SlideShare ist ein Scribd-Unternehmen logo
UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION
                                          Washington, D.C. 20549

                                              FORM 10-Q
(Mark One)
    ¥       QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE
            SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934
            For the quarterly period ended June 30, 2002
                                                          OR

    n       TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE
            SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934
            For the transition period from                 to
                           Exact name of registrant as speciÑed in its charter, State or other
        Commission          jurisdiction of incorporation or organization, Address of principal     IRS Employer
        File Number     executive oÇces and Registrant's Telephone Number, including area code    IdentiÑcation No.

        000-31709            NORTHERN STATES POWER COMPANY                                         41-1967505
                                      (a Minnesota Corporation)
                              414 Nicollet Mall, Minneapolis, Minn. 55401
                                      Telephone (612) 330-5500
        001-3140             NORTHERN STATES POWER COMPANY                                         39-0508315
                                      (a Wisconsin Corporation)
                            1414 W. Hamilton Ave., Eau Claire, Wis. 54701
                                      Telephone (715) 839-2621
        001-3280           PUBLIC SERVICE COMPANY OF COLORADO                                      84-0296600
                                       (a Colorado Corporation)
                                 1225 17th Street, Denver, Colo. 80202
                                      Telephone (303) 571-7511
        001-3789          SOUTHWESTERN PUBLIC SERVICE COMPANY                                      75-0575400
                                     (a New Mexico Corporation)
                                 Tyler at Sixth, Amarillo, Texas 79101
                                      Telephone (303) 571-7511


     Indicate by check mark whether the registrant (1) has Ñled all reports required to be Ñled by Section 13
or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 during the preceding 12 months (or for such shorter period
that the registrant was required to Ñle such reports), and (2) has been subject to such Ñling requirements for
the past 90 days. Yes ¥         No n
     Northern States Power Co. (a Minnesota corporation), Northern States Power Co. (a Wisconsin
corporation), Public Service Co. of Colorado and Southwestern Public Service Co. meet the conditions set
forth in General Instruction H(1)(a) and (b) of Form 10-Q and are therefore Ñling this Form 10-Q with the
reduced disclosure format speciÑed in General Instruction H(2) to such Form 10-Q.
     Indicate the number of shares outstanding of each of the issuer's classes of common stock, as of the latest
practicable date. All outstanding common stock is owned beneÑcially and of record by Xcel Energy Inc., a
Minnesota corporation. Shares outstanding at July 31, 2002:
Northern States Power Co. (a Minnesota Corporation)             Common     Stock,   $0.01 par value 1,000,000 Shares
Northern States Power Co. (a Wisconsin Corporation)             Common     Stock,   $100 par value    933,000 Shares
Public Service Co. of Colorado                                  Common     Stock,   $0.01 par value       100 Shares
Southwestern Public Service Co.                                 Common     Stock,   $1 par value          100 Shares
Table of Contents

                                 PART I Ì FINANCIAL INFORMATION

Item 1.   Financial StatementsÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                      2
Item 2.   Management's Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations ÏÏ             29

                                 PART II Ì OTHER INFORMATION
Item 1.   Legal Proceedings ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                     41
Item 6.   Exhibits and Reports on Form 8-KÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                     42

     This combined Form 10-Q is separately Ñled by Northern States Power Co., a Minnesota corporation
(NSP-Minnesota), Northern States Power Co., a Wisconsin corporation (NSP-Wisconsin), Public Service
Co. of Colorado (PSCo) and Southwestern Public Service Co. (SPS). NSP-Minnesota, NSP-Wisconsin,
PSCo and SPS are all wholly owned subsidiaries of Xcel Energy Inc. Xcel Energy is a registered holding
company under the Public Utility Holding Company Act (PUHCA). Additional information on Xcel Energy
is available on various Ñlings with the SEC.
    Information contained in this report relating to any individual company is Ñled by such company on its
own behalf. Each registrant makes representations only as to itself and makes no other representations
whatsoever as to information relating to the other registrants.
    This report should be read in its entirety. No one section of the report deals with all aspects of the subject
matter.




                                                        1
PART 1.    FINANCIAL INFORMATION
Item 1. Financial Statements
                               NSP-MINNESOTA AND SUBSIDIARIES
                          CONSOLIDATED STATEMENTS OF INCOME

                                                          Three Months Ended
                                                                June 30            Six Months Ended June 30
                                                          2002          2001          2002          2001
                                                                           (Unaudited)
                                                                       (Thousands of Dollars)
Operating revenues:
 Electric utilityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       $563,918   $654,359     $1,101,800     $1,268,474
 Gas utility ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          89,782     92,932        277,318        445,670
 Electric tradingÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           5,368         Ì          18,436             Ì
 Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             5,231     11,924         11,964         27,144
    Total operating revenues ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       664,299     759,215     1,409,518         1,741,288
Operating expenses:
 Electric fuel and purchased power ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       192,908     241,812        377,353         484,859
 Cost of gas sold and transported ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        59,390      66,123        187,878         354,515
 Electric trading costs ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         7,326          Ì          17,294              Ì
 Other operating and maintenance expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏ        188,228     206,259        410,102         422,036
 Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         87,556      83,415        172,989         166,594
 Taxes (other than income taxes) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         42,612      49,493         85,929         101,341
 Special charges (see Note 2) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             Ì           Ì           4,324              Ì
    Total operating expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       578,020     647,102     1,255,869         1,529,345
Operating incomeÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           86,279     112,113        153,649         211,943
Other income Ì net of other expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         5,896       4,037         14,560           3,808
Interest charges and Ñnancing costs:
  Interest charges Ì net of amounts capitalized ÏÏÏÏÏÏ     17,041      19,224         34,617          44,338
  Distributions on redeemable preferred securities of
     subsidiary trust ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        3,938       3,937          7,875           7,875
    Total interest charges and Ñnancing costs ÏÏÏÏÏÏÏÏ     20,979      23,161         42,492          52,213
Income before income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         71,196      92,989        125,717         163,538
Income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           28,772      36,588         50,260          64,965
Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         $ 42,424   $ 56,401     $    75,457    $     98,573




                            See Notes to Consolidated Financial Statements

                                                   2
NSP-MINNESOTA
                       CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS

                                                                                 Six Months Ended June 30
                                                                                    2002          2001
                                                                                        (Unaudited)
                                                                                  (Thousands of Dollars)
Operating activities:
 Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           $ 75,457     $ 98,573
 Adjustments to reconcile net income to cash provided by operating activities:
    Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        177,966       173,724
    Nuclear fuel amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         24,586        21,059
    Deferred income taxesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          (30,725)       10,392
    Amortization of investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       (4,211)       (4,095)
    Allowance for equity funds used during construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      (3,423)       (4,639)
    Conservation incentive accrual adjustments ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       (4,714)      (32,218)
    Gain on sale of property ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         (6,785)           Ì
    Change in accounts receivable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         40,284        52,785
    Change in inventories ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           3,311         8,122
    Change in other current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        21,789        55,198
    Change in accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         (33,825)     (119,422)
    Change in other current liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ     (46,287)      (74,406)
    Change in other assets and liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      24,991         1,581
       Net cash provided by operating activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ    238,414          186,654
Investing activities:
  Utility capital/construction expendituresÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ    (201,216)        (194,261)
  Proceeds from sale of property ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        11,152               Ì
  Allowance for equity funds used during construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       3,423            4,639
  Investments in external decommissioning fund ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       (29,383)         (28,446)
  Other investments Ì netÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           (1,619)          (9,908)
    Net cash used in investing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ    (217,643)     (227,976)
Financing activities:
  Short-term borrowings Ì net ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          37,997          (51,327)
  Repayment of long-term debt, including reacquisition premiums ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        (778)           (970)
  Capital contributions from parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        42,431          175,000
  Dividends paid to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        (92,679)         (74,864)
    Net cash (used in) provided by Ñnancing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ     (13,029)          47,839
Net increase in cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        7,742            6,517
Cash and cash equivalents at beginning of year ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      17,169           11,926
Cash and cash equivalents at end of year ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ     $ 24,911     $     18,443




                           See Notes to Consolidated Financial Statements

                                                  3
NSP-MINNESOTA AND SUBSIDIARIES
                                   CONSOLIDATED BALANCE SHEETS
                                                                                              June 30        Dec. 31
                                                                                               2002           2001
                                                                                                   (Unaudited)
                                                                                              (Thousands of Dollars)
                                                        ASSETS
Current assets:
  Cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $            24,911    $     17,169
  Accounts receivable Ì net of allowance for bad debts: $5,378 and $5,452, respectively ÏÏÏ    209,223         227,007
  Accounts receivable from aÇliates ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              8,911          31,528
  Accrued unbilled revenuesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              106,096         125,770
  Materials and supplies inventories at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        107,226         103,934
  Fuel inventory at average costÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             34,789          31,945
  Gas inventory at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             15,675          25,122
  Derivative instruments valuation ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               925             204
  Prepayments and otherÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                51,371          48,285
      Total current assetsÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             559,127         610,964
Property, plant and equipment, at cost:
  Electric utility plant ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      6,716,199         6,582,337
  Gas utility plant ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          696,112           695,338
  Construction work in progress ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         361,447           316,468
  Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             361,207           368,513
       Total property, plant and equipmentÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      8,134,965         7,962,656
  Less accumulated depreciation ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (4,460,447)             (4,310,214)
  Nuclear fuel Ì net of accumulated amortization: $1,034,441 and $1,009,855, respectively    69,428            96,315
       Net property, plant and equipmentÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       3,743,946         3,748,757
Other assets:
  Nuclear decommissioning fund investments ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          595,051           596,113
  Other investments ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            23,882            22,542
  Regulatory assetsÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           210,489           226,088
  Prepaid pension asset ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          226,817           188,287
  Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              67,218            64,278
    Total other assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        1,123,457         1,097,308
    Total assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 5,426,530             $ 5,457,029
                                                LIABILITIES AND EQUITY
Current liabilities:
  Current portion of long-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 152,428             $     153,134
  Short-term debtÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            419,180             381,184
  Accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            188,040             235,930
  Accounts payable to aÇliates ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           56,592              42,550
  Taxes accrued ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            127,663             168,491
  Dividends payable to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           51,049              44,332
  Derivative instruments valuation ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            321                  Ì
  Prepayments and otherÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             63,039              76,004
       Total current liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ    1,058,312           1,101,625
Deferred credits and other liabilities:
  Deferred income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           679,326             697,605
  Deferred investment tax creditsÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          78,175              82,598
  Regulatory liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        474,798             468,051
  BeneÑt obligations and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         147,471             133,771
       Total deferred credits and other liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,379,770           1,382,025
Long-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          1,033,882           1,039,220
Mandatorily redeemable preferred securities of subsidiary trust ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ   200,000             200,000
  Common stock Ì authorized 5,000,000 shares of $0.01 par value, outstanding 1,000,000
    shares ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 10                  10
Premium on common stockÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              804,586             762,155
Retained earnings ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           966,496             990,435
Leveraged ESOP ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              (16,881)            (18,564)
Accumulated other comprehensive income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               355                 123
  Total common stockholder's equity ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        1,754,566           1,734,159
Commitments and contingencies (See Note 5)
       Total liabilities and equity ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 5,426,530        $ 5,457,029


                               See Notes to Consolidated Financial Statements

                                                         4
NSP-WISCONSIN
                                   STATEMENTS OF INCOME

                                                             Three Months Ended        Six Months Ended
                                                                   June 30                   June 30
                                                              2002         2001        2002          2001
                                                                              (Unaudited)
                                                                         (Thousands of Dollars)
Operating revenues:
 Electric utilityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ     $110,189   $103,943     $227,111      $217,835
 Gas utility ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        18,845     17,976       59,239        87,526
 Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              25         86          111           211
    Total operating revenues ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ     129,059     122,005     286,461       305,572
Operating expenses:
 Electric fuel and purchased power ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      50,115       58,993    104,646       119,516
 Cost of gas sold and transported ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      13,523       12,912     42,757        69,944
 Other operating and maintenance expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       25,303       25,922     48,891        51,064
 Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       11,084       10,278     21,839        20,521
 Taxes (other than income taxes) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        4,117        3,972      8,217         8,034
 Special charges (see Note 2) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           Ì            Ì         512            Ì
     Total operating expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ    104,142     112,077     226,862       269,079
Operating incomeÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         24,917       9,928      59,599        36,493
Other income (expense) Ì net ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           171         441         993           735
Interest charges ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        5,740       5,302      11,573        10,841
Income before income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       19,348        5,067     49,019        26,387
Income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          6,930        1,653     18,650         9,881
Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       $ 12,418   $    3,414   $ 30,369      $ 16,506




                                 See Notes to Financial Statements

                                                 5
NSP-WISCONSIN
                                 STATEMENTS OF CASH FLOWS

                                                                                        Six Months Ended
                                                                                             June 30
                                                                                       2002           2001
                                                                                           (Unaudited)
                                                                                      (Thousands of Dollars)
Operating activities:
 Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            $ 30,369         $ 16,506
 Adjustments to reconcile net income to net cash provided by operating
    activities:
    Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             22,383        21,027
    Deferred income taxesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                1,309         1,546
    Amortization of investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             (403)         (410)
    Allowance for equity funds used during construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            (274)         (744)
    Undistributed equity in earnings of unconsolidated aÇliates ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           (81)         (131)
    Change in accounts receivable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                213        11,633
    Change in inventories ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               2,363         1,178
    Change in other current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            11,233        14,293
    Change in accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               4,611       (29,464)
    Change in other current liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           9,241         2,009
    Change in other assets and liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          (5,538)       (2,752)
       Net cash provided by operating activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         75,426           34,691
Investing activities:
  Capital/construction expenditures ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           (17,270)         (30,149)
  Allowance for equity funds used during construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             274              744
  Other investments Ì netÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                (275)               21
       Net cash used in investing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ     (17,271)         (29,384)
Financing activities:
  Short-term borrowings from aÇliate Ì netÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         (34,300)           5,900
  Capital contributions from parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          2,438               Ì
  Dividends paid to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         (22,425)         (11,207)
      Net cash used in Ñnancing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       (54,287)             (5,307)
Net increase in cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            3,868               0
Cash and cash equivalents at beginning of period ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              30              31
Cash and cash equivalents at end of period ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      $     3,898      $       31




                                  See Notes to Financial Statements

                                                  6
NSP-WISCONSIN
                                              BALANCE SHEETS
                                                                                                 June 30       Dec. 31
                                                                                                  2002          2001
                                                                                                      (Unaudited)
                                                                                                 (Thousands of Dollars)
                                                       ASSETS
Current assets:
  Cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            $      3,898    $         30
  Accounts receivable Ì net of allowance for bad debts: $1,137 and $969, respectively ÏÏÏÏ         31,577          31,870
  Accounts receivable from aÇliatesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  3,094           3,006
  Accrued unbilled revenues ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  12,591          20,596
  Materials and supplies inventories at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             6,763           5,885
  Fuel inventory at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 4,963           5,854
  Gas inventory at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                   962           3,311
  Prepaid taxesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                   13,146          13,157
  Prepayments and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                      733           3,949
    Total current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 77,727          87,658
Property, plant and equipment, at cost:
  Electric utility plant ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         1,146,273           1,132,114
  Gas utility plant ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             129,475             127,635
  Other and construction work in progress ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           113,585             115,435
       Total property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         1,389,333           1,375,184
  Less accumulated depreciation ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            (572,147)           (553,467)
    Net property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             817,186             821,717
Other assets:
  Other investments ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                10,182           9,824
  Regulatory assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               36,348          37,123
  Prepaid pension asset ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              33,688          28,563
  Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  9,050           7,373
       Total other assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             89,268          82,883
       Total assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           $ 984,181       $ 992,258

                                              LIABILITIES AND EQUITY
Current liabilities:
  Current portion of long-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          $         34    $         34
  Short-term debt Ì notes payable to aÇliateÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                    Ì           34,300
  Accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                   13,676          14,482
  Accounts payable to aÇliates ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  5,416              Ì
  Dividends payable to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 12,349          10,988
  Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                    31,120          22,515
       Total current liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              62,595          82,319
Deferred credits and other liabilities:
  Deferred income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 121,938         119,895
  Deferred investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                15,224          15,628
  Regulatory liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                16,194          16,891
  BeneÑt obligations and otherÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 36,546          34,925
       Total deferred credits and other liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          189,902         187,339
Long-term debtÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                   313,098         313,054
Common stock Ì authorized 1,000,000 shares of $100 par value; outstanding 933,000
  sharesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                    93,300          93,300
Premium on common stock ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                     62,210          59,771
Retained earnings ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 263,076         256,475
       Total common stockholder's equity ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               418,586         409,546
Commitments and contingent liabilities (see Note 5)
       Total liabilities and equityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        $ 984,181       $ 992,258


                                       See Notes to Financial Statements

                                                         7
PUBLIC SERVICE CO. OF COLORADO AND SUBSIDIARIES
                          CONSOLIDATED STATEMENTS OF INCOME

                                                          Three Months Ended June 30      Six Months Ended June 30
                                                             2002           2001             2002          2001
                                                                                 (Unaudited)
                                                                           (Thousands of Dollars)
Operating revenues:
 Electric utilityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           $ 451,880      $ 610,135      $ 889,529      $1,199,817
 Electric tradingÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              490,177        421,848        790,436         720,280
 Gas utility ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              115,563        284,734        432,428         832,534
 Steam and otherÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  5,213          6,784         12,978          19,068
    Total operating revenues ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           1,062,833      1,323,501      2,125,371       2,771,699
Operating expenses:
 Electric fuel and purchased power ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              196,775        347,568       405,943        688,326
 Electric trading costs ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              488,894        413,014       792,753        690,156
 Cost of gas sold and transported ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               50,862        217,088       261,706        665,384
 Cost of sales Ì steam and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 2,275          2,137         3,800          7,612
 Other operating and maintenance expenses ÏÏÏÏÏ               105,460        110,954       222,778        213,243
 Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                64,094         58,185       128,658        116,281
 Taxes (other than income taxes) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                20,440         22,029        42,711         43,878
 Special charges (see Note 2) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                    Ì          23,018           131         23,018
    Total operating expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              928,800     1,193,993      1,858,480       2,447,898
Operating incomeÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 134,033        129,508       266,891        323,801
Other income (expense) Ì net ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                    980         (2,488)        (112)          7,241
Interest charges and Ñnancing costs:
  Interest charges Ì net of amount capitalizedÏÏÏÏ             32,459         29,006        60,114          59,171
  Distributions on redeemable preferred securities
     of subsidiary trustÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               3,572          3,800          7,372          7,600
    Total interest charges and Ñnancing costs ÏÏÏÏÏ            36,031         32,806        67,486          66,771
Income before income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                98,982         94,214       199,293        264,271
Income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  36,621         27,912        70,240         90,579
Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             $    62,361    $    66,302    $ 129,053      $ 173,692




                            See Notes to Consolidated Financial Statements

                                                      8
PUBLIC SERVICE CO. OF COLORADO AND SUBSIDIARIES
                       CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS

                                                                                 Six Months Ended June 30
                                                                                    2002          2001
                                                                                        (Unaudited)
                                                                                  (Thousands of Dollars)
Operating activities:
 Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           $129,053     $ 173,692
 Adjustments to reconcile net income to net cash provided by operating
    activities:
    Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        133,089       120,468
    Deferred income taxesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           23,103        (4,211)
    Amortization of investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       (2,189)       (2,059)
    Allowance for equity funds used during construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         (21)        (368)
    Unrealized gain on derivative Ñnancial instrumentsÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        (591)       23,018
    Change in accounts receivable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         38,128        54,000
    Change in inventories ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           6,162        20,658
    Change in other current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       (87,688)      219,185
    Change in accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         (37,291)     (258,954)
    Change in other current liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      90,586        59,247
    Change in other assets and liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       5,892        14,667
       Net cash provided by operating activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ    298,233          419,343
Investing activities:
  Capital/construction expenditures ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      (223,915)        (172,610)
  Proceeds from disposition of property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ     13,547            4,197
  Allowance for equity funds used during construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          21              368
  Other investments Ì netÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           (6,207)          (2,149)
       Net cash used in investing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ   (216,554)     (170,194)
Financing activities:
  Short-term borrowings Ì net ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         (30,448)           4,575
  Proceeds from issuance of long-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            Ì           100,000
  Repayment of long-term debt, including reacquisition premiums ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      (2,625)        (240,575)
  Capital contributions from parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        54,749               Ì
  Dividends paid to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       (108,869)        (113,136)
      Net cash used in Ñnancing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      (87,193)     (249,136)
  Net (decrease) increase in cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      (5,514)              13
  Cash and cash equivalents at beginning of period ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      22,666           15,696
  Cash and cash equivalents at end of period ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ     $ 17,152     $     15,709




                           See Notes to Consolidated Financial Statements

                                                  9
PUBLIC SERVICE CO. OF COLORADO AND SUBSIDIARIES
                               CONSOLIDATED BALANCE SHEETS

                                                                                  June 30         Dec. 31
                                                                                   2002             2001
                                                                                        (Unaudited)
                                                                                   (Thousands of Dollars)
                                                 ASSETS
Current assets:
  Cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         $     17,152     $     22,666
  Accounts receivable Ì net of allowance for bad debts of $12,895 and
    $14,510, respectively ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             168,402          209,913
  Accounts receivable from aÇliatesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               3,384               Ì
  Accrued unbilled revenues ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              269,064          269,167
  Recoverable purchased gas and electric energy costs ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           92,378           16,763
  Materials and supplies inventories at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         43,511           40,893
  Fuel inventory at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             26,938           22,135
  Gas inventory Ì replacement cost (below) in excess of LIFO: $(33,069)
    and $11,331, respectivelyÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              65,922           79,505
  Derivative instruments valuation Ì at market ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             6,355            3,855
  Prepayments and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                43,641           56,001
    Total current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             736,747          720,898


Property, plant and equipment, at cost:
  Electric utilityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            5,276,483        5,253,693
  Gas utility ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             1,440,223        1,416,730
  Other and construction work in progressÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             977,027          859,800
    Total property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         7,693,733        7,530,223
  Less: accumulated depreciation ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         (2,821,204)      (2,746,687)
    Net property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            4,872,529        4,783,536


Other assets:
  Other investments ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                16,319           10,112
  Regulatory assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              184,123          192,841
  Prepaid pension assetÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               66,063           60,797
  Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 39,360           72,694
    Total other assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             305,865          336,444
    Total assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         $ 5,915,141      $ 5,840,878




                                                  10
June 30         Dec. 31
                                                                                    2002             2001
                                                                                         (Unaudited)
                                                                                    (Thousands of Dollars)
                                     LIABILITIES AND EQUITY
Current liabilities:
  Current portion of long-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        $    267,082     $     17,174
  Short-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                560,929          591,377
  Accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                342,440          359,406
  Accounts payable to aÇliates ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               39,827           60,151
  Taxes accruedÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  78,924           60,780
  Dividends payable to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               61,116           53,387
  Derivative instruments valuation Ì at market ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              6,542           50,385
  Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 213,687          141,245
    Total current liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           1,570,547        1,333,905
Deferred credits and other liabilities:
  Deferred income taxesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                561,754          564,268
  Deferred investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              77,464           79,652
  Regulatory liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              47,207           49,048
  Other deferred credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               15,130           12,435
  Customer advances for construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               91,535           85,582
  BeneÑt obligations and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               83,323           66,835
    Total deferred credits and other liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         876,413          857,820
Long-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                1,212,857        1,465,055
Mandatorily redeemable preferred securities of subsidiary trustÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         194,000          194,000
Common stock Ì authorized 100 shares of $0.01 par value, outstanding
  100 shares ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                      Ì                Ì
Premium on common stock ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 1,644,833        1,590,084
Retained earningsÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 416,801          404,347
Accumulated other comprehensive incomeÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                   (310)           (4,333)
   Total common stockholder's equity ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              2,061,324        1,990,098
Commitments and contingent liabilities (see Note 5)
    Total liabilities and equityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       $ 5,915,141      $ 5,840,878




                            See Notes to Consolidated Financial Statements

                                                   11
SOUTHWESTERN PUBLIC SERVICE CO.
                                    STATEMENTS OF INCOME
                                                             Three Months Ended          Six Months Ended
                                                                   June 30                    June 30
                                                             2002          2001         2002          2001
                                                                              (Unaudited)
                                                                         (Thousands of Dollars)
Operating revenues Ì electric utility ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ   $266,917    $371,681     $478,609      $700,954
Operating expenses:
 Electric fuel and purchased power ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       158,399     261,339       256,375      465,675
 Other operating and maintenance expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         38,370      37,251        77,886       73,297
 Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         21,287      20,540        43,291       40,809
 Taxes (other than income taxes) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         14,219      10,167        25,977       25,076
 Special charges (see Note 2) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             Ì           Ì          5,321           Ì
    Total operating expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ       232,275     329,297       408,850      604,857
Operating incomeÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           34,642      42,384        69,759       96,097
Other income Ì net ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              251       5,031         2,099        7,274
Interest charges and Ñnancing costs:
  Interest charges Ì net of amounts capitalized ÏÏÏÏÏÏÏÏÏ     11,442      12,808        22,834       24,888
  Distributions on redeemable preferred securities of
     subsidiary trust ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        1,962        1,962        3,925         3,925
    Total interest charges and Ñnancing costs ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ     13,404      14,770        26,759       28,813
Income before income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         21,489      32,645        45,099       74,558
Income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            8,060      12,343        16,922       28,207
Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         $ 13,429    $ 20,302     $ 28,177      $ 46,351




                                  See Notes to Financial Statements

                                                  12
SOUTHWESTERN PUBLIC SERVICE CO.
                                  STATEMENTS OF CASH FLOWS

                                                                                       Six Months Ended
                                                                                            June 30
                                                                                       2002         2001
                                                                                          (Unaudited)
                                                                                     (Thousands of Dollars)
Operating activities:
 Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              $ 28,177     $ 46,351
 Adjustments to reconcile net income to net cash provided by operating activities:
    Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            51,397       42,971
    Deferred income taxesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 300          100
    Amortization of investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            (125)        (125)
    Change in accounts receivable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           (47,305)       1,325
    Change in inventories ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             (1,846)       7,075
    Change in other current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           34,790      (13,456)
    Change in accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              3,375      (89,912)
    Change in other current liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        (46,083)      54,024
    Change in other assets and liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         (1,329)     (13,022)
       Net cash provided by operating activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        21,351       35,331
Investing activities:
  Capital/construction expenditures ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ          (26,007)     (66,636)
  Costs/proceeds from disposition of property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        6,984          925
  Other investments Ì netÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              (2,937)     119,539
       Net cash (used in) provided by investing activitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ      (21,960)      53,828
Financing activities:
  Short-term borrowings Ì net ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             15,000      (30,390)
  Repayment of long-term debt, including reacquisition premiums ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ             Ì           168
  Capital contributions from parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              615           Ì
  Dividends paid to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           (60,969)     (43,938)
      Net cash used in Ñnancing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         (45,354)     (74,160)
  Net (decrease) increase in cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        (45,963)      14,999
  Cash and cash equivalents at beginning of period ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         65,499       10,826
  Cash and cash equivalents at end of period ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        $ 19,536    $ 25,825




                                   See Notes to Financial Statements

                                                   13
SOUTHWESTERN PUBLIC SERVICE CO.
                                             BALANCE SHEETS
                                                                                               June 30         Dec. 31
                                                                                                2002            2001
                                                                                                     (Unaudited)
                                                                                               (Thousands of Dollars)
                                                       ASSETS
Current assets:
  Cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           $       19,536    $    65,499
  Accounts receivable Ì net of allowance for bad debts of $1,324 and $1,785,
    respectively ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  63,477          61,688
  Accounts receivable from aÇliatesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 45,515              Ì
  Accrued unbilled revenues ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  57,302          75,924
  Materials and supplies inventories at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            14,499          12,588
  Fuel and gas inventories at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               1,324           1,390
  Current portion of accumulated deferred income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               1,420          10,068
  Derivative instruments valuation Ì at market ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                1,061              Ì
  Prepayments and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                    2,653          10,170
    Total current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                206,787         237,327
Property, plant and equipment, at cost:
  Electric utilityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               3,061,849      3,056,459
  Other and construction work in progress ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                69,069         55,436
    Total property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              3,130,918      3,111,895
  Less: accumulated depreciation ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              (1,321,766)    (1,275,501)
    Net property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               1,809,152      1,836,394
Other assets:
  Other investments ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 14,282            11,345
  Regulatory assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               122,397            96,613
  Prepaid pension asset ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               93,705            82,503
  Deferred charges and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ               18,479            36,598
    Total other assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              248,863           227,059
    Total assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           $ 2,264,802       $ 2,300,780
                                              LIABILITIES AND EQUITY
Current liabilities:
  Accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ            $      68,523     $    72,204
  Accounts payable to aÇliates ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  8,947           1,891
  Short-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                   15,000              Ì
  Taxes accrued ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                   36,863          35,274
  Interest accrued ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                   7,585           9,696
  Dividends payable to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  7,943          20,969
  Derivative instruments valuation Ì at market ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                1,044           1,131
  Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                    22,544          68,105
    Total current liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              168,449         209,270
Deferred credits and other liabilities:
  Deferred income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 393,732         392,907
  Deferred investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 4,342           4,467
  Regulatory liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                17,318           1,117
  Derivative instruments valuation Ì at market ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                5,427           5,809
  BeneÑt obligations and otherÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 22,141          15,815
    Total deferred credits and other liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ           442,960         420,115
Long-term debtÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                   725,519         725,375
Mandatorily redeemable preferred securities of subsidiary trust ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ         100,000         100,000
Common stock Ì authorized 200 shares of $1.00 par value, outstanding 100 shares ÏÏÏÏÏ                Ì               Ì
Premium on common stock ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                    406,151         405,536
Retained earnings ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 425,150         444,917
Accumulated other comprehensive loss ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                 (3,427)         (4,433)
    Total common stockholder's equity ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                827,874         846,020
Commitments and contingent liabilities (see Note 5)
    Total liabilities and equityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ        $ 2,264,802       $ 2,300,780



                                       See Notes to Financial Statements

                                                        14
NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS

     In the opinion of management, the accompanying unaudited consolidated and stand-alone Ñnancial
statements contain all adjustments necessary to present fairly the Ñnancial position of NSP-Minnesota, NSP-
Wisconsin, PSCo and SPS (collectively referred to as the Utility Subsidiaries of Xcel Energy) as of June 30,
2002, and Dec. 31, 2001, the results of their operations for the three and six months ended June 30, 2002 and
2001, and their cash Öows for the three and six months ended June 30, 2002 and 2001. Due to the seasonality
of electric and gas sales of Xcel Energy's Utility Subsidiaries, quarterly results are not necessarily an
appropriate base from which to project annual results.

     The accounting policies of NSP-Minnesota, NSP-Wisconsin, PSCo and SPS are set forth in Note 1 to
the Ñnancial statements in their respective Annual Reports on Form 10-K for the year ended Dec. 31, 2001.
The following notes should be read in conjunction with such policies and other disclosures in the Form 10-K's.

     Certain items in the 2001 income statement have been reclassiÑed from amounts previously reported to
conform to the 2002 presentation. These reclassiÑcations had no eÅect on stockholders' equity or net income
as previously reported. The reclassiÑcations were primarily to conform the presentation of all consolidated
Xcel Energy subsidiaries to a standard corporate presentation.

1.   Accounting Changes (NSP-Minnesota, NSP-Wisconsin, PSCo and SPS)

     Intangible Assets Ì During the Ñrst quarter of 2002, the Utility Subsidiaries of Xcel Energy adopted
Statement of Financial Accounting Standard (SFAS) No. 142 Ì quot;quot;Goodwill and Other Intangible Assets''
(SFAS No. 142), which requires new accounting for intangible assets, including goodwill. Intangible assets
with Ñnite lives are being amortized over their economic useful lives and periodically reviewed for impairment.
Goodwill will no longer be amortized, but will be tested for impairment annually and on an interim basis if an
event occurs or a circumstance changes between annual tests that may reduce the fair value of a reporting unit
below its carrying value.

     The Utility Subsidiaries of Xcel Energy have no intangible assets with indeÑnite lives.

     Aggregate amortization expense recognized in the six months ended June 30, 2002 was approximately
$122,000. The annual aggregate amortization expense for each of the Ñve succeeding years is expected to
approximate $240,000. Intangible assets subject to amortization at June 30, 2002, consisting primarily of
deferred employment agreement costs, were as follows:
                                                            June 30, 2002                      Dec. 31, 2001
                                                    Gross Carrying    Accumulated    Gross Carrying      Accumulated
                                                       Amount         Amortization       Amount          Amortization
                                                                         (Thousands of dollars)
NSP-Minnesota ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ              $4,867            $426            $4,867             $324
NSP-WisconsinÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  Ì               Ì                 Ì                Ì
PSCo ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  Ì               Ì                 Ì                Ì
SPS ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  Ì               Ì                 Ì                Ì

     Asset Valuation Ì On Jan. 1, 2002, the Utility Subsidiaries adopted SFAS No. 144 Ì quot;quot;Accounting for
the Impairment or Disposal of Long-Lived Assets,'' which supercedes previous guidance for measurement of
asset impairments. The Utility Subsidiaries did not recognize any asset impairments as a result of the
adoption. The method used in determining fair value was based on a number of valuation techniques,
including present value of future cash Öows.

2.   Special Charges (NSP-Minnesota, NSP-Wisconsin, PSCo and SPS)

     2002 Regulatory Recovery Adjustment Ì In late 2001, SPS Ñled an application requesting recovery of
costs incurred to comply with transition to retail competition legislation in Texas and New Mexico. During the
Ñrst quarter of 2002, SPS entered into a settlement agreement with interveners regarding the recovery of

                                                      15
NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS Ì (Continued)

restructuring costs in Texas, subject to approval by the state regulatory commission. Based on the settlement
agreement, SPS wrote oÅ pretax restructuring costs of approximately $5 million.
     2002/2001 RestaÇng Ì During the fourth quarter of 2001, Xcel Energy expensed pretax special charges
of $39 million for expected staÅ consolidation costs for an estimated 500 employees in several utility operating
and corporate support areas of Xcel Energy. Approximately $36 million of these restaÇng costs were allocated
to Xcel Energy's Utility Subsidiaries consistent with service company cost allocation methodologies utilized
under the requirements of the PUHCA. In the Ñrst quarter of 2002, the identiÑcation of aÅected employees
was completed and additional pretax special charges of $9 million were expensed for the Ñnal costs of staÅ
consolidations. Approximately $5 million of these restaÇng costs were allocated to Xcel Energy's Utility
Subsidiaries. As of June 30, 2002, all 564 of accrued staÅ terminations had occurred.
      The following table summarizes the activity related to accrued special charges (reported in other current
liabilities) for the Ñrst six months of 2002.
                                                                            Accrued
                                                            Dec. 31, 2001   Special                 June 30, 2002
                                                              Liability     Charges     Payments      Liability
                                                                            (Millions of Dollars)
     Utility and corporate employee severance ÏÏÏÏÏÏ            $37           $9         $(21)          $25
     Special charge activities for Utility Subsidiaries:
     NSP-Minnesota ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                  $5            $4         $ (4)          $5
     NSP-Wisconsin ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                   2             1           (2)           1
     PSCo. ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                   2            Ì            (1)           1
     SPS ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ                   1            Ì            Ì             1
     2001 Postemployment BeneÑts Ì PSCO's earnings for the second quarter of 2001 were reduced due to a
Colorado Supreme Court decision that resulted in a 2001 pretax write-oÅ of $23 million of regulatory assets
related to deferred postemployment beneÑt costs at PSCo.

3.   Business Developments (NSP-Minnesota, NSP-Wisconsin, PSCo and SPS)
     TRANSLink Transmission Company, LLC (TRANSLink) Ì In September 2001, Xcel Energy and
several other electric utilities applied to the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) to integrate
operations of their electric transmission systems into a single system through the formation of TRANSLink, a
for-proÑt, transmission-only company. The utilities will participate in TRANSLink through a combination of
divestiture, leases and operating agreements. The applicants are: Alliant Energy's Iowa company (Interstate
Power and Light Co.), Corn Belt Power Cooperative, MidAmerican Energy Co., Nebraska Public Power
District, Omaha Public Power District and Xcel Energy. The participants believe TRANSLink is the most
cost-eÇcient option available to manage transmission and to comply with regulations issued by the FERC in
1999 (known as Order No. 2000) that require investor-owned electric utilities to transfer operational control
of their transmission system to an independent regional transmission organization (RTO).
     Under the proposal, TRANSLink will be responsible for planning, managing and operating both local and
regional transmission assets. TRANSLink will also construct and own new transmission system additions.
TRANSLink will collect the revenue for the use of Xcel Energy's transmission assets through a FERC-
approved, regulated cost-of-service tariÅ and will collect its administrative costs through transmission rate
surcharges. Transmission service pricing will continue to be regulated by the FERC, but construction and
permitting approvals will continue to rest with regulators in the states served by TRANSLink. The
participants also have entered into a memorandum of understanding with the Midwest Independent
Transmission Operator, Inc. (MISO) in which they agree that TRANSLink will contract with the MISO for
certain other required RTO functions and services. In May 2002, the partners formed TRANSLink
Development Company, LLC., which is responsible for pursuing the actions necessary to complete the
regulatory approval of TRANSLink Transmission Company, LLC.

                                                       16
NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS Ì (Continued)

     In April 2002, the FERC gave conditional approval for the applicants to transfer ownership or operations
of their transmission systems to TRANSLink and to form TRANSLink as an independent transmission
company operating under the umbrella organization of MISO and a separate RTO in the west (once it is
formed) for PSCo's assets. The FERC conditioned TRANSLink's approval on the resubmission of its tariÅ as
a separate schedule to be administered by the MISO. TRANSLink Development Company anticipates
making this Ñling during the third quarter of 2002. Several state approvals also would be required to
implement the proposal, as well as SEC approval. Subject to receipt of required regulatory approvals,
TRANSLink is expected to begin operations in early 2003.

4.   Restructuring and Regulation (PSCo and SPS)
Colorado
     Merger Agreements Ì Under the Stipulation and Agreement approved by the Colorado Public Utilities
Commission (CPUC) in connection with the Xcel Energy merger, PSCo agreed to 1) Ñle a combined
electric, gas and steam rate case in 2002 with new rates eÅective in January 2003, 2) extend its incentive cost
adjustment (ICA) mechanism for one more year through Dec. 31, 2002 with an increase in the ICA base rate
from $12.78 per megawatt hour to a rate based on the 2001 actual costs, 3) continue the Performance Based
Regulatory Plan and the Quality Service Plan through 2006 with an electric department earnings cap of
10.5 percent return on equity for 2002, 4) reduce electric rates annually by $11 million for the period August
2000 to July 2002 and 5) cap merger costs associated with electric operations at $30 million and amortize such
costs through 2002.
     Incentive Cost Adjustment Ì In early 2002, PSCo Ñled to increase rates under the ICA to recover the
undercollection of costs through the period ended Dec. 31, 2001 (approximately $14.5 million, which went
into eÅect on April 15, 2002) and to increase the ICA base rate for the recovery of 2002 costs which are
projected to be substantially higher than the $12.78 per megawatt hour currently being recovered. PSCo's
actual ICA base costs for 2001 were approximately $19 per megawatt hour. PSCo proposed to increase the
ICA base in 2002 to avoid the signiÑcant deferral of costs and a large rate increase in 2003, although the
Stipulation and Agreement provided for a rate recovery period of April 1, 2003, to March 31, 2004.
     On May 10, 2002, the CPUC approved a Settlement Agreement between PSCo and other parties to
increase the ICA base rate to $14.88 per megawatt hour, providing for recovery of the deferred 2001 costs and
the projected higher 2002 costs over a 34-month period from June 1, 2002, to March 31, 2005. The review and
approval of actual costs incurred and recoverable under the ICA for 2001 and 2002 will be conducted in future
rate proceedings by the CPUC for consideration of further increases in the ICA base rate to $19.00 per
megawatt hour. PSCo is currently projecting its costs for 2002 to be approximately $38 million less than the
ICA base allowed using the 2001 test year, resulting in an equal sharing of such lower costs between retail
customers and PSCo. The mechanism for recovering fuel and energy costs for 2003 and later will be addressed
in the 2002 rate case.
     General Rate Case Ì In May 2002, Xcel Energy Ñled a combined general rate case with the CPUC to
address increased costs for providing energy to Colorado customers. The net impact of the Ñlings would
increase electric revenue by approximately $220 million and decrease gas revenue by approximately
$13 million. The rates are expected to be eÅective in early 2003. Xcel Energy also asked to increase its
authorized rate of return on equity to 12 percent for electricity and to 12.25 percent for natural gas.
     The CPUC staÅ and the OÇce of Consumer Counsel (OCC) Ñled a joint motion requesting the CPUC
permanently suspend PSCo's rate case alleging PSCo did not show (in the form that StaÅ is familiar with) the
appropriate direct and indirect accounting for costs of non-regulated services. On Aug. 2, 2002, Xcel Energy,
the CPUC and the OCC (the parties) Ñled a joint motion to request the CPUC delay their decision on the
original motion for two weeks until August 19th. PSCo is currently working resolve the allegations. It is
possible the parties could request the CPUC delay the eÅective date of the rate case.

                                                      17
NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS Ì (Continued)

    Gas Cost Prudence Review Ì In May 2002, the staÅ of the CPUC Ñled testimony in PSCo's gas cost
prudence review case, recommending $6.1 million in disallowances of gas costs for the July 2000 through June
2001 gas purchase year. Hearings were held in July 2002. A decision is expected in late 2002.

Texas

     SPS Texas Transition to Competition Cost Recovery Application Ì In December 2001, SPS Ñled an
application with the Public Utility Commission of Texas (PUCT) to recover $20.3 million in costs related to
transition to retail competition from the Texas retail customers. These costs were incurred to position SPS for
retail competition, which was eventually delayed for SPS. The Ñling was amended in March 2002 to reduce
the recoverable costs by $7.3 million, which were associated with over-earnings for the calendar year 1999.
The PUCT approved SPS using the 1999 over-earnings to oÅset the claims for reimbursement of transition to
competition costs. This reduced the requested net collection in Texas to $13.0 million. In April 2002, a
unanimous settlement agreement was reached. Final approval by the PUCT was received in May 2002. The
stipulation provides for the recovery of $5.9 million through an incremental cost recovery rider and the
capitalization of $1.9 million for metering equipment. Based on the settlement agreement, SPS wrote oÅ
pretax restructuring costs of approximately $5 million in the Ñrst quarter of 2002. Recovery of the $5.9 million
began in July 2002.

Minnesota

     Metro Emissions Reduction Program Ì On July 26, 2002, 2002, NSP-Minnesota Ñled for approval by
the Minnesota Public Utilities Commission (MPUC) a proposal to invest in existing NSP-Minnesota
generation facilities (A S King, High Bridge, Riverside) to reduce emissions under the terms of legislation
adopted by the 2001 Minnesota Legislature. The proposal includes the installation of state-of-the-area
pollution control equipment at the AS King plant and conversion to natural gas at the High Bridge and
Riverside plants. Under the terms of the statute, the Ñling concurrently seeks approval of a rate recovery
mechanism for the costs of the proposal, estimated to be a total of $1.1 billion with major expenditures
anticipated to begin in 2005 and continuing through 2009. The rate recovery would be through an annual
automatic adjustment mechanism authorized by 2001 legislation, outside a general rate case, and is proposed
to be eÅective at the expiration of the NSP-Minnesota merger rate freeze, which extends through 2005 unless
certain exemptions are triggered. The rate recovery proposed by NSP-Minnesota would allow recovery of
Ñnancing costs of capital expenditures prior to the in-service date of each plant. The proposal is pending
comments by interested parties. Other regulatory approvals, such as environmental permitting, are needed
before the proposal can be implemented.

     Renewable Cost Recovery TariÅ Ì In April 2002, NSP-Minnesota also Ñled for MPUC authorization to
recover in retail rates the costs of electric transmission facilities constructed to provide transmission service for
renewable energy. The rate recovery would be through an automatic adjustment mechanism authorized by
2001 legislation, outside a general rate case, and is proposed to be eÅective Jan. 1, 2003. In July 2002, the
Minnesota Department of Commerce Ñled comments supporting approval of the tariÅ mechanism, subject to
certain modiÑcations that are generally acceptable to Xcel Energy.

Wisconsin

     Retail Electric Fuel Rates Ì In August 2002, NSP-Wisconsin Ñled an application with the Public
Service Commission of Wisconsin (PSCW), requesting a decrease in Wisconsin retail electric rates for fuel
costs. The amount of the proposed rate decrease is approximately $6.3 million on an annual basis. The reasons
for the decrease include moderate weather, lower than forecast market power costs, and optimal plant
availability. On Aug. 7, 2002, the PSCW issued an order approving the fuel rate credit. The rate credit will be
eÅective on Aug. 12, 2002.

                                                         18
NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS Ì (Continued)

Federal Energy Regulatory Commission

     Standard Market Design Rulemaking Ì In July 2002 the FERC issued a Notice of Proposed Rulemak-
ing on Standard Market Design rulemaking for regulated utilities. If implemented as proposed, the
Rulemaking will substantially change how wholesale markets operate throughout the United States. The
proposed rulemaking expands the FERC's intent to unbundle transmission operations from integrated utilities
and ensure robust competition in wholesale markets. The rule contemplates that all wholesale and retail
customers will be on a single network transmission service tariÅ. The rule also contemplates the implementa-
tion of a bid based system for buying and selling energy in wholesale markets. The market will be administered
by RTOs or Independent Transmission Providers. RTOs will also be responsible for putting together regional
plans that identify opportunities to construct new transmission, generation or demand side programs to reduce
transmission constraints and meet regional energy requirements. Finally, the Rule envisions the development
of Regional Market Monitors responsible for ensuring that individual participants do not exercise unlawful
market power. Comments to the rules are due in the fourth quarter of 2002. The FERC anticipates that the
Ñnal rules will be in place in early 2003 and the contemplated market changes will take place in 2003 and
2004.

     Cash Management Regulation Ì On Aug. 1, 2002, the FERC issued a Notice of Proposed Rulemaking
proposing to adopt new rules governing corporate quot;quot;money pools,'' which include jurisdictional public utility or
pipeline subsidiaries of nonregulated parent companies. The proposed rules would require documentation of
transactions within such money pools, a proprietary capital account of the jurisdictional utility of 30 percent,
and would require the nonregulated parent company to have an investment grade rating. Comments on the
proposed rules are due Aug. 22, 2002. Xcel Energy is reviewing the proposed rules and their interaction with
similar money pool regulations of the SEC.

     Standards of Conduct Rulemaking Ì In October 2001, FERC issued a Notice of Proposed Rulemaking
proposing to adopt new standards of conduct rules applicable to all jurisdictional electric and natural gas
transmission providers. The proposed rules would replace the current rules governing the electric transmission
and wholesale electric functions of the Utility Subsidiaries and the rules governing the natural gas
transportation and wholesale gas supply functions. The proposed rules would expand the deÑnition of
quot;quot;aÇliate'' and further limit communications between transmission functions and supply functions, and would
materially increase operating costs of the Utility Subsidiaries. In April 2002, the FERC staÅ issued a reaction
paper, generally rejecting the comments of parties opposed to the proposed rules. Final rules are expected by
year-end 2002.

     FERC Investigation Ì On May 8, 2002, the FERC ordered all sellers of wholesale electricity and/or
ancillary services to the California Independent System Operator or Power Exchange, including PSCo, to
respond to data requests, including requests for admissions with respect to certain trading strategies in which
the companies may have engaged. The investigation is in response to memoranda prepared by Enron
Corporation that detail certain trading strategies engaged in 2000 and 2001, which may have violated market
rules. On May 22, 2002, Xcel Energy reported to the FERC that it had not engaged directly in any of the
trading strategies identiÑed in the May 8th inquiry.

    On May 13, 2002, Xcel Energy, independently and not in direct response to any regulatory inquiry,
announced that PSCo had engaged in certain trading transactions, initiated by Reliant Resources, that had
immaterial income eÅects in 1999 and 2000.

      To supplement the May 8th request, on May 21, 2002, the FERC ordered all sellers of wholesale
electricity and/or ancillary services in the United States portion of the Western Systems Coordinating Council
during 2000 and 2001 to report whether they had engaged in activities referred to as quot;quot;wash,'' quot;quot;round trip'' or
quot;quot;sell/buyback'' trading. On May 31, 2002, Xcel Energy reported to the FERC that it had not engaged in so-
called round trip electricity trading identiÑed in the May 21st inquiry.

                                                      19
NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS Ì (Continued)

     Xcel Energy did report, as previously announced on May 13, 2002, that PSCo had engaged in a group of
transactions in 1999 and 2000 with the trading arm of Reliant Resources in which PSCo bought a quantity of
power from Reliant and simultaneously sold the same quantity back to Reliant. For doing this, PSCo normally
received a small proÑt. PSCo made a total pretax proÑt of approximately $110,000 on these transactions. Also,
PSCo engaged in one trade with Reliant in which PSCo simultaneously bought and sold power at the same
price without realizing any proÑt. The purpose of this nonproÑt transaction was in consideration of future for-
proÑt transactions. PSCo engaged in these transactions with Reliant for the proper commercial objective of
making a proÑt. It did not do these transactions to inÖate volumes or revenues.

     Xcel Energy and PSCo have received subpoenas from the Commodity Futures Trading Commission for
documents and other information concerning these so-called quot;quot;round trip trades'' and other trading in
electricity and natural gas for the period Jan. 1, 1999 to the present involving Xcel Energy or any of its
subsidiaries.

     Xcel Energy also has received a subpoena from the SEC for documents concerning quot;quot;round trip trades,''
as deÑned in the SEC subpoena, in electricity and natural gas with Reliant Resources, Inc. for the period
Jan. 1, 1999, to the present. The SEC subpoena is issued pursuant to a formal order of private investigation
that does not name Xcel Energy. Based upon accounts in the public press, management believes that similar
subpoenas in the same investigations have been served on other industry participants. Xcel Energy and PSCo
are cooperating with the regulators and taking steps to assure satisfactory compliance with the subpoenas.

5.   Commitments and Contingent Liabilities (NSP-Minnesota, NSP-Wisconsin, PSCo and SPS)

    Lawsuits and claims arise in the normal course of business. Management, after consultation with legal
counsel, has recorded an estimate of the probable cost of settlement or other disposition of them.

     Xcel Energy's Utility Subsidiaries have been or are currently involved with the cleanup of contamination
from certain hazardous substances at several sites. In many situations, Xcel Energy's Utility Subsidiaries are
pursuing, or intend to pursue, insurance claims and believe they will recover some portion of these costs
through such claims. Additionally, where applicable, Xcel Energy's Utility Subsidiaries are pursuing, or intend
to pursue, recovery from other potentially responsible parties and through the rate regulatory process. To the
extent any costs are not recovered through the options listed above, Xcel Energy's Utility Subsidiaries would
be required to recognize an expense for such unrecoverable amounts.

     The circumstances set forth in Notes 13 and 14 to the Ñnancial statements in NSP-Minnesota's, NSP-
Wisconsin's, PSCo's and SPS' Annual Reports on Form 10-K for the year ended Dec. 31, 2001, appropriately
represent, in all material respects, the current status of commitments and contingent liabilities, including those
regarding public liability for claims resulting from any nuclear incident and are incorporated herein by
reference. Following are unresolved contingencies, which are material to the Ñnancial position of Xcel
Energy's Utility Subsidiaries:

     ‚ Tax Matters Ì Tax deductibility of corporate owned life insurance loan interest

     PSCo Notice of Violation Ì On July 1, 2002, PSCo received a Notice of Violation (NOV) from the
United States Environmental Protection Agency (EPA) alleging violations of the New Source Review
(NSR) requirements of the Clean Air Act at the Comanche and Pawnee Stations in Colorado. The NOV
speciÑcally alleges that various maintenance, repair and replacement projects undertaken at the plants in the
mid- to late-1990s should have required a permit under the NSR process. PSCo believes it acted in full
compliance with the Clean Air Act and NSR process. It believes that the projects identiÑed in the NOV Ñt
within the routine maintenance, repair and replacement exemption contained within the NSR regulations or
are otherwise not subject to the NSR requirements. PSCo also believes that the projects would be expressly
authorized under the EPA's NSR policy announced by the EPA administrator on June 22, 2002. PSCo
disagrees with the assertions contained in the NOV and intends to vigorously defend its position.

                                                       20
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4
xel_081602_4

Weitere ähnliche Inhalte

Mehr von finance26

xcel energy merrill_09/16//03
xcel energy  merrill_09/16//03xcel energy  merrill_09/16//03
xcel energy merrill_09/16//03
finance26
 
xcel energy merrill_09/16/03
xcel energy  merrill_09/16/03xcel energy  merrill_09/16/03
xcel energy merrill_09/16/03
finance26
 
xcel energy merrill_09/16/03
xcel energy  merrill_09/16/03xcel energy  merrill_09/16/03
xcel energy merrill_09/16/03
finance26
 
xcel energy BofA_09/16/03
xcel energy  BofA_09/16/03xcel energy  BofA_09/16/03
xcel energy BofA_09/16/03
finance26
 
xcel energy BofA_09/16/03
xcel energy  BofA_09/16/03xcel energy  BofA_09/16/03
xcel energy BofA_09/16/03
finance26
 
xcel energy BofA_09/16/03
xcel energy  BofA_09/16/03xcel energy  BofA_09/16/03
xcel energy BofA_09/16/03
finance26
 
xel_102303b
xel_102303bxel_102303b
xel_102303b
finance26
 
xel_102303b
xel_102303bxel_102303b
xel_102303b
finance26
 
xel_102303b
xel_102303bxel_102303b
xel_102303b
finance26
 
xel_111403
xel_111403xel_111403
xel_111403
finance26
 
xel_111403
xel_111403xel_111403
xel_111403
finance26
 
xel_111403
xel_111403xel_111403
xel_111403
finance26
 
xel_021104
xel_021104xel_021104
xel_021104
finance26
 
xel_021104
xel_021104xel_021104
xel_021104
finance26
 
xel_072804
xel_072804xel_072804
xel_072804
finance26
 
xel_092404
xel_092404xel_092404
xel_092404
finance26
 
xel_092404
xel_092404xel_092404
xel_092404
finance26
 
xel_092404
xel_092404xel_092404
xel_092404
finance26
 
xel_102204
xel_102204xel_102204
xel_102204
finance26
 
EEI_1004
EEI_1004EEI_1004
EEI_1004
finance26
 

Mehr von finance26 (20)

xcel energy merrill_09/16//03
xcel energy  merrill_09/16//03xcel energy  merrill_09/16//03
xcel energy merrill_09/16//03
 
xcel energy merrill_09/16/03
xcel energy  merrill_09/16/03xcel energy  merrill_09/16/03
xcel energy merrill_09/16/03
 
xcel energy merrill_09/16/03
xcel energy  merrill_09/16/03xcel energy  merrill_09/16/03
xcel energy merrill_09/16/03
 
xcel energy BofA_09/16/03
xcel energy  BofA_09/16/03xcel energy  BofA_09/16/03
xcel energy BofA_09/16/03
 
xcel energy BofA_09/16/03
xcel energy  BofA_09/16/03xcel energy  BofA_09/16/03
xcel energy BofA_09/16/03
 
xcel energy BofA_09/16/03
xcel energy  BofA_09/16/03xcel energy  BofA_09/16/03
xcel energy BofA_09/16/03
 
xel_102303b
xel_102303bxel_102303b
xel_102303b
 
xel_102303b
xel_102303bxel_102303b
xel_102303b
 
xel_102303b
xel_102303bxel_102303b
xel_102303b
 
xel_111403
xel_111403xel_111403
xel_111403
 
xel_111403
xel_111403xel_111403
xel_111403
 
xel_111403
xel_111403xel_111403
xel_111403
 
xel_021104
xel_021104xel_021104
xel_021104
 
xel_021104
xel_021104xel_021104
xel_021104
 
xel_072804
xel_072804xel_072804
xel_072804
 
xel_092404
xel_092404xel_092404
xel_092404
 
xel_092404
xel_092404xel_092404
xel_092404
 
xel_092404
xel_092404xel_092404
xel_092404
 
xel_102204
xel_102204xel_102204
xel_102204
 
EEI_1004
EEI_1004EEI_1004
EEI_1004
 

xel_081602_4

  • 1. UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ¥ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended June 30, 2002 OR n TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Exact name of registrant as speciÑed in its charter, State or other Commission jurisdiction of incorporation or organization, Address of principal IRS Employer File Number executive oÇces and Registrant's Telephone Number, including area code IdentiÑcation No. 000-31709 NORTHERN STATES POWER COMPANY 41-1967505 (a Minnesota Corporation) 414 Nicollet Mall, Minneapolis, Minn. 55401 Telephone (612) 330-5500 001-3140 NORTHERN STATES POWER COMPANY 39-0508315 (a Wisconsin Corporation) 1414 W. Hamilton Ave., Eau Claire, Wis. 54701 Telephone (715) 839-2621 001-3280 PUBLIC SERVICE COMPANY OF COLORADO 84-0296600 (a Colorado Corporation) 1225 17th Street, Denver, Colo. 80202 Telephone (303) 571-7511 001-3789 SOUTHWESTERN PUBLIC SERVICE COMPANY 75-0575400 (a New Mexico Corporation) Tyler at Sixth, Amarillo, Texas 79101 Telephone (303) 571-7511 Indicate by check mark whether the registrant (1) has Ñled all reports required to be Ñled by Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to Ñle such reports), and (2) has been subject to such Ñling requirements for the past 90 days. Yes ¥ No n Northern States Power Co. (a Minnesota corporation), Northern States Power Co. (a Wisconsin corporation), Public Service Co. of Colorado and Southwestern Public Service Co. meet the conditions set forth in General Instruction H(1)(a) and (b) of Form 10-Q and are therefore Ñling this Form 10-Q with the reduced disclosure format speciÑed in General Instruction H(2) to such Form 10-Q. Indicate the number of shares outstanding of each of the issuer's classes of common stock, as of the latest practicable date. All outstanding common stock is owned beneÑcially and of record by Xcel Energy Inc., a Minnesota corporation. Shares outstanding at July 31, 2002: Northern States Power Co. (a Minnesota Corporation) Common Stock, $0.01 par value 1,000,000 Shares Northern States Power Co. (a Wisconsin Corporation) Common Stock, $100 par value 933,000 Shares Public Service Co. of Colorado Common Stock, $0.01 par value 100 Shares Southwestern Public Service Co. Common Stock, $1 par value 100 Shares
  • 2. Table of Contents PART I Ì FINANCIAL INFORMATION Item 1. Financial StatementsÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 2 Item 2. Management's Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations ÏÏ 29 PART II Ì OTHER INFORMATION Item 1. Legal Proceedings ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 41 Item 6. Exhibits and Reports on Form 8-KÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 42 This combined Form 10-Q is separately Ñled by Northern States Power Co., a Minnesota corporation (NSP-Minnesota), Northern States Power Co., a Wisconsin corporation (NSP-Wisconsin), Public Service Co. of Colorado (PSCo) and Southwestern Public Service Co. (SPS). NSP-Minnesota, NSP-Wisconsin, PSCo and SPS are all wholly owned subsidiaries of Xcel Energy Inc. Xcel Energy is a registered holding company under the Public Utility Holding Company Act (PUHCA). Additional information on Xcel Energy is available on various Ñlings with the SEC. Information contained in this report relating to any individual company is Ñled by such company on its own behalf. Each registrant makes representations only as to itself and makes no other representations whatsoever as to information relating to the other registrants. This report should be read in its entirety. No one section of the report deals with all aspects of the subject matter. 1
  • 3. PART 1. FINANCIAL INFORMATION Item 1. Financial Statements NSP-MINNESOTA AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF INCOME Three Months Ended June 30 Six Months Ended June 30 2002 2001 2002 2001 (Unaudited) (Thousands of Dollars) Operating revenues: Electric utilityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $563,918 $654,359 $1,101,800 $1,268,474 Gas utility ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 89,782 92,932 277,318 445,670 Electric tradingÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 5,368 Ì 18,436 Ì Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 5,231 11,924 11,964 27,144 Total operating revenues ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 664,299 759,215 1,409,518 1,741,288 Operating expenses: Electric fuel and purchased power ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 192,908 241,812 377,353 484,859 Cost of gas sold and transported ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 59,390 66,123 187,878 354,515 Electric trading costs ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 7,326 Ì 17,294 Ì Other operating and maintenance expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏ 188,228 206,259 410,102 422,036 Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 87,556 83,415 172,989 166,594 Taxes (other than income taxes) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 42,612 49,493 85,929 101,341 Special charges (see Note 2) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ Ì Ì 4,324 Ì Total operating expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 578,020 647,102 1,255,869 1,529,345 Operating incomeÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 86,279 112,113 153,649 211,943 Other income Ì net of other expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 5,896 4,037 14,560 3,808 Interest charges and Ñnancing costs: Interest charges Ì net of amounts capitalized ÏÏÏÏÏÏ 17,041 19,224 34,617 44,338 Distributions on redeemable preferred securities of subsidiary trust ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 3,938 3,937 7,875 7,875 Total interest charges and Ñnancing costs ÏÏÏÏÏÏÏÏ 20,979 23,161 42,492 52,213 Income before income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 71,196 92,989 125,717 163,538 Income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 28,772 36,588 50,260 64,965 Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 42,424 $ 56,401 $ 75,457 $ 98,573 See Notes to Consolidated Financial Statements 2
  • 4. NSP-MINNESOTA CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS Six Months Ended June 30 2002 2001 (Unaudited) (Thousands of Dollars) Operating activities: Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 75,457 $ 98,573 Adjustments to reconcile net income to cash provided by operating activities: Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 177,966 173,724 Nuclear fuel amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 24,586 21,059 Deferred income taxesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (30,725) 10,392 Amortization of investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (4,211) (4,095) Allowance for equity funds used during construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (3,423) (4,639) Conservation incentive accrual adjustments ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (4,714) (32,218) Gain on sale of property ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (6,785) Ì Change in accounts receivable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 40,284 52,785 Change in inventories ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 3,311 8,122 Change in other current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 21,789 55,198 Change in accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (33,825) (119,422) Change in other current liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (46,287) (74,406) Change in other assets and liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 24,991 1,581 Net cash provided by operating activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 238,414 186,654 Investing activities: Utility capital/construction expendituresÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (201,216) (194,261) Proceeds from sale of property ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 11,152 Ì Allowance for equity funds used during construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 3,423 4,639 Investments in external decommissioning fund ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (29,383) (28,446) Other investments Ì netÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (1,619) (9,908) Net cash used in investing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (217,643) (227,976) Financing activities: Short-term borrowings Ì net ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 37,997 (51,327) Repayment of long-term debt, including reacquisition premiums ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (778) (970) Capital contributions from parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 42,431 175,000 Dividends paid to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (92,679) (74,864) Net cash (used in) provided by Ñnancing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (13,029) 47,839 Net increase in cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 7,742 6,517 Cash and cash equivalents at beginning of year ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 17,169 11,926 Cash and cash equivalents at end of year ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 24,911 $ 18,443 See Notes to Consolidated Financial Statements 3
  • 5. NSP-MINNESOTA AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED BALANCE SHEETS June 30 Dec. 31 2002 2001 (Unaudited) (Thousands of Dollars) ASSETS Current assets: Cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 24,911 $ 17,169 Accounts receivable Ì net of allowance for bad debts: $5,378 and $5,452, respectively ÏÏÏ 209,223 227,007 Accounts receivable from aÇliates ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 8,911 31,528 Accrued unbilled revenuesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 106,096 125,770 Materials and supplies inventories at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 107,226 103,934 Fuel inventory at average costÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 34,789 31,945 Gas inventory at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 15,675 25,122 Derivative instruments valuation ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 925 204 Prepayments and otherÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 51,371 48,285 Total current assetsÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 559,127 610,964 Property, plant and equipment, at cost: Electric utility plant ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 6,716,199 6,582,337 Gas utility plant ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 696,112 695,338 Construction work in progress ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 361,447 316,468 Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 361,207 368,513 Total property, plant and equipmentÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 8,134,965 7,962,656 Less accumulated depreciation ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (4,460,447) (4,310,214) Nuclear fuel Ì net of accumulated amortization: $1,034,441 and $1,009,855, respectively 69,428 96,315 Net property, plant and equipmentÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 3,743,946 3,748,757 Other assets: Nuclear decommissioning fund investments ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 595,051 596,113 Other investments ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 23,882 22,542 Regulatory assetsÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 210,489 226,088 Prepaid pension asset ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 226,817 188,287 Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 67,218 64,278 Total other assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,123,457 1,097,308 Total assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 5,426,530 $ 5,457,029 LIABILITIES AND EQUITY Current liabilities: Current portion of long-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 152,428 $ 153,134 Short-term debtÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 419,180 381,184 Accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 188,040 235,930 Accounts payable to aÇliates ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 56,592 42,550 Taxes accrued ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 127,663 168,491 Dividends payable to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 51,049 44,332 Derivative instruments valuation ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 321 Ì Prepayments and otherÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 63,039 76,004 Total current liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,058,312 1,101,625 Deferred credits and other liabilities: Deferred income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 679,326 697,605 Deferred investment tax creditsÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 78,175 82,598 Regulatory liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 474,798 468,051 BeneÑt obligations and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 147,471 133,771 Total deferred credits and other liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,379,770 1,382,025 Long-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,033,882 1,039,220 Mandatorily redeemable preferred securities of subsidiary trust ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 200,000 200,000 Common stock Ì authorized 5,000,000 shares of $0.01 par value, outstanding 1,000,000 shares ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 10 10 Premium on common stockÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 804,586 762,155 Retained earnings ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 966,496 990,435 Leveraged ESOP ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (16,881) (18,564) Accumulated other comprehensive income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 355 123 Total common stockholder's equity ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,754,566 1,734,159 Commitments and contingencies (See Note 5) Total liabilities and equity ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 5,426,530 $ 5,457,029 See Notes to Consolidated Financial Statements 4
  • 6. NSP-WISCONSIN STATEMENTS OF INCOME Three Months Ended Six Months Ended June 30 June 30 2002 2001 2002 2001 (Unaudited) (Thousands of Dollars) Operating revenues: Electric utilityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $110,189 $103,943 $227,111 $217,835 Gas utility ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 18,845 17,976 59,239 87,526 Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 25 86 111 211 Total operating revenues ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 129,059 122,005 286,461 305,572 Operating expenses: Electric fuel and purchased power ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 50,115 58,993 104,646 119,516 Cost of gas sold and transported ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 13,523 12,912 42,757 69,944 Other operating and maintenance expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 25,303 25,922 48,891 51,064 Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 11,084 10,278 21,839 20,521 Taxes (other than income taxes) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 4,117 3,972 8,217 8,034 Special charges (see Note 2) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ Ì Ì 512 Ì Total operating expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 104,142 112,077 226,862 269,079 Operating incomeÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 24,917 9,928 59,599 36,493 Other income (expense) Ì net ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 171 441 993 735 Interest charges ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 5,740 5,302 11,573 10,841 Income before income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 19,348 5,067 49,019 26,387 Income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 6,930 1,653 18,650 9,881 Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 12,418 $ 3,414 $ 30,369 $ 16,506 See Notes to Financial Statements 5
  • 7. NSP-WISCONSIN STATEMENTS OF CASH FLOWS Six Months Ended June 30 2002 2001 (Unaudited) (Thousands of Dollars) Operating activities: Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 30,369 $ 16,506 Adjustments to reconcile net income to net cash provided by operating activities: Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 22,383 21,027 Deferred income taxesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,309 1,546 Amortization of investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (403) (410) Allowance for equity funds used during construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (274) (744) Undistributed equity in earnings of unconsolidated aÇliates ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (81) (131) Change in accounts receivable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 213 11,633 Change in inventories ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 2,363 1,178 Change in other current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 11,233 14,293 Change in accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 4,611 (29,464) Change in other current liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 9,241 2,009 Change in other assets and liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (5,538) (2,752) Net cash provided by operating activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 75,426 34,691 Investing activities: Capital/construction expenditures ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (17,270) (30,149) Allowance for equity funds used during construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 274 744 Other investments Ì netÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (275) 21 Net cash used in investing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (17,271) (29,384) Financing activities: Short-term borrowings from aÇliate Ì netÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (34,300) 5,900 Capital contributions from parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 2,438 Ì Dividends paid to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (22,425) (11,207) Net cash used in Ñnancing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (54,287) (5,307) Net increase in cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 3,868 0 Cash and cash equivalents at beginning of period ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 30 31 Cash and cash equivalents at end of period ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 3,898 $ 31 See Notes to Financial Statements 6
  • 8. NSP-WISCONSIN BALANCE SHEETS June 30 Dec. 31 2002 2001 (Unaudited) (Thousands of Dollars) ASSETS Current assets: Cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 3,898 $ 30 Accounts receivable Ì net of allowance for bad debts: $1,137 and $969, respectively ÏÏÏÏ 31,577 31,870 Accounts receivable from aÇliatesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 3,094 3,006 Accrued unbilled revenues ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 12,591 20,596 Materials and supplies inventories at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 6,763 5,885 Fuel inventory at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 4,963 5,854 Gas inventory at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 962 3,311 Prepaid taxesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 13,146 13,157 Prepayments and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 733 3,949 Total current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 77,727 87,658 Property, plant and equipment, at cost: Electric utility plant ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,146,273 1,132,114 Gas utility plant ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 129,475 127,635 Other and construction work in progress ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 113,585 115,435 Total property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,389,333 1,375,184 Less accumulated depreciation ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (572,147) (553,467) Net property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 817,186 821,717 Other assets: Other investments ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 10,182 9,824 Regulatory assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 36,348 37,123 Prepaid pension asset ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 33,688 28,563 Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 9,050 7,373 Total other assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 89,268 82,883 Total assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 984,181 $ 992,258 LIABILITIES AND EQUITY Current liabilities: Current portion of long-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 34 $ 34 Short-term debt Ì notes payable to aÇliateÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ Ì 34,300 Accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 13,676 14,482 Accounts payable to aÇliates ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 5,416 Ì Dividends payable to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 12,349 10,988 Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 31,120 22,515 Total current liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 62,595 82,319 Deferred credits and other liabilities: Deferred income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 121,938 119,895 Deferred investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 15,224 15,628 Regulatory liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 16,194 16,891 BeneÑt obligations and otherÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 36,546 34,925 Total deferred credits and other liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 189,902 187,339 Long-term debtÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 313,098 313,054 Common stock Ì authorized 1,000,000 shares of $100 par value; outstanding 933,000 sharesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 93,300 93,300 Premium on common stock ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 62,210 59,771 Retained earnings ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 263,076 256,475 Total common stockholder's equity ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 418,586 409,546 Commitments and contingent liabilities (see Note 5) Total liabilities and equityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 984,181 $ 992,258 See Notes to Financial Statements 7
  • 9. PUBLIC SERVICE CO. OF COLORADO AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF INCOME Three Months Ended June 30 Six Months Ended June 30 2002 2001 2002 2001 (Unaudited) (Thousands of Dollars) Operating revenues: Electric utilityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 451,880 $ 610,135 $ 889,529 $1,199,817 Electric tradingÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 490,177 421,848 790,436 720,280 Gas utility ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 115,563 284,734 432,428 832,534 Steam and otherÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 5,213 6,784 12,978 19,068 Total operating revenues ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,062,833 1,323,501 2,125,371 2,771,699 Operating expenses: Electric fuel and purchased power ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 196,775 347,568 405,943 688,326 Electric trading costs ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 488,894 413,014 792,753 690,156 Cost of gas sold and transported ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 50,862 217,088 261,706 665,384 Cost of sales Ì steam and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 2,275 2,137 3,800 7,612 Other operating and maintenance expenses ÏÏÏÏÏ 105,460 110,954 222,778 213,243 Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 64,094 58,185 128,658 116,281 Taxes (other than income taxes) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 20,440 22,029 42,711 43,878 Special charges (see Note 2) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ Ì 23,018 131 23,018 Total operating expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 928,800 1,193,993 1,858,480 2,447,898 Operating incomeÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 134,033 129,508 266,891 323,801 Other income (expense) Ì net ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 980 (2,488) (112) 7,241 Interest charges and Ñnancing costs: Interest charges Ì net of amount capitalizedÏÏÏÏ 32,459 29,006 60,114 59,171 Distributions on redeemable preferred securities of subsidiary trustÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 3,572 3,800 7,372 7,600 Total interest charges and Ñnancing costs ÏÏÏÏÏ 36,031 32,806 67,486 66,771 Income before income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 98,982 94,214 199,293 264,271 Income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 36,621 27,912 70,240 90,579 Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 62,361 $ 66,302 $ 129,053 $ 173,692 See Notes to Consolidated Financial Statements 8
  • 10. PUBLIC SERVICE CO. OF COLORADO AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS Six Months Ended June 30 2002 2001 (Unaudited) (Thousands of Dollars) Operating activities: Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $129,053 $ 173,692 Adjustments to reconcile net income to net cash provided by operating activities: Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 133,089 120,468 Deferred income taxesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 23,103 (4,211) Amortization of investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (2,189) (2,059) Allowance for equity funds used during construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (21) (368) Unrealized gain on derivative Ñnancial instrumentsÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (591) 23,018 Change in accounts receivable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 38,128 54,000 Change in inventories ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 6,162 20,658 Change in other current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (87,688) 219,185 Change in accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (37,291) (258,954) Change in other current liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 90,586 59,247 Change in other assets and liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 5,892 14,667 Net cash provided by operating activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 298,233 419,343 Investing activities: Capital/construction expenditures ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (223,915) (172,610) Proceeds from disposition of property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 13,547 4,197 Allowance for equity funds used during construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 21 368 Other investments Ì netÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (6,207) (2,149) Net cash used in investing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (216,554) (170,194) Financing activities: Short-term borrowings Ì net ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (30,448) 4,575 Proceeds from issuance of long-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ Ì 100,000 Repayment of long-term debt, including reacquisition premiums ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (2,625) (240,575) Capital contributions from parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 54,749 Ì Dividends paid to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (108,869) (113,136) Net cash used in Ñnancing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (87,193) (249,136) Net (decrease) increase in cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (5,514) 13 Cash and cash equivalents at beginning of period ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 22,666 15,696 Cash and cash equivalents at end of period ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 17,152 $ 15,709 See Notes to Consolidated Financial Statements 9
  • 11. PUBLIC SERVICE CO. OF COLORADO AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED BALANCE SHEETS June 30 Dec. 31 2002 2001 (Unaudited) (Thousands of Dollars) ASSETS Current assets: Cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 17,152 $ 22,666 Accounts receivable Ì net of allowance for bad debts of $12,895 and $14,510, respectively ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 168,402 209,913 Accounts receivable from aÇliatesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 3,384 Ì Accrued unbilled revenues ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 269,064 269,167 Recoverable purchased gas and electric energy costs ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 92,378 16,763 Materials and supplies inventories at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 43,511 40,893 Fuel inventory at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 26,938 22,135 Gas inventory Ì replacement cost (below) in excess of LIFO: $(33,069) and $11,331, respectivelyÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 65,922 79,505 Derivative instruments valuation Ì at market ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 6,355 3,855 Prepayments and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 43,641 56,001 Total current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 736,747 720,898 Property, plant and equipment, at cost: Electric utilityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 5,276,483 5,253,693 Gas utility ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,440,223 1,416,730 Other and construction work in progressÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 977,027 859,800 Total property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 7,693,733 7,530,223 Less: accumulated depreciation ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (2,821,204) (2,746,687) Net property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 4,872,529 4,783,536 Other assets: Other investments ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 16,319 10,112 Regulatory assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 184,123 192,841 Prepaid pension assetÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 66,063 60,797 Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 39,360 72,694 Total other assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 305,865 336,444 Total assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 5,915,141 $ 5,840,878 10
  • 12. June 30 Dec. 31 2002 2001 (Unaudited) (Thousands of Dollars) LIABILITIES AND EQUITY Current liabilities: Current portion of long-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 267,082 $ 17,174 Short-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 560,929 591,377 Accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 342,440 359,406 Accounts payable to aÇliates ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 39,827 60,151 Taxes accruedÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 78,924 60,780 Dividends payable to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 61,116 53,387 Derivative instruments valuation Ì at market ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 6,542 50,385 Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 213,687 141,245 Total current liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,570,547 1,333,905 Deferred credits and other liabilities: Deferred income taxesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 561,754 564,268 Deferred investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 77,464 79,652 Regulatory liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 47,207 49,048 Other deferred credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 15,130 12,435 Customer advances for construction ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 91,535 85,582 BeneÑt obligations and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 83,323 66,835 Total deferred credits and other liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 876,413 857,820 Long-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,212,857 1,465,055 Mandatorily redeemable preferred securities of subsidiary trustÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 194,000 194,000 Common stock Ì authorized 100 shares of $0.01 par value, outstanding 100 shares ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ Ì Ì Premium on common stock ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,644,833 1,590,084 Retained earningsÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 416,801 404,347 Accumulated other comprehensive incomeÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (310) (4,333) Total common stockholder's equity ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 2,061,324 1,990,098 Commitments and contingent liabilities (see Note 5) Total liabilities and equityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 5,915,141 $ 5,840,878 See Notes to Consolidated Financial Statements 11
  • 13. SOUTHWESTERN PUBLIC SERVICE CO. STATEMENTS OF INCOME Three Months Ended Six Months Ended June 30 June 30 2002 2001 2002 2001 (Unaudited) (Thousands of Dollars) Operating revenues Ì electric utility ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $266,917 $371,681 $478,609 $700,954 Operating expenses: Electric fuel and purchased power ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 158,399 261,339 256,375 465,675 Other operating and maintenance expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 38,370 37,251 77,886 73,297 Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 21,287 20,540 43,291 40,809 Taxes (other than income taxes) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 14,219 10,167 25,977 25,076 Special charges (see Note 2) ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ Ì Ì 5,321 Ì Total operating expenses ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 232,275 329,297 408,850 604,857 Operating incomeÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 34,642 42,384 69,759 96,097 Other income Ì net ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 251 5,031 2,099 7,274 Interest charges and Ñnancing costs: Interest charges Ì net of amounts capitalized ÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 11,442 12,808 22,834 24,888 Distributions on redeemable preferred securities of subsidiary trust ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,962 1,962 3,925 3,925 Total interest charges and Ñnancing costs ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 13,404 14,770 26,759 28,813 Income before income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 21,489 32,645 45,099 74,558 Income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 8,060 12,343 16,922 28,207 Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 13,429 $ 20,302 $ 28,177 $ 46,351 See Notes to Financial Statements 12
  • 14. SOUTHWESTERN PUBLIC SERVICE CO. STATEMENTS OF CASH FLOWS Six Months Ended June 30 2002 2001 (Unaudited) (Thousands of Dollars) Operating activities: Net income ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 28,177 $ 46,351 Adjustments to reconcile net income to net cash provided by operating activities: Depreciation and amortization ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 51,397 42,971 Deferred income taxesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 300 100 Amortization of investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (125) (125) Change in accounts receivable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (47,305) 1,325 Change in inventories ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (1,846) 7,075 Change in other current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 34,790 (13,456) Change in accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 3,375 (89,912) Change in other current liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (46,083) 54,024 Change in other assets and liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (1,329) (13,022) Net cash provided by operating activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 21,351 35,331 Investing activities: Capital/construction expenditures ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (26,007) (66,636) Costs/proceeds from disposition of property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 6,984 925 Other investments Ì netÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (2,937) 119,539 Net cash (used in) provided by investing activitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (21,960) 53,828 Financing activities: Short-term borrowings Ì net ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 15,000 (30,390) Repayment of long-term debt, including reacquisition premiums ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ Ì 168 Capital contributions from parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 615 Ì Dividends paid to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (60,969) (43,938) Net cash used in Ñnancing activities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (45,354) (74,160) Net (decrease) increase in cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (45,963) 14,999 Cash and cash equivalents at beginning of period ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 65,499 10,826 Cash and cash equivalents at end of period ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 19,536 $ 25,825 See Notes to Financial Statements 13
  • 15. SOUTHWESTERN PUBLIC SERVICE CO. BALANCE SHEETS June 30 Dec. 31 2002 2001 (Unaudited) (Thousands of Dollars) ASSETS Current assets: Cash and cash equivalents ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 19,536 $ 65,499 Accounts receivable Ì net of allowance for bad debts of $1,324 and $1,785, respectively ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 63,477 61,688 Accounts receivable from aÇliatesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 45,515 Ì Accrued unbilled revenues ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 57,302 75,924 Materials and supplies inventories at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 14,499 12,588 Fuel and gas inventories at average cost ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,324 1,390 Current portion of accumulated deferred income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,420 10,068 Derivative instruments valuation Ì at market ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,061 Ì Prepayments and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 2,653 10,170 Total current assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 206,787 237,327 Property, plant and equipment, at cost: Electric utilityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 3,061,849 3,056,459 Other and construction work in progress ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 69,069 55,436 Total property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 3,130,918 3,111,895 Less: accumulated depreciation ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (1,321,766) (1,275,501) Net property, plant and equipment ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,809,152 1,836,394 Other assets: Other investments ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 14,282 11,345 Regulatory assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 122,397 96,613 Prepaid pension asset ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 93,705 82,503 Deferred charges and other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 18,479 36,598 Total other assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 248,863 227,059 Total assets ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 2,264,802 $ 2,300,780 LIABILITIES AND EQUITY Current liabilities: Accounts payable ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 68,523 $ 72,204 Accounts payable to aÇliates ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 8,947 1,891 Short-term debt ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 15,000 Ì Taxes accrued ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 36,863 35,274 Interest accrued ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 7,585 9,696 Dividends payable to parent ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 7,943 20,969 Derivative instruments valuation Ì at market ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1,044 1,131 Other ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 22,544 68,105 Total current liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 168,449 209,270 Deferred credits and other liabilities: Deferred income taxes ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 393,732 392,907 Deferred investment tax credits ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 4,342 4,467 Regulatory liabilities ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 17,318 1,117 Derivative instruments valuation Ì at market ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 5,427 5,809 BeneÑt obligations and otherÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 22,141 15,815 Total deferred credits and other liabilitiesÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 442,960 420,115 Long-term debtÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 725,519 725,375 Mandatorily redeemable preferred securities of subsidiary trust ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 100,000 100,000 Common stock Ì authorized 200 shares of $1.00 par value, outstanding 100 shares ÏÏÏÏÏ Ì Ì Premium on common stock ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 406,151 405,536 Retained earnings ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 425,150 444,917 Accumulated other comprehensive loss ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ (3,427) (4,433) Total common stockholder's equity ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 827,874 846,020 Commitments and contingent liabilities (see Note 5) Total liabilities and equityÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $ 2,264,802 $ 2,300,780 See Notes to Financial Statements 14
  • 16. NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS In the opinion of management, the accompanying unaudited consolidated and stand-alone Ñnancial statements contain all adjustments necessary to present fairly the Ñnancial position of NSP-Minnesota, NSP- Wisconsin, PSCo and SPS (collectively referred to as the Utility Subsidiaries of Xcel Energy) as of June 30, 2002, and Dec. 31, 2001, the results of their operations for the three and six months ended June 30, 2002 and 2001, and their cash Öows for the three and six months ended June 30, 2002 and 2001. Due to the seasonality of electric and gas sales of Xcel Energy's Utility Subsidiaries, quarterly results are not necessarily an appropriate base from which to project annual results. The accounting policies of NSP-Minnesota, NSP-Wisconsin, PSCo and SPS are set forth in Note 1 to the Ñnancial statements in their respective Annual Reports on Form 10-K for the year ended Dec. 31, 2001. The following notes should be read in conjunction with such policies and other disclosures in the Form 10-K's. Certain items in the 2001 income statement have been reclassiÑed from amounts previously reported to conform to the 2002 presentation. These reclassiÑcations had no eÅect on stockholders' equity or net income as previously reported. The reclassiÑcations were primarily to conform the presentation of all consolidated Xcel Energy subsidiaries to a standard corporate presentation. 1. Accounting Changes (NSP-Minnesota, NSP-Wisconsin, PSCo and SPS) Intangible Assets Ì During the Ñrst quarter of 2002, the Utility Subsidiaries of Xcel Energy adopted Statement of Financial Accounting Standard (SFAS) No. 142 Ì quot;quot;Goodwill and Other Intangible Assets'' (SFAS No. 142), which requires new accounting for intangible assets, including goodwill. Intangible assets with Ñnite lives are being amortized over their economic useful lives and periodically reviewed for impairment. Goodwill will no longer be amortized, but will be tested for impairment annually and on an interim basis if an event occurs or a circumstance changes between annual tests that may reduce the fair value of a reporting unit below its carrying value. The Utility Subsidiaries of Xcel Energy have no intangible assets with indeÑnite lives. Aggregate amortization expense recognized in the six months ended June 30, 2002 was approximately $122,000. The annual aggregate amortization expense for each of the Ñve succeeding years is expected to approximate $240,000. Intangible assets subject to amortization at June 30, 2002, consisting primarily of deferred employment agreement costs, were as follows: June 30, 2002 Dec. 31, 2001 Gross Carrying Accumulated Gross Carrying Accumulated Amount Amortization Amount Amortization (Thousands of dollars) NSP-Minnesota ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $4,867 $426 $4,867 $324 NSP-WisconsinÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ Ì Ì Ì Ì PSCo ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ Ì Ì Ì Ì SPS ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ Ì Ì Ì Ì Asset Valuation Ì On Jan. 1, 2002, the Utility Subsidiaries adopted SFAS No. 144 Ì quot;quot;Accounting for the Impairment or Disposal of Long-Lived Assets,'' which supercedes previous guidance for measurement of asset impairments. The Utility Subsidiaries did not recognize any asset impairments as a result of the adoption. The method used in determining fair value was based on a number of valuation techniques, including present value of future cash Öows. 2. Special Charges (NSP-Minnesota, NSP-Wisconsin, PSCo and SPS) 2002 Regulatory Recovery Adjustment Ì In late 2001, SPS Ñled an application requesting recovery of costs incurred to comply with transition to retail competition legislation in Texas and New Mexico. During the Ñrst quarter of 2002, SPS entered into a settlement agreement with interveners regarding the recovery of 15
  • 17. NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS Ì (Continued) restructuring costs in Texas, subject to approval by the state regulatory commission. Based on the settlement agreement, SPS wrote oÅ pretax restructuring costs of approximately $5 million. 2002/2001 RestaÇng Ì During the fourth quarter of 2001, Xcel Energy expensed pretax special charges of $39 million for expected staÅ consolidation costs for an estimated 500 employees in several utility operating and corporate support areas of Xcel Energy. Approximately $36 million of these restaÇng costs were allocated to Xcel Energy's Utility Subsidiaries consistent with service company cost allocation methodologies utilized under the requirements of the PUHCA. In the Ñrst quarter of 2002, the identiÑcation of aÅected employees was completed and additional pretax special charges of $9 million were expensed for the Ñnal costs of staÅ consolidations. Approximately $5 million of these restaÇng costs were allocated to Xcel Energy's Utility Subsidiaries. As of June 30, 2002, all 564 of accrued staÅ terminations had occurred. The following table summarizes the activity related to accrued special charges (reported in other current liabilities) for the Ñrst six months of 2002. Accrued Dec. 31, 2001 Special June 30, 2002 Liability Charges Payments Liability (Millions of Dollars) Utility and corporate employee severance ÏÏÏÏÏÏ $37 $9 $(21) $25 Special charge activities for Utility Subsidiaries: NSP-Minnesota ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ $5 $4 $ (4) $5 NSP-Wisconsin ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 2 1 (2) 1 PSCo. ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 2 Ì (1) 1 SPS ÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏÏ 1 Ì Ì 1 2001 Postemployment BeneÑts Ì PSCO's earnings for the second quarter of 2001 were reduced due to a Colorado Supreme Court decision that resulted in a 2001 pretax write-oÅ of $23 million of regulatory assets related to deferred postemployment beneÑt costs at PSCo. 3. Business Developments (NSP-Minnesota, NSP-Wisconsin, PSCo and SPS) TRANSLink Transmission Company, LLC (TRANSLink) Ì In September 2001, Xcel Energy and several other electric utilities applied to the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) to integrate operations of their electric transmission systems into a single system through the formation of TRANSLink, a for-proÑt, transmission-only company. The utilities will participate in TRANSLink through a combination of divestiture, leases and operating agreements. The applicants are: Alliant Energy's Iowa company (Interstate Power and Light Co.), Corn Belt Power Cooperative, MidAmerican Energy Co., Nebraska Public Power District, Omaha Public Power District and Xcel Energy. The participants believe TRANSLink is the most cost-eÇcient option available to manage transmission and to comply with regulations issued by the FERC in 1999 (known as Order No. 2000) that require investor-owned electric utilities to transfer operational control of their transmission system to an independent regional transmission organization (RTO). Under the proposal, TRANSLink will be responsible for planning, managing and operating both local and regional transmission assets. TRANSLink will also construct and own new transmission system additions. TRANSLink will collect the revenue for the use of Xcel Energy's transmission assets through a FERC- approved, regulated cost-of-service tariÅ and will collect its administrative costs through transmission rate surcharges. Transmission service pricing will continue to be regulated by the FERC, but construction and permitting approvals will continue to rest with regulators in the states served by TRANSLink. The participants also have entered into a memorandum of understanding with the Midwest Independent Transmission Operator, Inc. (MISO) in which they agree that TRANSLink will contract with the MISO for certain other required RTO functions and services. In May 2002, the partners formed TRANSLink Development Company, LLC., which is responsible for pursuing the actions necessary to complete the regulatory approval of TRANSLink Transmission Company, LLC. 16
  • 18. NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS Ì (Continued) In April 2002, the FERC gave conditional approval for the applicants to transfer ownership or operations of their transmission systems to TRANSLink and to form TRANSLink as an independent transmission company operating under the umbrella organization of MISO and a separate RTO in the west (once it is formed) for PSCo's assets. The FERC conditioned TRANSLink's approval on the resubmission of its tariÅ as a separate schedule to be administered by the MISO. TRANSLink Development Company anticipates making this Ñling during the third quarter of 2002. Several state approvals also would be required to implement the proposal, as well as SEC approval. Subject to receipt of required regulatory approvals, TRANSLink is expected to begin operations in early 2003. 4. Restructuring and Regulation (PSCo and SPS) Colorado Merger Agreements Ì Under the Stipulation and Agreement approved by the Colorado Public Utilities Commission (CPUC) in connection with the Xcel Energy merger, PSCo agreed to 1) Ñle a combined electric, gas and steam rate case in 2002 with new rates eÅective in January 2003, 2) extend its incentive cost adjustment (ICA) mechanism for one more year through Dec. 31, 2002 with an increase in the ICA base rate from $12.78 per megawatt hour to a rate based on the 2001 actual costs, 3) continue the Performance Based Regulatory Plan and the Quality Service Plan through 2006 with an electric department earnings cap of 10.5 percent return on equity for 2002, 4) reduce electric rates annually by $11 million for the period August 2000 to July 2002 and 5) cap merger costs associated with electric operations at $30 million and amortize such costs through 2002. Incentive Cost Adjustment Ì In early 2002, PSCo Ñled to increase rates under the ICA to recover the undercollection of costs through the period ended Dec. 31, 2001 (approximately $14.5 million, which went into eÅect on April 15, 2002) and to increase the ICA base rate for the recovery of 2002 costs which are projected to be substantially higher than the $12.78 per megawatt hour currently being recovered. PSCo's actual ICA base costs for 2001 were approximately $19 per megawatt hour. PSCo proposed to increase the ICA base in 2002 to avoid the signiÑcant deferral of costs and a large rate increase in 2003, although the Stipulation and Agreement provided for a rate recovery period of April 1, 2003, to March 31, 2004. On May 10, 2002, the CPUC approved a Settlement Agreement between PSCo and other parties to increase the ICA base rate to $14.88 per megawatt hour, providing for recovery of the deferred 2001 costs and the projected higher 2002 costs over a 34-month period from June 1, 2002, to March 31, 2005. The review and approval of actual costs incurred and recoverable under the ICA for 2001 and 2002 will be conducted in future rate proceedings by the CPUC for consideration of further increases in the ICA base rate to $19.00 per megawatt hour. PSCo is currently projecting its costs for 2002 to be approximately $38 million less than the ICA base allowed using the 2001 test year, resulting in an equal sharing of such lower costs between retail customers and PSCo. The mechanism for recovering fuel and energy costs for 2003 and later will be addressed in the 2002 rate case. General Rate Case Ì In May 2002, Xcel Energy Ñled a combined general rate case with the CPUC to address increased costs for providing energy to Colorado customers. The net impact of the Ñlings would increase electric revenue by approximately $220 million and decrease gas revenue by approximately $13 million. The rates are expected to be eÅective in early 2003. Xcel Energy also asked to increase its authorized rate of return on equity to 12 percent for electricity and to 12.25 percent for natural gas. The CPUC staÅ and the OÇce of Consumer Counsel (OCC) Ñled a joint motion requesting the CPUC permanently suspend PSCo's rate case alleging PSCo did not show (in the form that StaÅ is familiar with) the appropriate direct and indirect accounting for costs of non-regulated services. On Aug. 2, 2002, Xcel Energy, the CPUC and the OCC (the parties) Ñled a joint motion to request the CPUC delay their decision on the original motion for two weeks until August 19th. PSCo is currently working resolve the allegations. It is possible the parties could request the CPUC delay the eÅective date of the rate case. 17
  • 19. NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS Ì (Continued) Gas Cost Prudence Review Ì In May 2002, the staÅ of the CPUC Ñled testimony in PSCo's gas cost prudence review case, recommending $6.1 million in disallowances of gas costs for the July 2000 through June 2001 gas purchase year. Hearings were held in July 2002. A decision is expected in late 2002. Texas SPS Texas Transition to Competition Cost Recovery Application Ì In December 2001, SPS Ñled an application with the Public Utility Commission of Texas (PUCT) to recover $20.3 million in costs related to transition to retail competition from the Texas retail customers. These costs were incurred to position SPS for retail competition, which was eventually delayed for SPS. The Ñling was amended in March 2002 to reduce the recoverable costs by $7.3 million, which were associated with over-earnings for the calendar year 1999. The PUCT approved SPS using the 1999 over-earnings to oÅset the claims for reimbursement of transition to competition costs. This reduced the requested net collection in Texas to $13.0 million. In April 2002, a unanimous settlement agreement was reached. Final approval by the PUCT was received in May 2002. The stipulation provides for the recovery of $5.9 million through an incremental cost recovery rider and the capitalization of $1.9 million for metering equipment. Based on the settlement agreement, SPS wrote oÅ pretax restructuring costs of approximately $5 million in the Ñrst quarter of 2002. Recovery of the $5.9 million began in July 2002. Minnesota Metro Emissions Reduction Program Ì On July 26, 2002, 2002, NSP-Minnesota Ñled for approval by the Minnesota Public Utilities Commission (MPUC) a proposal to invest in existing NSP-Minnesota generation facilities (A S King, High Bridge, Riverside) to reduce emissions under the terms of legislation adopted by the 2001 Minnesota Legislature. The proposal includes the installation of state-of-the-area pollution control equipment at the AS King plant and conversion to natural gas at the High Bridge and Riverside plants. Under the terms of the statute, the Ñling concurrently seeks approval of a rate recovery mechanism for the costs of the proposal, estimated to be a total of $1.1 billion with major expenditures anticipated to begin in 2005 and continuing through 2009. The rate recovery would be through an annual automatic adjustment mechanism authorized by 2001 legislation, outside a general rate case, and is proposed to be eÅective at the expiration of the NSP-Minnesota merger rate freeze, which extends through 2005 unless certain exemptions are triggered. The rate recovery proposed by NSP-Minnesota would allow recovery of Ñnancing costs of capital expenditures prior to the in-service date of each plant. The proposal is pending comments by interested parties. Other regulatory approvals, such as environmental permitting, are needed before the proposal can be implemented. Renewable Cost Recovery TariÅ Ì In April 2002, NSP-Minnesota also Ñled for MPUC authorization to recover in retail rates the costs of electric transmission facilities constructed to provide transmission service for renewable energy. The rate recovery would be through an automatic adjustment mechanism authorized by 2001 legislation, outside a general rate case, and is proposed to be eÅective Jan. 1, 2003. In July 2002, the Minnesota Department of Commerce Ñled comments supporting approval of the tariÅ mechanism, subject to certain modiÑcations that are generally acceptable to Xcel Energy. Wisconsin Retail Electric Fuel Rates Ì In August 2002, NSP-Wisconsin Ñled an application with the Public Service Commission of Wisconsin (PSCW), requesting a decrease in Wisconsin retail electric rates for fuel costs. The amount of the proposed rate decrease is approximately $6.3 million on an annual basis. The reasons for the decrease include moderate weather, lower than forecast market power costs, and optimal plant availability. On Aug. 7, 2002, the PSCW issued an order approving the fuel rate credit. The rate credit will be eÅective on Aug. 12, 2002. 18
  • 20. NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS Ì (Continued) Federal Energy Regulatory Commission Standard Market Design Rulemaking Ì In July 2002 the FERC issued a Notice of Proposed Rulemak- ing on Standard Market Design rulemaking for regulated utilities. If implemented as proposed, the Rulemaking will substantially change how wholesale markets operate throughout the United States. The proposed rulemaking expands the FERC's intent to unbundle transmission operations from integrated utilities and ensure robust competition in wholesale markets. The rule contemplates that all wholesale and retail customers will be on a single network transmission service tariÅ. The rule also contemplates the implementa- tion of a bid based system for buying and selling energy in wholesale markets. The market will be administered by RTOs or Independent Transmission Providers. RTOs will also be responsible for putting together regional plans that identify opportunities to construct new transmission, generation or demand side programs to reduce transmission constraints and meet regional energy requirements. Finally, the Rule envisions the development of Regional Market Monitors responsible for ensuring that individual participants do not exercise unlawful market power. Comments to the rules are due in the fourth quarter of 2002. The FERC anticipates that the Ñnal rules will be in place in early 2003 and the contemplated market changes will take place in 2003 and 2004. Cash Management Regulation Ì On Aug. 1, 2002, the FERC issued a Notice of Proposed Rulemaking proposing to adopt new rules governing corporate quot;quot;money pools,'' which include jurisdictional public utility or pipeline subsidiaries of nonregulated parent companies. The proposed rules would require documentation of transactions within such money pools, a proprietary capital account of the jurisdictional utility of 30 percent, and would require the nonregulated parent company to have an investment grade rating. Comments on the proposed rules are due Aug. 22, 2002. Xcel Energy is reviewing the proposed rules and their interaction with similar money pool regulations of the SEC. Standards of Conduct Rulemaking Ì In October 2001, FERC issued a Notice of Proposed Rulemaking proposing to adopt new standards of conduct rules applicable to all jurisdictional electric and natural gas transmission providers. The proposed rules would replace the current rules governing the electric transmission and wholesale electric functions of the Utility Subsidiaries and the rules governing the natural gas transportation and wholesale gas supply functions. The proposed rules would expand the deÑnition of quot;quot;aÇliate'' and further limit communications between transmission functions and supply functions, and would materially increase operating costs of the Utility Subsidiaries. In April 2002, the FERC staÅ issued a reaction paper, generally rejecting the comments of parties opposed to the proposed rules. Final rules are expected by year-end 2002. FERC Investigation Ì On May 8, 2002, the FERC ordered all sellers of wholesale electricity and/or ancillary services to the California Independent System Operator or Power Exchange, including PSCo, to respond to data requests, including requests for admissions with respect to certain trading strategies in which the companies may have engaged. The investigation is in response to memoranda prepared by Enron Corporation that detail certain trading strategies engaged in 2000 and 2001, which may have violated market rules. On May 22, 2002, Xcel Energy reported to the FERC that it had not engaged directly in any of the trading strategies identiÑed in the May 8th inquiry. On May 13, 2002, Xcel Energy, independently and not in direct response to any regulatory inquiry, announced that PSCo had engaged in certain trading transactions, initiated by Reliant Resources, that had immaterial income eÅects in 1999 and 2000. To supplement the May 8th request, on May 21, 2002, the FERC ordered all sellers of wholesale electricity and/or ancillary services in the United States portion of the Western Systems Coordinating Council during 2000 and 2001 to report whether they had engaged in activities referred to as quot;quot;wash,'' quot;quot;round trip'' or quot;quot;sell/buyback'' trading. On May 31, 2002, Xcel Energy reported to the FERC that it had not engaged in so- called round trip electricity trading identiÑed in the May 21st inquiry. 19
  • 21. NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS Ì (Continued) Xcel Energy did report, as previously announced on May 13, 2002, that PSCo had engaged in a group of transactions in 1999 and 2000 with the trading arm of Reliant Resources in which PSCo bought a quantity of power from Reliant and simultaneously sold the same quantity back to Reliant. For doing this, PSCo normally received a small proÑt. PSCo made a total pretax proÑt of approximately $110,000 on these transactions. Also, PSCo engaged in one trade with Reliant in which PSCo simultaneously bought and sold power at the same price without realizing any proÑt. The purpose of this nonproÑt transaction was in consideration of future for- proÑt transactions. PSCo engaged in these transactions with Reliant for the proper commercial objective of making a proÑt. It did not do these transactions to inÖate volumes or revenues. Xcel Energy and PSCo have received subpoenas from the Commodity Futures Trading Commission for documents and other information concerning these so-called quot;quot;round trip trades'' and other trading in electricity and natural gas for the period Jan. 1, 1999 to the present involving Xcel Energy or any of its subsidiaries. Xcel Energy also has received a subpoena from the SEC for documents concerning quot;quot;round trip trades,'' as deÑned in the SEC subpoena, in electricity and natural gas with Reliant Resources, Inc. for the period Jan. 1, 1999, to the present. The SEC subpoena is issued pursuant to a formal order of private investigation that does not name Xcel Energy. Based upon accounts in the public press, management believes that similar subpoenas in the same investigations have been served on other industry participants. Xcel Energy and PSCo are cooperating with the regulators and taking steps to assure satisfactory compliance with the subpoenas. 5. Commitments and Contingent Liabilities (NSP-Minnesota, NSP-Wisconsin, PSCo and SPS) Lawsuits and claims arise in the normal course of business. Management, after consultation with legal counsel, has recorded an estimate of the probable cost of settlement or other disposition of them. Xcel Energy's Utility Subsidiaries have been or are currently involved with the cleanup of contamination from certain hazardous substances at several sites. In many situations, Xcel Energy's Utility Subsidiaries are pursuing, or intend to pursue, insurance claims and believe they will recover some portion of these costs through such claims. Additionally, where applicable, Xcel Energy's Utility Subsidiaries are pursuing, or intend to pursue, recovery from other potentially responsible parties and through the rate regulatory process. To the extent any costs are not recovered through the options listed above, Xcel Energy's Utility Subsidiaries would be required to recognize an expense for such unrecoverable amounts. The circumstances set forth in Notes 13 and 14 to the Ñnancial statements in NSP-Minnesota's, NSP- Wisconsin's, PSCo's and SPS' Annual Reports on Form 10-K for the year ended Dec. 31, 2001, appropriately represent, in all material respects, the current status of commitments and contingent liabilities, including those regarding public liability for claims resulting from any nuclear incident and are incorporated herein by reference. Following are unresolved contingencies, which are material to the Ñnancial position of Xcel Energy's Utility Subsidiaries: ‚ Tax Matters Ì Tax deductibility of corporate owned life insurance loan interest PSCo Notice of Violation Ì On July 1, 2002, PSCo received a Notice of Violation (NOV) from the United States Environmental Protection Agency (EPA) alleging violations of the New Source Review (NSR) requirements of the Clean Air Act at the Comanche and Pawnee Stations in Colorado. The NOV speciÑcally alleges that various maintenance, repair and replacement projects undertaken at the plants in the mid- to late-1990s should have required a permit under the NSR process. PSCo believes it acted in full compliance with the Clean Air Act and NSR process. It believes that the projects identiÑed in the NOV Ñt within the routine maintenance, repair and replacement exemption contained within the NSR regulations or are otherwise not subject to the NSR requirements. PSCo also believes that the projects would be expressly authorized under the EPA's NSR policy announced by the EPA administrator on June 22, 2002. PSCo disagrees with the assertions contained in the NOV and intends to vigorously defend its position. 20