EX-99.2 3 ceg-20241104992.htm EX-99.2 ceg-20241104992
2024年11月4日に行われた、2024年第3四半期の決算説明会

 
本資料には、1995年の私的証券訴訟改革法の意味でリスクおよび不確実性にさらされる特定の将来を見据える声明が含まれています。「could」「may」「expects」「anticipates」「will」「targets」「goals」「projects」「intends」「plans」「believes」「seeks」「estimates」「predicts」といった言葉や、私たちの現在の将来の出来事および運用、経済、財務のパフォーマンスに関する見解を反映する類似の表現が含まれています。RegistrantsであるConstellation Energy CorporationとConstellation Energy Generation, LLCによってなされた前向きな声明と実際の結果との間には相違が生じる可能性がある要因がここで議論されます。

 
登録者は、米国で一般的に受け入れられている会計原則（GAAP）に従って財務諸表を報告しています。 Constellationは、GAAPに従って決定された財務情報を特定の非GAAP財務指標を含む形で補足しています。その中には次のものが含まれます： • 調整後稼働利益（およびそれに相当する1株当たりの金額）は、特定の費用、経費、利益、損失、およびマークツーマーケットによる調整、エコノミックヘッジ活動および天然ガスの不均衡、資産減損に関連する公正価値調整、解体関連活動、資産の売却、退職所得手当金およびその他の退職給付手当（OPEB）非役務担保債権、分離関連費用、および所定のその他の項目を除外します— 付録で示されている通りのその他の項目も含む • 調整キャッシュフローは、主に営業活動の純現金フローとGAAPの下で投資活動から提示されるリボルビング売掛金を含むDPP関連の収集を含みます • 成長前のフリーキャッシュフロー（FCFbG）は、保守と原子燃料用のGAAPによる資本支出を除いた調整キャッシュフローであり、分離とEnterprise Resource Planning（ERP）システム導入に関連する非再発生キャピタル支出、担保の変更、合併および買収、公正価値の将来に関する変更など— 付録で示されているその他の項目を除く • 調整粗利益は、調整運営収益から調整購入電力および燃料費を減じたものであり、解体関連収入、総領収税、変数利益事業体に関連する収入を除く、そして一部の最終ユーザー事業体の直接販売原価のネット— 経済の変動および将来の商品価格変動の予測不可能性により生じるマークツーマーケットの影響を排除します— 購入電力および燃料の調整は、マークツーマーケットの影響を排除し、将来の商品価格変動の予測不可能性により生じる天然ガスの不均衡に関連する公正価値調整を除外します • 調整運営およびメンテナンス（O＆M）は、特定の終端ユーザー事業体の直接販売原価、規制されていないユニットからの資産退職義務（ARO）割増費用、利益および損失に影響を与えない解体コストを除外し、Constellationでの変数利益事業体に関連する運営および保守費用、および— 付録で示されている調整に関するその他の項目を除いています。調整後の運営利益の見通し、予想される調整粗利益、および予想される成長前フリーキャッシュフローの将来志向コメントガイダンスについて、多くの場合これらの非GAAP財務指標を関連するGAAP基準と調整することは困難です。これは、GAAPによって要求される未来のゲインおよびロスに関する予測に必要な不確実性が含まれているためです。これらの調整には、現在のビジネス運営で利用されるデリバティブインストゥルメントに影響を与える公正価値の将来の変動や、核廃炉信託内に保持されている債務および株式証券に影響を与える未来の変動が含まれ、これは将来のGAAP結果に重大な影響を及ぼす可能性があります。非GAAP財務指標三番目

 
この情報は、投資家が期間別の財務結果をより深く理解し、Constellationの運用業績を示すものであり、経営陣がビジネスの継続的な運用と直接関係のないと見なされる項目を除外しています。さらに、この情報は、経営陣がパフォーマンスを評価し、リソースを配分し、インセンティブ報酬目標を設定し、将来の期間の計画と予測を立てる基礎として使用する主要な指標のうちの1つです。これらの非GAAP財務指標は、GAAPに規定された発表ではなく、他の企業が同様の名称を持つ財務指標を比較することができない場合があります。Constellationは、これらの非GAAP財務指標を、GAAPに従って計算および提示された財務指標に追加情報として提供しています。これらの非GAAP指標は、提示された資料の中で提供されている最も類似のGAAP指標よりも有用であると見做されるべきではなく、代替または類似のものとしては見做されるべきではありません。非GAAP財務指標は、「非GAAP」というフレーズまたは星印(*)で識別されます。これらの非GAAP指標を最も類似のGAAP指標に調整する和解は、このプレゼンテーションの付録および添付ファイルに提供されています。非GAAP財務指標続き4

 
重要な更新5 クレーンクリーンエネルギーセンターの再開（1） 2024年第3四半期の1株当たり利益は、31,400万の希薄化後一般株式の平均数に基づいています（2） 2024年の通期利益見通しは、31,500万の希薄化後一般株式の平均数に基づいています 注：調整後の営業利益＊のGAAPから非GAAPへの調整は、付録の25ページにあります クレーンクリーンエネルギーセンター 2024年のフォーチュン婦人向けベストワークプレイス 2024年のフォーチュン製造と生産部門向けベストワークプレイス 第3四半期のGAAP利益は1株当たり$3.82（1） 第3四半期の調整後の営業利益＊は1株当たり$2.74（1） 2024年の調整後の営業利益＊の予想範囲を1株当たり$8.00から$8.40に引き上げ（2）

 
ベストインクラスの原子力施設運営（1,2） • 原子力設備容量率: 95.0% • 41.0 TWhsの生産運転 • Q3に平均停止期間18日の2回の燃料再積み込み停止を完了 6 コンステレーションは信頼性の高いカーボンフリー電力を提供（1） SalemとSTPは運用指標（停止日数、容量率、発電量）に含まれていません（2）容量率は正味月次平均方法論を反映しています。過去年度の期間の容量率は、比較目的のための方法論の変更により、以前の収益プレゼンテーションに結びつかない場合がありますが、年間報告された容量率には影響がありません。（3） ownershipで反映されたカーボンフリー電力。EPA温室効果ガス排出削減計算機を使用して測定されています https://www.epa.gov/energy/greenhouse-gas-equivalencies-calculator。 75% 80% 85% 90% 95% 100% 28 32 36 40 44 48 N u cl ea r t W h s C ap acity F acto r Q3 22 Q4 22 Q1 23 Q2 23 Q3 23 Q4 23 Q1 24 Q2 24 Q3 24 TWhs Capacity Factor 生成 ~46.3 TWhsのカーボンフリー電力を生成し、約3240万メトリックトンの二酸化炭素を回避。1年間に770万台以上の乗用車を除去するのと同等です（3）歴史的原子力施設容量率（1,2）再生可能エネルギーおよび天然ガス施設での強力なパフォーマンス • 再生可能エネルギーの捕捉率: 96.0% • 電力ディスパッチ一致率: 98.2%

 
業界をリードする顧客プラットフォームは、企業がエネルギーと持続可能性のニーズを満たすのを可能にします 7 注：四捨五入により合計が合わない場合があります（1） その他にはNew England、South、Westが含まれます（2）CORe +：Constellationのオフサイト再生可能製品は、新築再生エネルギープロジェクトと再生可能エネルギー証書（RECs）へのアクセスを提供し、物理的な小売電力供給契約を通じてQ3 2024エレクトリックロードが提供された地域（TWhs）顧客の運用メトリクス（TTM） 10 12 4 5 8 7 3 4 2 Midwest Mid-Atlantic ERCOt ニューヨーク その他（1） 12 20 7 12 卸売 小売 34% 11% 79% 90% C&I 電力新規顧客獲得率 C&I ガス新規顧客獲得率 C&I 電力顧客更新率 C&I ガス顧客更新率 CORe +（2）製品は新しいMWsが顧客の需要を満たすのを可能にしました。2020年以来、CORe +製品によって約2800 MWの新築再生可能エネルギーが実現されました

 
(1) 2023年第3四半期の1株当たり利益は、発行済み平均希薄化後普通株式32,300万株に基づいています。(2) 2024年第3四半期の1株当たり利益は、発行済み平均希薄化後普通株式31,400万株に基づいています。2024年第3四半期の結果8年対比調整後の営業利益ドライバー $2.26 2023年第3四半期GAAP純利益（1）2024年第3四半期GAAP純利益（2）2023年第3四半期調整後営業利益（1）2024年第3四半期調整後の営業利益（2） - ポートフォリオ最適化および平均的な顧客利益よりも良い商業パフォーマンスの継続 - 特定の州プログラムでの恩恵共有を伴う原子力PTC - サウステキサスプロジェクトの出資権利の追加からの貢献 - より高いO&M - 計画された稼働停止日数の増加 注：調整後営業利益のGAAPから非GAAPへの調整は、付録の25ページに記載があります。 $/株

 
(1) 2024年通期の1株当たり利益の見通しは、期待される平均希薄化後普通株式31,500万株に基づいています。中心地点を引き上げ、通期調整後営業利益ガイダンス範囲を$8.00から$8.40に狭めました（1） 9 - 不安定な市場で計画を上回る商業ビジネス - ロードオークションの勝利とマージン拡大による強力な卸売りと小売りのパフォーマンス - ポートフォリオの成功した最適化により、変動の利益を獲得 - 株価が直接株主補償と商業の過剰成果に関連する補償費用に与える影響によるO&Mの増加に部分的にオフセット $/株 元のガイダンス以前に改訂されたガイダンス現在のガイダンス $8.03 $8.40 $7.23 $7.63 $7.60 $8.00 $8.00 $8.20 $8.40

 
コンステレーション – 私たちの資産は無類です 10見通しの立った、二桁の長期基本EPS成長 原子力生産税額控除（PTC）により裏付けられた 最高で最大規模の無炭素、長寿命、24時間365日原発の運用業者 経済成長と電力システムの信頼性のサポートに独自に位置しています リーディングな顧客プラットフォームを通じた成長する製品の機会 1,870,000,000MWhの無炭素電力 高い価格と属性支払いから利益を得ます 強力なフリーキャッシュフローと高いインベストメントグレードのバランスシート

 
Additional Disclosures 11

 
20 25 30 35 40 45 50 55 60 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Market Revenues ($/MWh) m ar ke t R ev en u es + P t C ( $ / m W h ) 12 PTC Provides Support for Nuclear Units When Revenues Fall Below $43.75/MWh Illustrative Payoff Dynamics for Non-State-Supported Units in 2024 • The PTC provides support of up to $15.00/MWh for units when revenues are between $25.00/MWh and $43.75/MWh while preserving the ability of the unit to participate in upside from commodity markets • The green line assumes revenues of $47.00/MWh. Since it is above the $43.75/MWh PTC phase out units would not receive PTC value • When revenues fall below the $43.75/MWh phase out, the PTC will provide revenue support for the units, bringing effective realized revenues back to $43.75 • Assuming revenues of $35.00/MWh, the orange line, we would expect units to receive $7.00/MWh PTC, bringing the total value the unit would receive to $42.00/MWh and $44.33/MWh (1) on a tax adjusted basis Competitive Unit Payoff $35/MWh $47/MWh PTC provides support from $25/MWh - $43.75/MWh (1) Grossed up assuming 25% tax rate

 
Maximum PTC Gross Receipts Threshold Power Price At Which PTC=$0 Maximum PTC Gross Receipts Threshold Power Price At Which PTC=$0 Maximum PTC Gross Receipts Threshold Power Price At Which PTC=$0 2024 15.00$ 25.00$ 43.75$ 15.00$ 25.00$ 43.75$ 15.00$ 25.00$ 43.75$ 2025 15.00$ 26.00$ 44.75$ 15.00$ 26.00$ 44.75$ 15.00$ 26.00$ 44.75$ 2026 15.00$ 26.00$ 44.75$ 15.00$ 27.00$ 45.75$ 15.00$ 27.00$ 45.75$ 2027 15.00$ 27.00$ 45.75$ 17.50$ 27.00$ 48.88$ 17.50$ 28.00$ 49.88$ 2028 15.00$ 27.00$ 45.75$ 17.50$ 28.00$ 49.88$ 17.50$ 29.00$ 50.88$ 2029 17.50$ 28.00$ 49.88$ 17.50$ 29.00$ 50.88$ 17.50$ 30.00$ 51.88$ 2030 17.50$ 28.00$ 49.88$ 17.50$ 30.00$ 51.88$ 20.00$ 32.00$ 57.00$ 2031 17.50$ 29.00$ 50.88$ 17.50$ 31.00$ 52.88$ 20.00$ 33.00$ 58.00$ 2032 17.50$ 29.00$ 50.88$ 20.00$ 32.00$ 57.00$ 20.00$ 34.00$ 59.00$ 2% Inflation 3% Inflation 4% Inflation • Starting in 2025, the maximum PTC and gross receipts threshold are subject to an inflation adjustment based on the GDP price deflator for the preceding calendar year: • Maximum PTC is rounded to nearest $2.50/MWh and gross receipts threshold is rounded to nearest $1.00/MWh Inflation of Nuclear Production Tax Credit (PTC) (1) 13 (1) See H.R. 5376 for additional details; all numbers assume that prevailing wage requirements are satisfied (2) Annual inflation adjustment is consistent with past published guidance for renewable energy credits, published annually Example Assuming 2%, 3% and 4% Inflation (2)PTC Overview Inflation Adjustment= GDP price deflator in preceeding year GDP price deflator in 2023 PTC Inflation Adjustment • The PTC is in effect through 12/31/32 • In the base year 2024, Constellation qualifies for the nuclear PTC up to $15.00/MWh; the PTC amount is reduced by 80% of gross receipts exceeding $25.00/MWh, phasing out completely after $43.75/MWh • The nuclear PTC can be credited against taxes or monetized through sale to an unrelated taxpayer

 
当社の投資適格な貸借対照表は競争上の優位性であり、14の現在の信用格付けと2024年のターゲット信用メトリクスがあります。 (1) Baa1; 安定した見通しムーディーズBBB+; 安定した見通しS&P 35% 45%ムーディーズCFO 事前WC / 負債* S&P財務部門 / 負債* S&P負債/EBITDA* < 2.0x 注:信用メトリクスのGAAPから非GAAPまでの定義は、付録の23-24ページに記載されています。 (1)信用メトリクスの予測は2024年2月時点のビジネスおよび収益見通し開示であり、(2)償還プロフィールは、無担保債務、P-Cap施設、証券化債務、資本リース、償却されていない債務発行費用および償却されていない割引/プレミアムを除外していますが、(3)長期債務残高は、Q3 2024のフォーム10-Q GAAP財務諸表を反映しており、P-Cap施設を除く注2にリストされた項目が含まれています。長期債務償還プロフィール (2)長期債務残高 (3) $7.0B求償 $1.4B無担保 $8.4B合計長期債務2024年9月30日現在 ($M) $900 $750 $600 $500 $900 $350 $788 $900 $900 $334 2024 $2320 $2320 $2520 $2620 $2720 $2820 $2920 $3020 $3120 $3220 $3320 $3420 $3520 $3620 $3720 $3820 $3920 $4020 $4120 $4220 $4320 $4420 $4520 $4620 $4720 $4820 $4920 $5020 $5120 $5220 $5320 $5420 $5520 $5620 $5264億円 税免債

 
モデリングスライド15

 
基本的な収益 • 一貫性があり、見えやすく、成長する収益で、有機成長、PTCインフレーション、株式の買戻しによって時間とともに成長する収益 • 簡単なPxQを使用して簡単にモデル化できる。例: - PTC価格（2%のインフレを想定）x量 - 13年の歴史的および将来の平均ウェイト商業マージンx数量 • 通常、将来の予想収益の80-90% Base Earningsは、Constellationの安定性と成長を示します 強化された収益 • ベース収益を上回る追加価値を反映する収益 • 例: - 13年の歴史的および将来の平均パワーマージンより上 - PTC床より上のパワープライスセールス - 変動から異常な価値をキャプチャする

 
2024年2025年2030年(1) 17可視13%以上の調整された運営収益*基本収益の成長による2030年までの長期成長率は10%以上ですが、年によって異なります。 - 2%の前提よりもインフレが大きい。 - 信頼性のある炭素フリー電力販売のための属性支払い - 想定される13年間の平均商業マージンを上回る売り上げ 組込まれていない成長率の要素 20282027202620252024要因 $45.75$45.75$44.75$44.75$43.75 PTCステップアップ（2%インフレ）n/a $34.50 Mayのロールオフ $34.09$33.47$33.04CMCプログラム1215151215計画停止回数（2）通常範囲の上で通常範囲の上で通常範囲通常範囲CEG停止期間（3）基本収益 181 183 180 181 184予定の原子力発電（百万MWh）（2,4）(1)イラスト(2)セーラムとSTPを含む(3) 企画停電期間は、ユニット特有の属性と停電作業範囲によって異なります(4)所有権の割合で反映されます。Craneからの予想発電量は含まれていません。

 
ベース当期利益18のモデリングツール 注：2024年度の業績予想は、予想される希薄化後普通株式の平均発行株式31500万に基づいています (1) 核PCTを受け取る場合は、その価値がGAAP財務諸表の売上に反映されます (2) 所有株式比例で反映され、セーレムおよびSTPを含みます (3) 2023/2024、2024/2025、および2025/2026の計画年度の加重平均CMC価格に基づくカレンダー年価格を反映しています (4) 値は、レート設定メカニズムに一貫したエネルギー、容量、およびzecの合計を反映しています (5) ビジネスと業績展望開示に関連する増加は、2024年9月30日時点での株価上昇による追加株式報酬を反映しています。この数字は、ベース当期利益に適用されます。調整後O&M*を含む総調整後O&Mは、$572500万です (6) TOTIは総収入税を除外します (7) 利息費用は資本配分の反映ではありません (8) 有効税率は、2023年12月31日のPTC収入の予測価格を反映しています 20252024価格（$/MWh）数量（百万MWh）価格（$/MWh）数量（百万MWh）調整後粗利（ベースのみ） (1) 核 (2) $33.4754$33.0454 イリノイCMCユニット (3) $60 - $6326$60 - $6125NYユニット (4) $44.75102$43.75102残りのユニット（PTC） ($5.30 - $5.35)($4.85 - $4.90)核燃料償却 非核~$60 - $70 平均 5~$60 - $70 平均 5風力/太陽光 ~$452~$452水力 ~$20 spark spread18~$20 spark spread20天然ガス、油、その他 詳細は付録20ページを参照してください 詳細は付録20ページを参照してください容量収入 平均マージン予測ボリューム平均マージン予測ボリューム商用 $3.50 - $3.60 / MWh20500万MWhs$3.50 - $3.60 / MWh20000万MWhs電力マージン $0.25 - $0.30 / dth84000万 dth$0.25 - $0.30 / dth85500万 dthガスマージン ~$450M~$400Mその他商用マージン 20252024その他モデリング入力 $50$50その他収入 ($5,125)($5,575)調整後O&M* (5) ($450)($475)税（当期以外） (TOTI) (6) ($25)-その他、純額 ($1,025)($925)減価償却費および摊薄化 ($500)利息費用、純額 (7) 19%17%有効税率 (8) $5.50 2024 $6.35 - $6.45 2025

 
ベースイヤーニングス19の詳細なモデリング入力 注意：丸め誤差のため、合計が一致しない場合があります (1) 所有権に反映される; SalemとSTPを含む。Craneからの期待される発電は含まれていません。 (2) 計画年にわたる加重平均CMC価格に基づく暦年価格を反映 (3) 値は、電力、容量、およびZECの合計を示し、料金設定メカニズムに一貫しています (4) 13年平均は、8年間の過去の実現マージンと5年間の将来予測を表す 発電予測（百万MWh） (1) 原子力 2024年 2025年 2026年 2027年 2028年 IL CMCユニット 54 54 53 23 - NYユニット 25 26 25 26 25 その他のユニット 102 102 102 132 159 合計原子力 181 183 180 181 184 予定されている燃料棒交換の回数（1） 15 12 15 15 12 価格（$/MWh） 2024年 2025年 2026年 2027年 2028年 IL CMCユニット（2） $33.04 $33.47 $34.09 $34.50 NYユニット（3） $60 - $61 $60 - $63 その他のユニット（2%のインフレ） $43.75 $44.75 $44.75 $45.75 $45.75 原子力燃料（$4.85 - $4.90）（$5.30 - $5.35） PTCインフレシナリオ（$/MWh） 2024年 2025年 2026年 2027年 2028年 2%のインフレ $43.75 $44.75 $44.75 $45.75 $45.75 3%のインフレ $43.75 $44.75 $45.75 $48.88 $49.88 4%のインフレ $43.75 $44.75 $45.75 $49.88 $50.88 出力マージン（13年平均）（4） 商業（小売り/卸売り） 2024年 2025年 2024年 エネルギー 20000万MWh 20500万MWh 2024年 パワー $3.50 - $3.60/MWh ガス 85500万dth 84000万dth $0.25 - $0.30/dth

 
ベースイヤーニングスの詳細なモデリング入力（続き）20（1）水力発電収入価格と代表的なスパークスプレッドは、ハイドロ、天然ガス、および石油資産で達成した歴史的平均と一貫したものに基づいています（2）数量は四捨五入され、部分所有ユニットのコンステレーションの所有権シェア反映されます (3) ISO-NE：ISOニューイングランド； NEMA：北東マサチューセッツとボストン； SEMA：南東マサチューセッツ (4) 所有権の提供された容量を反映 予想される発生量（百万MWh） 非原子力（エネルギー） 2024年 2025年 風力/太陽光 5 5 歴史的再生可能契約 $60 - $70 水力 2 2 水力発電収入価格（$/MWh） $45 天然ガス、石油、その他 20 18 代表的なスパークスプレッド（$/MWh） $20 2023/2024 2024/2025 2025/2026 非原子力（容量） クリアされた容量（MW）（2） 価格 ($/MW-day) クリアされた容量（MW）（2） 価格 ($/MW-day) クリアされた容量（MW）（2） 価格 ($/MW-day) EMAAC- - 1,950 $55 1,525 $270 MAAC 2,175 $49 200 $49 100 $270 BGE 425 $70 425 $73 325 $466 PJmポートフォリオ全体 2,600 2,575 1,950 2023/2024 2024/2025 2025/2026 容量（4） 価格 ($/MW-day) 容量（4） 価格 ($/MW-day) 容量（4） 価格 ($/MW-day) NEMA 1,525 $66 115 $131 125 $87 SEMA 235 $597 235 $632 235 $87 ISO-NE全体（3） 1,760 350 360 注意：原子力ユニットの容量収入はPTCの総収入計算に含まれており、したがって提供されていない モデリング価格（$/MWh）（1）

 
追加のモデリング入力と情報21 ノート：2024年の通期純利益の見通しは、予想される希薄化後の平均普通株式発行数31500万に基づいています (1) 超過業績に関連する報酬費用の追加O&Mを反映しています（2）ビジネスおよび利益見通し開示に対する増加は、2024年9月30日時点での株価上昇に伴う追加の株式報酬を反映しています。パフォーマンスインセンティブ調整O&Mを含む合計調整済みO&M*は$572500万です（3）TOTIには総収入税は含まれていません(4) 利息費用は資本配分を反映していません(5) 2023年12月31日時点の予測PTC収益を含む税率を反映しています。 原子力PTCが支給される場合、その価値はGAAP財務諸表の収入に反映されます（6）2023年12月31日時点の予測PTC収益の影響を除いた税率を反映しています(7) 2024年9月30日時点の価格に基づいています 20252024その他のモデリング入力（百万ドル）の範囲$825-$1,100$1,450-$1,600調整済み粗利率*（エンハンストのみ）-($150) パフォーマンスインセンティブ調整O&M*（エンハンスト利益に適用）(1) ($5,125)($5,575)調整済みO&M*（2）$50$50その他の収入（$450）（$475）収入以外の税金（TOTI）（3）（$25）-その他、純（$1,025）（$925）償却減価償却費（$500）利息費、純（4）19%17%PTCを含む実効税率（5）24%24%PTCを除く実効税率（6）20252024追加情報$0.50 $1.9013年平均を上回る電力マージン65％100％PTC地域内の原子力フリートの割合（24年9月30日）参照価格（7）$37.32 $27.81NIHub ATC（$/MWh）$46.47 $35.86PJm-W ATC（$/MWh）$41.18 $32.39ニューヨークゾーンA ATC（$/MWh）$23.37 $12.70ERCOt-N ATCスパークスプレッド（$/MWh）$33.63 $14.11ERCOt-Nピークスパークスプレッド（$/MWh）

 
非GAAP指標の調整23

 
CFO（Pre-WC）（c）ムーディーズCFO Pre-WC/負債（3）= FFO（a）S&P FFO/負債（2）= 調整負債（d）調整負債（b）ムーディーズCFO Pre-WC計算（3）S&P FFO計算（2）運用キャッシュフローGAAP運用利益+ 作業資本調整+ 償却と減価償却- 原子燃料償却= EBITDA+ その他のムーディーズCFO調整- 利息= 作業資本前キャッシュフロー（c）+ 現金税± 原子燃料償却± マークトゥマーケット調整± その他S&P調整= FFO（a）ムーディーズ調整負債計算（3）S&P調整負債計算（2）長期債務長期債務+ 短期借入金+ 短期借入金+ 負担先のパンション（税前）+ 購入電力契約および運用リース債務+ 運用リース債務+ パンション/OPEb計上債務（税後）± 他のムーディーズ負債調整+ ARセキュリトリゼーション計上債務= 調整負債（d）- 非回収負債のクレジット取扱± 貸借対照表上の現金± その他S&P調整= 調整負債（b）GAAPから非GAAPまでの調整信用メトリクスの協調（1）23（1）予報されたいくつかの非GAAP指標が将来を見越していることから、予測される調整済み（非GAAP）指標を最も直接比較可能なGAAP指標と調整する情報が利用できない場合があります。よって、管理部門はこれらの指標を調整できません(2) S&P方法を使用して計算されています(3) ムーディーズ方法を使用して計算されています

 
調整済債務（a）S&P 債務/EBITDA（2）＝ EBITDA（b）S&P 調整済債務計算（2） 長期借入金 + 短期借入金 + 購入電力契約および運用リースの擬似債務 + 年金/OPEb 擬似債務（税引後） + ARセキュリタイゼーションの擬似債務 - リースバランスシート上のキャッシュ + その他のS&Pの調整 = 調整後債務（a）S&P EBITDA計算（2） GAAP営業利益 + 減価償却費 = EBITDA + 核燃料の償却 ± マークツーマーケットの調整（経済ヘッジ） ± その他のS&Pの調整 = EBITDA（b）クレジット指標のGAAPから非GAAPへの調整（1） 24（1）一部の予測された非GAAP指標が将来志向的な性格を持つため、予測された調整済（非GAAP）指標を最も直接関連のあるGAAP基準に結びつける情報が利用できない場合があるため、経営陣はこれらの指標を調整することができない（2）S&P方式を使用して算出されている

 
2024年9月30日に終了した3か月間の20232023の1株当たり利益1株当たり利益調整後営業利益*和解（百万ドル、1株当たりデータを除く）$3.82$1,200$2.26$731 GAAP純利益（損失） 株主に帰属（$0.67）（$210）（$0.49）（$158）純資産の未実現の（利益）損失（1）$0.10$30-$1設備の廃止と売却（$0.62）（$195）$0.24$76廃棄物に関連する活動（2）（$0.01）（$2）（$0.03）（$10）年金＆OPEb非サービス（クレジット）費用--$0.05$17分離コスト（3）-$1$0.01$4ERPシステムの実装コスト（4）$0.02$5$0.03$9環境負担の変更---$1取得関連費用--$0.19$62資産の減損$0.11$33（$0.03）（$9）税関連の調整（$0.01）（$2）（$0.11）（$36）非支配持分（5）$2.74$860$2.13$688調整後の非GAAP営業利益* GAAPから非GAAPへの和解GAAP結おけ－調整された営業利益*25 注：丸めたため、項目の合計が一致しない可能性があります。収益は税引後で表れます。1株当たり利益額は、2024年および2023年9月30日に終了した3か月間の平均希釈株式31400万株および32300万株に基づきます。 （1）経済ヘッジ、金利スワップ、ガスの不均衡および株式投資に関連する公正価値調整のマークツーマーケットを含む（2）すべての損益を、核廃止信託（NDT）、資産退役義務（ARO）の割賦、資産退役コスト（ARC）の減価、ARO再計量および規制協定ユニットの契約オフセットの影響を反映しています（3）分離に関連する一部の増加コスト（分離に関連するシステム関連コスト、第三者コスト、分離支援の顧問、コンサルタント、弁護士、および他の専門家への支払い、遷移支援契約（TSA）に基づいて請求された金額の一部を含む）が含まれます。追加情報については、2023年の10-k書式の注記1を参照してください。 （4）2024年第1四半期に導入された多年にわたる企業資源計画（ERP）システムに関連するコストを示しています（5）特定の調整に関連する非支配持分の排除を表しています

 
GAAPからノンGAAPへの調整−調整後O＆M* 26 20252024調整後O＆M*調整 ($M) $5,525$6,150GAAP O＆m ($150)($75)廃止関連活動 (1) ($250)($200) 収益生成のための商業及び発電事業における直接売上費用 (2)−($75)環境負債の変動−($50)設備の売却と退役 $5,125$5,725調整後O＆M* 注：丸め誤差のため、金額が合計されない場合があります。全額を最も近い$2500万に丸めます。(1) AROの利払と再評価、規制合意ユニットの契約オフセットの収益ニュートラルな影響と関連するすべての利益と損失を反映します。 (2) 特定の事業の直接売上費用を反映し、粗利率に含まれる事業の直接売上費用を示します

 
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