公用事业股票优势 - 公用事业股票的最大利好在于自然垄断概念[1] - 公用事业股票因其基础定价权而值得关注，即使费率上涨，家庭和企业也别无选择[3] 公用事业巨头优势 - 公用事业巨头在其领域占据了几十年的地位，具有深深的竞争优势[2] 公用事业公司分析 - DTE Energy (DTE)是一家总部位于底特律的多元化能源公司，基本上有地理优势，吸引了许多寻求避风港的千禧一代[5] - Duke Energy (DUK)是一家电力和天然气控股公司，总部位于北卡罗来纳州夏洛特，具有地理优势，服务市场通常靠近美国东海岸[9] - American Electric Power (AEP)总部位于俄亥俄州哥伦布，是美国一家主要的投资型电力公用事业公司，服务于11个州，具有潜在的投资机会[13]

文章核心观点 - 投资者期望2024年公用事业板块表现优于2023年，该板块有反弹潜力，且当前板块内股票股息收益率高，值得关注高股息公用事业股 [1] 各公司情况 黑山公司（Black Hills Corp.） - 是相对不知名的公用事业公司，股息收益率达4.64%，为较高收益公司之一 [2] - 为大平原地区多个州提供天然气和电力服务 [2] - 近期营收下降8%，但每股收益比上年高24%，且连续52年增加股息，具有稳定性和可预测的高收入 [3] 杜克能源（Duke Energy） - 是知名公用事业股，股息收益率4.23% [4] - 营收增长超7%，其所在的卡罗来纳地区人口增长快，将增加公用事业需求并可能提价 [5] 安特吉公司（Entergy） - 总部位于新奥尔良，从事电力和天然气的生产与分销 [6] - 目前股价超102美元，目标价接近109美元，加上季度股息1.13美元，预计未来12个月回报率超10.5% [6] - 前三个季度公司盈利增加3.72亿美元，股息收益率超4.4%，是可靠收入来源 [7] 道明尼能源（Dominion Energy） - 是知名公用事业公司，股息收益率5.66%，仅股息回报就接近6% [8][9] - 股价预计波动范围较窄，价格上涨潜力低于部分其他公司 [8] - 天然气价格似已触底，随着冬季来临公司营收有望增长，且预计利率下降将减轻债务问题 [9] 美国电力公司（American Electric Power） - 是俄亥俄州的纯电力公用事业公司，股息收益率约4.4% [10] - 第三季度实现业绩好转，每股收益增加50美分至1.83美元 [10] WEC能源集团（WEC Energy Group） - 从事电力和天然气分销业务，主要服务于伊利诺伊州和威斯康星州 [12] - 目前股息收益率超4%，2024年第一季度计划将股息提高7% [13] - 公司营收和盈利略有下滑，但自2004年后未降低股息，有风险也有收益机会 [13] 新纪元能源（NextEra Energy） - 股息收益率为3.05%，是列表中最低的，但具有增长潜力 [14] - 既拥有佛罗里达电力与照明公司，又拥有全球最大的风能和太阳能公司NextEra Energy Resources [15]

文章核心观点 - 美国电力公司（AEP）提高季度股息，符合管理层对股息投资者的承诺，其股息具有吸引力且公司正利用清洁能源实现增长，是值得股息投资者深入研究的股票 [1][2][7] 公司股息情况 - 2023年10月公司将季度股息从每股0.83美元提高至0.88美元，每股增加0.05美元，约6%的增幅 [1] - 公司股息收益率4.1%，虽低于部分无风险存单，但可靠的股息股票优势在于股息可增长，而存单利息不会 [2] - 公司6%的股息增幅超过历史通胀增长率，若保持此增速，股息购买力将随时间增长 [2] - 以先锋公用事业ETF为代表，公用事业平均股息收益率约3.5%，选择公司可多获得0.5个百分点的收益率，收入提升14% [3] 公司业务发展 - 作为受监管的公用事业公司，公司在服务市场具有垄断地位，但需监管机构批准费率和资本支出计划，增长受限 [4] - 公用事业行业正从煤炭等较脏燃料向可再生能源等清洁能源转型，公司计划到2045年实现净零排放 [4][5] - 公司出售非受监管的可再生资产，旨在专注为自身建设太阳能和风能项目，而非签订长期电力销售合同 [5] - 受监管的清洁能源资产由政府批准，有保证的回报，也有助于获批客户费率上调 [5] 公司未来展望 - 能源转型支撑公司在可预见未来实现6% - 7%的盈利增长，管理层承诺股息将与盈利增长同步 [6] - 公用事业股票通常安全可靠，公司股息收益率处于10年收益率区间高端，现在可能是买入的好时机 [7]

公用事业部门 - 公用事业部门以稳定增长、高于平均水平的股息向股东支付股息[3] - 美国电力公司（NASDAQ：AEP）是投资组合中最大的公用事业公司之一，占据了1.1%的个人持股组合[5] - AEP的股息率为4.4%，高于10年期美国国债的3.9%收益率，且远高于标普500指数的1.5%收益率[7] - AEP的股息率稳定，63%的EPS派息比率低于评级机构认为公用事业公司安全的75%水平[8] - AEP的55%债务资本比率略低于评级机构对公用事业公司的60%偏好，因此获得了S&P的A-信用评级[9] AEP运营情况 - AEP的当前估值显示股价比公允价值低14%[11] - AEP在第三季度的运营收入大幅增长，EPS达到1.77美元，超过分析师预期[18] - AEP的资产负债表健康，利息覆盖率为2.4，养老金计划覆盖率也达到100%[19] - AEP计划在2023年至2027年投资400亿美元，预计将推动未来几年每年6%至7%的运营EPS增长[22] - AEP最近将季度股息提高了6%，未来五年预计股息增长将与过去五年相似[23] AEP风险与潜力 - AEP面临的风险包括公用事业委员会可能不批准与资本改进和增加相关的费率调整，项目可能延迟或超支，以及拥有的Cook发电厂可能发生重大事故[26][27][28] - AEP的混合P/E比率为15.4，与正常P/E比率相当，如果公司能按照分析师的预期增长并且估值保持稳定，到2025年将提供近22%的累计总回报[34]

销售业绩 - 公司在中国市场创下了iPhone销售收入纪录为96.77亿美元[110] - AEP的天气标准化零售销售量在2023年第三季度增长了2.1%，主要是由于居民客户数量增加[69] - AEP的天气标准化商业销售在2023年第三季度增长了7.5%，主要是由于新数据中心负载和经济发展[70] - AEP的天气标准化工业销售在2023年第三季度下降了1.1%，主要是由于非石油和天然气部门的下降[70] - AEP的天气标准化零售销售量在2023年前九个月增长了2.3%，主要是由于商业销售的增加[71] - 公司在财报电话会议中提到了未来展望和业绩指引[54] 公司战略 - AEP计划出售AEP能源和AEP Onsite Partners，以便专注于核心受管制的公用事业运营[77] - AEP决定在2024年上半年完成AEP能源的销售过程[78] - AEP决定在2024年上半年完成AEP Onsite Partners的销售过程[79] - AEP计划出售某些输电合资企业，预计在2023年年底完成战略评估[82] 财务状况 - 2023年第三季度，AEP普通股股东收益从2022年的6.84亿美元增加至9.54亿美元，主要原因包括有利的费率审议、投资于输电资产带来的收入和利润[65] - 2023年第三季度，AEP公司的总收入为8737.7百万美元，较2022年同期增长7.3%[180] - 2023年第三季度，AEP公司的净利润为1054.6百万美元，较2022年同期增长118.6%[180] - 2023年第三季度，AEP公司的净利润归属于AEP普通股股东为512.5百万美元，较2022年同期增长7.4%[184] 环境影响与法规 - AEP在环境控制方面有重大资本投资计划和额外运营成本[135] - AEP正参与有关环境问题的诉讼，可能需要承担清理受污染场地的责任[136] - AEP将寻求从客户那里通过管辖区域的费率收回污染控制技术和相关成本[137] - AEP已经制定了中期和长期的二氧化碳排放减少目标[150] - AEP已经采取行动减少和抵消发电设施的二氧化碳排放[149] - AEP宣布了新的中期和长期二氧化碳排放减少目标[150] - AEP已经取得了减少发电设施二氧化碳排放的显著进展[150] - AEP可能会因为未来立法或法规的过度成本而宣布提前关闭发电厂[151]

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%，