xel_08/16/02_4

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION
Washington, D.C. 20549

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

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

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

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

Table of Contents

PART I Ì FINANCIAL INFORMATION

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

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

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

1

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

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

See Notes to Consolidated Financial Statements

2

NSP-MINNESOTA
CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS

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


3

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


4

NSP-WISCONSIN
STATEMENTS OF INCOME

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

See Notes to Financial Statements

5

NSP-WISCONSIN
STATEMENTS OF CASH FLOWS

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


6

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

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


7

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

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


8

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS

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


9

CONSOLIDATED BALANCE SHEETS

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

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

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

10

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


11

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


12

STATEMENTS OF CASH FLOWS

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


13

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


14

NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

15

NOTES TO FINANCIAL STATEMENTS Ì (Continued)

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

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

16


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

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

17


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

Texas

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

Minnesota

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

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

Wisconsin

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

18


Federal Energy Regulatory Commission

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

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

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

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

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

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

19


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

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

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

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

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

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

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

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

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

20

xel_08/16/02_4

Empfohlen

Empfohlen

Weitere ähnliche Inhalte

Andere mochten auch

Andere mochten auch (20)

Mehr von finance26

Mehr von finance26 (20)

xel_08/16/02_4