American Electric Power Company

AEP ha reorientado su plan de capital hacia la conexión y provisión de energía a data centers y otros large-load customers para soportar la economía digital y la IA. Si esa demanda no se materializa o no se sostiene, el plan de inversiones queda sin sustento. Además, los proyectos requieren niveles de capital que superan las necesidades históricas de financiamiento de utilities, y la capacidad de los mercados de capitales para absorber esa escala es incierta.

Si se materializa: Si la demanda de data centers no ocurre como se proyecta, AEP incurriría en costos irrecuperables significativos, posibles impairments de activos en construcción, y el plan estratégico quedaría materialmente comprometido. La imposibilidad de acceder a financiamiento adecuado podría demorar o impedir la construcción de las instalaciones requeridas y afectar negativamente los ingresos futuros, el flujo de caja y la condición financiera.

AEP Texas cobra receivables de los Retail Electric Providers (REPs) que distribuyen electricidad a los clientes finales. Al 31 de diciembre de 2025, los dos REPs más grandes representaron el 38% del operating revenue de AEP Texas. Una demora o default de cualquiera de ellos podría afectar materialmente los flujos de caja y la condición financiera.

Si se materializa: Un default de uno de los REPs principales podría provocar que AEP Texas no recupere pagos ya recibidos si ese REP se reestructura bajo la ley de quiebras, además de interrumpir flujos de caja críticos y afectar resultados operativos.

Una porción significativa de los earnings de AEP proviene de inversiones en transmisión facturadas bajo formula rates aprobadas por la FERC. Esas tasas, incluyendo el retorno sobre equity y la estructura de capital objetivo, están sujetas a cuestionamientos por terceros o de oficio por la FERC. Procedimientos similares contra otras utilities ya están en curso y sus resultados podrían afectar negativamente a AEP en casos futuros.

Si se materializa: Si la FERC ordena reducciones de revenue, incluyendo reembolsos por períodos anteriores, se reducirían los ingresos netos futuros y los flujos de caja, con impacto en la condición financiera.

I&M (subsidiaria de AEP) posee la Cook Plant, con dos unidades nucleares que representan aproximadamente el 10% de la capacidad de generación regulada del sistema AEP al 31 de diciembre de 2025. Los riesgos específicos incluyen limitaciones en la cobertura de seguros disponible comercialmente, contingencias de evaluación ante pérdidas de terceros y costos de descomisionamiento tecnológica y financieramente inciertos. Además, un incidente mayor en cualquier planta nuclear en EE.UU. podría obligar a AEP o I&M a realizar pagos contributivos materiales.

Si se materializa: Un incidente en la Cook Plant podría dañar los resultados operativos y la condición financiera. La NRC tiene autoridad para imponer multas o cerrar unidades. Un incidente en cualquier planta nuclear en EE.UU. podría requerir pagos contributivos materiales de AEP o I&M.

AEP y otras utilities son co-propietarias de OVEC (Ohio Valley Electric Corporation). Bajo el Inter-Company Power Agreement (ICPA), APCo, I&M y OPCo son responsables colectivamente de un 43.47% de la deuda de OVEC, que al 31 de diciembre de 2025 asciende a $379 millones sobre un total de $873 millones. Si un tercero falla en sus pagos bajo el ICPA o si la deuda de OVEC se acelera, las subsidiarias de AEP podrían verse obligadas a pagar la totalidad de su porción.

Si se materializa: En el escenario de aceleración de la deuda de OVEC, APCo, I&M y/u OPCo podrían ser requeridas a pagar hasta $379 millones, lo que afectaría materialmente la liquidez y condición financiera de esas subsidiarias.