{"url_path":"/sec/oge/10-k/2026/item-2","section_key":"item-2","section_title":"Item 2 Properties.","topic":"sec","document":{"doc_type":"10-K","doc_date":"2026-02-18","source_url":"https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1021635/0001193125-26-055414-index.html","accession_number":"0001193125-26-055414","cik":"0001021635","ticker":"OGE","issuer_name":"OGE ENERGY CORP.","edgar_url":"https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1021635/0001193125-26-055414-index.html","primary_entity_key":"0001021635","primary_entity_name":"OGE ENERGY CORP."},"word_count":698,"has_tables":true,"body_markdown":"Item 2. Properties.\n\n \n\nOG&E owns and operates an interconnected electric generation, transmission and distribution system, located in Oklahoma and western Arkansas, which included 18 generating stations with an aggregate capability of 6,921 MWs at December 31, 2025. The following table presents information with respect to OG&E's electric generating facilities. Unless otherwise indicated, these electric generating facilities are located in Oklahoma.\n\nStation & Unit\n\n \n\n \n\nYear\nInstalled\n\n \n\nUnit Design\nType\n\n \n\nFuel\nCapability\n\n \n\n2025\nCapacity\nFactor (A)\n\n \n\n \n\nUnit\nCapability\n(MW)\n\n \n\n \n\nStation\nCapability\n(MW)\n\n \n\nSeminole\n\n1\n\n \n\n1971\n\n \n\nSteam-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n12.0\n\n%\n\n \n\n \n\n500\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n2\n\n \n\n1973\n\n \n\nSteam-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n8.5\n\n%\n\n \n\n \n\n513\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n3\n\n \n\n1975\n\n \n\nSteam-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n25.7\n\n%\n\n \n\n \n\n508\n\n \n\n \n\n \n\n1,521\n\n \n\nMuskogee\n\n4\n\n \n\n1977\n\n \n\nSteam-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n14.5\n\n%\n\n \n\n \n\n498\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n5\n\n \n\n1978\n\n \n\nSteam-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n16.5\n\n%\n\n \n\n \n\n491\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n6\n\n \n\n1984\n\n \n\nSteam-Turbine\n\n \n\nCoal\n\n \n\n \n\n34.6\n\n%\n\n \n\n \n\n521\n\n \n\n \n\n \n\n1,510\n\n \n\nSooner\n\n1\n\n \n\n1979\n\n \n\nSteam-Turbine\n\n \n\nCoal\n\n \n\n \n\n30.5\n\n%\n\n \n\n \n\n519\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n2\n\n \n\n1980\n\n \n\nSteam-Turbine\n\n \n\nCoal\n\n \n\n \n\n33.5\n\n%\n\n \n\n \n\n519\n\n \n\n \n\n \n\n1,038\n\n \n\nHorseshoe Lake\n\n5A\n\n(B)\n\n1971\n\n \n\nCombustion-Turbine\n\n \n\nGas/Jet Fuel\n\n \n\n \n\n—\n\n \n\n \n\n \n\n33\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n5B\n\n(B)\n\n1971\n\n \n\nCombustion-Turbine\n\n \n\nGas/Jet Fuel\n\n \n\n \n\n3.3\n\n%\n\n \n\n \n\n31\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n8\n\n \n\n1969\n\n \n\nSteam-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n8.1\n\n%\n\n \n\n \n\n377\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n9\n\n \n\n2000\n\n \n\nCombustion-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n22.2\n\n%\n\n \n\n \n\n45\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n10\n\n \n\n2000\n\n \n\nCombustion-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n21.7\n\n%\n\n \n\n \n\n46\n\n \n\n \n\n \n\n532\n\n \n\nRedbud (C)\n\n1\n\n \n\n2003\n\n \n\nCombined Cycle\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n45.1\n\n%\n\n \n\n \n\n156\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n2\n\n \n\n2003\n\n \n\nCombined Cycle\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n30.7\n\n%\n\n \n\n \n\n154\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n3\n\n \n\n2003\n\n \n\nCombined Cycle\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n32.1\n\n%\n\n \n\n \n\n154\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n4\n\n \n\n2003\n\n \n\nCombined Cycle\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n41.2\n\n%\n\n \n\n \n\n155\n\n \n\n \n\n \n\n619\n\n \n\nMustang\n\n6\n\n \n\n2018\n\n \n\nCombustion-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n21.3\n\n%\n\n \n\n \n\n57\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n7\n\n \n\n2018\n\n \n\nCombustion-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n18.2\n\n%\n\n \n\n \n\n56\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n8\n\n \n\n2017\n\n \n\nCombustion-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n12.9\n\n%\n\n \n\n \n\n58\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n9\n\n \n\n2018\n\n \n\nCombustion-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n3.0\n\n%\n\n \n\n \n\n57\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n10\n\n \n\n2018\n\n \n\nCombustion-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n18.7\n\n%\n\n \n\n \n\n55\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n11\n\n \n\n2018\n\n \n\nCombustion-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n10.6\n\n%\n\n \n\n \n\n58\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n12\n\n \n\n2018\n\n \n\nCombustion-Turbine\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n—\n\n \n\n \n\n \n\n57\n\n \n\n \n\n \n\n398\n\n \n\nMcClain (D)\n\n1\n\n \n\n2001\n\n \n\nCombined Cycle\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n28.8\n\n%\n\n \n\n \n\n375\n\n \n\n \n\n \n\n375\n\n \n\nFrontier\n\n1\n\n \n\n1989\n\n \n\nCombined Cycle\n\n \n\nGas\n\n \n\n \n\n47.8\n\n%\n\n \n\n \n\n126\n\n \n\n \n\n \n\n126\n\n \n\nRiver Valley\n\n1\n\n \n\n1991\n\n \n\nSteam-Turbine\n\n \n\nCoal/Gas\n\n \n\n \n\n13.5\n\n%\n\n \n\n \n\n161\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n2\n\n \n\n1991\n\n \n\nSteam-Turbine\n\n \n\nCoal/Gas\n\n \n\n \n\n19.9\n\n%\n\n \n\n \n\n160\n\n \n\n \n\n \n\n321\n\n \n\nTotal Generating Capability (all stations, excluding renewable)\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n6,440\n\n \n\n(A)\n2025 Capacity Factor = 2025 Net Actual Generation / (2025 Net Maximum Capacity (Nameplate Rating in MWs) x Period Hours (8,760 Hours)). Capacity Factors are impacted by events that reduce Net Actual Generation such as outages.\n\n(B)\nRepresents units located at Tinker Air Force Base that are maintained by Horseshoe Lake.\n\n(C)\nRepresents OG&E's 51 percent ownership interest in the Redbud Plant.\n\n(D)\nRepresents OG&E's 77 percent ownership interest in the McClain Plant.\n\n27\n\n \n\n \n\nRenewable\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n2025\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\nStation\n\nYear Installed\n\nLocation\n\nNumber of\nUnits\n\nFuel Capability\n\nCapacity Factor\n(A)\n\n \n\n \n\nUnit\nCapability\n(MW)\n\n \n\n \n\nStation\nCapability\n(MW)\n\n \n\nCrossroads\n\n2011\n\nCanton, OK\n\n98\n\nWind\n\n \n\n19.1\n\n%\n\n \n\n \n\n2.3\n\n \n\n \n\n \n\n228\n\n \n\nCentennial\n\n2007\n\nLaverne, OK\n\n80\n\nWind\n\n \n\n15.2\n\n%\n\n \n\n \n\n1.5\n\n \n\n \n\n \n\n120\n\n \n\nOU Spirit\n\n2009\n\nWoodward, OK\n\n44\n\nWind\n\n \n\n14.3\n\n%\n\n \n\n \n\n2.3\n\n \n\n \n\n \n\n101\n\n \n\nMustang\n\n2015\n\nOklahoma City, OK\n\n90\n\nSolar\n\n \n\n18.9\n\n%\n\n \n\n< 0.1\n\n \n\n \n\n \n\n2\n\n \n\nCovington\n\n2018\n\nCovington, OK\n\n4\n\nSolar\n\n \n\n15.7\n\n%\n\n \n\n \n\n2.5\n\n \n\n \n\n \n\n10\n\n \n\nChoctaw Nation\n\n2020\n\nDurant, OK\n\n2\n\nSolar\n\n \n\n20.5\n\n%\n\n \n\n \n\n2.5\n\n \n\n \n\n \n\n5\n\n \n\nChickasaw Nation\n\n2020\n\nDavis, OK\n\n2\n\nSolar\n\n \n\n21.9\n\n%\n\n \n\n \n\n2.5\n\n \n\n \n\n \n\n5\n\n \n\nBranch\n\n2021\n\nBranch, AR\n\n2\n\nSolar\n\n \n\n15.7\n\n%\n\n \n\n \n\n2.5\n\n \n\n \n\n \n\n5\n\n \n\nDurant 2\n\n2022\n\nDurant, OK\n\n2\n\nSolar\n\n \n\n25.0\n\n%\n\n \n\n \n\n2.5\n\n \n\n \n\n \n\n5\n\n \n\nTotal Generating Capability (renewable)\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n481\n\n \n\n(A)\n2025 Capacity Factor = 2025 Net Actual Generation / (2025 Net Maximum Capacity (Nameplate Rating in MWs) x Period Hours (8,760 Hours)). Capacity Factors are impacted by events that reduce Net Actual Generation such as outages.\n\n \n\nThe following table presents certain operating data relating to the OG&E's electricity transmission and distribution assets at December 31, 2025.\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\nOklahoma\n\n \n\n \n\nArkansas\n\n \n\nTransmission system:\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\nSubstations\n\n \n\n \n\n55\n\n \n\n \n\n \n\n7\n\n \n\nTotal capacity (million kV-amps)\n\n \n\n \n\n15.7\n\n \n\n \n\n \n\n2.9\n\n \n\nStructure miles - lines\n\n \n\n \n\n5,208\n\n \n\n \n\n \n\n347\n\n \n\nDistribution system:\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\nSubstations\n\n \n\n \n\n353\n\n \n\n \n\n \n\n30\n\n \n\nTotal capacity (million kV-amps)\n\n \n\n \n\n11.4\n\n \n\n \n\n \n\n1.0\n\n \n\nStructure miles - overhead\n\n \n\n \n\n29,729\n\n \n\n \n\n \n\n2,810\n\n \n\nMiles of underground conduit\n\n \n\n \n\n3,535\n\n \n\n \n\n \n\n296\n\n \n\nMiles of underground conductors\n\n \n\n \n\n11,900\n\n \n\n \n\n \n\n760\n\n \n\n \n\nDuring the three years ended December 31, 2025, both Registrants' gross property, plant and equipment (excluding construction work in progress) additions were $3.1 billion, and gross retirements were $621.0 million. These additions were provided by cash generated from operations, short-term borrowings (through a combination of bank borrowings and commercial paper), long-term borrowings and permanent financings. The additions during this three-year period amounted to 17.5 percent of gross property, plant and equipment (excluding construction work in progress) for both Registrants at December 31, 2025."}