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美国

证券交易委员会

华盛顿特区 20549

10-Q 表

（勾选一项）


☒	根据《1934 年证券交易法》第 13 条或第 15(d) 条提交的季度报告

截至 2026 年 9 月 30 日的季度期间

或


☐	根据《1934 年证券交易法》第 13 条或第 15(d) 条提交的过渡报告

过渡期自至

委员会档案编号：001-03789


Southwestern Public Service Company
（注册人章程中规定的确切名称）

新墨西哥州

75-0575400

（注册成立或组织所在州或其他司法管辖区）

（美国国税局雇主识别号）

南布坎南街 790 号，

阿马里洛，

德克萨斯州

79101

（主要行政办公室地址）

（邮政编码）


(303)	571-7511
（注册人电话号码，包括区号）


不适用
（自上次报告以来如有变更，填写前名称、前地址和前财年）

根据本法第 12(b) 条注册的证券：

各类证券名称

交易代码

上市交易所名称

不适用

请勾选，以说明注册人是否 (1) 已在此前 12 个月内（或注册人须提交此类报告的较短期间内）提交《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 天内是否一直受此类申报要求约束。 ☒是 ☐否

请勾选，以说明注册人是否已在此前 12 个月内（或注册人须提交此类文件的较短期间内）以电子方式提交根据 S-T 条例第 405 条（本章 §232.405）要求提交的每个交互式数据文件。 ☒ 是 ☐ 否

请勾选，以说明注册人属于大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、小型申报公司还是新兴成长型公司。见《交易法》规则 12b-2 中“大型加速申报公司”“加速申报公司”“小型申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。

大型加速申报公司

☐

加速申报公司

☐

非加速申报公司

☒

小型申报公司

☐

新兴成长型公司

☐

如果属于新兴成长型公司，请勾选注册人是否选择不使用《交易法》第 13(a) 条规定的、遵守任何新订或修订财务会计准则的延长过渡期。 ☐

请勾选，以说明注册人是否为壳公司（定义见《交易法》规则 12b-2）。 ☐ 是 ☒ 否

请注明截至最近可行日期，发行人各类普通股的流通股数。


类别		截至 2026 年 10 月 29 日的未偿还股数
普通股，面值 $1.00		100 股

Southwestern Public Service Company 符合 Form 10-Q《一般说明》H(1)(a) 和 (b) 中规定的条件，因此按照该 Form 10-Q《一般说明》H(2) 指定的简化披露格式提交本 Form 10-Q。


第一部分	财务信息
第 1 项 —	财务报表（未经审计）	4
	收益表	4
	现金流量表	5
	资产负债表	6
	普通股股东权益变动表	7
	财务报表附注	8
第 2 项 —	管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析	15
第 4 项 —	控制与程序	17

第二部分	其他信息
第 1 项 —	法律诉讼	17
第 1A 项 —	风险因素	17
第 5 项 —	其他信息	17
第 6 项 —	附件	18

签名	19

本 Form 10-Q 由 SPS 提交，SPS 是一家新墨西哥州公司。SPS 是 Xcel Energy Inc. 的全资子公司。有关 Xcel Energy 的更多信息可在其向 SEC 提交的各类文件中查阅。请完整阅读本报告。

缩略语定义


Xcel Energy Inc. 的子公司及关联公司（现有及曾有）
NSP-Minnesota	Northern States Power Company，一家明尼苏达州公司
NSP-Wisconsin	Northern States Power Company，一家威斯康星州公司
PSCo	Public Service Company of Colorado
SPS	Southwestern Public Service Company
公用事业子公司	NSP-Minnesota、NSP-Wisconsin、PSCo 和 SPS
Xcel Energy	Xcel Energy Inc. 及其子公司

联邦和州监管机构

EPA	美国环境保护署
FASB	财务会计准则委员会
FERC	联邦能源监管委员会

NMPRC	新墨西哥州公共监管委员会
PUCT	得克萨斯州公用事业委员会
SEC	证券交易委员会

其他
AFUDC	在建工程资金利息




ASU	会计准则更新
CEO	首席执行官
CERCLA	《综合环境响应、赔偿与责任法》
C&I	商业和工业
CFO	首席财务官


CCN	便利与必要性证书
CCR	煤炭燃烧残留物


DSM	需求侧管理


ETR	有效税率
FTR	金融输电权

GAAP	美国公认会计原则
GHG	温室气体
IPP	独立发电实体
IRP	综合资源计划



MGP	人造煤气厂

NOx	氮氧化物
O&M	运营与维护
OATT	开放接入输电 тариф

PFAS	全氟和多氟烷基物质
PPA	购电协议
PTC	生产税收抵免
RFP	征求建议书
ROE	股本回报率
RPS	可再生能源配额标准
RTO	区域输电组织

SPP	Southwest Power Pool, Inc.
VIE	可变利益实体

计量单位
MW	兆瓦
MWh	兆瓦时


前瞻性陈述

除本报告所载历史性陈述外，本文讨论的事项均为前瞻性陈述，受某些风险、不确定性和假设的影响。此类前瞻性陈述包括与未来销售额、未来费用、未来税率、未来经营业绩、估计的基本资本支出和融资计划、预计资本增加额以及与附加费申报相关的年度收入需求预测、预期的费率上调或向客户退款、对监管程序的预期和意图、预期的养老金缴款，以及利率变化、信用风险敞口增加和法律程序结果对我们的经营业绩、财务状况和现金流的预期影响；此外，假设和其他陈述在本文件中通常通过“anticipate”“believe”“could”“estimate”“expect”“intend”“may”“objective”“outlook”“plan”“project”“possible”“potential”“should”“will”“would”等词语及类似表达予以识别。实际结果可能存在重大差异。前瞻性陈述仅代表其作出之日的情况，我们明确不承担更新任何前瞻性信息的义务。除 SPS 截至 2025 年 12 月 31 日的财年年度报告 Form 10-K 以及随后向 SEC 提交的文件中讨论的因素外，下列因素也可能导致实际结果与管理层根据此类前瞻性信息所表达的预期存在重大差异：运营安全；成功进行长期运营规划；与野火相关的风险；与能源市场和生产相关的商品风险；能源价格和燃料成本上涨；合格员工队伍及第三方承包商相关因素；员工、董事或第三方行为造成的声誉影响；我们收回成本的能力；大型负荷客户增长相关风险；监管变化；信用评级下调以及维持某些合同关系的成本；总体经济状况，包括经济衰退状况、通胀率、货币波动、供应链限制及其对资本支出和/或 SPS 以有利条件获得融资能力的影响；资本的可获得性或成本；我们的客户和交易对手偿还对我们所负债务的能力；与员工福利计划和医疗福利资金筹措相关的假设和成本；税法；疫情相关的不确定性；地缘政治事件的影响，包括战争和恐怖主义行为；网络安全威胁和数据安全漏洞；季节性天气模式；环境法律法规的变化；气候变化及其他天气事件；自然灾害和资源枯竭，包括遵守任何相关立法和监管变化；超过责任保险承保范围的潜在监管处罚和野火损害成本；与将天然气用作能源有关的监管变化和/或限制；劳动力市场条件严峻以及我们吸引和留住合格员工队伍的能力；以及我们执行战略或实现环境、社会和治理事项相关预期的能力，包括因法律、监管和其他标准、流程及假设不断演变、科学和技术发展的步伐、成本增加、所需融资的可获得性以及碳市场变化而产生的影响。

第一部分 — 财务信息

第1项 — 财务报表

SOUTHWESTERN PUBLIC SERVICE COMPANY

收益表（未经审计）

（金额单位：百万）


	截至9月30日的三个月		截至9月30日的九个月
	2026		2025		2026		2025
营业收入	$	738			$	655		$	1,657	$	1,684

营业费用
电力燃料及外购电力	216			208			432		582
运营和维护费用	99			86			270		257
需求侧管理费用	6			6			17		17
折旧和摊销	128			118			372		345
税费（所得税除外）	29			25			84		75
营业费用总额	478			443			1,175		1,276

营业收入	260			212			482		408

其他收入，净额	7			4			10		8
建设期间使用资金补贴——股权	16			9			44		20

利息费用和融资成本
利息费用及其他融资成本	66			50			169		144
建设期间使用资金补贴——债务	(8)			(5)			(21)		(11)
利息费用和融资成本总额	58			45			148		133

税前收入	225			180			388		303
所得税费用（收益）	9			20			(35)		(17)
净收入	$	216			$	160		$	423	$	320

参见财务报表附注

SOUTHWESTERN PUBLIC SERVICE COMPANY

现金流量表（未经审计）

（金额单位：百万）


	截至9月30日的九个月
	2026		2025
经营活动
净收入	$	423			$	320
将净收入调节为经营活动提供的现金的调整项：
折旧和摊销	374			348
递延所得税	33			24
建设期间使用的股权资金补贴	(44)			(20)
坏账准备	7			6
经营性资产和负债的变动：
应收账款	(44)			(66)
应计未开票收入	(18)			(45)
存货	(61)			(51)
预付款项及其他	178			98
应付账款	72			40
监管资产和负债净额	(39)			(16)
其他流动负债	23			(125)
养老金及其他员工福利义务	—			(2)
其他，净额	1			4
经营活动提供的现金净额	905			515

投资活动
公用事业资本/建设支出	(1,538)			(1,106)
对公用事业资金池安排的投资	(105)			(322)
收回公用事业资金池安排的款项	105			322
投资活动使用的现金净额	(1,538)			(1,106)

融资活动
偿还短期借款，净额	(220)			(145)
发行长期债务所得款项，净额	1,186			493
公用事业资金池安排项下借款	425			518
偿还公用事业资金池安排项下款项	(487)			(525)
母公司注资	800			563

向母公司支付的股息	(176)			(271)

融资活动提供的现金净额	1,528			633

现金、现金等价物及受限现金净变动	895			42
期初现金、现金等价物及受限现金	9			14
期末现金、现金等价物及受限现金	$	904			$	56

现金流量信息补充披露：
支付的利息（扣除资本化金额）	$	(103)			$	(100)


非现金投资和融资交易补充披露：
应计不动产、厂房及设备购置额	$	307			$	132
存货转入不动产、厂房及设备	53			73

建设期间使用的股权资金补贴	44			20

参见财务报表附注

SOUTHWESTERN PUBLIC SERVICE COMPANY

资产负债表（未经审计）

（金额单位：百万美元，股份和每股数据除外）


	2026年9月30日		2025年12月31日
资产
流动资产
现金及现金等价物	$	904			$	9
应收账款净额	179			159
应收关联方款项	27			25

应计未开票收入	163			144
存货	92			84
监管资产	40			24
衍生工具	64			79

预付款及其他	131			271
流动资产总额	1,600			795

不动产、厂房及设备净额	11,846		10,426

其他资产
监管资产	414			376

经营租赁使用权资产	310			337

其他	65			64
其他资产总额	789			777
资产总额	$	14,235			$	11,998

负债和权益
流动负债

短期债务	$	—			$	220
公用事业资金池安排项下借款	—			62
应付账款	494			281
应付关联方款项	68			46

监管负债	98			118
应计税款	82			74
应计利息	78			40
应付母公司股利	62			47

经营租赁负债	37			36
其他	110			99
流动负债总额	1,029			1,023

递延贷项及其他负债
递延所得税	849			813
监管负债	777			772
资产弃置义务	187			174

养老金和员工福利义务	11			12
经营租赁负债	273			301
其他	16			15
递延贷项及其他负债总额	2,113			2,087

承诺和或有事项
资本结构
长期债务	5,077			4,046
长期债务——关联方	158			—
普通股——授权发行200股，面值$1.00；截至2026年9月30日和2025年12月31日，分别发行在外100股	—			—
实收资本溢价	5,005			4,221
留存收益	854			622
累计其他综合亏损	(1)			(1)
普通股股东权益总额	5,858			4,842
负债和权益总额	$	14,235			$	11,998

参见财务报表附注

SOUTHWESTERN PUBLIC SERVICE COMPANY

普通股股东权益报表（未经审计）

（金额单位：百万美元，股份数据除外）


	已发行普通股	留存收益		累计其他综合亏损	普通股股东权益总额
	股份数	面值		实收资本溢价实收资本
截至2026年和2025年9月30日的三个月
截至2025年6月30日的余额	100		$	—		$	4,200	$	647	$	(1)	$	4,846
净利润					160			160

向母公司宣告的普通股股利					(163)			(163)
母公司注入的资本				2				2
截至2025年9月30日的余额	100		$	—		$	4,202	$	644	$	(1)	$	4,845

截至2026年6月30日的余额	100		$	—		$	4,827	$	700	$	(1)	$	5,526
净利润					216			216

向母公司宣告的普通股股利					(62)			(62)
母公司注入的资本				178				178
截至2026年9月30日的余额	100		$	—		$	5,005	$	854	$	(1)	$	5,858

	已发行普通股	留存收益		累计其他综合亏损	普通股股东权益总额
	股份数	面值		实收资本溢价实收资本
截至2026年和2025年9月30日的九个月
截至2024年12月31日的余额	100		$	—		$	3,647	$	592	$	(1)	$	4,238
净利润					320			320

向母公司宣告的股息					(268)			(268)
母公司注入的资本				555				555
截至2025年9月30日的余额	100		$	—		$	4,202	$	644	$	(1)	$	4,845

截至2025年12月31日的余额	100		$	—		$	4,221	$	622	$	(1)	$	4,842
净利润					423			423

向母公司宣告的股息					(191)			(191)
母公司注入的资本				784				784

截至2026年9月30日的余额	100		$	—		$	5,005	$	854	$	(1)	$	5,858

参见财务报表附注

SOUTHWESTERN PUBLIC SERVICE COMPANY

财务报表附注（未经审计）

管理层认为，随附的未经审计财务报表包含所有必要调整，以按照 GAAP 公允列报 SPS 截至2026年9月30日和2025年12月31日的财务状况；SPS 截至2026年和2025年9月30日止三个月和九个月的经营业绩，包括净利润和股东权益变动的组成部分；以及 SPS 截至2026年和2025年9月30日止九个月的现金流量。

除另有披露外，所有调整均属正常、经常性调整。管理层还评估了2026年9月30日之后至这些财务报表发布日之间发生的事件的影响。这些报表包含该评估所需的所有调整和披露。2025年12月31日的资产负债表信息摘自 SPS 2025 年年度报告中经审计的财务报表，该报告为截至2025年12月31日止年度的 Form 10-K。

财务报表附注是根据 SEC 关于 Form 10-Q 季度报告的规则和规定编制的。根据这些规则和规定，通常包含在按照 GAAP 按年度编制的财务报表中的某些信息和附注披露已予以简化或省略。更多信息请参阅 SPS 2025 年年度报告中截至2025年12月31日止年度的财务报表及其附注，该报告以 Form 10-K 形式于2026年2月25日向 SEC 提交。

由于 SPS 电力销售具有季节性，中期业绩不一定适合作为预测全年业绩的依据。


1. 重要会计政策概要

SPS 年报附注 1 中列出的重大会计政策，载于截至 2025 年 12 月 31 日止年度的 SPS 年报 Form 10-K，在所有重大方面恰当地反映了会计政策的当前状态，并通过引用并入本文。


2. 会计公告

近期发布

利润表费用的分类披露 — 2024年11月，FASB 发布了 ASU 2024-03 – 费用分类披露（子主题 220-40），要求对利润表费用的某些类别披露更多细节。该 ASU 适用于2026年12月15日之后开始的年度报告期，以及2027年12月15日之后开始的中期报告期。SPS 正在评估该项新披露指引的影响。

环境信用 — 2026年5月，FASB 发布了 ASU 2026-02 – 环境信用与环境信用义务（主题 818），该准则为某些环境工具（包括可再生能源信用和排放配额）以及将通过此类信用履行的合规义务制定了会计和披露要求。该 ASU 适用于 2027 年 12 月 15 日之后开始的年度和中期期间。SPS 正在评估这项新会计和披露指引的影响。


3. 选定资产负债表数据


（百万美元）	2026年9月30日		2025年12月31日
应收账款净额
应收账款	$	189			$	169
减：坏账准备	(10)			(10)
应收账款净额	$	179			$	159


（百万美元）	2026年9月30日		2025年12月31日
存货
材料和用品	$	84			$	74
燃料	8			10
存货总额	$	92			$	84


（百万美元）	2026年9月30日		2025年12月31日
不动产、厂房和设备净额
电力设施	$	13,312			$	12,210
待退役设施(a)	161			162
在建工程	1,667			1,117
不动产、厂房和设备总额	15,140			13,489
减：累计折旧	(3,294)			(3,063)
不动产、厂房和设备净额	$	11,846			$	10,426

(a)金额包括 Tolk 1 号和 2 号机组。金额为扣除累计折旧后的净额。


4. 借款和其他融资工具

短期借款

SPS 主要通过发行商业票据以及根据其信贷额度和资金池安排借款来满足短期流动性需求。

资金池 — Xcel Energy Inc. 及其公用事业子公司建立了资金池安排，允许公用事业子公司之间进行短期投资和借款。Xcel Energy Inc. 可按市场利率向公用事业子公司投资；但是，资金池安排不允许公用事业子公司向 Xcel Energy Inc. 投资。

资金池借款：


（金额单位：百万，利率除外）	截至2026年9月30日的三个月		截至2025年12月31日的年度
借款限额	$	100			$	100
期末未偿金额	—			62
未偿金额平均值	—			31
未偿金额最高值	—			100
按日计算的加权平均利率	不适用		4.19	%
期末加权平均利率	不适用		3.88

商业票据— 未偿商业票据：


（金额单位：百万，利率除外）	截至2026年9月30日的三个月		截至2025年12月31日的年度
借款限额	$	600			$	600
期末未偿金额	—			220
未偿金额平均值	—			97
未偿金额最高值	—			314
按日计算的加权平均利率	不适用		4.51	%
期末加权平均利率	不适用		3.93

循环信贷额度 — 为发行商业票据，SPS 必须拥有不低于商业票据借款限额的循环信贷额度，且发行的商业票据不得超过该信贷额度下的可用容量。该信贷额度提供短期融资，形式包括应付银行票据、信用证以及商业票据借款的备用支持。

SPS 有权申请将循环信贷额度的终止日期再延长两个一年期。所有延期申请均须获得银行团体多数成员批准。

截至 2026 年 9 月 30 日，SPS 可使用以下已承诺循环信贷额度（单位：百万美元）：


信贷额度 (a)		已支用 (b)	可用
$	600		$	—	$	600

(a)于 2029 年 12 月到期。

(b)包括未偿商业票据和信用证。

所有信贷额度项下的银行借款、未结信用证和未偿商业票据均会减少该额度下的可用容量。截至 2026 年 9 月 30 日和 2025 年 12 月 31 日，SPS 均无未偿还的信贷额度直接预付款。

信用证 — SPS 使用通常期限为一年的信用证，为某些义务提供财务担保。截至 2026 年 9 月 30 日和 2025 年 12 月 31 日，信贷额度项下均无未结信用证。

此外，2026 年 3 月，SPS 签订了一项非承诺信用证协议，总额度为 $150 million，以在循环信贷额度之外提供额外的信用证额度。截至 2026 年 9 月 30 日，该持续有效的信用证协议项下无未结信用证。

长期借款

截至 2026 年 9 月 30 日的九个月内，SPS 发行了本金总额为 $650 million、利率为 5.30%、于 2036 年 8 月 15 日到期的第 13 系列第一抵押债券，以及本金总额为 $550 million、利率为 5.875%、于 2056 年 8 月 15 日到期的第 14 系列第一抵押债券。

Xcel Energy Inc. 购买 SPS 第一抵押债券 — 截至 2026 年 9 月 30 日的九个月内，Xcel Energy Inc. 以 $112 million 购买了 SPS 本金总额为 $158 million 的第一抵押债券。Xcel Energy Inc. 购买的债券在 SPS 资产负债表中列为长期债务——关联方。


5. 收入

收入按所提供商品/服务的类型以及市场/客户类型进行分类。SPS 的营业收入构成如下：


	截至 9 月 30 日的三个月
（百万美元）	2026		2025
主要收入类型
客户合同收入：
居民	$	204			$	153
商业及工业	385			359
其他	19			16
零售总额	608			528
批发	27			33
输电	93			84
其他	1			—
客户合同收入总额	729			645
替代收入及其他	9			10
收入总额	$	738			$	655


	截至 9 月 30 日的九个月
（百万美元）	2026		2025
主要收入类型
客户合同收入：
居民	$	373			$	362
商业及工业	877			936
其他	40			39
零售合计	1,290			1,337
批发	76			81
输电	263			238
其他	4			2
客户合同收入合计	1,633			1,658
替代收入及其他	24			26
总收入	$	1,657			$	1,684


6. 所得税

经营所得税费用总额与按法定联邦所得税率对所得税费用前利润计算的金额不同。

有效所得税调节：


	截至9月30日的九个月
（百万美元）	2026		2025
所得税前利润（国内）	$	388			$	303

联邦法定税率的影响	82			64
税项的（减少）增加：
税收抵免
PTC (a)	(104)			(83)
其他	(1)			(1)
监管调整 (b)
AFUDC权益	(14)			(5)
与电厂相关的超额递延所得税	(8)			(10)
税改实施调整	—			10
其他	2			2
州所得税，扣除联邦税影响后(c)	7			9
其他	1			(3)
所得税收益	$	(35)			$	(17)


	截至9月30日的九个月
	2026		2025
联邦法定税率	21.0	%		21.0	%
税项的（减少）增加：
税收抵免
PTC (a)	(26.8)			(27.5)
其他	(0.3)			(0.3)
监管调整 (b)
AFUDC权益	(3.5)			(1.7)
与电厂相关的超额递延所得税	(1.9)			(3.5)
税改实施调整	—			3.2
其他	0.7			0.8
州所得税，扣除联邦税影响后(c)	1.8			2.8
其他	—			(0.4)
有效所得税率	(9.0)	%		(5.6)	%

(a)风电生产税收抵免（扣除转让折价后）通常抵减客户费用（减少收入），不会对收益产生重大影响。

(b)监管调整主要涉及因税率变动而向客户抵减与电厂相关的超额递延所得税，以及仅为账面目的资本化AFUDC权益。与抵减超额递延所得税相关的所得税收益由相应的收入减少抵销。

(c)州和地方所得税主要为新墨西哥州税。


7. 金融资产和负债的公允价值

公允价值计量

公允价值计量和披露的会计准则为披露以公允价值计量资产和负债时所用输入值的可观察性提供了分层框架。

•第1级 — 截至报告日，活跃市场中相同资产或负债的报价可供使用。第1级资产和负债包括具有可观察实际交易价格的活跃交易工具。

•第2级 — 定价输入值并非活跃市场中的实际交易价格，但截至报告日可直接或间接观察。第2级资产和负债通常与活跃交易的证券或合约类似，或使用高度可观察输入值的模型定价。

•第 3 级 — 截至报告日，定价的重要输入几乎无法观察或完全无法观察。第 3 级资产和负债包括使用需要重大判断或估计的模型进行估值的项目。

具体估值方法包括：

利率衍生品 — 利率衍生品的公允价值基于采用当前市场利率预测的经纪商报价。

大宗商品衍生品 — 用于计量大宗商品衍生远期合约和期权公允价值的方法采用远期价格和波动率，并针对特定交割地点进行定价调整，通常归类为第 2 级。当合约涉及不活跃的交割地点，或期限延伸至活跃交易所中无法轻易观察到的时期时，会评估估值中使用较难观察输入值的重要性，并可能因此归类为第 3 级。

SPS持有的电力大宗商品衍生品包括输电拥塞工具，通常称为FTR。向RTO购买的FTR是一种金融工具，使持有人有权获得或有义务支付基于特定输电路径输电拥塞情况的月度收入或费用。

这些工具的价值源自输电拥塞成本，并旨在抵销该等成本。除整体输电负荷外，拥塞还受发电厂运行计划以及特定输电路径相关用电量的影响。意外停机、计划检修、发电所用燃料相对成本变化、天气以及整体电力需求变化，均会影响输电网内发电厂的运行计划及这些工具的价值。

FTR按公允价值确认，并在结算前每期进行调整。鉴于FTR报告拍卖价值所依据的某些变量可观察性有限，这些公允价值计量被归类为第 3 级。

净拥塞成本（包括FTR结算的影响）通过燃料和外购能源成本回收机制进行分摊。因此，未结算工具的公允价值（即衍生资产或负债）由监管资产或负债抵销/递延。

衍生活动和公允价值计量

SPS签订衍生工具（包括远期合约），用于交易目的，并管理与利率和公用事业商品价格变动相关的风险。

利率衍生品 — SPS签订合约，实质上锁定指定名义未来债务发行的特定本金金额对应的利率。这些金融掉期根据指定基准利率的变化进行净额结算，用作对冲市场利率变化的工具；此类变化将影响指定的预期债务发行。出于会计目的，这些衍生工具被指定为现金流量套期，在被套期交易发生之前，公允价值变动计入其他综合收益。

截至2026年9月30日，与利率衍生品相关的累计其他综合损失中包含预计将在未来12个月内重新分类计入收益的非重大净损失，届时被套期交易将影响收益。截至2026年9月30日，SPS没有未结算的未平仓利率互换。

批发和大宗商品交易 — SPS开展各种批发和大宗商品交易活动，包括购买和出售电力容量、能源及能源相关工具（包括衍生品）。SPS可在其风险管理委员会批准的准则和限制范围内开展这些活动。该委员会由不直接参与本政策所管辖活动的管理人员组成。

为交易目的订立的衍生工具交易结果列示于利润表中的电力收入，并扣除与客户分享的部分。这些活动并非旨在降低受监管电力业务相关的大宗商品价格风险。此类利润的分享依据州监管程序以及FERC批准的联合运营协议执行。

大宗商品衍生品 — SPS订立衍生工具，以管理其电力公用事业运营中因大宗商品价格变动而导致的未来现金流波动。这可能包括购买或出售能源或能源相关产品以及FTR。

截至2026年9月30日，就此目的而言，未平仓的最重要衍生品头寸涉及由SPP管理的FTR工具。这些工具旨在抵消输电系统拥塞的影响。

当SPS代表电力客户订立用于降低大宗商品价格风险的衍生工具时，通常不会将这些工具指定为符合条件的套期交易。此类工具未实现损失或收益是否分类为监管资产或负债（如适用），取决于获批的监管回收机制。

截至2026年9月30日，SPS没有指定为现金流量套期的商品合同。

FTR总名义金额：

金额单位：百万 (a)

2026年9月30日

2025年12月31日

兆瓦时电量

(a)不反映相关大宗商品的净头寸。

信用风险和集中度考量— SPS在结算前持续监控其利率衍生品和大宗商品衍生品合同交易对手的信用状况，并评估各交易对手履行合同所列交易的能力。信用风险对资产负债表中列示的未结算大宗商品衍生品公允价值的影响并不重大。

SPS在其批发、交易及非交易大宗商品活动中，往往对特定实体或行业存在显著的信用风险集中度。

截至2026年9月30日，此类活动中最重要的两家交易对手之一承担了600万美元、即该信用风险敞口的20%；该交易对手获得了S&P Global Ratings、Moody’s Investor Services或Fitch Ratings的投资级信用评级。

该信用风险敞口的两大重要交易对手之一，涉及 2000 万美元，占 70%，未获外部评级机构评级，但根据 SPS 的内部分析，其信用质量与投资级相当。

这两个交易对手均为市政或合作制电力实体，或区域输电组织（RTO）。

经常性衍生工具公允价值计量

衍生工具活动的影响：


期间确认的税前公允价值（损失）收益计入：
（百万美元）	监管资产和负债
截至 2026 年 9 月 30 日的三个月
其他衍生工具：
电力商品	$	(11)
合计	$	(11)

截至 2025 年 9 月 30 日的三个月
其他衍生工具：
电力商品	$	2
合计	$	2

截至 2026 年 9 月 30 日的九个月
其他衍生工具：
电力商品	$	(82)
合计	$	(82)

截至 2025 年 9 月 30 日的九个月
其他衍生工具：
电力商品	$	21
合计	$	21


期间从以下项目重分类至收入的税前损失（收益）：
（百万美元）	监管资产和负债
截至 2026 年 9 月 30 日的三个月



其他衍生工具：

电力商品	$	18	（a）
合计	$	18

截至 2025 年 9 月 30 日的三个月



其他衍生工具：

电力商品	$	2	（a）
合计	$	2

截至 2026 年 9 月 30 日的九个月





电力商品	$	39	（a）
合计	$	39

截至 2025 年 9 月 30 日的九个月



其他衍生工具：

电力商品	$	(27)	（a）
合计	$	(27)

（a）计入电力燃料和购电成本。这些衍生工具结算收益和损失通过燃料和购电成本回收机制与电力客户分摊，并视情况从收入中重分类为监管资产或负债。FTR 结算与客户分摊，对净收入没有重大影响。列示金额反映拍卖日至结算日之间公允价值的变化，但不包括拍卖时的原始公允价值。

SPS 在截至 2026 年和 2025 年 9 月 30 日的三个月内，未将任何衍生工具指定为公允价值套期工具。

按经常性基础以公允价值计量的衍生资产和负债如下：


	2026 年 9 月 30 日		2025 年 12 月 31 日
	公允价值		公允价值总额	净额结算（a）		合计	公允价值		公允价值总额		净额结算（a）		合计
（百万美元）	第 1 级		第 2 级	第 3 级				第 1 级		第 2 级		第 3 级
流动衍生资产
其他衍生工具：
电力商品	$	—		$	—		$	64			$	64		$	—	$	64	$	—	$	—	$	79	$	79	$	—	$	79
流动衍生资产合计	$	—		$	—		$	64			$	64		$	—	$	64	$	—	$	—	$	79	$	79	$	—	$	79

(a)当存在具有法律强制执行力的主净额结算协议时，SPS 会在资产负债表中对衍生工具及相关抵押品进行净额列示。2026年9月30日和2025年12月31日，衍生资产和负债均不包括返还现金抵押品的义务或收回现金抵押品的权利。列示的交易对手净额不包括结算应收款和应付款，以及可能受同一主净额结算协议约束的非衍生项目。

三级大宗商品衍生工具变动：


	截至9月30日的三个月
（百万美元）	2026		2025
7月1日余额	$	87			$	184

结算 (a)	(9)			(39)
本期记录的净交易：
确认为监管资产和负债的净损失 (a)	(14)			(5)
9月30日余额	$	64			$	140

	截至9月30日的九个月
（百万美元）	2026		2025
1月1日余额	$	79			$	67
购买 (a)	151			199
结算 (a)	(69)			(161)
本期记录的净交易：
确认为监管资产和负债的净（损失）收益 (a)	(97)			35
9月30日余额	$	64			$	140

(a)主要涉及由SPP管理的FTR工具。

长期债务的公允价值

账面金额不等于公允价值的其他金融工具：


	2026年9月30日		2025年12月31日
（百万美元）	账面金额		公允价值		账面金额		公允价值
长期债务，包括流动部分	$	5,077			$	4,252		$	4,046	$	3,529
长期债务——关联方	158			107			—		—

SPS长期债务的公允价值根据近期交易以及类似证券相对于基准利率的可观察利差进行估算。公允价值估算基于管理层截至2026年9月30日和2025年12月31日可获得的信息；鉴于输入值的可观察性，列示的长期债务公允价值被归类为第二级。


8. 福利计划及其他退休后福利

定期福利净成本的组成部分


	截至9月30日的三个月
	2026		2025
（百万美元）	养老金福利
服务成本	$	2			$	1
利息成本 (a)	7			5
计划资产预期收益 (a)	(8)			(8)

净损失摊销 (a)	1			1

定期福利净成本（抵免）	2			(1)
监管影响	—			—
为财务报告确认的福利净成本（抵免）	$	2			$	(1)


	截至9月30日的九个月
	2026		2025
（百万美元）	养老金福利
服务成本	$	6			$	5
利息成本 (a)	18			17
计划资产预期收益 (a)	(23)			(24)

净损失摊销 (a)	4			2

定期福利净成本（抵免）	5			—
监管影响	—			1
为财务报告确认的福利净成本	$	5			$	1

(a)除服务成本部分外，定期成本净额的其他组成部分均计入损益表中的“其他净收益”项目，或在资产负债表中资本化为监管资产。

退休后福利计划在截至2026年和2025年9月30日的三个月和九个月内的定期净福利成本并不重大。

2026年1月，Xcel Energy各养老金计划共缴纳了75 million美元，其中2 million美元归属于SPS。Xcel Energy预计2026年不会再缴纳养老金。


9. 承诺和或有事项

法律

SPS在日常经营过程中涉及各种诉讼事项。对损失是否很可能发生或有合理可能性，以及损失金额或损失范围是否可估计的判断，往往涉及对未来事件的一系列复杂判断。管理层对很可能发生且可合理估计的损失计提应计款项。在某些情况下，管理层有时无法估计合理可能发生的损失金额或范围，包括但不限于以下情形：(1)寻求的损害赔偿金额不确定；(2)诉讼程序处于早期阶段；或(3)相关事项涉及新颖或尚未确定的法律理论。

在此类情况下，最终结果（包括可能发生的最终损失）的时间或结果存在重大不确定性。对于本文未具体报告的当前诉讼程序，管理层预计最终负债（如有）不会对SPS的财务报表产生重大影响。法律费用通常在发生时计入费用。

2024年Smokehouse Creek火灾综合事故 — 2024年2月26日，德克萨斯州狭长地带发生多起野火，包括Smokehouse Creek火灾和687 Reamer火灾；后者蔓延至Smokehouse Creek火灾的外围（以下统称“Smokehouse Creek火灾综合事故”）。Texas A&M Forest Service发布的事件报告认定，Smokehouse Creek火灾和687 Reamer火灾是由SPS所有的输电线引发的，此前两处火灾起点附近的木质电线杆发生故障。据Texas A&M Forest Service的Incident Viewer和新闻报道，Smokehouse Creek火灾综合事故烧毁了约1,055,000英亩土地。

SPS知悉尚未了结的投诉和索赔，涉及估计141个原告群体（例如同一家族成员及其相关企业，或关联公司）。这些投诉通常声称SPS的设备引发了Smokehouse Creek火灾综合事故，并依据德克萨斯州法律提出各种诉因，要求赔偿火灾造成的损失。除要求补偿性损害赔偿外，部分投诉还要求惩罚性损害赔偿。德克萨斯州适用于财产损害的通常两年诉讼时效于2026年3月届满。

截至目前，SPS已就与火灾相关的358项投诉和索赔达成和解。SPS已就据信与Smokehouse Creek火灾综合事故有关的两起死亡事件达成索赔和解。SPS还与代位求偿的保险公司原告以及按受火灾影响面积衡量的三项最大索赔达成和解。截至本文件提交日，已达成和解的预期损失赔付款总额为410 million美元，其中405 million美元和374 million美元分别已于2026年9月30日和2025年12月31日前支付。

2025年12月，德克萨斯州总检察长办公室就 Smokehouse Creek 火灾向 SPS 提起诉讼，要求其就火灾造成的财产和野生动物损失支付金钱赔偿和民事罚款。2026年2月，在诉讼待决期间，SPS 与德克萨斯州总检察长办公室共同提交了一项临时禁令，同意采取某些配电杆更换程序，这些程序与现行程序大体一致。德克萨斯州总检察长提出的诉求目前处于证据开示阶段，预计将持续至2027年。

根据截至本文件提交之日现行法律以及可获得的事实和情况，Xcel Energy 已就该事项确认剩余预计可能损失 65 million 美元（扣除可用保险前），预计损失总额为 475 million 美元。此外，截至2026年9月30日，已发生约 50 million 美元的法律费用，因此截至2026年9月30日，与本诉讼相关的预计损失及已发生费用总额为 525 million 美元。截至2026年9月30日和2025年12月31日，预计损失的估计负债分别为 70 million 美元和 56 million 美元，列示于其他流动负债。

与 Smokehouse Creek 火灾群相关的投诉和索赔的剩余预计可能损失（扣除可用保险前）代表剩余合理可估计损失范围的低端，并可能随着更多信息的出现而变化。该估计不包括：(i) 政府实体可能对 Xcel Energy 处以的罚款或罚金；(ii) 惩戒性或惩罚性损害赔偿；(iii) 联邦、州、县和地方政府实体或机构提出的赔偿索赔；(iv) 尚未解决的油气设备损坏赔偿索赔；或 (v) 其他无法合理估计的金额。

SPS 仍无法合理估计任何额外损失或损失范围的上限，因为仍有若干未知事实和法律因素可能影响任何潜在负债金额，包括可能提出的要求的性质。与 Smokehouse Creek 火灾群相关的剩余投诉和索赔的解决金额可能超过我们年度保单期 525 million 美元的保险保障，并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。

估算与 Smokehouse Creek 火灾群相关潜在索赔损失的过程，要求管理层基于多项假设和主观因素作出重大判断，包括上述因素，以及根据当前可用信息和以往野火经验作出的估算。随着更多信息的出现，管理层对 Smokehouse Creek 火灾群潜在财务影响的估计和假设可能会发生变化。

德克萨斯州法律不适用严格责任原则来判定电力公用事业公司对火灾相关损害的责任。根据德克萨斯州法律提出过失索赔时，公用事业公司有义务履行通常且合理的注意义务。

与 Smokehouse Creek 火灾群相关的潜在责任取决于多种因素，包括设备故障的原因，以及潜在损害的范围和程度，包括住宅和商业建筑、个人财产、植被、牲畜及牲畜饲料（包括替代饲料）所受损害、人身伤害，以及法院或其他政府实体在认定 SPS 存在过失时可能施加的任何其他损害赔偿、处罚、罚款或赔偿。

当 SPS 认为保险赔付很可能实现且能够合理估算金额或范围时，便会确认保险赔款。截至 2026 年 9 月 30 日和 2025 年 12 月 31 日，扣除已收到的赔付后，估计损失约为 $96 million 和 $195 million 的保险应收款分别列示于预付款和其他流动资产中。尽管 SPS 计划寻求赔付所有承保损失，但无法预测此类保险赔付的最终金额和时间。

费率事项及其他

SPS 在日常业务过程中涉及各种监管程序。在程序解决之前（通常以费率令的形式），某些活动和交易的最终费率处理方式可能存在不确定性。对于可能发生且可合理估算的损失，已予以确认。除非另有披露，任何超出已确认金额的合理可能损失区间预计不会对财务报表产生重大影响。

SPP OATT 升级成本 — SPP 此前未向客户收取某些输电升级费用，尽管自 2008 年起，SPP OATT 已允许 SPP 收取此类费用；2016 年，FERC 批准了 SPP 收回此前未开票费用的请求。此后，SPP 向 SPS 开具了约 $13 million 的账单。2019 年，在 SPS 提出上诉后，FERC 撤销了其 2016 年的决定，并命令 SPP 向其输电客户（包括 SPS）退还追溯收取的、与 2015 年 9 月之前期间有关的费用。2026 年 9 月，SPS 收到了 $13 million 的重新结算款，预计将与零售客户分享，后续收到的任何退款也将如此，但须获得 PUCT 和 NMPRC 的批准。

环境

新的和不断变化的联邦及州环境法规可能会使 SPS 承担财务责任，这些责任通常通过受监管的费率流程予以收回。

场地修复

各种联邦和州环境法律规定，若有害物质或其他受管制材料释放到环境中，相关方须承担责任。对于因其前身或其他方过去的活动造成环境污染的场地，SPS 有时可能需要支付全部或部分修复费用。

环境或有事项可能由多种情况引起，包括以前的 MGP 场址，以及第三方场址（例如被指称 SPS 曾向其运送废物的垃圾填埋场）。

MGP、垃圾填埋场及处置场址

SPS 正在其服务区域内的三个历史性 MGP、垃圾填埋场或其他废弃物处置场址开展调查、修复或关闭后的相关工作，但不包括依据现行煤灰法规正在处理的场址（见下文）。

SPS 已确认，为解决这些问题而承担的剩余负债金额并不重大，但最终结果和时间尚不确定。此外，还可能通过监管机制、保险和/或其他潜在责任方获得补偿，抵销部分已发生成本。

水与废弃物

煤灰法规 — SPS 受 CCR Rule 约束，该规则对煤灰及其他固体废弃物的处理、储存、处置和弃置提出了要求。

In May 2024, final amendments to the CCR Rule were published, widening its scope to include legacy CCR surface impoundments at inactive facilities and previously exempt areas where CCR was placed directly on land at CCR-regulated facilities, including areas of beneficial use.

As a requirement of the CCR Rule, utilities must complete facility evaluations and groundwater sampling around their subject landfills, surface impoundments and certain other areas where coal ash was placed on land.

If certain impacts to groundwater are detected, utilities are required to perform additional groundwater investigations and/or perform corrective actions.

SPS continues to perform site investigation activities related to the CCR Rule, which may result in updates to estimated costs as well as identification of additional required corrective actions.

In February 2026, the EPA issued a final rule amending the CCR Legacy rule. The ruling extends deadlines for various regulatory actions and clarifies previous information regarding implementation of the rule. SPS anticipates impacts to be consistent with prior accruals.

In April 2026, the EPA published a new proposed rule with additional amendments to the CCR Legacy Rule. SPS is evaluating this proposed rule and its potential impacts.

Air

Clean Air Act NOx Allowance Allocations — In June 2023, the EPA published final regulations for ozone under the “Good Neighbor” provisions of the Clean Air Act that established NOx allowance budgets for fossil fuel-fired electric generating facilities in subject states. The final rule establishes a federal plan and applies to generation facilities in Texas, as well as other states outside of our service territory. The EPA later proposed to include New Mexico in the federal plan.

If the rule is implemented, SPS anticipates the annual costs could be significant but recoverable through regulatory mechanisms. However, the plan is subject to both judicial and administrative stays while the EPA reconsiders the rule. In January 2026, the EPA proposed Phase 1 of its reconsideration of the “Good Neighbor” rule. SPS will continue to evaluate any additional phases of the reconsideration of this rule as they are published by the EPA.

Leases

PPA operating lease payments are included in electric fuel and purchased power, and expense for other operating leases is included in O&M expense and electric fuel and purchased power.

Components of lease expense:


	Three Months Ended Sept. 30
(Millions of Dollars)	2026		2025
Operating leases
PPA capacity payments	$	13			$	10
Other operating leases (a)	1			1
Total operating lease expense	$	14			$	11


	Nine Months Ended Sept. 30
(Millions of Dollars)	2026		2025
Operating leases
PPA capacity payments	$	35			$	28
Other operating leases (a)	3			3
Total operating lease expense	$	38			$	31

(a)Includes immaterial short-term lease expense.

Table of Contents

Commitments under operating leases as of Sept. 30, 2026:


(Millions of Dollars)	PPA Operating Leases		Other Operating Leases		Total Operating Leases
Total minimum obligation	$	324			$	40		$	364
Interest component of obligation	(46)			(8)			(54)
Present value of minimum obligation	$	278			$	32		310
Less current portion					(37)
Noncurrent operating lease liabilities					$	273

Variable Interest Entities

Under certain PPAs, SPS purchases power from IPPs for which SPS is required to reimburse fuel costs, or to participate in tolling arrangements under which SPS procures the natural gas required to produce the energy that it purchases. SPS has determined that certain IPPs are VIEs. SPS is not directly subject to risk of loss from the operations of these entities, and no additional significant financial support is required other than contractual payments for energy and capacity.

In addition, certain solar PPAs provide an option to purchase emission allowances or sharing provisions for specified transactions. These specific PPAs create a variable interest in the IPP.

SPS evaluated each of these VIEs for possible consolidation and concluded that these entities are not required to be consolidated in its financial statements because it does not have the power to direct the activities that most significantly impact the entities’ economic performance.

SPS had 1,197 MW of capacity under long-term PPAs at both Sept. 30, 2026 and Dec. 31, 2025 with entities that have been determined to be VIEs. These agreements have expiration dates through 2048.


10. Segment Information

Segment information:


	Three Months Ended Sept. 30
	2026		2025
(Millions of Dollars)	Regulated electric utility		Regulated electric utility
Operating revenues	$	738			$	655
Electric fuel and purchased power	216			208
O&M expenses	99			86
Depreciation and amortization	128			118
Other segment expenses, net	12			18
Interest charges and financing costs	58			45
Income tax expense	9			20
Net income	$	216			$	160


	Nine Months Ended Sept. 30
	2026		2025
(Millions of Dollars)	Regulated electric utility		Regulated electric utility
Operating revenues	$	1,657			$	1,684
Electric fuel and purchased power	432			582
O&M expenses	270			257
Depreciation and amortization	372			345
Other segment expenses, net	47			64
Interest charges and financing costs	148			133
Income tax benefit	(35)			(17)
Net income	$	423			$	320

Other segment expenses, net, includes conservation and DSM expenses, taxes (other than income taxes), other income, net and AFUDC - equity.


ITEM 2 — MANAGEMENT’S DISCUSSION AND ANALYSIS OF FINANCIAL CONDITION AND RESULTS OF OPERATIONS

Discussion of financial condition and liquidity for SPS is omitted per conditions set forth in General Instructions H(1)(a) and (b) of Form 10-Q for wholly owned subsidiaries. It is replaced with management’s narrative analysis of the results of operations set forth in General Instruction H(2)(a) of Form 10-Q for wholly owned subsidiaries (reduced disclosure format).

Non-GAAP Financial Measures

The following discussion includes financial information prepared in accordance with GAAP, as well as certain non-GAAP financial measures such as ongoing earnings. Generally, a non-GAAP financial measure is a measure of a company’s financial performance, financial position or cash flows that adjusts measures calculated and presented in accordance with GAAP.

SPS’ management uses non-GAAP measures for financial planning and analysis, for reporting of results to the Board of Directors, in determining performance-based compensation, and communicating its earnings outlook to analysts and investors. Non-GAAP financial measures are intended to supplement investors’ understanding of our performance and should not be considered alternatives for financial measures presented in accordance with GAAP. These measures are discussed in more detail below and may not be comparable to other companies’ similarly titled non-GAAP financial measures.

Earnings Adjusted for Certain Items (Ongoing Earnings)

Ongoing earnings reflect adjustments to GAAP earnings (net income) for certain items. We use this non-GAAP financial measure to evaluate and provide details of SPS’ core earnings and underlying performance.

We believe this measurement is useful to investors to evaluate the actual and projected financial performance and contribution of SPS. For the three and nine months ended Sept. 30, 2026 and 2025, there were no such adjustments to GAAP earnings and therefore GAAP earnings equal ongoing earnings.


Results of Operations

SPS’ net income was $423 million for the nine months ended Sept. 30, 2026 compared with $320 million for the prior year. The change was driven by sales growth, weather, and higher recovery of electric infrastructure investments, partially offset by increased depreciation expense and interest charges.

Electric Revenue

Electric revenues are impacted by fluctuations in the price of natural gas and coal, regulatory outcomes, market prices and seasonality. In addition, electric customers receive a credit for PTCs generated, which reduce electric revenue and income taxes.


(Millions of Dollars)	Nine Months Ended Sept. 30, 2026 vs. 2025
Recovery of lower cost of electric fuel and purchased power	$	(157)
PTCs flowed back to customers (offset by lower ETR)	(19)

Sales and demand	54
Non-fuel riders	41
Estimated impact of weather	29
Wholesale transmission	25

Total decrease	$	(27)

Table of Contents

Electric Fuel and Purchased Power — Expenses incurred for electric fuel and purchased power are impacted by fluctuations in market prices of natural gas and coal, as well as seasonality. These incurred expenses are generally recovered through various regulatory recovery mechanisms. As a result, changes in these expenses are largely offset in operating revenues and have minimal earnings impact.

Electric fuel and purchased power expenses decreased $150 million year-to-date. The decrease is primarily due to decreased regional commodity prices.

Non-Fuel Operating Expense and Other Items

Depreciation and Amortization — Depreciation and amortization increased $27 million year-to-date, largely due to system investment.

Interest Charges — Interest charges increased $25 million year-to-date, largely due to higher debt levels.

AFUDC, Equity and Debt — AFUDC increased $34 million year-to-date, largely due to system investment.


Public Utility Regulation and Other

The FERC and state and local regulatory commissions regulate SPS. SPS is subject to rate regulation by state utility regulatory agencies, which have jurisdiction with respect to the rates of electric distribution companies in New Mexico and Texas.

Rates are designed to recover plant investment, operating costs and an allowed return on investment. SPS requests changes in utility rates through commission filings. Changes in operating costs can affect SPS’ financial results, depending on the timing of rate cases and implementation of final rates. Other factors affecting rate filings are new investments, sales, conservation and demand side management efforts and the cost of capital.

In addition, the regulatory commissions authorize the ROE, capital structure and depreciation rates in rate proceedings. Decisions by these regulators can significantly impact SPS’ results of operations and credit quality.

Except to the extent noted below, the circumstances set forth in Public Utility Regulation included in Item 7 of SPS’ Annual Report on Form 10-K for the year ended Dec. 31, 2025, appropriately represent, in all material respects, the current status of public utility regulation and are incorporated herein by reference.

Pending and Recently Concluded Regulatory Proceedings

2025 New Mexico Electric Rate Case — In November 2025, SPS filed an electric rate case with the NMPRC. As updated in March 2026, SPS requested a revenue increase of $168 million (16.0%). The request was based on a future test year period ending Nov. 30, 2027, a ROE of 10.5%, an equity ratio of 56% and retail rate base of $3.9 billion.

In June 2026, SPS, New Mexico Department of Justice, New Mexico Large Customer Group and various other parties filed a comprehensive non-unanimous stipulation. NMPRC Staff opposes certain components of the stipulation.

Terms of the stipulation include:

•Base rate revenue increase of $90 million (7.7% total, or an annual average of 2.4% since the last rate case), based on the filed future test year.

•ROE of 9.5%.

•Equity ratio of 54.70%.

A hearing on the non-unanimous stipulation took place in July 2026. On Oct. 23, 2026, SPS received the Hearing Examiners’ Report, which recommended NMPRC approval with certain minor modifications. Any exceptions are required to be filed by Nov. 2, 2026. An NMPRC decision is anticipated in the fourth quarter of 2026, with implementation of rates expected in December 2026.

SPS 2023 Integrated Resource Plan — In October 2023, SPS filed its IRP with the NMPRC, which supports projected load growth and increasing reliability requirements, and secures replacement energy and capacity for retiring resources.

In July 2024, SPS issued a RFP, seeking approximately 3,200 MW of accredited capacity by 2030. In July 2025, the portfolio selection report was publicly filed with the NMPRC. SPS filed for approval of approximately 2,800 MW of accredited resources, including approximately 4,000 MW of nameplate capacity company owned resources and approximately 500 MW of nameplate capacity PPAs. SPS has received NMPRC approval of the CCN filings for the assets. In October 2026, the PUCT approved the self build portfolio with the exception of the Plant X battery storage project. The approval includes performance and cost cap guarantees. SPS will be seeking rehearing on this decision.

In October 2025, SPS issued a RFP to solicit 870 MW of accredited capacity through 2032 (approximately 1,500 MW to 3,000 MW nameplate capacity, or more depending on resource mix), with additional resources to be evaluated to meet the New Mexico RPS compliance need. The portfolio selection report was publicly filed with the NMPRC in July 2026, with a preferred portfolio that contains approximately 2,600 MW of nameplate capacity company owned resources and approximately 1,300 MW of nameplate capacity PPAs. Project CCNs are expected to be filed in early 2027.

SPS 2026 IRP — In October 2026, SPS filed its 2026 IRP with the NMPRC, which demonstrates projected load growth and shows energy and capacity resource portfolio needs under three different load forecast scenarios. Based on these forecast scenarios and the progress of existing resource acquisition processes, SPS' initial IRP modeling identified resource needs of approximately 2,000 MW of incremental accredited capacity by 2034. Following NMPRC action on the IRP, SPS expects to issue a competitive all-source solicitation for new generation in mid-2027 with project selection expected in early 2028.

Other

Tariffs, Trade Complaints and Federal Actions

Several trade cases related to anti-dumping and countervailing duty investigations are ongoing and we continue to monitor the potential impacts of these cases.

Executive orders have been issued imposing new global and country-specific tariffs on many imports, which may impact our procurement and development activities. Additionally, executive orders and actions from government agencies may impact the permitting of wind and solar facilities and the retirement of coal facilities.

SPS continues to assess the impacts of these tariffs, executive orders, trade complaints and federal policies on its business, including company owned projects and PPAs. SPS may seek regulatory relief, if required, in its jurisdictions.

Table of Contents

Continued and/or further policy actions or other restrictions, disruptions in imports from key suppliers, or any new trade complaint could impact viability, timelines and costs of various projects and PPAs.

Large Load/Data Center Tariffs — In the third quarter of 2026, SPS filed proposed tariff modifications in Texas to address new and certain existing loads over 75 MW. The proposed tariff includes a minimum initial term of 15 years, minimum bill provisions, termination and exit fees, and credit requirements. SPS expects to propose an incremental cost test applicable to this tariff in its next rate case. A decision is expected in 2027.

SPS expects to file similar tariff modifications in New Mexico in the fourth quarter of 2026.

Environmental Regulation

Throughout 2025 and 2026, the EPA has announced various regulatory actions addressing a wide range of environmental regulations. SPS will continue to monitor proposed rules as they move toward final action. Additionally, any other amendments and changes to rules will be evaluated as proposed by the EPA.

Clean Air Act

Power Plant Greenhouse Gas Regulations — In April 2024, the EPA published final rules addressing greenhouse gas emissions from the power sector. The rules establish requirements for new natural gas-fired generating units and emission guidelines for existing coal and certain natural gas generation. In September 2026, the EPA issued a final rule repealing portions of the 2024 rules, including carbon capture and storage (CCS) standards. The EPA simultaneously proposed to rescind the remaining power plant GHG regulations.

Endangerment Finding — In February 2026, the EPA issued a final rule repealing the 2009 Endangerment Finding and associated regulations addressing GHG emissions from new motor vehicles and engines under the Clean Air Act. SPS will monitor any additional actions and evaluate the impacts.

Emerging Contaminants of Concern

PFAS are man-made chemicals that are widely used in consumer products and can persist and bio-accumulate in the environment. SPS does not manufacture PFAS, but because PFAS are so ubiquitous in products and the environment, it may impact our operations.

In June 2024, the EPA finalized a rule that designated certain PFAS as hazardous substances under CERCLA. In July 2024, the EPA finalized another rule that set enforceable drinking water standards for certain PFAS.

Potential costs for these rules and any additional proposed regulations related to PFAS are uncertain and will be determined on a site specific basis where applicable. If costs are incurred, SPS believes the costs would be recoverable through rates based on prior state commission practices.


ITEM 4 — CONTROLS AND PROCEDURES

Disclosure Controls and Procedures

SPS maintains a set of disclosure controls and procedures designed to ensure that information required to be disclosed in reports that it files or submits under the Securities Exchange Act of 1934 is recorded, processed, summarized and reported within the time periods specified in SEC rules and forms.

In addition, the disclosure controls and procedures ensure that information required to be disclosed is accumulated and communicated to management, including the CEO and CFO, allowing timely decisions regarding required disclosure.

As of Sept. 30, 2026, based on an evaluation carried out under the supervision and with the participation of SPS’ management, including the CEO and CFO, of the effectiveness of its disclosure controls and procedures, the CEO and CFO have concluded that SPS’ disclosure controls and procedures were effective.

Internal Control Over Financial Reporting

No changes in SPS’ internal control over financial reporting occurred during the most recent fiscal quarter that materially affected, or are reasonably likely to materially affect, SPS’ internal control over financial reporting.

PART II — OTHER INFORMATION


ITEM 1 — LEGAL PROCEEDINGS

SPS is involved in various litigation matters in the ordinary course of business. The assessment of whether a loss is probable or is a reasonable possibility, and whether the loss or a range of loss is estimable, often involves a series of complex judgments about future events. Management maintains accruals for losses probable of being incurred and subject to reasonable estimation.

Management is sometimes unable to estimate an amount or range of a reasonably possible loss in certain situations, including but not limited to, when (1) the damages sought are indeterminate, (2) the proceedings are in the early stages or (3) the matters involve novel or unsettled legal theories. In such cases, there is considerable uncertainty regarding the timing or ultimate resolution of such matters, including a possible eventual loss.

For current proceedings not specifically reported herein, management does not anticipate that the ultimate liabilities, if any, would have a material effect on SPS’ financial statements. Legal fees are generally expensed as incurred.

See Note 9 to the financial statements and Part I Item 2 for further information.


ITEM 1A — RISK FACTORS

SPS’ risk factors are documented in Item 1A of Part I of its Annual Report on Form 10-K for the year ended Dec. 31, 2025, which is incorporated herein by reference. There have been no material changes from the risk factors previously disclosed in the Form 10-K.


ITEM 5 — OTHER INFORMATION

None of the Company’s directors or officers adopted, modified, or terminated a Rule 10b5-1 trading arrangement or a non-Rule 10b5-1 trading arrangement during the Company’s fiscal quarter ended Sept. 30, 2026.

Table of Contents


ITEM 6 — EXHIBITS

* Indicates incorporation by reference


Exhibit Number	Description	Report or Registration Statement	Exhibit Reference
3.01*	Amended and Restated Articles of Incorporation, dated Sept. 30, 1997	SPS Form 10-Q for the quarter ended Sept. 30, 2017	3.01
3.02*	Amended and Restated Bylaws of SPS, dated Jan. 25, 2019	SPS Form 10-K for the year ended Dec. 31, 2018	3.02
31.01	Principal Executive Officer’s certifications pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002
31.02	Principal Financial Officer’s certifications pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002
32.01	Certifications pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002
101.INS	Inline XBRL Instance Document - the instance document does not appear in the Interactive Data File because its XBRL tags are embedded within the Inline XBRL document
101.SCH	Inline XBRL Schema
101.CAL	Inline XBRL Calculation
101.DEF	Inline XBRL Definition
101.LAB	Inline XBRL Label
101.PRE	Inline XBRL Presentation
104	Cover Page Interactive Data File (formatted as Inline XBRL and contained in Exhibit 101)

Table of Contents

SIGNATURES

Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned thereunto duly authorized.


		Southwestern Public Service Company

October 29, 2026	By:	/s/ MELISSA L. OSTROM
		Melissa L. Ostrom
		Senior Vice President, Controller
		(Principal Accounting Officer)


	By:	/s/ BRIAN J. VAN ABEL
		Brian J. Van Abel
		Executive Vice President, Chief Financial Officer
		(Principal Financial Officer)

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