财务表现与收入影响 - Exelon预计2020年因信用损失增加将导致净收入减少2500万至7500万美元[472] - Exelon预计2020年因电力需求减少将导致净收入减少7500万至2.25亿美元[475] - Exelon预计2020年公用事业部门因电力需求减少将导致净收入减少2000万至4000万美元[475] - Exelon在2020年第一季度净收入同比下降3.25亿美元，主要由于容量收入下降、能源价格下降和核电站停运天数增加[481] - 公司2020年第一季度净收入归属于会员权益减少了3.18亿美元，主要由于容量收入下降、能源价格下降、核电站停机天数增加以及NDT基金的未实现和已实现损失增加[501] - 2020年第一季度净收入为1.4亿美元，同比下降2800万美元，主要由于不利天气条件影响[530] - 公司2020年第一季度净收入为1.81亿美元，同比增长2100万美元，主要由于2019年12月生效的天然气和电力分销费率提高[545] - 2020年第一季度PHI净收入下降900万美元，主要由于DPL和ACE服务区域的不利天气条件和费用增加[558] - 2020年第一季度Pepco净收入下降300万美元，主要由于监管要求的项目收入减少3000万美元[560] - 净收入减少了800万美元，主要由于各种费用增加和不利天气条件[572] - 2020年第一季度ACE的净收入为1300万美元，相比2019年同期的1000万美元增加了300万美元[588] 流动性管理与融资 - Exelon通过资本市场的债务融资和商业票据市场满足短期流动性需求，2020年3月通过循环信贷额度借款15亿美元[476] - Exelon在2020年4月发行了20亿美元的票据，用于偿还到期债务和一般公司用途[476] - Exelon在2020年4月建立了5.5亿美元的364天循环信贷额度，作为未来12个月的短期流动性来源[476] - 公司通过应收账款融资设施出售了约12亿美元的应收账款，获得了约5亿美元的现金[492] - 公司通过运营现金流、公共债务发行、商业票据市场和多样化信贷设施满足资本投资、营运资金、能源对冲和其他财务承诺的流动性需求，截至2020年3月31日，信贷设施总额为106亿美元，其中57亿美元可用于支持额外的商业票据[627] - 公司通过商业票据发行和内部资金池借款满足短期流动性需求，截至2020年3月31日，Exelon内部资金池的最大贡献额为452亿美元，最大借款额为298亿美元[638] - 公司拥有有效的联合货架注册声明，金额无限制，将于2022年8月到期，各注册人出售证券的能力取决于多种因素，包括其他所需的监管批准、当前财务状况、证券评级和市场条件[639] - ComEd、PECO、BGE、Pepco、DPL和ACE需要从联邦和州委员会获得短期和长期融资授权，截至2020年3月31日，ComEd的短期融资授权为25亿美元，长期融资授权为8.93亿美元[640] 成本控制与节约措施 - Exelon正在通过成本节约措施抵消信用损失和电力需求减少的不利影响，预计节省2.5亿美元[475] - 2020年第一季度运营和维护费用下降800万美元，主要由于风暴相关成本减少[540] - 2020年第一季度运营和维护费用减少了500万美元，主要由于劳动力、其他福利、合同和材料费用减少[586] - 2020年第一季度运营和维护费用减少了700万美元，主要由于劳动力、养老金和风暴相关成本的减少[568] - 2020年第一季度运营和维护费用下降400万美元，主要由于风暴相关成本减少600万美元[555] 资本支出与投资 - Exelon预计2020年资本支出总额为80.5亿美元，其中Generation的资本支出为16亿美元[619] - Exelon的资本支出在2020年第一季度减少了1.43亿美元，主要由于资本项目支出的时间差异[616] - Generation的资本支出在2020年第一季度减少了4700万美元，主要由于资本项目支出的时间差异[616] - 2020年第一季度折旧和摊销费用增加500万美元，主要由于持续资本支出[542] - 2020年第一季度折旧和摊销费用增加了700万美元，主要由于持续资本支出[555] - 2020年第一季度折旧和摊销费用增加了200万美元，主要由于持续的资本支出[586] - 2020年第一季度折旧和摊销费用增加了2200万美元，主要由于资本支出和监管资产摊销增加[528] 电力与能源市场表现 - 公司2020年第一季度电力收入净购买电力和燃料费用减少了2.24亿美元，同比下降11.5%[507] - 公司2020年第一季度核能发电量减少了3,160 GWh，同比下降6.9%[509] - 公司2020年第一季度化石和可再生能源发电量增加了199 GWh，同比增长2.6%[509] - 公司2020年第一季度购买电力增加了2,924 GWh，同比增长17.8%[509] - 公司2020年第一季度总供应/销售量减少了37 GWh，同比下降0.1%[509] - 公司2020年第一季度中西部地区电力收入净购买电力和燃料费用减少了4400万美元，同比下降5.7%[507] - 公司2020年第一季度纽约地区电力收入净购买电力和燃料费用减少了7200万美元，同比下降27.2%[507] - 2020年第一季度，公司核电机组的容量因子为93.9%，较2019年同期的97.1%有所下降[512] - 2020年第一季度，公司核电机组的换料停运天数为94天，较2019年同期的74天有所增加[512] - 2020年第一季度，公司运营和维护费用增加了4500万美元，主要由于核电机组换料停运成本增加4200万美元[513] - 2020年第一季度电力零售交付量同比下降10.6%，天然气零售交付量同比下降16.6%，主要由于天气影响和能源效率计划[534] - 2020年第一季度电力零售交付量减少了6.0%，主要由于不利天气条件[577] - 2020年第一季度天然气零售交付量减少了15.9%，主要由于不利天气条件[578] - 2020年第一季度ACE的电力零售交付量减少了8.4%，主要由于不利天气条件和住宅用电量下降[592] 客户增长与费率调整 - 2020年第一季度电力客户数量增长至1,666,264户，同比增长0.9%；天然气客户数量增长至534,304户，同比增长1.1%[534][536] - 2020年第一季度电力客户总数达到1,308,667户，同比增长11,120户，其中居民客户增长10,302户[548] - 2020年第一季度天然气客户总数达到686,067户，同比增长6,523户，其中居民客户增长6,367户[549] - 2020年第一季度Pepco电力客户总数达到897,004户，同比增长10,681户，主要由于居民客户增长[564] - 公司完成了2020年的分销基础费率案例，ComEd在伊利诺伊州的电力业务获批收入要求减少了17百万美元，批准ROE为8.91%[491] - 2020年第一季度ACE的运营收入增加了300万美元，主要由于2019年4月生效的电力分销费率提高[588] - 传输收入增加，主要由于2019年6月生效的费率增加和最高日峰值负荷增加[581] - 分销收入增加，主要由于天然气分销费率的提高[580] 天气与运营影响 - 2020年第一季度供暖度日数同比下降18.2%，冷却度日数同比下降100%，显示天气条件较2019年更为温和[533] - 2020年第一季度营业收入为8.13亿美元，同比下降8.7%（8700万美元），主要由于不利天气条件影响[530] - 2020年第一季度净收入为1.4亿美元，同比下降2800万美元，主要由于不利天气条件影响[530] - 2020年第一季度电力零售交付量同比下降10.6%，天然气零售交付量同比下降16.6%，主要由于天气影响和能源效率计划[534] - 2020年第一季度PHI净收入下降900万美元，主要由于DPL和ACE服务区域的不利天气条件和费用增加[558] - 2020年第一季度Pepco净收入下降300万美元，主要由于监管要求的项目收入减少3000万美元[560] - 净收入减少了800万美元，主要由于各种费用增加和不利天气条件[572] - 2020年第一季度ACE的电力零售交付量减少了8.4%，主要由于不利天气条件和住宅用电量下降[592] 风险管理与对冲 - Exelon的发电部门使用衍生工具作为经济对冲，以减轻商品价格波动的风险，预计大部分经济对冲将在2020年至2022年期间结算[648] - Exelon的风险管理委员会（RMC）负责制定风险管理政策和目标，并向董事会财务和风险委员会报告风险管理活动的范围[646] - 截至2020年3月31日，Exelon的发电部门在中大西洋、中西部、纽约和ERCOT报告区的预期发电量对冲比例为89%-92%（2020年）和70%-73%（2021年）[649] - 基于2020年3月31日的市场条件和头寸，Exelon预计2020年和2021年的税前净收入将分别减少约5500万美元和2.39亿美元，原因是年度平均全天候能源价格每下降5美元[649] - Exelon的发电部门2020年至2024年约60%的铀浓缩需求由三家供应商提供，若供应商违约，可能导致不利的价格波动[650] - 截至2020年3月31日，Exelon、Generation和ComEd的能源合同净资产（负债）分别为6.06亿美元、9.2亿美元和-3.14亿美元[655] - Exelon的信用风险暴露总额为13.6亿美元，净暴露为12.66亿美元，其中投资级评级占9.15亿美元[662] - Exelon的信用风险暴露中，金融机构占1800万美元，投资者拥有的公用事业、营销商和电力生产商占9.83亿美元，能源合作社和市政当局占2.24亿美元[663] 税务与养老金 - 2020年第一季度有效所得税率为17.6%，较2019年同期的20.3%有所下降[528] - 2020年第一季度有效所得税率为9.7%，低于2019年同期的13.0%[543] - 2020年第一季度有效所得税率为13.5%，相比2019年同期的11.7%有所上升[586] - 2020年第一季度ACE的有效所得税率为7.1%，相比2019年同期的0.0%有所上升[599] - Exelon的所得税支出在2020年第一季度减少了1.97亿美元[613] - Exelon的养老金和非养老金退休后福利贡献在2020年第一季度减少了2.03亿美元[613] - Generation的养老金和非养老金退休后福利贡献在2020年第一季度减少了9100万美元[613] 其他运营与财务数据 - Exelon在2020年第一季度未记录任何重大资产减值[477] - Exelon在2020年第一季度调整后的非GAAP运营收益为8.51亿美元，与2019年同期基本持平[488] - 2020年第一季度净收入增加了1100万美元，主要由于电力分销公式费率收益增加[516] - 2020年第一季度电力分销收入增加了2200万美元，主要由于更高的费率基础和完全可回收成本的增加[517] - 2020年第一季度传输收入减少了700万美元，主要由于峰值负荷下降[521] - 2020年第一季度能源效率收入增加了1200万美元，主要由于监管资产摊销增加[522] - 2020年第一季度传输收入与2019年同期基本持平，主要由于FERC批准的公式调整[537] - 2020年第一季度监管要求计划相关收入减少4500万美元，主要由于能源效率和采购成本回收计划的影响[538][539] - 2020年第一季度运营收入下降3900万美元，主要由于监管要求的项目收入减少8500万美元，部分被分销收入增加3800万美元所抵消[546] - 2020年第一季度购电和燃料费用下降7200万美元，主要由于监管要求的项目成本减少[553] - 购买电力费用减少了2300万美元，完全被监管要求的项目所抵消[567] - 运营收入减少了3000万美元，主要由于天气影响和监管要求的项目[573] - 2020年第一季度，公司宣布的季度股息为每股0.3825美元，董事会批准的股息政策为2018年至2020年每年增加5%[626] - 公司长期债务净额因每年债务发行和赎回而变化，2020年4月1日，Generation回购了1.88亿美元的免税债券[625] - 如果Generation在2020年3月31日失去投资级信用评级，将需要提供15亿美元的增量抵押品，以履行衍生品、非衍生品、正常采购和销售合同以及应收应付款的抵押义务[630] - 公司有与电力和燃料供应合同相关的义务，这些合同和融资信托已被考虑在注册人的财务报表中合并[643]

战略展望与业务驱动因素 - Exelon Corporation 2020年战略展望包括继续推动清洁能源转型和提升客户服务质量[13] - 公司2020年及以后的战略展望包括关键业务驱动因素和管理策略[35] - Exelon Corporation 在2020年计划继续投资于新技术研发，预计研发支出将增加10%[13] 财务业绩与增长 - Commonwealth Edison Company 在2019年实现了显著的财务业绩增长，收入同比增长5%[13] - 公司财务业绩分析涵盖多个子公司，包括Exelon Generation Company, LLC和Commonwealth Edison Company[35] - Pepco Holdings LLC 在2019年扩大了市场份额，客户数量增长了3%[13] 投资与资本支出 - PECO Energy Company 在2019年投资了2亿美元用于电网现代化和基础设施升级[13] - 公司流动性及资本资源部分详细描述了资金使用情况和未来资金需求[35] 成本控制与效率提升 - Baltimore Gas and Electric Company 在2019年减少了运营成本，节省了约1.5亿美元[13] - Potomac Electric Power Company 在2019年推出了新的智能电网技术，提升了能源效率[13] 清洁能源与环保 - Delmarva Power & Light Company 在2019年增加了可再生能源发电量，占总发电量的15%[13] - Atlantic City Electric Company 在2019年完成了多个环保项目，减少了碳排放量10%[13] 重大交易与业务扩展 - Exelon Generation Company, LLC 在2019年完成了多项重大交易，包括资产出售和并购[13] - 公司2019年重大交易和近期发展包括多项战略调整和业务扩展[35] 财务披露与风险 - 公司财报包含前瞻性声明，受风险和不确定性影响，可能导致实际结果与预期有重大差异[31] - 报告中包含前瞻性声明，涉及风险和不确定性，具体因素包括风险因素、管理层讨论与分析、财务报表及附注等[31] - 公司提醒读者不要过度依赖这些前瞻性声明，且公司不承担公开更新这些声明的义务[31] - 公司市场风险披露部分量化了市场波动对财务的影响[35] 财务报告与信息获取 - 公司财务报表和补充数据部分提供了详细的财务数据和注释[14] - 公司合并财务报表注释部分涵盖了重大会计政策、并购和处置、监管事项等[14] - 公司提交了由Exelon Corporation及其子公司（包括Commonwealth Edison Company、PECO Energy Company等）分别提交的年度报告[29] - 公司提供更多信息的渠道包括SEC网站和公司官网www.exeloncorp.com[33] - 更多信息可在SEC网站（www.sec.gov）和公司官网（www.exeloncorp.com）获取[33] - 公司未将官网信息视为报告的一部分[33] 合同义务与表外安排 - 公司合同义务和表外安排部分列出了未来的财务承诺[35]

净收入与收益 - Exelon 2019年第三季度归属于普通股股东的净收入为7.72亿美元，同比增长3900万美元[504] - Exelon 2019年前九个月归属于普通股股东的净收入为21.64亿美元，同比增长3.06亿美元[504] - Generation部门2019年前九个月净收入为7.28亿美元，同比增长1.81亿美元[504] - PECO部门2019年前九个月净收入为4.1亿美元，同比增长7400万美元[504] - PHI部门2019年前九个月净收入为4.12亿美元，同比增长7600万美元[504] - 公司2019年归属于普通股股东的净收入为21.64亿美元，摊薄每股收益为2.22美元，相比2018年的18.58亿美元和1.92美元有所增长[514] - 公司2019年调整后的非GAAP运营收益为23.29亿美元，摊薄每股收益为2.39美元，相比2018年的24.67亿美元和2.55美元有所下降[514] - 公司2023年第三季度净收入为2亿美元，同比增长7百万美元[586] - 2023年前九个月净收入为5.44亿美元，同比增长2100万美元，主要由于电力分销、传输和能源效率公式费率收益增加[587] - 公司2023年第三季度净收入为1.4亿美元，同比增长1400万美元，主要得益于2019年1月生效的电力分销费率提高和天然气分销费率提高[601] - 2023年前九个月净收入为4.1亿美元，同比增长7400万美元，主要原因是电力分销费率提高、天然气分销费率提高以及风暴成本降低[602] - 公司2019年第三季度净收入为1.89亿美元，较2018年同期的1.87亿美元增长200万美元，主要由于电力分销和天然气分销费率提高[631] - 2019年前九个月净收入为4.12亿美元，较2018年同期的3.36亿美元增长7600万美元，主要由于电力分销费率提高和传输收入增加[632] - 2019年第三季度Pepco净收入为9800万美元，较2018年同期的8900万美元增长900万美元，主要由于马里兰州和哥伦比亚特区的电力分销费率提高[634] - 2019年前九个月Pepco净收入为2.17亿美元，较2018年同期的1.74亿美元增长4300万美元，主要由于电力分销费率提高和传输收入增加[635] - 公司九个月结束于2019年9月30日的净收入增加了2600万美元，主要由于传输收入的增加和马里兰州及特拉华州电力分配率的提高[651] - 2019年9月30日结束的九个月内，ACE的净收入增加1100万美元，主要由于电力分配费率提高和传输收入增加[673] 收入增长与影响因素 - 2019年前九个月净收入增长部分归因于核电站停运天数减少和纽约ZEC价格上涨[505] - 2019年前九个月净收入增长部分归因于PECO、BGE、Pepco、DPL和ACE的监管费率上调[505] - 2019年前九个月净收入增长部分被较低的能源价格和容量价格所抵消[506] - 2019年第三季度调整后（非GAAP）运营收益为9亿美元，同比增长4400万美元[513] - 2019年前九个月调整后（非GAAP）运营收益为22.22美元每股，同比增长0.3美元[513] - 2023年第三季度电力分销收入增加1100万美元，前九个月增加4800万美元，主要由于更高的费率基础和增加的折旧费用[591] - 2023年第三季度传输收入增加500万美元，前九个月增加2700万美元，主要由于更高的费率基础和完全可回收成本[593] - 2023年第三季度能源效率收入增加900万美元，前九个月增加3600万美元，主要由于更高的费率基础和增加的监管资产摊销[594] - 2023年第三季度电力分销费率提高导致收入增加4200万美元[606] - 2023年前九个月电力分销费率提高导致收入增加9100万美元[606] - 2023年第三季度天然气分销费率提高导致收入增加100万美元[606] - 2023年前九个月天然气分销费率提高导致收入增加1400万美元[606] - 2019年第三季度BGE分销收入增加，主要由于2019年1月生效的天然气分销费率提高[621] - 2019年第三季度Pepco传输收入增加，主要由于费率提高和最高日峰值负荷增加[643] - 公司九个月结束于2019年9月30日的运营收入增加了2500万美元，主要由于传输收入的增加和电力分配率的提高[650] - 2019年9月30日结束的三个月和九个月内，DPL的配电收入增加，主要由于马里兰州和特拉华州的电力分配费率提高[663] - 2019年9月30日结束的三个月和九个月内，传输收入增加，主要由于费率提高和最高日峰值负荷增加[665] 成本与费用 - 公司宣布到2022年将实现每年约1亿美元的成本节约，以应对经济挑战[517] - Conowingo水电站项目的新许可证预计每年将产生1100万至1400万美元的成本，包括资本和运营成本[518] - 2019年第三季度运营和维护费用减少2.83亿美元，主要由于核电站换料停运成本减少[579] - 2023年第三季度运营和维护费用增加300万美元，前九个月减少700万美元，主要由于养老金和非养老金退休后福利费用的减少[599] - 2023年第三季度折旧和摊销费用增加2200万美元，前九个月增加7100万美元，主要由于资本支出增加和2019年1月生效的更高折旧率[599] - 2019年第三季度运营和维护费用减少1百万美元，主要由于风暴相关成本增加8百万美元，但被其他费用减少所抵消[613] - 2019年第三季度折旧和摊销费用增加8百万美元，主要由于持续的资本支出[613] - 2019年第三季度公司运营和维护费用增加1400万美元，主要由于劳动力和材料成本增加[627] - 2019年前九个月公司折旧和摊销费用增加1000万美元，主要由于持续的资本支出[627] - 公司九个月结束于2019年9月30日的运营和维护费用减少了1900万美元，主要由于劳动、其他福利、承包和材料费用的减少[647] - 公司九个月结束于2019年9月30日的折旧和摊销费用减少了500万美元，主要由于监管要求的项目费用减少[647] - 2019年9月30日结束的三个月中，运营和维护费用增加了200万美元，主要由于劳动力和材料成本的增加[685] - 2019年9月30日结束的三个月中，折旧和摊销费用增加了500万美元，主要由于资本支出的增加[687] 核电站运营与关闭 - 公司永久关闭了Oyster Creek核电站，并在2019年第三季度确认了出售损失[530] - 公司永久关闭了Three Mile Island核电站，并在2019年第三季度记录了1.13亿美元的税前净费用[531] - 新泽西州的Salem核电站因ZEC计划获得补偿，不再面临提前退役的高风险[532] - 伊利诺伊州的Dresden、Byron和Braidwood核电站因经济困境可能提前退役，公司正在与利益相关者合作寻求政策解决方案[533] - 核能发电总量在2019年第三季度为46,215 GWh，同比下降0.7%[575] - 2019年第三季度核电站容量因子为95.5%，较2018年同期的93.6%有所提升[579] - 2019年第三季度核电站非换料停运天数为15天，较2018年同期的12天有所增加[579] 电力与天然气交付 - 2023年第三季度电力零售交付量为10,601 GWh，同比下降4.0%，主要受天气影响[608] - 2023年前九个月天然气零售交付量为62,396 mmcf，同比下降2.0%，主要受天气影响[608] - 2023年第三季度电力客户数量为1,655,325，同比增长13,473户[608] - 2023年第三季度天然气客户数量为529,282，同比增长5,150户[608] - 公司九个月结束于2019年9月30日的电力零售交付量减少了2.9%，主要由于大型商业和工业客户的交付量减少[660] - 公司九个月结束于2019年9月30日的总电力客户数量增加了4347户，达到530,663户[660] - 2019年9月30日结束的三个月内，特拉华州居民天然气交付量同比增长11.9%，达到403 mmcf，小型商业和工业交付量增长24.9%，达到386 mmcf[661] - 2019年9月30日结束的九个月内，特拉华州居民天然气交付量同比下降0.9%，为5,751 mmcf，小型商业和工业交付量增长5.0%，达到2,972 mmcf[661] - 2019年9月30日，特拉华州天然气客户总数达到135,005户，同比增长1.4%[661] - 2019年9月30日结束的三个月中，住宅用电量为1,470 GWh，较2018年同期的1,548 GWh下降了5.0%[679] - 2019年9月30日结束的三个月中，大型商业和工业用电量为938 GWh，较2018年同期的1,030 GWh下降了8.9%[679] - 截至2019年9月30日，公司总电力零售交付量为2,849 GWh，较2018年同期的3,030 GWh下降了6.0%[679] - 截至2019年9月30日，公司总电力客户数为559,190，较2018年同期的555,327增长了0.7%[681] 政策与法规 - 伊利诺伊州提出《清洁能源进展法案》，旨在到2032年实现100%无碳电力，并允许IPA直接从清洁能源资源采购容量[557] - 宾夕法尼亚州提出《继续为宾夕法尼亚州供电法案》，将核电站和其他可再生能源资源纳入零排放电力资源，并允许其继续获得容量支付[558] - 美国国会提出《2019年核能法案》，旨在扩大现有核电站的投资税收抵免[559] - 公司在2019年完成了多个电力传输和分配基础费率案件，包括ComEd、PECO、BGE、ACE和Pepco的费率调整[522] - 公司正在处理多个待决的基础费率案件，包括ComEd、BGE和Pepco的案件，预计将在2019年12月或2020年第四季度获得批准[524] - 公司在2019年完成了多个电力传输公式费率更新，包括ComEd、BGE、Pepco、DPL和ACE的费率调整[525] - PECO的传输公式费率在2018年和2019年分别减少了600万美元和增加了800万美元[527] 其他财务指标 - 2019年第三季度营业收入为47.74亿美元，同比下降5.04亿美元（9.5%）[565] - 2019年前九个月营业收入为142.8亿美元，同比下降10.88亿美元（7.1%）[565] - 2019年第三季度净收入为2.57亿美元，同比增长2300万美元（9.8%）[565] - 2019年前九个月净收入为7.28亿美元，同比增长1.81亿美元（33.1%）[565] - 2019年第三季度中西部地区电力收入净额为7.47亿美元，同比下降2100万美元（2.7%）[573] - 2019年第三季度纽约地区电力收入净额为2.91亿美元，同比下降100万美元（0.3%）[573] - 2019年第三季度ERCOT地区电力收入净额为7200万美元，同比下降2600万美元（26.5%）[573] - 2019年第三季度其他电力地区收入净额为1.84亿美元，同比增长400万美元（2.2%）[573] - 2019年第三季度总电力收入净额为19.83亿美元，同比下降1.18亿美元（5.6%）[573] - 2019年第三季度总净收入为21.23亿美元，同比下降1.75亿美元（7.6%）[573] - 2019年第三季度其他净收入为1.28亿美元，较2018年同期的1.79亿美元有所下降[582] - 2019年第三季度有效所得税率为17.4%，较2018年同期的20.1%有所下降[582] - 2019年第三季度非控制权益净收入下降，主要由于某些分布式能源公司股权投资减值[584] - 2023年第三季度有效所得税率为18.4%，2018年同期为21.2%[599] - 2023年前九个月有效所得税率为19.3%，2018年同期为21.1%[599] - 2019年第三季度有效所得税率为9.1%，而2018年同期为-1.6%[613] - 公司九个月结束于2019年9月30日的有效所得税率为4.0%，相比2018年同期的3.9%有所增加[648] - 2019年9月30日结束的九个月内，有效所得税率从15.9%下降至12.1%，主要由于加速摊销某些递延所得税负债[670] - 2019年9月30日结束的三个月中，有效所得税率为3.1%，较2018年同期的11.6%显著下降[689] - 公司拥有90亿美元的未担保循环信贷额度，用于支持商业票据计划和其他短期借款[692] 天气与能源需求 - 公司九个月结束于2019年9月30日的加热度日数减少了5.6%，冷却度日数增加了3.9%，反映了天气对能源需求的影响[657] - 2019年9月30日结束的三个月中，供暖度日数（Heating Degree-Days）为13，较2018年同期的1增长了1,200%，但较正常值38下降了65.8%[678] - 2019年9月30日结束的三个月中，制冷度日数（Cooling Degree-Days）为980，较2018年同期的1,093下降了10.3%，但较正常值831增长了17.9%[678] - 2019年9月30日结束的三个月和九个月内，ACE的天气相关电力需求下降，分别减少400万美元和400万美元[677]

业务报告分部调整 - [2019年第一季度起，发电业务报告分部调整为五个，包括大西洋中部、中西部、纽约、得州电力可靠性委员会区域和其他电力区域][489] - [2019年第一季度，因新英格兰地区经济变化，公司不再将其作为单独区域定期审查，相关信息并入其他电力区域[557]] 财务数据对比 - [2019年第二季度，公司GAAP合并归属于普通股股东的净利润为4.84亿美元，2018年同期为5.39亿美元，变动为 - 5500万美元；2019年上半年为13.91亿美元，2018年同期为11.25亿美元，变动为2.66亿美元][493] - [2019年上半年，归属于普通股股东的净利润增加2.66亿美元，摊薄后每股收益从2018年的1.16美元增至1.43美元，主要因较低的已实现能源价格、较高的非限定信托基金净未实现和已实现收益等因素][494][495] - [2019年第二季度，调整后（非GAAP）运营收益为5.83亿美元，摊薄后每股收益为0.60美元；2018年同期分别为6.86亿美元和0.71美元][493][504] - [2019年上半年，调整后（非GAAP）运营收益为14.29亿美元，摊薄后每股收益为1.47美元；2018年同期分别为16.11亿美元和1.66美元][505] - [2019年和2018年，除与非限定信托基金投资相关的未实现损益外，其他项目的边际法定所得税税率在26.0%至29.0%之间][505] - [2019年和2018年第二季度，与非限定信托基金投资相关的未实现损益的有效税率分别为35.1%和48.9%；2019年和2018年上半年分别为48.4%和45.3%][505] - [2019年第二季度，Generation净收入归属会员权益较2018年同期减少7000万美元，主要因能源价格降低和按市值计价损失增加][552] - [2019年上半年，Generation净收入归属会员权益较2018年同期增加1.58亿美元，主要因NDT基金收益增加、折旧摊销减少、TMI ARO重估收益和按市值计价损失减少][555] - [2019年和2018年截至6月30日的三个月，总电力净收入为18.48亿美元和20.41亿美元，变化率为 - 9.5%；六个月分别为37.99亿美元和43.08亿美元，变化率为 - 11.8%[561]] - [2019年和2018年截至6月30日的三个月，总净收入为19.18亿美元和22.99亿美元，变化率为 - 16.6%；六个月分别为40.09亿美元和45.17亿美元，变化率为 - 11.2%[561]] - [2019年和2018年截至6月30日的三个月，总核发电量为44748GWh和45723GWh，变化率为 - 2.1%；六个月分别为90463GWh和92664GWh，变化率为 - 2.4%[563]] - [2019年和2018年截至6月30日的三个月，总化石能源和可再生能源发电量为6824GWh和6569GWh，变化率为3.9%；六个月分别为14384GWh和14902GWh，变化率为 - 3.5%[563]] - [2019年和2018年截至6月30日的三个月，总购电量为15136GWh和13555GWh，变化率为11.7%；六个月分别为31600GWh和25599GWh，变化率为23.4%[563]] - [2019年和2018年截至6月30日的三个月，总供应/销售量为66708GWh和65847GWh，变化率为1.3%；六个月分别为136447GWh和133165GWh，变化率为2.5%[563]] - [2019年和2018年截至6月30日的三个月，核舰队容量因子为95.1%和93.2%；六个月分别为96.1%和94.8%[566]] - [2019年和2018年截至6月30日的三个月，核舰队换料停运天数为56天和94天；六个月分别为130天和162天[566]] - [2019年和2018年截至6月30日的三个月，核舰队非换料停运天数为28天和2天；六个月分别为28天和8天[566]] - [2019年第二季度运营和维护费用减少1.52亿美元，上半年减少2.72亿美元][568] - [2019年第二季度资产和业务销售收益增加，主要因Generation在2019年第二季度出售某些风能资产；上半年该收益减少，主要因Generation在2018年第一季度出售其电气承包业务][569] - [2019年第二季度和上半年“其他”净收入增加，主要与NDT基金活动有关，第二季度为1.71亿美元，上半年为6.01亿美元][571] - [2019年第二季度和上半年ComEd净收入分别增加2200万美元和1500万美元，主要因电力分配、传输和能源效率公式费率收益提高][573][574] - [2019年第二季度和上半年ComEd运营收入分别为3.11亿美元和5.88亿美元，较2018年同期有所增加][573] - [2019年第二季度和上半年ComEd收入扣除购电成本后分别增加2300万美元和3900万美元][573] - [2019年第二季度和上半年ComEd电力分配收入分别增加1200万美元和3700万美元，主要因费率基数提高和折旧费用增加，但受国债利率下降导致的允许ROE降低影响][578][579] - [2019年第二季度和上半年ComEd传输收入分别增加1300万美元和2200万美元，主要因峰值负荷增加和费率基数提高][578][580] - [2019年第二季度和上半年ComEd能源效率收入分别增加1400万美元和2700万美元，主要因费率基数提高][578][581] - [2019年第二季度和上半年ComEd其他收入减少，主要因2018年第一季度的飓风和冬季风暴恢复工作相关互助收入缺失][583] - [ComEd运营和维护费用在2019年3个月和6个月分别减少19美元和12美元，折旧和摊销费用分别增加26美元和49美元][586] - [ComEd 2019年和2018年截至6月30日的三个月有效所得税税率分别为19.8%和20.8%，六个月分别为19.8%和21.1%][586] - [PECO 2019年和2018年截至6月30日的三个月运营收入分别为6.55亿美元和6.53亿美元，六个月分别为15.54亿美元和15.18亿美元][588] - [PECO 2019年和2018年截至6月30日的三个月净收入分别为1.02亿美元和0.96亿美元，六个月分别为2.7亿美元和2.1亿美元][588] - [PECO 2019年三个月和六个月净收入分别增加600万美元和6000万美元，主要因电价和天然气价格提高，部分被不利天气抵消][588][589] - [PECO 2019年三个月和六个月收入净额（扣除购电和燃料费用）分别增加3300万美元和7100万美元][588][593] - [PECO 2019年三个月和六个月因天气因素导致的收入净额（扣除购电和燃料费用）分别减少1200万美元和1000万美元][593] - [PECO 2019年三个月和六个月的加热度日数较2018年分别下降44.0%和6.1%，冷却度日数分别上升11.3%和11.8%][594] - [PECO 2019年三个月和六个月电力销量因能效措施部分下降，天然气销量三个月部分下降、六个月因客户和经济增长上升][594] - [PECO电力零售交付总量在2019年3个月和6个月分别为8595GWh和18068GWh，同比下降3.1%和1.9%；天然气零售交付总量分别为13127mmcf和52981mmcf，同比下降15.2%和2.0%][596] - [截至2019年6月30日，PECO电力客户总数为1653198户，天然气客户总数为528349户，较2018年有所增加][596] - [2019年1 - 6月PECO运营和维护费用减少42美元，折旧和摊销费用增加15美元][600] - [2019年3个月和6个月PECO有效所得税税率分别为11.3%和12.1%，2018年同期分别为 - 1.1%和 - 1.4%][600] - [BGE 2019年3个月和6个月运营收入分别为649美元和1625美元，较2018年同期减少13美元和14美元][602] - [BGE 2019年3个月净收入减少600万美元，主要因各项费用增加；6个月净收入增加2700万美元，主要因天然气分销费率提高和风暴成本降低][602][603] - [BGE扣除购电和燃料费用后的收入（RNF）3个月增加8美元，6个月增加25美元][607] - [截至2019年6月30日，电力客户总数为1298336户，较2018年的1289985户有所增加；天然气客户总数为679094户，较2018年的674888户有所增加][608] - [2019年上半年和前三个月配电收入较2018年同期增加，主要因2019年1月起天然气配气费率提高][608] - [输电收入根据FERC批准的公式，随基础成本、资本投资回收和最高日峰值负荷波动，2019年上半年和前三个月与2018年同期相比相对稳定][610] - [2019年前三个月和上半年运营维护费用有增有减，前三个月增加600万美元，上半年减少2500万美元][614] - [2019年前三个月和上半年折旧与摊销费用增加，主要因持续的资本支出，前三个月增加300万美元，上半年增加400万美元][614] - [2019年和2018年前三个月有效所得税税率分别为19.6%和20.3%，上半年均为18.6%][614] - [PHI 2019年前三个月净收入为1.06亿美元，较2018年的8400万美元增加2200万美元；上半年净收入为2.23亿美元，较2018年的1.49亿美元增加7400万美元][617] - [Pepco 2019年前三个月净收入为6400万美元，较2018年的5400万美元增加1000万美元；上半年净收入为1.19亿美元，较2018年的8500万美元增加3400万美元][620] - [Pepco净收入增加主要因马里兰州和哥伦比亚特区电费提高、输电收入增加、合同成本降低以及坏账费用减少等因素][620][621] - [2019年6月30日止三个月和六个月，Pepco电量（不计天气影响）增加，主要因居民客户增长带动][626] - [截至2019年6月，Pepco电力客户总数达888,489户，较2018年的874,194户有所增加，其中居民客户从798,741户增至811,985户][627] - [2019年6月30日止三个月和六个月，Pepco配电收入增加，主要因2018年6月马里兰州和8月哥伦比亚特区配电费率提高，部分被递延所得税负债加速摊销抵消][627] - [2019年6月30日止三个月和六个月，Pepco输电收入增加，主要因费率提高和最高日峰值负荷增加][629] - [2019年6月30日止三个月和六个月，Pepco运营及维护费用分别减少5美元和16美元，折旧及摊销费用分别增加1美元和减少2美元，利息费用净额增加主要因未偿债务增加][633] - [2019年和2018年6月30日止三个月有效所得税税率分别为3.0%和11.5%，六个月分别为3.3%和9.6%，下降主要因递延所得税负债加速摊销][634] - [2019年6月30日止三个月，DPL净收入增加400万美元，六个月增加2600万美元，主要因配电和天然气费率提高、输电收入增加及在建工程核销减少][636][637] - [2019年6月30日止三个月和六个月，DPL与天气相关的RNF减少，主要因特拉华服务区域天气不利][641][642] - [2019年6月30日止三个月和六个月，DPL输电相关的RNF分别增加9美元和17美元，主要因输电费率和最高日峰值负荷增加][641] - [2019年3月和6月止三个月及六个月，DPL特拉华电力服务区域供热度日数较2018年和正常天气均下降，制冷度日数上升，天然气服务区域供热度日数同样较2018年和正常天气下降，如电力服务区域三个月供热度日数2019年为300，2018年为481，同比降37.6%，较正常天气降37.0%][643] - [2019年3月和6月止三个月及六个月，电力零售交付总量较2018年下降，如三个月交付量2019年为1833GWh，2018年为1928GWh，同比降4.9%，天然气零售交付总量三个月较2018年降7.5%，六个月升0.1%][646][647] - [截至2019年6月30日，电力客户总数从2018年的524771增至528992，天然气客户总数从2018年的132736增至134408][646][647] - [2019年上半年配电收入增加，主要因2018年起马里兰州和特拉华州电价及特拉华州天然气价提高，部分被TCJA相关递延所得税监管负债加速摊销抵消][649] - [2019年3月和6月止三个月及六个月输电收入增加，因费率提高和最高日峰值负荷增加][651] - [2019年3月和6月止六个月运营和维护费用减少15美元，折旧和摊销费用增加3美元][653] - [2019年3月和6月止三个月及六个月利息费用净额增加，主要因未偿债务增加][655] - [2019年3月和6月止三个月有效所得税税率分别为11.8%和16.1%，六个月分别为11.7%和17.4%，下降主要因

公司整体财务数据关键指标变化 - 2019年第一季度与2018年同期相比，公司归属普通股股东的净利润增加3.22亿美元，摊薄后每股收益从0.60美元增至0.93美元[518] - 2019年第一季度与2018年同期相比，调整后（非GAAP）运营收益从9.25亿美元降至8.46亿美元，摊薄后每股收益从0.96美元降至0.87美元[522] - 2019年第一季度与2018年同期相比，公司总收益减少1.28亿美元，其中中大西洋地区减少1.67亿美元，中西部地区减少0.89亿美元，纽约地区减少0.18亿美元，ERCOT地区增加0.38亿美元，其他电力地区减少0.8亿美元，自营交易减少0.02亿美元，按市值计价增加2.38亿美元，其他减少0.48亿美元[605] - 2019年第一季度运营和维护费用减少1.21亿美元，其中人工等减少0.34亿美元，核加油停运成本增加0.06亿美元，公司分配减少0.1亿美元，保险增加0.3亿美元，合并和整合成本减少0.04亿美元，工厂退役和剥离减少1.01亿美元，成本管理计划增加0.07亿美元，长期资产减值增加0.05亿美元，养老金和非养老金退休后福利费用减少0.16亿美元，坏账准备减少0.11亿美元，其他增加0.07亿美元[607] - 2019年第一季度与2018年同期相比，资产和业务销售收益减少，主要原因是2018年第一季度发电部门出售了其电气承包业务[608] - 2019年第一季度其他净收入增加，主要是由于非监管协议单位NDT基金未实现损益的变化，2019年和2018年第一季度分别反映了与监管协议单位NDT基金相关的所得税费用合同消除的8500万美元和700万美元[609] - 2019年第一季度非监管协议单位NDT基金净未实现收益为2.8亿美元，2018年同期为亏损0.096亿美元；NDT基金出售净实现收益为0.029亿美元，2018年同期为0.028亿美元；2019年和2018年第一季度有效所得税税率分别为34.3%和4.5%[610] - 2019年第一季度净收入为5300万美元，较2018年同期的3100万美元增加2200万美元[672] - 2019年第一季度运营收入为7200万美元，较2018年同期的4900万美元增加2300万美元[672] - 2019年第一季度电力零售总交付量为1990GWh，较2018年同期的2037GWh下降2.3%[680] - 2019年第一季度天然气零售总交付量为9368mmcf，较2018年同期的9092mmcf增长3.0%[683] - 2019年3月31日，电力客户总数为528049户，较2018年的523833户有所增加[681] - 2019年3月31日，天然气客户总数为134773户，较2018年的133107户有所增加[684] - 2019年第一季度运营和维护费用减少1400万美元[689] - 2019年第一季度折旧和摊销费用增加100万美元[689] - 2019年第一季度有效所得税税率为11.7%，较2018年同期的18.4%有所下降[689] - 2019年第一季度净收入为1000万美元，较2018年同期的700万美元增加300万美元[692] - 2019年第一季度运营收入为2100万美元，较2018年同期的2300万美元减少200万美元[692] - 2019年第一季度电力零售交付总量为2022GWh，较2018年同期的2143GWh下降5.6%[698] - 2019年第一季度住宅客户数量为491,935户，较2018年同期的488,495户有所增加[698] - 2019年第一季度加热度日数为2506，较2018年同期的2413增加3.9%[697] - 2019年第一季度有效所得税税率为0%，较2018年同期的12.5%有所下降[703] - 2019年第一季度运营和维护费用减少900万美元，折旧和摊销费用减少200万美元[703] - 2019年第一季度购电成本为1.39亿美元，较2018年同期的1.61亿美元减少2200万美元[692] - 2019年第一季度扣除购电成本后的收入为1.34亿美元，较2018年同期的1.49亿美元减少1500万美元[692] 各业务线净利润关键指标变化 - 2019年第一季度与2018年同期相比，Generation的净利润从1.36亿美元增至3.63亿美元，ComEd从1.65亿美元降至1.57亿美元，PECO从1.13亿美元增至1.68亿美元，BGE从1.28亿美元增至1.60亿美元，PHI从0.65亿美元增至1.17亿美元，Pepco从0.31亿美元增至0.55亿美元，DPL从0.31亿美元增至0.53亿美元，ACE从0.07亿美元增至0.10亿美元[518] 各业务线费率申请情况 - BGE - 马里兰州（天然气）于2018年6月8日（2018年10月12日修订）提交申请，请求增加收入需求6100万美元，获批增加4300万美元，获批ROE为9.8%，于2019年1月4日批准并生效[526] - ACE - 新泽西州（电力）于2018年8月21日（2018年11月19日修订）提交申请，请求增加收入需求1.22亿美元，获批增加7000万美元，获批ROE为9.6%，于2019年3月13日批准，2019年4月1日生效[526] - Pepco - 马里兰州（电力）于2019年1月15日（2019年4月30日修订）提交申请，请求增加收入需求2700万美元，请求ROE为10.3%，预计2019年第三季度获批[526] - ComEd - 伊利诺伊州（电力）于2019年4月8日提交申请，请求减少收入需求600万美元，请求ROE为8.91%，预计2019年12月获批[526] - 2017年5月1日，PECO向FERC申请更新输电费率，请求增加年度输电收入2200万美元，请求普通股权益回报率为11%，2019年2月8日与相关方达成原则性和解协议[527] - 2018年5月11日，PECO进行首次年度公式费率更新，收入减少600万美元，其中约2000万美元为TCJA相关税收节省[528] Generation业务相关数据变化 - 截至2019年3月31日，Generation的羚羊谷太阳能设施与PG&E相关的净长期资产约7.5亿美元，无追索权债务约5亿美元，因PG&E破产债务被重新分类为流动负债[530] - 2019年第一季度，Exelon和Generation因三里岛提前退役记录了400万美元的增量税前净收益，2019年全年预计约1.55亿美元的增量税前非现金净费用[534] - 2019年第一季度Generation运营收入52.96亿美元，2018年同期为55.12亿美元，净收入归属会员权益增加2.27亿美元[594] - 2019年第一季度Generation各地区RNF中，中大西洋地区为6.83亿美元，2018年为8.5亿美元，变化率 - 19.6%等[601] - 2019年第一季度Generation核发电总量457.15亿千瓦时，2018年为469.41亿千瓦时，变化率 - 2.6%[603] - 2019年第一季度Generation化石和可再生能源总量75.63亿千瓦时，2018年为83.33亿千瓦时，变化率 - 9.2%[603] - 2019年第一季度Generation购买电力总量164.65亿千瓦时，2018年为120.45亿千瓦时，变化率36.7%[603] - 2019年第一季度Generation总供应/销售电量697.43亿千瓦时，2018年为673.19亿千瓦时，变化率3.6%[603] - 2019年第一季度Generation净收入归属会员权益增加主要因NDT基金未实现收益、盯市损失减少等，部分被能源价格降低等抵消[594][595] 股息政策相关 - 公司董事会批准了一项股息政策，在2018 - 2020年期间每年提高5%的股息[543] - Exelon董事会宣布2019年第一、二季度普通股股息均为每股0.3625美元[566] - Exelon董事会批准更新股息政策，2018 - 2020年每年增加5% [568] 成本管理与投资计划 - 2015年8月宣布的成本管理计划在2018年实现约4亿美元成本节约，其中约75%与发电业务相关；2017年11月承诺到2020年额外节约2.5亿美元成本；2018年11月宣布到2021年消除约2亿美元的年度持续成本，其中约1.5亿美元与发电业务相关[545] - 公用事业公司预计未来五年在电力和天然气基础设施改善和现代化项目上投资约290亿美元，预计到2023年底使当前费率基数增加约130亿美元[548] 发电设施运营情况 - 牡蛎溪于2018年9月永久停止发电运营，预计交易成交条件将在2019年下半年满足[533] - 三里岛将于2019年9月30日左右永久停止发电运营，目前承诺运营至2019年5月[534] - 2019年4月18日，新泽西州公用事业委员会批准向塞勒姆1号和2号机组授予零排放证书，假设该计划按预期运行，塞勒姆不再面临提前退役的高风险[535] - 2018年5月PJM容量拍卖中，德累斯顿全部、拜伦和布雷德伍德部分核容量未被选中[536] - 若FERC扩大最低报价规则（MOPR）适用范围，Generation在PJM和NYISO目前接受零排放证书补偿的设施可能面临无法通过未来容量拍卖的风险[557] - 2019年2月21日，PJM独立市场监测机构投诉称计算PJM容量供应投标默认报价上限的绩效评估区间数量过高[560] 行业政策相关 - 请愿要求美国核反应堆未来10年或更久至少25%的铀需求从国内矿山购买[562] - 特朗普政府拟废除包括清洁电力计划在内的多项奥巴马时期环保法规[574][575] - 2019年4月17日EPA决定维持2010年制定的主要SO2国家环境空气质量标准不变[580] - 2019年3月14日伊利诺伊州提出清洁能源进步法案，目标2032年ComEd服务区域实现100%无碳电力[586] - 2015年10月电厂煤燃烧残渣处置联邦法规生效，2018年7月EPA修订该法规[584] - 2019年3月11日，宾夕法尼亚州提出《持续为宾夕法尼亚供电法案》，拟将核电站和特定可再生能源资源纳入零排放发电资源[587] - 2019年4月12日，美国国会提出《2019年核能强国法案》，2019 - 2023年为核能相关支出提供30%的投资税收抵免，后续逐年降低[589] 工会合同相关 - 2018年Generation与Braidwood安保人员工会达成集体谈判协议，2021年到期；Exelon Utilities两份合同2023年到期等[590] 核舰队运营指标 - 2019年第一季度核舰队容量因子为97.1%，高于2018年同期的96.5%；加油停运天数为74天，多于2018年同期的68天；非加油停运天数为0天，少于2018年同期的6天[606] ComEd业务数据变化 - 2019年第一季度ComEd运营收入为14.08亿美元，低于2018年同期的15.12亿美元；购电费用为4.85亿美元，低于2018年同期的6.05亿美元；扣除购电费用后的收入为9.23亿美元，高于2018年同期的9.07亿美元；运营收入为2.76亿美元，低于2018年同期的2.92亿美元；净收入为1.57亿美元，低于2018年同期的1.65亿美元[612] - 2019年第一季度RNF增加1600万美元，其中电力分配增加2500万美元，输电增加900万美元，能源效率增加1300万美元，其他减少3100万美元[615] - 2019年第一季度ComEd运营和维护费用增加800万美元，其中劳动力等减少600万美元，养老金和非养老金退休后福利费用减少1100万美元，风暴相关成本增加1800万美元，BSC成本增加200万美元，其他增加500万美元[624] - 2019年第一季度ComEd折旧和摊销费用增加2300万美元，其中折旧和摊销增加1800万美元，监管资产摊销增加500万美元；2019年和2018年第一季度有效所得税税率分别为20.3%和21.8%[626] PECO业务数据变化 - PECO 2019 年第一季度净收入为 1.68 亿美元，较 2018 年同期的 1.13 亿美元增加 5500 万美元，主要因风暴成本降低、电价和气价提高[628] - PECO 2019 年第一季度运营收入 9 亿美元，较 2018 年同期的 8.66 亿美元增加 3400 万美元[628] - PECO 2019 年第一季度购电和燃料费用 3.31 亿美元，较 2018 年同期的 3.33 亿美元减少 200 万美元[628] - PECO 2019 年第一季度净收入受天气、销量、定价等因素影响增加 3600 万美元，其中定价因素增加 2400 万美元[631] - PECO 2019 年第一季度供暖度日数 2432，较 2018 年同期的 2397 增加 1.5%；制冷度日数 2，较 2018 年同期增长 200%[633] - PECO 2019 年第一季度电力零售交付总量 9473GWh，较 2018 年同期的 9557GWh 减少 0.9%；天然气零售交付总量 39854mmcf，较 2018 年同期的 38606mmcf 增加 3.2%[634] - PE

文件内容概述 - 文件包含Exelon Corporation及其相关实体的管理层讨论与分析、财务报表等内容[7][8] - 涉及Exelon Generation Company, LLC、Commonwealth Edison Company等多个子公司[7][8] - 财务报表附注涵盖重大会计政策、可变利益实体等27项内容[8] 术语和缩写 - 文档提供了Exelon相关的术语和缩写词汇表[10][13][15][17][18] - 报告中定义了众多术语和缩写，如Exelon指Exelon Corporation，Generation指Exelon Generation Company, LLC等[10] - 其他术语和缩写中，AEC指每兆瓦时合格替代能源发电量所发放的替代能源信用[13] - ERCOT指得克萨斯州电力可靠性委员会，ERISA指1974年《雇员退休收入保障法》（经修订）[15] - GAAP指美国公认会计原则，GCR指天然气成本费率[15] - GWh指吉瓦时，kV指千伏，kW指千瓦，kWh指千瓦 - 时[15] - LIBOR指伦敦银行同业拆借利率，LNG指液化天然气[15] 前瞻性陈述 - 报告包含1995年《私人证券诉讼改革法案》所定义的前瞻性陈述，实际结果可能与陈述有重大差异[22] - 报告包含符合1995年《私人证券诉讼改革法案》的前瞻性陈述，实际结果可能与陈述有重大差异[22] 报告获取途径 - 美国证券交易委员会网站（www.sec.gov）包含公司向其电子提交的报告等信息，也可从商业文件检索服务和公司网站（www.exeloncorp.com）获取[24] - SEC网站（www.sec.gov）包含公司向其电子提交的报告等信息，也可从商业文件检索服务和公司网站（www.exeloncorp.com）获取[24] 报告章节页码 - 《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析》部分中，Exelon Corporation相关内容从第72页开始[7] - 《财务报表和补充数据》部分从第187页开始，Exelon Corporation相关内容在第212页[8] 报告提交主体 - 本10 - K表合并年度报告由Exelon Corporation等多家公司分别提交[20]