Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-K (Mark One) ☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2019 Name of Registrant, State of Incorporation, Address Of Principal Executive Offices, Telephone Number, Commission File No., IRS Employer Identification No. PNM Resources, Inc. (A New Mexico Corporation) 414 Silver Ave. SW Albuquerque, New Mexico 87102-3289 Telephone Number - (505) 241-2700 Commission File No. - 001-32462 IRS Employer Identification No. - 85-0468296 Public Service Company of New Mexico (A New Mexico Corporation) 414 Silver Ave. SW Albuquerque, New Mexico 87102-3289 Telephone Number - (505) 241-2700 Commission File No. - 001-06986 IRS Employer Identification No. - 85-0019030 Texas-New Mexico Power Company (A Texas Corporation) 577 N. Garden Right Blvd. Lewisville, Texas 75067 Telephone Number - (972) 420-4189 Commission File No. - 002-97230 IRS Employer Identification No. - 75-0204070 Securities registered pursuant to Section 12(b) of the Act: Registrant Title of each class Trading Symbol(s) Name of each exchange on which registered PNM Resources, Inc. Common Stock, no par value PNM New York Stock Exchange Securities registered pursuant to Section 12(g) of the Act: Registrant   Title of each class Public Service Company of New Mexico   1965 Series, 4.58% Cumulative Preferred Stock     ($100 stated value without sinking fund) Indicate by check mark whether each registrant is a well-known seasoned issuer, as defined in Rule 405 of the Securities Act.   PNM Resources, Inc. (“PNMR”) Yes ☑ No ☐   Public Service Company of New Mexico (“PNM”) Yes ☐ No ☑   Texas-New Mexico Power Company (“TNMP”) Yes ☐ No ☑ Indicate by check mark if each registrant is not required to file reports pursuant to Section 13 or Section 15(d) of the Act.   PNMR Yes ☐ No ☑   PNM Yes ☐ No ☑   TNMP Yes ☑ No ☐ Table of Contents Indicate by check mark whether each registrant (1) has filed all reports required to be filed 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 file such reports) and (2) has been subject to such filing requirements for the past 90 days.   PNMR Yes ☑ No ☐   PNM Yes ☑ No ☐   TNMP Yes ☐ No ☑ (NOTE: As a voluntary filer, not subject to the filing requirements, TNMP filed all reports under Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 during the preceding 12 months.) Indicate by check mark whether each registrant has submitted electronically every Interactive Data File required to be submitted pursuant to Rule 405 of Regulation S-T during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to submit such files).   PNMR Yes ☑ No ☐   PNM Yes ☑ No ☐   TNMP Yes ☑ No ☐ Indicate by check mark whether each registrant is a large accelerated filer, an accelerated filer, a non-accelerated filer, smaller reporting company, or an emerging growth company. See the definitions of “large accelerated filer,” “accelerated filer,” “smaller reporting company,” and “emerging growth company” in Rule 12b-2 of the Exchange Act.   Large accelerated filer PNMR   ☑        Accelerated filer ☐  Non-accelerated filer      ☐       Large accelerated filer     PNM   ☐      Large accelerated filer   TNMP   ☐        Accelerated filer ☐  Accelerated filer ☐    Non-accelerated filer      ☑  Non-accelerated filer    ☑            Smaller reporting company ☐  Smaller reporting company ☐  Smaller reporting company ☐                 Emerging growth company ☐  Emerging growth company ☐  Emerging growth company ☐  If an emerging growth company, indicate by check mark if the registrant has elected not to use the extended transition period for complying with any new or revised financial accounting standards provided pursuant to Section 13(a) of the Exchange Act. £ Indicate by check mark whether the registrants are a shell company (as defined in Rule 12b-2 of the Exchange Act). Yes ☐   No ☑ As of February 21, 2020, shares of common stock outstanding were:   PNMR 79,653,624 PNM 39,117,799 TNMP 6,358 On June 28, 2019, the aggregate market value of the voting common stock held by non-affiliates of PNMR as computed by reference to the New York Stock Exchange composite transaction closing price of $50.91 per share reported by The Wall Street Journal, was $4,055,165,998. PNM and TNMP have no common stock held by nonaffiliates. PNM AND TNMP MEET THE CONDITIONS SET FORTH IN GENERAL INSTRUCTIONS (I) (1) (a) AND (b) OF FORM 10-K AND ARE THEREFORE FILING THIS FORM WITH THE REDUCED DISCLOSURE FORMAT PURSUANT TO GENERAL INSTRUCTION (I) (2). DOCUMENTS INCORPORATED BY REFERENCE Portions of the following document are incorporated by reference into Part III of this report: Proxy Statement to be filed by PNMR with the SEC pursuant to Regulation 14A relating to the annual meeting of shareholders of PNMR to be held on May 12, 2020. This combined Form 10-K is separately filed by PNMR, PNM, and TNMP.  Information contained herein relating to any individual registrant is filed by such registrant on its own behalf.  Each registrant makes no representation as to information relating to the other registrants.  When this Form 10-K is incorporated by reference into any filing with the SEC made by PNMR, PNM, or TNMP, as a registrant, the portions of this Form 10-K that relate to each other registrant are not incorporated by reference therein. ii Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES INDEX      GLOSSARY   Page     PART I iv   ITEM 1. BUSINESS A - 1 THE COMPANY A - 1 WEBSITES A - 1 OPERATIONS AND REGULATION A - 2 REGULATED OPERATIONS   PNM A - 2 TNMP A - 5 CORPORATE AND OTHER A - 5 SOURCES OF POWER A - 6 FUEL AND WATER SUPPLY A - 9 ENVIRONMENTAL MATTERS A - 10 COMPETITION A - 10 EMPLOYEES A - 11 DISCLOSURE REGARDING FORWARD LOOKING STATEMENTS A - 11 SECURITIES ACT DISCLAIMER A - 12 ITEM 1A. RISK FACTORS A - 13 ITEM 1B. UNRESOLVED STAFF COMMENTS A - 23 ITEM 2. PROPERTIES A - 24 ITEM 3. LEGAL PROCEEDINGS A - 24 ITEM 4. MINE SAFETY DISCLOSURES A - 24 SUPPLEMENTAL ITEM – EXECUTIVE OFFICERS OF PNM RESOURCES, INC. PART II A - 25   ITEM 5. MARKET FOR PNMR’S COMMON EQUITY, RELATED STOCKHOLDER     MATTERS, AND ISSUER PURCHASES OF EQUITY SECURITIES A - 25 ITEM 6. SELECTED FINANCIAL DATA A - 26 ITEM 7. MANAGEMENT’S DISCUSSION AND ANALYSIS OF FINANCIAL CONDITION AND RESULTS OF OPERATIONS A - 29 ITEM 7A. QUANTITATIVE AND QUALITATIVE DISCLOSURE ABOUT MARKET RISK A - 62 ITEM 8. FINANCIAL STATEMENTS AND SUPPLEMENTARY DATA B - 1 ITEM 9. CHANGES IN AND DISAGREEMENTS WITH ACCOUNTANTS ON ACCOUNTING AND FINANCIAL DISCLOSURE C - 1   ITEM 9A. CONTROLS AND PROCEDURES C - 1 ITEM 9B. OTHER INFORMATION C - 2 PART III   ITEM 10. DIRECTORS, EXECUTIVE OFFICERS, AND CORPORATE GOVERNANCE C - 2 ITEM 11. EXECUTIVE COMPENSATION C - 2 ITEM 12. SECURITY OWNERSHIP OF CERTAIN BENEFICIAL OWNERS AND   MANAGEMENT AND RELATED STOCKHOLDER MATTERS ITEM 13. CERTAIN RELATIONSHIPS AND RELATED TRANSACTIONS AND DIRECTOR C - 2   INDEPENDENCE C - 2 ITEM 14. PRINCIPAL ACCOUNTING FEES AND SERVICES C - 2 PART IV   ITEM 15. EXHIBITS AND FINANCIAL STATEMENT SCHEDULES D - 1 ITEM 16. FORM 10-K SUMMARY D - 12 SIGNATURES E - 1   iii Table of Contents GLOSSARY   Definitions:      2014 IRP   PNM’s 2014 IRP 2017 IRP   PNM’s 2017 IRP ABCWUA   Albuquerque Bernalillo County Water Utility Authority ABO    Accumulated Benefit Obligation AEP OnSite Partners   AEP OnSite Partners, LLC, a subsidiary of American Electric Power, Inc. Afton    Afton Generating Station AFUDC   Allowance for Funds Used During Construction ALJ    Administrative Law Judge AMI   Advanced Metering Infrastructure AMS   Advanced Meter System Anaheim   City of Anaheim, California AOCI    Accumulated Other Comprehensive Income APBO    Accumulated Postretirement Benefit Obligation APS    Arizona Public Service Company, the operator and a co-owner of PVNGS and Four Corners ARO    Asset Retirement Obligation ARP   Alternative Revenue Program ASU   Accounting Standards Update August 2016 RD   Recommended Decision in PNM’s NM 2015 Rate Case issued by the Hearing Examiner on August 4, 2016 BART    Best Available Retrofit Technology BDT   Balanced Draft Technology BHP    BHP Billiton, Ltd Board    Board of Directors of PNMR BSER   Best system of emission reduction technology BTMU   MUFG Bank Ltd., formerly the Bank of Tokyo-Mitsubishi UFJ, Ltd. BTMU Term Loan   NM Capital’s $125.0 Million Unsecured Term Loan BTU    British Thermal Unit CAA   Clean Air Act Casa Mesa Wind   Casa Mesa Wind Energy Center CCN   Certificate of Convenience and Necessity CCR   Coal Combustion Residuals CIAC   Contributions in Aid of Construction CO2    Carbon Dioxide CSA   Coal Supply Agreement CTC    Competition Transition Charge DC Circuit   United States Court of Appeals for the District of Columbia Circuit December 2018 Compliance Filing   PNM’s December 31, 2018 filing with the NMPRC regarding SJGS DOE    United States Department of Energy DOI    United States Department of Interior EGU   Electric Generating Unit EIM    California Independent System Operator Western Energy Imbalance Market EIS   Environmental Impact Study EPA    United States Environmental Protection Agency EPE    El Paso Electric Company ERCOT    Electric Reliability Council of Texas ESA   Endangered Species Act ETA   The New Mexico Energy Transition Act Exchange Act   Securities Exchange Act of 1934 Farmington   The City of Farmington, New Mexico FASB    Financial Accounting Standards Board FERC    Federal Energy Regulatory Commission FIP    Federal Implementation Plan Four Corners    Four Corners Power Plant FPL    FPL Energy New Mexico Wind, LLC FPPAC    Fuel and Purchased Power Adjustment Clause iv Table of Contents FTY   Future Test Year GAAP    Generally Accepted Accounting Principles in the United States of America GHG    Greenhouse Gas Emissions GWh    Gigawatt hours IBEW    International Brotherhood of Electrical Workers IRC   Internal Revenue Code IRP   Integrated Resource Plan IRS    Internal Revenue Service kV   Kilovolt KW    Kilowatt KWh    Kilowatt Hour La Luz    La Luz Generating Station LIBOR    London Interbank Offered Rate Lightning Dock Geothermal   Lightning Dock geothermal power facility, also known as the Dale Burgett Geothermal Plant Lordsburg    Lordsburg Generating Station Los Alamos   The Incorporated County of Los Alamos, New Mexico Luna    Luna Energy Facility MD&A    Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations MMBTU    Million BTUs Moody’s    Moody’s Investor Services, Inc. MSR   M-S-R Public Power Agency MW    Megawatt MWh    Megawatt Hour NAAQS   National Ambient Air Quality Standards Navajo Acts    Navajo Nation Air Pollution Prevention and Control Act, Navajo Nation Safe Drinking Water Act, and Navajo Nation Pesticide Act NDT    Nuclear Decommissioning Trusts for PVNGS NEC   Navopache Electric Cooperative, Inc. NEE   New Energy Economy NEPA   National Environmental Policy Act NERC    North American Electric Reliability Corporation New Mexico Wind   New Mexico Wind Energy Center NM 2015 Rate Case   Request for a General Increase in Electric Rates Filed by PNM on August 27, 2015 NM 2016 Rate Case   Request for a General Increase in Electric Rates Filed by PNM on December 7, 2016 NM AREA   New Mexico Affordable Reliable Energy Alliance, formerly New Mexico Industrial Energy Consumers Inc. NM Capital NM Capital Utility Corporation, an unregulated wholly-owned subsidiary of PNMR, now known as   New Mexico PPA Corporation NM District Court   United States District Court for the District of New Mexico NM Supreme Court   New Mexico Supreme Court NMAG    New Mexico Attorney General NMED    New Mexico Environment Department NMMMD   The Mining and Minerals Division of the New Mexico Energy, Minerals and Natural Resources Department NMPRC    New Mexico Public Regulation Commission NMRD   NM Renewable Development, LLC, owned 50% each by PNMR Development and AEP OnSite Partners, LLC NOx    Nitrogen Oxides NOPR   Notice of Proposed Rulemaking NPDES   National Pollutant Discharge Elimination System NRC    United States Nuclear Regulatory Commission NSPS    New Source Performance Standards NSR    New Source Review NTEC    Navajo Transitional Energy Company, LLC, an entity owned by the Navajo Nation OCI    Other Comprehensive Income OPEB    Other Post-Employment Benefits OSM   United States Office of Surface Mining Reclamation and Enforcement PBO    Projected Benefit Obligation v Table of Contents PCRBs    Pollution Control Revenue Bonds PNM    Public Service Company of New Mexico and Subsidiaries PNM 2014 New Mexico Credit Facility   PNM’s $50.0 Million Unsecured Revolving Credit Facility PNM 2014 Term Loan   PNM’s $175.0 Million Unsecured Term Loan PNM 2016 Term Loan   PNM’s $175.0 Million Unsecured Term Loan PNM 2017 New Mexico Credit Facility   PNM’s $40.0 Million Unsecured Revolving Credit Facility PNM 2017 Senior Unsecured Note Agreement   PNM’s Agreement for the sale of Senior Unsecured Notes, aggregating $450.0 million PNM 2017 Term Loan   PNM’s $200.0 Million Unsecured Term Loan PNM 2018 SUNs   PNM’s Senior Unsecured Notes issued under the PNM 2017 Senior Unsecured Note Agreement PNM 2019 $40.0 Million Term Loan   PNM’s $40.0 Million Unsecured Term Loan PNM 2019 $250.0 Million Term Loan   PNM’s $250.0 Million Unsecured Term Loan PNM Multi-draw Term Loan   PNM’s $125.0 Million Unsecured Multi-draw Term Loan Facility PNM Revolving Credit Facility   PNM’s $400.0 Million Unsecured Revolving Credit Facility PNMR    PNM Resources, Inc. and Subsidiaries PNMR 2015 Term  Loan   PNMR’s $150.0 Million Three-Year Unsecured Term Loan that matured on March 9, 2018 PNMR 2016 One-Year Term Loan   PNMR’s $100.0 Million One-Year Unsecured Term Loan that matured on December 14, 2018 PNMR 2016 Two-Year Term Loan   PNMR’s $100.0 Million Two-Year Unsecured Term Loan that matured on December 21, 2018 PNMR 2018 One-Year Term Loan   PNMR’s $150.0 Million One-Year Unsecured Term Loan that matured was December 13, 2019 PNMR 2018 SUNS   PNMR’s $300.0 Million Senior Unsecured Notes issued on March 9, 2018 PNMR 2018 Two-Year Term Loan   PNMR’s $50.0 Million Two-Year Unsecured Term Loan PNMR 2020 Forward Equity Sale Agreements   PNMR’s Block Equity Sale of 6.2 million Shares of PNMR Common Stock with Forward Sales Agreement PNMR 2019 Term Loan   PNMR’s $150.0 Million Unsecured Term Loan PNMR Development   PNMR Development and Management Company, an unregulated wholly-owned subsidiary of PNMR PNMR Development Revolving Credit Facility   PNMR Development’s $25.0 million Unsecured Revolving Credit Facility PNMR Development Term Loan   PNMR Development’s $90.0 Million Unsecured Term Loan PNMR Revolving Credit Facility   PNMR’s $300.0 Million Unsecured Revolving Credit Facility PNMR Term Loan    PNMR’s $150.0 Million One-Year Unsecured Term Loan that matured on December 21, 2016 PPA    Power Purchase Agreement PSA   Power Sales Agreement PSD    Prevention of Significant Deterioration PUCT    Public Utility Commission of Texas PV    Photovoltaic PVNGS    Palo Verde Nuclear Generating Station RCRA    Resource Conservation and Recovery Act RCT    Reasonable Cost Threshold REA   New Mexico’s Renewable Energy Act of 2004 REC    Renewable Energy Certificates Red Mesa Wind   Red Mesa Wind Energy Center REP    Retail Electricity Provider vi Table of Contents RFP   Request For Proposal Rio Bravo   Rio Bravo Generating Station, formerly known as Delta RMC    Risk Management Committee ROE   Return on Equity RPS    Renewable Energy Portfolio Standard RSIP   Revised State Implementation Plan S&P    Standard and Poor’s Ratings Services SCE    Southern California Edison Company SCPPA    Southern California Public Power Authority SCR   Selective Catalytic Reduction SEC    United States Securities and Exchange Commission SIP    State Implementation Plan SJCC    San Juan Coal Company SJGS    San Juan Generating Station SJGS Abandonment Application PNM’s July 1, 2019 consolidated application seeking NMPRC approval to retire PNM’s share of SJGS in 2022, for related   replacement generating resources, and for the issuance of securitized bonds under the ETA SJGS CSA   San Juan Generating Station Coal Supply Agreement SJGS RA   San Juan Project Restructuring Agreement SJPPA   San Juan Project Participation Agreement SNCR   Selective Non-Catalytic Reduction SO2    Sulfur Dioxide SPS    Southwestern Public Service Company SRP    Salt River Project Tax Act   Federal tax reform legislation enacted on December 22, 2017, commonly referred to as the Tax Cuts and Jobs Act TCEQ    Texas Commission on Environmental Quality TECA    Texas Electric Choice Act Tenth Circuit   United States Court of Appeals for the Tenth Circuit TNMP    Texas-New Mexico Power Company and Subsidiaries TNMP 2018 Rate Case   TNMP’s General Rate Case Application Filed May 30, 2018 TNMP 2018 Term Loan   TNMP’s $35.0 Million Unsecured Term Loan TNMP 2019 Bonds   TNMP’s First Mortgage Bonds to be issued under the TNMP 2019 Bond Purchase Agreement TNMP 2019 Bond Purchase Agreement   TNMP’s Agreement to Issue an Aggregate of $305.0 Million in First Mortgage Bonds in 2019 TNMP Revolving Credit Facility    TNMP’s $75.0 Million Secured Revolving Credit Facility TNP    TNP Enterprises, Inc. and Subsidiaries Tri-State    Tri-State Generation and Transmission Association, Inc. Tucson    Tucson Electric Power Company UAMPS    Utah Associated Municipal Power Systems UG-CSA   Underground Coal Sales Agreement for San Juan Generating Station U.S.   The Unites States of America US Supreme Court   United States Supreme Court Valencia    Valencia Energy Facility VIE   Variable Interest Entity WACC    Weighted Average Cost of Capital WEG   WildEarth Guardians Western Spirit Line   A 165-mile 345-kV transmission line that PNM has agreed to purchase, subject to certain conditions being met prior to closing Westmoreland   Westmoreland Coal Company Westmoreland Loan   $125.0 Million of funding provided by NM Capital to WSJ WSJ   Westmoreland San Juan, LLC, an indirect wholly-owned subsidiary of Westmoreland WSJ LLC   Westmoreland San Juan, LLC, a subsidiary of Westmoreland Mining Holdings, LLC, and current owner of SJCC WSPP    Western Systems Power Pool Vii Table of Contents PART I   ITEM 1. BUSINESS THE COMPANY Overview PNMR is an investor-owned holding company with two regulated utilities providing electricity and electric services in New Mexico and Texas. PNMR’s electric utilities are PNM and TNMP. PNMR is focused on achieving three key strategic goals:   • Earning authorized returns on regulated businesses • Delivering at or above industry-average earnings and dividend growth • Maintaining investment grade credit ratings In conjunction with these goals, PNM and TNMP are dedicated to: • • • • Maintaining strong employee safety, plant performance, and system reliability Delivering a superior customer experience Demonstrating environmental stewardship in business operations, including transitioning to an emissions-free generating portfolio by 2040 Supporting the communities in their service territories PNMR’s success in accomplishing these strategic goals is highly dependent on two key factors: fair and timely regulatory treatment for its utilities and the utilities’ strong operating performance. Both PNM and TNMP seek cost recovery for their investments through general rate cases and various rate riders. PNM filed general rate cases with the NMPRC in August 2015 and December 2016. The NMPRC issued rate orders in those cases in September 2016 and January 2018. TNMP filed a general rate case in May 2018 and the PUCT issued an order in that case in December 2018. Additional information about rate filings is provided in Operations and Regulation below and in Note 17. PNMR’s common stock trades on the New York Stock Exchange under the symbol PNM. PNMR was incorporated in the State of New Mexico in 2000. Other Information These  filings  for  PNMR,  PNM,  and  TNMP  include  disclosures  for  each  entity.  For  discussion  purposes,  this  report  uses  the  term  “Company”  when discussing matters  of common applicability  to PNMR, PNM, and TNMP. Discussions regarding only PNMR, PNM, or TNMP are so indicated. A reference  to “MD&A”  in  this  report  refers  to  Part  II,  Item  7.  –  Management’s  Discussion  and  Analysis  of  Financial  Condition  and  Results  of  Operations.  A  reference  to  a “Note” refers to the accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. Financial information relating to amounts of revenue, net earnings, and total assets of reportable segments is contained in MD&A and Note 2. WEBSITES The PNMR website, www.pnmresources.com, is an important source of Company information. New or updated information for public access is routinely posted.  PNMR encourages analysts, investors, and other interested parties to register on the website to automatically receive Company information by e-mail. This information  includes  news  releases,  notices  of  webcasts,  and  filings  with  the  SEC.  Participants  will  not  receive  information  that  was  not  requested  and  can unsubscribe at any time. Our corporate internet addresses are: • • • PNMR: www.pnmresources.com PNM: www.pnm.com TNMP: www.tnmp.com The  PNMR  website  includes  a  link  to  PNMR’s  Sustainability  Portal,  www.pnmresources.com/about-us/sustainability-portal.aspx.  This  portal  provides access to key sustainability information, including a Climate Change Report, related to the operations of PNM and TNMP and reflects PNMR’s commitment to do business in an ethical, open, and transparent manner, and A - 1 Table of Contents outlines PNM’s plans to exit all coal-fired generation by 2031 (subject to regulatory approval) and to have an emissions-free generating portfolio by 2040. The contents of these websites are not a part of this Form 10-K. The SEC filings of PNMR, PNM, and TNMP, including annual reports on Form 10-K, quarterly  reports  on  Form  10-Q,  current  reports  on  Form  8-K,  and  amendments  to  those  reports  filed  or  furnished  pursuant  to  Section  13(a)  or  15(d)  of  the Exchange Act, are accessible free of charge on the PNMR website as soon as reasonably practicable after they are filed with, or furnished to, the SEC. Reports filed with the SEC are available on its website, www.sec.gov. These reports are also available in print upon request from PNMR free of charge. Also available on the Company’s website at http://www.pnmresources.com/corporate-governance.aspx and in print upon request from any shareholder are PNMR’s: • • • • Corporate Governance Principles Code of Ethics (Do the Right Thing – Principles of Business Conduct) Charters  of  the  Audit  and  Ethics  Committee,  Nominating  and  Governance  Committee,  Compensation  and  Human  Resources  Committee,  and  Finance Committee Restated Articles of Incorporation and Bylaws The Company will post amendments to or waivers from its code of ethics (to the extent applicable to the Company’s executive officers and directors) on its website. OPERATIONS AND REGULATION Regulated Operations PNM PNM is an electric utility that provides electric generation, transmission, and distribution service to its rate-regulated customers. PNM was incorporated in the State of New Mexico in 1917. PNM’s retail electric service territory covers a large area of north-central New Mexico, including the cities of Albuquerque, Rio Rancho, and Santa Fe, and certain areas of southern New Mexico. Service to retail electric customers is subject to the jurisdiction of the NMPRC. The largest retail electric customer served by PNM accounted for 2.6% of its revenues for the year ended December 31, 2019. Other services provided by PNM include wholesale transmission services to third parties as well as the generation and sale of electricity into the wholesale market, which services are regulated by FERC. PNM owns transmission lines that are interconnected with other utilities in New Mexico, Texas, Arizona, Colorado, and Utah. Regulation encompasses the utility’s electric rates,  service,  accounting,  issuances  of  securities,  construction  of  major  new  generation,  abandonment  of  existing  generation,  types  of  generation  resources, transmission and distribution facilities, and other matters. See Notes 16 and 17 for additional information on rate cases and other regulatory matters. NMPRC Regulated Retail Rate Proceedings Customer rates for retail electric service are set by the NMPRC. On October 1, 2016, PNM implemented a NMPRC order in PNM’s NM 2015 Rate Case that approved an increase in non-fuel base rates of $61.2 million annually. PNM appealed certain aspects of the NMPRC’s order to the NM Supreme Court and other parties in that rate case filed cross-appeals contesting other aspects of the NMPRC ruling. On May 16, 2019, the NM Supreme Court affirmed all but one of the NMPRC’s decisions in the NM 2015 Rate Case and remanded the case to the NMPRC for further proceedings consistent with the court’s findings. As a result, during the second quarter of 2019 PNM recorded a pre-tax regulatory disallowance related to certain matters it had appealed in the case. On January 8, 2020, the NMPRC  issued  its  order  in  response  to  the  NM  Supreme  Court’s  remand.  The  NMPRC  order  reaffirmed  its  September  2016  order  except  for  the  decision  to permanently disallow recovery of certain future  decommissioning costs related to PVNGS Units 1 and 2. The NMPRC indicated that PNM’s ability  to recover these costs will be addressed in a future proceeding and closed the NM 2015 Rate Case docket. In December 2016, PNM filed the NM 2016 Rate Case with the NMPRC. After extensive settlement negotiations and public proceedings, the NMPRC issued a Revised Order Partially Adopting Certification of Stipulation dated January 17, 2018. The key terms of that order include an increase in base non-fuel revenues of $10.3 million, which includes a reduction to reflect the impact of the decrease in the federal corporate income tax rate and updates to PNM’s cost of debt (aggregating an estimated $47.6 million annually), a ROE of 9.575%, a requirement to return to customers over a three-year period the benefit of the reduction in the New Mexico Corporate income tax rate, a disallowance of PNM’s ability to collect an equity return on certain investments aggregating $148.1 million at Four Corners, and a requirement to consider the prudency of PNM’s decision to continue its participation in Four Corners in PNM’s next general rate case filing. In accordance with the NMPRC’s final order, PNM A - 2 Table of Contents implemented 50% of the approved rate increase for service rendered beginning February 1, 2018 and the rest of the increase for service rendered on January 1, 2019. PNM  has  a  NMPRC-approved  rate  rider  to  collect  costs  for  renewable  energy  procurements  that  are  not  otherwise  being  collected  in  rates.  If  PNM’s earned  return  on  jurisdictional  equity  in  a  calendar  year,  adjusted  for  weather  and  other  items  not  representative  of  normal  operation,  exceeds  the  NMPRCapproved rate by 0.5%, the rider provides that PNM would refund the excess to customers during the following year. PNM did not exceed the limitation in 2018 and does not expect to exceed the limitation in 2019. The NMPRC has also approved riders designed to allow PNM to bill and collect substantially all of fuel and purchased power costs and costs of approved energy efficiency initiatives. FERC Regulated Wholesale Operations Rates  charged  to  wholesale  electric  transmission  customers  are  based  on  a  formula  rate  mechanism  pursuant  to  which  rates  for  wholesale  transmission service are calculated annually in accordance with an approved formula. The formula includes updating cost of service components, including investment in plant and operating  expenses,  based  on information  contained  in PNM’s annual  financial  report  filed  with FERC, as well as  including  projected  transmission  capital projects to be placed into service in the following year. The projections included are subject to true-up in the formula rate for the following year. Certain items, including changes to return on equity and depreciation rates, require a separate filing to be made with FERC before being included in the formula rate. In  May  2019,  PNM  filed  an  application  with  FERC  requesting  approval  to  purchase  and  provide  transmission  service  on  a  new  165-mile  345-kV transmission line and related facilities (the “Western Spirit Line”). Under related agreements, which are subject to certain conditions being met prior to closing, the Western Spirit Line will be purchased by PNM to serve approximately 800 MW of wind generation to be located in eastern New Mexico beginning in 2021. FERC approved PNM’s request to provide transmission to the facilities using an incremental rate based on construction and other ongoing costs for the line, including adjustments for construction costs funded by the customer, effective July 9, 2019 and approved PNM’s request to purchase the Western Spirit Line on August 8, 2019. The NMPRC approved PNM’s planned purchase of the Western Spirit Line on October 2, 2019. See Note 17. PNM currently has no full-requirement wholesale generation customers. Operational Information Weather-normalized retail electric KWh sales increased by 0.3% in 2019 and increased by 0.6% in  2018. The system peak demands for retail and firmrequirements customers were as follows: System Peak Demands   2019     2018   2017 (Megawatts) Summer 1,937   1,885   1,843 Winter 1,440   1,351   1,289 PNM  holds  long-term,  non-exclusive  franchise  agreements  for  its  electric  retail  operations,  with  varying  expiration  dates.  These  franchise  agreements allow  the  utility  to  access  public  rights-of-way  for  placement  of  its  electric  facilities.  Franchise  agreements  have  expired  in  some  areas  PNM serves,  including Albuquerque.  Because  PNM  remains  obligated  under  New  Mexico  state  law  to  provide  service  to  customers  in  these  areas,  the  expirations  should  not  have  a material adverse impact. The Albuquerque, Rio Rancho, and Santa Fe metropolitan areas accounted for 40.5%, 7.3%, and 6.7% of PNM’s 2019 revenues and no other  franchise  area  represents  more  than  5%.  PNM  also  earns  revenues  from  its  electric  retail  operations  in  its  service  areas  that  do  not  require  franchise agreements. As discussed in Note 16, PNM and other utilities challenged the legal validity of an ordinance passed by the County Commission of Bernalillo County, New  Mexico  that  proposed  utilities  pay  a  fee  for  operating  facilities  on  county  rights-of-way.  After  court-ordered  settlement  discussions,  PNM  and  Bernalillo County  executed  a  franchise  agreement  whereby  PNM  will  pay  franchise  fees  to  the  county  and  will  recover  those  fees  as  a  direct  pass-through  to  customers located in Bernalillo County. The agreement is subject to approval by the New Mexico Second District Court in Bernalillo County. PNM is unable to predict the outcome of this matter. A - 3 Table of Contents PNM owns 3,206 miles of electric transmission lines that interconnect with other utilities in New Mexico, Arizona, Colorado, Texas, and Utah. PNM owns transmission capacity in an area of eastern New Mexico with large wind generation potential and in recent years there has been substantial interest by developers of wind generation to interconnect to PNM’s transmission system in this area. PNM plans to invest approximately $377 million for anticipated expansions of PNM’s transmission  system  by  from  2020-2024  to  provide  additional  service  to  transmit  power  from  these  generation  resources  to  customers  in  New  Mexico  and California. Shareholders realize any earnings or losses from generating resources that are not included in retail rates. Through December 31, 2017, PNM’s 134 MW share of Unit 3 at PVNGS was excluded from retail rates and was being sold in the wholesale market. Effective January 1, 2018, the NMPRC authorized PNM to include  PVNGS Unit  3  as  a  jurisdictional  resource  to  serve  New Mexico  retail  customers  and  to  acquire  65  MW  of  SJGS Unit  4 as  merchant  plant.  PNM  has executed agreements to sell the majority of the power generated by its 65 MW interest in SJGS Unit 4 to a third-party through June 2022. PNM plans to begin participating  in  the  EIM  beginning  in  April  2021.  PNM  expects  participation  in  the  EIM  will  provide  substantial  cost  savings  to  customers.  The  NMPRC  has granted PNM authority to seek recovery of costs associated with joining the EIM in a future general rate case and to pass the benefits of participating in EIM to customers  through  the  FPPAC.  See  Note  16  and  Note  17.  PNM  also  engages  in  activities  to  optimize  its  existing  jurisdictional  assets  and  long-term  power agreements  through  spot  market,  hour-ahead,  day-ahead,  week-ahead,  and  other  sales  of  excess  generation  not  required  to  fulfill  retail  load  and  contractual commitments. These activities are credited to customers through PNM’s FPPAC. Use of Future Test Year (“FTY”) Under New Mexico law, the NMPRC must set rates using the test period, including a FTY that best reflects the conditions the utility will experience when new rates are anticipated to go into effect. The NMPRC also must include certain construction work in progress for environmental improvement, generation, and transmission projects in rate base. These provisions are designed to promote more timely recovery of reasonable costs of providing utility service. The use of a FTY should help PNM mitigate the adverse effects of regulatory lag, which is inherent when using a historical test year. Accordingly, the utility’s earnings should more closely reflect the rate of return allowed by the NMPRC. PNMR believes that achieving earnings that approximate its allowed rate of return is an important factor in attracting equity investors, as well as being considered favorably by credit rating agencies and financial analysts. As  with  any  forward-looking  financial  information,  utilizing  a  FTY  in  a  rate  filing  presents  challenges.  These  include  forecasts  of  both  operating  and capital  expenditures  that  necessitate  reliance  on  many  assumptions  concerning  future  conditions  and  operating  results.  In  the  rate  making  process,  PNM’s assumptions are subject to challenge by regulators and intervenors who may assert different interpretations or assumptions. Renewable Energy The REA was enacted to encourage the development of renewable energy in New Mexico. Prior to the enactment of the ETA, utilities operating in New Mexico were required to acquire a renewable energy portfolio equal to 15% of retail electric sales by 2015 and 20% by 2020. The ETA amended the REA and requires utilities operating in New Mexico to have renewable portfolios equal to 20% by 2020, 40% by 2025, 50% by 2030, 80% by 2040, and 100% zero-carbon energy by 2045. The REA provides for streamlined proceedings for approval of utilities’ renewable energy procurement plans, provides utilities recovery of costs incurred consistent with approved procurement plans, and sets a RCT for the procurement of renewable resources to prevent excessive costs being added to rates. PNM files required renewable energy plans with the NMPRC annually and makes procurements consistent with the plans approved by the NMPRC. See Note 17. The Energy Transition Act (“ETA”) The ETA became effective on June 14, 2019. As discussed above, the ETA amends the REA and requires utilities operating in New Mexico to provide 100% zero-carbon energy by 2045. The ETA also provides for a transition from fossil-fueled generating resources to renewable and other carbon-free resources by allowing utilities to issue securitized bonds, or “energy transition bonds,” related to the retirement of certain coal-fired generating facilities to qualified investors. Proceeds from the energy transition bonds must be used to provide utility service to customers and for other costs as defined by the ETA. On January 29, 2020, the NM Supreme Court issued a ruling requiring the NMPRC apply the ETA to all aspects of PNM’s SJGS Abandonment Application. The NMPRC is expected to provide a final order on the abandonment and securitization portion of PNM's filing by April 1, 2020. PNM expects the  ETA will have a significant  impact  on PNM’s future  generation  portfolio,  including  PNM’s planned retirement  of SJGS in 2022 and PNM’s participation in Four Corners after the agreements governing that facility expire in 2031. A - 4 Table of Contents PNM cannot predict the full impact of the ETA or the outcome of its pending and potential future generating resource abandonment and replacement filings with the NMPRC. TNMP TNMP is a regulated utility operating and incorporated in the State of Texas. TNMP’s predecessor was organized in 1925. TNMP provides transmission and  distribution  services  in  Texas  under  the  provisions  of  TECA  and  the  Texas  Public  Utility  Regulatory  Act.  TNMP  is  subject  to  traditional  cost-of-service regulation  with  respect  to  rates  and  service  under  the  jurisdiction  of  the  PUCT  and  certain  municipalities.  TNMP’s  transmission  and  distribution  activities  are solely within ERCOT, which is the independent system operator responsible for maintaining reliable operations for the bulk electric power supply system in most of Texas. Therefore, TNMP is not subject to traditional rate regulation by FERC. TNMP serves a market of small to medium sized communities, most of which have populations of less than 50,000. TNMP is the exclusive provider of transmission and distribution services in most areas it serves. TNMP’s service territory consists of three non-contiguous areas. One portion of this territory extends from Lewisville, which is approximately 10 miles north of the Dallas-Fort Worth International Airport, eastward to municipalities near the Red River, and to communities north, west, and south of Fort Worth. The second portion of its service territory includes the area along the Texas Gulf Coast between Houston and Galveston, and the third portion includes areas of far west Texas between Midland and El Paso. TNMP provides transmission and distribution services at regulated rates to various REPs that, in turn, provide retail electric service to consumers within TNMP’s service area. See Notes 16 and 17 for additional information on rate cases and other regulatory matters. For its volumetric load customers billed on KWh usage, TNMP experienced a decrease in weather-normalized retail KWh sales of 2.0% in 2019 and an increase of 3.2% in 2018. For its demand-based load customers, TNMP experienced increases of 4.9% in 2019 and 6.8% in 2018. As of December 31, 2019, 103 active REPs receive transmission and distribution services from TNMP. In 2019, the three largest REP customers of TNMP accounted for 22%, 17%, and 12% of TNMP’s operating revenues. No other customer accounted for more than 10% of revenues. Regulatory Activities The PUCT approved interim adjustments to TNMP’s transmission rates of $0.6 million in March 2018, $14.3 million in March 2019, and $3.3 million in September 2019. On February 6, 2020, TNMP filed an application to further update its transmission rates, which would increase revenues by $7.8 million annually. The application is pending before the PUCT. On January 1, 2019, TNMP implemented a PUCT order in TNMP’s 2018 Rate Case to increase annual base rates by $10.0 million based on a ROE of 9.65%, a cost of debt of 6.44%, and a capital structure comprised of 55% debt and 45% equity. The increase reflects the reduction in the federal corporate income tax rate to 21%. Under the approved settlement stipulation TNMP was granted authority to update depreciation rates and refund the regulatory liability related to federal tax reform to customers. Franchise Agreements TNMP  holds  long-term,  non-exclusive  franchise  agreements  for  its  electric  transmission  and  distribution  services.  These  agreements  have  varying expiration dates and some have expired. TNMP intends to negotiate and execute new or amended franchise agreements with municipalities where the agreements have expired or will be expiring. Since TNMP is the exclusive provider of transmission and distribution services in most areas that it serves, the need to renew or renegotiate franchise agreements should not have a material adverse impact. TNMP also earns revenues from service provided to facilities in its service area that lie outside the territorial jurisdiction of the municipalities with which TNMP has franchise agreements. Corporate and Other The  Corporate  and  Other  segment  includes  PNMR  holding  company  activities,  primarily  related  to  corporate  level  debt  and  the  activities  of  PNMR Services  Company.  PNMR  Services  Company  provides  corporate  services  through  shared  services  agreements  to  PNMR  and  all  of  PNMR’s  business  units, including PNM and TNMP. These services  are charged and billed at cost on a monthly basis to the business units. The activities  of PNMR Development,  NM Capital, and NMRD are also included in Corporate and Other. A - 5 Table of Contents SOURCES OF POWER PNM Generation Capacity As of December 31, 2019, the total net generation capacity of facilities owned or leased by PNM was 2,152 MW. PNM also obtains power under long-term PPAs for the power produced by Valencia, New Mexico Wind, Red Mesa Wind, Casa Mesa Wind, La Joya Wind, the Lightning Dock Geothermal facility, and the NMRD-owned solar facilities. PNM’s capacity in electric generating facilities, which are owned, leased, or under PPAs, in commercial operation as of December 31, 2019 is:           Generation   Percent of           Capacity   Generation   (MW)   Capacity Type   Name   Location Coal   SJGS   Waterflow, New Mexico   562   20.4% Coal   Four Corners   Fruitland, New Mexico   200   7.2% 762   27.6%     Coal-fired resources                 Gas   Reeves Station   Albuquerque, New Mexico   154   5.6% Gas   Afton (combined cycle)   La Mesa, New Mexico   230   8.3% Gas   Lordsburg   Lordsburg, New Mexico   80   2.9% Gas   Luna (combined cycle)   Deming, New Mexico   189   6.8% Gas/Oil   Rio Bravo   Albuquerque, New Mexico   138   5.0% Gas   Valencia   Belen, New Mexico   158   5.7% Gas   La Luz   Belen, New Mexico   40   1.4% 989   35.8%        Gas-fired resources          Nuclear   PVNGS   Wintersburg, Arizona              Solar   PNM-owned solar   Twenty-four sites in New Mexico   Solar   NMRD-owned solar   Los Lunas, New Mexico Wind   New Mexico Wind   House, New Mexico Wind   Red Mesa Wind Wind Geothermal    402   14.6%    157   5.7%   80   2.9%   204   7.4%   Seboyeta, New Mexico   102   3.7%   Casa Mesa Wind   House, New Mexico   50   1.8%   Lightning Dock Geothermal   Lordsburg, New Mexico   15   0.5%      608   22.0%      2,761   100.0% Renewable resources         The  NMPRC  has  approved  plans  for  PNM  to  procure  energy  and  RECs  from  additional  wind  and  solar-PV  renewable  resources  totaling  316  MW.  In addition, the NMPRC approved a PPA for 140 MW of wind energy in PNM’s 2020 renewable energy procurement plan. PNM’s SJGS Abandonment Application seeks NMPRC approval to abandon SJGS in 2022 and for related replacement resources. See Note 17. If adjusted for these plans, the table above would reflect the percentage of generation capacity from fossil-fueled resources of 43.0%, from nuclear resources of 11.8%, and from renewable and battery storage resources of 45.2%. Fossil‑Fueled Plants SJGS is operated by PNM and, until December 2017, consisted of four units. As discussed in Note 16, SJGS Units 2 and 3 were retired in December 2017 and the ownership interests in SJGS Unit 4 were restructured as of December 31, 2017. PNM is seeking NMPRC approval to retire its remaining ownership in SJGS in 2022. See Note 17. A - 6 Table of Contents The table below presents the rated capacities and ownership interests of each participant in each unit of SJGS before and after these events:   Unit MW Capacity and Ownership Interests   Prior to Restructuring   Unit 1 Capacity (MW)   340       Unit 2 340        Unit 3   497        Unit 4 507    After Restructuring   Unit 1     340       Unit 4 507    PNM (1) 50.000%   50.000%   50.000%   38.457%   Tucson 50.000   50.000   —   —   50.000   — SCPPA —   —   41.800   —   —   — Tri-State —   —   8.200   —   —   — MSR —   —   —   28.800   —   — Anaheim —   —   —   10.040   —   — Farmington —   —   —   8.475   —   8.475 Los Alamos —   —   —   7.200   —   7.200 —   —   —   7.028   —   UAMPS Total 100.000%   100.000%   100.000%   100.000%   50.000%   100.000%   77.297% 7.028 100.000% (1) After restructuring includes a 12.8% interest held in SJGS Unit 4 as a merchant plant. Four Corners Units 4 and 5 are 13% owned by PNM. These units are jointly owned with APS, SRP, Tucson, and NTEC, and are operated by APS. Prior to July 22, 2018, NTEC’s 7% share of Four Corners was owned by an affiliate  of APS, which had acquired  the interest  from EPE on July 7, 2016. PNM had no ownership interest in Four Corners Units 1, 2, or 3, which were shut down by APS on December 30, 2013. The Four Corners plant site is located on land within the Navajo Nation and is subject to an easement from the federal government. APS, on behalf of the Four Corners participants, negotiated amendments to extend the owners’ right to operate the plant on the site to July 2041. See Note 16 for additional information about Four Corners. PNM  owns  100%  of  Reeves,  Afton,  Rio  Bravo,  Lordsburg,  and  La  Luz  and  one-third  of  Luna.  The  remaining  interests  in  Luna  are  owned  equally  by Tucson and Samchully Power & Utilities 1, LLC. PNM is also entitled to the entire output of Valencia under a PPA. Reeves, Lordsburg, Rio Bravo, La Luz, and Valencia are used primarily for peaking power and transmission support. As discussed in Note 10, Valencia is a variable interest entity and is consolidated by PNM as required by GAAP. Nuclear Plant PNM is participating in the three units of PVNGS with APS (the operating agent), SRP, EPE, SCE, SCPPA, and the Department of Water and Power of the City of Los Angeles. PNM is entitled to 10.2%, including portions that are leased to PNM, of the power and energy generated by PVNGS. Currently, PNM has ownership interests of 2.3% in Unit 1, 9.4% in Unit 2, and 10.2% in Unit 3 and has leasehold interests of 7.9% in Unit 1 and 0.8% in Unit 2. The lease payments for the leased  portions  of PVNGS are  recovered  through  retail  rates  approved  by the  NMPRC. See Notes 16 and 17 for information  on other  PVNGS matters, including the NMPRC’s approval for PNM to include PVNGS Unit 3 as a jurisdictional resource to serve New Mexico retail customers beginning in 2018 and for information concerning the NMPRC’s treatment of the purchased assets and extended leases in PNM’s NM 2015 Rate Case. See Note 8 for additional information concerning the PVNGS leases including PNM’s option to purchase or return the assets underlying four leases in PVNGS Unit 1 and one lease in PVNGS Unit 2 that expire January 2023 and January 2024, as well as waivers obtained that extend PNM’s required notice to purchase or return the assets underlying the PVNGS Unit 1 leased interests to March 16, 2020. Solar At December 31, 2019, PNM owns a total of 157 MW of solar facilities in commercial operation. PNM is also entitled to the entire output from 80 MW of NMRD-owned solar facilities. PNM expects it will begin purchasing power from an additional 50 MW of NMRD-owned solar facilities in June 2020. As discussed in Note 1, NMRD is a 50% equity method investee of PNMR Development. If approved by the NMPRC, PNM’s recommended resource scenario to replace the planned retirement of SJGS would result in PNM executing PPAs to purchase renewable energy and RECs from an additional 350 MW of solar-PV facilities and to procure energy and construct a total of 130 MW of battery storage facilities. If approved, PNM would procure power under a PPA from one of the United States’ largest  solar  facilities  and  would  have  one  of  the  nation’s  highest  percentage  of  battery  storage  capacity  integration.  See  additional  discussion  of  the  SJGS Abandonment Application in Note 17. A - 7 Table of Contents Plant Operating Statistics Equivalent availability of PNM’s major base-load generating stations was: Plant   Operator   2019   2018 SJGS   PNM   73.1%   71.4% Four Corners   APS   78.2%   61.7% PVNGS   APS   90.8%   88.6% Joint Projects SJGS, PVNGS, Four Corners, and Luna are joint projects each owned or leased by several different entities. Some participants in the joint projects are investor-owned entities, while others are privately, municipally, or co-operatively owned. Furthermore, participants in SJGS have varying percentage interests in different generating units within the project. The primary operating or participation agreements for the joint projects expire in July 2022 for SJGS, July 2041 for Four  Corners,  December  2046  for  Luna,  and  November  2047  for  PVNGS.  SJGS  and  Four  Corners  are  coal-fired  generating  plants  that  obtain  their  coal requirements from mines near the plants. An agreement for coal supply for SJGS, which expires on June 30, 2022, became effective on January 31, 2016. At that same  time,  an  agreement  to  restructure  the  ownership  in  SJGS  became  effective.  The  restructuring  agreement  provided  for  certain  participants  in  SJGS  to  exit ownership at December 31, 2017, by which time SJGS Units 2 and 3 were required to be permanently shut down. See Note 16 for a discussion of the restructuring of  SJGS  ownership.  In  December  2013,  a  coal  supply  arrangement  for  Four  Corners  that  runs  through  July  6,  2031  was  executed.  As  described  above,  Four Corners is located on land within the Navajo Nation and is subject to an easement from the federal government. Portions of PNM’s interests in PVNGS Units 1 and 2 are held under leases. See Nuclear Plant above and Note 8 regarding PNM’s actions related to these leases. On  July  1,  2019,  PNM  submitted  its  SJGS  Abandonment  Application  with  the  NMPRC  requesting  approval  to  retire  SJGS  in  2022,  for  replacement resources, and for issuance of securitized financing under the ETA. Many of the assumptions and findings included in PNM’s July 1, 2019 filing were consistent with those identified  in PNM’s 2017 IRP. In addition,  PNM’s 2017 IRP also indicates  customers  would benefit  from PNM’s exit from Four Corners when the current  coal  supply  agreement  for  that  facility  expires  in  2031.  See  Notes  16  and  17  for  additional  information  about  PNM’s  coal  supply,  PNM’s  SJGS Abandonment Application, PNM’s 2017 IRP, and PNM’s 2020 IRP. It is possible that other participants in the joint projects have circumstances and objectives that have changed from those existing at the time of becoming participants. The status of these joint projects is further complicated by the uncertainty surrounding the form of potential legislation and/or regulation of GHG, other air emissions, and CCRs, as well as the impacts of the costs of compliance and operational viability of all or certain units within the joint projects. It is unclear how these factors will enter into discussions and negotiations concerning the status of the joint projects as the expiration of basic operational agreements approaches. PNM can provide no assurance that its participation in the joint projects will continue in the manner that currently exists. PPAs In addition to generating its own power, PNM purchases power under long-term PPAs. PNM also purchases power in the forward, day-ahead, and realtime markets. PNM has agreements to purchase renewable energy and RECs to serve New Mexico retail customers, including a data center located in PNM’s service territory. At December 31, 2019, renewable energy procured under these agreements from wind, solar-PV, and geothermal facilities aggregated to 356 MW, 80 MW,  and  15  MW.  These  agreements  currently  have  expiration  dates  beginning  in  December  2034  and  extending  through  December  2046.  The  NMPRC  has approved PNM’s request to enter into additional PPAs for renewable energy and RECs for an additional 166 MW of wind energy from the La Joya Wind Facility, which is expected to be operational in November 2020, and for an additional 100 MW of energy from solar-PV facilities that are expected to be operational by December 2021. PNM’s 2020 renewable energy procurement plan, which was approved by the NMPRC in January 2020, includes a 20-year PPA to purchase an additional 140 MW of renewable energy and RECs from the La Joya Wind Facility beginning in 2020. The costs of these PPAs are passed through to PNM’s New Mexico jurisdictional retail customers under NMPRC approved rate riders. PNM’s recommended replacement scenario for the retirement of SJGS in 2022 includes a request to enter into additional PPAs for 350 MWs of renewable energy from solar-PV facilities and 60 MWs from battery storage facilities. See Note 17. A - 8 Table of Contents A summary of purchased power, excluding Valencia, is as follows: Year Ended December 31,   2019   Purchased under long-term PPAs     2018    MWh 1,853,225   Cost per MWh $ Other purchased power 1,626,300 31.62   $   32.49    Total MWh 333,137   Cost per MWh $ 444,347 43.74   $ 41.46 TNMP TNMP provides only transmission and distribution services and does not sell power. FUEL AND WATER SUPPLY PNM The  percentages  (on  the  basis  of  KWh)  of  PNM’s  generation  of  electricity,  including  Valencia,  fueled  by  coal,  nuclear  fuel,  and  gas  and  oil,  and  the average costs to PNM of those fuels per MMBTU were as follows: Coal     Percent of Generation     Average Cost   Nuclear Percent of Generation     Average Cost   Gas and Oil Percent of Generation   Average Cost 2019 44.2%  $ 2.80   33.7%  $ 0.66   19.1%  $ 1.35 2018 44.7%  $ 2.60   34.1%  $ 0.58   18.5%  $ 2.43 In 2019 and 2018, 3.0% and 2.7% of PNM’s generation was from utility-owned solar, which has no fuel cost. In December 2017, SJGS Units 2 and 3 were retired and PNM assumed a greater interest in SJGS Unit 4, which results in a lower percentage of PNM’s electric generation capacity being fueled by coal. The generation  mix  for  2020,  including  power  procured  under  PPAs,  is  expected  to  be  41.9%  coal,  31.9%  nuclear,  13.1%  gas  and  oil,  and  13.1%  from  renewable resources, including solar, wind, and geothermal. Due to locally available natural gas and oil supplies, the utilization of locally available coal deposits, and the generally  adequate  supply  of  nuclear  fuel,  PNM  believes  that  adequate  sources  of  fuel  are  available  for  its  generating  stations  into  the  foreseeable  future.  See Sources of Power – PNM – PPAs for information concerning the cost of purchased power. PNM recovers substantially all of its fuel and purchased power costs through the FPPAC. Coal A coal supply contract for SJGS, which expires on June 30, 2022, became effective on January 31, 2016. Coal supply has not been arranged for periods after the existing contract expires. Substantially all of the benefits of lower coal pricing under the new contract are being passed through to PNM’s customers under the FPPAC. PNM believes there is adequate availability of coal resources to continue to operate SJGS through mid-2022. In late December 2013, a fifteen-year coal supply contract for Four Corners, which began in July 2016, was executed. Since that time, certain amendments have been made to the contract including amendments to reduce annual take-or-pay minimums and to change the annual contract period to end in May rather than in July of each year. None of these amendments have extended the contract beyond its July 2031 expiration. The contract provides for pricing adjustments over its term based on economic indices. See Notes 16 and 17 for additional information about PNM’s December 2018 Compliance Filing and PNM’s SJGS Abandonment Application which seeks NMPRC approval to retire SJGS in 2022. As discussed in Note 17, PNM’s 2017 IRP also indicates that PNM exiting ownership in Four Corners after the end of its current coal supply agreement in 2031 would provide long-term cost savings to PNM’s customers. Natural Gas The natural gas used as fuel for the electric generating plants is procured on the open market and delivered by third-party transportation providers. The supply of natural gas can be subject to disruptions due to extreme weather events and/or pipeline or facility outages. PNM has contracted for firm gas transmission capacity to minimize the potential for disruptions due to extreme A - 9 Table of Contents weather events. Certain of PNM’s natural gas plants are generally used as peaking resources that are highly relied upon during seasonally high load periods and/or during periods of extreme weather, which also may be the times natural gas has the highest demand from other users. PNM’s reliance on its natural gas generating resources has increased with the December 2017 retirement of SJGS Units 2 and 3. Substantially all of PNM’s natural gas costs are recovered through the FPPAC. Nuclear Fuel and Waste PNM is one of several participants in PVNGS. The PVNGS participants are continually identifying their future nuclear fuel resource needs and negotiating arrangements to fill those needs. The PVNGS participants have contracted for 100% of PVNGS’s requirements for uranium concentrates through 2025, and 30% of its requirements through 2028; 100% of its requirements for conversion services through 2025, and 40% through 2030; 100% of its enrichment services through 2021, 90% for 2022, and 80% through 2026; and 100% of its fuel assembly fabrication services through 2027. The Nuclear Waste Policy Act of 1982 required the DOE to begin to accept, transport, and dispose of spent nuclear fuel and high-level waste generated by the nation’s nuclear power plants by 1998. The DOE’s obligations are reflected in a contract with each nuclear power plant. The DOE failed to begin accepting spent nuclear fuel by 1998. APS (on behalf of itself and the other PVNGS participants) pursued legal actions for which settlements were reached. See Note 16 for information concerning these actions. The  DOE  had  planned  to  meet  its  disposal  obligations  by  designing,  licensing,  constructing,  and  operating  a  permanent  geologic  repository  at  Yucca Mountain, Nevada. In March 2010, the DOE filed a motion to dismiss with prejudice its Yucca Mountain construction authorization application that was pending before the NRC. Several legal proceedings followed challenging DOE’s withdrawal of its Yucca Mountain construction authorization application. None of these lawsuits  have  been  conclusively  decided.  However,  the  DC  Circuit  ordered  the  NRC  to  resume  its  review  of  the  application.  The  results  of  the  NRC’s  review publications do not signal whether or when the NRC might authorize construction of the repository. All spent nuclear fuel from PVNGS is being stored on site. PVNGS has sufficient capacity at its on-site ISFSI to store all of the nuclear fuel that will be irradiated during the initial operating license periods, which end in December 2027. Additionally, PVNGS has sufficient capacity at its on-site ISFSI to store a portion  of  the  fuel  that  will  be  irradiated  during  the  extended  license  periods,  which  end  in  November  2047.  If  uncertainties  regarding  the  United  States government’s obligation to accept and store spent fuel are not favorably resolved, the PVNGS participants will evaluate alternative storage solutions. These may obviate the need to expand the ISFSI to accommodate all of the fuel that will be irradiated during the extended license periods. Water Supply See Note 16 for information about PNM’s water supply. ENVIRONMENTAL MATTERS Electric utilities are subject to stringent laws and regulations for protection of the environment by local, state, federal, and tribal authorities. In addition, PVNGS is subject to the jurisdiction  of the NRC, which has the  authority  to issue permits  and licenses  and to regulate  nuclear  facilities  in order to protect  the health and safety of the public from radioactive hazards and to conduct environmental reviews. The liabilities under these laws and regulations can be material. In some instances, liabilities may be imposed without regard to fault, or may be imposed for past acts, whether or not such acts were lawful at the time they occurred. See  MD&A  –  Other  Issues  Facing  the  Company  –  Climate  Change  Issues  for  information  on  GHG.  In  addition,  Note  16  contains  information  related  to  the following matters, incorporated in this item by reference: • • • • • • • • • PVNGS Decommissioning Funding Nuclear Spent Fuel and Waste Disposal Environmental Matters under the caption “The Clean Air Act” WEG v. OSM NEPA Lawsuit Navajo Nation Environmental Issues Cooling Water Intake Structures Effluent Limitation Guidelines Santa Fe Generating Station Environmental Matters under the caption “Coal Combustion Residuals Waste Disposal” COMPETITION Regulated utilities are generally not subject to competition from other utilities in areas that are under the jurisdiction of state regulatory commissions. In New Mexico, PNM does not have direct competition for services provided to its retail electric A - 10 Table of Contents customers.  In  Texas,  TNMP is  not currently  in  any direct  retail  competition  with any  other  regulated  electric  utility.  However, PNM and TNMP are  subject  to customer conservation and energy efficiency activities, as well as initiatives to utilize alternative energy sources, including self-generation, or otherwise bypass the PNM and TNMP systems. PNM is subject to varying degrees of competition in certain territories adjacent to or within the areas it serves. This competition comes from other utilities in  its  region  as  well  as  rural  electric  cooperatives  and  municipal  utilities.    PNM  is  involved  in  the  generation  and  sale  of  electricity  into  the  wholesale  market although PNM has decided to stop pursuing wholesale generation contracts.  PNM is subject to competition from regional utilities and merchant power suppliers with similar opportunities to generate and sell energy at market-based prices and larger trading entities that do not own or operate generating assets. EMPLOYEES The following table sets forth the number of employees of PNMR, PNM, and TNMP as of December 31, 2019:   PNMR   PNM   TNMP Corporate (1) 388   —   PNM 915   915   — TNMP 365   —   365    Total 1,668   915   365 — (1)  Represents employees of PNMR Services Company. As of December 31, 2019, PNM had 466 employees in its power plant and operations areas that are currently covered by a collective bargaining agreement with  the  IBEW  Local  611  that  is  in  effect  through  April  30,  2020.  In  December  2019,  PNM  and  IBEW  Local  611  agreed  to  a  successor  collective  bargaining agreement  effective  May  1,  2020  through  April  30,  2023.  As  of  December 31, 2019,  TNMP  had  194  employees  represented  by  IBEW  Local  66  covered  by  a collective bargaining agreement that is in effect through August 31, 2021. The wages and benefits for PNM and TNMP employees who are members of the IBEW are typically included in the rates charged to electric customers and consumers, subject to approval of the NMPRC and PUCT. DISCLOSURE REGARDING FORWARD LOOKING STATEMENTS Statements made in this filing that relate to future events or PNMR’s, PNM’s, or TNMP’s expectations, projections, estimates, intentions, goals, targets, and strategies are made pursuant to the Private Securities Litigation Reform Act of 1995. Readers are cautioned that all forward-looking statements are based upon current expectations and estimates. PNMR, PNM, and TNMP assume no obligation to update this information.   Because  actual  results  may  differ  materially  from  those  expressed  or  implied  by  these  forward-looking  statements,  PNMR,  PNM,  and  TNMP  caution readers  not  to  place  undue  reliance  on  these  statements.  PNMR’s,  PNM’s,  and  TNMP’s  business,  financial  condition,  cash  flows,  and  operating  results  are influenced by many factors, which are often beyond their control, that can cause actual results to differ from those expressed or implied by the forward-looking statements. These factors include: • • • • The ability of PNM and TNMP to recover costs and earn allowed returns in regulated jurisdictions, including the impacts of the NMPRC orders in PNM’s NM  2015  Rate  Case,  the  NM  Supreme  Court’s  decisions  in  the  appeal  of  that  order,  the  NM  2016  Rate  Case  and  related  deferral  of  the  issue  of  the prudence of PNM’s decision to continue participation in Four Corners to PNM’s next general rate case and recovery of PNM’s investments and other costs associated with that plant, any actions resulting from PNM’s SJGS Abandonment Application, which requests NMPRC approval to retire PNM’s share of SJGS in 2022 and for recovery of undepreciated investments and other costs associated with the retirement, and/or the conclusions reached in PNM’s  2017  IRP  (collectively,  the  “Regulatory  Proceedings”)  and  the  impact  on  service  levels  for  PNM  customers  if  the  ultimate  outcomes  do  not provide for the recovery of costs and operating and capital expenditures, as well as other impacts of federal or state regulatory and judicial actions The ability of the Company to successfully forecast and manage its operating and capital expenditures, including aligning expenditures with the revenue levels resulting from the ultimate outcomes of the Regulatory Proceedings and supporting forecasts utilized in FTY rate proceedings Uncertainty regarding what actions PNM may take with respect to the generating capacity in PVNGS Units 1 and 2 that is under lease at the expiration of the lease terms in 2023 and 2024, including PNM’s decisions related to purchasing or returning the assets underlying the leases, or upon the occurrence of certain specific events, as well as the related treatment for ratemaking purposes by the NMPRC Uncertainty  surrounding  the  status  of  PNM’s  participation  in  jointly-owned  generation  projects,  including  the  2022  scheduled  expiration  of  the operational and fuel supply agreements for SJGS, the outcome of PNM’s SJGS Abandonment Application, the results of PNM’s 2017 IRP filing, which indicates that PNM’s customers would benefit from PNM’s A - 11 Table of Contents • • • • • • • • • • • • • • • • • • exit from Four Corners in 2031, including regulatory recovery of undepreciated investments and other costs in the event the NMPRC orders generating facilities be retired, and the impacts of the ETA Uncertainty regarding the requirements and related costs of decommissioning power plants and reclamation of coal mines supplying certain power plants, as well as the ability to recover those costs from customers, including the potential impacts of the ultimate outcomes of the Regulatory Proceedings The  impacts  on  the  electricity  usage  of  customers  and  consumers  due  to  performance  of  state,  regional,  and  national  economies,  energy  efficiency measures, weather, seasonality, alternative sources of power, advances in technology, and other changes in supply and demand The Company’s ability to access the financial markets in order to provide financing to repay or refinance debt as it comes due, as well as for ongoing operations and construction expenditures, including disruptions in the capital or credit markets, actions by ratings agencies, and fluctuations in interest rates, including any negative impacts that could result from the ultimate outcomes of the Regulatory Proceedings The risks associated  with completion  of generation,  transmission, distribution,  and other projects, including uncertainty related  to regulatory  approvals and cost recovery, and the ability of counterparties to meet their obligations under certain arrangements The potential unavailability of cash from PNMR’s subsidiaries due to regulatory, statutory, or contractual restrictions or subsidiary earnings or cash flows The  performance  of  generating  units,  transmission  systems,  and  distribution  systems,  which  could  be  negatively  affected  by  operational  issues,  fuel quality and supply issues, unplanned outages, extreme weather conditions, wildfires, terrorism, cybersecurity breaches, and other catastrophic events, as well the costs the Company may incur to repair its facilities and/or the liabilities the Company may incur to third parties in connection with such issues State and federal regulation or legislation relating to environmental matters and renewable energy requirements, the resultant costs of compliance, and other impacts on the operations and economic viability of PNM’s generating plants State and federal regulatory, legislative, executive, and judicial decisions and actions on ratemaking, and taxes, including guidance related to the Tax Act, and other matters Risks related to climate change, including potential financial risks resulting from climate change litigation and legislative and regulatory efforts to limit GHG, including the impacts of the recently enacted ETA Employee workforce factors, including cost control efforts and issues arising out of collective bargaining agreements and labor negotiations with union employees Variability of prices and volatility and liquidity in the wholesale power and natural gas markets Changes in price and availability of fuel and water supplies, including the ability of the mines supplying coal to PNM’s coal-fired generating units and the companies involved in supplying nuclear fuel to provide adequate quantities of fuel Regulatory, financial, and operational risks inherent in the operation of nuclear facilities, including spent fuel disposal uncertainties The impacts of decreases in the values of marketable securities maintained in trusts to provide for decommissioning, reclamation, pension benefits, and other postretirement benefits, including potential increased volatility resulting from international developments, as well as PNM’s ability to recover future decommissioning and reclamation costs from customers Uncertainty surrounding counterparty performance and credit risk, including the ability of counterparties to supply fuel and perform reclamation activities and impacts to financial support provided to facilitate the coal supply at SJGS The effectiveness of risk management regarding commodity transactions and counterparty risk The outcome of legal proceedings, including the extent of insurance coverage Changes in applicable accounting principles or policies For information about the risks associated with the use of derivative financial instruments see Part II, Item 7A. “Quantitative and Qualitative Disclosures About Market Risk.” SECURITIES ACT DISCLAIMER Certain securities described in this report have not been registered under the Securities Act of 1933, as amended, or any state securities laws and may not be  reoffered  or  sold  in  the  United  States  absent  registration  or  an  applicable  exemption  from  the  registration  requirements  of  the  Securities  Act  of  1933  and applicable state securities laws. This Form 10-K does not constitute an offer to sell or the solicitation of an offer to buy any securities.  A - 12 Table of Contents ITEM 1A.    RISK FACTORS   The business and financial results of PNMR, PNM, and TNMP are subject to a number of risks and uncertainties, many of which are beyond their control, including those set forth below and in MD&A, Note 16, and Note 17. For other factors that may cause actual results to differ materially from those indicated in any forward-looking statement contained in this report, see Disclosure Regarding Forward Looking Statements in Item 1. Business. TNMP provides transmission and distribution services to REPs that provide electric service to consumers in TNMP’s service territories. References to customers in the risk factors discussed below also encompass the customers of these REPs who are the ultimate consumers of electricity transmitted and distributed through TNMP’s facilities.   Regulatory Factors   The profitability of PNMR’s utilities depends on being able to recover their costs through regulated rates and earn a fair return on invested capital, including investments in its generating plants. Without timely cost recovery, including recovery of undepreciated investments and other costs associated with abandoning generation facilities, and the opportunity to earn a fair return on capital investments, PNMR’s liquidity and results of operations could be negatively impacted. Further, PNM and TNMP are in a period of significant capital expenditures, including costs of replacing generating capacity as it is retired. While increased capital investments and other costs are placing upward pressure on rates charged to customers, energy efficiency initiatives and other factors are placing downward pressure on customer usage. The combination of these matters could adversely affect the Company’s results of operations and cash flows.   The rates PNM charges its customers are regulated by the NMPRC and FERC. TNMP is regulated by the PUCT. The Company is in a period requiring significant capital investment and is projecting total construction expenditures for the years 2020-2024 to be $3.8 billion. See Note 14. PNM and TNMP anticipate a  trend  toward  increasing  costs,  for  which  they  will  have  to  seek  regulatory  recovery.  These  costs  include  or  are  related  to  costs  of  asset  construction  for generation, transmission, and distribution systems necessary to provide electric service, including new generation and transmission resources, as well as the cost to remove and retire existing assets, environmental compliance expenditures, regulatory mandates to acquire power from renewable resources, increased regulation related to nuclear safety, increased costs related to cybersecurity, increased interest costs to finance capital investments, and depreciation.   At  the  same  time  costs  are  increasing,  there  are  factors  placing  downward  pressure  on  the  demand  for  power,  thereby  reducing  customer  usage.  These factors  include  changing  customer  behaviors,  including  increased  emphasis  on  energy  efficiency  measures  and  utilization  of  alternative  sources  of  power,  rate design  that  is  not  driven  by  economics,  which  could  influence  customer  behavior,  unfavorable  economic  conditions,  reduced  new  sources  of  demand,  and unpredictable weather patterns. The combination of costs increasing relatively rapidly and the technologies and behaviors that are reducing energy consumption places upward pressure on the per unit prices that must be charged to recover costs. This upward pressure on unit prices could result in additional efforts by customers to reduce consumption through  alternative  measures.  Without  timely  cost  recovery  and  the  authorization  to  earn  a  reasonable  return  on  invested  capital,  the  Company’s  liquidity  and results of operations could be negatively impacted.    Under New Mexico law, utilities may propose the use of a FTY in establishing rates. As with any forward-looking financial information, a FTY presents challenges that are inherent in the forecasting process. Forecasts of both operating and capital expenditures necessitate reliance on many assumptions concerning future conditions and operating results. Accordingly, if rate requests based on a FTY cannot be successfully supported, cash flows and results of operations may be negatively  impacted.  This  could  result  from  not  being  able  to  withstand  challenges  from  regulators  and  intervenors  regarding  the  utility’s  capability  to  make reasonable forecasts. As  discussed  in  Note  17,  in  August  2015,  PNM  filed  an  application  (the  “NM  2015  Rate  Case”)  with  the  NMPRC  for  a  general  rate  increase,  which included a request to recover certain costs related to environmental upgrades at SJGS and for the purchase of certain interests in PVNGS. The NMPRC disallowed recovery  of  certain  capital  investments  made  by  PNM in  SJGS and  PVNGS. PNM filed  an  appeal  of  these  disallowances  at  the  NM Supreme  Court  and  other parties  filed  cross-appeals  to  PNM  appeal.  In  May  2019,  the  NM  Supreme  Court  issued  its  decision  on  the  case.  The  NM  Supreme  Court  rejected  the  matters appealed by the cross-appellants and affirmed the NMPRC’s disallowance of certain investments in SJGS and PVNGS. The NM Supreme Court’s decision also ruled that the NMPRC’s decision to permanently disallow PNM recovery of future decommissioning costs related to certain interests in PVNGS deprived PNM of its right to due process of law and remanded the case to the NMPRC for further proceedings consistent with the court’s findings. In July 2019, the NMPRC heard oral argument from parties in the case on how to best proceed with the NM Supreme Court’s remand. At oral argument, parties presented various positions ranging from re-litigating the value of PVNGS resources determined by the NMPRC and affirmed by the NM Supreme Court to re-affirming A - 13 Table of Contents the  NMPRC’s  final  order  with  a  single  modification  to  address  recovery  of  future  PVNGS  decommissioning  costs  in  a  future  case.  On  January  8,  2020,  the NMPRC issued its order in response to the NM Supreme Court’s remand. The NMPRC reaffirmed its decisions in the NM 2015 Rate Case except for the decision to permanently disallow recovery of certain future decommissioning costs related to PVNGS. The NMPRC indicated that PNM’s ability to recover these costs will be addressed in a future proceeding and closed the NM 2015 Rate Case docket. In December 2016, PNM filed a request for a general increase in rates of $99.2 million (the “NM 2016 Rate Case”). In January 2018, the NMPRC issued an  order  approving  a  comprehensive  settlement  stipulation  allowing  for  an  increase  in  annual  non-fuel  retail  rates  of  $10.3  million.  The  NMPRC’s  order  also included a partial disallowance of PNM’s share of certain environmental upgrades and other investments in Four Corners and deferred further consideration of the prudency of PNM’s continued participation in Four Corners to PNM’s next general rate case filing. As discussed in Note 16, PNM submitted the December 2018 Compliance Filing to the NMPRC on December 31, 2018 indicating that, consistent with the conclusions reached in PNM’s 2017 IRP, PNM’s customers would benefit from the retirement of PNM’s share of SJGS (subject to future NMPRC approval) after the current SJGS CSA expires in mid-2022. In January 2019, the NMPRC issued an order initiating a proceeding and requiring PNM to submit an application for the abandonment of PNM’s share of SJGS in 2022 and for replacement resources by March 1, 2019. The NMPRC’s January 2019 order was subsequently stayed by the NM Supreme Court pending review of PNM’s petition in the matter. On June 26, 2019, and after the effective date of the ETA, the NM Supreme Court lifted the stay and denied PNM’s petition without discussion. On July 1, 2019, PNM filed the SJGS Abandonment Application seeking approval to retire PNM’s share of SJGS after the existing coal supply and participation agreements end in June 2022, for approval of replacement resources, and for the issuance of “energy transition  bonds,”  as  provided  by  the  ETA.  PNM’s  application  proposes  several  replacement  resource  scenarios  including  PNM’s  recommended  replacement scenario as well as three other replacement resource scenarios that would place a greater amount of resources in the San Juan area, or result in no new fossil-fueled generating  facilities,  or  no  battery  storage  facilities  being  added  to  PNM’s  portfolio.  The  SJGS  Abandonment  Application  includes  a  request  to  issue  up  to $361 million of energy transition bonds (the “Securitized Bonds”). The amount of Securitized Bonds to be issued will be dependent upon several factors, including NMPRC approval. On  July  10,  2019,  the  NMPRC  issued  an  order  requiring  the  SJGS  Abandonment  Application  be  considered  in  two  proceedings:  one  addressing  SJGS abandonment and related financing, and the other addressing replacement resources. The NMPRC indicated that PNM’s July 1, 2019 filing is responsive to the January 30, 2019 order but did not definitively indicate if the abandonment and financing proceedings would be evaluated under the requirements of the ETA. The NMPRC denied motions for clarification regarding the applicability of the ETA to PNM’s SJGS Abandonment Application and the Hearing Examiners assigned to the application  required PNM to file legal  brief regarding the extent to which the state  constitution might prevent the ETA from applying to the issues in each proceeding, and provided parties the opportunity to file testimony on the merits of their claims regarding the SJGS abandonment and replacement resources if the ETA is ultimately determined to not apply to PNM’s application. NEE and other advocacy groups filed an emergency petition for a writ of mandamus requesting the NM Supreme Court stay the SJGS abandonment and financing  proceedings,  declare  the  ETA  inapplicable  to  such  proceedings  and  declare  certain  provisions  of  the  ETA  unconstitutional  because  they  limit  the regulatory oversight responsibilities of the NMPRC. PNM and other parties also filed a petition for a writ of mandamus requesting the NM Supreme Court clarify that the reason underlying its June 2019 decision denying the stay was due to the passage of the ETA and to clarify that the ETA applies to any application filed after the stay had been lifted. The NM Supreme Court denied both PNM’s and NEE’s petitions for writ of mandamus without discussion. In December 2019, the Governor of the State of New Mexico, the President of the Navajo Nation, and several New Mexico state senators and representatives filed an emergency petition for a writ of mandamus requesting  the  NM  Supreme  Court  require  the  NMPRC  to  comply  with  its  constitutional  duties  and  apply  the  ETA  to  every  aspect  of PNM’s SJGS Abandonment Application. In January 2020, the NM Supreme Court denied NEE’s and other parties petitions, granted PNM’s motion to intervene, and scheduled oral argument  to be presented  by the NMPRC and PNM. On January 29, 2020, and after oral argument,  the NM Supreme Court issued a ruling requiring  the NMPRC apply the ETA to all aspects  of PNM’s SJGS Abandonment Application,  indicating any previous NMPRC orders inconsistent with their ruling should be vacated, and denying parties’ request for stay. On  February  21,  2020,  the  Hearing  Examiners  issued  two  recommended  decisions  recommending  approval  of  PNM’s  proposed  abandonment  of  SJGS, subject to approval of the separate replacement resources proceeding, and approval of PNM’s proposed financing order to issue Securitized Bonds.  The Hearing Examiners recommended, among other things, that PNM be authorized to abandon SJGS by June 30, 2022, to issue Securitized Bonds of up to $361 million, and to establish  a  rate  rider  to  collect  non-bypassable  customer  charges  for  repayment  of  the  bonds  (the  “Energy  Transition  Charge”).  The  Hearing  Examiners recommended an interim rate rider adjustment upon the start date of the Energy Transition Charge to provide immediate credits to customers for the full value of PNM’s revenue requirement related to SJGS until those reductions are reflected in base rates. In addition, the Hearing Examiners recommended PNM be granted authority to establish regulatory assets to recover costs that A - 14 Table of Contents PNM  will  pay  prior  to  the  issuance  of  the  Securitized  Bonds,  including  costs  associated  with  the  bond  issuances  as  well  as  for  severances,  job  training,  and economic development costs.  Exceptions to the recommended decisions are due March 4, 2020 and responses to exceptions are due March 6, 2020.  The Hearing Examiners also found that the statutory deadline for action by the Commission is April 1, 2020. PNM’s 2017 IRP also indicates PNM’s customers would benefit from PNM’s exit from participation from Four Corners in 2031. The SJGS Abandonment Application and the 2017 IRP are not final determinations of PNM’s future generation portfolio.  Retiring PNM’s share of SJGS capacity and exiting Four Corners would require NMPRC approval of abandonment filings. NMPRC approval of new generation resources through CCN, PPA, or other applicable filings, would also be required. The NMPRC has issued regulatory orders requiring depreciation (and resultant regulatory recovery) of significant portions of these resources through estimated lives of 2053 for SJGS and 2041 for Four Corners. In April 2019, NEE and other parties filed a joint petition requesting the NMPRC open an investigation regarding PNM’s option to purchase the assets underlying  the  PVNGS  Unit  1  and  2  leases  that  will  expire  in  January  2023  and  2024.  In  response  to  a  NMPRC  order,  in  May  2019  PNM  submitted  a  filing indicating the joint petition should be denied and that PNM has not yet made a decision to purchase or return the assets underlying the leases that expire in January 2023 and 2024. In September 2019, NEE and the other parties filed a motion reiterating their initial petition and seeking the appointment of a hearing examiner to preside over the requested proceeding and PNM filed a response opposing the motion. On January 3, 2020, PNM notified the NMPRC that PNM had obtained 60day waivers of the deadline to notify the lessors of its intent to purchase or return the assets underlying the PVNGS Unit 1 leases. The deadline for PNM to provide irrevocable notice of its intent to purchase or return these interests is now March 16, 2020. The deadline to provide notice under the PVNGS Unit 2 lease has not changed and remains January 15, 2021. On January 8, 2020, the NMPRC issued an order denying the petition for investigation. PNM has committed to provide the NMPRC with updates on any decisions related to these interests and will file any necessary requests for approval associated with its decisions. An adverse decision of the NMPRC regarding PNM’s ability to recover certain PVNGS decommissioning costs, PNM’s SJGS Abandonment Application, the prudency of PNM’s continued participation in Four Corners in PNM’s next rate case, or in any future decision made by PNM to purchase or return certain leased interests in PVNGS could negatively impact PNM’s financial position, results of operation, and cash flows. Likewise, if the NMPRC does not authorize appropriate recovery of any undepreciated generating resources at the time those resources cease to be used to provide service to New Mexico ratepayers, including required  future  investments,  and  does  not  authorize  recovery  of  the  costs  of  obtaining  power  to  replace  those  resources,  PNM’s  financial  position,  results  of operation, and cash flows could be negatively impacted.   The inability to operate SJGS or Four Corners prior to the planned retirement dates, or the NMPRC’s denial, modification or delay of PNM’s application for replacement  resources,  would require  PNM to obtain  power from other  sources in order  to serve  the needs of its customers.  There  can be no assurance  the NMPRC will determine PNM’s decision to continue its participation in Four Corners was prudent and continue to provide PNM recovery of its costs related to that facility. In addition, there can be no assurance the NMPRC will approve any future application by PNM to retire Four Corners or other generation interests. There can  be  no  assurance  the  NMPRC  will  allow  PNM  to  recover  undepreciated  investments  in  retired  facilities  through  rates  charged  to  customers,  that  adequate sources of replacement power would be available, that adequate transmission capabilities would be available to bring that power into PNM’s service territory, or whether the cost of obtaining those resources would be economical. Any such events would negatively impact PNM’s financial position, results of operation, and cash flows unless the NMPRC authorized  the collection  from customers  of any un-recovered  costs related  to the retired  facilities,  as well as costs of obtaining replacement power. It  is  also  possible  that  unsatisfactory  outcomes  of  these  matters,  the  financial  impact  of  climate  change  regulation  or  legislation,  other  environmental regulations, the result of litigation, the adequacy and timeliness of cost recovery mechanisms, and other business considerations, could jeopardize the economic viability  of  certain  generating  facilities  or  the  ability  or  willingness  of  individual  participants  to  continue  their  participation  through  the  periods  currently contemplated in the agreements governing those facilities. PNM currently recovers the cost of fuel for its generation facilities through its FPPAC. A coal supply contract for SJGS, which expires on June 30, 2022, became effective on January 31, 2016. In December 2013, a new fifteen-year  coal supply contract for Four Corners beginning in July 2016 was executed. The contracts  provide  for  pricing  adjustments  over  their  terms  based  on  economic  indices.  Although  PNM  believes  substantially  all  costs  under  coal  supply arrangements would continue to be recovered through the FPPAC, there can be no assurance that full recovery will continue to be allowed. A - 15 Table of Contents PNMR has counterparty credit risk in connection with financial support that was provided to facilitate the coal supply arrangement for SJGS. Adverse developments from these factors could have a negative impact on the business, financial condition, results of operations, and cash flows of PNM and PNMR. The restructuring of SJGS ownership and obtaining the new coal supply for SJGS from the current San Juan mine operator were integral components of a process to achieve compliance with the CAA at SJGS. PNMR has an arrangement with a bank under which the bank has issued $30.3 million of letters of credit in favor of sureties in order for the sureties to post reclamation bonds that are required under the miner’s operating permit. The Company’s financial position, results of  operation,  and  cash  flows  could  be  negatively  impacted  in  the  event  the  current  mine  operator  were  to  not  provide  sufficient  quantities  of  coal  at  sufficient quality for PNM to operate SJGS, or if the current mine operator were to default on its obligations to reclaim the San Juan mine and PNMR is required to perform under the letter of credit support agreement. PNMR’s utilities are subject to numerous comprehensive federal, state, tribal, and local environmental laws and regulations, including those related to climate change, which may impose significant compliance costs and may significantly limit or affect their operations and financial results. Environmental policies and regulations remain significant concerns for PNMR. Compliance with federal, state, tribal, and local environmental laws and regulations, including those addressing climate change, air quality, CCRs, discharges of wastewater originating from fly ash and bottom ash handling facilities, cooling water, effluent, and other matters, may result in increased capital, operating, and other costs, particularly with regard to enforcement efforts focused on power plant emission obligations. These costs could include remediation, containment, civil liability, and monitoring expenses. The Company cannot predict how it would be affected if existing environmental laws and regulations were to be repealed, revised, or reinterpreted, or if new environmental laws or regulations were to be adopted. See Note 16 and the Climate Change Issues subsection of the Other Issues Facing the Company section of MD&A. Under the Obama Administration, EPA’s Clean Power Plan required states to develop and implement plans to ensure compliance with emissions guidelines that would limit GHG from existing power plants. Individual states would develop and implement plans to ensure compliance with the proposed standards. The Trump  Administration  repealed  the  Clean  Power  Plan  and  has  published  the  Affordable  Clean  Energy  rule,  which  requires  states  to  set  performance  standards consistent with the EPA’s determination of “best system of emission reduction” technology. In addition, on June 1, 2017, President Trump announced that the U.S. would withdraw from the Paris Agreement. On November 4, 2019, President Trump announced that the U.S. has notified the United Nations that the U.S. will withdraw from the Paris Agreement on climate change. While the U.S. will be able to withdraw officially from the Paris Agreement in November 2020, a future administration  would  have  the  opportunity  to  rejoin.  Therefore,  PNMR  is  dealing  with  an  uncertain  regulatory  and  policy  environment.  While  EPA  and  other federal agencies may be seeking to reduce climate change regulations, some state agencies, environmental  advocacy groups, and other organizations  have been focusing considerable attention on GHG from power generation facilities. See discussion above and Note 17, regarding PNM’s SJGS Abandonment Application and the ETA. PNM currently depends on fossil-fueled generation for a significant portion of its electricity. As discussed under Climate Change Issues, this type of generation could be subject to future EPA or state regulations requiring GHG reductions. This includes new, existing, and modified or reconstructed EGUs which are also being considered in a proposed rule by EPA to revise the GHG NSPS rule. The uncertainty regarding climate change regulation presents challenges and represents a shift of greater authority to the states to make decisions and issue and enforce regulations. Federal and/or state regulations could result in additional operating restrictions on facilities and increased generation and compliance costs. CCRs  from  the  operation  of  SJGS  are  currently  being  used  in  the  reclamation  of  a  surface  coal  mine.  These  CCRs  consist  of  fly  ash,  bottom  ash,  and gypsum. Any new regulation that would affect the reclamation process, including any future decision regarding classification of CCRs as hazardous waste or nonhazardous waste, could significantly increase the costs of the disposal of CCRs and the costs of mine reclamation. In addition, PNM would incur additional costs to the extent the rule requires the closure or modification of CCR units at Four Corners or the construction of new CCR units beyond those already anticipated or requires corrective action to address releases from CCR disposal units at the site. See Note 16. A regulatory body may identify a site requiring environmental cleanup, including cleanup related to catastrophic events such as hurricanes or wildfires, and designate PNM or TNMP as a responsible party. There is also uncertainty in quantifying exposure under environmental laws that impose joint and several liability on all potentially responsible parties. Failure to comply with environmental laws and regulations, even if such non-compliance is caused by factors beyond PNM’s or TNMP’s control, may result in the assessment of civil or criminal penalties and fines. BART  determinations  have  been  made  for  both  SJGS  and  Four  Corners  under  the  program  to  address  regional  haze  in  the  “four  corners”  area.  Those determinations require facilities to reduce the levels of visibility-impairing emissions, including NOx. Significant capital expenditures have been made at SJGS and at Four Corners for the installation of control technology, resulting A - 16 Table of Contents in operating cost increases. The final guidance document for how states are to address the second implementation period (“2nd Planning Period”) of the Regional Haze rule was issued on August 20, 2019. In accordance with that guidance and EPA’s revised regional haze rule, states must submit Regional Haze SIPs by July 2021. NMED is preparing its next regional haze SIP and has notified PNM that they will not require PNM to complete a regional haze four-factor analysis for SJGS, provided the plant under PNM’s ownership is planning to close in 2022. The agency may ask for some documentation of PNM’s plans as the state moves closer to filing their SIP and setting the schedule for hearings on regional haze. If PNM fails to timely obtain, maintain or comply with any required environmental regulatory approval, operations at affected facilities could be suspended or could subject PNM to additional expenses and potential penalties. Failure to comply with applicable environmental laws and regulations also could result in civil liability  arising  out  of  government  enforcement  actions  or  private  claims.  In  addition,  PNMR  and  its  operating  subsidiaries  may  underestimate  the  costs  of environmental compliance, liabilities, and litigation due to the uncertainty inherent in these matters. Although there is uncertainty about the timing and form of the implementation of EPA’s regulations regarding climate change, CCRs and other power plant emissions, including changes to the ambient air quality standards, the promulgation and implementation of such regulations could have a material impact on operations. The Company is unable to estimate these costs due to the many uncertainties  associated  with,  among  other  things,  the  nature  and  extent  of  future  regulations  and  changes  in  existing  regulations,  including  the  changes  in regulatory policy under the Trump Administration. Timely regulatory recovery of costs associated with any environmental-related regulations would be needed to maintain a strong financial and operational profile. The above factors could adversely affect the Company’s business, financial position, results of operations, and liquidity. PNMR, PNM, and TNMP are subject to complex government regulation unrelated to the environment, which may have a negative impact on their businesses, financial position and results of operations.   To  operate  their  businesses,  PNMR,  PNM,  and  TNMP  are  required  to  have  numerous  permits  and  approvals  from  a  variety  of  regulatory  agencies. Regulatory  bodies with jurisdiction  over the  utilities  include  the  NMPRC, NMED, PUCT, TCEQ, ERCOT, FERC, NRC, EPA, and  NERC. Oversight  by these agencies covers many aspects of the Company’s utility operations including, but not limited to: location, construction, and operation of facilities; the purchase of power under long-term contracts; conditions of service; the issuance of securities; and rates charged to customers. FERC has issued a number of rules pertaining to preventing undue discrimination in transmission services and electric reliability standards. The significant level of regulation imposes restrictions on the operations of  the  Company  and  causes  the  incurrence  of  substantial  compliance  costs.  PNMR  and  its  subsidiaries  are  unable  to  predict  the  impact  on  their  business  and operating results from future actions of any agency regulating the Company. Changes in existing regulations or the adoption of new ones could result in additional expenses  and/or  changes  in  business  operations.  Failure  to  comply  with  any  applicable  rules,  regulations  or  decisions  may  lead  to  customer  refunds,  fines, penalties, and other payments, which could materially and adversely affect the results of operations and financial condition of PNMR and its subsidiaries.    Operational Factors   Customer electricity usage could be reduced by increases in prices charged and other factors. This could result in underutilization of PNM’s generating capacity, as well as underutilization of the capacities of PNM’s and TNMP’s transmission and distribution systems. Should this occur, operating and capital costs might not be fully recovered, and financial performance could be negatively impacted. A number of factors influence customers’ electricity usage.  These factors include but are not limited to rates charged by PNM and TNMP, rates charged by REPs utilizing TNMP’s facilities to deliver power, energy efficiency initiatives, availability and cost of alternative sources of power, and national, regional, or local economic conditions. These factors and others may prompt customers to institute additional energy efficiency measures or take other actions that would result in lower energy consumption.  If  customers  bypass  or  underutilize  PNM’s  and  TNMP’s  facilities  through  self-generation,  renewable,  or  other  energy  resources,  technological change, or other measures, revenues would be negatively impacted. PNM’s and TNMP’s service territories include several military bases and federally funded national laboratories, as well as large industrial customers that have significant direct and indirect impacts on the local economies where they operate.  The Company does not directly provide service to any of the military bases or national laboratories but does provide service to large industrial customers. The Company’s business could be hurt from the impacts on the local economies associated with these customer groups as well as directly from the large industrial customers for a number of reasons including federally-mandated base closures, significant curtailment of the activities at the bases or national laboratories, and closure of industrial facilities or significant curtailment of their activities.   A - 17 Table of Contents Another factor that could negatively impact the Company is that proposals are periodically advanced in various localities to municipalize, or otherwise take over PNM’s facilities, which PNM believes would require state legislative action to implement, or to establish new municipal utilities in areas currently served by PNM.  If any such initiative is successful, the result could be a material reduction in the usage of the facilities, a reduction in rate base, and reduced earnings. Should  any  of  the  above  factors  result  in  facilities  being  underutilized,  the  Company’s  financial  position,  operational  results,  and  cash  flows  could  be significantly impacted. Advances in technology could make electric generating facilities less competitive. Research  and  development  activities  are  ongoing  for  new  technologies  that  produce  power  or  reduce  power  consumption.  These  technologies  include renewable energy, customer-oriented generation, energy storage, and energy efficiency. PNM generates power at central station power plants to achieve economies of scale and produce power at a cost that is competitive with rates established through the regulatory process. There are distributed generation technologies that produce  power,  including  fuel  cells,  microturbines,  wind  turbines,  and  solar  cells,  which  have  become  increasingly  cost  competitive.  It  is  possible  that  further advances in technology will continue to reduce the costs of these alternative methods of producing power to a level that is competitive with that of central station power  production.  Continued  advances  being  made  in  the  capabilities  of  energy  storage  could  further  decrease  power  production  and  peak  usage  through  the dispatch of more battery systems. This could result in demand reduction that could negatively impact revenue and/or result in underutilized assets that had been built to serve peak usage. In addition, certain federal, state, or local requirements that regulated utilities such as PNM are required to follow could result in third parties being able to provide electricity from similar generation technologies to consumers at prices lower than PNM is able to offer. As these technologies become more cost competitive or can be used by third-parties to supply power at lower prices than PNM is able to offer, PNM’s energy sales and/or regulated returns could be eroded, and the value of its generating facilities could be reduced. Advances in technology could also change the channels through which electric customers purchase  or  use  power,  which  could  reduce  the  Company’s  sales  and  revenues  or  increase  expenses.  These  advances  can  also  create  more  uncertainty  in  load shapes and forecasts, which could have implications for generation and system planning. Costs of decommissioning, remediation, and restoration of nuclear and fossil-fueled power plants, as well as reclamation of related coal mines, could exceed the estimates of PNMR and PNM as well as the amounts PNM recovers from its ratepayers, which could negatively impact results of operations and liquidity. PNM has interests in a nuclear power plant, two coal-fired power plants, and several natural gas-fired power plants and is obligated to pay its share of the costs to decommission these facilities. PNM is also obligated to pay for its share of the costs of reclamation of the mines that supply coal to the coal-fired power plants. Likewise, other owners or participants are responsible for their shares of the decommissioning and reclamation obligations and it is important to PNM that those parties fulfill  their obligations. Rates charged  by PNM to its customers,  as approved by the NMPRC, include a provision for recovery  of certain costs of decommissioning, remediation, reclamation, and restoration. The NMPRC has established a cap on the amount of costs for the final reclamation of the surface coal mines  that  may  be  recovered  from  customers.  PNM  records  estimated  liabilities  for  its  share  of  the  legal  obligations  for  decommissioning  and  reclamation  in accordance with GAAP. These estimates include many assumptions about future events and are inherently imprecise. As discussed above, on July 1, 2019, PNM submitted its SJGS Abandonment Application requesting NMPRC approval to retire PNM’s share of SJGS in 2022. The SJGS Abandonment Application includes a request to recover PNM’s share of reclamation related to the underground mine that serves SJGS as well as other costs associated with retiring the facility. In addition,  PNM’s  2017  IRP  indicates  that  exiting  PNM’s  ownership  interest  in  Four  Corners  in  2031  would  provide  long-term  cost  savings  for  customers.  See additional discussion of PNM’s December 2018 Compliance Filing, the SJGS Abandonment Application, and its 2017 IRP in Notes 16 and 17. In the event the costs  to  decommission  those  facilities  or  to  reclaim  the  mines  serving  the  plants  exceed  current  estimates,  or  if  amounts  are  not  approved  for  recovery  by  the NMPRC,  results  of  operations  could  be  negatively  impacted.  In  addition,  the  NMPRC’s  order  in  the  NM  2015  Rate  Case  disallowed  recovery  of  future contributions  for  the  decommissioning  of  certain  portions  of  PVNGS.  The  NM  Supreme  Court  determined  that  the  NMPRC’s  decision  to  not  provide  PNM recovery of future contributions for the decommissioning of certain portions of PVNGS denied PNM due process of law and remanded the matter to the NMPRC for  consideration  consistent  with  the  court’s  findings.  On  January  8,  2020,  the  NMPRC  amended  its  order  in  the  case  to  remove  the  disallowance  of  certain decommissioning costs and indicated this matter will be addressed in a future docket. See Note 17. The costs of decommissioning any nuclear power plant are substantial. PNM is responsible for all decommissioning obligations related to its entire interest in  PVNGS,  including  portions  under  lease  both  during  and  after  termination  of  the  leases.  PNM  maintains  trust  funds  designed  to  provide  adequate  financial resources for decommissioning PVNGS and for reclamation of the coal mines serving SJGS and Four Corners at the end of their expected lives. However, if the PVNGS units are decommissioned before their planned date or the coal mines are shut down sooner than expected, these funds may prove to be insufficient. A - 18 Table of Contents The financial performance of PNMR, PNM, and TNMP may be adversely affected if power plants and transmission and distribution systems do not operate reliably and efficiently.   The  Company’s  financial  performance  depends  on  the  successful  operation  of  PNM’s  generation  assets,  as  well  as  the  transmission  and  distribution systems of PNM and TNMP. PNM’s SJGS Abandonment Application requests NMPRC approval to retire PNM’s share of SJGS after the coal supply agreement for that facility expires in mid-2022. PNM’s 2017 IRP also indicates that PNM exiting its ownership interest in Four Corners in 2031 would provide long-term cost savings for customers. These actions will increase PNM’s dependency on other generation resources, including gas-fired facilities and PVNGS, and will reduce PNM’s flexibility in managing those resources. Unscheduled or longer than expected maintenance outages, breakdown or failure of equipment or processes due to aging  infrastructure,  temporary  or  permanent  shutdowns  to  achieve  environmental  compliance,  other  performance  problems  with  the  generation  assets,  severe weather  conditions,  accidents  and  other  catastrophic  events,  acts  of  war  or  terrorism,  cybersecurity  attacks,  wildfires,  disruptions  in  the  supply,  quality,  and delivery of fuel and water supplies, and other factors could result in PNM’s load requirements being larger than available system generation capacity. Unplanned outages of generating units and extensions of scheduled outages occur from time to time and are an inherent risk of the Company’s business. If these were to occur, PNM  would  be  required  to  purchase  electricity  in  either  the  wholesale  market  or  spot  market  at  the  then-current  market  price.  There  can  be  no  assurance  that sufficient electricity would be available at reasonable prices, or available at all. The failure of transmission or distribution facilities may also affect PNM’s and TNMP’s ability to deliver power. These potential generation, distribution, and transmission problems, and any service interruptions related to them, could result in lost revenues and additional costs. PNMR, PNM, and TNMP are subject to information security breaches and risks of unauthorized access to their information and operational technology systems as well as physical threats to assets.   The Company faces the risk of physical and cybersecurity attacks, both threatened and actual, against generation facilities, transmission and distribution infrastructure used to transport power, information technology systems, and network infrastructure, which could negatively impact the ability of the Company to generate, transport, and deliver power, or otherwise operate facilities in the most efficient manner or at all. The  utility  industry  in  which  the  Company  operates  is  a  highly  regulated  industry  that  requires  the  continued  operation  of  sophisticated  information technology systems and network infrastructure, some of which are deemed to be critical infrastructure under NERC guidelines. Certain of the Company’s systems are interconnected with external networks. In the regular course of business, the utilities handle a range of sensitive security and customer information. PNM and TNMP are subject to the rules of various agencies concerning safeguarding and maintaining the confidentiality of this information. Despite steps the Company may take  to  detect,  mitigate  and/or  eliminate  threats  and  respond  to  security  incidents,  the  techniques  used  by  those  who  wish  to  obtain  unauthorized  access,  and possibly disable or sabotage systems and/or abscond with confidential information and data, change frequently and the Company may not be able to protect against all such actions. In the event a capable party attempts to disrupt the generation, transmission, or distribution systems in the U.S., the Company’s computer and operating systems could be subject to physical or cybersecurity attack.  Although the Company has implemented security measures to identify, prevent, detect, respond to, and recover from cyber and physical security events, critical infrastructure, including information and operational technology systems, are vulnerable to disability, failures, or unauthorized access, which could occur as a result of malicious compromise, employee error, and/or employee misconduct.  A successful physical or cybersecurity attack or other similar failure of the systems could impact the reliability of PNM’s generation and PNM’s and TNMP’s transmission and distribution systems,  including  the  possible  unauthorized  shutdown  of  facilities.  Such  an  event  could  lead  to  disruptions  of  business  operations,  including  the  Company’s ability  to  generate,  transport,  and  deliver  power  to  serve  customers,  to  bill  customers,  and  to  process  other  financial  information.  A  breach  of  the  Company’s information systems could also lead to the loss and destruction of confidential and proprietary data, personally identifiable information, trade secrets, intellectual property and supplier data, and could disrupt business operations which could harm the Company’s reputation and financial results, as well as potential increased regulatory  oversight,  litigation,  fines,  and  other  remedial  action.  The  costs  incurred  to  investigate  and  remediate  a  physical  or  cybersecurity  attack  could  be significant. A significant physical or cybersecurity attack on the Company’s critical infrastructure could have an adverse impact on the operations, reputation and financial condition of PNMR, PNM, and TNMP.   There are inherent risks in the ownership and operation of nuclear facilities.   PNM  has  a  10.2%  undivided  interest  in  PVNGS,  including  interests  in  Units  1  and  2  held  under  leases.  PVNGS  represents  14.6%  of  PNM’s  total generating  capacity  as  of  December  31,  2019.  PVNGS  is  subject  to  environmental,  health,  and  financial  risks  including  but  not  limited  to  the  ability  to  obtain adequate supplies of nuclear fuel and water, the ability to dispose of spent A - 19 Table of Contents nuclear fuel, decommissioning of the plant (see above), securing the facilities against possible terrorist attacks, and unscheduled outages due to equipment failures.   The  NRC  has  broad  authority  under  federal  law  to  impose  licensing  and  safety-related  requirements  for  the  operation  of  nuclear  generation  facilities. Events at nuclear facilities of other operators or which impact the industry generally may lead the NRC to impose additional requirements and regulations on all nuclear generation facilities, including PVNGS. A major incident at a nuclear facility anywhere in the world could cause the NRC to limit or prohibit the operation or licensing of any domestic nuclear unit and to promulgate new regulations that could require significant capital expenditures and/or increase operating costs. In  the  event  of  noncompliance  with  its  requirements,  the  NRC  has  the  authority  to  impose  a  progressively  increasing  inspection  regime  that  could ultimately  result  in  the  shutdown  of  a  unit,  civil  penalties,  or  both,  depending  upon  the  NRC’s  assessment  of  the  severity  of  the  situation,  until  compliance  is achieved. Increased costs resulting from penalties, a heightened level of scrutiny, and/or implementation of plans to achieve compliance with NRC requirements could  adversely  affect  the  financial  condition,  results  of  operations,  and  cash  flows  of  PNMR  and  PNM.  Although  PNM  has  no  reason  to  anticipate  a  serious nuclear incident at PVNGS, if an incident did occur, it could materially and adversely affect PNM’s results of operations and financial condition.    PNM  has  external  insurance  coverage  to  minimize  its  financial  exposure  to  some  risks.  However,  it  is  possible  that  liabilities  associated  with  nuclear operations could exceed the amount of insurance coverage. See Note 16. Demand for power could exceed supply capacity, resulting in increased costs for purchasing capacity in the open market or building additional generation facilities and/or battery storage facilities. PNM  is  obligated  to  supply  power  to  retail  customers  and  certain  wholesale  customers.  At  peak  times,  power  demand  could  exceed  PNM’s  available generation capacity, particularly if PNM’s power plants are not performing as anticipated. SJGS Units 2 and 3 were shut down in December 2017 and PNM is currently seeking NMPRC approval to retire PNM’s share of SJGS in 2022. In addition, PNM’s 2017 IRP indicates that it would also save customers money for PNM  to  exit  ownership  in  Four  Corners  in  2031.  SJGS  and  Four  Corners  comprise  a  significant  portion  of  PNM’s  base  load  generation  capacity  and  their retirement would increase reliance on other existing or new generating and/or battery storage resources. Market forces, competitive forces, or adverse regulatory actions may require PNM to purchase capacity on the open market or build additional resources to meet customers’ energy needs. Regulators or market conditions may not permit PNM to pass all of these purchases or construction costs on to customers. If that occurs, PNM may not be able to fully recover these costs or there may be a lag between when costs are incurred and when regulators permit recovery in customers’ rates. These situations could have negative impacts on results of operations and cash flows. The impact of wildfires could negatively affect PNM’s and TNMP’s results of operations. PNM and TNMP have large networks of electric transmission and distribution facilities. Weather conditions in the U.S. Southwest region and Texas vary and  could  contribute  to  wildfires  in  or  near  PNM’s  and  TNMP’s  service  territories.  PNM  and  TNMP  take  proactive  steps  to  mitigate  wildfire  risk.  However, wildfire  risk  is  always  present  and  PNM  and  TNMP  could  be  held  liable  for  damages  incurred  as  a  result  of  wildfires  caused,  or  allegedly  caused,  by  their transmission and distribution systems. In addition, wildfires could cause damage to PNM’s and TNMP’s assets that could result in loss of service to customers or make it difficult to supply power in sufficient quantities to meet customer needs. These events could have negative impacts on the Company’s financial position, results of operations, and cash flows. General Economic and Weather Factors General economic conditions of the nation and/or specific areas can affect the Company’s customers and suppliers. Economic recession or downturn may result in decreased consumption by customers and increased bad debt expense, and could also negatively impact suppliers, all of which could negatively affect the Company. Economic activity in the service territories of PNMR subsidiaries is a key factor in their performance. Decreased economic activity can lead to declines in energy consumption, which could adversely affect future revenues, earnings, and growth.  Higher unemployment rates, both in the Company’s service territories and nationwide,  could result  in commercial  customers  ceasing  operations  and lower  levels  of income  for residential  customers.  These  customers  might  then be unable to pay their bills on time, which could increase bad debt expense and negatively impact results of operations and cash flows. Economic conditions also impact the supply and/or cost of commodities and materials needed to construct or acquire utility assets or make necessary repairs.   A - 20 Table of Contents The operating results of PNMR and its operating subsidiaries are seasonal and are affected by weather conditions, including regional drought. Electric  generation,  transmission,  and  distribution  are  generally  seasonal  businesses  that  vary  with  the  demand  for  power.  With  power  consumption typically peaking during the hot summer months, revenues traditionally peak during that period. As a result, quarterly operating results of PNMR and its operating subsidiaries  vary  throughout  the  year.  In  addition,  PNMR  and  its  operating  subsidiaries  have  historically  had  lower  revenues  resulting  in  lower  earnings  when weather conditions are milder. Unusually mild weather in the future could reduce the revenues, net earnings, and cash flows of the Company. Assured supplies of water are important for PNM’s generating plants. Drought conditions in New Mexico, especially in the “four corners” region, where SJGS and Four Corners are located, may affect the water supply for PNM’s generating plants.  If inadequate precipitation occurs in the watershed that supplies that region,  PNM  may  have  to  decrease  generation  at  these  plants.  This  would  require  PNM  to  purchase  power  to  serve  customers  and/or  reduce  the  ability  to  sell excess power on the wholesale market and reduce revenues. Drought conditions or actions taken by the court system, regulators, or legislators could limit PNM’s supply of water, which would adversely impact PNM’s business. Although SJGS and Four Corners participate in voluntary shortage sharing agreements with tribes and other water users in the “four corners” region, PNM cannot be certain these contracts will be enforceable in the event of a major drought or that it will be able to renew these contracts in the future. TNMP’s  service  areas  are  exposed  to  extreme  weather,  including  high  winds,  drought,  flooding,  ice  storms,  and  periodic  hurricanes.  Extreme  weather conditions, particularly high winds and severe thunderstorms, also occur periodically in PNM’s service areas. These severe weather events can physically damage facilities  owned  by  TNMP  and  PNM.  Any  such  occurrence  both  disrupts  the  ability  to  deliver  energy  and  increases  costs.  Extreme  weather  can  also  reduce customers’ usage and demand for energy or could result in the Company incurring obligations to third parties related to such events. These factors could negatively impact results of operations and cash flows. Financial Factors PNMR may be unable to meet its ongoing and future financial obligations and to pay dividends on its common stock if its subsidiaries are unable to pay dividends or distributions to PNMR. PNMR is a holding company and has no operations of its own. PNMR’s ability to meet its financial obligations and to pay dividends on its common stock primarily depends on the net earnings and cash flows of PNM and TNMP and their capacity to pay upstream dividends or distributions. Prior to providing funds to PNMR, PNM and TNMP have financial and regulatory obligations that must be satisfied, including among others, debt service and, in the case of PNM, preferred stock dividends. The NMPRC has placed certain restrictions on the ability of PNM to pay dividends to PNMR, including that PNM cannot pay dividends that cause its debt rating to fall below investment grade. The NMPRC has also restricted PNM from paying dividends in any year, as determined on a rolling four-quarter basis, in excess  of  net  earnings  without  prior  NMPRC  approval.  PNM  is  permitted  to  pay  dividends  to  PNMR  from  prior  equity  contributions  made  by  PNMR. Additionally,  PNMR’s  financing  agreements  generally  include  a  covenant  to  maintain  a  debt-to-capitalization  ratio  that  does  not  exceed  70%,  and  PNM  and TNMP’s financing arrangements generally include a covenant to maintain debt-to-capitalization ratios that do not exceed 65%. PNM also has various financial covenants that limit the transfer of assets, through dividends or other means and the Federal Power Act imposes certain restrictions on dividends paid by public utilities, including that dividends cannot be paid from paid-in capital. Further,  the  ability  of  PNMR  to  declare  dividends  depends  upon  the  extent  to  which  cash  flows  will  support  dividends,  the  Company’s  financial circumstances and performance, economic conditions in the U.S. and in the Company’s service areas, future growth plans and the related capital requirements, and other business considerations. Declaration of dividends may also be affected by decisions of the NMPRC and PUCT in various regulatory cases currently pending or that may be docketed in the future, including the outcome of appeals of those decisions, conditions imposed by the NMPRC, PUCT, or Federal Power Act, and the effect of federal regulatory decisions and legislative acts. Disruption in the credit and capital markets may impact the Company’s strategy and ability to raise capital. As discussed in MD&A – Liquidity and Capital Resources, PNMR and its subsidiaries rely on access to both short-term and longer-term capital markets as sources of liquidity for any capital requirements not satisfied by cash flow from operations. In general, the Company relies on its short-term credit facilities as the initial source to finance construction expenditures. This results in increased borrowings under the facilities over time. The Company is currently projecting total construction expenditures for the years 2020-2024, including capital requirements related to its investment in NMRD, to be $3.8 billion. If PNMR or its operating subsidiaries are not able to access capital at competitive rates, or at all, PNMR’s ability to finance capital requirements and implement its strategy will be limited. Disruptions in the credit markets, which could negatively impact the Company’s access to capital, could be caused by an economic recession, declines in the health of the banking sector generally or the failure of specific A - 21 Table of Contents banks who are parties to the Company’s credit facilities, deterioration in the overall health of the utility industry, the bankruptcy of an unrelated energy company, war, terrorist attacks, cybersecurity attacks, or threatened attacks.   If  the  Company’s  cash  flow  and  credit  and  capital  resources  are  insufficient  to  fund  capital  expenditure  plans,  the  Company  may  be  forced  to  delay important capital investments, sell assets, seek additional equity or debt capital, or restructure debt. In addition, insufficient cash flows and capital resources may result in reductions of credit ratings. This could negatively impact the Company’s ability to incur additional indebtedness on acceptable terms and would result in an increase in the interest rates applicable under the Company’s credit facilities. The Company’s cash flow and capital resources may be insufficient to pay interest and principal on debt in the future. If that should occur, the Company’s capital raising or debt restructuring measures may be unsuccessful or inadequate to meet scheduled debt service obligations. This could cause the Company to default on its obligations and further impair liquidity. Reduction in credit ratings or changing rating agency requirements could materially and adversely affect the Company’s growth, strategy, business, financial position, results of operations, and liquidity.   PNMR, PNM, and TNMP cannot be sure that any of their current credit ratings will remain in effect for any given period of time or that a rating will not be put under review for a downgrade, lowered, or withdrawn entirely by a rating agency. On January 16, 2018, S&P changed the outlook for PNMR, PNM and TNMP from stable to negative while affirming the investment grade ratings of each entity. On June 29, 2018, Moody’s changed the ratings outlook for PNMR and PNM from positive to stable, maintained the stable outlook for TNMP, and affirmed the long-term credit ratings of each entity. In August 2019, Moody’s affirmed the credit rating and stable outlook for PNMR, PNM and TNMP. On December 18, 2019, S&P upgraded the issuer rating of TNMP to A- from BBB+, maintained the senior  secured  debt  rating  of  TNMP  at  A,  and  maintained  the  outlook  for  TNMP  as  negative.  Downgrades  or  changing  requirements  could  result  in  increased borrowing costs due to higher interest rates on current borrowings or future financings, a smaller potential pool of investors, and decreased funding sources. Such conditions also could require the provision of additional support in the form of letters of credit and cash or other collateral to various counterparties. Declines in values of marketable securities held in trust funds for pension and other postretirement benefits and in the NDT and mine reclamation trusts could result in sustained increases in costs and funding requirements for those obligations, which may affect operational results. The pension plans’ targeted asset allocation is 50% return generating and 50% liability matching fixed income. The Company uses a strategy, known as Liability Driven Investing, which seeks to select investments that match the liabilities of the pension plans. The OPEB plans generally use the same pension fixed income  and  equity  investment  managers  and  utilize  the  same  overall  investment  strategy  as  the  pension  plans,  except  there  is  no allocation  to  alternative investments and the OPEB plans have a target asset allocation of 70% equities and 30% fixed income. Due to the funded status of the NDT and recent overall market performance, PNM has re-balanced the NDT investment portfolio to a target of 80% fixed income securities. The current asset allocation exposes the NDT investment portfolio to market and macroeconomic factors. Declines in market values could result in increased funding of the trusts, the recognition of losses as impairments for the NDT and mine reclamation trusts, and additional expense for the benefit plans. In addition,  a  change  in  GAAP  required  that  all  changes  in  the  fair  value  of  equity  securities  recorded  on  the  Company’s  balance  sheet  be  reflected  in  earnings beginning in 2018, which results in increased volatility in earnings. Impairments of goodwill and long-lived assets of PNMR, PNM, and TNMP could adversely affect the Company’s business, financial position, liquidity, and results of operations.   The Company annually  evaluates  recorded  goodwill for impairment.  See Note 1 and the Critical  Accounting Policies and Estimates  section of MD&A. Long-lived  assets  are  also  assessed  whenever  indicators  of  impairment  exist.  Factors  that  affect  the  long-term  value  of  these  assets,  including  treatment  by regulators in ratemaking proceedings, as well as other economic and market conditions, could result in impairments. Significant impairments could adversely affect the Company’s business, financial position, liquidity, and results of operations. PNM’s PVNGS leases describe certain events, including “Events of Loss” and “Deemed Loss Events”, the occurrence of which could require PNM to take ownership of the underlying assets and pay the lessors for the assets.   The “Events  of Loss”  generally  relate  to casualties,  accidents,  and other  events  at PVNGS, including  the  occurrence  of  specified  nuclear  events,  which would  severely  adversely  affect  the  ability  of  the  operating  agent,  APS,  to  operate,  and  the  ability  of  PNM  to  earn  a  return  on  its  interests  in  PVNGS.    The “Deemed Loss Events” consist primarily of legal and regulatory changes (such as issuance by the NRC of specified violation orders, changes in law making the sale and leaseback transactions illegal, or changes in law making the lessors liable for nuclear decommissioning obligations). PNM believes that the probability of such A - 22 Table of Contents “Events of Loss” or “Deemed Loss Events” occurring is remote for the following reasons: (1) to a large extent, prevention of “Events of Loss” and some “Deemed Loss Events” is within the control of the PVNGS participants through the general PVNGS operational and safety oversight process; and (2) other “Deemed Loss Events” would involve a significant change in current law and policy. PNM is unaware of any proposals pending or being considered for introduction in Congress, or  in  any  state  legislative  or  regulatory  body  that,  if  adopted,  would  cause  any  of  those  events.  Furthermore,  the  NRC  places  restrictions  on  the  ownership  of nuclear  generating  facilities.  These  restrictions  could  limit  the  transfer  of  ownership  should  PNM  decide  to  return  the  assets  underlying  all  or  a  portion  of  its current  leased  interests  in  PVNGS.  In  the  event  PNM  decides  to  return  these  interests  to  the  lessors,  and  a  qualified  buyer  cannot  be  identified,  PNM  may  be required to retain all of a portion of its existing leased capacity in PVNGS or be exposed to other claims for damages by the lessors. See Note 8. If these events were to occur, there is no assurance PNM would be provided cost recovery from customers. The impacts and implementation of U.S. tax reform legislation may negatively impact PNMR’s, PNM’s, and TNMP’s businesses, financial position, results of operations, and cash flows. On December 22, 2017, comprehensive changes in U.S. federal income taxes were enacted through legislation commonly known as the Tax Cuts and Jobs Act (the “Tax Act”). Among other things, the Tax Act reduces the federal corporate income tax rate from 35% to 21% effective January 1, 2018, eliminates federal bonus  depreciation  for  utilities,  and  limits  interest  deductibility  for  non-utility  business  activities  and  the  deductibility  of  certain  officer  compensation.  During 2018,  the  IRS  issued  additional  guidance  related  to  certain  officer  compensation  and  proposed  regulations  on  interest  deductibility  that  provide  a  10%  “de minimis” exception that allows entities with predominantly regulated activities to fully deduct interest expenses. In addition, the IRS issued proposed regulations interpreting Tax Act amendments to depreciation provisions of the IRC that allow the Company to claim a bonus depreciation deduction on certain construction projects placed in service subsequent to the third quarter of 2017. The  Company  believes  that  the  impacts  of  the  Tax  Act  will  not  significantly  impact  the  future  earnings  of  regulated  activities  due  to  the  ratemaking process.  However,  cash  flows  will  be  reduced  in  the  near  term  due  to  less  cash  being  received  from  customer  billings  as  the  benefits  of  the  reduced  corporate income tax are passed on to ratepayers, but without a corresponding reduction in income taxes paid due to the Company having a net operating loss carryforward for income taxes purposes. In addition, the income tax benefit of net losses for the unregulated activities of PNMR will be negatively impacted by the reduced rate. It is possible that further changes to U.S. Treasury regulations, IRS interpretations of the provisions of the Tax Act, actions by the NMPRC, PUCT, and FERC could cause the Company’s expectations of the impacts of the Tax Act to change. Any such change could adversely affect the Company’s financial position, results of operations, and cash flows. Governance Factors   Provisions of PNMR’s organizational documents, as well as several other statutory and regulatory factors, will limit another party’s ability to acquire PNMR and could deprive PNMR’s shareholders of the opportunity to receive a takeover premium for shares of PNMR’s common stock.   PNMR’s restated articles of incorporation and by-laws include a number of provisions that may have the effect of discouraging persons from acquiring large blocks of PNMR’s common stock or delaying or preventing a change in control of PNMR. The material provisions that may have such an effect include:   • Authorization  for  the  Board  to  issue  PNMR’s  preferred  stock  in  series  and  to  fix  rights  and  preferences  of  the  series  (including,  among  other  things, voting rights and preferences with respect to dividends and other matters) • Advance notice procedures with respect to any proposal other than those adopted or recommended by the Board • Provisions specifying that only a majority of the Board, the chairman of the Board, the chief executive officer, or holders of at least one-tenth of all of PNMR’s shares entitled to vote may call a special meeting of shareholders   Under the New Mexico Public Utility Act, NMPRC approval is required for certain transactions that may result in PNMR’s change in control or exercise of control, including ownership of 10% or more of PNMR’s voting stock. PUCT approval is required for changes to the ownership of TNMP or its parent and certain other transactions relating to TNMP. Certain acquisitions of PNMR’s outstanding voting securities also require FERC approval. ITEM 1B. UNRESOLVED STAFF COMMENTS None. A - 23 Table of Contents ITEM 2. PROPERTIES PNMR The significant properties owned by PNMR include those owned by PNM and TNMP and are disclosed below. PNM See  Sources  of  Power  in  Part  I,  Item.  1  Business  above  for  information  on  PNM’s  owned  and  leased  capacity  in  electric  generating  stations.  As  of December  31,  2019,  PNM  owned,  or  jointly  owned,  3,206  miles  of  electric  transmission  lines,  6,071  miles  of  distribution  overhead  lines,  5,934  miles  of underground  distribution  lines  (excluding  street  lighting),  and  255  substations.  PNM’s  electric  transmission  and  distribution  lines  are  generally  located  within easements  and  rights-of-way  on  public,  private,  and  Native  American  lands.  PNM  owns  and  leases  interests  in  PVNGS  Units  1  and  2  and  related  property, communication, office and other equipment, office space, vehicles, and real estate. PNM also owns service and office facilities throughout its service territory. See Note 8 for additional information concerning leases. TNMP TNMP’s facilities  consist  primarily  of  transmission  and distribution  facilities  located  in  its service  areas.  TNMP also  owns and  leases  vehicles,  service facilities, and office locations throughout its service territory. As of December 31, 2019, TNMP owned 981 miles of overhead electric transmission lines, 7,236 miles of overhead distribution lines, 1,324 miles of underground distribution lines, and 125 substations. Substantially all of TNMP’s property is pledged to secure its first mortgage bonds. See Note 7. ITEM 3. LEGAL PROCEEDINGS See Note 16 and Note 17 for information related to the following matters for PNMR, PNM, and TNMP, incorporated in this item by reference. Note 16 • • • • • • • • • • • The Clean Air Act – Regional Haze – NEE Complaint The Clean Air Act – Regional Haze – Four Corners – Four Corners Federal Agency Lawsuit WEG v. OSM NEPA Lawsuit Navajo Nation Environmental Issues Santa Fe Generating Station Coal Combustion Residuals Waste Disposal Continuous Highwall Mining Royalty Rate PVNGS Water Supply Litigation San Juan River Adjudication Rights-of-Way Matter Navajo Nation Allottee Matters Note 17 • • • • • • PNM – Renewable Portfolio Standard PNM – Renewable Energy Rider PNM – Energy Efficiency and Load Management PNM – Integrated Resource Plans PNM – SJGS Abandonment Application TNMP – Transmission Cost of Service Rates ITEM 4. MINE SAFETY DISCLOSURES Not Applicable. A - 24 Table of Contents SUPPLEMENTAL ITEM – EXECUTIVE OFFICERS OF PNM RESOURCES, INC. All officers are elected annually by the Board of PNMR. Executive officers, their ages as of February 21, 2020 and offices held with PNMR for the past five years are as follows:   Initial Effective Date P. K. Collawn Name     61   Chairman, President, and Chief Executive Officer   January 2012 J. D. Tarry   49   Senior Vice President and Chief Financial Officer   January 2020         Vice President, Controller and Treasurer   September 2018         Vice President, Finance and Controller   February 2017         Vice President, Corporate Controller, and Chief Information Officer   April 2015         Vice President, Customer Service and Chief Information Officer   May 2012   Executive Vice President, Corporate Development and Finance   January 2020 C. N. Eldred Age   Office 66           Executive Vice President and Chief Financial Officer   July 2007 P. V. Apodaca   68   Senior Vice President, General Counsel, and Secretary   January 2010 R. N. Darnell   62   Senior Vice President, Public Policy   January 2012 C. M. Olson   62   Senior Vice President, Utility Operations   February 2018         Vice President, Utility Operations   December 2016         Vice President, Generation – PNM   November 2012 PART II   ITEM 5. MARKET FOR PNMR’S COMMON EQUITY, RELATED STOCKHOLDER MATTERS, AND ISSUER PURCHASES OF EQUITY SECURITIES PNMR’s common stock is traded on the New York Stock Exchange under the symbol “PNM”.   Dividends on PNMR’s common stock are declared by its Board. The timing of the declaration of dividends is dependent on the timing of meetings and other actions of the Board. This has historically resulted in dividends considered to be attributable to the second quarter of each year being declared through actions of the Board during the third quarter of the year. The Board declared dividends on common stock considered to be for the second quarter of $0.265 per share in July 2018 and $0.29 per share in July 2019, which are reflected as being in the second quarter. The Board declared dividends on common stock considered to be for the third quarter of $0.265 per share in September 2018 and $0.29 per share in September 2019, which are reflected as being in the third quarter above. On February  21, 2020,  the  Board  declared  a  quarterly  dividend  of  $0.3075  per  share.  PNMR targets  a  long-term  dividend  payout  ratio  of  50%  to  60%  of  ongoing earnings, which is a non-GAAP financial measure that excludes from earnings determined in accordance with GAAP certain non-recurring, infrequent, and other items that are not indicative of fundamental changes in the earnings capacity of the Company’s operations. PNMR uses ongoing earnings to evaluate the operations of the Company and to establish goals, including those used for certain aspects of incentive compensation, for management and employees. PNMR. On February 21, 2020, there were 8,219 holders of record of PNMR’s common stock. All of the outstanding common stock of PNM and TNMP is held by As discussed below and in Note 7, in January 2020, PNMR completed an equity offering of approximately 6.2 million shares of common stock. In lieu of issuing  equity  at  the  time  of  the  offering,  PNMR  entered  into  forward  sale  agreements  with  certain  forward  counterparties.  Settlement  of  the  forward  sale agreements is expected to occur on or prior to January 7, 2021. All  of  PNM’s  and  TNMP’s  common  stock  is  owned  by  PNMR  and  is  not  listed  for  trading  on  any  stock  exchange.  See  Note  6  for  a  discussion  on limitations on the payments of dividends and the payment of future dividends, as well as dividends paid by PNM and TNMP. See Part III, Item 12. Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Stockholder Matters. Preferred Stock As  of  December  31,  2019,  PNM  has  115,293  shares  of  cumulative  preferred  stock  outstanding.  PNM  is  not  aware  of  any  active  trading  market  for  its cumulative preferred stock. Quarterly cash dividends were paid on PNM’s outstanding cumulative preferred stock at the stated rates during 2019 and 2018. PNMR and TNMP do not have any preferred stock outstanding. Sales of Unregistered Securities None. A - 25 Table of Contents ITEM 6. SELECTED FINANCIAL DATA The selected financial data and comparative operating statistics for PNMR should be read in conjunction with the Consolidated Financial Statements and Notes thereto and MD&A. PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES          2019      2018      2017      2016   2015 (In thousands except per share amounts and ratios)   Total Operating Revenues $ 1,457,603  $ 1,436,613  $ 1,445,003  $ 1,362,951  $ 1,439,082 Net Earnings $ 92,131  $ 101,282  $ 95,419  $ 131,896  $ 31,078 Net Earnings Attributable to PNMR $ 77,362  $ 85,642  $ 79,874  $ 116,849  $ 15,640 Net Earnings Attributable to PNMR per Common Share               Basic $ 0.97  $ 1.07  $ 1.00  $ 1.47  $ 0.20 Diluted $ 0.97  $ 1.07  $ 1.00  $ 1.46  $ 0.20 Cash Flow Data   Net cash flows from operating activities $ Net cash flows from investing activities $ Net cash flows from financing activities    503,163  $ (673,898)   $    428,226  $ (475,724)   $    523,462  $ (466,163)   $  $ (699,375)   $ 395,045 (544,528) $ 172,446  $ 45,646  $ 242,392  $ 175,431 Total Assets $ 7,298,774  $ 6,865,551  $ 6,646,103  $ 6,471,080  $ 6,009,328 Long-Term Debt, including current installments $ 3,007,717  $ 2,670,111  $ 2,437,645  $ 2,392,712  $ 2,091,948 $ 8,739  $ —  $ —  $ —  $ — Financing Leases(1) Common Stock Data      (58,847)   $    408,283          Market price per common share at year end $ 50.71  $ 41.09  $ 40.45  $ 34.30  $ 30.57 Book value per common share at year end $ 21.07  $ 21.20  $ 21.28  $ 21.04  $ 20.78 Tangible book value per share at year end $ 17.58  $ 17.70  $ 17.79  $ 17.55  $ 17.28 Average number of common shares outstanding – diluted Dividends declared per common share Capitalization PNMR common stockholders’ equity Preferred stock of subsidiary, without mandatory redemption requirements Long-term debt   $ 79,990   80,012   80,141   80,132   80,139 1.1775  $ 1.0850  $ 0.9925  $ 0.9025  $ 0.8200      35.8%      38.6%      40.9%      41.1%   44.0% 0.2   0.3   0.3   0.3   0.3 64.0   61.1   58.8   58.6   55.7 100.0%   100.0%   (1) Upon adoption of ASU 2016-02 – Leases 100.0%   100.0%   100.0% (Topic 842) on January 1, 2019, the Company classifies its fleet vehicle and equipment leases and its office equipment leases that commenced on or after January 1, 2019 as financing leases. See Note 8. A - 26 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES COMPARATIVE OPERATING STATISTICS          2019      2018        2016   2015 (In thousands)   PNM Revenues               Residential $ 427,883   $ 433,009   $ 419,105   $ 395,490   $ 427,958 Commercial 396,987   408,333   408,354   394,150   437,279 Industrial 69,601   61,119   58,851   56,650   75,308 Public authority 20,322   21,688   23,604   23,174   26,202 Economy service 25,757   26,764   30,645   31,121   35,132 Transmission 57,214   54,280   45,932   34,267   33,216 Firm-requirements wholesale —   —   4,468   22,497   31,263 Other sales for resale (1) 81,934   76,168   101,897   70,375   63,195 Mark-to-market activity (997)   (1,051)   1,317   (1,645)   (5,270) 13,134   14,098   10,057   9,834   6,912 1,987   (2,443)   —   —   — Other miscellaneous (2) Alternative revenue programs (3) Total PNM Revenues $ 1,093,822   $ 1,091,965   $ 1,104,230   $ 1,035,913   $               $ 150,742   $ 130,288   $ 126,587   $ 124,462   $ 120,771 116,953   111,261   106,503   103,174   102,956 Industrial 22,405   17,317   18,140   17,427   16,316 Other miscellaneous 76,210   81,583   89,543   81,975   67,844 Alternative revenue programs (3) (2,529)   4,199   —   —   — 363,781   $ 344,648   $ TNMP Revenues Residential Commercial Total TNMP Revenues (1)    2017 $ 340,773   $ 327,038   $ 1,131,195 307,887  Includes sales to Tri-State under hazard sharing agreement (Note 17). (2) For  the  years  ended  December  31,  2019  and  2018,  $6.8  million  and  $7.6  million  of  sales  related  to  the  SJGS  65  MW are  classified  as other  miscellaneous  revenue  from contracts with customers (Note 4). (3) Beginning in 2018, alternative revenue programs include recovery or refund provisions under PNM’s renewable energy rider; true-ups to PNM’s formula transmission rates, and TNMP’s AMS surcharge, and transmission cost recovery factor; and the energy efficiency incentive bonuses at PNM and TNMP. Beginning in 2018, alternative revenue programs also include the impacts of the PUCT’s January 25, 2018 order regarding the change in the federal corporate income tax rate in 2018 at TNMP. See Notes 4 and 17.   2019 PNM MWh Sales         2018       2017      2016   2015    Residential 3,227,338   3,250,560   3,136,066   3,189,527   3,185,363 Commercial 3,732,099   3,814,659   3,774,417   3,831,295   3,800,472 Industrial 1,152,536   879,308   850,914   875,109   957,308 Public authority 231,538   241,238   250,500   249,860   246,496 Economy service(1) 670,128   667,288   722,501   805,733   796,430 —   —   87,600   429,345   444,495 2,842,759   2,525,220   3,632,137   2,899,322   2,110,947 11,856,398   11,378,273   12,454,135   12,280,191   11,541,511 Firm-requirements wholesale (2) Other sales for resale (3) Total PNM MWh Sales TNMP MWh Sales                 Residential 3,044,760   3,094,965   2,936,291   2,933,938   2,912,019 Commercial 3,401,288   3,186,788   2,793,263   2,742,366   2,654,102 Industrial 4,281,962   3,681,480   3,202,528   2,976,800   2,804,919 99,863   100,300   94,767   98,596   100,999 10,827,873   10,063,533   9,026,849   8,751,700   8,472,039 Other Total TNMP MWh Sales (1) PNM purchases energy for a large customer on the customer’s behalf and delivers the energy to the customer’s location through PNM’s transmission system. PNM charges the customer for the cost of the energy as a direct pass through to the customer with only a minor impact in utility margin resulting from providing ancillary services. (2) Decrease beginning in 2017 reflects the loss of NEC as a wholesale generation customer (Note 17). (3)  Includes sales to Tri-State under hazard sharing agreement (Note 17).     Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES COMPARATIVE OPERATING STATISTICS       PNM Customers           2018         2017         2016   2015    Residential 473,803   470,192   465,950   462,921   459,353 Commercial 57,369   57,000   56,655   56,357   56,107 201   236   239   247   250 1   1   1   1   1 26   39   36   36   39 Industrial Economy service Other sales for resale Other Total PNM Customers TNMP Consumers   930   932   931   887   908 532,330   528,400   523,812   520,449   516,658             Residential 213,435   210,696   207,788   204,744   202,359 Commercial 41,054   40,508   39,814   39,817   39,014 96   88   82   66   70 Industrial Other Total TNMP Consumers PNM Generation Statistics   Net Capability – MW, including PPAs (1) Coincidental Peak Demand – MW Average Fuel Cost per MMBTU $ BTU per KWh of Net Generation      2019 1,911   1,924   1,948   1,993   2,018 256,496   253,216   249,632   246,620   243,461          2,661   2,580   2,791   2,787 1,937   1,885   1,843   1,908   1,889 1.716   $ 1.808   $ 1.704   $ 1.821   $ 2.168 10,055        2,761      10,193      10,396      9,975   10,456    (1) Amounts are reflective of the shutdown of SJGS Units 2 and 3 in December 2017 and restructured ownership of SJGS Unit 4 as of December 31, 2017. A - 28 Table of Contents ITEM 7. MANAGEMENT’S DISCUSSION AND ANALYSIS OF FINANCIAL CONDITION AND RESULTS OF OPERATIONS The  following  Management’s  Discussion  and  Analysis  of  Financial  Condition  and  Results  of  Operations  for  PNMR  is  presented  on  a  combined  basis, including certain information applicable to PNM and TNMP. This report uses the term “Company” when discussing matters of common applicability to PNMR, PNM, and TNMP. The MD&A for PNM and TNMP is presented as permitted by Form 10-K General Instruction I (2) as amended by the FAST Act. For additional information related to the earliest of the two years presented please refer to the Company’s 2018 Annual Report on Form 10-K. A reference to a “Note” in this Item 7 refers to the accompanying Notes to Consolidated Financial Statements included in Part II, Item 8, unless otherwise specified. Certain of the tables below may not appear visually accurate due to rounding. MD&A FOR PNMR EXECUTIVE SUMMARY Overview and Strategy      PNMR is a holding company with two regulated utilities serving approximately 789,000 residential, commercial, and industrial customers and end-users of electricity in New Mexico and Texas. PNMR’s electric utilities are PNM and TNMP. Strategic Goals PNMR is focused on achieving three key strategic goals: • • • Earning authorized returns on regulated businesses Delivering at or above industry-average earnings and dividend growth Maintaining investment grade credit ratings In conjunction with these goals, PNM and TNMP are dedicated to: • • • • Maintaining strong employee safety, plant performance, and system reliability Delivering a superior customer experience Demonstrating environmental stewardship in business operations, including transitioning to an emissions-free generating portfolio by 2040 Supporting the communities in their service territories Earning Authorized Returns on Regulated Businesses PNMR’s success in accomplishing its strategic goals is highly dependent on two key factors: fair and timely regulatory treatment for its utilities and the utilities’  strong operating  performance.  The Company has multiple  strategies  to achieve  favorable  regulatory  treatment,  all  of which have  as their  foundation  a focus on the basics: safety, operational excellence, and customer satisfaction, while engaging stakeholders to build productive relationships. Both PNM and TNMP seek cost recovery for their investments through general rate cases, interim cost of service filings, and various rate riders. Fair and timely rate treatment from regulators is crucial to PNM and TNMP in earning their allowed returns and critical for PNMR to achieve its strategic goals. PNMR believes that earning allowed returns is viewed positively  by credit rating  agencies and that improvements  in the Company’s ratings  could lower costs to utility customers. Additional information about rate filings is provided in Note 17. State Regulation New Mexico 2015 Rate Case – On September 28, 2016, the NMPRC issued an order that authorized PNM to implement an increase in base non-fuel rates of $61.2 million for New Mexico retail customers, effective for bills sent after September 30, 2016. This order was on PNM’s application for a general increase in retail electric rates (the “NM 2015 Rate Case”) filed in August 2015. On  September  28,  2016,  the  NMPRC  issued  an  order  in  the  case  that  included  a  determination  that  PNM  was  imprudent  in  purchasing  64.1  MW  of previously leased capacity in PVNGS Unit 2, extending the leases for 114.6 MW of capacity of PVNGS Units 1 and 2, and installing BDT equipment on SJGS Units 1 and 4. Major components of the difference between the increase in non-fuel revenues approved in the order and PNM’s request, included: A - 29 Table of Contents • • • • A ROE of 9.575%, compared to the 10.5% requested by PNM Inclusion of the January 2016 purchase of the assets underlying three leases of capacity, totaling 64.1 MW of PVNGS Unit 2 at an initial rate base value of $83.7 million, compared to PNM’s request for recovery of the fair market value purchase price of $163.3 million; and disallowance of the recovery of the undepreciated costs of capitalized improvements made during the period the 64.1 MW was being leased by PNM, which costs totaled $43.8 million when the order was issued Disallowance of recovery of the costs associated with converting SJGS Units 1 and 4 to BDT, which is required by the NSR permit for SJGS; PNM’s share of the costs of installing the BDT equipment was $52.3 million, $40.0 million of which PNM requested be included in rate base in the NM 2015 Rate Case Disallowance  of  the  recovery  of  any  future  contributions  for  PVNGS  decommissioning  costs  related  to  the  64.1  MW  of  capacity  in  PVNGS  Unit  2 purchased in January 2016 and the 114.6 MW of the leased capacity in PVNGS Units 1 and 2 that were extended for eight years beginning January 15, 2015 and 2016 On September 30, 2016, PNM filed  a notice of appeal  with the NM Supreme Court regarding  the order in the NM 2015 Rate Case. Specifically,  PNM appealed the NMPRC’s determination that PNM was imprudent in certain matters in the case, including the disallowance of the full purchase price of the 64.1 MW of capacity in PVNGS Unit 2, the undepreciated costs of capitalized improvements made during the period the 64.1 MW of capacity was leased by PNM, the costs of converting SJGS Units 1 and 4 to BDT, and future contributions for PVNGS decommissioning attributable to 64.1 MW of purchased capacity and the 114.6 MW of capacity under the extended leases. NEE, NM AREA, and ABCWUA filed notices of cross-appeal to PNM’s appeal. The issues appealed by the various cross-appellants included, among other things, the NMPRC allowing PNM to recover any of the costs of the lease extensions for the 114.6 MW of PVNGS Units 1 and 2 and any of the purchase price for the 64.1 MW in PVNGS Unit 2, as well as the costs incurred under the Four Corners CSA and the inclusion of the “prepaid pension asset” in rate base. During the pendency of the appeal, PNM evaluated the accounting consequences of the order in the NM 2015 Rate Case and the related appeals to the NM Supreme Court as required under GAAP. These evaluations indicated that it was reasonably possible that PNM would be successful on the issues it was appealing but would not be provided capital cost recovery until the NMPRC acted on a decision of the NM Supreme Court. PNM also evaluated the accounting consequences of the issues being appealed by the cross-appellants and concluded that the issues raised in the cross-appeals did not have substantial merit. In accordance with GAAP, PNM periodically updated its estimate of the amount of time necessary for the NM Supreme Court to render a decision and for the NMPRC to take action on any remanded issues. As a result of these evaluations, through December 31, 2018, PNM recorded accumulated pre-tax impairments of its capital investments subject to the appeal in the amount of $18.4 million. On May 16, 2019, the NM Supreme Court issued its decision on the matters that had been appealed in the NM 2015 Rate Case. The NM Supreme Court rejected the matters appealed by the cross-appellants and all but one of the matters appealed by PNM. The NM Supreme Court ruled that the NMPRC’s decision to permanently disallow recovery of future decommissioning costs related to the 64.1 MW of PVNGS Unit 2 and the 114.6 MW of PVNGS Units 1 and 2 deprived PNM of its rights to due process of law and remanded the case to the NMPRC for further proceedings consistent with the court’s findings. On July 17, 2019, the NMPRC  heard  oral  argument  from  parties  in  the  case.  At  oral  argument,  parties  presented  various  positions  ranging  from  re-litigating  the  value  of  PVNGS resources  determined  by  the  NMPRC  and  affirmed  by  the  NM  Supreme  Court  to  re-affirming  the  NMPRC’s  final  order  with  a  single  modification  to  address recovery of PVNGS decommissioning costs in a future case. On January 8, 2020, the NMPRC issued its order in response to the NM Supreme Court’s remand. The  NMPRC reaffirmed  its  September  2016  order  except  for  the  decision  to  permanently  disallow  recovery  of  certain  future  decommissioning  costs  related  to PVNGS Units 1 and 2. The NMPRC indicated that PNM’s ability to recover these costs will be addressed in a future proceeding and closed the NM 2015 Rate Case docket. As a result of the NM Supreme Court’s ruling, PNM recorded a pre-tax impairment of $150.6 million which is reflected as regulatory disallowances and restructuring  costs  in  the  Consolidated  Statements  of  Earnings  for  the  year  ended  December  31,  2019.  The  impairment  reflects  capital  costs  not  previously impaired during the pendency of the appeal and was offset by tax impacts of $45.7 million which are reflected as income taxes on the Consolidated Statements of Earnings. New Mexico 2016 Rate Case – In January 2018, the NMPRC approved a settlement agreement that authorized PNM to implement an increase in base nonfuel rates of $10.3 million, which includes a reduction to reflect the impact of the decrease in the federal corporate income tax rate and updates to PNM’s cost of debt (aggregating $47.6 million annually). This order was on PNM’s application for a general increase in retail electric rates filed in December 2016 (the “NM 2016 Rate Case”). The key terms of the order include: A - 30 Table of Contents • • • • • A ROE of 9.575% A requirement  to  return  to  customers  over  a  three-year  period  the  benefit  of  the  reduction  in  the  New Mexico  corporate  income  tax  rate  to  the  extent attributable to PNM’s retail operations (Note 18) A disallowance of PNM’s ability to collect an equity return on certain investments aggregating $148.1 million at Four Corners, but allowing recovery of a debt-only return An agreement to not implement non-fuel base rate changes, other than changes related to PNM’s rate riders, with an effective date prior to January 1, 2020 A requirement to consider the prudency of PNM’s decision to continue its participation in Four Corners in PNM’s next general rate case filing PNM implemented  50% of the approved increase for service rendered  beginning February 1, 2018 and implemented  the rest of the increase  for service rendered beginning January 1, 2019. This matter is now concluded. TNMP 2018 Rate Case – On  December  20,  2018,  the  PUCT  approved  a  settlement  stipulation  allowing  TNMP  to  increase  annual  base  rates  by  $10.0 million  based  on  a  ROE  of  9.65%,  a  cost  of  debt  of  6.44%,  and  a  capital  structure  comprised  of  55%  debt  and  45%  equity.  Under  the  approved  settlement stipulation TNMP was granted authority to integrate revenues previously recorded under the AMS rider, as well as other unrecovered AMS costs, into base rates; establish a new rider to recover Hurricane Harvey restoration costs, net of amounts owed to customers as a result of the reduction in the federal corporate income tax rate during 2018; and to update depreciation rates. In addition, the approved settlement stipulation allows TNMP to refund the regulatory liability recorded at December  31,  2017  related  to  federal  tax  reform  to  customers  and  reflects  the  reduction  in  the  federal  corporate  income  tax  rate  to  21%.  New  rates  under  the TNMP 2018 Rate Case became effective January 1, 2019. Advanced Metering – TNMP completed its mass deployment of advanced meters across its service territory in 2016 and has installed more than 242,000 advanced meters. As discussed above, beginning in 2019 the costs associated with TNMP’s AMS program are being recovered through base rates. In February 2016, PNM filed an application with the NMPRC requesting approval of a project to replace its existing customer metering equipment with Advanced Metering Infrastructure (“AMI”), which was denied. As ordered by the NMPRC, PNM’s 2020 filing for energy efficiency programs to be offered in 2021 should include a proposal for an AMI pilot project. Rate Riders and Interim Rate Relief – The PUCT has approved mechanisms that allow TNMP to recover capital invested in transmission and distribution projects without having to file a general rate case. The NMPRC has approved PNM recovering fuel costs through the FPPAC, as well as rate riders for renewable energy and energy efficiency. These mechanisms allow for more timely recovery of investments. Cost Recovery Related to Joining the EIM – In  2018,  PNM  completed  a  cost-benefit  analysis  that  indicated  PNM’s  participation  in  the  California Independent  System  Operator  (“CAISO”)  Western  Energy  Imbalance  Market  (“EIM”)  would  provide  substantial  benefits  to  retail  customers.  In  August  2018, PNM  filed  an  application  with  the  NMPRC  requesting,  among  other  things,  to  recover  the  cost  of  initial  capital  investments  and  authorization  to  establish  a regulatory asset to recover other expenses that would be incurred in order to join the EIM. PNM’s application proposed recovery of the costs incurred to join the EIM beginning on the effective date of new rates in PNM’s next general rate case and that the benefits of participating in the EIM be credited to retail customers through  PNM’s  existing  FPPAC.  In  December  2018,  the  NMPRC  issued  an  order  approving  the  establishment  of  a  regulatory  asset  to  recover  PNM’s  cost  of joining the EIM. The order was subsequently vacated based on challenges by certain parties. In March 2019, the NMPRC issued a revised order approving the Hearing  Examiner’s  recommendation  to  defer  certain  rate  making  issues,  including  but  not  limited  to  implementation  and  ongoing  EIM  costs  and  savings,  the prudence and reasonableness of costs included in a regulatory asset, and the period over which costs would be charged to customers until PNM’s next general rate case filing. In April 2019, the NMPRC issued an order clarifying that the CAISO quarterly benefits reports may be used to support the benefits of participating in the EIM. PNM anticipates it will begin participating in the EIM in April 2021. FERC Regulation Rates  PNM  charges  wholesale  transmission  customers  and  wholesale  generation  customers  are  subject  to  traditional  rate  regulation  by  FERC.  Rates charged  to  wholesale  electric  transmission  customers  are  based  on  a  formula  rate  mechanism  pursuant  to  which  rates  for  wholesale  transmission  service  are calculated  annually  in  accordance  with  an  approved  formula.  The  formula  includes  updating  cost  of  service  components,  including  investment  in  plant  and operating expenses, based on information contained in PNM’s annual financial report filed with FERC, as well as including projected transmission capital projects to  be  placed  into  service  in  the  following  year.  The  projections  included  are  subject  to  true-up.  Certain  items,  including  changes  to  return  on  equity  and depreciation rates, require a separate filing to be made with FERC before being included in the formula rate. A - 31 Table of Contents On May 10, 2019, PNM filed an application with FERC requesting approval to purchase and provide transmission service on a new 165-mile long 345-kV transmission line and related facilities (the “Western Spirit Line”). Under related agreements, which are subject to certain conditions being met prior to closing, the Western Spirit Line will be purchased by PNM to serve approximately 800 MW of wind generation to be located in eastern New Mexico beginning in 2021. FERC approved PNM’s request to provide transmission to the facilities using an incremental rate based on construction and other ongoing costs for the line, including adjustments for construction costs funded by the customer, effective July 9, 2019 and approved PNM’s request to purchase the Western Spirit Line on August 8, 2019. The NMPRC approved PNM’s planned purchase of the Western Spirit Line on October 2, 2019. See Note 17. PNM has no full-requirements wholesale generation customers. Delivering At or Above Industry-Average Earnings and Dividend Growth PNMR’s strategic goal to deliver at or above industry-average earnings and dividend growth enables investors to realize the value of their investment in the Company’s business. PNMR’s current target is 5% to 6% earnings and dividend growth for the period 2020 through 2023. Earnings growth is based on ongoing earnings, which is a non-GAAP financial measure that excludes from GAAP earnings certain non-recurring, infrequent, and other items that are not indicative of fundamental  changes  in  the  earnings  capacity  of  the  Company’s  operations.  PNMR  uses  ongoing  earnings  to  evaluate  the  operations  of  the  Company  and  to establish goals, including those used for certain aspects of incentive compensation, for management and employees. PNMR targets a dividend payout ratio in the 50% to 60% range of its ongoing earnings. PNMR expects to provide at or above industry-average dividend growth  in  the  near-term  and  to  manage  the  payout  ratio  to  meet  its  long-term  target.  The  Board  will  continue  to  evaluate  the  dividend  on  an  annual  basis, considering sustainability and growth, capital planning, and industry standards. The Board approved the following increases in the indicated annual common stock dividend: Approval Date   Percent Increase December 2017   9% December 2018   9% December 2019   6% Maintaining Investment Grade Credit Ratings The Company is committed to maintaining investment grade credit ratings in order to reduce the cost of debt financing and to help ensure access to credit markets, when required. See the subheading Liquidity included in the full discussion of Liquidity and Capital Resources below for the specific credit ratings for PNMR, PNM, and TNMP. Currently, all of the credit ratings issued by both Moody’s and S&P on the Company’s debt are investment grade. Business and Strategic Focus PNMR  strives  to  create  enduring  value  for  customers,  communities,  and  shareholders.  PNMR’s  strategy  and  decision-making  are  focused  on  safely providing  reliable,  affordable,  and  environmentally  responsible  power.  The  Company  works  closely  with  its  stakeholders  to  ensure  that  resource  plans  and infrastructure  investments  benefit  from  robust  public  dialogue  and  balance  the  diverse  needs  of  our  communities.  Equally  important  is  the  focus  of  PNMR’s utilities on customer satisfaction and community engagement. Reliable and Affordable Power PNMR  and  its  utilities  are  aware  of  the  important  roles  they  play  in  enhancing  economic  vitality  in  their  service  territories.  Management  believes  that maintaining  strong  and  modern  electric  infrastructure  is  critical  to  ensuring  reliability  and  supporting  economic  growth.  When  contemplating  expanding  or relocating their operations, businesses consider energy affordability and reliability to be important factors. PNM and TNMP strive to balance service affordability with  infrastructure  investment  to  maintain  a  high  level  of  electric  reliability  and  to  deliver  a  superior  customer  experience.  Investing  in  PNM’s  and  TNMP’s infrastructure is critical to ensuring reliability and meeting future energy needs. Both utilities have long-established records of providing customers with reliable electric service. Utility Plant and Strategic Investments Utility Plant Investments – During the 2017 to 2019 period, PNM and TNMP together invested $1.5 billion in utility plant, including substations, power plants, nuclear fuel, and transmission and distribution systems. During 2018 and 2019, PNM A - 32 Table of Contents constructed an additional 50 MW of PNM-owned solar-PV facilities, which were approved by the NMPRC in PNM’s 2018 renewable energy procurement plan. In late 2018, PNM installed a new type of protective relay on its high-voltage transmission lines, which help to ensure the reliability of PNM’s electrical system. On May 1, 2019, PNM executed an agreement to purchase the Western Spirit Line, which has been approved by FERC and the NMPRC. Under the agreement, subject to certain conditions being met prior to closing, PNM will purchase the Western Spirit Line upon its expected commercial operation date in 2021 at a net cost of approximately $285 million, including customer reimbursements. PNM’s SJGS Abandonment Application requests NMPRC approval of a replacement resource scenario that would result in PNM investing approximately $298 million to construct and own a new 280 MW gas-fired generation facility to be located at the existing  SJGS  site,  70  MW  of  battery  storage  facilities,  and  other  transmission  upgrades  to  replace  PNM’s  capacity  in  SJGS.  See  the  subheading  Capital Requirements included in the full discussion of Liquidity and Capital Resources below for additional discussion of the Company’s projected capital requirements. Strategic Investments – In 2017, PNMR Development and AEP OnSite Partners created NMRD to pursue the acquisition, development, and ownership of renewable energy generation projects, primarily in the state of New Mexico. Abundant renewable resources, large tracts of affordable land, and strong government and  community  support  make  New  Mexico  a  favorable  location  for  renewable  generation.  New  Mexico  ranks  3rd in  the  nation  for  energy  potential  from  solar power according to the Nebraska Department of Energy & Energy Sun Index and ranks 3rd in the nation for land-based wind capacity according to the U.S. Office of Energy Efficiency and Renewable Energy. PNMR Development and AEP OnSite Partners each have a 50% ownership interest in NMRD. Through NMRD, PNMR  anticipates  being  able  to  provide  additional  renewable  generation  solutions  to  customers  within  and  surrounding  its  regulated  jurisdictions  through partnering  with  a  subsidiary  of  one  of  the  United  States’  largest  electric  utilities.  The  formation  of  this  joint  venture  provides  a  more  efficient  use  of  PNMR’s capital to support new renewable investment opportunities while maintaining the necessary capital to support investments required by regulated jurisdictions. As of December  31,  2019,  NMRD’s  renewable  energy  capacity  in  operation  was  85.1  MW,  which  includes  80  MW  of  solar-PV  facilities  to  supply  energy  to  the Facebook data center located within PNM’s service territory, 1.9 MW to supply energy to Columbus Electric Cooperative located in southwest New Mexico, 2.0 MW  to  supply  energy  to  the  Central  New  Mexico  Electric  Cooperative,  and  1.2  MW  of  solar-PV  facilities  to  supply  energy  to  the  City  of  Rio  Rancho,  New Mexico.  The  NMPRC  has  approved  PNM’s  request  to  enter  into  an  additional  25-year  PPA  to  purchase  renewable  energy  and  RECs  from  an  aggregate  of approximately 50 MW of capacity from solar-PV facilities to be constructed by NMRD to supply power to the Facebook data center. These facilities are expected to begin commercial operation by June 2020. See Note 17. NMRD actively explores opportunities for additional renewable projects, including large-scale projects to serve future data centers and other customer needs. Integrated Resource Plan NMPRC rules require that investor-owned utilities file an IRP every three years. The IRP is required to cover a 20-year planning period and contain an action plan covering the first four years of that period. PNM  filed  its  2017  IRP  on  July  3,  2017.  The  2017  IRP  analyzed  several  scenarios  utilizing  assumptions  that  PNM  continues  service  from  its  SJGS capacity beyond mid-2022 and that PNM retires its capacity after mid-2022. Key findings of the 2017 IRP included, among other things, that retiring PNM’s share of SJGS in 2022 and exiting ownership in Four Corners in 2031 would provide long-term cost savings for PNM’s customers and that the best mix of new resources to replace the retired coal generation would include solar energy and flexible natural gas-fired peaking capacity as well as energy storage, if the economics support it, and wind energy provided additional transmission capacity becomes available. The 2017 IRP also indicated that PNM should retain the currently leased capacity in PVNGS. In  December  2018,  the  NMPRC  issued  an  order  accepting  PNM’s  2017  IRP  as  compliant  with  applicable  statute  and  NMPRC  rules.  Several  parties appealed  the  NMPRC’s  final  order  to  the  NM  Supreme  Court.  These  appeals  were  ultimately  withdrawn  by  parties  or  denied  by  the  NM  Supreme  Court.  See additional discussion regarding PNM’s leased capacity in PVNGS in Note 8 and PNM’s 2017 IRP and the SJGS Abandonment Application in Note 17. In the third quarter of 2019, PNM initiated its 2020 IRP process which will cover the 20-year planning period from 2019 through 2039. Consistent with historical practice, PNM has provided notice to various interested parties and has hosted a series of public advisory presentations. NMPRC rules require PNM to file its 2020 IRP in July 2020. PNM will continue to seek input from interested parties as a part of this process. PNM cannot predict the outcome of this matter. Environmentally Responsible Power PNMR has a long-standing record of environmental stewardship. PNM’s environmental focus is in three key areas: • Developing strategies to provide reliable and affordable power while transitioning to a 100% emissions-free generating portfolio by 2040 A - 33 Table of Contents • • Preparing PNM’s system to meet New Mexico’s increasing renewable energy requirements as cost-effectively as possible Increasing energy efficiency participation PNMR’s  Sustainability  Portal  provides  key  environmental  and  sustainability  information  related  to  PNM’s  and  TNMP’s  operations  and  is  available  at http://www.pnmresources.com/about-us/sustainability-portal.aspx. The portal also contains a Climate Change Report, which outlines plans for PNM to be coal-free by 2031 (subject to regulatory approval) and to have an emissions-free generating portfolio by 2040. The Energy Transition Act (“ETA”) On  June  14,  2019,  Senate  Bill  489,  known  as  the  ETA,  became  effective.  Prior  to  the  enactment  of  the  ETA,  the  REA  established  a  mandatory  RPS requiring utilities to acquire a renewable energy portfolio equal to 10% of retail electric sales by 2011, 15% by 2015, and 20% by 2020. The ETA amends the REA and requires utilities operating in New Mexico to have renewable portfolios equal to 20% by 2020, 40% by 2025, 50% by 2030, 80% by 2040, and 100% zerocarbon energy by 2045. The ETA also amends sections of the REA to allow for the recovery of undepreciated investments and decommissioning costs related to qualifying EGUs that the NMPRC has required be removed from retail jurisdictional rates, provided replacement resources to be included in retail rates have lower or  zero-carbon  emissions.  The  ETA  provides  for  a  transition  from  fossil-fueled  generating  resources  to  renewable  and  other  carbon-free  resources  by  allowing utilities to issue securitized bonds, or “energy transition bonds,” related to the retirement of certain coal-fired generating facilities to qualified investors. Proceeds from the energy transition bonds must be used to provide utility service to customers and for other costs as defined by the ETA. These costs may include coal mine and plant decommissioning that have not yet been charged to customers. Proceeds from energy transition bonds may also be used to fund severances to employees of the retired facility and related coal mine, and to promote economic development, education and job training in areas impacted by the retirement of the coal-fired facilities.  The ETA requires the NMPRC to prioritize  replacement  resources  in a manner intended to mitigate the economic impact to communities  affected by these plant retirements. See additional discussion of the ETA and PNM’s SJGS Abandonment Application below and in Notes 16 and 17. PNM expects the ETA will have significant impact on PNM’s future generation portfolio, including PNM’s planned retirement of SJGS in 2022. PNM cannot predict the full impact of the ETA or the outcome of its pending and potential future generating resource abandonment and replacement filings with the NMPRC. SJGS SJGS Abandonment Application – As discussed in Note 16, PNM submitted the December 2018 Compliance Filing to the NMPRC on December 31, 2018 indicating that, consistent with the conclusions reached in PNM’s 2017 IRP, PNM’s customers would benefit from the retirement of PNM’s share of SJGS (subject to future NMPRC approval) after the current SJGS CSA expires in mid-2022. In January 2019, the NMPRC issued an order initiating a proceeding and requiring PNM to submit an application for the abandonment of PNM’s share of SJGS in 2022 and for replacement resources by March 1, 2019. The NMPRC’s January 2019 order was subsequently stayed by the NM Supreme Court pending review of PNM’s petition in the matter. On June 26, 2019, the NM Supreme Court lifted the stay and denied PNM’s petition without discussion. See additional discussion of PNM’s December 2018 Compliance Filing in Note 16. On July 1, 2019, PNM filed a Consolidated Application for the Abandonment and Replacement of SJGS and Related Securitized Financing Pursuant to the ETA (the “SJGS Abandonment Application”). The SJGS Abandonment Application seeks NMPRC approval to retire PNM’s share of SJGS in mid-2022, and for approval of replacement resources and the issuance of approximately $361 million of energy transition bonds as provided by the ETA. The application includes several replacement resource scenarios including PNM’s recommended replacement scenario, which is consistent with PNM’s goal of having a 100% emissionsfree  generating  portfolio  by  2040  and  would  provide  cost  savings  to  customers  while  preserving  system  reliability.  The  application  includes  three  other replacement resource scenarios that would place a greater amount of resources in the San Juan area, or result in no new fossil-fueled generating facilities, or no battery storage facilities being added to PNM’s portfolio. When compared to PNM’s recommended replacement resource scenario, the three alternative resource scenarios are expected to result in increased costs to customers and the two alternative resource scenarios that result in no new fossil-fueled generating facilities are expected to provide lower system reliability. On  July  10,  2019,  the  NMPRC  issued  an  order  requiring  the  SJGS  Abandonment  Application  be  considered  in  two  proceedings:  one  addressing  SJGS abandonment  and related  financing  and the other  addressing  replacement  resources.  The NMPRC indicated  that  PNM’s July 1, 2019 filing  is responsive  to the January 30, 2019 order but did not definitively indicate if the abandonment and financing proceedings would be evaluated under the requirements of the ETA. The NMPRC’s July 10, 2019 order also extended the deadline to issue the abandonment and financing order to nine months and to issue the replacement resources order to 15 months. The NMPRC denied motions for clarification regarding the applicability of the ETA to PNM’s SJGS A - 34 Table of Contents Abandonment Application and indicated that the Hearing Examiners assigned to the proceeding would address the issue of law applicable to the approvals sought by  PNM  in  the  procedural  orders.  The  Hearing  Examiners  subsequently  issued  procedural  orders  that  set  public  hearings  on  SJGS  abandonment  and  related financing to begin in December 2019 and for hearings on replacement resources to begin in January 2020. The Hearing Examiners also required PNM to file legal brief by August 23, 2019 regarding the extent to which the state constitution might prevent the ETA from applying to the issues in each proceeding, that parties file responses  to  PNM’s  legal  briefs  by  October  18,  2019,  and  provided  parties  the  opportunity  to  file  testimony  on  the  merits  of  their  claims  regarding  the  SJGS abandonment  and  replacement  resources  if  the  ETA  is  ultimately  determined  to  not  apply  to  PNM’s  application.  Hearings  on  the  abandonment  and  securitized financing proceedings were held in December 2019 and hearings on replacement resources were held in January 2020. On August 30, 2019, PNM and other parties filed a petition for a writ of mandamus requesting the NM Supreme Court clarify that the reason underlying its June 2019 decision to deny the stay was due to the passage of the ETA and to clarify that the ETA applies to any application filed after the stay had been lifted. On September 18, 2019, NEE and other advocacy groups filed an amended emergency petition for a writ of mandamus requesting the NM Supreme Court stay the SJGS  abandonment  and  financing  proceedings,  declare  the  ETA  inapplicable  to  such  proceedings  and  declare  certain  provisions  of  the  ETA  unconstitutional because they limit the regulatory oversight responsibilities of the NMPRC. In early October 2019, the NM Supreme Court denied both PNM’s and NEE’s petitions for writ of mandamus without discussion. On December 9, 2019, the Governor of the State of New Mexico, the President of the Navajo Nation, and several New Mexico state senators and representatives filed an emergency petition for a writ of mandamus requesting the NM Supreme Court require the NMPRC to comply with  its  constitutional  duties  and  apply  the  ETA  to  every  aspect  of  PNM’s  SJGS  Abandonment  Application.  In  January  2020,  the  NM  Supreme  Court  denied NEE’s and other parties petitions, granted PNM’s motion to intervene, and scheduled oral argument to be presented by the NMPRC and PNM. On January 29, 2020,  and  after  oral  argument,  the  NM  Supreme  Court  issued  a  ruling  requiring  the  NMPRC  apply  the  ETA  to  all  aspects  of  PNM’s  SJGS  Abandonment Application, indicating any previous NMPRC orders inconsistent with their ruling should be vacated, and denying parties’ request for stay. On February  21, 2020, the Hearing  Examiners  issued two recommended  decisions  recommending  approval  of PNM’s proposed abandonment  of SJGS, subject to approval of the separate replacement resources proceeding, and approval of PNM’s proposed financing order to issue Securitized Bonds.  The Hearing Examiners recommended, among other things, that PNM be authorized to abandon SJGS by June 30, 2022, to issue Securitized Bonds of up to $361 million, and to establish  a  rate  rider  to  collect  non-bypassable  customer  charges  for  repayment  of  the  bonds  (the  “Energy  Transition  Charge”).  The  Hearing  Examiners recommended an interim rate rider adjustment upon the start date of the Energy Transition Charge to provide immediate credits to customers for the full value of PNM’s revenue requirement related to SJGS until those reductions are reflected in base rates. In addition, the Hearing Examiners recommended PNM be granted authority to establish regulatory assets to recover costs that PNM will pay prior to the issuance of the Securitized Bonds, including costs associated with the bond issuances  as  well  as  for  severances,  job  training,  and  economic  development  costs.    Exceptions  to  the  recommended  decisions  are  due  March  4,  2020,  and responses to exceptions are due March 6, 2020.  The Hearing Examiners also found that the statutory deadline for action by the Commission is April 1, 2020. See Note 17. The financial impact of an early retirement of SJGS and the NMPRC approval process are influenced by many factors outside of PNM’s control, including the  economic  impact  of  a  potential  SJGS  abandonment  on  the  area  surrounding  the  plant  and  the  related  mine,  as  well  as  the  overall  political  and  economic conditions of New Mexico. PNM cannot predict the outcome of this matter. Other Environmental Matters – In addition to the regional haze rule and the ETA, SJGS and Four Corners may be required to comply with other rules that affect  coal-fired  generating  units.  On  March  28,  2017,  President  Trump  issued  an  Executive  Order  on  Energy  Independence.    The  order  sets  out  two  general policies: promote clean and safe development of energy resources, while avoiding regulatory burdens, and ensure electricity is affordable, reliable, safe, secure, and clean.  On June 19, 2019, EPA released the final Affordable Clean Energy rule. EPA is taking three separate actions in the final rule: (1) repealing the Clean Power Plan; (2) promulgating the Affordable Clean Energy rule; and (3) revising the implementing regulations for all emission guidelines issued under Clean Air Act  Section  111(d)  which,  among  other  things,  extends  the  deadline  for  state  plans  and  the  timing  of  EPA’s  approval  process.  EPA  set  the  Best  System  of Emissions Reduction (“BSER”) for existing coal-fired power plants as heat rate efficiency improvements based on a range of “candidate technologies” that can be applied  inside  the  fence-line.  Rather  than  setting  a  specific  numerical  standard  of  performance,  EPA’s  rule  directs  states  to  determine  which  of  the  candidate technologies to apply to each coal-fired unit and establish standards of performance based on the degree of emission reduction achievable based on the application of BSER. The final rule requires states to submit a plan to EPA by July 8, 2022, and then EPA has one year to approve the plan. If states do not submit a plan or their submitted plan is not acceptable, EPA will have two years to develop a federal plan. The rule is not expected to impact SJGS since EPA’s final approval of a state SIP would occur after the planned shutdown of SJGS in 2022 (subject to NMPRC approval). The Company is reviewing the rule with respect to impacts to Four Corners. See Note 16. A - 35 Table of Contents On December 20, 2018, EPA published in the Federal Register a proposed rule that would revise the Carbon Pollution Standards rule issued in October 2015 for certain fossil-fueled power plants. The proposal would revise the emissions standards for new, reconstructed, or modified coal-fired EGUs to make them less stringent. PNM does not expect SJGS or Four Corners will be subject to the Carbon Pollution Standards rule that EPA has proposed to revise. PNM’s review of the GHG emission reductions standards under the Affordable Clean Energy rule and the revised proposed Carbon Pollution Standards rule is ongoing. The Affordable Clean Energy rule has been challenged by several parties and may be impacted by further litigation. As discussed above, SJGS may also be required to comply with additional CO2 emissions restrictions issued by the New Mexico Environmental Improvement Board pursuant to the recently enacted ETA. PNM cannot predict the impact these standards may have on its operations or a range of the potential costs of compliance, if any. Renewable Energy PNM’s  renewable  procurement  strategy  includes  utility-owned  solar  capacity,  as  well  as  wind  and  geothermal  energy  purchased  under  PPAs.  As  of December 31, 2019, PNM has 157 MW of utility-owned solar capacity in operation. In addition, PNM purchases power from a customer-owned distributed solar generation program that had an installed capacity of 127.6 MW at December 31, 2019. PNM also owns the 500 KW PNM Prosperity Energy Storage Project. The project was one of the first combinations of battery storage and solar-PV energy in the nation and involved extensive research and development of advanced grid concepts. The facility also was the nation’s first solar storage facility fully integrated into a utility’s power grid. PNM also purchases the output from New Mexico Wind, a 204 MW wind facility, and the output of Red Mesa Wind, an existing 102 MW wind energy center. If approved by the NMPRC, PNM’s recommended resource scenario to replace the planned retirement of SJGS would result in PNM executing PPAs to purchase renewable energy and RECs from a total of 350 MW of solar-PV facilities and to procure energy from and construct a total of 130 MW of battery storage facilities. If approved, PNM would procure power under a PPA from one of the United States’ largest solar facilities and would have one of the nation’s highest percentage of battery storage capacity integration. The majority of these renewable resources are key means for PNM to meet the RPS and related regulations that require PNM to achieve prescribed levels of  energy  sales  from  renewable  sources,  including  those  set  by  the  recently  enacted  ETA,  without  exceeding  cost  requirements.  PNM  makes  renewable procurements consistent with the plans approved by the NMPRC. PNM’s 2020 renewable energy procurement plan was approved by the NMPRC in January 2020 and includes a PPA to procure 140 MW of renewable energy and RECs from La Joya Wind beginning in 2021. As discussed in Strategic Investments above, PNM is currently purchasing the output of 80 MW of solar capacity from NMRD that is used to serve the Facebook  data  center.  PNM  has  entered  into  three  separate  25-year  PPAs  to  purchase  renewable  energy  and  RECs  to  be  used  by  PNM  to  supply  additional renewable  power  to  the  Facebook  data  center.  These  PPAs  include  the  purchase  of  the  power  and  RECs  from  a  50  MW  wind  project,  which  was  placed  in commercial  operation  in  November  2018,  a  166  MW  wind  project  to  be  operational  in  November  2020,  and  a  50  MW  solar-PV  project  to  be  operational  in December 2021. In August 2018, the NMPRC approved PNM’s request to enter into two additional 25-year PPAs to purchase renewable energy and RECs from an aggregate of approximately 100 MW of capacity from two solar-PV facilities to be constructed by NMRD to supply power to Facebook, Inc. The first 50 MW of these facilities began commercial operations in December 2019 and the remaining capacity is expected to begin commercial operation by June 2020. See Note 17. On  May  31,  2019,  PNM  filed  an  application  with  the  NMPRC  for  approval  of  a  program  under  which  qualified  governmental  and  large  commercial customers  could  participate  in  a  voluntary  renewable  energy  procurement  program.  PNM  proposes  to  recover  costs  of  the  program  directly  from  subscribing customers through a rate rider. If approved by the NMPRC, PNM would procure renewable energy from 50 MW of solar-PV facilities under a 15-year PPA. PNM had fully subscribed the entire output of the 50 MW facilities at the time of the filing. Hearings on the application concluded on January 9, 2020. On February 14, 2020, PNM and several other parties filed a joint proposed recommended decision addressing the Hearing Examiner’s questions in the filing and recommending the NMPRC approve PNM’s application. PNM cannot predict the outcome of this matter. PNM will continue to procure renewable resources while balancing the impact to customers’ electricity costs in order to meet New Mexico’s escalating RPS and carbon-free resource requirements. Energy Efficiency      Energy efficiency plays a significant role in helping to keep customers’ electricity costs low while meeting their energy needs and is one of the Company’s approaches to supporting environmentally responsible power. PNM’s and TNMP’s energy efficiency and load management portfolios continue to achieve robust results. In 2019, incremental energy saved as a result of new participation in PNM’s portfolio of energy efficiency programs is estimated to be approximately 65 GWh. This is equivalent to the annual consumption of approximately 9,500 homes in PNM’s service territory. PNM’s load management and annual energy A - 36 Table of Contents efficiency programs also help lower peak demand requirements. In 2019, TNMP’s incremental energy saved as a result of new participation in TNMP’s energy efficiency programs is estimated to be approximately 16 GWh. This is equivalent to the annual consumption of approximately 1,285 homes in TNMP’s service territory. In April 2018, TNMP received the “Partner of the Year Energy Efficiency Delivery Award” for its High-Performance Homes Program. Water Conservation and Solid Waste Reduction PNM continues its efforts  to reduce the amount of fresh water used to make electricity  (about 35% more efficient  than in 2007).  Continued growth in PNM’s fleet of solar and wind energy sources, energy efficiency programs, and innovative uses of gray water and air-cooling technology have contributed to this reduction.  Water usage has continued to decline as PNM has substituted less fresh-water-intensive generation resources to replace SJGS Units 2 and 3 starting in 2018, as water consumption at that plant has been reduced by approximately 50%.  Focusing on responsible stewardship of New Mexico’s scarce water resources improves PNM’s water-resilience in the face of persistent drought and ever-increasing demands for water to spur the growth of New Mexico’s economy. In addition to the above areas of focus, the Company is working to reduce the amount of solid waste going to landfills through increased recycling and reduction of waste. In 2019, 16 of the Company’s 23 facilities met the solid waste diversion goal of a 65% diversion rate. The Company expects to continue to do well in this area in the future. Customer, Stakeholder, and Community Engagement The Company strives to deliver a superior customer experience. Through outreach, collaboration, and various community-oriented programs, the Company has  demonstrated  a  commitment  to  building  productive  relationships  with  stakeholders,  including  customers,  community  partners,  regulators,  intervenors, legislators, and shareholders. PNM continues to focus its efforts to enhance the customer experience through customer service improvements, including enhanced customer service engagement options, strategic customer outreach, and improved communications. These efforts are supported by market research to understand the varying needs of customers, identifying and establishing valued services and programs, and proactively communicating and engaging with customers. The Company has leveraged a number of communications channels and strategic content to better serve and engage its many stakeholders. PNM’s website, www.pnm.com, provides the details of major regulatory filings, including general rate requests, as well as the background on PNM’s efforts to maintain reliability, keep prices affordable, and protect the environment. The Company’s website is also a resource for information about PNM’s operations and community outreach efforts, including plans for building a sustainable energy future for New Mexico and to transition to an emissions-free generating portfolio by 2040. PNM has also leveraged  social  media  in  communications  with  customers  on  various  topics  such  as  education,  outage  alerts,  safety,  customer  service,  and  PNM’s  community partnerships in philanthropic projects. PNMR  also  has  a  dedicated  Sustainability  Portal  on  its  corporate  website  www.pnmresources.com,  to  provide  additional  information  regarding  the Company’s environmental and other sustainability efforts. The site provides the key corporate governance and sustainability information related to the operations of PNM and TNMP. In January 2018, PNM added a Climate Change Report to this portal. The portal also includes information presented under the additional headings: Environment, Generation Portfolio, Social, Economic, and Governance. With  reliability  being  the  primary  role  of  a  transmission  and  distribution  service  provider  in  Texas’  deregulated  market,  TNMP  continues  to  focus  on keeping end-users updated about interruptions and to encourage consumer preparation when severe weather is forecasted. In August 2017, Hurricane Harvey made landfall in the gulf coast region and TNMP employees worked to restore power safely and efficiently for affected customers. In addition, PNMR made donations to support relief and restoration efforts in the gulf coast region. TNMP employees who were impacted by Hurricane Harvey were provided emergency crisis funds supported by the PNM Resources Foundation and other employee donations. Local relationships and one-on-one communications remain two of the most valuable ways both PNM and TNMP connect with their stakeholders. Both companies maintain long-standing relationships with governmental representatives and key electricity consumers to ensure that these stakeholders are updated on Company investments and initiatives. Key electricity consumers also have dedicated Company contacts that support their important service needs. PNMR has a long tradition of supporting the communities it serves in New Mexico and Texas. The Company demonstrates its core value of caring through the PNM Resources Foundation, corporate giving, employee volunteerism, and PNM’s low-income assistance programs. In addition to the extensive engagement both PNM and TNMP have with nonprofit organizations in their communities, the PNM Resources Foundation provides more than $1 million in grant funding each year across New Mexico and Texas. These grants help nonprofits innovate or sustain programs to grow and develop business, develop and implement A - 37 Table of Contents environmental programs, and provide educational opportunities. PNMR also provides employee matching and volunteer grants for various purposes. Over  the  past  three  years,  the  Company  has  contributed  approximately  $6.2  million  to  civic,  educational,  environmental,  low  income,  and  economic development  organizations.  PNMR  is  proud  to  support  programs  and  organizations  that  enrich  the  quality  of  life  for  the  people  in  its  service  territories  and communities. One of PNM’s most important outreach programs is tailored for low-income customers. In 2019, PNM hosted 46 community events throughout its service territory to connect low-income customers with nonprofit community service providers offering support and help with such needs as water and gas utility bills, food, clothing, medical programs, and services for seniors. Additionally, through its Good Neighbor Fund, PNM provided $0.4 million of assistance with electric bills to 3,734 families in 2019 and offered financial literacy training to further support customers. Volunteerism is an important facet of the PNMR culture. The mission of the PNMR Corporate Volunteer Group is to help make the communities PNMR serves safer, stronger, smarter, and more vibrant. In 2019, PNM and TNMP employees and retirees contributed over 13,300 volunteer hours serving their local communities by supporting at least 250 organizations. Company volunteers participate in an annual Day of Service at nonprofits across New Mexico and Texas. Employees and retirees also participate on a variety of nonprofit boards and independent volunteer activities throughout the year. PNMR employees are, in large part, responsible for the success of the Company’s customer, stakeholder, and community outreach. PNMR employees want to make the Company the best place to work by connecting and growing with others to realize their objectives. By doing this the Company hopes to increase customer satisfaction. The Company illustrates that the overall safety of employees, customers, and the general public is a top priority by embracing collaboration and offering a dedicated Safety Day, annual safety-oriented goals, safety trainings, and an emergency alert system to communicate unsafe conditions with employees, should the need arise. Economic Factors      PNM – In 2019, PNM experienced an increase in weather-normalized retail load of 0.3%. Customer growth in PNM’s service territory is being partially offset  by  customers’  energy  efficiency  programs.  Economic  conditions  in  Albuquerque  continue  to  have  a  positive  trend  in  2019  with  more  announcements  of businesses  moving  to  the  state  or  expanding.  In  2018,  Netflix,  Inc.  announced  that  it  is  coming  to  New  Mexico.  In  2019,  NBCUniversal  announced  a  10-year venture  in  Albuquerque,  New  Mexico,  Sandia  National  Laboratories  announced  that  it  planned  to  hire  1,900  employees,  and  another  of  PNM’s  customers announced plans to add over 300 jobs in central New Mexico. In addition, in December 2019 an engineering company announced that it will be opening a new engineering center bringing approximately $100 million of new investments to Albuquerque, New Mexico, in 2020. TNMP – In 2019, TNMP experienced a decrease in volumetric weather normalized retail load of 2.0%. Most of TNMP’s industrial and large commercial customers  are  billed  based  on  their  peak  demand.  Demand-based  load,  excluding  retail  transmission  customers,  increased  4.9%  in  2019.  TNMP  continues  to experience increases in new service requests and some previously delayed service requests were completed in late 2019. TNMP is continuing to evaluate additional interconnection requests and plans to invest in additional reliability projects to support increases in forecasted demand in the Delaware Basin. Results of Operations Net earnings attributable  to PNMR were $77.4 million,  or $0.97 per diluted share in the year ended December  31, 2019 compared  to $85.6 million,  or $1.07 per diluted share in 2018. Among other things, earnings in 2019 benefited from additional revenues due to retail rate increases approved in PNM’s NM 2016 Rate Case and TNMP’s 2018 Rate Case, higher income from investment securities held in the NDT and coal mine reclamation trusts, lower plant maintenance costs at PNM, higher demand-based revenues at TNMP, lower interest expense at PNM and TNMP, and lower income taxes (or higher income tax benefits) at PNM and TNMP. These increases were more than offset by mild weather conditions at PNM, regulatory disallowances resulting from the NM Supreme Court’s May  2019  decision  in  PNM’s  NM  2015  Rate  Case,  net  of  regulatory  disallowances  in  2018  related  to  PNM’s  December  2018  Compliance  Filing,  increased depreciation and property taxes due to increased plant in service at PNM and TNMP, increased depreciation rates resulting from TNMP’s 2018 Rate Case, and lower interest income on the Westmoreland Loan at PNMR. Additional information on factors impacting results of operations for each segment is discussed below under Results of Operations. Liquidity and Capital Resources PNMR and PNM have revolving credit facilities with capacities of $300.0 million and $400.0 million that currently expire in October 2023. Both facilities provide for short-term borrowings and letters of credit and can be extended through October A - 38 Table of Contents 2024, subject to approval by a majority of the lenders. In addition, PNM has a $40.0 million revolving credit facility with banks having a significant presence in New Mexico, which expires in December 2022, and TNMP has a $75.0 million revolving credit facility, which expires in September 2022. PNMR Development has a revolving credit facility with a capacity of $40.0 million, with the option to further increase the capacity up to $50.0 million upon 15-days advance notice, that  expires  in  February  2021.  The  PNMR  Development  Revolving  Credit  Facility  bears  interest  at  a  variable  rate  and  contains  terms  similar  to  the  PNMR Revolving  Credit  Facility.  Total  availability  for  PNMR  on  a  consolidated  basis  was  $595.4  million  at  February  21,  2020.  The  Company  utilizes  these  credit facilities and cash flows from operations to provide funds for both construction and operational expenditures. PNMR also has intercompany loan agreements with each of its subsidiaries. PNMR projects  that  its  consolidated  capital  requirements,  consisting  of  construction  expenditures,  capital  contributions  for  PNMR Development’s  50% ownership  interest  in  NMRD,  and  dividends,  will  total  $4.4 billion for  2020-2024.  The  construction  expenditures  include  estimated  amounts  for  an  anticipated expansion of PNM’s transmission system, including the planned purchase of the Western Spirit Line, and proposed replacement generation resources included in PNM’s SJGS Abandonment Application. On January 18, 2019, PNM entered into the PNM 2019 $250.0 million Term Loan, which bears interest at a variable rate and must be repaid on or before July 17, 2020. Proceeds from this issuance were used to repay the PNM 2017 Term Loan, short-term borrowings under the PNM Revolving Credit Facility, and for general  corporate  purposes.  On  February  26,  2019,  TNMP  entered  into  the  TNMP  2019  Bond  Purchase  Agreement  for  the  sale  of  $305.0  million  aggregate principal amount of TNMP 2019 Bonds. TNMP issued $225.0 million of TNMP 2019 Bonds on March 29, 2019 (at fixed annual interest rates ranging from 3.79% to 4.06% for terms ranging from 15 to 25 years) and used a portion of the proceeds to repay TNMP’s $172.3 million 9.50% first mortgage bonds at their maturity on April 1, 2019. TNMP issued the remaining $80.0 million of TNMP 2019 Bonds on July 1, 2019 (at a fixed annual interest rate of 3.60% for a term of ten years) and used the proceeds to repay borrowings under the TNMP Revolving Credit Facility and for general corporate purposes. On December 13, 2019, the PNMR 2018  One-Year  Term  Loan  was  extended  to  June  11,  2021.  On  December  18,  2019,  PNM  entered  into  the  PNM  2019  $40.0  Million  Term  Loan,  which  bears interest at a variable rate and must be repaid on or before June 18, 2021. Proceeds from this issuance were used to repay short-term borrowings under the PNM Revolving Credit Facility, and for general corporate purposes. On December 30, 2019, TNMP repaid the $35 million TNMP 2018 Term Loan. In January 2020, PNMR  entered  into  agreements  to  sell  approximately  6.2  million  shares  of  PNMR  common  stock  under  forward  purchase  arrangements  (the  “PNMR  2020 Forward Equity Sale Agreements”). Under the PNMR 2020 Forward Equity Sale Agreements, PNMR has the option to physically deliver, cash settle, or net share settle all or a portion of PNMR common stock on or before a date that is 12 months from their effective dates. PNMR did not initially receive any proceeds upon execution of these agreements. The initial forward sales price of $47.21 per share is subject to adjustments based on net interest rate factor and by expected future dividends on PNMR’s common stock. PNMR expects to physically settle all shares under the agreements on or before January 7, 2021. See Note 7. See discussion of PNM’s SJGS Abandonment Application in Note 17, which includes a request to issue approximately $361 million of energy transition bonds upon the proposed retirement of SJGS in 2022. After considering the effects of these financings, the Company has consolidated maturities of long-term and short-term debt aggregating $675.4 million in the period from January 1, 2020 through December 31, 2020, and an additional $300.0 million that will mature by March 31, 2021. In addition to internal cash generation, the Company anticipates that it will be necessary to obtain additional long-term financing in the form of debt refinancing, new debt issuances, and/or new equity in order to fund its capital requirements during the 2020-2024 period. The Company currently believes that its internal cash generation, existing credit arrangements, and access to public and private capital markets will provide sufficient resources to meet the Company’s capital requirements for at least the next twelve months. The Company is in compliance with its debt covenants. RESULTS OF OPERATIONS The  following  discussion  and  analysis  should  be  read  in  conjunction  with  the  Consolidated  Financial  Statements  and  Notes  thereto.  Trends  and contingencies of a material nature are discussed to the extent known. Also, refer to Disclosure Regarding Forward Looking Statements in Part I, Item 1 and to Risk Factors in Part I, Item 1A. A - 39 Table of Contents A summary of net earnings attributable to PNMR is as follows:   Year Ended December 31,     2019     2018 Change   2019/2018 (In millions, except per share amounts) Net earnings attributable to PNMR $ Average diluted common and common equivalent shares Net earnings attributable to PNMR per diluted share $ 77.4   $ 85.6   $ 80.0   80.0   0.97   $ 1.07   $ (8.3) — (0.10) The components of the changes in net earnings attributable to PNMR by segment are:   Change   2019/2018   (In millions) PNM $ (14.0) TNMP 4.2 Corporate and Other 1.5 $   Net change (8.3) Information regarding the factors impacting PNMR’s operating results by segment are set forth below. Segment Information The following discussion is based on the segment methodology that PNMR’s management uses for making operating decisions and assessing performance of its various business activities. See Note 2 for more information on PNMR’s operating segments. PNM PNM defines utility margin as electric operating revenues less cost of energy, which consists primarily of fuel and purchase power costs. PNM believes that utility margin provides a more meaningful basis for evaluating operations than electric operating revenues since substantially all fuel and purchase power costs are offset in revenues as those costs are passed through to customers under PNM’s FPPAC. Utility margin is not a financial measure required to be presented under GAAP and is considered a non-GAAP measure. The following table summarizes the operating results for PNM: Year Ended December 31,   2019     2018   Change   2019/2018 (In millions)   Electric operating revenues $ 1,093.8   $ 1,092.0   $ 1.8 317.7   314.0   3.7 Utility margin 776.1   777.9   (1.8) Operating expenses 554.7   481.0   73.7 Depreciation and amortization 160.4   151.9   8.5 Operating income 61.1   145.0   (83.9) Other income (deductions) 41.3   (4.2)   (72.9)   (76.5)   3.6 29.5   64.4   (34.9) 26.0   6.0   20.0 (14.2)   (15.1)   0.9 (0.5)   (0.5)   — 40.7   $ 54.7   $ Cost of energy Interest charges Segment earnings (loss) before income taxes Income (taxes) benefit Valencia non-controlling interest Preferred stock dividend requirements Segment earnings (loss) $ A - 40 45.5 (14.0) Table of Contents The following table shows GWh sales, including the impacts of weather, by customer class and average number of customers: Year Ended December 31,   2019   2018 Percent Change   2019/2018 (Gigawatt hours, except customers)   Residential 3,227.3   3,250.6   Commercial 3,732.1   3,814.7   Industrial 1,152.5   879.3   31.1 Public authority 231.5   241.2   (4.0) Economy service (1) 670.1   667.3   0.4 2,842.8   2,525.2   12.6 11,856.3   11,378.3   4.2 % 530.3   526.3   0.7 % Other sales for resale   Average retail customer (thousands) (1)      (0.7)% (2.2) PNM purchases energy for a large customer on the customer’s behalf and delivers the energy to the customer’s location through PNM’s transmission system. PNM  charges  the  customer  for  the  cost  of  the  energy  as  a  direct  pass  through  to  the  customer  with  only  a  minor  impact  in  utility  margin  resulting  from providing ancillary services. Operating results – 2019 compared to 2018 The following table summarizes the significant changes to utility margin:       Year Ended December 31, 2019       Change   (In millions) Utility margin:          Rate relief – Additional revenue due to rate increase approved by the NMPRC effective February 1, 2018 and January 1, 2019 (Note 17)   $   Customer usage/load – Weather normalized retail KWh sales increased 0.3%, primarily due to increased sales to industrial customers, partially offset by decreased sales to commercial customers   (0.7)   Weather – Milder weather in 2019; cooling degree days were 13.2% lower   (5.7)   Transmission – Increase primarily due to the addition of new customers partially offset by lower revenues under formula transmission rates   1.5   Coal mine decommissioning – Decrease primarily due to remeasurement of PNM’s obligation for Four Corners coal mine reclamation and higher accretion expense on SJGS coal mine reclamation (Note 16)   (2.7)   Other   (0.3)  $ (1.8)   Net Change A - 41 6.1 Table of Contents The following tables summarize the primary drivers for operating expenses, depreciation and amortization, other income (deductions), interest charges, and income taxes:         Year Ended December 31, 2019     Change Operating expenses:   (In millions)         Lower plant maintenance costs, primarily at Four Corners and PVNGS   Higher capitalized administrative and general expenses due to higher construction spending in 2019   Regulatory disallowance resulting from the NM Supreme Court’s May 2019 decision on PNM’s appeal of the NM 2015 Rate Case (Note 17)   146.6   2018 increase in estimated coal mine reclamation costs associated with ownership restructuring of SJGS (Note 16)   (27.3)   2018 regulatory disallowance associated with 132 MW and restructuring costs associated with 65 MW of SJGS Unit 4 (Note 16)   (35.0)   Higher property taxes due to increases in utility plant in service and higher assessed property taxes   1.1   Lower vegetation management expenses   (1.0)   Other   (0.6)  $ 73.7   Net Change  $ (8.5)   (1.6) Depreciation and amortization:            Increased utility plant in service, including solar facilities under the renewable rider  $ 6.4   Higher depreciation resulting from amortization of stranded costs associated with the retirement of SJGS Units 2 and 3   0.5   Higher accretion on AROs, primarily related to PVNGS   0.9   Other   0.7  $ 8.5   Net Change Other income (deductions):            Higher gains on investment securities in the NDT and coal mine reclamation trusts   $ 46.8   Lower equity AFUDC (1.5)   Higher interest income and lower trust expenses related to investment securities in the NDT and coal mine reclamation trusts     Other     Net Change 1.5   (1.3)  $ 45.5 Interest charges:          Lower interest on $350.0 million of SUNs refinanced in May 2018    $   Lower interest on $100.0 million of SUNs refinanced in August 2018   1.8   Higher interest on term loans   (1.9)   Lower debt AFUDC   (1.1)   Interest on deposit by PNMR Development for potential transmission interconnection which is offset in Corporate and Other (Note 7)   (1.0)   Other   (0.1)    $ Net Change A - 42 5.9 3.6 Table of Contents           Year Ended December 31, 2019   Change Income taxes:   (In millions)       Lower segment earnings before income taxes    $ 8.6   Amortization of excess deferred income taxes, as ordered by the NMPRC in the NM 2016 Rate Case   1.7   Reversal of deferred items related to the retirement of SJGS Units 2 and 3   1.6   Reversal of excess deferred income taxes resulting from regulatory disallowances in the NM 2015 Rate Case (Note 17)   7.5   Decrease in excess tax benefits related to stock compensation   (0.5)   Impairments, valuation allowances, and non-deductible compensation     1.1  $ Net Change 20.0 TNMP TNMP  defines  utility  margin  as  electric  operating  revenues  less  cost  of  energy,  which  consists  of  costs  charged  by  third-party  transmission  providers. TNMP believes that utility margin provides a more meaningful basis for evaluating operations than electric operating revenues since all third-party transmission costs are passed on to customers through a transmission cost recovery factor. Utility margin is not a financial measure required to be presented under GAAP and is considered a non-GAAP measure. The following table summarizes the operating results for TNMP:     Year Ended December 31,   Change 2019   2019/2018   2018 (In millions)   Electric operating revenues $ 363.8   $ Cost of energy 344.6   $ 19.2 95.1   85.7   9.4 Utility margin 268.7   259.0   9.7 Operating expenses 98.6   96.3   2.3 Depreciation and amortization 84.3   66.2   18.1 Operating income 85.8   96.5   (10.7) Other income (deductions) 4.1   4.1   — (29.1)   (32.1)   3.0 Interest charges Segment earnings before income taxes Income (taxes) Segment earnings $ 60.8   68.5   (7.7) (5.0)   (16.9)   11.9 55.8   $ 51.6   $ 4.2 The following table shows total GWh sales, including the impacts of weather, by retail tariff consumer class and average number of consumers: Year Ended December 31,   2019   Volumetric load (1) (GWh) 2018   Percentage Change   2019/2018   Residential 3,044.8   Commercial and other 3,095.0   (1.6)% 31.5   32.2   (2.2)% 3,076.3   3,127.2   (1.6)% 19,386.7   18,181.2   6.6 % 255.2   251.6   1.4 % Total volumetric load Demand-based load (2) (MW)   Average retail consumers (thousands) (3) (1)  Volumetric load consumers are billed on KWh usage. Demand-based load includes consumers billed on a monthly KW peak and retail transmission customers that are primarily billed under rate riders. (3)  TNMP  provides  transmission  and  distribution  services  to  REPs  that  provide  electric  service  to  customers  in  TNMP’s  service  territories.  The  number  of consumers above represents the customers of these REPs. Under TECA, consumers in Texas have the ability to choose any REP to provide energy. (2)  A - 43 Table of Contents Operating results – 2019 compared to 2018 The following table summarizes the significant changes to utility margin:       Year Ended December 31, 2019       Change Utility margin:   (In millions)          Retail Rate relief – TNMP 2018 Rate Case retail rate increase effective January 1, 2019, including integration of amounts previously recovered in the AMS rate rider and the effect of rate design changes between customer classes (Note 17)   Retail customer usage/load – Weather normalized retail KWh sales decreased 2.0%, primarily related to the residential class; the average number of retail consumers increased 1.4%   Demand based customer usage/load – Higher demand-based revenues for large commercial and industrial retail consumers; billed demand, excluding retail transmission customers, increased 4.9%   3.6   Rate riders – Impacts of rate riders, including the CTC surcharge, energy efficiency rider, and transmission cost recovery factor   0.4  $ 9.7   Net Change  $ 7.3   (1.6) The following tables summarize the primary drivers for operating expenses, depreciation and amortization, other income (deductions), interest charges, and income taxes:       Year Ended December 31, 2019       Change (In millions) Operating expenses:         Higher employee related expenses    $   Higher capitalized administrative and general expenses due to higher construction expenditures   (2.1)   Higher property tax due to increased utility plant in service   1.4   2019 regulatory disallowance resulting from the January 2020 approval of a settlement to recover costs in the TNMP 2018 Rate Case   0.5   2018 regulatory recovery resulting from the December 2018 approval of TNMP’s 2018 Rate Case   0.7   Higher allocated corporate depreciation primarily related to computer software     Other   1.8 0.5   (0.5)  $ Net Change 2.3 Depreciation and amortization:          Increased utility plant in service    $ 5.9   Higher depreciation rates approved in the TNMP 2018 Rate Case   9.5   Higher amortization of AMS and Hurricane Harvey regulatory assets approved in the TNMP 2018 Rate Case   2.2   Other      $ Net Change Other income (deductions):          Higher equity AFUDC    $   Lower CIAC and other      $ Net Change A - 44 0.5 18.1 0.6 (0.6) — Table of Contents Year Ended December 31, 2019             Change   (In millions) Interest charges:         Repayment of $172.3 million 9.5% first mortgage bonds in April 2019   $ 12.8   Issuance of $225.0 million first mortgage bonds in March 2019   (6.8)   Issuance of $80.0 million first mortgage bonds in July 2019   (1.5)   Issuance of $60.0 million of first mortgage bonds in June 2018   (1.2)   Issuance of $20.0 million term loan in July 2018 and $15.0 million term loan in December 2018   (0.7)   Other   0.4  $ 3.0   Net Change Income (taxes) benefits:           $ 1.6   8.9   1.4   Lower segment earnings before income taxes Amortization of excess deferred income taxes, as ordered by the PUCT in the TNMP 2018 Rate Case     Impairments, valuations allowances, and non-deductible expenses    $ Net Change 11.9 Corporate and Other The table below summarizes the operating results for Corporate and Other: Year Ended December 31,   2019     2018   Change   2019/2018 (In millions)   Total revenues $ Cost of energy —  $ —  $ — —   —   — Utility margin —   —   — Operating expenses (20.5)   (17.7)   (2.8) 23.2   23.1   0.1 Operating income (loss) (2.7)   (5.5)   2.8 Other income (deductions) (1.8)   0.4   (2.2) (19.0)   (18.7)   (0.3) (23.5)   (23.8)   0.3 4.4   3.1   1.3 (19.1)   $ (20.6)   $ 1.5 Depreciation and amortization Interest charges Segment earnings (loss) before income taxes Income (taxes) benefit Segment earnings (loss) $ Corporate and Other operating expenses shown above are net of amounts allocated to PNM and TNMP under shared services agreements. The amounts allocated include certain expenses shown as depreciation and amortization  and other income (deductions) in the table above. The change in operating expenses includes  a  decrease  of  approximately  $0.9  million  in  legal  and  consulting  costs  that  were  not  allocated  to  PNM  or  TNMP.  Substantially  all  depreciation  and amortization expense is offset in operating expenses as a result of allocation of these costs to other business segments. Operating results – 2019 compared to 2018 The following tables summarize the primary drivers for other income (deductions), interest charges, and income taxes:     Year Ended December 31,   2019       Change (In millions) Other income (deductions):         Decrease in interest income on the Westmoreland Loan (Note 16)    $   Decrease in donations and other contributions   0.9   Lower equity method investment income from NMRD   (0.1) (2.7) Other (0.3) Net Change (2.2) Table of Contents     Year Ended December 31,   2019       Change Interest charges:   (In millions)       Issuance of $90.0 million PNMR Development Term Loan in November 2018    $ (2.7)   Issuance of $300.0 million PNMR 2018 SUNs in March 2018   (2.0)   Repayment of $150.0 million PNMR 2015 Term Loan in March 2018   0.6   Repayment of $100.0 million PNMR 2016 Two-Year Term Loan   2.7   Issuance of $50.0 million PNMR 2018 Two-Year Term Loan   (1.5)   Repayment of the BTMU Term Loan in May 2018   1.8   Elimination of intercompany interest (Note 7)   1.0   Other   (0.2) Net Change  $ (0.3) Income (taxes) benefits:          Lower segment loss before income taxes    $   Other impairments, valuation allowances, and non-deductible expenses   1.3   Other   0.1  $ 1.3     Net Change (0.1) LIQUIDITY AND CAPITAL RESOURCES Statements of Cash Flows The information concerning PNMR’s cash flows is summarized as follows:     Year Ended December 31,   Change 2019   2019/2018   2018 (In millions)   Net cash flows from:   Operating activities $ 503.2   $ 428.2   $ Investing activities (673.9)   (475.7)   Financing activities 172.4   45.6   Net change in cash and cash equivalents $ 1.7   $ (1.9)   $ 75.0 (198.2) 126.8 3.6 Cash Flows from Operating Activities Changes in PNMR’s cash flow from operating activities result from net earnings, adjusted for items impacting earnings that do not provide or use cash. See Results  of  Operations  above.  Certain  changes  in  assets  and  liabilities  resulting  from  normal  operations,  including  the  effects  of  the  seasonal  nature  of  the Company’s operations, also impact operating cash flows. A - 46 Table of Contents Cash Flows from Investing Activities The changes in PNMR’s cash flows from investing activities relate primarily to changes in utility plant additions. Cash flows from investing activities also include activity related to the Westmoreland  Loan and NMRD. Major components of PNMR’s cash inflows and (outflows) from investing activities are shown below:   Year Ended December 31,   2019   Cash (Outflows) for Utility Plant Additions 2018   Change   2019/2018 (In millions) PNM: Generation          $ (72.1)   $ (46.9)   $ Renewables Transmission and distribution Four Corners SCRs Nuclear fuel   TNMP:   (25.2) (62.7)   (8.4)   (54.3) (180.1)   (163.1)   (17.0) —   (7.6)   7.6 (26.9)   (29.6)   2.7 (341.8)   (255.6)   (86.2)        Transmission (73.9)   (87.5)   13.6 Distribution (180.1)   (135.9)   (44.2) (254.0)   (223.4)   (30.6)   Corporate and Other:   Computer hardware and software   Other Cash Flows from Investing Activities   Proceeds from sales of investment securities Purchases of investment securities Principal payments on the Westmoreland Loan Investments in NMRD Other, net   $ Net cash flows from investing activities        (20.5)   (22.1)   (616.3)   (501.1)      1.6 (115.2)     494.5   984.5   (513.8)   (1,007.0)   (490.0) 493.2 —   56.6   (56.6) (38.3)   (9.0)   (29.3) —   0.3   (0.3) (57.6)   25.4   (83.0) (673.9)   $ (475.7)   $ (198.2) Cash Flow from Financing Activities The changes in PNMR’s cash flows from financing activities include: • • • • • • • • • • • • NM Capital made principal payments on the BTMU Term Loan Agreement for the full balance of $50.1 million in 2018 In 2018, PNMR issued $300.0 million aggregate principal amount of 3.25% SUNs and used the proceeds to repay the $150.0 million PNMR 2015 Term Loan and to reduce short-term borrowings In 2018, PNM issued $450.0 million of SUNs and repaid $350.0 million of 7.95% SUNs and $100.0 million of 7.50% SUNs TNMP issued $60.0 million of 3.85% first mortgage bonds in 2018 In 2018, TNMP borrowed $35.0 million under the TNMP 2018 Term Loan, used the proceeds to reduce short-term borrowings and for general corporate purposes, and repaid the TNMP 2018 Term Loan on December 30, 2019 In 2018, PNMR Development borrowed $90.0 million under the PNMR Development Term Loan In 2018, PNMR borrowed $150.0 million under the PNMR 2018 One-Year Term Loan and used the proceeds to repay the PNMR 2016 One-Year Term Loan, a portion of the PNMR 2016 Two-Year Term Loan, and for general corporate purposes In 2018, PNMR borrowed $50.0 million under the PNMR 2018 Two-Year Term Loan and used the proceeds to repay the remaining amount of the PNMR 2016 Two-Year Term Loan and for general corporate purposes In  2019,  PNM  borrowed  $290.0  million  under  the  PNM  2019  $250.0  Million  Term  Loan  and  the  PNM  2019  $40.0  Million  Term  Loan  and  used  the proceeds to repay the remaining amount of the PNM 2017 Term Loan, reduce short-term borrowings and for general corporate purposes In 2019, TNMP issued four series of first mortgage bonds aggregating $305.0 million and used a portion of the proceeds to repay TNMP’s $172.3 million 9.50% first mortgage bonds and to repay borrowings under the TNMP Revolving Credit Facility In 2019, PNMR extended the PNMR 2018 One-Year Term Loan (as extended, the “PNMR 2019 Term Loan”) Short-term borrowings decreased $50.8 million in 2019 compared to a decrease of $119.5 million in 2018, resulting in a net increase in cash flows from financing activities of $68.7 million in 2019 A - 47 Table of Contents • In 2019, PNMR had net amounts received under transmission interconnection arrangements of $5.7 million compared to $1.2 million in 2018 Financing Activities See Note 7 for additional information concerning the Company’s financing activities. PNM must obtain NMPRC approval for any financing transaction having a maturity  of more than 18 months. In addition,  PNM files its annual short-term financing  plan with the NMPRC. The Company’s ability  to access  the credit and capital markets at a reasonable cost is largely dependent upon its: • • • • • Ability to earn a fair return on equity Results of operations Ability to obtain required regulatory approvals Conditions in the financial markets Credit ratings Prior to July 2018, each of the Company’s revolving credit facilities and term loans contained a single financial covenant, which required the maintenance of a debt-to-capitalization ratio of less than or equal to 65%. In July 2018, the PNMR Revolving Credit Facility, PNMR’s term loans, and the PNMR Development Revolving Credit Facility were each amended such that PNMR is now required to maintain a debt-to-capitalization ratio of less than or equal to 70%. The debt-tocapitalization ratio requirement remains at less than or equal to 65% for the PNM and TNMP agreements. The Company’s revolving credit facilities and term loans generally also contain customary covenants, events of default, cross-default provisions, and change-of-control provisions. The Company is in compliance with its debt covenants. As discussed in Note 16, NM Capital, a wholly-owned subsidiary of PNMR, entered into the $125.0 million BTMU Term Loan agreement with BTMU, as lender and administrative agent. PNMR, as parent company of NM Capital, guaranteed NM Capital’s obligations to BTMU. NM Capital utilized the proceeds of the BTMU Term Loan to provide funding for the $125.0 million  Westmoreland  Loan to a ring-fenced,  bankruptcy-remote,  special-purpose  entity subsidiary of Westmoreland  to  finance  Westmoreland’s  purchase  of  SJCC.  On  May  22,  2018,  the  full  principal  balance  outstanding  under  the  Westmoreland  Loan  of  $50.1 million  was  repaid.  NM  Capital  used  a  portion  of  the  proceeds  to  repay  all  remaining  principal  of  $43.0  million  owed  under  the  BTMU  Term  Loan.  These payments effectively terminated the loan agreements. In addition, PNMR’s guarantee of NM Capital’s obligations was also effectively terminated. See Note 10. PNMR has outstanding letters of credit arrangements with JPMorgan Chase Bank, N.A. (the “JPM LOC Facility”) under which letters of credit aggregating $30.3 million were issued to facilitate the posting of reclamation bonds, which SJCC is required to post in connection with permits relating to the operation of the San Juan mine. See Note 16. At January 1, 2018, PNMR had outstanding two term loan agreements: (1) the $100.0 million PNMR 2016 One-Year Term Loan that was to mature on December 21, 2017; and (2) the $100.0 million PNMR 2016 Two-Year Term Loan that was to mature on December 21, 2018. On December 15, 2017, the PNMR 2016 One-Year Term Loan was extended to mature on December 14, 2018. Both the PNMR 2016 One-Year Term Loan (as extended) and the PNMR 2016 TwoYear Term Loan were repaid in December 2018. On March 9, 2018, PNMR issued $300.0 million aggregate principal amount of 3.25% SUNs (the “PNMR 2018 SUNs”), which mature on March 9, 2021. The proceeds from the offering were used to repay the $150.0 million PNMR 2015 Term Loan that was due on March 9, 2018 and to reduce borrowings under the PNMR Revolving Credit Facility. On November 26, 2018, PNMR Development entered into a $90.0 million term loan agreement (the “PNMR Development Term Loan”), among PNMR Development and KeyBank, N.A., as administrative agent and sole lender. Proceeds from the PNMR Development Term Loan were used to repay intercompany borrowings from PNMR and for general corporate purposes. The PNMR Development Term Loan bears interest at a variable rate, which was 2.60% on December 31, 2019, and matures on November 26, 2020. PNMR, as parent company of PNMR Development, has guaranteed PNMR Development’s obligations under the loan. The PNMR Development Term Loan requires PNMR to maintain a debt-to-capitalization ratio of less than or equal to 70%, and contains customary events of default, a cross-default, and a change-of-control provision. On December 14, 2018, PNMR entered into a $150.0 million term loan agreement (the “PNMR 2018 One-Year Term Loan”) among PNMR, the lenders identified therein, and MUFG Bank, Ltd., as administrative agent. The proceeds from the PNMR 2018 One-Year Term Loan were used to repay the PNMR 2016 One-Year Term Loan (as extended), a portion of the PNMR 2016 Two-Year Term Loan, and for general corporate purposes. On December 13, 2019, the PNMR 2018 One-Year Term Loan A - 48 Table of Contents was extended to June 11, 2021 (the “PNMR 2019 Term Loan”). The PNMR 2019 Term Loan bears interest at a variable rate, which was 2.70% at December 31, 2019. On December 21, 2018, PNMR entered into a $50.0 million term loan agreement (the “PNMR 2018 Two-Year Term Loan”), between PNMR and Bank of America, N.A. as sole lender. Proceeds from the PNMR 2018 Two-Year Term Loan were used to repay the remaining amount owed under the PNMR 2016 TwoYear Term Loan and for general corporate purposes. The PNMR 2018 Two-Year Term Loan bears interest at a variable rate, which was 2.60% at December 31, 2019, and matures on December 21, 2020. As  discussed  above  and  in  Note  7,  in  January  2020,  PNMR  entered  into  forward  sale  agreements  to  sell  approximately  6.2  million  shares  of  PNMR common stock. The initial forward sale price of $47.21 per share is subject to adjustments based on a net interest rate factor and by expected future dividends paid on PNMR common stock as specified in the forward sale agreements. PNMR did not initially receive any proceeds upon the execution of these agreements and, except in certain specified circumstances, has the option to elect physical, cash, or net share settlement on or before the date that is 12 months from their effective dates. PNMR expects to physically settle all shares under the agreements on or before January 7, 2021. At January 1, 2018, PNM had outstanding the $200.0 million PNM 2017 Term Loan which was repaid on January 18, 2019. On July 28, 2017, PNM entered into the PNM 2017 Senior Unsecured Note Agreement with institutional investors for the sale of $450.0 million aggregate principal amount of eight series of SUNs (the “PNM 2018 SUNs”) offered in private placement transactions. On May 14, 2018, PNM issued $350.0 million of the PNM 2018 SUNs under that agreement (at fixed annual interest rates ranging from 3.15% to 4.50% for terms between 5 and 30 years) and used the proceeds to repay an equal amount of PNM’s 7.95% SUNs that matured on May 15, 2018. On July 31, 2018, PNM issued the remaining $100.0 million of the PNM 2018 SUNs (at fixed annual interest rates of 3.78% and 4.60% for terms of 10 and 30 years) and used the proceeds to repay an equal amount of PNM’s 7.50% SUNs on that matured on August 1, 2018. On January 18, 2019, PNM entered into a $250.0 million term loan agreement (the “PNM 2019 $250.0 Million Term Loan”) among PNM, the lenders identified therein, and U.S. Bank N.A., as administrative agent. PNM used the proceeds of the PNM 2019 $250.0 Million Term Loan to repay the PNM 2017 Term Loan, to reduce short-term borrowings under the PNM Revolving Credit Facility, and for general corporate purposes. The PNM 2019 $250.0 Million Term Loan bears interest at a variable rate, which was 2.45% on December 31, 2019, and must be repaid on or before July 17, 2020. On December 18, 2019, PNM entered into a $40.0 million term loan agreement (the “PNM 2019 $40.0 Million Term Loan”), between PNMR and Bank of America, N.A. as sole lender and administrative agent. PNM used the proceeds of the PNM 2019 $40.0 Million Term Loan to reduce short-term borrowings under the PNM Revolving Credit Facility and for general corporate purposes. The PNM 2019 $40.0 Million Term Loan bears interest at a variable rate, which was 2.39% at December 31, 2019, and must be repaid on or before June 18, 2021. See discussion of PNM’s SJGS Abandonment Application in Note 17, which includes a request to issue approximately $361 million of energy transition bonds, as provided by the ETA, upon the proposed retirement of SJGS in 2022. On June 28, 2018, TNMP entered into an agreement under which TNMP issued $60.0 million aggregate principal amount of 3.85% first mortgage bonds, due 2028. On July 25, 2018, TNMP entered into a $20.0 million term loan agreement. On December 17, 2018, the TNMP term loan agreement was amended and restated  to  add  an  additional  $15.0  million,  which  results  in  a  total  committed  amount  of  $35.0  million  under  the  agreement  (the  “TNMP  2018  Term  Loan”). TNMP  used  the  proceeds  from  these  issuances  to  repay  short-term  borrowings  and  for  TNMP’s  general  corporate  purposes.  The  TNMP  2018  Term  Loan  was repaid on December 30, 2019. On February 26, 2019, TNMP entered into the TNMP 2019 Bond Purchase Agreement with institutional investors for the sale of $305.0 million aggregate principal amount of four series of TNMP First Mortgage Bonds (the “TNMP 2019 Bonds”) offered in private placement transactions. TNMP issued $225.0 million of TNMP 2019 Bonds on March 29, 2019 and used the proceeds to repay TNMP’s $172.3 million 9.50% first mortgage bonds at their maturity on April 1, 2019, as well as to repay borrowings under the TNMP Revolving Credit Facility and for general corporate purposes. TNMP issued the remaining $80.0 million of TNMP 2019 Bonds on July 1, 2019 and used the proceeds to repay borrowings under the TNMP Revolving Credit Facility and for general corporate purposes. The terms of the TNMP 2019 Bond Purchase Agreement include customary covenants, including a covenant that requires TNMP to maintain a debt-to-capitalization ratio of less than or equal to 65%, customary events of default, A - 49 Table of Contents a cross-default provision, and a change-of-control provision. TNMP will have the right to redeem any or all of the TNMP 2019 Bonds prior to their respective maturities, subject to payment of a customary make-whole premium. PNMR had a hedging agreement that effectively established a fixed interest rate of 1.927%, subject to change if there is a change in PNMR’s credit rating, for borrowings under the $150.0 million PNMR 2015 Term Loan through its maturity on March 9, 2018. In 2017, PNMR entered into three separate four-year hedging  agreements  that  effectively  established  fixed  interest  rates  of  1.926%,  1.823%,  and  1.629%,  plus  customary  spreads  over  LIBOR,  subject  to  change  if there is a change in PNMR’s credit rating, for three separate tranches, each of $50.0 million, of its variable rate debt. Capital Requirements PNMR’s total capital requirements consist of construction expenditures, cash dividend requirements for PNMR common stock and PNM preferred stock, and capital contributions for PNMR Development’s 50% ownership interest in NMRD. Key activities in PNMR’s current construction program include: • • • Upgrading and replacing generation resources and for renewable energy resources Expanding the electric transmission and distribution systems Purchasing nuclear fuel Projected capital requirements for 2020-2024 are:     2020     2021-2024   Total (In millions)   Construction expenditures $ 811.7   $ 3,004.4   $ 3,816.1 Capital contributions to NMRD 27.0   —   27.0 Dividends on PNMR common stock 98.0   422.3   520.3 Dividends on PNM preferred stock 0.5   2.1   2.6 $ Total capital requirements 937.2   $ 3,428.8   $ 4,366.0 The construction expenditure estimates are under continuing review and subject to ongoing adjustment, as well as to Board review and approval. Included in  construction  expenditures  for  2020  -  2021  above  are  $91.8  million  for  anticipated  expansions  of  PNM’s  transmission  system  and  net  investments  of approximately  $285  million  for  PNM’s  agreement  to  purchase  the  Western  Spirit  Line,  subject  to  certain  conditions  being  met  prior  to  closing.  Construction expenditures  also  include  approximately  $298  million  in  2020  -  2022  for  PNM’s  recommended  SJGS  replacement  resource  scenario  included  in  the  SJGS Abandonment Application, which is pending NMPRC approval. See Note 16 and 17. Not included in the table above are potential incremental expenditures for new customer growth in New Mexico and Texas, and other transmission and renewable energy expansion in New Mexico. PNM may be required to file CCN or other applications with the NMPRC to obtain those approvals. The ability of PNMR to pay dividends on its common stock is dependent upon the ability of PNM and TNMP to be able to pay dividends to PNMR. See Note 6 for a discussion of regulatory and contractual restrictions on the payment of dividends by PNM and TNMP. During the year ended December 31, 2019, PNMR met its capital requirements and construction expenditures through cash generated from operations, as well as its liquidity arrangements and the borrowings discussed in Financing Activities above. In addition to the capital requirements for construction expenditures and dividends, the Company has long-term debt and term loans that must be paid or refinanced at maturity. PNM has $100.3 million of long-term debt that must be repriced by June 2020 and the PNM 2019 $250.0 Million Term Loan matures in July  2020.  In  addition,  the  $90.0  million  PNMR  Development  Term  Loan  matures  in  November  2020,  the  $50.0  million  PNMR  2018  Two-Year  Term  Loan matures in December 2020, and the $300.0 million PNMR 2018 SUNs mature on March 9, 2021. See Note 7 for additional information about the Company’s longterm  debt  and  equity  arrangements.  The  Company  anticipates  that  funds  to  repay  long-term  debt  maturities  and  term  loans  will  come  from  the  issuance  of approximately 6.2 million shares of PNMR common stock in late 2020 under the PNMR 2020 Forward Equity Sale Agreements. The Company may also enter into new arrangements similar to the existing agreements, borrow under the revolving credit facilities, or issue new long-term debt or equity in the public or private capital markets, or a combination of these sources. The Company has from time to time refinanced or repurchased portions of its outstanding debt before scheduled maturity. Depending on market conditions, the Company may refinance other debt issuances or make additional debt repurchases in the future. Liquidity PNMR’s  liquidity  arrangements  include  the  PNMR  Revolving  Credit  Facility,  the  PNM  Revolving  Credit  Facility,  and  the  TNMP  Revolving  Credit Facility. In July 2018, the PNMR Revolving Credit Facility was amended to provide for two one-year extension options, subject to approval by a majority of the lenders. In October 2018, the PNM Revolving Credit Facility was A - 50 Table of Contents amended to add two one-year extension options, subject to approval by a majority of the lenders. As a result, PNMR and PNM have the opportunity to extend these facilities through October 2024. On December 19, 2018, PNMR and PNM each exercised the first of these one-year extension options resulting in the PNMR and PNM  Revolving  Credit  Facilities  maturing  in  October  2023.  The  PNMR  and  PNM  facilities  have  capacities  of  $300.0 million and  $400.0 million.  The  $75.0 million TNMP Revolving Credit Facility matures in September 2022. The $40.0 million PNM 2017 New Mexico Credit Facility with banks having a significant presence  in  New  Mexico,  expires  on  December  12,  2022.  The  Company  believes  the  terms  and  conditions  of  these  facilities  are  consistent  with  those  of  other investment grade revolving credit facilities in the utility industry. Variable interest rates under these facilities are based on LIBOR but contain provisions which allow for the replacement of LIBOR with other widely accepted interest rates. The Company expects that it will be able to extend or replace these credit facilities under similar terms and conditions prior to their expirations. On February 26, 2018, PNMR Development entered into a $24.5 million revolving credit facility that was scheduled to expire on February 25, 2019. On February 22, 2019, PNMR Development amended the revolving credit facility to increase the capacity to $25.0 million. On July 22, 2019, the PNMR Development Revolving Credit Facility was amended to increase the capacity to $40.0 million with the option to further increase the capacity to $50.0 million upon 15-days advance notice. On February 21, 2020, PNMR Development extended the revolving credit facility to expire on February 23, 2021. The facility bears interest at a variable rate and contains terms similar to the PNMR Revolving Credit Facility. PNMR has guaranteed the obligations of PNMR Development under the facility. PNMR Development uses the facility to finance its participation in NMRD and for other activities. See Note 1. The revolving credit facilities and the PNM 2017 New Mexico Credit Facility provide short-term borrowing capacity. The revolving credit facilities also allow letters of credit to be issued. Letters of credit reduce the available capacity under the facilities. The Company utilizes these credit facilities and cash flows from operations to provide funds for both construction and operational expenditures. The Company’s business is seasonal with more revenues and cash flows from operations  being  generated  in  the  summer  months.  In  general,  the  Company  relies  on  the  credit  facilities  to  be  the  initial  funding  source  for  construction expenditures. Accordingly, borrowings under the facilities may increase over time. Depending on market and other conditions, the Company will periodically sell long-term  debt  and  use  the  proceeds  to  reduce  the  borrowings  under  the  credit  facilities.  Information  regarding  the  range  of  borrowings  for  each  facility  is  as follows:         Range of Borrowings   Three Months Ended   December 31, 2019   Low   High Year Ended December 31 2019   Low     High   2018 Low   High     PNM:           (In millions)           PNM Revolving Credit Facility  $ —  $ 53.4   $ —  $ 53.4   $ —  $ 64.2 PNM 2017 New Mexico Credit Facility   —   40.0   —   40.0   —   20.0 TNMP Revolving Credit Facility   13.7   22.0   —   55.0   —   73.9 PNMR Revolving Credit Facility   59.0   112.1   20.0   112.1   20.0   210.0 PNMR Development Revolving Credit Facility   —   38.9   —   38.9   —   24.5 At December 31, 2019, the  average  interest  rates  were  3.02%  for  the  PNMR Revolving  Credit  Facility,  2.87%  for  the  PNM Revolving  Credit  Facility, 2.84%  for  the  PNM  2017  New  Mexico  Credit  Facility,  and  2.47%  for  the  TNMP  Revolving  Credit  Facility.  There  were  no  borrowings  outstanding  under  the PNMR Development Revolving Credit Facility at December 31, 2019. The Company currently  believes  that  its capital  requirements  for at least  the  next twelve  months can be met  through internal  cash generation,  existing, extended, or new credit arrangements, and access to public and private capital markets. As discussed above and in Note 7, in January 2020 PNMR entered into the PNMR  2020  Equity  Forward  Sale  Agreements  for  6.2  million  shares  of  PNMR  common  stock.  The  Company  anticipates  that  it  will  be  necessary  to  obtain additional long-term financing to fund its capital requirements and to balance its capital structure during the 2020 - 2024 period, including interim financing to fund construction of replacement resources prior to the issuance of the energy transition bonds included in PNM’s SJGS Abandonment Application. This could include  new  debt  and/or  equity  issuances,  including  instruments  such  as  mandatory  convertible  securities  beginning  in  2021.  To  cover  the  difference  in  the amounts and timing of internal cash generation and cash requirements, the Company intends to use short-term borrowings under its current and future liquidity arrangements or other short-term loans. However, if difficult market conditions return, the Company may not be able to access the capital markets or renew credit facilities  when  they  expire.  Should  that  occur,  the  Company  would  seek  to  improve  cash  flows  by  reducing  capital  expenditures  and  exploring  other  available alternatives. A - 51 Table of Contents Currently, all of the credit ratings issued by both Moody’s and S&P on the Company’s debt are investment grade. On January 16, 2018, S&P changed the outlook  for  PNMR,  PNM,  and  TNMP  from  stable  to  negative  while  affirming  the  ratings  set  forth  below  for  PNMR  and  PNM.  On  June  29,  2018,  Moody’s changed the ratings outlook for PNMR and PNM from positive to stable, maintained the stable outlook for TNMP, and affirmed the long-term credit ratings of each entity. In August 2019, Moody’s affirmed the credit rating and stable outlook for PNMR, PNM and TNMP. On December 18, 2019, S&P upgraded the issuer rating of TNMP to A- from BBB+, maintained the senior secured debt rating of TNMP at A, and maintained the outlook for TNMP as negative. As of February 21, 2020, ratings on the Company’s securities were as follows: PNMR   S&P        Issuer rating TNMP      BBB+   A- *   *   A BBB   BBB+   * *   BBB-   * Senior unsecured debt Preferred stock      Issuer rating Senior secured debt Senior unsecured debt * Not applicable   BBB+ Senior secured debt Moody’s PNM    Baa3   Baa2   A3 *   *   A1 Baa3   Baa2   *         Investors are cautioned that a security rating is not a recommendation to buy, sell, or hold securities, that each rating is subject to revision or withdrawal at any time by the rating organization, and that each rating should be evaluated independently of any other rating. A summary of liquidity arrangements as of February 21, 2020, is as follows:   PNM   TNMP     PNMR Separate   PNMR Development   PNMR Consolidated (In millions) Financing capacity:               Revolving Credit Facility $ 400.0   $ 75.0   $ 300.0   $ 40.0   $ 40.0   —   —   —   40.0 Total financing capacity $ 440.0   $ 75.0   $ 300.0   $ 40.0   $ 855.0 Amounts outstanding as of February 21, 2020:               $ 35.4   $ 43.1   $ 143.8   $ —  $ PNM 2017 New Mexico Credit Facility Revolving Credit Facility PNM 2017 New Mexico Credit Facility Letters of credit Total short-term debt and letters of credit 815.0 222.3 30.0   —   —   —   30.0 2.5   0.1   4.7   —   7.3 67.9   43.2   148.5   —   259.6 Remaining availability as of February 21, 2020 $ 372.1   $ 31.8   $ 151.5   $ 40.0   $ 595.4 Invested cash as of February 21, 2020 $ —  $ —  $ 0.9   $ —  $ 0.9 In addition to the above, PNMR has $30.3 million of letters of credit outstanding under the JPM LOC Facility. The above table excludes intercompany debt. As of February 21, 2020, PNM and TNMP had no intercompany borrowings from PNMR. The remaining availability under the revolving credit facilities at any point in time varies  based on a number of factors,  including the timing  of collections  of accounts receivables  and payments for construction  and operating expenditures. PNMR has an automatic shelf registration that provides for the issuance of various types of debt and equity securities that expires in March 2021. PNM has a shelf registration statement for up to $475.0 million of Senior Unsecured Notes that expires in May 2020. Off-Balance Sheet Arrangements PNMR has no off-balance sheet arrangements that have or are reasonably likely to have a current or future effect on its financial condition, changes in financial condition, revenues or expenses, results of operations, liquidity, capital expenditures or capital resources that are material to investors. A - 52 Table of Contents Commitments and Contractual Obligations The following table sets forth PNMR’s long-term contractual obligations as of December 31, 2019. See Note 8 for further details about the Company’s significant leases.     Contractual Obligations   Payments Due 2020   2021-2022   2023-2024   2025 and Thereafter   Total     Long-term debt (a)   $ 490,345   $ 853,000   $ 135,000   $ 1,525,698   $ 3,004,043 Interest on long-term debt (b)   108,487   159,823   141,026   716,620   1,125,956 Leases (c)   27,542   51,920   25,206   35,361   140,029 Transmission service arrangements   17,178   33,998   17,500   7,170   75,846 Coal contracts (d)   110,298   141,330   74,010   260,182   585,820 Coal mine reclamation (e) (f)   14,752   38,132   32,521   48,442   133,847 Nuclear decommissioning funding requirements (f) (j)   1,300   2,600   2,600   —   6,500 SJGS plant decommissioning   —   14,670   —   —   14,670 Outsourcing   5,833   11,925   8,492   262   26,512 Pension and retiree medical (g)   1,552   2,983   2,773   —   7,308 Equity contributions to NMRD(h)   27,000   —   —   —   27,000 Construction expenditures (i)   811,726   1,687,013   1,317,398   —   3,816,137 Total (k)   $ 2,997,394   $ 1,756,526   $ (a)  (b)  (c)  (d)  (e)  (f)  (g)  (h)  (i)  (j)  (k)  (In thousands) 1,616,013   $ 2,593,735   $ 8,963,668 Represents total long-term debt, excluding unamortized discounts, premiums, and issuance costs (Note 7) Represents interest payments during the period Amounts exclude expected future payments of $21.8 million that could be avoided if certain leases were returned and the lessor is able to recover the estimated market  value of the equipment  from third parties and includes payments under the PVNGS leases through their expiration dates Note 8 and Note 10 Represents certain minimum payments that may be required under the coal contracts in effect on December 31, 2019 if no deliveries are taken for SJGS and Four Corners Includes funding of trusts for post-term reclamation related to the mines serving SJGS and Four Corners (Note 16) These obligations represent funding based on the current rate of return on investments The Company only forecasts funding for its pension and retiree medical plans for the next five years Represents commitments to fund NMRD for its contractual construction obligations Represents  forecasted  construction  expenditures,  including  nuclear  fuel,  under  which  substantial  commitments  have  been  made;  the  Company  only forecasts capital expenditures for the next five years; see Capital Requirements above and Note 14 PNM currently collects $1.3 million per year from retail jurisdictional customers for nuclear decommissioning funding related to PVNGS Unit 3. These amounts will be contributed to the trust for nuclear decommissioning so long as they are collected in customer rates. See Note 17 for a discussion of the NMPRC’s treatment of certain future decommissioning costs related to PVNGS Units 1 and 2 PNMR is unable to reasonably estimate the timing of liability for uncertain income tax positions (Note 18) in individual years due to uncertainties in the timing  of  the  effective  settlement  of  tax  positions  and,  therefore,  PNMR’s  liability  of  $10.7  million  is  not  reflected  in  this  table;  amounts  PNM  is obligated to pay Valencia are not included above since Valencia is consolidated by PNM in accordance with GAAP, as discussed in Note 10; no amounts are included above for the New Mexico Wind, Lightning Dock Geothermal, Red Mesa Wind, Casa Mesa Wind, La Joya Wind, and NMRD Solar and Wind PPAs, and the Tri-State hazard sharing agreement since there are no minimum payments required under those agreements Contingent Provisions of Certain Obligations PNMR,  PNM,  and  TNMP  have  a  number  of  debt  obligations  and  other  contractual  commitments  that  contain  contingent  provisions.  Some  of  these,  if triggered, could affect the liquidity of the Company. In the unlikely event that the contingent requirements were to be triggered, PNMR, PNM, or TNMP could be required to provide security, immediately pay outstanding obligations, or be prevented from drawing on unused capacity under certain credit agreements. The most significant consequences resulting from these contingent requirements are detailed in the discussion below. A - 53 Table of Contents The PNMR Revolving Credit Facility, PNM Revolving Credit Facility, PNM 2017 New Mexico Credit Facility, and the TNMP Revolving Credit Facility contain “ratings triggers,” for pricing purposes only. If PNMR, PNM, or TNMP is downgraded or upgraded by the ratings agencies, the result would be an increase or decrease in interest cost. Prior to July 2018, these facilities, as well as the Company’s other term loans, each contained a covenant requiring the maintenance of debt-to-capitalization ratio of less than or equal to 65%. In July 2018, PNMR’s facilities were amended such that PNMR is now required to maintain a debt-tocapitalization  ratio  of  less  than  or  equal  to  70%.  The  debt-to-capitalization  ratio  requirement  remains  at  less  than  or  equal  to  65%  for  the  PNM  and  TNMP facilities. If these ratios were exceeded, the entity could be required to repay all borrowings under its facility, be prevented from borrowing on the unused capacity under the facility and be required to provide collateral for all outstanding letters of credit issued under the facility. If a contingent requirement were to be triggered under the PNM facilities resulting in an acceleration of the repayment of outstanding loans, a cross-default provision in the PVNGS leases could occur if the accelerated amount is not paid. If a cross-default provision is triggered, the PVNGS lessors have the ability to accelerate their rights under the leases, including acceleration of all future lease payments. The Company’s revolving credit facilities and term loan agreements also include cross-default provisions (Note 8). PNM’s standard purchase  agreement  for the procurement  of natural  gas for its  fuel needs  contains  a contingent  requirement  that  could require  PNM to provide  collateral  for  its  gas  purchase  obligations  if  the  seller  were  to  reasonably  believe  that  PNM  was  unable  to  fulfill  its  payment  obligations  under  the agreement. The master agreement for the sale of electricity in the WSPP contains a contingent requirement that could require PNM to provide collateral if the credit ratings  on  its  debt  falls  below  investment  grade.  The  WSPP  agreement  also  contains  a  contingent  requirement,  commonly  called  a  “material  adverse  change” provision, which could require PNM to provide collateral if a material adverse change in its financial condition or operations were to occur. Additionally, PNM utilizes  standard  derivative  contracts  to  financially  hedge  and  trade  energy.  These  agreements  contain  contingent  requirements  that  require  PNM  to  provide security if the credit rating on its debt falls below investment grade. The Company believes its financing arrangements are sufficient to meet the requirements of the contingent provisions. No conditions have occurred that would result in any of the above contingent provisions being implemented. Capital Structure The  capitalization  tables  below  include  the  current  maturities  of  long-term  debt,  but  do  not  include  short-term  debt  and  do  not  include  operating  lease obligations as debt. December 31,   PNMR 2019 PNMR common equity   35.8%   Preferred stock of subsidiary Long-term debt Total capitalization 0.2   64.0   100.0%   PNM 45.2%   Preferred stock Long-term debt Total capitalization 0.4   54.4   100.0%   TNMP   52.9%   Long-term debt 47.1 Climate Change Issues 0.3 61.1 100.0% 45.6% 0.4 54.0 100.0%    Common equity Total capitalization 38.6%      PNM common equity 2018   100.0%   53.9% 46.1 100.0% OTHER ISSUES FACING THE COMPANY Background For  the  past  several  years,  management  has  identified  multiple  risks  and  opportunities  related  to  climate  change,  including  potential  environmental regulation, technological innovation, and availability of fuel and water for operations, as among the most significant risks facing the Company. Accordingly, these risks are overseen by the Board in order to facilitate more integrated risk and strategy oversight and planning. Board oversight includes understanding the various challenges  and  opportunities  presented  by  these  risks,  including  the  financial  consequences  that  might  result  from  enacted  and  potential  federal  and/or  state regulation of A - 54 Table of Contents GHG;  plans  to  mitigate  these  risks;  and  the  impacts  these  risks  may  have  on the  Company’s  strategy.  In  addition,  the  Board  approves  certain  procurements  of environmental equipment, grid modernization technologies, and replacement generation resources. Management is also responsible for assessing significant risks, developing and executing appropriate responses, and reporting to the Board on the status of risk  activities.  For  example,  management  periodically  updates  the  Board  on  the  implementation  of  corporate  environmental  policy,  and  the  Company’s environmental management systems, including the promotion of energy efficiency programs, and the use of renewable resources.  The Board is also informed of the Company’s practices and procedures to assess the impacts of operations on the environment. The Board considers issues associated with climate change, the Company’s GHG exposures, and the financial consequences that might result from enacted and potential federal and/or state regulation of GHG. Management has published,  with  Board  oversight,  a  Climate  Change  Report  available  at  http://www.pnmresources.com/about-us/sustainability-portal.aspx,  that  details  the Company’s efforts to transition to an emissions-free generating portfolio by 2040. As  part  of  management’s  continuing  effort  to  monitor  climate-related  risks  and  assess  opportunities,  the  Company  has  advanced  its  understanding  of climate  change  by participating  in  the  “2 Degree  Scenario”  planning  by participating  in  the Electric  Power Research  Institute  (“EPRI”)  Understanding  Climate Scenarios  &  Goal  Setting  Activities  program.  The  program  is  focused  on  characterizing  and  analyzing  the  relationship  of  individual  electric  utility  company’s carbon emissions and global temperature goals. Activities include analyzing the current scientific understanding of global emissions pathways that are consistent with limiting global warming and providing insight to assist companies in developing approaches to climate scenario planning. As PNM expands its sustainability efforts,  EPRI’s  program  has  also  been  useful  in  gaining  a  better  understanding  of  the  Task  Force  on  Climate-Related  Financial  Disclosures’  (“TCFD”) recommendations  for  sustainability  reporting.  On  November  19,  2019,  TCFD  announced  the  formation  of  the  TCFD  Advisory  Group  on  Climate-Related Guidance.  EPRI  was  invited  to  participate  as  one  of  seven  members  of  the  group  that  will  provide  guidance  on  implementing  scenario  analysis  at  the  utility company level and to assist in understanding how climate-related issues affect business strategies. The Company cannot anticipate or predict the potential long-term effects of climate change or climate change related regulation on its results of operations, financial position, or cash flows. Greenhouse Gas Emissions Exposures In  2019,  GHG  associated  with  PNM’s  interests  in  its  fossil-fueled  generating  plants  included  approximately  5.7  million  metric  tons  of  CO2,  which comprises the vast majority of PNM’s GHG. As of December 31, 2019, approximately 63% of PNM’s generating capacity, including resources owned, leased, and under PPAs, all of which is located within the U.S., consisted of coal or gas-fired generation that produces GHG. This reflects the retirement of SJGS Units 2 and 3 that occurred in December 2017 and the restructuring of ownership in SJGS Unit 4. These events reduced PNM’s entitlement in SJGS from 783 MW to 562 MW and caused the Company’s output of  GHG  to  decrease  when  compared  to  2017.  Many  factors  affect  the  amount  of  GHG  emitted,  including  total  electricity  sales,  plant  performance,  economic dispatch,  and  the  availability  of  renewable  resources.  For  example,  between  2007  and  2018,  production  from  PNM’s  largest  single  renewable  energy  resource, New Mexico Wind, has varied from a high of 580 GWh in 2011 to a low of 405 GWh in 2015. Variations are primarily due to how much and how often the wind blows. In addition, if PVNGS experienced prolonged outages or if PNM’s entitlement from PVNGS were reduced, PNM might be required to utilize other power supply resources such as gas-fired generation, which could increase GHG. PNM  has  several  programs  underway  to  reduce  or  offset  GHG  from  its  generation  resource  portfolio,  thereby  reducing  its  exposure  to  climate  change regulation. As described in Note 16, PNM received approval for the December 31, 2017 shutdown of SJGS Units 2 and 3 as part of its strategy to address the regional haze requirements of the CAA. The shutdown of SJGS Units 2 and 3 resulted in a reduction of GHG for the entire station of approximately 54% for 2018, reflecting a reduction of 32% of GHG from the Company’s owned interests in SJGS, below 2005 levels. PNM’s 2017 IRP indicates that retiring PNM’s share of SJGS in 2022 and exiting ownership in Four Corners in 2031 would provide long-term cost savings to its customers. See additional discussion of PNM’s 2017 IRP and the SJGS Abandonment Application in Note 17. If approved by the NMPRC, retiring PNM’s share of SJGS and exiting participation in Four Corners would further reduce PNM’s GHG. As of December 31, 2019, PNM owns or procures power under PPAs from 608 MW of capacity from renewable generation resources, which include solarPV, wind, and geothermal facilities including 50 MW of new solar-PV capacity to serve retail customers and 50 MW of new solar-PV capacity to serve a data center located in PNM’s service territory. In addition, the NMPRC has granted PNM authority to procure an aggregate of 316 MW of additional renewable energy and RECs from solar-PV and wind facilities to serve a data center located in PNM’s service territory. PNM’s 2020 renewable energy procurement plan, which was approved by the NMPRC in January 2020, includes a PPA for an additional 140 MW of wind energy to serve retail customers beginning in 2021 and PNM’s SJGS Abandonment Application, which was filed with the NMPRC on July 1, 2019, includes a request to replace SJGS capacity with 350 MW of solar-PV, 130 MW of battery storage facilities, and 280 MW of new gas-fired peaking capacity. If approved, these resources would result in PNM owning, leasing, or procuring through PPAs  capacity  from  renewable  resources  and  battery  storage  facilities  totaling  1,544  MW  and  capacity  from  emissions-free  resources  totaling  1,946  MW.  See additional discussion of these resources in Notes 16 and 17. A - 55 Table of Contents PNM also has a customer distributed solar generation program that represented 127.6 MW at December 31, 2019. PNM’s distributed solar programs will reduce  PNM’s  annual  production  from  fossil-fueled  electricity  generation  by  about  255.2  GWh.  PNM  has  offered  its  customers  a  comprehensive  portfolio  of energy  efficiency  and  load  management  programs  since  2007.  PNM’s  cumulative  savings  from  these  programs  was  approximately  4,496  GWh  of  electricity through 2019. Over the next 20 years, PNM projects energy efficiency and load management programs will provide the equivalent of approximately 8,756 GWh of electricity,  which  will  avoid  at  least  4.7  million  metric  tons  of  CO2 based  upon  projected  emissions  from  PNM’s  system-wide  resources.  These  estimates  are subject to change because of the uncertainty of many of the underlying variables, including changes in PNM’s generation portfolio, demand for electricity, energy efficiency, and complex relationships between those variables. Because of PNM’s dependence on fossil-fueled generation, legislation or regulation that imposes a limit or cost on GHG could impact the cost at which electricity  is produced. While PNM expects to recover  any such costs through rates, the timing and outcome of proceedings  for cost recovery  are uncertain.  In addition, to the extent that any additional costs are recovered through rates, customers may reduce their usage, relocate facilities to other areas with lower energy costs, or take other actions that ultimately could adversely impact PNM. Other Climate Change Risks PNM’s generating  stations are located  in the arid  southwest. Access to water for cooling for some  of these facilities  is critical  to continued operations. Forecasts for the impacts of climate change on water supply in the southwest range from reduced precipitation to changes in the timing of precipitation. In either case, PNM’s generating  facilities  requiring  water for cooling will need to mitigate the impacts  of climate  change through adaptive  measures. Current measures employed by PNM generating stations such as air cooling, use of grey water, improved reservoir operations, and shortage sharing arrangements with other water users will continue to be important to sustain operations. PNM’s service areas occasionally experience periodic high winds and severe thunderstorms. TNMP has operations in the Gulf Coast area of Texas, which experiences  periodic  hurricanes  and  other  extreme  weather  conditions.  In  addition  to  potentially  causing  physical  damage  to  Company-owned  facilities,  which disrupts the ability to transmit and/or distribute energy, weather and other events of nature can temporarily reduce customers’ usage and demand for energy. In addition, other events influenced by climate change, such as wildfires, could disrupt Company operations or result in third-party claims against the Company. EPA Regulation In April 2007, the US Supreme Court held that EPA has the authority to regulate GHG under the CAA.  This decision heightened the importance of this issue  for  the  energy  industry.    In  December  2009,  EPA  released  its  endangerment  finding  for  GHG  from  new  motor  vehicles,  stating  that  the  atmospheric concentrations  of  six  key  greenhouse  gases  (CO2,  methane,  nitrous  oxides,  hydrofluorocarbons,  perfluorocarbons,  and  sulfur  hexafluoride)  endanger  the  public health and welfare of current and future generations. In May 2010, EPA released the final Prevention of Significant Deterioration (“PSD”) and Title V Greenhouse Gas Tailoring Rule to address GHG from stationary sources under the CAA permitting programs. The purpose of the rule was to “tailor” the applicability of two programs,  the  PSD construction  permit  and  Title  V operating  permit  programs,  to  avoid  impacting  millions  of  small  GHG emitters.  On June  23,  2014, the  US Supreme Court found EPA lacked authority  to “tailor”  the CAA’s unambiguous numerical  thresholds of 100 or 250 tons per year, and thus held EPA may not require a source to obtain a PSD permit solely on the basis of its potential GHG. However, the court upheld EPA’s authority to apply the PSD program for GHG to “anyway” sources - those sources that have to comply with the PSD program for other non-GHG pollutants. On  June  25,  2013,  then  President  Obama  announced  his  Climate  Action  Plan,  which  outlined  how  his  administration  planned  to  cut  GHG  in  the  U.S., prepare the country for the impacts of climate change, and lead international efforts to combat and prepare for global warming. The plan proposed actions that would lead to the reduction of GHG by 17% below 2005 levels by 2020. On August 3, 2015, EPA responded to the Climate Action Plan by issuing three separate but related actions, which were published in October 2015: (1) the Carbon Pollution Standards for new, modified, and reconstructed power plants (under Section 111(b)); (2) the Clean Power Plan for existing power plants (under Section 111(d)); and (3) a proposed federal plan associated with the Clean Power Plan. EPA’s Carbon Pollution Standards for new sources (those constructed after January 8, 2014) established separate standards for gas and coal-fired units. The standards reflect the degree of emission limitation achievable through the application of what EPA determined to be the BSER demonstrated for each type of unit. For newly constructed and reconstructed base load natural gas-fired stationary combustion turbines, EPA finalized a standard based on efficient natural gas combined cycle technology. The final standards for coal-fired power plants vary depending on whether the unit is new, modified, or reconstructed, but the new unit standards  were  based  on  EPA’s  determination  that  the  BSER  for  new  units  was  partial  carbon  capture  and  sequestration.  The  Clean  Power  Plan  established numeric  “emission  standards”  for  existing  electric  generating  units  -  one  for  “fossil-steam”  units  (coal  and  oil-fired  units)  and  one  for  natural  gas-fired  units (combined cycle only). The emission standards were based on emission reduction opportunities that EPA deemed achievable using technical assumptions for three “building blocks”: efficiency improvements at coal-fired EGUs, displacement of affected EGUs with renewable energy, and displacement of coal-fired generation with natural gas-fired generation. A - 56 Table of Contents Multiple states, utilities, and trade groups filed petitions for review in the DC Circuit to challenge both the Carbon Pollution Standards for new sources and the Clean Power Plan for existing sources. Numerous parties also simultaneously filed motions to stay the Clean Power Plan during the litigation. The DC Circuit refused to stay the rule, but 29 states and state agencies successfully petitioned the US Supreme Court for a stay, which was granted on February 9, 2016, thus halting implementation of the Clean Power Plan. With the US Supreme Court stay in place, the DC Circuit heard oral arguments on the merits of the Clean Power Plan on September 27, 2016 in front of a 10-judge en banc panel. However, before the DC Circuit could issue an opinion, President Trump took office and his administration asked the court to hold the case in abeyance while the rule was re-evaluated, which the court granted. On September 17, 2019, the DC Circuit issued an order that granted motions by various petitioners, including industry groups and EPA, to dismiss the cases challenging the Clean Power Plan as moot due to EPA’s issuance of the Affordable Clean Energy rule, which repeals the Clean Power Plan. On March 28, 2017, President Trump issued an Executive Order titled “Promoting Energy Independence and Economic Growth.” Among its goals are to “promote  clean  and  safe  development  of  our  Nation’s  vast  energy  resources,  while  at  the  same  time  avoiding  regulatory  burdens  that  unnecessarily  encumber energy production, constrain economic growth, and prevent job creation.” The order rescinds several key pieces of the Obama Administration’s climate agenda, including the Climate Action Plan and the Final Guidance on Consideration of Climate Change in NEPA Reviews. It directs agencies to review and suspend, revise or rescind any regulations or agency actions that potentially burden the development or use of domestically produced energy resources. Most notably, the order directed  EPA  to  immediately  review  and,  if  appropriate  and  consistent  with  law,  suspend,  revise,  or  rescind  (1)  the  Carbon  Pollution  Standards  for  new, reconstructed or modified electric utilities, (2) the Clean Power Plan, (3) the Proposed Clean Power Plan Model Trading Rules, and (4) the Legal Memorandum supporting the Clean Power Plan. In response, EPA signed a NOPR to repeal the Clean Power Plan on October 10, 2017. The notice proposed a legal interpretation concluding that the Clean Power Plan exceeded EPA’s statutory authority. On June 19, 2019, EPA released the final version of the Affordable Clean Energy rule. EPA  takes  three  actions  in  the  final  rule:  (1)  repealing  the  Clean  Power  Plan;  (2)  promulgating  the  Affordable  Clean  Energy  rule;  and  (3)  revising  the implementing regulations for all emission guidelines issued under CAA Section 111(d) which, among other things, extends the deadline for state plans and extends the timing of EPA’s approval process. EPA set the BSER for existing coal-fired power plants as heat rate efficiency improvements based on a range of “candidate technologies” that can be applied inside the fence-line. Rather than setting a specific numerical standard of performance, EPA’s rule directs states to determine which of the candidate technologies to apply to each coal-fired unit and establish standards of performance based on the degree of emission reduction achievable based on the application of BSER. The final rule requires states to submit a plan to EPA by July 8, 2022, and then EPA has one year to approve the plan. If states do not submit a plan or their submitted plan is not acceptable, EPA will have two years to develop a federal plan. The Affordable Clean Energy rule is not expected to impact SJGS since EPA’s final approval of a state SIP would occur after the planned shutdown of SJGS in 2022 (subject to NMPRC approval). While  corresponding  NSR  reform  regulations  were  proposed  as  part  of  the  proposed  Affordable  Clean  Energy  rule,  the  final  rule  did  not  include  such reform  measures.  EPA  has  indicated  that  it  plans  to  finalize  the  proposed  NSR  reform  in  2020.  Unrelated  to  the  Affordable  Clean  Energy  rule,  EPA  issued  a proposed rule on August 1, 2019 to clarify one aspect of the pre-construction review process for evaluating whether the NSR permitting program would apply to a proposed  project  at  an  existing  source  of  emissions.  The  proposed  rule  clarifies  that  both  emissions  increases  and  decreases  resulting  from  projects  are  to  be considered in determining whether the proposed project will result in an increase in air emissions. On December 20, 2018, EPA published in the Federal Register a proposed rule that would revise the Carbon Pollution Standards rule published in October 2015 for new, reconstructed, or modified coal-fired EGUs. The proposed rule would revise the standards for new coal-fired EGUs based on the revised BSER as the most efficient demonstrated steam cycle (e.g., supercritical steam conditions for large units and subcritical steam conditions for small units), instead of partial carbon capture and sequestration. As a result, the proposed rule contains less stringent CO2 emission performance standards for new units. EPA has also proposed revisions to the standards for reconstructed and modified fossil-fueled power plants to align with the proposed standards for new units. EPA is not proposing any changes nor reopening the standards of performance for newly constructed or reconstructed stationary combustion turbines. The 2018 proposed Carbon Pollution Standards  rule  could  also  impact  PNM’s  generation  fleet  to  the  extent  any  EGUs  qualify  as  new,  reconstructed,  or  modified,  although  that  rule  remains  under review by EPA. Comments on the proposal were due on March 18, 2019 and a final rule is expected in 2020. The  Affordable  Clean  Energy  rule  has  been  challenged  by  several  parties  and  may  be  impacted  by  further  litigation.  The  results  of  additional  judicial review and the outcome of those proceedings cannot be predicted. Federal Legislation Prospects for enactment in Congress of legislation imposing a new or enhanced regulatory program to address climate change are highly unlikely in 2020.  Although  the  democratic  leadership  in  the  U.S.  House  of  Representatives  may  soon  begin  to  reconsider  proposals  for  legislation  aimed  at  addressing  climate change, such legislation is unlikely to pass the republican controlled U.S. Senate or be signed by the President. State and Regional Activity Pursuant  to  New  Mexico  law,  each  utility  must  submit  an  IRP  to  the  NMPRC  every  three  years  to  evaluate  renewable  energy,  energy  efficiency,  load management, distributed generation, and conventional supply-side resources on a consistent and comparable basis.  The IRP is required to take into consideration risk and uncertainty of fuel supply, price volatility, and costs of A - 57 Table of Contents anticipated environmental regulations when evaluating resource options to meet supply needs of the utility’s customers.  The NMPRC requires that New Mexico utilities factor a standardized cost of carbon emissions into their IRPs using prices ranging between $8 and $40 per metric ton of CO2 emitted and escalating these costs by 2.5% per year.  Under the NMPRC order, each utility must analyze these standardized prices as projected operating costs.  Reflecting the evolving nature of this issue, the NMPRC order states that these prices may be changed in the future to account for additional information or changed circumstances.  Although these prices may not reflect the costs that ultimately will be incurred, PNM is required to use these prices for purposes of its IRP.  In its 2017 IRP, PNM analyzed resource portfolio plans for scenarios that assumed SJGS will operate beyond the end of the current coal supply agreement that runs through June 30, 2022 and for scenarios that assumed SJGS will cease operations by the end of 2022 as discussed in Note 17. The key findings of the 2017 IRP include that exiting SJGS in 2022 would provide long-term economic benefits to PNM’s customers and that PNM exiting its ownership interest in Four Corners in 2031 would also save customers money. The materials presented in the IRP process are available at www.pnm.com\irp. See additional discussion of PNM’s 2017 IRP in Note 17. Senate Bill 489, known as the Energy Transition Act (“ETA”) was signed into New Mexico state law and became effective on June 14, 2019. The ETA, among  other  things,  requires  that  investor-owned  utilities  obtain  specified  percentages  of  their  energy  from  renewable  and  carbon-free  resources.  Prior  to  the enactment of the ETA, the REA established a mandatory RPS requiring utilities to acquire a renewable energy portfolio equal to 10% of retail electric sales by 2011, 15% by 2015, and 20% by 2020. The ETA amends the REA and requires utilities operating in New Mexico to have renewable portfolios equal to 20% by 2020, 40% by 2025, 50% by 2030, 80% by 2040, and 100% zero-carbon energy by 2045. The ETA provides for a transition from coal-fired generating resources to carbon-free resources by allowing investor-owned utilities to issue securitized bonds, or “energy transition bonds,” related to the retirement of coal-fired generating facilities to qualified investors. Proceeds from the energy transition bonds must be used only for purposes related to providing utility service to customers and to pay “financing costs” (as defined by the ETA). These costs may include coal mine decommissioning, plant decommissioning, and other costs that have not yet been charged to customers or disallowed by the NMPRC or by a court order. Proceeds provided by energy transition bonds may also be used to pay for severances for employees of the retired coal-fired generating facility and related coal mine, as well as to pay for job training, education, and economic development. Energy transition bonds must be issued under an NMPRC financing order and are paid by a non-bypassable charge paid by all customers of the issuing utility. The ETA also amends sections of the REA to allow for the recovery of undepreciated investments and decommissioning costs related to qualifying EGUs that the NMPRC has required be removed from retail jurisdictional rates, provided replacement resources to be included in retail rates have lower or zero-carbon emissions. The ETA  requires  the  NMPRC  to  prioritize  replacement  resources  in  a  manner  intended  to  mitigate  the  economic  impact  to  communities  affected  by  these  plant retirements. See additional discussion of the ETA in Note 16. PNM expects the ETA will have a significant impact on PNM’s future generation portfolio, including PNM’s  planned  retirement  of  SJGS  in  2022.  The  NMPRC  had  not  definitively  indicated  its  intent  to  apply  the  requirements  of  the  ETA  to  PNM’s  SJGS Abandonment  Application  and  several  parties  to  that  case  questioned  whether  the  ETA  violated  the  New  Mexico  State  constitution.  In  December  2019,  the Governor of the State of New Mexico, the President of the Navajo Nation and other parties filed a writ of mandamus requesting the NM Supreme Court require the NMPRC  to  apply  the  ETA  to  PNM’s  application.  On  January  29,  2020,  the  NM  Supreme  Court  ruled  that  the  NMPRC  is  required  to  apply  the  ETA  to  all  of PNM’s  SJGS  Abandonment  Application  and  denied  petitions  for  a  stay.  In  February  2020,  the  Hearing  Examiners  assigned  to  the  SJGS  abandonment  and financing  proceedings  issued  recommended  decisions  recommending  approval  of  PNM’s  abandonment  application  and  for  the  issuance  of  Securitized  Bonds consistent with the requirements of the ETA. See additional discussion of PNM’s SJGS Abandonment Application in Note 17. PNM cannot predict the full impact of the ETA or the outcome of its existing and potential future generating resource abandonment filings with the NMPRC. International Accords The  United  Nations  Framework  Convention  on  Climate  Change  (“UNFCCC”)  is  an  international  environmental  treaty  that  was  negotiated  at  the  1992 United Nations Conference on Environment and Development (informally known as the Earth Summit) and entered into force in March 1994. The objective of the treaty  is  to  “stabilize  greenhouse  gas  concentrations  in  the  atmosphere  at  a  level  that  would  prevent  dangerous  anthropogenic  interference  with  the  climate system.”    Parties  to  the  UNFCCC,  including  the  U.S.,  have  been  meeting  annually  in  Conferences  of  the  Parties  (“COP”)  to  assess  progress  in  meeting  the objectives of the UNFCCC.  On December 12, 2015, the Paris Agreement was finalized during the 2015 COP. The aim of the Paris Agreement is to limit global temperature rise to two degrees Celsius above pre-industrial levels. The agreement, which was agreed to by approximately 200 parties, requires that countries submit Intended Nationally Determined Contributions (“INDCs”). INDCs reflect national targets and actions that arise out of national policies and elements relating to oversight, guidance and coordination of actions to reduce emissions by all countries. In November 2014, then President Obama announced the United States’ commitment to reduce GHG, on an economy-wide basis, by 26%-28% from 2005 levels by the year 2025. The U.S. INDC was part of an overall effort by the former administration to have the U.S.  achieve  economy-wide  reductions  of  around  80%  by  2050.    The  former  administration’s  GHG  reduction  target  for  the  electric  utility  industry  was  a  key element of its INDC and was based on EPA’s GHG regulations for new, existing, and modified and reconstructed sources at that time. Thresholds for the number of countries necessary to ratify or accede to the Paris Agreement and total global GHG percentage were achieved on October 5, 2016 and the Paris Agreement entered into force on November 4, 2016.  On June 1, 2017, President Trump announced that the U.S. would withdraw from the Paris Agreement. In his public statement,  he  indicated  that  the  U.S.  would  “begin  negotiations  to  reenter  either  the  Paris  Accord  or  a  new  transaction  on  terms  that  are  fair  to  the  U.S.,  its businesses, its workers, its people, its taxpayers.” On November 4, 2019, President Trump announced that the U.S. has officially notified the United Nations that the U.S. will withdraw from the Paris Agreement. The rules of the Paris Agreement impose a one-year waiting period after official notice of withdrawal. As a A - 58 Table of Contents result  of  the  President’s  notice  to  the  United  Nations,  the  U.S.  will  officially  be  able  to  withdraw  from  the  Paris  Agreement  on  November  4,  2020.  A  future administration would have an opportunity to rejoin the Agreement. It is uncertain if the U.S. will ultimately choose to pursue a transition to a low-carbon economy using a pathway that aligns with the Paris Agreement to keep global temperature rise to below two degrees Celsius (the “2 Degree Scenario”) above pre-industrial levels or in connection with other regulation or legislation. PNM has calculated GHG reductions that would result from implementation of the 2017 IRP scenarios that assume PNM would retire its share of the SJGS in 2022 and would exit from Four Corners in 2031 and PNM has set a goal to have a 100% emissions-free generating portfolio by 2040. While PNM has not conducted a 2 Degree Scenario analysis, our commitment to becoming 100% emissions-free by 2040 produces a carbon emissions reduction pathway that tracks within the ranges of climate scenario pathways that are consistent with limiting the global warming average to less than 2 degrees Celsius. In addition, as an investor-owned utility operating in the state of New Mexico, PNM is required to comply with the recently enacted ETA, which requires utilities’ generating portfolio be 100% carbon-free by 2045. The requirements of the ETA and the Company’s goal compare favorably to the 26% 28% by 2025 U.S. INDC and the former administration’s effort to achieve an 80% reduction in carbon emissions by 2050. As discussed in Note 17, on July 1, 2019, PNM submitted its SJGS Abandonment Application to the NMPRC. PNM will file for abandonment of Four Corners at an appropriate time in the future. PNM will continue to monitor the United States’ and other parties’ involvement in international accords, but the potential impact that such accords may have on the Company cannot be determined at this time. Assessment of Legislative/Regulatory Impacts The Company has assessed, and continues to assess, the impacts of climate change legislation and regulation on its business.  This assessment is ongoing and  future  changes  arising  out  of  the  legislative  or  regulatory  process  could  impact  the  assessment  significantly.    PNM’s  assessment  includes  assumptions regarding specific GHG limits; the timing of implementation of these limits; the possibility of a market-based trading program, including the associated costs and the  availability  of  emission  credits  or  allowances;  the  development  of  emission  reduction  and/or  renewable  energy  technologies;  and  provisions  for  cost containment. Moreover, the assessment assumes various market reactions such as the price of coal and gas and regional plant economics.  These assumptions are, at best, preliminary and speculative. However, based upon these assumptions, the enactment of climate change legislation or regulation could, among other things, result in significant compliance costs, including large capital expenditures by PNM, and could jeopardize the economic viability of certain generating facilities. See Notes  16 and  17.   While  PNM  currently  expects  the  planned  retirement  of  SJGS in  2022 (subject  to  NMPRC approval)  will  provide  savings  to  customers,  the ultimate consequences of climate change and environmental regulation could lead to increased costs to customers and affect results of operations, cash flows, and financial condition if the incurred costs are not fully recovered through regulated rates. Higher rates could also contribute to reduced usage of electricity.  PNM’s assessment process is evolving and is too speculative at this time for a meaningful prediction of the long-term financial impact. Transmission Issues At any given time, FERC has various notices of inquiry and rulemaking dockets related to transmission issues pending. Such actions may lead to changes in FERC administrative rules or ratemaking policy but have no time frame in which action must be taken or a docket closed with no further action. Further, such notices  and  rulemaking  dockets  do  not  apply  strictly  to  PNM  but  will  have  industry-wide  effects  in  that  they  will  apply  to  all  FERC-regulated  entities.  PNM monitors and often submits comments taking a position in such notices and rulemaking dockets or may join in larger group responses. PNM often cannot determine the full impact of a proposed rule and policy change until the final determination is made by FERC and PNM is unable to predict the outcome of these matters. On November 24, 2009, FERC issued Order 729 approving two Modeling, Data, and Analysis Reliability Standards (“Reliability Standards”) submitted by NERC – MOD-001-1 (Available Transmission System Capability) and MOD-029-1 (Rated System Path Methodology). Both MOD-001-1 and MOD-029-1 require a  consistent  approach,  provided  for  in  the  Reliability  Standards,  to  measuring  the  total  transmission  capability  (“TTC”)  of  a  transmission  path.  The  TTC  level established  using  the  two  Reliability  Standards  could  have  resulted  in  a  reduction  in  the  available  transmission  capacity  used  by  PNM  to  deliver  generation resources necessary for its jurisdictional load and for fulfilling its obligations to third-party users of the PNM transmission system. During the first quarter of 2011, at the request of PNM and other southwestern utilities, NERC advised all transmission owners and transmission service providers that the implementation of portions of the MOD-029 methodology for “Flow Limited” paths had been delayed until such time as a modification to the standard could be developed to mitigate the technical concerns identified by the transmission owners and transmission service providers. PNM and other western utilities filed a Standards Action Request with NERC in the second quarter of 2012. NERC initiated an informal development process to address directives in Order 729 to modify certain aspects of the MOD standards, including MOD-001 and MOD-029. The modifications to this standard would retire MOD-029 and require each transmission operator to determine and develop methodology for TTC values for MOD-001. A final ballot for MOD-001-2 concluded on December 20, 2013 and received sufficient affirmative votes for approval. On February 10, 2014, NERC filed with FERC a petition for approval of MOD-001-2 and retirement of the “MOD A” reliability standards that consist of MOD-001-1a, MOD-004-1, MOD-008-1, MOD-028-2, MOD-029-1a, and MOD-030-2. On June 19, 2014, FERC issued a NOPR to approve a new reliability standard. A - 59 Table of Contents On  June  7,  2019,  NERC  submitted  to  FERC  a  notice  to  withdraw  proposed  MOD-001-2  and  to  retire  the  currently  effective  versions  of  the  MOD  A Standards subject to FERC approval. The retirement of the MOD A standards removes all risk associated with the TTC reductions. Financial Reform Legislation The Dodd-Frank Wall Street Reform and Consumer Protection Act (“Dodd-Frank Reform Act”), enacted in July 2010, includes provisions that will require certain  over-the-counter  derivatives,  or  swaps,  to  be  centrally  cleared  and  executed  through  an  exchange  or  other  approved  trading  facility.  It  also  includes provisions  related  to  swap  transaction  reporting  and  record  keeping  and  may  impose  margin  requirements  on  swaps  that  are  not  centrally  cleared.  The  U.S. Commodity Futures Trading Commission (“CFTC”) has published final rules defining several key terms related to the act and has set compliance dates for various types of market participants. The Dodd-Frank Reform Act provides exemptions from certain requirements, including an exception to the mandatory clearing and swap facility execution requirements for commercial end-users that use swaps to hedge or mitigate commercial risk.  PNM has elected the end-user exception to the mandatory clearing requirement. PNM expects to be in compliance with the Dodd-Frank Reform Act and related rules within the time frames required by the CFTC.  However,  as  a  result  of  implementing  and  complying  with  the  Dodd-Frank  Reform  Act  and  related  rules,  PNM’s  swap  activities  could  be  subject  to increased costs, including from higher margin requirements. The Trump Administration has indicated that the provisions of the Dodd-Frank Reform Act will be reviewed and certain regulations may be rolled back, but no formal action has been taken yet. At this time, PNM cannot predict the ultimate impact the DoddFrank Reform Act may have on PNM’s financial condition, results of operations, cash flows, or liquidity. Other Matters See  Notes  16  and  17  for  a  discussion  of  commitments  and  contingencies  and  rate  and  regulatory  matters.  See  Note  1  for  a  discussion  of  accounting pronouncements that have been issued but are not yet effective and have not been adopted by the Company. CRITICAL ACCOUNTING POLICIES AND ESTIMATES The preparation of financial statements in accordance with GAAP requires management to apply accounting policies and to make estimates and judgments that best provide the framework to report the results of operations and financial position for PNMR, PNM, and TNMP. As a result, there exists the likelihood that materially  different  amounts  would  be  reported  under  different  conditions  or  using  different  assumptions.  Management  has  identified  the  following  accounting policies that it deems critical to the portrayal of the financial condition and results of operations and that involve significant subjectivity. The following discussion provides information on the processes utilized by management in making judgments and assumptions as they apply to its critical accounting policies. Regulatory Accounting The  Company  is  subject  to  the  provisions  of  GAAP  for  rate-regulated  enterprises  and  records  assets  and  liabilities  resulting  from  the  effects  of  the ratemaking process, which would not be recorded under GAAP for non-regulated entities. Additional information concerning regulatory assets and liabilities  is contained in Note 13. The Company continually evaluates the probability that regulatory assets and liabilities will impact future rates and makes various assumptions in those analyses. The expectations of future rate impacts are generally based on orders issued by regulatory commissions or historical experience, as well as discussions with  applicable  regulatory  authorities.  If  future  recovery  or  refund  ceases  to  be  probable,  the  Company  would  be  required  to  write-off  the  portion  that  is  not recoverable or refundable in current period earnings. The Company has made adjustments to regulatory assets and liabilities that affected its results of operations in the past due to changes in various factors and conditions impacting future cost recovery. Based on its current evaluation, the Company believes that future recovery of its regulatory assets is probable. Impairments Tangible  long-lived  assets  are  evaluated  for  impairment  when  events  and  circumstances  indicate  that  the  assets  might  be  impaired  in  accordance  with GAAP. These potential impairment indicators include management’s assessment of fluctuating market conditions as a result of planned and scheduled customer purchase commitments; future market penetration; changing environmental requirements; fluctuating market prices resulting from factors including changing fuel costs and other economic conditions; long-term weather patterns; and other market trends. The amount of impairment recognized, if any, is the difference between the fair value of the asset and the carrying value of the asset and would reduce both the asset and current period earnings. Variations in the assessment of potential impairment or in the assumptions used to calculate an impairment could result in different outcomes, which could lead to significant effects on the Consolidated Financial Statements. See Notes 16 and 17. Goodwill  is  evaluated  for  impairment  at  least  annually,  or  more  frequently  if  events  and  circumstances  indicate  that  the  goodwill  might  be  impaired. GAAP allows impairment testing to be performed based on either a qualitative analysis or quantitative analysis. Note 19 contains information on the impairment testing performed by the Company on goodwill. For 2019, the Company A - 60 Table of Contents utilized a qualitative analysis for both the PNM and TNMP reporting units. No impairments were indicated in the Company’s annual goodwill testing, which was performed as of April 1, 2019. Since the annual evaluation, there have been no indications that the fair values of the reporting units with recorded goodwill have decreased below the carrying values. The annual testing was based on certain critical estimates and assumptions. Changes in the estimates or the use of different assumptions could affect the determination of fair value and the conclusion of impairment for each reporting unit. Application  of the qualitative  goodwill impairment  test requires  evaluating  various events and circumstances  to determine  whether it is not more likely than not that the fair value of a reporting unit is less than its carrying amount. As a part of the Company’s goodwill qualitative testing process for a reporting unit, various factors that are specific to the reporting unit as well as industry and macroeconomic factors are evaluated in order to determine whether these factors are reasonably likely to have a material impact on the fair value of the reporting unit. Examples of the factors that were considered in the qualitative testing of the goodwill  include  the  results  of  the  most  recent  quantitative  impairment  test,  current  and  long-term  forecasted  financial  results,  regulatory  environment,  credit rating, changes in the interest rate environment, and operating strategy for the reporting unit. Based on the qualitative analysis for both the PNM and TNMP reporting units performed in 2019, the Company concluded that there were no changes that were reasonably likely to cause the fair value of the reporting units to be less than their carrying value and determined that there was no impairment of goodwill. Although the Company believes all relevant factors were considered in the qualitative impairment analysis to reach the conclusion that goodwill is not impaired, significant changes in any one of the assumptions could produce a significantly different result potentially leading to the recording of an impairment that could have significant impacts on the results of operations and financial position of the Company. Decommissioning and Reclamation Costs In accordance with GAAP, PNM is only required  to recognize and measure decommissioning  liabilities  for tangible  long-lived  assets for which a legal obligation exists. Accounting for decommissioning costs for nuclear and fossil-fuel generation involves significant estimates related to costs to be incurred many years in the future after plant closure. Decommissioning costs are based on site-specific estimates, which are updated periodically and involve numerous judgments and assumptions, including estimates of future decommissioning costs at current price levels, inflation rates, and discount rates. Changes in these estimates could significantly impact PNMR’s and PNM’s financial position, results of operations, and cash flows. Nuclear decommissioning costs are based on estimates of the costs  for  removing  all  radioactive  and  other  structures  at  PVNGS.  AROs,  including  nuclear  decommissioning  costs,  are  discussed  in  Note  15.  Nuclear decommissioning costs represent approximately 77% of PNM’s ARO liability. A 10% increase in the estimates of future decommissioning costs at current price levels would have increased the ARO liability by $21.8 million at December 31, 2019. PVNGS Units 1 and 2 are included in PNM’s retail rates while PVNGS Unit 3 was excluded through 2017 but is included beginning in 2018. PNM recognizes an expense and a corresponding liability for ultimate decommissioning of PVNGS. See Note 17 for information concerning the treatment of nuclear decommissioning in the NMPRC’s order in PNM’s NM 2015 Rate Case and PNM’s appeal of that order. In connection with both the SJGS coal agreement and the Four Corners fuel agreement, the owners are required to reimburse the mining companies for the cost of contemporaneous reclamation, as well as the costs for final reclamation of the coal mines.  The reclamation costs are based on periodic site-specific studies that estimate the costs to be incurred in the future and are dependent upon numerous assumptions, including estimates of future reclamation costs at current price levels,  inflation  rates,  and  discount  rates.  A  10%  increase  in  the  estimates  of  future  reclamation  costs  at  current  price  levels  would  have  increased  the  mine reclamation liability by $10.9 million at December 31, 2019. PNM considers the contemporaneous reclamation costs part of the cost of its delivered coal costs.  The NMPRC has capped the amount that can be collected from ratepayers for final reclamation of the surface mines. If future estimates increase the liability for surface mine reclamation, the excess would be expensed at that time. See Note 16 for discussion of reclamation costs. Pension and Other Postretirement Benefits The  Company  maintains  qualified  defined  benefit  pension  plans,  postretirement  benefit  plans  providing  medical  and  dental  benefits,  and  executive retirement programs. The net periodic benefit cost or income and the calculation of the projected benefit obligations are recognized in the Company’s financial statements and depend on expected investment performance, the level of contributions made to the plans, and employee demographics. These calculations require the use of a number of actuarial assumptions and estimates. The most critical of the actuarial assumptions are the expected long-term rate of return, the discount rate, and projected health care cost trend rates. The Company reviews and evaluates its actuarial assumptions annually and adjusts them as necessary. Changes in the  pension  and  OPEB  assets  and  liabilities  associated  with  these  factors  are  not  immediately  recognized  as  net  periodic  benefit  cost  or  income  in  results  of operations, but are recognized in future years, generally, over the remaining life of the plan. However, these factors could have a significant impact on the financial position  of  the  Company.  Note  11  contains  additional  information  about  pension  and  OPEB  obligations,  including  assumptions  utilized  in  the  calculations  and impacts of changes in certain of those assumptions. Accounting for Contingencies The  financial  results  of  the  Company  may  be  affected  by  judgments  and  estimates  related  to  loss  contingencies.  Contingencies  related  to  litigation  and claims, as well as environmental and regulatory matters, also require the use of significant judgment and estimation. The Company attempts to take into account all known factors regarding the future outcome of contingent events and records an accrual for any contingent loss events that are both probable of occurring and can be reasonably estimated A - 61 Table of Contents based upon current available information. However, the actual outcomes can vary from any amounts accrued which could have a material effect on the results of operations and financial position of the Company. See Note 16 and Note 17. Income Taxes The Company’s income tax expense and related balance sheet amounts involve significant judgment and use of estimates. Amounts of deferred income tax assets and liabilities, current and noncurrent accruals, and determination of uncertain tax positions involve judgment and estimates related to timing and probability of the recognition of income and deductions by taxing authorities. In addition, some temporary differences are accorded flow-through treatment by the Company’s regulators and impact the Company’s effective tax rate. In assessing the likelihood of the realization of deferred tax assets, management considers the estimated amount and character of future taxable income. Significant changes in these judgments and estimates could have a material impact on the results of operations and financial  position  of  the  Company.  Actual  income  taxes  could  vary  from  estimated  amounts  due  to  the  future  impacts  of  various  items,  including  changes  in income tax laws, the Company’s forecasted financial condition and results of operations in future periods, and the final review from taxing authorities. See Note 18 for additional information, including a discussion of the impacts of tax reform under the Tax Cuts and Jobs Act enacted on December 22, 2017, and the related measurement period adjustments recorded in 2018. MD&A FOR PNM RESULTS OF OPERATIONS PNM operates in only one reportable segment, as presented above in Results of Operations for PNMR. MD&A FOR TNMP RESULTS OF OPERATIONS TNMP operates in only one reportable segment, as presented above in Results of Operations for PNMR. ITEM 7A. QUANTITATIVE AND QUALITATIVE DISCLOSURES ABOUT MARKET RISK The Company manages the scope of its various forms of market risk through a comprehensive set of policies and procedures with oversight by senior level management through the RMC. The Board’s Finance Committee sets the risk limit parameters.  The RMC has oversight over the risk control  organization. The RMC is assigned responsibility for establishing and enforcing the policies, procedures, and limits and evaluating the risks inherent in proposed transactions on an enterprise-wide basis. The RMC’s responsibilities include: • • • • • • • • • Establishing policies regarding risk exposure levels and activities in each of the business segments Approving the types of derivatives entered into for hedging Reviewing and approving hedging risk activities Establishing policies regarding counterparty exposure and limits Authorizing and delegating transaction limits Reviewing and approving controls and procedures for derivative activities Reviewing and approving models and assumptions used to calculate mark-to-market and market risk exposure Proposing tolerance levels to the Board’s Finance Committee for its approval Reporting to the Board’s Audit and Finance Committees on these activities To the extent an open position exists, fluctuating commodity prices, interest rates, equity prices, and economic conditions can impact financial results and financial position, either favorably or unfavorably. As a result, the Company cannot predict with certainty the impact that its risk management decisions may have on its businesses, operating results, or financial position. Commodity Risk Information concerning accounting for derivatives and the risks associated with commodity contracts is set forth in Note 9, including a summary of the fair values of mark-to-market energy related derivative contracts included in the Consolidated Balance Sheets. During the years ended December 31, 2019 and 2018, the Company had no commodity derivative instruments designated as cash flow hedging instruments. Commodity contracts, other than those that do not meet the definition of a derivative under GAAP, are recorded at fair value on the Consolidated Balance Sheets. The impact of commodity derivative mark-to-market energy transactions were not material to the Company’s financial position, results of operations, or cash flows as of and for the years ended December 31, 2019 and 2018. All of the fair values as of December 31, 2019 were determined based on prices provided by external sources other than actively quoted market prices. All of the mark-to-market amounts will settle in 2020. A - 62 Table of Contents PNM is exposed to changes in the market prices of electricity and natural gas for the positions in its wholesale portfolio not covered by the FPPAC. The Company manages risks associated with these market fluctuations by utilizing various commodity instruments that may qualify as derivatives, including futures, forwards, options, and swaps. PNM uses such instruments to hedge its exposure to changes in the market prices of electricity and natural gas. PNM also uses such instruments under an NMPRC approved hedging plan to manage fuel and purchased power costs related to customers covered by its FPPAC. Prior to 2018, PNM measured the market risk of its wholesale activities not covered by the FPPAC using a Monte Carlo VaR (“Value at Risk”) simulation model to report the possible loss in value from price movements. In January 2018, PNM’s interest in PVNGS Unit 3 became a jurisdictional resource to serve New Mexico  customers  and PNM began  selling  36 MW of its  65  MW merchant  interest  in SJGS Unit 4 to a third  party  at a fixed  price.  These events  significantly reduced PNM’s exposure to commodity risk and, beginning in February 2018, the Company no longer uses VaR as a risk metric. Credit Risk The  Company  is  exposed  to  credit  risk  from  its  retail  and  wholesale  customers,  as  well  as  the  counterparties  to  derivative  instruments.  The  Company conducts  counterparty  risk  analysis  across  business  segments  and  uses  a  credit  management  process  to  assess  the  financial  conditions  of  counterparties.  The following table provides information related to credit exposure by the credit worthiness (credit rating) and concentration of credit risk for wholesale counterparties, all of which will mature in less than two years. Schedule of Credit Risk Exposure December 31, 2019 Credit Risk Exposure(2) Number of Counter-parties   >10%   Rating (1)       (Dollars in thousands) External ratings:          Investment grade  $ Non-investment grade   —   —   — Split ratings   —   —   — Internal ratings:    1,069   Net Exposure of Counter-parties >10%    1  $ 695    Investment grade   893   1   615 Non-investment grade   —   —   — Total  $ 1,962      $ 1,310 (1)  The rating “Investment Grade” is for counterparties, or a guarantor, with a minimum S&P rating of BBB- or Moody’s rating of Baa3. The category “Internal Ratings – Investment Grade” includes those counterparties that are internally rated as investment grade in accordance with the guidelines established in the Company’s credit policy. (2)  The Credit Risk Exposure is the gross credit exposure, including long-term contracts (other than the Tri-State hazard sharing agreement), forward sales, and short-term sales. The gross exposure captures the amounts from receivables/payables for realized transactions, delivered and unbilled revenues, and mark-tomarket gains/losses. Gross exposures can be offset according to legally enforceable netting arrangements but are not reduced by posted credit collateral. At December 31, 2019, PNMR held $0.9 million of cash collateral to offset its credit exposure. Net credit risk for the Company’s largest counterparty as of December 31, 2019 was $0.7 million. Other investments have no significant counterparty credit risk. Interest Rate Risk The majority of the Company’s long-term debt is fixed-rate debt and does not expose earnings to a major risk of loss due to adverse changes in market interest rates. However, the fair value of long-term debt instruments for PNMR, PNM, and TNMP would increase by 2.2%, 1.6%, and 5.3%, if interest rates were to decline by 50 basis points from their levels at December 31, 2019. In general, an increase in fair value would impact earnings and cash flows to the extent not recoverable in rates if all or a portion of debt instruments were acquired in the open market prior to their maturity. The Company is exposed to interest rate risk to the extent  of future increases  in variable  interest  rates. However, as discussed in Note 7, PNMR has entered  into hedging arrangements  to effectively  establish fixed interest rates on $150.0 million of variable rate debt. Variable interest rates under these facilities are based on LIBOR but contain provisions which allow for the replacement  of LIBOR with other widely accepted interest rates. The Company expects that it will be able to extend or replace these credit facilities under similar terms and conditions prior to their expirations. A - 63 Table of Contents At February 21, 2020, variable rate debt balances and weighted average interest rates were as follows: Weighted Average Interest Rate   Variable Rate Debt         Short-term Debt:           Balance Outstanding   Capacity (In thousands)     PNMR Revolving Credit Facility   2.91%   PNM Revolving Credit Facility   2.77   37,928   400,000 PNM 2017 New Mexico Credit Facility   2.79   30,000   40,000 TNMP Revolving Credit Facility   2.40   43,170   75,000 PNMR-D Revolving Credit Facility   —         Long-term Debt:   —   259,556   $         PNMR 2018 Two-Year Term Loan   2.45%   $ 50,000     PNMR 2019 Term Loan   2.61   150,000     PNM 2019 $250.0 Million Term Loan   2.30   250,000     PNM 2019 $40.0 Million Term Loan   2.31   40,000     PNMR Development Term Loan   2.45         148,458   $       $ 300,000 40,000 855,000 90,000     580,000     The  investments  held  by  PNM  in  trusts  for  decommissioning,  reclamation,  pension  benefits,  and  other  post-employment  benefits  had  an  estimated  fair value of $1.0 billion at December 31, 2019, of which 45.6% were fixed-rate debt securities that subject PNM to risk of loss of fair value with increases in market interest rates. If interest rates were to increase by 50 basis points from their levels at December 31, 2019, the decrease in the fair value of the fixed-rate securities would  be  3.9%,  or  $17.9  million.  The  securities  held  by  TNMP  in  trusts  for  pension  and  other  post-employment  benefits  had  an  estimated  fair  value  of  $70.0 million at December 31, 2019, of which 33.6% were fixed-rate debt securities that subject TNMP to risk of loss of fair value with movements in market interest rates. If interest rates were to increase by 50 basis points from their levels at December 31, 2019, the decrease in the fair value of the fixed-rate securities would be 6.1%, or $1.4 million. PNM and TNMP do not directly recover or return through rates any losses or gains on the securities, including equity and alternative investments discussed below,  in  the  trusts  for  decommissioning,  reclamation,  pension  benefits,  and  other  post-employment  benefits.  However,  the  overall  performance  of  these  trusts does enter into the periodic determinations  of expense and funding levels, which are factored into the rate making process to the extent applicable to regulated operations. The NMPRC ruled in the NM 2015 Rate Case that PNM would not be able to recover certain PVNGS decommissioning costs from customers. The NM Supreme Court ruled that the NMPRC’s decision to disallow recovery of such costs denied PNM due process and remanded the matter back to the NMPRC for further proceedings. See Note 17. PNM and TNMP are at risk for shortfalls in funding of obligations due to investment losses, including those from the equity market and alternatives investment risks discussed below to the extent not ultimately recovered through rates charged to customers. Equity Market Risk The investments held by PNM in trusts for decommissioning and reclamation and trusts established for PNM’s and TNMP’s pension and post-employment benefits plans include certain equity securities at December 31, 2019. These equity securities expose PNM and TNMP to losses in fair value should the market values  of  the  underlying  securities  decline.  Equity  securities  comprised  42.4%  and  48.4%  of  the  securities  held  by  the  various  PNM  and  TNMP  trusts  as  of December 31, 2019.  A hypothetical  10%  decrease  in  equity  prices  would  reduce  the  fair  values  of  these  funds  by $42.7  million  for  PNM  and  $3.4 million  for TNMP. Alternatives Investment Risk As of December 31, 2019, PNM and TNMP had 16.3% of its combined pension assets invested in the alternative asset class. The Company’s target for this class is 20%. Alternative investments include investments in hedge funds, real estate funds, and private equity funds. The hedge funds and private equity funds are limited  partner  structures  that  are  structured  as  multi-manager  multi-strategy  fund  of  funds  to  achieve  a  diversified  position  in  these  asset  classes.  The  general partner oversees the selection and monitoring of the underlying managers. The hedge funds pursue various absolute return strategies such as relative value, longshort  equity,  and  event  driven.  Private  equity  fund  strategies  include  mezzanine  financing,  buy-outs,  and  venture  capital.  The  real  estate  investments  are commingled  real  estate  portfolios  that  invest  in  a  diversified  portfolio  of  assets  including  commercial  property  and  multi-family  housing.  The  Company’s Corporate Investment Committee, assisted by its investment consultants, monitors the performance of the funds and general partner’s investments process. There is risk associated with these funds due to the nature of the strategies and techniques and the use of investments that do not have readily determinable fair values. A hypothetical 10% decrease in equity prices would reduce the fair values of these funds by $9.7 million. A - 64 Table of Contents ITEM 8. FINANCIAL STATEMENTS AND SUPPLEMENTARY DATA PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES INDEX         Management’s Annual Reports on Internal Control Over Financial Reporting    B - 2 Reports of Independent Registered Public Accounting Firm    B - 5 Financial Statements:      PNM Resources, Inc. and Subsidiaries Page      Consolidated Statements of Earnings    B - 9 Consolidated Statements of Comprehensive Income    B - 10 Consolidated Statements of Cash Flows    B - 11 Consolidated Balance Sheets    B - 13 Consolidated Statements of Changes in Equity    B - 15 Public Service Company of New Mexico and Subsidiaries      Consolidated Statements of Earnings    B - 16 Consolidated Statements of Comprehensive Income    B - 17 Consolidated Statements of Cash Flows    B - 18 Consolidated Balance Sheets    B - 20 Consolidated Statements of Changes in Equity    B - 22 Texas-New Mexico Power Company and Subsidiaries      Consolidated Statements of Earnings    B - 23 Consolidated Statements of Cash Flows    B - 24 Consolidated Balance Sheets    B - 26 Consolidated Statements of Changes in Common Stockholder’s Equity    B - 28    B - 29 Notes to Consolidated Financial Statements Supplementary Data:      Schedule I - Condensed Financial Information of Parent Company    B - 122 Schedule II - Valuation and Qualifying Accounts    B - 125 B - 1 Table of Contents MANAGEMENT’S ANNUAL REPORT ON INTERNAL CONTROL OVER FINANCIAL REPORTING Management of PNM Resources, Inc. and subsidiaries (“PNMR”) is responsible for establishing and maintaining adequate internal control over financial reporting as defined in Rule 13a-15(f) under the Securities Exchange Act of 1934, as amended. Management assessed the effectiveness of PNMR’s internal control over financial reporting based on the Internal Control – Integrated Framework (2013) set forth by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission. Based on the assessment performed, management concludes that PNMR’s internal control over financial reporting was effective as of December 31, 2019. The effectiveness of our internal control over financial reporting as of and for the year ended December 31, 2019 has been audited by KPMG LLP, an independent registered public accounting firm, as stated in their audit report which is included herein. /s/ Patricia K. Collawn Patricia K. Collawn, Chairman, President, and Chief Executive Officer   /s/ Joseph D. Tarry Joseph D. Tarry Senior Vice President and Chief Financial Officer   B - 2 Table of Contents MANAGEMENT’S ANNUAL REPORT ON INTERNAL CONTROL OVER FINANCIAL REPORTING   Management  of  Public  Service  Company  of  New  Mexico  and  subsidiaries  (“PNM”)  is  responsible  for  establishing  and  maintaining  adequate  internal control over financial reporting as defined in Rule 13a-15(f) under the Securities Exchange Act of 1934, as amended. Management assessed the effectiveness of PNM’s internal control over financial reporting based on the Internal Control – Integrated Framework (2013) set forth by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission. Based on the assessment performed, management concludes that PNM’s internal control over financial reporting was effective as of December 31, 2019. /s/ Patricia K. Collawn Patricia K. Collawn, President and Chief Executive Officer   /s/ Joseph D. Tarry Joseph D. Tarry Senior Vice President and Chief Financial Officer   B - 3 Table of Contents MANAGEMENT’S ANNUAL REPORT ON INTERNAL CONTROL OVER FINANCIAL REPORTING   Management of Texas-New Mexico Power Company and subsidiaries (“TNMP”) is responsible for establishing and maintaining adequate internal control over financial reporting as defined in Rule 13a-15(f) under the Securities Exchange Act of 1934, as amended. Management assessed the effectiveness of TNMP’s internal control over financial reporting based on the Internal Control – Integrated Framework (2013) set forth by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission. Based on the assessment performed, management concludes that TNMP’s internal control over financial reporting was effective as of December 31, 2019. /s/ Patricia K. Collawn Patricia K. Collawn, Chief Executive Officer   /s/ Joseph D. Tarry Joseph D. Tarry Senior Vice President and Chief Financial Officer   B - 4 Table of Contents Report of Independent Registered Public Accounting Firm To the Stockholders and Board of Directors PNM Resources, Inc.: Opinions on the Consolidated Financial Statements and Internal Control Over Financial Reporting We have audited the accompanying consolidated balance sheets of PNM Resources, Inc. and subsidiaries (the Company) as of December 31, 2019 and 2018, the related  consolidated  statements  of  earnings,  comprehensive  income,  changes  in  equity,  and  cash  flows  for  each  of  the  years  in  the  three-year  period  ended December 31, 2019, and the related notes and financial statement Schedule I - Condensed Financial Information of Parent Company and Schedule II - Valuation and Qualifying Accounts (collectively, the consolidated financial statements). We also have audited the Company’s internal control over financial reporting as of December 31, 2019, based on criteria established in Internal Control - Integrated Framework (2013) issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission. In  our  opinion,  the  consolidated  financial  statements  referred  to  above  present  fairly,  in  all  material  respects,  the  financial  position  of  the  Company  as  of December  31,  2019  and  2018,  and  the  results  of  its  operations  and  its  cash  flows  for  each  of  the  years  in  the  three-year  period  ended  December  31,  2019,  in conformity with U.S. generally accepted accounting principles. Also in our opinion, the Company maintained, in all material respects, effective internal control over  financial  reporting  as of  December  31,  2019 based  on criteria  established  in  Internal Control - Integrated Framework (2013) issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission. Basis for Opinions The Company’s management is responsible for these consolidated financial statements, for maintaining effective internal control over financial reporting, and for its assessment of the effectiveness of internal control over financial reporting, included in the accompanying Management’s Annual Report on Internal Control over  Financial  Reporting.  Our  responsibility  is  to  express  an  opinion  on  the  Company’s  consolidated  financial  statements  and  an  opinion  on  the  Company’s internal control over financial reporting based on our audits. We are a public accounting firm registered with the Public Company Accounting Oversight Board (United States) (PCAOB) and are required to be independent with respect to the Company in accordance with the U.S. federal securities laws and the applicable rules and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB. We  conducted  our  audits  in  accordance  with  the  standards  of  the  PCAOB.  Those  standards  require  that  we  plan  and  perform  the  audits  to  obtain  reasonable assurance  about  whether  the  consolidated  financial  statements  are  free  of  material  misstatement,  whether  due  to  error  or  fraud,  and  whether  effective  internal control over financial reporting was maintained in all material respects. Our  audits  of  the  consolidated  financial  statements  included  performing  procedures  to  assess  the  risks  of  material  misstatement  of  the  consolidated  financial statements, whether due to error or fraud, and performing procedures that respond to those risks. Such procedures included examining, on a test basis, evidence regarding the amounts and disclosures in the consolidated financial statements. Our audits also included evaluating the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. Our audit of internal control over financial reporting  included  obtaining  an  understanding  of  internal  control  over  financial  reporting,  assessing  the  risk  that  a  material  weakness  exists,  and  testing  and evaluating the design and operating effectiveness of internal control based on the assessed risk. Our audits also included performing such other procedures as we considered necessary in the circumstances. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinions. Definition and Limitations of Internal Control Over Financial Reporting A company’s internal control over financial reporting is a process designed to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles. A company’s internal control over financial reporting  includes  those  policies  and  procedures  that  (1)  pertain  to  the  maintenance  of  records  that,  in  reasonable  detail,  accurately  and  fairly  reflect  the transactions and dispositions of the assets of the company; (2) provide reasonable assurance that transactions are recorded as necessary to permit preparation of financial  statements  in  accordance  with  generally  accepted  accounting  principles,  and  that  receipts  and  expenditures  of  the  company  are  being  made  only  in accordance with authorizations of management and directors of the company; and (3) provide reasonable assurance regarding prevention or timely detection of unauthorized acquisition, use, or disposition of the company’s assets that could have a material effect on the financial statements. B - 5 Table of Contents Because  of  its  inherent  limitations,  internal  control  over  financial  reporting  may  not  prevent  or  detect  misstatements.  Also,  projections  of  any  evaluation  of effectiveness to future periods are subject to the risk that controls may become inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance with the policies or procedures may deteriorate. Critical Audit Matter The critical audit matter communicated below is a matter arising from the current period audit of the consolidated financial statements that was communicated or required to be communicated to the audit committee and that: (1) relates to accounts or disclosures that are material to the consolidated financial statements and (2) involved our especially challenging, subjective, or complex judgment. The communication of a critical audit matter does not alter in any way our opinion on the consolidated financial statements, taken as a whole, and we are not, by communicating the critical audit matter below, providing a separate opinion on the critical audit matter or on the accounts or disclosures to which it relates. Evaluation of pension and other postretirement benefit obligations As  discussed  in  Note  11  to  the  consolidated  financial  statements,  the  Company  maintains  qualified  defined  benefit  pension  plans  and  postretirement benefit plans providing medical and dental benefits. The Company’s total estimated pension plans’ projected benefit obligation and postretirement benefit plans’ accumulated postretirement benefit obligation were $773.4 million as of December 31, 2019. We identified the evaluation of the pension and other postretirement benefit obligations as a critical audit matter because specialized skills were necessary to evaluate the Company’s actuarial models and the discount rates used in the models. In addition, there was subjectivity in performing procedures due to the  sensitivity  of  the  actuarial  models  to  changes  in  the  discount  rates  used  to  determine  the  present  value  of  the  projected  benefit  obligation  and accumulated postretirement benefit obligation. The primary procedures we performed to address this critical audit matter included the following. We tested certain internal controls over the Company’s pension  and  other  postretirement  benefits  process,  including  controls  related  to  the  development  of  the  discount  rates  used  and  the  calculation  of  the projected benefit obligation and accumulated benefit obligation using actuarial models. We involved an actuarial professional with specialized skills and knowledge, who assisted in: • understanding  the  actuarial  models  used  by  the  Company  to  calculate  its  projected  benefit  obligation  and  accumulated  postretirement  benefit obligation, for consistency with generally accepted actuarial standards, • evaluating the Company’s discount rates, by understanding the methodology used to develop them, and • comparing  the  Company’s  discount  rates  to  independently  developed  discount  rates  using  publicly  available  market  data,  such  as  published  bond yield curves and pension liability indices. /s/ KPMG LLP We have served as the Company’s auditor since 2013. Albuquerque, New Mexico March 2, 2020 B - 6 Table of Contents Report of Independent Registered Public Accounting Firm To the Stockholders and Board of Directors Public Service Company of New Mexico: Opinion on the Consolidated Financial Statements We have audited the accompanying consolidated balance sheets of Public Service Company of New Mexico and subsidiaries (the Company) as of December 31, 2019 and 2018, the related consolidated statements of earnings, comprehensive income, changes in equity, and cash flows for each of the years in the three‑year period ended December 31, 2019, and the related notes and Schedule II – Valuation and Qualifying Accounts (collectively, the consolidated financial statements). In our opinion, the consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the financial position of the Company as of December 31, 2019 and 2018, and the results of its operations and its cash flows for each of the years in the three‑year period ended December 31, 2019, in conformity with U.S. generally accepted accounting principles. Basis for Opinion These consolidated financial statements are the responsibility  of the Company’s management. Our responsibility is to express an opinion on these consolidated financial  statements  based  on  our  audits.  We  are  a  public  accounting  firm  registered  with  the  Public  Company  Accounting  Oversight  Board  (United  States) (PCAOB)  and  are  required  to  be  independent  with  respect  to  the  Company  in  accordance  with  the  U.S.  federal  securities  laws  and  the  applicable  rules  and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB. We  conducted  our  audits  in  accordance  with  the  standards  of  the  PCAOB.  Those  standards  require  that  we  plan  and  perform  the  audit  to  obtain  reasonable assurance about whether the consolidated financial statements are free of material misstatement, whether due to error or fraud. The Company is not required to have, nor were we engaged to perform, an audit of its internal control over financial reporting. As part of our audits, we are required to obtain an understanding of internal  control  over  financial  reporting  but  not  for  the  purpose  of  expressing  an  opinion  on  the  effectiveness  of  the  Company’s  internal  control  over  financial reporting. Accordingly, we express no such opinion. Our audits included performing procedures to assess the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to error or fraud, and performing  procedures  that  respond  to those risks. Such procedures  included examining,  on a test  basis, evidence  regarding  the amounts  and disclosures  in the consolidated financial statements. Our audits also included evaluating the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinion. /s/ KPMG LLP We have served as the Company’s auditor since 2013. Albuquerque, New Mexico March 2, 2020 B - 7 Table of Contents Report of Independent Registered Public Accounting Firm To the Stockholder and Board of Directors Texas‑New Mexico Power Company: Opinion on the Consolidated Financial Statements We have audited the accompanying consolidated balance sheets of Texas‑New Mexico Power Company and subsidiaries (the Company) as of December 31, 2019 and 2018, the related consolidated statements of earnings, changes in common stockholder’s equity, and cash flows for each of the years in the three‑year period ended December 31, 2019, and the related notes and Schedule II – Valuation and Qualifying Accounts (collectively, the consolidated financial statements). In our opinion, the consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the financial position of the Company as of December 31, 2019 and 2018, and the results of its operations and its cash flows for each of the years in the three‑year period ended December 31, 2019, in conformity with U.S. generally accepted accounting principles. Basis for Opinion These consolidated financial statements are the responsibility  of the Company’s management. Our responsibility is to express an opinion on these consolidated financial  statements  based  on  our  audits.  We  are  a  public  accounting  firm  registered  with  the  Public  Company  Accounting  Oversight  Board  (United  States) (PCAOB)  and  are  required  to  be  independent  with  respect  to  the  Company  in  accordance  with  the  U.S.  federal  securities  laws  and  the  applicable  rules  and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB. We conducted our audits in accordance with the standards of the PCAOB and in accordance with auditing standards generally accepted in the United States of America. Those standards require that we plan and perform the audit to obtain reasonable assurance about whether the consolidated financial statements are free of material misstatement, whether due to error or fraud. The Company is not required to have, nor were we engaged to perform, an audit of its internal control over financial  reporting.  As  part  of  our  audits,  we  are  required  to  obtain  an  understanding  of  internal  control  over  financial  reporting  but  not  for  the  purpose  of expressing an opinion on the effectiveness of the Company’s internal control over financial reporting. Accordingly, we express no such opinion. Our audits included performing procedures to assess the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to error or fraud, and performing  procedures  that  respond  to those risks. Such procedures  included examining,  on a test  basis, evidence  regarding  the amounts  and disclosures  in the consolidated financial statements. Our audits also included evaluating the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinion. /s/ KPMG LLP We have served as the Company’s auditor since 2013. Albuquerque, New Mexico March 2, 2020 B - 8 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS   Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands, except per share amounts)   Electric Operating Revenues         Contracts with customers $ 1,377,208   $ 1,359,740   $ Alternative revenue programs Other electric operating revenue Total electric operating revenues Operating Expenses:   1,321,023 (542)   1,756   15,779 80,937   75,117   108,201 1,457,603   1,436,613   1,445,003       Cost of energy 412,812   399,726   407,479 Administrative and general 189,227   188,470   177,791 Energy production costs 142,545   149,477   137,450 Regulatory disallowances and restructuring costs 151,095   65,598   27,036 Depreciation and amortization 267,808   241,188   231,942 Transmission and distribution costs 69,862   76,434   71,576 Taxes other than income taxes 80,054   79,673   76,690 1,313,403   1,200,566   1,129,964 144,200   236,047   315,039 Total operating expenses Operating income Other Income and Deductions:         Interest income 14,022   15,540   15,916 Gains (losses) on investment securities 29,589   (17,176)   27,161 Other income Other (deductions) Net other income and deductions Interest Charges Earnings before Income Taxes Income Taxes (Benefits) Net Earnings (Earnings) Attributable to Valencia Non-controlling Interest Preferred Stock Dividend Requirements of Subsidiary Net Earnings Attributable to PNMR $ Net Earnings Attributable to PNMR per Common Share: 15,382   17,586   19,515 (15,328)   (15,696)   (24,247) 43,665   254   38,345 121,016   127,244   127,625 66,849   109,057   225,759 (25,282)   7,775   130,340 92,131   101,282   95,419 (14,241)   (15,112)   (15,017) (528)   (528)   (528) 77,362   $ 85,642   $ 79,874         Basic $ 0.97   $ 1.07   $ 1.00 Diluted $ 0.97   $ 1.07   $ 1.00 The accompanying notes, as they relate to PNMR, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 9 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOME Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   Net Earnings $ 92,131   $ 101,282   $ Other Comprehensive Income (Loss):         Unrealized Gains on Available-for-Sale Securities:         Unrealized holding gains arising during the period, net of income tax (expense) of $(6,534), $(963), and $(10,927) Reclassification adjustment for (gains) included in net earnings, net of income tax expense of $3,572, $970, and $6,816 Pension Liability Adjustment:   Experience gains (losses), net of income tax (expense) benefit of $973, $2,673, and $(919) Reclassification adjustment for amortization of experience losses recognized as net periodic benefit cost, net of income tax (benefit) of $(1,880), $(1,922), and $(2,504) Fair Value Adjustment for Cash Flow Hedges:   95,419 19,190   2,827   17,233 (10,491)   (2,849)   (10,751)       (2,856)   (7,745)   2,699 5,524   5,646   3,948       Change in fair market value, net of income tax (expense) benefit of $888, $(145), and $(388) (2,607)   425   612 Reclassification adjustment for losses included in net earnings, net of income tax (benefit) of $(186), $(56), and $(225) 547   160   356 9,307   (1,536)   14,097 Total Other Comprehensive Income (Loss) Comprehensive Income 101,438   99,746   109,516 Comprehensive (Income) Attributable to Valencia Non-controlling Interest (14,241)   (15,112)   (15,017) (528)   (528)   (528) 86,669   $ 84,106   $ Preferred Stock Dividend Requirements of Subsidiary Comprehensive Income Attributable to PNMR $ The accompanying notes, as they relate to PNMR, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 10 93,971 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   Cash Flows From Operating Activities:         Net earnings $ 92,131   $ 101,282   $ Adjustments to reconcile net earnings to net cash flows from operating activities:         95,419 Depreciation and amortization 301,068   275,641   268,194 Deferred income tax expense (benefit) (25,385)   8,019   130,528 (Gains) losses on investment securities (29,589)   17,176   (27,161) 6,414   7,120   6,194 151,095   65,598   27,036 (9,478)   (10,404)   (9,516) 2,395   3,529     Stock based compensation expense Regulatory disallowances and restructuring costs Allowance for equity funds used during construction Other, net Changes in certain assets and liabilities:   Accounts receivable and unbilled revenues Materials, supplies, and fuel stock Other current assets    5,204    3,796   (8,702)   (1,846) (6,095)   (5,331)   1,473 31,298 1,872   2,491   42,803   (840)   (272)   (20,714)   Accrued interest and taxes 14,691   1,713   (327) Other current liabilities (7,212)   2,614   (6,513) (35,071)   (10,966)   (5,503) 503,163   428,226   Other assets Accounts payable Other liabilities Net cash flows from operating activities Cash Flows From Investing Activities:   Additions to utility and non-utility plant Proceeds from sales of investment securities Purchases of investment securities Investments in NMRD Disbursements from NMRD Principal repayments on Westmoreland Loan Other, net Net cash flows from investing activities    523,462    (616,273)   (501,213)   (500,461) 494,528   984,533   637,492 (513,866)   (1,007,022)   (38,250)   (9,000)   —   —   12,415 (650,284) (4,077) —   56,640   38,360 (37)   338   392 (673,898)   (475,724)   The accompanying notes, as they relate to PNMR, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 11 (5,486) 14,468 (466,163) Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   Cash Flows From Financing Activities:   Short-term loan borrowings (repayments)       (150,000)   50,000   — 99,200   (119,500)   18,300 745,000   984,652   317,000 (407,302)   (750,162)   (274,070) 943   963   (9,918)   (12,635)   (13,929) Dividends paid (92,926)   (84,961)   (77,792) Valencia’s transactions with its owner (15,401)   (17,095)   (17,742) Revolving credit facilities borrowings (repayments), net Long-term borrowings Repayment of long-term debt Proceeds from stock option exercise Awards of common stock 1,739 Amounts received under transmission interconnection arrangements 10,015   4,060   11,879 Refunds paid under transmission interconnection arrangements (4,325)   (2,830)   (21,290) (2,840)   (6,846)   (2,942) 172,446   45,646   (58,847) 1,711   (1,852)   (1,548)   Other, net Net cash flows from financing activities Change in Cash and Cash Equivalents Cash and Cash Equivalents at Beginning of Year 2,122   3,974   5,522 Cash and Cash Equivalents at End of Year $ 3,833   $ 2,122   $ 3,974           Restricted Cash Included in Other Current Assets on Consolidated Balance Sheets:         At beginning of period $ —  $ —  $ 1,000 At end of period $ —  $ —  $ —           Supplemental Cash Flow Disclosures:         Interest paid, net of amounts capitalized $ 115,476   $ 119,308   $ 120,955 Income taxes paid (refunded), net $ (2,929)   $ 842   $ 625           Supplemental schedule of noncash investing and financing activities:         (Increase) decrease in accrued plant additions $ 8,781   $ (11,502)   $ Contribution of utility plant to NMRD $ —  $ 578   $ The accompanying notes, as they relate to PNMR, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 12 (25,261) 24,829 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED BALANCE SHEETS December 31,   2019     2018 (In thousands)   ASSETS   Current Assets: Cash and cash equivalents         $ 3,833   $ 2,122 Accounts receivable, net of allowance for uncollectible accounts of $1,163 and $1,406 85,889   92,800 Unbilled revenues 57,416   57,092 Other receivables 12,165   11,369 Materials, supplies, and fuel stock 77,929   71,834 7,373   4,534 Regulatory assets Income taxes receivable Other current assets Total current assets Other Property and Investments: 4,933   7,965 44,472   54,808 294,010   302,524   Investment securities Equity investment in NMRD Other investments Non-utility property Total other property and investments Utility Plant:    388,832   328,242 65,159   26,564 356   297 12,459   3,404 466,806   358,507      Plant in service, held for future use, and to be abandoned 7,918,601   7,548,581 Less accumulated depreciation and amortization 2,713,503   2,604,177 5,205,098   4,944,404 161,106   194,427   Construction work in progress Nuclear fuel, net of accumulated amortization of $42,354 and $42,511 Net utility plant Deferred Charges and Other Assets: 99,805   95,798 5,466,009   5,234,629      Regulatory assets 556,930   598,930 Goodwill 278,297   278,297 Operating lease right-of-use assets, net of accumulated amortization 131,212   — Other deferred charges 105,510   92,664 Total deferred charges and other assets 1,071,949   $   7,298,774   $ The accompanying notes, as they relate to PNMR, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 13 969,891 6,865,551 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED BALANCE SHEETS December 31,     2019   (In thousands, except share information) LIABILITIES AND STOCKHOLDERS’ EQUITY     2018    Current Liabilities:      Short-term debt $ 185,100   $ 235,900 Current installments of long-term debt 490,268   — Accounts payable 103,118   112,170 Customer deposits 10,585   10,695 Accrued interest and taxes 76,815   65,156 505   9,446 Operating lease liabilities 29,068   — Dividends declared 24,625   23,231 Other current liabilities 47,397   55,855 Regulatory liabilities Total current liabilities Long-term Debt, net of Unamortized Premiums, Discounts, and Debt Issuance Costs Deferred Credits and Other Liabilities: 967,481   512,453 2,517,449   2,670,111      Accumulated deferred income taxes 626,058   600,719 Regulatory liabilities 866,243   891,428 Asset retirement obligations 181,962   158,674 95,037   100,375 Accrued pension liability and postretirement benefit cost Operating lease liabilities 105,512   — Other deferred credits 185,753   167,668 Total deferred credits and other liabilities 2,060,565   1,918,864 Total liabilities 5,545,495   5,101,428 Commitments and Contingencies (See Note 16)   Cumulative Preferred Stock of Subsidiary   without mandatory redemption requirements ($100 stated value; 10,000,000 shares authorized; issued and outstanding 115,293 shares) Equity:    11,529     PNMR common stockholders’ equity:      Common stock (no par value; 120,000,000 shares authorized; issued and outstanding 79,653,624 shares) 11,529    1,150,552   1,153,113 Accumulated other comprehensive income (loss), net of income taxes (99,377)   (108,684) Retained earnings 627,523   643,953 1,678,698   1,688,382 63,052   64,212 1,741,750   1,752,594 7,298,774   $ 6,865,551 Total PNMR common stockholders’ equity Non-controlling interest in Valencia Total equity $   The accompanying notes, as they relate to PNMR, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 14 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITY Attributable to PNMR                     Balance at December 31, 2016, as originally reported   $ Cumulative effect adjustment (Note 12)   —   —   10,382   10,382   —   10,382 Balance at January 1, 2017, as adjusted   1,163,661   (92,451)   615,124   1,686,334   68,920   1,755,254 Reclassification of stranded income taxes resulting from tax reform (Note 18)   —   (17,586)   17,586   —   —   — Net earnings before subsidiary preferred stock dividends   —   —   80,402   80,402   15,017   95,419 Total other comprehensive income (loss)   —   14,097   —   14,097   —   14,097 Subsidiary preferred stock dividends   —   —   (528)   (528)   —   (528) Dividends declared on common stock   —   —   (79,056)   (79,056)   —   (79,056) Proceeds from stock option exercise   1,739   —   —   1,739   —   1,739 Awards of common stock   (13,929)   —   —   (13,929)   —   (13,929) Stock based compensation expense   6,194   —   —   6,194   —   Valencia’s transactions with its owner   —   —   —   —   (17,742)   Balance at December 31, 2017, as originally reported   1,157,665   (95,940)   633,528   1,695,253   66,195   1,761,448 Cumulative effect adjustment (Note 9)   —   (11,208)   11,208   —   —   — Balance at January 1, 2018, as adjusted   1,157,665   (107,148)   644,736   1,695,253   66,195   1,761,448 Net earnings before subsidiary preferred stock dividends   —   —   86,170   86,170   15,112   101,282 Total other comprehensive income (loss)   —   (1,536)   —   (1,536)   —   (1,536) Subsidiary preferred stock dividends   —   —   (528)   (528)   —   (528) Dividends declared on common stock   —   —   (86,425)   (86,425)   —   (86,425) Proceeds from stock option exercise   963   —   —   963   —   Awards of common stock   (12,635)   —   —   (12,635)   —   Stock based compensation expense   7,120   —   —   7,120   —   Valencia’s transactions with its owner   —   —   —   —   (17,095)   Balance at December 31, 2018   1,153,113   (108,684)   643,953   1,688,382   64,212   1,752,594 Net earnings before subsidiary preferred stock dividends   —   —   77,890   77,890   14,241   92,131 Total other comprehensive income (loss)   —   9,307   —   9,307   —   9,307 Subsidiary preferred stock dividends   —   —   (528)   (528)   —   (528) Dividends declared on common stock   —   —   (93,792)   (93,792)   —   (93,792) Proceeds from stock option exercise   943   —   —   943   —   Awards of common stock   (9,918)   —   —   (9,918)   —   (9,918) Stock based compensation expense   6,414   —   —   6,414   —   6,414 Valencia’s transactions with its owner   —   (15,401)   Balance at December 31, 2019   $    Common Stock      AOCI     Retained Earnings   Total PNMR Common Stockholder’s Equity     Noncontrolling Interest in Valencia         Total Equity (In thousands) 1,163,661   $ —   1,150,552   $ (92,451)   $ —   (99,377)   $ 604,742   $ —   627,523   $ 1,675,952   $ 1,678,698   $ 68,920   $ 63,052   $ The accompanying notes, as they relate to PNMR, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 15 1,744,872 6,194 (17,742) 963 (12,635) 7,120 (17,095) 943 (15,401) 1,741,750 Table of Contents PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   Electric Operating Revenues         Contracts with customers $ 1,010,898   $ 1,019,291   $ Alternative revenue programs Other electric operating revenue Total electric operating revenues Operating Expenses:   992,462 1,987   (2,443)   3,567 80,937   75,117   108,201 1,093,822   1,091,965   1,104,230       Cost of energy 317,725   314,036   321,677 Administrative and general 172,903   173,178   163,892 Energy production costs 142,545   149,477   137,450 Regulatory disallowances and restructuring costs 150,599   66,339   27,036 Depreciation and amortization 160,368   151,866   147,017 Transmission and distribution costs 42,970   46,855   42,370 Taxes other than income taxes 45,644   45,181   43,709 1,032,754   946,932   883,151 61,068   145,033   221,079 Total operating expenses Operating income Other Income and Deductions:         Interest income 14,303   13,089   8,454 Gains (losses) on investment securities 29,589   (17,176)   27,161 Other income Other (deductions) Net other income and (deductions) Interest Charges Earnings before Income Taxes Income Taxes (Benefit) Net Earnings (Earnings) Attributable to Valencia Non-controlling Interest Net Earnings Attributable to PNM Preferred Stock Dividends Requirements Net Earnings Available for PNM Common Stock $ 9,213   10,992   13,527 (11,813)   (11,128)   (18,556) 41,292   (4,223)   30,586 72,900   76,458   82,697 29,460   64,352   168,968 (25,962)   (5,971)   81,555 55,422   70,323   87,413 (14,241)   (15,112)   (15,017) 41,181   55,211   72,396 (528)   (528)   40,653   $ 54,683   $ The accompanying notes, as they relate to PNM, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 16 (528) 71,868 Table of Contents PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOME Year Ended December 31, 2019   2019     2018   2017 (In thousands)   Net Earnings $ 55,422   $ 70,323   $ Other Comprehensive Income (Loss):         Unrealized Gains on Available-for-Sale Securities:         Unrealized holding gains arising during the period, net of income tax (expense) of $(6,534), $(963), and $(10,927) Reclassification adjustment for (gains) included in net earnings, net of income tax expense of $3,572, $970, and $6,816 Pension Liability Adjustment:   Experience gains (losses), net of income tax (expense) benefit of $973, $2,637, and $(919) Reclassification adjustment for amortization of experience losses recognized as net periodic benefit cost, net of income tax (benefit) of $(1,880), $(1,922), and $(2,504) 87,413 19,190   2,827   17,233 (10,491)   (2,849)   (10,751)       (2,856)   (7,745)   2,699 5,524   5,646   3,948 Total Other Comprehensive Income (Loss) 11,367   (2,121)   13,129 Comprehensive Income 66,789   68,202   100,542 (14,241)   (15,112)   (15,017) Comprehensive (Income) Attributable to Valencia Non-controlling Interest Comprehensive Income Attributable to PNM $ 52,548   $ 53,090   $ The accompanying notes, as they relate to PNM, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 17 85,525 Table of Contents PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS Year Ended December 31, 2019   2019     2018   2017 (In thousands)   Cash Flows From Operating Activities:         Net earnings $ 55,422   $ 70,323   $ Adjustments to reconcile net earnings to net cash flows from operating activities: 87,413     Depreciation and amortization 191,213   182,355   180,500 Deferred income tax expense (benefit) (20,145)   3,334   82,549 (Gains) losses on investment securities (29,589)   17,176   (27,161) Regulatory disallowances and restructuring costs 150,599   66,339   27,036 (6,656)   (8,173)   (8,664) 2,697   3,395   5,490     5,877   (7,959)   Materials, supplies, and fuel stock (5,128)   (6,238)   3,542 Other current assets (1,453)   (468)   31,775 Other assets 31,409   6,894   15,121 Accounts payable (3,617)   (14,290)   9,736 5,579   (7,617)   21,523 Allowance for equity funds used during construction Other, net Changes in certain assets and liabilities: Accounts receivable and unbilled revenues Accrued interest and taxes Other current liabilities Other liabilities Net cash flows from operating activities Cash Flows From Investing Activities:   Utility plant additions Proceeds from sales of investment securities Purchases of investment securities Other, net Net cash flows from investing activities 18,002   (17,975)   (11,099) (39,087)   (3,761)   (9,389) 355,123   283,335      407,953    (341,847)   (255,627)   494,528   984,533   (513,866)   (1,007,022)   (87)   544   (361,272)   (277,572)   The accompanying notes, as they relate to PNM, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 18 (419) (309,142) 637,492 (650,284) 33 (321,901) Table of Contents PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS   Year ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands) Cash Flows From Financing Activities:   Short-term borrowings (repayments), net Short-term borrowings (repayments) - affiliate, net Long-term borrowings Repayment of long-term debt Valencia’s transactions with its owner Dividends paid Amounts received under transmission interconnection arrangements Refunds paid under transmission interconnection arrangements Other, net Net cash flows from financing activities     Change in Cash and Cash Equivalents Cash and Cash Equivalents at Beginning of Year       15,600   2,600   (19,800)   19,800   — 290,000   450,000   257,000 (200,000)   (450,025)   (232,000) (15,401)   (17,095)   (17,742) (528)   (77,904)   (61,223) 10,015   72,260   11,879 (72,525)   (2,830)   (21,290) (296)   (3,592)   (1,692) 7,065   (6,786)   (86,268)       916   (1,023)   85   1,108   Cash and Cash Equivalents at End of Year $ 1,001   $ 85   $           Restricted Cash Included in Other Current Assets on Consolidated Balance Sheets: (21,200) (216) 1,324 1,108         At beginning of period $ —  $ —  $ 1,000 At end of period $ —  $ —  $ —           Supplemental Cash Flow Disclosures:         Interest paid, net of amounts capitalized $ 65,445   $ 73,029   $ Income taxes paid (refunded), net $ (3,544)   $ 134   $           Supplemental schedule of noncash investing activities:         $ 4,751   $ (12,310)   $ (Increase) decrease in accrued plant additions The accompanying notes, as they relate to PNM, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 19 77,960 (23,391) (11,792) Table of Contents PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. CONSOLIDATED BALANCE SHEETS December 31,   2019     2018 (In thousands)   ASSETS   Current Assets: Cash and cash equivalents         $ 1,001   $ 85 Accounts receivable, net of allowance for uncollectible accounts of $1,163 and $1,406 60,447   68,603 Unbilled revenues 46,602   47,113 Other receivables 11,039   10,650 8,825   15,871 72,225   67,097 Affiliate receivables Materials, supplies, and fuel stock Regulatory assets 7,373   4,534 Income taxes receivable 15,122   12,850 Other current assets 36,561   43,516 259,195   270,319 Total current assets Other Property and Investments:   Investment securities Other investments Non-utility property Total other property and investments Utility Plant:    388,832   328,242 178   91 4,470   96 393,480   328,429      Plant in service, held for future use, and to be abandoned 5,753,267   5,623,520 Less accumulated depreciation and amortization 2,076,291   2,006,266 3,676,976   3,617,254 108,787   134,221   Construction work in progress Nuclear fuel, net of accumulated amortization of $42,354 and $42,511 Net utility plant Deferred Charges and Other Assets: 99,805   95,798 3,885,568   3,847,273   Regulatory assets Goodwill Operating lease right-of-use assets, net of accumulated amortization Other deferred charges Total deferred charges and other assets    435,467   460,903 51,632   51,632 120,585   — 97,064   77,327 704,748   $   5,242,991   $ The accompanying notes, as they relate to PNM, are an integral part of these consolidated financial statements.   B - 20 589,862 5,035,883 Table of Contents PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. CONSOLIDATED BALANCE SHEETS December 31,     2019   (In thousands, except share information) LIABILITIES AND STOCKHOLDER’S EQUITY        Current Liabilities:      Short-term debt $ 58,000   $ Short-term debt - affiliate 2018 42,400 —   19,800 350,268   — Accounts payable 66,746   75,114 Affiliate payables 12,524   164 Customer deposits 10,585   10,695 Accrued interest and taxes 43,617   35,767 371   5,975 Current installments of long-term debt Regulatory liabilities Operating lease liabilities Dividends declared Other current liabilities Total current liabilities Long-term Debt, net of Unamortized Premiums, Discounts, and Debt Issuance Costs Deferred Credits and Other Liabilities: 25,927   — 132   132 25,066   32,976 593,236   223,023 1,397,752   1,656,490      Accumulated deferred income taxes 521,990   502,767 Regulatory liabilities 683,398   713,971 Asset retirement obligations 181,081   157,814 Accrued pension liability and postretirement benefit cost 87,838   92,981 Operating lease liabilities 97,992   — 155,744   215,737 Total deferred credits and liabilities 1,728,043   1,683,270 Total liabilities 3,719,031   3,562,783 Other deferred credits Commitments and Contingencies (See Note 16)   Cumulative Preferred Stock   without mandatory redemption requirements ($100 stated value; 10,000,000 shares authorized; issued and outstanding 115,293 shares) Equity: PNM common stockholder’s equity:    11,529             Common stock (no par value; 40,000,000 shares authorized; issued and outstanding 39,117,799 shares) 1,264,918   11,529 1,264,918 Accumulated other comprehensive income (loss), net of income taxes (99,055)   (110,422) Retained earnings 283,516   242,863 1,449,379   1,397,359 63,052   64,212 1,512,431   1,461,571 5,242,991   $ 5,035,883 Total PNM common stockholder’s equity Non-controlling interest in Valencia Total equity $   The accompanying notes, as they relate to PNM, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 21 Table of Contents PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITY Attributable to PNM   Common Stock     AOCI   Retained Earnings      Total PNM Common Stockholder’s Equity      Noncontrolling Interest in Valencia   Total Equity (In thousands)   Balance at December 31, 2016 $ 1,264,918   $ Reclassification of stranded income taxes resulting from tax reform (Note 18) —   Net earnings Total other comprehensive income (92,428)   $ 225,382   $ 1,397,872   $ 68,920   $ 1,466,792 (17,794)   17,794   —   —   — —   —   72,396   72,396   15,017   87,413 —   13,129   —   13,129   —   13,129 Dividends declared on preferred stock —   —   (528)   (528)   —   (528) Dividends declared on common stock —   —   (60,695)   (60,695)   —   (60,695) Valencia’s transactions with its owner —   —   —   —   (17,742)   (17,742) 1,264,918   (97,093)   254,349   1,422,174   66,195   Balance at December 31, 2017, as originally reported Cumulative effect adjustment (Note 9) Balance at January 1, 2018, as adjusted 1,488,369 —   (11,208)   11,208   —   —   — 1,264,918   (108,301)   265,557   1,422,174   66,195   1,488,369 70,323 Net earnings —   —   55,211   55,211   15,112   Total other comprehensive income (loss) —   (2,121)   —   (2,121)   —   (2,121) Dividends declared on preferred stock —   —   (528)   (528)   —   (528) Dividends declared on common stock —   —   (77,377)   (77,377)   —   (77,377) Valencia’s transactions with its owner —   —   —   —   (17,095)   (17,095) Balance at December 31, 2018 1,264,918   (110,422)   242,863   1,397,359   64,212   1,461,571 Net earnings —   —   41,181   41,181   14,241   55,422 Total other comprehensive income —   11,367   —   11,367   —   11,367 Dividends declared on preferred stock —   —   (528)   (528)   —   (528) Valencia’s transactions with its owner —   —   —   —   (15,401)   (15,401) Balance at December 31, 2019 $ 1,264,918   $ (99,055)   $ 283,516   $ 1,449,379   $ 63,052   $ The accompanying notes, as they relate to PNM, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 22 1,512,431 Table of Contents TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF EARNINGS   Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)             Electric Operating Revenues         Contracts with customers $ 366,310   $ 340,449   $ 328,561 (2,529)   4,199   12,212 363,781   344,648   340,773 Alternative revenue programs Total electric operating revenues Operating Expenses:         Cost of energy 95,087   85,690   85,802 Administrative and general 40,530   38,642   39,828 496   (741)   — Depreciation and amortization 84,259   66,189   63,146 Transmission and distribution costs 26,892   29,579   29,206 Taxes other than income taxes 30,703   28,792   29,187 Total operating expenses 277,967   248,151   247,169 85,814   96,497   93,604 Regulatory disallowances Operating income Other Income and Deductions:   Other income       5,559   5,487   4,994 (1,428)   (1,422)   (1,443) 4,131   4,065   3,551 Interest Charges 29,100   32,091   30,084 Earnings before Income Taxes 60,845   68,471   67,071 5,046   16,880   31,512 51,591   $ 35,559 Other (deductions) Net other income and deductions Income Taxes Net Earnings $ 55,799   $ The accompanying notes, as they relate to TNMP, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 23 Table of Contents TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   Cash Flows From Operating Activities:         Net earnings $ 55,799   $ 51,591   $ Adjustments to reconcile net earnings to net cash flows from operating activities:         Depreciation and amortization Regulatory disallowances Deferred income tax expense Allowance for equity funds used during construction and other, net Changes in certain assets and liabilities:   Accounts receivable and unbilled revenues 35,559 85,453   68,078   496   (741)   — (7,650)   1,780   27,275 (2,808)   (2,048)   (1,120)    64,939    (2,081)   (744)   (1,427) Materials and supplies (967)   907   (2,069) Other current assets (798)   1,929   (1,253) Other assets 8,366   (7,174)   (20,967) Accounts payable 1,829   (4,199)   2,419 186   12,263   (15,962) Accrued interest and taxes Other current liabilities Other liabilities Net cash flows from operating activities Cash Flows From Investing Activities:   Utility plant additions Net cash flows from investing activities 771   6,719   (2,236) (1,004)   (6,610)   1,334 137,592   121,751   86,492       (254,006)   (223,448)   (145,495) (254,006)   (223,448)   (145,495) The accompanying notes, as they relate to TNMP, are an integral part of these consolidated financial statements.   B - 24 Table of Contents TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS   Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)     Cash Flow From Financing Activities:   Short-term borrowings (repayments), net       (2,500)   Short-term borrowings (repayments) – affiliate, net Long-term borrowings Repayment of long-term debt Equity contribution from parent Dividends paid Other, net Net cash flows from financing activities Change in Cash and Cash Equivalents Cash and Cash Equivalents at Beginning of Year       17,500   — (100)   100   305,000   95,000   60,000 (4,600) (207,302)   —   — 80,000   30,000   50,000 (55,265)   (41,903)   (44,389) (2,419)   (700)   117,414   99,997   60,032 (979) 1,000   (1,700)   1,029 —   1,700   671 Cash and Cash Equivalents at End of Year $ 1,000   $ —  $ Supplemental Cash Flow Disclosures:         Interest paid, net of amounts capitalized $ 28,055   $ 28,629   $ 29,251 Income taxes paid, (refunded) net $ 13,611   $ 4,266   $ 21,436           Supplemental schedule of noncash investing and financing activities: (Increase) decrease in accrued plant additions         $ 5,035   $ 1,810   $ The accompanying notes, as they relate to TNMP, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 25 1,700 (15,737) Table of Contents TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. CONSOLIDATED BALANCE SHEETS December 31,   2019     2018 (In thousands)   ASSETS Current Assets: Cash and cash equivalents           $ 1,000   $ — Accounts receivable 25,442   24,196 Unbilled revenues 10,814   9,979 Other receivables 2,713   1,721 —   164 Materials and supplies 5,704   4,737 Other current assets 1,280   1,114 46,953   41,911 Affiliate receivables Total current assets Other Property and Investments:   Other investments Non-utility property Total other property and investments Utility Plant:    178   206 6,684   2,240 6,862   2,446   Plant in service and plant held for future use    1,919,256   Less accumulated depreciation and amortization   Construction work in progress Net utility plant Deferred Charges and Other Assets: 1,686,119 516,795   487,734 1,402,461   1,198,385 42,554   51,459 1,445,015   1,249,844      Regulatory assets 121,463   138,027 Goodwill 226,665   226,665 Operating lease right-of-use assets, net of accumulated amortization 9,954   — Other deferred charges 3,527   6,284 Total deferred charges and other assets 361,609   $   1,860,439   $ The accompanying notes, as they relate to TNMP, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 26 370,976 1,665,177 Table of Contents TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. CONSOLIDATED BALANCE SHEETS December 31,     2019   (In thousands, except share information) LIABILITIES AND STOCKHOLDER’S EQUITY        Current Liabilities:      Short-term debt $ 15,000   $ Short-term debt – affiliate Accounts payable Affiliate payables Accrued interest and taxes Regulatory liabilities 2018 17,500 —   100 20,598   23,804 5,419   1,210 42,068   41,882 134   3,471 Operating lease liabilities 2,753   — Other current liabilities 3,565   2,861 Total current liabilities Long-term Debt, net of Unamortized Premiums, Discounts, and Debt Issuance Costs Deferred Credits and Other Liabilities: 89,537   90,828 670,691   575,398      Accumulated deferred income taxes 140,151   136,238 Regulatory liabilities 182,845   177,458 Asset retirement obligations 881   860 Accrued pension liability and postretirement benefit cost 7,199   7,394 Operating lease liabilities 7,039   — Other deferred credits 7,469   2,908 345,584   324,858 1,105,812   991,084 Total deferred credits and other liabilities Total liabilities Commitments and Contingencies (See Note 16)   Common Stockholder’s Equity:   Common stock ($10 par value; 12,000,000 shares authorized; issued and outstanding 6,358 shares)    64   64 Paid-in-capital 614,166   534,166 Retained earnings 140,397   139,863 Total common stockholder’s equity 754,627   $   1,860,439   $ The accompanying notes, as they relate to TNMP, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 27 674,093 1,665,177 Table of Contents TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN COMMON STOCKHOLDER’S EQUITY   Common Stock     Paid-in Capital   Retained Earnings   Total Common Stockholder’s Equity (In thousands)   Balance at December 31, 2016 139,005   $ 593,235 Net earnings —   —   35,559   35,559 Equity contribution from parent —   50,000   —   50,000 Dividends declared on common stock —   —   (44,389)   (44,389) Balance at December 31, 2017 64   504,166   130,175   634,405 Net earnings —   —   51,591   51,591 Equity contributions from parent —   30,000   —   30,000 Dividends declared on common stock —   —   (41,903)   (41,903) Balance at December 31, 2018 64   534,166   139,863   674,093 Net earnings —   —   55,799   55,799 Equity contributions from parent —   80,000   —   Dividends declared on common stock —   —   (55,265)   (55,265) 140,397   $ 754,627 Balance at December 31, 2019 $ $ 64   $ 64   $ 454,166   $ 614,166   $ The accompanying notes, as they relate to TNMP, are an integral part of these consolidated financial statements. B - 28 80,000 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017   (1) Summary of the Business and Significant Accounting Policies Nature of Business PNMR is an investor-owned holding company with two regulated utilities providing electricity and electric services in New Mexico and Texas. PNMR’s primary subsidiaries are PNM and TNMP. PNM is a public utility with regulated operations primarily engaged in the generation, transmission, and distribution of electricity. TNMP is a wholly-owned subsidiary of TNP, which is a holding company that is wholly-owned by PNMR. TNMP provides regulated transmission and distribution services in Texas. PNMR’s common stock trades on the New York Stock Exchange under the symbol PNM. Financial Statement Preparation and Presentation The  preparation  of  financial  statements  in  conformity  with  GAAP  requires  management  to  make  estimates  and  assumptions  that  affect  the  reported amounts of assets and liabilities, disclosure of contingent assets and liabilities at the date of the financial statements, and the reported amounts of revenues and expenses during the reporting period. Actual results could ultimately differ from those estimated. The Notes to Consolidated Financial Statements include disclosures for PNMR, PNM, and TNMP. This report uses the term “Company” when discussing matters of common applicability to PNMR, PNM, and TNMP. Discussions regarding only PNMR, PNM, or TNMP are so indicated. Certain  amounts  in  the  2018 and  2017 Consolidated  Financial  Statements  and  Notes  thereto  have  been  reclassified  to  conform  to  the  2019 financial statement presentation. GAAP defines subsequent events as events or transactions that occur after the balance sheet date but before financial statements are issued or are available to be issued. Based on their nature, magnitude, and timing, certain subsequent events may be required to be reflected at the balance sheet date and/or required to be disclosed in the financial statements. The Company has evaluated subsequent events as required by GAAP. Principles of Consolidation The Consolidated Financial Statements of each of PNMR, PNM, and TNMP include their accounts and those of subsidiaries in which that entity owns a majority voting interest. PNM also consolidates Valencia (Note 10). PNM owns undivided interests in several jointly-owned power plants and records its pro-rata share of the assets, liabilities, and expenses for those plants. The agreements for the jointly-owned plants provide that if an owner were to default on its payment obligations,  the  non-defaulting  owners  would  be  responsible  for  their  proportionate  share  of  the  obligations  of  the  defaulting  owner.  In  exchange,  the  nondefaulting  owners would be entitled  to their proportionate  share of the generating  capacity  of the defaulting  owner. There have been no such payment defaults under any of the agreements for the jointly-owned plants. PNMR shared services’ expenses, which represent costs that are primarily driven by corporate level activities, are charged to the business segments. These services are billed at cost and are reflected as general and administrative expenses in the business segments. Other significant intercompany transactions between PNMR,  PNM,  and  TNMP  include  interest  and  income  tax  sharing  payments,  as  well  as  equity  transactions,  and  interconnection  billings.  All  intercompany transactions and balances have been eliminated. See Note 20.   Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation PUCT. The Company maintains its accounting records in accordance with the uniform system of accounts prescribed by FERC and adopted by the NMPRC and Certain  of  the  Company’s  operations  are  regulated  by  the  NMPRC,  PUCT,  and  FERC  and  the  provisions  of  GAAP  for  rate-regulated  enterprises  are applied  to  the  regulated  operations.  Regulators  may  assign  costs  to  accounting  periods  that  differ  from  accounting  methods  applied  by  non-regulated  utilities.  When it is probable that regulators will permit recovery of costs through future rates, costs are deferred as regulatory assets that otherwise would be expensed.  Likewise,  regulatory  liabilities  are  recognized  when  it  is  probable  that  regulators  will  require  refunds  through  future  rates  or  when  revenue  is  collected  for expenditures that have not yet been incurred.  GAAP also provides for the recognition of revenue and regulatory assets and liabilities associated with “alternative revenue  programs”  authorized  by  regulators.  Such  programs  allow  the  utility  to  adjust  future  rates  in  response  to  past  activities  or  completed  events,  if  certain criteria are met, even for programs that do not otherwise qualify for recognition of regulatory assets and liabilities. Regulatory assets and liabilities are amortized into earnings over the authorized recovery period. B - 29 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Accordingly, the Company has deferred certain costs and recorded certain liabilities pursuant to the rate actions of the NMPRC, PUCT, and FERC. Information on regulatory assets and regulatory liabilities is contained in Note 13. In  some  circumstances,  regulators  allow  a  requested  increase  in  rates  to  be  implemented,  subject  to  refund,  before  the  regulatory  process  has  been completed and a decision rendered by the regulator. When this occurs, the Company assesses the possible outcomes of the rate proceeding. The Company records a provision  for  refund  to  the  extent  the  amounts  being  collected,  subject  to  refund,  exceed  the  amount  the  Company  determines  is  probable  of  ultimately  being allowed by the regulator. Cash and Restricted Cash Investments in highly liquid investments with original maturities of three months or less at the date of purchase are considered cash and cash equivalents. As of January 1, 2017, PNM held a deposit of $1.0 million from a third party that was restricted for PNM’s construction of transmission interconnection facilities and was held as restricted cash until the second quarter of 2017, at which time a refund was made to the third party. Under the terms of the BTMU Term Loan agreement (Note 7), all cash of NM Capital was restricted to be used for payments required under that agreement or for taxes and fees. On May 22, 2018, Westmoreland repaid the Westmoreland Loan in full. NM Capital used a portion of the proceeds to repay all of its obligations under the BTMU Term Loan. These payments effectively terminated the loan agreements (Note 10). Utility Plant Utility plant is stated at original cost and includes capitalized payroll-related costs such as taxes, pension, other fringe benefits, administrative costs, and AFUDC, where authorized by rate regulation, or capitalized interest. Repairs,  including  major  maintenance  activities,  and  minor  replacements  of  property  are  expensed  when  incurred,  except  as  required  by  regulators  for ratemaking  purposes.  Major  replacements  are  charged  to  utility  plant.  Gains,  losses,  and  costs  to  remove  resulting  from  retirements  or  other  dispositions  of regulated property in the normal course of business are credited or charged to accumulated depreciation. PNM and TNMP may receive reimbursements, referred to as CIAC, from customers to pay for all or part of certain construction projects to the extent the project  does  not  benefit  regulated  customers  in  general.  PNM  and  TNMP  account  for  these  reimbursements  as  offsets  to  utility  plant  additions  based  on  the requirements of the NMPRC, FERC, and PUCT. Due to the PUCT’s regulatory treatment of CIAC reimbursements, TNMP also receives a financing component that  is  recognized  as  other  income  on  the  Consolidated  Statements  of  Earnings.  Under  the  NMPRC  regulatory  treatment,  PNM  typically  does  not  receive  a financing component. Depreciation and Amortization PNM’s provision for depreciation and amortization of utility plant, other than nuclear fuel, is based upon straight-line rates approved by the NMPRC and FERC. Amortization of nuclear fuel is based on units-of-production. TNMP’s provision for depreciation and amortization of utility plant is based upon straight-line rates  approved  by  the  PUCT.  Depreciation  of  non-utility  property  is  computed  based  on  the  straight-line  method.  The  provision  for  depreciation  of  certain equipment is allocated between operating expenses and construction projects based on the use of the equipment. Average straight-line rates used were as follows:   Year ended December 31,   2019 PNM        2018   2017    Electric plant 2.47%   2.40%   2.52% Common, intangible, and general plant 7.91%   8.18%   8.36% 4.04%   3.49%   3.57% TNMP Allowance for Funds Used During Construction As provided by the FERC uniform systems of accounts, AFUDC is charged to regulated utility plant for construction projects. This allowance is designed to  enable  a  utility  to  capitalize  financing  costs  during  periods  of  construction  of  property  subject  to  rate  regulation.  It  represents  the  cost  of  borrowed  funds (allowance for borrowed funds used during construction or “debt AFUDC”) and a return on other funds (allowance for equity funds used during construction or “equity AFUDC”). The debt B - 30 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 AFUDC is recorded in interest charges and the equity AFUDC is recorded in other income on the Consolidated Statements of Earnings. For the years ended December 31, 2019, 2018, and 2017, PNM recorded $5.0 million, $6.1 million, and $6.3 million of debt AFUDC at annual rates of 2.99%, 3.19%, and 3.14% and  $6.7 million, $8.2 million, and $8.7 million of equity AFUDC at annual rates of  3.95%, 4.25%, and 4.30%. For the years ended December 31, 2019, 2018, and 2017, TNMP recorded $2.4 million, $2.3 million, and $1.2 million of debt AFUDC at rates of 3.23%, 3.32%, and 3.17% and $2.8 million, $2.2 million, and $0.9 million of equity AFUDC at rates of 3.78%, 3.29%, and 2.29%. Materials, Supplies, and Fuel Stock Materials and supplies relate to transmission, distribution, and generating assets. Materials and supplies are charged to inventory when purchased and are expensed or capitalized as appropriate when issued. Materials and supplies are valued using an average costing method. Coal is valued using a rolling weighted average costing method that is updated based on the current period cost per ton. Periodic aerial surveys are performed on the coal piles and adjustments are made. Average cost is equal to net realizable value under the ratemaking process. Inventories consisted of the following at December 31: PNMR   2019       2018   $ Materials and supplies   2019     2018   TNMP 2019   2018 (In thousands)   Coal PNM $ 24,914   $ 22,777   $ 24,914   $ 22,777   $ —  $ — 53,015   49,057   47,311   44,320   5,704   4,737 77,929   $ 71,834   $ 72,225   $ 67,097   $ 5,704   $ 4,737 Investments PNM holds investment securities in the NDT for the purpose of funding its share of the decommissioning costs of PVNGS and trusts for PNM’s share of final reclamation costs related to the coal mines serving SJGS and Four Corners (Note 16). Since third party investment managers have sole discretion over the purchase and sale of the securities, PNM records a realized loss as an impairment for any available-for-sale debt security that has a market value that is less than cost at the end of each quarter. Prior to 2018, PNM classified all debt and equity investments in the NDT and coal mine reclamation trusts as available-for-sale securities. Effective January 1, 2018, the Company adopted Accounting Standards Update 2016-01 – Financial Instruments (Subtopic 825-10), which eliminates the requirement to classify investments in equity securities with readily determinable fair values into trading or available-for-sale categories and requires those equity securities to be measured at fair value with changes in fair value recognized in earnings rather than in OCI. On January 1, 2018, PNM recorded a cumulative effect adjustment to reclassify unrealized holding gains on equity securities held in the NDT and coal mine reclamation trusts from AOCI to retained earnings on the  Consolidated  Balance  Sheets.  Accordingly,  the  information  for  investment  securities  in  the  NDT  and  coal  mine  reclamation  trusts  for  2019  and  2018  is presented under ASU 2016-01 and the information for 2017 is presented under prior GAAP. For the years ended December 31, 2019 and 2018, PNM recorded impairment losses on the available-for-sale debt securities of $5.7 million and $13.7 million. For the year ended December 31, 2017, PNM recorded impairment losses on the available-for-sale securities, which included both debt and equity securities, of $7.1 million. No gains or losses are deferred as regulatory assets or liabilities. See Notes 3 and 9. All investments are held in PNM’s name and are in the custody of major financial institutions. The specific identification method is used to determine the cost of securities disposed of, with realized gains and losses reflected in other income and deductions.   Investment in NM Renewable Development, LLC On  September  22,  2017,  PNMR  Development  and  AEP  OnSite  Partners  created  NMRD  to  pursue  the  acquisition,  development,  and  ownership  of renewable energy generation projects, primarily in the state of New Mexico. PNMR Development and AEP OnSite Partners each have a 50% ownership interest in NMRD. In December 2017, PNMR Development made a contribution to NMRD of its interest in three 10 MW solar facilities it was constructing and assigned its interests in several agreements related to those facilities to NMRD. The facilities had a book value of $24.8 million, which approximated fair value at that time. AEP OnSite Partners made a cash contribution to NMRD equal to 50% of the value of the 30 MW solar capacity, amounting to $12.4 million, which cash was then distributed from NMRD to PNMR Development. During 2019, 2018, and 2017 PNMR Development and AEP OnSite Partners each made cash contributions of $38.3 million, $9.0 million, and $4.1 million to NMRD for its construction activities. At December 31, 2019, NMRD’s renewable energy capacity in operation is 85.1 MW, which includes 80 MW of solar-PV facilities to supply energy to the Facebook data center located within PNM’s service territory, 1.9 B - 31 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 MW  to  supply  energy  to  Columbus  Electric  Cooperative  located  in  southwest  New  Mexico,  2.0 MW  to  supply  energy  to  the  Central  New  Mexico  Electric Cooperative, and 1.2 MW of solar-PV facilities to supply energy to the City of Rio Rancho, New Mexico. PNMR accounts for its investment in NMRD using the equity method of accounting because PNMR’s ownership interest results in significant influence, but not control, over NMRD and its operations.  PNMR records as income its percentage share of earnings or loss of NMRD and carries its investment at cost, adjusted for its share of undistributed earnings or losses. PNMR presents its share of net earnings from NMRD in other income on the Consolidated Statements of Earnings. For the year ended December 31, 2017, NMRD revenues, expenses, and net income were each less than $0.1 million. Summarized financial information for NMRD is as follows: Results of Operations     December 31,   2019     2018 (In thousands) Operating revenues $ Operating expenses $ Net earnings 3,662   $ 3,147 2,971   2,136 691   $ 1,011 Financial Position     December 31,   2019     2018 (In thousands) Current assets $ Net property, plant, and equipment Total assets Current liabilities 7,187   $ 132,772   50,784 139,959   53,365 9,640   $ Owners’ equity 2,581 130,319   $ 237 53,128 Goodwill Under GAAP, the Company does not amortize goodwill. Goodwill is evaluated for impairment annually, or more frequently if events and circumstances indicate that the goodwill might be impaired. See Note 19. Asset Impairment Tangible long-lived assets and right-of-use assets associated with leases are evaluated in relation to the estimated future undiscounted cash flows to assess recoverability when events and circumstances indicate that the assets might be impaired. See Note 16. Revenue Recognition See Note 4 for a discussion of electric operating revenues. Accounts Receivable and Allowance for Uncollectible Accounts Accounts receivable consists primarily of trade receivables from customers. In the normal course of business, credit is extended to customers on a shortterm basis. The Company calculates the allowance for uncollectible accounts based on historical experience and estimated default rates. The accounts receivable balances are reviewed monthly and adjustments to the allowance for uncollectible accounts and bad debt expense are made as necessary. Amounts that are deemed uncollectible are written off. Amortization of Debt Acquisition Costs Discount, premium, and expense related to the issuance of long-term debt are amortized over the lives of the respective issues. Gains and losses incurred upon the early retirement of long-term debt are recognized in other income or other deductions, except for amounts recoverable through NMPRC, FERC, or PUCT regulation, which are recorded as regulatory assets or liabilities and amortized over the lives of the respective issues. Unamortized premium, discount, and expense related to long-term debt are reflected as part of the related liability on the Consolidated Balance Sheets. B - 32 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Derivatives The Company records derivative instruments, including energy contracts, on the balance sheet as either an asset or liability measured at their fair value. GAAP requires that changes in the derivatives’ fair value be recognized currently in earnings unless specific hedge accounting criteria are met. PNM also records certain commodity derivative transactions recoverable through NMPRC regulation as regulatory assets or liabilities. See Note 7 and Note 9. The  Company  treats  all  forward  commodity  purchases  and  sales  contracts  subject  to  unplanned  netting  or  “book-out”  by  the  transmission  provider  as derivative instruments subject to mark-to-market accounting. GAAP provides guidance on whether realized gains and losses on derivative contracts not held for trading  purposes  should  be  reported  on  a  net  or  gross  basis  and  concludes  such  classification  is  a  matter  of  judgment  that  depends  on  the  relevant  facts  and circumstances. See Note 4. Decommissioning and Reclamation Costs In accordance  with GAAP, PNM is only required  to recognize  and  measure  decommissioning  liabilities  for tangible  long-lived  assets  for  which a legal obligation exists. Nuclear decommissioning costs and related accruals are based on periodic site-specific estimates of the costs for removing all radioactive and other structures at PVNGS and are dependent upon numerous assumptions, including estimates of future decommissioning costs at current price levels, inflation rates,  and  discount  rates.  PNM’s  accruals  for  PVNGS  Units  1,  2,  and  3,  including  portions  held  under  leases,  have  been  made  based  on  such  estimates,  the guidelines  of  the  NRC,  and  the  PVNGS  license  periods.  PVNGS  Units  1  and  2  are  included  in  PNM’s  retail  rates  and  PVNGS  Unit  3  was  excluded  through December  31,  2017  but  is  included  in  retail  rates  beginning  in  2018.  See  Note  16.  See  Note  17  for  information  concerning  the  treatment  of  nuclear decommissioning costs for certain purchased and leased portions of PVNGS in the NMPRC’s order in PNM’s NM 2015 Rate Case and the NM Supreme Court’s decision on PNM’s appeal of that order. In connection with both the SJGS and Four Corners coal supply agreements, the owners are required to reimburse the mining companies for the cost of contemporaneous reclamation, as well as the costs for final reclamation of the coal mines. The reclamation costs are based on periodic site-specific studies that estimate the costs to be incurred in the future and are dependent upon numerous assumptions, including estimates of future reclamation costs at current price levels, inflation rates, and discount rates. PNM considers the contemporaneous reclamation costs part of the cost of its delivered coal costs. See Note 16 for a discussion of reclamation costs. Environmental Costs The  normal  operations  of  the  Company  involve  activities  and  substances  that  expose  the  Company  to  potential  liabilities  under  laws  and  regulations protecting the environment. Liabilities under these laws and regulations can be material and may be imposed without regard to fault, or may be imposed for past acts, even though the past acts may have been lawful at the time they occurred. The Company records its environmental liabilities when site assessments or remedial actions are probable and a range of reasonably likely cleanup costs can be estimated. The Company reviews its sites and measures the liability by assessing a range of reasonably likely costs for each identified site using currently available  information  and  the  probable  level  of  involvement  and  financial  condition  of  other  potentially  responsible  parties.  These  estimates  are  based  on assumptions regarding the costs for site investigations, remediation, operations and maintenance, monitoring, and site closure. The ultimate cost to clean up the Company’s  identified  sites  may  vary  from  its  recorded  liability  due  to  numerous  uncertainties  inherent  in  the  estimation  process.  Amounts  recorded  for environmental expense in the years ended December 31, 2019, 2018, and 2017, as well as the amounts of environmental liabilities at December 31, 2019 and 2018 were insignificant. Pension and Other Postretirement Benefits See Note 11 for a discussion of pension and postretirement benefits expense, including a discussion of the actuarial assumptions. Stock-Based Compensation See Note 12 for a discussion of stock-based compensation expense. Income Taxes Income taxes are recognized using the asset and liability method of accounting for income taxes. Deferred tax assets and liabilities are recognized for the estimated future tax consequences attributable to differences between the financial statement carrying value of existing assets and liabilities and their respective tax basis. In accordance with GAAP, all deferred taxes are B - 33 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 reflected as non-current on the Consolidated Balance Sheets. Current NMPRC, FERC, and PUCT approved rates include the tax effects of the majority of these differences. GAAP requires that rate-regulated enterprises record deferred income taxes for temporary differences accorded flow-through treatment at the direction of a regulatory commission. The resulting deferred tax assets and liabilities are recorded based on the expected cash flow to be reflected in future rates. Because the NMPRC,  FERC,  and  the  PUCT  have  consistently  permitted  the  recovery  of  tax  effects  previously  flowed-through  earnings,  the  Company  has  established regulatory  assets  and liabilities  offsetting  such deferred  tax  assets and liabilities.  The Company recognizes  only the impact  of tax positions that, based on their merits, are more likely than not to be sustained upon an IRS audit. The Company defers investment tax credits and amortizes them over the estimated useful lives of the assets. See Note 18 for additional information, including a discussion of the impacts of the Tax Act. The Company makes an estimate of its anticipated effective tax rate for the year as of the end of each quarterly period within its fiscal year. In interim periods, income tax expense is calculated by applying the anticipated annual effective tax rate to year-to-date earnings before taxes, which includes the earnings attributable  to  the  Valencia  non-controlling  interest.  GAAP  also  provides  that  certain  unusual  or  infrequently  occurring  items,  as  well  as  adjustments  due  to enactment of new tax laws, be excluded from the estimated annual effective tax rate calculation. Lease Commitments See Note 13 for a discussion of lease commitments. New Accounting Pronouncements Information concerning recently issued accounting pronouncements that have not been adopted by the Company is presented below. The Company does not expect difficulty in adopting these standards by their required effective dates. Accounting Standards Update 2016-13 – Financial Instruments – Credit Losses (Topic 326): Measurement of Credit Losses on Financial Instruments In  June  2016,  the  FASB  issued  ASU  2016-13,  which  changes  the  way  entities  recognize  impairment  of  many  financial  assets,  including  accounts receivable and investments in certain debt securities, by requiring immediate recognition of estimated credit losses expected to occur over the remaining lives of the  assets.  In  November  2018,  the  FASB  clarified  that  receivables  arising  from  operating  leases  are  not  within  the  scope  of  Topic  326  for  assets  measured  at amortized costs. Instead, impairments of receivables arising from operating leases should be accounted for in accordance with Topic 842. In May 2019, the FASB issued  transition  relief  by  providing  an  option  to  irrevocably  elect  the  fair  value  option  for  certain  financial  assets  previously  measured  at  amortized  cost.  The Company is  in the  process  of  analyzing  the  impacts  of  the new  standard  but  does not  anticipate  a  significant  impact  on its  reserves  for  trade  receivables  or on PNMR’s guarantees of certain PNMR Development debt arrangements. A cumulative effect adjustment is also not anticipated upon implementation. ASU 2016-13 also requires entities to separately measure and realize an impairment for credit losses on available-for-sale debt securities for which carrying value exceeds fair value, unless such securities have been determined to be other than temporarily impaired and the entire decrease in value has been realized as an impairment. PNM records a realized loss as an impairment for any available-for-sale debt security that has a fair value that is less than carrying value at the end of each quarter. As a result, the Company does not anticipate the new standard will impact its accounting for available-for-sale debt securities. The Company will adopt ASU 2016-13 as of January 1, 2020, its required effective date. Accounting Standards Update 2017-04 – Intangibles – Goodwill and Other (Topic 350): Simplifying the Test for Goodwill Impairment In January 2017, the FASB issued ASU 2017-04 to simplify the annual goodwill impairment assessment process. Currently, the first step of a quantitative impairment test requires an entity to compare the fair value of each reporting unit containing goodwill with its carrying value (including goodwill). If as a result of this analysis, the entity concludes there is an indication of impairment in a reporting unit having goodwill, the entity is required to perform the second step of the impairment analysis, determining the amount of goodwill impairment to be recorded. The amount is calculated by comparing the implied fair value of the goodwill to its carrying amount. This exercise requires the entity to allocate the fair value determined in step one to the individual assets and liabilities of the reporting unit. Any remaining fair value would be the implied fair value of goodwill on the testing date. To the extent the recorded amount of goodwill of a reporting unit exceeds the  implied  fair  value  determined  in  step  two,  an  impairment  loss  would  be  reflected  in  results  of  operations.  ASU  2017-04  eliminates  the  second  step  of  the impairment analysis. Accordingly, if the first step of a quantitative goodwill impairment analysis performed after adoption of ASU 2017-04 indicates that the fair B - 34 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 value of a reporting unit is less than its carrying value, the goodwill of that reporting unit would be impaired to the extent of that difference. The Company will adopt ASU 2017-04 for impairment testing after January 1, 2020, its required effective date. Accounting Standards Update 2018-13 – Fair Value Measurements (Topic 820) Disclosure Framework: Changes to the Disclosure Requirements for Fair Value Measurements In  August  2018,  the  FASB  issued  ASU  2018-13  to  improve  fair  value  disclosures.  ASU  2018-13  eliminates  certain  disclosure  requirements  related  to transfers between Levels 1 and 2 of the fair value hierarchy and the requirement to disclose the valuation process for Level 3 fair value measurements. ASU 201813 also amends certain disclosure requirements for investments measured at net asset value and requires new disclosures for Level 3 investments, including a new requirement  to  disclose  changes  in  unrealized  gains  or  losses  recorded  in  OCI  related  to  Level  3  fair  value  measurements.  ASU  2018-13  is  effective  for  the Company beginning on January 1, 2020 and permits entities to adopt all or certain elements of the new guidance prior to its effective date. ASU 2018-13 requires retrospective application, except for the new disclosures related to Level 3 investments which are to be applied prospectively. As discussed in Note 9, PNM and TNMP have investment securities in trusts for decommissioning, reclamation, pension benefits, and other postretirement benefits, which are measured at fair value. Certain investments in these trusts are measured at net asset value per share. These trusts currently hold no Level 3 investments. The Company is evaluating the requirements of ASU 2018-13, but does not anticipate it will have a significant impact on the Company’s fair value disclosures. Accounting Standards Update 2018-14 – Compensation - Retirement Benefits - Defined Benefit Plans (Topic 715) Disclosure Framework: Changes to the Disclosure Requirements for Defined Benefit Plans In  August  2018,  the  FASB  issued  ASU  2018-14  to  improve  benefit  plan  sponsors’  disclosures  for  defined  benefit  pension  and  other  post-employment benefit plans. ASU 2018-14 removes the requirement to disclose the amounts in other comprehensive income expected to be recognized as benefit cost over the next fiscal  year  and the  requirement  to disclose  the impact  of  a one-percentage-point  change  in the assumed  health  care  cost  trend  rate;  clarifies  the disclosure requirements for plans with assets that are less than their projected benefit, or accumulated benefit obligation; and requires significant gains and losses affecting benefit obligations during the period be disclosed. ASU 2018-14 is effective for the Company on December 31, 2020, although early adoption is permitted, and requires  retrospective  application.  As  discussed  in  Note  11,  PNM  and  TNMP  maintain  qualified  defined  benefit,  other  postretirement  benefit  plans  providing medical  and  dental  benefits,  and  executive  retirement  programs.  The  Company  is  in  the  process  of  evaluating  the  requirements  of  ASU  2018-14  but  does  not anticipate these changes will have a significant impact on the Company’s defined benefit and other postretirement benefit plan disclosures. Accounting Standards Update 2018-15 – Intangibles - Goodwill and Other - Internal Use Software (Topic 350): Customer’s Accounting for Implementation Costs Incurred in a Cloud Computing Arrangement That is a Service Contract In August 2018, the FASB issued ASU 2018-15 to align the requirements for capitalizing implementation costs incurred in a hosting arrangement that is a service contract with the requirements for implementation costs incurred to develop or obtain internal-use software. Under ASU 2018-15, entities are required to capitalize implementation costs for hosting arrangements if those costs meet the capitalization requirements for internal-use software arrangements. ASU 2018-15 requires  entities  to  present  cash  flows,  capitalized  costs,  and  amortization  expense  in  the  same  financial  statement  line  items  as  other  costs  incurred  for  such hosting  arrangements.  ASU  2018-15  is  effective  for  the  Company  on  January  1,  2020  and  allows  entities  to  apply  the  new  requirements  retrospectively  or prospectively. The Company is in the process of analyzing the impacts of this new standard. Accounting Standards Update 2019-12 – Income Taxes (Topic 740): Simplifying the Accounting for Income Taxes In December 2019, the FASB issued ASU 2019-12 as part of its initiative to reduce complexity in accounting standards. The amendments in ASU 2019-12 simplify accounting for income taxes by removing several accounting exceptions to accounting for income taxes. ASU 2019-12 also eliminates or simplifies other income tax accounting requirements, including a requirement that entities recognize franchise tax (or similar tax) that is partially based on income as an incomebased tax. ASU 2019-12 is effective for the Company beginning on January 1, 2021 and allows for early adoption. ASU 2019-12 is to be applied prospectively or retrospectively in the period of adoption depending on the type of amendment. The Company is in the process of analyzing the impacts of this new standard. B - 35 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 (2) Segment Information The following segment presentation is based on the methodology that management uses for making operating decisions and assessing performance of its various business activities. A reconciliation of the segment presentation to the GAAP financial statements is provided. PNM PNM includes the retail electric utility operations of PNM that are subject to traditional rate regulation by the NMPRC. PNM provides integrated electricity services that include the generation, transmission, and distribution of electricity for retail electric customers in New Mexico. PNM also includes the generation and sale of electricity into the wholesale market, as well as providing transmission services to third parties. The sale of electricity includes the asset optimization of PNM’s jurisdictional capacity as well as the capacity excluded from retail rates. FERC has jurisdiction over wholesale power and transmission rates. TNMP TNMP is an electric utility providing services in Texas under the TECA. TNMP’s operations are subject to traditional rate regulation by the PUCT. TNMP provides transmission and distribution services at regulated rates to various REPs that, in turn, provide retail electric service to consumers within TNMP’s service area. TNMP also provides transmission services at regulated rates to other utilities that interconnect with TNMP’s facilities. Corporate and Other The Corporate and Other segment includes PNMR holding company activities, primarily related to corporate level debt and PNMR Services Company. The activities  of  PNMR  Development,  NM  Capital,  and  the  equity  method  investment  in  NMRD  are  also  included  in  Corporate  and  Other.  Eliminations  of intercompany income and expense transactions are reflected in the Corporate and Other segment. PNMR SEGMENT INFORMATION The  following  tables  present  summarized  financial  information  for  PNMR by  segment.  PNM  and  TNMP each  operate  in  only  one segment. Therefore, tabular segment information is not presented for PNM and TNMP.   2019 PNM   TNMP   Corporate and Other   PNMR Consolidated (In thousands)   Electric operating revenues $ 1,093,822   $ 363,781   $ —  $ 1,457,603 Cost of energy 317,725   95,087   —   412,812 Utility margin 776,097   268,694   —   1,044,791 Other operating expenses 554,661   98,621   (20,499)   632,783 Depreciation and amortization 160,368   84,259   23,181   267,808 Operating income (loss) 61,068   85,814   (2,682)   144,200 Interest income 14,303   —   (281)   14,022 Other income (deductions) 26,989   4,131   (1,477)   29,643 (72,900)   (29,100)   (19,016)   (121,016) 29,460   60,845   (23,456)   66,849 (25,282) Interest charges Segment earnings (loss) before income taxes Income taxes (benefit) Segment earnings (loss) Valencia non-controlling interest (25,962)   5,046   (4,366)   55,422   55,799   (19,090)   (14,241)   —   —   Subsidiary preferred stock dividends (528)   —   —   92,131 (14,241) (528) Segment earnings (loss) attributable to PNMR $ 40,653   $ 55,799   $ (19,090)   $   At December 31, 2019:                       Total Assets $ 5,242,991   $ 1,860,439   $ 195,344   $ 7,298,774 Goodwill $ 51,632   $ 226,665   $ —  $ 278,297 B - 36 77,362 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 2018 PNM   TNMP   Corporate and Other   PNMR Consolidated (In thousands)   Electric operating revenues 1,091,965   $ 344,648   $ Cost of energy $ 314,036   85,690   —   399,726 Utility margin 777,929   258,958   —   1,036,887 Other operating expenses 481,030   96,272   (17,650)   559,652 Depreciation and amortization 151,866   66,189   23,133   241,188 Operating income 145,033   96,497   (5,483)   236,047 13,089   —   2,451   15,540 Interest income —  $ 1,436,613 Other income (deductions) (17,312)   4,065   (2,039)   (15,286) Interest charges (76,458)   (32,091)   (18,695)   (127,244) 64,352   68,471   (23,766)   109,057 Income taxes (5,971)   16,880   (3,134)   7,775 Segment earnings (loss) 70,323   51,591   (20,632)   101,282 (15,112)   —   —   (15,112) (528)   —   —   (528) Segment earnings (loss) before income taxes Valencia non-controlling interest Subsidiary preferred stock dividends Segment earnings (loss) attributable to PNMR $ 54,683   $ 51,591   $ (20,632)   $   At December 31, 2018:                       Total Assets $ 5,035,883   $ 1,665,177   $ 164,491   $ 6,865,551 Goodwill $ 51,632   $ 226,665   $ —  $ 278,297 2017 PNM   TNMP   Corporate and Other   85,642 PNMR Consolidated (In thousands)   Electric operating revenues $ 1,104,230   $ 340,773   $ —  $ 1,445,003 Cost of energy 321,677   85,802   —   407,479 Utility margin 782,553   254,971   —   1,037,524 Other operating expenses 414,457   98,221   (22,135)   490,543 Depreciation and amortization 147,017   63,146   21,779   231,942 Operating income (loss) 221,079   93,604   356   315,039 8,454   —   7,462   15,916 22,132   3,551   (3,254)   22,429 Interest charges (82,697)   (30,084)   (14,844)   (127,625) Segment earnings (loss) before income taxes 168,968   67,071   (10,280)   225,759 Income taxes (benefit) 81,555   31,512   17,273   130,340 Segment earnings (loss) 87,413   35,559   (27,553)   95,419 (15,017)   —   —   (15,017) (528)   —   —   (528) Interest income Other income (deductions) Valencia non-controlling interest Subsidiary preferred stock dividends Segment earnings (loss) attributable to PNMR $ 71,868   $ 35,559   $ (27,553)   $   At December 31, 2017:                       Total Assets $ 4,921,563   $ 1,500,770   $ 223,770   $ 6,646,103 Goodwill $ 51,632   $ 226,665   $ —  $ 278,297 79,874 The Company defines utility margin as electric operating revenues less cost of energy. Cost of energy consists primarily of fuel and purchase power costs for  PNM  and  costs  charged  by  third-party  transmission  providers  for  TNMP.  The  Company  believes  that  utility  margin  provides  a  more  meaningful  basis  for evaluating operations than electric operating revenues since substantially all such costs are offset in revenues as fuel and purchase power costs are passed through to  customers  under  PNM’s  FPPAC  and  third-party  transmission  costs  are  passed  on  to  customers  through  TNMP’s  transmission  cost  recovery  factor.  Utility margin is not a financial measure required to be presented under GAAP and is considered a non-GAAP measure. Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Major Customers No individual customer accounted for more than 10% of the electric operating revenues of PNMR or PNM. Three REPs accounted for more than 10% of the electric operating revenues of TNMP, as follows:   Year Ended December 31,   2019   2018   2017 REP A 22 %  21 %  16 % REP B 17 %  15 %  11 % REP C 12 %  12 %  10 %   (3) Accumulated Other Comprehensive Income (Loss) AOCI  reports  a  measure  for  accumulated  changes  in  equity  that  result  from  transactions  and  other  economic  events  other  than  transactions  with shareholders. Information regarding AOCI is as follows:   Accumulated Other Comprehensive Income (Loss)   PNM Unrealized Gains on Available-forSale Securities         Pension Liability Adjustment   Total PNMR Fair Value Adjustment for   Cash Flow Hedges   Total (In thousands) Balance at December 31, 2016 $  Amounts reclassified from AOCI (pre-tax) Income tax impact of amounts reclassified  Other OCI changes (pre-tax) Income tax impact of other OCI changes Net after-tax change 4,320   $ (96,748)   $ (17,567)   6,452   4,312   3,618   31,778   (10,927)   (919)   (11,846)   6,482   6,647   13,129   Net after-tax change  Amounts reclassified from AOCI (pre-tax) Income tax impact of amounts reclassified  Other OCI changes (pre-tax) Income tax impact of other OCI changes Net after-tax change Balance at December 31, 2019 $ (388)   4,087 32,778 (12,234) (17,794)   208   (17,586) (97,093)   1,153   (95,940) —   (11,208)   —   (11,208) (107,148) (11,208)   Balance at December 31, 2018   14,097 (20,161)    Other OCI changes (pre-tax) (225)   1,000   (110,262)   Income tax impact of other OCI changes   968 2,367   Income tax impact of amounts reclassified (10,534) (2,504)   13,169    Amounts reclassified from AOCI (pre-tax) (92,451) 581 6,816   Balance at December 31, 2017, as originally reported Cumulative effect adjustment (Note 9) (23)   $ (11,115)   28,160   Reclassification of stranded income taxes to retained earnings (Note 18) Balance at January 1, 2018, as adjusted (92,428)   $ 1,961   (110,262)   (108,301)   1,153   (3,819)   7,568   3,749   216   970   (1,922)   (952)   3,790   (10,382)   (6,592)   (963)   2,637   1,674   3,965 (56)   (1,008) 570 (6,022)   (145)   1,529 (22)   (2,099)   (2,121)   585   (1,536) 1,939   (112,361)   (110,422)   1,738   (108,684) (14,063)   7,404   (6,659)   733   (5,926) 3,572   (1,880)   1,692   (186)   1,506 25,724   (3,829)   21,895   (3,495)   18,400 (6,534)   973   (5,561)   888 (4,673) (2,060)   8,699   2,668   11,367   10,638   $ (109,693)   $ (99,055)   $   B - 38   (322)   $ 9,307 (99,377) Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The Consolidated Statements of Earnings include pre-tax amounts reclassified from AOCI related to Unrealized Gains on Available-for-Sale Securities in gains (losses) on investment securities, related to Pension Liability Adjustment in other (deductions), and related to Fair Value Adjustment for Cash Flow Hedges in interest charges. The income tax impacts of all amounts reclassified from AOCI are included in income taxes in the Consolidated Statements of Earnings. (4) Electric Operating Revenues PNMR is an investor-owned holding company with two regulated utilities providing electricity and electric services in New Mexico and Texas. PNMR’s electric utilities are PNM and TNMP. Revenue Recognition Electric operating revenues are recorded in the period of energy delivery, which includes estimated amounts for service rendered but unbilled at the end of each accounting period. The determination of the energy sales billed to individual customers is based on the reading of their meters, which occurs on a systematic basis throughout the month. At the end of each month, amounts of energy delivered to customers since the date of the last meter reading and the corresponding unbilled revenue are estimated. Unbilled electric revenue is estimated based on daily generation volumes, estimated customer usage by class, line losses, historical trends and experience, and applicable customer rates. Amounts billed are generally due within the next month. The Company does not incur incremental costs to obtain contracts for its energy services. PNM’s wholesale electricity sales are recorded as electric operating revenues and wholesale electricity purchases are recorded as costs of energy sold. In accordance with GAAP, derivative contracts that are subject to unplanned netting are recorded net in earnings. A “book-out” is the planned or unplanned netting of off-setting purchase and sale transactions. A book-out is a transmission mechanism to reduce congestion on the transmission system or administrative burden. For accounting purposes, a book-out is the recording of net revenues upon the settlement of a derivative contract. Unrealized gains and losses on derivative contracts that are not designated for hedge accounting are classified as economic hedges. Economic hedges are defined as derivative instruments, including long-term power and fuel supply agreements, used to hedge generation assets and purchased power costs. Changes in the  fair  value  of  economic  hedges  are  reflected  in  results  of  operations,  with  changes  related  to  economic  hedges  on  sales  included  in  operating  revenues  and changes related to economic hedges on purchases included in cost of energy sold. See Note 9. The Company adopted ASU 2014-09 – Revenue from Contracts with Customers (Topic 606) as of January 1, 2018, its required effective date, using the modified retrospective method of adoption. The adoption of ASU 2014-09 did not result in changes to the nature, amount, and timing of the Company’s existing revenue recognition processes or information technology infrastructure. Therefore, the adoption of ASU 2014-09 had no effect on the amount of revenue recorded in 2018 compared to the amount that would have been recorded under prior GAAP, no effect on total electric operating revenues or any other caption within the Company’s financial statements, and no cumulative effect adjustment was recorded. Revenues for 2019 and 2018 are presented in accordance with the standard on the Consolidated Statements of Earnings and 2017 revenues are presented on a comparative basis. Additional disclosures to further disaggregate 2019 and 2018 revenues are presented below. The  Company  adopted  ASU  2018-18  – Collaborative Arrangements (Topic 808)  in  2019,  ahead  of  its  required  effective  date,  using  the  retrospective method of adoption. The Company has collaborative arrangements related to its interest in SJGS, Four Corners, PVNGS, and Luna. The Company has determined that  during  the  years  ended  December  31,  2019,  2018,  and  2017  none  of  the  joint  owners  in  its  collaborative  arrangements  were  customers  under  Topic  606. Therefore,  the  adoption  of  this  standard  did  not  impact  the  financial  statements.  The  Company  will  continue  to  evaluate  transactions  between  collaborative arrangement participants in future periods under the requirements of the new standard. PNM  and  TNMP  recognize  revenue  as  they  satisfy  performance  obligations,  which  typically  occurs  as  the  customer  or  end-user  consumes  the  electric service provided. Electric services are typically for a bundle of services that are distinct and transferred to the end-user in one performance obligation measured by KWh  or  KW.  Electric  operating  revenues  are  recorded  in  the  period  of  energy  delivery,  including  estimated  unbilled  amounts.  As  permitted  under  GAAP,  the Company has elected to exclude all sales and similar taxes from revenue. Revenue from contracts with customers is recorded based upon the total authorized tariff price at the time electric service is rendered, including amounts billed under arrangements qualifying as an Alternative Revenue Program (“ARP”). ARP arrangements are agreements between PNM or TNMP and its regulator that allow PNM or TNMP to adjust future rates in response to past activities or completed events, if certain criteria are met. GAAP requires that ARP revenues be reported separately from B - 39 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 contracts with customers. ARP revenues in a given period include the recognition of “originating” ARP revenues (i.e. when the regulator-specific conditions are met) in the period, offset by the reversal of ARP revenues when billed to customers. Sources of Revenue Additional  information  about  the  nature  of  revenues  is  provided  below.  Additional  information  about  matters  affecting  PNM’s  and  TNMP’s  regulated revenues is provided in Note 17. Revenue from Contracts with Customers PNM NMPRC Regulated Retail Electric Service –  PNM  provides  electric  generation,  transmission,  and  distribution  service  to  its  rate-regulated  customers  in New Mexico. PNM’s retail electric service territory covers a large area of north central New Mexico, including the cities of Albuquerque, Rio Rancho, and Santa Fe, and certain areas of southern New Mexico. Customer rates for retail electric service are set by the NMPRC and revenue is recognized as energy is delivered to the customer. PNM invoices customers on a monthly basis for electric service and generally collects billed amounts within one month. Transmission Service to Third Parties –  PNM  owns  transmission  lines  that  are  interconnected  with  other  utilities  in  New  Mexico,  Texas,  Arizona, Colorado,  and  Utah.  Transmission  customers  receive  service  for  the  transmission  of  energy  owned  by  the  customer  utilizing  PNM’s  transmission  facilities. Customers generally receive transmission services, which are regulated by FERC, from PNM through PNM’s Open Access Transmission Tariff (“OATT”) or a specific contract. Customers are billed based on capacity and energy components on a monthly basis. Miscellaneous – Beginning  on  January  1,  2018,  PNM  acquired  a  65 MW  interest  in  SJGS  Unit  4,  which  is  held  as  merchant  plant  as  ordered  by  the NMPRC (Note 16). PNM sells power from 36 MW of this capacity to a third party at a fixed price that is recorded as revenue from contracts with customers. PNM is  obligated  to  deliver  power  under  this  arrangement  only  when  SJGS  Unit  4  is  operating.  Other  market  sales  from  this  65 MW  interest  are  recorded  in  other electric operating revenues. TNMP PUCT Regulated Retail Electric Service – TNMP provides transmission and distribution services in Texas under the provisions of TECA and the Texas Public Utility Regulatory Act. TNMP is subject to traditional cost-of-service regulation with respect to rates and service under the jurisdiction of the PUCT and certain municipalities. TNMP’s transmission and distribution activities are solely within ERCOT and not subject to traditional rate regulation by FERC. TNMP provides transmission and distribution services at regulated rates to various REPs that, in turn, provide retail electric service to consumers within TNMP’s service territory. Revenue is recognized as energy is delivered to the consumer. TNMP invoices REPs on a monthly basis and is generally paid within a month. Transmission Cost of Service (“TCOS”) – TNMP is a transmission service provider that is allowed to recover its TCOS through a network transmission rate that is approved by the PUCT. TCOS customers are other utilities that receive service for the transmission of energy owned by the customer utilizing TNMP’s transmission facilities. Alternative Revenue Programs The Company defers certain costs and records certain liabilities pursuant to the rate actions of the NMPRC, PUCT, and FERC. ARP revenues, which are discussed above, include recovery or refund provisions under PNM’s renewable energy rider and true-ups to PNM’s formula transmission rates; TNMP’s AMS surcharge, transmission cost recovery factor, and the impacts of the PUCT’s January 25, 2018 order regarding the change in the federal corporate income tax rate; and  the  energy  efficiency  incentive  bonus  at  both  PNM  and  TNMP.  GAAP  provides  for  the  recognition  of  regulatory  assets  and  liabilities  for  the  difference between ARP revenues and amounts billed under those programs. Regulatory assets and liabilities are amortized into earnings as amounts are billed. As discussed in Note 17, TNMP’s 2018 Rate Case integrates AMS costs into base rates beginning January 1, 2019. These costs are being amortized into earnings as alternative revenues over a period of five years. Other Electric Operating Revenues Other  electric  operating  revenues  consist  primarily  of  PNM’s  sales  for  resale  meeting  the  definition  of  a  derivative  under  GAAP.  Derivatives  are  not considered revenue from contracts with customers. PNM engages in activities meeting the definition of derivatives to optimize its existing jurisdictional assets and long-term power agreements through spot market, hour-ahead, dayB - 40 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 ahead, week-ahead, month-ahead, and other sales of excess generation not required to fulfill retail load and contractual commitments. Through December 31, 2017, PNM’s 134 MW share of Unit 3 at PVNGS was excluded from retail rates and was being sold in the wholesale market. Effective January 1, 2018, PNM’s share of PVNGS Unit 3 is included in retail rates and recorded as revenue from contracts with customer. Disaggregation of Revenues A disaggregation of revenues from contracts with customers by the type of customer is presented in the table below. The table also reflects ARP revenues and other revenues.     Year Ended December 31, 2019 PNM     Electric Operating Revenues: TNMP   PNMR Consolidated (In thousands)          Contracts with customers:          Retail electric revenue          Residential  $ 427,883   $ 150,742   $ 578,625 Commercial   396,987   116,953   513,940 Industrial   69,601   22,405   92,006 Public authority   20,322   5,694   26,016 Economy energy service   25,757   —   25,757 Transmission   57,214   66,948   124,162 Miscellaneous   13,134   3,568   16,702   1,010,898   366,310   1,377,208 Total revenues from contracts with customers Alternative revenue programs   1,987   (2,529)   Other electric operating revenues   80,937   —   (542) 80,937  $ 1,093,822   $ 363,781   $                            Contracts with customers:          Retail electric revenue          Residential  $ 433,009   $ 130,288   $ 563,297 Commercial   408,333   111,261   519,594 Industrial   61,119   17,317   78,436 Public authority   21,688   5,609   27,297 Economy energy service Total Electric Operating Revenues   Year Ended December 31, 2018 Electric Operating Revenues: 1,457,603   26,764   —   26,764 Transmission   54,280   66,991   121,271 Miscellaneous   14,098   8,983   23,081   1,019,291   340,449   1,359,740 Alternative revenue programs   (2,443)   4,199   1,756 Other electric operating revenues   Total revenues from contracts with customers  $ Total Electric Operating Revenues 75,117   1,091,965   $ —   344,648   $ 75,117 1,436,613 Contract Balances Performance obligations related to contracts with customers are typically satisfied when the energy is delivered and the customer or end-user utilizes the energy. Accounts receivable  from customers represent amounts billed, including amounts under ARP programs. For PNM, accounts receivable  reflected on the Consolidated Balance Sheets, net of allowance for uncollectible accounts, includes $59.3 million and $61.7 million at December 31, 2019 and 2018 resulting from contracts with customers. All of TNMP’s accounts receivable results from contracts with customers. Contract  assets  are  an  entity’s  right  to  consideration  in  exchange  for  goods  or  services  that  the  entity  has  transferred  to  a  customer  when  that  right  is conditioned on something other than the passage of time (for example, the entity’s future performance). The Company has no contract assets as of December 31, 2019. Contract liabilities arise when consideration is received in advance B - 41 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 from a customer before satisfying the performance obligations. Therefore, revenue is deferred and not recognized until the obligation is satisfied. Under its OATT, PNM  accepts  upfront  consideration  for  capacity  reservations  requested  by  transmission  customers,  which  requires  PNM  to  defer  the  customer’s  transmission capacity rights for a specific period of time. PNM recognizes the revenue of these capacity reservations over the period it defers the customer’s capacity rights. Other utilities pay PNM and TNMP in advance for the joint-use of their utility poles. These revenues are recognized over the period of time specified in the jointuse contract, typically for one calendar year. Deferred revenues on these arrangements are recorded as contract liabilities. PNMR’s, PNM’s, and TNMP’s contract liabilities  and  related  revenues  are  insignificant  for  all  periods  presented.  The  Company  has  no  other  arrangements  with  remaining  performance  obligations  to which a portion of the transaction price would be required to be allocated. (5) Earnings and Dividends Per Share In  accordance  with  GAAP,  dual  presentation  of  basic  and  diluted  earnings  per  share  has  been  presented  in  the  Consolidated  Statements  of  Earnings  of PNMR. Information regarding the computation of earnings per share and dividends per share is as follows: Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands, except per share amounts)   Net Earnings Attributable to PNMR $ Average Number of Common Shares:   Outstanding during year 77,362   $     79,654   Vested awards of restricted stock Average Shares – Basic Dilutive Effect of Common Stock Equivalents:   Stock options and restricted stock Average Shares – Diluted Net Earnings Attributable to PNMR Per Share of Common Stock: 85,642   $ 79,874     79,654   79,654 277   236   237 79,931   79,890   79,891         59   122   250 79,990   80,012   80,141           Basic $ 0.97   $ 1.07   $ 1.00 Diluted $ 0.97   $ 1.07   $ 1.00 $ 1.1775   $ 1.0850   $ 0.9925 Dividends Declared per Common Share   (6) Stockholders’ Equity Common Stock and Equity Contributions PNMR, PNM, and TNMP did not issue any common stock during the three-year period ended December 31, 2019. PNMR did not fund any cash equity contributions to PNM during the three-year period ended December 31, 2019, and funded $80.0 million in 2019, $30.0 million in 2018 and $50.0 million in 2017 to TNMP. PNMR offers shares of PNMR common stock through the PNMR Direct Plan. PNMR utilizes shares of its common stock purchased on the open market, by an independent agent, rather than issuing additional shares to satisfy subscriptions under the PNMR Direct Plan. The shares of PNMR common stock utilized in the PNMR Direct Plan are offered under a SEC shelf registration statement that expires in March 2021. See Note 7 regarding the planned issuance of common stock under the PNMR 2020 Forward Equity Sale Agreements. Dividends on Common Stock The declaration of common dividends by PNMR is dependent upon a number of factors, including the ability of PNMR’s subsidiaries to pay dividends. PNMR’s primary sources of dividends are its operating subsidiaries. PNM  declared  and  paid  cash  dividends  to  PNMR  of  zero, $77.4 million,  and  $60.7 million in  2019, 2018,  and  2017.  TNMP  declared  and  paid  cash dividends to PNMR of $55.3 million, $41.9 million, and $44.4 million in 2019, 2018, and 2017. The NMPRC has placed certain restrictions on the ability of PNM to pay dividends to PNMR, including the restriction that PNM cannot pay dividends that cause its debt rating to fall below investment grade. The NMPRC provisions allow PNM to pay dividends, without prior NMPRC approval, from current earnings, which  is  determined  on  a  rolling  four  quarter  basis,  or  from  equity  contributions  previously  made  by  PNMR.  The  Federal  Power  Act  also  imposes  certain restrictions  on  dividends  by  public  utilities,  including  that  dividends  cannot  be  paid  from  paid-in  capital.  Prior  to  July  2018,  the  Company’s  revolving  credit facilities B - 42 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 and term loans contained a covenant requiring the maintenance of debt-to-capitalization ratios of less than or equal to 65%. In July 2018, PNMR’s revolving credit facility  and  term  loans  were  amended  such  that  PNMR  is  now  required  to  maintain  a  debt-to-capitalization  ratio  of  less  than  or  equal  to  70%.  The  debt-tocapitalization ratio requirements remain at less than or equal to 65% for PNM and TNMP. These debt-to-capitalization ratio requirements could limit the amounts of dividends that could be paid. PNM also has other financial covenants that limit the transfer of assets, through dividends or other means, including a requirement to obtain the approval of certain financial counterparties to transfer more than five percent of PNM’s assets. As of December 31, 2019, none of the numerical tests would restrict the payment of dividends from the retained earnings of TNMP, restrictions related to retained earnings under the Federal Power Act may limit the payment of dividends by PNM to $283.5 million, and the 70% debt-to-capitalization covenant would allow the payment of dividends by PNMR of up to  $257.6 million.   In addition, the ability of PNMR to declare dividends is dependent upon the extent to which cash flows will support dividends, the availability of retained earnings,  financial  circumstances  and  performance,  current  and  future  regulatory  decisions,  Congressional  and  legislative  acts,  and  economic  conditions. Conditions imposed by the NMPRC or PUCT, future growth plans and related capital requirements, and business considerations may also affect PNMR’s ability to pay dividends. Preferred Stock PNM’s  cumulative  preferred  shares  outstanding  bear  dividends  at  4.58% per  annum.  PNM  preferred  stock  does  not  have  a  mandatory  redemption requirement, but may be redeemed, at PNM’s option, at 102% of the stated value plus accrued dividends. The holders of the PNM preferred stock are entitled to payment before the holders of common stock in the event of any liquidation or dissolution or distribution of assets of PNM. In addition, PNM’s preferred stock is not entitled to a sinking fund and cannot be converted into any other class of stock of PNM. shares. PNMR and TNMP have no preferred stock outstanding. The authorized shares of PNMR and TNMP preferred stock are  10 million shares and  1 million (7) Financing The Company’s financing strategy includes both short-term and long-term borrowings. The Company utilizes short-term revolving credit facilities, as well as cash flows from operations, to provide funds for both construction and operating expenditures. Depending on market and other conditions, the Company will periodically sell long-term debt or enter into term loan arrangements and use the proceeds to reduce borrowings under the revolving credit facilities or refinance other  debt.  Prior  to  July  2018,  each  of  the  Company’s  revolving  credit  facilities  and  term  loans  contained  a  single  financial  covenant,  which  required  the maintenance of a debt-to-capitalization ratio of less than or equal to 65%. In July 2018, the PNMR and the PNMR Development agreements were each amended such that each is now required to maintain a debt-to-capitalization ratio of less than or equal to 70%. The debt-to-capitalization ratio requirement remains at less than or equal to 65% for the PNM and TNMP agreements. The Company’s revolving credit facilities and term loans generally also contain customary covenants, events of default, cross-default provisions, and change-of-control provisions. PNM must obtain NMPRC approval for any financing transaction having a maturity of more than 18 months. In addition, PNM files its annual short-term financing plan with the NMPRC. Financing Activities PNMR At January 1, 2017, PNMR had outstanding the $150.0 million PNMR 2015 Term Loan, which matured and was repaid on March 9, 2018. As discussed in Note 16, at January 1, 2018, NM Capital, a wholly-owned subsidiary of PNMR, had outstanding $50.1 million of the $125.0 million term loan agreement (the “BTMU Term Loan”) with BTMU. PNMR, as parent company of NM Capital, guaranteed NM Capital’s obligations to BTMU. NM Capital utilized  the  proceeds  of  the  BTMU  Term  Loan  to  provide  funding  of  $125.0 million (the  “Westmoreland  Loan”)  to  a  ring-fenced,  bankruptcy-remote,  specialpurpose entity subsidiary of Westmoreland to finance Westmoreland’s purchase of SJCC. The BTMU Term Loan agreement required that NM Capital utilize all amounts, less taxes and fees, it received under the Westmoreland Loan to repay the BTMU Term Loan. On May 22, 2018, the full principal balance outstanding under the Westmoreland Loan of $50.1 million was repaid. NM Capital used a portion of the proceeds to repay all remaining principal of $43.0 million owed under the  BTMU  Term  Loan.  These  payments  effectively  terminated  the  loan  agreements.  In  addition,  PNMR’s  guarantee  of  NM  Capital’s  obligations  was  also effectively terminated. See Note 10. B - 43 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 At January 1, 2017, PNMR had outstanding letters of credit arrangements with JPMorgan Chase Bank, N.A. (the “JPM LOC Facility”) under which letters of credit aggregating $30.3 million were issued to facilitate the posting of reclamation bonds, which SJCC was required to post in connection with permits relating to the operation of the San Juan mine. On March 15, 2019, WSJ LLC acquired the assets of SJCC following the bankruptcy of Westmoreland. WSJ LLC assumed the obligations to PNMR under the letters of credit support. See Note 16. On  January  1,  2017,  PNMR  had  outstanding  two term  loan  agreements:  (1)  a  $100.0 million term  loan  agreement  (the  “PNMR  2016  One-Year  Term Loan”) and (2) a $100.0 million term loan agreement (the “PNMR 2016 Two-Year Term Loan”) that matured on December 21, 2018. On December 15, 2017, the PNMR 2016 One-Year Term Loan was extended to December 14, 2018. In December 2018, both the PNMR 2016 One-Year Term Loan (as extended) and the PNMR 2016 Two-Year Term Loan were repaid. On March 9, 2018, PNMR issued $300.0 million aggregate principal amount of 3.25% SUNs (the “PNMR 2018 SUNs”), which mature on March 9, 2021. The proceeds from the offering were used to repay the $150.0 million PNMR 2015 Term Loan that was due on March 9, 2018 and to reduce borrowings under the PNMR Revolving Credit Facility. On November 26, 2018, PNMR Development entered into a $90.0 million term loan agreement (the “PNMR Development Term Loan”), among PNMR Development  and  KeyBank,  N.A.,  as  administrative  agent  and  sole  lender.  Proceeds  from  the  PNMR  Development  Term  Loan  were  used  to  repay  short-term borrowings under the PNMR Development’s revolving credit facility and to repay borrowings under its intercompany loan from PNMR. The PNMR Development Term Loan bears interest at a variable rate, which was 2.60% on December 31, 2019, and matures on November 26, 2020. PNMR, as parent company of PNMR Development,  has  guaranteed  PNMR  Development’s  obligations  under  the  loan.  The  PNMR  Development  Term  Loan  requires  PNMR  to  maintain  a  debt-tocapitalization ratio of less than or equal to 70%, and contains customary events of default, a cross-default provision, and a change-of-control provision. On December 14, 2018, PNMR entered into a $150.0 million term loan agreement (the “PNMR 2018 One-Year Term Loan”) among PNMR, the lenders identified therein, and MUFG Bank, Ltd., as administrative agent. The proceeds from the PNMR 2018 One-Year Term Loan were used to repay the PNMR 2016 One-Year Term Loan (as extended), a portion of the PNMR 2016 Two-Year Term Loan, and for general corporate purposes. On December 13, 2019, the PNMR 2018 One-Year Term Loan was extended to June 11, 2021 (as extended, the “PNMR 2019 Term Loan”). The PNMR 2019 Term Loan bears interest at a variable rate, which was 2.70% at December 31, 2019. On December 21, 2018, PNMR entered into a $50.0 million term loan agreement (the “PNMR 2018 Two-Year Term Loan”), between PNMR and Bank of America, N.A. as sole lender. Proceeds from the PNMR 2018 Two-Year Term Loan were used to repay the remaining amount owed under the PNMR 2016 TwoYear Term Loan and for general corporate purposes. The PNMR 2018 Two-Year Term Loan bears interest at a variable rate, which was 2.60% at December 31, 2019, and matures on December 21, 2020. On January 7, 2020, PNMR entered into forward sale agreements with each of Citibank N.A., and Bank of America N.A., as forward purchases and an underwriting  agreement  with  Citigroup  Global  Markets  Inc.,  and  BofA  Securities,  Inc.  as  representatives  of  the  underwriters  named  therein,  relating  to  an aggregate of approximately 6.2 million shares of PNMR common stock (including 0.8 million shares of PNMR common stock pursuant to the underwriters’ option to  purchase  additional  shares)  with  each  of  Citibank  N.A.,  and  Bank  of  America  N.A.,  as  forward  purchasers  (the  “PNMR  2020  Forward  Equity  Sales Agreements”). On January 8, 2020, the underwriters exercised in full their option to purchase an additional 0.8 million shares of PNMR common stock and PNMR entered into separate forward sales agreements with respect to the additional shares. The initial forward sale price of $47.21 per share is subject to adjustments based on a net interest  rate  factor  and by expected  future  dividends paid on PNMR common  stock as specified  in the forward  sale agreements.  PNMR did not initially receive any proceeds upon the execution of these agreements and, except in certain specified circumstances, has the option to elect physical, cash, or net share settlement on or before the date that is 12 months from their effective dates. PNMR expects to physically settle all shares under the agreements on or before January  7, 2021  at  the  then  applicable  forward  sales  price.  Pursuant  to  a  cash  settlement  of  the  PNMR 2020  Forward  Equity  Sales  Agreements,  PNMR would expect to receive significantly lower net proceeds or may owe cash, which could be a significant amount, to the forward purchasers. Under a net share settlement, PNMR  would  not  receive  any  cash  proceeds  and  may  be  required  to  deliver  shares  of  PNMR  common  stock  to  the  forward  purchasers.  The  forward  sale agreements  meet  the  derivative  scope  exception  requirements  for  contracts  involving  an  entity’s  own  equity.  Until  settlement  of  the  forward  sale  agreements, PNMR’s EPS dilution resulting from the agreements, if any, will be determined using the treasury stock method, which will result in dilution during periods when the average market price of PNMR stock during the reporting period is higher than the applicable forward sales price as of the end of that period. B - 44 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 PNM PNMR has an automatic shelf registration that provides for the issuance of various types of debt and equity securities that expires in March 2021.   At January 1, 2017, PNM had outstanding a $175.0 million term loan agreement (the “PNM 2016 Term Loan”) that matured on November 17, 2017. The PNM 2016 Term Loan was repaid on July 20, 2017. At January 1, 2017, PNM had $37.0 million of outstanding PCRBs, which have a final maturity of June 1, 2040, and $20.0 million of outstanding PCRBs which have a final maturity of June 1, 2042. These PCRBs were subject to mandatory tender for remarketing on June 1, 2017 and were successfully remarketed on that date. The $37.0 million of PCRBs now bear interest at  2.125% and the  $20.0 million of PCRBs now bear interest at  2.45%. Both series are now subject to mandatory tender for remarketing on June 1, 2022. On July 20, 2017, PNM entered into a $200.0 million term loan agreement (the “PNM 2017 Term Loan”) between PNM and JPMorgan Chase Bank, N.A., as lender and administrative agent, and U.S. Bank National Association, as lender. PNM used the proceeds of the PNM 2017 Term Loan to prepay without penalty the $175.0 million PNM 2016 Term Loan and to reduce short-term borrowings. The PNM 2017 Term Loan was repaid on January 18, 2019. On July 28, 2017, PNM entered into an agreement (the “PNM 2017 Senior Unsecured Note Agreement”) with institutional investors for the sale of $450.0 million aggregate principal amount of  eight series  of  Senior  Unsecured  Notes  (the  “PNM  2018  SUNs”)  offered  in  private  placement  transactions.  On  May  14, 2018, PNM issued $350.0 million of the PNM 2018 SUNs under that agreement (at fixed annual interest rates ranging from 3.15% to 4.50% for terms between 5 and 30 years) and used the proceeds to repay an equal amount of PNM’s 7.95% SUNs that matured on May 15, 2018. On July 31, 2018, PNM issued the remaining $100.0 million of the PNM 2018 SUNs (at fixed annual interest rates of 3.78% and 4.60% for terms of 10 and 30 years) and used the proceeds to repay an equal amount of PNM’s 7.50% SUNs on August 1, 2018. The PNM 2017 Senior Unsecured Note Agreement includes customary covenants, including a covenant that requires  the  maintenance  of  a  debt-to-capitalization  ratio  of  less  than  or  equal  to  65%,  customary  events  of  default,  including  a  cross-default  provision,  and covenants regarding parity of financial covenants, liens and guarantees with respect to PNM’s material credit facilities. In the event of a change of control, PNM will be required to offer to prepay the PNM 2018 SUNs at par. PNM will have the right to redeem any or all of the PNM 2018 SUNs prior to their respective maturities, subject to payment of a customary make-whole premium. On  April  9,  2018,  PNMR  Development  deposited  $68.2 million with  PNM  related  to  potential  transmission  network  interconnections.  PNM  used  the deposit to repay intercompany borrowings. PNM was required to pay interest to PNMR Development to the extent work under the interconnections has not been performed.  The  entire  deposit  of  $68.2 million and  accrued  interest  of  $5.7 million was  refunded  in  November  2019.  The  interconnection  deposit  and  related refund is presented in financing activities and the interest payment is presented in operating activities on PNM’s Consolidated Statements of Cash Flows for the years ended December 31, 2019 and 2018. During the years ended December 31, 2019 and December 31, 2018, PNM recognized $3.3 million and $2.4 million of interest expense under the agreement. At December 31, 2018, PNM’s obligation under the interconnection agreement with PNMR Development of $68.2 million, excluding  unpaid  interest,  is  reflected  in  other  deferred  credits  on  PNM’s  Consolidated  Balance  Sheets.  As  required  by  GAAP,  all  intercompany  transactions related to this deposit have been eliminated on PNMR’s Consolidated Financial Statements. On January  18, 2019,  PNM entered  into  a $250.0 million term loan agreement (the “PNM 2019  $250.0 million Term Loan”) among PNM, the lenders identified therein, and U.S. Bank N.A., as administrative agent. PNM used the proceeds of the PNM 2019 $250.0 million Term Loan to repay the PNM 2017 Term Loan, to reduce short-term borrowings under the PNM Revolving Credit Facility, and for general corporate purposes. The PNM 2019 $250.0 million Term Loan bears interest at a variable rate, which was 2.45% at December 31, 2019, and must be repaid on or before July 17, 2020. On December 18, 2019, PNM entered into a $40.0 million term loan agreement (the “PNM 2019 $40.0 million Term Loan”), between PNM and Bank of America, N.A. as sole lender and administrative agent. PNM used the proceeds of the PNM 2019 $40.0 million Term Loan to reduce short-term borrowings under the PNM Revolving Credit Facility and for general corporate purposes. The PNM 2019 $40.0 million Term Loan bears interest at a variable rate, which was 2.39% at December 31, 2019, and must be repaid on or before June 18, 2021. See discussion of PNM’s SJGS Abandonment Application in Note 17, which includes a request to issue approximately $361 million of energy transition bonds, as provided by the ETA, upon the proposed retirement of SJGS in 2022. B - 45 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 PNM has a shelf registration statement, which will expire in May 2020, with capacity for the issuance of up to $475.0 million of senior unsecured notes. TNMP On June 14, 2017, TNMP entered into an agreement which provided TNMP would issue $60.0 million aggregate principal amount of 3.22% first mortgage bonds,  due  2027,  subject  to  satisfaction  of  certain  conditions.  TNMP  issued  the  bonds  on  August  24,  2017  and  used  the  proceeds  to  reduce  short-term  and intercompany debt and for general corporate purposes. On June 28, 2018, TNMP entered into an agreement under which TNMP issued $60.0 million aggregate principal amount of 3.85% first mortgage bonds, due 2028. On July 25, 2018, TNMP entered into a $20.0 million term loan agreement. On December 17, 2018, the TNMP 2018 Term Loan agreement was amended to provide additional funding of $15.0 million, which results in a total committed amount of $35.0 million under the agreement (the “TNMP 2018 Term Loan”). TNMP  used  the  proceeds  from  these  issuances  to  repay  short-term  borrowings  and  for  TNMP’s  general  corporate  purposes.  The  TNMP  2018  Term  Loan  was repaid on December 30, 2019. On February 26, 2019, TNMP entered into the TNMP 2019 Bond Purchase Agreement with institutional investors for the sale of $305.0 million aggregate principal amount of four series of TNMP first mortgage bonds (the “TNMP 2019 Bonds”) offered in private placement transactions. TNMP issued $225.0 million of TNMP 2019 Bonds on March 29, 2019 and used the proceeds to repay TNMP’s $172.3 million 9.50% first mortgage bonds at their maturity on April 1, 2019, as well as to repay borrowing under the TNMP Revolving credit Facility and for general corporate purposes. TNMP issued the remaining $80.0 million of TNMP 2019 Bonds on July 1, 2019 and used the proceeds to repay borrowing under the TNMP Revolving Credit Facility and for general corporate purposes. The terms of the TNMP 2019 Bond Purchase Agreement include customary covenants, including a covenant that requires TNMP to maintain a debt-to-capitalization ratio of less than or equal to 65%, customary events of default, a cross-default provision, and a change-of-control provision. TNMP has the right to redeem any or all of the TNMP 2019 Bonds prior to their respective maturities, subject to payment of a customary make-whole premium. Interest Rate Hedging Activities At January 1, 2017, PNMR had a hedging agreement  that effectively  established a fixed interest  rate of 1.927% for borrowings under the PNMR 2015 Term  Loan  through  its  maturity  on  March  9,  2018.  In  2017,  PNMR entered  into  three separate  four-year  hedging  agreements  that  effectively  established  fixed interest  rates  of  1.926%, 1.823%,  and  1.629%,  plus  customary  spreads  over  LIBOR,  subject  to  change  if  there  is  a  change  in  PNMR’s  credit  rating,  for  three separate tranches, each of $50.0 million, of its variable rate debt. These  hedge  agreements  are  accounted  for  as  cash  flow  hedges  and  had  fair  values  of  $0.4 million and  $1.0 million that  are  included  in  other  current liabilities and other current assets on the Consolidated Balance Sheets at December 31, 2019 and 2018. As discussed in Note 3, changes in the fair value of the cash flow hedges are deferred in AOCI and amounts reclassified to the Condensed Consolidated Statement of Earnings are recorded in interest charges. The fair values were  determined  using  Level  2  inputs  under  GAAP,  including  using  forward  LIBOR  curves  under  the  mid-market  convention  to  discount  cash  flows  over the remaining term of the agreement. On January 1, 2019, the Company adopted Accounting Standards Update 2017-12- Derivatives and Hedging (Topic 815): Targeted Improvements to Accounting for Hedging Activities. Adoption of the updated standard did not have a significant impact on these cash flow hedges. Borrowing Arrangements Between PNMR and its Subsidiaries PNMR has one-year intercompany loan agreements with its subsidiaries. Individual subsidiary loan agreements vary in amount up to $100.0 million and have  either  reciprocal  or  non-reciprocal  terms.  Interest  charged  to  the  subsidiaries  is  equivalent  to  interest  paid  by  PNMR  on  its  short-term  borrowings  or  the money-market interest rate if PNMR does not have any short-term borrowings outstanding. TNMP had no borrowings from PNMR at December 31, 2019 and no borrowings at February 21, 2020. TNMP had outstanding borrowings of $0.1 million from PNMR at December 31, 2018. PNM had no borrowings from PNMR at December 31, 2019 and no borrowings at February 21, 2020. PNM had outstanding borrowings of $19.8 million from PNMR at December 31, 2018. Short-term Debt Currently, the PNMR Revolving Credit Facility has a financing capacity of $300.0 million and the PNM Revolving Credit Facility has a financing capacity of $400.0 million. Both facilities currently expire on October 31, 2023 and contain options to B - 46 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 be  extended  through  October  2024,  subject  to  approval  by  a  majority  of  the  lenders.  The  TNMP  Revolving  Credit  Facility  is  a  $75.0 million revolving  credit facility  secured  by  $75.0  million aggregate  principal  amount  of  TNMP  first  mortgage  bonds.  In  September  2017,  the  TNMP  Revolving  Credit  Facility  was extended to mature on September 23, 2022. At January 1, 2017, PNM had a $50.0 million unsecured revolving credit facility (the “PNM 2014 New Mexico Credit Facility”) that was scheduled to expire on January 8, 2018. On December 12, 2017, PNM entered into a new $40.0 million unsecured revolving credit facility (the “PNM 2017 New Mexico Credit Facility”) by and among PNM, the lenders identified therein, U.S. Bank National Association, as Administrative Agent, and BOKF, NA dba Bank of Albuquerque, as Syndication Agent to replace the PNM 2014 New Mexico Credit Facility. The eight participating lenders are all banks that have a significant presence or are headquartered in New Mexico. The PNM 2017 New Mexico Credit Facility expires on December 12, 2022 and contains covenants and conditions similar to those in the PNM Revolving Credit Facility. On February 26, 2018, PNMR Development entered into a revolving credit facility with Wells Fargo Bank, National Association, as lender, which allowed PNMR Development to borrow up to $24.5 million on a revolving credit basis and also provides for the issuance of letters of credit. On February 22, 2019, PNMR Development amended its $24.5 million revolving credit facility to increase the capacity to  $25.0 million. On July 22, 2019, the PNMR Development Revolving Credit Facility was amended to increase the capacity to $40.0 million with the option to further increase the capacity to $50 million upon 15-days advance notice. On  February  21,  2020,  PNMR Development  extended  the  revolving  credit  facility  to  expire  on February  23,  2021. The  PNMR Development  Revolving  Credit Facility  bears  interest  at  a  variable  rate  and  contains  terms  similar  to  the  PNMR  Revolving  Credit  Facility.  PNMR  has  guaranteed  the  obligations  of  PNMR Development under the facility. PNMR Development uses the facility to finance its participation in NMRD and for other activities. Short-term debt outstanding consists of:     Short-term Debt December 31,   2019   2018     PNM:     (In thousands)     PNM Revolving Credit Facility   $ 48,000   $ PNM 2017 New Mexico Credit Facility   10,000   10,000     58,000   42,400 TNMP Revolving Credit Facility   15,000   PNMR:       32,400 17,500   PNMR Revolving Credit Facility   112,100   20,000 PNMR 2018 One-Year Term Loan   —   150,000 PNMR Development Revolving Credit Facility   —   6,000     $ 185,100   $ 235,900 In  addition  to  the  above  borrowings,  PNMR,  PNM,  and  TNMP  had  letters  of  credit  outstanding  of  $4.7  million,  $2.5  million,  and  $0.1  million at December 31, 2019 that reduce the available capacity under their respective revolving credit facilities. In addition, PNMR had  $30.3 million of letters of credit outstanding under the JPM LOC Facility. At December 31, 2019, interest rates on outstanding borrowings were 3.02% for the PNMR Revolving Credit Facility, 2.87% for the PNM Revolving Credit Facility, 2.84% for the PNM 2017 New Mexico Credit Facility, and 2.47% for the TNMP Revolving Credit Facility. There were no borrowings outstanding under the PNMR Development Revolving Credit Facility at December 31, 2019. At February 21, 2020,  PNMR,  PNM,  and  TNMP  had  $151.5 million, $362.1 million, and $31.8 million of  availability  under  their  respective  revolving credit  facilities,  including  reductions  of  availability  due  to  outstanding  letters  of  credit.  PNM  also  had  $10.0 million of  availability  under  the  PNM  2017  New Mexico Credit Facility and PNMR Development had $40.0 million of availability under the PNMR Development Revolving Credit Facility. Total availability at February 21, 2020, on a consolidated basis, was $595.4 million for PNMR. At  February 21, 2020, PNMR, PNM, and TNMP had invested cash of $0.9 million, zero, and zero. B - 47 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Long-Term Debt As discussed above, on January 18, 2019, PNM entered into the $250.0 million PNM 2019 Term Loan and used a portion of the proceeds under that agreement to repay the $200.0 million PNM 2017 Term Loan on that date. On February 26, 2019, TNMP entered into the TNMP 2019 Bond Purchase Agreement under which an aggregate of $305.0 million of TNMP 2019 Bonds were issued on March 29, 2019 and July 1, 2019. TNMP used a portion of the proceeds from the TNMP 2019 Bonds to repay the $172.3 million 9.50% TNMP first mortgage bonds due on April 1, 2019. In accordance with GAAP, borrowings under the $200.0 million PNM 2017 Term Loan and the $172.3 million 9.50% TNMP first mortgage bonds are reflected as being long-term in the Consolidated Balance Sheets at December 31, 2018 since PNM and TNMP demonstrated their intent and ability to re-finance these agreements on a long-term basis. Information concerning long-term debt outstanding and unamortized (premiums), discounts, and debt issuance costs is as follows:     December 31, 2019 December 31, 2018       PNM Debt             Senior Unsecured Notes, Pollution Control Revenue Bonds:             1.875% due April 2033, mandatory tender - October 1, 2021  $ 146,000   $ 662   $ 146,000   $ 6.25% due January 2038   36,000   205   36,000   216 2.125% due June 2040, mandatory tender - June 1, 2022   37,000   224   37,000   314 5.20% due June 2040, mandatory tender - June 1, 2020   40,045   17   40,045   62 5.90% due June 2040   255,000   1,857   255,000   1,950 6.25% due June 2040   11,500   84   11,500   88 2.45% due September 2042, mandatory tender - June 1, 2022   20,000   85   20,000   119 2.40% due June 2043, mandatory tender - June 1, 2020   39,300   50   39,300   146 5.20% due June 2043, mandatory tender - June 1, 2020   21,000   10   21,000   31 (In thousands)       1,022    5.35% due October 2021   160,000   292   160,000   455 3.15% due May 2023   55,000   261   55,000   338 3.45% due May 2025   104,000   562   104,000   666 3.85% due August 2025   250,000   1,675   250,000   1,974 3.68% due May 2028   88,000   518   88,000   581 3.78% due August 2028   15,000   91   15,000   101 3.93% due May 2033   38,000   238   38,000   256 4.22% due May 2038   45,000   291   45,000   307 4.50% due May 2048   20,000   133   20,000   138 4.60% due August 2048   85,000   570   85,000   590 PNM 2017 Term Loan due January 2019   —   —   200,000   1 PNM 2019 $250.0 Million Term Loan due July 2020   250,000   —   —   — PNM 2019 $40.0 Million Term Loan due June 2021   Less current maturities      Principal Unamortized Discounts, (Premiums), and   Issuance Costs, net   Senior Unsecured Notes: Principal   Unamortized Discounts, (Premiums), and   Issuance Costs, net   40,000             1,755,845   7,825   1,665,845   9,355   350,345   77   —   —   1,405,500   7,748   1,665,845   9,355    B - 48          Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017     December 31, 2019     Principal     TNMP Debt    First Mortgage Bonds:      Unamortized Discounts, (Premiums), and Issuance Costs,   net   December 31, 2018 Principal Unamortized Discounts, (Premiums), and Issuance Costs,   net (In thousands)          9.50% due April 2019   —   6.95% due April 2043   4.03% due July 2024 3.53% due February 2026            172,302   93,198   (16,632)   93,198     80,000   475   80,000   580   60,000   502   60,000   585 3.22% due August 2027   60,000   437   60,000   494 3.85% due June 2028   60,000   531   60,000   584 3.79% due March 2034   75,000   535   —   — 3.92% due March 2039   75,000   542   —   — 4.06% due March 2044   75,000   546   —   — 3.60% due July 2029   80,000   571   —   — TNMP 2018 Term Loan due July 2020   —   —   35,000     658,198   (12,493)   560,500     Less current maturities —   —     658,198   PNMR Debt    PNMR 3.25% 2018 SUNs due March 2021   300,000   917   300,000   1,690 PNMR Development Term Loan due November 2020   90,000   42   90,000   88 PNMR 2018 Two-Year Term Loan due December 2020   50,000   —   50,000   — PNMR 2019 Term Loan due June 2021   150,000   35   —   —     590,000   994   440,000   1,778   140,000   —   —   — —   560,500   994   440,000   (3,674)   2,666,345          450,000   Total Consolidated PNMR Debt   3,004,043   Less current maturities    $   — — (14,898)   Less current maturities   (12,493)   206 (17,347)    490,345   77 2,513,698   $ (3,751)   $ — (14,898)      —   2,666,345   $ 1,778 (3,765) — (3,765) Reflecting mandatory tender dates, long-term debt maturities as of December 31, 2019 are follows:   PNMR     2020 PNM   TNMP   PNMR Consolidated (In thousands) 140,000   $ 350,345   $ —  $ 490,345 2021 $ 450,000   346,000   —   796,000 2022 —   57,000   —   57,000 2023 —   55,000   —   55,000 2024 —   —   80,000   80,000 947,500   578,198   1,525,698 658,198   $ 3,004,043 Thereafter    Total —   $ 590,000   $ 1,755,845   $ (8) Lease Commitments The Company enters into various lease agreements to meet its business needs and to satisfy the needs of its customers. Historically, the Company’s leases were classified as operating leases and included leases for generating capacity from PVNGS Units 1 and 2, certain rights-of-way agreements for transmission lines were classified as operating leases and included leases for generating capacity from PVNGS Units 1 and 2, certain rights-of-way agreements for transmission lines and facilities, vehicles and equipment necessary to construct and maintain the Company’s assets, and building and office equipment. In February 2016, the FASB issued ASU 2016-02 – Leases (Topic 842) to provide guidance on the recognition, measurement, presentation, and disclosure of leases. Among other things, ASU 2016-02 requires that all leases be recorded on the balance sheets by recognizing a present value liability for future cash B - 49 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 flows  of  the  lease  agreement  and  a  corresponding  right-of-use  asset.  The  Company  adopted  Topic  842  on  January  1,  2019,  its  required  effective  date.  The Company elected to use many of the practical expedients available upon adoption of the standard. As a result, the Company will continue to classify its leases existing as of December 31, 2018 as operating leases until they expire or are modified. In addition, the Company elected the practical expedient to not reevaluate the accounting for land easements and rights-of-way agreements existing at December 31, 2018. The Company also elected the use of the practical expedient to apply the requirements of the new standard on its effective date and has not restated prior periods to conform to the new guidance. Adoption of the lease standard has  a  material  impact  on  the  Company’s  Consolidated  Balance  Sheets  but  does  not  have  a  material  impact  on  the  Consolidated  Statements  of  Earnings  or  the Consolidated Statements of Cash Flows. Effective  January  1,  2019,  the  Company  accounts  for  contracts  that  convey  the  use  and  control  of  identified  assets  for  a  period  of  time  as  leases.  The Company  classifies  leases  as  operating  or  financing  by  evaluating  the  terms  of  the  lease  agreement.  Agreements  under  which  the  Company  is  likely  to  utilize substantially all of the economic value or life of the asset or that the Company is likely to own at the end of the lease term, either through purchase or transfer of ownership, are classified as financing leases. Leases not meeting these criteria are accounted for as operating leases. Agreements under which the Company is a lessor are insignificant. Leases with terms that are expected to exceed one year are recognized on the Company’s Consolidated Balance Sheets by recording a lease liability  and  corresponding  right-of-use  asset.  PNMR,  PNM,  and  TNMP  determine  present  value  for  their  leases  using  their  incremental  borrowing  rates  at  the commencement  date  of  the  lease  or,  when  readily  available,  the  rate  implicit  in  the  agreement.  In  most  cases  the  implicit  interest  rate  is  not  available  in  the Company’s lease agreements. Operating lease expense is recognized within operating expenses according to the use of the asset on a straight-line basis. Financing lease costs are recognized by amortizing the right-of-use asset on a straight-line basis and by recording interest expense on the lease liability. Financing lease rightof-use assets amortization is reflected in depreciation and amortization and interest on financing lease liabilities is reflected as interest charges on the Company’s Consolidated Statements of Earnings. PVNGS PNM leases interests in Units 1 and 2 of PVNGS. The PVNGS leases were entered into in 1985 and 1986 and initially were scheduled to expire on January 15, 2015 for the four Unit 1 leases and January 15, 2016 for the four Unit 2 leases. Following procedures set forth in the PVNGS leases, PNM notified four of the lessors under the Unit 1 leases and one lessor under the Unit 2 lease that it would elect to renew those leases on the expiration date of the original leases. The four Unit 1 leases now expire on January 15, 2023 and the one Unit 2 lease now expires on January 15, 2024. The annual lease payments during the renewal periods aggregate $16.5 million for PVNGS Unit 1 and $1.6 million for Unit 2. The terms of each of the extended leases do not provide for additional renewal options beyond their currently scheduled expiration dates. PNM has the option to purchase the assets underlying each of the extended leases at their fair market value or to return the lease interests to the lessors on the expiration dates. Under the terms of the extended leases, PNM had until January 15, 2020 for the Unit 1 leases and has until January 15, 2021 for the Unit 2 lease to provide notices to the lessors of PNM’s intent to exercise the purchase options or to return the leased assets to the lessors. On January 3, 2020, PNM executed 60-day waivers of the deadline to provide notice of its intent to purchase or return the assets underlying the PVNGS Unit 1 leases. Under the waivers, PNM is required to provide notice by March 16, 2020. The waivers did not impact the PVNGS Unit 1 leases’ current January 15, 2023 expiration dates. PNM’s elections are independent for each lease and are irrevocable. In the proceeding addressing PNM’s 2017 IRP (Note 17), PNM agreed to promptly notify the NMPRC of a decision to extend the Unit 1 or 2 leases, or to exercise its option to purchase the leased assets at fair market value upon the expiration of leases. If PNM elects to exercise its purchase option under any of the leases, the leases provide an appraisal process to determine fair market value. If PNM elects to return the assets underlying the extended leases, PNM will retain certain obligations related to PVNGS, including costs to decommission the facility. PNM is depreciating its capital improvements related to the extended leases using NMPRC approved rates through the end of the NRC license period for each unit, which expire in June 2045 for Unit 1 and in June 2046  for  Unit  2.  Whether  PNM  retains  or  returns  the  assets  underlying  the  extended  leases,  PNM  will  seek  to  recover  its  undepreciated  investments,  and  any amounts paid to purchase the assets, as well as any other obligations related to PVNGS from NM retail customers. Any transfer of the assets underlying the leases will be required to comply with NRC licensing requirements. See Note 17 for information concerning the NMPRC’s treatment of PNM’s purchase of assets underlying 64.1 MW and extension of 114.6 MW of leased capacity  in  PVNGS  Unit  2,  the  NM  Supreme  Court’s  decision  regarding  PNM’s  appeal  of  certain  matters  in  the  NM  2015  Rate  Case,  as  well  as  information concerning a joint petition to investigate PNM’s option to purchase additional assets underlying the extended leased capacity in PVNGS. Covenants in PNM’s PVNGS Units 1 and 2 lease agreements limit PNM’s ability, without consent of the owner participants in the lease transactions, (i) to enter into any merger or consolidation, or (ii) except in connection with normal dividend policy, to convey, transfer, lease or dividend more than 5% of its assets in any single transaction or series of related transactions. PNM is exposed to losses under the PVNGS lease arrangements upon the occurrence of certain events that PNM does not  consider  to  be reasonably  likely  to  occur.  Under  certain  circumstances  (for  example,  the  NRC issuing specified  violation  orders  with respect  to PVNGS or the occurrence of specified nuclear events), PNM would be required to make specified payments to the lessors and take title to the leased interests. If such an event had occurred as of December 31, 2019, amounts due to the lessors under the B - 50 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 circumstances described above would be up to $157.6 million, payable on January 15, 2020 in addition to the scheduled lease payments due on January 15, 2020. In such event, PNM would record the acquired assets at the lower of their fair value or the amount paid. Furthermore, the NRC places restrictions on the ownership of nuclear generating facilities. These restrictions could limit the transfer of ownership should PNM decide to return the assets underlying all or a portion of its current  leased  interests  in  PVNGS.  In  the  event  PNM  decides  to  return  these  interests  to  the  lessors,  and  a  qualified  buyer  cannot  be  identified,  PNM  may  be required to retain all of a portion of its existing leased capacity in PVNGS or be exposed to other claims for damages by the lessors. Land Easements and Rights-of-Ways Many  of  PNM’s  electric  transmission  and  distribution  facilities  are  located  on  lands  that  require  the  grant  of  rights-of-way  from  governmental  entities, Native American tribes, or private parties. PNM has completed several renewals of rights-of-way, the largest of which is a renewal with the Navajo Nation. PNM is obligated to pay the Navajo Nation annual payments of $6.0 million, subject to adjustment each year based on the Consumer Price Index, through 2029. PNM’s April  2018  payment  for  the  amount  due  under  the  Navajo  Nation  right-of-way  lease  was  $6.9 million,  which  included  amounts  due  under  the  Consumer  Price Index adjustment, and was used to determine PNM’s operating lease liability as of January 1, 2019. Changes in the Consumer Price Index subsequent to January 1, 2019 are considered variable lease payments. PNM has other prepaid rights-of-way agreements that are not accounted for as leases or recognized as a component of plant in service. PNM reflects the unamortized balance of these prepayments in other deferred charges on the Consolidated Balance Sheets and recognizes amortization expense associated with these agreements in the Consolidated Statement of Earnings over their term. As of December 31, 2019 and 2018, the unamortized balance of these rights-of-ways was $60.2  million and  $63.0  million.  During  the  years  ended  December  31,  2019,  2018,  and  2017,  PNM  recognized  amortization  expense  associated  with  these agreements of $3.7 million, $3.8 million, and $3.5 million. Fleet Vehicles and Equipment As of December 31, 2018, all of the Company’s leases of fleet vehicles and equipment were classified as operating leases. Historically, the Company has utilized substantially all of the economic value of its fleet and equipment leases by the end of the lease term. The Company generally has the contractual ability to return its fleet vehicle and equipment leases to the lessor after one year provided the lessor can recover remaining amounts owed under the agreement from thirdparties or through make-whole provisions in the contract but does not typically exercise this right. As a result, fleet vehicle and equipment leases commencing on or  after  January  1,  2019  are  classified  as  financing  leases.  The  Company’s  fleet  vehicle  and  equipment  lease  agreements  include  non-lease  components  for insignificant  administrative  and  other  costs  that  are  billed  over  the  life  of  the  agreement.  The  Company  has  elected  to  combine  these  fees  with  the  lease components  of the agreement.  Certain  of the Company’s  fleet  vehicle  and equipment  leases  contain residual  value  guarantees.  At December 31, 2019, residual value guarantees on fleet vehicle and equipment leases are $0.7 million, $1.2 million, and $1.9 million for PNM, TNMP, and PNMR. Other The Company holds a number of office space and office equipment leases. The Company’s current office space leases, all of which existed as of December 31, 2018, are classified as operating leases. These agreements include non-lease components for costs such as common area maintenance fees, which the Company has elected to combine with the lease component of the agreements. Certain of the Company’s office space leases are held between the Company’s consolidated subsidiaries  and  have  been  eliminated  on  consolidation.  See  Note  20.  The  Company’s  office  equipment  leases  are  primarily  for  copiers  and  other  graphics equipment. The Company classifies its office equipment leases existing as of December 31, 2018 as operating leases. Office equipment leases commencing on or after January 1, 2019 are classified as financing leases. B - 51 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Information related to the Company’s operating leases recorded on the Consolidated Balance Sheets, including amounts recognized upon adoption of ASU 2016-02, is presented below:   December 31, 2019   PNM   TNMP   PNMR Consolidated     January 1, 2019   PNM   TNMP   PNMR Consolidated (In thousands) Operating leases: Operating lease assets, net of amortization                  $ 120,585   $ 9,954   $ 131,212   $ 143,816   $ 12,942   $ 157,440 Current portion of operating lease liabilities 25,927   2,753   29,068   21,589   3,132   25,189 Long-term portion of operating lease liabilities 97,992   7,039   105,512   124,891   9,787   135,174 As discussed above, the Company classifies its fleet vehicle and equipment leases and its office equipment leases commencing on or after January 1, 2019 as financing leases. Information related to the Company’s financing leases recorded on the Consolidated Balance Sheets is presented below:   December 31, 2019   PNM     TNMP   PNMR Consolidated (In thousands) Financing leases: Non-utility property         $ 4,857   $ 4,910   $ (482)   (466)   $ 4,375   $ 4,444   $ 9,055   $    722   $    850   $ 1,637 Accumulated depreciation Non-utility property, net   Other current liabilities Other deferred credits 3,333   10,028 (973) 3,597   7,102 Information concerning the weighted average remaining lease terms and the weighted average discount rates used to determine the Company’s lease liabilities is presented below:   December 31, 2019   PNM Weighted average remaining lease term (years):   Operating leases Financing leases   Weighted average discount rate:   TNMP      PNMR Consolidated    6.70   4.10   6.49 5.64   5.54   5.54                 Operating leases 3.89%   3.95%   3.90% Financing leases 3.68%   3.65%   3.64% B - 52 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Information for the components of lease expense is as follows:   Year Ended December 31, 2019   PNM   TNMP   Operating lease cost $ 28,254   $ Less: amounts capitalized Total operating lease expense Financing lease cost: 3,341   $ (1,319)   (2,594)   26,935   747        Amortization of right-of-use assets 31,963 (3,913) 28,050    481   466   973 Interest on lease liabilities 92   100   194 Less: amounts capitalized (280)   (423)   (704) 293   143   463 Total financing lease expense     PNMR Consolidated (In thousands) Variable lease expense      96   346   26   $ 27,670   $ 916   $ Short-term lease expense Total lease expense for the period    —   96 414 29,023 Supplemental cash flow information related to the Company’s leases is as follows:   Year Ended December 31, 2019   PNM   TNMP     PNMR Consolidated (In thousands) Cash paid for amounts included in the measurement of lease liabilities: Operating cash flows from operating leases         $ 26,392   $ 935   $ Operating cash flows from financing leases Finance cash flows from financing leases 25   71 183   109   313           Non-cash information related to right-of-use assets obtained in exchange for lease obligations:         $ 143,816   $ 12,942   $ 4,473   4,910   Operating leases Financing leases 27,849 44   157,816 9,645 Excluded from the operating and financing cash paid for leases above are $1.3 million and $0.3 million at PNM, $2.6 million and $0.4 million at TNMP, and $3.9 million and $0.7 million at PNMR. These capitalized costs are reflected as investing activities on the Company’s Consolidated Statements of Cash Flows for the twelve months ended December 31, 2019. Future expected lease payments as of December 31, 2019 and December 31, 2018 are shown below:   As of December 31, 2019   PNM   Financing     Operating     TNMP Financing     Operating   PNMR Consolidated Financing   Operating (In thousands) 2020 $ 857   $ 27,028   $ 998   $ 3,078   $ 1,925   $ 30,660 2021 830   26,576   966   2,448   1,866   29,316 2022 803   26,266   934   1,996   1,807   28,473 2023 767   17,735   819   1,508   1,624   19,423 2024 505   7,908   648   877   1,153   8,833 Later years 723   34,466   526   765   1,249   35,489 4,485   139,979   4,891   10,672   9,624   152,194 430   16,060   444   880   885   17,614 4,055   $ 123,919   $ 4,447   $ 9,792   $ 8,739   $ 134,580 Total minimum lease payments Less: Imputed interest Lease liabilities as of December 31, 2019 $ Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017   Operating leases   As of December 31, 2018   PNM     TNMP   PNMR Consolidated (In thousands) 2019 $ 27,691   $ 3,664   $ 31,772 2020 27,000   3,102   30,404 2021 26,462   2,324   29,012 2022 26,217   1,795   28,175 2023 17,447   1,279   18,868 Later years 42,329   1,150   43,489 167,146   $ 13,314   $ 181,720 Total minimum lease payments $ The above tables include $8.7 million, $13.1 million, and $21.8 million for PNM, TNMP, and PNMR at December 31, 2019 for expected future payments on  fleet  vehicle  and  equipment  leases  that  could  be  avoided  if  the  leased  assets  were  returned  and  the  lessor  is  able  to  recover  estimated  market  value  for  the equipment from third parties. The Company’s contractual commitments for leases that have not yet commenced are insignificant.   (9) Fair Value of Derivative and Other Financial Instruments Fair value  is defined  under GAAP as the  price  that  would be received  for an asset  or paid  to transfer  a liability  (an exit  price)  in the principal  or most advantageous market for the asset or liability in an orderly transaction between market participants on the measurement date. Fair value is based on current market quotes as available and is supplemented by modeling techniques and assumptions made by the Company to the extent quoted market prices or volatilities are not available. External pricing input availability varies based on commodity location, market liquidity, and term of the agreement. Valuations of derivative assets and liabilities  take  into  account  nonperformance  risk,  including  the  effect  of  counterparties’  and  the  Company’s  credit  risk.  The  Company  regularly  assesses  the validity  and  availability  of  pricing  data  for  its  derivative  transactions.  Although  the  Company  uses  its  best  judgment  in  estimating  the  fair  value  of  these instruments, there are inherent limitations in any estimation technique. Overview Energy Related Derivative Contracts The primary objective for the use of commodity derivative instruments, including energy contracts, options, swaps, and futures, is to manage price risk associated with forecasted purchases of energy and fuel used to generate electricity, as well as managing anticipated generation capacity in excess of forecasted demand from existing customers. PNM’s energy related derivative contracts manage commodity risk. PNM is required to meet the demand and energy needs of its customers. PNM is exposed to market risk for the needs of its customers not covered under a FPPAC. PNM  was  exposed  to  market  risk  for  its  share  of  PVNGS  Unit  3  through  December  31,  2017,  at  which  time  PVNGS  Unit  3  became  a  jurisdictional resource to serve New Mexico retail customers. Beginning January 1, 2018, PNM is exposed to market risk for its 65 MW interest in SJGS Unit 4, which is held as merchant plant as ordered by the NMPRC (Note 16). PNM has entered into agreements to sell power from 36 MW of that capacity to a third party at a fixed price for the period January 1, 2018 through May 31, 2022, subject to certain conditions. Under these agreements, PNM is obligated to deliver 36 MW of power only when SJGS Unit  4 is  operating.    These  agreements  are  not  considered  derivatives  because  there  is  no notional  amount  due  to  the  unit-contingent  nature  of  the transactions. PNM and Tri-State have a hazard sharing agreement that expires in May 2022. Under this agreement, each party sells the other party 100 MW of capacity and energy from a designated generation resource on a unit contingent basis, subject to certain performance guarantees.  Both the purchases and sales are made at the same market index price.  This agreement serves to reduce the magnitude of each party’s single largest generating hazard and assists in enhancing the reliability and efficiency of their respective operations. PNM passes the sales and purchases through to customers under PNM’s FPPAC. See Note 17. PNM’s operations are managed primarily through a net asset-backed strategy, whereby PNM’s aggregate net open forward contract position is covered by its forecasted excess generation capabilities or market purchases. PNM could be exposed to market risk if its generation capabilities were to be disrupted or if its load requirements were to be greater than anticipated. If all or a portion of load requirements were required to be covered as a result of such unexpected situations, commitments would have to be met through market purchases. TNMP does not enter into energy related derivative contracts. B - 54 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Commodity Risk Marketing and procurement of energy often involve market risks associated with managing energy commodities and establishing positions in the energy markets, primarily on a short-term basis. PNM routinely enters into various derivative instruments such as forward contracts, option agreements, and price basis swap agreements to economically hedge price and volume risk on power commitments and fuel requirements and to minimize the effect of market fluctuations. PNM monitors the market risk of its commodity contracts in accordance with approved risk and credit policies. Accounting for Derivatives Under derivative accounting and related rules for energy contracts, PNM accounts for its various instruments for the purchase and sale of energy, which meet the definition of a derivative, based on PNM’s intent. During the years ended December 31, 2019, 2018, and 2017, PNM was not hedging its exposure to the variability  in  future  cash  flows  from  commodity  derivatives  through  designated  cash  flows  hedges.  The  derivative  contracts  recorded  at  fair  value  that  do  not qualify or are not designated for cash flow hedge accounting are classified as economic hedges. Economic hedges are defined as derivative instruments, including long-term power agreements, used to economically hedge generation assets, purchased power and fuel costs, and customer load requirements. Changes in the fair value  of economic  hedges are  reflected  in results  of operations  and are  classified  between  operating  revenues  and cost of energy  according  to the intent  of the hedge. PNM has no trading transactions.   Commodity Derivatives PNM’s commodity derivative instruments that are recorded at fair value, all of which are accounted for as economic hedges, are presented in the following line items on the Consolidated Balance Sheets:    Economic Hedges   December 31, 2019     2018 (In thousands)   Other current assets $ Other deferred charges   1,089   $ 1,083 1,507   2,511 2,596   3,594 Other current liabilities (1,089)   (1,177) Other deferred credits (1,507)   (2,511) (2,596)   (3,688)   Net $ —  $ (94) Certain of PNM’s commodity derivative instruments in the above table are subject to master netting agreements whereby assets and liabilities  could be offset in the settlement process. PNM does not offset fair value and cash collateral for derivative instruments under master netting arrangements and the above table reflects the gross amounts of fair value assets and liabilities for commodity derivatives. Included in the above table are equal amounts of assets and liabilities aggregating $2.6 million at December 31, 2019 and $3.6 million at December 31, 2018 resulting from PNM’s hazard sharing arrangements with Tri-State (Note 17). The hazard sharing arrangements are net-settled upon delivery. Other amounts that could be offset under master netting agreements were immaterial. At December 31, 2019 and 2018, PNM had no amounts recognized for the legal right to reclaim cash collateral. However, at December 31, 2019 and 2018, amounts  posted  as  cash  collateral  under  margin  arrangements  were  $0.5 million and  $1.0 million. At December 31, 2019 and  2018, obligations  to return cash collateral were $0.9 million and $1.0 million. Cash collateral amounts are included in other current assets and other current liabilities on the Consolidated Balance Sheets. PNM has a NMPRC-approved hedging plan to manage fuel and purchased power costs related to customers covered by its FPPAC. There were no amounts hedged under this plan as of December 31, 2019 or 2018.   B - 55 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The following table presents the effect of mark-to-market commodity derivative instruments on PNM’s earnings, excluding income tax effects. Commodity derivatives had no impact on OCI for the periods presented.   Economic Hedges   Year Ended December 31, 2019     2018   2017 (In thousands)   Electric operating revenues $ Cost of energy 97   $ (50)   $ (97)   Total gain (loss) $ 5,151 (52)   —  $ (5,386) (102)   $ (235) Commodity  contract  volume  positions  are  presented  in  MMBTU  for  gas  related  contracts  and  in  MWh  for  power  related  contracts.  The  table  below presents PNM’s net buy (sell) volume positions: Economic Hedges     MMBTU   MWh December 31, 2019 —   — December 31, 2018 100,000   — PNM has contingent requirements to provide collateral under commodity contracts having an objectively determinable collateral provision that are in net liability positions and are not fully collateralized with cash. In connection with managing its commodity risks, PNM enters into master agreements with certain counterparties. If PNM is in a net liability position under an agreement, some agreements provide that the counterparties can request collateral  if PNM’s credit rating is downgraded; other agreements provide that the counterparty may request collateral to provide it with “adequate assurance” that PNM will perform; and others have no provision for collateral. At December 31, 2019 and 2018, PNM had no such contracts in a net liability position. Non-Derivative Financial Instruments The carrying amounts reflected on the Consolidated Balance Sheets approximate fair value for cash, receivables, and payables due to the short period of maturity. Investment securities are carried at fair value. Investment securities consist of PNM assets held in the NDT for its share of decommissioning costs of PVNGS and trusts for PNM’s share of final reclamation costs related to the coal mines serving SJGS and Four Corners. See Note 16. At December 31, 2019 and 2018,  the  fair  value  of  investment  securities  included  $336.0 million and  $287.1 million for  the  NDT  and  $52.8 million and  $41.1 million for  the  coal  mine reclamation trusts. Prior to 2018, PNM classified all debt and equity investments held in the NDT and coal mine reclamation trusts as available-for-sale securities. Unrealized losses on these securities were recorded immediately through earnings and unrealized gains were recorded in AOCI until the securities were sold. On January 1, 2018, PNM recorded an after-tax cumulative effect adjustment of $11.2 million to reclassify unrealized holding gains on equity securities held in the NDT and coal mine reclamation trusts from AOCI to retained earnings on the Consolidated Balance Sheets. After January 1, 2018, all gains and losses resulting from sales and changes  in  the  fair  value  of  equity  securities  are  recognized  in  earnings.  Under  ASU  2016-01,  the  Company’s  accounting  for  available-for-sale  debt  securities remains essentially unchanged. See Note 1 for investment accounting policies and discussion of New Accounting Pronouncements regarding ASU 2016-13. Gains and losses recognized on the Consolidated Statements of Earnings related to investment securities in the NDT and reclamation trusts are presented in the following table:             Equity securities:        Net gains from equity securities sold  $ 5,698   $ Net gains (losses) from equity securities still held   18,319   (10,523) Total net gains (losses) on equity securities   24,017   (5,659) Available-for-sale debt securities:    Net gains (losses) on debt securities    $ Net gains (losses) on investment securities B - 56 Year ended December 31, 2019   2018 (In thousands)     5,572   29,589   4,864 (11,517) $ (17,176) Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The  proceeds  and  gross  realized  gains  and  losses  on  the  disposition  of  securities  held  in  the  NDT  and  coal  mine  reclamation  trusts  are  shown  in  the following  table.  Realized  gains  and  losses  are  determined  by  specific  identification  of  costs  of  securities  sold.  Gross  realized  losses  shown  below  exclude  the (increase)/decrease in realized impairment losses of $3.0 million, $(9.4) million, and $3.3 million for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017. Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   Proceeds from sales $ 494,528   $ 984,533   $ 637,492 Gross realized gains $ 25,760   $ 19,358   $ 36,896 Gross realized (losses) $ (17,453)   $ (16,624)   $ (12,993) Held-to-maturity  securities  are those investments in debt securities that the Company has the ability and intent to hold until maturity. At December 31, 2017, PNMR’s held-to-maturity  securities  consisted  of the  Westmoreland  Loan. In May  2018, the full  amount  owed under the  Westmoreland  Loan was repaid (Note 16). The Company has no available-for-sale debt securities for which carrying value exceeds fair value. There are no impairments considered to be “other than temporary” that are included in AOCI and not recognized in earnings. At December 31, 2019, the available-for-sale debt securities held by PNM, had the following final maturities: Fair Value   (In thousands)   Within 1 year $ 20,148 After 1 year through 5 years 80,052 After 5 years through 10 years 84,603 After 10 years through 15 years 13,090 After 15 years through 20 years 11,950 After 20 years 39,975 $   249,818 Fair Value Disclosures The Company determines the fair values of its derivative and other financial instruments based on the hierarchy established in GAAP, which requires an entity to maximize the use of observable inputs and minimize the use of unobservable inputs when measuring fair value. GAAP describes three levels of inputs that may be used to measure fair value. Level 1 inputs are quoted prices (unadjusted) in active markets for identical assets or liabilities that the reporting entity has the ability to access at the measurement date. Level 2 inputs are inputs other than quoted prices included within Level 1 that are observable for the asset or liability, either directly or indirectly. Level 3 inputs are unobservable inputs for the asset or liability. The Company records any transfers between fair value hierarchy levels as of the end of each calendar quarter. There were no transfers between levels during the year ended December 31, 2018. See New Accounting Pronouncements in Note 1. For investment securities, Level 2 and Level 3 fair values are provided by fund managers utilizing a pricing service. For Level 2 fair values, the pricing provider  predominantly  uses  the  market  approach  using  bid  side  market  value  based  upon  a  hierarchy  of  information  for  specific  securities  or  securities  with similar characteristics. Fair values of Level 2 investments in mutual funds are equal to net asset value. Level 3 investments at December 31, 2018 were comprised of  corporate  term  loans.  For  commodity  derivatives,  Level  2  fair  values  are  determined  based  on  market  observable  inputs,  which  are  validated  using  multiple broker  quotes,  including  forward  price,  volatility,  and  interest  rate  curves  to  establish  expectations  of  future  prices.  Credit  valuation  adjustments  are  made  for estimated  credit  losses based on the  overall  exposure  to each  counterparty.  For the  Company’s  long-term  debt, Level  2 fair  values  are  provided  by an external pricing  service.  The  pricing  service  primarily  utilizes  quoted  prices  for  similar  debt  in  active  markets  when  determining  fair  value.  The  valuation  of  Level  3 investments requires significant judgment by the pricing provider due to the absence of quoted market values, changes in market conditions, and the long-term nature of the assets. The significant unobservable inputs include the trading multiples of public companies that are considered comparable to the company being valued, company specific issues, estimates of liquidation value, current operating performance and future expectations of performance, changes in market outlook and  the  financing  environment,  capitalization  rates,  discount  rates,  and  cash  flows.  The  Company  has  no  Level  3  investments  as  of  December  31,  2019. Management of the Company independently verifies the information provided by pricing services. B - 57 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Items  recorded  at  fair  value  by  PNM  on  the  Consolidated  Balance  Sheets  are  presented  below  by  level  of  the  fair  value  hierarchy  along  with  gross unrealized gains on investments in available-for-sale securities.         Total   GAAP Fair Value Hierarchy Quoted Prices in Active Markets for Identical Assets (Level 1)    Significant Other Observable Significant Inputs Unobservable Inputs   (Level 2)   (Level 3)     Unrealized Gains (In thousands)               Cash and cash equivalents December 31, 2019 $ 15,606   $ 15,606   $ —  $ —    Equity securities:               Corporate stocks, common 64,527   64,527   —   —    Corporate stocks, preferred 9,033   2,212   6,821   —    49,848   49,786   62   —    Mutual funds and other Available-for-sale debt securities:             U.S. government 48,439   31,389   17,050   —  $ International government 15,292   —   15,292   —   Municipals 46,642   —   46,642   —   1,768 139,445   187   139,258   —   10,801 14,297 Corporate and other   $ 388,832   $ 163,707   $ 225,125   $ —  $   Commodity derivative assets   $    2,596   $    —  $    2,596   $    —    Commodity derivative liabilities Net (2,596)   $ December 31, 2018   Cash and cash equivalents $ Equity securities:   Corporate stocks, common Mutual funds and other   U.S. government International government Municipals Corporate and other (2,596)   —  $ 11,472   $       —          —  $ —          32,997   —   —   7,258   1,654   5,604   —   70,777   70,777   —   —               29,503   18,662   10,841   8,435   —   8,435   —   90 53,642   —   53,642   —   489 588   114,158   —  $ 111,414   2,156     $ 328,242   $ 136,150   $ 189,936   $ 2,156   $   Commodity derivative assets   $    3,594   $    —  $    3,594   $    —    Commodity derivative liabilities Net (3,688)   $ 1,193 —    —  $   11,472   $ 32,997   Corporate stocks, preferred Available-for-sale debt securities: —   —  $ 535 —   (94)   $ —  $   B - 58 (3,688)   (94)   $ —    —    1,098 923 2,600 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 A reconciliation of the changes in Level 3 fair value measurements is as follows:   Corporate debt (In thousands)   Balance at December 31, 2017 $ — Actual return on assets sold during the period (38) Actual return on assets still held at period end (107) Purchases 5,539 Sales (3,238) Balance at December 31, 2018 2,156 Actual return on assets sold during the period (84) Actual return on assets still held at period end 56 Purchases 3,110 Sales (5,238) Balance at December 31, 2019 $ — The carrying amounts and fair values of long-term debt, which are not recorded at fair value on the Consolidated Balance Sheets are presented below:     Carrying Amount          Quoted Prices in Significant Active Markets for Other Significant Identical Assets (Level Observable Unobservable Inputs   1)   Inputs (Level 2)   (Level 3) Fair Value December 31, 2019 GAAP Fair Value Hierarchy (In thousands) PNMR $ 3,007,717   $ 3,142,704   $ —  $ 3,142,074   $ — PNM $ 1,748,020   $ 1,795,149   $ —  $ 1,795,149   $ — TNMP $ 670,691   $ 753,317   $ —  $ 753,317   $ —                             PNMR $ 2,670,111   $ 2,703,810   $ —  $ 2,703,810   $ — PNM $ 1,656,490   $ 1,668,736   $ —  $ 1,668,736   $ — TNMP $ 575,398   $ 597,236   $ —  $ 597,236   $ —   December 31, 2018 The carrying amount and fair value of the Company’s other investments presented on the Consolidated Balance Sheets are not material and not shown in the above table. Investments Held by Employee Benefit Plans As discussed in Note 11, PNM and TNMP have trusts that hold investment assets for their pension and other postretirement benefit plans. The fair value of the assets held by the trusts impacts the determination of the funded status of each plan but the assets are not reflected on the Company’s Consolidated Balance Sheets. Both the PNM Pension Plan and the TNMP Pension Plan hold units of participation in the PNM Resources, Inc. Master Trust (the “PNMR Master Trust”), which  was  established  for  the  investment  of  assets  of  the  pension  plans.  The  Company’s  investment  allocation  targets  in  2019  consist  of  30% equities,  20% alternative investments (both of which are considered return generating), and 50% fixed income. GAAP provides a practical expedient that allows the net asset value per share to be used as fair value for investments in certain entities that do not have readily determinable fair values and are considered to be investment companies.  Fair values for alternative investments held by the PNMR Master Trust are valued using this practical expedient. Under GAAP, investments for which fair value is measured using that practical expedient are not required to be categorized within the fair value hierarchy. Level 2 and Level 3 fair values are provided by fund managers utilizing a pricing service. For level 2 fair values, the pricing provider predominately  uses  the  market  approach  using  bid  side  market  value  based  upon  a  hierarchy  of  information  for  specific  securities  or  securities  with  similar characteristics. Fair values of Level 2 investments in mutual funds are equal to net asset value as of year-end. Level 3 investments at December 31, 2018 were comprised of corporate term loans. Fair value prices for Level 2 corporate term loans predominately use the market approach which uses bid side market values based  upon  hierarchy  information  for  specific  securities  or  securities  with  similar  characteristics.  Alternative  investments  include  private  equity  funds,  hedge funds, B - 59 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 and real estate funds. The private equity funds are not voluntarily redeemable. These investments are realized through periodic distributions occurring over a 10 to 15 years term after the initial investment. The real estate funds and hedge funds may be voluntarily redeemed but are subject to redemption provisions that may result in the funds not being redeemable in the near term. Audited financial statements are received for each fund and are reviewed by the Company annually. The valuation of Level 3 investments and alternative investments requires significant judgment by the pricing provider due to the absence of quoted market values, changes in market conditions, and the long-term nature of the assets. The significant unobservable inputs include the trading multiples of public companies that are considered comparable to the company being valued, company specific issues, estimates of liquidation value, current operating performance and future expectations of performance, changes in market outlook and the financing environment, capitalization rates, discount rates, and cash flows. Neither the employee benefit plans nor the PNMR Master Trust have any Level 3 investments as of December 31, 2019. The fair values of investments held by the employee benefit plans are as follows:         Total   December 31, 2019     PNM Pension Plan     $ Participation in PNMR Master Trust Investments: Investments categorized within fair value hierarchy   TNMP Pension Plan Participation in PNMR Master Trust Investments: Quoted Prices in Active Markets for Identical Assets (Level 1)   Significant Other Observable Inputs (Level 2)   (In thousands)                      445,984   $ 152,158   $ 293,826   $ 86,675           $ 532,659                                 Uncategorized investments Total Master Trust Investments GAAP Fair Value Hierarchy            $ 49,353   $ 17,335   $ 32,018   $ 9,974           $ 59,327                                 Cash and cash equivalents $ 1,022   $ 1,022   $ —  $ Equity securities:   Investments categorized within fair value hierarchy Uncategorized investments Total Master Trust Investments   PNM OPEB Plan Mutual funds $   TNMP OPEB Plan       —    46,366   — 86,749   $ 40,383   $ 46,366   $ —          $ 275   $ 275   $ —  $ Equity securities:            $ — 39,361     Mutual funds — 85,727   Cash and cash equivalents   Significant Unobservable Inputs (Level 3) — 10,635   4,075   6,560   — 10,910   $ 4,350   $ 6,560   $ — B - 60 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017         Total December 31, 2018 PNM Pension Plan Participation in PNMR Master Trust Investments: GAAP Fair Value Hierarchy Quoted Prices in Active Markets for Identical Assets   (Level 1)   Significant Other Observable Inputs (Level 2)   (In thousands)                       $ 412,790   $ 139,673   $ 272,829   $ 76,874           $ 489,664                                            $ 45,283   $ 15,149   $ 30,101   $ 9,378           $ 54,661                                 Cash and cash equivalents $ 190   $ 190   $ —  $ Equity securities:   Investments categorized within fair value hierarchy Uncategorized investments Total Master Trust Investments   TNMP Pension Plan Participation in PNMR Master Trust Investments: Investments categorized within fair value hierarchy Uncategorized investments Total Master Trust Investments   PNM OPEB Plan Mutual funds $   TNMP OPEB Plan       —    37,188   — 69,703   $ 32,515   $ 37,188   $ —          $ 66   $ 66   $ —  $ Equity securities:            $ 33 32,325     Mutual funds 288 69,513   Cash and cash equivalents   Significant Unobservable Inputs (Level 3) — 8,725   3,723   5,002   — 8,791   $ 3,789   $ 5,002   $ — B - 61 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The fair values of investments in the PNMR Master Trust are as follows:         Total   December 31, 2019 PNMR Master Trust GAAP Fair Value Hierarchy Quoted Prices in Active Markets for Identical Assets (Level 1)   Significant Other Observable Inputs (Level 2)   (In thousands)            Cash and cash equivalents $ 19,982   $ 19,982   $ —  $ Equity securities:            — Corporate stocks, common 68,497   68,497   —   — Corporate stocks, preferred 825   —   825   — 172,326   —   172,326   — Mutual funds and other Fixed income securities:      U.S. government       90,970   81,014   9,956   — International government 5,411   —   5,411   — Municipals 6,980   —   6,980   — 130,346   —   130,346   — — Corporate and other Total investments categorized within fair value hierarchy Uncategorized investments: 495,337   $ 169,493   $ 325,844   $          Private equity funds   15,827           Hedge funds 47,618           Real estate funds 33,204           591,986           $   December 31, 2018   PNMR Master Trust            Cash and cash equivalents $ 20,120   $ 20,120   $ —  $ Equity securities:         —    Corporate stocks, common 54,270   54,270   —   — Corporate stocks, preferred 874   —   874   — 143,517   —   143,517   — Mutual funds and other Fixed income securities:      U.S. government       84,459   80,482   3,977   — International government 5,721   —   5,721   — Municipals 9,558   —   9,558   — (50)   Corporate and other 139,554   Total investments categorized within fair value hierarchy Uncategorized investments:   Significant Unobservable Inputs (Level 3) 139,283   321 458,073   $ 154,822   $ 302,930   $ 321          Private equity funds   18,021           Hedge funds 45,589           Real estate funds 22,642           544,325           $ B - 62 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 A reconciliation of the changes in Level 3 fair value measurements is as follows:   Fixed Income - Corporate PNMR Master Trust PNM Pension   TNMP Pension   Total Master Trust (In thousands)   Balance at December 31, 2017 $ 191   $ Actual return on assets sold during the period Actual return on assets still held at period end 21  $ (7)   (1)   (1)   —   192   23   Sales (87)   Balance at December 31, 2018 288   33 Actual return on assets sold during the period (48)   (5)   (8) Purchases Actual return on assets still held at period end Purchases Sales Balance at December 31, 2019 212 (1) 215 (10)   (97)   321 (53) —   —   — 133   15   148 (373)   $ (43)   —  $ — (416)  $ — (10) Variable Interest Entities GAAP determines how an enterprise evaluates and accounts for its involvement with variable interest entities, focusing primarily on whether the enterprise has the power to direct the activities that most significantly impact the economic performance of a variable interest entity (“VIE”). GAAP also requires continual reassessment of the primary beneficiary of a VIE.   Valencia PNM  has  a  PPA  to  purchase  all  of  the  electric  capacity  and  energy  from  Valencia,  a  158 MW  natural  gas-fired  power  plant  near  Belen,  New  Mexico, through May 2028. A third party built, owns, and operates the facility while PNM is the sole purchaser of the electricity generated. PNM is obligated to pay fixed operation  and  maintenance  and  capacity  charges  in  addition  to  variable  operation  and  maintenance  charges  under  this  PPA. For  the  years  ended  December 31, 2019, 2018, and 2017, PNM paid $19.9 million, $19.6 million, and $19.6 million for fixed charges and  $1.2 million, $1.4 million, and $1.3 million for variable charges. PNM does not have any other financial obligations related to Valencia. The assets of Valencia can only be used to satisfy its obligations and creditors of Valencia do not have any recourse against PNM’s assets. During the term of the PPA, PNM has the option, under certain conditions, to purchase and own up to 50% of the plant or the VIE. The PPA specifies that the purchase price would be the greater of 50% of book value reduced by related indebtedness or 50% of fair market value. PNM sources fuel for the plant, controls when the facility operates through its dispatch, and receives the entire output of the plant, which factors directly and significantly impact the economic performance of Valencia. Therefore, PNM has concluded that the third-party entity that owns Valencia is a VIE and that PNM  is  the  primary  beneficiary  of  the  entity  under  GAAP  since  PNM  has  the  power  to  direct  the  activities  that  most  significantly  impact  the  economic performance of Valencia and will absorb the majority of the variability in the cash flows of the plant. As the primary beneficiary, PNM consolidates Valencia in its financial statements. Accordingly, the assets, liabilities, operating expenses, and cash flows of Valencia are included in the Consolidated Financial Statements of PNM although PNM has no legal ownership interest or voting control of the VIE. The assets and liabilities of Valencia set forth below are immaterial to PNM and, therefore, not shown separately on the Consolidated Balance Sheets. The owner’s equity and net income of Valencia are considered attributable to non-controlling interest. Summarized financial information for Valencia is as follows: Results of Operations Year Ended December 31   2019     2018   2017 (In thousands)   Operating revenues $ Operating expenses Earnings attributable to non-controlling interest $ B - 63 21,073   $ 21,025   $ 20,887 (6,832)   (5,913)   (5,870) 14,241   $ 15,112   $ 15,017 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017   Financial Position December 31,   2019     2018 (In thousands)   Current assets $ Net property, plant and equipment Total assets Current liabilities 5,094   $ 58,581   62,066 63,675   64,750 623   Owners’ equity – non-controlling interest $ 2,684 63,052   $ 538 64,212 Westmoreland San Juan Mining, LLC As  discussed  in  the  subheading  Coal  Supply  in  Note  16,  PNM  purchases  coal  for  SJGS  under  a  coal  supply  agreement  (“SJGS  CSA”).  That  section includes information on the acquisition of SJCC by WSJ, a subsidiary of Westmoreland Coal Company (“Westmoreland”), on January 31, 2016, as well as the $125.0 million loan (the “Westmoreland Loan”) from NM Capital, a subsidiary of PNMR, to WSJ, which loan provided substantially all of the funds required for the purchase of SJCC. On May 22, 2018, the full principal outstanding under the Westmoreland Loan was repaid. NM Capital used a portion of the proceeds to repay  all  remaining  amounts  owed  under  the  BTMU  Term  Loan.  These  payments  effectively  terminated  the  loan  agreements  and  PNMR’s  guarantee  of  NM Capital’s obligations under the BTMU Term Loan. Prior to its repayment, the Westmoreland Loan resulted in PNMR being considered to have a variable interest in WSJ, including its subsidiary, SJCC, since PNMR and NM Capital were subject to possible loss in the event of default of WSJ. On October 9, 2018, Westmoreland filed a Current Report on Form 8-K with the SEC announcing it had filed voluntary petitions for relief under Chapter 11 of the U.S. Bankruptcy Code. On March 15, 2019, Westmoreland emerged from Chapter 11 bankruptcy as a privately held company owned and operated by a group  of  its  former  creditors.  Under  the  reorganization,  the  assets  of  SJCC  were  sold  to  Westmoreland  San  Juan  Mining,  LLC  (“WSJ  LLC”),  a  subsidiary  of Westmoreland Mining Holdings, LLC. As successor entity to SJCC, WSJ LLC assumed all rights and obligations of WSJ including obligations to PNM under the SJGS CSA and to PNMR under a letter of credit support agreement. See Note 16. PNMR issued $30.3 million in letters of credit to facilitate the issuance of reclamation bonds required in order for SJCC to mine coal to be supplied to SJGS. As discussed above, WSJ LLC assumed the rights and obligations of SJCC, including obligations to PNMR for the letters of credit. The letters of credit support results in PNMR having a variable interest in WSJ LLC since PNMR is subject to possible loss in the event performance by PNMR is required under the letters of credit support. PNMR considers the possibility of loss under the letters of credit support to be remote since the purpose of posting the bonds is to provide assurance that WSJ LLC performs the required reclamation of the mine site in accordance with applicable regulations and all reclamation costs are reimbursable under the SJGS CSA. Also, much of the mine reclamation activities will not be performed until after the expiration of the SJGS CSA. In addition, each of the SJGS participants has established and actively fund trusts to meet future reclamation obligations.   WSJ LLC is considered to be a VIE.  PNMR’s analysis of its arrangements with WSJ LLC concluded that WSJ LLC has the ability to direct its mining operations, which is the factor that most significantly impacts the economic performance of WSJ LLC.  Other than PNM being able to ensure that coal is supplied in adequate quantities and of sufficient quality to provide the fuel necessary to operate SJGS in a normal manner, the mining operations are solely under the control of WSJ LLC, including developing mining plans, hiring of personnel, and incurring operating and maintenance expenses. Neither PNMR nor PNM has any ability to  direct  or  influence  the  mining  operation.    PNM’s  involvement  through  the  SJGS  CSA,  which  was  assumed  by  WSJ  LLC  pursuant  to  the  March  15,  2019 purchase of the assets owned by SJCC by WSJ LLC, is a protective right rather than a participating right and WSJ LLC has the power to direct the activities that most  significantly  impact  the  economic  performance  of  WSJ  LLC.    The  SJGS  CSA  requires  WSJ  LLC  to  deliver  coal  required  to  fuel  SJGS  in  exchange  for payment of a set price per ton, which is escalated over time for inflation.  If WSJ LLC is able to mine more efficiently than anticipated, its economic performance will be improved.  Conversely, if WSJ LLC cannot mine as efficiently as anticipated, its economic performance will be negatively impacted.  Accordingly, PNMR believes WSJ LLC is the primary beneficiary and, therefore, WSJ LLC is not consolidated by either PNMR or PNM. The amounts outstanding under the letters of credit support constitute PNMR’s maximum exposure to loss from the VIE at December 31, 2019. B - 64 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 (11) Pension and Other Postretirement Benefits PNMR  and  its  subsidiaries  maintain  qualified  defined  benefit  pension  plans,  postretirement  benefit  plans  providing  medical  and  dental  benefits,  and executive  retirement  programs  (collectively,  the  “PNM  Plans”  and  “TNMP  Plans”).  PNMR  maintains  the  legal  obligation  for  the  benefits  owed  to  participants under these plans. The periodic costs or income of the PNM Plans and TNMP Plans are included in regulated rates to the extent attributable to regulated operations. PNM and TNMP receive a regulated return on the amounts funded for pension and OPEB plans in excess of the periodic cost or income to the extent included in retail rates (a “prepaid pension asset”). Participants in the PNM Plans include eligible employees and retirees of PNMR and PNM. Participants in the TNMP Plans include eligible employees and retirees of TNMP. The PNM pension plan was frozen at the end of 1997 with regard to new participants, salary levels, and benefits. Through December 31, 2007, additional  credited  service  could  be  accrued  under  the  PNM  pension  plan  up  to  a  limit  determined  by  age  and  service.  The  TNMP  pension  plan  was  frozen  at December 31, 2005 with regard to new participants, salary levels, and benefits. GAAP  requires  a  plan  sponsor  to  (a)  recognize  in  its  statement  of  financial  position  an  asset  for  a  plan’s  overfunded  status  or  a  liability  for  a  plan’s underfunded status; (b) measure a plan’s assets and its obligations that determine its funded status as of the end of the employer’s fiscal year; and (c) recognize changes in the funded status of a defined benefit postretirement plan in the year in which the changes occur. GAAP requires unrecognized prior service costs and unrecognized gains or losses to be recorded in AOCI and subsequently amortized. To the extent the amortization  of  these  items  will  ultimately  be  recovered  or  returned  through  future  rates,  PNM  and  TNMP  record  the  costs  as  a  regulatory  asset  or  regulatory liability. The amortization of these incurred costs is included as pension and postretirement benefit periodic cost or income in subsequent years. The  Company  maintains  trust  funds  for  the  pension  and  OPEB  plans  from  which  benefits  are  paid  to  eligible  employees  and  retirees.  The  Company’s funding policy is to make contributions to the trusts, as determined by an independent actuary, that comply with minimum guidelines of the Employee Retirement Income Security Act and the IRC. Information concerning the investments is contained in Note 9. The Company has in place a policy that defines the investment objectives,  establishes  performance  goals  of  asset  managers,  and  provides  procedures  for  the  manner  in  which  investments  are  to  be  reviewed.  The  plans implement investment strategies to achieve the following objectives:   • • Implement investment strategies commensurate with the risk that the Corporate Investment Committee deems appropriate to meet the obligations of the pension plans and OPEB plans, minimize the volatility of expense, and account for contingencies Transition asset mix over the long-term to a higher proportion of high-quality fixed income investments as the plans’ funded statuses improve Management is responsible for the determination of the asset target mix and the expected rate of return. The target asset allocations are determined based on consultations with external investment advisors. The expected long-term rate of return on pension and postretirement plan assets is calculated on the marketrelated value of assets. GAAP requires that actual gains and losses on pension and OPEB plan assets be recognized in the market-related value of assets equally over a period of not more than five years, which reduces year-to-year volatility. For the PNM Plans and TNMP Plans, the market-related value of assets is equal to the prior year’s market-related value of assets adjusted for contributions, benefit payments and investment gains and losses that are within a corridor of plus or minus 4.0% around the expected return on market value. Gains and losses that are outside the corridor are amortized over five years. In March 2017, the FASB issued Accounting Standards Update 2017-07 - Compensation - Retirement Benefits (Topic 715) to improve the presentation of net  periodic  pension  and  other  postretirement  benefit  costs.  Prior  to  ASU  2017-07,  the  Company  presented  all  of  its  net  periodic  benefit  costs,  net  of  amounts capitalized  to  construction  and  other  accounts,  as  administrative  and  general  expenses  on  its  statements  of  earnings.  ASU  2017-07  requires  the  service  cost component of net benefit costs be presented in the same line item or items as employees’ compensation. The other components of net periodic benefit cost (the “non-service cost components”) are required to be presented separately from the service cost component and outside of operating income. ASU 2017-07 also limits capitalization of net periodic benefit costs to only the service cost component. ASU 2017-07 requires retrospective presentation of the service and non-service cost components of net periodic benefit costs in the income statement and prospective application regarding the capitalization of only the service cost component of net periodic  benefit  costs.  The  Company  adopted  ASU  2017-07  as  of  January  1,  2018,  its  required  effective  date.  In  accordance  with  the  standard,  the  PNM  and PNMR  Consolidated  Statements  of  Earnings  reflect  a  reclassification  from  administrative  and  general  expenses  to  other  (deductions)  for  the  non-service  cost components of net periodic benefit costs in the amount of $8.6 million, net of amounts capitalized prior to the adoption of the standard, in the year ended December 31, 2017. The non-service components of TNMP’s B - 65 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 net periodic benefit costs in 2017 were insignificant. The Company believes PNM and TNMP can continue to capitalize the non-service cost components of net periodic benefit costs as regulatory assets and liabilities to the extent attributable to regulated operations. See Note 13. See New Accounting Pronouncements in Note 1 regarding updates to disclosure requirements that will be effective in future periods. Pension Plans For defined benefit pension plans, including the executive retirement plans, the PBO represents the actuarial present value of all benefits attributed by the pension benefit formula  to employee  service  rendered prior to that date using assumptions regarding  future compensation  levels. The ABO represents the PBO without considering future compensation levels. Since the pension plans are frozen, the PBO and ABO are equal. The following table presents information about the PBO, fair value of plan assets, and funded status of the plans:   PNM   TNMP   Year Ended December 31,   Year Ended December 31, 2019     2019   2018   2018 (In thousands)   PBO at beginning of year $ 564,258   $ 623,983   $ 60,587   $ 68,423 Service cost —   —   —   — Interest cost 25,175   24,270   2,686   2,625 Actuarial (gain) loss 61,151   (41,025)   7,889   (5,216) (44,839)   (42,970)   (5,588)   (5,245) PBO at end of year Benefits paid 605,745   564,258   65,574   60,587 Fair value of plan assets at beginning of year 489,978   562,016   55,074   63,499 86,328   (29,068)   9,881   (3,180) Actual return on plan assets Employer contributions —   —   —   (44,839)   (42,970)   (5,588)   (5,245) 531,467   489,978   59,367   55,074 (74,278)   $ (74,280)   $ (6,207)   $ (5,513) Benefits paid Fair value of plan assets at end of year Funded status – asset (liability) for pension benefits $ — Actuarial (gain) loss results from changes in:   PNM   Year Ended December 31,   2019     Discount rates TNMP   Year Ended December 31,   2019   2018 (in thousands) $ 66,108   $ Demographic experience Mortality rate $ (34,769)   $ 8,006   $ (4,278) (732)   431   394   (301) (4,225)   (6,966)   (296)   (705) —   279   (215)   68 Other assumptions and experience   2018   61,151   $ (41,025)   $ 7,889   $ (5,216) The following table presents pre-tax information about net actuarial (gain) loss in AOCI as of December 31, 2019. PNM     TNMP (In thousands)   Amounts in AOCI not yet recognized in net periodic benefit cost (income) at beginning of year $ Experience (gain) loss 150,274   $ — 8,926   1,877 Regulatory asset (liability) adjustment (5,539)   (1,877) Amortization recognized in net periodic benefit cost (income) (7,270)   — Amounts in AOCI not yet recognized in net periodic benefit cost (income) at end of year $ 146,391   $ — Amortization expected to be recognized in 2020 $ 8,131   $ — B - 66 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The following table presents the components of net periodic benefit cost (income): Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   PNM         Service cost $ —  $ —  $ Interest cost — 25,175   24,270   26,908 Expected return on plan assets (34,103)   (34,686)   (33,803) Amortization of net (gain) loss 15,518   16,348   16,006 Amortization of prior service cost (965)   (965)   $ 5,625   $ 4,967   $ TNMP         Service cost $ Net periodic benefit cost Interest cost —  $ (965) 8,146 —  $ — 2,686   2,625   2,887 Expected return on plan assets (3,868)   (3,963)   (3,779) Amortization of net (gain) loss 941   1,088   923 —   —   — (241)   $ (250)   $ 31 Amortization of prior service cost Net periodic benefit cost (income) $ The following significant weighted-average assumptions were used to determine the PBO and net periodic benefit cost (income). Should actual experience differ from actuarial assumptions, the PBO and net periodic benefit cost (income) would be affected. Year Ended December 31,   PNM 2019   2018   2017 Discount rate for determining December 31 PBO 3.42%   4.65%   4.05% Discount rate for determining net periodic benefit cost (income) 4.65%   4.05%   4.51% Expected return on plan assets 6.86%   6.54%   6.40% Rate of compensation increase N/A N/A N/A TNMP            Discount rate for determining December 31 PBO 3.46%   4.63%   4.01% Discount rate for determining net periodic benefit cost (income) 4.63%   4.01%   4.49% Expected return on plan assets 6.90%   6.57%   6.40% Rate of compensation increase N/A N/A N/A     The assumed discount rate for determining the PBO was determined based on a review of long-term high-grade bonds and management’s expectations. The expected long-term rate of return on plan assets reflects the average rate of earnings expected on the funds invested, or to be invested, to provide for the benefits included in the PBO. Factors that are considered include, but are not limited to, historic returns on plan assets, current market information on long-term returns (e.g., long-term bond rates) and current and target asset allocations between asset categories. If all other factors were to remain unchanged, a 1% decrease in the expected long-term rate of return would cause PNM’s and TNMP’s 2020 net periodic benefit cost to increase  $5.0 million and $0.6 million (analogous changes would result from a 1% increase). The actual rate of return for the PNM and TNMP pension plans was 18.5% and 18.9% for the year ended December 31, 2019. The  Company’s  long-term  pension  investment  strategy  is  to  invest  in  assets  whose  interest  rate  sensitivity  is  correlated  with  the  pension  liability.  The Company uses an investment strategy, known as Liability Driven Investing, that increases the liability matching investments as the funded status of the pension plans  improve.  The  Company’s  investment  allocation  targets  consist  of  30% equities,  20% alternative  investments  (both  of  which  are  considered  return generating),  and  50% fixed  income.  Equity  investments  are  primarily  in  domestic  securities  that  include  large-,  mid-,  and  small-capitalization  companies.  The pension  plans  have  a  7% targeted  allocation  to  equities  of  companies  domiciled  primarily  in  developed  countries  outside  of  the  U.S.  The  equity  investments category includes actively managed international and domestic equity securities that are benchmarked against a variety of style indices. Fixed income investments are primarily corporate bonds of companies from diversified industries and government securities. Alternative investments include investments in hedge funds, real estate  funds,  and  private  equity  funds.  The  hedge  funds  and  private  equity  funds  are  structured  as  multi-manager  multi-strategy  fund  of  funds  to  achieve  a diversified position in these asset classes. The hedge funds pursue various absolute return strategies such as relative value, long-short equity, B - 67 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 and event driven. Private equity fund strategies include mezzanine financing, buy-outs, and venture capital. The real estate investments are commingled real estate portfolios that invest in a diversified portfolio of assets including commercial property and multi-family housing. See Note 9 for fair value information concerning assets held by the pension plans. The following pension benefit payments are expected to be paid:   PNM   TNMP (In thousands)   2020 $ 46,600   $ 5,321 2021 45,636   5,244 2022 44,702   5,111 2023 43,595   4,895 2024 2025 - 2029 42,637   4,652 193,885   20,846 Based on current law, funding requirements, and estimates of portfolio performance, the Company does not expect to make any cash contributions to the pension plans in 2020 or 2021. PNM and TNMP expect to contribute $4.6 million and zero to the PNM and TNMP pension plans in 2022, $19.1 million and $1.1 million in 2023, and $19.0 million and $2.8 million in 2024. The funding assumptions were developed using discount rates of 3.4% to 3.5%. Actual amounts to be funded in the future will be dependent on the actuarial assumptions at that time, including the appropriate discount rates. PNM and TNMP may make additional contributions at their discretion. Other Postretirement Benefit Plans For postretirement benefit plans, the APBO is the actuarial present value of all future benefits attributed under the terms of the postretirement benefit plan to employee service rendered to date. The following table presents information about the APBO, the fair value of plan assets, and the funded status of the plans:   PNM   TNMP     Year Ended December 31,   Year Ended December 31, 2019   2019   2018   2018 (In thousands)   APBO at beginning of year $ 75,305   $ 89,897   $ 10,064   $ 12,279 Service cost 53   83   50   134 Interest cost 3,316   3,439   451   477 Participant contributions 2,131   2,390   316   Actuarial (gain) loss 2,587   (12,206)   1,004   Benefits paid 174 (2,213) (8,271)   (8,298)   (650)   APBO at end of year 75,121   75,305   11,235   10,064 Fair value of plan assets at beginning of year 69,703   80,356   8,744   10,002 19,257   (7,669)   2,434   Employer contributions 3,580   2,924   —   Participant contributions 2,131   2,390   316   174 (8,271)   (8,298)   (650)   (787) 86,400   69,703   10,844   11,279   $ (5,602)   $ Actual return on plan assets Benefits paid Fair value of plan assets at end of year Funded status – asset (liability) $   B - 68 (391)   $ (787) (988) 343 8,744 (1,320) Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 As of December 31, 2019, the fair value of plan assets exceeds the APBO for PNM’s OPEB Plan and the resulting net asset is presented in other deferred charges on the Consolidated Balance Sheets. Actuarial (gain) loss results from changes in:   PNM   TNMP   Year Ended December 31,   Year Ended December 31,   2019   2019   2018     2018 (in thousands) Discount rates $ 7,236   $ Claims, contributions, and demographic experience $   1,375   $ (3,174)   (311)   —   (4,040)   —   Assumed participation rate Mortality rate (4,076)   $ (4,022)   (627)   (916)   (60)   2,587   $ (12,206)   $ 1,004   $ (710) 72 (1,461) (114) (2,213) In the year ended December 31, 2019, actuarial gains of $11.4 million were recorded as adjustments to regulatory assets for the PNM OPEB plan. For the TNMP OPEB plan, actuarial gains of $0.9 million were recorded as adjustments to regulatory liabilities. The following table presents the components of net periodic benefit cost (income): Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   PNM         Service cost $ 53   $ 83   $ Interest cost Expected return on plan assets Amortization of net (gain) loss Amortization of prior service credit Net periodic benefit cost (income) 3,316   3,439   4,025 (5,278)   (5,414)   (5,230) 675   2,354   3,682 (397)   (1,664)   (1,663) $ (1,631)   $ (1,202)   $ TNMP         Service cost $ 50   $ 134   $ Interest cost 96 910 143 451   477   556 Expected return on plan assets (517)   (542)   (456) Amortization of net (gain) loss (444)   (227)   (79) —   —   — (460)   $ (158)   $ 164 Amortization of prior service cost Net periodic benefit cost (income) $ The following significant weighted-average assumptions were used to determine the APBO and net periodic benefit cost. Should actual experience differ from actuarial assumptions, the APBO and net periodic benefit cost would be affected. Year Ended December 31,   PNM 2019   2018   2017 Discount rate for determining December 31 APBO 3.42%   4.63%   4.00% Discount rate for determining net periodic benefit cost 4.63%   4.00%   4.47% Expected return on plan assets 7.20%   7.42%   7.50% Rate of compensation increase N/A N/A N/A TNMP             Discount rate for determining December 31 APBO 3.42%   4.63%   4.00% Discount rate for determining net periodic benefit cost 4.63%   4.00%   4.47% Expected return on plan assets 5.80%   5.86%   5.40% Rate of compensation increase N/A N/A N/A     The assumed discount rate for determining the APBO was determined based on a review of long-term high-grade bonds and management’s expectations. The expected long-term rate of return on plan assets reflects the average rate of earnings expected B - 69 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 on the funds invested, or to be invested, to provide for the benefits included in the APBO. Factors that are considered include, but are not limited to, historic returns on plan assets, current market information on long-term returns (e.g., long-term bond rates), and current and target asset allocations between asset categories. If all other factors were to remain unchanged, a 1% decrease in the expected long-term rate of return would cause PNM’s and TNMP’s 2020 net periodic benefit cost to increase $0.8 million and $0.1 million (analogous changes would result from a  1% increase). The actual rate of return for the PNM and TNMP OPEB plans was 28.1% and 28.4% for the year ended December 31, 2019. The following table shows the assumed health care cost trend rates for the PNM OPEB plan:    PNM   December 31, 2019     2018 Health care cost trend rate assumed for next year 6.5%   6.5% Rate to which the cost trend rate is assumed to decline (the ultimate trend rate) 5.0%   5.0% Year that the rate reaches the ultimate trend rate 2026   2026   The following table shows the impact of a one-percentage-point change in assumed health care cost trend rates: PNM   1-PercentagePoint Increase     1-PercentagePoint Decrease (In thousands)   Effect on total of service and interest cost $ 55   $ (77) Effect on APBO $ 1,310   $ (1,744) TNMP’s exposure to cost increases in the OPEB plan is minimized by a provision that limits TNMP’s share of costs under the plan. Costs of the plan in excess of the limit, which was reached at the end of 2001, are wholly borne by the participants. As a result, a one-percentage-point change in assumed health care cost trend rates would have no effect on either the net periodic expense or the year-end APBO. Effective January 1, 2018, the PNM OPEB plan was amended to limit the annual increase in the Company’s costs to 5%. Increases in excess of the limit are born by the PNM OPEB plan participants. The Company’s OPEB plans invest in a portfolio that is diversified by asset class and style strategies. The OPEB plans generally use the same pension fixed  income  and  equity  investment  managers  and  utilize  the  same  overall  investment  strategy  as  described  above  for  the  pension  plans,  except  there  is  no allocation to alternative investments. The OPEB plans have a target asset allocation of 70% equities and 30% fixed income. See Note 9 for fair value information concerning assets held by the other postretirement benefit plans. The following OPEB payments, which reflect expected future service and are net of participant contributions, are expected to be paid:   PNM TNMP (In thousands)   2020   $ 6,770   $ 647 2021 6,584   670 2022 6,216   695 2023 6,017   709 2024 2025 - 2029 5,755   719 24,122   3,497 PNM and TNMP made no cash contributions to the OPEB trusts in 2019 or 2018 and PNM and TNMP do  not expect to make cash contributions to the OPEB  trusts  in  2020-2024.  However,  a  portion  of  the  disbursements  attributable  to  the  OPEB  trust  are  paid  by  PNM  and  are  therefore  considered  to  be contributions to the PNM OPEB plan. Payments by PNM on behalf of the PNM OPEB plan are expected to be $3.7 million in 2020 and  $13.5 million in 20212024. B - 70 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Executive Retirement Programs For the executive retirement programs, the following table presents information about the PBO and funded status of the plans:   PNM   TNMP   Year Ended December 31,   Year Ended December 31, 2019     2018   2019   2018 (In thousands)   PBO at beginning of year $ 14,726   $ 702   $ 771 —   —   — 651   622   30   29 1,053   (508)   54   (4) Service cost —   Interest cost Actuarial (gain) loss Benefits paid PBO at end of year – funded status Less current liability Non-current liability 16,117   $ $ (1,436)   (1,505)   (94)   (94) 14,994   14,726   692   702 1,434   1,627   91   141 13,560   $ 13,099   $ 601   $ 561   The following table presents pre-tax information about net actuarial loss in AOCI as of December 31, 2019. December 31, 2019   PNM     TNMP (In thousands)   Amount in AOCI not yet recognized in net periodic benefit cost at beginning of year $ Experience (gain) loss 2,086   $ — 1,053   54 Regulatory asset (liability) adjustment (611)   (54) Amortization recognized in net periodic benefit cost (income) (133)   — Amount in AOCI not yet recognized in net periodic benefit cost at end of year $ 2,395   $ — Amortization expected to be recognized in 2020 $ 169   $ — The following table presents the components of net periodic benefit cost: Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   PNM   Service cost $    —  $    —  $ — Interest cost 651   622   697 Amortization of net (gain) loss 318   359   313 Amortization of prior service cost Net periodic benefit cost $ —   —   969   $ 981   $ — 1,010 TNMP         Service cost $ —  $ —  $ — Interest cost 30   29   33 Amortization of net (gain) loss 15   15   9 —   —   — 45   $ 44   $ 42 Amortization of prior service cost Net periodic benefit cost $ B - 71 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The following significant  weighted-average  assumptions were used to determine the PBO and net periodic benefit cost. Should actual experience differ from actuarial assumptions, the PBO and net periodic benefit cost would be affected. Year Ended December 31,   PNM 2019   2018   2017 Discount rate for determining December 31 PBO 3.44%   4.66%   4.05% Discount rate for determining net periodic benefit cost 4.66%   4.05%   4.51% Long-term rate of return on plan assets N/A   N/A   N/A N/A   N/A   N/A Rate of compensation increase TNMP           Discount rate for determining December 31 PBO 3.46%   4.63%   4.01% Discount rate for determining net periodic benefit cost 4.63%   4.01%   4.49% Long-term rate of return on plan assets N/A   N/A   N/A Rate of compensation increase N/A   N/A   N/A   The assumed discount rate for determining the PBO was determined based on a review of long-term high-grade bonds and management’s expectations. The impacts of changes in assumptions or experience were not significant. Disbursements under the executive retirement program, funded by PNM and TNMP, which are considered to be contributions to the plan were $1.4 million and  $0.1  million in  the  year  ended  December  31,  2019  and  $1.5  million and  $0.1  million for  the  year  ended  December  31,  2018.  The  following  executive retirement plan payments, which reflect expected future service, are expected:   PNM TNMP (In thousands)   2020   $ 1,459   $ 93 2021 1,424   90 2022 1,383   86 2023 1,335   82 2024 1,280   76 2025 - 2029 5,419   273 Other Retirement Plans PNMR sponsors a 401(k) defined contribution plan for eligible employees, including those of its subsidiaries. PNMR’s contributions to the 401(k) plan consist of a discretionary matching contribution equal to 75% of the first 6% of eligible compensation contributed by the employee on a before-tax basis. PNMR also makes a non-matching contribution ranging from 3% to 10% of eligible compensation based on the eligible employee’s age. PNMR also provides executive deferred compensation benefits through an unfunded, non-qualified plan. The purpose of this plan is to permit certain key employees of PNMR who participate in the 401(k) defined contribution plan to defer compensation and receive credits without reference to the certain limitations on contributions. A summary of expenses for these other retirement plans is as follows: Year Ended December 31,   2019       PNMR   2017         401(k) plan $ 16,097   $ 16,677   $ 16,452 Non-qualified plan $ 4,551   $ 865   $ 3,702 PNM         401(k) plan $ 11,587   $ 12,052   $ 12,120 Non-qualified plan $ 3,384   $ 621   $ 2,834         401(k) plan $ 4,511   $ 4,625   $ 4,332 Non-qualified plan $ 1,167   $ 244   $ 868 TNMP   2018 (In thousands) Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 (12) Stock-Based Compensation PNMR has various stock-based compensation programs, including stock options, restricted stock, and performance shares granted under the Performance Equity Plan (“PEP”). Although certain PNM and TNMP employees participate in the PNMR plans, PNM and TNMP do not have separate employee stock-based compensation plans. The Company has not awarded stock options since 2010 and all employee stock options expired or were exercised in February 2020. Certain restricted stock awards are subject to achieving performance or market targets. Other awards of restricted stock are only subject to time vesting requirements.   Performance Equity Plan The PEP provides for the granting of non-qualified stock options, restricted stock rights, performance shares, performance units, and stock appreciation rights  to  officers,  key  employees,  and  non-employee  members  of  the  Board.  Restricted  stock  under  the  PEP  refers  to  awards  of  stock  subject  to  vesting, performance, or market conditions rather than to shares with contractual post-vesting restrictions. Generally, the awards vest ratably over three years from the grant date of the award. However, awards with performance or market conditions vest upon satisfaction of those conditions. In addition, plan provisions provide that upon retirement,  participants  become 100% vested  in  certain  stock  awards.  The  vesting  period  for  awards  of  restricted  stock  to  non-employee  members  of  the Board is one year. The total number of shares of PNMR common stock subject to all awards under the PEP, as approved by PNMR’s shareholders in May 2014, may not exceed 13.5 million shares, subject to adjustment and certain share counting rules set forth in the PEP. This current share pool is charged five shares for each share subject to restricted stock or other full value award. Source of Shares The source of shares for exercised stock options and vested restricted stock is shares acquired on the open market by an independent agent, rather than newly issued shares. Accounting for Stock Awards      The  stock-based  compensation  expense  related  to  restricted  stock  awards  without  performance  or  market  conditions  to  participants  that  are  retirement eligible  on  the  grant  date  is  recognized  immediately  at  the  grant  date  and  is  not  amortized.  Compensation  expense  for  other  such  awards  is  amortized  to compensation expense over the shorter of the requisite vesting period or the period until the participant becomes retirement eligible. Compensation expense for performance-based  shares  is  recognized  ratably  over  the  performance  period  as  required  service  is  provided  and  is  adjusted  periodically  to  reflect  the  level  of achievement expected to be attained. Compensation expense related to market-based shares is recognized ratably over the measurement period, regardless of the actual level of achievement, provided the employees meet their service requirements. Total compensation expense for stock-based payment arrangements recognized by PNMR for the years ended December 31, 2019, 2018, and 2017 was $6.4 million, $7.1 million, and $6.2 million. Stock compensation expense of $4.2 million, $4.9 million, and $4.4 million was charged to PNM and  $2.2 million, $2.2 million, and $1.8 million was charged to TNMP. At  December 31, 2019, PNMR had unrecognized  compensation  expense related  to stock awards of  $3.5 million, which is expected to be recognized over an average of 1.52 years. PNMR receives a tax deduction for certain stock option exercises during the period the options are exercised, generally for the excess of the price at which the options are sold over the exercise prices of the options, and a tax deduction for the value of restricted stock at the vesting date. GAAP requires that all excess tax benefits and deficiencies be recorded to tax expense and classified as operating cash flows when used to reduce taxes payable. B - 73 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The  Company  adopted  Accounting Standards Update 2016-09 – Compensation – Stock Compensation (Topic 718): Improvements to Employee ShareBased Payment Accounting on January 1, 2017, its required effective date. ASU 2016-09 requires that all excess tax benefits and deficiencies be recorded to tax expense and, to the extent affect taxes payable, be classified as cash flows from operating activities. As required by ASU 2016-09, PNMR recorded the excess tax benefits  that  were  not  recognized  in  prior  years,  due  to  its  net  operating  loss  position,  as  a  cumulative  effect  adjustment  of  $10.4 million on  January  1,  2017, increasing retained earnings and decreasing accumulated deferred income taxes on the Consolidated Balance Sheets.     Excess Tax Benefits Year Ended December 31,   2019   2018   2017     PNM  $ 559   $ (In thousands) TNMP   236   377   616 PNMR   795   1,384   2,324 1,007   $ 1,708 TNMP used excess tax benefits to reduce income taxes payable and the benefit was reflected in cash flows from operating activities. The benefit of excess tax benefits at PNM and PNMR will be reflected in operating cash flows when they reduce income taxes payable. The  grant  date  fair  value  for  restricted  stock  and  stock  awards  with  Company  internal  performance  targets  is  determined  based  on  the  market  price  of PNMR common stock on the date of the agreements reduced by the present value of future dividends that will not be received prior to vesting. The grant date fair value is applied to the total number of shares that are anticipated to vest, although the number of performance shares that ultimately vest cannot be determined until after  the  performance  periods  end.  The  grant  date  fair  value  of  stock  awards  with  market  targets  is  determined  using  Monte  Carlo  simulation  models,  which provide grant date fair values that include an expectation of the number of shares to vest at the end of the measurement period. The following table summarizes the weighted-average assumptions used to determine the awards grant date fair value:     Restricted Shares and Performance-Based Shares Year Ended December 31,   2019 Expected quarterly dividends per share  $ Risk-free interest rate       0.2900   0.2650 2.47%         Market-Based Shares 2018  $ 2017  $ 0.2425 2.38%         1.50%       Dividend yield   2.59%   2.96%   2.67% Expected volatility   19.55%   19.12%   20.80% Risk-free interest rate   2.51%   2.36%   1.54% The following table summarizes activity in restricted stock awards, including performance-based and market-based shares, and stock options:         Outstanding at December 31, 2018 Restricted Stock   WeightedAverage Grant   Date Fair Value   Shares Stock Options Shares     166,651   $ 32.93   Granted   134,573   37.92   —   — Exercised   (138,001)   31.44   (79,000)   11.93 Forfeited   (1,681)   39.61   —   — Expired   —   —   —   — Outstanding at December 31, 2019   161,542   $ 38.21   81,000   $ Weighted Average Exercise Price 2,000   $ 11.94 12.22   PNMR’s current  stock-based  compensation  program provides  for  performance  and market  targets  through 2022. In February  2019, the Board approved amendments to exclude certain impacts of the Tax Act on performance metrics for the performance periods ending in 2018 and 2019. These amendments did not impact the Company’s calculation of grant date fair values under the plans but did increase actual achievement levels for the performance period ending in 2018 from below “threshold” levels to below “target” levels and anticipated achievement levels for the performance period ending in 2019 from below “target” levels to the “maximum” levels. As a result of these amendments for the year ended December 31, 2018, the Company recorded B - 74 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 additional  pre-tax  expense  of  $1.0  million,  of  which  $0.7  million was  allocated  to  PNM  and  $0.3  million was  allocated  to  TNMP.  Included  as  granted  and exercised in the table above are 47,279 previously awarded shares that were earned for the 2016 - 2018 performance measurement period and ratified by the Board in February 2019 (based upon achieving market targets at below “threshold” levels, weighted at 40%, and performance targets at above “target” levels, together weighted at 60%). Excluded from the above table are 122,277 previously awarded shares that were earned for the 2017 - 2019 performance measurement period and ratified by the Board in February 2020 (based upon achieving market and performance targets at near “maximum” levels). Also excluded from the table above are 150,543 and  147,202 shares for the  three-year performance periods ending in 2020 and 2021 that will be awarded if all performance and market criteria are achieved at maximum levels and all executives remain eligible.   Effective as of January 1, 2015, the Company entered into a retention award agreement with its then Executive Vice President and Chief Financial Officer under which he would receive awards of restricted stock if PNMR met specified performance targets at the end of 2016 and 2017 and he remained an employee of the Company. The retention award was made under the PEP and was approved by the Board on December 9, 2014. The specified performance target was achieved at the end of 2016 and the Board ratified him receiving $100,000 of PNMR common stock in February 2017 based on a market per share value of  $36.30 on the grant date of March 3, 2017, or 2,754 shares. Similarly, if PNMR achieved the specified performance target for the period from January 1, 2015 through December 31, 2017, he was to receive $275,000 of PNMR common stock based on the market value per share on the grant date in early 2018. The specified performance target was achieved at the end of 2017 and the Board ratified him receiving $275,000 of PNMR common stock in February 2018 based on a market value per share of $35.85 on the grant date of March 2, 2018, or 7,670 shares. In 2015, the Company entered into an additional retention award agreement with its Chairman, President, and Chief Executive Officer under which she would  receive  a  total  53,859 shares  of  PNMR’s  common  stock  if  PNMR  meets  certain  performance  targets  at  the  end  of  2017  and  2019  and  she  remains  an employee of the Company. The retention award was made under the PEP and was approved by the Board on February 26, 2015. The specified performance target was achieved at the end of 2017 and the Board ratified her receiving 17,953 shares in February 2018. The second portion of the 2015 agreement of 35,906 shares was achieved at the end of 2019 and the Board ratified her receiving the shares in February 2020. The above table does not include any restricted stock shares that remain unvested under this retention award agreement. At December 31, 2019, the aggregate intrinsic value of stock options outstanding, all of which are exercisable, was less than $0.1 million. All the options were exercised or expired in February 2020. At December 31, 2019, no outstanding stock options had an exercise price greater than the closing price of PNMR common stock on that date. options: The following table provides additional information concerning restricted stock activity, including performance-based and market-based shares, and stock     Restricted Stock     Year Ended December 31, 2019   2018   2017 Weighted-average grant date fair value  $ 37.92   $ 29.65   $ 23.06 Total fair value of restricted shares that vested (in thousands)  $ 6,246   $ 8,558   $ 5,747                    $ 2,617   $ 3,117   $ Stock Options Total intrinsic value of options exercised (in thousands)   B - 75 2,234 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 (13) Regulatory Assets and Liabilities The operations of PNM and TNMP are regulated by the NMPRC, PUCT, and FERC and the provisions of GAAP for rate-regulated enterprises are applied to  its  regulated  operations.  Regulatory  assets  represent  probable  future  recovery  of  previously  incurred  costs  that  will  be  collected  from  customers  through  the ratemaking process. Regulatory liabilities represent probable future reductions in revenues associated with amounts that are to be credited to customers through the ratemaking process. Regulatory assets and liabilities reflected in the Consolidated Balance Sheets are presented below.     PNM   TNMP   December 31,   December 31, 2019     Assets: 2018   2019   2018 (In thousands) Current: FPPAC             $ 7,373   $ 4,104   $ —  $ — —   — —   — Energy efficiency costs   Non-Current:   CTC, including carrying charges —   430   7,373   4,534             —   —   7,412   Coal mine reclamation costs(3) 13,995   19,915   —   — Deferred income taxes 66,296   63,369   8,997   9,309 Loss on reacquired debt 17,744 19,426   21,085   30,212   31,510 Pension and OPEB(1) 214,771   227,400   27,947   26,972 Shutdown of SJGS Units 2 and 3 113,508   119,785   —   — Hurricane recovery costs(2) —   —   1,041   1,551 AMS surcharge —   —   25,015   31,435 16,489 AMS retirement and other costs Renewable energy costs Other   Total regulatory assets —   —   15,542   643   —   —   — 6,828   9,349   5,297   3,017 435,467   460,903   121,463   138,027 138,027 $ 442,840   $ 465,437   $ 121,463   $   Liabilities:               Current:             —  $ (4,475)   $ Renewable energy rider $ Other   Non-Current:   (371)   (1,500)   (371)   (5,975)          —  $ — (134)   (3,471) (134)   (3,471)    Cost of removal (271,025)   (263,597)   (46,091)   (29,637) Deferred income taxes (374,122)   (407,978)   (131,871)   (143,745) PVNGS ARO (11,341)   (18,397)   —   — Renewable energy tax benefits (19,069)   (20,226)   —   — (7,758)   (3,690)   —   — Accelerated depreciation SNCRs Pension and OPEB Other   Total regulatory liabilities $ —   —   (4,775)   (83)   (83)   (108)   (136) (683,398)   (713,971)   (182,845)   (177,458) (683,769)   $ (719,946)   (182,979)   $ (180,929) $ (3,940) (1) Includes $0.7 million for certain PNM pension costs as described in Note 11 (2) Amount shown is net of amounts owed under the PUCT’s January 25, 2018 order as described in Note 17 (3) Includes $9.4 million in coal mine reclamation costs related to PNM’s planned retirement of SJGS in 2022 as described in Note 16 The Company’s regulatory assets and regulatory liabilities are reflected in rates charged to customers or have been addressed in a regulatory proceeding. The Company does not receive or pay a rate of return on the following regulatory assets and regulatory liabilities (and their remaining amortization periods): coal mine reclamation costs (through 2020); deferred income taxes (over the remaining life of the taxable item, up to the remaining life of utility plant); pension and OPEB costs (through 2033); and PVNGS ARO (to be determined in a future regulatory proceeding). Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The Company is permitted, under rate regulation, to accrue and record a regulatory liability for the estimated cost of removal and salvage associated with certain of its assets through depreciation expense. Under GAAP, actuarial losses and prior service costs for pension plans are required to be recorded in AOCI; however,  to  the  extent  authorized  for  recovery  through  the  regulatory  process  these  amounts  are  recorded  as  regulatory  assets  or  liabilities.  Based  on  prior regulatory approvals, the amortization of these amounts will be included in the Company’s rates. Based  on  a  current  evaluation  of  the  various  factors  and  conditions  that  are  expected  to  impact  future  cost  recovery,  the  Company  believes  that  future recovery of its regulatory assets is probable. (14) Construction Program and Jointly-Owned Electric Generating Plants PNM is a participant in several jointly-owned power plant projects. The primary operating or participation agreements for the joint projects expire in July 2022 for SJGS, July 2041 for Four Corners, December 2046 for Luna, and November 2047 for PVNGS. PNM’s  expenditures  for  additions  to  utility  plant  were  $341.8  million in  2019,  including  expenditures  on  jointly-owned  projects.  TNMP  does  not participate  in  the  ownership  or  operation  of  any  generating  plants,  but  incurred  expenditures  for  additions  to  utility  plant  of  $254.0 million during  2019. On a consolidated basis, PNMR’s expenditures for additions to utility plant were $616.3 million in 2019.   Joint Projects Under the agreements for the jointly-owned projects, PNM has an undivided interest in each asset and liability of the project and records its pro-rata share of each item in the corresponding asset and liability account on PNM’s Consolidated Balance Sheets. Likewise, PNM records its pro-rata share of each item of operating and maintenance expenses for its jointly-owned plants within the corresponding operating expense account in its Consolidated Statements of Earnings. PNM is responsible for financing its share of the capital and operating costs of the joint projects. At December 31, 2019, PNM’s interests and investments in jointly-owned generating facilities are: Plant in Service Station (Fuel Type)   Accumulated Depreciation(1)   Construction Work in Progress   Composite Interest (In thousands)   SJGS (Coal) $ 779,236   $ (435,312)   $ 486   66.35% PVNGS (Nuclear) (2) $ 819,613   $ (369,431)   $ 31,275   10.20% Four Corners Units 4 and 5 (Coal) $ 283,939   $ (100,137)   $ 10,794   13.00% Luna (Gas) $ 78,258   $ (30,255)   $ —   33.33% (1) Includes cost of removal. (2) Includes  interest  in  PVNGS  Unit  3,  interest  in  common  facilities  for  all  PVNGS  units,  and  owned  interests  in  PVNGS  Units  1 and  2,  including improvements. San Juan Generating Station PNM operates and jointly owns SJGS. Effective January 1, 2018, SJGS Unit 1 is owned 50% by PNM and  50% by Tucson and SJGS Unit 4 is owned 77.297% by PNM, including a 12.8% interest held as merchant plant, 8.475% by Farmington, 7.2% by Los Alamos, and 7.028% by UAMPS. See Notes 16 and 17 for  additional  information  about  SJGS,  including  the  shutdown  of  SJGS  Units  2  and  3  in  December  2017  and  the  restructuring  of  SJGS  ownership  as  well  as information on PNM’s SJGS Abandonment Application. Palo Verde Nuclear Generating Station PNM is a participant in the three units of PVNGS with APS (the operating agent), SRP, EPE, SCE, SCPPA, and The Department of Water and Power of the City of Los Angeles. PNM has a 10.2% undivided interest in PVNGS, with portions of its interests in Units 1 and 2 held under leases. See Note 8 for additional information concerning the PVNGS leases, including B - 77 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 PNM’s purchase of the assets underlying certain of the leases in January 2016, PNM’s option to purchase or return certain lease interests that have been extended through 2023 and 2024, and Note 17 for the outcome of PNM’s appeal to the NM Supreme Court regarding the NMPRC’s treatment of those purchases and lease extensions in the NM 2015 Rate Case. Operation of each of the three PVNGS units requires an operating license from the NRC. The NRC issued full power operating licenses for Unit 1 in June 1985,  Unit  2 in  April  1986,  and  Unit  3 in  November  1987.  The  full  power  operating  licenses  were  originally  for  a  period  of  40 years  and  authorize  APS,  as operating agent for PVNGS, to operate the three PVNGS units. In April 2011, the NRC approved extensions in the operating licenses for the plants for  20 years through June 2045 for Unit 1, April 2046 for Unit 2, and November 2047 for Unit 3. Four Corners Power Plant PNM is a participant  in two units of Four Corners with APS (the operating agent), an affiliate  of APS, SRP, and Tucson. PNM has a  13.0% undivided interest in Units 4 and 5 of Four Corners. The Four Corners plant site is located on land within the Navajo Nation and is subject to an easement from the federal government. APS, on behalf of the Four Corners participants, negotiated amendments to an existing agreement with the Navajo Nation, which extends the owners’ right to operate the plant on the site to July 2041. See Note 16 for additional information about Four Corners. The  NMPRC  indicated  in  the  NM  2016  Rate  Case  that  it  will  review  the  prudency  of  PNM’s  decision  to  continue  its  participation  in  Four  Corners  in PNM’s next general rate case filing. See Note 17. Luna Energy Facility Luna is a combined-cycle power plant near Deming, New Mexico. Luna is owned equally by PNM, Tucson, and Samchully Power & Utilities 1, LLC. The operation and maintenance of the facility has been contracted to North American Energy Services. Construction Program The Company anticipates making substantial capital expenditures for the construction and acquisition of utility plant and other property and equipment. An unaudited summary of the budgeted construction expenditures, including expenditures for jointly-owned projects, and nuclear fuel, is as follows:   2020     PNM $ TNMP Corporate and Other Total PNMR $   2021      447.5   $   701.4   $ 337.2   270.0   27.0   811.7   $ 2022   (In millions) 2023   2024   Total 331.6   $    398.0   $    280.4   $ 2,158.9 342.0   348.0   245.0   1,542.2 21.0   21.0   25.0   21.0   115.0 992.4   $ 694.6   $ 771.0   $ 546.4   $ 3,816.1   The  construction  expenditure  estimates  are  under  continuing  review  and  subject  to  ongoing  adjustment,  as  well  as  to  Board  review  and  approval.  The above construction expenditures include $297.6 million of replacement power in anticipation of the SJGS abandonment and approximately  $376.8 million for an anticipated expansion of PNM’s transmission system. See Note 17. (15) Asset Retirement Obligations AROs are recorded based on studies to estimate the amount and timing of future ARO expenditures and reflect underlying assumptions, such as discount rates,  estimates  of  the  future  costs  for  decommissioning,  and  the  timing  of  the  removal  activities  to  be  performed.  Approximately  76% of  PNM’s  total  ARO liabilities  are  related  to  nuclear  decommissioning  of  PVNGS.  PNM  is  responsible  for  all  decommissioning  obligations  related  to  its  entire  interest  in  PVNGS, including portions under lease both during and after termination of the leases. Studies of the decommissioning costs of PVNGS, SJGS, Four Corners, and other facilities are performed periodically and revisions to the ARO liabilities  are recorded. Changes in the assumptions underlying the calculations may also require revisions to the estimated AROs when identified. B - 78 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 A reconciliation of the ARO liabilities is as follows:   PNMR     TNMP (In thousands)   Liability at December 31, 2016 $ 127,519   $ 126,601   $ 1,854   1,853   — (968)   (944)   (24) 10,680   10,603   Liabilities incurred(1) Liabilities settled Accretion expense Revisions to estimated cash flows Liability at December 31, 2017 7,594   — 145,707   793 —   —   — (192)   —   — 11,482   11,402   67 Revisions to estimated cash flows Liability at December 31, 2018 705   705   — 158,674   157,814   860 Liabilities incurred —   —   (987)   (935)   12,635   12,562   Liabilities settled Accretion expense Revisions to estimated cash flows(2) Liability at December 31, 2019 $ 63 7,594   Liabilities settled Accretion expense 754 146,679   Liabilities incurred (1) PNM — (52) 73 11,640   11,640   — 181,962   $ 181,081   $ 881  Represents the obligation related to the additional ownership interest in SJGS Unit 4 that PNM acquired on December 31, 2017 due to the restructuring of the ownership of SJGS. (2) Reflects the impacts of an updated SJGS decommissioning study that assumes PNM will retire its share of SJGS in 2022. PNM is seeking recovery of these costs in its SJGS Abandonment Application currently pending before the NMPRC. See Note 17. (16) Commitments and Contingencies Overview There are various claims and lawsuits pending against the Company. In addition, the Company is subject to federal, state, and local environmental laws and regulations  and  periodically  participates  in  the  investigation  and  remediation  of  various  sites.  In  addition,  the  Company  periodically  enters  into  financial commitments in connection with its business operations. Also, the Company is involved in various legal and regulatory proceedings in the normal course of its business. See Note 17. It is not possible at this time for the Company to determine fully the effect of all litigation and other legal and regulatory proceedings on its financial position, results of operations, or cash flows. With respect to some of the items listed below, the Company has determined that a loss is not probable or that, to the extent probable, cannot be reasonably estimated. In some cases, the Company is not able to predict with any degree of certainty the range of possible loss that could be incurred. The Company assesses legal and regulatory matters based on current information and makes judgments concerning their potential outcome, giving due consideration to the nature of the claim, the amount and nature of any damages sought, and the probability of success. Such judgments are made with the understanding that the outcome of any litigation,  investigation,  or  other  legal  proceeding  is  inherently  uncertain.  In  accordance  with  GAAP,  the  Company  records  liabilities  for  matters  where  it  is probable a loss has been incurred and the amount of loss is reasonably estimable. The actual outcomes of the items listed below could ultimately differ from the judgments made and the differences could be material. The Company cannot make any assurances that the amount of reserves or potential insurance coverage will be sufficient to cover the cash obligations that might be incurred as a result of litigation or regulatory proceedings. Except as otherwise disclosed, the Company does not expect that any known lawsuits, environmental costs, and commitments will have a material effect on its financial condition, results of operations, or cash flows. B - 79 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Commitments and Contingencies Related to the Environment PVNGS Decommissioning Funding The costs of decommissioning a nuclear power plant are substantial. PNM is responsible for all decommissioning obligations related to its entire interest in PVNGS, including portions under lease both during and after termination of the leases. PNM has a program for funding its share of decommissioning costs for PVNGS, including portions held under leases. The nuclear decommissioning funding program is invested in equities and fixed income instruments in qualified and non-qualified trusts. PNM funded $1.3 million, $1.3 million, and $2.0 million for the years ended December 31, 2019, 2018, and 2017 into the qualified and nonqualified trust funds. The market value of the trusts at December 31, 2019 and 2018 was $336.0 million and $287.1 million. See Note 17 for additional discussion of the NM Supreme Court’s decisions in PNM’s appeal of the NMPRC’s decisions in the NM 2015 Rate Case. Nuclear Spent Fuel and Waste Disposal   Nuclear power plant operators are required to enter into spent fuel disposal contracts with the DOE that require the DOE to accept and dispose of all spent nuclear fuel and other high-level radioactive wastes generated by domestic power reactors. Although the Nuclear Waste Policy Act required the DOE to develop a permanent repository for the storage and disposal of spent nuclear fuel by 1998, the DOE announced that it would not be able to open the repository by 1998 and sought to excuse its performance of these requirements. In November 1997, the DC Circuit issued a decision preventing the DOE from excusing its own delay but refused to order the DOE to begin accepting spent nuclear fuel. Based on this decision and the DOE’s delay, a number of utilities, including APS (on behalf of itself and the other PVNGS owners, including PNM), filed damages actions against the DOE in the Court of Federal Claims. The lawsuits filed by APS alleged that damages  were  incurred  due  to  DOE’s  continuing  failure  to  remove  spent  nuclear  fuel  and  high-level  waste  from  PVNGS.  In  August  2014,  APS  and  the  DOE entered  into  a  settlement  agreement  that  establishes  a  process  for  the  payment  of  claims  for  costs  incurred  through  December  31,  2019.  Under  the  settlement agreement, APS must submit claims annually for payment of allowable costs. PNM records estimated claims on a quarterly basis. The benefit from the claims is passed through to customers under the FPPAC to the extent applicable to NMPRC regulated operations. PNM  estimates  that  it  will  incur  approximately  $57.7 million (in  2016  dollars)  for  its  share  of  the  costs  related  to  the  on-site  interim  storage  of  spent nuclear fuel at PVNGS during the term of the operating licenses. PNM accrues these costs as a component of fuel expense as the nuclear fuel is consumed. At December 31, 2019 and 2018, PNM had a liability for interim storage costs of $12.7 million and $12.4 million, which is included in other deferred credits. PVNGS has sufficient capacity at its on-site Independent Spent Fuel Storage Installation (“ISFSI”) to store all of the nuclear fuel that will be irradiated during the initial operating license period, which ends in December 2027.  Additionally, PVNGS has sufficient capacity at its on-site ISFSI to store a portion of the fuel that will be irradiated during the period of extended operation, which ends in November 2047.  If uncertainties regarding the U.S. government’s obligation to accept  and  store  spent  fuel  are  not  favorably  resolved,  APS  will  evaluate  alternative  storage  solutions  that  may  obviate  the  need  to  expand  the  ISFSI  to accommodate all of the fuel that will be irradiated during the period of extended operation. The Energy Transition Act On March 22, 2019, the Governor signed into New Mexico state law Senate Bill 489, known as the Energy Transition Act (“ETA”). The ETA became effective as of June 14, 2019 and sets a statewide standard that requires investor-owned electric utilities to have specified percentages of their electric-generating portfolios be from renewable and zero-carbon generating resources. Prior to the enactment of the ETA, the REA established a mandatory RPS requiring utilities to acquire  a  renewable  energy  portfolio  equal  to  10% of  retail  electric  sales  by  2011,  15% by  2015,  and  20% by  2020.  The  ETA  amends  the  REA  and  requires utilities operating in New Mexico to have renewable portfolios equal to 20% by 2020, 40% by 2025, 50% by 2030, 80% by 2040, and 100% zero-carbon energy by 2045. The ETA also amends sections of the REA to allow for the recovery of undepreciated investments and decommissioning costs related to qualifying EGUs that the NMPRC has required be removed from retail jurisdictional rates, provided replacement resources to be included in retail rates have lower or zero-carbon emissions. The ETA requires the NMPRC to review and approve utilities’  annual renewable portfolio plans to ensure compliance  with the RPS. The ETA also directs the New Mexico Environmental Improvement Board to adopt standards of performance that limit CO2 emissions to no more than B - 80 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 1,100 lbs. per MWh beginning January 1, 2023 for new or existing coal-fired EGUs with original installed capacities exceeding 300 MW. The ETA provides for a transition from fossil-fuel generation resources to renewable and other carbon-free resources through certain provisions relating to the abandonment of coal-fired generating facilities. These provisions include the use of “energy transition bonds,” which are designed to be highly rated bonds that can be issued to finance certain costs of abandoning coal-fired facilities that are retired prior to January 1, 2023 for facilities operated by a “qualifying utility,” or prior  to  January  1,  2032  for  facilities  that  are  not  operated  by  the  qualifying  utility.  The  amount  of  energy  transition  bonds  that  can  be  issued  to  recover abandonment costs is limited to the lesser of $375.0 million or 150% of the undepreciated investment of the facility as of the abandonment date. Proceeds provided by energy transition bonds must be used only for purposes related to providing utility service to customers and to pay “financing costs” (as defined by the ETA). These  costs  may  include  plant  decommissioning  and  coal  mine  reclamation  costs  provided  those  costs  have  not  previously  been  recovered  from  customers  or disallowed by the NMPRC or by a court order. See Note 17 for a discussion of the NM Supreme Court’s decision to affirm the NMPRC’s disallowance of certain costs,  including  the  cost  of  BDT  at  SJGS,  in  PNM’s  NM  2015  Rate  Case.  Proceeds  from  energy  transition  bonds  may  also  be  used  to  fund  severances  for employees of the retired facility and related coal mine and to promote economic development, education and job training in areas impacted by the retirement of the coal-fired  facilities.  Energy  transition  bonds  must  be  issued  under  a  NMPRC  approved  financing  order,  are  secured  by  “energy  transition  property,”  are  nonrecourse to the issuing utility, and must be repaid by a non-bypassable charge paid by all customers of the issuing utility. These customer charges are subject to an adjustment mechanism designed to provide for timely and complete payment of principal and interest due under the energy transition bonds. The ETA also provides that utilities must obtain NMPRC approval of competitively procured replacement resources that shall be evaluated based on their cost, economic  development  opportunity, ability  to provide jobs with comparable  pay and benefits  to those lost upon retirement  of the facility,  and that do not exceed emissions thresholds specified in the ETA. In determining whether to approve replacement resources, the NMPRC must give preference to resources with the least environmental impacts, those with higher ratios of capital costs to fuel costs, and those located in the school district of the abandoned facility. The ETA also provides for the procurement of energy storage facilities and gives utilities discretion to maintain, control, and operate these systems to ensure reliable and efficient service. PNM expects the ETA will have a significant impact on PNM’s future generation portfolio, including PNM’s planned retirement of SJGS in 2022. See additional discussion in Note 17 of PNM’s SJGS Abandonment Application. PNM cannot predict the full impact of the ETA or the outcome of its pending and potential future generating resource abandonment and replacement resource filings with the NMPRC. The Clean Air Act   Regional Haze In 1999, EPA developed a regional haze program and regional haze rules under the CAA. The rule directs each of the 50 states to address regional haze. Pursuant to the CAA, states have the primary role to regulate visibility requirements by promulgating SIPs. States are required to establish goals for improving visibility in national parks and wilderness areas (also known as Class I areas) and to develop long-term strategies for reducing emissions of air pollutants that cause visibility impairment in their own states and for preventing degradation in other states. States must establish a series of interim goals to ensure continued progress by  adopting  a  new  SIP  every  ten years.  In  the  first  SIP  planning  period,  states  were  required  to  conduct  BART  determinations  for  certain  covered  facilities, including  utility  boilers,  built  between  1962  and  1977  that  have  the  potential  to  emit  more  than  250 tons  per  year  of  visibility  impairing  pollution.  If  it  was demonstrated that the emissions from these sources caused or contributed to visibility impairment in any Class I area, then BART must have been installed by the beginning of 2018. For all future SIP planning periods, states must evaluate whether additional emissions reduction measures may be needed to continue making reasonable progress toward natural visibility conditions. On January 10, 2017, EPA published in the Federal Register revisions to the regional haze rule. EPA also provided a companion draft guidance document for  public  comment.  The  new  rule  delayed  the  due  date  for  the  next  cycle  of  SIPs  from  2019  to  2021,  altered  the  planning  process  that  states  must  employ  in determining whether to impose “reasonable progress” emission reduction measures, and gave new authority to federal land managers to seek additional emission reduction measures outside of B - 81 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 the states’ planning process. Finally, the rule made several procedural changes to the regional haze program, including changes to the schedule and process for states to file 5-year progress reports. EPA’s new rule was challenged by numerous parties. On January 19, 2018, EPA filed a motion to hold the case in abeyance in light of several letters issued by EPA on January 17, 2018 to grant various petitions for reconsideration of the 2017 rule revisions. EPA’s decision to revisit the 2017 rule is not a determination on the merits of the issues raised in the petitions. On December  20, 2018, EPA released  a new guidance  document on tracking  visibility  progress  for the second planning  period.  EPA is allowing  states discretion to develop SIPs that may differ from EPA’s guidance as long as they are consistent with the CAA and other applicable regulations. On August 20, 2019, EPA finalized the draft guidance that was released in 2017 as a companion to the regional haze rule revisions. The final guidance differs from the draft in several ways. For example, the final guidance recognizes that sources already subject to BART may not need to be re-evaluated under the full four-factor analysis whereas the draft guidance encouraged states to evaluate all sources regardless of whether they were previously subject to BART. In addition, the final guidance recognizes that  states  may  consider  both  visibility  benefits  and  the  cost  of  different  control  options  when  applying  the  four-factor  analysis  whereas  the  draft  guidance recommended  states  require  any  control  measures  identified  to  be  reasonable  after  considering  the  four-factor  analysis  alone.  SIPs  for  the  second  compliance period are due in July 2021. NMED is currently preparing its SIP for the second compliance period and has notified PNM that it will not require a regional haze four-factor  analysis  for  SJGS  provided  PNM  is  still  planning  to  retire  its  share  of  SJGS  in  2022.  PNM  is  continuing  to  evaluate  the  potential  impacts  of  these matters. SJGS BART Compliance – SJGS is a source that is subject to the statutory obligations of the CAA to reduce visibility impacts. PNM, as the operating agent for SJGS, engaged in discussions with NMED and EPA which resulted in a non-binding agreement that included the retirement of SJGS Units 2 and 3 by the end of 2017  and  the  installation  of  SNCRs on  Units  1  and  4  (the  Revised  State  Implementation  Plan  or  “RSIP”),  which  was approved  by  the  EPA.  In  addition  to  the SNCR equipment required by the RSIP, the NSR permit, which was required to be obtained in order to install the SNCRs, specified that SJGS Units 1 and 4 be converted  to  balanced  draft  technology  (“BDT”).  Installation  of  SNCRs  on  Unit  1  and  BDT  equipment  on  both  Units  1  and  4  was  completed  in  2015  and installation of SNCRs on Unit 4 was completed in January 2016, which dates were within the time frame contained in the RSIP. PNM’s share of the total costs for SNCRs and BDT equipment was $77.7 million. See Note 17 for information concerning the NMPRC’s treatment of BDT in PNM’s NM 2015 Rate Case, parties’ appeals of that order, and the NM Supreme Court’s May 2019 decision in the appeals. After  extensive  settlement  negotiations  and  public  hearings,  in  December  2015,  the  NMPRC  issued  an  order  adopting  a  settlement  agreement  between several parties. As provided in that order: • • • • • PNM  would  retire  SJGS  Units  2  and  3  (PNM’s  ownership  interest  was  418 MW)  by  December  31,  2017  and  recover,  over  20 years,  50% of  their undepreciated net book value at that date and earn a regulated return on those costs at PNM’s WACC PNM was granted a CCN to acquire an additional 132 MW in SJGS Unit 4 with an initial book value of  zero, plus the costs of SNCR and other capital additions as a jurisdictional resource to serve PNM’s New Mexico retail customers, and to acquire 65 MW of SJGS Unit 4 as merchant plant effective January  1,  2018;  PNM  is  prohibited  from  seeking  recovery  of  any  undepreciated  investment  in  the  132 MW  interest  in  the  event  SJGS  Unit  4  is abandoned and PNM and PNMR commit that no further coal-fired merchant plant will be acquired at any time by PNM, PNMR, or any PNM affiliate. See additional discussion below regarding these interests under PNM’s December 2018 Compliance Filing PNM  was  granted  a  CCN for  134 MW  of  PVNGS Unit  3 with  an  initial  rate  base  value  equal  to  the  book  value  as  of  December  31,  2017, including transmission assets associated with PVNGS Unit 3 as a jurisdictional resource to serve PNM’s New Mexico retail customers beginning January 1, 2018 Beginning January 1, 2020, for every MWh produced by 197 MW of coal-fired generation from PNM’s ownership share of SJGS, PNM will acquire and retire one MWh of RECs or allowances that include a zero-CO 2 emission attribute compliant with EPA’s Clean Power Plan; this REC retirement is in addition to what is required to meet the RPS; the cost of these RECs are to be capped at $7.0 million per year and will be recovered in rates; PNM should purchase EPA-compliant RECs from New Mexico renewable generation unless those RECs are more costly PNM would accelerate recovery of SNCR costs on SJGS Units 1 and 4 so that the costs are fully recovered by July 1, 2022 B - 82 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 • PNM was required to make a filing with the NMPRC no later than December 31, 2018 to determine the extent to which SJGS should continue serving PNM’s retail customers’ needs after June 30, 2022. See additional discussion of this matter below under PNM’s December 2018 Compliance Filing SJGS Units 2 and 3 were shut down in December 2017. At shutdown, the carrying value for PNM’s ownership share of SJGS Units 2 and 3 was comprised of plant in service of $439.4 million and accumulated depreciation and amortization (including cost of removal) of $188.3 million for a net book value of $251.1 million. As of December 31, 2017, these amounts were written off and offset by losses recorded upon the NMPRC’s December 2015 approval and subsequent adjustments totaling $128.6 million. PNM also recorded a regulatory asset of $125.5 million for the 50% of the undepreciated book value that is being recovered from ratepayers pursuant to the NMPRC’s December 2015 order described above. This resulted in the reversal of previously recorded losses of $3.0 million being recorded  at  December  31,  2017.  In  addition,  PNM  recognized  a  reversal  of  $1.0  million of  previously  recorded  losses  for  other  unrecoverable  costs.  These reversals, which total $4.0 million, are included in regulatory disallowances and restructuring costs on the Consolidated Statements of Earnings. All appeals of this matter have been resolved and the matter is now concluded. December 2018 Compliance Filing – As discussed above, in December 2015 PNM received NMPRC approval for a plan to comply with EPA’s regional haze rule at SJGS. Among other things, the NMPRC’s December 2015 order required that, no later than December 31, 2018, PNM make a filing with the NMRPC to  determine  the  extent  to  which  SJGS  should  continue  serving  PNM’s  customers’  needs  after  June  30,  2022  (the  “December  2018  Compliance  Filing”).  The December 2018 Compliance Filing was required to be made before PNM entered into a binding commitment for post-2022 coal supply but after PNM received firm pricing and other terms for the supply of coal at SJGS, unless PNM did not intend to pursue an agreement for post-2022 coal supply at SJGS. The NMPRC’s December 2015 order also indicated that, if SJGS Unit 4 is abandoned with undepreciated investment on PNM’s books, PNM is prohibited from recovering the undepreciated investment of its 132 MW interest and required that PNM’s 65 MW interest in SJGS Unit 4 be treated as excluded merchant plant. PNM is currently depreciating virtually all of its investments in SJGS through 2053, which reflects the period of time over which the NMPRC has authorized PNM to recover its investment in SJGS from New Mexico retail customers. PNM submitted the December 2018 Compliance Filing to the NMPRC on December 31, 2018 indicating that, consistent with the conclusions reached in PNM’s 2017 IRP, PNM’s customers would benefit from the retirement of PNM’s share of SJGS after the current SJGS CSA expires in mid-2022. The December 2018  Compliance  Filing  also  indicated  that,  pursuant  to  the  terms  of  the  agreements  governing  SJGS,  all  of  the  SJGS  owners  except  for  Farmington  provided written notice that they do not intend to extend the SJGS operating agreements beyond their June 30, 2022 expiration dates, and that PNM has provided written notice to the San Juan mine operator that PNM does not intend to extend the SJGS CSA beyond June 30, 2022. On January 30, 2019, the NMPRC issued an order initiating  a  proceeding  and  requiring  PNM  to  submit  an  application  for  the  abandonment  of  PNM’s  share  of  SJGS  by  March  1,  2019.  PNM  filed  a  motion requesting the NMPRC vacate the January 30, 2019 order, which was deemed denied. On February 27, 2019, PNM filed a petition with the NM Supreme Court stating that the requirements of the January 30, 2019 order exceed the NMPRC’s authority by, among other things, mandating PNM to make a filing that is legally voluntary, and that the order is contrary to NMPRC precedent which requires abandonment applications to also include identified replacement resources and other information that would not be available to PNM by March 1, 2019. On March 1, 2019, the NM Supreme Court granted a temporary stay of the NMPRC’s order. Various parties intervened in the petition. On June 26, 2019, and after the effective date of the ETA, the NM Supreme Court lifted the stay and denied PNM’s petition without discussion. On July 1, 2019, PNM filed its SJGS Abandonment Application. See Note 17. GAAP  requires  that  long-lived  assets  be  tested  for  impairment  when  events  or  changes  in  circumstances  indicate  that  their  carrying  value  may  not  be recoverable. As of December 31, 2018, PNM evaluated the events surrounding its future participation in SJGS and determined that it is more likely than not that PNM’s share of SJGS will be retired in 2022. As a result, PNM performed an impairment analysis that assumed SJGS would not continue to operate through 2053, as previously approved by the NMPRC. PNM’s impairment analysis indicated that, pursuant to the NMPRC’s December 2015 order, PNM’s undepreciated 132 MW interest in SJGS Unit 4 at June 30, 2022 will not be recovered from customers; that the estimated future cash flows expected to result from the operation of SJGS Unit 4 through June 30, 2022 are not sufficient to provide for recovery of PNM’s 65 MW merchant interest in the facility; and that it is unlikely PNM will be able to sell or transfer its interests in SJGS to third parties at amounts sufficient to provide for their recovery. As a result, as of December 31, 2018, PNM recorded a  pre-tax  impairment  of  its  investment  in  SJGS  of  approximately  $35.0 million,  which  is  reflected  as  regulatory  disallowances  and  restructuring  costs  on  the Consolidated Statements of Earnings. This amount includes the entire $11.9 million carrying value of PNM’s 65 MW interest in SJGS Unit 4 B - 83 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 as of December 31, 2018 and $23.1 million of estimated undepreciated investments in PNM’s 132 MW jurisdictional interest as of June 30, 2022 that will not be recovered from customers. See additional discussion below regarding the increase in PNM’s estimated liability for coal mine reclamation.    NEE Complaint – On March 31, 2016, NEE filed a complaint with the NMPRC alleging that PNM failed to comply with its discovery obligation in the case authorizing the shutdown of SJGS Units 2 and 3 and requesting the NMPRC investigate whether financing provided by NM Capital to the former owner of SJCC (the “Westmoreland Loan”) could adversely affect PNM’s ability to provide electric service to its retail customers. On January 31, 2018, NEE filed a motion asking the NMPRC to investigate whether PNM’s relationship with the former owner of SJCC could be harmful to PNM’s customers. On May 23, 2018, PNM filed its response to the NMPRC staff’s comments noting that the Westmoreland Loan was paid in full on May 22, 2018. On October 11, 2018, PNM notified the NMPRC that the former owner of SJCC, Westmoreland, had filed voluntary petitions for relief under Chapter 11 of the U.S. Bankruptcy Code. As discussed in Note 10, on March 15, 2019, Westmoreland announced that it had emerged from Chapter 11 bankruptcy as a privately held company owned and operated by a group of its former creditors. Under the reorganization, all the assets of SJCC were sold to WSJ LLC. As successor entity to SJCC, WSJ LLC assumed all rights and obligations of Westmoreland including obligations to PNM under the SJGS CSA. The NMPRC has taken no further action on NEE’s complaints. PNM is not able to predict the potential outcome of this matter but does not anticipate the NMPRC will take any further action. SJGS Ownership Restructuring Matters –  Prior  to  December  31,  2017,  SJGS  was  jointly  owned  by  PNM  and  eight other  entities,  including  three participants that operate in the State of California. Furthermore, each participant did not have the same ownership interest in each unit. The SJPPA that governs the operation of SJGS expires on July 1, 2022. In connection with requirements to install SNCR and BDT equipment at SJGS, certain participants indicated their intent to exit ownership in the plant. As a result, the SJGS participants negotiated a restructuring of the ownership in SJGS and addressed the obligations of the exiting participants for plant decommissioning, mine reclamation, environmental matters, and certain future operating costs, among other items. Prior to the restructuring, the exiting participants owned 50.0% of SJGS Unit 3 and 38.8% of SJGS Unit 4, but none of SJGS Units 1 and 2, and PNM owned 50.0% of SJGS Units 1, 2, and 3 and 38.5% of SJGS Unit 4. Following mediated negotiations, the SJGS participants executed the San Juan Project Restructuring Agreement (“SJGS RA”). The SJGS RA provides the essential terms of restructured ownership and addresses other related matters, including that the exiting participants remain obligated for their proportionate shares of environmental, mine reclamation, and certain other legacy liabilities that are attributable to activities that occurred prior to their exit. Under the SJGS RA, PNM would acquire 132 MW and PNMR Development would acquire 65 MW of the capacity in SJGS Unit 4 from the exiting owners on the exit date for no initial cost other than funding certain capital improvements. Consistent with the NMPRC order, PNM acquired the rights and obligations related to the 65 MW from PNMR Development effective on December 31, 2017 in order to facilitate dispatch of power from that capacity. SJGS Units 2 and 3 were shut down in December 2017 and the restructuring  of SJGS ownership under the SJGS RA occurred on December 31, 2017, including PNM’s acquisition of the additional 132 MW and 65 MW ownership interests in SJGS Unit 4 as set forth above. As ordered by the NMPRC, PNM treats the 65 MW interest as merchant utility plant that is excluded from retail rates. PNM has agreements to sell the power from 36 MW of that capacity to a third party at a fixed price for the period January 1, 2018 through June 30, 2022. See Note 9. Beginning in 2018, SJGS is jointly owned by five entities. Including the 65 MW considered to be merchant plant, PNM’s ownership share is 77.3% in SJGS Unit 4 and an aggregate of  66.3% in SJGS Units 1 and 4. See Note 17 for additional discussion of PNM’s July 1, 2019 SJGS Abandonment Application. Four Corners On August 6, 2012, EPA issued its Four Corners FIP with a final BART determination for Four Corners. The rule included two compliance alternatives. On December 30, 2013, APS notified EPA that the Four Corners participants selected the alternative that required APS to permanently close Units 1, 2, and 3 by January 1, 2014 and install SCR post-combustion NOx control technology on each of Units 4 and 5 by July 31, 2018. Installation of SCRs on Four Corners Unit 5 was completed in March 2018 and the installation on Unit 4 was completed in June 2018. PNM owns a 13% interest in Units 4 and 5, but had no ownership interest in Units 1, 2, and 3, which were shut down by APS on December 30, 2013. For particulate matter emissions, EPA is requiring Units 4 and 5 to meet an emission limit of 0.015 lbs./MMBTU and the plant to meet a 20% opacity limit, both of which B - 84 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 are achievable through operation of the existing baghouses. Although unrelated to BART, the final BART rule also imposes a 20% opacity limitation on certain fugitive dust emissions from Four Corners’ coal and material handling operations. PNM share of costs for post-combustion controls at Four Corners Units 4 and 5 through December 31, 2018 was $88.7 million, including PNM’s AFUDC. See Note 17 for information on the NMPRC’s treatment of these costs in PNM’s NM 2016 Rate Case. The Four Corners plant site is located on land within the Navajo Nation. APS, on behalf of the Four Corners participants, negotiated amendments to the existing agreement with the Navajo Nation, which extends the owners’ right to operate the plant on the site to July 2041.  The DOI issued a Record of Decision on July 17, 2015 approving the 25-year extension for Four Corners, authorizes continued mining operations to supply the remaining units at Four Corners, renews transmission line and access road rights-of-way on the Navajo and Hopi Reservations, and accepts the proposed mining plan for the Navajo Mine.   The  Four  Corners  participants’  obligations  to  comply  with  EPA’s  final  BART  determinations,  coupled  with  the  financial  impact  of  climate  change regulation or legislation, other environmental regulations, and other business or regulatory considerations, could jeopardize the economic viability of Four Corners or the ability of individual participants to continue their participation in Four Corners. Four Corners Federal Agency Lawsuit – On April 20, 2016, several environmental groups filed a lawsuit against OSM and other federal agencies in the U.S. District Court for the District of Arizona in connection with their issuance of the approvals that extended the life of Four Corners and the adjacent mine.  The lawsuit alleges that these federal agencies violated both the ESA and NEPA in providing the federal approvals necessary to extend operations at Four Corners and the adjacent mine past July 6, 2016.  The court granted an APS motion to intervene in the litigation. On September 15, 2016, NTEC, the current owner of the mine providing coal to Four Corners, filed a motion to intervene for the limited purpose of seeking dismissal of the lawsuit based on NTEC’s tribal sovereign immunity. On September 11, 2017, the court granted NTEC’s motion and dismissed the case with prejudice, terminating the proceedings. The environmental group plaintiffs filed a Notice of Appeal of the dismissal in the U.S. Court of Appeals for the Ninth Circuit on November 9, 2017, and the court granted their subsequent motion to expedite the appeal. Oral arguments for the appeal were held on March 7, 2019. On July 29, 2019, the Ninth Circuit issued a decision affirming the District Court’s dismissal of the case. In September 2019, the environmental groups filed a motion for reconsideration, which was denied in December 2019. PNM cannot predict whether parties will seek further review of this matter by means of petitioning the U.S. Supreme Court or the outcome of potential future litigation.   Carbon Dioxide Emissions On  August  3,  2015,  EPA  established  standards  to  limit  CO2 emissions  from  power  plants.  EPA  took  three separate  but  related  actions  in  which  it:  (1) established the Carbon Pollution Standards for new, modified, and reconstructed power plants; (2) established the Clean Power Plan to set standards for carbon emission reductions from existing power plants; and (3) released a proposed federal plan associated with the final Clean Power Plan. The Clean Power Plan was published on October 23, 2015. Multiple states, utilities, and trade groups filed petitions for review in the DC Circuit to challenge both the Carbon Pollution Standards for new sources and the Clean Power Plan for existing sources. Numerous parties also simultaneously filed motions to stay the Clean Power Plan during the litigation. On January 21, 2016, the DC Circuit denied petitions to stay the Clean Power Plan, but 29 states and state agencies successfully petitioned the US Supreme Court for a stay, which was granted on February 9, 2016. The decision meant that the Clean Power Plan was not in effect and neither states nor sources were obliged to comply with its requirements. With the US Supreme Court stay in place, the DC Circuit heard oral arguments on the merits of the Clean Power Plan on September 27, 2016 in front of a ten judge en banc panel. However, before the DC Circuit could issue an opinion, the Trump Administration asked that the case be held in abeyance while the rule was being re-evaluated, which was granted. On March 28, 2017, President Trump issued an Executive Order on Energy Independence. The order put forth two general policies: promote clean and safe development of energy resources, while avoiding regulatory burdens, and ensure electricity is affordable, reliable, safe, secure, and clean.  The order directed the EPA Administrator to review and, if appropriate and consistent with law, suspend, revise, or rescind (1) the Clean Power Plan, (2) the New Source Performance Standards (“NSPS”) for GHG from new, reconstructed, or modified electric generating units, (3) the Proposed Clean Power Plan Model Trading Rules, and (4) the Legal Memorandum supporting the Clean Power Plan. In response to the Executive Order, EPA filed a petition with the DC B - 85 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Circuit requesting  the cases challenging  the Clean Power Plan be held in abeyance  until after  the conclusion of EPA’s review and any subsequent rulemaking, which was granted. In addition, the DC Circuit issued a similar order in connection with a motion filed by EPA to hold cases challenging the NSPS in abeyance. On  September  17,  2019,  the  DC  Circuit  issued  an  order  that  granted  motions  by  various  petitioners,  including  industry  groups  and  EPA,  to  dismiss  the  cases challenging the Clean Power Plan as moot due to EPA’s issuance of the Affordable Clean Energy rule. EPA’s efforts to replace the Clean Power Plan with the Affordable Clean Energy rule began on October 10, 2017, when EPA issued a NOPR proposing to repeal  the  Clean  Power  Plan  and  filed  its  status  report  with  the  court  requesting  the  case  be  held  in  abeyance  until  the  completion  of  the  rulemaking  on  the proposed repeal. The NOPR proposed a legal interpretation concluding that the Clean Power Plan exceeded EPA’s statutory authority. On August 31, 2018, EPA published a proposed rule, known as the Affordable Clean Energy rule, to replace the Clean Power Plan. On June 19, 2019, EPA released the final version of the Affordable Clean Energy rule. EPA takes three actions in the final rule: (1) repealing the Clean Power Plan; (2) promulgating the Affordable Clean Energy rule; and  (3)  revising  the  implementing  regulations  for  all  emission  guidelines  issued  under  Clean  Air  Act  Section  111(d),  which,  among  other  things,  extends  the deadline for state plans and the timing for EPA’s approval process. The final rule is very similar to the August 2018 proposed rule. EPA set the Best System of Emissions Reduction (“BSER”) for existing coal-fired power plants as heat rate efficiency improvements based on a range of “candidate technologies” that can be applied  inside  the  fence-line.  Rather  than  setting  a  specific  numerical  standard  of  performance,  EPA’s  rule  directs  states  to  determine  which  of  the  candidate technologies to apply to each coal-fired unit and establish standards of performance based on the degree of emission reduction achievable based on the application of BSER.  The final rule requires states to submit a plan to EPA by July 8, 2022 and then EPA has one year to approve the plan. If states do not submit a plan or their submitted plan is not acceptable, EPA will have two years to develop a federal plan. The Affordable Clean Energy rule is not expected to impact SJGS since EPA’s final approval of a state SIP would occur after the planned shutdown of SJGS in 2022 (subject to NMPRC approval). Since  the  Navajo  Nation  does  not  have  primacy  over  its  air  quality  program,  EPA  would  be  the  regulatory  authority  responsible  for  implementing  the Affordable Clean Energy rule on the Navajo Nation. PNM is currently reviewing the requirements of the Affordable Clean Energy rule and is unable to predict the potential financial or operational impacts on Four Corners. While corresponding NSR reform regulations were proposed as part of the proposed Affordable Clean Energy rule, the final rule did not include such reform  measures.  EPA  has  indicated  that  it  plans  to  finalize  the  proposed  NSR  reform  in  2020.  Unrelated  to  the  Affordable  Clean  Energy  rule,  EPA  issued  a proposed rule on August 1, 2019 to clarify one aspect of the pre-construction review process for evaluating whether the NSR permitting program would apply to a proposed  project  at  an  existing  source  of  emissions.  The  proposed  rule  clarifies  that  both  emissions  increases  and  decreases  resulting  from  a  project  are  to  be considered in determining whether the proposed project will result in an increase in air emissions. On December 20, 2018, EPA published in the Federal Register a proposed rule that would revise the Carbon Pollution Standards rule published in October 2015 for new, reconstructed, or modified coal-fired EGUs. The proposed rule would revise the standards for new coal-fired EGUs based on the revised BSER as the most efficient demonstrated steam cycle (e.g., supercritical steam conditions for large units and subcritical steam conditions for small units), instead of partial carbon capture and sequestration. As a result, the proposed rule contains less stringent CO2 emission performance standards for new units. EPA has also proposed revisions to the standards for reconstructed and modified fossil-fueled power plants to align with the proposed standards for new units. EPA is not proposing any changes nor reopening the standards of performance for newly constructed or reconstructed stationary combustion turbines. Comments on the proposal were due on March 18, 2019 and a final rule is expected in 2020. PNM’s review of the GHG emission reductions standards under the Affordable Clean Energy rule and the revised proposed Carbon Pollution Standards rule is ongoing. The Affordable Clean Energy rule has been challenged by several parties and may be impacted by further litigation. As discussed above, SJGS may also be required to comply with additional CO2 emissions restrictions issued by the New Mexico Environmental Improvement Board pursuant to the recently enacted ETA. PNM cannot predict the impact these standards may have on its operations or a range of the potential costs of compliance, if any. National Ambient Air Quality Standards (“NAAQS”) The  CAA  requires  EPA  to  set  NAAQS  for  pollutants  reasonably  anticipated  to  endanger  public  health  or  welfare.  EPA  has  set  NAAQS  for  certain pollutants, including NOx, SO2, ozone, and particulate matter. In 2010, EPA updated the primary NOx B - 86 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 and SO2 NAAQS to include a 1-hour standard while retaining the annual standards for NOx and SO 2 and the 24-hour SO2 standard. EPA also updated the final particulate matter standard in 2012 and updated the ozone standard in 2015. NOX Standard – On April 18, 2018, EPA published the final rule to retain the current primary health-based NOx standards of which NO2 is the constituent of greatest concern and is the indicator for the primary NAAQS. EPA concluded that the current 1-hour and annual primary NO2 standards are requisite to protect public health with an adequate margin of safety. The rule became effective on May 18, 2018. SO2 Standard – On May 13, 2014, EPA released the draft data requirements rule for the 1-hour SO2 NAAQS, which directs state and tribal air agencies to characterize current air quality in areas with large SO2 sources to identify maximum 1-hour SO 2 concentrations. This characterization would result in these areas being designated as attainment, nonattainment, or unclassifiable for compliance with the 1-hour SO2 NAAQS. On March 2, 2015, the U.S. District Court for the Northern District of California approved a settlement that imposed deadlines for EPA to identify areas that violate the NAAQS standards for 1-hour SO2 emissions. The  settlement  resulted  from  a  lawsuit  brought  by  Earthjustice  on  behalf  of  the  Sierra  Club  and  the  Natural  Resources  Defense  Council  under  the  CAA.  The consent  decree  required,  among  other  things,  that  EPA  must  issue  designations  for  areas  for  which  states  have  adopted  a  new  monitoring  network  under  the proposed data requirements rule by December 2020. EPA regions sent letters to state environmental agencies explaining how EPA plans to implement the consent decree.  The letters outline the schedule that EPA expects states to follow in moving forward with new SO2 non-attainment designations. NMED did not receive a letter. On August 11, 2015, EPA released the Data Requirements Rule for SO2, telling states how to model or monitor to determine attainment or nonattainment with  the  new  1-hour  SO2 NAAQS.    On  June  3,  2016,  NMED  notified  PNM  that  air  quality  modeling  results  indicated  that  SJGS  was  in  compliance  with  the standard. In January 2017, NMED submitted its formal modeling report regarding attainment status to EPA. The modeling indicated that no area in New Mexico exceeds  the  1-hour  SO2 standard.  NMED  submitted  the  first  annual  report  for  SJGS  as  required  by  the  Data  Requirements  Rule  in  June  2018.  That  report recommended that no further modeling was warranted due to decreased SO2 emissions. NMED submitted the second annual modeling report to EPA in July 2019. That report retained the recommendation that no further modeling is needed at this time and is subject to EPA review. On February 25, 2019, EPA announced its final decision to retain without changes the primary health-based NAAQS for SOx. Specifically, EPA will retain the current 1-hour standard for SO2, which is 75 parts per billion, based on the 3-year average of the 99th percentile of daily maximum 1-hour SO2 concentrations.  SO2 is the most prevalent SOx compound and is used as the indicator for the primary SOx NAAQS. On May 14, 2015, PNM received an amendment to its NSR air permit for SJGS, which reflects the revised state implementation plan for regional haze BART and required the installation of SNCRs. The revised permit also required the reduction of SO2 emissions to 0.10 pound per MMBTU on SJGS Units 1 and 4 and the installation of BDT equipment modifications for the purpose of reducing fugitive emissions, including NOx, SO2, and particulate matter. These reductions help SJGS meet the NAAQS for these constituents. The BDT equipment modifications were installed at the same time as the SNCRs, in order to most efficiently and cost effectively conduct construction activities at SJGS. See a discussion of the regulatory treatment of BDT in Note 17. Ozone Standard – On October 1, 2015, EPA finalized the new ozone NAAQS and lowered both the primary and secondary 8-hour standard from 75 to 70 parts per billion. With ozone standards becoming more stringent, fossil-fueled generation units will come under increasing pressure to reduce emissions of NOx and volatile organic compounds since these are the pollutants that form ground level ozone. On  November  10,  2015,  EPA  proposed  a  rule  revising  its  Exceptional  Events  Rule,  which  outlines  the  requirements  for  excluding  air  quality  data (including ozone data) from regulatory decisions if the data is affected  by events outside an area’s control. The proposed rule is important in light of the more stringent  ozone  NAAQS  final  rule  since  western  states  like  New  Mexico  and  Arizona  are  subject  to  elevated  background  ozone  transport  from  natural  local sources,  such  as  wildfires  and  stratospheric  inversions,  and  transported  via  winds  from  distant  sources  in  other  regions  or  countries.  EPA  finalized  the  rule  on October 3, 2016 and released related guidance in 2018 and 2019 to help implement its new exceptional events policy. During 2017 and 2018, EPA released rules establishing area designations for ozone. In those rules, San Juan County, New Mexico, where SJGS and Four Corners are located, is designated as attainment/unclassifiable and only a small area in Dona Ana B - 87 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 County,  New  Mexico  is  designated  as  marginal  non-attainment.    The  final  rule  also  establishes  the  timing  of  attainment  dates  for  each  non-attainment  area classification, which are marginal, moderate, serious, severe, or extreme. The rule became effective May 8, 2018. Attainment plans for nonattainment areas are due in August 2021. NMED has responsibility for bringing the small area in Dona Ana County designated as marginal/non-attainment for ozone into compliance and will look at  all  sources  of  NOx  and  volatile  organic  compounds.  On  November  22,  2019,  EPA  issued  findings  that  several  states,  including  New  Mexico,  had  failed  to submit SIPs for the 8-hour ozone NAAQS. In response, in December 2019, NMED published the Public Review Draft of the New Mexico 2013 NAAQS Good Neighbor SIP that outlines the strategies and emissions control measures that are expected to improve air quality in the area by May 8, 2021. These strategies and measures would aim to reduce the amount of NOx and volatile organic compounds emitted to the atmosphere and will rely upon current or upcoming federal rules, new or revised state rules, and other programs. PNM does not believe there will be material impacts to its facilities as a result of NMED’s non-attainment designation of the small area within Dona Ana County. Until EPA approves attainment designations for the Navajo Nation and releases a proposal to implement the revised ozone NAAQS, PNM is unable to predict what impact the adoption of these standards may have on Four Corners. PNM cannot predict the outcome of this matter. PM Standard –  On  September  11,  2019,  EPA  published  its  policy  assessment  for  review  of  the  NAAQS  for  particle  pollution.  The  draft  assessment considers lowering the existing primary standard for PM2.5 from 12 micrograms per cubic meter to a level above 8 micrograms per cubic meter. Comments on the draft assessment were due November 12, 2019. EPA anticipates issuing a final rulemaking in late 2020. PNM cannot predict the outcome of this matter or whether it will have a material impact on its financial position, results of operations, or cash flows. WEG v. OSM NEPA Lawsuit In  February  2013,  WEG  filed  a  Petition  for  Review  in  the  U.S.  District  Court  of  Colorado  against  OSM  challenging  federal  administrative  decisions affecting seven different  mines  in  four states  issued  at  various  times  from  2007  through  2012.    In  its  petition,  WEG  challenged  several  unrelated  mining  plan modification approvals, which were each separately approved by OSM.  WEG alleged various NEPA violations against OSM, including, but not limited to, OSM’s alleged failure to provide requisite public notice and participation, alleged failure to analyze certain environmental impacts, and alleged reliance on outdated and insufficient documents.  WEG’s petition sought various forms of relief, including a finding that the federal defendants violated NEPA by approving the mine plans; voiding, reversing, and remanding the various mining modification approvals; enjoining the federal defendants from re-issuing the mining plan approvals for the mines until compliance with NEPA has been demonstrated; and enjoining operations at the seven mines. Of the fifteen claims for relief in the WEG Petition,  two concerned San Juan mine. WEG’s allegations concerning the San Juan mine arose from OSM administrative  actions in 2008. SJCC, as San Juan mine operator at the time, intervened in this matter. In 2016, OSM filed a Motion for Voluntary Remand to allow the agency to conduct a new environmental analysis and the court entered an order remanding the matter to OSM for the completion of an EIS by August 31, 2019. The court ruled that mining operations could continue in the interim and administratively closed the litigation. If OSM had not completed the EIS within the time frame provided, the court had authority to order immediate vacatur of the mining plan absent a further court order based on good cause shown.  The final EIS, which allows for continued mining beyond 2022 at quantities similar to those currently being provided, was approved on August 26, 2019. PNM cannot predict if the revised final EIS will be subject to additional legal challenge. Navajo Nation Environmental Issues Four  Corners  is  located  on  the  Navajo  Nation  and  is  held  under  easements  granted  by  the  federal  government,  as  well  as  agreements  with  the  Navajo Nation  which  grant  each  of  the  owners  the  right  to  operate  on  the  site.  The  Navajo  Acts  purport  to  give  the  Navajo  Nation  Environmental  Protection  Agency authority to promulgate regulations covering air quality, drinking water, and pesticide activities, including those activities that occur at Four Corners. In October 1995, the Four Corners participants filed a lawsuit in the District Court of the Navajo Nation challenging the applicability of the Navajo Acts to Four Corners. In May 2005, APS and the Navajo Nation signed an agreement resolving the dispute regarding the Navajo Nation’s authority to adopt operating permit regulations under the Navajo Nation Air Pollution Prevention and Control Act. As a result of this agreement, B - 88 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 APS sought, and the court granted, dismissal of the pending litigation in the Navajo Nation Supreme Court and the Navajo Nation District Court, to the extent the claims relate to the CAA. The agreement does not address or resolve any dispute relating to other aspects of the Navajo Acts. PNM cannot currently predict the outcome of these matters or the range of their potential impacts. Cooling Water Intake Structures In 2014, EPA issued a rule establishing national standards for certain cooling water intake structures at existing power plants and other facilities under the Clean Water Act to protect fish and other aquatic organisms by minimizing impingement mortality (the capture of aquatic wildlife on intake structures or against screens) and entrainment mortality (the capture of fish or shellfish in water flow entering and passing through intake structures). To minimize impingement mortality, the rule provides operators of facilities, such as SJGS and Four Corners, seven options for meeting Best Technology Available (“BTA”) standards for reducing impingement. SJGS has a closed-cycle recirculating cooling system, which is a listed BTA and may also qualify for the “de minimis rate of impingement” based on the design of the intake structure. The permitting authority must establish the BTA for entrainment on a site-specific basis, taking into consideration an array of factors, including endangered species and social costs and benefits. Affected sources must submit source water baseline characterization data to the permitting authority to assist in the determination. Compliance deadlines under the rule are tied to permit renewal and will be subject to a schedule of compliance established by the permitting authority. The rule is not clear as to how it applies and what the compliance timelines are for facilities like SJGS that have a cooling water intake structure and only a multi-sector  general stormwater permit. However, EPA has indicated that it is contemplating a December 31, 2023 compliance deadline. PNM is working with EPA regarding this issue and does not expect material changes as a result of any requirements that may be imposed upon SJGS. On May 23, 2018, several environmental groups sued EPA Region IX in the U.S. Court of Appeals for the Ninth Circuit Court over EPA’s failure to timely reissue  the  Four  Corners  NPDES  permit.  The  petitioners  asked  the  court  to  issue  a  writ of mandamus compelling  EPA  Region  IX  to  take  final  action  on  the pending NPDES permit by a reasonable date. EPA subsequently reissued the NPDES permit on June 12, 2018. The permit did not contain conditions related to the cooling  water  intake  structure  rule  as  EPA  determined  that  the  facility  has  achieved  BTA  for  both  impingement  and  entrainment  by  operating  a  closed-cycle recirculation system. On July 16, 2018, several environmental groups filed a petition for review with EPA’s Environmental Appeals Board concerning the reissued permit. The environmental groups alleged that the permit was reissued in contravention of several requirements under the Clean Water Act and did not contain required  provisions  concerning  certain  revised  effluent  limitation  guidelines,  existing-source  regulations  governing  cooling-water  intake  structures,  and  effluent limits for surface seepage and subsurface discharges from coal-ash disposal facilities. On December 19, 2018, EPA withdrew the Four Corners NPDES permit in order to examine issues raised by the environmental groups. Withdrawal of the permit moots the appeal pending before the Environmental Appeals Board. EPA’s Environmental Appeals Board thereafter dismissed the environmental groups’ appeal. EPA issued an updated NPDES permit on September 30, 2019. The permit has been stayed pending an appeal filed by several environmental groups on November 1, 2019 to EPA’s Environmental Appeals Board. PNM cannot predict the outcome of this matter or whether it will have a material impact on PNM’s financial position, results of operations or cash flows. Effluent Limitation Guidelines On  June  7,  2013,  EPA  published  proposed  revised  wastewater  effluent  limitation  guidelines  establishing  technology-based  wastewater  discharge limitations  for  fossil  fuel-fired  electric  power  plants.    EPA’s  proposal  offered  numerous  options  that  target  metals  and  other  pollutants  in  wastewater  streams originating  from  fly  ash  and  bottom  ash  handling  activities,  scrubber  activities,  and  non-chemical  metal  cleaning  waste  operations.    All  proposed  alternatives establish  a  “zero  discharge”  effluent  limit  for  all  pollutants  in  fly  ash  transport  water.  Requirements  governing  bottom  ash  transport  water  differ  depending  on which alternative EPA ultimately chooses and could range from effluent limits based on Best Available Technology Economically Achievable to “zero discharge” effluent limits. EPA signed the final Steam Electric Effluent Guidelines rule on September 30, 2015. The final rule, which became effective on January 4, 2016, phases in the  new,  more  stringent  requirements  in  the  form  of  effluent  limits  for  arsenic,  mercury,  selenium,  and  nitrogen  for  wastewater  discharged  from  wet  scrubber systems and zero discharge of pollutants in ash transport water that must be incorporated into plants’ NPDES permits. Each plant must comply between 2018 and 2023 depending on when it needs a new or revised NPDES permit. B - 89 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The Effluent Limitations Guidelines rule was challenged in the U.S. Court of Appeals for the Fifth Circuit by numerous parties. On April 12, 2017, EPA signed  a  notice  indicating  its  intent  to  reconsider  portions  of  the  rule,  and  on  August  22,  2017,  the  Fifth  Circuit  issued  an  order  severing  the  issues  under reconsideration and holding the case in abeyance as to those issues. However, the court allowed challenges to other portions of the rule to proceed. On April 12, 2019, the Fifth Circuit granted those challenges and issued an opinion vacating several portions of the rule, specifically  those related to legacy wastewater and leachate, for which the court deemed the standards selected by EPA arbitrary and capricious. On September 18, 2017, EPA published a final rule for postponement of certain compliance dates, which have not yet passed for the Effluent Limitations Guidelines rule. The rule postponed the earliest date on which compliance with the effluent limitation guidelines for these waste streams would be required from November 1, 2018 until November 1, 2020. Although the new deadlines were challenged in court, the Fifth Circuit rejected those challenges on August 28, 2019. On November 22, 2019, EPA published a proposed rule revising the original Effluent Limitation Guidelines while maintaining the compliance dates. Comments were due January 21, 2020. Because  SJGS  is  zero  discharge  for  wastewater  and  is  not  required  to  hold  a  NPDES  permit,  it  is  expected  that  minimal  to  no  requirements  will  be imposed. Reeves Station, a PNM-owned gas-fired generating station, discharges cooling tower blowdown to a publicly owned treatment plant and holds an NPDES permit. It is expected that minimal to no requirements will be imposed at Reeves Station. EPA  reissued  an  NPDES  permit  for  Four  Corners  on  June  12,  2018.  Since  that  time,  the  NPDES  permit  at  Four  Corners  has  been  subject  to  various challenges by environmental groups. See Cooling Water Intake Structures above for additional discussion of Four Corner’s current NDPES permit. Four Corners may be required to change equipment and operating practices affecting boilers and ash handling systems, as well as change its waste disposal techniques during the next NPDES permit renewal in 2023.  PNM is unable to predict the outcome of these matters or a range of the potential costs of compliance. Santa Fe Generating Station PNM and NMED are parties to agreements under which PNM has installed a remediation system to treat water from a City of Santa Fe municipal supply well and an extraction well to address gasoline contamination in the groundwater at the site of PNM’s former Santa Fe Generating Station and service center. A 2008 NMED site inspection report states that neither the source nor extent of contamination at the site has been determined and that the source may not be the former  Santa  Fe  Generating  Station.  During  2013  and  2014,  PNM  and  NMED  collected  additional  samples  that  showed  elevated  concentrations  of  nitrate  and volatile  organic  compounds  in  some  of  the  monitoring  wells  at  the  site.  In  addition,  one  monitoring  well  contained  free-phase  hydrocarbon  products.  PNM collected a sample of the product for “fingerprint” analysis. The results of this analysis indicated the product was a mixture of older and newer fuels. The presence of  newer  fuels  in  the  sample  suggests  the  hydrocarbon  product  likely  originated  from  off-site  sources.  In  December  2015,  PNM  and  NMED  entered  into  a memorandum of understanding to address changing groundwater conditions at the site under which PNM agreed to continue hydrocarbon investigation under the supervision of NMED. Qualified costs are eligible for payment through the New Mexico Corrective Action Fund (“CAF”), which is administered by the NMED Petroleum Storage Tank Bureau. In March 2019, PNM received notice from NMED that an abatement plan for the site is required to address concentrations of previously identified compounds, unrelated to those discussed above, found in the groundwater. NMED approved PNM’s abatement plan proposal, which covers field work and reporting. Field  work  related  to  the  investigation  under  both  the  CAF  and  abatement  plan  requirements  was  completed  in  October  2019.  Activities  and  findings associated  with  the  field  work  will  be  presented  in  two  separate  reports,  which  were  released  to  stakeholders  in  early  2020.  The  reports’  conclusions  support PNM’s contention that off-site sources have impacted, and are continuing to impact, the local groundwater in the vicinity of Santa Fe Station. The City of Santa Fe has stopped operating its well at the site, which is needed for PNM’s groundwater remediation system to operate. As a result, PNM has stopped performing remediation activities at the site. However, PNM’s monitoring and other abatement activities at the site are ongoing and will continue until the groundwater meets applicable federal and state standards or until the NMED determines remediation is not required, whichever is earlier. PNM is not able to assess the duration of this project or estimate the impact on its obligations if PNM is required to resume groundwater remediation activities at the site. PNM is unable to predict the outcome of these matters. B - 90 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Coal Combustion Residuals Waste Disposal CCRs consisting of fly ash, bottom ash, and gypsum generated from coal combustion and emission control equipment at SJGS are currently disposed of in the  surface  mine  pits  adjacent  to  the  plant.  SJGS  does  not  operate  any  CCR  impoundments  or  landfills.  The  NMMMD  currently  regulates  mine  reclamation activities at the San Juan mine, including placement of CCRs in the surface mine pits, with federal oversight by the OSM. APS disposes of CCRs in ponds and dry storage areas at Four Corners.  Ash management at Four Corners is regulated by EPA and the New Mexico State Engineer’s Office.  EPA’s  final  coal  ash  rule,  which  became  effective  on  October  19,  2015,  included  a  non-hazardous  waste  determination  for  coal  ash.  The  rule  was promulgated under Subtitle D of RCRA and sets minimum criteria for existing and new CCR landfills and surface impoundments. On December 16, 2016, the Water Infrastructure Improvements for the Nation Act (the “WIIN Act”) was signed into law to address critical water infrastructure needs in the U.S. and contains a  number  of  provisions  related  to  the  CCR  rules.  Among  other  things,  the  WIIN  Act  allows,  but  does  not  require,  states  to  develop  and  submit  CCR  permit programs for EPA approval, provides flexibility for states to incorporate EPA’s final rule for CCRs or develop other criteria that are at least as protective as EPA’s final rule, and requires EPA to approve state permit programs within 180 days of submission by the state. Because states are not required to implement their own CCR permit programs, EPA will implement the permit program in states that choose not to implement a program, subject to Congressional funding. Until permit programs are in effect, EPA has authority to directly enforce the CCR rule. For facilities located within the boundaries of Native American reservations, such as the Navajo  Nation  where  Four  Corners  is  located,  EPA  is  required  to  develop  a  federal  permit  program  regardless  of  appropriated  funds.  There  is  no  timeline  for establishing either state or federal permitting programs. On July 30, 2018, EPA published a rule that constitutes “Phase One, Part One” of its ongoing reconsideration and revision of the April 17, 2015 coal ash rule. The final rule includes two types of revisions. The first revision extended the deadline to allow EGUs with unlined impoundments or that fail to meet the uppermost aquifer requirement to continue to receive coal ash until October 31, 2020. The rule also authorized a “Participating State Director” or EPA to approve suspension of groundwater monitoring and to issue certifications related to the location restrictions, design criteria, groundwater monitoring, remedy selection and implementation. The revisions also modify groundwater protection standards for certain constituents, which include cobalt, molybdenum, lithium, and lead without a  maximum  contamination  level.  EPA  intends  to  issue  multiple  proposed  rulemakings  with  a  final  rule  expected  in  2020  that  will  include  the  following:  (1) deadlines for unlined surface impoundments to cease receiving waste; (2) a “Phase Two” rule to address amendments to the national minimum criteria; and (3) rulemaking  for  alternative  demonstration  for  unlined  surface  impoundments  with  a  request  for  comment  on  inclusion  of  legacy  units.  On August  14, 2019, the “Phase  Two”  proposed  rule  was  published  in  the  Federal  Register  with  comments  due  on  October  15,  2019.  This  rule  proposes  revisions  to  reporting  and accessibility to public information, the definition of CCR piles, the definition of beneficial use, and the requirements for management of CCR piles. A final rule is expected in mid to late 2020. On November 4, 2019, EPA proposed a change to the CCR rule that, subject to EPA authorization for each facility, would allow facilities  that  have  committed  to  cease  burning  coal  in  the  near-term  to  qualify  for  alternative  closure.  This  would  allow  CCR  disposal  units  at  such  plants  to continue operating even though they would otherwise have been subject to forced closure. On December 2, 2019, EPA published the proposed Part A CCR rule requiring a new date of August 31, 2020 for companies to initiate closure of unlined CCR impoundments and changing the classification of compacted soil-lined or clay-lined  surface  impoundments  from  “lined”  to  “unlined”.  Comments  were  due  January  31,  2020.  On  December  19,  2019,  EPA  released  a  proposed  rule establishing a federal permitting program for the handling of CCR within the boundaries of Native American reservations and in states without their own federally authorized state programs. Permits for units within the boundaries of Native American reservations would be due 18 months after the effective date of the rule. Once published in the Federal Register, there will be a 60-day comment period. The final rule is expected in mid to late 2020. PNM cannot predict the outcome of EPA’s rule making activity or the outcome of any related litigation, and whether or how such a ruling would affect operations at Four Corners. The CCR rule does not cover mine placement of coal ash. OSM is expected to publish a proposed rule covering mine placement in the future and will likely be influenced by EPA’s rule and the determination by EPA that CCRs are non-hazardous. PNM cannot predict the outcome of OSM’s proposed rulemaking regarding CCR regulation, including mine placement of CCRs, or whether OSM’s actions will have a material impact on PNM’s operations, financial position, or cash flows.  Based upon the requirements of the final rule, PNM conducted a CCR assessment at SJGS and made minor modifications at the plant to ensure that there are no facilities which would be considered impoundments or landfills under the rule. PNM would seek recovery from its ratepayers of all CCR costs for retail jurisdictional assets that are ultimately incurred. PNM does not expect the rule to have a material impact on operations, financial position, or cash flows. B - 91 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 As  indicated  above,  CCRs  at  Four  Corners  are  currently  disposed  of  in  ash  ponds  and  dry  storage  areas.  The  CCR  rule  requires  ongoing,  phased groundwater monitoring. Utilities that own or operate CCR disposal units, such as those at Four Corners were required to collect sufficient groundwater sampling data  to  initiate  a  detection  monitoring  program.    Four  Corners  completed  the  analysis  for  its  CCR  disposal  units,  which  identified  several  units  that  will  need corrective  action  or  will  need  to  cease  operations  and  initiate  closure  by  August  31,  2020.  As  part  of  this  assessment,  Four  Corners  will  continue  to  gather additional groundwater data and perform remedial evaluations. At this time, PNM does not anticipate its share of the cost to complete these corrective actions, to close  the  CCR  disposal  units,  or  to  gather  and  perform  remedial  evaluations  on  groundwater  at  Four  Corners  will  have  a  significant  impact  on  its  operations, financial position, or cash flows. Other Commitments and Contingencies Coal Supply SJGS The  coal  requirements  for  SJGS  are  supplied  by  WSJ  LLC.  WSJ  LLC  holds  certain  federal,  state,  and  private  coal  leases.  Through  January  31,  2016, SJCC, the former San Juan mine owner, was a wholly-owned subsidiary of BHP and supplied processed coal for operation of SJGS under an underground coal sales agreement (“UG-CSA”) that was to expire on December 31, 2017. The parties to the UG-CSA were SJCC, PNM, and Tucson. Under the UG-CSA, SJCC was reimbursed  for  all  costs  for  mining  and  delivering  the  coal,  including  an  allocated  portion  of  administrative  costs,  and  received  a  return  on  its  investment.  In addition to coal delivered to meet the current needs of SJGS, PNM has prepaid the current San Juan mine owner and operator, WSJ LLC, for certain coal mined but not yet delivered to the plant site. At both December 31, 2019 and 2018, prepayments for coal, which are included in other current assets, amounted to $26.3 million. In  conjunction  with  the  activities  undertaken  to  comply  with  the  CAA  for  SJGS,  as  discussed  above,  PNM  and  the  other  owners  of  SJGS  evaluated alternatives for the supply of coal to SJGS after the expiration of the UG-CSA. Following extensive negotiations among the SJGS participants, the former owner of SJCC, and third-party miners, agreements were negotiated under which the ownership of SJCC would transfer to a new third-party miner and PNM would enter into a new coal supply agreement and agreements for CCR disposal and mine reclamation services with SJCC on or about January 1, 2016. Effectiveness of the agreements  was dependent  upon  the  closing  of  the  purchase  of  SJCC by the  new  third-party  miner  and  the  finalization  of  the  SJGS RA  and  other  agreements, which along with regulatory approvals, were necessary for the restructuring of ownership in SJGS to be consummated. On  July  1,  2015,  PNM  and  Westmoreland  entered  into  a  new  coal  supply  agreement  (the  “SJGS  CSA”),  pursuant  to  which  Westmoreland,  through  its indirectly wholly-owned subsidiary SJCC, agreed to supply all of the coal requirements of SJGS through June 30, 2022. PNM and Westmoreland also entered into agreements under which CCR disposal and mine reclamation services for SJGS would be provided. As discussed in Note 10, with the closing of the sale of the assets of SJCC on March 15, 2019, WSJ LLC assumed the rights and obligations of SJCC under the SJGS CSA and the agreements for CCR disposal and mine reclamation services. Pricing under the SJGS CSA is primarily fixed, with adjustments to reflect changes in general inflation. The pricing structure takes into account that WSJ LLC has been paid for coal mined but not delivered, as discussed above. PNM had the option to extend the SJGS CSA, subject to negotiation of the term of the extension and compensation to the miner. In 2018, PNM, Los Alamos, UAMPS, and Tucson provided notice of their intent to exit SJGS in 2022 and Farmington gave notice that it wishes to continue SJGS operations and to extend the terms of both agreements. On November 30, 2018, PNM provided notice to Westmoreland that PNM does not intend to extend the term of the SJGS CSA or to negotiate a new coal supply agreement for SJGS, which will result in the current agreement expiring on its own terms on June 30, 2022. See additional discussion of PNM’s December 2018 Compliance Filing above and its SJGS Abandonment Application in Note 17. The SJGS RA sets forth terms under which PNM acquired the coal inventory, including coal mined but not delivered, of the exiting SJGS participants as of January 1, 2016 and supplied coal to the SJGS exiting participants for the period from January 1, 2016 through December 31, 2017 and is supplying coal to the SJGS  remaining  participants  over  the  term  of  the  SJGS  CSA.  Coal  costs  under  the  SJGS  CSA  are  significantly  less  than  under  the  previous  arrangement  with SJCC. Since substantially all of PNM’s coal costs are passed through the FPPAC, the benefit of the reduced costs is passed through to PNM’s customers. B - 92 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 In support of the closing under the Stock Purchase Agreement and to facilitate PNM customer savings, NM Capital, a wholly-owned subsidiary of PNMR, provided  funding  of  $125.0 million (the  “Westmoreland  Loan”)  to  Westmoreland  San  Juan,  LLC  (“WSJ”),  a  ring-fenced,  bankruptcy-remote,  special-purpose entity subsidiary of Westmoreland, to finance WSJ’s purchase of the stock of SJCC (including an insignificant affiliate) under the Stock Purchase Agreement. NM Capital provided the $125.0 million financing to WSJ by first entering into a $125.0 million term loan agreement (the “BTMU Term Loan”) with BTMU, as lender and administrative agent. The BTMU Term Loan agreement became effective as of February 1, 2016, had a maturity date of February 1, 2021, and bore interest at a rate based on LIBOR plus a customary spread. In connection with the BTMU Term Loan, PNMR, as parent company of NM Capital, guaranteed NM Capital’s obligations to BTMU. The Westmoreland Loan was a $125.0 million loan agreement among NM Capital, as lender, WSJ, as borrower, and SJCC and its affiliate, as guarantors. The  Westmoreland  Loan  became  effective  as  of  February  1,  2016  and  had  a  maturity  date  of  February  1,  2021.  The  interest  rate  on  the  Westmoreland  Loan escalated over time and was 9.25% plus LIBOR for the period from February 1, 2017 through January 31, 2018 and  12.25% plus LIBOR beginning February 1, 2018. On May 22, 2018, the full principal outstanding under the Westmoreland Loan of $50.1 million was repaid. NM Capital used a portion of the proceeds to repay  all  remaining  principal  of  $43.0  million owed  under  the  BTMU  Term  Loan.  These  payments  effectively  terminated  the  loan  agreements.  In  addition, PNMR’s guarantee of NM Capital’s obligations was also effectively terminated. In connection with certain mining permits relating to the operation of the San Juan mine, the San Juan mine owner was required to post reclamation bonds of $118.7 million with the NMMMD. In order to facilitate the posting of reclamation bonds by sureties on behalf of the San Juan mine owner, PNMR entered into letter of credit arrangements with a bank under which letters of credit aggregating $30.3 million have been issued. As discussed in Note 10, on March 15, 2019, Westmoreland emerged from Chapter 11 bankruptcy as a privately held company owned and operated by a group  of  its  former  creditors.  Under  the  reorganization,  the  assets  of  SJCC  were  sold  to  WSJ  LLC,  a  subsidiary  of  Westmoreland  Mining  Holdings,  LLC.  As successor entity to SJCC, WSJ LLC assumed all rights and obligations of WSJ including obligations to PNM under the SJGS CSA and to PNMR under a letter of credit support agreement. Four Corners APS purchases all of Four Corners’ coal requirements from NTEC, an entity owned by the Navajo Nation, under a coal supply contract (the “Four Corners CSA”) that expires in 2031. The coal comes from reserves located within the Navajo Nation. NTEC has contracted with Bisti Fuels Company, LLC, a subsidiary of The North American Coal Corporation, for management and operation of the mine. The contract provides for pricing adjustments over its term based on economic indices. PNM’s share of the coal costs is being recovered through the FPPAC. Coal Mine Reclamation In conjunction with the proposed shutdown of SJGS Units 2 and 3 to comply with the BART requirements of the CAA, periodic updates to the coal mine reclamation study were requested by the SJGS participants. These updates have generally increased PNM’s share of the estimated cost of mine reclamation and have included adjustments to reflect the December 2017 shutdown of SJGS Units 2 and 3, the terms of the reclamation services agreement with WSJ LLC, and changes to reflect the requirements of the 2015 San Juan mine permit plan. The SJGS RA required PNM to complete an update to the reclamation cost estimate after the December 31, 2017 shutdown of SJGS Units 2 and 3. This reclamation cost estimate was completed in October 2018 and assumed continuation of mining operations through 2053, the life of SJGS currently approved by the NMPRC.  The  study  indicated  a  decrease  in  reclamation  costs  primarily  driven  by  lower  inflationary  factors  used  to  determine  the  estimated  future  cost  of reclamation activities. PNM recorded its $2.5 million share of this decrease in September 2018, which is reflected in regulatory disallowances and restructuring costs  in  the  Consolidated  Statements  of  Earnings.  As  discussed  above,  PNM  submitted  the  December  2018  Compliance  Filing  to  the  NMPRC  indicating  that, consistent  with  the  conclusions  reached  in  PNM’s  2017  IRP,  PNM  expects  to  retire  its  share  of  SJGS  after  the  current  SJGS  CSA  expires  in  mid-2022.  PNM determined that events and circumstances regarding SJGS, including the December 2018 Compliance Filing, indicated that it is more likely than not that PNM’s share of SJGS will be retired in 2022. As a result, in December 2018 PNM again remeasured its liability for coal mine reclamation for the mine that serves SJGS to reflect that reclamation activities may occur beginning in 2022, rather than in 2053 as previously anticipated. This estimate resulted in B - 93 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 an increase in overall reclamation costs due to an increase in the amount of fill dirt required to remediate the mine areas and the timing of activities necessary to reclaim the mine that serves SJGS. This remeasurement increased PNM’s liability for coal mine reclamation as of December 31, 2018 by $39.2 million, which includes both the underground and surface mines that serve SJGS. PNM recovers from retail customers reclamation costs associated with the underground mine. However, the NMPRC has capped the amount that can be collected from retail customers for final reclamation of the surface mines at $100.0 million. As a result, PNM recorded $9.4 million of the increase in the liability at December 31, 2018 related to the underground mine in regulatory assets on the Consolidated Balance Sheets  and  recorded  the  remaining  $29.8  million associated  with  the  surface  mine  as  regulatory  disallowances  and  restructuring  costs  on  the  Consolidated Statements  of  Earnings.  PNM’s  estimate  of  the  costs  necessary  to  reclaim  the  mine  that  serves  SJGS  is  subject  to  many  assumptions,  including  the  timing  of reclamation, generally accepted practices at the time reclamation activities occur, and then current inflation and discount rates. In addition, PNM may be exposed to additional loss if the cost of reclamation activities is not approved by the NMPRC. See additional discussion of PNM’s SJGS Abandonment Application in Note 17. A draft coal mine reclamation study for the mine that serves Four Corners was issued in 2019. The study reflected operation of the mine through 2031, the term of the Four Corners CSA. The study resulted in a net increase in PNM’s share of the coal mine reclamation obligation of $0.8 million, which was primarily driven by lower overhead costs offset by an increase due to a reduction in the discount rate used to measure the liability and is reflected in cost of energy in the Consolidated Statements of Earnings. Based on the most recent estimates and PNM’s ownership share of SJGS, PNM’s remaining payments for mine reclamation, in future dollars, are estimated to  be  $92.6 million for  the  surface  mines  at  both  SJGS  and  Four  Corners  and  $40.0 million for  the  underground  mine  at  SJGS  as  of  December  31,  2019.  At December 31, 2019 and 2018, liabilities, in current dollars, of $70.3 million and $70.1 million for surface mine reclamation and $25.3 million and $23.2 million for underground mine reclamation were recorded in other deferred credits. Under the terms of the SJGS CSA, PNM and the other SJGS owners are obligated to compensate WSJ LLC for all reclamation costs associated with the supply of coal from the San Juan mine. The SJGS owners entered into a reclamation trust funds agreement to provide funding to compensate WSJ LLC for postterm reclamation obligations. As part of the restructuring of SJGS ownership (see SJGS Ownership Restructuring Matters above), the SJGS owners negotiated the terms  of  an  amended  agreement  to  fund  post-term  reclamation  obligations  under  the  CSA.  The  trust  funds  agreement  requires  each  owner  to  enter  into  an individual trust agreement with a financial institution as trustee, create an irrevocable reclamation trust, and periodically deposit funds into the reclamation trust for the owner’s share of the mine reclamation obligation. Deposits, which are based on funding curves, must be made on an annual basis. As part of the restructuring of SJGS ownership discussed  above,  the SJGS participants  agreed  to adjusted  interim  trust  funding  levels.  PNM funded  $5.5 million in 2019,  $10.0 million in 2018,  and  $5.8 million in  2017.  Based  on  PNM’s  reclamation  trust  fund  balance  at  December  31,  2019,  the  current  funding  curves  indicate  PNM’s  required contributions to its reclamation trust fund would be $9.7 million in 2020, $10.9 million in 2021, and $11.7 million in 2022. Under the Four Corners CSA, which became effective on July 7, 2016, PNM is required to fund its ownership share of estimated final reclamation costs in annual installments into an irrevocable escrow account solely dedicated to the final reclamation cost of the surface mine at Four Corners. PNM contributed $2.3 million in each of 2019, 2018, and 2017 and anticipates providing additional funding of $1.9 million in each of the years from 2020 through 2024. If future estimates increase the liability for surface mine reclamation, the excess would be expensed at that time. The impacts of changes in New Mexico state  law  as  a  result  of  the  enactment  of  the  ETA  and  regulatory  determinations  made  by  the  NMPRC  may  also  affect  PNM’s  financial  position,  results  of operations, and cash flows. See additional discussion regarding PNM’s December 2018 Compliance Filing above and its SJGS Abandonment Application in Note 17. PNM is currently unable to determine the outcome of these matters or the range of possible impacts. Continuous Highwall Mining Royalty Rate In August 2013, the DOI Bureau of Land Management (“BLM”) issued a proposed rulemaking that would retroactively apply the surface mining royalty rate of 12.5% to continuous highwall mining (“CHM”).  Comments regarding the rulemaking were due on October 11, 2013 and PNM submitted comments in opposition to the proposed rule. There is no legal deadline for adoption of the final rule. B - 94 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 SJCC, as former owner and operator of San Juan mine, utilized the CHM technique from 2000 to 2003 and, with the approval of the Farmington, New Mexico Field Office of BLM to reclassify the final highwall as underground reserves, applied the 8.0% underground mining royalty rate to coal mined using CHM and sold to SJGS.  In March 2001, SJCC learned that the DOI Minerals Management Service (“MMS”) disagreed with the application of the underground royalty rate to CHM.  In August 2006, SJCC and MMS entered into an agreement tolling the statute of limitations on any administrative action to recover unpaid royalties until BLM issued a final, non-appealable determination as to the proper rate for CHM-mined coal.  The proposed BLM rulemaking has the potential to terminate the  tolling  provision  of  the  settlement  agreement.  Underpaid  royalties  of  approximately  $5 million for  SJGS  would  become  due  if  the  proposed  BLM  rule  is adopted as proposed.  PNM’s share of any amount that is ultimately paid would be approximately 46.3%, none of which would be passed through PNM’s FPPAC. PNM is unable to predict the outcome of this matter. PVNGS Liability and Insurance Matters Public  liability  for  incidents  at  nuclear  power  plants  is  governed  by  the  Price-Anderson  Nuclear  Industries  Indemnity  Act,  which  limits  the  liability  of nuclear reactor owners to the amount of insurance available from both commercial sources and an industry-wide retrospective payment plan. In accordance with this  act,  the  PVNGS  participants  are  insured  against  public  liability  exposure  for  a  nuclear  incident  up  to  $13.9 billion per  occurrence.  PVNGS  maintains  the maximum available nuclear liability  insurance  in the amount of $450 million, which is provided by American Nuclear Insurers. The remaining $13.5 billion is provided  through  a  mandatory  industry-wide  retrospective  assessment  program.  If  losses  at  any  nuclear  power  plant  covered  by  the  program  exceed  the accumulated  funds,  PNM  could  be  assessed  retrospective  premium  adjustments.  Based  on  PNM’s  10.2% interest  in  each  of  the  three PVNGS  units,  PNM’s maximum potential retrospective premium assessment per incident for all three units is $42.1 million, with a maximum annual payment limitation of $6.2 million, to be adjusted periodically for inflation. The  PVNGS  participants  maintain  insurance  for  damage  to,  and  decontamination  of,  property  at  PVNGS  in  the  aggregate  amount  of  $2.8  billion,  a substantial  portion  of  which  must  first  be  applied  to  stabilization  and  decontamination.  These  coverages  are  provided  by  Nuclear  Electric  Insurance  Limited (“NEIL”). The primary policy offered by NEIL contains a sublimit of $2.25 billion for non-nuclear property damage. If NEIL’s losses in any policy year exceed accumulated funds, PNM is subject to retrospective premium adjustments of $5.4 million for each retrospective premium assessment declared by NEIL’s Board of Directors due to losses. The insurance coverages discussed in this and the previous paragraph are subject to certain policy conditions, sublimits, and exclusions. Water Supply Because of New Mexico’s arid climate and periodic drought conditions, there is concern in New Mexico about the use of water, including that used for power generation. Although PNM does not believe that its operations will be materially affected by drought conditions at this time, it cannot forecast long-term weather patterns. Public policy, local, state and federal regulations, and litigation regarding water could also impact PNM operations. To help mitigate these risks, PNM has secured permanent groundwater rights for the existing plants at Reeves Station, Rio Bravo, Afton, Luna, Lordsburg, and La Luz. Water availability is not an issue for these plants at this time. However, prolonged drought, ESA activities, and a federal lawsuit by the State of Texas (suing the State of New Mexico over water deliveries) could pose a threat of reduced water availability for these plants. For SJGS and Four Corners, PNM and APS have negotiated an agreement with the more senior water rights holders (tribes, municipalities, and agricultural interests) in the San Juan basin to mutually share the impacts of water shortages with tribes and other water users in the San Juan basin. The agreement to share shortages in 2018 through 2021 has been endorsed by the parties and is being reviewed by the New Mexico Office of the State Engineer. In April 2010, APS signed an agreement on behalf of the PVNGS participants with five cities to provide cooling water essential to power production at PVNGS for 40 years. PVNGS Water Supply Litigation In 1986, an action commenced regarding the rights of APS and the other PVNGS participants to the use of groundwater and effluent at PVNGS. APS filed claims  that  dispute  the  court’s  jurisdiction  over  PVNGS’  groundwater  rights  and  their  contractual  rights  to  effluent  relating  to  PVNGS  and,  alternatively,  seek confirmation  of  those  rights.  In  1999,  the  Arizona  Supreme  Court  issued  a  decision  finding  that  certain  groundwater  rights  may  be  available  to  the  federal government and Native American tribes. B - 95 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 In addition, the Arizona Supreme Court issued a decision in 2000 affirming the lower court’s criteria for resolving groundwater claims. Litigation on these issues has continued in the trial court. No trial dates have been set in these matters. PNM does not expect that this litigation will have a material impact on its results of operation, financial position, or cash flows. San Juan River Adjudication In 1975, the State of New Mexico filed an action in NM District Court to adjudicate all water rights in the San Juan River Stream System, including water used at Four Corners and SJGS. PNM was made a defendant in the litigation in 1976. In March 2009, then President Obama signed legislation confirming a 2005 settlement with the Navajo Nation. Under the terms of the settlement agreement, the Navajo Nation’s water rights would be settled and finally determined by entry by the court of two proposed adjudication decrees.  The court issued an order in August 2013 finding that no evidentiary hearing was warranted in the Navajo Nation  proceeding  and,  on  November  1,  2013,  issued  a  Partial  Final  Judgment  and  Decree  of  the  Water  Rights  of  the  Navajo  Nation  approving  the  proposed settlement with the Navajo Nation. A number of parties subsequently appealed to the New Mexico Court of Appeals. PNM entered its appearance in the appellate case and supported the settlement agreement in the NM District Court. On April 3, 2018, the New Mexico Court of Appeals issued an order affirming the decision of the NM District Court. Several parties filed motions requesting a rehearing with the New Mexico Court of Appeals seeking clarification of the order, which were denied. The State of New Mexico and various other appellants filed a writ of certiorari with the NM Supreme Court. The NM Supreme Court granted the State of New Mexico’s petition and denied the other parties’ requests. The issues regarding the Navajo Nation settlement have been briefed and are awaiting a decision by the NM Supreme Court. Adjudication of non-Indian water rights is ongoing. PNM  is  participating  in  this  proceeding  since  PNM’s  water  rights  in  the  San  Juan  Basin  may  be  affected  by  the  rights  recognized  in  the  settlement agreement and adjudicated to the Navajo Nation, which comprise a significant portion of water available from sources on the San Juan River and in the San Juan Basin and which have priority in times of shortages. PNM is unable to predict the ultimate outcome of this matter or estimate the amount or range of potential loss and cannot determine the effect, if any, of any water rights adjudication on the present arrangements for water at SJGS and Four Corners. Final resolution of the case cannot be expected for several years. An agreement reached with the Navajo Nation in 1985, however, provides that if Four Corners loses a portion of its rights in the adjudication, the Navajo Nation will provide, for an agreed upon cost, sufficient water from its allocation to offset the loss. Rights-of-Way Matter On January 28, 2014, the County Commission of Bernalillo County, New Mexico passed an ordinance requiring utilities to enter into a use agreement and pay a yet-to-be-determined fee as a condition to installing, maintaining, and operating facilities on county rights-of-way. The fee is purported to compensate the county  for  costs  of  administering  and  maintaining  the  rights-of-way,  as  well  as  for  capital  improvements.  After  extensive  challenges  to  the  validity  of  the ordinance,  the  utilities  filed  a writ of certiorari  with  the  NM  Supreme  Court,  which  was  denied.  The  utilities  and  Bernalillo  County  had  reached  a  standstill agreement whereby the county would not take any enforcement action against the utilities pursuant to the ordinance during the pendency of then pending litigation, but  not  including  any  period  for  appeal  of  a  judgment,  or  upon  30 days  written  notice  by  either  the  county  or  the  utilities  of  their  intention  to  terminate  the agreement.    After  court-ordered  settlement  discussions,  PNM  and  Bernalillo  County  executed  a  franchise  fee  agreement  with  a  term  of  15  years.  Under  the agreement, PNM will pay franchise fees to the county at an amount similar to those paid by PNM in other jurisdictions. PNM will recover the cost of the franchise fees  as  a  direct  pass-through  to  customers  located  in  Bernalillo  County.  The  agreement  is  subject  to  approval  by  the  New  Mexico  Second  District  Court  in Bernalillo County. PNM cannot predict the outcome of this matter. Navajo Nation Allottee Matters In  September  2012,  43 landowners  filed  a  notice  of  appeal  with  the  Bureau  of  Indian  Affairs  (“BIA”)  appealing  a  March  2011  decision  of  the  BIA Regional Director regarding renewal of a right-of-way for a PNM transmission line. The landowners claim to be allottees, members of the Navajo Nation, who pursuant to the Dawes Act of 1887, were allotted ownership in land carved out of the Navajo Nation and allege that PNM is a rights-of-way grantee with rights-ofway across the allotted lands and are either in trespass or have paid insufficient fees for the grant of rights-of-way or both.  The allottees generally allege that they were not paid fair market value for the right-of-way, that they were denied the opportunity to make a showing as to their view of fair market value, and thus denied due process. The allottees filed a motion to dismiss their appeal with prejudice, which was granted in April 2014. Subsequent to the dismissal, PNM received a letter from counsel on behalf of what appears to be a subset B - 96 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 of the 43 landowner allottees involved in the appeal, notifying PNM that the specified allottees were revoking their consents for renewal of right of way on  six specific allotments.  On January 22, 2015, PNM received a letter from the BIA Regional Director identifying ten allotments with rights-of-way renewals that were previously contested.  The letter indicated that the renewals were not approved by the BIA because the previous consent obtained by PNM was later revoked, prior to BIA approval, by the majority owners of the allotments.  It is the BIA Regional Director’s position that PNM must re-obtain consent from these landowners.  On July 13, 2015, PNM filed a condemnation action in the NM District Court regarding the approximately 15.49 acres of land at issue. On September 18, 2015 the allottees filed a separate complaint against PNM for federal trespass. On December 1, 2015, the court ruled that PNM could not condemn two of the five allotments at issue based on the Navajo Nation’s fractional interest in the land.  PNM filed a motion for reconsideration of this ruling, which was denied. On March 31, 2016, the Tenth Circuit granted PNM’s petition to appeal the December 1, 2015 ruling. Both matters have been consolidated. Oral argument before the Tenth Circuit was heard on January 17, 2017. On May 26, 2017, the Tenth Circuit affirmed the district court. On July 8, 2017, PNM filed a Motion for Reconsideration en banc with the Tenth Circuit, which was denied. The NM District Court stayed the case based on the Navajo Nation’s acquisition of interests in two additional allotments and the unresolved ownership of the fifth allotment due to the owner’s death. On November 20, 2017, PNM filed its petition for writ of certiorari with the US Supreme Court, which was denied. The underlying litigation continues in the NM District Court. On March 27, 2019, several individual allottees filed a motion for partial summary judgment on the issue of trespass. The Court held a hearing on the motion on June 18, 2019 and took the motion under advisement. Mediation on the matter is ongoing and parties are continuing to discuss a potential settlement. PNM cannot predict the outcome of these matters. Sales Tax Audits In November 2011, PNMR completed the sale of its retail electric provider, which operated in Texas under the name First Choice Power (“First Choice”). Under the sale agreement, PNMR is contractually obligated for First Choice’s taxes relating to periods prior to the sale. The Texas Comptroller of Public Accounts (“Comptroller”) initiated audits of First Choice’s sales and use tax filings and miscellaneous gross receipts tax filings for periods prior to the sale. The Comptroller issued notifications of audit results indicating additional tax was due. The primary issue in dispute was the disallowance by the auditor of the tax benefits of bad debt charge-offs and billing credits. On behalf of First Choice, PNMR filed requests for redetermination for both audits. In 2018, PNMR settled the sales and use tax audit and all matters related to the miscellaneous gross tax audit for a total of $2.3 million, of which $1.4 million and $0.2 million are reflected in taxes other than income taxes on PNMR’s Consolidated Statements of Earnings for the years ended December 31, 2018 and 2017. These matters are now concluded. (17) Regulatory and Rate Matters The Company is involved in various regulatory matters, some of which contain contingencies that are subject to the same uncertainties as those described in Note 16. PNM New Mexico General Rate Cases New Mexico 2015 General Rate Case (“NM 2015 Rate Case”) On August 27, 2015, PNM filed an application with the NMPRC for a general increase in retail electric rates. The application proposed a revenue increase of $123.5 million, including base non-fuel revenues of $121.7 million, and proposed that new rates become effective beginning in July 2016. Subsequent to public hearings,  the  NMPRC  ordered  PNM  to  file  additional  testimony  regarding  PNM’s  interests  in  PVNGS,  including  the  64.1 MW  of  PVNGS  Unit  2  that  PNM repurchased in January 2016 pursuant to the terms of the initial sales-leaseback transactions. In August 2016, the Hearing Examiner in the case issued a recommended decision (the “August 2016 RD”).  The August 2016 RD, among other things, recommended that the NMPRC find PNM was imprudent in the actions taken to purchase the previously leased 64.1 MW of capacity in PVNGS Unit 2, extending the  leases  for  114.6 MW  of  capacity  of  PVNGS  Units  1  and  2,  and  installing  the  BDT  equipment  on  SJGS  Units  1  and  4.  As  a  result,  the  August  2016  RD recommended the NMPRC disallow recovery of the entire $163.3 million purchase price for the January 15, 2016 purchases of the assets underlying  three leases aggregating 64.1 MW of PVNGS Unit 2, the undepreciated capital improvements made during the period the 64.1 MW B - 97 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 of  purchased  capacity  was  leased,  rent  expense  aggregating  $18.1 million annually  for  leases  aggregating  114.6 MW  of  capacity  that  were  extended  through January 2023 and 2024 (Note 8), and recovery of the costs of converting SJGS Units 1 and 4 to BDT. On September 28, 2016, the NMPRC issued an order that authorized PNM to implement an increase in non-fuel rates of $61.2 million, effective for bills sent to customers after September 30, 2016. The order generally approved the August 2016 RD, but with certain significant modifications. The modifications to the August 2016 RD included: • • • Inclusion of the January 2016 purchase of the assets underlying three leases of capacity, aggregating 64.1 MW, of PVNGS Unit 2 at an initial rate base value of $83.7 million; and disallowance of the recovery of the undepreciated costs of capitalized improvements made during the period the 64.1 MW was being leased by PNM, which aggregated $43.8 million when the order was issued Recovery of annual rent expenses associated with the 114.6 MW of capacity under the extended leases Disallowance of the recovery of any future contributions for PVNGS decommissioning costs related to the 64.1 MW of capacity purchased in January 2016 and the 114.6 MW of capacity under the extended leases On September 30, 2016, PNM filed a notice of appeal with the NM Supreme Court regarding the order in the NM 2015 Rate Case. Specifically, PNM appealed the NMPRC’s determination that PNM was imprudent in certain matters in the case, including the NMPRC’s disallowance of the full purchase price of the 64.1 MW of capacity in PVNGS Unit 2, the undepreciated costs of capitalized improvements made during the period the 64.1 MW of capacity was leased by PNM, the cost of converting SJGS Units 1 and 4 to BDT, and future contributions for PVNGS decommissioning attributable to the 64.1 MW of purchased capacity and the 114.6 MW of capacity under the extended leases. NEE, NM AREA, and ABCWUA filed notices of cross-appeal to PNM’s appeal. The issues appealed by the various cross-appellants included, among other things, the NMPRC allowing PNM to recover any of the costs of the lease extensions for the  114.6 MW of PVNGS Units 1 and 2 and the purchase price for the 64.1 MW in PVNGS Unit 2, the costs incurred under the Four Corners CSA, and the inclusion of the “prepaid pension asset” in rate base. During the pendency of the appeal, PNM evaluated the consequences of the order in the NM 2015 Rate Case and the related appeals to the NM Supreme Court as required under GAAP. These evaluations indicated that it was reasonably possible that PNM would be successful on the issues it was appealing but would not be provided capital costs recovery until the NMPRC acted on a decision of the NM Supreme Court. PNM also evaluated the accounting consequences of the issues being appealed by the cross-appellants and concluded that the issues raised in the cross-appeals did not have substantial merit. In accordance with GAAP, PNM periodically updated its estimate of the amount of time necessary for the NM Supreme Court to render a decision and for the NMPRC to take action on any remanded issues. As a result of those evaluations, through December 31, 2018, PNM recorded accumulated pre-tax impairments of its capital investments subject to the appeal in the amount of $18.4 million, of which $4.0 million was recorded during the year ended December 31, 2018, and $3.1 million was recorded during the year ended December 31, 2017. On May 16, 2019, the NM Supreme Court issued its decision on the matters that had been appealed in the NM 2015 Rate Case. The NM Supreme Court rejected the matters appealed by the cross-appellants and affirmed the NMPRC’s disallowance of a portion of the purchase price of the 64.1 MW of capacity in PVNGS Unit 2; the undepreciated costs of capital improvements made during the time the 64.1 MW capacity was leased by PNM; and the costs to install BDT at SJGS Units 1 and 4. The NM Supreme Court’s decision also ruled that the NMPRC’s decision to permanently disallow recovery of future decommissioning costs related to the 64.1 MW of PVNGS Unit 2 and the 114.6 MW of PVNGS Units 1 and 2 deprived PNM of its rights to due process of law and remanded the case to the NMPRC for further proceedings consistent with the court’s findings. On July 17, 2019, the NMPRC heard oral argument from parties in the case on how to best proceed with the NM Supreme Court’s remand. At oral argument, parties presented various positions ranging from re-litigating the value of PVNGS resources determined by the NMPRC and affirmed by the NM Supreme Court to re-affirming the NMPRC’s final order with a single modification to address recovery of future PVNGS decommissioning costs in a future case. On January 8, 2020, the NMPRC issued its order in response to the NM Supreme Court’s remand. The NMPRC reaffirmed its September 2016 order except for the decision to permanently disallow recovery of certain future decommissioning costs related to PVNGS Units 1 and 2. The NMPRC indicated that PNM’s ability to recover these costs will be addressed in a future proceeding and closed the NM 2015 Rate Case docket. As a result of the NM Supreme Court’s ruling, during the year ended December 31, 2019, PNM recorded pre-tax impairments of $150.6 million, which includes $73.2 million for a portion of the purchase price for  64.1 MW in PVNGS Unit 2,  $39.7 million of undepreciated capitalized improvements made during the  period  the  64.1 MW  was  being  leased  by  PNM,  and  $37.7  million for  BDT  on  SJGS  Units  1  and  4  and  is  reflected  as  regulatory  disallowances  and restructuring costs in the Consolidated Statements of Earnings. The impairment was offset by tax impacts of $45.7 million, which are reflected as income taxes on the Consolidated Statements of Earnings. B - 98 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 New Mexico 2016 General Rate Case (“NM 2016 Rate Case”) On  December  7,  2016,  PNM  filed  an  application  with  the  NMPRC for  a  general  increase  in  retail  electric  rates.  PNM  did  not  include  any  of  the  costs disallowed in the NM 2015 Rate Case that were at issue in its then pending appeal to the NM Supreme Court. PNM’s original application used a FTY beginning January  1,  2018  and  requested  an  increase  in  base  non-fuel  revenues  of  $99.2 million based  on  a  ROE  of  10.125%.  The  primary  drivers  of  PNM’s  revenue deficiency included implementation of modifications to PNM’s resource portfolio, which were approved by the NMPRC in December 2015 as part of the SJGS regional haze compliance plan, infrastructure investments, including environmental upgrades at Four Corners, declines in forecasted energy sales due to successful energy efficiency programs and other economic factors, and updates to FERC/retail jurisdictional allocations. After extensive settlement negotiations and public proceedings, the NMPRC issued a Revised Order Partially Adopting Certification of Stipulation dated January 10, 2018 (the “Revised Order”). The key terms of the Revised Order include: • • • • • • An increase  in base  non-fuel  revenues  totaling  $10.3 million, which includes  a reduction  to reflect  the impact  of the  decrease  in the federal  corporate income tax rate and updates to PNM’s cost of debt (aggregating an estimated $47.6 million annually) A ROE of 9.575% Returning to customers over a three-year period the benefit of the reduction in the New Mexico corporate income tax rate to the extent attributable to PNM’s retail operations (Note 18) Disallowing PNM’s ability to collect an equity return on certain investments aggregating $148.1 million at Four Corners, but allowing recovery with a debt-only return An agreement to not implement non-fuel base rate changes, other than changes related to PNM’s rate riders, with an effective date prior to January 1, 2020 A requirement to consider the prudency of PNM’s decision to continue its participation in Four Corners in PNM’s next general rate case filing In  accordance  with  the  settlement  agreement  and  the  NMPRC’s  final  order,  PNM  implemented  50% of  the  approved  increase  for  service  rendered beginning February 1, 2018 and implemented the rest of the increase for service rendered beginning January 1, 2019. Investigation/Rulemaking Concerning NMPRC Ratemaking Policies On March 22, 2017, the NMPRC issued an order opening an investigation and rulemaking to simplify and increase “the transparency of NMPRC rate cases by reducing the number of issues litigated in rate cases,” and provide a “more level playing field among intervenors and NMPRC staff on the one hand, and the utilities on the other.” The order posed several questions establishing and monitoring utilities’ ROEs, the recoverability of regulatory assets, including rate case costs, and whether parties should have access to software used by utilities to support their positions. To date, no agreement has been reached. PNM is not able to predict the potential outcome of this matter but does not anticipate the NMPRC will take any further action. Renewable Portfolio Standard Prior to the enactment of the ETA, the REA established a mandatory RPS requiring a utility to acquire a renewable energy portfolio equal to 10% of retail electric sales by 2011, 15% by 2015, and 20% by 2020. As discussed in Note 16, the ETA was enacted on June 14, 2019. The ETA amends the REA and requires utilities operating in New Mexico to have renewable portfolios equal to 20% by 2020, 40% by 2025, 50% by 2030, 80% by 2040, and 100% zero-carbon energy by 2045. The ETA also removes diversity requirements and certain customer caps and exemptions relating to the application of the RPS under the REA. The REA provides for streamlined proceedings for approval of utilities’ renewable energy procurement plans, assures that utilities recover costs incurred consistent with approved procurement plans, and requires the NMPRC to establish a RCT for the procurement of renewable resources to prevent excessive costs being added to rates. The ETA sets a RCT of $60 per MWh using an average annual levelized resource cost basis. PNM makes renewable procurements consistent with the NMPRC approved plans. PNM recovers certain renewable procurement costs from customers through a rate rider. See Renewable Energy Rider below. Included in PNM’s approved procurement plans are the following renewable energy resources: • 157 MW of PNM-owned solar-PV facilities, including  50 MW of PNM-owned solar-PV facilities approved by the NMPRC in PNM’s 2018 renewable energy procurement plan that were placed in commercial operation in 2019 B - 99 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 • • • • A PPA through 2044 for the output of New Mexico Wind, having a current aggregate capacity of 204 MW, and a PPA through 2035 for the output of Red Mesa Wind, having an aggregate capacity of 102 MW A PPA through 2042 for the output of the Lightning Dock Geothermal facility with a current capacity of 15 MW Solar distributed  generation,  aggregating  127.6 MW  at  December  31,  2019,  owned  by  customers  or  third  parties  from  whom  PNM  purchases  any  net excess output and RECs Solar and wind RECs as needed to meet the RPS requirements PNM filed its 2017 renewable energy procurement plan on June 1, 2016. The plan met RPS and diversity requirements for 2017 and 2018 using existing resources and PNM did not propose any significant new procurements. PNM projected that its plan would slightly exceed the RCT in 2017 and would be within the  RCT  in  2018.  PNM  requested  a  variance  from  the  RCT  in  2017.  A  public  hearing  was  held  on  September  26,  2016.  On  October  21,  2016,  the  Hearing Examiner issued a recommended decision recommending that the plan be approved as filed and also found that a variance from the RCT was not required. The NMPRC approved the recommended decision on November 23, 2016. On June 1, 2017, PNM filed its 2018 renewable energy procurement plan. PNM requested approval to procure an additional  80 GWh in 2019 and  105 GWh in 2020 from a re-powering of New Mexico Wind; approval to procure an additional 55 GWh in 2019 and 77 GWh in 2020 from a re-powering of Lightning Dock  Geothermal;  approval  to  procure  50 MW  of  new  PNM-owned  solar  facilities  to  be  constructed  beginning  in  2018,  and  continuation  of  customer  REC purchase programs and other purchases of RECs to ensure annual compliance with the RPS. The plan also sought a variance from the “other” diversity category in 2018 due to a revised production forecast of the Lightning Dock Geothermal facility in 2018. A public hearing on the application was held in September 2017. On October  17,  2017,  the  Hearing  Examiner  issued  a  recommended  decision  that  PNM’s  2018  renewable  energy  procurement  plan  be  approved  by  the  NMPRC, except  for  the  re-powering  of  Lightning  Dock  Geothermal  and  PNM’s  request  to  procure  50 MW  of  new  PNM-owned  solar  facilities.  PNM  filed  exceptions contesting the Hearing Examiner’s proposals. On November 15, 2017, the NMPRC issued an order approving PNM’s plan and rejecting the Hearing Examiner’s recommendations. On November 29, 2017, NM AREA filed an appeal with the NM Supreme Court objecting to the fuel allocation methodology and requested a partial stay of the NMPRC order, which was denied. NEE subsequently filed a motion to intervene and cross-appeal objecting to the approval of the 50 MW of new PNM-owned solar facilities. On July 5, 2019, the NM Supreme Court approved a motion filed by NM AREA to dismiss its appeal. On August 8, 2019, the NM Supreme Court issued an opinion affirming the NMPRC’s approval of PNM’s 2018 renewable energy procurement plan and denying NEE’s cross appeal. This matter is now concluded. On June 1, 2018, PNM filed its 2019 renewable energy procurement plan. The plan met RPS and diversity requirements for 2019 and 2020 using resources already  approved  by  the  NMPRC  and  did  not  propose  any  significant  new  procurements.  PNM  projected  the  plan  would  be  within  the  RCT  in  2019  and  will slightly exceed the current RCT in 2020. The NMPRC approved PNM’s 2019 renewable energy procurement plan on November 28, 2018. On June 3, 2019, PNM filed its 2020 renewable energy procurement plan. The plan requests approval of a 20-year PPA to purchase 140 MW of renewable energy and RECs from the La Joya Wind Facility (“La Joya Wind”), which is expected to be operational by December 31, 2020. PNM intends to utilize the BB2 line  to  deliver  power  from  the  PPA.  See  additional  discussion  below  under  Application  for  a  New  345-kV Transmission Line. PNM’s  2020  renewable  energy procurement plan requests a variance from the RPS for 2020 and proposes the shortfall be met with excess RECs that will be available under the La Joya Wind PPA in 2021. PNM also submitted proposed adjustments to the current FPPAC methodology for non-renewable fuel allocations to reflect the ETA’s removal of certain customer cost caps associated with the RPS and requested that the fuel clause year be reset to correspond to the January 1 reset date under the renewable energy rider. On July 17, 2019, PNM filed a corrected reconciliation of 2019 and estimated 2020 customer bill impacts that demonstrated the effect of removing certain customer caps and exemptions under the requirements of the ETA. The Hearing Examiner issued a response requiring PNM to address why its application should not be dismissed, or alternatively, proposing an extended procedural schedule. PNM’s response proposed the application not be dismissed, that a corrected public notice be issued, and that the procedural schedule be extended by 60 days. On July 30, 2019, the Hearing Examiner issued a revised procedural order that extended  the  statutory  review  period  through  January  29,  2020.  On  September  17,  2019,  the  Hearing  Examiner  issued  an  order  requiring  PNM  to  provide supplemental briefing supporting the applicability  of the ETA to PNM’s 2020 renewable energy procurement plan and, in the event the ETA should not apply, support  PNM’s  position  that  the  NMPRC  has  the  authority  to  approve  PNM’s  requested  variance.  PNM  filed  its  brief  on  September  24,  2019,  supporting  the applicability of the ETA and the NMPRC’s authority to grant the requested variance. On October 4, 2019, the Hearing Examiner issued an order requiring PNM to provide  RPS  calculations  using  rules  and  regulations  existing  before  the  ETA.  PNM  filed  its  rebuttal  testimony  on  October  15,  2019,  which  included  the calculations  required  by  the  Hearing  Examiner.  Public  hearings  were  held  on October  24  and  25,  2019.  On December  2,  2019, the  Hearing  Examiner  issued  a recommended decision in the case recommending approval of PNM’s 2020 renewable energy procurement plan including the 140 MW wind PPA and indicating that the recently enacted ETA could be applied to the case even though PNM’s filing was made B - 100 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 prior to the ETA’s effective date. On January 29, 2020, the NMPRC accepted the Hearing Examiners recommended decision and approved PNM’s 2020 renewable energy procurement plan. Renewable Energy Rider The NMPRC has authorized PNM to recover certain renewable procurement costs through a rate rider billed on a per KWh basis. In PNM’s NM 2015 Rate Case, the NMPRC authorized continuation of the renewable rider. PNM recorded revenues from the rider of $52.0 million, $41.4 million, and $45.2 million in 2019,  2018,  and  2017.  Beginning  in  2017,  the  cost  of  energy  from  New  Mexico  Wind  is  being  recovered  through  the  renewable  rider,  rather  than  through  the FPPAC, in compliance with the NMPRC’s order in PNM’s NM 2015 Rate Case. The 2019 renewable energy procurement plan became effective on January 1, 2019. In its 2020 renewable energy procurement plan case, which was approved by the NMPRC on January 29, 2020, PNM proposed to collect $58.9 million. Under  the  renewable  rider,  if  PNM’s  earned  rate  of  return  on  jurisdictional  equity  in  a  calendar  year,  adjusted  for  items  not  representative  of  normal operations, exceeds the NMPRC-approved rate by 0.5%, PNM is required to refund the excess to customers during May through December of the following year. PNM did not exceed such limitation in 2018 and does not expect to exceed the limitation in 2019. Energy Efficiency and Load Management Program Costs and Incentives/Disincentives The  New  Mexico  Efficient  Use  of  Energy  Act  (“EUEA”)  requires  public  utilities  to  achieve  specified  levels  of  energy  savings  and  to  obtain  NMPRC approval to implement energy efficiency and load management programs. The EUEA requires the NMPRC to remove utility disincentives to implementing energy efficiency and load management programs and to provide incentives for such programs. The NMPRC has adopted a rule to implement this act. The EUEA sets an annual  program  budget  equal  to  3% of  an  electric  utility’s  annual  revenue.  PNM’s  costs  to  implement  approved  programs  are  recovered  through  a  rate  rider. During the 2019 New Mexico legislative session, the EUEA was amended to, among other things, include a decoupling mechanism for disincentives, preclude a reduction to a utility’s ROE based on approval of disincentive or incentive mechanisms, and to establish savings targets for the period 2021 through 2025. On April 15, 2016, PNM filed an application for energy efficiency and load management programs to be offered in 2017. The proposed program portfolio consisted of ten programs with a total budget of $28.0 million. The application also sought approval of an incentive of $2.4 million based on targeted savings of 75 GWh. The actual incentive would be based on actual savings achieved. On January 11, 2017, the NMPRC approved an unopposed stipulation that established a method to ensure that funding of PNM’s energy efficiency program is equal to 3% of retail revenues, with an estimated 2017 energy efficiency funding level of $26.0 million,  and  approved  a  sliding  scale  profit  incentive  with  a  base  level  of  7.1% of  program  costs,  equal  to  $1.8 million,  if  PNM  achieves  a  minimum proscribed level of energy savings, increasing to a maximum of 9.0% depending on actual energy savings achieved above the minimum. On April 13, 2018, PNM filed its reconciliation of 2017 program costs and incentives, which indicated the incentive earned in 2017 was $2.3 million. The reconciliation filing and related incentive were accepted on May 23, 2018. On April 14, 2017, PNM filed an application for energy efficiency and load management programs to be offered in 2018. The proposed program portfolio consists of a continuation of the ten programs approved in the 2016 application with a total budget of $25.1 million. The application also sought approval of a sliding scale incentive with a base incentive of $1.9 million if PNM was able to achieve savings of  53 GWh in 2018. As proposed, PNM would have earned an incentive of $2.1 million based on targeted savings of  70 GWh. The actual incentive would be based on actual savings achieved. PNM proposed to continue the same ten programs and a similar incentive mechanism in 2019, with a proposed budget of $28.2 million and a base level incentive of  $2.1 million. On July 26, 2017, PNM, NMPRC staff, and other parties filed a stipulation that would resolve all issues in the case if approved by the NMPRC. Under the settlement, all of PNM’s proposed programs would be approved with limited modifications and PNM’s base level incentive would be $1.7 million and could earn an incentive of up to $1.9 million based on savings of 69 GWh in 2018. The settlement also established a base level incentive for PNM of $1.8 million with the opportunity to earn up to $2.7 million in 2019 and required PNM to make a filing in 2019 to address incentives to be earned in 2020. A public hearing was held in September 2017. On November 8, 2017, the Hearing Examiner recommended approval of the stipulation with various modifications, including adoption of a discount rate equal to the tax-adjusted WACC of 9.59% rather than the 7.71% proposed in the stipulation and modifying the program budgets to $23.6 million for 2018 and $24.9 million for 2019. On January 31, 2018, the NMPRC issued an order that largely accepted the certification with certain exceptions concerning the measurement and verification of the approved load management programs. B - 101 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 In 2019, PNM submitted the required filing to address incentives to be earned in 2020. PNM’s proposed incentive mechanism is similar to that approved for  2018  and  2019  with  minor  modifications  to  reflect  input  from  interested  parties.  The  proposed  incentive  mechanism  includes  a  base  incentive  of  7.1% of program costs, or approximately $1.8 million, based on savings of 59 GWh in 2020 with a sliding scale that provides for additional incentive if savings exceed 68 GWh. No hearings were considered necessary and PNM’s 2020 energy efficiency rider reflecting the 2020 incentive became effective beginning December 30, 2019. Energy Efficiency Rulemaking In  July  2012,  the  NMPRC  opened  an  energy  efficiency  rulemaking  docket  to  potentially  address  decoupling  and  incentives.  Workshops  to  develop  a proposed rule have been held, but no order proposing a rule has been issued. PNM is unable to predict the outcome of this matter. On January 25, 2017, the NMPRC opened another energy efficiency rulemaking docket to consider whether applications for approval of energy efficiency and  load  management  programs  should  be  filed  every  two  years  rather  than  annually.  On  June  21,  2017,  the  NMPRC  issued  an  order  that  modifies  the  filing frequency for utility energy efficiency plans to every three years. On  June  21,  2017,  the  NMPRC  also  issued  a  new  notice  of  proposed  rulemaking  to  consider  possible  changes  affecting  a  utility’s  ability  to  modify NMPRC approved funding levels by up to 10% between energy efficiency program applications. This rulemaking is in response to consensus changes proposed by parties in the January 25, 2017 rulemaking. On September 13, 2017, the NMPRC approved the proposed rule. Under the new rule, PNM’s next application for energy efficiency and load management programs will be made in 2020 for programs to be offered beginning in 2021. As discussed below, PNM’s next energy efficiency application will include a proposal to implement an AMI pilot project. Petition for Energy Efficiency Disincentive PNM’s application in the NM 2016 Rate Case had requested a “lost contribution to fixed cost” mechanism to address the disincentives associated with PNM’s  energy  efficiency  programs.  In  the  revised  stipulation  to  that  case,  PNM  agreed  to  withdraw  its  proposal  for  such  a  mechanism  and  to  address  energy efficiency disincentives in a future docket. On March 2, 2018, PNM filed a petition proposing a “lost contribution to fixed cost mechanism” with substantially the same  terms  as  those  proposed  in  the  NM  2016  Rate  Case  application.  As  discussed  above,  the  ETA  amended  the  EUEA  to,  among  other  things,  include  a decoupling mechanism for disincentives.  On May 6, 2019, PNM submitted a request to the NMPRC to dismiss this matter. PNM will propose a mechanism to address disincentives in a future general rate case filing. The NMPRC approved PNM’s request to dismiss the matter on June 12, 2019, concluding this matter. FPPAC Continuation Application NMPRC rules require public utilities to file an application to continue using their FPPAC every four years. On April 23, 2018, PNM filed the required continuation  application  and  requested  that  its  FPPAC  be  continued  without  modification.  On  June  20,  2018,  the  NMPRC  approved  PNM’s  continuation application. Integrated Resource Plans NMPRC rules require that investor owned utilities file an IRP every three years. The IRP is required to cover a 20-year planning period and contain an action plan covering the first four years of that period. 2014 IRP PNM filed its 2014 IRP on July 1, 2014. On July 31, 2014, several parties requested the NMPRC to not accept the 2014 IRP as compliant with NMPRC rules  because  to  do  so  could  affect  the  then  pending  proceeding  on  PNM’s  application  to  abandon  SJGS  Units  2  and  3  and  for  CCNs  for  certain  replacement resources and because they asserted that the 2014 IRP did not conform to the NMPRC’s IRP rule. The NMPRC issued an order in August 2014 that docketed a case  to determine  whether  the 2014 IRP complied  with applicable  NMPRC rules.  The order  also held the  case  in abeyance  pending the issuance  of final,  nonappealable orders in PNM’s 2015 renewable energy procurement plan case and its application to retire SJGS Units 2 and 3. On May 4, 2016, the NMPRC issued a Notice  of  Proposed  Dismissal,  stating  that  the  docket  would  be  closed  with  prejudice  within  thirty days unless  good  cause  was  shown  why  the  docket  should remain open. On May 31, 2016, NEE filed a request to hold the protests filed against PNM’s 2014 IRP in abeyance or to dismiss those protests without prejudice. PNM  responded  on  June  13,  2016  and  requested  that  the  NMPRC  dismiss  the  case  with  prejudice.  The  NMPRC  has  not  yet  acted  on  its  Notice  of  Proposed Dismissal or the request filed on May 31, 2016. PNM is not able to predict the potential outcome of this matter but does not anticipate the NMPRC will take any further action. B - 102 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 2017 IRP PNM  filed  its  2017  IRP  on  July  3,  2017.  The  2017  IRP  addresses  the  20-year  planning  period,  from  2017  through  2036  and  includes  an  action  plan describing PNM’s plan to implement the 2017 IRP in the four-year period following its filing. The 2017 IRP analyzed several scenarios utilizing assumptions that PNM continues service from its SJGS capacity beyond mid-2022 and that PNM retires its capacity after mid-2022. Key findings of the 2017 IRP included, among other  things,  that  retiring  PNM’s  share  of  SJGS  in  2022  and  existing  ownership  in  Four  Corners  in  2031  would  provide  long-term  cost  savings  for  PNM’s customers and that the best mix of new resources to replace the retired coal generation would include solar energy and flexible natural gas-fired peaking capacity as well as energy storage, if the economics support it, and wind energy provided additional transmission capacity becomes available. The 2017 IRP also indicated that PNM should retain the currently leased capacity in PVNGS. See additional discussion of PNM’s leased capacity in PVNGS below and in Note 8. Protests to the 2017 IRP were filed by several parties. The issues addressed in the protests included the future of PNM’s interests in SJGS, Four Corners, and  PVNGS  and  the  timing  of  future  procurement  of  renewable  resources.  On  December  19,  2018,  after  public  hearings  and  consideration  of  the  Hearing Examiner’s recommendations, the NMPRC issued a final order accepting PNM’s 2017 IRP as compliant with applicable statute and NMPRC rules. On January 18, 2019, the Board of the County of Commissioners for San Juan County, New Mexico, the City of Farmington, New Mexico, and other parties filed a Notice of Appeal  with  the  NM  Supreme  Court  regarding  the  NMPRC’s  final  order  in  PNM’s  2017  IRP.  On  January  18,  2019,  NEE  submitted  a  motion  requesting  the NMPRC reconsider its acceptance of PNM’s 2017 IRP and alleging informational inadequacy and deficiencies in PNM’s filing, which was deemed denied. On February 19, 2019, NEE filed a motion with the NM Supreme Court to intervene in the appeal and to seek remand of the matter to the NMPRC. On March 11, 2019, PNM filed its response with the NM Supreme Court stating that the NMPRC has already considered and, by operation of law, denied NEE’s motion for reconsideration. On May 10, 2019, the appellants, excluding NEE, filed a motion with the NM Supreme Court to dismiss their appeal, which was supported by PNM. On May 31, 2019, the NM Supreme Court denied NEE’s request to remand the proceeding to the NMPRC and ordered NEE to respond to the motion to dismiss the appeal. On June 4, 2019, NEE responded that it did not oppose the appellants’ request to dismiss their appeal. On July 26, 2019, the NM Supreme Court granted the parties’ motions to dismiss the appeal. On September 19, 2019, NEE filed a second motion requesting the NMPRC reconsider its acceptance of PNM’s 2017 IRP, which was deemed denied. This matter is now concluded. As discussed below, on July 1, 2019, PNM submitted its SJGS Abandonment Application with the NMPRC requesting approval to retire SJGS in 2022, for replacement resources, and for issuance of securitized financing under the ETA. Many of the assumptions and findings included in PNM’s July 1, 2019 filing were consistent  with  those  identified  in  PNM’s  2017  IRP.  The  SJGS  Abandonment  Application  and  the  2017  IRP  are  not  a  final  determinations  of  PNM’s  future generation  portfolio.  PNM  will  also  be  required  to  obtain  NMPRC approval  of  an  exit  from  Four  Corners,  which  PNM  will  seek  at  an  appropriate  time  in  the future. Likewise, NMPRC approval of new generation resources through CCNs, PPAs, or other applicable filings will be required. 2020 IRP In the third quarter of 2019, PNM initiated its 2020 IRP process which will cover the 20-year planning period from 2019 through 2039. Consistent with historical practice, PNM has provided notice to various interested parties and has hosted a series of public advisory presentations. NMPRC rules require PNM to file its 2020 IRP in July 2020. PNM will continue to seek input from interested parties as a part of this process. PNM cannot predict the outcome of these matters.   SJGS Abandonment Application On July 1, 2019, PNM filed a Consolidated Application for the Abandonment and Replacement of SJGS and Related Securitized Financing Pursuant to the ETA (the “SJGS Abandonment Application”). The SJGS Abandonment Application seeks NMPRC approval to retire PNM’s share of SJGS after the existing coal supply and participation agreements end in June 2022, for approval of replacement resources, and for the issuance of “energy transition bonds,” as provided by the ETA.  PNM’s  application  proposes  several  replacement  resource  scenarios  including  PNM’s  recommended  replacement  scenario,  which  would  provide  cost savings  to  customers  compared  to  continued  operation  of  SJGS,  preserves  system  reliability,  and  is  consistent  with  PNM’s  plan  to  have  an  emissions-free generation portfolio by 2040. This plan would provide PNM authority to construct and own a 280 MW natural gas-fired peaking plant, to be located on the existing SJGS facility site, and 70 MW of battery storage facilities. In addition, PNM’s recommended replacement resource scenario would allow PNM to execute PPAs to procure renewable energy from a total of 350 MW of solar-PV generating facilities  and for energy from a total of  60 MW of battery storage facilities. PNM’s application included three other replacement resource scenarios that would place a greater amount of resources in the San Juan area, or result in no new fossilfueled  generating  facilities,  or  no  battery  storage  facilities  being  added  to  PNM’s  portfolio.  When  compared  to  PNM’s  recommended  replacement  resource scenario, the three alternative resource B - 103 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 scenarios are expected to result in increased costs to customers and the two alternative resource scenarios that result in no new fossil-fueled generating facilities are expected  to  provide  lower  system  reliability.  The  SJGS  Abandonment  Application  includes  a  request  to  issue  approximately  $361 million of  energy  transition bonds  (the  “Securitized  Bonds”).  PNM’s  request  for  the  issuance  of  Securitized  Bonds  includes  approximately  $283  million of  forecasted  undepreciated investments  in  SJGS  at  June  30,  2020,  an  estimated  $28.6 million for  plant  decommissioning  and  coal  mine  reclamation  costs,  approximately  $9.6 million in upfront  financing  costs,  and  approximately  $20.0 million for  job  training  and  severance  costs  for  affected  employees.  Proceeds  from  the  Securitization  Bonds would also be used to fund approximately $19.8 million for economic development in the four corners area. The NM Supreme Court granted a request by PNM to stay a January 30, 2019 NMPRC order requiring PNM to file an abandonment application for SJGS by March 1, 2019. On June 26, 2019, and after the effective date of the ETA, the NM Supreme Court lifted the stay and denied PNM’s petition without discussion. See Note 16. On July 10, 2019, the NMPRC issued an order requiring the SJGS Abandonment Application be considered in two proceedings: one addressing SJGS abandonment and related financing, and the other addressing replacement resources. The NMPRC indicated that PNM’s July 1, 2019 filing is responsive to the January 30, 2019 order but did not definitively indicate if the abandonment and financing proceedings will be evaluated under the requirements of the ETA. The NMPRC’s July 10, 2019 order also extended the deadline to issue the abandonment and financing order to nine months and to issue the replacement resources order  to  15 months.  On  July  22,  2019,  Western  Resource  Advocates  filed  a  motion  for  clarification,  reconsideration,  and  request  for  oral  argument  with  the NMPRC. The motion requested the NMPRC clarify whether it intends to evaluate the abandonment and financing proceeding under the requirements of the ETA and, in the event the abandonment and financing proceeding will not be evaluated under the ETA, to reconsider its decision and provide parties an opportunity to present  oral  argument  on  the  matter.  The  NMPRC  chair  responded  on  July  24,  2019,  indicating  that  the  Hearing  Examiners  assigned  to  the  proceeding  would address the issue of law applicable to the approvals sought by PNM in the scheduling orders. On July 25, 2019, the Hearing Examiners issued procedural orders that set public hearings on SJGS abandonment and related financing to begin on December 10, 2019, on PNM’s proposed PPA replacement resources to begin on December 2, 2019, and on PNM-owned replacement resources to begin on March 2, 2020.  These procedural orders were subsequently amended to allow public hearings for both the PPA and PNM-owned replacement resources to begin in January 2020. The procedural orders also required PNM to file legal brief by August 23, 2019 regarding the extent to which the state constitution might prevent the ETA from applying to the issues in each proceeding, that parties file responses to PNM’s  legal  briefs  by  October  18,  2019,  and  that  parties  may  file  testimony  on  the  merits  of  their  claims  regarding  the  SJGS  abandonment  and  replacement resources if the ETA is ultimately determined to not apply to PNM’s application. On July 29, 2019, Western Resource Advocates filed a motion for interlocutory appeal  of  the  July  24,  2019  order  indicating  that  the  procedural  order  would  not  provide  parties  adequate  time  to  determine  the  applicability  of  the  ETA  and requesting an expedited decision from the NMPRC stating their intent to review the proceedings under the requirements of the ETA or under prior law. On August 21, 2019, the NMPRC denied the motion for interlocutory appeal. On August 23, 2019, PNM filed legal briefing in support of the applicability of the ETA to all aspects of the consolidated application. On October 18, 2019, various parties filed legal briefings with a range of positions that support or oppose the applicability of the ETA, as well as testimony regarding the SJGS abandonment and financing proceedings. Hearings on the abandonment and securitized financing proceedings were held in December 2019 and hearings on replacement resources were held in January 2020. On August 26, 2019, NEE and other advocacy groups filed an emergency petition for a writ of mandamus requesting the NM Supreme Court stay the SJGS abandonment  and financing  proceedings,  declare  the ETA inapplicable  to such proceedings  and declare  certain  provisions of the ETA unconstitutional  because they  limit  the  regulatory  oversight  responsibilities  of  the  NMPRC.  The  petition  was  dismissed  for  failure  to  comply  with  the  appellate  rules  and  an  amended petition was filed on September 18, 2019. On August 30, 2019, PNM and other parties filed a petition for a writ of mandamus requesting the NM Supreme Court clarify that the reason underlying its June 2019 decision denying the stay was due to the passage of the ETA and to clarify that the ETA applies to any application filed  after  the  stay  had  been  lifted.  In  early  October  2019,  the  NM  Supreme  Court  denied  both  PNM’s  and  NEE’s  petitions  for  writ of mandamus without discussion. On  December  9,  2019,  the  Governor  of  the  State  of  New  Mexico,  the  President  of  the  Navajo  Nation,  and  several  New  Mexico  state  senators  and representatives filed an emergency petition for a writ of mandamus requesting the NM Supreme Court require the NMPRC to comply with its constitutional duties and  apply  the  ETA  to  every  aspect  of  PNM’s  SJGS  Abandonment  Application.  The  petition  indicated  the  NMPRC’s  January  2019  order  to  initiate  SJGS abandonment proceedings was intended to create a pending case predating the effectiveness of the ETA, that irreversible harm to the state of New Mexico and the Navajo Nation has resulted from the NMPRC’s refusal to establish the applicability of the ETA, and that the NMPRC’s refusal to review the SJGS abandonment and financing proceedings under the ETA violates the authority of the legislature and the separation of powers doctrine. On December 16, 2019, the NM Supreme Court issued an order requiring responses by January 3, 2020. PNM and other parties filed in support of the petition and NEE submitted a filing indicating the petition should be denied. On January 3, 2020, the NMPRC filed its response stating that, among other things, the NMPRC’s order initiating SJGS abandonment proceedings was made pursuant to the NMPRC’s December 2015 order authorizing the abandonment of SJGS Units 2 and 3 by B - 104 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 December 2017, which predates the ETA and required PNM to submit a filing regarding the future of SJGS by December 31, 2018, and that the NMPRC has an obligation to provide parties in the case due process regarding the applicability of the ETA to PNM’s application. In January 2020, the NM Supreme Court denied NEE’s and other parties petitions, granted PNM’s motion to intervene, and scheduled oral arguments to be presented by the NMPRC and PNM. On January 29, 2020,  and  after  oral  argument,  the  NM  Supreme  Court  issued  a  ruling  requiring  the  NMPRC  apply  the  ETA  to  all  aspects  of  PNM’s  SJGS  Abandonment Application, indicating any previous NMPRC orders inconsistent with their ruling should be vacated, and denying parties’ request for stay. On February  21, 2020, the Hearing  Examiners  issued two recommended  decisions  recommending  approval  of PNM’s proposed abandonment  of SJGS, subject to approval of the separate replacement resources proceeding, and approval of PNM’s proposed financing order to issue Securitized Bonds.  The Hearing Examiners recommended that PNM be authorized to abandon SJGS by June 30, 2022, and to record regulatory assets for certain other abandonment costs that are not specifically addressed under the provisions of the ETA. These additional costs would be subject to review in a future proceeding.  The Hearing Examiners also recommended  PNM  be  authorized  to  issue  Securitized  Bonds  of  up  to  $361 million and  establish  a  rate  rider  to  collect  non-bypassable  customer  charges  for repayment  of  the  bonds  and  be  subject  to  bi-annual  adjustments  (the  “Energy  Transition  Charge”).  The  Hearing  Examiners  recommended  an  interim  rate  rider adjustment upon the start date of the Energy Transition Charge to provide immediate credits to customers for the full value of PNM’s revenue requirement related to SJGS until those reductions are reflected in base rates. In addition, the Hearing Examiners recommended PNM be granted authority to establish regulatory assets to recover costs that PNM will pay prior to the issuance of the Securitized Bonds, including costs associated with the bond issuances as well as for severances, job training, and economic development costs.  Exceptions to the recommended decisions are due March 4, 2020 and responses to exceptions are due March 6, 2020.  The Hearing Examiners also found that the statutory deadline for action by the Commission is April 1, 2020.  The financial impact of an early retirement of SJGS and the NMPRC approval process are influenced by many factors outside of PNM’s control, including the  economic  impact  of  a  potential  SJGS  abandonment  on  the  area  surrounding  the  plant  and  the  related  mine,  as  well  as  the  overall  political  and  economic conditions of New Mexico. PNM cannot predict the outcome of this matter. Joint Petition to Investigate PNM’s Option to Purchase Assets Underlying Certain Leases in PVNGS On  April  22,  2019,  NEE  and  other  parties,  which  consist  primarily  of  environmental  not-for-profit  organizations,  filed  a  joint  petition  for  expedited investigation  with  the  NMPRC.  The  joint  petition  requested  the  NMPRC  open  an  investigation  regarding  PNM’s  option  to  purchase  the  assets  underlying  the PVNGS Unit 1 and 2 leases that will expire in January 2023 and 2024. Various parties filed to participate in the request. On May 8, 2019, the NMPRC issued an order requiring a response from both PNM and NMPRC staff. PNM filed responses indicating, among other things, that the joint petition should be denied, and that PNM has not yet made a decision to purchase or return the assets underlying the leases that expire in January 2023 and 2024. On September 16, 2019, NEE and the other  parties  filed  a  motion  reiterating  their  initial  petition  and  seeking  the  appointment  of  a  hearing  examiner  to  preside  over  the  requested  proceeding.  On September  30,  2019,  PNM  filed  its  response  in  opposition  stating  that  PNM  had  previously  refuted  NEE’s  arguments  and  that  there  is  no  need  for  a  hearing examiner to be assigned to this matter. On January 3, 2020, PNM filed notice with the NMPRC of 60-day waivers of the deadline to provide notice to purchase or return the assets underlying the PVNGS Unit 1 leases. The deadline for PNM to provide irrevocable notice of its intent to purchase or return these interests is now March 16, 2020. On January 8, 2020, the NMPRC issued an order denying the petition for investigation. PNM has committed to provide the NMPRC with timely updates on any decisions related to these interests and will file any necessary requests for approval associated with its decision. This matter is now completed. Cost Recovery Related to Joining the EIM The  California  Independent  System  Operator  (“CAISO”)  developed  the  Western  Energy  Imbalance  Market  (“EIM”)  as  a  real-time  wholesale  energy trading market that enables participating electric utilities to buy and sell energy. The EIM aggregates the variability of electricity generation and load for multiple balancing authority areas and utility jurisdictions. In addition, the EIM facilitates  greater integration of renewable resources through the aggregation of flexible resources by capturing diversity benefits from the expanded geographic footprint and the expanded potential uses for those resources. In 2018, PNM completed a cost-benefit analysis of participating in the EIM. PNM’s analysis indicated participation in the EIM would provide substantial benefits to retail customers. On August 22, 2018, PNM filed an application with the NMPRC requesting, among other things, to recover an estimated $20.9 million of initial capital investments and authorization to establish a regulatory asset to recover an estimated $7.4 million of other expenses that would be incurred in order to  join  the  EIM.  PNM’s  application  proposed  the  regulatory  asset  be  adjusted  to  provide  for  full  recovery  of  such  costs,  including  carrying  charges,  until  the effective date of new rates in PNM’s next general rate case. PNM’s application also proposed the benefits of participating B - 105 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 in the EIM be credited to retail customers through PNM’s existing FPPAC and that PNM would seek recovery of its costs in a future proceeding. On December 19, 2018, the NMPRC issued an order approving the establishment of a regulatory asset to recover PNM’s cost of joining the EIM, which was subsequently challenged by  several  parties.  On  February  6,  2019,  the  NMPRC  issued  an  order  granting  rehearing  and  vacating  the  December  19,  2018  order.  On  March  18,  2019,  the Hearing Examiner issued an updated recommended decision recommending approval of the establishment of a regulatory asset but deferring certain rate making issues, including but not limited to issues related to implementation and ongoing EIM costs and savings, the prudence and reasonableness of costs to be included in the  regulatory  asset,  and  the  period  over  which  costs  would  be  charged  to  customers  until  PNM’s  next  general  rate  case  filing,  which  was  approved  by  the NMPRC. PNM and other parties filed a joint motion requesting the NMPRC clarify that the quarterly benefits reports prepared by CAISO be used to determine the benefits of participating in the EIM, as well as to support the prudence of costs incurred to join the EIM. On April 24, 2019, the NMPRC issued an order granting the joint motion for clarification and indicating the CAISO quarterly benefits reports may be used in a future rate case. PNM anticipates it will begin participating in the EIM in April 2021. Advanced Metering Infrastructure Application On February 26, 2016, PNM filed an application with the NMPRC requesting approval of a project to replace its existing customer metering equipment with Advanced Metering Infrastructure (“AMI”). The application asked the NMPRC to authorize the recovery of the cost of the project, up to $87.2 million, which was subsequently adjusted to $95.1 million, and includes the costs of customer education, severances for affected employees, and other costs, in future ratemaking proceedings,  as  well  as  to  approve  the  recovery  of  the  remaining  undepreciated  investment  in  existing  metering  equipment  estimated  to  be  approximately  $33 million at the date of implementation. After extensive public hearings and discovery, on March 19, 2018, the Hearing Examiner issued a recommended decision finding  that  PNM had  not proven  a net  public  benefit  in the  case  and  recommending  the  NMPRC not  approve  the  application.  On April 2, 2018, PNM filed  a statement on exceptions to the recommended decision indicating, among other things, that PNM disagreed with the finding that the record did not demonstrate a net public benefit to customers, but that PNM would not take exception to a recommendation to not approve the application. No other parties filed exceptions to the recommended decision by the required deadline. On April 11, 2018, the NMPRC adopted an order accepting the recommended decision and disapproving PNM’s application. The order indicated that PNM’s 2021 energy efficiency plan application, to be filed in 2020, should include a proposal for an AMI pilot project. Facebook, Inc. Data Center Project On  August  17,  2016,  the  NMPRC  approved  a  PNM  application  in  connection  with  services  to  be  provided  to  Facebook,  Inc.  for  a  data  center  being constructed in PNM’s service area. The application included: • • • Two new electric service rates A PPA under which PNM would purchase renewable energy from an affiliate of PNMR A special service contract to provide electric service Facebook’s service requirements include the acquisition by PNM of a sufficient amount of new renewable energy resources and RECs to match the energy and capacity requirements of the data center. The cost of renewable energy procured is passed through to Facebook under a rate rider. A special service rate is applied to Facebook’s energy consumption in those hours of the month when their consumption exceeds the energy production from the renewable resources. As of December  31,  2019,  PNM  is  procuring  energy  from  80 MW  of  solar-PV  capacity  from  NMRD,  a  50% equity  method  investee  of  PNMR  Development.  See additional discussion of NMRD in Note 1. In late 2017, PNM obtained NMPRC approval to enter into additional 25-year PPAs to purchase renewable energy and RECs to be used by PNM to supply renewable energy to the data center. These PPAs include the purchase of the power and RECs from: • • • • Casa Mesa Wind, LLC, a subsidiary of NextEra Energy Resources, LLC, which is located near House, New Mexico, has a total capacity of 50 MW, and became operational in November 2018 A 166 MW portion of the La Joya Wind Facility, owned by Avangrid Renewables, LLC, which is expected to be located near Estancia, New Mexico and be operational in November 2020 Route  66  Solar  Energy  Center,  LLC,  a  subsidiary  of  NextEra  Energy  Resources,  LLC,  which  is  expected  to  be  located  west  of  Albuquerque,  New Mexico, have a total capacity of 50 MW, and be operational in December 2021 Two PPAs to purchase renewable energy and RECs from an aggregate of approximately  100 MW of capacity from  two solar-PV facilities to be owned and operated by NMRD. The first 50 MW of these facilities began commercial operation in December 2019 and the remaining capacity is expected to begin commercial operation in June 2020. B - 106 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The two PPAs aggregating approximately 100 MW of capacity were subject to FERC approval, which was granted on August 1, 2019. PNM Solar Direct On  May  31,  2019,  PNM  filed  an  application  with  the  NMPRC  for  approval  of  a  program  under  which  qualified  governmental  and  large  commercial customers  could  participate  in  a  voluntary  renewable  energy  procurement  program.  PNM  proposes  to  recover  costs  of  the  program  directly  from  subscribing customers through a rate rider. If approved by the NMPRC, PNM would procure renewable energy from 50 MW of solar-PV facilities under a 15-year PPA. PNM had fully subscribed the entire output of the 50 MW facilities at the time of the filing. Hearings on the application concluded on January 9, 2020. On February 14, 2020, PNM and several other parties filed a joint proposed recommended decision addressing the Hearing Examiner’s questions in the filing and recommending the NMPRC approve PNM’s application. PNM cannot predict the outcome of this matter. Application for a New 345-kV Transmission Line On August 10, 2018, PNM filed an application seeking NMPRC approval of a CCN to construct and operate a 345-kV transmission line and associated facilities (the “BB2 Line”), and to determine the rate making treatment to apply to the BB2 line and related rights-of-way. In the application, PNM states that the BB2  line  would  run  adjacent  to  one  of  PNM’s  existing  transmission  lines  and  is  necessary  to  serve  additional  renewable  generating  resources  to  be  located  in eastern  New Mexico. PNM’s use of the BB2 line  would benefit  all customers  and would include  delivery  of approximately  166 MW of renewable energy and RECs under a PPA, which had previously been approved by the NMPRC, from La Joya Wind and 140 MW from La Joya Wind that PNM included in PNM’s 2020 renewable energy procurement plan. PNM’s application requested that the NMPRC apply standard ratemaking treatment to the estimated $85 million cost of the project  resulting  in a  jurisdictional  allocation  of costs  to all  of  PNM’s transmission  and retail  customers.  NMPRC staff  supported  PNM’s proposed ratemaking treatment of the BB2 project and indicated that the capacity and energy of the La Joya Wind PPA and related network upgrades to PNM’s transmission system would  benefit  all  of  PNM’s  customers.  On  March  11,  2019,  the  Hearing  Examiner  assigned  to  the  application  issued  a  recommended  decision  recommending approval  of  the  CCN  and  related  rights-of-way  but  recommending  the  NMPRC  deny  PNM’s  request  to  allocate  a  portion  of  cost  of  the  BB2  Line  to  retail customers. The Hearing Examiner’s recommendation indicated the costs not recovered from retail customers be directly reimbursed to PNM by Facebook, Inc. As a  result,  Facebook,  Inc.  would  be  responsible  for  approximately  46%,  or  $39.0 million,  of  the  estimated  cost  of  the  project.  On  March  20,  2019,  PNM  filed exceptions  to  the  recommended  decision  and  requested  oral  argument.  In  its  filing,  PNM refuted  the  proposed  finding  that  the  BB2 Line  is  not  part  of  PNM’s overall transmission system, opposed the recommendation that approximately 46% of the estimated cost of the project be directly assigned to Facebook, Inc. and presented legal arguments in support of PNM’s originally proposed ratemaking treatment. On April 16, 2019, the NMPRC issued an order approving the Hearing Examiner’s  recommended  decision,  including  the  requirement  that  PNM  be  directly  reimbursed  by  Facebook,  Inc.  In  late  April  2019,  PNM  and  other  parties submitted filings with the NMPRC requesting rehearing and seeking reconsideration of the NMPRC’s decision to deny standard ratemaking treatment of the cost of the BB2 Line and associated facilities, which were denied. On May 21, 2019, PNM filed a motion requesting the NMPRC reopen the proceeding to admit new evidence of the benefits of the BB2 Line to retail customers and to modify the final order. On June 12, 2019, the NMPRC issued an updated final order but denied PNM’s  motion  to  reopen  the  proceedings.  The  updated  final  order  grants  the  CCN  but  defers  rate  making  treatment  to  a  future  rate  case.  This  matter  is  now concluded. Western Spirit Line On  May  1,  2019,  PNM,  the  New  Mexico  Renewable  Energy  Transmission  Authority  (“RETA”),  a  New  Mexico  state  authority,  and  Western  Spirit Transmission LLC (“Western Spirit”), an affiliate of Pattern Energy Group, Inc., entered into agreements for the construction of a transmission line to transmit power generated from wind facilities to be owned by Pattern Wind New Mexico, LLC (“Pattern Wind”), an affiliate of Western Spirit and Pattern Development. As a part of the arrangement, the parties executed a Build Transfer Agreement that would allow PNM to purchase the approximately 165-mile 345-kV transmission line and associated facilities (the “Western Spirit Line”). The Western Spirit Line will be developed and constructed by RETA and Western Spirit LLC and sold to PNM  upon  its  commercial  operation  date.  The  Build  Transfer  Agreement  contains  a  number  of  customary  representations  and  warranties  and  indemnification provisions as well as closing conditions, including regulatory and third-party approvals, and if necessary, anti-trust review under the Hart-Scott-Rodino Act. The Build  Transfer  Agreement  also includes  termination  provisions  that  can be  exercised  under certain  circumstances,  including  failure  of the  developer  to  achieve project milestones or to achieve commercial operation by specified dates, and failure of an affiliate of Pattern Wind to provide adequate credit support prior to closing. PNM estimates the net cost of the project to be approximately $285 million, including an estimated $75 million that Pattern Wind has chosen to self-fund under the agreement. B - 107 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 On May 10, 2019, PNM filed an application with the NMPRC requesting that the NMPRC determine that it is not unlawful or inconsistent with the public interest  for  PNM  to  purchase  the  Western  Spirit  Line  and  requesting  the  NMPRC  rule  by  November  6,  2019.  Hearings  were  held  on  August  13,  2019.  On September 11, 2019, the Hearing Examiner assigned to the application issued a recommended decision that would allow PNM to purchase the Western Spirit Line, and indicating that PNM’s proposal satisfies the NMPRC’s acquisition standards and that no CCN is required until such time that PNM seeks recovery for costs associated with the line from retail rate payers. On October 2, 2019, the NMPRC approved the recommended decision with limited modifications. PNM also has entered into Transmission Service Agreements and other ancillary agreements (“TSAs”) with Pattern Wind for firm transmission service. The TSAs use an incremental rate based on the construction and other ongoing costs of the Western Spirit Line, including adjustments for construction costs that Pattern Wind has chosen to self-fund under the agreement. FERC approved PNM’s TSAs with Pattern Wind effective July 9, 2019. On August 8, 2019, FERC approved PNM’s request to purchase the Western Spirit Line. Hazard Sharing Agreements On June 1, 2016, PNM and Tri-State entered into a one-year hazard sharing agreement, which expired on May 31, 2017.  PNM and Tri-State entered into an additional agreement, under substantially identical terms, for a term of five years beginning June 1, 2017, which was approved by the NMPRC. Under these agreements, each party sells the other party 100 MW of capacity and energy from each party’s designated primary resource, which is SJGS Unit 4 for PNM and Springerville Generating Station Unit 3 for Tri-State, on a unit contingent basis subject to certain performance guarantees.  The agreements reduce  the  magnitude  of  each  party’s  single  largest  generating  hazard  and  assist  in  enhancing  the  reliability  and  efficiency  of  their  respective  operations.  Both purchases and sales are made at the same market index price. PNM passes the sales and purchases through to customers under PNM’s FPPAC.  Information about PNM’s purchases and sales is as follows:   Sales   GWh       Year Ended December 31, 2019       Amount   (In millions)       Purchases GWh   Amount   (In millions)    766.4   $     21.7      693.6   $ 21.8 Year Ended December 31, 2018 725.7   25.8   822.7   28.7 Year Ended December 31, 2017 827.1   23.6   849.0   24.2 Formula Transmission Rates PNM charges wholesale electric transmission service customers using a formula rate mechanism pursuant to which wholesale transmission service rates are calculated  annually  in accordance  with an approved  formula.  The formula  reflects  a ROE of 10% and includes updating cost of service  components,  including investment in plant and operating expenses, based on information contained in PNM’s annual financial report filed with FERC, as well as including projected large transmission  capital  projects  to be  placed  into  service  in the  following  year.  The projections  included  are  subject  to true-up  in  the  following  year  formula  rate. Certain items, including changes to return on equity and depreciation rates, require a separate filing to be made with FERC before being included in the formula rate. TNMP TNMP 2018 Rate Case On May 30, 2018, TNMP filed a general rate proceeding with the PUCT (the “TNMP 2018 Rate Case”) requesting an annual increase to base rates of $25.9 million based on a ROE of  10.5%, a cost of debt of 7.2%, and a capital structure comprised of 50% debt and  50% equity. TNMP’s application included a request to establish new rate riders to recover Hurricane Harvey restoration, rate case, and additional vegetation management costs. The application also included the  integration  of  revenues  previously  recorded  under  the  AMS  rider  and  collection  of  other  unrecovered  AMS  investments  into  base  rates.  In  2018,  TNMP recorded  revenues  of  $20.2 million under  the  AMS  rider.  The  TNMP  2018  Rate  Case  application  also  proposed  to  return  the  regulatory  liability  recorded  at December 31, 2017 related to federal tax reform to customers and to reduce the federal corporate income tax rate to 21%. As discussed in Note 18, at December 31, 2017, TNMP recorded a regulatory liability of $146.5 million to reflect the change in federal corporate income tax rates that will be refunded to customers in future periods. The TNMP 2018 B - 108 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Rate Case application proposed to refund $14.4 million of this regulatory liability over a period of five years and the remaining amount over the estimated useful lives of plant in service as of December 31, 2017. On November 2, 2018, TNMP and other parties to the case filed an unopposed settlement agreement that was approved by the PUCT on December 20, 2018. The PUCT’s final order results in a $10.0 million annual increase to base rates. The key elements of the approved settlement include a ROE of 9.65%, a cost of debt of 6.44%, and a capital structure comprised of 55% debt and  45% equity. As stated by the settlement agreement, the PUCT’s final order excludes certain items from rate base that were requested in TNMP’s original filing, including approximately $10.6 million of transmission investments that TNMP included in its January 2019 transmission cost of service filing, which was approved by the PUCT in March 2019. In addition, the PUCT’s final order requires TNMP to refund approximately $37.8 million of the regulatory liability recorded at December 31, 2017 related to federal tax reform to customers over a period of five years and the remaining amount over the estimated useful lives of plant in service as of December 31, 2017; approves TNMP’s request to integrate revenues historically recorded under TNMP’s AMS rider, as well as other unrecovered AMS investments, into base rates; approves TNMP’s request for new depreciation rates; and approves a new rider to recover Hurricane Harvey restoration costs, net of amounts to be refunded to customers resulting from the reduction in the federal income tax rate in 2018. See Notes 13 and 18. The new rider is being charged to customers over a period of approximately three years beginning on the effective date of new base rates. New rates under the TNMP 2018 Rate Case were effective beginning on January 1, 2019. Advanced Meter System Deployment In July 2011, the PUCT approved a settlement and authorized an AMS deployment plan that permits TNMP to collect $113.4 million in deployment costs through a surcharge over a 12-year period. TNMP began collecting the surcharge on August 11, 2011. Deployment of advanced meters began in September 2011. TNMP  completed  its  mass  deployment  in  2016  and  has  installed  more  than  242,000 advanced  meters.  The  TNMP  2018  Rate  Case  and  associated  approved settlement discussed above included a reconciliation of AMS costs and integrate TNMP’s AMS recovery into base rates beginning on January 1, 2019. Energy Efficiency TNMP  recovers  the  costs  of  its  energy  efficiency  programs  through  an  energy  efficiency  cost  recovery  factor  (“EECRF”),  which  includes  projected program costs, under or over collected costs from prior years, rate case expenses, and performance bonuses (if the programs exceed mandated savings goals). The following sets forth TNMP’s approved EECRF increases: Effective Date   Aggregate Collection Amount   Performance Bonus     (In millions) March 1, 2017  $ 6.0   $ 0.8 March 1, 2018   6.0   1.1 March 1, 2019   5.6   0.8 On  May  30,  2019,  TNMP  filed  its  request  to  adjust  the  EECRF  to  reflect  changes  in  costs  for  2020.  On  August  30,  2019,  a  unanimous  settlement stipulation was filed with the PUCT that would allow TNMP to recover its requested $5.9 million of program costs in 2020, which includes a performance bonus of $0.8 million based on TNMP’s energy efficiency achievements in the 2018 plan year. The PUCT approved the settlement on December 13, 2019. Recovery of TNMP Rate Case Costs Recovery of the cost of TNMP’s rate case was moved into separate proceedings to begin after the conclusion of TNMP 2018 Rate Case. TNMP sought recovery of costs incurred through August 2019 in the amount of $3.8 million and proposed these costs be collected from customers over a  three-year period. In October  2019,  TNMP  and  other  parties  to  the  proceedings  filed  an  unopposed  settlement  stipulation  that  reduced  TNMP’s  cost  recovery  to  $3.3 million and provide for recovery over a period not to exceed two-years beginning on March 1, 2020. On January 16, 2020, the PUCT approved the settlement. As a result of the  PUCT’s  order,  TNMP  recorded  a  pre-tax  write-off  of  $0.5 million as  of  December  31,  2019,  which  is  reflected  as  regulatory  disallowances  on  TNMP’s Consolidated Statements of Earnings. Transmission Cost of Service Rates TNMP can update its transmission cost of service (“TCOS”) rates twice per year to reflect changes in its invested capital B - 109 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 although  updates  are  not  allowed  while  a  general  rate  case  is  in  process.  Updated  rates  reflect  the  addition  and  retirement  of  transmission  facilities,  including appropriate depreciation, federal income tax and other associated taxes, and the approved rate of return on such facilities. The following sets forth TNMP’s recent interim transmission cost rate increases: Effective Date Approved Increase in Rate Annual Increase   Base   in Revenue     (In millions) March 14, 2017  $ 30.2   $ 4.8 September 13, 2017   27.5   4.7 March 27, 2018   32.0   0.6 March 21, 2019   111.8   14.3 September 19, 2019   21.9   3.3 On February 6, 2020, TNMP filed an application to further update its transmission rates, which would increase revenues by $7.8 million annually, based on an increase in rate base of $59.2 million. The application is pending before the PUCT. Periodic Distribution Rate Adjustment PUCT  rules  permit  interim  rate  adjustments  to  reflect  changes  in  investments  in  distribution  assets.  Distribution  utilities  may  file  for  a  periodic  rate adjustment between April 1 and April 8 of each year as long as the electric utility is not earning more than its authorized rate of return using weather-normalized data. TNMP has not made a filing to adjust rates for additional investments in distribution assets but plans to submit a distribution rate adjustment filing in April 2020. Competition Transition Charge Compliance Filing In connection with the adoption of Senate Bill 7 by the Texas Legislature in 1999 that deregulated electric utilities operating within ERCOT, TNMP was allowed to recover its stranded costs through the CTC and to recover a carrying charge on the CTC. The amounts yet to be collected are recorded as regulatory assets by TNMP. Further, the order authorizing TNMP’s CTC included a true-up provision requiring an adjustment to the CTC due to a cumulative over- or undercollection of revenues, including interest, greater-than or equal to 15% of the most recent annual CTC funding amount. On March 13, 2017, TNMP made a filing to true-up the CTC. The requested adjustment reduces the collection of the amortization by $1.1 million annually. The change was approved on April 5, 2017 and went into effect on June 1, 2017. TNMP estimates the CTC will be fully recovered in 2020. Order Related to Changes in Federal Income Tax Rates On January 25, 2018, the PUCT issued an accounting order that addresses the change in the federal corporate income tax rates on investor-owned utilities in the state of Texas. The order required investor-owned utilities to record a regulatory liability equal to the reduction in accumulated federal deferred income tax balances  at the end of 2017 due to the change in the federal  corporate  income tax rate. In addition, the order required  that a regulatory  liability  be recorded  to reflect the difference between revenues collected under existing rates and those that would have been collected had those rates been set reflecting federal income tax reform beginning on the date of the order. In compliance with the PUCT order, during the year ended December 31, 2018, TNMP reduced revenues by $5.4 million, which amount was offset against TNMP’s Hurricane Harvey restoration costs and is being refunded to customers as a component of a new rate rider over a period of approximately three years beginning on January 1, 2019. (18) Income Taxes Federal Income Tax Reform On December 22, 2017, comprehensive changes in U.S. federal income taxes were enacted through legislation commonly known as the Tax Cuts and Jobs Act (the “Tax Act”). The Tax Act made many significant modifications to the tax laws, including reducing the federal corporate income tax rate from 35% to 21% effective January 1, 2018. The Tax Act also eliminated federal bonus depreciation for utilities, limited interest deductibility for non-utility businesses and limited the deductibility of officer compensation. During 2019, the IRS issued proposed regulations related to certain officer compensation and proposed regulations on interest deductibility that provide a 10% “de minimis” exception that allows entities with predominantly regulated activities to fully deduct interest expenses. In addition, the IRS issued proposed regulations interpreting Tax Act amendments to depreciation provisions of the IRC that allow the Company to claim a bonus depreciation deduction on certain construction projects placed in service subsequent to the third quarter of 2017. B - 110 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Although most of the provisions of the Tax Act were not effective until 2018, GAAP required that some effects be recognized in 2017. Under the asset and liability  method  of  accounting  for  income  taxes  used  by  the  Company,  deferred  tax  assets  and  liabilities  are  recognized  for  the  future  tax  consequences  of temporary differences between the financial statement carrying amounts of existing assets and liabilities and their respective tax bases. The deferred tax assets and liabilities are measured using the enacted tax rates expected to apply to taxable income in the years in which the temporary differences are expected to reverse. At the date of enactment of the Tax Act, the Company had net deferred tax liabilities for its regulated activities and net deferred tax assets for non-regulated activities. As a result of the change in the federal income tax rate, the Company re-measured and adjusted its deferred tax assets and liabilities as of December 31, 2017. The portion of that adjustment not related to PNM’s and TNMP’s regulated activities was recorded as a reduction in net deferred tax assets and an increase in income tax expense. The portion related to PNM’s and TNMP’s regulated activities was recorded as a reduction in net deferred tax liabilities and an increase in regulatory liabilities. Beginning February  2018, PNM’s NM 2016 Rate  Case reflects  the reduction  in the federal  corporate  income  tax rate,  including  amortization  of excess deferred federal and state income taxes. In accordance with the order in that case, PNM is returning the protected portion of excess deferred federal income taxes to customers  over  the  average  remaining  life  of  plant  in  service  as  of  December  31,  2017,  the  unprotected  portion  of  excess  deferred  federal  income  taxes  to customers  over  a  period  of  approximately  twenty-three years,  and  excess  deferred  state  income  taxes  to  customers  over  a  period  of  three years.  The  approved settlement in the TNMP 2018 Rate Case includes a reduction in customer rates to reflect the impacts of the Tax Act beginning on January 1, 2019. See additional discussion of PNM’s NM 2016 Rate Case and TNMP’s 2018 Rate Case in Note 17. The adjustments to deferred income taxes recorded as increases in regulatory liabilities and income tax expense as a result of the enactment of the Tax Act at December 31, 2017 are presented below:         Net increase in regulatory liabilities  $ 402,501   $ 146,451   $ Net decrease in deferred income tax liabilities (deferred income tax assets)   372,895   138,586   Net deferred income tax expense  $ PNM   TNMP   Corporate and Other   Consolidated (In thousands) 29,606   $ 7,865   $ —  $ (19,990)   19,990   $ 548,952 491,491 57,461 GAAP requires  that  the impacts  of adjusting  existing  deferred  tax  assets  and liabilities  for a change  in an income  tax rate  be recognized  in income  tax expense  during  the  period  of  enactment,  including  impacts  that  are  reflected  in  AOCI.  This  resulted  in  the  tax  effects  of  items  within  AOCI  not  reflecting  the appropriate  tax  rate  and  being  stranded  in  AOCI.  In  February  2018,  the  FASB  issued  Accounting Standards Update 2018-02 - Income Statement - Reporting Comprehensive Income (Topic 220): Reclassification of Certain Tax Effects from Accumulated Other Comprehensive Income to  address  this  issue  by  allowing entities  to  reclassify  the  income  tax  effects  of  the  Tax  Act  on  items  within  AOCI  to  retained  earnings.  The  Company  records  in  AOCI,  net  of  income  taxes, unamortized  gains  and  losses  related  to  PNM’s  defined  benefit  pension  plans  to  the  extent  not  attributed  to  regulated  operations,  unrealized  gains  on  PNM’s available-for-sale debt securities, and unrealized gains and losses on cash flow hedges related to PNMR’s interest rate swaps. When amounts are reclassified from AOCI  to  the  Consolidated  Statement  of  Earnings,  the  Company  recognizes  the  related  income  tax  expense  (benefit)  at  the  tax  rate  in  effect  at  that  time.  As permitted by ASU 2018-02, as of December 31, 2017, the Company reclassified the stranded federal income tax effects of the Tax Act on items recorded in AOCI, resulting in a net increase in retained earnings of $17.6 million. See Note 3. In  December  2017,  the  SEC  issued  Staff  Accounting  Bulletin  No.  118  (“SAB  118”),  which  provided  guidance  to  address  the  application  of  GAAP  to reflect the Tax Act in circumstances where all information and analysis was not yet available or complete. This bulletin provided for a one-year period in which to complete the required analyses and accounting for the impacts of the Tax Act. In accordance with SAB 118, the Company completed its analysis of the impacts of the Tax Act in 2018. B - 111 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The adjustments  to deferred  income  taxes  resulting  from completion  of the  Company’s analysis, which resulted  primarily  from differences  between the estimated amounts recorded as of December 31, 2017 and the actual amounts reflected in the Company’s 2017 tax return filing, including adjustments resulting from  additional  guidance  and  interpretations  to  the  Tax  Act  issued  in  2018  related  to  bonus  depreciation,  certain  incentive  compensation,  and  other  items  are presented below: PNM   TNMP Corporate and Other           Net increase (decrease) in regulatory liabilities  $ 11,244   $ (4,069)   $ Net decrease in deferred income tax liabilities (deferred income tax assets)   Consolidated (In thousands) —  $ 7,175   (2,175)   (9,784)   13,869   1,910 Net increase in affiliate receivables (affiliate payables)   12,300   4,042   (16,342)   — Net deferred income tax expense  $ 1,119   $ 1,673   $ 2,473   $ 5,265 As discussed in Note 17, the NM Supreme Court issued a decision in May 2019 on the appeal of the NM 2015 Rate Case resulting in pre-tax impairments of $150.6 million in the year ending December 31, 2019. The impairments were recognized as discrete items within regulatory disallowances and restructuring costs  resulting  in  tax  benefits  of  $45.7 million,  which  is  reflected  in  income  taxes  on  the  Company’s  Consolidated  Statements  of  Earnings  for  the  year  ended December 31, 2019. PNMR PNMR’s income taxes (benefits) consist of the following components: Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   Current federal income tax $ 60   $ Current state income tax Deferred federal income tax Deferred state income tax $ — 43   (244)   (20,372)   7,716   119,182 (4,491)   648   11,632 Amortization of accumulated investment tax credits Total income taxes (benefits) —  $ (522)   (345)   (25,282)   $ 7,775   $ (188) (286) 130,340 PNMR’s  provision  for  income  taxes  (benefits)  differed  from  the  federal  income  tax  computed  at  the  statutory  rate  for  each  of  the  years  shown.  The differences are attributable to the following factors:   Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands) Federal income tax at statutory rates $ Amortization of accumulated investment tax credits Amortization of excess deferred income tax (Note 17) Flow-through of depreciation items Earnings attributable to non-controlling interest in Valencia State income tax, net of federal benefit 14,038   $ 22,902   $ (522)   (345)   (37,799)   (19,779)   79,016 (286) — 1,136   712   (2,991)   (3,173)   (5,256) 1,147 5,398 298   1,358   Impairment of state net operating loss carryforwards —   —   Allowance for equity funds used during construction (1,990)   (2,185)   —   —   1,367   1,367   (2,225) —   2,914   57,461 (795)   4,647   (2,324) Impairment of charitable contribution carryforward Regulatory recovery of prior year impairments of state net operating loss carryforward, including amortization Federal income tax rate change Tax expense (benefit) related to stock compensation awards Other Total income taxes (benefits) $ 1,976   (643)   (25,282)   $ 7,775   $ 819 (3,331) 909 (988) 130,340 Effective tax rate (37.82)% 7.13% 57.73% B-112 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The components of PNMR’s net accumulated deferred income tax liability were: December 31,   2019     2018 (In thousands)   Deferred tax assets:      Net operating loss $ 59,488   $ 82,386 Regulatory liabilities related to income taxes 145,087   158,416 Federal tax credit carryforwards 101,231   76,481 —   1,638 Shutdown of SJGS Units 2 and 3 Regulatory disallowance related to NM 2015 Rate Case (Note 17) 34,639   — Other 54,199   97,515 394,644   416,436 Total deferred tax assets Deferred tax liabilities:      Depreciation and plant related (787,928)   (767,482) Investment tax credit (81,186)   (57,853) Regulatory assets related to income taxes (58,495)   (62,889) CTC (1,466)   (3,613) Pension (35,029)   (35,407) Regulatory asset for shutdown of SJGS Units 2 and 3 (28,831)   (30,425) Other (27,767)   (59,486) (1,020,702)   (1,017,155) Total deferred tax liabilities Net accumulated deferred income tax liabilities $ (626,058)   $ (600,719) The following table reconciles the change in PNMR’s net accumulated deferred income tax liability to the deferred income tax (benefit) included in the Consolidated Statement of Earnings:   Year Ended   December 31, 2019 (In thousands)   Net change in deferred income tax liability per above table $ 25,339 Change in tax effects of income tax related regulatory assets and liabilities (10,332) Amortization of excess deferred income tax (37,799) Tax effect of mark-to-market adjustments (2,261) Tax effect of excess pension liability (908) Adjustment for uncertain income tax positions 499 Reclassification of unrecognized tax benefits (499) Amortization of state net operating loss recovered in prior years 1,367 Refundable alternative minimum tax credit carryforward reclassified to receivable (576) Other (215) Deferred income taxes (benefits) $ (25,385)   PNM PNM’s income taxes (benefit) consist of the following components: Year Ended December 31,   2019     Current state income tax Deferred federal income tax   2017 (In thousands)   Current federal income tax 2018 $ (6,266)   $ (6,644)   $ 118 449   (2,661)   (1,112) (12,308)   5,661   73,308 Deferred state income tax (7,590)   Amortization of accumulated investment tax credits Total income taxes (benefit) $ B - 113 (2,080)   (247)   (247)   (25,962)   $ (5,971)   $ 9,527 (286) 81,555 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 PNM’s  provision  for  income  taxes  (benefit)  differed  from  the  federal  income  tax  computed  at  the  statutory  rate  for  each  of  the  years  shown.  The differences are attributable to the following factors: Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   Federal income tax at statutory rates $ 6,187   $ 13,514   $ (247)   (247)   (28,923)   (19,779)   — 1,077   674   1,103 (2,991)   (3,173)   (5,256) State income tax, net of federal benefit 92   1,323   4,926 Impairment of state net operating loss carryforwards —   —   Allowance for equity funds used during construction (1,398)   (1,716)   (3,032) 1,367   1,367   (2,225) Amortization of accumulated investment tax credits Amortization of excess deferred income tax (Note 17) Flow-through of depreciation items Earnings attributable to non-controlling interest in Valencia Regulatory recovery of prior year impairment of state net operating loss carryforward, net of amortization Federal income tax rate change Allocation of tax expense (benefit) related to stock compensation awards Other Total income taxes (benefit) $ Effective tax rate 59,139 (286) 627 —   (683)   29,606 (559)   3,967   (1,708) (567)   (1,218)   (1,339) (5,971)   $ 81,555 (25,962)   $ (88.13)%   (9.28)%   48.27% The components of PNM’s net accumulated deferred income tax liability were: December 31,   2019     2018 (In thousands)   Deferred tax assets:   Net operating loss $ Regulatory liabilities related to income taxes Federal tax credit carryforwards Shutdown of SJGS Units 2 and 3    25,889   $ 50,762 114,849   125,395 82,983   62,230 —   1,638 Regulatory disallowance 34,639   — Other 38,735   36,916 297,095   276,941 Total deferred tax assets Deferred tax liabilities:   Depreciation and plant related    (630,293)   (606,673) Investment tax credit (74,667)   (55,484) Regulatory assets related to income taxes (49,479)   (53,561) Pension (30,609)   (31,046) Regulatory asset for shutdown of SJGS Units 2 and 3 (28,831)   (30,425) Other Total deferred tax liabilities Net accumulated deferred income tax liabilities $ B - 114 (5,206)   (2,519) (819,085)   (779,708) (521,990)   $ (502,767) Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The  following  table  reconciles  the  change  in  PNM’s  net  accumulated  deferred  income  tax  liability  to  the  deferred  income  tax  (benefit)  included  in  the Consolidated Statement of Earnings:   Year Ended   December 31, 2019 (In thousands)   Net change in deferred income tax liability per above table $ 19,223 Change in tax effects of income tax related regulatory assets and liabilities (7,861) Amortization of excess deferred income tax (28,923) Tax effect of mark-to-market adjustments (2,962) Tax effect of excess pension liability (908) Adjustment for uncertain income tax positions 488 Reclassification of unrecognized tax benefits (488) Amortization of state net operating loss recovered in prior years 1,367 Other (81) Deferred income taxes (benefits) $ (20,145) TNMP TNMP’s income taxes consist of the following components: Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   Current federal income tax $ 10,792   $ 13,347   $ 1,904   1,753   1,765 (7,621)   (540)   27,304 Current state income tax Deferred federal income tax Deferred state income tax Total income taxes $ (29)   2,320   5,046   $ 16,880   $ 2,472 (29) 31,512   TNMP’s provision for income taxes differed from the federal income tax computed at the statutory rate for each of the periods shown. The differences are attributable to the following factors: Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   Federal income tax at statutory rates $ Amortization of excess deferred income tax State income tax, net of federal benefit Federal income tax rate change Allocation of tax expense (benefit) related to stock compensation awards Other Total income taxes $ Effective tax rate 12,778   $ 23,475 —   — 1,532   1,454   1,198 —   —   7,865 (236)   735   (616) (152)   312   5,046   $ 16,880   $ 31,512 24.65%   46.98% 8.29%   B - 115 14,379   $ (8,876)   (410) Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The components of TNMP’s net accumulated deferred income tax liability at December 31, were: December 31,   2019     2018 (In thousands)   Deferred tax assets: Regulatory liabilities related to income taxes      $ 30,238   $ Other Total deferred tax assets Deferred tax liabilities: 3,788   4,517 34,026   37,538   Depreciation and plant related 33,021    (142,791)   (136,117) CTC (1,466)   (3,613) Regulatory assets related to income taxes (9,016)   (9,328) Loss on reacquired debt (6,345)   (6,617) Pension (4,420)   (4,361) AMS (8,473)   (10,030) Other (1,666)   (3,710) (174,177)   (173,776) (140,151)   $ (136,238) Total deferred tax liabilities Net accumulated deferred income tax liabilities $ The following table reconciles the change in TNMP’s net accumulated deferred income tax liability to the deferred income tax (benefit) included in the Consolidated Statement of Earnings:   Year Ended   December 31, 2019 (In thousands)   Net change in deferred income tax liability per above table $ 3,913 Change in tax effects of income tax related regulatory assets and liabilities (2,471) Amortization of excess deferred income tax (8,876) Other (216) Deferred income taxes (benefits) $ (7,650)   Other Disclosures GAAP requires that the Company recognize only the impact of tax positions that, based on their technical merits, are more likely than not to be sustained upon an audit by the taxing authority. A reconciliation of unrecognized tax benefits is as follows:   PNMR   PNM   TNMP (In thousands)   Balance at December 31, 2016 Additions based on tax positions related to 2017 Additions (reductions) for tax positions of prior years Settlement payments $ 6,752   $ 3,949   $ — 262   262   — 2,415   2,352   63 —   —   — 9,429   6,563   63 Additions based on tax positions related to 2018 543   543   — Additions (reductions) for tax positions of prior years 222   182   40 —   —   — Balance at December 31, 2017 Settlement payments Balance at December 31, 2018 10,194   7,288   103 Additions based on tax positions related to 2019 329   329   — Additions (reductions) for tax positions of prior years 170   159   11 —   —   — Settlement payments Balance at December 31, 2019 10,693 7,776 114 B-116 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Included in the balance of unrecognized tax benefits at December 31, 2019 are  $10.1 million, $7.2 million, and $0.1 million that, if recognized,  would affect the effective tax rate for PNMR, PNM, and TNMP. The Company does not anticipate that any unrecognized tax expenses or unrecognized tax benefits will be reduced or settled in 2020. PNMR, PNM, and TNMP had no estimated interest income or expense for the years ended December 31, 2019, 2018, and 2017. There was no accumulated accrued interest receivable or payable related to income taxes as of December 31, 2019 and 2018. The  Company  files  a  federal  consolidated  and  several  consolidated  and  separate  state  income  tax  returns.  The  tax  years  prior  to  2015  are  closed  to examination by either federal or state taxing authorities other than Arizona. The tax years prior to 2014 are closed to examination by Arizona taxing authorities. Other tax years are open to examination by federal and state taxing authorities and net operating loss carryforwards are open to examination for the years in which the carryforwards are utilized. At December 31, 2019, the Company has $286.6 million of federal net operating loss carryforwards that expire beginning in 2030 and $101.2 million of federal tax credit carryforwards that expire beginning in 2023. State net operating losses expire beginning in 2035 and vary from federal due to differences between state and federal tax law. In 2013, New Mexico House Bill 641 reduced the New Mexico corporate income tax rate from 7.6% to 5.9%. The rate reduction was being phased-in from 2014 to 2018. In accordance with GAAP, PNMR and PNM adjusted accumulated deferred income taxes to reflect the tax rate at which the balances are expected to reverse during the period that includes the date of enactment, which was in the year ended December 31, 2013. At that time, the portion of the adjustment related to PNM’s regulated activities was recorded as a reduction in deferred tax liabilities and an increase in a regulatory liability, based on the assumption that PNM would be required to return the benefit to customers over time. PNM’s NM 2016 Rate Case (Note 17) reflects the benefit of the lower New Mexico corporate income tax rate being returned to customers over a three-year period beginning February 1, 2018. In addition, the portion of the adjustment that was not related to PNM’s regulated  activities  was  recorded  as  a  reduction  in  deferred  tax  assets  and  an  increase  in  income  tax  expense.  Changes  in  the  estimated  timing  of  reversals  of deferred tax assets and liabilities resulted in refinements of the impacts of this change in tax rates being recorded through December 31, 2017, at which time the impacts of the rate reduction were fully phased-in. Adjustments to deferred income taxes recorded as increases (decreases) in the regulatory liability and income tax expense were as follows:   PNMR     PNM   TNMP (In thousands) December 31, 2017:         Regulatory liability $ (10,109)   $ (10,109)   $ — Income tax expense $ (1,259)   $ (1,179)   $ — In 2008, fifty percent bonus tax depreciation was enacted as a temporary two-year stimulus measure as part of the Economic Stimulus Act of 2008. Bonus tax depreciation in various forms has been continuously extended since that time, including by the Protecting Americans from Tax Hikes Act of 2015. The 2015 act extended and phased-out bonus tax depreciation through 2019. As discussed above the Tax Act eliminated bonus depreciation for utilities effective September 28,  2017.  However,  in  2018  the  IRS  issued  proposed  regulations  interpreting  Tax  Act  amendments  to  depreciation  provisions  of  the  IRC  which  allowed  the Company to claim a bonus depreciation deduction on certain construction projects placed in service after the third quarter of 2017. As a result of the net operating loss carryforwards for income tax purposes created by bonus depreciation, certain tax carryforwards were not expected to be utilized before their expiration. In addition, as a result of Tax Act changes to the deductibility of officer compensation, certain deferred tax benefits related to compensation are not expected to be realized.  In  accordance  with  GAAP,  the  Company  has  impaired  the  deferred  tax  assets  for  tax  carryforwards  which  are  not  expected  to  be  utilized  and  for compensation that is not expected to be deductible. B - 117 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 The impairments after reflecting the expiration of carryforwards under applicable tax laws, net of federal tax benefit, for 2017 through 2019 are as follows:   PNMR   PNM     TNMP (In thousands) December 31, 2019:         State tax credit carryforwards $ 425   $ —  $ — State net operating loss carryforwards $ —  $ —  $ — Charitable contribution carryforwards $ —  $ —  $ — Compensation expense $ 2 $ (100)   $         State tax credit carryforwards $ —  $ —  $ — State net operating loss carryforwards $ —  $ —  $ — Charitable contribution carryforwards $ —  $ —  $ — Compensation expense $ 410   $ 298   $ 111         State tax credit carryforwards $ —  $ —  $ — State net operating loss carryforwards $ 819   $ 627   $ — Charitable contribution carryforwards $ 909   $ —  $ — December 31, 2018: December 31, 2017: (99) The impairments of unexpired state tax credits, state net operating loss, and charitable contribution carryforwards are reflected as a valuation allowance against deferred tax assets. The reserve balances,  after reflecting  expiration of carryforwards under applicable tax laws, at December 31, 2019 and  2018 are as follows:   PNMR     PNM   TNMP (In thousands) December 31, 2019:         State tax credit carryforwards $ 425   $ —  $ — State net operating loss carryforwards $ —  $ —  $ — Charitable contribution carryforwards $ —  $ —  $ — Compensation expense $ 311   $ 198   $ 113 December 31, 2018:         State tax credit carryforwards $ —  $ —  $ — State net operating loss carryforwards $ —  $ —  $ — Charitable contribution carryforwards $ —  $ —  $ — Compensation expense $ 410   $ 298   $ 111 (19) Goodwill The excess purchase price over the fair value of the assets acquired and the liabilities assumed by PNMR for its 2005 acquisition of TNP was recorded as goodwill and was pushed down to the businesses acquired. In 2007, the TNMP assets that were included in its New Mexico operations, including goodwill, were transferred to PNM. PNMR’s reporting units that currently have goodwill are PNM and TNMP. GAAP requires the Company to evaluate its goodwill for impairment annually at the reporting unit level or more frequently if circumstances indicate that the  goodwill  may  be  impaired.  Application  of  the  impairment  test  requires  judgment,  including  the  identification  of  reporting  units,  assignment  of  assets  and liabilities to reporting units, and determination of the fair value of each reporting unit. GAAP provides that in certain circumstances an entity may perform a qualitative analysis to conclude that the goodwill of a reporting unit is not impaired. Under  a  qualitative  assessment  an  entity  considers  macroeconomic  conditions,  industry  and  market  considerations,  cost  factors,  overall  financial  performance, other relevant entity-specific events affecting a reporting unit, as well as whether a sustained decrease (both absolute and relative to its peers) in share price has occurred. An entity considers the extent to which each of the adverse events and circumstances identified could affect the comparison of a reporting unit’s fair value with its carrying amount. An entity places more weight on the events and circumstances that most affect a reporting unit’s fair value or the carrying amount of its net assets. An entity also considers positive and mitigating events and circumstances that B - 118 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 may affect its determination of whether it is more likely than not that the fair value of a reporting unit is less than its carrying amount. An entity evaluates, on the basis of the weight of evidence, the significance of all identified events and circumstances in the context of determining whether it is more likely than not that the fair  value  of  a  reporting  unit  is  less  than  its  carrying  amount.  A  quantitative  analysis  is  not  required  if,  after  assessing  events  and  circumstances,  an  entity determines that it is not more likely than not that the fair value of a reporting unit is less than its carrying amount. In other circumstances, an entity may perform a quantitative analysis to reach the conclusion regarding impairment with respect to a reporting unit. An entity may choose to perform a quantitative analysis without performing a qualitative analysis and may perform a qualitative analysis for certain reporting units, but a quantitative analysis for others. The first step of the quantitative impairment test requires an entity to compare the fair value of the reporting unit with its carrying  value,  including  goodwill.  If as a result  of this  analysis,  the entity concludes  there  is an indication  of impairment  in a reporting  unit having goodwill, GAAP currently requires the entity to perform the second step of the impairment analysis, determining the amount of goodwill impairment to be recorded. The amount is calculated by comparing the implied fair value of the goodwill to its carrying amount. This exercise would require the entity to allocate the fair value determined in step one to the individual assets and liabilities of the reporting unit. Any remaining fair value would be the implied fair value of goodwill on the testing date. To the extent the recorded amount of goodwill of a reporting unit exceeds the implied fair value determined in step two, an impairment loss would be reflected in results of operations. As further discussed under New Accounting Pronouncements in Note 1, a new accounting pronouncement changes how goodwill impairment is determined by eliminating the second step of the quantitative impairment analysis. PNMR periodically updates its quantitative analysis for both PNM and TNMP. The use of a quantitative approach in a given period is not necessarily an indication that a potential impairment has been identified under a qualitative approach. When PNMR performs a quantitative analysis for PNM or TNMP, a discounted cash flow methodology is primarily used to estimate the fair value of the reporting  unit. This analysis requires  significant  judgments, including estimations  of future cash flows, which is dependent on internal  forecasts,  estimations  of long-term growth rates for the business, and determination of appropriate weighted average cost of capital for the reporting unit. Changes in these estimates and assumptions could materially affect the determination of fair value and the conclusion of impairment. When PNMR performs a qualitative or quantitative analysis for PNM or TNMP, PNMR considers market and macroeconomic factors including changes in growth rates, changes in the WACC, and changes in discount rates. The Company also evaluates its stock price relative to historical performance, industry peers, and to major market indices, including an evaluation of the Company’s market capitalization relative to the carrying value of its reporting units. For  its  annual  evaluations  performed  as  of  April  1,  2019,  PNMR  performed  qualitative  analyses  for  both  the  PNM  and  TNMP  reporting  units.  The qualitative  analysis  was  performed  by  considering  changes  in  the  Company’s  expectations  of  future  financial  performance  since  the  April  1,  2018  quantitative analysis performed for PNM, as well as the quantitative analysis performed for TNMP at April 1, 2016 and the qualitative analyses through April 1, 2018. This analysis considered Company specific events such as the potential impacts of legal and regulatory matters discussed in Note 16 and Note 17, including potential outcomes  in  PNM’s  SJGS  Abandonment  Application,  the  impacts  of  the  NM  Supreme  Court’s  decision  in  the  appeal  of  the  NM  2015  Rate  Case,  and  other potential impacts of changes in PNM’s resource needs based on PNM’s 2017 IRP. Based on an evaluation of these and other factors, the Company determined it was not more likely than not that the April 1, 2019 carrying values of PNM or TNMP exceeded their fair values. For the annual evaluations performed as of April 1, 2018, PNMR utilized a quantitative analysis for the PNM reporting unit and a qualitative analysis for the  TNMP  reporting  unit.  The  April  1,  2018  quantitative  evaluations  indicated  the  fair  value  of  the  PNM  reporting  unit,  which  has  goodwill  of  $51.6 million, exceeded  its  carrying  value  by  approximately  19%.  The  2018  qualitative  analysis  for  the  TNMP  reporting  unit  was  performed  by  considering  changes  in expectations  of  future  financial  performance  since  the  April  1,  2016  quantitative  analysis  that  indicated  the  fair  value  of  the  TNMP  reporting  unit,  which  has goodwill  of  $226.7 million,  exceeded  its  carrying  value  by  approximately  32%.  The  2018  analysis  considered  events  specific  to  TNMP  such  as  the  potential impacts of legal and regulatory matters discussed in Note 16 and Note 17, including potential adverse outcomes in the then pending TNMP 2018 Rate Case. Based on an evaluation of these and other factors, the Company determined it is not more likely than not that the April 1, 2018 carrying values of PNM or TNMP exceed their fair values. For  the  April  1,  2017  evaluation  for  both  the  PNM  and  TNMP  reporting  units,  the  qualitative  analyses  were  performed  by  considering  changes  in  the Company’s expectations of future financial performance since the April 1, 2016 quantitative analyses. These analyses considered Company specific events such as the potential impacts of legal and regulatory matters discussed in B - 119 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 Note 16 and Note 17, including the estimated impacts of the proposed revised stipulation in the PNM NM 2016 Rate Case, the impacts of potential outcomes of the matters appealed to the NM Supreme Court under the NM 2015 Rate Case, and the impacts of changes in PNM’s resource needs based on PNM’s 2017 IRP. These evaluations also considered changes in TNMP’s regulatory environment such as the PUCT’s then proposed amendments to the interim transmission cost of service filing rule, as well as potential outcomes associated with TNMP’s general rate case filing, which the Company filed in May 2018. Based on an evaluation of these and other factors, the Company determined it is not more likely than not that the April 1, 2017 carrying values of PNM or TNMP exceed their fair values.   (20) Related Party Transactions PNMR, PNM, TNMP, and NMRD are considered related parties as defined under GAAP, as is PNMR Services Company, a wholly-owned subsidiary of PNMR that provides corporate services to PNMR and its subsidiaries in accordance with shared services agreements. These services are billed at cost on a monthly basis  to  the  business  units.  In  addition,  PNMR  provides  construction  and  operations  and  maintenance  services  to  NMRD,  a  50% owned  subsidiary  of  PNMR Development  (Note  1),  and  PNM  purchases  renewable  energy  from  certain  NMRD-owned  facilities  at  a  fixed  price  per  MWh  of  energy  produced.  PNM  also provides interconnection services to PNMR Development (Note 7) and NMRD. PNMR  files  a  consolidated  federal  income  tax  return  with  its  affiliated  companies.  A  tax  allocation  agreement  exists  between  PNMR  and  each  of  its affiliated  companies.  These  agreements  provide  that  the  subsidiary  company  will  compute  its  taxable  income  on  a  stand-alone  basis.  If  the  result  is  a  net  tax liability, such amount shall be paid to PNMR. If there are net operating losses and/or tax credits, the subsidiary shall receive payment for the tax savings from PNMR to the extent that PNMR is able to utilize those benefits.   See Note 7 for information on intercompany borrowing arrangements. The table below summarizes the nature and amount of related party transactions of PNMR, PNM and TNMP:      Year Ended December 31,   2019       Services billings:   2018   (In thousands)   2017            $ 96,327   $ 95,637   $ 97,914 36,554   33,493   31,095 PNM to TNMP 375   367   382 TNMP to PNMR 141   140   141 —   —   154 238   183   — PNMR to PNM PNMR to TNMP TNMP to PNM PNMR to NMRD Renewable energy purchases:   PNM from NMRD    3,124   Interconnection and facility study billings:   PNM to NMRD       2,924   —    650   2,108   — PNM to PNMR —   68,820   — PNMR to PNM 68,820   —   — Interest billings:         PNMR to PNM 3,365   2,585   21 PNM to PNMR 299   289   220 42   136   133 PNMR to TNMP Income tax sharing payments:      PNMR to TNMP —   PNMR to PNM PNM to PNMR TNMP to PNMR   B - 120    —   — —   —   23,391 —   134   — 12,996   3,424   20,686 Table of Contents PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARIES TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019, 2018 and 2017 (21) Quarterly Operating Results (Unaudited) Unaudited operating results by quarters for 2019 and 2018 are presented below. In the opinion of management of the Company, all adjustments (consisting of normal recurring accruals) necessary for a fair statement of the results of operations for such periods have been included. The annual results of basic and diluted earnings per share shown below may be impacted by rounding. Quarter Ended   March 31     June 30     September 30   (In thousands, except per share amounts)   PNMR 2019 Operating revenues December 31                             (1)  $ 349,645   $ 330,228   $ 433,586   $ Operating income (loss) 36,723   (93,615)   140,540   60,552   Net earnings (loss) 21,662   (72,283)   106,763   35,989   Net earnings (loss) attributable to PNMR 18,700   (75,914)   102,771   31,805   Net earnings (loss) attributable to PNMR per common share:            344,144     Basic 0.23   (0.95)   1.29   0.40   Diluted 0.23   (0.95)   1.28   0.40   2018 Operating revenues            $ (2)  317,878   $ 352,313   $ 422,666   $ 343,756   Operating income (loss) 46,132   79,329   127,990   (17,404)   Net earnings (loss) 18,799   42,449   91,573   (51,539)   Net earnings (loss) attributable to PNMR 14,990   38,208   87,521   (55,077)   Net earnings attributable to PNMR per common share:              Basic 0.19   0.48   1.10   (0.70)   Diluted 0.19   0.48   1.09   (0.69)   PNM 2019 Operating revenues            (1)               $ 269,318   $ 238,219   $ 331,113   $ 255,172   Operating income (loss) 24,293   (115,977)   108,453   44,299   Net earnings (loss) 21,974   (83,313)   84,721   32,040   Net earnings (loss) attributable to PNM 19,144   (86,812)   80,861   27,988   2018 Operating revenues            $ (2)  236,232   $ 264,511   $ 331,374   $ 259,848   Operating income 28,292   52,879   102,516   (38,654)   Net earnings (loss) 11,514   30,781   81,428   (53,400)   7,837   26,672   77,508   (56,806)   Net earnings (loss) attributable to PNM TNMP 2019 Operating revenues                         $ 80,327   $ 92,009   $ 102,473   $ 88,972   12,585   22,578   32,596   18,055   4,098   15,267   25,087   11,347   Operating income Net earnings 2018 Operating revenues Operating income Net earnings                $ 81,646   $ 87,802   $ 91,292   $ 83,908   18,532   26,829   27,824   23,312   9,413   15,367   16,100   10,711   (1) 2019 reflects pre-tax impairments of $150.6 million offset by $45.7 million of related tax impacts resulting from the NM Supreme Court’s ruling on the appeals in the NM 2015 Rate Case. See Note 17. (2) 2018 reflects pre-tax regulatory disallowances and restructuring costs of $63.3 million primarily resulting from the impairment of PNM’s 132 MW and 65 MW interests  in  SJGS  Unit  4  and  for  an  adjustment  to  PNM’s  coal  mine  reclamation  obligation  for  the  mine  that  serves  SJGS.  See  additional  discussion  under December 2018 Compliance Filing and under Coal Mine Reclamation in Note 16. B-121 Table of Contents SCHEDULE I PNM RESOURCES, INC. CONDENSED FINANCIAL INFORMATION OF PARENT COMPANY STATEMENTS OF EARNINGS   Year ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   Operating Revenues $ Operating Expenses Operating income (loss) Other Income and Deductions:   Equity in earnings of subsidiaries —  $ —  $ — 3,983   7,475   2,902 (3,983)   (7,475)   (2,902)       96,324   109,995   731   2,048   1,181 97,055   112,043   113,058 Interest Charges 19,581   19,453   12,490 Earnings Before Income Taxes 73,491   85,115   97,666 Income Tax Expense (Benefit) (3,872)   (527)   17,792 85,642   $ 79,874 Other income Net other income and deductions Net Earnings $ B - 122 77,363   $ 111,877 Table of Contents SCHEDULE I PNM RESOURCES, INC. CONDENSED FINANCIAL INFORMATION OF PARENT COMPANY STATEMENTS OF CASH FLOWS   Year Ended December 31,   2019     2018   2017 (In thousands)   Cash Flows From Operating Activities:         Net Cash Flows From Operating Activities $ 2,001   $ (2,566)   $ Cash Flows From Investing Activities:   Utility plant additions    1,100   Investments in subsidiaries Cash dividends from subsidiaries Net cash flows from investing activities Cash Flows From Financing Activities:   Short-term loan borrowings (repayments) (7,814)    826   (180) (80,000)   (30,000)   (50,000) 54,465   129,379   105,084 (24,435)   100,205   54,904       (150,000)   50,000   — Revolving credit facility borrowings (repayments), net 123,900   (148,700)   42,600 Long-term borrowings 150,000   349,652   — Repayment of long-term debt Proceeds from stock option exercise Purchases to satisfy awards of common stock Dividends paid Other, net Net cash flows from financing activities Change in Cash and Cash Equivalents Cash and Cash Equivalents at Beginning of Period Cash and Cash Equivalents at End of Period $ Supplemental Cash Flow Disclosures: —   (250,000)   — 943   963   1,739 (9,918)   (12,635)   (13,929) (92,398)   (84,433)   (77,264) (107)   (2,414)   (269) 22,420   (97,567)   (47,123) (14)   72   (33) 93   21   54 79   $ 93   $ 21         Interest paid, net of amounts capitalized $ 18,702   $ 15,450   $ 10,899 Income taxes paid (refunded), net $ —  $ —  $ — B - 123 Table of Contents SCHEDULE I PNM RESOURCES, INC. CONDENSED FINANCIAL INFORMATION OF PARENT COMPANY BALANCE SHEETS   December 31,   2019     2018 (In thousands)   Assets Cash and cash equivalents      $ 79   $ Intercompany receivables 93 79,059   82,539 Income taxes receivable 4,635   7,856 Other, net 2,876   5,635 86,649   96,123 24,313   25,413 2,197,918   2,064,693 55,077   60,265 2,277,308   2,150,371 2,363,957   $ 2,246,494 Total current assets Property, plant and equipment, net of accumulated depreciation of $14,583 and $13,518 Investment in subsidiaries Other long-term assets Total long-term assets $   Liabilities and Stockholders’ Equity Short-term debt      $ 112,100   $ 170,000 Short-term debt-affiliate 40,619   8,819 Current maturities of long-term debt 50,000   — Accrued interest and taxes Other current liabilities Total current liabilities Long-term debt Other long-term liabilities Total liabilities Common stock (no par value; 120,000,000 shares authorized; issued and outstanding 79,653,624 shares) 5,239   4,885 25,450   23,297 233,408   207,001 449,048   348,310 2,803   2,803 685,259   558,114 1,150,552   1,153,112 Accumulated other comprehensive income (loss), net of tax (99,377)   (108,685) Retained earnings 627,523   643,953 1,678,698   1,688,380 2,363,957   $ 2,246,494 Total common stockholders’ equity $   See Notes 7, 8, 14, and 16 for information regarding commitments, contingencies, and maturities of long-term debt. B - 124 Table of Contents SCHEDULE II PNM RESOURCES, INC. AND SUBSIDIARIES VALUATION AND QUALIFYING ACCOUNTS         Description     Balance at beginning of year   Additions Charged to costs and expenses        Allowance for doubtful accounts, year   ended December 31:            2017  $ 1,209   $   2018  $ 1,081   $   2019  $ 1,406   $       Charged to other accounts   (In thousands) Deductions   Write-offs and other   Balance at end of year            2,619   $ —  $ 2,747   $ 1,081 3,360   $ —  $ 3,035   $ 1,406 2,835   $ —  $ 3,078   $ 1,163 B - 125 Table of Contents SCHEDULE II PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO AND SUBSIDIARY A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. VALUATION AND QUALIFYING ACCOUNTS         Description            Balance at beginning of year Additions Charged to costs and expenses       Charged to other accounts   Deductions     Write-offs   (In thousands) Balance at end of year    Allowance for doubtful accounts, year ended   December 31:                  2017  $ 1,209   $ 2,615   $ —  $ 2,743   $ 1,081   2018  $ 1,081   $ 3,338   $ —  $ 3,013   $ 1,406   2019  $ 1,406   $ 2,790   $ —  $ 3,033   $ 1,163   B - 126 Table of Contents SCHEDULE II TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY AND SUBSIDIARIES A WHOLLY-OWNED SUBSIDIARY OF PNM RESOURCES, INC. VALUATION AND QUALIFYING ACCOUNTS     Description        Allowance for doubtful accounts, year ended December 31:   Balance at beginning of year   Additions Charged to costs and expenses     Charged to other accounts   Deductions     Write-offs   (In thousands) Balance at end of year                   2017  $ —  $ 4  $ —  $ 4  $ — 2018  $ —  $ 22   $ —  $ 22   $ — 2019  $ —  $ 44   $ —  $ 44   $ — B - 127 Table of Contents ITEM 9. CHANGES IN AND DISAGREEMENTS WITH ACCOUNTANTS ON ACCOUNTING AND FINANCIAL DISCLOSURE None.   ITEM 9A. CONTROLS AND PROCEDURES PNMR (a) Evaluation of disclosure controls and procedures. As  of  the  end  of  the  period  covered  by  this  annual  report,  PNMR  conducted  an  evaluation  under  the  supervision  and  with  the  participation  of  its management, including the Chief Executive Officer and the Chief Financial Officer, of the effectiveness of the design and operation of the disclosure controls and procedures (as defined in Rules 13a-15(e) and 15d-15(e) under the Securities Exchange Act of 1934). Based upon this evaluation, the Chief Executive Officer and the Chief Financial Officer concluded that the disclosure controls and procedures are effective as of the end of the period covered by this report. (b) Management’s report on internal control over financial reporting. “Management’s  Annual  Report  on  Internal  Control  Over  Financial  Reporting”  appears  on  page  B-2.  This  report  is  incorporated  by  reference  herein. PNMR’s internal control over financial reporting as of December 31, 2019 has been audited by KPMG LLP, as an independent registered public accounting firm, as stated in their report which is included herein. (c) Changes in internal controls. There  have  been  no  changes  in  PNMR’s  internal  control  over  financial  reporting  (as  such  term  is  defined  in  Rules  13a-15(f)  and  15d-15(f)  under  the Securities Exchange Act of 1934) during the quarter ended December 31, 2019 that have materially affected, or are reasonably likely to materially affect, PNMR’s internal control over financial reporting. PNM (a) Evaluation of disclosure controls and procedures. As  of  the  end  of  the  period  covered  by  this  annual  report,  PNM  conducted  an  evaluation  under  the  supervision  and  with  the  participation  of  its management, including the Chief Executive Officer and the Chief Financial Officer, of the effectiveness of the design and operation of the disclosure controls and procedures (as defined in Rules 13a-15(e) and 15d-15(e) under the Securities Exchange Act of 1934). Based upon this evaluation, the Chief Executive Officer and the Chief Financial Officer concluded that the disclosure controls and procedures are effective as of the end of the period covered by this report. (b) Management’s report on internal control over financial reporting. “Management’s Annual Report on Internal Control Over Financial Reporting” appears on page B-3. This report is incorporated by reference herein. (c) Changes in internal controls. There  have  been  no  changes  in  PNM’s  internal  control  over  financial  reporting  (as  such  term  is  defined  in  Rules  13a-15(f)  and  15d-15(f)  under  the Securities Exchange Act of 1934) during the quarter ended December 31, 2019 that have materially affected, or are reasonably likely to materially affect, PNM’s internal control over financial reporting. TNMP (a) Evaluation of disclosure controls and procedures. As  of  the  end  of  the  period  covered  by  this  annual  report,  TNMP  conducted  an  evaluation  under  the  supervision  and  with  the  participation  of  its management, including the Chief Executive Officer and the Chief Financial Officer, of the effectiveness of the design and operation of the disclosure controls and procedures (as defined in Rules 13a-15(e) and 15d-15(e) under the Securities Exchange Act of 1934). Based upon this evaluation, the Chief Executive Officer and the Chief Financial Officer concluded that the disclosure controls and procedures are effective as of the end of the period covered by this report. C - 1 Table of Contents (b) Management’s report on internal control over financial reporting. “Management’s Annual Report on Internal Control Over Financial Reporting” appears on page B-4. This report is incorporated by reference herein. (c) Changes in internal controls. There  have  been  no  changes  in  TNMP’s  internal  control  over  financial  reporting  (as  such  term  is  defined  in  Rules  13a-15(f)  and  15d-15(f)  under  the Securities Exchange Act of 1934) during the quarter ended December 31, 2019 that have materially affected, or are reasonably likely to materially affect, TNMP’s internal control over financial reporting. ITEM 9B. OTHER INFORMATION None. PART III ITEM 10. DIRECTORS, EXECUTIVE OFFICERS, AND CORPORATE GOVERNANCE Reference  is  hereby  made  to  “Proposal  1:  Elect  as  Directors  the  Ten  Director  Nominees  Named  in  the  Proxy  Statement”  in  PNMR’s  Proxy  Statement relating to the annual meeting of shareholders to be held on May 12, 2020 (the “2020 Proxy Statement”), to PART I, SUPPLEMENTAL ITEM – “EXECUTIVE OFFICERS OF  THE  COMPANY”  in  this  Form  10-K,  “Delinquent  Section  16(a)  Reports”,  “Code  of  Ethics,”  and  “Board  Committees  and  Their  Functions”  – “Audit and Ethics Committee” in the 2020 Proxy Statement. The Company intends to satisfy the disclosure requirements of Form 8-K relating to amendments to the Company’s code of ethics applicable to its senior executive and financial officers by posting such information on its website. Information about the Company’s website is included under Part I, Item 1 – “Websites.”   ITEM 11. EXECUTIVE COMPENSATION Reference  is  hereby  made  to  “Executive  Compensation”,  and  all  subheadings  thereunder  from  “Compensation  Discussion  and  Analysis”  to  “Change  in Control, Termination, Retirement, or Impaction”, and “Director Compensation,” in the 2020 Proxy Statement. ITEM 12. SECURITY OWNERSHIP OF CERTAIN BENEFICIAL OWNERS AND MANAGEMENT AND RELATED STOCKHOLDER MATTERS Reference is hereby made to “Ownership of Our Common Stock – Largest Shareholders” and “ – Share Ownership of Executive Officers and Directors” and “Equity Compensation Plan Information” in the 2020 Proxy Statement.   ITEM 13. CERTAIN RELATIONSHIPS AND RELATED TRANSACTIONS AND DIRECTOR INDEPENDENCE Reference is hereby made to “Information About Our Corporate Governance – Related Person Transaction Policy” and “ – Director Independence” in the 2020 Proxy Statement.  ITEM 14. PRINCIPAL ACCOUNTING FEES AND SERVICES Reference is hereby made to “Audit and Ethics Committee Report” and “Independent Auditor Fees” in the 2020 Proxy Statement. Independent auditor fees for PNM and TNMP are reported in the 2020 Proxy Statement for PNMR. All such fees are fees of PNMR. PNMR charges a management fee to PNM and TNMP that includes an allocation of independent auditor fees. C - 2 Table of Contents PART IV ITEM 15. EXHIBITS AND FINANCIAL STATEMENT SCHEDULES (a) - 1. See Index to Financial Statements under Part II, Item 8.   (a) - 2.     Financial Statement Schedules for the years 2018, 2017, and 2016 are omitted for the reason that they are not required or the information is otherwise supplied under Part II, Item 8.   (a) - 3-A.   Exhibits Filed:     Exhibit No       Description   4.1   PNMR   Description of PNM Resources, Inc. Securities   4.2   PNM   Description of Public Service Company of New Mexico Securities   10.1**   PNMR   2020 Director Compensation Summary   21   PNMR   Certain subsidiaries of PNM Resources, Inc.   23.1   PNMR   Consent of KPMG LLP for PNM Resources, Inc.   23.2   PNM   Consent of KPMG LLP for Public Service Company of New Mexico   31.1   PNMR   Chief Executive Officer Certification Pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002   31.2   PNMR   Chief Financial Officer Certification Pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002   31.3   PNM   Chief Executive Officer Certification Pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002   31.4   PNM   Chief Financial Officer Certification Pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002   31.5   TNMP   Chief Executive Officer Certification Pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002   31.6   TNMP   Chief Financial Officer Certification Pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002   32.1   PNMR   Chief Executive Officer and Chief Financial Officer Certification Pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002   32.2   PNM   Chief Executive Officer and Chief Financial Officer Certification Pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002   32.3   TNMP   Chief Executive Officer and Chief Financial Officer Certification Pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002   101.INS   PNMR, PNM, and TNMP   XBRL Instance Document - The instance document does not appear in the interactive data file because XBRL tags are embedded within the Inline XBRL document   101.SCH   PNMR, PNM, and TNMP   Inline XBRL Taxonomy Extension Schema Document   101.CAL   PNMR, PNM, and TNMP   Inline XBRL Taxonomy Extension Calculation Linkbase Document   101.DEF   PNMR, PNM, and TNMP   Inline XBRL Taxonomy Extension Definition Linkbase Document   101.LAB   PNMR, PNM, and TNMP   Inline XBRL Taxonomy Extension Label Linkbase Document   101.PRE   PNMR, PNM, and TNMP   Inline XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase Document   104   PNMR, PNM, and TNMP   Cover Page Inline XBRL File (included in Exhibits 101) D - 1 Table of Contents (a) -3- B.   Exhibits Incorporated By Reference: The  documents  listed  below  are  being  filed  (as  shown  above)  or  have  been  previously  filed  on  behalf  of  PNM  Resources,  PNM  or  TNMP  and  are incorporated by reference to the filings set forth below pursuant to Exchange Act Rule 12b-32 and Regulation S-K section 10, paragraph (d). Exhibit No.   Description of Exhibit         Articles of Incorporation and By-laws     Filed as Exhibit:       Registrant (s) File No:       3.1 Articles of Incorporation of PNMR, as amended to date (Certificate of Amendment dated October 27, 2008 and Restated Articles of   Incorporation dated August 3, 2006)   3.2       Restated Articles of Incorporation of PNM, as amended through May 31,   2002     3.1.1 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended June 30, 2002     Articles of Incorporation of TNMP, as amended through July 7, 2005          3.1.2 to TNMP’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended June 30, 2005   2-97230 TNMP   3.4       Bylaws of PNMR, Inc. with all amendments to and including October 24,   2017        3.4 to PNMR’s Current Report on Form 8-K filed October 25, 2017   1-32462 PNMR   3.5     Bylaws of PNM with all amendments to and including May 31, 2002       3.1.2 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended June 30, 2002 1-6986 PNM     Bylaws of TNMP with all amendments to and including June 18, 2013       3.3   3.6 3.1 to PNMR’s Current Report on Form 8-K filed November 21, 2008       1-32462 PNMR             1-6986 PNM        3.6 to TNMP’s Current Report on Form 8-K filed June 20, 2013         Securities Instruments‡               PNMR            4.1 to PNMR’s Annual Report on Form 10K for the year ended December 31, 2019   1-32462  PNMR     Indenture, dated as of March 15, 2005, between PNMR and JPMorgan   Chase Bank, N.A., as Trustee        10.2 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed March 31, 2005   1-32462 PNMR   4.5     Agreement of Resignation, Appointment and Acceptance, effective as of June 1, 2011, among PNMR, The Bank of New York Mellon Trust Company, N.A. and Union Bank, N.A. (for March 15, 2005 PNMR   Indenture)     4.1 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended June 30, 2011 1-32462 PNMR   4.6       Supplemental Indenture No. 3, dated as of March 9, 2018 between PNMR and MUFG Union Bank, N.A. (formerly Union Bank, N.A., as ultimate successor to JP Morgan Chase Bank, N.A.), as Trustee (for PNMR’s   $300,000,000 3.250% Senior Notes due 2021)        4.2 to PNMR’s Current Report on Form 8-K filed March 9, 2018   PNM                     4.2 to PNM’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2019   1-6986  PNM     Indenture (for Senior Notes), dated as of March 11, 1998, between PNM   and The Chase Manhattan Bank, as Trustee        4.4 to PNM’s Quarterly Report on Form 10Q for the quarter ended March 31, 1998   1-6986 PNM   4.9     Sixth Supplemental Indenture, dated as of May 1, 2003, supplemental to Indenture dated as of March 11, 1998, between PNM and JPMorgan   Chase Bank, as Trustee (PVNGS Maricopa PCRBs, Series 2003A)      1-6986 PNM     4.6.4 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended June 30, 2003                  4.3   4.4 Description of PNM Resources, Inc. Securities 4.7   4.8     Description of Public Service Company of New Mexico Securities D - 2      2-97230 TNMP   1-32462 PNMR           Table of Contents 4.10 Eighth Supplemental Indenture, dated as of June 1, 2010, supplemental to Indenture dated as of March 11, 1998, between PNM and The Bank of New York Mellon Trust Company (successor to JPMorgan Chase Bank),   as Trustee (SJGS Farmington PCRBs Series 2010A-F)   10.1 to PNM’s Current Report on Form 8K/A filed July 29, 2010   4.11       Ninth Supplemental Indenture, dated as of June 1, 2010, supplemental to Indenture dated as of March 11, 1998, between PNM and The Bank of New York Mellon Trust Company (successor to JPMorgan Chase Bank),   as Trustee (PVNGS Maricopa PCRBs Series 2010A-B)     10.2 to PNM’s Current Report on Form 8K/A filed July 29, 2010   4.12     Agreement of Resignation, Appointment and Acceptance effective as of May 1, 2011, among PNM, The Bank of New York Mellon Trust Company, N.A. and Union Bank, N.A. (for March 11, 1998 PNM   Indenture)      4.2 to PNM’s Quarterly Report on Form 10Q for the quarter ended June 30, 2011   4.13       Tenth Supplemental Indenture, dated as of September 1, 2012, supplemental to Indenture dated as of March 11, 1998, between PNM and Union Bank, N.A.(ultimate successor as trustee to The Chase Manhattan   Bank), as Trustee (SJGS Farmington PCRBs Series 2012A)        4.1 to PNM’s Quarterly Report on Form 10Q for the quarter ended September 30, 2012   4.14       Eleventh Supplemental Indenture, dated as of September 1, 2016, supplemental to Indenture dated as of March 11, 1998, between PNM and MUFG Union Bank, N.A. (formerly Union Bank, N.A.) (ultimate successor as trustee to The Chase Manhattan Bank), as Trustee (SJGS and   Four Corners Farmington PCRBs Series 2016A-B)     4.1 to PNM’s Current Report on Form 8-K filed September 27, 2016   4.15     Indenture (for Senior Notes), dated as of August 1, 1998, between PNM   and The Chase Manhattan Bank, as Trustee     4.1 to PNM’s Registration Statement No. 333-53367   4.16     Agreement of Resignation, Appointment and Acceptance, effective as of June 1, 2011, among PNM, The Bank of New York Mellon Trust   Company and Union Bank, N.A. (for August 1, 1998 PNM Indenture)     4.17        1-6986 PNM       1-6986 PNM 1-6986 PNM   1-6986 PNM      1-6986 PNM        333-53367 PNM      4.3 to PNM’s Quarterly Report on Form 10Q for the quarter ended June 30, 2011   1-6986 PNM       Fourth Supplemental Indenture, dated as of October 12, 2011, supplemental to Indenture dated as of August 1, 1998, between PNM and Union Bank, N.A. (ultimate successor as trustee to The Chase Manhattan Bank), as Trustee ($160,000,000 of 5.35% Senior Notes due 2021, Series   2011)     4.1 to PNM’s Current Report on Form 8-K filed October 12, 2011 1-6986 PNM       Fifth Supplemental Indenture, dated as of August 11, 2015, supplemental to the Indenture dated as of August 1, 1998, between PNM and MUFG Union Bank, N.A., as Trustee ($250,000,000 of 3.85% Senior Notes due   2025, Series 2015)     4.2 to PNM’s Current Report on Form 8-K filed August 11, 2015   TNMP             4.19 First Mortgage Indenture dated as of March 23, 2009 between TNMP and   The Bank of New York Mellon Trust Company, N.A., as Trustee   4.1 to TNMP’s Current Report on Form 8-K filed March 27, 2009   2-97230 TNMP   4.20       Third Supplemental Indenture dated as of April 30, 2009 between TNMP and The Bank of New York Mellon Trust Company, N.A., as Trustee   ($75,000,000 First Mortgage Bonds due 2011, Series 2009C)        4.1 to TNMP’s Current Report on Form 8-K filed May 6, 2009   2-97230 TNMP   4.21       First Amendment dated as of December 16, 2010 between TNMP and The Bank of New York Mellon Trust Company, N.A., as Trustee to The Third Supplemental Indenture dated as of April 30, 2009 (First Mortgage Bonds   Series 2009C)        4.1 to TNMP’s Current Report on Form 8-K filed December 17, 2010 2-97230 TNMP           4.18         D - 3         1-6986 PNM              Table of Contents 4.22 Agreement of Resignation, Appointment and Acceptance, effective as of June 1, 2011, among TNMP, The Bank of New York Mellon Trust Company, N.A. and Union Bank, N.A. (for March 23, 2009 TNMP   Indenture)   4.23       Fifth Supplemental Indenture dated as of April 3, 2013 between TNMP and Union Bank, N.A., as Trustee ($93,198,000 of 6.95% First Mortgage   Bonds due 2043, Series 2013A)        4.1 to TNMP’s Current Report on Form 8-K filed April 3, 2013   2-97230 TNMP   4.24       Sixth Supplemental Indenture dated as of June 27, 2014 between TNMP and Union Bank, N.A., as Trustee ($80,000,000 of 4.03% First Mortgage   Bonds due 2043, Series 2014A)        4.1 to TNMP’s Current Report on Form 8-K filed June 27, 2014   2-97230 TNMP   4.25       Seventh Supplemental Indenture dated as of February 10, 2016 between TNMP and MUFG Union Bank, N.A., as Trustee ($60,000,000 of 3.53%   First Mortgage Bonds due 2026, Series 2016A)        4.1 to TNMP’s Current Report on Form 8-K filed February 10, 2016   2-97230 TNMP   4.26       Eighth Supplemental Indenture dated as of August 24, 2017 between TNMP and MUFG Union Bank, N.A., as Trustee ($60,000,000 of 3.22%   First Mortgage Bonds due 2028, Series 2017A)        4.1 to TNMP’s Current Report on Form 8-K filed August 24, 2017   2-97230  TNMP   4.27     Ninth Supplemental Indenture dated as of June 28, 2018 between TNMP and MUFG Union Bank, N.A., as Trustee ($60,000,000 of 3.85% First   Mortgage Bonds due 2028, Series 2018A)      4.1 to TNMP’s Current Report on Form 8-K filed July 2, 2018   2-97230  TNMP   4.28       Tenth Supplemental Indenture dated as of March 29, 2019 between TNMP and MUFG Union Bank, N.A., as Trustee ($75,000,000 of 3.79% First Mortgage Bonds due 2034, Series 2019B, $75,000,000 of 3.92% First Mortgage Bonds due 2039, Series 2019C, $75,000,000 of 4.06%   First Mortgage Bonds due 2044, Series 2019D)        4.1 to TNMP's Current Report on Form 8-K filed March 29, 2019 2-97230  TNMP       Eleventh Supplemental Indenture dated as of July 1, 2019 between TNMP and MUFG Union Bank, N.A., as Trustee ($80,000,000 of 3.60% First   Mortgage Bonds due 2029, Series 2019A)        4.1 to TNMP's Current Report on Form 8-K filed July 1, 2019     4.29       Material Contracts 4.4 to TNMP’s Quarterly Report Form 10-Q for the quarter ended June 30, 2011           2-97230 TNMP         2-97230  TNMP       10.2 Sixth Amendment to and Restatement of Credit Agreement dated July 30, 2018 among PNMR, the lenders party thereto, and Wells Fargo Bank, National Association, as administrative agent (PNMR Revolving Credit   Facility)   10.1 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended September 30, 2018   10.3       Seventh Amendment to Credit Agreement dated December 19, 2018 among PNMR, the lenders party thereto, and Wells Fargo Bank, National   Association, as administrative agent (PNMR Revolving Credit Facility)        10.2 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2018   1-32462 PNMR   10.4     Term Loan Agreement dated December 14, 2018 among PNMR, the lenders party thereto, and MUFG Bank Ltd., as administrative agent   (PNMR 2018 1-Year Unsecured Term Loan) 1-32462 PNMR        10.1 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed December 17, 2018     10.5       First Amendment to Term Loan Agreement, dated as of December 13, 2019, among PNMR, the lenders party thereto, and MUFG Bank, Ltd., as   administrative agent        10.1 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed December 13, 2019   1-32462  PNMR   10.6       Term Loan Agreement dated December 21, 2018 among PNMR and Bank   of America, N.A., as lender (PNMR 2-Year Unsecured Term Loan)        10.1 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed December 21, 2018   1-32462 PNMR             D - 4 1-32462 PNMR      Table of Contents 10.7   10.8 Term Loan Credit Agreement dated November 26, 2018 among PNMR Development and Key Bank National Association, as lender and   administrative agent (PNMR Development Term Loan) 10.1 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed November 28, 2018   1-32462 PNMR        10.1 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed January 10, 2020   1-32462  PNMR   10.10       Forward Sale Agreement dated January 7, 2020 between PNMR and Bank   of America, N.A. (defined term for this transaction)        10.2 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed January 10, 2020   1-32462  PNMR   10.11     Additional Forward Sale Agreement dated January 8, 2020 between   PNMR and Citibank, N.A. (defined term for this transaction)        10.3 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed January 10, 2020   1-32462  PNMR     Additional Forward Sale Agreement dated January 8, 2020 between   PNMR and Bank of America, N.A. (defined term for this transaction)        10.4 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed January 10, 2020   1-32462  PNMR       Fourth Amendment to and Restatement of Credit Agreement dated October 19, 2018 among PNM, the lenders party thereto, and Wells Fargo Bank, National Association, as administrative agent (PNM Revolving   Credit Facility)     10.4 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended September 30, 2018 1-6986  PNM     Credit Agreement dated as of December 12, 2017 among PNM, the lenders identified therein, and U.S. Bank National Association, as administrative agent and BOKF, N.A. d/b/a Bank of Albuquerque, as   syndication agent (PNM New Mexico Credit Facility)        10.1 to PNM’s Current Report on Form 8-K filed December 12, 2017   10.15     Term Loan Agreement dated as of January 18, 2019 among PNM, the lenders party thereto, and U.S. Bank National Association, as   administrative agent (PNM 18-month Unsecured Term Loan)     10.16     Note Purchase Agreement dated July 28, 2017 between PNM and the   purchasers named therein (PNM 2018 SUNs, Series A-H)     10.17     Build Transfer Agreement dated May 1, 2019 among PNM, Renewable Energy Transmission Authority, and Western Spirit Transmission LLC   (Western Spirit Line)     10.18   10.12   10.13   10.14       Forward Sale Agreement dated January 7, 2020 between PNMR and   Citibank, N.A. (defined term for this transaction)          10.2 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed November 28, 2018     10.9     Guaranty dated as of November 26, 2018 made by PNMR in favor of   lenders under PNMR Development Term Loan 1-32462 PNMR                  1-6986 PNM        10.1 to PNM’s Current Report on Form 8-K filed January 18, 2019   1-6986 PNM   10.1 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended June 30, 2017 1-6986  PNM      1-6986  PNM        10.1 to PNM's Current Report on Form 8-K filed May 1, 2019         Third Amended and Restated Credit Agreement dated as of September 25, 2017 among TNMP, the lenders identified therein and KeyBank National   Association, as administrative agent (TNMP Revolving Credit Facility)        10.1 to TNMP’s Current Report on Form 8K filed September 27, 2017   2-97230  TNMP   10.19     First Amendment to Third Amended and Restated Credit Agreement dated April 19, 2019 among TNMP, the lenders party thereto, and KeyBank National Association, as administrative agent (TNMP   Revolving Credit Facility)     10.6 to TNMP's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2019 2-97230  TNMP   10.20     Bond Purchase Agreement dated February 26, 2019 between TNMP and   the purchasers named therein ($305,000,000 of 2019 TNMP Bonds)       Bond Purchase Agreement dated June 28, 2018 between TNMP and the purchasers named therein ($60,000,000 of 3.85% First Mortgage Bonds   due 2028, Series 2018A)         10.21   D - 5             10.3 to TNMP’s Annual Report on Form 10K for the year ended December 31, 2018   2-97230  TNMP 2-97230  TNMP        10.1 to TNMP’s Current Report on Form 8K filed July 2, 2018            Table of Contents 10.22   10.23**   10.24**   10.25**   10.26**   10.27**   10.28** Bond Purchase Agreement dated June 14, 2017 between TNMP and the purchasers named therein (for $60,000,000 3.22% First Mortgage Bonds   due 2027, Series 2017A) 10.1 to TNMP’s Current Report on Form 8K filed June 14, 2017       PNMR 2014 Performance Equity Plan dated May 15, 2014         First Amendment to PNMR 2014 Performance Equity Plan         Second Amendment to PNMR 2014 Performance Equity Plan effective   January 1, 2017         2-97230  TNMP     4.3 to PNMR’s Form S-8 Registration Statement filed May 15, 2014           99.1 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed December 15, 2015   1-32462 PNMR      10.2 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2016   1-32462 PNMR       PNMR Second Amended and Restated Omnibus Performance Equity Plan   dated May 19, 2009     4.1 to PNMR’s Form S-8 Registration Statement filed May 20, 2009        Amendment dated May 17, 2011 to PNMR’s Second Amended and   Restated Omnibus Performance Equity Plan     10.1 to PNMR’s Current Report Form 8-K filed May 20, 2011        Second Amendment executed March 28, 2012 to the PNMR Second   Amended and Restated Omnibus Performance Equity Plan     10.6 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2012        333-195974 PNMR       333-159361 PNMR 1-32462 PNMR 1-32462 PNMR   10.29**       Third Amendment (approved by PNMR shareholders on May 15, 2012) to the PNMR Second Amended and Restated Omnibus Performance Equity   Plan        10.1 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed May 17, 2012   1-32462 PNMR   10.30**     Fourth Amendment to the PNMR Second Amended and Restated   Omnibus Performance Equity Plan effective January 1, 2017        10.3 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2016   1-32462 PNMR     PNMR 2018 Officer Annual Incentive Plan dated March 22, 2018       10.1 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2018    1-32462 PNMR     PNMR 2019 Officer Annual Incentive Plan dated March 28, 2019       10.1 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2019        PNMR 2018 Long-Term Incentive Plan dated March 28, 2018       10.2 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2018        PNMR 2017 Long-Term Incentive Plan dated March 31, 2017       10.2 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2017        PNMR 2019 Long-Term Incentive Plan dated March 28, 2019       10.2 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2019        First Amendment to PNMR 2017 Long-Term Incentive Plan dated   February 27, 2019     10.4 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2019        PNMR Director Deferred Stock Rights Program effective December 1,   2017       Form of Stock Option Award Agreement for non-qualified stock options   granted under performance equity plan in 2010         10.31**   10.32**   10.33**   10.34**   10.35**   10.36**   10.37**   10.38**               D - 6               1-32462 PNMR 1-32462  PNMR 1-32462 PNMR 1-32462 PNMR 1-32462 PNMR      10.1 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2017   1-32462  PNMR        10.3 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed May 26, 2009   1-32462 PNMR          Table of Contents 10.39** 10.2 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed February 16, 2007   1-32462 PNMR       Employee Retention Agreement executed March 4, 2015 between PNMR   and Patricia K. Collawn     10.3 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2015    1-32462 PNMR     Discretionary Credit Award Agreement between PNMR and Charles   Eldred effective February 21, 2019     10.5 to PNMR's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2019        Acknowledgement Form for officer restricted stock rights and awards granted under the PNMR 2014 Performance Equity Plan dated May 15,   2014       2019 Director Compensation Summary         2020 Director Compensation Summary       10.45**     Acknowledgement Form for stock option awards granted to directors under the Second Amended and Restated Omnibus Performance Equity   Plan dated May 19, 2009, as amended     10.46**   10.40**   10.41**   10.42** Form of the award agreement for non-qualified stock options granted   under performance equity plan in 2007-2009         1-32462  PNMR      10.4.2 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2014   1-32462 PNMR      10.1 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2018   1-32462  PNMR      10.1 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2019   1-32462 PNMR 1-32462 PNMR        10.3 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed March 1, 2011         Acknowledgment Form with attached Terms and Conditions for restricted stock rights awards granted to directors from 2014 - 2017 under the   PNMR 2014 Performance Equity Plan dated May 15, 2014        10.4.3 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2014   1-32462 PNMR   10.47**     Acknowledgement Form with attached Terms and Conditions for restricted stock rights granted to directors on and after 2018 under the   PNMR 2014 Performance Equity Plan dated May 15, 2014 1-32462  PNMR        10.5 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2017     10.48**       PNMR Executive Spending Account Plan (amended and restated effective   January 1, 2011)        10.4 to PNMR’s Current Report on Form 8K filed March 1, 2011   1-32462 PNMR   10.49**     First Amendment to PNMR Executive Spending Account Plan effective   January 1, 2011        10.7 to PNMR’s Current Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2016   1-32462 PNMR     Second Amendment to PNMR Executive Spending Account executed   December 13, 2017        10.2 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2017   1-32462  PNMR     Third Amendment to PNMR Executive Spending Account effective   February 22, 2018     10.3 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2018 1-32462  PNMR   10.43**   10.44**   10.50**   10.51**                      10.52**       PNMR Executive Savings Plan II (amended and restated effective January   1, 2015)        10.1.2 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2014   1-32462 PNMR   10.53**       First Amendment to PNMR Executive Savings Plan II executed April 15,   2016     10.7 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2016 1-32462 PNMR     Summary of PNMR Officer Paid Time Off Program          10.6 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2016   1-32462 PNMR     PNMR Annual Executive Physical Exam Program Wraparound Plan   Document effective as of January 1, 2014        10.7 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2013   1-32462 PNMR   10.54**   10.55**   D - 7        Table of Contents   10.56**     PNMR Non-Union Severance Pay Plan effective August 1, 2007 (amended and restated)     10.57**       First Amendment to the PNMR Non-Union Severance Pay Plan executed   November 20, 2008        10.3 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2008   1-32462 PNMR   10.58**     Second Amendment (executed March 27, 2012) to PNMR Non-Union   Severance Pay Plan     10.8 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2012 1-32462 PNMR     Third Amendment (executed November 11, 2015) to PNMR Non-Union   Severance Pay Plan       PNMR Officer Retention Plan executed March 28, 2012 as amended and   restated effective as of January 1, 2012       PNMR Officer Life Insurance Plan dated April 28, 2004           First Amendment to PNMR Officer Life Insurance Plan dated December   16, 2004     10.59**   10.60**   10.61**   10.62**               10.3 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended September 30, 2007    1-32462 PNMR             10.6 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2017   1-32462 PNMR   10.7 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2012 1-32462 PNMR           10.24.1 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2004   333-32170 PNMR      10.27 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2004.   333-32170 PNMR   10.63**       Second Amendment to PNMR Officer Life Insurance Plan executed April 15, 2007       10.5 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended September 30, 2007   10.64**     Third Amendment to the PNMR Officer Life Insurance Plan effective   January 1, 2009        10.10 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2008   1-32462 PNMR     Fourth Amendment to the PNMR Officer Life Insurance Plan effective   January 1, 2009        10.15 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2008   1-32462 PNMR     Fifth Amendment to the PNMR Officer Life Insurance Plan executed   December 16, 2011        10.5 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2011   1-32462 PNMR     PNMR Officers Long Term Disability Coverage Description for   Prudential Policy effective January 1, 2012        10.8 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2016   333-32170 PNMR   10.65**   10.66**   10.67**            1-32462 PNMR     10.68**       Form of Amended and Restated Indemnity Agreement for PNMR officers and directors approved July 23, 2019       10.1 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended September 30, 2019   10.69       Supplemental Indenture of Lease dated as of July 19, 1966 between PNM and other participants in the Four Corners Project and the Navajo Indian   Tribal Council        4-D to PNM’s Registration Statement No. 226116   2-26116 PNM   10.70       Amendment and Supplement No. 1 to Supplemental and Additional Indenture of Lease dated April 25, 1985 between the Navajo Tribe of Indians and Arizona Public Service Company, El Paso Electric Company, Public Service Company of New Mexico, Salt River project Agricultural Improvement and Power District, Southern California Edison Company,   and Tucson Electric Power Company (refiled)     10.1.1 to PNM’s Annual Report on Form 10-K for year ended December 31, 1995 1-6986 PNM     Amendment and Supplement No. 2 to Supplemental and Additional   Indenture of Lease with the Navajo Nation dated March 7, 2011          10.1 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2011              10.71   D - 8    1-32462  PNMR          1-6986 PNM Table of Contents 10.72 Amendment and Supplement No. 3 to Supplemental and Additional   Indenture of Lease with the Navajo Nation dated March 7, 2011     10.73     Coal Supply Agreement dated July 1, 2015 between Westmoreland Coal Company and PNM       10.74     Amendment No. 1 to Coal Supply Agreement dated November 1, 2017   between Westmoreland Coal Company and PNM       10.2 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2011   10.1 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended September 30, 2015        1-6986  PNM 1-6986 PNM       San Juan Project Restructuring Agreement executed as of July 31, 2015 among PNM, Tucson Electric Coal Company, The City of Farmington, New Mexico, M-S-R Public Power Agency, The Incorporated County of Los Alamos, New Mexico, Southern California Public Power Authority, City of Anaheim, Utah Associated Municipal Power Systems, Tri-State Generation and Transmission Association, Inc., and PNMR Development   and Management Corporation     10.3 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended September 30, 2015   10.76       Restructuring Amendment Amending and Restating the Amended and Restated San Juan Project Participation Agreement made as of July 31, 2015 among PNM, Tucson Electric Power Company, The City of Farmington, New Mexico, M-S-R Public Power Agency, The Incorporated County of Los Alamos, New Mexico, Southern California Public Power Authority, City of Anaheim, Utah Associated Municipal Power Systems, Tri-State Generation and Transmission Association, Inc.,   and PNMR Development and Management Corporation     10.4 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended September 30, 2015   10.77       New Exit Date Amendment Amending and Restating the Amended and Restated San Juan Project Participation Agreement made as of September 1, 2017 among PNM, Tucson Electric Power Company, The City of Farmington, New Mexico, The Incorporated County of Los Alamos, New   Mexico and Utah Associated Municipal Power Systems     10.1 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended September 30, 2017   10.78       Arizona Nuclear Power Project Participation Agreement among PNM and Arizona Public Service Company, Salt River Project Agricultural Improvement and Power District, Tucson Gas & Electric Company and El   Paso Electric Company, dated August 23, 1973        5-T to PNM’s Registration Statement No. 250338   10.79     Amendments No. 1 through No. 6 to Arizona Nuclear Power Project   Participation Agreement     10.8.1 to PNM’s Annual Report on Form 10-K for year ended December 31, 1991        Amendment No. 7 effective April 1, 1982, to the Arizona Nuclear Power   Project Participation Agreement (refiled)     10.8.2 to PNM’s Annual Report on Form 10-K for year ended December 31, 1991        Amendment No. 8 effective September 12, 1983, to the Arizona Nuclear   Power Project Participation Agreement (refiled)     10.82     Amendment No. 9 to Arizona Nuclear Power Project Participation Agreement dated as of June 12, 1984 (refiled)       10.83   10.80   10.81     1-6986 PNM      10.4 to PNM’s Annual Report on Form 10K for the year ended December 31, 2017     10.75   1-6986 PNM         1-6986 PNM      1-6986  PNM   2-50338 PNM       1-6986 PNM 1-6986 PNM      10.58 to PNM’s Annual Report on Form 10K for year ended December 31, 1993   1-6986 PNM    1-6986 PNM     10.8.4 to PNM’s Annual Report of the Registrant on Form 10-K for year ended December 31, 1994       Amendment No. 10 dated as of November 21, 1985 and Amendment No. 11 dated as of June 13, 1986 and effective January 10, 1987 to Arizona   Nuclear Power Project Participation Agreement (refiled)     10.8.5 to PNM’s Annual Report of the Registrant on Form 10-K for year ended December 31, 1995                 D - 9     1-6986 PNM Table of Contents 10.84   10.85 Amendment No. 12 to Arizona Nuclear Power Project Participation Agreement dated June 14, 1988, and effective August 5, 1988         Amendment No. 13 to the Arizona Nuclear Power Project Participation   Agreement dated April 4, 1990, and effective June 15, 1991       Amendment No. 14 to the Arizona Nuclear Power Project Participation   Agreement effective June 20, 2000       Amendment No. 15 to the Arizona Nuclear Power Project Participation   Agreement dated November 29, 2010 and effective January 13, 2011   19.1 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended September 30, 1990 1-6986 PNM        10.8.10 to PNM’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 1990   1-6986 PNM      10.8.9 to PNM’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2000   1-6986 PNM      10.1 to PNM’s Current Report on Form 8-K filed March 1, 2011   1-6986 PNM       Amendment No. 16, effective as of April 28, 2014, to the Arizona Nuclear   Power Project Participation Agreement     10.3 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2014 1-6986 PNM   10.89       Facility Lease dated as of December 16, 1985 between The First National Bank of Boston, as Owner Trustee, and PNM (Unit 1 transaction) together   with Amendments No. 1, 2 and 3 thereto (refiled)        10.18 to PNM’s Annual Report on Form 10K for year ended December 31, 1995   1-6986 PNM   10.90       Facility Lease dated as of July 31, 1986, between the First National Bank of Boston, as Owner Trustee, and PNM (Unit 1 transaction) together with   Amendments No. 1, 2 and 3 thereto (refiled)        10.19 to PNM’s Annual Report on Form 10K for year ended December 31, 1996   1-6986 PNM   10.91       Facility Lease dated as of December 15, 1986, between The First National Bank of Boston, as Owner Trustee, and PNM (Unit 1 Transaction)   together with Amendment No. 1 thereto (refiled)        10.21 to PNM’s Annual Report on Form 10K for year ended December 31, 1996   1-6986 PNM   10.92       Amendment No. 4 dated as of December 11, 2013 to Facility Lease dated as of December 16, 1985 as heretofore amended, between U.S. Bank National Association (ultimate successor to The First National Bank of   Boston), as Owner Trustee, and PNM (Unit 1 transaction)        10.3 to PNM’s Annual Report on Form 10K for year ended December 31, 2013 1-6986 PNM   10.93       Facility Lease dated as of December 15, 1986, between The First National Bank of Boston, as Owner Trustee, and PNM (Unit 2 Transaction)   together with Amendment No. 1 thereto (refiled)        10.22 to PNM’s Annual Report on Form 10K for year ended December 31, 1996   1-6986 PNM   10.94       Amendment No. 2 dated as of March 18, 2014, to the Facility Lease dated December 15, 1986, as heretofore amended, between U.S. Bank National Association, not in its individual capacity, but solely as Owner Trustee under a Trust Agreement, dated as of December 15, 1986, with PV2-PNM   December 35 Corporation, Lessor, and PNM, Lessee        10.1 to PNM’s Current Report on Form 8-K filed March 18, 2014 1-6986 PNM   10.95     Master Decommissioning Trust Agreement for Palo Verde Nuclear Generating Station dated March 15, 1996, between PNM and Mellon   Bank, N.A.     10.68 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 1996   10.96     Amendment Number One to the Master Decommissioning Trust Agreement for Palo Verde Nuclear Generating Station dated January 27,   1997, between PNM and Mellon Bank, N.A.     10.97       Amendment Number Two to the Master Decommissioning Trust Agreement for Palo Verde Nuclear Generating Station between PNM and   Mellon Bank, N.A.     10.68.2 to PNM’s Annual Report on Form 10-K for year ended December 31, 2003         10.86   10.87   10.88         D - 10            1-6986 PNM     10.68.1 to PNM’s Annual Report on Form 10-K for year ended December 31, 1997           1-6986 PNM           1-6986 PNM Table of Contents 10.98   10.99 Stipulation in the matter of PNM’s transition plan Utility Case No. 3137, dated October 10, 2002 as amended by Amendment to Stipulated   Agreement dated October 18, 2002     Stipulation dated February 28, 2005 in NMPRC Case No. 04-00315-UT regarding the application of PNMR and TNMP for approval of the TNP   acquisition       Subsidiaries 21 10.86 to PNM’s Annual Report on Form 10K for the year ended December 31, 2002           Additional Exhibits          10.134 to PNMR’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2005             21 to PNMR’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2019           Certain subsidiaries of PNMR   1-6986 PNM       Participation Agreement dated as of December 16, 1985, among the Owner Participant named therein, First PV Funding Corporation, The First National Bank of Boston, in its individual capacity and as Owner Trustee (under a Trust Agreement dated as of December 16, 1985 with the Owner Participant), Chemical Bank, in its individual capacity and as Indenture Trustee (under a Trust Indenture, Mortgage, Security Agreement and Assignment of Rents dated as of December 16, 1985 with the Owner Trustee), and PNM (Unit 1 transaction), including Appendix A definitions, together with Amendment No. 1 dated July 15, 1986 and   Amendment No. 2 dated November 18, 1986 (refiled)   99.2 to PNM’s Annual Report on Form 10K for year ended December 31, 1995   99.2       Participation Agreement dated as of July 31, 1986, among the Owner Participant named herein, First PV Funding Corporation, The First National Bank of Boston, in its individual capacity and as Owner Trustee (under a Trust Agreement dated as of July 31, 1986, with the Owner Participant), Chemical Bank, in its individual capacity and as Indenture Trustee (under a Trust Indenture, Mortgage, Security Agreement and Assignment of Rents dated as of July 31, 1986, with the Owner Trustee), and Public Service Company of New Mexico, including Appendix A   definitions together with Amendment No. 1 thereto (refiled)        99.5 to PNM’s Annual Report on Form 10K for year ended December 31, 1996   99.3       Participation Agreement dated as of December 15, 1986, among the Owner Participant named therein, First PV Funding Corporation, The First National Bank of Boston, in its individual capacity and as Owner Trustee (under a Trust Agreement dated as of December 15, 1986, with the Owner Participant), Chemical Bank, in its individual capacity and as Indenture Trustee (under a Trust Indenture, Mortgage, Security Agreement and Assignment of Rents dated as of December 15, 1986, with the Owner Trustee), and Public Service Company of New Mexico,   including Appendix A definitions (Unit 1 Transaction) (refiled)     99.11 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 1997   99.4       Participation Agreement dated as of December 15, 1986, among the Owner Participant named therein, First PV Funding Corporation, The First National Bank of Boston, in its individual capacity and as Owner Trustee (under a Trust Agreement dated as of December 15, 1986, with the Owner Participant), Chemical Bank, in its individual capacity and as Indenture Trustee (under a Trust Indenture, Mortgage, Security Agreement and Assignment of Rents dated as of December 15, 1986, with the Owner Trustee), and Public Service Company of New Mexico,   including Appendix A definitions (Unit 2 Transaction) (refiled)     99.14 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 1997         D - 11 1-32462 PNMR       99.1*   1-32462 PNMR/ TNMP 1-6986 PNM   1-6986 PNM      1-6986 PNM           1-6986 PNM Table of Contents 99.5 Agreement for the Sale and Purchase of Wastewater Effluent, dated November 13, 2000, among the City of Tolleson, Arizona Public Service Company and Salt River Project Agricultural Improvement and Power   District   99.19 to PNM’s Annual Report on Form 10K for year ended December 31, 2013   99.6     Municipal Effluent Purchase and Sale Agreement dated April 23, 2010 between Cities of Phoenix, Mesa, Tempe, Scottsdale and Glendale, Arizona municipal corporations; and APS, SRP, acting on behalf of themselves and EPE, SCE, PNM, SCPPA, and Los Angeles Department   of Water and Power   10.6 to PNM’s Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2010     1-6986 PNM      1-6986 PNM   * One or more additional documents, substantially identical in all material respects to this exhibit, have been entered into, relating to one or more additional sale and leaseback transactions. Although such additional documents may differ in other respects (such as dollar amounts and percentages), there are no material details in which such additional documents differ from this exhibit. ** Designates each management contract or compensatory plan or arrangement required to be identified pursuant to paragraph 3 of Item 15(a) of Form 10-K. ‡      Certain instruments defining the rights of holders of long-term debt of the registrants included in the financial statements of registrants filed herewith have been omitted because the total amount of securities authorized thereunder does not exceed 10% of the total assets of registrants. The registrants hereby agree to furnish a copy of any such omitted instrument to the SEC upon request. ITEM 16. FORM 10-K SUMMARY None. D - 12 Table of Contents SIGNATURES Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, the Registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned, thereunto duly authorized.         PNM RESOURCES, INC.         (Registrant)         /s/ P. K. Collawn         P. K. Collawn         Chairman, President, and Chief Executive Officer   Date: March 2, 2020 By Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this report has been signed below by the following persons on behalf of the Registrant and in the capacities and on the dates indicated. Signature    Capacity Date               /s/ P. K. Collawn March 2, 2020        Chairman, President, and        Chief Executive Officer              /s/ J. D. Tarry    Principal Financial Officer March 2, 2020 J. D. Tarry        Senior Vice President and        Chief Financial Officer              /s/ H. E. Monroy    Principal Accounting Officer March 2, 2020 H. E. Monroy        Vice President and Corporate Controller              /s/ V.A. Bailey V.A. Bailey   /s/ N.P. Becker N. P. Becker   /s/ E. R. Conley E. R. Conley   /s/ A. J. Fohrer A. J. Fohrer   /s/ S. M. Gutierrez S. M. Gutierrez   /s/ J.A. Hughes J.A. Hughes   /s/ M. T. Mullarkey M. T. Mullarkey   /s/ D. K. Schwanz D. K. Schwanz      Principal Executive Officer and Director P. K. Collawn    Director March 2, 2020               Director March 2, 2020               Director March 2, 2020              Director March 2, 2020                Director March 2, 2020               Director March 2, 2020                 Director March 2, 2020               Director March 2, 2020            B. W. Wilkinson Director March 2, 2020 B. W. Wilkinson Table of Contents SIGNATURES Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, the Registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned, thereunto duly authorized.         PUBLIC SERVICE COMPANY OF NEW MEXICO         (Registrant)   By     /s/ P. K. Collawn     Date: March 2, 2020         P. K. Collawn         President and Chief Executive Officer Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this report has been signed below by the following persons on behalf of the Registrant and in the capacities and on the dates indicated.   Signature      Capacity   /s/ P. K. Collawn Date      Principal Executive Officer and Chairman of the Board March 2, 2020 P. K. Collawn       President and        Chief Executive Officer              /s/ J. D. Tarry    Principal Financial Officer and Director March 2, 2020 J. D. Tarry       Senior Vice President and        Chief Financial Officer              /s/ H. E. Monroy    Principal Accounting Officer March 2, 2020 H. E. Monroy        Vice President and Corporate Controller              /s/ R. N. Darnell R. N. Darnell   /s/ C. N. Eldred C. N. Eldred   /s/ C. M. Olson C. M. Olson    Director March 2, 2020                 Director March 2, 2020                 Director March 2, 2020        E - 2 Table of Contents SIGNATURES Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, the Registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned, thereunto duly authorized.         TEXAS-NEW MEXICO POWER COMPANY         (Registrant)   By     /s/ P. K. Collawn     Date: March 2, 2020         P. K. Collawn         Chief Executive Officer Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this report has been signed below by the following persons on behalf of the Registrant and in the capacities and on the dates indicated.   Signature      Capacity   /s/ P. K. Collawn Date      Principal Executive Officer and Chairman of the Board March 2, 2020 P. K. Collawn       Chief Executive Officer              /s/ J. D. Tarry    Principal Financial Officer and Director March 2, 2020 J. D. Tarry        Senior Vice President and       Chief Financial Officer               /s/ H. E. Monroy    Principal Accounting Officer March 2, 2020 H. E. Monroy       Vice President and Corporate Controller              /s/ R. N. Darnell R. N. Darnell   /s/ C. N. Eldred C. N. Eldred   /s/ C. M. Olson C. M. Olson   /s/ J. N. Walker J. N. Walker    Director March 2, 2020                 Director March 2, 2020               Director March 2, 2020                 Director March 2, 2020        E - 3 Exhibit 4.1 Description of the Registrant’s Securities Registered Under Section 12 of the Securities Exchange Act of 1934 DESCRIPTION OF COMMON STOCK AND PREFERRED STOCK The following summary of the material terms of the common stock and preferred stock of PNM Resources, Inc. (“we” or “our”) does not purport to be complete and is subject to and qualified in its entirety by reference to our articles of incorporation, as amended (our “articles of incorporation”), and by-laws, as amended (our “by-laws”), each of which is incorporated herein by reference and attached as an exhibit to our most recent Annual Report on Form 10-K filed with the Securities and Exchange Commission. For a more complete understanding of our common stock and preferred stock, we encourage you to read carefully our articles of incorporation and by-laws, each as may be amended, and the applicable provisions of the New Mexico Business Corporation Act and the New Mexico Public Utility Act and other applicable provisions of the laws of the state of New Mexico. General Our authorized capital stock consists of 120,000,000 shares of common stock, no par value and 10,000,000 shares of preferred stock, no par value, of which 500,000 shares have been designated Convertible Preferred Stock, Series A (“Series A Preferred Stock”). As of February 21, 2020, no shares of our Series A Preferred Stock are issued and outstanding. Each share of Series A Preferred Stock is convertible at the option of the holder at any time into 10 shares of common stock, subject to certain anti-dilution adjustments. Dividend Rights with Respect to Our Common Stock and Series A Preferred Stock After giving effect to any prior rights of our Series A Preferred Stock, and any other series of preferred stock that should become outstanding, we will pay dividends on our common stock as determined by our Board of Directors (the “Board”) out of legally available funds. Our ability to pay dividends depends primarily upon the ability of our subsidiaries to pay dividends or otherwise transfer funds to us. Various financing arrangements, charter provisions and regulatory requirements may impose certain restrictions on the ability of our subsidiaries to transfer funds to us in the form of cash dividends, loans or advances. Unless waived by the holders of at least two-thirds of the number of then outstanding shares of Series A Preferred Stock, no dividend on our common stock shall be declared unless a dividend on the Series A Preferred Stock is declared and paid at the same time in an amount equal to the dividend that would be received by a holder of the number of shares (including fractional shares) of common stock into which such Series A Preferred Stock is convertible on the record date for such dividend. Voting Rights with Respect to Our Common Stock and Series A Preferred Stock Holders of common stock are entitled to one vote for each share held by them on all matters submitted to our shareholders. Holders of our common stock do not have cumulative voting rights in the election of directors. The New Mexico Business Corporation Act and our articles of incorporation and by-laws generally require the affirmative vote of a majority of the shares represented at a shareholder meeting and entitled to vote for shareholder action, including the election of directors. Under the New Mexico Business Corporation Act, some corporate actions, including amending the articles of incorporation and approving a plan of merger, consolidation or share exchange, require the affirmative vote of a majority of the outstanding shares entitled to vote, which could include, in certain circumstances, classes of preferred stock. Our articles of incorporation limit the Board to designating voting rights for series of preferred stock only (1) when we fail to pay dividends on the applicable series of preferred stock, (2) when proposed changes to the articles of incorporation would adversely impact preferred shareholders’ rights and privileges and (3) if the Board issues a new series of preferred stock convertible into common stock and confers upon the holders of such convertible preferred stock the right to vote as a single class with holders of common stock on all matters submitted to a vote of holders of common stock at a meeting of shareholders other than for election of directors, with the same number of votes as the number of shares of common stock into which the shares of such preferred stock are convertible, Exhibit 4.1 provided that at all times the aggregate preferred stock outstanding with such voting rights is convertible into no more than 12 million shares of common stock.   Holders of each outstanding share of Series A Preferred Stock are entitled to vote as a single class with holders of our common stock on all matters submitted to our shareholders except the election of directors. Without first obtaining the consent or approval of the holders of a majority of the outstanding shares of Series A Preferred Stock, voting as a separate class, we cannot amend any provisions of our articles of incorporation in a manner that would have an adverse impact on the rights and privileges of the Series A Preferred Stock. Holders of our outstanding shares of Series A Preferred Stock are entitled to the number of votes corresponding to the number of shares of common stock into which such shares of Series A Preferred Stock are convertible on the record date for determining shareholders entitled to vote. Our articles of incorporation do not allow our directors to create classes of directors. All directors are elected annually.   Liquidation Rights with Respect to Our Common Stock and Series A Preferred Stock In the event we are liquidated or dissolved, either voluntarily or involuntarily, each share of Series A Preferred Stock is entitled to a liquidation preference of $1.00 per share. After that claim is satisfied, holders of our common stock are entitled to, ratably, an amount equal to (i) $1.00, divided by the number of shares of common stock into which a share of Series A Preferred Stock is then convertible, (ii) multiplied by the number of shares of common stock then outstanding. After that claim is satisfied, all remaining assets will be distributed to the holders of the Series A Preferred Stock and common stock ratably on the basis of the number of shares of outstanding common stock and, in the case of the Series A Preferred Stock, the number of shares of common stock into which the outstanding shares of Series A Preferred Stock are then convertible. The rights of the holders of our common stock to share ratably (according to the number of shares held by them) in the distribution of remaining assets will also be subject to the liquidation preferences and other rights of any additional series of preferred stock that we may issue in the future. Preemptive Rights with Respect to Our Common Stock and Series A Preferred Stock Neither the holders of our common stock nor the holders of our Series A Preferred Stock have a preemptive right to purchase shares of our authorized but unissued shares, or securities convertible into shares or carrying a right to subscribe to or acquire shares, except under the terms and conditions as may be provided by our Board in its sole judgment. As discussed above, each share of Series A Preferred Stock is convertible at the option of the holder at any time into 10 shares of common stock, subject to certain anti-dilution adjustments. Listing Our common stock is listed on the New York Stock Exchange under the “PNM” symbol. Transfer Agent and Registrar The transfer agent and registrar for our common stock is Computershare Trust Company, N.A. 250 Royall Street, Canton, MA 02021. Preferred Stock Our Board is authorized, pursuant to our articles of incorporation, by resolution to provide for the issuance of up to 10,000,000 shares of preferred stock in one or more series and to fix, from time to time before issuance: • the serial designation, authorized number of shares and the stated value; • the dividend rate, if any, the date or dates on which the dividends will be payable, and the extent to which the dividends may be cumulative; Exhibit 4.1 • the price or prices at which shares may be redeemed, and any terms, conditions and limitations upon any redemption; • the amount or amounts to be received by the holders in the event of our dissolution, liquidation, or winding up; • any sinking fund provisions for redemption or purchase of shares of any series; • the terms and conditions, if any, on which shares may be converted into, or exchanged for, shares of other capital stock, or of other series of preferred stock; and • the voting rights, if any, for the shares of each series, limited to circumstances when (1) we fail to pay dividends on the applicable series of preferred stock, (2) proposed changes to the articles of incorporation would adversely impact preferred shareholders’ rights and privileges and (3) the Board issues a new series of preferred stock convertible into common stock and confers upon the holders of such convertible preferred stock the right to vote as a single class with holders of common stock on all matters submitted to a vote of holders of common stock at a meeting of shareholders other than for election of directors, with the same number of votes as the number of shares of common stock into which the shares of such preferred stock are convertible, provided that at all times the aggregate preferred stock outstanding with such voting rights is convertible into no more than 12 million shares of common stock. Currently, of the 10,000,000 authorized shares of preferred stock, 500,000 have been designated as Series A Preferred Stock, and no Series A Preferred Stock shares have been issued and are outstanding.      Prior to the issuance of shares of each series of our preferred stock, our Board is required to adopt resolutions and file articles of amendment with the New Mexico Public Regulation Commission. The certificate of amendment will fix for each series the designation and number of shares and the rights, preferences, privileges and restrictions of the shares subject to the limitations set forth above. All shares of preferred stock will, when issued, be fully paid and nonassessable and will not have any preemptive or similar rights. We are not required by the New Mexico Business Corporation Act to seek shareholder approval prior to any issuance of authorized but unissued stock. Limitation of Liability and Indemnification of Officers and Directors Our articles of incorporation provide that liability for our directors for monetary damages will be eliminated or limited to the fullest extent permissible under New Mexico law and our by-laws provide that we must indemnify our officers and directors to the fullest extent permissible under New Mexico law. Certain Other Matters Our articles of incorporation and by-laws include a number of provisions that may have the effect of discouraging persons from acquiring large blocks of our stock or delaying or preventing a change in our control. The material provisions that may have such an effect include: • authorization for our Board to issue our preferred stock in series and to fix rights and preferences of the series (including, among other things, whether, and to what extent, the shares of any series will have voting rights, within the limitations described above, and the extent of the preferences of the shares of any series with respect to dividends and other matters); • advance notice procedures with respect to any proposal other than those adopted or recommended by our Board; and • provisions specifying that only a majority of the Board, the chairman of the Board, the president or holders of not less than one-tenth of all our shares entitled to vote may call a special meeting of stockholders. Under the New Mexico Public Utility Act, approval of the New Mexico Public Regulation Commission is required for certain transactions which may result in our change in control or exercise of control. Exhibit 4.2 Description of the Registrant’s Securities Registered Under Section 12 of the Securities Exchange Act of 1934 DESCRIPTION OF PREFERRED STOCK The following summary of the material terms of the preferred stock of Public Service Company of New Mexico (“we” or “our”) does not purport to be complete and is subject to and qualified in its entirety by reference to our restated articles of incorporation, as amended (our “articles of incorporation”), and bylaws, as amended (our “bylaws”), each of which is incorporated herein by reference and attached as an exhibit to our most recent Annual Report on Form 10-K filed with the Securities and Exchange Commission. For a more complete understanding of our preferred stock, we encourage you to read carefully our articles of incorporation and bylaws, each as may be amended, and the applicable provisions of the New Mexico Business Corporation Act and the New Mexico Public Utility Act and other applicable provisions of the laws of the state of New Mexico. General Our authorized capital stock consists of 10,000,000 shares of preferred stock, without par value, issuable in series from time to time, and 40,000,000 shares of common stock, without par value. As of February 21, 2020, our only series of outstanding preferred stock is our Cumulative Preferred Stock, 1965 Series, 4.58% (the “1965 Series Preferred Stock”), stated value $100 per share, of which 115,293 shares are outstanding out of 130,000 authorized shares. All of our common stock is currently held by PNM Resources, Inc. Dividend Rights with Respect to Our 1965 Series Preferred Stock The holders of the 1965 Series Preferred Stock, in preference to the holders of any stock ranking junior to the 1965 Series Preferred Stock, are entitled to receive cash dividends at a rate of 4.58% per annum, payable on dates fixed by our Board of Directors, when and as declared by the Board of Directors, out of legally available funds. Dividends on shares of our 1965 Series Preferred Stock are cumulative from the first day of the dividend period (as defined in our articles of incorporation) in which the stock was originally issued and will be paid, or declared and set apart for payment, before any dividends shall be declared or paid on or set apart for any class of stock ranking junior to the 1965 Series Preferred Stock as to dividends or assets, so that if, for any past dividend period, dividends or the current dividend period dividends on the 1965 Series Preferred Stock have not been paid, or declared and set apart for payment, the deficiency must be fully paid or declared and funds set apart for the payment of those dividends before any dividends will be declared or paid on or set apart for any class of stock ranking junior to the 1965 Series Preferred Stock as to dividends or assets. No dividends may at any time be paid on or set apart for any share of 1965 Series Preferred Stock unless at the same time there is paid on or set apart for all shares of 1965 Series Preferred Stock then outstanding dividends in such amount that the holders of all shares of 1965 Series Preferred Stock will receive or have set apart for them a uniform percentage of the full annual dividend to which they are, respectively, entitled. Unless and until full cumulative dividends upon the 1965 Series Preferred Stock for all past dividend periods and for the current dividend period shall have been paid, or declared and set apart for payment, no dividend whatsoever (other than a dividend payable in shares of any class of stock ranking junior to the 1965 Series Preferred Stock as to dividends and assets) may be paid or declared on, and no distribution may be made or ordered in respect of, any class of stock ranking junior to the 1965 Series Preferred Stock as to dividends or assets, and no money (other than the net proceeds received from the sale of stock ranking junior to the 1965 Series Preferred Stock as to dividends or assets) may be set aside or applied to the purchase or redemption (through a sinking fund or otherwise) of any class of stock ranking junior to the 1965 Series Preferred Stock as to dividends or assets. So long as any shares of the 1965 Series Preferred Stock are outstanding, we may not declare or pay any dividends on our common stock (other than dividends payable in common stock) or make any distribution on, or Exhibit 4.2 purchase or otherwise acquire for value, any of our common stock (each such payment, distribution, purchase or acquisition being referred to as a “common stock dividend”), unless certain capitalization ratio tests are met as set forth in our articles of incorporation. Voting Rights with Respect to Our 1965 Series Preferred Stock No holder of the 1965 Series Preferred Stock is entitled to vote for the election of directors or in respect of any matter, except as provided in our articles of incorporation as described below, limited to circumstances when (1) we fail to pay dividends on the 1965 Series Preferred Stock in an amount equivalent to four quarterly dividends and (2) when a proposed amendment to our articles of incorporation would have an adverse impact on the rights and privileges of the holders of 1965 Series Preferred Stock, or as may be required by law. Our articles of incorporation provide that if dividends payable on the outstanding 1965 Series Preferred Stock are accumulated and unpaid in an amount equivalent to four (4) quarterly dividends, the holders of the stock will be entitled, until all accumulated and unpaid dividends have been fully paid or declared and funds set apart for payment: (a) voting for as a single class, at the next annual meeting of stockholders, to elect one third of the directors to be elected at that annual meeting of stockholders and at the following annual meeting of stockholders, if dividends payable on the outstanding 1965 Series Preferred Stock continue to be due and unpaid, to elect a majority of the directors to be elected at that annual meeting of stockholders, and to continue to elect a majority of the Board of Directors until all accumulated and unpaid dividends on the outstanding 1965 Series Preferred Stock have been paid; and (b) to vote on all questions so that the holders will have one (1) vote for each ten dollars ($10) of stated value per share of 1965 Series Preferred Stock (stated values not equaling dollar increments shall be rounded up to the next ten dollar increment for these purposes), and this right to vote will not be cumulative; provided that if and when profits available for dividends are in excess of accumulated and unpaid dividends, then the declaration and payment of the dividends will not be unreasonably withheld. Without first obtaining the affirmative vote of the holders of two-thirds of the outstanding shares of 1965 Series Preferred Stock, we cannot amend any provisions of our articles of incorporation to create or authorize any stock ranking senior to the 1965 Series Preferred Stock or in a manner that would have an adverse impact on the rights and privileges of the 1965 Series Preferred Stock. Without first obtaining the affirmative vote of the holders of a majority of the outstanding shares of 1965 Series Preferred Stock, except as provided in our articles of incorporation, we cannot (1) issue any shares of the 1965 Series Preferred Stock or shares of any stock ranking on a parity with the 1965 Series Preferred Stock except as provided in our articles of incorporation or (2) issue or assume any unsecured debentures or other unsecured indebtedness (excluded unsecured indebtedness maturing within 18 months after issuance) for any purpose other than the refunding of secured or unsecured indebtedness previously created or assumed by us and then outstanding, or the retiring of shares of the 1965 Series Preferred Stock or shares of any stock of equal or prior ranking. Our articles of incorporation do not allow our directors to create classes of directors. All directors are elected annually. Liquidation Rights with Respect to Our 1965 Series Preferred Stock In the event we are liquidated or dissolved, either voluntarily or involuntarily, the holders of shares of 1965 Series Preferred Stock are entitled, in preference to any class of stock ranking junior to the 1965 Series Preferred Stock as to dividends or assets, to be paid in full, out of our net assets, a liquidation preference of $100 per share plus an amount equal to the accrued dividends on their shares to the date of distribution. In the event our liquidation, dissolution or winding up is voluntary, the holders of the 1965 Series Preferred Stock will also be entitled to receive for each share, in preference to any class of stock ranking junior to the 1965 Series Preferred Stock as to dividends or assets, a premium fixed by our Board of Directors. If upon any liquidation, dissolution or winding up, the assets distributable among the holders of the 1965 Series Preferred Stock are insufficient to permit the payment of the full preferential amounts to which they are entitled, then all of our assets to be distributed will be distributed among the holders of the 1965 Series Preferred Stock ratably in proportion to the full preferential amounts to which they are respectively entitled. Exhibit 4.2 Preemptive Rights with Respect to Our 1965 Series Preferred Stock The holders of our preferred stock do not have a preemptive right to acquire authorized but unissued shares, securities convertible into shares or carrying a right to subscribe to or acquire shares, except under the terms and conditions as may be provided by our Board of Directors. Shares of our 1965 Series Preferred Stock are not entitled to a sinking fund and cannot be converted into any other class of our stock. Redemption Rights with Respect to Our 1965 Series Preferred Stock The1965 Series Preferred Stock is not subject to a mandatory redemption requirement, but may be redeemed, at our option, at 102% of the stated value plus accrued dividends as described in our articles of incorporation. Holders of 1965 Series Preferred Stock do not have the right to require the redemption or repurchase of shares of 1965 Series Preferred Stock. Notice will be given not less than thirty (30) nor more than sixty (60) days prior to the date fixed for redemption of any shares of the 1965 Series Preferred Stock to each holder of record of the shares to be redeemed of our intention to redeem the shares, specifying the date and place of redemption. The time of the mailing will be deemed to be the time of the giving of notice. In every case of redemption of less than all of the outstanding shares of the 1965 Series Preferred Stock, at the option of the Board of Directors, the redemption will be made pro rata or the shares of the series to be redeemed shall be chosen by lot in the manner prescribed by resolution of the Board of Directors; provided, however, that if, at the time any selection by lot is to be made, one thousand (1,000) shares or more of the aggregate number of shares of the 1965 Series Preferred Stock are registered in the name of one holder, then before making the selection by lot, we will allocate to each registered holder holding one thousand (1,000) shares or more of the series a proportion of the shares to be redeemed equal, as nearly as practicable, to the proportion that the shares of the series then outstanding registered in the name of the holder bears to all shares of the series then outstanding. In that case, the selection by lot of the number of shares to be redeemed not so allocated will be made from the registered holders holding less than one thousand (1,000) shares of the series. If we have given a notice of redemption of any shares of 1965 Series Preferred Stock, then, from and after the date of the deposit of funds necessary for such redemption for the benefit of the holders of any shares of 1965 Series Preferred Stock so called for redemption, or if no deposit is made, from and after the redemption date, such holders will cease to be stockholders with respect to such shares of 1965 Series Preferred Stock, the shares will no longer be transferrable and the holders of such shares of 1965 Series Preferred Stock will have no interest in or claim against us with respect to such shares, except the right to receive the redemption price. Listing Our 1965 Series Preferred Stock is not listed on any exchange. Transfer Agent and Registrar The transfer agent and registrar for our 1965 Series Preferred Stock is Computershare Trust Company, N.A. 250 Royall Street, Canton, MA 02021. Additional Series of Preferred Stock Our Board of Directors is authorized pursuant to our articles of incorporation, by resolution to provide for the issuance of shares of preferred stock in one or more additional series and to fix, from time to time before issuance, the designation, preferences, privileges and voting powers of the shares of each series of preferred stock and its restrictions or qualifications, limited to the following: • the serial designation, authorized number of shares and the stated value; Exhibit 4.2 • the dividend rate, if any, the date or dates on which the dividends will be payable, and the extent to which the dividends may be cumulative; • the price or prices at which shares may be redeemed, and any terms, conditions and limitations upon any redemption; • the amount or amounts to be received by the holders in the event of dissolution, liquidation, or winding up of our assets; • any sinking find provisions for redemption or purchase of shares of any series; • the terms and conditions, if any, on which shares may be converted into, or exchanged for, shares of other series of preferred stock of the corporation, but may not be converted into, or exchanged for, shares of our common stock; • the voting rights, if any, for the shares of each series, limited to circumstances when: ◦ we fail to pay dividends on the applicable series; and ◦ when a proposed amendment to our articles of incorporation would have an adverse impact on the rights and privileges of our preferred stockholders. The holders of our preferred stock do not have a preemptive right to acquire authorized but unissued shares, securities convertible into shares or carrying a right to subscribe to or acquire shares, except under the terms and conditions as may be provided by our Board of Directors.   Limitation of Liability and Indemnification of Officers and Directors Our articles of incorporation provide that liability for our directors for monetary damages will be eliminated or limited to the fullest extent permissible under New Mexico law and our bylaws provide that we must indemnify our officers and directors to the fullest extent permissible under New Mexico law. Certain Other Matters Under the New Mexico Public Utility Act, approval of the New Mexico Public Regulation Commission is required for certain transactions which may result in our change in control or exercise of control. All of our common stock is currently held by our parent, PNM Resources, Inc. Exhibit 10.1 2020 Director Compensation Summary Non-employee directors of PNM Resources, Inc. (the “Company”) receive their annual retainer in the form of cash and stock-based compensation as determined by the  Company's  Board  of  Directors  (the  “Board”).  At  the  December  2019  Board  meeting,  the  Board  approved  making  the  following  changes  to  director compensation  for  2020:  increasing  the  annual  cash  retainer  from  $80,000  to  $85,000  and  the  market  value  of  the  annual  award  of  restricted  stock  rights  from $105,000 to $115,000, increasing the Compensation Committee chair retainer from $10,000 to $12,500 and the Finance and Nominating Committee chair retainers from $7,500 to $10,000. Thus, the 2020 annual retainer for non-employee directors is as follows:           An annual cash retainer of $85,000 paid in quarterly installments and restricted stock rights* with a grant date market value of $115,000 Lead Director Fee:   $25,000 paid in quarterly installments Audit and Ethics Committee Chair Retainer:   $15,000 paid in quarterly installments Compensation and Human Resources Committee Chair Retainer:   $12,500 paid in quarterly installments Finance Committee Chair Retainer:   $10,000 paid in quarterly installments Nominating and Governance Committee Chair Retainer:   $10,000 paid in quarterly installments $1,500 –payable for and after each meeting of a particular committee or the full Board, as the case may be, attended by a committee member or non-employee director, respectively, in excess of eight committee or full Board meetings annually Annual Retainer: Supplemental Meeting Fees:   Directors  are  also  reimbursed  for  any  Board-related  expenses,  such  as  travel  expenses  incurred  to  attend  Board  and  Board  committee  meetings  and  director educational  programs.  Further,  directors  are  indemnified  by  the  Company  to  the  fullest  extent  permitted  by  law  pursuant  to  the  Company’s  bylaws  and indemnification agreements between the Company and each director. No retirement or other benefit plans are available to directors. * The amount of the annual award of restricted stock rights is determined by dividing $115,000 by the closing price of the Company’s stock on the New York Stock Exchange on the day of the grant. Restricted stock rights granted under the Company’s Performance Equity Plan vest on the first anniversary of the grant date, subject to vesting acceleration upon certain events, including disability. The directors may defer receipt of vested restricted stock rights granted on and after May 2018 to the earlier of (1) the five-year anniversary of termination of service with the Board or (2) a date certain or termination of service anniversary selected by  the  director.  These  awards  are  typically  made  at  the  annual  meeting  of  directors,  unless  the  meeting  occurs  during  a  black-out  period  for  trading  in  the Company's securities as specified in the Company’s Insider Trading Policy. As set forth under the Company’s Equity Compensation Awards Policy, under those circumstances, the Board will either (a) schedule a special meeting after the expiration of the black-out period, (b) make awards pursuant to a unanimous written consent  executed  after  the  expiration  of  the  black-out  period,  or  (c)  pre-approve  the  equity  awards  with  an  effective  date  after  the  expiration  of  the  black-out period. The date of the awards is the date on which the Board approves the awards, unless (i) the approval date is a non-trading day, in which case the date is the immediately  preceding  trading  date  or  (ii)  in  the  case  of  pre-approval  during  a  black-out  period,  in  which  case  the  grant  date  is  the  first  trading  date  after  the expiration of the black-out period. The PEP limits the maximum amount of shares that may be granted to any non-employee director during any calendar year to no more than 15,000 shares. EXHIBIT 21     Subsidiaries of PNM Resources, Inc.     As of December 31, 2019, PNM Resources, Inc. directly or indirectly owns all of the voting securities of the following subsidiaries:   Public Service Company of New Mexico, a New Mexico corporation that does business under the names “Public Service Company of New Mexico” and “PNM”.   Texas-New Mexico Power Company, a Texas corporation that does business under the name “Texas-New Mexico Power Company” and “TNMP”.   TNP Enterprises, Inc., a Texas corporation that does business under its corporate name. The remaining subsidiaries of PNM Resources, Inc. considered in the aggregate as a single subsidiary, do not constitute a "significant subsidiary" (as defined in Rule 1-02(w) of Regulation S-X) as of the end of the year covered by this report.   Exhibit 23.1 Consent of Independent Registered Public Accounting Firm The Board of Directors PNM Resources, Inc.: We consent to the incorporation by reference in the registration statement No. 333-223336 on Form S-3 and registration statement Nos. 333-76288, 333-139108, 333-129454,  333-121371,  333-125010,  333-141282,  333-156243,  333-159361,  333-159362,  333-168797,  333-195974,  and  333-230575  on  Form  S-8  of  PNM Resources, Inc. of our report dated March 2, 2020, with respect to the consolidated balance sheets of PNM Resources, Inc. and subsidiaries as of December 31, 2019 and 2018, the related consolidated statements of earnings, comprehensive income, changes in equity, and cash flows for each of the years in the three-year period ended December 31, 2019, and the related notes and financial statement Schedule I – Condensed Financial Information of Parent Company and Schedule II – Valuation and Qualifying Accounts (collectively, the financial statements), and the effectiveness of internal control over financial reporting as of December 31, 2019, which report appears in the December 31, 2019 annual report on Form 10-K of PNM Resources, Inc. /s/ KPMG LLP Albuquerque, New Mexico March 2, 2020 Exhibit 23.2 Consent of Independent Registered Public Accounting Firm The Board of Directors Public Service Company of New Mexico: We consent to the incorporation by reference in the registration statement No. 333-218059 on Form S-3 of Public Service Company of New Mexico of our report dated March 2, 2020, with respect to the consolidated balance sheets of Public Service Company of New Mexico as of December 31, 2019 and 2018, the related consolidated statements of earnings, comprehensive income, changes in equity, and cash flows for each of the years in the three-year period ended December 31, 2019, and the related notes and financial statement Schedule II – Valuation and Qualifying Accounts (collectively, the financial statements), which report appears in the December 31, 2019 annual report on Form 10-K of Public Service Company of New Mexico. /s/ KPMG LLP Albuquerque, New Mexico March 2, 2020 EXHIBIT 31.1 CERTIFICATION I, Patricia K. Collawn, certify that: 1. I have reviewed this Annual Report on Form 10-K of PNM Resources, Inc.; 2. Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; 3. Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; 4. The registrant’s other certifying officer and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: 5. a) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material  information  relating  to the registrant,  including  its consolidated  subsidiaries,  is made known to us by others within those entities,  particularly during the period in which this report is being prepared; b) Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide  reasonable  assurance  regarding  the  reliability  of  financial  reporting  and  the  preparation  of  financial  statements  for  external  purposes  in accordance with generally accepted accounting principles; c) Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and d) Disclosed  in  this  report  any  change  in  the  registrant’s  internal  control  over  financial  reporting  that  occurred  during  the  registrant’s  most  recent  fiscal quarter (each registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; The registrant’s other certifying officer and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant’s auditors and the audit committee of the registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): a) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal controls over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and b) Any fraud,  whether  or  not  material,  that  involves  management  or  other  employees  who have  a  significant  role  in  the  registrant’s  internal  control  over financial reporting. Date: March 2, 2020   By: /s/ Patricia K. Collawn           Patricia K. Collawn           President and Chief Executive Officer           PNM Resources, Inc.   EXHIBIT 31.2 CERTIFICATION I, Joseph D. Tarry, certify that: 1. I have reviewed this Annual Report on Form 10-K of PNM Resources, Inc.; 2. Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; 3. Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; 4. The registrant’s other certifying officer and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: 5. a) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material  information  relating  to the registrant,  including  its consolidated  subsidiaries,  is made known to us by others within those entities,  particularly during the period in which this report is being prepared; b) Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide  reasonable  assurance  regarding  the  reliability  of  financial  reporting  and  the  preparation  of  financial  statements  for  external  purposes  in accordance with generally accepted accounting principles; c) Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; d) Disclosed  in  this  report  any  change  in  the  registrant’s  internal  control  over  financial  reporting  that  occurred  during  the  registrant’s  most  recent  fiscal quarter (each registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; The registrant’s other certifying officer and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant’s auditors and the audit committee of the registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): a) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal controls over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and b) Any fraud,  whether  or  not  material,  that  involves  management  or  other  employees  who have  a  significant  role  in  the  registrant’s  internal  control  over financial reporting. Date: March 2, 2020   By: /s/ Joseph D. Tarry           Joseph D. Tarry           Senior Vice President and           Chief Financial Officer           PNM Resources, Inc.   EXHIBIT 31.3 CERTIFICATION I, Patricia K. Collawn, certify that: 1. I have reviewed this Annual Report on Form 10-K of Public Service Company of New Mexico; 2. Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; 3. Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; 4. The registrant’s other certifying officer and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: 5. a) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material  information  relating  to the registrant,  including  its consolidated  subsidiaries,  is made known to us by others within those entities,  particularly during the period in which this report is being prepared; b) Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide  reasonable  assurance  regarding  the  reliability  of  financial  reporting  and  the  preparation  of  financial  statements  for  external  purposes  in accordance with generally accepted accounting principles; c) Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and d) Disclosed  in  this  report  any  change  in  the  registrant’s  internal  control  over  financial  reporting  that  occurred  during  the  registrant’s  most  recent  fiscal quarter (each registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; The registrant’s other certifying officer and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant’s auditors and the audit committee of the registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): a) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal controls over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and b) Any fraud,  whether  or  not  material,  that  involves  management  or  other  employees  who have  a  significant  role  in  the  registrant’s  internal  control  over financial reporting. Date: March 2, 2020   By: /s/ Patricia K. Collawn           Patricia K. Collawn           President and Chief Executive Officer     Public Service Company of New Mexico         EXHIBIT 31.4 CERTIFICATION I, Joseph D. Tarry, certify that: 1. I have reviewed this Annual Report on Form 10-K of Public Service Company of New Mexico; 2. Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; 3. Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; 4. The registrant’s other certifying officer and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: 5. a) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material  information  relating  to the registrant,  including  its consolidated  subsidiaries,  is made known to us by others within those entities,  particularly during the period in which this report is being prepared; b) Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide  reasonable  assurance  regarding  the  reliability  of  financial  reporting  and  the  preparation  of  financial  statements  for  external  purposes  in accordance with generally accepted accounting principles; c) Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and d) Disclosed  in  this  report  any  change  in  the  registrant’s  internal  control  over  financial  reporting  that  occurred  during  the  registrant’s  most  recent  fiscal quarter (each registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; The registrant’s other certifying officer and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant’s auditors and the audit committee of the registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): a) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal controls over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and b) Any fraud,  whether  or  not  material,  that  involves  management  or  other  employees  who have  a  significant  role  in  the  registrant’s  internal  control  over financial reporting. Date: March 2, 2020   By: /s/ Joseph D. Tarry           Joseph D. Tarry           Senior Vice President and           Chief Financial Officer           Public Service Company of New Mexico   EXHIBIT 31.5 CERTIFICATION I, Patricia K. Collawn, certify that: 1. I have reviewed this Annual Report on Form 10-K of Texas-New Mexico Power Company; 2. Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary in order to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; 3. Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; 4. The registrant’s other certifying officer and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: 5. a) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material  information  relating  to the registrant,  including  its consolidated  subsidiaries,  is made known to us by others within those entities,  particularly during the period in which this report is being prepared; b) Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide  reasonable  assurance  regarding  the  reliability  of  financial  reporting  and  the  preparation  of  financial  statements  for  external  purposes  in accordance with generally accepted accounting principles; c) Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and d) Disclosed  in  this  report  any  change  in  the  registrant’s  internal  control  over  financial  reporting  that  occurred  during  the  registrant’s  most  recent  fiscal quarter (the registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; The registrant’s other certifying officer and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant’s auditors and the audit committee of the registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): a) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal controls over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and b) Any fraud,  whether  or  not  material,  that  involves  management  or  other  employees  who have  a  significant  role  in  the  registrant’s  internal  control  over financial reporting. Date: March 2, 2020   By: /s/ Patricia K. Collawn           Patricia K. Collawn           Chief Executive Officer           Texas-New Mexico Power Company   EXHIBIT 31.6 CERTIFICATION I, Joseph D. Tarry, certify that: 1. I have reviewed this Annual Report on Form 10-K of Texas-New Mexico Power Company; 2. Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary in order to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; 3. Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; 4. The registrant’s other certifying officer and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: 5. a) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material  information  relating  to the registrant,  including  its consolidated  subsidiaries,  is made known to us by others within those entities,  particularly during the period in which this report is being prepared; b) Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide  reasonable  assurance  regarding  the  reliability  of  financial  reporting  and  the  preparation  of  financial  statements  for  external  purposes  in accordance with generally accepted accounting principles; c) Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and d) Disclosed  in  this  report  any  change  in  the  registrant’s  internal  control  over  financial  reporting  that  occurred  during  the  registrant’s  most  recent  fiscal quarter (the registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; The registrant’s other certifying officer and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant’s auditors and the audit committee of the registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): a) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal controls over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and b) Any fraud,  whether  or  not  material,  that  involves  management  or  other  employees  who have  a  significant  role  in  the  registrant’s  internal  control  over financial reporting. Date: March 2, 2020   By: /s/ Joseph D. Tarry           Joseph D. Tarry           Senior Vice President and           Chief Financial Officer           Texas-New Mexico Power Company   EXHIBIT 32.1 CERTIFICATION PURSUANT TO 18 U.S.C. § 1350, AS ADOPTED PURSUANT TO § 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 In connection with the Annual Report on Form 10-K for the period ended December 31, 2019, for PNM Resources, Inc. (“Company”), as filed with the Securities and Exchange Commission on March 2, 2020 (“Report”),  each  of  the  undersigned  officers  of  the  Company  certifies,  pursuant  to  18  U.S.C.  §1350,  as  adopted pursuant to § 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, that: (1) the Report fully complies with the requirements of § 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, as amended; and (2) the information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company. Date: March 2, 2020   By: /s/ Patricia K. Collawn           Patricia K. Collawn           President and Chief Executive Officer           PNM Resources, Inc.                 By:   /s/ Joseph D. Tarry             Joseph D. Tarry           Senior Vice President and           Chief Financial Officer           PNM Resources, Inc.   EXHIBIT 32.2 CERTIFICATION PURSUANT TO 18 U.S.C. § 1350, AS ADOPTED PURSUANT TO § 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 In connection with the Annual Report on Form 10-K for the period ended December 31, 2019, for Public Service Company of New Mexico (“Company”), as filed with the Securities  and  Exchange  Commission  on March 2, 2020 (“Report”),  each  of  the undersigned  officers  of the Company certifies,  pursuant  to 18 U.S.C. §1350, as adopted pursuant to § 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, that: (1) the Report fully complies with the requirements of § 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, as amended; and (2) the information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company. Date: March 2, 2020   By: /s/ Patricia K. Collawn           Patricia K. Collawn           President and Chief Executive Officer             Public Service Company of New Mexico               By:   /s/ Joseph D. Tarry             Joseph D. Tarry           Senior Vice President and           Chief Financial Officer     Public  Service  Company  of  New Mexico         EXHIBIT 32.3 CERTIFICATION PURSUANT TO 18 U.S.C. § 1350, AS ADOPTED PURSUANT TO § 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 In connection with the Annual Report on Form 10-K for the period ended December 31, 2019, for Texas-New Mexico Power Company (“Company”), as filed with the Securities and Exchange Commission on March 2, 2020 (“Report”), each of the undersigned officers of the Company certifies, pursuant to 18 U.S.C. §1350, as adopted pursuant to § 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, that: (1) the Report fully complies with the requirements of § 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, as amended; and (2) the information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company.   By: /s/ Patricia K. Collawn     Date: March 2, 2020       Patricia K. Collawn           Chief Executive Officer           Texas-New Mexico Power Company                 By:   /s/ Joseph D. Tarry             Joseph D. Tarry           Senior Vice President and           Chief Financial Officer           Texas-New Mexico Power Company