Exelon Corporation
NasdaqGS: EXC
$-0,28 (-0,59%)
Precio Histórico
+$2,77 (+6,26%) en 1 Año
Estimaciones de Analistas
Precio Objetivo
$50,06
$43,00 - $58,00
$50,00
Consenso de Analistas
Estimaciones a Futuro
$2,85
$3,04
$26,08B
Indicadores en vivo
Indicadores que cambian con el precio actual (P/E, P/FCF, dividend yield, beta) y cifras del último período. Se actualizan en tiempo real. Los valores en verde indican métricas favorables.
EPS
2,74
P/E Ratio
17,27
P/FCF
1,65
Dividend Yield
3,55%
Profit Margin
11,21%
Beta
0,41
Ingresos
$24,79B
EBITDA
$8,25B
FCF
$-2,81B
Análisis con IA
Reporte ejecutivo generado a partir de los datos de la empresaDesbloqueá el análisis con IA de EXC
Tesis ejecutiva de la situación de la empresa
Fortalezas, debilidades y riesgos materiales
Valuación frente a sus pares y calidad de balance
Lectura del momentum de resultados, todo enmarcado en datos
Análisis fundamental detallado
Ratios estructurales de valuación, rentabilidad, solvencia y crecimiento, tomados del último balance reportado. Los valores en verde indican métricas favorables.
Valuación
P/B
1,57
EV/EBITDA
11,62
PEG
2,75
P/S
1,82
Rentabilidad
ROE
9,76%
ROIC
N/A
ROA
2,84%
Margen Bruto
42,64%
Margen Operativo
22,16%
Solvencia
Deuda / Patrimonio
1,75
Current Ratio
0,94
Quick Ratio
0,60
Caja Total
$713,00M
Deuda Total
$51,24B
Crecimiento
Crec. Ingresos
7,90%
Crec. Ganancias
0,00%
Análisis del 10-K
Warren AI leyó el último 10-K de Exelon Corporation, el informe anual auditado que toda empresa que cotiza en Estados Unidos presenta ante la SEC (Securities and Exchange Commission, el regulador del mercado). Acá va lo que importa de ese documento: cómo gana plata la empresa, qué riesgos declara ella misma y cómo explicó el management el año.
Filing presentado el 12/02/2026, año fiscal cerrado el 31/12/2025. Ver el documento original en SEC EDGAREl negocio: cómo gana plata
Exelon es una utility holding que genera ingresos entregando electricidad y gas natural a clientes residenciales, comerciales e industriales a través de seis subsidiarias reguladas (ComEd, PECO, BGE, Pepco, DPL y ACE) en el noreste y midwest de Estados Unidos, cobrando tarifas de distribución y transmisión aprobadas por comisiones estatales y FERC.
Los segmentos del negocio
Así se reparte la operación según el propio filing:
ComEd (Commonwealth Edison Company): Compra y venta regulada minorista de electricidad, transmisión y distribución eléctrica a clientes del norte de Illinois, incluyendo la ciudad de Chicago. Atiende 4.2 millones de clientes eléctricos en un territorio de 11,450 millas cuadradas.
Northern Illinois, including the City of ChicagoPECO (PECO Energy Company): Compra y venta regulada minorista de electricidad y gas natural, transmisión y distribución eléctrica y distribución de gas natural en el sureste de Pennsylvania. Atiende 1.7 millones de clientes eléctricos y 0.6 millones de gas.
Southeastern Pennsylvania, including the City of Philadelphia (electricity); Pennsylvania counties surrounding Philadelphia (natural gas)BGE (Baltimore Gas and Electric Company): Compra y venta regulada de electricidad y gas natural, transmisión y distribución eléctrica y distribución de gas en el centro de Maryland. Atiende 1.4 millones de clientes eléctricos y 0.7 millones de gas.
Central Maryland, including the City of BaltimorePepco (Potomac Electric Power Company): Compra y venta regulada de electricidad, transmisión y distribución eléctrica en el Distrito de Columbia y porciones de Maryland. Atiende 1 millón de clientes eléctricos.
District of Columbia and major portions of Montgomery and Prince George's Counties, MarylandDPL (Delmarva Power & Light Company): Compra y venta regulada de electricidad y gas natural, transmisión y distribución eléctrica y distribución de gas en porciones de Delaware y Maryland. Atiende 0.6 millones de clientes eléctricos y 0.1 millones de gas.
Portions of Delaware and Maryland (electricity); portions of New Castle County, Delaware (natural gas)ACE (Atlantic City Electric Company): Compra y venta regulada de electricidad, transmisión y distribución eléctrica en porciones del sur de New Jersey. Atiende 0.6 millones de clientes eléctricos.
Portions of Southern New JerseyVentajas competitivas con evidencia
No es una lista de deseos: son las ventajas que el propio documento respalda con datos.
Las subsidiarias operan bajo franquicias y certificados de conveniencia pública otorgados por gobiernos locales y estatales. Varias cuentan con derechos exclusivos de distribución: PECO, BGE (electric), Pepco Maryland y DPL tienen derechos generalmente exclusivos en sus territorios, lo que elimina la competencia de distribución.
Exelon atiende a más de 10 millones de clientes totales (sumando las seis utilities) a través de una plataforma integrada de servicios compartidos (BSC y PHISCO) que provee servicios legales, tecnología, finanzas y supply management a costo, generando economías de escala. La compañía planea invertir aproximadamente $41 billion en los próximos cuatro años en infraestructura.
Los clientes que no eligen un proveedor competitivo de generación o gas quedan como clientes por defecto (default service) de las utilities, que además son el único proveedor de distribución para todos los clientes en sus territorios, independientemente de quién suministre la energía.
La red de transmisión y distribución es un activo físico de altísima densidad de capital que requiere inversiones continuas de capital (capital intensive) para mantener capacidad, confiabilidad y eficiencia, creando barreras de entrada prácticamente infranqueables para competidores.
Exelon no posee activos de generación eléctrica: es pura transmisión y distribución, lo que la posiciona como un vehículo de infraestructura regulada con retornos predecibles pero dependencia total del mercado mayorista para el suministro. El plan de capital de $41 billion en cuatro años para llegar a 2029 incluye inversiones en data centers como nueva categoría de carga, reflejando el boom de demanda de IA y computación en la nube. El riesgo de municipalización de la red de ComEd por parte de la ciudad de Chicago es un factor estructural único y explícitamente mencionado: el acuerdo de franquicia es terminable con un año de aviso desde 2020 y la ciudad tiene opción de compra. En enero 2025, la administración federal inició el retiro de Estados Unidos del Acuerdo de París, hecho que el filing registra como novedad con potencial impacto en las políticas climáticas que sostienen parte de la estrategia de inversión de las utilities.
Los riesgos que declara la propia empresa
Todo 10-K trae una sección de factores de riesgo, y la mayoría es boilerplate legal que aparece en cualquier filing. Estos son los que de verdad distinguen a Exelon Corporation, ordenados por materialidad:
1. Insuficiencia de generacion de terceros ante boom de demanda por IA y data centers
Exelon no genera electricidad propia: compra toda la potencia a terceros en mercados PJM u otros mecanismos regulados. El filing revela explicitamente que la empresa proyecta 'substantial increases in load, driven largely by the increasing use of data processing facilities dedicated to cloud services, artificial intelligence technologies, and other applications'. Si la capacidad de generacion de terceros es insuficiente para cubrir esa demanda creciente, los clientes sufren cortes o limitaciones de uso, y los resultados financieros se ven afectados directamente. Este riesgo es especifico de EXC por su modelo puro de transmission and distribution (T&D) sin generacion propia.
Si se materializa: Interrupcion o reduccion de servicios de transmision y distribucion, imposibilidad de soportar nuevo desarrollo economico en los territorios de servicio, mayor volatilidad de precios para clientes y potenciales problemas de cumplimiento de estandares de confiabilidad.
2. Riesgo regulatorio tarifario: recupero de costos sujeto a aprobaciones contenciosas y prolongadas
El modelo de negocio de EXC depende enteramente de que los reguladores de Illinois (ICC), Pennsylvania (PAPUC), Maryland (MDPSC), DC (DCPSC), Delaware (DEPSC) y New Jersey (NJBPU) aprueben tarifas suficientes para recuperar costos y obtener un retorno adecuado. Las audiencias son contenciosas, involucran grupos de defensa del consumidor con intereses opuestos, y los resultados son apelables, lo que introduce demoras significativas. El filing nombra explicitamente los riesgos de no obtener el 'allowed rate of return', estructura de capital permitida, o retorno sobre activos de pension.
Si se materializa: Las tarifas aprobadas pueden ser insuficientes para recuperar costos una vez efectivas, o porciones de las mismas pueden quedar sujetas a reembolso o ser desautorizadas en revisiones de prudencia posteriores, afectando directamente los estados financieros consolidados.
3. Ciberseguridad: actores estatales sofisticados y riesgo amplificado por IA y cadena de proveedores
El filing reconoce que 'certain instances have been' explotadas por actores maliciosos, es decir, ya hubo incidentes aunque sin impacto material hasta la fecha. El riesgo se agrava por tres factores especificos: la creciente adopcion de IA que 'may intensify the Registrants' cybersecurity risks', la dependencia de numerosos vendors y suppliers que crean 'additional points of vulnerability', y alertas explicitas de agencias del gobierno estadounidense sobre ataques de ransomware al sector energetico en contextos de tension geopolitica.
Si se materializa: Una brecha material podria impactar la disponibilidad de electricidad y gas, daniar infraestructura de red, interrumpir funciones criticas de negocio, exponer datos sensibles de clientes y empleados, generar responsabilidad legal y regulatoria, y damnificar reputacionalmente a la empresa.
4. Pasivos ambientales de MGP y activos de generacion transferidos a Constellation
Las subsidiarias ComEd, PECO y BGE transfirieron sus activos de generacion a Constellation, que asumio ciertas obligaciones e indemnizaciones. Sin embargo, las utilities retienen responsabilidad residual bajo ciertas leyes sobre esos activos, incluyendo remediacion de sitios MGP (Manufactured Gas Plant) de predecesoras. Si Constellation deteriora su solvencia o los acuerdos de indemnizacion resultan inaplicables, EXC podria enfrentar costos sustanciales que creyo transferidos. El filing nombra explicitamente MGP remediation como componente de recupero tarifario sujeto a revision de prudencia.
Si se materializa: Costos de remediacion ambiental significativos y potencialmente no recuperables via tarifas, exposicion a reclamos de terceros por danos a la salud o a la propiedad, y responsabilidad legal por sitios con sustancias peligrosas.
5. Exposicion crediticia: downgrade por debajo de investment grade activaria colateral masivo en PJM y contratos de gas
Los acuerdos operativos con PJM y los contratos de procurement de gas natural de PECO, BGE y DPL tienen clausulas de colateral vinculadas al credit rating de las subsidiarias. El filing cuantifica que al 31 de diciembre de 2025, aproximadamente 17%, 11% y 17% de las facilidades de credito disponibles son con bancos europeos, canadienses y asiaticos respectivamente, lo que agrega concentracion geografica al riesgo de liquidez. El ring-fencing entre subsidiarias y Exelon no garantiza desvinculacion total de ratings.
Si se materializa: Una baja de rating a below investment grade obligaria a postear colateral significativo en forma de cartas de credito o efectivo, reduciendo las fuentes de liquidez restantes y potencialmente llevando a recorte de dividendos o diferimiento de capex discrecional.
Concentraciones que el filing reconoce
Dependencias fuertes de pocos clientes, proveedores o mercados. Cuanto más concentrado el negocio, más lo golpea un solo evento:
Proveedores: La empresa depende de terceros para toda la generacion electrica que distribuye, procurada principalmente a traves de PJM. El filing menciona escasez en la industria de equipos criticos como transformadores y conductores.
Geografía: Operaciones concentradas en Midwest y Mid-Atlantic de Estados Unidos (Illinois, Pennsylvania, Maryland, DC, Delaware, New Jersey). Las facilidades de credito tienen exposicion a bancos europeos (17%), asiaticos (17%) y canadienses (11%) segun se informa al 31/12/2025.
Regulación: Cada subsidiaria opera bajo una comision regulatoria estatal distinta (ICC, PAPUC, MDPSC, DCPSC, DEPSC, NJBPU) ademas de FERC y NERC a nivel federal, creando dependencia concentrada en multiples aprobaciones jurisdiccionales simultaneas.
Lo mas llamativo de esta seccion es la admision explicita de que Exelon ya experimento incidentes de ciberseguridad ('certain instances have been exploited') aunque sin impacto material hasta la fecha, un disclosure infrecuente en su nivel de especificidad. Igualmente notable es el reconocimiento directo del boom de carga por IA y data centers como driver concreto de riesgo de insuficiencia de generacion, algo que pocas utilities nombran tan abiertamente en sus factores de riesgo. La cuantificacion de la exposicion bancaria geografica (17% europeo, 17% asiatico, 11% canadiense al 31/12/2025) es un dato inusualmente especifico para una seccion de riesgo de capital markets. El tono general es defensivo y muy enfocado en la dependencia regulatoria multi-jurisdiccional, coherente con el modelo puro T&D post-separacion de Constellation.
El año según el management
El MD&A (Management's Discussion and Analysis) es la parte del 10-K donde la dirección explica los resultados con sus propias palabras. La lectura del año fiscal:
Exelon registró un aumento de $308 millones en el net income atribuible a accionistas comunes, impulsado por incrementos tarifarios en todos sus segmentos y condiciones climáticas favorables, llevando el diluted EPS de $2.45 a $2.73 en FY2025.
Qué empujó los resultados
- Incrementos tarifarios de distribución aprobados en múltiples jurisdicciones, incluyendo rate cases completos en ComEd, PECO, BGE, Pepco, DPL y ACE, que elevaron la base de recuperación de costos e inversiones (PECO operating income +$328M; ComEd distribution revenue +$297M; BGE distribution revenue +$144M; Pepco distribution revenue +$135M). Segmento: ComEd, PECO, BGE, PHI (Pepco, DPL, ACE)
- Condiciones climáticas favorables en el territorio de PECO (mayor demanda de calefacción y refrigeración) que impulsaron los volúmenes de entrega eléctrica y de gas (Weather revenue en PECO +$59M (electric +$27M, gas +$32M); heating degree-days +12.9% vs. 2024). Segmento: PECO
- Mayor retorno sobre activos regulatorios y mayor AFUDC equity en ComEd, impulsado por el crecimiento de la base de activos regulatorios y las inversiones de capital en curso (Other, net de ComEd +$38M principalmente por mayor AFUDC equity; contribuyó al aumento total de net income de ComEd de $81M). Segmento: ComEd
Qué jugó en contra
- Mayor gasto en intereses por el aumento de tasas y las nuevas emisiones de deuda a largo plazo realizadas durante 2025 en Exelon Corporate y las subsidiarias (ComEd: +$29M; PECO: +$28M; BGE: +$31M; Pepco: +$22M; DPL: +$9M; ACE: +$3M). Segmento: Consolidado
- Ausencia de las reconciliaciones del multi-year plan de Maryland en PHI/Pepco, y derecognition de regulatory assets por la Next Generation Energy Act que prohíbe nuevas reconciliaciones a partir del 1 de enero de 2025 (BGE derecognizó regulatory assets de $10M y regulatory liabilities de $3M; Pepco registró $23M de incremento en O&M por ausencia de las reconciliaciones de Maryland). Segmento: PHI (Pepco, BGE)
- Mayor depreciation y amortización en PECO y PHI por el crecimiento sostenido de las inversiones de capital, así como mayores costos de contracting en PECO (PECO D&A +$26M; Pepco D&A +$26M; PECO labor/contracting/materials +$51M). Segmento: PECO, PHI
Qué hizo con la plata
La asignación de capital del año: a dónde fue el efectivo que generó el negocio.
Dividendos: Exelon declaró dividendos trimestrales de $0.40 por acción durante los cuatro trimestres de 2025 ($1.60 anualizados). Para el primer trimestre de 2026, el Board aprobó un aumento a $0.42 por acción, reflejando una nueva política de dividendos para 2026.
Capex (inversión en activos): Capital expenditures de Exelon para 2026 proyectados en $9,950M y $31,300M para los años 2027-2029. ComEd planea $3,500M en 2026 y $11,450M en 2027-2029; PECO $2,225M y $7,075M; BGE $2,175M y $6,100M; PHI $2,050M y $6,650M.
Deuda: Durante 2025, Exelon emitió: Junior Subordinated Notes a 6.50% por $1,000M, Notes a 5.125% por $500M, Notes a 5.875% por $500M, y Convertible Senior Notes a 3.25% por $1,000M. Las subsidiarias emitieron bonos adicionales (ComEd $725M, PECO $1,050M, BGE $650M, Pepco $275M, DPL $125M, ACE $250M). Se retiraron Senior Notes de Exelon a 3.95% por $807M, First Mortgage Bonds de PECO a 3.15% por $350M, y Senior Notes de ACE a 3.50% por $150M. S&P elevó el rating de Exelon y PECO de BBB+/BBB a A-/BBB+ en febrero de 2025.
Caja al cierre: Las credit facilities disponibles al 31 de diciembre de 2025 totalizaban $4,000M en compromisos agregados, de los cuales $3,300M estaban disponibles para respaldar commercial paper adicional. Exelon Corporate mantenía $250M contribuidos al intercompany money pool al 31 de diciembre de 2025.
PECO registró el salto de net income más pronunciado del grupo, con un aumento de $263M (+47.7%), impulsado por la combinación de nuevas tarifas, clima favorable y tax repairs relacionados con tormentas que llevaron la tasa efectiva de impuestos al 3.4% (vs. negativa en 2024). La Next Generation Energy Act de Maryland prohibió nuevas reconciliaciones del multi-year plan a partir del 1 de enero de 2025, lo que generó el derecognition inmediato de regulatory assets y liabilities en BGE y DPL, afectando negativamente a PHI. Exelon lanzó en mayo de 2025 un nuevo ATM program de $2,500M, emitió $1,000M en Convertible Senior Notes al 3.25% y dos tranches de Junior Subordinated Notes/Notes por $1,500M adicionales, consolidando un ciclo de emisiones agresivo que eleva el apalancamiento; S&P respondió subiendo el rating de Exelon y PECO a A-/BBB+. El total de cash requirements contractuales de Exelon supera los $116,000M, con $8,006M en compromisos de long-term renewable energy y RECs de ComEd (2026-2044), lo que refleja la escala del perfil de obligaciones a largo plazo de la empresa.
Resumen generado por Warren AI a partir del texto del 10-K presentado ante la SEC. Un resumen nunca reemplaza al documento: si una cifra pesa en tu decisión, verificala en el filing original. Esto es material educativo y no constituye una recomendación de inversión.
Dividendos
Pagos por acción registrados. 81 pagos desde 11/05/2006.
Dividendo anual por acción
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| 12/08/2024 | N/A | $0,38 |
| 10/05/2024 | N/A | $0,38 |