电力服务区域与客户数量 - ComEd的电力服务区域面积为11,450平方英里，服务人口为930万，客户数量为410万[85] - PECO的电力服务区域面积为2,100平方英里，服务人口为400万，客户数量为170万[85] - BGE的电力服务区域面积为2,300平方英里，服务人口为300万，客户数量为130万[85] - Pepco的电力服务区域面积为650平方英里，服务人口为240万，客户数量为90万[85] - DPL的电力服务区域面积为5,400平方英里，服务人口为150万，客户数量为50万[85] - ACE的电力服务区域面积为2,750平方英里，服务人口为120万，客户数量为60万[85] 天然气供应与储存 - PECO、BGE和DPL的天然气供应合同分别为137,000 mmcf、268,000 mmcf和61,000 mmcf[97] - PECO、BGE和DPL的天然气储存容量分别为19,400 mmcf、22,000 mmcf和3,900 mmcf[97] 电力分销收入 - ComEd、Pepco、DPL和ACE的电力分销收入不受交付量的影响，而PECO和DPL Delaware的电力分销收入受交付量的影响[89] 基础设施投资与现代化 - Exelon计划在未来投资智能电网技术、输电项目、天然气基础设施和电力系统改进项目，以提高可靠性并改善客户服务[107] - 公司计划在未来四年内投资约290亿美元用于电力和天然气基础设施的改进和现代化项目，包括智能电网技术和风暴硬化项目[108] - 预计到2025年底，这些投资将使当前费率基础增加约170亿美元[109] 清洁能源与减排目标 - 公司设定了“清洁路径”目标，计划到2030年将运营驱动的排放量减少50%（以2015年为基准），并在2050年实现净零运营排放[110] - 公司计划在未来10年内投资约48亿美元以实现“清洁路径”目标，并预计通过现有技术实现80%的目标[132] - 公司计划在2025年前将其车辆车队的30%电动化，并在2030年前将这一比例提高到50%[133] - 公司预计在2022-2025年间在能源效率项目上投资34亿美元，以帮助客户节省能源[132] - 马里兰州设定了到2030年减少温室气体排放40%的目标，并预计将超额完成[140] - 新泽西州通过行政命令274设定了到2030年减少温室气体排放50%的中期目标，并计划到2050年减少80%[140] - 宾夕法尼亚州计划在2022年加入RGGI，以减少电力行业的碳排放[139] 员工与人力资源 - 公司目前的总员工数为31,518人，其中女性员工占7,892人，有色人种员工占9,436人[115] - 公司管理层中女性占1,242人，有色人种占1,233人[115] - 公司员工的平均离职率在过去三年（2019-2021年）中为4.27%（退休）、2.98%（自愿）和0.98%（非自愿）[119] - 公司约37%的员工参与了集体谈判协议（CBAs），总共有11,770名员工被覆盖[120] 环境修复与气候变化 - 公司预计2022年用于环境修复的支出约为5400万美元，其中ComEd占4800万美元[150] - 公司正在投资先进设备，以增强电力系统的抗天气能力，减少风暴损害[144] - 公司正在应对气候变化带来的物理风险，包括长期气温上升和海平面上升[143] - 公司通过购买可再生能源、实施效率计划和获取足够的信用额度来遵守各州的可再生能源采购要求[142] - 公司正在参与针对《清洁能源规则》的诉讼，认为该规则不合法[136] - 公司预计未来可能因环境法规而产生大量额外支出，具体金额尚不确定[151] 公司高管信息 - BGE首席执行官Carim V. Khouzami自2019年起担任现职，并曾在2016年至2018年担任Exelon Utilities的首席财务官[161] - BGE首席财务官David M. Vahos自2016年起担任现职[161] - PHI首席执行官J. Tyler Anthony自2021年起担任现职，并曾在2016年至2021年担任PHI、Pepco、DPL和ACE的首席运营官[163] - PHI首席财务官Phillip S. Barnett自2018年起担任现职，并曾在2007年至2018年担任PECO的首席财务官[163] - PHI首席运营官Tamla Olivier自2021年起担任现职，并曾在2020年至2021年担任BGE客户运营高级副总裁[163] - PHI政府与外部事务高级副总裁Rodney Oddoye自2021年起担任现职，并曾在2020年至2021年担任BGE政府与外部事务高级副总裁[163] - PHI客户运营与首席客户官Morlon Bell-Izzard自2021年起担任现职[163] - PHI客户运营副总裁Morgan O'Donnell自2021年起担任现职，并曾在2019年至2021年担任PHI客户运营总监[163] - PHI监管政策与战略副总裁Marissa Humphrey自2021年起担任现职，并曾在2019年至2020年担任Exelon Utilities财务副总裁[163] - BGE战略与监管事务副总裁Mark D. Case自2012年起担任现职[161] 发电厂与能源结构 - 公司已不再直接拥有发电厂，截至2022年2月1日[136]

业绩总结 - 2021年第三季度每股收益（EPS）为1.34美元，较2020年同期的0.51美元增长162.75%[62] - 2021年第三季度调整后的非GAAP每股收益为1.92美元，较2020年同期的1.04美元增长84.62%[64] - 2021年第三季度净收入为2243百万美元，较2021年第二季度的2214百万美元略有增长[69] - 2021年第三季度调整后运营收益为2284百万美元，较2021年第二季度的2250百万美元增长1.51%[69] - 2021年调整后的运营收入为198.75亿美元，调整后的购电和燃料成本为负131.75亿美元[58] 用户数据 - Q3 2021核电厂的发电能力因子为96.0%，发电量为40.5 TWh[14] - Q3 2021的电力调度匹配率为99.4%[14] - Q3 2021的风能/太阳能能量捕获率为95.8%[14] 未来展望 - Q3 2021的调整后运营收益指导范围为每股2.70至2.90美元[16] - 预计电力生成的容量收入为19亿美元，零排放信用（ZEC）收入为19亿美元[51] - 预计发电量为183,400 GWh，其中中西部为95,000 GWh，米德大西洋为51,500 GWh[53] 新产品和新技术研发 - Exelon在2020年帮助客户节省了2230万MWh的电力[24] - Exelon的能源效率投资在2020年避免了810万吨CO2e的排放[24] 市场扩张和并购 - Exelon完成了对EDF在CENG核电厂的所有权收购[11] - FERC批准了公用事业与发电业务的分离计划[11] - 2021年，Exelon的总毛利预计将比之前高出5亿美元，主要由于收购EDF在CENG核电厂的股权[27] 负面信息 - 2021年第三季度的资产减值影响为0.41美元，主要来自于ExGen的资产减值[64] - 2021年第三季度的植物退休和剥离成本对每股收益的影响为0.88美元[64] - 2021年第三季度的COVID-19直接成本对每股收益的影响为0.02美元[64] - 2021年第三季度的经济对冲活动的公允价值变动影响为负0.94美元[64] 其他新策略和有价值的信息 - Exelon Utilities的合并收益率（ROE）为9.6%，保持在目标范围内[21] - Exelon的长期债务总额为390亿美元，平均到期时间约为16年[32] - 2021年第三季度的平均股本为24651百万美元，导致的非GAAP年化投资回报率为9.3%[69]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度GAAP每股收益为1.23美元，非GAAP每股收益为1.09美元 [6] - 公司2021年全年每股收益指引范围从2.60-3.00美元调整为2.70-2.90美元 [17] - 公司第三季度非GAAP每股收益为1.09美元，其中公用事业部门贡献0.66美元，发电部门贡献0.44美元 [15] - 公司第三季度总毛利较上季度增加5亿美元，主要由于伊利诺伊州电厂退役计划的逆转和CENG资产的完全所有权 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公用事业部门第三季度每股收益为0.66美元，主要受非解耦地区夏季天气异常、强劲的运营表现和配电费率案件的影响 [15] - 发电部门第三季度每股收益为0.44美元，主要受德克萨斯州损失缓解措施、核电站退役信托基金实现收益和Constellation技术风险投资未实现损失的影响 [16] - 核电站第三季度产能因子达到96%，生产了40.5太瓦时的零碳电力，避免了约2100万吨二氧化碳排放 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 伊利诺伊州通过了具有里程碑意义的清洁能源立法，目标是到2045年实现100%无碳能源 [6] - 公司在纽约的Nine Mile Point核电站获得了美国能源部的资助，用于探索现场氢气生产的潜在效益 [8] - 公司在德州的资产完成了冬季风暴Uri后的所有必要工作，包括科罗拉多本德和休斯顿附近的电厂 [71] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划将业务分拆为两家独立的财富200强公司，预计在2022年第一季度完成 [13] - 公司正在与Nel Hydrogen和国家实验室合作，展示现场氢气生产、储存和使用的集成系统，预计2022年开始运营 [8] - 公司推出了3600万美元的种族平等资本基金，以扩大少数族裔企业的资本获取 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对联邦立法中的核能生产税收抵免（PTC）表示乐观，认为现有核电站的持续运营对实现气候目标至关重要 [32] - 公司认为氢能在应对气候危机中将发挥关键作用，核电站可以利用其热能和能力在氢气生产中发挥重要作用 [8] - 公司正在密切关注华盛顿的基础设施和重建更好议程，认为该立法将有助于通过激励清洁技术和基础设施投资来应对气候变化 [11] 其他重要信息 - 公司推出了300万美元的Exelon基金，为历史悠久的黑人学院和大学的学生提供奖学金和实习机会 [10] - 公司在第三季度执行了2亿美元的电力新业务和5000万美元的非电力新业务 [26] - 公司的能源效率计划在2020年帮助客户节省了2230万兆瓦时的能源，相当于810万吨二氧化碳排放 [23] 问答环节所有的提问和回答 问题: 联邦立法对公司业务的影响 - 公司认为联邦立法中的核能生产税收抵免（PTC）对现有核电站的持续运营至关重要，并且立法还包括对电动汽车、输电和电网韧性的支持 [32][33] - 公司正在研究税收政策对资本规划过程的潜在影响，并正在与政策制定者沟通 [34] 问题: 公用事业业务的增长潜力 - 公司认为在系统可靠性和韧性方面的投资是未来的增长机会，特别是在应对气候变化和网络安全方面 [36] - 公司正在研究电压要求的案例，以支持分布式发电的发展 [38] 问题: 氢能项目的商业机会 - 公司认为氢能在混合天然气和减少碳负荷方面有巨大潜力，但目前仍在研究技术和运输方法 [54] - 公司正在与DOE合作，利用核电站的热能和蒸汽开发高效的氢气生产技术 [55] 问题: 铀价上涨对业务的影响 - 公司通过多样化的燃料合同和战略库存来应对铀价上涨，认为当前的铀市场基本面比2008-2010年的牛市要好 [49][50] 问题: 分拆后Constellation的资本分配 - 公司正在评估分拆后Constellation的资本分配策略，认为其独特的资产组合和投资级评级将提供更多机会 [64][65] 问题: 伊利诺伊州费率框架的变化 - 公司正在分析伊利诺伊州新的多年绩效费率框架，尚未决定是否采用四年多年度计划或前瞻性测试年 [67] 问题: 德州资产的恢复情况 - 公司已完成德州资产在冬季风暴Uri后的所有必要工作，包括科罗拉多本德和休斯顿附近的电厂 [71]

财务表现 - Exelon 2021年第三季度归属于普通股股东的净收入为12.03亿美元，较2020年同期的5.01亿美元增加了7.02亿美元[595] - Exelon 2021年前九个月归属于普通股股东的净收入为13.15亿美元，较2020年同期的16.04亿美元减少了2.89亿美元[599] - Exelon 2021年第三季度稀释每股收益为1.23美元，较2020年同期的0.51美元有所增加[595] - Exelon 2021年前九个月稀释每股收益为1.34美元，较2020年同期的1.64美元有所下降[599] - Exelon 2021年第三季度调整后（非GAAP）运营收益为10.7亿美元，较2020年同期的10.17亿美元有所增加[605] - Exelon 2021年前九个月调整后（非GAAP）运营收益为18.79亿美元，较2020年同期的24.03亿美元有所下降[608] - 2021年第三季度归属于会员权益的净收入为6.07亿美元，同比增长5.58亿美元，主要由于新英格兰资产组未发生减值以及市场对市场收益增加[676][679] - 2021年前九个月归属于会员权益的净收入减少8.17亿美元，主要由于2021年2月极端寒冷天气事件的影响以及加速折旧和摊销[681] - 2021年第三季度净收入增加5000万美元，主要由于Pepco的客户增长和ACE服务区域资本投资增加导致的传输收入增加[765] - 2021年前九个月净收入增加1.17亿美元，主要由于DPL和ACE服务区域的资本投资增加导致的传输收入增加[766] 市场与经济对冲活动 - Exelon 2021年第三季度市场对经济对冲活动的税后影响为5.59亿美元[605] - Exelon 2021年前九个月市场对经济对冲活动的税后影响为9.24亿美元[608] - 2021年第三季度市场对市场损失为6.35亿美元，同比增加6.72亿美元，主要由于市场波动[686] - 2021年第三季度总运营收入同比下降5.4%，主要由于经济对冲活动损失6.72亿美元[701] - 2021年第三季度总购电和燃料支出同比增长33.2%，主要由于经济对冲活动收益13.89亿美元[706] 资产减值与折旧 - Exelon 2021年第三季度资产减值税后影响为3300万美元[605] - Exelon 2021年前九个月资产减值税后影响为4.01亿美元[608] - 2021年第三季度，公司因Byron和Dresden核电站的加速折旧和摊销费用增加了5740万美元，前三季度累计增加1.845亿美元[641] - 2021年第三季度，公司因New England资产组的减值损失增加了3.5亿美元[635] - 资产减值总额在2021年9月30日结束的三个月内减少了7.99亿美元，九个月内减少了7.75亿美元[712] 核电站运营与退役 - 伊利诺伊州清洁能源法通过后，公司决定不再提前退役Byron和Dresden核电站，预计将延长其经济使用寿命至2044年和2046年[632][639] - 公司因Byron核电站的退役相关活动未获得抵消，2021年第二季度和第三季度分别记录了5300万美元和1.4亿美元的税前费用[636] - 2021年第三季度，公司因Byron和Dresden核电站的退役决定逆转，冲销了约8100万美元的遣散费用和1300万美元的其他一次性费用[639] 收购与出售 - 公司收购了EDF在CENG的49.99%股权，净购买价格为8.85亿美元，并通过8.8亿美元的定期贷款融资完成交易[627][629] - 公司完成了Albany Green Energy生物质设施的出售，净购买价格为3600万美元[646] - 公司记录了与Albany Green Energy生物质设施出售相关的税前减值费用1.4亿美元，该费用不包括在调整后的非GAAP运营收益中[646] 极端天气影响 - 2021年2月的极端寒冷天气导致公司在德克萨斯州的发电资产停运，预计全年净收入减少6.7亿至8.2亿美元[643] - 公司预计通过增加收入机会和推迟非必要维护等措施，将抵消2021年全年4.1亿至4.9亿美元的负面影响[645] - ERCOT地区2021年前九个月营业收入为8.9亿美元，同比增长18.0%，主要由于2021年2月极端寒冷天气事件导致零售负荷收入增加1.2亿美元[701] - ERCOT地区2021年前九个月购电和燃料支出同比大幅增长322.4%，主要由于2021年2月极端寒冷天气事件导致能源价格上涨[706] 电力与天然气服务收入 - ComEd在伊利诺伊州的电力服务收入要求增加了14%，批准的ROE为8.38%[650] - PECO在宾夕法尼亚州的天然气服务收入要求增加了29%，批准的ROE为10.24%[650] - BGE在马里兰州的电力服务收入要求增加了140%，批准的ROE为9.50%[650] - 公司预计2021年第四季度将批准ComEd在伊利诺伊州的电力服务收入要求增加51%，请求的ROE为7.36%[652] - 公司预计2021年第四季度将批准PECO在宾夕法尼亚州的电力服务收入要求增加246%，请求的ROE为10.95%[652] - 公司预计2022年第一季度将批准DPL在马里兰州的电力服务收入要求增加29%，请求的ROE为10.10%[652] - 公司2021年电力传输公式费率更新中，ComEd的总收入要求增加了4500万美元，允许的ROE为11.50%[654] 发电量与价格 - 核能发电总量在2021年9月的三个月期间为44,850 GWh，同比下降0.1%[690] - 化石能源和可再生能源发电总量在2021年9月的三个月期间为7,747 GWh，同比增长0.8%[690] - 纽约地区的核能发电量在2021年9月的三个月期间为7,188 GWh，同比增长6.7%[690] - 中西部地区核能发电量在2021年9月的三个月期间为23,909 GWh，同比下降2.3%[690] - 纽约地区的ZEC价格在2021年9月的三个月期间为21.38美元/MWh，同比增长9.1%[695] - 中西部地区的容量价格在2021年9月的三个月期间为195.55美元/MW Day，同比增长3.9%[696] - 纽约地区的容量价格在2021年9月的三个月期间为160.44美元/MW Day，同比增长79.7%[696] - 中西部地区的电力价格在2021年9月的三个月期间为39.68美元/MWh，同比增长89.1%[699] - 纽约地区的电力价格在2021年9月的三个月期间为36.27美元/MWh，同比增长85.7%[699] - ERCOT地区的电力价格在2021年9月的三个月期间为42.67美元/MWh，同比增长57.2%[699] 客户与交付量 - PECO在2021年第三季度的电力零售交付量为10,510 GWh，相比2020年同期的10,430 GWh增加了0.8%[740] - PECO在2021年第三季度的天然气零售交付量为9,530 mmcf，相比2020年同期的9,556 mmcf减少了0.3%[741] - PECO在2021年第三季度的电力客户总数为1,683,221户，相比2020年同期的1,672,517户增加了0.6%[740] - PECO的天然气客户总数从2020年的535,016增加到2021年的540,863，增长1.1%[743] - BGE的电力客户总数从2020年的1,314,231增加到2021年的1,321,920，增长0.6%[756] - BGE的天然气客户总数从2020年的689,128增加到2021年的694,128，增长0.7%[756] - 2021年第三季度Pepco的电力客户总数从2020年的905,043增加到916,188[772] - 截至2021年9月，公司总电力客户数为540,818，较2020年同期增长0.9%[788] - 2021年9月，住宅电力客户数为476,008，较2020年同期增长0.9%[788] - 2021年9月，小型商业和工业电力客户数为62,990，较2020年同期增长1.1%[788] - 2021年9月，大型商业和工业电力客户数为1,215，较2020年同期下降1.5%[788] - 2021年9月，特拉华州天然气零售交付量为2,449 mmcf，较2020年同期增长1.5%[788] - 2021年9月，特拉华州住宅天然气客户数为127,740，较2020年同期增长0.9%[788] - 2021年9月，小型商业和工业天然气客户数为9,935，较2020年同期增长0.5%[788] - 2021年9月，大型商业和工业天然气客户数为21，较2020年同期增长23.5%[788] 运营与维护费用 - ComEd的运营和维护费用在2021年第三季度增加了900万美元，主要由于BSC成本增加了600万美元和监管要求的项目增加了500万美元[733] - ComEd的折旧和摊销费用在2021年第三季度增加了1000万美元，主要由于资本支出导致的折旧和摊销增加了1200万美元[733] - BGE的运营和维护费用在2021年第三季度同比增长14百万美元，达到205百万美元[752] - BGE的折旧和摊销费用在2021年第三季度同比增长9百万美元，达到142百万美元[752] - BGE的折旧和摊销费用在2021年前九个月同比增长29百万美元，达到434百万美元[752] - 2021年第三季度Pepco的折旧和摊销费用增加800万美元，主要由于资本支出的持续增加[768] - 2021年前九个月Pepco的折旧和摊销费用增加2000万美元，主要由于资本支出的持续增加[768] - 运营和维护费用增加14百万美元，主要由于风暴相关成本增加5百万美元和其他费用增加6百万美元[778] - 折旧和摊销费用增加8百万美元，主要由于资本支出导致的折旧和摊销增加5百万美元[778] 其他收入与费用 - 2021年9月30日结束的九个月内，利息支出净额减少，主要由于EGR IV利率互换的市值收益和利率下降[714] - 2021年9月30日结束的九个月内，其他净收入增加了5.61亿美元，主要由于NDT基金的未实现收益和利息收入增加[717] - 2021年9月30日结束的三个月内，ComEd的净收入增加了2400万美元，主要由于电力分销公式费率收益增加[721] - 2021年9月30日结束的九个月内，ComEd的净收入增加了3.05亿美元，主要由于电力分销公式费率收益增加和2020年延期起诉协议的支付[722] - 2021年9月30日结束的三个月内，ComEd的运营收入增加了1.46亿美元，主要由于分销、传输和能源效率收入的增加[723] - 2021年9月30日结束的九个月内，ComEd的运营收入增加了3.41亿美元，主要由于分销、传输和能源效率收入的增加[723] - 2021年9月30日结束的三个月内，ComEd的电力分销收入增加了2500万美元，主要由于允许的ROE增加和更高的费率基础[724] - 2021年9月30日结束的九个月内，ComEd的电力分销收入增加了9800万美元，主要由于允许的ROE增加和更高的费率基础[724] - 2021年9月30日结束的九个月内，ComEd的能源效率收入增加了3400万美元，主要由于增加的监管资产摊销[728] - 2021年9月30日结束的三个月内，净收入增加23百万美元，主要由于电力分销费率提高和风暴成本减少[780] - 2021年9月30日结束的九个月内，净收入增加44百万美元，主要由于电力分销费率提高、风暴成本减少和信用损失费用减少[781] - 运营收入增加23百万美元，主要由于电力分销收入增加11百万美元和传输收入增加5百万美元[782] - 2021年9月30日结束的三个月内，与天气相关的运营收入减少2百万美元，主要由于特拉华州天然气服务区域的不利天气条件[784] - 2021年9月30日结束的九个月内，与天气相关的运营收入增加4百万美元，主要由于特拉华州电力服务区域的有利天气条件[784] - 其他收入包括租金收入、滞纳金收入、互助收入和其他税收的回收[790]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度GAAP每股收益为0.41美元，非GAAP每股收益为0.89美元 [6] - 公司预计全年每股收益将在2.60至3.00美元之间 [23] - 公司第二季度非GAAP每股收益较去年同期增长0.34美元，主要由于运营表现强劲、税率优惠以及投资组合的未实现和已实现收益 [24] - 公司12个月滚动ROE为9.6%，较上一季度增长50个基点，回到9%至10%的目标区间 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - Exelon Utilities第二季度贡献了0.49美元的每股收益，主要由于运营表现强劲和配电费率案例的影响 [22] - ExGen第二季度贡献了0.40美元的每股收益，主要由于未实现和已实现的投资组合收益、核电站停运天数减少以及纽约ZEC收入的增加 [24] - 核电站的容量因子为93.7%，化石燃料和可再生能源发电量超出计划，电力调度匹配率为99.5%，风能和太阳能捕获率为96% [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在DC、马里兰、新泽西和宾夕法尼亚等地的费率案例中取得了进展，获得了多年度计划的批准 [7][26][27][28] - PJM容量拍卖结果令人失望，但略好于预期 [8] - 德州市场设计进展缓慢，尚未看到足够的变化来防止类似2月份的事件再次发生 [46] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在2030年前将运营驱动的排放减少50%，并在2050年实现净零排放 [15] - 公司将继续推动清洁能源和气候政策，支持现有核电站的运营，以实现国家的能源和气候目标 [8][15] - 公司正在推进业务分离计划，预计将在2022年第一季度完成 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对伊利诺伊州的立法进展表示担忧，尽管已与州长达成协议，但立法机构仍未通过相关法案，可能导致核电站关闭 [9][10][11] - 管理层对联邦层面的政策支持表示乐观，特别是生产税收抵免和清洁能源标准的讨论 [8][38] - 管理层强调，尽管市场波动，公司仍将专注于长期经济事实，而不是依赖未来的立法希望 [10][57] 其他重要信息 - 公司核电站提供了36.6太瓦时的零碳发电，避免了约2000万吨二氧化碳排放 [13] - 公司正在推动劳动力发展计划，已有超过22,000名参与者，并推出了STEM领导力学院奖学金 [18][19] - 公司计划在2021年投资66亿美元用于资本支出，以支持客户需求和州能源政策目标 [32] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于联邦政策支持核电站的进展 - 管理层表示，尽管联邦层面有生产税收抵免和清洁能源标准的讨论，但尚未有具体立法通过 [38] 问题: 关于德州市场设计的进展 - 管理层表示，德州市场设计进展缓慢，尚未看到足够的变化来防止类似2月份的事件再次发生 [46] 问题: 关于伊利诺伊州核电站的未来 - 管理层表示，尽管近期电力价格上涨，但仍不足以支持核电站的长期运营，关闭核电站是基于当前经济事实的决定 [55][57] 问题: 关于公司业务分离的进展 - 管理层表示，业务分离计划进展顺利，预计将在2022年第一季度完成，并正在努力减少分离后的成本 [14][68] 问题: 关于公司未来增长机会 - 管理层表示，公司未来的增长机会包括电网现代化、电动汽车基础设施投资以及天然气系统的更新 [52]

业绩总结 - Exelon在2021年第二季度调整后每股收益为0.89美元，预计2021年调整后每股收益在2.60至3.00美元之间[11][22] - 2021年第二季度的GAAP净收入为$2,214百万，调整后的运营收益为$2,250百万[114] - 2021年第一季度的GAAP净收入为$1,841百万，调整后的运营收益为$2,090百万[114] - 2021年Exelon的总毛利（不包括2月天气事件影响）为67亿美元[101] - 2021年Exelon的总毛利（包括2月天气事件影响）为57.5亿美元[101] 用户数据 - Exelon在Q2 2021的客户满意度在各个公用事业中均表现优异，BGE、ComEd和PECO均录得顶级客户满意度[12] - Exelon在其基础设施学院中，自2018年以来，超过65%的毕业生获得了内部或外部的工作机会[19] 未来展望 - Exelon计划到2050年实现净零排放，2030年前减少运营驱动的排放量一半[17] - 预计2021年发电量为170,800 GWh，其中中西部地区为88,200 GWh[96] - 预计2021年Exelon运营的核电厂容量因子为94.7%[1] 新产品和新技术研发 - Exelon在2021年执行了150百万美元的电力新业务和50百万美元的非电力新业务[29] 市场扩张和并购 - Exelon Utilities的综合滚动十二个月收益率（ROE）改善至9-10%的目标范围[26] - Exelon的2021年资本支出预计为66亿美元[30] 负面信息 - Exelon在2021年第一季度的税费部分逆转，影响了HoldCo的财务表现[22] - 2020年Exelon的COVID-19直接成本影响为$0.03[110] - 2020年Exelon的资产减值影响为$0.02，涉及ExGen[110] 其他新策略和有价值的信息 - Exelon的加权平均长期债务到期时间约为16年[70] - Exelon的长期债务余额为391亿美元[70] - Exelon Generation的开放毛利为42.5亿美元，预计容量和零排放信用收入为18亿美元[94]

净收入与每股收益 - Exelon 2021年第二季度归属于普通股股东的净收入为4.01亿美元，同比下降1.2亿美元，稀释每股收益从2020年的0.53美元降至0.41美元[581][582] - 2021年上半年归属于普通股股东的净收入为1.12亿美元，同比下降9.91亿美元，稀释每股收益从2020年的1.13美元降至0.11美元[582][586] - 公司2021年上半年归属于普通股股东的净收入为11.2亿美元，摊薄每股收益为0.11美元[594] - 公司2021年上半年调整后（非GAAP）运营收益为8.09亿美元，摊薄每股收益为0.83美元[594] 部门净收入 - Generation部门2021年第二季度净收入为-6100万美元，同比下降5.37亿美元，上半年净收入为-8.54亿美元，同比下降13.75亿美元[582] - ComEd部门2021年第二季度净收入为1.92亿美元，同比增长2.53亿美元，上半年净收入为3.9亿美元，同比增长2.83亿美元[582] - PECO部门2021年第二季度净收入为1.04亿美元，同比增长6500万美元，上半年净收入为2.71亿美元，同比增长9300万美元[582] - BGE部门2021年第二季度净收入为4500万美元，同比增长600万美元，上半年净收入为2.54亿美元，同比增长3500万美元[582] - PHI部门2021年第二季度净收入为1.41亿美元，同比增长4700万美元，上半年净收入为2.69亿美元，同比增长6700万美元[582] - Pepco部门2021年第二季度净收入为7500万美元，同比增长1800万美元，上半年净收入为1.34亿美元，同比增长2500万美元[582] - DPL部门2021年第二季度净收入为3000万美元，同比增长1100万美元，上半年净收入为8600万美元，同比增长2200万美元[582] - ACE部门2021年第二季度净收入为3700万美元，同比增长1900万美元，上半年净收入为5100万美元，同比增长2000万美元[582] 极端天气影响 - 公司2021年上半年因极端寒冷天气和德州发电资产停运导致的净收入减少估计为8.8亿美元[603] - 公司预计通过增加收入机会和推迟非必要维护等措施，2021年全年将抵消4.1亿至4.9亿美元的极端天气影响[604] 资产减值与费用 - 公司2021年第二季度因出售Albany Green Energy生物质发电设施录得1.4亿美元的税前减值费用[606] - 公司2021年第二季度因Byron和Dresden核电站提前退役录得5.3亿美元的税前费用[609] - 公司2021年上半年加速折旧和摊销费用为12.71亿美元，预计全年将达到27.7亿美元[612] - 公司2021年上半年因合同抵消减少3.91亿美元，预计全年将减少9.3亿美元[612] - 公司2021年上半年因ERP系统实施和计划分离相关成本分别录得700万美元和2100万美元的费用[594][597] 费率调整与收入要求 - ComEd在伊利诺伊州的电力服务收入要求减少11%，批准后的ROE为8.38%，费率生效日期为2021年1月1日[620] - PECO在宾夕法尼亚州的天然气服务收入要求增加69%，批准后的ROE为10.24%，费率生效日期为2021年7月1日[620] - BGE在马里兰州的电力服务收入要求增加203%，批准后的ROE为9.50%，费率生效日期为2021年1月1日[620] - Pepco在哥伦比亚特区的电力服务收入要求增加136%，批准后的ROE为9.275%，费率生效日期为2021年7月1日[620] - ACE在新泽西州的电力服务收入要求增加67%，批准后的ROE为9.60%，费率生效日期为2022年1月1日[620] - ComEd在2021年的电力传输公式费率更新中，总收入要求增加45%，允许的ROE为11.50%[624] - PECO在2021年的电力传输公式费率更新中，总收入要求增加24%，允许的ROE为10.35%[624] - BGE在2021年的电力传输公式费率更新中，总收入要求增加65%，允许的ROE为10.50%[624] 环境目标与排放 - 公司宣布“清洁路径”目标，计划到2030年将运营驱动的排放量减少50%，并在2050年实现净零排放[632] 天然气与铀采购 - 公司通过长期和短期合同以及现货市场采购天然气，60%的铀浓缩需求由三家供应商提供[629] 营业收入与净收入 - 公司2021年第二季度营业收入为41.53亿美元，同比增长2.73亿美元，增幅为7%[643] - 2021年上半年营业收入为97.12亿美元，同比增长10.99亿美元，增幅为12.8%[643] - 2021年第二季度净收入归属于会员权益减少5.37亿美元，主要由于加速折旧和摊销、资产减值以及NDT基金收益减少[643][645] - 2021年上半年净收入归属于会员权益减少13.75亿美元，主要由于2021年2月极端寒冷天气事件、加速折旧和摊销、资产减值以及缺少前一年的一次性税务结算[646] 地区收入变化 - 2021年第二季度中，Mid-Atlantic地区收入增长4700万美元，增幅为9%[652] - 2021年上半年中，New York地区收入增长9600万美元，增幅为21.8%[652] - 2021年第二季度中，ERCOT地区收入减少1400万美元，降幅为14.4%[652] - 2021年上半年中，ERCOT地区收入减少12.79亿美元，降幅为722.6%[652] - 2021年第二季度中，Mark-to-market收益增长2.29亿美元，增幅为269.4%[652] - 2021年上半年中，Mark-to-market收益增长2.71亿美元，增幅为124.3%[652] 发电量与容量因子 - 核能发电总量在2021年6月30日结束的三个月内为43,575 GWh，同比增长0.4%[654] - 化石能源和可再生能源发电总量在2021年6月30日结束的三个月内为5,820 GWh，同比下降14.8%[654] - 纽约地区的核能发电量在2021年6月30日结束的三个月内为7,079 GWh，同比增长10.8%[654] - 核能发电的容量因子在2021年6月30日结束的三个月内为93.7%，同比下降1.7个百分点[661] 资产出售与利息支出 - 2021年6月30日结束的六个月内，公司因出售太阳能业务获得资产出售收益[662] - 2021年6月30日结束的六个月内，利息支出减少，主要由于EGR IV利率互换的市值收益和利率下降[663] 其他净收入与所得税率 - 2021年6月30日结束的三个月内，其他净收入为5.08亿美元，同比下降15.6%[665] - 2021年6月30日结束的三个月内，有效所得税率为88.7%，同比上升50.4个百分点[666] ComEd部门收入与费用 - ComEd 2021年第二季度净收入增加2.53亿美元，主要由于2020年支付的延期起诉协议款项[668] - ComEd 2021年上半年净收入增加2.83亿美元，主要由于2020年支付的延期起诉协议款项[669] - ComEd 2021年第二季度运营收入增加1亿美元，其中配电收入增加5200万美元[670] - ComEd 2021年上半年运营收入增加1.96亿美元，其中配电收入增加7300万美元[670] - ComEd 2021年第二季度运营和维护费用减少2.13亿美元，主要由于延期起诉协议款项的减少[679] - ComEd 2021年上半年运营和维护费用减少2.14亿美元，主要由于延期起诉协议款项的减少[679] PECO部门收入与费用 - PECO 2021年第二季度净收入增加6500万美元，主要由于2020年6月风暴相关成本的减少[681] - PECO 2021年上半年净收入增加9300万美元，主要由于2020年6月风暴相关成本的减少和有利天气[682] - PECO 2021年第二季度运营收入增加1200万美元，主要由于天然气和电力销量的增加[681] - PECO 2021年上半年运营收入增加8900万美元，主要由于电力销量的增加[682] 电力与天然气交付量 - 电力零售交付量在2021年6月30日结束的三个月内同比增长5.8%，达到8,470 GWh，主要由于客户增长和整体使用量增加[686] - 天然气零售交付量在2021年6月30日结束的六个月内同比增长11.1%，达到52,119 mmcf，主要由于零售负荷增长[687] - 电力客户总数在2021年6月30日达到1,681,691户，同比增长0.8%，其中居民客户增长0.8%至1,513,456户[686] - 天然气客户总数在2021年6月30日达到540,028户，同比增长1.1%，其中居民客户增长1.2%至494,895户[689] 天气与电价影响 - 2021年6月30日结束的三个月内，天气对营业收入的影响相对稳定，但在六个月内由于PECO服务区域的有利天气条件，天气相关收入增加[683] - 2021年6月30日结束的六个月内，电力定价同比下降，主要由于所有主要客户类别的使用量增加导致整体有效电价下降[689] 运营与维护费用 - 2021年6月30日结束的六个月内，运营和维护费用减少4900万美元，主要由于2020年6月风暴相关成本的缺失[695] - 2021年6月30日结束的六个月内，折旧和摊销费用增加600万美元，主要由于持续的资本支出[695] - 2021年6月30日结束的六个月内，利息费用净额增加900万美元，主要由于2021年3月和2020年6月的债务发行[695] 所得税率 - 2021年6月30日结束的三个月内，有效所得税率为1.9%，而2020年同期为-21.9%[696] 公司净收入与运营收入 - 公司2021年第二季度净收入为4500万美元，同比增长600万美元，主要受益于多年计划的积极影响[698] - 公司2021年上半年净收入为2.54亿美元，同比增长3500万美元，主要受益于多年计划的积极影响[699] - 2021年第二季度运营收入为6.82亿美元，同比增长6600万美元，主要由于电力传输收入增加2600万美元和监管要求项目收入增加2500万美元[700] - 2021年上半年运营收入为16.56亿美元，同比增长1.02亿美元，主要由于电力传输收入增加3000万美元和监管要求项目收入增加6600万美元[700] 客户数量 - 截至2021年6月30日，公司电力客户总数为1,319,612户，同比增长7,096户；天然气客户总数为691,889户，同比增长3,810户[702] 传输收入与其他收入 - 2021年第二季度传输收入增加2600万美元，主要由于2020年传输相关所得税监管负债的结算协议导致2020年收入减少[703] - 2021年第二季度其他收入增加700万美元，主要由于2020年暂停的客户断供和滞纳金在2021年恢复[704] 运营与维护费用 - 2021年第二季度运营和维护费用增加600万美元，主要由于劳动力、其他福利、承包和材料成本增加300万美元[708] - 2021年第二季度折旧和摊销费用增加1200万美元，主要由于持续资本支出[708] 所得税率 - 2021年第二季度有效所得税率为-21.6%，2020年同期为-129.4%，主要由于多年计划加速了某些所得税优惠[708] Pepco部门收入与费用 - Pepco 2021年第二季度净收入增加1800万美元，主要由于客户增长、信用损失费用减少以及运营费用降低[714] - Pepco 2021年上半年净收入增加2500万美元，主要由于客户增长、信用损失费用减少以及运营费用降低[715] - Pepco 2021年第二季度运营收入增加2900万美元，主要由于传输收入增加2500万美元和监管要求项目收入增加500万美元[716] - Pepco 2021年上半年运营收入增加3700万美元，主要由于传输收入增加2200万美元和监管要求项目收入增加1100万美元[716] - Pepco 2021年6月30日总电力客户数为914,170，较2020年同期增加12,726户[718] DPL部门收入与费用 - DPL 2021年第二季度净收入增加1100万美元，主要由于电力分销费率提高和信用损失费用减少[727] - DPL 2021年上半年净收入增加2200万美元，主要由于电力分销费率提高、有利天气条件和信用损失费用减少[728] - Pepco 2021年第二季度运营和维护费用减少600万美元，主要由于信用损失费用减少700万美元[723] - Pepco 2021年上半年运营和维护费用减少1000万美元，主要由于信用损失费用减少500万美元[723] - Pepco 2021年第二季度折旧和摊销费用增加400万美元，主要由于持续资本支出[725] 电力与天然气交付量 - 2021年6月30日结束的三个月内，电力零售交付量同比增长4.7%，达到1,880 GWh，其中小型商业和工业客户交付量增长30.3%[733] - 2021年6月30日结束的六个月内，电力零售交付量同比增长2.9%，达到3,774 GWh，其中小型商业和工业客户交付量增长22.6%[733] - 2021年6月30日结束的三个月内，天然气零售交付量同比下降16.7%，至3,006 mmcf，其中住宅客户交付量下降39.0%[736] - 2021年6月30日结束的六个月内，天然气零售交付量同比增长4.0%，至11,949 mmcf，其中住宅客户交付量增长6.1%[736] 传输收入与费用 - 2021年6月30日结束的三个月内，电力传输收入增加2800万美元，主要由于2020年传输相关所得税负债的结算协议[737] - 2021年6月30日结束的六个月内，电力传输收入增加2800万美元，主要由于2020年传输相关所得税负债的结算协议[737] - 2021年6月30日结束的三个月内，运营和维护费用减少1200万美元，主要由于信用损失费用减少600万美元[743] - 2021年6月30日结束的六个月内，运营和维护费用减少800万美元，主要由于信用损失费用减少500万美元[743] - 2021年6月30日结束的三个月内，折旧和摊销费用增加400万美元，主要由于持续资本支出[743] - 2021年6月30日结束的六个月内，折旧和摊销费用增加1000万美元，主要由于持续资本支出[743] 所得税率 - 2021年6月30日结束的三个月的有效所得税率为3.2%，而2020年同期为311.1%，主要由于2020年4月24日的传输相关所得税监管负债和解协议[744] 营业收入与净收入 - 2021年6月30日结束的三个月的营业收入为3.19亿美元，较2020年同期的2.56亿美元增加了6300万美元[746] - 2021年6月30日结束的六个月的营业收入为6.29亿美元，较2020年同期的5.32亿美元增加了9700万美元[746] - 2021年6月30日结束的三个月的净收入为3700万美元，较2020年同期的1800万美元增加了1900万美元，主要由于资本投资增加导致的传输收入增加[746] - 2021年6月30日结束的六个月的净收入为5100万美元，较2020年同期的3100万美元增加了2000万美元，主要由于有利的天气条件和资本投资增加导致的传输收入增加[747] 传输收入与资本投资 - 2021年6月30日结束的三个月的传输收入增加了3600万美元，主要由于资本投资增加[748] - 2021年6月30日结束的六个月的传输收入增加了3600万美元，主要由于资本投资增加[748] 电力交付量与客户数量 - 2021年6月30日结束的三个月的电力零售交付量为2080 GWh，较2020年同期的1839 GWh增加了13.1%[751] - 2021年6月30日结束的六个月的电力零售交付量为4042 GWh，较2020年同期的3691 GWh增加了9.5%[751] - 2021年6月30日的电力客户总数为565,222，较2020年同期的562,150增加了3,072[751] 融资与现金流 - 公司拥有总计105亿美元的银行信贷额度，用于支持商业票据计划、短期借款和信用证发行[760] - 公司预计现金流足以满足运营费用、融资成本和资本支出需求[760] - 公司每年评估融资计划、股息政策和信贷额度，以维持投资级评级并满足资本需求[760] - 公司预计Byron核电站的放射性退役可能需要高达6000万美元的财务保证[763] - Byron核电站的退役可能需要公司提供高达1.35亿美元的补充资金，用于燃料管理成本[765] - 公司通过项目融资来降低特定发电资产的风险，项目债务由特定资产或资产组合产生的现金流偿还[767] - 公司2021年上半年经营活动现金流减少15.42亿美元，主要由于净收入减少和营运资本变化[772] - 公司2021年上半年投资活动现金流增加15.29亿美元，主要由于资产和业务出售收益[776] - 公司2021年上半年资本支出为2.67亿美元，主要用于资本项目的现金支出[776] - 公司2021年上半年通过NDT基金销售净收益4800万美元[776]

业绩总结 - 2021年第一季度GAAP每股收益为($0.30)，相比于2020年Q1的$0.60下降了150%[11] - 2021年第一季度调整后每股收益为($0.06)，相比于2020年Q1的$0.87下降了93%[11] - 2021年第一季度GAAP净收入为1,841百万美元，调整后的运营收益为2,090百万美元[125] - 2021年第一季度的平均股本为23,598百万美元，非GAAP调整后的运营ROE为8.7%[125] - 2021年调整后的运营收益指导为每股0.55至0.85美元[41] - 2021年预计的总毛利为5750百万美元，受2月天气事件影响[38] - 2021年毛利敏感性分析显示，亨利哈布天然气价格每增加1美元/MMBtu，毛利增加35百万美元[112] 用户数据 - BGE、PECO和PHI在客户满意度方面表现优异，均为顶级十个百分点[12] - Pepco DC的2020-2022年请求的收入增加为7260万美元和6330万美元，住宅总账单分别增加4.6%和6.6%[87] - Pepco MD的2022-2024年请求的收入增加为5220万美元和5180万美元，住宅总账单分别增加4.3%和4.1%[91] 未来展望 - 2021年调整后每股收益预期为$2.60至$3.00，基于预计的979百万股的平均流通股数[11][29] - 预计发电量为170,900 GWh，其中中西部地区为88,100 GWh，东海岸中部为47,900 GWh，ERCOT为18,200 GWh，纽约为16,700 GWh[110] - 预计2021年毛利范围在5600百万美元至5850百万美元之间，基于现有对冲情况[116] 新产品和新技术研发 - Exelon计划在2021年有效部署约66亿美元的公用事业资本支出[39] 市场扩张和并购 - Exelon Utilities的12个月滚动收益率为9.6%[31] - Exelon Utilities的综合12个月滚动收益率受到低利率、风暴和不利天气的压力[32] 负面信息 - 2021年第一季度的电力生产为36.8 TWh[12] - 2021年第一季度总毛利为5750百万美元，剔除2月份天气事件影响后的总毛利为6700百万美元[109] - 2021年第一季度GAAP运营费用为3,925百万美元，调整后的运营费用为3,700百万美元[126] - 2021年第一季度的去除费用包括475百万美元的退役费用和50百万美元的去委托费用[126] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年有效实现的能源价格为中西部26.00美元/MWh，东海岸中部33.50美元/MWh，纽约26.50美元/MWh[111] - 2021年有效税率为25.0%[117] - 截至2021年3月31日，Exelon的长期债务余额为389亿美元[83]

业绩总结 - Exelon的2020年运营收入为330亿美元[9] - 2020年Exelon的GAAP每股收益为$2.01，较上年增长[113] - 2020年第四季度的净收入为$1,737百万，较第三季度的$1,747百万略有下降[116] - 2021年调整后运营收益指导为每股3.22美元[47] - 2020年ExGen的GAAP运营和维护费用为$5,150百万，预计2021年将降至$3,900百万[117] 用户数据 - Exelon的电力和天然气客户总数达到1000万，是美国最多的公用事业公司[9] - SpinCo在美国的电力市场中是第1大商业和工业电力供应商，服务超过200万客户[44] - ComEd的电力客户结构中，商业与工业客户占32%，住宅客户占52%[53] - BGE的电力客户结构中，商业与工业客户占28%，住宅客户占58%[53] 未来展望 - Exelon的目标是到2024年实现每股收益（EPS）增长6-8%[21] - 预计2021年末的资产基础约为480亿美元，2021E至2024E的资产基础增长反映了2020E基年[26] - 预计2021年总毛利为67亿美元，受德克萨斯州恶劣天气事件影响，预计减少7.5亿美元[106] - 预计约100%的资产基础增长将通过替代回收机制覆盖[27] 新产品和新技术研发 - Exelon计划在2021至2024年间在公用事业领域投资约270亿美元，以实现电网现代化和增强韧性[22] - SpinCo计划在2024年前投资270亿美元于公用事业[50] 市场扩张和并购 - SpinCo在美国的清洁电力生产中占据领先地位，提供约12%的清洁电力[34] - SpinCo的核能容量因子自2013年以来保持在94%以上，且每年比行业平均水平高出约4%[33] 负面信息 - 2020年第四季度的COVID-19直接成本对每股收益的影响为$0.01[111] - 2021年其他收入预计为负1.75亿美元[109] 其他新策略和有价值的信息 - Exelon计划在未来的股息支付中目标为60%的股息支付比率[19] - Exelon的董事会中92%的成员为独立董事，且31%的董事为女性[12] - SpinCo自2015年以来已削减超过11亿美元的成本[45] - 2020年Exelon在社区和慈善事业上捐赠了约5800万美元[9]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度GAAP亏损为每股0.30美元，非GAAP亏损为每股0.06美元 [7] - Exelon Utilities表现良好，每股收益为0.72美元，较去年同期增长0.11美元 [7] - ExGen整体亏损为每股0.58美元，其中2月天气事件导致每股亏损0.90美元 [7] - 公司预计全年亏损为1.5亿美元，并重申全年每股收益指导范围为2.60至3美元 [8] - 公司预计通过一次性成本削减和非必要维护的推迟，将抵消约4.1亿至4.9亿美元的税后损失 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 - Exelon Utilities在停电持续时间和频率方面表现优异，BGE、ComEd和PHI在停电持续时间方面处于前十分之一 [9] - 核电站在本季度提供了37太瓦时的清洁电力，容量因子达到95.3% [10] - ExGen在2月天气事件中损失了0.90美元每股，若不考虑该事件，ExGen本季度将盈利0.32美元每股 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 拜登政府设定了到2030年将温室气体排放量减少50%至52%的目标，核能提供了美国超过一半的无碳电力 [12] - 伊利诺伊州正在推进清洁能源政策，六项能源政策改革法案已被提出，旨在推动清洁能源转型 [14] - 新泽西州决定为核电站提供每兆瓦时10美元的最大ZEC支持，强调了维持现有核电站对实现排放目标的重要性 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续推动分离业务，预计在2022年第一季度完成 [19] - 公司计划在Exelon Utilities部署66亿美元资本，以支持客户需求和州能源政策目标 [38] - 公司将继续倡导清洁能源和气候政策，支持联邦和州的政策努力 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为，尽管2月的天气事件带来了挑战，但公司在其他业务领域表现良好 [6] - 管理层对联邦和州的清洁能源政策表示乐观，认为这些政策将有助于公司实现长期目标 [11] - 管理层强调，如果伊利诺伊州的政策改革未能通过，公司将不得不提前退役不经济的核电站 [17] 其他重要信息 - 公司正在与ERCOT监管机构和其他利益相关者合作，确保类似2月天气事件的事件不再发生 [7] - 公司正在推动电动汽车基础设施的建设，计划到2025年将30%的车队电动化，到2030年达到50% [34] - 公司预计在2021年通过增强收入机会和推迟非必要维护，抵消约5.5亿至6.5亿美元的税前损失 [24] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于ERCOT市场设计的看法 - 管理层认为，ERCOT市场设计的讨论仍在进行中，可能会设定可靠性标准，但具体方向尚不确定 [42] 问题: 关于PJM和FERC的MOPR处理的看法 - 管理层表示，PJM正在推进MOPR改革，FERC的投票结果尚不确定 [45] 问题: 关于伊利诺伊州核电站的未来 - 管理层表示，如果伊利诺伊州的政策改革未能通过，Dresden和Byron核电站将在今年秋季关闭 [48] 问题: 关于核能EPP的讨论 - 管理层表示，拜登政府的清洁能源标准提案包括现有核能，但目前尚未引入PTC [50] 问题: 关于伊利诺伊州碳税机制的影响 - 管理层认为，单一州的碳税机制可能会导致外州电厂更频繁运行，从而对碳能源价格的影响较小 [54] 问题: 关于LaSalle核电站的停运和成本 - 管理层表示，LaSalle Unit 2反应堆因维护问题停运34天，修复成本较高，但该机组已恢复运行 [55] 问题: 关于SpinCo的评级和业务模式 - 管理层表示，公司已与评级机构保持沟通，预计ExGen将继续保持投资级评级 [58] 问题: 关于芝加哥特许经营协议的进展 - 管理层表示，公司正在与芝加哥市讨论新的特许经营协议，预计ComEd将继续提供服务 [62] 问题: 关于电动汽车充电基础设施的投资机会 - 管理层表示，电动汽车充电基础设施目前占资本计划的一小部分，但未来将逐步增长 [70] 问题: 关于纽约公共服务委员会分离申请的进展 - 管理层表示，预计纽约公共服务委员会将在年底前做出决定 [74] 问题: 关于伊利诺伊州立法对ComEd收益的影响 - 管理层表示，退出公式费率可能会带来收益增长，但也可能导致规划过程的不确定性 [77] 问题: 关于ERCOT市场设计的潜在调整 - 管理层表示，ERCOT目前不补偿可靠性，公司需要根据市场设计的变化来决定是否投资于备用发电 [83]