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