コンステレーション — 当社の資産は他に類を見ない13件の目に見える2桁の長期ベースEPS成長率を原子力生産税額控除（PTC）に支えられています。カーボンフリー、長寿命、年中無休の原子力発電所の最高かつ最大の運営事業者は、経済成長と電気システムの信頼性をサポートする独自の立場にあります。主要な顧客プラットフォームを通じて製品機会の拡大主要な顧客プラットフォームを通じて製品機会の拡大18,000MWhのカーボンフリー電力は、より高い価格と属性支払い、強力なフリーキャッシュフロー、高い投資適格残高の恩恵を受けますシーツ

その他の開示 14

20 25 30 35 40 45 50 55 60 20 25 30 35 40 45 50 55 60 市場収益 ($/MWh) m ar ke t r ev en u es + P t C ($/m W h) 15 PTC は、歳入が43.75ドル/MWhを下回ったときに原子力発電所を支援します 2024年の非国家支援ユニットの例示的なペイオフダイナミクス • PTCは最大15.00ドル/メガワットのサポートを提供します収益が25.00ドル/MWhから43.75ドル/MWhの間のユニットのMWhは、商品市場からの上昇にユニットが参加する能力を維持したまま、MWh • 緑の線は収益が47.00ドル/MWhであることを前提としています。43.75ドル/MWhを上回っているため、PTCの段階的廃止ユニットはPTCの価値を受け取りません • 収益が段階的廃止の43.75ドル/MWhを下回った場合、PTCはユニットの収益支援を行い、実効実現収益を43.75ドルに戻します • オレンジ色の線で収益が35.00ドル/MWhと仮定すると、ユニットには7.00ドル/MWhのPTCが支払われると予想されますユニットが受け取る価値は、税率調整後では42.00ドル/MWh、44.33ドル/MWh（1）です。競合ユニットのペイオフ35ドル/MWh 47ドル/MWh（MWh）PTCは、25ドル/MWhから43.75ドル/MWh（1）25％の税率を想定して総額を増やします

PTCの最大総収入しきい値パワー価格 PTC=0ドルの最大PTC総収入しきい値パワー価格 PTC=0ドルの最大PTC総収入しきい値パワープライス（PTC=0ドル 2024）15.00$ 25.00$ 43.00$ 43.00$ 25.00$ 43.00$ 25.00$ 25.00$ 43.00$ 2025 15.00$ 26.00$ 44.75$ 15.00$ 15.00$ 44.75$ 15.00$ 15.00$ 44.75$ 15.00$ 26.00$ 44.75$ 2026 15.00$ 26.00$ 44.75$ 15.00$ 27.00$ 45.00$ 27.00$ 27.00$ 27.00$ 45.75$ 2027 15.00$ 27.00$ 27.00$ 45.00$ 27.00$ 48.00$ 17.50$ 28.00$ 28.00$ 49.88$ 2028 15.00$ 27.00$ 45.75$ 17.50$ 28.00$ 17.50$ 29.00$ 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$ 32.00$ 57.00$ 2031 17.50$ 29.00$ 50.50$ 17.50$ 31.00$ 31.00$ 52.88$ 20.00$ 33.00$ 58.00$ 2032 17.50$ 29.00$ 50.88$ 20.00$ 50.88$ 20.00$ 50.88$ 20.00$ 00$ 34.00$ 59.00$ 2% インフレ 3% インフレ 4% インフレ • 2025年以降、PTCの上限と総収入の基準額は、前暦年のGDP価格デフレーターに基づくインフレ調整の対象となります。• 最大PTCは2.50ドル/MWh未満に四捨五入され、総収入基準額は最も近い1.00ドル/MWhに四捨五入されます。原子力生産税額控除（PTC）（1）16（1）詳細については、すべての数値はH.R. 5376を参照してください。すべての数値は、一般的な賃金要件が満たされていることを前提としています。（2）年間インフレ調整は、毎年発表されている過去の再生可能エネルギークレジットのガイダンスと一致しています（例：2％、3％、4％のインフレを想定）（2）PTCの概要インフレ調整=前年のGDP価格デフレーター（2023年のGDP価格デフレーター）インフレ調整 • PTCは32年12月31日まで有効です • 2024基準年には、コンステレーションは最大15.00ドル/MWhまで原子力PTCの対象となります; PTCの金額は、25.00ドル/MWhを超える総収入の80％減額され、43.75ドル/MWhを超えると完全に廃止されます。• 原子力PTCは、税金の控除を受けることも、関係のない納税者への売却を通じて収益化することもできます

長期債務満期プロファイル (1) 17 注:四捨五入により項目が合計されない場合があります (1) 満期プロファイルには、ノンリコース債務、Pキャップファシリティ、証券化債務、キャピタルリース、未償却債務発行費用、および未償却割引/プレミアムは含まれません (2) 長期債務残高は、2024年第2四半期のフォーム10-QのGAAP財務状況を反映しています。脚注1に記載されている項目が含まれます Pキャップファシリティ（百万ドル）の長期債務残高（2）7.0BRECOURSE 14億ドルノンリコース 14億ドル 2024年6月30日現在の長期負債総額84億ドル 900ドル 750ドル 79ドル 600ドル 500ドル 900ドル788 900ドル900 $900 $334 2 0 2 82 0 2 9 2 0 3 0 2 2 0 3 2 2 0 3 3 2 2 0 3 5 2 6 2 0 3 7 2 0 3 7 2 0 3 2 0 3 7 2 0 3 3 3 8 2 0 3 3 2 0 3 2 0 4 2 2 2 2 0 2 2 2 0 2 2 2 0 2 2 0 2 2 2 0 2 2 0 2 2 2 0 5 2 2 0 5 3 2 0 5 4 2 0 4 4 $23 2 0 4 1 シニアノート非課税債券

• 2016年12月に可決されたゼロエミッション基準では、イリノイ州電力局（IPA）にZEC向けのゼロエミッション施設との契約の調達を義務付けています • このプログラムの期間は、2017/2018年の計画年度から始まり、2027年5月までの10年間です。IPAは、炭素の社会的コストとベースラインの市場価格指数に対する市場価格指数に基づいて、各計画年度のZEC価格を計算します。炭素の社会的コストは、プログラムの最初の6年間は16.50ドル/MWhに設定されていましたが、その後、プログラムの開始時には年間1MWhあたり1ドルに引き上げられました2023/2024年の計画期間 — 市場価格指数は毎年リセットされ（1）、基準基準価格は31.40ドルに設定されています。• 報酬総額は、ZECの費用を各公益事業の顧客に限定するための年間上限によって制限されます。「銀行」メカニズムがあり、毎年納入されるZECが年間上限を超えない場合、翌年に支払いを受けることができます支払い年度 — 最初の6計画年度で、ZECの納入費用は年間報酬の上限を超えました。• 2024年6月1日から5月31日まで、2025計画年度ZEC価格は1ZECあたり9.38ドルに設定されています。ただし、年間上限は2億2,200万ドルです。この計画年度中に生成および納入されるZECは、年間上限を超えることはなく、前の計画年度に納入されたが支払われなかったZECを補うために利用可能な資金を提供します。イリノイ・ゼロ・エミッション・クレジット（ZEC）の概要炭素の社会的コストその市場価格指数が31.40ドル/MWhの基準価格を超えています。ZEC価格（1）前暦年の各取引日の平均から算出した該当する納入年の各月のエネルギー先物価格に基づく18 ZEC価格（$/MWh）計画年度 $16.502017/2018 $16.502018/2019 $16.502019/2020 $16.50502020/2021 16.502021/2022 $12.012022/2023 $0.302023/2024 $9.382024/2025

モデリングスライド 19

基本収益 • 有機的成長、PTCインフレ、自社株買いの収益により、時間の経過とともに増加する、一貫性があり、目に見えて計算しやすい収益 • 単純なPxQを使用して簡単にモデル化できます。例：— PTCの価格（2％のインフレを想定）x数量 — 13年間の過去平均および将来の平均加重商業マージンx数量 •通常、将来の予想収益の80〜90％の基本収益により、コンステレーションの安定性と成長が可視化されます。基本収益 5.45ドルから5.55ドル 2024年の調整後営業利益* ガイダンス範囲（7.60ドルから8.40ドル）が強化されました収益 • 基本収益を上回る付加価値を反映した収益 • 例は次のとおりです。-過去13年間の過去およびフォワード平均のパワー・マージンよりも強い-PTCフロアを上回る低価格売上-ボラティリティから大きな価値を引き出す 20 注:2024年通期の収益ガイダンスは、希薄化後の普通株式の平均発行額が31500万株になると予想されることに基づいています。

2024 2025 2026 2027 2028 (1) 21 目に見える 10% 以上の調整後営業利益* 基本収益の伸び2024年から2028年までの長期的な成長率は 10% 以上ですが、年ごとに異なります • インフレ率が 2% を超える前提条件 • 信頼性の高いカーボンフリー電力販売のための属性支払い • 想定される13年間の平均を上回る商業利益率 20282027202620252024 $ファクター 45.75ドル45.75$44.75$44.75$43.75 PTCのステップアップ（2% インフレ）該当なし 34.50ドルの5月のロールオフ 34.09ドル33.47ドル33.04CMCプログラム 1215151215計画停電の数（2）一般的な範囲標準範囲以上標準範囲以上標準範囲以上標準範囲CEG停電時間 (3) 基本収益 181 183 180 181 184 予想原子力発電量 (百万MWh) (2,4) (1) 実例 (2) セーラムとSTPを含む (3) 計画停電期間は、ユニット固有の属性と停電作業範囲により異なります (4) 所有権シェアに反映されます

基本収益のモデリングツール 22 注:2024年通期の収益ガイダンスは、希薄化後の発行済普通株式の平均平均3,500万株に基づいています。(1) 核PTCを受け取る限り、その価値はGAAP財務諸表の収益に反映されます (2) セーラムとSTPを含みます。(3) 2023/2024、2024/2025の加重平均CMC価格に基づく暦年の価格を反映しています。、および2025/2026計画年度（4）値は、料金設定メカニズムに従って、エネルギー、容量、およびZECの合計を反映しています（5）相対的な増加事業と収益の見通しの開示には、2024年6月30日現在の株価上昇による追加の株式報酬が反映されています。この数字は基本収益に適用されます。業績インセンティブ調整後O&Mを含む調整後O&M*の合計は55億2500万ドルです。(6) TOTIには総収入税は含まれていません (7) 支払利息は資本配分を反映していません (8) 実効税率は、2023年12月31日現在のPTC収益の予測を反映していません (2025-2024) 価格 (百万MWh) 価格 ($/MWh) 数量 ($/MWh) 数量 ($/MWh) 数量 ($/MWh) 数量 ($/MWh) 数量 ($/MWh) 数量 ($/MWh) 数量 ($/MWh) 数量 ($/MWh) 数量 ($/MWh) 数量 ($/MWh) 数量 ($/MWh WHs）調整後売上総利益*（ベースのみ）（1）原子力（2）33.4754ドルイリノイCMCユニット（3）60ドル〜6326ドル60ドル〜6125NYユニット（4）44.75102ドル43.75102ドル残りのユニット（PTC）（5.30ドル-5.35ドル）（4.85ドル-4.90ドル）核燃料非原子力の償却額〜60ドルから70ドル平均5〜60ドル〜70ドル平均5ドル/太陽光約452ドル水力〜20ドルスパークスプレッド18〜20ドルスパークスプレッド20ドル天然ガス、石油、その他付録24ページを参照してください。付録24ページを参照してください。生産能力収益平均マージン予測量商業用3.50ドル-3.60ドル/MWH20500万 MWHS$3.50/MWH20000万 MWH電力マージン 0.25-0.30ドル/dth84000万 dth$0.25-0.30ドル/dth85500万 DTHGasマージン約4億5000万ドル~400ドルマザーコマーシャルマージン 20252024その他のモデリングインプット 5075ドルその他の収益 (5,125ドル) (5,400ドル) 調整後O&M* (5) (450ドル) (450ドル) 税金その他収入（TOTI）（6）（25ドル）（50ドル）その他、純額（1,025ドル）（1,000ドル）減価償却費（425ドル）、利息費用、純額（7）19％ 17％ 実効税率（8）5.45ドル-5.55ドル 2024ドル 6.35〜6.45ドル 2025ドル

基本収益の詳細なモデリングインプット 23 注:項目は四捨五入により合計されない場合があります (1) 所有権に反映されます。(2) 計画年度全体の加重平均CMC価格に基づく暦年の価格を反映します (3) 値は、レート設定メカニズムに従い、エネルギー、容量、ZECの合計を反映しています (4) 13年間の平均は、8年間の過去の実現利益と5年間の将来の見通し予測を表しています世代（百万MWH）（1）原子力 2024 2025 2026 2027 2028 イリノイCMCユニット 54 53 23-ニューヨークユニット 25 26 25 26 26 25 25残りのユニット 102 102 132 159 原子力総量 181 183 180 181 184 予定されている給油停止の数 (1) 15 12 15 12 価格 ($/MWh) 2024 2025 2026 2027 2028 イリノイCMC ユニット (2) 33.04 ドル 33.47 ドル34.09 ドル 34.09 ドル 34.50 ニューヨークユニット (3) 60ドル 60ドル-63ドル残りのユニット (2% インフレーション) 43.75ドル 44.75ドル44.75ドル45.75ドル45.75ドル核燃料 (4.85ドル-4.90ドル) (5.30ドル-5.35ドル) PTCインフレシナリオ ($/MWh) 2024 2025 2026 2027 2028 2% インフレ43.75ドル44.75ドル44.75ドル44.75ドル44.75ドル44.75ドル49.88 4% インフレーション43.75ドル48.88ドル 4% インフレ43.75ドル49.88ドル 4% インフレ43.75ドル43.88ドル 4% インフレ43.75ドル48.88ドル 4% インフレ43.75ドル43.88ドル 4% インフレ43.75ドル48.88ドル 4% インフレーション43.75ドル 45.75ドル 49.88ドル 50.88ドルのボリュームマージン（13年平均）（4）商業（小売/卸売）2024 2025 2024電力 20500万 MWH 20500万 MWH 3.50ドル-3.60ドル/MWh ガス 85500万 dth 84000万 dth 0.25ドル-0.30ドル/dth

基本収益の詳細なモデリング入力（続き）24（1）水力発電の収益価格と代表的なスパークスプレッドは、水力、天然ガス、石油の各資産でそれぞれ達成した一貫した過去の平均を反映しています。（2）ボリュームは四捨五入されており、一部所有ユニットに対するコンステレーションの所有シェアを反映しています（3）ISO-NE：ISOニューイングランド、NEMA：マサチューセッツ州北東部とボストン、SEMA：マサチューセッツ州南東部（4）所有時の提供キャパシティ予想発電量（百万MWh）非原子力（エネルギー）2024 2025 風力/太陽光 5 5 歴史再生可能契約 60～70ドル水力 2 2 水力発電の収益価格（$/MWh）45ドル天然ガス、石油、その他 20 18 代表的なスパークスプレッド（$/MWh）2023/2024 2024 2024/2025 2025/2026 非原子力（容量）クリア量（MW）（2）価格（$/MW日）クリア量（MW）（2）価格（$/MWh）MW-日）清算ボリューム（MW）（2）価格（$/MW日）EMAC--1,950ドル 55 1,525ドル 270 MAC 2,175 ドル 2,175 ドル 49 200 $49 100 270 BGE 425 $70 425 $73 325 $466 PM ポートフォリオ合計 2,600 2,575 1,950 2024 2024/2025 2025 2025/2026 容量（4）価格（$/MW日）容量（4）価格（$/MW日）容量（4）価格（$/MW日）NEMA 1,525$66 115 $131 125 $87 SEMA 235 $597 235 235 235 235 $87 ISO-NE合計 (3) 1,760 350 360 注:原子力発電所のキャパシティ収益はPTCの総収入計算に含まれているため、モデリング価格 ($/MWh) (1) は提供されていません。

その他のモデリングインプットと情報 25 注:2024年通期の業績予想は、希薄化後の普通株式平均発行額3,500万株に基づいています。(1) 業績超過に関連する報酬費用の追加O&Mを反映しています (2) 事業および収益見通しの開示は、2024年6月30日現在の株価上昇による追加の株式報酬を反映しています。業績インセンティブ調整後O&Mを含む調整後O&M*の合計は55億2500万ドルです。(3) TOTIには総収入税は含まれていません (4) 支払利息は資本配分を反映していません (5) 2023年12月31日現在のPTC収益予測を含む実効税率を反映しています。当社が原子力PTCを受け取る限り、その価値はGAAP財務諸表の収益に反映されます。(6) 2023年12月31日現在の予測PTC収益の影響を除いた実効税率を反映します (7) 2024年6月30日現在の価格に基づきます 2025-2024その他のモデリングインプット (百万ドル) 825～1,100ドル1,125ドル調整後総利益* (強化のみ)-(125ドル) 業績インセンティブ調整後O&M* (収益向上に適用) (1) (5,125ドル) (5,400ドル) 調整後O&M* (2) 5075ドルその他の収益 (450ドル) (450ドル) 収入以外の税金 (TOTI) (3) (25ドル) (50ドル) その他、純額 (1,025ドル) ($)975）減価償却費（450ドル）利息費用、純額（4）19％ PTCを含む実効税率（5）24％ PTCを除く実効税率（6）20252024追加情報 0.50ドル1.90ドル13年平均を上回る実効税率 72％ 91％ PTCゾーン内の原子力艦隊の割合（24年6月30日）62％ 96％の原子力艦隊の割合 PTCゾーン (7/31/24) 参考価格 (7) $38.07$30.45NiHub ATC ($/MWh) $46.89$37.77PJM-W ATC ($/MWh) $42.50$33.98ニューヨークゾーンA ATC ($/MWh) $28.40$27.64Ercot-N ATCスパークスプレッド ($/MWh) $41.50$37.24ER コットン・ピーク・スパーク・スプレッド ($/MWh)

付録非GAAP指標の調整 26

CFO（WC導入前）（c）ムーディーズCFOのWC前/負債（3）= FFO（a）S＆P FFO/負債（2）=調整後債務（d）調整後負債（b）ムーディーズCFOのWC前計算（3）S＆P FFO計算（2）営業利益からのキャッシュフロー +/-運転資本調整+減価償却費と償却費-核燃料償却= EBITDA +/-その他のムーディーズCFO調整-利息 = CFO就業前資本 (c) +/-現金税 + 核燃料償却 +/-時価調整 (経済的ヘッジ) +/-その他のS&P調整 = FFO (a) 調整後債務計算 (3) S&P調整後債務計算（2）長期負債+短期負債+短期負債+資金不足年金（税引前）+ 購買力契約とオペレーティングリース帰属負債 + オペレーティングリース帰属負債 + 年金/OPEB帰属負債（税引き後）+/-その他のムーディーズ債務調整+ AR証券化帰属負債 = 調整後債務（d）-ノンリコース債務のクレジット外処理-貸借対照表キャッシュ+/-その他のS&P調整 = 調整後負債 (b) GAAPと非GAAPベースのクレジット指標の調整 (1) 27 (1) 予測される一部の非GAAPベースの将来を見据えた性質による指標、予測された調整済み（非GAAP）指標を最も直接的に比較可能なGAAP指標と調整するための情報が入手できない場合があります。そのため、経営陣はこれらの指標を調整できません（2）S＆P方法論を使用して計算（3）ムーディーズの方法論を使用して計算

調整後債務 (a) S&P負債/EBITDA (2) EBITDA (b) S&P調整後債務計算 (2) 長期負債+短期負債 +購買力契約およびオペレーティングリース帰属負債 + 年金/OPEB帰属負債 (税引後) + AR証券化帰属負債-ノンリコース負債の信用外処理-貸借対照表上の現金 +/-その他のS&P 調整 = 調整後負債 (a) S&P EBITDA計算 (2) GAAPベースの営業利益 + 減価償却額 = EBITDA + 核燃料償却 +/-時価総額調整 (経済的ヘッジ) +/-その他のS&P調整 = EBITDA (b)信用指標のGAAPと非GAAPの調整 (1) 28 (1) 一部の予測される非GAAP指標は将来を見据えた性質のため、予測調整済み (非GAAP) 指標を最も直接的に比較可能なGAAP指標と調整するための情報が得られない場合があります。そのため、経営陣はこれらの指標を調整できません (2) S&P方法論を使用して計算されています

2024年から2023年6月30日までの3か月間、1株当たり利益調整後営業利益*調整（1株あたりのデータを除く100万ドル）2.58ドル814ドル2.56833ドル普通株主に帰属するGAAP純利益（損失）（1.28ドル）（405ドル）（0.99ドル）（320ドル）（320ドル）、未実現利益（利益）公正価値損失（1）0.08ドル26-26-1ドル工場の廃止と売却 0.11ドル（0.01ドル）（3ドル）廃止措置関連活動（2）-1ドル（0.03ドル）（10ドル）年金およびOpEBのノンサービス（クレジット）費用0.01ドル4ドル0.08ドル27分離費用（3）0.01ドル2ドル0.02ドル 7ERPシステム実装費用（4）0.17ドル55ドル〜 $1着替え環境負債 (0.01ドル) (2ドル)-(1ドル) 非支配持分 (5) $1.68$531$1.64$535調整後の非GAAPベースの営業利益* GAAPと非GAAPの調整 — 調整後営業利益* 29 注意:四捨五入により項目が合計されない場合があります。収益は税引き後に反映されます。1株当たり利益は、2024年6月30日および2023年6月30日までの3か月間にそれぞれ発行された希薄化後の普通株式平均発行額31600万株と3億2,500万株に基づいています。(1) ガスの不均衡と株式投資に関連する経済的ヘッジ、金利スワップ、公正価値調整に関する時価総額調整を含みます。(2) 原子力廃止措置信託（NDT）、資産除却債務に関連するすべての損益を反映しています（ARO）の増加、資産除却費用（ARC）の減価償却、AROの再測定、および規制協定単位の契約上の相殺の影響(3) 移行サービス契約 (TSA) に従って当社に請求される金額の一部を含む、分離に関連する特定の追加費用（システム関連費用、分離を支援する顧問、コンサルタント、弁護士、その他の専門家に支払われる第三者費用）を表します。（4）2024年の第1四半期に導入された複数年にわたるエンタープライズリソースプランニング（ERP）システムに関連する費用を反映しています（5）特定の調整に関連する非支配持分

GAAPから非GAAPへの調整 — 調整後O&M* 30 20252024調整後O&M*調整 (百万ドル) 5,525ドル 6,000ドル GAAPベースのO&M (150ドル) (150ドル) 廃炉関連活動 (1) (250ドル) (225ドル) 特定の商業および電力事業で収益を生み出すために発生した直接売上原価 (2)-(75ドル)) 環境負債の変動-($25) 資産減損 $5,125$5,525調整後O&M* 注意:四捨五入により項目が合計されない場合があります。すべての金額は2500万ドル未満に四捨五入されています。（1）AROの増加、AROの再測定、および規制合意単位の契約上の相殺による収益ニュートラル的な影響に関連するすべての損益を反映しています（2）粗利益に含まれる特定の事業の直接売上原価を反映しています

31 連絡先情報 InvestorRelations@constellation.com リンクイベントとプレゼンテーション ESGリソースレポートとSECファイリングコンステレーション・サステナビリティ・レポート ESG投資家向けプレゼンテーション原子力101