公司投资与项目 - 公司向West Aurora School District 129学区提供了93万美元的电动汽车返利支票[1] - 该投资旨在为学区实现校车车队电气化提供资金支持[1] - 此次投资使该学区成为公司在伊利诺伊州北部服务区运营的最大电动校车车队之一[1] 项目规模与进展 - 学区与其合作伙伴Highland Electric Fleets和Blue Bird共同增加了27辆电动校车和28个电动汽车充电器[1] - 新增的电动校车和充电器将用于支持学生交通服务[1]

行业表现与驱动因素 - 公用事业板块是今年迄今为止表现第三好的板块，主要受到人工智能对能源的巨大需求推动 [1] - 人工智能、制造业回流和万物电气化等多重因素同时发生，共同创造了电力需求的“完美风暴” [10] - 电力公司正在投入资金升级基础设施，以满足人工智能带来的需求 [1] 电力供需失衡现状 - 电力负荷和需求出现了过去30至40年未见的大幅增长 [4] - 在PJM电力市场等区域，由于公用事业公司不拥有发电资产，出现了最严重的供需失衡 [4] - 电网运营商PJM约一年前发布报告，预测未来几年可能出现电力短缺 [6] 不同市场结构的差异 - 在全国范围内约30%至40%的垂直一体化公用事业公司区域没有电力供应问题，因为这些公司能够主动应对需求 [5] - 在公用事业公司不拥有发电资产的区域，供应无法满足需求，导致客户面临可负担性问题 [5] 解决方案与政策应对 - PJM电网运营商已认识到其不足，并正努力内部解决该问题 [6] - PJM各州的州长们已联合提交提案，旨在帮助PJM解决短期、中期和长期问题 [8] - 提出的关键解决方案是允许公用事业公司重新进入发电业务，由各州进行控制和监管 [11] 发电技术选择 - 解决电力短缺的方案不包括建设核电站，但可侧重于联合循环燃气轮机 [12] - 其他可行的发电方案包括建设社区太阳能项目和拥有电池储能设施 [12] 紧迫性与风险警示 - 电力供应问题无法一夜之间解决，但需要立即开始全天候工作 [12] - 必须避免等到电力危机爆发时政治家才采取行动的情况，因为电力和供暖至关重要 [13] - 需要营造紧迫感，以避免出现电力供应中断的严重后果 [14]

文章核心观点 - 公司在与同类公用事业公司的基准研究中，因客户停电频率和持续时间最低而排名美国第一 [1] - 自2012年启动智能电网改进以来，公司整体可靠性提升超过57%，帮助客户避免了近2470万次用电中断，节省了超过43亿美元的停电相关成本 [2] - 公司通过有针对性的投资来应对极端天气、日益增长的负荷需求和网络安全等电网挑战，以持续提升可靠性和韧性 [2] 电网可靠性表现 - 反映客户停电频率的指标相比2012年及更早时期改善了超过50% [1] - 反映停电持续时间的指标在同一时间段内改善了约20%，意味着客户在服务中断时经历的停电时间更短 [1] - 电网可靠性表现在近年来持续改善 [2] 基准研究详情 - 研究中的同行公司小组由主要服务100万或以上客户、并拥有输配电业务的上市公司组成 [3] - 主要数据来源包括由知名公司进行的多公用事业小组调查、监管报告和美国能源信息管理局 [3] 公司背景信息 - 公司是总部位于芝加哥的Exelon Corporation的子公司，Exelon是财富200强能源公司，服务超过1050万电力和天然气客户，为美国客户数量最多的公司之一 [4] - 公司为伊利诺伊州北部超过420万客户供电，覆盖该州70%的人口 [4]

市场集中度与估值 - 对市场领先公司和“科技七巨头”股票的过度集中和估值过高表示担忧 [1] - 对人工智能对这些顶级公司的真实经济价值提出疑问 [1] 投资研究服务 - 专注于为个人投资者寻找高收益投资机会 [2] - 提供清晰、可操作的分析见解以帮助实现更好的投资回报 [2] - 所有分析均基于专业研究旨在帮助投资者做出明智决策 [2]

核心观点 - 对美股顶级公司和“科技七巨头”股票的过度集中、估值过高以及人工智能的真实经济价值表示担忧 [1] 公司业务与战略 - 分析服务专注于为个人投资者寻找高收益投资机会 [2] - 分析服务旨在提供清晰、可操作的见解以帮助投资者获得更好回报 [2] - 所有分析均基于专业研究，旨在帮助投资者做出明智决策 [2] 分析师持仓披露 - 分析师通过股票、期权或其他衍生品持有EXC的多头头寸 [3]

公司财务表现 - 第三季度高级数据中心项目管道规模达18吉瓦，较上一季度增长13%，潜在未来新增总量为47吉瓦 [1] - 年初至今实现收入22亿美元，较去年同期增长17%，主要受PECO Energy公司费率上调驱动 [3] - 潜在输电支出规模在100亿至150亿美元之间，该金额未包含在公司380亿美元的四年资本支出计划内 [2] 业务战略与市场拓展 - 公司通过六家受监管的输配电公用事业公司为超过1070万客户提供服务，并继续在马里兰州和宾夕法尼亚州等放松管制州争取供电角色 [4] - 公司认为各州需利用所有可用选项来确保电力供应，公用事业公司可通过投资能效、分布式和社区太阳能、储能或拥有传统发电厂来帮助各州保障充足电力供应 [5] - 公司表示愿意为解决客户能源成本问题做出努力，旨在控制客户能源成本 [8] 数据中心业务增长 - 除了18吉瓦已进入正式工程阶段并支付定金的数据中心负荷外，公司公用事业部门还有6吉瓦潜在数据中心客户接近签署输电服务协议 [8][9] 行业动态与案例 - 马里兰州一项待决的可调度发电招标似乎未达到目标，Constellation Energy公司投标了714兆瓦燃气轮机项目和四个200兆瓦、持续四小时的电池储能项目，但其储能项目的有效负载承载能力为58%，低于招标要求的65%最低标准 [6] - 马里兰州自然资源部工作人员将于12月就哪些项目应获得快速通道公共便利和必要性证书审查向公共服务委员会提出建议 [7]

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归属于普通股股东的净利润表现 - Exelon 2025年第三季度归属于普通股股东的净利润为8.75亿美元，较2024年同期的7.07亿美元增长1.68亿美元[421] - Exelon 2025年前九个月归属于普通股股东的净利润为21.74亿美元，较2024年同期的18.13亿美元增长3.61亿美元[421] 各子公司净利润表现 - PECO 2025年第三季度净利润为2.5亿美元，较2024年同期的1.17亿美元大幅增长1.33亿美元[421] - PECO 2025年前九个月净利润为6.52亿美元，较2024年同期的3.56亿美元增长2.96亿美元[421] - ComEd 2025年第三季度净利润为3.73亿美元，较2024年同期的3.6亿美元增长1300万美元[421] - ComEd 2025年前九个月净利润为9.03亿美元，较2024年同期的8.23亿美元增长8000万美元[421] - BGE 2025年第三季度净利润为8200万美元，较2024年同期的4500万美元增长3700万美元[421] - PHI 2025年第三季度净利润为2.91亿美元，较2024年同期的2.78亿美元增长1300万美元[421] 电价案批准与监管决定 - ComEd在伊利诺伊州的电价案获批，年收入要求增加10.45亿美元，批准股本回报率为8.905%[431] - Pepco在华盛顿特区的电价案获批，年收入要求增加1.23亿美元，批准股本回报率为9.50%[431] - ComEd总收入要求增加1.27亿美元，初始收入要求增加7800万美元，年度调整增加4900万美元，允许的权益回报率（ROE）为11.50%[435] - ComEd就FERC审计达成原则性协议，记录7000万美元的资本化建设成本被冲销为运营费用，预计无法在未来费率中回收[438] - 除PECO外，其他公用事业公司因PLR可能导致用于费率制定的累计递延所得税减少约12亿至17亿美元[441] - BGE因新法律注销了与多年计划调整相关的1000万美元监管资产和300万美元监管负债，DPL注销了40万美元监管负债[445] - BGE、Pepco和DPL分别从MDPSC获得约4900万美元、2100万美元和800万美元，用于减少居民客户应收账款[447] - ACE获得新泽西州公共事业委员会（NJBPU）5100万美元资金，用于向居民客户提供账单抵免，截至2025年9月30日已发放2500万美元抵免，监管负债降至2600万美元[449] 营业收入变化 - ComEd第三季度运营收入增加4600万美元，其中分销收入增加8500万美元，但监管要求项目收入减少2100万美元[454] - ComEd前九个月运营收入减少2.27亿美元，主要因监管要求项目收入减少4.20亿美元，尽管分销收入增加2亿美元[454] - PECO 2025年前九个月营业收入增加5.38亿美元，其中定价因素贡献3.28亿美元，监管要求项目贡献1.77亿美元[469] - BGE第三季度运营收入增加1.65亿美元，九个月累计增加5.23亿美元[489] - Pepco运营收入三个月增加1.31亿美元，九个月增加3.06亿美元，主要受监管要求项目收入推动[509][510] - DPL 2025年第三季度营业收入为4.91亿美元，同比增长2900万美元；前九个月营业收入为14.6亿美元，同比增长1.17亿美元[525] - DPL 2025年第三季度运营收入为9400万美元，同比增长900万美元；前九个月运营收入为2.75亿美元，同比增长3100万美元[525] - ACE的营业收入在2025年第三季度和前三季度分别增加3000万美元和4800万美元，主要得益于监管要求项目带来的3200万美元和4400万美元收入增长[545][546] 购电和燃料成本变化 - 购电费用在2025年第三季度减少2900万美元，前九个月减少4.6亿美元，减少额通过监管要求项目在营业收入中抵消[460] - BGE第三季度购电和燃料成本增加1.48亿美元，九个月累计增加3.56亿美元，该成本通过监管要求项目在运营收入中完全抵消[489][497] - Pepco购电成本三个月增加7300万美元，九个月增加1.34亿美元，完全被运营收入中的监管项目抵消[515] - DPL的购电和燃料费用在2025年第三季度和前三季度分别增加了1600万美元和6400万美元，该增加额被监管要求项目下的营业收入完全抵消[538] - ACE的购电费用在2025年第三季度和前三季度分别增加4100万美元和5900万美元，该增加额被监管要求项目下的营业收入完全抵消[545][551] 运营和维护费用变化 - 运营和维护费用总额在2025年第三季度减少100万美元，前九个月减少2300万美元[461] - PECO运营和维护费用在第三季度减少7200万美元，主要因5300万美元风暴成本递延[483] - 公司运营和维护费用三个月减少4300万美元，九个月减少1100万美元，主要受风暴相关成本减少影响[498] - Pepco运营和维护费用三个月增加1400万美元，九个月增加7400万美元，主要受马里兰多年计划调整影响[517] - ACE的运营和维护费用在2025年第三季度下降400万美元，但在前三季度增加300万美元，其中监管要求项目分别导致费用减少400万美元和增加900万美元[553] - DPL的运营和维护费用总额在2025年第三季度和前三季度分别增加200万美元和1200万美元，其中监管要求项目分别贡献了300万美元和1600万美元的增长[538] 折旧和摊销费用变化 - 折旧和摊销费用在2025年第三季度增加800万美元，前九个月增加3800万美元，主要反映持续的资本支出[463] - PECO折旧及摊销费用在第三季度增加700万美元，九个月累计增加1800万美元，主要由于持续资本支出[484] - 公司折旧和摊销费用三个月减少700万美元，九个月减少100万美元，主要因监管资产摊销减少[500] - Pepco折旧摊销费用三个月增加800万美元，九个月增加1400万美元，主要因持续资本支出[519] - ACE的折旧和摊销费用在2025年第三季度和前三季度分别减少600万美元和2600万美元，主要受监管项目摊销减少影响[553] 利息支出变化 - PECO利息净支出在第三季度增加700万美元，九个月累计增加1800万美元，主要因利率上升及2025年第三季度发行债务[486] - 公司净利息支出三个月增加700万美元，九个月增加2400万美元，主要由于2025年第二季度发行债务[501] - Pepco净利息支出三个月增加300万美元，九个月增加1700万美元，主要因利率上升及债务发行[521] - DPL的净利息费用在2025年第三季度和前三季度分别增加400万美元和600万美元，主要由于利率上升以及2024年和2025年的债务发行[541] 税率变化 - BGE有效所得税率在第三季度为2.0%，九个月累计为3.4%[487] - 公司所得税实际税率三个月为21.9%（2024年同期8.2%），九个月为21.3%（2024年同期8.3%）[502] - 截至2025年9月30日的三个月和九个月，实际所得税率分别为20.8%和20.9%，而2024年同期分别为18.6%和18.6%[523] - 公司合并有效所得税率在2025年第三季度和前三季度分别为23.6%和23.1%，高于2024年同期的20.3%和20.0%[544] 客户数量与交付量 - PECO 截至2025年9月30日的总电客户数为1,707,802，较2024年同期增加9,599户[473] - BGE住宅电力客户数增至1,220,937户，天然气客户数增至660,241户[493] - 截至2025年9月30日，总电力客户数为561,443，较2024年同期增加5,318户[530] - 截至2025年9月30日，特拉华州天然气客户数为141,802，较2024年同期增加632户[532] - ACE的客户总数从2024年9月的573,376户增长至2025年9月的576,137户，增加了2,761户[548] 天气与运营数据 - PECO 2025年前九个月冷却度日数同比减少4.9%，但比正常水平高出7.0%；加热度日数同比增长10.0%[472] - PECO 2025年前九个月总电力零售交付量为27,768 GWh，与2024年同期基本持平，但经天气正常化调整后下降1.4%[473] - PECO天然气总零售交付量在第三季度下降1.4%至9,388 mmcf，九个月累计增长7.8%至62,288 mmcf[476] - 2025年第三季度，特拉华州电力服务区制冷度日数为897，较2024年同期增长4.8%，但较正常水平低3.3%[528] - 2025年前九个月，特拉华州天然气零售交付量同比增长7.9%，按正常天气调整后增长4.3%[532] - 输电收入在2025年第三季度同比增长，但在前九个月同比下降，主要原因是输电峰值负荷降低[456] - 能效收入在2025年第三季度和前九个月均同比增长，主要驱动力是增加的监管资产摊销[457] 现金流活动 - 埃克斯龙公司经营活动现金流增加8.67亿美元，其中净收入为3.61亿美元，非现金经营活动调整达8.87亿美元[559] - 各子公司经营活动现金流变化：ComEd增加2400万美元，PECO增加3.58亿美元，BGE增加2.42亿美元，PHI增加3.81亿美元[559] - 埃克斯龙公司投资活动现金流减少9.86亿美元，主要由于资本支出达9.34亿美元[561] - 埃克斯龙公司融资活动现金流增加11.46亿美元，主要来自短期借款净增加7.13亿美元和长期债务净增加4.79亿美元[562] 资本支出与能效项目 - ComEd能效项目支出2025年前九个月为3.11亿美元，2024年同期为2.66亿美元[559] - BGE、Pepco、DPL和ACE能效及需求响应项目支出2025年前九个月总计1.39亿美元，2024年同期为1.66亿美元[559] - 截至2025年9月30日，Exelon 2025年资本支出最新估计总额为89.75亿美元，各子公司ComEd、PECO、BGE、PHI的资本支出估计分别为32亿、19.5亿、18.5亿和21.5亿美元[580] 融资与资本管理 - 埃克斯龙公司2025年前九个月支付普通股股息7000万美元，每季度每股股息为0.40美元[562][566] - 埃克斯龙公司于2025年第一季度发行400万股普通股，平均净价格为每股42.98美元，净收益为1.73亿美元[572] - 埃克斯龙公司于2025年6月15日赎回8.07亿美元利率为3.95%的高级票据[565] - 埃克斯龙公司拥有总额40亿美元的信贷额度，截至2025年9月30日有34亿美元可用于支持商业票据[567] - 2025年第一季度，Exelon签订了570万股普通股的远期销售协议，加权平均净远期价格为每股43.24美元[573] - 2025年第二季度，Exelon签订了620万股和360万股普通股的远期销售协议，加权平均净远期价格分别为每股43.51美元和43.17美元[574] - 2025年第三季度，Exelon签订了1150万股普通股的远期销售协议，加权平均净远期价格为每股43.73美元[575] - 截至2025年9月30日的九个月内，约有2670万股远期销售协议下的股份因可能产生稀释作用而未计入稀释后每股收益的计算[577] - 包括远期销售协议的影响，截至2025年9月30日，根据ATM计划仍有16亿美元普通股可供出售[578] - Exelon 2025年预计的年度合格养老金缴款额为2.75亿美元[584] 监管申请与融资授权 - 2025年9月19日，ComEd向ICC申请28亿美元的新增长期债务融资授权，预计于2025年12月31日前获批[597] - 2025年9月8日，PECO和BGE分别向FERC申请15亿美元和9亿美元的短期融资授权，均预计于2025年12月31日前获批[598] - 2025年7月17日，Pepco向MDPSC和DCPSC申请11亿美元的长期融资授权，并于2025年9月3日获得MDPSC批准，预计DCPSC于2025年12月31日前批准[599] - ComEd短期融资授权剩余金额为25亿美元，有效期至2025年12月31日[602] - ComEd长期融资授权剩余金额为15.93亿美元，有效期至2027年1月1日及2027年5月1日[602] - PECO短期融资授权剩余金额为15亿美元，长期融资授权剩余金额为18.5亿美元[602] - BGE短期融资授权剩余金额为7亿美元，长期融资授权剩余金额为18.5亿美元[602] - Pepco短期融资授权剩余金额为5亿美元，长期融资授权剩余金额为1亿美元[602] - DPL短期融资授权剩余金额为5亿美元，长期融资授权剩余金额为1.72亿美元[602] - ACE短期融资授权剩余金额为3.5亿美元，长期融资授权剩余金额为7.75亿美元[602] - ComEd已申请新的25亿美元短期融资授权，有效期至2027年12月31日，预计于2025年12月31日前获批[602] 衍生品合约 - 商品衍生品合约公允价值净负债总额为1.28亿美元，其中2025年内到期部分为1000万美元[610] - 商品衍生品合约公允价值净负债中，2030年及以后到期部分为3900万美元[610]

核心财务业绩 - 第三季度每股收益为0.86美元，超出市场预期13.2%，较去年同期0.71美元增长21.1% [1] - 总收入为67亿美元，超出市场预期5.6%，较去年同期61.5亿美元增长8.9% [3] - 运营收入为15亿美元，较去年同期增长25.4% [5] - 调整后净利润为8.75亿美元，高于去年同期的7.07亿美元 [5] 运营亮点 - 前九个月总电力输送量达66,273吉瓦时，较去年同期增长3%，主要因向所有客户群体的销售量增加 [4] - 由于收入脱钩机制，配电收益未受实际天气或客户用电模式影响 [4] - 总运营费用为52亿美元，同比增长4.9% [5] - 利息支出为5.38亿美元，同比增长约8.5% [5] 各业务部门业绩 - Commonwealth Edison (ComEd) 调整后收益为3.73亿美元，同比增长3.6%，主要因服务客户的增量投资及监管资产回报率提高 [6] - PECO Energy Company (PECO) 调整后运营收益为2.5亿美元，同比大幅增长111.9%，主要因电力和天然气配送费率提高 [7] - Baltimore Gas and Electric (BGE) 调整后收益为8200万美元，同比增长82.2%，主要因配送费率提高及风暴成本降低 [8] - Pepco Holdings LLC (PHI) 调整后运营收益为2.9亿美元，同比增长4.3%，主要因配送和输电费率提高 [8] 财务状况与资本支出 - 截至2025年9月30日，现金及现金等价物为15亿美元，较2024年底的3.6亿美元显著增加 [10] - 长期债务为462.8亿美元，较2024年底的429.4亿美元有所增加 [10] - 2025年前九个月运营活动产生的现金流为50.1亿美元，高于去年同期的41.4亿美元 [10] - 公司计划在2025-2028年间向其能源基础设施投入380亿美元的关键投资 [11] 业绩指引 - 重申2025年每股收益指引为2.64-2.74美元 [11] - 重申至2028年调整后运营每股收益复合年增长率目标为5-7% [11] 行业同业表现 - FirstEnergy Corp (FE) 第三季度运营每股收益0.83美元，超出预期9.2% [13] - NextEra Energy (NEE) 第三季度调整后每股收益1.13美元，超出预期8.65% [13] - CenterPoint Energy (CNP) 第三季度调整后每股收益0.5美元，超出预期8.7% [14]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后运营每股收益为0.86美元，较2024年同期的0.71美元高出0.15美元 [6][15] - 业绩增长主要驱动因素包括：分销和输电费率提升（净折旧后贡献0.12美元）、PECO异常风暴的递延处理以及BGE有利的风暴条件（合计贡献0.06美元），部分被利息支出增加所抵消 [15] - 重申2025年全年运营每股收益指引为2.64-2.74美元，目标为达到或超过区间中点 [6][16] - 确认截至2028年的年化运营收益增长率为5%-7%，目标为达到或超过区间中点 [14][16] - 预计到指引期结束时，穆迪下调阈值（12%）之上的财务灵活性将达到100-200个基点，接近14% [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 可靠性基准测试结果显示，四家公用事业运营公司在同行中排名分别为第一、第二、第四和第七，较去年的第一、第三、第五和第八名有所提升 [7] - 过去五年中，公用事业净收入的98%已再投资于系统 [24] - 在Pepco马里兰州提交的电价案中，请求净收入增加1.33亿美元，其中3800万美元的投资预计在未来20年内为客户带来2.62亿美元的收益 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 伊利诺伊州通过了《清洁可靠电网可负担法案》，支持资源充足性，扩大能效年度预算，拓宽分布式发电回扣资产类型，并制定到2030年3吉瓦的储能采购目标 [10][45] - 马里兰州委员会启动了高达3吉瓦的新能源供应商家发电机提案请求，但已披露的容量水平未达目标，结果将于12月公布 [10][34] - 宾夕法尼亚州参众两院有关于资源充足性的法案正在讨论中，同时与州长办公室就包括长期购电协议在内的全方位解决方案进行探讨 [37][38] - 大型负荷管道目前总计超过47吉瓦，其中18吉瓦以上被视为高概率，27吉瓦已签署传输服务协议或处于活跃集群研究中 [13][70][78] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司的运营指导原则是以低于平均水平的费率提供高于平均水平的服务 [8] - 战略重点包括通过专注团队降低成本增长使其低于通胀、利用技术更智能地工作、倡导支持高效规划和投资的费率制定机制、支持客户援助计划以及倡导公平政策 [25][26] - 在解决资源充足性方面，倡导各州利用所有可用方案，包括能效、分布式和社区太阳能及储能等需求侧投资，甚至拥有更传统的发电厂，公用事业可以成为关键合作伙伴 [11][12][26] - 推出了创新的传输服务协议方法，以在优先处理大型负荷的同时保护现有客户，首个TSA已在PECO执行，并在ComEd提交了大型负荷关税提案 [13][26][69] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 电力需求持续增长，大型负荷管道强劲，预计这将推动下一个四年计划中的输电投资增长 [12][13] - PJM正在通过关键问题快速通道流程研究更好适应新大型负荷的方案，公司对此过程的广泛参与感到鼓舞 [11] - 供应短缺的挑战是真实存在的，仅指望市场来填补会给客户带来过多风险，各州需要采取行动 [11][12] - 通过资产基础增长7.4%至2028年以及平衡的融资计划，预计收益将以5%-7%的年化增长率增长 [14] 其他重要信息 - 9月，PECO发行了10亿美元债务，完成了今年所有计划的长期债务发行 [19] - 通过预发行对冲策略和远期协议下的ATM定价，已锁定了近一半到2028年的股权需求，包括2025年全部年度化股权需求和2026年年度化股权需求的95%（6.63亿美元） [20][21] - 继续倡导在企业替代性最低税计算中纳入所有维修费用的条款，若有利解决，预计平均将提升合并信用指标约50个基点 [22] - 公司庆祝成立25周年，超过2500名员工司龄达到或超过25年，运营公司拥有超过800年的集体经验 [23][24] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于马里兰州RFP和资源充足性解决方案的看法 - 公司赞扬马里兰州启动该流程，但认为回应未达到州和PJM的广泛需求，鼓励竞争性市场挺身而出解决问题，但强调需要采取积极进取的方式 [34][35] - 公司愿意介入，如果竞争性市场愿意满足当前需求而非依赖旧规则，公司可以接受，但需要继续推进 [35] 问题: 宾夕法尼亚州资源充足性法案讨论及与IPP达成协议的可能性 - 公司致力于与各方合作，宾夕法尼亚州情况不同，仍是出口州，利用自然资源优势并看到出口对经济发展的价值 [37][38] - 参众两院有活跃法案讨论，同时与州长办公室探讨包括长期PPA在内的全方位解决方案，预计春季会有更多进展，PUC委托的第三方研究也将为春季决策提供信息 [38][39] 问题: 伊利诺伊州新立法带来的投资机会解读 - 新法案侧重于新的客户项目以及州政策和资源充足性，增强了能效项目（这是改善资源充足性最快捷有效的途径之一），设定了到2030年3吉瓦的储能目标，并扩大了消费者利用分布式发电回扣和虚拟电厂方法的机会 [45] - 法案还强调了州在制定综合资源计划方面的更广泛作用，为公司提供了投资电网以保持可靠性领先地位、创造就业和经济发展机会 [45][46] 问题: 对2029年及以后增长前景的展望，特别是输电投资 - 公司将在第四季度财报电话会议上提供正式指引，但确认输电机会将推动解决需求增长所需的解决方案，目前指引未包含竞争性输电机会，这些机会多在2030-2032年，支出在规划期之后，但这增强了资产基础持续增长的强度和长度，目标执行在7%-8%的高端以驱动5%-7%的收益增长 [48][49] 问题: 关于CAMT（企业替代性最低税）中维修费用处理的澄清时间表及潜在影响 - 希望能在年底前获得澄清，IRS正在制定额外指导，若有利解决将增加资产负债表缓冲，并纳入第四季度的融资计划更新，这将有助于实现指引期结束时14%的目标 [58][59] - 额外的缓冲将有助于实现14%目标的势头，公司将综合考虑股权、混合资本等因素，制定最有效的计划，同时维持14%或以上的指标并驱动5%-7%的收益增长 [59] 问题: 大西洋城电力电价案的进展及仍预计能达成和解的原因 - 该案于2024年11月提交，团队一直与委员会和利益相关者保持透明沟通，讨论投资和共同目标，因此鼓励达成和解，预计年底前有结果，同时公司有权实施临时费率（需退款），这促使各方继续朝着和解努力 [61][62] 问题: 亚马逊TSA的最新进展及对这部分业务的看法 - 公司开始为大型负荷实施传输服务协议，首个在PECO地区执行，并在ComEd服务区提交了大型负荷关税提案，要求超过50兆瓦的负荷签署此类协议，这有助于落实项目承诺并保护其他客户 [69][70] - 通过集群研究和TSA签署流程，将负荷从待研究状态逐步移至高概率类别，目前管道总计47吉瓦，其中18吉瓦以上为高概率，显示了相当的确定性 [70][78] 问题: 关于100-150亿美元输电资本支出的概率权重及增长前景竞争力 - 公司核心业务运营良好，处于行业第一四分位，对于额外增长，如输电和能源安全解决方案，公司只将确定和可兑现的项目纳入计划，目前有提案在PJM当前窗口期审理，年底将更明确，一旦确定就会纳入计划，重点首先是执行现有承诺，在计划中兑现后再讨论更多 [71][72] 问题: 47吉瓦大型负荷管道的概率权重特征及并网时间 - 更多是时间问题而非可能性问题，公司通过集群研究提供并网时间、地点等方面的确定性，然后客户签署TSA，之后才视为高概率，管道从几年前的6吉瓦增长至现在的47吉瓦，表明了确定性，但需完成这两个步骤才计入高概率 [78][79] - 并网时间取决于规模、地点、爬坡期等因素，公司优先利用电网现有容量和基础设施以加快连接，例如PECO地区的North Point项目将在约一年内并网，同时与PJM合作加快大型负荷所需的电网升级流程，公司还集中管理大客户账户，在战略规划阶段早期与客户合作，利用跨州业务规模满足需求 [82][83][85]