ugi-20231231
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目录


美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
表单 10-Q
☒根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的季度报告
在截至的季度期间 2023 年 12 月 31 日
或者
☐根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的过渡报告
从 ________ 到 ________ 的过渡期
委员会档案编号 1-11071
UGI 株式会社
（注册人的确切姓名如其章程所示）
宾夕法尼亚州 23-2668356
（州或其他司法管辖区
公司或组织）		 （美国国税局雇主
证件号）
北峡湾路 500 号, 普鲁士国王, PA19406
（主要行政办公室地址）（邮政编码）
(610) 337-1000
（注册人的电话号码，包括区号）
根据该法第12（b）条注册的证券：
每节课的标题：
交易品种：
注册的每个交易所的名称：
普通股，无面值
UGI
纽约证券交易所
公司单位UGIC纽约证券交易所
用勾号指明注册人 (1) 是否在过去 12 个月内（或在要求注册人提交此类报告的较短时间内）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15 (d) 条要求提交的所有报告，以及 (2) 在过去的 90 天内是否受到此类申报要求的约束。是的  ý没有¨
用复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（或者在要求注册人提交此类文件的较短时间内）以电子方式提交了根据第 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。 是的ý没有¨
用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报公司”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。
大型加速过滤器ý加速过滤器☐非加速过滤器☐
规模较小的申报公司☐新兴成长型公司☐
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。¨
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是 ☐ 不是ý
2024 年 1 月 26 日，有 209,551,431UGI Corporation 普通股，不计面值，已发行。

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UGI 株式会社及其子公司
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术语和缩写词汇表
1
第一部分财务信息
第 1 项。财务报表（未经审计）
截至2023年12月31日、2023年9月30日和2022年12月31日的简明合并资产负债表
5
截至2023年12月31日和2022年12月31日的三个月的简明合并收益表
6
截至2023年12月31日和2022年12月31日的三个月的简明综合收益表
7
截至2023年12月31日和2022年12月31日的三个月的简明合并现金流量表
8
截至2023年12月31日和2022年12月31日的三个月的简明综合权益变动表
9
简明合并财务报表附注
10
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
32
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
46
第 4 项。控制和程序
48
第二部分其他信息
第 1 项。法律诉讼
49
第 1A 项。风险因素
49
第 6 项。展品
49
签名
51
i
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术语和缩写词汇表

此表格 10-Q 中使用的术语和缩写定义如下：

UGI 公司及相关实体

AmeriGas OLP- AmeriGas Palpane, L.P.，AmeriGas Partners 的主要运营子公司
AmeriGas 合作伙伴-AmeriGas Partners, L.P.，UGI的间接全资子公司；与其合并子公司一起也称为 “合伙企业”
AmeriGas 丙烷-包括AmeriGas丙烷公司及其子公司（包括AmeriGas Partners和AmeriGas OLP）在内的应申报细分市场
AmeriGas 丙烷, Inc.-UGI 的全资二线子公司，也是 AmeriGas Partners 的普通合伙人
Avantigas-Avantigas 有限公司，UGI International, LLC 的间接全资子公司
公司-UGI 及其合并子公司统称
DVEP-DVEP Investeringen B.V.，UGI International, LLC 的间接全资子公司
电力公用事业-UGI Utilities受监管的配电公司
能源服务-UGI 能源服务有限责任公司，企业的全资子公司
企业- UGI Enterprises, LLC，UGI 的全资子公司
ESFC-能源服务基金公司，能源服务的全资子公司
旗帜- Flaga GmbH，UGI International, LLC 的间接全资子公司
燃气公用事业-UGI 受监管的天然气业务，包括 PA Gas Utility 和 WV Gas Utility
MBL Bioenergy- MBL 生物能源有限责任公司
中游与营销-可报告的细分市场包括能源服务和包括UGID在内的子公司
登山家- Mountaineer Gas Company，位于西弗吉尼亚州的一家天然气分销公司，也是山顶能源控股有限责任公司的全资子公司
山顶能源控股有限公司- Mountaineer 的母公司和 UGI 的全资子公司，于 2021 年 9 月 1 日被收购
宾夕法尼亚燃气公司- UGI Utilities受监管的天然气分销业务，主要位于宾夕法尼亚州
伙伴关系-AmeriGas Partners 及其合并子公司，包括 AmeriGas OLP；也被称为 “AmeriGas Partners”
三角旗-Pennant Midstream, LLC，能源服务的间接全资子公司
松树逃跑 -Pine Run Gathering
UGI -UGI Corporation 或统称为 UGI Corporation 及其合并子公司
UGI France- UGI 法国 SAS (a Société par Actions 简化版），UGI International, LLC 的间接全资子公司
UGI 国际 -主要包括UGI的海外业务的应申报细分市场
UGI 国际有限责任公司 - UGI International, LLC，企业的全资子公司
UGI 实用工具-UGI Utilities, Inc.，UGI 的全资子公司，包括宾夕法尼亚州燃气公用事业公司和电力公司
1
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UGID-UGI 开发公司，Energy Services 的全资子公司
UnivergaUniverGas Italia S.r.l，UGI International, LLC 的间接全
公用事业- 包括UGI Utilities和Mountaintop Energy Holdin
西弗吉尼亚燃气公用事业-Mountaineer 受监管的天然气分销业务，位于西弗吉尼亚州
其他术语和缩写
2023 年年度报告- 截至 2023 年 9 月 30 日的财政年度 UGI 10-K 表年度报告
2022 年为期三个月- 截至2022年12月31日的三个月
2023 年为期三个月- 截至 2023 年 12 月 31 日的三个月
2024 年购买合同 -公司作为股权单位发行的一部分发行的远期股票购买合同，该合约要求持有人于2024年6月1日从公司购买多股UGI普通股
2022 AmeriGas OLP 信贷协议- AmeriGas OLP 于 2022 年 9 月 28 日签订的循环信贷协议，计划于 2026 年 9 月到期
AOCI- 累计其他综合收益（亏损）
ASC-会计准则编纂
ASC 606 -ASC 606，“与客户签订合同产生的收入”
亚利桑那州- 会计准则更新
bcf-数十亿立方英尺
COA-同意令和协议
CODM-ASC 280 “分部报告” 中定义的首席运营决策者
普通股- UGI 普通股的股份
可转换优先股-UGI的优先股名为0.125％A系列的累积永久可转换优先股，没有面值，清算优先权为每股1,000美元
DS-默认服务
DSIC-配送系统改善费
权益单位- 由2024年的购买合同和一股可转换优先股的十分之一或10％的不可分割权益组成的公司单位
《交易法》-经修订的 1934 年《证券交易法》
FASB-财务会计准则委员会
联邦存款保险公司-联邦存款保险公司
FERC-联邦能源监管委员会
2021 财年-截至2021年9月30日的财政年度
2022 财年-截至2022年9月30日的财政年度
2023 财年-截至 2023 年 9 月 30 日的财政年度
2024 财年-截至2024年9月30日的财政年度
2
目录


2025 财年-截至 2025 年 9 月 30 日的财政年度
2026 财年-截至 2026 年 9 月 30 日的财政年度
GAAP-美国公认的会计原则
Gwh-数百万千瓦时
冰-洲际交易所
IREP-基础设施更换和扩建计划
IRPA-利率保护协议
液化天然气-液化天然气
液化石油气-液化石油气
MDPSC- 马里兰州公共服务委员会
MGP- 人造天然气厂
NOAA-美国国家海洋与大气管理局
NPNS-正常购买和正常销售
NTSB-美国国家运输安全委员会
NYDEC- 纽约州环境保护部
纽约商品交易所-纽约商品交易所
职业安全与健康管理局-职业安全与健康管理局
PADEP-宾夕法尼亚州环境保护部
PAPUC-宾夕法尼亚州公用事业委员会
PGA -购买的燃气调整
PGC-购买的汽油成本
PRP- 潜在责任方
购买合同- FUGI Corporation 于 2021 年 5 月发行的远期股票购买合同，规定持有人有义务在 2024 年 6 月 1 日从公司购买多股 UGI 普通股
应收账款融资-Energy Services的应收账款购买融资，发行的是应收账款支持的商业票据
零售核心市场-包括公司住宅、商业和工业客户，公用事业公司有法定义务向他们提供从公用事业公司购买天然气的服务
RNG -可再生天然气
棒- 决策记录
秒-美国证券交易委员会
英国。 -英国
美国-美利坚合众国
3
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UGI 公用事业 2023 年信贷协议 -UGI Utilities 于 2023 年 11 月 9 日签订的经修订的循环信贷协议计划于 2028 年 11 月到期
UGI 公用事业信贷协议 -UGI Utilities于2019年6月27日签订的经修订的循环信贷协议计划于2024年6月到期，已全额偿还并在执行UGI Utilities 2023年信贷协议时同时终止
美元 -美元
WVPSC-西弗吉尼亚州公共服务委员会

4
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UGI 株式会社及其子公司
第一部分财务信息
第 1 项。财务报表
简明的合并资产负债表
（未经审计）
（百万美元）
十二月三十一日
2023		9月30日
2023		十二月三十一日
2022
资产
流动资产：
现金和现金等价物$204 $241 $317 
限制性现金98 99 227 
应收账款（减去可疑账款备抵额美元）77, $71和 $69，分别是）
1,188 878 1,578 
应计公用事业收入120 33 147 
库存441 433 618 
衍生工具41 75 238 
预付费用和其他流动资产193 286 331 
流动资产总额2,285 2,045 3,456 
不动产、厂房和设备，（减去累计折旧 $4,709, $4,581和 $4,344，分别是）
8,601 8,547 8,176 
善意3,070 3,027 3,697 
无形资产，净额430 443 488 
公用事业监管资产298 302 314 
衍生工具15 49 187 
其他资产1,017 988 810 
总资产$15,716 $15,401 $17,128 
负债和权益
流动负债：
长期债务的当前到期日$54 $57 $402 
短期借款557 649 991 
应付账款741 613 1,014 
衍生工具124 60 133 
其他流动负债865 895 840 
流动负债总额2,341 2,274 3,380 
长期债务6,769 6,543 6,323 
递延所得税913 928 958 
衍生工具49 27 36 
其他非流动负债1,212 1,235 1,243 
负债总额11,284 11,007 11,940 
承付款和或有开支（注9）
股权：
UGI 公司股东权益：
优先股，无面值（授权— 5,000,000股票；已发行 — 220,000, 220,000和 220,000A系列股票（分别为）
167 167 167 
UGI 普通股，不含面值（已授权 — 450,000,000股票；已发行 — 210,908,238, 210,906,052和 210,621,970分别为股票）
1,501 1,503 1,482 
留存收益3,042 3,027 3,808 
累计其他综合亏损(232)(256)(231)
库存股，按成本计算(55)(55)(46)
UGI 公司股东权益总额4,423 4,386 5,180 
非控股权益9 8 8 
权益总额4,432 4,394 5,188 
负债和权益总额$15,716 $15,401 $17,128 
参见简明合并财务报表的附注。
5
目录
UGI 株式会社及其子公司
简明合并收益表
（未经审计）
（百万美元，每股金额除外）
三个月已结束
十二月三十一日
 20232022
收入$2,121 $2,759 
成本和支出：
销售成本（不包括下图所示的折旧和摊销）1,202 3,106 
运营和管理费用530 529 
折旧和摊销137 131 
出售UGI国际能源营销业务的损失
28 215 
其他营业收入，净额(8)(18)
1,889 3,963 
营业收入（亏损）
232 (1,204)
来自股权投资者的收入
1 1 
其他非营业支出，净额
(13)(28)
利息支出(100)(92)
所得税前收入（亏损）
120 (1,323)
所得税（费用）补助
(26)369 
归属于UGI公司的净收益（亏损）
$94 $(954)
归属于UGI公司股东的每股普通股收益（亏损）：
基本$0.45 $(4.54)
稀释$0.44 $(4.54)
已发行普通股的加权平均值（千股）：
基本209,782 209,934 
稀释215,570 209,934 
参见简明合并财务报表的附注。

6
目录
UGI 株式会社及其子公司
综合收益的简明合并报表
（未经审计）
（百万美元）
三个月已结束
十二月三十一日
 20232022
净收益（亏损），包括非控股权益
$94 $(954)
其他综合收益（亏损）：
衍生工具的净（亏损）收益（扣除税款）美元7和 $ (1），分别是）
(15)3 
衍生工具净收益的重新分类（扣除税款）3和 $2，分别是）
(10)(5)
外币调整（扣除税款）12和 $30，分别是）
49 151 
其他综合收入
24 149 
归属于UGI公司的综合收益（亏损）
$118 $(805)

参见简明合并财务报表的附注。

7
目录
UGI 株式会社及其子公司
简明的合并现金流量表
（未经审计）
（百万美元）
三个月已结束
十二月三十一日
 20232022
来自经营活动的现金流
净收益（亏损），包括非控股权益
$94 $(954)
对包括非控股权益在内的净收益（亏损）与经营活动提供（使用）的净现金进行对账的调整：
折旧和摊销137 131 
递延所得税优惠，净额
(22)(356)
为无法收回的账户准备金16 13 
衍生工具未实现损益的变化141 1,402 
出售UGI国际能源营销业务的损失28 215 
资产减值 — 19 
来自股权投资者的收入
(1)(1)
能源服务利率互换结算的摊销
(6)— 
其他，净额(11)22 
净变化为：
应收账款和应计公用事业收入(393)(569)
应收所得税— 77 
库存2 67 
公用事业递延燃料和电力成本，扣除未结算衍生品的变化26 (18)
应付账款131 123 
已支付的衍生工具抵押存款
(35)(343)
其他流动资产45 (6)
其他流动负债(33)(62)
经营活动提供（使用）的净现金
119 (240)
来自投资活动的现金流
不动产、厂房和设备支出(156)(210)
收购企业和资产，扣除收购的现金— (9)
对权益法被投资者的投资(19)(40)
其他，净额10 (12)
投资活动使用的净现金(165)(271)
来自融资活动的现金流量
UGI 普通股的分红(79)(76)
长期债务的发行，扣除折扣和发行成本
330 155 
偿还长期债务和融资租赁，包括赎回费
(144)(128)
短期借款（减少）增加
(160)487 
应收账款融资净借款60 121 
根据采购合同付款(4)(4)
UGI 普通股的发行— 5 
回购 UGI 普通股— (12)
融资活动提供的净现金
3 548 
汇率变动对现金、现金等价物和限制性现金的影响5 38 
现金、现金等价物和限制性现金（减少）增加
$(38)$75 
现金、现金等价物和限制性现金
期末现金、现金等价物和限制性现金$302 $544 
期初现金、现金等价物和限制性现金340 469 
现金、现金等价物和限制性现金（减少）增加$(38)$75 
参见简明合并财务报表的附注。
8
目录
UGI 株式会社及其子公司
简明合并权益变动表
（未经审计）
（百万美元，每股金额除外）
 三个月已结束
十二月三十一日
 20232022
优先股，无面值
期初余额$167 $162 
会计变更的累积影响
— 5 
余额，期末 $167 $167 
普通股，无面值  
期初余额$1,503 $1,483 
与员工和董事计划相关的普通股，扣除预扣税款— 2 
基于股权的薪酬（收入）支出(2)3 
会计变更的累积影响
— (6)
期末余额$1,501 $1,482 
留存收益  
期初余额$3,027 $4,841 
会计变更的累积影响
— 1 
与员工和董事计划相关的普通股交易损失— (4)
归属于UGI公司的净收益（亏损）94 (954)
UGI 普通股的现金分红（美元0.375和 $0.36，分别是）
(79)(76)
期末余额$3,042 $3,808 
累计其他综合收益（亏损）  
期初余额$(256)$(380)
衍生工具的净（亏损）收益(15)3 
衍生工具净收益的重新分类(10)(5)
外币调整49 151 
期末余额$(232)$(231)
库存股  
期初余额$(55)$(40)
与员工和董事计划相关的普通股，扣除预扣税款— 6 
回购 UGI 普通股— (12)
期末余额$(55)$(46)
UGI 股东权益总额$4,423 $5,180 
非控股权益  
期初余额$8 $8 
其他1 — 
期末余额$9 $8 
权益总额$4,432 $5,188 
参见简明合并财务报表的附注。
9
目录
UGI 株式会社及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）

注释 1 — 运营性质

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、运输和销售能源产品及相关服务。我们拥有并经营（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、发电和能源服务业务；以及（3）零售丙烷和其他液化石油气的营销和分销业务。

我们的公用事业部门包括 UGI 公用事业和 Mountaineer。PA Gas Utility为宾夕法尼亚州东部和中部以及马里兰州一个县部分地区的客户提供服务，Mountaineer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县部分地区的客户提供服务。宾夕法尼亚燃气公用事业公司受PAPUC和FERC的监管，就其在马里兰州的客户而言，还受MDPSC的监管。Mountaineer 受 WVPSC 和 FERC 的监管。电力公司受PAPUC和FERC的监管。

Energy Services直接或通过子公司和关联公司开展能源营销，包括天然气、中游输送、液化天然气储存、天然气收集和加工、天然气和天然气生产、发电和能源服务业务，主要在美国东部地区、俄亥俄州东部、西弗吉尼亚州和加利福尼亚州的狭长地带。UGID拥有的发电设施主要位于宾夕法尼亚州。Energy Services及其子公司的储存、液化天然气及其部分中游输送业务受FERC监管。

UGI International, LLC通过其子公司和分支机构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 France、Flaga、Avantigas和UniverGas进行。在2023财年，我们在退出UGI国际能源标识业务的战略决策方面取得了重大进展。在2023财年，我们剥离了在英国和比利时的能源营销业务。在截至2023年12月31日的三个月中，我们基本剥离了在法国的所有能源营销业务，并在结束荷兰的能源营销业务方面继续取得重大进展。有关UGI国际能源营销业务的更多信息，请参阅注释5。

我们通过AmeriGas Partners开展国内丙烷营销和分销业务。AmeriGas Partners通过其主要运营子公司AmeriGas OLP开展丙烷营销和分销业务。

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章制度编制的。它们包括我们认为公允地陈述所列过渡期结果所必需的所有调整。除非另有披露，此类调整仅包括正常的经常性项目。2023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中的所有脚注披露。

这些财务报表应与公司2023年年度报告中包含的财务报表和相关附注一起阅读。由于我们业务的季节性质，中期经营业绩不一定代表全年的预期业绩。
限制性现金。 限制性现金主要是指我们的商品期货经纪账户中限制提取的现金余额。下表提供了简明合并资产负债表上报告的现金总额、现金等价物和限制性现金总额与简明合并现金流量表中报告的相应金额的对账情况。
十二月三十一日
2023		十二月三十一日
2022
现金和现金等价物$204 $317 
限制性现金98 227 
现金、现金等价物和限制性现金$302 $544 

10
目录
UGI 株式会社及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
每股普通股收益。 归属于UGI股东的每股基本收益反映了已发行普通股的加权平均数。归属于UGI股东的摊薄后每股收益包括摊薄股票期权、普通股奖励和权益单位的影响。用于计算基本和摊薄后每股收益的股票如下： 
三个月已结束
十二月三十一日
 20232022
分母（千股）：
已发行普通股的加权平均值——基本209,782 209,934 
股票期权、普通股奖励和权益单位可增发的股票 (a)5,788 — 
已发行普通股加权平均值——摊薄215,570 209,934 
(a)在截至2022年12月31日的三个月中， 6,431的增量股票已被排除在外，因为由于该期间的净亏损，此类股票将具有反稀释作用。在 2023 年 12 月 31 日和 2022 年 12 月 31 日，有 8,285和 6,625分别与未偿还的股票期权奖励相关的股票，这些股票由于具有反稀释作用，因此未包含在上述摊薄后每股收益的计算中。

衍生工具。 除非选择NPNS例外情况，否则衍生工具按其公允价值在简明合并资产负债表上报告。公允价值变动的核算取决于衍生工具的目的，即衍生工具是否受监管利率制定机制的约束，还是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资格并被指定为现金流套期保值。对于现金流套期保值，衍生工具公允价值的变化记录在AOCI中，以抵消套期保值项目的变化为限，直到收益受到套期保值项目的影响。如果确定预测的交易不再可能发生，我们将停止现金流对冲会计。不再有效的衍生品的套期保值会计也将停止。根据公认会计原则，我们不将我们的大宗商品和某些外币衍生工具指定为套期保值。这些衍生工具公允价值的变化反映在净收入中。公用事业公司使用的几乎所有商品衍生工具的损益都包含在监管资产或负债中，因为此类收益或损失很可能可以从客户那里收回或退还给客户。我们还不时进行净投资套期保值。与我们的国外业务相关的净投资套期保值的损益包含在AOCI的累积折算调整部分中，直到此类外国净投资被大量出售或清算。

来自衍生工具的现金流，净投资套期保值除外，包含在简明合并现金流量表的经营活动现金流中。来自净投资套期保值的现金流包含在简明合并现金流量表的投资活动现金流中。

有关我们使用的衍生工具、衍生品会计、使用衍生工具的目标以及其他信息的更详细描述，请参阅附注12。

估算值的使用。 根据公认会计原则编制财务报表要求管理层做出影响报告的资产、负债、收入、支出和成本金额的估算和假设。这些估计是基于管理层对时事的了解、历史经验以及在这种情况下被认为合理的其他各种假设。因此，实际结果可能与这些估计和假设有所不同。

善意.我们不摊销商誉，但至少每年在申报单位层面对其进行减值测试。申报单位是指运营分部，如果申报单位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，则该业务部门比运营分部（组成部分）低一级。如果各组成部分具有相似的经济特征，则将其汇总为一个报告单元。我们的每个有商誉的申报单位都必须每年进行减值测试，或者在事件或情况表明商誉价值可能减值时进行减值测试。
正如先前在公司2023年年度报告附注12中披露的那样，非现金税前商誉减值费用为美元656在2023财年被认可将AmeriGas丙烷报告单位的账面价值降至其公允价值。该公司继续监测AmeriGas丙烷报告部门是否存在任何可能发生的事实和情况变化
11
目录
UGI 株式会社及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
表明AmeriGas丙烷申报单位的公允价值很可能低于其账面金额。截至2023年12月31日，尚未确定此类指标，但是，如果AmeriGas Propane无法实现其预期业绩和/或贴现率提高，其公允价值将受到不利影响，这可能会导致进一步的减值。大约有 $1.3截至2023年12月31日，该报告单位的商誉为10亿美元。
关于UGI International的2023财年商誉减值测试，我们确定UGI International的公允价值比其账面价值高出大约 10%。尽管该公司认为，根据目前掌握的事实和情况，其在量化评估UGI International公允价值时使用的判断是合理的，但如果UGI International无法实现其预期业绩和/或贴现率提高，其公允价值将受到不利影响，从而可能导致减值。事实和情况没有变化，表明UGI国际申报单位的公允价值很可能不会超过其截至2023年12月31日的账面价值。大约有 $953截至2023年12月31日，该申报单位的商誉情况。公司将继续监控其申报单位和相关商誉，以防未来任何可能的非现金减值费用。

附注3 — 会计变动
会计准则尚未采用。

分部报告。2023年11月，财务会计准则委员会发布了ASU 2023-07 “改进可申报分部披露（主题280）”，要求加强披露（1）定期向CODM提供并包含在每项报告的分部损益指标中的重要分部支出，（2）与分部损益对应的其他分部项目的金额和构成说明，以及（3）该实体CODM的标题和状况并解释CODM在评估分部时如何使用报告的分部损益衡量标准性能和分配资源。修正案还扩大了中期分部的披露要求。该新指导方针对公司自2024年10月1日起的年度期间（2025财年）和自2025年10月1日开始的过渡期（2026财年）生效。允许提前收养。本ASU中的修正可追溯适用于财务报表中列报的所有先前时期。公司正在评估新指南的通过以及新指南的通过期限对其财务报表的影响。

所得税披露的改进。2023年12月，财务会计准则委员会发布了ASU 2023-09 “改进所得税披露（主题740）”，要求各实体披露有关申报实体有效税率对账和已缴所得税的分类信息。该新指导方针自2025年10月1日（2026财年）起对公司生效。允许提前收养。本亚利桑那州立大学的修正案可以使用前瞻性或回顾性的方法通过。公司正在评估对其财务报表的影响，并确定过渡方法和采用新指导方针的时期。

附注4 — 与客户签订合同的收入

当承诺的商品或服务的控制权移交给客户时，公司确认收入，金额反映了我们为换取这些商品或服务而预计有权获得的对价。有关我们与客户签订合同的收入的更多信息，请参阅公司2023年年度报告中的注释4。


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UGI 株式会社及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
收入分类

下表显示了我们按应申报细分市场分列的收入分列：
截至 2023 年 12 月 31 日的三个月总计淘汰
(a) 		实用工具中游与营销UGI 国际 AmeriGas 丙烷 企业及其他
与客户签订合同的收入：
实用程序：
核心市场：
住宅$282 $— $282 $— $— $— $— 
商业与工业108 — 108 — — — — 
大宗送货服务49 — 49 — — — — 
系统外销售和产能释放21 (12)33 — — — — 
其他9 — 9 — — — — 
总体效用469 (12)481 — — — — 
非公用事业：
液化石油气：
零售1,057 — — — 524 533 — 
批发71 — — — 49 22 — 
能源营销 (b)
327 (26)— 272 123 — (42)
中游：
管道65 — — 65 — — — 
达到顶峰3 (42)— 45 — — — 
其他3 — — 3 — — — 
发电8 — — 8 — — — 
其他71 — — — 19 52 — 
非公用事业总数1,605 (68)— 393 715 607 (42)
与客户签订合同的总收入2,074 (80)481 393 715 607 (42)
其他收入 (c)
47 — 12 1 10 22 2 
总收入$2,121 $(80)$493 $394 $725 $629 $(40)


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UGI 株式会社及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
截至2022年12月31日的三个月总计淘汰
(a) 		实用工具中游与营销UGI 国际 AmeriGas 丙烷 企业及其他
与客户签订合同的收入：
实用程序：
核心市场：
住宅$336 $— $336 $— $— $— $— 
商业与工业132 — 132 — — — — 
大宗送货服务47 — 47 — — — — 
系统外销售和产能释放32 (33)65 — — — — 
其他10 — 10 — — — — 
总体效用557 (33)590 — — — — 
非公用事业：
液化石油气：
零售1,116 — — — 482 634 — 
批发102 — — — 51 51 — 
能源营销778 (77)— 537 318 — — 
中游：
管道65 — — 65 — — — 
达到顶峰17 (39)— 56 — — — 
其他3 — — 3 — — — 
发电8 — — 8 — — — 
其他75 — — — 18 57 — 
非公用事业总数2,164 (116)— 669 869 742 — 
与客户签订合同的总收入2,721 (149)590 669 869 742 — 
其他收入 (c)
38 — 2 — 8 24 4 
总收入$2,759 $(149)$592 $669 $877 $766 $4 

(a)包括主要来自中游和营销以及公用事业的分部间收入。
(b)企业及其他包括收入减少美元42与某些DVEP客户合同的提前终止有关。有关其他信息，请参阅注释 5。
(c)主要代表（1）AmeriGas Propane和UGI International的储罐租赁收入；（2）中游与营销部某些集会资产的收入；（3）公用事业公司替代收入计划的收入，包括宾夕法尼亚州天然气公用事业公司自2022年11月1日起的天气正常化调整附加费；（4）与本期公司及其他交易无关的大宗商品衍生工具的收益和亏损，这些都不属于ASC的范围 606，并根据其他公认会计原则进行核算。

合约余额
收入确认的时间可能与向客户开具发票或现金收入的时间不同。合同资产代表我们在履行履约义务后的对价权，前提是该权利以时间流逝以外的其他条件为条件。合同资产并非在所有列报期间都很重要。基本上，我们的所有应收账款都是无条件的对价权，包含在简明合并资产负债表的 “应收账款” 中，就公用事业而言，则包含在 “应计公用事业收入” 中。账单金额通常在下个月内到期。
合同责任是在履行履约义务之前收到客户的付款时产生，合同责任代表公司向客户转让商品或服务的义务，而我们已收到对价。合同负债余额为美元153, $158和 $143分别为2023年12月31日、2023年9月30日和2022年12月31日，并包含在简明合并报告的 “其他流动负债” 和 “其他非流动负债” 中
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UGI 株式会社及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
资产负债表。截至2023年9月30日和2022年12月31日的三个月，从截至2023年9月30日和2022年9月30日的合同负债中所含金额中确认的收入为美元75和 $81，分别地。

剩余的履约义务
公司不包括与分配给某些履约义务的交易价格总额相关的披露，这些义务在报告期结束时由于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的价值直接相对应的金额向客户开具账单。与中游、营销和公用事业客户签订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2023年12月31日，中游、营销和公用事业预计将创下约美元的纪录2.3十亿和美元0.2数十亿美元的收入分别与相关合同剩余条款内的最低未来履约义务有关。

注释5 — 处置

UGI 国际能源营销交易

截至2023年12月31日，根据其先前宣布的决定，该公司已退出其几乎所有的欧洲能源营销业务，该业务主要通过法国、比利时、荷兰和英国的第三方配送系统向客户销售天然气和电力。

法国。 2023年10月，UGI International通过一家全资子公司出售了其位于法国的几乎所有能源营销业务，向买方净现金支付了美元28。在出售的同时，在截至2023年12月31日的三个月中，公司录得的税前亏损为美元28，该金额主要代表向买方支付的净款项。该损失反映在简明合并损益表上的 “出售UGI国际能源营销业务的损失” 中。与该业务相关的资产和负债的账面价值，主要包括某些大宗商品衍生工具、能源证书和某些营运资金，并不重要。

比利时。2023年9月，UGI International通过全资子公司出售了其位于比利时的能源营销业务，向买方净现金支付了美元3。根据销售协议，公司向买方转让了某些资产，主要包括客户和能源经纪人合同。在出售的同时，公司在2023财年第四季度录得税前亏损美元6该金额包括向买方支付的净款项、注销的某些预付能源经纪人付款以及相关的交易成本和费用。

英国。 2022年10月，UGI International通过全资子公司出售了其位于英国的天然气营销业务，向买家净现金支付了美元19其中包括某些营运资金调整。在出售的同时，在截至2022年12月31日的三个月中，公司录得税前亏损为美元215几乎所有这些都是由于与该业务相关的商品衍生工具的非现金转移造成的。损失反映在”出售UGI国际能源营销业务的损失” 在简明合并损益表上。在销售结束之日，这些商品衍生工具的净账面价值为美元206这归因于此类工具的未实现净收益.

荷兰。2023年9月，DVEP的大量客户同意修改其能源营销合同，根据该合同，公司将在2023年12月31日之前继续以固定价格提供电力和天然气，公司提供未来服务的义务自2024年1月1日起终止。作为提前终止此类合同的对价，公司已同意向客户支付等于2023年12月31日之后期间的特定大宗商品衍生工具公允价值的现金。与DVEP客户达成的提前终止协议被视为合同修改，支付给这些客户的现金对价已反映为在截至2023年12月31日的此类协议剩余履行期内收入按比例减少。在截至2023年12月31日的三个月中，公司结算了大宗商品衍生工具，收益为美元46，它代表与2023年12月31日之后时期相关的特定大宗商品衍生工具的公允价值；其来自这些客户的收入减少了美元42，它代表了2023年10月1日至2023年12月31日期间按比例计算的绩效义务。

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UGI 株式会社及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
在结束其欧洲能源营销业务的同时，DVEP于2023年12月完成了将其购电协议的很大一部分出售给第三方的交易，总对价为美元5。在出售的同时，公司记录了亏损 $5，反映在简明合并损益表的 “其他净营业收入” 中。

在截至2022年12月31日的三个月中，公司录得1美元19税前减值费用以减少与其在荷兰的能源营销业务相关的某些资产的账面价值，包括不动产、厂房和设备以及无形资产。减值费用反映在简明合并损益表的 “运营和管理费用” 中，并包含在UGI International应报告部分中。

附注 6 — 库存

库存包括以下内容： 
十二月三十一日
2023		9月30日
2023		十二月三十一日
2022
非公用事业液化石油气和天然气$217 $212 $310 
天然气公用事业天然气46 55 129 
能源证书71 64 78 
材料、用品及其他107 102 101 
库存总额$441 $433 $618 

附注7 — 公用事业监管资产和负债及监管事宜

有关公司监管资产和负债的描述，下述除外，请参阅公司2023年年度报告中的附注9。除了搬迁费用外，公用事业公司目前不收回以下所列监管资产的回报率。 简明合并资产负债表中包含以下与公用事业相关的监管资产和负债：
十二月三十一日
2023		9月30日
2023		十二月三十一日
2022
监管资产 (a)：
所得税可收回$94 $94 $93 
资金不足的养老金计划110 111 114 
环境成本26 28 36 
递延燃料和电力成本17 27 71 
搬运费用，净额23 23 25 
其他58 64 54 
监管资产总额$328 $347 $393 
监管责任 (a)：
退休后福利超额领取$11 $12 $11 
延期燃油和电费退款59 55 3 
州税收优惠——配电系统维修43 43 39 
超额联邦递延所得税252 254 264 
其他2 2 3 
监管负债总额$367 $366 $320 
(a)流动监管资产包含在 “预付费用和其他流动资产” 中，监管负债包含在简明合并资产负债表的 “其他流动负债” 和 “其他非流动负债” 中。

延期燃料和电力-费用和退款。公用事业公司的费率包含允许通过适用PGC费率、PGA费率和DS费率来收回所有谨慎产生的天然气和电力成本的条款。这些条款规定定期调整PGC、PGA和DS费率，以弥补购买的天然气和电力总量之间的差异
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UGI 株式会社及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
向客户收取的发电供应成本和产生的可收回成本。未收的净成本被归类为监管资产，净超额收款被归类为监管负债。

PA Gas Utility使用衍生工具来降低其为零售核心市场客户购买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包含在递延燃料和电力成本或退款中。截至2023年12月31日、2023年9月30日和2022年12月31日，此类合约的未实现净亏损为美元11, $2和 $17，分别地。

其他监管事项

UGI 实用工具。2023年1月27日，电力公司向PAPUC提出申请，要求将其年度基本分销收入增加美元11。2023 年 9 月 21 日，PAPUC 发布了最终命令，批准了以美元为条件的和解协议9电力公司的年度基本分配率上调，自2023年10月1日起生效。
2022年1月28日，宾夕法尼亚州燃气公用事业公司向PAPUC提出申请，要求将其住宅、商业和工业客户的基本营业收入增加美元83每年。2022年9月15日，PAPUC发布了最终命令，批准了规定$的和解协议49通过分阶段方法，提高PA Gas Utility的年度基本分配率，金额为 $38从 2022 年 10 月 29 日开始，另加一美元11从 2023 年 10 月 1 日开始。根据最终命令的条款，宾夕法尼亚州天然气公用事业公司不得在2024年1月1日之前提起费率诉讼。此外，根据最终命令的条款，宾夕法尼亚州天然气公用事业公司获准实施天气正常化调整附加费 五年试点计划将于 2022 年 11 月 1 日开始。在这位骑手的带领下，当天气偏离正常水平超过时 3%，住宅和小型商业客户的配送服务账单每月根据天气相关影响进行调整 3% 阈值。此外，根据最终命令的条款，PA Gas Utility在其不动产、厂房和设备总额减去累计折旧后获准实施DSIC3,368（该门槛是在 2022 年 9 月达到的）。
登山家。2023 年 7 月 31 日，Mountaineer 向 WVPSC 提交了 2023 年 IREP 申请，要求追回 $10对于与 2022 年 12 月 31 日之后的资本投资相关的成本，总额为 $131，包括 $67在 2024 日历年中。该文件包括总额为 $ 的资本投资383在 2024 年至 2028 年期间。2023年12月20日，WVPSC发布了批准和解的最终命令。
2023 年 3 月 6 日，Mountaineer 向 WVPSC 提交了基准利率案例文件，要求将净收入增加美元20，其中包括将基准利率提高美元38而且 IREP 费率下降了 $18每年。2023 年 10 月 6 日，Mountaineer 提交了和解基准利率案的联合条款和协议，其中包括一美元14净收入增长，自 2024 年 1 月 1 日起生效。2023 年 12 月 21 日，WVPSC 发布了批准联合条款和协议的最终命令，唯一的不同是 WVPSC 授权登山者作为骑手实施天气正常化调整 五年试点计划将于 2024 年 10 月 1 日开始，但最终计算方法将由 WVPSC 修改。在这位骑手的领导下，当天气与正常情况的偏差超过时 2%，住宅和小型商业客户的配送服务账单每月根据天气相关影响进行调整 2% 阈值。
2022年7月29日，Mountaineer向WVPSC提交了2022年IREP申请，要求收回与总额为美元的资本投资相关的成本354在 2023-2027 年期间，包括美元64在 2023 日历年中。2022年12月21日，WVPSC发布了最终命令，批准了美元的结算22累计收入，自 2023 年 1 月 1 日起生效。

附注8-债务

重大融资活动

在截至2023年12月31日的三个月中，发生了以下重大融资活动。
UGI 公用事业高级笔记。 2023年11月30日，UGI Utilities, Inc.与贷款人财团签订了票据购买协议。根据票据购买协议，UGI Utilities, Inc.发行了 (1) 美元25本金总额 6.022030年11月30日到期的优先票据百分比；(2) 美元150本金总额 6.102033年11月30日到期的优先票据百分比；以及 (3) 美元75本金总额 6.402053年11月30日到期的优先票据百分比。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
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UGI 株式会社及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
协议中定义的杠杆比率和优先债务比率。这些优先票据是无抵押的，将与UGI Utilities Inc.现有的未偿优先债务排名相同。这些发行的净收益用于减少短期借款和一般公司用途。
2022 年 AmeriGas OLP 信贷协议。 根据2022年AmeriGas OLP信贷协议，作为借款人，AmeriGas OLP必须遵守与合伙企业和AmeriGas OLP衡量的杠杆和利息覆盖相关的财务契约。2022年AmeriGas OLP信贷协议包含一项股权补救条款，允许AmeriGas OLP的直接或间接母公司，包括UGI及其其他子公司，为资本出资提供资金，以消除任何可能导致不遵守这些财务契约的息税折旧摊销前利润（定义见2022年AmeriGas OLP信贷协议）短缺。每种股票补救措施都有资格在缴款后的四个季度内消除此类息税折旧摊销前利润缺口。在信贷协议期间，我们被允许使用股权补救条款五次，在任何连续的四个季度内使用两次，而不是连续几个季度。

UGI 在 2023 财年向 AmeriGas OLP 提供了资本捐款，总计相当于 一根据2022年AmeriGas OLP信贷协议，有资格在2023年12月31日之前消除任何息税折旧摊销前利润缺口的股权补偿。由于此类资本出资，截至2023年12月31日，AmeriGas OLP和合伙企业在考虑股权补救条款后遵守了所有财务契约。
UGI还提供了一份不可撤销的支持信，其中UGI承诺为任何此类息税折旧摊销前利润不足和还本付息（如果有）提供资金。根据支持和预计的息税折旧摊销前利润，预计AmeriGas OLP将在接下来的十二个月内遵守其金融债务契约。

2023年11月15日，该合作伙伴关系签署了对2022年AmeriGas OLP信贷协议的修正案，该修正案修订了信贷协议的某些条款，除其他外，（i）将最高循环金额从美元降低600到 $400，（ii）降低最低利息覆盖率，有效期为2023财年第四季度至2024财年末；（iii）前提是，从2025财年第一季度开始，如果净杠杆率低于协议规定的某个门槛，则最低利息覆盖率将保持在较低水平；如果净杠杆率超过该门槛，则最低利息覆盖率将恢复到协议定义的原始比率。
UGI 公用事业 2023 年信贷协议。2023 年 11 月 9 日，UGI Utilities 签订了《UGI Utilities 2023 信贷协议》，规定最高可借款 $375（包括一美元50信用证的次级限额和 $38swingline贷款的次级限额）。UGI Utilities可以要求将信贷协议下的贷款承诺金额增加到最高总额为 $125。根据UGI公用事业2023年信贷协议适用于借款的利率将与其前身协议，即UGI公用事业信贷协议保持不变。UGI Utilities 2023年信贷协议包含习惯契约和违约条款，并要求遵守某些财务契约，包括协议中定义的最大债务与资本比率。该信贷协议计划于2028年11月到期。信贷协议下的借款可用于为UGI Utilities现有债务再融资，也可用于一般公司用途和UGI Utilities持续的营运资金需求。

附注9 — 承付款和意外开支

环境问题

UGI 实用工具

从1800年代末到1900年代中期，UGI Utilities及其前子公司在天然气全面供应之前拥有并运营了许多MGP。如今，根据《超级基金法》，煤焦油的某些成分和人造气体工艺的其他残留物被视为危险物质，可能存在于以前的MGP所在地。1882年至1953年间，UGI Utilities拥有宾夕法尼亚州和其他地方的子公司天然气公司的股票，还根据协议经营一些天然气公司的业务。到1950年代初，UGI Utilities剥离了除某些天然气和电力业务以外的所有公用事业业务。从 2006 年和 2008 年开始，UGI Utilities 还拥有和运营 二收购了子公司，在宾夕法尼亚州拥有 mGP 的历史相似，在某些情况下还经营这些子公司。
UGI Utilities受PADEP的COA的约束，以解决宾夕法尼亚州特定的前MGP场地的修复问题，该修复计划于2031年底终止。根据COA，UGI Utilities必须获得
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UGI 株式会社及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
根据MGp中规定的符合条件的环境调查和/或补救活动，每个日历年获得一定数量的积分，或者将此类活动的支出金额等于年度最低环境支出门槛。COA的年度最低支出门槛为$5。截至2023年12月31日、2023年9月30日和2022年12月31日，我们与COA相关的环境调查和修复成本的估计应计负债总额为美元50, $52和 $54，分别地。

我们预计，宾夕法尼亚州MGP场地危险物质的调查和修复费用不会对UGI Utilities的运营业绩产生重大影响，因为UGI Utilities收取了与COA所涵盖场地相关的实际环境调查和补救费用。这种费率确认将历史成本和费率回收之间的累积差额与与场地相关的未来成本的估计值进行了核对。因此，UGI Utilities记录了这些成本的相关监管资产，因为有可能从客户那里收回这些成本（见附注7）。

UGI Utilities不时收到关于宾夕法尼亚州以外的场地的通知，私人团体声称mGP以前由UGI Utilities拥有或运营，或者由前子公司拥有或运营。此类各方通常会调查环境污染的程度或进行环境补救。管理层认为，根据适用法律，在前子公司拥有或运营MGP的情况下，UGI Utilities不应承担责任。但是，如果法院得出结论：（1）应忽略子公司的独立公司形式，或（2）UGI Utilities因其对子公司MGP的行为而被视为运营商，则未来可能会产生与UGI Utilities直接运营的MGP或由UGI Utilities前子公司拥有或运营的MGP造成的环境损害相关的巨额成本，金额不确定。在所有报告期间，UGI Utilities在宾夕法尼亚州以外的MGP场地的未贴现负债和应计环境调查和清理费用均不重要。

AmeriGas 丙烷

AmeriGas OLP Saranac Lake。 2008年，NYDEC通知AmeriGas OLP，NYDEC已将据称由AmeriGas OLP在纽约州萨拉纳克湖拥有的财产存放在纽约州非活跃危险废物处置场登记处。NYDEC进行的一项场地特征研究揭示了与前MGP有关的污染。2009年，AmeriGas OLP对NYDEC做出了回应，对它是PRP的论点提出异议，因为它没有运营MGP，似乎只拥有该场地的一部分。2017 年，NYDEC 向 AmeriGas OLP 通报了 NYDEC 此前发布的消息 三与场地修复相关的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 再次挑战被指定为 PRP，并确定了潜在的防御措施。随后，NYDEC发现了与该场地有关的第三方PRP。

纽约证券交易所于2018年春季开始实施补救计划。根据我们对截至2023年12月31日的可用信息的评估，该伙伴关系的未贴现环境修复负债为美元8与该网站有关。我们在实际补救费用中所占的份额可能大大高于或少于应计金额。

其他事项

宾夕法尼亚州西雷丁爆炸.2023年3月24日，宾夕法尼亚州西雷丁发生爆炸，导致 七死亡，重伤 十一其他建筑物以及当地巧克力制造商R.M. Palmer拥有的建筑物和其他邻近建筑物遭受的巨大财产损失.NTSB和PAPUC正在调查西雷丁事件。2023 年 7 月 18 日，NTSB 发布了正在进行的调查的最新调查报告。该报告指出了退役的UGI天然气服务三通中存在断裂以及附近蒸汽系统的断裂，但没有说明裂缝或爆炸的因果关系。NTSB调查小组包括来自该公司、PAPUC、当地消防部门和管道和危险材料安全管理局的代表。该公司正在配合调查。NTSB可以邀请其他各方参加。2023年9月，职业安全与健康管理局结束了对此事的调查，但没有发现任何与UGI公用事业有关的结果。

尽管对该事件的调查仍在进行中，爆炸原因尚未确定，但该公司已收到爆炸索赔，并参与了与该事件有关的诉讼。公司维持人身伤害、财产和意外伤害赔偿责任保险，并认为第三方索赔是相关的
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UGI 株式会社及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
爆炸后，超过公司免赔额的部分可以通过公司的保险进行赔偿。公司目前无法预测这些未决或未来的索赔和法律诉讼的结果。
关于这些未决索赔和法律诉讼，在目前的早期阶段，公司认为没有足够的信息可以合理估计一系列损失（如果有），也无法得出这些事项的最终结果会或不会对我们的财务报表产生实质性影响的结论。

除上述事项外，在我们的正常业务过程中，还有其他待处理的索赔和法律诉讼。尽管我们无法预测这些悬而未决的索赔和法律诉讼（包括上述诉讼）的最终结果，但在与律师协商后，我们认为，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。

UGI 国际

2023年，法国UGI概述了其战略重点，以更好地满足业务需求。作为该计划的一部分，法国劳资委员会于2023年11月就组织转型和外部流动计划的启动进行了磋商。公司目前无法估算出一系列合理可能的成本，但此类成本可能是巨大的。

附注10 — 固定福利养老金和其他退休后计划

公司为某些现任和前任员工维持固定福利养老金计划和其他退休后计划。我们的养老金和其他退休后计划的服务成本部分，减去资本化金额，反映在简明合并收益表的 “运营和管理费用” 中。扣除公用事业公司作为监管资产资本化的金额后，非服务成本组成部分反映在简明合并收益表的 “其他非营业外支出净额” 中。其他退休后津贴费用在所列的所有期内都不重要。

定期养老金净额包括以下组成部分：
 养老金福利
截至12月31日的三个月20232022
服务成本$2 $2 
利息成本9 9 
计划资产的预期回报率(11)(11)
摊销：
精算收益
— (1)
净收益$— $(1)

20
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简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
附注 11 — 公允价值测量

定期公允价值测量

下表按毛额列出了我们的金融资产和负债，包括流动部分和非流动部分，这些资产和负债在公允价值层次结构中定期按公允价值计量：
 资产（负债）
第 1 级第 2 级第 3 级总计
2023 年 12 月 31 日：
衍生工具：
资产：
商品合约
$112 $50 $— $162 
外币合约$— $12 $— $12 
利率合约$— $15 $— $15 
负债：
商品合约
$(227)$(104)$— $(331)
外币合约$— $(6)$— $(6)
利率合约$— $(16)$— $(16)
不合格的退休后补充设保人信托投资 (a)$42 $— $— $42 
2023 年 9 月 30 日：
衍生工具：
资产：
商品合约 (b)$117 $115 $— $232 
外币合约$— $38 $— $38 
利率合约$— $28 $— $28 
负债：
商品合约 (b)$(193)$(81)$— $(274)
外币合约$— $(2)$— $(2)
不合格的退休后补充设保人信托投资 (a)$39 $— $— $39 
2022 年 12 月 31 日：
衍生工具：
资产：
商品合约$345 $329 $— $674 
外币合约$— $35 $— $35 
利率合约$— $63 $— $63 
负债：
商品合约$(297)$(152)$— $(449)
外币合约$— $(4)$— $(4)
不合格的退休后补充设保人信托投资 (a)$46 $— $— $46 
(a)主要包括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。
(b)包括与某些UGI国际能源营销业务交易相关的衍生资产和负债（见注释5）。
 
我们的一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活跃报价市场价格。几乎所有剩余的衍生工具都被指定为二级。某些非交易所交易商品的公允价值
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简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
被指定为二级的衍生品基于经纪商、行业价格出版物或近期市场交易和相关市场指标提供的指示性报价。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。设保人信托中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

由于其短期性质，流动资产和流动负债（长期债务的当前到期日除外）中包含的其他金融工具的账面金额接近其公允价值。我们使用当前市场利率估算长期债务的公允价值，并使用类似类型债务的可用利率（二级）对未来现金流进行贴现。 我们的长期债务（包括当前到期日，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：
2023年12月31日2023年9月30日2022年12月31日
账面金额$6,866 $6,647 $6,759 
估计的公允价值$6,644 $6,238 $6,350 

衍生工具以外的金融工具，例如短期投资和贸易应收账款，可能会使我们面临信用风险的集中。我们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联邦存款保险公司保险的银行存款，从而限制短期投资的信用风险。贸易应收账款集中所产生的信用风险是有限的，因为我们的客户群庞大，遍及许多不同的美国市场和许多国外。有关与我们的衍生工具相关的信用风险集中度的信息，请参阅附注12。

附注12 — 衍生工具和套期保值活动

我们面临与持续业务运营相关的某些市场风险。除其他外，管理层使用衍生金融和大宗商品工具来管理：（1）大宗商品价格风险；（2）利率风险；（3）外币汇率风险。尽管我们使用衍生金融和大宗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，除其他外，这些政策规定了我们可以使用的衍生工具、交易对手信用额度和合约授权限额。尽管我们的商品衍生工具持续了多年，但我们的大宗商品衍生工具中有很大一部分在未来十二个月内以经济方式对冲大宗商品价格风险。有关我们的衍生工具会计的信息，请参阅附注2。

以下各节总结了公司用于管理这些市场风险的衍生工具的类型。

大宗商品价格风险

受监管的公用事业业务

天然气

PA Gas Utility的费率包含允许收回其向零售核心市场客户出售的所有谨慎产生的天然气成本，包括用于对冲购买天然气成本的金融工具的成本。根据宾夕法尼亚天然气公用事业公司的年度PGC申报，PAPUC允许并同意，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减少与其为零售核心市场客户购买的部分天然气相关的大宗商品价格波动。有关这些衍生工具的监管会计处理的更多信息，请参阅附注7。

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简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
非公用事业运营

液化石油气

为了管理与合伙企业固定价格计划相关的市场价格风险并减少短期大宗商品价格波动的影响，该合伙企业使用场外衍生商品工具，主要是价格掉期合约。此外，该伙伴关系和我们的UGI International业务还使用场外价格互换和期权合约来减少与部分预测的液化石油气购买量相关的大宗商品价格波动。

天然气

为了管理与实物天然气固定价格销售合约相关的市场价格风险，Midstream & Marketing签订了纽约商品交易所和场外天然气期货以及场外交易和ICE天然气基础互换合约。此外，Midstream & Marketing使用纽约商品交易所、场外期货和期权合约来经济地对冲与购买和预计的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。UGI International还使用天然气期货和远期合约来经济地对冲与客户签订的固定价格销售合同下预期交易量的很大一部分相关的市场价格风险。有关该公司几乎所有欧洲能源营销业务退出的信息，请参阅附注5。

电力

为了管理与固定价格的电力销售合同相关的市场价格风险，Midstream & Marketing签订了电力期货和远期合约。Midstream & Marketing还使用纽约商品交易所和场外电力期货合约来经济地对冲其发电设施未来预期的部分电力销售的价格。UGI International还使用电力期货和远期合约来经济地对冲与固定价格电力销售和购买合同相关的市场价格风险。有关该公司几乎所有欧洲能源营销业务退出的信息，请参阅附注5。

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。为了固定标的短期市场利率，我们可能会签订固定支付、收款可变利率互换协议，并将此类掉期指定为现金流套期保值。

我们剩余的长期债务通常以固定利率发行。随着长期债务的到期，我们通常使用利率反映当时市场状况的新债为此类债务再融资。为了降低与固定利率债务的近期和中期预测发行相关的基础基准利率的市场利率风险，我们不时签订IRPA。我们将IRPA视为现金流套期保值。有 不在所提交的任何期限内，IRPA 未得到解决。截至2023年12月31日，与利率套期保值相关的税前净收益预计将在未来十二个月内重新归类为收益27.

外币汇率风险

远期外币兑换合约

为了减少与国外业务相关的净收入的波动，主要是由于美元兑欧元和英镑的汇率变动，我们签订了远期外币兑换合约。我们在多年期内将这些外币兑换合约分层，最终等于大约 90所得税前UGI国际预期外币收入的百分比。由于这些合约未被指定为套期保值工具，因此这些合约的已实现和未实现损益记录在简明合并收益表的 “其他非营业外支出净额” 中。

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简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
净投资套期保值

我们还不时签订某些远期外币兑换合约，以降低部分UGI International以欧元计价的净投资的美元价值波动，包括预期的以外币计价的股息。我们将这些外币兑换合约视为净投资套期保值，这些合约公允价值的所有变化均在AOCI的累积折算调整部分中报告。我们使用即期利率法来衡量我们的净投资套期保值的无效性。

我们以欧元计价的长期债务也被指定为净投资套期保值，占我们UGI International以欧元计价的净投资的一部分。我们在AOCI的累计折算调整部分中确认了与这些净投资套期保值相关的税前亏损，即美元32和 $64分别在截至2023年12月31日和2022年12月31日的三个月中。

与衍生工具相关的量化披露

下表按衍生品类型汇总了与2023年12月31日、2023年9月30日和2022年12月31日的未平仓衍生品合约相关的名义总额，以及截至2023年12月31日公司未平仓衍生品合约的最终结算日期，但不包括符合NPNS例外条件的衍生品：
名义金额
（单位：百万）
类型单位定居点延伸至2023年12月31日2023年9月30日2022年12月31日
商品价格风险：
受监管的公用事业业务
PA Gas Utility NYMEX 天然气期货和期权合约Dekatherms2024 年 9 月16 38 15 
非公用事业运营
液化石油气互换加仑2026 年 9 月638 727 844 
天然气期货、远期、基差互换、期权和管道合约 (a)Dekatherms2027 年 12 月331 338 371 
电力远期和期货合约千瓦时2027 年 10 月634 1,260 2,270 
利率风险：
利率互换欧元2026 年 3 月€300 €300 €— 
利率互换美元2026 年 9 月$1,267 $1,270 $1,354 
外币汇率风险：
远期外币兑换合约美元2026 年 9 月$348 $425 $390 
净投资对冲远期外汇合约欧元2026 年 12 月€256 €256 €331 
(a)截至2023年9月30日的金额包括与某些UGI国际能源营销业务交易相关的合同（见注释5）。

衍生工具信用风险

如果我们的衍生工具交易对手不履行义务，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。我们对交易对手维持信贷政策，我们认为这些政策可以降低整体信用风险。这些政策包括评估和监控交易对手的财务状况，包括他们的信用评级，以及签订协议
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简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
酌情与控制信用额度的交易对手签订净额度协议，允许抵消某些金融交易的对手应收账款和应付余额。
我们集中了与衍生工具相关的信用风险，并且我们会持续评估衍生品交易对手的信誉。截至2023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，我们将蒙受的最大损失金额为美元189。总的来说，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、育儿担保或现金的形式出具抵押品。截至2023年12月31日，除了质押的现金抵押品外，我们还以信用证形式向衍生工具交易对手质押了总额为美元的抵押品30。截至2023年12月31日，我们已收到来自衍生工具交易对手的现金抵押品，总额为美元17。此外，我们可能会与其中某些交易对手抵消衍生负债和某些应付账款余额，这进一步减轻了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，如果合伙企业的债务评级下调，可能需要发行额外的抵押品。2023年12月31日，如果触发与信用风险相关的或有特征，则所需的抵押品金额将不大。

抵消衍生资产和负债

如果存在抵消权，则衍生资产和负债由交易对手在简明合并资产负债表上净列报。我们将因收回现金抵押品的权利或返还现金抵押品的义务而确认的金额与与同一交易对手执行的衍生工具的确认金额进行抵消。我们的衍生工具包括通过经纪商在交易所执行的衍生工具，以及集中清算和场外交易。交易所合约利用金融中介、交易所或清算所来输入、执行或清算交易。场外交易合同是直接与第三方交易的双边合同。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，合同还受交易对手不履约、破产或其他条件的有条件的抵消权的约束。

总的来说，我们的许多场外交易和所有交易所合约都受抵押品要求的约束。抵押品的类型通常包括现金或信用证。我们向场外衍生品交易对手支付的现金抵押品（如果有）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那里收到的现金抵押品（如果有）反映在下表中，以抵消衍生资产。我们的衍生品交易对手在简明合并资产负债表上确认的某些其他应收账款和应付账款余额未包含在下表中，但可能会减少我们对此类交易对手的净敞口，因为此类余额受主净额结算或类似安排的约束。

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简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
衍生工具的公允价值
 
下表按类型列出了公司的衍生资产和负债，以及抵消的影响：
十二月三十一日
2023		9月30日
2023		十二月三十一日
2022
衍生资产：
被指定为对冲工具的衍生品：  
外币合约$5 $14 $11 
利率合约15 28 63 
20 42 74 
受 PGC 和 DS 机制约束的衍生品：
商品合约11 6 18 
未被指定为对冲工具的衍生品：  
商品合约 (a)151 226 656 
外币合约7 24 24 
158 250 680 
衍生资产总额——总额189 298 772 
资产负债表中抵消的总金额(116)(124)(239)
收到的现金抵押品(17)(40)(108)
衍生资产总额——净额$56 $134 $425 
衍生负债：
被指定为对冲工具的衍生品：
外币合约$(1)$— $— 
利率合约(16)— — 
(17)— — 
受 PGC 和 DS 机制约束的衍生品：
商品合约(22)(8)(35)
未被指定为对冲工具的衍生品：
商品合约 (a)(309)(266)(414)
外币合约(5)(2)(4)
(314)(268)(418)
衍生品负债总额——总额(353)(276)(453)
资产负债表中抵消的总金额116 124 239 
质押的现金抵押品64 53 45 
衍生品负债总额——净额$(173)$(99)$(169)

(a)包括与UGI国际能源营销业务交易相关的某些衍生合约（见注释5）。截至 2023 年 9 月 30 日，有 $10衍生资产和美元12归类为待售的衍生负债，反映在 “预付费用和其他流动资产” 中”以及截至2023年9月30日的简明合并资产负债表上的 “其他流动负债”。
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（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
衍生工具的影响

下表提供了有关衍生工具对简明合并收益表的影响以及AOCI变化的信息：
截至12月31日的三个月，:
收益（损失）
认可于
AOCI
获得
从 “重新分类”
AOCI 转化为收入
收益地点重新分类自
AOCI 转化为收入
现金流对冲：2023202220232022
利率合约$(22)$4 $13 $7 利息支出
净投资套期保值：
外币合约$(10)$(23)
收益（损失）
在收入中确认
未指定为套期保值工具的衍生品：20232022收入中确认的收益（亏损）地点
商品合约$2 $4 收入
商品合约(155)(1,326)销售成本
商品合约3 3 其他营业收入，净额
外币合约(16)(32)
其他非营业支出，净额
总计$(166)$(1,351)

我们也是许多其他具有衍生工具元素的合约的当事方。但是，这些合约有资格获得NPNS例外会计，因为它们规定交付的产品或服务的数量预计将在我们的正常业务运营过程中使用，而且这些合同中的价格基于与所购买或出售的产品或服务的价格直接相关的标的股份。除其他外，这些合同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，以及要求交易对手提供商品存储、运输或容量服务以履行我们正常销售承诺的服务合同。

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简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
附注 13 — 累计其他综合收益（亏损）

下表显示了扣除税后AOCI的变化：

截至 2023 年 12 月 31 日的三个月退休后福利计划衍生工具外币总计
AOCI — 2023 年 9 月 30 日$17 $26 $(299)$(256)
重分类调整前的其他综合（亏损）收益
— (15)49 34 
从 AOCI 中重新分类的金额— (10)— (10)
归属于UGI的其他综合（亏损）收益 — (25)49 24 
AOCI — 2023 年 12 月 31 日$17 $1 $(250)$(232)
截至2022年12月31日的三个月退休后福利计划衍生工具外币总计
AOCI — 2022年9月30日$14 $37 $(431)$(380)
重新分类调整前的其他综合收益
— 3 151 154 
从 AOCI 中重新分类的金额— (5)— (5)
归属于UGI的其他综合（亏损）收益
— (2)151 149 
AOCI — 2022年12月31日$14 $35 $(280)$(231)

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简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
附注14 — 权益法投资

根据权益法，我们对没有可轻易确定的公允价值但对运营和财务政策具有重大影响力的实体的私募股权证券进行核算。我们的股权法投资主要包括对Midstream & Marketing生物质和其他可再生能源项目的多项投资以及UGI International的可再生能源合资企业。权益法投资包含在简明合并资产负债表的 “其他资产” 中，权益法收益包含在简明合并收益表的 “股票投资者的收入” 中。

包含在简明合并资产负债表中 “其他资产” 中的权益法投资包括以下内容：
账面价值所有权权益
被投资者十二月三十一日
2023		9月30日
2023		十二月三十一日
2022		十二月三十一日
2023		9月30日
2023		十二月三十一日
2022
中游和营销：
Aurum 可再生能源$46 $45 $— 40%40%不适用
Pine Run80777149%49%49%
MBL 生物能源1471225699.99%99.99%99.99%
其他212018各种各样的各种各样的各种各样的
全面中游和营销294264145
UGI 国际353530各种各样的
各种各样的
各种各样的
对权益法被投资者的投资总额$329 $299 $175 

有关我们的权益法投资的更多信息，请参阅公司的2023年年度报告。

附注 15 — 分部信息

我们的业务包括 四可报告的细分市场通常基于销售的产品或服务、地理位置和监管环境：（1）公用事业；（2）中游和营销；（3）UGI国际；（4）AmeriGas丙烷。

企业及其他项目包括我们CODM对细分市场绩效的评估中未包括的某些项目（有关这些项目的更多详细信息，请参见下文）。企业及其他费用还包括UGI的专属一般责任保险公司的净支出、UGI的公司总部设施和UGI的未分配公司和一般费用，以及未分配的UGI债务的利息支出。企业及其他资产主要包括UGI及其专属保险公司的现金和现金等价物，以及UGI公司总部的资产。我们应申报部门的会计政策与公司2023年年度报告附注2 “重要会计政策摘要” 中描述的相同。

29
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UGI 株式会社及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
截至 2023 年 12 月 31 日的三个月总计淘汰公共事业中游与营销UGI 国际美国天然气公司
丙烷		企业
及其他 (a)
来自外部客户的收入$2,121 $— $480 $327 $725 $629 $(40)
细分市场间收入$— $(80)(b)$13 $67 $— $— $— 
销售成本$1,202 $(80)(b)$221 $239 $446 $283 $93 
营业收入（亏损）
$232 $(1) $134 $99 $113 $71 $(184)
来自股权投资者的收入（亏损）1 —  — 3 (2)— — 
其他非营业（亏损）收入，净额(13)— 1 — 6 — (20)
扣除利息、支出和所得税前的收益（亏损）
220 (1)135 102 117 71 (204)
利息支出(100)—  (23)(11)(11)(41)(14)
所得税前收入（亏损）
$120 $(1) $112 $91 $106 $30 $(218)
折旧和摊销$137 $—  $41 $22 $30 $44 $— 
资本支出（包括应计额的影响）$133 $— $82 $19 $12 $20 $— 
截至 2023 年 12 月 31 日
总资产$15,716 $(190)$5,855 $3,236 $3,150 $3,460 $205 
截至2022年12月31日的三个月总计淘汰公共事业中游与营销UGI 国际美国天然气公司
丙烷		企业
及其他 (a)
来自外部客户的收入$2,759 $— $559 $554 $877 $766 $3 
细分市场间收入$— $(149)(b)$33 $115 $— $— $1 
销售成本$3,106 $(149)(b)$329 $514 $662 $386 $1,364 
营业（亏损）收入
$(1,204)$1  $126 $106 $56 $110 $(1,603)
来自股权投资者的收入（亏损）
1 —  — 1 — — — 
其他非营业（亏损）收入，净额
(28)— 2 — 10 — (40)
扣除利息、支出和所得税前的（亏损）收益
(1,231)1 128 107 66 110 (1,643)
利息支出(92)—  (21)(11)(7)(43)(10)
所得税前（亏损）收入
$(1,323)$1  $107 $96 $59 $67 $(1,653)
折旧和摊销$131 $—  $37 $21 $28 $44 $1 
资本支出（包括应计额的影响）$178 $— $117 $11 $27 $23 $— 
截至2022年12月31日
总资产$17,128 $(252)$5,680 $3,298 $3,889 $4,331 $182 
(a)企业及其他包括归属于我们应报告细分市场的特定项目，这些项目未包含在我们的CODM在评估应报告细分市场的业绩或分配资源时使用的分部利润指标中。下表列出了已包含在 “公司及其他” 中的税前收益（亏损），以及与之相关的应报告细分市场：
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UGI 株式会社及其子公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）
（货币单位为百万美元，每股金额除外，另有说明）
截至 2023 年 12 月 31 日的三个月损益表上的位置中游与营销UGI 国际AmeriGas 丙烷
与本期交易无关的大宗商品衍生工具的净收益收入$1 $1 $— 
与本期交易无关的大宗商品衍生工具的净亏损销售成本 $(47)$(41)$(6)
与本期交易无关的大宗商品衍生工具的净亏损其他营业收入，净额$— $(3)$— 
外币衍生工具的未实现亏损其他非营业支出，净额$— $(20)$— 
AmeriGas 加强运营以促进增长的项目运营和管理费用$— $— $(7)
与退出UGI国际能源营销业务相关的成本收入$— $(42)$— 
与退出UGI国际能源营销业务相关的成本
运营和管理费用/其他营业收入，净额
$— $(8)$— 
与退出UGI国际能源营销业务相关的成本出售UGI国际能源营销业务的损失$— $(28)$— 
截至2022年12月31日的三个月损益表上的位置中游与营销UGI 国际AmeriGas 丙烷
与本期交易无关的大宗商品衍生工具的净收益
收入$2 $2 $— 
与本期交易无关的大宗商品衍生工具的净亏损
销售成本 $(183)$(1,169)$(12)
与本期交易无关的大宗商品衍生工具的净收益其他营业收入，净额$— $(2)$— 
外币衍生工具的未实现亏损
其他非营业支出，净额$— $(40)$— 
AmeriGas 加强运营以促进增长的项目运营和管理费用$— $— $(7)
与退出UGI国际能源营销业务相关的成本出售UGI国际能源营销业务的损失$— $(215)$— 
与退出UGI国际能源营销业务相关的成本运营和管理费用$— $(19)$— 
(b)代表取消主要是公用事业、中游与营销和AmeriGas丙烷之间的分段交易。

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目录
UGI 株式会社及其子公司
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析

前瞻性陈述

本10-Q表季度报告中包含的信息包含经修订的1933年《证券法》第27A条和经修订的1934年《证券交易法》第21E条所指的前瞻性陈述。此类陈述使用前瞻性词语，例如 “相信”、“计划”、“预期”、“继续”、“估计”、“期望”、“可能” 或其他含义相似的类似词语和术语，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类词语。这些陈述讨论了我们预期或预计将来会或可能发生的计划、战略、事件或发展。这份10-Q表季度报告中发表的所有前瞻性陈述都依赖于1995年《私人证券诉讼改革法》提供的安全港保护。

前瞻性陈述可能包括对前瞻性陈述所依据的假设或基础的陈述。我们认为，我们是真诚地选择这些假设或依据的，而且它们是合理的。但是，我们提醒您不要依赖任何前瞻性陈述，因为这些陈述存在风险和不确定性，可能导致实际结果与假定事实或基础有所不同，实际结果与假设事实或依据之间的差异可能是实质性的，视情况而定。在考虑前瞻性陈述时，应记住第1A项中列出的那些因素。公司2023年年度报告中的风险因素以及可能影响我们未来业绩并可能导致这些结果与我们的前瞻性陈述中表达的结果存在重大差异的以下重要因素：（1）天气状况，包括气候变化导致的天气模式越来越不确定，导致需求减少、业务的季节性质以及运营和供应链中断；（2）包括丙烷和其他液化石油气电力在内的能源产品的成本波动和可用性，，以及天然气，如以及液化石油气瓶的供应情况，以及向客户运输产品的能力；(3) 国内外法律法规的变化，包括安全、健康、税收、运输、消费者保护、数据隐私、会计和环境问题，例如对气候变化的监管对策；(4) 无法通过公用事业费率程序及时收回成本；(5) 待处理和未来的法律或监管程序、查询或调查的影响；(6) 竞争性来自相同和替代能源的压力；（7) 未能获得新客户或留住现有客户，从而减少或限制收入的增长；(8) 环境索赔责任；(9) 由于能源价格上涨以及能源效率和技术的改善导致需求减少，客户保护措施有所增加；(10) 不利的劳资关系以及我们解决现有或潜在劳动力短缺的能力；(11) 客户、交易对手、供应商或供应商违约；(12) 未投保索赔和索赔的责任超额保险，包括那些用于爆炸、战争行为、恐怖主义、自然灾害、流行病和其他灾难性事件造成的人身伤害和财产损失，这些事件可能由发电和配电以及运输、储存和分配各种形式的天然气和液化石油气所附带的运营危险和风险引起；(13) 输电或配电系统服务中断；(14) 美国、欧洲和其他国家的政治、监管和经济状况，包括与战争有关的不确定性在俄罗斯和俄罗斯之间乌克兰、欧洲能源危机和外币汇率波动，尤其是欧元；（15）信贷和资本市场状况，包括资本市场准入减少和利率波动；（16）大宗商品市场价格的变化导致现金抵押品要求大幅增加；（17）我们的债务和债务协议中限制性契约的影响；（18）子公司的分配减少影响了支付股息或还本付息的能力；（19）变化在马塞勒斯和尤蒂卡页岩气中生产；(20) 我们为发展业务而进行的收购、商业计划和投资的可用性、时机和成功程度；(21) 我们成功整合收购业务和实现预期协同效应的能力；(22) 我们的信息技术系统以及第三方供应商或服务提供商的信息技术系统的中断、中断、故障、故障或破坏，包括网络攻击所致；(23) 无法完成待定或未来的能源基础设施项目；(24) 我们的能力以实现运营效益和完成待定和未来的业务转型计划所带来的预期成本效率，包括转型活动导致客户服务中断的影响；（25）我们吸引、发展、留住和聘用关键员工的能力；（26）与全球疫情相关的不确定性；（27）拟议或未来税收立法的影响；（28）股票市场或债券市场下跌以及低利率环境的影响，关于我们的养老金负债；（29）我们保护我们的养老金的能力知识产权；以及 (30) 我们克服供应链问题的能力，这些问题可能导致对我们的业务运营至关重要的设备、材料或其他资源的延迟或短缺以及成本增加。

这些因素以及第 1A 项中列出的那些因素。公司2023年年度报告中的风险因素不一定是可能导致实际业绩与我们的任何前瞻性陈述中表达的业绩存在重大差异的所有重要因素。其他未知或不可预测的因素也可能对未来的业绩产生重大不利影响。任何前瞻性陈述仅代表该声明发表之日。除非联邦证券法要求，否则我们没有义务（并明确表示不承担任何义务）公开更新任何前瞻性陈述，无论是由于新信息还是未来事件。

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分析运营结果

以下分析将公司2023年三个月期间的经营业绩与2022年三个月的经营业绩进行了比较。我们对经营业绩的分析应与简明合并财务报表附注15中包含的分部信息一起阅读。

由于我们的大多数企业销售或分销主要用于供暖目的的能源产品，因此我们的业绩在很大程度上受到服务区域温度的影响，尤其是在10月至3月的供暖季节。因此，在调整了与本期交易无关的衍生工具的影响后，我们的经营业绩在第一和第二财季大幅上升，如下文将进一步讨论。

行政概述

最近的事态发展

战略备选方案审查

2023年8月，公司宣布开始战略审查，重点关注液化石油气业务，旨在释放和最大化股东价值。该公司正在探索全方位的选择，目标是降低UGI的收益波动并加强其资产负债表。在进行战略审查的同时，公司还在采取行动来优化其成本结构并重新调整其资本配置优先事项。公司继续执行其现有计划，同时对战略备选方案的审查正在进行中。

UGI 国际能源营销交易

截至2023年12月31日，根据其先前宣布的决定，该公司已退出其几乎所有的欧洲能源营销业务，该业务主要通过法国、比利时、荷兰和英国的第三方配送系统向客户销售天然气和电力。

法国。 2023年10月，UGI International通过一家全资子公司出售了其位于法国的几乎所有能源营销业务，向买方净现金支付了2800万美元。在截至2023年12月31日的三个月中，该公司记录了2,800万美元的税前亏损，该金额主要是向买方支付的净款项。与该业务相关的资产和负债的账面价值，主要包括某些大宗商品衍生工具、能源证书和某些营运资金，并不重要。

比利时。2023年9月，UGI International通过一家全资子公司出售了其位于比利时的能源营销业务，向买方净现金支付了300万美元。根据销售协议，公司向买方转让了某些资产，主要包括客户和能源经纪人合同。在出售的同时，公司在2023财年第四季度录得600万美元的税前亏损，其中包括向买方支付的净款项、某些预付能源经纪人付款的注销以及相关的交易成本和费用。

英国.2022年10月，UGI International通过一家全资子公司出售了其位于英国的天然气营销业务，向买方净现金支付了1900万美元，其中包括某些营运资本调整。除此次出售外，在截至2022年12月31日的三个月中，公司录得2.15亿美元的税前亏损，几乎全部归因于与该业务相关的大宗商品衍生工具的非现金转让。

荷兰。2023年9月，DVEP的大量客户同意修改其能源营销合同，根据该合同，公司将在2023年12月31日之前继续以固定价格提供电力和天然气，公司提供未来服务的义务自2024年1月1日起终止。作为提前终止此类合同的对价，公司已同意向客户支付等于2023年12月31日之后期间的特定大宗商品衍生工具公允价值的现金。在截至2023年12月31日的三个月中，公司结算了大宗商品衍生工具的收益，收益为4,600万美元，这是与2023年12月31日之后相关的特定大宗商品衍生工具的公允价值；并将来自这些客户的收入减少了4,200万美元，这是2023年10月1日至2023年12月31日期间按比例计算的绩效义务。

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在结束其欧洲能源营销业务的同时，DVEP于2023年12月完成了向第三方出售其购电协议的很大一部分，总对价为500万美元。在出售的同时，该公司录得500万美元的亏损。

在截至2022年12月31日的三个月中，该公司记录了1900万澳元的税前减值费用，以减少与其在荷兰的能源营销业务相关的某些资产的账面价值，包括不动产、厂房和设备以及无形资产。

有关更多信息，请参阅简明合并财务报表附注5。

全球宏观经济状况
从2021财年开始，一直持续到2023年12月31日，全球大宗商品和劳动力市场经历了巨大的通货膨胀压力，这归因于各种经济和地缘政治因素，包括但不限于：供应链中断，包括与劳动力短缺相关的中断；能源商品价格的巨大波动；消费者行为的变化；以及俄罗斯和乌克兰战争导致的地缘政治和监管条件。这些不利的宏观经济因素继续加剧通货膨胀压力，各种消费物价指数的上涨就证明了这一点。为了遏制这些通货膨胀压力，美国和欧洲的中央银行在2022财年开始提高利率。此外，在过去几年中，我们经历了能源商品价格的巨大波动，特别是液化石油气、天然气和电力价格，这导致我们的大宗商品衍生工具的公允价值大幅波动。尽管这些通货膨胀压力和大宗商品价格波动最近有所缓和，但除其他外，它们继续导致我们的库存成本和相关销售成本的波动、某些运营和分销支出的增加以及我们所有业务的利息支出增加。我们无法预测这些条件的持续时间或极限规模，以及这些条件可能对我们未来的业务、财务业绩、财务状况、流动性和现金流产生的影响。但是，我们认为，随着这些全球经济和地缘政治条件的持续发展，公司完全有能力应对这些挑战所带来的挑战。
非公认会计准则财务指标
UGI管理层在评估UGI的整体业绩时使用 “归属于UGI Corporation的调整后净收益” 和 “调整后的摊薄后每股收益”，这两者都是非公认会计准则的财务指标。管理层认为，这些非公认会计准则指标为投资者提供了有关UGI表现的有意义的信息，因为它们消除了与本期交易无关的大宗商品和某些外币衍生工具的损益，以及其他可能影响同期业绩比较的重要离散项目。
根据公认会计原则，UGI未将其大宗商品和某些外币衍生工具指定为套期保值。归属于UGI Corporation的净收益（亏损）的波动可能是由于与本期交易无关的此类衍生工具的收益和亏损所致。这些收益和亏损主要来自记录未结算大宗商品和某些外币衍生工具的未实现损益的变化，在较小程度上，还包括与当期交易无关的已结算商品衍生工具的某些已实现损益。但是，由于这些衍生工具在经济上对冲了能源大宗商品的预期未来购买或销售，或者就某些外币衍生品而言，可以减少与我们的国外业务相关的预期未来收益的波动，因此我们预计，这些收益或损失将在很大程度上被预期的未来能源大宗商品交易的收益或损失所抵消，或者缓解未来预期收益的波动。非公认会计准则财务指标不符合 GAAP，也不是 GAAP 的替代品，应作为可比的 GAAP 指标的补充，而不是替代公认会计原则指标。

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下表反映了上述调整，并将归属于UGI Corporation的净收益（亏损）（最直接的可比性GAAP指标）与归属于UGI公司的调整后净收益（亏损）进行了对账，并将摊薄后的每股收益（最直接可比的GAAP指标）与调整后的摊薄后每股收益进行了对账：
归属于UGI公司的调整后净收益
三个月已结束
十二月三十一日
（百万美元）20232022
公共事业$86 $81 
中游与营销92 77 
UGI 国际83 45 
AmeriGas 丙烷16 49 
企业及其他 (a)(183)(1,206)
归属于UGI公司的净收益（亏损）
94 (954)
与本期交易无关的商品衍生工具的净亏损（分别扣除税款（18）美元和363美元）
77 999 
外币衍生工具的未实现亏损（分别扣除税款（6）美元和（11）美元）
14 29 
业务转型费用（分别扣除0美元和1美元的税款）
— 1 
AmeriGas为增长项目加强运营（分别扣除税款（2）美元和（2）美元）
5 5 
重组成本（分别扣除税款（1）美元和 0 美元）
3 — 
与UGI国际能源营销业务退出相关的成本（分别扣除税款（13美元）和68美元）
65 166 
调整总额 (a) (b)164 1,200 
归属于UGI公司的调整后净收益
$258 $246 
三个月已结束
十二月三十一日
调整后的摊薄后每股收益20232022
公共事业$0.40 $0.38 
中游与营销0.43 0.35 
UGI 国际0.39 0.21 
AmeriGas 丙烷0.07 0.23 
企业及其他 (a)(0.85)(5.71)
摊薄后每股收益（亏损）(c)
0.44 (4.54)
与本期交易无关的商品衍生工具的净亏损 (c)
0.37 4.73 
外币衍生工具的未实现亏损
0.06 0.14 
AmeriGas 加强运营以促进增长的项目0.02 0.02 
重组成本0.01 — 
与UGI国际能源营销业务退出相关的成本
0.30 0.79 
调整总额 (a)0.76 5.68 
调整后的摊薄后每股收益 (c)
$1.20 $1.14 

(a)企业及其他部门包括在得出归于UGI Corporation的净收益（亏损）时对我们的报告分部所做的某些调整。这些调整已从细分市场业绩中排除，以符合我们的CODM在评估细分市场表现和分配资源时使用的衡量标准。有关这些调整以及公司及其他中包含的其他项目的更多信息，请参阅简明合并财务报表附注15。
(b)与使用法定业务单位税率确定的税前调整相关的所得税。
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(c)截至2022年12月31日的三个月的每股亏损是根据643万股摊薄股的影响确定的，因为由于该期间的净亏损，这些股票的影响本来是反稀释的，而截至2022年12月31日的三个月的调整后每股收益是根据全面摊薄后的2.1637亿股股票确定的。

2023 年三个月期与 2022 年三个月期限对比

讨论。2023年三个月期间归属于UGI公司的净收益为9400万美元（相当于摊薄每股0.44美元），而2022年三个月期间归属于UGI公司的净亏损为9.54亿美元（相当于摊薄每股亏损4.54美元）。这些业绩包括2023年和2022年三个月期间未实现的大宗商品衍生工具和某些外币衍生工具变动造成的净亏损分别为9,100万美元和10.28亿美元。2023年三个月期间大宗商品衍生工具变动造成的损失减少，这主要反映了继2022年三个月期间欧洲大宗商品能源价格出现前所未有的波动之后，该价格的波动大幅降低。

2023年三个月期间归属于UGI公司的净收益还包括（1）与我们在欧洲的UGI国际能源营销业务退出相关的6500万美元成本，主要反映了荷兰的停业活动和出售位于法国的能源营销业务的亏损；（2）与AmeriGas增长项目运营增强相关的500万美元外部咨询费；（3）300万美元的重组成本主要归因于减少劳动力和相关成本。

2022年三个月期间归属于UGI公司的净亏损还包括（1）与我们在欧洲的UGI国际能源营销业务退出相关的1.66亿美元成本，主要反映了出售位于英国的能源营销业务的亏损和资产减值；（2）与AmeriGas增长项目运营增强相关的500万美元外部咨询费；（3）与企业支持职能相关的100万美元业务转型费用。

2023年三个月期间归属于UGI公司的调整后净收益为2.58亿美元（相当于摊薄每股1.20美元），而2022年三个月期间归属于UGI公司的调整后净收益为2.46亿美元（相当于摊薄每股1.14美元）。2023年三个月期间归属于UGI公司的调整后净收益的增长反映了我们的UGI国际、中游、营销和公用事业板块收益贡献的增加，但AmeriGas丙烷板块收益贡献的减少部分抵消了这一增长。在2023年的三个月期间，除UGI国际航段外，我们所有航段的气温均明显高于上年。
尽管天气明显变暖，但公用事业公司归属于UGI公司的调整后净收益在2023年三个月内增加了500万美元。这一增长主要与宾夕法尼亚州天然气公用事业公司基本费率的提高（自2023年10月1日起生效）和天气正常化调整的实施（自2022年11月1日起生效）有关。

Midstream & Marketing归属于UGI公司的调整后净收益在2023年三个月期间增加了1500万美元。增长主要归因于所得税的降低，反映了2023年三个月期间投资税收抵免的增加。
UGI International归属于UGI公司的调整后净收益在2023年三个月期间增加了3,800万美元，这主要反映了我们的液化石油气和能源营销业务利润率的提高以及外币走强的折算效应。UGI International的经营业绩反映（1）液化石油气总利润率的提高，主要是由于强有力的利润管理措施以及液化石油气零售量增加的影响，平均单位利润率上升的影响；（2）我们的电力能源营销活动上年没有亏损，这主要反映了能源营销业务持续关闭的影响。

AmeriGas Propane归属于UGI公司的调整后净收益在2023年三个月期间减少了3,300万美元。下降主要反映了总利润率的降低，这主要归因于丙烷零售销量的减少，以及在较小程度上运营和管理费用的增加，但部分被2023年三个月期间平均零售丙烷单位利润率提高所带来的好处所抵消。

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分段操作结果

2023 年三个月期与 2022 年的三个月期相比
公共事业
在截至12月31日的三个月中20232022增加（减少）
（百万美元）    
收入$493 $592 $(99)(17)%
总利润率 (a)$265 $256 $9 4 %
业务和管理费用 (a)$88 $91 $(3)(3)%
营业收入$134 $126 $8 6 %
扣除利息、支出和所得税前的收益$135 $128 $7 5 %
燃气公用事业系统吞吐量—bcf
核心市场30 34 (4)(12)%
总计104 94 10 11 %
电力公司配送销售额-gwh241 246 (5)(2)%
燃气公用事业供暖度天数—%（温暖）比正常温度低（b）
(11.0)%0.2 %— — 
(a)总利润率表示2023年和2022年三个月期间收入减去销售成本和与收入相关的税收（即总收入以及营业税和职业税）各为700万美元。出于财务报表的目的，与收入相关的税收包含在简明合并收益表的 “运营和管理费用” 中（但不包括在上述运营和管理费用中）。
(b)与平均升温度天数的偏差是根据NOAA为位于天然气公用事业服务区域内的机场提供的天气统计数据在10年内确定的。

2023年三个月期间，天然气公用事业服务区的气温比正常水平高11.0％，比去年同期上升11.2％。2023年三个月期间，天然气公用事业核心市场交易量的下降在很大程度上与天气变暖有关，部分被核心市场客户的增长所抵消。尽管核心市场交易量有所下降，但天然气公用事业总销量在2023年三个月期间增长了11％，这反映了大型公司交付服务量的增加和可中断交付服务量的增加。电力公用事业分销量的下降主要归因于2023年三个月期间天气变暖。
由于天然气公用事业收入减少，公用事业收入在2023年三个月期间大幅减少了9900万美元。天然气公用事业收入的下降主要归因于PGC和PGA费率的降低，反映了天然气成本的降低，天气变暖导致的核心市场交易量减少以及系统外销售减少。这些下降被宾夕法尼亚州天然气公用事业公司基本费率上调（自2023年10月1日起生效）和天气正常化调整（2022年11月1日生效）的影响部分抵消。电力公司的收入与去年同期相当。

公用事业销售成本在2023年三个月期间下降了1.08亿美元，这主要归因于天然气公用事业（1.06亿美元），这主要反映了PGC和PGA费率的降低、天气变暖导致的核心市场交易量减少以及与系统外销售相关的销售成本降低。电力公司的销售成本与去年同期相当。

公用事业总利润率在2023年三个月期间增长了900万美元，这主要归因于天然气公用事业公司总利润率的提高（700万美元），尽管天气明显转暖，这主要反映了宾夕法尼亚州燃气公用事业公司基准费率提高（2023年10月1日生效）和天气正常化调整（2022年11月1日生效）的影响，DSIC收入的增加，以及核心市场客户增长的影响，但程度要小得多。电力公用事业利润率在2023年三个月期间增加了200万美元，这主要反映了自2023年10月1日起生效的基准费率的上涨。

在2023年三个月期间，公用事业的营业收入和扣除利息支出和所得税前的收益分别增加了800万美元和700万美元。这些增长在很大程度上反映了前面提到的总利润率的增加以及运营和管理支出的减少（300万美元）被折旧支出的增加（400万美元）部分抵消。运营和管理费用略低，主要反映了合同劳动力成本和维护费用的降低。与去年同期相比，折旧费用的增加反映了分销系统持续资本支出活动的影响。
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中游与营销
在截至12月31日的三个月中20232022增加（减少）
（百万美元）    
收入 $394 $669 $(275)(41)%
总利润率 (a)$155 $155 $— — %
运营和管理费用$31 $29 $2 7 %
营业收入$99 $106 $(7)(7)%
扣除利息、支出和所得税前的收益$102 $107 $(5)(5)%
(a)总利润率等于收入减去销售成本。

2023年三个月期间，Midstream & Marketing能源营销领域的平均气温比正常水平高9.4％，比去年同期高10.5％。

与去年同期相比，中游和营销收入减少了2.75亿美元，这主要反映了天然气营销活动收入的减少（2.72亿美元），包括峰值和产能管理活动的影响，这些活动主要受天然气价格下跌和天气变暖导致的销量减少的影响。

与去年同期相比，中游和营销销售成本下降了2.75亿美元，这主要反映了与前面提到的天然气营销活动相关的天然气成本（2.71亿美元）的降低，以及在较小程度上反映了与零售电力营销活动相关的销售成本降低。

2023年三个月期间的中游和营销总利润率与去年同期相当，这是因为天然气营销活动的利润率增加，包括峰值和产能管理活动的影响，在很大程度上被可再生能源总利润率的下降所抵消。

与去年同期相比，2023年三个月期间的中游和营销营业收入和扣除利息支出和所得税前的收益分别减少了700万美元和500万美元。营业收入下降的主要原因是其他营业收入减少（400万美元）以及运营和管理费用略有增加（200万美元）。利息支出和所得税前收益的下降主要反映了营业收入的减少被股票投资者的收入略有增加所部分抵消。

UGI 国际
在截至12月31日的三个月中20232022增加（减少）
（百万美元）    
收入$725 $877 $(152)(17)%
总利润率 (a)$279 $215 $64 30 %
运营和管理费用$147 $143 $4 3 %
营业收入 $113 $56 $57 102 %
扣除利息、支出和所得税前的收益$117 $66 $51 77 %
液化石油气零售销售量（百万）214 205 9 4 %
加热度天数 —%（比正常温度高）(b)(12.0)%(12.3)%— — 
(a)总利润率等于收入减去销售成本。
(b)与平均升温度天数的偏差是根据我们UGI International服务区各地点的体积加权天气数据在连续10年内确定的。

2023年三个月期间的平均气温比正常水平高12.0％，比去年同期低1.5％。2023年三个月期间液化石油气零售加仑的总销售量比上年同期增长了4％，这主要归因于从天然气转化为液化石油气的增长，天气比上年略冷，以及农作物干燥量的增加，但气瓶容量的减少部分抵消了这一点。

UGI International基础货币结果根据报告期内的汇率折算成美元。我们的UGI International业绩中有很大一部分的本位货币是欧元，其余要低得多
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范围，英镑。在2023年和2022年三个月期间，欧元兑美元的平均未加权折算率分别约为1.08美元和1.02美元，未加权英镑兑美元的平均折算率分别约为1.24美元和1.17美元。这些外币汇率的波动可能会对下文讨论的各个财务报表组成部分产生重大影响。公司使用在多年期内签订的远期外币兑换合约来减少此类外币汇率变化可能导致的收益波动。这些远期外汇合约在2023年和2022年三个月期间分别实现了400万美元和800万美元的净收益。

2023年三个月期间，西北欧丙烷和丁烷的平均批发价格与去年同期相比分别下降了约13％和15％。与去年同期相比，UGI国际在2023年三个月期间的收入和销售成本分别下降了1.52亿美元和2.16亿美元。收入和销售成本的下降主要反映了2023年三个月期间的能源营销活动大幅减少，这是由于UGI International在比利时和UGI法国的几乎所有能源营销业务分别于2023年9月和10月出售了UGI International在比利时和UGI法国的几乎所有能源营销业务。收入的下降被外币走强（约3,800万美元）和液化石油气零售量增加的折算效应部分抵消。销售成本的下降还归因于液化石油气产品成本的降低，但部分被外币走强（约2400万美元）和液化石油气零售量增加的折算效应所抵消。

UGI International在2023年三个月期间的总利润率增长了6400万美元，这主要反映了我们的液化石油气业务和能源营销活动的利润率增长以及外币走强（约1500万美元）的折算效应。我们液化石油气业务利润率的提高反映了强有力的利润管理措施导致的平均单位利润率提高以及液化石油气零售量增加的影响。我们能源营销活动利润率的提高主要反映了去年同期没有出现亏损，主要与2023年三个月期间没有重复的电能营销活动以及上述能源营销业务结束的影响有关。

在2023年三个月期间，UGI国际的营业收入和扣除利息支出和所得税前的收益分别增加了5700万美元和5100万美元。营业收入的增长主要反映了前面提到的6,400万美元的总利润率增长，但部分被外汇交易收益（400万美元）的减少以及运营和管理支出（400万美元）的增加所抵消。2023年三个月期间运营和管理费用的增加主要反映了外币走强（约900万美元）的折算效应和通货膨胀增长的影响，但部分被人事和维护费用的减少所抵消。2023年三个月期间利息支出和所得税前收益的增长在很大程度上反映了营业收入的增长5700万美元，部分被为减少外币汇率变动导致的UGI International收益波动（400万美元）而签订的外币兑换合约的已实现收益减少所抵消。
AmeriGas 丙烷
在截至12月31日的三个月中20232022增加（减少）
（百万美元）    
收入$629 $766 $(137)(18)%
总利润率 (a)$346 $380 $(34)(9)%
运营和管理费用$243 $235 $8 3 %
扣除利息、支出和所得税前的营业收入/收益$71 $110 $(39)(35)%
已售零售加仑（百万）206 236 (30)(13)%
加热度天数——比正常温度低（％）（b）
(6.4)%6.2 %— — 
(a)总利润率等于总收入减去总销售成本。
(b)与平均升温度天数的偏差是根据NOAA提供的美国344个地区（不包括阿拉斯加和夏威夷）的天气统计数据在连续10年内确定的。

2023年三个月期间的平均气温比正常水平高6.4％，比去年同期高12.0％。在2023年三个月期间，零售加仑的总销量下降了13％，这主要是由于持续的客户流失以及天气明显变暖的影响。

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美国主要供应点之一德克萨斯州蒙特贝尔维尤在2023年三个月期间的平均每日丙烷大宗商品批发价格比2022年三个月期间的平均每日批发价格低约17％。2023年三个月期间，总收入减少了1.37亿美元，这主要反映了零售销售量的减少（8100万美元）、批发收入的减少（2900万美元）以及丙烷平均零售价格下降（2100万美元）的影响。

2023年三个月期间，总销售成本下降了1.03亿美元，这主要反映了丙烷零售销量的减少（3,900万美元）、较低的批发销售成本（2900万美元）和较低的零售丙烷产品成本（2700万美元）。

2023年三个月期间，总利润率下降了3,400万美元，这主要归因于丙烷零售销量的减少（4,100万美元），但平均零售丙烷单位利润率（500万美元）的提高部分抵消了这一点。

在2023年三个月期间，营业收入和扣除利息支出和所得税前的收益各减少了3,900万美元，这主要反映了总利润率的下降（3,400万美元）以及运营和管理支出的增加（800万美元）。除其他外，运营和管理费用的增加反映了更高的工资和福利支出以及更高的车辆支出，但部分被较低的广告支出所抵消。

利息支出和所得税

我们在2023年三个月期间的合并利息支出为1亿美元，而2022年三个月期间为9200万美元。这一增长在很大程度上反映了更高的信贷协议利率和借款、更高的UGI公司长期债务的平均利率以及主要在公用事业和中游与营销部门未偿长期债务的增加。

公司2023年三个月期间所得税税率的下降反映了投资税收抵免的增加，主要是我们的中游和营销板块。

公司继续评估现行法规和待定立法规定的选举。因此，对公司所得税条款以及与这些项目相关的应付或可退税款的影响可能会发生变化。

财务状况和流动性

尽管全球宏观经济状况存在不确定性，包括消费者行为的变化、通货膨胀成本环境和持续的能源大宗商品价格波动等，但该公司预计仍将有足够的流动性，包括手头现金和可用借贷能力，继续支持长期承诺和持续运营。截至2023年12月31日和2023年9月30日，我们的总可用流动性余额，包括现金和现金等价物以及循环信贷额度的可用借款能力，总额分别约为15亿美元和16亿美元。公司没有任何在未来十二个月内到期的优先票据或定期贷款。公司无法预测上述不确定经济因素的持续时间或总规模，以及这些因素将对其流动性、债务契约、财务状况或资本支出时机产生的总体影响。截至2023年12月31日，UGI及其子公司遵守了其债务契约。有关股权补偿条款的更多信息，请参阅简明合并财务报表附注8和下方的 “重大融资活动”。
我们依靠内部和外部流动性来源来提供营运资金和满足资本需求。运营现金无法满足我们的短期现金需求，通常可以满足信贷额度下的借款，就中游和营销而言，也可以满足应收账款融资机制下的借款。长期现金需求通常通过发行长期债务或股权证券来满足。我们认为，我们的每个业务部门都有足够的流动性，包括手头的现金和现金等价物；预计将从运营中产生的现金；信贷额度和应收账款融资的借贷能力；以及获得长期融资以满足预期的合同和预计现金承诺的能力。但是，我们可能无法以可接受的条件在资本市场发行债务和股权证券以及额外的信贷额度。

UGI现金和现金等价物的主要来源是其主要业务部门向UGI或其公司子公司支付的股息和其他现金支付。截至2023年12月31日，我们的现金及现金等价物总额为2.04亿美元，而截至2023年9月30日为2.41亿美元。不包括存放在UGI运营子公司的现金和现金等价物，截至2023年12月31日和2023年9月30日，UGI分别拥有4600万美元和5100万美元的现金及现金等价物。此类现金可用于支付长期债务的股息和利息以及用于投资目的。

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长期债务和信贷额度

长期债务

公司截至2023年12月31日和2023年9月30日的未偿债务包括以下内容：
2023年12月31日2023年9月30日
（百万美元）公共事业中游与营销UGI 国际AmeriGas 丙烷公司及其他总计总计
短期借款$280 $95 $182 $— $— $557 $649 
长期债务（包括当前到期日）：
高级笔记$1,755 $— $443 $2,400 $— $4,598 $4,329 
定期贷款127 792 331 — 718 1,968 1,967 
其他长期债务20 41 7 — 232 300 351 
未摊销的债务发行成本(7)(14)(7)(14)(1)(43)(47)
长期债务总额$1,895 $819 $774 $2,386 $949 $6,823 $6,600 
债务总额$2,175 $914 $956 $2,386 $949 $7,380 $7,249 

信贷设施

与公司信贷协议相关的其他信息可以在公司2023年年度报告中第7项 “管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析” 以及合并财务报表附注6中找到。

下表列出了截至2023年12月31日和2022年12月31日的公司主要信贷协议（不包括下文讨论的应收账款额度）的信息。
（以百万计的货币）总容量未偿借款未偿信用证和担保书可用借贷能力
截至 2023 年 12 月 31 日
AmeriGas OLP$400 $— $2 $398 
UGI International, LLC (a)€500 €165 €— €335 
能源服务$260 $35 $30 $195 
UGI 实用工具$375 $180 $— $195 
登山家$150 $100 $— $50 
UGI 株式会社 (b)$300 $232 $— $68 
截至2022年12月31日
AmeriGas OLP$600 $148 $2 $450 
UGI International, LLC (a)€300 €300 €— €— 
能源服务$260 $— $— $260 
UGI 实用工具$425 $294 $— $131 
登山家$150 $101 $— $49 
UGI 株式会社 (b)$300 $292 $— $8 
(a)允许UGI国际有限责任公司以欧元或美元借款。截至2023年12月31日，借款金额包括相当于1.82亿美元的欧元计价借款。截至2022年12月31日，借款金额包括相当于3.21亿美元的欧元计价借款。
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(b)在简明合并资产负债表中，未偿借款被归类为 “长期债务”。2022年12月31日之后，公司偿还了2,000万美元的此类借款，并在2022年12月31日的简明合并资产负债表中将这些还款归类为 “长期债务的当前到期日”。2023年12月31日之后没有此类还款。

公司本金信贷协议下的平均每日和峰值短期借款如下：
在截至的三个月中 在截至的三个月中
2023年12月31日2022年12月31日
（百万美元或欧元）平均值峰值平均值峰值
AmeriGas OLP$1 $25 $199 $242 
UGI 国际有限责任公司€204 €229 €168 €300 
能源服务$49 $62 $1 $25 
UGI 实用工具$247 $316 $229 $307 
登山家$94 $102 $89 $101 
UGI 公司$245 $289 $199 $292 

应收账款融资。 能源服务公司拥有应收账款融资，发行应收账款支持的商业票据目前定于2024年10月18日到期。应收账款融资机制使能源服务能够在2023年10月20日至2024年4月30日期间借入高达2亿美元的合格应收账款，在2024年5月1日至2024年10月18日期间借入高达1亿美元的合格应收账款。能源服务使用应收账款融资机制为营运资金、商品期货合约下的追加保证金、资本支出、股息以及一般公司用途提供资金。

在应收账款融资机制下，Energy Services将其贸易应收账款持续转移到其全资的特殊用途子公司ESFC，后者出于财务报表的目的进行了合并，无追索权。反过来，ESFC已经向一家大型银行出售了部分或全部应收账款的不可分割权益，并且在某些条件下，可能会不时出售这些应收账款的不可分割权益。出售给银行的金额在简明合并资产负债表上反映为 “短期借款”。ESFC的创建和结构旨在将其资产与能源服务及其附属公司（包括UGI）的债权人隔离开来。出售给银行的贸易应收账款仍保留在公司的资产负债表上，公司反映的负债等于银行预付的金额。公司记录欠银行款项的利息支出。Energy Services继续代表银行提供服务、管理和收取贸易应收账款（如适用）。

截至2023年12月31日，ESFC贸易应收账款的未清余额为9,500万美元，其中6000万美元已出售给该银行。截至2022年12月31日，ESFC贸易应收账款的未清余额为1.28亿美元，其中1.21亿美元已出售给该银行。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的三个月中，应收账款的峰值销售额分别为7,000万美元和1.21亿美元，平均每日销售额分别为4,500万美元和3000万美元。

重大融资活动

以下重大融资活动发生在2023年三个月期间。有关这些交易的更多信息，请参阅简明合并财务报表附注8。
UGI 公用事业高级笔记。 2023年11月30日，UGI Utilities, Inc.与贷款人财团签订了票据购买协议。根据票据购买协议，UGI Utilities, Inc.发行了（1）本金总额为2500万美元的2030年11月30日到期的6.02％的优先票据；（2）本金总额为1.5亿美元的2033年11月30日到期的6.10％的优先票据；（3）本金总额为7,500万美元，2053年11月30日到期的6.40％的优先票据。这些优先票据是无抵押的，将与UGI Utilities Inc.现有的未偿优先债务排名相同。这些发行的净收益用于减少短期借款和一般公司用途。
2022 年 AmeriGas OLP 信贷协议。 根据2022年AmeriGas OLP信贷协议，作为借款人的AmeriGas OLP必须遵守与合伙企业和AmeriGas OLP衡量的杠杆率和利息保障相关的财务契约。2022年AmeriGas OLP信贷协议包含一项股权补救条款，允许AmeriGas OLP的直接或间接母公司，包括UGI及其其他子公司，为资本出资提供资金，以消除任何本来会导致不遵守这些财务契约的息税折旧摊销前利润（定义见2022年AmeriGas OLP信贷协议）短缺。每项股权补救措施都有资格在缴款后的四个季度内消除此类息税折旧摊销前利润缺口。我们
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允许在信贷协议期间五次使用股权补救条款，在任何连续的四个季度内使用两次，不得连续使用几个季度。

根据2022年AmeriGas OLP信贷协议，UGI在2023财年向AmeriGas OLP进行了资本出资，这总共是一项股权补偿，有资格在2023年12月31日之前消除任何息税折旧摊销前利润缺口。由于此类资本出资，截至2023年12月31日，AmeriGas OLP和合伙企业在考虑股权补救条款后遵守了所有财务契约。
UGI还提供了一份不可撤销的支持信，其中UGI承诺为任何此类息税折旧摊销前利润不足和还本付息（如果有）提供资金。根据支持和预计的息税折旧摊销前利润，预计AmeriGas OLP将在接下来的十二个月内遵守其金融债务契约。
2023年11月15日，该合作伙伴关系签署了2022年AmeriGas OLP信贷协议的修正案，该修正案修订了信贷协议的某些条款，除其他外，（i）将最高循环金额从6亿美元降至4亿美元，（iii）降低最低利息覆盖率，从2023财年第四季度至2024财年末有效；（iii）前提是从2025财年第一季度开始，如果净杠杆率低于一定水平，则最低利息覆盖率将保持在较低水平协议定义的阈值；如果净杠杆率超过该阈值，则最低利息覆盖率将恢复到协议中定义的原始比率。

UGI 公用事业 2023 年信贷协议。2023年11月9日，UGI Utilities签订了UGI Utilities 2023年信贷协议，提供高达3.75亿美元的借款（包括5000万美元的信用证次级限额和3,800万美元的临时贷款次级限额）。UGI Utilities可以要求将信贷协议下的贷款承诺金额增加到最高总额为1.25亿美元。根据UGI公用事业2023年信贷协议适用于借款的利率将与其前身协议，即UGI公用事业信贷协议保持不变。该信贷协议计划于2028年11月到期。信贷协议下的借款可用于为UGI Utilities现有债务再融资，也可用于一般公司用途和UGI Utilities持续的营运资金需求。

分红

2023年11月16日，UGI董事会宣布现金分红等于每股普通股0.375美元。股息于2024年1月1日支付给2023年12月15日登记在册的股东。2024年1月31日，UGI董事会宣布季度股息为每股普通股0.375美元。股息将于2024年4月1日支付给2024年3月15日的登记股东。

现金流量

由于公司业务的季节性质，第二和第三财季来自经营活动的现金流通常最为强劲，届时客户为供暖旺季消耗的天然气、液化石油气、电力和其他能源产品和服务付费。相反，在第四和第一财季中，运营现金流通常处于最低水平，那时公司对营运资金（主要是库存和应收账款）的投资通常最大。

经营活动。 运营资本变动可能会严重影响我们来自运营活动的现金流的逐年变化，尤其是在能源大宗商品价格发生重大变动的时期。2023年三个月期间，经营活动提供的现金流为1.19亿美元，而2022年三个月期间运营活动使用的现金为2.4亿美元。2023年三个月期间，经营活动在运营营运资金变动前提供的现金流为3.76亿美元，而2022年三个月期间为4.91亿美元。2023年三个月期间，用于为运营营运资金变动提供资金的现金总额为2.57亿美元，与2022年三个月期间用于为运营营运资金变动提供资金的7.31亿美元现金相比大幅下降。去年同期包括3.43亿美元的衍生工具抵押品存款还款，主要用于我们的UGI国际和中游与营销板块，而2023年三个月期间的此类还款额为3500万美元。上年抵押品存款还款额异常高是同期大宗商品能源价格大幅下跌的结果。为2023年三个月期间运营营运资金变动提供资金所需的现金流减少还反映了为应收账款变动提供资金所需的现金显著减少，这在很大程度上反映了大宗商品能源价格同比下降。

投资活动。 投资活动现金流主要受不动产、厂房和设备的现金支出；为收购企业和资产而支付的现金；对权益法被投资者的投资；以及不动产、厂房和设备销售和报废的现金收益的影响。2023 年三个月，投资活动使用的现金流为 1.65 亿美元
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相比之下，2022年三个月期间为2.71亿美元。2023年三个月期间，不动产、厂房和设备的现金支出为1.56亿美元，而2022年三个月期间为2.1亿美元，这主要反映了我们公用事业板块现金资本支出的减少。2023年三个月期间对权益法投资的投资主要反映了我们对可再生能源项目的持续投资，主要是中游和市场营销项目。

融资活动。融资活动产生的现金流变化主要是由于长期债务的发行和偿还；短期借款净额；UGI普通股的分红；未偿还的购买合同的季度付款；以及股票工具的发行和回购。

2023年三个月期间，融资活动提供的现金流为300万美元，而2022年三个月期间为5.48亿美元。2023年的三个月期限包括UGI Utilities发行的本金为2.5亿美元的优先票据，其收益被UGI Utilities用于减少短期借款和用于一般公司用途。去年同期融资活动产生的现金流反映了短期借款的显著增加，其中很大一部分用于为前面提到的2022年三个月期衍生工具抵押品存款还款和商品期货经纪账户的限制性现金保证金要求提供资金。

公用事业监管事宜

UGI 实用工具。2023年1月27日，电力公司向PAPUC提出申请，要求将其年度基本分配收入增加1,100万美元。2023年9月21日，PAPUC发布了最终命令，批准了一项和解协议，规定电力公司的年基本分配率提高900万美元，自2023年10月1日起生效。

2022年1月28日，宾夕法尼亚州天然气公用事业公司向PAPUC提出申请，要求每年将其住宅、商业和工业客户的基本营业收入增加8,300万美元。2022年9月15日，PAPUC发布了最终命令，批准了一项和解协议，规定分阶段将宾夕法尼亚州天然气公用事业公司的年基本分配率提高4900万美元，其中3,800万美元从2022年10月29日开始，从2023年10月1日起再增加1,100万美元。根据最终命令的条款，宾夕法尼亚州天然气公用事业公司不得在2024年1月1日之前提起费率诉讼。同样根据最终命令的条款，宾夕法尼亚州天然气公用事业公司获准从2022年11月1日起实施天气正常化调整附加条款，作为一项为期五年的试点计划。根据该附加条款，当天气偏离正常水平超过3％时，住宅和小型商业客户的配送服务账单将每月根据超过3％阈值的天气相关影响进行调整。此外，根据最终订单的条款，宾夕法尼亚州天然气公用事业公司在其不动产、厂房和设备总额减去累计折旧后达到33.68亿美元（该门槛于2022年9月达到）后获准实施DSIC。

登山家。 2023年7月31日，Mountaineer向WVPSC提交了其2023年IREP文件，要求追回与2022年12月31日之后的资本投资相关的1000万美元，总额为1.31亿美元，其中包括2024日历年的6,700万美元。该文件包括2024-2028年期间总额为3.83亿美元的资本投资。2023年12月20日，WVPSC发布了批准和解的最终命令。

2023年3月6日，Mountaineer向WVPSC提交了一份基准利率案件，要求净收入增加2000万美元，其中包括将基准利率提高3,800万美元，将IREP税率每年减少1,800万美元。2023年10月6日，Mountaineer提交了关于基准利率案和解的联合条款和协议，其中包括净收入增加1400万美元，自2024年1月1日起生效。2023年12月21日，WVPSC发布了批准联合条款和协议的最终命令，唯一的不同是WVPSC授权Mountaineer从2024年10月1日起作为五年试点计划实施天气正常化调整附加计划，但须经WVPSC对最终计算方法进行修改。根据该附加条款，当天气偏离正常水平超过2％时，住宅和小型商业客户的配送服务账单将每月根据超过2％阈值的天气相关影响进行调整。

2022年7月29日，Mountaineer向WVPSC提交了2022年IREP文件，要求收回与2023年至2027年期间总额为3.54亿美元的资本投资相关的成本，其中包括2023日历年的6400万美元。2022年12月21日，WVPSC发布了最终命令，批准了2200万美元累计收入的和解协议，自2023年1月1日起生效。
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其他事项
宾夕法尼亚州西雷丁爆炸.2023年3月24日，宾夕法尼亚州西雷丁发生爆炸，造成7人死亡，11人重伤，当地巧克力制造商R.M. Palmer拥有的建筑物和其他邻近建筑物遭受严重财产损失。NTSB和PAPUC正在调查西雷丁事件。2023 年 7 月 18 日，NTSB 发布了正在进行的调查的最新调查报告。该报告指出了退役的UGI天然气服务三通中存在断裂以及附近蒸汽系统的断裂，但没有说明裂缝或爆炸的因果关系。NTSB调查小组包括来自该公司、PAPUC、当地消防部门和管道和危险材料安全管理局的代表。该公司正在配合调查。NTSB可以邀请其他各方参加。2023年9月，职业安全与健康管理局结束了对此事的调查，但没有发现任何与UGI公用事业有关的结果。
尽管对这起事件的调查仍在进行中，爆炸原因尚未确定，但该公司已收到爆炸造成的索赔，并参与了与该事件有关的诉讼。公司为人身伤害、财产和意外伤害损失提供责任保险，并认为与爆炸相关的超过公司免赔额的第三方索赔可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的索赔和法律诉讼的结果。
关于这些未决索赔和法律诉讼，在目前的早期阶段，公司认为没有足够的信息可以合理估计一系列损失（如果有），也无法得出这些事项的最终结果会或不会对我们的财务报表产生实质性影响的结论。

UGI 国际

2023年，法国UGI概述了其战略重点，以更好地满足业务需求。作为该计划的一部分，法国劳资委员会于2023年11月就组织转型和外部流动计划的启动进行了磋商。公司目前无法估算出一系列合理可能的成本，但此类成本可能是巨大的。

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第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露

我们的主要市场风险敞口是 (1) 大宗商品价格风险；(2) 利率风险；以及 (3) 外币汇率风险。尽管我们使用衍生金融和大宗商品工具来降低与预测交易相关的市场价格风险，但我们不会将衍生金融和商品工具用于投机或交易目的。

大宗商品价格风险
与伙伴关系和我们的UGI International业务支付的液化石油气价格波动相关的风险主要是市场力量反映了液化石油气和其他能源大宗商品供需变化的结果。他们的盈利能力对液化石油气供应成本的变化很敏感。供应成本的增加通常会转嫁给客户。但是，伙伴关系和UGI International可能无法完全或及时地应对产品成本的增长，尤其是在产品成本迅速上涨的情况下。为了降低液化石油气市场价格风险的波动，该合伙企业使用丙烷远期购买或销售合同、丙烷固定价格供应协议和场外衍生商品工具，包括价格互换和期权合约。我们的UGI International业务使用场外衍生商品工具，并可能不时签订其他衍生品合约，类似于合伙企业使用的合约，以降低与部分液化石油气购买相关的市场风险。用于对预测的液化石油气购买量进行经济对冲的场外衍生商品工具通常在合约到期时结算。

公用事业公司的费率包含允许收回其向零售核心市场客户出售的所有谨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。回收条款规定定期调整通过PGC和PGA费率向客户实际开具的总金额与产生的可收回成本之间的差额。由于这种利率制定机制，与我们的公用事业业务相关的大宗商品价格风险有限。PA Gas Utility使用衍生金融工具，包括在纽约商品交易所交易的天然气期货和期权合约，来降低其为零售核心市场客户购买的天然气成本的波动。扣除任何相关收益或亏损后，这些衍生金融工具的成本包含在PA Gas Utility的PGC回收机制中。

为了管理与Midstream & Marketing几乎所有的实物天然气和电力固定价格销售合同相关的市场价格风险，Midstream & Marketing签订了纽约商品交易所、ICE和场外天然气和电力期货和期权合约以及天然气基础互换合约或签订了固定价格供应安排。Midstream & Marketing还使用纽约商品交易所和场外电力期货合约来经济地对冲其发电设施预期的部分电力销售。尽管Midstream & Marketing的固定价格供应安排可以减轻与固定价格销售合同相关的大多数风险，但如果这些安排下的任何供应商未能履约，替代天然气或电力成本的增加（如果有）将对Midstream & Marketing的业绩产生不利影响。为了降低供应商不履约的风险，Midstream & Marketing已将其采购分散到多家供应商。UGI International的天然气和电力营销业务还使用天然气和电力期货以及远期合约来经济地对冲与固定价格销售和购买合同下很大一部分预期交易量相关的市场风险。有关该公司几乎所有欧洲能源营销业务退出的信息，请参阅简明合并财务报表附注5。

Midstream & Marketing已就其发电资产预计将产生的部分电力签订了固定价格销售协议。如果这些发电资产无法生产根据这些协议供应电力所需的所有电力，Midstream & Marketing将被要求在现货市场上或与其他电力供应商签订合同购买电力。因此，更换电力成本的增加可能会对Midstream & Marketing的业绩产生负面影响。

利率风险
我们既有固定利率债务，也有浮动利率债务。利率的变化会影响浮动利率债务的现金流，但通常不会影响其公允价值。相反，利率的变化会影响固定利率债务的公允价值，但不会影响其现金流。

截至2023年12月31日，我们的浮动利率债务包括UGI国际、公用事业、能源服务和UGI公司的循环信贷额度借款和浮动利率定期贷款。这些债务协议的利率通常与短期市场利率挂钩。我们已经就定期贷款的很大一部分本金余额和很大一部分定期贷款期限签订了固定支付的、可变收益的利率互换协议。我们已将这些利率互换指定为现金流套期保值。截至2023年12月31日，浮动利率债务协议下的未偿借款总额为11.2亿美元，不包括前面提到的实际固定利率债务。
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与我们的国内业务相关的长期债务通常根据条件和信用评级相似的债务的市场利率按固定利率发行。随着这些长期债务发行的到期，我们可能会用利率反映当时市场状况的新债务为此类债务再融资。为了降低与短期至中期预测的固定利率债务发行相关的利率风险，我们会不时签订IRPA。
外币汇率风险
我们的主要货币汇率风险与美元兑欧元有关，在较小程度上，与美元兑英镑有关。我们的外币计价资产和负债的美元价值将随着相关外币汇率的变化而波动。我们不时使用衍生工具对外国子公司的部分净投资进行套期保值，包括预期的外币计价股息。在出售或清算此类外国业务之前，这些净投资套期保值的收益或亏损将保留在AOCI中。就我们在UGI International业务中的净投资而言，相关外币兑美元的价值下降10％将使其截至2023年12月31日的总账面净值减少约7,000万美元，这一金额将反映在其他综合收益中。我们已将某些以欧元计价的借款指定为净投资套期保值。
为了减少与国外业务相关的净收入的波动，主要是由于欧元和英镑之间美元汇率的变化，我们签订了远期外币兑换合约。我们在多年期内将这些外币兑换合约进行分层，最终等于所得税前UGI International预期外币收入的90％左右。
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。我们对交易对手维持信贷政策，我们认为这些政策可以降低整体信用风险。这些政策包括评估和监控交易对手的财务状况，包括其信用评级，以及与交易对手签订管理信用额度的协议，或者签订净额结算协议，允许在适当的情况下抵消交易对手某些金融交易的应收账款和应付余额。
我们集中了与衍生工具相关的信用风险，并且我们会持续评估衍生品交易对手的信誉。截至2023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合同条款履约，我们将蒙受的最大损失金额为1.89亿美元。总的来说，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、育儿担保或现金的形式出具抵押品。截至2023年12月31日，我们以信用证的形式向衍生工具交易对手质押了总额为3000万美元的抵押品。截至2023年12月31日，我们从衍生工具交易对手那里收到了总额为1700万美元的现金抵押品。此外，我们可能会与其中某些交易对手抵消衍生负债和某些应付账款余额，这进一步减轻了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，如果合伙企业的债务评级下调，可能需要发行额外的抵押品。2023年12月31日，如果触发与信用风险相关的或有特征，则需要发布的抵押品金额将不大。
下表汇总了截至2023年12月31日持有的未结算的市场风险敏感衍生工具资产（负债）的公允价值及其因市场风险而发生的变化。下表不包括UGI Utilities的某些商品衍生工具，因为根据UGI Utilities的费率，任何相关的净收益或亏损均可退还给客户或从客户那里收回。
资产（负债）
（百万美元）公允价值变化
公允价值
2023年12月31日  
大宗商品价格风险 (1)$(158)$(106)
利率风险 (2)$(1)$(14)
外币汇率风险 (3)$6 $(40)

(1) 公允价值变动代表某些大宗商品市场价格的10％不利变化。
(2) 公允价值变动代表现行市场利率的50个基点的不利变化。
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(3) 公允价值的变化代表欧元和英镑兑美元的价值发生了10％的负面变化。
第 4 项。控制和程序

(a)评估披露控制和程序
公司的披露控制和程序旨在合理地保证公司在根据经修订的1934年《证券交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息 (i) 在美国证券交易委员会规则和表格规定的期限内记录、处理、汇总和报告，(ii) 酌情收集并传达给我们的管理层，包括临时首席执行官和首席财务官，以便及时就所需做出决定披露。截至本报告所涉期末，公司管理层在公司临时首席执行官兼首席财务官的参与下，评估了公司披露控制和程序的有效性。根据该评估，临时首席执行官兼首席财务官得出结论，截至本报告所涉期末，公司的披露控制和程序在合理的保证水平上是有效的。

(b)财务报告内部控制的变化
在公司最近一个财季中，公司对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化对公司对财务报告的内部控制产生了重大影响，或者有理由可能对公司财务报告的内部控制产生重大影响。

 
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第二部分其他信息

第 1 项。法律诉讼

本报告第一部分第1项中包含的简明合并财务报表附注9 “承诺和意外开支” 中列出的信息以引用方式纳入此处。

第 1A 项。风险因素

除了本报告中提供的信息外，您还应仔细考虑第一部分 “第 1A 项” 中讨论的因素。我们的2023年年度报告中的 “风险因素”，这可能会对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。我们在2023年年度报告中描述的风险并不是公司面临的唯一风险。其他未知或不可预测的因素也可能对未来的业绩产生重大不利影响。


第 6 项。展品
作为本报告一部分提交的证物如下（以引用方式纳入的证物列出了注册人的姓名、报告类型和提交期限的最后日期，以及该文件中的证物编号）：
以引用方式纳入
展览
没有。		展览注册人备案展览
4.1
UGI Utilities, Inc.与作为该协议签字人的买方于2023年11月30日签订的票据购买协议。
UGI
8-K 表格 (11/30/23)
4.1
31.1
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，临时首席执行官对注册人截至2023年12月31日的季度10-Q表报告进行认证。
31.2
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，首席财务官对注册人截至2023年12月31日的季度10-Q表报告进行认证。
32
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条，临时首席执行官和首席财务官对注册人截至2023年12月31日的季度10-Q表报告进行认证。
101.INSInline XBRL 实例-实例文档未出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在 Inline XBRL 文档中
101.SCH内联 XBRL 分类扩展架构
101.CAL内联 XBRL 分类扩展计算链接库
101.DEF内联 XBRL 分类法扩展定义链接库
101.LAB内联 XBRL 分类法扩展标签 Linkbase
101.PRE内联 XBRL 分类扩展演示文稿链接库
104封面交互式数据文件（格式为 Inline XBRL，包含在附录 101 中）

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展览索引
 
31.1
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，临时首席执行官对注册人截至2023年12月31日的季度10-Q表报告进行认证。
31.2
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，首席财务官对注册人截至2023年12月31日的季度10-Q表报告进行认证。
32
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条，临时首席执行官和首席财务官对注册人截至2023年12月31日的季度10-Q表报告进行认证。
101.INSInline XBRL 实例-实例文档未出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在 Inline XBRL 文档中
101.SCH内联 XBRL 分类扩展架构
101.CAL内联 XBRL 分类扩展计算链接库
101.DEF内联 XBRL 分类法扩展定义链接库
101.LAB内联 XBRL 分类法扩展标签 Linkbase
101.PRE内联 XBRL 分类扩展演示文稿链接库
104封面交互式数据文件（格式为 Inline XBRL，包含在附录 101 中）


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UGI 株式会社及其子公司
签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使经正式授权的下列签署人代表其签署本报告。
 
 UGI 公司
 （注册人）
日期：2024年2月1日来自：/s/ Sean P. O'Brien
 Sean P. O'Brien
 首席财务官
日期：2024年2月1日来自：/s/ Jean Felix Tematio Dontsop
让·费利克斯 Tematio Dontsop
副总裁、首席会计官
兼公司财务总监
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