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ITEM1C。cYbersecurity。

我们认识到评估、识别和管理与网络安全威胁相关的重大风险的重要性，这一术语在S-K条例第106（a）项中定义。我们面临着大量日益增加的网络安全威胁，包括针对国家关键基础设施部门的威胁。可靠的服务和运营连续性对于我们的成功和我们所服务的人的福利至关重要，包括我们通过我们的输电、配电和发电系统安全可靠地向客户输送能源的能力。我们致力于维持对这些风险的稳健治理和监督，并投资于实施旨在帮助我们在不断变化的环境中评估、识别和管理这些风险的机制、控制、技术和流程。

为了减轻对我们业务的威胁，我们对网络安全风险管理采取了全面、跨职能的方法。我们的管理团队积极参与监督和实施我们的风险管理计划，其中网络安全是一个重要组成部分。我们至少每年进行一次网络安全风险评估，评估来自内部利益相关者和外部来源的信息。评估结果为我们对加强安全控制举措的调整和优先排序提供了信息。如下文更详细地描述，我们制定了评估、识别和管理来自网络安全威胁的重大风险的政策、标准、流程和做法，这些政策、标准、流程和做法旨在遵循国家认可的框架。其中包括：对员工进行安全意识培训；检测和监测异常网络活动的机制；识别网络安全威胁的服务；对威胁环境进行扫描；评估我们行业的风险状况；利用内部和外部审计；进行威胁和漏洞评估；以及遏制和事件响应工具。 我们还积极与行业团体接触，以对标和了解最佳做法。我们维持旨在迅速升级某些网络安全事件的控制和程序，以便能够及时做出有关公开披露和报告此类事件的决定。

我们的网络安全风险管理方法包括以下关键要素：

•多层防御与持续监测：我们的网络安全方法涉及多层防御，包括检测能力、分析和实时监控。 我们利用数据洞察来识别潜在异常，监测不断演变的威胁，并识别新出现的风险。根据脆弱性评估、威胁情报和从监测活动中获得的见解，定期评估和完善保障措施。

•信息共享与协作：我们与行业同行、政府机构、信息共享和分析中心（“ISACS”）、贸易组织和网络安全论坛共享和接收威胁情报。这些合作为信息交流提供了一种手段，以改进威胁检测和漏洞缓解。

•第三方风险评估：我们聘请独立公司协助我们网络安全计划的多个阶段。这项工作包括测试、审计和咨询，以验证和加强我们的网络安全态势，以及我们控制的设计和运行有效性。

•全公司政策和程序：我们全公司的网络安全政策和程序涵盖加密标准、端点安全、远程访问协议、多因素认证和数据保护等领域。这些政策经过定期审查，以解决最新的安全标准和操作要求，并考虑最佳实践和行业趋势。

•培训和认识：我们为员工提供意识培训，以帮助识别、避免和缓解网络安全威胁。我们的员工经常参加模拟钓鱼活动，加强遵守我们的政策、标准和做法的教育，以及其他意识培训。我们还定期与管理层进行桌面操作和其他练习，并根据需要纳入外部资源和顾问。我们的网络安全团队与业务部门的利益相关者协作，进一步分析公司面临的风险，并制定检测、缓解和补救策略。

•供应商参与：我们与供应商共同努力，以支持我们供应链中的网络安全弹性。该公司使用各种流程来应对第三方网络安全威胁，包括审查

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此类提供者的网络安全实践，以合同方式对提供者施加义务，在发生任何已知或疑似网络事件时发出通知，进行安全评估，并在公司与此类提供者接触的过程中定期进行重新评估。

截至本10-K表日期，没有任何网络安全事件对我们的业务战略、关键业务运营、运营结果或财务状况产生重大影响。不能保证我们的政策和程序会得到遵守，或者如果得到遵守，将有效保护我们的系统和信息。因此，除其他考虑因素外，这可能会影响我们业务战略和业务运营的执行、我们的财务状况和/或运营结果，以及我们信息技术系统的安全性和有效性。更多关于我们面临的网络安全威胁风险的信息，请看项目1a,风险因素，应与本项目1c一并阅读。

网络安全风险治理和监督

公司董事会与审计委员会一起监督管理层应对网络安全风险的方法及其与公司企业风险管理计划的一致性。BOD和审计委员会接收管理层关于网络安全事件（包括安全风险和漏洞）的预防、检测和缓解的报告。此外，审计委员会还收到有关网络安全风险评估、风险缓解战略和相关网络安全事项的最新信息。公司的信息技术团队负责制定和实施其信息安全计划，并向董事会和审计委员会报告网络安全事项。

该公司的风险管理委员会（“RMC”）由首席风险官担任主席，负责评估与网络安全相关的风险以及其他重大风险，并监督缓解计划。RMC由跨多个职能的行政领导组成，包括对法律、监管、财务和财务、运营、信息技术、业务发展以及政策和控制负有责任和监督的个人。RMC每月开会，定期收到有关安全性能指标、全球安全风险、安全增强以及我们安全态势更新的更新。

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估计数的使用

编制合并财务报表以符合公认会计原则要求管理层在计量资产和负债以及相关收入和费用时做出估计。这些估计涉及对未来各种经济因素的判断，这些因素很难预测，也是我们无法控制的；因此，实际结果可能与这些估计不同。随着获得更多信息或确定实际数额，记录的估计数将得到修订。因此，经营业绩可能会受到先前会计估计修订的影响。

物业、厂房及设备

物业、厂房及设备按原成本减累计折旧或公允价值（如发生减值）列账。成本包括直接人工、材料和第三方施工承包商成本、施工期间使用资金备抵（“AFUDC”），以及与从事施工的设备和员工相关的某些间接成本。维修和小型更换的费用在发生时计入费用，重大更新和改进的费用资本化。在受监管业务范围内报废或处置财产时，收益或损失扣除残值后计入累计折旧。在未受监管业务范围内的财产报废或处置时，收益或损失（扣除残值）计入收入。 下表提供截至2025年12月31日及2024年12月31日按分类划分的物业、厂房及设备概要：

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			截至12月31日，
（百万）			2025						2024
物业、厂房及设备
受管制能源
天然气分销-德尔马瓦半岛和佛罗里达州			$	1,828.2					$	1,679.3
天然气输送-德尔马瓦半岛、宾夕法尼亚州、俄亥俄州和佛罗里达州			927.9						819.5
电力分配			185.4						163.0
不受管制的能源
丙烷业务–大西洋中部、弗吉尼亚州、北卡罗来纳州、南卡罗来纳州和佛罗里达州			208.1						201.6
天然气输送和供应–俄亥俄州			147.6						139.2
电力和蒸汽发电			37.4						37.4
移动CNG和管道解决方案			64.8						52.8
可持续能源投资，包括可再生天然气相关投资			34.6						32.7
其他			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

援建捐款或垫款

客户捐款或援建预付款减少物业、厂房和设备，除非金额可退还给客户。供款或垫款可在若干年后根据从客户产生的收入金额或向客户提供服务的期限退还客户。可退还的捐款或垫款最初记为负债。不可退还的捐款在确定时会减少不动产、厂房和设备。截至2025年12月31日和2024年12月31日，不可退还的捐款总额为$ 7.8 百万美元 5.9 分别为百万。

AFUDC

我们受监管的物业、厂房和设备的一些新增项目包括AFUDC，它代表来自债务和股权来源的估计资金成本，用于为重大项目的建设提供资金。当已完成的项目投入使用时，AFUDC将在适用的费率基数中资本化，以用于费率制定目的。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，AFUDC并不重要。

租约

我们已就办公场地、土地、设备、管道设施及仓库订立租赁安排。这些租约使我们能够在我们经营所在地区开展业务运营。我们的经营租赁包含在经营租赁使用权资产、其他应计负债和经营租赁-我们合并资产负债表中的负债中。截至2025年12月31日和2024年12月31日，与我们租赁相关的资产余额约为$ 10 百万。与我们的租赁有关的负债余额约为$ 10 百万美元 11 分别为2025年12月31日和2024年12月31日的百万。截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度，与我们的租赁相关的经营租赁费用总额和支付的现金总额并不重要。

使用权资产代表我们在租赁期内使用标的资产的权利，租赁负债代表我们支付租赁产生的租赁付款的义务。经营租赁使用权资产和负债在起始日根据租赁期内租赁付款额的现值确认。初步租期为 12 个月或更短时间不在我们的资产负债表中记录；我们在租赁期内以直线法确认这些租赁的租赁费用。我们的租赁没有提供隐含的租赁利率，因此，我们利用我们的增量借款利率，作为计算未来租赁付款现值的基础，在租赁开始时。我们的增量借款利率代表了在类似期限和类似经济环境下，我们在抵押基础上借入资金所必须支付的利率。

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我们有包含租赁和非租赁组件的租赁协议。在采用ASC 842时，我们选择不将非租赁部分与我们现有租赁的所有类别分开。非租赁部分已作为与其相关的单一租赁部分的一部分入账。

共同拥有的管道

我们佛罗里达州天然气输送业务的财产、厂房和设备包括$ 28.4 于2025年12月31日的百万共同拥有资产，主要由 26 -与Seacoast Gas Transmission共同拥有的佛罗里达州拿骚县mile Callahan州内传输管道。半岛管道的所有权为50%。共同拥有的管道的直接费用包含在我们综合损益表的运营费用中。这条管道的累计折旧总额为$ 3.5 百万美元 2.8 分别为2025年12月31日和2024年12月31日的百万。

长期资产减值

我们定期评估是否发生了表明长期资产可能无法完全收回的事件或情况。确定是否发生减值是基于对归属于该资产的未折现未来现金流量的估计，与该资产的账面价值相比。当出现此类事件或情况时，我们将记录减值损失，该减值损失等于资产的账面价值超过其公允价值的部分（如有）。

计入运营费用的折旧和增值

我们通过应用综合、年费率来计算我们受监管业务的折旧费用，这是由各自的监管机构批准的。根据行业惯例和监管要求，折旧和增值的某些组成部分在随附的综合损益表中的运营费用中报告，而不是作为折旧和摊销费用。计入运营费用的折旧和增值包括为未来退休的公用事业资产、车辆折旧、计算机软硬件折旧和其他少量折旧费用而增加的搬运费。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度，我们报$ 15.9 百万，$ 15.8 百万美元 11.9 百万，分别为运营费用中的折旧和增值。

下表显示了截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度用于受监管业务的平均折旧率：

			2025						2024						2023
天然气分销–德尔马瓦半岛(1)			1.7 %						2.1 %						2.5 %
天然气分销–佛罗里达州(2) (3)			2.7 %						2.7 %						2.2 %
天然气传输–德尔马瓦半岛			2.7 %						2.7 %						2.7 %
天然气传输–佛罗里达州			2.3 %						2.4 %						2.4 %
天然气传输–俄亥俄州(4)			2.5 %						2.3 %						5.0 %
电力分配			2.9 %						2.4 %						2.4 %

(1)2024年开始的平均值包括马里兰州PSC批准的折旧研究的影响。

(2)包括2024年开始的FCG的影响。

(3)2023年开始的平均值包括佛罗里达州PSC批准的与天然气基准利率程序相关的折旧研究的影响。

(4) 2024费率不包括与某些资产使用寿命变化相关的累计调整的影响。该等调整对公司截至2024年12月31日止年度的经营业绩并无重大影响 .

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对于我们不受监管的业务，我们在以下资产的估计使用寿命内以直线法计算折旧费用：

资产说明			有用的生活
丙烷分配总管			10-37年
丙烷散装工厂和罐体			10-40年
丙烷设备、仪表和仪表装置			5-33年
测量调节站设备			5-37年
天然气管道			45年
天然气路权			永续
热电联产厂			30年
天然气处理设备			20-25年
办公家具和设备			3-10年
运输设备			4-20年
结构和改进			5-45年
其他			各种

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受监管的运营

我们按照ASC主题980对我们的规范操作进行会计处理，规范运营，其中包括费率由独立的第三方监管机构确定的公司的会计原则。在设定费率时，监管机构通常会做出决定，其经济性要求公司在不同时期推迟成本或收入，而这对于不受监管的企业来说可能是合适的。当这种情况发生时，受监管的公司将相关成本作为监管资产递延到资产负债表上，并在收取收入时将其作为费用记录在损益表上。此外，监管机构还可以对受监管公司施加责任，将以前从客户收取的金额以及收回预计将在未来发生的成本作为监管责任。如果我们被要求终止对我们的受监管业务适用这些监管规定，那么所有这些递延金额将在我们当时的综合损益表中确认，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流量产生重大影响。

我们监控我们的监管和竞争环境，以确定我们的监管资产是否继续有可能恢复。如果我们确定不再可能收回这些资产，我们将根据收益注销这些资产。我们认为，ASC主题980的规定继续适用于我们的受监管运营，我们的监管资产的回收是可能的。

收入确认

我们的天然气和电力分销业务的收入基于其运营所在的每个州的PSC批准的费率。未经这些委员会正式批准，不得更改客户的基本费率。然而，PSC已授权我们的受监管业务根据批准的方法与拥有竞争性替代品的客户进行费率谈判。东方海岸的收入基于FERC批准的费率。FERC还授权Eastern Shore协商高于或低于FERC批准的最高费率的费率，客户可以选择该费率作为FERC批准的最高费率的替代方案。

对于规范的天然气和电力交付，我们读取仪表并按与用于财务报告目的的会计期间不重合的月度周期向客户收费。我们在会计期结束时对已交付但尚未开票的天然气和电力计提未开票收入，前提是它们不重合。我们按辖区和客户类别估算未开票收入的金额。

我们所有受监管的天然气和配电业务都有燃料成本回收机制。这些机制允许我们在没有进一步监管批准的情况下调整计费费率，以反映购买燃料成本的变化。购买和交付的燃料成本之间的差额被递延并作为未收回的燃料成本或应付客户的金额入账。一般来说，这些递延金额在 一 年。

我们向可以使用替代燃料的天然气分销工业可中断客户收取灵活的费率。可中断服务不规定在坚定服务基础上交付或接收天然气的合同义务。

我们不受监管的丙烷分销业务在产品交付和/或为其批量交付客户提供服务期间记录收入。对于计费周期与我们的会计期间不重合的仪表的丙烷客户，我们为已交付但尚未计费的产品计提未开票收入，并在一个会计期间结束时向客户计费，就像我们在受监管的能源业务中所做的那样。

我们的俄亥俄州天然气输送/供应业务根据实际运输的天然气数量确认收入，使用基于每月公布的指数价格的合同费率。

Eight Flags根据产生和出售给客户的电力和蒸汽量记录收入。

我们的移动压缩天然气业务根据商定的劳动力、使用的设备、天然气压缩所产生的成本、行驶里程、动员和遣散费的费率，在每个日历月月底确认当月提供的服务的CNG服务收入。

我们以净额报告收入税，例如毛收款税、特许经营税和销售税。

对于含有可变对价的协议我们的业务，我们使用发票实用权宜法。我们确定，向客户开具发票的金额与对客户的价值和我们迄今为止的业绩直接对应。

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天然气、电力和丙烷成本

天然气、电力和丙烷成本包括归属于向我们的客户销售的产品或提供的服务的直接成本。这些成本主要包括天然气、电力和丙烷的可变商品成本、运输和储存天然气所需的管道容量成本、电力的传输成本、收集和处理天然气的成本、将丙烷运输到/从我们的储存设施或我们的移动CNG设备运输到客户所在地的成本，以及蒸汽和发电成本。折旧费用不包括在天然气、电力和丙烷成本中。

运营和维护费用

运营和维护费用包括运营和维护工资和福利、材料和用品、车辆、工具和设备的使用、支付给承包商的款项、公用设施维护、客户服务、专业费用和其他外部服务、保险费用、微额折旧、公用事业资产未来退休的搬迁费用增加和其他管理费用。

现金及现金等价物

我们的政策是将超出经营需求的现金投资于隔夜创收账户。这些金额按成本列报，接近公允价值。原始期限为 三个月 或低于购买时视为现金等价物。

应收账款和信贷损失准备金

应收账款主要包括销售天然气、电力和丙烷以及向客户提供运输和分销服务的应付款项。根据我们的收款经验和对客户无力或不愿付款的评估，根据到期金额记录呆账备抵。如果情况发生变化，我们对可收回应收账款的估计也可能发生变化。可能影响此类估计的情况包括但不限于客户信用问题、天然气、电力和丙烷价格以及一般经济状况的影响。应收账款在认为无法收回时予以核销。

我们对预期信用损失的估计是通过分析我们存在潜在信用暴露风险的金融资产组合而得出的。这些资产仅包括我们应收客户的贸易账款和合同资产。该估计是基于五年的历史收藏经验、对我们服务地区当前经济和运营状况的审查，以及对经济指标的审查，这些指标为未来的潜在活动提供了合理和可支持的基础。这些指标包括我们认为可以洞察我们贸易应收款未来可收回性的指标，例如失业率和我们服务地区的经济增长统计数据。

在确定预计信用损失时，我们根据基础业务线分析我们的贸易应收账款余额。这包括审查我们的能源分销、能源传输、能源交付服务和丙烷运营业务的贸易应收款。我们的能源分销业务包括我们在德尔马瓦半岛和佛罗里达州的所有受监管的分销公用事业（天然气和电力）业务。这些业务部门有能力通过利率制定过程收回成本，这可以包括对历史上注销的金额计入利率基数的考虑。因此，他们拥有一种追回信用损失的机制，我们认为这降低了他们的信用风险敞口。我们的能源传输和能源输送服务业务部门包括我们的天然气管道和我们的移动CNG输送业务。这些业务部门服务的大多数客户都是受监管的配电公用事业公司，他们也有能力收回成本。我们认为，这种成本回收机制显著降低了与这些客户相关的信用风险量。我们的丙烷业务不受监管，不具备与我们的监管业务相同的收回成本的能力。然而，从历史上看，我们的丙烷业务相对于产生的收入金额没有发生重大注销。

我们对预期信用损失的估计反映了我们与我们的贸易应收款项相关的预期损失，这是由于我们的客户在贸易应收款项成立之日起未付款所致。我们认为与归类为流动的贸易应收款项相关的损失风险带来的信用敞口风险最小，因此，我们对当前的贸易应收款项给予较低的估计。随着我们的贸易应收账款账龄超过预期到期日，我们的估计会增加。由于客户的按时付款活动，我们相对于我们的贸易应收账款余额的信用损失准备金历来并不重要。

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下表显示了截至2025年12月31日止年度我们的预期信贷损失准备金余额的变化：

（百万）
2024年12月31日余额			$	3.3
新增：
信用损失准备			3.5
复苏			0.2
扣除：
注销			( 1.6 )
2025年12月31日余额			$	5.4

库存

我们采用平均成本法对丙烷、材料和用品以及其他商品库存进行估值。若市场价格跌至成本以下，存在价格风险的存货余额调整为其可变现净值。截至2025年12月31日、2024年或2023年12月31日止年度没有成本低于或可变现净值调整。

商誉和其他无形资产

商誉不摊销，但至少每年进行一次减值测试，如果发生的事件或情况发生变化很可能会使报告单位的公允价值低于其账面价值，则更频繁地进行减值测试。我们一般使用基于贴现现金流的现值技术来估计我们报告单位的公允价值。如果报告单位商誉的账面价值超过其公允价值，则确认减值费用。截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度没有确认商誉减值。其他无形资产在其预计经济使用寿命内按直线法摊销。

其他递延费用

其他递延费用包括与短期借款相关的发行费用。这些费用在相关短期债务借款的存续期内摊销。

资产移除成本

根据适当监管机构（州PSC或FERC）的授权，即使不存在法律义务，我们也会计提与公用事业物业、厂房和设备相关的未来资产拆除成本。此类应计费用通过折旧费用计提，并与监管负债或资产的相应贷项一起记录。当我们报废可折旧的公用事业厂房和设备时，我们将相关的原始成本计入累计折旧和摊销，并将产生的任何相关拆除成本计入监管负债或资产。在折旧率中确认的移除成本与为财务报告目的确认的增值和折旧费用之间的差异是以费率收回这些成本与为财务报告目的确认这些成本之间的时间差异。因此，这些差异被递延为监管负债或资产。在费率制定过程中，监管负债或资产被排除在那些公用事业公司有机会赚取其允许回报率的费率基础之外。与我们的资产报废义务相关的成本要么目前正在以费率收回，要么很可能在未来的费率中收回。

见附注17， 费率和其他监管活动 ，用于获取与作为其费率案例的一部分而获得批准的FCG的RSAM相关的信息，该信息自2023年5月1日起生效。

养老金和其他退休后计划

养老金和其他退休后计划成本和负债是在精算基础上确定的，受到许多假设和估计的影响，包括计划资产的公允价值、计划资产预期回报的估计、假定的贴现率、对计划的缴款水平以及当前的人口和精算死亡率数据。我们每年在第三方精算公司的协助下审查我们的养老金和其他退休后计划成本和负债的估计和假设。假设的贴现率、计划资产的预期收益率和死亡率假设通常是对我们的养老金成本和负债影响最显著的因素。假设的贴现率、医疗保健成本趋势率和退休率通常对我们的退休后计划成本和负债的影响最为显著。

贴现率主要用于计算我们的养老金和退休后义务的精算现值以及养老金和退休后净成本。在估算我们的贴现率时，我们考虑了优质企业

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债券利率，例如Empower曲线指数和富时指数，这些利率与上一年相比的变化以及其他相关因素，包括我们每个计划的预期寿命及其各自的支付选项。

资产的预期长期回报率用于计算我们年度养老金计划成本中计划资产部分的预期回报。我们通过评估预期债券收益、资产配置、主动计划管理的效果、周期计划资产再平衡的影响和历史表现来估计计划资产的预期收益。在最终确定我们的计划资产预期收益率时，我们也会考虑投资顾问的指导。

我们根据实际的医疗保健成本经验、最近颁布的立法的影响和总体经济状况，估计用于确定我们退休后费用的医疗保健成本趋势率。我们假设的退休率是根据我们对截至测量日期的参与者普查信息的年度审查估计的。

我们的养老金和退休后计划使用的死亡率假设定期审查，并基于最能反映计划参与者预期死亡率的精算表。

所得税、投资税收抵免调整和与税收相关的或有事项

递延税项资产和负债就资产和负债的财务报表基础和计税基础之间的暂时性差异的所得税影响入账，并使用预期该差异将转回的年度内有效的已颁布所得税税率计量。递延所得税资产在很有可能实现此类所得税优惠时入账。若确定部分递延所得税资产无法变现，可能会记录估值备抵。公用事业物业的投资税收抵免已递延，并在标的物业的使用期限内按比例分配至收入。

我们只有在基于技术优点的不确定税收状况更有可能是可持续的情况下，才会在合并财务报表中考虑所得税的不确定性。然后对可确认的税务头寸进行计量，以确定在综合财务报表中确认的福利金额。我们将与未确认的税收优惠相关的罚款和利息确认为其他收入的组成部分。

当发生损失的可能性既可能又可估计时，我们会考虑与收入以外的税收相关的或有事项。在评估发生损失的可能性时，我们不将税务机关是否存在当前的查询，或未来查询的可能性作为一个因素。我们的评估完全基于我们适用适当的法规和发生损失的可能性，假设税务机关进行了适当的查询。

金融工具

我们利用金融工具来减轻与天然气、电力和丙烷波动相关的商品价格风险，并减轻利率风险。我们的丙烷业务进行衍生交易，例如掉期、看跌期权和看涨期权，以减轻批发价格波动对库存估值和未来采购承诺的影响。这些交易可能被指定为公允价值套期或现金流量套期，前提是它们满足了根据ASC主题815的所有会计要求，衍生品和对冲，我们选择将这些工具指定为套期保值工具。指定为公允价值套期的，套期工具的价值，如掉期、期货、看跌期权，以公允价值入账，套期工具损益的有效部分有效减少或增加被套期项目的价值。如指定为现金流量套期，则掉期或看涨期权等套期工具的价值以公允价值入账，套期工具损益的有效部分初始记入累计其他综合收益（损失），并在相关被套期交易结算时重新分类为收益。套期保值收益或损失的无效部分立即记入收益。该工具未被指定为公允价值或者现金流量套期，或者不符合ASC主题815下套期的会计要求的，衍生品和套期保值，以公允价值入账，所有收益或损失直接记入收益。

我们的天然气、电力和丙烷业务与供应商签订协议，购买天然气、电力和丙烷以转售给我们各自的客户。根据这些合同进行的购买，以及与交易对手或客户签订的分销和销售协议，要么不符合衍生工具的定义，要么符合ASC主题815下的“正常购买和正常销售”待遇，而是按权责发生制入账。

我们通过订立衍生工具合约来管理利率风险，以对冲短期借款利率变动导致的现金流量变动。我们将利率互换指定为现金流对冲并进行会计处理。因此，与利率掉期相关的未实现损益作为累计其他综合收益（亏损）的组成部分入账。当利率掉期结算时，已实现的收益或损失将记录在损益表中，并确认为利息费用的组成部分。

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最近采用的会计准则

FASB

分部报告（ASC 280）-2023年11月，FASB发布了ASU 2023-07，对可报告分部披露的改进，其中修改了关于公共实体可报告分部的必要披露，并满足了投资者关于可报告分部费用的更详细信息以及对每个分部报告的损益进行更全面调节的要求。我们在2024年1月1日开始的年度财务报表和2025年1月1日开始的中期财务报表中采用了ASU2023-07。ASU2023-07仅影响披露，因此，不会对我们的财务状况或经营业绩产生影响。

所得税（ASC 740）-2023年12月，FASB发布ASU2023-09，改善所得税披露，它修改了主要与实体的费率对账和与已交所得税有关的信息相关的必要所得税披露。这些增强功能满足了投资者有关所得税披露的透明度和有用性的要求。ASU2023-09自2025年1月1日起对我们的年度财务报表生效。ASU2023-09仅影响披露，因此，不会对我们的财务状况或经营业绩产生影响。

近期尚待采用的会计准则

FASB

损益表费用分类（ASC 220）-2024年11月，FASB发布ASU2024-03，损益表费用分拆，这要求在财务报表附注中披露有关某些成本和费用的特定信息。ASU 2024-03将对我们从2027年1月1日开始的年度财务报表和从2028年1月1日开始的中期财务报表生效。ASU2024-04仅影响披露，因此不会对我们的财务状况或经营业绩产生影响。

内部使用软件（ASC 350）-2025年9月，FASB发布ASU2025-06，有针对性地改进内部使用软件的会计核算。除其他变化外，此次更新取消了历史指导中使用的项目阶段，而是侧重于基于原则的方法，该方法利用管理层对项目的承诺和项目完成的概率。ASU2025-06将于2028年1月1日开始对我们的中期和年度财务报表生效。我们预计ASU2025-06不会对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响。

衍生品与套期保值（ASC 815）-2025年11月，FASB发布ASU 2025-09，对冲会计改进.此次更新旨在使套期会计与实体的风险管理活动更紧密地保持一致。此次更新侧重于降低复杂性，并扩大了高效经济对冲的资格。ASU2025-09将于2027年1月1日开始对我们的中期和年度财务报表生效。我们预计这一ASU不会对我们的财务状况或经营业绩产生实质性影响。

中期报告（ASC 270）-2025年12月，FASB发布ASU 2025-11，窄范围改进.此次更新明确了中期财务报告的范围和内容要求。不会从根本上改变现有的临时披露要求，但会提高指引的通航性。ASU2025-11将于2028年1月1日开始对我们的中期和年度财务报表生效。ASU2025-11仅影响披露，因此不会对我们的财务状况或经营业绩产生影响。

SEC

气候相关披露-2024年3月，SEC发布了一项最终规则，要求公共实体提供有关物质范围1和范围2排放、气候相关风险和这些风险的物质影响以及物质气候目标和目标的披露。2024年4月，由于提交了多份请求，要求在多个上诉法院对最终裁决进行审查，SEC发布了对最终规则的中止。2025年3月，SEC撤回了对最终规则的辩护。我们将继续监测与逗留和审查进程有关的任何进一步发展。

联邦法规更新

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3.e阿宁斯PERS野兔

下表列出了我们的基本和稀释每股收益的计算：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
（百万美元，千股（每股数据除外））
基本每股收益计算：
净收入			$	140.3					$	118.6					$	87.2
加权平均流通股(1)			23,389						22,469						18,371
每股基本盈利			$	6.00					$	5.28					$	4.75
摊薄每股盈利计算：
分母和解：
加权平均流通股—基本(1)			23,389						22,469						18,371
稀释性证券的影响—股份补偿			99						62						64
调整后的分母—稀释(1)			23,488						22,531						18,435
稀释每股收益			$	5.97					$	5.26					$	4.73

(1 ) 加权平均份额反映的影响 4.4 百万股普通股，于2023年11月发行，与收购FCG有关。有关收购和相关股权发售的更多详细信息，请参见附注4和14。

4.a问答

收购Florida City Gas

2023年11月30日，我们完成了对FCG的收购，价格为$ 922.8 百万现金，包括根据与Florida Power & Light Company的股票购买协议在2024年第一季度结算的协议中定义的营运资本调整。收购完成后，FCG成为公司的全资子公司，并纳入我们的受监管能源部门。

此次收购的收购价格由$ 366.4 百万发行所得款项净额 4.4 百万股我们的普通股，发行约$ 550.0 百万本金额的无抵押优先票据，以及公司Revolver项下的借款。见注12，长期负债，以及注14，股东权益，有关这些融资活动的更多详细信息.

FCG的购买价格超过所收购资产和承担的负债的公允价值的部分在受监管能源分部内反映为商誉。此次收购产生的商誉主要归因于我们在佛罗里达州现有受监管业务范围内提供的扩张机会，包括通过持续投资于我们的公用事业基础设施以及支持分销业务的天然气输送基础设施，计划中的客户增长和费率基础的增长。就收购FCG确认的商誉可用于所得税抵扣。

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采购价格分配的组成部分如下：

（百万）
收购资产：			收购日期公允价值
现金			$	2.3
应收账款，净额			14.1
监管资产-当前			3.0
其他流动资产			2.0
物业、厂房及设备			454.4
商誉			460.9
监管资产-非流动			3.4
其他递延费用和其他资产			18.3
获得的资产总额			958.4
承担的负债：
流动负债			( 20.9 )
监管责任			( 14.1 )
其他递延贷项和其他负债			( 0.6 )
承担的负债总额			( 35.6 )
净购买价格			$	922.8

直接交易和过渡相关费用$ 10.4 与FCG收购相关的百万元反映在我们截至2023年12月31日止年度的综合收益表的“FCG交易和过渡相关费用”中。此外，利息费用包括$ 4.1 截至2023年12月31日止年度，与桥梁设施相关的费用和开支相关的百万美元，该设施在未提取任何资金的情况下终止。其他交易费用$ 15.9 主要与与收购相关的债务和股权融资相关的百万，在合并资产负债表中递延或作为截至2023年12月31日收到的收益的抵销（视情况而定）记录在权益中。

截至2025年12月31日止年度，公司综合业绩包括$ 170.4 百万营业收入和净收入$ 5.2 归属于FCG的百万美元，其中包括 1.2 百万的交易和过渡相关费用。截至2024年12月31日止年度，公司综合业绩包括$ 140.3 百万营业收入和净收入$ 13.5 归属于FCG的百万美元，其中包括 4.0 百万的上述交易和过渡相关费用。2025年，公司向FPSC提交了与剩余超额折旧准备金相关的传统折旧备案。更多信息见附注17，费率和其他监管活动。

我们在与客户的合同项下的履约义务得到履行时确认收入，这通常发生在我们的业务已向客户交付或运输天然气、电力或丙烷时。我们把销售税和其他类似的税从交易价格中剔除。通常情况下，我们的客户在我们履行履约义务的次月为我们提供的商品和/或服务付款。以下表格按产品和服务类型显示按主要来源划分的收入 截至2025年、2024年及2023年12月31日止年度：

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						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
能源分布
特拉华州天然气部门						$	103.5					$	—					$	—					$	103.5
FPU天然气分销						191.8						—						—						191.8
FCG						170.4						—						—						170.4
FPU配电						103.9						—						—						103.9
马里兰州天然气分销(1)						64.2						—						—						64.2
能源分配总量						633.8						—						—						633.8
能量传输
Aspire能源						—						50.4						—						50.4
Aspire Energy Express						1.5						—						—						1.5
东岸						86.9						—						—						86.9
半岛管道						52.8						—						—						52.8
总能量传输						141.2						50.4						—						191.6
能源生产
八旗						—						18.1						—						18.1
丙烷业务
丙烷分销业务						—						171.6						—						171.6
CNG/RNG
马林燃气服务						—						28.2						—						28.2
其他RNG						—						3.8						—						3.8
CNG/RNG服务合计						—						32.0						—						32.0
其他和消除
消除						( 87.2 )						( 0.2 )						( 29.9 )						( 117.3 )
其他						—						—						0.2						0.2
其他和冲销合计						( 87.2 )						( 0.2 )						( 29.7 )						( 117.1 )
营业总收入(2)						$	687.8					$	271.9					$	( 29.7 )					$	930.0

    

(1)根据马里兰州PSC对我们的天然气基准费率程序的批准，自2025年4月起生效，我们在马里兰州的天然气分销业务（马里兰州天然气部门、Sandpiper Energy和Elkton Gas）现已合并用于费率制定和其他目的，并在与最终费率订单一致的所有期间的合并基础上反映。更多信息见附注17，费率和其他监管活动。

(2) 截至2025年12月31日止年度营业收入总额，包括其他收入（与客户合同以外来源的收入）$ 0.8 百万美元 0.4 百万，分别用于我们的受监管和不受监管的能源部门。其他收入来源包括与收入正常化相关的替代收入计划的收入以及马里兰州天然气分销业务的滞纳金 .

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						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
能源分布
特拉华州天然气部门						$	76.9					$	—					$	—					$	76.9
FPU天然气分销						170.3						—						—						170.3
FCG						140.3						—						—						140.3
FPU配电						92.6						—						—						92.6
马里兰州天然气分销(1)						51.9						—						—						51.9
能源分配总量						532.0						—						—						532.0
能量传输
Aspire能源						—						35.2						—						35.2
Aspire Energy Express						1.5						—						—						1.5
东岸						81.7						—						—						81.7
半岛管道						34.5						—						—						34.5
总能量传输						117.7						35.2						—						152.9
能源生产
八旗						—						18.0						—						18.0
丙烷业务
丙烷分销业务						—						157.9						—						157.9
CNG/RNG
马林燃气服务						—						16.6						—						16.6
其他RNG						—						1.0						—						1.0
CNG/RNG服务合计						—						17.6						—						17.6
其他和消除
消除						( 66.3 )						( 0.3 )						( 24.8 )						( 91.4 )
其他						—						—						0.2						0.2
其他和冲销合计						( 66.3 )						( 0.3 )						( 24.6 )						( 91.2 )
营业总收入(2)						$	583.4					$	228.4					$	( 24.6 )					$	787.2

    

(1)根据马里兰州PSC对我们的天然气基准费率程序的批准，自2025年4月起生效，我们在马里兰州的天然气分销业务（马里兰州天然气部门、Sandpiper Energy和Elkton Gas）现已合并用于费率制定和其他目的，并在与最终费率订单一致的所有期间的合并基础上反映。更多信息见附注17，费率和其他监管活动。

(2) 截至2024年12月31日止年度营业总收入，包括其他收入（与客户合同以外来源的收入）$ 1.6 百万美元 0.4 百万，分别用于我们受监管和不受监管的能源部门。其他收入来源包括与收入正常化相关的替代收入计划的收入以及马里兰州天然气分销业务的滞纳金。

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						截至2023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
能源分布
特拉华州天然气部门						$	83.9					$	—					$	—					$	83.9
FPU天然气分销						168.4						—						—						168.4
FCG(1)						12.1						—						—						12.1
FPU配电						99.5						—						—						99.5
马里兰州天然气分销(2)						57.1						—						—						57.1
能源分配总量						421.0						—						—						421.0
能量传输
Aspire能源						—						37.1						—						37.1
Aspire Energy Express						1.5						—						—						1.5
东岸						79.9						—						—						79.9
半岛管道						30.4						—						—						30.4
总能量传输						111.8						37.1						—						148.9
能源生产
八旗						—						19.2						—						19.2
丙烷业务
丙烷分销业务						—						154.7						—						154.7
压缩天然气服务
马林燃气服务						—						12.3						—						12.3
其他和消除
消除						( 59.2 )						( 0.2 )						( 26.3 )						( 85.7 )
其他						—						—						0.2						0.2
其他和冲销合计						( 59.2 )						( 0.2 )						( 26.1 )						( 85.5 )
营业总收入(3)						$	473.6					$	223.1					$	( 26.1 )					$	670.6

( 1) FCG的营业收入包括从收购日期到2023年12月31日的金额。有关FCG结果的更多信息，请参阅附注4，收购，并在 项目7，管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析。

(2)根据马里兰州PSC对我们的天然气基准费率程序的批准，自2025年4月起生效，我们在马里兰州的天然气分销业务（马里兰州天然气部门、Sandpiper Energy和Elkton Gas）现已合并用于费率制定和其他目的，并在与最终费率订单一致的所有期间的合并基础上反映。更多信息见附注17，费率和其他监管活动。

(3) 截至2023年12月31日止年度营业收入总额，包括其他收入（与客户的合同以外来源的收入）$ 1.2 百万美元 0.4 百万，分别用于我们的受监管和不受监管的能源部门。其他收入来源包括与马里兰州分部和Sandpiper收入正常化相关的替代收入计划的收入以及滞纳金 .

受监管能源部分

我们受监管能源部门内的业务是受监管的公用事业公司，其运营和客户合同受相应的州PSC或FERC批准的费率的约束。

我们的能源分销业务向客户交付天然气或电力，我们就天然气或电力以及相关商品（如适用）的交付向客户收取费用。在大多数司法管辖区，我们的客户也被要求从我们这里购买商品，尽管某些司法管辖区的某些客户可能会从第三方零售商那里购买商品（在这种情况下，我们仅提供送货服务）。我们将交付天然气或电力和/或相关商品销售视为一项履约义务，因为商品及其交付高度相互关联，相互双向依赖。随着天然气或电力由客户交付和消费，我们的履约义务随着时间的推移而得到履行。我们根据每月的电表读数确认收入，这是基于使用的天然气或电力的数量和核定费率。我们在会计期间结束时对已交付但尚未开票的天然气和电力计提未开票收入，只要开票和交付不重合。

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East Shore的收入基于FERC批准的费率。FERC还授权Eastern Shore协商高于或低于FERC批准的最高费率的费率，客户可以选择该费率作为FERC批准的最高费率的替代方案。东方海岸的服务可以是坚定的，也可以是可中断的。公司服务是在有保障的基础上提供的，除非因不可抗力或其他允许的限电而无法提供，否则在任何时候都可以提供。可中断客户只有在有可用容量或供应时才能获得服务。随着我们将天然气运送到客户所在地，我们的履约义务随着时间的推移而得到履行。我们根据使用或保留的容量以及每月固定费用确认收入。

半岛管道公司在佛罗里达州从事向第三方客户和某些附属公司输送天然气的州内业务。随着天然气被输送到客户手中，我们的履约义务随着时间的推移而得到履行。我们根据佛罗里达州PSC批准的费率以及使用或保留的容量确认收入。我们在一个会计期间结束时对已提供但尚未开票的运输服务计提未开票收入。

Aspire Energy Express在俄亥俄州从事天然气州内传输业务。我们目前为根西岛发电站提供服务，随着天然气被输送到工厂，我们的履约义务随着时间的推移而得到履行。我们根据俄亥俄州PSC批准的费率以及使用或保留的容量确认收入。我们在一个会计期间结束时对已提供但尚未开票的运输服务计提未开票收入。

不受管制的能源部分

不受监管的能源部门产生的收入不受任何联邦、州或地方定价法规的约束。Aspire Energy主要从数百家常规生产商采购天然气，并执行收集和处理功能，以保持其批发客户的天然气质量和可靠性。随着天然气交付给客户，Aspire Energy的履约义务随着时间的推移而得到履行。Aspire Energy根据按合同约定的费率（基于既定的月度指数价格和每月运营费用（如适用））交付的天然气确认收入。对于天然气客户，我们在一个会计期末对已交付但尚未开票的天然气计提未开票收入，只要开票和交付与会计期末不重合。

八旗热电联产厂位于客户租赁的土地上，生产三种能源：电力、蒸汽和热水。该客户采购蒸汽（未点火和已点火）和热水，用于客户的生产设施。我们的配电业务购买热电联产厂产生的电力，以分配给其客户。随着热水、蒸汽和电力的交付发生，八旗的履约义务随着时间的推移而得到履行。八旗根据产生并交付给其客户的热水、蒸汽和电力的数量，随着时间的推移确认收入。

对于我们的丙烷分销业务，我们根据客户类型和提供的服务确认收入。通常，对于丙烷批量交付客户（无表客户）和批发销售，我们在向客户所在地交付丙烷时（以时间点为基础）履行履约义务。我们根据交付的加仑数和交付时间点的每加仑价格确认来自这些客户的收入。对于我们有仪表的丙烷分销客户，我们随着时间的推移履行我们的履约义务。我们根据消耗的丙烷数量和适用的单位价格随着时间的推移确认收入。对于丙烷分销计量客户，我们在一个会计期末对估计已消耗但尚未开票的丙烷计提未开票收入，以开票和交付与会计期末不重合为限。

Marlin Gas Services主要向公用事业和管道提供移动CNG和管道解决方案。Marlin Gas Services为有独特需求的客户提供临时搁置服务、管道完整性服务、受损管道的紧急服务和专门的燃气服务。Marlin Gas Services继续积极扩展其服务的领域，并利用其设备和专利技术也服务于LNG和RNG市场需求。Marlin Gas Services的履约义务包括压缩天然气、调集CNG设备、利用设备和现场CNG支持。当天然气被压缩、设备被使用或作为我们的工作人员向我们的客户提供支持服务时，我们对压缩天然气、利用移动CNG设备和现场CNG工作人员支持的履约义务将随着时间的推移而得到满足。我们对CNG设备调集的履约义务在设备交付到客户项目所在地的某个时间点得到履行。我们根据所使用设备的议定费率、天然气压缩所产生的成本、行驶里程、动员和遣散费，在每个日历月末确认当月提供的服务的CNG服务收入。

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合同余额

收入确认、客户账单和现金收款的时间安排导致我们综合资产负债表中的贸易应收账款和客户预付款（合同负债）。 截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们的贸易应收款项、合同资产、合同负债余额如下：

						应收账款						合同资产（流动）						合同资产（非流动）						合同负债（流动）
（百万）
2024年12月31日余额						$	66.2					$	—					$	3.0					$	1.2
2025年12月31日余额						92.2						—						2.9						1.3
增加（减少）						$	26.0					$	—					$	( 0.1 )					$	0.1

我们的贸易应收款项包括在综合资产负债表的贸易和其他应收款项中。我们的非流动合同资产包括在综合资产负债表的应收款项和其他递延费用中，并涉及八旗产生的运营和维护成本，这些成本尚未通过根据长期服务协议向我们的配电业务出售电力的费率收回。

有时，我们在履行履约义务之前收到客户的预付款或定金，从而产生合同负债。合同负债包括在综合资产负债表的其他应计负债中，与我们的丙烷分销业务的零售产品的不可退还的预付固定费用有关。我们的履约义务在相应零售发售计划的期限内按可评定基准履行。截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度，在收入中确认的合同负债金额并不重大。

剩余履约义务

我们的业务与客户有长期固定费用合同，在合同期限内履约义务得到履行时确认收入。 2025年12月31日剩余履约义务这些业务的收入 预计确认如下：

（百万）			2026						2027						2028						2029						2030						2031年及以后
东岸及半岛管道			$	39.2					$	35.2					$	32.8					$	30.1					$	24.0					$	150.2
天然气分销业务			12.6						10.2						10.2						10.2						10.1						29.7
FPU配电			1.0						0.6						0.6						0.6						—						—
有剩余履约义务的总收入合同			$	52.8					$	46.0					$	43.6					$	40.9					$	34.1					$	179.9

我们使用管理方法来识别经营分部。我们围绕监管环境和/或产品或服务的差异组织我们的业务，每个分部的经营业绩由首席运营决策者、我们的总裁和首席执行官定期审查，以便就资源做出决策并评估业绩。

我们的业务完全是国内业务，由两个可报告分部组成：

•受管制能源.包括能源分配和传输服务（天然气分配、天然气传输和电力分配业务）。该分部的所有业务，就其费率和服务而言，均由在每个运营区域拥有管辖权的PSC或在Eastern Shore的情况下由FERC监管。

•不受管制的能源。包括能源传输、能源发电（我们八旗热电联产厂的运营）、丙烷分销运营、移动压缩天然气分销和管道解决方案运营，以及包括可再生天然气相关投资在内的可持续能源投资。这一部分还包括其他不受监管的能源服务，例如与能源相关的商品销售和供暖、通风和空调、管道和电力服务。这些业务的费率和服务不受监管。

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我们业务的其余部分以“其他业务和抵销”的形式呈现，其中包括拥有出租给公司的房地产的不受监管的子公司，以及未分配给其他业务的某些公司成本。

以下表格提供了关于我们可报告分部的信息 :

			截至12月31日止年度，
			2025															2024
（百万）			受管制能源			不受管制的能源			其他和淘汰(1)			合计						受管制能源			不受管制的能源			其他和淘汰(1)			合计
营业收入、非关联客户			$	685.7		$	244.3		$	0.2		$	930.2					$	578.3		$	208.9		$	0.2		$	787.4
分部间收入(2)			2.1			27.6			( 29.9 )			( 0.2 )						5.1			19.5			( 24.8 )			( 0.2 )
			687.8			271.9			( 29.7 )			930.0						583.4			228.4			( 24.6 )			787.2
减：
天然气、丙烷和电力成本			193.8			127.3			( 29.6 )			291.5						144.2			100.2			( 24.6 )			219.8
运营和维护费用			169.0			84.6			( 0.4 )			253.2						158.5			74.4			( 0.3 )			232.6
折旧及摊销			70.9			20.8			—			91.7						48.8			16.9			—			65.7
其他分部项目(3)			32.1			5.6			—			37.7						35.7			5.2			—			40.9
营业收入			$	222.0		$	33.6		$	0.3		$	255.9					$	196.2		$	31.7		$	0.3		$	228.2
其他收入，净额												9.6															2.0
利息费用												72.5															68.4
所得税前收入												193.0															161.8
所得税												52.7															43.2
净收入												$	140.3														$	118.6
资本支出			$	409.8		$	39.7		$	20.9		$	470.4					$	320.2		$	33.9		$	1.7		$	355.8

(1) 其他收入和其他营业收入（亏损）金额归因于抵销和不受监管的子公司拥有出租给公司的房地产。

(2) 所有重要的部门间收入均按市场汇率计费，并已从合并收入中剔除。

(3) 每个报告分部的其他分部项目包括：受监管能源-与收购和整合FCG相关的其他税项以及交易和过渡成本；不受监管能源-其他税项 .

			截至2023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(1)			合计
营业收入、非关联客户			$	471.6		$	199.0		$	0.2		$	670.8
分部间收入(2)			2.0			24.1			( 26.3 )			( 0.2 )
			473.6			223.1			( 26.1 )			670.6
减：
天然气、丙烷和电力成本			140.0			102.5			( 26.0 )			216.5
运营和维护费用			125.3			73.8			( 0.3 )			198.8
折旧及摊销			48.2			17.3			—			65.5
其他分部项目(3)			33.9			5.1			—			39.0
营业收入			$	126.2		$	24.4		$	0.2		$	150.8
其他收入，净额												1.4
利息费用												36.9
所得税前收入												115.3
所得税												28.1
净收入												$	87.2
资本支出(4)			$	1,095.9		$	40.3		$	1.8		$	1,138.0

(1)其他收入和其他营业收入（亏损）金额归因于抵销和不受监管的子公司拥有出租给公司的房地产。

(2)所有重要的部门间收入均按市场汇率计费，并已从合并收入中剔除。

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(3)每个报告分部的其他分部项目包括：受监管能源-与收购和整合FCG相关的其他税项以及交易和过渡成本；不受监管能源-其他税项。

( 4) 2023年受监管的资本支出包括我们以$ 922.8 百万。更多详情见附注4。

			截至12月31日，
（百万）			2025						2024
可辨认资产
受监管能源部分			$	3,425.3					$	3,042.9
不受管制的能源部分			495.0						486.4
其他业务及抵销			74.5						47.7
可辨认资产总额			$	3,994.8					$	3,577.0

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度支付利息和所得税的现金如下：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
（百万）
支付利息的现金			$	73.2					$	73.0					$	30.5
为所得税支付的现金，扣除退款			$	16.0					$	9.4					$	21.9

截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的非现金投融资活动如下： 

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
（百万）
账上取得的资本财产和设备，但截至12月31日尚未支付，			$	64.5					$	34.0					$	33.3
为退休储蓄计划发行的普通股			$	—					$	1.2					$	—
根据SICP发行的普通股			$	5.6					$	4.9					$	3.7

8.d激励性I植词

我们使用衍生合约和非衍生合约来管理与获得充足供应以及天然气、电力和丙烷的价格波动相关的风险，并减轻利率风险。我们的天然气、电力和丙烷分销业务已与供应商订立协议，以购买天然气、电力和丙烷以转售给我们的客户。我们的天然气集输公司已与生产商签订合同，以确保天然气履行其义务。这些合同下的采购通常要么不符合衍生工具的定义，要么被视为“正常采购和正常销售”，并按权责发生制入账。我们的丙烷分销业务也可能对其库存进行公允价值套期保值或对其未来采购承诺进行现金流套期保值，以减轻批发价格波动的影响。偶尔，我们可能会签订利率互换协议，以减轻与短期借款利率变化相关的风险。截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们的天然气和电力分销业务没有任何未完成的衍生合同。

衍生活动成交量

截至2025年12月31日，我司未平仓商品衍生品合约成交量如下：

业务单位

商品

合同类型

套期保值数量（百万）

指定

套期保值最长到期日

夏普

丙烷（加仑）

采购

10.2

现金流量套期

2028年9月

夏普签订了期货和掉期协议，以减轻与预计在供暖季节购买和/或销售的丙烷量相关的丙烷批发指数价格波动风险。根据期货和掉期协议，夏普将收取或支付（i）指数价格（2025年12月至2028年9月的Mont Belvieu价格）和（ii）每加仑丙烷合同价格之间的差额，只要指数价格偏离

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签约价格。我们指定并核算了丙烷掉期作为现金流套期保值。掉期协议的公允价值变动最初作为累计其他综合收益（亏损）的组成部分入账，随后在我们同期的综合收益表中确认，并在与被套期交易相同的项目中确认。我们预计将重新分类大约$ 0.6 百万与我们的丙烷衍生品相关的未实现亏损从累计其他综合收益（亏损）到未来12个月期间的收益。

利率互换活动

我们通过订立衍生工具合约来管理利率风险，以对冲短期借款利率变动导致的现金流量变动。2022年9月，我们进行了一次利率互换，名义金额为$ 50.0 百万，定价为 3.98 百分比。此次互换于2025年9月到期。2024年8月，我们签订了额外的利率互换至2029年8月，名义金额为$ 50.0 百万和定价 3.97 百分比。我们的利率掉期是每月现金结算，因为交易对手向我们支付30天SOFR利率减去固定利率。

我们将利率互换指定为现金流对冲并进行会计处理。因此，与利率掉期相关的未实现损益初始记录为累计其他综合收益（亏损）的组成部分。随着利率掉期结算，已实现的收益或损失记录在损益表中，并确认为利息费用的组成部分。

经纪人保证金

期货交易所有合约特定保证金要求，要求过账与交易合约相关的现金或现金等价物。保证金要求包括在建立头寸时贴出的初始保证金、通常表示为初始保证金百分比的维持保证金以及根据每日盯市相对于维持保证金要求波动的变动保证金。我们目前在合并资产负债表上的其他流动资产中包含夏普的经纪人保证金账户，该账户的余额为$ 2.4 百万美元 1.9 分别截至2025年12月31日和2024年12月31日的百万。

财务报表列报

以下表格提供了有关我们衍生品合约的公允价值和相关损益的信息。我们没有任何与信用风险相关的意外情况的衍生品合约。 截至2025年12月31日和2024年12月31日合并资产负债表中记录的衍生工具合约的公允价值如下：

			衍生资产
									公允价值截至
（百万）			资产负债表位置						2025年12月31日						2024年12月31日
指定为现金流量套期的衍生工具
丙烷互换协议			衍生资产，按公允价值						$	—					$	0.6
利率互换协议			衍生资产，按公允价值						—						0.1
衍生资产总额(1)									$	—					$	0.7

  (1) 2025年12月31日无流动衍生资产。衍生资产，按公允价值计算，包括$ 0.6 2024年12月31日合并资产负债表中流动资产百万，余额剩余分类为长期 .

			衍生负债
									公允价值截至
（百万）			资产负债表位置						2025年12月31日						2024年12月31日
指定为现金流量套期的衍生工具
丙烷互换协议			衍生负债，按公允价值						$	0.7					$	—
利率互换协议			衍生负债，按公允价值						0.7						0.1
衍生负债总额(1)									$	1.4					$	0.1

(1)衍生负债，按公允价值计算，包括$ 0.8 2025年12月31日合并资产负债表中流动负债百万，剩余余额分类为长期。2024年12月31日无流动衍生负债.

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衍生工具损益及其在综合损益表中的位置的影响如下：

			衍生工具收益（亏损）金额：
			增益位置 衍生工具（亏损）						截至12月31日止年度，
（百万）									2025						2024						2023
指定为现金流量套期的衍生工具
丙烷互换协议			收入						$	—					$	( 0.3 )					$	1.2
丙烷互换协议			丙烷和天然气成本						0.5						1.3						( 1.1 )
利率互换协议			利息支出						0.3						0.8						0.5
合计									$	0.8					$	1.8					$	0.6

GAAP建立了公允价值层次结构，优先考虑用于计量公允价值的估值方法的输入。公允价值层次结构的三个层次如下：

公允价值等级			公允价值水平说明			利用的公允价值技术
1级			相同、非限制性资产或负债在计量日可获取的活跃市场中未经调整的报价			投资-股本证券-这些交易证券的公允价值根据相同证券在活跃市场中未经调整的报价按公允价值入账。 投资-共同基金和其他-这些投资的公允价值，包括货币市场和共同基金，根据股份的资产净值报价按公允价值入账。
2级			在不活跃的市场中的报价，或直接或间接可观察到的投入，基本上在资产或负债的整个期限内			衍生资产负债-丙烷看跌/看涨期权、丙烷和利率互换协议的公允价值采用上市或场外市场同类资产和负债的市场交易计量。
3级			价格或估值技术需要对公允价值计量具有重要意义且不可观察的输入值（即很少或没有市场活动支持）			投资-保证收益基金-这些投资的公允价值以接近其公允价值的合同价值入账。

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以公允价值计量的金融资产和负债

下表分别汇总了截至2025年12月31日、2025年12月31日和2024年12月31日我们在公允价值层级内按等级以公允价值计量的金融资产和负债以及公允价值计量情况：

									公允价值计量采用：
截至2025年12月31日			公允价值						报价在 活跃市场 （1级）						重要其他 可观察 输入 （2级）						重大 不可观察 输入 （三级）
（百万）
资产：
投资—权益证券			$	—					$	—					$	—					$	—
投资—保证收益基金			0.9						—						—						0.9
投资——共同基金和其他			16.3						16.3						—						—
总资产			$	17.2					$	16.3					$	—					$	0.9
负债：
衍生负债			$	1.4					$	—					$	1.4					$	—

									公允价值计量采用：
截至2024年12月31日			公允价值						活跃市场报价（一级）						重要其他 可观察 输入 （2级）						重大 不可观察 输入 （三级）
（百万）
资产：
投资—权益证券			$	—					$	—					$	—					$	—
投资—保证收益基金			1.1						—						—						1.1
投资——共同基金和其他			13.3						$	13.3					—						—
投资总额			14.4						13.3						—						1.1
衍生资产			0.7						—						0.7						—
总资产			$	15.1					$	13.3					$	0.7					$	1.1
负债：
衍生负债			$	0.1					$	—					$	0.1					$	—

截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度，我们的第3级投资的公允价值变动并不重大。我们的第3级投资的投资收益反映在其他收入（费用）中，在综合损益表中为净额。

于2025年12月31日和2024年12月31日，没有要求以公允价值报告的非金融资产或负债。根据要求，我们至少每年对我们的非金融资产进行减值审查。

其他金融资产和负债

账面价值接近公允价值的金融资产包括现金及现金等价物和应收账款。账面价值接近公允价值的金融负债包括应付账款、其他应计负债和短期债务。现金及现金等价物的公允价值采用活跃市场可比价值计量（第一级计量）。短期债务的公允价值接近账面价值，因为其期限较近，而且利率接近当前市场利率（第2级计量）。

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截至2025年12月31日，包括当前到期但不包括债务发行成本的长期债务的账面价值和公允价值均为$ 1.5 十亿。截至2024年12月31日，包括当前到期但不包括债务发行成本的长期债务的账面价值为$ 1.3 亿，而估计公允价值为$ 1.2 十亿。公允价值是使用贴现现金流方法计算的，该方法包含基于已公布的具有类似条款和平均期限的债务工具的公司借款利率的市场利率，并对期限、可选性和风险状况进行了调整。用于估计长期债务公允价值的估值技术将被视为二级计量。

见附注15，员工福利计划，为与我们的养老金计划资产相关的公允价值计量信息。

截至2025年12月31日和2024年12月31日的商誉账面价值如下：

（百万）			受管制能源						不受管制的能源						商誉总额
2024年12月31日余额			$	468.3					$	39.4					$	507.7
减少(1)			—						( 0.2 )						( 0.2 )
2025年12月31日余额			$	468.3					$	39.2					$	507.5

(1)不受监管能源部门的调整与2025年期间出售我们丙烷分销业务的某些资产有关。

截至2025年12月31日的三年期间没有确认商誉减值。

截至2025年12月31日和2024年12月31日需摊销的无形资产账面价值和累计摊销情况如下：

			截至12月31日，
			2025												2024
（百万）			毛额 携带 金额						累计 摊销						毛额 携带 金额						累计 摊销
客户关系			$	17.0					$	9.2					$	17.0					$	8.2
非竞争协议			3.1						2.7						3.1						2.3
专利(1)			6.6						1.6						6.6						1.2
其他			0.3						0.3						0.3						0.3
合计			$	27.0					$	13.8					$	27.0					$	12.0

(1) 包括与Marlin Gas Services开发的专利技术和收购Planet Found相关的金额 .

我们提交一份合并的联邦所得税申报表。分配给我们子公司的所得税费用基于其各自的应纳税所得额和税收抵免。在我们有业务和/或需要提交的大多数州，州所得税申报表是在单独的公司基础上提交的。我们的联邦和州企业所得税申报表在2022年后的纳税年度将接受审查。

出于联邦所得税目的，我们有$的投资税收抵免 9.0 万，2044年开始到期。出于州所得税目的，我们在各州有NOL结转$ 192.1 百万美元 99.3 分别截至2025年12月31日和2024年12月31日的百万，几乎全部将于2040年到期。我们没有记录估值备抵以减少投资税收抵免或NOL结转的未来收益，因为我们认为它们将在到期前被充分利用。

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税法变化

2017年12月22日，TCJA签署成为法律。TCJA的几乎所有条款对自2018年1月1日或之后开始的纳税年度有效。对我们产生重大影响的条款包括将企业联邦所得税税率从35%降至21%。我们在2018年1月1日开始的期间的联邦所得税费用基于新的联邦企业所得税税率。TCJA包括对《国内税收法》的修改，这对我们2017年的财务报表产生了重大影响。ASC 740，所得税，要求在法律颁布期间承认税法变化的影响。ASC 740要求递延所得税资产和负债按照在实现或结算暂时性差异时预计适用的已颁布税率计量。在2018年期间，我们完成了对TCJA某些影响的会计影响的评估。在2017年颁布之日，我们根据新的公司税率重新计量了递延所得税。见附注17，费率和其他监管活动，进一步讨论TCJA对我们受监管业务的影响。

见注2，重要会计政策摘要，有关税法更新的更多信息。

下表提供：（a）2025年、2024年和2023年所得税费用的组成部分；（b）2025年、2024年和2023年法定联邦所得税税率与公司实际所得税税率之间的调节；（c）2025年12月31日和2024年累计递延所得税资产和负债的组成部分。

			截至12月31日止年度，
（百万）			2025						2024						2023
当期所得税费用
联邦			$	10.1					$	3.7					$	14.7
状态			13.9						2.7						5.5
其他			( 0.5 )						( 0.4 )						—
当期所得税费用合计			23.5						6.0						20.2
递延所得税费用
联邦			29.4						29.3						7.8
状态			( 0.2 )						7.9						0.1
递延所得税费用总额			29.2						37.2						7.9
所得税费用总额			$	52.7					$	43.2					$	28.1

.

公司已选择追溯采用ASU第2023-09号《所得税（主题740）：改进所得税披露》或ASU 2023-09中的指导。下表为美国联邦法定税率的调 21.0 百分数 对公司截至年底的有效利率2025年12月31日，而如先前披露的截至12月31日止年度，2024年和2023年根据ASU第2023-09号指南：

			截至12月31日止年度，
（百万美元）			2025									2024									2023
有效所得税率调节
所得税前收入			$	193.0								$	161.8								$	115.3
按法定税率征收美国联邦税			40.5			21.0		%				34.0			21.0		%				24.2			21.0		%
调节项目：
州和地方所得税，扣除联邦所得税影响			10.8			5.6		%				8.4			5.2		%				4.4			3.8		%
本期颁布的税法或税率变化的影响			—			—		%				—			—		%				( 2.5 )			( 2.1 )		%
不可课税或不可扣除项目：
其他			1.4			0.7		%				0.8			0.5		%				2.0			1.7		%
所得税和实际所得税率			$	52.7		27.3		%				$	43.2		26.7		%				$	28.1		24.4		%

 

---

			截至12月31日，
（百万）			2025						2024
递延所得税
递延所得税负债：
物业、厂房及设备			$	318.8					$	289.7
收购调整			4.9						5.2
递延天然气成本			4.7						2.5
天然气转换成本			4.4						4.6
风暴准备金负债			5.8						5.8
无形资产			16.0						6.4
其他			6.5						8.4
递延所得税负债总额			361.1						322.6
递延所得税资产：
养老金和其他雇员福利			6.5						5.1
经营亏损结转净额			9.0						1.1
投资税收抵免			9.0						—
应计费用			4.6						4.0
监管资产			7.6						6.0
其他			11.1						10.3
递延所得税资产总额			47.8						26.5
递延所得税			$	313.3					$	296.1

美国联邦和州所得税的现金支付，扣除退款后如下：

			截至12月31日止年度，
（百万）			2025						2024						2023
为所得税支付的现金净额包括以下各项：
联邦所得税的现金支付，净额			$	8.5					$	1.6					$	19.0
州和地方所得税的现金支付，净额
州和地方合计辖区：			0.3						0.3						0.9
分门别类的州和地方辖区：
特拉华州			3.8						3.0						0.4
佛罗里达州			2.9						2.7						0.9
马里兰州			0.5						1.8						0.7
美国联邦和州所得税现金支付总额（扣除退款）			$	16.0					$	9.4					$	21.9

我们未偿还的长期债务如下所示：

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			截至12月31日，
（百万）			2025						2024
无抵押优先票据：
5.68%票据，2026年6月到期			$	2.9					$	5.8
6.39%票据，2026年12月到期			100.0						100.0
6.44%票据，2027年12月到期			100.0						100.0
6.43%票据，2028年5月到期			2.1						2.8
4.88%票据，2028年8月到期			60.0						—
3.73%票据，2028年12月到期			6.0						8.0
6.45%票据，2028年12月到期			100.0						100.0
3.88%票据，2029年5月到期			20.0						25.0
5.20%票据，2029年11月到期			100.0						100.0
5.02%票据，2030年9月到期			50.0						—
6.62%票据，2030年12月到期			100.0						100.0
5.16%票据，2031年8月到期			90.0						—
3.25%票据，2032年4月到期			45.5						52.5
6.71%票据，2033年12月到期			100.0						100.0
2.98%票据，2034年12月到期			63.0						70.0
3.00%票据，2035年7月到期			50.0						50.0
2.96%票据，2035年8月到期			40.0						40.0
2.49%票据，2037年1月到期			50.0						50.0
5.43%票据，2038年3月到期			80.0						80.0
3.48%票据，2038年5月到期			50.0						50.0
3.58%票据，2038年11月到期			50.0						50.0
6.73%票据，2038年12月到期			50.0						50.0
3.98%票据，2039年8月到期			100.0						100.0
2.95%票据，2042年3月到期			50.0						50.0
设备安全说明
2.46%票据，2031年9月到期			5.8						6.7
减：发债费用			( 3.6 )						( 3.6 )
长期负债合计			1,461.7						1,287.2
减：本期到期			( 134.6 )						( 25.5 )
长期债务总额，扣除当期到期债务			$	1,327.1					$	1,261.7

优先票据的条款

我们所有未偿还的优先票据都列出了当任何未偿还票据时我们须遵守的某些业务契约，包括限制或限制我们的能力以及我们的子公司产生债务的能力的契约，或对我们的任何财产或我们的子公司的财产设置或允许留置权和产权负担。

高级笔记

2025年8月，我们就发行本金总额为$ 200.0 百万，初始资金为$ 150.0 2025年8月的百万美元和额外的$ 50.0 2025年9月百万。这些优先票据的平均利率为 5.04 由$组成的百分比 60.0 百万 4.88 2028年8月到期票据百分比，$ 50.0 百万 5.02 2030年9月到期票据的百分比，以及$ 90.0 百万 5.16 2031年8月到期票据百分比。收到的收益用于减少我们的左轮手枪下的短期借款，并为资本支出提供资金。优先票据的未偿本金余额将在其各自的到期日到期，自2026年起每半年支付一次利息，直至本金全部支付完毕。这些优先票据与我们的其他优先票据具有类似的契约和违约条款。

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2024年11月1日，我们发布了 5.20 2029年11月到期的本金总额$ 100.0 百万。收到的收益用于减少我们的左轮手枪下的短期借款，并为资本支出提供资金。这些优先票据与我们的其他优先票据具有类似的契约和违约条款，并在2025年开始的每年5月1日和11月1日有半年到期的利息支付。

2023年11月20日，我们发行了本金总额为$ 550.0 万，平均利率为 6.54 用于为我们收购FCG提供部分融资的百分比。这些票据的到期日在3年至15年之间不等，票据的未偿本金余额（扣除每年 6.73 2029年开始的百分比票据）将在各自的到期日到期，每半年支付一次利息，直到本金全部支付完毕。这些优先票据与我们的其他优先票据具有类似的契约和违约条款。

长期债务各年度到期情况及本金偿还情况如下：

年份						2026						2027						2028						2029						2030						此后						合计
（百万）
付款						$	134.6					$	131.7					$	196.7					$	157.0					$	212.0					$	633.3					$	1,465.3

货架协议

我们已与英国保诚保险公司和大都会人寿签订了货架协议，但这两家贷方均无购买协议项下债务的义务。我们分别于2026年2月和2025年6月修订了与保诚和大都会人寿的这些协议，以扩大总借贷能力并延长协议期限。截至2026年2月修正，共$ 343.3 根据这些协议，可获得百万的借贷能力，期限分别延长至2029年2月和2030年6月。

截至2025年12月31日，我们获董事会授权最多可借入$ 450.0 万的短期债务，按要求。在2025年12月31日和2024年12月31日，我们有$ 158.0 百万美元 196.5 万元，加权平均利率分别为 4.73 百分比和 5.06 百分比，分别。截至2025年12月31日，364天期可持续投资分限额下没有未偿还借款。

2024年8月，我们修订并重申了我们的循环信贷协议，将循环贷款下的总借贷能力提高到$ 450.0 百万，包括$ 250.0 364天期下可用的百万美元和$ 200.0 2029年8月到期的五年期部分下可用的百万。2025年8月，我们根据Revolver行使了一项期权，将364天的批次延长至2026年8月。该协议的所有其他条款和条件保持不变。我们也可能要求在左轮手枪下增加最多$ 50.0 364天期下的百万美元，最高可达$ 100.0 五年期贷款下的百万，贷款人可全权酌情决定是否批准每一笔请求的增加。两批左轮手枪下的借款继续受制于定价网格，包括承诺费和根据我们上一季度总债务与总资本化比率收取的利率。364天期继续按SOFR计息（i），加上a 10 -基点信用利差调整，适用边际为 1.05% 或更少，此种保证金基于总债务占总资本的百分比或（ii）基本利率，完全由我们酌情决定。五年期继续按SOFR计息（i），另加a 10 -基点信用利差调整，适用边际为 1.25% 或更少，此种保证金基于总债务占总资本的百分比或（ii）基本利率，完全由我们酌情决定。

我们还在Revolver下使用利率互换来管理利率风险。有关利率掉期的更多信息，包括目前与我们的短期借款相关的掉期，见附注8，衍生工具.

Revolver下的资金可用性取决于信贷协议中规定的条件，我们目前满足所有这些条件。这些条件包括我们遵守财务契约以及Revolver贷款文件中包含的陈述和保证的持续准确性。Revolver中的财务契约要求我们在每个财政年度结束时保持不超过65%的资金负债比率。截至2025年12月31日，我们遵守这一盟约。

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普通股发行

2023年11月，就我武生物收购FCG事项完成隔夜发行导致发行 4.4 百万股我们的普通股，每股价格为$ 82.72 （扣除承销商折扣和佣金）。我们收到了净收益$ 366.4 百万，用于为此次收购提供部分融资。

我们在SEC维护有效的货架登记声明，以便在各种类型的股票发行中发行普通股，包括根据我们的DRIP和ATM计划。根据我们的资本需求并视市场情况而定，除了其他可能的债务和股权发行之外，我们可能会根据DRIP的直接股票购买部分发行额外的股票。2024年11月，我们建立了一个新的ATM计划，根据该计划，我们可以出售我们的普通股股票，总发行价为$ 100.0 百万。目前这一ATM计划的有效期一直持续到2027年11月。截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度，我们收到的净收益为$ 123.2 百万美元 72.5 百万，分别与根据DRIP和我们的ATM计划发行的股票相关。

累计其他综合收益（亏损）

设定受益养老金和退休后计划项目、我们指定为商品合同现金流量套期的丙烷互换协议的未实现收益（损失）、我们指定为现金流量套期的利率互换协议的未实现收益（损失）是我们累计其他综合收益（损失）的组成部分。 下表列示截至2025年12月31日及2024年12月31日止年度的累计其他综合收益（亏损）构成部分余额变动情况。下表中的所有金额均为税后净额。

						设定受益养老金和退休后计划项目						商品合约现金流对冲						利率互换现金流对冲						合计
（百万）
截至2023年12月31日						$	( 2.6 )					$	( 0.3 )					$	0.1					$	( 2.8 )
重分类前其他综合收益（亏损）						0.5						1.4						0.5						2.4
从累计其他综合收益（亏损）中重分类的金额						—						( 0.7 )						( 0.6 )						( 1.3 )
本期其他综合收益（亏损）净额						0.5						0.7						( 0.1 )						1.1
截至2024年12月31日						( 2.1 )						0.4						—						( 1.7 )
重分类前其他综合收益（亏损）						0.4						( 0.5 )						( 0.3 )						( 0.4 )
从累计其他综合收益（亏损）中重分类的金额						—						( 0.4 )						( 0.2 )						( 0.6 )
本期其他综合收益（亏损）净额						0.4						( 0.9 )						( 0.5 )						( 1.0 )
截至2025年12月31日						$	( 1.7 )					$	( 0.5 )					$	( 0.5 )					$	( 2.7 )

我们衡量设定受益养老金计划和其他退休后福利计划的资产和义务，以确定这些计划截至年底的资金状况。年内发生的未确认为净定期福利成本一部分的资金状况变化，记为其他综合收益（损失）或监管资产的组成部分。

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固定福利养老金计划

2025年12月31日，我们发起了两个固定收益养老金计划：FPU养老金计划和切萨皮克补充高管退休计划（“SERP”）。

FPU养老金计划是一项合格计划，涵盖2005年1月1日之前聘用的合格FPU非工会雇员以及2005年和2006年各自工会合同到期日期之前聘用的工会雇员。FPU养老金计划因额外服务年限和补偿而被冻结，自2009年12月31日起生效。

切萨皮克SERP，一个不合格的计划，由 two 子计划。第一个次级计划于2004年12月31日就额外服务年限及额外补偿被冻结。第二个次级计划为因收购而加入公司的几名高管提供固定付款，他们与公司的协议规定了这一利益。

2025年12月31日和2024年12月31日所有计划的资金头寸都包含在我们综合资产负债表的其他养老金和福利成本负债中。

以下附表列出FPU养老金计划和切萨皮克养老金计划截至2025年12月31日和2024年12月31日的资金状况以及截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的净定期成本（收益）：

												FPU 养老金计划															切萨皮克 SERP
																		2025						2024									2025						2024
（百万）
福利义务的变化：
福利义务—年初																		$	45.5					$	49.7								$	1.5					$	1.6
利息成本																		2.4						2.4									0.1						0.1
精算（收益）损失																		0.6						( 2.0 )									( 0.1 )						—
支付的福利																		( 3.5 )						( 4.6 )									( 0.2 )						( 0.2 )
福利义务—年终																		45.0						45.5									1.3						1.5
计划资产变动：
计划资产公允价值—年初																		49.1						49.5									—						—
计划资产实际收益率																		4.4						4.2									—						—
雇主供款																		—						—									0.2						0.2
支付的福利																		( 3.5 )						( 4.6 )									( 0.2 )						( 0.2 )
计划资产公允价值—年末																		50.0						49.1									—						—
应计养恤金资金状况																		$	5.0					$	3.6								$	( 1.3 )					$	( 1.5 )
假设：
贴现率																		5.25		%				5.50		%							4.98		%				5.40		%
计划资产预期收益率																		5.50		%				6.00		%							—		%				—		%

												FPU 养老金计划																					切萨皮克 SERP
截至12月31日止年度，																								2025						2024						2023									2025						2024						2023
（百万）
定期养老金（福利）净成本构成部分：
利息成本																								$	2.4					$	2.4					$	2.5								$	0.1					$	0.1					$	0.1
预期资产回报率																								( 2.6 )						( 2.9 )						( 2.7 )									—						—						—
精算损失摊销																								0.1						0.3						0.4									—						—						—
定期（效益）费用总额																								$	( 0.1 )					$	( 0.2 )					$	0.2								$	0.1					$	0.1					$	0.1
假设：
贴现率																								5.50		%				5.00		%				5.25		%							5.40		%				4.88		%				5.00		%
计划资产预期收益率																								5.50		%				6.00		%				6.00		%							—		%				—		%				—		%

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我们的资金政策规定，支付给每个合格计划的信托的款项应至少等于1974年《雇员退休收入保障法》的最低资金要求。 以下时间表汇总了FPU养老金计划在2025年12月31日、2024年12月31日和2023年12月31日按投资类型划分的资产配置情况：

									FPU养老金计划
12月31日，																					2025						2024						2023
资产类别
股本证券																					15		%				31		%				50		%
债务证券																					84						67						49
其他																					1						2						1
合计																					100		%				100		%				100		%

FPU养老金计划的投资政策传统上旨在提供必要的资本资产，以履行该计划的财务义务。截至2025年12月31日，该计划的超额资金约为110%。随着公司评估终止FPU养老金计划和相关解决计划义务的选项，投资策略在2026年1月进行了调整，以强调保本和负债匹配。投资组合已过渡到负债驱动的方法，增加了对长期、高质量固定收益证券和现金等价物的配置，并消除了股票（如下文详述）。2026年1月批准并实施的以下资产类别目标配置旨在最大限度地减少资金状况波动，并使该计划的资产与预期的年金购买要求和终止相关的流动性需求保持一致。

资产配置策略
资产类别			目标						范围（+/-）
固定收益（通胀债券和应税固定收益基金）			90		%				5		%
现金			10		%				5		%

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在2025年12月31日和2024年12月31日，FPU养老金计划的资产（在前面提到的资产配置策略变化之前）由以下投资组成：

																					截至12月31日，
资产类别																					2025																								2024
（百万）
共同基金-股票证券
美国大盘股(1)																					$	5.1																							$	10.6
美国中型股(1)																					1.3																								3.2
美国小型股(1)																					—																								—
国际(2)																					1.3																								1.3
																					7.7																								15.1
共同基金-债务证券
固定收益(3)																					41.9																								32.8
																					41.9																								32.8
共同基金-其他
保证存款(4)																					0.4																								1.2
																					0.4																								1.2
按公允价值计算的养老金计划资产总额(5)																					$	50.0																							$	49.1

(1) 包括主要投资于美国普通股的基金。

(2) 包括主要投资于外国股票和新兴市场股票的基金。

(3) 包括投资于固定收益证券的基金。

(4 ) 包括投资于保险公司发行的团体年金产品。

(5)FPU养老金计划的所有投资在公允价值等级中被归类为第1级，不包括被归类为第3级的保证存款账户。

在2025年12月31日和2024年12月31日，我们的养老金计划投资被分类在附注9所述的相同公允价值计量等级（第1级至第3级）下，金融工具公允价值.第3级投资以保证存款账户底层年金产品合同价值为基础，采用贴现现金流模型计算，以公允价值入账。这些产品的合同价值代表向合同支付的存款，加上按保证入计率计算的收益，减去提款和费用。某些以每股净资产值计量的投资未在公允价值等级中分类，在上表中列示，以便与养老金计划总资产进行核对。

截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度，我们的第3级投资的养老金资产中的公允价值变动并不重大。

其他退休后福利计划

我们赞助 two 未获得资金的固定福利退休后健康计划：切萨皮克气业退休后计划（“Chesapeake Postretirement Plan”）和FPU医疗计划。截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度，这些计划的总债务以及净定期福利成本分别不重要。

尚未反映在定期福利成本中的金额

截至2025年12月31日，有$ 7.6 万尚未反映在净定期退休后福利成本中并作为累计其他综合收益（损失）或作为监管资产计入公司合并资产负债表。净亏损$ 5.8 百万美元 1.1 分别归属于FPU养老金计划和切萨皮克退休后计划的百万美元构成了这一数额的大部分，金额为$ 2.2 记入累计其他综合收益（亏损）的百万元和$ 4.7 百万元于2025年12月31日记为监管资产。

根据佛罗里达州PSC命令，FPU继续将与切萨皮克气业合并后与其受监管运营相关的未确认的养老金和退休后福利成本部分记录为监管资产。

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 假设

用于计算福利义务的贴现率的假设是基于2025年优质债券的利率，考虑了每个计划的预期寿命。在确定FPU养老金计划的计划资产平均预期收益率时，考虑了各种因素，例如历史长期回报经验、投资政策以及当前和预期的分配。由于FPU养老金计划在额外服务年限和报酬方面被冻结，因此假定报酬增加的比率不适用。

用于计算福利义务的2025年医疗保健通货膨胀率为 5 医疗和 6 切萨皮克退休后计划处方药百分比；和 5 FPU医疗计划的医疗和处方药的百分比。

预计未来的福利金支付

2026年，我们预计不会向FPU养老金计划供款，总支付额为$ 0.2 预计切萨皮克SERP、切萨皮克退休后计划和FPU医疗计划合计百万。

下面的时间表显示了FPU养老金计划的估计未来福利付款（与切萨皮克SERP、切萨皮克退休后计划和FPU医疗计划相关的估计付款并不重要），假设该计划继续进行。终止该计划并相关清偿其义务将加快下文估计的付款时间。

			FPU养老金 计划(1)
（百万）
2026			$	3.6
2027			$	3.6
2028			$	3.7
2029			$	3.6
2030			$	3.6
2031年至2035年			$	17.2

(1) 养老金计划获得资金；因此，预计将从计划资产中支付福利金。

退休储蓄计划

我们赞助一项401（k）退休储蓄计划，该计划提供给所有符合条件且已完成 三个月 服务。我们匹配 100 符合条件的参与者对退休储蓄计划的税前供款的百分比，最高可达 六个 合格补偿的百分比。雇主匹配供款以现金方式进行，并根据参与者的投资方向进行投资。此外，我们可能会对计划的参与者进行酌情补充供款，而不考虑他们是否进行税前供款。任何补充雇主供款一般以我们的普通股进行。关于雇主匹配和补充雇主供款，雇员是 100 后归属百分比 两年 服务或到达时 55 年龄，但仍受雇于我们。未选择供款且未选择退出退休储蓄计划的新员工，将自动按以下递延费率注册 三个 %，自动延期率将增加 一 每年百分比最高可达 十个 百分比。所有捐款和匹配的资金都可以在可供投资的共同基金中进行投资。

雇主对我们的退休储蓄计划的供款总额为$ 9.1 百万，$ 8.4 百万，以及$ 6.6 分别截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度的百万。截至2025年12月31日 788,495 我们保留的普通股股份，用于为退休储蓄计划的未来供款提供资金。

非合格递延补偿计划

我们的董事会成员和公司的高级管理人员有资格参加不合格的递延补偿计划。董事可以选择推迟支付其现金或股票薪酬的任何部分，高级职员可以推迟至 80 他们的基本薪酬、现金红利或任何数额的股票红利（扣除所要求的预扣）的百分比。官员可能会因其现金补偿延期而获得匹配的缴款，最高可达 六个 他们薪酬的百分比，前提是不重复他们在退休储蓄计划中获得的匹配。股票红利不符合配比缴款条件。参与者可以选择在指定的未来日期或离职时开始支付递延补偿。此外，参与者可以选择在固定日期或离职的较早或较晚时间领取付款。付款可一次性支付或每年分期支付，最高可达 15 年。

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不合格递延补偿计划下产生的所有义务均由我们的一般资产支付，尽管我们已成立拉比信托基金为该计划提供非正式资金。现金补偿延期可由参与者投资于各种共同基金（与退休储蓄计划相同的选项）。参与者将获得这些投资的收益或损失。递延股票补偿可能不会分散。参与者将获得与所有其他股东获得的相同金额的递延普通股单位股息。此类股息再投资于额外的递延普通股单位。拉比信托基金持有的资产，在合并资产负债表上记为投资，公允价值为$ 17.2 百万美元 14.4 分别为2025年12月31日和2024年12月31日的百万。拉比信托的资产在任何时候都受制于我们一般债权人的债权。

我们的关键员工和非员工董事已通过我们的SICP获得基于股份的奖励，根据当前的2023年计划和之前的2013年计划，该计划有未兑现的奖励。我们将这些以股份为基础的奖励记录为获得服务的相应服务期内的补偿成本，以换取股权或股权补偿的奖励。补偿成本主要基于所授予股份的公允价值，使用每股股份在授予日的估计公允价值，以及服务期结束时预期发行的股份数量。我们有 488,457 根据SICP保留发行的普通股股份。

下表列出了截至2025年12月31日、2024年和2023年12月31日止年度根据SICP授予的奖励在与股份补偿费用相关的净收入中包含的金额：

			截至12月31日止年度，
			2025						2024						2023
（百万）
对关键员工的奖励			$	7.6					$	7.5					$	6.7
对非雇员董事的奖励			0.9						0.9						0.9
赔偿费用共计			8.5						8.4						7.6
减：税收优惠			( 2.2 )						( 2.2 )						( 1.9 )
计入净收益的股份补偿费用			$	6.3					$	6.2					$	5.7

官员和关键员工

我们的薪酬委员会被授权授予我们的关键员工获得我们普通股股票奖励的权利，这取决于既定绩效目标的实现情况，并且一旦获得奖励，将受到SEC转让限制的约束。我们的总裁兼首席执行官有权向公司的其他高级管理人员和关键员工发放我们普通股的股票奖励，具体取决于各种绩效目标并受SEC转让限制。

我们目前在各种计划下有几个杰出的多年业绩奖，这些奖项基于成功实现长期目标、增长和财务结果，包括基于市场和基于业绩的条件和目标。与基于业绩的条件或目标挂钩的每股公允价值等于授予日的每股市场价格。对于基于市场的条件，我们使用蒙特卡洛估值来估计每一股授予的公允价值。

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下表列出了授予所有管理人员和关键员工的股票活动摘要：

（单位：千，每股数据除外）			数量 股份						加权平均 公允价值
优秀— 12月31日，2023			213						$	117.74
已获批			110						105.21
既得			( 43 )						103.95
过期			( 27 )						86.24
没收			—						—
未结清— 2024年12月31日			253						117.96
已获批			100						125.56
既得			( 37 )						129.76
过期			( 26 )						113.34
没收			—						—
优秀— 12月31日，2025			290						$	115.63

截至二零二五年十二月三十一日止年度，我们授予 100 根据SICP向高级职员和关键员工提供千股普通股，包括2025年2月授予的奖励。授予的股份为多年奖励，将不迟于截至2027年12月31日的三年服务期归属。

授予的SICP奖励的总内在价值为$ 36.2 百万，$ 30.8 百万，以及$ 22.5 分别于2025年12月31日、2024年和2023年12月31日的百万。截至2025年12月31日，有$ 7.2 百万与这些裁决相关的未确认补偿成本，预计将在2027年之前确认。

在2025年、2024年和2023年3月，经我们的某些执行官选举，我们扣留了价值至少相当于每位此类执行官的最低法定义务的股份，这些股份与2025年、2024年和2023年3月归属并已支付的截至2024年12月31日、2024年、2023年和2022年12月31日的业绩期间的股份相关的适用所得税和其他就业税。我们向每位此类执行官支付了此类获授股份的余额，并将扣留股份的现金等值汇给了适当的税务机关。 下表列出了扣留的股份数量和汇出的金额：

						截至12月31日止年度，
						2025						2024						2023
（百万美元，千股）
为履行纳税义务而代扣代缴的股份						8						14						20
为履行义务而汇给税务机关的款项						$	1.0					$	1.5					$	2.5

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我们在特拉华州、马里兰州和佛罗里达州的天然气和电力分销业务受其各自的PSC监管；我们的天然气传输子公司Eastern Shore受FERC监管；我们的州内管道子公司Peninsula Pipeline和Aspire Energy Express分别受佛罗里达州PSC和俄亥俄州公用事业委员会监管（不包括服务成本）。

特拉华州

2023年9月，特拉华州分部在获得特拉华州能源效率咨询委员会（“EEAC”）的肯定性建议后，向特拉华州PSC提交了关于天然气的Energy Efficiency Rider申请。该应用程序在该州尚属首次，适用于客户可以参与（并允许恢复）的四个项目组合，包括家庭能源咨询、能源之星的家庭绩效、能源之星的辅助家庭绩效以及标准优惠计划。2024年4月，除标准优惠计划外，所有计划均获得PSC批准，费率于2024年5月1日生效。

特拉华州天然气价格案例： 2024年8月，我们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。就申请而言，我们寻求批准以下事项：（i）永久减免约$ 12.1 百万，ROE为 11.5 百分比；（ii）提议对折旧率进行修改，这是与备案同时提交的折旧研究的一部分；（iii）授权对关税进行某些修改。特拉华州PSC批准了年度临时利率，金额为$ 2.5 万，并于2024年10月生效。公司、PSC工作人员和公共倡导组织特拉华州分部之间达成和解，并于2025年6月获得特拉华州PSC批准，每年增加收入$ 6.1 万，以及将费率案例分为两个阶段。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。

马里兰州

马里兰州天然气价格案例：2024年1月，我们在马里兰州的天然气分销业务、CUC-Maryland Division、Sandpiper Energy，Inc.和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。就申请而言，我们寻求批准以下事项：（i）永久减免约$ 6.9 百万，ROE为 11.5 百分比；（ii）授权对关税进行某些修改，以包括统一的费率结构，并巩固马里兰州的天然气分销业务；（iii）授权建立一个骑手，以收回与我们的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OPC和PSC Staff达成和解协议，其中规定，除其他外，每年的基本费率增加$ 2.6 百万。2024年9月，马里兰州公共事业法官发布命令，部分批准和解协议。$ 2.6 百万提高年度基准费率获得批准，公司于2024年11月提交了第二阶段备案，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$ 0.9 累计增加总额所需收入百万美元 3.5 百万。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的业务和资产合并为一个实体，该实体更名为Maryland，Inc.的切萨皮克气业并运营。

马里兰州天然气贬值研究：2024年1月，我们的马里兰州天然气分销业务向马里兰州PSC提交了一份联合请愿书，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。核定折旧导致折旧费用每年减少约$ 1.2 百万。

佛罗里达州

Wildlight扩展：2022年8月，Peninsula Pipeline和FPU向佛罗里达州PSC提交了一份联合请愿书，要求批准其与位于佛罗里达州拿骚县的Wildlight规划社区相关的运输服务协议。请愿书于2022年11月获得佛罗里达州PSC的批准。该项目使我们能够满足佛罗里达州Yulee的显着增长的服务需求，并在社区扩建期间进行项目建设，并在项目每一阶段投入服务时收取预订费率。管道设施的建设将分两个阶段进行。第一阶段包括与相关设施的三个扩展，以及与相关设施的气体注入互连。第二阶段将包括两个额外的管道扩展。项目各阶段于2023年第一季度开工，2025年完成建设。

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FCG天然气费率案例：2022年5月，FCG根据预计的2023年测试年向佛罗里达州PSC提交了一般基费率上调申请。2023年6月，佛罗里达州PSC发布命令，批准单一总基数收入增加$ 23.3 百万（其中包括增加的$ 14.1 万，此前批准的增加额为$ 3.8 百万用于液化天然气设施，以及$ 5.3 万元将外管局投资从骑手条款转为基准费率），新费率自2023年5月1日起生效。佛罗里达州PSC还批准了FCG提议的以$ 25.0 百万储备量，延续和扩大首都安全方案，实施自动化计量基础设施试点，延续风暴损害储备金，目标储备金为$ 0.8 百万。佛罗里达州OPC于2023年7月向佛罗里达州最高法院提交了上诉通知，该通知正在等待中。佛罗里达州OPC于2024年1月提交了首份简报，并于2024年4月提交了答复简报。该案的口头辩论于2024年12月举行。佛罗里达州最高法院尚未对此案作出裁决。

RSAM被记录为反映在公司资产负债表上的应计移除成本的增加或减少，以及折旧和摊销费用的相应增加或减少。为了在有效费率协议的条件下赚取每个报告期的目标监管ROE，RSAM是使用费率基数和资本结构的过去13个月平均值结合过去12个月的监管基数净营业收入计算的，其中主要包括费率和其他收入的基数部分，扣除运营和维护费用、折旧和摊销、利息和税收费用。一般来说，这些损益表项目的净影响部分是通过RSAM或其反转来获得目标监管ROE的调整。截至2024年12月31日和2023年12月31日止年度，公司记录的资产清除成本和折旧费用减少$ 15.5 百万美元 5.1 百万，分别是RSAM调整的结果。截至2024年12月31日，RSAM储备已完全使用。

FCG贬值研究：2025年2月，FCG向佛罗里达州PSC提交了折旧研究。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批准了一项$ 6.8 百万准备金失衡将在资产的剩余年限内摊销，修正后的折旧率自2025年1月1日起生效。

风暴防护计划：2020年，佛罗里达州PSC实施了风暴保护计划（“SPPP”）和风暴保护计划成本回收条款（“SPPCRC”）规则，该条款要求电力公司向佛罗里达州PSC申请批准输配电风暴保护计划，该计划涵盖公用事业公司当前的10年规划期，计划至少每3年更新一次。SPPCRC规则允许公用事业公司为SPP申请追回相关成本。我们佛罗里达州配电业务的初始SPP计划于2022年提交并获得批准，经过修改，由佛罗里达州PSC。与这一举措相关的费率于2023年1月生效。2024年10月，佛罗里达州PSC批准了该公司预计的2025年SPP成本为$ 20.4 百万用于资本和运营费用。我们的佛罗里达州配电业务于2025年1月提交了更新的SPP计划，该计划于2025年6月获得批准，并由佛罗里达州PSC进行了修改。

警卫：2023年2月，FPU向佛罗里达州PSC提交了一份请愿书，要求批准GUARD计划。GUARD是一项为期十年的计划，旨在提高我们天然气分配系统各部分的安全性、可靠性和可达性。我们确定了各类拟纳入GUARD的项目，其中包括将位于后方地役权和其他难以进入的区域的干线和服务线搬迁至街道前部，更换有问题的配电干线、服务线，以及维护和维修设备和系统可靠性项目。2023年8月，佛罗里达州PSC批准了GUARD计划，其中包括$ 205.0 百万资本支出预计将在10年期间内支出。

FCG安全计划：2023年6月，佛罗里达州PSC发布了SAFE计划在2025年到期后延续并纳入 150 位于后方物业地役权的额外干线和服务里程。该安全方案旨在将与后方地块地役权相关的某些主电源和设施搬迁到临街位置，以提高FCG检查和维护设施的能力，并减少损坏和被盗的机会。在同一命令中，佛罗里达州PSC批准了一项替代 160 miles of pipe，which was used in the 1970s and 1980s and shown through industry research to show premature failure in the form of cracking。该计划包括预计资本支出$ 205.0 10年期的百万。

2024年4月，FCG向佛罗里达州PSC提交了一份请愿书，要求将安全计划与FPU的GUARD计划更紧密地结合起来。具体来说，所要求的修改将使FCG能够加速与有问题的管道和由过时和暴露的管道组成的设施相关的补救工作。这些努力将有助于提高向FCG客户提供服务的安全性和可靠性，这些修改将使预计资本支出总额增加到$ 50.0 百万与安全和金融服务方案有关的资本支出，这将使预计资本支出总额增加到大约$ 255.0 10年期的百万。佛罗里达州PSC于2024年9月批准了这些修改。

Newberry扩张：2023年4月，Peninsula Pipeline向佛罗里达州PSC提交请愿书，要求批准其与FPU的运输服务协议，以增加 8,000 佛罗里达州纽伯里地区实盘服务的DT/d。请愿书于2023年第三季度获得佛罗里达州PSC批准。半岛管道将建设一条管道延长线，FPU将利用该延长线支持开发天然气分配系统，为纽伯里市提供燃气服务。a

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2023年11月提交了关于收购和转换纽伯里现有公司拥有的丙烷社区燃气系统的申请。佛罗里达州PSC于2024年4月批准了该法案。社区燃气系统的转换于2024年第二季度开始，预计将于2026年第一季度完成。

东海岸加固工程：2023年12月，Peninsula Pipeline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，这些协议将为佛罗里达州东海岸的沿海社区提供额外供应，这些社区正在经历显着的人口增长。Peninsula Pipeline提出了几个管道延伸，以支持FPU在Boynton海滩和新士麦那海滩地区的分销系统，并增加了一个 15,000 DTS/d和 3,400 DTS/d，分别。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：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，这些社区也正经历着人口的显着增长。半岛管道的延伸支持FPU在佛罗里达州普兰特城和马蒂湖地区周围的分销系统，并增加了一个 5,000 DTS/d和 8,700 DTS/d，分别。佛罗里达州PSC于2024年3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。

St. Cloud项目修正：2024年2月，Peninsula Pipeline向佛罗里达州PSC提交了一份请愿书，要求批准其与FPU的运输服务协议修正案，该项目将支持向佛罗里达州圣克劳德地区的社区提供额外供应。推动该项目的是将天然气服务扩展到该地区预期的未来社区的需求。Peninsula Pipeline将建设管道扩建，这将使FPU能够服务于预期的新增长。扩容将为FPU提供额外的 10,000 DTS/d。佛罗里达州PSC于2024年5月批准了该项目，预计将于2026年第二季度完成。

先锋供应集管管道项目：2024年3月，半岛管道向佛罗里达州PSC提交了一份请愿书，要求批准与FCG和FPU就一个项目达成的牢固的运输服务协议，该项目将支持佛罗里达州东南部天然气服务的更大供应增长。该项目包括将一项管道资产从FCG转让给半岛管道。半岛管道将继续使用管道资产向FCG和FPU提供运输服务，这将支持这些分销系统的持续客户增长和系统加固。佛罗里达州PSC于2024年7月批准了该申请，该项目于2024年9月完成。

Miami Inner Loop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，以及提高FCG从迈阿密-戴德县地区各个点位获得天然气的能力。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。

FPU电率案例：2024年8月，我们的佛罗里达电力部门向佛罗里达州PSC提交了一份请愿书，寻求普遍的基本利率上调$ 12.6 百万，ROE为 11.3 基于2025年预计测试年的百分比。年化中期利率约为$ 1.8 万，获批生效日期为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。这项于2025年7月获得佛罗里达州PSC批准的和解协议提供了总计约$ 8.6 每年百万，其中$ 1.0 第一年基率上调递延的增加额中的百万，分三年收回。还批准了最高为$ 0.7 百万，待若干变电站购置及翻新工程完成后，预计将于2026年12月完成。

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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年预计收入需求为$ 0.5 百万用于FPU和$ 1.0 百万用于FCG。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。

东岸

伍斯特复原力升级：2023年8月，Eastern Shore向FERC提交了一份申请，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。

索尔兹伯里诚信项目：Eastern Shore于2025年3月根据其一揽子证书向FERC提交了一份事先通知文件，要求建造、拥有、运营和维护约 5.5 马里兰州威科米科县长达10英寸的循环管道。抗议时间于2025年5月结束，没有人提出抗议。该项目必须遵守管道和危险材料安全管理局（“PHMSA”）的管道完整性管理规定。该项目于2025年10月投入使用。

资本成本附加费： 2025年12月，Eastern Shore向FERC提交了一份文件，内容涉及一项资本成本附加费，以收回与更换现有的Eastern Shore设施相关的资本成本，原因是已获授权的高速公路搬迁项目以及遵守PHMSA法规。资金成本附加机制在东岸上一次费率案例中获批。在这项附加费的备案中，包括了对现有附加费的累计调整，以反映额外的折旧。FERC发布命令，批准于2025年12月提交的附加费。合并修订附加费于2026年1月1日生效。

2025年3月，Eastern Shore向FERC提交了一份年度校准文件，内容涉及资本成本附加费，以收回与更换现有Eastern Shore设施相关的资本成本，原因是已获授权的高速公路搬迁项目以及遵守PHMSA规定。资金成本附加机制在东岸最后一次费率案例中获批。本次备案对目前有效的附加费没有影响。FERC发布命令，批准于2025年4月1日提交的附加费。

与联合客户信息系统项目相关的各种管辖活动

2022年7月，我们为我们在马里兰州的天然气部门（马里兰州部门、Sandpiper和Elkton Gas）提交了一份联合请愿书，要求批准为与我们新的客户信息系统（“CIS”）系统的初步开发和实施相关的不可资本化费用建立监管资产。请愿书于2022年8月获得马里兰州PSC批准。我们在同一时间范围内为佛罗里达州受监管的能源业务提交了一份类似的请愿书，然而，佛罗里达州PSC批准将这些费用资本化，以代替建立监管资产。此外，我们的特拉华州分部有能力将这些成本作为监管资产递延。独联体于2023年第一季度开始实施，并于2024年第四季度投入使用。

TCJA

就2017年12月签署成为法律的TCJA而言，我们受监管业务的客户费率在监管机构批准后调整为适用。与TCJA相关的累积递延所得税（“ADIT”）相关的监管负债达$ 83.4 百万美元 84.6 分别为2025年12月31日和2024年12月31日的百万。除ADIT余额$ 34.2 百万归属于Eastern Shore，这些金额正在根据2018年和2019年收到的特拉华州、马里兰州和佛罗里达州PSC的批准进行摊销。归属于Eastern Shore的ADIT余额将在其下一次费率案件备案中得到解决。

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监管资产负债

在2025年12月31日和2024年12月31日，我们的受监管公用事业运营记录了包含在我们综合资产负债表中的以下监管资产和负债，包括归属于FCG的金额。这些资产和负债将在未来期间确认为收入和费用，因为它们反映在客户的费率中。

			截至12月31日，
			2025						2024
（百万）
监管资产
回收不足的外购燃料、电力、燃气和节约成本回收(1) (2)			$	19.6					$	9.7
基础设施收入复苏不足(3)			3.2						1.6
递延退休后福利(4)			6.7						7.7
递延转换和开发成本(1)			20.3						20.6
收购调整(5)			27.3						29.6
递延风暴成本(6)			2.7						11.1
递延费率案例费用-当前			1.5						1.2
其他			22.7						19.8
监管资产总额			$	104.0					$	101.3
监管负债
超额回收购买的燃料和节约成本回收(1)			$	14.2					$	15.5
风暴保护区(7)			2.3						2.1
应计资产清除成本(8)			83.9						77.9
因税率变动而产生的递延所得税(9)			100.3						102.6
其他			1.9						2.0
监管负债总额			$	202.6					$	200.1

(1) 我们被允许收回资产或被要求以差饷支付负债。我们不赚取这些资产的整体回报率。

(2) 包括在三年期间收回的金额，主要集中在我们的电力部门。根据佛罗里达州PSC的批准，我们的电力部门被允许在较长时间内收回这些金额，以努力减少商品价格上涨对我们客户的影响。这些成本的回收工作于2023年1月开始。

(3) 佛罗里达州PSC允许我们通过附加费、资本和其他与计划相关的成本进行回收，包括适当的投资回报，这与加速更换FPU的天然气分销业务、米德堡分部和CFG中符合条件的天然气分销主管和服务（定义为涂层钢或塑料以外的任何材料）有关。我们被允许收回资产或被要求以与GRIP相关的费率支付负债。

(4) 佛罗里达州PSC允许FPU根据ASC主题715，补偿-退休福利，将与其受监管运营相关的未确认成本部分视为监管资产。这笔余额还包括与根据FERC和各自PSC的命令终止切萨皮克养老金计划相关的养老金结算费用部分，该命令允许我们推迟东岸、特拉华州和马里兰州分部的部分。更多信息见附注15，员工福利计划。

(5) 我们被允许将在佛罗里达州的各种天然气公用事业收购中支付的溢价纳入我们的费率基础，并根据佛罗里达州PSC批准在特定时间段内收回。我们付了$ 34.2 2009年保费的百万，包括所得税的毛额增长，因为它不能扣税，以及$ 0.7 2010年FPU支付的保费的百万。

(6) 佛罗里达州PSC授权我们收回与飓风迈克尔和多里安风暴成本恢复相关的监管资产（包括利息），这些资产将在6至10年间摊销。这些成本的回收包括资本增加和监管资产的总体回报的一部分。

(7) 我们在佛罗里达州受监管的能源业务中有风暴储备，这使我们能够通过费率收集用于支付一般索赔、风暴恢复成本和其他损失的金额。

(8) 有关我们的资产移除成本政策的更多信息，请参见附注2，重要会计政策摘要。

(9) 我们为我们的受监管业务记录了与TCJA导致的累计递延所得税资产/负债重估相关的监管负债。该负债将根据相关财产的剩余年限在5至80年期间摊销。根据监管程序，我们将把超额累积递延税款的相应部分转回给差饷支付者。更多信息见附注11，所得税。

我们受联邦、州和地方有关环境质量和污染控制的法律法规的约束。这些法律法规要求我们在目前和以前的作业场所清除或补救特定物质的处置或释放对环境的影响。

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MGP网站

我们曾参与调查、评估或补救，并曾在， 七个 前MGP站点。我们已经获得批准，可以在位于马里兰州索尔兹伯里；特拉华州西福德；以及温特黑文、基韦斯特、彭萨科拉、桑福德和佛罗里达州西棕榈滩的场地的费率中收回清理费用。

截至2025年12月31日和2024年12月31日，我们有大约$ 3.1 百万美元 3.2 百万，在环境负债中分别与前MGP场址相关，相关监管资产$ 0.2 百万美元 0.3 百万在各自的资产负债表日，用于未来向客户回收环境成本。

我们的MGP场地的环境负债是根据独立顾问提供的对未来成本的估计按未贴现基准入账的。我们继续预计，与环境修复和相关活动相关的所有成本，包括我们目前没有获得监管恢复批准的任何潜在的未来修复成本，将可以通过费率从客户那里收回。

佛罗里达州温特黑文和基韦斯特以及特拉华州西福德的MGP的修复工作正在进行中。剩余的清理费用估计在$ 0.3 百万至$ 0.8 百万为这三个网站。美国环境保护署已批准佛罗里达州桑福德MGP场地的“全场地可供预期使用”状态，这是将一块场地除名前的最后一步。Sanford MGP场地剩余的补救费用并不重要。

天然气、电力和丙烷供应

2023年3月，我们的德尔马瓦半岛天然气分销业务与第三方订立资产管理协议，以管理其天然气运输和储存能力。这些协议于2023年4月生效，并于2026年3月到期。

FPU天然气分销业务和八旗公司与Emera 美国能源服务，Inc.有单独的资产管理协议，以管理其天然气运输能力。这些协议于2020年11月开始，于2030年10月到期。

FPU天然气与FGT和湾流公司签订了牢固的运输服务合同。根据佛罗里达州PSC批准的产能释放计划，这些协议下的所有产能都已释放给各个第三方。根据这些产能释放协议的条款，如果通过释放获得产能的任何一方未能支付产能费用，切萨皮克气业将对FGT和湾流公司承担或有责任。迄今为止，切萨皮克气业尚未被要求支付由此项或有事项导致的款项。

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FPU的电力供应合同要求FPU保持可接受的信誉标准。FPU与Florida Power & Light Company的协议要求FPU达到或超过偿债覆盖率为 1.25 次基于前12个月的结果。如果FPU未能达到这一标准，它必须提供充分的履约保证，其中可以包括不可撤销的信用证、预付款、资产的担保权益或履约保证金或担保。截至2025年12月31日，FPU符合其供应合同的所有要求。

八旗集团通过其位于佛罗里达州阿米莉亚岛的热电联产厂提供电力和蒸汽发电服务。2016年6月，八旗开始向FPU出售CHP工厂产生的电力，根据一项 20 年电力购买协议，以分配给我们的电力客户。2016年7月，八旗也开始根据单独的 20 -年合同，发给热电联产厂所在的土地所有者。热电联产工厂由FPU通过其分配系统和半岛管道通过其州内管道输送的天然气提供动力。

天然气、电力和丙烷供应的总采购义务如下：

年份						2026						2027-2028						2029-2030						2030年后						合计
（百万）
购买义务						$	90.0					$	99.6					$	65.8					$	101.9					$	357.3

企业担保

董事会已授权我们签发公司保函为我们子公司的债务提供担保，并获得信用证为我们子公司的债务提供担保。截至2025年12月31日，此类担保和信用证项下的最高核定负债为$ 62.0 百万。截至2025年12月31日，与我们子公司相关的担保总额约为$ 41.1 万元，担保在不同日期到期，直至2026年12月。此外，董事会已授权我们发行特定目的公司担保。截至2025年12月31日未偿还的特定目的担保金额为$ 4.0 百万。

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