业绩总结 - Exelon在2021年第二季度调整后每股收益为0.89美元，预计2021年调整后每股收益在2.60至3.00美元之间[11][22] - 2021年第二季度的GAAP净收入为$2,214百万，调整后的运营收益为$2,250百万[114] - 2021年第一季度的GAAP净收入为$1,841百万，调整后的运营收益为$2,090百万[114] - 2021年Exelon的总毛利（不包括2月天气事件影响）为67亿美元[101] - 2021年Exelon的总毛利（包括2月天气事件影响）为57.5亿美元[101] 用户数据 - Exelon在Q2 2021的客户满意度在各个公用事业中均表现优异，BGE、ComEd和PECO均录得顶级客户满意度[12] - Exelon在其基础设施学院中，自2018年以来，超过65%的毕业生获得了内部或外部的工作机会[19] 未来展望 - Exelon计划到2050年实现净零排放，2030年前减少运营驱动的排放量一半[17] - 预计2021年发电量为170,800 GWh，其中中西部地区为88,200 GWh[96] - 预计2021年Exelon运营的核电厂容量因子为94.7%[1] 新产品和新技术研发 - Exelon在2021年执行了150百万美元的电力新业务和50百万美元的非电力新业务[29] 市场扩张和并购 - Exelon Utilities的综合滚动十二个月收益率（ROE）改善至9-10%的目标范围[26] - Exelon的2021年资本支出预计为66亿美元[30] 负面信息 - Exelon在2021年第一季度的税费部分逆转，影响了HoldCo的财务表现[22] - 2020年Exelon的COVID-19直接成本影响为$0.03[110] - 2020年Exelon的资产减值影响为$0.02，涉及ExGen[110] 其他新策略和有价值的信息 - Exelon的加权平均长期债务到期时间约为16年[70] - Exelon的长期债务余额为391亿美元[70] - Exelon Generation的开放毛利为42.5亿美元，预计容量和零排放信用收入为18亿美元[94]

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]

业绩总结 - 2021年第一季度GAAP每股收益为($0.30)，相比于2020年Q1的$0.60下降了150%[11] - 2021年第一季度调整后每股收益为($0.06)，相比于2020年Q1的$0.87下降了93%[11] - 2021年第一季度GAAP净收入为1,841百万美元，调整后的运营收益为2,090百万美元[125] - 2021年第一季度的平均股本为23,598百万美元，非GAAP调整后的运营ROE为8.7%[125] - 2021年调整后的运营收益指导为每股0.55至0.85美元[41] - 2021年预计的总毛利为5750百万美元，受2月天气事件影响[38] - 2021年毛利敏感性分析显示，亨利哈布天然气价格每增加1美元/MMBtu，毛利增加35百万美元[112] 用户数据 - BGE、PECO和PHI在客户满意度方面表现优异，均为顶级十个百分点[12] - Pepco DC的2020-2022年请求的收入增加为7260万美元和6330万美元，住宅总账单分别增加4.6%和6.6%[87] - Pepco MD的2022-2024年请求的收入增加为5220万美元和5180万美元，住宅总账单分别增加4.3%和4.1%[91] 未来展望 - 2021年调整后每股收益预期为$2.60至$3.00，基于预计的979百万股的平均流通股数[11][29] - 预计发电量为170,900 GWh，其中中西部地区为88,100 GWh，东海岸中部为47,900 GWh，ERCOT为18,200 GWh，纽约为16,700 GWh[110] - 预计2021年毛利范围在5600百万美元至5850百万美元之间，基于现有对冲情况[116] 新产品和新技术研发 - Exelon计划在2021年有效部署约66亿美元的公用事业资本支出[39] 市场扩张和并购 - Exelon Utilities的12个月滚动收益率为9.6%[31] - Exelon Utilities的综合12个月滚动收益率受到低利率、风暴和不利天气的压力[32] 负面信息 - 2021年第一季度的电力生产为36.8 TWh[12] - 2021年第一季度总毛利为5750百万美元，剔除2月份天气事件影响后的总毛利为6700百万美元[109] - 2021年第一季度GAAP运营费用为3,925百万美元，调整后的运营费用为3,700百万美元[126] - 2021年第一季度的去除费用包括475百万美元的退役费用和50百万美元的去委托费用[126] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年有效实现的能源价格为中西部26.00美元/MWh，东海岸中部33.50美元/MWh，纽约26.50美元/MWh[111] - 2021年有效税率为25.0%[117] - 截至2021年3月31日，Exelon的长期债务余额为389亿美元[83]

业绩总结 - Exelon的2020年运营收入为330亿美元[9] - 2020年Exelon的GAAP每股收益为$2.01，较上年增长[113] - 2020年第四季度的净收入为$1,737百万，较第三季度的$1,747百万略有下降[116] - 2021年调整后运营收益指导为每股3.22美元[47] - 2020年ExGen的GAAP运营和维护费用为$5,150百万，预计2021年将降至$3,900百万[117] 用户数据 - Exelon的电力和天然气客户总数达到1000万，是美国最多的公用事业公司[9] - SpinCo在美国的电力市场中是第1大商业和工业电力供应商，服务超过200万客户[44] - ComEd的电力客户结构中，商业与工业客户占32%，住宅客户占52%[53] - BGE的电力客户结构中，商业与工业客户占28%，住宅客户占58%[53] 未来展望 - Exelon的目标是到2024年实现每股收益（EPS）增长6-8%[21] - 预计2021年末的资产基础约为480亿美元，2021E至2024E的资产基础增长反映了2020E基年[26] - 预计2021年总毛利为67亿美元，受德克萨斯州恶劣天气事件影响，预计减少7.5亿美元[106] - 预计约100%的资产基础增长将通过替代回收机制覆盖[27] 新产品和新技术研发 - Exelon计划在2021至2024年间在公用事业领域投资约270亿美元，以实现电网现代化和增强韧性[22] - SpinCo计划在2024年前投资270亿美元于公用事业[50] 市场扩张和并购 - SpinCo在美国的清洁电力生产中占据领先地位，提供约12%的清洁电力[34] - SpinCo的核能容量因子自2013年以来保持在94%以上，且每年比行业平均水平高出约4%[33] 负面信息 - 2020年第四季度的COVID-19直接成本对每股收益的影响为$0.01[111] - 2021年其他收入预计为负1.75亿美元[109] 其他新策略和有价值的信息 - Exelon计划在未来的股息支付中目标为60%的股息支付比率[19] - Exelon的董事会中92%的成员为独立董事，且31%的董事为女性[12] - SpinCo自2015年以来已削减超过11亿美元的成本[45] - 2020年Exelon在社区和慈善事业上捐赠了约5800万美元[9]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度GAAP亏损为每股0.30美元，非GAAP亏损为每股0.06美元 [7] - Exelon Utilities表现良好，每股收益为0.72美元，较去年同期增长0.11美元 [7] - ExGen整体亏损为每股0.58美元，其中2月天气事件导致每股亏损0.90美元 [7] - 公司预计全年亏损为1.5亿美元，并重申全年每股收益指导范围为2.60至3美元 [8] - 公司预计通过一次性成本削减和非必要维护的推迟，将抵消约4.1亿至4.9亿美元的税后损失 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 - Exelon Utilities在停电持续时间和频率方面表现优异，BGE、ComEd和PHI在停电持续时间方面处于前十分之一 [9] - 核电站在本季度提供了37太瓦时的清洁电力，容量因子达到95.3% [10] - ExGen在2月天气事件中损失了0.90美元每股，若不考虑该事件，ExGen本季度将盈利0.32美元每股 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 拜登政府设定了到2030年将温室气体排放量减少50%至52%的目标，核能提供了美国超过一半的无碳电力 [12] - 伊利诺伊州正在推进清洁能源政策，六项能源政策改革法案已被提出，旨在推动清洁能源转型 [14] - 新泽西州决定为核电站提供每兆瓦时10美元的最大ZEC支持，强调了维持现有核电站对实现排放目标的重要性 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续推动分离业务，预计在2022年第一季度完成 [19] - 公司计划在Exelon Utilities部署66亿美元资本，以支持客户需求和州能源政策目标 [38] - 公司将继续倡导清洁能源和气候政策，支持联邦和州的政策努力 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为，尽管2月的天气事件带来了挑战，但公司在其他业务领域表现良好 [6] - 管理层对联邦和州的清洁能源政策表示乐观，认为这些政策将有助于公司实现长期目标 [11] - 管理层强调，如果伊利诺伊州的政策改革未能通过，公司将不得不提前退役不经济的核电站 [17] 其他重要信息 - 公司正在与ERCOT监管机构和其他利益相关者合作，确保类似2月天气事件的事件不再发生 [7] - 公司正在推动电动汽车基础设施的建设，计划到2025年将30%的车队电动化，到2030年达到50% [34] - 公司预计在2021年通过增强收入机会和推迟非必要维护，抵消约5.5亿至6.5亿美元的税前损失 [24] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于ERCOT市场设计的看法 - 管理层认为，ERCOT市场设计的讨论仍在进行中，可能会设定可靠性标准，但具体方向尚不确定 [42] 问题: 关于PJM和FERC的MOPR处理的看法 - 管理层表示，PJM正在推进MOPR改革，FERC的投票结果尚不确定 [45] 问题: 关于伊利诺伊州核电站的未来 - 管理层表示，如果伊利诺伊州的政策改革未能通过，Dresden和Byron核电站将在今年秋季关闭 [48] 问题: 关于核能EPP的讨论 - 管理层表示，拜登政府的清洁能源标准提案包括现有核能，但目前尚未引入PTC [50] 问题: 关于伊利诺伊州碳税机制的影响 - 管理层认为，单一州的碳税机制可能会导致外州电厂更频繁运行，从而对碳能源价格的影响较小 [54] 问题: 关于LaSalle核电站的停运和成本 - 管理层表示，LaSalle Unit 2反应堆因维护问题停运34天，修复成本较高，但该机组已恢复运行 [55] 问题: 关于SpinCo的评级和业务模式 - 管理层表示，公司已与评级机构保持沟通，预计ExGen将继续保持投资级评级 [58] 问题: 关于芝加哥特许经营协议的进展 - 管理层表示，公司正在与芝加哥市讨论新的特许经营协议，预计ComEd将继续提供服务 [62] 问题: 关于电动汽车充电基础设施的投资机会 - 管理层表示，电动汽车充电基础设施目前占资本计划的一小部分，但未来将逐步增长 [70] 问题: 关于纽约公共服务委员会分离申请的进展 - 管理层表示，预计纽约公共服务委员会将在年底前做出决定 [74] 问题: 关于伊利诺伊州立法对ComEd收益的影响 - 管理层表示，退出公式费率可能会带来收益增长，但也可能导致规划过程的不确定性 [77] 问题: 关于ERCOT市场设计的潜在调整 - 管理层表示，ERCOT目前不补偿可靠性，公司需要根据市场设计的变化来决定是否投资于备用发电 [83]

财务表现 - Exelon 2021年第一季度归属于普通股股东的净收入同比下降8.71亿美元，稀释每股亏损从2020年的0.60美元降至2021年的(0.30)美元[479][480] - 2021年第一季度，Generation部门的净收入同比下降8.38亿美元，主要由于2021年2月的极端寒冷天气事件影响[480][494] - ComEd部门2021年第一季度净收入同比增长2900万美元，主要由于更高的电力分销收益和更高的允许回报率[480][483] - BGE部门2021年第一季度净收入同比增长2800万美元，主要由于多年计划的有利影响[480][483] - Exelon预计2021年全年净收入将减少6.7亿至8.2亿美元，主要由于2月极端寒冷天气事件的影响[495] - Exelon计划通过增强收入机会和推迟非必要维护等措施，抵消2021年全年4.1亿至4.9亿美元的影响[496] - 2021年第一季度，Generation的运营收入为55.59亿美元，同比增长8.26亿美元，但净亏损为7.93亿美元，主要受极端天气事件和加速折旧影响[517] - 公司总电力收入净额（扣除购电和燃料费用）从2020年的17.25亿美元下降至2021年的5.44亿美元，降幅达68.5%[525] - 公司2021年第一季度净收入为1.97亿美元，较2020年同期的1.68亿美元增长2900万美元，主要由于电力分销公式费率收益增加[538] - 公司2021年第一季度有效所得税率为18.9%，较2020年同期的71.1%大幅下降[536] - 公司2021年第一季度BGE部门净收入增加了2800万美元，达到2.09亿美元，主要由于多年计划的有利影响[566] - 公司2021年第一季度PHI部门净收入增加了2000万美元，达到1.28亿美元，主要由于DPL和ACE服务区域的有利天气条件以及DPL的电力分销费率提高[579] - 公司2021年第一季度Pepco部门净收入增加了700万美元，达到5900万美元，主要由于分销收入增加了300万美元[581] - 2021年第一季度DPL的净收入增加了1100万美元，主要由于有利的天气条件和更高的电力分销费率[591] 天气影响 - 2021年第一季度，Generation部门的净收入同比下降8.38亿美元，主要由于2021年2月的极端寒冷天气事件影响[480][494] - Exelon预计2021年全年净收入将减少6.7亿至8.2亿美元，主要由于2月极端寒冷天气事件的影响[495] - 2021年第一季度，Generation的运营收入为55.59亿美元，同比增长8.26亿美元，但净亏损为7.93亿美元，主要受极端天气事件和加速折旧影响[517] - 2021年第一季度DPL的加热度日数比2020年增加了17.7%，但比正常水平减少了5.4%[595] 部门表现 - ComEd部门2021年第一季度净收入同比增长2900万美元，主要由于更高的电力分销收益和更高的允许回报率[480][483] - BGE部门2021年第一季度净收入同比增长2800万美元，主要由于多年计划的有利影响[480][483] - 2021年第一季度，Generation的运营收入为55.59亿美元，同比增长8.26亿美元，但净亏损为7.93亿美元，主要受极端天气事件和加速折旧影响[517] - 2021年第一季度，Generation的购电和燃料费用为46.1亿美元，同比增加了19.06亿美元，主要受燃料成本上升影响[517] - 2021年第一季度，Generation的五个报告区域（Mid-Atlantic、Midwest、New York、ERCOT和其他电力区域）的运营表现通过RNF（非GAAP财务指标）进行评估[516] - 2021年第一季度PECO的营业收入同比增加7600万美元，主要由于有利的天气条件和用电量增加[551] - 2021年第一季度PECO的净收入同比增加2700万美元，主要由于有利的天气条件和用电量增加[551] - 2021年第一季度PECO的电力零售交付量同比增加3.9%，其中居民用电量增加15.8%[555] - 2021年第一季度PECO的天然气零售交付量同比增加15.8%，其中居民用气量增加19.6%[556] - 2021年第一季度BGE部门运营收入增加了3700万美元，达到9.74亿美元，主要由于监管要求的项目收入增加了4300万美元[566] - 2021年第一季度BGE部门电力客户总数增加了11,393户，达到1,320,060户，主要由于住宅客户增加了11,141户[568] - 2021年第一季度BGE部门天然气客户总数增加了7,195户，达到693,262户，主要由于住宅客户增加了7,216户[570] - 2021年第一季度PHI部门净收入增加了2000万美元，达到1.28亿美元，主要由于DPL和ACE服务区域的有利天气条件以及DPL的电力分销费率提高[579] - 2021年第一季度Pepco部门净收入增加了700万美元，达到5900万美元，主要由于分销收入增加了300万美元[581] - 2021年第一季度DPL的营业收入增加了3200万美元，主要由于天气影响和监管要求项目的增加[592] - 2021年第一季度DPL的电力零售交付量增加了1.3%，天然气零售交付量增加了13.5%[596] - 2021年第一季度DPL的电力客户总数增加了5503户，天然气客户总数增加了1355户[596][598] - 2021年第一季度ACE的营业收入增加了3400万美元，其中2800万美元来自监管要求项目[608] - 2021年第一季度ACE的住宅客户电力零售交付量增长了14.6%，达到928 GWh[612] - 2021年第一季度ACE的电力零售交付总量增长了5.9%，达到1962 GWh[612] - 2021年第一季度ACE的住宅客户数量增加了2952户，达到498,396户[613] 资本支出与融资 - Exelon计划在2021年将Utility Registrants和Generation部门分离为两家独立上市公司，预计相关交易成本为900万美元[490][492] - Exelon与ReGenerate达成协议，计划在2021年下半年出售Albany Green Energy生物质设施，预计将记录1.35亿至1.5亿美元的税前减值损失[497][498] - 2021年第一季度，Exelon的运营现金流减少了23.41亿美元，主要由于净收入减少和营运资本变化[635] - 2021年第一季度，Exelon的投资活动现金流增加了21.7亿美元，主要由于资产和业务销售以及NDT基金销售[638] - Generation的资本支出在2021年第一季度增加了1.76亿美元，主要由于资本项目支出的时间差异[638] - Exelon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[630] - 2021年第一季度，Exelon的资本支出计划没有重大变化，与2020年披露的预期一致[642] - Exelon在2021年第一季度支付了每股0.3825美元的股息，与2020年保持一致[649] - Exelon的信用额度总额为106亿美元，其中69亿美元可用于支持额外的商业票据[650] - 如果Generation失去投资级信用评级，将需要提供约14亿美元的额外抵押品[651] - Exelon Corporate、ComEd和BGE主要通过发行商业票据满足短期流动性需求[654] - Exelon Corporate在2021年4月赎回了3亿美元的2.45%高级票据[649] - Exelon的子公司Generation在2021年2月24日被S&P将其高级无担保债务评级从'BBB'下调至'BBB-'[658] - Exelon的子公司Generation在2021年第一季度偿还了4260万美元的短期借款[660] - Exelon的子公司PECO在2021年第一季度贡献了1.35亿美元到公司内部资金池[660] - Exelon的子公司BGE在2021年第一季度贡献了4800万美元的额外抵押品[654] - Exelon的子公司PHI Corporate在2021年第一季度从公司内部资金池借入了4000万美元[660] - ComEd获得短期融资授权2,500百万美元，长期融资授权543百万美元，分别于2021年12月31日和2023年及2024年到期[662] - PECO获得短期融资授权1,500百万美元，长期融资授权850百万美元，均于2021年12月31日到期[662] - BGE获得短期融资授权700百万美元，长期融资授权1,100百万美元，短期融资授权于2021年12月31日到期[662] - Pepco获得短期融资授权500百万美元，长期融资授权750百万美元，分别于2021年12月31日和2022年12月31日到期[662] - DPL获得短期融资授权500百万美元，长期融资授权172百万美元，分别于2021年12月31日和2022年12月31日到期[662] - ACE获得短期融资授权350百万美元，长期融资授权250百万美元，分别于2021年12月31日和2022年12月31日到期[662] 风险管理与对冲 - Generation在2021年的电力组合中，94%-97%的预期发电量已通过套期保值策略对冲，以降低市场价格波动的影响[508] - Generation的铀浓缩需求中，约60%在2021年至2025年间由三家供应商提供，供应商违约可能对财务产生重大不利影响[509] - Generation的2021年预期发电量中，94%-97%已通过衍生品合约进行对冲，以降低市场价格波动风险[671] - Generation预计2021年至2023年期间将结算大部分经济对冲合约[670] - Generation的铀浓缩需求中，约60%在2021年至2025年期间由三家供应商提供[672] - 2021年，Generation的未对冲头寸市场价格风险暴露预计为税前净收入增加约31百万美元[671] 核电站运营与退役 - 公司核能发电量从2020年的42,555 GWh增长至2021年的43,466 GWh，增幅为2.1%[527] - 公司核电站容量因子从2020年的93.9%提升至2021年的95.3%[533] - 公司运营和维护费用减少了2.62亿美元，主要由于核电站退役和剥离相关费用减少2.21亿美元[533] - 公司2021年第一季度核电站非换料停运天数从2020年的11天减少至3天[533] - 由于提前退役，Byron核电站可能无法满足NRC最低资金要求，可能需要额外的财务保证，金额高达5500万美元[626] - Byron核电站的退役可能需要Generation提供高达1.8亿美元的补充现金，用于燃料管理成本，预计在永久关闭后10年内支付[628] - TMI Unit 1在SAFSTOR情景下不需要额外的财务保证，且已获得NRC豁免，允许使用NDT基金支付燃料管理成本[629] 监管与费率变化 - ComEd在2021年的电力传输费率更新中，总收入要求增加了45百万美元，其中初始收入要求增加了33百万美元，和解增加了12百万美元[504] - FERC在2021年4月发布了一项补充规则制定通知，提议修改现有的ROE激励措施，可能对Exelon及其公用事业注册人的财务报表产生不利影响[512] - FERC在2021年3月批准了一项投诉，要求PJM减少用于计算容量市场默认报价上限的绩效评估间隔数量，可能对Exelon和Generation的财务产生影响[507] - 2021年第一季度DPL的传输收入根据FERC批准的公式变化，主要基于资本投资和最高日峰值负荷的波动[599] 运营与维护费用 - 公司运营和维护费用减少了2.62亿美元，主要由于核电站退役和剥离相关费用减少2.21亿美元[533] - 公司2021年第一季度运营和维护费用增加了1700万美元，主要由于劳动力、其他福利、承包和材料费用增加了1000万美元，信用损失费用增加了700万美元，风暴相关成本增加了600万美元[562] - 2021年第一季度Pepco的运营和维护费用减少了300万美元，主要由于劳动力和材料费用减少了600万美元[589] - 2021年第一季度DPL的运营和维护费用增加了400万美元，主要由于劳动力、其他福利、承包和材料成本的增加[603] - 2021年第一季度ACE的运营和维护费用减少了200万美元，主要由于监管要求项目的减少[619] 折旧与摊销 - 公司2021年第一季度折旧和摊销费用增加了300万美元，主要由于持续的资本支出[562] - 2021年第一季度Pepco的折旧和摊销费用增加了700万美元，主要由于资本支出的持续增加[589] - 2021年第一季度DPL的折旧和摊销费用增加了500万美元，主要由于持续的资本支出[605] - 2021年第一季度ACE的折旧和摊销费用增加了400万美元，主要由于持续的资本支出[619] 电力与天然气交付 - 2021年第一季度PECO的电力零售交付量同比增加3.9%，其中居民用电量增加15.8%[555] - 2021年第一季度PECO的天然气零售交付量同比增加15.8%，其中居民用气量增加19.6%[556] - 2021年第一季度DPL的电力零售交付量增加了1.3%，天然气零售交付量增加了13.5%[596] - 2021年第一季度ACE的住宅客户电力零售交付量增长了14.6%，达到928 GWh[612] - 2021年第一季度ACE的电力零售交付总量增长了5.9%，达到1962 GWh[612] 客户增长 - 2021年第一季度BGE部门电力客户总数增加了11,393户，达到1,320,060户，主要由于住宅客户增加了11,141户[568] - 2021年第一季度BGE部门天然气客户总数增加了7,195户，达到693,262户，主要由于住宅客户增加了7,216户[570] - 2021年第一季度DPL的电力客户总数增加了5503户，天然气客户总数增加了1355户[596][598] - 2021年第一季度ACE的住宅客户数量增加了2952户，达到498,396户[613] 其他收入与费用 - ComEd的能源效率收入在2021年第一季度同比增长，主要由于增加的监管资产摊销，这部分费用完全可回收[543] - ComEd的其他收入在2021年第一季度同比增长，主要由于风暴恢复工作的互助援助收入[544] - ComEd的购电费用在2021年第一季度同比增加4100万美元，这部分费用通过监管要求的项目在营业收入中抵消[546] - ComEd的运营和维护费用在2021年第一季度同比减少100万美元，其中风暴相关成本减少900万美元，劳动力和材料成本增加800万美元[547] - ComEd的折旧和摊销费用在2021年第一季度同比增加1900万美元，其中监管资产摊销增加800万美元[549] - 2021年第一季度Pepco的购电费用增加了200万美元，但被营业收入中的监管要求项目完全抵消[588] - 2021年第一季度DPL的购电和燃料费用增加了1500万美元，完全被营业收入中的监管要求项目所抵消[602] - 2021年第一季度ACE的购电费用增加了2900万美元，完全被营业收入中的监管要求项目所抵消[617]

财务数据和关键指标变化 - 2020年公司GAAP每股收益为2.01美元，非GAAP每股收益为3.22美元 [17] - 公司预计2021年调整后运营每股收益为2.60至3.00美元 [50] - 公司初步估计德州极端天气事件对公司税前影响为7.5亿至9.5亿美元，税后影响为5.6亿至7.1亿美元 [9] - 公司已找到抵消措施，预计将净影响降至每股0.20美元，现金影响降至2亿美元 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 核能业务2020年发电量达150太瓦时，容量因子为95.4%，完成12次换料大修 [15] - 零售客户续约率为79%，平均客户持续时间超过6年，电力合同平均期限为21个月 [15] - 公用事业业务在2020年表现优异，所有公用事业公司客户满意度得分均创历史新高 [13] - 公司计划2021年在公用事业领域投资66亿美元，未来四年总投资270亿美元 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 德州市场因极端天气事件遭受重大损失，公司正在评估所有与ERCOT业务相关的选项 [11] - 公司在伊利诺伊州、马里兰州和华盛顿特区的公用事业业务表现良好，获得多项费率案件批准 [14] - 公司在马里兰州和华盛顿特区获得多年费率计划批准，支持当地经济和就业 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司决定将受监管的公用事业业务与竞争性业务分离，成立两家独立公司 [18] - 受监管的公用事业公司（RemainCo）将专注于高增长、高质量的业务，预计每股收益增长率为6%至8% [20] - 竞争性业务公司（SpinCo）将成为美国清洁能源领导者，90%以上的电力为无碳排放 [21] - 公司计划通过债务偿还和资本回报来优化SpinCo的财务状况，同时继续投资清洁能源解决方案 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2021年的运营和财务表现持乐观态度，尽管德州事件带来挑战 [7] - 公司将继续推动清洁能源政策，支持拜登政府的零碳电力目标 [41] - 公司预计在2021年第一季度财报电话会议上提供更详细的德州事件影响更新 [10] 其他重要信息 - 公司董事会批准2021年股息为每股1.53美元，与去年持平 [24] - 公司预计RemainCo在2024年前需要10亿美元的新股本 [25] - 公司正在与评级机构保持对话，预计两家新公司都将保持投资级评级 [23] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于Constellation Technology Ventures投资组合的价值 - 该投资组合在2020年贡献了0.14美元的每股收益，公司已将其价值纳入2021年预测 [57] - 公司尚未决定是否将这些投资用于抵消股本需求 [59] 问题: 关于SpinCo的杠杆水平和资本分配策略 - SpinCo将优先偿还债务以支持其信用指标，同时考虑向股东返还资本 [61] - 公司预计SpinCo将保持投资级评级，并将在未来提供更详细的资本分配策略 [61] 问题: 关于德州事件对公司融资计划的影响 - 公司当前的融资计划已考虑德州事件的影响 [64] - 公司预计未来股本需求可能会因多种因素变化，包括利率和监管结算 [65] 问题: 关于核能业务的未来前景 - 公司对核能业务的未来持乐观态度，认为各州对核能的环境和经济效益认识正在增强 [67] - 公司正在与联邦政府和国会就碳税和其他机制进行积极对话 [68] 问题: 关于分离交易的执行信心 - 公司对获得纽约公共服务委员会和核管理委员会的批准持乐观态度 [72] - 公司预计分离交易将在一年内完成 [72] 问题: 关于SpinCo的信用评级和业务风险 - 公司预计SpinCo将保持投资级评级，并通过多种方式增强其现金流稳定性 [78] - 公司计划通过成本管理和资产优化来抵消分离带来的协同效应损失 [79] 问题: 关于德州市场的未来策略 - 公司正在评估德州市场的未来设计，并考虑其ERCOT业务的长期策略 [80] - 公司希望德州市场能够引入容量支付机制，以支持发电厂的硬化和可靠性投资 [81] 问题: 关于SpinCo的资本分配政策 - SpinCo将优先偿还债务，随后考虑向股东返还资本 [84] - 公司尚未最终确定SpinCo的资本分配政策，将根据未来政策结果进行调整 [85] 问题: 关于联邦碳立法的预期 - 公司预计拜登政府将推动更积极的碳减排目标，并可能通过基础设施法案推动清洁能源发展 [89] - 公司正在与联邦政府和国会合作，确保碳政策设计能够平衡客户影响和气候目标 [90] 问题: 关于零售业务的风险管理 - 公司在其他市场采取了措施来应对价格波动，包括容量采购和对冲策略 [94] - 公司认为德州市场的设计与其他市场不同，未来需要改进市场设计以降低风险 [95] 问题: 关于SpinCo的财务结构 - 公司已考虑多种情景下的SpinCo财务表现，并将根据市场变化调整其资本结构 [97] - 公司将继续通过资产优化和项目融资来管理SpinCo的财务状况 [98] 问题: 关于RemainCo的收益轨迹 - RemainCo的长期每股收益增长目标为6%至8%，但由于费率案件时间安排，可能会出现波动 [102] - 公司正在努力减少监管滞后，以支持RemainCo的长期增长 [103] 问题: 关于德州事件影响的抵消措施 - 公司预计抵消措施将在全年逐步实施，包括推迟非必要维护和一次性成本节约 [104] - 公司已成立专门团队来监督这些抵消措施的实施 [105]

业绩总结 - 2020年第四季度每股收益（EPS）为0.76美元，全年每股收益为3.22美元，调整后的运营收益在3.00至3.30美元的指导范围内[16] - 2020年GAAP每股收益为2.01美元，较2019年的0.79美元增长了154%[165] - 2020年Q4的GAAP净收入为$1,737百万，较Q3的$1,747百万略有下降[171] - 2020年Q4的调整后运营收益为$1,984百万，较Q3的$1,990百万略有下降[171] - 2020年调整后的每股运营收益为3.22美元，超出原始指导范围的中点[53] 用户数据 - 客户续约率为79%[21] - 2020年客户流失率保持稳定，零售业务表现良好[45] - 2020年新客户赢得率为29%[52] - SpinCo的客户续约率自2016年以来平均为77%[36] 未来展望 - 预计2021年调整后的每股运营收益指导范围为2.60至3.00美元[49] - 目标到2024年实现每股收益（EPS）增长6-8%[30] - 预计2020-2024年间，资产基础增长率为7.6%[27] - 预计2021年发电量为173,200 GWh，预计发电量对冲比例为94%-97%[147] 新产品和新技术研发 - 计划在2021-2024年间在Exelon公用事业中投资约270亿美元用于电网现代化和韧性建设[28] - 预计通过替代回收机制覆盖约100%的资产基础增长[32] 市场扩张和并购 - 计划在2022年第一季度完成ExGen的分拆，需获得FERC和NRC的批准[24] - 预计SpinCo将包括债务偿还、资本回报和清洁能源投资[24] 负面信息 - 由于2021年2月的极端天气事件，预计对公司财务的影响为7.5亿至9.5亿美元的税前损失，税后损失为5.6亿至7.1亿美元[11] - 2021年毛利受德克萨斯州天气事件影响，预计减少800百万美元[146] 其他新策略和有价值的信息 - 预计RemainCo的股息支付比率为60%，并将随着收益增长而增长[24] - 2020年完成12次核燃料补给停机，所需时间少于计划[52] - 自2015年以来，ExGen已实现超过11亿美元的成本削减[36] - 2020年有效部署约66亿美元的公用事业资本支出，以替换老化基础设施并提高可靠性[54]

财务业绩总结 - Exelon Corporation 2020年财务业绩总结，包括各子公司的运营结果和关键业务驱动因素[11] - 公司2020年重大交易和近期发展包括多项战略调整和业务驱动因素[11] - 公司关键业务驱动因素和管理策略涉及多个子公司和业务领域[11] 子公司运营结果 - Exelon Generation Company, LLC 的运营结果，重点关注核电站的运营和退役情况[11] - Commonwealth Edison Company 的财务表现，特别是与伊利诺伊州电力基础设施现代化法案相关的收入[11] - PECO Energy Company 的财务数据，包括电力销售和客户增长情况[11] - Baltimore Gas and Electric Company 的财务业绩，重点关注天然气和电力销售的增长[11] - Pepco Holdings LLC 的财务表现，特别是与电力销售和客户服务相关的收入[11] - Potomac Electric Power Company 的财务数据，包括电力销售和客户增长情况[11] - Delmarva Power & Light Company 的财务业绩，重点关注电力销售和客户服务[11] - Atlantic City Electric Company 的财务表现，特别是与电力销售和客户增长相关的数据[11] 财务报表与附注 - 公司财务报表包括合并财务报表和附注，涵盖多个子公司和业务部门[12] - 公司财务报表附注详细说明了重大会计政策、合并、收购和处置事项[12] - 公司财务报表附注还包括收入确认、资产减值、无形资产和所得税等关键会计政策[12] - 公司财务报表附注涉及退休福利、衍生金融工具和债务协议等财务事项[12] - 公司财务报表附注还包括公允价值、承诺和或有事项等财务披露[12] 前瞻性声明与风险 - 公司提醒投资者不要过度依赖前瞻性声明，这些声明仅适用于报告发布之日[30] - 公司未承诺公开更新前瞻性声明以反映报告发布后的事件或情况[30] - 报告包含前瞻性声明，涉及公司未来业务分离的时机、方式、免税性质及预期收益，存在风险和不确定性[29] - 实际结果可能与前瞻性声明存在重大差异，影响因素包括风险因素、管理层讨论与分析、财务报表附注及其他SEC文件中的讨论[30] - 公司不承担公开更新前瞻性声明的义务，声明仅适用于报告发布之日[30] 公司结构与报告 - 公司包含Exelon Corporation及其子公司，如Commonwealth Edison Company、PECO Energy Company等，各自独立提交财务报告[27] 信息获取与披露 - 公司财务报表和补充数据可在SEC网站和公司官网获取[32] - 更多信息可通过SEC网站或公司官网获取，但官网信息不构成报告的一部分[32] 未来展望与战略 - Exelon Corporation 的未来展望和战略，包括市场扩张和新技术的研发[11]

业绩总结 - Exelon在2019年运营收入为344亿美元[11] - 2020年预计总毛利为705亿美元，2021年预计为665亿美元[90] - 2020年净收入为745亿美元，2021年预计为707.5亿美元[90] - 2020年第三季度GAAP净收入为1,747百万美元，调整后的运营收益为1,990百万美元[101] - 2020年第三季度每股收益（EPS）为1.04美元，超出指导范围0.80-0.90美元[50] - 2020年调整后的运营收益指导上调至每股2.80至3.10美元[49] 用户数据 - Exelon的客户负荷服务量为210太瓦时（TWh）[10] - Exelon的10百万客户享受到了基础设施改善带来的好处[26] - Exelon在2019年的客户满意度指数中表现最佳[26] 未来展望 - Exelon计划在2020至2023年期间在公用事业领域投资260亿美元[9] - Exelon预计在未来四年内实现约134亿美元的资产基础增长[36] - Exelon预计2023年的每股收益（EPS）将增长6-8%，预计达到2.60美元[37] 新产品和新技术研发 - Exelon计划在2020年实现5%的年度股息增长[19] - Exelon计划在2020年投资65.75亿美元的增长资本支出[72] - Exelon的电力生成强度显著低于2°C的滑行范围[17] 市场扩张和并购 - Exelon计划在2020年有效部署约65亿美元的公用事业资本支出[20] - Exelon在2020年完成了20亿美元的长期融资计划[53] 负面信息 - 2021年Exelon的总毛利预计将减少1.5亿美元，主要由于拜伦和德雷斯登的退役[42] - 2020年因退役造成的直接成本为425百万美元，影响GAAP运营和维护费用[103] 其他新策略和有价值的信息 - Exelon在2019年为慈善和社区事业捐赠了约5200万美元[9] - Exelon在疫情响应中提供了600万美元的资金支持[21] - 所有六家公用事业公司暂时暂停了服务断开和逾期付款费用[21] - Exelon的碳排放强度已显著低于巴黎协议的承诺目标，预计到2030年将进一步降低[61] - Exelon在2017年至2020年间实现了每年5%的股息增长承诺[54]