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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
 

表格：10-Q
 
(标记一)
 
☒根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节规定的季度报告
 
截至本季度末2023年6月30日
 
或
 
☐根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节提交的过渡报告
 
过渡时期， 到
 
委员会档案
数		 每个注册人的确切名称，如其
公司章程;公司注册地;地址;以及
电话号码		IRS雇主
身份证明文件编号
1-8962 PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION86-0512431
(一个亚利桑那州公司)
北五街400号邮政编码信箱53999
凤凰城亚利桑那州85072-3999
(602)250-1000
1-4473 亚利桑那州公共服务公司86-0011170
(一个亚利桑那州公司)
北五街400号邮政编码信箱53999
凤凰城亚利桑那州85072-3999
(602)250-1000
 
根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题
交易代码
注册的每个交易所的名称
普通股
PNW
纽约证券交易所

用复选标记表示每个注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》第13节或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。
 
PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION是
☒ 
不是的。
☐ 
亚利桑那州公共服务公司是
☒ 
不是的。
☐ 
 
用复选标记表示注册人是否已在过去12个月内(或注册人需要提交和张贴此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条规定必须提交的所有互动数据文件。
PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION是
☒ 
不是的。
☐ 
亚利桑那州公共服务公司是
☒ 
不是的。
☐ 
 
请勾选注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、小型申报公司还是新兴成长型公司。 参见《交易法》第12条b-2款中对“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“小型申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。

 PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION
大型加速文件服务器
☒ 
加速文件管理器☐非加速文件服务器☐规模较小的报告公司☐
新兴成长型公司☐
 
亚利桑那州公共服务公司
大型加速文件服务器☐加速文件管理器☐非加速文件服务器
☒ 
规模较小的报告公司☐
新兴成长型公司☐
 
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表示每个注册人是否是空壳公司(如《交易法》规则12b-2所定义)。
PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION是☐不是的。
☒ 
亚利桑那州公共服务公司是☐不是的。
☒ 
 
注明截至最后实际可行日期，发行人所属各类普通股的流通股数量。
 
PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION截至2023年7月28日已发行的普通股数量，无面值：113,312,203
亚利桑那州公共服务公司截至2023年7月28日已发行的普通股数量，面值2.50美元：71,264,947
 
亚利桑那州公共服务公司符合表格10-Q的一般指示H(1)(A)和(B)中规定的条件，因此以该一般指示允许的简化披露格式提交本表格。




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2
第I部分
 
4
第1项。
财务报表
4
 
顶峰西部资本公司
5
 
亚利桑那州公共服务公司
12
第二项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
73
第三项。
关于市场风险的定量和定性披露
103
第四项。
控制和程序
103
   
第II部
 
105
项目1.
法律诉讼
105
第1A项。
风险因素
105
第五项。
其他信息
105
第六项。
陈列品
106
签名
 
108
 
本综合季度报告Form 10-Q由PinnacleWest Capital Corporation(以下简称PinnacleWest)和亚利桑那州公共服务公司(简称APS)分别提供。凡使用“公司”、“我们”和“我们的”一词，均指PinnacleWest。每个注册人自行提供与该注册人及其子公司(如有需要)有关的所有信息。除上一句所述外，两家注册人均未提供与该注册人无关的任何信息。本报告第1项包括顶峰西部的简明合并财务报表和APS的简明合并财务报表。本报告第1项还包括简明合并财务报表的合并附注。

1
目录表
前瞻性陈述
    本文档包含基于当前预期的前瞻性陈述。这些前瞻性陈述通常由诸如“估计”、“预测”、“可能”、“相信”、“计划”、“预期”、“要求”、“打算”、“假设”、“项目”、“预期”、“目标”、“寻求”、“战略”、“可能”、“应该”、“将”、“可能”、““和类似的词语。由于实际结果可能与预期大不相同，我们告诫读者不要过度依赖这些陈述。许多因素可能导致未来结果与历史结果或Pinnacle West或APS目前预期或寻求的结果大不相同。除了第一部分中描述的风险因素外，截至2022年12月31日的财年，Pinnacle West/APS年度报告Form 10-K中的第1A项(”2022年Form 10-K“)、本报告第二部分第1A项以及第I部分：在本报告的项目2--“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”中，这些因素包括但不限于：
•当前的经济环境及其影响，如经济增长放缓、劳动力市场紧张、通货膨胀、供应链延误、费用增加、资本市场动荡或其他不可预测的影响；
•我们有能力管理资本支出以及运营和维护成本，同时保持可靠性和客户服务水平；
•电力需求的变化，包括天气、季节性(包括环境温度的大幅上升)、一般经济或社会条件、客户和销售增长(或下降)、节能措施和分布式发电的影响以及技术进步；
•气候变化对我们电力系统的潜在影响，包括由于极端天气的结果，例如APS开展业务的地区的长期干旱和高温变化；
•发电厂和输电系统的性能和停电；
•电力零售和批发市场的竞争；
•监管和司法决定、发展和诉讼；
•新的立法、投票倡议以及对现有立法或规章的监管或解释，包括与环境要求、监管和能源政策、核电站运营以及可能放松对零售电力市场的监管有关的法规或规章；
•燃料和水的供应情况；
•我们有能力通过我们的费率和调整器回收机制，包括债务和股权资本投资的回报，及时和充分地收回我们的成本；
•我们满足可再生能源和能效要求并收回相关成本的能力；
•APS实现其清洁能源目标(包括到2050年实现100%清洁、无碳电力的目标)的能力，以及如果实现这些目标，这种成就对APS、其客户及其业务、财务状况和运营结果的影响；
•核设施运行中固有的风险，包括乏燃料处置的不确定性；
•亚利桑那州目前和未来的经济状况；
•网络安全威胁或入侵、数据安全漏洞、恐怖袭击、物理攻击、严重风暴或其他灾难性事件(如火灾、爆炸、大流行健康事件或类似事件)对我们的设施或业务的直接或间接影响；
•可能影响电力销售或交付的新技术的开发，包括由于新技术的开发和应用出现延误；
•债务成本，包括由于利率上升而增加的成本，以及股权资本和在需要时进入资本市场的能力；
•围绕燃煤发电的环境、经济和其他问题，包括对温室气体排放(“GHG”)的监管；
•不稳定的燃料和购买的电力成本；
•我们的核退役信托、养老金和其他退休后福利计划的资产的投资业绩及其对未来资金需求的影响；
•电力批发市场的流动性和衍生品合约在我们业务中的使用；
•保险覆盖范围的潜在缺口；
•新的会计要求或对现有要求的新解释；
•发电、输电和配电设施及系统状况和运营成本；
2
目录表
•有能力满足我们区域未来对更多发电和相关输电设施的预期需求；
•我们的交易对手、发电厂参与者和发电厂土地所有者愿意或有能力履行合同义务或其他义务，或扩大发电厂继续运营的权利；以及
•在我们的信贷协议和亚利桑那州公司委员会(“ACC”)命令中对股息或其他条款的限制。
这些因素和其他因素在本报告2022年表10-K第二部分第1A项中描述的风险因素以及本报告第I部分第2项中描述的风险因素中进行了讨论，读者在依赖我们的财务报表或披露之前应仔细阅读这些内容。除非法律要求，否则顶峰西部和APS都没有义务更新这些报表，即使我们的内部估计发生了变化。
3
目录表
第一部分--财务信息
 
项目1.财务报表
 
财务报表和财务报表明细表索引
 
 页面
  
截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月的顶峰西部简明合并收益表
5
截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月的顶峰西部简明综合全面收益表
6
截至2023年6月30日和2022年12月31日的顶峰西部压缩综合资产负债表
7
截至2023年6月30日和2022年6月30日的6个月顶峰西部简明现金流量表
9
顶峰西部公司截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月的股权变化简明综合报表
10
 
APS截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月的简明合并收益表
12
APS截至2023年6月30日和2022年6月30日止三个月和六个月的简明综合全面收益表
13
截至2023年6月30日和2022年12月31日的APS简明综合资产负债表
14
APS截至2023年6月30日和2022年6月30日的六个月现金流量表简表
16
APS截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月的简明权益变动表
17
简明合并财务报表合并附注
19
附注1.合并和业务性质
19
注2.收入
20
注3.长期债务和流动性问题
22
注4.监管事项
24
注5.退休计划和其他退休后福利
42
注6.帕洛维德出售回租可变利益实体
43
附注7.衍生工具会计
44
附注8.承付款和或有事项
48
附注9.其他收入和其他支出
56
注10.每股收益
57
附注11.公允价值计量
57
注12.对核退役信托基金和其他特殊用途基金的投资
64
附注13.累计其他全面亏损变动
67
注14.租约
69
附注15.资产报废债务
71


4
目录表

PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION
简明合并损益表
(未经审计)
(以千为单位的美元和股票，每股金额除外)
 
 截至三个月
6月30日，		截至六个月
6月30日，
 2023202220232022
营业收入(附注2)
$1,121,703 $1,061,669 $2,066,658 $1,845,200 
运营费用  
燃料和购买的电力407,754 352,187 802,258 617,456 
运营和维护277,238 245,387 527,318 463,729 
折旧及摊销195,101 186,497 387,007 373,102 
所得税以外的其他税种57,642 54,118 114,780 112,116 
其他费用688 385 1,298 1,210 
总计938,423 838,574 1,832,661 1,567,613 
营业收入183,280 223,095 233,997 277,587 
其他收入(扣除)  
建设期间使用的股权资金拨备13,034 12,086 28,095 21,833 
退休金和其他退休后非服务抵免--净额(注5)
10,474 25,257 20,339 49,066 
其他收入(附注9)
6,406 1,682 12,483 3,386 
其他费用(附注9)
(4,813)(4,584)(8,944)(8,006)
总计25,101 34,441 51,973 66,279 
利息支出  
利息收费93,832 68,103 181,951 133,492 
施工期间借用资金的拨备(12,317)(5,873)(25,039)(10,355)
总计81,515 62,230 156,912 123,137 
所得税前收入126,866 195,306 129,058 220,729 
所得税15,897 26,688 17,080 30,849 
净收入110,969 168,618 111,978 189,880 
减去：非控股权益应占净收益(附注6)
4,306 4,306 8,612 8,612 
普通股股东应占净收益$106,663 $164,312 $103,366 $181,268 
加权平均已发行普通股-基本113,411 113,172 113,385 113,137 
加权平均已发行普通股-稀释113,717 113,369 113,657 113,332 
加权平均每股已发行普通股收益  
普通股股东应占净收益--基本$0.94 $1.45 $0.91 $1.60 
普通股股东应占净收益--摊薄$0.94 $1.45 $0.91 $1.60 
 附注是财务报表的组成部分。
5
目录表
PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION
简明综合全面收益表
(未经审计)
(千美元)

 
 截至三个月
6月30日，		截至六个月
6月30日，
 2023202220232022
净收入$110,969 $168,618 $111,978 $189,880 
其他综合收益(亏损)，税后净额  
衍生工具未实现收益(亏损)净额，扣除税收优惠(费用)净额(147), $(331), $56和$(413)
446 1,007 (170)1,259 
养恤金和其他退休后福利活动，扣除税收优惠(费用)净额#美元165, $693, $(4)及$398
(501)(2,113)14 (1,212)
其他全面收益(亏损)合计(55)(1,106)(156)47 
综合收益110,914 167,512 111,822 189,927 
减去：非控股权益的综合收益4,306 4,306 8,612 8,612 
普通股股东应占全面收益$106,608 $163,206 $103,210 $181,315 
附注是财务报表的组成部分。

6
目录表
PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION
CONDENSED CONSOLIDATED BALANCE SHEETS
(未经审计)
(千美元)
 
 2023年6月30日2022年12月31日
资产  
流动资产  
现金和现金等价物$7,658 $4,832 
客户和其他应收款474,548 453,209 
应计未开单收入216,740 164,764 
坏账准备(附注2)
(19,806)(23,778)
材料和用品(按平均成本计算)442,735 410,481 
应收所得税4,240 14,086 
化石燃料(按平均成本计算)50,057 40,155 
来自风险管理活动的资产(附注7)
12,105 87,835 
递延燃料和购买电力监管资产(附注4)
433,279 460,561 
其他监管资产(附注4)
128,600 78,318 
其他流动资产101,581 60,091 
流动资产总额1,851,737 1,750,554 
投资和其他资产  
核退役信托基金(附注11和12)
1,162,397 1,073,410 
其他特别用途基金(附注11及12)
351,998 347,231 
来自风险管理活动的资产(附注7)
13,033 44,394 
其他资产127,318 125,672 
总投资和其他资产1,654,746 1,590,707 
财产、厂房和设备  
已投入使用并保留以备将来使用的装置23,667,333 22,452,146 
累计折旧和摊销(8,198,608)(7,929,878)
网络15,468,725 14,522,268 
正在进行的建筑工程1,495,494 1,882,791 
帕洛佛得角出售回租，扣除累计折旧后的净额(附注6)
88,361 90,296 
无形资产，累计摊销净额255,574 258,880 
核燃料，累计摊销净额100,019 100,119 
财产、厂房和设备合计17,408,173 16,854,354 
递延借方  
监管资产(附注4)
1,280,344 1,283,221 
经营性租赁使用权资产(附注14)
1,337,355 801,688 
退休金及其他退休后福利的资产(附注5)
396,615 396,599 
其他50,372 46,282 
递延借方合计3,064,686 2,527,790 
总资产$23,979,342 $22,723,405 
*附注是财务报表的组成部分。

7
目录表
PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION
CONDENSED CONSOLIDATED BALANCE SHEETS
(未经审计)
(千美元)

 2023年6月30日2022年12月31日
负债和权益  
流动负债  
应付帐款$436,808 $430,425 
应计税163,797 164,440 
应计利息58,559 61,217 
应付普通股股息98,014 97,895 
短期借款(附注3)
305,350 340,720 
长期债务当期到期日(附注3)
318,907 50,685 
客户存款41,585 41,769 
风险管理活动的负债(附注7)
73,833 37,697 
资产报废负债(附注15)
15,617 12,232 
经营租赁负债(附注14)
90,658 105,210 
监管责任(附注4)
219,075 271,575 
其他流动负债110,378 148,276 
流动负债总额1,932,581 1,762,141 
长期债务减去本期到期日(注3)
8,164,315 7,741,286 
递延信贷和其他  
递延所得税2,357,517 2,384,421 
监管责任(附注4)
2,032,525 2,061,776 
资产报废负债(附注15)
823,502 785,530 
退休金的负债(附注5)
112,537 116,286 
客户预付款536,579 422,103 
煤矿复垦181,636 179,255 
递延投资税收抵免223,278 180,677 
未确认的税收优惠39,073 38,658 
经营租赁负债(附注14)
1,221,538 639,247 
其他278,124 252,149 
递延信贷总额和其他7,806,309 7,060,102 
承付款和或有事项(附注8)
股权  
普通股，无面值；授权150,000,000股票，113,386,894和113,247,189在各自的日期发出
2,736,112 2,724,740 
按成本计算的库存量；75,767和73,613在各自日期的股票
(5,328)(5,005)
普通股合计2,730,784 2,719,735 
留存收益3,267,731 3,360,347 
累计其他综合亏损(附注13)
(31,591)(31,435)
股东权益总额5,966,924 6,048,647 
非控股权益(附注6)
109,213 111,229 
总股本6,076,137 6,159,876 
负债和权益总额$23,979,342 $22,723,405 
附注是财务报表的组成部分。
8
目录表
PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION
简明合并现金流量表
(未经审计)
(千美元)

 截至六个月
6月30日，
 20232022
经营活动的现金流  
净收入$111,978 $189,880 
将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整：  
折旧和摊销，包括核燃料416,652 405,127 
延期燃料和购入电力(191,304)(98,707)
延期燃料和购进电力摊销218,586 96,842 
建设期间使用的股权资金拨备(28,095)(21,833)
递延所得税(35,808)22,169 
递延投资税收抵免42,601 (2,538)
衍生工具公允价值变动(239)— 
股票薪酬7,225 7,872 
流动资产和流动负债变动情况：  
客户和其他应收款(24,748)(31,146)
应计未开单收入(51,976)(100,543)
材料、供应品和化石燃料(42,156)(34,315)
应收所得税9,847 7,514 
其他流动资产(35,609)5,195 
应付帐款(2,051)104,849 
应计税(644)13,282 
其他流动负债(62,354)(7,316)
保证金和抵押品账户--资产的变动28 40,430 
其他长期资产的变动(104,581)174,013 
经营租赁资产变动17,998 29,759 
其他长期负债的变动162,181 (184,626)
经营租赁负债变动30,082 (27,622)
经营活动提供的净现金437,613 588,286 
投资活动产生的现金流 
资本支出(918,195)(843,219)
协助建造工程的贡献60,118 68,879 
施工期间借用资金的拨备(25,039)(10,111)
核退役信托、销售和其他特殊用途基金的收益567,528 692,186 
投资于核退役信托基金和其他特殊用途基金(568,668)(692,811)
其他485 (9,174)
用于投资活动的现金净额(883,771)(794,250)
融资活动产生的现金流  
发行长期债务689,247 325,802 
短期借款和(偿还)--净额(35,370)249,000 
普通股支付的股息(192,235)(188,542)
偿还长期债务— (150,000)
普通股股权发行和(购买)--净额(2,031)(448)
对非控股权益的分配(10,627)(10,628)
融资活动提供的现金净额448,984 225,184 
现金及现金等价物净增长2,826 19,220 
期初现金及现金等价物4,832 9,969 
期末现金及现金等价物$7,658 $29,189 
附注是财务报表的组成部分。
9
目录表
PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION
简明合并权益变动表
(未经审计)
(千美元)

截至2023年6月30日的三个月
普通股库存股留存收益累计其他综合收益(亏损)非控制性权益总计
股票金额股票金额
平衡，2023年3月31日
113,359,467 $2,730,851 (106,141)$(7,451)$3,357,052 $(31,536)$115,535 $6,164,451 
净收入— — 106,663 — 4,306 110,969 
其他综合损失
— — — (55)— (55)
普通股股息(美元1.73每股)
— — (195,981)— — (195,981)
普通股发行27,427 5,261 — — — — 5,261 
购买库存股(A)— (1,521)(119)— — — (119)
重新发行库存股以获得基于股票的薪酬和其他— 31,895 2,242 — — — 2,242 
非控制性活动的资本活动— — — — (10,628)(10,628)
其他— — (3)— — (3)
平衡，2023年6月30日
113,386,894 $2,736,112 (75,767)$(5,328)$3,267,731 $(31,591)$109,213 $6,076,137 

截至2022年6月30日的三个月
普通股库存股留存收益累计其他综合收益(亏损)非控制性权益总计
股票金额股票金额
平衡，2022年3月31日
113,047,699 $2,706,325 (50,921)$(3,648)$3,281,601 $(53,708)$119,566 $6,050,136 
净收入— — 164,312 — 4,306 168,618 
其他综合损失
— — — (1,106)— (1,106)
普通股股息(美元1.70每股)
— — (192,139)— — (192,139)
普通股发行30,350 5,972 — — — — 5,972 
重新发行库存股以获得基于股票的薪酬和其他— 9,390 673 — — — 673 
非控制性权益的资本活动— — — — (10,628)(10,628)
其他— (1)(2)— — (3)
平衡，2022年6月30日
113,078,049 $2,712,297 (41,531)$(2,976)$3,253,772 $(54,814)$113,244 $6,021,523 
(a)主要指为税务目的而从某些股票奖励中扣留的普通股股份。
附注是财务报表的组成部分。

10
目录表
PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION
简明合并权益变动表
(未经审计)
(千美元)


截至2023年6月30日的六个月
普通股库存股留存收益累计其他综合收益(亏损)非控制性权益总计
股票金额股票金额
平衡，2022年12月31日
113,247,189 $2,724,740 (73,613)$(5,005)$3,360,347 $(31,435)$111,229 $6,159,876 
净收入— — 103,366 — 8,612 111,978 
其他综合损失
— — — (156)— (156)
普通股股息(美元1.73每股)
— — (195,981)— — (195,981)
普通股发行139,705 11,372 — — — — 11,372 
购买库存股(A)— (34,675)(2,609)— — — (2,609)
重新发行库存股以获得基于股票的薪酬和其他— 32,521 2,287 — — — 2,287 
非控制性权益的资本活动— — — — (10,628)(10,628)
其他— (1)(1)— — (2)
平衡，2023年6月30日
113,386,894 $2,736,112 (75,767)$(5,328)$3,267,731 $(31,591)$109,213 $6,076,137 


截至2022年6月30日的六个月
普通股库存股留存收益累计其他综合收益(亏损)非控制性权益总计
股票金额股票金额
平衡，2021年12月31日
113,014,528 $2,702,743 (87,608)$(6,401)$3,264,719 $(54,861)$115,260 $6,021,460 
净收入— — 181,268 — 8,612 189,880 
其他综合收益
— — — 47 — 47 
普通股股息(美元1.70每股)
— — (192,213)— — (192,213)
普通股发行63,521 9,554 — — — — 9,554 
购买库存股(A)— (24,885)(1,715)— — — (1,715)
重新发行库存股以获得基于股票的薪酬和其他— 70,962 5,140 — — — 5,140 
非控制性权益的资本活动— — — — (10,628)(10,628)
其他— — (2)— — (2)
平衡，2022年6月30日
113,078,049 $2,712,297 (41,531)$(2,976)$3,253,772 $(54,814)$113,244 $6,021,523 
(a)主要指为税务目的而从某些股票奖励中扣留的普通股股份。
    
附注是财务报表的组成部分。
11
目录表

亚利桑那州公共服务公司
简明合并损益表
(未经审计)
(千美元)

 截至三个月
6月30日，		截至六个月
6月30日，
 2023202220232022
营业收入(附注2)
$1,121,703 $1,061,669 $2,066,658 $1,845,200 
运营费用  
燃料和购买的电力407,754 352,187 802,258 617,456 
运营和维护272,339 242,273 518,517 456,874 
折旧及摊销195,080 186,477 386,964 373,060 
所得税以外的其他税种57,629 54,094 114,754 112,053 
其他费用688 385 1,298 1,210 
总计933,490 835,416 1,823,791 1,560,653 
营业收入188,213 226,253 242,867 284,547 
其他收入(扣除)  
建设期间使用的股权资金拨备13,034 12,086 28,095 21,833 
退休金和其他退休后非服务抵免--净额(注5)
10,695 25,382 20,801 49,289 
其他收入(附注9)
5,691 1,396 10,767 2,548 
其他费用(附注9)
(4,135)(2,786)(6,752)(4,634)
总计25,285 36,078 52,911 69,036 
利息支出  
利息收费79,730 64,223 154,952 126,532 
施工期间借用资金的拨备(9,739)(5,689)(20,896)(10,111)
总计69,991 58,534 134,056 116,421 
所得税前收入143,507 203,797 161,722 237,162 
所得税20,264 29,522 23,510 34,381 
净收入123,243 174,275 138,212 202,781 
减去：非控股权益应占净收益(附注6)
4,306 4,306 8,612 8,612 
普通股股东应占净收益$118,937 $169,969 $129,600 $194,169 
*附注是财务报表的组成部分。
12
目录表
亚利桑那州公共服务公司
简明综合全面收益表
(未经审计)
(千美元)
 
 截至三个月
6月30日，		截至六个月
6月30日，
 2023202220232022
净收入$123,243 $174,275 $138,212 $202,781 
其他综合收益，税后净额  
养恤金和其他退休后福利活动，扣除税收优惠(费用)后净额为#美元134, $709, $(16)及$440
(408)(2,161)49 (1,341)
其他全面收益(亏损)合计(408)(2,161)49 (1,341)
综合收益122,835 172,114 138,261 201,440 
减去：非控股权益的综合收益4,306 4,306 8,612 8,612 
普通股股东应占综合收益$118,529 $167,808 $129,649 $192,828 
*附注是财务报表的组成部分。

13
目录表
亚利桑那州公共服务公司
CONDENSED CONSOLIDATED BALANCE SHEETS
(未经审计)
(千美元)
 
6月30日，
2023		十二月三十一日，
2022
资产  
财产、厂房和设备  
已投入使用并保留以备将来使用的装置$23,663,871 $22,448,685 
累计折旧和摊销(8,195,297)(7,926,575)
网络15,468,574 14,522,110 
正在进行的建筑工程1,423,405 1,829,004 
帕洛佛得角出售回租，扣除累计折旧后的净额(附注6)
88,361 90,296 
无形资产，累计摊销净额255,419 258,725 
核燃料，累计摊销净额100,019 100,119 
财产、厂房和设备合计17,335,778 16,800,254 
投资和其他资产  
核退役信托基金(附注11和12)
1,162,397 1,073,410 
其他特别用途基金(附注11及12)
351,998 347,231 
来自风险管理活动的资产(附注7)
13,033 44,394 
其他资产44,049 43,344 
总投资和其他资产1,571,477 1,508,379 
流动资产  
现金和现金等价物3,802 4,042 
客户和其他应收款470,423 448,880 
应计未开单收入216,740 164,764 
坏账准备(附注2)
(19,806)(23,778)
材料和用品(按平均成本计算)442,735 410,481 
化石燃料(按平均成本计算)50,057 40,155 
应收所得税1,102 1,102 
来自风险管理活动的资产(附注7)
11,696 87,704 
递延燃料和购买电力监管资产(附注4)
433,279 460,561 
其他监管资产(附注4)
128,600 78,318 
其他流动资产95,559 50,043 
流动资产总额1,834,187 1,722,272 
递延借方  
监管资产(附注4)
1,280,344 1,283,221 
经营性租赁使用权资产(附注14)
1,332,368 796,544 
退休金及其他退休后福利的资产(附注5)
389,158 389,142 
其他49,898 44,040 
递延借方合计3,051,768 2,512,947 
总资产$23,793,210 $22,543,852 
*附注是财务报表的组成部分。
14
目录表
亚利桑那州公共服务公司
CONDENSED CONSOLIDATED BALANCE SHEETS
(未经审计)
(千美元)。

6月30日，
2023		十二月三十一日，
2022
负债和权益  
大写  
普通股$178,162 $178,162 
额外实收资本3,321,696 3,171,696 
留存收益3,541,062 3,607,464 
累计其他综合亏损(附注13)
(15,547)(15,596)
股东权益总额7,025,373 6,941,726 
非控股权益(附注6)
109,213 111,229 
总股本7,134,586 7,052,955 
长期债务减去本期到期日(注3)
7,041,004 6,793,529 
总市值14,175,590 13,846,484 
流动负债  
短期借款(附注3)
285,000 325,000 
长期债务当期到期日(附注3)
250,000 — 
应付帐款428,827 417,732 
应计税168,044 156,746 
应计利息58,170 60,518 
应付普通股股息98,000 97,900 
客户存款41,585 41,769 
风险管理活动的负债(附注7)
73,833 37,697 
资产报废负债(附注15)
15,617 12,232 
经营租赁负债(附注14)
90,065 104,728 
监管责任(附注4)
219,075 271,575 
其他流动负债106,806 144,733 
流动负债总额1,835,022 1,670,630 
递延信贷和其他  
递延所得税2,367,204 2,385,647 
监管责任(附注4)
2,032,525 2,061,776 
资产报废负债(附注15)
823,502 785,530 
退休金的负债(附注5)
105,529 108,068 
客户预付款536,579 422,103 
煤矿复垦181,636 179,255 
递延投资税收抵免223,278 180,677 
未确认的税收优惠39,073 38,658 
经营租赁负债(附注14)
1,216,655 634,199 
其他256,617 230,825 
递延信贷总额和其他7,782,598 7,026,738 
承付款和或有事项(附注8)
负债和权益总额$23,793,210 $22,543,852 
附注是财务报表的组成部分。
15
目录表
亚利桑那州公共服务公司
简明合并现金流量表
(未经审计)
(千美元)

 截至六个月
6月30日，
 20232022
经营活动的现金流  
净收入$138,212 $202,781 
将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整：  
折旧和摊销，包括核燃料416,609 405,085 
延期燃料和购入电力(191,304)(98,707)
延期燃料和购进电力摊销218,586 96,842 
建设期间使用的股权资金拨备(28,095)(21,833)
递延所得税(27,415)(2,838)
递延投资税收抵免42,601 (2,538)
流动资产和流动负债变动情况：  
客户和其他应收款(24,952)(31,612)
应计未开单收入(51,976)(100,543)
材料、供应品和化石燃料(42,156)(34,315)
应收所得税— 10,756 
其他流动资产(39,635)(7,883)
应付帐款1,175 101,931 
应计税11,298 39,408 
其他流动负债(62,184)2,384 
保证金和抵押品账户--资产的变动28 40,430 
其他长期资产的变动(102,654)183,701 
经营租赁资产变动17,841 29,613 
其他长期负债的变动159,294 (184,896)
经营租赁负债变动30,247 (27,470)
经营活动提供的净现金465,520 600,296 
投资活动产生的现金流  
资本支出(902,554)(824,269)
协助建造工程的贡献60,118 68,879 
施工期间借用资金的拨备(20,896)(10,111)
核退役信托、销售和其他特殊用途基金的收益567,528 692,186 
投资于核退役信托基金和其他特殊用途基金(568,668)(692,811)
其他(786)566 
用于投资活动的现金净额(865,258)(765,560)
融资活动产生的现金流  
发行长期债务496,025 — 
短期借款和(还款)--净额(40,000)236,300 
股权注入150,000 150,000 
普通股支付的股息(195,900)(192,000)
对非控股权益的分配(10,627)(10,628)
融资活动提供的现金净额399,498 183,672 
现金及现金等价物净增(减)(240)18,408 
期初现金及现金等价物4,042 9,374 
期末现金及现金等价物$3,802 $27,782 
附注是财务报表的组成部分。
16
目录表
亚利桑那州公共服务公司
简明合并权益变动表
(未经审计)
(千美元)

截至2023年6月30日的三个月
普通股额外实收资本留存收益累计其他综合收益(亏损)非控制性权益总计
股票金额
平衡，2023年3月31日
71,264,947 $178,162 $3,321,696 $3,618,125 $(15,139)$115,535 $7,218,379 
净收入— — 118,937 — 4,306 123,243 
其他综合损失
— — — (408)— (408)
普通股股息— — (196,000)— — (196,000)
非控制性活动的资本活动— — — — (10,628)(10,628)
平衡，2023年6月30日
71,264,947 $178,162 $3,321,696 $3,541,062 $(15,547)$109,213 $7,134,586 


截至2022年6月30日的三个月
普通股额外实收资本留存收益累计其他综合收益(亏损)非控制性权益总计
股票金额
平衡，2022年3月31日
71,264,947 $178,162 $3,171,696 $3,494,432 $(34,060)$119,566 $6,929,796 
净收入— — 169,969 — 4,306 174,275 
其他综合损失
— — — (2,161)— (2,161)
普通股股息— — (192,000)— — (192,000)
非控制性活动的资本活动— — — — (10,628)(10,628)
其他— — 2 — — 2 
平衡，2022年6月30日
71,264,947 $178,162 $3,171,696 $3,472,403 $(36,221)$113,244 $6,899,284 

附注是财务报表的组成部分。
17
目录表
亚利桑那州公共服务公司
简明合并权益变动表
(未经审计)
(千美元)

截至2023年6月30日的六个月
普通股额外实收资本留存收益累计其他综合收益(亏损)非控制性权益总计
股票金额
平衡，2022年12月31日
71,264,947 $178,162 $3,171,696 $3,607,464 $(15,596)$111,229 $7,052,955 
来自顶峰西部的股权注入— 150,000 — — — 150,000 
净收入— — 129,600 — 8,612 138,212 
其他综合收益
— — — 49 — 49 
普通股股息— (196,000)— — (196,000)
非控制性活动的资本活动— — — — (10,628)(10,628)
其他— — (2)— — (2)
平衡，2023年6月30日
71,264,947 $178,162 $3,321,696 $3,541,062 $(15,547)$109,213 $7,134,586 


截至2022年6月30日的六个月
普通股额外实收资本留存收益累计其他综合收益(亏损)非控制性权益总计
股票金额
平衡，2021年12月31日
71,264,947 $178,162 $3,021,696 $3,470,235 $(34,880)$115,260 $6,750,473 
来自顶峰西部的股权注入— 150,000 — — — 150,000 
净收入— — 194,169 — 8,612 202,781 
其他综合损失
— — — (1,341)— (1,341)
普通股股息— — (192,000)— — (192,000)
非控制性活动的资本活动— — — — (10,628)(10,628)
其他— — (1)— — (1)
平衡，2022年6月30日
71,264,947 $178,162 $3,171,696 $3,472,403 $(36,221)$113,244 $6,899,284 

附注是财务报表的组成部分。
















18
目录表

简明合并财务报表的合并附注

1.     整合和运营的性质
 
未经审计的简明综合财务报表包括Pinnacle West及其子公司的账目：4CA、4A、LLC(“4CA”)、光明峡谷能源公司(“BCE”)和El Dorado投资公司(“El Dorado”)。有关4CA的更多信息，请参阅附注8。未经审计的APS简明合并财务报表包括APS和帕洛维德发电站(“帕洛维德”)出售回租可变利益实体(“VIE”)的账户。进一步讨论见附注6。我们的会计记录是按照美国公认的会计原则(“GAAP”)保存的。根据GAAP编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响报告期内报告的资产和负债额、或有资产和负债的披露以及报告的收入和费用。实际结果可能与这些估计不同。

由于季节性温度变化对能源消耗的影响、发电机组(“EGU”)的检修时间以及其他因素，我们的中期综合收益表中报告的金额不一定代表各自年度期间的预期金额。
 
我们的简明综合财务报表反映了我们认为对公平地列报我们的财务状况、经营业绩和列报期间的现金流量所必需的所有调整(只包括正常的经常性调整，除非在附注中另有披露)。按照公认会计原则编制的财务报表中通常包含的某些信息和脚注披露已根据该等规定予以精简或遗漏，尽管吾等相信所提供的披露足以使所呈报的中期资料不具误导性。随附的简明综合财务报表和这些附注应与我们的2022年Form 10-K中包括的经审计的综合财务报表和附注一起阅读。

2020年6月30日，美国联邦能源管理委员会(FERC)发布了一项命令，批准了与从2020年3月1日至2021年2月28日的现有建设期间资金使用津贴(AFUDC)费率计算有关的豁免请求。2021年2月23日，这一豁免延长至2021年9月30日。2021年9月21日，进一步延长至2022年3月31日。该命令提供了一种简化的方法，公司可以选择实施，以将新冠肺炎大流行期间增加的短期债务融资对AFUDC公式的严重扭曲影响降至最低。APS采用了这种简化的方法来计算AFUDC综合利率，方法是使用2019年实际历史短期债务余额的简单平均值，而不是本期短期债务余额，并保持AFUDC公式综合利率计算的所有其他方面不变。这一变化影响了2021年和截至2022年3月31日的三个月期间的AFUDC综合费率。此外，综合费率计算的变化并不影响我们对这些成本的会计处理。这一变化并未对我们的财务报表产生实质性影响。

19
目录表

简明合并财务报表的合并附注

补充现金流信息

下表汇总了Pinnacle West的补充现金流信息(以千美元为单位)：
 截至六个月
6月30日，
 20232022
在此期间支付(收到)的现金：
所得税，扣除退款的净额$17 $(1,746)
利息，扣除资本化金额后的净额154,477 120,359 
重大非现金投资和融资活动：
应计资本支出$148,433 $106,033 
应计但尚未支付的股息98,014 96,081 


下表汇总了补充APS现金流信息(以千美元为单位)：
截至六个月
6月30日，
 20232022
在此期间支付(收到)的现金：
所得税，扣除退款的净额$94 $(25)
利息，扣除资本化金额后的净额134,107 114,069 
重大非现金投资和融资活动：
应计资本支出$151,453 $106,033 
应计但尚未支付的股息98,000 96,000 
    

2.    收入

收入来源

下表提供了Pinnacle West按收入来源(以千美元为单位)分类的合并收入的详细信息：
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2023202220232022
零售电器服务
住宅$542,315 $537,589 $952,039 $904,935 
非住宅516,712 462,669 922,849 822,185 
能源批发销售27,282 29,902 122,885 58,805 
为他人提供输电服务33,152 29,352 64,943 54,844 
其他来源2,242 2,157 3,942 4,431 
总营业收入$1,121,703 $1,061,669 $2,066,658 $1,845,200 

20
目录表

简明合并财务报表的合并附注

零售电费收入。顶峰西部的电力零售收入来自于全资拥有、受监管的子公司APS在授权服务区域内根据客户使用情况按ACC批准的费率向我们受监管的客户销售电力。与电力销售有关的收入一般在提供服务或向客户输送电力时确认。向个人用户销售电力的计费是以他们的电表读数为基础的。我们整个月系统地获取客户的电表数据，一般在提供服务后一个月内向客户开具账单。客户通常被要求在服务计费后21天内支付服务费用。有关付款条件的其他详细信息，请参阅下面的“坏账准备”讨论。

为他人提供能源批发销售和输电服务。对其他公司的能源批发销售和输电服务的收入代表对批发客户的能源和输电销售。这些活动主要包括管理燃料和购买的电力风险，这些风险与满足零售客户能源需求的成本有关。我们也可以向批发市场一代销售APS的零售负载不需要的产品。我们的批发活动和关税税率由FERC监管。

在电力业务中，一些购买能源的合同是通过与其他电力销售合同进行净额结算的。这被称为注销，通常发生在条款相同(产品类型、数量和交货点)且权力不流动的合同中。我们实现了这些减记，这既减少了批发收入，也减少了燃料和购买电力的成本。

营收活动

我们的收入主要包括被归类为与客户合同收入的活动。我们的收入来自与客户签订的合同，主要来自向我们受监管的零售客户销售电力。与客户签订合同的收入还包括批发和输电活动。截至2023年6月30日的三个月和六个月，我们从与客户签订的合同中获得的收入为1,112百万美元和美元2,034截至2022年6月30日的三个月和六个月分别为1,064百万美元和美元1,835分别为100万美元。

我们有一些收入不符合特定的会计标准，将被归类为与客户签订合同的收入。在截至2023年6月30日的三个月和六个月内，我们不符合与客户合同收入的收入为$10百万美元和美元33截至2022年6月30日的三个月和六个月分别为$(2)百万元及$10分别为100万美元。这一数额包括与某些监管成本回收机制相关的收入，这些机制被视为替代收入计划。当允许确认的特定事件完成时，我们确认与替代收入计划相关的收入。与替代收入计划相关的某些金额随后将向客户计费；但是，我们不会将计费金额重新分类为与客户签订的合同收入。有关我们的监管成本回收机制的讨论，请参阅附注4。

从与客户的合同中合同资产和负债

截至2023年6月30日或2022年12月31日，简明综合资产负债表上没有记录重大合同资产、合同负债或递延合同成本。

坏账准备

坏账准备是我们对最终将因信用损失风险而无法收回的应收账款和应计未开单收入的最佳估计。津贴包括一份书面通知-
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目录表

简明合并财务报表的合并附注

通过将估计的核销系数应用于零售电力收入来计算的注销部分。用于估计坏账的核销系数是基于对历史催收经验、当前和预测的经济环境、我们催收政策的变化以及管理层对未来催收成功的最佳估计的考虑。我们继续监测我们的断网政策、付款安排以及影响我们估计撇账系数和坏账准备的其他考虑因素的影响。

下表提供了Pinnacle West坏账准备的前滚(以千美元为单位)：

2023年6月30日2022年12月31日
坏账准备，期初余额$23,778 $25,354 
坏账支出8,125 17,006 
实际核销(12,097)(18,582)
坏账准备、期末余额$19,806 $23,778 

3.    长期债务和流动性问题

顶峰西部和APS维持承诺的循环信贷安排，以提高流动性，并为其商业票据计划提供信贷支持，为债务再融资，以及用于其他一般公司目的。
 
顶峰西部

2023年4月10日，顶峰西部更换了其$2002026年5月28日到期的100万循环信贷安排，新的2002028年4月10日到期的100万循环信贷安排。顶峰西部公司可以选择将贷款金额增加到最高$300在某些条件得到满足并征得贷款人同意的情况下，贷款金额为100万美元。利率基于Pinnacle West的高级无担保债务信用评级，该协议包括与可持续发展挂钩的定价指标，允许通过实现或未达到与特定环境和员工健康和安全可持续发展目标相关的目标来降低或提高利率。该设施可用于支持Pinnacle West的一般企业目的，包括支持Pinnacle West的$2001亿张商业票据计划，用于银行借款或信用证开具。在2023年6月30日，顶峰西部不是其循环信贷安排下的未偿还借款，不是信用证融资项下未偿还的信用证，以及$20百万未偿还商业票据借款。

2022年12月16日，Pinnacle West签订了一项$175 2024年12月16日到期的100万美元定期贷款融资。 所得款项已于2023年1月6日收取，并用于一般企业用途。 我们于2023年1月6日结算时将定期贷款融资确认为长期债务。

APS

2023年4月10日，APS更换了其 二 $500 本应于2026年5月28日到期的100万美元循环信贷融资，1.252028年4月10日到期的10亿美元循环信贷额度。APS可以选择将贷款金额增加到最高$400百万美元，总计为$1.65在满足某些条件并征得贷款人同意的情况下，贷款额为10亿美元。 利率基于APS的高级无担保债务信用评级，该协议包括与可持续性相关的定价指标
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简明合并财务报表的合并附注

其允许通过达到或不达到与特定环境和员工健康和安全可持续性目标相关的目标来降低或提高利率。 该设施可用于支持APS的一般企业用途，包括支持APS的商业票据计划，该计划从美元增加到7502000万美元至2000万美元1于2023年4月10日，本集团就银行借款或发出信用证支付人民币100亿元。 截至2023年6月30日，APS 不是循环信贷安排下的未偿还借款， 不是信贷安排下未结清的信用证，以及 $285亿美元的未偿还商业票据借款。

2023年1月6日，顶峰西部公司捐赠了150以注资的形式向APS注资300万美元。APS用这笔捐款偿还了短期债务。

2023年6月30日，APS发行了$5001000万美元5.552033年8月1日到期的无担保优先票据的百分比。出售所得款项净额用于偿还短期债务，包括商业票据和一般公司用途。

关于其他未付信用证的讨论，见附注8中的“财务保证”。

BCE

于2022年2月11日，BCE的一间特殊目的附属公司订立信贷协议，以拨付资本开支及相关成本， 31该子公司正在开发位于加利福尼亚州洛斯阿拉米托斯的兆瓦级太阳能和电池存储项目(“洛斯阿拉米托斯”)。信贷协议由大约1美元组成。332000万股权过桥贷款安排，约为$422000万美元的无追索权建设设施，以及大约美元的58亿美元的信用证贷款。关于信贷协议，顶峰西部公司已经发布了高达1美元的担保。42亿美元，主要与股权过桥贷款有关。截至2023年6月30日，美元31已从股权过桥贷款中提取了100万美元，并有一笔38建筑设施的未偿还余额为1百万美元，2.5在信用证安排项下，有1.8亿份未付信用证。股权过桥贷款和建设贷款到期，将于项目商业运营日到期，预计将于2023年8月15日或之前。BCE预计将在项目商业运营之日将建设设施转换为定期贷款。2022年10月19日，BCE执行了一项利率互换，以对冲这一信贷安排的可变利率敞口。请参阅注释7。

2023年4月18日，顶峰西部就BCE的KūPOPO投资项目融资出具履约保函。BCE持有与KūPoo项目相关的股权方法投资。参见附注8。
 
债务公允价值
 
我们的长期债务公允价值估计被归类在公允价值等级的第二级。下表列出了我们长期债务的估计公允价值，包括当前期限(以千美元为单位)：

 截至2023年6月30日截至2022年12月31日
 携带
金额		公允价值携带
金额		公允价值
顶峰西部$1,123,311 $1,081,620 $947,892 $905,525 
APS7,291,004 6,267,348 6,793,529 5,629,491 
BCE68,907 68,907 50,550 50,685 
总计$8,483,222 $7,417,875 $7,791,971 $6,585,701 
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简明合并财务报表的合并附注

4.    监管事项
 
2022年零售利率案例

APS于2022年10月28日(“2022年利率案”)向美国税务局提出申请，要求在利率生效之日(“第一天”)提高年零售基本利率净额 $460百万美元。这一第1天的净影响代表基本收入总计不足$7721000万美元被拟议的成本回收调整器转移到年度零售率和调整器机制修改所抵消。APS在第1天的请求对客户账单的平均年影响是13.6%.
APS申请的主要条款如下：

•截至2022年6月30日的12个月的考试年度，调整如下；
•原始成本率基数为$10.510亿，这大约是公用事业资产账面价值的行政协调会管辖部分，扣除累计折旧和其他贷项后的净额；
•以下是拟议的资本结构和资本成本：
资本结构资本成本成本估算
长期债务48.07 %3.85 %
普通股权益51.93 %10.25 %
加权平均资本成本7.17 %

•根据亚利桑那州法律的规定，公允价值税率基数高于 的原始成本率基数的增量获得1%的 回报；
•$的税率0.038321可归因于燃料和购买电力成本的APS零售基本电价部分(“基本燃料价”)的每千瓦时；
•修改其调整机制，包括：
▪取消环境改善附加费，并透过基本差饷收取成本；
▪取消丢失的固定成本回收机制，并通过基本费率和用电需求侧管理调整费用收取成本；
▪将税费调整机制(“小组”)保持为非活动状态，
▪维持输电成本调整(TCA)机制，
▪修改DSMAC中的绩效激励，以及
▪修改可再生能源调整费用(“REAC”)，以包括回收APS拥有的可再生能源和储存资源的资本持有成本；
•改变其有限收入计划，包括为有更大需求的客户提供额外折扣的第二级计划；以及
•12个月的测试年后工厂投资，以反映将于2023年7月1日之前投入使用的旧项目和有用项目。

2023年6月5日和2023年6月15日，ACC工作人员、住宅公用事业消费者办公室(Ruco)和其他干预者向ACC提交了他们的初步书面证词。行政协调会工作人员建议，除其他事项外：(1)一美元251收入增加100万美元，或者作为替代方案，312增加1,000,000元收入，(Ii)a9.6%股本回报率；(Iii)a0.0%公允价值增量，或者作为替代方案，0.75公允价值增加%，以及(Iv)测试后12个月工厂的续期。Ruco建议，除其他外，(I)$84.9增加1,000,000元收入，(2)8.2%股本回报率，或作为替代方案8.7%股本回报率，如果ACC将假设的资本结构与46%权益层，(Iii)公允价值增量为0.0%，以及(Iv)将测试后年度工厂减少到6个月。
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简明合并财务报表的合并附注


2023年7月12日，APS提交了针对ACC工作人员和干预者的直接证词的反驳证词。APS反驳证词的主要条款是：

•将收入要求增加到$383.1300万；
•维持股本回报率要求10.25%;
•将公允价值费率基数的增量降至0.5自%1.0%;
•维持12个月的测试后年度工厂要求，外加四角排污限制准则(“ELG”)项目；
•撤回APS最初申请中要求的取消支付费用建议(净额减少)；
•保持LFCR机制和DSMAC作为单独的调节器；
•将电力供应调整(“PSA”)年度比率更改上限由$提高0.004/千瓦时至$0.006/千瓦时；
•提出一种新的系统可靠性效益(SRB)恢复机制；
•将区域资源咨询委员会维持在其当前状态；
•维持调节器基数转移和消除环境影响报告书；以及
•维持收回煤炭社区过渡(“CCT”)资金的请求。

2023年7月26日，ACC工作人员、Ruco和其他干预者向ACC提交了他们的反驳证词。行政协调会工作人员将他们的初步建议调整为：(1)一美元281.9增加1,000,000元收入，(Ii)a9.68%股本回报率；(Iii)a0.5公允价值增加%；(4)继续进行为期12个月的测试后年度工厂，其中包括四角ELG项目；(5)支持将PSA年度增加限额提高到#美元。0.006/千瓦时。RUCO保持了他们的直接立场，并建议在2022年利率案的第二阶段进一步审查PSA。

APS的反驳证词将于2023年8月4日到期。

APS要求增加生效日期为2023年12月1日。这起利率案的听证会目前计划于2023年8月开始。APS无法预测其请求的结果。

2019零售费率案例

2019年10月31日，APS向ACC提交了零售基本费率年度上调申请(《2019费率案》)。2021年8月2日，行政法法官对2019年费率案(《2019年费率案Roo》)出具建议性意见和裁定书，并于2021年9月10日和9月20日作出更正。

除其他外，2019年利率案件Roo建议：(I)a$111年度所需收入减少100万美元，(2)股本回报率为9.16%、(Iii)a0.30公允价值收益率基数大于原始成本的增量回报率，总公允价值收益率进一步调整为包括0.03减少%的股本回报率，导致有效的公允价值回报率为4.95%，(4)四角发电厂(“四角”)选择性催化还原(“SCR”)项目的运营成本和建设所产生的延期和费率基数影响未得到回收(见下文“四角选择性催化还原成本回收”，以获得额外的队形)，(5)回收奥科蒂略现代化项目的业务费用和建设所产生的延期和费率基数影响，其中包括延期收益的减少；(6)a15%不允许纳瓦霍发电站(“纳瓦霍工厂”)每年摊销与关闭纳瓦霍工厂(见下文“纳瓦霍工厂”)有关的监管资产追回；(7)拒绝将增加或减少其亚利桑那州财产税的请求推迟到APS的下一个一般税率案件
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简明合并财务报表的合并附注

可归因于税率变化，以及(Viii)在作出决定之日起12个月内审查和建议修订APS调整机制的合作程序。2019年费率案例Roo还建议，与关闭或未来关闭燃煤发电设施有关的有条件现金转移计划包括以下组成部分：(I)$50这笔钱将被付清10纳瓦霍民族的岁月，(Ii)$5这笔钱将被付清五年给Cholla发电厂周围的纳瓦霍县社区(“Cholla”)，和(3)$1.675这笔款项将支付给霍皮部落，与APS在纳瓦霍工厂的所有权权益有关。这些金额可通过亚利桑那州可再生能源标准和电费调整机制向APS的客户收回。APS于2021年9月13日就2019年费率案Roo中建议的不允许SCR成本推迟和工厂投资等问题提出了例外。

2021年10月6日和2021年10月27日，ACC就2019年利率案Roo的各种修正案进行了投票，这些修正案将导致(I)8.70%，其中包括一个20-基点罚款，(2)收回四角SCR项目的运营成本和建造费用的延期和费率基数影响，但#美元除外215.5(3)有条件现金转移计划包括以下部分：(A)付款#美元。11000万美元给霍皮人部落602019年利率案裁决的天数，(B)支付#美元10多万三年纳瓦霍民族：(C)支付#美元0.52000万美元给纳瓦霍县社区602019年利率案裁决的天数，(D)最高$1.251000万美元，用于霍皮保留地的家庭和企业电气化，以及(E)最高可达1美元1.251000万美元，用于纳瓦霍民族保留地的家庭和企业的电气化。这些付款和支出是由于未来关闭Four Corners和Cholla，以及之前关闭纳瓦霍工厂，所有订购的付款和支出都可以通过差饷收回，(4)住宅高峰使用时间从下午3时起改变。至晚上8点至下午4点到晚上7点。周一至周五，不包括节假日。经修正的2019年税率案例Roo导致APS的年收入总额减少#美元4.8根据有条件现金转移计划，不包括临时付款和支出。2021年11月2日，ACC批准了经修正的2019年费率案件Roo。

与2019年费率案裁决一致，APS自2021年12月1日起实施新费率。此外，行政协调会还下令履行广泛的遵守和报告义务。APS在2022年9月1日截止日期之前完成了对住宅客户新的高峰时间的实施。

此外，与2019年费率案例决定一致，截至2023年7月，APS完成了以下付款，这些付款将通过与CCT相关的费率收回：（i）$6.66向纳瓦霍民族捐赠1000万美元；(Ii)美元0.5向纳瓦霍县社区提供100万美元；以及(3)美元11000万美元给霍皮部落。根据APS对受影响社区的承诺，APS还完成了以下付款：(I)$1向纳瓦霍民族捐赠100万美元用于CCT；(Ii)$1.1 纳瓦霍县社区用于CCT和经济发展的100万美元;以及（iii）$1.25向霍皮部落捐赠100万美元，用于有条件现金转移和经济发展。行政协调会还批准了#美元。1.25通过纳瓦霍民族和霍皮人保留地的房屋和企业电气化费率追回100万美元。纳瓦霍民族家庭和企业电气化可收回资金的支出霍皮人保留地的条件是完成对APS服务范围内每个未通电家庭和企业的普查。

2021年11月24日，APS向ACC提交了2019年费率案的重审申请，由于ACC没有采取行动，该申请于2021年12月15日被视为被驳回。2021年12月17日，APS向亚利桑那州上诉法院提交了直接上诉通知，并向亚利桑那州最高法院提交了特别行动请愿书，要求审查驳回#美元的请求。215.5 Four Corners SCR工厂投资和延期（参见下面的“Four Corners SCR成本回收”）
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补充资料）和股本回报率减少20个基点的处罚等。 2022年2月8日，亚利桑那州最高法院拒绝接受对APS特别行动请愿书的管辖权。 亚利桑那州上诉法院于2022年11月30日听取了口头辩论。 2023年3月6日，法院发布了对此事的意见，部分确认和部分推翻了行政协调会在2019年利率案中的决定。法院腾出了20-包括在行政协调会允许的股本回报率中的基点罚款，因为法院裁定，使用客户服务指标来证明降幅是合理的，超出了行政协调会的差饷制定权力。此外，法院取消了#美元的不给付。215.5APS的Four Corners SCR投资中的1.8亿美元。法院将这一问题发回行政协调委员会进一步审理。ACC要求将向亚利桑那州最高法院上诉的30天最后期限延长，亚利桑那州最高法院批准将最后期限延长至2023年5月8日。反腐败委员会于2023年5月8日提出上诉，并于2023年5月15日请求暂停该案，以便双方进行和解讨论，并得到法院的批准。

2023年6月14日，APS和ACC法律部提交了一项联合决议，允许追回美元215.5与安装Four Corners SCR相关的成本为1.5亿美元，这是一个逆转20-将APS的股本回报率从8.9%至8.72019年费率案裁决的结果为%，并追回$59.6APS在2021年12月至2023年6月20日期间损失了1.8亿美元的收入。2023年6月21日，行政协调会批准了联合决议，联合决议中的建议于2023年7月1日生效。2023年7月18日，塞拉俱乐部提交了对委员会决定的重审申请。如果欧盟委员会在20天内不批准申请，将被视为拒绝。塞拉俱乐部将在其重审请求得到解决后30天内向亚利桑那州上诉法院提交上诉通知。

化石发电计划关闭对受影响社区的影响

2022年9月28日，ACC工作人员提交了关于关闭化石发电计划对受影响社区的影响的工作人员报告。APS和其他有关各方提交了对该报告的评论。2022年10月21日，ACC工作人员提交了修订报告和拟议命令。修订后的报告和拟议的命令建议，CCT的资金不应向差饷缴纳人收取。2022年12月8日，行政协调会投票反对行政协调会工作人员提出的命令，2023年4月17日，行政协调会关闭了议程。对CCT问题的任何进一步行动都将发生在公用事业费率案件中，包括目前悬而未决的2022年费率案件。APS无法预测此事的结果。

资讯科技委员会的调查

2021年12月16日，ACC启动了对APS信息技术部门相关事项的调查，包括技术项目、成本、供应商管理领导力和决策方面的信息。APS正在配合调查。APS无法预测此事的结果。

2016零售费率立案和2017和解协议
 
2016年6月1日，APS向ACC提交了年度上调零售基本费率的申请。2017年3月27日，包括ACC工作人员、Ruco、有限收入倡导者和私人屋顶太阳能组织在内的一般零售率案的大多数利益攸关方签署了和解协议(2017年和解协议)并向ACC提交。除其他事项外，2017年和解协议规定净零售基本费率增加#美元。94.6100万美元，不包括调整员结余的转移，包括：(1)非燃料、非折旧、基本费率增加#美元87.2每年百万美元；(2)基本利率降低
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$53.6百万美元，归因于燃料和购买电力成本的减少；以及(3)基本费率增加#61.0由于折旧计划的变化，折旧率为100万美元。

2017年8月15日，ACC在未作实质性修改的情况下批准了2017年和解协议，并于2017年8月18日发布了反映其在APS一般零售费率案中的决定的最终书面意见和命令(《2017费率案裁决》)。新费率于2017年8月19日生效。

有关向APS客户提供的费率方案比较工具的审查和调查以及其他相关问题的信息，请参阅下面的“费率方案比较工具和调查”。

成本回收机制
 
APS已收到监管决定，允许通过以下回收机制更及时地回收一般零售费率案件以外的某些成本。参见《2022年零售费率案例》 关于2022年费率调整机制的拟议修改，请参阅上文。
 
可再生能源标准.*2006年，ACC批准了Res。根据Res，受ACC监管的电力公用事业公司必须从符合条件的可再生资源(包括太阳能、风能、生物质、沼气和地热技术)中提供越来越多比例的零售电能。为了满足这些要求，ACC允许APS将Res附加费作为客户账单的一部分，以收回批准的金额用于可再生能源项目。每年，APS都需要提交五年制向行政协调会提交执行计划，并寻求批准为来年的资源预算提供资金。2015年，行政协调会修订了RES规则，允许ACC考虑所有可用信息，包括公用事业服务区域内屋顶太阳能电池板的数量，以确定遵守RES的情况。

2020年7月1日，APS提交了其2021年资源实施计划，并提出了约为#美元的预算84.7APS的预算申请支持现有的已核准项目和承诺，并要求永久免除2021年Res住宅分布式能源要求。在《2021年资源执行计划》中，APS要求提供#美元4.5100万美元，以满足与APS太阳能社区计划相关的收入要求，以完成因新冠肺炎大流行而推迟的安装。APS太阳能社区计划最初是一个3-年计划授权APS花费$102000万美元至2000万美元15每年为中低收入住宅、非营利实体、第一类学校和农村政府设施安装公用事业拥有的分布式可再生能源(DG)系统的资本成本为1.5亿美元。2021年6月7日，ACC批准了2021年RES实施计划，其中包括APS要求的2021年住宅分布式能源需求豁免。作为核准的一部分，行政协调会核准了所要求的预算，并授权APS收取#美元。68.3通过REAC提供100万美元，以支持APS的RES计划。

2021年6月，行政协调会通过了一套清洁能源规则，要求AP满足某些清洁能源标准和技术采购任务，批准其IRP中的行动计划，并通过费率程序寻求成本回收。 由于通过的清洁能源规则与最初建议的命令和意见有很大不同，在规则生效之前，需要补充规则制定程序。2022年1月26日，ACC推翻了之前的决定，拒绝通过规则制定过程发送最终的能源规则草案。取而代之的是，行政协调会打开了一个新的议程，以审议所有来源的征求建议书(“RFP”)要求和IRP程序。有关更多信息，请参阅下面的“能源现代化计划”。

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2021年7月1日，APS提交了其2022年资源实施计划，并提出了约为#美元的预算93.11000万美元。APS于2021年12月9日提交了经修订的2022年资源执行计划，拟议预算为#美元。100.51000万美元。这一预算包括为遵守2019年费率案决定的项目提供资金，包括ACC授权支出美元。202000万美元至2000万美元30每年为APS太阳能社区计划的持续提供100万美元的资本成本三年从2019年利率案件决定生效之日起。 APS的预算提案支持现有的已批准项目和承诺，并要求豁免2022年的RES住宅和非住宅分布式能源要求。 2022年5月18日，ACC批准了2022年RES实施计划，其中包括一项修正案，要求召开利益相关者工作组会议，制定社区太阳能计划，供委员会在未来某个日期审议。 2022年9月23日，APS根据ACC命令提交了一份社区太阳能提案，该提案由利益相关者工作组告知。 APS提出了一个小规模的试点计划，规模高达 140将通过竞争性RFP选择的MW。行政协调委员会尚未对该提案做出裁决。然而，2022年11月10日，行政协调会批准了一个分叉的社区太阳能进程，指示行政协调会工作人员通过更多利益攸关方的参与来制定全州范围的政策，并设立单独的证据听证会，以确定其他政策组成部分。社区太阳能方案被推迟到行政协调会听证司，以便举行正式的证据听证会，审议与社区太阳能有关的实质性问题。APS无法预测这些未来活动的结果。

2022年7月1日，APS提交了2023年RES实施计划，并提出了约$的预算86.2 100万美元，不包括任何资金抵消。 该预算包括为符合委员会批准的举措的计划提供资金，包括2019年费率案例决定。 APS的预算提案支持现有的已批准项目和承诺，并要求豁免2022年的RES住宅和非住宅分布式能源要求。 2022年11月10日，ACC批准了2023年RES实施计划，包括APS要求豁免2023年分布式能源要求。

2023年6月30日，APS提交了2024年RES实施计划，并提出了约$的预算95.1 万 APS的预算提案支持现有的已批准项目和承诺，并要求豁免RES可再生能源信贷要求，以证明符合2023年年度可再生能源要求。 ACC尚未就2024年RES实施计划做出裁决。

需求侧管理调节器费用. ACC电力能源效率标准要求APS每年提交一份DSM计划，供ACC审查和批准。APS资源节约项目的经验证的能源节约可计入电力能源效率标准的合规性;但是，APS不允许将系统节约项目的节约计入业绩激励的实现，APS在计算其LFCR机制时也不得将这些系统节约项目的节约包括在内。 关于LFCR的讨论，请参见下文。

2019年12月31日，APS提交了其2020年DSM计划，该计划要求预算为100万美元。51.9APS继续专注于需求侧管理战略，如高峰需求减少、负荷转移、存储和电气化战略。 2020年需求侧管理计划涵盖了2018年和2019年需求侧管理计划的所有组成部分，这使得ACC只能审查2020年需求侧管理计划。 于二零二零年五月十五日，APS提交经修订的二零二零年需求侧管理计划，以向受到COVID-19疫情经济影响的客户提供协助。 修订后的2020年需求侧管理计划要求相同的预算金额，51.9万 对 2020年9月23日，ACC批准了修订后的2020年DSM计划。

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简明合并财务报表的合并附注

于2020年4月17日，APS向ACC提交申请，要求COVID-19紧急救援计划为其客户提供额外援助。 2020年5月5日，ACC批准APS返回$362020年6月，通过DSM调节器收费收取但未分配给当前DSM计划的100万美元通过账单信贷直接分配给客户。 APS退还约$43 百万客户。 额外的$7 2009年，由于千瓦时抵免额是基于历史消耗量，而历史消耗量与退款期间的实际消耗量不同，因此超出了ACC批准的金额200万美元。 差额记录于需求侧管理平衡账户，并纳入2021年需求侧管理实施计划，如下所述。

2020年12月31日，APS提交了其2021年DSM实施计划，该计划要求预算$63.7 APS继续专注于需求侧管理战略，如减少高峰需求、负荷转移、存储和电气化战略，以及加强对受COVID-19经济影响的客户的援助。 2021年4月6日，APS提交了修订后的2021年DSM实施计划，为参与2020年RES实施计划批准的住宅储能试点计划的客户提供额外的一次性激励。 2021年7月13日，ACC批准了修订后的2021年DSM实施计划。

2021年12月17日，APS提交了ITS 2022 D根据2021年批准的延期的SM实施计划。2022年电力需求侧管理计划要求预算为$78.42000万美元，增加了约美元。142021年以上的电力需求侧管理支出为1.6亿美元。2022年11月10日，行政协调会批准了2022年电力需求侧管理实施计划，其中包括拟议的绩效激励。2022年11月30日，APS提交了其2023年DSM实施计划，该计划要求预算为#美元881000万美元。2023年5月31日，APS提交了修订后的2023年DSM实施计划。修改后的计划保留了最初提议的预算 $881000万美元。ACC尚未就2023年电力需求侧管理实施计划做出裁决。

根据行政协调会批准的延期，APS打算在2023年11月30日之前提交其2024年DSM实施计划。

电源调整器机构和平衡。PSA规定了零售费率的调整，以主要反映零售燃料和购买电力成本的变化。PSA受具体参数和程序的约束，包括以下内容：

•APS记录了实际零售燃料和购买的电力成本与基本燃料价格不同的延迟回收或退款；
•对PSA费率的调整每年2月1日进行(除非得到行政协调会的批准)，并自动生效，除非被行政协调会暂停；
•PSA使用燃料和购买电力成本的前瞻性估计来确定年度PSA费率，并与每个PSA年(2月1日至1月31日)经历的实际费用进行核对(见下文要点)；
•PSA费率包括(A)“远期部分”，根据该部分，APS收回或退还下一个日历年的预期燃料和购买电力成本与基本燃料费中包含的成本之间的差额；(B)“历史部分”，根据该部分，在下一个PSA年度收回实际燃料和购买的电力成本与通过基本燃料率和远期部分合并收回或退还的差额；和(C)“过渡部分”，根据该部分，由于实际燃料和购买电力成本之间的巨大差异以及基本燃料率和远期部分的组合，APS可能会寻求年中PSA的变化；以及
•PSA费率不得增加或减少超过$0.004每千瓦时在未经行政当局许可的一年内。
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简明合并财务报表的合并附注

下表显示了2023年和2022年递延燃料和购买电力监管资产的变化(以千美元为单位)：
 截至六个月
6月30日，
 20232022
期初余额$460,561 $388,148 
递延燃料和外购电力费用-本期191,304 98,707 
向客户收取的款项(218,586)(96,842)
期末余额$433,279 $390,013 

2020年11月30日，APS提交了从2021年2月1日开始的PSA年度的PSA费率。 这个价格是$0.003544每千瓦时，其中包括一个前瞻性的组成部分，0.003434每千瓦时和历史组成部分$0.000110每千瓦时。 2021年PSA率为$0.004与2020年PSA年度相比，每千瓦时的增幅为PSA管理计划允许的最大值。 剩下的$215.9 本年度的燃料及购电成本高于此年度上限，并反映于未来年度的PSA重置中。 该等费率原定于2021年2月1日生效，但由于担心COVID-19期间对客户的影响，APS将该等费率的生效时间推迟至2021年4月的第一个计费周期。 2021年3月，ACC投票决定以交错方式实施2021年PSA费率， 502021年4月生效的利率上调的百分比，以及剩余的 50%于二零二一年十一月生效。 2021年4月1日实施的PSA费率为$0.001544每千瓦时，其中包括一个前瞻性的组成部分，0.004444）及历史组成部分（美元）0.005988每千瓦时。 2021年11月1日，剩余的增加被实施到$0.003544每千瓦时，由$（0.004444）及历史组成部分（美元）0.007988每千瓦时。作为批准的一部分，行政协调会命令行政协调会工作人员进行燃料和购买电力采购审计，以更好地了解导致燃料成本增加的因素。

2022年4月1日，ACC提交了一份关于APS 2019年1月至2021年1月期间燃料和购买电力成本的第三方审计结果的最终报告。该报告深入审查了APS的燃料和购买电力合同、每月的燃料核算活动、预测和调度程序以及每月的PSA文件，以及其他与燃料有关的活动。报告认为，APS的燃料加工会计做法、调度程序和套期保值活动程序是合理和适当的。该报告包括几项供行政协调会审议的建议，包括审查现有合同、维护时间表，以及对APS每月PSA文件中时间表的某些修改和改进。2022年12月27日，ACC工作人员提交了一项拟议命令，支持采纳第三方审计报告中的建议，ACC于2023年2月22日批准了该拟议命令。

2021年11月30日，APS提交了从2022年2月1日开始的PSA年度的PSA利率。那个汇率是$0.007544每千瓦时，其中包括一个前瞻性的组成部分，0.004842）及历史组成部分（美元）0.012386每千瓦时。2022年的PSA费率为1美元。0.004每千瓦时比2021年PSA年增加，这是PSA管理计划允许的最大值。这些费率于2022年2月1日起生效。

2022年11月30日，APS提交了2023年2月1日开始的PSA年度的PSA利率。为解决PSA余额不断增加的问题，APS还要求采取三种不同的选择之一，包括临时或永久性地将年度上限增加到#美元。0.006每千瓦时。2023年2月23日，行政协调会批准了总的PSA费率为#美元。0.019074每千瓦时，其中包括一个前瞻性的组成部分，0.005527)每千瓦时为$的历史组成部分0.013071每千瓦时和一个过渡组件
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$0.011530每千瓦时，这将继续，直到行政协调会的进一步通知。该费率于2023年3月在第一个计费周期生效，旨在将PSA余额账户在一年内降至接近零的水平24-月期间。当PSA余额账户接近#美元时，APS还需要通知ACC。0.51000万美元。

根据PSA管理计划，APS必须寻求行政协调会的批准，才能通过其PSA调整机制收回与第三方储能系统有关的费用。2023年到目前为止，APS已经执行了六个储能PPA，其成本已通过PSA批准回收。APS在2022年执行了一次储能PPA，通过PSA批准了一次成本回收，2021年执行了四次，不包括一次获得批准但后来因项目延误而被APS终止的储能PPA。

环境改善附加费。《环境影响报告书》允许APS收回资本持有成本(回报率、折旧和税款)加上与在测试年度外进行的环境改善相关的增量运营和维护费用，以符合联邦、州、部落或地方法律法规制定的环境标准。自上一个比率案例测试年度以来，每年2月1日或之前都会就符合条件的环境改善提交申请，除非被ACC暂停，否则新的收费将于4月1日生效。0.0005每千瓦时(约$132000万美元至2000万美元15每年100万美元)。APS于2023年2月1日提出的申请要求将费用增加到$14.72000万美元，或美元3.3比前一时期的费用高出300万美元。2023年3月10日，APS提交了一份修改后的申请，要求收取#美元的环境影响报告费4.02000万美元，减少了1美元。10.7从2月份的环境影响报告书请求中减少了10万美元，减少了#7.5从上一期费用中扣除100万美元。修订后的2023年《环境影响报告书》于2023年4月在第一个计费周期生效。
 
传输率、传输成本调整器和其他传输事项. 2008年7月，FERC批准了对APS开放接入传输资费的修改，允许APS从固定费率转变为公式费率设定方法，以便更准确地反映和收回APS提供传输服务所产生的成本。该费率的很大一部分是为APS零售客户服务的传输服务费用(以下简称“零售传输费”)。为了收回零售传输费，APS以前需要向以下机构提出申请并获得批准：然而，根据2012年就APS费率案达成的和解协议(“2012年和解协议”)的条款，每年6月1日将对费率进行调整以收回零售传输费用，并将自动生效，除非被ACC暂停。
 
公式费率每年于6月1日起根据APS上一财年的FERC Form 1报告中披露的APS的实际服务成本进行更新。需要更新的项目包括与以前的预测相比进行的实际资本支出、传输收入积分和其他项目。APS与ACC工作人员一起审查拟议的公式费率申请金额。APS和ACC工作人员未达成一致的任何项目或调整可以保持争议，直到与FERC达成和解或提起诉讼。争议问题的和解或诉讼解决可能需要较长的时间，并可能对零售传输费用产生重大影响，因为任何调整，虽然适用于预期，但在计算时可能会考虑到以前多收或少收的金额。解决拟议的调整可能会导致待收收入的大幅波动。

2020年3月17日，APS提交了一份文件，要求对其年度传输公式进行修改，以提供额外的透明度，以增加因《减税和就业法案》(以下简称《税法》)而产生的过多和不足的累计递延所得税，以及未来地方、州和联邦法定税率的变化。APS于2020年4月28日、2021年9月29日和2021年10月27日修改了2020年3月17日的文件。2022年1月，FERC批准了APS对其年度变速器公式的修改。
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自2021年6月1日起，APS对其传输系统所有用户的年度批发传输收入需求增加了约美元4根据FERC批准的公式，从2021年6月1日开始的12个月期间为2.5亿美元。在这一净额中，批发客户费率下降了约#美元。3.21亿美元和零售客户费率将增加约1美元7.21000万美元。然而，由于零售输电费用的变化是在考虑了零售基本费率和行政协调会批准的平衡账户的输电恢复后通过TCA反映的，零售收入需求减少了#美元。28.42000万美元，导致住宅和商业费率都降低了。2021年6月1日，为收回FERC批准的传输费而对APS零售费率进行的调整自动生效。

自2022年6月1日起，APS对其传输系统所有用户的年度批发传输收入需求减少了约1美元33根据FERC批准的公式，从2022年6月1日开始的12个月期间为2.5亿美元。在这一净额中，批发客户费率下降了约#美元。6.41000万美元和零售客户费率将减少约1美元26.61000万美元。然而，由于零售输电费用的变化是在考虑了零售基本费率的输电恢复和行政协调会批准的平衡账户后通过TCA反映的，零售收入需求减少了#美元。2.41000万美元，导致住宅税率降低，商业税率上升。2022年6月1日，为收回FERC批准的传输费而对APS零售费率进行的调整自动生效。

自2023年6月1日起，APS对其传输系统所有用户的年度批发传输收入需求增加了约美元34.7根据FERC批准的公式，从2023年6月1日开始的12个月期间为2.5亿美元。在这一净额中，批发客户费率增加了约#美元20.71亿美元和零售客户费率将增加约1美元141000万美元。然而，由于零售输电费用的变化是在考虑了零售基本费率的输电恢复和行政协调会批准的平衡账户后通过TCA反映的，零售收入需求减少了#美元。101000万美元，导致住宅和商业费率的降低。2023年6月1日，为收回FERC批准的传输费而对APS零售费率进行的调整自动生效。

损失固定成本追回机制.*LFCR机制允许APS在事后收回其固定成本的一部分，否则APS将在因APS能效计划和屋顶太阳能电池板等DG的销售损失中收取的固定成本。LFCR机制可收回的固定成本为2.502017年和解协议中规定的住宅和非住宅千瓦时损失的美分。LFCR机制可收回的固定费用目前为2.56丢失的住宅千瓦时和2.682019年费率案件裁决中规定的丢失非住宅千瓦时10美分。LFCR调整的同比上限为1%的零售收入。 任何因该上限而在某一特定年度未收回的金额可结转至未来年度收回。 能源效率损失的千瓦时是基于对APS能源效率计划的第三方评估。 DG销售损失由DG装置的计量输出确定。
 
2021年2月15日，APS提交了其2021年度LFCR调整，要求自2021年5月1日起，将年度LFCR回收金额增加至$38.5 百万美元11.8 比以前的水平增加了100万美元）。 2021年4月13日，行政协调会投票决定不批准所要求的$11.8 因此，先前批准的费率继续保持不变，11.8 根据合规要求，APS的2022年申报中反映了百万美元的增长。

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由于2019年利率案例的决定，APS的年度LFCR调整率将取决于年度收益测试申报，该申报将比较APS上一年的回报率与相关的授权回报率。 如果实际回报率高于核准回报率，下一年的LFCR率将定为零。 APS确定，由于2021年12月1日生效的2019年利率案决定，LFCR机制的变化不会对其截至2021年12月31日止年度的经营业绩和财务报表产生重大影响。 然而，由于2019年利率案例决定中对LFCR机制作出的若干变动，该机制不再符合替代收入计划会计处理的资格，这影响了相关收入确认的未来时间。

2022年2月15日，APS提交了2022年年度LFCR调整，要求自2022年5月1日起，将年度LFCR回收金额增加至$59.1 （a $）32.5 比以前的水平增加100万美元，其中包括11.8 2021年申报的100万美元）。 2022年5月9日，ACC工作人员提交了其修订报告，并就APS的2022年LFCR调整提出了建议，得出的结论是APS根据其管理计划计算了调整。 于2022年5月18日，ACC批准2022年LFCR调整，利率生效日期为2022年6月1日。

2023年2月15日，APS向行政协调会提交了一封信，声明根据78585号决定，APS和ACC工作人员已同意将LFCR年度调整的提交日期推迟到每年7月31日。2023年7月31日，APS提交了2023年LFCR年度调整，要求从2023年11月1日起，将LFCR的年度回收金额增加到$68.7 （a $）9.6(比以前的水平增加了100万)。反海外腐败委员会尚未对这一申请做出裁决。

纳税人调节机制. 作为2017年和解协议的一部分，双方同意采用税率调整机制，以应对潜在的联邦所得税改革，并将某些所得税影响转嫁给客户。 TEAM明确适用于APS的零售费率，但根据特别批准的费率接受服务的一小部分客户除外。 2017年12月22日，税法颁布。 这项立法对联邦所得税法进行了重大修改，包括从2018年1月1日起将公司税率从35%降至21%。

2018年8月13日，APS向ACC提交了一份要求，要求退回$86.5与以前从客户收取的与非折旧相关的超额递延税款的摊销相关的客户节省税款百万美元(“团队第二阶段”)。*ACC于2019年3月13日批准了这一请求，从2019年4月的第一个计费周期到2020年3月的最后一个计费周期生效。

2020年3月19日，由于新冠肺炎疫情，APS将Team II阶段的停产推迟到2020年5月的第一个计费周期。在2020年3月的最后一个账单周期后贷记给客户的所有金额被记录为平衡账户的一部分，并作为2019年费率案件的一部分进行回收。通过团队第二阶段退还的收入减少的时机和抵消的所得税优惠都是根据我们的季节性千瓦时销售模式确认的。

2019年4月10日，APS向ACC提交了第三份请求，涉及在一年内摊销与折旧相关的超额递延税款28.5-符合国税局正常化规则的年份(“团队第三阶段”)。*2019年10月29日，行政协调会批准了团队第三阶段，提供(I)一次性账单信用#64在2019年12月的账单上贷记给客户的100万美元，以及(Ii)在2019年12月的第一个账单周期生效的月度账单信用，提供了额外的好处$39.5到2020年12月31日，为客户提供100万美元。2020年11月20日，APS提交了一份申请，要求在2021年12月31日之前或在2019年费率案结束时继续实施团队第三阶段月度账单信用。2020年12月9日，行政协调会批准了这一请求。减产的时机和时间都是
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通过团队第三阶段月度账单抵免退还的收入和抵销所得税优惠是根据APS的季节性千瓦时销售模式确认的。

作为2019年税率案裁决的一部分，从2021年12月31日开始，团队税率被重置为零，税法的所有影响都从团队中移除，并纳入APS的基本税率。保留该团队是为了解决税法可能发生的变化，这些变化可能会在随后的APS税率案件中做出决定之前颁布。

法院决议附加费(“CRS”)。CRS机制允许APS收回与APS购买和安装四角4号和5号机组SCR技术相关的投资和费用，以及亚利桑那州上诉法院要求并经行政协调会78979号决定批准的APS允许股本回报率的变化。CRS于2023年7月1日生效，费率为$0.00175每千瓦时。这一税率旨在收回美元。59.6APS在2021年12月至2023年6月20日期间损失的收入1.5亿欧元，以及与SCR投资和支出相关的持续成本的预期收回，以及当前基本利率中允许的股本回报率差异。目前的CRS将在2022年利率案例结束时重新计算，以消除与允许股本回报率差异相关的预期复苏的影响。代表在2021年12月至2023年6月20日期间追回损失收入的CRS部分，将在全额收回损失的收入后停止。最后，与SCR投资相关的持续成本将继续收回，直到公司下一次可以将其纳入其中的费率情况下。有关更多信息，请参阅上面的“2019零售费率案例”。

净额计量

APS 2017年的费率案例决定规定，公用事业公司为从住宅DG太阳能设施输出到电网的能源支付的费用将使用ACC的分布式发电通用价值和成本摘要中确定的资源比较代理(RCP)方法确定。RCP是一种基于APS为公用事业规模的太阳能光伏项目产生的最近五年滚动平均价格的方法。由此RCP方法确定的价格将每年更新(在一般零售价情况下)，但降幅不会超过10每年的百分比。行政协调会不再寻求开发一种预测的避免成本方法，作为替代RCP的公用事业的一种选择。商业客户、老式住宅太阳能客户以及拥有除太阳能设施以外的DG系统的住宅客户继续有资格获得净计量。

此外，ACC还对分布式发电的价值和成本做出了以下决定：

•已接驳分布式发电系统或已提交分布式发电系统接驳申请的垃圾收集站客户，可享有一段时间的豁免权， 20自公用事业公司接受客户的互连申请之日起10年（对于APS住宅客户，截至2017年9月1日，基于APS的2017年费率案例决定）;
•出于费率制定目的，DG太阳能系统的客户应被视为单独的客户类别;以及
•一旦确定了公用事业的初始出口价格，新的DG客户将无法获得零售信贷的净额结算或银行业务，新客户将在 10好几年了。

行政协调会的这项决定只涉及政策决定。 该决定指出，其原则将适用于未来的一般零售利率案件，政策决定本身可能会受到未来的变化，因为所有行政协调会的政策。
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根据2017年费率案件决定，APS提出了RCP出口能源价格的请求， 10.52019年5月1日每千瓦时30美分。 这个价格也反映了 10%以上的年度削减。 新的利率附加条款于2019年10月1日生效。 APS提出了第四年出口能源价格的要求， 9.42020年5月1日每千瓦时0.05美分，要求生效日期为2020年9月1日。 这个价格反映了 10%以上的年度削减。 2020年9月23日，ACC批准了出口能源价格的年度下调，但投票决定将出口价格下调的有效性推迟到2021年10月1日。 根据这一决定，RCP出口能源价格为 9.4 2021年10月1日生效。 2022年4月29日，APS提出申请，将RCP价格降至 8.46 每千瓦时30美分，反映了 10%的年度削减，将于2022年9月1日生效。 于2022年7月12日，ACC批准已提交的RCP。

2023年5月1日，APS提交了修订RCP的申请。此应用程序会将RCP价格降低到7.619每千瓦时10美分，反映出10年减幅%，自2023年9月1日起生效。反海外腐败委员会尚未对这一申请做出裁决。

能源现代化计划

2018年1月30日，提出了初步的能源现代化计划，其中包括一系列与清洁能源相关的能源政策。随后发布了能源规则草案，并在2019年和2020年对规则草案进行了一系列修订。2020年7月30日，ACC工作人员发布了最终的能源规则草案，其中提出到2050年底，100%的零售千瓦时来自清洁能源。核能被定义为一种清洁能源。拟议的规则还要求，到2035年底，50%的零售能源是可再生的。拟议的规则中没有包括新的能源效率标准(“EES”)。

ACC在2020年和2021年的几次不同会议上讨论了能源规则的最终草案。2020年11月13日，ACC批准了能源规则一揽子计划的最终草案。2021年4月19日，行政法法官对最终能源规则发布了推荐令和意见。2021年6月，行政协调会根据行政协调会的一系列修正案通过了修订后的清洁能源规则。通过的规则包括到2070年100%清洁能源的最终标准和以下碳减排临时标准：到2032年12月31日减少50%；到2040年12月31日减少65%；到2050年12月31日减少80%，到2060年12月31日减少95%。由于通过的清洁能源规则与最初建议的命令和意见有很大不同，在规则生效之前，需要补充规则制定程序。2022年1月26日，ACC推翻了之前的决定，拒绝通过规则制定过程发送最终的能源规则草案。相反，行政协调会打开了一个新的议程，以考虑所有来源的RFP要求和IRP过程。在2022年8月的公开会议上，委员们投票决定将关于全来源RFP和IRP规则制定方案的决定推迟到2023年。APS无法预测此事的结果。

集成资源计划

ACC规则要求公用事业公司制定三年一次、为期15年的IRP，其中描述了公用事业公司计划如何在计划时间框架内为客户负载提供服务。ACC审查每个公用事业公司的IRP，以确定它是否满足必要的要求，以及是否应该得到承认。2022年2月，ACC承认了APS于2020年6月26日提交的2020年IRP。行政协调委员会还批准了对IRP程序的某些修订，包括将EES设定为每年零售额的1.3%(三年平均)，以及到2030年1月1日需求侧资源容量为2020年峰值需求的35%。

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简明合并财务报表的合并附注

2023年5月1日，APS、图森电力公司和UNS Electric，Inc.联合提交了一份申请，要求将提交IRPS的时间从2023年8月1日延长至2023年11月1日。2023年6月21日，ACC批准了延期。因此，APS打算在2023年11月1日提交下一份IRP。请参阅上文“能源现代化计划”，了解有关IRP备案文件拟议更改的信息。

公用事业监管政策法案

根据1978年《公用事业监管政策法》(PURPA)，符合条件的设施有权向公用事业公司出售能源和/或容量，并获得某些监管负担的减免。2019年12月17日，ACC要求亚利桑那州100千瓦以上的合格设施的最短合同长度为18年，并确定支付给合格设施的费率必须基于长期避免成本。“避免成本”通常被定义为公用事业公司可以长期从符合条件的设施以外的其他来源购买或生产相同数量的电力的价格。在2020历年期间，APS签订了二18- 年PPA与合格设施，每个 80兆瓦太阳能设施。2021年3月，行政协调会批准了这些协议。

2020年7月16日，FERC发布了一项最终规则，修订了FERC实施PURPA的规定。 最终规则于2020年12月31日生效。

住宅电力公用事业客户服务断开

2019年6月13日，APS自愿暂停未支付账单的住宅客户的电力中断。 2019年6月20日，ACC投票通过了紧急规则修正案，以防止6月1日至10月15日期间住宅电力公司客户服务中断（“夏季中断暂停”）。 在夏季中断暂停期间，APS不能对客户逾期的金额收取滞纳金和利息。 客户存款也必须用于支付拖欠的金额之前，断开可以发生。 根据紧急规则，APS从2019年10月16日开始将拖欠的客户纳入强制性的四个月付款计划。

2019年6月，ACC开始了正式的定期规则制定程序，以允许利益相关者提供意见和时间来考虑永久性规则变更。 ACC还命令亚利桑那州为零售客户提供服务的每个受监管公用事业公司通过纳入紧急规则修正案来更新其服务条件，恢复2019年6月期间断开的任何客户的电力，并将重新连接收取的任何费用记入贷方。 行政协调会工作人员和行政协调会提出了对客户服务中断规则的修正草案。 2021年4月14日，ACC投票决定向正式的规则制定程序发送一份管理客户断开的规则草案，允许公用事业公司在温度阈值（高于95度和低于32度）或日历方法（6月1日至10月15日）之间进行选择。 2021年11月2日，ACC批准了最终规则，并于2021年11月23日将规则提交给亚利桑那州总检察长办公室进行最终审查和批准。 新规则于2022年4月18日生效。

根据ACC服务断开规则，APS现在使用基于服务器的方法，从每年6月1日到10月15日暂停对未付款客户的断开（“年度断开暂停”）。 逾期结余为美元的客户75或更大的年度断网暂停结束时自动放置在六个月的付款安排。 此外，APS于2020年3月13日自愿开始免除其客户的滞纳金（“滞纳金豁免”）。 自2023年2月1日起，住宅客户的逾期付款费已恢复。 自2022年5月1日起，工商业客户的逾期付款费已恢复。 由于暂停和
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目录表

简明合并财务报表的合并附注

随着暂停断开连接的开始，APS经历了坏账费用的增加和拖欠客户账户的相关注销。

零售电力竞争规则

2018年11月17日，ACC投票决定重新审查亚利桑那州放松管制的零售电力市场。 2019年7月1日和7月2日，ACC工作人员发布了一份报告，并初步提出了关于可能修改ACC零售电力竞争规则的规则草案。 2020年2月10日，两名ACC委员提交了两套拟议的零售电力竞争规则草案。 2020年2月12日，ACC工作人员发布了关于可能修改ACC零售电力竞争规则的第二份报告。 在2020年7月15日的ACC工作人员会议上，ACC委员讨论了零售竞争试点计划的可能发展，但没有采取任何行动。 ACC继续讨论与零售电力竞争有关的问题，包括额外的购买计划或其他试点计划的可能性。 2022年4月，亚利桑那州议会通过并由州长签署了一项法案，废除了自1998年以来在亚利桑那州实施的电力放松管制法。 APS无法预测这种变化对APS的影响（如果有的话）。

2021年8月4日，绿山能源提交了一份申请，寻求便利和必要性证书，以允许其在亚利桑那州提供有竞争力的发电服务。 绿山能源已要求ACC授予其在APS和图森电力公司的认证服务地区提供有竞争力的服务的能力，并建议向这些服务地区的住宅和一般服务客户提供100%的可再生能源产品。 APS反对绿山能源的申请。 2021年11月3日，ACC向亚利桑那州总检察长提交了问题，要求就零售电力竞争以及ACC颁发便利和必要竞争证书的能力等问题提供法律意见。 2021年11月26日，行政法法官发布了一项程序令，指出在总检察长就适用法律提供见解之前，不适合设定时间表。 由于ACC的问题涉及零售竞争法，随后于2022年4月被废除，总检察长没有回应ACC的要求，这些问题现在没有实际意义。 自那时以来，行政协调会没有就这一申请采取任何行动。 然而，2023年5月17日，零售能源供应协会向ACC提出动议，要求其重新开放通用备审目录，以重新审查ACC的电力竞争规则。 行政协调会没有就这项动议采取任何行动。 APS无法预测这些问题的结果。

2021年10月28日，一名ACC专员提交了一封信，指示ACC工作人员和感兴趣的利益攸关方设计一个200至300兆瓦的试点计划，允许APS的住宅和小型商业客户选择具有竞争力的电力供应商。 这封信还指出，应该为亚利桑那州监管的其他电力公用事业公司设计类似的计划。 APS无法预测这些未来活动的结果.

费率方案比较工具和调查

2019年11月14日，APS获悉，由于该工具与APS仪表数据管理系统之间的集成错误，其费率方案比较工具无法正常运行。APS立即从其网站上删除了该工具，并通知了行政协调会。该工具的目的是根据历史使用数据为客户提供费率计划建议。经过调查，APS确定该错误可能影响了2019年2月4日至2019年11月14日期间向客户推荐的费率计划。到2020年5月中旬，APS向大约13,000潜在受影响的客户等于他们支付的电费与他们在选择适用的最经济费率时应该支付的电费之间的差额，以及25支付任何费用
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目录表

简明合并财务报表的合并附注

客户可能遇到的不便。所提供的不便退款和付款并未对APS的财务报表产生实质性影响。2020年2月，APS推出了一个新的在线费率比较工具。行政协调会聘请了一名外部顾问来评估错误的程度和总体效果。工具。2020年8月20日，ACC工作人员提交了外部顾问关于APS费率比较工具的报告。报告的结论是，APS的新利率比较工具正在发挥预期的作用。该报告还确定了可能受到该错误影响的少数额外客户，APS已提供退款和美元25不便的赔偿金额约为3,800其他客户。这些额外的退款和不便付款并未对APS的财务报表产生实质性影响。2020年9月28日，行政协调会讨论了这份报告，但没有采取任何行动。AP无法预测Access是否会采取其他查询或行动.

四角SCR成本回收

2017年12月29日，根据2017年费率案裁决，APS提交了提交SCR调整的意向通知，以允许收回与在四角4号和5号机组安装SCR设备相关的成本。APS于2018年4月提交了SCR调整请求。SCR调整请求规定将有$67.51000万年收入影响，将以基本税率的百分比应用于所有适用客户。此外，根据2017年费率案裁决的规定，APS要求调整不迟于2019年1月1日生效。此事项的听证会于2018年9月举行。在听证会上，APS接受了ACC工作人员的建议，将年收入影响降低约$58.51000万美元。行政法法官发布了一项建议意见和命令，认为SCR项目的费用是谨慎发生的，并建议批准#美元。58.5与安装和运营SCR有关的年收入要求为1,000万美元。ACC没有就此事做出决定。APS在向ACC提交的2019年费率诉讼中，将SCR项目的成本纳入了零售费率基数。

2021年11月2日，ACC批准了2019年的费率案件决定，允许约美元1941000万美元与SCR相关的工厂投资和成本递延在费率基数中，并根据2031年7月的报废假设在费率中回收、折旧和摊销。该决定还包括部分和合并不予批准#美元。215.5SCR投资和延期费用为100万美元。APS认为，SCR工厂投资和相关的SCR成本延迟是谨慎发生的，2021年12月17日，APS向亚利桑那州上诉法院提交了直接上诉通知，要求审查$215.51.8亿美元的免税额。亚利桑那州上诉法院于2022年11月30日听取了口头辩论。2023年3月6日，上诉法院就此事发布了命令，撤销了ACC对SCR投资的拒绝，并根据ACC规则和上诉法院的命令将此事发回ACC进行进一步审查。2023年6月21日，ACC批准了APS和ACC法律部提交的联合和解协议，解决了与2019年费率案裁决相关的所有问题，包括收回Four Corners SCR的成本。有关2019年利率案裁决的进一步讨论，请参阅上文。

Cholla

2014年9月11日，APS宣布，如果美国环境保护局(EPA)批准APS提出的折衷方案，以满足所需的环境和排放标准和规则，它将关闭Cholla发电厂(“Cholla”)的2号机组，并在2020年代中期停止APS拥有的其他机组(1号和3号机组)的燃煤。2015年4月14日，ACC批准了APS淘汰2号机组的计划，但没有对APS在该机组的剩余投资的未来可回收性表示任何看法。APS于2015年10月1日关闭了2号机组。2017年初，美国环保局批准了一项纳入APS妥协提案的最终规则，该规则于2017年4月26日生效。2019年12月，
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目录表

简明合并财务报表的合并附注

PacifiCorp通知APS，计划在2020年底之前让Cholla 4号机组退役，该机组于2020年12月停止运营。APS被要求在2025年4月之前停止在其剩余的Cholla工厂燃烧煤炭。

此前，APS估计乔拉2号部队的S将于2033年结束生命。APS一直在收回按基本利率计算的单位账面净值回报率。根据上述2017年和解协议，APS将被允许继续收回该单位的账面净值以及该单位的退役和其他与退休有关的费用，#美元34.9截至2023年6月30日，除投资回报外，还将获得2.5亿欧元。根据公认会计原则，于2014年第三季度，2号机组的S剩余账面净值由物业、厂房及设备重新分类为监管资产。根据2019年利率案的决定，监管资产将在2033年之前摊销。

纳瓦霍工厂

纳瓦霍工厂于2019年11月停止运营。共同所有人和纳瓦霍民族于2017年11月29日签署了一项租约延期，允许在工厂停止运营后开始退役活动。根据公认会计原则，2017年第二季度，APS在纳瓦霍工厂权益的剩余账面净值从不动产、厂房和设备重新归类为监管资产。
在2026年之前的估计寿命内，APS一直在以基本利率收回其在纳瓦霍工厂的权益的回报和账面净值。根据上述2019年费率案裁决，APS将被允许继续收回其在纳瓦霍工厂的剩余投资的账面价值，$47.8截至2023年6月30日，除账面净值回报率外，15年度摊销费用的%，以税率表示。此外，APS将获准收回与退役和关闭有关的其他费用，包括纳瓦霍煤炭回收监管资产#美元。12.4截至2023年6月30日，为1.2亿美元。不允许追回15年度摊销的%对APS财务报表没有实质性影响。

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目录表

简明合并财务报表的合并附注

监管资产和负债 

监管资产明细如下(单位：千美元)：
 摊销通过2023年6月30日2022年12月31日
养老金(a)$640,148 $637,656 
延期燃料和购入电力(B)(C)2024433,279 460,561 
所得税.建设期间使用的资金津贴(“AFUDC”)股权2053181,859 179,631 
Ocotillo延期(E)2031133,390 138,143 
SCR延期(E)(F)203193,551 97,624 
电厂报废成本203391,114 98,692 
延期燃料和购买的电力-按市价计价(注7)
202667,188 — 
递延财产税202736,772 41,057 
递延补偿203634,492 33,660 
所得税--投资税抵免基数调整205629,654 23,977 
帕洛维德岛(注6)
204620,852 20,933 
积极协和医疗信托基金(g)17,675 18,226 
四角成本延期202411,960 15,999 
纳瓦霍煤回收利用202612,372 13,862 
重新获得债务的损失20389,007 9,468 
美菲尼克斯输电线路援建工程(“中交”)20508,882 9,048 
电源调整器-兴趣20247,171 1,541 
税费调整机制(二)20315,518 5,845 
损失固定成本追回(B)2023— 9,547 
其他五花八门7,339 6,630 
监管总资产(D) $1,842,223 $1,822,100 
减去：当前监管资产$561,879 $538,879 
非流动监管资产总额$1,280,344 $1,283,221 

(a)这项资产代表未来通过零售费率收回养老金福利义务和费用。如果ACC不允许这些成本，该监管资产将计入保监处，并导致未来收入下降。*由于2019年费率案的裁决，授权纳入费率基数的金额是使用平均方法确定的，这导致零售费率的回报率降低。有关进一步讨论，请参阅注5。
(b)见上文关于“成本回收机制”的讨论。
(c)须付搬运费。
(d)没有任何监管资产被ACC允许收回成本，但不允许通过排除在费率基础之外的方式获得回报。FERC费率是使用公式费率设置的，如传输速率、传输成本调整器和其他传输事项中所述。
(e)余额包括用于未来监管考虑和摊销期限确定的金额。
(f)见上文“四角SCR成本回收”讨论。
(g)以零售价收取。


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目录表

简明合并财务报表的合并附注

监管责任明细如下(单位：千美元)：
 
 摊销通过2023年6月30日2022年12月31日
超额递延所得税(简写为ACC-税法(A))2046$961,359 $971,545 
超额递延所得税(简写为FERC)税法(A)2058220,093 221,877 
资产报废债务2057407,028 354,002 
其他退休后福利(d)246,580 270,604 
搬迁费(c)102,245 106,889 
所得税--税率的变化205164,098 64,806 
所得税--递延投资税收抵免205659,359 48,035 
四角煤回收利用203853,390 52,592 
乏核燃料202736,061 39,217 
可再生能源标准(B)202429,524 35,720 
需求侧管理(B)202322,236 8,461 
圣丹斯维修203118,441 16,893 
推迟缴纳房产税(E)202413,186 15,521 
FERC传输真实上行(B)20245,870 22,895 
税费调整机制(B)(E)不适用4,835 4,835 
延期燃料和购买的电力-按市价计价(注7)
2026— 96,367 
其他五花八门7,295 3,092 
监管总负债 $2,251,600 $2,333,351 
减去：当前的监管负债$219,075 $271,575 
非流动监管负债共计$2,032,525 $2,061,776 

(a)为了在现金流量表中列报，超额递延所得税监管负债的摊销在经营活动现金流量项下反映为“递延所得税”。
(b)见上文关于“成本回收机制”的讨论。
(c)根据监管会计准则，APS为其受监管资产计提搬迁成本，即使没有搬迁的法律义务。
(d)请参阅注5。
(e)余额包括用于未来监管考虑和摊销期限确定的金额。

5.    退休计划和其他退休后福利
 
Pinnacle West为Pinnacle West及其子公司的员工赞助了一项合格的固定福利和账户余额养老金计划、一项非合格的补充超额福利退休计划以及其他退休后福利计划。 其他退休后福利计划包括团体人寿和医疗计划以及65岁后退休人员健康报销安排。 Pinnacle West每年使用12月31日作为其养老金和其他退休后福利计划的衡量日期。 我们的计划资产的市场相关价值为其于计量日期的公平值。

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目录表

简明合并财务报表的合并附注

下表提供了计划的定期福利费用净额以及这些费用中计入费用的部分（包括行政费用，不包括资本化为间接费用或向电厂参与者收费的金额）的详细情况（以千美元计）：
 养老金和福利其他福利
 截至三个月
6月30日，		截至六个月
6月30日，		截至三个月
6月30日，		截至六个月
6月30日，
 20232022202320222023202220232022
服务成本--期内赚取的收益$9,573 $13,406 $19,730 $27,737 $2,164 $4,017 $4,284 $8,235 
非服务成本(积分)：
受益义务的利息成本38,418 26,723 76,780 53,746 5,582 4,283 11,255 8,746 
计划资产的预期回报(45,908)(46,494)(91,469)(92,888)(10,872)(11,511)(21,744)(23,021)
*摊销：       
*优先服务积分— — — — (9,447)(9,447)(18,894)(18,894)
*净精算亏损(收益)9,497 3,989 19,210 8,757 (2,504)(3,436)(4,807)(6,418)
净定期成本/(收益)$11,580 $(2,376)$24,251 $(2,648)$(15,077)$(16,094)$(29,906)$(31,352)
从费用中扣除的福利部分$6,513 $(4,722)$13,740 $(8,012)$(10,948)$(11,523)$(21,685)$(22,418)
 
投稿
 
2023年到目前为止，我们还没有为我们的养老金计划做出任何自愿贡献。养老金计划的最低缴费要求是零我们预计在2023年、2024年或2025年不会做出任何贡献。关于对我们其他退休后福利计划的缴费，我们在2023年到目前为止还没有缴款，预计2023年、2024年或2025年也不会缴款。

6.    帕洛维德出售回租可变利益实体
 
1986年，APS与三分离VIE出租人信托实体，以便出售和租回帕洛维德2号机组和相关共同设施的权益。APS将根据所有条款将资产保留到2033年三租赁协议。APS将被要求支付与三租赁总额约为$21在2023年至2033年期间，每年有400万人。在租赁期结束时，APS将有权按其公平市值购买租赁资产，将租约延长至多两年，或者将资产返还出租人。

租赁条款赋予APS在资产经济寿命的大部分时间内使用资产的能力，并因此赋予APS权力指导VIE的活动，从而对VIE的经济业绩产生最重大影响。主要由于租赁条款的原因，APS被视为这些VIE的主要受益人，因此合并了VIE。

作为合并的结果，我们取消了租赁会计，转而确认折旧费用，导致截至2023年6月30日的三个月和六个月的净收入增加了$41000万美元和300万美元9分别为400万美元，截至2022年6月30日的三个月和六个月为41000万美元和300万美元9分别为2.5亿美元和2.5亿美元。净收入的增长完全归因于非控股权益。顶峰西部公司股东应占收入不受合并的影响。
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目录表

简明合并财务报表的合并附注

我们截至2023年6月30日和2022年12月31日的简明综合资产负债表包括以下与VIE相关的金额(以千美元为单位)：

 2023年6月30日2022年12月31日
帕洛佛得角出售回租物业厂房和设备，扣除累计折旧后的净额$88,361 $90,296 
股权--非控股权益109,213 111,229 
 
VIE的资产受到限制，只能用于向非控股利益持有人付款。这些资产在我们的简明合并财务报表中报告。

当发生APS认为不可能发生的某些事件时，APS将面临与这些VIE相关的损失。在某些情况下(例如，核管理委员会(“NRC”)对帕洛维德发布特定的违规命令或发生特定的核事件)，AP将被要求向VIE的非控制性股权参与者支付特定的款项，并拥有租赁的2号机组权益的所有权，如果适当，可能需要减记价值。如果此类事件在租赁期内发生，APS可能需要向非控股股权参与者支付约$324从2023年开始，最高可达2000万美元501在租赁条款上超过100万美元。

就厘定监管差饷而言，该等协议继续被视为营运租约，因此，我们已记录与该等安排有关的监管资产。

7.    衍生品会计
 
衍生金融工具用于管理对大宗商品价格以及电力、天然气、排放津贴和利率等运输成本的敞口。与市场波动相关的风险通过利用各种实物和金融衍生工具来管理，包括期货、远期、期权和掉期。作为我们整体风险管理计划的一部分，我们可以使用衍生工具来对冲电力和天然气的买卖。符合某些对冲会计准则的衍生工具可以被指定为现金流对冲，用于限制我们在预测交易中对现金流变异性的敞口。这些工具的市值变化与被对冲交易中的价格变化高度相关。衍生工具也是出于经济对冲的目的而进行的。虽然经济对冲可能会减少对大宗商品价格波动的敞口，但这些工具并未被指定为会计对冲。具有相同条款(数量、交货点和交货期)且不计算电力流动的合同。这降低了我们简明综合收益表中的收入以及燃料和购买电力的成本，但不影响我们的财务状况、净收入或现金流。
 
我们的衍生工具(不包括符合范围例外的衍生工具)在资产负债表上作为资产或负债记录，并按公允价值计量。有关公允价值计量的讨论，请参阅附注11。如果衍生工具需要实物交割，则它们可能符合正常购买和正常销售范围例外的条件，数量代表在正常业务过程中进行的交易。符合正常购买和销售范围例外条件的衍生工具按权责发生制会计方法核算，不包括在以下我们的衍生工具讨论和披露中。
 
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目录表

简明合并财务报表的合并附注

能量导数

对于其受监管的运营，APS将推迟到未来的费率处理100根据PSA机制衍生产品的未实现收益和亏损的百分比，否则将在收入中确认。能源衍生品的已实现收益和亏损根据PSA递延，只要金额高于或低于基本燃料率。见附注4.下表中能源衍生品的损益为在PSA延期生效之前反映在收入中的金额。
 
下表显示了能源衍生品的未偿还名义总量，包括购买和销售(不反映净头寸)：
数量
商品计量单位2023年6月30日2022年12月31日
电源GWh1,236 1,197 
燃气十亿立方英尺202 149 
 
能源衍生工具的得失
 
在截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月内，APS在指定的会计对冲关系中没有能源衍生工具。
 
下表提供了未被指定为会计对冲工具的能源衍生工具的损益信息(以千美元为单位)：

 财务报表位置截至三个月
6月30日，		截至六个月
6月30日，
大宗商品期货合约2023202220232022
在收入中确认的净收益(亏损)燃料和购进功率(A)$(50,145)$62,525 $(239,075)$286,267 
 
(a)金额是在PSA延期的影响之前。
 
简明综合资产负债表中的能源衍生工具
 
我们的能源衍生品交易通常是根据标准化或定制协议执行的，这些协议包括抵押品要求，在违约情况下，将允许对与单一交易对手相关的正面和负面敞口进行净额结算。允许抵消与单一交易对手相关的正面和负面敞口的协议被视为主净额结算安排。与拥有主要净额结算安排的交易对手的交易被抵消，并在简明综合资产负债表上报告净额。不允许正负头寸抵消的交易在简明综合资产负债表上报告毛利。
 
我们不会将交易对手当前的能源衍生品合约与交易对手的非流动能源衍生品合约相抵，尽管我们的主要净额结算安排将允许在发生违约的情况下抵消当前和非流动头寸。*这些类型的交易可能包括非衍生品工具、符合范围例外的衍生品、因已结算头寸产生的贸易应收账款和贸易应付款，以及其他形式的非现金抵押品(如信用证)。这些类型的交易不包括在下面列出的抵销表格中。
 
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目录表

简明合并财务报表的合并附注

下表提供有关我们按总额基准呈报的风险管理活动的公平值及抵销影响的资料。 这些金额与商品合同有关，位于APS简明综合资产负债表风险管理活动行的资产和负债中。
截至2023年6月30日：
(千美元)
毛收入
 公认的
 衍生品
 (a)
金额
偏移量
 (b)
网络
 公认的
 衍生品
其他
 (c)
金额 日报道 资产负债表
流动资产$22,876 $(11,180)$11,696 $— $11,696 
投资和其他资产20,857 (7,824)13,033 — 13,033 
总资产43,733 (19,004)24,729 — 24,729 
流动负债(78,742)11,180 (67,562)(6,271)(73,833)
递延信贷和其他(32,179)7,824 (24,355)— (24,355)
总负债(110,921)19,004 (91,917)(6,271)(98,188)
总计$(67,188)$— $(67,188)$(6,271)$(73,459)

(a)我们所有的总认可衍生工具均须遵守总净额结算安排。
(b)不是现金抵押品已提供给交易对手，或从交易对手那里收到，但须予以抵消。
(c)代表不受抵销影响的现金抵押品。金额涉及非衍生工具、符合范围例外的衍生工具，或超过认可衍生工具的入账或收取的抵押品。包括从交易对手收到的现金抵押品#美元。6,271一千个。

截至2022年12月31日：
(千美元)
毛收入
公认的
衍生品
 (a)
金额
偏移量
(b)
网络
 公认的
 衍生品
其他
 (c)
金额
日报道
资产负债表
流动资产$103,484 $(15,808)$87,676 $28 $87,704 
投资和其他资产49,777 (5,383)44,394 — 44,394 
总资产153,261 (21,191)132,070 28 132,098 
流动负债(47,670)15,808 (31,862)(5,835)(37,697)
递延信贷和其他(9,223)5,383 (3,840)— (3,840)
总负债(56,893)21,191 (35,702)(5,835)(41,537)
总计$96,368 $— $96,368 $(5,807)$90,561 

(a)我们所有的总认可衍生工具均须遵守总净额结算安排。
(b)不是现金抵押品已提供给交易对手，或从交易对手那里收到，但须予以抵消。
(c)表示不受抵销影响的现金抵押品和现金保证金。金额涉及非衍生工具、符合范围例外的衍生工具，或超过认可衍生工具的抵押品和保证金。包括从交易对手收到的现金抵押品#美元。5,835提供给交易对手的千元现金保证金为$28一千个。

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目录表

简明合并财务报表的合并附注

利率衍生品

2022年10月19日，光明峡谷能源达成利率互换协议，以对冲与Los Alamitos项目信贷协议相关的可变利率敞口。 这笔交易符合条件，并已被指定为现金流对冲。 对冲的收益或亏损作为其他全面收益的组成部分报告，随后将重新分类为发生债务相关利息支出期间的收益。 截至2023年6月30日，利率互换的名义价值为美元。322000万美元，2041年到期。 关于这一衍生品，我们截至2023年6月30日的简明综合资产负债表包括大约$0.92000万美元，作为递延信贷和其他款内风险管理活动负债项内的负债；0.42000万美元被报告为来自风险管理活动的资产中的流动资产。 截至2023年6月30日，简明综合收益表包括税前亏损约$0.5在与利率互换相关的其他全面收益中确认的1百万美元。 截至2023年6月30日，没有从累积的其他全面收益中重新归类的损益，我们预计为1美元。0.4未来12个月，1.8亿欧元的亏损将重新归类为收益。

信用风险与信用相关或有特征
 
在交易对手不履行或不付款的情况下，我们面临损失，并与许多交易对手签订了风险管理合同。截至2023年6月30日，我们有一个交易对手，我们对其的敞口约为23顶峰西部公司美元的%25百万美元的风险管理资产。这一风险敞口涉及与交易对手的主协议，交易对手被评为投资级。我们的风险管理流程评估和监控所有交易对手的财务风险。尽管我们的交易对手的绝大多数债务被信用评级机构评为投资级，但其中一家或多家公司仍有可能违约，从而对特定时期的综合收益造成重大影响。投资组合中的交易对手主要由金融机构、主要能源公司、市政当局和当地分销公司组成。我们维持我们认为将整体信用风险降至可接受范围内的信贷政策。我们对交易对手信用质量的确定基于多个因素，包括信用评级和我们对其财务状况的评估。为了管理信用风险，我们采用抵押品要求和标准化协议，允许净化与单一交易对手相关的正面和负面风险敞口。我们建立的估值调整代表我们对交易对手的整体敞口的估计信用损失。
 
我们的某些能源衍生品工具合约包含与信用风险相关的或有特征，其中包括投资级信用评级条款、与信用相关的交叉违约条款和充分的担保条款。充分的担保条款允许具有合理不确定性理由的交易对手根据主观事件和/或条件要求额外抵押品。对于那些净负债、具有投资级信用或有事项的衍生品工具，如果我们的债务信用评级降至投资级以下(低于BBB-标准普尔或惠誉或穆迪的Baa3)，交易对手可以要求额外的抵押品。
 
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目录表

简明合并财务报表的合并附注

下表提供了我们的能源衍生工具的信息，这些工具具有与信用风险相关的或有功能(以千美元为单位)：
 2023年6月30日
净负债状况下衍生工具的公允价值合计$109,632 
在与信贷风险相关的或有特征被完全触发的情况下的额外现金抵押品(A)58,298 
(a)这一金额是在交易对手净额结算后计算的，包括那些有资格获得范围例外的合同，这些合同不包括在上述衍生品细节中。

我们有与能源相关的非衍生品工具合同，具有投资级信用相关的或有特征，这可能需要我们提供大约$的额外抵押品161如果我们的债务信用评级降至投资级以下，将达到100万美元。

8.    承付款和或有事项
 
帕洛维德发电站
 
乏核燃料和废物处理
 
2012年12月19日，APS代表自己和帕洛维德的参与方向美国联邦索赔法院(“联邦索赔法院”)提起了针对能源部的第二起违约诉讼。该诉讼寻求追回因能源部违反《乏核燃料和/或高放废物处置合同》(“标准合同”)而产生的损失，因为该合同没有按照《标准合同》和《核废料政策法》的条款，在2007年1月1日至2011年6月30日期间接受帕洛维德的乏核燃料和高放废物。2014年8月18日，APS和能源部签署了一项和解协议，要求能源部向帕洛佛得角业主支付在2007年1月1日至2011年6月30日期间发生的某些特定费用。此外，和解协议为APS提供了一种提交索赔和收回截至2016年12月31日的费用的方法，该方法被延长至2025年12月31日。

APS已提交八根据2014年8月18日和解协议的条款提出的索赔八2011年7月1日至2021年6月30日期间的单独时间段。能源部已经批准并支付了$123.9这些索赔(APS的份额为$36.0(亿美元)。追回的金额主要作为对监管负债的调整入账，对报告的净收入没有影响。根据2017年费率案的裁决，这一监管责任将退还给客户。见附注4.2022年10月31日，APS根据2014年8月18日和解协议的条款提出了第九项索赔。3月16日， 2023年，能源部批准了一笔金额为#美元的付款14.32000万(APS的份额为$4.22023年4月6日，APS收到了这笔款项。

核保险

核电站事故的公共责任受《普赖斯-安德森核工业补偿法》(简称《普莱斯-安德森法案》)的约束，该法案将核反应堆所有者的责任限制在可从商业来源获得的保险金额和整个行业的追溯付款计划。根据《普莱斯-安德森法案》，帕罗维德的参与者为核事故的公共责任投保，最高可达约$13.7每一次发生30亿次。帕洛佛得角维持可获得的最高核责任保险金额为#美元。4501000万美元，由美国核保险公司提供。剩余的余额约为美元13.2提供30亿美元的责任保险
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目录表

简明合并财务报表的合并附注

通过强制性的全行业追溯保费计划。*如果该计划覆盖的任何核电站的损失超过累积资金，APS可以负责追溯保费。根据该计划，每个反应堆针对每个核责任事件的最高追溯保费约为$137.62000万，每年的最高保费约为$20.5每起事件100万美元。根据APS在三帕洛维德单位，APS针对所有事故的最高追溯保费三单位约为$120.12000万美元，最高年度追溯保费约为$17.91000万美元。

帕洛维德参加者为帕洛维德财产的财产损坏和净化提供保险，总金额为#美元。2.8APS还为以下任何突然和不可预见的意外中断提供了意外中断保险三单位。财产损失、去污和意外停电保险由核电保险有限公司(“Neil”)提供。如果Neil在任何保单年度的损失超过累积资金，则根据Neil的所有保单，APS须进行追溯保费调整。在目前的Neil保单下，APS可能产生的最高金额总计约为$22.4尼尔董事会宣布的每一次因亏损而进行的追溯溢价评估为1000万美元。此外，根据尼尔董事会的单独决定权，APS将有责任提供约$62.6年内存款溢价1,300万元20要求的天数作为履行任何现场追溯保费评估义务的保证。本段落和上一段中讨论的保险范围受某些保单条件、升华和免责条款的约束。

合同义务

截至2023年6月30日，我们的燃料和购买电力以及购买义务承诺增加了$5.5从我们的2022年Form 10-K中提供的信息中获得10亿美元。这一变化主要是由于新购买的电力和储能承诺，还包括一美元505由于终止了未开发项目的储能购买电力合同，承付款减少了100万美元。大多数变化与2025年及以后有关。这一数额包括大约$4.3200亿美元与购买的电力租赁合同有关的承诺。见附注14。

除上述项目外，截至2023年6月30日，与我们2022年10-K表格中提供的信息相比，在正常业务过程中的合同义务没有发生实质性变化。关于我们的短期和长期债务的变化的讨论见附注3。

超级基金及其他有关事宜
 
《综合环境响应补偿和责任法》(简称《超级基金》或《CERCLA》)规定了清理被发现污染土壤、水或空气的有害物质的责任。那些在受污染地点释放、产生、运输或处置危险物质的人属于潜在责任方(每个人都是PRP)。PRPS可能对清理工作负严格的、连带的和个别的责任。2003年9月3日，EPA通知APS，EPA认为APS是位于凤凰城的摩托罗拉第52街超级基金现场可运行的第3单元(OU3)的PRP。亚利桑那州。APS的设施都在这个超级基金网站内。APS和顶峰西部公司已与EPA达成协议，对OU3内的APS设施进行某些调查活动。此外，2009年9月23日，APS与EPA和另一家PRP达成协议，自愿协助全站地下水补救调查和可行性研究(RI/FS)的资金和管理。OU3的RI/FS已敲定，并于2022年底提交给EPA。APS无法预测环保局在这件事上的时间。APS与这项调查和研究相关的估计成本约为#美元3APS预计未来会产生额外支出，但由于环境保护局尚未最终确定补救要求，目前无法合理估计与这一事项有关的支出。
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目录表

简明合并财务报表的合并附注

 
2013年8月6日，罗斯福灌区(RID)向亚利桑那州地区法院提起诉讼，起诉APS和24其他被告，声称RID的地下水井被被告拥有或运营的设施释放的有害物质污染。诉讼还声称，根据超级基金法律，被告有共同和个别责任清除。*对APS的指控源于APS目前和以前对OU3及其周围设施的所有权。作为州政府对该地区地下水污染调查的一部分，2015年1月25日，ADEQ致函APS，要求提供有关APS在多大程度上，如果有的话，APS目前和以前对这些设施的所有权可能是导致该地区地下水污染的原因之一。2015年5月4日，APS向ADEQ做出了回应。2016年12月16日，二RID环境和工程承包商向APS和RID诉讼中的其他被告提起辅助诉讼，要求追回费用。同一天，另一家RID服务提供商对RID主要诉讼中的某些被告提起了额外的CERCLA辅助诉讼，但将APS和某些其他方排除在被点名的被告之外。由于这些附属诉讼涉及这些RID供应商据称发生的过去成本，RID于2016年11月直接裁定这些成本不可收回，因此额外的诉讼不会增加APS与这些事项相关的风险或风险。

2018年4月5日，RID与该特定诉讼中的被告签署了和解协议，完全解决了RID关于过去和未来成本回收的索赔。APS在这笔和解中的份额无关紧要。此外，二环境和工程供应商自愿驳回了他们对APS和其他被点名被告的诉讼，而不存在偏见。2018年4月17日，一项关于这方面的命令已经生效。随着案件的这种处置，供应商可能会在未来再次提起诉讼。2019年8月16日，服务提供商诉讼的三名直接被告之一马里科帕县提出第三方申诉，要求APS和28其他第三方被告。2022年9月30日，美国亚利桑那州地区法院批准了直接被告的部分即决判决，金额为#美元。20.7在大约300万美元中21.2服务提供商索赔的CERCLA响应成本为1.6亿美元。基于法院驳回了服务提供商的复议动议，服务提供商于2023年6月12日提出了进入判决的动议，并放弃了收回剩余约$的权利500,000在索赔的答辩费中，为了对2022年9月的简易判决命令向第九巡回上诉法院提出上诉的既定目的。我们无法预测与索赔#美元有关的任何进一步诉讼的结果。20.7我们预计这一结果不会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性影响。

2022年2月28日，美国环保局根据CERCLA向APS提供了一份关于APS位于亚利桑那州坦佩的奥科蒂略发电厂选址的信息请求。特别是，环保局要求APS提供有关APS在奥科蒂略发电厂厂址使用、储存和处置含有全氟烷基化合物和多氟烷基化合物(“PFAS”)的物质的信息，以帮助EPA调查南印度本德洗涤(SIBW)超级基金厂址内地下水中PFAS的实际或威胁释放。SIBW Superfund网站包括APS Ocotillo发电厂网站。APS于2022年4月29日提交了对这一信息请求的答复。2023年1月17日，环保局联系了APS，告知公司将在SIBW现场开始勘测，包括奥科蒂略发电厂，并在未来两到三年内就PFAS对地下水的潜在影响进行补救调查和可行性研究。APS估计，其监督和参与补救调查工作的成本约为$1.71000万美元。目前，我们无法预测此事的结果，也无法合理估计与必要补救措施有关的任何进一步支出，或者无法合理估计进一步调查。

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简明合并财务报表的合并附注

四角SCR成本回收

作为APS 2019年费率案例的一部分，APS包括恢复Four Corners SCR项目的延期和费率基数影响。2021年11月2日，ACC批准了2019年的费率案件决定，允许约美元1941000万美元与SCR相关的工厂投资和成本递延在费率基数中，并根据2031年7月的报废假设在费率中回收、折旧和摊销。该决定还包括部分和合并不予批准#美元。215.5SCR投资和延期费用为100万美元。APS认为，SCR工厂投资和相关的SCR成本延迟是谨慎发生的，2021年12月17日，APS向亚利桑那州上诉法院提交了直接上诉通知，要求审查$215.51.8亿美元的免税额。亚利桑那州上诉法院于2022年11月30日听取了口头辩论。2023年3月6日，上诉法院就此事发布了命令，撤销了ACC对SCR投资的拒绝，并根据ACC规则和上诉法院的命令将此事发回ACC进行进一步审查。2023年6月21日，ACC批准了APS和ACC法律部提交的联合和解协议，解决了与2019年费率案裁决相关的所有问题，包括收回Four Corners SCR的成本。有关四角SCR成本回收和2019年费率案例的更多信息，请参见附注4。

环境问题

APS受到众多环境法律法规的制约，这些法规影响到其目前和未来运营的许多方面，包括常规污染物和温室气体的空气排放、水质、废水排放、固体废物、危险废物和燃煤残渣(CCR)。这些法律和法规可能会不时变化，对APS施加新的义务，导致资本、运营和其他成本增加。相关的资本支出或运营成本可能是实质性的。APS打算通过我们的费率寻求收回任何此类环境合规成本，但无法预测是否会获得此类回收。以下拟议的和最终的规则将涉及APS的材料合规成本。
 
燃煤垃圾.2014年12月19日，美国环保局发布了关于飞灰和底灰等CCR处理和处置的最终规定。该规则将CCR作为《资源保护和回收法》(“RCRA”)副标题D下的非危险废物进行管理，并为现有和新的CCR垃圾填埋场和地面蓄水池以及所有横向扩建确立了国家最低标准。这些标准包括管理地点限制的标准、设计和运行标准、地下水监测和纠正行动、关闭要求和关闭后护理，以及记录保存、通知和互联网张贴要求。该规则一般要求任何现有的无衬砌的CCR地表蓄水池停止接收CCR，并进行改造或关闭，并进一步要求关闭任何无法满足适用的地点限制或结构完整性性能标准的CCR垃圾填埋场或地面蓄水池。这种关闭要求被认为是无衬砌地表蓄水的“强制关闭”或“原因关闭”，是下文所述监管和司法活动的主题。

自这些规定最终敲定以来，环境保护局已采取措施，大幅修改管理CCR处置的联邦规则。虽然某些变化是由公用事业行业的请愿书推动的，但其他变化是由司法审查、法院批准的与环境团体的和解以及对RCRA的法定变化造成的。以下列出了即将进行的监管改革，如果最终敲定，可能会对APS如何管理其燃煤电厂的CCR产生实质性影响：

•在2016年通过《国家水利基础设施改善法》后，美国环保局有权授权各州制定自己的CCR管理许可计划，或者在没有自己许可的情况下，在这两个州颁发管理CCR处置的联邦许可
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简明合并财务报表的合并附注

方案和部落土地上。尽管ADEQ已采取措施制定CCR许可计划，并已通过新的州立法，根据州固体废物管理计划赋予ADEQ适当的CCR许可权力，但尚不清楚该计划将于何时实施。2019年12月19日，美国环保局提出了一套管理CCR管理许可证发放的规定，这将影响到位于纳瓦霍民族的Four Corners等设施。这项提议仍然悬而未决。

•2018年3月1日，由于与某些环保组织达成和解，EPA提议将硼添加到触发纠正行动要求的成分列表中，以修复受CCR处置活动影响的地下水。 除了随后于2019年8月14日发布的一项提案，即增加一项具体的、基于健康的硼地下水保护标准外，EPA尚未就该提案采取行动。

•关于APS的Cholla设施，APS的替代关闭申请已于2020年11月30日提交给EPA。 虽然环保署认为APS的申请在行政上是“完整的”，但该机构的批准仍有待批准。 如果获得批准，该申请将允许在全罗道现有的无衬里CCR表面蓄水池内继续处置CCR，直到2025年4月停止燃煤锅炉运营的规定日期。 这一申请将受到公众评论，并可能受到司法审查。 我们预计在2023年的某个时候，环保署将对全罗道做出拟议的决定。

•2023年5月18日，美国环保署公布了一项提案，扩大了联邦CCR法规的范围，以解决2015年之前停止的历史CCR处置活动的影响。 EPA建议定义一种新的CCR管理单元（“CCRMU”），广泛涵盖CCR将被放置在陆地上的运行燃煤电厂的任何位置。 根据建议，这不仅包括历史上关闭的垃圾填埋场和地表蓄水池，还包括先前申请的CCR有益用途。 美国环保署预计将在2024年春季之前完成这项提案。

我们目前无法预测这些监管程序的结果，也无法预测环境保护局何时会对这些悬而未决的问题采取最终行动。 根据最终结果，与APS管理CCR相关的成本可能会大幅增加，这可能会影响APS的财务状况、经营业绩或现金流。

APS目前在全拉和四角的灰池和干燥储存区处理CCR。 APS估计，它在四角遵守CCR规则的增量成本中所占的份额约为$30 它在全罗道遵守CCR规则的增量成本中所占份额约为300万美元，191000万美元。纳瓦霍工厂只将CCR处置在干燥的垃圾填埋场储存区。为了遵守纳瓦霍工厂的CCR规则，APS在增量成本中的份额约为#美元。1百万美元，这已经发生了。此外，CCR规则要求持续的、分阶段的地下水监测。

截至2018年10月，APS已经完成了对其CCR处置单元的统计分析，这些单元触发了评估监测。 APS确定，其在Cholla和Four Corners的几个CCR处置单位将需要采取纠正措施。 此外，根据现行法规，所有此类处置单位必须最迟于2021年4月11日停止运营并启动关闭（受替代关闭影响的处置单位除外）。 APS于2019年6月14日完成了纠正措施的评估;然而，支持补救措施选择的其他调查和工程分析仍在进行中。 此外，APS还将征求公众的意见，并作为这一过程的一部分举办公开听证会。 根据迄今为止所做的工作，APS目前估计，其在四角的纠正措施和监测费用的份额可能从美元到美元不等。102000万美元至2000万美元151000万美元，这将招致
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简明合并财务报表的合并附注

30多年了。至于Cholla，APS目前估计，它在该设施的纠正行动和监测成本中的份额很可能范围从$352000万美元至2000万美元40万同样，这将在30年内发生。 随着APS继续实施CCR规则的纠正措施评估流程，当前的成本估计可能会发生变化。 鉴于在我们完全完成纠正措施评估和最终补救措施选择过程之前可能存在的不确定性，APS无法预测对APS的任何最终影响;但是，目前APS不认为对Four Corners或Cholla的成本估计的任何潜在变化会对其财务状况、经营业绩或现金流产生重大影响。

EPA电厂碳排放法规在过去十年的大部分时间里，美国环保署对电力公司发电厂二氧化碳排放的监管一直断断续续。 从2015年8月3日开始，EPA最终确定了清洁电力计划，这是该机构通过全系统发电调度转移进行此类监管的第一次努力。 这些法规随后于2019年6月19日被EPA废除，并由负担得起的清洁能源（“ACE”）法规取代，这是一套范围更窄的规则。虽然美国哥伦比亚特区巡回上诉法院随后于2021年1月19日撤销了ACE法规，并命令EPA制定与最初的2015年清洁能源计划一致的替代法规，但美国最高法院随后于2022年6月30日推翻了这一决定，认为清洁能源计划超出了EPA在清洁空气法下的权力。

在2023年5月23日发布的最新一套拟议规则中，美国环保局考虑了新建和现有发电厂的各个子类别的排放标准和指南。与美国环保局自2015年开始的清洁电力计划法规不同，该法规采取了广泛的、全系统的方法来监管电力公用事业化石燃料发电厂的碳排放，而最新的提案仅限于可以在个别发电厂安装的措施，以限制全球变暖排放。

因此，对于新的天然气燃烧涡轮机发电厂，美国环保局建议根据年度容量系数适用碳排放绩效标准。因此，对于利用率最高的燃气轮机，环保局建议对此类设施进行改造，以实现碳捕获和封存或利用控制(CCS)或不同水平的氢气(H2)共燃。至于现有的天然气燃烧涡轮机，美国环保局正在对大型、高利用率的发电机组实施类似的控制要求，但除此之外，目前不会进行进一步的监管。因此，根据环保局的建议，这意味着新的和现有的调峰燃气燃烧涡轮机(即那些年容量系数不超过20%的涡轮机)实际上不受拟议法规的监管。

对于燃煤发电厂，环保局没有根据产能和利用率实施监管，而是根据计划的退役日期制定了子类别。这意味着在2030年至2040年之前退役的设施必须满足越来越严格的排放限制，最高可达2030年开始的天然气联合燃烧。然而，对于那些在2040年前没有计划退役日期的设施，美国环保局要求这些工厂在2030年前改装CCS控制。

环保局预计将在2024年春季或夏季对这项提案采取最终行动。目前，APS无法预测这一规则制定的结果，也无法预测EPA何时采取最终行动。此外，APS正在继续评估这项提议及其对APS运营的潜在影响。根据最终结果，与APS当前和未来热电厂运营相关的成本可能大幅增加，这可能会影响APS的财务状况、运营结果或现金流。

其他可能涉及材料合规成本的环境规则包括与污水排放限制、臭氧国家环境空气质量标准相关的规则，以及涉及清洁空气法、清洁水法、濒危物种法、RCRA、超级基金、纳瓦霍民族和我们发电厂供水的其他规则或事项。遵守当前和未来环境法规的财务影响
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简明合并财务报表的合并附注

可能危及APS的化石燃料发电厂的经济可行性，或危及发电厂参与者资助任何必要的设备升级或继续参与这些工厂的意愿或能力。继续拥有某些资源，特别是我们的燃煤电厂的经济性可能会恶化，这些电厂可能会提前退役，这可能会导致资产减值。APS将寻求收回工厂任何剩余投资的账面价值，以及与提前退休相关的其他成本，但无法预测是否会获得此类回收。

四角国家排污消除系统(“NPDES”)许可证

最新的NPDES四角许可证于2019年9月30日发放。根据几个环保团体于2019年11月1日提交的文件，环境上诉委员会(EAB)开始审查四角NPDES许可证。EAB在2020年9月30日拒绝了环保组织的请愿书。虽然环保组织于2021年1月22日向美国第九巡回上诉法院提交了对EAB决定的复审申请，但诉讼各方(包括APS)于2022年5月2日最终达成和解。这项和解要求对四角的热废水排放进行调查，并在行政上结束了2021年1月提起的诉讼，预计不会对APS的财务状况、运营业绩或现金流产生实质性影响。

四角—4CA物质

2016年7月6日，4CA收购了埃尔帕索的7Four Corners的%权益。NTEC购买了这个72018年7月3日的利息，从4CA开始。NTEC购买了7按4CA账面价值计算的%利息，约为$701000万加元，并根据有担保的有利息本票在四年内支付了4CA的购买价格，该本票已于2022年6月30日全额支付。

在与出售有关的交易中，顶峰西部保证了NTEC对Four Corners的其他所有者的某些义务，例如NTEC的7资本支出及运营和维护费用的百分比份额。顶峰西部的担保是由APS根据2016年煤炭供应协议欠NTEC的一部分款项来担保的。

BCE事务

Clear Creek风电场的开发商、所有者和运营商Tenaska Clear Creek Wind，LLC对与Clear Creek风电场与输电系统连接相关的系统升级的拟议成本分配提出了异议，并于2021年5月21日向FERC提出申诉，部分获得批准，2021年12月16日被部分拒绝。Tenaska Clear Creek Wind，LLC提交了重审请求，但于2022年9月9日被驳回。随后，Tenaska Clear Creek Wind，LLC向FERC提交了重审请求和搁置2022年9月9日命令的动议。FERC在2023年2月16日发布的一项命令中拒绝了重新审理的请求和保留实质性讨论的动议。Tenaska Clear Creek Wind，LLC已向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院提交了对相关命令的复审请愿书，目前仍悬而未决。Tenaska Clear Creek Wind，LLC于2023年6月30日提交了开庭简报。

Tenaska Clear Creek Wind，LLC于2022年5月25日向FERC提交了第二份申诉，声称风力发电场被以歧视性的方式削减。2022年5月25日的申诉被FERC于2022年12月15日驳回，Tenaska Clear Creek Wind，LLC要求于2023年1月13日重新审理这一否认。FERC在2023年4月20日发布的命令中拒绝了重新审理的请求，并进行了实质性讨论。Tenaska Clear Creek Wind，LLC已向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院提交了对相关命令的复审请愿书，目前仍悬而未决。

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目录表

简明合并财务报表的合并附注

由于有争议的系统升级和相关的削减，Clear Creek风力发电场的发电量大幅减少，对该项目为投资者创造现金流的能力产生了实质性的不利影响。 这些能源削减预计将持续下去，除非实施系统升级以缓解目前的传输系统拥堵，或者争端被确定为有利于Tenaska Clear Creek Wind，LLC，或以有利于Tenaska Clear Creek Wind，LLC的方式解决。 因此，在2022年第四季度，由于这些持续的争端、成本分配的不确定性以及可能的有利解决方案，BCE确定其权益法投资完全减值。 在减值之前，该投资的账面价值为#美元。17.11000万美元，已减记以反映投资的估计公允价值零，截至2022年12月31日。 顶峰西部公司截至2022年12月31日的年度综合收益表包括税后亏损#美元12.8与此项减值相关的2000万欧元。

BCE和ameresco，Inc.共同拥有一个特殊目的实体，该实体是KūPoo太阳能项目的赞助商。这个项目是一个42位于夏威夷Oʻahu的兆瓦太阳能和电池存储设施，将根据20-与夏威夷电力公司签订了一项为期一年的电力购买协议。KūPoo太阳能项目预计将于2024年完成。2023年4月18日，KūPoo Solar特殊目的实体签订了一份美元1401.5亿无追索权建设融资协议。项目商业运营后，建设融资转为售后回租协议。融资协议需要$40赞助商股权，由项目的股权参与者提供资金。在融资方面，顶峰西部公司已经出具了与该项目相关的业绩担保。

财务保证

在正常业务过程中，我们从金融机构和其他第三方获得备用信用证和担保债券。这些工具保证了我们未来的业绩，并在我们不履行业绩的情况下为第三方提供财务和业绩保证。这些工具支持商品合同、附属义务和其他交易。截至2023年6月30日，备用信用证总额约为美元。12100万美元，将于2023年和2024年到期。截至2023年6月30日，2025年到期的担保债券总额约为美元。201000万美元。这些工具承保的相关负债反映在我们的资产负债表中(如适用)。因此，没有反映信用证和担保债券本身的额外负债。
 
我们签订的协议包括与我们的某些协议产生或相关的责任有关的赔偿条款。最重要的是，APS已同意就某些税务事项对帕洛佛得角销售回租交易中的股权参与者和其他各方进行赔偿。通常，赔偿条款中没有明确规定最高义务，因此，无法合理估计此类赔偿条款下的债务的总最高金额。根据历史经验和对具体赔偿条款的评估，我们不认为可能会有任何与此类赔偿条款相关的重大损失。
 
顶峰西部公司已经发布了父母担保，并根据某些担保债券为APS提供了赔偿，这些担保债券在2023年6月30日并不重要。与4CA的销售有关7%的权益，顶峰西部公司正在保证NTEC将对Four Corners的其他所有者承担某些义务。有关此保证的信息，请参阅上面的“四角-4CA问题”。顶峰西部公司不需要在这一保证下表现。担保中并无明确列明最高责任，因此，无法合理估计该担保项下责任的整体最高金额；然而，吾等认为该担保的公允价值，包括预期的信贷损失，并不重要。
55
目录表

简明合并财务报表的合并附注


关于BCE收购密苏里州Clear Creek风电场和明尼苏达州Noble 2风电场的少数股权，Pinnacle West担保BCE子公司有义务作出必要的股本出资，为项目建设提供资金(“股权出资担保”)，并向项目借款人支付生产税抵免资金(“PTC担保”)。在根据各自的担保协议付款时，顶峰西部公司担保的金额将减少。截至2023年6月30日，约有美元33在剩余的担保中，有100万主要与预计将于2030年终止的PTC担保有关。

关于BCE的特殊目的子公司Los Alamitos于2022年2月11日签订的信贷协议，Pinnacle West担保高达42700万美元，主要与过桥贷款有关。有关更多详细信息，请参见注释3。

2023年4月18日，顶峰西部就BCE的KūPOPO投资项目融资出具履约保函。BCE持有与KūPoo项目相关的股权方法投资。请参阅上面的讨论。

9.    其他收入和其他费用

下表专业版视频显示Pinnacle West的合并其他收入和其他支出(以千美元为单位)的详细信息：
截至三个月
6月30日，		截至六个月
6月30日，
2023202220232022
其他收入：
利息收入$6,406 $1,691 $12,432 $3,333 
杂类— (9)51 53 
其他收入合计$6,406 $1,682 $12,483 $3,386 
其他费用：
营业外成本(3,355)(3,701)(5,996)(6,154)
投资损失--净额(434)(575)(1,495)(1,256)
杂类(1,024)(308)(1,453)(596)
其他费用合计$(4,813)$(4,584)$(8,944)$(8,006)


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目录表

简明合并财务报表的合并附注

下表提供了APS的其他收入和其他费用的详细信息(以千美元为单位)：

 截至三个月
6月30日，		截至六个月
6月30日，
 2023202220232022
其他收入：   
利息收入$5,691 $1,396 $10,716 $2,495 
杂类— — 51 53 
其他收入合计$5,691 $1,396 $10,767 $2,548 
其他费用：  
营业外成本(3,111)(2,477)(5,299)(4,038)
杂类(1,024)(309)(1,453)(596)
其他费用合计$(4,135)$(2,786)$(6,752)$(4,634)


10.    每股收益

下表列出了Pinnacle West的基本每股收益和稀释后每股收益的计算方法(单位为千，每股收益除外)：
 截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
 2023202220232022
普通股股东应占净收益$106,663 $164,312 $103,366 $181,268 
加权平均已发行普通股-基本
113,411 113,172 113,385 113,137 
稀释性证券的净影响：
或有可发行履约股和限制性股票单位306 197 272 195 
加权平均已发行普通股-稀释后
113,717 113,369 113,657 113,332 
加权平均每股已发行普通股收益
普通股股东应占净收益--基本$0.94 $1.45 $0.91 $1.60 
普通股股东应占净收益--摊薄$0.94 $1.45 $0.91 $1.60 

11.    公允价值计量
 
我们在公允价值层次中对按公允价值列账的资产和负债进行分类。该层次对用于确定公允价值的投入的质量和可靠性进行排名，然后将其分类并披露为三个类别之一。公允价值层次的三个级别为：
 
第1级-投入是指在计量日期相同资产或负债在活跃市场的未经调整的报价。

第二级-其他重大可观察输入数据，包括类似资产或负债于活跃市场的报价;于不活跃市场的报价，以及其输入数据可观察的模型衍生估值（如收益率曲线）。
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目录表

简明合并财务报表的合并附注

 
第3级-具有重大不可观察输入数据且很少或没有市场活动支持的估值模式。 此类别的工具可包括因交易时间长短而无法观察估值的长期衍生工具交易、期权及在不存在可观察市场数据的地点进行的交易。 我们采用的估值模型利用现货价格、远期价格、历史市场数据及其他因素来预测未来价格。

资产和负债是根据对公允价值计量有重要意义的最低投入水平进行整体分类的。因此，即使估值可能包括容易观察到的重要投入，估值也可能被归类为第三级。我们最大限度地利用可观察到的投入，最大限度地减少使用不可观察到的投入。我们主要依靠市场方法，即使用价格和其他市场信息来获得相同和/或可比较的资产和负债。*如果市场数据不容易获得，投入可能反映我们自己对市场参与者将使用的投入的假设。我们对投入和特定投入对公允价值计量的重要性的评估需要判断，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次结构水平中的放置。我们通过获取可观察的经纪报价、审查实际市场活动和评估交易量来评估市场是否活跃。当报价对经纪具有约束力时，我们认为经纪报价是可观察的投入，我们可以用市场活动验证报价，或者我们可以确定经纪用于达到报价的投入是可观察的。

若干工具已使用资产净值（“资产净值”）概念作为可行权宜方法进行估值。 这些工具通常被构造为投资公司，向多个投资者提供股份或单位，以提供回报。 这些工具类似于共同基金;然而，它们的NAV通常不公布和公开，这些工具也不在交易所交易。 使用资产净值作为实际权宜方法估值的工具包括在我们的公允价值披露中;然而，根据GAAP，不属于公允价值层级。

经常性公允价值计量
 
我们将经常性公允价值计量应用于现金等价物、衍生工具以及在核退役信托基金和其他特殊用途基金中持有的投资。 我们每年对退休及其他福利计划中持有的计划资产应用公平值计量。 有关我们的退休及其他福利计划所持计划资产的公平值讨论，请参阅2022年表格10-K附注7。
 
现金等价物
 
现金等价物指使用活跃市场报价估值的若干货币市场基金投资。

风险管理活动-能源衍生工具
 
交易所交易的商品合约使用未经调整的报价进行估值。对于非交易所交易的商品合约，我们根据买入价和卖出价的平均值计算公允价值，并贴现以反映净现值。我们对与未来承诺的估值相关的一些风险保持一定的估值调整。这些风险包括流动性和信用风险的估值调整。流动性估值调整代表如果所有不匹配的头寸都被平仓或对冲将产生的成本。*信用估值调整代表我们对交易对手的净敞口的估计信用损失，考虑到净额结算协议、预期的违约经验
58
目录表

简明合并财务报表的合并附注

交易对手和投资组合的整体多元化。我们维持管理层认为将整体信用风险降至最低的信贷政策。
 
若干非交易所买卖商品合约基于合约之长期性质、产品特性或交易之独特地点而根据不可观察输入数据进行估值。 我们的长期能源交易包括近期部分的可观察估值及长期部分的不可观察估值。 我们主要依靠经纪商报价来评估这些工具。 当我们的估值使用经纪人报价时，我们会执行各种控制程序，以确保报价符合公允价值会计指引。 这些控制包括通过与其他经纪商报价进行比较来评估报价的合理性、审查历史价格关系以及评估市场活动。 当没有经纪商报价时，用于计算公允价值的主要估值技术是使用同一地区流动性较高的交割点的可观察市场数据和流动性较低的交割点的实际交易对远期定价曲线进行推断。
 
倘不可观察部分对交易之整体估值属重大，则整项交易分类为第三级。
 
风险管理活动-利率衍生工具

我们的利率衍生工具与利率互换有关，利率互换使用金融模型进行估值，该金融模型利用类似工具的可观察输入，并被归类为二级。输入包括收益率曲线和交易对手的信用质量。
 
对核退役信托基金和其他特别用途基金的投资

核退役信托基金和其他特殊用途基金投资于固定收益和股权证券。其他特殊用途资金包括煤炭回收托管账户和现役工会员工医疗账户。有关我们投资账户的更多讨论，请参见附注12。

我们使用受托人和托管代理提供的信息对固定收益和股权证券的投资进行估值。我们的受托人和托管代理使用定价服务，这些服务利用下面描述的估值方法来确定公平的市场价值。我们制定了内部控制程序，以确保这些信息与公允价值会计准则保持一致。这些程序包括使用独立的定价来源评估估值、核实定价是否可以得到近期实际市场交易的支持、评估等级分类、将投资回报与基准进行比较、获取和审查关于受托人和托管代理人的内部操作控制和估值程序的独立审计报告。

固定收益证券

美国财政部发行的固定收益证券的估值使用活跃的市场报价，通常被归类为一级。由公司、市政当局和其他机构发行的固定收益证券，包括抵押贷款支持工具，使用报价的非活跃市场价格、类似证券的活跃市场价格，或通过结合可观察到的投入(如收益率曲线和相对于此类收益率曲线的利差)的计算进行估值。这些固定收益工具被归类为二级。只要有可能，就会获得多个市场报价，从而实现交叉检查验证。主要价格来源是基于资产类型、类别或证券发行来确定的。

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目录表

简明合并财务报表的合并附注

固定收益证券还可能包括对存单、可变利率票据、定期存款账户、美国财政部和机构债务、美国财政部回购协议、商业票据和其他短期工具的短期投资。这些工具使用活跃的市场价格或利用上述可观察到的投入进行估值。

股权证券

核退役信托的股权安全投资是通过混合基金间接持有的。混合基金的估值使用基金的资产净值作为实际权宜之计。基金的资产净值主要来自基金持有的标的权益证券的活跃市场报价。我们可以在资产净值每半个月进行一次混合基金的交易。由于混合基金由银行管理，并根据跟踪S指数表现的声明目标持有投资。因为混合基金的股票被提供给有限的一群投资者，它们不被认为是在活跃的市场中交易。由于这些工具是使用资产净值进行估值的，作为一种实际的权宜之计，它们没有被归类到公允价值等级中。

核退役信托基金和其他特殊用途基金还可能持有股票证券，包括交易所交易共同基金和货币市场账户，用于短期流动性目的。这些短期、高流动性的投资是使用活跃的市场价格进行估值的。
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目录表

简明合并财务报表的合并附注

-公允价格表

下表列出了我们的资产和负债在2023年6月30日的公允价值，这些资产和负债是在经常性基础上按公允价值计量的(以千美元为单位)：
 
 第1级二级第三级其他 总计
资产      
现金等价物$14 $— $— $— $14 
风险管理活动--衍生工具：
商品合同28,692 13,753 (17,716)(a)24,729 
利率互换— 409 — — 409 
小计风险管理活动--衍生工具— 29,101 13,753 (17,716)25,138 
核退役信托基金：
股权证券19,895 — — (6,247)(b)13,648 
美国混合型股票基金— — — 499,204 (c)499,204 
美国国债248,897 — — —  248,897 
公司债务— 167,372 — —  167,372 
抵押贷款支持证券— 163,599 — —  163,599 
市政债券— 62,269 — —  62,269 
其他固定收益— 7,408 — —  7,408 
小计核退役信托基金268,792 400,648 — 492,957 1,162,397 
其他专项使用资金：
股权证券27,250 — — 1,519 (b)28,769 
美国国债319,279 — — — 319,279 
市政债券— 3,950 — — 3,950 
其他专项资金小计346,529 3,950 — 1,519 351,998 
总资产$615,335 $433,699 $13,753 $476,760 $1,539,547 
负债
风险管理活动--衍生工具：
商品合同$— $(94,601)$(15,032)$11,445 (a)$(98,188)
利率互换— (949)— — (949)
小计风险管理活动--衍生工具— (95,550)(15,032)11,445 (99,137)
总负债$— $(95,550)$(15,032)$11,445 $(99,137)

(a)代表交易对手净额结算、保证金和抵押品。请参阅注释7。
(b)代表未完成的证券销售和购买净额。
(c)使用资产净值进行估值是一种实际的权宜之计，因此不在公允价值等级中分类。

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目录表

简明合并财务报表的合并附注

下表列出了我们的资产和负债在2022年12月31日的公允价值，这些资产和负债是在经常性基础上按公允价值计量的(以千美元为单位)：
 
 第1级二级第三级其他 总计
资产
风险管理活动--衍生工具：
商品合同$— $127,129 $26,132 $(21,163)(a)$132,098 
利率互换— 131 — — 131 
小计风险管理活动--衍生工具— 127,260 26,132 (21,163)132,229 
核退役信托基金：
股权证券14,658 — — 3,827 (b)18,485 
美国混合型股票基金— — — 472,582 (c)472,582 
美国国债211,923 — — — 211,923 
公司债务— 149,226 — — 149,226 
抵押贷款支持证券— 147,938 — — 147,938 
市政债券— 64,881 — — 64,881 
其他固定收益— 8,375 — — 8,375 
小计核退役信托基金226,581 370,420 — 476,409 1,073,410 
其他专项使用资金：
股权证券66,974 — — 963 (b)67,937 
美国国债275,267 — — — 275,267 
市政债券— 4,027 — — 4,027 
其他专项资金小计342,241 4,027 — 963 347,231 
总资产$568,822 $501,707 $26,132 $456,209 $1,552,870 
负债
风险管理活动--衍生工具：
商品合同$— $(25,874)$(31,020)$15,357 (a)$(41,537)
利率互换— (909)— — (909)
小计风险管理活动--衍生工具— (26,783)(31,020)15,357 (42,446)
总负债$— $(26,783)$(31,020)$15,357 $(42,446)

(a)代表交易对手净额结算、保证金和抵押品。请参阅注释7。
(b)代表未完成的证券销售和购买净额。
(c)使用资产净值进行估值是一种实际的权宜之计，因此不在公允价值等级中分类。

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目录表

简明合并财务报表的合并附注

公允价值计量分类为第三级
 
计量能源衍生工具合约的公平值所用的重大不可观察输入数据包括经纪报价，主要由于报价的长期性质或产品的其他特征而无法验证为可观察输入数据。 单独该等输入数据的重大变动将导致公平值计量大幅增加或减少。 由于监管会计处理，我们的衍生工具合约公允价值变动（包括与不可观察输入数据有关的变动）通常不会影响净收入。 见注4。
 
由于我们分类为第三级的远期商品合约目前处于净买入状况，我们预期相关商品的价格上涨将导致相关合约的公平净值增加。 相反，倘相关商品的价格下跌，则相关合约的公平净值可能会减少。
 
其他不可观察估值输入数据包括信贷及流动资金储备，其对我们的估值并无重大影响;然而，该等输入数据的重大变动亦可能导致公平值计量增加或减少。

下表提供了有关我们在2023年6月30日和2022年12月31日对我们的风险管理衍生品3级工具进行估值的重大不可观察输入的信息：

2023年6月30日
公允价值（千）		估值意义重大加权平均
大宗商品期货合约资产负债技术无法观察到的输入射程 (b)
电力：
远期合同（a）$13,753 $10,859 贴现现金流远期电价(每兆瓦时)$37.79-$245.59$128.78 
天然气：
远期合同（a）— 4,173 贴现现金流天然气远期价格(单位：MMBtu)$(0.20)-$0.00$(0.13)
总计$13,753 $15,032 
(a)包括掉期以及实物和金融合同。
(b)未观察到的投入由该工具的相对公允价值加权。

2022年12月31日
公允价值（千）		估值意义重大加权平均
大宗商品期货合约资产负债技术无法观察到的输入射程(b)
电力：
远期合同（a）$26,132 $1,759 贴现现金流远期电价(每兆瓦时)$37.79-$310.69$163.92 
天然气：
远期合同（a）— 29,261 贴现现金流天然气远期价格(单位：MMBtu)$(11.81)-$0.00$(5.08)
总计$26,132 $31,020 
(a)包括掉期以及实物和金融合同。
(b)未观察到的投入由该工具的相对公允价值加权。

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目录表

简明合并财务报表的合并附注

下表显示了我们的风险管理活动的资产和负债的公允价值变化，这些资产和负债是使用第三级投入(以千美元为单位)按公允价值经常性计量的：

 截至三个月
6月30日，		截至6月30日的六个月，
大宗商品期货合约2023202220232022
期初导数净余额$6,622 $9,650 $(4,888)$(2,738)
已实现/未实现净收益(亏损)合计：
作为监管资产或负债递延(26,859)(7,514)(57,286)9,293 
聚落8,641 2,032 50,578 (2,387)
从2级转移到3级(1,289)185 (1,289)185 
从3级转移到2级11,606 193 11,606 193 
期末净衍生余额$(1,279)$4,546 $(1,279)$4,546 
未实现净收益计入与期末仍持有的工具相关的收益中$— $— $— $— 

转进或转出第三级通常与我们的长期能源交易有关，这些交易超出了可用报价期限。
 
未按公允价值列账的金融工具
 
我们短期借款的账面价值接近公允价值，并被归类在公允价值等级的第二级。我们的长期债务公允价值见附注3。

12.    对核退役信托基金和其他特殊用途基金的投资

我们在核能退役信托基金、煤炭复垦托管账户和活跃的联合员工医疗账户中持有债务和股权证券的投资。对债务证券的投资被归类为可供出售证券。我们在我们的简明综合资产负债表上按公允价值记录债务和股权证券投资。关于公允价值如何确定以及公允价值层次结构内投资的分类的讨论，见附注11。每一信托或账户的投资仅限于使用，其目的是为具体的成本和活动提供资金，如下文对每一基金的进一步描述。

核退役信托基金-APS根据NRC法规建立了外部退役信托，为APS预计因退役而产生的未来成本提供资金。第三方投资经理有权根据规定的投资指导方针买卖证券。信托基金投资于固定收益证券和股权证券。出售证券和到期日的收益和收益再投资于信托基金。由于APS有能力按费率收回退役成本，并根据监管处理，APS已递延其他监管负债的已实现和未实现损益(包括信贷损失)。

煤炭复垦代管账户-APS的投资受到限制，用于未来煤矿复垦相关资金的四角。这个托管账户主要投资于固定收益证券。出售证券的收益和收益再投资于代管账户。由于APS有能力在费率中收回煤炭复垦成本，并根据监管处理，APS在其他监管负债中递延了已实现和未实现的损益(包括信贷损失)。与APS煤矿复垦代管账户投资有关的活动列在下表其他特别用途基金内。
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目录表

简明合并财务报表的合并附注


工会在职员工医疗帐户-APS的投资受到限制，用于支付工会在职员工的医疗费用。这些投资可用于支付工会在职员工在当前和未来期间发生的医疗费用。2022年，APS报销了#美元15从活跃的工会员工医疗账户中支付前一年活跃的工会员工医疗索赔100万美元。该账户主要投资于固定收益证券。根据厘定差饷的处理，APS已递延其他监管负债的未实现损益(包括信贷损失)。与工会在职员工医疗账户投资有关的活动包括在下表的其他特殊用途基金中。

APS

下表列出了基于原始投资成本的未实现收益和损失，并总结了APS核退役信托和其他特殊用途基金资产的公允价值（以千美元计）：
2023年6月30日
 公允价值总计
未实现
收益		总计
未实现
损失
投资类型：核退役信托基金其他特别用途基金总计
股权证券$519,099 $27,250 $546,349 $378,973 $(5)
可供出售-固定收益证券649,545 323,229 972,774 (a)2,830 (58,178)
其他(6,247)1,519 (4,728)(b)— (4)
总计$1,162,397 $351,998 $1,514,395 $381,803 $(58,187)

(a)截至2023年6月30日，该等可供出售投资的摊销成本基准为$1,028百万美元。
(b)代表未完成的证券销售和购买净额。

2022年12月31日
 公允价值总计
未实现
收益		总计
未实现
损失
投资类型：核退役信托基金其他特别用途基金总计
股权证券$487,240 $66,974 $554,214 $334,817 $(267)
可供出售-固定收益证券582,343 279,294 861,637 (a)3,177 (68,795)
其他3,827 963 4,790 (b)— (29)
总计$1,073,410 $347,231 $1,420,641 $337,994 $(69,091)

(a)截至2022年12月31日，该等可供出售投资的摊销成本基准为$927百万美元。
(b)代表未完成的证券销售和购买净额。

65
目录表

简明合并财务报表的合并附注

下表列出了APS与可供出售的债务证券和股权证券的销售和到期有关的已实现损益，以及这些投资证券的销售和到期收益(以千美元为单位)：
 截至6月30日的三个月，
 核退役信托基金其他特别用途基金总计
2023
已实现收益$35,231 $— $35,231 
已实现亏损(11,192)— (11,192)
出售证券所得款项(A)298,761 42,141 340,902 
2022
已实现收益$6,282 $— $6,282 
已实现亏损(12,439)— (12,439)
出售证券所得款项(A)309,966 20,466 330,432 

(A)所有收益再投资于核退役信托基金和其他特殊用途基金，不包括从现有工会员工医疗账户偿还给本公司的现有工会员工医疗索赔金额。
 截至6月30日的六个月，
 核退役信托基金其他特别用途基金总计
2023
已实现收益$36,441 $— $36,441 
已实现亏损(16,886)— (16,886)
出售证券所得款项(A)434,946 132,582 567,528 
2022
已实现收益$7,305 $— $7,305 
已实现亏损(19,674)— (19,674)
出售证券所得款项(A)629,659 62,011 691,670 

(A)所有收益再投资于核退役信托基金和其他特殊用途基金，不包括从现有工会员工医疗账户偿还给本公司的现有工会员工医疗索赔金额。

66
目录表

简明合并财务报表的合并附注

固定收益证券合约到期日

APS固定收益证券在2023年6月30日按合同到期日汇总的公允价值如下(以千美元为单位)：
 核退役信托基金煤炭复垦代管账户工会在职员工医疗账户总计
不到一年$19,020 $57,267 $38,684 $114,971 
1年-5年175,774 35,020 144,630 355,424 
5年-10年158,261 — 43,678 201,939 
超过10年296,490 3,950 — 300,440 
总计$649,545 $96,237 $226,992 $972,774 

13.     累计其他全面亏损变动情况

下表显示了Pinnacle West的合并累计其他综合亏损的变化，包括按组成部分(以千美元为单位)的重新分类调整、税净额：
养老金和其他退休后福利*衍生工具*总计
截至6月30日的三个月
余额2023年3月31日$(31,817)$281 $(31,536)
重新分类前的OCI(损失)(982)446 (536)
从累计其他全面亏损中重新分类的金额481  (a)— 481 
余额2023年6月30日$(32,318)$727 $(31,591)
余额2022年3月31日$(52,984)$(724)$(53,708)
重新分类前的OCI(损失)(3,213)1,007 (2,206)
从累计其他全面亏损中重新分类的金额1,100  (a)— 1,100 
余额2022年6月30日$(55,097)$283 $(54,814)

(A)这些数额主要是精算损失的摊销，计入定期养恤金净费用。

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目录表

简明合并财务报表的合并附注

退休金和其他退休后福利衍生工具总计
截至6月30日的六个月
余额2022年12月31日$(32,332)$897 $(31,435)
重新分类前的OCI(损失)(982)(170)(1,152)
从累计其他全面亏损中重新分类的金额996 (a)— 996 
余额2023年6月30日$(32,318)$727 $(31,591)
余额2021年12月31日$(53,885)$(976)$(54,861)
重新分类前的OCI(损失)(3,213)1,259 (1,954)
从累计其他全面亏损中重新分类的金额2,001 (a)— 2,001 
余额2022年6月30日$(55,097)$283 $(54,814)

(A)这些数额主要是精算损失的摊销，计入定期养恤金净费用。

下表显示了APS的综合累计其他综合亏损的变化，包括按组成部分(以千美元为单位)进行的重新分类调整、税项净额：

养老金和其他退休后福利
截至6月30日的三个月
余额2023年3月31日$(15,139)
重新分类前的OCI(损失)(839)
从累计其他全面亏损中重新分类的金额431 (a)
余额2023年6月30日$(15,547)
余额2022年3月31日$(34,060)
重新分类前的OCI(损失)(3,160)
从累计其他全面亏损中重新分类的金额999 (a)
余额2022年6月30日$(36,221)

(A)这些数额主要是精算损失摊销，并计入定期养恤金净费用的计算。
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目录表

简明合并财务报表的合并附注

养老金和其他退休后福利
截至6月30日的六个月
余额2022年12月31日$(15,596)
重新分类前的OCI(损失)(839)
从累计其他全面亏损中重新分类的金额888 (a)
余额2023年6月30日$(15,547)
余额2021年12月31日$(34,880)
重新分类前的OCI(损失)(3,160)
从累计其他全面亏损中重新分类的金额1,819 (a)
余额2022年6月30日$(36,221)

(A)这些数额主要是精算损失摊销，并计入定期养恤金净费用的计算。

14.     租契
 
我们通过不同条款、条款和到期日的经营租赁协议租赁某些土地、建筑物、车辆、设备和其他财产。APS也有某些购买的电力和能源储存协议，符合租赁安排的条件。我们的租约还有2023年至2073年到期的剩余期限。我们几乎所有的租赁活动都与APS有关。

1986年，APS与三独立的出租人信托实体，以出售和租回帕罗维德2号机组和相关公共设施的权益。这些出租人信托实体被视为VIE，APS是这些VIE的主要受益人。*作为主要受益人，APS合并了这些出租人信托实体。由于合并后取消了租赁会计，这些出售回租交易的影响被排除在我们的租赁披露之外。有关VIE的讨论，请参见附注6。

APS购买了电力租赁协议，使APS有权在整个安排期限内每年的某些月份从某些天然气燃料发电机获得发电能力。由于APS只有权在每年的特定期间使用资产，因此租约具有非连续的使用期。APS不会直接运营或维护新租赁的资产。APS控制着租赁资产在使用后几个月的调度，并被要求在这两个使用期间支付固定的每月运力付款。对于这些类型的租赁资产，APS已选择将租赁和非租赁付款部分结合起来，并将整个固定付款作为租赁义务进行记账。除按月支付固定的产能外，APS还必须根据资产的实际生产量支付可变费用。我们的租赁义务的计量不包括可变对价。

2023年1月，APS修改二现有的购电运营租赁协议。除其他变化外，修改将其中一份租约的合同到期日从2027年10月延长至2032年10月，将另一份租约的到期日从2026年9月延长至2034年10月。这些租赁协议此前于2020年和2021年开始生效。

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目录表

简明合并财务报表的合并附注

下表提供了与我们的租赁成本相关的信息(以千美元为单位)：

截至三个月
6月30日，		截至6月30日的六个月，
2023202220232022
运营租赁成本-购买的电力租赁合同$35,655 $29,140 $35,655 $29,140 
经营租赁成本-土地、物业和其他设备4,798 4,569 9,574 9,141 
总运营租赁成本40,453 33,709 45,229 38,281 
可变租赁费(A)47,994 42,662 64,724 61,304 
短期租赁成本7,403 2,201 8,804 3,503 
总租赁成本$95,850 $78,572 $118,757 $103,088 

(A)费用主要涉及购买的电力租赁合同。

租赁成本主要包括在我们的简明综合收益表中作为运营费用的一个组成部分。与购买的电力租赁合同有关的租赁成本在简明综合损益表中记录在燃料和购买的电力中，并根据PSA或RES(见注4)进行回收。以上表格反映了根据PSA和Res监管延期之前的租赁成本金额。可变租赁成本在发生成本的期间确认，主要与可再生购买的电力租赁合同有关。大多数可再生购买的电力租赁合同的支付取决于环境因素。由于与燃料来源的可靠性有关的固有不确定性，付款被认为是可变的，不计入租赁负债和使用权租赁资产的计量。我们的某些租赁协议有非连续使用期限的租赁条款。对于这些协议，我们确认使用期内的租赁成本。初始期限为12个月或以下的租赁被视为短期租赁，不计入资产负债表。

下表提供了与我们的经营租赁负债到期相关的信息(以千美元为单位)：
2023年6月30日
年购买的电力租赁合同土地、财产和设备租赁总计
2023年(2023年剩余6个月)$100,130 $8,420 $108,550 
2024104,315 13,450 117,765 
2025121,082 10,966 132,048 
2026134,806 8,742 143,548 
2027160,727 6,790 167,517 
2028164,524 4,608 169,132 
此后779,792 67,998 847,790 
租赁承诺额总额1,565,376 120,974 1,686,350 
扣除计入的利息329,397 44,757 374,154 
租赁总负债$1,235,979 $76,217 $1,312,196 

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目录表

简明合并财务报表的合并附注

我们在租赁开始时确认租赁资产和负债。截至2023年6月30日，我们有已经执行但尚未开始的租赁安排。这些安排主要涉及能源储存资产。这些安排的租约开始日期都出现了延误。APS将继续与出租人合作，以确定修订的开工日期。我们预计租赁开始日期为2023年8月至2025年6月，租赁期限至2045年5月。我们预计为这些安排支付的固定代价总额，包括租赁和非租赁付款，将约为#美元。6.330亿美元的安排条款。

下表提供了与经营租赁负债有关的其他补充信息(千美元)：
截至六个月
2023年6月30日		截至2022年6月30日的六个月
为计量租赁负债--经营现金流所包括的金额支付的现金：$13,798 $12,953 
用经营性租赁资产换取经营性租赁负债553,665 (a)11,182 

2023年6月30日2022年12月31日
加权平均剩余租期10年份7年份
加权平均贴现率(B)4.45 %2.21 %

(A)主要关乎二购买了2023年1月修改的电力运营租赁协议。
(B)我们大部分的租约并没有订立一个可随时厘定的隐含利率。对于这些协议，我们使用我们的增量借款利率来衡量租赁负债的现值。我们在租赁开始时根据我们必须支付的利率来确定我们的增量借款利率，在类似的期限内，我们必须在抵押的基础上借入相当于类似经济环境下的租赁付款的金额。当隐含利率很容易确定时，我们就使用它。

15.     资产报废债务

于截至2023年6月30日止六个月内，本公司修订了Cholla与关闭池塘及设施有关的现有资产退休债务(ARO)的成本估计，导致ARO增加约$361000万美元。此外，更新了最新的四角燃煤电厂退役估计数，减少了约#美元。131000万美元。请参阅附注4和8中的其他详细信息。

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目录表

简明合并财务报表的合并附注

以下时间表显示了截至2023年6月30日的六个月我们的资产报废债务的变化(以千美元为单位)：
 2023
截至2023年1月1日的资产报废义务$797,762 
可归因于以下方面的变化：
吸积费用21,313 
聚落(2,868)
估计现金流修正22,912 
截至2023年6月30日的资产报废义务$839,119 

根据监管会计，APS应计其受监管公用事业资产的迁移成本，即使没有移除的法律义务。

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目录表
第二项。          管理层对财务问题的探讨与分析 作业情况和结果
 
引言
 
以下讨论应与Pinnacle West的简明综合财务报表和APS的简明综合财务报表以及本报告第1项中出现的相关合并附注一起阅读。有关可能导致我们未来的实际结果与我们目前寻求或预期的结果不同的因素的信息，请参阅本报告前面的“前瞻性陈述”和本报告第10-K表第1部分第1A项和本报告第II部分第1A项的“风险因素”。
 

概述

业务概述

Pinnacle West是一家投资者所有的电力公用事业控股公司，总部位于亚利桑那州凤凰城，合并资产约为240亿美元。130多年来，顶峰西部公司及其附属公司一直为亚利桑那州的个人和企业提供能源和能源相关产品。

顶峰西部公司基本上所有的收入和收益都来自我们的主要子公司APS。APS是亚利桑那州最大、服务时间最长的电力公司，为亚利桑那州15个县中的11个县的约140万零售客户提供安全、负担得起和可靠的电力。APS也是帕洛维德的运营商和共同所有者，帕洛维德是美国西南部的主要电力来源。

通货膨胀率

在截至2023年6月的过去12个月里，凤凰城的总体通货膨胀率增长了4.4%，而全国的通胀率为3%；然而，APS与国内和国际公司的合作帮助部分减少了当地成本上升对APS的影响。通货膨胀的影响在APS的不同支出类别中有所不同。价格的大幅上涨已经开始从2022年第四季度的市场升温中趋于平稳；然而，APS在2023年第二季度继续看到高达20%的涨幅。APS在受制造能力限制影响的燃料、化学品和电子零部件等波动较大的支出类别中看到了通胀影响。通货膨胀还通过供应商增加的材料成本、保险成本和工资率等转嫁成本对支出类别产生影响。

甚至在这些增长之前，APS就已经专注于其客户可负担性倡议，这使得APS能够缓解通胀压力。这一举措包括通过APS的精益西格玛方法以及其他公司决策识别效率机会。例如，APS维护其库存以利用较低的定价(如果可用)，并将供应链延迟降至最低，因为供应链延迟可能会因加速费用而提高定价。此外，APS还主动签订了长期合同，以对冲价格波动，这使其能够减少对变压器等几个采购支出领域的影响。

《2022年通货膨胀率削减法案》

2022年8月16日，总裁·拜登签署《2022年降通胀法案》(“爱尔兰共和军”)。爱尔兰共和军大大扩大了对清洁能源发电技术和能源储存投资的税收抵免。与公司清洁能源承诺相关的主要条款包括：(I)延长太阳能和风能发电的税收抵免，包括太阳能投资的新选项
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目录表
生产税抵免(“PTC”)，以代替投资税收抵免(“国贸中心”)从2022年开始；(2)从2023年开始将国贸中心扩大到包括独立的储能技术；以及(3)在2024年至2032年期间为现有核电厂生产的核能引入新的临时技术合同。美国国税局和美国财政部将继续发布法规和其他指导意见，提供更多细节，并澄清该公司如何能够申领每一项信用。

此外，《利率法》包含几项条款，可能会给公司带来额外的税收负担，包括对净利润超过10亿美元的公司征收15%的公司替代最低税，以及对股票回购征收1%的消费税。我们目前并不相信本公司会因该等法律条文而承担任何重大税务责任。

新冠肺炎

在新冠肺炎疫情期间，AP经历了一些成品材料的延误和劳动力市场的紧张。APS制定了持续监测和评估资源和劳动力需求以及供应链充分性的措施，但无法预测未来是否会因为新冠肺炎、另一场疫情或其他原因而出现材料供应链或劳动力短缺。从大流行开始到2021年4月，APS还经历了住宅用电销售增加，商业和工业用电销售下降的情况。 从2021年5月开始，商业和工业客户的电力销售增长到与新冠肺炎之前的水平，但住宅销售继续高于新冠肺炎之前的销售。

由于新冠肺炎的原因，APS自愿从2020年3月13日起至2020年12月31日期间暂停未付款客户的断线。 因不付款而暂停客户断线的措施于2021年1月1日结束，如果客户在断线期限结束时有75美元或更多的逾期余额，将自动获得8个月的付款安排。 APS于2020年3月13日自愿开始免除客户的滞纳金。 自2023年2月1日起，恢复住宅客户滞纳金，自2022年5月1日起，恢复商业和工业客户滞纳金。 有关夏季停电的更多信息，请参见附注3。

冠状病毒援助、救济和经济安全(CARS)法案允许雇主推迟支付雇主份额的社会保障工资税，否则将从2020年3月27日起推迟到2020年12月31日。 我们将雇主在2020年7月1日期间缴纳的社会保障工资税部分的现金支付推迟到2020年12月31日，约为1800万美元。截至2022年12月31日，我们已全额支付了这笔现金延期付款。

战略概述

我们的战略是通过为我们的客户提供清洁、可靠和负担得起的能源，为亚利桑那州创造一个可持续的能源未来，从而为股东提供价值。

清洁能源承诺

我们致力于尽自己的一份力量，让未来变得清洁和无碳。作为亚利桑那州的管家，我们做的事情对亚利桑那州的人民和繁荣是正确的。 我们的愿景是通过提供清洁、负担得起和可靠的能源，为亚利桑那州创造一个可持续的能源未来。 我们可以通过与客户、社区、员工、政策制定者、股东和其他利益相关者合作来实现我们的愿景。我们的清洁能源目标是以健全的科学为基础，支持持续增长和经济发展，同时保持APS客户的可靠性和负担得起的价格。
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目录表
APS的清洁能源目标由三部分组成：
•2050年的目标是提供100%清洁、无碳的电力；
•到2030年，实现清洁能源占资源组合的65%，发电组合中45%来自可再生能源的目标；以及
•承诺到2031年退出燃煤发电。

APS成功履行其清洁能源承诺的能力取决于许多重要的外部因素，其中一些因素包括支持性的监管环境、销售和客户增长、清洁能源技术的发展以及资本市场的持续准入。

2050年目标：100%清洁、无碳电力。到2050年实现完全清洁、无碳的能源组合是我们的愿望。2050年的目标将涉及新的思维，并依赖于改进的新技术。

2030年目标：清洁能源占比65%。APS的能源组合已经达到50%清洁，现有计划在2025年前增加更多可再生能源和能源储存。在这些计划的基础上，APS计划到2030年实现65%的清洁能源组合，其中45%的APS发电组合来自可再生能源。“清洁”是以能源组合的百分比来衡量的，包括所有无碳资源，如核能、可再生能源和需求侧管理。“可再生”能源包括太阳能、风能和生物质等发电资源，并根据ACC的可再生能源标准占零售额的百分比进行衡量。随着APS在2050年前实现100%清洁、无碳的能源组合，这一目标将成为我们资源规划、投资战略和客户负担能力努力的检查点。

2031年目标：退出燃煤发电。到2031年退出燃煤发电的计划将要求APS停止依赖四角的燃煤发电。APS已经永久淘汰了超过1,000兆瓦的燃煤发电能力。自2005年以来，APS采取的这些关闭和其他措施已使碳排放总量减少了33%。此外，APS已承诺在2025年前停止在其剩余的Cholla工厂使用煤炭。

APS明白，从燃煤电厂向清洁能源未来的过渡将为这些电厂周围的社区带来独特的经济挑战。 我们与纳瓦霍民族的利益相关者和领导人合作，考虑APS燃煤电厂停止运营对这些设施周围社区的影响，以提出全面的煤炭社区过渡（“CCT”）计划。 拟议的框架提供了大量的财政和经济发展支持，以创造新的经济机会，并解决了工厂员工的过渡战略。 我们致力于继续与纳瓦霍民族在其他领域的长期合作伙伴关系，包括扩大电气化和开发部落可再生能源项目。 我们提出的CCT计划支持四角所在的纳瓦霍族、乔拉发电厂周围的社区以及受纳瓦霍发电厂关闭影响的霍皮族。 2021年11月2日，行政协调会批准了修订后的2019年费率案件ROO，要求（i）在三年内向纳瓦霍族支付总额为1000万美元的等额款项，（ii）在2019年费率案件决定后60天内向霍皮部落一次性支付100万美元，（iii）500美元，在2019年费率案决定后60天内向纳瓦霍县社区一次性支付2000美元，（iv）高达125万美元用于霍皮族保留地的家庭和企业电气化，以及（v）高达125万美元用于纳瓦霍族保留地的家庭和企业电气化。 这些付款和支出是由于计划从四角和全拉撤出，以及纳瓦霍工厂的提前关闭。 所有订购的付款和支出都将通过费率收回。 有关CCT计划的讨论，请参见注释4。

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目录表
根据2019年费率案的裁决，截至2023年4月，APS已完成以下付款，可通过与有条件现金转移相关的费率追回：(1)向纳瓦霍民族支付666万美元；(2)向纳瓦霍县社区支付50万美元；(3)向霍皮部落支付100万美元。根据APS对受影响社区的承诺，APS还完成了以下付款：(1)向纳瓦霍民族提供100万美元用于有条件现金援助；(2)向纳瓦霍县社区提供110万美元用于有条件现金援助和经济发展；(3)向霍皮部落提供125万美元用于有条件现金援助和经济发展。行政协调会已授权通过纳瓦霍民族和霍皮人保留地的房屋和企业电气化费率收回125万美元。为了支持纳瓦霍民族和霍皮人保留地的家庭和企业电气化可收回资金的支出，对每个保留地也在APS服务范围内的未通电的家庭和企业进行了普查。普查工作于2022年11月全面完成，目前正在讨论将125万美元用于纳瓦霍保留地和霍皮人保留地的家庭和企业电气化问题。

2022年9月28日，ACC工作人员提交了关于关闭化石发电计划对受影响社区的影响的工作人员报告。APS和其他有关各方提交了对该报告的评论。2022年10月21日，ACC工作人员提交了修订报告和拟议命令。修订后的报告和拟议的命令建议，CCT的资金不应向差饷缴纳人收取。2022年12月8日，行政协调会投票反对行政协调会工作人员提出的命令，2023年4月17日，行政协调会关闭了议程。对CCT问题的任何进一步行动都将发生在公用事业费率案件中，包括目前悬而未决的2022年费率案件。APS无法预测此事的结果。

2021年6月，APS和Four Corners的所有者达成了一项协议，允许Four Corners在2023年秋季开始的所有者选举中季节性运营，但须得到必要的政府批准和与工厂所有权变更相关的条件。在季节性运行下，一台发电机组将在电力需求减少的季节关闭，例如冬季和春季。另一个单元将全年保持在线，这取决于市场状况以及计划内维护中断和计划外中断。截至本报告日期，APS预计，除非市场状况发生变化，否则它将选择不在2023年11月开始季节性运营。

可再生能源。APS的IRP（参见注释 4了解更多信息）为我们实现清洁能源承诺和为客户提供可靠的电力服务奠定了基础。 APS打算通过增加对无碳资源的投资来加强其已经多样化的能源结构。 我们的IRP快速增加清洁能源和存储资源，同时保持可靠和实惠的服务。 其近期行动重点是清洁、可靠的能源和积极的客户成果，包括：（a）竞争性的所有源请求提案（“RFP”），其提供了获取额外清洁能源资源（如太阳能、风能、储能和DSM资源）的入口，所有这些都导致更清洁的电网，以及（b）战略性的，从现有商业天然气单位、邻近公用事业系统和批发市场参与者的组合进行短期批发市场采购，以确保运营可靠性。

APS拥有多种现有和计划中的可再生资源组合，包括太阳能、风能、地热、生物质和沼气，支持我们对清洁能源的承诺。 Palo Verde是美国最大的无碳清洁能源，为APS客户提供可靠和负担得起的服务奠定了基础。 APS的长期清洁能源战略包括为新设施寻求购买电力合同的正确组合，采购APS拥有的新设施，以及正在进行的分布式能源开发。 这种平衡将确保适当多样化的产品组合，以实现与APS近期战略相同的运营可靠性和客户可承受性。 此外，APS正在积极寻求将未来的设施购买选项纳入其PPA中，这将使投资具有更大的财务灵活性。

76
目录表
APS使用具有竞争力的“全源”RFP来追求满足其系统需求并为客户提供最佳价值的市场资源。APS根据成本、满足系统要求的能力和商业可行性来选择项目，并考虑到成功签约和开发的时机和可能性。在目前的市场条件下，APS必须积极收缩，以获得能够承受供应链和其他地缘政治压力的资源。可用的项目以IRP时间表和数量为指导，APS保持了一种灵活的方法，使其能够通过RFP过程优化系统可靠性和客户负担能力。开发和完成未来资源的协议取决于各种条件，包括项目的成功选址、许可和与电网的互联。

2020年12月，APS发布了两个RFP：(I)将位于AZ Sun两个地点的项目的电池存储RFP，以及(Ii)征集资源以满足我们的清洁能源需求和维护系统可靠性的能力的全源RFP，后来进行了修改，包括请求在APS的财产上开发并由APS拥有的150兆瓦太阳能资源(统称为“2020年12月RFP”)。作为2020年12月RFP的结果，APS执行了两个总计275兆瓦的太阳能加储能PPA，一个针对238兆瓦风能资源的PPA，以及两个总计300兆瓦的储能PPA；延长了现有的天然气收费协议；并于2021年11月执行了由APS拥有并于2023年投入使用的150兆瓦太阳能资源的工程、采购和建设合同。

2022年5月，APS发布了一份全来源RFP，以满足2025年及以后的资源需求(“2022年RFP”)。2022年招标书就大约1,000兆瓦至1,500兆瓦的资源征求竞争性建议，包括高达600兆瓦至800兆瓦的可再生资源，以满足2025年和2026年的需求，同时考虑最晚可能在2027年上线的资源。2022年RFP于2022年7月15日停止接受投标，APS于2022年9月23日向入围的投标人发出通知。作为2022年RFP的结果，截至2023年6月30日，APS已经签署了四个太阳能加储能PPA，总计840兆瓦的太阳能资源，以及大约881兆瓦的储能资源，另外还有555兆瓦的独立储能，以及216兆瓦的风能资源的PPA。除了上述可再生资源外，2022年RFP还导致延长了两个商业天然气设施的通行费。

2023年6月30日，APS发布了一份全来源RFP(“2023年RFP”)，寻求大约1,000兆瓦的可靠发电能力，包括至少700兆瓦的可再生资源，重点是2026年至2028年之间的服役日期。2023年RFP的投标截止日期为2023年9月1日，APS计划从2023年秋季到2024年春季执行协议。

77
目录表
下表汇总了截至2023年6月30日APS可再生能源投资组合中正在运营或正在开发的资源。开发和完成未来资源的协议取决于各种条件，包括项目的成功选址、许可和与电网的互联。
 中国运营中的净产能增加
(兆瓦)		净运力：计划运力/运力
开发成本(MW)
拥有的APS总数：太阳能265 150 (b)
购买的电力协议可再生产品：  
太阳能310 1,275 
风637 216 
地热10 — 
生物量14 — 
沼气3 — 
购买的电力协议总数974 1,491 
总分布式能源：太阳能(A)：1,527 100 (c)
可再生能源产品组合总量2,766 1,741 

(A)这些设施包括由第三方拥有的屋顶太阳能设施。分布式发电以直流电产生，并转换为交流电以供报告。
(B)该项目包括于2023年6月机械完成但尚未进入商业运营的150兆瓦装机容量。
(C)审查APS收到的尚未安装和上线的其他应用程序。

储能系统。APS在其系统上部署了许多先进技术，包括能源存储。储能可以提供容量，改善电能质量，可用于系统调节，在某些情况下，还可用于推迟某些传统基础设施投资。能源储存还有助于整合可再生能源发电，方法是在系统需求较低而可再生能源产量较高时储存过剩能量，然后在当天晚些时候和日落后的高峰时段释放储存的能量。APS正在利用电网规模的能源存储项目来满足客户的可靠性要求，提高可再生能源利用率，并加深我们对存储如何与其他先进技术和电网一起工作的理解。

2018年，APS发布了一份建议书，要求在其最多五个AZ Sun地点安装约106兆瓦的储能设施。根据对RFP回应的评估，APS决定通过增加第六个AZ Sun站点，将电池部署的初始阶段扩大到141兆瓦。2021年8月2日，APS签署了一份合同，将在APS的AZ Sun站点上另外安装60兆瓦的公用事业公司拥有的储能设备。该合同完成了在APS目前拥有的公用事业规模的太阳能设施上增加存储。这些电池储存设施目前预计将在2023年第一季度至第三季度投入使用。截至2023年5月2日，AZ太阳基地初期电池部署阶段的141兆瓦已投入使用。

此外，2019年2月，APS签署了两份为期20年的PPA，总容量为150兆瓦。这些PPA需要获得行政协调会的批准，以便通过电源调整(“PSA”)。APS于2021年1月12日获得了ACC的批准，根据协议提供的服务预计将于2023年开始。

由于2020年12月的RFP，APS为包括储能在内的资源执行了四个为期20年的PPA：(A)两个PPA，用于总计300兆瓦的独立储能资源；(B)两个PPA，用于太阳能加储能资源，总计275兆瓦。PPA还需获得ACC的批准，以实现
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通过PSA收回成本。APS于2021年12月16日获得行政协调会对其中三个项目的批准，对剩余项目于2022年4月13日获得行政协调会的批准。自那以后，由于项目延误，APS终止了一个总计200兆瓦的储能PPA。其余协议下的服务预计将于2023年和2024年开始。

在2022年RFP之后，截至2023年6月30日，APS已经为总计840兆瓦的太阳能资源和大约881兆瓦的储能资源执行了四个20年期PPA，并为总计555兆瓦的独立储能资源执行了另外三个20年期PPA。PPA须经行政协调会批准，才能通过PSA收回成本。截至2023年6月30日，其中四项协议已获得通过PSA恢复的批准，其他三项将在未来的行政协调会公开会议上听取。根据这些协议提供的服务预计将于2025年开始。

APS目前计划到2025年安装超过2100兆瓦的储能，包括上述PPA和AZ Sun改造下的储能项目。剩余的储能预计将由通过当前和未来的区域方案募集的资源组成。

下表汇总了截至2023年6月30日APS能源存储产品组合中正在运营或正在开发的资源。开发和完成未来资源的协议受各种条件的制约。
 电力运营中的净产能(MW)开发项目(MW)下的计划产能/产能净额
APS拥有：能源存储141 60(b)
购电协议-储能— 1,961 
住宅储能24(a)4 
总储能产品组合165 2,025 

(A)这些电池包括APS客户拥有的23.9兆瓦电池和APS拥有的0.3兆瓦住宅电池。
(B)该项目包括2023年6月机械完成但尚未进入商业运营的60兆瓦装机容量。

帕洛维德。帕洛维德是该国最大的无碳清洁能源资源之一，将继续成为APS资源组合的基础部分。帕洛佛得角不仅是我们目前清洁能源组合的基石；它也是美国西南部清洁能源的重要供应者。该电厂是西南地区的一项关键资产，每年发电量超过3200万千瓦时-足够大约340万户家庭或大约850万人使用。它的持续运营对亚利桑那州和该地区的无碳和清洁能源未来非常重要S是可靠的、持续的、负担得起的资源，也是当地经济的一大贡献者。

负担得起

在现有成本管理努力的基础上，APS于2019年发起了客户负担能力倡议。该倡议在全公司范围内实施，以深思熟虑和刻意评估我们的业务流程和组织方法，以完成高价值的工作并实现内部效率。APS继续通过寻找机会简化其业务流程来推动这一举措，以帮助缓解成本增加、增加员工保留率和提高客户满意度。

参与能源不平衡市场(“EIM”)仍然是为APS的客户从实时、自愿的市场中节省成本的一种工具。APS继续预计，其参与EIM将降低其燃料和购买电力成本，提高对西部互联电网系统运营的情景感知，并改善APS可再生资源的整合。APS继续
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评估有利于我们客户的机会，并正在探索进入提前一天的市场的机会，期望可靠地逐步实现更大的成本节约，并更有效地利用该地区日益增长的可再生资源。作为这一努力的一部分，APS正在探索几个选择。APS正在与目前的EIM运营商、CAISO、西部资源充足计划、西部市场勘探小组和西南电力池进行谈判。这些探索中的每一项也都涉及其他实体，目前正在进行评估，以评估建立一个自愿的提前一天市场的可行性和成本/效益。

可靠

虽然我们的能源组合在不断发展，但向客户提供可靠服务的义务依然存在。APS在凤凰城大都市区实现了显著增长，同时也遇到了与其他行业类似的供应链问题。

计划中的投资将支持电网的运营和维护、更新技术、适应客户增长，并支持更多的可再生能源。 我们先进的配电管理系统允许操作员定位停电、远程控制线路设备，并帮助他们与现场工作人员更紧密地协调，以安全地维护日益动态的电网。 该系统还将整合一个新的电表数据管理系统，该系统将提高电网的可见性，并使客户能够访问更多的能源使用数据。

野火安全仍然是APS和其他公用事业公司的关键关注点。 我们增加了对火灾缓解工作的投资，以清理我们基础设施周围的可防御空间，继续进行系统升级，与政府实体和急救人员建立合作伙伴关系，并教育客户和社区。 这些计划有助于客户的可靠性、负责任的森林管理和安全的社区。

我们现代化的奥科蒂略发电厂的新机组提供了运行更清洁、效率更高的机组。 它们通过快速响应太阳能发电量的变化，并在下午晚些时候和傍晚早些时候太阳能发电量随着太阳落山和客户需求高峰期下降而提供能源，从而支持可靠性。APS继续评估满足不断增长的能源需求和确保电网可靠性的各种选择，包括通过升级和/或更新更多的现有天然气设施。

2021年10月，APS宣布了作为非正式西部市场探索小组(WMEG)的一部分，评估区域市场解决方案的计划。作为WMEG的一部分，APS正在探索以分阶段方式提供新的市场服务的可能性，包括提前一天的能源销售、输电系统扩建以及其他符合现有州法规的电力供应和电网解决方案。WMEG希望找到市场解决方案，帮助实现碳减排目标，同时为客户提供可靠、负担得起的服务。APS无法预测这些讨论的结果。

APS提供可靠电力的关键要素包括资源规划、充足的备用余量、管理高峰需求的客户合作伙伴关系、火灾缓解和运营准备。 APS的季节性准备程序还包括检查，以确保良好的物质条件和关键控制系统调查。 APS还通过进行紧急行动演习，并与联邦、州和地方机构协调火灾和紧急管理，为意外情况做好准备。

以客户为中心

认识到创造客户价值与增加股东价值密不可分，APS的重点仍然是其客户和所服务的社区。 因此，APS的目标是实现行业领先的、同类最佳的客户体验，同时展示对其
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顾客。 这一多年目标包括逐步提高APS的J.D.Power(“JDP”)的总体客户满意度评级，以在由大型投资者所有的公用事业公司组成的同行中获得第一个四分位数的排名。 APS在这方面取得了令人瞩目的进展。

正如之前披露的那样，APS的JDP住宅客户总体满意度排名在2020年、2021年和2022年都有所改善，APS在2022年年底成为全国住宅和商业客户满意度提高最多的公用事业公司之一。2022年底居民客户满意度在大型投资者所有的公用事业中排名第二，商业客户满意度在全国公用事业中排名第一。

发展清洁能源技术

电动汽车

APS正在让客户更容易获得电动汽车充电，并帮助亚利桑那州的企业、学校和政府让他们的车队电气化。2021年，APS继续扩大其Take Head AZ试点计划。截至2023年6月，APS已在客户位置安装了704个二级(L2)充电端口，预计到2023年还会增加更多充电站。该计划为商业客户、政府机构、非营利组织和多户住房社区提供充电设备、安装和维护。除了L2充电站外，APS还在亚利桑那州的五个地点部署了由APS拥有和运营的直流快速充电(DCFC)充电站。充电站对公众开放，位于亚利桑那州的Show Low、Sedona、Prescott、Globe和Payson。每个地点都有两个150千瓦和两个350千瓦的直接氯氟化碳港口。这些车站的充电将通过电气化美国充电网络进行。APS的目标是到2030年在其服务区域达到45万辆轻型电动汽车。

此外，作为APS DSM计划的一部分，APS推出了电动汽车充电需求管理试点计划，以积极应对随着电动汽车越来越广泛地采用而不断增长的电动汽车充电需求。 该计划包括APS SmartCharge数据收集计划、为符合条件的电动汽车充电器提供250美元的住宅电动汽车智能充电器折扣、车队咨询服务，以及向房屋建筑商提供100美元的折扣，用于建造准备使用240V充电站车库插座的电动汽车。 APS于2022年11月30日提交了2023年DSM计划，其中提出了两个新计划，扩展的住宅电动汽车管理充电计划和商业就绪计划。 商业现成计划旨在帮助我们的客户降低安装DCFC站的高额前期成本，并使APS能够在这些商业地点部署有效的负载管理策略。

行政协调委员会命令包括APS在内的某些公共服务公司为亚利桑那州制定一项长期、全面的全州交通电气化计划(“TE计划”)。 全州范围的TE计划旨在为亚利桑那州的交通电气化提供路线图，重点是为该州所有居民实现相关的空气质量和经济发展好处，同时了解电动汽车充电对电网的影响。 APS积极参与了该计划的制定，行政协调会于2021年12月核准了该计划。 在该决定中，ACC还命令APS和另一家大型亚利桑那州电力公共服务公司各自制定并提交各自的TE计划和相应的2023年预算供ACC批准。 因此，APS履行了其合规义务，并于2022年6月1日提交了2023年TE计划，并于2022年11月30日提交了补充TE计划。APS于3月15日提交了所需的TE进度报告，并将于2023年9月15日提交下一份所需的进度报告。根据行政协调会批准的延期，APS打算在2023年11月30日之前提交2024年TE计划。

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制氢

APS与爱达荷州国家实验室(“INL”)、能源港公司(“Energy Harbor”)和Xcel Energy Inc.(“Xcel”)合作，被能源部核能办公室选中参与一系列氢气生产项目，目的是提高核电行业的长期经济竞争力。 多阶段项目始于2020年，由Energy Harbor和Xcel牵头的一系列小规模氢气生产示范项目，以及INL对利用帕洛维德发电生产氢气进行的技术和经济评估。帕洛维德已经完成了这些项目所需的报告，并已经或即将通过能源港和Xcel向能源部提交报告。由于对帕洛维德人员和相关资源的其他需要，提交报告将使帕洛维德在这些项目中的作用更加完整。

这个 西南清洁氢气创新网络(SIRE)区域枢纽因基础设施投资和就业法案(IIJA)而成立，该法案也被称为两党基础设施法案，于2021年11月15日签署成为法律。除其他事项外，IIJA包括为区域清洁氢中心提供资金，2022年2月15日，能源部宣布要求提供信息，以收集利益攸关方的反馈，为区域中心的实施和设计提供信息。

2022年5月12日，亚利桑那州的三所公立大学与包括APS在内的四家亚利桑那州能源供应商宣布成立一个新的跨学科联盟，名为亚利桑那州碳中性经济中心(AzCaNE)，目标是在亚利桑那州实现碳中性经济。 AzCaNE的第一个行动是寻求创建一个由亚利桑那州主导的方法，以确保区域清洁氢中心的资金。 来自七个创始参与者的领先专业人士，以及亚利桑那州、纳瓦霍民族和致力于在亚利桑那州开发氢生态系统的公司的代表，组成了AzCaNE当前努力的治理委员会。

2022年9月22日，能源部公开了这项高达70亿美元的计划的申请，该计划将在全国范围内创建6至10个地区性清洁氢气枢纽。每个地区枢纽的概念文件应在2022年11月7日之前提交，AzCaNE提交了SHARE地区枢纽的概念文件，其中还包括内华达州的项目。2022年12月27日，阳光区域枢纽是美国能源部鼓励提交完整申请的33个区域枢纽之一。肖恩的完整申请于2023年4月7日提交给美国能源部。APS目前在AzCaNE中保持着参与性角色，但APS在Share区域枢纽中的角色(如果有的话)尚未确定。

碳捕获

碳捕获技术可以隔离CO2或者将其永久封存在地质构造中，或者将其转化为产品使用。目前，几乎所有现有的化石燃料发电机都没有像控制二氧化硫或氮氧化物等其他空气污染物的排放那样控制碳排放。碳捕获技术仍处于示范阶段，虽然它们显示出了希望，但它们仍在现实世界的条件下进行测试。这些技术可以提供保持现有发电机运行的潜力，否则这些发电机将需要退役。APS将继续监测这项新兴技术，特别是在环境保护局拟议的温室气体规则方面。2023年5月24日，美国环保署提出了温室气体排放法规，其中包括要求某些类别的燃煤、石油和天然气发电机组采用碳捕获技术。有关更多信息，请参见注8。APS无法预测这一拟议规则的结果。

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环境、社会和治理(“ESG”)实践

顶峰西部公司近30年来一直在将ESG实践整合到其核心工作中。作为一种商业战略，我们寻求提供“共享价值”的解决方案，即以提供商业价值的方式应对社会和环境挑战的解决方案。我们的承诺不仅仅是实施可持续发展实践；我们致力于与我们的利益相关者合作，确定和解决我们处于独特地位的能够通过我们的业务影响的可持续发展问题。2020年，为了支持我们对清洁能源的承诺以及我们组织内对ESG的日益关注，我们加大了努力，在顶峰西部成立了一个新的可持续发展部门，将ESG最佳实践整合到公司的日常工作中。

作为第一步，该公司邀请电力研究所(“EPRI”)，并利用员工、大客户、有限收入倡导者、经济发展团体、环境非政府组织、领先的可持续发展学者和其他利益相关者的意见，确定和评估最重要的可持续发展问题。 总共确定了23个优先可持续发展问题(“可持续发展问题”)并确定了优先次序。 最关键的类别是整体共享价值，包括四个被认为最重要、最有可能受到我们行动影响的问题：清洁能源、客户体验、能源获取和可靠性以及安全和健康。 这些完整的PSI为我们的战略方向提供了基础，创建了一个整合最佳实践的框架，并推动了整个企业的一致性和问责制。 2021年，公司聘请EPRI进行这项工作的第二阶段，重点是在这四个完整的共享价值PSI中对最佳实践进行基准测试。 我们利用基准信息来确定进一步改进ESG性能的机会。

2021年，该公司建立了社会问题委员会框架。 该框架的目标是提供一个进程，以审议紧急社会问题，并确定是否或如何最好地参与。 该委员会的责任是使用一套基于APS承诺和PSI的原则，确定参与特定紧急社会问题是否合适，如果是的话，如何最好地参与。

该公司还最终确定了指导我们工作的ESG战略框架。 该框架基于三个基本支柱：ESG政策倡导(我们倡导支持我们清洁能源目标的政策)；推动业绩(改善我们在最重要领域的ESG业绩，包括我们的PSI)；以及有效地向包括投资者、客户、员工和其他利益相关者传达和扩大我们的ESG故事。 TESG战略框架指导了我们的ESG活动，使可持续发展部门能够确定项目的优先顺序，并与我们公司的团队合作。 T公司还制定了与APS承诺相一致的ESG叙事，以指导公司的内部和外部与客户的沟通战略，以有效地分享APS的可持续发展故事。

监管概述

2022年零售利率案例

APS于2022年10月28日(“2022年利率案”)向美国证券交易委员会提出申请，要求在利率生效之日(“第一天”)提高年零售基本利率，净 为4.6亿美元。这一第一天的净影响代表着基本收入总额7.72亿美元的缺口，被拟议的成本回收转移到年度零售率和调整调整机制所抵消。APS在第一天的请求对客户账单的影响平均每年增加13.6%。
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APS申请的主要条款如下：

•截至2022年6月30日的12个月的考试年度，调整如下；
•原始成本率基数为105亿美元，接近行政协调会管辖的公用事业资产账面价值扣除累计折旧和其他贷项后的管辖部分；
•以下是拟议的资本结构和资本成本：

资本结构资本成本成本估算
长期债务48.07 %3.85 %
普通股权益51.93 %10.25 %
加权平均资本成本7.17 %

•根据亚利桑那州法律的规定，公允价值税率基数高于 的原始成本率基数的增量获得1%的 回报；
•按每千瓦时0.038321美元的费率计算可归因于燃料和购买电力成本的APS零售基本电价部分；
•修改其调整机制，包括：
▪取消环境改善附加费，并透过基本差饷收取成本；
▪取消丢失的固定成本回收机制，并通过基本费率和用电需求侧管理调整费用收取成本；
▪将税费调整机制(“小组”)保持为非活动状态，
▪维持输电成本调整(TCA)机制，
▪修改DSMAC中的绩效激励，以及
▪修改可再生能源调整费用(“REAC”)，以包括回收APS拥有的可再生能源和储存资源的资本持有成本；
•改变其有限收入计划，包括为有更大需求的客户提供额外折扣的第二级计划；以及
•测试年后12个月的工厂，以反映将在2023年7月1日之前投入使用的使用和有用的项目。

2023年6月5日和2023年6月15日，ACC工作人员、住宅公用事业消费者办公室（“RUCO”）和其他干预者向ACC提交了初步书面证词。ACC工作人员建议，除其他事项外，（i）增加2.51亿美元的收入，或作为替代方案，增加3.12亿美元的收入，（ii）9.6%的股本回报率，（iii）公平值增加0.0%，或公平值增加0.75%，及（iv）测试年后12个月的厂房继续。 RUCO建议，除其他事项外，（i）8490万美元的收入增加，（ii）8.2%的股本回报率，或作为替代方案，8.7%的股本回报率，如果ACC估算一个假设的资本结构与46%的股本层，（iii）0.0%的公允价值增量，以及（iv）减少后测试年工厂到六个月。

2023年7月12日，APS提交了针对ACC工作人员和干预者的直接证词的反驳证词。APS反驳证词的主要条款是：

•将所需收入增加额减至3.831亿美元;
•维持10.25%的股本回报率要求;
•将公允价值基础收益率的增量由1.0%下调至0.5%;
•维持12个月的测试后年度工厂要求，外加四角排污限制准则(“ELG”)项目；
•撤回APS最初申请中要求的取消支付费用建议(净额减少)；
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•保持LFCR机制和DSMAC作为单独的调节器；
•将PSA年费率变化限制从0.004美元/kWh增加到0.006美元/kWh;
•提出一种新的系统可靠性效益(SRB)恢复机制；
•将区域资源咨询委员会维持在其当前状态；
•维持调节器基数转移和消除环境影响报告书；以及
•维持收回持续关连交易资金的要求。

2023年7月26日，ACC工作人员，RUCO和其他干预者向ACC提交了反驳证词。ACC工作人员调整了他们的初步建议，其中包括：（i）2.819亿美元的收入增长，（ii）9.68%的股本回报率，（iii）0.5%的公允价值增量，（iv）继续进行为期12个月的测试年后发电厂，其中包括四角ELG项目，以及（v）支持将PSA年度增幅上限提高至0.006美元/千瓦时。 RUCO维持其直接立场，并建议于二零二二年利率个案第二阶段进一步检讨PSA。

APS的反驳证词将于2023年8月4日到期。

APS要求增加生效日期为2023年12月1日。这起利率案的听证会目前计划于2023年8月开始。APS无法预测其请求的结果。

2019年零售费率案例

2019年10月31日，APS向ACC提出申请（“2019年费率案”），寻求提高年度零售基本费率。 2021年8月2日，行政法法官在2019年费率案件中发布了建议意见和命令（“2019年费率案件ROO”），并就以下问题发布了更正： 2021年9月10日和9月20日 有关2019年费率案例ROO的信息，请参见附注4。

于2021年10月6日及2021年10月27日，ACC就2019年费率案例ROO的多项修订进行投票，该等修订将导致（其中包括）（i）8. 70%的股本回报率，其中包括20个基点的罚款，（ii）收回四角SCR项目的营运成本及建设的递延及费率基础影响，2.155亿美元除外（见下文“四角SCR成本回收”），（iii）持续现金流量计划包括以下组成部分：（a）在2019年利率案裁决后60天内向霍皮部落支付100万美元，（b）在三年内向纳瓦霍族支付1000万美元，（c）在2019年费率案决定后60天内向纳瓦霍县社区支付50万美元，（d）高达125万美元用于霍皮族保留地的家庭和企业电气化，（e）高达125万美元用于纳瓦霍族保留地的家庭和企业电气化。 这些付款和支出是由于Four Corners和Cholla的未来关闭，以及Navajo工厂的先前关闭，所有订购的付款和支出都将通过费率收回，以及（iv）住宅高峰使用时间从下午3点到晚上8点到下午4点到晚上7点的变化星期一至星期五，不包括节假日。 经修订的2019年费率案例ROO导致APS的年度总收入减少480万美元，不包括临时CCT付款和支出。 2021年11月2日，ACC批准了经修订的2019年费率案例ROO。

与2019年费率案裁决一致，APS自2021年12月1日起实施新费率。此外，行政协调会还下令履行广泛的遵守和报告义务。APS在2022年9月1日截止日期之前完成了对住宅客户新的高峰时间的实施。

此外，根据2019年费率案的裁决，截至2023年7月，APS完成了以下付款，这些款项将通过与有条件现金转移有关的费率收回：(1)向纳瓦霍民族支付666万美元；(2)向纳瓦霍县社区支付50万美元；(3)向霍皮部落支付100万美元。一致
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在APS对受影响社区的承诺下，APS还完成了以下付款：(1)向纳瓦霍民族提供100万美元用于有条件现金转移；(2)向纳瓦霍县社区提供110万美元用于有条件转移和经济发展；(3)向霍皮部落提供125万美元用于有条件转移和经济发展。ACC还授权通过纳瓦霍民族和霍皮人保留地的房屋和企业电气化费率追回125万美元。纳瓦霍民族家庭和企业电气化可收回资金的支出霍皮人保留地的条件是完成对APS服务范围内每个未通电家庭和企业的普查。

2021年11月24日，APS向ACC提交了2019年费率案的重审申请，由于ACC没有采取行动，该申请于2021年12月15日被视为被驳回。2021年12月17日，APS向亚利桑那州上诉法院提交了直接上诉通知，并向亚利桑那州最高法院提交了特别行动请愿书，要求对Four Corners SCR工厂投资和延期215.5美元的驳回进行审查(有关更多信息，请参阅下面的“Four Corners SCR成本回收”)，以及将股本回报率罚款减少20个基点等。2022年2月8日，亚利桑那州最高法院拒绝接受对APS特别行动请愿书的管辖权。亚利桑那州上诉法院于2022年11月30日听取了口头辩论。2023年3月6日，法院发布了对此事的意见，部分确认和部分推翻了行政协调会在2019年利率案中的决定。法院撤销了ACC允许的股本回报率中包含的20个基点的罚款，因为法院裁定，使用客户服务指标来证明降低的合理性超出了ACC的差饷制定权力。此外，法院撤销了APS的Four Corners SCR投资中215.5美元和100万美元的不允许。法院将这一问题发回行政协调委员会进一步审理。ACC要求将向亚利桑那州最高法院上诉的30天最后期限延长，亚利桑那州最高法院批准将最后期限延长至2023年5月8日。反腐败委员会于2023年5月8日提出上诉，并于2023年5月15日请求暂停该案，以便双方进行和解讨论，并得到法院的批准。

2023年6月14日，APS和ACC法律部提交了一项联合决议，允许收回与安装Four Corners SCR相关的2.155亿美元成本，扭转2019年利率案裁决导致APS的股本回报率从8.9%降至8.7%的20个基点，并追回APS在2021年12月至2023年6月20日期间损失的5960万美元收入。2023年6月21日，行政协调会批准了联合决议，联合决议中的建议于2023年7月1日生效。2023年7月18日，塞拉俱乐部提交了对委员会决定的重审申请。如果欧盟委员会在20天内不批准申请，将被视为拒绝。塞拉俱乐部将在其重审请求得到解决后30天内向亚利桑那州上诉法院提交上诉通知。

有关其他监管事项的信息，请参见附注4。

四角SCR成本回收

作为APS 2019年费率案例的一部分，APS包括恢复Four Corners SCR项目的延期和费率基数影响。2021年11月2日，ACC批准了2019年费率案件决定，允许在费率基础上进行约1.94亿美元的SCR相关工厂投资和成本递延，并根据2031年7月的寿命终止假设在费率中回收、折旧和摊销。该决定还包括部分和联合取消对SCR投资和延期的2.155亿美元。APS认为，SCR工厂投资和相关的SCR成本延期是谨慎发生的，2021年12月17日，APS向亚利桑那州上诉法院提交了直接上诉通知，要求对2.155亿美元的豁免进行审查。亚利桑那州上诉法院于2022年11月30日听取了口头辩论。2023年3月6日，上诉法院发布了对此事的意见，撤销了行政协调委员会的
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驳回对SCR的投资，并根据行政协调会的规则和上诉法院的命令，将此事发回行政协调会作进一步审查。2023年6月21日，ACC批准了APS和ACC法律部提交的联合和解协议，解决了与2019年费率案裁决相关的所有问题，包括收回Four Corners SCR的成本。有关2019年利率案裁决的进一步讨论，请参阅上文。有关四角SCR成本回收的其他信息，请参见附注4。

财务实力和灵活性

顶峰西部和APS目前在各自的信贷安排下拥有充足的借款能力，并可能随时获得这些贷款，以确保每个公司都有足够的流动性。资本支出将由内部产生的现金和外部融资提供资金，这可能包括发行长期债务和顶峰西部公司的普通股。
 
其他附属公司

光明峡谷能源. 2014年7月31日，顶峰西部宣布成立全资子公司BCE。BCE的战略是以利用公司在电力行业的核心专业知识的方式开发、拥有、运营和收购能源基础设施。截至2023年6月30日，BCE的总资产约为1.28亿美元。

2014年，BCE与伯克希尔·哈撒韦能源公司的子公司BHE美国传输有限责任公司成立了一家各占一半股份的合资企业。这家名为TransCanyon的合资企业正在组成西部互联的美国11个州寻求独立的电力传输机会，不包括与传输服务相关的机会，否则这些机会将根据合资伙伴的公用事业附属公司的零售服务地区的关税提供。

2019年12月20日，BCE收购了Tenaska Energy，Inc.和Tenaska Energy Holdings，LLC正在开发的两个风力发电场的少数股权，242兆瓦的Clear Creek和250兆瓦的Noble 2风力发电场。 Clear Creek于2020年5月实现商业运营，Noble 2于2020年12月实现商业运营。 这两个风力发电场都根据长期PPA提供电力。 BCE间接拥有Clear Creek 9.9%的股份和Noble 2 5.1%的股份。

Clear Creek风电场的开发商、所有者和运营商Tenaska Clear Creek Wind，LLC对与Clear Creek风电场与输电系统连接相关的系统升级的拟议成本分配提出了异议，并于2021年5月21日向FERC提出申诉，部分获得批准，2021年12月16日被部分拒绝。Tenaska Clear Creek Wind，LLC提交了重审请求，但于2022年9月9日被驳回。随后，Tenaska Clear Creek Wind，LLC向FERC提交了重审请求和搁置2022年9月9日命令的动议。FERC在2023年2月16日发布的一项命令中拒绝了重新审理的请求和保留实质性讨论的动议。Tenaska Clear Creek Wind，LLC已向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院提交了对相关命令的复审请愿书，目前仍悬而未决。Tenaska Clear Creek Wind，LLC于2023年6月30日提交了开庭简报。

Tenaska Clear Creek Wind，LLC于2022年5月25日向FERC提交了第二份申诉，声称风力发电场被以歧视性的方式削减。2022年5月25日的申诉被FERC于2022年12月15日驳回，Tenaska Clear Creek Wind，LLC要求于2023年1月13日重新审理这一否认。FERC在2023年4月20日发布的命令中拒绝了重新审理的请求，并进行了实质性讨论。Tenaska Clear Creek Wind，LLC已向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院提交了对相关命令的复审请愿书，目前仍悬而未决。

87
目录表
由于有争议的系统升级和相关的削减，Clear Creek风力发电场的发电量大幅减少，对该项目为投资者创造现金流的能力产生了实质性的不利影响。这些能源削减预计将持续下去，除非实施系统升级以缓解目前的传输系统拥堵，或者争端被确定为有利于Tenaska Clear Creek Wind，LLC，或以有利于Tenaska Clear Creek Wind，LLC的方式解决。因此，在2022年第四季度，由于这些持续的争端、成本分配的不确定性以及可能的有利解决方案，BCE确定其权益法投资完全减值。在减值之前，这项投资的账面价值为1,710万美元，已进行减记，以反映该投资截至2022年12月31日的估计公允价值为零。顶峰西部公司截至2022年12月31日的年度综合收益表包括与此项减值相关的1280万美元的税后亏损。

BCE已开始在加利福尼亚州洛斯阿拉米托斯(Los Alamitos)建设微电网设施，该设施拥有31兆瓦的太阳能、20兆瓦的电池存储和3兆瓦的备用发电机。在与圣地亚哥天然气和电力公司的长期电力购买协议的支持下，Los Alamitos将向南加州电网提供20兆瓦的太阳能和电池存储容量，并在电网紧急情况下向位于Los Alamitos联合部队训练基地的陆军和加州国民警卫队提供弹性备用电力。Los Alamitos项目计划在2023年第三季度实现商业运营。 见附注3，涉及BCE签订的信贷协议，为该微电网项目的资本支出和相关成本提供资金。

BCE和ameresco，Inc.共同拥有一个特殊目的实体，该实体是KūPoo太阳能项目的赞助商。该项目是一个位于夏威夷Oʻahu的42兆瓦太阳能和电池存储设施，根据与夏威夷电力公司签订的为期20年的购电协议，该设施将提供清洁的可再生能源和发电能力。KūPoo太阳能项目预计将于2024年完成。2023年4月18日，KūPoo Solar特殊目的实体签订了一项1.4亿美元的无追索权建设融资协议。项目商业运营后，建设融资转为售后回租协议。融资协议需要4000万美元的赞助商股本，这笔资金由该项目的股权参与者提供。在融资方面，顶峰西部公司已经出具了与该项目相关的业绩担保。

黄金国. El Dorado是Pinnacle West的全资子公司。El Dorado在几个与能源相关的投资和亚利桑那州社区企业中拥有债务投资和少数股权。特别是，El Dorado承诺向Energy Impact Partners基金投资2500万美元，该基金是一个专注于促进创新和支持公用事业行业转型的组织。这笔投资将由El Dorado进行，因为投资是由Energy Impact Partners基金选择的。截至2023年6月30日，El Dorado已向Energy Impact Partners基金捐赠了约1460万美元。此外，El Dorado承诺向AZ-VC(前身为invisionAZ Fund)投资2500万美元，该基金专注于分析、投资、管理和以其他方式处理对主要位于亚利桑那州或位于其他司法管辖区、与亚利桑那州的公司或其他利益相关的私人持股的早期和新兴成长型技术公司和企业的投资。截至2023年6月30日，El Dorado已向AZ-VC贡献了约400万美元。其余的投资将由El Dorado提供，因为投资由AZ-VC选择。

88
目录表
主要财务驱动因素
 
除了上述事项的持续影响外，许多因素影响我们的财务结果和我们未来的财务前景，包括以下列出的因素。我们密切关注这些因素，以计划公司目前的需求，并适当调整我们的预期、财务预算和预测。
 
电力运营收入。从2020年到2022年，零售电力收入约占我们总运营收入的92%。我们的电力运营收入受客户增长或下降、不同时期的天气变化、客户组合、每个客户的平均使用量以及能效计划、分布式能源增加、电价和电价、PSA延期恢复和其他恢复机制运行的影响的影响。这些收入交易受到过剩发电或其他能源的可获得性以及批发市场条件的影响，包括竞争、需求和价格。

实际和预期的客户和销售增长。 在截至2023年6月30日的六个月里，APS服务区域的零售客户比去年同期增长了2.0%。 在截至2022年的三年中，APS的客户平均每年增长2.2%。 我们目前预计2023年客户年增长率为1.5%至2.5%，根据亚利桑那州在此期间预期的稳定人口增长，到2025年的年均增长率将在1.5%至2.5%之间。

在截至2023年6月30日的六个月内，经剔除天气变化影响后的千瓦时电力零售额较上年同期增长1.7%。 虽然稳定的客户增长在一定程度上被客户节约、能源效率和分布式可再生发电计划推动的能源节约所抵消，但这一时期积极销售的主要驱动因素是对商业和工业客户的持续强劲销售以及新数据中心客户的增加。

实际销售增长(不包括与天气相关的变化)可能与我们的预测不同，原因包括经济状况、客户增长、使用模式和节能、数据中心和大型制造设施的建设速度放缓和/或数量减少、商业和工业扩张速度慢于预期、能效计划的影响、DG的增长以及对零售价格变化的反应。根据过去的经验，在正常业务条件下，我们的年度住宅及小型商业和工业用电销售预测每变动1%，我们的年度净收入可能增加或减少约2,000万美元，而在正常业务条件下，我们的年度大型商业和工业千瓦时销售预测每变动1%，我们的年度净收入可能增加或减少约500万美元。

在截至2022年的三年里，扣除天气变化的影响，零售额的年平均增长率为2.5%。 由于几个大型数据中心和新的大型制造设施的预期增长，我们目前预计2023年千瓦时的年零售电量将增长2.0%至4.0%，到2025年的年均增长将在4.5%至6.5%的范围内，包括客户节约、能源效率和分布式可再生发电计划的影响，但不包括天气变化的影响。 这一预计的销售增长范围包括几个大型数据中心和新的大型制造设施的影响，预计到2025年，这些中心和新的大型制造设施将贡献3.5%至5.5%的年均增长。与我们之前的更新相比，预计2023年的销售增长较低，主要是由于新数据中心客户的增长慢于预期，以及几个新的大型制造设施的延迟。

从长远来看，APS一直在为住宅和企业客户的显著负载增长做准备，并能够为其提供服务。除了这些现有的增长趋势，APS现在也收到了前所未有的
89
目录表
超大商业能源用户(超过25兆瓦)的增量服务请求，具有非常高的能源需求，几乎全天候持续。在可预见的未来，超大能源用户对服务的这些增量请求远远超过了西南地区可用发电和输电资源的能力。2023年4月，APS通知没有APS现有承诺的潜在特大型客户，目前无法承诺其未来的特大型项目(超过25兆瓦)，APS正在探索可供选择的方案，以确保有足够的发电和输电来满足这些对未来客户需求的预测。

天气。在预测以上提供的零售销售增长数字时，我们假设了基于历史数据的正常天气模式。我们的经验表明，与正常天气不同的典型变化可导致每年净收入增加和减少高达1500万美元；然而，极端天气变化导致净收入的年度变化更大。

燃料和购买的电力成本。我们简明综合收益表中包含的燃料和购买的电力成本受到以下因素的影响：我们的电力销售量、现有的购买电力和发电燃料的合同、我们的发电厂性能、输电可用性或限制、当时的市场价格、我们市场地区投入使用的新发电厂、我们发电资源分配的变化、我们管理该等成本的对冲计划和PSA延期以及相关的摊销。

运营和维护费用. 运营和维护费用受客户和销售增长、发电厂运营、公用事业厂维护(包括发电、输电和配电设施)、通货膨胀、计划外停电、计划内停电(通常安排在春季和秋季)、可再生能源和电力需求侧管理相关费用(由相同的运营收入抵消)和其他因素的影响。

折旧和摊销费用。折旧和摊销费用受到公用事业工厂和其他财产(如新一代、输电和配电设施)的净增加以及折旧和摊销比率变化的影响。有关计划增加我们设施的信息，请参阅下面的“流动性和资本资源”。

养老金和其他退休后非服务抵免，净额.养老金和其他退休后非服务抵免可能会受到我们精算假设变化的影响。 最相关的精算假设是用于衡量净定期成本/信贷的贴现率、用于估计长期投资基金收益的计划资产预期长期回报率、死亡率假设和假定的医疗成本趋势率。 我们每年都会检讨这些假设，并在有需要时作出调整。

财产税。所得税以外的其他税种主要包括财产税，财产税受在用和在建财产的价值、评估比率和税率的影响。在亚利桑那州，APS几乎拥有我们所有的房产，其平均房产税率为2022年评估价值的10.2%，2021年的10.7%，2020年的10.8%。 2022年，由于亚利桑那州立法改革降低了财产税评估比率和税率，财产税减少了。 随着我们在未来几年增加新的发电机组并继续改善和扩建现有的发电、输电和配电设施，我们预计物业税可能会增加，尽管这些增加将继续被上述立法变化的影响部分抵消。

所得税.所得税受税前账面收入、所得税税率、某些扣除额和非应税项目(如AFUDC)的影响。此外，所得税也可能受到与税务机关解决问题的影响。 2017年12月22日，《减税和就业法案》(《税法》)
90
目录表
《条例》)于2018年1月1日颁布并全面生效。 影响本公司的变化包括公司税率降至21%、修订与税收红利折旧相关的规则、对某些公用事业公司的利息扣除和相关例外规定的限制，以及要求受监管公用事业公司的某些超额递延税额正常化。 有关对公司的影响详情，请参阅附注4。2022年12月31日. 在APS 2017年的税率案件裁决中，ACC批准了该团队，该团队被用来将所得税影响传递给税法的零售客户。 作为2019年税率案例(如上定义)的一部分，税法的所有影响都从团队中移除，并纳入APS的基本税率。 该团队被保留下来，以应对可能在APS下一个税率案件做出裁决之前颁布的税法变化。 有关团队的详细信息，请参见注释3。

利息支出。利息支出受未偿债务金额和债务利率的影响。 有关详细信息，请参阅注3。影响借款水平的主要因素预计将是我们的资本支出、长期债务到期日、股票发行和内部产生的现金流。在建设期间使用的借款准备金抵消了基本建设项目在建期间利息支出的一部分。当项目投入商业运营时，我们停止在项目上积累AFUDC。

行动的结果

顶峰西部唯一需要报告的业务部门是我们的受监管电力部门，包括传统受监管的零售和批发电力业务(主要是根据传统成本费率监管供应的销售)和相关活动，包括发电、输电和配电。

经营业绩 — 截至2023年6月30日的三个月，而截至2022年6月30日的三个月。

截至2023年6月30日的三个月，我们的普通股股东应占综合净收入为1.07亿美元，而上一年同期普通股股东应占综合净收入为1.64亿美元。这一结果反映出受监管的电力部门减少了约5800万美元，这主要是由于运营和维护费用增加、利息费用增加、养老金和其他退休后非服务信贷减少以及折旧和摊销费用增加，主要是由于工厂资产增加。这些负面因素被较高的输电和LFCR收入、较少的天气影响和较低的所得税部分抵消。

91
目录表
下表列出了与上一年同期相比，按业务部门划分的普通股股东应占净收益：

截至三个月
6月30日，
20232022净变化量
(美元，单位：百万美元)
受管制的电气段：
营业收入减去燃料和购买的电力费用$713 $708 $5 
运营和维护(276)(244)(32)
折旧及摊销(195)(186)(9)
所得税以外的其他税种(58)(54)(4)
养恤金和其他退休后非服务抵免--净额10 25 (15)
所有其他收入和支出，净额16 10 6 
利息费用，扣除施工期间使用的借款备抵(82)(62)(20)
所得税(16)(27)11 
减与非控股权益有关的收入（附注6）。
(4)(4)— 
规定电价分部收入/(亏损)108 166 (58)
所有其他(1)(2)1 
普通股股东应占净收益$107 $164 $(57)

营业收入减去燃料和购买电力费用。 在截至2023年6月30日的三个月里，受监管的电力部门营业收入减去燃料和购买的电力费用比去年同期增加了500万美元。下表总结了此更改的主要组成部分：

增加（减少）
运营中
收入		燃料和
购得
电费		净变化量
(美元，单位：百万美元)
更高的传输收入(注4)
$17 $— $17 
LFCR收入（附注4）
16 — 16 
可再生能源监管附加费增加，部分被运营和维护成本抵消2 (4)6 
净燃料和购买电力成本的变化，包括系统外销售利润率和相关延期77 73 4 
天气影响(51)(13)(38)
总计$61 $56 $5 

92
目录表
运营和维护。与去年同期相比，截至2023年6月30日的三个月的运营和维护费用增加了3200万美元，主要原因是：

•非核能发电费用增加1000万美元，主要原因是业务费用和计划停电增加；

•增加1000万美元，主要与可再生能源和类似监管项目的成本有关，这些成本在运营收入和购买电力中被部分抵消；

•增加700万美元，用于传输、分配和客户服务；

•核能发电成本增加500万美元；

•信息技术费用增加200万美元；

•与雇员福利有关的开支减少400万元；及

•增加200万美元，用于公司资源和其他杂项因素。

折旧和摊销。截至2023年6月30日的三个月，折旧和摊销费用比去年同期增加了900万美元，这主要是由于投入使用的工厂增加所致。

退休金和其他退休后非服务抵免，净额。截至2023年6月30日的三个月，养老金和其他退休后非服务信贷净额比上年同期减少1500万美元，主要是由于贴现率上升的影响，以及2022年实际市场回报低于估计回报的影响。

其他收入和支出，净额。截至2023年6月30日的三个月，其他收入和支出净额比上年同期增加600万美元，主要原因是利息收入增加，以及由于资本支出增加，建设期间使用的股本基金津贴增加。

利息费用，扣除在施工期间使用的借款备用金。在截至2023年6月30日的三个月中，扣除建设期间使用的借款准备金的利息费用比上年同期高出2000万美元，主要原因是本期间债务余额增加和利率上升，但因资本支出增加而借款资金准备金增加部分抵消了利息费用。

所得税。截至2023年6月30日的三个月，税前所得税比上年同期减少1100万美元，主要原因是税前收入下降，但由于通过有效税率确认永久税项和抵免的时间安排，导致税收支出增加，部分抵消了这一下降。

93
目录表
经营业绩 — 截至2023年6月30日的6个月，而截至2022年6月30日的6个月。

截至2023年6月30日的6个月，我们的普通股股东应占综合净收入为1.03亿美元，而上一年同期普通股股东应占综合净收入为1.81亿美元。这一结果反映出受监管的电力部门减少了约7600万美元，这主要是由于运营和维护费用增加、利息费用增加、养老金和其他退休后非服务信贷减少以及折旧和摊销费用增加，主要是由于工厂资产增加。这些负面因素被较高的LFCR和传输收入、较少的天气影响、较高的其他收入和较低的所得税部分抵消。

下表列出了与上一年同期相比，按业务部门划分的普通股股东应占净收益：
截至六个月
6月30日，
20232022净变化量
(美元，单位：百万美元)
受管制的电气段：
营业收入减去燃料和购买的电力费用$1,263 $1,225 $38 
运营和维护(524)(462)(62)
折旧及摊销(387)(373)(14)
所得税以外的其他税种(115)(112)(3)
养恤金和其他退休后非服务抵免--净额20 49 (29)
所有其他收入和支出，净额34 20 14 
利息费用，扣除施工期间使用的借款备抵(157)(123)(34)
所得税(17)(31)14 
减与非控股权益有关的收入（附注6）。
(9)(9)— 
管制电力分部收入108 184 (76)
所有其他(5)(3)(2)
普通股股东应占净收益$103 $181 $(78)
94
目录表
营业收入减去燃料和购买电力费用。 在截至2023年6月30日的6个月里，受监管的电力部门营业收入减去燃料和购买的电力费用比去年同期增加了3800万美元。下表总结了此更改的主要组成部分：
增加（减少）
运营中
收入		燃料和
购得
电费		净变化量
(美元，单位：百万美元)
LFCR收入（附注4）
$19 $— $19 
更高的传输收入(注4)
16 — 16 
可再生能源监管附加费增加，部分被运营和维护成本抵消9 (5)14 
由于客户增长和客户使用模式的变化，零售收入增加，但部分被能源效率和分布式发电的影响所抵消16 7 9 
净燃料和购买电力成本的变化，包括系统外销售利润率和相关延期195 191 4 
天气影响(33)(8)(25)
杂项物品，净额1 — 1 
总计$223 $185 $38 

运营和维护. 截至2023年6月30日止六个月，营运及维护开支较去年同期增加6200万元，主要由于：

•非核能发电费用增加2 200万美元，主要是由于运营费用增加和计划停电增加;

•增加1900万美元，主要与可再生能源和类似监管计划的成本有关，这部分被营业收入和购买电力所抵消;

•与核能发电成本有关的增加1000万美元；

•增加800万美元，用于传输、分配和客户服务；

•信息技术费用增加700万美元；

•与雇员福利有关的开支减少1,100万元；以及

•增加700万美元，用于公司资源和其他杂项因素。

折旧和摊销。截至2023年6月30日的6个月，折旧和摊销费用比去年同期增加了1400万美元，这主要是由于在役工厂的增加。

退休金和其他退休后非服务抵免，净额。截至2023年6月30日的6个月，养老金和其他退休后非服务抵免净额比上年减少2900万美元
95
目录表
这主要是由于较高的贴现率和2022年实际市场回报低于估计回报的影响。

其他收入和支出，净额。截至2023年6月30日的6个月，其他收入和支出净额比上年同期增加1400万美元，主要原因是利息收入增加，以及由于资本支出增加，建设期间使用的股本基金津贴增加。

利息费用，扣除在施工期间使用的借款备用金。在截至2023年6月30日的6个月中，扣除建设期间使用的借款准备金的利息费用比上年同期高出3400万美元，主要原因是本期间债务余额增加和利率上升，但因资本支出增加而借款资金准备金增加部分抵消了利息费用。

所得税。与上年同期相比，截至2023年6月30日的6个月的所得税减少了1,400万美元，这主要是由于税前收入下降，但由于通过有效税率确认永久税项和抵免的时间安排，导致税收支出增加，部分抵消了这一下降。

流动资金和资本资源
 
概述
 
顶峰西部的主要现金需求是向我们的股东支付股息以及支付我们债务的本金和利息。我们普通股股息的水平和未来的股息增长将取决于我们董事会的声明，并基于一系列因素，包括我们的财务状况、派息率、自由现金流和其他因素。
 
我们的主要现金来源是APS的股息以及外部债务和股票发行。 ACC的命令要求APS保持至少40%的普通股比例。 根据相关ACC命令的定义，普通股权益比率定义为股东权益总额除以股东权益总额和长期债务（包括当前到期的长期债务）之和。 截至2023年6月30日，APS的普通股权益比率为48%。 其股东权益总额约为70亿美元，资本总额约为145亿美元。 根据这项命令，APS将被禁止支付股息，如果这种支付将减少其总股东权益低于约58亿美元，假设APS的总资本保持不变。 这一限制不会对Pinnacle West满足其持续现金需求的能力或向股东支付股息的能力产生重大影响。

APS向Pinnacle West支付的股息也取决于许多因素，其中包括APS的财务状况和自由现金流，其来源因季度不同而有所不同，部分原因是电力需求的季节性。APS的现金来源包括业务现金和外部流动性来源，包括长期和短期外债融资，如商业票据及其循环信贷安排。APS的资本需求主要包括资本支出和长期债务的到期日。APS的资本需求来自运营现金，在必要的程度上，还包括来自Pinnacle West的外债融资和股权注入。

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目录表
现金流量摘要

下表列出了业务、投资和筹资活动提供(用于)的现金净额(百万美元)：

Pinnacle West联合公司
 截至六个月
6月30日，		网络
 20232022变化
经营活动提供的现金流量净额$438 $588 $(150)
用于投资活动的现金流量净额(884)(794)(90)
融资活动提供的现金流量净额449 225 224 
现金和现金等价物净变化$3 $19 $(16)

亚利桑那州公共服务公司
 截至六个月
6月30日，		网络
 20232022变化
经营活动提供的现金流量净额$465 $600 $(135)
用于投资活动的现金流量净额(865)(765)(100)
融资活动提供的现金流量净额400 184 216 
现金和现金等价物净变化$— $19 $(19)
 
营运现金流

截至2023年6月30日的6个月，而截至2022年6月30日的6个月。顶峰西部公司2023年由经营活动提供的合并净现金为4.38亿美元，而2022年为5.88亿美元，减少1.5亿美元，主要原因是燃料和购买电力成本增加2.7亿美元，运营和维护成本增加1.31亿美元，净抵押品变化4000万美元，利息支付增加3400万美元，其他税收增加1200万美元，部分被来自电力收入的2.51亿美元现金收入增加，3500万美元的建筑客户预付款和5100万美元的营运资本其他变化所抵消。

退休计划和其他退休后福利。顶峰西部为顶峰西部及其子公司的员工提供合格的固定收益养老金计划和非合格的补充性超额福利退休计划。顶峰西部公司还为顶峰西部公司及其子公司的员工提供其他退休后福利计划。根据1974年《雇员退休收入保障法》(ERISA)的要求，我们必须为合格计划缴纳最低金额。我们的缴费金额至少为ERISA法规所要求的最低金额，但不超过最高可扣税金额。根据ERISA，截至2023年1月1日，合格养老金计划的资金来源为112%，截至20日1月1日，资金来源为139%22. 未来一年的缴费金额取决于计划资产表现和计划精算假设。我们2023年到目前为止还没有为我们的养老金计划提供任何自愿捐款。养老金计划未来三年的最低缴费要求为零，我们预计2023年、2024年或2025年不会有任何自愿缴费。关于对我们其他退休后福利计划的缴费，我们在2023年到目前为止还没有缴款，预计2023年、2024年或2025年也不会缴款。我们不断监测金融市场波动及其对我们的退休计划和其他退休后福利的影响，但我们相信，我们的负债驱动投资策略有助于将市场波动对我们计划的资金状况的影响降至最低。例如，我们的养老金计划
97
目录表
截至2022年12月31日，根据美国公认会计原则(“GAAP”)衡量的资金状况为106%，我们的退休后福利计划为159%，根据2022年12月31日的GAAP衡量。有关其他详细信息，请参阅注5。

CARE法案允许雇主推迟支付雇主份额的社会保障工资税，否则本应从2020年3月27日推迟到2020年12月31日。 我们将雇主在2020年7月1日期间缴纳的社会保障工资税部分的现金支付推迟到2020年12月31日，约为1800万美元。截至2022年12月31日，我们已全额支付了这笔现金延期付款。

投资现金流
 
截至2023年6月30日的6个月，而截至2022年6月30日的6个月。顶峰西部公司用于投资活动的合并净现金在2023年为8.84亿美元，而2022年为7.94亿美元，增加了9000万美元，主要是由于资本支出增加。
 
资本支出。*下表汇总了未来三年的估计资本支出：
资本支出
(百万美元)。
202320242025
APS
一代人：
干净：
核能发电$120 $120 $120 
可再生能源和储能系统(“ESS”)(A)240 345 400 
其他世代(B)265 245 245 
分布520 530 530 
传输260 300 300 
其他(C)265 260 255 
总APS$1,670 $1,800 $1,850 

(a)APS太阳能社区计划、能源储存、可再生能源项目和其他清洁能源项目。
(b)包括发电环境项目。
(c)主要是信息系统和设施项目。
上表不包括与BCE项目相关的资本支出。

发电资本支出包括对APS的各种补充和改进
清洁资源，包括核电厂、可再生能源和ESS。发电资本支出还包括对现有化石发电厂的改进。 发电资本支出预测中包括的项目类型的例子是增加可再生能源和储能，以及各种核电和化石发电厂设备的升级和资本更换，如涡轮机，锅炉和环境设备。 我们正在监测环境问题的状况，根据其最终结果，可能需要修改我们计划的环境支出。

98
目录表
配电和输电资本支出包括基础设施的增加和升级、资本更换和新客户建设。预测中包括的项目类型包括输电线、变电站，以及新住宅和商业开发项目的线路延长线。

资本支出将由内部产生的现金和外部融资提供资金，其中可能包括发行长期债务和顶峰西部公司的普通股。

融资现金流与流动性
 
截至2023年6月30日的6个月，而截至2022年6月30日的6个月。顶峰西部公司2023年通过融资活动提供的综合净现金为4.49亿美元，而2022年为2.25亿美元，净现金增加2.24亿美元，主要原因是长期债务发行增加3.63亿美元，长期债务偿还减少1.5亿美元，但短期借款净减少2.84亿美元部分抵消了这一增长。

2023年，APS通过融资活动提供的合并净现金为4亿美元，而2022年为1.84亿美元，净现金增加2.16亿美元，主要是由于长期债务的发行量增加了4.96亿美元，但短期借款净减少2.76亿美元部分抵消了这一增长。

重大融资活动。*2023年6月21日，顶峰西部董事会宣布普通股每股股息0.865美元，2023年9月1日支付给2023年8月1日登记在册的股东。

可用的信贷安排. 顶峰西部和APS维持承诺的循环信贷安排，以提高流动性，并为其商业票据计划提供信贷支持，为债务融资和其他一般企业目的。有关可用信贷安排的更多信息，请参见附注3。

其他融资事宜。有关保证金及抵押品账户变动的资料，请参阅附注7。

债务准备金

顶峰西部和APS与各自银行融资安排相关的债务契约包括最高债务与资本比率。顶峰西部和APS都遵守这些契约。对于顶峰西部和APS，这些契约都要求合并债务与总综合资本的比率不超过65%。截至2023年6月30日，顶峰西部和APS的这一比率约为60%和52%。如果不遵守这些契约水平，将导致违约，一般而言，违约将要求立即偿还受公约约束的债务，并可能“交叉违约”其他债务。见下文对“交叉违约”条款的进一步讨论。

Pinnacle West的融资协议和APS的融资协议都不包含“评级触发器”，这将导致在评级下调的情况下加速支付所需的利息和本金。然而，我们的银行信贷协议包含一个定价网格，我们根据该网格为借款支付的利率由我们当前的信用评级决定。
 
Pinnacle West的所有贷款协议都包含“交叉违约”条款，如果Pinnacle West或APS在某些其他重要协议下违约，这些条款将导致违约，并可能加速这些贷款协议下的付款。APS的所有银行协议都包含“交叉违约”条款，这些条款包括
99
目录表
如果APS在某些其他重大协议下违约，将导致违约，并可能加速这些银行协议下的付款。*Pinnacle West和APS对信贷安排借款没有重大不利变化限制。

2020年12月17日，ACC发布了一项融资令，在符合特定参数和程序的情况下，提高了APS的长期债务上限，并授权APS的短期债务授权相当于(I)APS资本的7%和(Ii)5亿美元(要求用于购买天然气和电力的费用)。2022年12月15日，ACC发布了一项融资令，批准了APS于2022年4月6日提交的申请，请求将长期债务上限从75亿美元进一步提高到80亿美元，并将融资租赁PPA排除在ACC融资令的长期债务定义之外。有关流动资金事宜的进一步讨论，请参阅附注3。

信用评级

截至2023年7月27日，顶峰西部和APS的证券评级如下所示。我们披露这些信用评级是为了加强对我们短期和长期资本成本的了解，以及我们通过市场获得流动性和长期债务的能力。评级反映了评级机构各自的观点，从中可以获得对其评级重要性的解释。不能保证这些评级将在任何给定的时期内持续下去。如果评级机构在各自的判断中认为情况需要，可以完全修改或撤回评级。任何下调或撤回都可能对Pinnacle West或APS证券的市场价格产生不利影响，和/或导致资本成本增加或获得限制。此类修订还可能导致与某些衍生工具、保险单、天然气运输、燃料供应和其他与能源相关的合同相关的大量额外现金或其他抵押品要求。目前，我们相信我们有足够的可用流动性资源来应对信用评级可能被下调的情况。

 穆迪 标准普尔 惠誉
顶峰西部     
企业信用评级Baa1 BBB+ BBB+
高级无担保Baa1 BBB BBB+
商业票据P-2 A-2 F2
展望负性 负性 负性
      
APS     
企业信用评级A3 BBB+ BBB+
高级无担保A3 BBB+ A-
商业票据P-2 A-2 F2
展望负性 负性 负性
 
合同义务

除了资本支出计划外，顶峰西部公司未来还需要为合同义务和其他承诺提供资金。实质性合同义务和其他承诺如下：

•顶峰西部和APS有重大的长期债务义务，这些债务在2050年之前的不同日期到期，并主要以固定利率计息。浮动利率长期债务的利息是使用2023年6月30日的平均利率来确定的。请参阅注释3。

100
目录表
•顶峰西部和APS维持承诺的循环信贷安排。短期债务详情见附注3。

•燃料和购买的电力承诺包括购买煤炭、电力、天然气、可再生能源、核燃料和天然气运输。见附注4和附注8.购买债务包括资本支出和其他债务。与购买电力租赁合同有关的承付款也被视为燃料和购买电力的承付款。参见附注8。

•APS持有某些合同，根据Res购买可再生能源信用。请参阅附注4和8。

•APS被要求向与帕洛维德出售回租相关的非控股权益支付款项，直至2033年。请参阅注释6。

关键会计政策和估算
 
在根据公认会计原则编制财务报表时，管理层必须经常作出估计和假设，以影响在财务报表日期和报告期内报告的资产、负债、收入、费用和相关披露的金额。其中一些判断可能是主观和复杂的，实际结果可能与这些估计不同。自2022年10-K表以来，我们的关键会计政策和估计没有任何变化。有关我们的关键会计政策和估计的进一步详细信息，请参阅2022年10-K表第7项中的“关键会计政策”。

市场和信用风险

市场风险

我们的业务包括管理与利率、大宗商品价格、我们的核退役信托持有的投资、其他特殊用途基金和福利计划资产相关的市场风险。

利率与股权风险

我们面临利率变化的风险。不断变化的利率将影响我们的核退役信托、其他特殊用途基金(见附注11和12)以及福利计划资产持有的可变利率债务的利息和固定收益证券的市值。尽管核退役信托、其他特殊用途基金和福利计划资产也存在与其股权和其他非固定收益投资的市值变化相关的风险。*核退役和福利计划成本在受监管的电价中收回。

101
目录表
商品价格风险

我们面临着大宗商品价格以及电力和天然气运输成本市场波动的影响。我们的风险管理委员会由官员和关键管理人员组成，负责监督全公司的能源风险管理活动，以确保遵守我们声明的能源风险管理政策。我们通过利用各种可能符合衍生品资格的大宗商品工具来管理与这些市场波动相关的风险，包括期货、远期、期权和掉期。作为我们风险管理计划的一部分，我们使用此类工具来对冲电力和天然气的买卖。此类合同的市值变化与对冲商品的价格变化高度相关。

下表显示了我们能源衍生品头寸按市值计价的税前净变化(以百万美元为单位)：
 截至六个月
6月30日，
 20232022
期初按市价计算的净头寸$96 $107 
监管责任的增加(减少)(163)179 
期末按市价计算的净头寸$(67)$286 

下表显示我们的能源衍生合约于2023年6月30日的到期日(以百万美元计)的公允价值，按到期日和为计算公允价值而进行的估值类型分类，并根据对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平进行整体分类。有关我们的估值方法的更多讨论，请参阅我们的2022年报表10-K和附注11中的附注1“衍生品会计”和“公允价值计量”。
公允价值的来源20232024202520262027总计：
公平，公平
价值
其他外部来源提供的可观察价格$(46)$(10)$(9)$(1)$— $(66)
基于不可观察的投入的价格(10)9 — — — (1)
按期限合计$(56)$(1)$(9)$(1)$— $(67)
102
目录表
下表显示了假设价格变动10%将对Pinnacle West的简明合并资产负债表中包括的风险管理资产和负债的市值产生的影响(以百万美元为单位)：
2023年6月30日2022年12月31日
 利得(亏损)利得(亏损)
 价格上涨了10%价格下跌近10%价格上涨了10%价格下跌近10%
报告的按市值计价的变化：    
监管资产(负债)(A)    
电$10 $(10)$12 $(12)
天然气52 (52)55 (55)
总计$62 $(62)$67 $(67)

(a)这些合约是对我们预测的天然气和电力购买量的经济对冲。这些假设价格变动的影响将在很大程度上抵消同样的价格变动对被对冲的实物敞口的影响。*只要这些金额有资格纳入PSA，这些金额要么被记录为监管资产，要么被记录为负债。

信用风险

在交易对手不履行或不付款的情况下，我们将面临损失。有关我们的信用估值调整政策的讨论，请参见附注7。

第三项：加强对市场风险的量化和定性披露
 
关于关于市场风险的定量和定性披露的讨论，见上文第2项中的“主要财务驱动因素”和“市场和信贷风险”。
 
项目4.监管、监管、控制和程序
 
(a)                                披露控制和程序
 
“披露控制和程序”一词是指公司的控制和其他程序，其目的是确保公司根据经修订的1934年证券交易法(“交易法”)(“美国法典”第15编78A)提交或提交的报告中要求披露的信息ET SEQ序列.)，在美国证券交易委员会规则和表格中规定的时间内记录、处理、汇总和报告。披露控制和程序包括但不限于旨在确保公司根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息被累积并传达给公司管理层，包括公司的主要高管和主要财务官，或酌情履行类似职能的人员，以便及时做出有关要求披露的决定。
 
顶峰西部的管理层在顶峰西部首席执行官和首席财务官的参与下，评估了截至2023年6月30日顶峰西部的披露控制和程序的有效性。基于这一评估，顶峰西部的首席执行官和首席财务官得出结论，截至该日，顶峰西部的披露控制和程序是有效的。
 
103
目录表
在APS首席执行官和首席财务官的参与下，APS的管理层评估了APS截至2023年6月30日的披露控制程序的有效性。根据这一评估，APS的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2023年6月30日，APS的披露控制程序是有效的。
 
(b)                                财务报告内部控制的变化
 
“财务报告内部控制”一词(“美国证券交易委员会规则”第13a-15(F)条中的定义)是指公司旨在为财务报告的可靠性和根据公认会计准则为外部目的编制财务报表提供合理保证的过程。
 
在截至2023年6月30日的财政季度内，Pinnacle West或APS对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这对Pinnacle West或APS的财务报告内部控制没有产生重大影响，或有合理的可能性对其产生重大影响。

104
目录表
第II部— 其他信息

项目1.诉讼程序的审理程序
 
关于未决或威胁的诉讼和其他事项，请参阅2022年表格10-K第1项中的“亚利桑那州公共服务公司的业务--环境事项”。
 
行政协调会和FERC相关事项见附注4。
 
有关环境事项、超级基金相关事项及其他争议的资料，请参阅附注8。

项目1A.评估各种风险因素
 
除本报告中列出的其他信息外，您还应仔细考虑第I部分第1A项--2022年10-K表格中的风险因素中讨论的因素, 这可能对顶峰西部和APS的业务、财务状况、现金流或未来业绩产生重大影响。顶峰西部和APS面临的风险并不只是2022年Form 10-K中描述的风险。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定性也可能对顶峰西部和APS的业务、财务状况、现金流和/或经营业绩产生重大不利影响。

第5项：包括其他信息

工会事务

大约1,200名APS员工是以国际电工兄弟会(“IBEW”)为代表的工会雇员。APS和IBEW仍然致力于继续真诚地讨价还价，并自2022年11月以来一直参与新合同的谈判。现行的集体谈判协议(“CBA”)原定于2023年4月1日续签。在讨价还价继续进行的同时，目前的CBA仍然完全有效。

规则10b5-1交易计划

在截至2023年6月30日的财季中，我们的董事或高管没有采纳或终止任何购买或出售我们证券的合同、指令或书面计划，以满足规则10b5-1(C)或任何“非规则10b5-1交易安排”的积极辩护条件。
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目录表
第六项。         展品

(a) 陈列品
展品编号： 注册人(S) 描述
31.1 顶峰西部 
首席执行官Jeffrey B.Guldner根据经修正的《证券交易法》第13a-14(A)条和第15d-14(A)条颁发的证书
31.2 顶峰西部 
首席财务官安德鲁·库珀根据经修正的《证券交易法》规则第13a-14(A)条和规则第15d-14(A)条颁发的证书
31.3 APS 
首席执行官Jeffrey B.Guldner根据经修正的《证券交易法》第13a-14(A)条和第15d-14(A)条颁发的证书
31.4 APS 
首席财务官安德鲁·库珀根据经修正的《证券交易法》规则第13a-14(A)条和规则第15d-14(A)条颁发的证书
32.1* 顶峰西部 
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节对首席执行官和首席财务官的证明
32.2* APS 
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节对首席执行官和首席财务官的证明
101.INS 
顶峰西部
APS
 XBRL实例文档-实例文档不会出现在交互数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。
101.SCH 
顶峰西部
APS
 XBRL分类扩展架构文档
101.CAL 
顶峰西部
APS
 XBRL分类扩展计算链接库文档
101.LAB 
顶峰西部
APS
 XBRL分类扩展标签Linkbase文档
101.PRE 
顶峰西部
APS
 XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档
101.DEF 
顶峰西部
APS
 XBRL分类定义Linkbase文档
104
顶峰西部
APS
封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)
________________________________
*现作为证物提供。
106
目录表
此外，PinnacleWest和APS特此根据交易法规则第12b-32条和第229.10(D)条规则，通过参考以下文件合并以下证物：
 
证物编号： 注册人(S) 描述 此前作为展品(1)备案 提交日期
         
3.1  顶峰西部 
顶峰西部资本公司章程，于2020年2月19日修订
 3.1至顶峰西部/APS，2020年2月25日表格8-K报告，档案号1-8962和1-4473 2/25/2020
         
3.2  顶峰西部 
公司章程，于2008年5月21日重述
 3.1至顶峰西部/APS 2008年6月30日表格10-Q报告，档案号1-8962和1-4473 8/7/2008
         
3.3  APS 公司章程，于1988年5月25日重述 4.21993年9月24日向S-3注册号33-33910和33-55248提交的8-K报告表格1-4473 9/29/1993
        
3.4  APS 
《亚利桑那州公共服务公司公司章程修正案》，2012年5月16日修订
 3.1至顶峰西部/APS 2012年5月22日8-K报告表格，档案号1-8962和1-4473 5/22/2012
         
3.5  APS 
亚利桑那州公共服务公司章程，2008年12月16日修订
 3.4至顶峰西部/APS 2008年12月31日10-K报告表格，档案号：1-8962和1-4473 2/20/2009
4.1 顶峰西部APS
截至2023年6月30日的第三十份补充契约
4.1至顶峰西部/APS 2023年6月30日8-K报表，档案号1-8962和1-44736/30/2023
10.1 顶峰西部
修订后的顶峰西部2021长期激励计划(通过引用顶峰西部委托书附录A并入)
10.2至顶峰西部，2023年5月19日8-K报表，文件编号1-89625/19/2023
_______________________________
(1)在1-4473号和1-8962号档案下提交的报告是在位于华盛顿特区的证券交易委员会办公室提交的。
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目录表
签名
 
根据1934年《证券交易法》的要求，每个注册人都已正式促使本报告由其正式授权的签署人代表其签署。
 
PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION
(注册人)
日期：2023年8月3日发信人：撰稿S/安德鲁·库珀
安德鲁·库珀
高级副总裁和
首席财务官
(首席财务官和
经正式授权签署本报告的人员)
亚利桑那州公共服务公司
(注册人)
日期：2023年8月3日发信人：撰稿S/安德鲁·库珀
安德鲁·库珀
高级副总裁和
首席财务官
(首席财务官和
经正式授权签署本报告的人员)

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