聚焦我们的未来2024年EEI金融会议2024年11月8日发布
EEI – 20242年11月8日发布FirstEnergy概览$ 51B总资产600万+总客户24k传输英里65k平方英里服务区域12k员工$ 29B 2024F费率基础分配部分• OH & PA –仅分配•~45%的2024F EPS集成部分• WV、MD & NJ –分配、传输和发电•~35%的2024F EPS独立传输部分• FET（ATSI、TraILCo、MAIT）& KATCo –仅传输•~20%的2024F EPS FE一览我们完全监管的业务监管化石发电站监管可再生发电站
关键信息EEI – 20243年11月8日发布建立强有力的监管业绩记录四个建设性的基本利率案例结果，包括PA基本利率案例和解，总计近4.5亿美元的年度收入增长，支持为客户提供最佳服务的投资完成了资产负债表转型自21年末以来股权收益总计约7B美元，相当于以87美元/SH或36倍LTM P/E的价格发行普通股简化的业务部门组织成代表我们五大业务的新部门，将领导力、责任和决策置于更接近客户的5年，26B美元Energize365投资计划专注于执行我们的低风险，T & D投资计划，以实现电网现代化、改善客户体验并支持能源转型；与之前的5年计划相比，该计划代表了44%的增长，令人信服的股东价值主张我们多元化、低风险的资产组合，加上强大的资产负债表和可负担的地位，提供了显着增强客户体验并为我们的投资者提供可靠的风险调整后回报的机会
Brian Tierney总裁兼首席执行官Wade Smith总裁、FE Utilities Torrence Hinton总裁、OH John Hawkins总裁、PA Doug Mokoid总裁、NJ Jim Myers运营副总裁、WV/MD Mark Mroczynski总裁、传输Amanda Mertens Campbell副总裁、对外事务Toby Thomas首席运营官Jon Taylor高级副总裁、首席财务官兼战略Abigail Phillips副总裁、首席风险官Karen Sagot副总裁、投资者关系John Combs高级副总裁、共享服务Sean Davies副总裁、持续改进Karen McClendon高级副总裁、CHRO Hyun Park高级副总裁，CLO简化了采用新运营模式的细分市场4 Stand-alone Transmission Distribution Integrated Corp/Other（FE母公司债务和其他义务）PAOH CEIOE TE FE PA WV & MDNJ JCP & L PEMP FET，LLC KATCo代表自2023年6月以来加入FE的领导者$ 26B Energize365投资计划（2024-2028）专注于投资以加强电网和支持能源转型计划推动9%的年均基数增长计划比之前的5年计划增长44%调整组织结构和人员，以专注于我们的五项受监管业务，从而使业务单位绩效分部报告领导层的透明度更高Structure~45%~35%~20% EEI – 2024年11月8日发布2024F EPS
2024-2028年投资计划摘要$ 26B 2024-2028~25%费率基础回收~75%公式费率国家监管：55% FERC监管：45% 9%输电：操作灵活性7%输电：监管要求12%输电：增强系统性能17%输电：升级系统条件6%清洁能源11%电网现代化36%基础设施更新2%化石发电$ 1.4$ 1.3 $ 1.5 $ 1.7 $ 1.8 $ 1.8 $ 2.0$ 2.2 $ 2.4$ 1.5 $ 1.5 $ 1.6 $ 1.7 $ 1.9 2024F 2025F 2026F 2027F 2028F Corp/Other Stand-alone Transmission Integrated Distribution $ 5.7B $ 6.2B $ 4.6B $ 4.7B $ 5.2B我们在五个州的规模和多样性和FERC根据需要提供计划的灵活性Energize365 $ 26B投资计划（‘24-’28）以加强电网并实现能源转型EEI – 20245年11月8日发布
俄亥俄州监管更新继续努力取得建设性成果■于10/29/24提交撤回ESP V –须经PUCO批准俄亥俄州公司恢复ESP IV –评论到期11/13/24，回复到期11/20/24 ■恢复ESP IV可降低风险并简化基准费率案例（BRC）– ESP V增加了重大的不确定性，因为该命令仅提供了5年计划中最多2年的某些关键条款，决议在BRC（见幻灯片6）– ESP V不符合俄亥俄州法律，因为应在ESP中处理骑手恢复问题，不是BRC ■计划提交ESP VI以提供确定性，符合俄亥俄州法律，通过更好地使ESP VI和BRC结果保持一致■ ESP VI和BRC EEI的下一步行动– 2024年11月：对恢复ESP IV请求的到期评论–到2025年初：提交更新的BRC并提交新的ESP VI – 2025年：在单独的程序中提交ESP VI和BRC进展–到2026年初：预计ESP VI和TERM5 EEI的生效日期– 11月8日发布，20246 ESP V进程时间表5月15日：PUCO发布命令，批准我们的ESP V进行修改，费率自2025年6月1日起生效6月14日：FE提交了重新审理申请（AFR）8月27日：俄亥俄州最高法院裁决（Moraine Wind，LLC的申请），指出PUCO必须在30天内决定AFR，这意味着FE的AFR被法律操作拒绝电力安全计划（ESP）汇总公用事业公司必须提交申请，以建立ESP或市场利率报价，以向客户提供默认生成服务，也称为标准服务提供ESP可能包括有关DX基础设施、电网现代化、经济发展和工作保留倡议的条款，能源效率计划FE的俄亥俄州公用事业ESP IV包括骑手通过Rider DCR和Rider AMI收回资本投资成本的高级别财务概览：ESP V与IV ESP V ESP IV Rider DCR上限-5100万美元（cap = 3.39亿美元）没有变化（cap = 3.9亿美元）DCR增加/年15-21万美元0-1500万美元Veg MGMT Rider + 2200万美元0美元
俄亥俄州监管更新ESP VI为所有利益相关者提供确定性EEI – 20247年11月8日发布说明性Pre-20222022202220232024202520262027202820292030 + E S P IV ESP IV时间线ESP IV DCR1所有账户Storm Deferral1 Deferral only E S P V or rd er ESP V时间线ESP V DCR（excl。账户360-374）2 Storm Deferral/Rider Veg MGMT Rider E S P IV & V I Projected Timeline ESP IV ESP VI DCR（IV incl。账户360-374）2提供更多确定性的机会Storm Deferral/Rider Veg MGMT Rider Notes –说明性假设• ESP V退出并恢复到ESP IV生效2025年1月1日•基本利率案例和ESP VI生效2026年1月1日• ESP VI的期限仅为说明性的，可能会发生变化123恢复额有待于BRC 1中确定，但须经PUCO批准2代表非分配的FERC资本账户，导致ESP V的年收入减少5000万美元
Data Center Growth EEI – Published November 8,202483801，8002,0002，4002,4002，4002,4002，4002,4002，4002,4002，4002,4002，42020 1505001,5002，8002,8004，4004,8006001，8001,9502，5003,9005，2006,5007，1007,200 2025F 2026F 2027F 2028F 2029F 2030F 2031F 2032F 2033F Under Agreement Pipeline MW Data Center load growth not included in FE'24-28 load forecast representative of projected data center growth in the pipeline，including proj有超过2GW的协议大负荷研究> 500MW自2023年以来增加了两倍数据代表FE向PJM提交的增量大负荷调整申请
2024F % FE Rate Base：18%% FE EPS：16% Torrence Hinton Ohio Rate Case Statistics总裁（更新文件7/31/24）Dx Rate Base $ 4.4B Filed ROE10.8 % Filed Debt/Equity~45%/55% Test Year 2024 Last published TTM ROE（3/31/24）7.7% Ohio Overview EEI – published November 8，202491.7% 1.6% 2.0% 1.5% 4.6% 2.8%-0.3 % 3.4%-2 %2% 6% 3Q23 4Q23 1Q24 2Q24州生产总值（增长率）率基数（$ B）关键监管更新• ESP V：根据PUCO命令提交的退出，将导致恢复到ESP IV，直到ESP VI被提交和批准——预计在明年初提交ESP VI，并与俄亥俄州基本利率案例的审查保持一致•基本利率案例提交：——没有程序性时间表；下一步包括发现和PUCO工作人员报告• OH Grid MOD II：——和解协议提交4/12/24；4年4.21亿美元投资——预计到2024年YE的最终订单为175美元178美元181美元209美元168美元172美元CEI OE TE DUK [州平均181美元] FE利率3% <同行平均3.5% 3.6% 3.7% 4.2% 3.5% 3.6% 3.7% 4.2% 0% 5% 3Q23 4Q23 1Q24 2Q24失业率美国OH数据中心活动经济指标关键公式投资计划• OH Grid MOD II ——智能电表，DERMS ——须经PUCO批准• OH DCR ——允许收回增量配电投资，但须遵守年度收入上限$ 3.1b总投资（' 24-28）~+ 5%费率基数增长（平均年度）+ 28% 2028F与2023年费率基数210万俄亥俄州客户相比增加28% • 2024年数据中心峰值负载160MW + • 42个大型负载研究在2024年> 500MW估计+ 30,000MW •预计到2033年数据中心增长+ 4,000MW，根据协议+ 1,100MW $ 4.3 $ 4.5 $ 4.6 $ 4.9 $ 5.1 $ 5.5 2023A 2024F 2025F 2026F 2027F 2028F可负担性平均客户账单，截至2024年1月1日，100%的投资有机会恢复骑手，但须遵守骑手条款和收入上限
宾夕法尼亚州概览EEI – 202410年11月8日发布Rate Base（$ B）关键监管更新Base Rate Case：Settlement filed 9/13/24；ALJ recommended PAPUC approval on 10/15/24；expect final order in December 2024 • $ 2.25亿净收入调整，基于YE2025年预计7B美元的费率基数和相关服务成本•建设性成果；请求和结算的收入差异主要与拟议费用有关•要求在1/1/27之前不采用新费率LTIIP III：提交7/22/24；；预计2024年12月获得最终订单• 5年（2025-2029）经济指标的1.6B美元投资计划关键公式投资方案• LTIIP II（2020-2024）/LTIIP III（2025-2029）——加速更换电线杆，地下和架空线路和保险丝——安装新设备——重新配置电路——采用ADMS实施的自动化设备$ 4.5B总投资（' 24-28）~+ 6%利率基数增长（平均每年）+ 27% 2028F与2023年度相比John Hawkins宾夕法尼亚州总统29% 71%的基准利率公式Penna Power West Penna Power Penelec Met-Ed Rate Districts2024F % of FE Rate Base：26%% of FE EPS：29% $ 181 $ 189 $ 209 $ 198 $ 173 FE PA current FE PA settled*DUQ PECO PPL [ State avg $ 190 ] Investment Recovery Mechanisms Last Filed Rate Case Statistics 3.5% 3.6% 3.7% 4.2% 3.3% 3.4% 3.4% 3.4% 3.4% 0.0% 5.0% 3Q23 4Q23 1Q24 2Q24失业率美国PA Rte案例统计（结算提交9/13/24）Dx Rate Base $ 7.0B ROE已结算债务/股权结算测试年份2025年12月最后公布的TTM ROE（12/21/23）9.2% 210万PA客户$ 6.6 $ 6.7 $ 7.0 $ 7.4 $ 8.1 $ 8.8 2023A 2024F 2025F 2026F 2027F 2028F数据中心活动FE结算费率保持2% < peer avg*1/1/25生效，须经PAPCC批准2028F较2023费率基数增加+ 33% • 2024年数据中心峰值负荷160MW + •9个大型负荷研究> 2024年500MW估计+ 8800MW可负担性平均客户账单，截至1/1/24，除非另有说明1.7% 1.6% 2.0% 1.5% 5.6% 3.8% 1.4% 3.2% 0.0% 4.0% 8.0% 3Q23 4Q23 1Q24 2Q24州生产总值（增长百分比）
Doug Mokoid新泽西州总裁25% 75%基本费率公式34.5kV 115 kV 230 kV 500 kV JCP & L 2024F % FE费率基数：18%% FE EPS：19%新泽西州概览EEI – 202411年11月8日发布Rate Base（$ B）关键监管更新Base Rate Case：和解获得批准2/14/24 •净收入增加8500万美元EE & C：获得批准10/30/24 •计划预算在2.5年（2025年1月至2027年6月）内为8.17亿美元，在10年内恢复• ROE9.6 %；债务/股权48%/52% •包括解决能源效率、峰值需求减少、和建筑脱碳EnergizeNJ：和解谈判正在进行中；预计到25年第一季度获得最终订单• 5年内（2025-2029年）的重大资本投资，以提高可靠性和使配电系统经济指标现代化关键公式投资计划•输电投资•包括支持可再生能源的陆上TX升级项目• AMI：部署120万智能电表• EE & C：能源效率计划，峰值需求减少&建筑脱碳• EnergizeNJ：增强可靠性和现代化DX系统$ 5.9B总投资：60% DX/40% TX（‘24-28）~+ 13%利率基数增长（平均每年）+ 46% 2028F vs. 2023 $ 150 $ 155 $ 231 $ 200 $ 200 JCP & L JCP & L（6/1/24）ACE PSEG RECO FE利率26% < peer avg [ state avg $ 197 ]投资回收机制1.7% 1.6% 2.0% 1.5% 4.8% 3.3% 1.0% 2.4% 0.0% 2.0% 4.0% 6.0% 3Q23 4Q23 1Q24 2Q24州生产总值（%增长）3.5% 3.6% 3.7% 4.2% 4.7% 4.8% 4.8% 4.6% 0.0% 2.0% 4.0% 6.0% 3Q23 4Q23费率基数（2024F）~52%允许权益数据中心活动$ 4.2 $ 4.8 $ 5.3 $ 6.0 $ 6.9 $ 7.8 2023A 2024F 2025F 2026F 2027F 2028F可负担性平均客户账单，截至1/1/24，除非另有说明，2028F与2023费率基数相比增加+ 86% • 2024年数据中心峰值负载30MW • 2024年4个大负载研究> 500MW估计+ 2700MW 9.6% 10.2% DX TX允许ROE
2024F（PE & MP）% FE Rate Base：19%% FE EPS：17% 47% 53% Base Rates Formula EEI – Published November 8,202412 Rate Base（$ B）Key regulatory updates WV Base Rate Case：Settlement approved 3/26/24，rates effective 3/27/24 •净收入增加1.05亿美元WV ENEC：收到WVPSC批准的结算，费率生效3/27/24以提高ENEC费率，递延金额将在2025-2026 MD Base Rate Case：Order issued 10/18/23，新费率生效10/19/23 •净收入增加2900万美元MD EmPOWER：立法生效7/1/24 •将EmPOWER成本的未摊销余额的账面成本从税前ROR降低到未偿债务的平均成本经济指标~+ 8%利率基数增长（平均年度）+ 33% 2028F与2023 WV西弗吉尼亚和马里兰概览西弗吉尼亚[州平均158美元] FE利率22% <同行平均124美元133美元170美元170美元MP & PE MP & PE AEP（AP）丨AEP（WP）138美元177美元199美元218美元PE BGE Delmarva PEPCO MARYLAND [州平均183美元] FE利率30% <同行平均投资复苏机制1.7% 1.6% 2.0% 1.5% 3.7% 4.7% 1.1% 2.1% 0.0% 2.0% 4.0% 6.0% 3Q23 4Q23 1Q24 2Q24 WV州生产总值（增长百分比）1.7% 1.6% 2.0% 1.5% 2.7% 1.3%-0.1 % 2.3%-2.0 % 0.0% 2.0% 4.0% 6.0% 3Q23 4Q23 1Q24 2Q24 MD州生产总值（增长百分比）美国WV/MD Potomac Edison Mon PowerJim Myers运营副总裁，WV & MD 553K WV & 289K MD客户$ 4.7B费率基础（2024F）数据中心活动$ 3.6 $ 3.8 $ 4.0 $ 4.3 $ 4.6 $ 4.9 $ 0.9 $ 0.9 $ 1.0 $ 1.2 $ 1.5 $ 1.8 2023A 2024F 2025F 2026F 2027F 2028F WV MD负担能力+ 49%增长2028F与2023费率基础• 2024年数据中心峰值负荷70MW + • 22个大型负荷研究2024年> 500MW估计+ 17,500MW •预计到2033年数据中心增长将达到+ 3,000MW，根据协议MD平均客户账单+ 1,200MW，截至1/1/24，除非另有说明（3/27/24）关键公式投资计划• WV ——输电投资——公用事业规模太阳能发电投资—— ELG环境合规投资• MD ——输电投资—— EmPOWER能效计划$ 4.2B总投资：50% DX/15% GX/TX 35%（‘24-28）9.8% 9.5%/10.45% WV MD：DX/TX允许ROE 50% 53%/50% WV MD：DX/TX允许权益
输电概览EEI – 202413年11月8日发布Total Rate Base（$ B）Mark Mroczynski Transmission President 2024F % of FE Rate Base：19%% of FE EPS：21% MAIT TraILCo 100% FERC监管，前瞻性利率10.3-12.7 %允许ROE $ 8.4B Total Rate Base（2024F）16.8K TX Line Miles Brookfield 49.9% ownership of FET，LLC • FE sold 49.9% equity interests of FET，LLC for $ 5.9B（19.9% closed in May‘22,30% in March’24）—— FET，LLC is the parent of ATSI，MAIT，和TraILCo关键更新•通过与AEP和Dominion的联合开发协议（JDA）寻求增量TX投资；这些解决方案中最全面的总计投资$ 3.8B（FE部分$ 1.3B）丨FE还向PJM提交了近$ 1B的单个项目，并且针对JDA之外的需求丨JDA解决方案包括几个新的765-，500和345千伏输电线路——预计将于2025年2月下旬宣布项目批准•到2030年，数据中心和人工智能在美国电力消费中的份额预计将增加两倍•与2023年相比，在FE足迹中500MW +的负载研究请求增加了两倍多——虽然我们拥有支持数据中心投资的传输能力，但我们正在采取周到的方法，以确保我们适当管理风险，并确保现有客户有足够的保护•专注于提高电网可靠性和弹性，这是实现更大的运营灵活性、增强对有形资产风险的保护的关键，并更好地支持增加可再生能源和分布式能源资源•加强高压输电系统，使其更具弹性，降低未来的维护成本并提高灵活性，以帮助电网运营商更快地对可变条件做出反应$ 8.2B总投资（' 24-28）9%的利率基数增长（平均年度）+ 56% 2028年与2023年的利率基数相比$ 3.8 $ 4.1 $ 4.3 $ 4.7 $ 5.0 $ 5.4 $ 1.4 $ 1.4 $ 1.3 $ 1.3 $ 1.3 $ 2.1 $ 2.1$ 2.4 $ 2.9 $ 3.4 $ 4.0 $ 4.5 $ 4.5 $ 0.4 $ 0.4 $ 0.5 $ 0.5 $ 0.6 $ 0.7 $ 0.8 2023A 2024F 2025F 2026F 2027F 2028F ATSI Trail MAIT KATCo FE费率基数（不含税）Brookfield）$ 5.0b $ 5.3b $ 11b $ 12b $ 6.4b $ 6.4b $ 7.7b $ 10b $ 9b $ 8.4b $ 5.8b $ 7.0b 100% FE拥有ATSI KATCo
我们的价值主张14（1）同比衡量低于先前的中点指导。影响可比性的项目的数量和时间使得对前瞻性非GAAP财务指标进行详细调节变得不切实际。强劲的增长前景有吸引力的风险状况令人信服的股东总回报6-8 %的长期年运营EPS增长（1）Energize365 T & D投资计划到2024-2028年为26B美元9%的平均年费率基数基础增长2024-2028年计划范围以外的重要基础设施投资机会目标为14-15 %的FFO/债务超过计划范围预计在每年高达约1亿美元的员工福利计划之后的规划期内没有增量股权需求建设性的监管框架，计划投资的75%用于公式费率计划低风险的多元化T & D资产组合，具有较强的承受能力地位，具有10-12 % +的有吸引力的股东总回报率，具有上行潜力（6-8 %的运营EPS增长和4% +股息收益率）盈利质量大幅改善，受核心受监管业务增长推动致力于与盈利增长同步的股息增长，目标股息支付率为60-70 %我们多元化的资产组合，加上资产负债表改善和强大的负担能力地位，提供了显着提升客户体验的机会，并为我们的投资者提供了稳健的风险调整后回报EEI – 2024年11月8日发布
前瞻性陈述15前瞻性陈述：本演示文稿包括基于管理层目前可获得的信息的前瞻性陈述。此类陈述受到某些风险和不确定性的影响，请读者注意不要过分依赖这些前瞻性陈述。这些声明包括有关管理层的意图、信念和当前期望的声明。这些陈述通常包含但不限于“预期”、“潜在”、“预期”、“预测”、“目标”、“将”、“打算”、“相信”、“项目”、“估计”、“计划”和类似的词语。前瞻性陈述涉及估计、假设、已知和未知的风险、不确定性和其他因素，这些因素可能导致实际结果、业绩或成就与此类前瞻性陈述明示或暗示的任何未来结果、业绩或成就存在重大差异，其中可能包括：政府调查和协议导致的潜在负债、增加的成本和意外发展，包括与遵守或不遵守7月21日签订的延期起诉协议相关的负债、增加的成本和未预期的发展，2021年与美国俄亥俄州南区检察官办公室合作；与俄亥俄州第133届大会通过的俄亥俄州众议院法案6（“HB6”）相关的政府调查和审计以及相关事项相关的风险和不确定性，包括对联邦或州监管事项的潜在不利影响，包括但不限于与费率相关的事项；与诉讼、仲裁、调解和类似程序相关的风险和不确定性，特别是与HB6相关事项相关的风险和不确定性；国家和地区经济状况的变化，包括衰退、波动的利率、通胀压力、供应链中断、燃料成本上升以及对劳动力的影响，影响我们和/或我们的客户以及与我们有业务往来的供应商；天气的变化，例如温和的季节性天气变化和恶劣的天气条件（包括由气候变化引起或加剧的事件，如野火、飓风、洪水、干旱、大风事件和极端高温事件）以及影响未来运营结果的其他自然灾害以及针对此类情况的相关监管行动或结果；立法和监管发展，包括但不限于与费率、能源监管政策、合规和执法活动、网络安全和气候变化相关的事项；与物理攻击相关的风险，例如战争、恐怖主义、破坏或其他暴力行为，以及对我们或我们的供应商的信息技术系统的网络攻击和其他破坏，这可能会危及我们的运营，以及敏感数据、知识产权和专有或个人身份信息的数据安全漏洞；实现我们与员工、环境、社会和公司治理机会、改进和效率相关的目标的能力，包括我们的温室气体（“GHG”）减排目标；通过建立持续改进的文化以及我们的其他战略和财务目标来实现或实现预期收益的能力，包括但不限于，克服当前与正在进行的政府调查相关的不确定性和挑战，执行我们的输配电投资计划Energize365，执行我们的费率申报策略，控制成本，改善信用指标，维持投资级评级，以及不断增长的收益；影响某些负债的计量和我们的养老金信托中持有的资产价值的不断变化的市场条件可能会对我们的预测增长率、经营业绩产生负面影响，并且还可能导致我们更早或以比目前预期更大的金额向我们的养老金缴款；减轻与退役和以前拥有的发电资产相关的补救活动的风险，包括那些受2024年期间最终确定的遗留燃煤残留规则影响的场地；环境法律法规的变化，包括但不限于环境保护局和美国证券交易委员会（“SEC”）最终确定的与气候变化相关的规则；客户对电力需求的变化，包括但不限于经济状况、气候变化的影响，新兴技术，特别是在电气化、储能和分布式发电方面；根据我们的财务计划进入公共证券和其他资本和信贷市场的能力，这些资本的成本以及影响我们的资本和信贷市场的总体状况， 包括越来越多的金融机构评估气候变化对其投资决策的影响；信用评级机构未来采取的可能对我们获得融资或融资条款或我们的财务状况和流动性产生负面影响的行动；对诸如我们领土内的经济状况、我们的输配电系统的可靠性、发电资源规划等因素的假设发生变化，或支持已确定的输配电投资机会的资本或其他资源的可用性；我们的信贷安排中可能存在不遵守债务契约的情况；遵守适用的可靠性标准以及能效和峰值需求减少要求的能力；人力资本管理方面的挑战，其中包括吸引和留住经过适当培训和合格的员工以及我们加入工会的员工队伍造成的劳动力中断；重大会计政策的变更；税法或法规的任何变更，包括但不限于2022年《降低通胀法》，或不利的税务审计结果或裁决；以及我们提交给SEC的文件中不时讨论的风险和其他因素。由于FirstEnergy Corp.董事会在实际申报时考虑的情况，FirstEnergy Corp.普通股在任何时期内不时宣布的股息总额可能与之前的时期有所不同。证券评级不是买入或持有证券的建议，由指定评级机构随时修改或撤回。每个评级应独立于任何其他评级进行评估。这些前瞻性陈述还受到FirstEnergy Corp.的10-K表格、10-Q表格以及FirstEnergy向SEC提交的其他文件中包含的风险因素的限制，并且应该与这些因素一起阅读。上述对因素的审查也不应被解释为详尽无遗。新的因素不时出现，管理层无法预测所有这些因素，也无法评估任何此类因素对FirstEnergy Corp.业务的影响，或任何因素或因素组合可能在多大程度上导致结果与任何前瞻性陈述中包含的结果存在重大差异。FirstEnergy Corp.明确表示，除法律要求外，不承担因新信息、未来事件或其他原因而更新或修改此处或以引用方式并入的信息中包含的任何前瞻性陈述的任何义务。EEI – 2024年11月8日发布