2023 年第三季度财报电话会议 2023 年 11 月 6 日

本演示文稿包含1995年《私人证券诉讼改革法》所指的某些前瞻性陈述，这些陈述存在风险和不确定性。诸如 “可能”、“可能”、“期望”、“预期”、“将”、“目标”、“项目”、“打算”、“计划”、“相信”、“寻求”、“估计”、“预测” 等词语的变体，以及反映我们当前对未来事件以及运营、经济和财务业绩看法的类似表达方式，旨在识别此类前瞻性声明。可能导致实际业绩与Constellation Energy Corporation和Constellation Energation, LLC（注册人）的前瞻性陈述存在重大差异的因素包括本文讨论的因素，以及 (1) 注册人2022年10-K表合并年度报告（a）第一部分第1A项中讨论的项目。风险因素，（b）第二部分，第7项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析，（c）第二部分，项目8。财务报表和补充数据：附注19，承付款和或有开支；（2）注册人2023年第三季度10-Q表季度报告（将于2023年11月6日提交），见（a）第二部分第1A项。风险因素，（b）第一部分，第2项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析，以及 (c) 第一部分，第1项。财务报表：附注13，承诺和意外开支；以及（3）注册人在向美国证券交易委员会提交的文件中讨论的其他因素。提醒投资者不要过分依赖这些前瞻性陈述，无论是书面还是口头，这些陈述仅适用于本陈述之日。注册人均无义务公开发布其前瞻性陈述的任何修订，以反映本演示文稿发布之日后的事件或情况。关于前瞻性信息的警示性陈述 2

注册人根据美国普遍接受的会计原则（GAAP）报告其财务业绩。Constellation 使用某些非公认会计准则财务指标补充了根据公认会计原则确定的财务信息的报告，包括：• 调整后的息税折旧摊销前利润表示扣除利息、所得税、折旧和摊销前的收益，不包括某些成本、支出、损益和其他特定项目，包括经济套期保值活动产生的按市值计价调整以及与天然气失衡和股权投资、退役相关活动、资产减值、与之相关的某些金额工厂退休和资产剥离, 养老金和其他离职后福利 (OPEB) 非服务信贷, 与离职有关的费用以及附录中规定的其他项目.包括核燃料摊销费用。• 调整后的运营现金流主要包括来自运营活动的净现金流和与循环应收账款安排相关的递延购买价格收取（DPP），后者以公认会计原则下投资活动的现金流表示 • 增长前的自由现金流（fcfBG）是调整后的运营现金流减去根据公认会计原则进行的维护和核燃料的资本支出、与分离和企业资源计划（ERP）相关的非经常性资本支出系统实施、抵押品变动、净合并和收购以及股权投资以及附录中规定的其他项目 • 调整后的营业收入不包括由于大宗商品价格未来变化的波动性和不可预测性而导致的经济套期保值活动对市值的影响 • 调整后的购买力和燃料不包括经济套期保值活动以及与未来大宗商品价格变动引起的天然气失衡相关的公允价值调整对市值的影响 • 总计总的利润率定义为调整后的营业收入减去调整后的购买电力和燃料支出，不包括与退役、总收入税、生产税收抵免 (PTC)、浮动利息实体相关的收入，以及某些最终用户业务的直接销售成本 • 调整后的运营和维护 (O&M) 不包括某些最终用户业务的直接销售成本、不受监管单位的资产报废义务 (ARO) 增加支出以及不影响损益的退役成本、影响从操作和维护与Constellation可变权益实体相关的支出以及附录对账中规定的其他项目由于一些预计的非公认会计准则财务指标具有前瞻性，因此没有提供预计的非公认会计准则财务指标与最直接可比的GAAP财务指标的对账，因为如果不进行不合理的努力，我们就无法提供此类对账。无法提供每项对账是由于影响我们从非公认会计准则指标中排除的项目的金额和时间不可预测。非公认会计准则财务指标 3

这些信息旨在增进投资者对同期财务业绩的总体理解，并通过排除管理层认为与业务持续运营没有直接关系的项目来表明Constellation的基准经营业绩。此外，这些信息是管理层用作评估业绩、分配资源、设定激励性薪酬目标以及规划和预测未来时期的基础的主要指标之一。这些非公认会计准则财务指标不是根据公认会计原则定义的列报方式，可能无法与其他公司对类似标题的财务指标的列报进行比较。除了根据公认会计原则计算和列报的财务指标外，Constellation还提供了这些非公认会计准则财务指标作为补充信息。不应将这些非公认会计准则指标视为比所提供材料中提供的最具可比性的公认会计准则指标的替代品更有用。非公认会计准则财务指标由 “非公认会计准则” 一词或星号 (*) 标识。本演示文稿的附录和附件中提供了这些非公认会计准则指标与最具可比性的公认会计准则指标的对账情况，但总毛利率的对账*除外，它出现在本演示文稿的幻灯片28中。非公认会计准则财务指标继续 4

Constellation在本季度取得强劲业绩并提高了预期5季度业绩调整后的息税折旧摊销前利润* 2023年调整后的息税折旧摊销前利润为12.9亿美元*上调了当前预期：38亿美元-4000万美元先前修订版：3,3亿美元原文：29亿美元-3300亿美元完成对南德克萨斯项目（STP）44％股份的收购，美国能源部选择了MachH2氢能中心，获得高达10亿美元的融资，包括Cons Stellation Project ComEd 无碳能源配对协议 Great Place To Work® 认证™

一流的核运营 (1,2) • 核容量系数：97.2% • 自有和运营的产量 42.0 TWh 6 Constellation 提供可靠且经济实惠的无碳电力 (1) 运营指标（停电天数、容量系数和发电量）不包括塞勒姆。2021年第三季度之前的核运营反映了我们在CENG合资企业中50.01％的所有权份额。反映了自2021年8月7日起对CENG的100％所有权。(2) 容量系数反映了月净平均值方法。由于比较方法的变化，往年各期的产能系数可能与之前的收益报告无关，但是全年报告的容量因素不会受到影响。(3) 反映在所有权上的无碳电力。使用美国环保局温室气体排放量计算器测量 https://www.epa.gov/energy/greenhouse-gas-equivalencies-calculator。75% 80% 85% 95% 100% 28 32 36 40 44 48 N u cl ea r T W h s C ap acto r Q3 21 Q1 22 Q4 22 Q1 22 Q1 23 Q3 23 Q3 23 太瓦时容量系数产生了大约 45.0 太瓦时的无碳电力，从而避免了大约 3190 万公吨的二氧化碳；相当于在一年内拆除超过710万辆乘用车 (3) 历史核机队容量系数 (1,2) 我们的可再生能源车队表现强劲天然气船队 • 可再生能源捕获量：96.6% • 电力调度匹配度：98.5% • 得克萨斯州舰队的发电量比 2022 年第三季度增加了约 160 吉瓦时

领先的客户平台使企业能够满足其能源和可持续发展需求 7 注意：由于四舍五入，项目总和可能不一致 (1) 其他包括新英格兰、南部和西部客户运营指标 (TTM) 2023 年第三季度按地区提供的电力负荷 (TWH) 10 13 4 4 8 8 3 62 中西部中大西洋 ERCOT 纽约其他 (1) 12 20 7 14 批发零售 38% 13% 74% 90% Power 新客户赢率 Gas 新客户获胜率 Rate C&I Power 客户续订率 C&I Gas 客户续订率 coMed 每小时无碳核能配对协议 ComEd 签署历史性协议随着Constellation为其54个设施提供可靠、无碳的能源，无论何时何地使用，这标志着美国最大的公用事业公司之一ComEd将每天每小时使用本地生产的可靠无碳核能为其所有设施供电。将与其每年约65,000兆瓦时的预期用电量相匹配，其中包括其公司和区域总部、报告中心、业务办公室、培训和特殊用途设施和变电站这个协议以及先前宣布的与微软的协议为美国各地的公司如何实现真正的减排设定了新的标准

2023 年第三季度调整后息税折旧摊销前利润* 财务业绩 8 季度业绩超出预期 2022 年第三季度 592 美元 1,199 美元（百万美元）• 商业业务表现强劲，利润率扩大 — 成功优化投资组合以从波动中获益 • 核能和德克萨斯舰队表现

毛利率* 类别 (百万美元) (1) 2023 2024 2024 年未平仓毛利率*（包括南部、西部、新英格兰、加拿大对冲毛利率）5,000美元 5,950 美元 450 美元合同收入（产能、ZEC 和伊利诺伊州 CMC 工厂收入）(2) 2,950 美元 2750 美元--(350 美元) 推动新业务/ To Go 50 美元 300 美元（50 美元）100 美元非电力利润率执行 350 美元 400 美元-100 美元非电力新业务/To Go 50 美元 200 美元-（50 美元）总毛利润率* (4) 9,200 美元 9,300 美元 400 美元 350 美元不受州计划支持的电厂（4,5）不适用 150 美元 N/A（100 美元）总毛利率* + PTC (4,5) 9,200 美元 9,450 美元 250 美元 2023 年 9 月 30 日毛利率与 2023 年 6 月 30 日相比的变化* 更新 9 (1) 毛利率* 类别，四舍五入至最接近的 5000 万美元；不包括 STP 的毛利率*和 CMC 付款 (3) 对冲按市值计算假定套期保值百分比为中点 (4) 基于 9 月 30 日 2023 年，市场状况 (5) PTC 价值中包含的工厂有 Calvert Cliffs、LaSalle、Lamerick 和 Peach Bottom 关键信息 • 毛利率+ PTC在2023年增长了4亿美元，在2024年增长了2.5亿美元，这要归因于新增势头业务执行 • 2023年，执行了4.5亿美元的电力新业务并将Power New Business的目标提高了4亿美元 • 2024年，执行了1.5亿美元的电力新业务并将目标提高了2.5亿美元；执行了1亿美元的非电力新业务并将非电力新业务目标提高了5000万美元；由于主要地区的市场价格上涨，PTC收入减少了•PTC价值反映了归属于这四个工厂的信贷不受州计划的支持，并假设总收入是使用现货价格确定的

提高和缩小全年调整后息税折旧摊销前利润*指导意见10 将全年调整后的息税折旧摊销前利润提高至38亿美元至4,000亿美元 • 商业业务在动荡的市场中表现优于计划——强劲的批发和零售业绩表现强劲，利润率扩张和负载拍卖获胜——成功优化投资组合以从波动中受益 • 伊利诺伊州ZEC的收入确认 • 冬季风暴艾略特原版的业绩收益目前为3,300美元，3,700美元，2,000美元 900 3,300 美元（百万美元）3,900 美元 3,800 美元 3,100 美元

融资和流动性更新 11 35% 45% 穆迪首席财务官前WC/债务*标准普尔FFO/债务*净负债/息税折旧摊销前利润*2.2x 1.8倍账面不包括2023年无追索权信用指标 (1) STP 交易融资股票回购更新根据我们的10亿美元股票回购授权，我们已通过第三季度部署约7.5亿美元回购约850万股股票当前信用评级穆迪Baa2；展望乐观标普BBB；前景乐观 • 成功发行14亿美元债券，为STP交易提供资金——利用30年期9亿美元的强劲投资者利息优先票据和5亿美元的10年期优先票据——30年期优先票据凸显资产的长期运营寿命注：预计年终债务约为83亿美元，包括2023年的融资（1）截至2022年第四季度财报电话会议披露的信贷指标预测2023年信贷指标与最初的预测一致，包括9月份的债券发行

Constellation在为股东创造价值方面处于独特地位 12 • 一流的核电业务 • 最大的可靠、无碳、清洁电力生产商 • 向C&I客户提供最大的电力供应商 • 为客户提供每小时无碳能源匹配美国无与伦比的优质资产 • 受美国政府保护的大宗商品价格下行风险，同时保持抓住大宗商品价格上涨的能力 • 生产税抵免随着通货膨胀而增长 • 支持有助于脱碳的增长机会美国包括核能升级、清洁氢气和风能再发电 • 将我们的清洁、无碳核机组的使用期限延长至80年《通货膨胀削减法》的受益者 • 强劲的自由现金流产生允许：— 股息增长 — 以令人信服的两位数未计回报实现强劲的有机增长 — 并购的增长 — 股票回购为股东创造价值拉萨尔清洁能源中心

其他披露 13

Constellation的价值主张14个为应对气候危机做好准备的持久企业 • 世界一流的核电运营商和最大的全天候无碳电力发电机，能够延长资产寿命 • 为商业和工业客户提供能源解决方案的最大供应商 • 大力倡导推动向无碳能源过渡的能源政策，并从中受益，为我们的股东创造价值 • 强劲的自由现金流，通过行业领先的运营、对无碳能源的支持和重点进行优化成本方面 • 严格的资本配置策略支持强劲的投资级资产负债表、符合公司战略的成长型投资，以及向所有者返还资本 Premier ESG Company • 到 2040 年，约 90% 的无碳能源增长到 100% 的无碳能源 • 致力于促进工作场所和社区的多元化、公平性和包容性 • 维持最高的公司治理标准

Constellation的ESG原则15 Constellation的ESG原则提供无碳能源和缓解气候商业和工业客户转型创新和技术支持无碳政策倡导公平和社区赋权对多元化、公平和包容性的承诺强大的公司治理和风险管理我们的价值主张和ESG原则Constellation旨在通过我们准备应对气候危机的持久业务为股东创造长期价值。作为最大的商业和工业（C＆I）客户能源解决方案提供商之一，也是美国最大的无碳电力生产商，我们正在引领向无碳未来的过渡。此外，我们的机队处于独特的地位，可以成为能源转型中可靠的基准无碳能源。我们为通过政策领导、技术和创新积极努力减少排放、提高资产价值、寿命和产出的历史感到自豪。在此基础上，Constellation非常适合支持我们的客户减少环境影响和寻求气候危机解决方案的雄心壮志。我们纪律严明的资本配置策略支持强劲的投资级资产负债表、对我们业务的再投资、符合我们公司战略的增长投资以及向所有者返还资本。我们的 ESG 原则是我们业务战略和价值主张的核心。我们的价值观和 ESG 原则指导我们实现核心目标。我们专注于推动以下关键重点领域的行动：

Constellation的气候承诺16 100％ 100％到2040年我们自有发电量将实现无碳排放到2040年减少运营驱动的排放（1）向C&I客户提供了有关如何实现温室气体减排目标的具体信息清洁能源供应：清洁电力供应：我们承诺到2040年，我们的自有发电供应将实现100％无碳；中期目标是到2030年实现95％的无碳排放，但要视政策支持和技术进步而定. 运营减排目标：我们渴望减少以运营为导向到2040年将排放量减少100％视技术和政策进步而定，中期目标是到2030年将碳排放量从2020年的水平减少65％ Constellation承诺到2030年将甲烷排放量从2020年的水平减少30％，这符合政府的全球甲烷承诺供应链参与：与我们的主要能源供应商合作制定温室气体排放和气候适应战略清洁客户转型：在2022年底之前，我们成功兑现了为100％的C&I客户提供服务的承诺-有关其对Constellation签订电力和天然气供应合同的设施产生的温室气体影响的具体信息，包括每小时的无碳能源配对。承诺支持减少客户的气体排放和向低碳燃料过渡。技术支持和商业化：承诺通过风险投资和研发，使推动清洁能源经济所需的未来技术和商业模式能够改善社区的健康和福利。我们的目标是 25% 或更多的投资于商业企业由少数民族、女性、退伍军人/伤残退伍军人和LGBTQ+个人领导，将要求投资接受者披露他们如何采用公平就业和合同做法，在考虑投资时将绩效作为因素 (1) 届时任何无法通过技术减少的排放都将被抵消；包括除甲烷以外的所有温室气体，甲烷减排在单独的甲烷减排目标中有所涉及

17 2023 年第三季度调整后息税折旧摊销前利润* 763 美元 2022 年第三季度市场和投资组合状况（93 美元）劳工、合同和材料（68 美元）ZEC 收入（29 美元）产能收入 34 美元其他 2023 年第三季度 592 美元 1,199 美元（百万美元）

长期债务到期概况 (1) 18 注：由于四舍五入，项目总额可能不合计 (1) 到期概况不包括无追索权债务、市值资本融资、证券化债务、资本租赁、公允价值调整、未摊销的债务发行成本和未摊销的折扣/溢价 (2) 长期债务余额反映了2023年第三季度10-Q GAAP财务状况，其中包括脚注1中列出的项目，但P-Cap机制除外（百万美元）长期债务余额 (2) 追索权61亿美元无追索权15亿美元长期债务总额76亿美元 750美元 7900美元 350美元 788 334 2 0 2 0 2 4 900美元 23 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 20 2 8 2 0 2 0 2 0 0 3 0 3 1 2 0 3 2 美元 2 0 3 500 3 500 2 0 3 500 3 5 0 3 6 2 0 3 0 2 0 2 0 3 900美元 2 0 2 0 0 0 0 4 0 4 2 0 0 4 2 0 4 2 0 4 0 4 2 0 4 0 4 2 0 4 0 4 2 0 4 0 4 2 0 4 2 0 4 2 0 4 2 0 4 2 0 4 2 0 4 2 0 4 2 0 4 2 0 4 2 0 4 0 4 2 0 4 2 0 4 0 0 4 2 0 4 2 0 4 0 4 0 0 4 2 0 4 2 0 4 0 0 4 2 0 4 0 0 4 2 0 4 0 0 4 2 0 4 0 0 4 2 0 0 0 2 0 5 1 2 0 5 2 美元 900 5 2 0 3 0 3 8 Sr.Notes 免税债券截至 2023 年 9 月 30 日

• 2016年12月通过的零排放标准要求伊利诺伊州电力局（IPA）与零排放设施签订零排放信贷（ZEC）合同 • 该计划为期10年，从2017/2018年计划年度开始，一直持续到2027年5月 • IPA根据碳的社会成本和相对于基准市场价格指数的市场价格指数计算每个计划年度的ZEC价格——碳的社会成本是该计划的前六年设定为16.50美元/兆瓦时，然后增加到1美元/兆瓦时从2023/2024年计划期开始每年——市场价格指数每年重置一次 (1)，而基准市场价格指数设定为31.40美元/兆瓦时 • 薪酬总额受年度上限的限制，该上限旨在限制每个公用事业公司客户的成本——有一个 “银行” 机制，对于每年交付的超过年度上限的ZEC，如果不支付款项，则可以在随后的几年中支付超过支付年度的年度上限 — 自该计划于 2017 年 6 月 1 日启动以来的每个计划年度中，我们都向 ZeC 交付了超过年度薪酬上限的公用事业 • 在2023年6月1日至2024年5月31日的规划年度中，ZEC的价格已确定为每ZEC0.30美元，但年度上限为2.24亿美元。在本计划年度内生成和交付的ZEC将不超过年度上限，从而提供可用资金来补偿在之前的计划年度中已交付但未付款的ZEC。伊利诺伊州零排放信贷（ZEC）概述社会碳成本市场价格指数超过基准市场价格指数31.40美元/兆瓦时 ZEC 价格 (1) 基于上一个日历年每个交易日适用交货年度中每个交易日的平均能源远期价格19 规划年度 ZEC 价格（美元/兆瓦时）2017/2018 年度 16.50 美元 2018/2019 年 16.50 美元 2019/2020 年 16.50 美元 16.50 美元 2021/2022 年 16.50 美元 2022/2023 美元 12.01 2023/2024 0.30 美元

20 25 30 35 40 45 50 55 60 20 25 30 35 40 45 50 55 60 市场收入（美元/兆瓦时）M ar ke t r ev en u es + P T C ($/ M W h) 20 PTC 在 2024 年收入降至 43.75 美元/兆瓦时为核机组提供支持说明性回报动态 • PTC 为机组提供高达 15.00 美元/兆瓦时的支持收入在每兆瓦时25.00美元至43.75美元/兆瓦时之间，同时保留了该单位参与大宗商品市场上涨的能力 • 绿线假设收入为每兆瓦时47.00美元，而且由于该收入高于43.75美元/兆瓦时PTC逐步淘汰单位不会获得 PTC 价值 • 当收入降至 43.75 美元/兆瓦时以下时，PTC 将为这些单位提供支持 • 假设收入为每兆瓦时 35.00 美元（橙线），我们预计单位将获得 7.00 美元/兆瓦时 PTC，使该单位获得的总价值达到 42.00 美元/兆瓦时 Merchant Unit Payoff 35美元/兆瓦时 PTC 提供的支持 h-43.75 美元/兆瓦时

最大 PTC 总收入阈值电价 PTC =$0 最大 PTC 总收入阈值电价 PTC =$0 最大 PTC 总收入阈值电价 ptc=0 2024 15.00$ 43.75$ 15.00$ 43.75$ 15.00$ 15.00$ 43.75$ 25.00$ 43.75$ 2025 15.00$ 44.75$ 15.00$ 44.75$ 4.75$ 15.00$ 26.00$ 44.75$ 2026 15.00$ 26.00$ 44.75$ 15.00$ 27.00$ 45.75$ 27.00$ 45.75$ 2027 15.00$ 27.00$ 45.75$ 27.00$ 48.88$ 17.50$ 2028 15.00$ 27.00$ 45.75$ 28.00$ 45.75$ 28.00$ 45.75$ 9.88$ 17.50$ 29.00$ 50.88$ 2029 17.50$ 28.00$ 49.88$ 17.50$ 29.00$ 50.88$ 17.00$ 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$ 31.00$ 52.88$ 2032 17.00$ 29.00$ 50.88$ 20.00$ 32.00$ 57.00$ 20.00$ 34.00$ 59.00$ 2% 通货膨胀 3% 通货膨胀 4% 通货膨胀 • 从2025年开始，最高PTC和总收入门槛将根据上一个日历年的国内生产总值平减指数进行通货膨胀调整：• 最高PTC四舍五入至最接近的2.50美元/兆瓦时，总收入门槛四舍五入至最接近的1.00美元/兆瓦时通货膨胀率核生产税收抵免 (PTC) (1) 21 (1) 更多细节见 H.R. 5376；所有数字均假设现行工资要求得到满足 (2) 年度通货膨胀调整与过去发布的可再生能源信贷指南一致，该指南每年发布一次 PTC 概述示例假设通货膨胀率为 2%、3% 和 4% (2) 通货膨胀调整= 前一年的 GDP 物价平减指数 PTC 通货膨胀调整 • PTC 在生效于 23 年 12 月 31 日之后一直到 12 月 31 日 • 在 2024 年基准年，Constellation 有资格获得核PTC最高为15.00美元/兆瓦时；超过25.00美元/兆瓦时总收入的PTC金额减少80％，在43.75美元/兆瓦时后完全停用 • 核PTC可以抵扣税款，也可以通过出售给无关的纳税人获利

商业披露 2023年9月30日 22

未平仓毛利率* •按当前市场价格计算的发电毛利率*，包括辅助收入、核燃料摊销和燃料支出 •电力购买协议 (PPA) 成本和收入 •按合并水平提供所有地区（包括南部、西部、新英格兰和加拿大的套期保值毛利率* (1)）合同收入 •CMC向符合条件的伊利诺伊州发电厂支付的预期合同收入 •预期的发电产能收入 •零排放信贷的预期收入（ZEC) MtM of Hedges (2) •按市值计价 (mTM) of power，产能和辅助套期保值，包括跨大宗商品、零售和批发负荷交易 •直接在合并水平上为四个主要地区提供。通过有效已实现能源价格（EREP）、参考价格、对冲百分比和预期发电量间接为四个主要地区中的每个地区提供。“电力” 新业务 •零售、批发计划中的电力销售 •投资组合管理新业务 •中端营销新业务 “非电力” 已执行 •零售、批发执行的天然气销售 •能源效率 (3) •Constellation Home (3) “非电力” 新业务 •零售、批发计划天然气销售 •Constellation Home (3) •投资组合管理/发源推动新业务 •自营交易 (4) 毛利率的组成部分* 23 利润率变动随着销售的执行，在一年中从新业务到套期保值的MtM (5)在这一年中，利润率从 “非电力新业务” 变为 “非电力执行业务” 总利润率*与电力生产和销售挂钩其他业务活动的毛利率* (1) 南部、西部、新英格兰和加拿大地区的套期保值毛利率*将包含在未平仓毛利率*中；不为这些地区提供预期的发电量、对冲百分比、EREP或参考价格 (2) 直接为四个较大地区提供的套期保值的mTM; 套期保值的mTM不是直接在区域一级提供的，但可以很容易地使用EREP（参考价格）进行估算以及对冲兆瓦时 (3) 这些业务的毛利率*扣除直接 “销售成本” (4) 自营交易毛利率*通常将保持在 “非电力” 新业务类别内，只有管理层自行决定才会移至 “非电力” 执行类别 (5) 南部、西部、新英格兰和加拿大地区的利润率以及公开毛利率中记录的燃料和PPA活动的优化*

毛利率类别 (百万美元) (1) 2023 2024 2024 年未平仓毛利率（包括南部、西部、新英格兰和加拿大对冲通用汽车）* 5,000 美元 5,950 美元 450 美元合同收入（产能、ZEC 和伊利诺伊州 CMC 工厂收入）(2) 2,950 美元 2750 美元--(350 美元) 推动新业务/待发 50 美元 300 美元（50 美元）100 美元非电力利润率执行 350 美元 400 美元-100 美元非电力新业务/待发 50 美元 200 美元-（50 美元）总毛利润率* (4) 9,200 美元 9,300 美元 400 美元 400 美元不受国家计划支持的电厂 350 美元 N/A（100 美元）总毛额保证金* + PTC (4,5) 9,200 美元 9,450 美元 400 美元 250 美元参考价格 (4) 2023 年 2024 年 2024 年 Henry Hub 天然气（美元/百万英热单位）2.59 美元 3.39 美元（0.09 美元）（0.14 美元）中西部：NiHub ATC 价格（美元/兆瓦时）28.48 美元 39.18 美元 2.42 美元中大西洋：PJM-W ATC 价格（美元/兆瓦时）34.36 美元 46.33 美元 0.29 美元 2.38 美元 ERCOT-N ATC Spark Spark Spread（美元/兆瓦时）HSC Gas，7.2 小时，2.50 美元 VOM 39.03 美元 25.80 美元 15.13 美元 7.74 美元纽约：纽约 A 区（美元/兆瓦时）27.16 美元 40.18 美元（0.02 美元）2.79 2023 年 9 月 30 日毛利率* 24 (1) 毛利率* 四舍五入至最接近的 50 美元 M (2) 包括毛利润率*和CMC付款对于 CMC 工厂 (3) Hedges 按市值计价假设套期保值百分比为中点 (4) 基于 2023 年 9 月 30 日，市场状况 (5) PTC 价值中包含的植物有 Calvert Cliffs、LaSalle、Limerick 和 Peach Bottom

Generation and Hedges 2023 2024 2024 年预期发电量 (GWh) (1) 195,400 198,200 (800) (600) 中西部（总计）(2) 95,500 96,000 100 (400) 中西部（不包括 CMC）40,900 42,200-(100) 中大西部 55,300 55,600 (1,200) 600 纽约 25,500 25,000 (200) 200) (300)% 预期世代对冲 (3) 97%-100% 80%-83% (1%)-2% 0%-3% 中西部（总计）98%-101% 79%-82% (1%)-2% (5%)-(2%) 中西部（不包括 CMC）97%-100% 54%-57% (2%)-1% (10%)-(7%) 中大西洋 97%-100% 77%-100% 80% (3%)-0% 2%-5% ERCOT 96%-99% 88%-91% 1%-4% 15%-18% 纽约 96%-99% 82%-85% 2%-5% 1%-4% 有效已实现能源价格（美元/兆瓦时）(4) 中西部（不包括CMC）35.50 美元 36.50 美元 2.00 美元 2.00 美元 2.00 美元 2.50 美元 ERCOT (5) 11.50 美元 13.50 美元 0.50 美元 2.00 美元纽约 27.50 美元 34.00 美元 2023 年 9 月 30 日自 2023 年 6 月 30 日以来的变化 25 (1) 预期发电量是指最能代表我们在能源市场上大宗商品地位的自有或合同产能的能源量，该模型基于模拟调度模型，对未来市场状况做出假设，这些假设经过校准电力、燃料、负载跟踪产品和期权的市场报价。预计发电量假设星座运营的核电站和塞勒姆在2023年有14次加油中断，2024年有13次停电。预期发电量假设所有权在2023年和2024年分别为94.1％和94.2％，由Constell运营的核电站的容量系数分别为94.1％和94.2％。这些对2023年和2024年预期发电量的估计并不代表对未来业绩的指导或预测，因为我们尚未完成这些年的规划或优化流程。（2）中西部（总计）预期发电量包括2023年CMC工厂的发电量为54,600吉瓦时，2024年的53,800吉瓦时（3）对冲发电量的百分比等值销售额除以预期发电量。它包括所有套期保值产品，例如权力的批发和零售、期权和掉期。表中的中西部价值反映了获得CMC补助的伊利诺伊州工厂为100％套期保值。但是，为了与中西部EREP保持一致，应该排除与CMC付款相关的工厂和套期保值交易量。纽约价值包括纽约ZEC的影响。(4) 有效已实现能源价格代表了以每兆瓦时为单位的全额对冲价格，该价格对冲了预期发电量。它是通过考虑与我们的套期保值相关的能源收入和成本以及为锁定利润率而购买的天然气来制定的。它不包括铀成本、RPM容量、ZEC和CMC收入，但包括以RPM清算价格以外的价格（包括我们的负荷义务）签订的产能按市值计算。可以将其与用于计算未平仓毛利率*的参考价格进行比较，以确定Constellation能源套期保值的按市值计算。(5) 显示的ERCOT Generation和Hedges的Spark点差

敏感度——含现有对冲（百万美元）(1,2) 2023 2024 2024 2024 2024 NiHub ATC 能源价格 + 5.00美元/兆瓦时——85美元——25美元（75美元）——5.00美元/兆瓦时——（85美元）-（25美元）75美元——PJM-W ATC 能源价格+ 5.00美元/兆瓦时——60美元——（85美元）30美元-5.美元 00/MWh-（55 美元）-5 美元 115 美元-NYPP A 区 ATC 能源价格 + 5.00 美元/兆瓦时 5 美元-（5 美元）---5.00 美元/兆瓦时（5 美元）（15 美元）-5 美元--核容量系数 +/-1% +/-55 美元--国家计划不支持的工厂的核 PTC 价值 (3) 2023 年 9 月 30 日更改自 2023 年 6 月 30 日起 2023 年 9 月 30 日起与 2023 年 6 月 30 日相比的变化总额保证金*敏感度26 (1) 敏感度四舍五入至最接近的500万美元 (2) 基于2023年9月30日的市场状况和套期保值头寸；电价敏感度是通过调整电价假设而得出的，同时保持所有其他价格输入不变；由于各种假设的相关性，通过汇总个人敏感度计算得出的套期保值毛利率*影响可能不等于相关性时计算的套期保值毛利率*影响还考虑了各种假设之间的差异；基于商品的敏感度风险敞口，包括开放发电和所有已承诺的交易。(3) PTC 价值中包含的工厂有 Calvert Cliffs、LaSalle、Limerick 和 Peach Bottom

行项目中西部（不包括CMC) (2) 中大西洋 ERCOT (3) 纽约 (A) 以全船队的未平仓毛利率开始* (B) 合同收入 (C) 预期产量 (TwH) 42.2 55.6 21.6 25.0 (D) 对冲百分比（假设区间中点）55.5% 78.5% 89.5% 83.5%（E=C*D）套期保值交易量（TWh）23.4 43.6 19.3 20.9 (F) 有效已实现能源价格（美元/兆瓦时）36.50 美元 49.50 美元 13.50 美元 34.00 美元（G）参考价格（美元/兆瓦时）39.18 美元 46.33 美元 25.80 美元 40.18 美元（H=F-G）差额（美元/兆瓦时）（2.68 美元）3.17 美元（12.30 美元）（6.18 美元）（I=E*H）套期保值按市值计算（美元百万) (1) (65 美元) 140 美元 (240 美元) (130 美元) (J=A+B+I) 对冲毛利率*（百万美元）（K）Power New Business /To Go（百万美元）（L）已执行的非电力利润率（百万美元）（百万美元）（百万美元）（N=J+K+L+M）总毛利率*（O）不受国家计划支持的核电厂的核电厂的PTC价值（4）（P=N+O）总毛利率* + 核电PTC（4）9美元 4.5 亿美元 400 美元 2,300 亿美元 59.5 亿美元 8,400 美元 300 美元 27.5 亿美元 150 年总毛利率建模示例 * 27 (1) 按市值计值四舍五入至最接近的 500 万美元 (2) 使用不包括 CMC 工厂容量和套期保值的中西部套期保值比率 (3)显示的 ERCOT (4) PTC 值中包含的植物的火花点差为 Calvert Cliffs、LaSalle、Limerick 和 Peach Bottom

其他星座建模数据 28 总毛利润率* 对账 (百万美元) (1) 2023 年 2024 年调整后营业收入* (2) 27,225 美元 30,100 美元调整后购买的电力和燃料* (2) (17,575 美元) (20,200 美元) 不受国家计划支持的电厂的核 PTC 价值 (3) 不适用 (150 美元) 风能 PTC (25 美元) 其他收入 (4) (4) (200) (200 美元) 为某些商业和电力业务创造收入而产生的直接销售成本（225 美元）（225 美元）总毛利率*（非公认会计准则）9,200 美元 9,300 美元不受州计划支持的工厂的核 PTC 价值 (3) 不适用总计 150 美元毛利率* + Nuclear PTC (3) 9,200 美元 9,450 美元注：根据表格10-Q (1)，截至2023年9月30日，摊薄后流通的股票平均为3.23亿股，由于四舍五入，项目总额可能不相加。所有金额四舍五入至最接近的2500万美元 (2) 不包括经济套期保值活动对市值的影响，因为未来电价变化的波动性和不可预测性 (3) PTC 价值中包含的工厂有 Calvert Cliffs、LaSalle、Limerick 和 Peach Bottom (4) 其他收入主要反映来自可变利息实体的收入、通过监管利率退役前PECO核电站的收入筹集的资金和总额收入税收收入 (5) 其他主要反映非控股权益和其他收入（不包括总收入税收收入）（6）收入以外的税收（TOTI）包括总收入税收收入（7）现金税率不包括来自PTC的影响。包括来自Exelon的税收抵免应收账款。如果在计算中不包括应收账款，则现金税率将在2023年为13％，在2024年为14％。投入 (百万美元) (1) 2024 年调整后 O&M* (5,000 美元) (4,900 美元) 风能 PTC 25 美元其他 (5) 75 美元 (25 美元) 所得以外的税收 (TOTI) (6) (400 美元) (450 美元) 有效税率 27% 26% 现金税率 (7) 9% 4%

附录非公认会计准则指标的对账 29

S&P FFO/债务 (2) = FFO (a) 穆迪首席财务官WC/债务 (3) = 首席财务官（WC 之前）(c) 调整后债务 (b) 调整后债务 (d) 标准普尔FFO计算 (2) 穆迪首席财务官WC前计算 (3) GAAP 运营收入运营现金流 + 折旧和摊销 +/-营运资金调整 = 息税折旧摊销前利润——核燃料摊销——利息 +/-穆迪其他首席财务官调整 +/-现金税 = 首席财务官预工作资本 (c) + 核燃料摊销 +/-按市值计价调整（经济套期保值）+/-其他标准普尔调整 = FFO (a) 标准普尔调整后的债务计算 (2) 穆迪调整后债务计算 (3) 长期债务长期债务 + 短期债务 + 短期债务 + 购买力协议和运营租赁估算债务 + 资金不足的养老金（税前）+ 养老金/OpeB 估算债务（税后）+ 运营租赁估算债务 + AR 证券化估算债务 +/-穆迪其他债务调整——无追索权债务的贷外处理 = 调整后债务 (d)-资产负债表上的现金 +/-其他标准普尔调整 = 调整后债务 (b) GAAP 与非公认会计准则对账 (1) 30 (1) 由于一些预测的非公认会计准则指标具有前瞻性，可能无法获得将预测调整后（非公认会计准则）指标与最直接可比的GAAP指标进行对账的信息；因此，管理层无法核对这些指标（2）使用标准普尔方法计算（3）使用穆迪方法计算

净负债/息税折旧摊销前利润 = 净负债 (a) 不包括无追索权的净负债/息税折旧摊销前利润 = 净负债 (c) 调整后息税折旧摊销前利润* (d) 净负债计算不包括无追索权长期债务（包括当前到期日）+ 短期债务 + 短期债务-资产负债表上的现金=净负债 (a)-无追索权负债 = 不包括无追索权的净负债 (c) 调整后息税折旧摊销前利润* 计算调整后息税折旧摊销前利润* 计算不包括无追索权 GAAP 净收入 GAAP 净收入+所得税费用 + 所得税支出 + 利息支出，净额 + 利息支出，净额 + 折旧和摊销 + 折旧和摊销 +/-调整 = 调整后息税折旧摊销前利润* (b)-无追索权债务融资项目的息税折旧摊销前利润 = 调整后的息税折旧摊销前利润* 不包括无追索权债务 (d) GAAP 与非公认会计准则对账 (1) 31 (1) 由于一些预测的非公认会计准则指标具有前瞻性，目前可能没有将预测的调整后（非公认会计准则）指标与最直接可比的GAAP指标进行协调的信息；因此，管理层无法协调这些措施

截至9月30日的三个月，截至9月30日的九个月，调整后的息税折旧摊销前利润*对账（百万美元）2022 2023 年 GAAP 净（亏损）收益（188 美元）731 美元（194 美元）1,660 美元所得税（1）（149 美元）209 美元（472 美元）682 美元折旧和摊销 262 美元 818 美元 808 美元利息支出，净额 75 美元 82 美元未实现（收益）) 公允价值亏损 (2) 550 美元 (215 美元) 645 美元 (344 美元) 工厂退休和剥离 5 美元-(3 美元) (28 美元) 资产减值-71 美元-71 美元退役相关活动 (3) 88 美元 79 美元 1,126 美元 (277 美元) 养老金和 OPEB 非服务抵免 (27 美元) (14 美元) (85 美元) (41 美元)分离成本 (4) 30 美元 18 美元 99 美元 84 美元 ERP 系统实施成本 (5) 5 美元 5 美元 16 美元 20 美元环境负债变动 3 美元 12 美元 29 美元收购相关成本---2 美元先前合并承诺 (6) (50 美元)-(50 美元)-非控股权益 (7) (12 美元) (46 美元) (37 美元) 调整后息税折旧摊销前利润* 592 美元 2,062 美元 2,888 美元至非公认会计准则对账 32 注意：由于四舍五入，项目总额可能不相等 (1) 包括根据税务事项协议 (TMA) 合同欠Exelon的金额，反映在 “其他，净额” (2) 包括按市值计价的经济套期保值和公允价值与天然气失衡和股权投资相关的调整 (3) 反映了与核退役信托（NDT）、资产报废义务（ARO）增加、ARO 重新计量以及监管协议单位合同抵消产生的任何收益中立影响相关的所有收益和损失（4）代表与分离相关的某些增量成本（系统相关成本、支付给顾问、顾问、律师和其他协助分离的专家的第三方成本），包括其中的一部分根据过渡期向我们收取的金额服务协议 (TSA) (5) 反映与多年期企业资源计划 (ERP) 系统实施相关的成本 (6) 撤销与2012年合并承诺相关的费用 (7) 代表取消与某些调整相关的非控股权益

GAAP 与非 GAAP 对账 33 调整后运维管理* 对账 (百万美元) 2024 年 GAAP O&M 5,575 美元 5,325 美元退役 (1) (175 美元) (200 美元) 为某些商业和电力业务创造收入而产生的直接销售成本 (2) (225 美元) (225 美元) 离职成本 (3) (125 美元)-ERP 系统实施 (4) (25 美元)-环境负债变化 (25 美元)-调整后运维管理*（非公认会计准则）5,000 美元 4,900 美元注意：由于四舍五入，项目总和可能不一致。所有金额四舍五入至最接近的2500万美元。(1) 反映了与ARO增值、ARO重新计量以及监管协议单位合同抵消产生的任何收益中立影响相关的所有损益 (2) 反映了某些业务的直接销售成本，这些成本包含在总毛利率中* (3) 代表与离职相关的某些增量成本（系统相关成本、支付给顾问、顾问、律师和其他协助分离的专家的第三方成本），包括根据以下规定向我们收取的部分款项TSA (4) 反映了与多年期企业资源规划系统实施有关的成本

调整后的息税折旧摊销前利润*对账（百万美元）2023 年 GAAP 净收入 2,025 美元-2,225 美元所得税 850 美元利息支出 450 美元折旧和摊销 1,100 美元公允价值调整未实现（收益）/亏损（1）（50美元）养老金和OPEB 非服务抵免（50 美元）退役相关活动（2）（175 美元）离职成本（3）125 美元 ERP 系统实施（4）25 美元非控股权益（5）(50美元) 调整后的息税折旧摊销前利润*（非公认会计准则）3,800美元至4,000美元GAAP与非公认会计准则对账34注意：由于四舍五入，项目总和可能不一致。所有金额四舍五入至最接近的2500万美元 (1) 包括经济套期保值的按市值计值、与天然气失衡和股票投资相关的公允价值调整以及房地产销售收益。(2) 反映与无损检测、ARO增值、ARO重新计量相关的所有收益和亏损以及监管协议单位合同抵消的任何收益中立影响 (3) 代表与分离相关的某些增量成本（系统相关成本、支付给顾问的第三方成本）、顾问、律师和其他协助分居的专家），包括根据TSA向我们开具账单的一部分 (4) 反映了与多年ERP系统实施有关的成本 (5) 代表扣除与某些调整相关的非控制性权益

35 联系信息 InvestorRelations@constellation.com (833) 447-2783 链接活动和演示文稿 ESG 资源报告和美国证券交易委员会文件