2023 年第一季度业绩电话会议 2023 年 5 月 4 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，这些陈述受风险和不确定性的影响。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” 等词语及其变体以及反映我们当前对未来事件和运营、经济和财务业绩的看法的类似表述旨在识别此类前瞻性陈述。可能导致实际业绩与Constellation Energy Corporation和Constellation Energy Generation, 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，第8项。财务报表和补充数据：附注19，承付款和意外开支；（2）注册人在（a）第二部分第1A项中提交的10-Q表2023年第一季度季度报告（将于2023年5月4日提交）。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12，承诺和意外开支；以及（d）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陈述，这些陈述仅适用于本演示之日。注册人均不承担任何义务公开发布其前瞻性陈述的任何修订以反映本演示之日之后的事件或情况。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报告，包括：• 调整后的息税折旧摊销前利润是指扣除利息、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的按市值调整以及与天然气失衡和股权投资相关的公允价值调整、退役相关活动、资产减值、某些相关金额和工厂退休和资产剥离、养老金和其他离职后福利（OPEB）非服务抵免、离职相关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延期购买价格收款（DPP），后者以公认会计原则下的投资活动现金流列报 • 增长前自由现金流（FCFbg）调整后的运营现金流减去GAAP下用于维护和核燃料的资本支出，与分离和企业资源计划相关的非经常性资本支出（FCFbg）) 系统实施、抵押品变动、净合并和收购以及股权投资和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动的波动性和不可预测性而导致的经济套期保值活动和与天然气失衡相关的按市值计价的影响 • 调整后的购买电力和燃料不包括经济套期保值活动以及因大宗商品价格变动的波动和不可预测性而导致的与天然气失衡相关的公允价值调整的影响 • 毛额总计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，不包括与退役相关的收入、总收入税、生产税收抵免（PTC）、可变利息实体，以及某些最终用户业务的直接销售成本净额 • 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、不受监管的单位的资产报废义务（ARO）增值费用以及不影响利润的退役成本损失，操作和维护的影响与Constellation可变利息实体相关的支出以及附录对账中列出的其他项目由于某些预测的非公认会计准则指标具有前瞻性，可能无法提供将预测的调整后（非公认会计准则）指标与最直接可比的GAAP指标进行对账的信息，因为管理层无法预测未来时期的所有这些项目非公认会计准则财务指标 3

该信息旨在增强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绩效、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主要指标之一。这些非公认会计准则财务指标不是公认会计准则定义的列报方式，可能无法与其他公司列报的类似标题的财务指标进行比较。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交材料中提供的最具可比性的公认会计原则指标的替代品或替代方案更有用。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GAAP指标的对账情况，但总毛利率*的对账情况除外，该对账显示在本演示幻灯片25中。非公认会计准则财务指标（续）4

Constellation在为股东创造价值方面处于独特地位 5 • 一流的核电业务 • 最大的无碳清洁电力生产商 • 向 C&I 客户提供最大的电力供应商美国无与伦比的优质资产 • 下行大宗商品价格风险受美国政府保护，同时保持捕捉大宗商品价格上涨的能力 • 生产税收抵免（PTC）随着通货膨胀而增长 • 支持有助于美国脱碳的增长机会，包括核升级、清洁氢气和风能再发电 • 扩展视野我们的清洁、无碳核机队到80年的《通货膨胀削减法案》的受益者 • 强劲的自由现金流产生允许：— 强劲的有机增长和令人信服的两位数未分配回报 — 并购带来的增长 — 股票回购 — 股息增长股东价值增长

一流的核运营（1,2）• 核容量系数：92.8% • 自有和运营的产量为 40.3 TWH • 在第一季度完成了三次加油中断（RFO）。第一季度已完成停电的平均加油停电时间少于 21 天。6 强劲运营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业务反映了我们在CENG合资企业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）容量系数反映了净月平均值方法。由于比较方法发生了变化，前几年的产能因素可能与之前的收益报告不相关，但是全年报告的容量因素不受影响。（3）反映了将Conowingo流水力发电运营业绩纳入可再生能源捕获范围的变化，并将绩效从调度匹配中删除（4）所有权中反映的无碳电力。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。80% 85% 95% 100% 32 36 40 44 48 Q4 21 Q2 22Q3 22Q4 21 Q4 22 N u cl ea r t W s Q2 21 C ap acity F acto r Q1 21 Q3 22 Q1 23 TWhs 的无碳电力，相当于减少了大约 3100 万公吨二氧化碳；超过690万辆乘用车被拆除一年 (4) 我们的可再生和天然气车队表现强劲 (3) • 可再生能源捕获：96.6% • 电力调度匹配：98.4% 历史核舰队容量系数 (1)

诱人的市场条件推动了强劲的商业业务业绩 7 (1) 其他包括新英格兰、南部和西部领先的客户运营指标 (TTM) 2023年第一季度按地区分列的电力负荷 (TWH) 9 11 3 4 7 5 中西部其他 (1) 18 中大西洋 12 4 ERCOT 纽约 12 批发零售 37% 20% 81% 90% 电力新客户胜率天然气新客户赢率 C&I Power 客户续订率 C&I Gas 客户续订率我们的经验和能力为我们的客户和股东创造价值强大的平台创造了提供帮助的机会客户管理波动的能源市场成功的负荷拍卖波动性支持扩大客户利润率为满足客户不断变化的需求量身定制的全套产品

2023 年第一季度调整后的息税折旧摊销前利润* 财务业绩超出计划 • 批发和零售业绩强劲，利润率扩大 • 成功优化投资组合以从波动中获益 • 冬季风暴埃利奥特的净业绩收益估计从1.09亿美元（第四季度）增至1.48亿美元，这要归因于2023年第一季度PjM 658美元指导方针3,300美元 3,900美元 3,100美元（百万美元）预计将位于上半部分调整后的息税折旧摊销前利润*指导区间为29亿美元至33亿美元

毛利率* 类别（百万美元）(1) 2023 2024 2023 2024 年开放毛利率*（包括南部、西部、新英格兰、加拿大的套期保值毛利率）4,500 美元 5,550 美元（2,500 美元）（850 美元）合同收入（产能、ZEC 和伊利诺伊州 CMC 工厂收入）(2) 2,850 美元 2,750 美元-套期保值按市值计价 (3) 450 美元 (200 美元) 2,750 美元推动新业务/继续发展 200 美元 300 美元（200 美元）-执行的非电力利润率 350 美元 300 美元 100 美元非电力新业务 100 美元 /待定 100 美元 250 美元（100 美元）（100 美元）总毛利率* (4) 8,450 美元 8,950 美元 100 美元-国家计划不支持的核电厂的 PTC 价值 (4,5) N/A 美元100 N/A 100 总毛利率* + PTC (4,5) 8,450 美元 9,050 美元 100 美元 2023 年 3 月 31 日 100 美元毛利率* 更新 9 (1) 毛利率*类别四舍五入至最接近的5000万美元 (2) 包括毛利率*和CMC工厂的CMC付款 (3) Hedges的按市值计价假设对冲百分比的中点 (4) 基于2023年3月31日的市场状况 (5) PTC价值中包含的工厂包括Calvert Cliffs、LaSalle、Limerick和Peach Bottom的关键信息 • 2023年的毛利率增长了1亿美元，反映了更强的执行力和新业务的创建商业和PJM绩效奖金的增加 • 2024年的毛利率+ PTC增长了1亿美元，这反映了商业和PTC支持下的强劲新业务在很大程度上抵消了远期电价的下跌 • PTC价值反映了国家计划未支持的四座发电厂的信贷，并假设总收入是使用现货价格确定的

融资和流动性更新 10 35% 45% 穆迪首席财务官周前/债务* 标准普尔 FFO /债务* 净负债/息税折旧摊销前利润* (2) 2.2x 1.8 倍账面不计无追索权 (1) 截至2022年第四季度财报会议电话会议披露的信贷指标预测 (2) 2023年预计年终净负债为67亿美元 2023E 信用指标 (1) 当前信用评级穆迪 Baa2；展望稳定 S&P BBaa2；展望稳定 B; 股票回购前景乐观启动在2月份批准的10亿美元股票回购计划中，我们在3月份回购了约2.5亿美元，合约3.2万股股票

Constellation 的价值主张 11

其他披露 12

E S G Environmental：• 清洁能源领导力：继续成为美国最清洁的电力供应商，并通过我们的气候承诺保持领先地位，即到2040年实现100％的无碳发电。• 投资清洁能源经济：利用我们的平台通过提供新的清洁能源产品和服务，为客户提供碳排放核算和减少碳足迹的方法来影响客户。• 保护环境：最大限度地减少我们的运营对当地空气质量的影响，从而影响客户。、水资源和通过强有力的环境计划实现生物多样性。社交：• DEI：通过优先考虑相互尊重的工作场所、确保归属感、提供增长机会、吸引和留住充满激情和才华的人才，以及将多元化整合为业务当务之急和核心价值，培养创新文化并实现强劲的业绩。• 供应商多元化：通过与供应商多元化委员会和其他利益相关者一起在内部和外部扩展 Constellation 多元化业务赋权战略，增加多元化供应商支出。• 社区参与：充当积极的催化剂通过STEM、奖学金和劳动力发展机会，改变我们的社区，重点关注员工捐助、志愿服务和公平。治理：• 董事会和执行治理：提供有效的领导和指导，以推动我们的可持续发展工作，实现加快向无碳未来过渡的目标。• 诚信行事：维持全面的道德与合规计划，以适应我们面临的不断变化的风险，指导我们实现目标。Constellation 的 ESG 战略 13

Constellation的气候承诺 14 100% 100% 到2040年我们的自有发电将实现零碳到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年实现100％的无碳供应；中期目标是到2030年实现95％的碳排放，但要视政策支持和技术进步而定。运营减排目标：我们希望以减少运营为导向到2040年将排放量减少100％视技术和政策进展而定中期目标是到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％，这与政府的全球甲烷承诺供应链参与一致：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：向100％的C＆I客户提供有关其对电力承包设施的温室气体影响的特定客户信息Constellation的天然气供应包括缓解机会，包括全天候使用清洁电力。承诺支持减少客户的气体排放和向低碳燃料的过渡技术支持和商业化：承诺通过风险投资和研发来实现推动清洁能源经济所需的未来技术和商业模式，改善社区的健康和福利。我们将把这些投资的25％定向于少数族裔和女性主导的企业，并将要求投资接受者披露投资情况采取公平的就业和合同做法，在考虑投资时将绩效作为因素 (1) 届时无法通过技术减少的任何排放将被抵消；包括除甲烷之外的所有温室气体，甲烷在单独的甲烷减排目标中涉及

2023 年第一季度调整后息税折旧摊销前利润* 42 美元 38 美元（111 美元）2022 年第一季度核电中断（104 美元）劳动力、合同和材料产能收入（47 美元）市场和投资组合状况 PjM 绩效奖金，净额（26 美元）其他 2023 年第一季度866 美元 658 美元（百万美元）

长期债务到期概况 (1,2) 16 注：由于四舍五入，项目总和可能不一致 (1) 期限配置不包括无追索权债务、P-Cap工具、证券化债务、资本租赁、公允价值调整、未摊销债务发行成本和未摊销折扣/溢价 (2) 不包括2023年4月3日发行的4.35亿美元免税债券 (3) 长期债务余额反映了2023年第一季度第十季度公认会计原则财务状况，其中包括脚注 1 中列出的项目，但截至2023 年 3 月 31 日（百万美元）的 P-Cap 设施除外（百万美元）9 0 0 美元 75 0 美元 6 0 0 美元 9 0 0 美元 3 5 0 美元 78 8 8 0 0 2 0 6 2 0 2 3 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 25 2 0 2 4 2 0 2 0 2 7 0 2 9 2 0 2 0 3 0 2 0 3 0 2 0 3 0 3 2 0 3 3 2 0 3 2 0 3 4 2 0 3 2 0 3 4 2 0 3 6 2 0 3 0 3 6 2 0 3 9 2 0 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 4 1 2 0 4 2 追索权 $43b 无追索权长期债务总额 $1.6b 长期债务总额 $5.9b

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）百万美元是关键 R ev en u es + P t C（美元/m W h）17 PTC 在收入降至43.75美元/兆瓦时以下时为核机组提供支持 2024 年非国家支持的单位的示意回报动态 • PTC 为收入提供高达 15.00 美元/兆瓦时的单位支持介于25.00美元/兆瓦时至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行空间的能力 • 绿线假设收入为47.00美元/兆瓦时，并且高于43.75美元/兆瓦时PTC逐步淘汰机组将无法获得PTC的价值 • 当收入低于43.75美元/兆瓦时的逐步淘汰水平时，PTC将为这些机组提供支持 • 假设收入为35.00美元/兆瓦时，即橙线，我们预计各单位将获得7.00美元/兆瓦时 PTC，使该单位获得的总价值达到每兆瓦时35美元，PTC提供的支持从25美元/兆瓦时起 h-43.75 美元/兆瓦时

PTC 总收入的最大阈值电价 PTC = 0 美元的最大 PTC 总收入阈值电价 PTC 总收入阈值电价 PTC 总收入上限 PTC 总收入阈值电价 2024 年 15.00 美元 25.00 美元 43.75 美元 15.00 美元 43.75 美元 15.00 美元 15.00 美元 43.75 美元 2025 15.00 美元 44.75 美元 15.00 美元 15.00 美元 15.00 美元 43.75 美元 15.00 美元 15.00 美元 43.75 美元 15.00 美元 15.00 美元 43.75 美元 15.00 美元 15.00 美元 43.75 美元 15.00 美元 26.00 美元 26.00 美元 75 美元 15.00 美元 26.00 美元 44.75 美元 2026 15.00 美元 26.00 美元 26.00 美元 44.75 美元 15.00 美元 45.75 美元 27.00 美元 45.75 美元 2027 15.00 美元 27.00 美元 45.75 美元 17.50 美元 27.50 美元 27.00 美元 48.88 美元 28.00 美元 2028 15.00 美元 17.50 美元 28.00 美元 27.00 美元 17.50 美元 28.00 美元 9.88 美元 17.50 美元 29.00 美元 50.88 美元 2029 17.50 美元 28.00 美元 49.88 美元 17.50 美元 29.00 美元 50.88 美元 17.50 美元 30.00美元 51.88 美元 2030 17.50 美元 28.00 美元 49.88 美元 17.50 美元 30.00 美元 51.88 美元 20.00 美元 32.00 美元 57.00 美元 2031 17.50 美元 29.00 美元 50.88 美元 17.50 美元 32.88 美元 20.00 美元 58.00 美元 2032 17.50 美元 50.88 美元 29.00 美元 50.88 美元 20.00美元 32.00美元 57.00美元 20.00美元 34.00美元 59.00美元 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前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/兆瓦时通货膨胀率核生产税收抵免 (PTC) (1) 18 (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导方针一致，每年发布PTC概述示例假设通货膨胀率为2％、3％和4％（2）通货膨胀调整=上年国内生产总值平减物价平减指数PTC通货膨胀调整中的前一年GDP平减价格平减指数 • PTC是有效期从 23 年 12 月 31 日之后到 32 年 12 月 31 日 • 在 2024 年基准年，Constellation 有资格获得核能PTC最高为15.00美元/兆瓦时；在总收入超过25.00美元/兆瓦时，PTC金额减少80％，在43.75美元/兆瓦时之后完全停用 • 核能PTC可以抵免税收或通过向无关的纳税人出售来货币化

商业披露 2023 年 3 月 31 日 19

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（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 •向符合条件的伊利诺伊州电厂支付的CMC款项的预期合同收入 •发电的预期产能收入 •零排放信贷的预期收入 (ZEC) Mtm of Hedges (2) •按市值计价 (mTM) 的权力，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 •直接在合并层面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、套期保值百分比和预期发电量间接为四个主要地区提供。“电力” 新业务 •零售、批发计划电力销售 •投资组合管理新业务 •执行中期营销新业务 “非电力” •零售、批发执行的天然气销售 •能源效率（3）•星座家居（3）“非电力” 新业务 •零售、批发计划天然气销售 •能源效率（3）•Constellation Home（3）•投资组合管理/发起推动新业务 •自营交易（4）毛利率组成部分* 类别20 随着销售的执行，利润率在一年中从新业务转移到套期保值 (5)全年利润率从 “非电力新业务” 转向 “非电力执行业务” 毛利率*与电力生产和销售相关的毛利率*（1）南部、西部、新英格兰和加拿大地区的对冲毛利率*将包含在未平仓毛利率*中；未提供这些地区的预期发电量、套期保值百分比、EREP或参考价格（2）直接为四个较大的地区提供的套期保值; 套期保值的月份不是在区域层面直接提供的，但可以很容易地使用EREP（参考价格）估算和套期保值的兆瓦时 (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 “非权力” 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在公开毛利率中反映的燃料和PPA活动的优化*

毛利率类别（百万美元）(1) 2023 2024 2023 2024 年公开毛利率（包括南部、西部、新英格兰和加拿大的套期保值通用汽车）* 4,500 美元 5,550 美元（2,500 美元）（850 美元）合同收入（产能、ZEC 和伊利诺伊州 CMC 工厂收入）(2) 2,850 美元 2,850 美元-按市值计价的 Hedges (3) 450 美元 (200 美元) 2,750 美元推动新业务/将增长 200 美元 300（200 美元）-执行的非电力利润率为 350 美元 300 美元 100 美元非电力新业务为 100 美元 /将达 100 美元 250 美元（100 美元）（100 美元）总毛利率* (4) 8,450 美元 8,950 美元 100 美元-未获国家计划支持的核电厂的 PTC 价值 (4,5) N/A 100 美元 N/A 美元100 总毛利率* + PTC (4,5) 8,450 美元 9,050 美元 100 美元参考价格 (4) 2023 2024 2024 Henry Hub 天然气 (美元/mmBTU) 2.73 美元 3.63 美元 (1.53 美元) (0.64 美元) 中西部：NiHub ATC 价格（美元/兆瓦时）31.08 美元 40.52 美元（18.74 美元）（7.01 美元）中大西洋：PJM-W ATC 价格（美元/兆瓦时）31.08 美元 40.52 美元（18.74 美元）（7.01 美元）中大西洋：PJM-W ATC 价格（美元/兆瓦时）31.08 美元 40.52 美元 MWH) 36.43 美元 47.34 美元（24.75 美元）（11.00 美元）ERCOT-N ATC Spark Spread（美元/兆瓦时）HSC Gas，7.2 小时，2.50 美元 VoM 15.97 美元 15.33 美元（4.33 美元）（1.37 美元）（1.37 美元）纽约：纽约 A 区（美元/兆瓦时）27.46 美元 36.66 美元（13.81 美元）（1.86 美元）自 2023 年 12 月 31 日起变化，2022年毛利率* 21 (1) 毛利率*类别四舍五入至最接近的5000万美元 (2)包括CMC工厂的毛利率*和CMC付款（3）Hedges按市值计价假设套期保值百分比的中点（4）基于2023年3月31日，市场状况（5）PTC价值中包含的工厂包括卡尔弗特悬崖、拉萨尔、利默里克和桃底

22 (1) 预期发电量是指根据电力、燃料、负载跟踪产品和期权的市场报价对未来市场状况做出假设的模拟调度模型，最能代表我们在能源市场中大宗商品地位的能量。预期发电量假设星座运营的核电站和塞勒姆在2023年发生14次加油中断，2024年发生13次中断。预计发电量假设2023年和2024年，星座运营的核电站的所有权容量系数分别为94.1％和94.2％。这些对2023年和2024年的预期发电量的估计并不代表对未来业绩的指导或预测，因为我们尚未完成当年的规划或优化过程。（2）中西部（总计）预期发电量包括CMC发电厂2023年54,400吉瓦时的发电量和2024年的54,100吉瓦时的发电量（3）预期发电量对冲的百分比是等值销售额除以预期发电量。它包括所有对冲产品，例如电力、期权和互换的批发和零售销售。表中的中西部数值反映了伊利诺伊州工厂收到的CMC补助金为100％的套期保值。但是，为了与中西部EREP保持一致，应排除与CMC付款相关的工厂和套期保值量。纽约的价值包括纽约ZEC的影响。（4）有效已实现能源价格代表以每兆瓦时为基础的全额套期保值价格，预期发电量已按该价格进行套期保值。它的开发考虑了能源收入和与我们的套期保值相关的成本，并考虑了为锁定利润而购买的天然气。它不包括铀成本、转速容量、ZEC和CMC收入，但包括按RPM清算价格以外的价格（包括我们的装载义务）签订的容量的按市值计价。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能源套期保值的市值。（5）Ercot Generation和Hedges Generation和Hedges Generation以及2024 2023 2024年的套期保值利差（GWh）（1）196,800 198,500 300 300 中西部（总计）（2）95,600 96,400 100-中西部（不包括CMC）41,200 42,300 (100)-中大西洋 54,700 56,300 (100) (100) ERCOT 20,800 20,500 400 400 纽约 25,700 25,300 (100)-占预期一代对冲的百分比 (3) 95%-98% 77%-80% (1%)-2% 1%-4%中西部（总计）96%-99% 84%-87%（1%）-2% 0%-3% 中西部（不包括 CMC）93%-96% 64%-67% 0%-3% 中大西洋 98%-101% 72%-101% 72%-75%（4%）-（4%）-1% ERCOT 88%-91% 63%-66%（4%）-(1%) 1%-4% 纽约 89%-4% 92% 70%-73% 8%-11% 9%-12% 有效已实现能源价格（美元/兆瓦时）（4）中西部（不包括CMC）32.00 美元 37.50 美元 2.00 美元中大西洋 46.50 美元 46.50 美元 46.50 美元 eRcot (5) 10.50 美元 11.50 美元 4.50 美元 2.50 美元 2023 年 3 月 31 日起变化

敏感度-含现有套期保值（百万美元）（1,2）2023 2024 2024 2024 NiHub ATC 能源价格 + 5.00美元/兆瓦时（5美元）55 美元（5 美元）（10 美元）（60 美元）-5.00美元/兆瓦时 5 美元（55 美元）5 美元 75 美元 PM-W 能源价格 + 5.00美元/兆瓦时（5美元）70 美元（）10 美元（40 美元）（40 美元）-5.00 美元/兆瓦时 5 美元（70 美元）5 美元（10 美元）115 美元 NYPP A 区 ATC 能源价格 + 5.00 美元/兆瓦时 10 美元（10 美元）（25 美元）--5.00 美元/兆瓦时（10 美元）（30 美元）25 美元--核容量系数 +/-1% +/-40 美元 +/-55 美元 (25) 美元 (10)--未获国家计划支持的核电厂的核PTC价值（3）2023年3月31日自2022年12月31日起变化（3月31日）2023 年与 2022 年 12 月 31 日相比的变化* 敏感度 23 (1) 敏感度四舍五入至最接近的 500 万美元 (2) 基于 2023 年 3 月 31 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得出的，同时保持所有其他价格投入不变；由于各种假设的相关性，通过汇总个体敏感度计算得出的对冲毛利率*影响可能不等于套期保值毛利率*影响在还考虑各种假设之间的相关性时计算；敏感度基于大宗商品敞口，包括开放式生成和所有已承诺的交易。（3）PTC价值中包含的工厂包括卡尔弗特悬崖、拉萨尔、利默里克和Peach Bottom

2024 年总毛利率建模示例* 24 (1) 按市值计价四舍五入至最接近的500万美元 (2) 使用中西部对冲比率，其中不包括 CMC 工厂数量和套期保值 (3) ErCOT (4) PTC 价值中包含的工厂包括卡尔弗特悬崖、拉萨尔、利默里克和桃子底排项目中西部（不包括CMC) (2) Mid-Atlantic eRcot (3) 纽约 (A) 以全机队的未平仓毛利率* (B) 合同收入 (C) 预期产量 (TWh) 42.3 56.3 20.5 25.3 (D) 对冲百分比（假设区间中点）65.5% 64.5% 71.5% 71.5%（E=C*D）对冲交易量（TWh）27.7 41.4 13.2 18.1 (F) 有效已实现能源价格（美元/兆瓦时）37.50 美元 46.50 美元 11.50 美元 35.50 美元（G）参考价格（美元/兆瓦时）40.52 美元 47.34 美元 15.33 美元 36.66 美元（H=F-G）差额（美元/兆瓦时）（3.02 美元）（3.84 美元）（1.16 美元）（I = E*H）套期保值的市值（美元）百万) (1) (85 美元) (35 美元) (50 美元) (20 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）国家计划不支持的核电厂的核PTC价值（4）（P = N+O）总毛利率* + Nuclear PTC（4）9,9美元 500 亿美元 300 美元 250 89.5 亿美元 55.5 亿美元 8,100 亿美元 300 美元 27.5 亿美元 100 美元

其他星座建模数据 25 总毛利率*对账（百万美元）(1) 2023 年 2024 年调整后营业收入* (2) 28,175 美元 31,825 美元调整后购买的电力和燃料* (2) (19,275 美元) (22,325 美元) 国家计划不支持的核电站的价值 (3) N/A (100 美元) 风能 PTC (25 美元) (25 美元) 其他收入 (4) (200 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（250美元）（225美元）总毛利率*（非公认会计准则）8,450美元国家计划不支持的核电厂的核PTC价值（3）不适用总额为100美元毛利率* + Nuclear PTC（3）8,450美元9,050美元注意：根据10-Q（1）表格，截至2023年3月31日，摊薄后平均已发行32800万股股票，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（2）不包括经济套期保值活动的按市值计价影响，这是由于未来电价变动的波动性和不可预测性（3）PTC价值中包含的电厂包括卡尔弗特悬崖、拉萨尔、利默里克和Peach Bottom（4）其他收入主要反映来自可变利益实体的收入、通过监管利率和总收入退役前PECO核电站的收入筹集的资金税收收入 (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2023年的现金税率将为13％，2024年为26％。投入 (百万美元) (1) 2023 年调整后运维* (4,875 美元) (4,850 美元) 风能 PTC 25 美元其他 (5) 25 美元 (25) 所得税以外的税款 (TOTI) (6) (425 美元) (450 美元) 有效税率 25% 25% 现金税率 (7) 1% 19%

附录非公认会计准则指标的对账 26

标普FFO/债务 (2) = FFO (a) 穆迪首席财务官会前/债务 (3) = 首席财务官（WC）（c）调整后债务（d）标准普尔FFO计算（2）穆迪首席财务官在WC前的计算（3）GAAP运营收入现金流 + 折旧和摊销 +/-营运资本调整 = 息税折旧摊销前利润-核燃料资本支出-利息 +/-其他穆迪首席财务官调整 +/-现金税 = 首席财务官预营运资金 (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) 标普调整后债务计算 (2) 穆迪调整后的债务计算 (3) 长期债务长期债务 + 短期债务 + 短期债务 + 购买力协议和经营租赁估算债务 + 资金不足的养老金（税前）+ 养老金/OPEB 估算债务（税后）+ 经营租赁估算债务 + AR 证券化估算债务 +/-其他穆迪债务调整-无追索权债务的信贷外处理 = 调整后债务 (d)-资产负债表上的现金 +/-标准普尔其他调整 = 调整后债务 (b) GAAP 对非 GAAP 的对账 (1) 27 (1) 由于一些预测的非 GAAP 具有前瞻性衡量标准，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指标进行对账的信息；因此，管理层无法对账这些指标（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）长期债务（包括当前到期日）+ 短期债务-资产负债表上的现金-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) 调整后的息税折旧摊销前利润*计算调整后的息税折旧摊销前利润*计算不包括无追索权GAAP净收益GAAP净收益+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 +/-调整 +/-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 = 调整后息税折旧摊销前利润* 不包括无追索权债务 (d) GAAP 与非 GAAP 对账 (1) 28 (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指标进行对账的信息；因此，管理层无法协调这些措施

截至3月31日的三个月，调整后的息税折旧摊销前利润*对账（百万美元）2023年GAAP净收益（亏损）106美元96美元所得税（53美元）131美元折旧和摊销280美元267美元利息支出，净额56美元107美元公允价值调整未实现亏损（1）118美元297美元退役相关活动（2）354美元（240美元）) 养老金和 OpeB 非服务信贷（25 美元）（14 美元）离职成本（3）37 美元 30 美元 ERP 系统实施成本（4）5 美元 6 美元环境负债变动-17 美元非控股权益（5）（12 美元）（12 美元）调整后息税折旧摊销前利润* 美元866 658 美元 GAAP 与非 GAAP 对账 29 注：由于四舍五入，项目总和可能不一致 (1) 包括与天然气失衡和股权投资相关的经济套期保值和公允价值调整 (2) 反映与核退役信托 (NDT)、资产退休债务 (ARO) 增加、ARO 调整相关的所有收益和损失，以及监管协议单位合同抵消的任何收益中性影响 (3) 与离职相关的某些增量成本（系统相关成本、支付给顾问的第三方费用）、顾问、律师和其他协助离职的专家），包括根据过渡服务协议（TSA）向我们开具的部分款项（4）反映了与多年企业资源计划（ERP）系统实施相关的成本（5）表示取消与某些调整相关的非控股权益

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