星座——我们的资产无与伦比的13座可见、两位数的长期基本每股收益增长由核生产税收抵免（PTC）提供支持，是最佳和最大的无碳、寿命长、全天候核电站运营商，具有支持经济增长和电气系统可靠性通过领先的客户平台不断增长的产品机会18000万兆瓦时的无碳电力将受益于更高的价格和属性支付、强大的自由现金流和高投资级资产负债表

其他披露 14

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）15 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 为收入的单位提供高达 15.00 美元/兆瓦时的支持介于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。由于其高于43.75美元/兆瓦时，PTC逐步淘汰的单位将无法获得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将为这些单位提供收入支持，使实际已实现收入恢复到43.75美元 • 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/兆瓦时的PTC，从而使该单位获得的总价值达到每兆瓦时每兆瓦时至42.00美元/兆瓦时和44.33美元/兆瓦时（1）按税收调整后的价格计算竞争单位回报35美元/兆瓦时 47美元/兆瓦时 PTC提供的支持从25美元/兆瓦时至43.75美元/兆瓦时（1）假设税率为25％不等

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 43.75 美元 15.00 美元 26.00 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）16（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，每年发布示例假设通货膨胀率为2％、3％和4％（2）PTC概述通货膨胀调整=上年GDP平减物价平减指数PTC通货膨胀调整中的前一年的GDP平减物价指数PTC通货膨胀调整•PTC是有效期至 32 年 12 月 31 日 • 在 2024 年基准年，Constellation 有资格获得高达 15.00 美元/兆瓦时的核 PTC；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可以抵扣税款，也可以通过向无关的纳税人出售来获利

长期债务到期概况 (1) 17 注：由于四舍五入，项目总和可能不一致 (1) 到期概况不包括无追索权债务、P-Cap工具、证券化债务、资本租赁、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2024年第二季度10-Q的财务状况，其中包括脚注1中列出的项目，但P-Cap工具（百万美元）长期债务余额除外（2) 70亿美元追索权14亿美元无追索权84亿美元截至2024年6月30日长期债务总额900美元750美元600美元500美元900美元900美元350 788美元900美元900美元900美元900美元900美元900美元334 2 0 2 0 2 0 2 82 0 2 9 2 0 3 0 3 0 3 1 2 0 3 2 0 3 3 2 0 3 3 2 0 3 5 2 0 3 6 2 0 3 6 2 0 3 0 3 8 9 0 4 0 2 0 0 2 0 4 0 2 0 0 2 0 4 2 0 2 0 4 2 0 4 2 0 4 2 0 4 2 0 4 2 0 4 2 0 4 0 4 0 5 2 0 4 0 5 2 0 0 4 0 5 2 0 4 0 5 2 0 4 0 5 2 0 4 0 5 2 0 5 5 0 5 2 0 5 2 0 4 0 5 2 0 2 2 0 5 3 2 0 5 4 2 0 2 4 $23 2 0 4 1 高级票据免税债券

• 2016年12月通过的零排放标准要求伊利诺伊州电力局（IPA）为ZEC签订零排放设施的合同 • 该计划的期限为10年，从2017/2018规划年度开始，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——碳的社会成本定为16美元该计划的前六年为50/兆瓦时，然后从该计划开始每年增加1美元/兆瓦时2023/2024年规划期——市场价格指数每年重置（1），而基准参考价格设定为31.40美元 • 总薪酬受年度上限的限制，该上限旨在限制每家公用事业公司客户的ZEC成本——有一个 “银行” 机制，对于每年交付的超过年度上限的ZEC，如果付款额不超过支付年度的年度上限，则可以在随后的几年中支付 — 在前六个计划年度，交付的ZEC的成本超过了年度薪酬上限。• 在2024年6月1日至5月31日期间，2025规划年度，ZEC的价格定为每ZEC9.38美元，年度上限为2.22亿美元。在本计划年度产生和交付的ZEC不会超过年度上限，这提供了可用资金来补偿先前计划年度已交付但未支付的ZEC。伊利诺伊州零排放信贷（ZEC）概述市场价格指数超过参考价格31.40美元/兆瓦时碳量的社会成本ZEC价格（1）基于上一个日历年每个交易日的适用交付年度每个交易日的平均能源远期价格18 ZEC价格（美元/兆瓦时）规划年度 16.502017/2018 美元 16.502018/2019 $16.502019/2020 $16.502019/2020 $16.50/2020 2021 $16.502021/2022 $12.012022/2023 $0.302023/2024 $9.382024/2025

建模幻灯片 19

基本收益 • 持续、可见且易于计算的收益，将通过有机增长回报、PTC通货膨胀和股票回购随着时间的推移而增长 • 使用简单的 pxQ 轻松建模，例如：— PTC 价格（假设通货膨胀率为 2%）x 数量 — 13 年历史和远期平均加权商业利润率 x 数量 • 通常，80-90% 的预期未来收益基础收益可让您了解Constellation的稳定性和增长基础收益5.45美元 2024 年 5-5.55 美元调整后营业收益*指导区间（7.60 美元至 8.40 美元）增强收益 • 反映高于基本收益的额外价值的收益 • 示例包括：-高于13年历史和远期平均的电力利润率-PTC下限以上的电力价格销售额-从波动中获取巨大价值 20 注：2024年全年收益指引基于预期的摊薄后已发行普通股平均值31500万股

2024 2025 2026 2027 2028 (1) 21 可见的10％以上的调整后营业收益*基本收益增长2024-2028年的长期增长率至少为10％，但将因年而异 • 假设通货膨胀率大于2％ • 为可靠的无碳电力销售支付报酬 • 商业利润率高于假设的13年平均水平的项目 20282027202620252024Factors 45.7545.75475美元 44.75美元 43.75 美元 PTC 升级（通货膨胀率2％）不适用 34.50 美元 5 月的滚动 34.09 美元 33.4733.04 美元 CMC 计划 1215151215 计划停机次数 (2) 典型区间高于典型范围高于典型范围典型范围典型范围停电时长 (3) 基本收益 181 183 180 181 184 预期核发电（百万兆瓦时）(2,4) (1) 示意性 (2) 包括塞勒姆和STP (3) 计划停电持续时间因单位特定属性和停电工作范围而异 (4) 反映在所有权份额上

基本收益建模工具 22 注：2024年全年收益指引基于预期的摊薄后已发行普通股平均值31500万 (1) 就我们收到的核PTC而言，其价值将反映在GAAP财务报表的收入中 (2) 反映在所有权份额中；包括塞勒姆和STP (3) 根据2023/2024、2024/2025和2025/2026规划年度的加权平均CMC价格反映日历年价格 (4) 值反映了符合速率设置机制的总能量、容量和 ZEC (5) 相对于速率的增加业务和收益展望披露反映了截至2024年6月30日因股价上涨而产生的额外股票薪酬。该数字适用于基本收入。调整后的运维*总额，包括绩效激励调整后的运维，为55.25亿美元。(6) TOTI不包括总收入税 (7) 利息支出未反映资本配置 (8) 有效税率反映了截至2023年12月31日的PTC收入预测价格（美元/兆瓦时）数量（百万兆瓦时）价格（美元/兆瓦时）数量（百万兆瓦时）调整后的毛利率*（仅限基地）(1) 核能 (2) 33.47543美元33.0454伊利诺伊州 CMC 机组 (3) 60 美元至 632660 美元-6125 美元单位 (4) 44.75102美元剩余单位 (PTC)（5.30 美元至 5.35 美元）（4.85 美元至 4.90 美元）核燃料摊销非核能 ~60-70 美元平均 5~60 美元-70 美元平均 5 美元风能/太阳能 ~452 美元水电 ~20 美元火花价差 18~20 美元火花价差 20 美元火花价差 20 美元见附录页 24 见附录页 24 产能收入平均利润率预计交易量平均利润率预计交易量商用 $3.50-$3.60/mwh20500万 mwhs$3.50-$3.50 3.60/mwh20000万 mwhsPower 利润率 0.25-0.30 美元/dth84000万 dth0.25-0.30 美元/dth85500万 dthGas 利润率约 4.5 亿美元至 400 美元其他建模投入 $50$75 其他收入 (5,125 美元) (5,400 美元) 调整后 O&M* (5) (450 美元) (450 美元) 其他税收高于收入（TOTI）（6）（25美元）（50美元）其他，净额（1,025美元）（1,000美元）折旧和摊销（425美元）利息支出，净额（7）19％ 17％有效税率（8）2024年5.45美元-5.55美元 6.35美元-6.45美元 2025年6.35美元-6.45美元

基本收益的详细建模输入 23 注：由于四舍五入（1）反映在所有权中；包括塞勒姆和STP（2）根据计划年度的加权平均CMC价格反映日历年度的价格（3）价值反映了符合费率设定机制的能源、容量和ZEC总量（4）13年平均值代表八年的历史已实现利润率和五年的前瞻性预测预期发电量（百万兆瓦时）（1) 核 2024 2025 2026 2027 2028 伊利诺伊州 CMC 单位 54 54 53 23-纽约单位 25 26 25 26 26 25 25 25 25 25剩余机组 102 102 132 159 Total Nuclear 183 181 184 计划停机次数 (1) 15 12 15 15 12 价格 ($/MWh) 2024 2025 2026 2027 2028 IL CMC 机组 (2) 33.04 33.47 34.09 34.09 34.50 美元纽约机组 (3) 60 美元-61 美元剩余机组 (2% 通货膨胀率) 43.75 美元 44.75 美元 44.75 美元 45.75 美元 45.75 美元核燃料（4.85 美元-4.90 美元）（5.30 美元-5.35 美元）PTC 通货膨胀情景（美元/兆瓦时）2024 2026 2027 2028 2% 通货膨胀 43.75 美元 44.75 44.75 美元 45.75 美元 45.75 美元 45.75 美元 45.75 美元 45.75 美元 45.75 美元 49.88 4% 通货膨胀 43.75 美元 45.88 美元交易量利润率 49.88 美元 49.88 美元 49.88 美元 49.88 美元 49.88 美元 49.88 美元 49.88 美元 49.88 美元 49.88 美元 49.88 美元 49.88 美元 49.88 美元 49.88（13 年平均值) (4) 商用（零售/批发）2024 年 2025 年电力 20000万 MWhs 20500万 MWhs $3.50-$3.60/MWh 天然气 85500万 dth 84000万 dth 0.25-0.30美元/天

基本收益的详细建模输入（续）24（1）水电收入价格和代表性火花利差分别反映了我们在水电、天然气和石油资产方面实现的稳定的历史平均水平（2）交易量四舍五入，反映了Constellation在部分持有单位中的所有权份额（3）ISO-NE：新英格兰ISO；NEMA：马萨诸塞州东南部（4）代表按所有权预期发电量（百万台）MWHs) 非核能（能源）2024 2025 风能/太阳能 5 5 历史可再生能源合约 60-70 美元 Hydro 2 2 Hydro 收入价格（美元/兆瓦时）45 美元天然气、石油等 20 18 代表性火花利差（美元/兆瓦时）20 美元 2023/2024 2024/2025 2025/2026 非核能（容量）清算量（兆瓦）(2) 价格（美元/兆瓦时）清算量（兆瓦）(2) 价格（美元/兆瓦时）（2）) 价格（美元/兆瓦日）EMAC--1,950 美元 55 1,525 美元 270 MAAC 2,175 美元 49 200 美元 49 100 美元 270 美元 BGE 425 70 美元 73 325 466 pjM 投资组合总计 2,600 2,575 1,950 2023/2024 2024/2025 2025/2026 容量 (4) 价格（美元/兆瓦/天）容量（4）价格（美元/兆瓦/天）容量（4）价格（美元/兆瓦/天）容量（美元/兆瓦日）容量（4）价格（美元/兆瓦/天）容量（美元/兆瓦/天）容量（4）价格（美元/兆瓦/天）容量（美元/兆瓦日）容量 (4) 价格（美元/MW-天）NEMA 1,525 $66 115 $131 125 87 SEMA 235 $597 235 632 235 $87 ISO-NE (3) 1,760 350 360 注意：核机组的产能收入包含在 PTC 的总收入计算中，因此未提供建模价格（美元/兆瓦时）(1)

其他建模输入和信息 25 注：2024年全年收益指引基于预期的摊薄后已发行普通股平均值31500万 (1) 反映了与业绩过剩相关的薪酬支出的额外运维 (2) 相对于业务和收益展望披露的增长反映了截至2024年6月30日股价上涨导致的额外股票薪酬。调整后的运营管理*总额，包括绩效激励调整后的运维，为55.25亿美元。(3) TOTI不包括总收入税 (4) 利息支出不反映资本配置 (5) 反映有效税率，包括截至2023年12月31日的预计PTC收入。就我们收到的核PTC而言，其价值将反映在GAAP财务报表的收入中。（6）反映了有效税率，不包括截至2023年12月31日的PTC预测收入的影响（7）基于截至2024年6月30日的价格2024其他建模投入（百万美元）825-1,100美元1,125-1,400美元调整后毛利率*（仅限增强版）-（125美元）经调整后的绩效激励 M*（适用于增加收益）(1) (5,125 美元) (5,400 美元) 调整后运维* (2) 50美元75美元其他收入 (450 美元) (450 美元) (450) 所得税除外 (TOTI) (3) (25 美元) (50 美元) 其他，净额 (1,025 美元) (美元)975) 折旧和摊销（450美元）利息支出，净额（4）包括PTC在内的有效税率为19％（5）不包括PTC的24％24％有效税率（6）20252024其他信息0.501.90美元功率利润率高于13年平均水平的72％ PTC区核舰队的91％（24年6月30日）62％ 96％的PTC区域核舰队百分比（7/31/24）参考价格 (7) 38.0730.45niHub ATC（美元/兆瓦时）46.893美元每瓦37.77美元ATC（美元/兆瓦时）42.5033.98 美元纽约 A 区 ATC（美元/兆瓦时）28.40 美元 27.64ERCOT-N ATC Spark Spread（美元/兆瓦时）41.5037.24ERCOT-N 峰值火花价差（美元/兆瓦时）

附录非公认会计准则指标的对账 26

首席财务官（WC前）（c）穆迪首席财务官预WC/债务（3）= FFO（a）标准普尔FFO/债务（2）=调整后债务（b）穆迪首席财务官在WC前的计算（3）标准普尔FFO计算（2）运营收入的现金流+/-营运资本调整+折旧和摊销-核燃料摊销= 息税折旧摊销= 息税折旧摊销=息税折旧摊销= 息税折旧摊销=息税折旧摊销= 息税折旧摊销= 息税折旧摊销= 息税折旧摊销= 息税折旧摊销= 息税折旧摊销= 息税折旧摊销= 息税折旧摊销= 息税折旧摊销= /-其他穆迪首席财务官调整-利息 = 首席财务官预营运资金 (c) +/-现金税 + 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) 穆迪调整后的债务计算 (3) 标普调整后债务计算 (2) 长期债务长期债务 + 短期债务 + 短期债务 + 资金不足的养老金（税前）+ 购买力协议和经营租赁估算债务 + 经营租赁估算债务 + 养老金/OPEB 估算债务（税后）+/-其他穆迪债务调整+ AR 证券化估算债务 = 调整后债务 (d)-无追索权债务的信贷外处理-资产负债表上的现金 +/-其他标准普尔调整 = 调整后债务 (b) 信用指标的公认会计原则与非公认会计准则的对账 (1) 27 (1) 由于某些预测的非公认会计准则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

调整后债务 (a) 标普债务/息税折旧摊销前利润 (2) = 息税折旧摊销前利润 (b) 标普调整后债务计算 (2) 长期债务 + 购买力协议和经营租赁估算债务 + 养老金/OPEB 估算债务（税后）+ AR 证券化估算债务-无追索权债务的信贷外处理-资产负债表上的现金 +/-标普其他调整 = 调整后债务 (a) S&P EBITDA 计算 (2) GAAP 营业收入 + 折旧和摊销 = 息税折旧摊销前利润 + 核燃料摊销 +/-按市值计值调整（经济套期保值）+/-其他标准普尔调整 = 息税折旧摊销前利润 (b)信用指标的公认会计准则与非公认会计准则对账 (1) 28 (1) 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得出

截至20242023年6月30日的三个月每股收益调整后每股收益*对账（每股数据除外为百万美元）2.588142.56833美元的GAAP归属于普通股股东的净收益（亏损）（1.28美元）（405美元）（0.99美元）（320美元）（320美元）公允价值未实现（收益）亏损（1）0.08美元26-美元1工厂退休和剥离 0.1136美元（0.01) (3) 退役相关活动 (2) -1 美元 (0.03 美元) (10 美元) 养老金和 OpeB 非服务（积分）成本 0.01$40.08$27 分离费用 (3) 0.01$2$0.02$0.07ERP 系统实施成本 (4) 0.1755美元-1美元变动环境负债（0.01美元）（2美元）-（1美元）非控股权益（5）1.68美元5311.645美元调整后的非公认会计准则营业收益*公认会计准则与非公认会计准则对账——调整后的营业收益* 29 注意：由于四舍五入，项目总和可能不一致。收益在税后基础上反映出来。每股收益基于截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月平均摊薄后已发行普通股31600万股和32500万股计算。（1）包括与天然气失衡和股权投资相关的经济套期保值、利率互换以及公允价值调整（2）反映与核退役信托（NDT）、资产退休义务（ARO）增加相关的所有收益和损失、资产报废成本（ARC）折旧、ARO 调整以及监管协议单位合同抵消的影响(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费用），包括根据过渡服务协议（TSA）向我们收取的部分费用（4）反映与2024年第一季度实施的多年期企业资源规划（ERP）系统相关的成本（5）表示取消与某些调整相关的非控股权益

GAAP 与非 GAAP 的对账 — 调整后的 O&M* 30 20252024调整后的 O&M* 对账（百万美元）5,525$6,000 GAAP O&M（150 美元）（150 美元）退役相关活动（1）（25美元）（225 美元）某些商业和电力业务创收产生的直接销售成本（2）-（75美元）环境负债变动-（25美元）资产减值 5,125美元5,525美元调整后运维*注意：由于四舍五入，项目之和可能不一致。所有金额四舍五入至最接近的2500万美元。(1) 反映了与ARO增长、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 (2) 反映了某些业务的直接销售成本，这些成本包含在毛利率中

31 联系信息 InvestorRelations@constellation.com 链接活动和演讲 ESG 资源报告和美国证券交易委员会文件 Constellation 可持续发展报告 ESG 投资者演示核能 101