UNITED STATESd18rn0p25nwr6d.cloudfront.net/CIK-0000764622/ca097454-e288-4b… · FOR IMMEDIATE RELEASE November 3, 2016 Media Contact: Analyst Contact: Alan Bunnell, (602) 250-3376

UNITED STATESSECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION

Washington, D.C. 20549

FORM 8-K

CURRENT REPORTPursuant to Section 13 or 15(d) of the

Securities Exchange Act of 1934

Date of report (Date of earliest event reported):    November 3, 2016

Commission File Number

Exact Name of Registrant as Specified in Charter; State ofIncorporation;

Address and Telephone NumberIRS Employer

Identification Number     

1-8962 Pinnacle West Capital Corporation(an Arizona corporation)400 North Fifth Street, P.O. Box 53999Phoenix, AZ 85072-3999(602) 250-1000

86-0512431

1-4473 Arizona Public Service Company(an Arizona corporation)400 North Fifth Street, P.O. Box 53999Phoenix, AZ 85072-3999(602) 250-1000

86-0011170

Check the appropriate box below if the Form 8-K filing is intended to simultaneously satisfy the filing obligation of the registrant under any of the followingprovisions:

¨Written communications pursuant to Rule 425 under the Securities Act (17 CFR 230.425)

¨Soliciting material pursuant to Rule 14a-12 under the Exchange Act (17 CFR 240.14a-12)

¨Pre-commencement communications pursuant to Rule 14d-2(b) under the Exchange Act (17 CFR 240.14d-2(b))

¨Pre-commencement communications pursuant to Rule 13e-4(c) under the Exchange Act (17 CFR 240.13e-4(c))

This combined Form 8-K is separately filed or furnished by Pinnacle West Capital Corporation and Arizona Public Service Company. Each registrant is filing orfurnishing on its own behalf all of the information contained in this Form 8-K that relates to such registrant and, where required, its subsidiaries. Except as stated in thepreceding sentence, neither registrant is filing or furnishing any information that does not relate to such registrant, and therefore makes no representation as to any suchinformation.

Item 2.02. Results of Operations and Financial Condition.

The following information is furnished pursuant to Item 2.02.

On November 3, 2016, Pinnacle West Capital Corporation (the “Company” or “Pinnacle West”) issued a press release regarding its financial results for the fiscalquarter ended September 30, 2016 and its earnings outlook for 2016. A copy of the press release is attached hereto as Exhibit 99.1.

Item 7.01. Regulation FD Disclosure.

The following information is furnished pursuant to Item 7.01.

The Company is providing a copy of the slide presentation made in connection with the quarterly earnings conference call on November 3, 2016. This informationcontains Company operating results for the fiscal quarter ended September 30, 2016 and a quarterly consolidated statistical summary.  The slide presentation is attachedhereto as Exhibits 99.2 and is concurrently being posted to the Company’s website at www.pinnaclewest.com, which also contains a glossary of relevant terms.  Item 9.01.      Financial Statements and Exhibits.

(d)      Exhibits

Exhibit No. Registrant(s) Description     

99.1 Pinnacle WestAPS

Earnings News Release issued on November 3, 2016.

99.2 Pinnacle WestAPS

Pinnacle West Capital Corporation Third Quarter 2016 Results slide presentation accompanying November3, 2016 conference call.

SIGNATURES

Pursuant  to  the  requirements  of  the  Securities  Exchange  Act  of  1934,  each  registrant  has  duly  caused  this  report  to  be  signed  on  its  behalf  by  theundersigned hereunto duly authorized.

    PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATION    (Registrant)     

Dated: November 3, 2016   By: /s/ James R. Hatfield                James R. Hatfield    Executive Vice President and    Chief Financial Officer     

    ARIZONA PUBLIC SERVICE COMPANY    (Registrant)     

Dated: November 3, 2016   By: /s/ James R. Hatfield                James R. Hatfield    Executive Vice President and    Chief Financial Officer

Exhibit Index

Exhibit No. Registrant(s) Description     

99.1 Pinnacle WestAPS

Earnings News Release issued on November 3, 2016.

99.2 Pinnacle WestAPS

Pinnacle West Capital Corporation Third Quarter 2016 Results slide presentation accompanying November 3,2016 conference call.

FOR IMMEDIATE RELEASE November 3, 2016Media Contact:Analyst Contact:

Alan Bunnell, (602) 250-3376Ted Geisler, (602) 250-3200Chalese Haraldsen, (602) 250-5643  

Website: pinnaclewest.com

PINNACLE WEST REPORTS THIRD-QUARTER EARNINGS

• Milder-than-normalweatherimpactsquarterlyresults• Customergrowthcontinuestobeapositivedriver• Companyaffirmsfull-year2016earningsguidance

PHOENIX - Pinnacle West Capital Corp. (NYSE: PNW) today reported consolidated net income attributable to common shareholders for the 2016 third quarter of $263.0million, or $2.35 per diluted share. This result compares with net income of $257.1 million, or $2.30 per share, for the same period a year ago.

“Our quarterly financial performance was solid despite the impact of abnormally mild temperatures in August and September compared to historical weather trends,” saidPinnacle West Chairman, President and Chief Executive Officer Don Brandt. “Customer count and electricity sales are growing year to date, operational excellence remainsa hallmark of our company, and our employees continue to control costs without sacrificing top-tier reliability for our nearly 1.2 million customers. As a result, we remainoptimistic that we will meet our full-year earnings guidance range.” The 2016 third-quarter results comparison was positively impacted by the following factors:

• Higherlostfixedcostrecoveryrevenueandanincreaseintransmissionrevenuesimproved earnings by $0.09 per share compared to the 2015 third quarter.• Loweroperatingexpensescontributed to earnings by $0.02 per share.• Retailelectricitysalesimproved earnings $0.02 per share due to customer growth and changes in customer usage patterns and related pricing. Compared to the

same quarter a year ago, weather-normalized retail sales were flat, while total customer growth increased 1.4 percent quarter over quarter.

These positive factors were partially offset by t heeffectsofweathervariations, which impacted results by $0.09 per share compared to the year-ago period.

Despite the second-hottest July on record, the other two months in the quarter were marked by unusually cooler-than-normal temperatures. August was the third-mildest inthe last twenty years, and September was the second-mildest over the same period. As a result, the average high temperature for this year’s third quarter was 103.0 degrees- 1.3 percent lower than last year’s quarter and 1.2 percent below normal based on a rolling 10-year average. The resulting impact was that residential cooling degree-days(a measure of the effects of weather) were 8 percent worse than last year’s third quarter and 6 percent lower than normal 10-year averages.

Financial OutlookFor 2016, the Company continues to expect its on-going consolidated earnings will be within a range of $3.90 to $4.10 per diluted share, on a weather-normalized basis,and to achieve a consolidated earned return on average common equity of more than 9.5 percent.

Key factors and assumptions underlying the 2016 outlook can be found in the third-quarter 2016 earnings presentation slides on the Company’s website atpinnaclewest.com/investors.

Conference Call and WebcastPinnacle West invites interested parties to listen to the live webcast of management’s conference call to discuss the Company’s 2016 third-quarter results, as well as recentdevelopments, at 12 noon ET (9 a.m. AZ time) today, November 3. The webcast can be accessed at pinnaclewest.com/presentations and will be available for replay on thewebsite for 30 days. To access the live conference call by telephone, dial (877) 407-8035 or (201) 689-8035 for international callers. A replay of the call also will beavailable until 11:59 p.m. (ET), Thursday, November 10, 2016, by calling (877) 660-6853 in the U.S. and Canada or (201) 612-7415 internationally and enteringconference ID number 10086.

Pinnacle West Capital Corp., an energy holding company based in Phoenix, has consolidated assets of more than $15 billion, about 6,200 megawatts of generating capacityand 6,400 employees in Arizona and New Mexico. Through its principal subsidiary, Arizona Public Service, the Company provides retail electricity service to nearly 1.2million Arizona homes and businesses. For more information about Pinnacle West, visit the Company’s website at pinnaclewest.com.

Earnings per share amounts are based on average diluted common shares outstanding. For more information on Pinnacle West’s operating statistics and earnings, pleasevisit pinnaclewest.com/investors.

FORWARD-LOOKING STATEMENTS

This press release contains forward-looking statements based on our current expectations, including statements regarding our earnings guidance and financial outlook andgoals. These forward-looking statements are often identified by words such as “estimate,” “predict,” “may,” “believe,” “plan,” “expect,” “require,” “intend,” “assume” andsimilar words. Because actual results may differ materially from expectations, we caution readers not to place undue reliance on these statements. A number of factorscould cause future results to differ materially from historical results, or from outcomes currently expected or sought by Pinnacle West or APS. These factors include, butare not limited to:

• our ability to manage capital expenditures and operations and maintenance costs while maintaining high reliability and customer service levels;• variations in demand for electricity, including those due to weather, seasonality, the general economy, customer and sales growth (or decline), and the effects of

energy conservation measures and distributed generation;• power plant and transmission system performance and outages;• competition in retail and wholesale power markets;• regulatory and judicial decisions, developments and proceedings;• new legislation, ballot initiatives and regulation, including those relating to environmental requirements, regulatory policy, nuclear plant operations and potential

deregulation of retail electric markets;• fuel and water supply availability;

• our ability to achieve timely and adequate rate recovery of our costs, including returns on and of debt and equity capital investment;• our ability to meet renewable energy and energy efficiency mandates and recover related costs;• risks inherent in the operation of nuclear facilities, including spent fuel disposal uncertainty;• current and future economic conditions in Arizona, including in real estate markets;• the development of new technologies which may affect electric sales or delivery;• the cost of debt and equity capital and the ability to access capital markets when required;• environmental and other concerns surrounding coal-fired generation, including regulation of greenhouse gas emissions;• volatile fuel and purchased power costs;• the investment performance of the assets of our nuclear decommissioning trust, pension, and other postretirement benefit plans and the resulting impact on future

funding requirements;• the liquidity of wholesale power markets and the use of derivative contracts in our business;• potential shortfalls in insurance coverage;• new accounting requirements or new interpretations of existing requirements;• generation, transmission and distribution facility and system conditions and operating costs;• the ability to meet the anticipated future need for additional generation and associated transmission facilities in our region;• the willingness or ability of our counterparties, power plant participants and power plant land owners to meet contractual or other obligations or extend the rights

for continued power plant operations; and• restrictions on dividends or other provisions in our credit agreements and Arizona Corporation Commission orders.

These and other factors are discussed in Risk Factors described in Part 1, Item 1A of the Pinnacle West/APS Annual Report on Form 10-K for the fiscal year endedDecember 31, 2015, which readers should review carefully before placing any reliance on our financial statements or disclosures. Neither Pinnacle West nor APS assumesany obligation to update these statements, even if our internal estimates change, except as required by law.

# # #

PINNACLE WEST CAPITAL CORPORATIONCONSOLIDATED STATEMENTS OF INCOME

(unaudited)(dollars and shares in thousands, except per share amounts)

     THREE MONTHS ENDED    NINE MONTHS ENDED     SEPTEMBER 30,    SEPTEMBER 30,     2016    2015    2016    2015                 

Operating Revenues  $ 1,166,922    $ 1,199,146    $ 2,759,483    $ 2,761,013                 

Operating Expenses                Fuel and purchased power          336,120            363,847            832,253            868,561  Operations and maintenance          217,568            220,449            703,042            646,358  Depreciation and amortization          120,428            125,625            362,977            369,313  Taxes other than income taxes            41,284              43,241            125,902            129,489  Other expenses                 264                   873                2,141                2,524      Total          715,664            754,035         2,026,315         2,016,245                 

Operating Income          451,258            445,111            733,168            744,768                 

Other Income (Deductions)                Allowance for equity funds used during construction            10,194                7,645              31,079              26,214  Other income                   71                   139                   385                   549  Other expense            (5,205)              (5,538)            (12,085)            (12,433)     Total              5,060                2,246              19,379              14,330                 

Interest Expense                Interest charges            51,293              49,342            154,886            146,069  Allowance for borrowed funds used during construction            (4,321)              (3,518)            (14,849)            (12,056)     Total            46,972              45,824            140,037            134,013                 

Income Before Income Taxes          409,346            401,533            612,510            625,085                 

Income Taxes          141,446            139,555            209,102            214,873                 

Net Income          267,900            261,978            403,408            410,212                 

Less: Net income attributable to noncontrolling interests              4,873                4,862              14,620              14,072                 

Net Income Attributable To Common Shareholders  $ 263,027    $ 257,116    $ 388,788    $ 396,140

Weighted-Average Common Shares Outstanding - Basic          111,416            111,036            111,363            110,984                 

Weighted-Average Common Shares Outstanding - Diluted          112,100            111,616            111,987            111,490                 

Earnings Per Weighted-Average Common Share Outstanding                Net income attributable to common shareholders - basic  $ 2.36    $ 2.32    $ 3.49    $ 3.57  Net income attributable to common shareholders - diluted  $ 2.35    $ 2.30    $ 3.47    $ 3.55

Third Quarter 2016  THIRD QUARTER 2016 RESULTS  November 3, 2016  

Third Quarter 20162  FORWARD LOOKING STATEMENTS AND   NON-GAAP FINANCIAL MEASURES  This presentation contains forward-looking statements based on current expectations, including statements regarding our earnings guidance and financial outlook and  goals. These forward-looking statements are often identified by words such as “estimate,” “predict,” “may,” “believe,” “plan,” “expect,” “require,” “intend,” “assume”  and similar words. Because actual results may differ materially from expectations, we caution you not to place undue reliance on these statements. A number of factors  could cause future results to differ materially from historical results, or from outcomes currently expected or sought by Pinnacle West or APS. These factors include,  but are not limited to: our ability to manage capital expenditures and operations and maintenance costs while maintaining high reliability and customer service levels;  variations in demand for electricity, including those due to weather seasonality, the general economy, customer and sales growth (or decline), and the effects of  energy conservation measures and distributed generation; power plant and transmission system performance and outages; competition in retail and wholesale power  markets; regulatory and judicial decisions, developments and proceedings; new legislation, ballet initiatives and regulation, including those relating to environmental  requirements, regulatory policy, nuclear plant operations and potential deregulation of retail electric markets; fuel and water supply availability; our ability to achieve  timely and adequate rate recovery of our costs, including returns on and of debt and equity capital investments; our ability to meet renewable energy and energy  efficiency mandates and recover related costs; risks inherent in the operation of nuclear facilities, including spent fuel disposal uncertainty; current and future  economic conditions in Arizona, including in real estate markets; the development of new technologies which may affect electric sales or delivery; the cost of debt and  equity capital and the ability to access capital markets when required; environmental and other concerns surrounding coal-fired generation, including regulation of  greenhouse gas emissions; volatile fuel and purchased power costs; the investment performance of the assets of our nuclear decommissioning trust, pension, and  other postretirement benefit plans and the resulting impact on future funding requirements; the liquidity of wholesale power markets and the use of derivative  contracts in our business; potential shortfalls in insurance coverage; newaccounting requirements or new interpretations of existing requirements; generation,  transmission and distribution facility and system conditions and operating costs; the ability to meet the anticipated future need for additional generation and associated  transmission facilities in our region; the willingness or ability of our counterparties, power plant participants and power plant land owners to meet contractual or other  obligations or extend the rights for continued power plant operations; and restrictions on dividends or other provisions in our credit agreements and ACC orders.  These and other factors are discussed in Risk Factors described in Part I, Item 1A of the Pinnacle West/APS Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended  December 31, 2015, which you should review carefully before placing any reliance on our financial statements, disclosures or earnings outlook. Neither Pinnacle West  nor APS assumes any obligation to update these statements, even if our internal estimates change, except as required by law.  In this presentation, references to net income and earnings per share (EPS) refer to amounts attributable to common shareholders.  We present “gross margin” per diluted share of common stock. Gross margin refers to operating revenues less fuel and purchased power expenses. Gross margin is a  “non-GAAP financial measure,” as defined in accordance with SEC rules. The appendix contains a reconciliation of this non-GAAP financial measure to the referenced  revenue and expense line items on our Consolidated Statements of Income, which are the most directly comparable financial measures calculated and presented in  accordance with generally accepted accounting principles in the United States of America (GAAP). We view gross margin as an important performance measure of the  core profitability of our operations.  We refer to “on-going earnings” in this presentation, which is also a non-GAAP financial measure. We also provide a reconciliation to show the impacts associated with  certain regulatory adjustments. We believe on-going earnings and these adjustments included in the reconciliation provide investors with a useful indicator of our  results that is comparable among periods because it excludes the effects of unusual items that may occur on an irregular basis.  Investors should note that these non-GAAP financial measures may involve judgments by management, including whether an item is classified as an unusual item.  These measures are key components of our internal financial reporting and are used by our management in analyzing the operations of our business. We

believe that  investors benefit from having access to the same financial measures that management uses.  

Third Quarter 20163  CONSOLIDATED EPS COMPARISON  2016 VS. 2015  $2.35 $2.30   2016 2015  3rd Quarter  GAAP Net Income  $2.35 $2.30  3rd Quarter  On-Going Earnings  $3.47 $3.55   2016 2015  Year-to-Date  GAAP Net Income  $3.47 $3.55  Year-to-Date  On-Going Earnings  

Third Quarter 20164  Gross  Margin(1),(2)  $0.02  ON-GOING EPS VARIANCES  3RD QUARTER 2016 VS. 3RD QUARTER 2015  Interest, net   of AFUDC  $0.02  (1) Excludes costs and offsetting operating revenues, associated with renewable energy (excluding AZ Sun) and demand side management  programs.  (2) Excludes Palo Verde system benefits charge.  See non-GAAP reconciliation.  3Q 2015 3Q 2016  Gross Margin  Weather $(0.09)  Sales $0.02  LFCR $0.05  Transmission $0.04  $2.30  $2.35D&A(2)  $0.01  Other, net  $(0.01)  Other   Taxes  $0.01  

Third Quarter 20165  ECONOMIC   INDICATORS  Arizona and Metro Phoenix remain   attractive places to live and do   business  Single Family & Multifamily Housing Permits  Maricopa County  Above-average job growth in   construction, financial services and   wholesale trade sectors  Arizona ranked 1st for projected job   growth  - Forbes September 2015  E  Metro Phoenix growth rate 3rd fastest   among top 15 metro areas  - U.S. Census Bureau March 2016  Housing construction on pace to have   its best year since 2007  Vacancy rates in office and retail space   have fallen to pre-recessionary levels  0%  5%  10%  15%  20%  25%  '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 16  Nonresidential Building Vacancy – Metro Phoenix  Vacancy Rate  Office  Retail  Industrial  3Q  0  10,000  20,000  30,000  40,000  '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16  Single Family Multifamily  

Third Quarter 20166  2016 ON-GOING   EPS GUIDANCE  Key Factors & Assumptions as of   November 3, 2016  2016  Electricity gross margin* (operating revenues, net of fuel and   purchased power expenses) $2.34 – $2.39 billion  • Retail customer growth about 1.5-2.5%  • Weather-normalized retail electricity sales volume about 0-1.0% to prior   year taking into account effects of customer conservation, energy efficiency   and distributed renewable generation initiatives  • Assumes normal weather  Operations and maintenance* $825 - $845 million  Other operating expenses (depreciation and amortization including impacts   related to Palo Verde sale leaseback, and taxes other than income taxes) $645 - $665 million  Interest expense, net of allowance for borrowed and equity funds used   during construction (Total AFUDC $50 million) $155 - $165 million  Net income attributable to noncontrolling interests ~$20 million  Effective tax rate 34-35%  Average diluted common shares outstanding ~112.0 million  On-Going EPS Guidance $3.90 - $4.10  * Excludes O&M of $83 million, and offsetting revenues, associated with renewable energy and demand side management programs.  

Third Quarter 2016  APPENDIX  

Third Quarter 20168  DIVIDEND GROWTH  Pinnacle West’s indicated annual   dividend is $2.62 per share;   targeting ~5% annual dividend   growth  $2.10   $2.18   $2.27   $2.38   $2.50   $2.62   2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018  Dividend Growth Goal  Indicated Annual Dividend Rate at Year-End  Projected  Future dividends subject to declaration at Board of Directors’ discretion.  

Third Quarter 20169  RATE BASE  APS’s revenues come from a   regulated retail rate base and   meaningful transmission business  $6.5  $8.3  $1.4  $1.8  2015 2016 2017 2018 2019  APS Rate Base Growth  Year-End  ACC FERC  Total Rate Base  Projected  Most Recent Rate Decisions  ACC - Proposed FERC  Rate Effective Date 7/1/2017 6/1/2016  Test Year Ended 12/31/2015* 12/31/2015  Rate Base $6.8B $1.4B  Equity Layer 56% 56%  Allowed ROE 10.5% 10.75%  *Adjusted to include post test-year plant in service through 6/30/2017  83%  17%  Generation & Distribution Transmission  Rate base $ in billions, rounded  

Third Quarter 201610  $263 $223 $220 $279   $66 $77   $234 $117 $44   $224   $197   $103   $58   $104   $1   $1 $201   $136   $211   $136   $340   $380   $399   $411   $85   $89   $75   $77   2015 2016 2017 2018  CAPITAL   EXPENDITURES  Capital expenditures are funded   primarily through internally   generated cash flow  ($ Millions)  $1,233  $1,337  Other  Distribution  Transmission  Renewable   Generation  Environmental(1)  Traditional   Generation  Projected  $1,124  New Gas   Generation(2)  $1,057  • The table does not include capital expenditures related to 4CA’s 7% interest in Four Corners Units 4 and 5 of   $3 million in 2015, $30 million in 2016 and $27 million in 2017.  • 2016 – 2018 as disclosed in Third Quarter 2016 Form 10-Q.  (1) Includes Selective Catalytic Reduction controls at Four Corners with in-service dates of Q4 2017 (Unit 5) and Q1 2018 (Unit 4)  (2) Ocotillo Modernization Project: 2 units scheduled for completion in Q4 2018, 3 units schedule for completion in Q1 2019  

Third Quarter 201611  OPERATIONS &   MAINTENANCE   OUTLOOK  Goal is to keep O&M per kWh flat,   adjusted for planned outages  $754 $761 $788  $805 $772  $150 $124   $137 $103   $96   $83   2011 2012 2013 2014 2015 2016E  PNW Consolidated RES/DSM*  *Renewable energy and demand side management expenses are offset by adjustment mechanisms.  ($ Millions)  $825 -  $845  

Third Quarter 201612  Credit Ratings  • A- rating or better at S&P, Moody’s and Fitch  2016 Major Financing Activities  • $250 million 10-year 2.55% APS senior unsecured   notes issued September 2016  • $350 million 30-year 3.75% APS senior unsecured   notes issued May 2016  • $100 million term loan closed April 2016  We are disclosing credit ratings to enhance understanding of   our sources of liquidity and the effects of our ratings on our   costs of funds.  BALANCE SHEET STRENGTH  $50   $600   $250   $125   $-  $100  $200  $300  $400  $500  $600  2017 2018 2019 2020  APS PNW  ($Millions)  Debt Maturity Schedule  

Third Quarter 201613  FINANCIAL OUTLOOK Key Factors & Assumptions as of November 3, 2016  Assumption Impact  Retail customer growth • Expected to average about 2-3% annually  • Modestly improving Arizona and U.S. economic conditions  Weather-normalized retail electricity   sales volume growth  • About 0.5-1.5% after customer conservation and energy efficiency and   distributed renewable generation initiatives  Assumption Impact  AZ Sun Program • Additions to flow through RES until next base rate case  • First 50 MW of AZ Sun is recovered through base rates  Lost Fixed Cost Recovery (LFCR) • Offsets 30-40% of revenues lost due to ACC-mandated energy efficiency and   distributed renewable generation initiatives  Environmental Improvement  Surcharge (EIS)  • Assumed to recover up to $5 million annually of carrying costs for government-  mandated environmental capital expenditures  Power Supply Adjustor (PSA) • 100% recovery as of July 1, 2012  Transmission Cost Adjustor (TCA) • TCA is filed each May and automatically goes into rates effective June 1  • Beginning July 1, 2012 following conclusion of the regulatory settlement,   transmission revenue is accrued each month as it is earned.  Four Corners Acquisition • Four Corners rate increase effective January 1, 2015  Potential Property Tax Deferrals (2012 retail rate settlement): Assume 60% of property tax increases relate to tax   rates, therefore, will be eligible for deferrals (Deferral rates: 50% in 2013; 75% in 2014 and thereafter)  Gross Margin – Customer Growth and Weather (2016-2018)  Gross Margin – Related to 2012 Retail Rate Settlement  Outlook Through 2016: Goal of earning more than 9.5% Return on Equity (earned Return on Equity based on average   Total Shareholder’s Equity for PNW consolidated, weather-normalized)  

Third Quarter 201614  2016 KEY DATES  ACC Key Dates / Docket # Q1 Q2 Q3 Q4  Key Recurring Regulatory Filings  Lost Fixed Cost Recovery  E-01345A-11-0224 Jan 15  Transmission Cost Adjustor  E-01345A-11-0224 May 15  Renewable Energy Adjustor  E-01345A-16-0238 Jul 1  2017 DSM Implementation Plan  E-01345A-16-0176  Nov 18: Workshop  Dec 1: File energy   storage plan  APS Rate Case  E-01345A-16-0036 Jan 29: NOI Filing Jun 1: Initial filing  Dec 21: Direct   Testimony  Resource Planning and Procurement  E-00000V-15-0094  Feb 9: Stakeholder Mtg.  Mar 1: Prelim IRP filed  Jul 18: Prelim IRP   Workshop  Sep 30: Update to   Prelim IRP*  Reducing System Peak Demand Costs  E-00000J-16-0257  Aug 4: Initial workshop  TBD: Second workshop  Value and Cost of Distributed Generation  E-00000J-14-0023  Feb 25: DG Methodologies  & Supporting Testimony  Apr 7: Rebuttal Testimony  and Alternate Proposal  Apr 15: Pre-hearing  Apr 18: Hearing  Jun 8-9 Hearing  Jun 13: Responses  Jul: Initial Briefs  Aug 5: Reply Briefs  Oct 7: ALJ ROO  Dec 13: Scheduled for Consideration at   ACC Open Meeting  Review, Modernization and Expansion of   Arizona Renewable Energy Standards  E-00000Q-16-0289  TBD TBD  ACC Open Meetings ACC Open Meetings Held Monthly  * April 2017: Final IRP due  Other K y Dates Q1 Q2 Q3 Q4  Arizona State Legislature In session Jan 11- May 7 (Adjourned)  Elections Aug 30: Primary Nov 8: General  All Source Request for Proposal (RFP) Mar 11: RFP Issued Jun 9: Responses Due TBD  

Third Quarter 201615  ARIZONA ELECTRIC UTILITIES   GENERAL RATE CASES  UNS Electric (93,000 customers)  Docket # E-04204A-15-0142  Application Filed May 5, 2015  Hearing (Mar 1 – 24, 2016)  Decision in Phase One (Decision No. 75697, Aug 18, 2016)  UNSE Customer Education Plan on Rates – Due Sep 30, 2016  Phase Two (Net Metering Issues) Testimony – Expected Dec 2016  Phase Two Hearing – Expected Jan 2017 (if necessary)  Phase Two Decision – Expected Mar 2017  Tucson Electric Power Company (415,000 customers)  Docket # E-01933A-15-0322  Application Filed Nov 5, 2015  Intervenor and Staff Direct Testimony (Jun 2016)  Rebuttal Testimony (Jul 25, 2016)  Non-unanimous Revenue Requirement Settlement Filed (Aug 15, 2016)  Settlement Direct Testimony (Aug 25, 2016)  Settlement Reply Testimony (Sep 1, 2016)  Hearing Begins (Sep 8, 2016)  Phase One Decision – Expected Dec 2016  Phase Two (Net Metering Issues) Testimony – Expected Dec 2016  Phase Two Hearing – To Be Scheduled  Sulphur Springs Valley Electric Cooperative (58,000 customers)  Docket # E-01575A-15-0312  Application Filed Aug 31, 2015  Direct Testimony - Ex Rate Design, Cost of Service (Mar 18, 2016)  Direct Testimony - Rate Design, Cost of Service (Apr 1, 2016)  Rebuttal Testimony (Apr 15, 2016)  Surrebuttal Testimony (May 4, 2016)  Rejoinder (May 11, 2016)  Prehearing (May 13, 2016)  Hearing (May 17, 2016) – Concluded May 27  ALJ Recommended Order (Oct 12, 2016)  Decision Expected at October ACC Open Meeting (Oct 27, 2016)  Trico Electric Cooperative (38,000 customers)  Docket # E-01461A-15-0363  Application Filed Oct 23, 2015  Direct Testimony - Ex Rate Design, Cost of Service (May 4, 2016)  Direct Testimony - Rate Design, Cost of Service (May 25, 2016)  Rebuttal Testimony (Jun 22, 2016)  Surrebuttal Testimony (Jul 8, 2016)  Non-unanimous Revenue Requirement Settlement (Jul 8, 2016)  Direct Settlement Testimony (Jul 29, 2016)  Reply Settlement Testimony (Aug 12, 2016)  Hearing (Aug 17, 2016)  Decision Expected December 2016  

Third Quarter 201616  2016 APS RATE CASE APPLICATION  • Filed June 1, 2016  • Propose new rates go into effect on July 1, 2017  • Docket Number: E-01345A-16-0036  • Additional details, including filing, can be found at   http://www.azenergyfuture.com/rate-review/  Procedural Schedule  Staff and Intervenor Direct Testimony (ex rate design)  Staff and Intervenor Direct Testimony (rate design)  APS Rebuttal Testimony   Staff and Intervenor Surrebuttal Testimony   Prehearing Conference  APS Rejoinder Testimony  Proposed Hearing Commencement Date  December 21, 2016  January 27, 2017  February 17, 2017  March 10, 2017  March 13, 2017  March 17, 2017  March 22, 2017  

Third Quarter 201617  2016 RATE CASE   KEY FINANCIALS  APS has requested a rate increase   to become effective July 1, 2017   Test year ended December 31, 2015  Total Rate Base - Adjusted $8.01 Billion  ACC Rate Base - Adjusted $6.77 Billion   Allowed Return on Equity 10.5%  Capital Structure  Long-term debt 44.2%  Common equity 55.8%  Base Fuel Rate (¢/kWh) 2.9882  Post-test year plant period 18 months  Overview of Rate Increase ($ in Millions)  Total stated base rate increase (inclusive of existing adjustor transfers) $ 433.4 15.00%  Less: Transfer to base rates of various adjustors already in effect (267.5) (9.26)  Net Customer Bill Impact $ 165.9 5.74%  

Third Quarter 201618  2016 RATE CASE   KEY FINANCIALS  APS has requested a rate increase   to become effective July 1, 2017   Overview of Rate Increase ($ in Millions) – Key Components  Post-Test Year Plant Additions $ 98.1  Fair Value Increment 51.9  ROE Increase from 10.0% to 10.5% 29.3  Increase due to Changes in Depreciation Schedules 81.4  Decrease Fuel and Purchased Power over Base Rates (61.7)  Decrease in Other Costs (33.1)  Total Base Rate Increase $ 165.9  

Third Quarter 201619  249  357 339  442  610  710 641  783  871 939  523  836  487  681  833  717  1159 1162  1353  1146  1005  1196  1087  1178  1170  777  1290  1031  1357  1547 1520  2315  1888  0  250  500  750  1000  1250  1500  1750  2000  2250  2500  Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec  2014 Applications 2015 Applications 2016 Applications  * Monthly data equals applications received minus cancelled applications. As of September 30, 2016, over 49,000  residential grid-tied solar photovoltaic (PV) systems have been installed in APS’s service territory, totaling 380 MWdc of   installed capacity. Excludes APS Solar Partner Program residential PV systems.  Note: www.arizonagoessolar.org logs total residential application volume, including cancellations. Solar water heaters can also be found   on the site, but are not included in the chart above.  RESIDENTIAL PV  APPLICATIONS* 10 18 22 44 51  57  74  99  2009 2011 2013 2015 2016  Residential DG (MWdc) Annual Additions  YTD  

Third Quarter 201620  (8)  (4) (1)  5   (5)  13   (17)  $(20)  $(15)  $(10)  $(5)  $0  $5  $10  $15  Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3  GROSS MARGIN EFFECTS OF WEATHER  VARIANCES VS. NORMAL  Pretax   Millions  All periods recalculated to current 10-year rolling average (2005-2014)  2015  $(8) Million  2016  $(9) Million  

Third Quarter 201621  12  7  11 11  8  4  7  11  14  18  12  12  15  18  $0  $10  $20  $30  $40  Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3  Renewable Energy Demand Side Management  RENEWABLE ENERGY AND   DEMAND SIDE MANAGEMENT EXPENSES*  * O&M expenses related to renewable energy and demand side management programs are partially offset by comparable revenue amounts  Pretax   Millions  2015  $96 Million  2016  $64 Million  

Third Quarter 201622  NON-GAAP MEASURE RECONCILIATION  $ millions pretax, except per share amounts 2016 2015  Operating revenues* 1,167$ 1,199$   Fuel and purchased power expenses* (336) (364)   Gross margin 831 835 (0.02)$   Adjustments:  Renewable energy (excluding AZ Sun) and  demand side management programs (20) (24) 0.02   Palo Verde system benefits charge 4 - 0.02   Adjusted gross margin 815$ 811$ 0.02$   Depreciation and amortization* (120)$ (126)$ 0.03$   Adjustments:  Palo Verde system benefits charge - (4) (0.02)   Adjusted depreciation and amortization (120)$ (122)$ 0.01$   * Line items from Consolidated Statements of Income  Three Months Ended  September 30, EPS  Impact  

Third Quarter 201623  QUARTERLY CONSOLIDATED STATISTICS    2016 2015 Incr (Decr) 2016 2015 Incr (Decr)  ELECTRIC OPERATING REVENUES (Dollars in Millions)  Retail   Residential 647$ 657$ (10)$ 1,398$ 1,375$ 23$   Business 480 486 (6) 1,244 1,235 9   Total Retail 1,127 1,143 (16) 2,642 2,610 32   Sales for Resale (Wholesale) 24 46 (22) 64 109 (45)   Transmission for Others 8 12 (4) 21 27 (6)   Other Miscellaneous Services 7 (3) 10 26 13 13   Total Electric Operating Revenues 1,166$ 1,198$ (32)$ 2,753$ 2,759$ (6)$   ELECTRIC SALES (GWH)  Retail   Residential 4,703 4,834 (131) 10,524 10,393 131   Business 4,298 4,365 (67) 11,367 11,346 21   Total Retail 9,001 9,199 (198) 21,891 21,739 152   Sales for Resale (Wholesale) 784 1,500 (716) 2,722 3,983 (1,261)   Total Electric Sales 9,785 10,699 (914) 24,613 25,722 (1,109)   RETAIL SALES (GWH) - WEATHER NORMALIZED  Residential 4,849 4,880 (31) 10,650 10,639 11   Business 4,337 4,315 22 11,335 11,278 57   Total Retail Sales 9,186 9,195 (9) 21,985 21,917 68   Retail sales (GWH) (% over prior year) (0.1)% 2.1% (2.2)% 0.3% 0.9% (0.6)%  AVERAGE ELECTRIC CUSTOMERS   Retail Customers   Residential 1,059,173 1,043,551 15,622 1,060,181 1,044,927 15,254   Business 131,877 130,628 1,249 131,537 130,391 1,146   Total Retail 1,191,050 1,174,179 16,871 1,191,718 1,175,318 16,400   Wholesale Customers 49 46 3 46 47 (1)   Total Customers 1,191,099 1,174,225 16,874 1,191,764 1,175,365 16,399   Total Customer Growth (% over prior year) 1.4% 1.3% 0.1% 1.4% 1.2% 0.2%  RETAIL USAGE - WEATHER NORMALIZED (KWh/Average Customer)  Residential 4,578 4,676 (98) 10,045 10,182 (137)   Business 32,889 33,035 (146) 86,170 86,491 (321)   3 Months Ended September 30, 9 Months Ended September 30,  

Third Quarter 201624  QUARTERLY CONSOLIDATED STATISTICS    2016 2015 Incr (Decr) 2016 2015 Incr (Decr)  WEATHER INDICATORS - RESIDENTIAL  Actual  Cooling Degree-Days 1,160 1,265 (105) 1,663 1,749 (86)   Heating Degree-Days - - - 397 254 143   Average Humidity 31% 33% (2)% 27% 29% (2)%  10-Year Averages (2005 - 2014)  Cooling Degree-Days 1,236 1,236 - 1,727 1,727 -   Heating Degree-Days - - - 489 489 -   Average Humidity 30% 30% - 24% 24% -   ENERGY SOURCES (GWH)  Generation Production   Nuclear 2,417 2,535 (118) 7,108 7,262 (154)   Coal 1,680 3,163 (1,483) 4,311 8,300 (3,989)   Gas, Oil and Other 2,732 2,408 324 6,762 4,585 2,177   Renewables 138 142 (4) 409 423 (14)   Total Generation Production 6,967 8,248 (1,281) 18,590 20,570 (1,980)   Purchased Power - -   Conventional 2,644 2,590 54 4,984 4,273 711   Resales 254 303 (49) 839 882 (43)   Renewables 429 459 (30) 1,395 1,340 55   Total Purchased Power 3,327 3,352 (25) 7,218 6,495 723   Total Energy Sources 10,294 11,600 (1,306) 25,808 27,065 (1,257)   POWER PLANT PERFORMANCE  Capacity Factors - Owned  Nuclear 96% 100% (4)% 94% 97% (3)%  Coal 45% 74% (29)% 39% 66% (27)%  Gas, Oil and Other 39% 34% 5% 32% 22% 10%  Solar 33% 38% (5)% 33% 31% 2%  System Average 51% 58% (7)% 46% 49% (3)%  3 Months Ended September 30, 9 Months Ended September 30,