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

公司电厂及发电设施信息 - 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，位于俄亥俄州科内斯维尔[17] - Cook电厂是一座两单元、2288兆瓦的核电站，由I&M拥有[17] - Desert Sky是位于得克萨斯州佩科斯县印第安台地的一个170兆瓦风力发电设施，公司拥有100%权益[17] - 北中部风能设施总装机容量约1485兆瓦[18] - 奥克拉联合电站总装机容量650兆瓦[19] - 拉辛发电站总装机容量48兆瓦[19] - 罗克波特电厂有两台1310兆瓦的燃煤发电机组[19] - 圣丽塔东风电场装机容量302兆瓦，公司拥有85%权益[19] - 森普拉可再生能源公司收购的资产装机容量724兆瓦[20] - 特伦特风电场装机容量156兆瓦[20] - 约翰·W·特克二世电厂装机容量650兆瓦，公司拥有73%权益[20] - 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[17] - 库克核电站为双机组核电站，总装机容量2288兆瓦[17] - 沙漠天空风电场装机容量170兆瓦，公司拥有100%权益[17] - 俄克拉荷马州北部中央风能设施项目总装机容量约1485兆瓦[18] - 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[19] - 拉辛发电厂由两个水力发电机组组成，总装机容量48兆瓦[19] - 罗克波特发电厂有两个1310兆瓦的燃煤发电机组[19] - 圣丽塔东风电场装机容量302兆瓦，公司拥有85%权益[19] - John W. Turk, Jr. Plant是一座650兆瓦的燃煤电厂，公司拥有100%权益，其中73%由SWEPCo拥有[20] 公司股权及业务整合信息 - 2011年12月31日起，CSPCo并入OPCo[17] - 2016年12月31日，TCC和TNC并入AEP Utilities，随后CSW Energy资产和负债转移，AEP Utilities更名为AEP Texas[15] - 2015年11月，公司出售商业驳船业务AEPRO[15] - 2019年，公司收购AEP Wind Holdings LLC（原Sempra Renewables LLC）[15] - 公司拥有俄亥俄河谷电力公司43.47%的股权[19] - 西弗吉尼亚输电公司由第一能源和公司各持股50%[19] 公司融资及债务信息 - 公司于2020年8月和2019年3月发行了Equity Units[17] - AEP系统内公司一般用短期债务为营运资金需求融资，短期资金需求由现金和商业票据计划提供[56] - AEP的循环信贷协议包含典型契约和违约事件，截至2020年12月31日，公司遵守债务契约[57] - AEP子公司利用并将继续利用证券化融资和租赁安排等额外融资安排[58] 公司营收信息 - 2020年垂直整合公用事业部门总营收为88.794亿美元，2019年为93.671亿美元，2018年为96.455亿美元[45] - 2020年输电和配电公用事业部门总营收为43.459亿美元，2019年为44.825亿美元，2018年为46.531亿美元[45] - 2020年AEP输电控股部门总营收为11.988亿美元，2019年为10.732亿美元，2018年为8.041亿美元[45] - 2020年发电与营销部门总营收为17.256亿美元，2019年为18.576亿美元，2018年为19.403亿美元[45] - 2020年AEP德克萨斯公司总营收为16.189亿美元，2019年为17.093亿美元，2018年为15.953亿美元[47] - 2020年AEPTCo总营收为11.457亿美元，2019年为10.214亿美元，2018年为7.761亿美元[48] - 2020年垂直整合公用事业部门零售收入中，住宅销售为36.148亿美元，商业销售为20.210亿美元，工业销售为20.235亿美元[45] - 2020年输电和配电公用事业部门零售收入中，住宅销售为21.149亿美元，商业销售为10.495亿美元，工业销售为3.900亿美元[45] - 2020年AEP德克萨斯公司零售收入中，住宅销售为5.623亿美元，商业销售为3.659亿美元，工业销售为1.199亿美元[47] - APCo 2020年总营收为27.962亿美元，2019年为29.247亿美元，2018年为29.675亿美元[49] - I&M 2020年总营收为22.418亿美元，2019年为23.067亿美元，2018年为23.707亿美元[51] - 某公司2020年总营收为27.491亿美元，2019年为27.976亿美元，2018年为30.634亿美元[52] - 某公司2020年总营收为12.661亿美元，2019年为14.818亿美元，2018年为15.473亿美元[53] - SWEPCo 2020年总营收为17.385亿美元，2019年为17.509亿美元，2018年为18.219亿美元[55] 公司员工信息 - 截至2020年12月31日，AEP子公司共有16,787名员工，AEP作为控股公司无员工[28] - AEP Texas为约1,068,000名零售客户提供服务，2020年底有1,570名员工[29] - APCo为约964,000名零售客户服务，拥有6,629 MW发电容量，2020年底有1,652名员工[31] - I&M为约602,000名零售客户服务，拥有或租赁3,634 MW发电容量，2020年底有2,217名员工[32] - KPCo为约166,000名零售客户服务，拥有1,060 MW发电容量，2020年底有475名员工[33] - KGPCo为约49,000名零售客户服务，2020年底有52名员工[34] - OPCo为约1,507,000名零售客户服务，2020年底有1,646名员工[35] - PSO为约565,000名零售客户服务，拥有3,728 MW发电容量，2020年底有1,023名员工[37] - SWEPCo为约545,000名零售客户服务，拥有5,034 MW发电容量，2020年底有1,440名员工[38] - WPCo为约42,000名零售客户服务，拥有780 MW发电容量，2020年底有45名员工[39] - 截至2020年12月31日，公司员工总数为16787人，其中传统主义者不到1%，婴儿潮一代约27%等[98] - 2020年公司员工DART率为0.310，是过去五年最佳安全表现[99] - 截至2020年12月31日，女性约占公司劳动力的20%，少数族裔约占19%[101] - 2020年公司93%的员工参与文化调查，整体得分进入盖洛普公司数据库前十分位[103] 公司授权股权回报率信息 - 公司各公共事业子公司在不同司法管辖区的授权股权回报率不同，如FERC下AEPTCo - PJM为10.35%，AEPTCo - SPP为10.50%等[44] - 2019年第二季度，FERC批准AEP的PJM和SPP输电子公司基础股权回报率分别为9.85%（含激励加成后10.35%）和10%（含激励加成后10.5%）[171] - 2020年第二季度，FERC确定MISO输电成员（含AEP子公司）基础股权回报率为10.02%（含激励加成后10.52%）[171] - 输电合资企业基于40% - 60%的股权资本结构，核准股权回报率在9.6% - 12.8%之间[173] 公司环保相关信息 - AEP子公司运营受《清洁水法》约束，2014年联邦EPA发布现有电厂取水标准[60] - 2015年11月联邦EPA修订发电设施废水排放限制指南，2020年8月再次修订部分废水合规日期延至2025年[61] - 公司2020年CO₂总排放量约4400万公吨，较2000年减少73%，中期目标是到2030年较2000年排放水平降低80%，长期目标是到2050年实现净零排放[71] - 2005年煤炭占公司发电容量的70%，2020年降至44%，预计到2030年将降至24%[74] - 截至2020年12月31日，公司受监管的公用事业公司有2750兆瓦的风能、80兆瓦的水能和10兆瓦的太阳能的长期合同，I&M拥有16兆瓦的清洁能源太阳能试点项目[78] - 2020年PSO和SWEPCo获批收购总容量1485兆瓦的北中风力能源设施，项目成本约20亿美元，PSO将拥有45.5%，SWEPCo将拥有54.5%[79] - 2016和2017年开工的符合条件的可再生能源项目，分别在2021年底和2022年底投入使用可满足“连续性安全港”，199兆瓦风电场可获100%联邦税收抵免，另外1286兆瓦可获80%[80] - 截至2020年12月31日，AEP Renewables在11个州拥有运营项目，包括约1307兆瓦的风电装机容量和约90兆瓦的太阳能装机容量[83] - 截至2020年12月31日，AEP OnSite Partners在21个州拥有项目，包括约152兆瓦的太阳能装机容量和约9兆瓦在建太阳能项目[84] - 自2008年以来，公司运营公司的项目使年耗电量减少超900万兆瓦时，峰值需求减少约2900兆瓦，期间估计花费约15亿美元[86] - 公司输电资产连接约16300兆瓦的可再生能源资源，输电开发计划旨在促进更多可再生能源资源的互联[82] - 2021年2月公司宣布新的中期和长期CO₂减排目标，基于综合资源计划制定，考虑了经济、客户需求等因素[88] - 公司计划到2030年减少AEP发电设施2000的二氧化碳排放量，2050年实现净零排放[89] - 2018 - 2020年及2021年估计，AEP环保投资分别为1.156亿、1.671亿、1.022亿和1.338亿美元[93] - 2021 - 2027年公司环保投资估计范围：AEP为3.5 - 7亿美元，APCo为1.75 - 2.9亿美元等[96] 公司业务板块及运营相关信息 - 公司可报告业务板块包括垂直综合公用事业、输配电公用事业等[108] - 截至2020年12月31日，公司垂直综合公用事业子公司拥有或租赁约22000兆瓦国内发电能力[111] - 2020年垂直综合公用事业整体化石燃料成本每百万英热单位较2019年下降3%[112] - 2020 - 2018年煤炭和褐煤占比分别为45%、54%、58%，核能为24%、19%、18%，天然气为18%、16%、14%，可再生能源为13%、11%、10%[115] - 2020 - 2018年垂直整合公用事业公司电厂接收的煤炭和褐煤总量（百万吨）分别为19.4、30.4、29.0，每吨平均成本（美元）分别为53.95、45.85、43.21[117] - 截至2020年12月31日，垂直整合公用事业公司的煤炭库存约为满负荷燃烧64天，当前目标约为30天[117] - 2020年垂直整合公用事业公司消耗约1130亿立方英尺天然气用于发电，较2019年下降3.33%[118] - 2020 - 2018年输送到电厂的天然气总量（十亿立方英尺）分别为113.1、117.0、111.6，每百万英热单位平均交付价格（美元）分别为2.14、2.64、3.26[121] - 2018年库克核电站退役和处置低水平放射性废物的估计成本为20亿美元，每年额外估计成本为600万美元，乏燃料储存设施后续退役估计成本为3700万美元[120] - 截至2020年和2019年12月31日，库克核电站退役信托基金余额分别约为30亿美元和27亿美元[120] - 截至2020年12月31日，交易对手向AEPSC存入约1300万美元现金、现金等价物或信用证，公司公用事业子公司向交易对手和交易所存入约1900万美元[125] - AEP在OVEC的总股权参与度为43.47%，APCo、I&M和OPCo的总电力参与率为43.47%，ICPA于2040年6月终止，OVEC为环保项目融资13亿美元[128] - 历史上，州公用事业委员会根据服务成本制定电价，公司积极寻求加速投资费率确认和现金流的策略[136][137] - OPCo为俄亥俄州约150.7万名零售客户提供电力传输和分配服务，AEP Texas通过零售商为得克萨斯州约106.8万名零售客户提供服务[151] - 截至2020年12月31日，州输电公司有99亿美元输电及其他在用资产，计划到2023年建设约42亿美元的额外输电资产[164] - AEP的垂直一体化公用事业子公司在印第安纳、俄克拉荷马、弗吉尼亚和西弗吉尼亚等州运营，费率由州公用事业委员会或FERC批准[141][142][143][144] - FERC监管州际电力批发销售、输电等事务，要求AEP子公司按批准费率提供开放接入输电服务[145][157] - AEP的垂直一体化公用事业子公司除AEGCo外，在服务区域内向零售客户销售电力，不受其他垂直一体化公用事业公司竞争[147] - 电力消费和交付通常具有季节性，温和天气可能减少AEP电力销售和收入，极端天气可能增加[150

财报基本信息 - 财报截止日期为2020年9月30日[7] - 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50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57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62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69页[9] - AEP输电公司及其子公司的简明合并财务报表在第71页[9] 发电设施信息 - 唐纳德·C·库克核电站为2288兆瓦的两单元核电站[11] - 沙漠天空风电场为170兆瓦的风力发电设施，公司拥有100%权益[12] - 中北部风能设施项目包含三个俄克拉荷马州风力设施，总计约1485兆瓦风力发电[12] - 俄克拉荷马联合发电站总装机容量为650兆瓦[13] - 拉辛发电站由两个水力发电机组组成，总装机容量为48兆瓦[13] - 罗克波特发电站由两个1310兆瓦的燃煤发电机组组成[13] - 圣丽塔东风电场控股公司拥有一座302.4兆瓦的风力发电设施，公司持有其75%的权益[13] - 特伦特风电场装机容量为156兆瓦，公司持有其100%的权益[15] - 截至2020年9月30日，AEP发电与营销部门子公司约有1520兆瓦的合同可再生能源发电项目投入运营，约有140兆瓦的可再生能源发电项目在建，相关项目总估计资本成本为2.43亿美元[56] - PSO和SWEPCo拟收购的北中央风能设施共1485兆瓦，成本约20亿美元，PSO占45.5%，SWEPCo占54.5%，199兆瓦风电场预计获100%联邦PTC，其余1286兆瓦获80%联邦PTC[57] - 拟出售的7座水电厂净账面价值总计7.11亿美元，总容量68兆瓦[60] - 截至2020年9月30日，AEP系统发电容量约24300兆瓦，其中约12100兆瓦为燃煤发电[81] 零售销量与客户需求数据 - 公司预计2020年天气正常化零售销量较上一年减少2.7%[24] - 2020年前九个月，公司天气正常化零售销量较去年同期减少3.0%[24] - 2020年前九个月，工业客户类别需求下降7.0%[24] - 2020年前九个月，商业客户类别需求下降4.9%[24] - 2020年前九个月，住宅客户类别需求增长2.6%[24] - 2020年第三季度，AEP天气正常化零售销量同比下降2.6%，住宅销量增长3.8%，工业销量下降7.8%，商业销量下降4.6%[33] - 2020年前九个月，AEP天气正常化零售销量同比下降3.0%，住宅销量增长2.6%，工业销量下降7.0%，商业销量下降4.9%[34] 公司运营相关事件 - 2020年第一季度AEP暂停欠费停电，截至9月30日除6个州外恢复，预计第四季度全部恢复[25] - 2020年5月AEP Credit修改应收账款证券化协议，截至9月30日子公司符合要求[26] - 除田纳西州外，AEP所有监管辖区均发布了初始COVID - 19命令[27] - 2020年3月APCo提交弗吉尼亚州三年期收益审查和基本费率案，请求每年增加6500万美元基本费率，预计11月收到命令[41] - 截至2020年9月30日，SWEPCo因飓风劳拉产生增量运营维护费用6900万美元，其中6700万美元已作为与路易斯安那州辖区相关的监管资产递延，增量资本支出3100万美元，其中3000万美元与路易斯安那州辖区相关[42][44] - 截至2020年9月30日，Turk电厂的账面净值为14亿美元，SWEPCo在德州辖区对Turk电厂的投资占比约为33%[45] - HB 6法案每年使能源效率损失共享节省收入2.6亿美元，2020年后逐步淘汰现有能源效率和可再生能源指令，2032年前可通过可绕过方式收回现有可再生能源合同成本，2030年前可收回OVEC成本[46] - 2020年已完成的基本费率案例中，I&M在密歇根获批收入需求增加3640万美元，ROE为9.86%；在印第安纳获批收入需求增加7740万美元，ROE为9.7%；AEP Texas在德州获批收入需求减少4000万美元，ROE为9.4%[51] - 2020年待决的基本费率案例中，APCo在弗吉尼亚申请收入增加6490万美元，ROE为9.9%；OPCo在俄亥俄申请收入增加4230万美元，ROE为10.15%；KPCo在肯塔基申请收入增加6500万美元，ROE为10%；SWEPCo在德州申请收入增加1.05亿美元，ROE为10.35%[53] - 2020年3月，SWEPCo因修订DHLC的使用寿命，记录增加估计的资产退役义务负债2100万美元[61] - SWEPCo在多莱特山电站的净投资份额为1.53亿美元[62] - 截至2020年9月30日，DHLC有3600万美元未开票褐煤库存和固定成本，Oxbow有1000万美元未开票固定成本，将在多利特山电站关闭前向SWEPCo开票[63] - 2020年4月至9月，DHLC和Oxbow已向SWEPCo开具1.11亿美元褐煤交付账单[63] - SWEPCo提议在2021年递延3600万美元燃料成本，并从2022年起五年内收回递延成本及持有成本[64] 监管费率相关 - 2019年第二季度，FERC批准AEP的PJM和SPP输电子公司基础ROE分别为9.85%（含0.5%激励加成后10.35%）和10%（含0.5%激励加成后10.5%）[66] - 2020年第二季度，FERC确定MISO输电成员（含AEP相关子公司）基础ROE为10.02%（含0.5%激励加成后10.52%）[66] 环境法规与要求 - AEP为满足现有和拟议环境要求，2026年前投资预计在5亿美元至10亿美元之间[81] - 自2021年起，罗克波特工厂SO2年排放总量限制为10000吨，2028年1号机组退役后降至5000吨[85] - 作为同意令修改的一部分，I&M同意向公民团体和各州提供750万美元用于环境缓解项目[85] - 2018 - 2019年，联邦环保局决定维持NO2和SO2现有标准不变，目前正在审查PM和臭氧现有标准[88] - 2017年联邦环保局修订SIP提交规则，将下一次全面SIP修订的截止日期推迟至2021年[90] - 2015年联邦环保局发布CSAPR替代清洁空气州际规则，2015年法院裁定联邦环保局对14个州的二氧化硫和/或氮氧化物预算控制过度，将规则发回修订[93][94] - 2012年联邦环保局发布针对煤和油发电站多种有害空气污染物的规则，2015年最高法院将规则发回考虑成本，2020年4月最终规则保留现有标准[96][98] - 2015年联邦环保局发布最终二氧化碳排放标准和清洁电力计划（CPP），2019年联邦环保局废除CPP并颁布替代规则《经济适用清洁能源（ACE）规则》[100][102] - 公司2019年估计的二氧化碳排放总量约为5800万公吨，较2000年减少65%，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70%，长期目标是到2050年超过80%，并期望到2050年实现零排放[105] - 2020年4月弗吉尼亚州颁布清洁能源立法，要求到2045年淘汰所有化石燃料发电，到2050年为该州客户提供100%可再生能源，公司正采取措施以满足这些要求[104] - 2020年8月联邦环保局修订CCR规则，要求无衬里的CCR储存池塘在2021年4月11日前停止运营并开始关闭，提供两种延期选择，截止日期为2020年11月30日[111] - 第一种延期选择是多数机组在2023年10月15日前、少数机组在2024年10月15日前停止接收CCR，需经联邦环保局审批[112] - 第二种延期选择是退休选项，40英亩及以下的CCR储存池塘所在发电设施在2023年10月17日前、大于40英亩的在2028年10月17日前停止运营并关闭池塘[113] - 2020年6月APCo记录了1.99亿美元的修订，以增加格伦林恩电站灰渣处置的资产弃置义务（ARO）负债，该关闭工作需在挖掘过程开始后的15年内完成[116] - 2015年联邦EPA发布修订发电设施废水排放限制指南的最终规则，2020年8月签署最终规则，合规期限延长至2025年12月[119][120] - 2020年4月美国蒙大拿地区法院撤销美国陆军工程兵团的通用全国许可证12，2020年6月美国最高法院批准对除Keystone管道外的所有油气管道的暂缓执行请求[122] - 2020年9月美国陆军工程兵团发布拟更新所有通用全国许可证的提案，将NWP 12的范围缩小至仅适用于油气管道活动，并提议两个新的全国许可证[123] 财务关键指标变化 - 2020年第三季度归属AEP普通股股东的收益从2019年的7.34亿美元增至7.49亿美元，九个月内从2019年的17.68亿美元降至17.65亿美元[132][133] - 2020年第三季度垂直综合公用事业部门收入为24.348亿美元，2019年为26.455亿美元；九个月内2020年为67.535亿美元，2019年为71.726亿美元[135] - 2020年第三季度垂直综合公用事业部门燃料和购电成本为6.937亿美元，2019年为8.742亿美元；九个月内2020年为19.47亿美元，2019年为24.302亿美元[135] - 2020年第三季度垂直综合公用事业部门毛利润为17.411亿美元，2019年为17.713亿美元；九个月内2020年为48.065亿美元，2019年为47.424亿美元[135] - 2020年第三季度垂直综合公用事业部门营业收入为5.054亿美元，2019年为5.462亿美元；九个月内2020年为12.453亿美元，2019年为11.986亿美元[135] - 2020年第三季度垂直综合公用事业部门净收入为3.942亿美元，2019年为4.384亿美元；九个月内2020年为8.968亿美元，2019年为9.208亿美元[135] - 2020年第三季度垂直综合公用事业部门归属AEP普通股股东的收益为3.935亿美元，2019年为4.376亿美元；九个月内2020年为8.947亿美元，2019年为9.177亿美元[135] - 2020年第三季度与2019年同期相比，归属于AEP普通股股东的收益从4.376亿美元降至3.935亿美元，总毛利减少3020万美元，费用及其他减少820万美元，所得税费用减少570万美元[141] - 2020年前九个月与2019年同期相比，归属于AEP普通股股东的收益从9.177亿美元降至8.947亿美元，总毛利增加6410万美元，费用及其他减少2910万美元，所得税费用减少5890万美元[146] - 2020年第三季度零售毛利减少1400万美元，主要因西部地区天气相关用电量减少5000万美元、批发客户天气正常化毛利减少2400万美元等[141] - 2020年前九个月零售毛利增加3900万美元，主要因APCo和WPCo递延燃料增加3500万美元、客户退款减少1600万美元等[146] - 2020年第三季度系统外销售毛利减少600万美元，因RTOs能源市场价格疲软致销量和毛利下降[143] - 2020年前九个月系统外销售毛利减少1400万美元，原因与第三季度相同[149] - 2020年第三季度其他运营和维护费用减少2700万美元，主要因配电费用、电厂停运和维护费用等减少[144] - 2020年前九个月其他运营和维护费用增加8530万美元[146] - 2020年第三季度折旧和摊销费用增加3500万美元，因I&M和SWEPCo可折旧基数和折旧率提高[144] - 2020年前九个月折旧和摊销费用减少9420万美元[146] - 其他运营和维护费用减少8500万美元，主要因电厂停运和维护费用减少5300万美元、配电费用减少2200万美元等[150] - 折旧和摊销费用增加9400万美元，主要因可折旧基数提高和折旧率上升[150] - 所得税以外的其他税费增加900万美元，主要因财产税增加600万美元和州商业及职业税增加300万美元[150] - 2020年第三季度与2019年第三季度相比，可归属AEP普通股股东的收益从1.337亿美元增至1.474亿美元[151][156] - 2020年第三季度零售收入11.653亿美元，2019年同期为11.866亿美元；2020年前九个月零售收入33.067亿美元，2019年同期为34.543亿美元[151] - 2020年第三季度总售电量211.24亿千瓦时，2019年同期为220.2亿千瓦时；2020年前九个月总售电量574.18亿千瓦时，2019年同期为593.01亿千瓦时[152] - 东部地区2020年第三季度实际供暖度日数为2天，2019年同期无数据；2020年前九个月为1767天，2019年同期为2006天[154] - 西部地区2020年第三季度实际制冷度日数为1357天，2019年同期为1587天；2020年前九个月为2524天，2019年同期为2679天[154] - 毛利润增加的主要组成部分中，零售利润增加5500万美元，主要因

公司电力资产情况 - 唐纳德·C·库克核电站为两单元核电站，装机容量2288兆瓦，由印第安纳密歇根电力公司拥有[10] - 俄克拉荷马公共服务公司和西南电力公司联合开展的项目，包含三个风力发电设施，总装机容量约1485兆瓦[11] - 俄亥俄河谷电力公司由公司持股43.47%[12] - PATH西弗吉尼亚输电公司由公司和第一能源公司各持股50%[12] - 圣丽塔东风电控股有限责任公司的302.4兆瓦风力发电设施，公司持有75%的权益[12] - 阿肯色州的约翰·W·特克二世电厂600兆瓦燃煤电厂，西南电力公司持股73%[14] - 俄克拉荷马联合电站是一座650兆瓦的单机组燃煤发电厂[12] - 拉辛发电厂由两个总容量为48兆瓦的水力发电机组组成[12] - 截至2020年6月30日，Turk电厂净账面价值为14亿美元，SWEPCo在德州的投资份额约为33%[38] - 截至2020年6月30日，AEP发电与营销部门子公司约有1423兆瓦的可再生发电项目投入运营，另有约160兆瓦项目在建，预计总资本成本2.35亿美元[48] - 2019年7月，PSO和SWEPCo申请收购总装机1485兆瓦的北中风力发电设施，成本约20亿美元，PSO占股45.5%，SWEPCo占股54.5%[49] - 2020年3月，公司对10座水电厂进行潜在出售评估，后因弗吉尼亚新法律，移除3座APCo水电厂，剩余电厂净账面价值总计8850万美元[51][52] - 2020年1月，SWEPCo宣布计划2026年底前退役多莱特山电站，2020年5月停止褐煤开采，预计2021年9月停止交付褐煤[53] - 截至2020年6月30日，DHLC有9400万美元未开票褐煤库存和固定成本，Oxbow有1100万美元未开票固定成本将向SWEPCo开票[55] - 截至2020年6月30日，公司发电容量约为24700兆瓦，其中约12600兆瓦为燃煤发电[72] 零售销量相关数据 - 公司预计2020年天气正常化零售销量较上一年减少3.4%[23] - 2020年上半年，公司天气正常化零售销量较2019年上半年减少3.1%[23] - 2020年上半年，工业客户类别需求下降6.6%，商业客户类别需求下降5.0%，住宅客户类别需求增长1.9%[23] - 2020年第二季度AEP天气正常化零售销量同比降5.9%，住宅销量增6.2%，工业销量降12.4%，商业销量降10.1%[33] - 2020年上半年AEP天气正常化零售销量同比降3.1%，住宅销量增1.9%，工业销量降6.6%，商业销量降5%[34] - 2020年AEP预计天气正常化零售销量降3.4%，工业销量降8%，住宅销量增3%，商业销量降5.6%[35] - 2020年第二季度零售总售电量203.36亿千瓦时，2019年为214.37亿千瓦时；六个月总售电量429.69亿千瓦时，2019年为453.77亿千瓦时[126] - 2020年第二季度批发售电量49.24亿千瓦时，2019年为48.26亿千瓦时；六个月批发售电量85.42亿千瓦时，2019年为106.3亿千瓦时[126] - 2020年上半年零售总售电量为354.49亿千瓦时，2019年上半年为362.03亿千瓦时[143] 公司财务政策与资金情况 - 2018年1月1日起，公司企业联邦所得税税率从35%降至21%[13] - 2020年第一季度AEP暂停因欠费断电，7月密歇根和俄克拉荷马恢复，田纳西等州预计8或9月恢复[24] - 2020年5月AEP Credit修改应收账款证券化协议，截至6月30日子公司符合协议要求[25] - 2020年前六个月AEP增加流动性，签订10亿美元364天定期贷款，发行约24亿美元长期债务，截至6月30日可用流动性为29亿美元[29] - 2020年第一季度AEP将5亿美元资本支出推迟到未来，第二季度恢复1亿美元[29] - 截至6月30日AEP有2000万美元AMT信贷退款，预计2020年3月27日至12月31日雇主部分工资税延期支付，2021年底和2022年底各支付50%[30] - 2020年3月APCo向弗吉尼亚州提交2017 - 2019年三年期收益审查和基本费率案，请求每年增加6500万美元基本费率，基于9.9%的ROE[37] - 2020年已完成基础费率案中，I&M在密歇根获批收入需求增加3640万美元，ROE为9.86%；在印第安纳获批增加7740万美元，ROE为9.7%；AEP Texas在得克萨斯获批减少4000万美元，ROE为9.4%[44] - 2020年待决基础费率案中，APCo在弗吉尼亚申请收入需求增加6490万美元，请求ROE为9.9%；OPCo在俄亥俄申请增加4230万美元，请求ROE为10.15%；KPCo在肯塔基申请增加6500万美元，请求ROE为10%[45] - 2019年7月，FERC将MISO输电成员基础ROE从12.38%降至9.88%，2020年5月修改后确定为10.02%（含激励加成10.52%）[57] - 2019年第二季度，FERC批准AEP的PJM和SPP输电子公司基础ROE分别为9.85%（含激励加成10.35%）和10%（含激励加成10.5%）[58] - 2020年6月，FERC临时豁免允许公用事业公司修改AFUDC费率计算，AEP子公司7月选择应用，对财务报表影响不大[60] - 截至2020年6月30日，长期债务为287.754亿美元，占比55.2%；短期债务为30.766亿美元，占比5.9%；总债务为318.52亿美元，占比61.1%；AEP普通股权益为200.074亿美元，占比38.4%；非控股权益为2.708亿美元，占比0.5%[181] - 截至2020年6月30日，公司可用流动性约为29亿美元，包括40亿美元的循环信贷安排、10亿美元的364天定期贷款和3.488亿美元的现金及现金等价物，减去14.035亿美元的未偿还商业票据和10亿美元的364天定期贷款[183] - 2020年前六个月，商业票据未偿还的最高金额为30亿美元，加权平均利率为1.80%[184] - AEP根据六项未承诺信贷安排为子公司开具信用证，总额为4.05亿美元，截至2020年6月30日，未来最大付款额为1.92亿美元，到期日从2020年7月至2021年7月[185] - 公司应收账款证券化协议提供7.5亿美元的承诺，将于2021年7月到期[185] - AEP的信贷协议要求其保持债务与总资本的比例不超过67.5%，截至2020年6月30日，该比例为59.2%[187] - 公用事业资金池借款和外部借款不得超过监管命令授权的金额，公司管理借款以保持在授权范围内[188] - 2019年3月，公司发行1610万个股权单位，每个单位规定金额50美元，总规定金额8.05亿美元，净收益约7.85亿美元[189] - 2020年7月，董事会宣布每股季度股息为0.70美元[190] 公司环境相关情况 - 公司为满足现有和拟议环境要求的未来投资在2026年前约为5亿美元至10亿美元[72] - 自2021年起，罗克波特电厂的二氧化硫总排放量限制为每年10000吨，2028年1号机组退役后降至每年5000吨[76] - 作为同意令修改的一部分，I&M同意向公民团体和各州提供750万美元用于环境缓解项目[76] - 2017年公司向地方法院提出修改同意令的动议，法院批准将罗克波特电厂2号机组安装选择性催化还原技术的截止日期推迟至2020年6月[75] - 2012年联邦环保局发布针对煤和油发电厂多种有害空气污染物的规则，2020年4月发布最终规则保留现有标准[89][91] - 2015年联邦环保局发布二氧化碳排放标准和州计划指南，2019年9月上诉法院驳回相关挑战[92][93] - 2011年联邦环保局发布跨州空气污染规则，后经多次修订和发回重审[85][86][87] - 公司预计到2030年将2000年二氧化碳排放水平降低70%，到2050年超过80%，2019年排放量约5800万公吨，较2000年减少65%，目标是2050年实现零排放[98] - 2020年6月，APCo记录了1.99亿美元的修订，以增加格伦林恩电站灰渣处理的预计资产弃置义务负债，关闭需在挖掘过程开始后15年内完成[106] - 2019年7月，联邦环保局敲定经济适用清洁能源（ACE）规则，以新的排放指南取代清洁电力计划（CPP），各州需在2022年提交计划[94] - 2018年，联邦环保局提交修订新源标准的拟议规则，认定部分碳捕获和储存并非最佳减排系统[96] - 2020年4月，弗吉尼亚州颁布清洁能源立法，要求到2045年淘汰所有化石燃料发电，到2050年为客户提供100%可再生能源[97] - 2015年，联邦环保局发布最终规则，规范煤炭燃烧残余物（CCR）的处置和有益再利用，部分设施2018年开始监测计划[100] - 2014年，联邦环保局发布最终规则，为现有发电厂设定减少水生生物死亡率的标准，合规时间由许可机构确定[108] - 2015年，联邦环保局发布修订发电设施废水排放限制指南的最终规则，合规期限推迟，部分标准被撤销并重新审议[110] - 2020年4月，美国蒙大拿州地方法院撤销美国陆军工程兵团的通用全国许可证12（NWP 12），公司正监测诉讼并评估其他许可替代方案[112] 公司法律诉讼情况 - 2019年7月，原告对公司旗下部分公司提起专利侵权诉讼，公司将继续抗辩且无法确定潜在损失范围[67] - 2000年公司退休计划福利公式变更，部分参与者提出索赔，公司回应并驳回，上诉后委员会维持驳回决定，公司将继续抗辩且无法确定潜在损失范围[68] 公司各业务板块财务数据 - 2020年第二季度，公司普通股股东应占收益从2019年的4.61亿美元增至5.21亿美元，主要因其他运营和维护费用计划减少及有利的费率程序[121] - 截至2020年6月30日的六个月，公司普通股股东应占收益从2019年的10.34亿美元降至10.16亿美元，主要因天气相关用电量减少和2019年监管拨备的一次性转回[122] - 垂直整合公用事业板块，2020年第二季度收入20.92亿美元，2019年为21.24亿美元；六个月收入43.19亿美元，2019年为45.27亿美元[125] - 垂直整合公用事业板块，2020年第二季度净收入2.563亿美元，2019年为1.788亿美元；六个月净收入5.026亿美元，2019年为4.824亿美元[125] - 2020年第二季度垂直整合公用事业板块毛利润增加8570万美元，主要因零售利润率增加4690万美元、输电收入增加4570万美元等[125][132] - 2020年第二季度其他运营和维护费用减少6000万美元，主要因员工相关费用减少3000万美元、电厂停运和维护费用减少2700万美元等[136] - 2020年第二季度折旧和摊销费用增加3400万美元，主要因I&M和SWEPCo的可折旧基数提高和折旧率增加[136] - 2020年第二季度所得税费用增加2300万美元，主要因税前账面收入增加[136] - 2020年上半年归属AEP普通股股东的收益为5.012亿美元，2019年上半年为4.801亿美元[138] - 总毛利率变化为9430万美元，其中零售利润率增加5280万美元，系统外销售利润率减少870万美元，输电收入增加5180万美元，其他收入减少160万美元[138] - 费用及其他总变化为 - 2090万美元，其中其他运营和维护费用增加5830万美元，折旧和摊销费用减少5970万美元，所得税以外的税费减少540万美元等[138] - 所得税费用变化为 - 5320万美元，归属于非控股股东的净收入为90万美元[138] - 零售利润率增加5300万美元，部分被天气相关使用量减少4400万美元、批发合同天气正常化利润率减少2300万美元等因素抵消[138][139] - 系统外销售利润率减少900万美元，输电收入增加5200万美元[138][139] - 其他运营和维护费用减少5800万美元，折旧和摊销费用增加6000万美元，所得税以外的税费增加500万美元[140] - 建设期间使用的股权资金补贴减少1000万美元，利息费用增加400万美元，所得税费用增加5300万美元[140] - 2020年上半年输电和配电公用事业收入为21.414亿美元，2019年上半年为22.677亿美元[142] - 2020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1.395亿美元，2019年同期为1.314亿美元[148] - 2020年第二季度，公司总毛利润变化为2910万美元，其中零售利润率增加2800万美元，系统外销售利润率减少1650万美元，输电收入增加400万美元，其他收入增加1360万美元[148] - 2020年第二季度，公司总费用及其他变化为1700万美元，其中其他运营和维护费用增加5850万美元，折旧和摊销费用减少1360万美元，所得税以外的税费减少190万美元，利息和投资收入减少140万美元，持有成本收入增加40万美元，建设期间使用的股权资金补贴增加210万美元，净定期福利成本的非服务成本部分减少10万美元，利息费用减少2700万美元[148] - 2020年上半年，公司

公司电站及项目装机容量与所有权情况 - 唐纳德·C·库克核电站为两单元核电站，装机容量2288兆瓦，由I&M公司所有[9] - 俄克拉荷马州北部中央风能设施项目包含三个风力发电场，总装机容量约1485兆瓦[10] - 奥克拉联合发电站为一座650兆瓦的单机组燃煤发电厂，由AEP德州公司、PSO公司和部分非关联实体共同拥有[12] - 拉辛发电站由两台水力发电机组组成，总装机容量48兆瓦，由AGR公司所有[12] - 罗克波特电厂有两台1310兆瓦的燃煤发电机组[13] - 圣丽塔东风电场控股公司拥有一座302.4兆瓦的风力发电设施，公司持有75%的权益[13] - 2019年4月收购的Sempra Renewables LLC拥有724兆瓦的风力发电能力[13] - 约翰·W·特克二世电厂是一座600兆瓦的燃煤电厂，SWEPCo拥有其73%的所有权[16] - 风捕手能源连接项目取消，该项目包括约2000兆瓦的风力发电设施和约350英里的发电互联联络线[16] - 截至2020年3月31日，公司发电与营销部门子公司约有1423兆瓦的合同可再生能源发电项目投入运营，约160兆瓦的项目在建，相关项目总估计资本成本为2.35亿美元[52] - 2019年7月，公共服务公司（PSO）和西南电力公司（SWEPCo）申请收购总装机1485兆瓦的北中央风能设施，项目成本约20亿美元，PSO将拥有45.5%，SWEPCo将拥有54.5%[52] - 截至2020年3月31日，多个电厂账面净值总计1.086亿美元，净最大容量为111兆瓦[55] - 截至2020年3月31日，AEP系统发电容量约25500兆瓦，其中约13200兆瓦为燃煤发电[75] 公司股权结构情况 - AEP拥有俄亥俄河谷电力公司43.47%的股份[12] - PATH西弗吉尼亚输电公司由第一能源公司和AEP各持股50%[12] 税收政策变化情况 - 2017年12月22日企业联邦所得税税率从35%降至21%，2018年1月1日生效[15] 公司债务与流动性情况 - 2020年第一季度公司发行约14亿美元长期债务和16亿美元短期债务，增强可用流动性，截至3月31日可用流动性为28亿美元[28] - 截至2020年3月31日，公司有2000万美元替代性最低税（AMT）抵免退款待美国财政部退还[30] - 截至2020年3月31日，长期债务278.927亿美元，占比53.3%；短期债务44.641亿美元，占比8.5%；债务总额323.568亿美元，占比61.8%；普通股权益197.284亿美元，占比37.7%；非控股权益2.793亿美元，占比0.5%；债务和权益资本总额523.645亿美元[165] - 截至2020年3月31日，公司有40亿美元的循环信贷额度支持商业票据计划，还签订了10亿美元的364天定期贷款并全额借款[166][167] - 截至2020年3月31日，可用流动性约28亿美元，其中商业票据备用循环信贷额度40亿美元、364天定期贷款10亿美元、现金及现金等价物15.546亿美元，扣除未偿还商业票据27.096亿美元和364天定期贷款10亿美元后，净可用流动性28.45亿美元[168] - 2020年前三个月商业票据未偿还最高金额为30亿美元，加权平均利率为2.06%[168] - 公司通过六个未承诺信贷安排为子公司开具信用证，总额4.05亿美元，截至2020年3月31日，未来最大付款额为2.41亿美元[169] - 公司应收账款证券化协议提供7.5亿美元的承诺，将于2021年7月到期[169] 疫情对公司的影响情况 - 截至2020年3月31日，能源需求减少未对公司财务报表产生重大影响，但未来可能因疫情持续而加剧负面影响[24] - 截至2020年3月31日，公司运营未因疫情受到重大不利影响，也未发生资产减值情况[26][27] - 北中央风能设施部分项目计划2020年底、部分2021年底投入使用，Flat Ridge 3风电场项目计划2020年底投入使用，目前未受重大不利影响[29] - 2020年4月Rockport电厂一名员工确诊COVID - 19，SCR和DSI项目预计延期约两周[83] 公司销量情况 - 2020年第一季度，公司天气正常化零售销量较2019年第一季度下降0.7%，工业销量下降0.7%，天气正常化住宅销量下降1.2%，商业销量持平[32] - 公司预计2020年天气正常化零售销量将下降3.4%，工业类销量下降8%，天气正常化住宅销量增长3%，商业销量下降5.6%[35] - 2020年第一季度垂直综合公用事业零售总电量为226.33亿千瓦时，2019年为239.4亿千瓦时；总电量为262.51亿千瓦时，2019年为297.44亿千瓦时[132] - 2020年第一季度，输电和配电公用事业公司零售总售电量为182.63亿千瓦时，2019年同期为181.12亿千瓦时；批发售电量为3.9亿千瓦时，2019年同期为6.38亿千瓦时[142] - 2020年第一季度发电与营销业务总发电量200万兆瓦时，2019年为100万兆瓦时[157] 公司费率相关情况 - 2019年印第安纳州基本费率案中，印第安纳州公用事业监管委员会（IURC）批准自2020年3月起每年基本费率增加7700万美元，基于9.7%的普通股权益回报率，该增长将分阶段实施至2021年1月，同时拒绝重新分配容量成本，预计自2020年6月起每年将使税前收益减少约2000万美元[38] - 2020年3月，阿巴拉契亚电力公司（APCo）提交2017 - 2019年弗吉尼亚州三年期收益审查文件和基本费率案，请求每年增加6500万美元，基于9.9%的普通股权益回报率[39] - 2019年11月，FERC将MISO输电成员的基础ROE降至9.88%（含0.5%激励加成后为10.38%）[61] - 2019年第二季度，FERC分别批准AEP的PJM和SPP输电子公司基础ROE为9.85%（含0.5%激励加成后为10.35%）和10%（含0.5%激励加成后为10.5%）[61] 公司电厂相关财务与运营情况 - 截至2020年3月31日，特克电厂的账面净值为15亿美元，公司在德克萨斯州辖区对特克电厂的投资占比约为33%[42] - 2020年俄亥俄州清洁能源立法逐步取消每年2600万美元的能源效率损失共享节约收入和可再生能源授权[43] - 2020年3月，管理层对10座水力发电站进行潜在出售研究[54] - SWEPCo在多莱特山电站的净投资份额为1.51亿美元[57] - 截至2020年3月31日，DHLC有1.24亿美元未开票褐煤库存和固定成本，Oxbow有2600万美元未开票固定成本将在电站关闭前向SWEPCo开票[59] - 截至2020年3月31日，先前退役电厂或机组的剩余账面净值总计8020万美元[78] - APCo的克林奇河电厂1号和2号机组2015年退役煤炭相关资产，2016年作为天然气机组投入运营[78] - 2021年起Rockport电厂SO2年排放总量限制为10000吨，2028年Unit 1退役后降至5000吨，公司为环境缓解项目额外支付750万美元[82] - 2017年公司向地方法院申请修改同意令，法院批准将Rockport电厂2号机组安装SCR技术的截止日期推迟至2020年6月[81] - 2019年5月各方提交修改同意令的拟议命令，要求公司在2020年底前增强Rockport电厂两台机组的DSI系统，并从2021年开始满足SO2和NOx排放率要求[82] 环保政策相关情况 - 2012年联邦环保局发布针对煤和油电厂HAPs的规则，2020年4月发布最终规则保留现有MATS标准[94][97] - 2015年联邦环保局发布CPP，2019年9月废除并颁布ACE规则替代，州计划需在2022年提交[98][99][100] - 2015年联邦环保局发布CCR规则，2018年部分设施开始监测项目，四个设施开展进一步研究[106] - 2017年联邦环保局修订SIP提交规则，将下次全面修订截止日期推迟至2021年[88] - 2011年联邦环保局发布CSAPR，2015年法院要求修订，2016年发布CSAPR Update，2019年上诉法院将其发回重审[91][92][93] - 2020年3月，弗吉尼亚州州长签署法案要求APCo移除格伦林恩电站煤灰处置单元的所有煤炭燃烧材料，目前无法合理估计成本，预计2020年晚些时候工程计划制定后对资产弃置义务进行重大修订，关闭需在挖掘过程开始后15年内完成[113] - 2014年联邦EPA发布减少水生生物死亡率的最终规则，合规时间由许可机构通过NPDES许可证确定，部分AEP设施已将其纳入许可证，其他设施正在审查[115] - 2015年联邦EPA发布修订发电设施废水排放限制指南的最终规则，合规期限推迟至不早于2020年，2019年11月提议修订现有发电设施指南，评论期于2020年1月结束[116] - 2015年联邦EPA和美国陆军工程兵团联合发布澄清“美国水域”监管定义范围的最终规则，2018年提议替代规则，2019年9月废除2015年规则，最终替代规则于2020年4月发布，6月生效[117][118] - 2020年4月，蒙大拿州地方法院撤销美国陆军工程兵团的通用全国许可证12，要求其完成濒危物种法咨询，司法部提出暂缓禁令动议，法院要求各方在2020年5月提交相关简报[119] 公司碳排放目标情况 - 公司预计2030年将2000年CO2排放水平降低70%，2050年超过80%，2019年CO2排放量约5800万公吨，较2000年减少65%，目标2050年实现零排放[104] 公司各业务板块收益情况 - 2020年第一季度归属AEP普通股股东的收益从2019年的5.73亿美元降至4.95亿美元，主要因天气相关用电量减少和2019年一次性冲回监管准备金，部分被各辖区有利费率程序抵消[129] - 2020年各业务板块归属AEP普通股股东的收益分别为：垂直综合公用事业2.453亿美元（2019年为3.024亿美元）、输电和配电公用事业1.162亿美元（2019年为1.565亿美元）、AEP输电控股1.406亿美元（2019年为1.242亿美元）、发电与营销0.284亿美元（2019年为0.401亿美元）、公司及其他 - 0.353亿美元（2019年为 - 0.504亿美元）[128] - 2020年第一季度垂直综合公用事业收入为22.267亿美元，2019年为24.033亿美元；净收入为2.463亿美元，2019年为3.036亿美元；归属AEP普通股股东的收益为2.453亿美元，2019年为3.024亿美元[131] - 2020年第一季度，垂直整合公用事业公司归属AEP普通股股东的收益为2.453亿美元，2019年同期为3.024亿美元[137] - 垂直整合公用事业公司总毛利润变化为860万美元，其中零售利润率增加590万美元，系统外销售利润率减少520万美元，传输收入增加610万美元，其他收入增加180万美元[137] - 垂直整合公用事业公司总费用及其他变化为 - 3550万美元，其中其他运营和维护费用减少120万美元，折旧和摊销费用减少2540万美元，所得税以外的税费减少110万美元，其他收入增加30万美元，建设期间使用的股权资金补贴减少250万美元，净定期养老金成本的非服务成本部分减少10万美元，利息费用减少550万美元[137] - 2020年第一季度，输电和配电公用事业公司归属AEP普通股股东的收益为1.162亿美元，2019年同期为1.565亿美元[147] - 输电和配电公用事业公司总毛利润变化为 - 4440万美元，其中零售利润率减少7420万美元，系统外销售利润率增加70万美元，传输收入增加1190万美元，其他收入增加1720万美元[147] - 输电和配电公用事业公司总费用及其他变化为 - 280万美元，其中其他运营和维护费用增加3870万美元，折旧和摊销费用减少3080万美元，所得税以外的税费减少70万美元，利息和投资收入减少60万美元，持有成本收入增加20万美元，建设期间使用的股权资金补贴增加10万美元，净定期福利成本的非服务成本部分减少30万美元，利息费用减少940万美元[147] - 2020年第一季度，垂直整合公用事业公司东部地区实际供暖度日数为1241天，2019年同期为1571天；西部地区实际供暖度日数为649天，2019年同期为941天[135] - 2020年第一季度，输电和配电公用事业公司东部地区实际供暖度日数为1473天，2019年同期为1892天；西部地区实际供暖度日数为91天，2019年同期为177天[145] - 零售利润率减少7400万美元，主要是由于2019年第一季度俄亥俄州监管拨备的转回、俄亥俄州基本输电成本附加费收入和可收回PJM费用的净减少等因素[147] - 俄亥俄州与通用服务基金相关的收入增加700万美元，德州输电成本回收因子收入附加费使收入增加700万美元，俄亥俄州能源效率/高峰需求降低附加费收入增加300万美元，输电收入增加1200万美元，其他收入增加1700万美元[148] - 其他运营和维护费用减少3900万美元，折旧和摊销费用增加3100万美元，利息费用增加900万美元，所得税费用减少700万美元[149] - 2020年第一季度AEP输电控股公司输电收入3.102亿美元，2019年为2.564亿美元；运营收入1.703亿美元，201