☒ | ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 |
☐ | TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 |
Delaware | 36-4833255 | |||||||||||||||||||||||||||||||
(State or other jurisdiction of incorporation or organization) | (I.R.S. Employer Identification No.) | |||||||||||||||||||||||||||||||
6555 Sierra Drive | Irving, | Texas | 75039 | (214) | 812-4600 | |||||||||||||||||||||||||||
(Address of principal executive offices) (Zip Code) | (Registrant's telephone number, including area code) |
Title of Each Class | Trading Symbol(s) | Name of Each Exchange on Which Registered | ||||||||||||
Common stock, par value $0.01 per share | VST | New York Stock Exchange | ||||||||||||
Warrants | VST.WS.A | New York Stock Exchange |
Large accelerated filer | ☒ | Accelerated filer | ☐ | Non-accelerated filer | ☐ | Smaller reporting company | ☐ | Emerging growth company | ☐ |
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Item 15.
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2018 Form 10-K | Vistra Energy's annual report on Form 10-K for the year ended December 31, 2018, filed with the SEC on February 28, 2019, except for Exhibits 31.1, 31.2, 32.1 and 32.2, which were amended in Vistra Energy's annual report on Form 10-K/A filed with the SEC on July 19, 2019 | |||||||
Ambit | Ambit Holdings, LLC, and/or its subsidiaries, depending on context | |||||||
ARO | asset retirement and mining reclamation obligation | |||||||
CAA | Clean Air Act | |||||||
CAISO | The California Independent System Operator | |||||||
CCGT | combined cycle gas turbine | |||||||
CFTC | U.S. Commodity Futures Trading Commission | |||||||
Chapter 11 Cases | Cases in the U.S. Bankruptcy Court for the District of Delaware (Bankruptcy Court) concerning voluntary petitions for relief under Chapter 11 of the U.S. Bankruptcy Code (Bankruptcy Code) filed on April 29, 2014 (Petition Date) by Energy Future Holdings Corp. (EFH Corp.) and the majority of its direct and indirect subsidiaries, including Energy Future Intermediate Holding Company LLC, Energy Future Competitive Holdings Company LLC and TCEH but excluding the Oncor Ring-Fenced Entities (Debtors). On the Effective Date, subsidiaries of TCEH that were Debtors in the Chapter 11 Cases (TCEH Debtors), along with certain other Debtors that became subsidiaries of Vistra Energy on that date (Contributed EFH Debtors) emerged from the Chapter 11 Cases. | |||||||
CME | Chicago Mercantile Exchange | |||||||
CO2
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carbon dioxide | |||||||
CPUC | California Public Utilities Commission | |||||||
Crius | Crius Energy Trust and/or its subsidiaries, depending on context | |||||||
CT | combustion turbine | |||||||
Dynegy | Dynegy Inc., and/or its subsidiaries, depending on context | |||||||
Dynegy Energy Services | Dynegy Energy Services, LLC and Dynegy Energy Services (East), LLC (d/b/a Dynegy and Brighten Energy), indirect, wholly owned subsidiaries of Vistra Energy, that are REPs in certain areas of MISO and PJM, respectively, and are engaged in the retail sale of electricity to residential and business customers. | |||||||
EBITDA | earnings (net income) before interest expense, income taxes, depreciation and amortization | |||||||
Effective Date | October 3, 2016, the date the TCEH Debtors and the Contributed EFH Debtors completed their reorganization under the Bankruptcy Code and emerged from the Chapter 11 Cases | |||||||
Emergence | emergence of the TCEH Debtors and the Contributed EFH Debtors from the Chapter 11 Cases as subsidiaries of a newly formed company, Vistra Energy, on the Effective Date | |||||||
EPA | U.S. Environmental Protection Agency | |||||||
Exchange Act | Exchange Act of 1934, as amended | |||||||
ERCOT | Electric Reliability Council of Texas, Inc. | |||||||
ESS | energy storage system | |||||||
FERC | U.S. Federal Energy Regulatory Commission | |||||||
Fitch | Fitch Ratings Inc. (a credit rating agency) | |||||||
FTC | Federal Trade Commission | |||||||
GAAP | generally accepted accounting principles | |||||||
GHG | greenhouse gas | |||||||
GWh | gigawatt-hours | |||||||
Homefield Energy | Illinois Power Marketing Company (d/b/a Homefield Energy), an indirect, wholly owned subsidiary of Vistra Energy, a REP in certain areas of MISO that is engaged in the retail sale of electricity to municipal customers | |||||||
ICE | Intercontinental Exchange | |||||||
IRS | U.S. Internal Revenue Service | |||||||
ISO | independent system operator |
ISO-NE | Independent System Operator New England | |||||||
kW | kilowatt | |||||||
LIBOR | London Interbank Offered Rate, an interest rate at which banks can borrow funds, in marketable size, from other banks in the London interbank market | |||||||
load | demand for electricity | |||||||
LTSA | long-term service agreements for plant maintenance | |||||||
Luminant | subsidiaries of Vistra Energy engaged in competitive market activities consisting of electricity generation and wholesale energy sales and purchases as well as commodity risk management | |||||||
market heat rate | Heat rate is a measure of the efficiency of converting a fuel source to electricity. Market heat rate is the implied relationship between wholesale electricity prices and natural gas prices and is calculated by dividing the wholesale market price of electricity, which is based on the price offer of the marginal supplier (generally natural gas plants), by the market price of natural gas. | |||||||
Merger | the merger of Dynegy with and into Vistra Energy, with Vistra Energy as the surviving corporation | |||||||
Merger Agreement | the Agreement and Plan of Merger, dated as of October 29, 2017, by and between Vistra Energy and Dynegy | |||||||
Merger Date | April 9, 2018, the date Vistra Energy and Dynegy completed the transactions contemplated by the Merger Agreement | |||||||
MISO | Midcontinent Independent System Operator, Inc. | |||||||
MMBtu | million British thermal units | |||||||
Moody's | Moody's Investors Service, Inc. (a credit rating agency) | |||||||
MSHA | U.S. Mine Safety and Health Administration | |||||||
MW | megawatts | |||||||
MWh | megawatt-hours | |||||||
NERC | North American Electric Reliability Corporation | |||||||
NOX
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nitrogen oxide | |||||||
NRC | U.S. Nuclear Regulatory Commission | |||||||
NYMEX | the New York Mercantile Exchange, a commodity derivatives exchange | |||||||
NYSE | New York Stock Exchange | |||||||
NYISO | New York Independent System Operator | |||||||
Oncor | Oncor Electric Delivery Company LLC, a direct, majority-owned subsidiary of Oncor Holdings and formerly an indirect subsidiary of EFH Corp., that is engaged in regulated electricity transmission and distribution activities | |||||||
Oncor Ring-Fenced Entities | Oncor Electric Delivery Holdings Company LLC and its direct and indirect subsidiaries, including Oncor | |||||||
OPEB | postretirement employee benefits other than pensions | |||||||
Parent | Vistra Energy Corp. | |||||||
PJM | PJM Interconnection, LLC | |||||||
Plan of Reorganization | Third Amended Joint Plan of Reorganization filed by the Debtors in August 2016 and confirmed by the Bankruptcy Court in August 2016 solely with respect to the TCEH Debtors and the Contributed EFH Debtors | |||||||
PrefCo | Vistra Preferred Inc. | |||||||
PrefCo Preferred Stock Sale | as part of the Spin-Off, the contribution of certain of the assets of the Predecessor and its subsidiaries by a subsidiary of TEX Energy LLC to PrefCo in exchange for all of PrefCo's authorized preferred stock, consisting of 70,000 shares, par value $0.01 per share | |||||||
Public Power | Public Power, LLC, an indirect, wholly owned subsidiary of Vistra Energy, a REP in certain areas of PJM, NYISO, ISO-NE and MISO that is engaged in the retail sale of electricity to residential and business customers | |||||||
PUCT | Public Utility Commission of Texas | |||||||
PURA | Texas Public Utility Regulatory Act | |||||||
REP | retail electric provider |
RCT | Railroad Commission of Texas, which among other things, has oversight of lignite mining activity in Texas | |||||||
RTO | regional transmission organization | |||||||
S&P | Standard & Poor's Ratings (a credit rating agency) | |||||||
SEC | U.S. Securities and Exchange Commission | |||||||
Securities Act | Securities Act of 1933, as amended | |||||||
SG&A | selling, general and administrative | |||||||
SO2
|
sulfur dioxide | |||||||
Spin-Off | the tax-free spin-off from EFH Corp. executed pursuant to the Plan of Reorganization on the Effective Date by the TCEH Debtors and the Contributed EFH Debtors | |||||||
ST | steam turbine | |||||||
Tax Matters Agreement | Tax Matters Agreement, dated as of the Effective Date, by and among EFH Corp., Energy Future Intermediate Holding Company LLC, EFIH Finance Inc. and EFH Merger Co. LLC | |||||||
TCJA | The Tax Cuts and Jobs Act of 2017, federal income tax legislation enacted in December 2017, which significantly changed the tax laws applicable to business entities | |||||||
TCEH or Predecessor | Texas Competitive Electric Holdings Company LLC, a direct, wholly owned subsidiary of Energy Future Competitive Holdings Company LLC, and, prior to the Effective Date, the parent company of the TCEH Debtors whose major subsidiaries included Luminant and TXU Energy | |||||||
TCEH Debtors | the subsidiaries of TCEH that were Debtors in the Chapter 11 Cases | |||||||
TCEQ | Texas Commission on Environmental Quality | |||||||
TRA | Tax Receivables Agreement, containing certain rights (TRA Rights) to receive payments from Vistra Energy related to certain tax benefits, including benefits realized as a result of certain transactions entered into at Emergence (see Note 8 to the Financial Statements) | |||||||
TRE | Texas Reliability Entity, Inc., an independent organization that develops reliability standards for the ERCOT region and monitors and enforces compliance with NERC standards and monitors compliance with ERCOT protocols | |||||||
TXU Energy | TXU Energy Retail Company LLC, an indirect, wholly owned subsidiary of Vistra Energy that is a REP in competitive areas of ERCOT and is engaged in the retail sale of electricity to residential and business customers | |||||||
TriEagle Energy | TriEagle Energy, LP, an indirect, wholly owned subsidiary of Vistra Energy, a REP in certain areas of ERCOT and PJM that is engaged in the retail sale of electricity to residential and business customers | |||||||
TWh | terawatt-hours | |||||||
U.S. | United States of America | |||||||
U.S. Gas & Electric | U.S. Gas and Electric, Inc., an indirect, wholly owned subsidiary of Vistra Energy, a REP in certain areas of PJM, NYISO, ISO-NE and MISO that is engaged in the retail sale of electricity to residential and business customers | |||||||
Value Based Brands | Value Based Brands LLC (d/b/a 4Change Energy and Express Energy), an indirect, wholly owned subsidiary of Vistra Energy that is a REP in competitive areas of ERCOT and is engaged in the retail sale of electricity to residential and business customers | |||||||
Vistra Energy or Successor | Vistra Energy Corp., formerly known as TCEH Corp., and/or its subsidiaries, depending on context. On the Effective Date, the TCEH Debtors and the Contributed EFH Debtors emerged from Chapter 11 and became subsidiaries of Vistra Energy Corp. | |||||||
Vistra Intermediate | Vistra Intermediate Company LLC, a direct, wholly owned subsidiary of Vistra Energy | |||||||
Vistra Operations | Vistra Operations Company LLC, an indirect, wholly owned subsidiary of Vistra Energy that is the issuer of certain series of notes (see Note 11 to the Financial Statements) and borrower under the Vistra Operations Credit Facilities | |||||||
Vistra Operations Credit Facilities | Vistra Operations Company LLC's $5.425 billion senior secured financing facilities (see Note 11 to the Financial Statements) |
Facility | Location | RTO/ISO | Technology | Primary Fuel | Net Capacity (MW) (a) | Ownership Interest (b) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Ennis | Ennis, TX | ERCOT | CCGT | Natural Gas | 366 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Forney | Forney, TX | ERCOT | CCGT | Natural Gas | 1,912 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Hays | San Marcos, TX | ERCOT | CCGT | Natural Gas | 1,047 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Lamar | Paris, TX | ERCOT | CCGT | Natural Gas | 1,076 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Midlothian | Midlothian, TX | ERCOT | CCGT | Natural Gas | 1,596 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Odessa | Odessa, TX | ERCOT | CCGT | Natural Gas | 1,054 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Wise | Poolville, TX | ERCOT | CCGT | Natural Gas | 787 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Coleto Creek | Goliad, TX | ERCOT | ST | Coal | 650 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Martin Lake | Tatum, TX | ERCOT | ST | Coal | 2,250 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Oak Grove | Franklin, TX | ERCOT | ST | Coal | 1,600 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
DeCordova | Granbury, TX | ERCOT | CT | Natural Gas | 260 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Graham | Graham, TX | ERCOT | ST | Natural Gas | 630 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Lake Hubbard | Dallas, TX | ERCOT | ST | Natural Gas | 921 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Morgan Creek | Colorado City, TX | ERCOT | CT | Natural Gas | 390 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Permian Basin | Monahans, TX | ERCOT | CT | Natural Gas | 325 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Stryker Creek | Rusk, TX | ERCOT | ST | Natural Gas | 685 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Trinidad | Trinidad, TX | ERCOT | ST | Natural Gas | 244 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Wharton | Boling, TX | ERCOT | CT | Natural Gas | 83 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Comanche Peak | Glen Rose, TX | ERCOT | Nuclear | Nuclear | 2,300 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Upton 2 | Upton County, TX | ERCOT | Solar | Solar | 180 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total ERCOT Segment | 18,356 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fayette | Masontown, PA | PJM | CCGT | Natural Gas | 726 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Hanging Rock | Ironton, OH | PJM | CCGT | Natural Gas | 1,430 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Hopewell | Hopewell, VA | PJM | CCGT | Natural Gas | 370 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Kendall | Minooka, IL | PJM | CCGT | Natural Gas | 1,288 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Liberty | Eddystone, PA | PJM | CCGT | Natural Gas | 607 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Ontelaunee | Reading, PA | PJM | CCGT | Natural Gas | 600 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Sayreville | Sayreville, NJ | PJM | CCGT | Natural Gas | 170 | 50% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Washington | Beverly, OH | PJM | CCGT | Natural Gas | 711 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Kincaid | Kincaid, IL | PJM | ST | Coal | 1,108 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Miami Fort 7 & 8 | North Bend, OH | PJM | ST | Coal | 1,020 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Zimmer | Moscow, OH | PJM | ST | Coal | 1,300 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Calumet | Chicago, IL | PJM | CT | Natural Gas | 380 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Dicks Creek | Monroe, OH | PJM | CT | Natural Gas | 155 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Miami Fort (CT) | North Bend, OH | PJM | CT | Oil | 77 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Pleasants | Saint Marys, WV | PJM | CT | Natural Gas | 388 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Richland | Defiance, OH | PJM | CT | Natural Gas | 423 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Stryker | Stryker, OH | PJM | CT | Oil | 16 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total PJM Segment | 10,769 |
Facility | Location | RTO/ISO | Technology | Primary Fuel | Net Capacity (MW) (a) | Ownership Interest (b) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Bellingham | Bellingham, MA | ISO-NE | CCGT | Natural Gas | 566 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Bellingham NEA | Bellingham, MA | ISO-NE | CCGT | Natural Gas | 157 | 50% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Blackstone | Blackstone, MA | ISO-NE | CCGT | Natural Gas | 544 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Casco Bay | Veazie, ME | ISO-NE | CCGT | Natural Gas | 543 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Independence | Oswego, NY | NYISO | CCGT | Natural Gas | 1,212 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Lake Road | Dayville, CT | ISO-NE | CCGT | Natural Gas | 827 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
MASSPOWER | Indian Orchard, MA | ISO-NE | CCGT | Natural Gas | 281 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Milford | Milford, CT | ISO-NE | CCGT | Natural Gas | 600 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total NY/NE Segment | 4,730 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Baldwin | Baldwin, IL | MISO | ST | Coal | 1,185 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Edwards | Bartonville, IL | MISO/PJM | ST | Coal | 585 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Newton | Newton, IL | MISO/PJM | ST | Coal | 615 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Joppa/EEI | Joppa, IL | MISO | ST | Coal | 802 | 80% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Joppa CT 1-3 | Joppa, IL | MISO | CT | Natural Gas | 165 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Joppa CT 4-5 | Joppa, IL | MISO | CT | Natural Gas | 56 | 80% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total MISO Segment | 3,408 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Moss Landing 1 & 2 | Moss Landing, CA | CAISO | CCGT | Natural Gas | 1,020 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Oakland | Oakland, CA | CAISO | CT | Oil | 165 | 100% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total CAISO | 1,185 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total capacity | 38,448 |
Total Number of Shares Purchased | Average Price Paid per Share | Total Number of Shares Purchased as Part of a Publicly Announced Program | Maximum Dollar Amount of Shares that may yet be Purchased under the Program (in millions) | |||||||||||||||||||||||
October 1 - October 31, 2019 | 674,438 | $ | 26.86 | 674,438 | $ | 335 | ||||||||||||||||||||
November 1 - November 30, 2019 | 140,200 | $ | 26.55 | 140,200 | $ | 332 | ||||||||||||||||||||
December 1 - December 31, 2019 | — | $ | — | — | $ | 332 | ||||||||||||||||||||
For the quarter ended December 31, 2019 | 814,638 | $ | 26.81 | 814,638 | $ | 332 |
Successor | Predecessor | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Year Ended
December 31, 2019 (a) |
Year Ended
December 31, 2018 (b) |
Year Ended
December 31, 2017 |
Period from October 3, 2016
through December 31, 2016 |
Period from January 1, 2016
through October 2, 2016 |
Year Ended December 31, 2015 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating revenues | $ | 11,809 | $ | 9,144 | $ | 5,430 | $ | 1,191 | $ | 3,973 | $ | 5,370 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Impairment of goodwill | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | (2,200) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Impairment of long-lived assets | $ | — | $ | — | $ | (25) | $ | — | $ | — | $ | (2,541) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating income (loss) | $ | 1,993 | $ | 491 | $ | 198 | $ | (161) | $ | 568 | $ | (4,091) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) attributable to Vistra Energy/the Predecessor (c) | $ | 928 | $ | (54) | $ | (254) | $ | (163) | $ | 22,851 | $ | (4,677) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Cash provided by (used in) operating activities | $ | 2,736 | $ | 1,471 | $ | 1,386 | $ | 81 | $ | (238) | $ | 237 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) per weighted average share of common stock outstanding — basic | $ | 1.88 | $ | (0.11) | $ | (0.59) | $ | (0.38) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) per weighted average share of common stock outstanding — diluted | $ | 1.86 | $ | (0.11) | $ | (0.59) | $ | (0.38) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Dividend declared per share of common stock | $ | 0.50 | $ | — | $ | — | $ | 2.32 |
Successor | Predecessor | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
At December 31, |
At
December 31, 2015 |
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2019 | 2018 | 2017 | 2016 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Balance Sheet Information:
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Total assets (d)(e) | $ | 26,616 | $ | 26,024 | $ | 14,600 | $ | 15,167 | $ | 15,658 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Property, plant and equipment — net (d)(e) | $ | 13,914 | $ | 14,612 | $ | 4,820 | $ | 4,443 | $ | 9,349 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Goodwill and intangible assets (f) | $ | 5,301 | $ | 4,561 | $ | 4,437 | $ | 5,112 | $ | 1,331 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Long-term debt including current maturities (f) | $ | 10,379 | $ | 11,065 | $ | 4,423 | $ | 4,623 | $ | 19 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Short-term borrowings and accounts receivable securitization program | $ | 800 | $ | 339 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Borrowings under debtor-in-possession credit facility | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | 1,425 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Pre-Petition notes, loans and other debt reported as liabilities subject to compromise (f) | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | 31,668 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total stockholders' equity/membership interests | $ | 7,959 | $ | 7,863 | $ | 6,342 | $ | 6,597 | $ | (22,884) |
2019-2020 | 2020-2021 | 2021-2022 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Base | CP | CP | CP | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
RTO zone (a) | $ | 80.00 | $ | 100.00 | $ | 88.32 | $ | 140.00 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ComEd zone | 182.77 | 202.77 | 188.12 | 195.55 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
MAAC zone | 80.00 | 100.00 | 86.04 | 140.00 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
EMAAC zone | 99.77 | 119.77 | 187.87 | 165.73 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ATSI zone | 80.00 | 100.00 | 76.53 | 171.33 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
PPL zone | 80.00 | 100.00 | 86.04 | 140.00 |
2019-2020 | 2020-2021 | 2021-2022 | 2022-2023 | ||||||||||||||||||||
Base auction capacity sold, net (MW) | 837 | — | — | — | |||||||||||||||||||
CP auction capacity sold, net (MW) | 8,342 | 8,582 | 8,963 | — | |||||||||||||||||||
Bilateral capacity sold, net (MW) | 160 | 200 | 200 | 200 | |||||||||||||||||||
Total segment capacity sold, net (MW)
|
9,339 | 8,782 | 9,163 | 200 | |||||||||||||||||||
Average price per MW-day | $ | 134.43 | $ | 130.04 | $ | 160.55 | $ | 170.00 |
Summer
2019 |
Winter
2019 - 2020 |
||||||||||
Price per kW-month | $ | 1.30 | $ | 0.18 |
Winter
2019 - 2020 |
Summer
2020 |
Winter
2020 - 2021 |
Summer
2021 |
Winter
2021 - 2022 |
|||||||||||||||||||||||||||||||
Auction capacity sold (MW) | 102 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||
Bilateral capacity sold (MW) | 916 | 955 | 542 | 403 | 33 | ||||||||||||||||||||||||||||||
Total capacity sold (MW)
|
1,018 | 955 | 542 | 403 | 33 | ||||||||||||||||||||||||||||||
Average price per kW-month | $ | 0.86 | $ | 1.82 | $ | 0.83 | $ | 2.69 | $ | 1.94 |
2019-2020 | 2020-2021 | 2021-2022 | 2022-2023 | 2023-2024 | |||||||||||||||||||||||||
Price per kW-month | $ | 7.03 | $ | 5.30 | $ | 4.63 | $ | 3.80 | $ | — |
2019-2020 | 2020-2021 | 2021-2022 | 2022-2023 | 2023-2024 | |||||||||||||||||||||||||
Auction capacity sold (MW) | 3,237 | 3,112 | 2,939 | 3,137 | — | ||||||||||||||||||||||||
Bilateral capacity sold (MW) | 71 | 150 | 170 | 95 | 20 | ||||||||||||||||||||||||
Total capacity sold (MW)
|
3,308 | 3,262 | 3,109 | 3,232 | 20 | ||||||||||||||||||||||||
Average price per kW-month | $ | 6.91 | $ | 5.35 | $ | 4.58 | $ | 3.92 | $ | 4.93 |
2019-2020 | |||||
Price per MW-day | $ | 2.99 |
2019-2020 | 2020-2021 | 2021-2022 | 2022-2023 | ||||||||||||||||||||
Bilateral capacity sold in MISO (MW) | 2,128 | 1,974 | 786 | 432 | |||||||||||||||||||
Base auction capacity sold in PJM (MW) | 220 | — | — | — | |||||||||||||||||||
CP auction capacity sold in PJM (MW) | 133 | 344 | 415 | 125 | |||||||||||||||||||
Total MISO segment capacity sold (MW)
|
2,481 | 2,318 | 1,201 | 557 | |||||||||||||||||||
Average price per kW-month | $ | 3.81 | $ | 3.52 | $ | 5.06 | $ | 5.01 |
2020 | 2021 | 2022 | |||||||||||||||
Bilateral capacity sold (Avg MW) | 1,020 | — | — |
2020 | 2021 | ||||||||||
Coal/Nuclear/Renewable Generation: | |||||||||||
ERCOT
|
95 | % | 71 | % | |||||||
PJM
|
100 | % | 91 | % | |||||||
MISO
|
100 | % | 45 | % | |||||||
Gas Generation: | |||||||||||
ERCOT
|
81 | % | 10 | % | |||||||
PJM
|
84 | % | 19 | % | |||||||
NYISO/ISO-NE
|
100 | % | 45 | % | |||||||
CAISO
|
100 | % | 34 | % |
Balance 2020 (a) | 2021 | ||||||||||
ERCOT:
|
|||||||||||
Coal/Nuclear/Renewable Generation: $2.50/MWh increase in power price
|
$ | 8 | $ | 37 | |||||||
Coal/Nuclear/Renewable Generation: $2.50/MWh decrease in power price
|
$ | (4) | $ | (29) | |||||||
Gas Generation: $1.00/MWh increase in spark spread
|
$ | 12 | $ | 37 | |||||||
Gas Generation: $1.00/MWh decrease in spark spread
|
$ | (4) | $ | (30) | |||||||
Residual Natural Gas Position: $0.25/MMBtu increase in natural gas price
|
$ | 3 | $ | (33) | |||||||
Residual Natural Gas Position: $0.25/MMBtu decrease in natural gas price
|
$ | (3) | $ | 28 | |||||||
PJM:
|
|||||||||||
Coal Generation: $2.50/MWh increase in power price
|
$ | 2 | $ | 5 | |||||||
Coal Generation: $2.50/MWh decrease in power price
|
$ | — | $ | (2) | |||||||
Gas Generation: $1.00/MWh increase in spark spread
|
$ | 6 | $ | 28 | |||||||
Gas Generation: $1.00/MWh decrease in spark spread
|
$ | (5) | $ | (26) | |||||||
Residual Natural Gas Position: $0.25/MMBtu increase in natural gas price
|
$ | (2) | $ | (2) | |||||||
Residual Natural Gas Position: $0.25/MMBtu decrease in natural gas price
|
$ | 2 | $ | 2 | |||||||
NYISO/ISO-NE:
|
|||||||||||
Gas Generation: $1.00/MWh increase in spark spread
|
$ | 1 | $ | 8 | |||||||
Gas Generation: $1.00/MWh decrease in spark spread
|
$ | — | $ | (7) | |||||||
Residual Natural Gas Position: $0.25/MMBtu increase in natural gas price
|
$ | 2 | $ | — | |||||||
Residual Natural Gas Position: $0.25/MMBtu decrease in natural gas price
|
$ | (2) | $ | — | |||||||
MISO/CAISO:
|
|||||||||||
Coal Generation: $2.50/MWh increase in power price
|
$ | 1 | $ | 21 | |||||||
Coal Generation: $2.50/MWh decrease in power price
|
$ | — | $ | (21) | |||||||
Gas Generation: $1.00/MWh increase in spark spread
|
$ | — | $ | 3 | |||||||
Gas Generation: $1.00/MWh decrease in spark spread
|
$ | — | $ | (3) | |||||||
Residual Natural Gas Position: $0.25/MMBtu increase in natural gas price
|
$ | 1 | $ | — | |||||||
Residual Natural Gas Position: $0.25/MMBtu decrease in natural gas price
|
$ | (1) | $ | — |
Year Ended December 31, |
Favorable (Unfavorable)
$ Change |
||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||||||||
Operating revenues | $ | 11,809 | $ | 9,144 | $ | 2,665 | |||||||||||||||||
Fuel, purchased power costs and delivery fees | (5,742) | (5,036) | (706) | ||||||||||||||||||||
Operating costs | (1,530) | (1,297) | (233) | ||||||||||||||||||||
Depreciation and amortization | (1,640) | (1,394) | (246) | ||||||||||||||||||||
Selling, general and administrative expenses | (904) | (926) | 22 | ||||||||||||||||||||
Operating income
|
1,993 | 491 | 1,502 | ||||||||||||||||||||
Other income | 56 | 47 | 9 | ||||||||||||||||||||
Other deductions | (15) | (5) | (10) | ||||||||||||||||||||
Interest expense and related charges | (797) | (572) | (225) | ||||||||||||||||||||
Impacts of Tax Receivable Agreement | (37) | (79) | 42 | ||||||||||||||||||||
Equity in earnings of unconsolidated investment | 16 | 17 | (1) | ||||||||||||||||||||
Income before income taxes
|
1,216 | (101) | 1,317 | ||||||||||||||||||||
Income tax (expense) benefit | (290) | 45 | (335) | ||||||||||||||||||||
Net income (loss)
|
$ | 926 | $ | (56) | $ | 982 | |||||||||||||||||
Year Ended December 31, 2019 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Retail | ERCOT | PJM | NY/NE | MISO |
Asset
Closure |
Eliminations / Corporate and Other |
Vistra
Energy Consolidated |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating revenues | $ | 6,872 | $ | 3,993 | $ | 2,442 | $ | 1,135 | $ | 658 | $ | 341 | $ | (3,632) | $ | 11,809 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fuel, purchased power costs and delivery fees | (5,816) | (1,352) | (1,111) | (600) | (380) | (267) | 3,784 | (5,742) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating costs | (71) | (714) | (328) | (101) | (150) | (138) | (28) | (1,530) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Depreciation and amortization | (292) | (508) | (537) | (208) | (19) | — | (76) | (1,640) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Selling, general and administrative expenses | (538) | (79) | (54) | (47) | (57) | (43) | (86) | (904) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating income (loss) | 155 | 1,340 | 412 | 179 | 52 | (107) | (38) | 1,993 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other income | — | 28 | — | — | 7 | 3 | 18 | 56 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other deductions | — | (8) | (1) | — | — | (5) | (1) | (15) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Interest expense and related charges | (21) | 8 | (10) | (3) | (4) | — | (767) | (797) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Impacts of Tax Receivable Agreement | — | — | — | — | — | — | (37) | (37) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Equity in earnings of unconsolidated investment | — | — | 4 | 12 | — | — | — | 16 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Income (loss) before income taxes
|
134 | 1,368 | 405 | 188 | 55 | (109) | (825) | 1,216 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Income tax expense | — | — | — | — | — | — | (290) | (290) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss)
|
$ | 134 | $ | 1,368 | $ | 405 | $ | 188 | $ | 55 | $ | (109) | $ | (1,115) | $ | 926 |
Year Ended December 31, 2018 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Retail | ERCOT | PJM | NY/NE | MISO |
Asset
Closure |
Eliminations / Corporate and Other |
Vistra
Energy Consolidated |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating revenues | $ | 5,597 | $ | 2,634 | $ | 1,725 | $ | 817 | $ | 399 | $ | 371 | $ | (2,399) | $ | 9,144 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fuel, purchased power costs and delivery fees | (4,126) | (1,521) | (917) | (485) | (174) | (286) | 2,473 | (5,036) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating costs | (39) | (677) | (243) | (74) | (136) | (109) | (19) | (1,297) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Depreciation and amortization | (318) | (416) | (413) | (152) | (9) | — | (86) | (1,394) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Selling, general and administrative expenses | (424) | (90) | (52) | (36) | (31) | (39) | (254) | (926) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating income (loss) | 690 | (70) | 100 | 70 | 49 | (63) | (285) | 491 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other income | 29 | 34 | 1 | — | — | 2 | (19) | 47 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other deductions | — | (7) | — | — | — | (1) | 3 | (5) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Interest expense and related charges | (7) | (12) | (8) | (2) | (1) | — | (542) | (572) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Impacts of Tax Receivable Agreement | — | — | — | — | — | — | (79) | (79) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Equity in earnings of unconsolidated investment | — | — | 7 | 11 | — | — | (1) | 17 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Income (loss) before income taxes
|
712 | (55) | 100 | 79 | 48 | (62) | (923) | (101) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Income tax benefit | — | — | — | — | — | — | 45 | 45 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss)
|
$ | 712 | $ | (55) | $ | 100 | $ | 79 | $ | 48 | $ | (62) | $ | (878) | $ | (56) |
Year Ended December 31, |
Favorable (Unfavorable)
$ Change |
||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||||||||
Net income (loss) | $ | 926 | $ | (56) | $ | 982 | |||||||||||||||||
Income tax expense (benefit) | 290 | (45) | 335 | ||||||||||||||||||||
Interest expense and related charges (a) | 797 | 572 | 225 | ||||||||||||||||||||
Depreciation and amortization (b) | 1,713 | 1,472 | 241 | ||||||||||||||||||||
EBITDA | 3,726 | 1,943 | 1,783 | ||||||||||||||||||||
Unrealized net (gain) loss resulting from hedging transactions | (696) | 380 | (1,076) | ||||||||||||||||||||
Generation plant retirement expenses | 54 | — | 54 | ||||||||||||||||||||
Fresh start/purchase accounting impacts | 30 | 41 | (11) | ||||||||||||||||||||
Impacts of Tax Receivable Agreement | 37 | 79 | (42) | ||||||||||||||||||||
Non-cash compensation expenses | 48 | 73 | (25) | ||||||||||||||||||||
Transition and merger expenses | 115 | 233 | (118) | ||||||||||||||||||||
Other, net | 11 | (7) | 18 | ||||||||||||||||||||
Adjusted EBITDA, including Odessa earnout buybacks | $ | 3,325 | $ | 2,742 | $ | 583 | |||||||||||||||||
Odessa earnout buybacks | — | 18 | (18) | ||||||||||||||||||||
Adjusted EBITDA | $ | 3,325 | $ | 2,760 | $ | 565 |
Year Ended December 31, 2019 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Retail | ERCOT | PJM | NY/NE | MISO |
Asset
Closure
|
Eliminations / Corporate and Other |
Vistra
Energy Consolidated
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) | $ | 134 | $ | 1,368 | $ | 405 | $ | 188 | $ | 55 | $ | (109) | $ | (1,115) | $ | 926 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Income tax expense | — | — | — | — | — | — | 290 | 290 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Interest expense and related charges (a) | 21 | (8) | 10 | 3 | 4 | — | 767 | 797 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Depreciation and amortization (b) | 292 | 581 | 537 | 208 | 19 | — | 76 | 1,713 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
EBITDA | 447 | 1,941 | 952 | 399 | 78 | (109) | 18 | 3,726 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Unrealized net (gain) loss resulting from hedging transactions | 278 | (591) | (203) | (109) | (30) | — | (41) | (696) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Generation plant retirement expenses | — | — | — | — | 12 | 42 | — | 54 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fresh start/purchase accounting impacts | 23 | (3) | (2) | 4 | 15 | (3) | (4) | 30 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Impacts of Tax Receivable Agreement | — | — | — | — | — | — | 37 | 37 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Non-cash compensation expenses | — | — | — | — | — | — | 48 | 48 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Transition and merger expenses | 49 | 11 | 6 | 4 | 21 | — | 24 | 115 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other, net | 10 | 12 | 7 | 9 | 7 | 2 | (36) | 11 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Adjusted EBITDA | $ | 807 | $ | 1,370 | $ | 760 | $ | 307 | $ | 103 | $ | (68) | $ | 46 | $ | 3,325 |
Year Ended December 31, 2018 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Retail | ERCOT | PJM | NY/NE | MISO |
Asset
Closure
|
Eliminations / Corporate and Other |
Vistra
Energy Consolidated
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) | $ | 712 | $ | (55) | $ | 100 | $ | 79 | $ | 48 | $ | (62) | $ | (878) | $ | (56) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Income tax benefit | — | — | — | — | — | — | (45) | (45) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Interest expense and related charges (a) | 7 | 12 | 8 | 2 | 1 | — | 542 | 572 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Depreciation and amortization (b) | 318 | 494 | 413 | 152 | 9 | — | 86 | 1,472 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
EBITDA | 1,037 | 451 | 521 | 233 | 58 | (62) | (295) | 1,943 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Unrealized net (gain) loss resulting from hedging transactions | (206) | 498 | 42 | 40 | (9) | — | 15 | 380 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fresh start/purchase accounting impacts | 26 | (6) | (1) | 9 | 12 | 1 | — | 41 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Impacts of Tax Receivable Agreement | — | — | — | — | — | — | 79 | 79 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Non-cash compensation expenses | — | — | — | — | — | — | 73 | 73 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Transition and merger expenses | 1 | 9 | 14 | 2 | 9 | 2 | 196 | 233 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other, net | (13) | (2) | 16 | 9 | 10 | (4) | (23) | (7) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Adjusted EBITDA, including Odessa earnout buybacks | 845 | 950 | 592 | 293 | 80 | (63) | 45 | 2,742 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Odessa earnout buybacks | 18 | 18 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Adjusted EBITDA | $ | 845 | $ | 968 | $ | 592 | $ | 293 | $ | 80 | $ | (63) | $ | 45 | $ | 2,760 |
Year Ended December 31, |
Favorable (Unfavorable)
Change
|
||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||||||||
Operating revenues: | |||||||||||||||||||||||
Revenues in ERCOT | $ | 5,061 | $ | 4,512 | $ | 549 | |||||||||||||||||
Revenues in Northeast/Midwest | 1,818 | 1,123 | 695 | ||||||||||||||||||||
Amortization expense | (15) | (26) | 11 | ||||||||||||||||||||
Other revenues | 8 | (12) | 20 | ||||||||||||||||||||
Total operating revenues | $ | 6,872 | $ | 5,597 | $ | 1,275 | |||||||||||||||||
Fuel, purchased power costs and delivery fees: | |||||||||||||||||||||||
Purchases from affiliates | (3,571) | (2,846) | (725) | ||||||||||||||||||||
Unrealized net gains (losses) on hedging activities with affiliates | (305) | 218 | (523) | ||||||||||||||||||||
Unrealized net gains (losses) on hedging activities | 19 | — | 19 | ||||||||||||||||||||
Delivery fees | (1,629) | (1,493) | (136) | ||||||||||||||||||||
Other costs (a) | (330) | (5) | (325) | ||||||||||||||||||||
Total fuel, purchased power costs and delivery fees | $ | (5,816) | $ | (4,126) | $ | (1,690) | |||||||||||||||||
Net income (loss)
|
$ | 134 | $ | 712 | $ | (578) | |||||||||||||||||
Adjusted EBITDA | $ | 807 | $ | 845 | $ | (38) | |||||||||||||||||
Retail sales volumes (GWh): | |||||||||||||||||||||||
Retail electricity sales volumes: | |||||||||||||||||||||||
Sales volumes in ERCOT | 47,345 | 42,992 | 4,353 | ||||||||||||||||||||
Sales volumes in Northeast/Midwest | 30,255 | 20,739 | 9,516 | ||||||||||||||||||||
Total retail electricity sales volumes | 77,600 | 63,731 | 13,869 | ||||||||||||||||||||
Weather (North Texas average) - percent of normal (b): | |||||||||||||||||||||||
Cooling degree days | 96.0 | % | 103.0 | % | |||||||||||||||||||
Heating degree days | 113.0 | % | 112.0 | % |
Unfavorable margins in ERCOT driven by increased power costs and timing of multi-year retail contracts due to backwardation of power curves | $ | (45) | |||
Impact of Crius acquired in July 2019 and Ambit acquired in November 2019 | 79 | ||||
Unfavorable weather in ERCOT
|
(34) | ||||
Other driven by higher bad debt expense and other SG&A expense
|
(38) | ||||
Change in Adjusted EBITDA | $ | (38) | |||
Change in depreciation and amortization expenses driven by reduced amortization of the retail customer relationship | 29 | ||||
Unfavorable impact of unrealized net losses on hedging activities | (484) | ||||
Higher transition and merger and other expenses | (85) | ||||
Change in Net income | $ | (578) |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ERCOT | PJM | NY/NE | MISO | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2019 | 2018 | 2019 | 2018 | 2019 | 2018 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating revenues: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Electricity sales | $ | 1,205 | $ | 1,289 | $ | 1,122 | $ | 775 | $ | 703 | $ | 582 | $ | 342 | $ | 275 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Capacity | — | — | 162 | 369 | 181 | 239 | 24 | 25 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Sales to affiliates | 2,213 | 1,829 | 921 | 628 | 153 | 44 | 285 | 100 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Rolloff of unrealized net gains (losses) representing positions settled in the current period | 371 | 404 | 16 | 44 | — | 5 | (31) | 14 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Unrealized net gains (losses) on hedging activities | 72 | (689) | 68 | (61) | 75 | (42) | 62 | (27) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Unrealized net gains (losses) on hedging activities with affiliates | 132 | (198) | 153 | (33) | 27 | (3) | (7) | 16 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other revenues | — | (1) | — | 3 | (4) | (8) | (17) | (4) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating revenues | 3,993 | 2,634 | 2,442 | 1,725 | 1,135 | 817 | 658 | 399 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fuel, purchased power costs and delivery fees: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fuel for generation facilities and purchased power costs | (1,186) | (1,367) | (1,073) | (916) | (597) | (479) | (380) | (203) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fuel for generation facilities and purchased power costs from affiliates | — | — | (1) | (8) | (1) | — | 2 | 30 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Unrealized (gains) losses from hedging activities | 16 | (15) | (34) | 8 | 7 | — | 6 | 6 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Ancillary and other costs | (182) | (139) | (3) | (1) | (9) | (6) | (8) | (7) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fuel, purchased power costs and delivery fees | (1,352) | (1,521) | (1,111) | (917) | (600) | (485) | (380) | (174) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) | $ | 1,368 | $ | (55) | $ | 405 | $ | 100 | $ | 188 | $ | 79 | $ | 55 | $ | 48 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Adjusted EBITDA | $ | 1,370 | $ | 968 | $ | 760 | $ | 592 | $ | 307 | $ | 293 | $ | 103 | $ | 80 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Production volumes (GWh): | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Natural gas facilities | 39,433 | 35,790 | 37,403 | 26,431 | 18,152 | 14,605 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Lignite and coal facilities | 27,743 | 29,151 | 14,067 | 14,102 | 17,172 | 12,724 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Nuclear facilities | 19,305 | 20,416 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Solar/Battery facilities | 439 | 344 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Capacity factors: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
CCGT facilities | 55.0 | % | 58.8 | % | 70.1 | % | 67.8 | % | 43.8 | % | 48.2 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Lignite and coal facilities | 70.4 | % | 76.9 | % | 46.1 | % | 63.2 | % | 61.5 | % | 62.3 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Nuclear facilities | 95.8 | % | 101.3 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Weather - percent of normal (a): | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Cooling degree days | 99 | % | 100 | % | 110 | % | 122 | % | 100 | % | 118 | % | 110 | % | 134 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Heating degree days | 111 | % | 113 | % | 99 | % | 103 | % | 102 | % | 103 | % | 99 | % | 97 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Market pricing | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Average ERCOT North power price ($/MWh) | $ | 35.93 | $ | 29.96 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ERCOT | PJM | NY/NE | MISO | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2019 | 2018 | 2019 | 2018 | 2019 | 2018 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Average NYMEX Henry Hub natural gas price ($/MMBtu) | $ | 2.51 | $ | 3.12 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Average Market On-Peak Power Prices ($MWh) (b): | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
PJM West Hub | $ | 30.87 | $ | 41.79 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
AEP Dayton Hub | $ | 31.02 | $ | 40.47 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
NYISO Zone C | $ | 25.90 | $ | 37.03 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Massachusetts Hub | $ | 34.89 | $ | 50.11 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Indiana Hub | $ | 31.23 | $ | 39.01 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Northern Illinois Hub | $ | 28.16 | $ | 34.46 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Average natural gas price (c): | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
TetcoM3 ($/MMBtu) | $ | 2.39 | $ | 3.69 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Algonquin Citygates ($/MMBtu) | $ | 3.17 | $ | 4.84 |
Year Ended December 31, 2019 Compared to 2018 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ERCOT | PJM | NY/NE | MISO | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Favorable impact related to operations acquired in the Merger (a) | $ | — | $ | 201 | $ | 86 | $ | 56 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
Favorable/(unfavorable) change in revenue net of fuel | 438 | (20) | (63) | (62) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Favorable/(unfavorable) change in other operating costs | (39) | (4) | (2) | 31 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Favorable/(unfavorable) change in selling. general and administrative expenses | 9 | (4) | (3) | (3) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other | (6) | (5) | (4) | 1 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Change in Adjusted EBITDA | $ | 402 | $ | 168 | $ | 14 | $ | 23 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
Unfavorable change in depreciation and amortization | (87) | (124) | (56) | (10) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Unrealized net gains on hedging activities | 1,089 | 245 | 149 | 21 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fresh start/purchase accounting impacts | (3) | 1 | 5 | (3) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Transition and merger expenses | (2) | 8 | (2) | (12) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Generation plant retirement expenses | — | — | — | (12) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other (including interest) | 24 | 7 | (1) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Change in Net income | $ | 1,423 | $ | 305 | $ | 109 | $ | 7 |
Year Ended December 31, |
Favorable (Unfavorable)
Change
|
||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||||||||||||||
Operating revenues | $ | 341 | $ | 371 | $ | (30) | |||||||||||||||||||||||
Fuel, purchased power costs and delivery fees | (267) | (286) | 19 | ||||||||||||||||||||||||||
Operating costs | (138) | (109) | (29) | ||||||||||||||||||||||||||
Selling, general and administrative expenses | (43) | (39) | (4) | ||||||||||||||||||||||||||
Operating income (loss) | (107) | (63) | (44) | ||||||||||||||||||||||||||
Other income | 3 | 2 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||
Other deductions | (5) | (1) | (4) | ||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss)
|
$ | (109) | $ | (62) | $ | (47) | |||||||||||||||||||||||
Adjusted EBITDA | $ | (68) | $ | (63) | $ | (5) | |||||||||||||||||||||||
Production volumes (GWh) | 7,484 | 9,759 | (2,275) |
Year Ended December 31, | ||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | |||||||||||||||||||||||||
Commodity contract net liability at beginning of period | $ | (850) | $ | (96) | ||||||||||||||||||||||
Settlements/termination of positions (a) | 358 | 457 | ||||||||||||||||||||||||
Changes in fair value of positions in the portfolio (b) | 338 | (837) | ||||||||||||||||||||||||
Acquired commodity contracts (c) | (28) | (454) | ||||||||||||||||||||||||
Other activity (d) | (97) | 80 | ||||||||||||||||||||||||
Commodity contract net liability at end of period | $ | (279) | $ | (850) |
Maturity dates of unrealized commodity contract net liability at December 31, 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Source of fair value |
Less than
1 year
|
1-3 years | 4-5 years |
Excess of
5 years
|
Total | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Prices actively quoted | $ | 74 | $ | (8) | $ | (4) | $ | — | $ | 62 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Prices provided by other external sources | (269) | 2 | — | — | (267) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Prices based on models | 29 | (22) | (6) | (75) | (74) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total | $ | (166) | $ | (28) | $ | (10) | $ | (75) | $ | (279) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Investments in generation and mining facilities | $ | 333 | $ | 208 | |||||||||||||
Nuclear fuel purchases | 89 | 118 | |||||||||||||||
LTSA prepayments | 122 | 100 | |||||||||||||||
Information technology and other corporate investments (a) | 65 | 70 | |||||||||||||||
Growth and development expenditures | 104 | 34 | |||||||||||||||
Capital expenditures, including LTSA prepayments, nuclear fuel purchases and growth and development expenditures | $ | 713 | $ | 530 |
December 31, 2019 | December 31, 2018 | Change | |||||||||||||||
Cash and cash equivalents | $ | 300 | $ | 636 | $ | (336) | |||||||||||
Vistra Operations Credit Facilities — Revolving Credit Facility | 1,426 | 1,135 | 291 | ||||||||||||||
Total available liquidity | $ | 1,726 | $ | 1,771 | $ | (45) |
Contractual Cash Obligations: |
Less Than
One Year |
One to
Three Years |
Three to
Five Years |
More
Than Five Years |
Total | ||||||||||||||||||||||||
Debt – principal (a) | $ | 273 | $ | 136 | $ | 2,076 | $ | 7,949 | $ | 10,434 | |||||||||||||||||||
Debt – interest | 502 | 967 | 954 | 912 | 3,335 | ||||||||||||||||||||||||
Operating and finance leases | 29 | 42 | 36 | 82 | 189 | ||||||||||||||||||||||||
Long-term service and maintenance contracts
|
167 | 324 | 313 | 1,975 | 2,779 | ||||||||||||||||||||||||
Obligations under commodity purchase and services agreements (b)
|
1,378 | 733 | 709 | 974 | 3,794 | ||||||||||||||||||||||||
Total contractual cash obligations | $ | 2,349 | $ | 2,202 | $ | 4,088 | $ | 11,892 | $ | 20,531 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Month-end average VaR | $ | 263 | $ | 182 | |||||||||||||
Month-end high VaR | $ | 520 | $ | 267 | |||||||||||||
Month-end low VaR | $ | 103 | $ | 65 |
Expected Maturity Date |
2019
Total Carrying Amount |
2019
Total Fair Value |
2018
Total Carrying Amount |
2018
Total Fair Value |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | There-after | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(millions of dollars, except percentages) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Long-term debt, including current maturities (a):
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Variable rate debt amount | $ | 27 | $ | 27 | $ | 27 | $ | 27 | $ | 27 | $ | 2,565 | $ | 2,700 | $ | 2,717 | $ | 5,813 | $ | 5,599 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Average interest rate (b) | 3.55 | % | 3.55 | % | 3.55 | % | 3.55 | % | 3.55 | % | 3.55 | % | 3.55 | % | 4.55 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Debt swapped to fixed (c):
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Notional amount | $ | — | $ | — | $ | — | $ | 3,000 | $ | 720 | $ | 3,000 | $ | 6,720 | $ | 7,717 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Average pay rate | 3.77 | % | 3.77 | % | 3.77 | % | 4.10 | % | 4.75 | % | 4.77 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Average receive rate | 3.54 | % | 3.54 | % | 3.54 | % | 3.43 | % | 3.21 | % | 3.21 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Debt swapped to variable (c):
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Notional amount | $ | — | $ | — | $ | — | $ | 700 | $ | 720 | $ | 700 | $ | 2,120 | $ | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Average pay rate | 3.54 | % | 3.54 | % | 3.54 | % | 3.47 | % | 3.23 | % | 3.21 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Average receive rate | 3.21 | % | 3.21 | % | 3.21 | % | 3.22 | % | 3.30 | % | 3.30 | % |
Exposure
Before Credit Collateral |
Credit
Collateral |
Net
Exposure |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Investment grade | $ | 347 | $ | — | $ | 347 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
Below investment grade or no rating | 36 | 1 | 35 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Totals
|
$ | 383 | $ | 1 | $ | 382 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Operating revenues (Note 5) | $ | 11,809 | $ | 9,144 | $ | 5,430 | |||||||||||||||||||||||
Fuel, purchased power costs and delivery fees | (5,742) | (5,036) | (2,935) | ||||||||||||||||||||||||||
Operating costs | (1,530) | (1,297) | (973) | ||||||||||||||||||||||||||
Depreciation and amortization | (1,640) | (1,394) | (699) | ||||||||||||||||||||||||||
Selling, general and administrative expenses | (904) | (926) | (600) | ||||||||||||||||||||||||||
Impairment of long-lived assets | — | — | (25) | ||||||||||||||||||||||||||
Operating income | 1,993 | 491 | 198 | ||||||||||||||||||||||||||
Other income (Note 21) | 56 | 47 | 37 | ||||||||||||||||||||||||||
Other deductions (Note 21) | (15) | (5) | (5) | ||||||||||||||||||||||||||
Interest expense and related charges (Note 21) | (797) | (572) | (193) | ||||||||||||||||||||||||||
Impacts of Tax Receivable Agreement (Note 8) | (37) | (79) | 213 | ||||||||||||||||||||||||||
Equity in earnings of unconsolidated investment (Note 21) | 16 | 17 | — | ||||||||||||||||||||||||||
Income (loss) before income taxes
|
1,216 | (101) | 250 | ||||||||||||||||||||||||||
Income tax (expense) benefit (Note 7) | (290) | 45 | (504) | ||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss)
|
926 | (56) | (254) | ||||||||||||||||||||||||||
Net loss attributable to noncontrolling interest | 2 | 2 | — | ||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) attributable to Vistra Energy | $ | 928 | $ | (54) | $ | (254) | |||||||||||||||||||||||
Weighted average shares of common stock outstanding: | |||||||||||||||||||||||||||||
Basic
|
494,146,268 | 504,954,371 | 427,761,460 | ||||||||||||||||||||||||||
Diluted
|
499,935,490 | 504,954,371 | 427,761,460 | ||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) per weighted average share of common stock outstanding: | |||||||||||||||||||||||||||||
Basic
|
$ | 1.88 | $ | (0.11) | $ | (0.59) | |||||||||||||||||||||||
Diluted
|
$ | 1.86 | $ | (0.11) | $ | (0.59) |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) | $ | 926 | $ | (56) | $ | (254) | |||||||||||||||||||||||
Other comprehensive income (loss), net of tax effects: | |||||||||||||||||||||||||||||
Effects related to pension and other retirement benefit obligations (net of tax benefit of $4, $2 and $6)
|
(8) | (6) | (23) | ||||||||||||||||||||||||||
Adoption of new accounting standard | — | 1 | — | ||||||||||||||||||||||||||
Total other comprehensive income (loss) | (8) | (5) | (23) | ||||||||||||||||||||||||||
Comprehensive income (loss) | 918 | (61) | (277) | ||||||||||||||||||||||||||
Comprehensive loss attributable to noncontrolling interest | 2 | 2 | — | ||||||||||||||||||||||||||
Comprehensive income (loss) attributable to Vistra Energy | $ | 920 | $ | (59) | $ | (277) |
VISTRA ENERGY CORP.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS (Millions of Dollars) |
||||||||||||||||||||||||||||||||
Year Ended December 31, | ||||||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||||||||||||||||||||||||||
Cash flows — operating activities: | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) | $ | 926 | $ | (56) | $ | (254) | ||||||||||||||||||||||||||
Adjustments to reconcile net income (loss) to cash provided by operating activities: | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Depreciation and amortization | 1,876 | 1,533 | 835 | |||||||||||||||||||||||||||||
Deferred income tax expense (benefit), net | 281 | (62) | 418 | |||||||||||||||||||||||||||||
Unrealized net (gain) loss from mark-to-market valuations of commodities | (696) | 380 | 145 | |||||||||||||||||||||||||||||
Unrealized net (gain) loss from mark-to-market valuations of interest rate swaps | 220 | 5 | (29) | |||||||||||||||||||||||||||||
Impairment of long-lived assets (Note 4) | — | — | 25 | |||||||||||||||||||||||||||||
Impacts of Tax Receivable Agreement (Note 8) | 37 | 79 | (213) | |||||||||||||||||||||||||||||
Change in asset retirement obligation liability | (48) | (27) | 112 | |||||||||||||||||||||||||||||
Asset retirement obligation accretion expense | 53 | 50 | 60 | |||||||||||||||||||||||||||||
Bad debt expense | 82 | 55 | 39 | |||||||||||||||||||||||||||||
Stock-based compensation | 47 | 73 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
Other, net | (12) | 37 | 30 | |||||||||||||||||||||||||||||
Changes in operating assets and liabilities: | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Accounts receivable — trade | (88) | (207) | 7 | |||||||||||||||||||||||||||||
Inventories | (44) | 61 | 22 | |||||||||||||||||||||||||||||
Accounts payable — trade | (221) | 90 | (30) | |||||||||||||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual assets and liabilities | 98 | (80) | (1) | |||||||||||||||||||||||||||||
Margin deposits, net | 170 | (221) | 146 | |||||||||||||||||||||||||||||
Accrued interest | 80 | (105) | (10) | |||||||||||||||||||||||||||||
Accrued taxes | (4) | (64) | 33 | |||||||||||||||||||||||||||||
Accrued employee incentive | 1 | 40 | (24) | |||||||||||||||||||||||||||||
Alcoa contract settlement (Note 4) | — | — | 238 | |||||||||||||||||||||||||||||
Tax Receivable Agreement payment (Note 8) | (2) | (16) | (26) | |||||||||||||||||||||||||||||
ARO settlement | (121) | (100) | (35) | |||||||||||||||||||||||||||||
Major plant outage deferral | (19) | (22) | (66) | |||||||||||||||||||||||||||||
Other — net assets | (22) | 73 | 4 | |||||||||||||||||||||||||||||
Other — net liabilities | 142 | (45) | (40) | |||||||||||||||||||||||||||||
Cash provided by operating activities | 2,736 | 1,471 | 1,386 | |||||||||||||||||||||||||||||
Cash flows — investing activities: | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Capital expenditures, including LTSA prepayments | (520) | (378) | (114) | |||||||||||||||||||||||||||||
Nuclear fuel purchases | (89) | (118) | (62) | |||||||||||||||||||||||||||||
Development and growth expenditures (Note 3) | (104) | (34) | (190) | |||||||||||||||||||||||||||||
Ambit acquisition (net of cash acquired) (Note 2) | (506) | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||
Crius acquisition (net of cash acquired) (Note 2) | (374) | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||
Cash acquired in the Merger (Note 2) | — | 445 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
Odessa acquisition (Note 3) | — | — | (355) | |||||||||||||||||||||||||||||
Proceeds from sales of nuclear decommissioning trust fund securities (Note 21) | 431 | 252 | 252 | |||||||||||||||||||||||||||||
Investments in nuclear decommissioning trust fund securities (Note 21) | (453) | (274) | (272) | |||||||||||||||||||||||||||||
Proceeds from sales of environmental allowances | 197 | 1 | 1 |
VISTRA ENERGY CORP.
CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS (Millions of Dollars) |
||||||||||||||||||||||||||||||||
Year Ended December 31, | ||||||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||||||||||||||||||||||||||
Purchases of environmental allowances | (322) | (5) | (3) | |||||||||||||||||||||||||||||
Other, net | 23 | 10 | 16 | |||||||||||||||||||||||||||||
Cash used in investing activities | (1,717) | (101) | (727) | |||||||||||||||||||||||||||||
Cash flows — financing activities: | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Issuances of long-term debt (Note 11) | 6,507 | 1,000 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
Repayments/repurchases of debt (Note 11) | (7,109) | (3,075) | (191) | |||||||||||||||||||||||||||||
Net borrowings under accounts receivable securitization program (Note 10) | 111 | 339 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
Borrowings under Revolving Credit Facility (Note 11) | 650 | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||
Repayments under Revolving Credit Facility (Note 11) | (300) | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||
Debt tender offer and other debt financing fees (Note 11) | (203) | (236) | (8) | |||||||||||||||||||||||||||||
Stock repurchase (Note 14) | (656) | (763) | — | |||||||||||||||||||||||||||||
Dividends paid to stockholders (Note 14) | (243) | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||
Other, net | 6 | 12 | (2) | |||||||||||||||||||||||||||||
Cash used in financing activities | (1,237) | (2,723) | (201) | |||||||||||||||||||||||||||||
Net change in cash, cash equivalents and restricted cash | (218) | (1,353) | 458 | |||||||||||||||||||||||||||||
Cash, cash equivalents and restricted cash — beginning balance | 693 | 2,046 | 1,588 | |||||||||||||||||||||||||||||
Cash, cash equivalents and restricted cash — ending balance | $ | 475 | $ | 693 | $ | 2,046 |
VISTRA ENERGY CORP.
CONSOLIDATED BALANCE SHEETS (Millions of Dollars) |
||||||||||||||||||||
Year Ended December 31, | ||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | |||||||||||||||||||
ASSETS | ||||||||||||||||||||
Current assets: | ||||||||||||||||||||
Cash and cash equivalents | $ | 300 | $ | 636 | ||||||||||||||||
Restricted cash (Note 21) | 147 | 57 | ||||||||||||||||||
Trade accounts receivable — net (Note 21) | 1,365 | 1,087 | ||||||||||||||||||
Inventories (Note 21) | 469 | 412 | ||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual assets (Note 16) | 1,333 | 730 | ||||||||||||||||||
Margin deposits related to commodity contracts | 202 | 361 | ||||||||||||||||||
Prepaid expense and other current assets | 298 | 152 | ||||||||||||||||||
Total current assets | 4,114 | 3,435 | ||||||||||||||||||
Restricted cash (Note 21) | 28 | — | ||||||||||||||||||
Investments (Note 21) | 1,537 | 1,250 | ||||||||||||||||||
Investment in unconsolidated subsidiary (Note 21) | 124 | 131 | ||||||||||||||||||
Operating lease right-of-use assets (Note 12) | 44 | — | ||||||||||||||||||
Property, plant and equipment — net (Note 21) | 13,914 | 14,612 | ||||||||||||||||||
Goodwill (Note 6) | 2,553 | 2,068 | ||||||||||||||||||
Identifiable intangible assets — net (Note 6) | 2,748 | 2,493 | ||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual assets (Note 16) | 136 | 109 | ||||||||||||||||||
Accumulated deferred income taxes (Note 7) | 1,066 | 1,336 | ||||||||||||||||||
Other noncurrent assets | 352 | 590 | ||||||||||||||||||
Total assets | $ | 26,616 | $ | 26,024 | ||||||||||||||||
LIABILITIES AND EQUITY | ||||||||||||||||||||
Current liabilities: | ||||||||||||||||||||
Short-term borrowings (Note 11) | $ | 350 | $ | — | ||||||||||||||||
Accounts receivable securitization program (Note 10) | 450 | 339 | ||||||||||||||||||
Long-term debt due currently (Note 11) | 277 | 191 | ||||||||||||||||||
Trade accounts payable | 947 | 945 | ||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual liabilities (Note 16) | 1,529 | 1,376 | ||||||||||||||||||
Margin deposits related to commodity contracts | 8 | 4 | ||||||||||||||||||
Accrued income taxes | 1 | 10 | ||||||||||||||||||
Accrued taxes other than income | 200 | 182 | ||||||||||||||||||
Accrued interest | 151 | 77 | ||||||||||||||||||
Asset retirement obligations (Note 21) | 141 | 156 | ||||||||||||||||||
Operating lease liabilities (Note 12) | 14 | — | ||||||||||||||||||
Other current liabilities | 506 | 345 | ||||||||||||||||||
Total current liabilities | 4,574 | 3,625 | ||||||||||||||||||
Long-term debt, less amounts due currently (Note 11) | 10,102 | 10,874 | ||||||||||||||||||
Operating lease liabilities (Note 12) | 41 | — | ||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual liabilities (Note 16) | 396 | 270 | ||||||||||||||||||
Accumulated deferred income taxes (Note 7) | 2 | 10 | ||||||||||||||||||
Tax Receivable Agreement obligation (Note 8) | 455 | 420 | ||||||||||||||||||
Asset retirement obligations (Note 21) | 2,097 | 2,217 | ||||||||||||||||||
Other noncurrent liabilities and deferred credits (Note 21) | 989 | 741 | ||||||||||||||||||
Total liabilities | 18,656 | 18,157 |
VISTRA ENERGY CORP.
CONSOLIDATED BALANCE SHEETS (Millions of Dollars) |
||||||||||||||||||||
Year Ended December 31, | ||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | |||||||||||||||||||
Commitments and Contingencies (Note 13) | ||||||||||||||||||||
Total equity (Note 14): | ||||||||||||||||||||
Common stock (par value — $0.01; number of shares authorized — 1,800,000,000)
(shares outstanding: December 31, 2019 — 487,698,111; December 31, 2018 — 493,215,309)
|
5 | 5 | ||||||||||||||||||
Treasury stock, at cost (shares: December 31, 2019 — 41,043,224; December 31, 2018 — 32,815,783)
|
(973) | (778) | ||||||||||||||||||
Additional paid-in-capital
|
9,721 | 10,107 | ||||||||||||||||||
Retained deficit
|
(764) | (1,449) | ||||||||||||||||||
Accumulated other comprehensive income (loss)
|
(30) | (22) | ||||||||||||||||||
Stockholders' equity
|
7,959 | 7,863 | ||||||||||||||||||
Noncontrolling interest in subsidiary
|
1 | 4 | ||||||||||||||||||
Total equity
|
7,960 | 7,867 | ||||||||||||||||||
Total liabilities and equity | $ | 26,616 | $ | 26,024 |
Common Stock | Treasury Stock | Additional Paid-In Capital | Retained Deficit | Accumulated Other Comprehensive Income (Loss) | Total Stockholders' Equity | Noncontrolling Interest in Subsidiary | Total Equity | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Balances at December 31, 2016 | $ | 4 | $ | — | $ | 7,742 | $ | (1,155) | $ | 6 | $ | 6,597 | $ | — | $ | 6,597 | |||||||||||||||||||||||||||||||
Effects of stock-based compensation | — | — | 23 | — | — | 23 | — | 23 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net loss | — | — | — | (254) | — | (254) | — | (254) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Pension and OPEB liability — change in funded status | — | — | — | — | (23) | (23) | — | (23) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other | — | — | — | (1) | — | (1) | — | (1) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Balances at December 31, 2017 | $ | 4 | $ | — | $ | 7,765 | $ | (1,410) | $ | (17) | $ | 6,342 | $ | — | $ | 6,342 | |||||||||||||||||||||||||||||||
Stock and stock compensation awards issued in connection with the Merger | 1 | — | 1,901 | — | — | 1,902 | — | 1,902 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Stock repurchases | — | (778) | — | — | — | (778) | — | (778) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Effects of stock-based compensation | — | — | 72 | — | — | 72 | — | 72 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Tangible equity units acquired | — | — | 369 | — | — | 369 | — | 369 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Warrants acquired | — | — | 2 | — | — | 2 | — | 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net loss | — | — | — | (54) | — | (54) | (2) | (56) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Adoption of new accounting standards | — | — | — | 16 | 1 | 17 | — | 17 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Pension and OPEB liability — change in funded status | — | — | — | — | (6) | (6) | — | (6) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Investment by noncontrolling interest | — | — | — | — | — | — | 6 | 6 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other | — | — | (2) | (1) | — | (3) | — | (3) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Balances at December 31, 2018 | $ | 5 | $ | (778) | $ | 10,107 | $ | (1,449) | $ | (22) | $ | 7,863 | $ | 4 | $ | 7,867 | |||||||||||||||||||||||||||||||
Stock repurchases | — | (641) | — | — | — | (641) | — | (641) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Shares issued for tangible equity unit contracts | — | 446 | (446) | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Effects of stock-based compensation | — | — | 62 | — | — | 62 | — | 62 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) | — | — | — | 928 | — | 928 | (2) | 926 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Dividends declared on common stock | — | — | — | (243) | — | (243) | — | (243) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Adoption of new accounting standard | — | — | — | (2) | — | (2) | — | (2) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Pension and OPEB liability — change in funded status | — | — | — | — | (8) | (8) | — | (8) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other | — | — | (2) | 2 | — | — | (1) | (1) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Balances at December 31, 2019 | $ | 5 | $ | (973) | $ | 9,721 | $ | (764) | $ | (30) | $ | 7,959 | $ | 1 | $ | 7,960 |
December 31, 2018 | Adoption of New Lease Standard |
January 1,
2019 |
|||||||||||||||
Impact on consolidated balance sheet: | |||||||||||||||||
Assets | |||||||||||||||||
Property, plant and equipment — net | $ | 14,612 | $ | 15 | $ | 14,627 | |||||||||||
Operating lease right-of-use assets | — | 70 | 70 | ||||||||||||||
Prepaid expense and other current assets | 152 | (2) | 150 | ||||||||||||||
Accumulated deferred income taxes | 1,336 | 1 | 1,337 | ||||||||||||||
Liabilities | |||||||||||||||||
Other current liabilities | 345 | (1) | 344 | ||||||||||||||
Operating lease liabilities | — | 109 | 109 | ||||||||||||||
Identifiable intangible liabilities | 401 | (36) | 365 | ||||||||||||||
Other noncurrent liabilities and deferred credits | 340 | 14 | 354 | ||||||||||||||
Equity | |||||||||||||||||
Retained deficit | (1,449) | (2) | (1,451) |
Ambit and Crius Transactions Preliminary Purchase Price Allocations | ||||||||||||||||||||
Ambit Transaction | Crius Transaction | |||||||||||||||||||
Cash and cash equivalents and restricted cash | $ | 49 | $ | 26 | ||||||||||||||||
Net working capital | 29 | (4) | ||||||||||||||||||
Identifiable intangible assets | 263 | 292 | ||||||||||||||||||
Goodwill | 214 | 257 | ||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual assets | 23 | 18 | ||||||||||||||||||
Other noncurrent assets | 13 | 18 | ||||||||||||||||||
Total assets and net working capital acquired | 591 | 607 | ||||||||||||||||||
Long-term debt, including amounts due currently | — | 141 | ||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual liabilities | 28 | 40 | ||||||||||||||||||
Accumulated deferred income taxes | — | 9 | ||||||||||||||||||
Other noncurrent liabilities and deferred credits | 8 | 17 | ||||||||||||||||||
Total liabilities assumed | 36 | 207 | ||||||||||||||||||
Identifiable net assets acquired | $ | 555 | $ | 400 |
Ambit Transaction | Crius Transaction | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Year Ended December 31, | Year Ended December 31, | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2019 | 2018 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Revenues | $ | 12,931 | $ | 10,446 | $ | 12,373 | $ | 10,379 | |||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) (a) | $ | 949 | $ | (95) | $ | 876 | $ | (43) | |||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) attributable to Vistra Energy | $ | 951 | $ | (93) | $ | 878 | $ | (41) | |||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) attributable to Vistra Energy per weighted average share of common stock outstanding — basic | $ | 1.92 | $ | (0.18) | $ | 1.78 | $ | (0.08) | |||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) attributable to Vistra Energy per weighted average share of common stock outstanding — diluted | $ | 1.90 | $ | (0.18) | $ | 1.76 | $ | (0.08) |
Dynegy shares outstanding as of April 9, 2018 (in millions) | 144.8 | ||||
Exchange Ratio | 0.652 | ||||
Vistra Energy shares issued for Dynegy shares outstanding (in millions) | 94.4 | ||||
Opening price of Vistra Energy common stock on April 9, 2018 | $ | 19.87 | |||
Purchase price for common stock | $ | 1,876 | |||
Fair value of equity component of tangible equity units | 369 | ||||
Fair value of outstanding stock compensation awards attributable to pre-combination service | 26 | ||||
Fair value of outstanding warrants | 2 | ||||
Total purchase price | $ | 2,273 |
Dynegy Merger Final Purchase Price Allocation | ||||||||
Cash and cash equivalents | $ | 445 | ||||||
Trade accounts receivables, inventories, prepaid expenses and other current assets | 853 | |||||||
Property, plant and equipment | 10,535 | |||||||
Accumulated deferred income taxes | 518 | |||||||
Identifiable intangible assets | 351 | |||||||
Goodwill | 175 | |||||||
Other noncurrent assets | 419 | |||||||
Total assets acquired | 13,296 | |||||||
Trade accounts payable and other current liabilities | 733 | |||||||
Commodity and other derivative contractual assets and liabilities, net | 422 | |||||||
Asset retirement obligations, including amounts due currently | 475 | |||||||
Long-term debt, including amounts due currently | 8,919 | |||||||
Other noncurrent liabilities | 469 | |||||||
Total liabilities assumed | 11,018 | |||||||
Identifiable net assets acquired | 2,278 | |||||||
Noncontrolling interest in subsidiary | 5 | |||||||
Total purchase price | $ | 2,273 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||
2018 | 2017 | ||||||||||||||||
Revenues | $ | 10,595 | $ | 10,509 | |||||||||||||
Net loss | $ | (268) | $ | (969) | |||||||||||||
Net loss attributable to Vistra Energy | $ | (265) | $ | (983) | |||||||||||||
Net loss attributable to Vistra Energy per weighted average share of common stock outstanding — basic | $ | (0.52) | $ | (1.83) | |||||||||||||
Net loss attributable to Vistra Energy per weighted average share of common stock outstanding — diluted | $ | (0.52) | $ | (1.83) |
Name | Location (all in the state of Illinois) | Fuel Type | Net Generation Capacity (MW) | Number of Units | Dates Units Taken Offline | |||||||||||||||||||||||||||
Coffeen | Coffeen, IL | Coal | 915 | 2 | November 1, 2019 | |||||||||||||||||||||||||||
Duck Creek | Canton, IL | Coal | 425 | 1 | December 15, 2019 | |||||||||||||||||||||||||||
Havana | Havana, IL | Coal | 434 | 1 | November 1, 2019 | |||||||||||||||||||||||||||
Hennepin | Hennepin, IL | Coal | 294 | 2 | November 1, 2019 | |||||||||||||||||||||||||||
Edwards | Bartonville, IL | Coal | 585 | 2 | By the end of 2022 | |||||||||||||||||||||||||||
Total
|
2,653 | 8 |
Name | Location | Fuel Type | Net Generation Capacity (MW) | Ownership Interest | Date Units Taken Offline | |||||||||||||||||||||||||||
Killen | Manchester, Ohio | Coal | 204 | 33% | May 31, 2018 | |||||||||||||||||||||||||||
Stuart | Aberdeen, Ohio | Coal | 679 | 39% | May 24, 2018 | |||||||||||||||||||||||||||
Total
|
883 |
Name | Location (all in the state of Texas) | Fuel Type | Installed Nameplate Generation Capacity (MW) | Number of Units | Date Units Taken Offline | |||||||||||||||||||||||||||
Monticello | Titus County | Lignite/Coal | 1,880 | 3 | January 4, 2018 | |||||||||||||||||||||||||||
Sandow | Milam County | Lignite | 1,137 | 2 | January 11, 2018 | |||||||||||||||||||||||||||
Big Brown | Freestone County | Lignite/Coal | 1,150 | 2 | February 12, 2018 | |||||||||||||||||||||||||||
Total
|
4,167 | 7 |
Year Ended December 31, 2019 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Retail | ERCOT | PJM | NY/NE | MISO |
Asset
Closure |
CAISO/Eliminations | Consolidated | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Revenue from contracts with customers: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Retail energy charge in ERCOT | $ | 4,983 | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | 4,983 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Retail energy charge in Northeast/Midwest | 1,818 | — | — | — | — | — | — | 1,818 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Wholesale generation revenue from ISO/RTO | — | 1,629 | 579 | 434 | 215 | 194 | 193 | 3,244 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Capacity revenue | — | — | 162 | 181 | 24 | 11 | — | 378 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Revenue from other wholesale contracts | — | 264 | 521 | 181 | 147 | 2 | 9 | 1,124 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total revenue from contracts with customers | 6,801 | 1,893 | 1,262 | 796 | 386 | 207 | 202 | 11,547 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other revenues: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Intangible amortization | (15) | — | — | (4) | (17) | — | 4 | (32) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Hedging and other revenues (a) | 86 | (245) | 105 | 162 | 12 | 42 | 132 | 294 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Affiliate sales | — | 2,345 | 1,075 | 181 | 277 | 92 | (3,970) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total other revenues | 71 | 2,100 | 1,180 | 339 | 272 | 134 | (3,834) | 262 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total revenues | $ | 6,872 | $ | 3,993 | $ | 2,442 | $ | 1,135 | $ | 658 | $ | 341 | $ | (3,632) | $ | 11,809 |
Year Ended December 31, 2018 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Retail | ERCOT | PJM | NY/NE | MISO |
Asset
Closure |
CAISO/Eliminations | Consolidated | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Revenue from contracts with customers: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Retail energy charge in ERCOT | $ | 4,426 | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | 4,426 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Retail energy charge in Northeast/Midwest | 1,123 | — | — | — | — | — | — | 1,123 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Wholesale generation revenue from ISO/RTO | — | 1,151 | 792 | 544 | 254 | 218 | 167 | 3,126 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Capacity revenue | — | — | 369 | 240 | 25 | 34 | 30 | 698 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Revenue from other wholesale contracts | — | 214 | 29 | 42 | 133 | — | 6 | 424 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total revenue from contracts with customers | 5,549 | 1,365 | 1,190 | 826 | 412 | 252 | 203 | 9,797 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other revenues: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Intangible amortization | (26) | (1) | 2 | (9) | (9) | — | — | (43) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Hedging and other revenues (a) | 74 | (362) | (62) | (41) | (120) | (106) | 7 | (610) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Affiliate sales | — | 1,632 | 595 | 41 | 116 | 225 | (2,609) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total other revenues | 48 | 1,269 | 535 | (9) | (13) | 119 | (2,602) | (653) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total revenues | $ | 5,597 | $ | 2,634 | $ | 1,725 | $ | 817 | $ | 399 | $ | 371 | $ | (2,399) | $ | 9,144 |
December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Trade accounts receivable from contracts with customers — net | $ | 1,246 | $ | 951 | |||||||||||||
Other trade accounts receivable — net | 119 | 136 | |||||||||||||||
Total trade accounts receivable — net | $ | 1,365 | $ | 1,087 |
Balance at December 31, 2016 and 2017 (a) | $ | 1,907 | ||||||
Goodwill recorded in connection with the Merger (b) | 161 | |||||||
Balance at December 31, 2018 | 2,068 | |||||||
Goodwill recorded in connection with the Merger (b) | 14 | |||||||
Goodwill recorded in connection with the Crius Transaction (c) | 257 | |||||||
Goodwill recorded in connection with the Ambit Transaction (c) | 214 | |||||||
Balance at December 31, 2019 | $ | 2,553 |
December 31, 2019 | December 31, 2018 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Identifiable Intangible Asset |
Gross
Carrying Amount |
Accumulated
Amortization |
Net |
Gross
Carrying Amount |
Accumulated
Amortization |
Net | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Retail customer relationship | $ | 2,078 | $ | 1,151 | $ | 927 | $ | 1,680 | $ | 876 | $ | 804 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Software and other technology-related assets | 341 | 125 | 216 | 270 | 105 | 165 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Retail and wholesale contracts | 315 | 182 | 133 | 316 | 138 | 178 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Contractual service agreements (a) | 59 | 5 | 54 | 70 | — | 70 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other identifiable intangible assets (b) | 40 | 15 | 25 | 42 | 15 | 27 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total identifiable intangible assets subject to amortization | $ | 2,833 | $ | 1,478 | 1,355 | $ | 2,378 | $ | 1,134 | 1,244 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Retail trade names (not subject to amortization) | 1,391 | 1,245 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Mineral interests (not currently subject to amortization) | 2 | 4 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total identifiable intangible assets | $ | 2,748 | $ | 2,493 |
Year Ended December 31, | ||||||||||||||||||||
Identifiable Intangible Liability | 2019 | 2018 | ||||||||||||||||||
Contractual service agreements
|
$ | 110 | $ | 136 | ||||||||||||||||
Purchase and sale of power and capacity
|
100 | 114 | ||||||||||||||||||
Fuel and transportation purchase contracts | 76 | 81 | ||||||||||||||||||
Environmental allowances | — | 70 | ||||||||||||||||||
Total identifiable intangible liabilities | $ | 286 | $ | 401 |
Year | Estimated Amortization Expense | |||||||
2020 | $ | 356 | ||||||
2021 | $ | 255 | ||||||
2022 | $ | 165 | ||||||
2023 | $ | 119 | ||||||
2024 | $ | 81 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Current: | |||||||||||||||||||||||||||||
U.S. Federal | $ | (1) | $ | (13) | $ | 72 | |||||||||||||||||||||||
State | 10 | 30 | 14 | ||||||||||||||||||||||||||
Total current | 9 | 17 | 86 | ||||||||||||||||||||||||||
Deferred: | |||||||||||||||||||||||||||||
U.S. Federal | 260 | (8) | 417 | ||||||||||||||||||||||||||
State | 21 | (54) | 1 | ||||||||||||||||||||||||||
Total deferred | 281 | (62) | 418 | ||||||||||||||||||||||||||
Total | $ | 290 | $ | (45) | $ | 504 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Income (loss) before income taxes | $ | 1,216 | $ | (101) | $ | 250 | |||||||||||||||||||||||
US federal statutory rate | 21 | % | 21 | % | 35 | % | |||||||||||||||||||||||
Income taxes at the U.S. federal statutory rate | 255 | (20) | 88 | ||||||||||||||||||||||||||
Nondeductible TRA accretion | 5 | 8 | (80) | ||||||||||||||||||||||||||
State tax, net of federal benefit | 48 | 22 | 13 | ||||||||||||||||||||||||||
Impacts of tax reform legislation on deferred taxes | — | — | 451 | ||||||||||||||||||||||||||
Federal and State return to provision adjustment | (17) | (12) | 19 | ||||||||||||||||||||||||||
Remeasurement of historical Vistra Energy deferred taxes for expanded state footprint | — | (54) | — | ||||||||||||||||||||||||||
Effect of refundable minimum tax credits no longer subject to sequestration | — | (15) | — | ||||||||||||||||||||||||||
Nondeductible compensation | 3 | 8 | — | ||||||||||||||||||||||||||
Nondeductible transaction costs | 2 | 3 | — | ||||||||||||||||||||||||||
Equity awards | (4) | (3) | — | ||||||||||||||||||||||||||
Valuation allowance on state NOLs | 13 | 20 | — | ||||||||||||||||||||||||||
Lignite depletion | (6) | — | — | ||||||||||||||||||||||||||
Texas gross margin amended return | (3) | — | — | ||||||||||||||||||||||||||
Other | (6) | (2) | 13 | ||||||||||||||||||||||||||
Income tax expense (benefit) | $ | 290 | $ | (45) | $ | 504 | |||||||||||||||||||||||
Effective tax rate | 23.8 | % | 44.6 | % | 201.6 | % |
December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Noncurrent Deferred Income Tax Assets | |||||||||||||||||
Tax credit carryforwards | $ | 73 | $ | 76 | |||||||||||||
Loss carryforwards | 921 | 958 | |||||||||||||||
Identifiable intangible assets | 214 | 184 | |||||||||||||||
Long-term debt | 257 | 188 | |||||||||||||||
Employee benefit obligations | 112 | 109 | |||||||||||||||
Commodity contracts and interest rate swaps | 108 | 212 | |||||||||||||||
Other | 43 | 40 | |||||||||||||||
Total deferred tax assets | $ | 1,728 | $ | 1,767 | |||||||||||||
Noncurrent Deferred Income Tax Liabilities | |||||||||||||||||
Property, plant and equipment | 554 | 406 | |||||||||||||||
Total deferred tax liabilities | 554 | 406 | |||||||||||||||
Valuation allowance | 110 | 35 | |||||||||||||||
Net Deferred Income Tax Asset | $ | 1,064 | $ | 1,326 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||||||||
Balance at beginning of period, excluding interest and penalties | $ | 39 | $ | — | |||||||||||||||||||
Additions allocated in the Merger | — | 39 | |||||||||||||||||||||
Additions based on tax positions related to prior years | 3 | — | |||||||||||||||||||||
Reductions based on tax positions related to prior years | — | — | |||||||||||||||||||||
Additions based on tax positions related to the current year | 87 | — | |||||||||||||||||||||
Settlements with taxing authorities | (3) | — | |||||||||||||||||||||
Balance at end of period, excluding interest and penalties | $ | 126 | $ | 39 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
TRA obligation at the beginning of the period | $ | 420 | $ | 357 | $ | 596 | |||||||||||||||||||||||
Accretion expense | 59 | 65 | 82 | ||||||||||||||||||||||||||
Changes in tax assumptions impacting timing of payments | (22) | 14 | (62) | ||||||||||||||||||||||||||
Revaluation due to tax reform legislation | — | — | (233) | ||||||||||||||||||||||||||
Impacts of Tax Receivable Agreement | 37 | 79 | (213) | ||||||||||||||||||||||||||
Payments | (2) | (16) | (26) | ||||||||||||||||||||||||||
TRA obligation at the end of the period | 455 | 420 | 357 | ||||||||||||||||||||||||||
Less amounts due currently | — | — | (24) | ||||||||||||||||||||||||||
Noncurrent TRA obligation at the end of the period | $ | 455 | $ | 420 | $ | 333 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) attributable to common stock — basic | $ | 928 | $ | (54) | $ | (254) | |||||||||||||||||||||||
Weighted average shares of common stock outstanding — basic | 494,146,268 | 504,954,371 | 427,761,460 | ||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) per weighted average share of common stock outstanding — basic | $ | 1.88 | $ | (0.11) | $ | (0.59) | |||||||||||||||||||||||
Dilutive securities: Stock-based incentive compensation plan | 5,789,223 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||
Weighted average shares of common stock outstanding — diluted | 499,935,490 | 504,954,371 | 427,761,460 | ||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) per weighted average share of common stock outstanding — diluted | $ | 1.86 | $ | (0.11) | $ | (0.59) |
December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Vistra Operations Credit Facilities | $ | 2,700 | $ | 5,813 | |||||||||||||
Vistra Operations Senior Secured Notes: | |||||||||||||||||
3.550% Senior Secured Notes, due July 15, 2024
|
1,500 | — | |||||||||||||||
3.700% Senior Secured Notes, due January 30, 2027
|
800 | — | |||||||||||||||
4.300% Senior Secured Notes, due July 15, 2029
|
800 | — | |||||||||||||||
Total Vistra Operations Senior Secured Notes | 3,100 | — | |||||||||||||||
Vistra Operations Senior Unsecured Notes: | |||||||||||||||||
5.500% Senior Unsecured Notes, due September 1, 2026
|
1,000 | 1,000 | |||||||||||||||
5.625% Senior Unsecured Notes, due February 15, 2027
|
1,300 | — | |||||||||||||||
5.000% Senior Unsecured Notes, due July 31, 2027
|
1,300 | — | |||||||||||||||
Total Vistra Operations Senior Unsecured Notes | 3,600 | 1,000 | |||||||||||||||
Vistra Energy Senior Unsecured Notes: | |||||||||||||||||
7.375% Senior Unsecured Notes, due November 1, 2022
|
— | 1,707 | |||||||||||||||
5.875% Senior Unsecured Notes, due June 1, 2023
|
500 | 500 | |||||||||||||||
7.625% Senior Unsecured Notes, due November 1, 2024
|
— | 1,147 | |||||||||||||||
8.034% Senior Unsecured Notes, due February 2, 2024
|
— | 25 | |||||||||||||||
8.000% Senior Unsecured Notes, due January 15, 2025 (a)
|
81 | 81 | |||||||||||||||
8.125% Senior Unsecured Notes, due January 30, 2026
|
166 | 166 | |||||||||||||||
Total Vistra Energy Senior Unsecured Notes | 747 | 3,626 | |||||||||||||||
Other: | |||||||||||||||||
7.000% Amortizing Notes, due July 1, 2019
|
— | 24 | |||||||||||||||
Forward Capacity Agreements | 161 | 236 | |||||||||||||||
Equipment Financing Agreements | 99 | 120 | |||||||||||||||
Mandatorily redeemable subsidiary preferred stock (b) | — | 70 | |||||||||||||||
8.82% Building Financing due semiannually through February 11, 2022 (c)
|
15 | 21 | |||||||||||||||
Other | 12 | — | |||||||||||||||
Total other long-term debt | 287 | 471 | |||||||||||||||
Unamortized debt premiums, discounts and issuance costs (d) | (55) | 155 | |||||||||||||||
Total long-term debt including amounts due currently | 10,379 | 11,065 | |||||||||||||||
Less amounts due currently | (277) | (191) | |||||||||||||||
Total long-term debt less amounts due currently | $ | 10,102 | $ | 10,874 |
December 31, 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Vistra Operations Credit Facilities | Maturity Date |
Facility
Limit |
Cash
Borrowings |
Available
Capacity |
||||||||||||||||||||||||||||||||||
Revolving Credit Facility (a) | June 14, 2023 | $ | 2,725 | $ | 350 | $ | 1,426 | |||||||||||||||||||||||||||||||
Term Loan B-3 Facility (b) | December 31, 2025 | 2,700 | 2,700 | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total Vistra Operations Credit Facilities | $ | 5,425 | $ | 3,050 | $ | 1,426 |
Notional Amount | Expiration Date | Rate Range | ||||||||||||||||||||||||||||||
Swapped to fixed | $3,000 | July 2023 | 3.67 | % | - | 3.91% | ||||||||||||||||||||||||||
Swapped to variable | $700 | July 2023 | 3.20 | % | - | 3.23% | ||||||||||||||||||||||||||
Swapped to fixed (a) | $720 | February 2024 | 3.71 | % | - | 3.72% | ||||||||||||||||||||||||||
Swapped to variable | $720 | February 2024 | 3.20 | % | - | 3.20% | ||||||||||||||||||||||||||
Swapped to fixed (b) | $3,000 | July 2026 | 4.72 | % | - | 4.79% | ||||||||||||||||||||||||||
Swapped to variable (b) | $700 | July 2026 | 3.28 | % | - | 3.33% |
Senior Secured Notes | Maturity Year |
Interest Terms
(Due Semiannually in Arrears) |
June 2019
Senior Secured Notes Offering (a) |
November 2019 Senior Secured Notes Offering (b) | ||||||||||||||||||||||
3.550% Senior Secured Notes
|
2024 | January 15 and July 15 | $ | 1,200 | $ | 300 | ||||||||||||||||||||
3.700% Senior Secured Notes
|
2027 | January 30 and July 30 | — | 800 | ||||||||||||||||||||||
4.300% Senior Secured Notes
|
2029 | January 15 and July 15 | 800 | — | ||||||||||||||||||||||
Total senior secured notes | $ | 2,000 | $ | 1,100 | ||||||||||||||||||||||
Net proceeds | $ | 1,976 | $ | 1,099 | ||||||||||||||||||||||
Debt issuance and other fees (c) | $ | 20 | $ | 10 |
Senior Unsecured Notes | Maturity Year |
Interest Terms
(Due Semiannually in Arrears) |
August 2018 Senior Unsecured Notes Offering (a) | February 2019 Senior Unsecured Notes Offering (b) |
June 2019
Senior Unsecured Notes Offering (c) |
|||||||||||||||||||||||||||
5.500% Senior Unsecured Notes
|
2026 | March 1 and September 1 | $ | 1,000 | $ | — | $ | — | ||||||||||||||||||||||||
5.625% Senior Unsecured Notes
|
2027 | February 15 and August 15 | — | 1,300 | — | |||||||||||||||||||||||||||
5.000% Senior Unsecured Notes
|
2027 | January 31 and July 31 | — | — | 1,300 | |||||||||||||||||||||||||||
Total | $ | 1,000 | $ | 1,300 | $ | 1,300 | ||||||||||||||||||||||||||
Net Proceeds | $ | 990 | $ | 1,287 | $ | 1,287 | ||||||||||||||||||||||||||
Debt issuance and other fees (d) | $ | 12 | $ | 16 | $ | 13 |
December 31, 2019 | |||||
2020 | $ | 273 | |||
2021 | 94 | ||||
2022 | 42 | ||||
2023 | 538 | ||||
2024 | 1,538 | ||||
Thereafter | 7,949 | ||||
Unamortized premiums, discounts and debt issuance costs | (55) | ||||
Total long-term debt, including amounts due currently | $ | 10,379 |
Year Ended
December 31, 2019 |
|||||||||||||||||
Operating lease cost | $ | 14 | |||||||||||||||
Finance lease: | |||||||||||||||||
Finance lease right-of-use asset amortization | 4 | ||||||||||||||||
Interest on lease liabilities | 4 | ||||||||||||||||
Total finance lease cost | 8 | ||||||||||||||||
Variable lease cost (a) | 26 | ||||||||||||||||
Short-term lease cost | 19 | ||||||||||||||||
Sublease income (b) | (8) | ||||||||||||||||
Net lease cost | $ | 59 |
December 31,
2019 |
|||||
Lease assets: | |||||
Operating lease right-of-use assets | $ | 44 | |||
Finance lease right-of-use assets (net of accumulated depreciation) | 59 | ||||
Total lease right-of-use assets | 103 | ||||
Current lease liabilities: | |||||
Operating lease liabilities | 14 | ||||
Finance lease liabilities | 8 | ||||
Total current lease liabilities | 22 | ||||
Noncurrent lease liabilities: | |||||
Operating lease liabilities | 41 | ||||
Finance lease liabilities | 78 | ||||
Total noncurrent lease liabilities | 119 | ||||
Total lease liabilities | $ | 141 |
Year Ended
December 31, 2019 |
|||||
Cash paid for amounts included in the measurement of lease liabilities: | |||||
Operating cash flows from operating leases | $ | 17 | |||
Operating cash flows from finance leases | 4 | ||||
Finance cash flows from finance leases | 4 | ||||
Non-cash disclosure upon commencement of new lease: | |||||
Right-of-use assets obtained in exchange for new operating lease liabilities | 95 | ||||
Right-of-use assets obtained in exchange for new finance lease liabilities | 13 | ||||
Non-cash disclosure upon modification of existing lease: | |||||
Modification of operating lease right-of-use assets | (41) | ||||
Modification of finance lease right-of-use assets | 50 |
December 31,
2019 |
|||||
Weighted average remaining lease term: | |||||
Operating lease | 7.5 years | ||||
Finance lease | 16.2 years | ||||
Weighted average discount rate: | |||||
Operating lease | 5.34% | ||||
Finance lease | 5.84% |
Operating Lease | Finance Lease | Total Lease | |||||||||||||||
2020 | $ | 17 | $ | 12 | $ | 29 | |||||||||||
2021 | 11 | 11 | 22 | ||||||||||||||
2022 | 9 | 11 | 20 | ||||||||||||||
2023 | 10 | 10 | 20 | ||||||||||||||
2024 | 6 | 10 | 16 | ||||||||||||||
Thereafter | 13 | 69 | 82 | ||||||||||||||
Total lease payments | 66 | 123 | 189 | ||||||||||||||
Less: Interest | (11) | (37) | (48) | ||||||||||||||
Present value of lease liabilities | $ | 55 | $ | 86 | $ | 141 |
Long-Term Service and Maintenance Contracts |
Coal purchase and
transportation agreements |
Pipeline transportation and storage reservation fees |
Nuclear
Fuel Contracts |
Other
Contracts |
|||||||||||||||||||||||||
2020 | $ | 167 | $ | 576 | $ | 109 | $ | 90 | $ | 174 | |||||||||||||||||||
2021 | 153 | 61 | 83 | 74 | 30 | ||||||||||||||||||||||||
2022 | 171 | 47 | 55 | 54 | 16 | ||||||||||||||||||||||||
2023 | 152 | 33 | 46 | 57 | 16 | ||||||||||||||||||||||||
2024 | 161 | 34 | 32 | 39 | 17 | ||||||||||||||||||||||||
Thereafter | 1,975 | 112 | 138 | 140 | 51 | ||||||||||||||||||||||||
Total | $ | 2,779 | $ | 863 | $ | 463 | $ | 454 | $ | 304 |
Shares
Issued |
Treasury
Shares |
Shares Outstanding | |||||||||||||||
Balance at December 31, 2016 | 427,580,232 | — | 427,580,232 | ||||||||||||||
Shares issued (a) | 818,570 | — | 818,570 | ||||||||||||||
Balance at December 31, 2017 | 428,398,802 | — | 428,398,802 | ||||||||||||||
Shares issued (a) (b) | 97,639,105 | — | 97,639,105 | ||||||||||||||
Shares retired | (6,815) | — | (6,815) | ||||||||||||||
Shares repurchased | — | (32,815,783) | (32,815,783) | ||||||||||||||
Balance at December 31, 2018 | 526,031,092 | (32,815,783) | 493,215,309 | ||||||||||||||
Shares issued (a) (c) | 2,716,349 | 18,773,958 | 21,490,307 | ||||||||||||||
Shares retired | (6,106) | — | (6,106) | ||||||||||||||
Shares repurchased | — | (27,001,399) | (27,001,399) | ||||||||||||||
Balance at December 31, 2019 | 528,741,335 | (41,043,224) | 487,698,111 |
$500 Million Board Authorization | $1.250 Billion Board Authorization | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total Number of Shares Repurchased | Average Price Paid Share | Amount Paid for Shares Repurchased | Total Number of Shares Repurchased | Average Price Paid Share | Amount Paid for Shares Repurchased | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Year Ended December 31, 2018 | 21,421,925 | $ | 23.36 | $ | 500 | 12,073,091 | $ | 22.99 | $ | 278 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Year Ended December 31, 2019 | — | — | — | 26,322,166 | 24.34 | 640 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Totals
|
21,421,925 | $ | 23.36 | $ | 500 | 38,395,257 | $ | 23.92 | $ | 918 |
December 31, 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Level 1 | Level 2 | Level 3 (a) | Reclassification (b) | Total | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Assets: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity contracts | $ | 1,047 | $ | 172 | $ | 239 | $ | 11 | $ | 1,469 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Interest rate swaps | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Nuclear decommissioning trust –
equity securities (c) |
564 | — | — | — | 564 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Nuclear decommissioning trust –
debt securities (c) |
— | 521 | — | — | 521 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Sub-total | $ | 1,611 | $ | 693 | $ | 239 | $ | 11 | 2,554 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Assets measured at net asset value (d): | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Nuclear decommissioning trust –
equity securities (c) |
366 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total assets | $ | 2,920 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Liabilities: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity contracts | $ | 985 | $ | 439 | $ | 313 | $ | 11 | $ | 1,748 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Interest rate swaps | — | 177 | — | — | 177 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total liabilities | $ | 985 | $ | 616 | $ | 313 | $ | 11 | $ | 1,925 |
December 31, 2018 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Level 1 | Level 2 | Level 3 (a) | Reclassification (b) | Total | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Assets: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity contracts | $ | 456 | $ | 152 | $ | 153 | $ | 1 | $ | 762 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Interest rate swaps | — | 77 | — | — | 77 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Nuclear decommissioning trust –
equity securities (c) |
449 | — | — | — | 449 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Nuclear decommissioning trust –
debt securities (c) |
— | 443 | — | — | 443 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Sub-total | $ | 905 | $ | 672 | $ | 153 | $ | 1 | 1,731 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Assets measured at net asset value (d): | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Nuclear decommissioning trust –
equity securities (c) |
278 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total assets | $ | 2,009 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Liabilities: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity contracts | $ | 557 | $ | 766 | $ | 288 | $ | 1 | $ | 1,612 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Interest rate swaps | — | 34 | — | — | 34 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total liabilities | $ | 557 | $ | 800 | $ | 288 | $ | 1 | $ | 1,646 |
December 31, 2019 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fair Value | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Contract Type (a) | Assets | Liabilities | Total | Valuation Technique | Significant Unobservable Input | Range (b) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Electricity purchases and sales | $ | 64 | $ | (53) | $ | 11 | Valuation Model | Hourly price curve shape (c) | $ | — | to | $ | 115 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
MWh | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Illiquid delivery periods for ERCOT hub power prices and heat rates (d) | $ | 20 | to | $ | 120 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
MWh | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Options | 38 | (188) | (150) | Option Pricing Model | Gas to power correlation (e) | 10 | % | to | 100 | % | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Power and gas volatility (e) | 5 | % | to | 440 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Financial transmission rights | 120 | (26) | 94 | Market Approach (f) | Illiquid price differences between settlement points (g) | $ | (10) | to | $ | 40 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
MWh | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other (h) | 17 | (46) | (29) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total | $ | 239 | $ | (313) | $ | (74) |
December 31, 2018 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fair Value | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Contract Type (a) | Assets | Liabilities | Total | Valuation Technique | Significant Unobservable Input | Range (b) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Electricity purchases and sales | $ | 22 | $ | (48) | $ | (26) | Valuation Model | Hourly price curve shape (c) | $ | — | to | $ | 110 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
MWh | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Illiquid delivery periods for ERCOT hub power prices and heat rates (d) | $ | 20 | to | $ | 120 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
MWh | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Options | 31 | (192) | (161) | Option Pricing Model | Gas to power correlation (e) | 15 | % | to | 95 | % | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Power volatility (e) | 5 | % | to | 435 | % | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Financial transmission rights | 85 | (20) | 65 | Market Approach (f) | Illiquid price differences between settlement points (g) | $ | (10) | to | $ | 50 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
MWh | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other (h) | 15 | (28) | (13) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total | $ | 153 | $ | (288) | $ | (135) |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Net asset (liability) balance at beginning of period | $ | (135) | $ | (53) | $ | 83 | |||||||||||||||||||||||
Total unrealized valuation gains (losses) | 8 | (363) | (136) | ||||||||||||||||||||||||||
Purchases, issuances and settlements (a): | |||||||||||||||||||||||||||||
Purchases | 176 | 146 | 69 | ||||||||||||||||||||||||||
Issuances | (81) | (41) | (22) | ||||||||||||||||||||||||||
Settlements | (64) | 76 | (106) | ||||||||||||||||||||||||||
Transfers into Level 3 (b) | 10 | 4 | 4 | ||||||||||||||||||||||||||
Transfers out of Level 3 (b) | 12 | 133 | 71 | ||||||||||||||||||||||||||
Net liabilities assumed in connection with the Merger | — | (37) | — | ||||||||||||||||||||||||||
Earn-out provision (c) | — | — | (16) | ||||||||||||||||||||||||||
Net change (d) | 61 | (82) | (136) | ||||||||||||||||||||||||||
Net liability balance at end of period | $ | (74) | $ | (135) | $ | (53) | |||||||||||||||||||||||
Unrealized valuation losses relating to instruments held at end of period | $ | (61) | $ | (174) | $ | (98) |
December 31, 2019 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Derivative Assets | Derivative Liabilities | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity Contracts | Interest Rate Swaps | Commodity Contracts | Interest Rate Swaps | Total | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Current assets | $ | 1,323 | $ | — | $ | 10 | $ | — | $ | 1,333 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Noncurrent assets | 136 | — | — | — | 136 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Current liabilities | (1) | — | (1,510) | (18) | (1,529) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Noncurrent liabilities | — | — | (237) | (159) | (396) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net assets (liabilities) | $ | 1,458 | $ | — | $ | (1,737) | $ | (177) | $ | (456) |
December 31, 2018 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Derivative Assets | Derivative Liabilities | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity Contracts | Interest Rate Swaps | Commodity Contracts | Interest Rate Swaps | Total | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Current assets | $ | 707 | $ | 22 | $ | 1 | $ | — | $ | 730 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Noncurrent assets | 54 | 55 | — | — | 109 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Current liabilities | — | — | (1,374) | (2) | (1,376) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Noncurrent liabilities | — | — | (238) | (32) | (270) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net assets (liabilities) | $ | 761 | $ | 77 | $ | (1,611) | $ | (34) | $ | (807) |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
Derivative (consolidated statements of operations presentation) | 2019 | 2018 | 2017 | ||||||||||||||||||||||||||
Commodity contracts (Operating revenues) | $ | 339 | $ | (855) | $ | 56 | |||||||||||||||||||||||
Commodity contracts (Fuel, purchased power costs and delivery fees) | (1) | 18 | 6 | ||||||||||||||||||||||||||
Interest rate swaps (Interest expense and related charges) | (217) | (11) | 2 | ||||||||||||||||||||||||||
Net gain (loss) | $ | 121 | $ | (848) | $ | 64 |
December 31, 2019 | December 31, 2018 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Derivative Assets
and Liabilities |
Offsetting Instruments (a) | Cash Collateral (Received) Pledged (b) | Net Amounts |
Derivative Assets
and Liabilities |
Offsetting Instruments (a) | Cash Collateral (Received) Pledged (b) | Net Amounts | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Derivative assets: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity contracts | $ | 1,458 | $ | (1,113) | $ | — | $ | 345 | $ | 761 | $ | (593) | $ | (1) | $ | 167 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Interest rate swaps | — | — | — | — | 77 | (26) | — | 51 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total derivative assets | 1,458 | (1,113) | — | 345 | 838 | (619) | (1) | 218 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Derivative liabilities: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity contracts | (1,737) | 1,113 | 40 | (584) | (1,611) | 593 | 109 | (909) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Interest rate swaps | (177) | — | — | (177) | (34) | 26 | — | (8) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total derivative liabilities | (1,914) | 1,113 | 40 | (761) | (1,645) | 619 | 109 | (917) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net amounts | $ | (456) | $ | — | $ | 40 | $ | (416) | $ | (807) | $ | — | $ | 108 | $ | (699) |
December 31, 2019 | December 31, 2018 | |||||||||||||||||||||||||
Derivative type | Notional Volume | Unit of Measure | ||||||||||||||||||||||||
Natural gas (a) | 6,160 | 7,011 | Million MMBtu | |||||||||||||||||||||||
Electricity | 428,367 | 317,572 | GWh | |||||||||||||||||||||||
Financial transmission rights (b) | 199,648 | 172,611 | GWh | |||||||||||||||||||||||
Coal | 22 | 45 | Million U.S. tons | |||||||||||||||||||||||
Fuel oil | 33 | 60 | Million gallons | |||||||||||||||||||||||
Uranium | — | 50 | Thousand pounds | |||||||||||||||||||||||
Emissions | 20 | 10 | Million tons | |||||||||||||||||||||||
Renewable energy certificates | 11 | — | Million certificates | |||||||||||||||||||||||
Interest rate swaps – floating/fixed (c) | $ | 6,720 | $ | 7,717 | Million U.S. dollars | |||||||||||||||||||||
Interest rate swaps - fixed/floating (c) | $ | 2,120 | $ | — | Million U.S. dollars |
December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Fair value of derivative contract liabilities (a) | $ | (692) | $ | (856) | |||||||||||||
Offsetting fair value under netting arrangements (b) | 167 | 218 | |||||||||||||||
Cash collateral and letters of credit | 67 | 190 | |||||||||||||||
Liquidity exposure | $ | (458) | $ | (448) |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Pension costs | $ | 9 | $ | 14 | $ | 6 | |||||||||||||||||||||||
OPEB costs | 11 | 9 | 6 | ||||||||||||||||||||||||||
Total benefit costs recognized as expense | $ | 20 | $ | 23 | $ | 12 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Assumptions Used to Determine Net Periodic Pension Cost: | |||||||||||||||||||||||||||||
Discount rate (Vistra Energy Plan) | 4.37 | % | 3.74 | % | 4.31 | % | |||||||||||||||||||||||
Discount rate (Dynegy Plan & EEI Plan) | 4.37 | % | 4.05 | % | — | % | |||||||||||||||||||||||
Expected return on plan assets (Vistra Energy Plan) | 4.80 | % | 4.56 | % | 4.86 | % | |||||||||||||||||||||||
Expected return on plan assets (Dynegy Plan) | 5.31 | % | 5.94 | % | — | % | |||||||||||||||||||||||
Expected return on plan assets (EEI Plan) | 5.56 | % | 4.74 | % | — | % | |||||||||||||||||||||||
Expected rate of compensation increase (Vistra Energy Plan) | 3.35 | % | 3.62 | % | 3.50 | % | |||||||||||||||||||||||
Expected rate of compensation increase (Dynegy Plan & EEI Plan) | 3.35 | % | 3.50 | % | — | % | |||||||||||||||||||||||
Interest crediting rate for cash balance plans (Vistra Energy Plan) | 3.50 | % | 3.50 | % | 4.00 | % | |||||||||||||||||||||||
Interest crediting rate for cash balance plans (Dynegy Plan & EEI Plan) | 3.50 | % | 4.25 | % | — | % | |||||||||||||||||||||||
Components of Net Pension Cost: | |||||||||||||||||||||||||||||
Service cost | $ | 7 | $ | 15 | $ | 5 | |||||||||||||||||||||||
Interest cost | 25 | 21 | 6 | ||||||||||||||||||||||||||
Expected return on assets | (26) | (23) | (5) | ||||||||||||||||||||||||||
Immediate pension cost | 3 | 1 | — | ||||||||||||||||||||||||||
Net periodic pension cost | $ | 9 | $ | 14 | $ | 6 | |||||||||||||||||||||||
Other Changes in Plan Assets and Benefit Obligations Recognized in Other Comprehensive Income: | |||||||||||||||||||||||||||||
Net (gain) loss | $ | 11 | $ | 14 | $ | 3 | |||||||||||||||||||||||
Total recognized in net periodic benefit cost and other comprehensive income | $ | 20 | $ | 28 | $ | 9 | |||||||||||||||||||||||
Assumptions Used to Determine Benefit Obligations: | |||||||||||||||||||||||||||||
Discount rate (Vistra Plan) | 3.24 | % | 4.37 | % | 3.74 | % | |||||||||||||||||||||||
Expected rate of compensation increase (Vistra Plan) | 3.29 | % | 3.35 | % | 3.62 | % | |||||||||||||||||||||||
Discount rate (Dynegy Plan) | 3.24 | % | 4.37 | % | — | % | |||||||||||||||||||||||
Expected rate of compensation increase (Dynegy Plan) | 3.29 | % | 3.35 | % | — | % | |||||||||||||||||||||||
Interest crediting rate for cash balance plans (Vistra Energy Plan) | 3.50 | % | 3.50 | % | 3.50 | % | |||||||||||||||||||||||
Interest crediting rate for cash balance plans (Dynegy Plan & EEI) | 3.50 | % | 3.50 | % | — | % |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Change in Pension Obligation: | |||||||||||||||||
Projected benefit obligation at beginning of period | $ | 615 | $ | 163 | |||||||||||||
Acquisitions | — | 502 | |||||||||||||||
Service cost | 7 | 15 | |||||||||||||||
Interest cost | 25 | 21 | |||||||||||||||
Settlement | — | (28) | |||||||||||||||
Curtailment | (2) | — | |||||||||||||||
Annuity purchase | (18) | — | |||||||||||||||
Actuarial (gain) loss | 93 | (34) | |||||||||||||||
Benefits paid | (46) | (24) | |||||||||||||||
Projected benefit obligation at end of year | $ | 674 | $ | 615 | |||||||||||||
Accumulated benefit obligation at end of year | $ | 669 | $ | 611 | |||||||||||||
Change in Plan Assets: | |||||||||||||||||
Fair value of assets at beginning of period | $ | 490 | $ | 128 | |||||||||||||
Acquisitions | — | 428 | |||||||||||||||
Employer contributions | — | 12 | |||||||||||||||
Settlement | — | (28) | |||||||||||||||
Annuity purchase | (18) | — | |||||||||||||||
Actual gain (loss) on assets | 102 | (26) | |||||||||||||||
Benefits paid | (46) | (24) | |||||||||||||||
Fair value of assets at end of year | $ | 528 | $ | 490 | |||||||||||||
Funded Status: | |||||||||||||||||
Projected pension benefit obligation | $ | (674) | $ | (615) | |||||||||||||
Fair value of assets | 528 | 490 | |||||||||||||||
Funded status at end of year | $ | (146) | $ | (125) | |||||||||||||
Amounts Recognized in the Balance Sheet Consist of: | |||||||||||||||||
Other noncurrent liabilities | $ | (146) | $ | (125) | |||||||||||||
Net liability recognized | $ | (146) | $ | (125) | |||||||||||||
Amounts Recognized in Accumulated Other Comprehensive Income Consist of: | |||||||||||||||||
Net gain (loss) | $ | (24) | $ | (13) |
December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Pension Plans with PBO and ABO in Excess Of Plan Assets: | |||||||||||||||||
Projected benefit obligations | $ | 674 | $ | 615 | |||||||||||||
Accumulated benefit obligation | $ | 669 | $ | 611 | |||||||||||||
Plan assets | $ | 528 | $ | 490 |
Target Allocation Ranges | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Asset Category: | Vistra Energy Plan | Dynegy Plan | EEI Plan | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fixed income | 65 | % | - | 75% | 45 | % | - | 55% | 40 | % | - | 50% | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Global equity securities | 16 | % | - | 24% | 29 | % | - | 37% | 32 | % | - | 41% | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Real estate | 4 | % | - | 8% | 8 | % | - | 12% | 10 | % | - | 14% | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Credit strategies | 3 | % | - | 7% | 6 | % | - | 10% | 6 | % | - | 10% |
Retirement Plan | |||||||||||||||||||||||||||||
Expected Long-Term Rate of Return | |||||||||||||||||||||||||||||
Asset Class: | Vistra Energy Plan | Dynegy Plan | EEI Plan | ||||||||||||||||||||||||||
Fixed income securities | 3.2 | % | 3.2 | % | 3.1 | % | |||||||||||||||||||||||
Global equity securities | 7.5 | % | 7.5 | % | 7.5 | % | |||||||||||||||||||||||
Real estate | 5.2 | % | 5.2 | % | 5.2 | % | |||||||||||||||||||||||
Credit strategies | 5.5 | % | 5.5 | % | 5.5 | % | |||||||||||||||||||||||
Weighted average | 4.4 | % | 5.3 | % | 5.5 | % |
December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Level 1 | Level 2 | Total | Level 1 | Level 2 | Total | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Asset Category: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Interest-bearing cash | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | (6) | $ | (6) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fixed income securities: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Corporate bonds (a) | — | — | — | 57 | 61 | 118 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Government bonds | — | — | — | — | 25 | 25 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other (b) | — | — | — | — | 6 | 6 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total assets categorized as Level 1 or 2 | — | — | — | 57 | 86 | 143 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Assets measured at net asset value (c): | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Cash commingled trusts | 10 | 18 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Equity securities: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Global equities | 169 | 192 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fixed income securities: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Corporate bonds (a) | 211 | 137 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Government bonds | 50 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other (d) | 37 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Real estate | 51 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total assets measured at net asset value | 528 | 347 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total assets | $ | 528 | $ | 490 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Assumptions Used to Determine Net Periodic Benefit Cost: | |||||||||||||||||||||||||||||
Discount rate (Vistra Energy Plan) | 4.35 | % | 3.67 | % | 4.11 | % | |||||||||||||||||||||||
Discount rate (Oncor Plan) | — | % | — | % | 4.18 | % | |||||||||||||||||||||||
Discount rate (Dynegy Plan) | 4.35 | % | 4.04 | % | — | % | |||||||||||||||||||||||
Expected return on plan assets (EEI Union) | 5.36 | % | 5.10 | % | — | % | |||||||||||||||||||||||
Expected return on plan assets (EEI Salaried) | 4.70 | % | 4.47 | % | — | % | |||||||||||||||||||||||
Components of Net Postretirement Benefit Cost: | |||||||||||||||||||||||||||||
Service cost | $ | 2 | $ | 2 | $ | 2 | |||||||||||||||||||||||
Interest cost | 6 | 5 | 4 | ||||||||||||||||||||||||||
Expected return on plan assets | (1) | (1) | — | ||||||||||||||||||||||||||
Amortization of unrecognized amounts | 3 | 3 | — | ||||||||||||||||||||||||||
Immediate postretirement benefit cost | 1 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||
Net periodic OPEB cost | $ | 11 | $ | 9 | $ | 6 | |||||||||||||||||||||||
Other Changes in Plan Assets and Benefit Obligations Recognized in Other Comprehensive Income: | |||||||||||||||||||||||||||||
Net (gain) loss and prior service (credit) cost | $ | — | $ | (6) | $ | 26 | |||||||||||||||||||||||
Total recognized in net periodic benefit cost and other comprehensive income | $ | 11 | $ | 3 | $ | 32 | |||||||||||||||||||||||
Assumptions Used to Determine Benefit Obligations at Period End: | |||||||||||||||||||||||||||||
Discount rate (Vistra Energy Plan) | 3.25 | % | 4.35 | % | 3.67 | % | |||||||||||||||||||||||
Discount rate (Split-Participant Plan) | 3.25 | % | 4.35 | % | 3.67 | % | |||||||||||||||||||||||
Discount rate (Dynegy Plan) | 3.25 | % | 4.35 | % | — | % | |||||||||||||||||||||||
Expected return on plan assets (EEI Union) | 7.07 | % | 5.36 | % | — | % | |||||||||||||||||||||||
Expected return on plan assets (EEI Salaried) | 3.43 | % | 4.70 | % | — | % |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Change in Postretirement Benefit Obligation: | |||||||||||||||||
Benefit obligation at beginning of year | $ | 144 | $ | 115 | |||||||||||||
Acquisition | — | 37 | |||||||||||||||
Service cost | 2 | 2 | |||||||||||||||
Interest cost | 6 | 5 | |||||||||||||||
Participant contributions | 3 | 2 | |||||||||||||||
Plan amendments (a) | — | 4 | |||||||||||||||
Curtailment | (1) | — | |||||||||||||||
Actuarial (gain) loss | 10 | (9) | |||||||||||||||
Benefits paid | (13) | (12) | |||||||||||||||
Benefit obligation at end of year | $ | 151 | $ | 144 | |||||||||||||
Change in Plan Assets: | |||||||||||||||||
Fair value of assets at beginning of year | $ | 29 | $ | — | |||||||||||||
Acquisition | — | 32 | |||||||||||||||
Employer contributions | 9 | 8 | |||||||||||||||
Participant contributions | 3 | 2 | |||||||||||||||
Benefits paid | (13) | (12) | |||||||||||||||
Actual gain (loss) on assets | 6 | (1) | |||||||||||||||
Fair value of assets at end of year | $ | 34 | $ | 29 | |||||||||||||
Funded Status: | |||||||||||||||||
Benefit obligation | $ | (151) | $ | (144) | |||||||||||||
Fair value of assets | 34 | 29 | |||||||||||||||
Funded status at end of year | $ | (117) | $ | (115) | |||||||||||||
Amounts Recognized on the Balance Sheet Consist of: | |||||||||||||||||
Other noncurrent assets | $ | 18 | $ | 14 | |||||||||||||
Other current liabilities | $ | (9) | $ | (8) | |||||||||||||
Other noncurrent liabilities | (126) | (121) | |||||||||||||||
Net liability recognized | $ | (117) | $ | (115) | |||||||||||||
Amounts Recognized in Accumulated Other Comprehensive Income Consist of: | |||||||||||||||||
Net loss and prior service cost | $ | 15 | $ | 15 | |||||||||||||
December 31, 2019 | December 31, 2018 | ||||||||||
Assumed Health Care Cost Trend Rates-Not Medicare Eligible: | |||||||||||
Health care cost trend rate assumed for next year | 6.40 | % | 6.70 | % | |||||||
Rate to which the cost trend is expected to decline (the ultimate trend rate) | 4.50 | % | 4.50 | % | |||||||
Year that the rate reaches the ultimate trend rate | 2029 | 2026 | |||||||||
Assumed Health Care Cost Trend Rates-Medicare Eligible: | |||||||||||
Health care cost trend rate assumed for next year (Vistra Energy Plan, EEI Union and EEI Salaried) | 8.60 | % | 9.90 | % | |||||||
Health care cost trend rate assumed for next year (Oncor Plan) | 8.30 | % | 9.90 | % | |||||||
Rate to which the cost trend is expected to decline (the ultimate trend rate) | 4.50 | % | 4.50 | % | |||||||
Year that the rate reaches the ultimate trend rate | 2029 | 2027 |
2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | 2025-29 | ||||||||||||||||||||||||||||||
Pension benefits | $ | 59 | $ | 54 | $ | 42 | $ | 43 | $ | 42 | $ | 199 | |||||||||||||||||||||||
OPEB | $ | 10 | $ | 10 | $ | 10 | $ | 10 | $ | 10 | $ | 43 |
Instrument Type | Dynegy Awards Prior to the Merger Date | Vistra Awards Converted at the Merger Date | Fair Value of Awards (a) | ||||||||
Stock Options | 4,096,027 | 2,670,610 | $ | 10 | |||||||
Restricted Stock Units | 5,718,148 | 3,056,689 | 61 | ||||||||
Performance Units | 1,538,133 | 938,721 | 18 | ||||||||
Total | $ | 89 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Total stock-based compensation expense | $ | 47 | $ | 73 | $ | 19 | |||||||||||||||||||||||
Income tax benefit | (9) | (15) | (7) | ||||||||||||||||||||||||||
Stock based-compensation expense, net of tax | $ | 38 | $ | 58 | $ | 12 |
Year Ended December 31, 2019 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Stock Options
(in thousands) |
Weighted
Average Exercise Price |
Weighted Average Remaining Contractual Term (Years) | Aggregate Intrinsic Value (in millions) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total outstanding at beginning of period | 14,499 | $ | 17.97 | 7.3 | $ | 85.1 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
Granted | 2,103 | $ | 26.32 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Exercised | (1,467) | $ | 13.93 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Forfeited or expired | (1,600) | $ | 26.20 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total outstanding at end of period | 13,535 | $ | 18.73 | 7.3 | $ | 69.3 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
Exercisable at December 31, 2019 | 4,601 | $ | 16.14 | 6.6 | $ | 36.6 |
Year Ended December 31, 2019 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Restricted Stock Units
(in thousands) |
Weighted
Average Grant Date Fair Value |
Weighted Average Remaining Contractual Term (Years) | Aggregate Intrinsic Value (in millions) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total outstanding at beginning of period | 3,226 | $ | 16.77 | 1.1 | $ | 73.8 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
Granted | 989 | $ | 26.43 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Exercised | (1,480) | $ | 18.20 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Forfeited or expired | (197) | $ | 20.12 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total outstanding at end of period | 2,538 | $ | 20.99 | 0.8 | $ | 57.2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
Expected to vest | 2,485 | $ | 21.37 | 0.8 | $ | 56.1 |
For the year ended |
Retail | ERCOT | PJM | NY/NE | MISO | Asset Closure | Corporate and Other (b) | Eliminations | Consolidated | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating revenues (a): | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2019 | $ | 6,872 | $ | 3,993 | $ | 2,442 | $ | 1,135 | $ | 658 | $ | 341 | $ | 338 | $ | (3,970) | $ | 11,809 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2018 | 5,597 | 2,634 | 1,725 | 817 | 399 | 371 | 208 | (2,607) | 9,144 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2017 | 4,058 | 1,794 | — | — | — | 964 | — | (1,386) | 5,430 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Depreciation and amortization: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2019 | $ | (292) | $ | (508) | $ | (537) | $ | (208) | $ | (19) | $ | — | $ | (76) | $ | — | $ | (1,640) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2018 | (318) | (416) | (413) | (152) | (9) | — | (86) | — | (1,394) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2017 | (430) | (229) | — | — | — | (1) | (40) | 1 | (699) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating income (loss): | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2019 | $ | 155 | $ | 1,340 | $ | 412 | $ | 179 | $ | 52 | $ | (107) | $ | (38) | $ | — | $ | 1,993 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2018 | 690 | (70) | 100 | 70 | 49 | (63) | (281) | (4) | 491 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2017 | 461 | (118) | — | — | — | (68) | (78) | 1 | 198 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Interest expense and related charges: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2019 | $ | (21) | $ | 8 | $ | (10) | $ | (3) | $ | (4) | $ | — | $ | (770) | $ | 3 | $ | (797) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2018 | (7) | (12) | (8) | (2) | (1) | — | (613) | 71 | (572) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2017 | — | (21) | — | — | — | — | (252) | 80 | (193) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Income tax (expense) benefit: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2019 | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | (290) | $ | — | $ | (290) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2018 | — | — | — | — | — | — | 45 | — | 45 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2017 | — | 4 | — | — | — | — | (509) | 1 | (504) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss): | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2019 | $ | 134 | $ | 1,368 | $ | 405 | $ | 188 | $ | 55 | $ | (109) | $ | (1,115) | $ | — | $ | 926 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2018 | 712 | (55) | 100 | 79 | 48 | (62) | (876) | (2) | (56) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2017 | 495 | (114) | — | — | — | (63) | (573) | 1 | (254) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Capital expenditures, including nuclear fuel and excluding LTSA prepayments: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2019 | $ | 1 | $ | 299 | $ | 69 | $ | 22 | $ | 25 | $ | — | $ | 71 | $ | — | $ | 487 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2018 | 1 | 283 | 41 | 10 | 3 | — | 58 | — | 396 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2017 | — | 150 | — | — | — | — | 26 | — | 176 |
For the year ended | Retail | ERCOT | PJM | NY/NE | MISO | Asset Closure | Corporate and Other | Eliminations (1) | Consolidated | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2019 | $ | 8 | $ | 575 | $ | 237 | $ | 102 | $ | 24 | $ | — | $ | 41 | $ | (305) | $ | 682 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2018 | (12) | (483) | (50) | (40) | 3 | — | (15) | 217 | (380) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2017 | 18 | (305) | — | — | — | — | — | 154 | (133) |
As of | Retail | ERCOT | PJM | NY/NE | MISO | Asset Closure | Corporate and Other and Eliminations | Consolidated | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total assets: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2019 | $ | 10,399 | $ | 10,425 | $ | 5,941 | $ | 3,060 | $ | 47 | $ | 345 | $ | (3,601) | $ | 26,616 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
December 31, 2018 | 7,699 | 9,347 | 7,188 | 2,722 | 544 | 546 | (2,022) | 26,024 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Interest paid/accrued | $ | 576 | $ | 537 | $ | 213 | |||||||||||||||||||||||
Unrealized mark-to-market net (gains) losses on interest rate swaps | 220 | 5 | (29) | ||||||||||||||||||||||||||
Amortization of debt issuance costs, discounts and premiums | 9 | — | 4 | ||||||||||||||||||||||||||
Debt extinguishment (gain) loss | (21) | 27 | — | ||||||||||||||||||||||||||
Capitalized interest | (12) | (12) | (7) | ||||||||||||||||||||||||||
Other | 25 | 15 | 12 | ||||||||||||||||||||||||||
Total interest expense and related charges | $ | 797 | $ | 572 | $ | 193 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Other income: | |||||||||||||||||||||||||||||
Office space sublease rental income (a) | $ | — | $ | 8 | $ | 11 | |||||||||||||||||||||||
Sale of land (b) | — | 3 | 4 | ||||||||||||||||||||||||||
Funds released from escrow to settle pre-petition claims of our predecessor | 9 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||
Insurance settlement (b) | 22 | 16 | — | ||||||||||||||||||||||||||
Interest income | 10 | 18 | 15 | ||||||||||||||||||||||||||
All other | 15 | 2 | 7 | ||||||||||||||||||||||||||
Total other income | $ | 56 | $ | 47 | $ | 37 | |||||||||||||||||||||||
Other deductions: | |||||||||||||||||||||||||||||
Write-off of generation equipment (b) | — | — | 2 | ||||||||||||||||||||||||||
Curtailment expense (Note 4) (c) | 3 | — | — | ||||||||||||||||||||||||||
All other | 12 | 5 | 3 | ||||||||||||||||||||||||||
Total other deductions | $ | 15 | $ | 5 | $ | 5 |
December 31, 2019 | December 31, 2018 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Current
Assets |
Noncurrent Assets |
Current
Assets |
Noncurrent Assets | ||||||||||||||||||||||||||||||||
Amounts related to remediation escrow accounts | $ | 15 | $ | 28 | $ | — | $ | — | |||||||||||||||||||||||||||
Amounts related to restructuring escrow accounts | 43 | — | 57 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
Amounts related to Ambit customer deposits | 19 | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
Amounts related to Ambit commodity trading agreement | 62 | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
Amounts related to Ambit letters of credit (Note 11) | 8 | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||
Total restricted cash | $ | 147 | $ | 28 | $ | 57 | $ | — |
December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Wholesale and retail trade accounts receivable | $ | 1,401 | $ | 1,106 | |||||||||||||
Allowance for uncollectible accounts | (36) | (19) | |||||||||||||||
Trade accounts receivable — net (a) | $ | 1,365 | $ | 1,087 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Allowance for uncollectible accounts receivable at beginning of period | $ | 19 | $ | 14 | $ | 10 | |||||||||||||||||||||||
Increase for bad debt expense | 82 | 56 | 43 | ||||||||||||||||||||||||||
Decrease for account write-offs | (65) | (51) | (39) | ||||||||||||||||||||||||||
Allowance for uncollectible accounts receivable at end of period | $ | 36 | $ | 19 | $ | 14 |
December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Materials and supplies | $ | 278 | $ | 286 | |||||||||||||
Fuel stock | 172 | 115 | |||||||||||||||
Natural gas in storage | 19 | 11 | |||||||||||||||
Total inventories | $ | 469 | $ | 412 |
December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Nuclear plant decommissioning trust | $ | 1,451 | $ | 1,170 | |||||||||||||
Assets related to employee benefit plans (Note 17) | 37 | 31 | |||||||||||||||
Land | 49 | 49 | |||||||||||||||
Total investments | $ | 1,537 | $ | 1,250 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Debt securities (a) | $ | 521 | $ | 443 | |||||||||||||||||||||||||||||||
Equity securities (b) | 930 | 727 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
Total | $ | 1,451 | $ | 1,170 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Proceeds from sales of securities | $ | 431 | $ | 252 | $ | 252 | |||||||||||||||||||||||
Investments in securities | $ | (453) | $ | (274) | $ | (272) |
December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Power generation and structures | $ | 15,205 | $ | 14,604 | |||||||||||||
Land | 622 | 642 | |||||||||||||||
Office and other equipment | 164 | 182 | |||||||||||||||
Total | 15,991 | 15,428 | |||||||||||||||
Less accumulated depreciation | (2,553) | (1,284) | |||||||||||||||
Net of accumulated depreciation | 13,438 | 14,144 | |||||||||||||||
Finance lease right-of-use assets | 59 | — | |||||||||||||||
Nuclear fuel (net of accumulated amortization of $216 million and $189 million)
|
197 | 191 | |||||||||||||||
Construction work in progress | 220 | 277 | |||||||||||||||
Property, plant and equipment — net | $ | 13,914 | $ | 14,612 |
Nuclear Plant Decommissioning | Mining Land Reclamation | Coal Ash and Other | Total | ||||||||||||||||||||
Liability at December 31, 2016 | 1,200 | 375 | 151 | 1,726 | |||||||||||||||||||
Additions: | |||||||||||||||||||||||
Accretion | 33 | 18 | 8 | 59 | |||||||||||||||||||
Adjustment for change in estimates (a) | — | 81 | 44 | 125 | |||||||||||||||||||
Incremental reclamation costs (b) | — | — | 62 | 62 | |||||||||||||||||||
Reductions: | |||||||||||||||||||||||
Payments | — | (36) | — | (36) | |||||||||||||||||||
Liability at December 31, 2017 | 1,233 | 438 | 265 | 1,936 | |||||||||||||||||||
Additions: | |||||||||||||||||||||||
Accretion | 43 | 22 | 28 | 93 | |||||||||||||||||||
Adjustment for change in estimates | — | 56 | (89) | (33) | |||||||||||||||||||
Obligations assumed in the Merger | — | 2 | 475 | 477 | |||||||||||||||||||
Reductions: | |||||||||||||||||||||||
Payments | — | (76) | (24) | (100) | |||||||||||||||||||
Liability at December 31, 2018 | 1,276 | 442 | 655 | 2,373 | |||||||||||||||||||
Additions: | |||||||||||||||||||||||
Accretion | 44 | 22 | 31 | 97 | |||||||||||||||||||
Adjustment for change in estimates | — | 16 | (1) | 15 | |||||||||||||||||||
Adjustment for obligations assumed through acquisitions | — | — | (3) | (3) | |||||||||||||||||||
Reductions: | |||||||||||||||||||||||
Payments | — | (70) | (39) | (109) | |||||||||||||||||||
Liability transfers (c) | — | — | (135) | (135) | |||||||||||||||||||
Liability at December 31, 2019 | 1,320 | 410 | 508 | 2,238 | |||||||||||||||||||
Less amounts due currently | — | (89) | (52) | (141) | |||||||||||||||||||
Noncurrent liability at December 31, 2019 | $ | 1,320 | $ | 321 | $ | 456 | $ | 2,097 |
December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Retirement and other employee benefits | $ | 295 | $ | 270 | |||||||||||||
Identifiable intangible liabilities (Note 6) | 286 | 401 | |||||||||||||||
Regulatory liability | 131 | — | |||||||||||||||
Finance lease liabilities | 78 | — | |||||||||||||||
Uncertain tax positions, including accrued interest | 10 | 4 | |||||||||||||||
Liability for third-party remediation | 41 | — | |||||||||||||||
Other accrued expenses | 148 | 66 | |||||||||||||||
Total other noncurrent liabilities and deferred credits | $ | 989 | $ | 741 |
December 31, 2019 | December 31, 2018 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Long-term debt (see Note 11): | Fair Value Hierarchy | Carrying Amount |
Fair
Value |
Carrying Amount |
Fair
Value |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Long-term debt under the Vistra Operations Credit Facilities | Level 2 | $ | 2,715 | $ | 2,717 | $ | 5,820 | $ | 5,599 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
Vistra Operations Senior Notes | Level 2 | 6,620 | 6,926 | 987 | 963 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Vistra Energy Senior Notes | Level 2 | 774 | 772 | 3,819 | 3,765 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
7.000% Amortizing Notes | Level 2 | — | — | 23 | 24 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Forward Capacity Agreements | Level 3 | 155 | 155 | 221 | 221 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Equipment Financing Agreements | Level 3 | 87 | 87 | 102 | 102 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Mandatorily redeemable subsidiary preferred stock | Level 2 | — | — | 70 | 70 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Building Financing | Level 2 | 16 | 16 | 23 | 21 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other debt | Level 3 | 12 | 12 | — | — |
December 31, | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||
Cash and cash equivalents | $ | 300 | $ | 636 | |||||||||||||
Restricted cash included in current assets | 147 | 57 | |||||||||||||||
Restricted cash included in noncurrent assets | 28 | — | |||||||||||||||
Total cash, cash equivalents and restricted cash | $ | 475 | $ | 693 |
Year Ended December 31, | |||||||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||||||||||||||
Cash payments related to: | |||||||||||||||||||||||||||||
Interest paid | $ | 525 | $ | 651 | $ | 245 | |||||||||||||||||||||||
Capitalized interest | (12) | (12) | (7) | ||||||||||||||||||||||||||
Interest paid (net of capitalized interest) | $ | 513 | $ | 639 | $ | 238 | |||||||||||||||||||||||
Income taxes paid / (refunds received) (a) | $ | (76) | $ | 67 | $ | 63 | |||||||||||||||||||||||
Noncash investing and financing activities: | |||||||||||||||||||||||||||||
Construction expenditures (b) | $ | 50 | $ | 79 | $ | 12 | |||||||||||||||||||||||
Shares issued for tangible equity unit contracts (Note 14) | $ | 446 | $ | — | $ | — | |||||||||||||||||||||||
Land transferred with liability transfers | $ | 16 | $ | — | $ | — | |||||||||||||||||||||||
Vistra Energy common stock issued in the Merger (Notes 2 and 14) | $ | — | $ | 2,245 | $ | — |
Quarter Ended | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
March 31 | June 30 | September 30 | December 31 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2019 (a): | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating revenues | $ | 2,923 | $ | 2,832 | $ | 3,194 | $ | 2,860 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating income | $ | 490 | $ | 729 | $ | 440 | $ | 334 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income | $ | 224 | $ | 354 | $ | 114 | $ | 234 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income attributable to Vistra Energy | $ | 225 | $ | 356 | $ | 113 | $ | 234 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income per weighted average share of common stock outstanding — basic | $ | 0.45 | $ | 0.71 | $ | 0.23 | $ | 0.49 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income per weighted average share of common stock outstanding — diluted | $ | 0.44 | $ | 0.70 | $ | 0.23 | $ | 0.49 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
2018 (b): | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating revenues | $ | 765 | $ | 2,574 | $ | 3,243 | $ | 2,562 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating income (loss) | $ | (394) | $ | 231 | $ | 650 | $ | 4 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) | $ | (306) | $ | 105 | $ | 331 | $ | (186) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) attributable to Vistra Energy | $ | (306) | $ | 108 | $ | 330 | $ | (186) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) per weighted average share of common stock outstanding — basic | $ | (0.71) | $ | 0.21 | $ | 0.62 | $ | (0.35) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) per weighted average share of common stock outstanding — diluted | $ | (0.71) | $ | 0.20 | $ | 0.61 | $ | (0.35) |
Parent (Issuer) | Guarantor Subsidiaries | Non-Guarantor Subsidiaries | Eliminations | Consolidated | |||||||||||||||||||||||||
Operating revenues | $ | — | $ | 11,572 | $ | 528 | $ | (291) | $ | 11,809 | |||||||||||||||||||
Fuel, purchased power costs and delivery fees | — | (5,613) | (297) | 168 | (5,742) | ||||||||||||||||||||||||
Operating costs | — | (1,465) | (65) | — | (1,530) | ||||||||||||||||||||||||
Depreciation and amortization | (7) | (1,551) | (82) | — | (1,640) | ||||||||||||||||||||||||
Selling, general and administrative expenses | (62) | (851) | (115) | 124 | (904) | ||||||||||||||||||||||||
Operating income (loss)
|
(69) | 2,092 | (31) | 1 | 1,993 | ||||||||||||||||||||||||
Other income | 12 | 51 | 1 | (8) | 56 | ||||||||||||||||||||||||
Other deductions | — | (15) | — | — | (15) | ||||||||||||||||||||||||
Interest expense and related charges | (88) | (689) | (27) | 7 | (797) | ||||||||||||||||||||||||
Impacts of Tax Receivable Agreement | (37) | — | — | — | (37) | ||||||||||||||||||||||||
Equity in earnings of unconsolidated investment | — | 16 | — | — | 16 | ||||||||||||||||||||||||
Income (loss) before income taxes
|
(182) | 1,455 | (57) | — | 1,216 | ||||||||||||||||||||||||
Income tax (expense) benefit | 42 | (345) | 13 | — | (290) | ||||||||||||||||||||||||
Equity in earnings (loss) of subsidiaries, net of tax | 1,068 | (42) | — | (1,026) | — | ||||||||||||||||||||||||
Net income (loss)
|
928 | 1,068 | (44) | (1,026) | 926 | ||||||||||||||||||||||||
Net loss attributable to noncontrolling interest
|
— | — | 2 | — | 2 | ||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) attributable to Vistra Energy
|
$ | 928 | $ | 1,068 | $ | (42) | $ | (1,026) | $ | 928 |
Parent (Issuer) | Guarantor Subsidiaries | Non-Guarantor Subsidiaries | Eliminations | Consolidated | |||||||||||||||||||||||||
Operating revenues | $ | — | $ | 9,043 | $ | 174 | $ | (73) | $ | 9,144 | |||||||||||||||||||
Fuel, purchased power costs and delivery fees | — | (4,968) | (92) | 24 | (5,036) | ||||||||||||||||||||||||
Operating costs | — | (1,255) | (42) | — | (1,297) | ||||||||||||||||||||||||
Depreciation and amortization | — | (1,337) | (57) | — | (1,394) | ||||||||||||||||||||||||
Selling, general and administrative expenses | (266) | (660) | (49) | 49 | (926) | ||||||||||||||||||||||||
Operating income (loss)
|
(266) | 823 | (66) | — | 491 | ||||||||||||||||||||||||
Other income | 9 | 41 | — | (3) | 47 | ||||||||||||||||||||||||
Other deductions | — | (6) | 1 | — | (5) | ||||||||||||||||||||||||
Interest expense and related charges | (257) | (309) | (9) | 3 | (572) | ||||||||||||||||||||||||
Impacts of Tax Receivable Agreement | (79) | — | — | — | (79) | ||||||||||||||||||||||||
Equity in earnings of unconsolidated investment | — | 17 | — | — | 17 | ||||||||||||||||||||||||
Income (loss) before income taxes
|
(593) | 566 | (74) | — | (101) | ||||||||||||||||||||||||
Income tax (expense) benefit | 282 | (284) | 47 | — | 45 | ||||||||||||||||||||||||
Equity in earnings (losses) of subsidiaries, net of tax | 257 | (25) | — | (232) | — | ||||||||||||||||||||||||
Net income (loss)
|
$ | (54) | $ | 257 | $ | (27) | $ | (232) | $ | (56) | |||||||||||||||||||
Net loss attributable to noncontrolling interest
|
— | — | 2 | — | 2 | ||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) attributable to Vistra Energy
|
$ | (54) | $ | 257 | $ | (25) | $ | (232) | $ | (54) |
Parent (Issuer) | Guarantor Subsidiaries | Non-Guarantor Subsidiaries | Eliminations | Consolidated | |||||||||||||||||||||||||
Operating revenues | $ | — | $ | 5,430 | $ | — | $ | — | $ | 5,430 | |||||||||||||||||||
Fuel, purchased power costs and delivery fees | — | (2,935) | — | — | (2,935) | ||||||||||||||||||||||||
Operating costs | — | (973) | — | — | (973) | ||||||||||||||||||||||||
Depreciation and amortization | — | (699) | — | — | (699) | ||||||||||||||||||||||||
Selling, general and administrative expenses | (47) | (553) | — | — | (600) | ||||||||||||||||||||||||
Impairment of long-lived assets | — | (25) | — | — | (25) | ||||||||||||||||||||||||
Operating income (loss)
|
(47) | 245 | — | — | 198 | ||||||||||||||||||||||||
Other income | 4 | 33 | — | — | 37 | ||||||||||||||||||||||||
Other deductions | — | (5) | — | — | (5) | ||||||||||||||||||||||||
Interest expense and related charges | — | (193) | — | — | (193) | ||||||||||||||||||||||||
Impacts of Tax Receivable Agreement | 213 | — | — | — | 213 | ||||||||||||||||||||||||
Income before income taxes
|
170 | 80 | — | — | 250 | ||||||||||||||||||||||||
Income tax (expense) benefit | 80 | (584) | — | — | (504) | ||||||||||||||||||||||||
Equity in earnings (losses) of subsidiaries, net of tax | (504) | — | — | 504 | — | ||||||||||||||||||||||||
Net income (loss)
|
$ | (254) | $ | (504) | $ | — | $ | 504 | $ | (254) | |||||||||||||||||||
Parent (Issuer) | Guarantor Subsidiaries | Non-Guarantor Subsidiaries | Eliminations | Consolidated | |||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) | $ | 928 | $ | 1,068 | $ | (44) | $ | (1,026) | $ | 926 | |||||||||||||||||||
Other comprehensive income (loss), net of tax effects: | |||||||||||||||||||||||||||||
Effect related to pension and other retirement benefit obligations | — | (8) | — | — | (8) | ||||||||||||||||||||||||
Total other comprehensive income | — | (8) | — | — | (8) | ||||||||||||||||||||||||
Comprehensive income (loss) | 928 | 1,060 | (44) | (1,026) | 918 | ||||||||||||||||||||||||
Comprehensive loss attributable to noncontrolling interest | — | — | 2 | — | 2 | ||||||||||||||||||||||||
Comprehensive income (loss) attributable to Vistra Energy | $ | 928 | $ | 1,060 | $ | (42) | $ | (1,026) | $ | 920 |
Parent (Issuer) | Guarantor Subsidiaries | Non-Guarantor Subsidiaries | Eliminations | Consolidated | |||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) | $ | (54) | $ | 257 | $ | (27) | $ | (232) | $ | (56) | |||||||||||||||||||
Other comprehensive income (loss), net of tax effects: | |||||||||||||||||||||||||||||
Effect related to pension and other retirement benefit obligations | — | (6) | — | — | (6) | ||||||||||||||||||||||||
Adoption of accounting standard | 1 | — | — | — | 1 | ||||||||||||||||||||||||
Total other comprehensive income | 1 | (6) | — | — | (5) | ||||||||||||||||||||||||
Comprehensive income (loss) | $ | (53) | $ | 251 | $ | (27) | $ | (232) | $ | (61) | |||||||||||||||||||
Comprehensive loss attributable to noncontrolling interest | — | — | 2 | — | 2 | ||||||||||||||||||||||||
Comprehensive income (loss) attributable to Vistra Energy | $ | (53) | $ | 251 | $ | (25) | $ | (232) | $ | (59) |
Parent (Issuer) | Guarantor Subsidiaries | Non-Guarantor Subsidiaries | Eliminations | Consolidated | |||||||||||||||||||||||||
Net income (loss) | $ | (254) | $ | (504) | $ | — | $ | 504 | $ | (254) | |||||||||||||||||||
Other comprehensive income (loss), net of tax effects: | |||||||||||||||||||||||||||||
Effect related to pension and other retirement benefit obligations | (23) | (29) | — | 29 | (23) | ||||||||||||||||||||||||
Total other comprehensive income | (23) | (29) | — | 29 | (23) | ||||||||||||||||||||||||
Comprehensive income (loss) | $ | (277) | $ | (533) | $ | — | $ | 533 | $ | (277) | |||||||||||||||||||
Parent (Issuer) | Guarantor Subsidiaries | Non-Guarantor Subsidiaries | Eliminations | Consolidated | |||||||||||||||||||||||||
Cash flows — operating activities: | |||||||||||||||||||||||||||||
Cash provided by (used in) operating activities | $ | (58) | $ | 2,702 | $ | 92 | $ | — | $ | 2,736 | |||||||||||||||||||
Cash flows — investing activities: | |||||||||||||||||||||||||||||
Capital expenditures, including LTSA prepayments | (36) | (471) | (13) | — | (520) | ||||||||||||||||||||||||
Nuclear fuel purchases | — | (89) | — | — | (89) | ||||||||||||||||||||||||
Development and growth expenditures | — | (104) | — | — | (104) | ||||||||||||||||||||||||
Ambit acquisition (net of cash acquired) | — | (506) | — | — | (506) | ||||||||||||||||||||||||
Crius acquisition (net of cash acquired) | — | (374) | — | — | (374) | ||||||||||||||||||||||||
Proceeds from sales of nuclear decommissioning trust fund securities | — | 431 | — | — | 431 | ||||||||||||||||||||||||
Investments in nuclear decommissioning trust fund securities | — | (453) | — | — | (453) | ||||||||||||||||||||||||
Proceeds from sales of environmental allowances | — | 197 | — | — | 197 | ||||||||||||||||||||||||
Purchases of environmental allowances | — | (321) | (1) | — | (322) | ||||||||||||||||||||||||
Dividend received from subsidiaries | 3,890 | — | — | (3,890) | — | ||||||||||||||||||||||||
Other, net | — | 23 | — | — | 23 | ||||||||||||||||||||||||
Cash provided by (used in) investing activities | 3,854 | (1,667) | (14) | (3,890) | (1,717) | ||||||||||||||||||||||||
Cash flows — financing activities: | |||||||||||||||||||||||||||||
Issuances of long-term debt | — | 6,507 | — | — | 6,507 | ||||||||||||||||||||||||
Repayments/repurchases of debt | (2,903) | (4,139) | (67) | — | (7,109) | ||||||||||||||||||||||||
Net borrowings under accounts receivable securitization program | — | — | 111 | — | 111 | ||||||||||||||||||||||||
Borrowings under Revolving Credit Facility | — | 650 | — | — | 650 | ||||||||||||||||||||||||
Repayments under Revolving Credit Facility | — | (300) | — | — | (300) | ||||||||||||||||||||||||
Debt tender offer and other financing fees | (123) | (80) | — | — | (203) | ||||||||||||||||||||||||
Stock repurchase | (656) | — | — | — | (656) | ||||||||||||||||||||||||
Cash dividends paid | (243) | (3,890) | — | 3,890 | (243) | ||||||||||||||||||||||||
Other, net | — | 6 | — | — | 6 | ||||||||||||||||||||||||
Cash provided by (used in) financing activities | (3,925) | (1,246) | 44 | 3,890 | (1,237) | ||||||||||||||||||||||||
Net change in cash, cash equivalents and restricted cash | (129) | (211) | 122 | — | (218) | ||||||||||||||||||||||||
Cash, cash equivalents and restricted cash — beginning balance | 228 | 453 | 12 | — | 693 | ||||||||||||||||||||||||
Cash, cash equivalents and restricted cash — ending balance | $ | 99 | $ | 242 | $ | 134 | $ | — | $ | 475 |
Parent (Issuer) | Guarantor Subsidiaries | Non-Guarantor Subsidiaries | Eliminations | Consolidated | |||||||||||||||||||||||||
Cash flows — operating activities: | |||||||||||||||||||||||||||||
Cash provided by (used in) operating activities | $ | (125) | $ | 1,917 | $ | (321) | $ | — | $ | 1,471 | |||||||||||||||||||
Cash flows — investing activities: | |||||||||||||||||||||||||||||
Capital expenditures, including LTSA prepayments | (24) | (351) | (3) | — | (378) | ||||||||||||||||||||||||
Nuclear fuel purchases | — | (118) | — | — | (118) | ||||||||||||||||||||||||
Development and growth expenditures | — | (31) | (3) | — | (34) | ||||||||||||||||||||||||
Cash acquired in the Merger | — | 445 | — | — | 445 | ||||||||||||||||||||||||
Proceeds from sales of nuclear decommissioning trust fund securities | — | 252 | — | — | 252 | ||||||||||||||||||||||||
Investments in nuclear decommissioning trust fund securities | — | (274) | — | — | (274) | ||||||||||||||||||||||||
Proceeds from sales of environmental allowances | — | 1 | — | — | 1 | ||||||||||||||||||||||||
Purchases of environmental allowances | — | (5) | — | — | (5) | ||||||||||||||||||||||||
Dividend received from subsidiaries | 4,668 | — | — | (4,668) | — | ||||||||||||||||||||||||
Other, net | (1) | 11 | — | — | 10 | ||||||||||||||||||||||||
Cash provided by (used in) investing activities | 4,643 | (70) | (6) | (4,668) | (101) | ||||||||||||||||||||||||
Cash flows — financing activities: | |||||||||||||||||||||||||||||
Issuances of long-term debt | — | 1,000 | — | — | 1,000 | ||||||||||||||||||||||||
Repayments/repurchases of debt | (4,543) | 1,468 | — | — | (3,075) | ||||||||||||||||||||||||
Borrowings under accounts receivable securitization program | — | — | 339 | — | 339 | ||||||||||||||||||||||||
Cash dividends paid | — | (4,668) | — | 4,668 | — | ||||||||||||||||||||||||
Debt tender offer and other financing fees | (179) | (57) | — | — | (236) | ||||||||||||||||||||||||
Stock repurchase | (763) | — | — | — | (763) | ||||||||||||||||||||||||
Other, net | 12 | — | — | — | 12 | ||||||||||||||||||||||||
Cash provided by (used in) financing activities | (5,473) | (2,257) | 339 | 4,668 | (2,723) | ||||||||||||||||||||||||
Net change in cash, cash equivalents and restricted cash | (955) | (410) | 12 | — | (1,353) | ||||||||||||||||||||||||
Cash, cash equivalents and restricted cash — beginning balance | 1,183 | 863 | — | — | 2,046 | ||||||||||||||||||||||||
Cash, cash equivalents and restricted cash — ending balance | $ | 228 | $ | 453 | $ | 12 | $ | — | $ | 693 |
Parent (Issuer) | Guarantor Subsidiaries | Non-Guarantor Subsidiaries | Eliminations | Consolidated | |||||||||||||||||||||||||
Cash flows — operating activities: | |||||||||||||||||||||||||||||
Cash provided by (used in) operating activities | $ | (108) | $ | 1,494 | $ | — | $ | — | $ | 1,386 | |||||||||||||||||||
Cash flows — investing activities: | |||||||||||||||||||||||||||||
Capital expenditures | — | (114) | — | — | (114) | ||||||||||||||||||||||||
Nuclear fuel purchases | — | (62) | — | — | (62) | ||||||||||||||||||||||||
Development and growth expenditures | — | (190) | — | — | (190) | ||||||||||||||||||||||||
Odessa acquisition | (330) | (25) | — | — | (355) | ||||||||||||||||||||||||
Proceeds from sales of nuclear decommissioning trust fund securities | — | 252 | — | — | 252 | ||||||||||||||||||||||||
Investments in nuclear decommissioning trust fund securities | — | (272) | — | — | (272) | ||||||||||||||||||||||||
Proceeds from sales of environmental allowances | — | 1 | — | — | 1 | ||||||||||||||||||||||||
Purchases of environmental allowances | — | (3) | — | — | (3) | ||||||||||||||||||||||||
Dividend received from subsidiaries | 1,505 | — | — | (1,505) | — | ||||||||||||||||||||||||
Other, net | — | 16 | — | — | 16 | ||||||||||||||||||||||||
Cash provided by (used in) investing activities | 1,175 | (397) | — | (1,505) | (727) | ||||||||||||||||||||||||
Cash flows — financing activities: | |||||||||||||||||||||||||||||
Repayments/repurchases of debt | — | (191) | — | — | (191) | ||||||||||||||||||||||||
Cash dividend paid | — | (1,505) | — | 1,505 | — | ||||||||||||||||||||||||
Debt financing fees | — | (8) | — | — | (8) | ||||||||||||||||||||||||
Other, net | — | (2) | — | — | (2) | ||||||||||||||||||||||||
Cash provided by (used in) financing activities | — | (1,706) | — | 1,505 | (201) | ||||||||||||||||||||||||
Net change in cash, cash equivalents and restricted cash | 1,067 | (609) | — | — | 458 | ||||||||||||||||||||||||
Cash, cash equivalents and restricted cash — beginning balance | 116 | 1,472 | — | — | 1,588 | ||||||||||||||||||||||||
Cash, cash equivalents and restricted cash — ending balance | $ | 1,183 | $ | 863 | $ | — | $ | — | $ | 2,046 |
Condensed Consolidating Balance Sheet
as of December 31, 2019 (Millions of Dollars) |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Parent
(Issuer) |
Guarantor Subsidiaries |
Non-
Guarantor Subsidiaries |
Eliminations | Consolidated | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ASSETS | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Current assets: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Cash and cash equivalents | 56 | $ | 199 | $ | 45 | $ | — | $ | 300 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Restricted cash | 43 | 15 | 89 | — | 147 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Advances to affiliates | — | 56 | — | (56) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Trade accounts receivable — net | 5 | 705 | 781 | (126) | 1,365 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accounts receivable — affiliates | — | 275 | — | (275) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Notes due from affiliates | — | 122 | — | (122) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Income taxes receivable | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Inventories | — | 436 | 33 | — | 469 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual assets | — | 1,326 | 14 | (7) | 1,333 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Margin deposits related to commodity contracts | — | 191 | 11 | — | 202 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Prepaid expense and other current assets | 100 | 172 | 27 | (1) | 298 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total current assets | 204 | 3,497 | 1,000 | (587) | 4,114 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Restricted cash | — | 28 | — | — | 28 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Investments | — | 1,500 | 37 | — | 1,537 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Investment in unconsolidated subsidiary | — | 124 | — | — | 124 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Investment in affiliated companies | 8,364 | 697 | — | (9,061) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating lease right-of-use assets | — | 32 | 12 | — | 44 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Property, plant and equipment — net | 4 | 13,402 | 508 | — | 13,914 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Goodwill | — | 2,339 | 214 | — | 2,553 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Identifiable intangible assets — net | 49 | 2,435 | 264 | — | 2,748 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual assets | — | 134 | 2 | — | 136 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accumulated deferred income taxes | 729 | 398 | — | (61) | 1,066 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other noncurrent assets | 67 | 269 | 16 | — | 352 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total assets | $ | 9,417 | $ | 24,855 | $ | 2,053 | $ | (9,709) | $ | 26,616 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
LIABILITIES AND EQUITY | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Current liabilities: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Short-term borrowings | $ | — | $ | 350 | $ | — | $ | — | $ | 350 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accounts receivable securitization program | — | — | 450 | — | 450 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Advances from affiliates | — | — | 57 | (57) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Long-term debt due currently | 87 | 185 | 6 | (1) | 277 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Trade accounts payable | 1 | 855 | 211 | (120) | 947 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accounts payable — affiliates | 145 | — | 127 | (272) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Notes due to affiliates | — | — | 122 | (122) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual liabilities | — | 1,505 | 31 | (7) | 1,529 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Margin deposits related to commodity contracts | — | 8 | — | — | 8 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accrued taxes | 1 | — | — | — | 1 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accrued taxes other than income | — | 188 | 12 | — | 200 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accrued interest | 11 | 138 | 8 | (6) | 151 |
Condensed Consolidating Balance Sheet
as of December 31, 2019 (Millions of Dollars) |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Parent
(Issuer) |
Guarantor Subsidiaries |
Non-
Guarantor Subsidiaries |
Eliminations | Consolidated | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Asset retirement obligations | — | 141 | — | — | 141 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating lease liabilities | — | 10 | 4 | — | 14 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other current liabilities | 46 | 402 | 58 | — | 506 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total current liabilities | 291 | 3,782 | 1,086 | (585) | 4,574 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Long-term debt, less amounts due currently | 689 | 9,385 | 28 | — | 10,102 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Operating lease liabilities | — | 33 | 8 | — | 41 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual liabilities | — | 392 | 5 | (1) | 396 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accumulated deferred income taxes | — | — | 63 | (61) | 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Tax Receivable Agreement obligation | 455 | — | — | — | 455 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Asset retirement obligations | — | 2,084 | 13 | — | 2,097 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other noncurrent liabilities and deferred credits | 22 | 815 | 153 | (1) | 989 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total liabilities | 1,457 | 16,491 | 1,356 | (648) | 18,656 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total stockholders' equity
|
7,960 | 8,364 | 696 | (9,061) | 7,959 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Noncontrolling interest in subsidiary | — | — | 1 | — | 1 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total liabilities and equity | $ | 9,417 | $ | 24,855 | $ | 2,053 | $ | (9,709) | $ | 26,616 |
Condensed Consolidating Balance Sheet
as of December 31, 2018 (Millions of Dollars) |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Parent
(Issuer) |
Guarantor Subsidiaries |
Non-
Guarantor Subsidiaries |
Eliminations | Consolidated | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ASSETS | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Current assets: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Cash and cash equivalents | $ | 171 | $ | 453 | $ | 12 | $ | — | $ | 636 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Restricted cash | 57 | — | — | — | 57 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Advances to affiliates | 11 | 11 | — | (22) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Trade accounts receivable — net | 4 | 729 | 464 | (110) | 1,087 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accounts receivable — affiliates | — | 245 | — | (245) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Notes due from affiliates | — | 101 | — | (101) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Income taxes receivable | — | 1 | — | (1) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Inventories | — | 391 | 21 | — | 412 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual assets | — | 730 | — | — | 730 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Margin deposits related to commodity contracts | — | 361 | — | — | 361 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Prepaid expense and other current assets | 2 | 134 | 16 | — | 152 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total current assets | 245 | 3,156 | 513 | (479) | 3,435 |
Condensed Consolidating Balance Sheet
as of December 31, 2018 (Millions of Dollars) |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Parent
(Issuer) |
Guarantor Subsidiaries |
Non-
Guarantor Subsidiaries |
Eliminations | Consolidated | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Investments | — | 1,218 | 32 | — | 1,250 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Investment in unconsolidated subsidiary | — | 131 | — | — | 131 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Investment in affiliated companies | 11,186 | 263 | — | (11,449) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Property, plant and equipment — net | 15 | 14,017 | 580 | — | 14,612 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Goodwill | — | 2,068 | — | — | 2,068 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Identifiable intangible assets — net | 10 | 2,480 | 3 | — | 2,493 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual assets | — | 109 | — | — | 109 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accumulated deferred income taxes | 809 | 599 | — | (72) | 1,336 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other noncurrent assets | 255 | 330 | 5 | — | 590 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total assets | $ | 12,520 | $ | 24,371 | $ | 1,133 | $ | (12,000) | $ | 26,024 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
LIABILITIES AND EQUITY | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Current liabilities: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accounts receivable securitization program | $ | — | $ | — | $ | 339 | $ | — | $ | 339 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Advances from affiliates | — | — | 22 | (22) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Long-term debt due currently | 23 | 163 | 5 | — | 191 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Trade accounts payable | 2 | 928 | 121 | (106) | 945 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accounts payable — affiliates | 236 | — | 9 | (245) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Notes due to affiliates | — | — | 101 | (101) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual liabilities | — | 1,376 | — | — | 1,376 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Margin deposits related to commodity contracts | — | 4 | — | — | 4 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accrued taxes | 11 | — | — | (1) | 10 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accrued taxes other than income | — | 181 | 1 | — | 182 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accrued interest | 48 | 29 | 4 | (4) | 77 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Asset retirement obligations | — | 156 | — | — | 156 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other current liabilities | 74 | 267 | 4 | — | 345 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total current liabilities | 394 | 3,104 | 606 | (479) | 3,625 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Long-term debt, less amounts due currently | 3,819 | 7,027 | 28 | — | 10,874 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Commodity and other derivative contractual liabilities | — | 270 | — | — | 270 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Accumulated deferred income taxes | — | — | 82 | (72) | 10 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Tax Receivable Agreement obligation | 420 | — | — | — | 420 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Asset retirement obligations | — | 2,203 | 14 | — | 2,217 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other noncurrent liabilities and deferred credits | 20 | 581 | 140 | — | 741 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total liabilities | 4,653 | 13,185 | 870 | (551) | 18,157 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total stockholders' equity
|
7,867 | 11,186 | 259 | (11,449) | 7,863 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Noncontrolling interest in subsidiary
|
— | — | 4 | — | 4 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Total liabilities and equity
|
$ | 12,520 | $ | 24,371 | $ | 1,133 | $ | (12,000) | $ | 26,024 |
/s/ CURTIS A. MORGAN | /s/ DAVID A. CAMPBELL | |||||||
Curtis A. Morgan | David A. Campbell | |||||||
President and Chief Executive Officer | Executive Vice President and Chief Financial Officer | |||||||
(Principal Executive Officer) | (Principal Financial Officer) |
Exhibits | Previously Filed With File Number* |
As
Exhibit
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(2) | Plan of Acquisition, Reorganization, Arrangement, Liquidation, or Succession | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2.1 |
333-215288
Form S-1
(filed December 23, 2016)
|
2.1 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2.2 |
001-38086
Form 8-K
(filed October 31, 2017)
|
2.1 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(3(i)) | Articles of Incorporation | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
3.1 |
333-215288
Form S-1
(filed December 23, 2016)
|
3.1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
3.2 |
333-215288
Form S-1
(filed December 23, 2016)
|
3.2 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(3(ii)) | By-laws | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
3.3 |
333-215288
Form S-1
(filed December 23, 2016)
|
3.3 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(4) | Instruments Defining the Rights of Security Holders, Including Indentures | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4.1 |
001-33443
Form 8-K for Dynegy Inc. (filed on May 21, 2013) |
4.1 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4.2 |
001-33443
Form 10-K (Year ended December 31, 2013) (filed on February 27, 2014)
|
4.3 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4.3 |
001-33443
Form 8-K for Dynegy Inc. (filed on April 7, 2015) |
4.20 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4.4 |
001-33443
Form 8-K for Dynegy Inc. (filed on April 8, 2015) |
4.28 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4.5 |
001-33443
Form 10-Q for Dynegy Inc. (Quarter ended June 30, 2015) (filed on August 7, 2015) |
4.4 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4.6 |
001-33443
Form 10-Q for Dynegy Inc. (Quarter ended September 30, 2015) (filed on November 5, 2015) |
4.4 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Exhibits | Previously Filed With File Number* |
As
Exhibit
|
||||||||||||||||||||||||
4.7 |
001-33443
Form10-K (Year ended December 31, 2016) (filed on February 24, 2017) |
4.7 | — | |||||||||||||||||||||||
4.8 |
001-33443
Form10-K (Year ended December 31, 2016) (filed on February 24, 2017) |
4.8 | — | |||||||||||||||||||||||
4.9 |
001-38086
Form 8-K (filed on April 9, 2018) |
4.29 | — | |||||||||||||||||||||||
4.10 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 15, 2018) |
4.2 | — | |||||||||||||||||||||||
4.11 |
001-33443
Form 10-Q (Quarter ended September 30, 2019) (filed on November 5, 2019) |
4.1 | — | |||||||||||||||||||||||
4.12 | ** | — | ||||||||||||||||||||||||
4.13 |
001-33443
Form 8-K for Dynegy Inc. (filed on May 21, 2013) |
4.1 | — | |||||||||||||||||||||||
4.14 |
001-33443 Form 8-K for Dynegy Inc.
(filed on October 11, 2016) |
4.1 | — | |||||||||||||||||||||||
4.15 |
001-33443
Form 10-K (Year ended December 31, 2016) (filed on February 24, 2017) |
4.35 | — | |||||||||||||||||||||||
4.16 |
001-33443
Form 10-K (Year ended December 31, 2016) (filed on February 24, 2017) |
4.36 | — | |||||||||||||||||||||||
4.17 |
001-38086
Form 8-K (filed on April 9, 2018) |
4.48 | — | |||||||||||||||||||||||
4.18 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 15, 2018) |
4.5 | — | |||||||||||||||||||||||
4.19 |
001-38086
Form 8-K (filed on August 23, 2018) |
4.6 | — | |||||||||||||||||||||||
4.20 |
001-33443
Form 10-Q for Dynegy Inc. (Quarter ended September 30, 2019) (filed on November 5, 2019) |
4.3 | — | |||||||||||||||||||||||
4.21 | ** | — | ||||||||||||||||||||||||
Exhibits | Previously Filed With File Number* |
As
Exhibit
|
||||||||||||||||||||||||
4.22 |
001-33443
Form 8-K (filed on October 11, 2016) |
4.1 | — | |||||||||||||||||||||||
4.23 |
001-33443
Form 8-K (filed on August 21, 2017) |
4.1 | — | |||||||||||||||||||||||
4.24 |
001-33443
Form 8-K (filed on August 21, 2017) |
4.2 | — | |||||||||||||||||||||||
4.25 |
001-38086
Form 8-K (filed on August 23, 2018) |
10.1 | — | |||||||||||||||||||||||
4.26 |
001-38086
Form 8-K (filed on April 9, 2018) |
4.52 | — | |||||||||||||||||||||||
4.27 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 15, 2018) |
4.6 | — | |||||||||||||||||||||||
4.28 |
001-38086
Form 8-K (filed on August 23, 2018) |
4.4 | — | |||||||||||||||||||||||
4.29 |
001-33443
Form 10-Q (Quarter ended September 30, 2019) (filed on November 5, 2019) |
4.4 | — | |||||||||||||||||||||||
4.30 | ** | — | ||||||||||||||||||||||||
4.31 |
001-33443
Form 8-K (filed on August 21, 2017) |
4.1 | — | |||||||||||||||||||||||
4.32 |
001-38086
Form 8-K (filed on August 23, 2018) |
4.1 | — | |||||||||||||||||||||||
4.33 |
001-38086
Form 8-K (filed on August 23, 2018) |
4.2 | — | |||||||||||||||||||||||
4.34 |
001-38086
Form 8-K (filed on August 23, 2018) |
4.3 | — | |||||||||||||||||||||||
4.35 |
001-33443
Form 10-Q (Quarter ended September 30, 2019) (filed on November 5, 2019) |
4.5 | — | |||||||||||||||||||||||
4.36 | ** | — | ||||||||||||||||||||||||
4.37 |
001-38086
Form 8-K (filed on February 6, 2019) |
4.1 | — |
|
||||||||||||||||||||||
Exhibits | Previously Filed With File Number* |
As
Exhibit
|
||||||||||||||||||||||||
4.38 |
001-38086
Form 8-K (filed on February 6, 2019) |
4.2 | — |
Form of Rule 144A Global Security for 5.625% Senior Note due2027 (included in Exhibit 4.1)
|
||||||||||||||||||||||
4.39 |
001-38086
Form 8-K (filed on February 6, 2019) |
4.3 | — |
|
||||||||||||||||||||||
4.40 |
001-33443
Form 10-Q (Quarter ended September 30, 2019) (filed on November 5, 2019) |
4.6 | — | |||||||||||||||||||||||
4.41 | ** | — | ||||||||||||||||||||||||
4.42 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 24, 2019) |
4.1 | — | |||||||||||||||||||||||
4.43 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 24, 2019) |
4.2 | — | |||||||||||||||||||||||
4.44 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 24, 2019) |
4.3 | — | |||||||||||||||||||||||
4.45 |
001-33443
Form 10-Q (Quarter ended September 30, 2019) (filed on November 5, 2019) |
4.7 | — | |||||||||||||||||||||||
4.46 | ** | — | ||||||||||||||||||||||||
4.47 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 17, 2019) |
4.1 | — | |||||||||||||||||||||||
4.48 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 17, 2019) |
4.2 | — | |||||||||||||||||||||||
4.49 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 17, 2019) |
4.3 | — | |||||||||||||||||||||||
4.50 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 17, 2019) |
4.4 | — | |||||||||||||||||||||||
4.51 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 17, 2019) |
4.5 | — | |||||||||||||||||||||||
4.52 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 17, 2019) |
4.6 | — | |||||||||||||||||||||||
Exhibits | Previously Filed With File Number* |
As
Exhibit
|
||||||||||||||||||||||||
4.53 |
001-33443
Form 10-Q (Quarter ended September 30, 2019) (filed on November 5, 2019) |
4.8 | — | |||||||||||||||||||||||
4.54 |
001-38086
Form 8-K (filed on November 21, 2019) |
4.1 | — | |||||||||||||||||||||||
4.55 |
001-38086
Form 8-K (filed on November 21, 2019) |
4.2 | — | |||||||||||||||||||||||
4.56 |
001-38086
Form 8-K (filed on November 21, 2019) |
4.3 | — | |||||||||||||||||||||||
4.57 |
001-38086
Form 8-K (filed on November 21, 2019) |
4.4 | — | |||||||||||||||||||||||
4.58 |
001-38086
Form 8-K (filed on August 23, 2018) |
4.7 | — | |||||||||||||||||||||||
4.59 |
001-38086
Form 8-K (filed on August 23, 2018) |
4.8 | — | |||||||||||||||||||||||
4.60 |
001-38086
Form 8-K (filed on April 5, 2019) |
4.1 | — | |||||||||||||||||||||||
4.61 |
001-38086
Form 8-K (filed on April 5, 2019) |
4.2 | — | |||||||||||||||||||||||
4.62 |
001-33443
Form 10-Q (Quarter ended June 30, 2019) (filed on August 2, 2019) |
4.12 | — | |||||||||||||||||||||||
4.63 |
001-33443
Form 10-Q (Quarter ended June 30, 2019) (filed on August 2, 2019) |
4.13 | — | |||||||||||||||||||||||
4.64 |
001-38086
Form 8-K (filed on July 19, 2019) |
4.1 | — | |||||||||||||||||||||||
Exhibits | Previously Filed With File Number* |
As
Exhibit
|
||||||||||||||||||||||||
10.22 |
333-215288
Amendment No. 1
to Form S-1
(filed February 14, 2017)
|
10.3 | — | |||||||||||||||||||||||
10.23 |
333-215288
Amendment No. 2
to Form S-1
(filed April 5, 2017)
|
10.4 | — | |||||||||||||||||||||||
10.24 |
001-38086
Form 8-K
(filed August 17, 2017)
|
10.1 | — | |||||||||||||||||||||||
10.25 |
001-38086
Form 8-K
(filed December 14, 2017)
|
10.1 | — | |||||||||||||||||||||||
10.26 |
001-38086
Form 8-K
(filed February 22, 2018)
|
10.1 | — | |||||||||||||||||||||||
10.27 |
001-38086
Form 8-K
(filed June 15, 2018)
|
10.1 | — | |||||||||||||||||||||||
10.28 |
001-38086
Form 8-K
(filed April 4, 2019)
|
10.4 | — | |||||||||||||||||||||||
10.29 |
001-38086
Form 8-K
(filed May 29, 2019)
|
10.1 | — | |||||||||||||||||||||||
10.30 |
001-38086
Form 8-K (filed on November 21, 2019) |
10.1 | — | |||||||||||||||||||||||
10.31 |
001-38086
Form 8-K (filed on August 7, 2018) |
10.1 | — | |||||||||||||||||||||||
Exhibits | Previously Filed With File Number* |
As
Exhibit
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.32 |
001-38086
Form 8-K (filed on January 24, 2019) |
10.1 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.33 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 7, 2019) |
10.1 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.34 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 7, 2019) |
10.2 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.35 |
001-38086
Form 8-K (filed on November 13, 2019) |
10.1 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.36 |
001-38086
Form 8-K
(filed on April 9, 2018)
|
10.10 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.37 |
001-38086
Form 8-K
(filed on April 9, 2018)
|
10.11 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.38 |
001-38086
Form 8-K
(filed on April 9, 2018)
|
10.12 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.39 |
001-38086
Form 8-K
(filed on April 9, 2018)
|
10.13 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Other Material Contracts | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.40 |
333-215288
Amendment No. 2
to Form S-1
(filed April 5, 2017)
|
10.5 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.41 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 15, 2018) |
10.2 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.42 |
001-38086
Form 8-K (filed on June 15, 2018) |
10.3 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Exhibits | Previously Filed With File Number* |
As
Exhibit
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.43 |
333-215288
Amendment No. 2
to Form S-1
(filed April 5, 2017)
|
10.13 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.44 |
333-215288
Amendment No. 2
to Form S-1
(filed April 5, 2017)
|
10.14 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.45 |
333-215288
Amendment No. 2
to Form S-1
(filed April 5, 2017)
|
10.15 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.46 |
333-215288
Amendment No. 2
to Form S-1
(filed April 5, 2017)
|
10.16 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.47 |
333-215288
Amendment No. 2
to Form S-1
(filed April 5, 2017)
|
10.17 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.48 |
333-215288
Amendment No. 2
to Form S-1
(filed April 5, 2017)
|
10.18 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.49 |
333-215288
Amendment No. 2
to Form S-1
(filed April 5, 2017)
|
10.27 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.50 |
333-215288
Amendment No. 2
to Form S-1
(filed April 5, 2017)
|
10.28 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10.51 |
001-38086
Form 8-K
(filed July 7, 2017)
|
10(a) | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(21) | Subsidiaries of the Registrant | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
21.1 | ** | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(23) | Consent of Experts | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
23.1 | ** | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(31) | Rule 13a-14(a) / 15d-14(a) Certifications | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
31.1 | ** | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
31.2 | ** | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(32) | Section 1350 Certifications | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Exhibits | Previously Filed With File Number* |
As
Exhibit
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
32.1 | *** | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
32.2 | *** | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(95) | Mine Safety Disclosures | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
95.1 | ** | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
XBRL Data Files | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
101.INS | ** | — | The following financial information from Vistra Energy Corp.'s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2019 formatted in Inline XBRL (Extensible Business Reporting Language) includes: (i) the Consolidated Statements of Operations, (ii) the Consolidated Statements of Comprehensive Income (Loss), (iii) the Consolidated Statements of Cash Flows, (iv) the Consolidated Balance Sheets, (v) the Consolidated Statement of Changes in Equity (vi) the Notes to the Consolidated Financial Statements. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
101.SCH | ** | — | XBRL Taxonomy Extension Schema Document | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
101.CAL | ** | — | XBRL Taxonomy Extension Calculation Linkbase Document | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
101.DEF | ** | — | XBRL Taxonomy Extension Definition Linkbase Document | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
101.LAB | ** | — | XBRL Taxonomy Extension Label Linkbase Document | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
101.PRE | ** | — | XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase Document | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
104 | — | Cover Page Interactive Data File (formatted as Inline XBRL and contained in Exhibit 101). |
VISTRA ENERGY CORP. | ||||||||||||||
Date: | February 28, 2020 | By | /s/ CURTIS A. MORGAN | |||||||||||
Curtis A. Morgan (President and Chief Executive Officer) |
Signature | Title | Date | ||||||
/s/ CURTIS A. MORGAN | Principal Executive Officer and Director | February 28, 2020 | ||||||
(Curtis A. Morgan, President and Chief Executive Officer) | ||||||||
/s/ DAVID A. CAMPBELL | Principal Financial Officer | February 28, 2020 | ||||||
(David A. Campbell, Executive Vice President and Chief Financial Officer) | ||||||||
/s/ CHRISTY DOBRY | Principal Accounting Officer | February 28, 2020 | ||||||
(Christy Dobry, Vice President and Controller) | ||||||||
/s/ SCOTT B. HELM | Chairman of the Board and Director | February 28, 2020 | ||||||
(Scott B. Helm, Chairman of the Board) | ||||||||
/s/ HILARY E. ACKERMANN | Director | February 28, 2020 | ||||||
(Hilary E. Ackermann) | ||||||||
/s/ ARCILIA C. ACOSTA | Director | February 28, 2020 | ||||||
(Arcilia C. Acosta) | ||||||||
/s/ GAVIN R. BAIERA | Director | February 28, 2020 | ||||||
(Gavin R. Baiera) | ||||||||
/s/ PAUL M. BARBAS | Director | February 28, 2020 | ||||||
(Paul M. Barbas) | ||||||||
/s/ LISA M. CRUTCHFIELD | Director | February 28, 2020 | ||||||
(Lisa M. Crutchfield) | ||||||||
/s/ BRIAN K. FERRAIOLI | Director | February 28, 2020 | ||||||
(Brian K. Ferraioli) | ||||||||
/s/ JEFF D. HUNTER | Director | February 28, 2020 | ||||||
(Jeff D. Hunter) | ||||||||
Director | February 28, 2020 | |||||||
(Geoffrey D. Strong) | ||||||||
/s/ JOHN R. SULT | Director | February 28, 2020 | ||||||
(John R. Sult) | ||||||||
Director | February 28, 2020 | |||||||
(Bruce Zimmerman) |
BRIGHTSIDE SOLAR, LLC
EMERALD GROVE SOLAR, LLC |
||
HALLMARK SOLAR, LLC,
|
||
as the Guaranteeing Subsidiaries |
ANP BELLINGHAM ENERGY COMPANY, LLC | ILLINOVA CORPORATION | ||||||||||||||||||||||||||||
ANP BLACKSTONE ENERGY COMPANY, LLC | IPH, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
BIG BROWN POWER COMPANY LLC | KINCAID GENERATION, L.L.C. | ||||||||||||||||||||||||||||
CALUMET ENERGY TEAM, LLC | LA FRONTERA HOLDINGS, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
CASCO BAY ENERGY COMPANY, LLC | LAKE ROAD GENERATING COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
COFFEEN AND WESTERN RAILROAD COMPANY | LIBERTY ELECTRIC POWER, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
COLETO CREEK POWER, LLC | LONE STAR ENERGY COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC | LONE STAR PIPELINE COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
CORE SOLAR SPV I, LLC | LUMINANT ENERGY COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DALLAS POWER & LIGHT COMPANY, INC. |
LUMINANT ENERGY TRADING CALIFORNIA COMPANY
|
||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ADMINISTRATIVE SERVICES COMPANY | LUMINANT ET SERVICES COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ASSOCIATES NORTHEAST LP, INC. | LUMINANT GENERATION COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL GENERATION, LLC | LUMINANT MINING COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL HOLDCO, LLC | MASSPOWER, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL TRADING & TRANSPORTATION, L.L.C. | MIDLOTHIAN ENERGY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY COMMERCIAL ASSET MANAGEMENT, LLC | MILFORD POWER COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY CONESVILLE, LLC | MOSS LANDING ENERGY STORAGE 1, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY DICKS CREEK, LLC |
NCA RESOURCES DEVELOPMENT COMPANY LLC
|
||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ENERGY SERVICES (EAST), LLC | NEPCO SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ENERGY SERVICES, LLC | NORTHEASTERN POWER COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY FAYETTE II, LLC | OAK GROVE MANAGEMENT COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY GAS IMPORTS, LLC |
ONTELAUNEE POWER OPERATING COMPANY, LLC
|
||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY HANGING ROCK II, LLC | PLEASANTS ENERGY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY KENDALL ENERGY, LLC | RICHLAND-STRYKER GENERATION LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY KILLEN, LLC | SANDOW POWER COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MARKETING AND TRADE, LLC | SITHE ENERGIES, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MIAMI FORT, LLC | SITHE/INDEPENDENCE LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MIDWEST GENERATION, LLC |
SOUTHWESTERN ELECTRIC SERVICE COMPANY, INC.
|
||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MORRO BAY, LLC | TEXAS ELECTRIC SERVICE COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MOSS LANDING, LLC | TEXAS ENERGY INDUSTRIES COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY NORTHEAST GENERATION GP, INC. | TEXAS POWER & LIGHT COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY OAKLAND, LLC | TEXAS UTILITIES COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY OPERATING COMPANY | TEXAS UTILITIES ELECTRIC COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER GENERATION INC. | T-FUELS, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER MARKETING, LLC | TXU ELECTRIC COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER, LLC | TXU ENERGY RETAIL COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY RESOURCE II, LLC | TXU RETAIL SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY RESOURCES GENERATING HOLDCO, LLC | UPTON COUNTY SOLAR 2, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY SOUTH BAY, LLC | VALUE BASED BRANDS LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY STUART, LLC | VISTRA ASSET COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY WASHINGTON II, LLC | VISTRA CORPORATE SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ZIMMER, LLC | VISTRA EP PROPERTIES COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
ENNIS POWER COMPANY, LLC | VISTRA FINANCE CORP. | ||||||||||||||||||||||||||||
EQUIPOWER RESOURCES CORP. | VISTRA INSURANCE SOLUTIONS LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
GENERATION SVC COMPANY | VISTRA INTERMEDIATE COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
HAVANA DOCK ENTERPRISES, LLC | VISTRA OPERATIONS COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
HAYS ENERGY, LLC | VISTRA PREFERRED INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
HOPEWELL POWER GENERATION, LLC | VOLT ASSET COMPANY, INC. |
ILLINOIS POWER GENERATING COMPANY | VOLT VENTURES LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER MARKETING COMPANY | WHARTON COUNTY GENERATION, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER RESOURCES GENERATING, LLC | WISE COUNTY POWER COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER RESOURCES, LLC |
WISE-FUELS PIPELINE, INC.,
|
||||||||||||||||||||||||||||
as the Subsidiary Guarantors | |||||||||||||||||||||||||||||
Name
|
Jurisdiction
|
||||
Brightside Solar, LLC
|
Texas
|
||||
Emerald Grove Solar, LLC
|
Delaware
|
||||
Hallmark Solar, LLC
|
Texas
|
BRIGHTSIDE SOLAR, LLC
EMERALD GROVE SOLAR, LLC |
||
HALLMARK SOLAR, LLC,
|
||
as the Guaranteeing Subsidiaries |
ANP BELLINGHAM ENERGY COMPANY, LLC | ILLINOVA CORPORATION | ||||||||||||||||||||||||||||
ANP BLACKSTONE ENERGY COMPANY, LLC | IPH, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
BIG BROWN POWER COMPANY LLC | KINCAID GENERATION, L.L.C. | ||||||||||||||||||||||||||||
CALUMET ENERGY TEAM, LLC | LA FRONTERA HOLDINGS, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
CASCO BAY ENERGY COMPANY, LLC | LAKE ROAD GENERATING COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
COFFEEN AND WESTERN RAILROAD COMPANY | LIBERTY ELECTRIC POWER, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
COLETO CREEK POWER, LLC | LONE STAR ENERGY COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC | LONE STAR PIPELINE COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
CORE SOLAR SPV I, LLC | LUMINANT ENERGY COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DALLAS POWER & LIGHT COMPANY, INC. |
LUMINANT ENERGY TRADING CALIFORNIA COMPANY
|
||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ADMINISTRATIVE SERVICES COMPANY | LUMINANT ET SERVICES COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ASSOCIATES NORTHEAST LP, INC. | LUMINANT GENERATION COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL GENERATION, LLC | LUMINANT MINING COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL HOLDCO, LLC | MASSPOWER, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL TRADING & TRANSPORTATION, L.L.C. | MIDLOTHIAN ENERGY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY COMMERCIAL ASSET MANAGEMENT, LLC | MILFORD POWER COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY CONESVILLE, LLC | MOSS LANDING ENERGY STORAGE 1, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY DICKS CREEK, LLC |
NCA RESOURCES DEVELOPMENT COMPANY LLC
|
||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ENERGY SERVICES (EAST), LLC | NEPCO SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ENERGY SERVICES, LLC | NORTHEASTERN POWER COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY FAYETTE II, LLC | OAK GROVE MANAGEMENT COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY GAS IMPORTS, LLC |
ONTELAUNEE POWER OPERATING COMPANY, LLC
|
||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY HANGING ROCK II, LLC | PLEASANTS ENERGY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY KENDALL ENERGY, LLC | RICHLAND-STRYKER GENERATION LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY KILLEN, LLC | SANDOW POWER COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MARKETING AND TRADE, LLC | SITHE ENERGIES, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MIAMI FORT, LLC | SITHE/INDEPENDENCE LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MIDWEST GENERATION, LLC |
SOUTHWESTERN ELECTRIC SERVICE COMPANY, INC.
|
||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MORRO BAY, LLC | TEXAS ELECTRIC SERVICE COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MOSS LANDING, LLC | TEXAS ENERGY INDUSTRIES COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY NORTHEAST GENERATION GP, INC. | TEXAS POWER & LIGHT COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY OAKLAND, LLC | TEXAS UTILITIES COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY OPERATING COMPANY | TEXAS UTILITIES ELECTRIC COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER GENERATION INC. | T-FUELS, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER MARKETING, LLC | TXU ELECTRIC COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER, LLC | TXU ENERGY RETAIL COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY RESOURCE II, LLC | TXU RETAIL SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY RESOURCES GENERATING HOLDCO, LLC | UPTON COUNTY SOLAR 2, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY SOUTH BAY, LLC | VALUE BASED BRANDS LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY STUART, LLC | VISTRA ASSET COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY WASHINGTON II, LLC | VISTRA CORPORATE SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ZIMMER, LLC | VISTRA EP PROPERTIES COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
ENNIS POWER COMPANY, LLC | VISTRA FINANCE CORP. | ||||||||||||||||||||||||||||
EQUIPOWER RESOURCES CORP. | VISTRA INSURANCE SOLUTIONS LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
GENERATION SVC COMPANY | VISTRA INTERMEDIATE COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
HAVANA DOCK ENTERPRISES, LLC | VISTRA OPERATIONS COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
HAYS ENERGY, LLC | VISTRA PREFERRED INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
HOPEWELL POWER GENERATION, LLC | VOLT ASSET COMPANY, INC. |
ILLINOIS POWER GENERATING COMPANY | VOLT VENTURES LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER MARKETING COMPANY | WHARTON COUNTY GENERATION, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER RESOURCES GENERATING, LLC | WISE COUNTY POWER COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER RESOURCES, LLC |
WISE-FUELS PIPELINE, INC.,
|
||||||||||||||||||||||||||||
as the Subsidiary Guarantors | |||||||||||||||||||||||||||||
Name
|
Jurisdiction
|
||||
Brightside Solar, LLC
|
Texas
|
||||
Emerald Grove Solar, LLC
|
Delaware
|
||||
Hallmark Solar, LLC
|
Texas
|
BRIGHTSIDE SOLAR, LLC
EMERALD GROVE SOLAR, LLC |
||
HALLMARK SOLAR, LLC,
|
||
as the Guaranteeing Subsidiaries |
ANP BELLINGHAM ENERGY COMPANY, LLC | ILLINOVA CORPORATION | ||||||||||||||||||||||||||||
ANP BLACKSTONE ENERGY COMPANY, LLC | IPH, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
BIG BROWN POWER COMPANY LLC | KINCAID GENERATION, L.L.C. | ||||||||||||||||||||||||||||
CALUMET ENERGY TEAM, LLC | LA FRONTERA HOLDINGS, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
CASCO BAY ENERGY COMPANY, LLC | LAKE ROAD GENERATING COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
COFFEEN AND WESTERN RAILROAD COMPANY | LIBERTY ELECTRIC POWER, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
COLETO CREEK POWER, LLC | LONE STAR ENERGY COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC | LONE STAR PIPELINE COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
CORE SOLAR SPV I, LLC | LUMINANT ENERGY COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DALLAS POWER & LIGHT COMPANY, INC. |
LUMINANT ENERGY TRADING CALIFORNIA COMPANY
|
||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ADMINISTRATIVE SERVICES COMPANY | LUMINANT ET SERVICES COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ASSOCIATES NORTHEAST LP, INC. | LUMINANT GENERATION COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL GENERATION, LLC | LUMINANT MINING COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL HOLDCO, LLC | MASSPOWER, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL TRADING & TRANSPORTATION, L.L.C. | MIDLOTHIAN ENERGY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY COMMERCIAL ASSET MANAGEMENT, LLC | MILFORD POWER COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY CONESVILLE, LLC | MOSS LANDING ENERGY STORAGE 1, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY DICKS CREEK, LLC |
NCA RESOURCES DEVELOPMENT COMPANY LLC
|
||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ENERGY SERVICES (EAST), LLC | NEPCO SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ENERGY SERVICES, LLC | NORTHEASTERN POWER COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY FAYETTE II, LLC | OAK GROVE MANAGEMENT COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY GAS IMPORTS, LLC |
ONTELAUNEE POWER OPERATING COMPANY, LLC
|
||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY HANGING ROCK II, LLC | PLEASANTS ENERGY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY KENDALL ENERGY, LLC | RICHLAND-STRYKER GENERATION LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY KILLEN, LLC | SANDOW POWER COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MARKETING AND TRADE, LLC | SITHE ENERGIES, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MIAMI FORT, LLC | SITHE/INDEPENDENCE LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MIDWEST GENERATION, LLC |
SOUTHWESTERN ELECTRIC SERVICE COMPANY, INC.
|
||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MORRO BAY, LLC | TEXAS ELECTRIC SERVICE COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY MOSS LANDING, LLC | TEXAS ENERGY INDUSTRIES COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY NORTHEAST GENERATION GP, INC. | TEXAS POWER & LIGHT COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY OAKLAND, LLC | TEXAS UTILITIES COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY OPERATING COMPANY | TEXAS UTILITIES ELECTRIC COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER GENERATION INC. | T-FUELS, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER MARKETING, LLC | TXU ELECTRIC COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER, LLC | TXU ENERGY RETAIL COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY RESOURCE II, LLC | TXU RETAIL SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY RESOURCES GENERATING HOLDCO, LLC | UPTON COUNTY SOLAR 2, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY SOUTH BAY, LLC | VALUE BASED BRANDS LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY STUART, LLC | VISTRA ASSET COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY WASHINGTON II, LLC | VISTRA CORPORATE SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
DYNEGY ZIMMER, LLC | VISTRA EP PROPERTIES COMPANY | ||||||||||||||||||||||||||||
ENNIS POWER COMPANY, LLC | VISTRA FINANCE CORP. | ||||||||||||||||||||||||||||
EQUIPOWER RESOURCES CORP. | VISTRA INSURANCE SOLUTIONS LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
GENERATION SVC COMPANY | VISTRA INTERMEDIATE COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
HAVANA DOCK ENTERPRISES, LLC | VISTRA OPERATIONS COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
HAYS ENERGY, LLC | VISTRA PREFERRED INC. | ||||||||||||||||||||||||||||
HOPEWELL POWER GENERATION, LLC | VOLT ASSET COMPANY, INC. |
ILLINOIS POWER GENERATING COMPANY | VOLT VENTURES LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER MARKETING COMPANY | WHARTON COUNTY GENERATION, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER RESOURCES GENERATING, LLC | WISE COUNTY POWER COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER RESOURCES, LLC |
WISE-FUELS PIPELINE, INC.,
|
||||||||||||||||||||||||||||
as the Subsidiary Guarantors | |||||||||||||||||||||||||||||
Name
|
Jurisdiction
|
||||
Brightside Solar, LLC
|
Texas
|
||||
Emerald Grove Solar, LLC
|
Delaware
|
||||
Hallmark Solar, LLC
|
Texas
|
BRIGHTSIDE SOLAR, LLC
EMERALD GROVE SOLAR, LLC |
||
HALLMARK SOLAR, LLC,
|
||
as the Guaranteeing Subsidiaries |
ANP BELLINGHAM ENERGY COMPANY, LLC | ILLINOIS POWER RESOURCES, LLC | ||||||||||||||||||||||
ANP BLACKSTONE ENERGY COMPANY, LLC | ILLINOVA CORPORATION | ||||||||||||||||||||||
BIG BROWN POWER COMPANY LLC | IPH, LLC | ||||||||||||||||||||||
CALUMET ENERGY TEAM, LLC | KINCAID GENERATION, L.L.C. | ||||||||||||||||||||||
CASCO BAY ENERGY COMPANY, LLC | LA FRONTERA HOLDINGS, LLC | ||||||||||||||||||||||
COFFEEN AND WESTERN RAILROAD COMPANY | LAKE ROAD GENERATING COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||
COLETO CREEK POWER, LLC | LIBERTY ELECTRIC POWER, LLC | ||||||||||||||||||||||
COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC | LONE STAR ENERGY COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
CORE SOLAR SPV I, LLC | LONE STAR PIPELINE COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DALLAS POWER & LIGHT COMPANY, INC. | LUMINANT ENERGY COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY ADMINISTRATIVE SERVICES COMPANY |
LUMINANT ENERGY TRADING CALIFORNIA COMPANY
|
||||||||||||||||||||||
DYNEGY ASSOCIATES NORTHEAST LP, INC. | LUMINANT ET SERVICES COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL GENERATION, LLC | LUMINANT GENERATION COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL HOLDCO, LLC | LUMINANT MINING COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL TRADING & TRANSPORTATION, L.L.C. | MASSPOWER, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY COMMERCIAL ASSET MANAGEMENT, LLC | MIDLOTHIAN ENERGY, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY CONESVILLE, LLC | MILFORD POWER COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY DICKS CREEK, LLC | MOSS LANDING ENERGY STORAGE 1, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY ENERGY SERVICES (EAST), LLC |
NCA RESOURCES DEVELOPMENT COMPANY LLC
|
||||||||||||||||||||||
DYNEGY ENERGY SERVICES, LLC | NEPCO SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY FAYETTE II, LLC | NORTHEASTERN POWER COMPANY | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY GAS IMPORTS, LLC | OAK GROVE MANAGEMENT COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY HANGING ROCK II, LLC |
ONTELAUNEE POWER OPERATING COMPANY, LLC
|
||||||||||||||||||||||
DYNEGY KENDALL ENERGY, LLC | PLEASANTS ENERGY, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY KILLEN, LLC | RICHLAND-STRYKER GENERATION LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY MARKETING AND TRADE, LLC | SANDOW POWER COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY MIAMI FORT, LLC | SITHE ENERGIES, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY MIDWEST GENERATION, LLC | SITHE/INDEPENDENCE LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY MORRO BAY, LLC |
SOUTHWESTERN ELECTRIC SERVICE COMPANY, INC.
|
||||||||||||||||||||||
DYNEGY MOSS LANDING, LLC | TEXAS ELECTRIC SERVICE COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY NORTHEAST GENERATION GP, INC. | TEXAS ENERGY INDUSTRIES COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY OAKLAND, LLC | TEXAS POWER & LIGHT COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY OPERATING COMPANY | TEXAS UTILITIES COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER GENERATION INC. | TEXAS UTILITIES ELECTRIC COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER MARKETING, LLC | T-FUELS, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER, LLC | TXU ELECTRIC COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY RESOURCE II, LLC | TXU ENERGY RETAIL COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY RESOURCES GENERATING HOLDCO, LLC | TXU RETAIL SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY SOUTH BAY, LLC | UPTON COUNTY SOLAR 2, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY STUART, LLC | VALUE BASED BRANDS LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY WASHINGTON II, LLC | VISTRA ASSET COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY ZIMMER, LLC | VISTRA CORPORATE SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||
ENNIS POWER COMPANY, LLC | VISTRA EP PROPERTIES COMPANY | ||||||||||||||||||||||
EQUIPOWER RESOURCES CORP. | VISTRA FINANCE CORP. | ||||||||||||||||||||||
GENERATION SVC COMPANY | VISTRA INSURANCE SOLUTIONS LLC | ||||||||||||||||||||||
HAVANA DOCK ENTERPRISES, LLC | VISTRA PREFERRED INC. | ||||||||||||||||||||||
HAYS ENERGY, LLC | VOLT ASSET COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
HOPEWELL POWER GENERATION, LLC | VOLT VENTURES LLC |
ILLINOIS POWER GENERATING COMPANY | WHARTON COUNTY GENERATION, LLC | ||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER MARKETING COMPANY | WISE COUNTY POWER COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER RESOURCES GENERATING, LLC |
WISE-FUELS PIPELINE, INC.,
|
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as the Subsidiary Guarantors | |||||||||||||||||||||||
Name
|
Jurisdiction
|
||||
Brightside Solar, LLC
|
Texas
|
||||
Emerald Grove Solar, LLC
|
Delaware
|
||||
Hallmark Solar, LLC
|
Texas
|
BRIGHTSIDE SOLAR, LLC
EMERALD GROVE SOLAR, LLC |
||
HALLMARK SOLAR, LLC,
|
||
as the Guaranteeing Subsidiaries |
ANP BELLINGHAM ENERGY COMPANY, LLC | ILLINOIS POWER RESOURCES, LLC | ||||||||||||||||||||||
ANP BLACKSTONE ENERGY COMPANY, LLC | ILLINOVA CORPORATION | ||||||||||||||||||||||
BIG BROWN POWER COMPANY LLC | IPH, LLC | ||||||||||||||||||||||
CALUMET ENERGY TEAM, LLC | KINCAID GENERATION, L.L.C. | ||||||||||||||||||||||
CASCO BAY ENERGY COMPANY, LLC | LA FRONTERA HOLDINGS, LLC | ||||||||||||||||||||||
COFFEEN AND WESTERN RAILROAD COMPANY | LAKE ROAD GENERATING COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||
COLETO CREEK POWER, LLC | LIBERTY ELECTRIC POWER, LLC | ||||||||||||||||||||||
COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC | LONE STAR ENERGY COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
CORE SOLAR SPV I, LLC | LONE STAR PIPELINE COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DALLAS POWER & LIGHT COMPANY, INC. | LUMINANT ENERGY COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY ADMINISTRATIVE SERVICES COMPANY |
LUMINANT ENERGY TRADING CALIFORNIA COMPANY
|
||||||||||||||||||||||
DYNEGY ASSOCIATES NORTHEAST LP, INC. | LUMINANT ET SERVICES COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL GENERATION, LLC | LUMINANT GENERATION COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL HOLDCO, LLC | LUMINANT MINING COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL TRADING & TRANSPORTATION, L.L.C. | MASSPOWER, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY COMMERCIAL ASSET MANAGEMENT, LLC | MIDLOTHIAN ENERGY, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY CONESVILLE, LLC | MILFORD POWER COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY DICKS CREEK, LLC | MOSS LANDING ENERGY STORAGE 1, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY ENERGY SERVICES (EAST), LLC |
NCA RESOURCES DEVELOPMENT COMPANY LLC
|
||||||||||||||||||||||
DYNEGY ENERGY SERVICES, LLC | NEPCO SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY FAYETTE II, LLC | NORTHEASTERN POWER COMPANY | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY GAS IMPORTS, LLC | OAK GROVE MANAGEMENT COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY HANGING ROCK II, LLC |
ONTELAUNEE POWER OPERATING COMPANY, LLC
|
||||||||||||||||||||||
DYNEGY KENDALL ENERGY, LLC | PLEASANTS ENERGY, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY KILLEN, LLC | RICHLAND-STRYKER GENERATION LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY MARKETING AND TRADE, LLC | SANDOW POWER COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY MIAMI FORT, LLC | SITHE ENERGIES, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY MIDWEST GENERATION, LLC | SITHE/INDEPENDENCE LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY MORRO BAY, LLC |
SOUTHWESTERN ELECTRIC SERVICE COMPANY, INC.
|
||||||||||||||||||||||
DYNEGY MOSS LANDING, LLC | TEXAS ELECTRIC SERVICE COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY NORTHEAST GENERATION GP, INC. | TEXAS ENERGY INDUSTRIES COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY OAKLAND, LLC | TEXAS POWER & LIGHT COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY OPERATING COMPANY | TEXAS UTILITIES COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER GENERATION INC. | TEXAS UTILITIES ELECTRIC COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER MARKETING, LLC | T-FUELS, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER, LLC | TXU ELECTRIC COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY RESOURCE II, LLC | TXU ENERGY RETAIL COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY RESOURCES GENERATING HOLDCO, LLC | TXU RETAIL SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY SOUTH BAY, LLC | UPTON COUNTY SOLAR 2, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY STUART, LLC | VALUE BASED BRANDS LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY WASHINGTON II, LLC | VISTRA ASSET COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY ZIMMER, LLC | VISTRA CORPORATE SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||
ENNIS POWER COMPANY, LLC | VISTRA EP PROPERTIES COMPANY | ||||||||||||||||||||||
EQUIPOWER RESOURCES CORP. | VISTRA FINANCE CORP. | ||||||||||||||||||||||
GENERATION SVC COMPANY | VISTRA INSURANCE SOLUTIONS LLC | ||||||||||||||||||||||
HAVANA DOCK ENTERPRISES, LLC | VISTRA PREFERRED INC. | ||||||||||||||||||||||
HAYS ENERGY, LLC | VOLT ASSET COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
HOPEWELL POWER GENERATION, LLC | VOLT VENTURES LLC |
ILLINOIS POWER GENERATING COMPANY | WHARTON COUNTY GENERATION, LLC | ||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER MARKETING COMPANY | WISE COUNTY POWER COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER RESOURCES GENERATING, LLC |
WISE-FUELS PIPELINE, INC.,
|
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as the Subsidiary Guarantors | |||||||||||||||||||||||
Name
|
Jurisdiction
|
||||
Brightside Solar, LLC
|
Texas
|
||||
Emerald Grove Solar, LLC
|
Delaware
|
||||
Hallmark Solar, LLC
|
Texas
|
BRIGHTSIDE SOLAR, LLC
EMERALD GROVE SOLAR, LLC |
||
HALLMARK SOLAR, LLC,
|
||
as the Guaranteeing Subsidiaries |
ANP BELLINGHAM ENERGY COMPANY, LLC | ILLINOIS POWER RESOURCES, LLC | ||||||||||||||||||||||
ANP BLACKSTONE ENERGY COMPANY, LLC | ILLINOVA CORPORATION | ||||||||||||||||||||||
BIG BROWN POWER COMPANY LLC | IPH, LLC | ||||||||||||||||||||||
CALUMET ENERGY TEAM, LLC | KINCAID GENERATION, L.L.C. | ||||||||||||||||||||||
CASCO BAY ENERGY COMPANY, LLC | LA FRONTERA HOLDINGS, LLC | ||||||||||||||||||||||
COFFEEN AND WESTERN RAILROAD COMPANY | LAKE ROAD GENERATING COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||
COLETO CREEK POWER, LLC | LIBERTY ELECTRIC POWER, LLC | ||||||||||||||||||||||
COMANCHE PEAK POWER COMPANY LLC | LONE STAR ENERGY COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
CORE SOLAR SPV I, LLC | LONE STAR PIPELINE COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DALLAS POWER & LIGHT COMPANY, INC. | LUMINANT ENERGY COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY ADMINISTRATIVE SERVICES COMPANY |
LUMINANT ENERGY TRADING CALIFORNIA COMPANY
|
||||||||||||||||||||||
DYNEGY ASSOCIATES NORTHEAST LP, INC. | LUMINANT ET SERVICES COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL GENERATION, LLC | LUMINANT GENERATION COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL HOLDCO, LLC | LUMINANT MINING COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY COAL TRADING & TRANSPORTATION, L.L.C. | MASSPOWER, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY COMMERCIAL ASSET MANAGEMENT, LLC | MIDLOTHIAN ENERGY, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY CONESVILLE, LLC | MILFORD POWER COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY DICKS CREEK, LLC | MOSS LANDING ENERGY STORAGE 1, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY ENERGY SERVICES (EAST), LLC |
NCA RESOURCES DEVELOPMENT COMPANY LLC
|
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DYNEGY ENERGY SERVICES, LLC | NEPCO SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY FAYETTE II, LLC | NORTHEASTERN POWER COMPANY | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY GAS IMPORTS, LLC | OAK GROVE MANAGEMENT COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY HANGING ROCK II, LLC |
ONTELAUNEE POWER OPERATING COMPANY, LLC
|
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DYNEGY KENDALL ENERGY, LLC | PLEASANTS ENERGY, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY KILLEN, LLC | RICHLAND-STRYKER GENERATION LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY MARKETING AND TRADE, LLC | SANDOW POWER COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY MIAMI FORT, LLC | SITHE ENERGIES, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY MIDWEST GENERATION, LLC | SITHE/INDEPENDENCE LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY MORRO BAY, LLC |
SOUTHWESTERN ELECTRIC SERVICE COMPANY, INC.
|
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DYNEGY MOSS LANDING, LLC | TEXAS ELECTRIC SERVICE COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY NORTHEAST GENERATION GP, INC. | TEXAS ENERGY INDUSTRIES COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY OAKLAND, LLC | TEXAS POWER & LIGHT COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY OPERATING COMPANY | TEXAS UTILITIES COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER GENERATION INC. | TEXAS UTILITIES ELECTRIC COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER MARKETING, LLC | T-FUELS, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY POWER, LLC | TXU ELECTRIC COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY RESOURCE II, LLC | TXU ENERGY RETAIL COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY RESOURCES GENERATING HOLDCO, LLC | TXU RETAIL SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY SOUTH BAY, LLC | UPTON COUNTY SOLAR 2, LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY STUART, LLC | VALUE BASED BRANDS LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY WASHINGTON II, LLC | VISTRA ASSET COMPANY LLC | ||||||||||||||||||||||
DYNEGY ZIMMER, LLC | VISTRA CORPORATE SERVICES COMPANY | ||||||||||||||||||||||
ENNIS POWER COMPANY, LLC | VISTRA EP PROPERTIES COMPANY | ||||||||||||||||||||||
EQUIPOWER RESOURCES CORP. | VISTRA FINANCE CORP. | ||||||||||||||||||||||
GENERATION SVC COMPANY | VISTRA INSURANCE SOLUTIONS LLC | ||||||||||||||||||||||
HAVANA DOCK ENTERPRISES, LLC | VISTRA PREFERRED INC. | ||||||||||||||||||||||
HAYS ENERGY, LLC | VOLT ASSET COMPANY, INC. | ||||||||||||||||||||||
HOPEWELL POWER GENERATION, LLC | VOLT VENTURES LLC |
ILLINOIS POWER GENERATING COMPANY | WHARTON COUNTY GENERATION, LLC | ||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER MARKETING COMPANY | WISE COUNTY POWER COMPANY, LLC | ||||||||||||||||||||||
ILLINOIS POWER RESOURCES GENERATING, LLC |
WISE-FUELS PIPELINE, INC.,
|
||||||||||||||||||||||
as the Subsidiary Guarantors | |||||||||||||||||||||||
Name
|
Jurisdiction
|
||||
Brightside Solar, LLC
|
Texas
|
||||
Emerald Grove Solar, LLC
|
Delaware
|
||||
Hallmark Solar, LLC
|
Texas
|
SUBSIDIARY | STATE OR COUNTRY OF INCORPORATION OR ORGANIZATION | |||||||||||||||||||
1 | Coleto Creek Power, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
2 | Comanche Peak Power Company LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
3 | Dynegy Coal Generation, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
4 | Dynegy Coal Holdco, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
5 | Dynegy Commercial Asset Management, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
6 | Dynegy Energy Services, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
7 | Dynegy Hanging Rock II, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
8 | Dynegy Kendall Energy LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
9 | Dynegy Marketing and Trade, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
10 | Dynegy Midwest Generation, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
11 | Dynegy Power, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
12 | Dynegy Power PJM | Delaware | ||||||||||||||||||
13 | Dynegy Resource II, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
14 | Dynegy Zimmer, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
15 | Equipower Resources Corp. | Delaware | ||||||||||||||||||
16 | Illinois Power Resources Generating, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
17 | Illinois Power Resources, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
18 | Kincaid Generation, L.L.C. | Virginia | ||||||||||||||||||
19 | La Frontera Holdings, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
20 | Luminant Generation Co. LLC | Texas | ||||||||||||||||||
21 | Luminant Mining Company LLC | Texas | ||||||||||||||||||
22 | Midwest Electric Power, Inc. | Illinois | ||||||||||||||||||
23 | Oak Grove Management Company LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
24 | Sithe Energies, Inc. | Delaware | ||||||||||||||||||
25 | Sithe/Independence Power Partners, LP | Delaware | ||||||||||||||||||
26 | Sithe/Independence, LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
27 | TXU Energy Retail Company LLC | Texas | ||||||||||||||||||
28 | Vistra Asset Company LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
29 | Vistra Intermediate Company LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
30 | Vistra Operations Company LLC | Delaware | ||||||||||||||||||
31 | Vistra Preferred Inc. | Delaware |
Date: February 28, 2020 | /s/ Curtis A. Morgan | ||||
Curtis A. Morgan | |||||
President and Chief Executive Officer | |||||
(Principal Executive Officer) |
Date: February 28, 2020 | /s/ David A. Campbell | ||||
David A. Campbell | |||||
Executive Vice President and Chief Financial Officer | |||||
(Principal Financial Officer) |
Date: February 28, 2020 | /s/ Curtis A. Morgan | ||||
Curtis A. Morgan | |||||
President and Chief Executive Officer | |||||
(Principal Executive Officer) |
Date: February 28, 2020 |
/s/ David A. Campbell
|
||||
David A. Campbell | |||||
Executive Vice President and Chief Financial Officer | |||||
(Principal Financial Officer) |
Mine (a) |
Section 104
S and S Citations (b) |
Section 104(b)
Orders |
Section 104(d)
Citations and Orders |
Section 110(b)(2)
Violations |
Section 107(a)
Orders |
Total Dollar Value of MSHA Assessments Proposed (c) | Total Number of Mining Related Fatalities | Received Notice of Pattern of Violations Under Section 104(e) | Received Notice of Potential to Have Pattern Under Section 104(e) | Legal Actions Pending at Last Day of Period (d) | Legal Actions Initiated During Period | Legal Actions Resolved During Period | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Big Brown | 1 | — | — | — | — | — | — | — | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Kosse | 5 | — | — | — | — | 2 | — | — | — | — | 2 | 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Liberty | 2 | — | — | — | — | 1 | — | — | — | — | 1 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Northeastern Power Cogeneration Facility | — | — | — | — | — | — | — | — | — | — | 1 | 1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||