Hola, gracias por su espera. Mi nombre es Regina y seré su operadora de la conferencia hoy. En este momento, me gustaría dar la bienvenida a todos a la conferencia de resultados del primer trimestre de 2026 de American Electric Power. [Instrucciones del operador] Ahora cedo la palabra a Darcy Reese, Vicepresidenta de Relaciones con Inversores. Adelante, por favor.

Buenos días y bienvenidos a la conferencia de resultados del primer trimestre de 2026 de American Electric Power. Una transmisión web en directo de esta teleconferencia y de la presentación de diapositivas está disponible en nuestro sitio web, en la sección de Eventos y Presentaciones. Me acompañan hoy Bill Fehrman, Presidente y Consejero Delegado; y Trevor Mihalik, Vicepresidente Ejecutivo y Director Financiero. Además, contamos con otros miembros de nuestro equipo directivo presentes para responder preguntas si fuera necesario, entre ellos Kate Dickson, Vicepresidenta Sénior, Contralora y Directora de Contabilidad.

Durante la llamada realizaremos declaraciones prospectivas. Los resultados reales pueden diferir materialmente de los proyectados en cualquiera de las declaraciones prospectivas que realicemos hoy. Los factores que podrían causar que nuestros resultados reales difieran materialmente se analizan en las presentaciones más recientes de la compañía ante la SEC. Por favor, consulten las diapositivas de la presentación que acompañan a esta llamada para la conciliación con las medidas GAAP. Responderemos a sus preguntas tras las palabras de apertura. Ahora cedo la palabra a Bill.

Gracias, Darcy, y buenos días. Les agradecemos que nos acompañen en la conferencia de resultados del primer trimestre de 2026 de American Electric Power. Comenzaré con las diapositivas 4 y 5. Estamos en un periodo decisivo para nuestro sector. El ritmo de cambio se está acelerando y las oportunidades que tenemos por delante se están expandiendo. En este entorno, AEP está extremadamente bien posicionada para capturar el crecimiento, dada nuestra escala, nuestra posición de liderazgo en generación y transmisión, nuestras excepcionales capacidades de ejecución y nuestra presencia operativa en algunas de las regiones de más rápido crecimiento del país.

A medida que evolucionan las necesidades de los clientes, la escala, la innovación y el intenso enfoque en la ejecución definirán la próxima generación de crecimiento en el sector de servicios públicos. Estamos preparados para satisfacer una demanda sin precedentes en todo nuestro amplio territorio de servicio, impulsada no solo por los centros de datos, sino también por un desarrollo económico más amplio. Esto está ampliando significativamente la oportunidad a largo plazo que tenemos por delante y en las comunidades a las que servimos.

Al mismo tiempo, nuestro crecimiento solo es posible gracias a alianzas de confianza. Nos mantenemos estrechamente alineados con nuestros grupos de interés, escuchando a nuestros clientes, gobernadores, reguladores y responsables políticos, mientras trabajamos para desarrollar soluciones que fomenten la asequibilidad, el desarrollo económico, la fiabilidad y la resiliencia.

A medida que escalamos nuestro sistema, la ejecución y la disciplina operativa se vuelven aún más cruciales. Estas son fortalezas significativas del nuevo equipo de liderazgo en AEP. Al aprovechar nuestro tamaño y experiencia, estamos mitigando las presiones de la cadena de suministro y adquiriendo recursos críticos para respaldar lo que es un periodo sostenido de varios años de expansión de infraestructuras. Esto incluye la obtención anticipada de equipos de alto voltaje con largos plazos de entrega, como transformadores, interruptores y acero [ Lattice ].

Como también hemos mencionado en conferencias anteriores, hemos asegurado más de 10 gigawatts de capacidad de turbinas de gas. En resumen, estamos ejecutando una estrategia disciplinada para ofrecer un valor constante y oportuno a largo plazo, tanto para los clientes como para los accionistas.

Pasando ahora a las diapositivas 7 y 8 de la presentación, ofreceré una visión general de alto nivel de nuestros resultados del primer trimestre, las perspectivas estratégicas, la asequibilidad y el progreso regulatorio, antes de ceder la palabra a Trevor para que detalle nuestros resultados financieros y nuestra sólida trayectoria de crecimiento. Nos complace informar de un beneficio operativo en el primer trimestre de 2026 de $1.64 por acción o $891 million. Estos resultados se basan en nuestro impulso financiero y operativo de 2025 y nos dan la confianza para reafirmar nuestro guidance de beneficio operativo para todo el año 2026, en el rango de $6.15 a $6.45 por acción.

AEP sigue experimentando una demanda sustancial del sistema concentrada principalmente en nuestros estados clave de crecimiento: Indiana, Ohio, Oklahoma y Texas. En el primer trimestre, contratamos 7 gigawatts adicionales de carga, procedentes principalmente de AEP Texas y AEP Ohio. Y ahora tenemos un total incremental contratado de 63 gigawatts previstos para 2030. Esto supone un aumento respecto a los 56 gigawatts que comunicamos el trimestre pasado. De los 63 gigawatts, casi el 90% corresponden a centros de datos, que incluyen hyperscalers, mientras que el resto son industriales. Los clientes de carga contratada deben cumplir con altos estándares de solvencia mediante una calidad crediticia de grado de inversión, garantías parentales u otras formas de respaldo crediticio que cumplan con los requisitos de la tarifa. También cuentan con el respaldo de acuerdos de servicio eléctrico y acuerdos de apalancamiento.

Para ser muy claros, estoy intensamente enfocado en la ejecución de los proyectos necesarios para conectar esta carga para nuestros clientes. Por eso ganamos negocio. De los 63 gigawatts, 53 gigawatts están en Texas y Ohio y requieren proyectos de transmisión a gran escala, en cuya construcción y operación creemos que somos excelentes. Los 10 gigawatts restantes requieren nueva generación, para la cual AEP ha asegurado el equipo necesario de largo plazo y cuenta con acuerdos de contratación estratégicos para suministrar la mano de obra necesaria para ejecutar con éxito nuestros compromisos de entrega. El tamaño importa, y AEP está utilizando nuestra amplitud y escala para aspirar a proporcionar lo necesario para satisfacer la demanda de los clientes. Trevor analizará los 63 gigawatts con más detalle en breve.

Para respaldar estos proyectos, hoy estamos incrementando nuestro plan de capital a 5 años a $78 billion, frente a los $72 billion anteriores, lo que ahora impulsa un CAGR esperado de la base de activos regulados (rate base) del 11% a 5 años. Los $6 billion de inversiones incrementales incluyen $3.5 billion en inversiones de transmisión recientemente aprobadas en PJM y SPP, y $2.5 billion para generación de gas en I&M. Además, tenemos visibilidad de más de $10 billion en proyectos para el periodo 2026-2030. Estas inversiones son incrementales al nuevo plan de $78 billion e incluyen el proyecto de transmisión de Piketon, la iniciativa de celdas de combustible de Wyoming y oportunidades adicionales de nueva generación en toda nuestra área de presencia. Estamos preparados para capturar oportunidades de crecimiento incremental manteniendo un balance general sólido, lo cual, como he dicho muchas veces, es una prioridad clave para nosotros. Especialmente ante la excepcional expansión de la carga que estamos viendo, hoy también estamos reafirmando nuestra tasa de crecimiento de beneficios operativos premium del 7% al 9% para el periodo 2026-2030. El incremento de $6 billion en nuestro plan de capital está impulsado por proyectos de transmisión y generación que entrarán en servicio hacia el final de los próximos 5 años. Se espera que estas inversiones tengan un efecto positivo en los beneficios (accretive) en la etapa final del plan e incrementen nuestro CAGR esperado de beneficios operativos a largo plazo a más del 9%.

Pasando a la diapositiva 9 de nuestra presentación, creemos que nuestra transmisión, escala y experiencia siguen siendo inigualables en la industria. Hoy, AEP posee y opera más de 2,100 millas de líneas de transmisión de ultra alta tensión de 765 kV en 6 estados. Los clientes de gran escala [bajo consumo] siguen eligiendo ubicaciones en nuestra área de presencia debido a la solidez y sofisticación de nuestra red de transmisión avanzada. Como hemos destacado anteriormente, AEP fue pionera en el sistema de transmisión moderno de 765 kV en Norteamérica, y contamos con más de 6 décadas de experiencia diseñando, construyendo y operando estos activos de ultra alta tensión. Actualmente, nadie se acerca a nuestra experiencia y capacidades en esta área. Sin duda alguna, somos el mayor propietario-operador en los Estados Unidos. El acuerdo de asociación estratégica con [ Quanta Services ] que anunciamos a finales del año pasado continúa generando una alta confianza en la ejecución de nuestros proyectos de transmisión de alta tensión. Al combinar la visión de AEP para una red moderna y resiliente con un socio líder en la industria como [ Quanta ], estamos acelerando el desarrollo de la infraestructura de 765 kV que será esencial para satisfacer las necesidades de confiabilidad, resiliencia y suministro energético del futuro.

Como mencioné, recientemente se nos adjudicaron nuevos proyectos de transmisión de 765 kV en SPP y PJM. Para SPP, se nos asignó directamente un proyecto importante que consiste en 315 millas de líneas de 765 kV desde Seminole, Oklahoma, hasta Southwest [ Freeport ], Louisiana. También aseguramos proyectos adicionales desde Potter, Texas, hasta el condado de Beckham, Oklahoma. En conjunto, estos proyectos suman $1.6 billion y se prevé que entren en servicio para 2030. En PJM, se nos adjudicó la construcción de 330 millas de líneas predominantemente de 765 kV en Ohio e Indiana. Estos proyectos suman $1.9 billion y también tienen fechas previstas de entrada en servicio hacia el final de nuestro plan de 5 años. Además, nos complace haber sido seleccionados para un proyecto de 765 kV de casi 200 millas en MISO, lo que expande nuestra presencia competitiva hacia Wisconsin. Aunque este proyecto cae mayoritariamente fuera del actual horizonte de 5 años, con una fecha de entrada en servicio en 2034, nos brinda confianza y visibilidad en nuestra tasa de crecimiento a largo plazo en el futuro. Con la adición de estos proyectos, nuestro pronóstico de inversión en transmisión suma ahora $33 billion, lo que representa el 42% del plan de capital total de $78 billion y subraya nuestra posición en el fortalecimiento de la infraestructura crítica de transmisión eléctrica de la nación.

Pasando a los recursos de nueva generación en la diapositiva 10. AEP está construyendo proactivamente la capacidad necesaria para respaldar la aceleración de la demanda y el crecimiento a largo plazo. Como parte de este esfuerzo, hemos ampliado nuestra perspectiva de capital de generación en $3 billion, situándola en $24 billion hasta 2030, impulsada por la nueva generación de gas en I&M. A un nivel más amplio, nuestra estrategia de cartera está intencionadamente equilibrada y diversificada con inversiones en gas natural, solar, eólica y almacenamiento. Esta combinación refuerza la confiabilidad al tiempo que promueve un enfoque disciplinado para ofrecer inversiones rentables para nuestros clientes a largo plazo. Hemos asegurado el acceso a más de 10 gigawatts de capacidad de turbinas de gas de fabricantes líderes y estamos avanzando en nuestros proyectos a través del proceso de interconexión en PJM y SPP. Estamos aprovechando la experiencia de socios EPC junto con nuestra capacidad de ingeniería interna para ejecutar estos proyectos de manera eficiente y a escala. También mantenemos la flexibilidad en la forma de satisfacer la demanda incremental de nueva generación, utilizando RFPs competitivos y adquisiciones bilaterales específicas para complementar nuestra cartera de proyectos propios y asegurar la captura de las oportunidades más atractivas.

Paralelamente, seguimos evaluando soluciones nucleares con el objetivo de posicionar a AEP a la vanguardia de las tecnologías de carga base de próxima generación. Como hemos mencionado anteriormente, estamos revisando activamente varios emplazamientos y puntos de interconexión potenciales mientras evaluamos cómo la energía nuclear puede desempeñar un papel significativo en el futuro para soportar el crecimiento de la demanda. Cualquier inversión nuclear requerirá una sólida protección de capital, salvaguardas disciplinadas en el balance general y un compromiso regulatorio y gubernamental significativo, como garantías de préstamos y apoyo para equipos de largo plazo de fabricación. No se llevará adelante ningún proyecto que suponga un riesgo indebido para nuestro negocio o para nuestros accionistas. Aunque hemos tenido mucho éxito en el desarrollo de la infraestructura de transmisión en PJM, AEP sigue identificando algunos problemas en cuanto a la rapidez y eficiencia con la que se está conectando la carga a la generación. El estado actual del rendimiento de PJM y su proceso de aprobación de las partes interesadas no me da mucha confianza en que estos problemas se resuelvan pronto. De hecho, si no se hace algo ahora, espero que sigamos teniendo estas mismas conversaciones dentro de 10 años. El mercado de PJM funcionó muy bien cuando la oferta superaba la demanda, pero ahora nos encontramos en un momento muy diferente.

Como tal, estamos evaluando actualmente todas nuestras opciones para asegurar que encontramos un camino eficiente y eficaz para ofrecer lo que nuestros clientes necesitan, que, en pocas palabras, es una mayor generación interconectada para alimentar sus negocios. Estamos realizando una revisión similar de nuestra membresía en SPP. Ampliar y fortalecer la red garantizará que los nuevos recursos de generación de todas las tecnologías puedan conectarse de forma rápida, fiable y asequible para atender nuestra demanda de rápido crecimiento. A medida que nuestros planes de generación maduren, compartiremos los planes financieros como parte de nuestra cadencia normal en la llamada del tercer trimestre a finales de este año. Por favor, diríjanse a la Diapositiva 11. Incluso mientras invertimos para satisfacer las expectativas de una demanda que crece rápidamente, la asequibilidad es nuestra prioridad, y seguimos enfocados en tomar medidas decisivas para facilitar que los impactos en las tarifas residenciales sean manejables. Con los grandes contratos de carga que hemos asegurado, pronosticamos hasta $16 billion en compensaciones de costes para los clientes actuales derivadas de sus contribuciones asignadas a los gastos durante la vigencia de estos acuerdos. Esto representa una gran victoria en términos de asequibilidad para nuestros clientes actuales y una clara validación de nuestra estrategia de crecimiento centrada en el cliente.

Al mismo tiempo, nuestro enfoque en el servicio al cliente mediante la rendición de cuentas está dando resultados. De hecho, hemos logrado una reducción significativa en la duración media de las interrupciones en todo el sistema durante el último año, lo que está fortaleciendo la relación con los clientes gracias a un suministro eléctrico más fiable. Mientras nuestra base de tarifas continúa expandiéndose, los gastos de O&M están aumentando modestamente con una CAGR del 4% durante el mismo periodo, impulsados por la contratación de personal adicional y el soporte de mantenimiento necesarios para operar los nuevos activos de generación y transmisión que se incorporan al sistema. Esta disciplina operativa es un verdadero diferenciador para AEP y nos posiciona excepcionalmente bien para el futuro. También estamos aprovechando herramientas federales para potenciar el ahorro de los clientes. El equipo ha asegurado $315 million en subvenciones para generación y distribución. Cerramos una garantía de préstamo del DOE de $1.6 billion relacionada con la transmisión, que se proyecta aportará más de $275 million en ahorros para los clientes durante la vida de los préstamos. Como parte de nuestra estrategia a largo plazo, también hemos solicitado préstamos adicionales al DOE para financiar nuestras inversiones en generación y transmisión. Esperamos proporcionar actualizaciones periódicas a medida que avancen los cierres de los préstamos. Se trata de sumas significativas que regresan directamente a los clientes, lo que es solo otro ejemplo de cómo estamos combinando el crecimiento con la asequibilidad.

En los últimos 2 años, hemos liderado la industria en el establecimiento del marco regulatorio adecuado para un gran crecimiento de la carga. Aseguramos aprobaciones para nuevas tarifas de centros de datos en Ohio, seguidas de soluciones de tarifas bajas para grandes cargas en Indiana, Kentucky y West Virginia, y no nos detendremos ahí. Tenemos solicitudes activas en Michigan, Oklahoma, Texas y Virginia. Encontrarán un resumen completo de estas acciones en la Diapositiva 12 de la presentación de hoy. Estas estructuras tarifarias están diseñadas con un par de objetivos claros: primero, estamos protegiendo a nuestros clientes actuales asegurando que los centros de datos y otros clientes de gran carga cubran las inversiones necesarias para soportar sus necesidades energéticas. Y segundo, estamos protegiendo nuestra base de ingresos y beneficios mediante cargos por demanda mínima integrados directamente en estos contratos vinculantes de 'take-or-pay'. Hemos logrado progresos sólidos en las estructuras tarifarias y seguiremos trabajando con nuestros reguladores y partes interesadas para asegurar que los clientes de gran carga paguen su coste de servicio y proporcionen un alivio de costes a nuestros clientes residenciales. Pasando a la Diapositiva 13, esto me lleva a nuestro sólido progreso regulatorio en el trimestre en múltiples jurisdicciones. Esto sigue siendo una de mis principales áreas de enfoque.

En Ohio, obtuvimos la aprobación de la comisión para el acuerdo del caso base de distribución, que incluye una medida de asequibilidad que contiene una reducción de tarifas para los clientes junto con un ROE del 9.84%, frente al ROE anterior del 9.7%. Como otro ejemplo, en Arkansas, logramos aumentar nuestro ROE del 9.5% al 9.65% y, cabe destacar, no hemos terminado con un ROE reducido en ningún resultado reciente de casos de tarifas. En Indiana, avanzamos en nuestra estrategia de recursos con la aprobación de nuestro plan acelerado de recursos de generación, preparando el terreno para un próximo caso de tarifa base que incluirá una reducción de tarifas para los clientes, apoyando nuestro enfoque en la asequibilidad. En West Virginia, recibimos una orden de reconsideración favorable que aumentó el ROE autorizado del 9.25% al 9.75%, un incremento significativo. La comisión también aprobó un rastreador de inversión en infraestructura de costes de la base de tarifas modificado. Ambas aprobaciones llegan en un momento importante, ya que el estado busca avanzar en su estrategia energética a largo plazo y en la iniciativa destinada a garantizar que West Virginia disponga de la energía fiable y asequible necesaria para soportar la creciente demanda. Con el fuerte apoyo del gobernador, esto presenta una oportunidad de inversión significativa bajo un entorno regulatorio más constructivo. También seguimos viendo resultados positivos constantes en otras áreas de nuestra presencia multiestatal, incluyendo Oklahoma, Louisiana y Texas.

En conjunto, creemos que estas acciones y resultados reflejan la creciente solidez de nuestro enfoque regulatorio. Al escuchar atentamente a los líderes estatales y alinear nuestros planes con sus necesidades, estamos logrando resultados regulatorios equilibrados que benefician tanto a los clientes como a los inversores. Antes de concluir, quiero subrayar lo excepcional que ha sido el inicio de este año. Nuestro equipo está operando con un nivel de ejecución que creemos está estableciendo un nuevo estándar para la industria. Estamos realizando inversiones estratégicas significativas para afrontar lo que es verdaderamente un momento transformador para nuestra compañía. Al mismo tiempo, estamos trabajando mano a mano con nuestros reguladores y responsables de políticas para avanzar en sus prioridades clave, todo ello mientras tomamos medidas disciplinadas y proactivas para mantener la asequibilidad para nuestros clientes. Tengo plena confianza en nuestra estrategia, en nuestras capacidades y en el equipo de AEP; estamos preparados para capturar las sustanciales oportunidades que tenemos por delante mediante la aceleración del crecimiento, un enfoque intensivo en la ejecución, el impulso de la asequibilidad para el cliente y el aprovechamiento del tamaño y la escala de AEP para fortalecer nuestras ventajas competitivas, creando al mismo tiempo valor a largo plazo para nuestros accionistas. Cedo ahora la palabra a Trevor para que analice los factores que impulsaron nuestro desempeño en el primer trimestre y proporcione más detalles sobre nuestras cifras financieras y nuestra sólida trayectoria de crecimiento.

Gracias, Bill, y buenos días a todos. En la llamada de hoy, comenzaré revisando los principales impulsores de los resultados del trimestre, junto con nuestra confianza en el crecimiento de la carga, que ha aumentado 7 gigawatts desde el trimestre pasado hasta alcanzar ahora los 63 gigawatts. A continuación, analizaré nuestro plan de capital recientemente ampliado de $78 billion, un incremento de $6 billion, y nuestra previsión de un mayor CAGR de los resultados operativos a largo plazo, que ahora es superior al 9% basándonos en este plan de capital. Posteriormente, destacaré la visibilidad que tenemos sobre más de $10 billion en oportunidades de inversión por encima de nuestro plan de capital base, para finalizar con comentarios sobre la solidez de nuestro balance general.

Por favor, diríjanse a la diapositiva 15 de la presentación. Los resultados operativos del primer trimestre de 2026 fueron de $1.64 por acción, frente a los $1.54 por acción del primer trimestre de 2025. Los resultados en nuestros segmentos VIU y T&D se mantuvieron sólidos durante el trimestre, impulsados por resultados favorables en los procesos de revisión de tarifas en múltiples jurisdicciones. Como señaló Bill anteriormente, seguimos observando avances regulatorios positivos en todo nuestro territorio de servicio. El ROE regulado obtenido durante el trimestre aumentó al 9.3% y se espera que alcance aproximadamente el 9.5% para 2030, a medida que continuamos ejecutando nuestra estrategia regulatoria con un enfoque en la asequibilidad para nuestros clientes.

Además de un sólido desempeño regulatorio, seguimos avanzando en nuestra estrategia de inversión en transmisión y observamos un crecimiento continuo de la [ carga ] en toda nuestra presencia, lo cual analizaré con más detalle en breve. Estos aspectos positivos se vieron parcialmente compensados por las condiciones meteorológicas favorables del año anterior y el gasto continuo para mejorar la fiabilidad del sistema. El desempeño de Transmission Holdco se vio afectado principalmente por el aumento de los gastos, incluyendo la restauración tras tormentas y mayores impuestos sobre la propiedad. Esperamos que los beneficios de Transmission Holdco sean favorables en términos interanuales para finales de 2026.

En el segmento de Generation & Marketing, los resultados reflejaron un mejor desempeño del margen mayorista, parcialmente compensado por los beneficios de la optimización de contratos del año anterior. Finalmente, en Corporate and Other, la variación se debió en gran medida a un mayor gasto de O&M, al aumento de los gastos por intereses y a cuestiones de temporalidad relacionadas con el impuesto sobre la renta, cuyo impacto prevemos que se revierta para finales de este año.

Pasando a la diapositiva 16 y a nuestras perspectivas actuales de carga, seguimos observando una aceleración significativa en el crecimiento de la carga contratada. En apoyo a esa tendencia, hemos ejecutado un total de 63 gigawatts de carga, frente a los 56 gigawatts reportados hace apenas unos meses. Este incremento refleja el progreso continuo en la conversión de proyectos de nuestra cola de planificación a contratos vinculantes con clientes.

Como recordatorio, estos contratos incluyen cartas de acuerdo y acuerdos de servicio eléctrico a largo plazo, dependiendo de las disposiciones arancelarias pertinentes en cada jurisdicción. Como mencionó Bill, con los contratos ESA de gran carga que hemos asegurado dentro de nuestras empresas de servicios públicos integradas verticalmente, pronosticamos hasta $16 billion en compensaciones de costes para los clientes existentes a partir de su parte asignada de gastos fijos. Nuestro análisis estima los ingresos contratados de grandes clientes durante la vida de los ESA y evalúa cómo se reasigna la responsabilidad de los costes fijos entre las distintas clases de clientes a lo largo del tiempo, teniendo en cuenta los load wraps.

A medida que la carga contratada continúa creciendo, mantenemos el mismo enfoque en la calidad y la solvencia crediticia de los clientes que la impulsan. Como señaló Bill anteriormente, nuestros clientes contratados deben cumplir con altos estándares crediticios. La mayoría de los megawatts contratados corresponden a hyperscalers y clientes industriales de gran tamaño y bien capitalizados. Esta base de clientes diversificada y de alta calidad constituye una base sólida para las asociaciones a largo plazo y el desarrollo de infraestructuras.

Con ese contexto, pasaré a la actividad reciente por región, comenzando con PJM. La carga contratada en PJM aumentó aproximadamente 1 gigawatt durante el trimestre, impulsada principalmente por contratos adicionales con clientes ejecutados en Ohio. Sustancialmente, toda nuestra carga incremental total en PJM está respaldada por ESA de tipo take-or-pay. Más allá de las adiciones a corto plazo, seguimos viendo una sólida cartera de oportunidades a más largo plazo en PJM.

Cabe destacar que recientemente anunciamos un campus de centros de datos de 10-gigawatt con [ SB Energy ] en Piketon, Ohio. La mayor parte de la carga incremental asociada a este proyecto no está incluida actualmente en nuestro pronóstico de carga, el cual se refleja en la cola de interconexión activa de aproximadamente 190 gigawatt. Dada la fase temprana de desarrollo, prevemos incorporar esta carga en nuestro pronóstico a medida que avancen las discusiones comerciales y se formalicen los ESA.

Además del campus de Piketon, también estamos evaluando el desarrollo de un centro de datos de Google de miles de millones de dólares en el condado de Putnam, West Virginia. Esta oportunidad se encuentra en fases iniciales y no se incluye en la previsión de carga actual de AEP para sus perspectivas financieras. Pasando a SPP, la carga contratada aumentó aproximadamente 1 gigawatt durante el trimestre, impulsada principalmente por un proyecto de centro de datos de Amazon en el noroeste de Louisiana.

Casi la mitad de nuestra carga incremental total en SPP está respaldada ahora por ESAs de tipo 'take-or-pay', lo que supone un aumento respecto al trimestre anterior y refleja el progreso continuo en la conversión de nuevos desarrollos de carga en ESAs vinculantes de 'take-or-pay'. En retrospectiva, estos proyectos de centros de datos recién anunciados cuentan con el respaldo de hyperscalers de alta calidad, la mayoría de los cuales se han comprometido públicamente a financiar las mejoras de infraestructura necesarias, lo que ayuda a proteger la asequibilidad de las tarifas para nuestra base de clientes más amplia.

Al mismo tiempo, la escala del crecimiento de la carga que estamos observando pone de relieve la solidez de nuestra diversa presencia, la cual es altamente adecuada para los centros de datos, y nuestra capacidad para atraer desarrollos económicos a gran escala a las comunidades a las que servimos. Pasando a la diapositiva 17 y cambiando a ERCOT, esta región representó la mayor parte del crecimiento de la carga contratada durante el trimestre. La carga aumentó a 41 gigawatts, frente a los 36 gigawatts reportados al cierre del cuarto trimestre.

Para contextualizar, quiero destacar cómo se contrata esta carga y en qué se diferencia de PJM y SPP. Los 41 gigawatts de carga contratada en ERCOT cumplen con los estándares de la Senate Bill 6 y están asegurados mediante LOAs ejecutadas. Estos acuerdos exigen que los clientes aseguren y completen los estudios de interconexión, proporcionen previsiones de carga detalladas y financien íntegramente los costes de construcción relacionados. Esta estructura actúa como un filtro eficaz, garantizando que los proyectos que avanzan en nuestra previsión estén bien desarrollados, cuenten con respaldo financiero y sean ejecutables.

Con ese marco establecido, estamos trabajando estrechamente con ERCOT y otras partes interesadas para avanzar en soluciones que respalden esta demanda significativa y creciente. Anualmente, en abril, AEP Texas presenta su previsión de bajo crecimiento a través del proceso de planificación de la transmisión regional, o RTP, de ERCOT. Esta metodología RTP analiza la carga máxima junto con las restricciones de transmisión y generación para recomendar mejoras en el sistema. En la presentación del RTP de abril de este año, AEP Texas presentó una demanda incremental de 31 gigawatts para finales de la década. Debido a los requisitos y plazos de presentación, AEP Texas ha ejecutado desde entonces LOAs por otros 10 gigawatts de carga por encima de los 31 gigawatts, lo que subraya las necesidades de bajo crecimiento de AEP de 41 gigawatts en ERCOT. Tengan en cuenta que la demanda subyacente en ERCOT es real. Está respaldada por acuerdos de clientes firmados, presentaciones de planificación formal y cuenta con el apoyo de aproximadamente 60 gigawatts de carga activa en la cola de interconexión de ERCOT. A medida que avance la implementación de la Senate Bill 6, incluido el procesamiento de respaldos, el enfoque se centrará cada vez más en los plazos. Esperamos una mayor claridad y certeza a finales de este verano, a medida que progrese la elaboración de normas sobre cuándo se interconectarán finalmente estas cargas. AEP está comprometida con la construcción de la infraestructura de transmisión y distribución necesaria en Texas, pero los plazos siguen dependiendo en gran medida de la generación de apoyo. En resumen, la cuestión no es si la demanda existe, sino cuándo entrará en funcionamiento en ERCOT.

Pasando a la diapositiva 18. Quiero dedicar algo de tiempo a nuestro plan de capital y a cómo este continúa fortaleciendo nuestro perfil de crecimiento de beneficios a largo plazo. Hoy, hemos incrementado formalmente nuestro plan de capital a 5 años en $6 billion, elevando el total a $78 billion. Este aumento refleja la inclusión de los proyectos de transmisión SPP y PJM que Bill mencionó anteriormente, los cuales representan en conjunto aproximadamente $5 billion en proyectos de transmisión adjudicados. En consonancia con nuestro enfoque disciplinado en la planificación de capital, solo hemos incorporado aproximadamente $3.5 billion de esas adjudicaciones al plan de capital. Específicamente para el proyecto SPP, aún no se ha finalizado la división exacta de las líneas entre AEP y un competidor regional. Por tanto, estamos utilizando un supuesto conservador del 50% para actualizar el plan de capital. El plan ampliado también incluye nuestros anuncios recientes relacionados con la adquisición prevista por parte de I&M de las instalaciones de generación de gas natural [ Sycamore and Big Sandy ]. Desde una perspectiva temporal, estos $6 billion incrementales están asociados en gran medida a proyectos que entrarán en servicio más cerca del periodo de 2029 y 2030. Como resultado, estas inversiones tendrán un efecto positivo en los beneficios hacia el final del plan. La mejor manera de entenderlo es que estas inversiones no solo refuerzan nuestro crecimiento de beneficios, sino que aumentan nuestro CAGR de beneficios operativos esperados a largo plazo, situándolo ahora por encima del 9% durante el periodo de 2026 a 2030.

Más allá del plan base, seguimos viendo un potencial de crecimiento significativo. Para el periodo de 2026 a 2030, tenemos visibilidad de más de $10 billion en proyectos que no están incluidos en el plan de $78 billion, incluyendo el proyecto de transmisión de la celda de combustible de Wyoming [ Hudson ] y otras inversiones en generación. Si bien estas oportunidades incrementales siguen sujetas a factores condicionantes clave o requieren mayor claridad y, por tanto, no se reflejan en nuestra previsión de capital base, ponen de relieve la profundidad y la solidez de nuestra cartera de proyectos de capital. Con un crecimiento de la carga contratada que suma ahora 63 gigavatios, sumado a la visibilidad de más de $10 billion en proyectos y otras oportunidades de generación y transmisión en desarrollo, vemos un potencial de crecimiento significativo respecto al plan de capital actual. Proporcionaremos una actualización más detallada sobre el plan de capital y nuestra estrategia de financiación relacionada, y analizaremos nuestras perspectivas de crecimiento a largo plazo como parte de nuestro ciclo habitual en el tercer trimestre.

Pasando a la diapositiva 19, detallaré nuestro plan de financiación a 5 años actualizado, alineado con este nuevo programa de capital ampliado. Para respaldar los $6 billion de capital adicional añadidos formalmente hoy, hemos incrementado ligeramente el nivel de capital de crecimiento en el plan. El capital ha aumentado en $1.1 billion y ahora suma un total de $7 billion para el periodo de 2026 a 2030. Cabe destacar que este capital incremental representa solo el 18% de los $6 billion de crecimiento de capital incremental, lo que subraya nuestro enfoque continuo en una financiación disciplinada y equilibrada.

Observando el calendario de la emisión de capital. La mayor parte sigue ponderada hacia la segunda mitad del plan de 5 años, lo que proporciona flexibilidad a medida que los proyectos avanzan y los flujos de caja se consolidan con la ejecución. En consonancia con ese perfil, nuestra intención es mantener una actitud oportunista en todos los instrumentos de financiación a medida que evolucionen las condiciones del mercado, financiando el crecimiento a largo plazo de una manera mesurada y favorable para el accionista.

Pasemos ahora a nuestra actividad de financiación en lo que va de año. Dada nuestra sólida evolución de la acción en el primer trimestre, aprovechamos el mercado y aceleramos nuestro programa ATM, emitiendo $665 million de capital mediante ATM. Esto cubre 2/3 de nuestras necesidades de capital para todo el año 2026 y refleja un sólido progreso respecto a nuestro plan de financiación. De hecho, hemos emitido los $665 million de capital ATM a un precio medio de más de $131 por acción.

Mirando hacia el horizonte de planificación, seguimos alineados con nuestros objetivos de FFO sobre deuda del 14% al 15% tanto para S&P como para Moody's. Al cierre del primer trimestre, el FFO sobre deuda según S&P se sitúa en el 14.7%, cerca del límite superior de nuestro rango objetivo; mientras que la métrica de Moody's es del 13.9%, justo por debajo de nuestro objetivo, y ambas permanecen muy por encima del umbral de rebaja de calificación del 13%.

En general, el plan de financiación actualizado preserva la solidez del balance general al tiempo que respalda nuestro programa de capital ampliado. Con un enfoque de financiación disciplinado, un sólido perfil crediticio y la flexibilidad para emplear diversas herramientas de financiación y aprovechar las condiciones del mercado, estamos bien posicionados para financiar este crecimiento de forma responsable, al tiempo que obtenemos resultados financieros excepcionalmente sólidos a largo plazo.

Pasando a la diapositiva 20. Quiero concluir destacando algunas conclusiones clave que refuerzan el progreso que estamos logrando en cuanto a rendimiento financiero, ejecución del crecimiento y disciplina en el balance general. En primer lugar, obtuvimos un sólido primer trimestre de 2026, con un beneficio operativo de $1.64 por acción. Este desempeño nos da la confianza para reafirmar nuestra guidance de beneficios operativos para todo el año de $6.15 a $6.45 por acción, lo que refleja resultados financieros robustos gracias al continuo impulso regulatorio positivo.

En segundo lugar, nuestra historia de crecimiento de la carga sigue fortaleciéndose. Ya hemos ejecutado 63 gigawatts de carga contratada incremental de cara a 2030, respaldada por una base de clientes diversa y de alta calidad. Esta demanda continua de grandes cargas proporciona una base sólida para las inversiones en infraestructura a largo plazo que nos permiten suministrar energía fiable a nuestros clientes.

En tercer lugar, seguimos centrados en la ejecución de nuestro plan de capital recientemente ampliado de $78 billion, que está impulsando un CAGR esperado de la base de activos regulados del 11% a 5 años. Los $6 billion de inversiones incrementales refuerzan nuestro crecimiento anual de beneficios esperado del 7% al 9%, aumentando nuestro CAGR esperado de beneficios operativos a largo plazo a más del 9% en la actualidad. Con un crecimiento de la carga contratada que suma 63 gigawatts, junto con la visibilidad de más de $10 billion en proyectos en otras oportunidades de generación y transmisión en desarrollo, vemos un potencial de mejora significativo respecto al plan actual. Evaluaremos e incorporaremos nuevas oportunidades como parte de nuestra cadencia normal en el tercer trimestre.

En cuarto lugar, seguimos financiando este crecimiento de manera disciplinada, con solo un aumento modesto en el capital social incremental para respaldar el programa de capital ampliado. Al mismo tiempo, nuestra amplia y diversificada presencia nos brinda la flexibilidad necesaria para desplegar capital donde genere el mayor impacto, manteniendo la solidez financiera mientras ejecutamos a gran escala.

Finalmente, continuamos trabajando estrechamente con los reguladores y otras partes interesadas para mantener la asequibilidad como prioridad, lo que incluye la previsión de hasta $16 billion en compensaciones de costes para los clientes actuales. Mediante un diálogo constructivo, estamos impulsando marcos regulatorios que equilibran la equidad para clientes y accionistas, y que apoyan la labor crítica de construir y modernizar la red eléctrica.

En conjunto, estos elementos resaltan el impulso que estamos generando y la disciplina que aportamos a la ejecución. Confiamos en nuestra estrategia, respaldada por una creciente cartera de oportunidades y un enfoque financiero equilibrado. Creemos que AEP es una de las empresas de servicios públicos propiedad de inversores mejor posicionadas para generar valor a largo plazo, mientras ayudamos a construir la infraestructura crítica necesaria para sustentar un crecimiento sin precedentes. Operamos en estados que son muy receptivos a nuestro modelo de servicio y muy favorables a la actividad empresarial. Seguimos observando un sólido impulso positivo en toda la plataforma, con la electrificación como eje central de nuestra historia de crecimiento.

Gracias por acompañarnos hoy. Ahora pediré al operador que abra la línea para las preguntas.

[Instrucciones del operador] Nuestra primera pregunta será de la línea de Steve Fishman, de Wolfe Research.

Gracias por todas las actualizaciones, Bill. Son muchísimas las preguntas. Respecto al comentario sobre PJM, ¿podría darnos un poco más de detalle sobre el porqué y qué está evaluando? Es decir, ¿qué se necesitaría para salir realmente de PJM? ¿Qué les gustaría que hicieran para no salir, tal vez? Simplemente, más detalles al respecto.

Sí. Para que quede claro, no estamos diciendo que vamos a salir de PJM. Lo que estamos observando es que, al analizar las RTO en las que operamos, obviamente, estas tienen cada vez más dificultades para ofrecer las respuestas que necesitamos para satisfacer la demanda. Y a medida que empezamos a preparar nuestros planes y nuestra capacidad de ejecución, estamos sumamente seguros de que contamos con el equipo, la ingeniería y los contratistas. Lo que necesitamos es una forma más rápida de interconectarnos a estos sistemas.

Y como hemos visto, existen esfuerzos que el gobierno ha puesto en marcha para intentar agilizar PJM y SPP, pero son avances intermitentes y no se está avanzando realmente con rapidez. Para nosotros, debemos asegurarnos de hacer todo lo posible para, en primer lugar, ayudar a impulsar ese proceso y trabajar con nuestros reguladores estatales, gobernadores y responsables políticos para intentar mejorar el sistema que tenemos actualmente.

Pero como responsable de la gestión de riesgos de esta compañía, también debo considerar qué ocurriría en caso de que no logremos encontrar una vía de actuación al respecto. Por tanto, nos encontramos en las fases iniciales de la fase de evaluación, considerando obviamente todo el abanico de opciones, incluyendo permanecer en estos sistemas o cambiar o explorar estructuras alternativas.

Pero la conclusión fundamental es que vamos a seguir trabajando estrechamente con nuestros reguladores y responsables políticos; seguiremos colaborando directamente con la FERC, con las RTO y con otros actores para intentar determinar cómo podemos acelerar absolutamente este proceso. Porque, mientras todos nos esforzamos al máximo por conseguir el equipo y los contratistas que necesitamos, al fin y al cabo, también tenemos que conseguir las interconexiones necesarias para acelerar la conexión y llevar la generación a la carga. En resumen, estamos comprometidos a participar en un mercado que responda a las necesidades del cliente, pero también sabemos que tenemos que encontrar la manera de que se mueva con mayor eficiencia y eficacia.

Entendido. Tiene sentido. Dos preguntas rápidas más. Respecto a Bloom y al acuerdo con el cliente en Wyoming, ¿qué tan seguros están de que se cumplirán estos requisitos en el segundo trimestre para poder seguir adelante con ello?

Esas conversaciones siguen avanzando. Obviamente, para nosotros, estamos protegidos independientemente de lo que ocurra con esos proyectos. Pero nuestro equipo ha estado en contacto recientemente con el alcalde local y otras partes interesadas de la región; hay trabajo activo en marcha. Por tanto, confío en que el proyecto seguirá adelante, aunque queda trabajo por hacer entre otras partes. Por nuestra parte, estamos listos para empezar. Tenemos todo lo necesario preparado. Básicamente, estamos realizando algunos movimientos de tierra en este proyecto, a la espera de la liberación total. Seguimos trabajando con Bloom para asegurar que podamos cumplir con los plazos que los clientes desean. Así que, en lo que a nosotros respecta, creo que estamos en una situación excelente. Estamos en una buena posición en cuanto a nuestros términos comerciales para este proyecto. Y esperamos que todo se resuelva para finales del segundo trimestre.

Nuestra siguiente pregunta vendrá de la línea de Julian DeMolenSmith, de Jefferies.

Me sumo a los comentarios anteriores. Muchas preguntas y muy bien hecho, chicos; es realmente algo extraordinario para empezar el año. Así que, para retomar el punto donde lo dejó Steve: ¿cómo ven la cadencia de visibilidad para esos próximos $10 billion? Tienen la parte de Wyoming, tienen la parte de Piketon. Parece que podrían estar insinuando algunas oportunidades de generación en PJM. De nuevo, no estoy seguro de si es correcto, cuándo lo es o cómo plantean la contratación de respaldo o la participación bilateral. Pero al pensar en esta actualización, obviamente han hecho un comentario fuera de ciclo. ¿Cómo ven la cadencia del tercer trimestre, por ejemplo, frente a cómo establecerían las expectativas para la larga lista de asuntos en curso?

Sí. Gracias, Julien. Habla Trevor. Mire, diría que permítame dar un paso atrás y simplemente decir que siempre mantendremos un enfoque disciplinado en la planificación de capital, en el que solo incluiremos en nuestro plan formal aquellos proyectos que hayan avanzado lo suficiente y hayan superado los elementos condicionantes con un alto grado de confianza regulatoria.

Ahora bien, quiero mencionar que hemos anunciado el proyecto Pyton y el proyecto de celdas de combustible de Wyoming. Por eso queríamos proyectar estos $10 billion, ya que solo entre esos dos proyectos, el importe asociado podría rondar los $8 billion. Además, tenemos otras oportunidades y visibilidad de generación adicional en nuestra área de influencia.

Por tanto, creo que lo que quería era marcar claramente los proyectos de Piketon y Wyoming, y también mostrar que existe una oportunidad incremental en generación, para que el mercado se sienta tranquilo con el hecho de que estamos siendo bastante conservadores en el plan de capital a 5 años de $78 billion. No quería esperar a la actualización formal del tercer trimestre para abordar esto sin haberlo mencionado en la llamada del primer trimestre, dado que ya hemos hecho públicos, al menos, los proyectos de Piketon y Wyoming.

Así que, de nuevo, creo que esto simplemente demuestra la solidez de nuestro creciente plan de capital. Y, una vez más, si observan los últimos años, hemos estado incrementando nuestro plan de capital. Si miran los últimos 4 años, hemos tenido una CAGR de aproximadamente un 22%, por lo que es un plan sólido.

Y, de nuevo, los $6 billion con visibilidad clara son la razón por la que aumentamos el plan, y los $10 billion son incrementales sobre esa base. Esperamos presentar un enfoque más sólido y completo en la llamada del tercer trimestre.

Entendido. Y sobre PJM, solo para profundizar un poco en este punto: ¿cuál es el cronograma para esa decisión y cómo participarían en el backstop? Solo para asegurarme de haber entendido bien.

En cuanto al respaldo, obviamente, cuando ese proceso se apruebe formalmente, buscaremos ya oportunidades potenciales en las que podamos licitar a través de nuestras divisiones no reguladas.

Pero el aspecto más amplio para mí es que tenemos que resolver el problema de la velocidad de comercialización. Y mientras seguimos trabajando con PJM, otros grupos de interés y nuestros gobernadores, está claro que esta es un área que debe solucionarse.

Por tanto, el punto es que nos involucraremos intensamente en esto; buscaremos la forma de acelerarlo, asegurándonos de hacerlo de manera adecuada con nuestros estados y viendo cómo evoluciona, porque PJM, en particular, es claramente un sistema que no está agilizando la conexión de la oferta con la demanda.

Así pues, estamos muy seguros de nuestra posición actual con los proyectos que tenemos. Pero también creo que, en el entorno en el que nos encontramos, debemos encontrar la forma de hacerlo más rápido.

La siguiente pregunta será de David Arcaro, de Morgan Stanley.

Bill, ya que mencionas que intentáis avanzar con mayor rapidez en este ámbito, ¿estáis considerando otras estrategias o la posibilidad de expandiros, como por ejemplo, la implementación de energía in situ en otros puntos de vuestro sistema o ampliar lo que habéis hecho con las pilas de combustible?

A medida que trabajamos con nuestros clientes, nos enorgullece mucho poder ofrecerles diversas estrategias de transición para cubrir sus cargas. Tenemos varios ejemplos en los que hemos utilizado pilas de combustible. Tenemos acceso a derivados [ aero ]. Podemos realizar interconexiones más pequeñas en nuestro sistema. Por tanto, disponemos de una variedad de herramientas que ofrecemos a nuestros clientes para intentar acelerar su capacidad de poner en marcha su actividad a la velocidad que deseen. Así que seguiremos ofreciendo ese tipo de oportunidades.

También estamos trabajando para acelerar nuestra capacidad de construcción de redes de transporte. Estamos analizando diferentes formas de construir o diseñar las redes de transporte para agilizar la construcción general de las mismas. Y, obviamente, nuestra alianza con Quanta nos otorga una ventaja competitiva tremenda para encontrar innovaciones que aporten rapidez.

Por tanto, para nosotros, el objetivo es conectar a nuestros clientes con la mayor rapidez posible y trabajar con ellos en sus necesidades a corto y largo plazo respecto a su suministro eléctrico, asegurándonos de ser nosotros quienes puedan suministrarlo para captar su carga.

Entendido. Tiene sentido. Y veamos, Trevor. Me preguntaba, observando la actualización de la financiación mediante acciones en relación con el CapEx incremental, ¿podrías también abordar de cara al futuro en qué medida parte de ese CapEx de la partida de $10 billion se irá incorporando al plan con el tiempo? ¿Cómo sería la necesidad de financiación mediante acciones en proporción a ello?

Sí, por supuesto. Permítame empezar diciendo que contamos con un sólido modelo de flujo de caja operativo y se prevé que generemos más de $47 billion de flujo de caja operativo durante este periodo de 5 años. Por tanto, para financiar el crecimiento, utilizaremos toda la gama de herramientas de financiación. Y habrán visto que hemos sido bastante activos en ese sentido, incluyendo híbridos y otros instrumentos similares al capital, financiación estructurada y, de nuevo, capital de crecimiento. Queremos asegurarnos de aprovechar las condiciones de mercado más óptimas y financiar el plan de una manera equilibrada y favorable para el accionista.

Pero me habrás oído decir muchas veces, David, que no me opongo a emitir capital de crecimiento que sea acreditativo. Y, por lo general, lo que se ve en el sector es que el contenido de capital para CapEx suele rondar el 30% o 40%. Lo que hemos anunciado hoy con los $6 billion representa solo un 18% de contenido de capital. Así que siempre verán que nos aseguramos de equilibrar la forma más eficaz de financiar esto de la manera más favorable para el accionista.

Pero, de nuevo, volvería a los sólidos flujos de caja operativos. Y al hecho de que tenemos múltiples herramientas a nuestra disposición y también estamos muy centrados en nuestras métricas de FFO sobre deuda, por lo que creo que verán que seguimos analizando el momento en que se despliegan esos $10 billion a lo largo del plan y la metodología mediante la cual lo financiamos.

Pero ahora mismo, si consultan la página 19 de la presentación de hoy, verán que tenemos $1 billion de ATM en 2026, de los cuales $665 million ya han sido emitidos, y prácticamente nada en '27. Después, tenemos el ATM en $1 billion al año en cada uno de los años '28, '29 y '30, y solo una cantidad modesta de capital de crecimiento al final del plan. Así que, de nuevo, creo que esto lo que hace es darnos una gran flexibilidad en la forma en que vamos a financiar los $10 billion incrementales o lo que finalmente desplieguemos en la conferencia de resultados del tercer trimestre.

Vamos a asegurarnos de hacerlo de una manera muy disciplinada a medida que financiamos estas grandes oportunidades.

Nuestra siguiente pregunta vendrá de la línea de Richard Sunderland, de Truist Securities.

Quería retomar un par de los temas anteriores en torno a PJM, pero orientarlos hacia la parte de SPP. Mencionó algo sobre los progresos en cuanto a la demanda. Pero tengo curiosidad por saber cómo ven el interés general de SPP en relación con ese RCO y qué podría significar para, por ejemplo, el interés de préstamo continuo allí.

Sí. Tenemos una visión muy similar de SPP en cuanto al enfoque general de querer conectar la demanda con la generación. Sin embargo, diría que SPP ha sido más agresivo para abordar estos problemas. Hemos tenido mejor suerte en SPP; han presentado sus solicitudes en el programa [ ARRIS ] y similares. Por tanto, diría que la situación es algo mejor en cuanto a la capacidad de conectar nuestra generación y seguir adelante. Pero aun así, queremos asegurarnos de que estamos supervisando esto de cerca, ya que forma parte de cualquiera de estos proyectos. Y todas las empresas de servicios públicos que intentan hacer esto tienen exactamente los mismos problemas que nosotros. Simplemente vamos a involucrarnos más en esto para asegurarnos de eliminar el riesgo y conectar a nuestros clientes lo más rápido posible.

Entendido. Es de gran ayuda. Y pasando a un tema de mayor alcance sobre la transmisión, hoy se han hecho muchos comentarios sobre lo que están haciendo al respecto. Tengo curiosidad: ¿qué necesidades ve en el aspecto normativo para la transmisión? Es decir, recientemente ha habido mucho interés en torno a algunas acciones de la FERC en otros lugares. Y supongo que la gran pregunta es si cree que existen oportunidades en el sector de la transmisión que vayan más allá de los esfuerzos de ingeniería y construcción que mencionó anteriormente.

Bueno, ciertamente, en cuanto a la transmisión, hay claves en la aceleración de la adquisición de derechos de paso, y claves en la cadena de suministro de esto y en anticiparse a ello. Y como mencionamos antes, gracias a nuestro tamaño y escala, estamos muy adelantados en nuestra cadena de suministro y en la contratación para todos estos proyectos que ejecutamos a través de este plan. Me siento muy seguro de que tenemos lo que necesitamos para llevarlos a cabo.

Claramente, al analizar el entorno regulatorio, diría que al menos en mis conversaciones con los estados, a nivel de políticas, apoyan mucho la transmisión. Saben que la transmisión constituye la columna vertebral del desarrollo económico y que, sin un sistema de transmisión muy sólido, su desarrollo económico se verá, en algunos casos, limitado.

Y, en nuestro caso, hemos tenido un gran éxito en transmisión, tanto en la parte regulada como en la competitiva. Tenemos una relación excepcional con Quanta, por lo que sabemos que contamos con la mano de obra para llevarlo a cabo. Estamos realizando diseños muy innovadores para poder reducir el derecho de vía y el peso de cada una de nuestras estructuras. Así pues, estamos abordando esto desde múltiples vías de oportunidad para mantener nuestro liderazgo en operación, mantenimiento y construcción de transmisión.

Nuestra siguiente pregunta vendrá de la línea de Nick Amicucci, de Evercore ISI.

Quería profundizar un poco en la proporción de capital social (equity) en la diapositiva 19. Respecto a esos $3 billion de capital bruto, ¿podemos considerarlos una cifra firme o dependen del ritmo de CapEx? ¿Y cómo deberíamos interpretar esto de cara al periodo de 2028 a 2030?

Sí, definitivamente, Nick. Diría que esos $3 billion al final del plan están vinculados al plan de CapEx de $78 billion. Y, como hemos indicado, gran parte del repunte que incluso hemos tenido hoy con los $6 billion se producirá en la segunda mitad del plan, cuando se materialice gran parte de ese capital. Por tanto, diría que es una cifra bastante firme porque tenemos mucha confianza en el plan de CapEx, y esto es lo que necesitaríamos para financiarlo. La buena noticia es que lo necesitaremos en el periodo de 2028 a 2030. Además, nos hemos centrado bastante en completar el ATM este año y asegurar esos $665 million. Desde mi perspectiva, creo que el capital social no es un problema importante en este momento para respaldar el plan de capital de 5 años de $78 billion. En realidad, es una cantidad de capital modesta si consideramos lo que finalmente se necesita para financiar este plan de crecimiento.

Entendido. Es de gran ayuda. Y luego, al considerar el potencial incremento que recibiremos con la actualización del tercer trimestre en el plan de CapEx, ¿es razonable asumir —es decir, hemos visto un desglose bastante constante entre transmisión y generación— que, dado el comentario sobre la velocidad de comercialización, ese desglose se mantiene y está algo más inclinado hacia la transmisión?

Sí. Creo que es una suposición bastante segura al respecto. Aunque han visto que una parte considerable, unos $33 billion del plan de capital, está asociada actualmente a la transmisión, seguimos viendo muchas oportunidades en el negocio de transmisión, tanto dentro de nuestro territorio de servicio como en oportunidades competitivas. Bill mencionó la de MISO, en la zona de Wisconsin. Esas son oportunidades que seguimos viendo, y la gente reconoce que AEP marca la diferencia por ser el mayor propietario y operador de transmisión y el que realmente fue pionero en [ 765 ]. Por tanto, gran parte de eso es una ventaja competitiva para nosotros en cuanto a transmisión. Pero también diré que, ante el crecimiento de la carga de los 63 gigs en toda nuestra presencia, la generación también es muy importante. Y ahí es donde hemos sido muy agresivos al esforzarnos por asegurar slots de turbinas e incorporarlos al ciclo de planificación. Así que estamos entusiasmados por presentar el plan de capital actualizado en la llamada del tercer trimestre. Pero no quería terminar esta llamada sin actualizar, al menos, los $6 billion. Y dado que también hemos mencionado el proyecto Piketon y el de Wyoming, también necesitaba hablar, al menos, de esos $10 billion que, como dije en mis comentarios preparados, eran bastante conservadores.

Nuestra siguiente pregunta será de Andrew Weisel, de Scotiabank.

Gracias. Buenos días a todos. Quizá pueda empezar continuando un poco con la última pregunta. Si pudiera hablar sobre los plazos y los precios de las turbinas de gas. Siguen añadiendo generación a las perspectivas. Parece que potencialmente habrá más en un futuro próximo.

¿Están considerando ciclos simples, CCGT o ambos? Y dadas sus sólidas relaciones, ciertamente están bien posicionados con los proveedores. ¿Con qué rapidez podrían añadir unidades incrementales? ¿Y qué niveles de precios están observando?

Estamos desarrollando lo que nuestros clientes nos solicitan. Contamos con una variedad de proyectos de ciclo simple, así como proyectos de ciclo combinado, en nuestra zona de influencia de 11 estados. A medida que conversamos con nuestros clientes y estos continúan definiendo sus expectativas a largo plazo para proyectos adicionales y el crecimiento de las instalaciones existentes que ya tienen, mantenemos comunicación con los principales proveedores de turbinas para asegurar el acceso a dicho equipamiento.

En cuanto a nuestras perspectivas de futuro, estamos operando de forma muy activa con Mitsubishi y GE para el suministro. Tenemos acceso a turbinas con previsión a largo plazo. Obviamente, el precio real de las mismas está sujeto a acuerdos de confidencialidad. Pero para mí, lo importante es que tenemos acceso a las turbinas y somos capaces de obtener el equipo necesario para atender la demanda.

Somos un proveedor preferente para estos clientes porque nuestro enfoque consiste en lograr su interconexión, ya sea mediante una estrategia de transición o a través de la conexión definitiva a la red y una ejecución acelerada de la construcción de generación. Por ello, estoy entusiasmado con nuestra situación actual.

Como señalamos anteriormente, nuestra cola de proyectos sigue creciendo. Actualmente tenemos 190 gigawatts en nuestra cola de clientes que desean interconectarse con nosotros, lo que obviamente consolida nuestro crecimiento continuo y nuestros objetivos. Y creo, de nuevo, que una razón fundamental es que estamos cumpliendo con estos clientes y aportando soluciones innovadoras y creativas para asegurar que se conecten lo antes posible.

Bien. Perfecto. Me doy cuenta de que ya ha pasado la hora, pero una última pregunta rápida. Sobre las pilas de combustible de Wyoming, Bill, creo que utilizaste el término de que estás protegido, ¿podrías hablar un poco de ello? Sé que estás esperando a que los clientes terminen su parte. Y dijiste que esperas que se resuelva para finales del segundo trimestre, que es justo al final del próximo mes. ¿Existe algún plazo asociado a tu contrato? ¿Y qué ocurre si llega el final de junio y los clientes no han resuelto su situación?

Sí. Haré que Trevor les dé algunos detalles al respecto, pero una parte fundamental de este acuerdo comercial fue asegurar la protección de nuestra compañía y de nuestros inversores en este proyecto. Trevor, ¿quizás quieras darles un poco más de contexto sobre esto?

Claro, Bill. Sí. Lo positivo aquí, como dice Bill, es que estamos protegidos. Y si todo no llegara a prosperar, tenemos la capacidad de devolver las pilas de combustible al hyperscaler a precio de coste más un margen, y lo hemos hecho público: es aproximadamente un 10%. Así que estamos protegidos por ese lado. Creo que tenemos un plazo hasta finales de junio, y luego hay otro periodo de 6 meses en el que el hyperscaler podría —si no logran avanzar en las conversaciones para finales de junio— buscar otra ubicación para esa propiedad. Y si para finales de año no logran encontrar otra propiedad, entonces podremos suministrar esas pilas de combustible al hyperscaler al 110%.

¿Y esa propiedad podría estar en cualquier lugar de los EE. UU.?

Correcto.

Nuestra siguiente pregunta vendrá de la línea de Michael Lonegan, de Barclays.

Cuando habla de estrategias alternativas, es evidente que ya cuentan con una integración vertical en West Virginia. Me preguntaba qué opinión le merece implementar una estructura de [ Genco ] allí. Existe un contexto claro en el estado que demanda más generación de gas. ¿Es algo que estén considerando? ¿Y diría que eso entra dentro de su tolerancia al riesgo?

Hemos estado estudiando el modelo Genco; obviamente, Indiana es un ejemplo perfecto de lo que lograron completar allí. Creemos que es una innovación que podría funcionarnos.

Obviamente, en West Virginia acabamos de concluir el proceso de revisión de tarifas (rate case) que llevaba meses en curso, y obtuvimos un resultado razonable y favorable, y mantenemos una comunicación estrecha con el gobernador y las empresas energéticas de West Virginia. Por tanto, seguiremos en contacto cercano con ellos para determinar la mejor manera de avanzar.

Él está muy comprometido con su visión de alcanzar los 50 gigavatios para 2050. Y con el resultado regulatorio más razonable que hemos obtenido allí, ahora estamos manteniendo conversaciones profundas con él, su equipo y el regulador para determinar la mejor forma de cumplir con sus objetivos. Existe una oportunidad tremenda en West Virginia, por lo que representa otra gran oportunidad de crecimiento para nosotros en ese estado.

Luego, hay muchas preguntas sobre la financiación. Usted mencionó sus necesidades de capital (equity), pero ¿consideraría la venta de activos no estratégicos o la venta de una participación minoritaria para financiar capital adicional o mitigar las necesidades de equity? Y, de ser así, ¿qué activos podrían estar sobre la mesa para posibles desinversiones?

Sí, Michael, estoy seguro de que esperabas esta respuesta, pero no hablaríamos de ningún tipo de M&A si lo estuviéramos contemplando. Sin embargo, diría esto: nos gusta mucho nuestra presencia y los estados en los que operamos. Hemos indicado que son estados muy favorables para los negocios, y nuestro objetivo es hacer crecer este negocio, no reducirlo.

Y creo que existen formas alternativas de financiación que podemos ejecutar para cumplir con lo que necesitamos en torno a nuestro creciente plan de capital sin tener que vender activos. Así que lo dejaría en eso.

Nuestra próxima pregunta vendrá de la línea de Bill Appicelli, de UBS.

Ya he planteado la mayoría de mis preguntas. Pero, al analizar la magnitud del potencial de crecimiento del EPS, ustedes están modificando el lenguaje para indicar algo superior al 9%. Me refiero a qué parte de este capital incremental debería verse reflejada en los beneficios en 2030. Y luego, cuando pensamos en los $10 billion, ¿qué parte de eso relacionada con Piton y Wyoming podría estar también plenamente reflejada para 2030?

Sí. Agradezco la pregunta. Y diría que la tasa de crecimiento de AEP es, sin duda, una de las más altas del sector. Creo que el punto clave es que el incremento en el CAGR de beneficios a largo plazo a más del 9% está respaldado por los $6 billion de capital incremental que hemos añadido formalmente al plan.

Pero, como hemos dicho, está ponderado hacia la segunda mitad del plan, y es entonces cuando veremos un mayor impacto en el EPS. Sin embargo, vemos otras oportunidades de mejora. Y si observamos, por ejemplo, el proyecto Piketon, si y cuando este avance, está plenamente contemplado dentro del plan de capital a 5 años. Y esos activos deben estar construidos para 2028.

Por tanto, desde esa perspectiva, creo que ahí es donde decimos que hay potencial de mejora y que estamos siendo conservadores en el plan de capital. Ahora, lo que quiero hacer, dado que tenemos una tasa de crecimiento casi líder del sector de entre el 7 y el 9, y habiendo insinuado que estábamos por encima de ese rango en el periodo de 5 años con el plan anterior y que ahora estamos por encima del 9 con este plan, siempre quiero tener cuidado de no prometer de menos y cumplir de más.

Y de nuevo, como ha dicho, esos $10 billion no están incluidos en ese CAGR del EPS superior al 9%. Pero lo que eso significa en última instancia, en cuanto a su financiación y cómo repercute en el ciclo de beneficios, es algo que presentaremos una vez que actualicemos el plan en la conferencia de resultados del tercer trimestre.

De acuerdo. Muy bien. No, eso es de ayuda. Y volviendo a un comentario anterior sobre el respaldo de fiabilidad, solo para confirmar, parece que estarían interesados en presentar ofertas bajo una estructura bilateral totalmente contratada. ¿Es eso lo que he oído?

Seguiremos el proceso RPG que está en fase de aprobación y lo evaluaremos cuando se publique. Y si tenemos la oportunidad de acceder a ello a través de nuestro negocio regulado, ciertamente realizaremos esa evaluación. Tendríamos buenas oportunidades potenciales para ello. Pero, al fin y al cabo, tenemos que ver cuáles son las reglas del juego y determinar si tenemos algo que consideremos competitivo.

De acuerdo. Y una cuestión más en esa misma línea. La asignación de costes que se propone va a ser una función de la previsión de carga de EDC. Por tanto, dentro de su previsión de carga de PJM, ¿están seguros de que no habrá revisiones en este momento en cuanto a un ajuste relacionado con lo que PJM va a necesitar ver para la asignación de costes?

Sí. En este momento confío en que nuestra situación es sólida.

Nuestra última pregunta será de Jeremy Tonet, de JPMorgan.

En realidad, habla Ed Kelly en nombre de Jeremy. ¿Cómo están utilizando las tecnologías de mejora de la red (grid-enhancing technologies) en su red de T&D para hacer más con menos y extraer capacidad mediante una mejor gestión de los picos, ya sea a través de la gestión de la red de transmisión o de la inteligencia en el extremo de la red (grid edge intelligence), y utilizando eso para, quizás, ofrecer reembolsos a los clientes para reducir el ritmo de aumento de las tarifas?

Nuestro equipo está profundamente comprometido con la innovación. Estamos en contacto con varios de los fabricantes y desarrolladores de tecnología en este tipo de tecnologías y donde tengan sentido. Nuestro equipo está trabajando en su implementación. Pero para ser muy claros, creo que eso ayuda a cubrir algunas carencias, pero tenemos una necesidad tremenda de nueva generación y de nuevas líneas de transmisión.

Por tanto, nuestro enfoque se centra realmente en ambos aspectos; los tres pilares de la estrategia, por así decirlo: primero, conectar la nueva generación; segundo, construir nuevas líneas de transmisión para desarrollar la infraestructura principal y ofrecer la energía y la fiabilidad que nuestros clientes demandan. Y el tercer pilar es la variedad de recursos energéticos, las herramientas de eficiencia energética, las nuevas tecnologías, la IA y la diversidad de innovaciones que se nos presentan para evaluar.

Pero ante la drástica necesidad de generación y transmisión adicional que existe, mantenemos un fuerte enfoque en ello para asegurar que estamos ejecutando correctamente para nuestros clientes.

Perfecto. Solo me queda una pregunta. ¿Podría aclarar si el plan de capital actual de AEP Texas respalda las cargas contratadas añadidas este trimestre y el anterior, o si podrían necesitar añadir más capital para soportar estas cargas adicionales?

Sí. Definitivamente habrá capital incremental que incluiríamos en el plan.

Ahora bien, al observar el plan de capital de $78 billion, cabe recordar que el pasado otoño compartimos un plan de capital de $72 billion que iba de la mano con unas perspectivas de carga contratada de 28 gigawatts. Y, desde entonces, esas perspectivas de carga contratada han crecido en términos generales. Y, de nuevo, Texas es una parte importante de ese crecimiento, alcanzando los 63 gigawatts.

Antes de continuar, quisiera aclarar que el plan de capital no se basa en una relación directa de uno a uno entre los megavatios incrementales y el gasto de capital; se requieren ciertas inversiones independientemente del crecimiento de la demanda. Por tanto, al analizar esto, parte de la demanda incremental puede ser cubierta por la capacidad existente del sistema, dependiendo de la ubicación, los plazos y otros factores,

no obstante, diría que el aumento significativo de la demanda contratada hasta 2030 implica un potencial al alza considerable para nuestro plan de capital actual. Por ello, dicho potencial no está incorporado en las cifras que hemos presentado en este momento.

Con esto concluye nuestra sesión de preguntas y respuestas. Cedo la palabra a Bill Fehrman para sus comentarios finales.

Gracias. Agradecemos a todos por acompañarnos en la llamada de hoy. Estamos muy entusiasmados con las oportunidades que le esperan a AEP a medida que seguimos avanzando en nuestra estrategia a largo plazo, la cual impulsa un crecimiento sostenible, mejora la experiencia del cliente y genera valor real para los accionistas.

Nuestro enfoque sigue centrado en una ejecución disciplinada en algunas de las regiones de más rápido crecimiento del país, respaldados por nuestra sólida base operativa y financiera.

Si tienen cualquier cuestión adicional, por favor pónganse en contacto con nuestro equipo de IR para plantear sus preguntas; esperamos ver a muchos de ustedes en las próximas conferencias y reuniones para inversores. Con esto damos por concluida la llamada. Y, de nuevo, gracias por su continuo interés en AEP.

La grabación de la llamada de hoy estará disponible para su reproducción aproximadamente 2 horas después de su finalización y estará disponible hasta las 11:59 p.m. hora del Este del martes 12 de mayo de 2026. Los interesados pueden acceder a la grabación marcando el (800) 770-2030 o el 609-800-9909 e introduciendo el ID # 8577 seguido de la tecla de almohadilla.

Con esto finaliza la llamada de hoy. Gracias a todos por acompañarnos. Pueden desconectarse ahora.