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相关突发事件专题成员2023-06-300000070145美国通用会计准则：普通股成员2023-03-310000070145US-GAAP：额外实收资本会员2023-03-310000070145US-GAAP：留存收益会员2023-03-310000070145US-GAAP：累积的其他综合收入成员2023-03-310000070145US-GAAP：留存收益会员2023-04-012023-06-300000070145US-GAAP：累积的其他综合收入成员2023-04-012023-06-300000070145US-GAAP：额外实收资本会员2023-04-012023-06-300000070145美国通用会计准则：普通股成员2023-04-012023-06-300000070145美国通用会计准则：普通股成员2023-06-300000070145US-GAAP：额外实收资本会员2023-06-300000070145US-GAAP：留存收益会员2023-06-300000070145US-GAAP：累积的其他综合收入成员2023-06-300000070145美国通用会计准则：普通股成员2022-09-300000070145US-GAAP：额外实收资本会员2022-09-300000070145US-GAAP：留存收益会员2022-09-300000070145US-GAAP：累积的其他综合收入成员2022-09-300000070145US-GAAP：留存收益会员2022-10-012023-06-300000070145US-GAAP：累积的其他综合收入成员2022-10-012023-06-300000070145US-GAAP：额外实收资本会员2022-10-012023-06-300000070145美国通用会计准则：普通股成员2022-10-012023-06-300000070145美国通用会计准则：普通股成员2022-03-310000070145US-GAAP：额外实收资本会员2022-03-310000070145US-GAAP：留存收益会员2022-03-310000070145US-GAAP：累积的其他综合收入成员2022-03-310000070145US-GAAP：留存收益会员2022-04-012022-06-300000070145US-GAAP：累积的其他综合收入成员2022-04-012022-06-300000070145US-GAAP：额外实收资本会员2022-04-012022-06-300000070145美国通用会计准则：普通股成员2022-04-012022-06-300000070145美国通用会计准则：普通股成员2022-06-300000070145US-GAAP：额外实收资本会员2022-06-300000070145US-GAAP：留存收益会员2022-06-300000070145US-GAAP：累积的其他综合收入成员2022-06-300000070145美国通用会计准则：普通股成员2021-09-300000070145US-GAAP：额外实收资本会员2021-09-300000070145US-GAAP：留存收益会员2021-09-300000070145US-GAAP：累积的其他综合收入成员2021-09-300000070145US-GAAP：留存收益会员2021-10-012022-06-300000070145US-GAAP：累积的其他综合收入成员2021-10-012022-06-300000070145US-GAAP：额外实收资本会员2021-10-012022-06-300000070145美国通用会计准则：普通股成员2021-10-012022-06-300000070145US-GAAP：限制性股票单位 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Storage 成员US-GAAP：分段间消除成员2021-10-012022-06-300000070145NFG: GatheringMemberUS-GAAP：分段间消除成员2021-10-012022-06-300000070145NFG: UtilityMemberUS-GAAP：分段间消除成员2021-10-012022-06-300000070145NFG: 可报告区段成员总数US-GAAP：分段间消除成员2021-10-012022-06-300000070145NFG: AllOtherMemberUS-GAAP：分段间消除成员2021-10-012022-06-300000070145NFG：企业和部门间淘汰会员US-GAAP：分段间消除成员2021-10-012022-06-300000070145US-GAAP：分段间消除成员2021-10-012022-06-300000070145NFG: 可报告区段成员总数2021-10-012022-06-300000070145US-GAAP：养老金计划固定福利会员2023-04-012023-06-300000070145US-GAAP：养老金计划固定福利会员2022-04-012022-06-300000070145US-GAAP：其他退休后福利计划定义福利会员2023-04-012023-06-300000070145US-GAAP：其他退休后福利计划定义福利会员2022-04-012022-06-300000070145US-GAAP：养老金计划固定福利会员2022-10-012023-06-300000070145US-GAAP：养老金计划固定福利会员2021-10-012022-06-300000070145US-GAAP：其他退休后福利计划定义福利会员2022-10-012023-06-300000070145US-GAAP：其他退休后福利计划定义福利会员2021-10-012022-06-300000070145NFG: vebaTrustsMember2022-10-012023-06-300000070145STPR: ny2022-10-012023-06-300000070145stpr: PA2022-10-012023-06-300000070145stpr: PA2021-10-012022-09-300000070145NFG: 供应公司会员US-GAAP：后续活动成员2023-07-310000070145NFG: 供应公司会员US-GAAP：后续活动成员2023-07-312023-07-31
目录

美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
表单 10-Q
☑根据第 13 或 15 (d) 条提交的季度报告
1934 年《证券交易法》
在截至的季度期间 2023年6月30日
或者
☐ 根据第 13 或 15 (d) 条提交的过渡报告
1934 年《证券交易法》

从____到_____的过渡期
委员会档案编号 1-3880
国家燃气公司
（注册人的确切姓名如其章程所示）
新泽西13-1086010
（公司或组织的州或其他司法管辖区）（美国国税局雇主识别号）
主街 6363 号 
威廉斯维尔，纽约14221
（主要行政办公室地址）（邮政编码）

(716) 857-7000
（注册人的电话号码，包括区号）
根据该法第12（b）条注册的证券：
每个班级的标题交易符号
每个交易所的名称
在哪个注册的
普通股，面值每股1.00美元NFG纽约证券交易所

用勾号指明注册人 (1) 是否在过去 12 个月内（或在要求注册人提交此类报告的较短时间内）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15 (d) 条要求提交的所有报告，以及 (2) 在过去的 90 天内是否受到此类申报要求的约束。是的  ☑没有 ☐
 
用复选标记表明注册人在过去 12 个月内（或在要求注册人提交此类文件的较短时间内）是否以电子方式提交了根据 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。是的  ☑没有 ☐
 
用复选标记表明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。
大型加速过滤器☑加速文件管理器☐
非加速文件管理器☐规模较小的申报公司☐
新兴成长型公司☐
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。 ☐

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是的 ☐没有 ☑

注明截至最近可行日期，发行人每类普通股的已发行股票数量：普通股，面值 $1.00每股，截至2023年7月31日的未偿还债务： 91,819,306股份。

内容表
术语表
 
本报告中常用的缩写、首字母缩略词或术语：
 
国家燃气公司
公司
在披露的背景下，注册人、注册人及其子公司或注册人的子公司（视情况而定）
分销公司国家燃气分销公司
帝国帝国管道公司
中游公司
国家燃气中游公司有限责任公司
国家燃料国家燃气公司
注册人国家燃气公司
塞内卡塞内卡资源有限责任公司
供应公司国家燃气供应公司
监管机构
CFTC商品期货交易委员会
环保局美国环境保护署
FASB财务会计准则委员会
FERC联邦能源监管委员会
国税局美国国税局
NYDEC纽约州环境保护部
NYPSC纽约州公共服务委员会
padeP宾夕法尼亚州环境保护部
papuC宾夕法尼亚州公用事业委员会
PHMSA管道和危险材料安全管理局
秒证券交易委员会
其他
2022 表格 10-K
公司截至2022年9月30日止年度的10-K表年度报告
2017 年税收改革法案被称为 “减税和就业法” 的税收立法于2017年12月22日颁布。
Bbl桶（油）
Bcf十亿立方英尺（天然气）
Bcfe（或 Mcfe）— 表示 Bcf（或 Mcf）等效值
以天然气体积表示的天然气和石油的总热值 (Btu)。该公司使用的换算公式为 1 桶石油 = 6 Mcf 的天然气。
但是
英国热量单位；将一磅水的温度提高一华氏度所需的热量
资本支出
表示不动产、厂房和设备的增量，或公司购买资本资产或升级其现有资本资产所花费的金额。
兑现收入
燃气失衡的现金解决方案，即客户（例如营销人员）为客户收到的天然气支付超过客户托运人输送到管道/储存或配送系统的金额。
CLCPA
被称为 “气候领导力和社区保护法” 的立法，由纽约州于2019年7月18日颁布。
学位日
根据每日平均温度降至参考温度（通常为 65 华氏度）以下的程度，衡量天气的寒冷程度。
2
内容表
衍生物
一种金融工具或其他合约，其条款包括基础变量（价格、利率、指数汇率、汇率或其他变量）和名义金额（单位、桶、立方英尺等）。这些条款还允许以净额结算票据或合约，无需初始净投资即可签订金融工具或合约。例子包括期货合约、远期合约、期权、无成本套利和掉期。
开发成本
获取已探明的石油和天然气储量以及为石油和天然气的开采、处理、收集和储存提供设施所产生的成本
多德-弗兰克法案《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》。
dth
Decatherm；一分之一的天然气的加热值为100万英制热单位，大约等于1 Mcf天然气的加热值。
EAP能源负担能力计划；该计划为根据符合条件的公共援助计划获得福利的天然气客户提供账单折扣。
《交易法》经修订的 1934 年《证券交易法》
长期资产的支出
包括资本支出、股票收购和/或对合伙企业的投资。
勘探成本
确定可能需要检查的区域所产生的成本，以及检查特定区域（包括钻探勘探井）所产生的费用。
探索井
为确定地下是否存在商业碳氢化合物矿床而在未经证实或半探明的地区钻探的油井。
FERC 7 (c) 应用程序
根据联邦《天然气法》第7（c）条向联邦调查委员会申请授权在州际商业中建造、运营（和通过）运输或储存天然气的设施。
牢固的运输和/或存储
此类服务的供应商根据合同有义务提供的运输和/或存储服务，无论是否使用该服务，客户都有义务为此付费。
GAAP
美利坚合众国普遍接受的会计原则
善意
一种无形资产，代表公司的公允价值与收购公司的价格之间的差额。
套期保值
一种最大限度地减少价格、利率和/或外币汇率变动影响的方法，通常是通过使用衍生金融工具。
集线器
管道相交的位置，便于天然气的交易、运输、储存、交换、借贷和借用。
冰洲际交易所。维持原油和天然气期货市场的交易所。
影响费对宾夕法尼亚州非常规油井施加的年费。费用由PapuC管理，费用分配给油井所在的县和直辖市。
不间断的运输和/或存储
根据合同安排，此类服务的供应商可能会中断运输和/或仓储服务，除非使用，否则客户无需为此付费。
最不发达国家本地分销公司
后进先出后进先出
马塞勒斯·沙尔
一种泥盆纪中期的地质页岩地层，位于美国阿巴拉契亚地区，包括宾夕法尼亚州和纽约州南部的大部分地区，位于地表以下近一英里或更长的地方。
Mbbl千桶（石油）
Mcf千立方英尺（天然气）
MD&A
管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
mdTH千十热（天然气）
3
内容表
mmBTU
百万英制热量单位（天然气的加热值为十倍热）
mmcf百万立方英尺（天然气）
NGA
经修订的1938年《天然气法》；监管州际天然气管道和储存公司的联邦法律等从美国法典第15章第717条开始编纂成法典。
NYMEX
纽约商品交易所。维持原油和天然气期货市场的交易所。
打开其他离职后福利
开放季
管道使用的一种投标程序，用于在潜在的托运人之间分配稳定的运输或存储容量，在这种程序中，对在规定的时间段内提交的所有投标进行评估，就好像它们是同时提交的。
先例协议
管道公司与潜在客户之间在特定事件（称为 “先决条件”）发生后（通常在指定时间内）签署服务协议的协议。
探明的已开发储量
利用现有设备和操作方法，可望通过现有油井回收的储量。
探明未开发 (PUD) 储量
预计将从未钻探面积的新油井中回收的储量，或者从需要相对较大的支出才能使这些储量产生生产力的现有油井中回收的储量。
储备
未生产但可回收的石油和/或天然气存在于已通过生产证明的地层中。
收入脱钩机制
一种费率机制，可调整客户费率，使公用事业公司在财务上对保护导致的吞吐量下降漠不关心。
标准普尔标准普尔评级服务
特区股票升值权
服务协议
具有约束力的协议，根据该协议，管道公司同意提供服务，托运人同意支付服务费用。
软弱有担保的隔夜融资利率
股票收购对公司的投资
尤蒂卡页岩
位于美国阿巴拉契亚地区（包括俄亥俄州、宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州和纽约州南部的大部分地区）的马塞勒斯页岩下方数千英尺处的奥陶纪中期地质构造。
VEBA自愿雇员受益人协会
WNC/WNA天气正常化条款/调整；公用事业费率中的一项条款，用于调整客户费率，使公用事业公司能够收回在正常温度下计算的正常运营成本。如果测量期间的温度高于正常水平，则会向上调整客户费率，以收回预计的运营成本。如果测量期间的温度低于正常水平，则向下调整客户费率，以便仅收回预计的运营成本。



4
内容表
索引页面
  
第一部分财务信息
第 1 项。财务报表（未经审计）
6 
  
a. 业务再投资的合并收益表——截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和九个月
6
b. 综合收益表——截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和九个月
7
c. 合并资产负债表 — 2023年6月30日和2022年9月30日
8
d. 合并现金流量表——截至2023年6月30日和2022年6月30日的九个月   
10
e. 简明合并财务报表附注
11
第 2 项管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析
29
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
50
第 4 项控制和程序
50
  
第二部分。其他信息
 
第 1 项。法律诉讼
51
项目 1 A. 风险因素
51
第 2 项未注册的股权证券销售和所得款项的使用
52
第 3 项优先证券违约
•
第 4 项。矿山安全披露•
第 5 项其他信息
53
第 6 项展品
53
签名
54
 
• 本公司在本项目下没有什么可报告的。
 
除非另有说明，否则本报告中所有提及某一年度的内容均指公司截至该年9月30日的财年。

5
内容表
第一部分财务信息
 
第 1 项。 财务报表
国家燃气公司
合并收入和收益表
对业务进行再投资
（未经审计）
 三个月已结束
6月30日		九个月已结束
6月30日
（千美元，普通股每股金额除外）2023202220232022
收入  
营业收入：
公用事业收入$144,538 $179,888 $862,914 $785,664 
勘探和生产及其他收入216,581 252,638 738,107 758,594 
管道和储存以及收集收入67,585 70,098 203,803 206,642 
428,704 502,624 1,804,824 1,750,900 
运营费用：  
购买的汽油35,425 67,948 450,461 369,168 
操作和维护：
效用50,080 46,403 156,885 146,523 
勘探和生产及其他27,659 64,593 86,315 160,016 
管道和存储与收集38,607 33,988 109,347 97,434 
财产、特许经营和其他税20,427 25,874 71,999 78,093 
折旧、损耗和摊销102,410 95,857 299,973 275,681 
 
274,608 334,663 1,174,980 1,126,915 
出售资产的收益— 12,736 — 12,736 
营业收入154,096 180,697 629,844 636,721 
其他收入（费用）：  
其他收入（扣除额）3,551 (5,649)12,754 3,291 
长期债务的利息支出(26,311)(30,091)(83,499)(90,300)
其他利息支出(5,781)(3,882)(15,485)(6,561)
所得税前收入125,555 141,075 543,614 543,151 
所得税支出32,935 32,917 140,425 135,272 
普通股可用的净收入92,620 108,158 403,189 407,879 
再投资于业务的收益  
期初余额1,810,454 1,407,683 1,587,085 1,191,175 
 1,903,074 1,515,841 1,990,274 1,599,054 
普通股股息(45,444)(43,446)(132,644)(126,659)
6月30日的余额$1,857,630 $1,472,395 $1,857,630 $1,472,395 
普通股每股收益：  
基本：  
普通股可用的净收入$1.01 $1.18 $4.40 $4.46 
稀释：  
普通股可用的净收入$1.00 $1.17 $4.37 $4.43 
加权平均已发行普通股：  
用于基本计算91,803,638 91,456,265 91,725,286 91,388,417 
用于摊薄计算92,294,666 92,168,518 92,268,904 92,083,560 
每股普通股股息：  
已申报分红$0.495 $0.475 $1.445 $1.385 
参见简明合并财务报表附注
6
内容表
国家燃气公司
综合收益综合报表
（未经审计）
                                                      三个月已结束
6月30日		九个月已结束
6月30日
（千美元）2023202220232022
普通股可用的净收入$92,620 $108,158 $403,189 $407,879 
税前其他综合收益（亏损）：  
期内衍生金融工具的未实现收益（亏损）
65,244 (200,084)673,381 (678,558)
净收益中衍生金融工具已实现（收益）亏损的重新分类调整(57,692)298,371 120,590 591,180 
监管程序的其他退休后调整— — — (7,351)
税前其他综合收益（亏损）7,552 98,287 793,971 (94,729)
与期内产生的衍生金融工具未实现收益（亏损）相关的所得税支出（收益）
17,885 (54,762)184,655 (185,717)
净收入中衍生金融工具已实现亏损（收益）的所得税优惠（支出）的重新分类调整
(15,813)81,663 32,967 161,803 
与监管程序的其他退休后调整相关的所得税支出（福利）— — — (1,544)
所得税-净额2,072 26,901 217,622 (25,458)
其他综合收益（亏损）5,480 71,386 576,349 (69,271)
综合收入$98,100 $179,544 $979,538 $338,608 
 





























参见简明合并财务报表附注
7
内容表
国家燃气公司
合并资产负债表
（未经审计）
 
6月30日
2023		9月30日
2022
（千美元）  
资产  
不动产、厂房和设备$13,326,563 $12,551,909 
减去-累计折旧、损耗和摊销6,245,650 5,985,432 
 7,080,913 6,566,477 
流动资产  
现金和临时现金投资53,415 46,048 
对冲抵押存款— 91,670 
应收账款 — 扣除无法收回的账户备抵金后的美元43,108和 $40,228，分别是
183,377 361,626 
未开单收入13,476 30,075 
地下储存的气体13,047 32,364 
材料和用品-按平均成本计算48,288 40,637 
未收回的购买天然气成本24,098 99,342 
其他流动资产71,586 59,369 
           407,287 761,131 
其他资产  
未来可收回的税款104,794 106,247 
未摊销的债务支出7,651 8,884 
其他监管资产63,398 67,101 
递延费用77,886 77,472 
其他投资74,777 95,025 
善意5,476 5,476 
预付养老金和退休后福利成本234,425 196,597 
衍生金融工具的公允价值46,280 9,175 
其他3,745 2,677 
                   618,432 568,654 
总资产$8,106,632 $7,896,262 












参见简明合并财务报表附注
8
内容表
国家燃气公司
合并资产负债表
（未经审计）
                                  6月30日
2023		9月30日
2022
（千美元）  
资本和负债  
资本化：  
股东综合权益  
普通股，$1面值
  
已授权- 200,000,000股票；已发行和流通股票 — 91,803,996股份
和 91,478,064分别为股票
$91,804 $91,478 
实收资本1,035,852 1,027,066 
收益再投资于业务1,857,630 1,587,085 
累计其他综合亏损(49,384)(625,733)
股东综合权益总额2,935,902 2,079,896 
长期债务，扣除流动部分和未摊销的折扣和债务发行成本
2,383,685 2,083,409 
资本总额5,319,587 4,163,305 
流动负债和应计负债  
应付给银行和商业票据的票据138,500 60,000 
长期债务的流动部分— 549,000 
应付账款91,808 178,945 
应付给客户的金额22,391 419 
应付股息45,444 43,452 
长期债务的应付利息40,134 17,376 
客户进步— 26,108 
客户保证金34,024 24,283 
其他应计费用和流动负债260,897 257,327 
衍生金融工具的公允价值32,502 785,659 
                                                 665,700 1,942,569 
其他负债  
递延所得税1,030,526 698,229 
向客户退还税款347,066 362,098 
搬迁费用监管责任272,740 259,947 
其他监管责任190,907 188,803 
其他退休后负债2,921 3,065 
资产退休义务160,415 161,545 
其他负债116,770 116,701 
                                                 2,121,345 1,790,388 
承付款和意外开支（附注8）— — 
总资本和负债$8,106,632 $7,896,262 
 
参见简明合并财务报表附注
9
内容表
国家燃气公司
合并现金流量表
（未经审计）
                                                        九个月已结束
6月30日
（千美元）20232022
经营活动  
普通股可用的净收入$403,189 $407,879 
调整净收入与经营活动提供的净现金：  
出售资产的收益— (12,736)
折旧、损耗和摊销299,973 275,681 
递延所得税101,096 121,150 
股票薪酬15,807 15,178 
减少其他退休后监管责任— (18,533)
其他16,640 27,527 
改进：  
应收账款和未开单收入192,324 (194,832)
地下储存的气体和材料、供应和排放限额11,757 24,141 
未收回的购买天然气成本75,244 716 
其他流动资产(12,230)(1,699)
应付账款(52,340)19,259 
应付给客户的金额21,972 271 
客户进步(26,108)(17,223)
客户保证金9,741 5,908 
其他应计费用和流动负债45,363 61,322 
其他资产(39,367)(44,184)
其他负债(7,949)(15,809)
经营活动提供的净现金1,055,112 654,016 
投资活动  
资本支出(727,738)(592,487)
出售石油和天然气生产物业的净收益— 254,439 
收购上游资产(124,758)— 
出售设保人信托中的固定收益共同基金股份10,000 30,000 
其他13,397 13,528 
用于投资活动的净现金(829,099)(294,520)
筹资活动  
发行短期应付银行票据的收益250,000 — 
偿还应付给银行的短期票据(250,000)— 
应付给银行的其他短期票据及商业票据的净变动78,500 241,500 
发行长期债务所得净收益297,533 — 
减少长期债务(549,000)— 
普通股支付的股息(130,653)(124,701)
普通股的净回购(6,696)(9,387)
（用于）融资活动提供的净现金(310,316)107,412 
现金、现金等价物和限制性现金的净增加（减少）(84,303)466,908 
截至10月1日的现金、现金等价物和限制性现金137,718 120,138 
截至6月30日的现金、现金等价物和限制性现金$53,415 $587,046 
现金流信息的补充披露
非现金投资活动：  
非现金资本支出$71,823 $74,415 
资产出售的非现金或有对价$— $12,571 
参见简明合并财务报表附注
10
内容表
国家燃气公司
简明合并财务报表附注
（未经审计）

注意事项 1 — 重要会计政策摘要
 
整合原则。 公司合并了其拥有控股财务权益的所有实体。所有重要的公司间余额和交易均被清除。公司在核算按全额成本会计法核算的与石油和天然气生产物业相关的钻探安排时使用按比例合并。
 
根据公认会计原则编制合并财务报表要求管理层做出估算和假设，这些估计和假设会影响财务报表发布之日报告的资产和负债金额以及或有资产和负债的披露，以及报告期内报告的收入和支出金额。实际结果可能与这些估计值不同。

过渡期间的收益。公司认为，该公司已包括所有必要的调整（仅包括通常的经常性调整，除非在本10-Q表季度报告中另有披露），这些调整是公允列报报告期的经营业绩所必需的。此处包含的合并财务报表及其附注应与公司2022年10-K表格中包含的截至2022年9月30日、2021年和2020年9月30日的财务报表和附注一起阅读。截至2023年9月30日的年度合并财务报表将在本财年结束后由公司的独立注册会计师事务所审计。
 
截至2023年6月30日的九个月的收益不应被视为对截至2023年9月30日的整个财年的收益的预测。公用事业部门的大部分业务本质上是季节性的，受天气条件的影响。由于公用事业板块供暖业务的季节性质，冬季的收益通常占该业务在整个财年预期实现的收益的很大一部分。附注9——业务板块信息更全面地讨论了公司的业务部门。
 
合并现金流量表。  如公司合并资产负债表所示，现金流量表中列报的现金总额、现金等价物和限制性现金的组成部分如下（以千计）：
九个月已结束
2023年6月30日		九个月已结束
2022年6月30日
 余额为
2023年6月30日		截至2022年10月1日的余额余额为
2022年6月30日		截至2021年10月1日的余额
现金和临时现金投资$53,415 $46,048 $432,576 $31,528 
对冲抵押存款— 91,670 154,470 88,610 
现金、现金等价物和限制性现金$53,415 $137,718 $587,046 $120,138 

公司将购买的所有到期日通常为三个月或更短的高流动性债务工具视为现金等价物。公司的限制性现金完全由合并资产负债表上列为套期保值抵押存款的金额组成。套期保值抵押品存款是指公司出资的保证金账户中持有的现金的账户所有权，用作处于未实现亏损头寸的衍生金融工具的抵押品。根据其会计政策，公司不抵消已支付或收到的套期保值抵押品存款以抵消相关的衍生金融工具负债或资产余额。

无法收回的账户备抵金。 无法收回的账款备抵额是公司对现有应收账款中可能的信贷损失金额的最佳估计。该补贴主要属于公用事业领域，是根据历史经验、客户账户的年龄、有关客户账户的其他具体信息以及经济和监管环境确定的。账户余额在账户最终开具账单大约十二个月后或预计无法收回应收账款时从备抵中扣除。

11
内容表
    截至2023年6月30日和2022年6月30日的九个月中，无法收回账户备抵的活动如下（以千计）：

期初余额计入成本和开支的额外费用已购应收账款折扣核销的应收账款净额期末余额
截至2023年6月30日的九个月
无法收回的账户补贴$40,228 $13,142 $1,316 $(11,578)$43,108 
截至2022年6月30日的九个月
无法收回的账户补贴$31,639 $12,024 $1,211 $(2,891)$41,983 

地下储存的气体。在公用事业领域，储存在地下的天然气采用LIFO方法，以较低的成本或可变现净值运输。地下储存的天然气通常在每年的第一和第二季度下降，并在第三和第四季度得到补充。在公用事业板块，更换从储存中提取的天然气的当前成本记录在合并收益表中，天然气替代储备金记录在合并资产负债表中，标题为 “其他应计和流动负债”。这样的储备金，总额为 $86.5截至 2023 年 6 月 30 日，百万美元减少到 零在每年的9月30日之前补充库存。

财产、厂房和设备。在公司的勘探和生产部门，石油和天然气财产的收购、勘探和开发成本按全额成本会计法资本化。根据这种方法，与财产购置、勘探和开发活动有关的所有费用都记作资本，包括与购置、勘探和开发活动直接相关的内部成本。资本化的内部成本不包括与生产、一般公司间接费用或类似活动相关的任何成本。公司不确认出售或以其他方式处置石油和天然气物业的任何收益或损失，除非收益或亏损会显著改变资本化成本与归属于成本中心的石油和天然气探明储量之间的关系。扣除累计折旧、耗尽和摊销后，公司与石油和天然气生产活动相关的资本化成本为美元2.4十亿和美元1.9截至2023年6月30日和2022年9月30日，分别为十亿美元。
 
资本化成本包括与未经证实的房产相关的成本，在找到探明储量或确定未经证实的财产减值之前，这些成本不包括在摊销中。这些费用总计为 $190.5百万和美元66.0截至2023年6月30日和2022年9月30日，分别为百万人。与未经证实的房产有关的所有成本每季度进行一次审查，以确定是否发生了减值。任何减值金额均转入待摊销的资本化成本池。
 
资本化成本受美国证券交易委员会全额成本上限测试的约束。上限测试每季度进行一次，确定了可以资本化的房地产购置、勘探和开发成本的限额或上限。该测试下的上限表示 (a) 估计的未来净现金流的现值，不包括与结算资产负债表上应计的资产报废债务相关的未来现金流出，其折扣系数为 10%，其计算方法是将石油和天然气价格（经套期保值调整）应用于截至最新资产负债表之日的未来探明石油和天然气储量的估计产量，减去估计的未来支出，加（b）未经证实的房产未耗尽的成本，减去（c）与房产账面和税基差异相关的所得税影响。用于计算全部成本上限的天然气和石油价格基于报告期结束前十二个月内每月第一天石油和天然气价格的未加权算术平均值。如果扣除累计折旧、损耗和摊销以及相关的递延所得税后的资本化成本在任何季度末超过上限，则需要从该季度的收益中扣除永久性非现金减值。截至2023年6月30日，上限比石油和天然气物业的账面价值高出约美元1.8十亿。预计的未来净现金流减少了美元460.42023年6月30日，在上限测试下进行套期保值的百万美元。
    
公用事业、管道和储存与采集部门的主要资产按历史成本记录，主要包括天然气配送管道、输电管道、储存设施、集气管道和压缩机站。截至2023年6月30日，没有迹象表明公用事业、管道和储存与采集领域的财产、厂房和设备有任何减值。

12
内容表
累计其他综合亏损。 扣除相关税收影响后的截至2023年6月30日和2022年6月30日的九个月中，累计其他综合亏损的组成部分如下（括号中的金额表示借方）（以千计）：
 衍生金融工具的收益和损失养老金和其他退休后福利计划的资金状况总计
截至2023年6月30日的三个月
截至2023年4月1日的余额$(1,294)$(53,570)$(54,864)
重新分类前的其他综合损益
47,359 — 47,359 
从其他综合收益中重新分类的金额(41,879)— (41,879)
截至 2023 年 6 月 30 日的余额$4,186 $(53,570)$(49,384)
截至2023年6月30日的九个月
截至2022年10月1日的余额$(572,163)$(53,570)$(625,733)
重新分类前的其他综合损益
488,726 — 488,726 
从其他综合收益中重新分类的金额87,623 — 87,623 
截至 2023 年 6 月 30 日的余额$4,186 $(53,570)$(49,384)
截至2022年6月30日的三个月
截至2022年4月1日的余额$(584,812)$(69,442)$(654,254)
重新分类前的其他综合损益
(145,322)— (145,322)
从其他综合损失中重新归类的金额216,708 — 216,708 
截至2022年6月30日的余额$(513,426)$(69,442)$(582,868)
截至2022年6月30日的九个月
截至2021年10月1日的余额$(449,962)$(63,635)$(513,597)
重新分类前的其他综合损益
(492,841)— (492,841)
从其他综合损失中重新归类的金额429,377 — 429,377 
监管程序的其他退休后调整— (5,807)(5,807)
截至2022年6月30日的余额$(513,426)$(69,442)$(582,868)

在截至2022年3月31日的季度中，PapuC完成了一项监管程序，该程序涉及分销公司宾夕法尼亚州服务区其他离职后福利（“OPEB”）支出的回收问题。由于该诉讼，Distribution Corporation暂停了对宾夕法尼亚州OPEB支出的监管核算，并推迟了$的监管会计7.4百万 ($)5.8与Distribution Corporation在宾夕法尼亚州的其他退休后福利计划的资金状况相关的税后百万美元）被重新归类为累计其他综合亏损。
13
内容表
已取消重新分类 累计其他综合亏损。 截至2023年6月30日和2022年6月30日的九个月中，累计其他综合亏损的重新分类调整详情如下（括号中的金额表示损益表中的借方）（以千计）：
有关累计其他综合亏损部分的详细信息从累计其他综合亏损中重新归类的收益或（亏损）金额列报净收益的报表中受影响的细列项目
三个月已结束
6月30日		九个月已结束
6月30日
2023202220232022
衍生金融工具现金流套期保值的收益（亏损）：
 
大宗商品合约$57,842 ($298,372)($120,088)($591,271)营业收入
外币合约(150)1 (502)91 营业收入
 57,692 (298,371)(120,590)(591,180)所得税前总额
 (15,813)81,663 32,967 161,803 所得税支出
 $41,879 ($216,708)($87,623)($429,377)扣除税款

其他流动资产.  公司其他流动资产的组成部分如下（以千计）：
                            截至 2023 年 6 月 30 日2022 年 9 月 30 日
预付款$24,060 $17,757 
预付房产税和其他税11,420 14,321 
预付州所得税5,804 5,933 
监管资产30,302 21,358 
 $71,586 $59,369 
 
其他应计费用和流动负债.  公司其他应计额和流动负债的组成部分如下（以千计）：
                            截至 2023 年 6 月 30 日2022 年 9 月 30 日
应计资本支出$51,078 $64,720 
监管责任38,499 31,293 
天然气替代储备86,509 — 
特许权使用费和工作权益责任15,754 86,206 
不合格福利计划责任17,474 17,474 
其他51,583 57,634 
 $260,897 $257,327 
 
每股普通股收益。每股普通股的基本收益是通过将收入或亏损除以该期间已发行普通股的加权平均数来计算的。摊薄后的每股普通股收益反映了行使证券或其他发行普通股的合约或将其转换为普通股时可能发生的摊薄。为了确定每股普通股收益，公司发行的潜在摊薄证券是限制性股票单位和绩效股。在截至2023年6月30日的季度和九个月中，合并收益表中显示的摊薄后加权平均已发行股票反映了使用国库股法确定的这些证券可能导致的摊薄。限制性股票单位和具有反稀释性的绩效股不包括在摊薄后的每股普通股收益的计算中。曾经有 8,322证券和 4,526截至2023年6月30日的季度和九个月中，证券分别被排除为反稀释性证券。曾经有 873证券和 6,990截至2022年6月30日的季度和九个月分别被排除为反稀释的证券。

14
内容表
股票薪酬。公司授予了 202,259截至2023年6月30日的九个月中，业绩份额。此类绩效股票的加权平均公允价值为 $64.28截至2023年6月30日的九个月中，每股收益。绩效股票是一种奖励，构成以公司普通股计价的单位，其数量可以在绩效周期内根据绩效目标的实现程度进行调整。所得绩效股份可以以公司普通股、等值现金或现金和公司普通股的组合形式分配，具体由公司确定。业绩份额不赋予参与者在归属期内获得股息的权利。
 
在截至2023年6月30日的九个月中，授予的绩效份额包括必须达到与三年业绩周期内的相对资本回报率（“ROC业绩份额”）、三年业绩周期内的甲烷强度和温室气体减排量（“ESG业绩份额”）或三年业绩周期内的相对股东回报率（“TSR业绩份额”）相关的绩效目标的奖励。在三年业绩周期中，与中华民国业绩份额相关的绩效目标是公司的总资本回报率相对于薪酬委员会（“报告组”）中其他公司的总资本回报率。根据彭博数据库中报告集团公司的数据，给定公司的总资本回报率是指报告集团公司在业绩周期内每个财政年度对应的每十二个月期间的平均资本回报率。将归属和支付的这些中华民国绩效股票的数量将取决于公司相对于报告组的业绩，而不是公司实现的绝对回报水平。中华民国绩效股票的公允价值是通过将发行的预期股票数量乘以授予当日公司普通股的平均市场价格减去奖励归属期内放弃的股息的现值来计算的。公允价值记为裁决归属期限内的薪酬支出。

与三年业绩周期内ESG业绩份额相关的绩效目标包括两部分：降低公司每个运营部门的甲烷排放强度，以及减少合并后的公司的温室气体总排放量。公司的薪酬委员会为甲烷强度率和温室气体总排放量设定了具体的目标水平，绩效目标旨在激励和奖励业绩，前提是管理层实现甲烷强度和温室气体减排目标，在实现公司2030年目标方面取得进展。将归属和支付的这些ESG业绩股票的数量将取决于实现的甲烷强度细分市场目标的数量以及公司是否达到温室气体总排放目标。这些ESG绩效股票的公允价值是通过将发行的预期股票数量乘以授予当日公司普通股的平均市场价格减去奖励归属期内放弃的股息的现值来计算的。公允价值记为裁决归属期限内的薪酬支出。

与三年业绩周期内TSR业绩份额相关的绩效目标是，公司三年总股东回报率相对于报告组中其他公司的三年股东总回报率。给定公司的三年股东总回报率将基于彭博数据库中报告的该公司的数据（业绩周期内的起始和期末股票价格按上一个日历月的平均收盘价计算，股息在每个除息日再投资于该公司的证券）。将归属和支付的这些TSR业绩股票的数量将取决于公司相对于报告组的业绩，而不是公司实现的绝对回报水平。TSR绩效股票在授予之日的公允价值价格是使用蒙特卡洛模拟技术确定的，其中包括在奖励的归属期限内，放弃的股息的现值降低。该价格乘以授予的TSR绩效股票数量，其结果记录为奖励归属期内的薪酬支出。
 
公司授予 125,673截至2023年6月30日的九个月中，限制性股票单位。此类限制性股票单位的加权平均公允价值为 $58.67截至2023年6月30日的九个月中，每股收益。限制性股票单位代表在指定时间期限结束时获得公司普通股（或等值现金或公司确定的现金和普通股的组合）的权利。这些限制性股票单位不赋予参与者在归属期内获得股息的权利。限制性股票单位授予之日的公允价值（由授予之日公司普通股的市值表示）必须减去奖励归属期内放弃的股息的现值。授予之日限制性股票单位的公允价值记为归属期内的薪酬支出。

15
内容表
注意事项 2 — 资产收购和资产剥离

2023年6月1日，公司完成了对SWN Production Company, LLC（“SWN”）对主要位于宾夕法尼亚州泰奥加县的某些上游资产的收购，总对价为美元124.8百万。收购价格反映了2023年1月1日的生效日期，由于生产收入减去SWN从生效之日到截止日期保留的支出，收购价格有所降低。作为交易的一部分，公司收购了大约 34,000与公司拥有的现有上游资产相邻的区域内的净英亩数。该交易被视为资产收购，因此，收购价格分配给了不动产、厂房和设备。 以下是以千计的资产收购摘要：

购买价格$124,178 
交易成本580 
总对价$124,758 

2022年6月30日，该公司完成了将塞内卡在加利福尼亚的资产（全部属于勘探和生产领域）出售给Sentinel Peak Resources California LLC的交易，总销售价格为美元253.5百万，由美元组成240.9百万美元现金和或有对价12.6收盘时为百万。鉴于强劲的大宗商品价格环境以及公司在阿巴拉契亚盆地的战略重点，该公司进行了此次出售。根据买卖协议的条款，公司在2023日历年至2025年日历年之间最多可以获得三笔年度或有付款，不超过美元10每年百万，每年支付的金额按美元计算1.0每美元（百万美元）1每个日历年的ICE布伦特原油平均价格超过每桶 $95每桶不超过 $105每桶。销售价格反映了2022年4月1日的生效日期，由于生产收入减去塞内卡从生效之日到截止日期保留的支出，销售价格有所降低。根据石油和天然气财产的全额成本核算法，$220.7收盘时销售价格中的百万美元被视为资本化成本的减少，因为处置并未改变资本化成本与归属于成本中心的石油和天然气探明储量之间的关系。销售价格的剩余部分 ($32.8百万）用于不受全额成本会计法约束的资产，公司确认收益为美元12.7出售此类资产的百万美元。其中大部分收益与出售排放配额有关。该公司还取消了与塞内卡加州石油和天然气资产相关的资产报废义务。这项义务的金额为 $50.1百万美元, 按全额成本会计法记作资本化成本的减少.

16
内容表
注意事项 3 — 与客户签订合同的收入
 
    下表按每个应报告细分市场的服务类型分列了公司截至2023年6月30日和2022年6月30日的季度和九个月的收入。
截至2023年6月30日的季度（千人）   
按服务类型划分的收入勘探与生产管道和存储聚会效用所有其他企业和细分市场间淘汰合并总额
天然气的产量$157,682 $— $— $— $— $— $157,682 
原油产量483 — — — — — 483 
天然气加工284 — — — — — 284 
天然气收集服务— — 58,906 — — (54,277)4,629 
天然气运输服务— 70,424 — 19,905 — (20,311)70,018 
天然气储存服务— 21,147 — — — (9,006)12,141 
天然气住宅销售— — — 108,398 — — 108,398 
天然气商业销售— — — 13,971 — — 13,971 
天然气工业销售— — — 866 — (2)864 
其他290 824 — 406 — (199)1,321 
与客户签订合同的总收入158,739 92,395 58,906 143,546 — (83,795)369,791 
另类收入计划— — — 1,071 — — 1,071 
衍生金融工具57,842 — — — — — 57,842 
总收入$216,581 $92,395 $58,906 $144,617 $— $(83,795)$428,704 
截至2023年6月30日的九个月（千人）   
按服务类型划分的收入勘探与生产管道和存储聚会效用所有其他企业和细分市场间淘汰合并总额
天然气的产量$849,811 $— $— $— $— $— $849,811 
原油产量1,637 — — — — — 1,637 
天然气加工867 — — — — — 867 
天然气收集服务— — 172,300 — — (163,297)9,003 
天然气运输服务— 220,420 — 84,079 — (62,880)241,619 
天然气储存服务— 63,903 — — — (27,221)36,682 
天然气住宅销售— — — 671,352 — — 671,352 
天然气商业销售— — — 97,432 — — 97,432 
天然气工业销售— — — 5,273 — (6)5,267 
其他5,880 831 — (1,717)— (747)4,247 
与客户签订合同的总收入858,195 285,154 172,300 856,419 — (254,151)1,917,917 
另类收入计划— — — 6,995 — — 6,995 
衍生金融工具(120,088)— — — — — (120,088)
总收入$738,107 $285,154 $172,300 $863,414 $— $(254,151)$1,804,824 
17
内容表
截至2022年6月30日的季度（千人）   
按服务类型划分的收入勘探与生产管道和存储聚会效用所有其他企业和细分市场间淘汰合并总额
天然气的产量$492,698 $— $— $— $— $— $492,698 
原油产量58,292 — — — — — 58,292 
天然气加工1,016 — — — — — 1,016 
天然气收集服务— — 55,931 — — (53,069)2,862 
天然气运输服务— 74,826 — 22,019 — (19,173)77,672 
天然气储存服务— 21,084 — — — (9,024)12,060 
天然气住宅销售— — — 138,297 — — 138,297 
天然气商业销售— — — 17,643 — — 17,643 
天然气工业销售— — — 784 — — 784 
其他(996)(362)— 243 — (175)(1,290)
与客户签订合同的总收入551,010 95,548 55,931 178,986 — (81,441)800,034 
另类收入计划— — — 962 — — 962 
衍生金融工具(298,372)— — — — — (298,372)
总收入$252,638 $95,548 $55,931 $179,948 $— $(81,441)$502,624 
截至2022年6月30日的九个月（千人）   
按服务类型划分的收入勘探与生产管道和存储聚会效用所有其他企业和细分市场间淘汰合并总额
天然气的产量$1,189,940 $— $— $— $— $— $1,189,940 
原油产量150,276 — — — — — 150,276 
天然气加工3,029 — — — — — 3,029 
天然气收集服务— — 160,759 — — (150,696)10,063 
天然气运输服务— 213,766 — 91,276 — (55,031)250,011 
天然气储存服务— 63,334 — — — (27,302)36,032 
天然气住宅销售— — — 604,336 — — 604,336 
天然气商业销售— — — 84,833 — — 84,833 
天然气工业销售— — — 4,124 — — 4,124 
其他6,454 2,195 — (5,903)6 (468)2,284 
与客户签订合同的总收入1,349,699 279,295 160,759 778,666 6 (233,497)2,334,928 
另类收入计划— — — 7,243 — — 7,243 
衍生金融工具(591,271)— — — — — (591,271)
总收入$758,428 $279,295 $160,759 $785,909 $6 $(233,497)$1,750,900 
该公司在勘探和生产领域记录了与其衍生金融工具相关的收入。该公司还在其公用事业部门记录了与替代收入计划相关的收入。与衍生金融工具和另类收入计划相关的收入不在收入确认权威指南的范围之外，因为它们是根据其他现有会计指导进行核算的。

该公司的管道和存储部门预计将在未来各期确认与运输和仓储合同剩余履约义务相关的 “固定” 费用相关的以下收入金额：$54.12023财年剩余时间为百万美元；美元209.12024财年为百万美元；182.32025 财年为百万美元；147.82026 财年为百万美元；美元123.92027财年为百万美元；以及美元694.3此后有百万。

18
内容表
注意事项 4 — 公允价值测量
 
财务会计准则委员会关于公允价值衡量的权威指南建立了公允价值等级制度，并优先考虑衡量公允价值的估值技术中使用的投入。这些输入分为三个层次的优先级。一级投入是活跃市场中公司在计量日可以获得的资产或负债的未经调整的报价。二级输入是指在计量日可以直接或间接观察到的资产或负债中包含的报价以外的投入。3级输入是衡量日资产或负债的不可观察的输入。公司对公允价值衡量特定投入的重要性的评估需要判断，这可能会影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层次结构中的位置。
 
    下表按公允价值层次结构中的级别列出了截至2023年6月30日和2022年9月30日按公允价值定期记账的公司金融资产和负债（如适用）。金融资产和负债根据对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平进行整体分类。
经常性公允价值衡量标准截至2023年6月30日的公允价值计算
（千美元）第 1 级第 2 级第 3 级
净额结算
调整(1)
总计(1)
资产：
 
    
现金等价物 — 货币市场共同基金$36,271 $— $— $— $36,271 
衍生金融工具：     
场外掉期 — 天然气— 59,039 — (39,214)19,825 
柜台无成本项圈 — Gas— 42,772 — (20,361)22,411 
资产出售的或有对价— 4,473 — — 4,473 
外币合约— 328 — (757)(429)
其他投资：     
平衡股票共同基金16,504 — — — 16,504 
固定收益共同基金15,862 — — — 15,862 
总计$68,637 $106,612 $— $(60,332)$114,917 
负债：     
衍生金融工具：     
场外掉期 — 天然气$— $78,000 $— $(39,214)$38,786 
柜台无成本项圈 — Gas— 14,067 — (20,361)(6,294)
外币合约— 761 — (757)4 
总计$— $92,828 $— $(60,332)$32,496 
总净资产/（负债）$68,637 $13,784 $— $— $82,421 

19
内容表
经常性公允价值衡量标准截至2022年9月30日按公允价值计算
（千美元）第 1 级第 2 级第 3 级
净额结算
调整(1)
总计(1)
资产：
现金等价物 — 货币市场共同基金$35,015 $— $— $— $35,015 
对冲抵押存款91,670 — — — 91,670 
衍生金融工具：
场外掉期 — 天然气— 5,177 — (4,178)999 
资产出售的或有对价— 8,176 — — 8,176 
外币合约— 128 — (128)— 
其他投资：
平衡股票共同基金19,506 — — — 19,506 
固定收益共同基金33,348 — — — 33,348 
总计$179,539 $13,481 $— $(4,306)$188,714 
负债：
衍生金融工具：
场外掉期 — 天然气$— $517,464 $— $(4,178)$513,286 
柜台无成本项圈 — Gas— 270,453 — — 270,453 
外币合约— 2,048 — (128)1,920 
总计$— $789,965 $— $(4,306)$785,659 
总净资产/（负债）$179,539 $(776,484)$— $— $(596,945)

(1)净额结算调整代表了法律上可强制执行的主净额结算安排的影响，这些安排允许公司对同一交易对手持有的净收益和亏损头寸。每个交易对手的净资产或净负债在公司的资产负债表上记录为资产或负债。
 
衍生金融工具
 
2023年6月30日和2022年9月30日二级报告的衍生金融工具包括天然气价格互换协议、天然气无成本项圈和外币合约，所有这些都用于公司的勘探和生产部门。对冲抵押品存款 $91.7截至2022年9月30日，1级报告了与价格互换协议、无成本项圈和外币合约相关的百万美元。二级价格互换协议和无成本项圈的公允价值基于内部现金流模型，该模型使用可观察的输入（即活跃的天然气和原油交易市场的基于SOFR的价格互换协议和基差信息（如果适用））。二级外币合约的公允价值是根据加拿大远期汇率的可观察到的市场交易采用市场方法确定的。

公允价值计量和披露的权威指南要求在衡量资产和负债的公允价值时从市场参与者的角度考虑不履约风险（包括信用风险）的影响。2023年6月30日，公司确定，与价格互换协议、无成本挂钩和外币合约相关的不履约风险不会对其财务状况或经营业绩产生重大影响。为了评估不履约风险，公司考虑了任何适用的抵押品、主净额结算安排等信息，并采用了基于市场的方法，使用交易对手（假设衍生品处于收益状态）或公司（假设衍生品处于亏损状态）的信用违约掉期利率。
 
截至2023年6月30日，第二级中报告的衍生金融工具还包括与2022年6月30日出售勘探和生产部门加利福尼亚资产相关的或有对价，附注2（资产收购和剥离）和附注5（金融工具）对此进行了讨论。或有对价的公允价值是使用蒙特卡洛模拟模型计算的，该模型使用了可观察的输入，包括截至估值日的ICE布伦特原油收盘价、初始和最高触发价格、波动率、无风险利率、到期时间和交易对手风险。
 
在截至2023年6月30日和2022年6月30日的季度中，有 不按公允价值计量并归类为3级的资产或负债。

注意事项 5 — 金融工具
 
长期债务。如下表所示，公司债务的公允市场价值是使用贴现现金流模型确定的，该模型结合了公司的信用评级和当前的市场状况来确定
20
内容表
收益率，然后是债务的公允市场价值。根据这些标准，包括流动部分在内的长期债务的公允市场价值如下（以千计）：
 2023年6月30日2022年9月30日
 携带
金额		公允价值携带
金额		公允价值
长期债务$2,383,685 $2,213,689 $2,632,409 $2,453,209 
 
公允价值金额无意反映公司最终需要支付的本金。公司合并资产负债表上记录的其他金融工具的账面金额接近公允价值。长期债务的公允价值是使用可观察的输入（无风险部分的美国国债和公司特定的信用利差信息——通常从最近的债务交易活动中获得）计算得出的。因此，公司认为债务为二级。
 
任何临时现金投资、应付给银行的票据和商业票据均按成本列报。临时现金投资被视为1级，而应付给银行的票据和商业票据被视为2级。鉴于应付给银行的票据和商业票据的短期性质，公司认为成本是公允价值的合理近似值。

其他投资。 公司其他投资的组成部分如下（以千计）：
截至 2023 年 6 月 30 日2022 年 9 月 30 日
人寿保险合同$42,411 $42,171 
股票共同基金16,504 19,506 
固定收益共同基金15,862 33,348 
$74,777 $95,025 
 
人寿保险合同的投资按其现金退保价值或净现值列报。股票共同基金和固定收益共同基金的投资根据市场报价按公允价值列报，公允价值的变化计入净收益。保险合同和股权共同基金主要是公司对某些员工承担的各种福利义务的非正式融资机制。固定收益共同基金主要是一种非正式融资机制，用于支付公司对宾夕法尼亚州管辖范围内的公用事业部门客户的某些监管义务，如附注11——监管事宜所述，以及公司对某些员工承担的各种福利义务。
 
衍生金融工具。该公司使用衍生金融工具来管理勘探和生产领域的大宗商品价格风险。该公司签订了场外无成本项圈和互换协议，以管理与天然气预测销售相关的价格风险。此外，公司还签订了外汇远期合约，以管理勘探和生产领域与以加拿大货币计价的运输成本相关的货币波动风险。这些工具被视为现金流套期保值。公司的现金流套期保值期限通常不超过 5年份，而外币远期合约不超过 8年份。

2022年6月30日，公司完成了对塞内卡加利福尼亚资产的出售。根据买卖协议的条款，公司在2023日历年至2025年日历年之间最多可以获得三笔年度或有付款，不超过美元10每年百万，每年支付的金额按美元计算1.0每美元（百万美元）1每个日历年的ICE布伦特原油平均价格超过每桶 $95每桶不超过 $105每桶。公司已确定该或有对价符合权威会计指导下衍生品的定义。该或有对价的公允价值的变化在每个报告期内按市值计价，公允价值的变化在合并收益表的其他收益（扣除额）中确认。该或有对价的公允价值估计为 $4.5百万和美元8.2截至2023年6月30日和2022年9月30日，分别为百万人。A $1.4截至2023年6月30日的季度中，记录了为降低或有对价的公允价值而进行的按市值计价的百万美元调整。A $3.7在截至2023年6月30日的九个月中，记录了为降低或有对价的公允价值而进行的百万按市值计价的调整。

21
内容表
公司已在2023年6月30日和2022年9月30日的合并资产负债表上将其衍生资产和负债净值列为 “衍生金融工具的公允价值”。
 
现金流套期保值
 
对于被指定为现金流套期保值的衍生金融工具，衍生品的收益或亏损作为其他综合收益（亏损）的一部分报告，并在套期保值交易影响收益的时期内重新归类为收益。

截至2023年6月30日，该公司已经 457.7未偿还的天然气商品衍生品合约（掉期和无成本项圈）的Bcf。

截至2023年6月30日，该公司的套期保值总额为美元53.4百万美元的预测运输成本，以加元计价，外币远期合约。

截至2023年6月30日，该公司的资金为美元4.2累计其他综合收益（亏损）余额中包含的税后套期保值净收益百万美元。预计 $21.6随着标的套期保值交易记录在收益中，数百万美元的税后未实现收益将在未来12个月内重新归类为合并收益表。
衍生金融工具对财务业绩表的影响
截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月（千美元）
现金流对冲关系中的衍生品在其他综合收益（亏损）中确认的衍生收益或（亏损）金额
的合并报表
综合收益（亏损）
对于
三个月已结束
6月30日		从合并资产负债表上的累计其他综合收益（亏损）重新归类为合并收益表的衍生收益或（亏损）的位置从合并资产负债表上的累计其他综合收益（亏损）重新归类为合并收益表的衍生品收益或（亏损）金额
三个月已结束
6月30日
 20232022 20232022
商品合约$64,653 $(198,827)营业收入$57,842 $(298,372)
外币合约591 (1,257)营业收入(150)1 
总计$65,244 $(200,084) $57,692 $(298,371)

衍生金融工具对财务业绩表的影响
截至2023年6月30日和2022年6月30日的九个月（千美元）
现金流套期保值关系中的衍生品 衍生收益金额或
（损失）在其他项中确认
综合收益（亏损）
的合并报表
综合收益（亏损）
对于
九个月已结束
6月30日		从合并资产负债表上的累计其他综合收益（亏损）重新归类为合并收益表的衍生收益或（亏损）的位置 衍生收益金额或
（损失）重新归类为
累积其他
综合收益（亏损）
合并资产负债表
进入合并报表
的收入
九个月已结束
6月30日
 20232022 20232022
商品合约$672,396 $(677,942)营业收入$(120,088)$(591,271)
外币合约985 (616)营业收入(502)91 
总计$673,381 $(678,558) $(120,590)$(591,180)

22
内容表
信用风险
 
公司可能面临任何处于盈利状况的衍生金融工具的信用风险。信用风险是指公司因交易对手不履行合同义务而蒙受的损失风险。为了降低此类信用风险，管理层进行信用检查，然后每季度监控交易对手的信用敞口。公司的大多数交易对手是金融机构和能源交易商。该公司有场外掉期头寸、无成本挂钩和适用的外币远期合约 十八其交易对手 九处于净收益头寸。平均而言，该公司有 $4.6截至2023年6月30日，处于收益状态的每个交易对手的信用敞口为百万美元。截至2023年6月30日，每个持有增益头寸的交易对手的最大信用敞口为美元16.1百万。截至2023年6月30日， 不公司从交易对手处收到了抵押品。公司对此类衍生金融工具的收益头寸没有超过要求交易对手提供抵押品的既定门槛，交易对手的信用评级也没有下降到要求交易对手提供抵押品的水平。

截至2023年6月30日， 十六的 十八公司未偿还的衍生金融合约（特别是场外掉期、场外无成本套利和适用的外币远期合约）的交易对手具有共同的信用风险相关应急特征。如果公司的信用评级提高或降至某个门槛（适用的债务评级）以下，则向公司提供的可用信贷将增加或减少。公司信用评级下降本身不会导致公司被要求公布或提高其套期抵押品存款（以现金存款、信用证或国债工具的形式）的水平。如果公司具有信用风险应急特征的未偿还衍生金融合约处于负债状况（或者如果负债更大）和/或公司的信用评级下降，则可能需要对冲抵押品存款或增加此类存款。截至2023年6月30日，具有信用风险相关意外开支特征的衍生金融工具负债的公允市场价值为美元7.4根据公司的内部模型（在附注4——公允价值衡量中进行了讨论），以及 不公司要求在2023年6月30日公布套期保值抵押存款。根据未来大宗商品价格的走势，这些负债头寸有可能转为资产头寸，届时公司将面临其衍生金融工具的信用风险。在这种情况下，公司的交易对手可能需要存入套期保值抵押存款。
 
公司对存入套期保值抵押存款的要求以及公司获得套期保值抵押品存款的权利是基于公司交易对手确定的公允价值，这可能与公司对公允价值的评估有所不同。

注意事项 6 — 所得税

    截至2023年6月30日和2022年6月30日的季度的有效税率为 26.2%和 23.3分别为％。的有效税率 九个月截止于 2023 年 6 月 30 日和 2022 年 6 月 30 日分别是 25.8%和 24.9%，分别地。 在截至2022年6月30日的季度和九个月中，公司得以使用增强石油回收税收抵免，由于出售了其加利福尼亚的房产，该抵免在截至2023年6月30日的季度和九个月中不可用。

2023年4月14日，美国国税局发布了指导方针，提供了一种安全的会计方法，纳税人可以使用该方法来确定修理、维护、更换或改善天然气输送和配送财产的费用是否必须资本化。公司目前正在分析该指南，以确定对财务报表的潜在影响。

23
内容表
注意 7 — 资本化

普通股权益变动摘要
 普通股已付款
资本		收益
再投资
在
商业		累积的
其他
全面
收入（亏损）
股份金额
 （千美元，每股金额除外）
截至2023年4月1日的余额91,795 $91,795 $1,031,341 $1,810,454 $(54,864)
普通股可用的净收入92,620 
普通股申报的股息 ($0.495每股）(45,444)
其他综合收益，扣除税款5,480 
基于股份的支付费用 (1)
4,009 
根据股票和福利计划发行的普通股9 9 502 
截至 2023 年 6 月 30 日的余额91,804 $91,804 $1,035,852 $1,857,630 $(49,384)
截至2022年10月1日的余额91,478 $91,478 $1,027,066 $1,587,085 $(625,733)
普通股可用的净收入403,189 
普通股申报的股息 ($1.445每股）(132,644)
其他综合收益，扣除税款576,349 
基于股份的支付费用 (1)
14,327 
根据股票和福利计划发行（回购）普通股326 326 (5,541)
截至 2023 年 6 月 30 日的余额91,804 $91,804 $1,035,852 $1,857,630 $(49,384)
截至2022年4月1日的余额91,449 $91,449 $1,018,784 $1,407,683 $(654,254)
普通股可用的净收入108,158 
普通股申报的股息 ($0.475每股）(43,446)
其他综合收益，扣除税款71,386 
基于股份的支付费用 (1)
4,094 
根据股票和福利计划发行的普通股17 17 76 
截至2022年6月30日的余额91,466 $91,466 $1,022,954 $1,472,395 $(582,868)
截至2021年10月1日的余额91,182 $91,182 $1,017,446 $1,191,175 $(513,597)
普通股可用的净收入407,879 
普通股申报的股息 ($1.385每股）(126,659)
其他综合亏损，扣除税款(69,271)
基于股份的支付费用 (1)
13,826 
根据股票和福利计划发行（回购）普通股
284 284 (8,318)
截至2022年6月30日的余额91,466 $91,466 $1,022,954 $1,472,395 $(582,868)

(1)Paid in Capital 包括与绩效股票和/或限制性股票奖励相关的薪酬成本。该费用包含在扣除税收优惠后的普通股可用净收入中。
 
普通股。在截至2023年6月30日的九个月中，公司发行了 12,055由于SAR演习，普通股的原始发行股票， 113,566归属的限制性股票单位的原始发行普通股以及 278,687已归属的绩效股的原始普通股发行。该公司还发行了 22,685向根据公司2009年非雇员董事股权薪酬计划获得薪酬的公司非雇员董事发行普通股，包括在截至2023年6月30日的九个月内根据公司董事和高级管理人员递延薪酬计划（“DCP”）的股息再投资功能选择延期股票的某些非雇员董事的股息再投资。此外，该公司还发行了 1,735在截至2023年6月30日的九个月内，根据公司DCP计划的股息再投资功能，向选择延期股票的公司高管发行普通股的原始股份。持有者
24
内容表
的股票薪酬奖励通常会向公司投标普通股，以支付适用的预扣税。在截至2023年6月30日的九个月中， 102,796为此，向公司投标了普通股。根据新泽西州的法律，公司认为所有作为注销股票投标的股票恢复为已授权但未发行股票的状态。

短期借款。2022年6月30日，公司与一个由五家银行组成的集团签订了364天的信贷协议（“364天信贷协议”），所有这些银行也是信贷协议（不时修订的 “信贷协议”）下的贷款机构。364 天信贷协议额外提供了 $250.0百万美元无抵押承诺延迟提款定期贷款信贷额度，到期日为2023年6月29日。公司选择抽奖 $250.02022年10月27日，该设施下有百万美元。公司将所得款项用于一般公司用途，包括使用 $150.0百万美元，用于2022年11月赎回公司部分未偿长期债务，到期日为2023年3月。364天信贷协议下的所有债务已在2023年6月29日到期日之前的2023年5月偿还。
 
长期债务的流动部分。 没有截至2023年6月30日，公司的长期债务的到期日为接下来的十二个月内。截至2022年9月30日，长期债务的流动部分包括美元500.0百万的 3.75% 票据和 $49.0百万的 7.395% 笔记。公司已兑换 $150.0百万的 3.75如上所述，2022年11月25日使用部分短期借款收益的票据百分比。2023 年 3 月，公司兑现了剩余的美元350.0百万的 3.75% 票据以及 $49.0百万的 7.395% 笔记。

长期债务。 2023年5月18日，该公司发行了美元300.0百万的 5.502026年10月1日到期的票据百分比。扣除承保折扣、佣金和其他债务发行成本后，公司的净收益为美元297.5百万。票据的持有人可以要求公司以等于的价格回购票据 101如果控制权发生变化，评级降至低于投资等级，则为本金的百分比。此外，票据的应付利率将不时调整，最高调整幅度为 2.00%，这样优惠券就不会超过 7.50%，如果涉及重要子公司的某些控制权变更事件导致票据的信用评级下调至低于投资等级。如果公司的信用评级随后升级，则降级并导致息票增加，并不妨碍息票恢复到原来的利率。本次发债的收益用于一般公司用途，包括偿还美元以下的所有债务250.0如上所述，根据364天信贷协议，已承诺的百万无抵押延迟提款定期贷款。

注意事项 8 — 承付款和或有开支
 
环境问题。公司受与环境保护有关的各种联邦、州和地方法规的约束。公司已经制定了持续评估其运营的程序，以确定潜在的环境暴露并遵守监管要求。公司的政策是，在可以合理估算的环境清理费用（调查和补救）并且公司很可能需要承担此类费用的情况下，累积估计的环境清理成本（调查和补救）。
    
该公司估计，截至2023年6月30日，其与以前制造的天然气厂场地相关的剩余清理成本约为美元3.6百万。截至2023年6月30日，公司对此类清理费用的负债已记录在合并资产负债表的其他负债中。该公司已通过回收利率收回了环境清理成本，目前尚不知道有任何额外的环境负债风险。但是，环境法律法规的变化、新的信息或其他因素可能会对公司产生不利的财务影响。
    
北方通道项目。2017年2月3日，Supply Corporation和Empire获得了FERC对本文所述的Northern Access项目的批准。此后不久，NYDEC发布了拒绝联邦《清洁水法》第401条水质认证以及该项目纽约部分的其他州溪流和湿地许可证的通知（该项目宾夕法尼亚部分的水质认证已于2017年1月收到）。随后，FERC发布了一项命令，认定NYDEC超过了根据《清洁水法》采取行动的法定时限，因此放弃了批准或拒绝水质认证的机会。FERC拒绝了与其命令相关的重审请求，并对FERC的决定提出了上诉。第二巡回上诉法院发布了一项维持FERC豁免令的命令。此外，在公司对纽约电信公司在各种州许可证方面的行为提出质疑的州法院诉讼中，纽约州最高法院发布了一项裁决，裁定这些许可证被抢夺。该公司仍然致力于该项目，并于2022年6月29日获得FERC的延期至2024年12月31日，以建造该项目。截至2023年6月30日，该公司的支出约为美元55.8百万美元用于该项目，所有这些都记录在资产负债表上。
 
25
内容表
其他。公司参与正常业务过程中出现的其他诉讼和监管事宜。例如，这些其他事项可能包括疏忽索赔和税务、监管或其他政府审计、检查、调查和其他程序。这些问题可能涉及州和联邦税收、安全、遵守法规、费率基准、服务成本和购买的天然气成本问题等。虽然正常业务过程中出现的其他问题可能会对解决期间的收益和现金流产生重大影响，但目前无法估算可能的损失或损失范围（如果有）。
 
注意事项 9 — 业务板块信息    
 
该公司公布的财务业绩 四细分市场：勘探和生产、管道和储存、采集和公用事业。将公司的业务划分为应报告的细分市场是基于多种因素的组合，包括产品和服务的差异、监管环境和地理因素。
 
下表中显示的数据反映了各分部的财务信息，并与合并金额进行了核对。如2022年10-K表所述，公司根据终止业务前的收入（如适用）来评估分部业绩。如果这不适用，公司将根据净收入评估业绩。与公司2022年10-K表格中使用的细分基础和衡量分部损益的基准没有任何变化。下表显示了截至2023年6月30日和2022年9月30日的分部资产清单。
截至2023年6月30日的季度（千人）    
 勘探与生产管道和存储聚会效用可报告细分市场总数所有其他企业和细分市场间淘汰合并总额
来自外部客户的收入
$216,581$62,956$4,629$144,538$428,704$—$—$428,704
细分市场间收入$—$29,439$54,277$79$83,795$—$(83,795)$—
分部利润：净收益（亏损）
$43,329$23,813$24,135$37$91,314$(81)$1,387$92,620
截至2023年6月30日的九个月（千人）    
 勘探与生产管道和存储聚会效用可报告细分市场总数所有其他企业和细分市场间淘汰合并总额
来自外部客户的收入
$738,107$194,800$9,003$862,914$1,804,824$—$—$1,804,824
细分市场间收入$—$90,354$163,297$500$254,151$—$(254,151)$—
分部利润：净收益（亏损）$195,503$77,147$73,207$55,574$401,431$(430)$2,188$403,189
（千人）勘探与生产管道和存储聚会效用可报告细分市场总数所有其他企业和细分市场间淘汰合并总额
细分资产：      
截至 2023 年 6 月 30 日$2,683,959$2,383,201$908,028$2,294,656$8,269,844$3,805$(167,017)$8,106,632
2022 年 9 月 30 日$2,507,541$2,394,697$878,796$2,299,473$8,080,507$2,036$(186,281)$7,896,262
截至2022年6月30日的季度（千人）    
 勘探与生产管道和存储聚会效用可报告细分市场总数所有其他企业和细分市场间淘汰合并总额
来自外部客户的收入
$252,638$67,236$2,862$179,888$502,624$—$—$502,624
细分市场间收入$—$28,312$53,069$60$81,441$—$(81,441)$—
分部利润：净收益（亏损）$56,497$26,599$24,658$4,622$112,376$—$(4,218)$108,158
26
内容表
截至2022年6月30日的九个月（千人）    
 勘探与生产管道和存储聚会效用可报告细分市场总数所有其他企业和细分市场间淘汰合并总额
来自外部客户的收入
$758,428$196,579$10,063$785,664$1,750,734$—$166$1,750,900
细分市场间收入$—$82,716$150,696$245$233,657$6$(233,663)$—
分部利润：净收益（亏损）$189,987$77,236$69,887$79,800$416,910$(7)$(9,024)$407,879

注意事项 10 — 退休计划和其他退休后福利
 
    定期净福利成本的组成部分（以千计）：
 
 退休计划其他退休后福利
截至6月30日的三个月2023202220232022
服务成本$1,297 $2,190 $147 $332 
利息成本10,629 5,707 3,912 2,267 
计划资产的预期回报率(16,648)(13,074)(6,403)(7,340)
先前服务成本的摊销（贷方）109 134 (107)(107)
（收益）损失摊销(1,920)6,601 (2,189)(1,903)
出于监管目的的净摊销和延期（包括交易量调整） (1)
5,378 3,470 3,829 5,351 
净定期福利成本（收入）$(1,155)$5,028 $(811)$(1,400)
 退休计划其他退休后福利
截至6月30日的九个月2023202220232022
服务成本$3,891 $6,568 $440 $996 
利息成本31,887 17,121 11,736 6,800 
计划资产的预期回报率(49,945)(39,221)(19,210)(22,020)
先前服务成本的摊销（贷方）327 403 (321)(321)
（收益）损失摊销(5,760)19,803 (6,566)(5,708)
出于监管目的的净摊销和延期（包括交易量调整） (1)
16,134 16,308 11,143 15,870 
净定期福利成本（收入）$(3,466)$20,982 $(2,778)$(4,383)
(1)该公司的政策是按体积记录公用事业板块的退休计划和其他退休后福利成本，以反映公用事业板块在冬季的天然气吞吐量更高，夏季的天然气吞吐量较低。
 
    除服务成本外，定期净福利成本的组成部分列在合并收益表的其他收入（扣除额）中。

雇主缴款。该公司做到了 不在截至2023年6月30日的九个月内，向其符合税收资格的非缴费固定福利退休计划（退休计划）或其VEBA信托基金缴纳任何用于其他退休后福利的款项，并且预计在2023财年的剩余时间内不会缴纳任何此类缴款。

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内容表
注意事项 11 – 监管事宜

纽约 管辖权
    
NYPSC在2017年4月20日发布的命令中批准了分销公司目前在纽约司法管辖区的交付费率，费率自2017年5月1日起生效。该命令规定的股本回报率为 8.7%，并指示从2018年4月1日开始实施收益分享机制。该命令还授权公司追回大约 $15每年 100 万美元用于客户的养老金和 OPEB 支出。由于公司未来的养老金和OPEB成本预计将由储备的现有资金来满足，因此分销公司于2022年7月向纽约PSC提交了申请，要求向客户提供养老金和OPEB附加抵免，以抵消自2022年10月1日起以基本费率收取的这些金额。2022年9月16日，NYPSC发布了一项批准该申请的命令。附加抵免额将一直有效，直到NYPSC在另一项诉讼中进行修改，或者直到2024年12月31日，以较早者为准。随着这项附加信贷的实施，分销公司将不再为其纽约司法管辖区的退休计划或其VEBA信托基金提供资金。

2021年8月13日，NYPSC发布了一项命令，将使用现有系统现代化追踪器收回公司产生的合格管道更换费用的期限延长两年（至2023年3月31日）。2022年12月9日，公司向NYPSC提交了一份请愿书，要求实施系统改进追踪器，通过该追踪器跟踪和收回截至2024年9月30日的合格管道更换成本，并收回与现有系统现代化追踪器相关的某些递延成本，自2023年4月1日起生效。NYPSC通过2023年3月17日的命令批准了该申请，前提是该公司不提交基准利率案件，这将导致新费率在2024年10月1日之前生效。

2023 年 1 月 19 日，NYPSC 在 COVID-19 对公用事业服务 (20-M-0266) 和低收入公用事业客户能源负担能力的影响 (14-M-0565) 诉讼中发布了一项命令，批准了第二阶段的公用事业欠款救济计划。具体而言，该命令指示分销公司和某些其他纽约公用事业公司除其他外，通过向此类客户发放一次性账单抵免额来解决在纽约PSC第一阶段计划下未获得抵免的住宅非能源负担能力计划（EAP）纳税人账户和小型商业纳税人账户的拖欠问题，以减少或消除2022年5月1日之前的应计拖欠款。积分应在订单生效之日起90天内处理，前提是应允许因2022年未付款而中断服务的非EAP住宅客户有机会恢复服务，以便在2023年6月30日之前获得积分。该命令进一步指示公用事业公司在2023年3月1日或申请抵免额后的30天（以较晚者为准）之前，暂停因未付款而终止住宅服务，同时将欠款抵免额应用于账户。该命令授权公用事业公司通过附加费收回第二阶段的费用（欠款抵免额和相关的账面费用）。公用事业公司提议对第二阶段计划成本进行各种抵消，分销公司已提议进行某些抵消，作为无法收回的费用对账提案的一部分。2023年2月17日，分销公司向纽约PSC提交了一份文件，要求批准其无法收回的费用核对机制。2023年7月19日，NYPSC注意到分销公司在《纽约州登记册》上提交的文件，表明将在该文件公布六十天后或2023年9月18日之前收到公众对该文件的意见。拟议的抵消额和收款期的适用将在NYPSC对无法收回的费用对账申报作出裁决时确定。

宾夕法尼亚州

作为2007年1月1日生效的和解协议的一部分，PapuC于2006年11月30日批准了分销公司在宾夕法尼亚州管辖范围内生效至2023年7月31日的交付费率。2022年10月28日，分销公司向PapuC提交了一份文件，要求将其年基本利率营业收入增加到美元28.1百万，拟议生效日期为2022年12月27日。2022年12月8日，PapuC发布了一项命令，根据法律规定，将申请暂停至2023年7月27日，除非PapuC另有指示。在发现、提交证词和听证会之后，诉讼各方同意达成和解，除其他外，授权将分销公司的年基本利率营业收入增加到美元23截至2023年8月1日，百万人。2023年4月13日，Distribution Corporation向PapuC提交了一份联合请愿书，代表诉讼的所有活跃方要求批准和解协议。2023年6月15日，PapuC发布了一项命令，批准了联合申请，并全面通过了和解协议，未作修改或更正。

自2021年10月1日起，根据向PapuC提交的费率补充文件，分销公司将基本费率降低了美元7.7百万美元，以停止向客户收取 OPEB 费用。它还开始向客户退还多收的 OPEB 费用，金额为 $50.0百万。随着PapuC批准了行政法法官的建议决定，与该费率补充有关的所有事项已于2022年2月24日最终确定。同时与
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内容表
该决定，该公司停止了对OPEB支出的监管会计，并记录了美元18.5在截至2022年3月31日的季度中，调整了百万美元，以减少其对先前延期至2021年9月30日的OPEB收入金额的监管责任，并将合并财务报表中的其他收入（扣除额）增加类似金额。该公司还增加了客户对多收的OPEB费用的退款，金额从 $50.0百万到美元54.0百万。资费补充协议中规定的所有退款完全由公司持有的设保人信托资产提供资金，其中大部分包含在固定收益共同基金中，该基金是公司合并资产负债表上其他投资的一部分。随着基本利率中取消OPEB支出，Distribution Corporation不再为设保人信托或其在宾夕法尼亚州司法管辖区的VEBA信托基金提供资金。

联邦调查委员会的管辖权

Supply Corporation于2023年7月31日向FERC提起了NGA第4节费率诉讼，提议加息将于2024年2月1日生效。拟议费率反映了每年的服务费用为美元385.4百万，基准费率为 $1.32十亿d拟议的权益成本为 15.12%。如果诉讼结束时最终批准的拟议加息幅度超过了2023年7月31日生效的费率，但低于2024年2月1日生效的费率，则Supply Corporation将被要求退还的费率与最终批准的利率之间的差额，利息按FERC批准的利率计算。如果诉讼结束时批准的利率低于2023年7月31日生效的利率，则此类较低的利率将从适用的FERC命令规定的生效日期起生效，带利息的退款将仅限于应退款的收取的费率与2023年7月31日生效的费率之间的差额。

帝国2019年的利率和解协议规定，帝国必须在2025年5月1日之前提交利率案件。

第 2 项。 管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析

概述
 
请注意，本概述是对本报告后续章节中更详细讨论的项目的高级摘要。

该公司是一家多元化的能源公司，主要从事天然气的生产、收集、运输、储存和分销。该公司经营综合业务，资产集中在纽约州西部和宾夕法尼亚州，用于阿巴拉契亚盆地天然气的生产和运输，并从中受益。目前的开发活动主要集中在马塞勒斯页岩和尤蒂卡页岩。公司子公司的共同地理足迹使他们能够在各种业务之间共享管理、劳动力、设施和支持服务，并开展旨在生产天然气并将其从阿巴拉契亚盆地运往美国东部和加拿大市场的协调项目。公司在这方面的努力不仅限于关联项目。该公司还一直在为阿巴拉契亚盆地的非关联天然气客户设计和建造天然气输送管道项目。该公司公布了四个业务部门的财务业绩。有关公司收益的讨论，请参阅下面的 “经营业绩” 部分。

2023年6月1日，公司完成了对SWN Production Company, LLC（“SWN”）对主要位于宾夕法尼亚州泰奥加县的某些上游资产的收购，总对价为1.248亿美元。作为交易的一部分，该公司在与公司拥有的现有上游资产毗邻的地区净收购了约34,000英亩土地。该交易被视为资产收购，因此，收购价格分配给了不动产、厂房和设备。

2022年6月30日，公司完成了将塞内卡在加利福尼亚的资产出售给Sentinel Peak Resources California LLC的交易，总销售价格为2.535亿美元，其中包括2.409亿美元的现金和收盘时价值1,260万美元的或有对价。鉴于强劲的大宗商品价格环境以及公司在阿巴拉契亚盆地的战略重点，该公司进行了此次出售。根据买卖协议的条款，在2023日历年至2025年日历年之间，公司最多可以获得三笔年度或有付款，每年不超过1000万美元，每年的付款额按ICE布伦特原油平均价格超过每桶95美元至每桶105美元的每桶100万美元计算。销售价格反映了2022年4月1日的生效日期，由于生产收入减去塞内卡从生效之日到截止日期保留的支出，销售价格有所降低。根据石油和天然气财产的全额成本核算法，收盘时销售价格中的2.207亿美元被视为资本化成本的减少，因为处置并未改变资本化成本与归属于成本中心的石油和天然气探明储量之间的关系。剩余的销售价格（3,280万美元）已适用
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内容表
对于不受全额成本会计法约束的资产，公司确认出售此类资产的收益为1,270万美元。其中大部分收益与出售排放配额有关。

从费率的角度来看，分销公司在其宾夕法尼亚州管辖范围内与其费率案件诉讼的各方达成和解。2023年6月15日，PapuC发布了一项命令，全面采纳了和解协议。该和解协议授权自2023年8月1日起将分销公司的年基本利率营业收入增加到2300万美元。此外，Supply Corporation于2023年7月31日向FERC提起了NGA第4节费率诉讼。有关配送公司和供应公司费率问题的进一步讨论，请参阅下面的 “费率问题” 部分。

从融资的角度来看，2022年6月30日，公司与一个由五家银行组成的银团签订了364天的信贷协议（“364天信贷协议”），所有这些银行也是信贷协议下的贷款机构。364天信贷协议额外提供了2.5亿美元的无抵押承诺延迟提款定期贷款信贷额度，到期日为2023年6月29日。2022年10月27日，该公司选择在该融资机制下提取2.5亿美元。公司将所得款项用于一般公司用途，其中包括使用1.5亿美元用于2022年11月赎回公司未偿长期债务的一部分，到期日为2023年3月。2023年3月，公司利用短期借款和手头现金赎回了到期日为2023年3月的剩余长期债务，其中包括3.5亿美元的3.75％票据和4,900万美元的7.395％票据。

2023年5月18日，该公司发行了3亿美元的5.50％票据，将于2026年10月1日到期。 本次发债的收益用于一般公司用途，包括偿还上述364天信贷协议下承诺的2.5亿美元无抵押延迟提款定期贷款下的所有债务。

该公司预计将根据需要使用手头现金、运营现金和短期借款，以满足2023财年剩余时间的融资需求。公司继续评估这些融资需求和选项，以满足这些需求。鉴于当前的经济状况，包括持续的通货膨胀压力和利率上升，资本的成本和/或可用性可能会受到影响，但如上所述，公司仍有望满足其融资需求。

2023年初，某些金融机构的动荡给经济带来了不确定性。尽管公司没有受到直接影响，但它将继续密切关注未来对业务的任何潜在影响。该公司拥有由十二家银行组成的多元化集团，参与其多年期信贷额度。所有这些银行都有稳健的投资级信用评级。此外，公司定期审查其套期保值交易对手、为客户提供信贷支持的交易对手以及任何其他重要交易对手的信贷质量，并且由于当前的经济不确定性，公司尚未发现任何重大风险。

关键会计估计
 
有关关键会计估算的完整讨论，请参阅公司2022年10-K表格第7项中的 “关键会计估算”。除下文所述外，该披露没有重大变化。下面提供的信息是更新的，应与该10-K表格中的关键会计估算一起阅读。
 
石油和天然气勘探和开发成本。该公司在勘探和生产部门采用全额成本核算法来确定其石油和天然气物业的账面价值，阿巴拉契亚地区的天然气物业是2022年6月30日出售公司在加利福尼亚的石油和天然气物业后的主要组成部分。附注2——资产收购和剥离的第1项中有更详细的讨论了此次出售。根据全额成本方法，公司必须进行季度上限测试。在上限测试下，将公司石油和天然气储备未来收入的现值与公司在资产负债表日石油和天然气物业的账面价值进行比较，该数字基于报告期结束前十二个月内每月第一天石油和天然气价格（“上限”）的未加权算术平均值。未来收入的现值使用10％的折扣系数计算。如果石油和天然气物业的账面价值超过上限，则必须记录非现金减值费用，以将石油和天然气物业的账面价值降低到计算出的上限。截至2023年6月30日，上限比石油和天然气物业的账面价值高出约18亿美元。根据Henry Hub的天然气现货价格，在截至2023年6月30日的十二个月中，每月天然气每月第一天的12个月平均价格为每百万英热单位4.76美元。（注意：由于公司生产物业的实际定价因其位置和套期保值而异，因此用于计算上限的价格可能与Henry Hub的价格不同，后者仅表示截至2023年6月30日的十二个月的12个月平均价格。实际实现的定价包括区域市场差异、运输费用和合同安排的调整。）在
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内容表
关于上限测试计算对大宗商品价格变化的敏感性，如果天然气价格比2023年6月30日上限测试计算中使用的平均价格每百万英热单位低0.25美元，则上限将比公司石油和天然气物业的账面价值高出约15亿美元（税后），这不会导致减值费用。该计算金额仅基于价格变化，不考虑上限测试计算的任何其他变化，包括储备数量的变化和未来成本估算。

在美国证券交易委员会的全部成本上限测试下，很难预测哪些因素可能导致未来的非现金减值。探明储量的波动或减少、未开发储量的开发成本增加以及天然气价格的大幅波动都会影响任何时候的上限金额。有关全额成本会计方法的更完整讨论，请参阅公司2022年10-K表格第7项 “关键会计估算” 下的 “石油和天然气勘探和开发成本”。

操作结果
 
收益
 
截至2023年6月30日的季度，该公司的收益为9,260万美元，而截至2022年6月30日的季度收益为1.082亿美元。收益减少1,560万美元的主要原因是所有应申报细分市场的收益下降，以及所有其他类别的亏损。企业类别收益的增加部分抵消了这些下降。

截至2023年6月30日的九个月中，该公司的收益为4.032亿美元，而截至2022年6月30日的九个月的收益为4.079亿美元。收益减少470万美元的主要原因是公用事业板块和管道和存储板块的收益减少，以及所有其他类别的亏损。勘探和生产板块、Gathering板块和企业类别的收益增加部分抵消了这些下降。

如上所述，公司截至2022年6月30日的季度和九个月的收益包括公司勘探和生产板块中与完成出售塞内卡加利福尼亚资产有关的几个项目的影响。公司出售这些资产的收益为1,270万美元（税后950万美元），这与适用于不受全额成本会计法约束的资产的部分销售价格有关。该公司还录得4,460万美元（税后3,330万美元）的亏损，这与出售导致其剩余的原油衍生品合约终止有关。此外，该公司还承担了与加州资产出售相关的970万美元（税后720万美元）的交易和遣散费。根据分销公司宾夕法尼亚州服务区的一项监管程序，截至2022年6月30日的九个月中，该公司的收益还包括减少OPEB监管负债，该负债使公用事业板块的收益增加了1,850万美元（税后1460万美元）。关于每个业务领域收益的更多讨论可以在以下业务部门信息中找到。请注意，除非另有说明，否则收益讨论中使用的所有金额均为税后金额。
    
按细分市场划分的收益（亏损）
 三个月已结束
6月30日		九个月已结束
6月30日
（千人）20232022增加
（减少）		20232022增加
（减少）
勘探与生产$43,329 $56,497 $(13,168)$195,503 $189,987 $5,516 
管道和存储23,813 26,599 (2,786)77,147 77,236 (89)
聚会24,135 24,658 (523)73,207 69,887 3,320 
效用37 4,622 (4,585)55,574 79,800 (24,226)
可报告细分市场总数91,314 112,376 (21,062)401,431 416,910 (15,479)
所有其他(81)— (81)(430)(7)(423)
企业1,387 (4,218)5,605 2,188 (9,024)11,212 
合并总额$92,620 $108,158 $(15,538)$403,189 $407,879 $(4,690)
 
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内容表
勘探与生产
 
勘探和生产营业收入
 
 三个月已结束
6月30日		九个月已结束
6月30日
（千人）20232022增加
（减少）		20232022增加
（减少）
天然气（套期保值后）$215,524 $256,383 $(40,859)$729,723 $680,670 $49,053 
石油（套期保值后） (1)
483 40,867 (40,384)1,637 112,907 (111,270)
天然气处理厂284 1,016 (732)867 3,029 (2,162)
其他290 (45,628)45,918 5,880 (38,178)44,058 
 $216,581 $252,638 $(36,057)$738,107 $758,428 $(20,321)
 
产量
 三个月已结束
6月30日		九个月已结束
6月30日
 20232022增加
（减少）		20232022增加
（减少）
天然气产量 (mmcf)
   
阿巴拉契亚94,747 88,888 5,859 278,562 253,842 24,720 
西海岸— 405 (405)— 1,210 (1,210)
总产量94,747 89,293 5,454 278,562 255,052 23,510 
石油产量 (mbbl)
   
阿巴拉契亚7 7 — 22 8 14 
西海岸— 519 (519)— 1,589 (1,589)
总产量7 526 (519)22 1,597 (1,575)

平均价格
 三个月已结束
6月30日		九个月已结束
6月30日
 20232022增加
（减少）		20232022增加
（减少）
平均汽油价格/mcf   
阿巴拉契亚$1.66 $5.50 $(3.84)$3.05 $4.64 $(1.59)
西海岸 N/M$10.29 N/M N/M$10.04 N/M
加权平均值$1.66 $5.52 $(3.86)$3.05 $4.67 $(1.62)
套期保值后的加权平均值$2.27 $2.87 $(0.60)$2.62 $2.67 $(0.05)
平均油价/桶   
阿巴拉契亚$69.66 $108.47 $(38.81)$75.50 $104.83 $(29.33)
西海岸N/M$110.79 N/MN/M$94.06 N/M
加权平均值$69.66 $110.76 $(41.10)$75.50 $94.11 $(18.61)
套期保值后的加权平均值 (1)
$69.66 $77.65 $(7.99)$75.50 $70.71 $4.79 

(1)截至2022年6月30日的三个月零九个月的套期保值后的石油收入和加权平均油价不包括终止原油现金流套期保值所造成的损失4,460万美元。这笔损失列在上表中的其他收入中。

N/M-没有意义（由于塞内卡在西海岸的资产于2022年6月出售）
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内容表

2023 年与 2022 年相比
 
截至2023年6月30日的季度，勘探和生产板块的营业收入与截至2022年6月30日的季度相比减少了3,610万美元。套期保值后的天然气产量收入减少了4,090万美元，这是由于套期保值后天然气加权平均价格每立方英尺下降0.60美元，但被天然气产量增加550亿立方英尺所抵消。天然气产量增加的主要原因是阿巴拉契亚地区的马塞勒斯和尤蒂卡新油井产量增加。由于勘探和生产部门于2022年6月30日出售了勘探和生产部门在加利福尼亚的资产，套期保值后的石油产量收入减少了4,040万美元。此外，其他收入增加了4,590万美元，天然气加工厂的收入减少了70万美元。其他收入的增加主要归因于出售加州资产以及根据租赁协议支付的特许权使用费关闭所导致的原油现金流套期保值停业而蒙受损失，这两者都发生在截至2022年6月30日的季度中。天然气加工厂收入下降的主要原因是出售了加利福尼亚的资产。

截至2023年6月30日的九个月中，勘探和生产板块的营业收入与截至2022年6月30日的九个月相比减少了2,030万美元。套期保值后的天然气产量收入增加了4,910万美元，这是由于天然气产量增加235亿立方英尺的影响，被套期保值后天然气加权平均价格每立方英尺下降0.05美元所抵消。天然气产量的增加主要是由于在截至2023年6月30日的九个月中，阿巴拉契亚地区的马塞勒斯和尤蒂卡新油井的产量与截至2022年6月30日的九个月相比有所增加。由于出售加州资产，套期保值后的石油产量收入减少了1.113亿美元。此外，由于出售加州资产，天然气加工厂的收入减少了220万美元。其他收入增加了4,410万美元，主要归因于终止原油现金流套期保值所造成的损失，加上根据租赁协议支付的特许权使用费，两者都发生在截至2022年6月30日的季度中。与截至2023年6月30日的九个月相比，在截至2022年6月30日的九个月中，临时产能释放量增加，以及该细分市场水处理厂的营业收入减少，部分抵消了这些下降。

截至2023年6月30日的季度，勘探与生产板块的收益为4,330万美元，与截至2022年6月30日的季度收益5,650万美元相比，减少了1,320万美元。收益下降归因于套期保值后的天然气价格下跌（4,460万美元）、石油产量下降（3190万美元）、枯竭支出增加（430万美元）以及作为加州资产出售一部分收到的或有对价未实现亏损（100万美元）。天然气产量增加（1,240万美元）、租赁运营和运输费用减少（1,400万美元）、其他运营费用减少（610万美元）、其他税收减少（380万美元）、利息支出减少（80万美元）以及其他收入增加（50万美元）部分抵消了这些下降。最后，在截至2022年6月30日的季度中，公司还出现了与终止原油现金流套期保值相关的亏损（3,330万美元），交易和遣散费（720万美元），但被出售塞内卡加州非全额成本池资产（950万美元）所确认的收益所抵消，所有这些收益都是由出售其加利福尼亚资产推动的。耗尽开支的增加主要是由于产量净增加，再加上耗尽率每立方英尺增加0.04美元。租赁运营和运输支出的减少主要是出售加利福尼亚资产的结果，但阿巴拉契亚地区的集会和运输成本上涨以及租赁运营支出的增加部分抵消了这一点。其他运营支出的减少主要归因于加州资产出售，以及确认与以前由塞内卡拥有的某些墨西哥湾海上油井相关的废弃成本，两者均发生在截至2022年6月30日的季度中。其他税收的减少主要归因于出售塞内卡加利福尼亚资产的影响，以及阿巴拉契亚地区的影响费降低。利息支出的减少在很大程度上可以归因于公司赎回了2023年3月赎回的3.75％票据中的5亿美元，导致公司间长期借款的利息降低，部分被与公司2023年5月发行3亿美元5.50％票据相关的公司间长期借款的额外利息以及公司间短期借款的平均利率提高所抵消。其他收入的增加归因于截至2023年6月30日的季度中利息收入以及非服务养老金和退休后福利收入的增加，而截至2022年6月30日的季度的非服务养老金和退休后福利成本相比有所增加。

截至2023年6月30日的九个月中，勘探与生产板块的收益为1.955亿美元，与截至2022年6月30日的九个月的1.9亿美元相比，增加了550万美元。如上所述，收益增长的主要原因是天然气产量增加（4,960万美元），再加上租赁运营和运输费用减少（2530万美元）、其他运营支出（1,260万美元）、其他税收降低（470万美元）以及其他收入增加（280万美元）。此外，在截至2022年6月30日的九个月中，公司因终止原油现金流套期保值而出现亏损（3,330万美元），交易和遣散费（720万美元），但被出售塞内卡加州非全成本池资产（950万美元）所确认的收益所抵消，所有这些收益均由出售其加利福尼亚资产所驱动。部分抵消了这些物品，勘探和生产
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内容表
在套期保值（1,080万美元）、石油产量下降（8,800万美元）、其他收入减少（50万美元）和天然气加工厂收入（170万美元）之后，该细分市场的天然气价格下跌，所有这些都在上面讨论。收益下降的其他因素包括耗尽支出增加（1,550万美元）、所得税支出增加（180万美元）以及作为加州资产出售一部分收到的或有对价的未实现亏损（270万美元）。租赁运营和运输支出的减少主要是出售加利福尼亚资产的结果，但阿巴拉契亚地区的集会和运输成本上涨以及租赁运营支出的增加部分抵消了这一点。其他运营支出的减少主要归因于加州资产出售，以及确认与以前由塞内卡拥有的某些墨西哥湾海上油井相关的废弃成本，两者均发生在截至2022年6月30日的九个月内。其他税收的减少归因于加州资产出售的影响，以及阿巴拉契亚地区的影响费降低。其他收入的增加归因于截至2023年6月30日的九个月中利息收入以及非服务养老金和退休后收入的增加，而截至2022年6月30日的九个月中，非服务养老金和退休后福利成本相比有所增加。耗尽开支的增加主要是由于产量净增加，再加上耗尽率每立方英尺增加0.04美元。所得税支出的增加主要是由增强石油回收税收抵免实现的上年收益所推动的，而由于出售加州资产，该税收抵免在本年度没有再次出现。

管道和存储
 
管道和存储运营收入
 三个月已结束
6月30日		九个月已结束
6月30日
（千人）20232022增加
（减少）		20232022增加
（减少）
公司运输$70,296 $74,384 $(4,088)$219,240 $212,468 $6,772 
不间断运输128 442 (314)1,180 1,298 (118)
 70,424 74,826 (4,402)220,420 213,766 6,654 
公司存储服务21,147 21,084 63 63,901 63,334 567 
可中断存储服务— — — 2 — 2 
其他824 (362)1,186 831 2,195 (1,364)
                $92,395 $95,548 $(3,153)$285,154 $279,295 $5,859 
 
管道和存储吞吐量
 三个月已结束
6月30日		九个月已结束
6月30日
(mmcf)20232022增加
（减少）		20232022增加
（减少）
公司运输181,440 175,868 5,572 637,145 601,491 35,654 
不间断运输97 206 (109)2,024 1,726 298 
 181,537 176,074 5,463 639,169 603,217 35,952 
 
2023 年与 2022 年相比
 
截至2023年6月30日的季度，管道和存储板块的营业收入与截至2022年6月30日的季度相比减少了320万美元。营业收入减少的主要原因是运输收入减少了440万美元，但部分被其他收入的增长120万美元所抵消。运输收入减少的主要原因是合同到期，但新的短期合同的增加部分抵消了这一点。其他收入的增加主要反映了电费附加费收入的调整和兑现收入的增加。所有客户附加费和电力附加费机制的相关调整均由运营和维护费用中记录的等额电力成本完全抵消。套现收入完全被购买的汽油支出所抵消。

截至2023年6月30日的九个月中，管道和存储板块的营业收入与截至2022年6月30日的九个月相比增加了590万美元。营业收入的增长主要是由于运输收入增加了670万美元，仓储收入增加了60万美元，但部分被其他收入减少140万美元所抵消。运输收入的增加主要归因于新的需求
34
内容表
供应公司 FM100 项目的运输服务费用，该项目于 2021 年 12 月投入使用。根据 Supply Corporation 的 2020 年费率案例和解协议的规定，FM100 项目的增长包括协议收入上调至第 2 期费率的影响，该费率于 2022 年 4 月 1 日生效。短期合同的增加也促成了运输收入的增加。与某些合同到期和修订相关的收入下降部分抵消了这些增长。如上所述，存储收入的增加主要是由于与 FM100 项目相关的第 2 期费率于 2022 年 4 月 1 日生效，以及几份生效的新合同中存储服务的预订费用增加。其他收入的减少主要反映了电费附加费收入的调整和兑现收入的减少。

截至2023年6月30日的季度运输量比截至2022年6月30日的上一季度增加了55亿立方英尺。在截至2023年6月30日的九个月中，运输量比去年截至2022年6月30日的九个月期间增加了360亿立方英尺。截至2023年6月30日的季度运输量的增加主要是由于各种短期合约的交易量增加，部分被某些合约到期后的交易量减少所抵消。九个月期间运输量的增加主要反映了短期合同的增加，以及 2021 年 12 月上线的 FM100 项目运量的增加。在截至2023年6月30日的九个月中，某些合约到期日部分抵消了这些损失。Supply Corporation和Empire采用了直接的固定浮动利率设计，除了由增加或终止合同引起的交易量波动外，交易量波动通常不会对收入产生重大影响。

截至2023年6月30日的季度，管道和存储板块的收益为2380万美元，与截至2022年6月30日的季度收益2660万美元相比，减少了280万美元。如上所述，收益下降的主要原因是营业收入减少250万美元，再加上运营费用增加120万美元和折旧费用增加30万美元，对收益的影响。运营费用的增加主要是由于人员成本增加、管道完整性成本增加以及压缩机维护成本增加。折旧费用的增加主要是由于自去年第三季度以来新的现代化项目投入使用。这些收益下降被其他收入的增加130万美元部分抵消，这主要是由于公司间短期票据应收账款的加权平均利率提高以及非服务养老金和退休后福利收入的增加。

截至2023年6月30日的九个月中，管道和存储板块的收益为7,710万美元，与截至2022年6月30日的九个月的7,720万美元相比，减少了10万美元。收益减少的主要原因是运营费用增加（490万美元）、折旧费用增加（190万美元）和利息支出增加（90万美元）。运营费用的增加主要是由于人员成本增加、管道完整性成本增加以及压缩机维护成本增加。与Empire的电动机驱动压缩机站相关的电力成本降低部分抵消了这一点。如上所述，电力成本的减少被收入的同等减少所抵消。折旧费用的增加主要是由于 FM100 项目于 2021 年 12 月投入使用所产生的增量折旧。利息支出的增加主要是由于公司间短期借款的增加，部分被公司间长期借款利息的减少所抵消，这主要是由于公司在截至2023年6月30日的九个月中赎回了5亿美元的3.75％票据。如上所述，460万美元的营业收入增加以及其他收入的增加（280万美元）对收益的影响部分抵消了这些收益的下降。其他收入的增加主要是由于公司间短期票据应收账款的加权平均利率更高，以及非服务养老金和退休后福利收入的增加。与2021年12月投入使用的 FM100 项目建设相关的施工期间使用的资金（权益部分）的减少以及本财年记录的年度调整，部分抵消了这一点。

聚会
 
收集营业收入
 三个月已结束
6月30日		九个月已结束
6月30日
（千人）20232022增加
（减少）		20232022增加
（减少）
收集收入$58,906 $55,931 $2,975 $172,300 $160,759 $11,541 

35
内容表
收集音量
 三个月已结束
6月30日		九个月已结束
6月30日
 20232022增加
（减少）		20232022增加
（减少）
聚集的音量-(mmcF)118,707 109,797 8,910 336,078 314,625 21,453 
 
2023 年与 2022 年相比
 
Ga 的营业收入截至2023年6月30日的季度中，该细分市场与截至2022年6月30日的季度相比增加了300万美元，这主要是由于收集的交易量增长了890亿立方英尺。Wellsboro、Trout Run、Covington 和 Clermont 采集系统的收集量分别增加了50亿立方英尺、29亿立方英尺、60亿立方英尺和0.4亿立方英尺。这一增长可以归因于与上述收集系统相连的生产商在阿巴拉契亚地区的天然气总产量增加。

营业收入截至2023年6月30日的九个月中，Gathering细分市场与截至2022年6月30日的九个月相比增加了1150万美元，这主要是由于收集量增加了215亿立方英尺。增长的贡献者包括卡温顿和克莱蒙采集系统，它们分别增长了318亿立方英尺和620亿立方英尺，但被Trout Run和Wellsboro采集系统部分抵消，后者分别减少了1570亿立方英尺和80亿立方英尺。净增长可以归因于与上述收集系统相连的生产商在阿巴拉契亚地区的天然气总产量增加。

截至2023年6月30日的季度，Gathering板块的收益为2410万美元，与截至2022年6月30日的季度收益2470万美元相比，减少了60万美元。收益的减少反映了运营支出（240万美元）的增加、所得税支出（60万美元）的增加和折旧支出（30万美元）的增加，部分被收入的增加（240万美元）和较低的利息支出（40万美元）所抵消。运营费用的增加主要归因于与预防性维护大修相关的外部服务成本上涨以及租赁压缩费用的增加。如上所述，采集量的增加推动了采集收入的增加。

    截至2023年6月30日的九个月中，Gathering板块的收益为7,320万美元，与截至2022年6月30日的九个月的6,990万美元相比，增加了330万美元。如上所述，收益的增长主要是由于收集量增加所推动的收集收入（910万美元）增加，再加上利息支出（70万美元）和其他扣除额（50万美元）的减少。这些增长被更高的运营支出（450万美元）、更高的所得税支出（140万美元）和更高的折旧支出（100万美元）部分抵消。运营费用的增加主要归因于与预防性维护大修相关的外部服务成本增加、租赁压缩机费用增加、人员成本增加和材料成本上涨。所得税支出的增加主要是由更高的有效州所得税税率推动的。折旧费用的增加主要是由于与卡温顿和克莱蒙收集系统相关的工厂余额增加。

效用

公用事业营业收入
 三个月已结束
6月30日		九个月已结束
6月30日
（千人）20232022增加
（减少）		20232022增加
（减少）
零售销售收入：   
住宅$108,633 $138,589 $(29,956)$674,118 $607,626 $66,492 
商用14,063 17,612 (3,549)96,976 84,523 12,453 
工业868 786 82 5,297 4,135 1,162 
 123,564 156,987 (33,423)776,391 696,284 80,107 
运输20,647 22,718 (2,071)88,740 95,528 (6,788)
其他406 243 163 (1,717)(5,903)4,186 
                $144,617 $179,948 $(35,331)$863,414 $785,909 $77,505 
36
内容表

公共设施吞吐量
三个月已结束
6月30日		九个月已结束
6月30日
(mmcf)20232022增加
（减少）		20232022增加
（减少）
零售销售：   
住宅9,600 10,344 (744)57,636 59,865 (2,229)
商用1,434 1,511 (77)8,812 8,977 (165)
工业87 74 13 506 466 40 
 11,121 11,929 (808)66,954 69,308 (2,354)
运输12,468 12,936 (468)53,567 56,274 (2,707)
 23,589 24,865 (1,276)120,521 125,582 (5,061)
 
学位日
截至6月30日的三个月   比（温暖）低（温暖）百分比
正常20232022
正常(1)
前一年(1)
纽约州布法罗912 788 797 (13.6)%(1.1)%
宾夕法尼亚州伊利871 802 741 (7.9)%8.2 %
截至6月30日的九个月
纽约州布法罗6,455 5,656 5,662 (12.4)%(0.1)%
宾夕法尼亚州伊利6,023 5,434 5,274 (9.8)%3.0 %
 
(1)百分比将实际的 2023 度天数与正常学位天数进行比较，将实际 2023 度天数与实际的 2022 度天数进行比较。
 
2023 年与 2022 年相比
 
截至2023年6月30日的季度中，公用事业板块的营业收入与截至2022年6月30日的季度相比减少了3530万美元。下降的主要原因是零售天然气销售收入减少了3,340万美元，运输收入减少了210万美元。这些下降反映了天然气销售成本（每立方英尺）（主要用于零售销售）的下降、吞吐量的下降以及基本费率的下降。值得注意的是，根据其在纽约和宾夕法尼亚州购买的天然气调整条款，分销公司的收益不受天然气成本波动的影响。合并损益表中记录的购买天然气支出与从客户那里收取的收入相匹配。基准费率的下降与NYPSC批准的关税申请有关，该申请创建了额外抵免，暂时取消了自2022年10月1日起从基本费率中回收的养老金和OPEB成本。与监管程序有关的更多细节在 “费率事项” 部分和附注11——监管事项的第1项中讨论。零售天然气销售收入和运输收入的下降被分销公司纽约管辖区的系统现代化和系统改进追踪机制下获得的收入增加部分抵消，这些机制使人们能够收回对易泄漏管道更换的投资。这些下降被其他收入增加的20万美元部分抵消，其中包括产能释放收入的增加（20万美元），以及2017年《税收改革法》产生的所得税优惠的估计退款准备金减少（20万美元）。向客户收取的延迟付款费用（30万美元）减少了其他收入的增长。

截至2023年6月30日的九个月中，公用事业板块的营业收入与截至2022年6月30日的九个月相比增加了7,750万美元。增长的主要原因是零售天然气销售收入增加了8,010万美元，其他收入增加了420万美元，但运输收入减少680万美元部分抵消了这一增长。零售天然气销售收入的增加主要是由于天然气销售成本的增加（每立方英尺），但由于上面讨论的与养老金和OPEB成本相关的NYPSC费率申报，以及冬季天气变暖导致吞吐量下降了24亿立方英尺，部分抵消了基本费率的下降。2023年征收的收入不仅反映了当前的天然气成本，还反映了以前递延的少收天然气成本的收取。其他收入的增加主要是由于产能释放收入增加（200万美元），2017年《税收改革法》产生的所得税优惠的估计退款准备金减少（110万美元），以及积极的监管调整（90万美元）。运输收入的下降主要是由于运输减少了27亿立方英尺
37
内容表
如前所述，由于冬季天气变暖和基本费率的降低，吞吐量。在分销公司纽约管辖范围内，通过系统现代化和系统改进追踪机制获得的收入增加部分抵消了运输收入的减少。

截至2023年6月30日的季度，公用事业板块的收益不到10万美元，而截至2022年6月30日的季度收益为460万美元。减少的主要原因是运营支出增加（310万美元）、利息支出增加（220万美元）和所得税支出增加（90万美元）。业务费用增加的主要原因是人事费用和外部服务增加。利息支出的增加主要是由于公司间短期借款的加权平均利率上升。公用事业板块的收益部分抵消了这些下降，这得益于纽约系统现代化和系统改进追踪器（90万美元）以及递延汽油成本所得利息（70万美元）的影响。

上文讨论的与养老金和OPEB成本相关的NYPSC费率申报（200万美元）导致纽约司法管辖区截至2023年6月30日的季度基准利率下调所产生的收益影响被非服务养老金和OPEB成本的减少（290万美元）所抵消。由于取消了客户费率中的养老金和OPEB支出，Distribution Corporation的纽约服务区在截至2023年6月30日的季度中没有确认任何养老金和OPEB支出，而去年同期则确认养老金和OPEB支出与基本费率中收取的养老金和OPEB金额相匹配。

最后，该公用事业公司在宾夕法尼亚州的服务区OPEB收入有所下降（50万美元），这与截至2022年3月31日的季度结束的监管程序有关，如下所述。

该司法管辖区的天气正常化条款（WNC）减轻了天气变化对公用事业板块纽约费率管辖区收益的影响。纽约的WNC涵盖从10月到5月的八个月期间，对纽约利率管辖区的收益产生了稳定作用。此外，在天气比平时更冷的时期，WNC使公用事业板块的纽约客户受益。在截至2023年6月30日和2022年6月30日的两个季度中，由于天气比平时温暖，WNC的收益增加了约60万美元。

截至2023年6月30日的九个月中，公用事业板块的收益为5,560万美元，与截至2022年6月30日的九个月的7,980万美元相比，减少了2420万美元。收益下降的主要原因是截至2022年3月31日的季度中，该公用事业公司在宾夕法尼亚州服务区进行了一项诉讼的影响，该诉讼允许进行1460万美元的有利一次性调整，以确认该司法管辖区先前作为监管负债递延的OPEB收入的累计金额，在截至2023年6月30日的九个月中，这种情况没有再次发生。除了这笔交易不再发生外，公用事业公司宾夕法尼亚州服务区的OPEB收入也有所下降（220万美元）。在截至2023年6月30日的九个月中，纽约司法管辖区的基准利率因上述NYPSC费率申报（1,110万美元）而降低的收益影响被非服务养老金和OPEB成本的减少（1,320万美元）所抵消。

导致公用事业板块收益下降的其他因素包括利息支出增加（760万美元），这主要是由于公司间短期借款的加权平均利率上升，以及人事成本和外部服务增加导致的运营费用增加（720万美元）。部分抵消公用事业板块收益下降的因素包括纽约系统现代化和系统改进追踪系统的积极影响（350万美元）、递延汽油成本所得的利息（190万美元）以及其他营业收入的增加（170万美元）。其他营业收入的增长主要是由于产能释放收入的增加、2017年《税收改革法》产生的所得税优惠的估计退款准备金减少以及积极的监管调整。

在截至2023年6月30日和2022年6月30日的九个月中，由于天气比平时温暖，WNC的收益都增加了约480万美元。

企业和所有其他
 
2023 年与 2022 年相比
 
    截至2023年6月30日的季度，公司和所有其他业务的收益为130万美元，与截至2022年6月30日的季度净亏损420万美元相比，增加了550万美元. 增长主要归因于股票证券投资的未实现收益和亏损的变化。在截至2023年6月30日的季度中，公司录得30万美元的未实现收益。在截至2022年6月30日的季度中，公司记录了
38
内容表
未实现亏损为270万美元。收入增加的还有人寿保险单现金退保价值的变化（110万美元）以及非服务养老金和退休后福利成本的降低（50万美元）。

在截至2023年6月30日的九个月中，公司和所有其他业务 收益为180万美元，与截至2022年6月30日的九个月净亏损900万美元相比，增加了1,080万美元。收益的增加主要归因于股票证券投资的未实现损益的变化。在截至2023年6月30日的九个月中，公司录得130万美元的未实现收益。在截至2022年6月30日的九个月中，公司录得800万美元的未实现亏损。人寿保险单现金退保价值的变化（130万美元）以及非服务养老金和退休后福利成本的降低（160万美元）也促成了收入的增加。出售股票证券投资的已实现收益减少（290万美元）部分抵消了这些变化。

其他收入（扣除额）

截至2023年6月30日的季度，合并损益表上的其他净收入为360万美元，而截至2022年6月30日的季度净其他扣除额为560万美元。这种差异可以主要归因于非服务养老金和退休后福利收入/支出的季度同比变化。在截至2023年6月30日的季度中，公司记录了140万美元的非服务养老金和退休后福利收入。在截至2022年6月30日的季度中，公司记录了320万美元的非服务养老金和退休后福利支出。股票证券投资未实现损益的变化也使其他收入同期增加了410万美元，人寿保险收入同比增加了110万美元。110万美元的利息收入增加也促成了这一增长。这主要是由于分销公司每季度对汽油成本征收不足的兴趣增加。这些增长被按市值计价的调整部分抵消，该调整使2022年6月出售塞内卡加利福尼亚资产所获得的或有对价的价值减少了140万美元。

截至2023年6月30日的九个月中，合并收益表上的其他净收入为1,280万美元，而截至2022年6月30日的九个月中，其他净收入为330万美元。这主要是由于股票证券投资的未实现和已实现损益变化为920万美元，以及人寿保险收入增加了130万美元。560万美元的利息收入增加也促成了这一增长。这主要是由于临时现金投资的利息增加，与上年相比，Distribution Corporation天然气成本的少收利息增加，以及投资赚取的利息收入增加。抵消这些增长的是按市值计价的调整，该调整使2022年6月出售塞内卡加利福尼亚资产所获得的或有对价的价值减少了370万美元，施工期间使用的资金备抵减少了210万美元。此外，非服务养老金和退休后津贴收入同比减少了50万美元。

长期债务的利息支出
 
截至2023年6月30日的季度，合并收益表中长期债务的利息支出与截至2022年6月30日的季度相比减少了380万美元。在截至2023年6月30日的九个月中，长期债务的利息支出与截至2022年6月30日的九个月相比减少了680万美元。这主要是由于2023年3月赎回了5亿美元3.75％的票据中的3.5亿美元和4,900万美元的7.395％票据。此外，在5亿美元的3.75％票据中，有1.5亿美元是在2022年11月赎回的，这也促成了这一下降。这些赎回被2023年5月发行的3亿美元5.50％的票据部分抵消。

资本资源和流动性
 
在截至2023年6月30日的九个月期间，公司的主要现金来源包括经营活动提供的现金、短期和长期借款的净收益以及出售设保人信托持有的固定收益共同基金的收益。在截至2022年6月30日的九个月期间，公司的主要现金来源包括经营活动提供的现金、短期借款的净收益、出售设保人信托中持有的固定收益共同基金的收益以及出售石油和天然气物业的净收益。

公司预计，至少在未来十二个月以及此后可预见的将来，将有足够的现金来满足其短期和长期现金需求。在2023年剩余时间内，运营活动提供的现金预计将与2022年同期相比有所增加，并将用于为公司的资本支出提供资金。预计到2024年，经营活动提供的现金将超过资本支出。这些现金流预测并未反映未来可能出现的收购或资产剥离的影响。

39
内容表
运营现金流

经营活动产生的内部现金包括普通股可用净收入，经非现金支出、非现金收入、与投资和融资活动相关的损益以及运营资产和负债的变化进行调整。非现金项目包括折旧、损耗和摊销、递延所得税和股票薪酬。

由于费率案例的影响，公用事业、管道和存储领域的运营活动提供的现金可能因时期而有很大差异。在公用事业领域，供应商退款、超额或收回不足的天然气成本以及天气也可能对现金流产生重大影响。在公用事业板块的纽约费率管辖区，WNC缓和了天气对现金流的影响，在管道和存储领域，Supply Corporation和Empire使用的直接固定浮动费率设计缓和了天气对现金流的影响。

由于公用事业领域供暖业务的季节性质，该业务在供暖季节（主要是本财年的第一和第二季度）的收入相对较高，在此期间，应收账款余额与9月30日的应收账款余额相比历史上有所增加。

储存气体库存通常在本财年的第一和第二季度下降，并在第三和第四季度得到补充。对于根据后进先出法核算的储存气体库存，更换从储存中提取的天然气的当前成本记录在合并收益表中，天然气替代储备金记录在合并资产负债表中，标题为 “其他应计和流动负债”。随着库存的补充，这种储备就会减少。

由于天然气大宗商品价格的变化以及产量的变化，勘探和生产领域的经营活动提供的现金可能因时期而异。该公司使用各种衍生金融工具，包括价格互换协议和无成本项圈，来管理这种能源大宗商品的价格风险。

截至2023年6月30日的九个月中，经营活动提供的净现金总额为10.551亿美元，与截至2022年6月30日的九个月中经营活动提供的6.54亿美元相比增加了4.011亿美元。经营活动提供的现金增加主要反映了勘探和生产部门以及公用事业板块运营活动提供的现金增加。勘探和生产板块的增长主要是由于天然气生产的现金收入增加。公用事业板块的增长主要是由于天然气成本回收的时机和客户应收账款余额的时机。

40
内容表
投资现金流
 
长期资产的支出
 
在截至2023年6月30日的九个月中，公司的长期资产支出总额为8.041亿美元，在截至2022年6月30日的九个月中，公司的长期资产支出总额为5.642亿美元。下表列出了这些支出：
长期资产的总支出     
截至6月30日的九个月2023 2022 增加（减少）
（百万）  
勘探与生产：     
资本支出 (1)
$592.8 (2)$405.7 (3)$187.1 
管道和存储：     
资本支出66.8 (2)58.2 (3)8.6 
聚会：     
资本支出55.4 (2)28.6 (3)26.8 
实用程序：     
资本支出88.7 (2)71.0 (3)17.7 
所有其他：
资本支出0.4 0.7 (0.3)
 $804.1  $564.2  $239.9 
 
(1)截至2023年6月30日的九个月中，包括与收购从SWN收购的上游资产相关的1.248亿美元。收购成本作为收购上游资产的一部分在合并现金流量表中列报。

(2)截至2023年6月30日，勘探和生产板块、管道和存储板块、Gathering板块和公用事业板块的资本支出分别包括5,280万美元、770万美元、280万美元和850万美元的非现金资本支出。截至2022年9月30日，勘探和生产板块、管道和存储板块、Gathering板块和公用事业板块的资本支出分别包括8300万美元、1,520万美元、1,070万美元和1140万美元的非现金资本支出。

(3)截至2022年6月30日，勘探和生产板块、管道和存储板块、Gathering板块和公用事业板块的资本支出分别包括6,200万美元、520万美元、250万美元和470万美元的非现金资本支出。截至2021年9月30日，勘探和生产板块、管道和存储板块、Gathering板块和公用事业板块的资本支出分别包括4,790万美元、3,940万美元、480万美元和1,060万美元的非现金资本支出。
 
勘探与生产 
 
截至2023年6月30日的九个月中，勘探和生产板块的资本支出主要是阿巴拉契亚地区的钻井和完井支出，还包括与2023年6月1日从SWN收购上游资产相关的1.248亿美元支出，下文将进一步讨论。截至2023年6月30日的九个月中，勘探和生产部门的资本支出包括在马塞勒斯页岩地区的2.296亿美元和在尤蒂卡页岩地区的3.522亿美元。这些金额包括用于开发未开发探明储量的大约2.564亿美元。

截至2022年6月30日的九个月中，勘探和生产部门的资本支出主要是钻井和完井支出，包括阿巴拉契亚地区的约3.870亿美元（包括马塞勒斯页岩地区的1.23亿美元和尤蒂卡页岩地区的2.534亿美元）和西海岸地区的1,870万美元。这些金额包括用于开发未开发探明储量的大约1.308亿美元。

管道和存储
 
在截至2023年6月30日的九个月中，管道和储存领域的资本支出主要用于增建、改进和更换该细分市场的输电和储气系统，其中包括提高系统的可靠性和安全性并减少排放的系统现代化支出。截至2022年6月30日的九个月中，管道和储存板块的资本支出主要用于增建、改进和更换该细分市场的输电和储气系统。此外，截至2022年6月30日的九个月中，管道和存储领域的资本支出包括与供应公司的 FM100 项目（2300万美元）相关的支出。
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聚会
 
截至2023年6月30日的九个月中，Gathering板块的大部分资本支出包括与Midstream Company的克莱蒙、卡温顿、Trout Run和Wellsboro采集系统的持续扩建相关的支出，如下所述。在截至2023年6月30日的九个月中，Midstream Company分别花费了1470万美元、2530万美元、680万美元和840万美元开发了克莱蒙、卡温顿、Trout Run和Wellsboro收集系统。这些支出主要归因于安装了新的现场收集管道，以及克莱蒙、Trout Run和Wellsboro采集系统的中央站设施的持续开发，包括提高压缩马力。在属于Midstream Covington的Tioga采集系统中，支出主要归因于与将新开发项目上线相关的固定和集中管道和车站设施的扩建。

截至2022年6月30日的九个月中，Gathering板块的大部分资本支出包括与Midstream Company的克莱蒙和卡温顿采集系统持续扩建相关的支出。在截至2022年6月30日的九个月中，中游公司分别花费了1,340万美元和1,290万美元开发克莱蒙和卡温顿收集系统。这些支出主要归因于在克莱蒙采集系统中安装了新的野外采集管道，以及开发了新的采集设施，包括新的野外采集管道和Tioga采集系统的站点升级。

效用 
 
在截至2023年6月30日和2022年6月30日的九个月中，公用事业板块的大部分资本支出用于改善和更换主干线和服务线，以提高系统的可靠性和安全性并减少排放。还为主要延期编列了支出。

其他投资活动
 
2021年10月，公司出售了为宾夕法尼亚州纳税人的利益而设立的设保人信托中持有的3000万美元固定收益共同基金股票。根据2021年10月1日生效的新费率，这些收益用于公用事业板块的宾夕法尼亚服务区，用于支付先前超收的OPEB费用的一次性客户账单抵免额度为2500万美元，以及根据2021年10月1日生效的新费率，将先前多收的2900万美元OPEB费用进行为期5年的第一年分期付款。2022年10月，公司又出售了设保人信托中持有的1000万美元固定收益共同基金股票。此次出售的收益用于为超额收取的OPEB支出5年回拨的第二年分期付款提供资金，以及将部分设保人信托投资分散到风险较低的货币市场共同基金股票上。有关此事的更多讨论，请参阅下文的 “费率问题” 部分。

2022年3月，公司完成了对位于宾夕法尼亚州泰奥加县的某些石油和天然气资产的出售，自2021年10月1日起生效。该公司从此次出售中获得了1,350万美元的净收益。根据石油和天然气财产的全额成本核算法，出售收益记作资本化成本的减少。由于此次处置并未显著改变资本化成本与归属于成本中心的石油和天然气探明储量之间的关系，因此公司没有记录此次出售的任何收益或亏损。

2022年6月30日，该公司完成了将塞内卡在加利福尼亚的资产（全部属于勘探和生产部门）出售给Sentinel Peak Resources California LLC的交易，总销售价格为2.535亿美元，其中包括2.409亿美元的现金和收盘时价值1,260万美元的或有对价。截至2023年6月30日，或有对价的公允价值为450万美元。鉴于强劲的大宗商品价格环境以及公司在阿巴拉契亚盆地的战略重点，该公司进行了此次出售。根据买卖协议的条款，在2023日历年至2025年日历年之间，公司最多可以获得三笔年度或有付款，每年不超过1000万美元，每年的付款额按ICE布伦特原油平均价格超过每桶95美元至每桶105美元的每桶100万美元计算。销售价格反映了2022年4月1日的生效日期，由于生产收入减去塞内卡从生效之日到截止日期保留的支出，销售价格有所降低。根据石油和天然气财产的全额成本核算法，收盘时销售价格中的2.207亿美元被视为资本化成本的减少，因为处置并未改变资本化成本与归属于成本中心的石油和天然气探明储量之间的关系。出售价格的其余部分（3,280万美元）用于不受全额成本会计法约束的资产，公司确认出售此类资产的收益为1,270万美元。其中大部分收益与出售排放配额有关。
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2023年6月1日，公司完成了对SWN Production Company, LLC（“SWN”）对主要位于宾夕法尼亚州泰奥加县的某些上游资产的收购，总对价为1.248亿美元。作为交易的一部分，该公司在与公司拥有的现有上游资产毗邻的地区净收购了约34,000英亩土地。该交易被视为资产收购，因此，收购价格分配给了不动产、厂房和设备。

2023年4月13日，公司完成了对EXCO Production Company（PA）, LLC和EXCO Resources (PA), LLC（统称 “EXCO”）对位于宾夕法尼亚州东北部莱康明县的某些上游资产的收购，总对价为1150万美元。作为交易的一部分，该公司在宾夕法尼亚州该地区净收购了约1,145英亩土地。该交易被视为资产收购，因此，收购价格分配给了不动产、厂房和设备。

项目资金
 
在过去的两年中，公司一直用运营现金、短期和长期债务以及出售公司加利福尼亚资产的收益为资本支出融资。在截至2023年6月30日和2022年6月30日的九个月中，资本支出由运营现金和短期债务提供资金。展望未来，公司预计将根据需要使用手头现金、运营现金以及短期或长期借款为资本支出融资。短期和/或长期借款水平将取决于运营提供的现金金额，而这反过来，受天然气产量以及勘探和生产领域相关大宗商品价格变现的影响可能最大。这也可能取决于公用事业领域天然气成本回收的时机。

公司持续评估对公司、合伙企业和其他商业实体的资本支出和潜在投资。这些金额可能会根据机会进行修改，例如收购有吸引力的天然气物业、更快地开发现有天然气物业、天然气储存和输电设施、天然气收集和压缩设施以及扩大天然气输电线路容量、受监管的公用事业资产以及可能出现的其他机会。这些金额也可能因涉及碳减排和/或能源转型的机会，包括与低碳和无碳燃料直接相关的投资而进行修改。尽管公用事业领域的大部分资本支出是由于持续需要更换和升级干线和服务线路所必需的，但公司业务领域未来资本支出或其他投资的规模在很大程度上取决于市场和监管条件以及立法行动。
 
融资现金流
 
将2023年6月30日的资产负债表与2022年9月30日的资产负债表进行比较后，合并后的短期债务增加了7,850万美元，总额为1.385亿美元。在截至2023年6月30日的九个月中，未偿还的短期债务的最大金额为4.223亿美元。除了经营活动提供的现金外，公司继续将短期债务（包括应付给银行的短期票据和商业票据）视为资本支出、资产购买、储存天然气库存、未收回的购买天然气成本、衍生金融工具的追加保证金、其他营运资金需求和长期债务偿还等项目的重要现金来源。这些项目的波动可能会对短期债务的金额和时间产生重大影响。例如，在2023财年，公司偿还了5.490亿美元的长期债务，到期日为2023年3月。公司利用短期借款和手头现金来赎回到期日，导致短期债务余额增加。截至2023年6月30日，该公司的未偿还商业票据为1.385亿美元。截至2023年6月30日，该公司没有任何应付给银行的短期票据。

2022年2月28日，公司与一个由十二家银行组成的集团签订了信贷协议（不时修订为 “信贷协议”）。信贷协议取代了之前的第四次修订和重述信贷协议和之前的364天信贷协议。信贷协议提供10亿美元的无抵押承诺循环信贷额度，到期日为2027年2月26日。

2022年6月30日，公司与一个由五家银行组成的集团签订了为期364天的信贷协议，所有这些银行也是信贷协议下的贷款机构。364天信贷协议额外提供了2.5亿美元的无抵押承诺延迟提款定期贷款信贷额度，到期日为2023年6月29日。2022年10月27日，该公司选择在该融资机制下提取2.5亿美元。公司将所得款项用于一般公司用途，其中包括使用1.5亿美元用于2022年11月赎回公司未偿长期债务的一部分
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到期日为2023年3月。364天信贷协议下的所有债务已在2023年6月29日到期日之前的2023年5月偿还。

公司还向金融机构提供用于一般公司用途的未承诺信贷额度。这些未承诺的信贷额度下的借款将按具有竞争力的市场利率进行。未承诺的信贷额度可由金融机构选择撤销，并每年进行审查。该公司预计，其未承诺的信贷额度通常会被续订或被类似的额度基本取代。将来，其他金融机构也可能向公司提供未承诺或全权信贷额度。

根据公司的商业票据计划，可发行的总金额为5亿美元。商业票据计划得到信贷协议的支持，该协议规定，在任何财政季度的最后一天，公司的债务与资本化比率都不会超过0.65。为了计算债务与资本化比率，将增加公司的总资本，方法是将2018年7月1日当天或之后发生的任何上限测试减值直接产生的税后非现金费用总额的50％加起来，不超过4亿美元。自2018年7月1日以来，公司记录的非现金税后上限测试减值总额为3.814亿美元。因此，根据信贷协议，截至2023年6月30日，公司的总资本增加了1.907亿美元。2022年5月3日，公司根据最初的信贷协议，与同样的十二家银行签订了信贷协议的第1号修正案。该修正案进一步修改了合并资本的定义，以计算信贷协议下的债务与资本化比率，从截至2022年6月30日的季度开始，不包括大宗商品相关衍生金融工具的所有未实现收益或亏损，以及公司合并资产负债表上累计其他综合收益（亏损）中包含的其他衍生金融工具的最高1000万美元未实现损益。根据信贷协议，此类未实现的亏损不会对债务与资本化比率的计算产生负面影响，此类未实现的收益也不会对计算产生积极影响。截至2023年6月30日，根据信贷协议计算，公司的债务与资本化比率为0.45。在公司的债务资本化比率超过0.65之前，信贷协议中规定的限制将允许在2023年6月30日额外偿还32.7亿美元的短期和/或长期债务。

公司信用评级的下调可能会增加借贷成本，对银行、商业票据购买者和其他来源的资金供应产生负面影响，并要求公司的子公司向某些交易对手发布信用证、现金或其他资产作为抵押品。如果公司无法维持投资级信用评级，则可能无法进入商业票据市场。但是，该公司预计，它可以在其信贷额度下借款或依赖其他流动性来源。

信贷协议包含一项交叉违约条款，根据该条款，公司或其重要子公司未能根据其他借款安排付款，或者发生影响其他借款安排的某些事件，可能会触发偿还信贷协议下任何未偿还款项的义务。特别是，如果 (i) 公司或其任何重要子公司在任何其他总额为4,000万美元或以上的债务的任何本金或利息到期时未能偿还总额为4,000万美元或以上的债务，或 (ii) 发生导致或允许任何其他总额在4,000万美元或以上的债务的持有人在规定的到期日之前到期的事件，则可能触发还款义务。

2023年5月18日，该公司发行了3亿美元的5.50％票据，将于2026年10月1日到期。 扣除承保折扣、佣金和其他债务发行成本后，公司的净收益为2.975亿美元。 如果控制权发生变化，评级降至低于投资等级，票据的持有人可能会要求公司以相当于本金101％的价格回购票据。此外，如果涉及重要子公司的某些控制权变更事件导致票据的信用评级降至低于投资等级，则票据的应付利率将不时调整，最高调整幅度为2.00％，因此息票不会超过7.50％。如果公司的信用评级随后升级，则降级并导致息票增加，并不妨碍息票恢复到原来的利率。本次发债的收益用于一般公司用途，包括偿还364天信贷协议下承诺的2.5亿美元无抵押延迟提款定期贷款下的所有债务。

截至2023年6月30日，公司的长期债务均未在接下来的十二个月内到期。截至2022年9月30日，长期债务的流动部分包括5亿美元的3.75％票据和4,900万美元的7.395％票据，每张票据的到期日均为2023年3月。该公司利用短期借款和手头现金在2022年11月偿还了其中的1.5亿美元到期日，在2023年3月偿还了剩余的3.99亿美元。

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截至2023年6月30日，该公司的长期债务嵌入成本为4.70％，截至2022年6月30日为4.48％。

根据公司截至2023年6月30日的现有契约契约，公司将被允许按当时的市场利率额外发行最多约35.3亿美元的非次级长期债务，此外还可以发行新债务以替代现有债务（如上所述，进一步受到公司信贷协议规定的债务与资本化比率限制的限制）。据信，公司目前的流动性状况足以满足已知的需求。根据各种损益表和资产负债表细列项目中报告的金额，契约契约可能会在一段时间内阻止公司发行增量非次级长期债务，或者大大限制可以发行的此类债务的金额。过去，由于石油和天然气财产的重大减值而蒙受的损失曾导致这种临时限制。契约契约不妨碍公司发行新的长期债务以取代现有的长期债务，也不妨碍公司发行额外的短期债务。有关大宗商品价格变化及其对上限测试影响的敏感度分析，请参阅上面的 “关键会计估计” 部分。

根据公司1974年的契约，公司长期债务（截至2023年6月30日）的5,000万美元（占2.1％）发行，其中包含一项交叉违约条款，根据该条款，公司未能履行其他借款安排下的某些义务可能会触发偿还契约下未偿债务的义务。特别是，如果公司未能 (i) 支付任何其他契约或协议下任何债务的任何预定本金或利息，或 (ii) 履行任何其他此类契约或协议中的任何其他条款，而失败的影响导致或允许债务持有人导致该契约或协议下的债务在规定的到期日之前到期，则可能会触发还款义务，除非得到补救或免除。

其他事项
 
除了本报告第二部分第1项中披露的法律诉讼外，公司还参与了正常业务过程中出现的其他诉讼和监管事宜。例如，这些其他事项可能包括疏忽索赔和税务、监管或其他政府审计、检查、调查或其他程序。这些问题可能涉及州和联邦税收、安全、遵守法规、费率基准、服务成本和购买的天然气成本问题等。尽管这些正常过程问题可能会对解决期间的收益和现金流产生重大影响，但预计它们不会对公司目前的流动性状况产生重大变化，也不会对公司的财务状况产生重大不利影响。

Supply Corporation和Empire开发了一个项目，该项目将把马塞勒斯和尤蒂卡的大量潜在产量从塞内卡位于克莱蒙的西部开发区转移到帝国与奇帕瓦的TC Energy管道的互连以及与纽约东奥罗拉的TGP200线的互连（“Northern Acccess项目”）。Northern Access项目将为加拿大黎明指数市场和服务于美国东北部的TGP线路提供出路。Northern Access项目涉及修建大约99英里的管道，主要是24英寸的管道，并在两个系统上施加约27,500马力的压缩功率。Supply Corporation、Empire和Seneca签署了锚托运人协议，向Chippawa提供每天35万迪特的公司运输能力，为该项目与TGP的200线建立新的互连提供每天14万迪特的公司运输能力。该公司仍然致力于该项目，并于2022年6月29日获得FERC的延期至2024年12月31日，以建造该项目。在进一步明确获得必要监管批准的时间后，公司将更新该项目的5亿美元初步成本估算和预计投入使用日期。截至2023年6月30日，已在Northern Access项目上花费了约5,580万美元，其中包括用于研究该项目的2420万美元。截至2023年6月30日，该项目的剩余3160万美元包含在合并资产负债表上的不动产、厂房和设备中。
 
在截至2023年6月30日的九个月中，公司没有向其符合税收资格的非缴费固定福利退休计划（退休计划）或VEBA信托基金缴纳任何用于其他退休后福利的缴款，预计在2023财年的剩余时间内也不会缴纳任何此类缴款。

市场风险敏感工具
 
2010年7月21日，《多德-弗兰克法案》签署成为法律。《多德-弗兰克法案》要求美国商品期货交易委员会、美国证券交易委员会和其他监管机构颁布实施该立法的规章制度，其中包括与掉期和场外衍生品市场相关的条款，旨在提高透明度，降低系统风险并防止市场滥用。尽管监管机构已经通过了几项最终法规，但可能影响公司的其他规则尚未最终确定。美国商品期货交易委员会和其他监管机构通过的规则可能会对公司产生不利影响。虽然很多
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这些规则对掉期交易商的运营设定了具体条件，而不是直接对公司施加了具体条件，但人们仍然担心，公司可能与之进行交易的掉期交易商会通过更高的交易成本和价格或其他直接或间接成本来转移因最终规则而增加的成本。其中一些规则也可能直接适用于公司，并对其交易掉期和场外衍生品的能力产生不利影响，无论是由于成本增加、交易能力限制还是其他原因。此外，鉴于美国商品期货交易委员会在反市场操纵、反欺诈和反破坏性交易行为方面拥有执法权，因此很难预测美国商品期货交易委员会不断变化的执法优先事项将如何影响我们的业务。如果公司违反任何适用于我们套期保值活动的法律或法规，则可能会受到美国商品期货交易委员会的执法行动以及重大处罚和制裁。该公司无法预测《多德-弗兰克法案》不断演变的适用可能对其运营产生什么影响。
 
公允价值计量和披露的权威指南要求在衡量资产和负债的公允价值时从市场参与者的角度考虑不履约风险（包括信用风险）的影响。2023年6月30日，该公司确定，与其天然气价格互换协议、天然气无成本项圈和外币合约相关的不履约风险不会对其财务状况或经营业绩产生重大影响。为了评估不履约风险，公司考虑了任何适用的抵押品、主净额结算安排等信息，并采用了基于市场的方法，使用交易对手（假设衍生品处于收益状态）或公司（假设衍生品处于亏损状态）的信用违约掉期利率。

有关公司使用的所有其他市场风险敏感工具的完整讨论，请参阅公司2022年10-K表格第7项中的 “市场风险敏感工具”。

费率很重要
 
公用事业运营
 
纽约州和宾夕法尼亚州的交付费率均由各州各自的公用事业委员会监管，通常只有在通过被称为 “费率案例” 的程序获得批准后才会发生变化。如下所述，宾夕法尼亚州分部目前正在存档利率案件。在这两个司法管辖区，交货费率并未反映购买天然气成本的收回情况。谨慎产生的天然气成本是通过自动调整条款的运作收回的，主要通过客户账单上单独列出的 “供应费” 收取。
 
纽约 管辖权
 
NYPSC在2017年4月20日发布的命令中批准了分销公司目前在纽约司法管辖区的交付费率，费率自2017年5月1日起生效。该命令规定股本回报率为8.7％，并指示从2018年4月1日开始实施收益分享机制。该命令还授权公司每年向客户收回约1500万美元的养老金和OPEB费用。由于公司未来的养老金和OPEB成本预计将由储备的现有资金来满足，因此分销公司于2022年7月向纽约PSC提交了申请，要求向客户提供养老金和OPEB附加抵免，以抵消自2022年10月1日起以基本费率收取的这些金额。2022年9月16日，NYPSC发布了一项批准该申请的命令。附加抵免额将一直有效，直到NYPSC在另一项诉讼中进行修改，或者直到2024年12月31日，以较早者为准。随着这项附加信贷的实施，分销公司将不再为其纽约司法管辖区的退休计划或其VEBA信托基金提供资金。

2021年8月13日，NYPSC发布了一项命令，将使用现有系统现代化追踪器收回公司产生的合格管道更换费用的期限延长两年（至2023年3月31日）。2022年12月9日，公司向NYPSC提交了一份请愿书，要求实施系统改进追踪器，通过该追踪器跟踪和收回截至2024年9月30日的合格管道更换成本，并收回与现有系统现代化追踪器相关的某些递延成本，自2023年4月1日起生效。NYPSC通过2023年3月17日的命令批准了该申请，前提是该公司不提交基准利率案件，这将导致新费率在2024年10月1日之前生效。

2023 年 1 月 19 日，NYPSC 在 COVID-19 对公用事业服务 (20-M-0266) 和低收入公用事业客户能源负担能力的影响 (14-M-0565) 诉讼中发布了一项命令，批准了第二阶段的公用事业欠款救济计划。具体而言，该命令指示分销公司和某些其他纽约公用事业公司除其他外，通过向此类客户发放一次性账单抵免额来解决在纽约PSC第一阶段计划下未获得抵免的住宅非能源负担能力计划（EAP）纳税人账户和小型商业纳税人账户的拖欠问题，以减少或消除2022年5月1日之前的应计拖欠款。积分应在 90 天内处理
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该命令的生效日期，前提是2022年因未付款而中断服务的非EAP住宅客户应有机会恢复服务，以便在2023年6月30日之前获得积分。该命令进一步指示公用事业公司在2023年3月1日或申请抵免额后的30天（以较晚者为准）之前，暂停因未付款而终止住宅服务，同时将欠款抵免额应用于账户。该命令授权公用事业公司通过附加费收回第二阶段的费用（欠款抵免额和相关的账面费用）。公用事业公司提议对第二阶段计划成本进行各种抵消，分销公司已提议进行某些抵消，作为无法收回的费用对账提案的一部分。2023年2月17日，分销公司向纽约PSC提交了一份文件，要求批准其无法收回的费用核对机制。2023年7月19日，NYPSC注意到分销公司在《纽约州登记册》上提交的文件，表明将在该文件公布六十天后或2023年9月18日之前收到公众对该文件的意见。拟议的抵消额和收款期的适用将在NYPSC对无法收回的费用对账申报作出裁决时确定。

宾夕法尼亚州
 
作为2007年1月1日生效的和解协议的一部分，PapuC于2006年11月30日批准了分销公司在宾夕法尼亚州管辖范围内生效至2023年7月31日的交付费率。2022年10月28日，分销公司向PapuC提交了一份文件，要求将其年基本利率营业收入增加到2,810万美元，拟议生效日期为2022年12月27日。2022年12月8日，PapuC发布了一项命令，根据法律规定，将申请暂停至2023年7月27日，除非PapuC另有指示。在发现、提交证词和听证会之后，诉讼各方同意达成和解，除其他外，授权将分销公司的年基本利率营业收入增加到2023年8月1日，为2300万美元。2023年4月13日，Distribution Corporation向PapuC提交了一份联合请愿书，代表诉讼的所有活跃方要求批准和解协议。2023年6月15日，PapuC发布了一项命令，批准了联合申请，并全面通过了和解协议，未作修改或更正。

自2021年10月1日起，根据向PapuC提交的资费补充协议，分销公司将基本费率降低了770万美元，以停止向客户收取OPEB费用。它还开始向客户退还多收的5,000万美元的OPEB费用。随着PapuC批准了行政法法官的建议决定，与该费率补充有关的所有事项已于2022年2月24日最终确定。在做出该决定的同时，公司终止了对OPEB支出的监管会计，并在截至2022年3月31日的季度中记录了1,850万美元的调整，以减少其对先前延期至2021年9月30日的OPEB收入金额的监管责任，并将合并财务报表中的其他收入（扣除额）增加类似金额。该公司还将超额收取的OPEB费用的客户退款从5,000万美元增加到5,400万美元。资费补充协议中规定的所有退款完全由公司持有的设保人信托资产提供资金，其中大部分包含在固定收益共同基金中，该基金是公司合并资产负债表上其他投资的一部分。随着基本利率中取消OPEB支出，Distribution Corporation不再为设保人信托或其在宾夕法尼亚州司法管辖区的VEBA信托基金提供资金。
         
管道和存储
 
Supply Corporation于2023年7月31日向FERC提起了NGA第4节费率诉讼，提议加息将于2024年2月1日生效。拟议费率反映了年度服务成本为3.854亿美元，基准费率为13.2亿美元，拟议权益成本为15.12％。如果诉讼结束时最终批准的拟议加息幅度超过了2023年7月31日生效的费率，但低于2024年2月1日生效的费率，则Supply Corporation将被要求退还的费率与最终批准的利率之间的差额，利息按FERC批准的利率计算。如果诉讼结束时批准的利率低于2023年7月31日生效的利率，则此类较低的利率将从适用的FERC命令规定的生效日期起生效，带利息的退款将仅限于应退款的收取的费率与2023年7月31日生效的费率之间的差额。

帝国2019年的利率和解协议规定，帝国必须在2025年5月1日之前提交利率案件。

环境问题
 
公司受与环境保护有关的各种联邦、州和地方法规的约束。公司已经制定了持续评估其运营的程序，以确定潜在的环境暴露并遵守监管要求。2021年，公司为其每项业务设定了甲烷强度削减目标，为合并后的公司设定了绝对的温室气体减排目标，以及
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与公司公用事业交付系统相关的温室气体减排目标。2022年，公司开始根据这些减排目标衡量进展情况。随着环境风险和机会的变化以及监管更新的发布，公司准确估计实现排放目标所需的时间、成本和资源的能力可能会发生变化。

有关公司环境风险的进一步讨论，请参阅 “环境问题” 标题下附注8中的第1项——承诺和突发事件。

在美国，应对气候变化和温室气体排放的立法和监管措施正处于不同的讨论或实施阶段。这些努力包括州和联邦层面的立法、立法提案和新法规，以及与温室气体排放有关的私人诉讼。旨在减少温室气体排放的立法或法规还可能包括排放限制、报告要求、碳税、限制性许可、提高效率标准以及节约能源或使用可再生能源的激励措施或授权。例如，2022年《降低通货膨胀法》(IRA) 立法于2022年8月16日签署成为法律。IRA包括甲烷收费，预计将适用于某些石油和天然气设施报告的年度甲烷排放量，超过规定的甲烷强度阈值，从2024日历年开始。IRA的这一部分将由美国环保局管理，潜在的费用将从2024日历年报告的排放量开始。美国环保局根据《清洁空气法》监管温室气体排放。美国环保局实施的法规规定了更严格的泄漏检测和维修要求，并进一步规定了甲烷和挥发性有机化合物排放的报告和控制。公司必须继续遵守所有适用的法规。此外，许多州已经通过了能源战略或计划，其目标是减少温室气体排放。宾夕法尼亚州有一个甲烷减排框架，其既定目标是减少井场、压缩机站和管道的甲烷排放。宾夕法尼亚州州长还让联邦加入了一项名为 “区域温室气体倡议” 的限额和交易计划，但是，由于诉讼仍在继续，联邦的参与目前暂停。联邦、州或地方政府可以提供税收优惠和其他补贴，以支持替代能源，强制使用特定的燃料或技术，或促进对新技术的研究，以降低成本并提高替代能源的可扩展性。例如，NYPSC启动了一项程序，要求在公用事业运营公司层面考虑与气候相关的财务披露，纽约州议会通过了CLCPA，要求到2030年将温室气体排放量从1990年的水平减少40％，到2050年将温室气体排放量从1990年的水平减少85％，剩余的减排通过控制抵消实现。CLCPA还要求发电机在2030年之前用可再生能源满足70％的需求，到2040年实现100％的零排放发电。2023 年 5 月，纽约州通过了立法，禁止在 2025 年 12 月 31 日或之后开始在新建筑物中安装化石燃料燃烧设备和建筑系统，但某些豁免除外。这些气候变化和温室气体举措可能会影响公司的客户群和资产，具体取决于最终法规的颁布以及在此过程中提供的监管待遇。到目前为止，唯一颁布的与CLCPA相关的法规是NYDEC在NYCRR第6部分第496节中制定的全州温室气体排放限制，自2020年12月30日起生效。NYDEC必须在2024年1月1日之前发布实施该法规的进一步规章制度，并已开始提案前的外联活动，以调查纽约限额和投资计划的制定情况。上述举措还可能通过增加报告要求、要求改造现有设备、安装新设备和/或要求购买排放限额来增加公司的环境合规成本。它们还可能延迟或以其他方式对获得许可证和其他监管批准的努力产生负面影响。不断变化的市场条件和新的监管要求，以及行政机构对现行法律法规的适用意想不到或前后矛盾，使得很难预测二十年或更长时间内对业务的长期影响。

通货膨胀的影响

该公司的业务对通货膨胀率的上升很敏感，因为其受监管和非监管业务的运营和资本支出要求。对于受监管的企业，费率申报的监管程序可能会延迟向客户收回不断增加的成本。对于不受监管的企业，所提供服务或生产产品的价格由市场因素决定，这些因素不一定与提供服务或产品所需的基础成本相关。

前瞻性陈述的安全港
 
公司将在本10-Q表季度报告中加入以下警示性声明，以使公司或代表公司发表的任何前瞻性陈述适用并利用1995年《私人证券诉讼改革法》的安全港条款。前瞻性陈述包括有关计划、目标、目标、预测、战略、未来事件或绩效的陈述，以及基本假设和其他陈述
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内容表
这些不是对历史事实的陈述.公司可能会不时发布或以其他方式提供此类性质的前瞻性陈述。随后的所有此类前瞻性陈述，无论是书面还是口头陈述，无论是公司还是代表公司作出，也都受这些警示性陈述的明确限制。本报告中包含的某些陈述，包括但不限于关于未来前景、计划、目标、预测、石油和天然气数量估计、战略、未来事件或业绩以及基本假设、资本结构、预期资本支出、建筑项目竣工、养老金和其他退休后福利债务预测、采用新的权威会计和报告指南的影响以及诉讼或监管程序可能产生的结果的陈述，如以及使用 “预期”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“计划”、“预测”、“项目”、“相信”、“寻求”、“将”、“可能” 等词语识别的陈述，均为1995年《私人证券诉讼改革法》所定义的 “前瞻性陈述”，因此涉及可能导致实际结果或结果的风险和不确定性与前瞻性陈述中表达的内容有重大区别。公司的期望、信念和预测是本着诚意表达的，公司认为这些期望、信念和预测是有合理依据的，但无法保证管理层的期望、信念或预测会产生、实现或实现。除了本文其他地方讨论的其他因素和事项外，公司认为，以下是可能导致实际业绩与前瞻性陈述中讨论的业绩存在重大差异的重要因素：
1.公司须遵守的法律、法规或司法解释的变更，包括涉及衍生品、税收、安全、就业、气候变化、其他环境问题、不动产以及水力压裂等勘探和生产活动的法律、法规或司法解释的变更；
2.政府/监管行动、举措和程序，包括涉及费率案件（除其他外，涉及目标回报率、费率设计、保留的天然气和系统现代化）、环境/安全要求、关联关系、行业结构和特许经营续约的行动、举措和程序；
3.公司准确估计实现排放目标所需的时间和资源的能力；
4.政府/监管行动和/或市场压力，以减少或消除对天然气的依赖；
5.经济状况的变化，包括通货膨胀压力、供应链问题、流动性挑战以及全球、国家或地区衰退，及其对公司产品和服务的需求和客户支付能力的影响；
6.天然气价格的变化；
7.公司主要供应商、客户和交易对手的信誉或业绩；
8.财务和经济状况，包括信贷供应情况，以及影响公司以可接受的条件获得营运资金、资本支出和其他投资融资能力的事件，包括公司信用评级的任何下调以及利率和其他资本市场状况的变化；
9.美国证券交易委员会对天然气储量的全部成本上限测试下的减值；
10.与公司项目或其他公司的相关项目有关的成本增加或计划延误或变更，以及在获得必要的政府批准、许可证或命令或获得互连设施运营商的合作方面遇到困难或延迟；
11.公司完成计划中的战略交易的能力；
12.在不同地理位置销售的类似数量的天然气之间的价格差异变化，以及这种变化对商品生产、收入和往返这些地点的管道运输能力需求的影响；
13.信息技术中断、网络安全或数据安全漏洞的影响；
14.影响公司成功识别、钻探和生产经济上可行的天然气储量能力的因素，包括地质、租赁可用性和成本、产权纠纷、天气状况、钻探作业所需设备和服务的短缺、延误或不可用、采集、加工和运输能力不足、需要获得政府批准和许可以及遵守环境法律和法规；
15.医疗保健费用增加及其对健康保险费和提供其他退休后津贴义务的影响；
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内容表
16.具有不同质量、加热价值、碳氢化合物混合物或交货日期的类似数量天然气之间价格差异的其他变化；
17.针对公司的法律和行政索赔或激进股东为实现公司变革而发起的活动的成本和影响；
18.与代表公司员工的集体谈判单位进行谈判，包括谈判期间可能的停工；
19.天然气储量估算的不确定性；
20.公司的天然气预计产量和实际产量之间存在重大差异；
21.人口模式和天气状况的变化（包括与气候变化有关的变化）；
22.衍生金融工具的可得性、价格或会计处理方式的变化；
23.与公司养老金和其他退休后福利相关的法律、精算假设、利率环境以及计划/信托资产回报率的变化，这可能会影响未来的融资义务以及成本和计划负债；
24.重大事故、火灾、恶劣天气、自然灾害、恐怖活动或战争行为造成的经济混乱或未投保损失，以及第三方停机造成的经济和运营中断；
25.公司的预计资本支出和实际资本支出与运营支出之间存在重大差异；或
26.保险成本增加，承保范围的变化和获得保险的能力。
公司不承担任何更新任何前瞻性陈述以反映本文发布之日之后的事件或情况的义务。

本10-Q表季度报告中关于甲烷和温室气体减排计划和目标的前瞻性陈述和其他陈述并不表示这些陈述一定对投资者具有重要意义，也不表示需要在我们向美国证券交易委员会提交的文件中披露。此外，关于甲烷和温室气体排放的历史、当前和前瞻性陈述可能基于仍在制定的衡量进展的标准、持续演变的内部控制和流程以及未来可能发生变化的假设。

第 3 项。 关于市场风险的定量和定性披露
 
请参阅第 2 项 — MD&A 中的 “市场风险敏感工具” 部分。

第 4 项 控制和程序
 
评估披露控制和程序
 
《交易法》第13a-15（e）条和第15d-15（e）条对 “披露控制和程序” 一词进行了定义。这些规则是指公司的控制和其他程序，旨在确保公司在根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格规定的时间内记录、处理、汇总和报告。披露控制和程序包括但不限于旨在确保收集需要披露的信息并酌情传达给公司管理层，包括其主要执行官和首席财务官的控制和程序，以便及时就所需的披露做出决定。截至本报告所涉期末，包括首席执行官兼首席财务官在内的公司管理层评估了公司披露控制和程序的有效性。根据该评估，公司首席执行官兼首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序自2023年6月30日起生效。
 
财务报告内部控制的变化
 
在截至2023年6月30日的季度中，公司对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化对公司对财务报告的内部控制产生了重大影响，或者有理由可能产生重大影响。

第二部分。其他信息
 
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内容表
第 1 项。 法律诉讼
 
有关各种环境和其他事项的讨论，请参阅本报告第一部分附注8中的第1项——承诺和意外开支，以及标题为 “其他事项——环境事项” 的第一部分第2项——MD&A。
 
有关涉及NYPSC的某些费率事宜的讨论，请参阅本报告第一部分第1项，附注11——监管事宜。
     
第 1A 项。 风险因素

公司 2022 年表格 10-K 第 1A 项中的风险因素， 如公司截至2022年12月31日的季度10-Q表季度报告第二部分第1A项所更新，除下文所述外，未发生重大变化。下面显示的风险因素取代了2022年10-K表格和2022年12月31日10-Q表格中具有相同标题的风险因素，否则应与2022年10-K表格中披露的所有风险因素一起阅读。

战略风险

气候变化以及与气候变化相关的监管、立法、消费者行为和资本准入发展可能会对运营和财务业绩产生不利影响。

气候变化以及应对气候变化的法律、法规和其他举措可能会影响公司的财务业绩。2021年初，美国重新加入了《巴黎协定》，这是一项为签署国制定减排目标的国际努力。根据《巴黎协定》，签署国应每五年提交国家确定的捐款，以遏制温室气体排放，实现商定的温度目标。2021年4月22日，联邦政府宣布了美国国家确定的捐款，即到2030年实现整个经济体温室气体净污染比2005年的水平减少50％至52％。除了联邦政府重新加入《巴黎协定》外，州和地方政府、非政府组织、投资公司和金融机构已经并将继续做出更积极的努力，以减少排放和推进《巴黎协定》的目标。联邦政府的行政命令，以及为限制气候变化的影响（包括温室气体排放）而提出或通过的联邦、州和地方立法和监管举措，可能会对能源行业产生重大影响，包括政府对天然气的使用和/或生产施加限制、禁止或暂停、设立碳税和/或甲烷费、缺乏对系统现代化的支持，以及资产和/或搁浅资产的加速折旧。

联邦和州议会不时考虑制定限额和交易计划、限额和投资计划、甲烷费或碳税的法案，以鼓励减少温室气体排放。例如，2022年8月，联邦《降低通货膨胀法》签署成为法律，其中包括甲烷收费，预计将从2024日历年开始适用于某些石油和天然气设施报告的年度甲烷排放量，超过规定的甲烷强度阈值。此外，纽约州立法机关在2021年初提出了一项名为《气候与社区投资法》的法案，该法案提议对出售、使用或带入该州的任何碳基燃料收取每短吨二氧化碳当量55美元的起价。该法案没有获得通过，但将来可能会提出类似的立法。2022年12月，纽约气候行动委员会发布了最终的范围界定计划，建议在纽约实施限额和投资计划。2023年1月，纽约州州长在2023年国情咨文中宣布了一项限额和投资计划。州长指示环境保护部和纽约州能源研究与发展局推进一项全经济范围的限额和投资计划，该计划规定降低温室气体排放的上限，并投资于推动减排的计划。如果该拟议计划生效，并且公司受到新的或修订的限额和交易计划、限额和投资计划、甲烷费、碳基燃料费用或其他类似成本或费用的约束，则公司可能会面临额外的成本和增加的运营支出，这将影响我们未来的收益和现金流。

一些州还通过了能源战略或计划，其目标包括减少温室气体排放。例如，宾夕法尼亚州为天然气行业制定了甲烷减排框架，该框架促成了允许变革，其既定目标是减少油井场地、压缩机站和管道的甲烷排放。此外，NYPSC启动了一项程序，在公用事业运营层面考虑与气候相关的财务披露。2019年，纽约州议会通过了CLCPA，该法制定了减排和发电规定，最终可能会影响公用事业部门的客户群和业务。根据CLCPA，《纽约的气候》
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内容表
行动委员会批准了最终的范围界定计划，其中包括战略性地缩小天然气系统的规模和脱碳以及减少天然气和天然气用具使用的建议。最终的范围界定计划于2022年12月19日获得批准和通过，其中包括实现CLCPA在交通、建筑、电力、工业、农业和林业以及废弃物领域的减排目标的详细建议。最终的范围界定计划还建议了与天然气系统过渡、全经济战略、土地利用、地方政府以及适应和复原力相关的全州和跨部门政策。

旨在减少温室气体排放的立法或法规还可能包括天然气禁令、温室气体排放限制和报告要求、对二氧化碳、甲烷或等效排放征收的碳税和/或类似费用、限制性许可、要求系统修复和/或改变运营惯例的提高效率标准，以及节约能源或使用可再生能源的激励措施或授权。NYDEC 于 2022 年 3 月最终确定了《石油和天然气行业规则》第 203 部分，该规则大幅增加了对城市大门、输电管道、压缩机站、储存设施和集水线路沿线多个来源的泄漏检测和维修检查、记录保存、报告和通知要求。2023 年 5 月，纽约州通过了立法，禁止在 2025 年 12 月 31 日或之后开始在新建筑物中安装化石燃料燃烧设备和建筑系统，但某些豁免除外。

此外，节能加强、消费者行为改变、来自可再生能源的竞争以及应对气候变化的技术进步的趋势可能会减少对天然气的需求。有关与应对气候变化的环境监管相关的风险的进一步讨论，请参阅 “环境问题” 标题下的项目2，MD&A。

此外，最近针对低碳经济的趋势可能会将资金从专注于化石燃料相关开发或碳密集型投资的公司转移出去，或者限制或限制这些公司的某些资金来源。如果金融市场将气候变化和温室气体排放视为金融风险，那么公司的资本成本和获得资本的机会可能会受到负面影响。
    
第 2 项。 未注册的股权证券销售和所得款项的使用
 
2023年4月3日，公司向当时在公司董事会任职的公司非雇员董事（或者，如果是根据公司的董事和高级管理人员递延薪酬计划（“DCP”）选择推迟收到此类股份的非雇员董事，则向DCP受托人发行了总共7,580股未注册的公司普通股，包括每位董事758股。所有这些未注册股票均根据公司2009年非雇员董事股权薪酬计划发行，作为截至2023年6月30日的季度中此类董事服务的部分对价。根据DCP的股息再投资功能，公司于2023年4月14日向参与DCP的六名非雇员董事额外发行了425股未注册股票。根据1933年《证券法》第4 (a) (2) 条，这些交易免于登记，因为交易不涉及公开发行。
 
发行人购买股票证券
时期
购买的股票总数 (a)
每股支付的平均价格作为公开宣布的股票回购计划或计划的一部分购买的股票总数
根据股票回购计划或计划可能购买的最大股票数量 (b)
2023 年 4 月 1 日至 30 日12,367 $56.57—6,971,019
2023年5月1日至31日12,402 $53.96—6,971,019
2023年6月1日至30日13,220 $51.68—6,971,019
总计37,989 $54.02—6,971,019
(a)代表 (i) 用公司 “对等缴款” 购买的公司普通股，用于公司401 (k) 计划参与者的账户，以及 (ii) 股票薪酬奖励持有人为支付适用的预扣税而向公司投标的公司普通股（如果有）。在截至2023年6月30日的季度中，公司没有根据其公开宣布的股票回购计划购买任何普通股。在通过公开宣布的股票回购计划以外购买的37,989股股票中，有37,954股是为公司的401（k）计划购买的，35股是由于股票薪酬奖励持有人向公司投标股票而购买的。
(b)2008年9月，公司董事会批准回购公司800万股普通股。自2008年9月17日以来，该公司没有回购任何股票。回购计划没有到期日，管理层将与公司董事会讨论该计划下未来的任何回购。
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第 5 项 其他信息

在截至2023年6月30日的季度中，公司没有董事或高管（定义见根据《交易法》颁布的第16a-1（f）条） 采用要么 终止任何 “规则 10b5—1 交易安排” 或任何 “非规则 10b5—1 交易安排”，每个术语的定义见法规 S-K 第 408 项。

第 6 项。 展品
展览
数字		 
展品描述
•
确定2026年到期的5.50％票据的官员证书，日期为2023年5月18日（附录4.1.1，表格8-K，2023年5月18日）。
31.1
首席执行官根据《交易法》第13a-14 (a) /15d-14 (a) 条发表的书面声明。
31.2
首席财务官根据《交易法》第13a-14 (a) /15d-14 (a) 条发表的书面声明。
32••
根据 2002 年《萨班斯-奥克斯利法案》第 906 条提供的认证。
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国家燃气公司截至2023年6月30日和2022年6月30日的十二个月合并收益表。
101
根据S-T法规提交的交互式数据文件，格式为Inline XBRL（可扩展商业报告语言）：（i）截至2023年6月30日和2022年6月30日止九个月的业务再投资收益合并报表，（ii）截至2023年6月30日和2022年6月30日的九个月的合并综合收益表，（iii）截至2023年6月30日和2022年9月30日的合并资产负债表，（iv）合并资产负债表截至2023年6月30日和2022年6月30日的九个月现金流量表以及 (v) 附注简明合并财务报表。
104封面交互式数据文件（嵌入在行内 XBRL 文档中）
•如图所示，以引用方式纳入此处。
••
根据S-K法规第601 (b) (32) (ii) 项以及美国证券交易委员会发布的第 33-8238 号和 34-47986《最终规则：管理层关于财务报告内部控制的报告》和《交易法》定期报告中披露证明的报告，附录 32 中包含的材料被 “提供”，不被视为 “已提交” 美国证券交易委员会，也不得以提及方式纳入注册人根据《证券法》提交的任何文件中 1933 年的《交易法》或《交易法》，无论是在本协议发布之日之前还是之后制定，也不考虑任何一般的公司注册语言包含在此类备案中，除非注册人特别以提及方式将其纳入。
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内容表
签名
 
 
 
 
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使经正式授权的下列签署人代表其签署本报告。
 
国家燃气公司
（注册人）
 
 
 
 
 
/s/ T.J. Silverste
T.J. Silverst
财务主管兼首席财务官
 
 
 
 
 
/s/ E.G. Mendel
E.G. Mendel
主计长兼首席会计官
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
日期： 2023年8月3日

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