---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

除非另有说明，本说明中的披露适用于所有注册人。

一般

未经审计的简明财务报表和脚注是根据中期财务信息的GAAP以及SEC S-X条例表格10-Q和第10条的说明编制的。因此，它们不包括完整年度财务报表GAAP要求的所有信息和脚注。

管理层认为，未经审计的简明中期财务报表反映了所有正常和经常性的应计项目和必要的调整，以便对每个注册人的中期净收入、财务状况和现金流量进行公平的报表。截至2026年3月31日止三个月的净收入不一定代表截至2026年12月31日止年度的预期业绩。简明财务报表未经审计，应与2025年年度报告中包含的经审计的2025年财务报表及其附注一并阅读。

列报方式的变化

2025年，公司将注册人财务报表和随附的表格脚注披露中的四舍五入列报方式改为以百万为单位的最接近整数，每股数据除外。这一变化对先前报告的财务信息没有重大影响，但是，由于四舍五入的列报方式，以前各期报告的某些金额可能相差不大。此外，由于四舍五入，所列的历史百分比和每股金额可能不会重新计算。这一变化不影响注册人财务报表和相关披露的可比性。

每股收益（EPS）（适用于AEP）

基本每股收益的计算方法是，普通股股东可获得的净收益除以该期间已发行普通股的加权平均数。稀释每股收益是通过调整加权平均已发行普通股计算得出的，假设所有潜在稀释性证券都已转换。稀释性证券主要与远期出售股权协议和限制性股票单位有关。 有关远期出售股权协议的更多信息，请参见附注12-融资活动。

下表列出了纳入损益表的AEP的基本每股收益和稀释每股收益计算：

			截至3月31日的三个月，
			2026												2025
			（百万，每股数据除外）
									美元/股												美元/股
归属于AEP普通股股东的收益			$	874											$	800
已发行基本AEP普通股加权-平均数			542.1						$	1.61					533.4						$	1.50
加权-平均稀释效应			5.0						( 0.01 )						1.3						—
已发行稀释AEP普通股的加权-平均数			547.1						$	1.60					534.7						$	1.50

有 无 截至2026年3月31日和2025年3月31日已发行的反稀释股票。

---

受限现金（适用于AEP、AEP Texas、APCo和SWEPCo）

受限现金主要包括受托机构为支付证券化债券而持有的资金。

现金、现金等价物和受限制现金的调节

下表提供了资产负债表内报告的现金、现金等价物和受限现金的对账，这些现金、现金等价物和受限现金的总和与现金流量表中显示的相同金额的总和：

						2026年3月31日
						AEP						AEP德州						APCO						SWEPCO
						（百万）
现金及现金等价物						$	306					$	—					$	4					$	2
受限现金						33						6						12						7
现金、现金等价物和受限制现金总额						$	339					$	6					$	16					$	9

						2025年12月31日
						AEP						AEP德州						APCO						SWEPCO
						（百万）
现金及现金等价物						$	197					$	—					$	5					$	2
受限现金						71						14						18						15
现金、现金等价物和受限制现金总额						$	268					$	14					$	23					$	17

补充现金流量信息（适用于AEP）

						截至3月31日的三个月，
现金流信息						2026						2025
						（百万）
支付的现金：
利息，资本化金额净额						$	450					$	350
非现金投融资活动：
融资租赁下的收购						24						8
截至3月31日计入流动负债的建筑支出，						1,434						1,041
截至3月31日流动资产中的援建垫款贡献，						61						—
截至3月31日计入流动负债的核燃料收购，						9						—

---

除非另有说明，本说明中的披露适用于所有注册人。

管理层审查FASB的标准制定流程和SEC的规则制定活动，以确定与注册人业务的相关性（如果有的话）。以下标准/规则将对注册人的财务报表产生影响。

SEC气候披露规则

2024年3月，SEC通过了最终规则，要求注册人在注册声明和年度报告中披露某些与气候相关的信息。对新规则提出质疑的诉讼由多个司法管辖区的多方提起，这些诉讼已被合并并分配给美国第八巡回上诉法院。2025年3月，SEC宣布投票结束对最终气候披露规则的辩护。2025年4月，18个州提出动议，要求对该案进行干预，并暂时搁置此案，直到SEC采取行动修改或撤销规则。2025年7月，SEC提交状态报告称，不打算审查或重新考虑规则，并要求上诉法院对该案作出裁决。2025年9月，上诉法院发布命令，暂停审理此案，直到SEC要么正式为规则辩护，要么启动新的规则制定程序进行复议。

ASU 2024-03“损益表-报告综合收入-费用分类披露”（ASU 2024-03）

2024年11月，FASB发布了ASU 2024-03，其目的是通过要求公共企业实体在中期和年度报告期间的财务报表附注中披露有关某些费用的额外信息来改进财务报告并响应投资者的投入。除其他规定外，新准则要求披露损益表正面列报的每个费用标题中包含的职工薪酬、折旧、无形资产摊销等费用的分类金额。公共业务实体被要求在与其他分类要求相同的披露中包括根据公认会计原则已经要求披露的某些金额，以及对相关费用标题中未单独定量分类的任何剩余金额的定性描述。新准则还要求披露销售费用总额，并在年度报告期间披露一个实体对销售费用的定义。不排除一个实体提供额外的自愿披露，这可能会为投资者提供额外的决策有用信息。

新准则中的修订对2026年12月15日之后开始的年度报告期间和2027年12月15日之后开始的中期报告期间有效，允许提前采用。新准则中的修订应前瞻性地适用于生效日期之后的报告期间发布的财务报表，或追溯至财务报表中列报的任何或所有以前期间。管理层正在评估新标准，尚未确定注册人将在何时或以何种方式通过其修订。

ASU 2025-06“无形资产—商誉和其他—内部使用软件”（ASU 2025-06）

2025年9月，FASB发布了ASU 2025-06，其意图是通过删除对软件项目开发阶段的所有引用，并就如何评估是否已满足启动合格成本资本化的概率到完成确认阈值提供新的指导，从而使内部使用软件开发成本的成本资本化阈值现代化。

对于允许提前采用的2027年12月15日之后开始的财政年度，新标准中的修订可在追溯、预期或修改的预期基础上适用于公共企业实体。管理层选择从2026年1月1日开始提前采用这一标准。采用新准则并未对经营业绩、财务状况报表或现金流量产生实质性影响。

---

本附注中的披露内容仅适用于AEP。AOCI的影响对注册子公司的财务报表并不重要。

综合收益的列报

下表提供了AEP在AOCI变化中的组成部分以及从AOCI重新分类的详细信息。养老金和OPEB AOCI部分的摊销包括在净定期养老金和OPEB成本的计算中。更多信息见附注7-福利计划。

						现金流对冲												养老金
截至2026年3月31日止三个月						商品						息率						和OPEB						合计
						（百万）
截至2025年12月31日的AOCI余额						$	78					$	( 1 )					$	( 41 )					$	36
在AOCI中确认的公允价值变动，税后净额						25						—						—						25
从AOCI重新分类的（收益）损失金额
购买用于发电的电力、燃料和其他消耗品（a）						( 50 )						—						—						( 50 )
精算（收益）损失摊销						—						—						1						1
从AOCI重新分类，所得税费用前						( 50 )						—						1						( 49 )
所得税费用						( 10 )						—						—						( 10 )
从AOCI重新分类，扣除所得税费用						( 40 )						—						1						( 39 )
本期净其他综合收益（亏损）						( 15 )						—						1						( 14 )
截至2026年3月31日的AOCI余额						$	63					$	( 1 )					$	( 40 )					$	22

						现金流对冲												养老金
截至2025年3月31日止三个月						商品						息率						和OPEB						合计
						（百万）
截至2024年12月31日的AOCI余额						$	99					$	3					$	( 105 )					$	( 3 )
在AOCI中确认的公允价值变动，税后净额						38						( 1 )						—						37
从AOCI重新分类的（收益）损失金额
购买用于发电的电力、燃料和其他消耗品（a）						( 17 )						—						—						( 17 )
利息费用（a）						—						( 1 )						—						( 1 )
精算（收益）损失摊销						—						—						1						1
从AOCI重新分类，所得税费用前						( 17 )						( 1 )						1						( 17 )
所得税费用						( 4 )						—						—						( 4 )
从AOCI重新分类，扣除所得税费用						( 13 )						( 1 )						1						( 13 )
本期净其他综合收益（亏损）						25						( 2 )						1						24
截至2025年3月31日的AOCI余额						$	124					$	1					$	( 104 )					$	21

(a)重新分类到损益表上参考项目的金额。

---

除非另有说明，本说明中的披露适用于所有注册人。

正如2025年年度报告中所讨论的，注册人参与了FERC及其州委员会的费率和监管程序。2025年年度报告中的费率事项说明应与本报告一并阅读，以全面了解仍悬而未决的可能影响净收入、现金流和可能的财务状况的重大费率事项。以下讨论2026年利率制定的发展情况，并更新2025年年度报告。

受管制发电机组（适用于AEP、PSO和SWEPCO）

遵守广泛的环境法规要求在环境监测、安装污染控制设备、排污费、处置成本和许可证方面进行大量资本投资。管理层定期评估遵守这些条例的成本估计与可靠性和其他因素的平衡，这已经导致并在未来可能导致提议在发电设施目前估计的使用寿命之前提前退役。

管理层正在寻求或将在必要时寻求监管部门对工厂退役时剩余的任何账面净值进行追偿。如果这些发电资产的账面净值不被视为可收回，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

已退役的调节发电机组及相关燃料作业

SWEPCO

2023年3月，Pirkey工厂退役。SWEPCO正在恢复，或正在寻求恢复，Pirkey工厂非燃料成本的剩余账面净值。截至2026年3月31日，SWEPCO在皮尔基工厂净投资中所占份额为$ 172 百万，包括材料和用品，扣除搬迁成本。燃料成本通过主动燃料条款收回，并由各委员会审慎确定。

作为2021年阿肯色州基本利率案的一部分，APSC授予SWEPCO对Pirkey工厂净投资的监管资产处理。SWEPCO在其2025年阿肯色州基本利率案中要求包括加权平均资本成本的回收。2026年1月，APSC批准了一项和解协议，规定收回Pirkey工厂净投资超过 10 年与a 3 %的回报，协议中还包括一项条款，即Pirkey工厂的退役是谨慎的。

作为2020年路易斯安那州基本利率案的一部分，LPSC授权通过一个单独的附加条款，在2032年之前收回SWEPCo在Pirkey工厂的路易斯安那州管辖份额。

2023年7月，LPSC下令建立一个单独的程序，以审查Pirkey工厂退役决定的审慎性，包括从2019年及之后开始的几年中包含在燃料中的成本。2025年4月，LPSC确定Pirkey工厂的退役是合理和谨慎的，并授权在2032年之前按SWEPCO的加权平均资本成本继续收回Pirkey工厂的剩余余额。

2023年7月，得克萨斯州ALJS发布了一份PFD，得出的结论是，让Pirkey工厂退役的决定是谨慎的。2023年9月，PUCT拒绝了2023年7月的PFD结论。SWEPCO在其2025年德克萨斯州基本利率案中要求收回Pirkey工厂剩余账面净值的德克萨斯州管辖份额。2026年4月，与2025年德克萨斯州基本利率案相关的原则上达成了一致解决。2026年3月，SWEPCO录得约$ 31 百万美元，可能是对Pirkey工厂的部分监管禁止。有关更多信息，请参阅下面的“2025年德克萨斯州基本利率案例”部分。截至2026年3月31日，Pirkey工厂账面净值中的德州管辖份额为$ 46 百万。如果PUCT不接受和解，并且由于PUCT的最终订单，本备案中包含的任何成本未被批准回收，则可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

拟退役的受管制发电机组

PSO

2014年，PSO获得联邦环保局的最终批准，将于2026年关闭东北工厂3号机组。该工厂原定于2040年关闭。由于提前报废日期，PSO将东北工厂3号机组的使用寿命修改为2026年的预计报废日期，增量折旧作为监管资产递延。

---

继2024年俄克拉荷马州基本费率案之后，PSO继续恢复东北工厂，3号机组至2040年。2025年4月，PSO和ODEQ敲定了第二份经修订的区域雾霾协议，该协议将允许东北工厂3号机组继续使用天然气运营，直至2041年5月31日。该协议取决于联邦环保署以修订后的SIP形式批准，ODEQ已提交该协议。由于预计将获得联邦环保局的批准，PSO于2026年1月开始运营东北工厂，3号机组使用天然气。2026年第一季度，PSO退役$ 325 百万东北厂3号机组煤炭相关资产，导致物业、厂房及设备总额及累计折旧摊销均下降。截至2026年3月31日，这些资产的未收回价值为$ 152 万，包括ARO费用，PSO目前正在收取的费率。

SWEPCO

2020年11月，管理层宣布将于2028年停止在威尔士工厂使用煤炭。作为该公告的结果，SWEPCO开始记录一项加速折旧的监管资产。2024年12月，SWEPCO向APSC、LPSC和PUCT提交CCN申请，分别于2028年和2027年将威尔士工厂、1号和3号机组转换为天然气。2026年2月，APSC发布命令，批准CCN申请。

下表汇总了截至2026年3月31日计划退役的发电设施的账面净值，包括CWIP，不包括拆除成本以及材料和用品：

植物																		账面净值						加速折旧监管资产												搬迁费用 监管责任									预计 退休日期									当前授权 恢复期						年度 折旧（a）
																		（百万美元）
东北工厂、3号机组																		$	53					$	247											$	21		(b)						2026									（c）						$	13
威尔士工厂，1号和3号机组																		249						235												56			（d）						2028			（e）						（f）						43

(a)表示在前12个月期间向客户收取的年度折旧额。

(b)包括东北工厂，4号机组，于2016年退役。拆除东北工厂4号机组，退役后将与拆除东北工厂3号机组一起执行。

（c）东北工厂，3号机组目前正在恢复到2040年。

（d）包括威尔士工厂，2号机组，于2016年退役。威尔士工厂2号机组的拆除将在退役后与威尔士工厂1号和3号机组的拆除一起进行。

（e）表示煤炭资产的预计报废日期。

（f） 1号机组将在路易斯安那州辖区恢复到2027年，在阿肯色州和德克萨斯州辖区恢复到2037年。3号机组正在路易斯安那州管辖范围内恢复到2032年，在阿肯色州和德克萨斯州管辖范围内恢复到2042年。

---

待最终监管批准的监管资产（适用于除OPCO以外的所有注册人）

						AEP
						3月31日，						12月31日，
						2026						2025
非流动监管资产						（百万）
监管资产目前赚取回报
威尔士工厂，1、3号机组加速折旧						$	235					$	220
UTM递延成本						80						56
Pirkey工厂加速贬值						46						93
风暴相关成本						48						43
西弗吉尼亚州MRBC附加费（a）						34						—
系统弹性计划递延成本-德州						31						17
其他待最终监管审批的监管资产						21						6
监管资产目前不赚回报
风暴相关成本（b）						273						191
工厂报废成本–资产报废义务成本（c）						263						257
2024-2025年弗吉尼亚州两年期收入不足（d）						192						172
NOLC成本（e）						87						89
养老金结算						24						24
递延养老金和OPEB成本						32						27
其他待最终监管审批的监管资产						134						112
待最终监管审批的监管资产总额						$	1,500					$	1,307

(a)2026年4月，WVPSC发布命令，确认先前批准的MRBC收入要求，并允许APCO进行最终校准，以及时收回未反映在MRBC附加费率中的过去MRBC成本。通过ENEC恢复的时间将在两家公司的2026年ENEC程序中确定。有关更多信息，请参阅下面的“西弗吉尼亚州修正费率基础成本（MRBC）附加费更新备案”部分。

(b)2026年3月，WVPSC发布了一项融资令，批准了一项包括$ 40 百万西弗吉尼亚州辖区风暴运营和维护费用，在债券定价后由WVPSC进行最终审查。

（c）有关更多信息，请参见注5的“联邦EPA修订的CCR规则”部分。

（d）2025年11月，弗吉尼亚SCC发布了一项融资令，批准了一项包括$ 141 百万风暴运营和维护成本，在债券定价后由弗吉尼亚SCC进行最终审查。

（e）批准通过俄克拉何马州和SWEPC-Texas辖区的费率收取，但须退款。

						AEP德州
						3月31日，						12月31日，
						2026						2025
非流动监管资产						（百万）
监管资产目前赚取回报
UTM递延成本						$	80					$	56
风暴相关成本						41						41
系统弹性计划递延成本						20						17
监管资产目前不赚回报
风暴相关成本						34						31
递延养老金和OPEB成本						32						27
其他待最终监管审批的监管资产						9						9
待最终监管审批的监管资产总额						$	216					$	181

---

						AEPCO
						3月31日，						12月31日，
						2026						2025
非流动监管资产						（百万）
监管资产目前赚取回报
所得税，净额						$	9					$	9
待最终监管审批的监管资产总额						$	9					$	9

						APCO
						3月31日，						12月31日，
						2026						2025
非流动监管资产						（百万）
监管资产目前赚取回报
西弗吉尼亚州MRBC附加费（a）						$	28					$	—
其他待最终监管审批的监管资产						2						2
监管资产目前不赚回报
2024-2025年弗吉尼亚州两年期收入不足（b）						192						172
工厂报废成本–资产报废义务成本（c）						173						169
风暴相关成本–西弗吉尼亚州（d）						62						39
养老金结算						16						16
2026-2027年弗吉尼亚州两年期收入不足						15						—
弗吉尼亚州企业替代最低税						—						13
西弗吉尼亚州企业替代最低税						—						11
其他待最终监管审批的监管资产						29						18
待最终监管审批的监管资产总额						$	517					$	440

(a)2026年4月，WVPSC发布命令，确认先前批准的MRBC收入要求，并允许APCO进行最终校准，以及时收回未反映在MRBC附加费率中的过去MRBC成本。通过ENEC恢复的时间将在两家公司的2026年ENEC程序中确定。有关更多信息，请参阅下面的“西弗吉尼亚州修正费率基础成本（MRBC）附加费更新备案”部分。

(b)2025年11月，弗吉尼亚SCC发布了一项融资令，批准了一项包括$ 141 百万风暴运营和维护成本，在债券定价后由弗吉尼亚SCC进行最终审查。

（c）参见Note中的“联邦EPA修订的CCR规则”部分5了解更多信息。

（d）2026年3月，WVPSC发布了一项融资令，批准了一项包括$ 40 百万西弗吉尼亚州辖区风暴运营和维护费用，在债券定价后由WVPSC进行最终审查。

						I & M
						3月31日，						12月31日，
						2026						2025
非流动监管资产						（百万）
监管资产目前赚取回报
其他待最终监管审批的监管资产						$	4					$	4
监管资产目前不赚回报
工厂报废成本–资产报废义务成本（a）						79						78
风暴相关成本–印第安纳州						32						29
其他待最终监管审批的监管资产						6						7
待最终监管审批的监管资产总额						$	121					$	118

(a)有关更多信息，请参见注5的“联邦EPA修订的CCR规则”部分。

---

						PSO
						3月31日，						12月31日，
						2026						2025
非流动监管资产						（百万）
监管资产目前不赚回报
风暴相关成本						$	32					$	25
NOLC成本（a）						21						23
一代PBA与延迟退休延期						17						13
俄克拉荷马州参议院998号法案延期						16						9
其他待最终监管审批的监管资产						15						14
待最终监管审批的监管资产总额						$	101					$	84

(a)经批准通过差饷收取，可退款。

						SWEPCO
						3月31日，						12月31日，
						2026						2025
非流动监管资产						（百万）
监管资产目前赚取回报
威尔士工厂，1、3号机组加速折旧						$	235					$	220
Pirkey工厂加速贬值						46						93
退役工厂成本-FERC						15						—
系统弹性计划递延成本-德州						11						1
其他待最终监管审批的监管资产						7						2
监管资产目前不赚回报
风暴相关成本-路易斯安那州、德克萨斯州						88						43
NOLC成本（a）						65						66
其他待最终监管审批的监管资产						21						20
待最终监管审批的监管资产总额						$	488					$	445

(a)经批准，可通过费率收取，但须退款，适用于德克萨斯州的管辖范围。

如果这些成本最终被确定为无法收回，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

AEP德克萨斯州利率很重要（适用于AEP和AEP Texas）

AEP德克萨斯州中期输配电价

截至2026年3月31日，需接受审查的AEP德克萨斯州输配电临时基准费率上调累计收入估计约为$ 159 百万。如果AEP德克萨斯州因不允许进行临时增加所依据的输电或配电投资而进行基准费率审查，则可能会导致向客户退款。管理层无法确定合理可能发生的潜在损失的范围，如果有的话。收入减少，包括退还临时输配费率，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

2025年UTM备案

2025年10月，AEP Texas向PUCT提交了第一份备案，寻求通过UTM收回符合条件的成本。2026年3月，德克萨斯州ALJ发布了一份PFD，建议部分拒绝申请的金额。2026年4月，AEP Texas提交了回应，反映了Texas House Bill 5247（2025）的立法意图。最终决定的影响，以及

---

根据PUCT的授权，任何潜在的追溯影响将在最终决定发布期间反映在AEP Texas的财务报表中。预计将于2026年第二季度做出决定。

2026年3月，AEP Texas开始收取可作为UTM备案一部分退还的临时费率。如果PUCT发布的裁决与AEP Texas的立场不同，则可能需要退款或账单信用。包括在UTM和现有资本追踪器申报中的投资仍需接受公用事业公司在PUCT之前的下一次基本利率审查中的审慎审查。AEP Texas推迟了大约$ 80 作为监管资产，截至2026年3月31日的符合条件的成本为百万。如果这些递延成本中的任何一项未被批准收回，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

APCO和WPCO费率事项（适用于AEP和APCo）

2021-2023年ENEC还押案件

2024年1月，WVPSC发布了一项命令，解决APCo和WPCo（the Companies）的2021-2023 ENEC案件。在订单中，WVPSC：（a）不允许$ 232 截至2023年2月28日，ENEC未足额收回成本百万（美元 136 与APCO有关的百万美元）和（b）批准追回$ 321 截至2023年2月28日ENEC未足额收回成本百万（$ 174 百万与APCo相关）加a 4 %债务承付率超过a 十年 恢复期从2024年9月1日开始。

2024年2月，两家公司向西弗吉尼亚州最高法院（WVSC）提交了简报，就2024年1月的命令提起上诉。在2024年9月举行的辩论之后，WVSC发布了2024年11月的意见，部分确认并部分推翻了WVPSC 2024年1月的ENEC命令。WVSC将ENEC案发回WVPSC，让两家公司有机会审查、分析、反驳和反驳美元的计算 232 百万不允许。

2025年3月，WVPSC在两家公司的2021-2023 ENEC还押案件中输入了一份订单，进一步描述了其对已订购的$ 232 百万不允许。2025年6月，两家公司提交了关于还押候审的直接证词，支持减少WVPSC先前下令的至少$ 179 百万。

2025年8月，WVPSC工作人员和一名干预方提交证词，建议继续禁止$ 232 截至2023年2月28日，ENEC少收回的成本为百万，干预方建议WVPSC基于所谓的煤炭采购不谨慎而考虑更大的不允许。

2021-2023年ENEC还押案件听证会于2025年10月举行。 如果任何额外的2021-2023年ENEC成本无法收回或要求退款，将减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

2024年西弗吉尼亚州基本利率案

2025年9月，为响应WVPSC于2025年8月就两家公司的2024年西弗吉尼亚州基准利率案发出的命令，向WVPSC提交了复议请求，以解释该命令的财务后果，并就某些问题寻求澄清。2026年2月，WVPSC发布复议命令，批准修订后的ROE为 9.75 %.ROE的这一核定变动导致将核定的年度基本费率上调幅度从$ 76 百万（$ 67 百万与APCo相关）至$ 91 百万（$ 79 百万与APCo相关）自2026年2月20日起生效。其他所有复议请求均被WVPSC驳回。

西弗吉尼亚州修正费率基础成本（MRBC）附加费更新备案

2024年3月，APCo和WPCo（the Companies）向WVPSC提交了一份年度MRBC附加费更新文件，要求提供$ 32 两家公司的合并MRBC费率每年增加百万。MRBC是一种基础设施投资跟踪器，允许在两家公司的西弗吉尼亚州管辖基准利率案件之间进行与资本投资相关的有限成本回收。WVPSC的工作人员和一位干预方建议，在书面和口头证词和简报中，针对用于制定两家公司拟议的MRBC费率的某些费率制定问题，包括州递延所得税、NOLC和ARO的西弗吉尼亚州管辖效应，不允许收入要求。

WVPSC于2025年8月发布的关于两家公司西弗吉尼亚州基本案例备案的命令，如上文“2024年西弗吉尼亚州基本利率案例”部分所述，批准终止MRBC并将MRBC利率转变为基本利率。WVPSC未就WVPSC工作人员和介入方提出的与NOLC相关的MRBC退款等问题作出裁决。

2026年4月，WVPSC发布了一项命令，裁定两家公司的2024年MRBC更新备案。该命令确认了先前批准的MRBC收入要求，并允许两家公司在ENEC提交的文件中进行最终校准，以

---

及时收回过去未反映在MRBC附加费率中的MRBC成本 四年 附加费的存在。该命令还允许两家公司从2024年9月开始确认经修订的MRBC回收不足余额的账面费用，并允许两家公司在一段时期内通过当前的ENEC附加费率以账面费用收回经更新的MRBC回收不足，该期间将在两家公司的2026年ENEC程序中确定。2026年4月的命令还指出，在IRS未来发布PLR或其他指导之前，与将独立的NOLC递延所得税资产纳入MRBC税率相关的收入要求的征收可能会受到退还。如果WVPSC对NOLC相关征收任何退款负债，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

2025年西弗吉尼亚州证券化备案

2026年3月，WVPSC发布了最终融资令，批准了两家公司提议的以下资产证券化：（a）剩余的合并未收回的ENEC余额，（b）截至2022年12月31日Amos、Mitchell和Mountaineer工厂的未折旧西弗吉尼亚州管辖工厂余额，（c）先前通过单独的西弗吉尼亚州附加费批准回收的未折旧环境成本，以及（d）西弗吉尼亚州管辖的递延重大风暴运营和维护成本。WVPSC 2026年3月订单中包含的，下面显示的是两家公司合并后的$ 2.6 亿最高证券化金额：

拟证券化项目						APCO						WPCO						合计
						（百万）
Amos、Mitchell和Mountaineer的未折旧公用事业工厂余额（截至2022年12月31日）						$	1,145					$	559					$	1,704
ENEC回收不足监管资产（a）						216						276						492
Amos、Mitchell和Mountaineer的预测未折旧CCR和ELG投资（截至2024年11月30日）（a）（b）						88						149						237
递延暴风其他运维费用监管资产（b）						155						3						158
前期融资成本（a）						10						6						16
合计						$	1,614					$	993					$	2,607

(a)金额代表估计数。WVPSC可能会在证券化债券营销之前更新这些估计。

(b)2025年12月，KPSC批准了KPCO关于CPCN进行KPCO恢复所需投资的请求：（a）a 50 米切尔工厂ELG项目的%份额和（b）a 50 %的非ELG资本投资份额。KPSC的这一批准允许KPCO继续采取 50 在2028年12月31日之后，米切尔工厂为KPCO客户提供服务的能源和产能份额的百分比。有关更多信息，请参阅下面的“米切尔工厂申请公共便利和必要性证书”部分。2026年2月，WPCO要求WVPSC授予任何必要的额外授权，以使WPCO能够反映2025年12月KPSC命令的持有量和影响，或确定不需要此类授权。WPCO预测的与米切尔工厂相关的CCR和ELG金额可能会发生变化，以等待WVPSC对WPCO 2026年2月提交的文件作出裁决。

根据西弗吉尼亚州的法定要求和融资令，证券化债券的发行须经WVPSC在债券定价后进行最终审查。两家公司将继续推进证券化债券发行程序，并计划在2026年下半年完成证券化，具体取决于市场情况。如果这些成本中的任何一项无法收回，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

2025年弗吉尼亚州证券化备案

2025年7月，APCO向弗吉尼亚SCC提出融资请求，通过发行拟议的 20 年证券化债券，约为$ 1.4 十亿弗吉尼亚州辖区未折旧财产余额和重大风暴运维监管资产延期余额。这一拟议证券化包括：（a）$ 1.2 截至2023年12月31日，Amos和Mountaineer工厂的未折旧弗吉尼亚州管辖工厂余额和（b）$ 141 2024-2025两年期递延的百万弗吉尼亚州辖区重大风暴其他运维费用。2025年11月，弗吉尼亚SCC发布融资指令，批准将请求的$ 1.4 十亿弗吉尼亚州的司法成本。根据弗吉尼亚州法定要求和融资令，此次证券化债券的发行须经弗吉尼亚州SCC在债券定价后进行最终审查。APCO预计将继续进行证券化债券发行过程，并在2026年第二季度完成证券化过程，具体取决于市场情况。如果这些成本中的任何一项无法收回，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

---

ETT利率很重要（适用于AEP）

ETT中期传输速率

AEP有一个 50 ETT的%股权所有权权益。ETT的大部分收入都基于可每年提交两次的临时利率变化，并在下一次基本利率程序中接受审查和可能的调整。截至2026年3月31日，AEP在ETT因临时基准费率上调而需接受审慎审查的累计收入中所占份额约为$ 1 百万。如果ETT导致不允许临时增加所依据的输电投资，则基本费率审查可能会导致向客户退款。收入减少，包括退还临时传输费率，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

2026年ETT基准利率案例

2026年4月，ETT向PUCT提出了一项$ 42 较调整后的测试年收入（包括临时传输速率更新）的百万年基率增加。ETT的请求是基于一项提议 10.5 % ROE，资本结构为 55 %债务和 45 %普通股权益。该利率案寻求对包含在临时利率中的累计资本增加进行审慎审查确定。该案的程序日程表正在等待中。如果案件中的任何费用无法收回或根据临时传输费率收取的退款被勒令退回，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

I & M费率很重要（适用于AEP和I & M）

密歇根电力供应成本回收（PSCR）和解

2024年PSCR和解

2025年3月，I & M向MPSC提交了2024年PSCR和解协议。2025年10月，MPSC工作人员和干预者提交证词，建议与OVEC ICPA和与AEGCo的Rockport UPA相关的PSCR成本不允许，范围从$ 259 千至$ 14 百万。I & M的2024年PSCR和解听证会于2025年12月举行。2026年4月，ALJ发布PFD建议$ 2 与OVEC ICPA相关的百万成本不允许，与AEGCo的Rockport UPA没有相关成本。预计将在2026年第二季度获得MPSC订单。MPSC对I & M 2024年PSCR和解的任何未来禁止令都可能减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

印第安纳州收益测试

印第安纳州法律要求I & M提交最近一年和五年期间的收益测试评估，作为I & M半年度印第安纳州FAC文件的一部分。这些收益测试评估要求I & M在一年和五年期间I & M的收入高于其授权回报的期间，在FAC因子计算中包括一个贷项。信贷确定为超过授权水平的一年或五年收益中较低者的50%。管理层认为，其财务报表充分解决了此前由IURC制定的印第安纳州收益测试要求的影响。如果未来的IURC订单要求I & M在FAC因子计算中提供超过既定收益测试要求的贷记，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

2026年2月，I & M提交了截至2025年11月的FAC备案和收益测试评估。I & M提议在截至2025年11月的收益测试期间向客户提供超额收益信贷$ 53 百万，基于请求对辖区成本分配进行的修改，以更准确地反映I & M为印第安纳州零售客户提供服务的成本。2026年4月，I & M和一名干预方提交了一份和解协议，建议IURC批准I & M对管辖成本分配的拟议修改，并提出超额收益信贷$ 53 截至2025年11月的收益测试期间的百万。听证会将于2026年5月举行，预计2026年第二季度将获得IURC订单。IURC命令批准和解协议中包含的I & M拟议的管辖成本分配修改将增加未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

KPCO费率事项（适用于AEP）

对KPCO的服务、费率和设施的调查

2023年6月，KPSC发布了一项命令，指示KPCO说明理由，为什么它不应该因为未能在其服务区域内提供足够的服务而受到肯塔基州法定补救措施，包括罚款和处罚。KPSC的show cause order没有就KPCO服务的充分性做出任何决定。2023年7月，KPCO提交了一份回应

---

show cause order demonstrating that it has provided sufficient service。2023年12月和2024年2月，KPCO和某些干预者向KPSC提交了证词。与KPSC的听证会原定于2024年6月举行。听证会延期，目前尚未改期。如果对KPCO征收与表演原因令有关的任何罚款或处罚，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

米切尔工厂申请公共便利性和必要性证书

KPCO和WPCO各自拥有一个 50 %的未分割权益 1,560 MW燃煤米切尔工厂。2021年7月，KPSC否决了KPCO对KPCO的ELG合规计划 50 ELG在米切尔工厂投资的所有权份额百分比，这将使KPCO能够在2028年12月31日之后利用产能和能源为客户提供服务。由于这一订单，并根据现有米切尔工厂运营协议下的2022年9月决议，WPCO出资 100 已投入使用的米切尔工厂ELG投资的百分比。此外，WPCO还支付了超过 50 在米切尔工厂进行的某些非ELG资本投资中的%份额，这些投资将在2028年后继续用于米切尔工厂的运营。

2025年6月，KPCO向KPSC提出请求，要求CPCNN进行必要的投资，以反映：（a）a 50 米切尔工厂ELG项目的%份额和（b）a 50 %的非ELG资本投资份额。KPSC批准这些投资将允许KPCO继续采取 50 在2028年12月31日之后，米切尔工厂为KPCO客户提供服务的能源和产能的百分比份额。KPCO提议收回估计的$ 78 通过KPCO现有的环境附加费对ELG项目进行百万投资，并要求收回估计$ 60 通过其2025年肯塔基州基本利率案例备案，获得了数百万米切尔工厂非ELG资本投资。有关更多信息，请参阅下面的“2025年肯塔基州基本利率案例”部分。

2025年11月，KPCO和一个干预方提交了一份和解协议，建议批准KPCO提议的米切尔工厂CPCN，并使用KPCO的环境附加费来收回到2040年的米切尔工厂ELG项目成本。和解协议进一步建议授予KPCO权力，将与Mitchell Plant非ELG资本投资相关的折旧费用和持有成本递延至监管资产，直至其能够反映在费率中。米切尔工厂非ELG资本投资的回收机制将在KPCO的2025年肯塔基州基本利率案例文件中得到解决。有关更多信息，请参阅下面的“2025年肯塔基州基本利率案例”部分。

2025年12月，KPSC发布命令，批准和解协议、米切尔工厂CPCN和通过环境附加费收回ELG资本投资。KPSC的命令规定了年度报告要求，以审查米切尔工厂的资本投资成本。

为了按照KPSC和WVPSC与米切尔工厂ELG投资相关的指令运营，KPCO和WPCO预计将利用米切尔工厂运营协议下的现有授权来修改计费程序，从而实现成本的平等分配。2026年2月，WPCO要求WVPSC授予任何必要的额外授权，以使WPCO能够反映2025年12月KPSC命令的持有量和影响，或确定不需要此类授权。截至2026年3月31日，KPCO在米切尔工厂的份额中，在移除成本之前，包括CWIP和库存，以及在米切尔工厂运营协议下预期的符合KPSC 2025年12月订单的修订计费程序生效之前，账面净值为$ 517 百万。

2025年肯塔基州基本利率案例

2025年8月，KPCO向KPSC提出了一项$ 96 根据提议的基本费率每年净增加百万 10 %的ROE和拟议的资本结构 53.9 %债务和 46.1 %普通股权益，不早于2026年3月实施。除其他变化外，该文件提出了$ 10 PJM传输成本增加百万，a $ 9 百万增长，原因是负载损失和a $ 6 百万增加折旧率。

拟议的年费率上调还包括1美元 20 百万年营收要求与KPCO对米切尔工厂的投资有关。有关更多信息，请参见上面的“米切尔工厂申请公共便利和必要性证书”部分。作为这份文件的一部分，KPCO要求新一代骑手收回KPCO在米切尔工厂的非环保投资的剩余账面净值，KPCO在历史上是通过基准费率收回的。如果一代骑手被批准，$ 20 百万将从请求的收入要求增加中删除，并将通过骑手收取。此外，KPCO正在寻求证券化立法，允许KPCO将米切尔工厂剩余的账面净值证券化。如果剩余米切尔工厂账面净值的证券化成功，通过代客收取成本将停止。

2026年1月，KPCO和某些干预方向KPSC提交了一份和解协议，提议以$ 77 肯塔基州零售利率每年增加百万，其中包括：（a）a $ 59 百万KPCO基准费率每年增加，基于a

---

9.8 %授权ROE和资本结构为 53.9 %债务和 46.1 %的普通股权益，以及（b）第一年收入要求为$ 18 百万基于a 9.7 %授权ROE收回米切尔工厂的非环境工厂投资以及米切尔工厂和大桑迪工厂在2025年5月31日之后的所有增量资本投资。与任何新的发电资产相关的资本和其他运营和维护费用也将有资格被纳入Generation Rider，但须经KPSC批准。结算收入要求将减少$ 25 第一年的百万美元和$ 15 百万在第二年通过一个新的骑手在客户费率中临时返还某些未受保护的递延所得税费用，然后从第三年开始，在IRS应交税的估计时间段内向客户收取递延所得税费用金额。和解协议还提议：（a）批准推迟所有高于或低于基准费率所含水平的风暴其他运营和维护费用，（b）批准推迟高于或低于基准费率所含水平的植被管理费用，上限总额为$ 45 2026年的百万美元和$ 52 2027年百万。与KPCO 2023年肯塔基州基本税率案例备案中的KPSC命令一致，和解协议还规定，KPCO将独立的NOLC递延所得税资产纳入税率基础的提议将在KPCO收到美国国税局的PLR或其他指导后，在未来的程序中处理。听证会于2026年1月举行。

2026年2月，KPSC发布命令，修改2026年1月的和解协议，批准每年增加$ 55 基于a的肯塔基州零售费率百万 9.75 2026年3月1日生效的%基率ROE。这一增长包括一个$ 36 百万增加基本利率和a $ 19 因新一代骑手而增加百万。该订单减少了结算收入要求$ 22 百万美元，主要原因是 10 百万减少与FERC传输费用和$ 9 百万减少奖励和其他补偿。此外，KPSC下令$ 47 2018年1月至2025年5月期间发生并资本化的某些植被管理成本中的百万应重新分类为监管资产，以在a 30 年期间无持有成本，且预期发生的植被管理费用不应再资本化，而是作为营业费用处理。

2026年3月，KPCO向KPSC提出请求，要求对基本案例令中的植被管理调查结果进行重新听证，此外还有某些其他被拒绝的费用。2026年4月，KPSC发布命令，批准KPCO的重新审理请求，并设定了提交信息请求的程序时间表。此外，该命令授权KPCO推迟$ 17 在KPSC关于重新审理的最终决定之前，从2025年6月到2026年2月，之前发生并资本化的某些植被管理成本中的数百万将被计入一项监管资产。如果重审请求中包含的任何成本未被批准收回，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

OPCO费率事项（适用于AEP及OPCO）

OVEC成本回收审计

2021年12月，作为PUCO未决的OVEC成本回收审计的一部分，干预者提出立场，声称OPCO在2018-2019年审计期间产生的成本是不谨慎的，应该不予允许。2022年5月，干预者就2016-2017年OVEC成本回收审计期间提出重新听证，声称PUCO 2022年4月关于采纳审计报告调查结果的命令是不公正、不合法和不合理的，原因有多种，包括OPCO收回不审慎已发生成本的立场。2023年5月，作为PUCO待决的OVEC成本回收审计的一部分，干预者提出立场，声称OPCO在2020年审计期间产生的成本是不谨慎的，应该不予允许。

2024年8月，PUCO发布了与OVEC成本回收审计有关的命令，其中规定：（a）拒绝介入者关于2016-2017年审计期间重新审理的申请，（b）已确定的OPCO在2018-2019年审计期间发生的成本是审慎的，（c）已确定的OPCO在2020年审计期间发生的成本是审慎的，以及（d）建议不对任何提及的审计期间不予考虑。2024年9月，干预者对2018-2019年和2020年OVEC成本回收审计期间提出重新审理，声称PUCO 2024年8月关于采纳审计报告调查结果的命令是不公正、非法和不合理的，原因有多种，其中包括OPCO收回不审慎产生的成本的立场。2024年10月，PUCO驳回了干预者关于重新审理2018-2019年和2020年审计期间的申请。2024年12月，干预者就PUCO拒绝重新审理一事向俄亥俄州最高法院提出上诉。 2026年4月，俄亥俄州最高法院发布了一项决定，确认了PUCO 2024年8月的命令，该命令确定了OPCO在2018-2019年审计期间产生的成本是审慎的。

2025年2月和3月，作为PUCO待决的OVEC成本回收审计的一部分，干预者提交了头寸，声称OPCO在2021-2023年审计期间产生的成本是不谨慎的，应该不予允许。管理层不同意这些说法，也无法预测这些纠纷的影响。于2025年11月举行了一次证据听证会，并于2026年2月提交了听证会后的简报。如果不允许任何费用或要求退款，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

---

2025年俄亥俄州基本利率案例

2025年5月，OPCO向PUCO提出请求，要求获得净$ 97 百万年增长的分配基本费率基于a 10.9 %的ROE和拟议的资本结构 49.1 %债务和 50.9 %普通股权益。

2026年1月，OPCO、PUCO工作人员和某些干预者向PUCO提交了和解协议。在将降低骑手费率纳入后，和解反映了每年净收入增加$ 11 百万基于a 9.84 % ROE和资本结构 49.1 %债务和 50.9 %普通股权益，同时还通过摊销$ 82 万的递延所得税监管负债超 18 个月，原申请中未包含的项目。由此产生的年度总体收入影响为净减$ 59 百万。OPCO要求的年基费率上调与结算之间的差异主要是由于要求的ROE降低。此外，该协议还提议提高分销投资骑手的收入上限，提高增强服务可靠性骑手的年度成本上限，并且不会导致重大不允许。2026年4月，PUCO发布命令，批准联合规定和结算协议，费率开始生效。2026年5月，两名干预者提出了重新审理的申请。

2026年3月风暴成本

2026年3月，OPCO的服务区域受到一场孤立风暴的大风影响，导致电力中断，输配电基础设施受损。截至2026年3月31日，OPCO已发生约$ 20 百万与服务恢复工作相关的增量运维成本。增量风暴恢复成本已作为监管资产递延，OPCO预计将通过其批准的风暴成本回收机制寻求未来收回这些成本。

PSO费率很重要（适用于AEP及PSO）

2026年俄克拉荷马州基本利率案

2026年1月，PSO向OCC提出了一项$ 299 百万年基率增长基于a 10.5 % ROE，资本结构为 50.1 %债务和 49.9 %普通股权益，扣除现有骑手收入和预计通过骑手向客户提供的某些增量可再生设施收益。PSO还要求扩大传输成本回收附加条款和新的植被管理附加条款。此外，PSO正在寻求批准大功率和轻型电价中新的大负载特殊条款和条件。

2026年5月，不同的干预者和工作人员提交了支持年基率上调的证词，上调幅度从$ 10 百万至$ 109 百万，基于建议的ROE范围从 8.3 %至 9.38 %.PSO要求的每年增加基准费率与工作人员和干预者的建议之间的主要区别包括：（a）降低拟议的ROE，（b）修改PSO先前批准的在费率基础中处理独立的NOLC递延所得税资产，（c）处理风暴成本，以及（d）调整PSO的拟议折旧和摊销。

如果此次申报中包含的任何成本未被批准回收，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

SWEPCO利率事项（适用于AEP和SWEPCO）

2025年德州基本利率案例

2025年10月，SWEPCO向PUCT提出了一项$ 164 基于a的德克萨斯州基本利率每年增加百万 10.75 %的ROE和拟议的资本结构 48 %债务和 52 %普通股权益。该请求将把通过附加条款收回的某些收入，包括自2020年德州基本费率案以来输配电投资的临时收入，转为基本费率，从而导致年费率净增加$ 95 百万。拟议的年度净增长包括通过折旧费用收回已退役的Pirkey工厂的德克萨斯州管辖份额，并要求$ 21 每年百万，以收回延期的风暴成本，并扩大公用事业公司对潜在损失和损害的自保准备金。

2026年3月，多位干预者提交证词，支持下调SWEPCo的净要求，范围从$ 36 百万至$ 64 百万，基于建议的ROE范围从 9.25 %至 9.44 %.2026年3月，PUCT工作人员提交证词，支持将SWEPCo的净要求下调至$ 26 百万，基于ROE为 9.6 %.SWEPCO要求的每年提高基准费率与工作人员和干预者的建议之间的主要区别包括：（a）恢复Pirkey工厂，（b）修改SWEPCO先前批准的在费率基础中处理独立NOLC递延所得税资产的做法，以及（c）降低拟议的ROE。

---

2026年4月，原则上达成一致解决方案，SWEPCO提出了一项减少听证会的动议。预计到2026年第四季度才会有关于结算的PUCT订单。

如果PUCT不接受和解，并且此备案中包含的任何成本未被批准回收，则可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

PSO和SWEPCo费率事项（适用于AEP、PSO和SWEPCO）

北方中央风能设施（NCWF）

NCWF受到各种监管绩效要求的约束，包括净容能系数（NCF）保证。所有设施的NCF担保措施以兆瓦时为单位，在每个设施的合并基础上 五年 第一个时期整整三十年的操作。首个NCF担保 五年 期间始于2022年4月。某些风力涡轮机出现性能问题，促使PSO和SWEPCO对制造商提起诉讼，这导致PSO和SWEPCO与制造商达成了解决性能问题的协议。如果未满足监管绩效要求，例如NCF保证，PSO和SWEPCO可能会确认与向零售客户退款相关的监管责任。

FERC费率很重要

独立能源接驳项目（适用于AEP）

2016年，PJM批准了独立能源连接项目（IEC），并将其纳入其区域输电扩展计划，以缓解拥堵。Transource Energy拥有位于马里兰州和宾夕法尼亚州的IEC的所有权权益。2020年6月，马里兰州公共服务委员会批准了一项CPCN在马里兰州建造IEC的部分。2021年5月，宾夕法尼亚州公共事业委员会（PAPUC）拒绝了宾夕法尼亚州该部分选址和建设的IEC证书。Transource Energy在宾夕法尼亚州法院对PAPCC的裁决提出上诉，并在美国宾夕法尼亚州中区地方法院对该裁决提出质疑。2022年5月，宾夕法尼亚州法院发布命令，确认PAPUC关于州法律索赔的决定。2023年12月，美国宾夕法尼亚州中区地方法院作出有利于Transource Energy的简易判决，认定PAPUC的决定违反了联邦法律和美国宪法。2024年1月，PAPCC向美国第三巡回上诉法院提交了地区法院准予即决判决的上诉。2025年9月，美国第三巡回上诉法院确认了2023年12月的地区法院命令，有利于Transource Energy。宾夕法尼亚州总检察长随后请求进行干预，美国第三巡回上诉法院予以否认。宾夕法尼亚州总检察长要求美国联邦上诉法院审查第三巡回法院在美国最高法院的驳回请求，该请求正在等待中。

2025年10月，马里兰州公共服务委员会批准将开工期限延长至2026年5月。PAPCC之前的额外监管程序预计将于2026年恢复。

2021年9月，PJM通知Transource Energy，IEC被暂停，以便在不违反项目协议中的里程碑日期的情况下有序推进监管和相关上诉程序。当时，PJM表示，IEC并没有被取消，对于缓解拥堵仍然是必要的。2025年7月，PJM将IEC从暂停状态中移除，并表示未来的项目将包含在PJM的模型中，范围有所修改。PJM继续评估该地区的可靠性和市场效率。截至2026年3月31日，AEP在IEC资本支出中所占份额约为 96 百万，位于Total Property，Plant and Equipment-AEP资产负债表上的净额。FERC此前已授予该项目的放弃收益，允许在项目因Transource Energy无法控制的原因被取消时全额收回审慎产生的成本。如果任何IEC成本无法收回，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

---

FERC2021年PJM和SPP传输公式速率挑战赛（适用于除AEP Texas外的所有注册子公司）

从2022年预计传输收入要求和2021年与实际传输收入要求的校正开始，注册人在其PJM和SPP传输公式速率中过渡到单独处理NOLC，并在向FERC提交的信息文件中提供了这一变化的通知。 传输配方费率向NOLC独立处理过渡导致的年度收入需求增加如下表所示：

2021						2022						2023						2024						2025						合计
（百万）
$	78					$	68					$	61					$	52					$	49					$	308

2024年1月，FERC发布 two PJM和SPP内的AEP变速器拥有子公司的2021年变速器方式费率中与NOLC的单独处理相关的某些非关联客户授予正式质疑的命令。FERC指示PJM和SPP内的AEP变速器拥有子公司提供退款，并附上为2021费率年度收取的所有金额的利息，并且此类退款将反映在下一个费率年度的年度更新中。因此，PJM和SPP内拥有AEP变速器的子公司为2021费率年度提供了退款，主要是通过2025年的输电收入要求提供的。PJM和SPP内拥有AEP变速器的子公司尚未被指示进行与2022年至2025年费率年度相关的现金退款。由于2024年1月的FERC订单，注册人的资产负债表反映了可能退还传输公式费率中包含的所有NOLC收入的负债，并附有利息。

2024年2月，AEPSC代表PJM和SPP内的AEP变速器拥有子公司提出了重新审理请求。2024年3月，FERC拒绝了AEPSC通过法律运作重新审理2024年1月命令的请求，并表示可能会在未来的命令中处理重新审理的请求。2024年3月，AEPSC向FERC提交了退款合规报告，这些报告保留了FERC 2024年1月命令的非最终性，以等待重新审理和上诉的进一步程序。2024年4月，AEPSC向FERC提交了文件，其中要求FERC：（a）重新开放记录，以便FERC可以将2024年4月收到的关于在费率制定中处理独立NOLC的IRS PLR作为证据，并在重新审理的实质性命令中予以考虑；（b）暂停其2024年1月的命令以及相关的合规文件和退款，以便为考虑2024年4月的IRS PLR提供时间。2024年5月，AEPSC向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院提交了复审申请，要求对FERC 2024年1月和2024年3月的裁决进行复审。2024年7月，FERC发布命令，批准AEPSC为有限目的重新开放记录的请求，即接受IRS PLR并建立额外的简报程序。2024年8月，AEPSC向FERC提交了简报，要求该委员会修改或推翻其最初的订单。

2025年6月，FERC发布 two 订单，部分撤销其2024年1月基于IRS PLR接受记录的决定，并得出结论，加速折旧相关的NOLC调整应包括在费率基础中，也应包括在计算要退还给客户的超额ADIT监管负债中。重新审理的请求于2025年7月由干预者提出，并于2025年11月被FERC驳回。2026年3月，一位干预者就2025年年度更新中的NOLC调整提出了正式质疑和投诉，该更新涵盖了PJM中2024年的传输公式费率。干预者已经向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院提交了请求，要求对FERC在这件事上的命令进行复审。上诉已合并，正在等待制定程序时间表。

按照FERC在其2025年6月的命令中的指示，PJM和SPP内拥有AEP变速器的子公司于2025年8月提交了合规文件，该文件修订了2024年3月的退款合规报告，并允许在2025年费率年度的年度更新中收取提供给客户的超额退款，并附带利息。2025年10月，干预者针对合规文件提交了评论。2026年3月和4月，FERC分别批准了AEP变速器拥有子公司与PJM和SPP相关的合规备案。

---

由于2025年6月的FERC订单，注册人确认了收入，包括利息，归因于2021年至2025年传输公式费率中包含的加速折旧相关NOLC，并减少了超额ADIT监管负债。关联传输费用的增加，对应于确认的关联传输收入，被递延为监管资产的增加或资产负债表上监管负债的减少，管理层预计费用将通过授权的零售管辖骑手机制从零售客户那里收取。 下表汇总了对2025年第二季度注册人记录的损益表的影响：

						AEP						AEPCO						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
总收入						$	270					$	214					$	6					$	11					$	—					$	6					$	27
购买用于发电的电力、燃料和其他消耗品						( 24 )						—						( 17 )						—						—						—						—
其他操作						53						—						15						( 6 )						—						19						10
所得税费用前收入（亏损）（收益）						241						214						8						17						—						( 13 )						17
所得税费用（收益）						( 313 )						( 203 )						( 21 )						( 28 )						—						( 16 )						( 39 )
净收入						554						417						29						45						—						3						56
归属于非控制性权益的净利润						55						55						—						—						—						—						—
归属于普通股股东的收益						$	499					$	362					$	29					$	45					$	—					$	3					$	56

输电协议成本分配投诉（适用于AEP、APCO、I & M和OPCO）

2025年3月，KPSC和肯塔基州总检察长在FERC对AEPSC和AEP东部公司提起诉讼，质疑根据TA为当地输电项目分配成本的方式。投诉称，分配给KPCO的某些成本是不公正、不合理的，并且没有给KPCO客户带来任何好处。投诉中要求的救济包括要求修订TA，以便地方输电项目的成本完全保留在项目所在的零售分销服务领域，除非特定项目获得州委员会批准建立不同的成本分配。各方已提出意见和动议进行干预。2025年5月，AEP提出驳回动议，并回应投诉。2025年11月，FERC发布命令，驳回KPSC和肯塔基州总检察长的申诉。2025年12月，KPSC和肯塔基州总检察长要求重新审理11月驳回申诉的命令。2026年1月，FERC发布了拒绝通过法律运作重新审理请求的通知，为FERC提供了额外的时间来考虑和决定请求的是非曲直。2026年2月，KPSC和肯塔基州总检察长向美国第六巡回上诉法院提交了一份请愿书，要求对FERC在此事上的命令进行复审。2026年3月，FERC再次否认申诉，继续认定KPSC和肯塔基州总检察长没有履行其举证责任。如果FERC下令改变根据TA分配成本的方式，可能会影响未来的净收入、现金流和财务状况。

FERC审计（适用于所有注册子公司）

FERC审计和会计司于2024年4月启动了对SWEPCO的审计，评估各种FERC法规下的某些会计和报告要求，包括遵守其SPP传输公式费率机制的批准条款、费率和条件。2026年3月，FERC发布了一份最终审计报告，其中包括（其中包括）与SWEPCo某些植被管理成本资本化政策相关的调查结果和建议。

作为最终审计报告的结果，自2026年第一季度起生效，AEP将不再将FERC调查结果中确定的植被管理成本前瞻性地资本化。AEP的PJM和SPP传输公式费率将作为费用提供回收，自2026年费率年度起生效。这些成本的零售利率制定将在每个司法管辖区当前或未来的利率制定程序中确定，这可能允许将这些成本继续作为物业、厂房和设备资本化或作为监管资产递延。管理层无法预测当前或未来任何利率制定程序的结果。如果任何零售佣金征收任何退款负债或发生任何不允许的情况，将减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

---

将于2026年与FERC审计人员进行进一步讨论，以最终解决最终审计报告中提到的所有调查结果。如果FERC规定任何退款责任或发生任何不允许的情况，将减少未来的净收入和现金流，并影响SWEPCO的财务状况。

---

除非另有说明，本说明中的披露适用于所有注册人。

注册人须受制于在正常业务过程中产生的若干索偿及法律诉讼。此外，登记人的商业活动受到与公共卫生和环境有关的广泛政府监管。无法预测针对注册人的此类未决或潜在诉讼的最终结果。只有当管理层得出结论认为在财务报表日期很可能已经发生了一项负债并且能够合理估计损失金额时，管理层才会计提或有负债。当管理层确定在财务报表日期发生负债的可能性不大，而是合理可能时，管理层披露此类或有事项以及可能的损失或损失范围（如果可以作出此类估计）。任何估计范围都是基于目前可获得的信息，涉及判断要素和重大不确定性。可能损失的任何估计范围可能并不代表最大可能损失敞口。情况会随着时间而变化，实际结果可能与估计有很大差异。

对于下文未具体讨论的当前程序，管理层预计此类程序产生的任何负债（如果有的话）不会对财务报表产生重大影响。2025年年度报告中的承诺、保证和或有事项说明应与本报告一并阅读。

保证

担保的负债按照“担保”会计准则入账。没有就任何担保而持有的抵押品。在提取任何担保的情况下，除非下文具体说明，否则不向第三方追索。

信用证（适用于AEP）

与第三方订立备用信用证。这些信用证是在日常业务过程中签发的，涵盖天然气和电力风险管理合同、施工合同、保险方案、保证金和偿债准备金等项目。

2026年4月，AEP增加了$ 5 十亿循环信贷额度至$ 6.5 亿，并将到期日从2029年3月延长至2031年4月。此外，2026年4月，AEP增加了$ 1 十亿循环信贷额度至$ 1.5 亿，并将到期日从2027年3月延长至2029年4月。AEP最多可能发行$ 1.2 亿作为代表子公司在这些循环信贷额度下的信用证。截至2026年3月31日， 无 信用证是根据任一循环信贷额度签发的。

未承诺的便利使AEP有权接受或拒绝根据该便利提出的每一项请求。AEP为子公司开具信用证项下 六个 未承付设施总额$ 450 百万。 截至2026年3月31日，注册人对根据未承付款项便利签发的信用证的最高未来付款如下：

公司

金额

成熟度

（百万）

AEP

$

404

2026年4月至2027年3月

赔偿和其他保证

合同

登记人订立某些类型的合同，需要赔偿。通常，这些合同包括但不限于销售协议、租赁协议、购买协议和融资协议。一般来说，这些协议可能包括但不限于围绕某些税务、合同和环境事项的赔偿。关于销售协议，敞口一般不会超过销售价格。截至2026年3月31日，没有记录任何赔偿的重大负债。

AEPSC代表APCO、I & M、KPCO和WPCO开展电力买卖活动，他们对代表他们开展的活动负有连带责任。AEPSC还代表PSO和SWEPCO进行电力买卖活动，这两家公司对代表他们进行的活动负有连带责任。

---

总租赁协议（适用于除AEPTCO以外的所有注册人）

注册人根据主租赁协议租赁某些设备。根据租赁协议，保证出租人在租赁期结束时获得最高为设备成本规定百分比的剩余价值。如果租赁设备的实际公允价值在租赁期结束时低于保证残值，登记人承诺支付实际公允价值与残值保证之间的差额。从历史上看，在租赁期结束时，公允价值一直超过担保金额。 截至2026年3月31日，假设设备的公允价值在租赁期结束时为零，注册人对这些租赁协议的最大潜在损失如下：

公司						最大值 潜在损失
						（百万）
AEP						$	36
AEP德州						8
APCO						5
I & M						4
OPCO						6
PSO						3
SWEPCO						4

环境或有事项（适用于除AEPCO以外的所有注册人）

联邦环保署修订CCR规则

2024年4月，联邦EPA完成了对CCR规则（Legacy CCR Rule）的修订，以扩大规则的范围，将非活动设施的非活动蓄水（遗留CCR地表蓄水）包括在内，并对目前获得豁免的固体废物管理单位（CCR管理单位）建立要求，这些单位涉及直接在土地上放置CCR。美国联邦环保署要求遗留地表蓄水池的所有者和经营者遵守适用于活动设施中非活动CCR地表蓄水池的所有遗留CCR规则要求，但位置限制和衬垫设计标准除外。该规则规定了遗留地表蓄水的合规期限，以满足监管要求，包括要求在最终规则生效后五年内启动关闭。该规则要求在有一个或多个遗留地表蓄水池的活动设施和非活动设施都要完成评估。封闭可以通过在CCR材料上应用不透水覆盖系统（就地封闭）来完成，或者可以挖掘CCR材料并将其放置在合规的垃圾填埋场（通过移除封闭）。未来三年的地下水监测和其他分析将提供有关计划关闭方法的额外信息。2024年第二季度，AEP评估了该规则对当前和以前厂区的适用性，并录得$ 674 ARO增加百万，基于主要反映通过就地封闭遵守规则的初步成本估计以及根据遗留CCR规则的未来地下水监测要求。

随着进一步进行地下水监测和其他分析，管理层预计将完善记录ARO时使用的假设和基本成本估计。这些改进可能包括但不限于预期关闭方法的变化、每个站点CCR估计数量的变化、确定新的CCR管理单位等项目。这些未来的变化可能会对ARO产生重大影响，并大幅减少未来的净收入和现金流，并进一步影响财务状况。

2025年11月，美国联邦环保局提议延长 三年 适用于按照非衬里地表蓄水池替代关闭期限运营的某些设施的合规期限大于 40 英亩。

2026年1月，APCO收到弗吉尼亚SCC的最终订单，批准回收$ 80 百万Legacy CCR Rule监管资产到2041并同时收回持续的折旧和增值费用。AEP将继续通过其他司法管辖区的监管费率寻求成本回收，包括在现有机制不适用的情况下提出新的成本回收监管机制。如果AEP最终无法收回这些额外的合规成本，该规则可能会对净收入、现金流和财务状况产生额外的重大不利影响。包括AEP及其行业协会之一的几个当事方已向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院提交申请，要求审查Legacy CCR规则。诉讼被搁置。2026年2月，联邦环保局敲定了一项规则，规定了额外的时间来满足设施评估要求，以确定CCR管理单位，并遵守地下水监测规定。此外，该规则对剩余的CCR管理单位合规截止日期进行了符合要求的更改。管理层无法预测诉讼结果。

---

2026年4月，联邦EPA提议修订CCR规则，取消对CCR管理单位的要求，修订CCR材料有益使用的要求，允许扩大对国家批准的和其他监管机构关闭遗留单位的依赖，并引入新的、基于许可的、特定地点的合规途径。该提案预计将于2026年底完成。管理层正在评估该提案，并打算通过提交评论意见参与规则制定过程，但无法预测规则制定过程的结果。

综合环境响应补偿和责任法案（超级基金）和国家整治

发电产生的副产品包括灰渣、矿渣、污泥、低放射性废物和SNF等材料。煤炭燃烧副产品构成了这些材料的压倒性百分比，通常被处理并存放在自备处置设施中或得到有益利用。此外，各发电站和输配电设施已使用石棉、多氯联苯等有害无害物。登记人目前为安全处置这些物质而产生费用。对于未具体讨论的补救过程，管理层预计此类补救过程产生的负债（如果有的话）不会对财务报表产生重大影响。

核应急（适用于AEP和I & M）

I & M根据核管理委员会授予的许可证拥有并运营库克工厂。I & M对处置SNF以及安全退役和净化工厂有重大的未来财务承诺。经营的许可证 two 库克工厂的核装置将于2034年和2037年到期。管理层已启动两个单元的许可证延期申请程序，这将分别将1号机组和2号机组延长至2054和2057年。核设施的运营还涉及特殊风险、潜在责任以及特定的监管和安全要求。根据协议，I & M与所有其他拥有核发电机组的电力公用事业公司一起，对美国任何核电站的核电站事故承担部分责任。如果美国任何核电站发生核事故，由此产生的责任可能是巨大的。

业务意外情况

保险和潜在损失

注册人维持电力公用事业保险范围的正常和惯例，但须遵守各种免赔额。注册人还持有财产和伤亡保险，可能涵盖由网络安全事件造成的某些物理损害或第三方伤害。保险范围包括非核资产实物损失或损坏的所有风险，视保单条件和除外责任而定。涵盖的财产一般包括发电厂、变电站、设施和存货。排除财产一般包括输配电线路、杆塔。保险计划通常还提供由第三方提出的某些索赔引起的损失的保险，并且超过了注册人吸收的保留。保险范围通常由EIS的受保护单元和/或各种行业相互和/或商业保险承运人的组合提供。

某些潜在损失或责任可能无法投保，或承保的保险金额可能不足以支付潜在的损失和责任，包括但不限于与网络安全事件、极端天气、野火相关责任或对库克工厂的损害以及在库克工厂发生事故时更换电力的费用有关的责任。未来的损失或负债，如果发生，没有完全投保，除非通过费率制定过程追回，可能会减少未来的净收入和现金流，并影响财务状况。

Gavin电站业主提出的赔偿要求（适用于AEP）

AEP于2017年将Gavin电站出售给Gavin Power LLC和Lighthouse Generation LLC。根据该交易的PSA，AEP继续负责完成对 300 英亩无衬里粉煤灰蓄水池（FAR）池塘根据俄亥俄州环境保护局批准的关闭计划，并对该工作的购买者进行赔偿。2021年7月，AEP完成封关工作。2022年11月，美国联邦环保局发布最终决定，拒绝Gavin Power LLC要求的延期，允许Gavin电站的另一个池塘，即CCR地表蓄水池，在2021年4月11日之后继续接收CCR和非CCR废物流，直至2023年5月4日（加文否认）。作为加文否认的一部分，联邦环保局提出了几项与CCR规则相关的断言，包括声称关闭FAR在多个方面不符合CCR规则。Gavin发电站的所有者已通知AEP，他们认为他们有权就这些索赔可能导致的任何损害获得赔偿，包括因联邦EPA根据Gavin否认案确定不遵守CCR规则的各个方面而导致的任何未来强制执行或诉讼。Gavin发电站的业主还要求赔偿据称因修改FAR造成的财产损失的土地所有者索赔。管理层认为，Gavin发电站的业主并无根据《中国证券报》就弥偿或其他方面向AEP提出任何有效申索

---

PSA。2024年1月，Gavin Power LLC向美国俄亥俄州南区地方法院提交了一份诉状，指控各种违反《行政程序法》的行为，并声称联邦环保局通过其先前的不作为，已经放弃并被禁止在Gavin否认案中提出某些反对意见。该诉状并未主张对AEP提出任何索赔。2025年8月，地区法院批准了联邦环保局驳回申诉的动议，法院于2025年12月驳回了此案。根据目前可获得的信息，管理层认为不可能发生损失，也无法确定合理可能发生的潜在损失范围（如果有的话）。

---

除非另有说明，本附注中的披露内容适用于AEP。

收购

俄勒冈清洁能源中心（适用于AEP和I & M）

2026年3月，I & M完成收购 100 Oregon Clean Energy，LLC的股权百分比，Oregon Clean Energy，LLC是Oregon Clean Energy Center（Oregon Plant）的所有者，Oregon Clean Energy Center（Oregon Plant）是一家位于俄亥俄州俄勒冈州的天然气动力联合循环发电设施。俄勒冈工厂于2017年开始商业运营。I & M收购了俄勒冈工厂，为I & M印第安纳州和FERC管辖客户提供产能和能源。正如IURC在2025年11月批准的那样，在纳入印第安纳州基本费率的制定之前，I & M最初将把与俄勒冈工厂相关的成本反映为通过现有I & M印第安纳州骑手进行回收的合格成本，或反映在I & M正在进行的印第安纳州收益测试评估中。

根据“业务合并”的指导意见，管理层确定对俄勒冈工厂的收购是一项资产收购。资产收购采用成本累计模式核算，收购成本按其相对公允价值分摊至被收购资产和承担负债。 下表总结了收购时对I & M资产负债表的影响：

植物名称						燃料类型						净最大容量						物业、厂房及设备， 净						预付款项和其他流动资产						材料 & 用品						应收账款						应付账款
												（MW）						（百万）
俄勒冈工厂						天然气						870						$	918					$	35					$	5					$	16					$	9

减值

2025年德克萨斯州基准利率案例（适用于AEP和SWEPCO）

---

本说明中的披露适用于除AEPTCO之外的所有注册人。

AEPSC赞助合格的养老金计划和 two 没有资金的不合格养老金计划。基本上所有AEP子公司的员工都被合格计划覆盖，或者同时被合格和不合格的养老金计划覆盖。AEPSC还赞助了OPEB为退休员工提供健康和人寿保险福利的计划。

净定期福利成本（信用）的组成部分

养老金计划

截至2026年3月31日止三个月						AEP						AEP德州						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
服务成本						$	25					$	2					$	2					$	3					$	2					$	2					$	2
利息成本						51						4						6						6						5						3						3
计划资产预期收益率						( 64 )						( 5 )						( 8 )						( 8 )						( 7 )						( 4 )						( 4 )
精算净亏损摊销						11						1						1						1						1						—						1
净定期福利成本						$	23					$	2					$	1					$	2					$	1					$	1					$	2

截至2025年3月31日止三个月						AEP						AEP德州						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
服务成本						$	24					$	2					$	2					$	3					$	2					$	1					$	2
利息成本						53						5						6						6						5						3						3
计划资产预期收益率						( 70 )						( 6 )						( 9 )						( 9 )						( 7 )						( 4 )						( 4 )
精算净亏损摊销						4						—						1						—						—						—						—
净定期福利成本						$	11					$	1					$	—					$	—					$	—					$	—					$	1

OPEB

截至2026年3月31日止三个月						AEP						AEP德州						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
服务成本						$	1					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—
利息成本						8						1						1						1						1						—						1
计划资产预期收益率						( 29 )						( 3 )						( 4 )						( 4 )						( 3 )						( 1 )						( 2 )
先前服务信贷的摊销						( 1 )						—						—						—						—						—						—
精算净收益摊销						( 1 )						—						—						—						—						—						—
净定期福利信贷						$	( 22 )					$	( 2 )					$	( 3 )					$	( 3 )					$	( 2 )					$	( 1 )					$	( 1 )

截至2025年3月31日止三个月						AEP						AEP德州						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
服务成本						$	1					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—
利息成本						8						1						1						1						1						—						1
计划资产预期收益率						( 28 )						( 3 )						( 4 )						( 3 )						( 3 )						( 1 )						( 2 )
先前服务信贷的摊销						( 1 )						—						—						—						—						—						—
净定期福利信贷						$	( 20 )					$	( 2 )					$	( 3 )					$	( 2 )					$	( 2 )					$	( 1 )					$	( 1 )

---

除非另有说明，本说明中的披露适用于所有注册人。

AEP的可报告分部

AEP的首要业务是电力的产生、传输和分配。在其垂直一体化公用事业部门中，由于适用于每个公用事业子公司的基于成本的费率和监管监督的重大影响，AEP集中调度发电资产并在综合基础上管理其整体公用事业运营。分部间销售和转让一般基于基础合同安排和协议。

AEP的CODM为AEP总裁兼首席执行官，谁根据这些可报告分部作出经营决策、分配资源并评估业绩。主要经营决策者使用归属于AEP普通股股东的收益（亏损）（按公认会计原则呈列）作为作出这些决策时分部损益的衡量标准。归属于AEP普通股股东的收益（亏损）包括在合并财务报表中剔除的公司间收入和费用。

AEP的报告分部及其相关业务活动概述如下：

垂直一体化公用事业

•通过AEGCo、APCo、I & M、KGPCo、KPCo、PSO、SWEPCo和WPCo拥有和运营的资产，向零售和批发客户出售电力的发电、传输和分配。

输配电公用事业

•通过AEP Texas和OPCO拥有和运营的资产向零售和批发客户输送和分配电力以供销售。

•OPCO采购能源和容量以服务于标准服务提供客户，并为所有连接的负载提供输配电服务。

AEP传动控股公司

•通过投资AEPTCO开发、建设和运营输电设施。这些投资有FERC批准的ROE。

•通过投资于AEP的纯输电合资企业开发、建设和运营输电设施。这些投资都有PCT-认可或FERC认可的ROE。

生成&营销

•ERCOT、MISO、PJM和SPP的营销、风险管理和零售活动。

•PJM中的竞争性生成。

AEP其余活动以公司活动和其他活动列报。虽然不被视为可报告分部，但公司及其他主要包括购买某些AEP公用事业子公司的应收款项、母公司从关联公司收到的担保收入、投资收益、利息收入和利息费用、所得税费用和其他非分配成本。

---

下表为AEP截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月的可报告分部利润表信息以及截至2026年3月31日和2025年12月31日的可报告分部资产负债表信息。下文披露的重大费用与定期向主要经营决策者提供的分部层面信息一致。

						截至2026年3月31日止三个月
						VIU						T & D						AEPTHCo						G & M						可报告分部合计						公司及其他（a）						协调调整						合并
						（百万）
收入来自：
外部客户						$	3,365					$	1,594					$	127					$	931					$	6,017					$	3					$	—					$	6,020
其他经营分部						75						15						471						21						582						28						( 610 )			(b)			—
总收入						3,440						1,609						598						952						6,599						31						( 610 )						6,020
购买用于发电的电力、燃料和其他消耗品						1,075						271						—						854						2,200						—						( 82 )						2,118
其他运营维护						1,017						580						53						9						1,659						38						( 536 )						1,161
资产减值及其他相关费用						31						—						—						—						31						—						—						31
折旧及摊销						559						217						131						5						912						( 5 )						—						907
所得税以外的税种						144						200						90						1						435						—						8						443
建设期间使用的股权基金备抵						23						25						22						—						70						—						—						70
利息支出						245						105						69						1						420						166						( 34 )						552
所得税费用（收益）						( 48 )						40						67						22						81						( 37 )						—						44
未并表子公司权益收益						—						—						25						—						25						—						—						25
其他分部项目（c）						( 22 )						( 16 )						26						( 15 )						( 27 )						( 22 )						34						( 15 )
归属于AEP普通股股东的收益（亏损）						$	462					$	237					$	209					$	75					$	983					$	( 109 )					$	—					$	874
总财产增加额						$	2,143					$	1,061					$	433					$	5					$	3,642					$	147					$	6					$	3,795

						截至2025年3月31日止三个月
						VIU						T & D						AEPTHCo						G & M						可报告分部合计						公司及其他（a）						协调调整						合并
						（百万）
收入来自：
外部客户						$	3,086					$	1,515					$	116					$	730					$	5,447					$	16					$	—					$	5,463
其他经营分部						52						12						426						17						507						28						( 535 )			(b)			—
总收入						3,138						1,527						542						747						5,954						44						( 535 )						5,463
购买用于发电的电力、燃料和其他消耗品						1,075						263						—						583						1,921						—						( 68 )						1,853
其他运营维护						884						577						37						30						1,528						16						( 473 )						1,071
折旧及摊销						515						203						116						4						838						( 5 )						—						833
所得税以外的税种						134						205						75						1						415						1						6						422
建设期间使用的股权基金备抵						16						19						22						—						57						—						—						57
利息支出						200						112						57						2						371						147						( 23 )						495
所得税费用（收益）						45						34						67						36						182						( 57 )						—						125
未并表子公司权益收益						—						1						24						—						25						13						—						38
其他分部项目（c）						( 23 )						( 12 )						1						( 11 )						( 45 )						( 19 )						23						( 41 )
归属于AEP普通股股东的收益（亏损）						$	324					$	165					$	235					$	102					$	826					$	( 26 )					$	—					$	800
总财产增加额						$	921					$	704					$	430					$	4					$	2,059					$	30					$	11					$	2,100

---

						2026年3月31日
						VIU						T & D						AEPTHCo						G & M						可报告分部合计						公司及其他（a）						协调调整						合并
						（百万）
总资产						$	63,757					$	30,250					$	20,277					$	2,598					$	116,882					$	6,451		（d）			$	( 5,557 )		（e）			$	117,776
权益法被投资方投资						$	9					$	4					$	1,090					$	—					$	1,103					$	196					$	—					$	1,299

						2025年12月31日
						VIU						T & D						AEPTHCo						G & M						可报告分部合计						公司及其他（a）						协调调整						合并
						（百万）
总资产						$	61,778					$	29,272					$	19,719					$	2,003					$	112,772					$	6,733		（d）			$	( 5,045 )		（e）			$	114,460
权益法被投资方投资						$	9					$	4					$	1,068					$	—					$	1,081					$	171					$	—					$	1,252

(a)Corporate and Other主要包括购买某些AEP公用事业子公司的应收款项。该分部还包括母公司从关联公司收到的担保收入、投资收益、利息收入和利息费用、所得税费用和其他非分配成本。

(b)系部门间收入。

（c）归属于AEP普通股股东的分部收益（亏损）中包含的其他分部项目主要包括利息和股息收入、净期间受益成本中的非服务成本部分以及归属于非控股权益的净收益（亏损）。

（d）包括抵销AEP母公司对全资子公司的投资。

（e）总资产的调节主要包括冲销公司间对关联公司的预付款和公司间应收账款。

注册子公司的可报告分部（适用于除AEPTCO以外的所有注册子公司）

注册人附属公司各有 一 报告分部，为APCO、I & M、PSO和SWEPCO提供综合发电、输配电业务，为AEP Texas和OPCO提供综合电力输配业务。其他活动微不足道。由于基于成本的费率和监管监督对业务流程、成本结构和经营成果产生重大影响，注册人子公司的运营在综合基础上进行管理。各注册附属公司的主要经营决策者为第e AEP总裁兼首席执行官根据这些报告分部做出经营决策、分配资源并评估业绩。主要经营决策者使用归属于普通股股东的收益（亏损）和在注册子公司损益表上报告的净收益（亏损）作为衡量作出这些决定时的分部利润或亏损.归属于普通股股东的收益（亏损）和净利润（loss）包括在合并财务报表中剔除的公司间收入和费用。注册子公司损益表上披露的费用与定期向主要经营决策者提供的分部层面的重大费用一致。总资产在合并财务报表中列报。注册人附属公司的总物业增加额以综合财务报表的建筑支出和收购资产之和表示。详见注册人子公司损益表、资产负债表和现金流量表。

AEPTCO的可报告分部

AEPTCO母公司是控股公司 七个 FERC监管的纯输电电力公司。The 七个 State TransCOS已根据“分部报告”会计准则被确定为AEPTCO的经营分部。State TransCOS的业务包括根据所运营的RTO的要求开发、建设和运营传输设施，并根据需要更换和升级现有AEP传输系统的设施、资产和组件，以保持可靠性标准，并为AEP的批发和零售客户提供服务。State TransCOS仅由FERC出于制定费率的目的进行监管，并通过对其电力传输系统的使用收取的关税税率获得收入。

AEPTCO的CODM是AEP总裁兼首席执行官，谁根据这些经营分部做出经营决策、分配资源并评估业绩。主要经营决策者在作出这些决定时使用归属于AEPTCO普通股股东的收益（亏损）（按公认会计原则呈列）作为分部损益的衡量标准。归属于AEPTCO普通股股东的收益（亏损）包括在合并财务报表中消除的公司间收入和费用。State TransCOS经营分部均具有相似的经济特征，并满足“分部报告”会计准则下的所有标准，以汇总为 一 可报告分部。As a result，AEPTCO has 一 可报告分部。AEPTCO活动的其余部分在AEPTCO母版中呈现。虽然不被视为可报告分部，AEPTCO母公司代表控股公司的活动，主要与债务融资活动和一般公司活动有关。

---

下表列出AEPTCO截至2026年3月31日和2025年3月31日止三个月的可报告分部损益表信息以及截至2026年3月31日和2025年12月31日的可报告分部资产负债表信息。下文披露的重大费用与定期向主要经营决策者提供的分部层面信息一致。

			截至2026年3月31日止三个月
			State Transcos						AEPCO母公司						协调调整						AEPCO 合并
			（百万）
收入来自：
外部客户			$	110					$	—					$	—					$	110
向AEP关联公司的销售			468						—						—						468
总收入			578						—						—						578
其他运营维护			51						—						—						51
折旧及摊销			128						—						—						128
所得税以外的税种			88						—						—						88
利息收入			1						73						( 72 )			(a)			2
建设期间使用的股权基金备抵			22						—						—						22
利息支出			65						72						( 72 )			(a)			65
所得税费用			60						—						—						60
其他分部项目（b）			—						27						—						27
AEPTCO普通股股东应占收益（亏损）			$	209					$	( 26 )		（c）			$	—					$	183
总财产增加额			$	403					$	—					$	—					$	403

			截至2025年3月31日止三个月
			State Transcos						AEPCO母公司						协调调整						AEPCO 合并
			（百万）
收入来自：
外部客户			$	104					$	—					$	—					$	104
向AEP关联公司的销售			423						—						—						423
总收入			527						—						—						527
其他运营维护			34						—						—						34
折旧及摊销			114						—						—						114
所得税以外的税种			74						—						—						74
利息收入			—						89						( 89 )			(a)			—
建设期间使用的股权基金备抵			22						—						—						22
利息支出			84						60						( 89 )			(a)			55
所得税费用			61						—						—						61
AEPTCO普通股股东应占收益			$	182					$	29		（c）			$	—					$	211
总财产增加额			$	422					$	—					$	—					$	422

			2026年3月31日
			State Transcos						AEPCO母公司						协调调整						AEPCO 合并
			（百万）
总资产			$	18,456					$	6,997		（d）			$	( 6,922 )		（e）			$	18,531

			2025年12月31日
			State Transcos						AEPCO母公司						协调调整						AEPCO 合并
			（百万）
总资产			$	17,983					$	6,766		（d）			$	( 6,750 )		（e）			$	17,999

(a)消除关联债务安排的公司间利息收入/利息支出。

(b)AEPTCO普通股股东应占分部收益（亏损）中包含的其他分部项目主要包括归属于非控制性权益的净收入（亏损）。

（c）包括消除AEPTCO母公司在State TransCOS的股权收益。

（d）主要涉及来自State TransCOS的应收票据。

（e）主要涉及消除来自State TransCOS的应收票据。

---

除非另有说明，本说明中的披露适用于所有注册人。于呈列期间，AEPTCO并无任何衍生工具及对冲活动。

衍生工具的利用目标

AEPSC代理某些AEP子公司并代表其进行交易，包括注册子公司。AEPEP代理及代理其他AEP子公司进行交易。

作为电力、容量、天然气、煤炭和排放配额市场的主要电力生产商和参与者，登记人面临一定的市场风险。这些风险包括可能受制于产能风险、利率风险和信用风险的商品价格风险。这些风险代表可能因基础市场价格或费率变化而影响注册人的损失风险。管理层利用衍生工具来管理这些风险。

利用衍生工具实现目标的战略

风险管理策略

围绕使用衍生工具的策略主要侧重于管理风险敞口、未来现金流和利用经济和正式对冲策略创造价值。风险管理策略还包括利用衍生工具进行交易，这些工具侧重于抓住市场机会，以创造由商品市场价格预期变化驱动的价值。为实现这些目标，注册人主要采用风险管理合同，包括实物和财务远期买卖合同，以及在较小程度上采用场外掉期和期权。并非所有风险管理合约都符合“衍生品与套期保值”会计准则下的衍生工具定义。在正常采购和正常销售范围例外情况下选择正常的衍生风险管理合同不受本会计指引要求的约束。

注册人利用电力、容量、煤炭、天然气、利率，并在较小程度上利用取暖油、汽油和其他商品合同来管理与能源业务相关的风险。注册人利用利率衍生品合约来管理与商品投资组合相关的利率风险。出于披露目的，这类风险被归类为“商品”，因为这些风险与能源风险管理活动有关。注册人还利用衍生品合约来管理与债务融资相关的利率风险。出于披露目的，这些风险被归类为“利率”。承担的风险金额由商业运营、能源供应和金融集团根据经AEP董事会财务委员会批准的既定风险管理政策确定。

下表显示了注册人未完成衍生合约的总名义交易量：

						衍生工具名义成交量
						2026年3月31日																																										2025年12月31日
首要风险 曝光						AEP						AEP德州						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO						AEP						AEP德州						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
商品：
功率（MWh）						292						—						9						4						2						3						2						327						—						23						8						2						8						6
天然气（MMBTus）						190						—						46						—						—						50						26						166						—						48						—						—						44						26
取暖油和汽油（加仑）						9						2						1						2						1						1						1						8						2						1						2						1						1						1
利率（美元）						$	30					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	40					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—
长期债务利率（美元）						$	500					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	500					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—

---

公允价值套期保值策略（适用于AEP）

作为管理固定利率和浮动利率债务组合的整体战略的一部分，母公司进行利率衍生品交易。某些利率衍生品交易通过将一部分固定利率债务转换为浮动利率，有效地修正了利率风险敞口。在满足特定标准的情况下，这些利率衍生工具可被指定为公允价值套期保值。

现金流量套期保值策略

注册人对购买和销售电力（“商品”）的某些衍生交易使用现金流对冲，以管理与预测购买和销售相关的可变价格风险。管理层监测商品价格变化的潜在影响，并酌情进行衍生交易，以保护未来电力销售和购买的一部分的利润率。注册商并未对所有商品价格风险进行对冲。

注册人利用多种利率衍生品交易来管理利率风险敞口。注册人还利用利率衍生工具合约来管理与固定利率债务的未来借款相关的利率风险。注册商并未对所有利率风险进行对冲。

衍生工具会计核算及对财务报表的影响

“衍生工具和套期保值”会计准则要求在资产负债表上以公允价值将所有符合条件的衍生工具确认为资产或负债。采用MTM会计或套期会计核算的衍生工具的公允价值基于交易所价格和经纪人报价。如果无法获得市场报价，则公允价值的估计是基于现有的最佳信息，包括基于现有市场和经纪人报价以及其他假设估计未来能源价格的估值模型。为确定衍生工具的相关公允价值，注册人对贴现、流动性和信用质量应用估值调整。

信用风险是指交易对手无法履约或无法支付到期款项的风险。流动性风险是指市场的不完善导致价格与基于当时市场供需状况的估计公允价值发生变化的风险。由于能源市场不完善且波动较大，因此存在与用于公允价值风险管理合同的模型中的基本假设相关的固有风险。不可预见的事件可能会导致合理的价格曲线在整个合同期限内和合同结算时与实际价格曲线不同。因此，如果市场价格与管理层对当期远期价格的当前市场共识估计不一致，则可能对未来净收入和现金流产生重大不利或有利影响。对于较长期合同来说尤其如此。现金流可能会根据市场情况、保证金要求和风险管理合同的结算时间而有所不同。

根据“衍生工具和套期保值”会计指引，注册人反映与同一交易对手签订净额结算协议的衍生工具的公允价值扣除相关现金抵押品。对于某些风险管理合同，要求登记人根据第三方合同协议和风险简介张贴或接收现金抵押品。 AEP将从第三方收到的现金抵押品与短期和长期风险管理资产作对比的净额为$ 56 百万美元 83 分别截至2026年3月31日和2025年12月31日的百万。截至2026年3月31日，从第三方收到的以短期和长期风险管理资产抵销的现金抵押品金额对注册人子公司而言并不重要。截至2025年12月31日，注册人子公司没有从第三方收到的以短期和长期风险管理资产抵销的现金抵押品。截至2026年3月31日和2025年12月31日，支付给第三方的现金抵押品与短期和长期风险管理负债相抵后的金额对注册人而言并不重要。

---

资产负债表上确认的衍生资产和负债的位置和公允价值

下表为资产负债表上登记人衍生活动的公允价值总额。衍生工具披露为毛额。它们受制于净额结算主协议，并根据“衍生品和套期保值”会计准则以净额方式在资产负债表中列报。除非由于重要性在资产负债表上单独列示，流动风险管理资产计入预付款项和其他流动资产，长期风险管理资产计入递延费用和其他非流动资产，流动风险管理负债计入其他流动负债，长期风险管理负债计入资产负债表上的递延债权和其他非流动负债。

						2026年3月31日
						AEP						AEP德州						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
资产：						（百万）
当前风险管理资产
风险管理合同-商品						$	798					$	1					$	24					$	18					$	1					$	22					$	17
套期保值合约-商品						64						—						—						—						—						—						—
当前风险管理资产总额						862						1						24						18						1						22						17
长期风险管理资产
风险管理合同-商品						495						—						2						—						—						—						—
套期保值合约-商品						51						—						—						—						—						—						—
长期风险管理资产总额						546						—						2						—						—						—						—
总资产						$	1,408					$	1					$	26					$	18					$	1					$	22					$	17
负债：
当前风险管理负债
风险管理合同-商品						$	693					$	—					$	9					$	20					$	4					$	30					$	11
套期保值合约-商品						20						—						—						—						—						—						—
套期保值合约-利率						16						—						—						—						—						—						—
流动风险管理负债总额						729						—						9						20						4						30						11
长期风险管理负债
风险管理合同-商品						419						—						1						—						28						5						3
套期保值合约-商品						16						—						—						—						—						—						—
套期保值合约-利率						16						—						—						—						—						—						—
长期风险管理负债合计						451						—						1						—						28						5						3
负债总额						$	1,180					$	—					$	10					$	20					$	32					$	35					$	14
已确认的MTM衍生合约净资产（负债）合计						$	228					$	1					$	16					$	( 2 )					$	( 31 )					$	( 13 )					$	3

---

						2025年12月31日
						AEP						AEP德州						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
资产：						（百万）
当前风险管理资产
风险管理合同-商品						$	720					$	—					$	82					$	23					$	—					$	44					$	37
套期保值合约-商品						56						—						—						—						—						—						—
当前风险管理资产总额						776						—						82						23						—						44						37
长期风险管理资产
风险管理合同-商品						518						—						2						1						—						—						—
套期保值合约-商品						63						—						—						—						—						—						—
长期风险管理资产总额						581						—						2						1						—						—						—
总资产						$	1,357					$	—					$	84					$	24					$	—					$	44					$	37
负债：
当前风险管理负债
风险管理合同-商品						$	500					$	—					$	5					$	13					$	5					$	29					$	11
套期保值合约-商品						16						—						—						—						—						—						—
套期保值合约-利率						16						—						—						—						—						—						—
流动风险管理负债总额						532						—						5						13						5						29						11
长期风险管理负债
风险管理合同-商品						420						—						1						1						28						1						2
套期保值合约-商品						5						—						—						—						—						—						—
套期保值合约-利率						13						—						—						—						—						—						—
长期风险管理负债合计						438						—						1						1						28						1						2
负债总额						$	970					$	—					$	6					$	14					$	33					$	30					$	13
已确认的MTM衍生合约净资产（负债）合计						$	387					$	—					$	78					$	10					$	( 33 )					$	14					$	24

---

抵销资产和负债

下表显示了资产负债表中列报的资产和负债净额。冲抵总额包括根据“衍生品和套期保值”会计准则对风险管理和套期保值合约以及相关现金抵押品的交易对手净额结算。受净额结算总安排或类似协议约束的所有衍生合约在资产负债表上被抵消。

						2026年3月31日
						AEP						AEP德州						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
资产：						（百万）
当前风险管理资产
已确认的毛额						$	862					$	1					$	24					$	18					$	1					$	22					$	17
毛额抵销						( 616 )						( 1 )						( 2 )						( 15 )						( 1 )						( 1 )						( 2 )
列报的净额						246						—						22						3						—						21						15
长期风险管理资产
已确认的毛额						546						—						2						—						—						—						—
毛额抵销						( 313 )						—						( 2 )						—						—						—						—
列报的净额						233						—						—						—						—						—						—
总资产						$	479					$	—					$	22					$	3					$	—					$	21					$	15
负债：
当前风险管理负债
已确认的毛额						$	729					$	—					$	9					$	20					$	4					$	30					$	11
毛额抵销						( 599 )						—						( 2 )						( 20 )						—						—						( 1 )
列报的净额						130						—						7						—						4						30						10
长期风险管理负债
已确认的毛额						451						—						1						—						28						5						3
毛额抵销						( 286 )						—						( 1 )						—						—						—						—
列报的净额						165						—						—						—						28						5						3
负债总额						$	295					$	—					$	7					$	—					$	32					$	35					$	13
MTM衍生品合约净资产（负债）合计						$	184					$	—					$	15					$	3					$	( 32 )					$	( 14 )					$	2

						2025年12月31日
						AEP						AEP德州						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
资产：						（百万）
当前风险管理资产
已确认的毛额						$	776					$	—					$	82					$	23					$	—					$	44					$	37
毛额抵销						( 424 )						—						( 1 )						( 13 )						—						( 2 )						( 2 )
列报的净额						352						—						81						10						—						42						35
长期风险管理资产
已确认的毛额						581						—						2						1						—						—						—
毛额抵销						( 316 )						—						( 1 )						( 1 )						—						—						—
列报的净额						265						—						1						—						—						—						—
总资产						$	617					$	—					$	82					$	10					$	—					$	42					$	35
负债：
当前风险管理负债
已确认的毛额						$	532					$	—					$	5					$	13					$	5					$	29					$	11
毛额抵销						( 400 )						—						( 2 )						( 13 )						—						( 2 )						( 2 )
列报的净额						132						—						3						—						5						27						9
长期风险管理负债
已确认的毛额						438						—						1						1						28						1						2
毛额抵销						( 260 )						—						( 1 )						( 1 )						—						—						—
列报的净额						178						—						—						—						28						1						2
负债总额						$	310					$	—					$	3					$	—					$	33					$	28					$	11
MTM衍生品合约净资产（负债）合计						$	307					$	—					$	79					$	10					$	( 33 )					$	14					$	24

---

下表列示了登记人在风险管理合同上确认的收益（损失）金额：

风险管理合同上确认的收益（损失）金额

						截至2026年3月31日止三个月
收益（亏损）位置						AEP						AEP德州						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
垂直整合公用事业收入						$	( 30 )					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—
发电和营销收入						99						—						—						—						—						—						—
发电、输配电收入						—						—						—						( 31 )						—						—						—
购买用于发电的电力、燃料和其他消耗品						9						—						9						—						—						—						—
监管资产（a）						( 6 )						—						( 3 )						—						2						( 3 )						( 3 )
监管负债（a）						181						2						103						7						3						35						10
风险管理合同总收益（损失）						$	253					$	2					$	109					$	( 24 )					$	5					$	32					$	7

						截至2025年3月31日止三个月
收益（亏损）位置						AEP						AEP德州						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
垂直整合公用事业收入						$	( 33 )					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—
发电和营销收入						( 143 )						—						—						—						—						—						—
发电、输配电收入						—						—						—						( 33 )						—						—						—
购买用于发电的电力、燃料和其他消耗品						3						—						3						—						—						—						—
监管资产（a）						53						—						—						—						48						4						1
监管负债（a）						80						—						39						5						3						12						14
风险管理合同总收益（损失）						$	( 40 )					$	—					$	42					$	( 28 )					$	51					$	16					$	15

(a)系指在资产负债表上记录为流动或非流动的已实现和未实现损益，须经监管会计处理。

根据“衍生品和套期保值”会计指南的规定，某些符合条件的衍生工具已被指定为正常购买或正常销售合同。根据该会计准则被指定为正常采购或正常销售的衍生合同不受MTM会计处理，而是按权责发生制在损益表中确认。

衍生工具公允价值变动的会计处理取决于其是否符合并已被指定为套期关系的一部分，进而取决于套期关系的类型。根据风险敞口，管理层将套期工具指定为公允价值套期或现金流量套期。

对于未被指定为套期关系一部分的合约，公允价值变动的会计处理取决于衍生工具是否为交易目的而持有。为交易目的而持有的衍生工具的未实现和已实现损益在损益表中按净额计入收入。非为交易目的而持有的衍生工具的未实现和已实现损益，视相关事实和情况计入损益表的收入或费用。某些在经济上对冲未来商品风险的衍生工具与被对冲的相关风险在损益表的同一项目中记录。然而，交易和非交易衍生工具在受监管司法管辖区的未实现和部分已实现损益根据“受监管运营”会计准则记录为监管资产（损失）或监管负债（收益）。

---

公允价值套期保值策略的会计处理（适用于AEP）

对于公允价值套期（即对归因于特定风险的资产、负债或其已识别部分的公允价值变动风险进行套期），衍生工具的收益或损失以及与被套期风险相关的被套期项目的抵销收益或损失影响变动期间的净收入。

AEP在损益表的利息费用中记录被指定并符合公允价值套期会计处理条件的利率掉期的已实现和未实现损益以及被套期债务的公允价值的任何抵销变动。

下表列示公允价值套期关系中与被套期项目相关的资产负债表确认的影响：

						被套期负债的账面金额												计入被套期负债账面价值的公允价值套期保值调整累计金额
						2026年3月31日						2025年12月31日						2026年3月31日						2025年12月31日
						（百万）
长期债务（a）（b）						$	( 479 )					$	( 484 )					$	20					$	15

(a)计入资产负债表长期债务的金额。

(b) 金额包括$（ 13 ）百万和$（ 14 ）分别截至2026年3月31日和2025年12月31日的百万元，用于已终止套期会计处理的被套期债务的公允价值套期调整。

公允价值套期会计对收益的税前影响如下：

			截至3月31日的三个月，
			2026						2025
			（百万）
利率合约收益（亏损）：
公允价值套期工具（a）			$	( 3 )					$	3
长期债务公允价值部分（a）			3						( 3 )

(a)收益（损失）计入损益表的利息费用。

现金流套期保值策略的会计处理（适用于AEP、AEP Texas、APCO、I & M、PSO和SWEPCO）

对于现金流量套期保值（即对归因于特定风险的预期未来现金流量的可变性风险进行套期保值），注册人最初将衍生工具的收益或损失作为累计其他综合收益（损失）的组成部分在资产负债表上报告，直至被套期项目影响净收益的期间。

被指定为现金流量套期的电力买卖衍生合同的已实现损益，视被套期风险的具体性质，在损益表或资产负债表的监管资产或监管负债中计入总收入或购买的发电用电、燃料和其他消耗品。 在截至2026年和2025年3月31日的三个月内，AEP对未偿还的电力衍生品应用了现金流套期保值，而注册子公司没有。

注册人将与债务融资相关的利率衍生工具套期损益从资产负债表上的累计其他综合收益（损失）重新分类为发生被套期利息支付期间的损益表上的利息费用。 在截至2026年3月31日和2025年3月31日的三个月期间，注册人没有对未偿还的利率衍生工具进行现金流对冲。

资产负债表上计入累计其他综合收益（损失）的有效现金流量套期及现金流量套期变动原因详见附注3-综合收益。

---

资产负债表上计入累计其他综合收益（损失）的现金流量套期为：

						现金流对冲对注册人资产负债表的影响
						2026年3月31日																								2025年12月31日
																		部分预计																								部分预计
						AOCI												被重新归类为												AOCI												被重新归类为
						收益（亏损）												期间净收入												收益（亏损）												期间净收入
						税后净额												未来十二个月												税后净额												未来十二个月
						商品						息率						商品						息率						商品						息率						商品						息率
						（百万）
AEP						$	63					$	( 1 )					$	35					$	—					$	78					$	( 1 )					$	31					$	—
AEP德州						—						6						—						1						—						6						—						1
APCO						—						4						—						1						—						4						—						1
I & M						—						( 5 )						—						—						—						( 5 )						—						—
PSO						—						2						—						—						—						2						—						—
SWEPCO						—						1						—						—						—						1						—						—

截至2026年3月31日，AEP对与预测交易相关的未来现金流量变动风险敞口进行套期保值的最长时间约为 9 年。

因市场价格变动，从累计其他综合收益（亏损）重新分类至净收益的实际金额可能与上述估计数存在差异。

信用风险

管理层通过在与潜在交易对手进行交易之前评估其信誉并持续评估其信誉来降低批发营销和交易活动中的信用风险。管理层使用信贷机构评级和当前基于市场的定性和定量数据以及财务报表来持续评估交易对手的财务健康状况。

主协议通常用于促进与单一交易对手相关的现金流量的净额结算，可能包括抵押品要求。为了减轻信用风险，可能会从交易对手处获得现金、信用证和父母/附属担保形式的抵押品要求作为担保。一些主协议包括保证金，这要求交易对手在风险敞口超过既定阈值的情况下贴出现金或信用证。该阈值代表可由父母/附属机构担保支持的无担保信用额度，该担保额度是根据AEP的信用政策确定的。此外，主协议允许在发生违约时终止和清算所有头寸，包括在需要时未能或无法提供抵押品。

信用风险相关或有特征

信用下调触发器（适用于AEP）

数量有限的衍生品合约包括抵押品触发事件，其中包括维持一定信用评级的要求。AEP的风险管理组织会持续评估合同中这些抵押品触发事件的适当性。注册人没有经历过低于规定的信用评级阈值的降级，这将需要张贴额外的抵押品。 截至2026年3月31日和2025年12月31日，处于净负债状态的具有抵押品触发事件的AEP衍生品合约的总敞口并不重要。截至2026年3月31日和2025年12月31日，注册人子公司没有具有抵押品触发事件的衍生品合约处于净负债状态。

---

交叉加速触发器（适用于AEP）

某些利率衍生品合约包含交叉加速条款，如果触发这些条款，将允许交易对手宣布违约并要求清偿未清偿的应付款项。如果注册人在其至少$ 1的任何未偿债务下发生不履约事件，则可能触发这些交叉加速条款 50 百万，而该债务的贷方已加速履行全部还款义务。AEP的风险管理组织会持续评估合同中这些交叉加速条款的适当性。 AEP的衍生品合约中有交叉加速准备金，净负债头寸为$ 33 百万美元 30 百万，截至2026年3月31日和2025年12月31日分别无现金抵押品。如果会触发交叉加速拨备，则需要按公允价值结算。截至2026年3月31日和2025年12月31日，注册人子公司没有包含交叉加速条款的衍生合约。

交叉违约触发器（适用于AEP、APCo、PSO和SWEPCo）

此外，大多数非交易所交易商品合约都包含交叉违约条款，如果触发，将允许交易对手宣布违约，并要求清偿未清偿的应付款项。如果在未偿债务或第三方债务下出现母公司或债务人的不履约事件，这些交叉违约条款可能会被触发$ 50 百万或更多。AEP的风险管理组织会持续评估合同中这些交叉违约条款的适当性。 AEP具有交叉违约准备金的衍生品合约的净负债头寸为$ 159 百万美元 183 考虑合同净额结算安排后，截至2026年3月31日和2025年12月31日，分别为百万和无现金抵押品。APCO、PSO和SWEPCO在净负债头寸$ 7 百万，$ 35 百万美元 13 分别为百万，截至2026年3月31日无现金抵押品。APCO、PSO和SWEPCO在净负债头寸$ 2 百万，$ 27 百万美元 10 分别为百万，截至2025年12月31日无现金抵押品。如果会触发交叉违约条款，则需要以公允价值结算。截至2026年3月31日和2025年12月31日，其他注册人子公司在净负债头寸中没有包含交叉违约准备金的衍生合约。

---

除非另有说明，本说明中的披露适用于除AEPTCO之外的所有注册人。

公允价值层次结构和估值技术

“公允价值计量与披露”会计准则建立了公允价值层次结构，对用于计量公允价值的输入值进行了优先排序。层次结构给予相同资产或负债在活跃市场中未经调整的报价最高优先级（第1级计量），给予不可观察输入值最低优先级（第3级计量）。如果在资产或负债的整个期限内基本上可以获得可观察的输入值，则该工具被归类为第2级。当无法获得市场报价时，可能会使用可比证券、交易商价值、经营数据和一般市场情况来确定公允价值，从而完成定价。估值模型利用各种输入值，例如商品、利率以及在较小程度上的波动性和信用，其中包括活跃市场中类似资产或负债的报价、不活跃市场中相同或类似资产或负债的报价、市场证实输入值（即主要来自可观察市场数据或与可观察市场数据相关的输入值）以及资产或负债的其他可观察输入值。

对于商业活动而言，交易所交易的衍生品，即期货合约，一般根据活跃市场中未经调整的报价进行公允估值，并被归类为第1级。第2级输入主要包括中等活跃或较不活跃市场的场外经纪商报价，以及市场流动性不足值得纳入第1级的交易所交易衍生品。管理层使用这些经纪人报价验证价格曲线，并在几乎所有公允价值都可以得到证实的情况下将这些公允价值归入第2级。管理层通常会获得多个经纪人报价，这些报价本质上不具约束力，但基于市场上最近的交易。当获得多个经纪商报价时，对报价的买价和卖价进行平均。在某些情况下，如果经纪人报价是明显的异常值，则可能会被丢弃。管理层使用经纪人报价地点和非流动性地点之间的历史相关性分析。如果积分高度相关，这些地点也包括在Level 2内。某些场外交易和双边执行的衍生工具是在不太活跃的市场上执行的，定价信息的可得性较低。非流动性交易、复杂的结构化交易、FTR和交易对手信用风险可能需要基于非市场的输入。其中一些投入可能是内部开发或外推的，并用于估计公允价值。当此类输入值对公允价值计量产生重大影响时，该工具被归类为第3级。合约被归类为第3级的主要驱动因素是无法在市场上证实能源价格曲线。部分3级工具已进行了经济对冲，这限制了潜在的收益波动。

AEP利用其受托人的外部定价服务来估计在核信托中持有的基础投资的公允价值。AEP的投资管理人审查并验证受托人确定公允价值所使用的价格。AEP的管理层进行自己的估值测试以验证证券的公允价值。AEP接收受托人的运营控制和估值过程的审计报告。

用于证券化融资的核信托、现金和现金等价物、其他临时投资和受限现金中的资产采用以下方法分类。如果股票在交易所交易活跃，则被归类为1级持股。归类为第1级的项目是对货币市场基金、固定收益和股票共同基金以及股票证券的投资。它们的估值基于可观察的输入，主要是相同资产在活跃市场中未经调整的报价。归类为第2级的项目主要是对个别固定收益证券的投资。固定收益证券一般不在交易所交易，也没有官方收盘价，但其估值输入是基于可观察的市场数据。定价供应商使用财务模型和矩阵计算债券估值。这些模型使用了可观察的输入数据，包括基准证券的收益率、证券经纪人的报价、评级机构的行动、证券相对于票面价格的折价或溢价、美国国债收益率的变化、债券发行人的公司行动、提前还款时间表和历史、经济事件，对于某些证券，对收益率的调整以反映通货膨胀率的变化。具有模型衍生估值输入且可观察的其他证券也被归类为第2级投资。具有不可观察估值输入的投资被归类为第3级投资。

---

长期债务的公允价值计量（适用于所有注册人）

长期债务的公允价值基于相同或类似问题的市场报价，没有信用增级，以及分类为第2级计量输入的类似期限工具的当前利率。这些工具不按市值计价。提出的估计数不一定表明当前市场交易所可以实现的金额。

长期债务的账面价值和公允价值汇总于下表：

						2026年3月31日												2025年12月31日
公司						账面价值						公允价值						账面价值						公允价值
						（百万）
AEP						$	49,554					$	46,612					$	47,322					$	44,930
AEP德州						7,744						7,221						7,016						6,586
AEPCO						6,613						5,750						6,599						5,812
APCO						6,247						6,053						6,259						6,147
I & M						4,174						3,847						3,561						3,288
OPCO						3,719						3,289						3,718						3,331
PSO						3,526						3,307						3,526						3,349
SWEPCO						4,858						4,449						4,974						4,603

其他临时投资和受限现金的公允价值计量（适用于AEP）

其他临时投资包括管理层打算持有不到一年的有价证券以及EIS受保护单元TERM1的投资。

以下是其他临时投资和受限制现金的摘要：

						2026年3月31日
												毛额						毛额
												未实现						未实现						公平
其他临时投资和受限制现金						成本						收益						损失						价值
						（百万）
受限现金（a）						$	33					$	—					$	—					$	33
其他现金存款						11						—						—						11
固定收益证券–共同基金（b）						164						—						( 3 )						161
股票证券–共同基金						11						27						—						38
其他临时投资和受限现金合计						$	219					$	27					$	( 3 )					$	243

						2025年12月31日
												毛额						毛额
												未实现						未实现						公平
其他临时投资和受限制现金						成本						收益						损失						价值
						（百万）
受限现金（a）						$	71					$	—					$	—					$	71
其他现金存款						13						—						—						13
固定收益证券–共同基金（b）						167						—						( 2 )						165
股票证券–共同基金						13						29						—						42
其他临时投资和受限现金合计						$	264					$	29					$	( 2 )					$	291

(a)主要代表为偿还债务而持有的金额。

(b)主要是可能出售且不包含到期日的短期和中间期限。

---

下表提供了其他临时投资中固定收益和权益证券的活动：

			截至3月31日的三个月，
			2026						2025
			（百万）
投资销售收益			$	7					$	10
购买投资			2						2
投资销售实现收益总额			1						4
投资销售已实现亏损毛额			—						—

退役和SNF处置信托资产的公允价值计量（适用于AEP和I & M）

核退役和SNF信托基金是监管委员会允许I & M通过费率收取的资金，用于为未来的退役和SNF处置负债提供资金。根据规则或命令，IURC、MPSC和FERC确立了投资限制和一般风险管理准则。一般来说，限制包括：

•可接受的投资（购买时评级为投资级或以上）。

•投资于特定类型投资的最高百分比。

•禁止投资于AEP、I & M或其关联公司的义务。

•仅允许用于支付退役费用和信托费用的提款。

I & M为每个监管管辖区维护信托基金。退出退役基金需要监管机构批准。这些基金由外部投资经理管理，该经理必须遵守适用的监管机构的准则和规则。信托资产投向考虑流动性、风险、分散化等审慎投资目标，优化信托税后收益净额。

I & M在其资产负债表上记录了废核燃料和退役信托基金中这些信托基金中持有的证券。I & M以公允价值记录这些证券。I & M将信托基金中的债务证券由于其长期用途而归类为可供出售。

债务证券投资的非暂时性减值被视为由于证券由外部投资管理公司管理而导致的已实现损失。外部投资管理公司就在这些信托中持有的债务和股权投资做出具体投资决策，并且通常打算出售处于未实现亏损状态的债务证券，作为税收优化策略的一部分。减值降低证券的成本基础，这将影响任何未来未实现收益或因调整后的投资成本而实现的收益或损失。I & M将这些信托基金中的证券产生的未实现收益、未实现损失和非暂时性减值记录为对核退役信托基金的监管负债账户和SNF处置信托基金的监管资产或负债按照其在费率方面的处理进行的调整。因此，信托资产公允价值变动不影响收益或AOCI。

以下为核信托基金投资概要：

			2026年3月31日																								2025年12月31日
									毛额						毛额						其他-比-												毛额						毛额						其他-比-
			公平						未实现						未实现						临时						公平						未实现						未实现						临时
			价值						收益						损失						减值						价值						收益						损失						减值
			（百万）
现金及现金等价物			$	27					$	—					$	—					$	—					$	29					$	—					$	—					$	—
固定收益证券：
美国政府			1,351						13						( 2 )						( 16 )						1,351						22						( 1 )						( 15 )
公司债			379						3						( 10 )						( 6 )						376						6						( 7 )						( 6 )
固定收益证券小计			1,730						16						( 12 )						( 22 )						1,727						28						( 8 )						( 21 )
股票证券-国内			3,046						2,498						( 2 )						—						3,160						2,621						( 1 )						—
乏核燃料和退役信托基金			$	4,803					$	2,514					$	( 14 )					$	( 22 )					$	4,916					$	2,649					$	( 9 )					$	( 21 )

---

下表提供了退役和SNF信托内的证券活动：

						截至3月31日的三个月，
						2026						2025
						（百万）
投资销售收益						$	548					$	577
购买投资						573						601
投资销售实现收益总额						5						2
投资销售已实现亏损毛额						4						1

固定收益证券的基本成本为$ 1.8 十亿美元 1.7 分别截至2026年3月31日和2025年12月31日的十亿。股本证券的基本成本为$ 550 百万美元 540 分别截至2026年3月31日和2025年12月31日的百万。

截至2026年3月31日，按合同期限汇总的核信托基金中持有的固定收益证券的公允价值如下：

			固定的公允价值
			收益证券
			（百万）
1年内			$	379
1年后至5年			731
经过5年到10年			251
10年后			369
合计			$	1,730

---

金融资产和负债的公允价值计量

下表按公允价值等级内的等级列出按经常性基础按公允价值入账的注册人金融资产和负债。按照“公允价值计量与披露”会计指引的要求，金融资产和负债按照对公允价值计量具有重要意义的最低输入值进行整体分类。管理层评估特定输入值对公允价值计量的重要性需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的位置。管理层的估值技术没有任何重大变化。

AEP

以经常性公允价值计量的资产和负债

2026年3月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
资产：						（百万）
其他临时投资和受限制现金
受限现金						$	25					$	—					$	—					$	8					$	33
其他现金存款（a）						—						—						—						11						11
固定收益证券–共同基金						161						—						—						—						161
股票证券–共同基金（b）						38						—						—						—						38
其他临时投资和受限现金合计						224						—						—						19						243
风险管理资产
风险管理商品合同（c）（d）						2						958						259						( 841 )						378
现金流对冲：
商品对冲（c）						—						96						17						( 12 )						101
风险管理资产总额						2						1,054						276						( 853 )						479
乏核燃料和退役信托基金
现金和现金等价物（e）						13						—						—						14						27
固定收益证券：
美国政府						—						1,351						—						—						1,351
公司债						—						379						—						—						379
固定收益证券小计						—						1,730						—						—						1,730
股本证券–国内（b）						3,046						—						—						—						3,046
总耗用核燃料和退役信托基金						3,059						1,730						—						14						4,803
总资产						$	3,285					$	2,784					$	276					$	( 820 )					$	5,525
负债：
风险管理负债
风险管理商品合同（c）（d）						$	8					$	887					$	142					$	( 797 )					$	240
现金流对冲：
商品对冲（c）						—						31						2						( 11 )						22
公允价值对冲						—						33						—						—						33
风险管理负债总额						$	8					$	951					$	144					$	( 808 )					$	295

---

以经常性公允价值计量的资产和负债

2025年12月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
资产：						（百万）
其他临时投资和受限制现金
受限现金						$	48					$	—					$	—					$	23					$	71
其他现金存款（a）						—						—						—						13						13
固定收益证券–共同基金						165						—						—						—						165
股票证券–共同基金（b）						42						—						—						—						42
其他临时投资和受限现金合计						255						—						—						36						291
风险管理资产
风险管理商品合同（c）（f）						2						831						393						( 713 )						513
现金流对冲：
商品对冲（c）						—						100						18						( 14 )						104
风险管理资产总额						2						931						411						( 727 )						617
乏核燃料和退役信托基金
现金和现金等价物（e）						14						—						—						15						29
固定收益证券：
美国政府						—						1,351						—						—						1,351
公司债						—						376						—						—						376
固定收益证券小计						—						1,727						—						—						1,727
股本证券–国内（b）						3,160						—						—						—						3,160
总耗用核燃料和退役信托基金						3,174						1,727						—						15						4,916
总资产						$	3,431					$	2,658					$	411					$	( 676 )					$	5,824
负债：
风险管理负债
风险管理商品合同（c）（f）						$	4					$	752					$	151					$	( 633 )					$	274
现金流对冲：
商品对冲（c）						—						19						1						( 14 )						6
公允价值对冲						—						30						—						—						30
风险管理负债总额						$	4					$	801					$	152					$	( 647 )					$	310

---

AEP德州

以经常性公允价值计量的资产和负债

2026年3月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
资产：						（百万）
证券化融资的受限现金						$	6					$	—					$	—					$	—					$	6
风险管理资产
风险管理商品合同（c）						—						1						—						( 1 )						—
总资产						$	6					$	1					$	—					$	( 1 )					$	6

2025年12月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
资产：						（百万）
证券化融资的受限现金						$	14					$	—					$	—					$	—					$	14

---

APCO

以经常性公允价值计量的资产和负债

2026年3月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
资产：						（百万）
证券化融资的受限现金						$	12					$	—					$	—					$	—					$	12
风险管理资产
风险管理商品合同（c）						—						4						22						( 4 )						22
总资产						$	12					$	4					$	22					$	( 4 )					$	34
负债：
风险管理负债
风险管理商品合同（c）						$	—					$	9					$	1					$	( 3 )					$	7

2025年12月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
资产：						（百万）
证券化融资的受限现金						$	18					$	—					$	—					$	—					$	18
风险管理资产
风险管理商品合同（c）						—						3						81						( 2 )						82
总资产						$	18					$	3					$	81					$	( 2 )					$	100
负债：
风险管理负债
风险管理商品合同（c）						$	—					$	6					$	—					$	( 3 )					$	3

---

I & M

以经常性公允价值计量的资产和负债

2026年3月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
资产：						（百万）
风险管理资产
风险管理商品合同（c）						$	—					$	12					$	3					$	( 12 )					$	3
乏核燃料和退役信托基金
现金和现金等价物（e）						13						—						—						14						27
固定收益证券：
美国政府						—						1,351						—						—						1,351
公司债						—						379						—						—						379
固定收益证券小计						—						1,730						—						—						1,730
股票证券-国内（b）						3,046						—						—						—						3,046
总耗用核燃料和退役信托基金						3,059						1,730						—						14						4,803
总资产						$	3,059					$	1,742					$	3					$	2					$	4,806
负债：
风险管理负债
风险管理商品合同（c）						$	—					$	16					$	1					$	( 17 )					$	—

2025年12月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
资产：						（百万）
风险管理资产
风险管理商品合同（c）						$	—					$	12					$	9					$	( 11 )					$	10
乏核燃料和退役信托基金
现金和现金等价物（e）						14						—						—						15						29
固定收益证券：
美国政府						—						1,351						—						—						1,351
公司债						—						376						—						—						376
固定收益证券小计						—						1,727						—						—						1,727
股票证券-国内（b）						3,160						—						—						—						3,160
总耗用核燃料和退役信托基金						3,174						1,727						—						15						4,916
总资产						$	3,174					$	1,739					$	9					$	4					$	4,926
负债：
风险管理负债
风险管理商品合同（c）						$	—					$	11					$	—					$	( 11 )					$	—

---

OPCO

以经常性公允价值计量的资产和负债

2026年3月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
资产：						（百万）
风险管理资产
风险管理商品合同（c）						$	—					$	1					$	—					$	( 1 )					$	—
负债：
风险管理负债
风险管理商品合同（c）						$	—					$	—					$	32					$	—					$	32

2025年12月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
负债：						（百万）
风险管理负债
风险管理商品合同（c）						$	—					$	—					$	33					$	—					$	33

PSO

以经常性公允价值计量的资产和负债

2026年3月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
资产：						（百万）
风险管理资产
风险管理商品合同（c）						$	—					$	1					$	21					$	( 1 )					$	21
负债：
风险管理负债
风险管理商品合同（c）						$	—					$	35					$	—					$	—					$	35

2025年12月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
资产：						（百万）
风险管理资产
风险管理商品合同（c）						$	—					$	1					$	43					$	( 2 )					$	42
负债：
风险管理负债
风险管理商品合同（c）						$	—					$	28					$	2					$	( 2 )					$	28

---

SWEPCO

以经常性公允价值计量的资产和负债

2026年3月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
资产：						（百万）
证券化融资的受限现金						$	7					$	—					$	—					$	—					$	7
风险管理资产
风险管理商品合同（c）						—						1						16						( 2 )						15
总资产						$	7					$	1					$	16					$	( 2 )					$	22
负债：
风险管理负债
风险管理商品合同（c）						$	—					$	13					$	1					$	( 1 )					$	13

2025年12月31日

						1级						2级						3级						其他						合计
资产：						（百万）
证券化融资的受限现金						$	15					$	—					$	—					$	—					$	15
风险管理资产
风险管理商品合同（c）						—						—						37						( 2 )						35
总资产						$	15					$	—					$	37					$	( 2 )					$	50
负债：
风险管理负债
风险管理商品合同（c）						$	—					$	11					$	2					$	( 2 )					$	11

(a)“其他”一栏中的金额主要为存放在金融机构或第三方的银行账户中的现金存款。第1级和第2级金额主要代表对货币市场基金的投资。

(b)金额代表公开交易的股票证券和基于股票的共同基金。

（c）“其他”一栏中的金额主要为“衍生工具与套期保值”会计准则下风险管理与套期保值合约及关联现金担保物的交易对手净额结算。

（d）2026年3月31日到期的风险管理合约净公允价值前现金抵押，资产/（负债）如下：Level1到期$（ 6 ）2026年百万；Level 2到期$ 71 2027-2029年期间百万；第3级到期$ 84 2026年百万，$ 50 2027-2029年期间，百万美元（ 4 ）2030-2031年期间的百万美元（ 14 ）2032-2035年期间的百万。风险管理商品合同实质上由电力合同组成。

（e）“其他”一栏的金额主要为应收金融机构应计利息。第1级金额主要代表对货币市场基金的投资。

（f）2025年12月31日到期的风险管理合同公允价值净值前现金抵押，资产/（负债）如下：Level1到期$（ 2 ）2026年百万；Level 2到期$ 12 2026年百万，$ 65 2027-2029年期间的百万美元，以及$ 1 2030-2031年期间百万；第3级到期$ 210 2026年百万，$ 51 2027-2029年期间，百万美元（ 6 ）2030-2031年期间的百万美元（ 13 ）2032-2034年期间的百万。风险管理商品合同实质上由电力合同组成。

---

下表列出了公允价值层级中分类为第3级的净交易衍生工具公允价值变动的对账：

截至2026年3月31日止三个月						AEP						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
截至2025年12月31日余额						$	259					$	81					$	9					$	( 33 )					$	41					$	35
计入净收入（或净资产变动）的已实现收益（亏损）（a）（b）						175						109						7						1						36						7
与报告日仍持有的资产相关的计入净利润（或净资产变动）的未实现收益（亏损）（a）						( 4 )						—						—						—						—						—
计入其他综合收益的已实现和未实现收益（亏损）（c）						8						—						—						—						—						—
定居点						( 319 )						( 172 )						( 13 )						1						( 61 )						( 29 )
转入第3级（d）（e）						2						—						—						—						—						—
转出第3级（e）						1						—						—						—						—						—
分配给受监管司法管辖区的公允价值变动（f）						10						3						( 1 )						( 1 )						5						2
截至2026年3月31日的余额						$	132					$	21					$	2					$	( 32 )					$	21					$	15

截至2025年3月31日止三个月						AEP						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
截至2024年12月31日的余额						$	166					$	35					$	6					$	( 47 )					$	20					$	17
计入净收入（或净资产变动）的已实现收益（亏损）（a）（b）						92						40						9						—						17						21
与报告日仍持有的资产相关的计入净利润（或净资产变动）的未实现收益（亏损）（a）						19						—						—						—						—						—
计入其他综合收益的已实现和未实现收益（亏损）（c）						5						—						—						—						—						—
定居点						( 168 )						( 66 )						( 12 )						2						( 28 )						( 31 )
转入第3级（d）（e）						1						—						—						—						—						—
转出第3级（e）						1						—						—						—						—						—
分配给受监管司法管辖区的公允价值变动（f）						7						( 1 )						1						( 6 )						6						6
截至2025年3月31日的余额						$	123					$	8					$	4					$	( 51 )					$	15					$	13

(a)计入损益表上的收入。

(b)表示报告期期初至风险管理商品合同结算期间的公允价值变动。

（c）计入综合收益表的现金流量套期。

（d）表示以前归类为第2级的现有资产或负债。

（e）转账是根据发生转账的报告期开始时的价值确认的。

（f）与那些未反映在损益表中的合同的净收益（损失）有关。这些公允价值变动记为净收益的监管负债，记为净亏损或应付账款的监管资产。

---

以下表格量化了用于制定第3级职位公允价值的重大不可观察投入：

重要的不可观察输入

2026年3月31日

																														重大						输入/范围
						类型						公允价值												估值						不可观察																		加权
公司						输入						物业、厂房及设备						负债						技术						投入（a）						低						高						平均（b）
												（百万）
AEP						能源合同						$	207					$	137					贴现现金流						远期市场价格						$	6.87					$	126.85					$	50.12
AEP						FTRs						69						7						贴现现金流						远期市场价格						( 32.49 )						35.84						( 0.24 )
APCO						FTRs						22						1						贴现现金流						远期市场价格						( 0.39 )						11.22						2.27
I & M						FTRs						3						1						贴现现金流						远期市场价格						( 0.75 )						12.16						1.02
OPCO						能源合同						—						32						贴现现金流						远期市场价格						21.59						84.40						50.10
PSO						FTRs						21						—						贴现现金流						远期市场价格						( 32.49 )						7.80						( 7.34 )
SWEPCO						FTRs						16						1						贴现现金流						远期市场价格						( 32.49 )						7.80						( 7.34 )

2025年12月31日

																														重大						输入/范围
						类型						公允价值												估值						不可观察																		加权
公司						输入						物业、厂房及设备						负债						技术						投入（a）						低						高						平均（b）
												（百万）
AEP						能源合同						$	224					$	144					贴现现金流						远期市场价格						$	5.65					$	141.75					$	50.61
AEP						FTRs						187						8						贴现现金流						远期市场价格						( 32.49 )						21.68						0.49
APCO						FTRs						81						—						贴现现金流						远期市场价格						( 0.26 )						17.55						3.47
I & M						FTRs						9						—						贴现现金流						远期市场价格						( 0.46 )						21.68						1.60
OPCO						能源合同						—						33						贴现现金流						远期市场价格						21.44						85.92						50.10
PSO						FTRs						43						2						贴现现金流						远期市场价格						( 32.49 )						8.54						( 5.49 )
SWEPCO						FTRs						37						2						贴现现金流						远期市场价格						( 32.49 )						8.54						( 5.49 )

(a)表示以美元/兆瓦时为单位的市场价格。

(b)加权平均是标的商品远期市场价格与成交量按期限加权的乘积。

下表提供了截至2026年3月31日和2025年12月31日登记人与能源合同和FTR相关的重大不可观察输入增加（减少）的公允价值计量的计量不确定性：

重要的不可观察输入

职务

输入变化

对公允价值计量的影响

远期市场价格

买入

增加（减少）

较高（较低）

远期市场价格

卖出

增加（减少）

较低（较高）

---

除非另有说明，本说明中的披露适用于所有注册人。

有效税率（ETR）

注册人的中期ETR反映了2026年和2025年的估计年度ETR，并根据与某些离散项目相关的税务费用进行了调整。

各注册人的ETR如下表所示：

						截至2026年3月31日止三个月
						AEP						AEP德州						AEPCO						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
美国联邦法定利率						21.0		%				21.0		%				21.0		%				21.0		%				21.0		%				21.0		%				21.0		%				21.0		%
增加（减少）原因：
州和地方所得税，净额						1.1		%				0.6		%				2.5		%				( 0.2 )		%				3.8		%				1.0		%				3.2		%				( 37.5 )		%
税改超额ADIT反转						( 3.2 )		%				( 1.5 )		%				0.2		%				( 4.7 )		%				( 2.4 )		%				( 11.4 )		%				1.7		%				( 25.0 )		%
生产和投资税收抵免						( 10.6 )		%				( 0.1 )		%				—		%				( 3.5 )		%				( 7.9 )		%				—		%				135.0		%	(a)			( 562.5 )		%	(b)
起源流通的逆转						0.8		%				0.1		%				0.2		%				2.0		%				1.4		%				0.6		%				( 0.1 )		%				—		%
AFUDC股权						( 1.6 )		%				( 1.6 )		%				( 1.8 )		%				( 0.9 )		%				( 0.7 )		%				( 1.8 )		%				0.4		%				( 12.5 )		%
CAMT的流调						( 2.5 )		%				—		%				—		%				( 8.5 )		%				—		%				—		%				—		%				—		%
其他						( 0.4 )		%				( 0.1 )		%				0.1		%				0.1		%				( 0.3 )		%				( 0.1 )		%				( 1.2 )		%				4.0		%
有效所得税率						4.6		%				18.4		%				22.2		%				5.3		%				14.9		%				9.3		%				160.0		%	(a)			( 612.5 )		%	(b)

(a)PSO的有效税率反映了一种税收优惠。由此产生的正率归因于在税前账面亏损期间确认了税收优惠。

(b)SWEPCO的有效税率反映了税收优惠。由此产生的负率归因于确认的税收优惠大于税前账面收入。

						截至2025年3月31日止三个月
						AEP						AEP德州						AEPCO						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
美国联邦法定利率						21.0		%				21.0		%				21.0		%				21.0		%				21.0		%				21.0		%				21.0		%				21.0		%
增加（减少）原因：
州和地方所得税，净额						1.2		%				0.2		%				2.6		%				1.1		%				3.4		%				1.9		%				2.9		%				( 1.4 )		%
税改超额ADIT反转						( 2.6 )		%				( 3.7 )		%				0.2		%				( 2.5 )		%				( 3.6 )		%				( 4.1 )		%				( 3.6 )		%				( 3.1 )		%
生产和投资税收抵免						( 6.5 )		%				( 0.1 )		%				—		%				—		%				( 11.7 )		%				—		%				( 27.6 )		%				( 31.2 )		%
起源流通的逆转						0.4		%				0.1		%				0.2		%				( 0.7 )		%				1.9		%				0.9		%				0.1		%				0.7		%
AFUDC股权						( 1.2 )		%				( 1.0 )		%				( 1.7 )		%				( 0.6 )		%				( 0.5 )		%				( 1.9 )		%				( 0.5 )		%				( 1.4 )		%
CAMT的流调						0.4		%				—		%				—		%				1.6		%				—		%				—		%				—		%				—		%
其他						0.9		%				( 0.1 )		%				—		%				( 0.1 )		%				( 0.1 )		%				0.3		%				( 0.1 )		%				0.7		%
有效所得税率						13.6		%				16.4		%				22.3		%				19.8		%				10.4		%				18.1		%				( 7.8 )		%				( 14.7 )		%

---

缴纳的所得税

下表显示了每个注册人在临时基础上支付或（收到）的所得税金额：

截至2026年3月31日止三个月						AEP						AEP德州						AEPCO						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
已缴/（已收）所得税						$	—					$	( 10 )					$	2					$	( 30 )					$	22					$	( 40 )					$	31					$	31
转账贷记						( 14 )						—						—						( 4 )						—						—						( 6 )						( 3 )
已付/（已收）现金总额						$	( 14 )					$	( 10 )					$	2					$	( 34 )					$	22					$	( 40 )					$	25					$	28

截至2025年3月31日止三个月						AEP						AEP德州						AEPCO						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
已缴/（已收）所得税						$	7					$	—					$	—					$	—					$	5					$	—					$	—					$	—
转账贷记						( 17 )						—						—						—						—						—						( 9 )						( 9 )
已付/（已收）现金总额						$	( 10 )					$	—					$	—					$	—					$	5					$	—					$	( 9 )					$	( 9 )

联邦和州所得税审计状况

AEP目前不在IRS审计之下，IRS审查AEP和子公司最初提交的联邦申报表的诉讼时效（SOL）对于2022年之前的纳税年度已到期。2025年7月，AEP收到通知，其2023年联邦所得税申报表被选中进行IRS审查。然而，这项考试还没有开始。

AEP及其子公司在各个州和地方司法管辖区提交所得税申报表。AEP及其子公司目前未接受任何州和地方所得税审查。一般来说，SOL已在2022年之前的纳税年度到期。此外，管理层正在监测并继续评估联邦立法和相应的州一致性的潜在影响。

联邦立法

2025年7月4日，特朗普总统签署H.R. 1成为法律，俗称一大美丽法案法案（OBBBA）。这项预算调节立法修改并加速淘汰可用于风能和太阳能项目的技术中性PTC和ITC，增加了新的限制，以防范某些外国所有权或对其他符合信用条件的项目的影响，并使某些非监管实体的100%红利折旧永久化。除奖金折旧外，这一立法是前瞻性的，对当期财务报表没有实质性影响。

2025年8月15日，财政部和IRS发布了新的和修订的风能和太阳能税收抵免指导意见《2025-42号通知》，其中修改了税收目的的“开始建设”定义，取消了之前对2025年9月1日之后开始建设的项目可用的5%成本安全港标准。这一指导意见预计不会对登记人产生实质性影响。

2026年2月18日，财政部和IRS发布了关于应用CAMT的额外临时指导，通知2026-7。该指南允许纳税人在为CAMT目的确定调整后的财务报表收入时扣除某些可抵税维修。该指南预计将导致适用的注册人之前和未来的CAMT负债减少。公司继续评估中期指引的影响。

预计财政部和美国国税局将就最近颁布的立法中的税收条款提供额外的重要指导。AEP将继续监测任何已发布的指导意见，并评估对AEP未来净收入、现金流和财务状况的影响。

---

除非另有说明，本说明中的披露适用于所有注册人。

普通股（适用于AEP）

ATM程序

2025年11月，AEP提交了一份招股说明书补充文件，根据该文件，它可能会出售最高$ 3.5 通过ATM计划发行10亿股普通股。2026年第一季度， 2 百万股普通股以$ 264 百万净收益。除了这些普通股的发行和销售外，AEP还可能使用ATM计划签订远期销售协议。有关根据远期销售协议已发行或预期将发行的股份的信息，请参见下文。

远期股权协议

AEP已根据其ATM计划和2025年3月的股权远期销售协议进行了以下远期销售，具体如下：

						最终到期						普通股转为远期（股数）						已结算（股数）（a）						已结算（a）						远期剩余普通股（股数）						预期收益（b）
												（百万）
2025年3月远期销售						2026年12月						23						5						$	500					18						$	1,749
ATM转发						2026年12月						3						—						—						3						373

(a)The 5 百万股于2025财年末结算。

(b) 实际现金收益将受到结算时间的影响。远期价格基于公开发行价格（扣除承销费）、隔夜银行资金利率增加、减去价差以及在未达成协议期间AEP普通股的预期股息。

长期未偿债务（适用于AEP）

下表详细列出长期未偿债务，扣除发行成本和溢价或折价：

债务类型						2026年3月31日						2025年12月31日
						（百万）
高级无抵押票据						$	39,463					$	37,190
污染治理债券						1,636						1,637
应付票据						652						683
证券化债券						940						984
乏核燃料义务（a）						333						330
初级次级票据						4,681						4,681
其他长期债务						1,849						1,817
长期未偿债务总额						49,554						47,322
一年内到期的长期债务						2,704						3,194
长期负债						$	46,850					$	44,128

(a)根据1982年《核废料政策法案》，核许可证持有者I & M有义务向美国能源部进行SNF处置。该义务包括对1983年4月7日之前消耗的核燃料的一次性费用。与这项义务有关的信托基金资产为$ 383 百万美元 381 分别截至2026年3月31日和2025年12月31日的百万，并在资产负债表中计入乏核燃料和退役信托。

---

长期债务活动

2026年前三个月发行的长期债务和其他证券、退休和本金支付情况如下表所示：

												校长						利息
公司						债务类型						金额（a）						率						到期日
发行：												（百万）						(%)
AEP德州						高级无抵押票据						$	750					5.20						2036
AEPCO						其他长期债务						114						变量						2028
I & M						高级无抵押票据						650						5.60						2056
SWEPCO						高级无抵押票据						300						5.30						2033
SWEPCO						高级无抵押票据						600						5.20						2036
SWEPCO						高级无抵押票据						500						5.90						2056
非注册人：
Transource Energy						其他长期债务						18						变量						2028
发行总额												$	2,932

(a)现金流量表上显示的金额是扣除发行费用和溢价或折价后的净额，不会与发行金额挂钩。

												校长						利息
公司						债务类型						支付金额（a）						率						到期日
退休和本金支付：												（百万）						(%)
AEP德州						证券化债券						$	12					2.29						2029
AEPCO						其他长期债务						101						变量						2028
APCO						证券化债券						15						3.77						2028
I & M						应付票据						1						3.44						2026
I & M						应付票据						1						5.93						2027
I & M						应付票据						5						6.01						2028
I & M						应付票据						4						6.41						2028
I & M						应付票据						10						4.89						2029
I & M						应付票据						10						变量						2030
SWEPCO						高级无抵押票据						500						1.65						2026
SWEPCO						证券化债券						8						4.88						2039
非注册人：
KPCO						证券化债券						9						5.30						2045
Transource Energy						高级无抵押票据						2						2.75						2050
退休和本金支付总额												$	678

(a)2026年3月，SWEPCO退休$ 1 十亿的 4.24 %于2028年到期的附属应付票据。

融资活动后续事件

2026年4月，AEP发行了$ 50 百万 3.50 2034年到期的%污染治理债券。

2026年4月，AEP出资$ 64 百万，$ 113 百万美元 81 分别向OPCo、PSO和SWEPCo支付百万。

2026年4月AEPTCO退役$ 62 万其他长期债务。

---

2026年4月，I & M退休$ 11 百万与DCC Fuel相关的应付票据。

2026年5月，AEP退休$ 50 百万污染治理债券。

债务契约（适用于AEP及AEPCO）

AEPTCO票据购买协议和契约中的契约限制了合同定义的优先债务的金额（其中包括进一步的次级限额$ 50 百万有担保债务）至 10 占合并有形净资产的百分比。截至2026年3月31日，AEPTCO的合同定义的优先债务并不重要。合并有形净资产的计算方法在票据购买协议中有合同规定。

股息限制

附属公司限制

母公司依赖其子公司向股东支付股息。AEP子公司向母公司分红的前提是资金合法可得。各种融资安排和监管要求可能会对子公司以分红形式向母公司转移资金的能力施加一定的限制。

AEP提供输电或当地配电服务的公用事业子公司宣布的所有股息均受《联邦电力法》要求的约束，该规定禁止在某些情况下从资本账户中支付股息；股息的支付通常允许从留存收益中支付。联邦电力法案还为水力发电厂的收益设立了准备金。由于他们拥有这类工厂，这一储备适用于APCO和I & M。

某些AEP子公司的信贷协议中包含将其债务与资本化比率限制为 67.5 %.未偿债务和资本化的计算方法在信贷协议中有合同规定。

联邦权力法案的限制并不限制AEP子公司从留存收益中支付股息的能力。

父母限制（适用于AEP）

AEP普通股的持有人有权获得董事会宣布的股息，前提是此类股息的资金是合法可用的。母公司的收入主要来自其公用事业子公司收益中的普通股权益。

根据信贷协议中的杠杆限制，AEP必须将债务占总资本的百分比保持在不超过 67.5 %.未偿债务和资本化的计算方法在信贷协议中有合同规定。

企业借款计划（适用于所有注册子公司）

AEP子公司使用公司借款计划来满足其短期借款需求。该公司借款计划包括一个公用事业资金池，为AEP的公用事业子公司提供资金；一个非公用事业资金池，为某些AEP非公用事业子公司提供资金；以及从AEP直接借款。AEP公用事业资金池根据其向FERC提交的协议的条款和条件运营。截至2026年3月31日和2025年12月31日，公用事业资金池的未偿还贷款（借款）金额分别包含在注册子公司资产负债表的关联公司预付款和关联公司预付款中。 公用事业资金池参与者截至2026年3月31日止三个月的资金池活动和相应的授权借款限额如下表所示：

---

						最大值												平均												贷款净额
						借款						最大值						借款						平均						（借款自）						授权
						从						贷款给						从						贷款给						公用事业资金						短期
						实用程序						实用程序						实用程序						实用程序						池截至						借款
公司						资金池						资金池						资金池						资金池						2026年3月31日						限制
						（百万）
AEP德州						$	624					$	186					$	403					$	129					$	105					$	750
AEPCO						205						342						60						85						211						820			(a)
APCO						307						17						173						17						( 160 )						750
I & M						146						855						46						241						( 9 )						750
OPCO						155						42						74						17						( 139 )						600
PSO						487						—						279						—						( 487 )						750
SWEPCO						293						1,308						120						85						( 293 )						750

（a）金额代表State TransCOS从FERC或州监管委员会获得的合并授权短期借款限额。

上表中的活动不包括某些AEP非公用事业子公司的短期借贷活动。AEP Texas的全资子公司AEP Texas North Generation Company，LLC参与了Non-Utility Money Pool。截至2026年3月31日和2025年12月31日，非公用事业资金池的未偿还贷款金额包含在AEP德克萨斯州资产负债表上的附属公司预付款中。 截至2026年3月31日止三个月的非公用事业资金池参与者活动情况如下表所示：

最高贷款

平均贷款

对非公用事业部门的贷款

对无用的

对无用的

资金池截至

公司

资金池

资金池

2026年3月31日

（百万）

AEP德州

$

7

$

7

$

7

AEP与AEPTCO公司存在直接融资关系，以满足其短期借款需求。截至2026年3月31日和2025年12月31日向AEP提供的未偿还贷款（借款）金额分别包含在AEPTCO资产负债表上的对关联公司的预付款和对关联公司的预付款中。 AEPTCO截至2026年3月31日止三个月与AEP的直接融资活动及相应的授权借款限额如下表所示：

																														借款												授权
						最大值						最大值						平均						平均						来自AEP						贷款给						短期
						借款						贷款						借款						贷款						截至						AEP截至						借款
公司						来自AEP						至AEP						来自AEP						至AEP						3月31日，						3月31日，						限额（a）
						（百万）
AEPCO母公司						$	—					$	302					$	—					$	147					$	—					$	161					$	—
SWTCO						2						—						2						—						2						—						50

（a）金额代表未包含在上述公用事业资金池中的FERC或州监管机构的授权短期借款限额。

从公用事业资金池借入或贷入的资金的最高和最低利率汇总于下表：

						截至3月31日的三个月，
						2026						2025
最高利率						4.10		%				4.76		%
最低利率						3.53		%				4.64		%

---

从公用事业资金池借入和贷入资金的平均利率汇总如下表：

						资金平均利率												资金平均利率
						从公用事业资金池借来的												借给公用事业资金池
						截至3月31日的三个月，												截至3月31日的三个月，
公司						2026						2025						2026						2025
AEP德州						3.87		%				4.70		%				4.01		%				—		%
AEPCO						3.90		%				4.68		%				3.95		%				4.69		%
APCO						3.91		%				4.70		%				3.91		%				4.69		%
I & M						3.88		%				4.70		%				3.89		%				—		%
OPCO						3.95		%				4.66		%				3.80		%				4.70		%
PSO						3.92		%				4.67		%				—		%				4.70		%
SWEPCO						4.02		%				4.69		%				3.76		%				—		%

贷给非公用事业资金池的资金的最高、最低和平均利率汇总如下表：

截至2026年3月31日止三个月

截至2025年3月31日止三个月

最大值

最低

平均

最大值

最低

平均

息率

息率

息率

息率

息率

息率

资金方面

资金方面

资金方面

资金方面

资金方面

资金方面

贷款给

贷款给

贷款给

贷款给

贷款给

贷款给

无用

无用

无用

无用

无用

无用

公司

资金池

资金池

资金池

资金池

资金池

资金池

AEP德州

4.10

%

3.83

%

3.91

%

4.76

%

4.64

%

4.69

%

SWEPCO

—

%

—

%

—

%

4.76

%

4.64

%

4.69

%

AEPTCO向AEP借入或借出的资金的最高、最低和平均利率汇总如下表：

						最大值						最低						最大值						最低						平均						平均
						息率						息率						息率						息率						息率						息率
三个月						资金方面						资金方面						资金方面						资金方面						资金方面						资金方面
已结束						借来的						借来的						贷款						贷款						借来的						贷款
3月31日，						来自AEP						来自AEP						至AEP						至AEP						来自AEP						至AEP
2026						4.10		%				3.83		%				4.10		%				3.83		%				3.91		%				3.91		%
2025						4.76		%				4.63		%				4.76		%				4.63		%				4.69		%				4.68		%

短期债务（适用于AEP和SWEPCO）

未偿短期债务情况如下：

												2026年3月31日												2025年12月31日
												优秀						利息						优秀						利息
公司						债务类型						金额						费率（a）						金额						费率（a）
												（百万美元）
AEP						应收款项证券化债务（b）						$	900					3.92		%				$	900					4.00		%
AEP						商业票据						651						4.08		%				605						3.92		%
SWEPCO						应付票据						4						6.02		%				3						6.30		%
						短期债务总额						$	1,555											$	1,508

(a)分别截至2026年3月31日和2025年12月31日所有未偿还借款的加权平均利率。

(b)根据“转让和服务”会计准则核算的应收款项证券化债务金额。

信贷便利

有关信贷便利的讨论，见附注5“信用证”一节。

---

证券化应收账款– AEP信贷（适用于AEP）

AEP Credit与银行渠道签订了应收账款证券化协议。根据证券化协议，AEP Credit从银行渠道获得融资，用于偿还AEPCredit从关联公用事业子公司获得的应收款项中的利息。这些证券化交易使AEP Credit得以偿还其未偿债务，继续购买运营公司的应收款项并加速AEP Credit的现金收款。

AEP Credit的应收账款证券化协议提供了$ 900 百万来自银行渠道购买应收账款，2027年9月到期。截至2026年3月31日，附属公用事业附属公司遵守协议下的所有要求。

AEP授信的应收账款信息如下：

						截至3月31日的三个月，
						2026						2025
						（百万美元）
应收账款证券化实际利率						3.92		%				4.62		%
核销的无法收回的应收账款净额						$	8					$	8

						2026年3月31日						2025年12月31日
						（百万）
应收账款留存利息并作为抵押品质押减去无法收回的账款						$	1,245					$	1,230
短期–应收款项证券化债务						900						900
拖欠的证券化应收账款						80						66
与证券化相关的坏账准备						43						42
与证券化相关的未开票应收款项						313						368

AEP Credit拖欠的客户应收账款是指逾期超过30天的账款。

证券化应收账款– AEP信贷（适用于除AEP Texas和AEPTCO之外的所有注册子公司）

根据这项出售应收款项安排，注册子公司将其某些客户应收账款和应计未开票收入余额在无追索权的情况下出售至AEP信贷，并根据AEP信贷的融资成本、管理成本和每个注册子公司应收款项无法收回的账款经验收取费用。APCO没有出售其西弗吉尼亚州应收账款的监管权限。出售的客户应收账款的成本在注册人子公司的损益表的其他运营费用中列报。注册人的子公司管理和服务其客户应收账款，这些应收账款出售给AEP信用。AEP Credit为运营公司将符合条件的应收账款证券化，并保留剩余部分。

应收账款销售协议项下的应收账款和应计未开票收入金额为：

公司						2026年3月31日						2025年12月31日
						（百万）
APCO						$	219					$	203
I & M						182						175
OPCO						538						501
PSO						113						140
SWEPCO						145						169

---

已售客户应收账款支付给AEP授信的费用为：

						截至3月31日的三个月，
公司						2026						2025
						（百万）
APCO						$	4					$	4
I & M						4						4
OPCO						8						7
PSO						3						3
SWEPCO						4						4

向AEP Credit出售应收款项的收益为：

						截至3月31日的三个月，
公司						2026						2025
						（百万）
APCO						$	543					$	605
I & M						697						585
OPCO						912						860
PSO						412						375
SWEPCO						421						428

---

除非另有说明，本说明中的披露适用于所有注册人。

“可变利益实体实体”的会计指引是一种合并模型，它考虑了一家公司是否在VIE中拥有可变利益。VIE是具有以下条件之一的法人实体：风险实体的股权不足以允许法人实体在没有额外次级财务支持的情况下为其活动提供资金，股权所有者无法指挥对法人实体的经济绩效影响最大的活动（或他们拥有与法人实体的经济利益相关的不成比例的投票权），或股权所有者缺乏吸收法人实体预期损失的义务或收取法人实体预期剩余收益的权利。根据“可变利益实体”会计准则的定义，当确定实体在VIE中拥有控制性财务权益并因此是该VIE的主要受益人时，实体必须合并VIE。在确定AEP是否是VIE的主要受益人时，管理层会考虑AEP是否有权指导VIE的最重大活动，并有义务吸收损失或获得对VIE具有重大意义的预期剩余回报。管理层认为，重要的假设和判断得到了一致应用。

AEP持有所有权结构各异的企业的所有权权益。对合伙企业利益和其他可变利益进行评估，以确定每个实体是否都是VIE，如果是，是否应将VIE合并到AEP的财务报表中。AEP没有向其任何合并VIE提供以前未按合同要求的重大财务或其他支持。AEP在非合并VIE中的权益采用权益会计法核算。

合并可变利益实体

2025年年度报告包括对AEP和注册人子公司的其他合并VIE的详细讨论。 以下余额为合并VIE的资产和负债。这些余额包括在合并时消除的公司间交易。

			2026年3月31日
			合并VIE
			SWEPCO 萨宾						I & M DCC燃料												AEP德克萨斯州修复资金						APCO阿巴拉契亚消费者利率减免资金						SWEPCO风暴恢复资金						KPCO成本回收资金						AEP信用						受保护 细胞 EIS						Transource Energy
			（百万）
物业、厂房及设备
流动资产			$	5					$	108											$	10					$	12					$	10					$	9					$	1,247					$	236					$	37
净物业、厂房及设备			—						195												—						—						—						—						—						—						672
其他非流动资产			74						97												93			(a)			71			(b)			311						458			（c）			11						—						9
总资产			$	79					$	400											$	103					$	83					$	321					$	467					$	1,258					$	236					$	718
负债和权益
流动负债			$	14					$	108											$	31					$	30					$	19					$	16					$	1,182					$	77					$	33
非流动负债			65						292												71						51						300						449						—						108						316
股权			—						—												1						2						2						2						76						51						369
总负债和权益			$	79					$	400											$	103					$	83					$	321					$	467					$	1,258					$	236					$	718

(a)包括合并中消除的一个公司间项目$ 4 百万。

(b)包括在合并中消除的公司间项目$ 1 百万.

（c）包括合并中消除的一个公司间项目$ 16 百万。

---

			2025年12月31日
			合并VIE
			SWEPCO 萨宾						I & M DCC燃料												AEP德克萨斯州修复资金						APCO 阿巴拉契亚 消费者 利率减免资金						SWEPCO风暴恢复资金						KPCO成本回收资金						AEP信用						受保护 细胞 EIS						Transource Energy
			（百万）
物业、厂房及设备
流动资产			$	1					$	118											$	18					$	18					$	17					$	24					$	1,232					$	223					$	45
净物业、厂房及设备			—						227												—						—						—						—						—						—						658
其他非流动资产			80						118												98			(a)			79			(b)			312						462			（c）			10						—						4
总资产			$	81					$	463											$	116					$	97					$	329					$	486					$	1,242					$	223					$	707
负债和权益
流动负债			$	15					$	118											$	31					$	31					$	23					$	30					$	1,176					$	56					$	50
非流动负债			66						345												84						64						304						454						1						102						298
股权			—						—												1						2						2						2						65						65						359
总负债和权益			$	81					$	463											$	116					$	97					$	329					$	486					$	1,242					$	223					$	707

(a)包括在合并中消除的公司间项目$ 4 百万.

(b)包括在合并中消除的公司间项目$ 1 百万.

（c）包括合并中消除的一个公司间项目$ 16 百万。

非合并重大可变权益

OVEC（适用于AEP和OPCO）

2025年11月和2025年12月，OPCO分别向PUCO和FERC提出申请，将其 4.3 OVEC对母公司的所有权百分比及其 19.93 % OVEC Power Participation rights of AGR。交易完成后，Parent将继续负责公司间电力协议项下AGR的财务和其他义务。2025年12月和2026年4月，PUCO分别批准了该申请和FERC授权了该交易。该交易预计将于2026年第二季度完成。

2025年年度报告详细讨论了AEP和注册子公司在非合并VIE中的其他重大可变权益。

权益法投资于未并表实体

Gigawatt AI（适用于AEP）

2025年8月，AEP与私人控股公司Gigawatt AI，Inc.（GWAI）订立新的商业安排。GWAI专注于开发以AI为中心的操作系统和应用程序，以优化公用事业运营和基础设施。AEP最初投资$ 100 百万为a 10 普通股的%所有权权益，并收到收购额外股份的期权认股权证 5 GWAI普通股的$ 50 百万。2026年1月和4月，AEP two 额外$ 25 百万投资，每笔为增量 2.5 对GWAI普通股的%权益，因为GWAI实现了基于业绩的里程碑。因此，截至2026年4月，AEP持有 15 累计投资$的GWAI普通股的百分比 150 百万。或取决于GWAI未来能否实现剩余的已定义的基于绩效的里程碑，AEP将最多额外投资$ 50 百万最多额外 5 GWAI普通股的百分比。

就AEP的股权而言，AEP被授予指定权 一 的 三个 GWAI董事会成员。该董事会职务目前由AEP的一名高级职员担任，因此该投资属于关联交易。AEP的董事会参与为AEP的治理和监督提供了直接影响力，而GWAI的创始人则保留所有其他股权和董事会代表。AEP还获得了GWAI开发的软件的永久软件许可。

---

由于AEP能够对某些GWAI政策施加重大影响，因此股权作为权益法投资入账。截至2026年3月31日，AEP对GWAI投资的账面价值为$ 125 万，在资产负债表上的递延费用和其他非流动资产中确认。对于截至2026年3月31日的三个月，AEP在GWAI的亏损中所占的比例并不重要。

普通股认股权证符合衍生工具的定义，因此需要按经常性的公允价值列账。截至2026年3月31日，普通股权证的公允价值和AEP获得的永久软件许可并不重要。

---

除非另有说明，本说明中的披露适用于所有注册人。

与客户签订的合同的分类收入

下表按收入类型列示AEP与客户签订的合同的可报告分部和注册人子公司的收入，扣除相应的退款准备金后：

						截至2026年3月31日止三个月
						VIU（a）						T & D						AEPTHCo						G & M						企业及其他						协调调整						AEP合并
						（百万）
零售收入：
住宅收入						$	1,364					$	733					$	—					$	—					$	—					$	—					$	2,097
商业收入						799						409						—						—						—						—						1,208
工业收入（b）						649						128						—						—						—						—						777
其他零售收入						59						15						—						—						—						—						74
零售总收入						2,871						1,285						—						—						—						—						4,156
批发和竞争性零售收入：
发电收入						362						—						—						52						—						—						414
变速器收入（c）						163						214						586						—						—						( 519 )						444
零售、贸易和营销收入（d）						—						—						—						770						—						( 21 )						749
批发和竞争性零售总收入						525						214						586						822						—						( 540 )						1,607
与客户签订的合同产生的其他收入（e）						48						102						5						31						29						( 57 )						158
与客户签订的合同收入总额						3,444						1,601						591						853						29						( 597 )						5,921
其他收入：
替代收入方案（f）						3						( 2 )						7						—						—						( 11 )						( 3 )
其他收入（b）（g）						( 7 )						10						—						99						2						( 2 )						102
其他收入合计						( 4 )						8						7						99						2						( 13 )						99
总收入						$	3,440					$	1,609					$	598					$	952					$	31					$	( 610 )					$	6,020

(a)从2026年第一季度开始，PSO和SWEPCO将与燃料相关的金额纳入未开票收入，以反映截至资产负债表日已赚取但尚未开具发票的对价。这一变化的影响并未对财务报表或相关披露产生重大影响。

(b)金额包括关联和非关联收入。

（c）金额包括关联和非关联收入。AEP传动控股公司的相关收入为$ 458 百万。垂直集成公用事业的关联收入为$ 55 百万。其余关联金额并不重要。

（d）金额包括关联和非关联收入。Generation & Marketing的关联收入为$ 21 百万。其余关联金额并不重要。

（e）金额包括关联和非关联收入。企业和其他方面的附属收入为$ 29 百万。其余关联金额并不重要。

（f）某些司法管辖区的替代收入计划包括定期调整相关收入多收/少收的监管机制。金额包括关联收入和非关联收入。

（g）发电和营销包括经济对冲活动。

---

						截至2025年3月31日止三个月
						VIU						T & D						AEPTHCo						G & M						企业及其他						协调调整						AEP合并
						（百万）
零售收入：
住宅收入						$	1,352					$	739					$	—					$	—					$	—					$	—					$	2,091
商业收入						665						382						—						—						—						—						1,047
工业收入（a）						618						123						—						—						—						—						741
其他零售收入						54						15						—						—						—						—						69
零售总收入						2,689						1,259						—						—						—						—						3,948
批发和竞争性零售收入：
发电收入						305						—						—						51						—						—						356
变速器收入（b）						121						197						521						—						—						( 450 )						389
零售、贸易和营销收入（c）						—						—						—						838						—						( 16 )						822
批发和竞争性零售总收入						426						197						521						889						—						( 466 )						1,567
与客户签订的合同产生的其他收入（d）						52						62						9						1						43						( 51 )						116
与客户签订的合同收入总额						3,167						1,518						530						890						43						( 517 )						5,631
其他收入：
替代收入方案（e）						3						4						12						—						—						( 15 )						4
其他收入（a）（f）						( 32 )						5						—						( 143 )						1						( 3 )						( 172 )
其他收入合计						( 29 )						9						12						( 143 )						1						( 18 )						( 168 )
总收入						$	3,138					$	1,527					$	542					$	747					$	44					$	( 535 )					$	5,463

(a)金额包括关联和非关联收入。

(b)金额包括关联和非关联收入。AEP传动控股公司的相关收入为$ 411 百万。垂直集成公用事业的关联收入为$ 39 百万。其余关联金额并不重要。

（c）金额包括关联和非关联收入。Generation & Marketing的关联收入为$ 16 百万。其余关联金额并不重要。

（d）金额包括关联和非关联收入。企业和其他方面的附属收入为$ 29 百万。其余关联金额并不重要。

（e）某些司法管辖区的替代收入计划包括定期调整相关收入多收/少收的监管机制。金额包括关联收入和非关联收入。

（f）发电和营销包括经济对冲活动。

---

						截至2026年3月31日止三个月
						AEP德州						AEPCO						APCO						I & M						OPCO						PSO（a）						SWEPCO（a）
						（百万）
零售收入：
住宅收入						$	158					$	—					$	589					$	243					$	575					$	186					$	198
商业收入						114						—						193						251						295						122						158
工业收入（b）						37						—						186						146						91						89						92
其他零售收入						11						—						26						1						4						24						5
零售总收入						320						—						994						641						965						421						453
批发收入：
发电收入（c）						—						—						94						257						—						1						52
变速器收入（d）						186						564						61						11						28						14						58
批发总收入						186						564						155						268						28						15						110
与客户签订的合同产生的其他收入（e）						20						6						17						28						82						3						8
与客户签订的合同收入总额						526						570						1,166						937						1,075						439						571
其他收入：
替代收入方案（f）						( 2 )						8						1						2						—						—						—
其他收入（b）						—						—						—						( 6 )						10						—						—
其他收入合计						( 2 )						8						1						( 4 )						10						—						—
总收入						$	524					$	578					$	1,167					$	933					$	1,085					$	439					$	571

(a)从2026年第一季度开始，PSO和SWEPCO将与燃料相关的金额纳入未开票收入，以反映截至资产负债表日已赚取但尚未开具发票的对价。这一变化的影响并未对财务报表或相关披露产生重大影响。

(b)金额包括关联和非关联收入。

（c）金额包括关联和非关联收入。APCO的关联收入为$ 55 百万主要与与KGPCo的购电协议有关。其余关联金额并不重要。

（d）金额包括关联和非关联收入。AEPTCO、APCO和SWEPCO的关联收入分别为$ 454 百万，$ 33 百万美元 20 百万，分别。其余关联金额并不重要。

（e）金额包括关联和非关联收入。I & M的关联收入为$ 17 百万主要涉及驳船、尿素转运及其他运输服务。其余关联金额并不重要。

（f）某些司法管辖区的替代收入计划包括定期调整相关收入多收/少收的监管机制。金额包括关联收入和非关联收入。

---

						截至2025年3月31日止三个月
						AEP德州						AEPCO						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
零售收入：
住宅收入						$	172					$	—					$	606					$	232					$	567					$	175					$	193
商业收入						119						—						195						153						262						102						141
工业收入（a）						40						—						191						134						84						70						90
其他零售收入						11						—						28						1						5						20						3
零售总收入						342						—						1,020						520						918						367						427
批发收入：
发电收入（b）						—						—						90						195						—						4						56
变速器收入（c）						173						506						42						10						24						14						39
批发总收入						173						506						132						205						24						18						95
与客户签订的合同产生的其他收入（d）						10						9						14						30						52						9						9
与客户签订的合同收入总额						525						515						1,166						755						994						394						531
其他收入：
替代收入方案（e）						( 2 )						12						7						—						5						—						—
其他收入（a）						—						—						—						( 32 )						5						—						—
其他收入合计						( 2 )						12						7						( 32 )						10						—						—
总收入						$	523					$	527					$	1,173					$	723					$	1,004					$	394					$	531

(a)金额包括关联和非关联收入。

(b)金额包括关联和非关联收入。APCO的关联收入为$ 45 百万主要与与KGPCo的购电协议有关。其余关联金额并不重要。

（c）金额包括关联和非关联收入。AEPTCO、APCO和SWEPCO的关联收入分别为$ 407 百万，$ 19 百万美元 10 百万，分别。其余关联金额并不重要。

（d）金额包括关联和非关联收入。I & M的关联收入为$ 18 百万主要涉及驳船、尿素转运及其他运输服务。其余关联金额并不重要。

（e）某些司法管辖区的替代收入计划包括定期调整相关收入多收/少收的监管机制。金额包括关联收入和非关联收入。

固定履约义务（适用于AEP、APCO和I & M）

下表显示截至2026年3月31日登记人随着时间推移履行的剩余固定履约义务。固定履约义务主要包括向PJM的RPM市场提供固定数量能源的电力销售和随时可用的服务。注册人选择适用豁免，不披露原预期期限为一年或更短的合同的未履行履约义务的价值。由于每年制定收入要求，传输收入被排除在下表之外。下表所示的注册人子公司金额包括关联和非关联收入。

公司						2026						2027-2028						2029-2030						2030年后						合计
						（百万）
AEP						$	64					$	86					$	39					$	16					$	205
APCO						12						32						24						12						80
I & M						3						9						5						2						19

---

合同资产和负债

合同资产在登记人有权获得以时间流逝以外的事件发生为条件的对价（例如合同项下的未来履行）时予以确认。截至2026年3月31日和2025年12月31日，登记人没有重大合同资产。

当注册人收到对价，或根据销售合同条款向客户转让货物或服务之前客户无条件应支付此类对价时，他们在资产负债表上确认该对价金额的合同负债。此类对价的收入随后在合同中剩余履约义务得到履行的一个或多个期间内确认。登记人的合同负债通常产生于根据电线杆联合使用协议提供的服务。截至2026年3月31日和2025年12月31日，登记人没有重大合同负债。

与客户的合同应收账款

与客户签订的合同产生的应收账款在注册人子公司的资产负债表中的应收账款-客户项目中列报。截至2026年3月31日和2025年12月31日，注册人子公司未根据应收账款-客户中包含的“客户合同收入”会计准则确认的合同应收账款余额并不重要。更多信息见附注12“证券化应收账款-AEP信用”部分。

下表列示登记子公司资产负债表上应收账款----关联公司所列客户合同的关联应收账款金额：

						AEP德州						AEPCO						APCO						I & M						OPCO						PSO						SWEPCO
						（百万）
2026年3月31日						$	2					$	165					$	198					$	119					$	133					$	57					$	85
2025年12月31日						—						146						113						67						74						22						65

---

---

---

---

---