公司业务主体与运营区域 - 公司通过子公司APS获得几乎所有收入和收益，APS为约130万客户提供电力服务，拥有或租赁6340兆瓦的受监管发电容量[20][23] - APS零售服务区域不包括约一半的凤凰城都会区、图森都会区和亚利桑那州西北部的莫哈韦县[20] 清洁能源目标与现状 - 2022年，APS能源供应中清洁能源占比51%，单一能源购买者或使用者占电力收入不超2.4%[23][27] - APS清洁能源目标包括2050年提供100%清洁无碳电力、2030年实现65%清洁能源资源组合（其中45%来自可再生能源）、2031年停止使用燃煤发电[34] - 能源现代化计划要求2070年实现100%清洁能源，2032年12月31日碳排放量较基线水平减少50%，2040年12月31日减少65%，2050年12月31日减少80%，2060年12月31日减少95%[96] - 可再生能源标准要求2023年零售电力销售的13%为可再生能源，2025年达到15%[97][100] - 分布式可再生能源要求在2023年本应为整体可再生能源标准要求13%的30%，但已被豁免[98][100] 核电站权益与运营 - 公司拥有Palo Verde核电站29.1%的1号和3号机组权益，约17%的2号机组权益，租赁约12.1%的2号机组权益，总权益为1146兆瓦[34][35] - Palo Verde核电站1、2、3号机组运营许可证分别延长至2045年6月、2046年4月和2047年11月[37] - 公司已签订合同，满足Palo Verde核电站2028年前100%的铀浓缩物需求、2030年前100%的转化服务需求、2026年前100%的浓缩服务需求和2027 - 2028年的燃料制造需求[38] - 帕洛维德核电站现场独立乏燃料储存设施在初始运营许可证有效期（至2027年12月）内有足够容量储存所有辐照核燃料，在延长期（至2047年11月）有部分容量[47] 与美国能源部的法律纠纷与索赔 - 2003年，APS代表自身和Palo Verde参与者起诉DOE，2010年获法院支持并获2006年12月前的损失赔偿[42] - 2012年，APS再次起诉DOE，2014年达成和解协议，DOE支付2007年1月1日至2011年6月30日的特定费用，索赔期限延至2022年12月31日，额外延期待决[43] - 公司根据2014年8月18日和解协议提交8项索赔，美国能源部已批准并支付1.239亿美元，公司份额为3600万美元；2022年10月31日提交第9项索赔，金额为1430万美元，公司份额为420万美元，2023年2月获批准[44] 其他电厂情况 - 公司天然气和石油发电厂总装机容量为3573兆瓦，部分天然气采购提前三年进行金融套期保值，有长期天然气运输协议，燃油通过短期采购由卡车直接运至电厂[50] - 奥科蒂略电厂现代化项目使容量增加290兆瓦至620兆瓦，于2019年完成[51] - 四角电厂公司总权益为970兆瓦，公司承诺到2031年停止使用包括四角电厂在内的燃煤发电[53] - 2018年7月3日，4CA以约7000万美元账面价值将四角电厂7%权益出售给NTEC，付款于2022年6月30日全部完成[55] - 乔拉电厂公司总权益为381兆瓦，公司承诺到2025年停止在剩余乔拉机组使用煤炭[59] 可再生能源项目开发 - 公司通过180兆瓦的AZ Sun计划开发公用事业规模太阳能资源，投资约6.75亿美元[65] - APS Solar Communities计划，2017年费率案决策授权每年花费1000万 - 1500万美元，2019年费率案决策授权每年花费2000万 - 3000万美元，目前已安装11兆瓦分布式发电系统[69] - 公司部署包括储能在内的先进技术，利用电网规模储能项目满足客户可靠性要求、提高可再生能源利用率[70] - 公司计划到2025年安装超1200MW储能，包括PPA项目和AZ Sun改造项目[76] - 截至2022年12月31日，公司储能组合中运营净容量为19MW，计划/开发中的净容量为1233MW[78] - 公司现有和计划的可再生资源组合总计3894MW，其中2418MW正在运营，1476MW正在开发或建设中[79] - 2022年RFP招标约1000 - 1500MW资源，截至2022年12月31日，已签署300MW太阳能+储能和216MW风能的PPA[81] 电力需求与储备 - 2022年7月11日，公司电力系统一小时峰值需求为7587MW，2021年6月18日为7580MW，2022年峰值需求时储备率为13%[91] - 2023年，因购电合同到期，公司将采购市场资源以维持15%的规划储备标准[91] 综合资源规划（IRP） - 2020年6月26日，公司提交最终IRP，2022年2月，ACC认可该IRP，并批准IRP流程的某些修正案[92] - 公司计划在2023年晚些时候提交下一份IRP[92] 市场参与 - 2016年，公司开始参与EIM市场，目前正与相关方讨论创建自愿日前市场的可行性[95] 社区太阳能项目 - 公司提出规模达140兆瓦的社区太阳能试点项目提案，亚利桑那州公司委员会尚未作出裁决[99] 能源节约目标 - 2021年公司实现22%的累计年度能源节约目标[102] 批发电力业务 - 2022年约11.6%的电力运营收入来自批发电力销售和传输服务[111] 环保法规与成本 - 加州立法要求向加州售电的公司持有碳排放配额，公司可通过 PSA 收回相关成本[113][114] - 美国环保署2019年最终决定废除2015年清洁电力计划，以可负担清洁能源法规取而代之，该法规于2022年被最高法院恢复[116] - 美国环保署区域雾霾规则要求四角电厂安装新的污染控制设备以符合最佳可得控制技术要求，乔拉电厂无需安装[118] - 公司承诺2025年4月前停止乔拉1号和3号机组的煤炭燃烧[119] - 公司在四角电厂4号和5号机组所需的BART控制成本中占比63%，约为4亿美元[121] - 公司购买埃尔帕索在四角电厂4号和5号机组7%的权益，相关污染控制成本约为4500万美元[121] - 公司在四角电厂遵守CCR规则的增量成本约为3000万美元，在乔拉电厂约为1600万美元，在纳瓦霍电厂约为100万美元[127] - 公司预计在四角电厂的纠正行动和监测成本可能在1000万至1500万美元之间，将在30年内产生[128] - 2017年9月18日，EPA将遵守ELGs的最早日期从2018年11月1日推迟至2020年11月1日[130] - 2020年10月13日，EPA放宽底灰处理水的“零排放”限制，允许在有限的电厂运行场景下排放约10%的废水[132] - 2015年10月1日，EPA将一级地面臭氧NAAQS修订为70 ppb [133] - 公司在摩托罗拉52街超级基金场地的调查和研究成本约为300万美元[134] - 2022年9月30日，美国亚利桑那州地方法院对服务提供商索赔的2100万美元CERCLA响应成本中的2060万美元给予直接被告部分简易判决[137] - 2023年1月17日，EPA将在未来两到三年内对SIBW场地进行现场调查，并开展与潜在PFAS对地下水影响相关的补救调查和可行性研究[138] - 2018年12月19日，美国环保署撤回2018年6月重新颁发的国家污染物排放消除系统（NPDES）许可证；2019年9月30日，美国环保署发布修订后的四角地区最终NPDES许可证[141] 水资源短缺 - 2023年1月1日起，亚利桑那州科罗拉多河供水将面临2a级短缺，供应量减少22%，即59.2万英亩英尺[142] 员工多元化与发展 - 2022年外部招聘中，44%为不同种族或民族，40%为女性，7%为退伍军人；截至2022年12月31日，公司35%的员工为不同种族或民族，26%为女性，15%为退伍军人；39%的公司管理人员为女性，18%为不同种族或民族[159] - 2022年，公司三所学院（领导力学院、影响力学院和战略领导力学院）有138人毕业[161] - 2022年，公司举办暑期实习项目，接待54名实习生，多元化比例为63%[162] 公司承诺与员工反馈 - 2020年，公司推出APS承诺，明确对客户、社区和彼此的承诺[168] - 公司通过年度员工体验调查和季度脉搏调查收集员工反馈，跟踪员工体验指数[166] 子公司Bright Canyon Energy情况 - 截至2022年12月31日，Bright Canyon Energy总资产约为1.153亿美元[170] - 2014年7月31日，Pinnacle West创建全资子公司Bright Canyon Energy，其战略是开发、拥有、运营和收购能源基础设施[170] - 2014年，Bright Canyon Energy与BHE U.S. Transmission LLC成立50/50合资企业TransCanyon，在美国西部互联电网的11个州寻求独立输电机会[171] 风电场投资 - 2019年12月20日，公司收购两个风电场少数股权，Clear Creek为242兆瓦，公司间接持股9.9%；Nobles 2为250兆瓦，公司间接持股5.1%[172] - 2022年第四季度，因持续纠纷、成本分配不确定且无可能有利解决方案，公司对Clear Creek风电场的权益法投资全额减值，减值前账面价值1710万美元，减值后估计公允价值为零，2022年综合收益表包含税后损失1280万美元[175] 其他能源项目 - 公司在加利福尼亚州洛杉矶阿拉米托斯建设微电网设施，含31兆瓦太阳能、20兆瓦电池存储和3兆瓦备用发电机，预计2023年第三季度投入商业运营[176] - 公司与Ameresco, Inc.共同拥有特殊目的实体，赞助夏威夷瓦胡岛42兆瓦太阳能和电池存储项目Kūpono Solar，预计2024年完成[177] 基金投资 - El Dorado承诺向Energy Impact Partners基金投资2500万美元，截至2022年12月31日已出资约1250万美元；承诺向AZ - VC投资2500万美元，截至2022年12月31日已出资约260万美元[179] 员工数量与工会情况 - 截至2022年12月31日，Pinnacle West有82名员工，APS有5772名员工，BCE有7名员工，总计5861名员工[180] - APS约2059名员工在联合拥有的发电设施工作，约1162名员工为工会成员，当前合同于2023年4月1日到期，双方正在协商续约[180] 财务报告相关 - 管理层认为公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制有效，该有效性已由德勤审计[483] - 独立注册会计师事务所认为公司财务报表在所有重大方面公允反映财务状况、经营成果和现金流量，且截至2022年12月31日保持了有效的财务报告内部控制[486] 信息披露 - 公司网站提供年度报告、代理声明、季度报告等文件，可免费获取[182] 财务数据关键指标变化 - 2022年公司运营收入为43.24385亿美元，2021年为38.03835亿美元，2020年为35.86982亿美元[502] - 2022年公司运营费用为35.92474亿美元，2021年为29.98525亿美元，2020年为27.9883亿美元[502] - 2022年公司运营收入为7.31911亿美元，2021年为8.0531亿美元，2020年为7.88152亿美元[502] - 2022年公司净收入为5.00826亿美元，2021年为6.35944亿美元，2020年为5.70052亿美元[502] - 2022年归属于普通股股东的净收入为4.83602亿美元，2021年为6.1872亿美元，2020年为5.50559亿美元[502] - 2022年基本每股收益为4.27美元，2021年为5.48美元，2020年为4.89美元[502] - 2022年稀释每股收益为4.26美元，2021年为5.47美元，2020年为4.87美元[502] - 2022年综合收入为5.24252亿美元，2021年为6.43879亿美元，2020年为5.64352亿美元[505] - 2022年归属于普通股股东的综合收入为5.07028亿美元，2021年为6.26655亿美元，2020年为5.44859亿美元[505] 费率监管影响 - 公司子公司APS受亚利桑那州公司委员会（ACC）费率监管，监管会计对财务报表有多方面影响[494]

业绩总结 - 2022年申请的总收入请求为4.6亿美元，客户净账单在第一天的影响为13.6%[14] - 截至2021年12月31日，公司的合并资产为220亿美元，年收入为38亿美元[5] - 预计2022年每股收益（EPS）增长5-7%[39] - 2022年每股收益（EPS）指导范围为4.20至4.35美元[83] - 预计2022年零售客户增长约为1.5-2.5%[83] - 预计2022年天气标准化的零售电力销售量较前一年增长2.0-3.0%[83] 用户数据 - 公司的市场资本约为80亿美元，客户数量为130万[5] - 公司的电力销售中，清洁能源的比例约为50%[5] 未来展望 - 预计到2024年底，合同签署的清洁能源和储能容量将达到近1600兆瓦[31] - 预计到2035年，数据中心将创造高达640兆瓦的容量需求[29] - 预计2023年和2024年年末的批准费率基数分别为119亿美元和136亿美元，年均增长率约为5-6%[46] 资本投资与费用 - 2022-2024年资本投资计划总额为47亿美元，涵盖传统发电、清洁发电、输电和配电等领域[44] - 2021年总运营和维护（O&M）费用为8.65亿美元，预计2022年为8.8亿至8.95亿美元[54] - 预计2022年利息支出为2.13亿至2.15亿美元[83] 财务结构 - 调整后的总费率基数为131亿美元，允许的股本回报率为10.25%[20] - 公司的长期债务占资本结构的48.07%[20] - 公司的有效税率预计为13.7%[83] 分红政策 - 公司承诺长期分红增长，目标分红年均增长率为5%[59]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度每股收益为2.88美元，较去年同期的3.00美元下降0.12美元 [21] - 全年2022年每股收益指引更新为4.20美元至4.35美元，此前的指引未包含天气带来的利好 [24] - 运营和维护（O&M）费用指引调整为8.8亿美元至8.95亿美元，主要受成本通胀和服务区域增长影响 [28][66] - 与2021年实际O&M相比，2022年O&M指引中值同比增长约2.5% [69] - 第三季度天气对利润率带来0.23美元的利好，而2021年第三季度天气异常温和对利润率产生重大负面影响 [22] - 不利的费率案裁决是业绩同比下降的主要驱动因素，特别是与Four Corners SCR和Ocotillo现代化项目相关的成本不再递延 [21] - 其他负面因素包括较低的LFCR收入、较高的折旧摊销和利息支出，部分被较低的所得税费用、客户和销售增长以及天气所抵消 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 非核电发电机组等效可用系数（EAF）在6月至9月期间达到95% [11] - Palo Verde发电站同期容量因子为100.2% [11] - 住宅客户满意度在J.D. Power排名中进入第二四分位数，商业客户满意度进入第一四分位数 [12][13] - 客户满意度关键驱动因素包括客户关怀（电话和数字）、电能质量和可靠性、企业公民意识以及账单和支付 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度客户增长率为2%，符合指引 [23] - 第三季度天气正常化销售增长1.3%，其中商业和工业（C&I）销售增长4.9%，部分被住宅用电量下降所抵消 [23] - 2022年C&I销售增长主要由多元化的小型C&I客户以及几个大型C&I客户的持续扩张所驱动 [23] - 亚利桑那州经济表现强劲，马里科帕县住宅建筑许可预计2022年水平与2020、2021年相当，半导体、电动汽车制造和数据中心等商业领域增长带来客户基础多元化 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司于2022年10月28日提交了费率案申请，关键内容包括要求10.25%的股权回报率（ROE）、1%的公允价值增量回报、51.93%的股权层级以及12个月的测试年后厂房 [15] - 申请的年收入增加额约为4.6亿美元，提议新费率于2023年12月1日生效 [15] - 提议将调整机制数量从7个减少到4个，取消固定成本回收机制（LFCR）和环境改善附加费 [18] - 提议修改可再生能源附加费机制（react），以允许投资清洁能源项目，并通过调整机制更快地将《通胀削减法案》（IRA）的税收优惠传递给客户 [19][35] - 公司战略重点包括改善客户体验、与利益相关者合作以达成一致，以及提供清洁、可靠和可负担的服务 [20] - IRA法案提供了多项利好，包括为现有核设施设立8年生产税收抵免、电动汽车及基础设施税收抵免、储能和氢能新税收抵免以及清洁能源税收抵免延长10年以上 [14] - 公司计划利用IRA的税收优惠，通过调整机制使亚利桑那州在清洁能源投资方面领先，同时不牺牲可靠性和可负担性 [14][35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司成功应对了具有挑战性的夏季风暴季节，更换了超过800根电线杆，而通常风暴季节平均损坏约300根 [7] - 2022年7月11日达到第三高峰值需求7,587兆瓦，当日气温为115华氏度，若达到通常的峰值温度117华氏度或更高，将轻易创下新的能源需求记录 [9][10] - 9月初的热浪导致西部地区出现能源紧急状态声明，公司通过向西部批发市场进行系统外销售，既可靠地服务了客户，也帮助了邻近公用事业公司，并降低了整体成本 [10] - 公司保持强劲的资产负债表和资金充足的养老金，在2024年中期之前没有长期债务到期，且浮动利率债务有限 [30] - 董事会批准将季度股息每股增加1.8%，这是连续第十年增加股息，公司计划未来将股息支付率恢复至长期目标65%至75% [30] - 尽管面临宏观经济风险，公司预计人口将稳定增长，主要受净迁移驱动，并带来坚实的客户增长 [25] 其他重要信息 - Palo Verde 3号机组于10月8日安全进入计划换料大修，并即将完成 [11] - 公司提议增强有限收入账单折扣计划，并为最需要的客户提供额外折扣 [17] - 提议取消所有客户的网络内信用卡和面对面自助服务终端支付费用 [18] - 公司目前被信用评级机构列入负面观察名单，当前8.7%的ROE过低，可能影响筹集增长所需资本的能力，并可能导致进一步降级，增加客户成本 [50][51] 问答环节所有提问和回答 问题: IRA和清洁能源转型对资源规划和时间安排的影响 [34] - IRA的好处在于如果能通过可再生能源调整机制（react）在投资同时传递税收优惠，就能为客户解锁价值，这改变了公司在竞争性采购中的策略，可以更好地平衡自有资产与电力购买协议（PPA） [34] - 通过调整机制可以更平滑地回收资本，逐步影响费率，并立即反映税收抵免优惠，同时增加所有权利益，为客户带来长期好处 [35] - 核能生产税收抵免（PTC）等细节仍在制定法规中，但在电动汽车充电基础设施等领域也看到显著益处 [36] 问题: 2023年收益指引是否会提供 [37] - 按照以往费率案期间的惯例，在费率案未决期间，公司目前不计划提供2023年指引 [37] - 公司将评估本年度和未来年度指引，并视费率案程序日程表决定是否能够提供2023年指引 [37][38] 问题: 本次费率案中清洁能源调整机制提案与上次相比的修改和信心 [40] - 本次提案与上次不同，主要在于IRA使得能够将生产税收抵免传递给客户，这大大提高了对客户的可负担性机会，而上一次提案时这些抵免并不存在 [41] - 亚利桑那州拥有全球最佳的太阳辐射，预计能传递更多生产税收抵免给客户 [42] - 通过竞争性全资源招标（RFP），公司发现所有权机会能为客户带来巨大价值，结合长期PPA，该机制能确保持续选择最佳价值项目并及时传递给客户 [43] - 本次提案针对清洁能源投资，范围较上次的基础设施追踪器更窄，且之前已有通过react回收资本成本的先例 [44] 问题: 当前ROE水平是否足以支持5%至7%的每股收益（EPS）复合年增长率（CAGR）目标 [46] - 5%至7%的长期EPS增长目标考虑了包括合理监管回收、销售增长预测和O&M管理在内的整体因素，难以单独解析ROE的影响 [47] - 提议的10.25%的ROE是基于专家证词和模型得出的，与实现特定收益范围无关 [48] - 考虑到公司经历的增长以及筹集资本的需求，当前前所未有的低ROE令人担忧其融资能力，且公司处于信用评级负面观察状态，适当的ROE有助于保持资本渠道畅通，避免因降级增加客户成本 [50][51] 问题: 养老金支出在费率案中的处理方式 [52] - 公司养老金资金充足，但像其他公司一样，今年在多数资产类别中经历了市场损失 [53] - 费率案采用截至6月30日的分测试年度，目前已知的是2021年底的养老金费用 [54] - 年底对资产进行市值计价后，若有需要摊销的损失，将根据计划平均服务寿命（约10-12年）进行摊销，届时将能全面了解2023年养老金费用 [54] - 参考上次费率案，在分测试年度下，公司提议对两年费用进行平均， effectively 混合了半年的影响，本次将根据年底情况决定监管策略 [55] 问题: 费率案中调整机制修改对监管滞后（regulatory lag）的影响 [57] - 修改目的是响应委员会和利益相关者简化调整机制的反馈，通过取消环境附加费和LFCR，将现有余额纳入基础费率来简化流程 [58] - 最重要的变化是使用可再生能源调整机制（react）来传递税收抵免并实现更并行的投资成本回收，这有助于推迟费率案申报频率，从而改善监管滞后 [59] 问题: 在变化的市场环境中如何确保费率申请中的O&M请求足够 [60] - 费率案采用历史测试年度，包含了2022年上半年的支出，但无法基于前瞻性测试年度提出调整，因此主要依靠内部精益管理和成本纪律来应对成本压力 [61][62] - 公司拥有强劲的资产负债表和流动性，可以灵活选择有利时机发行债务，且直到2024年中期都无债务到期，浮动利率债务有限 [63][64] - O&M增长是多种因素共同作用的结果，包括通胀、服务区域增长、历史性风暴以及为降低未来风险而提前支出，公司关注的是每千瓦时O&M效率，而非具体解析各部分 [69][70] 问题: 资本支出计划是否会因销售增长前景增强而更新 [71] - 当前资本支出计划是基线水平，反映了已签署的PPA以满足可靠性和客户增长需求，若考虑PPA，总资本投入会大得多 [71] - 公司通过电力供应调整机制（PSA）回收部分PPA成本，费率案结果将是评估未来发电资本支出（平衡PPA和自建资产）的最佳指标 [72] - RFP结果将允许公司在费率案期间调整资本支出预测 [72] 问题: 选举结果对亚利桑那州公司委员会的影响 [66] - 亚利桑那州选举情况复杂，高层选举投票结果可能影响下层选举，但公司委员会层级缺乏详细民意调查 [66] - 公司策略是与所有潜在候选人会面，介绍公司计划，以便与任何当选者合作 [67] 问题: 税收支出调整机制（TEAM）保持非活动状态的原因及其与可再生能源调整机制（react）的互动 [74] - TEAM最初是为处理所得税水平调整（如联邦税改）而设立，而IRA带来的生产税收抵免是持续性的，与太阳能生产水平挂钩，因此提议通过react机制回收，这与TEAM的设立目的不同 [75] - 保持TEAM非活动状态是为了应对未来可能的税改 [77] 问题: 可再生能源调整机制（react）对股东在监管滞后方面的潜在益处 [79] - 预计该机制将改善公司的监管滞后，有利于为这些投资融资，从而惠及公司和客户，既实现费率逐步变化，也可能推迟原本需要申请费率案以回收成本的时间 [79]

业绩总结 - 2022年第三季度调整后的营业收入（扣除燃料和购电费用）为28亿美元，较2021年第三季度的30亿美元下降了4%[7] - 2022年第三季度的每股收益（EPS）指导范围为4.20至4.35美元[10] - 第三季度零售电力销售总量为10,088 GWh，同比增长1.3%[87] - 第三季度电力运营收入为1,470百万美元，同比增长162百万美元[89] - 总发电量为11,532 GWh，同比增长165 GWh[93] 用户数据 - 零售客户总数为1,344,545，同比增长2.0%[87] - 住宅电力销售为5,326 GWh，同比减少90 GWh[87] - 商业电力销售为4,763 GWh，同比增长221 GWh[87] - 住宅用户的平均电力使用量为4,428 kWh，同比减少170 kWh[88] 未来展望 - 零售客户增长预计在1.5%至2.5%之间，天气标准化的零售电力销售量预计比去年增长2%至3%[10] - 预计2022年的运营和维护费用（O&M）在8.8亿至8.95亿美元之间[10] - 预计2022年至2024年的总资本投资为47亿美元[25] - 公司计划到2024年底为APS客户提供近1,600 MW的清洁能源和储能[53] - 公司计划到2035年，数据中心预计将创造高达640 MW的容量需求[52] 新产品和新技术研发 - 公司在2022年和2023年将提供438 MW的风能资源，所有资源预计在2023年投入使用[56] - 截至2022年9月30日，APS服务区域内已安装约147,466个住宅光伏系统，总装机容量约为1,273 MWdc[71] 市场扩张和并购 - 公司已于2022年10月28日提交新的费率案件申请，以收回电网投资并减少监管滞后[45] - APS计划在下一个费率案件结束前不发行股权[37] 负面信息 - 公司在2022年第三季度的毛利受天气影响，预税变动为3300万美元[65] - 实际计划资产的回报低于预期回报时，精算损失摊销增加[84] 其他新策略和有价值的信息 - 2022年第三季度的有效税率为13.7%[10] - 2022年APS的总收入请求为4.6亿美元，客户净账单影响为13.6%[19] - 2022年调整后的总资产负债率为131亿美元，允许的股本回报率为10.25%[24] - 2022年第一季度的可再生能源和需求侧管理费用为8900万美元[68] - 2022年和2023年预计不再进行养老金贡献[82] - 2021年的养老金资金状态为97%，2022年预计为104%[80]

收入和利润表现 - 第三季度营业收入为14.69871亿美元，同比增长12.4%[23] - 前三季度营业收入为33.15071亿美元，同比增长10.3%[23] - 第三季度归属于普通股股东的净利润为3.26326亿美元，同比下降4.0%[23] - 前三季度归属于普通股股东的净利润为5.07594亿美元，同比下降14.1%[23] - 第三季度稀释后每股收益为2.88美元，同比下降4.0%[23] - 前三季度稀释后每股收益为4.48美元，同比下降14.2%[23] - 2022年第三季度净利润为3.31亿美元[34] - 2022年前九个月净利润为5.21亿美元，相比2021年同期的6.04亿美元下降约13.7%[32] - 2022年前九个月净收入为5.387亿美元，相比2021年同期的6.116亿美元下降约11.9%[42] - 2022年前九个月运营收入为7.05亿美元，相比2021年同期的7.65亿美元下降约7.8%[42] - 2022年前九个月运营收入为33.157亿美元，相比2021年同期的30.05亿美元增长约10.3%[42] - 2022年第三季度净收入为3.36亿美元，相比2021年同期的3.48亿美元下降约3.4%[42] - 净收入从2021年前九个月的611,616,000美元下降至2022年同期的538,781,000美元，降幅为11.9%[52] - 2022年第三季度净收入为335,999,000美元，而2021年同期为347,969,000美元，下降3.4%[54] - 截至2022年9月30日的九个月，公司净利润为5.25863亿美元，较2021年同期的5.98698亿美元下降12.2%[57] - 截至2022年9月30日的九个月，公司总营业收入为33.15071亿美元，较2021年同期的30.04978亿美元增长10.3%[66] 成本和费用表现 - 第三季度燃料和购电成本为5.56571亿美元，同比增长30.2%[23] - 前三季度燃料和购电成本为11.74027亿美元，同比增长31.1%[23] - 2022年前九个月燃料和购电费用为11.74亿美元，相比2021年同期的8.955亿美元大幅增加约31.1%[42] - 2022年前九个月折旧和摊销费用为5.634亿美元，相比2021年同期的4.8亿美元增长约17.4%[42] - 2022年前九个月利息费用为1.744亿美元，相比2021年同期的1.652亿美元增长约5.6%[42] - 2022年前九个月，Pinnacle West支付的利息（扣除资本化部分后）为1.77767亿美元，较2021年同期的1.66257亿美元增长6.9%[64] - 2022年前九个月，Pinnacle West的坏账费用为1342.2万美元，实际核销额为1477.7万美元[73] 现金流和资本支出 - 2022年前九个月经营活动产生的净现金为10.32亿美元，相比2021年同期的6.61亿美元增长约56.1%[32] - 2022年前九个月资本支出为12.77亿美元，相比2021年同期的10.06亿美元增长约27.0%[32] - 2022年前九个月应付账款增加1.37亿美元[32] - 2022年前九个月折旧和摊销（包括核燃料）为6.13亿美元，相比2021年同期的5.32亿美元增长约15.2%[32] - 经营活动产生的净现金流从2021年前九个月的650,697,000美元增至2022年同期的1,040,356,000美元，增长59.9%[52] - 资本支出从2021年前九个月的1,006,431,000美元增至2022年同期的1,254,693,000美元，增长24.7%[52] 资产、负债和权益变化 - 截至2022年9月30日，公司总资产为228.44598亿美元，较2021年底增长3.8%[27] - 截至2022年9月30日，在建工程为16.84481亿美元，较2021年底增长26.7%[27] - 总负债和权益从2021年12月31日的220.03亿美元增加至2022年9月30日的228.45亿美元，增长约3.8%[30] - 长期债务（扣除当期部分）从2021年12月31日的69.14亿美元增至2022年9月30日的73.44亿美元，增长约6.2%[30] - 股东权益总额从2021年12月31日的60.21亿美元增至2022年9月30日的63.62亿美元，增长约5.7%[30] - 留存收益从2021年12月31日的32.65亿美元增至2022年9月30日的35.80亿美元，增长约9.6%[30] - 截至2022年9月30日，公司累计留存收益为35.801亿美元，相比2022年初的32.647亿美元增长约9.7%[38] - 总资产从2021年12月31日的21,909,656,000美元增加至2022年9月30日的22,711,504,000美元，增长3.7%[48] - 留存收益从2021年12月31日的3,470,235,000美元增至2022年9月30日的3,804,098,000美元，增长9.6%[50] - 股东权益总额从2021年12月31日的6,750,473,000美元增至2022年9月30日的7,236,194,000美元，增长7.2%[50] - 客户及其他应收账款从2021年12月31日的390,533,000美元增至2022年9月30日的602,084,000美元，增长54.2%[48] - 长期债务从2021年12月31日的6,266,693,000美元增至2022年9月30日的6,396,740,000美元，增长2.1%[50] - 现金及现金等价物从2021年12月31日的9,374,000美元降至2022年9月30日的5,302,000美元，降幅为43.4%[48] - 截至2022年9月30日，公司股东权益总额为72.36194亿美元，较2021年12月31日的67.50473亿美元增长7.2%[57] - 截至2022年9月30日，Pinnacle West的坏账准备余额为2399.9万美元，较2021年12月31日的2535.4万美元减少5.3%[73] 业务线表现 - 2022年前九个月零售电力收入中，住宅客户收入为16.47996亿美元，非住宅客户收入为13.70164亿美元[66] - 2022年前九个月批发能源销售收入为1.98546亿美元，较2021年同期的1.44143亿美元增长37.7%[66] 融资与资本活动 - 2022年前九个月普通股股息为每股1.70美元，总计支付1.922亿美元[38] - 2022年前九个月其他综合收益为净亏损43.2万美元，而2021年同期为净收益208.6万美元[45] - 2022年前九个月，公司宣布并支付普通股股息1.92亿美元[57] - 2022年期间，公司从Pinnacle West获得权益注资1.5亿美元[57] - Pinnacle West于2021年12月21日签订4.5亿美元定期贷款额度，其中1.5亿美元于当日收到，3亿美元于2022年1月6日收到，均记为长期债务[75] - 截至2022年9月30日，Pinnacle West拥有2亿美元循环信贷额度，可增至最高3亿美元，且有2400万美元商业票据借款未偿还[77] - 截至2022年9月30日，APS拥有总计10亿美元循环信贷额度（两个各5亿美元），可增至总计14亿美元，且有4.43亿美元商业票据借款未偿还[78] - APS于2022年4月申请将长期债务授权从75亿美元提高至80亿美元[79] - Pinnacle West于2022年1月6日向APS注资1.5亿美元股权，用于偿还短期债务[80] 费率案与监管事项 - APS在2022年零售费率案中申请净增4.6亿美元年零售基本费率，客户平均账单影响为增加13.6%[85] - APS在2022年零售费率案中提出105亿美元原始成本费率基础，资本结构为长期债务占48.07%（成本3.85%），普通股权益占51.93%（成本10.25%），加权平均资本成本为7.17%[86][87] - APS在2019年零售费率案中申请增额1.84亿美元年收入，客户平均账单影响为增加5.6%[89] - APS在2019年零售费率案中提出88.7亿美元原始成本费率基础，资本结构为长期债务占45.3%（成本4.10%），普通股权益占54.7%（成本10.15%），加权平均资本成本为7.41%[90][91] - 2019年费率案最终导致APS年度总收入减少480万美元[99] - 行政法法官建议将年度收入要求减少1.11亿美元[98] - ACC员工建议的费率上调为5980万美元，对应平均用户账单增长1.82%[97] - RUCO建议的收入减少为5010万美元，对应平均用户账单下降1.52%[97] - 2017年和解协议批准零售基础费率净增长9460万美元[106] - ACC在2021年11月批准的2019年费率案例决定中，对SCR相关投资和递延成本进行了2.155亿美元的部分综合否决[172] - 如果SCR的2.155亿美元否决最终成立，APS将需要录得约1.544亿美元的税后运营费用冲销[172] - ACC考虑设计一个200-300兆瓦的试点项目，允许APS的住宅和小型商业客户选择竞争性电力供应商[168] 可再生能源与环保项目 - 2021年可再生能源标准实施计划预算约为8470万美元[113] - 2020年可再生能源标准实施计划预算约为8630万美元[112] - APS Solar Communities项目年度资本成本在1000万至1500万美元之间[108] - 四角电厂SCR项目投资和递延成本中有2.155亿美元被否决[99][100] - 社区转型计划中向纳瓦霍族支付1000万美元，向霍皮族支付125万美元等多项可收回款项[99][102] - 2022年可再生能源标准(RES)实施计划预算为1.005亿美元，较最初提交的9310万美元增加740万美元[115] - 2023年可再生能源标准(RES)实施计划提交的预算约为8620万美元[116] - 采用的清洁能源规则包括最终标准：到2070年实现100%清洁能源，以及到2032年碳排放比基准水平减少50%等中期标准[159] - 综合资源规划中设定了年度能源效率标准为零售销售额的1.3%，以及到2030年需求侧资源容量达到2020年峰值需求的35%[160] - APS于2020年签订两份为期18年的购电协议，每份协议对应80兆瓦太阳能设施[161] 需求侧管理与能效项目 - 2022年需求侧管理(DSM)实施计划预算为7840万美元，较2021年增加约1400万美元[125] - 2021年需求侧管理(DSM)计划预算为6370万美元[124] - 2020年需求侧管理(DSM)计划预算为5190万美元，并于2020年9月获批[121][122] - 公司通过需求侧管理调节费向客户退还约4300万美元，其中3600万美元为ACC批准金额，超额700万美元因历史用电量差异导致[123] 燃料和购电成本调整机制 - 2022年PSA费率为每千瓦时0.007544美元，较2021年增加0.004美元，达到年度上限，约3.65亿美元的燃料和购电成本将结转至未来年度[130] - 2021年PSA费率为每千瓦时0.003544美元，较2020年增加0.004美元，达到年度上限，约2.159亿美元成本将结转至未来年度[127] - 截至2022年9月30日，递延燃料和购电监管资产期末余额为4.45025亿美元，较期初3.88148亿美元增加5687.7万美元[126] 其他费率与附加费 - 2022年环境改善附加费(EIS)申请金额为1140万美元，较前期增加110万美元，于2022年4月生效，年度上限约为1300万至1400万美元[132] - 年度批发输电收入要求自2022年6月1日起12个月内减少约3300万美元[139] - 批发客户费率因此减少约640万美元，零售客户费率本应减少约2660万美元，但实际零售收入要求仅减少240万美元[139] - 固定成本回收机制费率目前为居民用户每千瓦时2.56美分，非居民用户每千瓦时2.68美分[141] - 2022年年度LFCR回收金额申请增至5910万美元，较先前水平增加3250万美元[144] - 联邦企业所得税率从35%降至21%[145] - TEAM Phase II向客户返还与税收节省相关的8650万美元[146] - TEAM Phase III包括一次性账单抵免6400万美元，以及每月账单抵免在2019年12月至2020年12月期间为客户提供额外3950万美元收益[148] - RCP出口能源价格于2021年10月1日生效为每千瓦时9.4美分，并于2022年申请降至每千瓦时8.46美分[152] 监管资产与负债 - 截至2022年9月30日，Cholla电厂2号机组的净账面价值及相关退役成本为3840万美元作为监管资产正在摊销[174] - 截至2022年9月30日，Navajo电厂的剩余投资账面价值为5500万美元作为监管资产正在回收[176] - 截至2022年9月30日，Navajo煤矿复垦监管资产为1460万美元[176] - 截至2022年9月30日，监管资产总额为17.13亿美元，其中流动部分为5.397亿美元，非流动部分为11.734亿美元；相比2021年12月31日的总额17.115亿美元，流动部分减少1.17%，非流动部分减少1.64%[178] - 截至2022年9月30日，监管负债总额为25.286亿美元，其中流动部分为4.204亿美元，非流动部分为21.083亿美元；相比2021年12月31日的总额27.955亿美元，总负债下降9.55%，非流动部分下降15.65%[180] - 养老金资产在2022年9月30日为5.114亿美元，与2021年底的5.098亿美元基本持平[178] - 递延燃料和购电成本相关的监管资产在2022年9月30日为4.45亿美元，较2021年底的3.881亿美元增长14.65%[178] - 资产报废义务相关的监管负债在2022年9月30日为3.165亿美元，较2021年底的6.147亿美元大幅下降48.52%[180] - 其他退休后福利相关的监管负债在2022年9月30日为3.431亿美元，较2021年底的3.748亿美元下降8.46%[180] 养老金与退休福利 - 2022年前九个月养老金净定期福利成本为负397.1万美元，而2021年同期为负2015.9万美元，亏损大幅收窄80.29%[182] - 2022年前九个月其他福利净定期福利成本为负4702.9万美元，而2021年同期为负4119.9万美元，亏损扩大14.15%[182] - 公司2022年未向养老金计划进行自愿缴款，且预计2022年至2024年均无需进行最低要求缴款[183] 租赁承诺与或有事项 - 与Palo Verde VIE租赁相关的年度付款约为2100万美元，租赁期至2033年，相关资产净值为9126.4万美元[184][187] - 在特定触发事件下，APS可能需向可变利益实体非控股权益方支付约3.15亿美元（2022年起），租赁期内总额最高达5.01亿美元[188] - 新购电租赁合同相关承诺约为5亿美元[211] - 已执行但未开始的租赁安排总固定付款额预计约为18亿美元[212] - 与Motorola 52nd Street超级基金站点调查和研究相关的预估成本约为300万美元[214] 衍生品与风险管理 - APS将衍生品未实现损益100%按PSA机制递延至未来费率处理，不影响当期收益[192] - 截至2022年9月30日，电力衍生品名义总量为781吉瓦时，天然气衍生品名义总量为1390亿立方英尺（2021年末为1550亿立方英尺）[193] - 2022年前九个月，非套期会计衍生品合约在收益中确认净收益4.25亿美元（2021年同期为2.70亿美元）[194] - 截至2022年9月30日，衍生品风险管理资产总额为2.52亿美元，其中单一交易对手风险敞口占比约18%[202] - 衍生品净负债头寸的汇总公允价值为356.3万美元，若信用风险触发需追加抵押现金54.5万美元[204] - 能源类非衍生品合约约定：若APS信用评级低于投资级，需追加抵押约7600万美元[204] - 若信用评级降至非投资级，APS需提供约628

财务数据和关键指标变化 - 2022年第二季度每股收益为1.45美元，较去年同期下降0.46美元，主要因不利的费率案决定，公司不再将四角SCR和奥科蒂约现代化项目相关成本递延至监管资产，成本反映在损益表中致净收入减少 [25] - 第二季度客户增长2%，符合指引；天气正常化销售增长3.2%，主要由工商业客户推动 [27] - 维持2022年每股收益3.90 - 4.10美元的指引范围，其他财务指引不变 [38] 各条业务线数据和关键指标变化 - 工商业客户增长强劲，推动销售增长；住宅客户方面，随着居家办公趋势结束，客户使用量逐渐恢复正常，未来增长将主要由客户数量增长驱动 [27][94] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年5月，亚利桑那州失业率为3.2%，是40多年来该州最低失业率，低于全国3.6%的失业率 [28] - 亚利桑那州人口持续增长，净迁入率高；2021年，美国发展最快的前15个城市中有4个位于APS服务区域 [29] - 商业搜索平台数据显示，2022年凤凰城工业发展增长在全国排名第二 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 6月向亚利桑那州公司委员会提交新费率案意向通知，预计10月底正式提交，测试年截至2022年6月30日，旨在实现平衡费率制定，支持公司投资以满足亚利桑那州经济增长、基础设施建设、服务可靠性、客户体验提升和清洁能源发展需求 [14][15] - 5月发布2022年全资源招标书，寻求1000 - 1500兆瓦新资源，包括600 - 800兆瓦可再生能源，目前正在评审投标，预计8月底确定短名单 [16] - 致力于提升客户体验，通过与社区组织合作开展热缓解支持项目，改善客户满意度；APS在J.D. Power住宅和商业客户满意度排名中取得进步 [10][11] - 采用精益六西格玛文化和客户可承受性举措应对通胀压力，目标是保持运营和维护成本平稳，并降低每兆瓦时运营和维护成本 [32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司上半年在改善客户体验、加强利益相关者关系和实现ESG及清洁能源目标方面取得进展，但仍有工作要做 [20] - 尽管面临费率案不利影响和通胀压力，但销售增长带来一定益处，公司有信心执行战略，实现全年业绩目标 [38] - 亚利桑那州劳动力市场强劲、人口增长和工商业发展为公司带来积极影响，但需进行大量资本投资以维持电网可靠性和资源充足性，并及时合理收回投资成本 [30][31] 其他重要信息 - APS因客户能源效率计划出色，连续第二年获美国环保署能源之星年度合作伙伴奖 [17] - 运营四年的Cool Rewards需求响应计划，连接近6.6万APS客户，提供超100兆瓦灵活清洁容量，有助于公司在亚利桑那州炎热天气确保可靠服务，并推动实现2050年100%清洁能源和无碳电力目标 [18][19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023年养老金增长及能否维持增长区间 - 目前判断为时尚早，市场若维持现状，养老金会有逆风，但公司资产大量配置于固定收益，长期看有助于降低波动性；2023年固定收益收益率上升将增加资产预期回报，抵消部分潜在损失摊销 [42][44][45] 问题2: 费率案利益相关者流程中清洁能源跟踪机制的关注情况及反馈 - 这是公司关注领域，目前处于费率案申请技术准备阶段，清洁能源跟踪机制可避免连续费率案，虽在亚利桑那州监管中不常见，但有吸引力，预计图森电力也会关注 [47][48] 问题3: IRA法案对公司的影响及在公平竞争中获取所有权机会的情况 - 对公司无替代最低税影响；若太阳能生产税收抵免实施，将有助于公司降低清洁能源技术部署成本，维持公用事业所有权和购电协议的平衡 [52][53][54] 问题4: 长期负荷增长情况及台积电的贡献 - 客户增长稳定在2%，住宅客户增长符合指引；工商业客户方面，疫情后趋势逐渐成熟；台积电在服务区域建设工厂，半导体和电动汽车等领域发展将带动负荷增长，但台积电具体时间受供应链影响，尚不确定 [57][59][62] 问题5: 运营和维护成本与年度指引差异及2023年管理情况 - 本季度已感受到通胀带来的逆风，后续将持续监测销售和运营维护成本平衡；运营和维护成本方面，需关注客户可承受性和土地细分举措；燃料成本方面，公司85%以上已套期保值，缓解了部分压力 [70][71][73] 问题6: 100%利率波动对冲对资产下行的影响 - 对冲旨在维持养老金资金状况，使公司对利率变动不敏感；虽有20%配置于股票和其他风险资产可能产生损益，但固定收益证券配置有助于降低福利成本波动性 [75][76][77] 问题7: 2022年其他收入指引中养老金回报情况及2023年变化 - 该数字是多年精算损益积累，反映了过往资产组合回报，今年80%为固定收益、20%为股票；季度报告信息有助于根据市场力量、利率和贴现率变化推断非服务贡献或成本 [78][79] 问题8: 2023年养老金和其他退休福利潜在影响及敏感性 - 养老金服务成本、利息成本、预期回报和精算损益摊销等因素受利率影响，且影响非线性；若资产回报为负，精算损失会因贴现率高于预期而减少 [86][88][89] 问题9: 100%利率波动对冲对80%固定收益资产下行保护情况 - 并非直接保护资产，而是确保资产和负债反向变动，维持资金状况稳定；固定收益证券配置有助于降低福利成本波动性，但非对冲资产本身 [91][92] 问题10: 销售增长近期变化及每股收益复合年增长率中销售驱动因素 - 销售增长趋势为客户增长稳定，本季度工商业增长强劲，主要因工商业客户恢复正常；住宅客户使用量恢复正常，未来增长由客户数量驱动；每股收益复合年增长率中，近期1.5% - 2%增长受关注，长期3.5% - 4.5%增长由大型工业客户推动 [93][94][95] 问题11: 能否抵消养老金潜在拖累影响 - 目前无法确定年底市值情况，养老金可能成为2023年逆风；公司将通过精益六西格玛文化和成本管理缓解影响，将其纳入费率案，但不提议递延机制或其他监管机制 [101][103] 问题12: 运营和维护成本指引趋势 - 目前维持指引范围，将持续关注夏季情况，应对资本和新项目挑战，关注客户可承受性 [104][105] 问题13: 2023年指引提供时间 - 预计在费率案结束后提供，符合以往做法 [106]

财务业绩 - 2022年第二季度业绩受费率案结果负面影响[4] - 2022年EPS指引为3.90 - 4.10美元，有效税率13.5%，预计零售客户增长1.5 - 2.5%，天气正常化零售电力销售增长1.5 - 2.5%[42] 业务发展 - 2022 - 2024年管理资本计划总额47亿美元，支持客户增长、可靠性和清洁转型[18] - 计划到2024年底为APS客户签约近1600兆瓦清洁能源和储能项目，2025 - 2027年寻求1000 - 1500兆瓦资源[48] 市场环境 - 亚利桑那州是美国增长最快的州之一，过去三年年就业增长率可观，住房增长稳定[44] - 数据中心预计到2035年将产生高达640兆瓦的容量需求[47] 运营管理 - 目标是总运营维护成本持平，每兆瓦时运营维护成本下降，2021年总运营维护成本8.65亿美元，2022年预计为8.2 - 8.4亿美元[25] - 2022年计划对煤炭、核能和大型天然气电厂进行检修，如帕洛维德1号机组检修35天，3号机组检修30天[53][54] 信用评级 - APS和顶峰西部信用评级为投资级，但展望均为负面，APS股权层>50%，FFO/债务范围为16% - 18%[68] 监管动态 - 2022年多项监管事项有进展，如2月1日电力供应调整器生效，5月18日批准多项计划并于6月1日生效等[72]

收入和利润表现 - 第二季度运营收入为10.616亿美元，同比增长6.1%[23] - 上半年运营收入为18.452亿美元，同比增长8.7%[23] - 第二季度归属于普通股股东的净收入为1.643亿美元，同比下降23.8%[23] - 上半年归属于普通股股东的净收入为1.813亿美元，同比下降27.9%[23] - 第二季度基本每股收益为1.45美元，同比下降24.1%[23] - 上半年基本每股收益为1.60美元，同比下降28.3%[23] - 2022年上半年净利润为1.90亿美元，较2021年同期的2.60亿美元下降了27%[32] - 2022年第二季度净利润为1.65亿美元，较2021年同期的2.20亿美元下降了25%[34] - 2022年上半年归属于普通股股东的净利润为1.94169亿美元，较2021年同期的2.55035亿美元下降23.9%[40] - 2022年上半年运营收入为18.452亿美元，较2021年同期的16.96724亿美元增长8.8%[40] - 2022年第二季度运营收入为10.61669亿美元，较2021年同期的10.00249亿美元增长6.1%[40] - 2022年第二季度归属于普通股股东的净利润为1.69969亿美元，较2021年同期的2.19748亿美元下降22.7%[40] - 2022年上半年净利润为2.0278亿美元，较2021年同期的2.6365亿美元下降23.1%[49] - 2022年第二季度净利润为1.74275亿美元，较2021年同期的2.23487亿美元下降22.0%[51] - 2022年上半年净利润为2.02781亿美元，较2021年同期的2.63647亿美元下降23.1%[54] - 2022年第二季度总营业收入为10.61669亿美元，较2021年同期的10.00249亿美元增长6.1%[63] - 2022年上半年总营业收入为18.452亿美元，较2021年同期的16.96724亿美元增长8.7%[63] - 2022年第二季度来自客户合同的收入为10.64亿美元，较2021年同期的9.8亿美元增长8.6%[66] 成本和费用 - 第二季度燃料和购电成本为3.522亿美元，同比增长30.5%[23] - 上半年燃料和购电成本为6.175亿美元，同比增长31.9%[23] - 第二季度折旧和摊销费用为1.865亿美元，同比增长17.5%[23] - 上半年折旧和摊销费用为3.731亿美元，同比增长17.9%[23] - 2022年上半年燃料和购电费用为6.17456亿美元，较2021年同期的4.68062亿美元大幅增长31.9%[40] - 2022年第二季度燃料和购电费用为3.52187亿美元，较2021年同期的2.69835亿美元增长30.5%[40] - 2022年上半年折旧及摊销（包括核燃料）为4.0509亿美元，较2021年同期的3.5049亿美元增长15.6%[49] - 2022年上半年支付利息（扣除资本化后）为1.20359亿美元，较2021年同期的1.1201亿美元增长7.5%[61] - 2022年第二季度养老金净定期福利成本为亏损237.6万美元，而2021年同期为亏损716.4万美元[174] - 2022年第二季度其他福利净定期福利成本为亏损1609.4万美元，而2021年同期为亏损1399.3万美元[174] 现金流和资本支出 - 2022年上半年经营活动产生的净现金为5.88亿美元，较2021年同期的3.12亿美元增加了88.4%[32] - 2022年上半年资本支出为8.43亿美元，较2021年同期的6.81亿美元增加了23.8%[32] - 2022年上半年经营活动产生的现金流量净额为6.003亿美元，较2021年同期的3.147亿美元增长90.8%[49] - 2022年上半年资本支出为8.2427亿美元，较2021年同期的6.8115亿美元增长21.0%[49] - 2022年上半年应计资本支出为1.06033亿美元，与2021年同期的1.05515亿美元基本持平[61] 资产负债和权益变化 - 总负债和权益从220.03亿美元增至225.01亿美元，增加了4.98亿美元（约2.3%）[30] - 短期借款从2.92亿美元增至5.41亿美元，增加了2.49亿美元（约85.3%）[30] - 长期债务（扣除当期部分）从69.14亿美元增至72.41亿美元，增加了3.27亿美元（约4.7%）[30] - 留存收益从32.65亿美元微降至32.54亿美元，减少了0.11亿美元（约0.3%）[30] - 现金及现金等价物期末余额从1414.6万美元增至2918.9万美元，增加了106.4%[32] - 截至2022年6月30日，公司留存收益为32.53772亿美元，较2022年初的32.64719亿美元略有下降[36] - 总资产从2021年12月31日的219.10亿美元增至2022年6月30日的223.74亿美元，增长约4.64亿美元或2.1%[45][47] - 股东权益从2021年12月31日的66.75亿美元增至2022年6月30日的67.86亿美元，增长约1.11亿美元或1.7%[47] - 短期借款从2021年12月31日的2.787亿美元增至2022年6月30日的5.15亿美元，增长2.363亿美元或84.8%[47] - 现金及现金等价物从2021年12月31日的937.4万美元增至2022年6月30日的2778.2万美元，增长约1840.8万美元或196.4%[45][49] - 客户预付款从2021年12月31日的2.5715亿美元增至2022年6月30日的3.3620亿美元，增长7905万美元或30.7%[47] - 在建工程从2021年12月31日的13.2772亿美元增至2022年6月30日的13.6540亿美元，增长3768万美元或2.8%[45] - 截至2022年6月30日，公司总权益为68.99284亿美元，较2021年同期的64.1229亿美元增长7.6%[51][54] 股息支付 - 2022年第二季度普通股股息为每股1.70美元，总计支付1.92亿美元[34] - 2022年上半年宣布并支付普通股股息每股1.70美元，总计1.92213亿美元[36] - 2022年第二季度普通股股息支付为1.92亿美元，较2021年同期的1.87亿美元增长2.7%[51] - 2022年上半年普通股股息支付为1.92亿美元，较2021年同期的1.87亿美元增长2.7%[54] 其他综合收益 - 2022年上半年其他综合收益为负134.1万美元，而2021年同期为综合收益108.6万美元[42] - 2022年第二季度其他综合亏损为216.1万美元，而2021年同期为其他综合收益15.9万美元[51] - 2022年上半年其他综合亏损为134.1万美元，而2021年同期为其他综合收益108.6万美元[54] 业务线收入表现 - 2022年第二季度住宅零售电费收入为5.37589亿美元，较2021年同期增长1.1%[63] - 2022年第二季度非住宅零售电费收入为4.62669亿美元，较2021年同期增长9.9%[63] - 2022年第二季度批发能源销售收入为2990.2万美元，较2021年同期增长66.1%[63] 监管和费率事项 - 公司反驳证词中提议增加1.69亿美元收入[87] - 公司反驳证词中提议平均每户年账单上涨5.14%[87] - 行政法法官建议将年度收入要求减少1.11亿美元[90] - 行政法法官建议将股权回报率设定为9.16%[90] - 委员会批准的修订方案导致公司年度总收入减少480万美元[91] - 委员会批准的修订方案将股权回报率设定为8.70%[91] - 2017年和解协议规定零售基本费率净增长9460万美元[97] - 2017年和解协议授权普通股回报率为10.0%[98] - 2017年和解协议资本结构为债务占44.2%，普通股权益占55.8%[98] - 公司预计在2022年10月底前提交下一次一般零售费率案申请[95] - 2022年上半年 deferred fuel and purchased power costs 为9870.7万美元，期末监管资产余额为3.90013亿美元[119] - 2022年电力供应调整机制费率为每千瓦时0.007544美元，较2021年增加0.004美元，超出年度上限的燃料成本约3.65亿美元将转入未来费率调整[122][123] - 2022年环境改善附加费申请金额为1140万美元，较前期增加110万美元[125] - 2020年5月1日生效的年度LFCR回收金额降至2660万美元，较先前水平减少960万美元[133] - 2022年5月1日申请的年度LFCR回收金额增至5910万美元，较先前水平增加3250万美元（包含2021年申请中1180万美元的未批准余额）[135] - 2018年1月1日起，联邦企业所得税率从35%降至21%[136] - 2019年4月生效的TEAM Phase II向客户返还与税收节省相关的8650万美元[137] - 2019年12月TEAM Phase III实施，包括一次性账单抵免6400万美元和每月账单抵免（至2020年底额外提供3950万美元客户收益）[139] - 2019年10月1日生效的RCP出口能源价格为每千瓦时10.5美分，2021年10月1日降至9.4美分，2022年9月1日进一步降至8.46美分[143] - 由于费率计划比较工具错误，APS向约13,000名客户提供了退款和25美元的不便赔偿，随后又向约3,800名额外客户提供了退款和赔偿[161] - APS与州检察长达成和解协议，支付2475万美元，其中约2400万美元作为赔偿返还给客户[162] - 四角电厂选择性催化还原（SCR）设备安装的年收入影响约为5850万美元，低于最初请求的6750万美元[163] - 2019年费率案例决定允许约1.94亿美元的SCR相关投资和成本递延计入费率基础，但部分驳回了2.155亿美元的投资和递延成本[164] - 如果2.155亿美元的SCR投资驳回调成立，APS将需要录得约1.544亿美元的税后费用[165] - 截至2022年6月30日，Cholla电厂2号机组的净账面价值和退役相关成本为3950万美元，作为监管资产正在通过2033年进行摊销[167] - 截至2022年6月30日，APS在Navajo电厂的剩余投资账面价值为5740万美元，Navajo煤矿复垦监管资产为1540万美元[169] - 根据2019年费率案例决定，APS被允许回收Navajo电厂投资账面价值，但年度摊销费用的15%不允许回收[169] - 截至2022年6月30日，监管资产总额为16.9亿美元，其中流动部分为5.09亿美元，非流动部分为11.81亿美元，较2021年末的17.11亿美元略有下降[170] - 养老金监管资产为5.14亿美元，全部为非流动部分，与2021年末的5.10亿美元相比保持稳定[170] - 递延燃料和购电成本监管资产为3.90亿美元，全部为流动部分，与2021年末的3.88亿美元基本持平[170] - 截至2022年6月30日，监管负债总额为26.72亿美元，其中流动部分为4.04亿美元，非流动部分为22.68亿美元，较2021年末的27.95亿美元有所减少[172] - 与《税收法案》相关的超额递延所得税监管负债为10.04亿美元，其中ACC部分为9.96亿美元，FERC部分为22.62万美元[172] - 资产报废义务监管负债为3.77亿美元，较2021年末的6.15亿美元显著下降[172] - 其他退休后福利监管负债为3.56亿美元，其中流动部分为5062万美元，非流动部分为3.05亿美元[172] - 递延燃料和购电成本按市值计价监管负债为2.86亿美元，其中流动部分为1.74亿美元，非流动部分为1.12亿美元[172] - 与亚利桑那州总检察长达成和解，支付2475万美元，其中约2400万美元返还客户[209] - 四角电厂SCR项目相关投资和成本递延约1.94亿美元获准计入费率基数[210] - ACC部分否决了2.155亿美元的SCR投资和递延，若最终维持该决定，APS将录得约1.544亿美元的税后费用[211] 可再生能源和需求侧管理计划 - 2020年可再生能源标准实施计划预算为8630万美元，并获得监管机构批准[106] - 2021年可再生能源标准实施计划预算为8470万美元，其中450万美元用于弥补因疫情延迟的太阳能社区项目收入要求[107] - 监管机构授权通过可再生能源调整费收取6830万美元以支持2021年可再生能源计划[107] - 2022年可再生能源标准实施计划修正预算为1.005亿美元，包含每年2000万至3000万美元的太阳能社区项目资本支出授权[109] - 2020年需求侧管理计划预算为5190万美元，并于2020年9月获监管机构批准[115] - 2021年需求侧管理计划预算为6370万美元，重点关注负荷转移和储能策略[117] - 2022年需求侧管理计划预算为7840万美元，较2021年增加约1400万美元[118] 输电收入调整 - 2020年6月1日起，APS年度批发输电收入要求因FERC批准公式降低约610万美元，零售收入要求总计降低740万美元，导致住宅和商业费率下调[129] - 2021年6月1日起，APS年度批发输电收入要求增加约400万美元，但零售收入要求降低2840万美元，导致住宅和商业费率下调[130] - 2022年6月1日起，APS年度批发输电收入要求降低约3300万美元，零售收入要求降低240万美元，导致住宅费率下调而商业费率上调[131] 环境法规与合规 - 亚利桑那州采纳的清洁能源规则要求到2070年实现100%清洁能源，并设定了2032年碳排放减少50%、2040年减少65%、2050年减少80%的中期目标[149] - 综合资源计划（IRP）设定年度节能标准（EES）为零售销售额的1.3%（三年平均值），并要求到2030年需求侧资源容量达到2020年峰值需求的35%[151] - 根据《公共事业监管政策法案》（PURPA），APS与合格设施签订了两份为期18年的购电协议（PPA），每份协议涉及80兆瓦（MW）的太阳能设施[152] - 四角电厂区域雾霾规则要求的污染控制设备，APS承担63%份额的成本约为4亿美元[213] - 四角电厂和Cholla电厂遵守CCR规则的增量成本份额分别约为3000万美元和1600万美元[218] 融资与资本活动 - 2022年上半年公司从Pinnacle West获得1.5亿美元的权益注资[54] - APS向ACC申请将长期债务授权从75亿美元增加到80亿美元，该申请正在审查中[76] 衍生工具与风险管理 - 在特定触发事件下，APS可能需向可变利益实体非控股权益方支付约3.15亿美元（2022年起），并在租赁期内累计支付高达5.01亿美元[180] - 截至2022年6月30日，电力衍生品名义未平仓量为1,208吉瓦时，天然气衍生品名义未平仓量为1,680亿立方英尺[185] - 2022年第二季度，未指定为套期会计的衍生工具实现净收益6,252.5万美元，上半年实现净收益2.86267亿美元[186] - 截至2022年6月30日，衍生工具总资产公允价值为2.89612亿美元，净额结算后报表列示金额为2.48875亿美元[190] - 风险管理部门资产为2.49亿美元，其中单一交易对手方风险敞口占比达19%[194] - 衍生工具净负债头寸的汇总公允价值为188.2万美元，若信用风险或有特征触发需追加现金抵押88.3万美元[196] - 若公司债务信用评级低于投资级，非衍生工具合约可能要求追加约7,700万美元抵押品[196] - APS在评级下调至非投资级时需提供约6280万美元的抵押担保[201] 承诺与或有事项 - 燃料和购电承诺增加约12亿美元，主要源于新的购电和储能承诺[202] - 已执行但尚未开始的租赁安排总固定对价预计约为18亿美元[203] - Motorola超级基金站点调查和研究相关成本约为300万美元[205] 保险与索赔 - 根据与能源部的和解协议，APS已就2011年7月至2020年6月期间提交七项索赔，累计获赔1.118亿美元（APS份额为3,250万美元）[198] - 根据《普莱斯-安德森法案》，Palo Verde核电站每次事故的公共责任保险覆盖上限约为135亿美元[199] - Palo Verde核电站财产损失及净化保险总额

财务业绩 - 2022年第一季度业绩受费率案负面影响，尽管用电量增加[4] - 2022年EPS指引为3.90 - 4.10美元，调整后毛利率为25.2 - 25.5亿美元，调整后运营和维护费用为8.2 - 8.4亿美元[38] 业务增长 - 零售客户增长目标为1.5% - 2.5%，天气正常化零售电力销售增长目标为1.5% - 2.5%，长期EPS增长目标为5% - 7%[12][13] - 2022 - 2024年计划资本投资47亿美元，支持客户增长、可靠性和清洁能源转型[17] 费率基础 - 费率基础预计实现5% - 6%的年增长率，2022 - 2024年呈稳定增长态势[21] 运营成本 - 目标是总运营和维护成本持平，每兆瓦时运营和维护成本下降，2022年总运营和维护成本预计为8.2 - 8.4亿美元[25] 资本来源 - 预计通过运营现金流、APS债务、PNW债务和PNW股权/替代方案等筹集资金，直至2024年[28] 清洁能源转型 - 计划到2024年底为客户提供近1600兆瓦的清洁能源和储能服务，2023年开始四角地区季节性运营[44] 监管动态 - 2022年有多项监管关键日期，包括电源调整器、固定成本回收、输电成本调整器等相关事项[65] 市场环境 - 亚利桑那州是美国增长最快的州之一，就业和住房增长稳定，服务区域支持高科技增长和经济发展[40][42] 能源供应 - 2022年第一季度总能源来源为7030吉瓦时，较2021年增加263吉瓦时，各能源生产和采购量有不同变化[72] 信用评级 - APS和Pinnacle West的信用评级为投资级，但展望为负面，支持增长机会[63]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度每股收益为0.15美元，去年同期为0.32美元，主要因上一次费率案不利决定，包括四角和奥科蒂约会计递延终止、折旧和摊销增加、所得税增加、养老金和其他非服务信贷减少等，但被较低的运营和维护费用、较高的输电收入以及强劲的客户和销售增长部分抵消 [20][21][22] - 第一季度客户增长2.2%，处于1.5% - 2.5%指导范围上限；天气正常化销售增长4.4%，高于指导范围，其中住宅增长3.5%，商业和工业增长5.2% [22][23] - 公司预计2022年每股收益在3.90 - 4.10美元之间，将受益于第一季度较高销售以及持续的精益六西格玛计划以缓解通胀压力 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度，帕洛维德核电站运营容量因子为95%，1号机组于4月8日开始计划内换料停机，预计未来几天恢复服务，2022年两次换料停机预计各持续约30天 [13] - 公司今年将使位于六个亚利桑那公共服务公司（APS）拥有的太阳能站点的141兆瓦电池储能投入使用；2023年预计150兆瓦新的APS自有太阳能以及60兆瓦APS自有电池上线；目前正在进行另一个APS自有太阳能加储能项目的合同签订最后阶段；预计5月中旬发布另一份全资源招标书，为2024年和2025年投入使用的新资源招标 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年3月，亚利桑那州失业率降至3.3%的历史低点，低于全国平均的3.6%，为近50年来该州最低失业率 [24] - 2021年，亚利桑那州是美国增长第三快的州，凤凰城是增长第二快的都会区，马里科帕县是增长最快的县；2022年马里科帕县住宅建设许可开局再创纪录 [24][25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将在年中提交费率案，主要目标是收回为现有客户提供可靠服务的成本和投资，并支持服务区域的增长；继续与亚利桑那州公司委员会和众多利益相关者合作，以达成共识并推进平衡解决方案 [15] - 持续推进清洁能源承诺，通过采购流程确保长期资源充足，包括电池储能和太阳能项目的建设和招标 [14] - 注重提升客户体验和沟通，在J.D. Power住宅客户满意度调查得分方面取得进展，APS在客户满意度各项驱动因素上均有四分位提升，整体满意度升至第三四分位上半区 [17] - 持续进行成本管理，如在建设工地部署移动数字安全站以节省成本 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为2022年开局符合财务指导，尽管第一季度收益低于去年，但仍在预期范围内；客户和销售增长强劲，劳动力市场持续复苏，人口增长带来积极影响，但上一次费率案结果的负面影响仍存在 [20][22][23] - 公司对2022年收益结果保持在指导范围内有信心，将通过成本管理和关键举措应对通胀压力，为股东提供长期价值 [27] 其他重要信息 - 公司安全是首要任务，第一季度无严重伤害事故，安全指标SIF表现良好 [9] - 春季是夏季准备工作的重要时期，公司有完善的夏季准备计划，在亚利桑那州野火季中系统表现良好，与当地应急机构协调有效 [11][12] - 公司最近的客户教育和外展计划获公司委员会批准，体现了与利益相关者和委员会在过去具有挑战性问题上的进展 [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 去年请求提高LFCR被拒后，公司在请愿LFCR成本回收方面是否会调整策略，以及CPI、通胀、销售和LFCR对费率案时间的影响 - 现有LFCR将在5月公开会议推进，未来费率案中会与利益相关者探讨潜在解决方案；这些因素不影响费率案年中提交的时间安排 [33][36] 问题2: 下一次综合资源规划（IRP）提交时间，近期市场收紧是否改变对未来五年新增基荷发电的看法，以及夏季容量情况 - RFP流程运作良好，但西部区域市场紧张，公司已为夏季采购资源以维持储备边际；2022年和2023年情况良好，已缓解供应链挑战，2024 - 2025年资源将通过后续RFP周期确定 [45][49][50] 问题3: 煤炭供应是否紧张 - 四角电厂是矿口电厂，有直达煤矿的铁路，无供应问题；乔拉电厂通常有三到四个月的煤炭储备，煤炭供应无风险 [52] 问题4: 第一季度住宅用电增长的驱动因素，以及能否推断至未来季度；与原计划相比，目前销售增长和通胀影响情况 - 增长主要源于有机客户增长和每户用电量增加，净迁移是主要驱动因素；目前对全年计划和指导有信心，将继续监测销售增长和成本管理情况 [56][57] 问题5: 关于改变亚利桑那州公司委员会（ACC）组成的法案情况，以及经济发展对可靠性需求的影响 - 该法案在立法会议后期，可能不会有进展；经济发展已纳入预测，可靠性规划基于夏季高峰需求，帕洛维德和四角电厂对西南地区至关重要 [65][66][67] 问题6: 即将到来的费率案是否会因工作量导致最终命令时间延长，以及如何考虑请求规模和减轻对客户的影响，APS太阳能项目是否受DOCS调查影响 - 目前认为两个案件同时进行不会影响时间；公司会平衡相关问题，在费率设计中为客户提供选择；APS太阳能项目按合同推进，不受DOCS调查影响 [74][76][79] 问题7: 上诉若不成功，新专员和对煤炭发电稳定性的重视是否使公司能在下一次提交中将选择性催化还原（SCR）成本纳入费率 - 公司认为上诉有充分理由，燃料安全是重要因素，四角电厂对系统可靠性至关重要，但无法对未来情况进行推测 [86][87] 问题8: LFCR机制是否会有变化，5月会议是否会讨论该话题 - 此前有修正案被撤回，预计大部分讨论将在下次费率案中进行，以解决该机制的结构性变化 [91]