月3日 |
| | | | | | | | |
| 10.25 | | 333-215288 表格S-1 (2016年12月23日提交) | | 10.2 | | — | | 对信贷协议的修订，日期为2016年12月14日，由德意志银行纽约分行、Vistra运营公司LLC、Vistra Intermediate Company LLC以及其他信贷方和贷款方之间进行。 |
| | | | | | | | |
| 10.26 | | 333-215288 第1号修正案 形成S一号 (2017年2月14日提交) | | 10.3 | | — | | 信贷协议第二修正案，日期为2017年2月1日，由德意志银行纽约分行、维斯特拉运营公司有限责任公司、维斯特拉中间公司和其他信贷方和贷款人之间签署。 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 10.27 | | 333-215288 修正案第2号 形成S一号 (2017年4月5日提交) | | 10.4 | | — | | 《信贷协议第三修正案》，日期为2017年2月28日，由德意志银行纽约分行、维斯特拉运营公司有限责任公司、维斯特拉中间公司和其他信贷方和贷款方之间签署。 |
| | | | | | | | |
| 10.28 | | 001-38086 表格8-K (2017年8月17日提交) | | 10.1 | | — | | 《信贷协议第四修正案》，日期为2017年8月17日(2017年8月17日生效)，由德意志银行纽约分行、维斯特拉运营公司有限责任公司、维斯特拉中间公司和其他信贷方和贷款人组成。 |
| | | | | | | | |
| 10.29 | | 001-38086 表格8-K (2017年12月14日提交) | | 10.1 | | — | | 《信贷协议第五修正案》，日期为2017年12月14日(2017年12月14日生效)，由德意志银行纽约分行、维斯特拉运营公司有限责任公司、维斯特拉中间公司和其他信贷方和贷款人组成。 |
| | | | | | | | |
| 10.30 | | 001-38086 表格8-K (2018年2月22日提交) | | 10.1 | | — | | 《信贷协议第六修正案》，日期为2018年2月20日(2018年2月20日生效)，由德意志银行纽约分行、维斯特拉运营公司有限责任公司、维斯特拉中间公司和其他信贷方和贷款人组成。 |
| | | | | | | | |
| 10.31 | | 001-38086 表格8-K (2018年6月15日提交) | | 10.1 | | — | | 信贷协议第七修正案，日期为2018年6月14日，由维斯特拉运营公司有限责任公司、维斯特拉中间公司有限责任公司、其其他信用方、作为2018年增量定期贷款贷款人的瑞士信贷和北卡罗来纳州花旗银行、作为其其他贷款方的各种其他贷款人、作为继任行政代理和抵押品代理的瑞士信贷以及作为抵押品受托人的特拉华州信托公司之间签署。 |
| | | | | | | | |
| 10.32 | | 001-38086 表格8-K (2019年4月4日提交) | | 10.4 | | — | | 《信贷协议第八修正案》，日期为2019年3月29日，由维斯特拉运营公司、维斯特拉中间公司、维斯特拉运营信贷协议的其他信贷方(定义见维斯特拉运营信贷协议)、蒙特利尔银行芝加哥分行作为新的循环贷款贷款人、循环信用证发行人和联合牵头安排人、各种其他贷款人和信用证发行人以及瑞士信贷作为行政代理和抵押品代理 |
| | | | | | | | |
| 10.33 | | 001-38086 表格8-K (2019年5月29日提交) | | 10.1 | | — | | 《信贷协议第九修正案》，日期为2019年5月29日，由维斯特拉运营公司、维斯特拉中间公司、其他贷款方(定义见维斯特拉运营信贷协议)、太阳信托银行作为增量循环贷款贷款人，以及瑞士信贷股份公司开曼群岛分行作为行政代理和抵押品代理 |
| | | | | | | | |
| 10.34 | | 001-38086
表格8-K(已存档
2019年11月21日） | | 10.1 | | — | | 信贷协议第十修正案，日期为2019年11月15日，由维斯特拉运营有限责任公司(作为借款人)、维斯特拉中间公司有限责任公司(AS Holdings)、信贷协议其他方(定义见信贷协议)、信贷协议其他方(信贷协议定义)、瑞士信贷股份公司开曼群岛分行(作为2019年增量定期贷款出借方、行政代理和抵押品代理)以及其他贷款方之间 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 10.35 | | 001-38086
表格8-K(已存档
2022年5月5日) | | 10.1 | | — | | 第十一项《信贷协议修正案》，修订日期为2022年4月29日，由维斯特拉运营有限责任公司(作为借款人)、维斯特拉中间公司(AS控股)、信贷协议其他方(定义见信贷协议)方、信贷协议其他方(定义见信贷协议)、提供2022年新循环信贷承诺(定义见信贷协议)的金融机构、提供2022年延长循环信贷承诺(定义见信贷协议)的循环信贷贷款人、循环信用证发行人(定义见信贷协议)方和瑞士信贷股份公司共同提出。开曼群岛分行(作为行政代理和抵押代理) |
| | | | | | | | |
| 10.36 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2022年9月30日的季度)(2022年11月4日提交) | | 10.3 | | — | | 《信贷协议第十二条修正案》，日期为2022年7月18日，由维斯特拉运营有限责任公司(作为借款人)、维斯特拉中间公司有限责任公司(AS Holdings)、信贷协议其他当事方(定义见信贷协议)、金融机构、循环信贷贷款人和循环信用证发行人(各自定义见信贷协议)一方，以及瑞士信贷股份公司开曼群岛分行(作为行政代理和抵押品代理)签署 |
| | | | | | | | |
| 10.37 | | 001-38086
表格8-K
(2018年8月7日提交) | | 10.1 | | — | | 维斯特拉运营有限责任公司和花旗全球市场公司代表自己和采购协议附表一所列的几个初始购买者之间签订的、日期为2018年8月7日的购买协议 |
| | | | | | | | |
| 10.38 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年1月24日) | | 10.1 | | — | | 购买协议，日期为2019年1月22日，由维斯特拉运营公司和摩根大通证券有限责任公司签署。代表其本人和《购买协议》附表一所列的几个初始购买者 |
| | | | | | | | |
| 10.39 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年6月7日) | | 10.1 | | — | | 维斯特拉运营有限责任公司和花旗全球市场公司代表自己和采购协议附表一所列的几个初始购买者签订的、日期为2019年6月4日的购买协议 |
| | | | | | | | |
| 10.40 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2019年6月7日) | | 10.2 | | — | | 维斯特拉运营有限责任公司和高盛有限责任公司代表自己和购买协议附表一所列的几个初始购买者签署的、日期为2019年6月6日的购买协议 |
| | | | | | | | |
| 10.41 | | 001-38086
表格8-K(已存档
2019年11月13日) | | 10.1 | | — | | 维斯特拉运营有限责任公司和摩根大通证券有限责任公司代表自己和购买协议附表一所列的几项初步购买，日期为2019年11月6日的购买协议 |
| | | | | | | | |
| 10.42 | | 001-38086
表格8-K(已存档
2021年5月11日) | | 10.1 | | — | | 购买协议，日期为2021年5月5日，由维斯特拉运营公司和摩根大通证券有限责任公司签署。代表其本人和《购买协议》附表一所列的几个初始购买者 |
| | | | | | | | |
| 10.43 | | 001-38086
表格8-K
（2022年5月16日提交） | | 10.1 | | — | | 购买协议，日期为2022年5月10日，由Vistra Operations Company LLC和Citiza Global Markets Inc代表其本身以及购买协议附表I中列出的多项初始购买签订 |
| | | | | | | | |
| 10.44 | | 001-38086
表格8-K(已存档
2021年10月15日) | | 10.1 | | — | | 维斯特拉公司和高盛有限责任公司之间的购买协议，日期为2021年10月12日 |
| | | | | | | | |
| 10.45 | | 001-38086
表格8-K(已存档
2021年12月13日) | | 10.1 | | — | | 维斯特拉公司和高盛有限责任公司之间的购买协议，日期为2021年12月7日 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 10.46 | | 001-38086 表格8-K (2018年4月9日提交) | | 10.10 | | — | | 自2018年4月9日起，维斯特拉能源公司(现称维斯特拉公司)之间的假设协议。(作为Dynegy Inc.的合并继承人)和瑞士信贷股份公司开曼群岛分行，作为行政代理和抵押品受托人。 |
| | | | | | | | |
| 10.47 | | 001-38086 表格8-K (2018年4月9日提交) | | 10.11 | | — | | 担保和抵押品协议，日期为2013年4月23日，由借款人的子公司Dynegy Inc.和瑞士信贷股份公司开曼群岛分行作为抵押品受托人(通过参考Dynegy Inc.于2013年4月24日提交的当前8-K表格中的附件10.2合并而成)。 |
| | | | | | | | |
| 10.48 | | 001-38086 表格8-K (2018年4月9日提交) | | 10.12 | | — | | 联合，日期为2018年4月9日，由其附属担保人维斯特拉能源公司(现称维斯特拉公司)和瑞士信贷股份公司开曼群岛分行作为抵押品受托人。 |
| | | | | | | | |
| 10.49 | | 001-38086 表格8-K (2018年4月9日提交) | | 10.13 | | — | | 抵押品信托及债权人间协议，日期为二零一三年四月二十三日，由Dynegy、附属担保人(定义见该协议)、瑞士信贷股份公司、开曼群岛分行及每名当事人不时订立(透过参考Dynegy Inc.于二零一三年四月二十四日提交的本8-K表格附件10.3并入)。 |
| | | | | | | | |
| | 其他重要合同 |
| 10.50 | | 333-215288 修正案第2号 形成S一号 (2017年4月5日提交) | | 10.5 | | — | | 抵押品信托协议，日期为2016年10月3日，由Tex Operations Company LLC(现称为Vistra Operations LLC)、不时授予人、作为第一批代表的德克萨斯州铁路委员会和作为高级信贷协议代表的德意志银行纽约分行签署 |
| | | | | | | | |
| 10.51 | | 001-38086
表格8-K
(2018年6月15日提交) | | 10.2 | | — | | 对抵押品信托协议的修订，自2018年6月14日起生效，由维斯特拉运营公司、其他不时授予人、作为第一批代表的德克萨斯州铁路委员会、作为高级信贷协议代理的瑞士信贷集团开曼群岛分行和作为抵押品受托人的特拉华信托公司之间的协议修正案 |
| | | | | | | | |
| 10.52 | | 001-38086
表格8-K
(2018年6月15日提交) | | 10.3 | | — | | 抵押品信托联席会议，日期为2018年6月14日，由额外设保人一方与作为抵押品受托人的特拉华州信托公司共同签署抵押品信托协议，该协议于2018年6月14日起根据第七修正案生效，其中包括Vstra Operations Company LLC、其他不时授予人、德克萨斯州铁路委员会作为First Out代表、瑞士信贷股份公司、开曼群岛分行作为高级信贷协议代理，以及特拉华州信托公司作为抵押品受托人。 |
| | | | | | | | |
| 10.53 | | 333-215288 修正案第2号 形成S一号 (2017年4月5日提交) | | 10.13 | | — | | TEX Energy LLC（现称为Vistra Corp.）之间签订的应收税款协议和美国股票转让与信托公司（作为转让代理），日期为2016年10月3日 |
| | | | | | | | |
| 10.54 | | 333-215288 修正案第2号 形成S一号 (2017年4月5日提交) | | 10.14 | | — | | 税收事项协议，由Tex Energy LLC(现称为Vistra Corp.)、EFH Corp.、Energy Future Intermediate Holding Company LLC、EFI Finance Inc.和EFH Merger Co.LLC签署，日期为2016年10月3日 |
| | | | | | | | |
| 10.55 | | 333-215288 修正案第2号 形成S一号 (2017年4月5日提交) | | 10.15 | | — | | 过渡服务协议，由Energy Future Holdings Corp.和Tex Operations Company LLC(现称为Vistra Operations Company LLC)签署，日期为2016年10月3日 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 10.56 | | 333-215288 修正案第2号 形成S一号 (2017年4月5日提交) | | 10.16 | | — | | 分离协议，由Energy Future Holdings Corp.、Tex Energy LLC(现在称为Vistra Corp.)以及它们之间达成。和Tex运营公司LLC(现称为Vistra运营有限责任公司)，日期为2016年10月3日 |
| | | | | | | | |
| 10.57 | | 333-215288 修正案第2号 形成S一号 (2017年4月5日提交) | | 10.17 | | — | | La Frontera Ventures，LLC和Lighant Holding Company LLC之间的买卖协议，日期为2015年11月25日 |
| | | | | | | | |
| 10.58 | | 333-215288 修正案第2号 形成S一号 (2017年4月5日提交) | | 10.18 | | — | | 修订和重新签署拆分参与者协议，由Oncor Electric Delivery Company LLC(F/k/a TXU Electric Delivery Company LLC)和Tex Operations Company LLC(现称为Vistra Operations Company LLC)签署，日期为2016年10月3日 |
| | | | | | | | |
| 10.59 | | 001-38086 表格8-K (2017年7月7日提交) | | 10(a) | | — | | 资产购买协议，日期为2017年7月5日，由Odessa-Ector Power Partners，L.P.，La Frontera Holdings，LLC，Vistra Operations Company LLC，Koch Resources，LLC签署 |
| | | | | | | | |
| 10.60 | | 001-38086
表格8-K
(2020年10月16日提交) | | 10.1 | | — | | 总框架协议，日期为2020年10月9日，由TXU Energy Retail Company LLC作为卖方和卖方代理，其中指定的某些发起人，以及作为买方的三菱UFG银行有限公司签署 |
| | | | | | | | |
| 10.61 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2021年7月15日) | | 10.1 | | — | | 总框架协议的第1号修正案，日期为2021年7月1日，由TXU Energy Retail Company LLC作为卖方和卖方代理，其中指定的某些发起人，Vistra Operations Company LLC作为担保人，以及MUFG Bank，Ltd.作为买方 |
| | | | | | | | |
| 10.62 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2021年9月30日的季度)(2021年11月5日提交) | | 10.2 | | — | | 总框架协议的第2号修正案，日期为2021年8月3日，由TXU Energy Retail Company LLC作为卖方和卖方代理，其中指定的某些发起人，Vstra Operations Company LLC作为担保人，以及MUFG Bank，Ltd.作为买方 |
| | | | | | | | |
| 10.63 | | 001-38086
表格8-K
(提交日期：2022年7月15日) | | 10.1 | | — | | 总框架协议的第3号修正案，日期为2022年7月11日，由TXU Energy Retail Company LLC作为卖方和卖方代理，其中指定的某些发起人，Vistra Operations Company LLC作为担保人，以及MUFG Bank，Ltd.作为买方 |
| | | | | | | | |
| 10.64 | | 001-38086
表格8-K
(2020年10月16日提交) | | 10.2 | | — | | TXU Energy Retail Company LLC和MUFG Bank，Ltd.于2020年10月9日签署了主回购协议。 |
| | | | | | | | |
| 10.65 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2021年9月30日的季度)(2021年11月5日提交) | | 10.3 | | — | | TXU Energy Retail Company LLC和MUFG Bank，Ltd.于2021年8月3日签署的主回购协议第1号修正案。 |
| | | | | | | | |
| 10.66 | | 001-38086
表格8-K
(2020年12月28日提交) | | 10.1 | | — | | 联合协议，日期为2020年12月21日，由TXU Energy Retail Company LLC作为卖方代理，Vistra Operations Company LLC作为担保人，其中指定的某些发起人，以及MUFG Bank，Ltd.作为买方 |
| | | | | | | | |
| 10.67 | | 001-38086
表格10-K(截至2021年12月31日的年度)(已提交
2022年2月25日) | | 10.62 | | — | | TXU Energy Retail Company LLC和MUFG Bank，Ltd.于2021年12月30日签署的主回购协议第2号修正案。 |
| | | | | | | | |
| 10.68 | | 001-38086
表格10-K(截至2021年12月31日的年度)(已提交
2022年2月25日) | | 10.63 | | — | | 一份日期为2022年2月4日的信贷协议，由作为借款人的维斯特拉运营公司、作为借款人的维斯特拉中间公司、作为行政代理和抵押代理的北卡罗来纳州花旗银行AS Holdings，以及作为该协议的其他贷款方签订 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 10.69 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2022年6月30日的季度)(2022年8月5日提交) | | 10.3 | | — | | 《信贷协议第一修正案》，日期为2022年5月5日，由作为借款人的维斯特拉运营公司、作为行政代理和抵押代理的北卡罗来纳州花旗银行AS Holdings、作为借款人的维斯特拉中间公司以及其他贷款方签订 |
| | | | | | | | |
| 10.70 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2022年6月30日的季度)(2022年8月5日提交) | | 10.4 | | — | | 《信贷协议第二修正案》，日期为2022年5月26日，由作为借款人的维斯特拉运营公司、作为行政代理和抵押代理的北卡罗来纳州花旗银行AS Holdings、作为借款人的维斯特拉中间公司有限责任公司和其他贷款方签订 |
| | | | | | | | |
| 10.71 | | 001-38086
Form 10-Q(截至2022年6月30日的季度)(2022年8月5日提交) | | 10.5 | | — | | 第三次信贷协议修正案，日期为2022年6月8日，由作为借款人的维斯特拉运营公司、作为借款人的维斯特拉中间公司、作为行政代理和抵押代理的北卡罗来纳州花旗银行AS Holdings，以及作为其其他贷款人的一方签订的 |
| | | | | | | | |
| 10.72 | | ** | | | | — | | 《信贷协议第四修正案》，日期为2022年10月5日，由作为借款人的维斯特拉运营公司、作为行政代理和抵押代理的北卡罗来纳州花旗银行AS Holdings、作为借款人的维斯特拉中间公司有限责任公司和其他贷款方签订 |
| | | | | | | | |
| 10.73 | | ** | | | | — | | 《信贷协议第五修正案》，日期为2022年10月21日，由作为借款人的维斯特拉运营公司、作为行政代理和抵押代理的北卡罗来纳州花旗银行AS Holdings、作为借款人的维斯特拉中间公司以及其他贷款方签订 |
| | | | | | | | |
| (21) | | 注册人的子公司 |
| | | | | | | | |
| 21.1 | | ** | | | | — | | 维斯特拉公司的重要子公司。 |
| | | | | | | | |
| (23) | | 专家的同意 |
| | | | | | | | |
| 23.1 | | ** | | | | — | | 德勤律师事务所同意 |
| | | | | | | | |
| (31) | | 第13a-14(A)/15d-14(A)条证书 |
| | | | | | | | |
| 31.1 | | ** | | | | — | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，对维斯特拉公司首席执行官詹姆斯·A·伯克进行认证 |
| | | | | | | | |
| 31.2 | | ** | | | | — | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，对维斯特拉公司首席财务官克里斯托弗·E·摩尔多瓦进行认证 |
| | | | | | | | |
| (32) | | 第1350节认证 |
| | | | | | | | |
| 32.1 | | *** | | | | — | | 根据《美国法典》第1350条，根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条的规定，对维斯特拉公司首席执行官詹姆斯·A·伯克进行认证 |
| | | | | | | | |
| 32.2 | | *** | | | | — | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第1350条，对维斯特拉公司首席财务官克里斯托弗·E·摩尔多瓦的认证 |
| | | | | | | | |
| (95) | | 煤矿安全信息披露 |
| | | | | | | | |
| 95.1 | | ** | | | | — | | 煤矿安全信息披露 |
| | | | | | | | |
| | XBRL数据文件 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 陈列品 | | 之前提交的文件编号为* | | AS
展品 | | | | |
| 101.INS | | ** | | | | — | | 以下来自Vistra Corp的财务信息。截至2022年12月31日期间的10-K表格年度报告，格式为Inline BEP（可扩展商业报告语言）包括：（i）合并经营报表，（ii）合并全面收益（亏损）表，（iii）合并现金流量表，（iv）合并资产负债表，（v）合并权益变动表和（vi）合并财务报表附注。 |
| | | | | | | | |
| 101.SCH | | ** | | | | — | | XBRL分类扩展架构文档 |
| | | | | | | | |
| 101.CAL | | ** | | | | — | | XBRL分类扩展计算链接库文档 |
| | | | | | | | |
| 101.DEF | | ** | | | | — | | XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
| | | | | | | | |
| 101.LAB | | ** | | | | — | | XBRL分类扩展标签Linkbase文档 |
| | | | | | | | |
| 101.PRE | | ** | | | | — | | XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 |
| | | | | | | | |
| 104 | | | | | | — | | 封面交互数据文件不会出现在附件104中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。 |
____________________
*在此引用作为参考。
**随函提交的文件。
*随函提供的文件。
第16项。表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，维斯特拉公司已正式授权下列签名者代表其签署本报告。
| | | | | | | | | | | |
| | 维斯特拉公司。 |
| 日期： | 2023年3月1日 | 通过 | /S/詹姆斯·A·伯克 |
| | | 詹姆斯·A·伯克(总裁兼首席执行官) |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员代表维斯特拉公司并以指定的身份和日期签署。
| | | | | | | | |
| 签名 | 标题 | 日期 |
| | |
| /S/詹姆斯·A·伯克 | 董事首席执行官兼首席执行官 | 2023年3月1日 |
| (詹姆斯·A·伯克、总裁和首席执行官) | |
| | |
| /S/克里斯托弗·E·摩尔多瓦 | 首席财务官 | 2023年3月1日 |
| (首席财务官克里斯托弗·E·摩尔多瓦) | | |
| | |
| /s/克里斯蒂·多比里 | 首席会计官 | 2023年3月1日 |
| （Christy Dobry，高级副总裁兼财务总监） | | |
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| /S/Scott B.Helm | 董事会主席和董事 | 2023年3月1日 |
| (董事会主席Scott B.Helm) | |
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| /S/希拉里·E·阿克曼 | 董事 | 2023年3月1日 |
| (希拉里·E·阿克曼) | | |
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| /S/ARCILIA C.Acosta | 董事 | 2023年3月1日 |
| (Arcilia C.Acosta) | | |
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| /S/加文·R·拜拉 | 董事 | 2023年3月1日 |
| (加文·R·拜埃拉) | | |
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| /S/保罗·M·巴巴斯 | 董事 | 2023年3月1日 |
| (保罗·M·巴巴斯) | | |
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| 撰稿S/丽莎·克鲁奇菲尔德 | 董事 | 2023年3月1日 |
| (丽莎·克鲁奇菲尔德) | | |
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| /撰稿S/布莱恩·K·费雷奥利 | 董事 | 2023年3月1日 |
| (布莱恩·K·费雷奥利) | | |
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| /S/Jeff D.亨特 | 董事 | 2023年3月1日 |
| (Jeff·D·亨特) | | |
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| /S/朱莉·A·拉格西 | 董事 | 2023年3月1日 |
| 朱莉·A·拉格西 | | |
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| /S/约翰·R·苏尔特 | 董事 | 2023年3月1日 |
| (约翰·R·苏尔特) | | |
