Chesapeake Utilities Corporation rapporte 2019 Résultats du deuxième trimestre ☎ assurance santé entreprise

La responsabilité civile prostituée

Cette toupet facultative, sauf pour certaines professions, se révèle à l’interieur des faits, indispensable à quasiment toutes les entreprises. Elle couvre exhaustifs les dommages corporels, matériels et pourquoi pas immatériels occasionnés à des troisième (clients et fournisseurs) selon le chef d’entreprise, ses salariés, ses locaux ou ses mécanisme par l’exercice de l’activité ou bien après la livraison de produits se révélant défaillants. Sont exclus les créés en des articles et pourquoi pas une activité ne répondant pas aux ou aux impératifs de sécurité en vigueur.

Le montant de la prime dépend du chiffre d’affaires, du secteur la nature de l’activité de la société, selon risques encourus. En cas de dommage, la societé transmettre à son assureur la réclamation reçue de son client ou fournisseur, auquel il incombe d’apporter la attestation du préjudice subi. La compagnie négocie en or nom de la societé avec le plaignant pour trouver un accord en de légers. Dans le de sinistres lourds, des experts évalueront le montant des dommages.

A noter. Pour TPE, les assureurs proposent des montants de générosité forfaitaires.

7. La responsabilité civile obligatoire à plusieurs secteurs d’activité

Les sociétés du BTP ont l’obligation de souscrire une sûreté responsabilité décennale qui couvre constatés dans les dix ans suivant la livraison des travaux. Cette toupet s’applique lorsque les compromettent la solidité de l’ouvrage (infiltration d’eau dans la toiture, effondrement d’un balcon…) ou entraînent de importantes dangerosité (mauvaise étanchéité…).

La souscription d’une sang-froid responsabilité civile professionnel est, selon ailleurs, obligatoire pour plusieurs art réglementées a l’intérieur du secteur de la santé (médecins, infirmiers…), du droit (avocats, notaires…) ou pour les agents immobiliers, les débarras de voyages, experts-comptables… Elle couvre les dommages causés à des tiers a l’intérieur du cadre de l’activité (erreurs de prescription, risques opératoires), les risques liés à la disparition de fonds transmis par des particuliers et qui transitent chez le (agents immobiliers, notaires…) ainsi qu’à des risques spécifiques à certaines condition (détérioration de meubles pour les sociétés de déménagement ou accroc pour les exploitants de remontées mécaniques).

Ces diverses achèvement d’assurance sont certes super utiles. “Mais il faut remettre l’assurance à la place a l’intérieur du de contrôle des risques de l’entreprise” estime Louis-Remy Pinault, administrer opération d’assurances, chez Générali. Une preuve que la relation entre l’assureur, l’intermédiaire et l’assuré est plus globale.

DOVER, Del., 2019 8 août / PRNewswire – – La société Chesapeake Utilities (NYSE: CPK) (Chesapeake Utilities ou Company) a publié aujourd'hui ses résultats financiers du deuxième trimestre. Le bénéfice net de la société pour le trimestre se terminant en 2019. 30 juin était 8,3 millions de dollars, comparé à 6,4 millions de dollars idem 2018 quart. Bénéfice par action (EPS) pour le trimestre clos le 2019. 30 juin était 0,50 $, comparé à 0,39 $ Par action, idem 2018. quart. L’augmentation des bénéfices au deuxième trimestre se reflète principalement dans les projets de développement de gazoducs récents, la croissance naturelle des activités de distribution de gaz naturel et la réduction des coûts d’exploitation. Cette augmentation a été partiellement compensée par la baisse des résultats de Peninsula Energy Services Company, Inc. (PESCO) et par la hausse des intérêts débiteurs. L'absence ponctuelle d'indemnités de départ non récurrente enregistrée en 2018. Deuxième trimestre, compensé par les effets du temps doux en 2019. Au deuxième trimestre.

Au cours des six mois se terminant en 2019. Au 30 juin, le bénéfice net s’élevait à 37,0 millions de dollars. Ou 2,25 $ par action. Cela signifie 3,7 millions de dollars. Ou 0,22 $ par action, en hausse par rapport au même niveau en 2018. Période Les produits de l’exercice ont été affectés par les facteurs susmentionnés, ainsi que par la hausse de la marge résultant de l’acquisition de certains actifs de Marlin Gas Transport, Inc. (Marlin Gas Transport) et RF Ohl Fuel Oil, Inc. ("Ohl"), une ordonnance réglementaire de la Florida Public Utilities Commission ("PSC") qui permet à une entreprise de conserver les économies d'impôt associées aux taux d'imposition fédéraux moins élevés en raison: Réduction des impôts et droit du travail aux États-Unis ("TCJA") avec plusieurs opérations de distribution de gaz naturel et marge brute d'Aspire Energy Dans l'Ohio ("Viser de l'énergie"). Cette augmentation a été partiellement compensée par la baisse des résultats de PESCO, par la réduction des coûts énergétiques due au temps plus clément dans les zones de service de la société et par la hausse des intérêts débiteurs. Une discussion détaillée sur la performance commence à la page 3.

"La première année de 2019 Pour le premier semestre de l’année, nous avons fourni à nos actionnaires des résultats financiers solides tirés par nos initiatives de croissance verte et une marge accrue des actifs de Marlin Gas Transport et Ohl, que nous avons acquis en 2018. À la fin. L'engagement continu de nos employés à fournir des services énergétiques sûrs, propres et fiables tout en renforçant notre présence commerciale et en améliorant continuellement nos performances financières est vraiment impressionnant », a-t-il déclaré. Jeffry M. Propriétaire, Président et chef de la direction. "Quand nous passons à 2019, Au second semestre, je suis ravi de pouvoir continuer à travailler avec un groupe d'employés aussi déterminés, en développant davantage l'empreinte des activités existantes et en mettant en œuvre de nouvelles opportunités d'investissement telles que " West Palm Beach développement durable, le sentier énergétique Del-Mar et notre projet de pipeline Callahan Intrastate récemment lancé »,

Éléments importants affectant le revenu

Les trois et six mois se sont terminés en 2019 et 2018. Au 30 juin, les éléments significatifs suivants ont influencé les résultats:

Pour les trois mois se terminant le 30 juin.

L'année 2019


L'année 2018

(en milliers sauf par action)

Revenu net


EPS


Revenu net


EPS

Résultats (GAAP)

Dollars

8 304



Dollars

0.50



Dollars

6387



Dollars

0,39


Variation de l'activité en valeur de marché non réalisée (MTM)

(41)





(251)



(0,02)


Frais de cessation d'emploi uniques liés à l'ancien gestionnaire





1 421



0,09


Bénéfice ajusté (non-GAAP) **

Dollars

8 263



Dollars

0.50



Dollars

7 557



Dollars

0,46


Ajusté pour 2019 Le bénéfice du deuxième trimestre était 8,3 millions de dollarsou 0,50 $ par action, une augmentation de 8,7% par rapport à 7,6 millions de dollarsou 0,46 USD par action, pour le deuxième trimestre de 2018. quart.

Pour les six mois terminés le 30 juin.

L'année 2019


L'année 2018

(en milliers sauf par action)

Revenu net


EPS


Revenu net


EPS

Résultats (GAAP)

Dollars

36 968



Dollars

2,25



Dollars

33 241



Dollars

2.03


Changement d'activité MTM non réalisée

38





(4 229)



(0,26)


2018 Part conservée des économies d'impôts pour certaines activités de distribution de gaz naturel en Floride liée à la réduction de l'impôt sur les bénéfices de TCJA

(990)



(0,06)






Frais de cessation d'emploi uniques liés à l'ancien gestionnaire





1 421



0,09


Bénéfice ajusté (non-GAAP)

Dollars

36 016



Dollars

2,19



Dollars

30 433



Dollars

1,86


Six mois ont passé 2019 30 juin, le bénéfice ajusté a été 36,0 millions de dollarsou 2,19 $ par action a augmenté de 17,7% par rapport à 2006 30,4 millions de dollarsou 1,86 USD par action, pour le semestre terminé le 2018 30 juin.

* Sauf indication contraire, le résultat par action est présenté sur une base diluée.

** Le présent communiqué de presse contient des références aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) pour les instruments financiers, y compris la marge brute, le bénéfice ajusté et le BPA ajusté. Un "instrument financier non conforme aux PCGR" est généralement défini comme une mesure numérique du rendement historique ou futur d’une entité, qu’il comprenne ou non des montants, ou peut être ajusté de manière à différer d’une mesure directement comparable calculée ou présentée conformément aux PCGR. Notre direction estime que certains instruments financiers non définis par les PCGR, lorsqu'ils sont combinés avec des instruments financiers définis par les PCGR, fournissent des informations utiles aux investisseurs pour comprendre le rendement de la période, indépendamment de ceux qui pourraient ou pourraient avoir un impact excessivement positif ou négatif sur les résultats. pour quels résultats de période spécifiques.

La Société calcule son "bénéfice brut" en déduisant les frais de vente du résultat opérationnel. Le coût des ventes comprend le coût des achats de gaz naturel, d'électricité et de propane, ainsi que les coûts de main-d'œuvre imputés aux activités d'exploitation, à l'exclusion de l'amortissement et de la comptabilité. D'autres sociétés peuvent calculer le bénéfice brut différemment. La marge brute ne doit pas être considérée comme une alternative au bénéfice d'exploitation ou au bénéfice net, qui sont tous deux déterminés selon les PCGR. La société estime que la marge brute, bien qu’elle ne soit pas une mesure définie par les PCGR, est utile et significative pour les investisseurs en tant que base pour la prise de décisions de placement. Il fournit aux investisseurs des informations qui démontrent la rentabilité que la société a obtenue grâce aux tarifs réglementés pour les activités réglementées et aux structures de prix compétitives pour les sociétés non réglementées. La direction de la société utilise la marge brute pour mesurer la performance de ses unités commerciales. La Société calcule le «bénéfice ajusté» en ajustant son bénéfice déclaré (selon les PCGR) pour exclure les effets de certains éléments sans effet sur la trésorerie significatifs, y compris les effets des gains et des pertes MTM non réalisés, tels que les indemnités de départ, et de tout impôt antérieur antérieur. les économies d'impôt que notre entreprise réglementée a conservées pour les approbations réglementaires de l'année en cours. La Société calcule le "résultat ajusté par action" en divisant le bénéfice ajusté par le nombre moyen d'actions ordinaires en circulation.

Trimestres se terminant en 2019 et 2018 30 juin, performance


Résultats consolidés








Trois mois sont passés

30 juin





(en milliers)

L'année 2019


L'année 2018


Changement


La variation en pourcentage

Marge brute

Dollars

70 110



Dollars

67 261



Dollars

2849



4.2

%

Amortissement et taxes foncières

16.124



13 749



2 375



17,3

%

Autres charges d'exploitation

36 550



40 264



(3 714)



(9.2)

%

Produit d'exploitation

Dollars

17 436



Dollars

13 248



Dollars

4 188



31,6

%

Résultat opérationnel du deuxième trimestre 2019 Le trimestre a augmenté 4,2 millions de dollars, ou 31,6% par rapport à la même période en 2018. L’augmentation du bénéfice d’exploitation s’explique principalement par la solide performance des activités de transport et de distribution de gaz naturel 2,2 millions de dollars réduction des coûts d'exploitation hors éléments exceptionnels, 2018 indemnité de départ enregistrée liée à l’ancien PDG de la société. Un 1,8 million de dollars la diminution du résultat opérationnel de PESCO a partiellement compensé ces bénéfices. En outre, le fait que 2018 L’indemnité de départ non récurrente non récurrente associée à l’ancien PDG de la société a permis de compenser de manière substantielle la réduction de la marge brute due à l’impact du temps plus clément sur la péninsule de Delmarva. Dans l'Ohio opérations.

Segment d'énergie réglable








Trois mois sont passés
30 juin





(en milliers)

L'année 2019


L'année 2018


Changement


La variation en pourcentage

Marge brute

Dollars

55 086



Dollars

50.494



Dollars

4592



9.1

%

Amortissement et taxes foncières

13 087



11161



1 926



17,3

%

Autres charges d'exploitation

23 247



25 029



(1,782)



(7.1)

%

Produit d'exploitation

Dollars

18 752



Dollars

14.304



Dollars

4 448



31,1

%

Le bénéfice d’exploitation du secteur de l’énergie réglementé pour le trimestre terminé le 2019 30 juin était 18,8 millions de dollars, augmenter 4,4 millions de dollars Par rapport à la même période en 2018, le résultat opérationnel a augmenté principalement en raison de la hausse de la marge brute. 4,6 millions de dollars. Les amortissements et les taxes foncières ont augmenté de 20% 1,9 million de dollars, et a été compensée par une diminution de 10% 1,8 million de dollars en autres charges d'exploitation.

Les principales composantes de l’augmentation du bénéfice brut sont indiquées ci-dessous:

(en milliers)


Expansion des services pipeliniers East Shore et Peninsula (y compris les extensions connexes des activités de distribution de gaz naturel en Floride)

Dollars

3680


Croissance de la distribution de gaz naturel (hors expansion des services)

867


Augmentation de la consommation d'électricité

316


Programme de fiabilité et d'infrastructure de gaz en Floride (GRIP)

310


L’impact de la TCJA est principalement dû aux économies d’impôts réalisées grâce aux activités de distribution de gaz naturel en Floride.

255


Sandpiper Energy, Inc. (Sandpiper) Réserve pour la conversion au gaz naturel

231


Baisse de la consommation de la clientèle – principalement en raison du temps plus chaud

(1 159)


Autres variantes

92


La marge brute a augmenté en glissement trimestriel

Dollars

4592


Les principales composantes des autres réductions de coûts d’exploitation sont les suivantes:

(en milliers)


Services externes, réglementation, équipements et coûts de maintenance

Dollars

(1 466)


Coûts de la rémunération incitative (y compris la durée d’acquisition)

(328)


Salaires, indemnités et autres coûts liés au personnel(1)

(257)


Autres variantes

269


Les autres charges d'exploitation ont diminué en glissement trimestriel

Dollars

(1,782)



(1) Étant donné que la société elle-même assure les coûts des soins de santé, le coût des prestations varie en fonction des demandes de remboursement présentées.

Segment énergétique non réglementé








Trois mois sont passés

30 juin





(en milliers)

L'année 2019


L'année 2018


Changement


La variation en pourcentage

Marge brute

Dollars

15121



Dollars

16 915



Dollars

(1,794)



(10.6)

%

Amortissement et taxes foncières

3 003



2 553



450



17,6

%

Autres charges d'exploitation

13 466



13 872



(406)



(2.9)

%

Résultat opérationnel

Dollars

(1,348)



Dollars

490



Dollars

(1 838)



NMF



Forme mineure (NMF)

Compte tenu de l'influence de PESCO sur le secteur de l'énergie non réglementée, la Société continue de faire état de ce secteur, à l'exception des résultats de PESCO:

Segment énergétique non réglementé sauf PESCO








Trois mois sont passés
30 juin





(en milliers)

L'année 2019


L'année 2018


Changement


La variation en pourcentage

Marge brute

Dollars

14 380



Dollars

14 309



Dollars

71



0.5

%

Amortissement et taxes foncières

2850



2 399



451



18.8

%

Autres charges d'exploitation

11 805



12108



(303)



(2.5)

%

Pertes d'exploitation

Dollars

(275)



Dollars

(198)



Dollars

(77)



38,9

%

Hors PESCO, la perte d’exploitation du secteur non réglementé a augmenté de 20% 0,1 million de dollars pour les trois mois se terminant en 2019. 30 juin par rapport à la même période en 2018 0,5 million de dollars l’amortissement et les taxes foncières plus élevés, partiellement compensés par un 0,1 million de dollars augmentation de la marge brute et 0,3 million de dollars réduire les autres coûts d'exploitation. Marlin Gas Services, LLC ("Marlin Gas Services"), une filiale nouvellement créée de la société, 1,0 million de dollars Les marges du secteur, largement compensées par le réchauffement du trimestre, ont entraîné une baisse de la consommation des clients pour les activités de propane et d’Aspire Energy.

Les principales composantes de l’augmentation du bénéfice brut sont les suivantes:

(en milliers)



Marlin Gas Services (actifs achetés en décembre 2018)


Dollars

1030


Opérations au propane



Acquisition d'Ohl (actifs acquis en décembre 2018)


112


Baisse de la consommation de la clientèle – principalement en raison du temps plus chaud


(818)


Les marges du propane au détail et en gros sont en baisse


(166)


Viser l'énergie



La note augmente


203


Baisse de la consommation de la clientèle – principalement en raison du temps plus chaud


(104)


Autres variantes


(186)


La marge brute augmente en rythme trimestriel


Dollars

71


Les principales composantes des autres réductions de coûts d’exploitation sont les suivantes:

(en milliers)


Charges opérationnelles de Marlin Gas Services et Ohl (actifs acquis en décembre 2018), y compris les charges élargissant les perspectives de croissance future des activités (1)

Dollars

835


Frais de maintenance et d’équipement externes

(469)


Salaires, indemnités et autres coûts liés au personnel(2)

(361)


Coûts de la rémunération incitative (y compris la durée d’acquisition)

(239)


Autres variantes

(69)


Les autres charges d'exploitation ont diminué en glissement trimestriel

Dollars

(303)



(1) Les autres coûts d’exploitation de Ohl et Marlin Gas Services ont été agrégés et n’ont pas été inclus dans les variations de coûts reportées dans le reste du tableau.

(2) Étant donné que la société elle-même assure les coûts des soins de santé, le coût des prestations varie en fonction des demandes de remboursement présentées.

PESCO








Trois mois sont passés
30 juin





(en milliers)

L'année 2019


L'année 2018


Changement


La variation en pourcentage

Marge brute

Dollars

741



Dollars

2 606



Dollars

(1 865)



(71,6)

%

Amortissement et taxes foncières

153



154



(1)



(0.6)

%

Autres charges d'exploitation

1 661



1,764



(103)



(5.8)

%

Résultat opérationnel

Dollars

(1073)



Dollars

688



Dollars

(1,761)



NMF


Le résultat opérationnel de PESCO a diminué 1,8 million de dollars pour les trois mois se terminant en 2019. Au 30 juin 2008, la diminution du bénéfice d’exploitation était imputable à une 1,9 million de dollars Diminution de la marge brute de PESCO par rapport à la même période en 2018 en raison de:

(en milliers)


Augmentation des coûts d'approvisionnement

Dollars

(742)


2018 Il n'y a pas de marge ponctuelle associée au portefeuille Sud-Est.

(642)


Impact net des activités PESCO MTM

(302)


Autres variantes

(179)


La marge bénéficiaire brute de PESCO a diminué au dernier trimestre

Dollars

(1 865)


Performance semestrielle terminée en 2019 Et en 2018. 30 juin


Résultats consolidés








Six mois terminés le 30 juin.





(en milliers)

L'année 2019


L'année 2018


Changement


La variation en pourcentage

Marge brute

Dollars

171 507



Dollars

158 560



Dollars

12 947



8.2

%

Amortissement et taxes foncières

31 628



27 447



4 181



15.2

%

Autres charges d'exploitation

78 450



77 459



991



1.3

%

Produit d'exploitation

Dollars

61 429



Dollars

53 654



Dollars

7 775



14.5

%

Résultat opérationnel pour le semestre clos en mars 2019. 30 juin, en hausse de 20% 7,8 millions de dollarsou 14,5% par rapport à la même période en 2018. période L’augmentation du résultat opérationnel reflète la forte croissance continue de la société, tirée par la croissance naturelle des activités existantes, les récents investissements de développement, les initiatives réglementaires et les mécanismes de tarification, ainsi que par la réussite de l’intégration de la société. Acquisition de Ohl et résultats opérationnels solides pour Marlin Gas Services.

Segment d'énergie réglable








Six mois terminés le 30 juin.





(en milliers)

L'année 2019


L'année 2018


Changement


La variation en pourcentage

Marge brute

Dollars

122 188



Dollars

111 656



Dollars

10 532



9.4

%

Amortissement et taxes foncières

25 618



22 317



3 301



14.8

%

Autres charges d'exploitation

48 801



48 324



477



1,0

%

Produit d'exploitation

Dollars

47 769



Dollars

41 015



Dollars

6 754



16,5

%

Le bénéfice d’exploitation sur six mois du secteur de l’énergie réglementée s’est terminé 2019 30 juin était 47,8 millions de dollars, augmenter 6,8 millions de dollars ou 16,5% par rapport à la même période en 2018. L’augmentation du résultat opérationnel est due à 10,5 millions de dollars contribution brute supplémentaire remboursée 3,3 millions de dollars d’amortissements et d’impôts fonciers plus élevés, et une 0,5 million de dollars les autres charges d'exploitation ont augmenté. Sur 2019 25 février, La PSC de Floride a émis une injonction finale pour traiter TCJA, nous permettant de maintenir les économies associées aux taux d’imposition fédéraux inférieurs sur certaines de nos activités de distribution de gaz naturel. En conséquence, 1,3 million de dollars les carnets de commandes enregistrés en 2018 ont été levés pour la première fois en 2019. quart. Hors effets d'annulation, marge brute et résultat opérationnel des six derniers mois 2019 30 juin augmenté 9,2 millions de dollars et 5,4 millions de dollars, ou 8,2% respectivement et 13,2%.

Les principales composantes de l’augmentation du bénéfice brut sont indiquées ci-dessous:

(en milliers)


Expansion des services pipeliniers East Shore et Peninsula (y compris les extensions connexes des activités de distribution de gaz naturel en Floride)

Dollars

8.140


Distribution de gaz naturel – croissance de la clientèle (hors développement de services)

2,253


2018 Économies d'économie d'impôt sur certaines activités de distribution de gaz naturel en Floride

1 321


L'impact de la TCJA – principalement à partir de 2019 Économies d'impôt conservées pour certaines exploitations de gaz naturel en Floride

810


Marge de bécasseau à partir de conversions au gaz naturel

614


Florida GRIP

534


Baisse de la consommation de la clientèle – principalement en raison du temps plus chaud

(2 841)


Autres variantes

(299)


Le bénéfice brut a augmenté avec le temps

Dollars

10 532


Les principales composantes de l’augmentation des autres charges d’exploitation sont les suivantes:

(en milliers)


Salaires, indemnités et autres coûts liés au personnel(1)

Dollars

1 619


Coûts de la rémunération incitative (y compris la durée d’acquisition)

331


Services extérieurs et dépenses réglementaires

(1 070)


Frais d'entretien des locaux

(1005)


Autres variantes

602


Les autres charges d'exploitation ont augmenté au cours de la période

Dollars

477



(1) Étant donné que la société elle-même assure les coûts des soins de santé, le coût des prestations varie en fonction des demandes de remboursement présentées.

Segment énergétique non réglementé








Six mois terminés le 30 juin.





(en milliers)

L'année 2019


L'année 2018


Changement


La variation en pourcentage

Marge brute

Dollars

49 523



Dollars

47 216



Dollars

2 307



4.9

%

Amortissement et taxes foncières

5942



5 059



883



17,5

%

Autres charges d'exploitation

29 953



27 983



1 970



7,0

%

Produit d'exploitation

Dollars

13 628



Dollars

14.174



Dollars

(546)



(3.9)

%

La société continue de livrer dans le secteur non réglementé, en excluant les résultats de PESCO:

Segment énergétique non réglementé sauf PESCO








Six mois terminés le 30 juin.





(en milliers)

L'année 2019


L'année 2018


Changement


La variation en pourcentage

Marge brute

Dollars

46 922



Dollars

43 435



Dollars

3 487



8.0

%

Amortissement et taxes foncières

5641



4 757



884



18,6

%

Autres charges d'exploitation

26 048



24 428



1 620



6.6

%

Produit d'exploitation

Dollars

15 233



Dollars

14 250



Dollars

983



6.9

%

Hors PESCO, le chiffre d’affaires du secteur de l’énergie non réglementé a augmenté de 20% 1,0 million de dollars pour les six mois se terminant en 2019. 30 juin par rapport à la même période en 2018. L’augmentation du résultat d’exploitation est imputable à 3,5 millions de dollars bénéfice brut supplémentaire partiellement compensé 1,6 million de dollars coûts d'exploitation plus élevés; 0,9 million de dollars amortissement et frais plus élevés.

De base 3,5 millions de dollars l'augmentation du bénéfice brut est indiquée ci-dessous:

(en milliers)



Marlin Gas Services (actifs acquis de Marlin Gas Transport en décembre 2018)


Dollars

3,359


Opérations au propane



Augmentation des marges de détail par gallon


1 159


Acquisition d'Ohl (actifs acquis en décembre 2018)


588


Diminution de la consommation des clients en raison de l'absence du cycle de bombe 2018 et du temps plus doux en 2019


(1,623)


Différences de vente en gros moins élevées pour le propane et les ventes


(534)


Viser l'énergie



La note augmente


892


Croissance de la consommation client


200


Autres variantes


(554)


Le bénéfice brut a augmenté avec le temps


Dollars

3 487


Les principales composantes de l’augmentation des autres charges d’exploitation sont les suivantes:

(en milliers)


Charges opérationnelles de Marlin Gas Services et Ohl (actifs acquis en décembre 2018), y compris les charges élargissant les perspectives de croissance future des activités (1)

Dollars

1,689


Coûts de la rémunération incitative (y compris la durée d’acquisition)

255


Services extérieurs

117


Frais d'entretien des locaux

(336)


Salaires, indemnités et autres coûts liés au personnel(2)

(39)


Autres variantes

(66)


Les autres charges d'exploitation ont augmenté au cours de la période

Dollars

1 620



(1) Les autres coûts d’exploitation de Ohl et Marlin Gas Services ont été agrégés et n’ont pas été inclus dans les variations de coûts reportées dans le reste du tableau.

(2) Étant donné que la société elle-même assure les coûts des soins de santé, le coût des prestations varie en fonction des demandes de remboursement présentées.

PESCO








Six mois terminés le 30 juin.





(en milliers)

L'année 2019


L'année 2018


Changement


La variation en pourcentage

Marge brute

Dollars

2601



Dollars

3781



Dollars

(1180)



(31.2)

%

Amortissement et taxes foncières

301



302



(1)



(0,3)

%

Autres charges d'exploitation

3 905



3555



350



9.8

%

Pertes d'exploitation

Dollars

(1 605)



Dollars

(76)



Dollars

(1,529)



NMF


Au cours des six mois se terminant en 2019. Au 30 juin, le bénéfice total de PESCO a chuté 1,2 million de dollars Par rapport à la même période en 2018, la marge brute de PESCO a terminé 2019 30 juin abouti à:

(en milliers)


Coûts extraordinaires nets pour 2018 Bomb Cyclone, impact sur le portefeuille de gros du centre du littoral atlantique (1)

Dollars

5545


Impact net des activités PESCO MTM

(5892)


2018 Il n'y a pas de marge ponctuelle associée au portefeuille Sud-Est.

(642)


Autres variantes

(191)


Baisse périodique de la marge brute de PESCO

Dollars

(1180)



(1) Bombe Cyclone 2018 Représente les tempêtes d'hiver de forte intensité en 2018 Janvier Au début, nous avons touché le centre de l’Atlantique et laissé le reste de nos activités en février. La demande excessive et l'impact sur la capacité des gazoducs et l'offre de gaz dans la région du centre du littoral atlantique ont entraîné des coûts élevés et inhabituels pour PESCO. Bien que ces effets coordonnés ne devraient pas se produire fréquemment, notre direction a revu et affiné ses stratégies de gestion des risques et mis en place des contrôles supplémentaires.

Déclarations prospectives

Les problèmes inclus dans ce communiqué de presse peuvent inclure des déclarations prospectives relatives aux risques et aux incertitudes. Les résultats réels peuvent différer considérablement des résultats des déclarations prospectives. Pour plus d'informations sur les risques et les incertitudes liés aux déclarations prospectives de la Société, veuillez consulter le document «Prospectus futurs de la Safe Harbor pour 2018». Rapports annuels sur formulaire 10-K.

Conférence téléphonique

Chesapeake Utilities tiendra une téléconférence en 2019. Vendredi 9 août 10h30 Heure de l'est discuter des états financiers de la société pour le trimestre et le semestre clos en 2019. 30 juin Pour participer à cet appel, appelez le 855.801.6270 pour obtenir la liste des utilitaires Chesapeake 2019. invitation à la conférence sur les résultats du deuxième trimestre. Utilisez le lien pour accéder à l'enregistrement de répétition de cet appel, à la transcription jointe et à d'autres informations trimestrielles importantes. CPK – Lecture audio de conférence téléphoniqueou visitez la section Investisseurs / Événements et présentations du site Web de la société www.chpk.com.

À propos de Chesapeake Utilities Corporation

Chesapeake Utilities est une entreprise énergétique diversifiée spécialisée dans la distribution, le transport et la commercialisation du gaz naturel. production et distribution d'électricité; distribution de gaz propane; et autres affaires. Vous pouvez trouver des informations sur Chesapeake Utilities et ses familles d’entreprises à l’adresse http://www.chpk.com ou par l’intermédiaire de son programme Investors Relations (IR).

Veuillez noter que Chesapeake Utilities Corporation n’est pas affiliée à Chesapeake Energy, une société d’exploration pétrolière et gazière ayant son siège à Oklahoma City, Oklahoma.

Pour plus d'informations, contactez:

Beth W. Cooper
Vice-président exécutif, directeur financier et secrétaire adjoint aux entreprises
302.734.6799

Résumé financier
(en milliers sauf par action)






Trois mois sont passés


Six mois sont passés


30 juin


30 juin


L'année 2019


L'année 2018


L'année 2019


L'année 2018

Marge brute








Segment d'énergie réglable

Dollars

55 086



Dollars

50.494



Dollars

122 188



Dollars

111 656


Segment énergétique non réglementé

15121



16 915



49 523



47 216


Autres questions et retraits

(97)



(148)



(204)



(312)


Marge brute

Dollars

70 110



Dollars

67 261



Dollars

171 507



Dollars

158 560










Résultat opérationnel








Segment d'énergie réglable

Dollars

18 752



Dollars

14.304



Dollars

47 769



Dollars

41 015


Segment énergétique non réglementé

(1,348)



490



13 628



14.174


Autres questions et retraits

32



(1,546)



32



(1,535)


Résultat opérationnel

17 436



13 248



61 429



53 654










Autres dépenses nettes

(316)



(262)



(361)



(194)


Frais d'intérêts

5655



3881



11 365



7545


Revenu avant impôt

11 465



9105



49 703



45 915


Impôts sur le revenu

3 161



2 718



12 735



12 674


Revenu net

Dollars

8 304



Dollars

6387



Dolerių

36,968



Dolerių

33 241










Pajamos vienai akcijai








Pagrindinis

Dolerių

0,51



Dolerių

0,39



Dolerių

2.26



Dolerių

2.03


Praskiestas

Dolerių

0,50



Dolerių

0,39



Dolerių

2,25



Dolerių

2.03


Svarbiausios finansinės santraukos

Pagrindiniai skirtumai tarp trijų mėnesių baigėsi 2018 30 juin ir 2019 m., įtraukta:








(tūkstančiais, išskyrus vienos akcijos duomenis)


Priešmokestinis
Pajamos


Neto
Pajamos


Uždarbis
Už akciją

Antrasis 2018 m. Ketvirtis, apie kuriuos pranešta


Dolerių

9105



Dolerių

6387



Dolerių

0,39









Derinimas dėl neįprastų elementų:







Vienkartinės atskyrimo išlaidos, susijusios su buvusiu vadovu


1,548



1,421



0,09


Sumažėjęs klientų suvartojimas – pirmiausia dėl šiltesnių orų


(2 081)



(1 507)



(0,09)


Grynasis PESCO MTM veiklos poveikis


(302)



(210)



(0,02)




(835)



(296)



(0,02)









Padidėjęs (sumažėjęs) bendrasis pelnas:







Rytų kranto ir pusiasalio vamzdynų paslaugų plėtra (įskaitant susijusias Floridos gamtinių dujų paskirstymo operacijų plėtinius) *


3680



2666



0,16


„Marlin Gas Services“ (2018 m. Gruodžio mėn. Įsigyto „Marlin Gas Transport“ turtas) ir „Ohl“ įsigijimo (2018 m. Gruodžio mėn. Įsigyto turto) įnašas *


1,142



827



0,05


Gamtinių dujų paskirstymo augimas (išskyrus paslaugų plėtrą)


867



628



0,04


Floridos GRIP *


310



225



0,01


TCJA poveikis – visų pirma nuo 2019 m. Išlaikytų mokesčių taupymo tam tikroms Floridos gamtinių dujų operacijoms *


255



185



0,01


Sandpiper marža iš gamtinių dujų konversijų


231



167



0,01


Aspire energijos greitis didėja


203



147



0,01


Kitas PESCO operacijų maržos pokytis


(1563)



(1 132)



(0,07)




5,125



3713



0,22









(Padidėjęs) Sumažėjusios veiklos išlaidos (išskyrus pardavimo sąnaudas):







Nusidėvėjimo, turto pašalinimo ir nekilnojamojo turto mokesčių išlaidos dėl augimo investicijų


(2 055)



(1 488)



(0,09)


Operating expenses for Marlin Gas Services and Ohl (Assets acquired in December 2018) including costs to expand the future growth prospects for the businesses


(1,155)



(837)



(0.05)


Outside services, regulatory, and facilities maintenance costs


1,866



1,351



0.08


Payroll, benefits and other employee-related expenses


678



491



0.03


Incentive compensation costs (including timing of accruals)


512



371



0.03




(154)



(112)











Change in effective tax rate




(100)



(0.01)


Interest charges


(1,774)



(1,285)



(0.08)


Net other changes


(2)



(3)






(1,776)



(1,388)



(0.09)









Second Quarter of 2019 Reported Results


$

11,465



$

8,304



$

0.50



*See the Major Projects and Initiatives table later in this press release.

Key variances, between the six months ended June 30, 2018 and 2019, included:

(in thousands, except per share data)


Pre-tax
Income


Net
Income


Earnings
Per Share

Six Month Ended June 30, 2018 Reported Results


$

45,915



$

33 241



$

2.03









Adjusting for Unusual Items:







Nonrecurring separation expenses associated with a former executive


1,548



1,421



0.09


2018 retained tax savings for certain Florida natural gas operations*


1,321



990



0.06


Net impact of PESCO's MTM activity


(5,892)



(4,267)



(0.26)


Decreased customer consumption – primarily due to warmer weather


(4,264)



(3,171)



(0.19)




(7,287)



(5,027)



(0.30)


Increased (Decreased) Gross Margins:







Eastern Shore and Peninsula Pipeline service expansions (including new service in Northwest Florida for related Florida natural gas distribution operations)*


8,140



6,055



0.37


Absence of the 2018 Bomb Cyclone and capacity constraints cost for PESCO


5,545



4,124



0.25


Margin contribution from Marlin Gas Services (acquired assets of Marlin Gas Transport) and Ohl acquisition (assets acquired in December 2018)*


3,947



2,936



0.18


Natural gas distribution growth (excluding service expansions)


2,253



1,675



0.10


Higher propane retail margins per gallon


1,159



862



0.05


Aspire Energy rate increases


892



664



0.04


TCJA impact – primarily from the 2019 retained tax savings for certain Florida natural gas operations*


810



602



0.04


Sandpiper's margin from natural gas conversions


614



456



0.03


Florida GRIP*


534



397



0.02


Other margin change for PESCO operations


(832)



(619)



(0.04)


Wholesale propane margins and sales


(534)



(398)



(0.02)




22,528



16,754



1.02


(Increased) Decreased Other Operating Expenses (Excluding Cost of Sales):







Depreciation, asset removal and property tax costs due to new capital investments


(3,559)



(2,647)



(0.16)


Operating expenses for Marlin Gas Services and Ohl (Assets acquired in December 2018) including costs to expand the future growth prospects for the businesses


(2,312)



(1,720)



(0.10)


Payroll, benefits and other employee-related expenses


(1,568)



(1,166)



(0.07)


Incentive compensation costs (including timing of accruals)


(578)



(430)



(0.03)


Operating expenses to support PESCO


(349)



(259)



(0.02)


Facilities maintenance costs


1,201



893



0.05


Outside services and regulatory costs


952



708



0.04




(6,213)



(4,621)



(0.29)









Change in effective tax rate



516



0.03


Interest Charges


(3,820)



(2,841)



(0.17)


Net other changes


(1,420)



(1,054)



(0.07)




(5,240)



(3,379)



(0.21)









Six Month Ended June 30, 2019 Reported Results


$

49,703



$

36,968



$

2.25



*See the Major Projects and Initiatives table later in this press release.

Recently Completed and Ongoing Major Projects and Initiatives
The Company constantly pursues and develops additional projects and initiatives to serve existing and new customers, further grow its businesses and earnings, with the intention to increase shareholder value. The following represent the major projects/initiatives recently completed and currently underway. In the future, the Company will add new projects and initiatives to this table once negotiations are substantially final and the associated earnings can be estimated.



Gross Margin for the Period



Three Months Ended


Six Months Ended


Year Ended


Estimate for

Project/Initiative


June 30,


June 30,


December 31,


Fiscal

tūkstančiais


L'année 2019


2018


L'année 2019


2018


2018


L'année 2019


2020

Florida GRIP (1)


$

3,530



$

3,220



$

6,904



$

6,370



$

13,323



$

14,172



$

15,491


2017 Eastern Shore System Expansion –  including interim services


3,645



859



8,445



3,117



9,103



16,183



15,799


Northwest Florida Expansion (including related natural gas distribution services)


1,691



1,147



3,289



1,152



4,350



6,500



6,500


Western Palm Beach County, Florida Expansion


161





322





54



676



4,581


Marlin Gas Services


1,030





3,359





110



5,400



6,300


Ohl Propane Acquisition


112





588







1,200



1,236


Del-Mar Energy Pathway – including interim services


189





353







725



3,039


Callahan Intrastate Pipeline














2,250


Tax benefit retained by certain Florida entities(2)


249





2,329







3,039



1,879


Total


$

10,607



$

5,226



$

25,589



$

10,639



$

26,940



$

47,895



$

57,075



(1) All periods shown have been adjusted to reflect the lower customer rates as a result of the TCJA.  Lower customer rates are offset by the corresponding decrease in federal income tax expense and have no negative impact on net income.

(2) The amount disclosed for the six months ended 2019 includes tax savings of $1.3 million for the year ended December 31, 2018.  The tax savings were recorded in the first quarter of 2019 due to an order by the Florida PSC allowing reversal of a TCJA refund reserve, recorded in 2018, which increased gross margin for the six months ended by that amount.

Major Projects and Initiatives

Florida GRIP
Florida GRIP is a natural gas pipe replacement program approved by the Florida PSC that allows automatic recovery, through rates, of costs associated with the replacement of mains and services. Since the program's inception in August 2012, the Company has invested $135.2 million of capital expenditures to replace 298 miles of qualifying distribution mains, including $7.9 million of new pipes during the first six months of 2019. GRIP generated additional gross margin of $0.3 million et $0.5 million for the three and six months ended 2019 30 juin, respectively, compared to the same periods in 2018.

2017 Eastern Shore System Expansion
Eastern Shore has substantially completed the construction of a system expansion project that increased its capacity by 26 percent. Two remaining segments are expected to be placed into service in various phases during the third quarter of 2019. The project generated $2.8 million et $5.3 million in incremental gross margin during the three and six months ended 2019 30 juin, respectively, compared to the same periods in 2018.  The project is expected to produce gross margin of approximately $16.2 million in 2019; $15.8 million annually from 2020 through 2022; et $13.2 million annually thereafter based on current customer capacity commitments.

Northwest Florida Expansion
À May 2018, Peninsula Pipeline completed construction of transmission lines, and our Floridoje natural gas division completed construction of lateral distribution lines, to serve customers in Northwest Florida. The project generated incremental gross margin of $0.5 million et $2.1 million for the three and six months ended 2019 30 juin, respectively, compared to the same periods in 2018. The estimated annual gross margin from this project is $6.5 million for 2019 and beyond, with the opportunity for additional margin as the remaining capacity is sold.

Western Palm Beach County, Florida Expansion
Peninsula Pipeline is constructing four transmission lines to bring natural gas to the Company's distribution system in West Palm Beach, Florida. The first phase of this project was placed into service in 2018 Décembre and generated $0.2 million et $0.3 million in additional gross margin for the three and six months ended 2019 30 juin, respectively. The Company expects to complete the remainder of the project in phases through early 2020, and estimates that it will generate gross margin of $0.7 million in 2019 and $4.6 million annually thereafter.

Marlin Gas Services
À 2018 Décembre, the Company acquired certain operating assets of Marlin Gas Transport, a supplier of mobile compressed natural gas distribution and pipeline solutions, and created Marlin Gas Services, a new subsidiary which offers compressed natural gas solutions to supply interruption scenarios and provides other unique applications where pipeline supplies are unavailable or inadequate to meet customer requirements. Marlin Gas Services generated $1.0 million et $3.4 million of gross margin for the three and six months ended 2019 30 juin, respectively.  The Company estimates that Marlin Gas Services will generate additional gross margin of approximately $5.4 million in 2019 and $6.3 million in 2020, and expects gross margin to grow beyond 2020 as Marlin Gas Services continues to actively expand the territories it serves as well as leverages its patented technology to potentially serve liquefied natural gas transportation needs.

Ohl Propane Acquisition
À 2018 Décembre, Sharp acquired certain propane customers and operating assets of Ohl.  Located between two of Sharp's existing districts, Ohl provided propane distribution service to approximately 2,500 residential and commercial customers in Pennsylvania.  The customers and assets acquired from Ohl have been assimilated into Sharp. The operations acquired from Ohl generated $0.1 million et $0.6 million of incremental gross margin for the three and six months ended 2019 30 juin, respectively.  The Company estimates that this acquisition will generate additional gross margin of approximately $1.2 million for Sharp in 2019, with the potential for additional growth in future years.

Del-Mar Energy Pathway
À September 2018, Eastern Shore filed for FERC authorization to construct the Del-Mar Energy Pathway project to provide an additional 14,300 dekatherms per day of capacity to four customers.  The project will provide additional natural gas transmission pipeline infrastructure in eastern Sussex County, Delaware, and it will represent the first extension of Eastern Shore's pipeline system into Somerset County, Maryland. Interim services in advance of this project generated $0.2 million et $0.4 million for the three and six months ended 2019 30 juin, respectively.  The estimated annual gross margin from this project is approximately $0.7 million in 2019, $3.0 million in 2020, $4.6 million in 2021 and $5.1 million annually thereafter.  Eastern Shore anticipates that this project will be fully in-service by mid-2021, contingent upon FERC issuing authorization for the project in the third quarter of 2019.

Callahan Intrastate Pipeline
À May 2018, Peninsula Pipeline announced its plan to construct a jointly owned intrastate transmission pipeline with Seacoast Gas Transmission in Nassau County, Florida.  The 26-mile pipeline, having an initial capacity of 148,000 dekatherms per day, will serve growing demand in both Nassau et Duval counties, Florida.  The project is expected to be placed in-service during the third quarter of 2020 and will generate gross margin for Peninsula Pipeline of $2.3 million in 2020 and $6.0 million annually thereafter.

Regulatory Initiatives

Florida Tax Savings Related to TCJA
À February 2019, the Florida PSC issued orders authorizing certain of the Company's natural gas distribution operations to retain a portion of the tax savings associated with the lower federal tax rates resulting from the TCJA.  In accordance with the PSC orders, the Company recognized $1.3 million in margin during the first quarter of 2019, reflecting the reversal of reserves recorded during 2018.  The Company expects the annual savings beginning in 2019 to continue in future years, and recognized additional margin of $0.2 million et $1.0 million during the three and six months ended June 30, 2019, respectively.

Other major factors influencing gross margin

Weather and Consumption
Weather conditions accounted for a $2.1 million decrease in gross margin during the second quarter of 2019, compared to the same period in 2018.  For the second quarter, period-over-period heating degree-days ("HDD") declined 42 percent on the Delmarva Peninsula and 19 percent in the Company's Ohajas service territory.  For the six months ended June 30, 2019, weather conditions accounted for a $4.3 million decrease in gross margin.  Lower period-over-period HDD's in all of our service territories and extreme conditions due to the "Bomb Cyclone" in early 2018 reduced consumption in the first six months of 2019 compared to the same period in 2018 impacting both our Regulated and Unregulated Energy segments.  The following table summarizes HDD and cooling degree day ("CDD") variances from the 10-year average HDD/CDD ("Normal") for the three and six months ended 2019 30 juin and 2018.


Three Months Ended




Six Months Ended




June 30,




June 30,




L'année 2019


2018


Variance


L'année 2019


2018


Variance

Delmarva












Actual HDD

247



424



(177)



2,569



2,719



(150)


10-Year Average HDD ("Normal")

400



423



(23)



2,749



2,785



(36)


Variance from Normal

(153)



1





(180)



(66)




Floridoje












Actual HDD

18ème



17ème



1



379



507



(128)


10-Year Average HDD ("Normal")

14ème



16ème



(2)



532



533



(1)


Variance from Normal

4



1





(153)



(26)




Ohajas












Actual HDD

535



662



(127)



3,531



3,652



(121)


10-Year Average HDD ("Normal")

607



614



(7)



3,652



3,683



(31)


Variance from Normal

(72)



48





(121)



(31)




Floridoje












Actual CDD

1,086



952



134



1,220



1,091



129


10-Year Average CDD ("Normal")

975



969



6ème



1,072



1,058



14ème


Variance from Normal

111



(17)





148



33




Natural Gas Distribution Margin Growth

New customer growth in the Company's natural gas distribution operations generated $0.9 million et $2.3 million of additional margin for the three and six months ended 2019 30 juin, respectively.  The details for the three and six months ended June 30, 2019 are provided in the following table:



Three Months Ended


Six Months Ended

(in thousands)


2019 30 juin


2019 30 juin

Customer Growth:





Residential


$

446



$

1,085


Commercial and industrial


421



1,168


Total Customer Growth


$

867



$

2,253


The additional margin from new customers reflects an increase of approximately 3.7 percent and 3.8 percent for the three and six months ended 2019 30 juin, respectively, in the average number of residential customers served on the Delmarva Peninsula, and approximately 3.8 percent and 3.5 percent growth in new residential customers served in Floridoje as well as an increase in the number of commercial and industrial customers served.

Capital Investment Growth and Financing

The Company's capital expenditures were $72.9 million for the six months ended June 30, 2019.  The following table shows the 2019 capital expenditure forecast of $177.8 million by segment and by business line:


L'année 2019

(dollars in thousands)


Regulated Energy:


Natural gas distribution

$

64,143


Natural gas transmission

66,787


Electric distribution

5,949


Total Regulated Energy

136,879


Unregulated Energy:


Propane distribution

11,870


Energy transmission

8,345


Other unregulated energy

11,000


Total Unregulated Energy

31,215


Other:


Corporate and other businesses

9,705


Total Other

9,705


Total 2019 Forecasted Capital Expenditures

$

177,799


The capital expenditure projection is subject to continuous review and modification. Actual capital requirements may vary from the above estimates due to a number of factors, including changing economic conditions, customer growth in existing areas, regulation, new growth or acquisition opportunities and availability of capital. Historically, actual capital expenditures have typically lagged behind the budgeted amounts.

Impact of Hurricane Michael
À October 2018, Hurricane Michael passed through Florida Public Utilities Company's ("FPU") electric distribution service territory in Northwest Florida. The hurricane caused widespread and severe damage to FPU's infrastructure, resulting in 100 percent of its Northwest Florida customers losing electrical service. FPU, after exerting extraordinary hurricane restoration efforts, restored service to those customers who were able to accept it.  FPU expended more than $65.0 million to restore service, which has been recorded as new plant and equipment, charged against FPU's accumulated depreciation or charged against FPU's storm reserve. In conjunction with the hurricane-related expenditures, the Company executed two 13-month unsecured term loans as temporary financing, each in the amount of $30.0 million. The interest cost associated with these loans is LIBOR plus 75 basis points. One of the term loans was executed in 2018 Décembre; the other was executed in January 2019. While there is a short-term negative impact, the storm is not expected to have a significant impact going forward, assuming recovery is granted through the regulatory process. Sur August 7, 2019, the Company filed the necessary regulatory filings seeking recovery of the restoration costs incurred, including eligible financing costs.  FPU's results for the six months ended June 30, 2019 included interest expense of $0.5 million, or $0.4 million on an after-tax basis, associated with the intermediate term loans discussed above.

The Company's target ratio of equity to total capitalization, including short-term borrowings, is between 50 and 60 percent. The Company's equity to total capitalization ratio, including short term borrowings, was 45 percent as of June 30, 2019. Excluding the funds expended for Hurricane Michael restoration activities, the Company's equity to total capitalization ratio, including short-term borrowings, would have been approximately 48 percent.  The Company seeks to align permanent financing with the in-service dates of its capital projects.  The Company may utilize more temporary short-term debt, when the financing cost is attractive, as a bridge to the permanent long-term financing.

Chesapeake Utilities Corporation and Subsidiaries

Condensed Consolidated Statements of Income (Unaudited)

(in thousands, except shares and per share data)


Three Months Ended


Six Months Ended


June 30,


June 30,


L'année 2019


2018


L'année 2019


2018

Operating Revenues








Regulated Energy

$

73,403



$

70,504



$

177,021



$

179,897


Unregulated Energy and other

57,500



66,160



181,498



196,123


Total Operating Revenues

130,903



136,664



358,519



376,020


Operating Expenses








Regulated Energy cost of sales

18,317



20,010



54,833



68,241


Unregulated Energy and other cost of sales

42,476



49,393



132,179



149,219


Operations

32,696



36,281



69,839



68,983


Maintenance

3,600



3,619



7,280



7,211


Gain from a settlement

(130)



(130)



(130)



(130)


Depreciation and amortization

11,609



9,839



22,684



19,543


Other taxes

4,899



4,404



10,405



9,299


Total operating expenses

113,467



123,416



297,090



322,366


Operating Income

17,436



13,248



61,429



53,654


Other expense, net

(316)



(262)



(361)



(194)


Interest charges

5,655



3,881



11,365



7,545


Income Before Income Taxes

11,465



9,105



49,703



45,915


Income taxes

3,161



2,718



12,735



12,674


Net Income

$

8,304



$

6,387



$

36,968



$

33 241


Weighted Average Common Shares Outstanding:








Basic

16,401,028



16,369,641



16,393,022



16,360,540


Diluted

16,445,743



16,417,082



16,439,333



16,410,061


Earnings Per Share of Common Stock:








Basic

$

0.51



$

0.39



$

2.26



$

2.03


Diluted

$

0.50



$

0.39



$

2.25



$

2.03


Chesapeake Utilities Corporation and Subsidiaries

Condensed Consolidated Balance Sheets (Unaudited)

Assets


2019 30 juin


2018 31 décembre

(in thousands, except shares and per share data)





Property, Plant and Equipment





Regulated Energy


$

1,380,591



$

1,297,416


Unregulated Energy


245,738



237,682


Other businesses and eliminations


30,347



34,585


Total property, plant and equipment


1,656,676



1,569,683


Less:  Accumulated depreciation and amortization


(321,284)



(294,295)


Plus:  Construction work in progress


85,630



108,584


Net property, plant and equipment


1,421,022



1,383,972


Current Assets





Cash and cash equivalents


7,254



6,089


Trade and other receivables (less allowance for uncollectible accounts of $1,190 and $1,108, respectively)


48,908



85,404


Accrued revenue


12,724



27,499


Propane inventory, at average cost


5,143



9,791


Other inventory, at average cost


7,778



7,127


Regulatory assets


6,842



4,796


Storage gas prepayments


4,143



6,603


Income taxes receivable


10,984



15,300


Prepaid expenses


5,873



10,079


Derivative assets, at fair value


10,571



13,165


Other current assets


4,022



5,684


Total current assets


124,242



191,537


Deferred Charges and Other Assets





Goodwill


25,785



25,837


Other intangible assets, net


5,611



6,207


Investments, at fair value


8,821



6,711


Operating lease right-of-use assets (1)


12,404




Regulatory assets


76,945



72,422


Other assets


6,212



6,985


Total deferred charges and other assets


135,778



118,162


Total Assets


$

1,681,042



$

1,693,671



(1) During the first quarter of 2019, the Company adopted a new lease accounting standard, resulting in additional assets and liabilities (both current and non-current portions) which total $12.4 million at June 30, 2019.

Chesapeake Utilities Corporation and Subsidiaries

Condensed Consolidated Balance Sheets (Unaudited)

Capitalization and Liabilities


2019 30 juin


2018 31 décembre

(in thousands, except shares and per share data)





Capitalization





Stockholders' equity





Preferred stock, par value $0.01 per share (authorized 2,000,000 shares), no shares issued and outstanding


$



$


Common stock, par value $0.4867 per share (authorized 50,000,000 shares)


7,984



7,971


Additional paid-in capital


256,385



255,651


Retained earnings


285,762



261,530


Accumulated other comprehensive loss


(5,747)



(6,713)


Deferred compensation obligation


4,694



3,854


Treasury stock


(4,694)



(3,854)


Total stockholders' equity


544,384



518,439


Long-term debt, net of current maturities


275,924



316,020


Total capitalization


820,308



834,459


Current Liabilities





Current portion of long-term debt


75,600



11,935


Short-term borrowing


301,226



294,458


Accounts payable


50,645



129,804


Customer deposits and refunds


29,839



34,155


Accrued interest


2,073



2,317


Dividends payable


6,644



6,060


Accrued compensation


8,699



13,923


Regulatory liabilities


10,168



7,883


Derivative liabilities, at fair value


10,994



14,871


Other accrued liabilities (1)


16,527



12,828


Total current liabilities


512,415



528,234


Deferred Credits and Other Liabilities





Deferred income taxes


164,421



156,820


Regulatory liabilities


133,858



135,039


Environmental liabilities


6,994



7,638


Other pension and benefit costs


29,675



28,513


Operating lease – liabilities (1)


10,710




Deferred investment tax credits and other liabilities


2,661



2,968


Total deferred credits and other liabilities


348,319



330,978


Total Capitalization and Liabilities


$

1,681,042



$

1,693,671



(1) During the first quarter of 2019, the Company adopted a new lease accounting standard, resulting in additional assets and liabilities (both current and non-current portions) which total $12.4 million at June 30, 2019.

Chesapeake Utilities Corporation and Subsidiaries

Distribution Utility Statistical Data (Unaudited)



For the Three Months Ended June 30, 2019


For the Three Months Ended June 30, 2018



Delmarva NG Distribution


Chesapeake Utilities Florida NG Division


FPU NG Distribution


FPU Electric Distribution


Delmarva NG Distribution


Chesapeake Utilities Florida NG Division


FPU NG Distribution


FPU Electric Distribution

Operating Revenues

(in thousands)















Residential


$

10,444



$

1,511



$

7,457



$

10,801



$

14,007



$

1,459



$

7,713



$

9,814


Komercinis


6,353



1,587



6,633



9,807



7,752



1,524



6,809



9,709


Industrial


1,773



3,122



6,062



416



1,987



2,854



5,218



371


Autres (1)


(3,647)



795



(1,489)



(560)



(3,496)



480



(1,459)



(1,532)


Total Operating Revenues


$

14,923



$

7,015



$

18,663



$

20,464



$

20,250



$

6,317



$

18,281



$

18,362



















Volume (in Dts for natural gas and KWHs for electric)













Residential


558,159



83,315



317,025



72,358



759,202



85,526



329,284



66,682


Komercinis


673,689



1,143,877



426,555



79,540



711,690



1,134,555



432,192



73,276


Industrial


1,216,120



7,065,699



1,226,774



3,173



1,308,129



7,024,154



1,245,950



3,540


Autres


60,515





634,071





17,759





463,846



1,907


Total


2,508,483



8,292,891



2,604,425



155,071



2,796,780



8,244,235



2,471,272



145,405



















Average Customers















Residential


73,666



17,205



57,504



24,530



71,038



16,391



55,580



24,714


Komercinis(2)


7,085



1,544



3,937



7,228



6,994



1,517



3,932



7,493


Industrial(2)


168



17ème



2,435



2



155



16ème



2,284



2


Autres


16ème





12ème





4





11ème




Total


80,935



18,766



63,888



31,760



78,191



17,924



61,807



32,209





















For the Six Months Ended June 30, 2019


For the Six Months Ended June 30, 2018



Delmarva NG Distribution


Chesapeake Utilities Florida NG Division


FPU NG Distribution


FPU Electric Distribution


Delmarva NG Distribution


Chesapeake Utilities Florida NG Division


FPU NG Distribution


FPU Electric Distribution

Operating Revenues

(in thousands)















Residential


$

40,414



$

3,297



$

18,177



$

20,661



$

49,321



$

3,219



$

18,888



$

21,346


Komercinis


19,494



3,325



14,336



17,622



23,582



3,246



15,135



18,866


Industrial


4,162



6,387



12,060



1,026



4,293



4,725



11,590



771


Autres (1)


(4,468)



1,906



(2,123)



(4,467)



(5,239)



990



(4,119)



(3,880)


Total Operating Revenues


$

59,602



$

14,915



$

42,450



$

34,842



$

71,957



$

12,180



$

41,494



$

37,103



















Volume (in Dts for natural gas and KWHs for electric)













Residential


2,778,534



216,187



822,351



137,869



2,999,757



226,285



852,346



145,210


Komercinis


2,327,009



2,392,641



930,601



141,369



2,417,116



2,374,462



967,736



141,015


Industrial


2,727,428



14,399,549



2,574,011



10,923



2,817,168



10,089,859



2,550,480



8,060


Autres


78,374





1,189,462





30,292





984,353



3,803


Total


7,911,345



17,008,377



5,516,425



290,161



8,264,333



12,690,606



5,354,915



298,088



















Average Customers















Residential


73,821



17,097



57,166



24,455



71,136



16,307



55,430



24,679


Komercinis(2)


7,116



1,537



3,917



7,230



7,009



1,509



3,930



7,487


Industrial(2)


168



17ème



2,425



2



154



16ème



2,268



2


Autres


12ème





12ème





5





14ème




Total


81,117



18,651



63,520



31,687



78,304



17,832



61,642



32,168



(1) Operating Revenues from "Other" sources include unbilled revenue, under (over) recoveries of fuel cost, conservation revenue, other miscellaneous charges, fees for billing services provided to third parties, and adjustments or changes in taxes, such as the TCJA, which are passed through to customers. This amount also includes the reserve for estimated customer refunds associated with the TCJA.

(2) Certain volumes and customers have been reclassified when compared to the prior year for consistency with current year presentation.

SOURCE Chesapeake Utilities Corporation

Liens connexes

http://www.chpk.com

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