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证券交易委员会
华盛顿特区：20549
表格：10-K
| | | | | | | | |
| ☒ | 根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节提交的年度报告 | |
| 截至的财政年度12月31日, 2020 | |
或
| | | | | | | | |
| ☐ | 根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节提交的过渡报告 |
| 由_至_的过渡期 | |
佣金档案编号001-03551
EQT公司
(章程中规定的注册人的确切姓名)
| | | | | | | | |
| 宾州 | | 25-0464690 |
| (成立为法团或组织的州或其他司法管辖区) | | (美国国税局雇主身分证号码) |
| | |
自由大道625号, 1700套房 | | |
匹兹堡, 宾州 | | 15222 |
| (主要行政办公室地址) | | (邮政编码) |
(412) 553-5700
(注册人电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 每一类的名称 | | 交易代码 | | 每间交易所的注册名称 |
| 普通股，无面值 | | EQT | | 纽约证券交易所 |
根据该法第(12)(G)款登记的证券：无
用复选标记表示注册人是否为证券法第405条规定的知名经验丰富的发行人。是 ☒第一位：没有第二位。☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法的第13节或第15(D)节提交报告。是☐ 不是的 ☒
用复选标记表示注册人是否：(1)在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年证券交易法第(13)或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。是 ☒第一位：没有第二位。☐
用复选标记表示注册人是否已在过去12个月内(或注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T法规(本章232.405节)第405条规定必须提交的每个互动数据文件。是 ☒第一位：没有第二位。☐
用复选标记表示注册人是大型加速申请者、加速申请者、非加速申请者、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。请参阅《交易法》第12B-2条规则中对“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| | | | | | | | | | | |
| 大型加速滤波器 | ☒ | 加速文件管理器 | ☐ |
| 非加速文件管理器 | ☐ | 小型报表公司 | ☐ |
| | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是新兴成长型公司，请通过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经修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据“萨班斯-奥克斯利法案”(“美国联邦法典”第15编第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如交易法规则第312b-2条所定义)。是☐第一位：没有第二位。☒
截至2020年6月30日，注册人的非关联公司持有的普通股总市值：美元3.0十亿
截至2021年2月12日，278,854,465注册人的普通股，没有面值，都是流通股。
以引用方式并入的文件
EQT公司与其2021年年度股东大会有关的最终委托书将在截至2020年12月31日的EQT公司财年结束后120天内提交给美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)，并在第三部分中引用其中所述的程度。
目录
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| | 页 |
常用术语、缩写和测量词汇 | 3 |
警告性声明 | 6 |
| 第I部分 |
第1项 | 业务 | 7 |
第1A项 | 危险因素 | 21 |
第1B项。 | 未解决的员工意见 | 40 |
第二项。 | 特性 | 40 |
项目3. | 法律程序 | 40 |
项目4. | 矿场安全资料披露 | 41 |
| | 注册人的行政人员 | 42 |
| 第II部 |
第五项。 | 注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场 | 43 |
第6项 | 选定的财务数据 | 45 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 45 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 57 |
第8项。 | 财务报表和补充数据 | 59 |
第9项 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 111 |
第9A项。 | 管制和程序 | 111 |
第9B项。 | 其他资料 | 112 |
| 第III部 |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 112 |
第11项。 | 高管薪酬 | 112 |
第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权和管理层及相关股东事宜 | 113 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事独立性 | 114 |
第14项。 | 首席会计费及服务 | 114 |
| 第IIIV部 |
第15项。 | 展品和财务报表明细表 | 115 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | 120 |
签名 | 121 |
常用术语、缩写和测量词汇
除非上下文另有说明，否则本报告中提及的“EQT”、“公司”、“我们”、“我们”或“我们”统称为EQT公司及其子公司.
常用术语
阿巴拉契亚盆地-美国由西弗吉尼亚州、宾夕法尼亚州、俄亥俄州、马里兰州、肯塔基州和弗吉尼亚州位于阿巴拉契亚山脉的部分地区组成的地区。
基础--在指商品定价时，指商品期货价格与各区域销售点对应销售价格之间的差额，通常与产品质量、区位、运力可获得性和合同定价等因素有关。
英制热量单位-测量将一磅水的温度提高1华氏度所需的能量值。
衣领--有效确立标的商品价格区间的金融安排。生产者承担最低(下限)价格和最高(上限)价格之间波动的风险和收益。
连续积累-天然气和石油资源普遍存在于大片地区，边界界定不明确，通常在聚集层底部附近缺乏或不受碳氢化合物-水界面的影响。
常规油藏-一个据信能够利用常规开采方法在构造和地层圈闭的离散聚集中生产原油和天然气的地区。
开发井-在油气藏探明区域内钻至已知可生产的地层层位深度的井。
探井-在以前发现在另一个储集层中生产石油或天然气的油田中发现新油田或新储集层的井。一般来说，探井是指不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的井。
延伸井-钻探一口井，以扩大已知储层的界限。
燃气--本报告中所有提及的“天然气”均指天然气。
毛-“总”气井和油井或“总”英亩等于我们有权益的井或英亩的总数。
套期保值-使用衍生商品和利率工具，以降低金融对大宗商品价格和利率波动的敞口。
水平钻井-最终水平或接近水平的钻井，以增加穿透目标地层的井筒长度。
水平井-水平或近水平钻井以增加穿透目标地层的井筒长度的井。
天然气液体(NGL)-天然气中的碳氢化合物，通过气体加工厂的吸收、冷凝或其他方法以液体的形式从气体中分离出来。天然气液体主要包括乙烷、丙烷、丁烷和异丁烷。
网络-“净”天然气井和油井或“净”英亩是通过加上我们在总油井或英亩中的部分所有权工作权益来确定的。
净收入利息-在实施所有第三方利益后，我们在油井或物业收入中保留的利息(等于100%减去油井或物业的所有特许权使用费)。
选择权-一种合同，赋予买方权利，但不是义务，在指定的时间内以特定的价格购买或出售特定数量的商品或其他工具。
玩-已探明的含有商业数量碳氢化合物的地质地层。
生产井-正在生产石油或天然气或有能力生产的油井。
探明储量-天然气、天然气和石油的数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计，在提供经营权的合同到期之前，从给定的日期起，从已知的储层和在现有的经济条件、运营方法和政府法规下，这些数量是经济可行的，除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续签都是合理确定的。
已探明开发储量-已探明储量，可通过现有设备和作业方法通过现有油井开采。
已探明未开发储量(PUD)-已探明储量可以合理肯定地估计，可从未钻探探明面积的新井或需要相对较大支出才能完井的现有油井中回收。
可靠的技术-一种或多种技术(包括计算方法)的组合，这些技术经过现场测试，并已证明能够在被评估的地层或类似地层中提供具有一致性和重复性的合理、确定的结果。
水库-一种多孔和可渗透的地下地层，含有可开采的天然气和/或石油的自然积聚，被不透水的岩石或水屏障所限制，并与其他储层分开。
服务好-为支持现有油田的生产而钻探或完工的井。服务井的具体用途包括注气、注水和盐水处理等。
地层学 测试井-仅为获取构造或地层信息以帮助勘探石油和天然气而钻的孔。
井垫-为使钻机能够在天然气或油井的勘探和开发中作业而清理和平整的土地区域。
工作兴趣-让业主有权在物业上钻探、生产和进行经营活动，并从任何生产中分得一杯羹的权益。
缩略语
| | |
CFTC--商品期货交易委员会 |
环境保护局-美国环境保护局(U.S.Environmental Protection Agency) |
ESG-环境、社会和治理倡议 |
FERC--美国联邦能源管理委员会 |
公认会计原则--美国公认会计原则 |
国税局-国税局 |
纽约商品交易所--纽约商品交易所 |
非处方药-柜台上 |
证交会--美国证券交易委员会 |
量测
| | |
BBL1桶=1桶 |
Bcf10亿立方英尺=100亿立方英尺 |
Bcfe*=1000亿立方英尺天然气当量，一桶天然气和原油相当于6000立方英尺天然气 |
BTU：=1英制热量单位 |
直接到户(DTH)=1dekatherm或百万英热单位 |
Mbbl。=10000桶 |
MCF1立方英尺=10000立方英尺 |
麦克菲1,000立方英尺天然气当量，一桶天然气和原油相当于6,000立方英尺天然气 |
MMbbl=百万桶 |
MMBtu1,000,000英热单位 |
MMCF10万立方英尺=1000万立方英尺 |
MMcfe*=600万立方英尺天然气当量，一桶天然气和原油相当于6000立方英尺天然气 |
MMDth=百万分贝 |
TCFE*=10万亿立方英尺天然气当量，一桶天然气和原油相当于6000立方英尺天然气 |
警告性声明
本年度报告(Form 10-K)包含符合1934年“证券交易法”(修订)第21E节和“1933年证券法”(修订)第27A节的某些前瞻性陈述。与历史或当前事实没有严格关系的陈述是前瞻性的，通常通过使用诸如“预期”、“估计”、“可能”、“将”、“将”、“可能”、“预测”、“近似”、“预期”、“项目”、“打算”、“计划”、“相信”以及与未来经营或财务事项的任何讨论相关的其他类似含义或否定意义的词语来识别。在不限制前述一般性的情况下，本年度报告(Form 10-K)中包含的前瞻性陈述包括在第1项“业务”中的“战略”和“展望”部分，在第7项中的“石油和天然气资产减值”部分，在“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中讨论的事项，以及对我们的计划、战略、目标和增长以及预期的财务和经营业绩的预期，包括关于我们开发储量的战略、钻井计划和计划(包括完成此类计划和计划的资金可用性)中讨论的事项。我们联合开发项目的预计范围和时间；估计的储量，包括未来可能下调储量和储量年限；总资源潜力和钻井库存持续时间；预计的产销量和增长率(包括液体产销量和增长率)；天然气价格、基础变化以及大宗商品价格对我们业务的影响；新冠肺炎或类似疫情对我们业务和运营的潜在影响；我们未来资产的潜在减值；我们降低钻井和完井成本的能力。, 其他成本、开支和资本支出以及实现任何此类削减的时间；基础设施计划；获得监管批准的成本、能力和时间；我们成功实施和执行我们的运营、组织、技术和ESG计划并实现此类计划的预期好处的能力；我们与EQM中游合作伙伴LP的合并收集协议导致我们的收集和压缩率预计减少，以及与执行该协议相关的预期成本节约和其他战略好处；货币化交易，包括资产出售、合资或其他涉及我们资产的交易，以及我们对任何此类货币化交易收益的计划使用；潜在的收购或其他战略交易，其时机以及我们从任何此类交易中获得预期的运营、财务和战略利益的能力；出售我们剩余的Equitrans Midstream公司(Equitrans Midstream)普通股的时间和结构，以及任何此类处置所得收益的计划使用；任何偿还、赎回的金额和时间我们减少债务的能力和减少债务的时间(如果有的话)；预计的股息金额和利率；预计的现金流和自由现金流；预计的资本支出；流动性和融资要求，包括资金来源和可用性；我们维持或改善信用评级、杠杆水平和财务状况的能力；我们的对冲战略；诉讼的影响, 政府监管和税收状况；以及税法变化的预期影响。本年度报告(Form 10-K)中包含的前瞻性陈述涉及风险和不确定因素，这些风险和不确定因素可能导致实际结果与预期结果大不相同。因此，投资者不应过分依赖前瞻性陈述作为对实际结果的预测。我们基于对未来事件的当前预期和假设做出这些前瞻性陈述，并考虑到我们目前已知的所有信息。虽然我们认为这些预期和假设是合理的，但它们本身就受到重大的商业、经济、竞争、监管和其他风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性很难预测，超出了我们的控制范围。可能影响我们业务运营、业绩和结果的风险和不确定性以及前瞻性陈述包括但不限于本Form 10-K年度报告中第1A项“风险因素”所述的风险和不确定因素，以及我们不时提交给证券交易委员会的其他文件。
任何前瞻性陈述仅在该陈述发表之日发表，我们不打算因新信息、未来事件或其他原因而更正或更新任何前瞻性陈述，除非法律另有要求。
储量工程是估算无法精确测量的天然气、天然气和石油地下储量的过程。任何储量估计的准确性取决于现有数据的质量、对这些数据的解释以及储量工程师所做的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果可能会证明修订之前的估计是合理的。如果意义重大，这样的修改将改变任何进一步生产和我们的开发计划的时间表。因此，储量估计可能与最终开采的天然气、天然气和石油的数量有很大不同。
在审阅本Form 10-K年度报告中通过引用纳入或提交的任何协议时，请记住，包含此类协议是为了提供有关此类协议条款的信息，而不是为了提供有关我们的任何其他事实或披露信息。本协议可能包含我们的陈述和担保，在任何情况下都不应将其视为对事实的明确陈述，而是在这些陈述被证明是不准确的情况下，将风险分摊给此类协议的一方。这些陈述和保证仅供该协议的适用一方使用，并且仅在相关协议的日期或该协议中指定的其他一个或多个日期作出，并受最近事态发展的影响。因此，仅凭此类陈述和保证可能无法描述我们的实际情况或我们关联公司截至作出之日或任何其他时间的事务，不应将其作为事实陈述。
第I部分
项目1、项目3、项目3、项目3、项目2、项目3 业务
一般信息
我们是一家天然气生产公司，业务集中在阿巴拉契亚盆地的马塞卢斯和尤蒂卡页岩。按日均销售量计算，我们是美国最大的天然气生产商。截至2020年12月31日，我们拥有19.8Tcfe的已探明天然气、NGL和原油储量，占地约180万英亩，其中包括Marcellus Play中约150万英亩的已探明天然气、NGL和原油储量。
战略
我们致力于负责任地发展我们的世界级资产基础，并成为所有利益相关者的首选运营商。通过倡导优先考虑运营效率、技术和可持续性的文化，我们寻求不断改进我们生产对环境负责、可靠的低成本能源的方式。我们相信，我们种植面积的规模和毗连性使我们有别于阿巴拉契亚盆地的同行，我们向现代化的数字化勘探和生产业务的演变增强了我们的战略优势。
我们的经营战略侧重于成功实施联合开发项目。联合开发是指同时开发多个多井板。联合开发通过最大限度地提高运营和资本效率，在储量开发过程的各个层面创造价值。在钻探阶段，钻井平台花更多的时间钻探，更少的时间过渡到新的地点。高级规划是实现联合开发的前提条件，有助于输送散装水力压裂砂和管道淡水(而不是卡车运输的水)、持续满足完井供应需求的能力以及环境友好技术的使用。通过联合开发实现的运营效率将传递给我们的服务提供商，从而降低总体合同率。
联合发展的好处不仅仅是经济收益，还包括环境和社会利益。我们已经开发了一个集成的ESG计划，与我们的联合开发驱动的运营战略相互作用。我们ESG计划的核心原则包括投资于技术和人力资本；改进数据收集、分析和报告；与利益相关者互动，以了解他们的需求和期望，并使我们的行动符合他们的需求和期望。与非联合开发业务的类似生产相比，联合开发意味着道路上的卡车更少，燃料使用量更少，噪音污染时间更短，受中游管道建设影响的区域更少，现场作业持续时间更短，所有这些都促进了对安全和环境保护的更多关注。
联合开发项目需要大量的高级规划，包括建立一个大型、连续的租赁位置；提前获得监管许可和获取压裂砂和水；及时核实中游连通性；以及对内部和外部刺激做出快速反应的能力。如果没有现代化的数字化运营模式或能够实现这种规模运营的种植面积，联合开发是不可能的。
我们相信，我们专有的数字化工作环境，再加上我们资产基础的规模和邻接性，使我们能够在我们的核心土地位置执行多年的联合开发项目清单。我们的运营战略利用这种差异化来推进我们的使命，即成为所有利益相关者的首选运营商。我们相信，联合开发项目是实现可持续的低油井成本和更高投资资本回报的关键，我们的长期变革性计划旨在通过利用我们相对于同行的战略优势(包括运营和环境优势)来创造价值。
2020年亮点
•2020年实现1,498 Bcfe的销售量，或平均每天4.1 Bcfe的销售量；平均实现价格为2.37美元/Mcfe。
•与2019年相比，2020年的资本支出减少了6.94亿美元，降幅为39.1%，而销售额持平。
•2020年总探明储量比2019年增加2.3Tcfe或13%。
•减少了3.68亿美元的总债务，并解决了近期到期问题，改善了我们的财务状况。
•签署了一项新的天然气收集协议，并交换了我们在Equitrans Midstream的一半股权，大大降低了我们未来的收集费用结构。
•从位于阿巴拉契亚盆地的雪佛龙美国公司收购战略资产，总收购价为7.35亿美元(雪佛龙收购)。
•剥离了某些非战略性资产，总收购价为1.25亿美元。
•执行了一份长期合同，在我们的完井作业中使用电动液压压裂服务，促进了我们的ESG计划。
•收到了大约4.4亿美元的联邦所得税退款，包括利息。
展望
2021年，我们预计总资本支出约为11亿至12亿美元，不包括可归因于非控股权益的金额。我们预计将用运营产生的现金为计划的资本支出提供资金，分配如下：约8亿至8.5亿美元用于储备开发，约1.25亿至1.4亿美元用于土地和租赁收购，约1.3亿至1.55亿美元用于其他生产基础设施，约4500万至5500万美元用于资本化管理费用。储备开发资本支出将用于我们的三个主要运营区域，其中约65%用于宾夕法尼亚州马塞卢斯，约30%用于西弗吉尼亚州马塞卢斯，约5%用于俄亥俄州尤蒂卡。我们的2021年资本支出计划预计将提供1,620 Bcfe至1,700 Bcfe的销售量，与2020年相比增加120-200 Bcfe，主要是由于收购雪佛龙的产量增加。
我们的收入、收益、流动性和增长能力在很大程度上取决于我们收到的价格，以及我们开发天然气、NGL和石油储量的能力。由于大宗商品价格的波动性，我们无法预测我们最终销售点的天然气、天然气和石油市场价格未来的潜在走势，因此无法预测价格对我们运营的最终影响。天然气、天然气和石油价格的变化可能会影响我们的发展计划，其中包括影响我们的发展计划，这将增加或减少我们的发展步伐和储备水平，以及我们的收入、收益或流动资金。较低的价格和我们开发计划的变化也可能导致我们的石油和天然气资产的账面价值出现非现金减值，或者下调我们估计的已探明储量。任何此类减值或下调我们的估计储备，都可能对我们造成重大影响。
请参阅项目7“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中的“石油和天然气资产减值”和“关键会计政策和估计”，以了解我们的会计政策和与天然气、天然气和石油生产活动会计有关的重大假设，以及我们与已证实和未经证实的资产减值审查相关的会计政策和程序。
细分市场和地理信息
我们的业务由一个可报告的部门组成。我们有一个单一的全公司管理团队，将所有物业作为一个整体进行管理，而不是按独立的运营部门进行管理。我们把财务业绩作为单个企业来衡量，而不是按地区来衡量。我们几乎所有的资产和业务都位于阿巴拉契亚盆地。
储量
下表汇总了我们已探明和未开发的天然气、NGL和原油储量，使用的是前12个月的每月1日平均收盘价，并按产品和业务分类。基本上，我们所有的储备都是持续积累的。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日 |
| | 天然气 | | NGL与原油 | | 总计 |
| (Bcf) | | (MMbbl) | | (Bcfe) |
| 已探明开发储量 | 12,750 | | | 148 | | | 13,641 | |
| 已探明未开发储量 | 6,115 | | | 8 | | | 6,161 | |
| 总探明储量 | 18,865 | | | 156 | | | 19,802 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日 |
| 马塞卢斯 | | 上泥盆统 | | 俄亥俄州尤蒂卡 | | 其他 | | 总计 |
| (Bcfe) |
| 已探明开发储量 | 11,943 | | | 839 | | | 757 | | | 102 | | | 13,641 | |
| 已探明未开发储量 | 6,061 | | | — | | | 100 | | | — | | | 6,161 | |
| 总探明储量 | 18,004 | | | 839 | | | 857 | | | 102 | | | 19,802 | |
下表汇总了我们已探明的已开发储量和未开发储量，使用的是前12个月的月初平均收盘价，并按州分类。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日 |
| 宾州 | | 西弗吉尼亚 | | 俄亥俄州 | | | | 总计 |
| (Bcfe) |
| 已探明已开发生产储量 | 9,590 | | | 2,749 | | | 757 | | | | | 13,096 | |
| 已探明已开发未动用储量 | 538 | | | 7 | | | — | | | | | 545 | |
| 已探明未开发储量 | 4,465 | | | 1,596 | | | 100 | | | | | 6,161 | |
| 总探明储量 | 14,593 | | | 4,352 | | | 857 | | | | | 19,802 | |
| | | | | | | | | |
| 已探明未开发钻探地点总数 | 201 | | | 73 | | | 5 | | | | | 279 | |
| 净探明未开发钻探地点 | 169 | | | 65 | | | 5 | | | | | 239 | |
与2019年相比，我们2020年的总探明储量增加了2.3Tcfe，或13%，这是由于扩建、发现和其他增加了3,446个Bcfe，以及从Chevron收购收购了1,381个Bcfe，但被1,498个Bcfe的产量、对先前估计的739个Bcfe的修订和257个Bcfe的资产剥离部分抵消。我们还有另外13个Tcfe储量符合已探明储量的定义，但这些储量计划在五年后开发，因此不包括在目前的已探明储量估计内。
在2020年期间，我们对我们的储量地区进行了一项研究，以确定我们计算储量所使用的技术的可靠性。这项研究表明，我们在储量确定过程中使用的技术是可靠的，为我们的油井未来的性能和经济提供了合理的确定性，并在使用可靠的技术时符合预订实践。用于估算我们已探明储量的技术包括但不限于通过钻井结果和油井动态的经验证据、生产数据、递减曲线分析、测井记录、地质图、岩心数据、地震数据、地质参数与动态之间的论证关系，以及统计分析的实施和应用。
2020年，已探明的未开发储量比2019年增加了1136个Bcfe，增幅为23%。下表提供了我们已探明的未开发储量的前滚。
| | | | | |
| 已探明未开发储量 |
| (Bcfe) |
| 2020年1月1日的余额 | 5,025 | |
| 转换为已探明的已开发储量 | (2,102) | |
| 原地储备的收购 | 171 | |
| 修订先前估计数(A) | (355) | |
| 扩展、发现和其他增加(B) | 3,422 | |
| 2020年12月31日的余额 | 6,161 | |
(a)包括：(I)对已探明的未开发地点的510个Bcfe进行负面修订，这些地点在最初预订后五年内将不再作为已探明储量开发，原因是我们的发展计划发生了变化，INC从影响良好经济的较低定价中抽离了245Bcfe，将资本从俄亥俄州尤蒂卡转移到宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州马塞卢斯，并由于继续实施我们的联合发展战略而转移到265Bcfe；(Ii)主要由于工作利益和净收入利益的变化以及类型曲线的修订，积极修订了155Bcfe。
(b)由(I)2,096块已证实的未开发土地组成，这些土地与以前未经证实的面积相关，但通过可靠的技术扩大了我们技术上已证实的地点的数量而得到证实；(Ii)由于增加了土地面积，增加了1,295块土地
与直接抵销开发有关；及(Ii)已探明未开发储量横向延伸的31Bcfe。
截至2020年12月31日，我们有零口已探明未开发储量的油井，这些油井自预订时起已超过五年未开发。
请参阅综合财务报表附注18，进一步讨论我们储量估计的编制和同比变化，以及我们对天然气和原油储备未来估计净现金流的标准化计量的计算。
截至2020年12月31日，我们估计的未来天然气和原油储备净现金流的标准化衡量标准为33.66亿美元，如合并财务报表附注18所述，该标准衡量标准是使用前12个月的每月1日平均收盘价(称为SEC定价)计算的。如果在计算标准化指标时使用的价格反映的是截至2020年12月31日的五年条带定价，并且此后保持不变，则使用(I)NYMEX五年期条带(使用德克萨斯东部输电公司M-2对天然气进行了地区差异调整)和(Ii)NYMEX WTI五年期条带(针对石油)根据与标准化指标中使用的地区差异进行调整，并在所有其他假设保持不变的情况下，我们的总探明储量将为20,296 bcfe，这是我们未来现金流贴现的标准化指标。而贴现后的未来税前净现金流将为101.52亿美元。在这些物业的剩余寿命内，按产量加权的平均实现产品价格将为每桶石油27.18美元、每桶天然气13.55美元和每立方英尺天然气2.075美元(相比之下，使用证券交易委员会的定价，每桶石油、每桶天然气和每立方英尺天然气分别为20.94美元、11.97美元和1.38美元)。, 如附注18所述)。NYMEX露天已探明储量价格及相关指标旨在说明储量对市场对大宗商品价格预期的敏感性，不应与“SEC定价”已探明储量混淆，也不符合SEC的定价假设。我们认为，使用NYMEX远期条带价格展示储量和相关指标为投资者提供了有关我们储量的更多有用信息，因为远期价格是基于市场对截至某个日期的石油和天然气价格的前瞻性预期。我们未来能以什么价格出售我们的产品，是我们储备可能的经济生产能力的主要决定因素。我们根据期货价格对大量的未来产量进行套期保值。此外，我们使用这些基于市场的前瞻性数据来制定我们的钻探计划，评估我们的资本支出需求，并预测未来的现金流。虽然NYMEX的露天价格代表了对未来定价的普遍估计，但这样的价格只是一个估计，并不一定是对未来石油和天然气价格的准确预测。未来的实际价格可能与纽约商品交易所的价格有很大不同；因此，实际产生的收入和价值可能或多或少地超过或低于披露的金额。在考虑我们的储备时，投资者应该谨慎地考虑远期价格，而不是将其作为SEC定价的替代品。
根据我们已探明的未开发储量和可能储量的组合，我们估计我们在宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州马塞卢斯的未开发钻探库存约为1,660个净位置。按照我们目前的钻井速度，这些净位置提供了超过1500年的钻井库存，基于净未开发的Marcellus英亩，平均预期横向长度为12,000英尺，井间距为1,000英尺。我们相信，我们的联合发展战略，加上我们位于主要核心资产基础上的未开发库存，将带来可持续的自由现金流产生和更高的投资资本回报。
下表汇总了我们用于储备发展的资本支出。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日的年度， |
| 2020 | | 2019 | | 2018 |
| (百万) |
马塞卢斯(I)包括上泥盆统) | $ | 737 | | | $ | 1,184 | | | $ | 1,889 | |
| 尤蒂卡 | 102 | | | 193 | | | 360 | |
| 总计 | $ | 839 | | | $ | 1,377 | | | $ | 2,249 | |
截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度的租赁运营成本(不含生产税)分别为0.07美元、0.06美元和0.07美元。
特性
我们的大部分土地是以租赁方式持有或根据永久地役权或其他权利获得的，在大多数情况下，没有相关土地所有权的担保。我们总面积的大约24%是开发的。我们保留了大部分土地的深层钻探权。
下表汇总了我们按州分列的种植面积。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日 |
| 宾州 | | 西弗吉尼亚 | | 俄亥俄州 | | | | 总计 |
| 总毛产面积 | 319,504 | | | 84,374 | | | 46,688 | | | | | 450,566 | |
| 未开发总面积总面积 | 818,345 | | | 448,401 | | | 125,995 | | | | | 1,392,741 | |
| 总面积 | 1,137,849 | | | 532,775 | | | 172,683 | | | | | 1,843,307 | |
| | | | | | | | | |
| 总净生产面积 | 289,820 | | | 83,720 | | | 33,906 | | | | | 407,446 | |
| 未开发总净面积 | 709,845 | | | 352,402 | | | 109,115 | | | | | 1,171,362 | |
| 总净种植面积 | 999,665 | | | 436,122 | | | 143,021 | | | | | 1,578,808 | |
| | | | | | | | | |
| 已探明储量平均净收益利息 | 72.9 | % | | 83.0 | % | | 48.8 | % | | | | 72.7 | % |
我们在有发展目标的地区有一个积极的租约续签计划。如果生产没有建立，或者我们没有采取行动延长或续签我们的租赁条款，截至2020年12月31日的净未开发面积中的71,322，69,813和40,958将分别在截至2021年、2022年和2023年12月31日的年度到期。
下表总结了我们的生产气井和正在生产的天然气井。截至2020年12月31日，我们没有生产或正在处理的油井。
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| 2020年12月31日 |
| 生产井： | | | |
| 总收入 | 3,203 | | | |
| 总净值 | 2,852 | | | |
| 正在处理的油井： | | | |
| 总毛数 | 392 | | | |
| 总净值 | 373 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日 |
| 宾州 | | 西弗吉尼亚 | | 俄亥俄州 | | | | 总计 |
| 总产油井总数(A) | 2,252 | | | 685 | | | 266 | | | | | 3,203 | |
| 总净生产井数 | 2,059 | | | 659 | | | 134 | | | | | 2,852 | |
(a)在我们的总产油井中，宾夕法尼亚州有613口总产油井，西弗吉尼亚州有4口总产油井。我们在俄亥俄州没有总的常规油井。
下表总结了我们已钻出的净开发井。在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的几年中，没有钻探净生产井或净干探井。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日的几年， |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | |
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| 净开发井： | | | | | |
| 生产效率高 | 120 | | | 145 | | | 210 | |
| 干燥(A) | — | | | — | | | 5 | |
(a)干式开发井主要涉及我们不再计划钻深或完井的非岩心井、有机械完整性问题的已收购井以及因未来采矿作业或机械完整性问题而被封堵和废弃的井。
于2020年，我们开始钻探88口总油井(净84口)，包括66口宾夕法尼亚州马塞卢斯毛油井(净65口)、17口西弗吉尼亚州马塞卢斯毛油井(净16口)和5口俄亥俄州尤蒂卡毛油井(净3口)。
我们2020年马塞卢斯剧目(包括上泥盆纪剧目)的销售额为1,315公元前。下表按州汇总了我们的生产量和销售量。
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| 宾州 | | 西弗吉尼亚 | | 俄亥俄州 | | 其他(A)项 | | 总计 |
| (MMcfe) |
| 截至12月31日的年度，生产和销售天然气、天然气和石油， | | | | | | | | | |
| 2020 | 1,051,869 | | | 267,708 | | | 178,215 | | | — | | | 1,497,792 | |
| 2019 | 1,001,973 | | | 274,378 | | | 231,545 | | | — | | | 1,507,896 | |
| 2018 | 922,033 | | | 323,976 | | | 209,428 | | | 32,252 | | | 1,487,689 | |
(a)主要是肯塔基州和弗吉尼亚州。
市场和客户
天然气销售。天然气是一种大宗商品，因此，我们通常会接受基于市场的定价。由于美国东北部天然气供应增加，阿巴拉契亚盆地天然气的市场价格通常低于路易斯安那州NYMEX Henry Hub(NYMEX天然气期货定价地点)。为了保护现金流不受大宗商品价格变化风险的过度影响，我们对我们预测的天然气产量的一部分进行了对冲，大部分是NYMEX天然气价格。有关我们的套期保值策略和我们的衍生工具的信息，请参阅项目7“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中的“商品风险管理”、项目7A中的“关于市场风险的定量和定性披露”以及合并财务报表的附注3。
NGL的销售量。*我们主要销售从天然气生产中回收的NGL。我们主要与MarkWest Energy Partners，L.P.(MarkWest)签订合同，加工我们的天然气，并从生产的天然气中提取更重的碳氢化合物流(主要由乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然气组成)。我们还与MarkWest签订合同，销售我们的部分NGL。此外，我们还与Williams Ohio Valley Midstream LLC签订了加工天然气和销售部分NGL的合同安排。
平均售价。下表列出了我们每单位天然气、NGL和石油的平均销售价格，包括现金结算衍生品的影响和不受现金结算衍生品的影响(视情况而定)。
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| | 截至2019年12月31日的几年， |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| 天然气(美元/mcf)： | | | | | |
| 平均销售价格，不包括现金结算的衍生品 | $ | 1.73 | | | $ | 2.48 | | | $ | 3.04 | |
| 平均销售价格，包括现金结算的衍生品 | 2.37 | | | 2.65 | | | 2.89 | |
| NGL，不包括乙烷(美元/桶)： | | | | | |
| 平均销售价格，不包括现金结算的衍生品 | $ | 20.51 | | | $ | 23.63 | | | $ | 37.63 | |
| 平均销售价格，包括现金结算的衍生品 | 20.39 | | | 25.82 | | | 36.56 | |
| 乙烷(美元/桶)： | | | | | |
| 平均销售价格，不包括现金结算的衍生品 | $ | 3.48 | | | $ | 6.16 | | | $ | 8.09 | |
| 平均销售价格，包括现金结算的衍生品 | 3.48 | | | 7.18 | | | 8.09 | |
| 石油(美元/桶)： | | | | | |
| 平均售价 | $ | 25.57 | | | $ | 40.90 | | | $ | 52.70 | |
| 天然气、NGL和石油(美元/Mcfe)： | | | | | |
| 平均销售价格，不包括现金结算的衍生品 | $ | 1.77 | | | $ | 2.51 | | | $ | 3.15 | |
| 平均销售价格，包括现金结算的衍生品 | 2.37 | | | 2.69 | | | 3.01 | |
有关定价的更多信息，请参阅项目7“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”中的“已实现平均价格调节”。
天然气营销。我们的间接全资营销子公司EQT Energy，LLC主要为我们的利益提供营销服务和合同管道能力管理服务。EQT Energy，LLC还从事风险管理和对冲活动，以限制我们受到市场价格变化的影响。
顾客。我们向位于阿巴拉契亚盆地以及通过我们的运输组合可以进入的市场的营销人员、公用事业公司和工业客户销售天然气和NGL，特别是在预期未来需求增长的地方，如墨西哥湾沿岸、中西部、美国东北部和加拿大。截至2020年12月31日，我们大约60%的销售量到达阿巴拉契亚以外的市场。我们不依赖于任何一个客户，并相信失去任何一个客户都不会对我们销售天然气、NGL和石油的能力产生不利影响。
我们每天可以获得大约2.5bcf的固定管道外卖能力和0.9bcf的固定处理能力。此外，我们承诺，在山谷管道投入使用之日，最初每天的固定运力为1.29Bcf。这些确定的运输和加工协议可能需要最低数量的交付承诺，我们预计这些承诺将主要通过现有储量的生产来实现。“
我们已经签约同意向不同的客户提供固定数量的天然气和NGL，我们预计将利用现有储量的产量来实现这一目标。我们定期监测我们已探明的已开发储量，以确保有足够的可用储量来履行未来一至三年的承诺。下表汇总了我们截至2020年12月31日的总承诺。
| | | | | | | | | | | |
| 天然气 | | NGLS |
| 截至12月31日的年度， | (Bcf) | | (Mbbl) |
| 2021 | 1,390 | | | 7,814 | |
| 2022 | 917 | | | 2,658 | |
| 2023 | 780 | | | 1,825 | |
| 2024 | 601 | | | 1,830 | |
| 2025 | 388 | | | 1,825 | |
| 此后 | 2,587 | | | 600 | |
季节性
一般来说，但并非总是，天然气需求在夏季月份减少，在冬季月份增加。温和的冬季或炎热的夏季等季节性异常也可能影响需求。
竞争
其他天然气生产商在收购资产、寻找和开发储量、生产和销售天然气和天然气以及确保运营所需的服务、劳动力、设备和运输方面与我们展开竞争。我们的竞争对手包括独立的石油和天然气公司、大型石油和天然气公司、个体生产商、运营商和营销公司，以及生产我们生产的大宗商品替代品的其他能源公司。
调节
我们的运营规则。我们的勘探和生产业务受各种类型的联邦、州和地方法律法规的约束，包括与以下有关的法规：油井的位置；钻井、建井、油井模拟、水力压裂和套管设计；油井增产目的的取水和采购；油井生产；防漏计划；石油和天然气作业附带的流体和材料的使用、运输、储存和处置；地面使用和油井或其他设施所在财产的回收；油井的封堵和废弃；计算、报告和支付；石油和天然气作业附带的流体和材料的使用、运输、储存和处置；地面使用和油井或其他设施所在财产的回收；油井的封堵和废弃；计算、报告和支付。以及在某些情况下的产量聚集。根据这些规定，以及在获得相关授权方面的任何延误，都可能影响我们天然气资源开发的成本和时机。
我们的作业还受到保护和相关权利法规的约束，包括以下规定：钻井和间距单位或现场规则单位的大小监管；挫折；可能在一个单位或靠近其他井的地方钻探的井的数量；在煤矿作业和某些其他结构附近的钻探；以及天然气属性的单位化或汇集。俄亥俄州和西弗吉尼亚州，对于尤蒂卡或其他深井，允许法定合并或合并区域，以促进开发和勘探。在西弗吉尼亚州，我们必须依靠马塞卢斯和上泥盆纪的土地和租约的自愿汇集。在宾夕法尼亚州，租约整合立法授权联合开发现有的毗连租约。此外，国家保护和石油和天然气法律一般限制天然气的排放或燃烧。各州还实施了一定的监管要求，要求在我们剥离油井的情况下将油井转让给第三方或停止运营。
我们维持受各类联邦和州环境法律及地方分区条例约束的有限收集作业，包括：压缩机站和脱水装置的空气许可要求和其他许可要求；压缩机站和管道建设项目的侵蚀和沉积物控制要求；压缩机站的废物管理要求和防止泄漏计划；空气许可和废物管理实践的各种记录和报告要求；遵守安全法规，包括交通部管道和危险材料安全管理局的法规；以及压缩机站的选址和噪音法规。这些规定可能会增加现有管道和压缩机站的运营成本，并增加开发新的或扩建的管道和压缩机站的成本和时间。
2010年，国会通过了全面的金融改革立法，建立了对场外衍生品市场和参与该市场的实体(如我们)的联邦监督和监管。这项立法被称为《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》(Dodd-Frank Act)，要求CFTC、SEC和其他监管机构颁布实施这项立法的规则和法规。除其他事项外，多德-弗兰克法案(Dodd-Frank Act)规定了保证金要求，并要求某些类别的掉期交易的清算和交易执行做法，可能导致某些市场参与者需要限制其衍生品活动。尽管实施多德-弗兰克法案所需的一些规则尚未被采纳，但监管机构已经根据多德-弗兰克法案发布了许多规则，包括一项确立强制性清算的“最终用户”例外(最终用户例外)的规则，一项关于某些未清算掉期的保证金规则(保证金规则)，以及一项对包括天然气在内的某些能源产品期货合约施加联邦头寸限制的规则(头寸限制规则)。
就最终用户例外情况而言，我们有资格成为“非金融实体”，因此，我们有资格获得此类例外情况。因此，我们的套期保值活动不受强制结算或与强制结算相关的保证金要求的约束，尽管我们受到与此类规则相关的某些记录保存和报告义务的约束。就保证金规则而言，我们也有资格成为“非金融最终用户”；因此，我们的未清算掉期不受监管保证金要求的约束。最后，虽然持仓限制规则要到2022年1月1日才对能源产品生效，但我们相信，我们的大部分对冲活动(如果不是全部的话)都构成了持仓限制规则下的真正对冲，不会受到该规则的限制。然而，我们的许多对冲交易对手和其他市场参与者没有资格获得最终用户例外，必须遵守强制性清算和与部分或全部其他掉期交易对手的掉期保证金规则，并可能受到头寸限制规则的约束，这可能会影响我们的衍生品定价和/或可用性。此外，欧盟和其他非美国司法管辖区已经颁布了与衍生品相关的法律和法规，适用于我们与受此类外国法规约束的交易对手的交易。
监管机构定期审查或审计我们对适用监管要求的遵守情况。我们预计，遵守管理当前运营的现有法律法规不会对我们的资本支出、收益或竞争地位产生实质性的不利影响。国会、各州、监管机构和法院会定期考虑影响石油和天然气行业的其他提案。我们无法预测任何这类建议何时或会否生效，或这些建议会对我们产生甚麽影响。
以下是一些现行法律、规章制度的摘要，这些法律、法规和规章适用于我们的商业运作。
天然气销售和运输。可获得性、运输条件和运输成本对石油和天然气的销售有很大影响。州际运输和转售石油和天然气受联邦监管，包括监管州际运输、储存和各种其他事项的条款、条件和费率，主要由FERC监管。联邦和州的法规管理着石油和天然气管道运输的价格和条款。FERC对州际石油和天然气运输的规定在某些情况下也可能影响石油和天然气的州内运输。
从历史上看，联邦立法和监管控制影响着我们生产的天然气的价格和我们销售产品的方式。根据1938年的天然气法案(NGA)和1978年的天然气政策法案，FERC对天然气公司在州际商业中运输和转售天然气拥有管辖权。自1978年以来颁布的各种联邦法律已经取消了对首次销售的国内天然气(包括我们自己生产的所有天然气)销售的所有价格和非价格控制。根据2005年的能源政策法案，FERC拥有实质性的执行权，可以禁止操纵天然气市场，并执行其规则和命令，包括有权评估每次违规行为每天超过100万美元的巨额民事罚款，以及返还与任何违规行为相关的利润。虽然我们的生产活动没有受到联邦能源管制委员会作为一家天然气公司的监管，但我们被要求报告批发购买或销售的天然气总量。
在此类交易使用、有助于或可能有助于价格指数形成的范围内。此外，国会可能会制定立法，或者FERC可能会通过法规，可能会对我们某些原本不属于FERC的管辖设施进行进一步的监管。如果将来不遵守这些规定，我们可能会承担民事处罚责任。
CFTC还有权监控实物和期货能源大宗商品市场的某些细分市场，包括天然气、NGL和石油。因此，对于天然气和其他能源商品的实物买卖，以及我们进行的任何相关对冲活动，我们都必须遵守FERC和/或CFTC执行的反市场操纵和破坏性交易行为法律和相关法规。CFTC还拥有相当大的执法权力，包括评估民事处罚的能力。
FERC还监管州际天然气运输费率和服务条件，并确定我们可以使用州际天然气管道能力的条款，这会影响我们生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售和释放天然气管道能力中获得的收入。从1985年开始，FERC颁布了一系列命令、法规和规则制定，极大地促进了天然气运输和营销业务的竞争。今天，州际管道公司被要求向生产商、营销者和其他托运人提供非过度歧视的运输服务，无论这些托运人是否隶属于州际管道公司。FERC的举措促进了天然气购销市场的竞争、开放准入的发展，允许所有天然气购买者直接从管道以外的第三方卖家购买天然气。然而，天然气行业历史上一直受到非常严格的监管；因此，我们不能保证FERC和国会目前奉行的不那么严格的监管方式将无限期地持续下去，也无法确定未来的监管变化可能会对我们的天然气相关活动产生什么影响(如果有的话)。
根据FERC目前的监管制度，传输服务必须在开放接入、非歧视性的基础上以基于成本的费率或协商费率提供，这两种费率都需要得到FERC的批准。FERC还允许有管辖权的天然气管道公司在有争议的运输市场竞争充分的情况下收取基于市场的费率。收集服务发生在FERC-辖区传输服务的上游，由各州在岸上和州水域进行监管。新机场管理局第1(B)条豁免天然气收集设施受联邦能源管制委员会根据新机场管理局作为天然气公司的规管。尽管FERC规定了一项一般测试，用于确定设施是执行非司法管辖区收集功能还是司法管辖区传输功能，但FERC对设施分类的决定是根据具体情况进行的。如果FERC发布命令，将某些管辖范围内的传输设施重新归类为非管辖范围的收集设施，并且根据该决定的范围，我们将天然气运输到销售点地点的成本可能会增加。我们认为，收集我们天然气的第三方天然气管道符合FERC用来确立管道采集者地位的传统测试，而不受天然气公司的监管。然而，FERC监管的运输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别可能会受到潜在的诉讼，因此这些收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会未来的裁决而改变。国家对天然气集气设施的监管一般包括各种职业安全、环境和在某些情况下, 非歧视性-采取要求。虽然这样的规定还没有得到国家机构的普遍肯定，但天然气收集在未来可能会受到更严格的监管审查。
石油和天然气液化石油气价格控制和运输费率。石油和天然气的销售价格目前不受监管，按市场价格制定。然而，我们对这些商品的销售必须遵守联邦贸易委员会(FTC)颁布的法律和法规，禁止石油批发市场中的操纵或欺诈行为。根据这些规定，联邦贸易委员会拥有相当大的执法权力，包括有权评估每次违规行为每天超过100万美元的民事罚款。如上所述，我们对这些商品的销售以及任何相关的套期保值活动也要接受CFTC的监督。
我们从这些产品的销售中获得的价格可能会受到产品进入市场的运输成本的影响。我们的一些石油和NGL运输是通过FERC监管的州际公共运输管道进行的。自1995年1月1日起，FERC实施了一些规定，总体上扩大了所有以前批准的州际运输费率，并为这些费率建立了一个索引系统，每年根据通货膨胀率进行调整，但须受某些条件和限制的限制。FERC对原油和NGL运输费率的监管可能会增加州际管道运输原油和NGL的成本，尽管每年的调整可能会导致特定年份的费率下降。每五年，FERC必须审查适用指标的年度变化与输油管道行业经历的实际成本变化之间的关系。FERC于2020年12月发布了2021-2026年的五年期指数水平。我们目前无法预测这些法规或FERC程序(如果有的话)对我们原油生产业务的原油生产相关运输成本的影响。
环境、健康和安全法规。我们的业务运营还受到许多严格的联邦、州和地方环境、健康和安全法律法规的约束，这些法律和法规涉及材料的释放、排放或排放到环境中；材料(包括固体和危险废物)的产生、储存、运输、搬运和处置；员工和公众的安全；污染；场地补救；以及保存或保护人类健康和安全、自然资源、野生动物和环境。我们在规划、设计、建造、操作、封堵和废弃油井和相关设施时，除其他外，必须考虑环境、健康和安全法规。违反这些法律可能会导致重大的行政、民事和刑事处罚。这些法律和法规可能要求在钻探或其他受管制的活动开始之前获得许可证；限制钻探和生产过程中可释放到环境中的各种物质的类型、数量和浓度；管理钻探和完井过程中用水的来源和处置；限制或禁止在某些地区和某些位于荒野、湿地和其他保护区或具有濒危或受威胁物种限制的地区的钻探活动；要求采取某种形式的补救行动来防止或减轻以前作业造成的污染，例如封堵废弃的水井或关闭土坑。并对运营或不遵守适用法律法规造成的污染追究重大责任。此外，这些法律法规可能会限制生产率。
此外，趋势是对可能影响环境的活动进行更严格的监管。国会、联邦机构、各州、地方政府和法院定期考虑影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何此类建议何时或是否会生效。因此，我们无法预测合规的未来成本或影响。该行业的监管负担增加了做生意的成本，并影响了盈利能力。然而，我们已经建立了程序，对我们的运营进行持续评估，以确定潜在的环境暴露，并跟踪监管政策和程序的遵守情况。
以下是经不时修订的更重要的现行环境和职业健康及工作场所安全法律和法规的摘要，我们的业务运营必须遵守这些法规，遵守这些法规可能会对我们的财务状况、收益或现金流产生重大不利影响。
危险物质和废物处理。综合环境响应、赔偿和责任法案(CERCLA)，也被称为“超级基金”法，以及类似的州法律，对被认为导致“危险物质”排放到环境中的特定类别的人施加责任，而不考虑过错或原始行为的合法性。这些人包括处置地点或发生泄漏的地点的当前和过去的所有者或经营者，以及在发生泄漏的地点处置或安排处置危险物质的公司。根据CERCLA，这些人可能要承担清理排放到环境中的危险物质的费用和对自然资源的损害的连带严格责任，邻近的土地所有者和其他第三方就据称排放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。此外，尽管CERCLA第101(14)条“石油除外”，目前包括原油和天然气，但我们在运营过程中产生的材料可能根据其特性被监管为危险物质；但是，我们不知道根据CERCLA我们可能要对其承担任何责任的任何责任。
资源保护和回收法案(RCRA)和类似的州法律对无害和危险固体废物的产生、处理、储存、处理和处置提出了详细的要求。RCRA明确将与勘探、开发或生产原油、天然气或地热能相关的钻井液、产出水和其他废物排除在危险废物的监管范围之外。然而，这些废物可以由环境保护局或州机构根据RCRA不那么严格的无害固体废物条款进行监管，或者根据州法律或其他联邦法律进行监管。此外，这些特殊的石油和天然气勘探、开发和生产废物现在被归类为无害固体废物，未来也有可能被归类为危险废物。2019年4月，在诉讼和由此产生的与环保局根据RCRA审查石油和天然气废物法规的要求有关的同意法令之后，EPA确定没有必要修订法规，得出的结论是，与石油和天然气废物相关的任何不利影响都可以在现有的州监管计划框架内更恰当、更容易地解决。州或联邦项目的任何变化都可能导致我们管理和处理废物的成本增加，这可能会对我们的运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
我们目前拥有、租赁或经营许多多年来一直用于石油和天然气勘探和生产活动的物业。虽然我们相信我们采用了当时业内标准的操作和废物处理方法，但危险物质、废物或石油碳氢化合物可能已被排放到我们拥有或租赁的物业上、之下或从这些物质被回收或处置的其他地点(包括场外地点)上、地下或从其他地点释放出来，这些危险物质、废物或石油碳氢化合物可能被排放到我们拥有或租赁的物业上、之下或从其他地点释放，包括场外地点。此外，我们的一些物业已经由第三方或以前的
危险物质、废物或石油碳氢化合物的处理和处置不在我们控制之下的业主或经营者。我们只能直接控制那些我们作为或已经作为操作员操作的油井的运行。在某些情况下，以前的所有者或经营者未能遵守适用的环境法规，可归因于我们作为CERCLA下的当前所有者或经营者。这些特性以及在其上、其下或从其上处置或释放的物质可能受CERCLA、RCRA和类似的州法律的约束。根据该等法律，我们可被要求采取回应或纠正措施，不论是否有过失，包括清除先前弃置的物质和废物、清理受污染的物业，或进行补救封堵或关闭废物坑的行动，以防止日后受到污染。
排出的水。联邦水污染控制法案或清洁水法(CWA)和类似的州法律对向联邦和州水域排放污染物(包括产出水和其他石油和天然气废物)施加了限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或国家类似机构颁发的许可证条款。除非获得美国陆军工程兵团(Corps)颁发的许可，否则也禁止在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚和填埋材料。2015年6月，EPA和军团发布了一项最终规则，定义了EPA和军团对美国水域(WOTUS)的管辖权范围，该规则于2015年10月在全国范围内搁置，等待几个法律挑战的解决。EPA和军团在2017年7月提出了一项废除WOTUS规则的规则，并宣布他们打算发布一项定义CWA管辖权的新规则。2018年1月，美国最高法院发布了一项裁决，认定听取对WOTUS规则的挑战的管辖权属于联邦地区法院，联邦地区法院取消了暂缓执行，导致该规则在一些州拼凑适用，但在其他州没有。2019年10月，美国环保署发布了一项最终规则，废除了WOTUS规则，该废除规则于2019年12月生效。2020年4月，美国环保署和海军陆战队发布了可航行水域保护规则(NWPR)，将WOTUS的定义缩小到四类管辖水域，并包括12类例外，包括地下水。由州、城市、环保团体组成的联盟, 农业团体对NWPR提出了挑战，科罗拉多州的一家联邦地区法院暂停了该规则的执行。暂缓执行仅限于在科罗拉多州实施该规则；该规则已在所有其他州生效。此外，在2020年4月界定CWA范围的裁决中，美国最高法院认为，在某些情况下，从点源排放到地下水可能属于CWA的范围，需要许可证。该裁决是在NWPR公布几天后发布的。最高法院驳回了环境保护局和军团的主张，即地下水应该完全排除在CWA之外。最高法院的裁决预计将支持对北威州议会的挑战。2021年1月20日，拜登政府宣布，将根据2021年1月20日废除特朗普总统13778号行政命令的行政命令审查西北部地区改革，该行政命令要求审查和推翻沃尔特斯规则。环境保护局和军团已经要求在机构审查该规则期间搁置关于NWPR的诉讼。如果修订后的规则扩大了CWA的管辖范围，我们在获得湿地地区疏浚和填埋活动许可证方面可能会面临更高的成本和延误，这可能会延误我们天然气和石油项目的发展。此外，根据这些法律和法规，我们可能需要获得和保持废水或雨水排放的批准或许可，并制定和实施与现场储存大量石油相关的泄漏预防、控制和对策(SPCC)计划。这些法律和任何实施条例规定了对未经许可排放应报告数量的石油和其他物质的行政、民事和刑事处罚，并可能对清除费用施加重大潜在责任。, 补救和损害。
空气排放。联邦清洁空气法(CAA)和类似的州法律通过空气排放标准、建筑和运营许可计划以及实施其他合规要求，对许多来源(例如坦克电池和压缩机站)的空气污染物排放进行监管。这些法律和法规可能要求我们在建造或修改某些预计会产生或大幅增加空气排放的项目或设施时，必须事先获得批准，获得并严格遵守严格的空气许可证要求，或使用特定的设备或技术来控制某些污染物的排放，这些项目或设施的成本可能会很高。需要取得许可证，有可能延误我们的石油和天然气项目的发展。在未来数年，我们可能需要在空气污染控制设备或其他与空气排放有关的问题上，承担一定的资本开支。重新划分区域或实施更严格的标准，可能会使在任何新指定的非达标区内建造新设施或修改现有设施变得更加困难。遵守更严格的标准和其他环境法规可能会延误或禁止我们获得运营许可证的能力，或者要求我们安装额外的污染控制设备，而这些设备的成本可能会很高。
气候变化与“温室气体”排放管制。针对二氧化碳、甲烷和其他温室气体(GHG)的排放对公众健康和环境构成危害的调查结果，EPA根据CAA的现有条款通过了法规，其中包括对某些已经是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源的大型固定污染源建立防止显著恶化(PSD)建设和第五章运营许可证审查。为取得私营安老院许可证而须提供的设施
温室气体排放必须符合各州制定的“最佳可用控制技术”标准，或者在某些情况下，由美国环保署根据具体情况制定。CAA的这些要求可能会对我们的运营产生不利影响，并限制或推迟我们获得新来源或修改来源的空中许可的能力。此外，美国环保署已通过规则，要求每年监测和报告美国特定陆上和海上油气生产源的温室气体排放，其中包括我们的某些业务。
2016年6月，美国环保署敲定了新的法规，建立了新的来源表现标准(NSPS)，称为OOOOa子部，针对来自新建和改装的石油和天然气生产以及天然气加工和传输设施的甲烷和挥发性有机化合物(VOC)。2020年9月，美国环保署最终敲定了对2016年OOOA标准的修正案，即复议规则，降低了2016年规则的逃逸排放监测要求，并扩大了气动泵要求的例外情况，以及其他变化。不同的行业和环保团体分别对甲烷要求和环境保护局试图推迟实施该规则的做法提出了质疑。此外，2018年4月，几个州提起诉讼，试图迫使EPA发布石油和天然气来源类别现有来源的甲烷性能标准。2020年9月，美国环保署发布了一项规则，修订OOOa子部分，以取消对生产和加工环节中某些石油和天然气来源的甲烷特定要求，称为审查规则。复议规则和复议规则都受到未决诉讼的影响。2021年1月20日，拜登总统发布行政命令，指示环保局在2021年9月前撤销《复议规则》，并考虑修改《审查规则》。作为上述行动的结果，我们不能肯定地预测任何最终甲烷法规的范围或遵守联邦甲烷法规的成本。
在州一级，有几个州已经开始针对温室气体排放进行监管。例如，2018年6月，宾夕法尼亚州环境保护部(PADEP)发布了GP-5和GP-5A的修订版，这是宾夕法尼亚州适用于加工厂和井场作业的一般空气许可证，以及其他设施。这些许可证适用于2018年8月8日或之后建造的新污染源或改装后的污染源，排放量低于某些指定的门槛。GP-5和GP-5A实施了“最佳可用技术”(BAT)标准，这些标准是对联邦NSPS的补充，而且在许多情况下比联邦NSPS更严格。这些英美烟草标准包括每年200吨的甲烷排放限制，超过这一限制，将适用英美烟草公司对甲烷排放控制的要求。此外，在2020年5月，宾夕法尼亚州环境质量委员会(EQB)在宾夕法尼亚州公报上公布了一项关于控制现有污染源的VOCs和其他污染物排放的拟议规则。EQB接受了公众对拟议中的规则制定的意见，直到2020年7月；然而，最终的规则制定尚未得到EQB的批准。诸如此类的州法规可能会增加我们业务的合规成本。
虽然国会不时考虑立法减少温室气体排放，但近年来没有以联邦立法的形式开展重大活动。在没有这样的联邦气候立法的情况下，已经出现了一些州和地区的努力，旨在通过总量管制和交易计划来跟踪和/或减少温室气体排放，这些计划通常要求发电厂等主要温室气体排放源获得并交出排放限额，以换取温室气体的排放。2019年10月，宾夕法尼亚州州长汤姆·沃尔夫(Tom Wolf)签署了一项行政命令，指示PADEP起草法规，在其现有权限下建立总量管制与交易计划，以监管空气排放，目的是使宾夕法尼亚州能够加入区域温室气体倡议(RGGI)，这是一个由美国东部几个州组成的多州地区性总量管制与交易计划。2020年9月，EQB批准颁布了RGGI条例，关于该条例的公众评议期和听证会于2020年底开始。根据目前的实施时间表，最终规则制定预计将在2021年第四季度提交EQB审批，第一年的合规预计将于2022年开始。假设宾夕法尼亚州最终像目前预期的那样在2022年成为RGGI的成员，如果我们被要求购买与我们的运营相关的排放限额，将导致运营成本增加。
在国际层面上，美国是2015年12月在法国巴黎达成国际气候变化协议的近200个国家之一，该协议呼吁各国设定自己的温室气体排放目标，并对每个国家将用来实现温室气体排放目标的措施(巴黎协议)保持透明。《巴黎协定》由美国于2016年4月签署，并于2016年11月4日生效；不过，《巴黎协定》并未对参与方施加任何约束性义务。2017年8月，美国国务院正式通知联合国，美国有意退出《巴黎协定》，退出将于2020年11月生效。然而，2021年1月20日，拜登总统向联合国发出书面通知，表示美国有意重新加入《巴黎协定》，该协定将于当日起30天后生效。
虽然目前还不能预测可能通过的应对温室气体排放的立法或新法规将如何影响我们的业务，但未来任何此类法律和法规对我们的设备和运营施加报告义务或限制温室气体排放都可能要求我们产生减少相关温室气体排放的成本。
我们的行动。对温室气体排放的实质性限制也可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响，并降低我们储量的价值。
尽管存在与气候变化相关的潜在风险，但国际能源署(International Energy Agency)估计，到2040年，天然气将继续占全球能源使用的主要份额，其他私营部门的研究预计，未来20年的需求将继续增长，这在很大程度上是因为与其他化石燃料相比，天然气产生的二氧化碳要少得多-根据美国能源情报署(US Energy Information Administration)的数据，天然气产生的二氧化碳比煤炭少50%，比石油少20%-30%。尽管如此，最近旨在将资金从化石燃料公司转移出去的行动，可能会导致该行业的某些资金来源受到限制或限制。此外，维权股东提出的建议可能会寻求迫使企业采取激进的减排目标，或者放弃更多碳密集型活动。虽然我们无法预测这些提议的结果，但它们最终可能会使从事勘探和生产活动变得更加困难。
最后，应该指出的是，一些科学家已经得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴、洪水、干旱和其他极端气候事件的频率和严重程度增加；如果发生任何此类影响，它们有可能对我们的资产造成有形损害或影响水的供应，从而可能对我们的勘探和生产活动产生不利影响。
水力压裂活动。页岩和其他地层中蕴藏着大量的天然气。在我们的行业中，通常是通过水力压裂结合复杂的水平钻井从这些页岩层中回收天然气。水力压裂是在高压下将水、砂和其他添加剂注入页岩气地层的地下地层中产生或扩大裂缝或裂缝的过程。这些较深的地层在地质上被覆盖的岩层隔开，并与淡水供应隔绝。我们的油井建设做法包括安装多层由水泥包围的保护性钢制套管，这些套管是专门为保护淡水含水层而设计和安装的。为了评估我们钻探地点附近的水源，我们对钻井垫至少2500英尺范围内的所有水井进行基线测试和钻探后测试(视情况而定)。
水力压裂通常由州石油和天然气机构监管，但EPA根据联邦安全饮水法(SDWA)对涉及使用柴油的某些水力压裂活动确立了联邦监管权威，并于2014年2月发布了关于此类活动的许可指南。EPA还在2016年6月敲定了禁止水力压裂作业废水排放到公有污水处理厂的规则，在环保组织提出法律挑战后，EPA于2019年7月拒绝修改规则。
国会不时考虑立法，根据SDWA对水力压裂进行联邦监管，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。在州一级，几个州已经通过或正在考虑法律要求，这些要求可能会对水力压裂活动施加更严格的许可、披露和油井建设要求。例如，2016年1月，PADEP发布了新的规则，对与水力压裂活动相关的废物制定了更严格的处理要求，其中除其他外，包括要求获得新的许可或关闭用于储存钻屑和废液的集中蓄水池。此外，这些规则还包括有关储油罐安全、储存船的二次密封、收集管道和溪流下水平钻探的建造规则以及淡水和废水的临时运输管道的要求。此外，2020年1月，EQB批准将所有非常规油井的油井许可费从5,000美元提高到12,500美元。地方政府还可以寻求在其管辖范围内通过法令，规范一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。一些州和市政当局已经寻求完全禁止水力压裂。如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会为满足这些要求而招致潜在的巨额额外成本，在勘探、开发或生产活动中遇到延误或削减，甚至可能被禁止建造油井。
职业安全与健康法案。我们还必须遵守修订后的联邦职业安全与健康法案(OSHA)的要求，以及监管员工健康和安全保护的类似州法律。此外，OSHA的危险通信标准、紧急情况规划和社区知情权法案及其实施条例和类似的州法律法规要求维护有关在我们的操作中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。
濒危物种法案和候鸟条约法案。联邦濒危物种法案(ESA)规定了对濒危和受威胁物种的保护。根据欧空局，如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可能会对对该物种栖息地造成不利影响的活动施加限制。根据候鸟条约法案，对候鸟也提供了类似的保护。美国鱼类和野生动物管理局(FWS)可能会指定其认为对受威胁或濒危物种的生存所必需的关键栖息地和合适的栖息地。2019年8月，FWS和国家海洋渔业局发布了三项规则，修订了欧空局条例的执行情况，除其他外，修改了物种清单和指定关键栖息地的程序。一个由各州和环保组织组成的联盟已经对这三项规定提出了挑战，诉讼仍悬而未决。此外，2020年12月18日，FWS修订了其关于关键栖息地指定的规定；修订后的规定可能会受到持续的诉讼。《候鸟条约法案》(MBTA)也对候鸟提供了类似的保护，该法案规定，除其他事项外，未经许可狩猎、捕获、杀害、拥有、出售或购买候鸟、巢或蛋是违法的。这一禁令涵盖了美国大多数鸟类。2021年1月，内政部最终敲定了一项限制MBTA申请的规定；然而，拜登总统领导下的内政部推迟了该规定的生效日期，并开放了一个公众评议期，供进一步审查。实施欧空局和MBTA的规则的未来执行情况还不确定。关键的栖息地或适当的栖息地指定可能导致对联邦土地使用的进一步实质性限制，并可能实质上推迟或禁止进入保护区进行天然气开发。进一步, 在进行基础物业业务的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或者可能导致我们的勘探和生产活动受到限制，从而可能对我们开发和生产储量的能力产生不利影响。
关于与环境事项有关的支出说明，见合并财务报表附注16。
人力资本资源
截至2020年12月31日，我们有624名正式员工，没有一人受到集体谈判协议的约束。在我们的永久员工总数中，74%是男性，26%是女性。我们的绝大多数员工居住在宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州。
我们的目标是培养一支能产生同行领先成果的劳动力队伍。为了实现这一目标，我们致力于创造一个现代化、创新、协作和数字化的工作环境。2019年，我们简化了组织结构，建立了以数据民主化为重点的云计算数字化工作环境。我们的数字化工作环境是我们沟通和协作的主要平台，也是我们关键工作流程的大本营，并基于共享和透明的运营数据视图推动决策。我们利用我们的数字化工作环境，通过分享公司最新信息、个人成就和内部投票，直接与员工互动。
我们明白，为员工提供所需的资源和支持，让他们过上身心健康、经济健康的生活，对于维持自己选择的工作场所至关重要。我们提供的福利包括补贴医疗保险、401(K)退休储蓄的公司缴费和公司配对、员工股票购买计划、带薪产假和陪产假、灵活的工作安排、志愿者休假，以及员工向符合条件的非营利组织捐赠的公司配对。我们还为员工提供了选择“9/80”工作时间表的灵活性，在标准的80小时工资期内，员工每天工作8个9小时，每天工作8个小时(星期五)，休息10天(替代星期五)。
2020年，我们启动了“人人平等”计划，向所有永久全职员工发放股权奖励。通过全民平等计划，我们所有的永久全职员工都有机会直接分享我们的财务成功。这些补助金是对这些雇员现有补偿的补充，而不是取代。
报告和其他信息的可用性
我们向证券交易委员会提交的某些文件，包括我们提交给证券交易委员会的年度报告(Form 10-K)、季度报告(Form 10-Q)、当前报告(Form 8-K)以及对这些报告的所有修订和证据，在提交或提交给证券交易委员会后，在合理可行的情况下尽快通过我们的投资者关系网站http://ir.eqt.com，免费提供。提交给证券交易委员会的报告也可在证券交易委员会的网站http://www.sec.gov.上查阅。
我们还使用我们的Twitter帐户@EQTCorp、我们的Facebook帐户@EQTCorporation和我们的LinkedIn帐户EQT Corporation，作为传播可能与投资者相关的信息的额外方式。
我们通常在首次使用或发布后不久或之后立即在我们的投资者关系网站上发布以下内容：与财务相关的新闻稿，包括收益新闻稿和补充财务信息；提交给美国证券交易委员会的各种文件；与收益和其他投资者电话会议或活动相关的演示材料；以及访问收益和其他投资者电话会议或活动的实况和录音。在某些情况下，我们可能会在电话会议或活动前几天发布其他投资者电话会议或活动的演示材料。对于收益和其他电话会议或事件，我们通常在张贴的材料中包括一份关于前瞻性和非GAAP财务信息以及非GAAP与GAAP财务信息对账的警示声明(如果有)。此类GAAP对账可能出现在适用陈述的材料中，也可能出现在之前陈述的材料中，或者出现在我们的年度、季度或当前报告中。
在某些情况下，我们可能会将演示材料和新闻稿等信息发布到我们的公司网站www.EQT.com或我们的投资者关系网站，以加快公众获取有关EQT的信息，而不是向SEC提交文件，要求首次披露这些信息。在允许的情况下，我们预计将继续这样做，而不会通过提交给美国证券交易委员会(SEC)的文件披露这些信息。
我们在本10-K表格年度报告中包括互联网地址的情况下，我们仅将这些互联网地址作为非活动文本参考。除非在本年度报告中以Form 10-K形式特别引用，否则这些网站上的信息不属于本报告的一部分。
营业收入构成
下表列出了我们每类产品和服务的总营业收入。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的几年， |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| (千人) |
| 营业收入： | | | | | |
| 天然气、天然气和石油的销售 | $ | 2,650,299 | | | $ | 3,791,414 | | | $ | 4,695,519 | |
| 未被指定为套期保值的衍生品的收益(损失) | 400,214 | | | 616,634 | | | (178,591) | |
| 网络营销服务和其他 | 8,330 | | | 8,436 | | | 40,940 | |
| 营业总收入 | $ | 3,058,843 | | | $ | 4,416,484 | | | $ | 4,557,868 | |
司法管辖权和成立年份
我们是宾夕法尼亚州的一家公司，成立于2008年，与前公平资源公司的控股公司重组有关。
项目1A.第一次会议、第二次会议、第二次会议和第二次会议。 危险因素
除了本10-K表格年度报告中包含的其他信息外，在评估我们的业务和未来前景时，还应考虑以下风险因素。请注意，我们目前不知道或目前认为不重要的其他风险也可能对我们的业务和运营产生负面影响。如果下面描述的任何事件或情况实际发生，我们的业务、财务状况或经营结果可能会受到影响，我们普通股的交易价格可能会下降。
风险因素摘要
我们认为，与我们的业务相关的风险，以及与我们的股权或债务证券投资相关的风险，属于以下六类：
•与天然气钻井作业相关的风险。作为一家天然气生产商，我们的主要业务运营存在固有的风险。这些风险不一定是我们独有的，相反，我们行业的大多数运营商至少都有一定的风险敞口。
•金融和市场风险。鉴于我们的主要产品和收入来源是天然气和天然气的销售，我们最大的风险之一是大宗商品市场以及天然气和天然气的价格，而天然气和天然气的价格往往是不稳定的。此外，我们的业务是资本密集型的。对整个市场的压力，或者我们具体的金融压力
我们的处境--无论是由于大宗商品价格低迷、我们的杠杆作用、我们的信用评级或其他原因--都可能使我们难以获得开展业务所需的资金。
•与我们的人力资本、技术和其他资源和服务提供商相关的风险。我们的业务和美国的能源电网主要是在数字系统上运行的。我们的员工依靠我们基于云的数字工作环境来通信和访问日常运营所需的数据。虽然这些数字系统使我们能够有效地向市场供应我们的天然气和NGL，但它们也容易受到网络安全威胁的影响。同样，作为一家专注于数字的组织，我们寻找同时具有高度技术技能和数字素养的员工，可能很难吸引和留住符合这些标准的人员。此外，我们主要在阿巴拉契亚盆地运营，我们的大部分中游和供水服务由一家供应商EQM Midstream Partners，LP提供，这使得我们很容易受到主要在一个主要地理区域运营并从该运营区域内的单一供应商获得大量服务相关风险的影响。
•法律和监管风险。我们在开展业务时需要遵守许多环境、能源、金融、房地产和其他法规，否则，我们可能会面临罚款、处罚、调查、诉讼或其他法律程序。此外，公众对我们或天然气行业的负面看法，或消费者对天然气替代品需求的增加，可能会对我们的收益、现金流和财务状况产生不利影响。
•与战略交易相关的风险。我们历史上一直参与，并预计我们将继续探索通过战略交易创造价值的机会，无论是通过合并和收购、资产剥离、合资企业或类似的商业交易。任何战略性交易都存在固有的风险，这些风险可能会对执行此类战略性交易预期获得的利益、结果和协同效应产生负面影响。
•与新冠肺炎大流行相关的风险。虽然我们没有经历2020年新冠肺炎大流行的任何实质性不利影响，但新冠肺炎大流行的严重程度、规模和持续时间仍然不确定，变化迅速，难以预测。我们认为，大流行造成的运营风险的主要领域是服务提供商的可用性和供应链中断。此外，考虑到我们钻井现场的人员和承包商数量，活跃的开发作业(包括钻井和水力压裂作业)是传输的最大风险。我们相信，我们正在新冠肺炎的指导下遵循最佳实践；然而，传播的潜力仍然存在，在某些情况下，我们可能有必要或确定建议我们推迟开发操作。
下面我们将更详细地描述这些风险。
与天然气钻井作业相关的风险
钻探和生产天然气是一项具有许多不确定性的高风险和高成本的活动。我们未来的财务状况、现金流和运营结果将取决于我们的开发和收购活动的成功，这些活动受到许多我们无法控制的风险的影响，包括钻探无法产生商业上可行的天然气生产或我们无法收回对已钻探油井的全部或任何部分投资的风险。
许多因素可能会减少、推迟或取消我们预定的钻井项目，包括以下因素：
•因遵守法规要求而造成的延误，包括许可、废水处理、温室气体排放以及水力压裂方面的限制；
•缺少或者延误获取设备、钻机、材料和合格人员或者获取水力压裂用水的；
•设备故障、事故或其他突发作业事件；
•缺乏可用的集水设施或者集水设施建设延误的；
•运输管道互联互通能力不足；
•恶劣天气条件，如洪水、干旱、冰冻、滑倒、暴风雪和冰暴；
•与遵守环境法规有关的问题；
•天然气泄漏、油、柴油泄漏、管道、油罐破裂等环境危害，遇到自然产生的放射性物质，擅自向地面和地下环境排放盐水、增产完井液、有毒气体或者其他污染物；
•天然气、天然气和石油市场价格下跌；
•以可接受的条件获得的融资有限；
•正在进行的诉讼或不利的法院裁决；
•公众反对我们的行动；
•所有权、地面通道、采煤和通行权问题；以及
•天然气、天然气和石油市场的局限性。
这些风险中的任何一种都可能导致我们开发计划的延迟，或导致重大财务损失、人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、污染、环境污染或油井损失以及其他监管处罚。
我们面临着与我们的油井和设施运营相关的风险。
我们的业务受到所有固有危险和风险的制约，这些风险通常与钻探、生产、运输和储存天然气、天然气和石油有关，如火灾、爆炸、滑移、山体滑坡、井喷和油井漏斗；管道和其他设备和系统故障；遵守法规要求造成或由其造成的延误；地层压力异常或意外；缺乏或延误获取设备和合格人员或水力压裂活动用水；恶劣天气条件，如应冻结的油井和管道。与遵守环境法规有关的问题；环境危害，如天然气泄漏、石油和柴油泄漏、管道和油罐破裂，遇到自然产生的放射性物质，以及未经授权向环境释放盐水、油井模拟和完井液、有毒气体或其他污染物，特别是那些到达地表水或地下水的污染物；无意中第三方损坏我们的资产，以及自然灾害。我们还面临对我们或第三方的设施和基础设施(如加工厂、压缩机站和管道)的运行和安全的各种风险或威胁。这些风险中的任何一种都可能因人身伤害和/或生命损失、财产、设备和自然资源的严重损坏和破坏、污染或其他环境破坏、碳氢化合物损失、我们的运营中断、监管调查和处罚、暂停我们的运营、维修和补救成本以及损失而导致重大损失如果发生其中一种或多种危险，不能保证应对措施足以限制或减少损害。, 我们有时也是在正常业务过程中出现的法律诉讼和诉讼中的被告。我们不能保证我们维持的限制我们对此类损失的责任的保险单足以保护我们免受与未来可能的人身伤害和财产损失索赔有关的所有重大费用，或者不能保证将来能够以经济的价格获得这样的保险水平或承保所有风险。此外，污染和环境风险一般不能完全投保，如果我们认为可获得保险的成本相对于现有风险过高，我们可以选择不为任何或所有这些风险购买保险。如果发生保险不能完全覆盖的事件，可能会对我们的业务、经营业绩、现金流和财务状况产生重大不利影响。
我们的钻探地点计划在多年后进行，这使得它们容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会实质性地改变钻探的发生或时间(如果有的话)。
我们的管理团队已经特别确定和安排了某些油井位置，以评估我们未来在现有面积上的多年钻探活动。这些井位是我们业务战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多不确定因素，包括天然气、NGL和石油价格、资本的可用性和成本、钻井和生产成本、钻井服务和设备的可用性、钻井结果、租约到期、地形、集水系统和管道运输成本和限制、获得和获得水源和分配系统、与煤炭开采的协调、监管批准和其他因素。由于这些不确定的因素，我们不知道我们确定的钻探地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他钻探地点生产天然气、NGL或石油。此外，除非在覆盖一些潜在地点的未开发英亩的间距单位内建立生产，否则此类土地的租约将到期。此外，我们未来打算钻探的某些水平井可能需要与第三方控制的相邻租赁权合并或单位化。如果这些第三方不愿意将这些租赁权与我们合并或合并，我们可以钻探的总地点可能是有限的。因此，我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动有很大不同。
未能及时开发我们租赁的房地产可能会导致资本支出增加和/或租约减值。
矿业权通常由个人所有，他们可能会与我们签订财产租赁，以允许天然气的开发。除非采取某些措施保存租约，否则此类租约将在初始期限(通常为五年)后到期。如果
我们不能保留租约，租约就会终止。我们约16%的净未开发英亩土地的租约可能在未来三年到期。无法获得资金、政府法规的变化、未来开发计划的变化、钻探活动的减少或我们所在地区未开发物业的公允价值下降，可能会影响我们在租约到期前保存、交易或出售租约的能力，从而导致我们尚未开发的物业的租约终止和减损。
我们至少每年评估一次未探明油气资产的资本化成本，以确定前瞻性的可采性。潜在减值的指标包括经济因素带来的变化、管理层采用的业务战略的潜在转变以及历史经验。*随着租赁期临近和钻探活动尚未开始，未探明油气资产减值的可能性增加。截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的年度，我们记录的租赁减值和到期金额分别为3.067亿美元、5.564亿美元和2.797亿美元。请参阅合并财务报表附注1。
我们可能会因所投资物业的业权瑕疵而蒙受损失。
我们不能及时及具成本效益地解决租约中的任何业权瑕疵，可能会延误或阻止我们利用相关的矿产权益，这可能会对我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。重大所有权缺失的存在可能会使租约变得一文不值，并可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
未来天然气、NGL和石油的实际产量和时间很难预测，可能与我们的估计有很大差异，这可能会减少我们的收益。
由于天然气和油井的产量以及相关的NGL通常会随着储量的枯竭而下降，我们未来的成功取决于我们开发经济上可开采的额外储量和优化现有油井生产的能力，如果我们做不到这一点，可能会减少我们的收益。此外，未能有效和高效地运营现有油井可能导致产量达不到我们的预期。我们的钻井和随后的油井维护可能涉及重大风险，包括与时机、成本超支和运营效率有关的风险，而这些风险可能会受到由于天气条件、天然气、NGL和石油价格波动、政府审批、所有权和财产准入问题、地质、设备故障或事故和其他因素，我们在运营中产生的废水的处理和回收或处置能力充足。天然气和石油的钻探可能无利可图，不仅来自干井，而且来自表现低于预期或没有产生足够收入以实现盈利的生产井。较低的天然气、NGL和石油价格可能会进一步限制我们可以经济地开发和生产的储量类型。
除非我们取得更多含有已探明储量的物业，进行成功的勘探及开发活动，或透过工程研究找出额外的管后区或二次采油储量，否则我们的已探明储量将会随着储量的产生而递减。因此，未来的天然气、天然气和石油生产高度依赖于我们在获得或发现经济上可开采的额外储量方面的成功程度。我们不能确定我们是否能够以可接受的成本找到或获得并开发额外的储量。如果没有持续成功的开发或收购活动，加上现有油井的有效运营，我们的储量和产量以及相关收入将因我们目前的储量被生产耗尽而下降。
我们的已探明储量是基于许多可能被证明是不准确的假设而作出的估计。这些基本假设的任何重大变化都会对我们的储量的数量和现值产生很大影响。
储量工程是一个主观的过程，包括对天然气、天然气和石油地下储量的估计，以及对未来价格、产量水平以及运营和开发成本的假设，其中一些是我们无法控制的。这些估计和假设本身就是不精确的，我们可能会根据这些估计或假设的变化来调整我们对探明储量的估计。因此，对探明储量的估计、对未来产量的预测以及开发支出的时间可能被证明是不准确的。由于与我们的假设有任何重大差异，都可能极大地影响我们对储量的估计，即经济上可采的储量。根据开采风险和对未来净现金流的估计对储量进行分类。如果我们经历了一段持续的大宗商品价格下跌时期，我们已探明储量的一部分可能被视为不经济的，不再被归类为已探明储量。尽管我们相信我们的估计是合理的，但开发储量的实际产量、收入和成本可能会与估计有所不同，这些差异可能是实质性的。如上所述，随着时间的推移，我们储量估计所依据的假设发生了许多变化，往往导致我们最终回收的天然气、天然气和石油的实际数量与我们的储量估计不同。
我们已探明储量的贴现未来净现金流的标准化衡量标准与我们估计的天然气、天然气和原油储量的当前市场价值不同。
您不应假设我们已探明储量的贴现未来净现金流的标准化衡量标准是我们估计的天然气、NGL和原油储量的当前市场价值。根据SEC的要求，我们已探明储量的贴现未来净现金流基于前12个月的未加权算术平均值前12个月的月初价格，而不影响衍生品交易。我们物业未来的实际净现金流将受到一些因素的影响，如我们收到的天然气、NGL和石油的实际价格，实际生产的数量、时间和成本，以及政府法规或税收的变化。我们生产的时间以及与油气资产开发和生产相关的费用的发生时间将影响已探明储量未来实际净收入的时间和金额，从而影响它们的实际现值。此外，我们在计算标准化措施时使用的10%折扣率，可能不是基于不时生效的利率和与我们的业务或一般天然气、天然气和石油行业相关的风险而得出的最合适的折扣率。
天然气、天然气和石油价格的下跌，以及我们发展战略的变化，都导致了我们某些资产的减值。未来大宗商品价格下跌、运营成本上升或良好业绩的不利变化或我们发展战略的进一步变化可能导致我们的资产(包括长期无形资产)的账面价值进一步减记，这可能会对我们未来的运营业绩产生重大不利影响。
当事件或情况表明剩余的账面价值可能无法收回时，我们会审查我们已探明的油气资产的账面价值，以确定减值的迹象。执行这些评估涉及大量判断，因为结果是基于估计的未来事件和估计的未来现金流。用于测试我们已探明石油和天然气属性的估计未来现金流是基于已探明的(如果管理层认为合理)经风险调整的可能储量，采用的假设与我们管理层为内部规划和预算目的使用的假设大体一致。我们分析中使用的主要假设包括资产的预期用途、储量的预期产量、天然气、NGL和石油的未来市场价格、未来的运营成本、通货膨胀，以及如果资产有可能在其使用寿命结束之前剥离的话，剥离时可能收到的预期收益。商品定价是通过结合纽约商品交易所5年期远期条带价格和与天然气质量、区位基数调整和通胀相关的假设来估计的。账面金额超过估计未来现金流量的已探明油气资产减记至公允价值，公允价值是通过使用市场参与者在其公允价值估计中使用的贴现率假设对估计的未来现金流量进行贴现而估计的。
未来天然气、天然气或石油价格的下降、运营成本的增加或油井性能的不利变化，以及其他情况，可能导致我们未来不得不对我们估计的已探明储量做出重大下调，和/或可能导致额外的非现金减值费用，以减记我们资产(包括其他长期无形资产)的账面价值，这可能对我们未来的运营业绩产生重大不利影响。我们资产的任何减值，包括其他长期无形资产，都需要我们立即计入收益。这些费用可能会对我们的经营业绩产生重大影响，并可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。见项目7“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”中的“石油和天然气资产减值”。
适用于我们业务的金融和市场风险
天然气、天然气和石油价格波动，或天然气、天然气和石油价格长期处于低位，可能会对我们的收入、盈利能力、未来增长率、流动资金和财务状况产生不利影响。
我们的收入、盈利能力、未来增长率、流动性和财务状况取决于天然气的价格，在较小程度上取决于NGL和石油的价格。*天然气、NGL和石油的价格历来波动不定，我们预计这种波动将在未来继续下去。*价格受到一些我们无法控制的因素的影响，包括：
•天气状况和季节趋势；
•国内外天然气、天然气和石油的供需情况；
•经营区域内当地物价指数的现行价格和对未来商品价格的预期；
•国家和世界范围内的经济和政治状况；
•新的、竞争激烈的天然气、天然气和石油勘探发现；
•美国天然气、天然气和石油出口的变化；
•节能效果如何；
•替代燃料的价格、可获得性和接受度；
•管道、其他运输设施、收集、加工和储存设施以及导致与基准价格不同的其他因素的可用性、接近性、能力和成本；
•影响能源消费和生产的技术进步；
•石油输出国组织的行动；
•商品期货市场的交易水平和影响，包括商品价格投机者和其他人；
•勘探、开发、生产和运输天然气、天然气和石油的成本；
•全球库存水平；
•与钻井、完井和生产作业相关的风险；以及
•国内、地方和外国政府法规、关税和税收，包括环境和气候变化法规。
从2020年1月1日到2020年12月31日，NYMEX Henry Hub天然气的每日现货价格从每MMBtu 3.14美元的高位到每MMBtu的1.33美元的低点不等，同期NYMEX西德克萨斯中质原油的每日现货价格从每桶63.27美元的高位到每桶36.98美元的低点不等。此外，由于美国东北部天然气供应大幅增加，阿巴拉契亚盆地天然气的市场价格继续低于NYMEX Henry Hub。由于我们的生产和储量主要是天然气(大约相当于已探明已开发储量的93%)，天然气价格的变化对我们财务业绩的影响远远大于石油价格。NGL由乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油组成，用途不同，定价特征不同，这进一步增加了NGL定价的波动性。由于大宗商品价格的波动性，我们无法预测我们最终销售点的天然气、天然气和石油市场价格未来的潜在走势，因此无法预测价格对我们运营的最终影响。
天然气、NGL和石油价格持续低迷和/或大幅或长期下跌可能会对我们的收入、运营收入、现金流和财务状况产生不利影响，特别是如果我们无法在天然气、NGL和石油价格较低的时期控制开发成本的话。价格下跌也可能对我们的钻探活动以及我们经济上能够生产的天然气、NGL和石油的数量产生不利影响，这可能导致我们不得不大幅下调我们的资产价值，并可能导致我们的收益产生非现金减值费用。大宗商品价格下跌导致现金流减少，可能需要我们招致更多借款或减少资本支出，这可能会减少我们的产量和储备，对我们未来的增长率产生负面影响。较低的天然气、天然气和石油价格也可能对我们的信用评级产生不利影响，并导致我们的借款能力和获得其他资本的机会减少。见项目7“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”中的“石油和天然气资产减值”。如果天然气价格的积极或消极变化导致我们的衍生品合约具有对我们有利的正公允价值，我们还面临对冲交易对手不履行合同的风险。此外，不利的经济和市场状况可能会对我们的应收贸易账款的可收回性产生负面影响，并导致我们的对冲交易对手无法履行其义务或寻求破产保护。
天然气、NGL和石油价格的上涨可能会伴随或导致钻井成本增加，生产税增加，租赁运营费用增加，我们储存资产的季节性天然气价差波动增加，以及最终用户保护或转向替代燃料的增加。天然气价格的大幅上涨可能会让我们面临大宗商品价格衍生品合约(对冲安排，包括掉期、套期和期权协议以及交易所交易工具)的追加保证金要求，这可能需要我们向对冲交易对手提供大量现金抵押品。向我们的对冲交易对手提供的计息现金抵押品，将根据远期市场价格下调(取决于下调的金额)全部或部分返还给我们，或在相关衍生品合约结算时全部返还给我们。此外，如果我们以低于当前市场价格的价格对冲我们目前的产量，我们将不会完全受益于天然气价格的上涨。
我们可能无法成功执行去杠杆化业务或以其他方式降低债务水平的计划。
为了提高杠杆率，2019年第四季度，我们宣布了一项计划，利用自由现金流和精选非战略性勘探和生产资产、核心矿产资产以及我们在Equitrans Midstream剩余的留存股权货币化所得的定向收益来减少绝对债务(去杠杆化计划)。不可能没有
保证我们将能够产生足够的自由现金流或找到有吸引力的资产货币化机会，或任何此类交易将在我们的预期时间框架内完成(如果有的话)，这将推迟或抑制我们成功执行去杠杆化计划的能力。此外，我们对去杠杆化计划下要货币化的资产的估计价值涉及对未来事件的多个假设和判断，这些假设和判断本身是不确定的；因此，即使资产货币化交易完成，也不能保证由此产生的净现金收益将如预期的那样。可能影响我们成功执行去杠杆化计划能力的一些因素包括潜在买家的财务状况或前景的变化以及以合理条款向潜在买家提供融资的可能性、潜在买家的数量、市场上竞争资产的数量、不利的经济状况、行业趋势以及法律法规的变化。如果我们不能成功执行我们的去杠杆化计划或以其他方式将我们的绝对债务降低到我们认为合适的水平，我们的信用评级可能会被下调，我们可能会减少或推迟我们计划的资本支出或投资，我们可能会修改或推迟我们的战略计划。
我们的勘探和生产业务有大量的资本需求，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资。
我们的业务是资本密集型的。我们正在进行并预计将继续投入大量资本支出，用于开发和收购天然气、天然气和石油储备。我们通常用现有的现金和运营产生的现金为我们的资本支出提供资金，如果我们的资本支出超过我们的现金资源，我们的信贷安排下的借款和其他外部资本来源就会为我们的资本支出提供资金。如果我们的信贷安排下没有足够的借款可用，我们可能会寻求替代债务或股权融资，出售资产或减少资本支出。发行额外债务将要求我们的运营现金流的一部分用于支付债务的利息和本金，从而降低我们使用运营现金流为营运资本、资本支出和收购提供资金的能力。我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计大不相同，原因包括天然气价格、实际钻探结果、钻井平台和其他服务和设备的可用性，以及监管、技术和竞争方面的发展。
我们的运营现金流和获得资本的机会受到许多变量的影响，包括：
•我国已探明储量和产量水平；
•我们现有油井能够生产的碳氢化合物水平；
•我们的产品进入终端市场以及进入终端市场的成本；
•我们产品的销售价格；
•我们获取、定位和生产新储量的能力；
•我们的营运开支水平；及
•我们有能力进入公共或私人资本市场，或通过我们的信贷工具借款。
如果我们的运营现金流或我们信贷安排下的借款能力不足以为我们的资本支出提供资金，并且我们无法获得计划的资本预算或我们的运营所需的资本，我们可能被要求削减我们的运营和我们的物业开发，这反过来可能导致我们的储备和产量下降，并可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。
截至2020年12月31日，我们的优先票据被穆迪投资者服务公司(Moody‘s)评为“Ba3”，展望为“正面”；被标准普尔评级服务(S&P)评为“BB”，展望为“稳定”；被惠誉评级服务(Fitch)评为“BB”，展望为“正面”。虽然我们不知道穆迪、标普或惠誉目前有任何计划下调我们优先票据的评级，但我们不能保证其中一家或多家评级机构不会下调或完全撤销对我们优先票据的评级。天然气、NGL和石油的低价、我们负债水平的上升或未能显著执行我们的去杠杆化计划，可能会导致穆迪、标普或惠誉下调我们优先票据的评级。信用评级的变化可能会影响我们进入资本市场的机会、通过我们信用额度下的利率和费用进行短期债务的成本、可调整利率票据的利率(在合并财务报表附注10中定义)、新的长期债务的可用利率、我们的资金池我们场外衍生工具的借款成本和保证金要求以及信用保证要求，包括抵押品，以支持我们的中游服务合同、合资企业安排或建筑合同。
与我们的债务相关的风险和我们的债务协议条款可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生不利影响。
截至2020年12月31日，我们的未偿债务约为49.25亿美元，未来可能会产生额外的债务。我们的负债水平增加可能会：
•要求我们使用很大一部分现金流来偿还债务，这将减少原本可用于运营和未来商机的资金；
•由于财务和其他限制性条款，包括对产生额外债务、进行某些投资和支付股息的限制，限制了我们的运营灵活性；
•与偿债义务较低的竞争对手相比，我们处于竞争劣势；
•根据我们未偿债务的水平，限制我们为营运资金、资本支出、一般公司和其他目的获得额外融资的能力；以及
•增加我们在业务或经济低迷时的脆弱性，包括天然气、天然气和石油价格的下降。
我们的债务协议还要求遵守某些公约。如果我们收到的天然气、NGL和石油生产的价格从目前的水平恶化，或者持续很长一段时间，可能会导致收入、现金流和收益减少，进而可能因为缺乏遵守公约而导致违约。有关我们债务协议的更多信息，请阅读项目7“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中的“资本资源和流动性”。
我们面临融资和利率敞口风险。
我们的业务和经营业绩可能会受到利率上升或其他因信用评级降低或其他原因导致的资本成本上升的不利影响。这些变化可能会导致我们的经营成本增加，限制我们寻求收购机会的能力，减少用于运营和资本支出的现金流，并使我们处于竞争劣势。
金融市场的中断或波动可能会导致信贷供应收缩，影响我们为运营融资的能力。信贷供应的大幅减少可能会对我们实施业务战略和实现有利经营业绩的能力产生实质性的不利影响。此外，我们面临与我们的信贷安排相关的信用风险，如果我们的一个或多个贷款人遇到流动性问题，可能无法根据我们现有的信贷额度向我们提供必要的资金。
与LIBOR计算过程相关的不确定性，以及2021年之后可能逐步取消LIBOR的可能性，可能会对我们当前或未来债务义务的市场价值产生不利影响。
根据我们的信贷安排向我们提供的贷款可以是基本利率贷款或伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)贷款。伦敦银行间同业拆借利率(Libor)是参考银行间拆借市场计算的，而且是基于越来越少的实际交易。这增加了LIBOR计算过程的主观性，增加了操纵风险。监管机构或执法机构以及ICE Benchmark Administration(伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)的现任管理人)的行动可能会导致LIBOR的确定方式发生变化，或建立替代参考利率。例如，2017年7月27日，英国金融市场行为监管局(FCA)宣布，打算在2021年之后停止说服或强制银行提交LIBOR利率。美元LIBOR可能会被纽约联邦储备银行(Federal Reserve Bank Of New York)公布的有担保隔夜融资利率(SOFR)所取代；然而，这一转变的时间目前尚不清楚。SOFR是隔夜利率，而不是定期利率，这使得SOFR不能准确地取代伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)，而且还没有一个既定的过程来创建稳健的、前瞻性的SOFR定期利率。将libor贷款基准利率从libor改为SOFR需要计算利差。行业组织正在尝试构建价差计算，使交易对手、借款人和贷款人之间通过过渡进行价值转移的可能性降至最低，但不能保证计算出的价差是公平和准确的。目前，无法预测任何此类变化、建立替代参考利率或可能实施的任何其他伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)改革的影响。如果LIBOR不复存在，我们可能需要重新协商我们的信贷安排，以确定用建立的新标准取代LIBOR的利率。就其本身而言, 任何此类事件对我们利息支出的潜在影响还无法确定。
衍生品交易可能会限制我们的潜在收益，并涉及其他风险。
为了管理我们对价格风险的风险敞口，我们目前和未来可能会达成衍生品安排，就我们未来生产的一部分利用商品衍生品。此类对冲旨在锁定价格，以限制波动性并提高现金流的可预测性。如果天然气、天然气和石油价格升至对冲机构设定的价格之上，这些交易将限制我们的潜在收益。此外，衍生品交易在某些情况下可能使我们面临财务损失的风险，包括以下情况：
•我们的产量低于预期；
•我们衍生品合约的交易对手未能履行其合同义务；或
•事件对天然气、NGL或石油价格或套期保值价格指数与天然气、NGL或石油销售价格之间的关系产生重大影响。
我们不能确定我们可能达成的任何衍生品交易是否足以保护我们免受天然气、NGL或石油价格下跌的影响。此外，如果我们将来选择不进行衍生产品交易，我们可能会比从事衍生产品交易的竞争对手更受天然气、天然气或石油价格变动的影响。较低的天然气、NGL和石油价格也可能对我们以有利价格签订衍生品合同的能力产生负面影响。
如果交易对手未能履行衍生品合同，或进入破产程序，或遇到其他类似的程序或流动性限制，衍生品交易也会使我们面临财务损失的风险。在这种情况下，我们可能无法收回陷入困境的一个或多个实体欠我们的全部或很大一部分金额。在大宗商品价格下跌期间，我们的对冲应收账款头寸增加，这增加了我们的风险敞口。如果我们交易对手的信誉恶化，导致他们无法履行，我们可能会遭受重大损失。
可转换票据的会计核算可能会对我们报告的财务结果产生重大影响。
2020年4月28日，我们发行了2026年5月1日到期的可转换票据(定义见合并财务报表附注10)，除非提前赎回、回购或转换。根据公认会计原则，发行人必须单独核算某些可转换债务工具的负债和权益部分，这些可转换债务工具在转换时可能以反映发行人经济利益成本的方式全部或部分以现金结算。对可换股票据会计的影响是，权益部分须计入我们的综合综合资产负债表上股东权益的额外实收资本，而就可换股票据的债务部分进行会计的目的而言，权益部分的价值被视为债务折价。因此，由于可转换票据的折现账面价值在可转换票据期限内摊销至其面值，我们将被要求在本期和未来期间记录更多的非现金利息支出。我们将在财务业绩中报告较低的净收益(或更大的净亏损)，因为GAAP要求利息包括当期债务折价摊销和该工具的息票利息，这可能对我们公布的或未来的财务业绩、我们普通股的市场价格和可转换票据的交易价格产生不利影响。
此外，由于吾等有能力及意图于转换时支付或交付等同于债务本金金额的现金及超过本金金额的普通股，故转换可换股票据时可发行的股份采用库存股方法入账，因此，除非可换股票据的转换价值超过其本金金额，否则不包括在计算稀释每股收益时计算可换股票据。此外，在库存股方法下，这笔交易的会计处理就像是发行了结算超额部分所需的普通股数量一样。我们不能确定我们将能够继续证明现金结算的能力或意图，或者会计准则将继续允许使用库存股方法。如果我们不能使用库存股方法来核算转换可转换票据时可发行的股票，我们的稀释后每股收益可能会受到不利影响。
与我们的人力资本、技术和其他资源和服务提供商相关的风险
战略决策，包括将资源分配给战略机会，是具有挑战性的，如果我们不能在战略机会之间适当地分配资源，可能会对我们的财务状况产生不利影响，并降低我们的未来前景。
我们的未来前景取决于我们为我们的业务确定最佳战略的能力。我们的运营战略重点是通过一种称为组合开发的过程，同时开发几个多井衬垫。我们已经分配了一个
我们的财务、人力资本和其他资源中有相当大一部分用于实施这一战略，包括投资于新技术和设备、重组我们的劳动力队伍，以及推行各种旨在加强我们战略的ESG举措。我们可能无法实现部分或任何预期的战略、财务、运营、环境和其他预期收益，这些收益来自我们的运营战略和我们在实施战略过程中进行的相应投资。此外，我们不能确定我们是否能够以我们计划的速度和规模成功执行联合开发项目，这可能会延迟或减少我们的产量和储量，对我们的相关收入产生负面影响。如果我们未能找出并成功执行最佳的业务策略，包括适当的营运策略和相应的措施，或未能优化我们的资本投资和其他资源的使用，以促进最佳的业务策略，我们的财务状况和增长可能会受到不利影响。此外，经济或其他情况可能会与我们的业务计划设想的情况不同，我们如果不能认识到这些变化或对这些变化做出反应，可能会限制我们实现目标的能力。
以我们的数字工作环境或其他技术或天然气和石油工业系统和基础设施为目标的网络事件可能会对我们的运营产生不利影响。
我们的业务以及整个天然气和石油行业越来越依赖数字技术，包括信息系统、基础设施和云应用程序，我们的财务和其他记录的维护长期以来一直依赖这些技术。我们依靠这项技术来记录和存储数据，估计天然气、NGL和石油储量的数量，分析和共享运营数据，并进行内部和外部沟通。计算机和移动设备控制着美国几乎所有的天然气、NGL和石油分配系统，这些都是将我们的产品运往市场所必需的。
美国政府发布公开警告，表明能源资产可能是网络安全威胁的具体目标。我们不能保证我们将来不会遭受这样的攻击。对我们的数字工作环境或其他技术和基础设施、第三方的系统或基础设施或云的蓄意攻击或无意事件可能会导致我们的专有数据和潜在敏感数据的腐败或丢失，天然气、NGL和石油的生产或交付延迟，交易完成和结算困难，维护我们的账簿和记录方面的挑战，通信中断，环境破坏，人身伤害，财产损失，其他运营中断和第三方责任。此外，随着网络事件的持续发展和网络攻击者变得更加老练，我们可能需要花费额外的资源来继续修改或增强我们的保护措施，或者调查和补救网络事件的任何漏洞。补救敏感信息或数据意外传播的成本可能会很高。此外，持续和不断演变的网络攻击威胁导致监管部门更加注重预防。如果我们面临越来越多的监管要求，我们可能需要花费大量额外资源来满足这些要求。
额外钻机、完井服务、设备、供应、人员和油田服务无法使用或成本高昂，可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力造成不利影响。
天然气和石油行业对合格和经验丰富的现场人员、地质学家、地球物理学家、工程师和其他专业人员的需求可能波动很大，往往与天然气和石油价格相关，导致周期性短缺或成本上升。从历史上看，人员和设备一直短缺，因为随着钻井数量的增加，对人员和设备的需求也在增加。我们无法预测这些情况未来是否会存在，如果存在，它们的时间和持续时间将是什么。这种短缺可能会延误或导致我们的资本预算中没有预留的重大支出，这可能会对我们的业务、运营业绩、现金流和财务状况产生重大不利影响。
我们钻探和生产天然气的能力取决于钻井和完井作业是否有足够的水供应，以及是否能够以合理的成本获得水和废物处理或回收服务，并符合适用的环境规则。限制我们获取水或处理产出水和其他废物的能力可能会对我们的运营结果、现金流和财务状况产生不利影响。
我们钻井和完井所依赖的水力压裂增产过程需要使用和处理大量的水。我们获取水源的能力和处理替代方案的可用性，以接收从我们的油井生产并用于水力压裂的所有水，这可能会影响我们的钻井和完井作业。我们无法获得足够的水，或无法处置或回收我们运营中使用的水，或无法及时获得供水许可或其他权利，可能会对我们的运营产生不利影响。此外，新的
环保措施和法规可能包括限制我们获取水或处理废物的能力，这将对我们的业务和运营结果产生不利影响，这可能会导致现金流减少。
此外，联邦和州监管机构最近关注用于天然气和石油废物处理的注水井的运行与某些地区地震活动增加之间可能存在的联系。在某些情况下，地震事件附近的注水井操作员已被勒令减少注水量或暂停作业。在我们运营的州加强对诱发地震活动的监管和关注可能导致对我们处置井注入量的限制，以及对获得新处置井许可证的更严格审查和拖延，这可能会导致运营成本增加(这可能是实质性的)，或者导致我们的运营减少。
关键人员的流失可能会对我们执行战略、运营和财务计划的能力产生不利影响。
我们的运营依赖于关键的管理和技术人员，其中一人或多人可能会离开我们的工作。其中一个或多个人的服务意外中断可能会对我们造成不利影响。此外，我们行动的成功在一定程度上将取决于我们识别、吸引、发展和留住有经验的人员的能力。本港业内对经验丰富的技术人员和某些其他专业人士的竞争，可能会增加物色、吸引和留住这些人才的成本。如果我们不能物色、吸引、培养和留住我们的技术和专业人才，或不能吸引更多有经验的技术和专业人才，我们在业内的竞争能力可能会受到损害。
我们的中游服务有很大一部分依赖于第三方中游供应商，如果我们不能获得和维护必要的基础设施，以具有竞争力的条件成功地向市场输送天然气、NGL和石油，可能会对我们的收益、现金流和运营业绩产生不利影响。
我们的天然气、天然气和石油输送取决于主要由第三方拥有的管道、其他运输设施和收集和加工设施的可用性、接近性和容量，以及我们是否有能力以有竞争力的价格与这些第三方签订合同。输送、收集和加工设施的能力可能不足以容纳现有油井和新油井的潜在产量，这可能导致我们收到的天然气、天然气和石油价格大幅打折，或导致生产井关闭或物业开发计划延迟或中断。进入阿巴拉契亚盆地的管道基础设施的竞争非常激烈，我们以有利的经济条件确保进入管道基础设施的能力可能会影响我们的竞争地位。
我们依赖第三方供应商为我们提供中游基础设施，将我们生产的天然气、NGL和石油推向市场。如果这些服务被延误或无法获得，我们将无法从这些设施提供的油井中获得收入，除非我们做出适当的安排，将我们的产品推向市场。由于市场状况或机械或其他原因，可能无法访问中游资产。此外，在目前的大宗商品价格下，新管道的建设和此类基础设施的建设可能会较为缓慢。无法使用所需的基础设施，或第三方管道和设施的访问或服务因任何原因而长时间中断，包括破坏行为、恐怖主义行为、对此类管道和设施的破坏或网络攻击，或由于天然气质量导致的服务中断，都可能给我们带来不利后果，例如，我们的天然气、NGL和石油的生产和销售出现延误。
最后，为确保某些中游设施畅通无阻，我们已签订协议，规定我们有责任向各管道营办商支付随需应变的费用。我们还与第三方就处理能力做出了承诺。即使我们没有充分利用我们预留的运力，我们也可能有义务根据这些协议付款，而这些付款可能是相当可观的。
我们的大部分中游和供水服务由一家供应商EQM Midstream Partners LP(EQM)提供，该公司是Equitrans Midstream的全资子公司。因此，与我们的其他第三方服务提供商经历的类似事件相比，任何对EQM业务运营产生重大负面影响的监管、基础设施或其他事件都将对我们的业务和运营结果产生不成比例的不利影响。此外，我们与EQM签订的中游服务合同涉及我们方面的重大长期财务和其他承诺，这阻碍了我们使我们的中游服务提供商多样化的能力，以及为向我们提供的中游服务寻求更好的经济和其他条件的能力。我们对Equitrans Midstream或EQM的业务决策和运营没有控制权，而且Equitrans Midstream和EQM都没有义务采取有利于我们的业务战略。
从历史上看，我们的大部分天然气收集、传输和储存以及供水服务都来自EQM。此外，在2020年2月26日，我们与EQM(联合公司)签署了新的天然气收集协议
GGA)，其中包括将我们之前与EQM的大部分采集协议整合为一份协议，建立了EQM收取的采集和压缩费用的新费用结构，增加了我们与EQM的最低产量承诺，承诺将某些剩余的未指定种植面积用于EQM，并将我们和EQM的合同义务彼此延长至2035年。由于我们与EQM有重要的长期合同承诺，我们预计在可预见的未来，我们的中游和供水服务的大部分将从EQM获得。因此，与我们其他第三方服务提供商经历的类似事件相比，任何对EQM的运营、水资产、管道、其他运输设施、收集和处理设施、财务状况、杠杆、运营结果或现金流产生不利影响的事件，无论是在我们的业务领域还是其他领域，都将对我们的业务和运营结果产生不成比例的不利影响。因此，我们要承担EQM的业务风险，包括以下风险：
•联邦、州和地方的监管、政治和法律行动，可能对EQM的业务、资产和基础设施产生不利影响，包括可能因获得建设山谷管道和最有价值索斯盖特项目的监管批准而进一步延误；
•与建造或维修EQM的管道和其他中游基础设施相关的建设风险，例如土地所有者或反对天然气行业的倡导团体造成的延误、环境危害、恶劣的天气条件、第三方承包商的表现、缺乏可用的熟练劳动力、设备和材料，以及无法及时或完全从监管机构获得必要的通行权或批准和许可(并在获得后保持此类通行权、批准和许可)；
•网络安全、破坏或恐怖主义行为，可能对EQM的人员、资产或基础设施造成重大损害或伤害，或导致EQM的业务长期中断；
•与EQM未能在短期、季节性和长期基础上适当平衡其服务的供求相关的风险，这可能导致EQM无法根据需要向包括我们在内的客户提供足够的管道和其他中游基础设施和供水服务；以及
•与EQM的杠杆和财务状况相关的风险，这可能导致EQM在财务上被阻止或被禁止及时或根本不能向包括我们在内的客户提供服务。
此外，我们与EQM的许多中游服务义务都是“坚定的”承诺，根据这些承诺，无论我们每个月实际使用的容量是多少，我们都已与EQM预留了约定数量的管道或存储容量，并且我们通常有义务按合同约定的金额支付固定的月费。由于这些义务涉及我们的重大长期财务和其他承诺，它们可能会在天然气、NGL和石油价格较低的时期减少我们的现金流，因为我们的天然气和NGL数量可能会减少，因此对容量和存储的需求也会减少，或者此类管道和存储容量服务的市场价格可能会低于我们在合同上有义务向EQM支付的价格。
此外，综合GGA为EQM收取的采集费和压缩费提供了一个较低的收费结构；然而，这种新的收费结构要到山谷管道投入使用之日才会生效。不能保证山谷管道的投入使用日期不会被推迟，也不能保证项目不会被完全取消，这可能会无限期地推迟综合GGA中设想的费用减免的生效日期。无论是Equitrans Midstream还是EQM，都没有义务在大宗商品价格长期低迷的情况下或如果山谷管道的投入使用日期被推迟，与我们重新谈判合同，包括合并的GGA。我们在综合资产负债表中记录了4.1亿美元的合同资产，这是综合GGA提供的税率减免的估计公允价值，将从山谷管道的启用日期开始实现。当事件或情况显示账面价值可能无法收回时，我们会审查合同资产的减值迹象。虽然综合GGA提供了现金支付选项，使我们有权在山谷管道投入使用日期未在2022年1月1日之前的情况下从EQM获得付款，但未来山谷管道投入使用日期的延迟可能会影响我们完全实现我们记录为与综合GGA相关的费率减免的合同资产价值的能力，这可能会对我们未来的运营结果产生不利影响。
我们几乎所有的生产资产都集中在阿巴拉契亚盆地，这使得我们很容易受到主要在一个主要地理区域运营的风险的影响。
我们几乎所有的生产地都集中在阿巴拉契亚盆地。由于这种集中，我们可能会不成比例地受到区域供需因素的影响，这些地区的油井生产延误或中断，以及与之相关的成本，这些因素包括政府监管、州和地方政治活动、加工或运输能力限制、市场限制、设备和人员的可用性、缺水或其他与天气有关的条件、天然气加工或运输中断，
NGL或石油以及州和地方法律、司法先例、政治制度和法规的变化。这种情况可能会对我们的经营业绩和财务状况产生实质性的不利影响。
此外，阿巴拉契亚盆地内的一些地区历史上一直受到采矿作业的影响。例如，第三方可能在我们的物业附近或下方从事地下煤炭和其他采矿作业，这可能导致我们的财产下沉或其他损害，对我们的钻井作业产生不利影响，或对我们所依赖的第三方中游活动产生不利影响。在这种情况下，我们的运营可能会受损或中断，我们可能无法收回因临时关闭或封堵和废弃任何油井而产生的成本。此外，我们酒店附近的采矿作业可能需要协调，以避免近距离钻探和采矿造成的不利影响。对我们业务的这些限制，以及任何类似的限制，都可能导致延误或中断，或者阻止我们执行我们的业务战略，这可能会对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。
此外，阿巴拉契亚盆地的外卖能力不足可能导致我们实现的天然气价格大幅波动。阿巴拉契亚盆地经历了产量超过当地外卖能力的时期，导致美国和其他生产商收到的价格大幅打折，有时可能会被关闭。尽管近年来增加了阿巴拉契亚盆地的外卖产能，但现有和预期的产能可能不足以在短期内跟上该地区加速钻探导致的产量增加的步伐。
由于我们的天然气资产组合的集中性，我们的许多资产可能同时经历任何相同的情况，导致对我们运营结果的影响相对更大，而不是对拥有更多元化资产组合的其他公司的影响。
法律和监管风险
公众对我们和/或我们行业的负面看法可能会对我们的运营产生不利影响。
对石油和天然气钻探和开发活动的反对普遍在全球范围内增长，在美国尤为明显，我们行业的公司经常成为个人和非政府组织在安全、人权、环境问题、可持续性和商业实践方面活动努力的目标。公众对我们和/或我们的行业的负面看法可能会导致诉讼和监管、立法和司法审查的增加，这反过来可能导致在安全、环境、特许权使用费和地面使用领域产生新的地方、州和联邦法律、法规、指南和执法解释。这些行动可能会导致运营延误或限制、运营成本增加、额外的监管负担和诉讼风险增加。此外，政府当局在签发许可证的时间和范围方面拥有相当大的酌情权，公众可以参与许可过程，包括通过干预法院。公众的负面看法可能会导致我们开展业务所需的许可证被扣留、拖延、挑战或因限制我们开展业务的能力的要求而不堪重负。此外，反发展活动人士正在努力减少获得联邦和州政府土地的机会，并推迟或取消某些行动，如钻探和开发。如果反对石油和天然气勘探和开发的活动持续或增加，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
我们受制于复杂的联邦、州、地方和其他法律法规，这些法规可能会对我们开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响，或使我们承担重大责任。
我们的勘探和生产业务受各种类型的联邦、州和地方法律法规的约束，包括有关井的位置；钻井、建井方法、井刺激、水力压裂和套管设计；用于井模拟目的的取水和采购；井生产；防止泄漏计划；水和其他流体和材料的使用、运输、储存和处置，包括天然气和石油作业附带的固体和危险废物；地面使用和油井或其他设施所在财产的回收；封堵和废弃；使用、运输、储存和处置水和其他流体和材料，包括固体和危险废物；地面使用和回收油井或其他设施所在的财产；封堵和废弃天然气和石油作业中附带的水和其他流体和材料，包括固体和危险废物；地面使用和回收油井或其他设施所在的财产；封堵和废弃以及在一定情况下的生产集聚。
我们的作业还受保护和相关权利条例的约束，包括对钻井和间距单位或现场规则单位的大小的规定；挫折；可以在一个单位内或在其他井附近钻探的井的数量；在煤矿作业和某些其他结构附近的钻探；以及财产的单位化或合并。一些州允许法定的土地合并和统一，以方便开发和勘探，以及联合
开发现有的毗连租约。此外，国家保护和天然气和石油法律一般限制天然气的排放或燃烧，并可能对一口井允许的年产量设定生产限额。
环境、健康和安全法律要求管理向空气、地面和水中排放物质；管理和处置危险物质和废物；清理受污染场地；地下水质量和可用性；植物和野生动物保护；可供钻探的地点；许可前的环境影响研究和评估；钻探完成后钻探属性的恢复；以及与员工健康和安全相关的工作做法。
为了按照这些法律法规开展我们的业务，我们必须从联邦、州和地方政府当局获得并保持大量的许可、批准和证书。遵守适用于我们业务的法律、法规和其他法律要求，以及在获得相关授权方面的任何延误，可能会影响我们开发天然气、NGL和石油资源的成本和时机。这些要求还可能使我们面临人身伤害、财产损失和其他损害的索赔。此外，如果修改或重新解释现有法律和法规，或者如果新的法律和法规适用于我们的运营，我们的合规成本可能会增加。这些成本可能会对我们的运营结果、现金流和财务状况产生重大不利影响。我们未能遵守适用于我们业务的法律、法规和其他法律要求，即使是由于我们无法控制的因素，也可能导致我们的业务暂停或终止，并使我们面临行政、民事和刑事处罚和损害赔偿以及纠正行动费用。
税收法律法规的变化可能会对我们的收益以及开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响。
自2018年1月1日起，对某些美国联邦所得税法的修改签署成为影响我们的法律，包括但不限于：改变常规所得税税率；取消替代最低税(AMT)；全额支出资本设备；限制利息支出的抵扣；以及增加对可抵扣高管薪酬的限制。2020年3月27日，美国国会颁布了冠状病毒援助、救济和经济安全法案(CARE Act)，其中包括与净营业亏损(NOL)结转期、AMT信用退款和修改净利息扣除限制有关的条款。特别是，根据CARE法案，(I)对于2021年前开始的应税年度，NOL结转和结转可以抵消100%的应税收入；(Ii)2018年、2019年和2020年应税年度产生的NOL可以结转到之前五年的每一年以产生退款；以及(Iii)对于2019年和2020年开始的应税年度，利息扣除基数从EBITDA的30%提高到50%。
国会议员定期提出修改美国联邦所得税法的立法，这可能会对我们产生实质性影响。可能影响我们的最重大的潜在税法变化包括提高常规所得税税率，基于净收入的新最低税额，无形钻探成本或百分比损耗的支出，废除房地产的同类交换税延后规则，以及进一步限制利息支出的扣除，任何这些都可能对我们当前和递延的联邦和州所得税负债产生不利影响。我们经营或拥有资产的司法管辖区的州和地方税务当局可能会制定新的税收，例如对我们生产天然气、NGL和石油的州的自然资源开采征收遣散税，或者改变现有税率，这可能会对我们的收入、现金流和财务状况产生不利影响。
我们的套期保值活动受到众多不断变化的金融法律法规的约束，这可能会抑制我们有效对冲大宗商品价格风险的能力，或增加我们的合规成本。
我们使用金融衍生工具来对冲天然气、NGL和石油价格波动对我们运营业绩和现金流的影响。2010年，国会通过了《多德-弗兰克法案》(Dodd-Frank Act)，该法案确立了对场外衍生品市场和我们等参与该市场的实体的联邦监督和监管。多德-弗兰克法案要求CFTC、SEC和某些监管银行和保险行业的联邦机构(保诚监管机构)颁布实施该立法的规则和法规。除其他事项外，多德-弗兰克法案(Dodd-Frank Act)规定了保证金要求，并要求某些类别的掉期交易的清算和交易执行做法，可能导致某些市场参与者需要限制其衍生品活动。尽管实施“多德-弗兰克法案”(Dodd-Frank Act)所需的一些规则尚未被采纳，但CFTC、SEC和保诚监管机构已经发布了许多规则，包括免除某些“最终用户”必须遵守强制清算的最终用户例外、要求某些未清算掉期保证金的保证金规则，以及对与能源产品(包括天然气)相关的某些期货合约施加联邦头寸限制的头寸限制规则。
就最终用户例外情况而言，我们有资格成为“非金融实体”，因此，我们有资格获得此类例外情况。因此，我们的套期保值活动不受强制结算或与强制结算相关的保证金要求的约束，尽管我们受到与此类规则相关的某些记录保存和报告义务的约束。就保证金规则而言，我们也有资格成为“非金融最终用户”；因此，我们的未清算掉期不受监管保证金要求的约束。最后，虽然持仓限制规则要到2022年1月1日才对能源产品生效，但我们相信，我们的大部分对冲活动(如果不是全部的话)都构成了持仓限制规则下的真正对冲，不会受到该规则的限制。然而，我们的许多对冲交易对手和其他市场参与者没有资格获得最终用户例外，必须遵守强制性清算和与部分或全部其他掉期交易对手的掉期保证金规则，并可能受到头寸限制规则的约束，这可能会影响我们的衍生品定价和/或可用性。此外，欧盟和其他非美国司法管辖区已经颁布了与衍生品相关的法律和法规(统称为外国法规)，适用于我们与受此类外国法规约束的交易对手的交易。
多德-弗兰克法案、根据该法案通过的规则以及外国法规可能会增加我们衍生品合同的成本，改变我们衍生品合同的条款，减少衍生品的可获得性以防范我们遇到的价格风险，降低我们将现有衍生品合同货币化或重组的能力，减少可用的交易对手数量，进而增加我们对信誉较差的交易对手的风险敞口。如果我们因多德-弗兰克法案、相关法规或外国法规而减少了对衍生品的使用，我们的经营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能会变得更难预测，这可能会对我们规划和资助资本支出要求的能力产生不利影响。这些后果中的任何一个都可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生实质性的不利影响。随着参与者继续适应不断变化的金融监管环境，我们已经经历了增加的合规成本，并预计会有额外的合规成本和当前市场做法的变化。
与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对这类活动的审查可能会导致成本增加，以及额外的操作限制或天然气和油井完工的延迟，这可能会对我们的生产产生不利影响。
我们在完井过程中使用水力压裂。水力压裂通常由州天然气和石油委员会监管，但EPA主张联邦监管机构。例如，EPA在2016年6月敲定了禁止水力压裂作业废水排放到公有污水处理厂的规定，在环保组织提出法律挑战后，2019年7月，EPA拒绝修改这些规定。
某些政府审查已经进行或正在进行，重点放在水力压裂实践的环境方面。此外，国会不时考虑立法，根据SDWA对水力压裂进行联邦监管，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。在州一级，有几个州已经通过或正在考虑法律要求，这些要求可能会对水力压裂活动施加更严格的许可、披露和油井建设要求。地方政府还可以寻求在其管辖范围内通过法令，规范一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。一些州和市政当局已经寻求完全禁止水力压裂。如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会招致潜在的巨额额外成本来满足这些要求，在勘探、开发或生产活动中遇到延误或削减，甚至可能被禁止建造油井。有关更多信息，请参阅“业务-法规-环境、健康和安全法规”。
由于适用于我们业务活动的环境和职业健康与安全要求，我们的运营可能面临重大延误、成本和责任。
由于适用于我们勘探、开发和生产活动的环境和职业健康与安全要求，我们可能会招致重大延误、成本和责任。根据与保护环境、职业健康和工作场所安全有关的一系列联邦、州和地方法律法规，包括法规和执法政策，这些延误、成本和责任可能会出现，这些法规和执法政策往往会随着时间的推移变得越来越严格，从而导致获得许可证和其他监管批准的等待时间更长。不遵守这些法律和法规可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，征收清理和现场修复费用和留置权，在某些情况下，可能会发布限制或要求停止某些作业的命令或禁令。
根据某些环境法，可能会施加严格的、连带的和连带的责任，这可能导致我们对他人的行为或我们自己的行为的后果负责，这些行为符合当时所有适用的法律。
已经采取了行动。此外，对人员或财产(包括自然资源)的损害索赔可能源于我们的运营对环境和职业健康以及工作场所安全的影响。在与此有关的诉讼中，我们不时被点名为被告。
此外，新的或额外的法律法规、对现有要求的新解释或执法政策的变化可能会施加不可预见的责任，显著增加合规成本，或导致我们的发展计划延迟或被剥夺实施权利。例如，2015年6月，EPA和兵团根据CWA发布了一项最终规则，定义了EPA和兵团对WOTUS的管辖权范围，该规则于2015年10月在全国范围内搁置，等待几个法律挑战的解决。EPA和军团在2017年7月提出了一项废除WOTUS规则的规则，并宣布他们打算发布一项定义CWA管辖权的新规则。2018年1月，美国最高法院发布了一项裁决，认定听取对WOTUS规则的挑战的管辖权属于联邦地区法院，联邦地区法院取消了暂缓执行，导致该规则在一些州拼凑适用，但在其他州没有。2019年10月，美国环保署发布了一项最终规则，废除了WOTUS规则，该废除规则于2019年12月生效。2020年4月，美国环保署和美国海军陆战队发布了NWPR，将WOTUS的定义缩小到四类管辖水域，并包括12类排除范围，包括地下水。一个由州和城市、环保组织和农业团体组成的联盟对NWPR提出了挑战，科罗拉多州的一家联邦地区法院暂停了该规则的实施。暂缓执行仅限于在科罗拉多州实施该规则；该规则已在所有其他州生效。此外，在2020年4月界定CWA范围的裁决中，美国最高法院认为，在某些情况下，在某些情况下，该裁决是在NWPR公布几天后发布的, 从点源排放到地下水可能属于CWA的范围，需要获得许可。最高法院驳回了环境保护局和军团的主张，即地下水应该完全排除在CWA之外。最高法院的裁决预计将支持对北威州议会的挑战。2021年1月20日，拜登政府宣布，将根据2021年1月20日废除特朗普总统13778号行政命令的行政命令审查西北部地区改革，该行政命令要求审查和推翻沃尔特斯规则。环境保护局和军团已经要求在机构审查该规则期间搁置关于NWPR的诉讼。如果一项规定扩大了CWA的管辖范围，我们在获得湿地地区疏浚和填埋活动许可证方面可能会面临更高的成本和延误。此类潜在的法规或诉讼可能增加我们的运营成本，降低我们的流动性，延迟或停止我们的运营，或以其他方式改变我们的业务方式，这反过来可能对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。此外，向空气、土壤或水中排放天然气、天然气、石油和其他污染物可能会对政府和第三方造成重大责任。
与野生动物保护相关的法规可能会对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。
我们的行动可能会受到旨在保护各种野生动物的法规的不利影响。在进行基础物业业务的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或可能导致我们的勘探和生产活动受到限制。这限制了我们在这些地区作业的能力，并可能在那几个月加剧对钻机、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能会导致周期性的短缺。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会推迟我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。
节约燃料的措施、消费者的品味和技术进步可能会减少对天然气和石油的需求。
节约燃料的措施、替代燃料的要求、消费者对天然气和石油替代品的需求增加、燃油经济性和能源发电设备的技术进步可能会减少对天然气和石油的需求。天然气和石油需求变化的影响可能会对我们的收益、现金流和财务状况产生不利影响。
限制温室气体排放的气候变化法律和法规可能会导致运营成本增加，对我们生产的天然气、NGL和石油的需求减少，而气候变化的潜在物理影响可能会扰乱我们的生产，并导致我们在准备或应对这些影响方面付出巨大成本。
针对二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放对公众健康和环境构成危害的调查结果，EPA根据CAA的现有条款通过了法规，其中包括对某些大型固定污染源建立PSD建设和第五章运营许可证审查，这些污染源已经是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源。为其温室气体排放获得PSD许可的设施还将被要求满足各州或在某些情况下由EPA根据具体情况制定的“最佳可用控制技术”标准。EPA的这些规则制定可能会对我们的运营产生不利影响，并限制或推迟我们获得新来源或修改来源的空气许可的能力。此外，环境保护局已经通过了要求监测的规则。
并每年报告美国特定陆上和海上天然气和石油生产源的温室气体排放量，其中包括我们的某些业务。在州一级，包括宾夕法尼亚州在内的几个州已经开始针对温室气体排放进行监管。这样的州法规可能会增加我们运营的合规成本。
虽然国会不时会考虑立法减少温室气体的排放，但近年来没有以联邦立法的形式开展重大活动。在没有这样的联邦气候立法的情况下，出现了一些州和地区的努力，旨在通过总量管制和交易计划来跟踪和/或减少温室气体排放，这些计划通常要求主要的温室气体排放源，如发电厂，获得并交出排放限额，以换取排放这些温室气体。2019年10月，宾夕法尼亚州州长汤姆·沃尔夫(Tom Wolf)签署了一项行政命令，指示PADEP起草法规，在其现有权限下建立限额交易计划，以监管空气排放，目的是使宾夕法尼亚州能够加入RGGI，这是一个由美国东部几个州组成的多州地区性限额交易计划。2020年9月，宾夕法尼亚州环境质量委员会批准颁布RGGI法规，有关法规的公众评议期和听证会于2020年底开始。根据目前的实施时间表，最终规则制定预计将在2021年第四季度提交宾夕法尼亚州环境质量委员会(Pennsylvania Environmental Quality Board)审查和批准，合规的第一年预计将于2022年开始。假设宾夕法尼亚州最终像目前预期的那样在2022年成为RGGI的成员，如果我们被要求购买与我们的运营相关的排放限额，将导致运营成本增加。
在国际层面上，美国是2015年12月达成《巴黎协定》(Paris Agreement)的近200个国家之一，该协定要求各国设定自己的温室气体排放目标，并对每个国家将用来实现温室气体排放目标的措施保持透明度。《巴黎协定》由美国于2016年4月签署，并于2016年11月4日生效；不过，《巴黎协定》并未对参与方施加任何约束性义务。2017年8月，美国国务院正式通知联合国，美国有意退出《巴黎协定》，退出将于2020年11月生效。然而，2021年1月20日，拜登总统向联合国发出书面通知，表示美国有意重新加入《巴黎协定》，该协定将于当日起30天后生效。
虽然目前还不能预测可能通过的应对温室气体排放的立法或新法规将如何影响我们的业务，但未来任何此类法律和法规对我们的设备和运营施加报告义务或限制温室气体排放都可能要求我们产生成本，以减少与我们运营相关的温室气体排放。对温室气体排放的实质性限制也可能对我们生产的天然气、天然气和石油的需求产生不利影响，并降低我们储量的价值。
此外，最近旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的行动，可能会导致能源行业的某些资金来源受到限制。此外，维权股东提出的建议可能会寻求迫使企业采取激进的减排目标，或者放弃更多碳密集型活动。虽然我们无法预测这些提议的结果，但它们最终可能会使从事勘探和生产活动变得更加困难。
最后，应该指出的是，一些科学家已经得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴、洪水、干旱和其他极端气候事件的频率和严重程度增加；如果发生任何此类影响，它们可能会对我们的资产造成物理损害或影响水的供应，从而可能对我们的勘探和生产活动产生不利影响。有关更多信息，请参阅“业务-法规-环境、健康和安全法规”。
与战略交易相关的风险
进行战略性交易可能使我们面临各种风险。
我们定期进行收购、处置和其他战略交易，包括合资企业。这些交易涉及各种固有风险，例如我们是否有能力获得必要的监管和第三方批准；监管机构就此类批准对我们施加的时间和条件；潜在的环境或其他责任的承担；以及我们实现交易预期收益的能力。此外，各种因素，包括当前的市场状况，可能会对我们从这些交易中获得的好处产生负面影响。在我们的行业中，对交易机会的竞争非常激烈，可能会增加我们的成本或增加我们从交易中获得利益的能力。此外，包括当前的市场状况在内的各种因素可能会对我们从这些交易中获得的好处产生负面影响。*在我们的行业中，对交易机会的竞争非常激烈，可能会增加交易的成本，或者合资安排可能会限制我们的运营和公司灵活性。
此外，合资安排涉及各种风险和不确定性，例如我们承诺为运营和/或资本支出提供资金，我们可能对其时间和金额几乎或部分拥有控制权，我们的合资伙伴可能无法履行其对合资企业的义务。我们无法在任何交易中完成交易或实现我们的战略或财务目标，可能会对我们的收益、现金流和财务状况产生重大不利影响。
收购可能会扰乱我们目前的计划或运营，由于评估可采储量和其他预期收益以及潜在负债的不确定性，我们支付的价格可能不值。
成功的物业收购需要对许多我们无法控制的因素进行评估。这些因素包括对可采储量、勘探潜力、未来天然气、NGL和油价、运营成本、生产税以及潜在的环境和其他负债的估计。这些评估是复杂的，而且本质上是不准确的。我们对我们收购的物业的审查可能不会揭示所有现有的或潜在的问题。此外，我们的检讨可能不会让我们全面评估物业的潜在不足之处。我们不会检查我们获得的每一口井或租约，即使我们检查一口井或租约，我们也可能不会发现可能存在或出现的结构、地下或环境问题。
可能存在针对我们收购的资产或业务的威胁或预期索赔，这些索赔涉及环境、所有权、监管、税收、合同、诉讼或我们不知道的其他事项，这可能会对我们的生产、收入和经营业绩产生重大不利影响。我们经常承担某些责任，我们可能没有资格获得包括环境责任在内的关闭前责任的合同赔偿，我们的合同赔偿可能是无效的。有时，我们会在有限的陈述和担保以及对违反该等陈述和保证的有限补救措施的基础上，按“原样”收购物业权益。此外，如果收购的物业具有与我们现有物业显著不同的运营和地质特征，或者位于不同的地理位置，重大收购可能会改变我们的运营和业务性质。
分离和分配可能会使我们承担未来的责任。
2018年11月，我们完成了分离和分配(各自在合并财务报表附注8中定义和讨论)，导致Equitrans Midstream剥离，Equitrans Midstream是一家独立的上市公司，持有我们以前的中游业务。
根据我们与Equitrans Midstream就分离达成的协议，我们和Equitrans Midstream各自对与各自业务相关的义务和责任负有一般责任。根据这些协议，我们和Equitrans Midstream各自同意交叉赔偿，主要是为了将我们业务的义务和债务的财务责任分配给我们，以及Equitrans Midstream业务的财务责任给它。然而，包括政府机构在内的第三方可能要求我们对Equitrans Midstream同意保留或承担的义务和责任负责，不能保证Equitrans Midstream的赔偿足以保护我们不受此类义务和责任的全额影响，也不能保证Equitrans Midstream能够完全履行其赔偿义务。此外，如果法院裁定完成分离或相关交易的实际意图是阻碍、拖延或欺诈现有或未来的债权人，或导致Equitrans Midstream在破产时获得低于合理等值的价值，或导致Equitrans Midstream资不抵债、资本金不足或无法在到期时偿还债务，那么法院可能会无视我们与Equitrans Midstream之间商定的义务和债务的分配，向我们施加大量义务和债务，并取消部分或全部债务。上述任何一项都可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。
如果后来由于美国国税局私人信函裁决和/或律师意见的事实、假设、陈述或承诺不正确或任何其他原因而认定分销或某些相关交易应为美国联邦所得税征税，我们、我们的股东或Equitrans Midstream可能会承担重大责任。
关于分离和分配，我们获得了美国国税局的一封私人信件裁决和外部律师对分配的资格以及某些相关交易的意见，根据修订后的美国国税法第355和368(A)(1)(D)条，就美国联邦所得税而言，分配以及某些相关交易通常是免税的，以及与分配和某些相关交易相关的某些其他美国联邦所得税事宜。美国国税局的私人信函裁决和律师的意见基于并依赖于(但不限于)各种事实和假设，以及我们和Equitrans Midstream的某些陈述、声明和承诺，包括与我们和Equitrans Midstream过去和未来行为有关的陈述、声明和承诺。如果任何这些陈述、陈述或承诺是不准确或不完整的，或者如果我们或Equitrans Midstream违反了任何与分居相关的协议和文件或与美国国税局私人信函有关的任何文件中包含的任何陈述或契诺
如果我们不能接受律师的裁决和/或律师的意见，我们和我们的股东可能不能依赖美国国税局的私人信件裁决或律师的意见。
尽管收到了美国国税局私人信函的裁决和律师的意见，但如果国税局确定国税局私人信函裁决所依据的任何陈述、假设或承诺是虚假的或已被违反，或者如果国税局不同意律师认为裁决不包括的结论或其他原因，则可以在审计时裁定，分销和/或某些相关交易应被视为美国联邦所得税目的应税交易。律师的意见代表律师的判断，对国税局或任何法院没有约束力，国税局或法院可能不同意律师的意见。因此，尽管收到了美国国税局的私人信件裁决和律师的意见，但不能保证国税局不会断言分销和/或某些相关交易应该被视为应税交易，或者法院不会承受这样的挑战。如果美国国税局(IRS)赢得这样的挑战，我们、Equitrans Midstream和我们的股东可能会受到美国联邦和州所得税的沉重负担。关于分拆，吾等与Equitrans Midstream订立税务事宜协议，该协议描述吾等与Equitrans Midstream之间分担任何该等负债。
我们是Equitrans Midstream的重要股东，我们在Equitrans Midstream的投资价值可能会大幅波动。
在分离和分配之后，我们保留了Equitrans Midstream普通股流通股的约19.9%。2020年2月26日，我们与Equitrans Midstream签订了股票购买协议，将我们在Equitrans Midstream的约50%股权出售给Equitrans Midstream(Equitrans Share Exchange)，以换取我们与EQM达成的集合协议下的现金和费用减免相结合。我们目前持有25,296,026股Equitrans Midstream的普通股。我们在Equitrans Midstream的投资价值可能会受到其运营结果、现金流和财务状况的负面变化的不利影响，这些变化可能是由于在中游行业运营所伴随的许多风险造成的，包括集运量的损失、法律法规对其业务运营和资产开发的影响、竞争加剧、合同量的损失、联邦能源管制委员会(FERC)不利的费率决策、政策和裁决，以及交通部管道和危险部门发起或最终确定的管道安全规则缺乏获得资金的渠道和经营风险和危险。
我们打算通过一个或多个剥离我们在Equitrans Midstream普通股的股份来处置我们在Equitrans Midstream的剩余权益。然而，我们不能保证我们能够完成这样的处置，也不能保证我们将实现的价值。Equitrans Midstream面临的任何上述和其他风险的发生都可能对我们在Equitrans Midstream的投资价值产生不利影响。
与新冠肺炎大流行相关的风险
新型冠状病毒或新冠肺炎大流行已经并可能对我们的运营、财务业绩和状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响，未来任何其他高度传染性或传染性疾病的爆发可能会对我们的运营、财务业绩和条件、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
新冠肺炎疫情已经影响，并可能对我们的业务、财务和运营业绩产生实质性的不利影响。新冠肺炎大流行的严重程度、规模和持续时间都不确定，变化迅速，很难预测。2020年，疫情严重影响了世界各地的经济活动和市场，未来，新冠肺炎或另一场类似的疫情可能会在许多方面对我们的业务产生负面影响，包括但不限于以下几个方面：
•如果大流行导致经济下滑或衰退，导致对天然气的需求长期减少，并在较小程度上减少对天然气和石油的需求，我们的收入可能会减少；
•如果我们的大部分员工或承包商因病不能工作，或者如果我们的现场操作由于旨在控制疫情的控制措施而暂停、临时关闭或限制，我们的运营可能会中断或受损(从而降低我们的生产水平)；
•我们生产的天然气、天然气和石油的很大一部分都依赖中游服务提供商进行传输、收集和加工，为了控制疫情，中游服务提供商的运营可能会中断或暂停，和/或困难的经济环境可能会导致中游服务提供商的设施和基础设施破产或关闭，这可能会导致价格大幅打折。
我们为我们生产的天然气、天然气和石油接收天然气，或导致生产井关闭或我们物业的开发计划延迟或中断；以及
•金融市场的混乱和不稳定，以及总体商业环境的不确定性，可能会影响我们筹集资金或找到有吸引力的资产货币化机会，并在我们预期的时间框架内或根本不成功地执行我们的去杠杆化计划的能力。
我们认为，大流行造成的运营风险的主要领域是服务提供商的可用性和供应链中断。考虑到现场人员和承包商的数量，活跃的开发作业，包括钻井和水力压裂作业，是传输的最大风险。虽然我们相信我们在新冠肺炎的指导下遵循了最佳实践，但传播的潜力仍然存在。在某些情况下，我们推迟开发操作可能是必要的，也可能是明智的。
就新冠肺炎疫情对我们的业务和财务业绩产生不利影响的程度而言，它可能还会增加本文列出的许多其他风险，例如与我们的财务业绩、我们进入资本和信贷市场的能力、我们的信用评级和债务义务有关的风险。这种情况的快速发展和流动性使我们无法预测新冠肺炎对我们业务的最终不利影响，这将取决于许多我们无法预测的不断变化的因素和未来的发展，包括疫情持续多长时间，它对天然气、NGL和石油需求的影响，整体经济和金融市场的反应，以及政府为应对疫情而采取的行动的影响。
请参阅项目7A“关于市场风险的定量和定性披露”，以进一步讨论我们对市场风险的敞口，包括与我们使用衍生品合约对冲大宗商品价格相关的风险。
项目1B：第一，第二，第二项。 未解决的员工意见
没有。
项目2.中国政府、中国政府和中国政府之间的关系 特性
有关我们物业的说明，请参阅项目1.“业务”。我们的公司总部位于宾夕法尼亚州匹兹堡的租赁办公场所。我们还在宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州、俄亥俄州、弗吉尼亚州和得克萨斯州拥有或租赁办公空间。
项目3.中国政府、中国政府和中国政府之间的关系 法律程序
在正常业务过程中，针对我们的各种法律和监管索赔和诉讼正在等待或受到威胁。虽然索偿金额可能很大，但我们不能肯定地预测这类索偿和诉讼的最终结果。当实际发生损失时，我们应计法律费用和其他与或有损失相关的直接费用。我们已建立了我们认为适用于未决事项的准备金，在咨询法律顾问并适当考虑可获得的保险后，吾等相信目前待处理的任何事项的最终结果不会对我们的财务状况、经营业绩或流动资金产生重大影响。
环境诉讼程序
生产水释放，西弗吉尼亚州马歇尔县。2019年11月12日，我们收到西弗吉尼亚州环境保护部(WVDEP)关于西弗吉尼亚州马歇尔县戈肖恩围栏的违规通知(11月)。11月指控违反了水污染控制规则，这与戈肖恩Pad坦克电池的二次安全壳释放产出水有关。我们与WVDEP充分合作，采取适当行动，解决释放的二次遏制问题和补救措施，这一问题在2020年3月得到了实质性解决。我们没有因为这件事被评估任何罚款，这件事的解决对我们的财务状况、运营结果或流动性没有实质性影响。
位于宾夕法尼亚州阿勒格尼、格林和华盛顿县的天然气处理单元(GPU)下的二级安全壳。2020年4月1日，我们收到了宾夕法尼亚州环境保护部(PADEP)的同意令和协议草案，声称我们没有按照25Pa的规定安装二级围堵系统。代码§78a.64a(B)位于宾夕法尼亚州西南部的228个GPU下，位于2016年10月8日至2019年2月4日之间。2019年2月4日，我们主动披露了一份不符合25Pa要求的GPU名单。法典§78a.64a(B)。2020年12月17日，我们与PADEP签订了同意订单和协议，根据该协议，我们同意安装
符合25Pa的二级安全壳系统。代码§78a.64a(B)，其中包括所有新的GPU安装，该问题已得到解决。我们没有因为这件事被评估任何罚款，这件事的解决对我们的财务状况、运营结果或流动性没有实质性影响。
其他法律程序
玛丽·法尔·塞克里斯特(Mary Farr Secrist)等人。诉EQT制作公司等人，西弗吉尼亚州道德里奇县巡回法院。2014年5月2日，与EQT Production Company的前任签订了960英亩(Stout Lease)租约(Stout Lease)的特许权使用费所有者，以及包括6,356英亩(城市服务租约)在内的几个额外租约(城市服务租约)，向西弗吉尼亚州多德德里奇县巡回法院(Circuit Court Of Doddridge County)提起诉讼。起诉书称，EQT Production Company和一些相关公司，包括EQT Corporation、EQT Gathering，LLC、EQT Energy，LLC和EQM Midstream Services，LLC(前身为EQT Midstream Services，LLC，我们以前的中游附属公司的普通合伙人)在根据租约生产的天然气的特许权使用费上支付的费用过低，并从支付的特许权使用费中不当扣除生产后的特许权使用费。关于Stout Lease，原告还声称，我们在租赁物业上钻探是非法侵入，声称根据租约，我们无权在Marcellus页岩地层钻探。原告还主张对欺诈、诽谤所有权、惩罚性赔偿、判决前利息和律师费提出索赔。除了惩罚性赔偿和其他救济外，原告要求赔偿Stout Lease下的非法侵入索赔超过1亿美元，以及Stout Lease和Cities Services Lease下的特许权使用费不足索赔约2000万美元。2018年6月27日，法院裁定，EQT Production Company及其营销附属公司EQT Energy，LLC是彼此的另一个自我，根据租约支付的特许权使用费本应基于根据租约生产的天然气在出售给独立第三方时的价格，而不是基于天然气从EQT Production Company出售给EQT Energy，LLC的价格。此外，2019年1月14日, 法院发布了一项命令，批准了原告要求即决判决的动议，并宣布根据Stout Lease，我们无权在马塞卢斯页岩地层钻探。法院还裁定，我们根据Stout Lease生产天然气的七口油井是非法侵入的，陪审团将决定非法侵入是故意的还是无辜的。2019年2月27日，我们提出动议，寻求允许立即向西弗吉尼亚州最高法院上诉非法侵入令；然而，该动议于2019年3月25日被驳回，法院将审判持续到2019年9月。2019年5月28日，法院发布了一项命令，排除了我们的某些费用，否则这些费用本可以抵消Stout Lease项下的无辜侵入的任何损害赔偿。2019年8月8日，我们与原告达成和解，以5400万美元解决Stout Lease和Cities Services Lease下的所有索赔，外加租约修改，以解决非法侵入问题和租约下未来特许权使用费的计算。我们在2019年10月支付了和解协议的5100万美元，并在2020年1月支付了剩余的300万美元和解协议，随后对Stout Lease进行了修改，以解决根据和解协议与原告达成的条款。2020年10月7日，原告提交了一项动议，要求修改他们的申诉，并暂停进入驳回令。2021年1月14日，我们提交了一项动议，要求执行与原告达成的和解协议，并寻求制裁。最近的所有动议都悬而未决。
锤头收集协议争议。EQT Corporation和Equitrans Midstream通过我们及其某些子公司是与Equitrans Midstream的锤头天然气收集系统相关的天然气收集协议(锤头收集协议)的缔约方。根据锤头集气协议的条款，倘“启用日期”未于2020年10月1日或之前发生，吾等可终止锤头集气协议，并向Equitrans Midstream购买锤头天然气集气系统，金额相当于Equitrans Midstream实际招致的开支及已承担或将承担的其他责任的88%。在锤头收集协议中，“启用日期”被定义为“(I)采集商根据锤头收集协议首次能够向托运人提供收集服务之日之后的第一个月的第一天，以及(Ii)将收集系统连接到山谷管道的互连设施首次能够接收合同MDQ交付的日期之后的第一个月的第一天。”这两个日期中以较晚的一个为准。(I)根据锤头收集协议，收集方首次能够向托运人提供收集服务的日期之后的第一个月的第一天，以及(Ii)将收集系统连接到山谷管道的互连设施首次能够接收合同MDQ交付的日期之后的第一个月的第一天。2020年9月24日，我们对Equitrans Midstream提起仲裁程序，要求宣布我们有权终止锤头收集协议并购买Hammerhead天然气收集系统。我们选择终止锤头收集协议和购买锤头天然气收集系统的最后期限已经过了，而合同索赔正在等待仲裁。
项目4. 矿场安全资料披露
不适用。
有关我们高管的信息(截至2021年2月17日)
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| 姓名和年龄 | | 现任头衔(最初当选为执行干事的年份) | | 业务体验 |
| 托尼·杜兰(42岁) | | 首席信息官(2019年) | | 杜兰先生于2019年7月被任命为EQT公司的首席信息官。在加入EQT Corporation之前，杜兰先生于2017年12月至2019年7月执掌他创立的技术孵化器PH6 Labs。在此之前，他曾于2016年1月至2017年11月担任莱斯能源公司(2017年11月被EQT Corporation收购的独立天然气和石油公司)的首席信息官；并于2015年9月至2015年12月担任Express Energy Services(油田建造和试井服务公司)的临时首席信息官。此外，Duran先生于2002年5月至2015年8月在National Oilwell Varco(为上游油气行业提供油气钻探和生产运营、油田服务和供应链集成服务所用的设备和部件的跨国公司)担任多个职位，最后一次担任助理首席信息官。 |
| 莱斯利·埃文科(43岁) | | 首席人力资源官(2019年) | | Evancho女士于2019年7月被任命为EQT公司的首席人力资源官。在加入EQT Corporation之前，Evancho女士于2019年4月至2019年7月担任西屋电气公司(Westinghouse Electric Company，LLC)(核电、燃料及服务公司)全球人才管理副总裁；于2018年8月至2019年3月担任Thermo Fisher Science，Inc.(生物技术产品开发公司)人力资源部高级总监；于2018年3月至2018年8月担任Edward Marc Brands(食品服务公司)人力资源副总裁；并于2017年4月至2017年11月担任Rice Energy Inc.人力资源副总裁。此外，Evancho女士在2011年11月至2017年4月期间担任MSA Safety，Inc.(工业安全设备制造商)人才管理全球总监。 |
| 托德·M·詹姆斯(38岁) | | 首席会计官(2019年) | | 詹姆斯先生于2019年11月被任命为EQT公司的首席会计官。在加入EQT Corporation之前，James先生于2018年4月至2019年10月担任L.B.Foster公司(交通和能源基础设施产品和服务的制造商和分销商)的企业总监兼首席会计官。在此之前，他曾担任赖斯能源公司(Rice Energy Inc.)技术会计和财务报告高级总监，从2014年12月到2017年11月被EQT Corporation收购，一直到2018年2月。在加入莱斯能源之前，James先生是普华永道会计师事务所(Pricewaterhouse Coopers LLP)的高级保险部经理，2005年8月至2014年11月在那里工作。 |
| 威廉·E·乔丹(40岁) | | 执行副总裁、总法律顾问兼公司秘书(2019年) | | 乔丹先生于2019年7月被任命为EQT公司执行副总裁兼总法律顾问，并于2020年11月担任公司秘书。2018年5月至2019年7月，乔丹先生担任赖斯投资集团(多策略投资基金，投资于石油和天然气行业的所有垂直领域)的顾问。在此之前，他曾担任Rice Energy Inc.的高级副总裁、总法律顾问和公司秘书，以及Rice Midstream Partners LP(前Rice Energy Inc.的中游服务附属公司)的高级副总裁、总法律顾问和公司秘书，从2014年1月到2017年11月被EQT Corporation收购。2005年9月至2013年12月，Jordan先生是Vinson&Elkins LLP(一家国际律师事务所)的合伙人，代表上市和私营公司参与资本市场发行和并购，主要是石油和天然气行业。 |
| 大卫·M·卡尼(57岁) | | 首席财务官(2020) | | Khani先生于2020年1月被任命为EQT公司的首席财务官。在加入EQT Corporation之前，Khani先生于2013年3月至2019年12月担任CONSOL Energy(主要致力于开发煤炭权益的能源公司)执行副总裁兼首席财务官，并于2011年9月至2013年3月担任CONSOL Energy负责财务的副总裁。此外，Khani先生于2014年9月至2018年1月担任CONE Midstream LLC(CONSOL Energy的中游服务关联公司)首席财务官兼董事会成员；于2015年7月至2017年8月担任CNX Coal Resources(CONSOL Energy的煤炭开采关联公司)董事会成员；于2017年8月至2019年12月担任CONSOL Coal Resources(CONSOL Energy的煤炭开采关联公司)的首席财务官兼董事会成员。 |
| 托比·Z·赖斯(39岁) | | 总裁兼首席执行官(2019年) | | 赖斯先生于2019年7月被任命为EQT公司总裁兼首席执行官，当时他还当选为EQT公司董事会成员。自2018年5月以来，赖斯一直担任赖斯投资集团(Rice Investment Group)的合伙人，这是一家投资于石油和天然气行业所有垂直领域的多策略基金。从2014年10月至2017年11月被EQT Corporation收购，赖斯先生担任赖斯能源公司总裁兼首席运营官，并于2013年10月至2017年11月担任赖斯能源公司董事会成员。在此之前，他从2007年2月开始在莱斯能源及其附属公司和前身实体担任多个职位，包括从2008年2月到2013年9月担任前身实体的总裁兼首席执行官。赖斯是丹尼尔·J·赖斯四世(Daniel J.Rice IV)的弟弟，后者自2017年11月起担任EQT公司董事会成员。 |
所有高管要么选择参加EQT公司高管离职计划(包括保密和竞业禁止条款)，要么与EQT公司签署竞业禁止协议，每位高管的服务由我们的董事会决定。我们每年都会选举高管在下一年任职，直到他们的继任者当选并获得资格，或者直到他们去世、辞职或被免职。
第II部
第五项。 注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场
我们的普通股在纽约证券交易所交易，代码是“EQT”。
截至2021年2月12日，我们的普通股共有1,985名登记在册的股东。
2020年3月26日，我们宣布暂停普通股的季度现金股息，以加快用于我们去杠杆化计划的现金流。我们宣布和支付股息的金额和时间(如果有)由我们的董事会酌情决定，并取决于我们的业务状况，如我们的经营业绩和财务状况、战略方向和其他因素。本公司董事会有权因任何原因随时更改年度股息率。
最近出售的未注册证券
没有。
市场回购
在截至2020年12月31日的三个月里，我们没有回购根据1934年证券交易法(经修订)第7.12节登记的任何股权证券。
股票表现图表
下图比较了提供给我们普通股股东的最新五年累计总回报相对于标准普尔500指数、标准普尔MidCap 400指数和两个定制同行组-2019年自构建Peer Group和2020自构建Peer Group-的五年累计总回报，这两个同业集团的公司构成分别在下面的脚注(A)和(B)中讨论。我们的普通股在2018年分离和分配之前一直被纳入标准普尔500指数，之后我们的普通股被加入标准普尔中型股400指数。我们在下图中提供了这两个指数进行比较。假设在2015年12月31日对我们的普通股、标准普尔500指数、标准普尔中型股400指数和每个同行组进行了100美元的投资，并对所有股息进行了再投资，并对其相对表现进行了跟踪，直至2020年12月31日。分离和分配前的历史价格进行了调整，以反映分离和分配的价值。下图所示的股价表现并不一定预示着未来的股价表现。
*于2015年12月31日投资100美元于股票、指数或同业集团，包括股息的再投资。
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| | 12/15 | | 12/16 | | 12/17 | | 12/18 | | 12/19 | | 12/20 |
| EQT公司 | $ | 100.00 | | | $ | 125.69 | | | $ | 109.60 | | | $ | 67.06 | | | $ | 39.01 | | | $ | 45.74 | |
| 标准普尔500指数 | 100.00 | | | 111.96 | | | 136.40 | | | 130.42 | | | 171.49 | | | 203.04 | |
| 标准普尔中型股400指数 | 100.00 | | | 120.74 | | | 140.35 | | | 124.80 | | | 157.49 | | | 179.00 | |
| 2019自建对等群(一) | 100.00 | | | 148.63 | | | 129.24 | | | 77.93 | | | 60.57 | | | 49.24 | |
| 2020自建对等组(B) | 100.00 | | | 132.65 | | | 108.37 | | | 72.36 | | | 49.65 | | | 50.87 | |
(a)2019年自建同业集团包括以下12家公司：Antero Resources Corp.、Cabot Oil&Gas Corp.、Chesapeake Energy Corp.、Cimarex Energy Co.、CNX Resources Corp.、Gulfport Energy Corp.、Murphy Oil Corp.、Ovintiv Inc.(前身为Encana Corp.)、QEP Resources，Inc.、Range Resources Corp.、SM Energy Co.和Southwest Energy Co.但它被排除在2019年自建Peer Group之外，因为它是在2020年收购的。
(b)2020自建Peer Group包括以下8家公司：Antero Resources Corp.、Cabot Oil&Gas Corp.、Chesapeake Energy Corp.、CNX Resources Corp.、Comstock Resources，Inc.、Gulfport Energy Corp.、Range Resources Corp.和Southwest Energy Co。2020自建Peer Group由我们关于2020年年度股东大会的最终委托书中规定的纳入我们2020业绩同行组的公司组成，并由董事会管理发展和薪酬委员会出于评估的目的而选择
第6项 选定的财务数据
不适用。
第7项。 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
以下对财务状况和经营结果的讨论和分析应与项目8“财务报表和补充数据”中的合并财务报表及其附注一并阅读。
综合运营结果
2020年净亏损9.67亿美元，稀释后每股3.71美元，与2019年12.22亿美元的净亏损12.22亿美元，稀释后每股4.79美元相比，改善了2.55亿美元。出现差异的主要原因是减值减少、股票交易所收益(在综合财务报表附注5中定义和讨论)、其他运营费用减少、折旧和损耗费用减少以及运输和加工费减少，但部分被营业收入减少、利息支出增加以及股息和其他收入减少所抵消。
见本公司年度报告中的项目7“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析”。表格310-K截至2019年12月31日止年度的综合经营业绩报告，以供讨论及分析截至2018年12月31日止年度的综合经营业绩，以供参考。
有关影响营业收入的项目的讨论，请参阅“销售量和收入”和“营业费用”；有关其他损益表项目的讨论，请参阅“其他损益表项目”。有关资本支出的讨论，请参阅“资本资源和流动性”下的“投资活动”。
平均已实现价格调节
下表提供了详细的天然气和液体业务信息，以帮助理解我们的综合业务，包括计算我们的平均实现价格(美元/Mcfe)，这是基于调整后的营业收入计算的，这是一项非GAAP补充财务衡量标准。调整后的营业收入之所以出现，是因为它是我们用来评估收益趋势的期间间比较的重要指标。调整后的营业收入不应被视为总营业收入的替代方案。有关调整后的营业收入与总营业收入(根据GAAP计算的最直接可比财务指标)的对账，请参阅“非GAAP财务衡量标准对账”。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2020 | | 2019 |
| (除非另有说明，否则以千计) |
| 天然气 | | | |
| 销售量(MMCF) | 1,418,774 | | | 1,435,134 | |
| 纽约商品交易所价格(美元/MMBtu)(A) | $ | 2.09 | | | $ | 2.63 | |
| BTU提升 | 0.11 | | | 0.13 | |
| 天然气价格(美元/mcf) | $ | 2.20 | | | $ | 2.76 | |
| | | |
| 基数(元/克)(B) | $ | (0.47) | | | $ | (0.28) | |
| 现金结算基差掉期(不指定为套期保值)(美元/mcf) | 0.05 | | | (0.04) | |
| 平均差额，包括现金结算基差掉期(美元/Mcf) | $ | (0.42) | | | $ | (0.32) | |
| | | |
| 平均调整价格(美元/mcf) | $ | 1.78 | | | $ | 2.44 | |
| 现金结算衍生品(未指定为套期保值)(美元/mcf) | 0.59 | | | 0.21 | |
| 天然气平均价格，包括现金结算的衍生品(美元/mcf) | $ | 2.37 | | | $ | 2.65 | |
| | | |
| 天然气销售，包括现金结算衍生产品 | $ | 3,359,583 | | | $ | 3,805,977 | |
| | | |
| 液体 | | | |
| 天然气液体(NGL)，不包括乙烷： | | | |
| 销售量(MMcfe)(C) | 44,702 | | | 44,082 | |
| 销售量(Mbbl) | 7,451 | | | 7,348 | |
| 价格(美元/桶) | $ | 20.51 | | | $ | 23.63 | |
| 现金结算衍生品(未指定为套期保值)(美元/桶) | (0.12) | | | 2.19 | |
| NGL平均价格，包括现金结算的衍生品(美元/桶) | $ | 20.39 | | | $ | 25.82 | |
| NGLS销量 | $ | 151,877 | | | $ | 189,718 | |
| 乙烷： | | | |
| 销售量(MMcfe)(C) | 29,489 | | | 23,748 | |
| 销售量(Mbbl) | 4,914 | | | 3,957 | |
| 价格(美元/桶) | $ | 3.48 | | | $ | 6.16 | |
| 现金结算衍生品(未指定为套期保值)(美元/桶) | — | | | 1.02 | |
| 乙烷平均价格，包括现金结算的衍生品(美元/桶) | $ | 3.48 | | | $ | 7.18 | |
| 乙烷销售量 | $ | 17,085 | | | $ | 28,414 | |
| 石油： | | | |
| 销售量(MMcfe)(C) | 4,827 | | | 4,932 | |
| 销售量(Mbbl) | 804 | | | 822 | |
| 价格(美元/桶) | $ | 25.57 | | | $ | 40.90 | |
| 石油销售 | $ | 20,574 | | | $ | 33,620 | |
| | | |
| 液体销售总量(MMcfe)(C) | 79,018 | | | 72,762 | |
| 液体销售总量(Mbbl) | 13,169 | | | 12,127 | |
| 液体产品销售总额 | $ | 189,536 | | | $ | 251,752 | |
| | | |
| 共计 | | | |
| 天然气和液体销售总额，包括现金结算的衍生品(D) | $ | 3,549,119 | | | $ | 4,057,729 | |
| 总销量(MMcfe) | 1,497,792 | | | 1,507,896 | |
| 平均实现价格(美元/麦克夫) | $ | 2.37 | | | $ | 2.69 | |
(a)截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度，我们的交易量加权NYMEX天然气价格(实际平均NYMEX天然气价格(美元/MMBtu))分别为2.08美元和2.63美元。
(b)基数代表天然气最终售价与NYMEX天然气价格之间的差额。
(c)NGL、乙烷和石油以每桶6McFe的速率转化为McFe。
(d)天然气和液体销售总额，包括现金结算的衍生品，在本报告中也被称为调整后的营业收入，这是一项非GAAP补充财务指标。
非GAAP财务指标对账
下表将调整后的营业收入(一种非GAAP补充财务指标)与总营业收入(根据GAAP计算的最直接可比财务指标)进行了核对。调整后的营业收入(在本报告中也称为天然气和液体销售总额，包括现金结算的衍生品)之所以列出，是因为它是我们用来评估收益趋势的期间间比较的重要指标。经调整的营业收入不包括结算前衍生工具公允价值变动、净营销服务和其他因素对收入的影响。我们使用经调整的营业收入来评估收益趋势，因为由于该指标剔除了结算前衍生工具公允价值经常波动的变化，该指标仅反映已结算衍生品合约的影响。净营销服务和其他主要包括管道产能释放的成本和回收。由于我们认为净营销服务和其他与我们的天然气和液体生产活动无关，调整后的营业收入不包括净营销服务和其他。我们认为，调整后的营业收入为投资者提供了有用的信息，用于评估盈利趋势的期间间比较。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2020 | | 2019 |
| (除非另有说明，否则以千计) |
| 营业总收入 | $ | 3,058,843 | | | $ | 4,416,484 | |
| 加(减)： | | | |
| 未被指定为套期保值的衍生品的收益 | (400,214) | | | (616,634) | |
| 未被指定为套期保值的衍生品收到的现金净结算额 | 897,190 | | | 246,639 | |
| 期内结算的衍生工具收到的保费 | 1,630 | | | 19,676 | |
| 网络营销服务和其他 | (8,330) | | | (8,436) | |
| 调整后的营业收入，非公认会计准则财务指标 | $ | 3,549,119 | | | $ | 4,057,729 | |
| | | |
| 总销售量(MMcfe) | 1,497,792 | | | 1,507,896 | |
| 平均实现价格(美元/麦克夫) | $ | 2.37 | | | $ | 2.69 | |
销售量和收入
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的年度， |
| | 2020 | | 2019 | | % |
| (除非另有说明，否则以千计) |
| 按页岩划分的销售量(MMcfe)： | | | | | |
| 马塞卢斯(A) | 1,314,801 | | | 1,270,352 | | | 3.5 | |
| 俄亥俄州尤蒂卡 | 177,864 | | | 231,545 | | | (23.2) | |
| 其他 | 5,127 | | | 5,999 | | | (14.5) | |
| 总销售额(B) | 1,497,792 | | | 1,507,896 | | | (0.7) | |
| | | | | |
| 日均销售量(MMcfe/d) | 4,092 | | | 4,131 | | | (0.9) | |
| | | | | |
| 营业收入： | | | | | |
| 天然气、天然气和石油的销售 | $ | 2,650,299 | | | $ | 3,791,414 | | | (30.1) | |
| 未被指定为套期保值的衍生品的收益 | 400,214 | | | 616,634 | | | (35.1) | |
| 网络营销服务和其他 | 8,330 | | | 8,436 | | | (1.3) | |
| 营业总收入 | $ | 3,058,843 | | | $ | 4,416,484 | | | (30.7) | |
(a)包括上泥盆统油井。
(b)NGL、乙烷和石油以每桶6McFe的速率转化为McFe。
天然气、天然气和石油的销售。与2019年相比，2020年天然气、NGL和石油的销售额下降，原因是平均实现价格下降和销售量下降。由于纽约商品交易所(NYMEX)下跌和不利的差价，平均实现价格下降，部分被更高的现金结算衍生品所抵消。2020年和2019年，我们分别收到了8.988亿美元和2.663亿美元的净现金结算，包括收到的净保费，这些衍生品没有被指定为对冲，这些衍生品包括在平均实现价格中，但可能不包括在营业收入中。与2020年相比，2020年的销售量有所下降
至2019年，主要由于我们作出了从2020年5月至2020年11月临时减产的战略决定(战略减产)，导致销售量减少了约46Bcfe。由于2020年资产剥离(在合并财务报表附注7中定义)，2020年的销售额也比2019年下降了16Bcfe。这些减少被全年生产正常运行时间的增加和对销售量产生积极影响而实现的运营效率以及收购雪佛龙公司带来的大约12Bcfe的增长部分抵消了。
未被指定为套期保值的衍生品的收益。2020年，我们确认了未指定为对冲的衍生品收益4.02亿美元，而2019年为6.166亿美元。2020年和2019年的收益主要与我们的NYMEX掉期和期权的公平市场价值因NYMEX远期价格上涨而下降有关。
营业费用
下表显示了我们与生产相关的运营费用信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的年度， |
| | 2020 | | 2019 | | % |
| (除非另有说明，否则以千计) |
| 业务费用： | | | | | |
| 采集 | $ | 1,068,590 | | | $ | 1,038,646 | | | 2.9 | |
| 传输 | 506,668 | | | 588,302 | | | (13.9) | |
| 加工 | 135,476 | | | 125,804 | | | 7.7 | |
| 租赁运营费用(LOE)，不包括生产税 | 109,027 | | | 84,501 | | | 29.0 | |
| 生产税 | 46,376 | | | 69,284 | | | (33.1) | |
| 探索 | 5,484 | | | 7,223 | | | (24.1) | |
| 销售、一般和行政 | 174,769 | | | 170,611 | | | 2.4 | |
| | | | | |
| 生产损耗 | $ | 1,375,542 | | | $ | 1,524,112 | | | (9.7) | |
| 其他折旧和损耗 | 17,923 | | | 14,633 | | | 22.5 | |
| 折旧和损耗合计 | $ | 1,393,465 | | | $ | 1,538,745 | | | (9.4) | |
| | | | | |
| 每单位(美元/麦克菲)： | | | | | |
| 采集 | $ | 0.71 | | | $ | 0.69 | | | 2.9 | |
| 传输 | 0.34 | | | 0.39 | | | (12.8) | |
| 加工 | 0.09 | | | 0.08 | | | 12.5 | |
| LOE，不包括生产税 | 0.07 | | | 0.06 | | | 16.7 | |
| 生产税 | 0.03 | | | 0.05 | | | (40.0) | |
| 探索 | — | | | — | | | — | |
| 销售、一般和行政 | 0.12 | | | 0.11 | | | 9.1 | |
| 生产损耗 | 0.92 | | | 1.01 | | | (8.9) | |
聚集在一起。由于综合GGA(在综合财务报表附注5中定义)导致较高的采集率结构，2020年的采集费按绝对值和按Mcfe计算均较2019年有所增加，这是由于综合GGA的结果是更高的采集率结构(定义见综合财务报表附注5)由于战略性减产导致采集量下降，部分抵消了这一影响。我们预计，从山谷管道投入使用之日起，综合GGA将实现费用减免和较低的收集率结构。
变速箱。与2019年相比，2020年的输电费用在绝对值和单位麦克菲的基础上有所下降，这主要是由于德克萨斯州东部输电管道释放了运力，并从德克萨斯州东部传输管道获得了信用，但田纳西州天然气管道增加运力导致的成本上升部分抵消了这一影响。
洛伊。与2019年相比，2020年的LOE绝对值和人均LOE都有所增加，这主要是因为我们更加关注优化当前生产油井的产量，以及盐水处理成本上升，导致维修和维护成本上升。
生产税。与2019年相比，2020年的生产税在绝对和按麦克菲的基础上有所下降，这主要是由于遣散费和宾夕法尼亚州影响费用的降低，这是大宗商品价格下降的结果。
折旧和损耗。与2019年相比，2020年的生产消耗量在绝对值和每立方米的基础上都有所下降，这主要是由于年度消耗率较低和产量较低。
无形资产摊销。2020年无形资产摊销为2600万美元，而2019年为3590万美元。减少主要是由于2019年第三季度确认的无形资产减值，如下所述，这降低了摊销比率。无形资产于2020年11月全额摊销。
长期资产的减值/出售/交换损失。于2020年，我们确认长期资产销售/交换亏损1.07亿美元，其中6160万美元与2020年资产交换交易相关(在合并财务报表附注6中定义和讨论)，3910万美元与资产出售相关(在合并财务报表附注7中描述)。2019年第四季度，我们记录了11.244亿美元的长期资产减值，其中10.357亿美元与我们位于俄亥俄州尤蒂卡的非战略性资产相关，8870万美元与我们的宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州尤蒂卡资产相关。减值的主要原因是天然气价格低迷和我们发展战略的变化。2019年第三季度，我们记录了与2019年资产交换交易相关的长期资产交换亏损1390万美元(在合并财务报表附注6中定义和讨论)。有关2019年减值测试的讨论，请参见合并财务报表附注1。
无形资产和其他资产的减值。于2020年第四季度，我们确认减值3,470万美元，其中2,280万美元与我们对我们某些使用权租赁资产的公允价值低于其账面价值的评估有关，1,190万美元与预期信贷损失导致的某些非经营性应收账款减值有关。在2019年第三季度，我们确认了1540万美元的无形资产减值，这些无形资产与赖斯能源公司(Rice Energy Inc.)前高管(现在是我们的员工)的竞业禁止协议相关。
租约的减值和期满。2020年的减值和租约到期为3.067亿美元，而2019年为5.564亿美元。这一下降是由于我们将战略重点转向核心发展机遇以及市场状况的变化，导致2019年租赁到期数量增加。
其他营业费用。2020年的其他运营费用为2850万美元，主要涉及交易、法律准备金的变化，包括和解和重组。2019年1.994亿美元的其他运营费用主要与重组有关，原因是裁员导致遣散费和其他解雇福利得到确认，法律准备金发生变化，包括和解、合同终止和代理权竞争。见合并财务报表附注1。
其他损益表项目
在Equitrans股票交易所获得的收益。于2020年第一季度，我们确认了综合财务报表附注5所述的Equitrans股票交易所收益。
在Equitrans Midstream公司的投资亏损。我们对Equitrans Midstream的投资按公允价值记录，方法是将Equitrans Midstream普通股的收盘价乘以我们拥有的Equitrans Midstream普通股的股数。公允价值变动在综合经营报表中计入对Equitrans Midstream Corporation的投资亏损。我们对Equitrans Midstream的投资随着Equitrans Midstream股价的变化而波动，截至2020年12月31日和2019年12月31日，Equitrans Midstream的股价分别为8.04美元和13.36美元。注意，出售我们50%的Equitrans Midstream普通股的影响被记录为减少了对Equitrans Midstream的投资，同时我们确认了Equitrans股票交易所的收益。见合并财务报表附注5。
股息和其他收入。与2019年相比，2020年的下降主要是由于我们在Equitrans Midstream的投资收到的股息减少，这是由于我们拥有的Equitrans Midstream的普通股数量减少。
债务清偿损失。于二零二零年，吾等确认与偿还本公司4.875%优先票据、2.50%优先票据、3.00%优先票据、浮动利率票据及定期贷款安排(定义及讨论见综合财务报表附注10)的全部或部分债务清偿亏损。见合并财务报表附注10。
利息支出。与2019年相比，2020年的利息支出有所增加，原因是2020年发行的新债务利息增加，以及2020年发行的信用证利息增加。上述增幅因偿还本公司8.125厘优先票据、4.875厘优先票据、浮动利率票据及2.50厘优先票据的全部或部分利息而部分抵销，以及我们信贷安排的借款减少。见合并财务报表附注10。
可调整利率票据(于综合财务报表附注10所界定及讨论)项下的经调整利率不能超过可调整利率票据票面所载原始利率的2%；然而，若我们的信用评级有所改善，可调整利率票据项下的利率可降至与可调整利率票据票面所载原始利率相同的低利率。
所得税优惠。见合并财务报表附注9。
油气性质的减损
有关我们的会计政策和与石油和天然气资产减值相关的重大假设的讨论，请参阅“关键会计政策和估计”和合并财务报表附注1。另见项目1A：“风险因素--天然气、天然气和石油价格下降，以及我们发展战略的变化，已导致我们的某些资产减值。未来大宗商品价格的下降、经营成本的增加或油井业绩的不利变化或我们发展战略的进一步变化可能会导致我们资产的账面价值进一步减记，包括长期无形资产，这可能会对我们未来的经营业绩产生重大不利影响。”
资本资源与流动性
虽然我们不能提供任何保证，但我们相信经营活动的现金流和我们信贷安排下的可获得性应足以满足我们的现金需求，包括但不限于至少未来12个月的正常运营需求、偿债义务、计划资本支出和承诺，根据目前的预期，至少在未来12个月内，以及在长期内，我们的现金需求应足以满足我们的现金需求。
信贷安排
我们主要使用信贷安排项下的借款来满足营运资金需求、资本支出与其他现金用途之间的时间差、经营活动的现金流、衍生工具的保证金要求以及信用保证要求(包括抵押品)，以支持我们的中游服务合同、合资企业安排或建筑合同。有关我们的信贷安排的进一步讨论，请参阅合并财务报表附注10。
已知的合同债务和其他债务；计划资本支出
购买义务。我们在现有的长期合同和与各种管道签订的具有约束力的先例协议中都有按需收费的承诺，其中一些协议的期限长达20年或更长时间.“我们已经达成协议，释放这些长期合同下的部分产能.”我们还承诺提高处理能力，以便从天然气流中提取较重的液态碳氢化合物。截至2020年12月31日，这些项目的未来付款总额为248亿美元，其中2021年为13亿美元，2022年为17亿美元，2023年为18亿美元，2024年为19亿美元，2025年为18亿美元，2026年至2042年为163亿美元。我们还承诺购买设备、材料、压裂砂作为水力压裂作业的支撑剂，以及与某些水协议相关的最低用量承诺。截至2020年12月31日，这些合同下的未来承诺在2021年为9650万美元，2022年为1430万美元。
合同承诺。根据我们的债务协议，我们有合同承诺，包括支付利息和偿还本金。请参阅综合财务报表附注10以作进一步讨论，包括本金偿还的时间。
未确认的税收优惠。正如综合财务报表附注9所述，截至2020年12月31日，我们有1.812亿美元的未确认税收优惠准备金，其中9030万美元与一般营业税抵免结转和NOL的递延税项资产相抵销。我们目前无法向税务机关就这些潜在负债的现金结算期作出合理可靠的估计。
计划资本支出。2021年，我们预计总资本支出约为11亿至12亿美元，不包括可归因于非控股权益的金额。由于我们是很大一部分土地的经营者，这些资本支出的数额和时间在很大程度上是可自由支配的。我们可以选择推迟2021年计划的资本支出的一部分，这取决于各种因素，包括天然气、NGL和石油的当前和预期价格；必要设备、基础设施和资本的可用性；所需监管许可和批准的接收和时间；以及钻井、完工和收购成本。
经营活动
2020年，运营活动提供的净现金为15.38亿美元，而2019年为18.52亿美元。减少的主要原因是现金运营收入下降和营运资本支付的不利时机，但部分抵消了未被指定为对冲的衍生品的现金结算增加，2020年收到的所得税退款和利息为4.4亿美元，以及现金运营费用下降。
我们经营活动的现金流受到大宗商品市场价格变动的影响。我们无法预测远期条带定价所反映的当前市场观点之外的这种走势。请参阅项目1A“风险因素--天然气、天然气和石油价格波动，或天然气、天然气和石油价格长期处于低位，可能对我们的收入、盈利能力、未来增长率、流动性和财务状况产生不利影响。”以获取更多信息。
投资活动
2020年用于投资活动的净现金为15.56亿美元，而2019年为16.01亿美元。减少的原因是由于我们的战略重点从生产增长转向资本效率，以及从资产出售和Equitrans股票交易所获得的现金，导致资本支出减少。如附注6所述，用于收购的现金部分抵消了减少额.
下表总结了我们的资本支出。
| | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的几年， |
| 2020 | | 2019 |
| (百万) |
| 储备开发 | $ | 839 | | | $ | 1,377 | |
| 土地及租契(A) | 121 | | | 195 | |
| 大写间接费用 | 51 | | | 77 | |
| 资本化利息 | 17 | | | 24 | |
| 其他生产基础设施 | 40 | | | 97 | |
| 其他公司项目 | 11 | | | 3 | |
| 资本支出总额 | 1,079 | | | 1,773 | |
| (扣除)增加非现金项目(B) | (37) | | | (171) | |
| 现金资本支出总额 | $ | 1,042 | | | $ | 1,602 | |
(a)截至2020年12月31日的一年中，可归因于非控股权益的资本支出为490万美元。
(b)代表非现金资本支出的净影响，包括资本化的基于股份的薪酬成本、工作利息合作伙伴应收账款的时间安排和应计资本支出的影响。应计资本支出的影响包括冲销上期应计项目以及本期估计数。
融资活动
2020年，融资活动提供的净现金为3200万美元，而2019年融资活动使用的净现金为2.49亿美元。2020年，融资现金流的主要来源是发行债务和股权的净收益，融资现金流的主要用途是净偿还债务。2019年，融资现金流的主要用途是净偿还债务和信贷安排借款，融资现金流的主要来源是定期贷款安排借款的净收益。有关我们债务的进一步讨论，请参阅合并财务报表附注10。
2020年3月26日，我们宣布暂停普通股的季度现金股息，以加快用于我们去杠杆化计划的现金流。
根据我们实际和预期的流动资金来源和用途、当时的市场状况和其他因素，我们可能会不时寻求通过在公开市场购买现金或私下协商的交易来偿还或回购我们的未偿还债务或股权证券。任何此类交易所涉及的金额都可能是重大的。此外，我们计划出售我们在Equitrans Midstream公司普通股中剩余的留存股份，并用所得资金减少我们的债务。
见本公司年度报告中的项目7“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析”。表格310-K截至2019年12月31日止年度的报告，以供讨论及分析截至2018年12月31日止年度的经营、投资及融资活动，以供参考。
安全评级 和 融资触发器
下表反映了在2021年2月12日分配给我们债务工具的信用评级和评级展望。我们的信用评级和评级展望可能会随时被分配评级机构修改或撤回，每个评级都应该独立于任何其他评级进行评估。如果评级机构认为情况需要，我们不能保证评级将在任何给定的时间内保持有效，也不能确保评级机构不会下调或撤销评级。有关什么是投资级的进一步讨论，请参见合并财务报表附注3。
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| 评级机构 | | 高级官员笔记 | | 展望 |
| 穆迪投资者服务公司(Moody‘s) | | Ba2 | | 稳定 |
| 标准普尔评级服务(S&P) | | bb | | 稳定 |
| 惠誉评级服务(Fitch Ratings Service) | | bb | | 正性 |
信用评级的变化可能会影响我们进入资本市场的机会、通过我们的信用额度下的利率和费用产生的短期债务成本、可调整利率票据的利率、新的长期债务的可用利率、我们的投资者池和资金来源、我们场外衍生工具的借款成本和保证金要求以及支持我们的中游服务合同、合资安排或建筑合同的信用保证要求(包括抵押品)。我们场外衍生工具的保证金存款也受到信用评级以外的因素的影响，例如我们与对冲交易对手之间的协议中规定的天然气价格和信用门槛。截至2021年2月12日，我们的信贷安排下有足够的未使用的借款能力(扣除信用证)，以满足我们的交易对手根据我们的场外衍生品工具、中游服务合同和其他合同被允许向我们要求保证金或其他抵押品的任何请求。截至2021年2月12日，此类担保可能高达约10亿美元，包括信用证、场外衍生品保证金存款和其他抵押品，总计约9亿美元。有关详细信息，请参阅合并财务报表附注3和附注10。
我们的债务协议和其他财务义务包含各种条款，如果不遵守这些条款，可能会导致我们信贷安排下的违约或违约事件，强制部分或全部偿还未偿还金额，降低贷款能力或采取其他类似行动。债务协议下最重要的违约契约和违约事件涉及维持债务与总资本的比率、限制与附属公司的交易、破产事件、不支付预定本金或利息、加快其他金融义务和改变控制条款。我们的信贷安排包含金融契约，要求我们的总债务与总资本之比不超过65%。这一比率的计算不包括累计其他综合收益的影响。截至2020年12月31日，我们遵守了所有债务条款和公约。
有关我们信贷安排下的借款的讨论，请参阅合并财务报表的附注10。
商品风险管理
我们的大宗商品风险管理计划的绝大部分与我们生产的天然气的对冲销售有关。我们对冲计划的总体目标是保护现金流不受大宗商品价格变化风险的不当敞口。我们使用的衍生商品工具主要是掉期、套头和期权协议。这个
下表汇总了截至2021年2月12日我们的NYMEX对冲头寸截至2024年的大致数量和价格。
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| | 2021 (a) | | 2022 | | 2023 | | 2024 | | |
| 掉期： | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 1,082 | | | 455 | | | 69 | | | 2 | | | |
| 平均价格(元/戴德梁) | $ | 2.71 | | | $ | 2.66 | | | $ | 2.48 | | | $ | 2.67 | | | |
| 呼叫-净空头： | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 407 | | | 284 | | | 77 | | | 15 | | | |
| 平均空头执行价(元/戴德梁) | $ | 2.91 | | | $ | 2.89 | | | $ | 2.89 | | | $ | 3.11 | | | |
| 看跌期权-净多头： | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 227 | | | 135 | | | 69 | | | 15 | | | |
| 平均长期执行价($/DTH) | $ | 2.59 | | | $ | 2.35 | | | $ | 2.40 | | | $ | 2.45 | | | |
| 固定价格销售额(B)： | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 72 | | | 4 | | | 3 | | | — | | | |
| 平均价格(元/戴德梁) | $ | 2.50 | | | $ | 2.38 | | | $ | 2.38 | | | $ | — | | | |
(a)2021年全年。
(b)固定价格和NYMEX价格之间的差额包含在我们在“平均实现价格对账”中的价格对账中显示的平均差额中。固定价格的天然气销售协议可以实物结算，也可以财务结算。
2021年、2022年、2023年和2024年，我们分别签订了大约18MMDth、18MMDth、88MMDth和11MMDth的天然气销售协议，其中包括NYMEX的平均最高价格分别为3.17美元、3.17美元、2.84美元和3.21美元。我们还签订了衍生工具来对冲基差。我们可能会不时使用其他合同协议来实施我们的大宗商品对冲策略。
在2020年，我们购买了4700万美元的净期权，主要目的是减少未来可能于2021年、2022年和2023年到期给Equitrans Midstream的与合并GGA规定的Henry Hub现金奖金(在合并财务报表附注5中定义和讨论)相关的基于NYMEX的未来付款。
有关我们套期保值计划的进一步讨论，请参阅项目7A“关于市场风险的定量和定性披露”和合并财务报表附注3。
表外安排
有关我们担保的讨论，请参阅合并财务报表附注17。
承诺和或有事项
在正常业务过程中，针对我们的各种法律和监管索赔和诉讼正在待决或受到威胁。*虽然索赔金额可能很大，但我们无法确切地预测此类索赔和诉讼的最终结果。*我们在实际发生或有损失时应计法律和其他直接成本。吾等已建立我们认为适合处理待决事项的储备，并在征询法律意见及适当考虑现有保险后，吾等相信任何悬而未决事项的最终结果不会对吾等的财务状况、经营业绩或流动资金造成重大影响。有关我们的承诺和或有事项的讨论，请参阅合并财务报表附注16。见项目3.“法律诉讼”。
近期发布的会计准则
我们最近发布的会计准则载于合并财务报表附注1。
关键会计政策和估算
我们的重要会计政策在合并财务报表附注1中进行了说明。管理层对合并财务报表和经营结果的讨论和分析是基于我们的合并财务报表，这些报表是按照公认会计准则编制的。编制合并财务报表需要管理层做出影响资产、负债、收入和财务报表报告金额的估计和判断。
以下经本公司董事会审核委员会(审核委员会)审阅的关键会计政策涉及我们在编制综合财务报表时使用的更重要的判断和估计。实际结果可能与我们的估计不同。
核算天然气、天然气和石油生产活动。我们使用成功努力法来核算我们的油气生产活动。
当事件或情况表明剩余的账面价值可能无法收回时，我们将审查已探明油气资产的账面价值是否减值。为了确定我们的石油和天然气资产是否发生了减值，我们将估计的预期未贴现未来现金流与这些资产的账面价值进行比较。估计的未来现金流基于已证实的、风险调整后的可能储量以及与我们用于内部规划和预算目的的假设大致一致的假设，这些假设包括(除其他外)资产的预期用途、预期储量产量。未来运营成本和通胀。已探明的油气资产的账面价值超过了估计的未来未贴现现金流，减记为公允价值，公允价值是通过使用贴现率和市场参与者在公允价值估计中使用的其他假设对估计的未来现金流进行贴现来估计的。
未探明油气资产的资本化成本至少每年在预期基础上评估可采收率。潜在减值的指标包括经济因素、业务战略潜在转变和历史经验造成的变化。*随着租赁期临近和钻探活动尚未开始，未探明油气资产减值的可能性增加。如果我们不打算在租约到期之前钻探该物业，或在租约到期前没有意图和能力延长、续签、交易或出售租约，则减值费用将被记录。
我们认为，对天然气、天然气和石油生产活动进行核算是一项“关键的会计估计”，因为对已探明资产减值的评估涉及对未来事件的重大判断，例如未来天然气和天然气的销售价格和未来的生产成本，以及记录的天然气和天然气的数量和恢复的时间。这些估计的重大变化可能导致我们已证实和未证实的财产的成本无法收回；因此，我们将被要求确认减值。有关我们已探明和未探明油气资产减值的更多信息，请参阅“石油和天然气资产减值”和合并财务报表附注1。
石油和天然气储量。根据SEC法规S-X规则4-10的定义，探明油气储量是指通过对地学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出，在提供经营权的合同到期之前，从已知油藏的给定日期起，在现有经济条件、运营方法和政府法规下，可以经济地生产的石油和天然气储量，除非有证据表明，无论使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。
我们对已探明储量的估计每年都会使用地质、油藏和生产动态数据进行重新评估。储量估算由我们的工程师准备，并由独立工程师审计。修订可能是由于油藏动态、开发计划、价格、运营成本、经济状况和政府限制等方面的变化。例如，价格的下降可能会导致某些已探明储量的减少，因为更早达到经济极限。估计储量的重大变化可能会对枯竭率计算和我们的综合财务报表产生影响。
我们根据销售价格和成本，使用12个月平均价格估算未来天然气、NGL和原油储备的净现金流，该价格是12个月期间内每个月的月初价格的未加权算术平均值，因此在随后的期间可能会发生变化。我们的运营成本、生产和从价税以及未来开发成本都是基于当前成本计算的，不会升级。所得税费用以未来法定税率和现行法律规定的税收减免和抵免为基础。
我们认为，石油和天然气储量是一项“关键的会计估计”，因为我们必须定期重新评估已探明储量，以及对未来产量、生产成本和开发支出时间的估计。未来的运营业绩以及我们任何季度或年度的综合资产负债表的实力，都可能受到我们假设变化的重大影响。这些估计的重大变化可能导致我们的估计储量发生变化，这可能导致我们的生产损耗费用发生实质性变化。有关我们石油和天然气储量的更多信息，请参阅“石油和天然气资产减值”。
所得税。我们确认在合并财务报表或纳税申报表中包含的事件的预期未来税收后果的递延税项资产和负债。
我们记录了由联邦和州NOL结转、AMT抵免结转、其他联邦税收抵免结转、未实现产能合同损失、奖励补偿和证券投资产生的递延税项资产。我们已经为主要与联邦和州NOL结转以及我们在Equitrans Midstream的投资相关的部分递延税项资产设立了估值津贴，因为我们认为这些递延税项资产更有可能无法完全变现。我们针对州政府和与我们在Equitrans Midstream的投资相关的部分联邦递延税项资产设立了估值津贴，因为由于资本损失的限制，预计公允价值损失在税收方面不会完全实现。由于我们相信未来的应税收入来源、扭转暂时性差异和其他税务筹划策略将足以实现递延税项资产，因此没有设立其他重大的估值免税额。我们的估值免税额的变化将影响我们在作出此类决定期间的所得税支出和净收入。
我们估计了因不确定的税收状况而记录的财务报表收益金额。见我们的合并财务报表附注9。
我们认为所得税是“关键的会计估计”，因为我们必须评估我们的递延税项资产从未来的应税收入中收回的可能性，并对不确定的税收头寸记录的财务报表收益金额作出判断。当评估是否应该建立估值免税额时，我们会判断部分或全部递延税项资产是否更有可能(超过50%的可能性)无法变现。为了确定是否需要估值免税额，我们考虑了所有可用的证据，包括结转、税收等。递延税项资产和负债以及预测未来应税收入的冲销。为了确定为不确定税位记录的财务报表收益金额，我们考虑使用报告日的事实、情况和信息对不确定税位进行最终结算时可能实现的结果的金额和概率。*只要估值津贴或不确定税位在一段时间内建立或增加或减少，我们就会在综合经营表中记录所得税费用或收益。任何季度或年度的未来运营结果都可能是现实的。我们会在综合经营表中记录所得税费用或收益。任何季度或年度的未来运营结果都可能是实质性的。*如果在一段时间内建立或增加或减少估值津贴或不确定税收头寸，我们将在综合经营表中记录所得税费用或收益。任何季度或年度的未来运营业绩都可能成为现实未来应税收入或纳税筹划策略的改变可能会影响我们利用递延税收资产的能力，这将增加或减少我们的所得税支出和已支付的税款。
衍生品公司。我们签订衍生商品工具合约主要是为了减少与未来天然气生产销售相关的商品价格风险。
我们使用报价市场价格估算我们金融工具的公允价值。如果没有报价市场价格，公允价值是基于使用基于市场的参数(包括远期曲线、贴现率、波动性和非履行风险)作为输入的模型。不履行风险考虑我们的信用状况对负债公允价值的影响，以及交易对手的信用状况对资产公允价值的影响。我们通过分析公开的市场信息来估计不履行风险，包括比较信用评级与我们的信用评级相似的债务工具的收益率或交易对手的信用评级与无风险工具的收益率。综合财务报表中报告的价值随着这些估计进行修订以反映实际结果，或者随着市场状况或其他因素的变化而变化，其中许多因素不是我们所能控制的。
我们相信衍生工具是“关键的会计估计”，因为由于NYMEX天然气价格和基数的波动，衍生工具的市值变化会对我们的财务状况和经营结果产生重大影响。未来任何季度或年度的经营业绩都可能受到我们假设变化的重大影响。有关天然气市场价格假设涨跌10%的讨论，请参阅项目7A“关于市场风险的定量和定性披露”。
或有事项和资产报废义务。我们涉及在正常业务过程中出现的各种法律和监管程序。“我们根据我们对可能发生的损失和损失金额可以合理估计的评估，记录或有事项的责任。”我们在进行这些评估时考虑了许多因素，包括历史经验和事项细节。估计数是在与法律顾问协商后制定的，并基于对潜在结果的分析。
我们根据对结算金额和时间的估计，应计资产报废义务的负债。对于油气井，我们的封堵和废弃义务的公允价值是在发生义务时记录的，通常是在油井被挖泥的时候。
我们认为或有事项和资产报废债务是“关键会计估计”，因为我们必须评估与或有事项相关的损失概率，以及资产报废债务清偿的预期金额和时间。此外，我们必须确定未来负债的估计现值。任何季度或年度的未来经营业绩都可能受到我们假设变化的重大影响。如果我们因意外事件而蒙受的损失比我们预期的要高，我们可能会产生额外的成本来清偿这类债务。如果我们的资产报废义务的预期金额和时间发生变化，我们将被要求在未来期间调整我们负债的账面价值。
合同资产。在2020年第一季度，我们与Equitrans Midstream签订了两项股票购买协议，将我们持有的Equitrans Midstream普通股50%的所有权出售给Equitrans Midstream，以换取根据我们与Equitrans Midstream附属公司EQM的某些聚集协议，现金和利率减免相结合。税率减免是通过执行综合GGA(在注释5中定义和讨论)来实现的 合并财务报表)。我们记录了一项合同资产，代表综合GGA提供的差饷减免的估计公允价值。公允价值计算中使用的主要假设包括估计产量预测、基于市场的折扣率以及对山谷管道投入使用日期的概率加权估计。从山谷管道的启用日期开始，我们将在大约四年的时间内确认合同资产的摊销，其方式与我们实现综合GGA提供的费率减免的经济利益的预期时间一致。
我们认为合并的GGA合同资产是一个“关键会计估计”，因为合同资产估值中使用的假设涉及重大判断。未来任何季度或年度的经营业绩都可能受到我们假设变化的重大影响。山谷管道投产日期的估计产量预测、基于市场的贴现率或概率加权估计的变化可能会导致合同资产的估值发生变化。
可转换票据。在2020年第二季度，我们发行了可转换票据(在合并财务报表附注10中定义和讨论)。
在发行时，我们将可转换票据分为负债部分和权益部分。负债部分的账面值是通过计量没有相关可转换特征的类似债务工具的公允价值来计算的。代表转换选择权的权益部分的账面金额是通过从可转换票据的本金价值中减去负债部分的公允价值来确定的。只要权益成分继续满足权益分类条件，就不会重新计量。负债部分本金金额超过账面金额(债务折价)的部分将按实际利率法在可转换票据期限内摊销为利息支出。发行成本根据可转换票据的相对公允价值分配给负债和权益部分。
关于可转换票据发售，我们签订了封顶看涨期权交易(在综合财务报表附注10中定义和讨论)。有上限的看涨期权交易与可转换票据是分开的。被封顶的看涨交易记录在股东权益中，没有计入衍生品。购买有上限的看涨交易的成本被记录为股本减少，将不会重新计量。
在转换可转换票据时，我们打算通过向可转换票据持有人支付或交付相当于债务本金的现金和超过债务本金的EQT普通股，来使用一种联合结算方式来履行我们的结算义务。因此，我们使用库存股方法计算稀释每股收益(EPS)，该工具的现金结算部分的稀释EPS分子没有调整。
我们认为可转换票据的会计复杂性是一项“关键会计估计”，因为我们使用判断来确定资产负债表分类、确定有上限的看涨交易的处理方式以及确定是否存在任何衍生品，这些衍生品可能需要在适用的会计指导下单独核算。未来任何季度或年度的经营业绩都可能受到我们假设变化的重大影响。
企业合并。企业合并会计要求公司记录按公允价值取得的可识别资产和负债。
2020年第四季度，我们完成了对雪佛龙的收购。在对雪佛龙的收购进行会计核算时，使用的最重要的假设包括用于估计收购的油气资产的公允价值、收购的中游收集资产投资和收购的合同负债的假设。我们使用经风险调整的税后贴现现金流分析计算收购的已探明油气资产(包括正在开发的油井)的公允价值，该分析基于以下关键假设：未来大宗商品价格、预计储量数量、估计未来开采率、预计储量采收率、未来开发和运营成本的时间和金额以及加权平均资本成本。我们采用基于以下关键假设的准则交易法计算收购的未探明物业的公允价值：从市场参与者的角度看未来发展计划和每未开发英亩的价值。我们主要使用基于以下关键假设的贴现现金流分析来计算我们在中游集合资产投资的公允价值：预计收入、费用和资本支出。我们使用基于以下主要假设的估计未来成交量和年度合同承诺计算收购合同负债的公允价值，该折现基础是基于以下主要假设：估计未来成交量和市场参与者债务成本。
我们认为，企业合并是“关键的会计估计”，因为对收购资产和负债的估值涉及对未来事件的重大判断。未来任何季度或年度的经营业绩都可能受到我们假设变化的重大影响。
第7A项。 关于市场风险的定量和定性披露
商品价格风险和衍生工具。我们的主要市场风险敞口是天然气和天然气未来价格的波动。由于大宗商品价格的波动性，我们无法预测我们最终销售点的天然气和天然气市场价格未来的潜在走势，因此无法预测价格对我们运营的最终影响。天然气和天然气价格持续低迷或持续大幅下跌，可能会对我们的发展计划产生不利影响，这将减慢我们的开发速度和已探明储量的水平。天然气和NGL价格的上涨可能伴随或导致钻井成本增加、生产税增加、租赁运营费用增加、我们储存资产的季节性天然气价差波动增加，以及最终用户保护或改用替代燃料的增加。此外，如果我们以低于当前市场价格的价格对产量进行对冲，我们将不会完全受益于天然气价格的上涨。
我们套期保值计划的总体目标是保护现金流不受大宗商品价格变化风险的过度影响。我们对衍生品的使用在综合财务报表附注3和项目7“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”的“资本资源和流动性”下的“商品风险管理”中有进一步的描述。我们的场外衍生商品工具主要存放在金融机构，这些机构的信誉受到定期监测。我们主要通过衍生工具来对冲预期的产量销售。我们还签订了衍生工具，以对冲利率波动的基数和风险敞口。我们对衍生工具的使用是根据我们的对冲和金融风险委员会批准的一套政策实施的，并由我们的董事会审查。
对于用于对冲我们的预期产量销售的衍生品大宗商品工具(主要是NYMEX天然气价格)，我们设定了与面临价格风险的预期产量和销售水平相关的政策限制。出于交易目的，我们拥有的金融天然气衍生商品工具数量微不足道。
我们使用的衍生商品工具主要是掉期、套头和期权协议。这些协议可能要求根据商品两种价格之间的差额向交易对手付款或从交易对手收取付款。我们利用这些协议来对冲我们的纽约商品交易所和基差敞口。在执行我们的商品套期保值策略时，我们也可以使用其他合同协议。我们连续监测价格和生产水平，并根据需要对对冲的数量进行调整。
假设2020年12月31日和2019年12月31日天然气市场价格下降10%，将使我们的天然气衍生商品工具的公允价值分别增加约5.01亿美元和3.89亿美元。假设2020年12月31日和2019年12月31日天然气市场价格上涨10%，将使我们的天然气衍生商品工具的公允价值分别减少约4.95亿美元和3.95亿美元。为进行本次分析，我们将2020年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的天然气市场价变动10%应用于我们截至2020年12月31日和2019年12月31日的天然气衍生商品工具，以计算公允价值的假设变动。公允价值变动的厘定方法与综合财务报表附注4所述我们厘定衍生商品工具公允价值的正常程序相类似。
上述对我们衍生商品工具的分析不包括相同假设价格变动可能对我们的天然气实物销售产生的抵消影响。为对冲我们预测的天然气产量而持有的衍生商品工具组合接近我们预期的天然气实物销售的一部分；因此，假设衍生商品工具没有提前关闭，并且衍生商品工具继续有效地对冲基础风险的对冲，对我们与上述商品价格假设变化相关的预测产量的不利影响应该会被对天然气实物销售的有利影响所抵消。
倘相关实物交易或持仓于衍生商品工具到期日前结清，金融工具可能出现亏损，或衍生商品工具可能变得一文不值，由其终止日期或到期日(以较早者为准)的现行市值厘定。
利率风险。市场利率的变化会影响我们从现金、现金等价物和短期投资中赚取的利息，以及我们在信贷安排以及2020年6月30日完全赎回之前为我们的定期贷款安排支付的借款利率。我们为优先票据支付的利息都不会随着市场利率的变化而波动。在截至2020年12月31日的一年中，我们的信贷安排和定期贷款安排的借款利率提高1%，将使2020年的年度利息支出增加约500万美元。在截至2019年12月31日的一年中，我们在信贷安排、定期贷款安排和浮动利率票据下的借款利率提高1%，将使2019年的年度利息支出增加约1400万美元。
可调整利率票据的利率根据穆迪、标准普尔和惠誉对我们优先票据的信用评级的变化而波动。有关信用评级下调风险的讨论，见第1A项，“风险因素--我们的勘探和生产业务有大量的资本要求，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资.”利率的变化会影响我们固定利率债务的公允价值。见合并财务报表附注10进一步讨论我们的债务，见合并财务报表附注4讨论公允价值计量，包括我们债务的公允价值。
其他市场风险。如果我们的衍生品合约交易对手不履约，我们将面临信用损失。这种信用敞口仅限于公允价值为正的衍生品合约，公允价值为正的衍生品合约可能会随着市场价格的变化而变化。我们的场外衍生品工具主要与金融机构合作，因此，可能会受到影响这些公司个人以及整个金融业的事件的影响。我们使用各种流程和分析来监控和评估我们的信用风险敞口，包括监控当前的市场状况和交易对手的信用基本面。*信用敞口是通过基于交易对手信用基本面的信贷审批和限额来控制的。*为了管理信用风险水平，我们主要与投资级的金融交易对手进行交易，尽可能达成净额结算协议，并可能获得抵押品或其他担保。
截至2020年12月31日，我们的场外衍生品合约中约有47%，即4.56亿美元的公允价值为正。截至2019年12月31日，我们的场外衍生品合约中，约75%，即7.18亿美元的公允价值为正值。
截至2020年12月31日，我们没有任何衍生品合约违约，也不知道我们的衍生品合约有任何交易对手违约。在截至2020年12月31日的年度内，除了我们既定的公允价值程序中包括的正常非履约风险调整外，由于与信贷相关的担忧，我们没有对衍生品合同的公允价值进行调整。我们监控可能影响我们衍生品合约公允价值的市场状况。
我们面临着信贷客户在天然气、NGL和石油的实物销售中出现违约的风险。我们业务的应收收入和相关账款主要来自向位于阿巴拉契亚盆地的营销人员、公用事业公司和工业客户销售生产的天然气、NGL和石油，以及通过我们的运输组合可以进入的市场，包括墨西哥湾沿岸、中西部、美国东北部和加拿大的市场。我们还与某些加工商签订合同，代表我们销售部分NGL。
在我们的信贷融资银团中，大型金融机构中没有一家贷款机构持有此类融资承诺的10%以上。庞大的银团集团和每家银行相对较低的参与比例，预计将限制我们在银行业受到破坏或整合的风险。
第8项。 财务报表和补充数据
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| | | 页码参考 |
独立注册会计师事务所报告 | | 60 |
截至2020年12月31日的三个年度的合并经营报表 | | 67 |
截至2020年12月31日止三个年度的综合全面收益表 | | 68 |
截至2020年12月31日和2019年12月31日的合并资产负债表 | | 69 |
截至2020年12月31日的三个年度的合并现金流量表 | | 70 |
截至2020年12月31日止三年内各年度的综合权益报表 | | 71 |
合并财务报表附注 | | 72 |
独立注册会计师事务所报告书
致EQT公司股东和董事会
对财务报表的意见
我们审计了EQT公司及其子公司(本公司)截至2020年12月31日和2019年12月31日的合并资产负债表，截至2020年12月31日的三个年度各年度的合并经营、全面收益、现金流量和权益相关报表，以及指数第15(A)项所列的相关附注和财务报表附表(统称“合并财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司在2020年12月31日和2019年12月31日的综合财务状况，以及截至2020年12月31日的三年中每一年的综合运营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013框架)》中确立的标准，对公司截至2020年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2021年2月17日发布的报告对此发表了无保留意见。
意见依据
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们按照PCAOB的标准进行审计。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错误陈述的合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估所使用的会计原则和管理层所作的重大估计，以及评估财务报表的整体呈报。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
关键审计事项
以下传达的关键审计事项是指已传达或要求传达给审计委员会的当期财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变吾等对综合财务报表的整体意见，而吾等亦不会透过传达以下关键审计事项，就关键审计事项或与该等事项相关的账目或披露提供单独意见。
已探明石油和天然气属性的折旧、耗尽和摊销(DD&A)
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| 对该事项的描述 | 截至2020年12月31日，该公司已探明石油和天然气资产的账面净值为136.13亿美元，截至该年度的折旧、损耗和摊销(DD&A)费用为13.93亿美元。如附注1所述，在成功努力会计方法下，DD&A以成本中心为基础，采用生产单位法进行记录。根据公司内部工程师的估计，已探明的已开发储量用于计算油井及相关设备和设施的折旧以及无形钻探成本的摊销。总探明储量也是由该公司的工程师估计的，用于计算房地产收购的损耗。已探明的天然气、天然气液体(NGL)和石油储量估计是基于对原地碳氢化合物体积的地质和工程评估。在评估已探明的天然气、NGL和石油储量时，该公司的工程师在评估地质和工程数据时需要有重要的判断力。估计储量还需要选择投入，包括天然气、NGL和石油价格假设、未来运营和资本成本假设以及司法管辖区的税率等。由于估算天然气、NGL和石油储量涉及的复杂性，管理层聘请了独立工程师来审计公司内部工程师截至2020年12月31日编制的估算值。审计公司的DD&A计算特别复杂，因为需要使用内部工程师和独立工程师的工作，以及评估管理层对专家在估计已探明天然气、NGL和石油储量时所使用的上述投入的确定。 |
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| 我们是如何在审计中解决这一问题的 | 我们了解了情况，评估了设计，并测试了公司对其计算DD&A过程的控制的操作有效性，包括管理层对提供给专家用于估计已探明天然气、NGL和石油储量的财务数据的完整性和准确性的控制。
我们的审核程序包括(其中包括)评估本公司工程师的专业资格和客观性，该工程师主要负责监督内部工程人员和用于审核储量估计的独立工程师编制储量估计的过程。此外，我们还评估了上述专家在评估已探明天然气、NGL和石油储量时使用的财务数据和投入的完整性和准确性，将它们与来源文件达成一致，并确定和评估了佐证和相反的证据。对于已探明的未开发储量，我们通过评估开发预测与公司钻探计划的一致性以及相对于钻探计划的资金可用性，评估了管理层的开发计划是否符合SEC的规则，即未钻探的地点计划在五年内钻探，除非具体情况证明需要更长的时间。我们还测试了DD&A计算的数学准确性，包括将已探明的天然气、NGL和石油储量数量与公司的储量报告进行了比较。 |
对Equitrans天然气收集协议的核算
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| 对该事项的描述 | 如综合财务报表附注5所述，于2020年2月26日，本公司订立购股协议及综合集气协议(综合GGA)，根据该协议(其中包括)，本公司向Equitrans Midstream出售其持有的Equitrans Midstream普通股的50%股权，以换取本公司与Equitrans Midstream的联属公司EQM订立的若干收集合约项下约5,200万美元的现金及利率减免。综合GGA规定公司向EQM支付额外的现金奖金(Henry Hub现金奖金)，条件是NYMEX Henry Hub天然气结算价在特定时期内超过某些价格门槛的季度平均值。该公司最初记录这笔交易的入账包括确认一项合同资产，该合同资产代表综合GGA提供的4.1亿美元的税率减免的估计公允价值，以及与Henry Hub现金奖金相关的大约1.17亿美元的衍生负债。这些组成部分的公允价值的确定包括管理层的重大判断和假设，包括估计产量预测、未来商品价格和价格波动以及基于市场的折扣率。
审计公司对综合GGA合同资产和Henry Hub现金红利衍生负债的初始会计涉及高度主观性，因为公允价值的确定是基于上述对未来市场和经济状况的假设。此外，需要对相关协议的条款进行详细分析，以确定是否存在任何衍生品，这些衍生品可能需要在适用的会计指导下单独核算。 |
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| 我们是如何在审计中解决这一问题的 | 我们取得了了解，评估了设计，并测试了公司合并GGA会计控制的操作有效性。例如，我们测试了对管理层评估作为公允价值计算输入的上述重大假设的适当性的控制。我们还测试了管理层对合并GGA的评价，以及对具体特征和相关会计的识别和评估。
为测试综合GGA的初步账目，我们的审核程序包括(其中包括)检查相关协议和测试管理层对相关会计指引的应用，包括确定每笔交易组成部分的资产负债表分类以及识别安排中包括的任何衍生品。我们邀请具有专门技能和知识的专业人员协助评估综合GGA会计的适当性，包括就嵌入式特征的识别和分叉得出的结论。我们对公司估计的与Henry Hub期权相关的合同资产和衍生负债的公允价值的测试，除其他程序外，还包括评估所用的重要假设和测试基础数据的完整性和准确性。审计工作涉及使用我们的估值专家协助评估现金流模型中使用的方法的适当性，以及测试用于制定公允价值估计的重大市场相关假设，如未来商品价格和基于市场的贴现率。 |
可转换票据发行
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| 对该事项的描述 | 如综合财务报表附注10所述，本公司于2020年4月根据经修订的1933年证券法第144A条向合资格机构买家非公开发售2026年5月到期的本金总额为1.75%的可转换优先票据5亿美元。此外，公司还进行了单独的有上限的看涨期权交易，以减少可转换票据转换时对公司普通股的潜在摊薄。这些交易统称为可转换票据交易。为了核算可转换票据，公司必须将可转换票据分为负债和权益部分。负债部分的账面值是通过计量没有相关换算特征的类似债务工具的公允价值来计算的。权益部分的账面金额是通过从可转换票据的本金价值中减去负债部分的公允价值来确定的。
由于在确定可转换票据要素的资产负债表分类时需要作出判断，因此对公司可转换票据交易的会计进行审计是复杂的。此外，还需要对可转换票据交易的条款进行详细分析，以确定是否存在任何衍生品，这些衍生品可能需要在适用的会计指导下单独核算。 |
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| 我们是如何在审计中解决这一问题的 | 我们对可转换票据交易的控制进行了了解，评估了设计，并测试了控制的操作有效性。例如，我们测试了公司对可转换票据交易的初始确认和计量的控制，包括相关负债和股权部分的记录。我们还对可转换票据的评估、特定特征的识别和评估以及相关会计进行了测试。
为测试可换股票据交易的初步账目，我们的审核程序包括(其中包括)检查可换股票据交易的相关协议及测试管理层应用相关会计指引的情况，包括厘定每项交易的资产负债表分类及识别安排所包括的任何衍生工具。我们聘请了具有专业技能和知识的专业人士协助评估可转换票据会计的适当性，包括就嵌入特征的识别和分叉得出的结论。 |
已探明已探明储量的评估
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| 对该事项的描述 | 如综合财务报表附注6所述，本公司于截至2020年12月31日止年度内完成收购雪佛龙美国公司的阿巴拉契亚资产。该公司对此次收购的会计处理包括确定收购的已探明储量的公允价值。收购探明储量的公允价值的确定包括管理层的重大判断和假设，包括未来大宗商品价格、预期产量、未来运营成本和加权平均资本成本(WACC)。
审核本公司对已收购探明储量的估值涉及高度主观性，因为公允价值的确定是基于上述对未来市场和经济状况的假设。此外，公司工程人员制定的某些假设与前面重要审计事项中描述的储备估计一起用作现金流模型的输入。 |
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| 我们是如何在审计中解决这一问题的 | 我们取得了理解，对设计进行了评估，并测试了对公司评估已探明储量公允价值的过程的控制措施的操作有效性。例如，我们测试了对管理层评估重大假设的适当性的控制，这些假设是公允价值计算和管理层对估值模型的审查的输入。
我们的审核程序包括(其中包括)评估主要负责监督内部工程人员编制储量估计的公司工程师、用于审核估计的独立工程师以及用于协助确定某些收购资产的公允价值的外部估值专家的专业资格和客观性。我们对公司对收购的已探明储量的公允价值估计的测试包括(除其他程序外)评估所用的重要假设和测试基础数据的完整性和准确性。审计工作涉及使用我们的估值专家协助评估现金流模型中使用的方法的适当性，以及测试上述用于制定公允价值估计的重大市场相关假设。我们通过将现金流模型中使用的关键市场相关假设(包括未来天然气价格和WACC费率)与外部市场和第三方数据以及预期产量与独立工程师审计的储量估计进行比较，来评估管理层假设的合理性。 |
/s/安永律师事务所
自1950年以来，我们一直担任本公司的审计师。
匹兹堡，宾夕法尼亚州
2021年2月17日
独立注册会计师事务所报告书
致EQT公司股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013年框架)(COSO标准)中确立的标准，对EQT公司及其子公司截至2020年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，根据COSO标准，截至2020年12月31日，EQT公司及其子公司(本公司)在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制。
正如随附的管理层财务报告内部控制报告所示，管理层对财务报告内部控制有效性的评估和结论不包括雪佛龙收购中收购的资产的内部控制，这些资产包括在本公司截至2020年12月31日的2020年综合财务报表中，占总资产的5%，占截至2020年12月31日的年度综合营业收入的不到1%。我们对公司财务报告的内部控制审计也不包括对收购雪佛龙收购资产的财务报告内部控制的评估。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2020年12月31日和2019年12月31日的综合资产负债表，以及截至2020年12月31日的三个年度各年度的综合经营、全面收益、现金流量和权益相关报表，以及本公司第15(A)项所列指数中的相关附注和财务报表附表，我们于2021年2月17日的报告对此发表了无保留意见。
意见依据
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并对随附的《管理层财务报告内部控制报告》中财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是根据我们的审计对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定是否在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和操作有效性，以及执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的界定及其局限性
公司对财务报告的内部控制是一个过程，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，保证交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收支只有按照公司管理层和董事的授权才能进行；(2)提供合理的保证，以便于根据公认的会计原则编制财务报表，以及公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(2)提供合理的保证，以记录必要的交易，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并确保公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)对可能对财务报表产生重大影响的擅自收购、使用、处置公司资产的行为的预防或及时发现提供合理保证。
由于其固有的局限性，对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测也存在这样的风险，即由于条件的变化，控制可能会变得不充分，或者对政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/安永律师事务所
匹兹堡，宾夕法尼亚州
2021年2月17日
EQT公司及其子公司
合并经营报表
截至十二月三十一日止的年度，
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| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | (千人，不包括每股美元) |
| 营业收入： | | | | | |
| 天然气、天然气液体、石油销售 | $ | 2,650,299 | | | $ | 3,791,414 | | | $ | 4,695,519 | |
| 未被指定为套期保值的衍生品的收益(损失) | 400,214 | | | 616,634 | | | (178,591) | |
| 网络营销服务和其他 | 8,330 | | | 8,436 | | | 40,940 | |
| 营业总收入 | 3,058,843 | | | 4,416,484 | | | 4,557,868 | |
| 业务费用： | | | | | |
| 运输和加工 | 1,710,734 | | | 1,752,752 | | | 1,697,001 | |
| 生产 | 155,403 | | | 153,785 | | | 195,775 | |
| 探索 | 5,484 | | | 7,223 | | | 6,765 | |
| 销售、一般和行政 | 174,769 | | | 170,611 | | | 232,543 | |
| 折旧和损耗 | 1,393,465 | | | 1,538,745 | | | 1,569,038 | |
| 无形资产摊销 | 26,006 | | | 35,916 | | | 41,367 | |
| 长期资产的减值/出售/交换损失 | 100,729 | | | 1,138,287 | | | 2,709,976 | |
| 无形资产和其他资产的减值 | 34,694 | | | 15,411 | | | — | |
| 商誉减值 | — | | | — | | | 530,811 | |
| 租约的减值和期满 | 306,688 | | | 556,424 | | | 279,708 | |
| 其他运营费用 | 28,537 | | | 199,440 | | | 78,008 | |
| 业务费用共计 | 3,936,509 | | | 5,568,594 | | | 7,340,992 | |
| 营业亏损 | (877,666) | | | (1,152,110) | | | (2,783,124) | |
| 股票交易所收益(见附注5) | (187,223) | | | — | | | — | |
| 在Equitrans Midstream公司的投资亏损 | 314,468 | | | 336,993 | | | 72,366 | |
| 股息和其他收入 | (35,512) | | | (91,483) | | | (7,017) | |
| 债务清偿损失 | 25,435 | | | — | | | — | |
| 利息支出 | 271,200 | | | 199,851 | | | 228,958 | |
| 所得税前持续经营亏损 | (1,266,034) | | | (1,597,471) | | | (3,077,431) | |
| 所得税优惠 | (298,858) | | | (375,776) | | | (696,511) | |
| 持续经营亏损 | (967,176) | | | (1,221,695) | | | (2,380,920) | |
| 非持续经营所得的税后净额 | — | | | — | | | 373,762 | |
| 净损失 | (967,176) | | | (1,221,695) | | | (2,007,158) | |
| 减去：可归因于非控股权益的净亏损 | (10) | | | — | | | — | |
| 减去：可归因于非控股权益的非持续经营净收入 | — | | | — | | | 237,410 | |
| EQT公司应占净亏损 | $ | (967,166) | | | $ | (1,221,695) | | | $ | (2,244,568) | |
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| 归属于EQT公司的金额： | | | | | |
| 持续经营亏损 | $ | (967,166) | | | $ | (1,221,695) | | | $ | (2,380,920) | |
| 非持续经营所得的税后净额 | — | | | — | | | 136,352 | |
| 净损失 | $ | (967,166) | | | $ | (1,221,695) | | | $ | (2,244,568) | |
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| EQT公司普通股每股亏损： | | | | | |
| 基本和稀释： | | | | | |
| 加权平均已发行普通股 | 260,613 | | | 255,141 | | | 260,932 | |
| 持续经营亏损 | $ | (3.71) | | | $ | (4.79) | | | $ | (9.12) | |
| 非持续经营的收入 | — | | | — | | | 0.52 | |
| 净损失 | $ | (3.71) | | | $ | (4.79) | | | $ | (8.60) | |
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附注是这些综合财务报表的组成部分。
EQT公司及其子公司
综合全面收益表
截至十二月三十一日止的年度，
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| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | (千人) |
| 净损失 | $ | (967,176) | | | $ | (1,221,695) | | | $ | (2,007,158) | |
| | | | | |
| 其他综合(亏损)收入，税后净额： | | | | | |
| 现金流对冲净变化： | | | | | |
天然气，扣除税费后的净额：$2,5842018年 | — | | | — | | | (4,625) | |
扣除税费后的利率：美元2102019年和$802018年 | — | | | 387 | | | 168 | |
其他退休后福利负债调整，扣除税收(福利)费用后的净额：$(36), $150及$510 | (156) | | | 316 | | | 606 | |
| 会计原则的变化 | — | | | (496) | | | — | |
| 其他综合(亏损)收入 | (156) | | | 207 | | | (3,851) | |
| 综合损失 | (967,332) | | | (1,221,488) | | | (2,011,009) | |
| 减去：可归因于非控股权益的综合亏损 | (10) | | | — | | | — | |
| 减去：可归因于非控股权益的非持续经营的综合收入 | — | | | — | | | 237,410 | |
| EQT公司应占综合亏损 | $ | (967,322) | | | $ | (1,221,488) | | | $ | (2,248,419) | |
附注是这些综合财务报表的组成部分。
EQT公司及其子公司
综合资产负债表
十二月三十一日，
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| | 2020 | | 2019 |
| | (千人) |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 18,210 | | | $ | 4,596 | |
应收账款(减去坏账准备：#美元6,239及$6,861) | 566,552 | | | 610,088 | |
| 按公允价值计算的衍生工具 | 527,073 | | | 812,664 | |
| 应收所得税 | — | | | 298,854 | |
| 预付费用和其他费用 | 103,615 | | | 28,653 | |
| 流动资产总额 | 1,215,450 | | | 1,754,855 | |
| | | |
| 财产、厂房和设备 | 21,995,249 | | | 21,655,351 | |
| 减去：累计折旧和损耗 | 5,940,984 | | | 5,499,861 | |
| 净财产、厂房和设备 | 16,054,265 | | | 16,155,490 | |
| | | |
| 合同资产 | 410,000 | | | — | |
| 对Equitrans Midstream公司的投资 | 203,380 | | | 676,009 | |
| 其他资产 | 230,374 | | | 222,873 | |
| 总资产 | $ | 18,113,469 | | | $ | 18,809,227 | |
| | | |
| 负债和股东权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 债务的当期部分 | $ | 154,161 | | | $ | 16,204 | |
| 应付帐款 | 705,461 | | | 796,438 | |
| 按公允价值计算的衍生工具 | 600,877 | | | 312,696 | |
| | | |
| 其他流动负债 | 301,911 | | | 220,564 | |
| 流动负债总额 | 1,762,410 | | | 1,345,902 | |
| | | |
| 信贷工具借款 | 300,000 | | | 294,000 | |
| 定期贷款工具借款 | — | | | 999,353 | |
| 高级注释 | 4,371,467 | | | 3,878,366 | |
| 应付给EQM中游合作伙伴的票据，LP | 99,838 | | | 105,056 | |
| 递延所得税 | 1,371,967 | | | 1,485,814 | |
| 其他负债和贷方 | 945,057 | | | 897,148 | |
| 总负债 | 8,850,739 | | | 9,005,639 | |
| | | |
| 股东权益： | | | |
普通股，不是的面值， 授权股份：640,000和320,000，已发行股份：280,003和257,003 | 8,241,684 | | | 7,818,205 | |
库存股，成本价股票：1,658和1,832 | (29,348) | | | (32,507) | |
| 留存收益 | 1,048,259 | | | 2,023,089 | |
| 累计其他综合损失 | (5,355) | | | (5,199) | |
| 普通股股东权益总额 | 9,255,240 | | | 9,803,588 | |
| 合并子公司中的非控股权益 | 7,490 | | | — | |
| 总股本 | 9,262,730 | | | 9,803,588 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 18,113,469 | | | $ | 18,809,227 | |
附注是这些综合财务报表的组成部分。
EQT公司及其子公司
合并现金流量表
截至十二月三十一日止的年度，
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| (千人) |
| 经营活动的现金流： | | | | | |
| 净损失 | $ | (967,176) | | | $ | (1,221,695) | | | $ | (2,007,158) | |
| 对净亏损与经营活动提供的现金净额进行调整： | | | | | |
| 递延所得税费用(福利) | (155,840) | | | (275,063) | | | (510,405) | |
| 折旧和损耗 | 1,393,465 | | | 1,538,745 | | | 1,729,739 | |
| 无形资产摊销 | 26,006 | | | 35,916 | | | 77,374 | |
| 长期资产和租赁的减值/出售/交换损失 | 442,111 | | | 1,710,122 | | | 2,989,684 | |
| 股权交易所的收益 | (187,223) | | | — | | | — | |
| 商誉减值 | — | | | — | | | 798,689 | |
| 在Equitrans Midstream公司的投资亏损 | 314,468 | | | 336,993 | | | 72,366 | |
| 债务清偿损失 | 25,435 | | | — | | | — | |
| 基于股份的薪酬费用 | 19,552 | | | 31,233 | | | 25,189 | |
| 摊销、增值及其他 | 37,414 | | | 23,296 | | | (33,039) | |
| (收益)未被指定为套期保值的衍生品的损失 | (400,214) | | | (616,634) | | | 178,591 | |
| 未被指定为套期保值的衍生品收到(支付)的现金结算 | 897,190 | | | 246,639 | | | (225,279) | |
| 衍生工具的净保费(已支付) | (46,665) | | | 22,616 | | | — | |
| 其他资产和负债变动情况： | | | | | |
| 应收帐款 | (36,296) | | | 432,323 | | | (439,062) | |
| 应付帐款 | (29,193) | | | (238,674) | | | 457,113 | |
| 应收和应付所得税 | 322,763 | | | (167,281) | | | (117,188) | |
| 其他流动资产 | (68,628) | | | 54,776 | | | (28,256) | |
| 其他项目，净额 | (49,468) | | | (61,608) | | | 7,898 | |
| 经营活动提供的净现金 | 1,537,701 | | | 1,851,704 | | | 2,976,256 | |
| 投资活动的现金流： | | | | | |
| 资本支出 | (1,042,231) | | | (1,602,454) | | | (2,999,037) | |
| 收购支付的现金(见附注6) | (691,942) | | | — | | | — | |
| 停产业务的资本支出 | — | | | — | | | (732,727) | |
| | | | | |
| 向山谷管道有限责任公司出资 | — | | | — | | | (820,943) | |
| 出售资产所得收益 | 126,080 | | | — | | | 583,381 | |
| 股权交换收到的现金 | 52,323 | | | — | | | — | |
| 其他投资活动 | (30) | | | 1,312 | | | (9,778) | |
| 投资活动所用现金净额 | (1,555,800) | | | (1,601,142) | | | (3,979,104) | |
| 融资活动的现金流： | | | | | |
| 发行普通股的净收益 | 340,923 | | | — | | | — | |
| 信贷借贷收益 | 3,118,250 | | | 2,978,750 | | | 8,637,500 | |
| 偿还信贷安排借款 | (3,112,250) | | | (3,484,750) | | | (8,953,500) | |
| 发行债券所得款项 | 2,600,000 | | | 1,000,000 | | | 2,500,000 | |
| 债务发行成本和有上限的看涨期权交易(见附注10) | (71,056) | | | (913) | | | (40,966) | |
| 债务的偿还和清偿 | (2,822,262) | | | (704,661) | | | (8,376) | |
| 清偿债务所支付的保费 | (21,132) | | | — | | | — | |
| 支付的股息 | (7,664) | | | (30,655) | | | (31,375) | |
| 雇员补偿计划奖励的收益和超额税收优惠 | — | | | — | | | 1,946 | |
| 与股票激励奖励净结算相关的税款支付的现金 | (596) | | | (7,224) | | | (22,647) | |
| 普通股回购和注销 | — | | | — | | | (538,876) | |
| 普通股回购 | — | | | — | | | (27) | |
| 来自非控制性权益的贡献(对非控制性权益的分配) | 7,500 | | | — | | | (380,651) | |
收购25打击力量中游有限责任公司的百分比 | — | | | — | | | (175,000) | |
| 分离和分配时转移的现金净额 | — | | | — | | | (129,008) | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | 31,713 | | | (249,453) | | | 859,020 | |
| 现金和现金等价物净变化 | 13,614 | | | 1,109 | | | (143,828) | |
| 年初现金及现金等价物 | 4,596 | | | 3,487 | | | 147,315 | |
| 年终现金和现金等价物 | $ | 18,210 | | | $ | 4,596 | | | $ | 3,487 | |
附注是这些综合财务报表的组成部分。
有关补充现金流信息，请参阅附注1。非持续经营现金流信息见附注8。
EQT公司及其子公司
合并权益表
截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普通股 | | | | | | 累计其他
综合(亏损)收益 | | 的非控股权益
合并子公司 | | |
| | 股份 | | 没有面值 | | 库存股 | | 留存收益 | | | | 总股本 |
| | (千，每股或单位金额除外) |
| 2017年12月31日的余额 | 264,320 | | | $ | 9,388,903 | | | $ | (63,602) | | | $ | 3,996,775 | | | $ | (2,458) | | | $ | 5,094,995 | | | $ | 18,414,613 | |
| 综合(亏损)收入，税后净额： | | | | | | | | | | | | | |
| 净(亏损)收入 | | | | | | | (2,244,568) | | | | | 237,410 | | | (2,007,158) | |
| 现金流对冲净变化： | | | | | | | | | | | | | |
天然气，税后净额：$2,584 | | | | | | | | | (4,625) | | | | | (4,625) | |
利率，税后净额：$80 | | | | | | | | | 168 | | | | | 168 | |
其他退休后福利负债调整，税后净额：$510 | | | | | | | | | 606 | | | | | 606 | |
股息(美元)0.12每股) | | | | | | | (31,375) | | | | | | | (31,375) | |
| 基于股份的薪酬计划，净额 | 798 | | | (6,976) | | | 14,408 | | | | | | | 953 | | | 8,385 | |
| 非持续经营中对非控制性权益的分配(A) | | | | | | | | | | | (380,651) | | | (380,651) | |
| 会计原则的变化 | | | | | | | 4,113 | | | | | | | 4,113 | |
| 普通股回购和注销 | (10,646) | | | (538,876) | | | | | | | | | | | (538,876) | |
| 收购Strike Force Midstream LLC非控股权益 | | | 1,818 | | | | | | | | | (176,818) | | | (175,000) | |
| 合并子公司的所有权变更 | | | (158,560) | | | | | | | | | 214,930 | | | 56,370 | |
| Equitrans Midstream公司的分布 | | | (857,755) | | | | | 1,459,330 | | | 903 | | | (4,990,819) | | | (4,388,341) | |
| 2018年12月31日的余额 | 254,472 | | | $ | 7,828,554 | | | $ | (49,194) | | | $ | 3,184,275 | | | $ | (5,406) | | | $ | — | | | $ | 10,958,229 | |
| 综合(亏损)收入，税后净额： | | | | | | | | | | | | | |
| 净损失 | | | | | | | (1,221,695) | | | | | | | (1,221,695) | |
利率现金流对冲净变化(税后净额)：$210 | | | | | | | | | 387 | | | | | 387 | |
其他退休后福利负债调整，税后净额：$150 | | | | | | | | | 316 | | | | | 316 | |
股息(美元)0.12每股) | | | | | | | (30,655) | | | | | | | (30,655) | |
| 基于股份的薪酬计划 | 921 | | | 6,355 | | | 16,687 | | | | | | | | | 23,042 | |
| 会计原则的变化 | | | | | | | 496 | | | (496) | | | | | — | |
| Equitrans Midstream公司的分布(见附注9) | | | (2,234) | | | | | 93,123 | | | | | | | 90,889 | |
| 其他 | (222) | | | (14,470) | | | | | (2,455) | | | | | | | (16,925) | |
| 2019年12月31日的余额 | 255,171 | | | $ | 7,818,205 | | | $ | (32,507) | | | $ | 2,023,089 | | | $ | (5,199) | | | $ | — | | | $ | 9,803,588 | |
| 综合亏损，税后净额： | | | | | | | | | | | | | |
| 净损失 | | | | | | | (967,166) | | | | | (10) | | | (967,176) | |
其他退休后福利负债调整，税后净额：$(36) | | | | | | | | | (156) | | | | | (156) | |
股息(美元)0.03每股) | | | | | | | (7,664) | | | | | | | (7,664) | |
| 基于股份的薪酬计划 | 174 | | | 18,911 | | | 3,159 | | | | | | | | | 22,070 | |
| 可转换优先票据的权益部分(见附注10) | | | 63,645 | | | | | | | | | | | 63,645 | |
| 普通股发行 | 23,000 | | | 340,923 | | | | | | | | | | | 340,923 | |
| 非控股权益的贡献 | | | | | | | | | | | 7,500 | | | 7,500 | |
| 2020年12月31日的余额 | 278,345 | | | $ | 8,241,684 | | | $ | (29,348) | | | $ | 1,048,259 | | | $ | (5,355) | | | $ | 7,490 | | | $ | 9,262,730 | |
授权普通股：320,000在2018年12月31日和2019年12月31日640,0002020年12月31日。
授权优先股：3,000。有两个人在一起。不是的已发行或已发行的优先股。
(a)截至2018年12月31日止年度，对非控股权益的分派为$4.295, $1.123及$0.5966分别为EQM Midstream Partners，LP，EQGP Holdings，LP和RM Partners LP的每个公共单位。
附注是这些综合财务报表的组成部分。
EQT公司及其子公司
合并财务报表附注
2020年12月31日
1. 重要会计政策摘要
巩固原则。合并财务报表包括EQT公司和EQT持有控股权的所有子公司、合资企业和合伙企业(统称为EQT或本公司)的账户，公司间的账户和交易已在合并中注销。该公司在其合并财务报表中记录了任何非全资合并子公司的非控股权益。
对合并合伙企业的投资。2020年第四季度，本公司与第三方投资者(合伙企业)建立了合伙关系。由于公司有权指导对合伙企业的经济表现影响最大的活动，因此公司合并了合伙企业。该公司在合并资产负债表中将合伙企业中的非控股权益作为股本的一个组成部分，并在合并经营表中对非控股权益的收益进行分配。
分段。该公司的业务包括一可报告的细分市场。该公司有一个单一的全公司管理团队，将所有物业作为一个整体进行管理，而不是按独立的运营部门进行管理。本公司作为单个企业衡量财务业绩，而不是按地区衡量。该公司几乎所有的营业收入、运营收入和资产都产生并位于美国。
重新分类。以前报告的某些金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。
停止运营。对于被归类为非持续经营的业务，资产负债表金额和经营结果在综合资产负债表和综合经营表上分别从其历史列报重新分类为非持续经营的资产和负债。合并现金流量表没有因非持续经营而重新分类。请参阅注释8。
估计的使用。按照美国公认会计原则(GAAP)编制财务报表，要求管理层做出影响综合财务报表及附注中报告金额的估计和假设，实际结果可能与这些估计不同。
现金和现金等价物。本公司将购买时原始到期日为三个月或以下的所有高流动性投资视为现金等价物，并按成本核算此类投资。现金等价物赚取的利息作为利息支出的减少额计入。
应收账款。该公司的应收账款主要涉及天然气、天然气液体(NGL)和石油的销售以及共同利益合作伙伴的应付金额。有关与客户签订合同的到期金额的讨论，请参见附注2。
衍生品公司。有关公司衍生工具的讨论见附注3，有关公司公允价值等级和公允价值计量的讨论见附注4。
预付费用和其他费用。 下表汇总了公司的预付费用和其他流动资产。
| | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2020 | | 2019 |
| | (千人) |
与交易对手的保证金要求(见附注3) | $ | 82,552 | | | $ | 12,606 | |
| 预付费用和其他流动资产 | 21,063 | | | 16,047 | |
| 预付费用和其他费用合计 | $ | 103,615 | | | $ | 28,653 | |
物业、厂房和设备。下表汇总了公司的财产、厂房和设备。
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一号， |
| | 2020 | | 2019 |
| | (千人) |
| 油气开采特性，成功的努力方法 | $ | 21,771,025 | | | $ | 21,316,834 | |
| 减去：累计折旧和损耗 | 5,866,418 | | | 5,402,515 | |
| 净产油性和产气性 | 15,904,607 | | | 15,914,319 | |
| 其他财产，按成本减去累计折旧 | 149,658 | | | 241,171 | |
| 净财产、厂房和设备 | $ | 16,054,265 | | | $ | 16,155,490 | |
公司采用成功的努力法核算天然气、天然气和石油生产活动。在这种方法下，生产井和相关设备、开发干井和生产面积的成本，包括生产性矿产利益，采用单位产量法资本化和耗尽。这些成本包括工资、福利和其他直接归因于生产活动的内部成本。*公司资本化的内部成本约为$51百万，$77百万美元和$1302020年、2019年和2018年分别为600万美元。此外，该公司还资本化了与油井开发相关的利息支出约美元。17百万，$24百万美元和$292020年、2019年和2018年分别为100万。消耗费用的计算依据是实际生产销售量乘以适用的单位消耗率。租约和油井的消耗率分别通过将净资本化成本除以储量有效期内预计生产的单位数来计算。勘探干井成本、勘探地质和地球物理活动成本、延迟租金成本以及其他财产搬运成本计入勘探费用。该公司生产的石油和天然气资产的总体平均消耗率为#美元。0.92, $1.01及$1.04截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度的Per Mcfe。
有不是的在2020,2019年和2018年期间钻探了探井，有不是的截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度的资本化探井成本。
长期资产减值。当事件或情况显示剩余的账面价值可能无法收回时，本公司已探明的油气资产的账面价值会进行减值审查。为了确定本公司的油气资产是否已发生减值，本公司将估计的预期未贴现未来现金流量与该等资产的账面价值进行比较。估计的未来现金流量基于已证实的、经风险调整的可能储量和假设，如果管理层确定为合理，则这些假设与本公司用于内部规划和预算目的的假设大体一致，包括(除其他事项外)预期的未贴现的未来现金流量。预计的未来现金流量基于已证实的、经风险调整的可能储量和假设，这些假设与本公司用于内部规划和预算目的的假设大体一致，包括(除其他事项外)预期的未贴现未来现金流量。NGL和石油根据基差、未来运营成本和通胀进行了调整。已探明的油气资产的账面价值超过了估计的未来未贴现现金流，减记为公允价值，通过使用贴现率和市场参与者在公允价值估计中使用的其他假设对估计的未来现金流进行贴现来估计公允价值。
2020年没有确定任何损害指标。
于2019年第四季度，有指标显示，由于天然气价格低迷以及本公司发展战略的变化，包括本公司考虑剥离其若干非战略性勘探和生产资产的潜在资产，本公司某些资产的账面价值可能会受损。作为2019年减值评估的结果，公司记录的减值总额为#美元。1,124.4百万美元，其中$1,035.7百万美元与公司位于俄亥俄州尤蒂卡的非战略性资产相关，以及88.7百万美元与该公司在宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州尤蒂卡的资产有关。减值被记录为将资产的账面价值减少到其估计公允价值约美元。839.4就公司的俄亥俄州Utica资产而言，约为100万美元26.8公司在宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州尤蒂卡的资产。于2019年12月31日厘定的减值资产的公允价值是基于市场上无法观察到的重大投入，因此被视为第3级公允价值计量。请参阅备注4有关公允价值层次结构的说明，请参阅。公允价值计算中包括的主要假设包括：(1)储备，包括可能储备的风险调整；(2)未来商品价格；(3)在可获得的范围内，基于市场的公允价值指标，包括潜在出售可实现的估计收益；(4)基于公司类似物业经验的生产率；(5)未来的经营和开发成本；(6)通货膨胀和(7)基于市场的加权平均资本成本。
于2018年，有指标显示，由于公司有意在休伦和二叠纪资产使用寿命结束前出售其资产，该公司某些油气生产资产的账面价值可能会受损。作为.的结果
在2018年的减值评估中，公司记录的减值为#美元。2.4与公司的休伦和二叠纪资产相关的10亿美元。有关休伦和二叠纪资产剥离的讨论，请参见附注7。
租约减值和期满。未探明油气资产的资本化成本至少每年在预期基础上评估可采收率。潜在减值的指标包括经济因素、业务战略潜在转变和历史经验造成的变化。*随着租赁期临近和钻探活动尚未开始，未探明油气资产减值的可能性增加。如果本公司不打算在租约到期前钻探该物业，或没有意图和能力在租约到期前延长、续签、交易或出售租约，则减值费用将计入。在租约到期时，未减值租约的租约期满的费用将在租约期满时入账。截至2020年12月31日、2019年及2018年12月31日止年度，本公司录得306.7百万，$556.4百万美元和$279.7租赁减值和租赁到期分别为100万英镑。该公司未经证实的财产账面净值约为#美元。2,292百万美元和$3,3222020年12月31日和2019年12月31日分别为100万。
善意。商誉是收购成本减去被收购企业可识别净资产的公允价值。商誉至少每年在本公司的单一报告单位水平上进行减值测试，或如果事件或情况表明其报告单位的公允价值更有可能低于其账面价值。本公司在估计公允价值以进行商誉减值测试时，会考虑市值及其他估值技术(如适用)。
关于2018年年度商誉减值测试，本公司确定了在评估商誉减值时通常会考虑的几个定性因素，包括截至2018年12月31日的季度本公司股价大幅下跌，本公司同期同行的市场表现疲软，本公司与2018年10月宣布的资本预算相比的超额资本支出，最近的运营量削减，以及本公司减缓未来钻井作业节奏的战略。
截至2018年11月30日，公司对其单一报告单位进行了商誉减值测试的第一步。该公司使用其市值加上控制溢价来估计其单一报告单位的公允价值。估计市值是通过乘以公司的30天截至2018年11月30日的加权平均股价和公司已发行普通股数量(EQT普通股)。报告单位的估计公允价值明显低于其账面价值，因此，所有商誉均已减值。这项减损费用被归类为营业费用的一个组成部分。
合同资产。关于公司合同资产的讨论见附注5。
当事件或情况表明剩余账面价值可能无法收回时，公司对合同资产的账面价值进行减值审查。为了确定公司合同资产是否发生减值，本公司将估计的未贴现未来现金流量与账面价值进行比较。估计的未来现金流量基于估计的流量和山谷管道的启用日期。如果合同资产的账面价值超过估计的未来未贴现现金流，则减记为公允价值。这是通过使用贴现率和市场参与者在其公允价值估计中使用的其他假设对估计的未来现金流进行贴现来估计的。
于2020年，本公司确定了一些指标，表明由于山谷管道完工时间的进一步推迟以及监管环境的变化，合同资产的账面价值可能无法完全收回。本公司进行了减值测试的第一步，并确定估计的预期未贴现未来现金流量超过了合同资产的账面价值，表明合同资产没有减值。估计的未贴现未来现金流量是基于市场上无法观察到的重大投入，因此被认为是公允价值的第三级计量。请参阅备注4有关公允价值层次结构的说明，请参阅。计算估计未贴现未来现金流的主要假设包括按综合GGA计算的估计生产量(定义见附注5 (见合并财务报表)和对山谷管道启用日期的概率加权估计。
对Equitrans Midstream公司的投资。截至2020年12月31日，该公司拥有约25Equitrans Midstream Corporation(Equitrans Midstream)普通股1.8亿股。本公司并无能力对Equitrans Midstream或其任何附属公司施加重大影响，亦无于Equitrans Midstream或其任何附属公司拥有控股权。因此，其对Equitrans Midstream的投资作为股权证券投资入账，并在综合资产负债表中按公允价值入账。公允价值的计算方法是将Equitrans Midstream公司普通股的收盘价乘以公司拥有的Equitrans Midstream公司普通股股票数量。变化
按公允价值计入综合经营报表中的Equitrans Midstream Corporation投资亏损。有关公允价值层次结构的说明，请参阅附注4。在Equitrans Midstream投资收到的股息记录在综合经营表中的股息和其他收入中。请参阅附注5和附注8。
无形资产。该公司的无形资产是按照收购莱斯能源公司(Rice Energy Inc.)时的估计公允价值会计的收购方法入账的。该公司的无形资产由与前赖斯能源公司高管签订的竞业禁止协议组成。竞业禁止协议的有效期为3好多年了。该公司在无形资产的预计使用年限内以直线为基础计算摊销。截至2020年12月31日，该公司的无形资产已全部摊销。
下表汇总了该公司的无形资产。
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日， |
| 2020 | | 2019 |
| (千人) |
| 竞业禁止协议 | $ | 108,689 | | | $ | 124,100 | |
| 减去：累计摊销 | 108,689 | | | 82,683 | |
| 减去：无形资产减值(A) | — | | | 15,411 | |
| 无形资产，净额 | $ | — | | | $ | 26,006 | |
(a)2019年，本公司确认了与赖斯能源前高管(现为本公司员工)竞业禁止协议相关的无形资产减值。
其他流动负债。下表汇总了公司的其他流动负债。
| | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2020 | | 2019 |
| | (千人) |
| 应计应付利息 | $ | 91,953 | | | $ | 36,590 | |
| 长期产能合同的当前部分 | 50,504 | | | 34,000 | |
| 所得税以外的其他税 | 44,619 | | | 57,850 | |
| 激励性薪酬 | 33,601 | | | 18,573 | |
| 经营租赁负债的当期部分 | 25,004 | | | 29,036 | |
| 应付所得税 | 23,909 | | | — | |
| 遣散费应计 | 2,536 | | | 11,769 | |
| 其他应计负债 | 29,785 | | | 32,746 | |
| 其他流动负债总额 | $ | 301,911 | | | $ | 220,564 | |
未摊销债务贴现和发行费用。发行债务所产生的贴现和费用在债务期限内摊销。这些金额在综合资产负债表中作为优先票据的减少额列示。请参阅注释10。
所得税。该公司提交一份合并的美国联邦所得税申报单，并使用资产负债法核算所得税。所得税拨备是指已支付或预计应支付的金额，扣除当年已退还或预计将退还的金额以及不包括其他全面收益(OCI)中记录的金额的递延税金变化。本年度因新信息而对上一年度税额所作的任何调整都反映为本期的调整。持续经营的收入、非持续经营的收入以及直接计入股东权益或贷方的项目分别计算所得税。
递延所得税资产和负债产生于公司资产和负债的财务报告和纳税基础之间的暂时性差异，并使用制定的税率确认，以弥补此类暂时性差异的影响。*如果部分或全部递延税项资产很可能无法变现，递延税项资产将减去估值津贴。
在对纳税申报表中采取或预期采取的纳税立场的不确定性进行会计处理时，本公司使用确认阈值和计量属性进行财务报表的确认和计量。确认门槛要求本公司确定是否更有可能在审查后维持税务状况，
包括解决任何相关的上诉或诉讼程序，基于职位的技术是非曲直。如果税务状况很可能会持续下去，本公司将计量并确认税收状况的最大利润额，该利润额大于或等于50最终结算时实现的可能性。*公司确认所得税费用中与未确认税收优惠相关的应计利息和罚款。请参阅注释9。
保险。本公司承保一般责任、工伤赔偿、汽车责任、环境责任、财产损失、业务中断等传统可保风险。这些保单可能会受到免赔额或保留额、承保范围限制和排除的限制。该公司以前为与一般责任和某些其他伤亡保险有关的某些重大损失自行投保，如工人赔偿、汽车责任和环境责任。然而，对于2020年11月12日或之后发生的与一般责任、工人赔偿或环境责任相关的任何重大损失，或2019年11月12日或之后发生的与汽车责任相关的任何损失，本公司不再自保。已记录的准备金是截至资产负债表日发生的索赔的最终成本估计数。储量是根据对历史数据和精算估计的分析估算的，不贴现。该等负债由本公司每季度及每年由独立精算师审核，以确保其适当性。虽然该公司认为，根据现有信息，这些估计是合理的，但如果实际趋势(包括索赔的严重程度或频率)与估计不同，财务结果可能会受到影响。
资产报废义务。本公司根据对清偿金额和时间的估计，应计资产报废义务的负债。对于油气井，本公司封堵和报废义务的公允价值是在发生义务时记录的，通常是在油井被挖土的时候。*在初步确认资产报废义务后，公司将长期资产的账面价值增加与负债相同的金额。随着时间的推移，负债通过计入折旧和报废的费用增加其现值的变化。初始资本化成本将在相关资产的使用年限内耗尽。
该公司与放弃石油和天然气生产设施相关的资产报废义务包括填海钻探场地、封堵油井和拆除相关结构。估算是基于封堵和废弃油井以及回收或处置其他资产的历史经验，以及油井和资产的估计剩余寿命。
下表对合并资产负债表中包括其他负债和贷方的公司资产报废债务的期初和期末账面金额进行了核对。
| | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2020 | | 2019 |
| | (千人) |
| 1月1日的余额 | $ | 461,821 | | | $ | 287,805 | |
| 增值费用 | 22,506 | | | 13,733 | |
| 已发生的负债 | 10,293 | | | 8,985 | |
| 已结清的负债 | (4,030) | | | (3,569) | |
| 收购中承担的负债 | 45,825 | | | — | |
| 因资产剥离而移除的负债 | (54,836) | | | (5,535) | |
| 预算的更改 | 41,978 | | | 160,402 | |
| 12月31日的结余 | $ | 523,557 | | | $ | 461,821 | |
本公司没有任何为清偿这些债务而受到法律限制的资产。在2020和2019年期间，公司对水平井和常规井封堵的估计发生了变化，这些变化主要与衬垫回收有关，并增加了公司遵守现有法规要求的成本假设，部分原因是最近的封堵经验和发生的实际成本。*公司在几个州运营，这些州实施了扩大的要求，导致公司在封堵过程中使用了更多材料，这增加了封堵水平井和常规井的估计成本。
收入确认。有关与客户签订合同的收入确认和衍生商品工具损益的信息，分别见附注2和附注3。
运输和加工。公司生产的天然气收集、加工和运输到市场销售点的成本在合并经营报表中计入运输和加工成本。该公司销售一些运输工具以供转售。这些成本没有发生在运输该公司生产的天然气上，反映为从净营销服务和其他收入中扣除。
以股份为基础的薪酬。关于公司基于股份的薪酬计划的讨论见附注13。
拨备可疑帐目。坏账准备在合并经营报表中计入销售费用、一般费用和行政费用，评估公司应收账款的最终变现需要做出判断。准备金是基于历史经验、当前和预期的经济趋势以及有关客户账户的具体信息，如客户的信誉。
其他营业费用。下表汇总了公司的其他运营费用。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2020 | | 2019 | | 2018 |
| (千人) |
| 法律保留的变化，包括和解 | $ | 11,350 | | | $ | 82,395 | | | $ | 51,677 | |
| 交易记录 | 11,739 | | | — | | | 26,331 | |
| 重组，包括遣散费和合同终止 | 5,448 | | | 97,702 | | | — | |
| 代理 | — | | | 19,343 | | | — | |
| 其他运营费用合计 | $ | 28,537 | | | $ | 199,440 | | | $ | 78,008 | |
其他退休后福利计划。该公司发起了一项退休后福利计划。公司确认了与其固定缴款计划相关的费用#美元。6.5百万，$8.9百万美元和$17.3截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为100万美元。
每股收益(EPS)。基本每股收益的计算方法是将可归因于EQT的净收入除以期内已发行普通股的加权平均数量。稀释每股收益的计算方法是将可归因于EQT的净收入除以可归因于EQT的普通股和潜在摊薄证券的加权平均数，再减去假定使用库存股方法回购的股份。潜在摊薄证券产生于假定转换流通股期权和其他基于股票的奖励以及可转换票据的转换溢价。库存股的购买量是根据该期间EQT普通股的平均股价计算的。
在公司报告净亏损期间，所有期权、限制性股票、业绩奖励和股票增值权都不计入稀释加权平均流通股的计算，因为它们对每股亏损具有反稀释作用。因此，在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度内，所有证券，总计6,778,383, 3,035,247和2,211,122，分别被排除在潜在稀释证券之外，因为它们对每股收益具有反稀释作用。
如附注10所述，本公司于二零二零年第二季发行可换股票据，于可换股票据转换后，本公司拟采用合并交收方式履行其于可换股票据项下的结算责任。因此，该票据的现金结算部分的稀释每股收益分子不会进行调整。截至2020年12月31日的年度，6,666,670股票被排除在潜在稀释证券之外，因为它对每股亏损有反稀释作用。
补充现金流信息。下表汇总了现金流量表合并报表中包括的利息和所得税以及非现金活动支付(收到)的现金净额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2020 | | 2019 | | 2018 |
| (千人) |
| 年内支付(收到)的现金： | | | | | |
| 利息，扣除资本化金额后的净额 | $ | 195,681 | | | $ | 198,562 | | | $ | 260,959 | |
| 所得税，净额 | (448,906) | | | (1,710) | | | (3,675) | |
| | | | | |
| 期内的非现金活动包括： | | | | | |
| 资产报废费用和债务增加 | $ | 52,271 | | | $ | 169,387 | | | $ | 34,602 | |
| 使用权资产和租赁负债净额增加 | 18,877 | | | 113,350 | | | — | |
| 非现金股权股权薪酬资本化 | 3,142 | | | — | | | 4,314 | |
| 上期收购的测算期调整 | — | | | — | | | 14,377 | |
近期发布的会计准则
2016年6月，财务会计准则委员会(FASB)发布了ASU 2016-13，金融工具.信用损失：金融工具信用损失的测量。本会计准则修订了按摊余成本持有并可供出售的债务证券资产的信贷损失报告准则。对于以摊余成本为基础持有的资产，本ASU取消了可能的初始确认门槛，并要求实体反映其对所有预期信贷损失的当前估计。这项修正案影响贷款、债务证券、应收贸易账款、租赁净投资、表外信用敞口、再保险应收账款以及任何其他未被排除在其范围之外、拥有获得现金的合同权利的金融资产。此ASU在2019年12月15日之后的财年有效，包括这些财年内的过渡期。该公司于2020年1月1日采用了这一ASU，其方法、财务报表或披露没有任何变化。
2018年7月，FASB发布了ASU 2018-07，对非员工股份支付会计的改进。该ASU扩展了主题718的范围，补偿-份额补偿，包括设保人从非雇员那里获得商品或服务的基于股份的支付交易。此ASU在2018年12月15日之后的财年(包括这些财年内的过渡期)有效，允许提前采用。该公司于2020年1月1日采用了这一ASU，其方法、财务报表或披露没有任何变化。
2018年8月，FASB发布了ASU 2018-13，公允价值计量，公允价值计量披露要求的变化。本会计准则单位修改了与第1、2、3级公允价值计量和相关披露要求相关的层次结构。此ASU在2019年12月15日之后的财年(包括这些财年内的过渡期)有效，允许提前采用。该公司于2020年1月1日采用了这一ASU，其方法、财务报表或披露没有任何变化。
2018年8月，FASB发布了ASU 2018-15，无形资产-商誉和其他-内部使用软件：客户对作为服务合同的云计算协议中发生的实施成本的核算。本ASU提供有关核算客户在云计算安排(即服务合同)中发生的实施成本的指导。此ASU在2019年12月15日之后的财年(包括这些财年内的过渡期)有效，允许提前采用。该公司于2020年1月1日前瞻性地采用了这一ASU，届时，未来的适用成本将被资本化到综合资产负债表中，而不是在综合业务表中计入销售、一般和行政费用。在截至2020年12月31日的一年中，此类资本化成本约为$92000万。
2019年12月，FASB发布了ASU 2019-12，所得税：简化所得税的会计核算。这个ASU通过取消ASC 740、所得税(与期间税收分配的一般方法、计算过渡期所得税的方法以及在投资所有权发生变化时确认递延税金)相关的某些例外，简化了所得税的会计处理。此外，本会计准则简化了特许经营税和税法或税率变化的中期影响的会计处理，并澄清了导致商誉税基上升的交易的会计处理，以及将综合所得税费用分配到独立的不需缴纳所得税的实体的财务报表中。此ASU在2020年12月15日之后的财年(包括这些财年内的过渡期)有效，并允许提前采用。该公司计划在2021年第一季度采用这种ASU，预计这种采用不会对其财务报表和相关披露产生实质性影响。
2020年8月，FASB发布了ASU 2020-06，可转换债务和其他期权、衍生工具和套期保值：实体自有权益中可转换工具和合同的会计。通过取消某些可转换票据的分离模式，该ASU简化了可转换票据的会计核算。对于具有转换功能但未根据ASC 815计入衍生品或不会导致大量溢价计入实收资本的可转换工具，可转换工具的嵌入式转换功能不再与主合同分开。因此，只要没有其他特征需要分叉和确认为衍生工具，可转换票据就作为按其摊销成本计量的单一负债入账。这项ASU还修正了可转换工具对稀释每股收益计算的影响，并增加了几项新的披露要求。此ASU在2021年12月15日之后的财年有效，包括这些财年内的过渡期。本公司计划于2022年1月1日采用该ASU，采用完全追溯的采用方法。该公司正在评估这一标准将对其财务报表和相关披露产生的影响。
后续事件。自财务报表发布之日起，该公司已对后续事件进行了评估。
2. 与客户签订合同的收入
根据公司的天然气、天然气液体(NGL)和石油销售合同，公司一般认为每个单元(MMBtu或Bbl)的交付是一项单独的履约义务，在交付时即可履行。这些合同通常要求在25商品交付的日历月末的天数。这些合同中有相当一部分包含可变对价，因为付款条件指的是未来交货日期的市场价格。在这些情况下，公司没有确定一个独立的销售价格，因为可变付款的条款具体涉及公司为履行业绩义务所做的努力。其他合约，如固定价格合约或与纽约商品交易所(NYMEX)或指数价格有固定价差的合约，都包含固定对价。固定对价按相对独立的销售价格分配给每项履约义务，这需要管理层的判断。对于这些合同，公司通常认为合同中的固定价格或固定差价代表独立的销售价格。
根据管理层的判断，天然气、天然气和石油销售的履约义务在某个时间点得到履行，因为当天然气、天然气和石油交付到指定销售点时，客户获得了资产的控制权和合法所有权。
综合经营报表中列出的天然气、天然气和石油的销售代表了该公司扣除特许权使用费后的收入份额，不包括其他公司拥有的收入利益。当代表特许权使用费或工作权益所有者销售天然气、NGL和石油时，该公司是代理，因此以净额为基础报告收入。
对于公司已履行履约义务且截至资产负债表日存在无条件对价权利的与客户签订的合同，公司记录了与客户签订的合同到期金额为#美元。394.1百万美元和$384.0截至2020年12月31日和2019年12月31日，合并资产负债表中的应收账款分别为100万美元。
下表提供了该公司收入的分类信息。规定释放不用于运输公司生产量的运力的某些合同不在ASU 2014-09的范围内，与客户签订合同的收入。此类产能的成本和回收在净营销服务和其他综合经营报表中报告。衍生品合约也不在亚利桑那州2014-09年度的范围内。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2020 | | 2019 | | 2018 |
| (千人) |
| 与客户签订合同的收入： | | | | | |
| 天然气销售 | $ | 2,459,854 | | | $ | 3,559,809 | | | $ | 4,217,684 | |
| NGLS销量 | 169,871 | | | 197,985 | | | 442,010 | |
| 石油销售 | 20,574 | | | 33,620 | | | 35,825 | |
| 网络营销服务和其他 | — | | | — | | | 13,865 | |
| 与客户签订合同的总收入 | 2,650,299 | | | 3,791,414 | | | 4,709,384 | |
| | | | | |
| 其他收入来源： | | | | | |
| 网络营销服务和其他 | 8,330 | | | 8,436 | | | 27,075 | |
| 未被指定为套期保值的衍生品的收益(损失) | 400,214 | | | 616,634 | | | (178,591) | |
| 营业总收入 | $ | 3,058,843 | | | $ | 4,416,484 | | | $ | 4,557,868 | |
下表汇总了截至2020年12月31日，公司所有固定对价合同上分配给公司剩余履约义务的交易价格。显示的金额不包括截至2020年12月31日符合相对独立售价方法例外条件的合同。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 | | 2022 | | 2023 | | | | 总计 |
| (千人) |
| 天然气销售 | $ | 178,100 | | | $ | 8,158 | | | $ | 6,794 | | | | | $ | 193,052 | |
3. 衍生工具
该公司的主要市场风险敞口是天然气和天然气未来价格的波动，这可能会影响公司的经营业绩。该公司使用衍生商品工具对其销售生产的天然气和NGL的现金流进行对冲。该公司套期保值计划的总体目标是保护现金流不受商品价格变化风险的过度影响。
公司使用的衍生商品工具主要是掉期、套头和期权协议。这些协议可能要求根据商品两种价格之间的差额向交易对手付款或从交易对手收取付款。该公司利用这些协议来对冲其纽约商品交易所和基础风险。本公司在执行其商品套期保值策略时，也可能使用其他合同协议。本公司通常与金融机构订立场外(OTC)衍生商品工具，并定期监察所有交易对手的信誉。
公司没有将其任何衍生工具指定为现金流量对冲，因此，公司衍生工具公允价值的所有变化都在综合经营报表的营业收入中确认。本公司按毛值按公允价值确认所有衍生工具为资产或负债。由于这些衍生工具具有高流动性，因此报告为流动资产或流动负债。本公司可随时对其衍生工具进行净结算。
导致实物交付本公司预期在正常业务过程中销售的商品的合同通常被指定为正常销售，不受衍生品会计的约束。导致实物接收或交付商品，但未被指定或不符合符合正常购买和正常销售范围例外的所有标准的合同，应适用衍生工具会计。
该公司的场外衍生工具一般需要现金结算。本公司亦订立一般以抵销仓位结算的交易所买卖衍生商品工具。衍生商品工具的结算在综合现金流量表中报告为经营活动现金流量的组成部分。
关于本公司持有的衍生商品工具，本公司对预期产品销售的部分和其基本风险敞口的部分进行了对冲，覆盖范围约为1,95510亿立方英尺(Bcf)天然气和3,462截至2020年12月31日的千桶(Mbbl)NGL和1,644截至2019年12月31日的天然气Bcf。2020年12月31日和2019年12月31日的未平仓合约的到期日均延长至2024年12月。
公司的某些场外衍生品工具合同规定，如果穆迪投资者服务公司(Moody‘s)或标普全球评级公司(S&P)分配的公司信用评级低于商定的信用评级门槛(通常低于投资级)，并且相关衍生品负债超过该信用评级的商定美元门槛，则该合同的交易对手可以要求公司存入抵押品。同样，如果穆迪或标普分配的交易对手的信用评级低于商定的信用评级门槛，则该合同的交易对手可以要求公司存入抵押品。同样，如果穆迪或标普分配的交易对手的信用评级低于商定的信用评级门槛(通常低于投资级)，则该合同的交易对手可以要求公司存入抵押品。如果相关衍生负债超过商定的信用评级的美元门槛，公司可以要求交易对手向公司存入抵押品。这样的抵押品可以高达100衍生负债的%。投资级是指一家或多家信用评级机构对一家公司的信用质量进行评估。要被视为投资级，一家公司必须被穆迪评为“Baa3”或更高，被标普评为“BBB-”或更高，被惠誉评级服务(Fitch)评为“BBB-”或更高。任何低于这些评级的都被认为是非投资级的。截至2020年12月31日，公司优先票据被穆迪评为“Ba3”级，被标普评为“BB”级。
当本公司任何场外衍生工具合约的公允价值净值代表对本公司的负债超过商定的本公司当时适用的信用评级的美元门槛时，交易对手有权要求本公司以保证金的形式汇出相当于超过美元门槛金额的衍生品负债部分的资金。公司将这些存款作为流动资产记录在综合资产负债表中。截至2020年12月31日，所有具有信用评级风险相关或有特征且处于净负债头寸的场外衍生品工具的公允价值合计为美元。137.72000万美元，公司为此存入并记录了$21.12000万美元作为流动资产。截至2019年12月31日，有不是的这类存款记录在综合资产负债表中。
当公司的任何场外衍生工具合约的公允净值代表公司的一项资产超过交易对手当时适用的信用评级的商定美元门槛时，公司有权要求交易对手以保证金的形式汇出相当于超过美元门槛金额的衍生品资产部分的资金。该公司将这些存款作为流动负债记录在综合资产负债表中。截至2020年12月31日和2019年12月31日，不是的该等存款记入综合资产负债表。
当本公司订立交易所买卖天然气合约时，交易所可能会要求本公司将资金汇往相应经纪作为诚信存款，以防范因市况变化而带来的风险。本公司须根据既定的初始保证金要求及相关合约公允价值的负债净额(如有)支付该等存款。公司将这些存款作为流动资产记录在综合资产负债表中。当此类合同的公允价值处于净资产状况时，经纪商可以将资金汇至本公司。该公司将这些存款作为流动负债记录在综合资产负债表中。初始保证金要求由交易所根据价格、波动性和合约到期时间确定。保证金要求可能会由交易所酌情修改。截至2020年12月31日和2019年12月31日，公司录得美元61.5百万美元和$12.6在综合资产负债表中，作为流动资产的这类存款分别为100万美元。
有关与Equitrans股份交易所(定义见附注5)有关记录的衍生负债的讨论，请参阅附注5。
该公司与金融机构及其经纪人签订了净额结算协议，允许商品衍生资产总额与商品衍生负债总额进行净结算。下表概述了净额结算协议和保证金存款对衍生产品总资产和负债的影响。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2008年记录的总衍生工具
合并资产负债表 | | 衍生工具
受制于师父
净额结算协议 | | 保证金要求：
交易对手 | | 净导数
仪器 |
| 2020年12月31日 | (千人) |
| 公允价值资产衍生工具 | $ | 527,073 | | | $ | (328,809) | | | $ | — | | | $ | 198,264 | |
| 公允价值负债衍生工具 | 600,877 | | | (328,809) | | | (82,552) | | | 189,516 | |
| | | | | | | |
| 2019年12月31日 | | | | | | | |
| 公允价值资产衍生工具 | $ | 812,664 | | | $ | (226,116) | | | $ | — | | | $ | 586,548 | |
| 公允价值负债衍生工具 | 312,696 | | | (226,116) | | | (12,606) | | | 73,974 | |
本公司自二零一一年以来并无进行任何利率掉期交易。截至2019年12月31日，此前计入累计保监局的历史利率互换相关金额全部重新归类为利息支出。见附注12。
4. 公允价值计量
本公司在综合资产负债表中按公允价值记录其金融工具(主要为衍生工具)。本公司估计其金融工具的公允价值时使用报价市场价格。如果没有报价市场价格，公允价值基于使用基于市场的参数(包括远期曲线、折现率、波动性和非履行风险)作为输入的模型。不履行风险考虑公司信用状况对负债公允价值的影响，以及交易对手信用状况对资产公允价值的影响。公司通过分析公开的市场信息来估计不履行风险，包括比较信用评级与公司或交易对手信用评级相似的债务工具的收益率与无风险工具的收益率。
本公司已根据估值技术投入的优先程度，将其按公允价值入账的资产和负债分类为三级公允价值等级。公允价值层次对相同资产和负债的活跃市场报价给予最高优先权(第1级)，对不可观察到的投入给予最低优先权(第3级)。使用第2级投入的资产和负债主要包括公司的掉期、领子和期权协议。
交易所交易的大宗商品掉期有1级投入。具有2级投入的商品掉期的公允价值基于使用大量可观察投入的标准行业收益法模型，包括但不限于NYMEX天然气远期曲线、基于伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)的贴现率、基差远期曲线和天然气液体远期曲线。本公司的
项圈和期权使用标准的行业收入法期权模型进行估值。期权定价模型使用的重要可观察输入包括NYMEX远期曲线、天然气波动率和基于伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)的贴现率。
下表汇总了按公允价值经常性计量的资产和负债。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 在报告截止日期计量的公允价值，使用： |
| 综合资产负债表中记录的毛衍生工具 | | 活跃市场的报价。
对于相同的资产
(一级) | | 重要的其他人
可观测输入
(二级) | | 不可观测的重要输入
(第三级) |
| 2020年12月31日 | (千人) |
| 公允价值资产衍生工具 | $ | 527,073 | | | $ | 70,603 | | | $ | 456,470 | | | $ | — | |
| 公允价值负债衍生工具 | 600,877 | | | 93,361 | | | 507,516 | | | — | |
| | | | | | | |
| 2019年12月31日 | | | | | | | |
| 公允价值资产衍生工具 | $ | 812,664 | | | $ | 95,041 | | | $ | 717,623 | | | $ | — | |
| 公允价值负债衍生工具 | 312,696 | | | 71,107 | | | 241,589 | | | — | |
现金等价物、应收账款和应付账款的账面价值因其短期到期日而接近公允价值。由于Equitrans Midstream是一家上市公司，公司在Equitrans Midstream的投资的账面价值接近公允价值。本公司信贷安排及定期贷款安排(已于2020年第二季度悉数偿还)借款的账面价值大致属公允价值，因为利率是根据现行市场利率厘定。该公司认为所有这些公允价值都属于一级公允价值计量。
该公司在一个基金中有一项非实质性投资，该基金投资于为勘探和生产公司开发技术和运营解决方案的公司。该公司在2018年第一季度确认了与这项投资相关的会计变更的累积影响。作为实际的权宜之计，这项投资使用从基金经理处收到的财务报表中提供的资产净值进行估值，并计入综合资产负债表中的其他资产。
本公司采用既定的公允价值方法估计其优先票据的公允价值。由于并非所有本公司优先票据都交易活跃，因此其公允价值属于第2级公允价值计量。截至2020年12月31日和2019年12月31日，公司优先票据的公允价值约为美元。5.210亿美元和3.9分别为10亿美元，账面价值约为美元4.510亿美元和3.9分别为10亿美元，包括目前的任何部分。公司应付给EQM Midstream Partners，LP(EQM)的票据的公允价值是使用基于市场的贴现率的收益法模型估计的，是一种3级公允价值计量。截至2020年12月31日和2019年12月31日，公司应付给EQM的票据的公允价值约为美元。130百万美元和$128分别为100万美元，账面价值约为$105百万美元和$110百万美元，包括目前的任何部分。关于公司债务的进一步讨论见附注10。
该公司确认截至导致转移的事件或环境变化的实际日期各级别之间的转移。在本报告所述期间，1级、2级和3级之间没有转移。
有关已探明和未探明油气资产及其他长期资产的公允价值及其减值的信息，请参阅附注1。有关其他公允价值计量的讨论，请参阅Equitrans股票交易所的附注5、雪佛龙收购和资产交换交易的附注6(均在附注6中定义)和资产剥离的附注7。
5. Equitrans股票交易所(Equitrans Share Exchange)
2020年2月26日，本公司签订了二与Equitrans Midstream的购股协议(购股协议)，根据该等协议，本公司向Equitrans Midstream出售合共25,299,752共享，或50拥有Equitrans Midstream普通股的%，换取大约$52根据公司与Equitrans Midstream(Equitrans Share Exchange)的附属公司EQM签订的某些收集合同，获得400万美元的现金和利率减免。购股协议拟进行的交易于2020年3月5日(购股结束日)完成。费率减免是通过执行综合GGA(在此定义)来实现的。
于二零二零年二月二十六日，本公司与EQM联属公司订立集气及压缩协议(综合GGA)，据此，EQM(其中包括)同意向本公司提供于
宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州的Marcellus和Utica Shales，该公司承诺最初的年度最低产量承诺为3.0每天Bcf，并在宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州举行英亩献礼活动。综合GGA有效期至2035年12月31日，此后将每年续签一次，除非由本公司或EQM终止。综合GGA规定，在山谷管道投入使用的季度的第一天开始至较早的一天结束期间，公司向EQM支付的额外现金奖金(Henry Hub现金奖金)36之后的几个月或2024年12月31日。这种支付是以NYMEX Henry Hub天然气结算价超过某些价格门槛的季度平均价格为条件的。此外，综合GGA提供了现金支付选项，使公司有权在山谷管道在2022年1月1日之前尚未投入使用的情况下从EQM获得付款。
于购股结束日，本公司于综合资产负债表中记录一项合同资产，代表综合GGA提供的差饷宽减的估计公允价值#美元。4102000万美元，与Henry Hub现金奖金相关的衍生品负债约为$1171000万美元，公司对Equitrans Midstream的投资减少约美元1582000万。由此产生的收益约为$187合并业务表中记录了600万美元。从山谷管道投入使用之日开始，公司预计将在大约四年的时间内确认合同资产的摊销，确认方式与公司实现综合GGA提供的费率减免带来的经济效益的预期时间保持一致。截至2020年12月31日，与Henry Hub现金奖金相关的衍生品负债约为$1072000万。
合同资产的公允价值基于市场上无法观察到的重大投入，因此属于第3级公允价值计量。公允价值计算中使用的主要假设包括估计产量预测、基于市场的折扣率以及对山谷管道投入使用日期的概率加权估计。与Henry Hub现金红利相关的衍生负债的公允价值是基于从可观察到的市场数据中插入的重大投入，因此属于二级公允价值计量。有关公允价值层次结构的说明，请参阅附注4。
6. 收购和交换交易
雪佛龙收购。2020年第四季度，本公司从雪佛龙美国公司(雪佛龙)手中收购了上游资产和位于阿巴拉契亚盆地的中游集合资产的投资，总收购价为#美元。7352000万美元，有待某些收购价格调整(雪佛龙收购)。交易于2020年11月30日完成，生效日期为2020年7月1日。
对雪佛龙的收购包括大约335,000净马塞卢斯英亩，大约400,000净Utica英亩，大约550总油井，这些油井的产量约为450Net MMcfe/天，大约100处于开发周期不同阶段的在制品井。对雪佛龙的收购还包括一项31对Laurel Mountain Midstream(LMM)收集资产的投资百分比，该资产由Williams Companies，Inc.和两个提供淡水和产出水处理能力的水系统。
本公司无权指导对LMM的经济表现影响最大的活动；因此，本公司不是主要受益者，并将其对LMM的投资作为权益法投资进行核算。公司在LMM中的收益按比例计入权益收入，并计入综合经营表上的股息和其他收入。
使用收购方法，对雪佛龙的收购被视为一项业务合并。下表汇总了截至2020年11月30日的初步收购价格以及收购资产和承担的负债的初步估计公允价值。目前还没有完成收购价格分配所需的某些数据，包括但不限于最终所有权缺陷分析以及对收购的资产和承担的负债的最终评估。该公司预计在2021年第二季度完成收购价格分配，届时收购的资产价值和承担的负债将在必要时进行修订。
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| | 初步购进价格分配 |
| | (千人) |
| 现金对价(A) | | $ | 691,942 | |
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| 承担负债的公允价值： | | |
| 应付帐款 | | $ | 3,347 | |
| 其他流动负债 | | 16,566 | |
| 递延税项负债 | | 939 | |
| 其他负债和贷方(B) | | 109,876 | |
| 可归因于承担的负债的数额 | | $ | 130,728 | |
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| 收购资产的公允价值： | | |
| 其他流动资产 | | $ | 5,609 | |
| 净财产、厂房和设备 | | 720,315 | |
| 其他资产 | | 96,746 | |
| 可归因于购置资产的金额 | | $ | 822,670 | |
(a)现金对价与总购买价之间的差额为$735100万美元代表2020年7月1日生效日期至2020年11月30日结束日期之间的经营活动结果，以及与惯例结束后事项相关的金额。
(b)其他负债和信贷包括最低数量承诺量(MVC)合同产生的负债以及资产报废义务和环境义务的负债。
收购的天然气和石油资产的公允价值是根据市场上不可观察到的投入使用贴现现金流量估值技术计量的，因此被视为第3级公允价值计量。重要的投入包括未来商品价格、估计储量数量预测、估计未来生产率、预计储量采收率、未来开发和运营成本的时间和数量以及加权平均资本成本。未发展物业的公允价值乃根据市场上不可观察到的投入采用指引交易法计量，因此被视为第3级公允价值计量。重要的投入包括从市场参与者的角度看未来的开发计划和每未开发英亩的价值。
收购的LMM投资的公允价值(计入综合资产负债表上的其他资产)主要采用贴现现金流量估值技术计量。大部分投入在市场上是看不到的，因此被认为是公允价值的第三级计量。重要投入包括预计收入、支出和资本支出。
收购的MVC负债的公允价值是使用按折扣法计算的每个关联合同的预期吞吐量和年度MVC来计量的。大部分投入在市场上是看不到的，因此被认为是公允价值的第三级计量。重要的投入包括估计的未来交易量和市场参与者的债务成本。
2020资产交换交易。于二零二零年，本公司完成各项面积交易协议(统称为二零二零年资产交换交易)，根据该等协议，本公司交换了约24,400宾夕法尼亚州格林、阿勒格尼、阿姆斯特朗、威斯特摩兰和华盛顿县；西弗吉尼亚州韦策尔县和马歇尔县以及俄亥俄州贝尔蒙特县的净收入利息英亩合计约19,400宾夕法尼亚州格林县和华盛顿县；西弗吉尼亚州马歇尔、韦策尔县和马里恩县以及俄亥俄州贝尔蒙特县的净收入利息英亩合计。作为2020年资产交换交易的结果，公司确认净亏损#美元。61.6百万英寸长期资产的减值/出售/交换损失在截至本年度的综合业务报表中2020年12月31日.
2019年资产互换交易。 于2019年第三季度，本公司与第三方完成了一项占地面积贸易协议和买卖协议(2019年资产交换交易)，根据该交易，本公司交换了约2019年的土地面积贸易协议和买卖协议(2019年资产交换交易)。16,000净收入利息英亩主要在西弗吉尼亚州的Wetzel县和Marion县。根据买卖协议的条款，该公司向第三方转让了一份天然气收集协议，该协议覆盖了西弗吉尼亚州泰勒县的一部分，并提供了坚定的收集承诺，该公司被免除了该天然气收集协议下的剩余义务。作为第三方承担泰勒郡天然气收集协议的对价，公司同意向第三方补偿天然气项下的某些固定收集费用
在2022年12月之前收集协议，并向第三方分配大约额外的3,000西弗吉尼亚州泰勒和韦策尔县的净收入利息英亩。
作为2019年资产交换交易的结果，公司确认净亏损美元。13.9截至2019年12月31日的年度合并经营报表中长期资产的减值/出售/交换亏损百万美元。截至2020年12月31日和2019年12月31日，这些公司收集成本的报销责任为$。25.8300万美元和300万美元36.8该等负债分别记入综合资产负债表中的其他流动负债及非流动负债。
所收购租赁的公允价值以及2019年资产交换交易中偿还某些公司收集成本的负债的公允价值是基于市场上无法观察到的投入，因此是3级公允价值计量。请参阅备注4有关公允价值层次结构的说明，请参阅。公允价值计算中使用的关键假设包括可比种植面积的市场价格和预期应偿还款项的净现值。
7. 资产剥离
2020年资产剥离。2020年5月11日，该公司完成了一项交易，出售位于宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州的某些非战略性资产(2020年资产剥离)，总收购价约为$1252000万美元现金，视惯例收购价格调整和下文定义和讨论的或有对价而定。宾夕法尼亚州出售的资产包括80马塞卢斯·威尔斯和大约33绵延数英里的集合线；出售的西弗吉尼亚州资产包括809常规油井和大约154绵延数英里的集合线。此外，2020年的资产剥离使公司减少了约美元492000万美元的资产报废债务和与出售资产相关的其他负债。出售所得款项用于偿还公司的定期贷款安排。请参阅注释10。
2020年资产剥离的买卖协议规定支付给公司的额外现金红利(或有代价)最高可达$202000万。此类或有对价以NYMEX Henry Hub天然气结算价相对于所述下限和目标价格门槛的三个月平均值为条件，从2020年8月31日开始，至2022年11月30日结束。或有代价指按公允价值计入综合资产负债表的嵌入衍生工具。或有对价有不是的截至2020年5月11日的公允价值和公允价值$1.9截至2000万美元2020年12月31日。于截至该年度止年度内2020年12月31日，公司收到或有对价现金$0.92000万。公允价值变动记录在长期资产的减值/出售/交换损失在合并经营报表中。或有代价的公允价值是基于从可观察到的市场数据中插入的重大投入，因此是第二级公允价值计量。有关公允价值层次结构的说明，请参阅附注4。
作为2020年资产剥离的结果，该公司确认净亏损为#美元。39.12000万美元，包括或有对价公允价值变动的影响长期资产的减值/出售/交换损失在截至该年度的综合业务报表中2020年12月31日.
2018年资产剥离。2018年，公司出售了位于休伦湖和二叠纪盆地的非核心生产及相关中游资产(2018资产剥离)。截至2018年12月31日止年度，由于2018年资产剥离，本公司在出售长期资产时录得减值/亏损$2.4由于物业和相关管道资产的账面价值超过2018年资产剥离收到的金额，该公司的资产净值为30亿美元。
减值资产的公允价值基于市场上无法观察到的重大投入，因此被视为第3级公允价值计量。公允价值层次的说明见附注4，公司已探明和未探明物业减值政策见附注1。在计算受损资产的公允价值时包括以下主要假设：储备，包括可能和可能的储备的风险调整；未来的大宗商品价格；在可获得的范围内，基于市场的公允价值指标，包括潜在出售可能实现的估计收益；基于公司经营的类似物业经验的生产率；估计的未来运营和开发成本；以及基于市场的加权平均资本成本。
由于2018年资产剥离的结束，本公司录得亏损#美元。259.3在2018年第三季度，由于公司不再有现有生产需要满足且不打算在未来使用的某些产能合同，该公司的产能合同增加了600万欧元。这笔损失记录在长期资产的减值/出售/交换损失在合并经营报表中。初始计量的亏损公允价值基于市场上无法观察到的重大投入，因此被视为第3级公允价值计量。中无法观察到的关键输入
计算是从合同中获得的潜在未来经济效益的金额。见附注4 有关公允价值层次结构的说明，请参阅。
8. 分离分配与停业经营
2018年11月12日，本公司完成了由本公司独立运营的天然气集输储运和水服务业务组成的中游业务与由本公司天然气、NGL和石油开发、生产销售和商业运营组成的上游业务的分离(以下简称分离)。分拆是通过将中游业务从公司转移到Equitrans Midstream以及将以下业务分配给Equitrans Midstream而实现的80.1将Equitrans Midstream普通股流通股的%分派给公司股东(分派)。公司股东收到0.802018年11月1日收盘时，每持有一股EQT普通股，即可换取Equitrans Midstream的普通股。留用的公司19.9占Equitrans Midstream普通股流通股的百分比。关于公司对Equitrans Midstream投资的会计讨论见附注1，有关公司在2020年出售其部分Equitrans Midstream普通股的讨论见附注5。
关于分离和分配，本公司与Equitrans Midstream签订了多项协议，以实现两家公司之间的法律和结构分离，管理本公司与Equitrans Midstream之间的关系，并在本公司与Equitrans Midstream之间分配各种资产、负债和义务，包括(但不限于)员工福利、诉讼、合同、设备、不动产、知识产权和与税务相关的资产和负债。
在正常业务过程中，本公司与Equitrans Midstream及其关联公司进行交易，包括但不限于天然气收集协议、运输服务和先例协议、储存协议和供水服务协议。这些协议的条款从按月到20好多年了。
Equitrans Midstream由公司以前的EQM收集、EQM传输和EQM水部分组成。在分离和分配之前的所有期间，Equitrans Midstream的运营结果都反映为非连续性运营。截至2018年12月31日的年度合并运营报表已重新编制，以反映停产业务列报，并将之前在合并中取消的某些运输和处理费用计入持续运营。与Equitrans Midstream相关的现金流量包括在分离和分配前的合并现金流量表中。Equitrans Midstream的运营结果摘要如下。该公司将与分离和分配相关的交易成本以及与2017年收购Rice Energy Inc.(莱斯合并)相关的部分交易成本分配给停产业务。
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| | 2018年1月1日至2018年11月12日 |
| | (千人) |
| 营业收入 | $ | 388,854 | |
| 运输和加工 | (803,858) | |
| 运维 | 99,671 | |
| 销售、一般和行政 | 62,702 | |
| 折旧 | 160,701 | |
| 商誉减值(A) | 267,878 | |
| 交易成本 | 93,062 | |
| 无形资产摊销 | 36,007 | |
| 其他收入 | 51,014 | |
| 利息支出 | 88,300 | |
| 所得税前非持续经营所得 | 435,405 | |
| 所得税费用 | 61,643 | |
| 所得税后非持续经营所得 | 373,762 | |
| 减去：可归因于非控股权益的非持续经营净收入 | 237,410 | |
| 非持续经营的净收益 | $ | 136,352 | |
(a)在2018年第三季度之后，在分离和分配之前，商誉减值指标以宣布减产的形式确定，这可能会减少本公司商誉记录到的两个报告单位的基于体积的手续费收入。这两个报告单位，莱斯保留中游和RMP PA天然气收集，由于分离和分配而被分配给停产作业。这两个报告部门收入的很大一部分来自基于体积的费用，这对发展计划的变化很敏感。在估计这些报告单位的公允价值时，采用了收益法和市场法相结合的方法。贴现现金流量法收益法采用在公开市场(第3级)无法观察到的重大投入，包括与未来吞吐量、运营成本、资本支出和营运资本变化相关的估计和假设。可比公司法市场法使用类似规模和行业的其他企业的衡量标准来评估一家公司的价值。参考交易法根据类似公司进行的类似交易得出的定价倍数来评估公司的价值。
截至2018年12月31日止年度，莱斯留存中游报告单位的公允价值大于其账面价值，但RMP PA天然气收集报告单位的账面价值超过其公允价值。因此，商誉减值为#美元。267.9在综合资产负债表中记录的商誉相应减少了100万欧元，并分配给非持续业务。
下表显示了来自或用于与Equitrans Midstream相关的非持续业务的现金流量，这些现金流量包括在截至2018年12月31日的年度合并现金流量表中，但没有单独说明。
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| | 2018年1月1日至2018年11月12日 |
| |
| | (千人) |
| 经营活动的现金流： | |
| 递延所得税优惠 | $ | (373,405) | |
| 折旧 | 160,701 | |
| 无形资产摊销 | 36,007 | |
| 商誉减值 | 267,878 | |
| 其他收入 | (51,450) | |
| 基于股份的薪酬费用 | 1,841 | |
| 投资活动的现金流： | |
| 资本支出 | $ | (732,727) | |
| 向山谷管道有限责任公司出资(A) | (820,943) | |
| 融资活动的现金流： | |
| 发行债券所得款项 | $ | 2,500,000 | |
| 信贷工具借款收益 | 3,378,500 | |
| 偿还信贷安排借款 | (3,219,500) | |
| 发债成本 | (40,966) | |
| 对非控股权益的分配 | (380,651) | |
| 收购Strike Force Midstream LLC 25%的股份 | (175,000) | |
(a)山谷管道有限责任公司是一家正在建设山谷管道的合资企业。EQM拥有合资企业的权益，并向合资企业出资。
9. 所得税
下表汇总了所得税(福利)费用。
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| | 截至2019年12月31日的几年， |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | (千人) |
| 目前： | | | | | |
| 联邦制 | $ | (132,625) | | | $ | (106,487) | | | $ | (513,293) | |
| 状态 | (10,393) | | | 5,774 | | | (46,218) | |
| 小计 | (143,018) | | | (100,713) | | | (559,511) | |
| 延期： | | | | | |
| 联邦制 | (131,355) | | | (213,397) | | | 20,496 | |
| 状态 | (24,485) | | | (61,666) | | | (157,496) | |
| 小计 | (155,840) | | | (275,063) | | | (137,000) | |
| 所得税优惠总额 | $ | (298,858) | | | $ | (375,776) | | | $ | (696,511) | |
在截至2020年12月31日的一年中，当前的联邦和州所得税优惠主要包括退还#美元1171000万美元，包括利息，与公司的替代最低税(AMT)抵免结转、2017年减税和就业法案(减税和就业法案)以及通过冠状病毒援助、救济和经济安全法案(CARE法案)加快收到此类退款有关。税收优惠的剩余部分为$。262.5亿美元，包括利息，与2020年达成和解的联邦和州审计有关。 在截至2019年12月31日的一年中，美国当前的联邦所得税优惠主要包括预期的退税美元120百万美元与公司的AMT抵免结转以及减税和就业法案有关。在截至2018年12月31日的一年中，美国当前的联邦所得税优惠主要包括预计退还的$141与公司的AMT贷方结转相关的百万美元，部分抵消了$16目前州税收支出的百万美元。目前剩余的税收优惠为#美元。435截至2018年12月31日的年度，600万美元被与非持续运营相关的当前费用所抵消，不会导致公司获得额外的退款。
2017年12月22日，美国国会颁布了《减税和就业法案》，对美国联邦所得税法进行了重大修改，包括从2018年1月1日起将联邦企业税率从35%降至21%。减税和就业法案还保留了无形钻探成本(IDC)的扣除，用于美国联邦所得税目的，这允许公司在发生的年度扣除一部分钻探成本，并将当前应缴税款降至最低。在2018年之前，IDC用于AMT目的受到限制，这导致本公司在当前没有其他联邦税应缴的时期支付AMT。减税和就业法案还废除了2018年1月1日开始的纳税年度的AMT，并规定现有的AMT抵免结转可以用来抵消当前所欠的联邦税，任何剩余余额的50%将在2018至2020纳税年度退还。随着CARE法案的通过，该公司得以将退款速度加快到2020年。由于美国国税局(IRS)在2019年1月宣布改变其立场，即AMT退款应受到联邦政府的自动减支，税率相当于6.2%的退款，公司取消了相关的估值免税额#美元。132019年第一季度为100万。
减税和就业法案限制了利息支出的扣除，因此，公司在2019年为单独的公司州所得税目的设定的部分利息支出限额记录了估值津贴。在2020年期间，发布了最终法规，澄清了对本公司有利的几个问题，包括(I)将承诺费和债务发行成本排除在利息定义之外，以及(Ii)将与销售商品成本相关的折旧、损耗和摊销包括在内，以获得调整后的应税收入。这些变化取消了本公司的利息支出限制，并于2020年逆转了相关的估值津贴。
该公司有与莱斯合并相关的联邦净营业亏损(NOL)结转，以及2017年产生的NOL超过前几年结转的金额。该公司还在2016年收购Trans Energy，Inc.时收购了NOL，其中象征性的数量可在未来20年内每年使用。减税和就业法案将2017年12月31日之后产生的结转到未来几年的NOL的使用限制在应税收入的80%，并取消了将NOL带入较早纳税年度退还已缴税款的能力。2018年及未来期间产生的NOL可以无限期结转。由于CARE法案，2018年、2019年和2020年产生的NOL可以向前追溯五年，如果在2021年之前使用，可以完全抵消应税收入，而不考虑80%的限制。
持续经营的所得税收益与按联邦法定税率计算的金额不同21税前收入的%，原因总结如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的几年， |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | (千人) |
| 按法定税率征税 | $ | (265,867) | | | $ | (335,469) | | | $ | (646,261) | |
| 州所得税 | (75,035) | | | (119,659) | | | (251,780) | |
| 估值免税额 | 106,548 | | | 81,522 | | | 88,785 | |
| 税务清缴 | (33,384) | | | — | | | — | |
| 联邦和州税收抵免 | (11,628) | | | (7,908) | | | (2,400) | |
| 商誉减值 | — | | | — | | | 111,470 | |
| 其他 | (19,492) | | | 5,738 | | | 3,675 | |
| 所得税优惠 | $ | (298,858) | | | $ | (375,776) | | | $ | (696,511) | |
| | | | | |
| 实际税率 | 23.6 | % | | 23.5 | % | | 22.6 | % |
在截至2020年12月31日的一年中，该公司的有效税率高于美国联邦法定税率，主要原因是州所得税以及联邦和州所得税结算，但部分抵消了限制某些联邦和州税收优惠的估值津贴。本公司截至2019年12月31日的年度的有效税率高于美国联邦法定税率，主要原因是州所得税和与AMT自动减支相关的估值免税额的发放，但部分被限制某些州税收优惠的估值免税额所抵消。该公司截至2018年12月31日的年度的有效税率高于美国联邦法定税率，主要原因是州所得税。由于2018年的资产剥离，以及由此导致公司在天然气和液体销售的州税收管辖区的州分配发生变化，公司确认了额外的州税收优惠，因为这些销售更多地转移到税收较低的司法管辖区。本公司分配给2018年已减值的持续业务的商誉没有计税基础。
本公司相信，在最近收购中获得的某些州NOL结转和某些联邦NOL带来的好处更有可能无法实现。当递延税项资产的全部或部分很可能无法变现时，需要计入估值拨备。在决定是否需要估值免税额时，必须考虑所有现有的证据，无论是正面的还是负面的。在2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日，被考虑的积极证据包括财务与税收临时差异的逆转、采用各种税收规划战略的实施和/或能力以及对未来应税收入的估计。被考虑的负面证据包括该公司前EQT生产业务部门的历史税前账面亏损。对有关这些税收优惠的正面和负面证据的审查得出的结论是，某些NOL的估值免税额是有必要的，因为公司更有可能在到期前不使用这些免税额。未来大宗商品价格等不确定因素可能会影响该公司的计算及其在到期前使用这些NOL的能力。此外，由于减税和就业法案，该公司记录了与某些基于高管激励的奖励相关的递延税项资产的注销，这些资产将在未来一年支付，不能扣除。
于2020至2019年期间，本公司就与其在Equitrans Midstream的投资所录得的未实现亏损相关的递延税项资产录得部分估值津贴，而由于对资本亏损施加的限制，本公司认为将无法利用这些亏损。本公司拥有资本亏损结转能力，并对结转超出部分提供估值津贴。管理层将继续根据未来税务筹划策略的可行性评估实现递延税项资产的潜力，并可能在未来期间记录可能对净收入产生重大影响的相关估值免税额的调整。
下表对不确定税收头寸准备金的期初和期末金额(不包括利息和罚金)进行了核对。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | (千人) |
| 1月1日的余额 | $ | 259,588 | | | $ | 315,279 | | | $ | 301,558 | |
| 本年度取得的税务头寸的增加额 | 5,470 | | | 19,431 | | | 8,459 | |
| 前几年取得的税务头寸的增加额 | 7,250 | | | 8,929 | | | 14,396 | |
| 前几年的税收头寸减少额 | (38,859) | | | (84,051) | | | (9,134) | |
| 与税务机关结清的税收头寸减少额 | (58,236) | | | — | | | — | |
| 12月31日的余额 | $ | 175,213 | | | $ | 259,588 | | | $ | 315,279 | |
上述余额中包括未确认的税收优惠#美元。91.0百万，$150.9百万美元和$124.6这一数字如果得到确认，将分别影响2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的有效税率。上述余额中还包括#美元的不确定税收头寸。90.3百万，$113.7百万美元，以及$88.2截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度，分别记入综合资产负债表，作为一般业务信贷结转和NOL的相关递延税项资产减少。于二零二零年，本公司因与美国国税局就其2010-2012年度经修订的退税申索达成和解而调整其税项储备，方法是(I)减少不确定的税务状况，并将AMT抵免的递延税项资产金额增加#美元。14.92000万美元，(Ii)将不确定的税收状况抵销到研究和实验抵免的递延税项资产减少#美元35.32000万美元和(Iii)减记递延税项资产#美元22.61000万美元到和解金额。此外，在2020年，该公司解决了与其2013年宾夕法尼亚州报税表有关的纠纷，并将不确定的税收头寸减少了#美元。46.92000万美元，并同意汇款$33.52000万美元捐给宾夕法尼亚州联邦。在2019年，该公司发布了$84.0由于与美国国税局(IRS)达成了2013年修订退款索赔的和解，AMT的相关递延税项资产恢复了100万美元的准备金和相关递延税项资产。
上述余额包括#美元。0.0百万，$0.7百万美元和$0.7截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日，对于最终抵扣高度确定但税收抵扣时间存在不确定性的纳税头寸，分别为100万英镑。不允许较短的抵扣期限将加速向更早的时期缴纳现金税，但不会影响本公司的年度有效税率。
公司确认所得税支出中与未确认税收优惠相关的利息和罚款。该公司记录的利息和罚款(收入)费用约为$(3.8)百万，$3.3百万美元和$3.4截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为100万美元。利息和罚款为$11.4百万美元和$15.2截至2020年12月31日和2019年12月31日，合并资产负债表中分别计入了100万美元。
截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日，本公司认为，由于可能与相关税务机关达成和解，或相关税务机关的法律或行政指导，或适用的诉讼时效失效，合理地有可能减少$125.9百万，$80.2百万美元和$33.3与联邦税收头寸相关的未确认税收优惠可能在12个月内分别为100万美元。
截至2013年，该公司在美国联邦所得税方面的综合债务已与美国国税局(IRS)结清。该公司也是各种国家所得税审查的对象。自2020年12月31日起，除极少数例外，本公司2015年前年度不再接受国家税务机关审查。
2020年，该公司对未确认税收优惠的会计处理方法没有实质性变化。
下表汇总了财务报告和资产负债计税基础之间暂时性差异的来源和税收影响。
| | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2020 | | 2019 |
| | (千人) |
| 递延所得税： | | | |
| 递延所得税资产总额 | $ | (610,821) | | | $ | (643,227) | |
| 递延所得税负债总额 | 1,982,788 | | | 2,129,041 | |
| 递延所得税净负债总额 | 1,371,967 | | | 1,485,814 | |
| 递延所得税负债(资产)总额： | | | |
| 为申报所得税而支出的钻探和开发成本 | 918,120 | | | 1,100,061 | |
| 税项折旧超过账面折旧 | 1,027,179 | | | 974,520 | |
| 对Equitrans中游的投资 | (94,689) | | | (109,883) | |
| 激励性薪酬和递延薪酬计划 | (22,419) | | | (16,923) | |
| 不结转 | (789,544) | | | (635,446) | |
| 替代性最低税收抵免结转 | (81,237) | | | (190,992) | |
| 联邦税收抵免 | (79,846) | | | (59,854) | |
| 国有资本亏损结转 | (28,317) | | | — | |
| 未实现(亏损)收益 | (43,475) | | | 54,460 | |
| 利息免税额限制 | (160) | | | (46,776) | |
| 可转换债券 | 37,489 | | | — | |
| 其他 | (1,126) | | | (6,797) | |
| 不包括估价免税额的合计 | 841,975 | | | 1,062,370 | |
| 估值免税额 | 529,992 | | | 423,444 | |
| 递延所得税净负债总额 | $ | 1,371,967 | | | $ | 1,485,814 | |
2020年间，递延纳税净负债减少了#美元113.8本公司对Equitrans Midstream的投资较2019年增加1百万美元，主要原因是账面减值(已计入所得税申报费用中的钻探和开发成本，但目前无法从税务目的扣除)，但部分被超过账面折旧的税项折旧增加所抵消。
截至2020年12月31日，公司的递延税金资产为233.2百万美元，扣除估值免税额$22.8100万，与2018年之前产生并在2035年至2037年期间到期的联邦NOL结转的税收优惠有关。2018年及以后产生的联邦NOL由1美元的递延税金资产表示75.61000万美元，并将无限期结转，但每年将被限制在抵消80%的应税收入。截至2020年12月31日，公司的递延税金资产为480.8百万美元，扣除估值免税额$387.7100万，与州NOL的税收优惠有关，有效期从2021年到2040年不等。由于国家分摊率下降和资产减值，本公司在未来几年将有较少的可变现净额，因此，在2020年，其房地产、厂房和设备的国家递延税项资产计入了1美元的估值拨备。0.6百万2020年，该公司在Equitrans Midstream的投资出现了未实现亏损。出于税收目的，这项投资是资本资产，资本损失只能用于抵消资本收益，并限于结转三年和结转五年以供潜在利用。由于这些限制，公司还为其在Equitrans Midstream的保留股权记录了递延税项资产的估值津贴#美元。62.4百万美元，用于单独的公司州所得税申报目的，以及$56.4一百万给联邦政府。
截至2019年12月31日，公司的递延税金资产为$218.8百万美元，扣除估值免税额$22.82037年到期的联邦NOL结转带来的税收优惠。2018年及以后产生的联邦NOL将无限期结转，但每年仅限于抵消80%的应税收入。截至2019年12月31日，公司的递延税金资产为$416.7百万美元，扣除估值免税额$324.1100万，与州NOL结转的税收优惠有关，各种到期日从2020年到2039年不等。由于国家分摊率下降和资产减值，公司未来几年的可变现NOL将减少，因此，不得不对其房地产、厂房和设备国家递延税项资产计入#美元的估值津贴。4.52019年为1.2亿。此外，对于单独的公司州所得税申报目的，减税和就业法案的利息扣除限制导致估值津贴为#美元。21.32019年录得1.8亿美元。于2019年，本公司于以下项目的投资出现未实现亏损
Equitrans Midstream。出于税收目的，这项投资是资本资产，资本损失只能用于抵消资本收益，并限于结转三年和结转五年以供潜在利用。由于这些限制，本公司还就其在Equitrans Midstream的留存股权记录的递延税项资产计入估值津贴#美元。42.42000万美元，用于单独的公司州所得税申报目的，以及$8.3700万美元用于联邦政府。
截至2019年12月31日止年度，本公司录得90.9对留存收益和与分离和分配相关的额外实收资本进行的百万美元调整。分离和分配导致确认与分离前交易相关的税收收益。确认是由于Equitrans Midstream退出了公司合并后的联邦申报集团。纳税申报表中报告的收益金额与2018年财务报表中估计的金额不同；因此，公司在2019年记录了返回拨备调整。这一调整影响了截至2018年11月12日分离和分配日期转移到Equitrans Midstream的递延税额。
10. 债款
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | | 2019年12月31日 |
| | 本金价值 | | 账面价值(A) | | 公允价值(B) | | 本金价值 | | 账面价值(A) | | 公允价值(B) |
| | (千人) |
| 信贷安排将于2022年7月到期 | $ | 300,000 | | | $ | 300,000 | | | $ | 300,000 | | | $ | 294,000 | | | $ | 294,000 | | | $ | 294,000 | |
| 2021年5月31日到期的定期贷款安排 | — | | | — | | | — | | | 1,000,000 | | | 999,353 | | | 999,353 | |
| 高级注释： | | | | | | | | | | | |
| 浮息票据将于2020年10月1日到期 | — | | | — | | | — | | | 500,000 | | | 499,238 | | | 500,290 | |
2.50票面利率为2020年10月1日到期的债券 | — | | | — | | | — | | | 500,000 | | | 499,228 | | | 500,950 | |
8.81%至9.002020-2021年到期的%系列A类债券 | 24,000 | | | 24,000 | | | 25,232 | | | 35,200 | | | 35,200 | | | 37,380 | |
4.8752021年11月15日到期的%债券 | 125,118 | | | 124,943 | | | 128,231 | | | 750,000 | | | 747,571 | | | 774,173 | |
3.002022年10月1日到期的债券百分比 | 568,823 | | | 566,689 | | | 578,055 | | | 750,000 | | | 745,579 | | | 737,025 | |
7.422023年到期的%系列B票据 | 10,000 | | | 10,000 | | | 10,038 | | | 10,000 | | | 10,000 | | | 10,788 | |
7.8752025年2月1日到期的债券百分比(C) | 1,000,000 | | | 992,905 | | | 1,146,250 | | | — | | | — | | | — | |
1.752026年5月1日到期的可转换票据百分比 | 500,000 | | | 359,635 | | | 587,385 | | | — | | | — | | | — | |
7.752026年7月15日到期的债券% | 115,000 | | | 112,224 | | | 137,025 | | | 115,000 | | | 111,727 | | | 129,466 | |
3.902027年10月1日到期的债券百分比 | 1,250,000 | | | 1,242,182 | | | 1,249,400 | | | 1,250,000 | | | 1,241,024 | | | 1,167,763 | |
5.002029年1月15日到期的债券百分比 | 350,000 | | | 344,106 | | | 371,469 | | | — | | | — | | | — | |
8.7502030年2月1日到期的债券百分比(C) | 750,000 | | | 743,726 | | | 924,510 | | | — | | | — | | | — | |
| 应付给EQM的票据 | 105,056 | | | 105,056 | | | 130,464 | | | 110,059 | | | 110,059 | | | 128,241 | |
| 债务总额 | 5,097,997 | | | 4,925,466 | | | 5,588,059 | | | 5,314,259 | | | 5,292,979 | | | 5,279,429 | |
| 减去：债务的当前部分 | 154,336 | | | 154,161 | | | 159,943 | | | 16,204 | | | 16,204 | | | 17,436 | |
| 长期债务 | $ | 4,943,661 | | | $ | 4,771,305 | | | $ | 5,428,116 | | | $ | 5,298,055 | | | $ | 5,276,775 | | | $ | 5,261,993 | |
(a)对于应付给EQM的票据，本金代表账面价值。对于所有其他债务，本金价值减去未摊销债务发行成本和债务贴现代表账面价值。
(b)本公司信贷安排及定期贷款安排项下借款的账面价值大致为公允价值，因为利率以现行市场利率为基础；因此，该等贷款属一级公允价值计量。对于应付给EQM的票据，公允价值使用第三级投入计量。对于所有其他债务，公允价值使用第二级投入计量。有关公允价值层次结构的说明，请参阅附注4。
(c)请看下面“可调整利率票据”中关于这些票据利率的讨论。
A最高分数线(S Of)2020年12月31日，公司优先票据的总到期日为$1492021年将达到100万美元，5692022年为100万美元，102023年为100万美元，02024年为100万美元，1,0002025年为100万美元，2,965之后的百万美元。管理本公司长期债务的契约包含某些限制性财务和经营契约，其中包括限制本公司产生债务、产生留置权、签订出售和回租交易、完成收购、合并、出售资产和执行某些其他公司行动的能力。
$2.5十亿美元的信贷安排。该公司有一笔$2.52022年7月到期的10亿美元信贷安排。公司可要求二一年期延长到期日，其批准取决于某些条件的满足。这个
公司可以一次性要求将贷款人的承诺总额增加到最高$3.0十亿美元，受某些条款和条件的限制。该机制中的每个贷款人都可以决定是否增加其承诺。信贷安排可用于营运资金、资本支出、股票回购和任何其他合法的公司目的。这项信贷安排由以下财团承销20金融机构，每个金融机构都有义务为公司的任何借款按比例提供资金。
根据信贷安排的条款，公司可以获得以美元计价的基本利率贷款或欧洲美元利率贷款。基本利率贷款按基本利率加基于公司信用评级的保证金计息。欧洲美元利率贷款按欧洲美元利率外加基于该公司信用评级的保证金计息。根据本公司截至2020年12月31日的优先票据信用评级，基准利率贷款的保证金为1.00%，欧洲美元利率贷款的利润率为2.00%.
公司不需要维持补偿性银行余额。公司的债务发行人信用评级由穆迪、标准普尔或惠誉对其非信用增强型优先无担保长期债务确定，除了交易对手对以信用贷款为抵押的任何金额收取的利率外，还决定与信贷安排相关的费用水平；公司的债务信用评级越低，费用水平和借款利率就越高。
公司的信贷安排包含各种条款，如果不遵守，可能会导致信贷安排的终止，要求提前支付未偿还的金额或类似的行动。信贷安排下最重要的契约和违约事件是维持债务与总资本的比率，以及限制与附属公司的交易。信贷安排包含的金融契约要求总债务与总资本的比率不超过65%，但其计算不包括累积保费的影响。截至2020年12月31日，公司遵守了所有债务条款和契诺。
该公司有$0.8截至2020年12月31日，其信贷安排项下的未偿还信用证为1000亿美元，不是的截至2019年12月31日，其信贷安排下的未偿还信用证。截至2020年12月31日、2019年12月31日及2018年12月31日止年度，本公司产生的承诺费约为28, 20和20分别对其信贷安排的未提取部分加基点，以维持信贷可获得性。
根据本公司的信贷安排，截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度的未偿还借款最高限额为$0.7亿美元，1.110亿美元和1.6亿美元，平均每天的余额约为$148百万，$340百万美元和$854百万美元，利息按加权平均年利率2.3%, 3.8%和3.4%。
定期贷款安排。该公司有一美元1.010亿美元的无担保定期贷款安排(定期贷款安排)，原定于2021年5月到期。2019年，公司使用借款所得资金#美元。1.0根据定期贷款安排偿还10亿美元700本金总额为100万美元。8.125%优先票据，偿还本公司债务项下的未偿还借款$2.5十亿提供信贷安排，并支付与定期贷款协议相关的应计利息和手续费。定期贷款工具下已偿还的借款不得再借入。
该公司使用发行可转换票据所得款项(见下文)、2020年内收到的所得税退款(见附注9)和2020年资产剥离的收益(见附注7)于2020年6月30日全额偿还定期贷款安排。根据公司的定期贷款安排，从2020年1月1日至2020年6月30日，平均每日余额约为$692亿美元，利息按加权平均年利率2.6%。2019年5月31日至2019年12月31日期间，日均余额为$1.030亿美元，利息加权平均年利率为3.1%.
可调利率票据。2020年1月21日，公司发行了美元1.0十亿美元的本金总额6.1252025年2月1日到期的优先债券%；美元750本金总额为百万美元7.0002030年2月1日到期的%优先票据(加起来，可调整利率票据)。公司使用可调整利率票据的净收益偿还$500本公司浮动利率票据本金总额(百万美元)500本公司的本金总额为百万美元2.50%高级票据，$500本公司的本金总额为700万美元4.875%高级票据及$200公司定期贷款工具借款的1.6亿美元。
可调整利率票据的契诺与本公司现有的优先无担保票据一致，并增加了一项利率调整条款，规定根据穆迪、标准普尔和惠誉给予本公司优先票据的信用评级对可调整利率票据的利率进行调整。由于公司优先票据信用评级的变化，6.125%高级票据和7.000优先票据百分比为7.875%和
8.750分别为截至2020年12月31日的1%。可调整利率票据项下的调整利率不能超过2可调整利率票据票面上首次列出的原始利率的%；然而，如果本公司的信用评级有所改善，可调整利率票据下的利率可降至与可调整利率票据票面上所载的原始利率一样低的水平，但如果本公司的信用评级有所改善，可调整利率票据下的利率可降至与可调整利率票据票面上所载的原始利率一样低的水平。
可转换票据。2020年4月28日，公司发行了美元500本金总额为，000,000,000,000美元1.75%可转换优先票据(可转换票据)将于2026年5月1日到期，除非提前赎回、回购或转换。这些可转换票据是根据修订后的1933年证券法第144A条规定，以非公开方式向合格的机构买家发行的。扣除发售成本$16.91000万美元和有上限的呼叫交易(定义和讨论如下)成本为$32.5300万美元，此次发行的净收益为800万美元450.61000万美元被用来偿还$450公司定期贷款工具借款中的600万美元以及用于一般公司用途。
在以下情况下，可转换票据的持有者可以在2026年1月30日交易结束前的任何时间，根据自己的选择转换他们的可转换票据：
•在截至2020年6月30日的季度之后开始的任何季度内，只要EQT普通股的最后报告价格至少20在以下期间的交易日(连续或非连续)30截至上一季度最后一个交易日的连续交易日大于或等于130在每个该等交易日的换股价格的%；
•在.期间五-任何时间之后的工作日期间五-连续交易日期间(测算期)，在测算期内每个交易日的可转换票据本金每1,000美元的交易价低于98每一交易日EQT普通股最新报出价格与可转换票据转换率乘积的百分比；
•如公司要求赎回任何或全部可换股票据，可在紧接该赎回日期前的第二个预定交易日收市前的任何时间赎回；及
•在可转换票据契约中规定的某些公司事件发生时。
在2026年2月1日或之后，可转换票据的持有者可以随时转换他们的可转换票据，直到紧接2026年5月1日之前的第二个预定交易日的交易结束为止。
在转换可转换票据时，公司打算通过向可转换票据持有人支付或交付相当于债务本金的现金和超过债务本金的EQT普通股，来使用一种联合结算方式来履行其结算义务。
公司可能不会在2023年5月5日之前赎回可转换票据。在2023年5月5日或之后以及2026年2月1日之前，公司可以选择以现金赎回全部或部分可转换票据，赎回价格相当于100待赎回的可转换票据本金的百分比加上截至赎回日的应计未付利息，只要EQT普通股的最后报告每股价格至少为130有效转换价格的%至少20在任何时间内的交易日(连续或非连续)30-连续交易日期间，截止于紧接公司递交赎回通知之日之前的交易日。可转换票据不设偿债基金。
可转换票据的初始转换率为66.6667EQT普通股每1,000美元可转换票据本金，相当于初始转换价格$15.00每股EQT普通股。初始转换价格相当于溢价20%到$12.50EQT普通股2020年4月23日每股收盘价。在某些情况下，转换率可能会有所调整。此外，在2026年5月1日之前发生的某些公司事件或如果公司递交赎回通知，在某些情况下，公司将提高与该公司事件或赎回通知相关而选择转换其可转换票据的持有人的转换率。
关于发行可换股票据，本公司进行了私下协商的封顶催缴交易(封顶催缴交易)，其目的是减少转换可换股票据时EQT普通股的潜在摊薄，和/或抵消本公司必须支付的超过该等债务本金的任何现金付款，但此类减持和抵消受上限的限制。有上限的看涨交易的初始执行价为$15.00每股EQT普通股，初始上限价格为$18.75每股EQT普通股，每股EQT普通股均有一定的惯例调整。
出于会计目的，该公司将可转换票据分为负债和权益部分。负债部分的账面金额是通过计量没有公允价值的类似债务工具的公允价值来计算的。
关联的可兑换功能。代表转换选择权的权益部分的账面金额是通过从可转换票据的本金价值中减去负债部分的公允价值来确定的。只要权益成分继续满足权益分类条件，就不会重新计量。负债部分本金金额超过账面金额(债务折价)的部分将在可转换票据期限内摊销为利息支出，约为6五年，实际利率为8.4%。开始时，公司按公允价值约为$记录可换股票据。358.12000万美元，净递延税负债为#美元41.02000万美元，股权部分为$100.92000万。
发行成本根据可转换票据的相对公允价值分配给负债和权益部分。可归因于负债部分的发行费用为#美元。12.1百万美元被记录为减少可转换票据的负债部分，并将在可转换票据期限内摊销为利息支出，实际利率为8.4%。可归因于股本部分的发行成本为#美元4.8代表转换选择权的2.8亿美元计入了股权部分。
有上限的看涨期权交易与可转换票据是分开的。被封顶的看涨交易记录在股东权益中，没有计入衍生品。购买有上限的看涨交易的成本被记录为股本减少，将不会重新计量。
截至2020年12月31日的年度，可转换票据的股东权益净影响为$63.6百万美元，其中包括转换期权权益部分#美元。100.9300万美元减去上限呼叫交易成本$32.51000万美元和可归因于股本部分的发行成本为#美元4.82000万。
截至2020年12月31日，可转换票据负债部分的账面净值包括本金1美元。500300万美元减去未摊销债务贴现#美元129.11000万美元，未摊销发行成本为$11.32000万。下表汇总了与可转换票据相关的利息支出组成部分。
| | | | | |
| | 截至2020年12月31日的年度 |
| | (千人) |
| 合同利息支出 | $ | 5,906 | |
| 债务贴现摊销 | 12,856 | |
| 发行成本摊销 | 853 | |
| 可转换票据利息支出总额 | $ | 19,615 | |
5.00高级注释百分比。2020年11月16日，公司发行了美元350本金总额为，000,000,000,000美元5.002029年1月15日到期的%优先债券。扣除发售成本$6.0300万美元，此次发行的净收益为800万美元344.0800万美元用于支付附注6中所述的雪佛龙收购交易的部分收购价格。5.00%优先票据与公司现有的优先无担保票据一致；然而，前提是5.00%优先票据包括在相关契约中规定的某些控制权变更事件发生时适用的回购条款的额外要约。
2020年偿还债务。2020年2月，本公司已悉数赎回其浮动利率票据，并2.50%优先票据，价格为100%和100.446分别为每张票据本金的%(包括全额溢价)，另加应计但未付的利息$1.2百万美元和$4.2分别为百万美元。这导致支付整个呼叫保费#美元。2.2百万美元与2.50%高级票据。
整个2020年，该公司回购了$624.9本公司的本金总额为700万美元4.875%优先票据，总费用为$647.32000万美元，包括投标溢价$13.71000万美元和应计但未付利息$8.72000万。
2020年11月，本公司已回购 $181.2本公司的本金总额为700万美元3.00%优先票据，总费用为$182.82000万美元，包括投标溢价$0.91000万美元和应计但未付利息$0.72000万。
应付给EQM的票据。EQM拥有公司子公司EQT能源供应有限责任公司(EES)的优先权益，根据EES经营协议的条款，这笔权益将作为应付票据入账。应付给EQM的票据的公允价值是第3级公允价值计量，并使用基于市场的贴现率的收益法模型进行估计。应付给EQM的票据本金为$5.22021年为100万美元，5.52022年为100万美元，5.82023年为100万美元，6.32024年为100万美元，6.52025年为100万美元，75.8之后的百万美元。
担保债券。在截至2020年12月31日的年度内，公司发行了约美元93为回应穆迪、标普和惠誉对其信用评级的调降，购买了1.8亿欧元的担保债券。
后续事件。2021年2月1日，公司赎回了剩余的美元125.1本公司的本金总额为700万美元4.875%优先票据，总费用为$130.72000万美元，包括赎回保费$4.31000万美元和应计但未付利息$1.32000万。
11. 普通股
截至2020年12月31日，本公司保留13.7百万股授权和未发行的EQT普通股，用于股票补偿计划和402000万股授权和未发行的EQT普通股，用于结算可转换票据。
于二零二零年十月，本公司订立承销协议，根据该协议，本公司出售20,000,000普通股，向公众公布的价格为$15.50每股。在2020年11月，购买3,000,000承销商以相同的条款行使了额外的股份。扣除发售成本$15.62000万美元，净收益为$340.91000万美元用于为附注6中所述的雪佛龙收购交易的部分收购价格提供资金.
该公司制造了不是的2020年或2019年的股票回购。于2018年内，本公司回购10,646,382EQT普通股的平均价格为$50.62，其中包括$0.02作为佣金，根据公司先前宣布的股份回购计划。这耗尽了该公司在此类计划下的股份回购授权。
12. 按组件划分的累计OCI(损失)变化
下表说明了按组件划分的累计OCI(损失)的变化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气现金流对冲，
税后净额 | | 利率现金流对冲，
税后净额 | | 其他退休后
福利负债调整，税后净额 | | 累计
OCI(亏损)，税后净额 |
| | (千人) |
| (2017年12月31日) | $ | 4,625 | | | $ | (555) | | | $ | (6,528) | | | $ | (2,458) | |
| (收益)从累计保单中重新分类的亏损(扣除税收) | (4,625) | | (a) | 168 | | (b) | 606 | | (c) | (3,851) | |
| 向Equitrans Midstream公司分销 | — | | | — | | | 903 | | | 903 | |
| 2018年12月31日 | — | | | (387) | | | (5,019) | | | (5,406) | |
| 从累计保单中扣除税项后的亏损重新分类 | — | | | 387 | | (b) | 316 | | (c) | 703 | |
| 会计原则的变化 | — | | | — | | | (496) | | | (496) | |
| 2019年12月31日 | — | | | — | | | (5,199) | | | (5,199) | |
| 从累计保单中扣除税项后的亏损重新分类 | — | | | — | | | (156) | | (c) | (156) | |
| 2020年12月31日 | $ | — | | | $ | — | | | $ | (5,355) | | | $ | (5,355) | |
(a)与天然气现金流对冲相关的税后净收益从累积的OCI重新归类为营业收入。
(b)与利率现金流对冲相关的税后净亏损从累积的保险重新归类为利息支出。
(c)与其他退休后福利负债调整有关的税后净亏损可归因于精算净亏损和以前的服务成本净额。
13. 基于股份的薪酬计划
下表汇总了公司以股份为基础的薪酬支出。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的年度， |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | (千人) |
| 激励绩效分享单位计划 | $ | 10,457 | | | $ | 13,306 | | | $ | 14,072 | |
| 价值驱动因素绩效分享单位奖励计划 | 885 | | | 3,376 | | | 8,808 | |
| 限制性股票奖励 | 10,480 | | | 14,430 | | | 14,503 | |
| 非限制性股票期权 | 848 | | | 4,774 | | | 2,757 | |
| 股票增值权 | 2,724 | | | — | | | — | |
| 其他计划，包括非雇员董事奖 | 2,155 | | | 2,257 | | | 3,014 | |
| 减去：停产业务 | — | | | — | | | (18,250) | |
| 以股份为基础的薪酬总支出(A) | $ | 27,549 | | | $ | 38,143 | | | $ | 24,904 | |
(a)在过去的几年里2020年12月31日和2019年12月31日，基于股份的薪酬支出为$2.1300万美元和300万美元28.6100万美元分别包括在主要与重组成本有关的其他运营费用中。
关于2018年的分离，公司将与当时未偿还的基于股票的薪酬奖励相关的义务转移给Equitrans Midstream。为了保持分拆前持有的奖励的总公允价值，按紧接分拆前和紧接分拆后的计算，每个基于股票的补偿奖励的持有人通常都会获得一个调整后的奖励，其中包括以公司股本计价的基于股票的补偿奖励和以Equitrans Midstream权益计价的基于股票的补偿奖励，其中包括以公司权益计价的基于股票的补偿奖励和以Equitrans Midstream权益计价的基于股票的补偿奖励。这些奖励是根据篮子方法进行调整的，这导致参与者保留现有公司奖励的一个单位，并获得额外的奖励0.80以Equitrans Midstream为基础的奖项的单位。
本公司确认与其员工持有的未授权奖励相关的补偿成本，无论谁解决了这一义务。归属后，本公司有责任支付所有以本公司股权面值的尚未支付的基于股份的补偿奖励，无论持有人是本公司的员工还是Equitrans Midstream的员工。同样，在归属后，Equitrans Midstream有义务支付其股权中所有未偿还的基于股票的补偿奖励，无论持有人是Equitrans Midstream的员工还是本公司的员工。绩效和未清偿奖励数量的变化可能会影响这些义务的最终金额。这里讨论的奖励的股票数量代表公司将汇给其员工和Equitrans Midstream员工的流通股。当奖励具有分级归属时，公司记录的费用等于归属日期的归属百分比。
本公司通常使用库存股为以股票支付的奖励提供资金，但本公司可以选择通过本公司在公开市场或从任何其他人手中收购、由本公司直接发行的股票或上述股票的任何组合来为此类奖励提供资金。
有不是的截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度，根据所有针对员工和董事的股票支付安排，从行使中收到的现金。截至2018年12月31日的一年，根据所有以股票为基础的员工和董事薪酬安排，从行使中收到的现金为$1.9在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度内，以股票支付的股票支付安排产生了#美元的税收优惠1.0百万，$2.4百万美元和$13.4分别为百万美元。
激励绩效股单位计划--股权与负债
公司董事会管理发展与薪酬委员会(薪酬委员会)通过：
•2016年度长期激励计划(LTIP)下的2016年度激励绩效单位计划(2016年度激励PSU计划)；
•2014年度LTIP下的2017年度激励绩效分享单位计划(2017年度激励PSU计划)；
•2014年度LTIP下的2018年度激励绩效股计划(2018年度激励PSU计划)；
•2014 LTIP下的2019年激励绩效分享单位计划(2019激励PSU计划)；以及
•2019年LTIP下的2020激励绩效分享单位计划(2020激励PSU计划)。
上述计划统称为激励PSU计划。2016年度奖励PSU计划和2020年度奖励PSU计划授予股权奖励。2017年度激励性PSU计划、2018年度激励性PSU计划和2019年度激励性PSU计划同时授予股权和责任奖励。
激励PSU计划的设立是为了向高管和关键员工提供长期的激励机会，使他们的利益进一步与公司股东的利益和公司的战略目标保持一致。激励PSU计划下每个奖项的绩效期限为363个月，在履约期结束后付款时进行归属。
2016和2017年度授予的高管绩效激励计划奖项是基于以下条件获得的：
•相对于预先定义的同业群体的股东总回报水平；以及
•在每种情况下，业绩期间的累计总销售量增长。
2018年和2019年颁发的高管绩效激励计划奖项是基于以下因素获得的：
•相对于预先定义的同业群体的股东总回报水平；
•经营和开发成本的改善水平；以及
•已动用资本的回报率。
从2020年开始，授予高管绩效激励计划的奖励是基于以下条件获得的：
•调整后的油井成本；
•调整后的自由现金流；以及
•相对于预定义的同级组的总股东回报水平。
在2020年前，支付系数在以下范围内变化零和300未完成单位数量的百分比取决于上面列出的绩效指标。2020年奖励PSU计划的返款系数范围为零至150%。本公司使用通过蒙特卡洛模拟确定的授予日期公允价值，将2016年激励PSU计划、2020激励PSU计划以及2017激励PSU计划、2018激励PSU计划和2019年激励PSU计划的一部分记录为股票奖励，该公允价值预测了公司及其同行在业绩期末的股价。2017年激励PSU计划、2018年激励PSU计划和2019年激励PSU计划还包括以现金结算的奖励，这些奖励在通过蒙特卡洛模拟确定的衡量日期以公允价值记录，该模拟预测了公司及其同行在业绩期末的股价。预期股价是使用每家公司在预期期限和相应期限内的年度波动率生成的三年制无风险利率如下图所示。由于激励PSU计划包括影响最终归属的股票数量的业绩条件，因此蒙特卡洛模拟在股权奖励授予日期或责任奖励衡量日期为每个可能的业绩条件结果计算了股权奖励的授予日期公允价值或责任奖励的计量日期公允价值。本公司在每个报告期末重新评估当时可能的结果，以记录可能结果授予日的公允价值或计量日期的公允价值(视情况而定)的费用。每个激励PSU计划下的单位在绩效期满后付款后即可归属。
下表汇总了要以股票结算并归类为股权奖励的激励PSU计划：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 奖励PSU计划-股权结算 | | 非既得股(A) | | 加权平均
公允价值 | | 合计公允价值 |
截至2018年1月1日未偿还 | | 832,622 | | | $ | 115.10 | | | $ | 95,832,997 | |
| 授与 | | 172,350 | | | 76.53 | | | 13,189,946 | |
| 既得 | | (306,407) | | | 141.11 | | | (43,237,092) | |
| 没收 | | (162,551) | | | 93.55 | | | (15,206,691) | |
截至2018年12月31日未偿还 | | 536,014 | | | 94.36 | | | 50,579,160 | |
| 授与 | | 463,380 | | | 29.45 | | | 13,646,541 | |
| 既得 | | (384,101) | | | 96.30 | | | (36,988,926) | |
截至2019年12月31日未偿还 | | 615,293 | | | 44.27 | | | 27,236,775 | |
| 授与 | | 1,376,198 | | | 6.62 | | | 9,107,846 | |
| 既得 | | (44,573) | | | 120.60 | | | (5,375,504) | |
| 没收 | | (7,190) | | | 13.28 | | | (95,483) | |
未偿还日期为12月31日，2020 | | 1,939,728 | | | $ | 15.92 | | | $ | 30,873,634 | |
(a)截至2020年12月31日及2019年12月31日止年度，本公司合共结算股份7,020和130,393分别针对Equitrans Midstream员工。
下表汇总了要以现金结算并归类为责任奖励的激励PSU计划：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 奖励PSU计划-现金结算 | | 非既得股(B) | | 加权平均
公允价值 | | 合计公允价值 |
截至2018年1月1日未偿还 | | 117,530 | | | $ | 120.60 | | | $ | 14,174,118 | |
| 授与 | | 142,890 | | | 76.53 | | | 10,935,371 | |
| 没收 | | (30,582) | | | 94.56 | | | (2,891,844) | |
截至2018年12月31日未偿还 | | 229,838 | | | 96.67 | | | 22,217,645 | |
| 授与 | | 255,920 | | | 29.45 | | | 7,536,844 | |
| 没收 | | (33,348) | | | 75.65 | | | (2,522,819) | |
截至2019年12月31日未偿还 | | 452,410 | | | 60.19 | | | 27,231,670 | |
| 既得 | | (93,359) | | | 120.60 | | | (11,259,095) | |
| 没收 | | (19,356) | | | 61.43 | | | (1,189,050) | |
未偿还日期为12月31日，2020 | | 339,695 | | | $ | 43.52 | | | $ | 14,783,525 | |
(b)截至2020年12月31日止年度，本公司结算以现金支付的股份总额为40,018针对Equitrans Midstream员工。
截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的年度，与激励PSU计划相关的总资本化薪酬成本为0.92000万美元，(0.8)2000万美元，以及$3.72000万。截至2020年12月31日，美元0.1百万，$0.8百万美元和$6.2预计与2019年激励PSU计划-股权、2019年激励PSU计划-负债和2020激励PSU计划相关的未确认薪酬成本(假设业绩条件成就水平不变)将分别在剩余的绩效期间确认。
公允价值估计采用蒙特卡罗模拟估值方法，在授予日采用以下加权平均假设：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 在截至2013年12月31日的年度内发布的奖励PSU计划， |
| 2020 (a) | | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 |
| 无风险利率 | 1.22% | | 2.44% | | 1.97% | | 1.47% | | 1.31% |
| 波动率因子 | 45.41% | | 54.60% | | 32.60% | | 32.30% | | 28.43% |
| 预期期限 | 3年份 | | 3年份 | | 3年份 | | 3年份 | | 3年份 |
从业绩期初开始支付的股息将累计增加为普通股的额外股份；因此，股息率不适用。
(a)2020年奖励PSU计划有三个授予日期。显示的金额代表加权平均值。
价值驱动因素绩效分享单位奖励计划
从历史上看，薪酬委员会采用了以下方案，统称为VDPSU方案：
•2014年度LTIP下2017年度价值驱动业绩分享单位奖励计划(2017 EQT VDPSU计划)；
•2018年LTIP下的2018年价值驱动业绩分享单位奖励计划(2018年EQT VDPSU计划)；以及
•2014 LTIP下的2019 Value Driver Performance Share Unit奖励计划(2019 EQT VDPSU计划)。
上述程序统称为VDPSU程序。VDPSU计划的设立是为了使关键员工的利益与股东和客户的利益以及公司的战略目标保持一致。在每个VDPSU程序下，50在授权日一周年后付款的已确认奖励的百分比；其余50已确认奖励的百分比在授予日两周年后付款，但须持续服务至该日。由于VDPSU计划下每个奖励的分级归属，公司确认了每个单独归属奖励的必要服务期内的补偿成本，就好像每个奖励实质上是多个奖励一样。这些付款取决于与公司年度业务计划和个人相比，调整后的利息、所得税、折旧和摊销前收益(EBITDA)的表现。
业务部门和公司重视驱动因素绩效，而不是各自一年期经期。下表提供了有关每个历史奖励的更多详细信息。
| | | | | | | | | | | | | | |
| VDPSU程序 | 会计处理 | 加权平均公允价值 | 支付的现金(百万) | 截至12月31日的未偿还奖金(包括应计股息)，2020 (a) |
| 2017 | 负债 | $ | 65.40 | | $ | 14.0 | | 不适用 |
| $ | 65.40 | | $ | 4.0 | | 不适用 |
| 2018 | 负债 | $ | 56.92 | | $ | 4.9 | | 不适用 |
| $ | 56.92 | | $ | 1.2 | | 不适用 |
| 2019 (b) | 负债 | $ | 18.89 | | $ | 1.7 | | 不适用 |
| $ | 18.89 | | 不适用 | 144,116 |
(a)包括2017 EQT VDPSU计划和2018 EQT VDPSU计划95,452和130,355分别奖励由公司解决的Equitrans Midstream员工。
(b)2019 EQT VDPSU计划记录的总负债为$1.7截至2020年12月31日，100万。2019年EQT VDPSU计划的第二批将在2021年第一季度支付。
截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度，与VDPSU计划相关的资本化薪酬成本总额为$0.41000万，$2.5300万美元和300万美元3.4分别为2000万人。
限制性股票单位奖–权益
公司授予了1,767,960, 613,440和145,540分别于截至2020年12月31日、2019年12月31日及2018年12月31日止年度向本公司主要员工发放限制性股票单位股权奖励。2019年和2018年颁发的奖项将在年底完全授予三-年份自授予之日起的期间，假设继续服务至该日期，而2020年的奖励受三年制分级归属时间表，也假设在该日期之前继续服务。*截至12月31日、2020年、2019年和2018年的年度，这些限制性股票授予的加权平均公允价值，基于授予日期EQT普通股的公允价值，约为$10.02, $17.42及$54.33分别为。
在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度内，归属的限制性股票奖励的公允价值总额为$3.2百万，$11.9百万美元和$39.8分别为百万美元。与限制性股票单位股权奖励相关的资本化补偿成本总额为#美元。3.0在截至2020年12月31日的一年中，该公司的销售额为3.6亿美元。
截至2020年12月31日，美元9.3与非既得限制性股票奖励相关的未确认补偿成本预计将在剩余的加权平均归属期限内确认，约为1.1好多年了。
下表汇总了截至2020年12月31日的限制性股票奖励活动。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 限制性股票--股权结算 | | 非既得股(A) | | 加权平均
公允价值 | | 合计公允价值 |
在1月1日未偿还，2020 | | 310,997 | | | $ | 25.47 | | | $ | 7,921,313 | |
| 授与 | | 1,767,960 | | | 10.02 | | | 17,711,033 | |
| 既得 | | (130,487) | | | 24.26 | | | (3,165,269) | |
| 没收 | | (80,070) | | | 10.90 | | | (872,763) | |
未偿还日期为12月31日，2020 | | 1,868,400 | | | $ | 11.56 | | | $ | 21,594,314 | |
(a)截至2020年12月31日已发行的非既得股包括59,340将由公司结算的Equitrans Midstream员工的股份。
限制性股票单位奖励-责任
截至2019年12月31日及2018年12月31日止年度，本公司授予686,350和373,750分别授予公司关键员工的限制性股票单位责任奖励，这些奖励将以现金支付。该公司在2020年期间没有授予以现金支付的限制性股票单位奖励。
经没收调整后，有554,306截至2020年12月31日，尚未颁发的奖项。由于这些奖励是责任奖励，本公司根据每个报告期末重新计量的奖励公允价值记录补偿费用。批出的受限制单位将于三年制从日期开始的期间
假设继续服务到该日期。这些受限制单位的负债总额为$。4.5百万，$4.4百万美元和$6.9分别截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日。
不合格股票期权
本公司期权授予的公允价值是在授予日使用Black-Scholes期权定价模型估计的，下表中列出了截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度的假设。期权合同期限内的无风险利率以授予日生效的美国国债收益率曲线为基础。股息率是根据授予时EQT普通股的股息率计算的，预期的波动性是基于EQT普通股的历史波动率。预期期限代表根据历史期权行使经验预计授予的期权将未偿还的时间段。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的年度， |
| | 2020 | | 2019 (a) | | 2018 |
| 无风险利率 | 1.10 | % | | 2.48 | % | | 2.25 | % |
| 股息率 | — | % | | 0.46 | % | | 0.20 | % |
| 波动率因子 | 60.00 | % | | 27.97 | % | | 26.46 | % |
| 预期期限 | 4年份 | | 5年份 | | 5年份 |
| 授予的期权数量 | 1,000,000 | | | 779,300 | | | 287,800 | |
| 加权平均授予日期公允价值 | $ | 1.61 | | | $ | 5.31 | | | $ | 15.39 | |
| 行使期权的总内在价值(百万) | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
(a)有二2019年选项的授予日期。显示的金额代表加权平均值。
截至2020年12月31日，美元0.8与未偿还的非既得性股票期权相关的未确认补偿成本预计将在2023年12月31日之前确认。
下表汇总了截至2020年12月31日的期权活动。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 不合格股票期权 | | 股份 | | 加权平均
行权价格 | | 加权平均
剩余合同期限 | | 聚合内在价值 |
在2020年1月1日未偿还 | | 2,554,729 | | | $ | 28.37 | | | | | |
| 授与 | | 1,000,000 | | | 10.00 | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
截至2020年12月31日未偿还 | | 3,554,729 | | | 23.20 | | | 5.3年份 | | $ | 2,710,000 | |
可于2020年12月31日行使 | | 2,543,829 | | | $ | 28.41 | | | 4.9年份 | | $ | — | |
股票增值权
2020年，本公司授予股票增值权，但须符合某些业绩条件，如调整后的油井成本和调整后的自由现金流。一旦被授予，参与者有权在行使时获得若干EQT普通股、现金或两者的组合，基于截至行使之日的公允市值超过基价$#的超额部分。在行使时，参与者有权获得一定数量的EQT普通股、现金或两者的组合，这是基于截至行使日的公允市场价值超过基价#美元计算的。10.00.
该等奖赏作为责任奖赏入账，因此，补偿开支根据该等奖赏的公允价值入账，而该等奖赏公允价值在每个报告期末采用Black-Scholes期权定价模型，并按下表所示假设重新计量。无风险利率以报告日生效的美国公债收益率曲线为基础。股息率基于报告日EQT普通股的股息率，由于公司在2020年暂停未来的股息，股票增值权的股息率被设定为零。预期波动率是基于截至估值日的预期期限匹配的历史波动率和加权平均隐含波动率各占一半的比例。
在估值日的前几天。预期期限代表估值日期和行权窗口中点之间的时间段。
| | | | | |
| 2020股票增值权 |
| 无风险利率 | 0.30 | % |
| 股息率 | — | % |
| 波动率因子 | 67.50 | % |
| 预期期限 | 3.28年份 |
| 授予股票增值权的数量 | 1,240,000 |
| 加权平均授予日期公允价值 | $ | 2.61 | |
| 锻炼的总内在价值(百万) | $ | — | |
截至2020年12月31日，美元4.7与未偿还股票增值权相关的未确认补偿成本预计将在2022年12月31日之前确认。
下表汇总了截至2020年12月31日的股票增值权活动。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股票增值权 | | 股份 | | 加权平均
行权价格 | | 加权平均
剩余合同期限 | | 聚合内在价值 |
在2020年1月1日未偿还 | | — | | | $ | — | | | | | |
| 授与 | | 1,240,000 | | | 10.00 | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
截至2020年12月31日未偿还 | | 1,240,000 | | | 10.00 | | | 9.0年份 | | $ | 3,360,400 | |
可于2020年12月31日行使 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
非雇员董事以股份为基础的奖励
2020年前，本公司授予非雇员董事基于股票的奖励。这些基于股票的奖励历来是在董事终止在公司董事会任职后以现金或EQT普通股支付的。从2020年开始，本公司向非雇员董事授予限制性股票单位奖励，该奖励在授予此类奖励后紧接公司年度股东大会之日授予。限制性股票单位奖励在归属日期以EQT普通股结算，如果由董事选择，则在董事终止在公司董事会的服务后支付。
将以现金支付的奖励被计入责任奖励，因此，补偿费用根据在每个报告期结束时重新计量的奖励的公允价值来记录。将以EQT普通股结算的奖励被计入股权奖励，因此，补偿费用根据授予日的奖励的公允价值来记录。总计398,456截至2020年12月31日，包括应计股息在内的非员工董事股票奖励尚未偿还。201,300, 146,790和50,979在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度内，基于股票的奖励分别授予非雇员董事。*这些授予的加权平均公允价值，基于授予日期前一个工作日的收盘价EQT普通股价格，为$13.46, $18.11及$52.65截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的年度。
后续活动-2021年颁奖典礼
薪酬委员会于2021年生效，在2020年LTIP下通过了2021年激励绩效分享单位计划(2021年激励PSU计划)。2021年激励PSU计划的设立是为了使高管和关键员工的利益与股东的利益和公司的战略目标保持一致。总计922,260单位是根据2021年激励PSU计划授予的。股票单位的支出在以下几个方面有所不同零和2002021年1月1日至2023年12月31日期间，未偿还单位数量的百分比取决于公司的绝对股东总回报和相对于预定义同行集团的股东总回报的总和。
从2021年起，赔偿委员会批准1,889,510紧随其后的限制性股票奖励三年制分级归属时间表，自授予之日开始，假设继续受雇。股份总数包括新设立的“人人平等”计划，该计划从2021年开始向所有永久全职员工授予股权奖励。
14. 信用风险集中
公司业务的应收收入和相关账款主要来自向位于阿巴拉契亚盆地的营销者、公用事业公司和工业客户销售生产的天然气、NGL和石油，以及通过公司的运输组合进入的市场，包括墨西哥湾沿岸、中西部、美国东北部和加拿大的市场。该公司还与某些加工商签订合同，代表该公司销售部分NGL。我们不依赖于任何一个客户，并相信失去任何一个客户都不会对我们销售天然气、NGL和石油的能力产生不利影响。
大致86%和62公司截至2020年12月31日和2019年12月31日的应收账款余额分别占公司应收账款余额的1%，代表非最终用户的应收账款。本公司通过限制其仅与符合本公司信用和流动性实力标准的非最终用户进行交易，并定期监控这些账户，来管理向非最终用户销售的信用风险。*本公司可能要求非最终用户为该非最终用户提供信用证、担保、履约保证金或其他信用增强，以满足本公司的信用标准。在截至2020年12月31日、2019年或2018年12月31日的年度内，本公司向非最终用户销售天然气并未出现任何重大违约。
如果衍生品合约的交易对手不履行合约，本公司将面临信用损失。*这种信用敞口仅限于公允价值为正的衍生品合约，公允价值为正的衍生品合约可能会随着市场价格的变化而发生变化。本公司的场外衍生品工具主要面向金融机构，因此会受到可能对这些公司个人以及整个金融业产生影响的事件的影响。本公司使用各种流程和分析来监控和评估其信用风险敞口，包括监控当前市场状况和交易对手信用基本面。*信用敞口通过基于交易对手信用基本面的信贷审批和限额来控制。*为了管理信用风险水平，本公司主要与投资级的金融交易对手进行交易，尽可能达成净额结算协议，并可能获得抵押品或其他担保。
截至2020年12月31日，本公司并无任何衍生合约违约，亦不知悉其衍生合约的任何交易对手违约。于截至二零二零年十二月三十一日止年度内，本公司作出不是的在本公司既定的公允价值程序中包括的正常非履约风险调整之外，由于与信贷相关的担忧，对其衍生合同的公允价值进行了调整。该公司监控可能影响其衍生合约公允价值的市场状况。
15. 租约
该公司主要租赁钻机、其他钻井设备和设施。
2019年1月1日，关于本公司采用ASU 2016-02，租约，公司在其综合资产负债表中记录的金额为$89.0使用权资产及租赁负债，分别代表本公司租赁资产使用权的现值及就该等租赁资产支付租赁款项的义务。
为确定采用时及之后使用权资产和租赁负债的现值，本公司根据对本公司(在类似期限内以抵押为基础)借入相当于租赁付款义务的金额所支付的利率的估计，计算每份租赁合同的贴现率。
在采纳ASU 2016-02年度后，本公司选择了一个实际的权宜之计，放弃将该标准下的确认要求应用于短期租赁；因此，短期租赁不计入综合资产负债表。此外，本公司选择了一种切实可行的权宜之计，将租赁和非租赁组成部分一起作为租赁进行核算。
该公司的某些租赁合同包括可变租赁付款，如财产税、其他运营和维护费用以及基于资产使用的付款，这些不包括在运营租赁成本或使用权资产或租赁负债的现值中。公司的某些租赁合同规定了由公司选择的续约期；如果合理保证行使续约期选择权，相关的租赁付款义务将计入使用权资产和租赁负债的现值。截至2020年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日，本公司不是出租人。
下表汇总了该公司的租赁成本。
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| 截至2019年12月31日的年度， |
| 2020 | | 2019 |
| (千人) |
| 经营租赁成本 | $ | 28,286 | | | $ | 57,517 | |
| 可变租赁费(A) | 15,922 | | | 17,143 | |
| 租赁总成本(B) | $ | 44,208 | | | $ | 74,660 | |
(a)包括短期租赁成本。
(b)截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度，包括资本化为房地产、厂房和设备的钻井平台租赁成本$29.9百万美元和$58.5分别为100万美元，其中19.9百万美元和$48.1分别为运营租赁成本100万英镑。
在2020年第四季度，该公司确认了22.8由于本公司评估本公司若干使用权资产的公允价值低于其账面价值，综合经营表中无形资产和其他资产的减值中的使用权资产减值为80万美元。
截至2020年12月31日和2019年12月31日止年度，为租赁负债支付的现金和在综合现金流量表中由经营活动提供的现金流量中报告的现金为#美元。10.4百万美元和$10.8分别为百万美元。截至2020年12月31日及2019年12月31日止年度，本公司录得18.9百万美元和$24.3分别以使用权资产换取新的租赁负债。
公司将其使用权资产记录在其他资产年其租赁负债的流动部分和非流动部分其他流动负债和其他负债和贷方分别记入综合资产负债表。截至2020年12月31日和2019年12月31日，使用权资产为21.6百万美元和$52.2百万美元，租赁负债为$49.9百万美元和$59.0分别为100万美元，其中25.0百万美元和$29.0分别有100万人被归类为流动人口。截至2020年12月31日和2019年12月31日，加权平均剩余租赁期限为2.8年和3.3分别是几年。截至2020年12月31日和2019年12月31日，加权平均贴现率均为3.3%.
下表汇总了截至2020年12月31日公司的租赁付款义务。
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| 2020年12月31日 |
| (千人) |
| 2021 | $ | 26,197 | |
| 2022 | 9,841 | |
| 2023 | 9,764 | |
| 2024 | 6,456 | |
| 2025 | 150 | |
| |
| 租赁付款义务总额 | 52,408 | |
| 减去：利息 | 2,495 | |
| 租赁负债现值 | $ | 49,913 | |
16. 承诺和或有事项
该公司根据现有的长期合同和与各种管道签订的具有约束力的先例协议承诺按需收费，以及对处理能力的承诺。截至2020年12月31日，这些项目的未来付款总额为$24.8亿美元，其中包括$1.32021年将达到10亿美元，1.72022年将达到10亿美元，1.82023年10亿美元，1.92024年将达到10亿美元，1.82025年达到10亿美元，16.310亿美元之后。该公司还承诺购买设备、材料、压裂砂作为其水力压裂作业的支撑剂，以及与某些水协议相关的最低用量承诺。截至2020年12月31日，这些合同下的未来承诺为96.52021年为100万美元，14.3到2022年将达到100万。
有关本公司作为承租人根据截至2020年12月31日生效的合同协议欠出租人的未贴现未来现金流的摘要，请参阅附注15。
根据穆迪、标准普尔和惠誉给予公司优先票据的信用评级，公司衍生品和中游服务合同的交易对手可以要求公司提供额外的担保，包括抵押品。有关什么被认为是投资级的讨论以及影响保证金存款要求的其他因素，请参阅附注3。
截至2020年12月31日公司的衍生品合约以及抵押品。有关截至2020年12月31日发布的未偿还信用证和担保债券的讨论，请参见附注10。
在正常业务过程中，针对本公司的各种法律和监管索赔和诉讼正在待决或受到威胁。虽然索赔金额可能很大，但该公司无法确切预测此类索赔和诉讼的最终结果。当实际发生时，公司应计与或有损失相关的法律和其他直接成本。本公司已为未决事项设立其认为合适的准备金，并在征询法律意见及适当考虑现有保险后，本公司相信任何目前对本公司悬而未决的事项的最终结果将不会对本公司的财务状况、经营业绩或流动资金造成重大影响。
本公司受各种联邦、州和地方环境及环境相关法律法规的约束。这些不断变化的法律和法规可能需要支付补救费用，并可能导致罚款评估。公司已经建立了持续评估其运营的程序，以确定潜在的环境风险，并确保遵守监管政策和程序。应计与确定的需要补救行动的情况相关的估计成本。为遵守环境法律和法规而进行的持续支出，包括为满足环境要求而对厂房和设施进行的投资，并不是实质性的。管理层相信，任何该等所需开支的性质或数额在未来均不会有显著不同，亦不知道有任何环境负债会对本公司的财务状况、经营业绩或流动资金产生重大影响。该公司已确定需要采取补救行动的情况约为$18.9截至2020年12月31日，综合资产负债表中的其他负债和贷方记录了100万美元。
17. 担保
在2005年出售NORESCO国内业务时，本公司同意维持对NORESCO某些保修义务的原地担保。节余担保规定，一旦NORESCO完成能效建设项目，客户将在若干年内节省一定金额的能源。与这些担保相关的未贴现的最高付款总额约为$1,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,00044截至2020年12月31日，100,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,0008好多年了。
该保证不受ASC主题460的影响，担保本公司认为其须履行此等安排的可能性微乎其微，并预期任何潜在付款对本公司的财务状况、经营业绩及流动资金并无重大影响。因此，本公司并无在其综合资产负债表中记录任何与该项担保有关的负债。
18. 天然气生产活动(未经审计)
以下补充资料概述了按照成功努力法核算生产活动的天然气和石油活动的结果。
生产成本
下表列出了总资本化成本以及与天然气、NGL和石油生产活动相关的成本。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的几年， |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | (千人) |
| 资本化成本 | | | | | |
| 证明性质 | $ | 19,479,211 | | | $ | 17,994,820 | | | $ | 17,648,731 | |
| 未证明的性质 | 2,291,814 | | | 3,322,014 | | | 4,166,048 | |
| 资本化总成本 | 21,771,025 | | | 21,316,834 | | | 21,814,779 | |
| 减去：累计折旧和损耗 | 5,866,418 | | | 5,402,515 | | | 4,666,212 | |
| 净资本化成本 | $ | 15,904,607 | | | $ | 15,914,319 | | | $ | 17,148,567 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日的几年， |
| 2020 | | 2019 | | 2018 |
| (千人) |
| 已招致的费用(A) | | | | | |
| 物业收购： | | | | | |
| 证明性质(B) | $ | 761,940 | | | $ | 40,316 | | | $ | 77,099 | |
| 未经证明的性质(C) | 78,404 | | | 154,128 | | | 198,854 | |
| 探索 | 5,484 | | | 7,223 | | | 1,708 | |
| 发展 | 947,233 | | | 1,560,346 | | | 2,443,980 | |
| | | | | |
(a)金额不包括设施、信息技术和其他公司项目的资本支出。
(b)2020年的金额包括$674.0300万美元和300万美元6.5300万美元，分别用于购买与雪佛龙收购相关的Marcellus和Utica Well。2018年的金额包括$5.2百万美元和$9.2分别用于购买Marcellus和Utica油井的100万美元，包括2017年收购的测算期调整的影响。
(c)2020年的金额包括$38.92000万美元，用于购买与雪佛龙收购相关的未经证实的物业。
生产活动的经营成果
下表列出了与天然气、NGL和石油生产相关的业务结果。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的几年， |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | (千人) |
| 天然气、天然气和石油的销售 | $ | 2,650,299 | | | $ | 3,791,414 | | | $ | 4,695,519 | |
| 运输和加工 | 1,710,734 | | | 1,752,752 | | | 1,697,001 | |
| 生产 | 155,403 | | | 153,785 | | | 195,775 | |
| 探索 | 5,484 | | | 7,223 | | | 6,765 | |
| 折旧和损耗 | 1,393,465 | | | 1,538,745 | | | 1,569,038 | |
| 长期资产的减值/出售/交换损失 | 100,729 | | | 1,138,287 | | | 2,709,976 | |
| 租约的减值和期满 | 306,688 | | | 556,424 | | | 279,708 | |
| 所得税优惠 | (254,671) | | | (340,843) | | | (454,009) | |
| 生产活动的运营结果，不包括公司间接费用 | $ | (767,533) | | | $ | (1,014,959) | | | $ | (1,308,735) | |
储备信息
已探明的已开发储量仅指那些预计可从现有油井和辅助设备中开采的储量。已探明的未开发储量仅指在发生重大开发成本后，预计可从新油井中开采的已探明储量。
该公司对已探明天然气、NGL和原油储量的估计是由公司工程师编制的。主要负责监督储量估计编制的工程师拥有密歇根理工大学的化学工程学士学位，科罗拉多州立大学的化学工程硕士学位，以及俄克拉荷马大学的能源工商管理执行硕士学位，并20在石油和天然气行业有多年经验。为支持准确、及时地编制和披露储量估计，公司对储量估算过程和程序建立了内部控制，包括：管理层审查经济模型中用于确定储量的价格、热含量转换率和成本假设；在用于计算储量的系统和其他会计/计量系统之间对利息和产量的分配进行核对；高级管理层审查上一年储量和当年储量之间的储量对账；已探明天然气、NGL和原油储量的估计由荷兰休厄尔联合公司(NSAI)审计，NSAI是管理层聘请的一家独立咨询公司。自1961年以来，NSAI一直在美国和国际上评估油气属性和独立认证的石油储量数量。
在审计过程中，NSAI对100截至2020年12月31日，可归因于公司利益的天然气、天然气和石油已探明储量占总净储量的百分比。NSAI对所有
公司的财产。由本公司编制并经NSAI审计的估计在石油工程师协会颁布的石油和天然气储量信息估计和审计标准(SPE标准)中提出的建议的10%容差门槛内。储量评价采用标准的工程方法和地学方法，或综合运用动态分析、体积分析、类比和物质平衡等方法。该公司所有已探明储量均位于美国。
对于列出的所有表格，NGL和OIL以1Mbbl的速率转换为大约六百万立方英尺(MMcf)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的几年， |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | (MMCF) |
| 天然气、天然气和石油 | | | | | |
| 已探明的已开发储量和未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 17,469,394 | | | 21,816,776 | | | 21,445,667 | |
| 修订先前的估计数 | (739,213) | | | (4,907,239) | | | (1,124,904) | |
| 原地购买碳氢化合物 | 1,380,564 | | | — | | | — | |
| 碳氢化合物销售到位 | (256,663) | | | — | | | (1,748,557) | |
| 扩展、发现和其他添加 | 3,445,802 | | | 2,067,753 | | | 4,739,233 | |
| 生产 | (1,497,792) | | | (1,507,896) | | | (1,494,663) | |
| 12月31日的结余 | 19,802,092 | | | 17,469,394 | | | 21,816,776 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 12,443,987 | | | 11,550,161 | | | 11,297,956 | |
| 12月31日的结余 | 13,641,345 | | | 12,443,987 | | | 11,550,161 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 5,025,407 | | | 10,266,615 | | | 10,147,711 | |
| 12月31日的结余 | 6,160,747 | | | 5,025,407 | | | 10,266,615 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的几年， |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | (MMCF) |
| 天然气 | | | | | |
| 已探明的已开发储量和未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 16,677,202 | | | 20,805,452 | | | 19,830,236 | |
| 修订先前的估计数 | (781,668) | | | (4,722,799) | | | (960,285) | |
| 天然气采购到位 | 1,209,326 | | | — | | | — | |
| 天然气销售到位 | (254,930) | | | — | | | (1,331,391) | |
| 扩展、发现和其他添加 | 3,433,857 | | | 2,029,683 | | | 4,659,835 | |
| 生产 | (1,418,774) | | | (1,435,134) | | | (1,392,943) | |
| 12月31日的结余 | 18,865,013 | | | 16,677,202 | | | 20,805,452 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 11,811,521 | | | 10,887,953 | | | 10,152,543 | |
| 12月31日的结余 | 12,750,312 | | | 11,811,521 | | | 10,887,953 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 4,865,681 | | | 9,917,499 | | | 9,677,693 | |
| 12月31日的结余 | 6,114,701 | | | 4,865,681 | | | 9,917,499 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的几年， |
| 2020 | | 2019 | | 2018 |
| (Mbbl) |
| NGLS | | | | | |
| 已探明的已开发储量和未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 126,955 | | | 162,395 | | | 258,507 | |
| 修订先前的估计数 | 6,825 | | | (30,312) | | | (33,653) | |
| 就地购买NGL | 25,879 | | | — | | | — | |
| 原地销售NGL | (289) | | | — | | | (59,080) | |
| 扩展、发现和其他添加 | 1,757 | | | 6,177 | | | 12,895 | |
| 生产 | (12,365) | | | (11,305) | | | (16,274) | |
| 12月31日的结余 | 148,762 | | | 126,955 | | | 162,395 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 100,945 | | | 106,879 | | | 180,170 | |
| 12月31日的结余 | 141,489 | | | 100,945 | | | 106,879 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 26,010 | | | 55,516 | | | 78,337 | |
| 12月31日的结余 | 7,273 | | | 26,010 | | | 55,516 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的几年， |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | (Mbbl) |
| 油 | | | | | |
| 已探明的已开发储量和未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 5,077 | | | 6,159 | | | 10,731 | |
| 修订先前的估计数 | 250 | | | (428) | | | 6,217 | |
| 就地购买石油 | 2,660 | | | — | | | — | |
| 原地销售石油 | — | | | — | | | (10,447) | |
| 扩展、发现和其他添加 | 234 | | | 168 | | | 338 | |
| 生产 | (804) | | | (822) | | | (680) | |
| 12月31日的结余 | 7,417 | | | 5,077 | | | 6,159 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 4,466 | | | 3,489 | | | 10,731 | |
| 12月31日的结余 | 7,016 | | | 4,466 | | | 3,489 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 611 | | | 2,670 | | | — | |
| 12月31日的结余 | 401 | | | 611 | | | 2,670 | |
在截至2020年12月31日的一年中，储备的变化是由以下原因造成的：
•转换为2,102已探明未开发储量与已探明已开发储量之比。
•的扩展、发现和其他添加3,446Bcfe，超过2020年的产量1,498Bcfe.扩展、发现和其他增加包括增加2,096已证实的未开发的新增土地与以前未经证实的土地面积相关，但后来通过可靠的技术证明了这一点，这些技术扩大了我们在技术上得到证实的地点的数量。1,295由于增加了与直接抵消开发相关联的BCFE，31来自已探明未开发储量延伸的BCFE横向长度和24BCFE将未探明储量转化为已探明储量。
•负面修订：510来自已探明的未开发地点的Bcfe，由于修订了公司的五年钻探计划，预计在最初预订后五年内将不再作为已探明储量进行开发，从而继续与公司的联合发展战略保持一致。这包括245Bcfe从影响良好经济的较低定价，将资本从俄亥俄州尤蒂卡转移到宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州马塞卢斯，以及265BCFE是公司持续实施联合发展战略的结果。
•负面修订384Bcfe主要来自已探明的发达地区，这是俄亥俄州尤蒂卡负曲线修正的结果。
•对已证实的未开发地点进行积极修订155BCFE主要是由于工作利益和净收入利益的变化以及类型曲线的更新。
•购买碳氢化合物以取代1,381由于附注6中描述的对雪佛龙的收购，Bcfe.
•出售碳氢化合物代替257Bcfe由于附注7所述的2020年资产剥离。
在截至2019年12月31日的一年中，准备金发生变化的原因如下：
•转换为2,646已探明未开发储量与已探明已开发储量之比。
•的扩展、发现和其他添加2,068Bcfe，超过2019年产量1,508Bcfe.扩展、发现和其他增加包括增加1,796Bcfe来自已探明的与以前未经探明的面积相关的未开发新增项目，但由于2019年储量开发扩大了公司在技术上已探明的地点的数量，实施了公司的联合开发战略并与之保持一致，以及修订了公司的五年钻井计划，因此得到了证实；156将未探明储量转化为已探明储量；以及116来自已探明未开发储量横向延伸的Bcfe。
•负面修订：4,508由于公司联合开发战略的实施，来自已证实的未开发地点的BCFE将不再预期在最初预订后5年内作为已探明储量开发，这一战略重新调整了公司核心资产的运营重点，并推动了强调生产率的新开发排序过程的执行。虽然这些努力预计将导致油井成本下降，但它们对已探明的未开发储量产生了负面影响，原因是(I)不再确认以前记录的已探明未开发储量，这些储量现在不在公司为计算储量而大幅修订的五年资本分配计划之外；(Ii)执行新的开发排序程序，这将导致可能得到证实的已开发储量增加。
在截至2018年12月31日的年度内，储备的变化原因如下：
•转换为2,722已探明未开发储量与已探明已开发储量之比。
•的扩展、发现和其他添加4,739Bcfe，超过2018年产量1,495Bcfe.扩展、发现和其他增加包括增加315Bcfe来自已探明的已开发储量的扩展，这些储量来自在本公司的俄亥俄州、宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州马塞卢斯油田之前没有预订的潜在面积的油藏；886Bcfe来自已探明的未开发储量，来自公司在俄亥俄州、宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州Marcellus油田的钻探活动证实的面积；以及3,538Bcfe来自其他已探明的未开发项目，这些新增项目与上一年度已探明储量登记中排除的面积相关，但后来由于列入公司的五年钻探计划而得到证实。
•负面修订：1,273由于公司未来发展计划的变化，来自已证实的未开发地点的Bcfe将更多地专注于开发公司在宾夕法尼亚州的核心资产，这些地点预计在最初预订后五年内不再作为已探明储量进行开发。
•向上修订148来自已探明发达地区的Bcfe，主要是由于生产井储量增加和大宗商品价格上涨所致。
•出售碳氢化合物代替1,749Bcfe由于附注7中描述的2018年资产剥离。
未来现金流贴现的标准度量
管理层告诫说，未来现金流贴现的标准衡量标准不应被视为天然气和石油生产资产的公平市场价值的指示，也不应被视为预期由此产生的未来现金流的指示。*所提供的信息没有确认估计储量、销售价格或成本的未来变化，并以5%的比率进行了折现。10%.
下表汇总了来自天然气和原油储备的估计未来净现金流。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一号， |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | (千人) |
| 未来现金流入(A) | $ | 27,976,557 | | | $ | 42,499,686 | | | $ | 60,603,624 | |
| 未来生产成本(B) | (16,344,965) | | | (19,114,076) | | | (20,463,567) | |
| 未来开发成本 | (2,268,109) | | | (2,617,731) | | | (5,854,503) | |
| 未来所得税费用 | (1,820,341) | | | (3,013,667) | | | (6,823,621) | |
| 未来净现金流 | 7,543,142 | | | 17,754,212 | | | 27,461,933 | |
| 估计的现金流量时间每年有10%的折扣 | (4,176,684) | | | (9,261,539) | | | (15,850,035) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 3,366,458 | | | $ | 8,492,673 | | | $ | 11,611,898 | |
(a)该公司的大部分产品是通过州际管道上的流动性交易点销售的。
2020年，储备是使用前12个月的平均月初收盘价计算的，收盘价为#美元。39.54 西德克萨斯中质油(WTI)的每个BBL减去$18.60每桶，或$20.94每桶，和$1.985纽约商品交易所每MMBTU减去$地区调整0.68每MMBtu，或$1.38每个MCF。区域调整是使用公司在阿巴拉契亚盆地收到的历史平均实现价格计算的。2020年，NGL组件使用前12个月每月第一天的平均收盘价定价，并使用已证实的NGL的地区组件构成进行调整，结果价格为#美元。11.97每桶。
2019年，储备是使用前12个月的平均月初收盘价#美元计算的。55.69 WTI的每个BBL减去$的区域调整14.26每桶，或$41.43每桶，和$2.58纽约商品交易所每MMBTU减去$地区调整0.29每MMBtu，或$2.41每个MCF。区域调整是使用公司在阿巴拉契亚盆地收到的历史平均实现价格计算的。2019年，NGL组件使用前12个月每月第一天的平均收盘价定价，并使用已证实的NGL的地区组件构成进行调整，结果价格为$16.81每桶。
2018年，储备是使用前12个月的平均月初收盘价#美元计算的。65.56WTI减去区域调整后的每个BBL，$2.888哥伦比亚天然气传输公司的每个DTH，$2.568Dominion Transport，Inc.的每个DTH，$2.587德克萨斯东部传输公司的每个DTH，$2.320田纳西州天然气管道公司4-300区段田纳西州的每条DTH和$2.939落基山脉快速管道3区的每个DTH。2018年，NGL组件的NGL定价使用前12个月每月第一天的平均收盘价，并使用生产的NGL的地区组件组成进行调整，导致价格为$21.93来自西弗吉尼亚州马塞卢斯保护区的每桶钱和$33.89从俄亥俄州尤蒂卡保护区来的。
(b)包括大约$1,554百万，$1,186百万美元和$883截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日，未来封堵和废弃成本分别为100万美元。
保持生产和开发成本不变，价格上涨1美元。0.10每条潜水隧道(天然气)，$10每桶NGL和$10每桶石油价格将导致该公司已探明储量的所得税前折现未来净现金流在2020年12月31日发生变化，约为$929百万，$241百万美元和$630分别为百万美元。
下表汇总了贴现未来净现金流的标准化衡量标准的变化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | (千人) |
| 生产的天然气和石油的净销售和转让 | $ | (784,163) | | | $ | (1,884,877) | | | $ | (2,802,742) | |
| 价格、生产和开发成本的净变动 | (6,761,447) | | | (3,502,434) | | | 2,949,606 | |
| 扩展、发现和提高采收率(扣除相关成本) | 714,808 | | | 870,504 | | | 1,616,653 | |
| 发生的开发成本 | 797,796 | | | 1,002,389 | | | 1,630,506 | |
| 矿产现货净购买量 | 350,075 | | | — | | | — | |
| 矿产现货净销售量 | (226,497) | | | — | | | (849,162) | |
| 对先前数量估计数的修订 | (324,415) | | | (2,080,040) | | | (811,576) | |
| 增加折扣 | 849,267 | | | 900,004 | | | 834,026 | |
| 所得税净变动 | 152,978 | | | 1,444,368 | | | (289,549) | |
| 计时和其他 | 105,383 | | | 130,861 | | | 332,202 | |
| 净(减)增 | (5,126,215) | | | (3,119,225) | | | 2,609,964 | |
| 1月1日的余额 | 8,492,673 | | | 11,611,898 | | | 9,001,934 | |
| 12月31日的结余 | $ | 3,366,458 | | | $ | 8,492,673 | | | $ | 11,611,898 | |
第9项 会计与财务信息披露的变更与分歧
不适用。
第9A项。 管制和程序
对披露控制和程序的评价
在包括公司首席执行官和首席财务官在内的管理层(包括公司首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，对截至本报告所述期间结束时公司的披露控制和程序(见1934年证券交易法(经修订(交易法))的规则第13a-15(E)条的定义)进行了评估。根据评估，首席执行官和首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序截至本报告所涵盖的期间结束时是有效的。
管理层关于财务报告内部控制的报告
公司管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制(该术语在《交易法》第13a-15(F)条中定义)。公司的内部控制制度旨在向公司管理层和董事会提供合理保证，保证财务报告的可靠性，并根据公认会计原则编制对外财务报表。所有的内部控制系统，无论设计得多么好，都有其固有的局限性。因此，即使是有效的控制也只能在财务报表的编制和列报方面提供合理的保证。
公司管理层评估了截至2020年12月31日公司财务报告内部控制的有效性。在进行这项评估时，管理层使用了特雷德韦委员会赞助组织委员会于#年制定的标准。内部控制-综合框架(2013)根据这一评估，管理层得出结论，截至2020年12月31日，公司对财务报告保持有效的内部控制。管理层对财务报告内部控制有效性的评估和结论不包括2020年11月30日收购雪佛龙时收购的资产的内部控制。截至2020年12月31日，收购的总资产和总营业收入约占公司合并总资产的5%，在截至2020年12月31日的一年中不到公司合并总营业收入的1%。
审计本公司合并财务报表的独立注册会计师事务所安永会计师事务所(Ernst&Young LLP)发布了一份关于本公司财务内部控制的证明报告。
报告。安永会计师事务所关于公司财务报告内部控制的认证报告见于本年度报告第II部分第8项表格10-K，并入本文作为参考。
财务报告内部控制的变化
于二零二零年第四季期间，财务报告内部控制并无发生重大影响或合理可能重大影响本公司财务报告内部控制的变动(该词定义见外汇法案第13a-15(F)条)。
该公司正在将收购雪佛龙时获得的资产整合到公司财务报告的内部控制中。
第9B项。 其他资料
不适用。
第III部
项目10.中国政府、中国政府和中国政府之间的关系 董事、高管与公司治理
以下信息引用自公司关于2021年股东年会的最终委托书，该委托书预计将在公司截至2020年12月31日的财政年度结束后120天内提交给证券交易委员会：
•S-K条例第401条所要求的有关董事的信息在此引用自公司最终委托书中“公司治理和董事会事项”下的“董事提名人”和“董事独立性”部分；
•根据S-K条例第407(D)(4)项关于披露公司单独指定的常设审计委员会的存在和审计委员会成员身份的要求，本文参考了公司最终委托书中“公司治理和董事会事项-董事会委员会-审计委员会”一节的内容；以及
•根据S-K条例第407(D)(5)条关于披露本公司审计委员会财务专家的要求，本文引用了本公司最终委托书中题为“公司治理和董事会事项-董事会委员会-审计委员会”的章节。
条例S-K第401项所要求的有关高管的信息包含在本年度报告第I部分末尾的表格10-K的第4项之后，标题为“关于我们的高管的信息(截至2021年2月17日)”，并通过引用并入本文。
公司通过了适用于所有董事和员工的商业行为和道德准则，包括首席执行官、首席财务官和首席会计官。商业行为和道德准则已张贴在公司网站http://www.eqt.com上(点击主页上的“关于”链接，然后单击“治理”标题，然后是“章程和治理文件”链接)，印刷本将通过写信给EQT公司的公司秘书免费递送，地址为苏州自由大道625号c/o公司秘书。宾夕法尼亚州15222。本公司打算通过在本公司网站上发布此类信息来满足有关其商业行为和道德守则某些修订或豁免条款的披露要求。
项目11.协议、协议和协议 高管薪酬
以下信息引用自公司关于2021年股东年会的最终委托书，该委托书预计将在公司截至2020年12月31日的财政年度结束后120天内提交给证券交易委员会：
•条例S-K第402项所要求的关于指定高管和董事薪酬的信息通过引用标题为“薪酬讨论和
公司最终委托书中的“薪酬分析”、“薪酬表格”、“薪酬政策和做法及风险管理”、“薪酬比率披露”和“公司治理和董事会事项--董事薪酬”；以及
•S-K条例第407条(E)(5)段所要求的与本公司董事会管理发展和薪酬委员会有关的某些事项的信息，通过引用本公司最终委托书中“薪酬委员会报告”一节的内容并入本文。
第12项。 某些实益拥有人的担保所有权和管理层及相关股东事宜
S-K条例第403条所要求的有关重要股东、董事和高管股权的信息在此并入，参考公司与2021年股东年会有关的最终委托书中的“股权-某些实益所有者的证券所有权”和“股权-管理层的证券所有权”的章节。2021年年度股东大会将在公司截至2020年12月31日的财政年度结束后120天内提交给证券交易委员会。
股权薪酬计划信息
下表和相关脚注提供了截至2020年12月31日根据公司现有股权薪酬计划可能发行的普通股的信息，这些计划包括2020年长期激励计划(2020 LTIP)、2019年长期激励计划(2019 LTIP)、2014年长期激励计划(2014 LTIP)、2009年长期激励计划(2009 LTIP)、2008年员工购股计划(2008 ESPP)和2005年董事递延薪酬计划(2005
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 计划类别 | | 证券数量
将在以下日期发出
锻炼优秀人才
期权、认股权证
和权利
(A) | | 加权平均
行使价格：
未完成的选项，
认股权证和权利
(B) | | 证券数量
剩余可用时间
股权项下的未来发行
薪酬计划，不包括
A栏反映的证券
(C) | |
| 股东批准的股权薪酬计划(1) | | 10,333,813 | | (2) | $ | 19.79 | | (3) | 12,337,169 | | (4) |
| 未经股东批准的股权薪酬计划(5) | | 45,709 | | (6) | 不适用 | | 127,135 | | (7) |
| 总计 | | 10,379,522 | | | $ | 19.79 | | | 12,464,304 | | |
(1)包括2020 LTIP、2019年LTIP、2014 LTIP、2009 LTIP和2008 ESPP。自2020年5月1日起，随着2020年LTIP的采用，本公司停止在2019年LTIP下提供新的赠款。自2019年7月10日起，就采用2019年LTIP而言，本公司停止根据2014年LTIP提供新的赠款。自二零一四年四月三十日起，本公司就采纳二零一四年LTIP停止根据二OO九年LTIP提供新的资助。2019年LTIP、2014 LTIP和2009 LTIP仅在根据该等计划于2020年5月1日(对于2019年LTIP)、2019年7月10日(对于2014年LTIP)和2014年4月30日(对于2009年LTIP)行使或支付未偿还奖励时发行股票的目的仍然有效。
(2)由(I)2,053,512股根据2019年长期投资计划获得未偿还业绩奖励的股票组成，包括对其进行股息再投资(假设在奖励下取得最大业绩，以3倍的倍数计算)(相当于1,369,008股目标(Ii)2,240,000股，但须受2019年LTIP项下的已发行购股权和股票增值权规限；(3)33,886股，须受2019年LTIP项下的已发行董事递延股票单位规限，包括对其的股息再投资；(4)3,311,745股，须受根据2019 LTIP项下的未偿还业绩奖励所规限，包括其股息再投资(包括股息再投资)；(2,240,000股)(假设在奖励下取得最大表现(相当于2,304,439股)，股息再投资以3倍倍数计算目标已确认(V)1,598,415股股份(包括其股息再投资)、(I)1,598,415股股份(包括其股息再投资)、(I)1,598,415股股份(包括其股息再投资)、(V)1,598,415股须受2014 LTIP项下之已行使购股权规限之已行使购股权股份、(Vi)117,680股须受2014 LTIP项下之已行使董事递延股份单位规限之股份(包括其股息再投资)、(Vii)956,314股根据二零零九年LTIP项下须予行使已行使购股权之股份(包括其股息再投资)及(Vii)22
(3)加权平均行权价仅根据2019年LTIP、2014年LTIP和2009年LTIP下的未偿还股票期权和股票增值权计算，不包括2019年LTIP、2014 LTIP和2009年LTIP下的递延股票单位
以及2019年LTIP、2014年LTIP和2009年LTIP的表现奖。截至12月31日，未偿还股票期权和股票增值权的加权平均剩余期限分别为5.3年和9.0年，2020.
(4)包括(I)12,044,453股根据2020年LTIP可供未来发行的股份及(Ii)292,716股根据2008年ESPP可供未来发行的股份。截至2020年12月31日，没有股票根据2008年ESPP进行购买。
(5)包括2005年DDCP，如下所述。
(6)全部由投资于EQT普通股基金的股份组成，以普通股支付，截至2020年12月31日，根据2005年DDCP分配到非雇员董事账户。
(7)全部由截至2020年12月31日根据2005年DDCP可供未来发行的股票组成。
2005年董事递延薪酬计划
2005年DDCP由薪酬委员会通过，自2005年1月1日起生效。该计划的最初采纳和修订都不需要公司股东的批准。该计划允许非雇员董事推迟其全部或部分董事费用和聘用金。除非在董事遭遇不可预见的财务紧急情况后授权提前支付，否则在从公司董事会退休时或之后应支付递延金额。*除了递延董事费用和聘用金外，在退休当天或之后授予董事的递延股票单位
项目13.协议、协议和协议 某些关系和相关交易，以及董事独立性
S-K条例第404条和第407(A)条规定的有关关联人交易和董事独立性的信息在此并入本文件，参考公司与2021年股东年会有关的最终委托书中的“关联人交易”、“董事被提名人”和“董事独立性”部分。该委托书预计将在公司截至2020年12月31日的财政年度结束后120天内提交给证券交易委员会。
项目14.政府、政府和政府之间的关系 首席会计费及服务
附表14A第9(E)项规定的资料在此并入本公司与2021年股东周年大会有关的最终委托书中“审计事项”一节，该委托书预计将在本公司截至2020年12月31日的财政年度结束后120天内提交给证券交易委员会。
第IIIV部
第15项。 展品和财务报表明细表
| | | | | | | | | | | |
| (a) | 1 | 财务报表 | 第页：
参考 |
| | 截至2020年12月31日的三个年度的合并经营报表 | 67 |
| | 截至2020年12月31日止三个年度的综合全面收益表 | 68 |
| | 截至2020年12月31日和2019年12月31日的合并资产负债表 | 69 |
| | 截至2020年12月31日的三个年度的合并现金流量表 | 70 |
| | 截至2020年12月31日止三年内各年度的综合权益报表 | 71 |
| | 合并财务报表附注 | 72 |
| | | |
| | 2 | 财务报表明细表 | |
| | | 附表二--截至2020年12月31日的三年的估值和合格账户及准备金 | |
EQT公司及其子公司
附表II-估值及合资格账目及储备
截至2020年12月31日的三年
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 列A | | B栏 | | C栏 | | D栏 | | E栏 |
| | | | | | | | | | |
| 描述 | | 期初余额 | | (扣减)计入的附加费用
成本和开支 | | 记入其他帐户的附加费用 | | 扣减 | | 末尾余额
期间的 |
| | (千人) |
| 递延税项资产估值免税额： | | | | | | | |
| 2020 | | $ | 423,444 | | | $ | 132,386 | | | $ | — | | | $ | (25,838) | | | $ | 529,992 | |
| 2019 | | 351,408 | | | 84,260 | | | 1,114 | | | (13,338) | | | 423,444 | |
| 2018 | | 262,392 | | | 98,311 | | | — | | | (9,295) | | | 351,408 | |
所有其他附表均被省略，因为其主题要么不存在，要么数量不足以要求提交该附表。
| | | | | | | | |
| 陈列品 | 描述 | 提交文件的方法 |
2.01 | EQT公司和Equitrans Midstream公司于2018年11月12日签署的股东和注册权协议。 | 在此引用附件4.1至2018年11月13日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
2.02 | 2018年11月12日，EQT公司和Equitrans Midstream公司之间的税务协议。 | 通过引用于2018年11月13日提交的表8-K(#001-3551)的附件2.3并入本文。 |
3.01(a) | 重述的EQT公司章程(修订至2017年11月13日)。 | 在此引用附件3.1至2017年11月14日提交的表格8-K(#001-3551)。 |
3.01(b) | 《EQT公司章程修正案》(2020年5月1日起施行) | 在此引用附件3.1至2020年5月4日提交的表格8-K(#001-3551)。 |
| | | | | | | | |
3.01(c) | 《EQT公司章程修正案》(2020年7月23日起施行) | 在此通过引用附件3.1并入2020年7月23日提交的表格8-K(#001-3551)。 |
3.02 | 修订和重新制定的《EQT公司章程》(修订至2020年5月1日)。 | 通过引用附件3.4于2020年5月4日提交的Form 8-K(#001-3551)合并于此。 |
4.01 | 股本说明。 | 通过引用于2019年7月15日提交的表8-K(#001-3551)的附件99.1并入本文。 |
4.02(a) | EQT公司(作为公平天然气公司的继任者)和匹兹堡国家银行之间的契约，日期为1983年4月1日，作为受托人。 | 在此引用附件4.01(A)形成截至2007年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
4.02(b) | 任命银行家信托公司为匹兹堡国家银行继任受托人的文书。 | 在此引用附件4.01(B)形成截至1998年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
4.02(c) | 补充契约，日期为1991年3月15日，由EQT公司(作为公平资源公司的继任者)和银行家信托公司。 | 在此引用附件4.01(F)以形成截至1996年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
4.02(d) | 1991年8月19日公平资源公司董事会特设财务委员会通过的决议和增编1至27，确定了A系列中期票据的条款和规定。 | 在此引用附件4.01(G)以形成截至1996年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
4.02(e) | 公平资源公司董事会特设财务委员会1992年7月6日和1993年2月19日通过的决议和增编1至8，确定了B系列中期票据的条款和规定。 | 在此引用附件4.01(H)以形成截至1997年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
4.02(f) | 第二补充契约，日期为2008年6月30日，由EQT公司、公平资源公司和德意志银行信托公司美洲公司作为受托人签署，根据该契约，EQT公司承担了公平资源公司在相关契约项下的义务。 | 在此引用于2008年7月1日提交的表8-K(#001-3551)的附件4.01(G)。 |
4.03(a) | 1996年7月1日，EQT公司(作为公平资源公司的继任者)之间的契约和纽约银行(蒙特利尔银行信托公司的继任者)，作为受托人。 | 在此引用附件4.01(A)以形成2003年2月13日提交的S-4注册声明(#333-103178)。 |
4.03(b) | 公平资源公司董事会1996年1月18日和7月18日通过的决议以及公平资源公司董事会执行委员会1996年7月18日通过的决议，确定1996年7月29日发行的7.75%债券的条款和规定。 | 在此引用附件4.01(J)以形成截至1996年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
4.03(c) | 第一补充公司，日期为2008年6月30日，由EQT公司、公平资源公司和纽约银行作为受托人签署，根据该协议，EQT公司承担了公平资源公司在相关公司项下的义务。 | 在此引用于2008年7月1日提交的表8-K(#001-3551)的附件4.02(F)。 |
4.04(a) | EQT公司(作为公平资源公司的继任者)之间的契约，日期为2008年3月18日以及纽约银行，作为受托人。 | 通过引用2008年3月18日提交的表格8-K(#001-3551)的附件4.1将其并入本文。 |
4.04(b) | 日期为2008年3月18日的“契约”(见上文附件4.04(A))和修订后的1939年“信托契约法”的对照表格。 | 在此引用附件4.03(B)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
4.04(c) | 第二补充契约，日期为2008年6月30日，由EQT公司、公平资源公司和纽约银行作为受托人签订，根据该契约，EQT公司承担了公平资源公司在相关契约项下的义务。 | 在此引用于2008年7月1日提交的表8-K(#001-3551)的附件4.03(C)。 |
4.04(d) | 第四次补充契约，日期为2011年11月7日，由EQT Corporation和纽约梅隆银行(Bank Of New York Mellon)作为受托人发行，据此发行了2021年到期的4.875%优先债券。 | 在此引用附件4.2至2011年11月7日提交的表格8-K(#001-3551)。 |
4.04(e) | 第五补充契约，日期为2017年10月4日，由EQT Corporation和纽约梅隆银行(Bank Of New York Mellon)作为受托人发行，据此发行了2020年到期的浮动利率票据。 | 在此通过引用于2017年10月4日提交的表格8-K(#001-3551)的附件4.3并入本文。 |
| | | | | | | | |
4.04(f) | 第六份补充契约，日期为2017年10月4日，由EQT Corporation和纽约梅隆银行(Bank Of New York Mellon)作为受托人发行，据此发行了2020年到期的2.500%优先债券。 | 在此引用附件4.5至2017年10月4日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
4.04(g) | 第七份补充契约，日期为2017年10月4日，由EQT Corporation和纽约梅隆银行(Bank Of New York Mellon)作为受托人发行，据此发行了2022年到期的3.000%优先债券。 | 通过引用于2017年10月4日提交的表8-K(#001-3551)的附件4.7并入本文。 |
4.04(h) | 第八份补充契约，日期为2017年10月4日，由EQT Corporation和纽约梅隆银行(Bank Of New York Mellon)作为受托人发行，据此发行了2027年到期的3.900%优先债券。 | 通过引用于2017年10月4日提交的表8-K(#001-3551)的表4.9将其并入本文。 |
4.04(i) | 第九期补充契约，日期为2020年1月21日，由EQT Corporation和纽约梅隆银行(Bank Of New York Mellon)作为受托人签署，据此发行了2025年到期的6.125%优先债券。 | 在此引用附件4.3至2020年1月21日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
4.04(j) | 第十次补充契约，日期为2020年1月21日，由EQT Corporation和纽约梅隆银行(Bank Of New York Mellon)作为受托人签署，据此发行了2030年到期的7.000%优先债券。 | 在此引用附件4.5至2020年1月21日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
4.04(k) | 第十一份补充契约，日期为2020年11月16日，由EQT Corporation和纽约梅隆银行(Bank Of New York Mellon)作为受托人签署，据此发行了2029年到期的5.00%优先债券。 | 在此引用附件4.3至2020年11月16日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
4.05 | EQT Corporation和作为受托人的纽约梅隆银行(Bank Of New York Mellon)之间的债券，日期为2020年4月28日，据此发行了2026年到期的1.75%可转换优先票据。 | 在此引用附件4.1至2020年4月29日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
10.01 | 2017年7月31日，EQT公司、PNC银行、全国协会作为行政代理、摆动额度贷款人和信用证发行人以及其他贷款人之间的第二次修订和重新签署的信贷协议。 | 在此引用表10.1至2017年8月3日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
10.02 | 定期贷款协议，日期为2019年5月31日，由EQT公司、PNC银行、作为行政代理的全国协会和其他贷款方达成。 | 在此通过引用2019年5月31日提交的表8-K(#001-3551)的附件10.1并入本文。 |
10.03(a) | EQT Corporation、EQT Production Company、Rice Drilling B LLC、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC之间于2020年2月26日签署的天然气收集和压缩协议。 | 在此引用附件10.01以形成截至2020年3月31日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(b) | EQT Corporation、EQT Production Company、Rice Drilling B LLC、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC之间于2020年8月26日签署的天然气收集和压缩协议第一修正案。 | 在此引用附件10.01以形成截至2020年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(c) | EQT Corporation、EQT Production Company、Rice Drilling B LLC、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC之间的信函协议，日期为2020年11月1日。 | 现作为附件10.03(C)存档。 |
10.04(a) | EQT Corporation与J.P.Morgan Securities LLC、巴克莱资本公司(Barclays Capital Inc.)和瑞士信贷证券(美国)有限责任公司(Credit Suisse Securities(USA)LLC)签署了一份日期为2020年4月23日的购买协议，代表其所附附表1中列出的2026年到期的1.75%可转换优先债券的几个初始购买者。 | 在此引用附件10.1至2020年4月29日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
10.04(b) | 已设置上限的呼叫确认表。 | 在此引用附件10.2至2020年4月29日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
*10.05(a) | EQT公司2009年度长期激励计划(修订和重述至2012年7月11日)。 | 在此引用附件10.2以形成截至2012年6月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
*10.05(b) | 2009年长期激励计划(2012年前授予)下的参与者奖励协议(股票期权)形式。 | 在此引用附件10.01(Q)以形成截至2010年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.05(c) | 股票期权奖励协议修订表。 | 在此引用附件10.3以形成截至2011年6月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
*10.05(d) | 2009年长期激励计划(2012年奖励)下的参与者奖励协议(股票期权)形式。 | 在此引用附件10.02(N)以形成截至2011年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
| | | | | | | | |
*10.05(e) | 2009年长期奖励计划(2013年前的奖励)下的参与者奖励协议(影子股票单位奖励)的形式。 | 在此引用附件10.02(B)以形成截至2012年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.05(f) | 2009年长期激励计划(2013年奖励)下的参与者奖励协议(股票期权)形式。 | 在此引用附件10.02(T)以形成截至2012年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.05(g) | 2009年长期激励计划(2013年和2014年奖励)下参与者奖励协议(影子股票单位奖励)的形式。 | 在此引用附件10.02(S)以形成截至2012年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.05(h) | 2009年长期激励计划(2014年奖励)下的参与者奖励协议(股票期权)形式。 | 在此引用附件10.02(V)以形成截至2013年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.06(a) | EQT公司2014年度长期激励计划。 | 通过引用于2014年5月1日提交的表8-K(#001-3551)的表10.1将其合并于此。 |
*10.06(b) | 2014长期激励计划下的参与者奖励协议(影子股票单位奖励)表格。 | 在此引用附件10.03(B)以形成截至2014年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.06(c) | 2014年长期激励计划限制性股票奖励协议(标准)格式。 | 在此引用附件10.02(O)以形成截至2018年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.06(d) | 2018年价值驱动者绩效奖励协议格式。 | 在此引用附件10.02(S)以形成截至2018年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.06(e) | 2014年长期激励计划(2018年授予)下的2018年限制性股票奖励协议(标准)表格。 | 在此引用附件10.02(T)以形成截至2018年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.06(f) | 2018年度激励绩效分享单位计划。 | 在此引用附件10.02(T)以形成截至2017年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.06(g) | 2018年激励绩效分享单位计划(高管)下的参与者奖励协议表。 | 在此引用附件10.02(U)以形成截至2017年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.06(h) | 2018年度激励绩效分享单位计划参与者奖励协议表。 | 在此引用附件10.02(W)以形成截至2018年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.06(i) | 2018年限售股奖励协议(交易)表格。 | 在此引用附件10.02(Y)以形成截至2018年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.06(j) | 2014年长期激励计划(2019年奖励)下的参与者奖励协议(股票期权)格式。 | 在此引用附件10.02(Z)以形成截至2018年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.06(k) | 2014年长期激励计划(2019年授予)下的限制性股票奖励协议(标准)格式。 | 在此引用附件10.02(AA)以形成截至2018年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.06(l) | 2019年激励绩效分享单位计划。 | 在此引用附件10.02(BB)以形成截至2018年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.06(m) | 2019年激励绩效分享单位计划参与者奖励协议表。 | 在此引用附件10.02(Cc)以形成截至2018年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.07 | 莱斯能源公司2014年长期激励计划(2014年5月9日修订和重述)。 | 通过引用Rice Energy Inc.截至2014年6月30的季度的Form 10-Q(#001-36273)的附件10.3并入本文。 |
*10.08(a) | EQT公司2019年长期激励计划。 | 在此引用2019年7月15日提交的表格S-8(#001-3551)的附件99.1。 |
*10.08(b) | 《2019年长期激励计划限制性股票奖励协议(标准)》格式。 | 在此引用附件10.06(C)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
| | | | | | | | |
*10.08(c) | 《2019年长期激励计划激励绩效单位方案表》。 | 在此引用附件10.06(D)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.08(d) | 2020年度奖励绩效单位计划参赛者奖励协议表。 | 在此引用附件10.06(E)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.08(e) | 2019年长期激励计划下股票增值权奖励协议格式。 | 在此引用附件10.06(F)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.09 | EQT公司2020年度长期激励计划。 | 在此引用于2020年5月1日提交的表格S-8(#333-237953)的附件99.1。 |
*10.10(a) | 限制性股票奖励协议格式(标准)。 | 现作为10.10(A)提交。 |
*10.10(b) | 限制性股票奖励协议表格(非雇员董事)。 | 在此引用附件10.06(B)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.11 | EQT公司短期激励计划表格。 | 在此引用附件10.1至2020年5月4日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
*10.12(a) | 激励绩效分享单位计划表格。 | 现作为第10.12(A)条提交。 |
*10.12(b) | 激励绩效分享单位计划下的参与者奖励协议格式。 | 现作为第10.12(B)条提交。 |
*10.13 | 参赛者奖励协议格式(股票期权)。 | 在此引用附件10.06(G)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.14 | EQT公司高管离职计划及参与通知格式。 | 在此引用附件10.1至2020年5月20日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
*10.15 | EQT公司员工储蓄计划。 | 在此引用于2019年4月22日提交的表格S-8(#333-230970)的附件4.1。 |
*10.16 | 大米能源公司限制性股票单位协议(董事)格式。 | 通过引用Rice Energy Inc.于2014年1月8日提交的第2号修正案的附件10.19以形成S-1注册声明(#333-192894)合并于此。 |
*10.17(a) | 1999年非雇员董事股票激励计划(2008年12月3日修订并重述)。 | 在此引用附件10.02(A)以形成截至2008年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.17(b) | 1999年非雇员董事股票激励计划下的参与者奖励协议(影子股票单位奖励)表格。 | 在此引用附件10.04(C)以形成截至2006年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.18(a) | 1999年董事递延薪酬计划(2014年12月3日修订并重述)。 | 在此引用附件10.08以形成截至2014年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.18(b) | 1999年董事递延薪酬计划修正案(2018年10月2日修订)。 | 在此引用附件10.4以形成截至2018年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
*10.19(a) | 2005年董事递延薪酬计划(2014年12月3日修订并重述)。 | 在此引用附件10.09以形成截至2014年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.19(b) | 2005年董事递延薪酬计划修正案(2018年10月2日修订)。 | 在此引用附件10.5以形成截至2018年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
*10.20 | EQT公司与高管和外部董事之间的赔偿协议格式。 | 在此引用附件10.18以形成截至2008年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.21 | EQT Corporation、EQT RE、LLC和Daniel J.Rice IV于2017年11月13日签署的分离和释放协议。 | 在此引用表10.1至2017年11月17日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
| | | | | | | | |
*10.22(a) | EQT公司和凯尔·德勒姆之间的邀请函，日期为2020年1月13日。 | 在此引用附件10.27(A)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.22(b) | EQT公司和Kyle Derham之间的服务协议，日期为2020年1月13日。 | 在此引用附件10.27(B)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.23(a) | EQT Corporation和David M.Khani之间的邀请函，日期为2019年12月18日。 | 在此引用附件10.28(A)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.23(b) | EQT公司和David M.Khani于2020年1月3日签署的保密、竞业禁止和竞业禁止协议。 | 在此引用附件10.28(B)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.24(a) | EQT公司和威廉·E·乔丹之间的邀请函，日期为2020年1月6日。 | 在此引用附件10.29(A)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.24(b) | EQT公司和威廉·E·乔丹于2020年1月6日签署的保密、竞业禁止和竞业禁止协议。 | 在此引用附件10.29(B)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.25(a) | EQT Corporation和Richard Anthony Duran之间的邀请函，日期为2019年7月18日。 | 在此引用附件10.30(A)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.25(b) | EQT公司和Richard Anthony Duran于2019年8月5日签署的保密、竞业禁止和竞业禁止协议。 | 在此引用附件10.30(B)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.25(c) | EQT Corporation和Richard Anthony Duran于2019年7月24日签署的搬迁费用报销协议。 | 在此引用附件10.30(C)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
*10.26 | EQT Corporation和Lesley Evancho之间的邀请函，日期为2019年7月16日。 | 在此引用附件10.31(A)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
21 | 子公司明细表。 | 现作为附件21存档。 |
23.01 | 独立注册会计师事务所同意。 | 现作为证物23.01存档。 |
23.02 | 荷兰休厄尔律师事务所同意。 | 现作为证物23.02存档。 |
31.01 | 规则13(A)-14(A)首席执行干事的认证。 | 现作为附件31.01存档。 |
31.02 | 规则13(A)-14(A)首席财务官的认证。 | 现作为附件31.02存档。 |
32 | 第1350条首席行政官和首席财务官的认证。 | 兹作为附件32提供。 |
99 | 独立石油工程师审计报告。 | 现作为证据99存档。 |
| 101 | 交互式数据文件。 | 现作为证据101存档。 |
| 104 | 封面交互数据文件。 | 格式为内联XBRL，包含在附件101中。 |
任何董事或指定高管参与的每份管理合同和薪酬安排都标有星号(*)。
我们同意应美国证券交易委员会的要求，向美国证券交易委员会提供以前未提交的有关长期债务的票据副本。
第16项。 表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)款的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的以下签名者代表其签署。
| | | | | | | | | | | |
| | | | EQT公司 |
| | | |
| | | 依据： | /s/托比·Z·赖斯 |
| | | | 托比·Z·赖斯 |
| | | | 总裁兼首席执行官 |
| | | | 2021年2月17日 |
根据1934年证券交易法的要求，本报告已由以下人员以注册人的身份在指定日期代表注册人签署。
| | | | | | | | | | | | | | |
| /s/*托比·Z·赖斯(Toby ZRice) | | 尊敬的总统先生， | | 2021年2月17日 |
| 托比·Z·赖斯 | | 首席执行官和 | | |
| (首席行政主任) | | 导演 | | |
| | | | | |
| /s/大卫·M·哈尼(David M.Khani) | | 首席财务官 | | 2021年2月17日 |
| 大卫·M·卡尼(David M.Khani) | | | | |
| (首席财务官) | | | | |
| | | | | |
| /s/托德·M·詹姆斯(Todd M.James) | | 首席会计官 | | 2021年2月17日 |
| 托德·M·詹姆斯 | | | | |
| (首席会计官) | | | | |
| | | | | |
| /s/莉迪亚·I·毕比(Lydia I.Beebe) | | 椅子 | | 2021年2月17日 |
| 莉迪亚·I·毕比 | | | | |
| | | | | |
| /s/*菲利普·G·贝尔曼(Philip G.Behrman) | | 导演 | | 2021年2月17日 |
| 菲利普·G·贝尔曼 | | | | |
| | | | |
| /s/*李·M·迦南(Lee M.Canaan) | | 导演 | | 2021年2月17日 |
| 李·M·迦南 | | | | |
| | | | | |
| /s/珍妮特·L·卡里格(Janet L.Carrig) | | 导演 | | 2021年2月17日 |
| 珍妮特·L·卡里克 | | | | |
| | | | |
| 凯瑟琳·J·杰克逊(Kathryn J.Jackson) | | 导演 | | 2021年2月17日 |
| 凯瑟琳·J·杰克逊 | | | | |
| | | | |
| 约翰·F·麦卡特尼(John F.McCartney) | | 导演 | | 2021年2月17日 |
| 约翰·F·麦卡特尼 | | | | |
| | | | | |
| 詹姆斯·T·麦克马努斯二世 | | 导演 | | 2021年2月17日 |
| 詹姆斯·T·麦克马努斯二世 | | | | |
| | | | | |
| /s/*安妮塔·M·鲍尔斯(Anita M.Power) | | 导演 | | 2021年2月17日 |
| 安妮塔·M·鲍尔斯 | | | | |
| | | | | |
| 丹尼尔·J·赖斯四世 | | 导演 | | 2021年2月17日 |
| 丹尼尔·J·赖斯四世 | | | | |
| | | | | |
| 史蒂芬·A·索林顿(Stephen A.Thorington) | | 导演 | | 2021年2月17日 |
| 斯蒂芬·A·索林顿 | | | | |
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| 哈莉·A·范德希德(Hallie A.VANDERHIDER) | | 导演 | | 2021年2月17日 |
| 韩莉·A·范德海德 | | | | |
