净收入与每股收益 - Exelon 2021年第二季度归属于普通股股东的净收入为4.01亿美元，同比下降1.2亿美元，稀释每股收益从2020年的0.53美元降至0.41美元[581][582] - 2021年上半年归属于普通股股东的净收入为1.12亿美元，同比下降9.91亿美元，稀释每股收益从2020年的1.13美元降至0.11美元[582][586] - 公司2021年上半年归属于普通股股东的净收入为11.2亿美元，摊薄每股收益为0.11美元[594] - 公司2021年上半年调整后（非GAAP）运营收益为8.09亿美元，摊薄每股收益为0.83美元[594] 部门净收入 - Generation部门2021年第二季度净收入为-6100万美元，同比下降5.37亿美元，上半年净收入为-8.54亿美元，同比下降13.75亿美元[582] - ComEd部门2021年第二季度净收入为1.92亿美元，同比增长2.53亿美元，上半年净收入为3.9亿美元，同比增长2.83亿美元[582] - PECO部门2021年第二季度净收入为1.04亿美元，同比增长6500万美元，上半年净收入为2.71亿美元，同比增长9300万美元[582] - BGE部门2021年第二季度净收入为4500万美元，同比增长600万美元，上半年净收入为2.54亿美元，同比增长3500万美元[582] - PHI部门2021年第二季度净收入为1.41亿美元，同比增长4700万美元，上半年净收入为2.69亿美元，同比增长6700万美元[582] - Pepco部门2021年第二季度净收入为7500万美元，同比增长1800万美元，上半年净收入为1.34亿美元，同比增长2500万美元[582] - DPL部门2021年第二季度净收入为3000万美元，同比增长1100万美元，上半年净收入为8600万美元，同比增长2200万美元[582] - ACE部门2021年第二季度净收入为3700万美元，同比增长1900万美元，上半年净收入为5100万美元，同比增长2000万美元[582] 极端天气影响 - 公司2021年上半年因极端寒冷天气和德州发电资产停运导致的净收入减少估计为8.8亿美元[603] - 公司预计通过增加收入机会和推迟非必要维护等措施，2021年全年将抵消4.1亿至4.9亿美元的极端天气影响[604] 资产减值与费用 - 公司2021年第二季度因出售Albany Green Energy生物质发电设施录得1.4亿美元的税前减值费用[606] - 公司2021年第二季度因Byron和Dresden核电站提前退役录得5.3亿美元的税前费用[609] - 公司2021年上半年加速折旧和摊销费用为12.71亿美元，预计全年将达到27.7亿美元[612] - 公司2021年上半年因合同抵消减少3.91亿美元，预计全年将减少9.3亿美元[612] - 公司2021年上半年因ERP系统实施和计划分离相关成本分别录得700万美元和2100万美元的费用[594][597] 费率调整与收入要求 - ComEd在伊利诺伊州的电力服务收入要求减少11%，批准后的ROE为8.38%，费率生效日期为2021年1月1日[620] - PECO在宾夕法尼亚州的天然气服务收入要求增加69%，批准后的ROE为10.24%，费率生效日期为2021年7月1日[620] - BGE在马里兰州的电力服务收入要求增加203%，批准后的ROE为9.50%，费率生效日期为2021年1月1日[620] - Pepco在哥伦比亚特区的电力服务收入要求增加136%，批准后的ROE为9.275%，费率生效日期为2021年7月1日[620] - ACE在新泽西州的电力服务收入要求增加67%，批准后的ROE为9.60%，费率生效日期为2022年1月1日[620] - ComEd在2021年的电力传输公式费率更新中，总收入要求增加45%，允许的ROE为11.50%[624] - PECO在2021年的电力传输公式费率更新中，总收入要求增加24%，允许的ROE为10.35%[624] - BGE在2021年的电力传输公式费率更新中，总收入要求增加65%，允许的ROE为10.50%[624] 环境目标与排放 - 公司宣布“清洁路径”目标，计划到2030年将运营驱动的排放量减少50%，并在2050年实现净零排放[632] 天然气与铀采购 - 公司通过长期和短期合同以及现货市场采购天然气，60%的铀浓缩需求由三家供应商提供[629] 营业收入与净收入 - 公司2021年第二季度营业收入为41.53亿美元，同比增长2.73亿美元，增幅为7%[643] - 2021年上半年营业收入为97.12亿美元，同比增长10.99亿美元，增幅为12.8%[643] - 2021年第二季度净收入归属于会员权益减少5.37亿美元，主要由于加速折旧和摊销、资产减值以及NDT基金收益减少[643][645] - 2021年上半年净收入归属于会员权益减少13.75亿美元，主要由于2021年2月极端寒冷天气事件、加速折旧和摊销、资产减值以及缺少前一年的一次性税务结算[646] 地区收入变化 - 2021年第二季度中，Mid-Atlantic地区收入增长4700万美元，增幅为9%[652] - 2021年上半年中，New York地区收入增长9600万美元，增幅为21.8%[652] - 2021年第二季度中，ERCOT地区收入减少1400万美元，降幅为14.4%[652] - 2021年上半年中，ERCOT地区收入减少12.79亿美元，降幅为722.6%[652] - 2021年第二季度中，Mark-to-market收益增长2.29亿美元，增幅为269.4%[652] - 2021年上半年中，Mark-to-market收益增长2.71亿美元，增幅为124.3%[652] 发电量与容量因子 - 核能发电总量在2021年6月30日结束的三个月内为43,575 GWh，同比增长0.4%[654] - 化石能源和可再生能源发电总量在2021年6月30日结束的三个月内为5,820 GWh，同比下降14.8%[654] - 纽约地区的核能发电量在2021年6月30日结束的三个月内为7,079 GWh，同比增长10.8%[654] - 核能发电的容量因子在2021年6月30日结束的三个月内为93.7%，同比下降1.7个百分点[661] 资产出售与利息支出 - 2021年6月30日结束的六个月内，公司因出售太阳能业务获得资产出售收益[662] - 2021年6月30日结束的六个月内，利息支出减少，主要由于EGR IV利率互换的市值收益和利率下降[663] 其他净收入与所得税率 - 2021年6月30日结束的三个月内，其他净收入为5.08亿美元，同比下降15.6%[665] - 2021年6月30日结束的三个月内，有效所得税率为88.7%，同比上升50.4个百分点[666] ComEd部门收入与费用 - ComEd 2021年第二季度净收入增加2.53亿美元，主要由于2020年支付的延期起诉协议款项[668] - ComEd 2021年上半年净收入增加2.83亿美元，主要由于2020年支付的延期起诉协议款项[669] - ComEd 2021年第二季度运营收入增加1亿美元，其中配电收入增加5200万美元[670] - ComEd 2021年上半年运营收入增加1.96亿美元，其中配电收入增加7300万美元[670] - ComEd 2021年第二季度运营和维护费用减少2.13亿美元，主要由于延期起诉协议款项的减少[679] - ComEd 2021年上半年运营和维护费用减少2.14亿美元，主要由于延期起诉协议款项的减少[679] PECO部门收入与费用 - PECO 2021年第二季度净收入增加6500万美元，主要由于2020年6月风暴相关成本的减少[681] - PECO 2021年上半年净收入增加9300万美元，主要由于2020年6月风暴相关成本的减少和有利天气[682] - PECO 2021年第二季度运营收入增加1200万美元，主要由于天然气和电力销量的增加[681] - PECO 2021年上半年运营收入增加8900万美元，主要由于电力销量的增加[682] 电力与天然气交付量 - 电力零售交付量在2021年6月30日结束的三个月内同比增长5.8%，达到8,470 GWh，主要由于客户增长和整体使用量增加[686] - 天然气零售交付量在2021年6月30日结束的六个月内同比增长11.1%，达到52,119 mmcf，主要由于零售负荷增长[687] - 电力客户总数在2021年6月30日达到1,681,691户，同比增长0.8%，其中居民客户增长0.8%至1,513,456户[686] - 天然气客户总数在2021年6月30日达到540,028户，同比增长1.1%，其中居民客户增长1.2%至494,895户[689] 天气与电价影响 - 2021年6月30日结束的三个月内，天气对营业收入的影响相对稳定，但在六个月内由于PECO服务区域的有利天气条件，天气相关收入增加[683] - 2021年6月30日结束的六个月内，电力定价同比下降，主要由于所有主要客户类别的使用量增加导致整体有效电价下降[689] 运营与维护费用 - 2021年6月30日结束的六个月内，运营和维护费用减少4900万美元，主要由于2020年6月风暴相关成本的缺失[695] - 2021年6月30日结束的六个月内，折旧和摊销费用增加600万美元，主要由于持续的资本支出[695] - 2021年6月30日结束的六个月内，利息费用净额增加900万美元，主要由于2021年3月和2020年6月的债务发行[695] 所得税率 - 2021年6月30日结束的三个月内，有效所得税率为1.9%，而2020年同期为-21.9%[696] 公司净收入与运营收入 - 公司2021年第二季度净收入为4500万美元，同比增长600万美元，主要受益于多年计划的积极影响[698] - 公司2021年上半年净收入为2.54亿美元，同比增长3500万美元，主要受益于多年计划的积极影响[699] - 2021年第二季度运营收入为6.82亿美元，同比增长6600万美元，主要由于电力传输收入增加2600万美元和监管要求项目收入增加2500万美元[700] - 2021年上半年运营收入为16.56亿美元，同比增长1.02亿美元，主要由于电力传输收入增加3000万美元和监管要求项目收入增加6600万美元[700] 客户数量 - 截至2021年6月30日，公司电力客户总数为1,319,612户，同比增长7,096户；天然气客户总数为691,889户，同比增长3,810户[702] 传输收入与其他收入 - 2021年第二季度传输收入增加2600万美元，主要由于2020年传输相关所得税监管负债的结算协议导致2020年收入减少[703] - 2021年第二季度其他收入增加700万美元，主要由于2020年暂停的客户断供和滞纳金在2021年恢复[704] 运营与维护费用 - 2021年第二季度运营和维护费用增加600万美元，主要由于劳动力、其他福利、承包和材料成本增加300万美元[708] - 2021年第二季度折旧和摊销费用增加1200万美元，主要由于持续资本支出[708] 所得税率 - 2021年第二季度有效所得税率为-21.6%，2020年同期为-129.4%，主要由于多年计划加速了某些所得税优惠[708] Pepco部门收入与费用 - Pepco 2021年第二季度净收入增加1800万美元，主要由于客户增长、信用损失费用减少以及运营费用降低[714] - Pepco 2021年上半年净收入增加2500万美元，主要由于客户增长、信用损失费用减少以及运营费用降低[715] - Pepco 2021年第二季度运营收入增加2900万美元，主要由于传输收入增加2500万美元和监管要求项目收入增加500万美元[716] - Pepco 2021年上半年运营收入增加3700万美元，主要由于传输收入增加2200万美元和监管要求项目收入增加1100万美元[716] - Pepco 2021年6月30日总电力客户数为914,170，较2020年同期增加12,726户[718] DPL部门收入与费用 - DPL 2021年第二季度净收入增加1100万美元，主要由于电力分销费率提高和信用损失费用减少[727] - DPL 2021年上半年净收入增加2200万美元，主要由于电力分销费率提高、有利天气条件和信用损失费用减少[728] - Pepco 2021年第二季度运营和维护费用减少600万美元，主要由于信用损失费用减少700万美元[723] - Pepco 2021年上半年运营和维护费用减少1000万美元，主要由于信用损失费用减少500万美元[723] - Pepco 2021年第二季度折旧和摊销费用增加400万美元，主要由于持续资本支出[725] 电力与天然气交付量 - 2021年6月30日结束的三个月内，电力零售交付量同比增长4.7%，达到1,880 GWh，其中小型商业和工业客户交付量增长30.3%[733] - 2021年6月30日结束的六个月内，电力零售交付量同比增长2.9%，达到3,774 GWh，其中小型商业和工业客户交付量增长22.6%[733] - 2021年6月30日结束的三个月内，天然气零售交付量同比下降16.7%，至3,006 mmcf，其中住宅客户交付量下降39.0%[736] - 2021年6月30日结束的六个月内，天然气零售交付量同比增长4.0%，至11,949 mmcf，其中住宅客户交付量增长6.1%[736] 传输收入与费用 - 2021年6月30日结束的三个月内，电力传输收入增加2800万美元，主要由于2020年传输相关所得税负债的结算协议[737] - 2021年6月30日结束的六个月内，电力传输收入增加2800万美元，主要由于2020年传输相关所得税负债的结算协议[737] - 2021年6月30日结束的三个月内，运营和维护费用减少1200万美元，主要由于信用损失费用减少600万美元[743] - 2021年6月30日结束的六个月内，运营和维护费用减少800万美元，主要由于信用损失费用减少500万美元[743] - 2021年6月30日结束的三个月内，折旧和摊销费用增加400万美元，主要由于持续资本支出[743] - 2021年6月30日结束的六个月内，折旧和摊销费用增加1000万美元，主要由于持续资本支出[743] 所得税率 - 2021年6月30日结束的三个月的有效所得税率为3.2%，而2020年同期为311.1%，主要由于2020年4月24日的传输相关所得税监管负债和解协议[744] 营业收入与净收入 - 2021年6月30日结束的三个月的营业收入为3.19亿美元，较2020年同期的2.56亿美元增加了6300万美元[746] - 2021年6月30日结束的六个月的营业收入为6.29亿美元，较2020年同期的5.32亿美元增加了9700万美元[746] - 2021年6月30日结束的三个月的净收入为3700万美元，较2020年同期的1800万美元增加了1900万美元，主要由于资本投资增加导致的传输收入增加[746] - 2021年6月30日结束的六个月的净收入为5100万美元，较2020年同期的3100万美元增加了2000万美元，主要由于有利的天气条件和资本投资增加导致的传输收入增加[747] 传输收入与资本投资 - 2021年6月30日结束的三个月的传输收入增加了3600万美元，主要由于资本投资增加[748] - 2021年6月30日结束的六个月的传输收入增加了3600万美元，主要由于资本投资增加[748] 电力交付量与客户数量 - 2021年6月30日结束的三个月的电力零售交付量为2080 GWh，较2020年同期的1839 GWh增加了13.1%[751] - 2021年6月30日结束的六个月的电力零售交付量为4042 GWh，较2020年同期的3691 GWh增加了9.5%[751] - 2021年6月30日的电力客户总数为565,222，较2020年同期的562,150增加了3,072[751] 融资与现金流 - 公司拥有总计105亿美元的银行信贷额度，用于支持商业票据计划、短期借款和信用证发行[760] - 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[760] - 公司每年评估融资计划、股息政策和信贷额度，以维持投资级评级并满足资本需求[760] - 公司预计Byron核电站的放射性退役可能需要高达6000万美元的财务保证[763] - Byron核电站的退役可能需要公司提供高达1.35亿美元的补充资金，用于燃料管理成本[765] - 公司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[767] - 公司2021年上半年经营活动现金流减少15.42亿美元，主要由于净收入减少和营运资本变化[772] - 公司2021年上半年投资活动现金流增加15.29亿美元，主要由于资产和业务出售收益[776] - 公司2021年上半年资本支出为2.67亿美元，主要用于资本项目的现金支出[776] - 公司2021年上半年通过NDT基金销售净收益4800万美元[776]