立即发布
2026年2月25日
纽约证券交易所代码：CPK
切萨皮克公用事业公司报告2025财年业绩
•每股收益（“EPS”）*2025年全年为5.97美元，2025年第四季度为1.93美元
•调整后每股收益**不包括与2023年末收购Florida City Gas（“FCG”）相关的交易和过渡相关费用，2025年全年为6.01美元，2025年第四季度为1.94美元，与去年相比年增长率为11.5%
•调整后毛利率**这一年增加了7110万美元，这主要是由于监管举措和基础设施计划、天然气有机增长、输电扩建项目以及对Marlin服务的需求增加
•创纪录的2025年资本支出为4.704亿美元，其中包括将在2026年及以后开始为收益做出贡献的超过1亿美元
•截至2025年12月31日，股权与总资本化比率约为50%；提前回到公司在收购FCG时的预期目标资本结构，尽管资本支出增加
•该公司正在启动4.5-5亿美元的2026年资本支出指引，并继续确认其2024-2028年资本支出指引为1.5-18亿美元，2028年每股收益指引为7.75-8.00美元
特拉华州都福— Chesapeake Utilities Corporation（NYSE：CPK）（“切萨皮克气业”或“公司”）今天公布了截至2025年12月31日的本年度和第四季度财务业绩。
2025年净收入为1.403亿美元（每股5.97美元），而2024年为1.186亿美元（每股5.26美元）。不包括与收购FCG相关的交易和过渡相关费用，调整后的净收入**为1.411亿美元（每股6.01美元），相比之下为1.215亿美元（5.39美元 每股） 2024年。
2025年第四季度，该公司的净收入为4610万美元（合每股1.93美元），而去年同期为3670万美元（合每股1.60美元）。不计交易和过渡相关费用，调整后的净收入为4620万美元（每股1.94美元），而2024年第四季度为3730万美元（每股1.63美元）。
2025年亮点推动强劲增长和业绩**:
•德尔马瓦住宅客户同比增长强劲，为4.1%，佛罗里达州为2.8%
•10个输电资本项目在2024年和2025年全年上线，推动1880万美元的增量调整后毛利率或0.58美元的增量EPS
--更多--，
2-2-2-2
•1.212亿美元的基础设施资本投资，推动1380万美元的增量调整后毛利率或0.43美元的增量EPS
•对CNG/LNG/RNG服务的需求增加，推动1070万美元的增量调整后毛利率或0.33美元的增量EPS
•完成DE、MD和Florida Electric的三个费率案例，推动1260万美元的增量调整后毛利率或0.39美元的增量EPS
•更高的客户消费增加了950万美元的增量调整后毛利率或0.28美元的增量每股收益
•针对FCG实现了1CX SAP客户计费平台
该公司董事会主席、总裁兼首席执行官Jeff Householder表示：“我们以一个简单的使命开始了这一年：有目标地交付并达到新的高度，因此我很自豪，我们的全年业绩和结果恰恰证明了这一点：我们为超过45万名客户提供了安全可靠的能源，是我们社区的活跃成员，投入了破纪录的4.7亿美元资本，并实现了近12%的调整后每股收益同比增长。”“这些成就证明了我们对两年前收购FCG时设定的目标的持续承诺，也是我们敬业的队友的证明，他们始终如一地努力为我们尊贵的客户提供优质服务。”
“展望2026年，我对未来的机遇感到兴奋，因为我们将在我们建立的蓝图基础上再接再厉，并利用我们团队的能力不断改造公司以实现未来的增长。随着我们处理更大规模的资本项目、改善FCG的回报情况并在整个企业实施重大的技术升级，我们将公司定位于新的服务、效率和增长水平，这将推动我们所有利益相关者在未来几年获得持续的价值。”
资本投资和收益指引
该公司2025年资本支出总额为4.704亿美元，超出2025年资本指导区间上限约2000万美元。
该公司继续重申其15亿美元至18亿美元的五年（2024-2028年）资本指导范围，并预计2026年的资本支出为4.5亿美元至5亿美元。此外，该公司继续重申其2028年每股收益指引区间为每股7.75美元至8.00美元。
*除非另有说明，EPS和调整后EPS信息均按稀释后的基础呈现。
**有关更多信息和对账，请参阅下面的“非公认会计原则财务措施”。
非GAAP财务指标
**这份新闻稿包括此处的表格，包括对公认会计原则（“GAAP”）和非GAAP财务指标的引用，包括调整后的毛利率、调整后的净收入和调整后的每股收益。“非公认会计原则财务计量”通常被定义为公司历史或未来业绩的数字计量，其中包括或不包括金额，或可能进行调整，从而有别于根据公认会计原则计算或列报的最直接可比计量。我们的管理层认为，当与GAAP财务指标一起考虑时，某些非GAAP财务指标提供的信息有助于投资者理解与可能或可能对任何特定时期的业绩产生不成比例的正面或负面影响的项目分开和分开的期间经营业绩。
--更多--
3-3-3-3
公司通过从营业收入中扣除采购的天然气、丙烷和电力成本以及用于直接创收活动的劳动力成本来计算调整后的毛利率。调整后毛利率中包含的成本不包括折旧和摊销以及根据监管要求在运营和维护费用中列报的某些成本。公司通过扣除可能影响同期业绩比较的重大收购相关成本和费用来计算调整后的净收入和调整后的每股收益。 这些非GAAP财务指标不符合或替代GAAP，应作为可比GAAP指标的补充考虑，而不是替代。公司认为，这些非公认会计原则措施对投资者有用且有意义，可作为作出投资决策的基础，并为投资者提供信息，证明公司在受监管能源运营的允许费率下以及在公司对不受监管能源运营的竞争性定价结构下实现的盈利能力。公司管理层在评估业务部门和公司整体业绩时使用这些非公认会计准则财务指标。其他公司可能会以不同的方式计算这些非GAAP财务指标。
下表将毛利率、净收入和每股收益（均在GAAP下定义）与我们的非GAAP调整后毛利率、调整后净收入和调整后每股收益的衡量标准进行了核对。
调整后毛利率
| 截至2025年12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||||||||
| （百万） | 受管制能源 | 不受管制的能源 | 其他和淘汰 | 合计 | ||||||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 687.8 | $ | 271.9 | $ | (29.7) | $ | 930.0 | ||||||||||||||||||
| 销售成本： | ||||||||||||||||||||||||||
| 天然气、丙烷和电力成本 | (193.8) | (127.3) | 29.6 | (291.5) | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | (70.9) | (20.8) | — | (91.7) | ||||||||||||||||||||||
|
运营和维护费用(1)
|
(54.7) | (39.1) | 0.1 | (93.7) | ||||||||||||||||||||||
| 毛利率（GAAP） | 368.4 | 84.7 | — | 453.1 | ||||||||||||||||||||||
|
运营和维护费用(1)
|
54.7 | 39.1 | (0.1) | 93.7 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | 70.9 | 20.8 | — | 91.7 | ||||||||||||||||||||||
| 调整后毛利率（非美国通用会计准则） | $ | 494.0 | $ | 144.6 | $ | (0.1) | $ | 638.5 | ||||||||||||||||||
--更多--
4-4-4-4
| 截至2024年12月31日止年度 | ||||||||||||||||||||||||||
| （百万） | 受管制能源 | 不受管制的能源 | 其他和淘汰 | 合计 | ||||||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 583.4 | $ | 228.4 | $ | (24.6) | $ | 787.2 | ||||||||||||||||||
| 销售成本： | ||||||||||||||||||||||||||
| 天然气、丙烷和电力成本 | (144.2) | (100.2) | 24.6 | (219.8) | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | (48.8) | (16.9) | — | (65.7) | ||||||||||||||||||||||
|
运营和维护费用(1)
|
(48.6) | (33.1) | — | (81.7) | ||||||||||||||||||||||
| 毛利率（GAAP） | 341.8 | 78.2 | — | 420.0 | ||||||||||||||||||||||
|
运营和维护费用(1)
|
48.6 | 33.1 | — | 81.7 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | 48.8 | 16.9 | — | 65.7 | ||||||||||||||||||||||
| 调整后毛利率（非美国通用会计准则） | $ | 439.2 | $ | 128.2 | $ | — | $ | 567.4 | ||||||||||||||||||
| 截至2025年12月31日止三个月 | ||||||||||||||||||||||||||
| （百万） | 受管制能源 | 不受管制的能源 | 其他和淘汰 | 合计 | ||||||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 190.0 | $ | 76.6 | $ | (7.7) | $ | 258.9 | ||||||||||||||||||
| 销售成本： | ||||||||||||||||||||||||||
| 天然气、丙烷和电力成本 | (56.5) | (33.9) | 7.6 | (82.8) | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | (18.3) | (5.7) | — | (24.0) | ||||||||||||||||||||||
|
运营和维护费用(1)
|
(14.2) | (10.1) | 0.2 | (24.1) | ||||||||||||||||||||||
| 毛利率（GAAP） | 101.0 | 26.9 | 0.1 | 128.0 | ||||||||||||||||||||||
|
运营和维护费用(1)
|
14.2 | 10.1 | (0.2) | 24.1 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | 18.3 | 5.7 | — | 24.0 | ||||||||||||||||||||||
| 调整后毛利率（非美国通用会计准则） | $ | 133.5 | $ | 42.7 | $ | (0.1) | $ | 176.1 | ||||||||||||||||||
| 截至2024年12月31日止三个月 | ||||||||||||||||||||||||||
| （百万） | 受管制能源 | 不受管制的能源 | 其他和淘汰 | 合计 | ||||||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 153.7 | $ | 68.3 | $ | (7.0) | $ | 215.0 | ||||||||||||||||||
| 销售成本： | ||||||||||||||||||||||||||
| 天然气、丙烷和电力成本 | (38.6) | (29.2) | 7.0 | (60.8) | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | (9.3) | (4.6) | — | (13.9) | ||||||||||||||||||||||
|
运营和维护费用(1)
|
(12.9) | (8.8) | — | (21.7) | ||||||||||||||||||||||
| 毛利率（GAAP） | 92.9 | 25.7 | — | 118.6 | ||||||||||||||||||||||
|
运营和维护费用(1)
|
12.9 | 8.8 | — | 21.7 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | 9.3 | 4.6 | — | 13.9 | ||||||||||||||||||||||
| 调整后毛利率（非美国通用会计准则） | $ | 115.1 | $ | 39.1 | $ | — | $ | 154.2 | ||||||||||||||||||
--更多--
5-5-5-5
(1)合并损益表中的运营和维护费用按照监管要求列报，并提供行业内的可比性。被视为可直接归因于创收活动的运营和维护费用已在上文中单独列报，以便计算美国公认会计原则下定义的毛利率。
调整后净收入和调整后每股收益
| 年终 | 三个月结束 | |||||||||||||||||||||||||
| 12月31日， | 12月31日， | |||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，千股（每股数据除外）） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
| 净收入（GAAP） | $ | 140.3 | $ | 118.6 | $ | 46.1 | $ | 36.7 | ||||||||||||||||||
|
FCG交易和过渡相关费用，净额(1)
|
0.8 | 2.9 | 0.1 | 0.6 | ||||||||||||||||||||||
| 调整后净收入（Non-GAAP） | $ | 141.1 | $ | 121.5 | $ | 46.2 | $ | 37.3 | ||||||||||||||||||
| 加权平均已发行普通股-稀释 | 23,488 | 22,531 | 23,867 | 22,914 | ||||||||||||||||||||||
| 每股收益-摊薄（GAAP） | $ | 5.97 | $ | 5.26 | $ | 1.93 | $ | 1.60 | ||||||||||||||||||
|
FCG交易和过渡相关费用，净额(1)
|
0.04 | 0.13 | 0.01 | 0.03 | ||||||||||||||||||||||
| 调整后每股收益-摊薄（非公认会计准则） | $ | 6.01 | $ | 5.39 | $ | 1.94 | $ | 1.63 | ||||||||||||||||||
(1)交易和过渡相关费用指归属于收购和整合FCG的非经常性成本，包括但不限于过渡服务、咨询、系统集成、品牌重塑以及法律费用。
截至2025年12月31日及2024年12月31日止年度的经营业绩
合并结果
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||||||||
| （百万） | 2025 | 2024 | 改变 | 百分比变化 | |||||||||||||||||||
| 调整后毛利率** | $ | 638.5 | $ | 567.4 | $ | 71.1 | 12.5 | % | |||||||||||||||
|
折旧、摊销和物业税(1)
|
127.9 | 101.6 | (26.3) | (25.9) | % | ||||||||||||||||||
| 其他经营费用 | 253.5 | 233.6 | (19.9) | (8.5) | % | ||||||||||||||||||
| FCG交易和过渡相关费用 | 1.2 | 4.0 | 2.8 | NMF | |||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 255.9 | $ | 228.2 | $ | 27.7 | 12.1 | % | |||||||||||||||
(1)包括没有根据FCG进行准备金盈余摊销机制（“RSAM”）调整，这意味着在截至2024年12月31日的年度内获得了1550万美元的收益。
2025年期间的营业收入为2.559亿美元，与上一年相比增加了2770万美元。不包括与收购和整合FCG相关的交易和过渡相关费用，营业收入与去年相比增加了2490万美元，即10.7%。2025年调整后毛利率的增长是由于监管举措和基础设施计划、管道扩建项目和天然气有机增长带来的利润率增量、马林CNG、RNG和液化天然气服务的增加，以及公司俄亥俄州、德尔马瓦和佛罗里达州服务地区的气温同比下降导致客户消费量增加。营业费用增加的主要原因是增长项目导致的折旧费用增加，以及没有对FCG进行RSAM调整（这意味着1550万美元的收益
--更多--
6-6-6-6
2024年期间）。与2024年相比，设施、维护和外部服务成本增加；工资、福利和其他与员工相关的费用；与保险相关的成本；以及信贷、收款和客户服务成本也导致运营费用增加。
受监管能源部分
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||||||||
| （百万） | 2025 | 2024 | 改变 | 百分比变化 | |||||||||||||||||||
| 调整后毛利率** | $ | 494.0 | $ | 439.2 | $ | 54.8 | 12.5 | % | |||||||||||||||
|
折旧、摊销和物业税(1)
|
104.7 | 82.5 | (22.2) | (26.9) | % | ||||||||||||||||||
| 其他经营费用 | 166.1 | 156.5 | (9.6) | (6.1) | % | ||||||||||||||||||
| FCG交易和过渡相关费用 | 1.2 | 4.0 | 2.8 | NMF | |||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 222.0 | $ | 196.2 | $ | 25.8 | 13.1 | % | |||||||||||||||
(1)包括在截至2024年12月31日的年度内没有对FCG进行RSAM调整，这意味着有1550万美元的福利。
调整后毛利率提升的关键因素**如下所示：
| （百万） | |||||
| 天然气输送服务扩展，包括临时服务 | $ | 18.8 | |||
| 受监管基础设施项目的贡献 | 13.8 | ||||
|
与近期费率案例活动相关的费率变化(1)
|
12.6 | ||||
| 天然气增长包括转换（不包括服务扩展） | 7.4 | ||||
| 客户消费增加 | 2.4 | ||||
| 其他差异 | (0.2) | ||||
| 调整后毛利率同比增长** | $ | 54.8 | |||
其他经营费用增加的关键组成部分如下：
| （百万） | |||||
| 设施费用、维护费用和外部服务 | $ | (4.7) | |||
| 保险相关费用 | (1.7) | ||||
| 信贷、收款和客户服务成本 | (1.3) | ||||
| 工资、福利和其他与雇员有关的费用 | (1.2) | ||||
| 其他差异 | (0.7) | ||||
| 其他经营费用同比增加 | $ | (9.6) | |||
--更多--
7-7-7-7
不受管制的能源部分
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||||||||
| （百万） | 2025 | 2024 | 改变 | 百分比变化 | |||||||||||||||||||
| 调整后毛利率** | $ | 144.6 | $ | 128.2 | $ | 16.4 | 12.8 | % | |||||||||||||||
| 折旧、摊销和物业税 | 23.1 | 19.1 | (4.0) | (20.9) | % | ||||||||||||||||||
| 其他经营费用 | 87.9 | 77.4 | (10.5) | (13.6) | % | ||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 33.6 | $ | 31.7 | $ | 1.9 | 6.0 | % | |||||||||||||||
调整后毛利率提升的关键因素**如下所示：
| （百万） | ||||||||
| 丙烷业务 | ||||||||
| 丙烷客户消费量增加 | $ | 4.5 | ||||||
| 丙烷利润率和服务费变化 | (1.4) | |||||||
| CNG/RNG/LNG运输和基础设施 | ||||||||
| CNG/RNG/LNG服务需求增加 | 10.7 | |||||||
| Aspire能源 | ||||||||
| 客户消费增加 | 2.6 | |||||||
| 调整后毛利率同比增长** | $ | 16.4 | ||||||
其他经营费用增加的主要构成如下：
| （百万） | ||||||||
| 工资、福利和其他与雇员有关的费用 | $ | (5.5) | ||||||
| 设施、维护成本、外部服务 | (4.5) | |||||||
| 其他差异 | (0.5) | |||||||
| 其他经营费用同比增加 | $ | (10.5) | ||||||
--更多--
8-8-8-8
截至2025年12月31日及2024年12月31日止季度的经营业绩
合并结果
| 截至12月31日的三个月， | |||||||||||||||||||||||
| （百万） | 2025 | 2024 | 改变 | 百分比变化 | |||||||||||||||||||
| 调整后毛利率** | $ | 176.1 | $ | 154.2 | $ | 21.9 | 14.2 | % | |||||||||||||||
|
折旧、摊销和物业税(1)
|
32.7 | 23.8 | (8.9) | (37.4) | % | ||||||||||||||||||
| 其他经营费用 | 69.4 | 62.6 | (6.8) | (10.9) | % | ||||||||||||||||||
| FCG交易和过渡相关费用 | 0.2 | 0.9 | 0.7 | NMF | |||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 73.8 | $ | 66.9 | $ | 6.9 | 10.3 | % | |||||||||||||||
(1)包括在截至2024年12月31日的季度中没有对FCG进行RSAM调整，这意味着有660万美元的收益。
2025年第四季度营业收入为7380万美元，与2024年同期相比增加了690万美元。不包括与收购和整合FCG相关的交易和过渡相关费用，营业收入与2024年同期相比增加了620万美元，即9.1%。本季度调整后毛利率的增长主要是由管道扩建项目和有机增长、监管举措和基础设施计划带来的增量利润率、公司俄亥俄州、德尔马瓦和佛罗里达州服务地区气温逐期下降导致的客户消费增加以及马林CNG、RNG和液化天然气服务的增加所推动的。营业费用增加的主要原因是增长项目导致的折旧费用增加，以及没有对FCG进行RSAM调整（这意味着2024年第四季度将获得660万美元的收益）。较高的工资、福利和其他与员工相关的费用、信贷、收款和客户服务成本以及设施、维护和外部服务成本也导致了运营费用的增加。
--更多--
9-9-9-9
受监管能源部分
| 截至12月31日的三个月， | |||||||||||||||||||||||
| （百万） | 2025 | 2024 | 改变 | 百分比变化 | |||||||||||||||||||
| 调整后毛利率** | $ | 133.5 | $ | 115.1 | $ | 18.4 | 16.0 | % | |||||||||||||||
|
折旧、摊销和物业税(1)
|
26.4 | 18.8 | (7.6) | (40.4) | % | ||||||||||||||||||
| 其他经营费用 | 46.1 | 41.8 | (4.3) | (10.3) | % | ||||||||||||||||||
| FCG交易和过渡相关费用 | 0.2 | 0.9 | 0.7 | NMF | |||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 60.8 | $ | 53.6 | $ | 7.2 | 13.4 | % | |||||||||||||||
(1)包括在截至2024年12月31日的季度中没有对FCG进行RSAM调整，这意味着有660万美元的收益。
调整后毛利率提升的关键因素**如下所示：
| （百万） | |||||
| 天然气输送服务扩展，包括临时服务 | $ | 7.1 | |||
|
与近期费率案例活动相关的费率变化(1)
|
3.4 | ||||
| 受监管基础设施项目的保证金 | 2.8 | ||||
| 天然气增长包括转换（不包括服务扩展） | 1.9 | ||||
| 客户消费增加 | 1.5 | ||||
| 佛罗里达电力增长 | 0.7 | ||||
| 东海岸签约费率调整 | 0.4 | ||||
| 其他差异 | 0.6 | ||||
| 调整后毛利率环比增长** | $ | 18.4 | |||
(1)包括来自临时和永久基本费率的调整后毛利率贡献。有关更多信息，请参阅重大项目和倡议讨论。
其他经营费用增加的主要构成如下：
| （百万） | |||||
| 信贷、收款和客户服务成本 | $ | (1.6) | |||
| 工资、福利和其他与雇员有关的费用 | (1.3) | ||||
| 保险相关费用 | (0.6) | ||||
| 其他差异 | (0.8) | ||||
| 其他经营费用同期增加额 | $ | (4.3) | |||
--更多--
10-10-10-10
不受管制的能源部分
| 截至12月31日的三个月， | |||||||||||||||||||||||
| （百万） | 2025 | 2024 | 改变 | 百分比变化 | |||||||||||||||||||
| 调整后毛利率** | $ | 42.7 | $ | 39.1 | $ | 3.6 | 9.2 | % | |||||||||||||||
| 折旧、摊销和物业税 | 6.3 | 5.0 | (1.3) | (26.0) | % | ||||||||||||||||||
| 其他经营费用 | 23.7 | 21.0 | (2.7) | (12.9) | % | ||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 12.7 | $ | 13.1 | $ | (0.4) | (3.1) | % | |||||||||||||||
调整后毛利率上升的主要组成部分**如下所示：
| （百万） | ||||||||
| 丙烷业务 | ||||||||
| 丙烷客户消费量增加 | $ | 1.7 | ||||||
| 丙烷利润率和服务费的变化 | (0.1) | |||||||
| CNG/RNG/LNG运输和基础设施 | ||||||||
| CNG/RNG/LNG服务增加 | 0.6 | |||||||
| Aspire能源 | ||||||||
| 客户消费增加 | 1.5 | |||||||
| 其他差异 | (0.1) | |||||||
| 调整后毛利率环比增长** | $ | 3.6 | ||||||
其他经营费用增加的主要构成如下：
| （百万） | ||||||||
| 工资、福利和其他与雇员有关的费用 | $ | (1.7) | ||||||
| 设施费用、维护费用和外部服务 | (0.8) | |||||||
| 其他差异 | (0.2) | |||||||
| 其他经营费用环比增加 | $ | (2.7) | ||||||
--更多--
11-11-11-11
前瞻性陈述
本新闻稿中包含的事项可能包括涉及风险和不确定性的前瞻性陈述。实际结果可能与前瞻性陈述中的结果存在重大差异。有关与公司前瞻性陈述相关的风险和不确定性的更多信息，请参阅公司2025年年度报告中关于10-K表格的前瞻性陈述的安全港。
电话会议
切萨皮克气业（NYSE：CPK）将于美国东部时间2026年2月26日（星期四）上午8：30召开电话会议，讨论该公司截至2025年12月31日止第四季度和全年的财务业绩。通过以下方式收听公司电话会议网络直播，请访问投资者页面的活动&演示部分onwww.chpk.com。对于希望通过电话参与电话问答部分的投资者和分析师，请使用以下拨入信息：
免费电话：800.24 5.3047
国际：203.5 18.97 65
会议ID：CPKQ425
电话会议结束后，将在先前提到的网站上提供演示文稿的重播。
关于Chesapeake Utilities Corporation
Chesapeake Utilities Corporation是一家多元化的能源输送公司，于纽约证券交易所上市。Chesapeake Utilities Corporation通过其天然气传输和分配、发电和分配、丙烷气体分配、移动压缩天然气公用事业服务和解决方案以及其他业务提供可持续能源解决方案。
欲了解更多信息，请联系：
Beth W. Cooper
执行副总裁、首席财务官、财务主管及助理公司秘书
302.363.2467
Michael D. Galtman
高级副总裁兼首席财务官
302.217.7036
Lucia M. Dempsey
投资者关系主管
347.804.9067
--更多--
12-12-12-12
财务摘要要点
2024年至2025年期间业务的主要差异包括：
| （百万，每股数据除外） | 税前 收入 |
净 收入 |
收益 每股 |
|||||||||||||||||
|
截至2024年12月31日止年度经调整业绩(1)
|
$ | 165.8 | $ | 121.5 | $ | 5.39 | ||||||||||||||
| 增加（减少）调整后毛利率： | ||||||||||||||||||||
|
天然气输送服务扩展，包括临时服务(2)
|
18.8 | 13.7 | 0.58 | |||||||||||||||||
|
受监管基础设施项目的贡献(2)
|
13.8 | 10.0 | 0.43 | |||||||||||||||||
|
与近期费率案例活动相关的费率变化(2)
|
12.6 | 9.1 | 0.39 | |||||||||||||||||
|
CNG/RNG/LNG服务增加(2)
|
10.7 | 7.8 | 0.33 | |||||||||||||||||
| 客户消费增加 | 9.5 | 6.9 | 0.28 | |||||||||||||||||
| 天然气增长（不包括服务扩张） | 7.4 | 5.4 | 0.23 | |||||||||||||||||
| 丙烷利润率和服务费变化 | (1.4) | (1.0) | (0.04) | |||||||||||||||||
| 71.4 | 51.9 | 2.20 | ||||||||||||||||||
| 增加的运营费用（不包括天然气、丙烷、电力成本）： | ||||||||||||||||||||
| 折旧、摊销和物业税 | (26.3) | (19.1) | (0.82) | |||||||||||||||||
| 设施费用、维护费用和外部服务 | (9.2) | (6.7) | (0.28) | |||||||||||||||||
| 工资、福利和其他与雇员有关的费用 | (6.7) | (4.9) | (0.21) | |||||||||||||||||
| 信贷、收款和客户服务成本 | (1.5) | (1.1) | (0.05) | |||||||||||||||||
| 保险相关费用 | (1.1) | (0.8) | (0.03) | |||||||||||||||||
| 监管费用 | (0.9) | (0.7) | (0.03) | |||||||||||||||||
| 车辆费用 | (0.8) | (0.6) | (0.02) | |||||||||||||||||
| (46.5) | (33.9) | (1.44) | ||||||||||||||||||
| 其他收入变动 | 7.6 | 5.5 | 0.24 | |||||||||||||||||
| 利息费用 | (4.2) | (3.0) | (0.13) | |||||||||||||||||
|
因2024年和2025年股票发行而增加的流通股(3)
|
— | — | (0.22) | |||||||||||||||||
| 净其他变动 | — | (0.9) | (0.03) | |||||||||||||||||
| 3.4 | 1.6 | (0.14) | ||||||||||||||||||
|
截至2025年12月31日止年度经调整业绩(1)
|
$ | 194.1 | $ | 141.1 | $ | 6.01 | ||||||||||||||
(1)归属于收购和整合FCG的交易和过渡相关费用已被排除在公司调整后净收入和调整后每股收益的非公认会计准则计量之外。有关与相关GAAP措施的详细比较，请参见上面的对账。
(2) 有关更多信息，请参阅重大项目和倡议表。
(3)反映了根据DRIP和ATM计划发行的普通股的影响。
--更多--
13-13-13-13
2024年第四季度与2025年第四季度之间的主要差异包括：
| （百万，每股数据除外） | 税前 收入 |
净 收入 |
收益 每股 |
|||||||||||||||||
|
2024年第四季度调整后业绩(1)
|
$ | 50.5 | $ | 37.3 | $ | 1.63 | ||||||||||||||
| 调整后毛利率增加： | ||||||||||||||||||||
|
天然气输送服务扩展，包括临时服务(2)
|
7.1 | 5.1 | 0.22 | |||||||||||||||||
| 客户消费增加 | 4.7 | 3.4 | 0.14 | |||||||||||||||||
|
与近期费率案例活动相关的费率变化(2)
|
3.4 | 2.4 | 0.10 | |||||||||||||||||
|
受监管基础设施项目的利润率(2)
|
2.8 | 2.0 | 0.08 | |||||||||||||||||
| 天然气增长包括转换（不包括服务扩展） | 1.9 | 1.4 | 0.06 | |||||||||||||||||
| 佛罗里达电力增长 | 0.7 | 0.5 | 0.02 | |||||||||||||||||
|
CNG/RNG/LNG服务增加(2)
|
0.6 | 0.4 | 0.02 | |||||||||||||||||
| 21.2 | 15.2 | 0.64 | ||||||||||||||||||
| 增加的运营费用（不包括天然气、丙烷、电力成本）： | ||||||||||||||||||||
| 折旧、摊销和物业税成本 | (8.9) | (6.4) | (0.27) | |||||||||||||||||
| 工资、福利和其他与雇员有关的费用 | (2.9) | (2.1) | (0.09) | |||||||||||||||||
| 信贷、收款和客户服务成本 | (1.6) | (1.1) | (0.05) | |||||||||||||||||
| 设施费用、维护费用和外部服务 | (1.0) | (0.7) | (0.03) | |||||||||||||||||
| (14.4) | (10.3) | (0.44) | ||||||||||||||||||
| 其他收入变动 | 8.2 | 5.9 | 0.25 | |||||||||||||||||
| 利息费用 | (0.9) | (0.6) | (0.03) | |||||||||||||||||
|
因2025年和2024年股票发行而增加的流通股(3)
|
— | — | (0.06) | |||||||||||||||||
| 净其他变动 | (0.6) | (1.3) | (0.05) | |||||||||||||||||
| 6.7 | 4.0 | 0.11 | ||||||||||||||||||
|
2025年第四季度调整后业绩(1)
|
$ | 64.0 | $ | 46.2 | $ | 1.94 | ||||||||||||||
(1)归属于收购和整合FCG的交易和过渡相关费用已被排除在公司调整后净收入和调整后每股收益的非公认会计准则计量之外。有关与相关GAAP措施的详细比较，请参见上面的对账。
(2) 有关更多信息，请参阅重大项目和倡议表。
(3)反映了根据DRIP和ATM计划发行的普通股的影响。
--更多--
14-14-14-14
最近完成和进行中的重大项目和倡议
公司不断寻求和开发额外的项目，并完善监管举措，以支持对现有和新客户的服务，增加其业务和收益，并推动股东价值。下表列出了目前正在进行或最近完成的主要项目和举措。该公司的做法是，一旦谈判或细节基本上是最终的和/或相关收益可以估计，就将与新项目和监管举措相关的增量保证金添加到此表中。在下一个日历年度开始时，从表中删除产生了一致的年度调整后毛利率贡献的主要项目和举措。
表中所附项目和举措的相关描述仅包括与上一年相比有重大发展的新项目和/或项目。下表中反映的所有项目和举措的全面讨论可在公司2025年年度报告的10-K表格中找到。
| 截至12月31日止年度， | 日历年估计数 | |||||||||||||||||||||||||
| （百万） | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | ||||||||||||||||||||||
| 管道扩展： | ||||||||||||||||||||||||||
| St. Cloud/Twin Lakes扩建 | $ | 0.6 | $ | 2.9 | $ | 3.8 | $ | 3.8 | ||||||||||||||||||
| 野光 | 1.5 | 2.6 | 4.3 | 4.3 | ||||||||||||||||||||||
| 纽柏利 | 1.4 | 2.6 | 2.6 | 2.6 | ||||||||||||||||||||||
| 伍斯特复原力升级 | — | 0.3 | 10.6 | 17.1 | ||||||||||||||||||||||
| 博因顿海滩 | — | 3.0 | 3.4 | 3.4 | ||||||||||||||||||||||
| 新士麦那海滩 | — | 1.6 | 2.6 | 2.6 | ||||||||||||||||||||||
| 佛罗里达州中部增援 | 0.1 | 2.6 | 4.3 | 4.3 | ||||||||||||||||||||||
| 沃里克 | 0.4 | 1.9 | 1.9 | 1.9 | ||||||||||||||||||||||
| 可再生天然气供应项目 | — | 2.5 | 5.4 | 6.4 | ||||||||||||||||||||||
| 迈阿密内环 | — | 2.8 | 7.6 | 7.6 | ||||||||||||||||||||||
| 邓肯平原 | — | — | — | 1.5 | ||||||||||||||||||||||
| 管道扩展总数 | 4.0 | 22.8 | 46.5 | 55.5 | ||||||||||||||||||||||
| CNG/RNG/LNG运输和基础设施 | 16.4 | 27.3 | 28.5 | 29.7 | ||||||||||||||||||||||
| 监管举措： | ||||||||||||||||||||||||||
| 佛州卫士计划 | 3.6 | 7.1 | 10.1 | 13.0 | ||||||||||||||||||||||
| FCG安全计划 | 3.8 | 8.4 | 12.7 | 16.4 | ||||||||||||||||||||||
| 资本成本附加费计划 | 3.2 | 5.7 | 9.0 | 10.1 | ||||||||||||||||||||||
| 电风暴防护计划 | 3.2 | 6.4 | 9.1 | 11.4 | ||||||||||||||||||||||
| 马里兰州费率案例 | — | 1.5 | 3.5 | 3.5 | ||||||||||||||||||||||
|
特拉华费率案(1)
|
0.6 | 4.7 | 6.1 | 6.1 | ||||||||||||||||||||||
|
电率案例(1)
|
0.3 | 7.3 | 8.6 | 9.1 | ||||||||||||||||||||||
| 佛罗里达州强制搬迁 | — | — | 1.5 | 1.5 | ||||||||||||||||||||||
| 佛罗里达州城市燃气费率案例 | — | — | 待定 | 待定 | ||||||||||||||||||||||
| 监管举措总数 | 14.7 | 41.1 | 60.6 | 71.1 | ||||||||||||||||||||||
| 合计 | $ | 35.1 | $ | 91.2 | $ | 135.6 | $ | 156.3 | ||||||||||||||||||
(1)包括归属于2024年和2025年期间中期费率的调整后毛利率。见下文提供的补充资料。
--更多--
15-15-15-15
重大项目和倡议的讨论
管道扩展
伍斯特复原力升级
2023年8月，Eastern Shore向美国联邦能源监管委员会（“FERC”）提交申请，请求授权建造伍斯特复原力升级项目，该项目由位于特拉华州苏塞克斯县和马里兰州威科米科、伍斯特和萨默塞特县的混合存储和传输设施组成。该项目将提供必要的长期增量供应，以支持参与托运人不断增长的需求。2025年1月，FERC批准了该项目。
2025年6月，Eastern Shore向FERC提交了一份有限的修订申请，要求修订该项目的初始运输费率。订正后的费率反映了与全球市场和供应链的意外变化相关的资本成本增加，包括具备从事该项目所需认证的熟练劳动力的可用性。Eastern Shore要求FERC就此事采取加速行动，并于2025年7月发布了批准的命令。施工正在进行中，预计项目将于2026年年中投入使用。
东海岸加固项目（博因顿海滩和新士麦那海滩）
2023年12月，半岛管道公司向佛罗里达州公共服务委员会（“PSC”）提交了一份请愿书，要求批准其与佛罗里达州公用事业公司（“FPU”）的运输服务协议，这些项目将为佛罗里达州东海岸的沿海社区提供额外供应，这些社区正经历着人口的显着增长。Peninsula Pipeline提出了几个管道延伸，以支持FPU在Boynton Beach和New Smyrna Beach地区的分销系统，分别增加了15,000 DTS/day和3,400 DTS/day。佛罗里达州PSC于2024年3月批准了这些项目。新士麦那海滩于2025年5月投入使用，预计博因顿海滩的建设将于2026年第二季度完成。
佛罗里达州中部加固项目（Plant City和Lake Mattie）
2024年2月，半岛管道公司向佛罗里达州PSC提交了一份请愿书，要求批准其与FPU的运输服务协议，这些项目将支持向位于佛罗里达州中部的社区提供额外供应，这些社区的人口也在经历显着增长。Peninsula Pipeline的延伸部分支持FPU在佛罗里达州Plant City和Lake Mattie地区周围的分销系统，分别增加了5000 DTS/天和8700 DTS/天。佛罗里达州PSC于2024年5月批准了这些项目。Plant City项目于2024年第四季度完成，Lake Mattie项目于2025年7月投入使用。
可再生天然气供应项目
2024年2月，半岛管道公司向佛罗里达州PSC提交了一份请愿书，要求批准与FCG的运输服务协议，用于支持向FCG运输额外可再生能源供应的项目。这些项目位于佛罗里达州的布里瓦德县、印第安河县和迈阿密-戴德县，将把当地垃圾填埋场生产的可再生天然气引入FCG的天然气分配系统。半岛管道将建设几个管道延伸部分，以支持FCG在布里瓦德县、印第安里弗县和迈阿密-戴德县的分销系统。这些项目的好处包括增加气体供应以服务于预期的FCG增长、加强系统可靠性和额外的系统灵活性。佛罗里达州PSC在其2024年7月的会议上批准了该请愿书。2025年10月，佛罗里达州PSC批准了对已提交的运输服务协议的修订，将半岛管道纳入相关互联互通协议的缔约方。这些项目正在进行中，估计将于2026年下半年完成。
--更多--
16-16-16-16
迈阿密内环管道项目
2024年9月，半岛管道公司向佛罗里达州PSC提交了一份请愿书，要求批准与FCG的运输服务协议，该协议用于一系列将加强迈阿密-戴德县天然气基础设施的项目。拟议的扩建包括开发几个管道项目，以支持增长和FCG的分销系统，以及增强FCG从迈阿密-戴德县地区的各个点位获取天然气的通道。扩建于2025年2月获得批准，临时服务于2025年8月开始，预计永久设施将在2026年第二季度投入使用。
邓肯平原管道项目
2025年7月，Aspire Energy Express与美国电力签订协议，在俄亥俄州中部建设和运营一条州内天然气管道，为新的燃料电池设施提供服务，该设施将为数据中心提供现场电力。这一新的传输基础设施预计将于2027年上半年投入使用。
监管举措
马里兰州天然气价格案
2024年1月，公司在马里兰州的天然气分销业务、CUC-Maryland Division、Sandpiper Energy，Inc.、Elkton Gas Company（统称“马里兰州天然气分销业务”）向马里兰州PSC提交了天然气费率案的联合申请。就该申请而言，公司寻求批准以下事项：（i）永久减免约690万美元的税率，股本回报率（“ROE”）为11.5%；（ii）授权对关税进行某些修改，以包括统一的税率结构并整合马里兰州的天然气分销业务；（iii）授权建立一个骑手，以收回与公司新技术系统相关的成本。2024年8月，马里兰州天然气分销业务、马里兰州人民法律顾问办公室（“马里兰州OPC”）和PSC工作人员达成和解，其中规定，除其他外，每年增加260万美元的基本费率。2024年9月，马里兰州公共事业法官发布命令，部分批准了相关和解协议。增加260万美元的年度基本费率获得批准，该公司于2024年11月提交了第二阶段申请，以确定马里兰州天然气分销业务的费率设计、合并适用的关税和收回技术成本。听证会于2025年3月举行，期间批准了第二阶段，包括额外的90万美元收入要求，累计增加总额为350万美元。最终订单于2025年4月发布，其中包括批准将CUC-马里兰州分部、Sandpiper Energy和Elkton Gas的业务和资产合并为一个实体，该实体已更名为马里兰州公司的切萨皮克气业。
马里兰州天然气折旧研究
2024年1月，该公司的马里兰州天然气分销业务向马里兰州PSC提交了一份联合申请，要求批准其提议的统一折旧率。公司、PSC工作人员和OPC达成和解协议，批准和解协议的最终订单于2024年7月生效，新的折旧率自2023年1月1日起生效。核定折旧率导致折旧费用每年减少约120万美元.
--更多--
17-17-17-17
特拉华州天然气价格案
2024年8月，该公司的特拉华州天然气部门向特拉华州PSC提交了天然气费率案申请，寻求批准以下事项：（i）约1210万美元的永久费率减免，ROE为11.5%；（ii）提议的折旧率变更，这是与备案一起提交的折旧研究的一部分；以及（iii）授权对关税进行某些变更。特拉华州PSC批准了金额为250万美元的年化临时利率，并于2024年10月生效。公司、PSC工作人员和Public Advocate特拉华州分部于2025年6月达成和解并获得特拉华州PSC批准，提供610万美元的年度收入增长，并将费率案件分为两个阶段。为收回已批准的增加部分而设定的利率将于2025年3月生效。2025年10月，针对包括费率设计在内的与关税相关的变化的费率案第二阶段达成和解，并获得特拉华州公共服务委员会的批准，费率自2025年10月15日起生效。
FPU电率案例
2024年8月，该公司的佛罗里达电力部门向佛罗里达州PSC提交了一份请愿书，寻求基于2025年预计测试年的一般基本利率增加1260万美元，ROE为11.3%。批准了约180万美元的年度临时税率，生效日期为2024年11月1日。2025年3月，佛罗里达州PSC批准永久加息，但该命令随后遭到抗议。2025年5月，公司与利害关系方达成和解协议，解决所有未决问题。这项和解协议于2025年7月获得佛罗里达州PSC批准，规定每年增加约860万美元的基本费率，其中100万美元的增加额从第一年的基本费率上调中递延，并在三年内收回。在完成某些变电站的购买和翻新后，还批准了最高70万美元的加速费率，预计将于2026年12月完成。
佛罗里达州强制搬迁
2025年10月，FPU和FCG联合提交请愿书，要求批准根据《佛罗里达州行政法典》为实际、估计和预计的搬迁费用设立回收附加费，这使公司能够收回与政府实体所要求的搬迁或重建设施相关的成本。2026年的预计收入需求是FPU需要0.5百万美元，FCG需要1.0百万美元。佛罗里达州PSC于2026年2月批准了该申请，附加费将于2026年3月生效。
佛罗里达州城市燃气费率案例
2026年2月，FCG向佛罗里达州PSC提供了通知，表明其有意提交请愿书，寻求基于2027年预计测试年的一般费率基数上调。费率案件备案预计将于2026年4月提交，申请结果将接受佛罗里达州PSC的审查和批准。
FCG贬值研究
2025年2月，FCG向佛罗里达州PSC提交了折旧研究文件。该申请要求批准修订后的年度折旧率，以及与将在两年期间摊销的准备金失衡相关的削减。该申请的结果有待佛罗里达州PSC的审查和批准。2026年2月，佛罗里达州PSC批准了680万美元的准备金不平衡，将在资产的剩余期限内摊销，修订后的折旧率自2025年1月1日起生效。
影响调整后毛利率的其他主要因素
天气与消费
2025年，客户消费增加，其中包括与上一年相比天气变冷的影响，主要是在公司的俄亥俄州、德尔马瓦和佛罗里达州服务区，导致调整后的毛利率增加了950万美元。下表汇总了HDD和CDD从10-
--更多--
18-18-18-18
与各自的2024年期间相比，截至2025年12月31日的年度和季度至今期间的年度平均HDD/CDD（“正常”）。
| 年终 | 三个月结束 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 12月31日， | 12月31日， | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 方差 | 2025 | 2024 | 方差 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 德尔马瓦 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 实际HDD | 4,107 | 3,634 | 473 | 1,602 | 1,347 | 255 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 10年平均HDD（“正常”） | 3,919 | 4,039 | (120) | 1,381 | 1,404 | (23) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 与正常的差异 | 188 | (405) | 221 | (57) | |||||||||||||||||||||||||||||||
|
佛罗里达州
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 实际HDD | 951 | 796 | 155 | 340 | 285 | 55 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 10年平均HDD（“正常”） | 781 | 794 | (13) | 255 | 282 | (27) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 与正常的差异 | 170 | 2 | 85 | 3 | |||||||||||||||||||||||||||||||
|
佛罗里达州城市燃气
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 实际HDD | 429 | 351 | 78 | 119 | 120 | (1) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 10年平均HDD（“正常”） | 340 | 348 | (8) | 106 | 109 | (3) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 与正常的差异 | 89 | 3 | 13 | 11 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 俄亥俄州 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 实际HDD | 6,120 | 5,014 | 1,106 | 2,239 | 1,834 | 405 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 10年平均HDD（“正常”） | 5,357 | 5,594 | (237) | 1,877 | 1,933 | (56) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 与正常的差异 | 763 | (580) | 362 | (99) | |||||||||||||||||||||||||||||||
|
佛罗里达州
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 实际CDD | 2,951 | 3,299 | (348) | 349 | 475 | (126) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 10年平均CDD（“正常”） | 3,037 | 3,009 | 28 | 413 | 394 | 19 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 与正常的差异 | (86) | 290 | (64) | 81 | |||||||||||||||||||||||||||||||
--更多--
19-19-19-19
天然气分销增长
2025年期间，公司在德尔马瓦半岛、通过FPU和通过FCG服务的住宅客户的平均数量分别增长了约4.1%、3.6%和2.2%。
下表提供了客户增长导致的调整后毛利率增加：
| 调整后毛利率增加 | |||||||||||
|
截至2025年12月31日止年度
|
|||||||||||
| （百万） | 德尔马瓦半岛 | 佛罗里达州 | |||||||||
| 客户增长： | |||||||||||
| 住宅 | $ | 1.5 | $ | 3.1 | |||||||
| 商业和工业 | 0.3 | 2.5 | |||||||||
| 客户总增长 | $ | 1.8 | $ | 5.6 | |||||||
资本投资增长和资本Structure更新
截至2025年12月31日止年度，该公司的资本支出为4.704亿美元，下表按类型提供：
| 截至本年度 | ||||||||
| （百万） | 2025年12月31日 | |||||||
| 规范分配 | $ | 124.4 | ||||||
| 调节传输 | 140.0 | |||||||
| 受监管的基础设施 | 121.2 | |||||||
| 不受监管的企业 | 49.9 | |||||||
| 技术 | 34.9 | |||||||
| 2025年资本支出总额 | $ | 470.4 | ||||||
下表按类型显示了2026年预测资本支出的范围：
| 2026 | |||||||||||
| （百万） | 低 | 高 | |||||||||
| 规范分配 | $ | 110.0 | $ | 120.0 | |||||||
| 调节传输 | 135.0 | 145.0 | |||||||||
| 受监管的基础设施 | 90.0 | 100.0 | |||||||||
| 不受监管的企业 | 25.0 | 35.0 | |||||||||
| 技术 | 90.0 | 100.0 | |||||||||
| 2026年预测资本支出总额 | $ | 450.0 | $ | 500.0 | |||||||
资本支出预测需要不断审查和修改。由于多种因素，实际资本需求可能与上述估计有所不同，包括不断变化的经济状况、供应链中断、比目前预期更大的资本延迟、现有领域的客户增长、监管、新的增长和资本的可用性。有关我们的资本支出预测的更多信息，请参见上文讨论的“资本投资和盈利指导”。
--更多--
20-20-20-20
公司目标股本与包括短期借款在内的总资本比率在50%至60%之间。公司权益占包括短期借款在内的总资本比率约为50% 截至2025年12月31日。公司可能会不时允许其资本结构低于目标范围，以使大型资本项目的完成与各自的永久融资保持一致。
--更多--
21-21-21-21
Chesapeake Utilities Corporation及其子公司
简明综合损益表（未经审计）
| 年终 | 三个月结束 | |||||||||||||||||||||||||
| 12月31日， | 12月31日， | |||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||
| （百万美元，千股（每股数据除外）） | ||||||||||||||||||||||||||
| 营业收入 | ||||||||||||||||||||||||||
| 受管制能源 | $ | 687.8 | $ | 583.4 | $ | 190.0 | $ | 153.7 | ||||||||||||||||||
| 不受管制的能源 | 271.9 | 228.4 | 76.6 | 68.3 | ||||||||||||||||||||||
| 其他业务及抵销 | (29.7) | (24.6) | (7.7) | (7.0) | ||||||||||||||||||||||
| 营业总收入 | 930.0 | 787.2 | 258.9 | 215.0 | ||||||||||||||||||||||
| 营业费用 | ||||||||||||||||||||||||||
| 天然气和电力成本 | 193.8 | 144.2 | 56.5 | 38.6 | ||||||||||||||||||||||
| 丙烷和天然气成本 | 97.7 | 75.6 | 26.3 | 22.2 | ||||||||||||||||||||||
| 运营 | 229.3 | 210.1 | 62.8 | 56.7 | ||||||||||||||||||||||
| FCG交易和过渡相关费用 | 1.2 | 4.0 | 0.2 | 0.9 | ||||||||||||||||||||||
| 维修保养 | 23.9 | 22.5 | 6.4 | 5.9 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | 91.7 | 65.7 | 24.0 | 13.9 | ||||||||||||||||||||||
| 其他税种 | 36.5 | 36.9 | 8.9 | 9.9 | ||||||||||||||||||||||
| 总营业费用 | 674.1 | 559.0 | 185.1 | 148.1 | ||||||||||||||||||||||
| 营业收入 | 255.9 | 228.2 | 73.8 | 66.9 | ||||||||||||||||||||||
| 其他收入，净额 | 9.6 | 2.0 | 8.4 | 0.3 | ||||||||||||||||||||||
| 利息费用 | 72.5 | 68.4 | 18.4 | 17.5 | ||||||||||||||||||||||
| 所得税前收入 | 193.0 | 161.8 | 63.8 | 49.7 | ||||||||||||||||||||||
| 所得税 | 52.7 | 43.2 | 17.7 | 13.0 | ||||||||||||||||||||||
| 净收入 | $ | 140.3 | $ | 118.6 | $ | 46.1 | $ | 36.7 | ||||||||||||||||||
| 加权平均已发行普通股： | ||||||||||||||||||||||||||
| 基本 | 23,389 | 22,469 | 23,754 | 22,838 | ||||||||||||||||||||||
| 摊薄 | 23,488 | 22,531 | 23,867 | 22,914 | ||||||||||||||||||||||
| 普通股每股收益： | ||||||||||||||||||||||||||
| 基本 | $ | 6.00 | $ | 5.28 | $ | 1.94 | $ | 1.60 | ||||||||||||||||||
| 摊薄 | $ | 5.97 | $ | 5.26 | $ | 1.93 | $ | 1.60 | ||||||||||||||||||
| 调整后净收入和调整后每股收益 | ||||||||||||||||||||||||||
| 净收入（GAAP） | $ | 140.3 | $ | 118.6 | $ | 46.1 | $ | 36.7 | ||||||||||||||||||
|
FCG交易和过渡相关费用，净额(1)
|
0.8 | 2.9 | 0.1 | 0.6 | ||||||||||||||||||||||
| 调整后净收入（Non-GAAP）** | $ | 141.1 | $ | 121.5 | $ | 46.2 | $ | 37.3 | ||||||||||||||||||
| 每股收益-摊薄（GAAP） | $ | 5.97 | $ | 5.26 | $ | 1.93 | $ | 1.60 | ||||||||||||||||||
|
FCG交易和过渡相关费用，净额(1)
|
0.04 | 0.13 | 0.01 | 0.03 | ||||||||||||||||||||||
| 调整后每股收益-稀释后（非公认会计准则）** | $ | 6.01 | $ | 5.39 | $ | 1.94 | $ | 1.63 | ||||||||||||||||||
(1)交易和过渡相关费用指可归属于收购和整合FCG的成本，包括但不限于过渡服务、咨询、系统集成、品牌重塑和法律费用。
--更多--
22-22-22-22
Chesapeake Utilities Corporation及其子公司
合并资产负债表（未经审计）
| 截至12月31日， | ||||||||||||||
| 物业、厂房及设备 | 2025 | 2024 | ||||||||||||
| （单位：百万，股份和每股数据除外） | ||||||||||||||
| 物业、厂房及设备 | ||||||||||||||
| 受管制能源 | $ | 2,941.6 | $ | 2,661.8 | ||||||||||
| 不受管制的能源 | 492.4 | 463.7 | ||||||||||||
| 其他业务 | 38.3 | 29.9 | ||||||||||||
| 不动产、厂房和设备共计 | 3,472.3 | 3,155.4 | ||||||||||||
| 减：累计折旧摊销 | (637.6) | (567.6) | ||||||||||||
| 加：在建工程 | 283.7 | 148.1 | ||||||||||||
| 净不动产、厂房和设备 | 3,118.4 | 2,735.9 | ||||||||||||
| 流动资产 | ||||||||||||||
| 现金及现金等价物 | 1.8 | 7.9 | ||||||||||||
| 贸易和其他应收款 | 106.9 | 80.0 | ||||||||||||
| 减：信贷损失准备金 | (5.4) | (3.3) | ||||||||||||
| 贸易和其他应收款，净额 | 101.5 | 76.7 | ||||||||||||
| 应计收入 | 50.1 | 37.8 | ||||||||||||
| 丙烷库存，按平均成本 | 8.8 | 8.9 | ||||||||||||
| 其他存货，按平均成本 | 17.9 | 18.0 | ||||||||||||
| 监管资产 | 29.7 | 23.9 | ||||||||||||
| 储气预付款 | 4.5 | 3.8 | ||||||||||||
| 应收所得税 | — | 6.8 | ||||||||||||
| 预付费用 | 19.7 | 17.3 | ||||||||||||
| 衍生资产，按公允价值 | — | 0.6 | ||||||||||||
| 其他流动资产 | 3.0 | 2.6 | ||||||||||||
| 流动资产总额 | 237.0 | 204.3 | ||||||||||||
| 递延费用和其他资产 | ||||||||||||||
| 商誉 | 507.5 | 507.7 | ||||||||||||
| 其他无形资产，净额 | 13.2 | 15.0 | ||||||||||||
| 投资，按公允价值 | 17.2 | 14.4 | ||||||||||||
| 衍生资产，按公允价值 | — | 0.1 | ||||||||||||
| 经营租赁使用权资产 | 9.9 | 10.5 | ||||||||||||
| 监管资产 | 74.3 | 77.4 | ||||||||||||
| 应收款项和其他递延费用 | 17.3 | 11.7 | ||||||||||||
| 递延费用和其他资产合计 | 639.4 | 636.8 | ||||||||||||
| 总资产 | $ | 3,994.8 | $ | 3,577.0 | ||||||||||
--更多--
23-23-23-23
Chesapeake Utilities Corporation及其子公司
合并资产负债表（未经审计）
| 截至12月31日， | ||||||||||||||
| 资本化和负债 | 2025 | 2024 | ||||||||||||
| （单位：百万，股份和每股数据除外） | ||||||||||||||
| 资本化 | ||||||||||||||
| 股东权益 | ||||||||||||||
| 优先股，每股面值0.01美元（授权2,000，000股），无已发行流通股 | $ | — | $ | — | ||||||||||
| 普通股，每股面值0.4867美元（授权75,000，000股） | 11.6 | 11.1 | ||||||||||||
| 额外实收资本 | 962.8 | 830.5 | ||||||||||||
| 留存收益 | 626.8 | 550.3 | ||||||||||||
| 累计其他综合损失 | (2.7) | (1.7) | ||||||||||||
| 递延补偿义务 | 12.6 | 9.8 | ||||||||||||
| 库存股票 | (12.6) | (9.8) | ||||||||||||
| 股东权益合计 | 1,598.5 | 1,390.2 | ||||||||||||
| 长期债务，扣除当期到期 | 1,327.1 | 1,261.7 | ||||||||||||
| 总资本 | 2,925.6 | 2,651.9 | ||||||||||||
| 流动负债 | ||||||||||||||
| 长期债务的流动部分 | 134.6 | 25.5 | ||||||||||||
| 短期借款 | 158.0 | 196.5 | ||||||||||||
| 应付账款 | 115.2 | 78.3 | ||||||||||||
| 客户存款及退款 | 45.1 | 45.7 | ||||||||||||
| 应计利息 | 8.7 | 4.8 | ||||||||||||
| 应付股息 | 16.4 | 14.7 | ||||||||||||
| 应计赔偿 | 21.6 | 23.9 | ||||||||||||
| 监管责任 | 14.5 | 16.1 | ||||||||||||
| 衍生负债，按公允价值 | 0.8 | — | ||||||||||||
| 其他应计负债 | 15.0 | 13.9 | ||||||||||||
| 流动负债合计 | 529.9 | 419.4 | ||||||||||||
| 递延信贷和其他负债 | ||||||||||||||
| 递延所得税 | 313.3 | 296.1 | ||||||||||||
| 监管责任 | 188.1 | 184.0 | ||||||||||||
| 环境负债 | 2.9 | 2.2 | ||||||||||||
| 其他养老金和福利费用 | 14.0 | 13.2 | ||||||||||||
| 衍生负债，按公允价值 | 0.6 | 0.1 | ||||||||||||
| 经营租赁-负债 | 7.9 | 8.7 | ||||||||||||
| 递延投资税收抵免和其他负债 | 12.5 | 1.4 | ||||||||||||
| 递延贷项和其他负债合计 | 539.3 | 505.7 | ||||||||||||
|
环境和其他承诺及或有事项(1)
|
||||||||||||||
| 资本化和负债总额 | $ | 3,994.8 | $ | 3,577.0 | ||||||||||
(1)有关进一步资料，请参阅公司截至2025年12月31日止年度的10-K表格年报附注18及19。
--更多--
24-24-24-24
Chesapeake Utilities Corporation及其子公司
配电公用事业统计数据（未经审计）
| 截至2025年12月31日止三个月 | 截至2024年12月31日止三个月 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Delmarva NG分布 | 佛罗里达州天然气分销 | FPU配电 | Delmarva NG分布 | 佛罗里达州天然气分销 | FPU配电 | ||||||||||||||||||||||||||||||
|
营业收入 （百万） |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 住宅 | $ | 27.4 | $ | 28.3 | $ | 10.4 | $ | 19.4 | $ | 25.0 | $ | 11.6 | |||||||||||||||||||||||
| 商业和工业 | 13.4 | 48.7 | 11.8 | 12.7 | 43.8 | 10.8 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
其他(1)
|
13.6 | 21.1 | 1.6 | 3.9 | 15.2 | (2.2) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 营业总收入 | $ | 54.4 | $ | 98.1 | $ | 23.8 | $ | 36.0 | $ | 84.0 | $ | 20.2 | |||||||||||||||||||||||
| 体积（以天然气的DTS和电力的MWHs为单位） | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 住宅 | 1,265,722 | 1,013,538 | 65,401 | 1,003,547 | 1,039,219 | 68,174 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 商业和工业 | 2,393,889 | 12,020,096 | 84,940 | 2,971,382 | 11,862,864 | 94,706 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 其他 | 70,569 | 1,307,859 | — | 73,255 | 1,548,856 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 3,730,180 | 14,341,493 | 150,341 | 4,048,184 | 14,450,939 | 162,880 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 平均客户 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 住宅 | 106,917 | 213,125 | 26,008 | 103,308 | 208,090 | 25,781 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 商业和工业 | 8,485 | 17,416 | 7,479 | 8,425 | 17,224 | 7,315 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 其他 | 27 | 139 | — | 21 | 123 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 115,429 | 230,680 | 33,487 | 111,754 | 225,437 | 33,096 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 截至2025年12月31日止十二个月 | 截至2024年12月31日止十二个月 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Delmarva NG分布 | 佛罗里达州天然气分销 | FPU配电 | Delmarva NG分布 | 佛罗里达州天然气分销 | FPU配电 | ||||||||||||||||||||||||||||||
|
营业收入 （百万） |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 住宅 | $ | 101.6 | $ | 112.3 | $ | 49.9 | $ | 79.4 | $ | 101.2 | $ | 50.3 | |||||||||||||||||||||||
| 商业和工业 | 54.2 | 194.1 | 44.5 | 47.7 | 176.5 | 48.1 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
其他(1)
|
11.9 | 55.8 | 9.5 | 1.7 | 32.9 | (5.8) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 营业总收入 | $ | 167.7 | $ | 362.2 | $ | 103.9 | $ | 128.8 | $ | 310.6 | $ | 92.6 | |||||||||||||||||||||||
| 体积（以天然气的DTS和电力的MWHs为单位） | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 住宅 | 5,408,011 | 4,172,387 | 318,748 | 4,502,823 | 4,121,542 | 311,628 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 商业和工业 | 10,300,217 | 47,550,094 | 366,853 | 10,559,929 | 49,637,394 | 396,393 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 其他 | 293,693 | 6,346,023 | — | 280,468 | 8,077,755 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 16,001,921 | 58,068,504 | 685,601 | 15,343,220 | 61,836,691 | 708,021 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 平均客户 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 住宅 | 105,737 | 211,478 | 26,026 | 101,610 | 205,756 | 25,756 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 商业和工业 | 8,482 | 17,340 | 7,490 | 8,379 | 17,078 | 7,350 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 其他 | 26 | 131 | — | 25 | 113 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 114,245 | 228,949 | 33,516 | 110,014 | 222,947 | 33,106 | |||||||||||||||||||||||||||||
(1)“其他”来源的营业收入包括未开票收入、燃料成本回收项下（超额）回收、养护收入、其他杂项费用、向第三方提供的计费服务费用以及转接税的调整。