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附注1 —业务性质

UGI是一家控股公司，通过子公司和关联公司在美国和欧洲分销、存储、运输和营销能源产品及相关服务。我们拥有和经营（1）天然气和配电公用事业；（2）能源营销、中游基础设施、储存、天然气收集和加工、天然气生产、能源服务业务；以及（3）零售丙烷和其他液化石油气营销和分销业务。

我们的公用事业部门包括UGI公用事业和登山家。PA Gas Utility为宾夕法尼亚州东部和中部以及马里兰州一个县的部分地区的客户提供服务，WV Gas Utility为西弗吉尼亚州的客户提供服务。Electric Utility为宾夕法尼亚州东北部卢塞恩县和怀俄明州部分地区的客户提供服务。PA Gas Utility受PAPCC和FERC监管，就其在马里兰州的客户而言，受MDPSC监管。WV燃气公用事业受WVPSC和FERC监管。电力公用事业受PAPCC和FERC监管。

↓ 美国能源服务直接或通过子公司和关联公司开展能源营销，包括RNG、中游传输、液化天然气储存、天然气收集和加工、天然气和RNG生产，以及主要在美国东部地区、俄亥俄州东部、西弗吉尼亚州狭长地带和加利福尼亚州开展能源服务业务。美国能源服务及其子公司的存储、LNG及其部分中游传输业务受FERC监管。

UGI International，LLC通过其子公司和关联公司，主要在欧洲大部分地区开展液化石油气分销业务。液化石油气业务主要通过我们的子公司，UGI法国公司AvantiGas进行，在2025年6月和11月销售之前，UniversGas和Flaga进行。

附注2 —重要会计政策摘要

随附的简明合并财务报表和脚注未经审计，是根据公认会计原则和美国证券交易委员会的规则和条例编制的。它们包括我们认为对所呈报的中期业绩进行公平陈述所必需的所有调整。除非另有披露，否则此类调整仅包括正常的经常性项目。2025年9月30日的简明合并资产负债表来自经审计的财务报表，但不包括年度财务报表的所有脚注披露。

这些财务报表应与公司2025年年度报告中包含的财务报表及相关附注一并阅读。由于我们业务的季节性，中期经营业绩不一定代表全年的预期业绩。

受限制的现金。 受限现金主要是指我们的商品期货经纪账户中那些被限制提取的现金余额。 下表提供了简明综合资产负债表中报告的现金、现金等价物和受限现金总额与简明综合现金流量表中报告的相应金额的对账。

						12月31日， 2025						12月31日， 2024
现金及现金等价物						$	251					$	240
受限制现金						20						6
现金、现金等价物和限制性现金						$	271					$	246

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每股普通股收益。 归属于UGI公司股东的基本每股收益反映了已发行普通股的加权平均数。归属于UGI公司股东的稀释每股收益包括稀释性股票期权、普通股奖励和UGI公司优先票据的影响。 用于计算基本和稀释每股收益的股份如下：  

												三个月结束 12月31日，
																		2025						2024
分母（千股）：
加权平均已发行普通股——基本																		214,842						214,933
股票期权可发行的增量股份、普通股奖励（a）																		1,027						610
UGI公司优先票据（b）																		5,549						152
加权平均已发行普通股——稀释																		221,418						215,695

(a)截至二零二五年十二月三十一日止三个月及二零二四年十二月三十一日止三个月 4,503 和 7,792 股票，分别与未计入上述稀释每股收益计算中的已发行股票期权奖励相关，因为其影响是反稀释的。

(b)有关UGI公司优先票据的更多信息，请参见附注8。

衍生工具。衍生工具按其公允价值在简明合并资产负债表中报告，除非选择NPN例外。公允价值变动的会计处理取决于衍生工具的目的，是否受监管利率制定机制的约束，或者是否符合资格并被指定为会计目的的套期保值。

我们的某些衍生工具符合条件，被指定为现金流对冲。对于现金流量套期，衍生工具的公允价值变动计入AOCI，在有效抵消被套期项目变动的范围内，直至收益受到被套期项目的影响。如果预测交易的发生被确定为不再可能发生，我们将停止现金流量套期会计。对不再高度有效的衍生品也停止使用对冲会计。我们没有将我们的商品和某些外币衍生工具指定为GAAP下的对冲。这些衍生工具的公允价值变动反映在净收益中。公用事业公司使用的几乎所有商品衍生工具的收益和损失都包括在监管资产或负债中，因为这些收益或损失很可能可以从客户那里收回或退还给客户。我们也不时进行净投资对冲。与我们的国外业务相关的净投资对冲损益包含在AOCI中的累计换算调整部分中，直到此类外国净投资被大幅出售或清算。

除某些净投资套期保值外，衍生工具产生的现金流量计入简明综合现金流量表的经营活动现金流量。来自净投资套期的现金流量计入简明综合现金流量表的投资活动现金流量。

有关我们使用的衍生工具、我们对衍生工具的会计、我们使用这些工具的目标以及其他信息的更详细描述，请参见附注11。

使用估算。 按照公认会计原则编制财务报表要求管理层做出影响资产、负债、收入、费用和成本的报告金额的估计和假设。这些估计是基于管理层对当前事件的了解、历史经验以及在当时情况下被认为是合理的各种其他假设。因此，实际结果可能与这些估计和假设不同。

商誉.我们不摊销商誉，但至少每年在报告单位层面进行减值测试。报告单位是一个经营分部，如果构成可获得离散财务信息并由分部管理层定期审查的业务，则该单位或比经营分部（组成部分）低一级。如果组成部分具有相似的经济特征，则将其汇总为一个单一的报告单位。我们每个有商誉的报告单位都必须每年或每当有事件或情况表明商誉价值可能发生减值时进行减值测试。

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关于AmeriGas Propane的2025财年商誉减值测试，公司进行了量化评估。基于我们的评估，我们确定AmeriGas丙烷的公允价值超过其账面价值超过 25 %.虽然公司认为，根据目前可获得的事实和情况，其在量化评估AmeriGas丙烷公允价值时使用的判断是合理的，但如果AmeriGas丙烷无法实现其预期结果和/或如果其贴现率增加，其公允价值将受到不利影响，从而可能导致减值。有$ 1.1 截至2025年12月31日，AmeriGas丙烷报告单位的商誉为十亿。

公司将继续监测其报告单位和相关商誉是否存在任何可能的未来非现金减值费用。

附注3 —会计变更

尚未采用的会计准则

中期报告：窄范围改善。2025年12月，FASB发布ASU 2025-11，“窄范围改进（主题270）”，明确了中期财务报表的披露要求和适用性。这一新指引对公司在2028年10月1日（2029年财政年度）开始的中期期间有效。允许提前收养。本ASU中的修订可采用前瞻性或追溯性方法。公司正在评估对其财务报表的影响，并确定过渡方法和将采用新指引的期间。

有针对性地改进内部使用软件的会计核算。2025年9月，FASB发布了ASU 2025-06，“有针对性地改进内部使用软件的会计处理（子主题350-40）”，其中除其他外，删除了规定性的项目阶段要求，并允许实体在管理层授权并承诺为项目提供资金且软件很可能按预期完成和使用时将内部使用软件成本资本化。这一新指引对公司在2028年10月1日（2029年财政年度）开始的年度和中期期间有效。允许提前收养。本ASU中的修订可采用前瞻性、修改性或追溯性方法。公司正在评估对其财务报表的影响，并确定过渡方法和将采用新指引的期间。

应收账款和合同资产信用损失的计量。2025年7月，FASB发布了ASU 2025-05，“应收账款和合同资产信用损失的计量（主题326）”，其中提供了一种实用的权宜之计，允许实体在估计当前应收账款和当前合同资产的预期信用损失时假设截至资产负债表日的当前条件在资产的剩余期限内不发生变化。这一新指引对公司在2026年10月1日（2027年财政年度）开始的年度和中期期间有效。允许提前收养。本ASU中的修订应采用预期方法。公司正在评估对其财务报表的影响以及将采用新指引的期间。

损益表费用分拆。2024年11月，FASB发布了ASU 2024-03，“损益表费用的分类（子主题220-40）”，要求加强对损益表费用类别的披露，以提高透明度，并向财务报表用户提供有关影响财务业绩的费用的性质、金额和时间的更详细信息。这一新指引对公司自2027年10月1日（2028年财政年度）开始的年度期间和自2028年10月1日（2029年财政年度）开始的中期期间有效。允许提前收养。本ASU中的修订可采用前瞻性或追溯性方法。公司正在评估对其财务报表的影响，并确定过渡方法和将采用新指引的期间。

改进所得税披露。2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09，“所得税披露的改进（主题740）”，其中要求实体披露，除其他项目外，有关报告实体的有效税率调节和支付的所得税的分类信息。这一新指引对公司自2025年10月1日（2026财年）开始的年度期间有效。允许提前收养。本ASU中的修订可采用前瞻性或追溯性方法。该公司将采用截至2026年9月30日止年度生效的新指引，并按照新指引的要求提供额外披露。

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附注4 —客户合同收入

当承诺的商品或服务的控制权以反映我们预期有权以这些商品或服务换取的对价的金额转让给客户时，公司确认收入。有关我们与客户的合同收入的更多信息，请参见公司2025年年度报告中的附注4。

收入分类

以下表格按可报告分部列出我们的分类收入：

截至2025年12月31日止三个月						合计						消除 (a)						公用事业						中游&营销						UGI国际						AmeriGas丙烷						企业&其他
与客户的合同收入：
实用程序：
核心市场：
住宅						$	361					$	—					$	361					$	—					$	—					$	—					$	—
商业和工业						139						—						139						—						—						—						—
大派送服务						53						—						53						—						—						—						—
系统外销售和产能释放						26						( 20 )						46						—						—						—						—
其他						5						—						5						—						—						—						—
总效用						584						( 20 )						604						—						—						—						—
非公用事业：
液化石油气：
零售						1,025						—						—						—						499						526						—
批发						46						—						—						—						36						10						—
能源营销						284						( 48 )						—						319						13						—						—
中游：
管道						54						—						—						54						—						—						—
见顶						7						( 42 )						—						49						—						—						—
其他						5						—						—						5						—						—						—
其他						60						—						—						—						16						44						—
非公用事业合计						1,481						( 90 )						—						427						564						580						—
与客户签订的合同收入总额						2,065						( 110 )						604						427						564						580						—
其他收入（b）						18						—						( 13 )						—						11						20						—
总收入						$	2,083					$	( 110 )					$	591					$	427					$	575					$	600					$	—

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截至2024年12月31日止三个月						合计						消除 (a)						公用事业						中游&营销						UGI国际						AmeriGas丙烷						企业&其他
与客户的合同收入：
实用程序：
核心市场：
住宅						$	276					$	—					$	276					$	—					$	—					$	—					$	—
商业和工业						105						—						105						—						—						—						—
大派送服务						52						—						52						—						—						—						—
系统外销售和产能释放						19						( 15 )						34						—						—						—						—
其他						8						—						8						—						—						—						—
总效用						460						( 15 )						475						—						—						—						—
非公用事业：
液化石油气：
零售						1,071						—						—						—						538						533						—
批发						72						—						—						—						50						22						—
能源营销						252						( 31 )						—						264						19						—						—
中游：
管道						58						—						—						58						—						—						—
见顶						1						( 40 )						—						41						—						—						—
其他						4						—						—						4						—						—						—
发电						—						—						—						—						—						—						—
其他						70						—						—						—						20						50						—
非公用事业合计						1,528						( 71 )						—						367						627						605						—
与客户签订的合同收入总额						1,988						( 86 )						475						367						627						605						—
其他收入（b）						42						—						10						—						11						22						( 1 )
总收入						$	2,030					$	( 86 )					$	485					$	367					$	638					$	627					$	( 1 )

(a)包括主要在Midstream & Marketing和Utilities之间的部门间收入。

(b)主要代表（1）来自UGI国际公司和AmeriGas丙烷的罐体租金收入；（2）来自公用事业公司替代收入计划的收入，包括燃气公用事业公司的天气正常化调整附加条款；以及（3）与Corporate & Other中反映的当期交易无关的商品衍生工具的损益，这些收益和损失均不在ASC 606的范围内，并按照其他公认会计原则进行会计处理。

合同余额

收入确认的时间可能与向客户开票或现金收款的时间不同。合同资产是指在履约义务得到履行后，当该权利以时间流逝以外的事情为条件时，我们对价的权利。合同资产并非在列报的所有期间都是重要的。我们几乎所有的应收款项都是无条件的对价权利，计入简明综合资产负债表的“应收账款”，就公用事业而言，计入“应计公用事业收入”。开出的账单金额一般在下个月内到期。

合同负债产生于在履约义务未得到履行之前收到客户的付款，并代表公司向我们已收到对价的客户转让商品或服务的义务。合同负债余额为$ 113 , $ 132 和$ 123 分别于2025年12月31日、2025年9月30日和2024年12月31日在简明合并资产负债表中计入“其他流动负债”和“其他非流动负债”。截至2025年12月31日和2024年12月31日止三个月从2025年9月30日和2024年9月30日合同负债中所列金额确认的收入为$ 57 和$ 58 ，分别。

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剩余履约义务

公司不包括与分配给截至报告期末尚未履行的某些履约义务的交易价格总额相关的披露，因为这些合同的初始预期期限为一年或更短，或者我们有权向客户开具与迄今为止向客户提供的服务价值直接对应的金额的账单。与Midstream & Marketing和Utilities客户的某些合同分别包含到2047年和2053年的最低未来履约义务。截至2025年12月31日，公司预计将录得约$ 1.3 亿的收入与相关合同剩余期限内的最低未来履约义务有关。

附注5 —处置

全球液化石油气业务交易

作为公司正在进行的全球液化石油气业务组合优化工作的一部分，公司正在战略性地剥离非核心市场的业务，以便将资源集中在能够实现卓越运营结果和提供更高的客户价值的地方。

UGI国际。 2026年1月，公司董事会授权和管理层签署协议，出售我们在捷克共和国、匈牙利、波兰、斯洛伐克和罗马尼亚的液化石油气分销业务。这些交易须遵守惯例成交条件，预计将于2026财年第三季度完成。在2026财年第二季度，将这些业务作为持有待售资产列报的条件已经满足，管理层预计将确认预期损失，而这种预期损失的金额取决于管理层完成对这些业务所需的商誉分配。

2025年11月，UGI国际通过全资子公司完成出售其在奥地利的液化石油气分销业务Flaga。在出售的同时，在2026财年第一季度，该公司录得税前收益$ 25 ，反映于简明综合收益表的“出售业务的亏损（收益）”并计入UGI国际报告分部。该交易须遵守惯例成交后条件和营运资金调整。

2025年10月，UGI国际通过全资子公司完成出售英国油缸业务。在2026财年第一季度，出售的税前收益为$ 2 被记录在案。

公司已收到或预计收到的现金收益净额总额约为$ 125 来自上述资产剥离。

有关公司全球液化石油气业务交易的更多信息，请参见公司2025年年度报告中的附注5。

附注6 —存货

库存包括以下内容： 

						12月31日， 2025						9月30日， 2025						12月31日， 2024
非公用事业液化石油气和天然气						$	174					$	162					$	184
燃气公用事业天然气						57						67						42
能源证书						61						64						59
材料、用品和其他						100						92						96
总库存						$	392					$	385					$	381

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附注7 —公用事业监管资产负债及监管事项

关于公司监管资产和负债的说明，除下文所述的情况外，详见公司2025年年度报告附注9。除搬迁成本外，公用事业公司目前没有收回下文所列监管资产的回报率。 以下与我们的公用事业可报告分部相关的监管资产和负债包含在我们的简明合并资产负债表中：

						12月31日， 2025						9月30日， 2025						12月31日， 2024
监管资产（a）：
可收回的所得税						$	115					$	113					$	107
资金不足的养老金计划						99						100						105
环境成本						21						22						26
递延燃料和电力成本						24						39						—
搬迁费用，净额						31						30						30
其他						31						36						45
监管资产总额						$	321					$	340					$	313
监管责任（a）：
退休后福利						$	14					$	14					$	13
延期的燃料和电力退款						8						4						12
州所得税优惠—分配制度修复						49						49						45
超额联邦递延所得税						238						239						245
其他						8						8						7
监管负债总额						$	317					$	314					$	322

(a)监管资产记入“预付费用和其他流动资产”和“其他资产"在简明合并资产负债表上。监管负债记入简明合并资产负债表的“其他流动负债”和“其他非流动负债”。

递延燃料和动力-成本和退款。公用事业公司的电价包含允许通过应用PGC费率、PGA费率和DS费率来收回所有审慎产生的购买的天然气和电力成本的条款。这些条款规定，针对向客户收取的外购天然气和发电供应成本总额与发生的可收回成本之间的差异，对PGC、PGA和DS费率进行定期调整。净未开票成本被归类为监管资产，净超支被归类为监管负债。

PA Gas Utility使用衍生工具来降低其为零售核心市场客户采购的天然气成本的波动性。天然气衍生工具的已实现和未实现损益计入递延燃料和电力成本或退款。截至2025年12月31日、2025年9月30日和2024年12月31日，这类合同的未实现收益（亏损）净额为美元（ 5 ), $( 5 ）和$ 6 ，分别。

其他监管事项

UGI公用事业。2026年1月28日，PA Gas Utility向PAPUC提出请求，要求将其住宅、商业和工业客户的基础运营收入增加$ 99 每年一次。增加的收入将为维持安全可靠的天然气服务所需的持续系统改进和运营提供资金。PA Gas Utility要求新的燃气费率于2026年3月29日生效。然而，PAPCC通常会暂停一般基准利率程序的生效日期，期限不超过提交日期后的九个月，以便进行调查和公开听证。我们无法预计费率案例审查过程的时间或最终结果。

2025年1月27日，PA Gas Utility向PAPUC提出请求，要求将其住宅、商业和工业客户的基础运营收入增加$ 110 每年一次。2025年9月11日，PAPCC发布了一项最终命令，批准了一项和解协议，规定以$ 70 年度基数分配率提高，自2025年10月28日起生效，并在其试点期结束时维持天气正常化调整并进行修改。

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登山家。2026年2月3日，WV Gas Utility向WVPSC提交了一份基本费率案例文件，寻求净收入增加$ 27 ，其中包括增加基本费率$ 44 以及降低IREP费率$ 17 每年一次。增加的收入将为维持安全可靠的天然气服务所需的持续系统改进和运营提供资金。WV Gas Utility要求新的燃气费率于2026年3月5日生效。WV Gas Utility预计WVPSC将进入一项命令，暂停费率上调的生效日期，以便对备案和公开听证会进行全面审查。除非更快达成和解，否则自提交之日起，审查过程预计将持续长达270天。公司无法预测费率案例审查过程的时间或最终结果。

2025年7月31日，WV Gas Utility向WVPSC提交了2025年IREP备案，要求追回$ 24 ，增加$ 5 ，对于2022年12月31日之后与资本投资相关的成本，该总额$ 274 ，包括$ 77 2026年历年。该备案包括总额为$ 445 在2026-2030年期间。2025年12月17日，WVPSC发布命令，批准WV Gas Utility的请求，新费率自2026年1月1日起生效。

2024年7月31日，WV Gas Utility向WVPSC提交了2024年IREP备案，要求追回$ 19 ，其中包括$ 3 上一年回收不足，对于2022年12月31日之后与资本投资相关的成本，总计$ 197 ，包括$ 74 在2025日历年。该备案包括总额为$ 418 2025-2029年期间。2024年10月28日，WVPSC发布命令，批准WV Gas Utility的请求，新费率自2025年1月1日起生效。

附注8 —债务

重大融资活动

2026财年期间发生了以下重大融资活动。

公用事业

UGI公用事业优先票据。2025年7月，UGI公用事业与一个贷款人财团订立票据购买协议。根据票据购买协议，2025年11月，UGI公用事业公司发行了$ 150 本金总额 5.10 %于2030年11月15日到期的优先票据，以及$ 125 本金总额 5.68 2035年11月15日到期的优先票据百分比。UGI公用事业公司将发行这些优先票据的所得款项净额用于（1）偿还$ 100 未偿本金余额 1.59 %优先票据，2026年6月到期和$ 75 未偿本金余额 1.64 %优先票据，2026年9月到期；（2）减少短期借款；（3）用于一般公司用途。这些优先票据是无担保的，与UGI公用事业公司现有的未偿优先债务具有同等地位。票据购买协议包含习惯契约和违约条款，并要求遵守某些财务契约，包括协议中定义的杠杆比率和优先债务比率。

中游&营销

美国能源服务应收账款融资。 美国能源服务与一家应收账款支持商业票据发行人建立了应收账款融资。2025年10月，应收账款融资到期日延长至2026年10月。应收账款融资机制为美国能源服务提供了至多借款美元的能力 150 2025年10月17日至2026年4月30日期间符合条件的应收账款，最高不超过$ 75 2026年5月1日至2026年10月16日期间符合条件的应收账款，可选择请求同意增加$ 50 .美国能源服务使用应收账款工具为营运资金、商品期货合约下的追加保证金、资本支出、股息和一般公司用途提供资金。

UGI公司

UGI公司优先票据。公司有$ 700 未偿本金总额 5.00 2028年6月到期的% UGI公司优先票据。UGI公司优先票据可根据某些事件和情况的发生进行转换。

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转换后，公司将支付现金，最高可达UGI公司优先票据的本金总额。对于超过本金总额的剩余金额（如适用），公司将拥有在转换时选择结算方式的唯一权利，该方式可以完全以现金、股份或现金与其普通股股份相结合的方式。该协议中定义的违约结算方式是，以每1,000美元的UGI公司优先票据本金1,000美元为指定美元金额的组合结算，以及以公司普通股股份结算的任何增量价值。初始转换率为每1,000美元本金的UGI公司优先票据36.23 19股公司普通股，即初始转换价格约为$ 27.60 每股公司普通股。转换率和转换价格将在某些事件发生时按惯例进行调整。此外，如果发生某些构成“整体根本性变化”（如契约中所定义）的企业事件，那么在某些情况下，将在特定时期内提高转换率。

截至2025年12月31日，满足了与公司普通股市场价格相关的提前转换条件。据此，根据日期为2024年6月11日的契约，自2026年1月1日至2026年3月31日，票据持有人可选择将UGI公司优先票据全部或部分转换为可转换债券。

由于公司必须向票据持有人支付不超过本金总额的现金，并且票据持有人可以在2026年1月1日至2026年3月31日期间自行选择转换，公司将全部$ 700 本金金额（扣除未摊销债务发行费用$ 11 ）的2025年12月31日简明合并资产负债表“当期到期的长期债务”中的UGI公司优先票据。

UGI公司优先票据是否会在2026年3月31日之后的后续期间成为可转换债券，将取决于未来发生的提前转换条件。如果未来季度没有一个转换条件得到满足，UGI公司优先票据将在简明合并资产负债表上恢复分类为“长期债务”。

公司无法预测票据持有人是否会在截至2026年3月31日的转换期内选择转换。票据持有人是否选择转换将取决于市场条件、UGI公司优先票据的二级市场交易价格相对于提前转换的价值等多种因素。历史上，二级市场交易价格较提前转股价值呈现溢价，向不要求提前转股表明经济价值。公司无法预测这些情况是否会持续。如公司2025年年报所述，公司拥有$ 300 循环信贷额度，其借款（如有）可仅用于在票据持有人进行转换时为现金对价提供资金。该信贷额度计划于2026年8月到期，公司有选择权，在满足特定条件的情况下，将信贷额度借款转换并延长为一年定期贷款。此外，该公司还拥有$ 187 现有美元下未使用的借款能力 475 循环信贷额度和通过子公司获得额外流动性，以在票据持有人提前转换的情况下为任何额外现金对价（如果需要）提供资金。迄今为止，没有票据持有人选择转换其票据。

截至2025年12月31日止三个月，公司确认$ 10 的利息费用，与UGI公司优先票据的实际利率为 5.73 %.

我们通过使用当前市场利率和使用类似类型债务的可用利率（Level 2）对未来现金流进行贴现来估计长期债务的公允价值。UGI公司优先票据的估计公允价值为$ 994 和$ 894 分别于2025年12月31日和2025年9月30日。

有关我们的UGI公司优先票据的更多信息，请参阅公司的2025年年度报告。

补充现金流信息

该公司定期使用其信贷额度（不包括UGI公司2025信贷协议），就美国能源服务而言，使用应收账款额度来支持其营运资金需求，借款金额为$ 591 和偿还$ 636 截至2025年12月31日止三个月。

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附注9 —承付款项和或有事项

环境事项

UGI公用事业

从1800年代后期到1900年代中期，在天然气普遍可用之前，UGI公用事业公司及其以前的子公司拥有并运营着一些MGP。根据《超级基金法》，煤焦油的某些成分和制气过程的其他残留物今天被视为危险物质，可能存在于前MGP的场地上。1882年至1953年期间，UGI公用事业公司在宾夕法尼亚州和其他地方拥有附属天然气公司的股票，并且还根据协议经营一些天然气公司的业务。到1950年代初，UGI公用事业公司剥离了除某些天然气和电力业务之外的所有公用事业业务。从2006年和2008年开始，UGI公用事业公司也拥有并经营 two 收购了子公司，在宾夕法尼亚州拥有并在某些情况下经营MGP的历史相似。

UGI公用事业公司与PADEP签订了一项COA，以解决宾夕法尼亚州特定的前MGP场地的补救问题，该补救计划将于2035年底终止。根据COA，UGI公用事业公司必须根据在MGP上确定的合格环境调查和/或补救活动，在每个日历年获得一定数量的积分，或者为此类活动进行支出，金额等于年度环境最低支出阈值。COA年度最低支出门槛为$ 5 .截至2025年12月31日、2025年9月30日和2024年12月31日，我们与COA相关的环境调查和补救费用的估计应计负债总额为$ 63 , $ 63 和$ 52 ，分别。

我们预计宾夕法尼亚州MGP场地的有害物质调查和补救费用对UGI公用事业公司的运营结果并不重要，因为UGI公用事业公司获得与COA涵盖的场地相关的实际环境调查和补救费用的费率制定回收。这种费率制定与确认将历史成本和费率回收之间的累计差异与与站点相关的未来成本估计进行了协调。因此，UGI公用事业公司就这些成本记录了一项相关的监管资产，因为很可能会从客户那里收回这些成本（见附注7）。

UGI公用事业公司会不时收到宾夕法尼亚州以外的站点的通知，在这些站点上，私人方声称MGP以前由UGI公用事业公司拥有或运营，或者由以前的子公司拥有或运营。这类当事人一般会调查环境污染程度或进行环境整治。管理层认为，根据适用法律，在前子公司拥有或经营MGP的情况下，UGI公用事业公司不应承担责任。但是，如果法院得出结论认为（1）该子公司的单独的公司形式应被忽视，或者（2）MGP的行为应被视为是运营商，则可能存在金额不定的重大未来成本，这些成本与宾夕法尼亚州以外由UGI公用事业公司直接经营的、或由UGI公用事业公司的前子公司拥有或经营的MGP造成的环境损害相关。对于呈报的所有期间，UGI公用事业公司在宾夕法尼亚州以外的MGP场地的环境调查和清理费用的未贴现或应计负债均不重要。

AmeriGas丙烷

AmeriGas OLP Saranac湖。2008年，NYDEC通知AmeriGas OLP，NYDEC已将位于纽约州萨拉纳克湖的据称由AmeriGas OLP拥有的财产置于纽约州非活动危险废物处置场所登记处。NYDEC进行的一项场地表征研究披露了与一种前MGP相关的污染。AmeriGas OLP于2009年对NYDEC作出回应，对其是PRP的说法提出异议，因为它没有运营MGP，并且似乎只拥有该网站的一部分。2017年，NYDEC向AmeriGas传达了OLP信息，NYDEC此前已发布 三个 与修复场地有关的ROD总额约为$ 28 并要求提供有关AmeriGas OLP所谓所有权的更多信息。AmeriGas OLP再次对指定为PRP提出质疑，并确定了潜在的防御措施。NYDEC随后确定了与该网站有关的第三方PRP。

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NYDEC于2018年春季开始实施整治计划。2024财年，NYDEC通知AmeriGas OLP，补救计划已经完成，总费用约为$ 19 . 纽约总检察长办公室作为NYDEC的法律顾问，邀请AmeriGas OLP参与和解讨论。我们有一份原则上正在敲定的和解协议。

其他事项

宾夕法尼亚州西雷丁爆炸案.2023年3月24日，宾夕法尼亚州西雷丁发生爆炸，导致 七个 当地巧克力制造商R.M. Palmer拥有的建筑物和邻近的建筑物出现人员死亡、至少十人受伤以及大面积财产损失。NTSB调查，PAPUC正在调查西雷丁事件。NTSB调查小组包括公司、当地消防部门和管道和危险材料安全管理局的代表。公司配合调查。2023年9月，OSHA结束了对此事的调查，没有任何与UGI公用事业有关的调查结果。

2024年12月10日，NTSB工作人员向NTSB董事会提交了调查结果草案。2025年4月8日，NTSB发布了最终报告，得出的结论是，R.M. Palmer蒸汽管的断裂造成地下温度升高，导致UGI公用事业服务三通的热退化，导致天然气泄漏，并建议对UGI公用事业进行盘点并解决高温环境下塑料气体资产面临的风险。

该公司已收到因爆炸而产生的索赔，并涉及与该事件相关的诉讼。随着NTSB最终报告的发布，诉讼中的发现已经开始。公司为人身伤害、财产和伤亡损失投保责任保险，并认为与爆炸相关的第三方索赔，超过公司的免赔额，可以通过公司的保险获得赔偿。公司目前无法预测这些未决或未来索赔和法律诉讼的结果。

关于这些未决索赔和法律诉讼，除上述披露外，公司认为，在目前的早期阶段，没有足够的可用信息来合理估计损失范围（如果有的话），或得出结论，这些事项的最终结果将会或不会对我们的财务报表产生重大影响。

除上述事项外，我们在正常业务过程中还产生了其他未决索赔和法律诉讼。尽管我们无法预测这些未决索赔和法律诉讼的最终结果，包括上述那些，但我们认为，在与律师协商后，这些事项的最终结果不会对我们的财务报表产生重大影响。

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附注10 —公允价值计量

经常性公允价值计量

下表按毛额列示了我们在公允价值层级内以经常性公允价值计量的金融资产和负债，包括流动和非流动部分：

						资产（负债）
						1级						2级						3级						合计
2025年12月31日：
衍生工具：
资产：
商品合约						$	68					$	13					$	—					$	81
外币合同						$	—					$	2					$	—					$	2
负债：
商品合约						$	( 66 )					$	( 73 )					$	—					$	( 139 )
外币合同						$	—					$	( 14 )					$	—					$	( 14 )
利率合约						$	—					$	( 10 )					$	—					$	( 10 )
不合格补充退休后设保人信托投资（a）						$	36					$	—					$	—					$	36
2025年9月30日：
衍生工具：
资产：
商品合约						$	85					$	11					$	—					$	96
外币合同						$	—					$	1					$	—					$	1
负债：
商品合约						$	( 72 )					$	( 61 )					$	—					$	( 133 )
外币合同						$	—					$	( 19 )					$	—					$	( 19 )
利率合约						$	—					$	( 12 )					$	—					$	( 12 )
不合格补充退休后设保人信托投资（a）						$	35					$	—					$	—					$	35
2024年12月31日：
衍生工具：
资产：
商品合约						$	130					$	33					$	—					$	163
外币合同						$	—					$	33					$	—					$	33
利率合约						$	—					$	5					$	—					$	5
负债：
商品合约						$	( 98 )					$	( 14 )					$	—					$	( 112 )
外币合同						$	—					$	( 1 )					$	—					$	( 1 )
利率合约						$	—					$	( 9 )					$	—					$	( 9 )
不合格补充退休后设保人信托投资（a）						$	44					$	—					$	—					$	44

(a)主要包括在与不合格补充退休计划相关的设保人信托中持有的共同基金投资。

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我们的1级交易所交易商品期货和期权合约以及非交易所交易商品期货和远期合约的公允价值基于相同资产和负债的主动报价市场价格。基本上所有剩余的衍生工具都被指定为第2级。指定为第2级的某些非交易所交易商品衍生品的公允价值基于通过经纪商、行业价格出版物或近期市场交易和相关市场指标获得的指示性价格报价。我们的二级利率合约和外币合约的公允价值基于第三方报价或基于近期市场交易的指示性价值。设保人信托持有的投资的公允价值来自市场报价，因为这些信托的几乎所有投资都有活跃的市场。

其他金融工具

计入流动资产和流动负债的其他金融工具（本期到期长期债务除外）的账面价值因其短期性而与其公允价值相近。我们通过使用当前市场利率和使用类似类型债务的可用利率（Level 2）对未来现金流进行贴现来估计长期债务的公允价值。 我们的长期债务（包括当前到期但不包括未摊销的债务发行成本）的账面金额和估计公允价值如下：

			2025年12月31日						2025年9月30日						2024年12月31日
账面金额			$	6,822					$	6,701					$	6,907
估计公允价值			$	7,002					$	6,777					$	6,523

衍生工具以外的金融工具，例如短期投资和贸易应收账款，可能会使我们面临集中的信用风险。我们通过仅投资于投资级商业票据、货币市场共同基金、由美国政府或其机构担保的证券以及FDIC保险银行存款来限制短期投资的信用风险。贸易应收账款集中产生的信用风险是有限的，因为我们拥有跨越许多不同美国市场和许多外国的庞大客户群。有关与我们的衍生工具相关的信用风险集中度的信息，请参见附注11。

附注11 —衍生工具和套期保值活动

我们面临与我们正在进行的业务运营相关的某些市场风险。管理层使用衍生金融和商品工具，除其他外，管理：（1）商品价格风险；（2）利率风险；（3）外币汇率风险。尽管我们使用衍生金融和商品工具来降低与预测交易相关的市场风险，但我们不会将衍生金融和商品工具用于投机或交易目的。衍生工具的使用受我们的风险管理和信贷政策的控制，其中包括我们可以使用的衍生工具、交易对手信用额度和合同授权额度。尽管我们的商品衍生工具延续了数年，但我们的商品衍生工具的很大一部分在未来十二个月内从经济上对冲了商品价格风险。有关我们的衍生工具会计核算的信息，请参见附注2。

以下部分总结了公司用于管理这些市场风险的衍生工具类型。

商品价格风险

受监管的公用事业运营

天然气

PA Gas Utility的关税包含允许收回其向零售核心市场客户销售的所有审慎产生的天然气成本的条款，包括用于对冲购买的天然气成本的金融工具的成本。正如PAPUC根据PA Gas Utility的年度PGC备案所允许和同意的那样，PA Gas Utility目前使用纽约商品交易所天然气期货和期权合约来降低与其为零售核心市场客户购买的部分天然气相关的商品价格波动。有关这些衍生工具的监管会计处理的更多信息，请参见附注7。

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非公用事业运营

液化石油气

为了管理与合伙企业的固定价格计划相关的市场价格风险，并减少短期商品价格波动的影响，合伙企业使用场外衍生商品工具，主要是价格互换合约。此外，该合作伙伴关系和我们的UGI国际业务还使用场外价格掉期和期权合约来降低与其预测的部分液化石油气采购相关的商品价格波动。

天然气

为了管理与实物天然气固定价格销售合同有关的市场价格风险，Midstream & Marketing订立了NYMEX和场外交易天然气期货以及场外交易和ICE天然气基差掉期合同。此外，Midstream & Marketing使用NYMEX和场外期货和期权合约，以经济方式对冲与购买和预期后期近期出售天然气储存库存所产生的毛利率相关的价格波动。在金融市场之外，Midstream & Marketing还使用ICE和场外远期实物合约。

电力

为管理与电力固定价格销售合同有关的市场价格风险，Midstream & Marketing订立电力期货和远期合同。

利率风险

我们的某些长期债务协议的利率通常与短期市场利率挂钩。为了固定基础短期市场利率，我们可能会签订固定工资、接收浮动利率互换协议，并将此类互换指定为现金流对冲。

我们长期债务的剩余部分通常以固定利率发行。随着这些长期债务到期，我们通常会用利率反映当时市场状况的新债务为这类债务再融资。为了降低与近中期预测发行固定利率债务相关的基础基准利率的市场利率风险，我们不时订立IRPA。我们将IRPA作为现金流对冲进行核算。有 无 在报告的任何期间内未结算的IRPA。截至2025年12月31日，预计将在未来12个月内重新分类为收益的与利率对冲相关的税前净（收益）损失金额为$ 8 .

外币汇率风险

远期外币兑换合约

为减少与我们的海外业务相关的净收入波动，主要是由于美元兑欧元和英镑汇率的变化，我们订立远期外汇兑换合同。我们将这些外币兑换合约分层在多年期间，最终约等于 90 预计UGI国际外币所得税前利润的百分比。由于这些合同未被指定为套期工具，这些合同的已实现和未实现损益在简明综合损益表的“其他营业外收入（费用），净额”中记录。

净投资对冲

我们还会不时订立某些远期外汇兑换合约，以降低我们部分以UGI国际欧元计价的净投资的美元价值的波动性，包括预期的外币计价股息。我们将这些外币兑换合约作为净投资对冲进行核算，这些合约公允价值的所有变动均在AOCI中的累计换算调整部分中报告。我们使用即期利率法来衡量我们的净投资对冲的无效性。

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我们以欧元计价的长期债务也被指定为净投资对冲，这代表了我们以欧元计价的UGI国际净投资的一部分。我们在AOCI的累计换算调整部分中确认了与这些净投资对冲相关的税前收益（损失）$（ 1 ）和$ 55 分别于截至2025年12月31日及2024年12月31日止三个月期间。

衍生工具相关量化披露

下表按衍生工具类型汇总了截至2025年12月31日、2025年9月30日和2024年12月31日与未平仓衍生工具合约相关的总名义金额，以及截至2025年12月31日公司未平仓衍生工具合约的最终结算日期，但不包括符合NPN例外条件的衍生工具：

																		名义金额 （百万）
类型						单位						定居点延伸通过						2025年12月31日						2025年9月30日						2024年12月31日
商品价格风险：
受监管的公用事业运营
PA Gas Utility纽约商品交易所天然气期货和期权合约						Dekatherms						2026年9月						19						28						22
非公用事业运营
液化石油气掉期						加仑						2028年9月						504						608						410
天然气期货、远期、基差互换、期权和管道合约						Dekatherms						2030年3月						248						237						310
电力远期和电力期货合约						千瓦小时						2029年1月						1,126						929						1,031
利率风险：
利率互换						欧元						2026年3月						€	300					€	300					€	300
利率互换						美元						2028年9月						$	1,439					$	1,443					$	1,228
外币汇率风险：
远期外币兑换合约						美元						2028年9月						$	410					$	500					$	299
净投资对冲远期外汇合约						欧元						2026年12月						€	106					€	106					€	181

衍生工具信用风险

如果我们的衍生工具交易对手不履约，我们将面临损失风险。我们的衍生工具交易对手主要包括大型能源公司以及主要的美国和国际金融机构。我们维持对我们的交易对手的信贷政策，我们认为这些政策可以降低整体信贷风险。这些政策包括评估和监测我们的交易对手的财务状况，包括其信用评级，以及与管理信用额度的交易对手订立协议或订立净额结算协议，允许酌情抵消某些金融交易的交易对手应收和应付余额。

我们有与衍生工具相关的集中信用风险，我们持续评估衍生交易对手的信誉。截至2025年12月31日，根据衍生工具的公允价值总额，如果这些交易对手未能按照其合同条款履约，我们将产生的最大损失金额为$ 83 .一般来说，我们的许多场外衍生工具和所有交易所合约都要求交易对手或公司以信用证、父母担保或现金的形式张贴抵押品。截至2025年12月31日，我们收到了来自衍生工具交易对手的现金抵押品，总额为$ 4 .此外，我们可能与其中某些交易对手有抵消衍生负债和某些应付账款余额，这进一步

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减轻前面提到的最大损失金额。合伙企业的某些衍生合约具有与信用风险相关的或有特征，在合伙企业债务评级下调的情况下可能需要提供额外的抵押品。在2025年12月31日，如果触发了与信用风险相关的或有特征，则要求过账的抵押品数量将不重要。

抵销衍生资产和负债

衍生资产和负债在存在抵消权的情况下，由交易对手在简明合并资产负债表上以净额列示。我们将收回现金抵押品的权利或返还现金抵押品的义务所确认的金额与与同一交易对手执行的衍生工具所确认的金额相抵消。我们的衍生工具既包括通过经纪商在交易所执行的交易，也包括集中清算和场外交易。交易所合约利用金融中介、交易所或清算所进入、执行或清算交易。场外合约是直接与第三方进行交易的双边合约。某些场外交易和交易所合约包含通过主净额结算安排、衍生品清算协议和合约违约条款进行抵消的合同权利。此外，这些合同还受制于通过交易对手不履约、无力偿债或其他条件抵消的有条件权利。

总的来说，我们的许多场外交易和所有交易所合约都受制于抵押品要求。抵押品的类型一般包括现金或信用证。我们向场外衍生品交易对手支付的现金抵押品（如果有的话）反映在下表中，以抵消衍生品负债。我们从场外衍生品交易对手处收到的现金抵押品（如果有的话）反映在下表中，以抵消衍生品资产。在简明综合资产负债表中与我们的衍生交易对手确认的某些其他应收账款和应付账款余额不包括在下表中，但可能会减少我们对这些交易对手的净敞口，因为这些余额受制于主净额结算或类似安排。

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衍生工具公允价值

 

下表按类型列示了公司的衍生资产和负债，以及抵销的影响：

						12月31日， 2025						9月30日， 2025						12月31日， 2024
衍生资产：
指定为套期保值工具的衍生工具：
外币合同						$	2					$	1					$	19
利率合约						—						—						5
						2						1						24
适用于PGC和DS机制的衍生品：
商品合约						1						3						6
未指定为套期保值工具的衍生工具：
商品合约						80						93						157
外币合同						—						—						14
						80						93						171
衍生资产总额—毛额						83						97						201
资产负债表中抵消的毛额						( 57 )						( 65 )						( 83 )
收到的现金抵押品						( 4 )						( 2 )						( 31 )
衍生资产总额—净额						$	22					$	30					$	87
衍生负债：
指定为套期保值工具的衍生工具：
利率合约						$	( 10 )					$	( 12 )					$	( 9 )
适用于PGC和DS机制的衍生品：
商品合约						( 7 )						( 8 )						—
未指定为套期保值工具的衍生工具：
商品合约						( 132 )						( 125 )						( 112 )
外币合同						( 14 )						( 19 )						( 1 )
						( 146 )						( 144 )						( 113 )
衍生负债总额—毛额						( 163 )						( 164 )						( 122 )
资产负债表中抵消的毛额						57						65						83
质押的现金抵押品						25						19						4
衍生负债总额—净额						$	( 81 )					$	( 80 )					$	( 35 )

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衍生工具的影响

下表提供了衍生工具对简明综合损益表的影响和AOCI变化的信息：

截至12月31日止三个月，：
						收益（亏损） 认可于 AOCI												收益（亏损） 重新分类自 AOCI成收入												收益（损失）重新分类自 AOCI成收入
现金流对冲：						2025						2024						2025						2024
利率合约						$	4					$	20					$	1					$	2					利息支出
净投资对冲：
外币合同						$	1					$	13
						收益（亏损） 在收入中确认
不被指定为套期工具的衍生工具：						2025						2024						收益中确认的收益（损失）的位置
商品合约						$	—					$	( 1 )					收入
商品合约						( 29 )						69						销售成本
商品合约						—						( 1 )						其他经营费用（收入），净额
外币合同						2						25						其他营业外收入（费用），净额
合计						$	( 27 )					$	92

我们也是许多其他具有衍生工具要素的合同的一方。然而，这些合同符合NPN例外会计的条件，因为它们规定交付的产品或服务的数量预计将在正常经营我们的业务过程中使用，并且这些合同中的价格基于与所购买或销售的产品或服务的价格直接相关的基础。这些合同包括（其中包括）具有约束力的采购订单、规定购买和交付或销售能源产品的合同，以及要求对方提供商品储存、运输或容量服务以满足我们正常销售承诺的服务合同。

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附注12 —累计其他综合收益（亏损）

下表列示了税后AOCI的变化：

截至2025年12月31日止三个月						退休后福利计划						衍生工具						外币						合计
AOCI — 2025年9月30日						$	23					$	( 15 )					$	( 181 )					$	( 173 )
重分类调整前的其他综合收益（亏损）						—						3						3						6
从阿拉伯石油国际组织改叙的数额						—						( 1 )						—						( 1 )
归属于UGI的其他全面收益（亏损）						—						2						3						5
AOCI — 2025年12月31日						$	23					$	( 13 )					$	( 178 )					$	( 168 )
截至2024年12月31日止三个月						退休后福利计划						衍生工具						外币						合计
AOCI — 2024年9月30日						$	10					$	( 23 )					$	( 240 )					$	( 253 )
重分类调整前的其他综合收益（亏损）						—						15						( 72 )						( 57 )
从阿拉伯石油国际组织改叙的数额						( 1 )						( 2 )						—						( 3 )
归属于UGI的其他全面收益（亏损）						( 1 )						13						( 72 )						( 60 )
AOCI — 2024年12月31日						$	9					$	( 10 )					$	( 312 )					$	( 313 )

附注13 —分部信息

我们的业务包括 四个 一般基于所售产品或服务、地理位置和监管环境的报告分部：（1）公用事业；（2）中游和营销；（3）UGI国际；（4）AmeriGas丙烷。

公司及其他包括UGI的某些公司费用和一般费用以及未分配给其报告分部的利息费用。Corporate & Other还包括某些项目，这些项目被排除在我们的主要经营决策者对分部业绩的评估之外（有关这些项目的更多详细信息，请参见下文）。

我们报告分部的会计政策与公司2025年年度报告附注2“重要会计政策摘要”所述相同。我们的首席执行官，担任首席运营官，根据“利息支出和所得税前利润”衡量部门盈利能力。主要经营决策者使用这一财务指标，将当期业绩与可报告分部层面的预算和上年业绩进行比较，以评估分部业绩并在分部之间分配资源。

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下表提供了有关公司可报告分部的信息以及与相应合并金额的对账：

截至2025年12月31日止三个月						合计						消除（a）						公用事业						中游&营销						UGI国际						美国天然气公司 丙烷						企业 &其他（d）
来自外部客户的收入						$	2,083					$	—					$	571					$	337					$	575					$	600					$	—
分部间收入						—						( 110 )						20						90						—						—						—
销售成本						1,012						( 110 )						281						288						291						251						11
运营和管理费用（b）						520						( 24 )						108						35						134						244						23
折旧及摊销						140						—						47						21						29						44						( 1 )
股权投资对象收益（亏损）						4						—						—						4						—						—						—
其他分部收入（亏损）（c）						47						( 28 )						2						1						3						11						58
扣除利息支出和所得税前的收益						462						( 4 )						157						88						124						72						25
利息支出						( 111 )						4						( 29 )						( 14 )						( 11 )						( 38 )						( 23 )
所得税优惠（费用）						( 54 )						—						( 30 )						( 13 )						( 10 )						( 10 )						9
归属于UGI的净利润						$	297					$	—					$	98					$	61					$	103					$	24					$	11
资本支出（包括应计项目的影响）						$	191					$	—					$	133					$	17					$	11					$	30					$	—
截至2025年12月31日
总资产						$	15,815					$	( 341 )					$	6,708					$	3,291					$	3,028					$	2,937					$	192
截至2024年12月31日止三个月						合计						消除（a）						公用事业						中游&营销						UGI国际						美国天然气公司 丙烷						企业 &其他（d）
来自外部客户的收入						$	2,030					$	—					$	470					$	296					$	638					$	627					$	( 1 )
分部间收入						—						( 86 )						15						71						—						—						—
销售成本						923						( 86 )						204						229						374						280						( 78 )
运营和管理费用（b）						497						( 26 )						98						29						134						236						26
折旧及摊销						138						—						44						20						29						45						—
股权投资对象收益（亏损）						3						—						—						4						( 1 )						—						—
其他分部收入（亏损）（c）						44						( 25 )						2						2						10						8						47
扣除利息支出和所得税前的收益						519						1						141						95						110						74						98
利息支出						( 102 )						—						( 26 )						( 12 )						( 10 )						( 33 )						( 21 )
所得税优惠（费用）						( 42 )						—						( 26 )						6						—						( 87 )						65
归属于UGI的净利润（亏损）						$	375					$	1					$	89					$	89					$	100					$	( 46 )					$	142
资本支出（包括应计项目的影响）						$	175					$	—					$	106					$	32					$	14					$	23					$	—
截至2024年12月31日
总资产						$	15,412					$	( 220 )					$	6,183					$	3,321					$	2,835					$	3,082					$	211

(a)表示主要在Midstream & Marketing、Utilities和AmeriGas Propane之间消除了分部间交易。

(b)对于公用事业可报告分部，运营和管理费用减去与收入相关的税款（即毛收入和业务占用税）被视为重大分部费用，为$ 100 和$ 91 分别截至2025年12月31日及2024年12月31日止三个月。

（c）除企业及其他外，其他分部项目主要指其他经营及营业外收入及开支。

（d）公司及其他包括归属于我们可报告分部的特定项目，这些项目未包括在我们的主要经营决策者使用的分部利润计量中。下表列出截至2025年12月31日和2024年12月31日止三个月已计入公司及其他的税前收益（亏损），以及与之相关的可报告分部：

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截至2025年12月31日止三个月						损益表上的位置						中游&营销						UGI国际						AmeriGas丙烷
与当期交易无关的商品衍生工具净收益（亏损）						销售成本						$	( 2 )					$	1					$	( 10 )
外币衍生工具未实现收益（亏损）						其他营业外收入（费用），净额						$	—					$	5					$	—
出售业务收益						出售业务的亏损（收益）						$	—					$	27					$	—
分部间贷款利息收入						其他经营费用（收入），净额						$	—					$	4					$	—
截至2024年12月31日止三个月						损益表上的位置						中游&营销						UGI国际						AmeriGas丙烷
与当期交易无关的商品衍生工具净收益（亏损）						收入						$	( 1 )					$	—					$	—
与当期交易无关的商品衍生工具净收益（亏损）						销售成本						$	59					$	12					$	7
与当期交易无关的商品衍生工具净收益（亏损）						其他经营费用（收入），净额						$	—					$	1					$	—
外币衍生工具未实现收益（亏损）						其他营业外收入（费用），净额						$	—					$	22					$	—

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