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]