| Increase | ||||||||||||||||||||||||||
| (Decrease) | ||||||||||||||||||||||||||
| Line | 1st Qtr | 2nd Qtr | 3rd Qtr | 4th Qtr | Year-To-Date | vs Prior YTD | ||||||||||||||||||||
EARNINGS CONTRIBUTION BY SUBSIDIARY ($ Millions) | ||||||||||||||||||||||||||
| 1 | Arizona Public Service | $ | 16 | $ | 43 | $ | 100 | $ | 21 | $ | 181 | $ | (18 | ) | ||||||||||||
| 2 | Pinnacle West Energy | 4 | 1 | 2 | (15 | ) | (8 | ) | 11 | |||||||||||||||||
| 3 | APS Energy Services | 8 | 5 | 1 | 3 | 16 | (12 | ) | ||||||||||||||||||
| 4 | SunCor | 1 | 2 | 6 | 36 | 46 | 36 | |||||||||||||||||||
| 5 | El Dorado | — | — | — | — | (1 | ) | 4 | ||||||||||||||||||
| 6 | Parent Company | (11 | ) | 3 | — | — | (9 | ) | (32 | ) | ||||||||||||||||
| 7 | Income From Continuing Operations | 18 | 54 | 109 | 45 | 225 | (11 | ) | ||||||||||||||||||
| 8 | Income From Discontinued Operations — Net of Tax | 7 | 2 | 1 | 4 | 16 | 37 | |||||||||||||||||||
| 9 | Cumulative Effect of Change in Accounting — Net of Tax | — | — | — | — | — | 66 | |||||||||||||||||||
| 10 | Net Income | $ | 25 | $ | 56 | $ | 110 | $ | 49 | $ | 241 | $ | 92 | |||||||||||||
EARNINGS PER SHARE BY SUBSIDIARY — DILUTED | ||||||||||||||||||||||||||
| 11 | Arizona Public Service | $ | 0.17 | $ | 0.47 | $ | 1.10 | $ | 0.24 | $ | 1.98 | $ | (0.37 | ) | ||||||||||||
| 12 | Pinnacle West Energy | 0.05 | 0.01 | 0.02 | (0.16 | ) | (0.08 | ) | 0.15 | |||||||||||||||||
| 13 | APS Energy Services | 0.08 | 0.06 | 0.01 | 0.03 | 0.18 | (0.15 | ) | ||||||||||||||||||
| 14 | SunCor | 0.01 | 0.03 | 0.07 | 0.39 | 0.50 | 0.37 | |||||||||||||||||||
| 15 | El Dorado | — | — | — | — | (0.01 | ) | 0.05 | ||||||||||||||||||
| 16 | Parent Company | (0.11 | ) | 0.02 | (0.01 | ) | (0.01 | ) | (0.10 | ) | (0.36 | ) | ||||||||||||||
| 17 | Income From Continuing Operations | 0.20 | 0.59 | 1.19 | 0.49 | 2.47 | (0.31 | ) | ||||||||||||||||||
| 18 | Income From Discontinued Operations — Net of Tax | 0.08 | 0.02 | 0.01 | 0.05 | 0.16 | 0.41 | |||||||||||||||||||
| 19 | Cumulative Effect of Change in Accounting — Net of Tax | — | — | — | — | — | 0.77 | |||||||||||||||||||
| 20 | Net Income | $ | 0.28 | $ | 0.61 | $ | 1.20 | $ | 0.54 | $ | 2.63 | $ | 0.87 | |||||||||||||
| 21 | BOOK VALUE PER SHARE | $ | 29.39 | $ | 29.95 | $ | 30.68 | $ | 30.97 | $ | 30.97 | $ | 1.57 | |||||||||||||
COMMON SHARES OUTSTANDING (Thousands) | ||||||||||||||||||||||||||
| 22 | Average — Diluted | 91,359 | 91,450 | 91,467 | 91,403 | 91,405 | 6,441 | |||||||||||||||||||
| 23 | End of Period | 91,257 | 91,262 | 91,271 | 91,288 | 91,288 | 33 | |||||||||||||||||||
| See Glossary of Terms. | Page 20 of 31 |
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| (Decrease) | ||||||||||||||||||||||||||
| Line | 1st Qtr | 2nd Qtr | 3rd Qtr | 4th Qtr | Year-To-Date | vs Prior YTD | ||||||||||||||||||||
ELECTRIC OPERATING REVENUES (Dollars in Millions) | ||||||||||||||||||||||||||
REGULATED ELECTRICITY SEGMENT | ||||||||||||||||||||||||||
Retail | ||||||||||||||||||||||||||
| 24 | Residential | $ | 168 | $ | 233 | $ | 363 | $ | 193 | $ | 957 | $ | 51 | |||||||||||||
| 25 | Business | 196 | 251 | 284 | 222 | 953 | 25 | |||||||||||||||||||
| 26 | Total retail | 364 | 484 | 647 | 415 | 1,910 | 76 | |||||||||||||||||||
Wholesale revenue on delivered electricity | ||||||||||||||||||||||||||
| 27 | Traditional contracts | 3 | 4 | 5 | 3 | 15 | 6 | |||||||||||||||||||
| 28 | Off-system sales | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||
| 29 | Transmission for others | 6 | 5 | 9 | 7 | 27 | (3 | ) | ||||||||||||||||||
| 30 | Other miscellaneous services | 7 | 6 | 6 | 7 | 26 | 9 | |||||||||||||||||||
| 31 | Total regulated electricity | 380 | 499 | 667 | 432 | 1,978 | 88 | |||||||||||||||||||
MARKETING AND TRADING SEGMENT | ||||||||||||||||||||||||||
| 32 | Electricity and other commodity sales | 117 | 101 | 83 | 91 | 392 | 105 | |||||||||||||||||||
| 33 | Total operating electric revenues | $ | 497 | $ | 600 | $ | 750 | $ | 523 | $ | 2,370 | $ | 193 | |||||||||||||
ELECTRIC SALES (GWH) | ||||||||||||||||||||||||||
REGULATED ELECTRICITY SEGMENT | ||||||||||||||||||||||||||
Retail sales | ||||||||||||||||||||||||||
| 34 | Residential | 2,104 | 2,543 | 4,126 | 2,374 | 11,147 | 703 | |||||||||||||||||||
| 35 | Business | 2,849 | 3,450 | 3,891 | 3,226 | 13,416 | 499 | |||||||||||||||||||
| 36 | Total retail | 4,953 | 5,993 | 8,017 | 5,600 | 24,563 | 1,202 | |||||||||||||||||||
Wholesale electricity delivered | ||||||||||||||||||||||||||
| 37 | Traditional contracts | 130 | 131 | 127 | 112 | 500 | 26 | |||||||||||||||||||
| 38 | Off-system sales | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||
| 39 | Retail load hedge management | 109 | 205 | 446 | 333 | 1,093 | (1,549 | ) | ||||||||||||||||||
| 40 | Total regulated electricity | 5,192 | 6,329 | 8,590 | 6,045 | 26,156 | (321 | ) | ||||||||||||||||||
MARKETING AND TRADING SEGMENT | ||||||||||||||||||||||||||
| 41 | Wholesale sales of electricity | 7,372 | 6,798 | 7,255 | 7,377 | 28,802 | 5,947 | |||||||||||||||||||
| 42 | Total electric sales | 12,564 | 13,127 | 15,845 | 13,422 | 54,958 | 5,626 | |||||||||||||||||||
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| Increase | ||||||||||||||||||||||||||
| (Decrease) | ||||||||||||||||||||||||||
| Line | 1st Qtr | 2nd Qtr | 3rd Qtr | 4th Qtr | Year-To-Date | vs Prior YTD | ||||||||||||||||||||
POWER SUPPLY ADJUSTOR (“PSA”)—REGULATED ELECTRICITY SEGMENT (Dollars in Millions) | ||||||||||||||||||||||||||
| 43 | Deferred fuel and purchased power regulatory asset — beginning balance | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | |||||||||||||
| 44 | Deferred fuel and purchased power costs — current period | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||
| 45 | Interest on deferred fuel | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||
| 46 | Amounts recovered through revenues | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||||||
| 47 | Deferred fuel and purchased power regulatory asset — ending balance | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | $ | — | |||||||||||||
MARKETING AND TRADING SEGMENT PRETAX GROSS MARGIN ANALYSIS (Dollars in Millions) | ||||||||||||||||||||||||||
Realized and Mark-To-Market Components | ||||||||||||||||||||||||||
| 48 | Electricity and other commodity sales, realized (a) | $ | 25 | $ | 20 | $ | 4 | $ | 16 | $ | 65 | $ | (56 | ) | ||||||||||||
| 49 | Mark-to-market reversals on realized sales (b) | (3 | ) | 1 | (3 | ) | (1 | ) | (6 | ) | 35 | |||||||||||||||
| 50 | Change in mark-to-market value of forward sales | (3 | ) | (1 | ) | (3 | ) | (5 | ) | (12 | ) | (64 | ) | |||||||||||||
| 51 | Total gross margin | $ | 19 | $ | 20 | $ | (2 | ) | $ | 10 | $ | 47 | $ | (85 | ) | |||||||||||
By Pinnacle West Entity | ||||||||||||||||||||||||||
| 52 | Parent company marketing and trading division | $ | 2 | $ | 4 | $ | (2 | ) | $ | (9 | ) | $ | (5 | ) | $ | (95 | ) | |||||||||
| 53 | APS | 6 | 4 | (6 | ) | 4 | 8 | $ | 6 | |||||||||||||||||
| 54 | Pinnacle West Energy | (1 | ) | — | — | 9 | 8 | $ | 4 | |||||||||||||||||
| 55 | APS Energy Services | 12 | 12 | 6 | 6 | 36 | $ | — | ||||||||||||||||||
| 56 | Total gross margin | $ | 19 | $ | 20 | $ | (2 | ) | $ | 10 | $ | 47 | $ | (85 | ) | |||||||||||
| (a) | Net effect on pretax gross margin from realization of prior-period mark-to-market included in line 48 and in line 49 is zero. Realization of prior-period mark-to-market relates to cash flow recognition, not earnings recognition. The opposites of amounts included in line 48 are included in line 49. For example, line 49 shows that a prior-period mark-to-market gain of $6 million was transferred to “realized” for the total year 2003. A $6 million realized gain is included in the $65 million on line 48 for the total year 2003. | |
| (b) | Quarterly amounts do not total to annual amounts because of intra-year mark-to-market eliminations. |
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| (Decrease) | ||||||||||||||||||||||||||
| Line | 1st Qtr | 2nd Qtr | 3rd Qtr | 4th Qtr | Year-To-Date | vs Prior YTD | ||||||||||||||||||||
AVERAGE ELECTRIC CUSTOMERS | ||||||||||||||||||||||||||
Retail customers | ||||||||||||||||||||||||||
| 57 | Residential | 827,937 | 821,331 | 824,655 | 839,539 | 828,366 | 26,565 | |||||||||||||||||||
| 58 | Business | 101,999 | 102,601 | 103,262 | 104,521 | 103,096 | 2,868 | |||||||||||||||||||
| 59 | Total | 929,936 | 923,932 | 927,917 | 944,060 | 931,462 | 29,432 | |||||||||||||||||||
| 60 | Wholesale customers | 65 | 66 | 66 | 66 | 66 | (1 | ) | ||||||||||||||||||
| 61 | Total customers | 930,001 | 923,998 | 927,983 | 944,126 | 931,528 | 29,431 | |||||||||||||||||||
| 62 | Customer growth (% over prior year) | 3.3 | % | 3.1 | % | 3.2 | % | 3.4 | % | 3.3 | % | 0.2 | % | |||||||||||||
RETAIL SALES (GWH)—WEATHER NORMALIZED | ||||||||||||||||||||||||||
| 63 | Residential | 2,223 | 2,520 | 3,872 | 2,264 | 10,879 | 389 | |||||||||||||||||||
| 64 | Business | 2,886 | 3,485 | 3,858 | 3,174 | 13,403 | 498 | |||||||||||||||||||
| 65 | Total | 5,109 | 6,005 | 7,730 | 5,438 | 24,282 | 887 | |||||||||||||||||||
RETAIL USAGE (KWh/Average Customer) | ||||||||||||||||||||||||||
| 66 | Residential | 2,541 | 3,096 | 5,004 | 2,828 | 13,457 | 432 | |||||||||||||||||||
| 67 | Business | 27,927 | 33,625 | 37,677 | 30,865 | 130,529 | 1,288 | |||||||||||||||||||
RETAIL USAGE—WEATHER NORMALIZED (KWh/Average Customer) | ||||||||||||||||||||||||||
| 68 | Residential | 2,685 | 3,067 | 4,695 | 2,697 | 13,133 | 50 | |||||||||||||||||||
| 69 | Business | 28,290 | 33,969 | 37,360 | 30,371 | 130,006 | 1,251 | |||||||||||||||||||
ELECTRICITY DEMAND (MW) | ||||||||||||||||||||||||||
| 70 | System peak demand | 3,569 | 5,571 | 6,332 | 5,124 | 6,332 | 529 | |||||||||||||||||||
| See Glossary of Terms. | Page 23 of 31 |
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| (Decrease) | ||||||||||||||||||||||||||
| Line | 1st Qtr | 2nd Qtr | 3rd Qtr | 4th Qtr | Year-To-Date | vs Prior YTD | ||||||||||||||||||||
ENERGY SOURCES (GWH) | ||||||||||||||||||||||||||
Generation production | ||||||||||||||||||||||||||
| 71 | Nuclear | 2,306 | 2,047 | 2,230 | 1,732 | 8,315 | (666 | ) | ||||||||||||||||||
| 72 | Coal | 2,770 | 2,824 | 2,972 | 2,800 | 11,366 | (690 | ) | ||||||||||||||||||
| 73 | Gas, oil and other | 1,288 | 1,572 | 2,696 | 535 | 6,091 | 1,722 | |||||||||||||||||||
| 74 | Total generation production | 6,364 | 6,443 | 7,898 | 5,067 | 25,772 | 366 | |||||||||||||||||||
Purchased power | ||||||||||||||||||||||||||
| 75 | Firm load | (12 | ) | 606 | 1,099 | 1,418 | 3,111 | 1,492 | ||||||||||||||||||
| 76 | Marketing and trading | 6,489 | 6,527 | 7,498 | 7,235 | 27,749 | 4,045 | |||||||||||||||||||
| 77 | Total purchased power | 6,477 | 7,133 | 8,597 | 8,653 | 30,860 | 5,537 | |||||||||||||||||||
| 78 | Total energy sources | 12,841 | 13,576 | 16,495 | 13,720 | 56,632 | 5,903 | |||||||||||||||||||
POWER PLANT PERFORMANCE | ||||||||||||||||||||||||||
Capacity Factors | ||||||||||||||||||||||||||
| 79 | Nuclear | 98 | % | 86 | % | 93 | % | 72 | % | 87 | % | (7 | )% | |||||||||||||
| 80 | Coal | 75 | % | 75 | % | 79 | % | 74 | % | 76 | % | (4 | )% | |||||||||||||
| 81 | Gas, oil and other | 26 | % | 31 | % | 44 | % | 9 | % | 28 | % | 1 | % | |||||||||||||
| 82 | System average | 58 | % | 59 | % | 64 | % | 41 | % | 55 | % | (8 | )% | |||||||||||||
Generation Capacity Out of Service and Replaced for Native Load (average MW/day) | ||||||||||||||||||||||||||
| 83 | Nuclear | 31 | 136 | 61 | 297 | 131 | 64 | |||||||||||||||||||
| 84 | Coal | 292 | 254 | 277 | 253 | 269 | 102 | |||||||||||||||||||
| 85 | Gas | 189 | 148 | 154 | 338 | 205 | 157 | |||||||||||||||||||
| 86 | Total | 512 | 538 | 492 | 888 | 605 | 323 | |||||||||||||||||||
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| (Decrease) | ||||||||||||||||||||||||||
| Line | 1st Qtr | 2nd Qtr | 3rd Qtr | 4th Qtr | Year-To-Date | vs Prior YTD | ||||||||||||||||||||
ENERGY MARKET INDICATORS (a) | ||||||||||||||||||||||||||
Electricity Average Daily Spot Prices ($/MWh) | ||||||||||||||||||||||||||
On-Peak | ||||||||||||||||||||||||||
| 87 | Palo Verde | $ | 49.66 | $ | 48.88 | $ | 52.88 | $ | 42.98 | $ | 48.60 | $ | 16.32 | |||||||||||||
| 88 | SP15 | $ | 54.35 | $ | 50.73 | $ | 53.54 | $ | 46.88 | $ | 51.38 | $ | 17.16 | |||||||||||||
Off-Peak | ||||||||||||||||||||||||||
| 89 | Palo Verde | $ | 36.09 | $ | 25.48 | $ | 36.08 | $ | 30.48 | $ | 32.03 | $ | 12.14 | |||||||||||||
| 90 | SP15 | $ | 39.70 | $ | 28.27 | $ | 37.81 | $ | 32.85 | $ | 34.66 | $ | 12.97 | |||||||||||||
WEATHER INDICATORS | ||||||||||||||||||||||||||
Actual | ||||||||||||||||||||||||||
| 91 | Cooling degree-days | 76 | 1,550 | 2,701 | 572 | 4,899 | 24 | |||||||||||||||||||
| 92 | Heating degree-days | 349 | 17 | — | 370 | 736 | (64 | ) | ||||||||||||||||||
| 93 | Average humidity | 44 | % | 18 | % | 30 | % | 34 | % | 31 | % | 4 | % | |||||||||||||
10-Year Averages | ||||||||||||||||||||||||||
| 94 | Cooling degree-days | 80 | 1,491 | 2,540 | 420 | 4,531 | — | |||||||||||||||||||
| 95 | Heating degree-days | 521 | 36 | — | 415 | 972 | — | |||||||||||||||||||
| 96 | Average humidity | 43 | % | 24 | % | 33 | % | 40 | % | 35 | % | 0 | % | |||||||||||||
ECONOMIC INDICATORS | ||||||||||||||||||||||||||
Building Permits — Metro Phoenix (b) | ||||||||||||||||||||||||||
| 97 | Single-family | 8,030 | 10,613 | 11,191 | 9,817 | 39,651 | 5,339 | |||||||||||||||||||
| 98 | Multi-family | 863 | 2,053 | 1,231 | 2,580 | 6,727 | (347 | ) | ||||||||||||||||||
| 99 | Total | 8,893 | 12,666 | 12,422 | 12,397 | 46,378 | 4,992 | |||||||||||||||||||
Arizona Job Growth (c) | ||||||||||||||||||||||||||
| 100 | Payroll job growth (% over prior year) | 1.1 | % | 0.9 | % | 1.5 | % | 2.0 | % | 1.4 | % | 1.4 | % | |||||||||||||
| 101 | Unemployment rate (%, seasonally adjusted) | 5.8 | % | 5.9 | % | 5.7 | % | 5.3 | % | 5.7 | % | (0.5 | )% | |||||||||||||
| Sources: | ||
| (a) | Average of daily prices obtained and used with permission from Dow Jones & Company, Inc. | |
| (b) | Arizona Real Estate Center, Arizona State University W.P. Carey College of Business | |
| (c) | Arizona Department of Economic Security | |
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