财务表现 - Exelon 2021年第一季度归属于普通股股东的净收入同比下降8.71亿美元，稀释每股亏损从2020年的0.60美元降至2021年的(0.30)美元[479][480] - 2021年第一季度，Generation部门的净收入同比下降8.38亿美元，主要由于2021年2月的极端寒冷天气事件影响[480][494] - ComEd部门2021年第一季度净收入同比增长2900万美元，主要由于更高的电力分销收益和更高的允许回报率[480][483] - BGE部门2021年第一季度净收入同比增长2800万美元，主要由于多年计划的有利影响[480][483] - Exelon预计2021年全年净收入将减少6.7亿至8.2亿美元，主要由于2月极端寒冷天气事件的影响[495] - Exelon计划通过增强收入机会和推迟非必要维护等措施，抵消2021年全年4.1亿至4.9亿美元的影响[496] - 2021年第一季度，Generation的运营收入为55.59亿美元，同比增长8.26亿美元，但净亏损为7.93亿美元，主要受极端天气事件和加速折旧影响[517] - 公司总电力收入净额（扣除购电和燃料费用）从2020年的17.25亿美元下降至2021年的5.44亿美元，降幅达68.5%[525] - 公司2021年第一季度净收入为1.97亿美元，较2020年同期的1.68亿美元增长2900万美元，主要由于电力分销公式费率收益增加[538] - 公司2021年第一季度有效所得税率为18.9%，较2020年同期的71.1%大幅下降[536] - 公司2021年第一季度BGE部门净收入增加了2800万美元，达到2.09亿美元，主要由于多年计划的有利影响[566] - 公司2021年第一季度PHI部门净收入增加了2000万美元，达到1.28亿美元，主要由于DPL和ACE服务区域的有利天气条件以及DPL的电力分销费率提高[579] - 公司2021年第一季度Pepco部门净收入增加了700万美元，达到5900万美元，主要由于分销收入增加了300万美元[581] - 2021年第一季度DPL的净收入增加了1100万美元，主要由于有利的天气条件和更高的电力分销费率[591] 天气影响 - 2021年第一季度，Generation部门的净收入同比下降8.38亿美元，主要由于2021年2月的极端寒冷天气事件影响[480][494] - Exelon预计2021年全年净收入将减少6.7亿至8.2亿美元，主要由于2月极端寒冷天气事件的影响[495] - 2021年第一季度，Generation的运营收入为55.59亿美元，同比增长8.26亿美元，但净亏损为7.93亿美元，主要受极端天气事件和加速折旧影响[517] - 2021年第一季度DPL的加热度日数比2020年增加了17.7%，但比正常水平减少了5.4%[595] 部门表现 - ComEd部门2021年第一季度净收入同比增长2900万美元，主要由于更高的电力分销收益和更高的允许回报率[480][483] - BGE部门2021年第一季度净收入同比增长2800万美元，主要由于多年计划的有利影响[480][483] - 2021年第一季度，Generation的运营收入为55.59亿美元，同比增长8.26亿美元，但净亏损为7.93亿美元，主要受极端天气事件和加速折旧影响[517] - 2021年第一季度，Generation的购电和燃料费用为46.1亿美元，同比增加了19.06亿美元，主要受燃料成本上升影响[517] - 2021年第一季度，Generation的五个报告区域（Mid-Atlantic、Midwest、New York、ERCOT和其他电力区域）的运营表现通过RNF（非GAAP财务指标）进行评估[516] - 2021年第一季度PECO的营业收入同比增加7600万美元，主要由于有利的天气条件和用电量增加[551] - 2021年第一季度PECO的净收入同比增加2700万美元，主要由于有利的天气条件和用电量增加[551] - 2021年第一季度PECO的电力零售交付量同比增加3.9%，其中居民用电量增加15.8%[555] - 2021年第一季度PECO的天然气零售交付量同比增加15.8%，其中居民用气量增加19.6%[556] - 2021年第一季度BGE部门运营收入增加了3700万美元，达到9.74亿美元，主要由于监管要求的项目收入增加了4300万美元[566] - 2021年第一季度BGE部门电力客户总数增加了11,393户，达到1,320,060户，主要由于住宅客户增加了11,141户[568] - 2021年第一季度BGE部门天然气客户总数增加了7,195户，达到693,262户，主要由于住宅客户增加了7,216户[570] - 2021年第一季度PHI部门净收入增加了2000万美元，达到1.28亿美元，主要由于DPL和ACE服务区域的有利天气条件以及DPL的电力分销费率提高[579] - 2021年第一季度Pepco部门净收入增加了700万美元，达到5900万美元，主要由于分销收入增加了300万美元[581] - 2021年第一季度DPL的营业收入增加了3200万美元，主要由于天气影响和监管要求项目的增加[592] - 2021年第一季度DPL的电力零售交付量增加了1.3%，天然气零售交付量增加了13.5%[596] - 2021年第一季度DPL的电力客户总数增加了5503户，天然气客户总数增加了1355户[596][598] - 2021年第一季度ACE的营业收入增加了3400万美元，其中2800万美元来自监管要求项目[608] - 2021年第一季度ACE的住宅客户电力零售交付量增长了14.6%，达到928 GWh[612] - 2021年第一季度ACE的电力零售交付总量增长了5.9%，达到1962 GWh[612] - 2021年第一季度ACE的住宅客户数量增加了2952户，达到498,396户[613] 资本支出与融资 - Exelon计划在2021年将Utility Registrants和Generation部门分离为两家独立上市公司，预计相关交易成本为900万美元[490][492] - Exelon与ReGenerate达成协议，计划在2021年下半年出售Albany Green Energy生物质设施，预计将记录1.35亿至1.5亿美元的税前减值损失[497][498] - 2021年第一季度，Exelon的运营现金流减少了23.41亿美元，主要由于净收入减少和营运资本变化[635] - 2021年第一季度，Exelon的投资活动现金流增加了21.7亿美元，主要由于资产和业务销售以及NDT基金销售[638] - Generation的资本支出在2021年第一季度增加了1.76亿美元，主要由于资本项目支出的时间差异[638] - Exelon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[630] - 2021年第一季度，Exelon的资本支出计划没有重大变化，与2020年披露的预期一致[642] - Exelon在2021年第一季度支付了每股0.3825美元的股息，与2020年保持一致[649] - Exelon的信用额度总额为106亿美元，其中69亿美元可用于支持额外的商业票据[650] - 如果Generation失去投资级信用评级，将需要提供约14亿美元的额外抵押品[651] - Exelon Corporate、ComEd和BGE主要通过发行商业票据满足短期流动性需求[654] - Exelon Corporate在2021年4月赎回了3亿美元的2.45%高级票据[649] - Exelon的子公司Generation在2021年2月24日被S&P将其高级无担保债务评级从'BBB'下调至'BBB-'[658] - Exelon的子公司Generation在2021年第一季度偿还了4260万美元的短期借款[660] - Exelon的子公司PECO在2021年第一季度贡献了1.35亿美元到公司内部资金池[660] - Exelon的子公司BGE在2021年第一季度贡献了4800万美元的额外抵押品[654] - Exelon的子公司PHI Corporate在2021年第一季度从公司内部资金池借入了4000万美元[660] - ComEd获得短期融资授权2,500百万美元，长期融资授权543百万美元，分别于2021年12月31日和2023年及2024年到期[662] - PECO获得短期融资授权1,500百万美元，长期融资授权850百万美元，均于2021年12月31日到期[662] - BGE获得短期融资授权700百万美元，长期融资授权1,100百万美元，短期融资授权于2021年12月31日到期[662] - Pepco获得短期融资授权500百万美元，长期融资授权750百万美元，分别于2021年12月31日和2022年12月31日到期[662] - DPL获得短期融资授权500百万美元，长期融资授权172百万美元，分别于2021年12月31日和2022年12月31日到期[662] - ACE获得短期融资授权350百万美元，长期融资授权250百万美元，分别于2021年12月31日和2022年12月31日到期[662] 风险管理与对冲 - Generation在2021年的电力组合中，94%-97%的预期发电量已通过套期保值策略对冲，以降低市场价格波动的影响[508] - Generation的铀浓缩需求中，约60%在2021年至2025年间由三家供应商提供，供应商违约可能对财务产生重大不利影响[509] - Generation的2021年预期发电量中，94%-97%已通过衍生品合约进行对冲，以降低市场价格波动风险[671] - Generation预计2021年至2023年期间将结算大部分经济对冲合约[670] - Generation的铀浓缩需求中，约60%在2021年至2025年期间由三家供应商提供[672] - 2021年，Generation的未对冲头寸市场价格风险暴露预计为税前净收入增加约31百万美元[671] 核电站运营与退役 - 公司核能发电量从2020年的42,555 GWh增长至2021年的43,466 GWh，增幅为2.1%[527] - 公司核电站容量因子从2020年的93.9%提升至2021年的95.3%[533] - 公司运营和维护费用减少了2.62亿美元，主要由于核电站退役和剥离相关费用减少2.21亿美元[533] - 公司2021年第一季度核电站非换料停运天数从2020年的11天减少至3天[533] - 由于提前退役，Byron核电站可能无法满足NRC最低资金要求，可能需要额外的财务保证，金额高达5500万美元[626] - Byron核电站的退役可能需要Generation提供高达1.8亿美元的补充现金，用于燃料管理成本，预计在永久关闭后10年内支付[628] - TMI Unit 1在SAFSTOR情景下不需要额外的财务保证，且已获得NRC豁免，允许使用NDT基金支付燃料管理成本[629] 监管与费率变化 - ComEd在2021年的电力传输费率更新中，总收入要求增加了45百万美元，其中初始收入要求增加了33百万美元，和解增加了12百万美元[504] - FERC在2021年4月发布了一项补充规则制定通知，提议修改现有的ROE激励措施，可能对Exelon及其公用事业注册人的财务报表产生不利影响[512] - FERC在2021年3月批准了一项投诉，要求PJM减少用于计算容量市场默认报价上限的绩效评估间隔数量，可能对Exelon和Generation的财务产生影响[507] - 2021年第一季度DPL的传输收入根据FERC批准的公式变化，主要基于资本投资和最高日峰值负荷的波动[599] 运营与维护费用 - 公司运营和维护费用减少了2.62亿美元，主要由于核电站退役和剥离相关费用减少2.21亿美元[533] - 公司2021年第一季度运营和维护费用增加了1700万美元，主要由于劳动力、其他福利、承包和材料费用增加了1000万美元，信用损失费用增加了700万美元，风暴相关成本增加了600万美元[562] - 2021年第一季度Pepco的运营和维护费用减少了300万美元，主要由于劳动力和材料费用减少了600万美元[589] - 2021年第一季度DPL的运营和维护费用增加了400万美元，主要由于劳动力、其他福利、承包和材料成本的增加[603] - 2021年第一季度ACE的运营和维护费用减少了200万美元，主要由于监管要求项目的减少[619] 折旧与摊销 - 公司2021年第一季度折旧和摊销费用增加了300万美元，主要由于持续的资本支出[562] - 2021年第一季度Pepco的折旧和摊销费用增加了700万美元，主要由于资本支出的持续增加[589] - 2021年第一季度DPL的折旧和摊销费用增加了500万美元，主要由于持续的资本支出[605] - 2021年第一季度ACE的折旧和摊销费用增加了400万美元，主要由于持续的资本支出[619] 电力与天然气交付 - 2021年第一季度PECO的电力零售交付量同比增加3.9%，其中居民用电量增加15.8%[555] - 2021年第一季度PECO的天然气零售交付量同比增加15.8%，其中居民用气量增加19.6%[556] - 2021年第一季度DPL的电力零售交付量增加了1.3%，天然气零售交付量增加了13.5%[596] - 2021年第一季度ACE的住宅客户电力零售交付量增长了14.6%，达到928 GWh[612] - 2021年第一季度ACE的电力零售交付总量增长了5.9%，达到1962 GWh[612] 客户增长 - 2021年第一季度BGE部门电力客户总数增加了11,393户，达到1,320,060户，主要由于住宅客户增加了11,141户[568] - 2021年第一季度BGE部门天然气客户总数增加了7,195户，达到693,262户，主要由于住宅客户增加了7,216户[570] - 2021年第一季度DPL的电力客户总数增加了5503户，天然气客户总数增加了1355户[596][598] - 2021年第一季度ACE的住宅客户数量增加了2952户，达到498,396户[613] 其他收入与费用 - ComEd的能源效率收入在2021年第一季度同比增长，主要由于增加的监管资产摊销，这部分费用完全可回收[543] - ComEd的其他收入在2021年第一季度同比增长，主要由于风暴恢复工作的互助援助收入[544] - ComEd的购电费用在2021年第一季度同比增加4100万美元，这部分费用通过监管要求的项目在营业收入中抵消[546] - ComEd的运营和维护费用在2021年第一季度同比减少100万美元，其中风暴相关成本减少900万美元，劳动力和材料成本增加800万美元[547] - ComEd的折旧和摊销费用在2021年第一季度同比增加1900万美元，其中监管资产摊销增加800万美元[549] - 2021年第一季度Pepco的购电费用增加了200万美元，但被营业收入中的监管要求项目完全抵消[588] - 2021年第一季度DPL的购电和燃料费用增加了1500万美元，完全被营业收入中的监管要求项目所抵消[602] - 2021年第一季度ACE的购电费用增加了2900万美元，完全被营业收入中的监管要求项目所抵消[617]

财务数据和关键指标变化 - 2020年公司GAAP每股收益为2.01美元，非GAAP每股收益为3.22美元 [17] - 公司预计2021年调整后运营每股收益为2.60至3.00美元 [50] - 公司初步估计德州极端天气事件对公司税前影响为7.5亿至9.5亿美元，税后影响为5.6亿至7.1亿美元 [9] - 公司已找到抵消措施，预计将净影响降至每股0.20美元，现金影响降至2亿美元 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 核能业务2020年发电量达150太瓦时，容量因子为95.4%，完成12次换料大修 [15] - 零售客户续约率为79%，平均客户持续时间超过6年，电力合同平均期限为21个月 [15] - 公用事业业务在2020年表现优异，所有公用事业公司客户满意度得分均创历史新高 [13] - 公司计划2021年在公用事业领域投资66亿美元，未来四年总投资270亿美元 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 德州市场因极端天气事件遭受重大损失，公司正在评估所有与ERCOT业务相关的选项 [11] - 公司在伊利诺伊州、马里兰州和华盛顿特区的公用事业业务表现良好，获得多项费率案件批准 [14] - 公司在马里兰州和华盛顿特区获得多年费率计划批准，支持当地经济和就业 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司决定将受监管的公用事业业务与竞争性业务分离，成立两家独立公司 [18] - 受监管的公用事业公司（RemainCo）将专注于高增长、高质量的业务，预计每股收益增长率为6%至8% [20] - 竞争性业务公司（SpinCo）将成为美国清洁能源领导者，90%以上的电力为无碳排放 [21] - 公司计划通过债务偿还和资本回报来优化SpinCo的财务状况，同时继续投资清洁能源解决方案 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2021年的运营和财务表现持乐观态度，尽管德州事件带来挑战 [7] - 公司将继续推动清洁能源政策，支持拜登政府的零碳电力目标 [41] - 公司预计在2021年第一季度财报电话会议上提供更详细的德州事件影响更新 [10] 其他重要信息 - 公司董事会批准2021年股息为每股1.53美元，与去年持平 [24] - 公司预计RemainCo在2024年前需要10亿美元的新股本 [25] - 公司正在与评级机构保持对话，预计两家新公司都将保持投资级评级 [23] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于Constellation Technology Ventures投资组合的价值 - 该投资组合在2020年贡献了0.14美元的每股收益，公司已将其价值纳入2021年预测 [57] - 公司尚未决定是否将这些投资用于抵消股本需求 [59] 问题: 关于SpinCo的杠杆水平和资本分配策略 - SpinCo将优先偿还债务以支持其信用指标，同时考虑向股东返还资本 [61] - 公司预计SpinCo将保持投资级评级，并将在未来提供更详细的资本分配策略 [61] 问题: 关于德州事件对公司融资计划的影响 - 公司当前的融资计划已考虑德州事件的影响 [64] - 公司预计未来股本需求可能会因多种因素变化，包括利率和监管结算 [65] 问题: 关于核能业务的未来前景 - 公司对核能业务的未来持乐观态度，认为各州对核能的环境和经济效益认识正在增强 [67] - 公司正在与联邦政府和国会就碳税和其他机制进行积极对话 [68] 问题: 关于分离交易的执行信心 - 公司对获得纽约公共服务委员会和核管理委员会的批准持乐观态度 [72] - 公司预计分离交易将在一年内完成 [72] 问题: 关于SpinCo的信用评级和业务风险 - 公司预计SpinCo将保持投资级评级，并通过多种方式增强其现金流稳定性 [78] - 公司计划通过成本管理和资产优化来抵消分离带来的协同效应损失 [79] 问题: 关于德州市场的未来策略 - 公司正在评估德州市场的未来设计，并考虑其ERCOT业务的长期策略 [80] - 公司希望德州市场能够引入容量支付机制，以支持发电厂的硬化和可靠性投资 [81] 问题: 关于SpinCo的资本分配政策 - SpinCo将优先偿还债务，随后考虑向股东返还资本 [84] - 公司尚未最终确定SpinCo的资本分配政策，将根据未来政策结果进行调整 [85] 问题: 关于联邦碳立法的预期 - 公司预计拜登政府将推动更积极的碳减排目标，并可能通过基础设施法案推动清洁能源发展 [89] - 公司正在与联邦政府和国会合作，确保碳政策设计能够平衡客户影响和气候目标 [90] 问题: 关于零售业务的风险管理 - 公司在其他市场采取了措施来应对价格波动，包括容量采购和对冲策略 [94] - 公司认为德州市场的设计与其他市场不同，未来需要改进市场设计以降低风险 [95] 问题: 关于SpinCo的财务结构 - 公司已考虑多种情景下的SpinCo财务表现，并将根据市场变化调整其资本结构 [97] - 公司将继续通过资产优化和项目融资来管理SpinCo的财务状况 [98] 问题: 关于RemainCo的收益轨迹 - RemainCo的长期每股收益增长目标为6%至8%，但由于费率案件时间安排，可能会出现波动 [102] - 公司正在努力减少监管滞后，以支持RemainCo的长期增长 [103] 问题: 关于德州事件影响的抵消措施 - 公司预计抵消措施将在全年逐步实施，包括推迟非必要维护和一次性成本节约 [104] - 公司已成立专门团队来监督这些抵消措施的实施 [105]

业绩总结 - 2020年第四季度每股收益（EPS）为0.76美元，全年每股收益为3.22美元，调整后的运营收益在3.00至3.30美元的指导范围内[16] - 2020年GAAP每股收益为2.01美元，较2019年的0.79美元增长了154%[165] - 2020年Q4的GAAP净收入为$1,737百万，较Q3的$1,747百万略有下降[171] - 2020年Q4的调整后运营收益为$1,984百万，较Q3的$1,990百万略有下降[171] - 2020年调整后的每股运营收益为3.22美元，超出原始指导范围的中点[53] 用户数据 - 客户续约率为79%[21] - 2020年客户流失率保持稳定，零售业务表现良好[45] - 2020年新客户赢得率为29%[52] - SpinCo的客户续约率自2016年以来平均为77%[36] 未来展望 - 预计2021年调整后的每股运营收益指导范围为2.60至3.00美元[49] - 目标到2024年实现每股收益（EPS）增长6-8%[30] - 预计2020-2024年间，资产基础增长率为7.6%[27] - 预计2021年发电量为173,200 GWh，预计发电量对冲比例为94%-97%[147] 新产品和新技术研发 - 计划在2021-2024年间在Exelon公用事业中投资约270亿美元用于电网现代化和韧性建设[28] - 预计通过替代回收机制覆盖约100%的资产基础增长[32] 市场扩张和并购 - 计划在2022年第一季度完成ExGen的分拆，需获得FERC和NRC的批准[24] - 预计SpinCo将包括债务偿还、资本回报和清洁能源投资[24] 负面信息 - 由于2021年2月的极端天气事件，预计对公司财务的影响为7.5亿至9.5亿美元的税前损失，税后损失为5.6亿至7.1亿美元[11] - 2021年毛利受德克萨斯州天气事件影响，预计减少800百万美元[146] 其他新策略和有价值的信息 - 预计RemainCo的股息支付比率为60%，并将随着收益增长而增长[24] - 2020年完成12次核燃料补给停机，所需时间少于计划[52] - 自2015年以来，ExGen已实现超过11亿美元的成本削减[36] - 2020年有效部署约66亿美元的公用事业资本支出，以替换老化基础设施并提高可靠性[54]

财务业绩总结 - Exelon Corporation 2020年财务业绩总结，包括各子公司的运营结果和关键业务驱动因素[11] - 公司2020年重大交易和近期发展包括多项战略调整和业务驱动因素[11] - 公司关键业务驱动因素和管理策略涉及多个子公司和业务领域[11] 子公司运营结果 - Exelon Generation Company, LLC 的运营结果，重点关注核电站的运营和退役情况[11] - Commonwealth Edison Company 的财务表现，特别是与伊利诺伊州电力基础设施现代化法案相关的收入[11] - PECO Energy Company 的财务数据，包括电力销售和客户增长情况[11] - Baltimore Gas and Electric Company 的财务业绩，重点关注天然气和电力销售的增长[11] - Pepco Holdings LLC 的财务表现，特别是与电力销售和客户服务相关的收入[11] - Potomac Electric Power Company 的财务数据，包括电力销售和客户增长情况[11] - Delmarva Power & Light Company 的财务业绩，重点关注电力销售和客户服务[11] - Atlantic City Electric Company 的财务表现，特别是与电力销售和客户增长相关的数据[11] 财务报表与附注 - 公司财务报表包括合并财务报表和附注，涵盖多个子公司和业务部门[12] - 公司财务报表附注详细说明了重大会计政策、合并、收购和处置事项[12] - 公司财务报表附注还包括收入确认、资产减值、无形资产和所得税等关键会计政策[12] - 公司财务报表附注涉及退休福利、衍生金融工具和债务协议等财务事项[12] - 公司财务报表附注还包括公允价值、承诺和或有事项等财务披露[12] 前瞻性声明与风险 - 公司提醒投资者不要过度依赖前瞻性声明，这些声明仅适用于报告发布之日[30] - 公司未承诺公开更新前瞻性声明以反映报告发布后的事件或情况[30] - 报告包含前瞻性声明，涉及公司未来业务分离的时机、方式、免税性质及预期收益，存在风险和不确定性[29] - 实际结果可能与前瞻性声明存在重大差异，影响因素包括风险因素、管理层讨论与分析、财务报表附注及其他SEC文件中的讨论[30] - 公司不承担公开更新前瞻性声明的义务，声明仅适用于报告发布之日[30] 公司结构与报告 - 公司包含Exelon Corporation及其子公司，如Commonwealth Edison Company、PECO Energy Company等，各自独立提交财务报告[27] 信息获取与披露 - 公司财务报表和补充数据可在SEC网站和公司官网获取[32] - 更多信息可通过SEC网站或公司官网获取，但官网信息不构成报告的一部分[32] 未来展望与战略 - Exelon Corporation 的未来展望和战略，包括市场扩张和新技术的研发[11]

业绩总结 - Exelon在2019年运营收入为344亿美元[11] - 2020年预计总毛利为705亿美元，2021年预计为665亿美元[90] - 2020年净收入为745亿美元，2021年预计为707.5亿美元[90] - 2020年第三季度GAAP净收入为1,747百万美元，调整后的运营收益为1,990百万美元[101] - 2020年第三季度每股收益（EPS）为1.04美元，超出指导范围0.80-0.90美元[50] - 2020年调整后的运营收益指导上调至每股2.80至3.10美元[49] 用户数据 - Exelon的客户负荷服务量为210太瓦时（TWh）[10] - Exelon的10百万客户享受到了基础设施改善带来的好处[26] - Exelon在2019年的客户满意度指数中表现最佳[26] 未来展望 - Exelon计划在2020至2023年期间在公用事业领域投资260亿美元[9] - Exelon预计在未来四年内实现约134亿美元的资产基础增长[36] - Exelon预计2023年的每股收益（EPS）将增长6-8%，预计达到2.60美元[37] 新产品和新技术研发 - Exelon计划在2020年实现5%的年度股息增长[19] - Exelon计划在2020年投资65.75亿美元的增长资本支出[72] - Exelon的电力生成强度显著低于2°C的滑行范围[17] 市场扩张和并购 - Exelon计划在2020年有效部署约65亿美元的公用事业资本支出[20] - Exelon在2020年完成了20亿美元的长期融资计划[53] 负面信息 - 2021年Exelon的总毛利预计将减少1.5亿美元，主要由于拜伦和德雷斯登的退役[42] - 2020年因退役造成的直接成本为425百万美元，影响GAAP运营和维护费用[103] 其他新策略和有价值的信息 - Exelon在2019年为慈善和社区事业捐赠了约5200万美元[9] - Exelon在疫情响应中提供了600万美元的资金支持[21] - 所有六家公用事业公司暂时暂停了服务断开和逾期付款费用[21] - Exelon的碳排放强度已显著低于巴黎协议的承诺目标，预计到2030年将进一步降低[61] - Exelon在2017年至2020年间实现了每年5%的股息增长承诺[54]

净收入与每股收益 - Exelon的净收入在2020年第三季度同比下降2.71亿美元，每股稀释收益从0.79美元降至0.51美元[595] - 2020年前九个月，Exelon的净收入同比下降5.6亿美元，每股稀释收益从2.22美元降至1.64美元[594] - 2020年第三季度归属于普通股股东的净收入为5.01亿美元，稀释每股收益为0.51美元，相比2019年同期的7.72亿美元和0.79美元有所下降[604] - 2020年前九个月归属于普通股股东的净收入为16.04亿美元，稀释每股收益为1.64美元，相比2019年同期的21.64亿美元和2.22美元有所下降[606] 各子公司净收入变化 - Generation在2020年第三季度的净收入同比下降2.08亿美元，前九个月同比下降1.58亿美元[595] - ComEd在2020年前九个月的净收入同比下降2.4亿美元[595] - PECO在2020年前九个月的净收入同比下降9300万美元[595] - BGE在2020年前九个月的净收入同比增加1200万美元[595] - PHI在2020年前九个月的净收入同比增加600万美元[595] - Pepco在2020年前九个月的净收入同比增加1000万美元[595] - DPL在2020年前九个月的净收入同比下降2500万美元[595] - ACE在2020年前九个月的净收入同比增加1900万美元[595] 调整后的非GAAP运营收益 - 2020年第三季度调整后的非GAAP运营收益为10.17亿美元，稀释每股收益为1.04美元，相比2019年同期的9亿美元和0.92美元有所增长[604] - 2020年前九个月调整后的非GAAP运营收益为24.03亿美元，稀释每股收益为2.46美元，相比2019年同期的23.29亿美元和2.39美元有所增长[606] 资产减值与COVID-19相关成本 - 2020年第三季度资产减值净额为3.75亿美元，稀释每股收益为0.38美元，相比2019年同期的1.13亿美元和0.12美元大幅增加[604] - 2020年前九个月资产减值净额为3.96亿美元，稀释每股收益为0.40美元，相比2019年同期的1.19亿美元和0.12美元大幅增加[606] - 2020年第三季度与COVID-19相关的直接成本为1000万美元，稀释每股收益为0.01美元[604] - 2020年前九个月与COVID-19相关的直接成本为3700万美元，稀释每股收益为0.04美元[606] 核电站退役与剥离相关费用 - 2020年第三季度与核电站退役和剥离相关的费用为3.29亿美元，稀释每股收益为0.34美元，相比2019年同期的1.19亿美元和0.12美元有所增加[604] - 2020年前九个月与核电站退役和剥离相关的费用为3.48亿美元，稀释每股收益为0.36美元，相比2019年同期的1.14亿美元和0.12美元有所增加[606] 传输费率申请 - ComEd的2020年传输费率申请中，初始收入要求增加18百万美元，年度调整减少4百万美元，总收入要求增加14百万美元，允许的回报率为8.17%，允许的ROE为11.50%[625] - PECO的2020年传输费率申请中，初始收入要求增加5百万美元，年度调整减少28百万美元，总收入要求减少23百万美元，允许的回报率为7.47%，允许的ROE为10.35%[625] - BGE的2020年传输费率申请中，初始收入要求增加16百万美元，年度调整减少3百万美元，总收入要求增加4百万美元，允许的回报率为7.26%，允许的ROE为10.50%[625] - Pepco的2020年传输费率申请中，初始收入要求增加2百万美元，年度调整减少46百万美元，总收入要求减少44百万美元，允许的回报率为7.81%，允许的ROE为10.50%[625] - DPL的2020年传输费率申请中，初始收入要求减少4百万美元，年度调整减少40百万美元，总收入要求减少44百万美元，允许的回报率为7.20%，允许的ROE为10.50%[625] - ACE的2020年传输费率申请中，初始收入要求增加5百万美元，年度调整减少25百万美元，总收入要求减少20百万美元，允许的回报率为7.40%，允许的ROE为10.50%[625] 应收账款融资与电力组合对冲 - Generation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[627] - Generation在2020年和2021年的电力组合中对冲比例分别为97%-100%和87%-90%，以应对市场价格波动[632] - Generation的铀浓缩需求在2020年至2024年间约60%由三家供应商提供，若供应商违约可能对运营结果产生重大不利影响[633] - Exelon和Generation通过监管机制减轻商品价格风险，允许从零售客户中回收采购成本[636] 营业收入与净收入变化 - 公司2020年第三季度营业收入为46.59亿美元，同比下降2.4%（4.77亿美元）[650] - 2020年第三季度净收入为1.17亿美元，同比下降52%（2.44亿美元）[650] - 2020年第三季度归属于会员权益的净收入为4900万美元，同比下降81%（2.57亿美元）[650] - 2020年第三季度电力收入净额（扣除购电和燃料费用）为23.45亿美元，同比增长10.5%（21.23亿美元）[650] - 2020年第三季度中西部地区电力收入净额为7.5亿美元，同比增长0.4%（7.47亿美元）[661] - 2020年第三季度ERCOT地区电力收入净额为1.47亿美元，同比增长104.2%（7200万美元）[661] - 2020年第三季度市场公允价值变动收益为2.55亿美元，同比增长1400%（1700万美元）[661] - 2020年第三季度运营和维护费用为17.37亿美元，同比增长59.8%（10.87亿美元）[650] - 2020年第三季度折旧和摊销费用为5.58亿美元，同比增长37.1%（4.07亿美元）[650] - 2020年第三季度其他运营费用总额为24.13亿美元，同比增长48.7%（16.23亿美元）[650] 发电量与购买电力 - 核能发电总量在2020年第三季度为44,884 GWh，同比下降2.9%[663] - 化石燃料和可再生能源发电总量在2020年第三季度为7,689 GWh，同比下降8.3%[663] - 购买电力总量在2020年第三季度为23,939 GWh，同比增长21.6%[663] - 大西洋中部地区在2020年第三季度的购买电力为8,252 GWh，同比增长57.6%[663] - 核电站容量因子在2020年第三季度为96.0%，略高于2019年同期的95.5%[668] 运营与维护费用 - 2020年第三季度的运营和维护费用增加了6.5亿美元，主要由于资产减值[668] - 2020年第三季度的折旧和摊销费用增加，主要由于Byron和Dresden核设施的提前退役[668] - 2020年第三季度的利息费用减少，主要由于2020年长期债务的赎回[671] - 2020年第三季度的其他净收入为3.67亿美元，主要由于NDT基金的未实现收益[672] - 2020年第三季度的税收（非所得税）减少，主要由于销售和电力使用量的下降[669] - 2020年9月30日止三个月的有效所得税率为45.7%，而2019年同期为17.4%，主要由于一次性税务结算和税收抵免增加[673] - 2020年9月30日止九个月的净收入同比下降2.4亿美元，主要由于延期起诉协议下的支付、传输资产收购的减值费用以及允许的电力分配ROE下降[677] - 2020年9月30日止三个月的运营收入为16.43亿美元，较2019年同期的15.83亿美元增加6000万美元[676] - 2020年9月30日止九个月的运营收入为44.99亿美元，较2019年同期的43.42亿美元增加1.57亿美元[676] - 2020年9月30日止三个月的电力分配收入增加1100万美元，主要由于更高的费率基础和完全可回收成本[678] - 2020年9月30日止三个月的传输收入增加800万美元，主要由于峰值负荷增加和更高的完全可回收成本[682] - 2020年9月30日止三个月的能源效率收入增加1000万美元，主要由于增加的监管资产摊销[683] - 2020年9月30日止三个月的其他收入增加1600万美元，主要由于风暴恢复工作的互助援助收入[684] - 2020年9月30日止三个月的折旧和摊销费用增加3500万美元，主要由于资本支出增加和2020年8月风暴监管资产的摊销[689] - 2020年9月30日止三个月的运营和维护费用减少1900万美元，主要由于风暴成本降低和监管要求计划的减少[688] 天气与客户交付量 - 2020年第三季度营业收入为8.13亿美元，同比增长3500万美元，主要受有利天气条件影响[691] - 2020年前九个月营业收入为23.06亿美元，同比下降2700万美元，主要受不利天气条件和2020年6月和8月风暴影响[691][692] - 2020年第三季度净收入为1.38亿美元，与2019年同期基本持平，主要受有利天气条件和2020年8月风暴修复成本的影响[691] - 2020年前九个月净收入为3.17亿美元，同比下降9300万美元，主要受不利天气条件、风暴成本增加、折旧和摊销费用增加以及信用损失费用增加的影响[692] - 2020年第三季度电力零售交付量为10,430 GWh，同比下降1.6%，其中住宅客户交付量增长9.0%，小型和大型商业及工业客户交付量分别下降8.4%和7.7%[696] - 2020年前九个月电力零售交付量为27,167 GWh，同比下降5.2%，其中住宅客户交付量增长2.9%，小型和大型商业及工业客户交付量分别下降9.8%和9.2%[696] - 2020年9月30日，公司电力客户总数为1,672,517户，同比增长1.0%，其中住宅客户增长1.1%[696] - 2020年第三季度加热度日数为37，同比增长1750.0%，冷却度日数为1,128，同比下降1.3%[695] - 2020年前九个月加热度日数为2,594，同比下降4.1%，冷却度日数为1,504，同比下降4.2%[695] - 2020年第三季度电力业务受天气影响的营业收入增加1000万美元，主要受有利天气条件影响[693] 天然气交付与客户数量 - 2020年9月30日止三个月，PECO的天然气零售交付总量为9,556 mmcf，同比增长1.5%[698] - 2020年9月30日止九个月，PECO的天然气零售交付总量为56,460 mmcf，同比下降9.5%[698] - 2020年9月30日，PECO的天然气客户总数为535,016，较2019年同期增加5,734户[698] - 2020年9月30日止三个月，PECO的传输收入因FERC批准的公式而有所变化，2019年第四季度获批[699] - 2020年9月30日止三个月，PECO的其他收入减少，主要由于停止收取新滞纳金并恢复服务[701] - 2020年9月30日止三个月，PECO的运营和维护费用增加3200万美元，主要由于风暴相关成本增加[704] - 2020年9月30日止三个月，BGE的运营收入为7.31亿美元，较2019年同期增加2800万美元[708] - 2020年9月30日止九个月，BGE的净收入为2.73亿美元，较2019年同期增加1200万美元[709] - 2020年9月30日，BGE的电力客户总数为1,314,231，较2019年同期增加13,182户[711] - 2020年9月30日，BGE的天然气客户总数为689,128，较2019年同期增加8,964户[713] 传输收入与其他收入 - 传输收入在2020年9月30日结束的三个月内与2019年同期相比保持相对稳定，但在九个月内有所下降，主要由于传输相关所得税监管负债的和解协议[714] - 其他收入在2020年9月30日结束的三个月和九个月内均有所下降，原因是公司暂时暂停了因未付款而断开客户连接的服务，并停止了新滞纳金的收取[715] - 2020年9月30日结束的三个月和九个月内，购买电力和燃料费用分别增加了1500万美元和减少了7300万美元，这些变化在营业收入中被完全抵消[717] - 2020年9月30日结束的三个月内，运营和维护费用减少了500万美元，九个月内减少了200万美元，主要由于劳动力和材料成本的减少[719] - 2020年9月30日结束的三个月和九个月内，折旧和摊销费用分别增加了1700万美元和3700万美元，主要由于持续的资本支出[719] - 2020年9月30日结束的三个月和九个月内，有效所得税率分别为13.1%和8.7%，相比2019年同期的17.9%和18.4%有所下降，主要由于传输相关所得税监管负债的和解协议[720] PHI与Pepco的净收入变化 - 2020年9月30日结束的三个月内，PHI的净收入增加了2700万美元，主要由于DPL的电力分配费率提高和传输费率增加[723] - 2020年9月30日结束的九个月内，PHI的净收入增加了600万美元，主要由于电力分配费率提高和传输费率增加，部分被折旧和摊销费用的增加所抵消[724] - 2020年9月30日结束的三个月内，Pepco的净收入增加了2000万美元，主要由于环境负债增加的缺失[726] - 2020年9月30日结束的九个月内，Pepco的净收入增加了1000万美元，主要由于环境负债增加的缺失和租赁安排的到期，部分被折旧和摊销费用的增加所抵消[727] - 其他收入减少，主要由于Pepco暂时暂停了因未付款而断开客户连接的服务，并暂停了所有客户的新滞纳金[732] 采购电力与运营维护费用 - 采购电力费用减少了1800万美元和4600万美元，分别在2020年第三季度和九个月内，与2019年同期相比[734] - 运营和维护费用减少了2900万美元和2800万美元，分别在2020年第三季度和九个月内，与2019年同期相比[736] - 折旧和摊销费用增加了100万美元，分别在2020年第三季度和九个月内，与2019年同期相比[737] DPL的净收入与运营收入 - DPL的净收入减少了600万美元和2500万美元，分别在2020年第三季度和九个月内，与2019年同期相比，主要由于风暴成本增加[739][740] - 运营收入增加了1800万美元，但在九个月内减少了3300万美元，与2019年同期相比[741] - 天气对电力和天然气需求的影响导致运营收入减少，特别是在2020年九个月内，与2019年同期相比[743] - 加热和冷却度日数在2020年九个月内与2019年同期相比有所减少，影响了能源需求[744] 电力与天然气客户交付量 - 2020年9月30日，公司向特拉华州客户的电力零售交付量为2,182 GWh，同比下降3.7%，其中居民和小型商业及工业交付量增长8.6%至1,028 GWh，大型商业及工业和公共机构及电气铁路交付量分别下降3.6%和16.1%[745] - 2020年9月30日，公司向特拉华州客户的天然气零售交付量为2,413 mmcf，同比增长0.2%，其中居民交付量增长9.4%至441 mmcf，小型商业及工业交付量下降12.2%至339 mmcf[748] - 2020年9月30日，公司总电力客户数为536,010，同比增长1.0%，其中居民客户数为471,875，同比增长1.0%[745] - 2020年9月30日，公司总天然气客户数为136,721，同比增长1.3%，其中居民客户数为126,659，同比增长1.4%[749] 传输收入与运营维护费用 - 2020年9月30日，公司传输收入下降，主要由于传输相关所得税监管负债的结算协议[750] - 2020年9月30日，公司运营和维护费用增加2100万美元，主要由于风暴相关成本增加1700万美元[756] - 2020年9月30日，公司折旧和摊销费用增加200万美元，主要由于持续资本支出[756] - 2020年9月30日，公司有效所得税率下降，主要由于传输相关所得税监管负债的结算协议[756] - 2020年9月30日，公司净收入增加1200万美元，主要由于传输费率增加[758] - 2020年9月30日，公司净收入增加1900万美元，主要由于电力分配费率增加和传输费率增加[759] 运营收入与天气影响 - 2020年9月30日结束的三个月内，公司运营收入增加了100万美元，而九个月内减少了1400万美元[760] - 2020年9月30日结束的三个月内，供暖度日数增加了346.2%，而九个月内减少了9.7%[762] - 2020年9月30日结束的

COVID-19对财务的影响 - COVID-19对Generation和Utility Registrants的净收入影响分别为1亿美元和5000万美元[535] - 2020年下半年，Generation和Utility Registrants预计净收入减少5000万至1亿美元和1000万至2500万美元[536] - Generation预计2020年下半年因信用损失增加导致净收入减少1500万至5000万美元[538] - 公司已采取措施节省2.5亿美元成本以抵消COVID-19带来的不利影响[540] - 2020年第二季度COVID-19直接成本为2700万美元，每股影响为0.03美元[555] - 公司2020年上半年的收入受到COVID-19的影响，导致负荷减少和信用损失增加[588][590] - 公司2020年6月30日结束的三个月的净收入减少了1200万美元，主要原因是信用损失费用增加，包括COVID-19的影响，以及各种费用的增加[656] - 公司2020年6月30日结束的六个月的净收入减少了2100万美元，主要原因是信用损失费用增加，包括COVID-19的影响，以及ACE服务区域的不利天气条件和各种费用的增加[657] - Pepco的净收入在2020年6月30日结束的三个月减少了700万美元，主要原因是信用损失费用增加，包括COVID-19的影响[659] - Pepco的净收入在2020年6月30日结束的六个月减少了1000万美元，主要原因是信用损失费用增加，包括COVID-19的影响[660] - Pepco的运营收入在2020年6月30日结束的三个月减少了3700万美元，主要原因是信用损失费用增加，包括COVID-19的影响[659] - Pepco的运营收入在2020年6月30日结束的六个月减少了6700万美元，主要原因是信用损失费用增加，包括COVID-19的影响[661] - 2020年第二季度净收入为1900万美元，同比下降1100万美元，主要由于信用损失费用增加，包括COVID-19的影响以及各项费用的增加[672] - 2020年上半年净收入为6400万美元，同比下降1900万美元，主要由于信用损失费用增加，包括COVID-19的影响以及各项费用的增加[673] 财务表现 - 2020年第二季度，Exelon的净收入同比增加3700万美元，稀释每股收益从0.50美元增至0.53美元[544] - 2020年上半年，Exelon的净收入同比减少2.88亿美元，稀释每股收益从1.43美元降至1.13美元[550] - 2020年第二季度归属于普通股股东的净收入为5.21亿美元，每股收益为0.53美元，相比2019年同期的4.84亿美元和0.50美元有所增长[555] - 2020年上半年归属于普通股股东的净收入为11.03亿美元，每股收益为1.13美元，相比2019年同期的13.91亿美元和1.43美元有所下降[556] - 2020年第二季度调整后的非GAAP运营收益为5.36亿美元，每股收益为0.55美元，相比2019年同期的5.83亿美元和0.60美元有所下降[555] - 2020年上半年调整后的非GAAP运营收益为13.87亿美元，每股收益为1.42美元，相比2019年同期的14.29亿美元和1.47美元有所下降[556] - 2020年6月30日，公司运营收入为3,880百万美元，同比下降330百万美元[586] - 2020年6月30日，公司净收入为529百万美元，同比增加411百万美元[586] - 公司2020年上半年的净收入为368百万美元，同比增加49百万美元[589] - 2020年第二季度，公司净收入为602百万美元，较2019年同期的171百万美元大幅增加，主要由于NDT基金的未实现收益和利息收入增加[607] - 2020年上半年，公司净收入为-168百万美元，较2019年同期的601百万美元大幅下降，主要由于NDT基金的未实现损失[607] - 2020年第二季度，ComEd的运营收入为1,417百万美元，较2019年同期的1,351百万美元增加66百万美元，主要由于电力分销收入的增加[609] - 2020年上半年，ComEd的运营收入为2,856百万美元，较2019年同期的2,759百万美元增加97百万美元，主要由于电力分销收入的增加[609] - 2020年第二季度，ComEd的净收入为-61百万美元，较2019年同期的186百万美元下降247百万美元，主要由于Deferred Prosecution Agreement的支付和传输资产减值[609] - 2020年上半年，ComEd的净收入为107百万美元，较2019年同期的344百万美元下降237百万美元，主要由于Deferred Prosecution Agreement的支付和传输资产减值[610] - 2020年6月30日结束的三个月内，公司净收入下降6300万美元，主要由于2020年6月的风暴成本增加以及COVID-19导致的信用损失费用增加，部分被有利的天气条件所抵消[623] - 2020年6月30日结束的六个月内，公司净收入下降9200万美元，主要由于不利的天气条件、2020年6月的风暴成本增加以及COVID-19导致的信用损失费用增加[624] - 2020年6月30日结束的三个月内，与天气相关的营业收入增加了1100万美元，主要由于PECO服务区域内的有利天气条件[625] - 2020年6月30日结束的六个月内，与天气相关的营业收入减少了3600万美元，主要由于PECO服务区域内的不利天气条件[627] - 2020年6月30日结束的三个月内，电力零售交付量同比下降6.8%，其中住宅客户交付量增加11.4%，而商业和工业客户交付量分别下降13.8%和15.6%[629] - 2020年6月30日结束的六个月内，电力零售交付量同比下降7.4%，其中住宅客户交付量下降1.0%，而商业和工业客户交付量分别下降10.6%和10.1%[629] - 2020年6月30日结束的三个月内，天然气零售交付量同比增长4.1%，其中住宅客户交付量增加92.9%，而商业和工业客户交付量分别下降49.2%和82.4%[633] - 2020年6月30日结束的六个月内，天然气零售交付量同比下降11.5%，其中住宅客户交付量下降3.3%，而商业和工业客户交付量分别下降26.0%和66.7%[633] - 2020年6月30日结束的六个月内，电价上涨主要由于所有主要客户类别的使用量下降以及天然气分销费率提高[633] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月内，传输收入与2019年同期相比保持相对稳定[634] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月期间，PECO的购电和燃料费用分别增加了2500万美元和减少了2100万美元，这些变化在营业收入中完全抵消[639] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月期间，PECO的运营和维护费用分别增加了7600万美元和6800万美元，主要由于风暴相关成本和信用损失费用的增加[640] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月期间，PECO的折旧和摊销费用分别增加了500万美元和900万美元，主要由于持续的资本支出[641] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月期间，BGE的营业收入分别减少了3300万美元和7100万美元，主要由于购电和燃料费用的减少[643] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月期间，BGE的运营收入分别减少了3700万美元和900万美元，主要由于折旧和摊销费用的增加[643] - 2020年6月30日结束的六个月期间，BGE的净收入增加了1300万美元，主要由于2019年12月生效的天然气和电力分销费率提高[643] - 2020年6月30日结束的三个月内，ACE的净收入增加400万美元，主要由于2020年4月生效的更高电力分销费率，部分被商业和工业使用量下降所抵消[690] - 2020年6月30日结束的六个月内，ACE的净收入增加700万美元，主要由于2019年4月和2020年4月生效的更高电力分销费率，部分被不利天气条件和商业和工业使用量下降所抵消[691] - 2020年6月30日结束的六个月内，ACE的运营收入下降1500万美元，主要由于不利天气条件和商业和工业使用量下降[692] - 2020年6月30日结束的三个月中，公司向客户的电力零售交付量为1,839 GWh，同比下降8.1%[695] - 2020年6月30日结束的六个月中，公司向客户的电力零售交付量为3,691 GWh，同比下降8.3%[695] - 2020年6月30日结束的三个月中，传输收入同比下降，主要由于传输相关所得税监管负债的结算协议[696] - 2020年6月30日结束的三个月中，运营和维护费用增加了800万美元，主要由于信用损失费用的增加[701] - 2020年6月30日结束的六个月中，折旧和摊销费用增加了1,500万美元，主要由于监管资产摊销和监管要求项目的增加[701] 资本支出与融资 - Generation在2020年3月借款15亿美元以应对商业票据市场的中断，并于4月3日偿还[541] - 2020年4月至7月期间，公司发行了40亿美元的长期债务[541] - 2020年6月30日结束的六个月中，公司发行了51亿美元的长期债务，其中40亿美元在2020年4月至7月期间发行[708] - 2020年6月30日，公司拥有107亿美元的信贷额度，用于支持商业票据计划和其他短期借款[706] - 2020年6月30日，公司已赎回或再融资了2020年到期的34亿美元长期债务中的34亿美元[708] - 2020年6月30日，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[706] - Exelon及其子公司2020年上半年经营活动现金流净减少2.18亿美元，其中Generation减少1.47亿美元，ComEd减少1.69亿美元[718] - Exelon和Generation在2020年核销了约12亿美元的应收账款[721] - 2020年上半年Exelon的资本支出为8.075亿美元，其中Generation为1.5亿美元，ComEd为2.35亿美元[725] - Exelon 2020年上半年投资活动现金流净增加7.4亿美元，主要由于DPP回收11.02亿美元[722] - Exelon 2020年上半年融资活动现金流净增加16.39亿美元，主要由于长期债务净增加23.56亿美元[726] - Generation在2020年上半年向母公司分配了4.88亿美元[726] - Exelon预计2020年资本支出总额为80.75亿美元，其中ComEd为23.5亿美元，PECO为11.5亿美元[725] - 2020年上半年Exelon的养老金和非养老金退休后福利贡献减少了2.03亿美元[718] - Exelon 2020年上半年所得税支出减少了2.65亿美元[718] - 2020年上半年Exelon的短期借款净减少了5.96亿美元[726] 发电与能源管理 - 公司对2020年和2021年的电力生成进行了对冲，分别对冲了98%-101%和76%-79%的预期生成量[572] - 公司约60%的铀浓缩需求由三家供应商提供，2020年至2024年的供应合同已签订[573][575] - 核能发电总量2020年第二季度为434.16亿千瓦时，同比下降3.0%[600] - 化石能源和可再生能源发电总量2020年第二季度为68.3亿千瓦时，同比增长0.1%[600] - 购买电力总量2020年第二季度为165.24亿千瓦时，同比增长9.2%[600] - 核电站容量因子2020年第二季度为95.4%，较2019年同期增长0.3个百分点[604] - 2020年第二季度运营和维护费用减少7700万美元，主要由于劳动力和材料成本下降[604] - 2020年第二季度利息支出减少，主要由于长期债务到期[605] - 2020年第二季度，ComEd的电力分销收入保持相对稳定，而2020年上半年则有所增加，主要由于更高的费率基础和完全可回收成本的增加[614] - 2020年第二季度和上半年，ComEd的传输收入均有所下降，主要由于峰值负荷的减少[615] - 2020年第二季度和上半年，ComEd的能源效率收入均有所增加，主要由于监管资产摊销的增加[616] - 2020年第二季度，ComEd的运营和维护费用增加了231百万美元，主要由于Deferred Prosecution Agreement的支付和传输资产减值[620] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月期间，BGE的购电和燃料费用分别减少了1400万美元和8700万美元，这些变化在营业收入中完全抵消[651] - 2020年6月30日结束的六个月内，采购电力和燃料费用减少2200万美元，完全被运营收入中的监管要求计划抵消[687] 客户与市场表现 - 大西洋中部地区2020年第二季度收入为5.25亿美元，同比下降19.5%[597] - 中西部地区2020年第二季度收入为7.03亿美元，同比下降3.7%[597] - 纽约地区2020年第二季度收入为2.46亿美元，同比下降2.8%[597] - ERCOT地区2020年第二季度收入为9700万美元，同比增长22.8%[597] - 2020年第二季度特拉华州电力服务区域的加热度日数同比增加102.0%，冷却度日数同比减少22.5%[677] - 2020年上半年特拉华州电力服务区域的加热度日数同比减少7.5%，冷却度日数同比减少22.5%[677] - 2020年第二季度特拉华州电力零售交付量为1796 GWh，同比下降2.0%[679] - 截至2020年6月30日，DPL在特拉华州和马里兰州的电力客户总数为534,760户，同比增长1.1%[681] - 2020年6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57.6%，达到1,168 mmcf，但按天气调整后下降11.8%[682] - 2020年6月30日结束的六个月内，特拉华州总天然气交付量同比下降8.8%，达到11,486 mmcf，按天气调整后下降3.8%[682] - 2020年6月30日，特拉华州天然气客户总数达到136,335户，同比增长1.4%[682] - 2020年6月30日结束的六个月内，分销收入增加，主要由于天然气分销费率提高，归因于2020年第一季度全面实施的天然气分销系统改进费用（DSIC）[682] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月内，传输收入同比下降，主要由于传输相关所得税监管负债的结算协议[683] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月内，其他收入同比下降，主要由于公司暂停了客户因未付款而断开的服务，并暂停了新的滞纳金[684] - 2020年6月30日，公司电力客户总数为562,150户，较2019年同期增加3,658户[695] - 2020年6月30日结束的三个月中，传输收入同比下降，主要由于传输相关所得税监管负债的结算协议[696] - 2020年6月30日结束的三个月中，运营和维护费用增加了800万美元，主要由于信用损失费用的增加[701] - 2020年6月30日结束的六个月中，折旧和摊销费用增加了1,500万美元，主要由于监管资产摊销和监管要求项目的增加[701] 资产与负债管理 - 公司评估了长期资产、商誉和投资的可回收性，2020年未记录重大减值费用[542] - 2020年第二季度递延起诉协议支付为2亿美元，每股影响为0.20美元[555] - 2020年第二季度资产减值净额为1900万美元，每股影响为0.02美元[555] - 2020年上半年资产减值净额为2100万美元，每股影响为0.02美元[556] - 2020年第二季度非控制权益净额为1.04亿美元，每股影响为0.11美元[555] - 2020年上半年非控制权益净额为-4000万美元，每股影响为-0.04美元[556] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月期间，PECO的折旧和摊销费用分别增加了500万美元和900万美元，主要由于持续的资本支出[641] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月期间，BGE的运营收入分别减少了3700万美元和900万美元，主要由于折旧和摊销费用的增加[643] - 2020年6月30日结束的六个月期间，BGE的净收入增加了1300万美元，主要由于2019年12月生效的天然气和电力分销费率提高[643] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月期间，BGE的购电和燃料费用分别减少了1400万美元和8700万美元，这些变化在营业收入中完全抵消[651] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月期间，Pepco的传输收入分别减少了2800万美元和6700万美元，主要原因是与传输相关的所得税监管负债的结算协议[665] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月期间，Pepco的其他收入分别减少了200万美元和2300万美元，主要原因是公司暂时暂停了因未付款而断开客户连接的服务，并暂时停止了对所有客户的新滞纳金[666] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月内，传输收入同比下降，主要由于传输相关所得税监管负债的结算协议[683] - 2020年6月30日结束的三个月和六个月内，其他收入同比下降，主要由于公司暂停了客户因未付款而断开的服务，并暂停了新的滞纳金[684] 客户与市场表现 - 截至2020年6月

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]