立即发布
2025年5月7日
纽约证券交易所代码：CPK
切萨皮克公用事业公司报告第一季度
2025年业绩
•净收入和每股收益（“EPS”）*2025年第一季度分别为5090万美元和2.21美元，而2024年第一季度分别为4620万美元和2.07美元
•调整后净收入和调整后每股收益**，其中不包括与收购和整合Florida City Gas（“FCG”）相关的交易和过渡相关费用，2025年第一季度该公司的业绩分别为5110万美元和2.22美元，而2024年第一季度该公司的业绩分别为4680万美元和2.10美元
•调整后毛利率**在客户消费、监管举措和基础设施计划、虚拟管道服务需求增加、天然气有机增长和输电扩建项目的推动下，2025年第一季度增长了1790万美元
•迄今为止的重大监管活动将有助于推动公司今年剩余时间的业绩
•公司继续肯定2025、2028年EPS和资本支出指引
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3月31日止三个月的财务业绩。
2025年第一季度的净收入为5090万美元（每股2.21美元），而2024年第一季度的净收入为4620万美元（每股2.07美元）。不包括与收购和整合FCG相关的交易和过渡相关费用，调整后的净收入为5110万美元，即每股2.22美元，而去年同期报告的净收入为每股2.10美元。
2025年第一季度的调整后收益主要是由于主要在我们的中大西洋和俄亥俄州服务地区经历的同比低温导致的客户消费增加、监管举措和基础设施计划的贡献、对虚拟管道服务的需求增加、天然气分销业务的有机增长以及支持增长的管道扩建项目。
“我们本季度的业绩符合我们的预期，与2024年第一季度相比，调整后的毛利率增长了约11%，调整后的每股收益增长了约6%。就全年而言，我们预计，我们的资本项目和监管举措的时间安排，包括佛罗里达州城市天然气折旧研究，将推动增量收益在2025年第四季度获得更大权重，”该公司董事会主席、总裁兼首席执行官Jeff Householder表示。“我们已经通过我们的三大增长支柱在推动价值方面取得了重大进展：审慎部署资本、主动管理我们的监管议程以及持续推动业务转型。在第一季度，我们在新的传输和可靠性基础设施项目上投资了近1.13亿美元，显着推进了我们的三个费率案例，并完成了在佛罗里达州城市燃气实施1CX的准备工作，这是我们内部的另一个阶段
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2-2-2-2
巩固技术路线图。到目前为止，我们的表现使我们能够实现目标，并在2025年达到新的高度。”
收益和资本投资指导
该公司继续重申2025年每股收益指引区间为6.15美元至6.35美元，以及2028年每股收益指引区间为7.75美元至8.00美元。2028年的指引意味着，与2025年每股收益指引相比，每年每股收益增长率约为8%，或者自2018年以来，增长率为8.5%。
这些盈利预测是基于该公司此前宣布的截至2028年的五年资本支出指引为15亿至18亿美元。该公司继续重申这一五年资本指引，并预计2025年的资本支出为3.25亿美元至3.75亿美元。
*除非另有说明，EPS和调整后EPS信息均按稀释后的基础呈现。
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。
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。该公司管理层在评估一个业务部门和公司业绩时使用了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。
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3-3-3-3
调整后毛利率
| 截至2025年3月31日止三个月 | ||||||||||||||||||||||||||
| （百万） | 受管制能源 | 不受管制的能源 | 其他业务和消除 | 合计 | ||||||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 199.6 | $ | 106.7 | $ | (7.6) | $ | 298.7 | ||||||||||||||||||
| 销售成本： | ||||||||||||||||||||||||||
| 天然气、丙烷和电力成本 | (71.5) | (52.2) | 7.4 | (116.3) | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | (17.6) | (4.9) | — | (22.5) | ||||||||||||||||||||||
|
运营和维护费用(1)
|
(13.3) | (9.7) | 0.3 | (22.7) | ||||||||||||||||||||||
| 毛利率（GAAP） | 97.2 | 39.9 | 0.1 | 137.2 | ||||||||||||||||||||||
|
运营和维护费用(1)
|
13.3 | 9.7 | (0.3) | 22.7 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | 17.6 | 4.9 | — | 22.5 | ||||||||||||||||||||||
| 调整后毛利率（非美国通用会计准则） | $ | 128.1 | $ | 54.5 | $ | (0.2) | $ | 182.4 | ||||||||||||||||||
| 截至2024年3月31日止三个月 | ||||||||||||||||||||||||||
| （百万） | 受管制能源 | 不受管制的能源 | 其他业务和消除 | 合计 | ||||||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 168.4 | $ | 83.1 | $ | (5.8) | $ | 245.7 | ||||||||||||||||||
| 销售成本： | ||||||||||||||||||||||||||
| 天然气、丙烷和电力成本 | (49.9) | (37.1) | 5.8 | (81.2) | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | (12.5) | (4.5) | — | (17.0) | ||||||||||||||||||||||
|
运营和维护费用(1)
|
(12.7) | (8.4) | — | (21.1) | ||||||||||||||||||||||
| 毛利率（GAAP） | 93.3 | 33.1 | — | 126.4 | ||||||||||||||||||||||
|
运营和维护费用(1)
|
12.7 | 8.4 | — | 21.1 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧和摊销 | 12.5 | 4.5 | — | 17.0 | ||||||||||||||||||||||
| 调整后毛利率（非美国通用会计准则） | $ | 118.5 | $ | 46.0 | $ | — | $ | 164.5 | ||||||||||||||||||
(1)简明综合损益表中的运营和维护费用根据监管要求列报，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，以便计算公认会计原则下定义的毛利率。
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4-4-4-4
调整后净收入和调整后每股收益
| 三个月结束 | ||||||||||||||
| 3月31日， | ||||||||||||||
| （百万美元，千股（每股数据除外）） | 2025 | 2024 | ||||||||||||
| 净收入（GAAP） | $ | 50.9 | $ | 46.2 | ||||||||||
|
FCG交易和过渡相关费用，净额(1)
|
0.2 | 0.6 | ||||||||||||
| 调整后净收入（Non-GAAP） | $ | 51.1 | $ | 46.8 | ||||||||||
| 加权平均已发行普通股-稀释 | 23,041 | 22,306 | ||||||||||||
| 每股收益-稀释后（GAAP） | $ | 2.21 | $ | 2.07 | ||||||||||
|
FCG交易和过渡相关费用，净额(1)
|
0.01 | 0.03 | ||||||||||||
| 调整后每股收益-摊薄（非公认会计准则） | $ | 2.22 | $ | 2.10 | ||||||||||
(1)交易和过渡相关费用指因收购和整合FCG而产生的非经常性成本，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3月31日及2024年3月31日止季度的经营业绩
合并结果
| 三个月结束 | |||||||||||||||||||||||
| 3月31日， | |||||||||||||||||||||||
| （百万） | 2025 | 2024 | 改变 | 百分比变化 | |||||||||||||||||||
| 调整后毛利率** | $ | 182.4 | $ | 164.5 | $ | 17.9 | 10.9 | % | |||||||||||||||
| 折旧、摊销和物业税 | 31.3 | 26.1 | 5.2 | 19.9 | % | ||||||||||||||||||
| 其他经营费用 | 64.0 | 57.9 | 6.1 | 10.5 | % | ||||||||||||||||||
| FCG交易和过渡相关费用 | 0.3 | 0.9 | (0.6) | (66.7) | % | ||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 86.8 | $ | 79.6 | $ | 7.2 | 9.0 | % | |||||||||||||||
2025年第一季度的营业收入为8680万美元，与2024年同期相比增加了720万美元，增幅为9.0%。不包括与收购和整合FCG相关的交易和过渡相关费用，营业收入增加660万美元，增幅为8.2% 与上年同期相比。2025年第一季度调整后毛利率的增长是由于我们的中大西洋和俄亥俄州服务地区的气温同比下降导致客户消费增加、监管举措和基础设施计划带来的利润率增加、对虚拟管道服务的需求增加、天然气有机增长和管道扩建项目。营业费用增加的主要原因是没有根据FCG进行准备金盈余摊销机制（“RSAM”）调整，增长项目导致的折旧增加，以及工资、福利和其他与员工相关的费用增加。与设施、维护和外部服务相关的额外费用以及较高的保险费用也导致了与去年同期相比的增长。
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受监管能源部分
| 三个月结束 | |||||||||||||||||||||||
| 3月31日， | |||||||||||||||||||||||
| （百万） | 2025 | 2024 | 改变 | 百分比变化 | |||||||||||||||||||
| 调整后毛利率** | $ | 128.1 | $ | 118.5 | $ | 9.6 | 8.1 | % | |||||||||||||||
| 折旧、摊销和物业税 | 25.9 | 21.0 | 4.9 | 23.3 | % | ||||||||||||||||||
| 其他经营费用 | 41.4 | 38.5 | 2.9 | 7.5 | % | ||||||||||||||||||
| FCG交易和过渡相关费用 | 0.3 | 0.9 | (0.6) | (66.7) | % | ||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 60.5 | $ | 58.1 | $ | 2.4 | 4.1 | % | |||||||||||||||
调整后毛利率提升的关键因素**如下所示：
| （百万） | |||||
| 受监管基础设施项目的保证金 | $ | 3.4 | |||
| 天然气增长包括转换（不包括服务扩展） | 2.2 | ||||
| 天然气输送服务扩展，包括临时服务 | 2.2 | ||||
| 近期利率案例活动的临时利率 | 1.5 | ||||
| 客户消费变化 | 0.7 | ||||
| 其他差异 | (0.4) | ||||
| 调整后毛利率环比增长** | $ | 9.6 | |||
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 | $ | 2.5 | |||
| 保险相关费用 | 0.6 | ||||
| 信贷、收款和客户服务相关费用 | 0.5 | ||||
| 设施费用、维护费用和外部服务 | (0.7) | ||||
| 其他经营费用环比增加 | $ | 2.9 | |||
不受管制的能源部分
| 截至3月31日的三个月， | |||||||||||||||||||||||
| （百万） | 2025 | 2024 | 改变 | 百分比变化 | |||||||||||||||||||
| 调整后毛利率** | $ | 54.5 | $ | 46.0 | $ | 8.5 | 18.5 | % | |||||||||||||||
| 折旧、摊销和物业税 | 5.5 | 5.2 | 0.3 | 5.8 | % | ||||||||||||||||||
| 其他经营费用 | 22.7 | 19.4 | 3.3 | 17.0 | % | ||||||||||||||||||
| 营业收入 | $ | 26.3 | $ | 21.4 | $ | 4.9 | 22.9 | % | |||||||||||||||
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6-6-6-6
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 | $ | 4.2 | ||||||
| 丙烷利润率和服务费增加 | 0.4 | |||||||
| CNG/RNG/LNG运输和基础设施 | ||||||||
| 虚拟管道服务水平提高 | 3.6 | |||||||
| Aspire能源 | ||||||||
| 客户消费增加 | 0.6 | |||||||
| 其他差异 | (0.3) | |||||||
| 调整后毛利率环比增长** | $ | 8.5 | ||||||
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 | $ | 2.0 | ||||||
| 设施费用、维护费用和外部服务 | 1.2 | |||||||
| 其他差异 | 0.1 | |||||||
| 其他经营费用环比增加 | $ | 3.3 | ||||||
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。有关公司前瞻性陈述的风险和不确定性的进一步信息，请参阅公司2024年10-K表格年度报告和2025年第一季度10-Q表格季度报告中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2025年5月8日（星期四）上午8点召开电话会议，讨论该公司截至2025年3月31日止三个月的财务业绩。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：800.579.2543
国际：785.4 24.17 89
会议ID：CPKQ125
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通过其天然气提供可持续能源解决方案
--更多--
7-7-7-7
输配电、发电配电、丙烷配气、移动式压缩天然气公用事业服务及解决方案等业务。
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
302.734.6022
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--
8-8-8-8
财务摘要要点
2024年第一季度与2025年第一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年第一季度调整后业绩(1)
|
$ | 63.7 | $ | 46.8 | $ | 2.10 | ||||||||||||||
| 调整后毛利率增加： | ||||||||||||||||||||
| 客户消费变化 | 5.5 | 4.1 | 0.18 | |||||||||||||||||
| 虚拟管道服务需求增加 | 3.6 | 2.6 | 0.11 | |||||||||||||||||
|
受监管基础设施项目的贡献(2)
|
3.4 | 2.5 | 0.11 | |||||||||||||||||
| 天然气增长（不包括服务扩张） | 2.2 | 1.6 | 0.07 | |||||||||||||||||
|
天然气输送服务扩展，包括临时服务(2)
|
2.2 | 1.6 | 0.07 | |||||||||||||||||
|
近期利率案例活动的临时利率(2)
|
1.5 | 1.1 | 0.05 | |||||||||||||||||
| 丙烷利润率和费用增加 | 0.4 | 0.3 | 0.01 | |||||||||||||||||
| 18.8 | 13.8 | 0.60 | ||||||||||||||||||
| 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 | (5.2) | (3.8) | (0.17) | |||||||||||||||||
| 工资、福利和其他与雇员有关的费用 | (4.5) | (3.3) | (0.14) | |||||||||||||||||
| 信贷、收款和客户服务费用 | (0.7) | (0.5) | (0.02) | |||||||||||||||||
| 设施费用、维护费用和外部服务 | (0.5) | (0.4) | (0.02) | |||||||||||||||||
| 保险相关费用 | (0.4) | (0.3) | (0.01) | |||||||||||||||||
| (11.3) | (8.3) | (0.36) | ||||||||||||||||||
| 利息费用 | (1.1) | (0.8) | (0.04) | |||||||||||||||||
|
因2024年和2025年股票发行而增加的流通股(3)
|
— | — | (0.07) | |||||||||||||||||
| 净其他变动 | (0.5) | (0.4) | (0.01) | |||||||||||||||||
| (1.6) | (1.2) | (0.12) | ||||||||||||||||||
|
2025年第一季度调整后业绩(1)
|
$ | 69.6 | $ | 51.1 | $ | 2.22 | ||||||||||||||
(1)归属于收购整合FCG的交易及过渡相关费用已不计入公司
调整后净收入和调整后每股收益的非GAAP衡量标准。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--
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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和监管举措，以服务现有客户和新客户，进一步增长其业务和收益，并增加股东价值。下表包括目前正在进行或最近完成的所有重大项目和举措。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。
与该公司之前的季度申报相比，该表随附的项目和举措的相关描述仅包括新项目和/或有重大发展的项目。关于下表所反映的所有项目和举措的全面讨论，可在公司2025年第一季度季度报告表格10-Q中找到。
| 调整后毛利率 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 三个月结束 | 年终 | 估计 | |||||||||||||||||||||||||||
| 3月31日， | 12月31日， | 财政 | |||||||||||||||||||||||||||
| （百万） | 2025 | 2024 | 2024 | 2025 | 2026 | ||||||||||||||||||||||||
| 管道扩展： | |||||||||||||||||||||||||||||
| St. Cloud/Twin Lakes扩建 | $ | 0.1 | $ | 0.1 | $ | 0.6 | $ | 2.8 | $ | 3.8 | |||||||||||||||||||
| 野光 | 0.5 | 0.2 | 1.5 | 3.0 | 4.3 | ||||||||||||||||||||||||
| 纽柏利 | 0.6 | — | 1.4 | 2.6 | 2.6 | ||||||||||||||||||||||||
| 伍斯特复原力升级 | — | — | — | — | 9.1 | ||||||||||||||||||||||||
| 博因顿海滩 | 0.5 | — | — | 3.0 | 3.4 | ||||||||||||||||||||||||
| 新士麦那海滩 | — | — | — | 1.7 | 2.6 | ||||||||||||||||||||||||
| 佛罗里达州中部增援 | 0.3 | — | 0.1 | 2.0 | 4.3 | ||||||||||||||||||||||||
| 沃里克 | 0.5 | — | 0.4 | 1.9 | 1.9 | ||||||||||||||||||||||||
| 可再生天然气供应项目 | — | — | — | 4.5 | 6.7 | ||||||||||||||||||||||||
| 迈阿密内环 | — | — | — | 0.6 | 3.6 | ||||||||||||||||||||||||
| 管道扩展总数 | 2.5 | 0.3 | 4.0 | 22.1 | 42.3 | ||||||||||||||||||||||||
| CNG/RNG/LNG运输和基础设施 | 7.0 | 3.4 | 16.4 | 20.0 | 20.7 | ||||||||||||||||||||||||
| 监管举措： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 佛罗里达卫士计划 | 1.5 | 0.6 | 3.6 | 6.9 | 9.9 | ||||||||||||||||||||||||
| FCG安全计划 | 1.7 | 0.4 | 3.8 | 8.5 | 12.0 | ||||||||||||||||||||||||
| 资本成本附加费计划 | 1.5 | 0.8 | 3.2 | 5.7 | 7.1 | ||||||||||||||||||||||||
| 电风暴防护计划 | 1.1 | 0.6 | 3.2 | 5.9 | 8.8 | ||||||||||||||||||||||||
| 马里兰州费率案例 | — | — | — | 2.0 | 3.5 | ||||||||||||||||||||||||
|
特拉华费率案(1)
|
0.8 | — | 0.6 | 4.7 | 6.1 | ||||||||||||||||||||||||
|
电率案例(1)
|
0.7 | — | 0.3 | 7.1 | 8.6 | ||||||||||||||||||||||||
| 监管举措总数 | 7.3 | 2.4 | 14.7 | 40.8 | 56.0 | ||||||||||||||||||||||||
| 合计 | $ | 16.8 | $ | 6.1 | $ | 35.1 | $ | 82.9 | $ | 119.0 | |||||||||||||||||||
(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。
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详细讨论重大项目和倡议
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，该项目由位于马里兰州苏塞克斯县、德州和威科米科、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，预计将于2026年第二季度完成建设。
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FPU的运输服务协议，用于支持向佛罗里达州东海岸社区提供额外供应的项目。这些项目是由于需要增加对该州人口正经历显着增长的沿海地区的供应。Peninsula Pipeline将建设几个管道延伸部分，分别额外增加15,000 DTS/天和3,400 DTS/天，以支持FPU在Boynton Beach和New Smyrna Beach地区的分销系统。佛罗里达州PSC于2024年3月批准了这些项目。新士麦那海滩和博因顿海滩预计将分别于2025年第二季度和第四季度完工。
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，用于支持向位于佛罗里达州中部的社区提供额外供应的项目。推动这些项目的是需要增加对佛罗里达州中部人口正经历显着增长的社区的供应。Peninsula Pipeline将建设几个管道延伸部分，分别额外增加5000 DTS/天和8700 DTS/天，以支持FPU在佛罗里达州Plant City和Lake Mattie地区周围的分销系统。佛罗里达州PSC于2024年5月批准了这些项目。Plant City项目已于2024年第四季度完成，Lake Mattie项目预计将于2025年第四季度完成。
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，这些项目预计将在2025年全年完成。
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，以支持增长和支持该地区FCG的分销系统，并提高FCG从迈阿密-戴德县地区的各个接入点获取天然气的能力。扩建于2025年2月获批，预计2025年下半年完成建设。
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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690万美元的费率，股本回报率为11.5%；（ii）授权对关税进行某些修改，以包括统一的费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。最终命令于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工作人员和马里兰州OPC达成和解，批准相关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。
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提交了一份天然气费率案申请，寻求批准以下事项：（i）约1210万美元的永久费率减免，股本回报率为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特拉华州分部达成和解，每年增加收入610万美元，将费率案件分为两个阶段并暂停程序时间表。相关的、完全执行的和解协议已提交案卷，等待特拉华州PSC批准，听证会定于2025年5月举行。将收回610万美元增加额的临时税率于2025年3月生效。第二阶段正在等待一个程序性时间表，该计划将解决与关税相关的变化，包括费率设计。
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，公司与相关方达成和解协议，以解决其当前基准利率案例中的所有未决问题，该案例作为联合动议提交，以供与佛罗里达州PSC批准。该和解协议允许每年增加约860万美元的总收入。该公司预计该协议将在2025年6月被列入佛罗里达州PSC听证会议程以供审查和批准。
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12-12-12-12
影响调整后毛利率的其他主要因素
天气与消费
截至2025年3月31日的三个月，包括较冷天气条件影响在内的较高消费，主要发生在我们的俄亥俄州和德尔马瓦服务区，与上年同期相比，导致550万美元调整后毛利率增加。
下表汇总了截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的HDD和CDD与10年平均HDD/CDD（“正常”）的差异。
| 三个月结束 | |||||||||||||||||
| 3月31日， | |||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 方差 | |||||||||||||||
| 德尔马瓦半岛 | |||||||||||||||||
| 实际HDD | 2,210 | 1,962 | 248 | ||||||||||||||
| 10年平均HDD（“正常”） | 2,146 | 2,221 | (75) | ||||||||||||||
| 与正常的差异 | 64 | (259) | |||||||||||||||
| 佛罗里达州天然气 | |||||||||||||||||
| 实际HDD | 580 | 470 | 110 | ||||||||||||||
| 10年平均HDD（“正常”） | 483 | 470 | 13 | ||||||||||||||
| 与正常的差异 | 97 | — | |||||||||||||||
| 佛罗里达州城市燃气 | |||||||||||||||||
| 实际HDD | 300 | 214 | 86 | ||||||||||||||
| 10年平均HDD（“正常”） | 221 | 227 | (6) | ||||||||||||||
| 与正常的差异 | 79 | (13) | |||||||||||||||
| 俄亥俄州 | |||||||||||||||||
| 实际HDD | 3,087 | 2,659 | 428 | ||||||||||||||
| 10年平均HDD（“正常”） | 2,801 | 2,965 | (164) | ||||||||||||||
| 与正常的差异 | 286 | (306) | |||||||||||||||
| 佛罗里达电气 | |||||||||||||||||
| 实际CDD | 189 | 181 | 8 | ||||||||||||||
| 10年平均CDD（“正常”） | 217 | 217 | — | ||||||||||||||
| 与正常的差异 | (28) | (36) | |||||||||||||||
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13-13-13-13
天然气分销增长
截至2025年3月31日止三个月，在德尔马瓦半岛和公司佛罗里达州天然气分销服务区域内服务的住宅客户的平均数量分别增加约4.0%和3.0%。
调整后毛利率增加的详情载于下表：
| 三个月结束 | |||||||||||
| 2025年3月31日 | |||||||||||
| （百万） | 德尔马瓦半岛 | 佛罗里达州 | |||||||||
| 客户增长： | |||||||||||
| 住宅 | $ | 0.6 | $ | 1.1 | |||||||
| 商业和工业 | 0.1 | 0.4 | |||||||||
| 总客户增长 | $ | 0.7 | $ | 1.5 | |||||||
资本投资增长和资本Structure更新
截至2025年3月31日的三个月，该公司的资本支出为1.129亿美元。下表显示了按分部和业务线划分的2025年预测资本支出范围：
| 2025 | |||||||||||
| （百万） | 低 | 高 | |||||||||
| 受管制能源： | |||||||||||
| 天然气分销 | $ | 135.0 | $ | 155.0 | |||||||
| 天然气传输 | 135.0 | 145.0 | |||||||||
| 电力分配 | 35.0 | 45.0 | |||||||||
| 受监管能源总量 | 305.0 | 345.0 | |||||||||
| 不受管制的能源： | |||||||||||
| 丙烷分布 | 12.0 | 15.0 | |||||||||
| 能量传输 | 5.0 | 10.0 | |||||||||
| 其他不受管制的能源 | 2.0 | 3.0 | |||||||||
| 不受管制的能源总量 | 19.0 | 28.0 | |||||||||
| 其他： | |||||||||||
| 公司及其他业务 | 1.0 | 2.0 | |||||||||
| 2025年预测资本支出总额 | $ | 325.0 | $ | 375.0 | |||||||
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、新的增长或收购机会以及资本的可用性。
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。公司权益占总资本化比率（含短期借款）约为 截至2025年3月31日为49%。
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14-14-14-14
Chesapeake Utilities Corporation及其子公司
简明综合损益表（未经审计）
| 三个月结束 | ||||||||||||||
| 3月31日， | ||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||
| （单位：百万，股份和每股数据除外） | ||||||||||||||
| 营业收入 | ||||||||||||||
| 受管制能源 | $ | 199.6 | $ | 168.4 | ||||||||||
| 不受管制的能源 | 106.7 | 83.1 | ||||||||||||
| 其他业务和消除 | (7.6) | (5.8) | ||||||||||||
| 营业收入总额 | 298.7 | 245.7 | ||||||||||||
| 营业费用 | ||||||||||||||
| 受监管的天然气和电力成本 | 71.5 | 49.9 | ||||||||||||
| 不受管制的丙烷和天然气成本 | 44.8 | 31.3 | ||||||||||||
| 运营 | 58.0 | 51.6 | ||||||||||||
| 维修保养 | 5.4 | 5.9 | ||||||||||||
| 折旧及摊销 | 22.5 | 17.0 | ||||||||||||
| 其他税种 | 9.4 | 9.5 | ||||||||||||
| FCG交易和过渡相关费用 | 0.3 | 0.9 | ||||||||||||
| 总营业费用 | 211.9 | 166.1 | ||||||||||||
| 营业收入 | 86.8 | 79.6 | ||||||||||||
| 其他收入，净额 | 0.6 | 0.2 | ||||||||||||
| 利息费用 | 18.1 | 17.0 | ||||||||||||
| 所得税前收入 | 69.3 | 62.8 | ||||||||||||
| 所得税 | 18.4 | 16.6 | ||||||||||||
| 净收入 | $ | 50.9 | $ | 46.2 | ||||||||||
| 加权平均已发行普通股： | ||||||||||||||
| 基本 | 22,957 | 22,250 | ||||||||||||
| 摊薄 | 23,041 | 22,306 | ||||||||||||
| 普通股每股收益： | ||||||||||||||
| 基本 | $ | 2.22 | $ | 2.07 | ||||||||||
| 摊薄 | $ | 2.21 | $ | 2.07 | ||||||||||
| 调整后净收入和调整后每股收益 | ||||||||||||||
| 净收入（GAAP） | $ | 50.9 | $ | 46.2 | ||||||||||
|
FCG交易和过渡相关费用，净额(1)
|
0.2 | 0.6 | ||||||||||||
| 调整后净收入（Non-GAAP）** | $ | 51.1 | $ | 46.8 | ||||||||||
| 每股收益-稀释后（GAAP） | $ | 2.21 | $ | 2.07 | ||||||||||
|
FCG交易和过渡相关费用，净额(1)
|
0.01 | 0.03 | ||||||||||||
| 调整后每股收益-摊薄（非公认会计准则）** | $ | 2.22 | $ | 2.10 | ||||||||||
(1)交易和过渡相关费用指因收购和整合FCG而发生的成本，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。
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15-15-15-15
Chesapeake Utilities Corporation及其子公司
合并资产负债表（未经审计）
| 物业、厂房及设备 | 3月31日， 2025 |
12月31日， 2024 |
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| （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 | $ | 2,737.1 | $ | 2,661.8 | ||||||||||
| 不受管制的能源 | 472.1 | 463.7 | ||||||||||||
| 其他业务和消除 | 38.2 | 29.9 | ||||||||||||
| 不动产、厂房和设备共计 | 3,247.4 | 3,155.4 | ||||||||||||
| 减：累计折旧摊销 | (585.8) | (567.6) | ||||||||||||
| 加：在建工程 | 166.6 | 148.1 | ||||||||||||
| 净不动产、厂房和设备 | 2,828.2 | 2,735.9 | ||||||||||||
| 流动资产 | ||||||||||||||
| 现金及现金等价物 | 0.7 | 7.9 | ||||||||||||
| 贸易和其他应收款 | 101.2 | 80.0 | ||||||||||||
| 减：信贷损失准备金 | (4.2) | (3.3) | ||||||||||||
| 贸易和其他应收款，净额 | 97.0 | 76.7 | ||||||||||||
| 应计收入 | 31.4 | 37.8 | ||||||||||||
| 丙烷库存，按平均成本 | 9.1 | 8.9 | ||||||||||||
| 其他存货，按平均成本 | 19.0 | 18.0 | ||||||||||||
| 监管资产 | 17.3 | 23.9 | ||||||||||||
| 储气预付款 | 0.9 | 3.8 | ||||||||||||
| 应收所得税 | 4.9 | 6.8 | ||||||||||||
| 预付费用 | 15.5 | 17.3 | ||||||||||||
| 衍生资产，按公允价值 | 0.6 | 0.6 | ||||||||||||
| 其他流动资产 | 3.2 | 2.6 | ||||||||||||
| 流动资产总额 | 199.6 | 204.3 | ||||||||||||
| 递延费用和其他资产 | ||||||||||||||
| 商誉 | 507.7 | 507.7 | ||||||||||||
| 其他无形资产，净额 | 14.6 | 15.0 | ||||||||||||
| 投资，按公允价值 | 14.4 | 14.4 | ||||||||||||
| 衍生资产，按公允价值 | 0.1 | 0.1 | ||||||||||||
| 经营租赁使用权资产 | 9.7 | 10.5 | ||||||||||||
| 监管资产 | 77.3 | 77.4 | ||||||||||||
| 应收款项和其他递延费用 | 13.0 | 11.7 | ||||||||||||
| 递延费用和其他资产合计 | 636.8 | 636.8 | ||||||||||||
| 总资产 | $ | 3,664.6 | $ | 3,577.0 | ||||||||||
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16-16-16-16
Chesapeake Utilities Corporation及其子公司
合并资产负债表（未经审计）
| 资本化和负债 | 3月31日， 2025 |
12月31日， 2024 |
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| （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50,000，000股） | 11.2 | 11.1 | ||||||||||||
| 额外实收资本 | 852.0 | 830.5 | ||||||||||||
| 留存收益 | 586.4 | 550.3 | ||||||||||||
| 累计其他综合损失 | (2.3) | (1.7) | ||||||||||||
| 递延补偿义务 | 12.2 | 9.8 | ||||||||||||
| 库存股票 | (12.2) | (9.8) | ||||||||||||
| 股东权益合计 | 1,447.3 | 1,390.2 | ||||||||||||
| 长期债务，扣除当期到期 | 1,260.0 | 1,261.7 | ||||||||||||
| 总资本 | 2,707.3 | 2,651.9 | ||||||||||||
| 流动负债 | ||||||||||||||
| 长期债务的流动部分 | 25.5 | 25.5 | ||||||||||||
| 短期借款 | 215.4 | 196.5 | ||||||||||||
| 应付账款 | 76.6 | 78.3 | ||||||||||||
| 客户存款及退款 | 42.0 | 45.7 | ||||||||||||
| 应计利息 | 16.2 | 4.8 | ||||||||||||
| 应付股息 | 14.7 | 14.7 | ||||||||||||
| 应计赔偿 | 9.5 | 23.9 | ||||||||||||
| 监管责任 | 16.4 | 16.1 | ||||||||||||
| 衍生负债，按公允价值 | 0.1 | — | ||||||||||||
| 其他应计负债 | 17.3 | 13.9 | ||||||||||||
| 流动负债合计 | 433.7 | 419.4 | ||||||||||||
| 递延信贷和其他负债 | ||||||||||||||
| 递延所得税 | 312.3 | 296.1 | ||||||||||||
| 监管责任 | 185.3 | 184.0 | ||||||||||||
| 环境负债 | 2.3 | 2.2 | ||||||||||||
| 其他养老金和福利费用 | 13.0 | 13.2 | ||||||||||||
| 衍生负债，按公允价值 | 0.9 | 0.1 | ||||||||||||
| 经营租赁-负债 | 8.4 | 8.7 | ||||||||||||
| 递延投资税收抵免和其他负债 | 1.4 | 1.4 | ||||||||||||
| 递延贷项和其他负债合计 | 523.6 | 505.7 | ||||||||||||
|
环境和其他承诺及或有事项(1)
|
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| 资本化和负债总额 | $ | 3,664.6 | $ | 3,577.0 | ||||||||||
(1)有关进一步资料，请参阅公司于表格10-Q的季度报告中的附注6及7。
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17-17-17-17
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3月31日止三个月 | 截至2024年3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） |
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| 住宅 | $ | 46.8 | $ | 33.4 | $ | 12.2 | $ | 35.8 | $ | 30.4 | $ | 11.4 | |||||||||||||||||||||||
| 商业和工业 | 22.2 | 51.1 | 9.5 | 17.6 | 50.5 | 10.8 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
其他(1)
|
(1.4) | 10.4 | 1.5 | (1.7) | 2.9 | (2.2) | |||||||||||||||||||||||||||||
| 营业收入总额 | $ | 67.6 | $ | 94.9 | $ | 23.2 | $ | 51.7 | $ | 83.8 | $ | 20.0 | |||||||||||||||||||||||
| 体积（以天然气的DTS和电力的MWHs为单位） | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 住宅 | 3,099,784 | 1,493,452 | 81,003 | 2,438,154 | 1,440,378 | 72,021 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 商业和工业 | 3,956,308 | 12,646,603 | 84,284 | 3,427,173 | 13,100,179 | 87,827 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 其他 | 90,088 | 1,712,708 | — | 89,098 | 2,329,749 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 7,146,180 | 15,852,763 | 165,287 | 5,954,425 | 16,870,306 | 159,848 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 平均客户 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 住宅 | 104,602 | 209,640 | 25,966 | 100,534 | 203,498 | 25,704 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 商业和工业 | 8,521 | 17,283 | 7,457 | 8,397 | 16,993 | 7,371 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 其他 | 27 | 127 | — | 25 | 100 | — | |||||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 113,150 | 227,050 | 33,423 | 108,956 | 220,591 | 33,075 | |||||||||||||||||||||||||||||
(1)来自“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）、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。