财务表现 - Exelon 2021年第三季度归属于普通股股东的净收入为12.03亿美元，较2020年同期的5.01亿美元增加了7.02亿美元[595] - Exelon 2021年前九个月归属于普通股股东的净收入为13.15亿美元，较2020年同期的16.04亿美元减少了2.89亿美元[599] - Exelon 2021年第三季度稀释每股收益为1.23美元，较2020年同期的0.51美元有所增加[595] - Exelon 2021年前九个月稀释每股收益为1.34美元，较2020年同期的1.64美元有所下降[599] - Exelon 2021年第三季度调整后（非GAAP）运营收益为10.7亿美元，较2020年同期的10.17亿美元有所增加[605] - Exelon 2021年前九个月调整后（非GAAP）运营收益为18.79亿美元，较2020年同期的24.03亿美元有所下降[608] - 2021年第三季度归属于会员权益的净收入为6.07亿美元，同比增长5.58亿美元，主要由于新英格兰资产组未发生减值以及市场对市场收益增加[676][679] - 2021年前九个月归属于会员权益的净收入减少8.17亿美元，主要由于2021年2月极端寒冷天气事件的影响以及加速折旧和摊销[681] - 2021年第三季度净收入增加5000万美元，主要由于Pepco的客户增长和ACE服务区域资本投资增加导致的传输收入增加[765] - 2021年前九个月净收入增加1.17亿美元，主要由于DPL和ACE服务区域的资本投资增加导致的传输收入增加[766] 市场与经济对冲活动 - Exelon 2021年第三季度市场对经济对冲活动的税后影响为5.59亿美元[605] - Exelon 2021年前九个月市场对经济对冲活动的税后影响为9.24亿美元[608] - 2021年第三季度市场对市场损失为6.35亿美元，同比增加6.72亿美元，主要由于市场波动[686] - 2021年第三季度总运营收入同比下降5.4%，主要由于经济对冲活动损失6.72亿美元[701] - 2021年第三季度总购电和燃料支出同比增长33.2%，主要由于经济对冲活动收益13.89亿美元[706] 资产减值与折旧 - Exelon 2021年第三季度资产减值税后影响为3300万美元[605] - Exelon 2021年前九个月资产减值税后影响为4.01亿美元[608] - 2021年第三季度，公司因Byron和Dresden核电站的加速折旧和摊销费用增加了5740万美元，前三季度累计增加1.845亿美元[641] - 2021年第三季度，公司因New England资产组的减值损失增加了3.5亿美元[635] - 资产减值总额在2021年9月30日结束的三个月内减少了7.99亿美元，九个月内减少了7.75亿美元[712] 核电站运营与退役 - 伊利诺伊州清洁能源法通过后，公司决定不再提前退役Byron和Dresden核电站，预计将延长其经济使用寿命至2044年和2046年[632][639] - 公司因Byron核电站的退役相关活动未获得抵消，2021年第二季度和第三季度分别记录了5300万美元和1.4亿美元的税前费用[636] - 2021年第三季度，公司因Byron和Dresden核电站的退役决定逆转，冲销了约8100万美元的遣散费用和1300万美元的其他一次性费用[639] 收购与出售 - 公司收购了EDF在CENG的49.99%股权，净购买价格为8.85亿美元，并通过8.8亿美元的定期贷款融资完成交易[627][629] - 公司完成了Albany Green Energy生物质设施的出售，净购买价格为3600万美元[646] - 公司记录了与Albany Green Energy生物质设施出售相关的税前减值费用1.4亿美元，该费用不包括在调整后的非GAAP运营收益中[646] 极端天气影响 - 2021年2月的极端寒冷天气导致公司在德克萨斯州的发电资产停运，预计全年净收入减少6.7亿至8.2亿美元[643] - 公司预计通过增加收入机会和推迟非必要维护等措施，将抵消2021年全年4.1亿至4.9亿美元的负面影响[645] - ERCOT地区2021年前九个月营业收入为8.9亿美元，同比增长18.0%，主要由于2021年2月极端寒冷天气事件导致零售负荷收入增加1.2亿美元[701] - ERCOT地区2021年前九个月购电和燃料支出同比大幅增长322.4%，主要由于2021年2月极端寒冷天气事件导致能源价格上涨[706] 电力与天然气服务收入 - ComEd在伊利诺伊州的电力服务收入要求增加了14%，批准的ROE为8.38%[650] - PECO在宾夕法尼亚州的天然气服务收入要求增加了29%，批准的ROE为10.24%[650] - BGE在马里兰州的电力服务收入要求增加了140%，批准的ROE为9.50%[650] - 公司预计2021年第四季度将批准ComEd在伊利诺伊州的电力服务收入要求增加51%，请求的ROE为7.36%[652] - 公司预计2021年第四季度将批准PECO在宾夕法尼亚州的电力服务收入要求增加246%，请求的ROE为10.95%[652] - 公司预计2022年第一季度将批准DPL在马里兰州的电力服务收入要求增加29%，请求的ROE为10.10%[652] - 公司2021年电力传输公式费率更新中，ComEd的总收入要求增加了4500万美元，允许的ROE为11.50%[654] 发电量与价格 - 核能发电总量在2021年9月的三个月期间为44,850 GWh，同比下降0.1%[690] - 化石能源和可再生能源发电总量在2021年9月的三个月期间为7,747 GWh，同比增长0.8%[690] - 纽约地区的核能发电量在2021年9月的三个月期间为7,188 GWh，同比增长6.7%[690] - 中西部地区核能发电量在2021年9月的三个月期间为23,909 GWh，同比下降2.3%[690] - 纽约地区的ZEC价格在2021年9月的三个月期间为21.38美元/MWh，同比增长9.1%[695] - 中西部地区的容量价格在2021年9月的三个月期间为195.55美元/MW Day，同比增长3.9%[696] - 纽约地区的容量价格在2021年9月的三个月期间为160.44美元/MW Day，同比增长79.7%[696] - 中西部地区的电力价格在2021年9月的三个月期间为39.68美元/MWh，同比增长89.1%[699] - 纽约地区的电力价格在2021年9月的三个月期间为36.27美元/MWh，同比增长85.7%[699] - ERCOT地区的电力价格在2021年9月的三个月期间为42.67美元/MWh，同比增长57.2%[699] 客户与交付量 - PECO在2021年第三季度的电力零售交付量为10,510 GWh，相比2020年同期的10,430 GWh增加了0.8%[740] - PECO在2021年第三季度的天然气零售交付量为9,530 mmcf，相比2020年同期的9,556 mmcf减少了0.3%[741] - PECO在2021年第三季度的电力客户总数为1,683,221户，相比2020年同期的1,672,517户增加了0.6%[740] - PECO的天然气客户总数从2020年的535,016增加到2021年的540,863，增长1.1%[743] - BGE的电力客户总数从2020年的1,314,231增加到2021年的1,321,920，增长0.6%[756] - BGE的天然气客户总数从2020年的689,128增加到2021年的694,128，增长0.7%[756] - 2021年第三季度Pepco的电力客户总数从2020年的905,043增加到916,188[772] - 截至2021年9月，公司总电力客户数为540,818，较2020年同期增长0.9%[788] - 2021年9月，住宅电力客户数为476,008，较2020年同期增长0.9%[788] - 2021年9月，小型商业和工业电力客户数为62,990，较2020年同期增长1.1%[788] - 2021年9月，大型商业和工业电力客户数为1,215，较2020年同期下降1.5%[788] - 2021年9月，特拉华州天然气零售交付量为2,449 mmcf，较2020年同期增长1.5%[788] - 2021年9月，特拉华州住宅天然气客户数为127,740，较2020年同期增长0.9%[788] - 2021年9月，小型商业和工业天然气客户数为9,935，较2020年同期增长0.5%[788] - 2021年9月，大型商业和工业天然气客户数为21，较2020年同期增长23.5%[788] 运营与维护费用 - ComEd的运营和维护费用在2021年第三季度增加了900万美元，主要由于BSC成本增加了600万美元和监管要求的项目增加了500万美元[733] - ComEd的折旧和摊销费用在2021年第三季度增加了1000万美元，主要由于资本支出导致的折旧和摊销增加了1200万美元[733] - BGE的运营和维护费用在2021年第三季度同比增长14百万美元，达到205百万美元[752] - BGE的折旧和摊销费用在2021年第三季度同比增长9百万美元，达到142百万美元[752] - BGE的折旧和摊销费用在2021年前九个月同比增长29百万美元，达到434百万美元[752] - 2021年第三季度Pepco的折旧和摊销费用增加800万美元，主要由于资本支出的持续增加[768] - 2021年前九个月Pepco的折旧和摊销费用增加2000万美元，主要由于资本支出的持续增加[768] - 运营和维护费用增加14百万美元，主要由于风暴相关成本增加5百万美元和其他费用增加6百万美元[778] - 折旧和摊销费用增加8百万美元，主要由于资本支出导致的折旧和摊销增加5百万美元[778] 其他收入与费用 - 2021年9月30日结束的九个月内，利息支出净额减少，主要由于EGR IV利率互换的市值收益和利率下降[714] - 2021年9月30日结束的九个月内，其他净收入增加了5.61亿美元，主要由于NDT基金的未实现收益和利息收入增加[717] - 2021年9月30日结束的三个月内，ComEd的净收入增加了2400万美元，主要由于电力分销公式费率收益增加[721] - 2021年9月30日结束的九个月内，ComEd的净收入增加了3.05亿美元，主要由于电力分销公式费率收益增加和2020年延期起诉协议的支付[722] - 2021年9月30日结束的三个月内，ComEd的运营收入增加了1.46亿美元，主要由于分销、传输和能源效率收入的增加[723] - 2021年9月30日结束的九个月内，ComEd的运营收入增加了3.41亿美元，主要由于分销、传输和能源效率收入的增加[723] - 2021年9月30日结束的三个月内，ComEd的电力分销收入增加了2500万美元，主要由于允许的ROE增加和更高的费率基础[724] - 2021年9月30日结束的九个月内，ComEd的电力分销收入增加了9800万美元，主要由于允许的ROE增加和更高的费率基础[724] - 2021年9月30日结束的九个月内，ComEd的能源效率收入增加了3400万美元，主要由于增加的监管资产摊销[728] - 2021年9月30日结束的三个月内，净收入增加23百万美元，主要由于电力分销费率提高和风暴成本减少[780] - 2021年9月30日结束的九个月内，净收入增加44百万美元，主要由于电力分销费率提高、风暴成本减少和信用损失费用减少[781] - 运营收入增加23百万美元，主要由于电力分销收入增加11百万美元和传输收入增加5百万美元[782] - 2021年9月30日结束的三个月内，与天气相关的运营收入减少2百万美元，主要由于特拉华州天然气服务区域的不利天气条件[784] - 2021年9月30日结束的九个月内，与天气相关的运营收入增加4百万美元，主要由于特拉华州电力服务区域的有利天气条件[784] - 其他收入包括租金收入、滞纳金收入、互助收入和其他税收的回收[790]