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]