公司业务及子公司情况 - 美国电力公司及其子公司在2023年第二季度的财务状况和业绩分析报告已发布[5] - AEP是美国电力公司的母公司，包括AEP Generating Company等多家子公司[8] - AEP Energy Supply LLC是AEP的一个非监管控股公司，主要经营竞争性发电、批发和零售业务[10] - AEP Renewables是AEP Energy Supply LLC的一个部门，专门开发或收购大型可再生能源项目[11] - AEP System是AEP子公司拥有和运营的一个电力系统[12] - AEP Texas Inc.是AEP的一个电力公用事业子公司[13] - AEP Transmission Company, LLC是AEP Transmission Holdco的全资子公司，拥有州级输电公司[15] - Appalachian Power Company是AEP的一个电力公用事业子公司[16] - Apple Blossom Wind Holdings LLC是AEP的一个关联公司，专注于风能项目[18] 财务表现及收入情况 - 公司2023年第二季度归属于普通股股东的收益从2022年的5.25亿美元下降至2023年的5.21亿美元，主要原因包括天气相关销售量下降[65] - 公司2023年上半年归属于普通股股东的收益从2022年的12.39亿美元下降至2023年的9.18亿美元，主要原因包括天气相关销售量下降和利息费用增加[67] - AEP的天气标准化零售销售量在2023年第二季度增长1.5%，其中住宅销售量下降2.4%，商业销售增加7.7%[69] - AEP的天气标准化零售销售量在2023年上半年增长2.4%，其中住宅销售量下降1.8%，商业销售增加7.8%[70] 可再生能源项目及出售计划 - 公司计划出售竞争性合同可再生能源组合，预计将在2023年第三季度完成交易，预计净现金收益约为12亿美元[81] - 公司决定将AEP Energy和AEP Onsite Partners纳入出售流程，AEP Energy的销售流程预计将在2024年上半年完成[83] - AEP目前正计划在2024年上半年完成销售流程[85] - AEP Onsite Partners拥有NM Renewable Development, LLC的50%股权，价值106百万美元，其中包括8个运营中的太阳能项目，总计135兆瓦，以及一个正在建设中的50兆瓦项目和6个总计440兆瓦的项目[86] 环境及法律诉讼 - 公司在多个司法管辖区的延迟燃料成本增加，导致未收回的燃料成本增加，总额达到1,400.7百万美元[111] - 公司正在与各州委员会合作，寻求批准对燃料成本进行费用调整，以及提出增加ENEC收入的申请[114] - 公司涉及就业、商业、环境和监管诉讼，管理层无法预测结果，可能会影响未来净收入和现金流[125] - 公司参与了与俄亥俄州议会通过的HB 6相关的诉讼，管理层认为公司没有参与任何不当行为[127] - 公司面临证券诉讼，但在法院裁定中被驳回，原告未提出上诉[128] - 公司面临衍生诉讼，涉及某些公司高管和董事，但具体结果尚不明确[129]

销售情况 - 2023年第一季度，AEP的天气标准化零售销售量较2022年第一季度增长了3.3%[66] - AEP的商业销售增长主要是由于新数据中心负载的增加，2023年第一季度商业销售增长了7.8%[67] 影响因素 - AEP因COVID-19大流行引起的人员和旅行问题，国际紧张局势以及通货膨胀等因素导致了供应链中断，但对净收入、现金流和财务状况没有实质影响[68] - 美国经济面临显著通货膨胀，如果美联储继续提高短期利率，可能会降低未来净收入和现金流，影响财务状况[69] - 如果供应链和通货膨胀中断持续或进一步加剧，可能导致某些商品、服务和资本成本的成本进一步增加，减少未来净收入和现金流，影响财务状况[70] 业务调整 - AEP决定终止计划出售KPCo和KTCo，这一决定对2023年第一季度的收入表没有实质影响[71] - AEP签署协议将竞争性合同可再生能源组合出售给非关联方，预计将在2024年上半年完成销售过程[76] - AEP决定将AEP Energy和AEP Onsite Partners纳入销售流程，预计这些业务的销售过程将在2024年上半年完成[78] - AEP启动对其在AEP Transmission HoldCo部门拥有的某些输电合资企业的所有权进行战略评估，预计将在2023年底完成战略评估[83] 环保目标 - 2022年AEP公司的总二氧化碳排放量约为52.5百万公吨CO₂当量，较2005年的总二氧化碳排放量减少约65%[159] - AEP公司宣布了新的中长期二氧化碳排放减少目标，将全面包括范围1排放，并将净零排放目标提前五年至2045年[159] - AEP公司已经采取行动减少和抵消发电厂的二氧化碳排放，预计由于一些燃煤发电机组的退役，以及采取的措施来多样化发电机组和提高能效，公司的二氧化碳排放将继续下降[158] 财务表现 - 公司主要业务是发电、输电和配电电力，主要通过AEGCo、APCo、I&M、KGPCo、KPCo、PSO、SWEPCo和WPCo拥有和运营的资产向零售和批发客户销售电力[179] - 垂直一体化公用事业部门在2023年第一季度的营收为2857.8百万美元，毛利为1881.6百万美元[188] - 垂直一体化公用事业部门2023年第一季度的净利润为262.2百万美元，较2022年同期的299.2百万美元有所下降[188] - 2023年第一季度，垂直一体化公用事业部门的零售电力销售量为25547百万千瓦时，较2022年同期的27923百万千瓦时有所下降[188] - 2023年第一季度，传输和配电公用事业部门的营收为1464.2百万美元，毛利为1071.5百万美元[198] - 2023年第一季度，AEP输电控股公司的净收入为182.4百万美元[204]

碳排放和可再生能源 - AEP在2022年10月宣布了新的中长期CO2排放减少目标，基于AEP的综合资源计划的产出[134] - AEP预计随着AEP多样化发电来源和运营更少的煤炭装置，排放将继续下降[135] - AEP的发电容量中，煤炭在2022年占41%，而2005年占70%[136] - AEP的受管公用事业拥有长期合同的风力、水力和太阳能发电容量[139] - AEP的受管公用事业计划增加新的可再生能源发电[141] - AEP Renewables拥有在11个州运营的项目，包括约1200兆瓦的风力容量和165兆瓦的太阳能容量[145] - AEP OnSite Partners拥有在22个州运营的项目，包括约168兆瓦的太阳能容量和约26兆瓦的太阳能项目在建[146] 员工情况和培训 - AEP的员工数量截至2022年12月31日为16,974人，其中不到0.1%为传统主义者，约20%为婴儿潮一代，约37%为X一代，约38%为千禧一代，约5%为Z一代[159] - AEP的员工DART率表现在2022年改善至0.424，而2021年为0.430[160] - AEP的员工培训时间超过了950,000小时，投资超过了300万美元用于员工教育[169] 能源消耗和废物处理 - AEP的煤炭和褐煤消耗在2022年下降了11%，主要是由于Dolet Hills Power Plant的退役和Pirkey Power Plant计划于2023年3月退役[176] - AEP的天然气消耗在2022年增加了16.5%，达到了1260亿立方英尺，其中几座天然气发电厂连接至至少两条管道，以提供更多竞争性供应并提高交付可靠性[180] - AEP的核废料处理和退役计划对Cook Plant的未来财务承诺巨大，最近一次退役成本研究完成于2021年，Cook Plant的退役和低放射性废物处理估计成本为22亿美元，截至2022年底，Cook Plant的退役信托基金余额约为30亿美元[184] - 低放射性废物管理责任由各州承担，密歇根目前没有低放射性废物处理场地[186] 交易和协议 - 2022年底，对手方向AEPSC存入约1.4亿美元的现金、现金等价物或信用证，而AEP的公用事业子公司向对手方和交易所存入约2.07亿美元[187] - I&M与AEGCo签订的电力协议规定了Rockport工厂的电力销售，直到AEGCo的债务得到偿还为止[188] - 2021年4月，AEGCo和I&M签署协议，购买Rockport工厂2号机组的100%权益[189] - I&M在租约终止前将30%的电力分配给KPCo，之后AEGCo向I&M全额收取Rockport工厂的费用[190] 公用事业和输电服务 - AEP和几家非关联的公用事业公司共同拥有OVEC，AEP在OVEC中的股权比例为43.47%[191] - AEP的垂直一体化公用事业子公司主要通过州公用事业委员会批准的费率向零售客户销售输电和配电服务[192] - 除AEGCo外，AEP的垂直一体化公用事业子公司在各自服务区域拥有提供电力服务的特许经营权[193] - APCo、I&M、KGPCo、KPCo和WPCo拥有和运营用于提供PJM OATT下的输电服务的输电设施，并是TA的签约方[194] - AEGCo、APCo、I&M、KGPCo、KPCo和WPCo是PJM的成员，PSO和SWEPCo是SPP的成员[196] 新技术和电力消费 - 新技术的进步和监管政策变化正在降低新技术的成本，使其与某些中央电站发电竞争[211] - 光伏太阳能电池的成本持续竞争力增强[211] - 电力消费通常具有季节性，需求在炎热夏季或寒冷冬季达到高峰[212] - AEP的输电和配电业务涉及向零售和批发客户传输和分配电力[213] - AEP的输电和配电公用事业子公司拥有和运营输电和配电线路以提供电力[214]

财报文档页码信息 - 美国电力公司及其子公司管理讨论与分析报告在第1页，合并财务报表在第59页[9] - AEP德州公司及其子公司运营结果管理叙述性讨论与分析在第66页，合并财务报表在第71页[9] - AEP输电公司及其子公司运营结果管理叙述性讨论与分析在第78页，合并财务报表在第80页[9] - 阿巴拉契亚电力公司及其子公司运营结果管理叙述性讨论与分析在第86页，合并财务报表在第91页[9] - 印第安纳密歇根电力公司及其子公司运营结果管理叙述性讨论与分析在第98页，合并财务报表在第103页[9] - 俄亥俄电力公司及其子公司运营结果管理叙述性讨论与分析和合并财务报表分别在第110页和第115页[9] - 俄克拉荷马公共服务公司运营结果管理叙述性讨论与分析在第121页，合并财务报表在第126页[9] - 西南电力公司运营结果管理叙述性讨论与分析在第133页，合并财务报表在第138页[9] - 注册人合并财务报表简明附注索引在第144页，控制与程序在第252页[9] 公司资产与股权信息 - 唐纳德·C·库克核电站是一座两单元、2296兆瓦的核电站，由I&M拥有[12] - 米切尔电厂是位于西弗吉尼亚州芒兹维尔的一座1560兆瓦的双机组燃煤电厂，由KPCo和WPCo共同拥有[16] - 非公用事业资金池NCWF项目包含俄克拉荷马州的三个风力发电设施，总装机容量约1484兆瓦[16] - AEP拥有俄亥俄河谷电力公司43.47%的股份[16] - 2019年4月收购的Sempra Renewables LLC在美国拥有724兆瓦的风力发电和电池资产[18] - 2021年4月收购的桑丹斯项目位于俄克拉荷马州，装机容量为199兆瓦[18] - 约翰·W·特克 Jr. 电厂是阿肯色州一座650兆瓦的燃煤电厂，SWEPCo拥有其73%的股份[18] - 北中央风能设施中的特拉弗斯项目位于俄克拉荷马州，装机容量为998兆瓦[18] - 截至2022年9月30日，AEP系统拥有约25300兆瓦的发电容量，其中约11300兆瓦为燃煤发电[114] - 截至2022年9月30日，KPCo持有的Mitchell电厂份额净账面价值为5.76亿美元，预计投资1.32亿美元使电厂运营至2028年后，另有2500万美元替代方案使电厂运营至2028年[140] - 截至2022年9月30日，APCo因预计2020 - 2022年审查期收益低于授权ROE区间底部，已递延约2500万美元成本[39] - 截至2022年9月30日，SWEPCo与2021年2月恶劣冬季天气事件相关的监管资产为3.49亿美元[58] - 截至2022年9月30日，各公司和司法管辖区递延燃料监管资产总计增加9.023亿美元[68] - 截至2022年9月30日，SWEPCo在Dolet Hills电站的净投资份额为1.13亿美元，净未收回燃料余额为2.36亿美元[73][74][78] - 截至2022年9月30日，SWEPCo在Pirkey电厂的净投资份额为2.16亿美元，燃料库存和未开票燃料成本为4900万美元，净未收回燃料余额为2.36亿美元[77][78] - 截至2022年9月30日，除Flat Ridge 2外，竞争性合同可再生能源投资组合资产总计1.4吉瓦发电资源，净账面价值12亿美元，对五个合资风电场的50%权益总计2.46亿美元[82] - 截至2022年9月30日，AEP Energy约有67.2万个客户账户，公司计划在2023年上半年完成对其所有权的战略评估[31] - 截至2022年9月30日，Northeastern Plant Unit 3、Dolet Hills Power Station等电厂提前退役或计划提前退役，涉及净投资和加速折旧监管资产[150] - 截至2022年9月，在役资产为124.552亿美元，2021年同期为112.56亿美元[201] - 截至2022年9月，在建工程为17.527亿美元，2021年同期为16.096亿美元[201] 政策法规相关信息 - 2017年12月22日特朗普签署税改法案，自2018年1月1日起企业联邦所得税税率从35%降至21%[18] - 2022年8月16日签署的《降低通胀法案》设立15%的企业替代最低税，公司将评估其对未来财务的影响[32][33] - 2019 - 2020年，FERC批准公司PJM、SPP和MISO输电子公司基础ROE分别为9.85%、10%和10.02%（含0.5% RTO激励）[48] - 若FERC按2021年4月补充提案修改RTO激励政策，公司年税前收入可能减少5500万 - 7000万美元[48] - 2021年1月修订的CSAPR规则大幅降低2021 - 2024年臭氧季节氮氧化物预算[123] - 2022年2月，EPA管理员签署2015年臭氧国家环境空气质量标准拟议联邦实施计划，将进一步修订现有CSAPR计划下的臭氧季节氮氧化物预算[123] - 2020年修订的CCR规则要求无衬里CCR储存池塘于2021年4月11日停止运营并开始关闭，有两种延期选项[128] - 第一种延期选项，多数机组停止接收CCR不晚于2023年10月15日，少数机组不晚于2024年10月15日[129] - 第二种延期选项，发电设施若承诺在特定日期停止燃煤，可继续运营现有蓄水池，40英亩及以下的CCR储存池塘2023年10月17日停止运营并关闭，大于40英亩的2028年10月17日完成[133] - 2020年10月修订的ELG规则为底灰运输水的再利用和排放提供额外选项，为退役机组提供例外，并将合规期限延长至2025年12月[136] - 弗吉尼亚州2020年4月颁布清洁能源立法，要求2045年退役所有化石燃料发电，2050年为客户提供100%可再生能源[126] - 2021年1月美国哥伦比亚特区巡回上诉法院撤销ACE规则，2022年6月美国最高法院推翻该决定并发回进一步审理[124] 公司业务运营相关信息 - 前瞻性陈述受多种因素影响，包括经济状况、疫情、贸易紧张局势等[20] - 公司通过网站www.aep.com/investors/发布财务和重要信息，可注册接收邮件提醒[24] - 2022年第三季度，公司天气正常化零售销量同比增长2.6%，其中居民销量下降0.8%，工业销量增长6.0%，商业销量增长3.4%[28] - 2022年前九个月，公司天气正常化零售销量同比增长3.1%，其中居民销量增长0.3%，工业销量增长5.5%，商业销量增长3.8%[29] - 弗吉尼亚州电力公司APCo在2017 - 2019年审查中申请3700万美元监管资产回收、4100万美元年度基本费率上调及7200万美元附加费回收[36] - 若SWEPCo无法收回AFUDC，预计税前净不允许额为8000万 - 9000万美元，可能需退款0 - 1.8亿美元，年营收或减少约1500万美元[42] - 俄亥俄州众议院第6号法案终止OPCo每年2600万美元共享节约收入的能效计划[43] - 2021年10月SWEPCo向LPSC申请收回1.45亿美元与三场风暴相关的递延风暴成本[52] - 2021年2月恶劣冬季天气使PSO和SWEPCo产生约11亿美元的额外燃料成本和电力采购费用，作为监管资产递延[53] - 2022年9月PSO从ODFA获得6.87亿美元收益，用于补偿2021年2月恶劣冬季天气事件产生的成本[55] - 2023年夏季起，SPP将其容量规划储备率从12%提高到15%，PSO和SWEPCo需增加约265兆瓦以符合要求[61] - 2022年SWEPCo在德克萨斯州、阿肯色州获批的收入要求增加分别为3940万美元、4870万美元，ROE分别为9.25%、9.5%；I&M在印第安纳州获批收入要求增加6140万美元，ROE为9.7%；KGPCo在田纳西州获批ROE为9.5% [64] - SWEPCo在路易斯安那州待决的基本费率案中，申请收入要求增加9470万美元，ROE为10.35%，委员会工作人员/干预者建议ROE范围为9.1%-9.8% [65] - 2022年9月，OCC批准PSO在27个月内收取4.02亿美元递延燃料余额的FCA费率；APCo向弗吉尼亚州SCC申请将年度燃料系数提高约2.79亿美元[70] - 2022年9月SWEPCo向APSC申请临时提高能源成本费率，以收回2022年4月至8月产生的4400万美元额外燃料成本，临时费率于2022年10月首个计费周期生效，为期6个月[72] - 2021年3月LPSC允许SWEPCo在2021年收回最多2000万美元燃料成本，推迟约3000万美元额外成本；2022年8月LPSC工作人员建议不允许收回7200万美元燃料成本，包括拒绝收回3000万美元递延成本[75] - 2022年2月AEP宣布出售AEP Renewables部分竞争性合同可再生能源投资组合，6月和第三季度分别记录1.86亿美元和200万美元税前非暂时性减值费用[81] - 2020年PSO和SWEPCo获批收购NCWF，PSO和SWEPCo分别拥有45.5%和54.5%权益，截至2022年9月30日，三个项目净账面价值分别为2.823亿美元、3.983亿美元和12.55亿美元[84][85] - 2022年12月和2022年1月APCo分别向Virginia SCC和WVPSC提交申请，2022年6月WVPSC批准50兆瓦太阳能发电设施成本回收，2022年7月Virginia SCC批准审慎性和成本回收申请[87] - 2022年5月SWEPCo申请收购三个总计999兆瓦可再生能源项目，其中一个约201兆瓦风电场预计2024年12月投入商业运营，其余预计2025年12月投入商业运营[88] - 2021年10月AEP签订协议出售KPCo和KTCo，企业价值约28.5亿美元，2022年9月协议修订，购买价格降至约26.46亿美元[91][92] - 2022年第二季度，公司因KPSC对出售KPCo的条件限制，按公允价值计量会计准则，在预期出售肯塔基业务上记录了6900万美元的损失[96] - 2022年第三季度，因交易修订和完成时间变更，公司按公允价值计量会计准则，在预期出售肯塔基业务上额外记录了1.94亿美元的税前损失（税后1.49亿美元）；截至2022年9月30日的九个月，公司在预期出售肯塔基业务上记录了2.63亿美元的税前损失（税后2.18亿美元），预计出售净得现金约12亿美元[97] - 2021年4月，I&M和AEGCo达成协议，以1.16亿美元从某些金融机构收购Rockport Plant 2号机组100%的权益，交易于2022年12月机组租赁结束时完成，以最终解决租赁诉讼[102] - 2022年12月Rockport 2号机组租赁结束后，AEGCo 50%的所有权份额将按FERC批准的协议全额向I&M计费，I&M的50%所有权份额及相关购电在机组退役前将成为其商业资源[103] - 2022年8月16日，地区法院无偏见地批准驳回美国电力系统退休计划相关集体诉讼投诉，原告已申请提交修正投诉[106] - 2022年9月13日，纽约州法院有偏见地批准驳回AEP股东衍生诉讼，原告已向纽约上诉法院上诉；俄亥俄州联邦地方法院的两起衍生诉讼已合并，原告提交修正投诉，AEP已提交驳回动议，发现程序暂停；俄亥俄州州法院案件暂停至联邦法院合并衍生诉讼解决[109] - 2022年8月，公司收到美国证券交易委员会的第二份传票，公司正全力配合调查，管理层认为调查结果不会对财务状况、经营成果或现金流产生重大影响[111] - 2007年，美国俄亥俄州南区地方法院批准AEP系统东部子公司与多方达成的同意令，以解决NSR违规索赔，该同意令已修改七次，最近一次在2022年，所有要求的环保设备已安装[116][117] - 2021年7月，KPSC批准CCR替代方案并拒绝完整CCR和ELG合规计划；2022年5月，批准回收Mitchell电厂2021年7月15日前ELG成本的肯塔基州管辖份额[141] - 2021年8月，WVPSC批准WPCo持有的Mitchell电厂完整CCR和ELG合规计划；10月，确认批准建设CCR/ELG投资并指示继续运营至2028年后[142] - 2020年12月，APCo申请回收Amos和Mountaineer电厂CCR和ELG合规投资2.4亿美元；2022年10月，弗吉尼亚听证审查员建议批准回收ELG投资成本[143] - APCo预计Amos和Mountaineer电厂ELG投资约1.62亿美元；截至2022年9月30日，弗吉尼亚管辖份额净账面价值约15亿美元，ELG投资余额6200万美元[147] 公司财务关键指标变化 - 2022年第三季度，归属AEP普通股股东的收益从2021年的7.96亿美元降至6.84亿美元，主要因肯塔基业务预期出售损失和折旧费用增加[160] - 截至2022年9月30日的九个月，归属AEP普通股股东的收益从2021年的19.49亿美元降至19.23亿美元，主要因肯塔基业务预期出售损失、股权投 资减值和折旧费用增加[160] - 上述收益减少部分被矿产权利出售收益、有利费率程序、销量增加和按市值计价经济对冲活动收益抵消[161] - 2022年第三季度营收32.263亿美元，2021年同期为27.593亿美元；2022年前九个月营收85.622亿美元，2021年同期为75.572亿美元[163] - 2022年第三季度净收入4.769亿美元，2021年同期为4.387亿美元；2022年前九个月净收入10.7

公司电站及发电设施情况 - 唐纳德·C·库克核电站为两单元2296兆瓦核电站，由印第安纳密歇根电力公司拥有[12] - 米切尔电厂为两单元1560兆瓦的燃煤电厂，由肯塔基电力公司和西弗吉尼亚电力公司共同拥有[14] - 俄克拉荷马州的中北部风能设施中的马弗里克项目有287兆瓦的风力发电[14] - 罗克波特电厂有两台1310兆瓦的燃煤发电机组[15] - 2019年4月收购的Sempra Renewables LLC拥有724兆瓦的风力发电和电池资产[17] - 2021年4月收购的桑丹斯项目在俄克拉荷马州拥有199兆瓦的风力发电能力[17] - 特拉弗斯项目作为中北部风能设施的一部分，在俄克拉荷马州拥有998兆瓦的风力发电能力[17] - 约翰·W·特克 Jr. 电厂是阿肯色州一座650兆瓦的燃煤电厂，西南电力公司拥有其73%的股份[17] - 截至2022年6月30日，AEP系统拥有约25800兆瓦发电容量，其中约11900兆瓦为燃煤发电[91] - 截至2022年6月30日，Cardinal Plant, Unit 1净账面价值约4800万美元，公司预计2022年第三季度出售该机组[109] - SWEPCo的Pirkey电厂发电容量为580MW，净投资7510万美元，加速监管资产折旧1.293亿美元，预计2023年退役[114] - SWEPCo的Welsh电厂1号和3号机组发电容量为1053MW，净投资4.494亿美元，加速监管资产折旧6590万美元，预计2028年退役[114] - 截至2022年6月30日，KPCo在Mitchell电厂的净账面价值为5.84亿美元，公司为该电厂申请1.32亿美元投资以使其运营至2028年后，另有2500万美元的CCR相关投资替代方案[120] - APCo为Amos和Mountaineer电厂申请2.4亿美元投资以实施CCR和ELG合规计划，预计ELG投资约1.97亿美元，截至2022年6月30日，弗吉尼亚州管辖份额的净账面价值约15亿美元，ELG投资余额为5600万美元[124][126] - PSO的Northeastern电厂3号机组净投资1.513亿美元，加速折旧1.369亿美元，预计2026年退役，年折旧1490万美元[129] - SWEPCo的Dolet Hills电站加速折旧5280万美元，2021年退役[129] - SWEPCo的Welsh电厂2号机组加速折旧3520万美元，2016年退役[129] 公司财务报告位置信息 - 美国电力公司及其子公司管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析在第1页[9] - 美国电力公司及其子公司的简明合并财务报表在第52页[9] - AEP德克萨斯公司及其子公司管理层对经营成果的叙述性讨论与分析在第59页[9] - AEP德克萨斯公司及其子公司的简明合并财务报表在第64页[9] - AEP输电公司及其子公司管理层对经营成果的叙述性讨论与分析在第71页[9] - AEP输电公司及其子公司的简明合并财务报表在第74页[9] - 阿巴拉契亚电力公司及其子公司管理层对经营成果的叙述性讨论与分析在第80页[9] 公司股权情况 - 公司持有俄亥俄河谷电力公司43.47%的股份[15] 税改信息 - 2017年12月22日税改后，企业联邦所得税税率从35%降至21%，于2018年1月1日生效[17] 前瞻性陈述风险 - 前瞻性陈述受经济、疫情、贸易、市场等多方面风险因素影响，可能导致实际结果与预期有重大差异[19][20][22] 公司信息发布渠道 - 公司通过网站www.aep.com/investors/发布重要信息，可注册接收邮件提醒[23] - 公司在网站www.aep.com免费提供年报、季报等文件，SEC网站www.sec.gov也有关于公司的信息[24] 公司零售销量情况 - 2022年第二季度，公司天气正常化零售销量较2021年同期增长3.5%，其中居民销量增长1.2%，工业销量增长5%，商业销量增长4.1%[27] - 截至2022年6月30日的六个月，公司天气正常化零售销量较去年同期增长3.3%，其中居民销量增长1%，工业销量增长5.3%，商业销量增长4.1%[28] 公司ROE相关情况 - 弗吉尼亚州SCC为APCo 2020 - 2022三年审查期批准了9.2%的预期ROE，ROE区间为8.5% - 9.9%[30] - 2019 - 2020年，FERC为AEP的PJM、SPP和MISO输电子公司分别批准了含0.5% RTO激励加成后10.35%、10.5%和10.52%的基础ROE[42][44] - SWEPCo在得克萨斯州、印第安纳州和阿肯色州的基本费率案获批，收入要求分别增加3940万美元、6140万美元和4870万美元，ROE分别为9.25%、9.7%和9.5%[56] - SWEPCo和KGPCo分别在路易斯安那州和田纳西州有未决基本费率案，请求收入要求增加分别为9470万美元和690万美元，ROE分别为10.35%和10.2%[57] 公司成本及收入影响情况 - 若SWEPCo无法收回超过德州管辖资本成本上限的Turk电厂成本，预计税前净不允许额在8000万 - 9000万美元；若AFUDC被纳入成本上限，可能需退还0 - 1.8亿美元，并使未来年收入减少约1500万美元[38] - 俄亥俄州HB 6法案终止了OPCo每年2600万美元的共享节约收入[39] - 若最终规则与2021年4月补充NOPR一致，每年将使AEP税前收入减少约5500万 - 7000万美元[44] - 2021年10月，SWEPCo向LPSC申请收回1.45亿美元与三场风暴相关的递延风暴成本[46] - 截至2022年6月30日，PSO和SWEPCo分别递延了6.84亿美元和3.75亿美元与2021年2月恶劣冬季天气相关的天然气费用和电力采购监管资产[47] - SWEPCo递延的3.75亿美元监管资产中，阿肯色州、路易斯安那州和德克萨斯州辖区分别为9500万美元、1.34亿美元和1.46亿美元[47] - PSO获OCC批准递延特殊燃料和电力采购费用，延期利率为0.75%[48] - SWEPCo在阿肯色州获APSC批准分六年收回燃料成本，加权平均资本成本作为延期利率[50] - SWEPCo在路易斯安那州按五年回收期收回燃料成本，临时延期利率为3.25%[51] - SWEPCo在得克萨斯州按五年回收期收回燃料成本，延期利率为1.65%[51] - AEP输电公式费率对NOLC单独处理，使2021年和2022年年度收入要求分别增加7800万美元和6000万美元[53] 公司项目投资及收购情况 - 2022年5月SWEPCo申请收购三个总计999兆瓦的可再生能源项目，包括两个共799兆瓦的风力发电设施和一个200兆瓦的太阳能发电设施[71] - 2021年10月AEP签订协议以约28.5亿美元企业价值出售KPCo和KTCo给Liberty Utilities Co，交易待FERC批准[73] - KPCo拥有1560兆瓦的Mitchell燃煤电厂50%的权益，截至2022年6月30日，其在该电厂份额的净账面价值为5.84亿美元[74] - 因KPSC提出的条件，AEP在2022年第二季度就预期出售的肯塔基业务记录了6900万美元的损失，预计出售净得现金约14亿美元[77] - 2021年4月I&M和AEGCo达成协议，以1.16亿美元收购Rockport Plant 2号机组100%权益，预计2022年12月完成交易[81] 公司法律诉讼情况 - 2020年12月美国俄亥俄州南区地方法院驳回了AEP股东对AEP及其部分高管的证券诉讼投诉[85] - 2022年4月29日和5月3日AEP分别在纽约州法院和俄亥俄州联邦地方法院的衍生诉讼中提交了驳回动议，相关动议的陈述已完成[86] 公司环保相关情况 - 2007年美国俄亥俄南区地方法院批准AEP东部子公司与多方的同意令，该令已修改6次，最近一次在2020年，所需环保控制设备已安装[93] - 公司预计2030年将2000年二氧化碳排放水平降低80%，2050年实现净零排放，2021年排放量约5000万公吨，较2000年降低70%[104] - 2021年1月联邦环保局最终确定修订后的CSAPR规则，大幅减少2021 - 2024年臭氧季节氮氧化物预算，多家公用事业公司提出质疑[101] - 2022年6月30日美国最高法院推翻哥伦比亚特区巡回法院判决，要求联邦环保局进一步行动，该局预计2023年春季提出新规则[102] - 2020年联邦环保局修订CCR规则，要求无衬里CCR储存池塘在2021年4月11日停止运营并开始关闭，提供两种延期选项[106] - 第一种延期选项，多数机组在2023年10月15日前、少数机组在2024年10月15日前停止接收CCR，公司已提交申请[107] - 2022年1月联邦环保局开始回应延期申请，提议拒绝部分申请，相关行动已被质疑，7月12日提议有条件批准Mountaineer Plant延期申请[110] - 第二种延期选项，发电设施承诺在特定日期停止燃煤，可继续运营现有蓄水池，公司告知将退役Pirkey Power Plant并停止Welsh Plant用煤[113] - 弗吉尼亚州2020年4月颁布清洁能源立法，要求2045年淘汰所有化石燃料发电，2050年为客户提供100%可再生能源[104] - 若AEP无法及时收回电厂环境合规成本、剩余折旧和预计关闭成本，或Amos和Mountaineer电厂ELG成本未获批准回收及提前退役，将影响未来净收入、现金流和财务状况[115][126] 公司各业务板块财务数据情况 - 2022年第二季度，公司归属AEP普通股股东的收益从2021年的5.78亿美元降至5.25亿美元[139] - 2022年上半年，公司归属AEP普通股股东的收益从2021年的11.53亿美元增至12.39亿美元[140] - 2022年第二季度，垂直整合公用事业部门收入为26.485亿美元，2021年同期为22.606亿美元；上半年收入为53.359亿美元，2021年同期为47.979亿美元[141] - 2022年第二季度，垂直整合公用事业部门零售总售电量为224.34亿千瓦时，2021年同期为213.55亿千瓦时；上半年为458.83亿千瓦时，2021年同期为443.15亿千瓦时[142] - 2022年第二季度，东部地区实际供暖度日数为152天，2021年同期为170天；实际制冷度日数为393天，2021年同期为359天[145] - 2022年上半年，东部地区实际供暖度日数为1742天，2021年同期为1709天；实际制冷度日数为395天，2021年同期为362天[145] - 2022年第二季度，西部地区实际供暖度日数为15天，2021年同期为35天；实际制冷度日数为885天，2021年同期为652天[145] - 2022年上半年，西部地区实际供暖度日数为930天，2021年同期为993天；实际制冷度日数为905天，2021年同期为678天[145] - 2022年第二季度，垂直整合公用事业部门毛利润增加的主要原因中，零售利润率增加1.73亿美元[148] - 2022年第二季度，垂直整合公用事业部门毛利润增加的主要原因中，系统外销售利润率减少1000万美元[149] - 2022年上半年归属AEP普通股股东的收益为5.994亿美元，2021年同期为4.986亿美元[152,153] - 零售利润率增加3.12亿美元，主要因APCo和WPCo、PSO、SWEPCo等公司的收入增加及天气相关因素[153] - 系统外销售利润率减少2700万美元，主要因SWEPCo、KPCo和APCo的销售变化[154] - 输电收入增加4500万美元，主要因输电资产持续投资和负荷增加及公式费率调整活动[154] - 其他运营和维护费用增加1.05亿美元，主要因PJM输电服务、发电费用等增加，部分被租赁变更和植被管理费用减少抵消[155] - 折旧和摊销费用增加1.39亿美元，主要因租赁变更和可折旧基数提高及折旧率调整[155] - 其他收入增加1000万美元，主要因SWEPCo监管资产的持有费用[155] - 建设期间使用的股权资金备抵减少600万美元，主要因APCo的AFUDC基数降低和股权利率下降[155] - 净定期福利成本的非服务成本组成部分减少2100万美元，主要因贴现率、计划资产预期回报和计划回报增加[155] - 所得税费用减少800万美元，主要因PTC增加，部分被税前账面收入增加抵消[155] - 2022年第二季度，公司来自输电和配电公用事业的归属于AEP普通股股东的收益为1.648亿美元，2021年同期为1.537亿美元[163] - 2022年第二季度零售利润率增加1.04亿美元，其中德州因配电和输电投资增加带来的临时费率上调使收入增加2500万美元，俄亥俄州基本输电成本附加费收入和可收回的PJM费用净增加2300万美元[163] - 2022年第二季度德州因制冷度日数增加36%，与天气相关的用电量增加使收入增加1200万美元[163] - 截至2022年6月30日的六个月，公司来自输电和配电公用事业的归属于AEP普通股股东的收益为3.176亿美元，2021年同期为2.681亿美元[168] - 截至2022年6月30日的六个月，零售利润率增加2.15亿美元，其中俄亥俄州基本输电成本附加费收入和可收回的PJM费用净增加6400万美元[168] - 截至2022年6月30日的六个月，德州因制冷度日数增加26%、取暖度日数减少13%，

公司电厂及能源设施信息 - 唐纳德·C·库克核电站为两单元核电站，装机容量2296兆瓦，由印第安纳密歇根电力公司拥有[12] - 米切尔电厂为两单元燃煤电厂，装机容量1560兆瓦，由肯塔基电力公司和西弗吉尼亚电力公司共同拥有[14] - 俄克拉荷马州的北中风力能源设施中的马弗里克项目，风力发电装机容量为287兆瓦[14] - 北中央风能设施中，桑丹斯风力发电量为199兆瓦，特拉弗斯为998兆瓦，另有三个俄克拉荷马州风力设施总计约1484兆瓦[16][17] - 森普拉可再生能源有限责任公司拥有724兆瓦的风力发电和电池资产[17] - 罗克波特电厂由两台1310兆瓦的燃煤发电机组组成[16] - 约翰·W·特克 Jr. 电厂为650兆瓦的燃煤电厂，73%由西南电力公司拥有[17] - 截至2022年3月31日，AEP系统拥有约25900兆瓦发电容量，其中约11900兆瓦为燃煤发电[88] - 截至2022年3月31日，Cardinal Plant, Unit 1的净账面价值约4700万美元[106] - 公司部分电厂的发电容量和预计退役日期：Rockport Plant, Unit 1为655MW，2028年退役；Amos为2930MW，2040年退役等[105] - SWEPCo的Pirkey电厂发电容量580MW，投资9960万美元，加速监管资产折旧1.077亿美元，预计2023年退役[111] - SWEPCo的Welsh电厂1号和3号机组发电容量1053MW，投资4.672亿美元，加速监管资产折旧5570万美元，预计2028年退役[111] - 截至2022年3月31日，Mitchell电厂ELG投资在建工程余额800万美元，KPCo的Mitchell电厂净账面价值（含在建工程和库存，不含拆除成本）为5.85亿美元[118] - APCo为Amos和Mountaineer电厂申请2.4亿美元投资以实施CCR和ELG合规计划，预计ELG投资（不含AFUDC）约1.97亿美元[120][123] - 截至2022年3月31日，APCo在Amos和Mountaineer电厂的弗吉尼亚州管辖份额净账面价值（含在建工程和库存，不含拆除成本）约15亿美元，ELG投资在建工程余额4100万美元[123] - PSO的Northeastern电厂3号机组净账面价值1.591亿美元，加速折旧监管资产1.325亿美元，预计2026年退役，年折旧1490万美元[126] - SWEPCo的Dolet Hills电站加速折旧监管资产7220万美元，2021年退役[126] 公司财务报告位置信息 - 美国电力公司及其子公司的管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析在第1页[9] - 美国电力公司及其子公司的简明合并财务报表在第45页[9] - AEP德克萨斯公司及其子公司的管理层对经营成果的叙述性讨论与分析在第52页[9] - AEP德克萨斯公司及其子公司的简明合并财务报表在第55页[9] - AEP输电公司及其子公司的管理层对经营成果的叙述性讨论与分析在第62页[9] - AEP输电公司及其子公司的简明合并财务报表在第63页[9] - 阿巴拉契亚电力公司及其子公司的管理层对经营成果的叙述性讨论与分析在第69页[9] 公司股权及子公司信息 - 俄亥俄河谷电力公司43.47%由公司拥有[16] - 公司有多个子公司，包括AEP德州公司、俄亥俄电力公司、俄克拉荷马公共服务公司等[16][17] 公司税率变化信息 - 2018年1月1日起，公司企业联邦所得税税率从35%降至21%[17] 公司面临风险及陈述说明 - 公司面临经济、市场、疫情、贸易、利率、资金、需求、天气、燃料、法规等多方面风险，可能导致实际结果与前瞻性陈述有重大差异[19][20][22] - 前瞻性陈述仅代表报告日期或作出日期的情况，公司除法律要求外无更新义务[19][22] 公司资金机制信息 - 公司使用集中资金机制满足子公司短期现金需求，包括非公用事业资金池和公用事业资金池[16][17] 公司零售销量信息 - 2022年第一季度公司天气正常化零售销量较2021年第一季度增长3.2%，其中住宅销售增长0.8%，工业销售增长5.6%，商业销售增长4.2%[27] 公司ROE相关信息 - 弗吉尼亚州SCC批准APCo 2020 - 2022三年审查期的预期ROE为9.2%，ROE区间为8.5% - 9.9%[29] - 2019 - 2020年，FERC分别批准AEP的PJM、SPP和MISO输电子公司的基础ROE为9.85%、10%和10.02%，包含RTO激励加成后分别为10.35%、10.5%和10.52%[41] - SWEPCo在德克萨斯州和印第安纳州完成的基本费率案例中，收入要求增加分别为3940万美元和6140万美元，批准的ROE分别为9.25%和9.7% [53] - SWEPCo在路易斯安那州和阿肯色州、KGPCo在田纳西州的待决基本费率案例中，请求的收入要求增加分别为9.47亿美元、8.09亿美元和690万美元，请求的ROE分别为10.35%、10.35%和10.2% [54] 公司成本及收入影响信息 - 若SWEPCo无法收回超过德克萨斯州管辖资本成本上限的Turk电厂成本，预计税前净不允许额在8000万美元至9000万美元之间；若AFUDC被纳入成本上限，可能需退还0至1.8亿美元客户退款，且每年减少约1500万美元未来收入[36] - 俄亥俄州HB 6法案使OPCo每年损失2600万美元共享节约收入[38] - 若最终规则与2021年4月补充NOPR一致，可能使公司每年税前收入减少约5500万美元至7000万美元[42] 公司递延成本及费用信息 - 2021年10月，SWEPCo向LPSC申请收回1.45亿美元与三场风暴相关的递延风暴成本[45] - PSO和SWEPCo因2021年2月恶劣冬季天气产生的天然气费用和购电费用递延监管资产分别为6.81亿美元和4.18亿美元[46] - PSO与OCC达成的证券化协议包含0.75%的持有费用，需根据实际融资成本调整[47] - SWEPCo目前以0.3%的临时持有费用回收阿肯色州管辖区零售客户燃料成本，曾申请6.05%的持有费用，其他方建议1.65% [48] - SWEPCo在路易斯安那州管辖区按3.25%的临时持有费用回收燃料成本，在德克萨斯州管辖区按1.65%的持有费用回收[50] - 截至2022年3月31日，SWEPCo在多莱特山电站的净投资为1.08亿美元，净未收回燃料余额为8400万美元[55] - 截至2022年3月31日，SWEPCo在皮基电厂的净投资为2.07亿美元，燃料库存和未开票燃料成本为8700万美元，净未收回燃料余额为8400万美元[57] 公司资产交易信息 - AEP拟以约28.5亿美元企业价值将KPCo和KTCo出售给Liberty Utilities Co.，交易有待监管批准[66] - 若KPSC批准KPCo所有权转让给Liberty，干预方建议AEP向KPCo客户补偿5.78亿美元，AEP承诺通过降低Liberty收购价出资2000万美元，以实现Liberty为KPCo客户提供4000万美元电费减免福利[73] - AEP预计在交易完成后收到约14亿美元现金净额，用于消除2022年预测的股权需求[74] - 2021年4月，I&M和AEGCo达成协议，以1.16亿美元收购Rockport Plant 2号机组100%权益，预计2022年12月完成交易[78] 公司监管审批相关信息 - 2022年1月干预方建议KPSC拒绝或修改Mitchell电厂相关协议，2月AEP提交反驳证词并提出替代方案，3月举行听证会，预计KPSC二季度做出决定[68] - 2022年3月干预方对向WVPSC提交的文件提出修改建议，预计WVPSC二季度做出决定[69] - 2022年2月AEP申请撤回向FERC的文件，计划在KPSC和WVPSC审查协议后重新提交[71] - 2022年4月FERC指出Liberty、KPCo和KTCo的第203条申请存在缺陷，要求补充信息，预计二季度做出决定[72] 公司诉讼相关信息 - 2021年12月四名参与者对AEPSC和退休计划提起集体诉讼，2022年2月被告方申请驳回诉讼，管理层无法确定可能损失范围[79] 公司环保目标及法规信息 - 公司预计2030年将2000年二氧化碳排放水平降低80%，2050年实现净零排放；2021年总排放量约5000万公吨，较2000年减少70%[101] - 2007年俄亥俄南区联邦地方法院批准和解协议，要求公司安装环保设备、限制排放和开展缓解项目，协议已修改6次，最近一次在2020年[90] - 2021年1月联邦环保局修订CSAPR规则，大幅减少2021 - 2024年臭氧季节氮氧化物预算；2022年2月提议进一步修订现有CSAPR计划下的预算[98] - 2019年ACE规则建立锅炉性能标准框架，2021年1月被法院撤销并发回环保局，最高法院已受理相关诉讼[99] - 2020年联邦环保局修订CCR规则，要求无衬里CCR储存池塘在2021年4月11日前停止运营并开始关闭，提供两种延期选项[103] - 第一种延期选项，多数机组在2023年10月15日前、少数机组在2024年10月15日前停止接收CCR，公司已提交相关申请[104] - 第二种延期选项，发电设施承诺在特定日期停止燃煤，可继续使用现有蓄水池；公司计划退役Pirkey电厂并停止在Welsh电厂使用煤炭[110] - 弗吉尼亚州2020年4月颁布清洁能源立法，要求2045年淘汰所有化石燃料发电，2050年为客户提供100%可再生能源[101] 公司业务板块信息 - AEP的业务包括垂直整合公用事业、输配电公用事业和AEP输电控股三个可报告业务板块[129][130][131] 公司业务板块收益及收入信息 - 2022年第一季度归属AEP普通股股东的收益从2021年的5.75亿美元增至7.15亿美元[135][136] - 2022年第一季度垂直整合公用事业部门收益为2.982亿美元，2021年为2.704亿美元[135][138] - 2022年第一季度垂直整合公用事业部门零售总电量为234.49亿千瓦时，2021年为229.6亿千瓦时[139] - 2022年第一季度垂直整合公用事业部门东部地区实际供暖度日数为1590，2021年为1539[141] - 2022年第一季度传输和配电公用事业部门收益为1.528亿美元，2021年为1.144亿美元[135][147] - 2022年第一季度AEP输电控股公司收益为1.731亿美元，2021年为1.72亿美元[135] - 2022年第一季度发电与营销部门收益为1.142亿美元，2021年为0.366亿美元[135] - 2022年第一季度公司及其他部门亏损0.236亿美元，2021年亏损0.184亿美元[135] - 2022年第一季度垂直整合公用事业部门零售利润率增加1.39亿美元[144] - 2022年第一季度传输和配电公用事业部门收入为12.468亿美元，2021年为10.881亿美元[147] - 2022年第一季度零售总电量为1.9648亿千瓦时，2021年同期为1.855亿千瓦时[148] - 2022年第一季度东部地区实际供暖度日数为1864天，2021年同期为1777天[151] - 2022年第一季度AEP普通股股东来自输配电公用事业的收益为1.528亿美元，2021年同期为1.144亿美元[154] - 2022年第一季度AEP Transmission Holdco输电收入为4.114亿美元，2021年同期为3.77亿美元[157] - 截至2022年3月31日，AEP Transmission Holdco输电资产投资中在役电厂为118.709亿美元，2021年为105.493亿美元[158] - 2022年第一季度AEP普通股股东来自AEP Transmission Holdco的收益为1.731亿美元，2021年同期为1.72亿美元[161] - 2022年第一季度Generation & Marketing收入为6.193亿美元，2021年同期为6.342亿美元[163] - 2022年第一季度Generation & Marketing净收入为1.16亿美元，2021年同期为0.382亿美元[163] - 2022年第一季度Generation & Marketing AEP普通股股东可归属收益为1.142亿美元，2021年同期为0.366亿美元[163] - 2022年第一季度Generation & Marketing总发电量为200万兆瓦时，2021年同期为200万兆瓦时[164] - 2021年第一季度净收入3660万美元，2022年第一季度为1.142亿美元[167] - 2022年第一季度总毛利润较2021年增加1.029亿美元，其中零售、贸易和营销增加1.17亿美元，可再生能源发电增加600万美元，商业发电减少1900万美元[167] - 2022年第一季度费用及其他项目较2021年减少830万美元，所得税优惠减少840万美元，非合并子公司的股权收益（亏损）减少840万美元[167] 公司债务及权益信息 - 截至2022年3月31日，长期债务338.641亿美元，占比55.3%；短期债务33.803亿美元，占比5.5%；总债务372.444亿美元，占比60.8%；公司普通股权益237.913亿美元，占比38.8%；非控股权益2.468亿美元，占比0.4%[173] 公司流动性及资金安排信息 - 截至2022年3月31日，可用流动性约为38亿美元，其中包括40亿美元的商业票据备用循环信贷额度、10亿美元

公司业务架构与股权变动 - 2016年12月31日，TCC和TNC合并为AEP Utilities, Inc，随后CSW Energy, Inc的资产和负债转移至一家竞争性关联公司，AEP Utilities, Inc更名为AEP Texas Inc[12] - 2011年12月31日，CSPCo并入OPCo[14] - 2015年11月，公司出售了商业驳船运营业务AEPRO[12] - 2019年4月，公司收购Sempra Renewables LLC，后更名为AEP Wind Holdings LLC[12] - AEP拥有俄亥俄河谷电力公司43.47%的股份[19] - PATH西弗吉尼亚输电公司是一家合资企业，AEP和第一能源各持股50%[19] - 2021年10月，AEP签订股票购买协议出售KTCo给Liberty Utilities，预计2022年第二季度完成交易[172] 公司发电设施情况 - Conesville电厂是一座已退役的单机组燃煤发电厂，总装机容量651兆瓦，位于俄亥俄州Conesville，由AGR和一家非关联方共同拥有[14] - Cook电厂是Donald C. Cook核电站，为双机组核电站，装机容量2296兆瓦，由I&M拥有[14] - Desert Sky风电场是位于德克萨斯州佩科斯县印第安梅萨的一座170兆瓦风力发电设施，公司拥有其100%的权益[14] - 北中央风能设施项目包含三个俄克拉荷马州风力设施，总装机约1484兆瓦[19] - 奥克拉联合电站是一座退役的单机组燃煤发电厂，位于得克萨斯州，总装机650兆瓦[19] - 拉辛发电厂由两个水力发电单元组成，总装机48兆瓦，于2021年12月出售给非关联方[19] - 罗克波特发电厂由两个1310兆瓦的燃煤发电机组组成[20] - AEP拥有圣丽塔东风电85%的权益，该风电场装机302兆瓦[20] - 2019年4月收购的Sempra可再生能源公司（后更名为AEP风能控股公司），拥有724兆瓦的风能和电池资产[20] - 特伦特风电场装机156兆瓦，AEP拥有100%权益；约翰·W·特克二世电厂装机650兆瓦，SWEPCo拥有73%权益[22] 公司员工相关情况 - 截至2021年12月31日，公司子公司共有16,688名员工，公司作为控股公司无员工[32] - AEP Texas为约1,082,000名零售客户提供服务，2021年底有1,575名员工[33] - APCo为约966,000名零售客户服务，拥有6,681 MWs发电容量，2021年底有1,617名员工[35] - I&M为约607,000名零售客户服务，拥有或租赁3,662 MWs发电容量，2021年底有1,978名员工[36] - KPCo为约165,000名零售客户服务，拥有1,075 MWs发电容量，2021年底有433名员工，预计2022年第二季度出售[37] - KGPCo为约49,000名零售客户服务，2021年底有54名员工[38] - OPCo为约1,515,000名零售客户服务，2021年底有1,694名员工[39] - PSO为约570,000名零售客户服务，拥有3,931 MWs发电容量，2021年底有1,018名员工[41] - SWEPCo为约548,000名零售客户服务，拥有5,040 MWs发电容量，2021年底有1,369名员工[42] - WPCo为约42,000名零售客户服务，拥有780 MWs发电容量，2021年底有45名员工[43] - 截至2021年12月31日，AEPSC有6364名员工[44] - 截至2021年12月31日，AEP共有16688名员工，其中传统主义者占比不到1%，婴儿潮一代约占24%，X世代约占37%，千禧一代约占36%，Z世代约占2%[100] - 2021年AEP员工DART率为0.430，三年历史平均为0.375 [101] - 截至2021年12月31日，女性约占AEP员工总数的20%，种族或族裔多元化员工约占19% [104] - 2021年AEP员工文化调查参与率为89%，公司连续第二年获得盖洛普卓越工作场所奖[106] - 2021年AEP员工完成超71.9万小时培训，在员工教育上投资超200万美元，支持约1000名员工[109] - 近四分之一的AEP员工由工会代表[111] - 2021年约438名AEPSC员工和256名运营公司员工为合资企业提供服务[175] 公司授权股权回报率情况 - FERC管辖下，AEPTCo - PJM授权股权回报率为10.35%，AEPTCo - SPP为10.50%[47] - 俄亥俄州OPCo授权股权回报率为9.70%[47] - 西弗吉尼亚州APCo和WPCo授权股权回报率为9.75%[47] - 弗吉尼亚州APCo授权股权回报率为9.20%[47] - 各合资项目批准的股权回报率：ETT为9.6%，Prairie Wind为12.8%，Pioneer为10.52%，Transource Missouri为11.1%，Transource West Virginia为10.5%，Transource Maryland为10.4%，Transource Pennsylvania为10.4%，Transource Oklahoma为10.0%[174] 公司各部门营收情况 - 2021年垂直整合公用事业部门总营收为99.985亿美元，2020年为88.794亿美元，2019年为93.671亿美元[48] - 2021年输电和配电公用事业部门总营收为44.929亿美元，2020年为43.459亿美元，2019年为44.825亿美元[48] - 2021年AEP输电控股部门总营收为15.262亿美元，2020年为11.988亿美元，2019年为10.732亿美元[48] - 2021年发电与营销部门总营收为21.637亿美元，2020年为17.256亿美元，2019年为18.576亿美元[48] - 2021年AEP德州公司总营收为15.938亿美元，2020年为16.189亿美元，2019年为17.093亿美元[49] - 2021年I&M总营收为23.267亿美元，2020年为22.418亿美元，2019年为23.067亿美元[53] - 2021年PSO总营收为14.744亿美元，2020年为12.661亿美元，2019年为14.818亿美元[55] - 2021年SWEPCo总营收为21.318亿美元，2020年为17.385亿美元，2019年为17.509亿美元[56] 公司融资与债务情况 - AEP系统内公司用短期债务满足营运资金需求，也用于收购、建设等，资金来自现金和商业票据计划[57] - AEP循环信贷协议含常见契约和违约事件，截至2021年12月31日公司遵守债务契约[58] - AEP子公司利用证券化融资和租赁安排等额外融资方式[59] 公司环保相关情况 - AEP子公司运营受《清洁水法》监管，2014年规则影响日取水量超200万加仑的电厂[63] - 2015年修订的《清洁水法》规则对发电设施废水排放设限，2020年修订部分废水合规日期延至2025年[64] - 联邦EPA对煤燃烧残余物处置和再利用设规则，AEP为7个设施申请延期，截至2021年底未获批[66] - 《清洁空气法》的酸雨计划要求电厂减排SO₂和NOₓ，AEP通过安装控制设备等履行义务[68] - 公司2021年宣布减排目标，2030年较2000年减排80%，2050年实现净零排放；2021年排放量约5100万公吨，较2000年减排70%[74] - 2005年煤炭占发电容量70%，2021年降至42%[77] - 2019 - 2021年及2022年估计，AEP环保投资分别为1.671亿、1.022亿、0.943亿和2.53亿美元[95] - APCo 2019 - 2021年及2022年估计环保投资分别为0.0238亿、0.0213亿、0.06亿和0.1931亿美元[95] - 2022 - 2028年AEP新的重大环境投资估计范围为3.25 - 5.5亿美元，APCo为1.75 - 2.35亿美元，I&M为500 - 1000万美元，PSO为500 - 1000万美元，SWEPCo为3000 - 9000万美元[98] 公司能源结构与项目情况 - 截至2021年12月31日，受监管公用事业有2750兆瓦风电、80兆瓦水电和30兆瓦太阳能的长期合同[80] - 2021年APCo执行55兆瓦太阳能PPAs，其中20兆瓦已运营，另签89兆瓦待审批；还签订购买204兆瓦风电和205兆瓦太阳能设施协议，预计2024年末或2025年初上线[81] - 2020年PSO和SWEPCo获批收购1484兆瓦风电场，PSO占45.5%，SWEPCo占54.5%，成本约20亿美元；2021年部分设施投运，2022年第一季度剩余设施计划投运[82] - 截至2021年12月31日，AEP Renewables在11个州运营项目，有1435兆瓦风电和165兆瓦太阳能装机容量[85] - 截至2021年12月31日，AEP OnSite Partners在22个州有项目，有161兆瓦太阳能装机容量，27兆瓦项目在建[87] - 自2008年起，公司节能项目使年耗电量减少超960万兆瓦时，峰值需求减少约3099兆瓦，期间花费约16亿美元[89] - 截至2021年12月31日，AEP垂直整合公用事业子公司拥有或租赁约22500兆瓦的国内发电能力[115] - 2021年AEP垂直整合公用事业的化石燃料成本在每百万英热单位基础上比2020年增加68% [117] - 2021年垂直综合公用事业公司消耗天然气约1080亿立方英尺，较2020年下降4.60%[122] - 2021 - 2019年煤炭和褐煤交付量分别为1820万吨、1940万吨、3040万吨，平均每吨成本分别为50.76美元、53.95美元、45.85美元[123] - 2021 - 2019年天然气交付量分别为1080亿立方英尺、1131亿立方英尺、1170亿立方英尺，平均每百万英热单位交付价格分别为8.92美元、2.14美元、2.64美元[125] - 2021 - 2019年煤炭消费占比分别为38%、46%、64%，可再生能源消费占比分别为62%、54%、36%[199] - 2021年AGR工厂消耗120万吨煤炭[201] - 截至2021年12月31日，该业务板块使用的资产包括约1435兆瓦公司自有国内风力发电设施和148兆瓦来自长期购电协议的国内风力发电[204] - 已签订额外长期购电协议，涉及669兆瓦风力和1230兆瓦太阳能发电容量，预计2024年底建成[204] 公司核电站相关成本与资金情况 - 2021年库克核电站退役和低放射性废物处理估计成本为22亿美元，每年额外估计成本700万美元，乏燃料储存设施后续退役估计成本3300万美元[127] - 截至2021年和2020年12月31日，库克核电站退役信托基金余额分别约为35亿美元和30亿美元[127] 公司交易资金存入情况 - 截至2021年12月31日，交易对手向AEPSC存入约1000万美元现金等，AEP公用事业子公司向交易对手和交易所存入约2.1亿美元[131] - 截至2021年12月31日，交易对手方为公司发电与营销子公司存入约2.66亿美元现金、现金等价物或信用证，公司发电与营销子公司向交易对手方和交易所存入约1.13亿美元[203] 公司电力服务与费率情况 - 印第安纳州I&M按印第安纳州公用事业监管委员会批准的捆绑费率提供零售电力服务，通过燃料成本回收机制及时回收燃料和购电成本[147] - 俄克拉荷马州PSO按俄克拉荷马州公司委员会批准的捆绑费率提供零售电力服务，通过燃料调整条款回收或退还燃料和购电成本[148] - 弗吉尼亚州APCo按弗吉尼亚州公司委员会批准的非捆绑发电和配电费率提供零售电力服务，通过燃料成本回收机制及时回收燃料成本[149] - OPCo为俄亥俄州约151.5万零售客户提供电力传输和分配服务，AEP Texas通过零售电力供应商为得克萨斯州约108.2万零售客户提供服务[158] - AEP的垂直一体化公用事业子公司除AEGCo外，在其服务区域内向零售客户销售电力，这些销售按所在州公用事业委员会批准的费率进行，部分情况需获FERC批准[154] - AEP的输电和配电公用事业子公司与自发电以及其他能源分销商竞争，主要竞争因素为价格、服务可靠性和客户使用替代能源的能力[155] - 电力消费通常具有季节性，炎热夏季或冬季部分地区电力需求达到峰值，温和天气公司售电量和收入通常较少[157] - FERC监管州际电力批发销售、输电等费率，要求AEP以其批准的费率提供开放接入输电服务[151] - OPCo是PJM成员，AEP Texas是ERCOT成员，RTO负责运营、规划和控制公用事业输电资产[152,162] - 州输电公司的费率制定由FERC独家监管，通过向FERC提交公式费率文件确定输电费率[169] 公司合资项目情况 - AEP与其他电力公司建立合资企业，开发、建设和拥有输电资产，以提高可靠性和市场效率[173] - 各合资项目预计或实际成本：ETT为39亿美元，Prairie Wind为1.58亿美元，Pioneer为1.91亿美元，Transource Missouri为3.

公司电力资产情况 - 库克核电站是一座拥有2288兆瓦的两单元核电站，由印第安纳密歇根电力公司拥有[12] - 沙漠天空风电场是位于得克萨斯州佩科斯县的170兆瓦风力发电设施，美国电力公司拥有其100%权益[12] - 北中风力能源设施中的马弗里克项目在俄克拉荷马州拥有287兆瓦的风力发电能力[14] - 北中风力能源设施是俄克拉荷马州公共服务公司和西南电力公司的联合项目，包括三个风力发电设施，总装机容量约1485兆瓦[14] - 奥克拉联合发电站是位于得克萨斯州弗农的一座已退役的650兆瓦单机组燃煤发电厂，由美国电力公司得克萨斯分公司、俄克拉荷马州公共服务公司和某些非关联实体共同拥有[14] - 拉辛发电站由位于俄亥俄州拉辛的两个水力发电单元组成，总装机容量48兆瓦，由美国电力公司发电资源公司拥有[14] - Rockport电厂由两台1310兆瓦的燃煤发电机组组成[16] - 2019年4月收购的Sempra Renewables LLC，拥有724兆瓦的风能发电和电池资产[16] - 2021年4月收购的Sundance，拥有199兆瓦的俄克拉荷马州风能发电[16] - 截至2021年9月30日，AEP发电与营销部门子公司有1633兆瓦合同可再生发电项目投入运营，155兆瓦项目在建，估计资本成本2.21亿美元[74] - KPCo拥有1560兆瓦的Mitchell电厂50%权益，WPCo将按协议在2028年12月31日购买KPCo的权益，或提前协商退休该电厂[80] - 截至2021年9月30日，SWEPCo在Dolet Hills电站的净投资份额为1.46亿美元，燃料库存和未开票燃料成本为4400万美元，净未收回燃料余额为3900万美元[86] - 截至2021年9月30日，SWEPCo在Pirkey电厂的净投资份额为2.03亿美元，燃料库存和未开票燃料成本为1.08亿美元，净未收回燃料余额为3900万美元[89] - 2021年4月20日，I&M和AEGCo达成协议以1.155亿美元收购Rockport Plant 2号机组100%权益，预计2022年12月完成交易[93] - 截至2021年9月30日，公司拥有约25000兆瓦发电容量，其中约12100兆瓦为燃煤发电[104] - 截至2021年9月30日，Cardinal Plant, Unit 1的净账面价值约为4300万美元[117] - Rockport Plant, Unit 1净账面价值为2.32亿美元，预计2028年退役[119] - Amos发电容量2930兆瓦，净账面价值21.117亿美元，预计2040年退役[119] - Mountaineer发电容量1320兆瓦，净账面价值9.623亿美元，预计2040年退役[119] - Mitchell Plant发电容量780兆瓦，净账面价值5.865亿美元，预计2040年退役[119] - Flint Creek Plant发电容量258兆瓦，净账面价值2.692亿美元，预计2038年退役[119] - 2021年9月30日，东北电厂3号机组净投资1.751亿美元，加速折旧监管资产1.236亿美元，年折旧1490万美元[137] - 2021年9月30日，多利特山电站净投资1300万美元，加速折旧监管资产1.268亿美元，年折旧770万美元[137] - 2021年9月30日，皮尔基电厂净投资1.354亿美元，加速折旧监管资产6800万美元，年折旧1340万美元[137] - 2021年9月30日，威尔士电厂1号和3号机组净投资4.937亿美元，加速折旧监管资产3560万美元，年折旧3290万美元[137] 公司股权结构情况 - 俄亥俄河谷电力公司由美国电力公司持股43.47%[14] - 西弗吉尼亚输电公司是一家合资企业，美国电力公司拥有其50%的股份[14] 税收政策变化情况 - 2017年12月22日，美国企业联邦所得税税率从35%降至21%，2018年1月1日起生效[16] 恶劣天气相关成本情况 - 截至2021年9月30日，因恶劣冬季天气，公司已产生约6700万美元资本支出和1.49亿美元恢复费用，其中约1.42亿美元作为监管资产递延[26] - 截至2021年9月30日，PSO和SWEPCo分别递延监管资产6.73亿美元和4.33亿美元，与2021年2月9日至20日因恶劣冬季天气产生的天然气费用和购电费用有关[28] - SWEPCo的4.33亿美元递延监管资产中，阿肯色州、路易斯安那州和得克萨斯州辖区分别为1.07亿美元、1.51亿美元和1.75亿美元[28] - 2021年第一季度，SWEPCo因恶劣冬季天气事件向批发客户开票1.04亿美元，截至9月30日，未收回的应收账款为5600万美元[33] - 2020年8月飓风劳拉致SWEPCo超13万客户停电，截至2021年9月30日，估计产生9200万美元增量运营维护费用（8900万美元已作为路易斯安那州监管资产递延）和1800万美元增量资本支出[55] 公司融资与注资情况 - 2021年3月，PSO动用1亿美元循环信贷额度，SWEPCo发行5亿美元高级无抵押票据，母公司获得5亿美元364天定期贷款并全额提取，分别向PSO和SWEPCo注资4.25亿美元和1亿美元，4月PSO又获母公司1.25亿美元注资[34] 公司零售销量情况 - 2021年第三季度，AEP天气正常化零售销量同比增长3%，其中住宅销量下降1.6%，工业销量增长7%，商业销量增长5%；前九个月零售销量同比增长2.3%，住宅销量下降0.9%，工业销量增长4.2%，商业销量增长4.3%[42][44] - AEP预计2021年天气正常化零售销量将增长2.2%，工业销量增长4.3%，住宅销量下降0.9%，商业销量增长3.7%[45] 公司费率与ROE情况 - 弗吉尼亚州SCC为APCo 2020 - 2022三年审查期批准了9.2%的预期ROE，有140个基点的区间（8.5%下限，9.2%中点，9.9%上限）[48] - 2020年6月，OPCo向PUCO申请每年增加4200万美元基本费率，2021年3月达成联合协议，同意每年减少6800万美元收入，ROE为9.7%[52] - 2021年4月，SWEPCo开始按0.8%的临时持有费用回收阿肯色州辖区燃料成本，该成本将由APSC进行调整[29] - SWEPCo支持按6.05%的持有费用进行五年回收，APSC工作人员表示支持，其他各方建议回收期限为5 - 20年，持有费用为1.65%[29] - 2021年4月，SWEPCo开始按3.25%的临时持有费用回收路易斯安那州辖区燃料成本，将与LPSC确定最终回收期限和持有费用[30] - 2021年4月，OCC批准PSO递延特殊燃料和购电成本，临时利率为0.75%，PSO已申请融资令以进行证券化，OCC工作人员支持证券化，一名干预者建议不批准高达4000万美元的成本[31] - 2021年8月，SWEPCo向PUCT申请实施净临时燃料附加费，支持五年回收，携带费用率为7.18%，10月干预者支持五年回收，携带费用率在0.082% - 1.625%之间[32] - 若SWEPCo无法收回超过德州管辖资本成本上限的Turk电厂成本，税前净不允许额为8000万 - 1亿美元；若AFUDC被纳入成本上限，需向客户退款0 - 1.6亿美元，且每年减少约1500万美元收入[58] - 2020年12月31日起，俄亥俄州HB 6法案逐步淘汰现有能效计划，OPCo每年损失2600万美元共享节约收入[59] - 2021年3月，APCo和WPCo向WVPSC提交投资跟踪附加费机制提案，初始申请每年增加5000万美元（APCo占4100万），获批每年增加4400万美元（APCo占3600万），ROE为9.25%[62][63] - 若FERC修改RTO激励政策，AEP税前收入每年可能减少5500万 - 7000万美元[67] - 2021年KPCo在肯塔基州获批ROE为9.3%，新费率于1月生效[69] - 2021年OPCo、SWEPCo、PSO、I&M等公司有多个待决基本费率案，涉及不同金额的收入增加请求和ROE要求[71] 公司项目收购与出售情况 - 2020年PSO和SWEPCo获批收购NCWF项目，成本约20亿美元，PSO占45.5%，SWEPCo占54.5%[75] - 2021年4月和9月，PSO和SWEPCo分别以2.7亿美元和3.83亿美元收购Sundance和Maverick项目[77] - 2021年6月和9月，SWEPCo和PSO分别发布提案请求，拟收购最多3000兆瓦风能和300兆瓦太阳能、2600兆瓦风能和1350兆瓦太阳能资源[78] - 2021年10月，公司签订协议以约28.5亿美元企业价值出售KPCo和KTCo，预计2022年第二季度完成交易，公司预计获约1.45亿美元现金净收益[79][81][83] - 2021年2月公司签订出售Racine协议，截至9月30日其净账面价值为4500万美元，预计2021年第四季度完成交易[84] 公司环保相关情况 - 公司为满足现有和拟议环保要求的未来投资在2027年前约为3.5亿至7亿美元[104] - 2020年公司估计的二氧化碳排放总量约为4400万公吨，较2000年减少73%[115] - 公司中期目标是到2030年将发电设施的二氧化碳排放量较2000年水平减少80%，长期目标是到2050年实现净零排放[115] - 米切尔电厂CCR和ELG合规计划预计投资1.32亿美元，可使电厂运营至2028年后；2500万美元的CCR相关投资替代方案，仅能使电厂运营至2028年[127] - 截至2021年9月30日，米切尔电厂ELG投资在建工程余额为300万美元，KPCo和WPCo各占一半；KPCo在米切尔电厂的净账面价值为5.87亿美元[129] - 阿莫斯和芒廷尔电厂CCR和ELG合规计划预计投资2.4亿美元；APCo预计这两个电厂的ELG投资（含AFUDC）约为1.77亿美元[131][134] - 截至2021年9月30日，APCo在阿莫斯和芒廷尔电厂的弗吉尼亚州管辖区净账面价值约为15亿美元，ELG投资在建工程余额为1900万美元[134] 公司法律诉讼与调查情况 - 2020年7月，美国检察官办公室对与HB 6法案通过有关的俄亥俄州议员等人进行调查，公司进行审查后认为自身未参与不当行为[95][96] - 2020年8月起，多名股东对公司及相关人员提起证券诉讼和衍生诉讼，公司将继续辩护，无法确定潜在损失范围[97][98] - 2021年5月，公司收到SEC传票，公司全力配合，认为调查结果不会对财务状况产生重大影响[100] 公司财务关键指标变化情况 - 2021年第三季度，归属AEP普通股股东的收益从2020年的7.49亿美元增至7.96亿美元[146] - 2021年前九个月，归属AEP普通股股东的收益从2020年的17.65亿美元增至19.49亿美元[147] - 2021年第三季度公司收入27.593亿美元，2020年同期为24.348亿美元；2021年前九个月收入75.572亿美元，2020年同期为67.535亿美元[149] - 2021年第三季度公司净利润4.387亿美元，2020年同期为3.942亿美元；2021年前九个月净利润9.389亿美元，2020年同期为8.968亿美元[149] - 2021年第三季度归属于AEP普通股股东的收益为4.377亿美元，2020年同期为3.935亿美元；2021年前九个月为9.363亿美元，2020年同期为8.947亿美元[149][154][156][160] - 2021年第三季度零售总售电量246.76亿千瓦时，2020年同期为240.79亿千瓦时；2021年前九个月为689.91亿千瓦时，2020年同期为670.48亿千瓦时[150] - 2021年第三季度总售电量303.89亿千瓦时，2020年同期为286.53亿千瓦时；2021年前九个月为838.33亿千瓦时，2020年同期为801.64亿千瓦时[150] - 2021年第三季度东部地区实际加热度日数为1天，2020年同期为3天；2021年前九个月为1710天，2020年同期为1456天[151] - 2021年第三季度东部地区实际冷却度日数为847天，2020年同期为867天；2021年前九个月为1209天，2020年同期为1204天[151] - 2021年第三季度西部地区实际加热度日数为1天，2020年同期为1天；2021年前九个月为993天，2020年同期为699天[152] - 2021年第三季度西部地区实际冷却度日数为1485天，2020年同期为1291天；2021年前九个月为2163天，2020年同期为2015天[152] - 2021年第三季度与2020年同期相比，毛利润增加主要因零售利润增加1.42亿美元、输电收入增加1800万美元等；费用和其他方面，其他运营和维护费用增加8100万美元、折旧和摊销费用增加3800万美元等[156][157] - 2020年前九个月截至9月30日公司总收入为89470万美元，总毛利变化为38600万美元，总费用及其他变化为-35130万美元[161

公司资产与业务布局 - Conesville Plant是位于俄亥俄州Conesville的一座退役单机组燃煤发电厂，总容量651兆瓦[11] - Cook Plant是由I&M拥有的一座两机组、2288兆瓦的核电站[11] - Maverick是中北风力能源设施的一部分，在俄克拉荷马州拥有287兆瓦的风力发电[14] - AEP拥有俄亥俄河谷电力公司43.47%的股份[16] - PATH西弗吉尼亚输电公司由第一能源和AEP各持股50%[16] - 2021年4月收购的Sundance项目在俄克拉荷马州拥有199兆瓦风力发电能力[17] - 约翰·W·特克 Jr. 电厂位于阿肯色州，装机容量650兆瓦，SWEPCo拥有其73%的股份[17] - 截至2021年6月30日，AEP发电与营销部门子公司有1633兆瓦的合同可再生能源项目投入运营，155兆瓦项目在建，预计资本成本2.21亿美元[66] - 2020年，PSO和SWEPCo获批收购1485兆瓦的北中风力设施，PSO占45.5%，SWEPCo占54.5%，项目成本约20亿美元[66] - 2021年4月，PSO和SWEPCo以2.7亿美元收购Sundance部分权益，总投资预计2.91亿美元[68] - 截至2021年6月30日，KPCo总资产约28亿美元，总权益约8.47亿美元；KTCo总资产约1.57亿美元，总权益约7300万美元[70] - 截至2021年6月30日，Racine的账面净值为4500万美元，预计第三季度完成出售[72] - SWEPCo在多利特山电站的净投资份额为1.47亿美元，2021年6月30日燃料库存和未开票燃料成本为1.19亿美元，净超额收回燃料余额为1700万美元[74] - SWEPCo在皮基电厂的净投资份额为2.06亿美元，2021年6月30日燃料库存和未开票燃料成本为1.48亿美元，净超额收回燃料余额为1700万美元[77] - 2021年4月20日，I&M和AEGCo达成协议，以1.155亿美元收购罗克波特电厂2号机组100%权益[84] - 截至2021年6月30日，AEP系统拥有约24700兆瓦发电容量，其中约12100兆瓦为燃煤发电[94] - 基于管理层估计，AEP到2027年为满足现有和拟议要求的未来投资在3.5亿美元至7亿美元之间[94] - 截至2021年6月30日，罗克波特1号机组等多座工厂有相应的发电容量、账面价值和预计退役日期[107] - PSO公司东北电厂3号机组净账面价值为1.832亿美元，加速折旧监管资产为1.192亿美元，预计退役日期为2026年，年折旧额为1490万美元[117] - SWEPCo公司多利山电站净账面价值为2730万美元，加速折旧监管资产为1.143亿美元，预计退役日期为2021年，年折旧额为780万美元[117] - SWEPCo公司皮尔基电厂净账面价值为1.385亿美元，加速折旧监管资产为4940万美元，预计退役日期为2023年，年折旧额为1360万美元[117] 政策法规与监管事项 - 2017年12月22日美国企业联邦所得税税率从35%降至21%，2018年1月1日生效[17] - 2021年2月，恶劣冬季天气影响APCo、KPCo、PSO和SWEPCo服务区域，造成停电、基础设施损坏和SPP市场条件中断[25] - 截至2021年6月30日，恶劣冬季天气导致约6500万美元资本支出和1.44亿美元修复费用[25] - 约1.38亿美元修复费用为增量修复费用，已作为监管资产递延[25] - KPCo打算在下一次基本费率案中寻求收回增量风暴修复成本，APCo和SWEPCo预计将单独申请收回[25] - 若任何修复成本无法收回，可能会减少未来净收入和现金流并影响财务状况[25] - PSO和SWEPCo因2021年2月恶劣冬季天气分别产生6.69亿美元和4.53亿美元递延监管资产[27] - 2021年3月阿肯色州PSC授权在五年内收回零售客户燃料成本，SWEPCo 4月开始收回，已提交5年回收期、6.05%税前回报率方案获支持，其他方建议回收期5 - 20年、税前回报率1.65%[28] - 2021年第一季度SWEPCo因恶劣冬季天气向批发客户开票1.04亿美元，截至6月30日有6300万美元应收账款未收回[32] - 2021年3月PSO动用1亿美元循环信贷额度，SWEPCo发行5亿美元高级无担保票据，母公司获得5亿美元364天定期贷款并向PSO和SWEPCo分别注资4.25亿美元和1亿美元，4月PSO又获母公司1.25亿美元注资[33] - 弗吉尼亚州SCC为APCo 2020 - 2022三年审查期批准9.2%的预期ROE，有140个基点的区间[44] - 2021年4月APCo向弗吉尼亚最高法院申请临时费率，请求将弗吉尼亚州年度基本费率提高4000万美元，5月被驳回[48] - 2020年6月OPCo请求将年度基本费率提高4200万美元，2021年3月达成联合协议，同意年度收入减少6800万美元，ROE为9.7%[50] - 2020年8月飓风劳拉致SWEPCo超13万客户停电，截至2021年6月30日，估计产生8300万美元增量运维费用（8100万美元已作为路易斯安那州监管资产递延）和3000万美元增量资本支出[51] - 俄亥俄州HB 6法案自2020年12月31日起逐步淘汰现有能效计划，OPCo每年损失2600万美元共享节约收入[53] - 2021年3月，APCo和WPCo向WVPSC提交提案，初始申请每年增加5000万美元（APCo占4100万），首年提价上限为总零售收入的3.5%，后续为3%，总体上限9.5%[56] - 2021年7月，WVPSC批准投资跟踪机制，初始年收入要求为4400万美元（APCo占3500万），基于9.25%的ROE[57] - 若FERC按2021年4月补充NOPR修改RTO激励政策，AEP税前收入每年可能减少5500万 - 7000万美元[61] - 2020年6月，SWEPCo向PUCT提交得克萨斯州零售业务燃料对账文件，对账期为2017年3月1日至2019年12月31日[75] - 2021年3月，LPSC允许SWEPCo在2021年最多收回2000万美元燃料成本，并推迟约3000万美元额外成本的收回[75] - 2021年3月，APSC批准燃料费率，允许通过现有燃料条款在五年内收回阿肯色州分担的2021年多利特山电站燃料成本[75] - 2021年5月，AEP收到SEC执法部门传票，公司正全力配合调查[91] - 2007年，AEP东部子公司与多方达成新源审查诉讼同意令，该令已修改6次，最近一次在2020年[96] - 2020年12月APCo申请监管批准以实施CCR和ELG合规计划，并寻求收回对阿摩斯和登山者工厂的2.4亿美元投资；2021年7月弗吉尼亚高级听证审查员建议此时拒绝APCo的请求[108] - 2020年12月和2021年2月，WPCo和KPCo申请监管批准以实施CCR和ELG合规计划，并寻求收回对米切尔工厂的1.32亿美元投资；2021年7月KPSC批准仅CCR替代方案并拒绝完整计划；截至2021年6月30日，米切尔工厂CCR和ELG投资余额分别为200万美元和400万美元[109] - 2020年8月联邦环保局修订CCR规则，要求无衬里CCR储存池塘在2021年4月11日前停止运营并开始关闭；提供两种延期选项[105] - 第一种延期选项，大多数机组不迟于2023年10月15日停止接收CCR，少数机组不迟于2024年10月15日[106] - 第二种延期选项为退休选项，40英亩及以下CCR储存池塘的发电设施在2023年10月17日前停止运营并关闭池塘，大于40英亩的在2028年10月17日前[110] - 2020年10月修订的ELG规则为底灰运输水的再利用和排放提供新选项，为退役机组提供例外，并将合规期限延长至2025年12月[114] - 公司已宣布威尔士2号机组等工厂的退役或提前关闭计划[116] 公司销售与电量数据 - 2021年第二季度AEP天气正常化零售销量同比增长6.3%，其中居民销量下降3.1%，工业销量增长12.8%，商业销量增长10%[40] - 2021年上半年AEP天气正常化零售销量同比增长1.9%，其中居民销量下降0.5%，工业销量增长2.8%，商业销量增长3.9%[41] - 2021年第二季度，垂直整合公用事业板块收入为22.606亿美元，2020年同期为20.92亿美元；上半年收入为47.979亿美元，2020年同期为43.187亿美元[130] - 2021年第二季度，垂直整合公用事业板块零售总售电量为213.55亿千瓦时，2020年同期为203.36亿千瓦时；上半年为443.15亿千瓦时，2020年同期为429.69亿千瓦时[131] - 2021年第二季度，垂直整合公用事业板块批发总售电量为44.87亿千瓦时，2020年同期为49.24亿千瓦时；上半年为91.29亿千瓦时，2020年同期为85.42亿千瓦时[131] - 2021年6月30日，东部地区实际供暖度日数为170，2020年同期为212；实际制冷度日数为359，2020年同期为324[133] - 2021年6月30日，西部地区实际供暖度日数为35，2020年同期为49；实际制冷度日数为652，2020年同期为673[133] 公司财务指标变化 - 2021年第二季度，公司归属AEP普通股股东的收益从2020年的5.21亿美元增至5.78亿美元，主要因有利的费率程序、输电投资增加和ChargePoint投资未实现收益，部分被疫情导致的运营维护费用增加抵消[127] - 2021年上半年，公司归属AEP普通股股东的收益从2020年的10.16亿美元增至11.53亿美元，主要因有利的费率程序、天气相关用电量增加、输电投资增加和ChargePoint投资未实现收益，部分被疫情导致的运营维护费用增加抵消[128] - 2020年第二季度净收入为2.559亿美元，2021年第二季度为2.282亿美元[137] - 2021年上半年净收入为4.986亿美元，2020年同期为5.012亿美元[140][141] - 2021年第二季度零售利润率增加9600万美元，2021年上半年增加1.95亿美元[137][141] - 2021年第二季度系统外销售利润率增加600万美元，2021年上半年增加2400万美元[137][141] - 2021年第二季度输电收入增加100万美元，2021年上半年增加1100万美元[138][143] - 2021年第二季度其他运营和维护费用增加7900万美元，2021年上半年增加1.28亿美元[138][143] - 2021年第二季度折旧和摊销费用增加4100万美元，2021年上半年增加9100万美元[138][143] - 2021年第二季度非所得税增加1100万美元，2021年上半年增加1700万美元[138][143] - 2021年第二季度所得税费用增加400万美元，2021年上半年增加130万美元[138][141] - 2021年第二季度利息费用增加20万美元，2021年上半年减少500万美元[137][143] - 2021年第二季度，公司来自输配电公用事业的归属于AEP普通股股东的收益为1.537亿美元，2020年同期为1.395亿美元[152] - 2021年第二季度，零售利润率增加7700万美元，其中俄亥俄州基本输电成本附加费收入和可收回的PJM费用净增加3000万美元[152] - 2021年第二季度，系统外销售利润率减少1900万美元，其中俄亥俄州减少1300万美元，主要由于OVEC成本的不利递延[154] - 2021年第二季度，输电收入增加3000万美元，其中得克萨斯州因输电投资增加带来的临时费率上调增加2000万美元[154] - 截至2021年6月30日的六个月，公司来自输配电公用事业的归属于AEP普通股股东的收益为2.681亿美元，2020年同期为2.557亿美元[159] - 截至2021年6月30日的六个月，零售利润率增加1.01亿美元，其中俄亥俄州基本输电成本附加费收入和可收回的PJM费用净增加8800万美元[159] - 截至2021年6月30日的六个月，系统外销售利润率减少5600万美元，其中得克萨斯州减少2900万美元，主要由于奥克拉联合电站于2020年9月退役[160] - 截至2021年6月30日的六个月，输电收入增加4300万美元，其中得克萨斯州因输电投资增加带来的临时费率上调增加3900万美元[160] - 2021年第二季度，得克萨斯州冷却度日数下降11%，导致与天气相关的用电量减少600万美元[154] - 截至2021年6月30日的六个月，得克萨斯州加热度日数增加229%，冷却度日数下降17%，使得与天气相关的用电量增加1300万美元[159] - 德州分销相关费用减少600万美元[162] - 折旧和摊销费用减少7000万美元，其中德州证券化摊销减少9300万美元[162] - 2021年第二季度，AEP Transmission Holdco传输收入增加1.29亿美元，主要因持续投资传输资产增加6800万美元等[168] - 2021年上半年，AEP Transmission Holdco传输收入增加1.95亿美元

公司旗下电厂及设施信息 - 康斯维尔电厂为退役的单机组燃煤发电厂，总装机容量651兆瓦，位于俄亥俄州康斯维尔，由AGR和一家非关联方共同拥有[12] - 库克核电站为双机组核电站，总装机容量2288兆瓦，由I&M拥有[12] - 俄克拉荷马州北部中央风能设施是PSO和SWEPCo的联合项目，包括三个位于俄克拉荷马州的风电场，总装机容量约1485兆瓦[13] - 奥克朗联合电站为退役的单机组燃煤发电厂，总装机容量650兆瓦，位于得克萨斯州弗农，由AEP Texas、PSO和某些非关联实体共同拥有[13] - 拉辛发电厂总装机容量48兆瓦[15] - 罗克波特发电厂有两台1310兆瓦的燃煤发电机组[15] - 森普拉可再生能源有限责任公司拥有724兆瓦的风力发电和电池资产[15] - 约翰·W·特克 Jr. 发电厂装机容量650兆瓦，SWEPCo拥有其73%的股权[17] - 截至2021年3月31日，AEP的发电与营销部门子公司有1549兆瓦的合同可再生能源发电项目投入运营，239兆瓦项目在建，预计资本成本3.49亿美元[64] - 2020年PSO和SWEPCo获批以约20亿美元收购1485兆瓦的北中央风能设施，PSO占45.5%，SWEPCo占54.5%[64] - 截至2021年3月31日，AEP系统拥有约24600兆瓦发电容量，其中约12100兆瓦为燃煤发电[89] - 公司旗下部分工厂的发电容量和预计退役日期如下：阿摩司工厂2930兆瓦，2040年；登山者工厂1320兆瓦，2040年；弗林特溪工厂258兆瓦，2038年等[104] - 截至2021年3月31日，多利山发电站净投资5130万美元，预计2021年退役；东北工厂3号机组净投资1.905亿美元，预计2026年退役等[114] 公司股权信息 - AEP拥有俄亥俄河谷电力公司43.47%的股权[15] - 截至2021年3月31日，Turk工厂的账面净值为14亿美元，SWEPCo在该工厂的投资占比约为33%[49] - 截至2021年3月31日，KPCo总资产约27亿美元，总权益约8.37亿美元，AEP预计2021年对其所有权作出决策[67] 公司费率及收入相关申请与协议 - 德克萨斯州公司税从35%降至21%，于2018年1月1日生效[15] - 2021年4月，SWEPCo开始回收阿肯色州管辖区的燃料成本，预计在2021年第三季度举行听证会[28] - 2021年4月，SWEPCo开始按照五年回收计划回收路易斯安那州管辖区的零售燃料成本[28] - 2021年4月，APCo向弗吉尼亚最高法院申请临时费率，请求将弗吉尼亚州年度基本费率提高4000万美元[45] - 2020年6月，OPCo请求将年度基本费率提高4200万美元；2021年3月，各方达成联合协议，同意将年收入减少6800万美元，ROE为9.7%[47] - 2021年4月，俄克拉荷马州提出立法，拟对该州公用事业公司的额外燃料和购电成本进行证券化[29] - 2021年第二季度，SWEPCo计划向PUCT提交申请，为德州零售燃料成本寻求回收机制和适当的持有费用[30] - 2021年3月，APCo和WPCo向WVPSC提交提案，请求每年增加5000万美元（APCo相关4100万美元），首年提价上限为总零售收入的3.5%，后续为3%，总体上限9.5%[55] - 2019年，FERC批准AEP的PJM和SPP输电子公司的基础ROE分别为9.85%（含0.5%的RTO激励加成后为10.35%）和10%（含0.5%的RTO激励加成后为10.5%）；2020年，FERC确定MISO输电子公司的基础ROE应为10.02%（含0.5%的RTO激励加成后为10.52%）[58] - 若最终规则与2021年4月的补充NOPR一致，每年将使AEP的税前收入减少约5500万至7000万美元[59] - 2021年KPCo在肯塔基州获批的收入需求增加5270万美元，获批ROE为9.3%，新费率于2021年1月生效[61] - 2020年6月OPCo在俄亥俄州申请收入增加4230万美元，请求ROE为10.15%；2020年10月SWEPCo在得克萨斯州申请收入增加1.05亿美元，请求ROE为10.35%；2020年12月SWEPCo在路易斯安那州申请收入增加1.34亿美元，请求ROE为10.35%[62] - 2021年3月，APCo和WPCo向WVPSC提交的提案遭工作人员建议驳回，WVPSC推迟裁决并制定程序时间表，预计2021年6月举行听证会[55] - 2020年12月，APCo申请监管批准以实施合规计划，并寻求收回对阿摩司和登山者工厂估计2.4亿美元的投资；2020年12月和2021年2月，WPCo和KPCo申请监管批准以实施合规计划，并寻求收回对米切尔工厂估计1.32亿美元的投资，同时还提交了2500万美元的替代方案[105] 公司资本支出及费用情况 - 截至2021年3月31日，因恶劣冬季天气已产生5700万美元资本支出和1.37亿美元恢复费用，约1.31亿美元费用作为监管资产递延[25] - 截至2021年3月31日，PSO和SWEPCo分别递延监管资产6.89亿美元和4.96亿美元，用于估计的天然气费用和购电费用[27] - 2021年3月，PSO提取1亿美元循环信贷额度，SWEPCo发行5亿美元高级无担保票据，母公司获得5亿美元364天定期贷款，分别向PSO和SWEPCo注资4.25亿美元和1亿美元；4月，PSO再获母公司注资1250万美元[31] - 截至2021年3月31日，SWEPCo因飓风劳拉产生增量运营维护费用8200万美元（其中7900万美元已作为监管资产递延）和增量资本支出3100万美元[48] - 2020年12月31日起，俄亥俄州众议院第6号法案逐步取消现有能源效率计划，每年减少共享节约收入2600万美元[50] - 2021年第一季度，AEP以约1.14亿美元收购内华达州100兆瓦Dry Lake太阳能项目75%的权益，预计第二季度投入使用[64] - 公司计划2023年停用Pirkey发电厂，SWEPCo在该发电厂的净投资份额为2.09亿美元[73] - 截至2021年3月31日，SWEPCo的燃料库存和采矿相关活动的未开票燃料成本为1.63亿美元，净超额回收燃料余额为2000万美元[73] - 2021年4月20日，I&M和AEGCo达成协议，以1.155亿美元收购Rockport电厂2号机组100%权益[80] - 基于管理层估计，AEP为满足现有和拟议要求的未来投资在2027年前约为3.5亿 - 7亿美元[89] 公司业务板块财务数据关键指标变化 - 2021年第一季度AEP普通股股东应占收益从2020年的4.95亿美元增至5.75亿美元，增幅约16.1%[123][124] - 垂直整合公用事业板块2021年第一季度收入为25.373亿美元，2020年同期为22.267亿美元，增长13.9%[126] - 垂直整合公用事业板块2021年第一季度零售电力销售总量为2.296亿千瓦时，2020年同期为2.2633亿千瓦时，增长1.4%[127] - 垂直整合公用事业板块东部地区2021年第一季度实际供暖度日数为1539天，2020年同期为1241天，增长24.0%[129] - 垂直整合公用事业板块2021年第一季度毛利润增加1.228亿美元，主要因零售利润率增加9600万美元等因素[132] - 输电和配电公用事业板块2021年第一季度收入为10.881亿美元，2020年同期为11.069亿美元，下降1.7%[135] - 输电和配电公用事业板块2021年第一季度零售电力销售总量为1.7947亿千瓦时，2020年同期为1.8263亿千瓦时，下降1.7%[137] - 输电和配电公用事业板块2021年第一季度毛利润为8.826亿美元，2020年同期为9.155亿美元，下降3.6%[135] - 2021年第一季度其他运营和维护费用增加4900万美元，主要因输电服务增加3700万美元等因素[133] - 2021年第一季度折旧和摊销费用增加5000万美元，主要因I&M可折旧基数增加和折旧率提高[133] - 2021年第一季度与2020年第一季度相比，AEP普通股股东来自输电和配电公用事业的收益从1.162亿美元降至1.144亿美元，总毛利率变化为 - 3290万美元，费用及其他变化为2890万美元，所得税费用为220万美元[143] - 零售利润率增加2500万美元，主要因俄亥俄州基本输电成本附加费收入和可收回PJM费用净增5800万美元、得克萨斯州与天气相关的用电量增加1900万美元（供暖度日数增加246%，制冷度日数减少41%）等[143] - 系统外销售利润率减少3700万美元，主要因得克萨斯州奥克拉联合电站PPA收入减少3000万美元、俄亥俄州OVEC成本递延不利导致减少1400万美元[145] - 输电收入增加1200万美元，主要因得克萨斯州输电投资增加带来临时费率上调增加1900万美元，部分被得克萨斯州最近一次基本费率案退款400万美元抵消[145] - 其他收入减少3300万美元，主要因证券化收入减少4600万美元，部分被得克萨斯州最近一次基本费率案退款摊销增加800万美元等抵消[145] - 2021年第一季度与2020年第一季度相比，AEP Transmission Holdco输电收入从3.102亿美元增至3.77亿美元，营业收入从1.703亿美元增至2.179亿美元，净利润从1.416亿美元增至1.732亿美元[149] - AEP Transmission Holdco对输电资产的投资，2021年3月31日在役电厂为105.493亿美元，在建工程为16.359亿美元，累计折旧和摊销为6.481亿美元，输电资产净值为115.371亿美元[150] - AEP Transmission Holdco输电收入增加6700万美元，主要因持续对输电资产进行投资[153] - AEP Transmission Holdco折旧和摊销费用增加1500万美元，主要因折旧基数提高；其他非所得税增加700万美元，主要因输电投资增加导致财产税提高[154] - AEP Transmission Holdco利息费用增加500万美元，主要因长期债务余额增加；所得税费用增加700万美元，主要因税前账面收入增加；非合并子公司的股权收益减少400万美元，主要因PATH - WV的税前股权收益降低[154] - 2021年第一季度发电与营销业务收入为6.342亿美元，2020年同期为4.386亿美元；归属AEP普通股股东的收益为3660万美元，2020年同期为2840万美元[156] - 2021年第一季度公司总发电量为200万兆瓦时，与2020年同期持平，其中煤炭和可再生能源发电量均为100万兆瓦时[157] - 2021年第一季度公司企业及其他业务归属AEP普通股股东的亏损从2020年的3500万美元收窄至1800万美元[162] - 2021年第一季度公司所得税费用增加800万美元，主要因税前账面收入增加，部分被生产税收抵免增加所抵消[163] 公司债务及现金流情况 - 截至2021年3月31日，公司长期债务为323.45亿美元，占比57.1%；短期债务为30.484亿美元，占比5.4%；债务与总资本比率从2020年12月31日的61.8%升至62.5%[166] - 截至2021年3月31日，公司可用流动性约为34亿美元，包括57.732亿美元的流动性来源减去18.744亿美元的未偿还商业票据和5亿美元的364天定期贷款[168][169] - 公司通过六个未承诺信贷安排为子公司开具信用证，总额为4.25亿美元，截至2021年3月31日，未来最大付款额为1.83亿美元[171] - 公司应收账款证券化协议提供7.5亿美元的承诺，将于2022年9月到期，截至2021年3月31日，附属公用事业子公司均符合协议要求[171][172] - 公司参与ATM发行计划，截至2021年3月31日，约有8.4亿美元的普通股可发行[174] - 2021年4月，董事会宣布每股0.74美元的季度股息，未来股息可能因公司盈利、现金流和资本需求等因素而变化[177] - 2021年第一季度期初现金、现金等价物和受限现金为4.383亿美元，期末为3.24亿美元，净减少1.143亿美元[180] - 2021年第一季度经营活动净现金流为-1.172亿美元，较2020年减少7.33亿美元，主要因冬季天气事件致燃料和购电费用增加13亿美元及其他运维和风暴恢复费用增加1.31亿美元，部分被营运资金和非流动负债变动带来的现金增加抵消[180][182][183] - 2021年第一季度投资活动净现金流为-16.342亿美元，较2020年减少1.32亿美元，主要因建设支出减少3亿美元，部分被太阳能项目收购和核燃料采购增加的现金使用抵消[180][185] - 2021年第一季度融资活动净现金流为16.371亿美元，较2020年减少7.51亿美元，主要因短期债务减少11亿美元和长期债务退休增加3.5亿美元，部分被长期债务发行和普通股发行增加的现金流入抵消[180][186] - 2021年公司预计资本支出约75亿美元，2022 - 2025年预计为298亿美元，支出用于输电、发电等方面[189] 公司信用及风险情况 - 公司信用评级下调虽不影响付款安排，但可能影响商业票据市场准入并增加借款成本，交易对手可能提出额外抵押要求[17