---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

 

合并原则。该公司将其拥有控股财务权益的所有实体合并。所有重要的公司间余额和交易都被消除。公司在按完全成本会计法核算的与勘探和生产属性相关的钻井安排进行会计核算时采用比例合并。

 

按照公认会计原则编制合并财务报表要求管理层作出估计和假设，这些估计和假设会影响资产和负债的报告金额以及在财务报表日期披露或有资产和负债以及报告期间收入和支出的报告金额。实际结果可能与这些估计不同。

重新分类。正如公司2025年10-K表中所报告的，在截至2025年9月30日的季度内，分部报告结构进行了修改，将勘探和生产分部和采集分部合并为 一 可报告的部分称为综合上游和聚集。因此，以往期间合并损益表的收入和运营维护费用细目项目已重新分类，以符合本年度的列报方式。附注9提供了更多讨论—业务板块信息。

中期收益。该公司认为，该公司已包括所有必要的调整（其中仅包括正常的经常性调整，除非在本季度报告的10-Q表格中另有披露），以公平地陈述报告期的经营业绩。合并财务报表及其附注（包括于此）应与公司2025年10-K表所载截至2025年9月30日、2024年及2023年9月30日止年度的财务报表及附注一并阅读。截至2026年9月30日止年度的合并财务报表将于财政年度结束后由公司的独立注册会计师事务所审计。

 

截至2025年12月31日止三个月的收益不应被视为对截至2026年9月30日止整个财年的收益的预测。公用事业部门的大部分业务属于季节性业务，并受到天气状况的影响。由于公用事业部门供暖业务的季节性，冬季月份的收益通常占该业务预计在整个财年实现的收益的很大一部分。公司的业务分部在附注9 –业务分部信息中有更全面的讨论。

 

合并现金流量表。 截至2025年12月31日止三个月和截至2024年12月31日止三个月的现金流量表对现金和现金等价物的净增加进行了调节，该净增加仅包括所列期间的现金和临时现金投资。公司于2025年12月31日、2025年10月1日、2024年12月31日或2024年10月1日无任何受限制现金。公司认为所有购买的到期日一般为三个月或更短的高流动性债务工具都是等价的。

无法收回账户的备抵。坏账准备是公司对现有应收账款可能发生信用损失金额的最佳估计。该津贴，其中大部分是在公用事业部分，是根据历史经验、客户账户的年龄、有关客户账户的其他具体信息以及经济和监管环境确定的。账户余额历来在账户最终开票后约十二个月或预期无法收回应收账款时从备抵中注销。从截至2025年3月31日的季度开始，账户余额将在账户最终开票后约三个月或预计无法收回应收账款时从备抵中注销。这一政策变化是为了更好地将注销的时间与差饷中无法收回的费用的回收相匹配而启动的，并导致在截至2025年3月31日的季度中对备抵进行了一次性累计调整。

---

     截至2025年12月31日和2024年12月31日止三个月的坏账准备活动如下（单位：千）：

			期初余额						计入成本及开支的增加						已购应收款折扣						应收账款核销净额						期末余额
截至2025年12月31日止三个月
无法收回账户的备抵			$	17,099					$	5,214					$	121					$	( 4,930 )					$	17,504
截至2024年12月31日止三个月
无法收回账户的备抵			$	26,194					$	4,605					$	107					$	( 2,522 )					$	28,384

天然气储存在地下。在公用事业分部，地下储存的气体按成本或可变现净值较低者，采用后进先出法。地下储气通常在一年的第一和第二季度随着储存量的退出而下降，而在第三和第四季度随着储存量的补充而增加。在公用事业部门，当前更换从储存中提取的气体的成本记录在综合收益表中，而用于更换气体的准备金记录在综合资产负债表的标题“其他应计项目和流动负债”下。此类准备金，金额为$ 2.8 百万 于2025年12月31日减至 零 到每年的9月30日，随着库存的补充。

物业、厂房及设备。在公司的一体化上游及聚集板块中，上游物业购置、勘探及开发成本按完全成本法核算。根据这一方法，与财产购置、勘探和开发活动相关的所有成本都被资本化，包括与购置、勘探和开发活动直接确定的内部成本。资本化的内部成本不包括与生产、一般企业间接费用或类似活动相关的任何成本。公司不确认出售或以其他方式处置物业的任何收益或损失，除非该收益或损失将显着改变资本化成本与归属于成本中心的探明储量之间的关系。公司与勘探和生产活动相关的资本化成本，扣除累计折旧、损耗和摊销后为$ 2.51 十亿美元 2.46 分别为2025年12月31日和2025年9月30日的十亿。

 

资本化成本包括与未探明物业相关的成本，在发现探明储量或确定未探明物业发生减值之前，这些成本不计入摊销。这些费用达$ 105.7 百万美元 112.4 分别为2025年12月31日和2025年9月30日的百万。每季度审查与未证明物业相关的所有成本，以确定是否发生了减值。任何减值的金额被转移到正在摊销的资本化成本池中。

 

资本化成本受SEC完全成本上限测试。每季度进行一次的上限测试确定了可资本化的财产购置、勘探和开发成本金额的上限或上限。该测试的上限表示（a）估计未来净现金流量的现值，不包括与结算已在资产负债表上计提的资产报废债务相关的未来现金流出，使用的贴现系数为 10 %，计算方法是将商品定价（经套期保值调整）应用于截至最近一次资产负债表日期的已探明储量的估计未来产量，减去估计的未来支出，再加上（b）未探明财产未被耗尽的成本，减去（c）与财产的账面和计税基础之间的差异相关的所得税影响。用于计算全部成本上限的商品价格是根据报告所述期间结束前十二个月期间内每个月的每月第一天商品价格的未加权算术平均数计算得出的。如果资本化成本（扣除累计折旧、损耗和摊销以及相关递延所得税）在任何季度末超过上限，则需要在该季度的收益中扣除永久性非现金减值。截至2025年12月31日，上限超过勘探和生产资产的账面价值约$ 1.3 十亿。勘探和生产资产的账面价值在2024年12月31日超过了上限。因此，公司在综合上游和采集部分确认了一笔非现金、税前上限测试减值费用$ 108.3 截至2024年12月31日止季度的百万元。$的递延所得税优惠 29.2 与非现金减值费用相关的百万也在截至2024年12月31日的季度中确认。在调整2025年12月31日上限测试下套期保值的预计未来净现金流量时，增加了预计未来净现金流量$ 170.7 百万。

综合上游及收集分部亦有物业、厂房及设备项目在完全成本会计法的规定之外入账，包括其上游业务所使用的水处理资产以及与其收集业务相关的收集线路及压缩机站，所有这些项目均于

---

历史成本。如附注4 –公允价值计量中所述，与某些水处理资产相关的减值费用于2024年12月31日在综合上游和收集部门中记录。

    

公用事业及管道及储存分部的主要资产，主要包括气体分配管道、输送管道、储存设施及压缩机站，按历史成本入账。截至2025年12月31日，公用事业和管道及存储部门的物业、厂房和设备没有任何减值迹象。

累计其他综合收益（亏损）。 截至2025年12月31日和2024年12月31日止三个月的累计其他综合收益（亏损）和变动的组成部分，扣除相关税收影响如下（括号中的金额表示借方）（单位：千）：

			衍生金融工具损益												养老金和其他退休后福利计划的资金状况						合计
截至2025年12月31日止三个月
2025年10月1日余额			$	19,950											$	( 79,172 )					$	( 59,222 )
重分类别前的其他综合损益			35,952												—						35,952
从其他综合损失中重新分类的金额			( 9,720 )												—						( 9,720 )
2025年12月31日余额			$	46,182											$	( 79,172 )					$	( 32,990 )
截至2024年12月31日止三个月
2024年10月1日余额			$	55,799											$	( 71,275 )					$	( 15,476 )
重分类别前的其他综合损益			( 39,113 )												—						( 39,113 )
从其他综合损失中重新分类的金额			( 21,564 )												—						( 21,564 )
2024年12月31日余额			$	( 4,878 )											$	( 71,275 )					$	( 76,153 )

重新分类 累计其他综合收益（亏损）。 截至2025年12月31日止三个月及2024年12月31日止三个月累计其他综合收益（亏损）重分类调整详情如下（括号内金额为损益表借方）（单位：千）：

关于累计其他综合收益（亏损）构成部分的详细情况						从累计其他综合收益（亏损）中重分类的收益或（亏损）金额												报表中列报净收入的受影响行项目
						三个月结束 12月31日，
						2025						2024
衍生金融工具现金流对冲的收益（损失）：
商品合约						$ 13,395						$ 29,729																		营业收入
外币合约						( 121 )						( 225 )																		营业收入
						13,274						29,504																		所得税前合计
						( 3,554 )						( 7,940 )																		所得税费用
						$ 9,720						$ 21,564																		税后净额

---

其他流动资产. 公司其他流动资产构成如下（单位：千）：

			截至2025年12月31日						截至2025年9月30日
预付款项			$	13,854					$	16,477
预付财产和其他税			13,855						13,920
应收联邦所得税			—						14,511
应收国家所得税			—						489
监管资产			34,388						35,362
			$	62,097					$	80,759

 

其他应计项目和流动负债. 公司其他应计项目和流动负债构成如下（单位：千）：

			截至2025年12月31日						截至2025年9月30日
应计资本支出			$	47,178					$	45,932
监管负债			26,367						20,624
天然气置换储备金			2,799						—
特许权使用费和工作权益的责任			36,608						28,076
应付联邦所得税			5,384						—
应付的州所得税			4,676						—
宾夕法尼亚州影响费			19,955						14,923
不合格福利计划负债			11,567						11,567
其他			54,668						53,567
			$	209,202					$	174,689

 

每股普通股收益。每股普通股基本收益的计算方法是收入或亏损除以当期已发行普通股的加权平均数。稀释后的每股普通股收益反映了如果发行普通股的证券或其他合同被行使或转换为普通股可能发生的稀释。为确定每股普通股收益，公司发行在外的潜在稀释性证券为限制性股票单位和业绩股。截至2025年12月31日的季度，综合损益表中显示的稀释加权平均已发行股份反映了使用库存股票法确定的这些证券的潜在稀释。限制性股票单位和具有反稀释性的业绩股被排除在稀释每股普通股收益的计算之外。有 30 证券和 四个 分别在截至2025年12月31日和2024年12月31日的季度中被排除为具有反稀释作用的证券。

股份回购。根据新泽西州法律，公司将所有回购的股份视为已注销股份，恢复为授权但未发行的股份状态。回购在股份回购交易之日作为普通股（按面值）的调整入账，超额回购价格在实缴资本和留存收益之间分配。

基于股票的薪酬。公司授予 137,995 截至2025年12月31日的季度业绩股。这类业绩股的加权平均公允价值为$ 62.07 截至2025年12月31日止季度每股盈利。绩效股份是一种奖励，构成以公司普通股计价的单位，其数量可能会根据绩效目标的满足程度在一个绩效周期内进行调整。获得的业绩股可以公司确定的公司普通股股份、等值现金或现金与公司普通股股份相结合的形式进行分配。业绩份额不赋予参与者在归属期内获得股息的权利。

 

截至2025年12月31日的季度内授予的绩效股份包括必须满足与相对股东总回报相关的绩效目标的奖励 三年 业绩周期（“TSR业绩股”）。与TSR业绩份额相关的业绩目标超过 三年 业绩周期是公司 三年 股东总回报相对 三年 入选集团的其他公司的股东总回报

---

薪酬委员会（“报告小组”）。 三年 给定公司的股东总回报将基于彭博数据库中为该公司报告的数据（业绩周期的起止股价计算为前一个日历月的平均收盘价，并在每个除息日将股息再投资于该公司证券）。将归属和支付的这些TSR绩效股票的数量将取决于公司相对于报告组的表现，而不是公司实现的绝对回报水平。TSR绩效股份在授予日的公允价值价格是使用蒙特卡洛模拟技术确定的，其中包括在奖励归属期限内放弃股息现值的价值减少。这一价格乘以授予的TSR绩效股份数量，其结果在授予的归属期内记录为补偿费用。

 

公司授予 128,755 截至2025年12月31日止季度的限制性股票单位。这类限制性股票单位的加权平均公允价值为$ 77.75 截至2025年12月31日止季度每股盈利。限制性股票单位代表在特定时间段结束时获得公司普通股股份（或由公司确定的等值现金或现金与公司普通股股份的组合）的权利。这些限制性股票单位不赋予参与者在归属期内获得股息的权利。限制性股票单位授予日的公允价值（以授予日公司普通股的市场价值表示）必须减去在授予的归属期内放弃的股息的现值。限制性股票单位在授予日的公允价值在归属期内记为补偿费用。

附注2 –待收购事项

于2025年10月20日，公司与CenterPoint Energy Resources Corp.（“卖方”）订立证券购买协议（“购买协议”），据此（其中包括），公司同意向卖方收购Vectren Energy Delivery of Ohio，LLC（“CenterPoint Ohio”）的所有已发行及未偿还股权，总购买价为$ 2.62 亿，但须按惯例调整，如购买协议所规定。此次收购将为公司增加显着的监管规模，将公司的天然气公用事业费率基础规模扩大一倍，同时将其业务从纽约州和宾夕法尼亚州扩展到邻近的俄亥俄州，该州拥有支持天然气的建设性监管和政治环境。预计将于2026年第四季度完成交割，等待完成向PUCO提交通知和审查、Hart-Scott-Rodino审查以及其他惯例交割条件。收购价格将包括$ 1.42 十亿现金和一美元 1.2 亿元本票将由公司在收盘时向卖方发行。期票，是卖方期望的交易结构的一部分，并被纳入公司的业务估值，到期日为 364 日后收盘，利率为 6.5 %.永久融资，包括偿还期票的金额，将包括长期债务和普通股，以及预期的未来自由现金流。对此，公司于2025年12月17日完成定向增发、出售 4,402,513 公司普通股股份，面值$ 1.00 每股，价格为$ 79.50 每股。扣除配售费后，公司所得款项净额达$ 338.6 百万。

就订立购买协议而言，公司订立了一份高级无抵押过桥贷款融资承诺函，该承诺函获得了美国全国协会（连同道明银行，“承诺方”）的支持，该承诺函获得了多伦多道明银行（“道明银行”）纽约分行和富国银行银行（连同道明银行）的支持，以及一 364 由承诺方和其他银行支持的日间定期贷款融资承诺函，所有这些银行都是公司一级信贷融资下的贷方。两种设施的结合完全支持购买价格的任何部分，没有被永久融资。

---

 

     下表提供了公司截至2025年12月31日和2024年12月31日止三个月的收入分类，按每个可报告分部的服务类型列示。正如公司2025年10-K表中所报告的，分部报告结构进行了修改，将勘探和生产分部和采集分部合并为 一 可报告的部分称为综合上游和聚集。下文所示的上一年收入信息分类已重述，以反映列报方式的这一变化。

截至2025年12月31日的季度（千）
按服务类型划分的收入			一体化上游集聚						管道和存储						实用程序						可报告分部合计						所有其他						公司和部门间消除						合并总额
生产天然气			$	302,460					$	—					$	—					$	302,460					$	—					$	—					$	302,460
原油产量			292						—						—						292						—						—						292
天然气加工			164						—						—						164						—						—						164
天然气采集服务			2,767						—						—						2,767						—						—						2,767
天然气运输服务			—						81,008						32,618						113,626						—						( 26,757 )						86,869
天然气储存服务			—						25,137						—						25,137						—						( 10,715 )						14,422
天然气住宅销售			—						—						198,008						198,008						—						—						198,008
天然气商业销售			—						—						27,877						27,877						—						—						27,877
天然气工业销售			—						—						1,409						1,409						—						( 1 )						1,408
其他			4,145						756						( 1,024 )						3,877						—						( 281 )						3,596
与客户签订的合同收入总额			309,828						106,901						258,888						675,617						—						( 37,754 )						637,863
替代收入计划			—						—						249						249						—						—						249
衍生金融工具			13,395						—						—						13,395						—						—						13,395
总收入			$	323,223					$	106,901					$	259,137					$	689,261					$	—					$	( 37,754 )					$	651,507

截至2024年12月31日的季度（千）
按服务类型划分的收入			一体化上游集聚						管道和存储						实用程序						可报告分部合计						所有其他						公司和部门间消除						合并总额
生产天然气			$	217,458					$	—					$	—					$	217,458					$	—					$	—					$	217,458
原油产量			515						—						—						515						—						—						515
天然气加工			275						—						—						275						—						—						275
天然气采集服务			3,448						—						—						3,448						—						—						3,448
天然气运输服务			—						81,204						26,921						108,125						—						( 27,181 )						80,944
天然气储存服务			—						24,993						—						24,993						—						( 10,504 )						14,489
天然气住宅销售			—						—						156,350						156,350						—						—						156,350
天然气商业销售			—						—						22,243						22,243						—						—						22,243
天然气工业销售			—						—						1,338						1,338						—						( 1 )						1,337
其他			883						415						15,740						17,038						—						( 261 )						16,777
与客户签订的合同收入总额			222,579						106,612						222,592						551,783						—						( 37,947 )						513,836
替代收入计划			—						—						5,917						5,917						—						—						5,917
衍生金融工具			29,729						—						—						29,729						—						—						29,729
总收入			$	252,308					$	106,612					$	228,509					$	587,429					$	—					$	( 37,947 )					$	549,482

---

该公司在综合上游和聚集部门记录与其衍生金融工具相关的收入。该公司还在其公用事业部门记录了与替代收入计划相关的收入。与衍生金融工具和替代收入计划相关的收入被排除在有关收入确认的权威指南范围之外，因为它们是根据其他现有会计指南进行会计处理的。

该公司的管道和存储部门预计将在未来期间确认与运输和存储合同剩余履约义务相关的“固定”费用相关的以下收入金额：$ 174.8 2026财年剩余时间的百万；$ 218.7 2027财年百万；$ 164.2 2028财年百万；$ 130.8 2029财年百万；$ 123.8 2030财年的百万；和$ 540.0 百万之后。

 

FASB关于公允价值计量的权威指南建立了公允价值层次结构，并优先考虑计量公允价值的估值技术中使用的输入值。这些投入被划分为三个层次的优先顺序。第1级输入值是公司在计量日可以获取的资产或负债在活跃市场中未经调整的报价。第2级输入值是除第1级中包含的报价外，在计量日可直接或间接观察到的资产或负债的输入值。第3级输入值是资产或负债在计量日的不可观察输入值。公司评估特定输入值对公允价值计量的重要性需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的位置。

 

     下表按公允价值层级内的层级，列出公司于2025年12月31日及2025年9月30日按经常性基准以公允价值入账的金融资产及负债（如适用）。金融资产和负债按照对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平进行整体分类。

经常性公允价值计量			按2025年12月31日公允价值
（千美元）			1级						2级						3级						净额 调整(1)						合计(1)
资产：
现金等价物–货币市场共同基金			$	260,901					$	—					$	—					$	—					$	260,901
衍生金融工具：
场外掉期– Gas			—						84,228						—						( 32,868 )						51,360
柜台无成本领–燃气			—						26,413						—						( 8,154 )						18,259
外币合约			—						184						—						( 439 )						( 255 )
其他投资：
平衡股票共同基金			14,183						—						—						—						14,183
固定收益共同基金			10,203						—						—						—						10,203
合计			$	285,287					$	110,825					$	—					$	( 41,461 )					$	354,651
负债：
衍生金融工具：
场外掉期– Gas			$	—					$	32,868					$	—					$	( 32,868 )					$	—
柜台无成本领–燃气			—						8,154						—						( 8,154 )						—
外币合约			—						594						—						( 439 )						155
合计			$	—					$	41,616					$	—					$	( 41,461 )					$	155
净资产总额/（负债）			$	285,287					$	69,209					$	—					$	—					$	354,496

---

经常性公允价值计量			按2025年9月30日公允价值
（千美元）			1级						2级						3级						净额 调整(1)						合计(1)
资产：
现金等价物–货币市场共同基金			$	30,551					$	—					$	—					$	—					$	30,551
衍生金融工具：
场外掉期– Gas			—						62,190						—						( 33,615 )						28,575
柜台无成本领–燃气			—						24,149						—						( 12,805 )						11,344
外币合约			—						144						—						( 675 )						( 531 )
其他投资：
平衡股票共同基金			13,786						—						—						—						13,786
固定收益共同基金			10,082						—						—						—						10,082
合计			$	54,419					$	86,483					$	—					$	( 47,095 )					$	93,807
负债：
衍生金融工具：
场外掉期– Gas			$	—					$	34,169					$	—					$	( 33,615 )					$	554
柜台无成本领–燃气			—						18,036						—						( 12,805 )						5,231
外币合约			—						893						—						( 675 )						218
合计			$	—					$	53,098					$	—					$	( 47,095 )					$	6,003
净资产总额/（负债）			$	54,419					$	33,385					$	—					$	—					$	87,804

(1) 净额结算调整代表可依法强制执行的净额结算总安排的影响，该安排允许公司在相同交易对手处持有的净损益头寸。各交易对手的净资产或净负债作为资产或负债记入公司资产负债表。

     下表列出截至2025年12月31日和2024年12月31日与公允价值等级第3级内的某些非经常性公允价值计量相关的资产减值情况（单位：千）：

																					减值
非经常性公允价值计量																					截至12月31日的季度，
			段						计量日期						公允价值						2025						2024
资产减值：
水处置资产			一体化上游集聚						2024年12月31日						$	12,880					$	—					$	33,453

在探索在截至2024年12月31日的季度可能出售某些水处理资产时，公司确定此类资产的公允市场价值低于记录的账面净值，从而产生减值费用，使账面净值降至公允市场价值。这些资产用于处置综合上游和收集部门业务的水。

 

衍生金融工具

 

于2025年12月31日和2025年9月30日在Level2报告的衍生金融工具包括天然气价格互换协议、天然气无成本项圈和外币合同，所有这些都用于公司的综合上游和采集部门。第2级价格互换协议和无成本项圈的公允价值基于内部现金流模型，该模型使用可观察的输入（即价格互换协议基于SOFR的贴现率和活跃天然气交易市场的基差信息（如适用）。第2级外币合约的公允价值根据远期加拿大货币汇率的可观察市场交易，采用市场法确定。

公允价值计量和披露的权威性指引要求在资产负债公允价值计量中从市场参与者角度考虑不履约风险（包括信用风险）的影响。于2025年12月31日，公司确定与价格互换协议、无成本项圈和外币合同相关的不履约风险不会对其财务状况或经营业绩产生实质性影响。为评估不履约风险，公司考虑了任何适用的抵押品过帐、主净额结算安排等信息，并通过使用交易对手的（假设衍生工具处于收益头寸）或公司的（假设衍生工具处于亏损头寸）信用违约掉期利率应用了基于市场的方法。

---

 

长期债务。如下表所示，公司债务的公允市场价值是使用贴现现金流模型确定的，该模型在确定收益率时考虑了公司的信用评级和当前市场状况，随后考虑了债务的公允市场价值。 根据这些标准，包括流动部分在内的长期债务的公允市场价值如下（单位：千）：

			2025年12月31日												2025年9月30日
			携带 金额						公允价值						携带 金额						公允价值
长期负债			$	2,683,892					$	2,695,409					$	2,682,861					$	2,696,145

 

公允价值金额并非旨在反映公司最终将被要求支付的本金金额。公司合并资产负债表中记录的其他金融工具的账面金额近似公允价值。长期债务的公允价值是使用可观察的输入（美国国债或SOFR用于无风险部分和公司特定信用利差信息——通常从债务的近期贸易活动中获得）计算得出的。因此，公司认为债务为第2级。

 

其他金融工具。任何临时现金投资、应付银行票据及商业票据均按成本列账。临时现金投资被视为第1级，而应付银行票据和商业票据被视为第2级。鉴于应付银行票据和商业票据的短期性质，公司认为成本是公允价值的合理近似值。

其他投资。 公司其他投资的构成如下（单位：千）：

			截至2025年12月31日						截至2025年9月30日
人寿保险合同			$	44,576					$	44,478
股票共同基金			14,183						13,786
固定收益共同基金			10,203						10,082
			$	68,962					$	68,346

 

人寿保险合同的投资按其现金退保价值或净现值列示。对股票共同基金和固定收益共同基金的投资按基于市场报价的公允价值列报，公允价值变动计入净收益。保险合同和股权共同基金主要是公司对某些员工承担的各种福利义务的非正式筹资机制。固定收益共同基金主要是一种非正式的筹资机制，用于公司对宾夕法尼亚州辖区公用事业部门客户的某些监管义务，以及公司对某些员工的各种福利义务。

 

衍生金融工具。公司利用衍生金融工具管理综合上游和集聚板块的商品价格风险。公司就天然气订立场外无成本项圈和掉期协议，以管理与预测天然气销售相关的价格风险。此外，公司还订立外汇远期合约，以管理与综合上游和采集部分以加拿大货币计值的运输成本相关的货币波动风险。这些工具作为现金流量套期入账。公司现金流量套期保值和外币远期合约的期限一般不超过 5 年。

公司在2025年12月31日和2025年9月30日的合并资产负债表中将衍生资产和负债净额列示为“衍生金融工具公允价值”。

 

现金流对冲

 

对于被指定并符合现金流量套期条件的衍生金融工具，衍生工具的收益或损失作为其他综合收益（损失）的组成部分列报，并在被套期交易影响收益的一个或多个期间重新分类为收益。

---

截至2025年12月31日，公司已 403.1 天然气商品衍生品合约（掉期和无成本项圈）未平仓BCF。

截至2025年12月31日，该公司共对冲$ 41.0 百万与外币远期合约以加元计价的预测运输成本。

截至2025年12月31日，该公司拥有$ 46.2 计入累计其他综合收益（亏损）余额的税后套期保值净收益百万。其中，预计$ 45.9 百万的税后未实现收益将在未来12个月内重新分类到综合损益表，因为相关的对冲交易记录在收益中。

衍生金融工具对财务业绩报表的影响
截至2025年12月31日及2024年12月31日止三个月（千美元）
现金流量套期关系中的衍生工具			日在其他综合收益（亏损）项下确认的衍生工具收益或（亏损）金额 合并报表 综合收益（亏损） 为 三个月结束 12月31日，						从合并资产负债表上的累计其他综合收益（损失）重新分类到合并损益表的衍生工具收益或（损失）的位置			从合并资产负债表上的累计其他综合收益（亏损）重新分类至合并损益表的衍生工具收益或（亏损）金额 三个月结束 12月31日，
			2025			2024						2025			2024
商品合约			$	48,880		$	( 51,909 )		营业收入			$	13,395		$	29,729
外币合约			218			( 1,607 )			营业收入			( 121 )			( 225 )
合计			$	49,098		$	( 53,516 )					$	13,274		$	29,504

信用风险

公司可能面临任何处于收益状态的衍生金融工具的信用风险。信用风险涉及公司因交易对手根据其合同义务条款不履约而产生的损失风险。为了减轻这种信用风险，管理层进行信用检查，然后每季度监测交易对手的信用敞口。该公司的交易对手大多数是金融机构和能源交易商。公司有场外掉期头寸、无成本项圈和适用的外币远期合约与 十七岁 其交易对手 十六岁 处于净收益位置。平均而言，该公司有$ 4.3 截至2025年12月31日，每个交易对手在收益头寸中的信用敞口为百万。2025年12月31日收益头寸中每个交易对手的最大信用敞口为$ 10.8 百万。截至2025年12月31日， 无 公司收到交易对手方提供的担保物。公司在这类衍生金融工具上的收益头寸没有超过要求交易对手提供抵押品的既定门槛，交易对手的信用评级也没有下降到要求交易对手提供抵押品的水平。

公司未平仓衍生工具合约（具体为场外掉期、场外无成本项圈和适用的外币远期合约）的某些交易对手具有共同的信用风险相关或有事项特征。如果公司的信用评级增加或低于某个阈值（适用的债务评级），当公司处于衍生金融负债状况时，可以提供给公司的可用信用要么增加，要么减少。公司信用评级的下降，就其本身而言，不会导致公司被要求过账或提高其套期保值抵押存款的水平（以现金存款、信用证或国债工具的形式）。如果公司未偿还的具有信用风险或有事项特征的衍生工具合同处于负债状况（或如果负债较大）和/或公司的信用评级下降，则可能需要对冲抵押存款或增加此类存款。于2025年12月31日，具有信用风险相关或有事项特征的衍生金融工具负债的公允市场价值为$ 0.2 万根据公司内部模型（在附注4 –公允价值计量中讨论），以及 无 套期保值抵押存款要求公司于2025年12月31日过账。取决于未来商品价格的走势，这些负债头寸可能会转变为资产头寸，此时公司将面临其衍生金融工具的信用风险。在这种情况下，公司的交易对手可能会被要求过账套期保值抵押存款。

 

---

截至2025年12月31日和2024年12月31日的季度的有效税率分别为 24.6 %和 19.9 %，分别。季度有效所得税率的增加主要是由于在截至2024年12月31日的季度中记录的上限测试下的勘探和生产资产以及其他运营资产的减值影响，这导致在截至2024年12月31日的季度中所得税前收入的所得税费用减少。

普通股权益变动摘要

			普通股												已支付 资本						收益 再投资 在 商业						累计 其他 综合 收入（亏损）
			股份						金额
			（千）
2025年10月1日余额			90,379						$	90,379					$	1,050,918					$	2,012,529					$	( 59,222 )
可用于普通股的净收入																					181,645
普通股宣布的股息（$ 0.535 每股）																					( 50,834 )
其他综合收益，税后净额																											26,232
股份支付费用(1)															3,427
出售普通股后发行的普通股			4,403						4,403						334,173
根据股票和福利计划发行（回购）的普通股			235						235						( 5,925 )
2025年12月31日余额			95,017						$	95,017					$	1,382,593					$	2,143,340					$	( 32,990 )
2024年10月1日余额			91,006						$	91,006					$	1,045,487					$	1,727,326					$	( 15,476 )
可用于普通股的净收入																					44,986
普通股宣布的股息（$ 0.515 每股）																					( 46,671 )
其他综合亏损，税后净额																											( 60,677 )
股份支付费用(1)															4,090
根据股票和福利计划发行（回购）的普通股			156						156						( 3,511 )
回购计划下的股份回购			( 549 )						$	( 549 )					$	( 6,361 )					$	( 26,993 )
2024年12月31日余额			90,613						$	90,613					$	1,039,705					$	1,698,648					$	( 76,153 )

(1) 实收资本包括与业绩股份和/或限制性股票奖励相关的补偿费用。这笔费用包含在普通股可获得的净收入中，扣除税收优惠。

---

普通股。   截至2025年12月31日止三个月的普通股活动包括以下项目：

			截至2025年12月31日止三个月
限制性股票单位的归属			138,643
业绩股份归属			167,241
根据公司非雇员董事股权发行普通股 董事及高级人员薪酬计划及递延薪酬计划			7,368
就以股票为基础的补偿奖励要约支付预扣税的股份(1)			( 77,422 )
根据股票和福利计划发行的普通股			235,830
出售普通股后发行的普通股			4,402,513
截至2025年12月31日止三个月已发行普通股总数			4,638,343

(1) 公司认为，根据新泽西州法律，作为已注销股份提交的所有股份恢复为授权但未发行股份的状态。

2025年12月17日，公司完成发行发售，以私募方式发行 4,402,513 公司普通股股份，面值$ 1.00 每股，价格为$ 79.50 每股。扣除配售费后，公司所得款项净额达$ 338.6 百万。此次发行所得款项用于一般公司用途，包括为公司此前宣布的收购CenterPoint Energy Resources Corp.的俄亥俄州受监管天然气公用事业业务的部分收购价格提供资金。有关进一步讨论，请参阅附注2 –待收购。

 

长期债务的当前部分。2025年12月31日长期债务的当前部分由$ 300.0 百万长期延迟提款定期贷款计划于2026年2月到期已于2026年1月偿还$ 300.0 百万 5.50 %票据，到期日为2026年10月。2025年9月30日长期债务的当前部分由前述$ 300.0 百万长期延迟提取定期贷款，到期日为2026年2月。

 

环境问题。该公司受与环境保护有关的各种联邦、州和地方法律法规的约束。该公司已经建立了对其运营进行持续评估的程序，以识别潜在的环境暴露并遵守监管要求。公司的政策是在可合理估计该等金额且很可能要求公司产生该等费用时，计提估计的环境清理费用（调查和补救）。

    

截至2025年12月31日，该公司估计其与前人造气体工厂场地相关的剩余清理费用约为$ 2.9 百万。公司对该等清理费用的负债已于2025年12月31日在合并资产负债表的其他负债中入账。该公司的监管责任为$ 1.5 百万与2025年12月31日的环境清理成本有关，目前不知道有任何重大的额外环境责任风险。然而，环境法律法规、新信息或其他因素的变化可能会对公司产生不利的财务影响。

 

其他。公司涉及正常经营过程中产生的其他诉讼、监管事项。这些其他事项可能包括，例如，疏忽索赔和税务、监管或其他政府审计、检查、调查和其他诉讼。这些事项可能涉及州税和联邦税、安全、遵守法规、费率基数、服务成本和购买的天然气成本问题等。而这些其他事项在正常情况下产生

---

业务过程可能对解决期间的收益和现金流量产生重大影响，目前无法估计可能的损失或损失范围，如果有的话。

 

公司报告财务业绩为 三个 细分领域：一体化上游和集能、管道和存储、公用事业。将公司业务划分为可报告分部是基于包括产品和服务差异以及监管环境在内的综合因素。正如公司2025年10-K表中所报告的，分部报告结构进行了修改，将勘探和生产分部和采集分部合并为 一 可报告的部分称为综合上游和聚集。下文显示的上一年度分部信息已重新调整，以反映列报方式的这一变化。公司首席执行官、首席运营决策者（CODM）主要使用归属于公司的收益来评估分部业绩。外部报告与主要经营决策者定期评估业务表现、作出经营决策和分配资源所使用的内部财务报告一致。

综合上游和聚集板块由Seneca和Midstream Company的业务组成。塞内卡在美国阿巴拉契亚地区从事天然气储量的勘探和开发。中游公司在阿巴拉契亚地区建造、拥有和运营天然气处理和管道收集设施，主要向塞内卡提供收集服务。

管道和存储部门的运营由FERC对Supply Corporation和Empire进行监管。供应公司为公用事业公司（包括分销公司）、天然气营销商、勘探和生产公司（包括塞内卡）以及服务于美国东北部市场的管道公司运输和储存天然气。Empire为纽约州的主要工业公司、公用事业公司（包括分销公司）和电力生产商运输和储存天然气。Empire还为公用事业公司（包括Distribution Corporation）、天然气营销商以及勘探和生产公司（包括Seneca）从宾夕法尼亚州的产区向纽约市场和州际管道输送点运输天然气，这些输送点可以进入美国东北部和加拿大的其他市场。

公用事业部门运营受NYPSC和PAPUC监管，由Distribution Corporation执行。分销公司向零售客户销售天然气，并在纽约州西部和宾夕法尼亚州西北部提供天然气运输服务。

下表所列数据反映了各分部的财务信息，并与合并金额进行了核对。如2025年10-K表所述，公司在适用时根据终止经营前的收入评估分部业绩。如果不适用终止经营业务，公司将根据净收入对业绩进行评估。分部基础或分部损益计量基础与公司2025年10-K表中使用的没有变化。 2025年12月31日、2024年12月31日分部资产列示如下表。

---

			截至2025年12月31日止三个月
			一体化上游集聚						管道 和 存储									实用程序						合计 可报告 细分市场						全部 其他(4)						企业 和 分部间 消除(4)						合计 合并
			（千）
来自外部客户的收入(1)			$	323,223					$	69,237								$	259,047					$	651,507					$	—					$	—					$	651,507
分部间收入			—						37,664									90						37,754						—						( 37,754 )						—
总收入			323,223						106,901									259,137						689,261						—						( 37,754 )						651,507
运营维护费用(2):
上游一般和行政费用			19,406						—									—						19,406						—						( 63 )						19,343
租赁经营费用			16,826						—									—						16,826						—						( 789 )						16,037
汇集运维费用			10,388						—									—						10,388						—						( 69 )						10,319
所有其他运营和维护费用			3,378						27,263									60,997						91,638						—						5,652						97,290
外购气体费用(2)			—						—									122,285						122,285						—						( 36,679 )						85,606
折旧、损耗和摊销费用(2)			84,263						19,102									18,479						121,844						—						181						122,025
资产减值（重大非现金项目）(2)			—						—									—						—						—						—						—
利息费用(2)			16,133						11,801									11,606						39,540						136						3,698						43,374
利息收入			( 193 )						( 964 )									( 1,039 )						( 2,196 )						( 10 )						( 571 )						( 2,777 )
所得税费用（收益）(2)			44,111						10,366									7,335						61,812						( 37 )						( 2,438 )						59,337
其他费用（收入）项目(3)			4,864						8,114									5,384						18,362						33						913						19,308
分部溢利：净收入（亏损）			$	124,047					$	31,219								$	34,090					$	189,356					$	( 122 )					$	( 7,589 )					$	181,645
增加长期资产的支出			$	141,849					$	37,602								$	43,094					$	222,545					$	—					$	176					$	222,721
			一体化上游集聚						管道 和 存储									实用程序						合计 可报告 细分市场						全部 其他(4)						企业 和 分部间 消除(4)						合计 合并
			（千）
分部资产：
截至2025年12月31日			$	3,925,191					$	2,504,541								$	2,645,957					$	9,075,689					$	8,565					$	121,618					$	9,205,872
截至2025年9月30日			$	3,701,646					$	2,412,747								$	2,534,289					$	8,648,682					$	8,704					$	61,718					$	8,719,104

			截至2024年12月31日止三个月
			一体化上游集聚						管道 和 存储									实用程序						合计 可报告 细分市场						全部 其他(4)						企业和 分部间 消除(4)						合计 合并
			（千）
来自外部客户的收入(1)			$	252,308					$	68,750								$	228,424					$	549,482					$	—					$	—					$	549,482
分部间收入			—						37,862									85						37,947						—						( 37,947 )						—
总收入			252,308						106,612									228,509						587,429						—						( 37,947 )						549,482
运营维护费用(2):
上游一般和行政费用			19,326						—									—						19,326						—						( 59 )						19,267
租赁经营费用			10,651						—									—						10,651						—						( 1,587 )						9,064
汇集运维费用			6,735						—									—						6,735						—						( 65 )						6,670
所有其他运营和维护费用			3,867						27,034									56,260						87,161						—						2,564						89,725
外购气体费用(2)			—						—									101,473						101,473						—						( 36,136 )						65,337
折旧、损耗和摊销费用(2)			73,819						18,585									16,827						109,231						—						139						109,370
资产减值（重大非现金项目）(2)			141,802						—									—						141,802						—						—						141,802
利息费用(2)			19,410						11,729									10,716						41,855						116						( 4,228 )						37,743
利息收入			( 679 )						( 2,006 )									( 648 )						( 3,333 )						—						1,650						( 1,683 )
所得税费用（收益）(2)			( 6,451 )						11,177									7,022						11,748						( 59 )						( 507 )						11,182
其他费用（收入）项目(3)			3,460						7,639									4,360						15,459						136						424						16,019
分部溢利：净收入（亏损）			$	( 19,632 )					$	32,454								$	32,499					$	45,321					$	( 193 )					$	( 142 )					$	44,986
增加长期资产的支出			$	135,629					$	19,792								$	36,430					$	191,851					$	—					$	204					$	192,055

(1) 所有来自外部客户的收入均源自美国。

(2) 公司认为这条线是一笔很大的开支。

(3) 包括物业、特许经营和其他税收、非服务养老金和退休后福利成本（贷项）、其他（收入）扣除以及管道和存储部门的采购天然气费用。

(4) 公司和所有其他类别主要代表其他非分部业务活动和消除条目。

---

 

     净定期福利成本的组成部分（单位：千）：

 

			退休计划									其他退休后福利
截至12月31日的三个月，			2025			2024						2025			2024
服务成本			$	861		$	1,023					$	105		$	130
利息成本			8,944			9,223						3,836			3,625
计划资产预期收益率			( 14,710 )			( 14,647 )						( 7,374 )			( 6,536 )
前期服务成本摊销（贷项）			63			76						( 65 )			( 107 )
（收益）损失摊销			2,421			1,620						152			9
出于监管目的的净摊销和递延（包括数量调整）(1)			( 98 )			( 165 )						( 148 )			( 727 )
净定期福利成本（收入）			$	( 2,519 )		$	( 2,870 )					$	( 3,494 )		$	( 3,606 )

(1) 该公司的政策是在公用事业部门按数量记录退休计划和其他退休后福利成本，以反映公用事业部门在冬季月份经历更高的天然气吞吐量而在夏季月份经历更低的天然气吞吐量这一事实。

 

    除服务成本外的净定期福利成本的组成部分在综合损益表的其他收入（扣除）中列报。

雇主供款。公司做到了 不是 于截至2025年12月31日止三个月内向其符合税务要求的非缴款固定福利退休计划（退休计划）作出任何供款，并 不是 预计在2026财年剩余时间内做出任何此类贡献。该公司还做了 不是 在截至2025年12月31日的三个月内为其其他退休后福利向其VEBA信托作出任何供款，并做 不是 预计在2026财年剩余时间内做出任何此类贡献。

纽约 管辖权

    

Distribution Corporation目前在其纽约辖区的交付费率由NYPSC在2024年12月19日发布的一项命令中批准，费率将于2025年1月1日生效（“2024年费率令”）。2024年利率令授权一 三年 费率计划于2024年10月1日生效，其中包含一项整备条款，允许全额收回本应在2024年10月1日至2024年12月31日期间按新费率计费的收入。它还反映了股本回报率为 9.7 %，并授权收入要求增加$ 57.3 2025财年百万，额外收入要求增加$ 15.8 2026财年的百万，以及额外的收入要求增加$ 12.7 2027财年百万。这些收入需求的增长正在平准的基础上反映在客户账单上。 三年 费率计划。各年度的收入要求 三年 计划减少了$ 14 百万，用于对预计将为合格养老金和其他退休后福利确认的收入进行精算预测。符合条件的养老金和其他退休后福利收入或成本与收入中包含的金额相匹配，导致对收益的影响为零。2024年的费率令批准了几种费率制定机制的延续，包括收入脱钩和WNA，并建立了一些新的成本跟踪器和监管延期。它还包括收益分享机制、燃气安全和客户服务绩效指标（包括维持公司易发生泄漏的管道更换计划），以及有助于实现CLCPA减排目标的条款。

宾夕法尼亚州辖区

Distribution Corporation目前在其宾夕法尼亚州辖区的交付费率由PAPUC在2023年6月15日发布的命令中批准，费率自2023年8月1日起生效（“2023年费率令”）。2023年费率令规定，除其他外，分销公司的年度基本费率营业收入增加$ 23 万，并授权建立新的天气常态化调节机制。2026年1月28日，Distribution Corporation向PAPUC提交了一份文件，寻求将其年度基本费率营业收入增加$ 19.7 万，建议生效日期为2026年3月29日。公司正提出（其中包括）一项新的住宅能效试点计划，并使

---

永久保留其天气正常化调整机制。该公司还提议重新启动OPEB附加信贷（Rider I）以退还$ 7.2 百万用于客户账单减免。除非PAPUC另有指示，否则将依法暂停提交申请七个月。

2024年4月10日，Distribution Corporation向PAPUC提交了一份申请，要求批准一项分销系统改进费用（“DSIC”），以在基准费率案例之间收回与为修复、改进和更换公司天然气分销系统的部分而建造或安装的合格物业相关的资本费用。DSIC申请于2024年12月5日获得PAPUC批准，并于2025年1月1日，公司根据2024年9月30日之后增加的增量费率基数启动了合格成本的回收。在截至2025年12月31日的季度中，Distribution Corporation收回了$ 1.1 百万来自客户。由于公司最近的费率申报，当新的基准利率生效时，DSIC将被重置为零。

FERC管辖范围

供应公司的费率结算于2024年6月11日获得批准，费率自2024年2月1日起生效，并规定供应公司可就新的费率进行费率备案，以便随时生效。此外，任何一方都可以根据NGA第5条进行备案。供应公司目前没有立案的费率案件。

2025年3月17日，FERC批准了对Empire 2019年费率案件和解的修正案，其中规定适度降低Empire的运输单位费率，自2025年11月1日起生效。这一和解修正估计将使Empire的收入每年减少约$ 0.5 百万。Empire将无法在2027年4月30日之前提交新的第4款费率案件，并被要求在2031年5月31日之前提交第4款费率案件。

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---