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目录

美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
表单 10-Q
☑根据第 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 2024年3月31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 2024 年 4 月 30 日的流通量： 91,917,872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
美国商品期货交易委员会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
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
2023 年表格 10-K
公司截至2023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。
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。
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
2
内容表
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。
ESG环境、社会和治理
《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。
LDC当地配送公司
后进先出后进先出
马塞勒斯页岩
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。
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）
甲烷
天然气的主要成分。它是由一个碳原子和四个氢原子（CH）组成的化合物4).
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）
天然气一种天然存在的气态碳氢化合物混合物，主要由甲烷组成，存在于地下岩层中。
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。
NOAA美国国家海洋与大气管理局
3
内容表
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
有望使用现有设备和操作方法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
WNA天气正常化调整；公用事业费率的调整，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，则向上调整客户费率，以收回预计的运营成本。如果测定期间的温度低于正常水平，则将向下调整客户费率，这样只能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. 合并收益和再投资于业务的收益报表——截至2024年和2023年3月31日的三个月和六个月
6
b. 综合收益表——截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月和六个月
7
c. 合并资产负债表 — 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 9 月 30 日
8
d. 合并现金流量表——截至2024年3月31日和2023年3月31日的六个月   
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
47
第 4 项。控制和程序
48
  
第二部分。其他信息
 
第 1 项。法律诉讼
48
项目 1 A. 风险因素
48
第 2 项未注册的股权证券销售和所得款项的使用
50
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
50
第 6 项展品
51
签名
52
 
• 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
3月31日		六个月已结束
三月三十一日
（千美元，普通股每股金额除外）2024202320242023
收入  
营业收入：
公用事业收入$290,198 $406,758 $492,119 $718,376 
勘探和生产及其他收入264,614 244,552 518,633 521,525 
管道、存储和收益75,127 65,951 144,549 136,218 
629,939 717,261 1,155,301 1,376,119 
运营费用：  
购买的汽油105,940 243,839 162,491 415,035 
操作和维护：
效用59,288 56,453 112,993 106,805 
勘探与生产及其他32,794 31,782 67,620 58,655 
管道和存储与收集39,340 37,479 74,303 70,740 
财产税、特许经营税和其他税23,019 25,367 45,434 51,572 
折旧、损耗和摊销118,935 100,964 234,725 197,564 
 
379,316 495,884 697,566 900,371 
营业收入250,623 221,377 457,735 475,748 
其他收入（费用）：  
其他收入（扣除额）6,070 2,884 9,801 9,203 
长期债务的利息支出(28,453)(27,583)(56,915)(57,188)
其他利息支出(6,636)(5,861)(12,910)(9,704)
所得税前收入221,604 190,817 397,711 418,059 
所得税支出55,332 49,937 98,419 107,489 
普通股可获得的净收入166,272 140,880 299,292 310,570 
再投资于业务的收益  
期初余额1,973,279 1,713,176 1,885,856 1,587,085 
 2,139,551 1,854,056 2,185,148 1,897,655 
回购计划下的股票回购(3,816)— (3,816)— 
普通股股息(45,563)(43,602)(91,160)(87,201)
3 月 31 日的余额$2,090,172 $1,810,454 $2,090,172 $1,810,454 
普通股每股收益：  
基本：  
普通股可获得的净收入$1.81 $1.53 $3.25 $3.39 
稀释：  
普通股可获得的净收入$1.80 $1.53 $3.24 $3.37 
加权平均已发行普通股：  
用于基本计算92,114,415 91,794,765 92,011,772 91,686,110 
用于稀释计算92,512,447 92,256,348 92,478,604 92,264,717 
每股普通股股息：  
已申报分红$0.495 $0.475 $0.990 $0.950 
参见简明合并财务报表附注
6
内容表
国家燃气公司
合并综合收益表
（未经审计）
                                                      三个月已结束
3月31日		六个月已结束
三月三十一日
（千美元）2024202320242023
普通股可获得的净收入$166,272 $140,880 $299,292 $310,570 
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）
71,164 310,544 260,331 608,137 
净收益中衍生金融工具已实现（收益）亏损的重新分类调整(60,148)18,940 (79,857)178,281 
税前其他综合收益（亏损）11,016 329,484 180,474 786,418 
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）
19,746 85,394 72,232 166,770 
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
(16,689)5,208 (22,158)48,779 
所得税-净额3,057 90,602 50,074 215,549 
其他综合收益（亏损）7,959 238,882 130,400 570,869 
综合收入$174,231 $379,762 $429,692 $881,439 
 
































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）
 
3月31日
2024		九月三十日
2023
（千美元）  
资产  
不动产、厂房和设备$14,056,169 $13,635,303 
减去-累计折旧、损耗和摊销6,548,662 6,335,441 
 7,507,507 7,299,862 
流动资产  
现金和临时现金投资50,769 55,447 
应收账款 — 扣除无法收回的账户备抵金后的美元39,695和 $36,295，分别是
180,717 160,601 
未开单收入46,571 16,622 
地下储存的气体8,565 32,509 
材料和用品-按平均成本计算47,258 48,989 
其他流动资产85,123 100,260 
           419,003 414,428 
其他资产  
未来可收回的税款77,416 69,045 
未摊销的债务支出6,418 7,240 
其他监管资产69,609 72,138 
递延费用89,004 82,416 
其他投资78,744 73,976 
善意5,476 5,476 
预付养老金和退休后福利成本222,834 200,301 
衍生金融工具的公允价值196,291 50,487 
其他4,723 4,891 
                   750,515 565,970 
总资产$8,677,025 $8,280,260 















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）
                                  3月31日
2024		九月三十日
2023
（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 — 92,031,724股份
和 91,819,405分别为股票
$92,032 $91,819 
实收资本1,045,929 1,040,761 
收益再投资于业务2,090,172 1,885,856 
累计其他综合收益（亏损）75,340 (55,060)
股东综合权益总额3,303,473 2,963,376 
长期债务，扣除流动部分和未摊销的折扣和债务发行成本
2,386,574 2,384,485 
资本总额5,690,047 5,347,861 
流动负债和应计负债  
应付给银行和商业票据的票据278,900 287,500 
应付账款93,996 152,193 
应付给客户的金额72,346 59,019 
应付股息45,563 45,451 
长期债务的应付利息22,553 20,399 
客户预付款— 21,003 
客户保证金30,600 28,764 
其他应计和流动负债183,966 160,974 
衍生金融工具的公允价值— 31,009 
                                                 727,924 806,312 
其他负债  
递延所得税1,199,909 1,124,170 
向客户退还税款316,455 268,562 
搬迁费用监管责任288,819 277,694 
其他监管责任165,023 165,441 
其他退休后负债2,803 2,915 
资产退休义务161,027 165,492 
其他负债125,018 121,813 
                                                 2,259,054 2,126,087 
承诺和意外开支（注7）— — 
总资本和负债$8,677,025 $8,280,260 
 
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）
                                                        六个月已结束
三月三十一日
（千美元）20242023
经营活动  
普通股可获得的净收入$299,292 $310,570 
调整净收入与经营活动提供的净现金：  
折旧、损耗和摊销234,725 197,564 
递延所得税65,187 80,745 
股票薪酬10,477 11,286 
其他11,874 10,758 
改进：  
应收账款和未开单收入(50,123)71,760 
地下储存的气体以及材料和供应25,675 21,243 
未收回的已购天然气成本— 72,491 
其他流动资产15,201 (15,864)
应付账款(15,641)(29,169)
应付给客户的金额13,327 2,411 
客户预付款(21,003)(26,108)
客户保证金1,836 10,099 
其他应计和流动负债26,927 28,741 
其他资产(22,165)(26,901)
其他负债(9,328)(8,417)
经营活动提供的净现金586,261 711,209 
投资活动  
资本支出(481,958)(496,362)
为上游资产支付的押金— (12,700)
出售设保人信托中的固定收益共同基金股份— 10,000 
其他(1,189)14,413 
用于投资活动的净现金(483,147)(484,649)
筹资活动  
发行应付给银行的短期票据的收益— 250,000 
应付给银行的其他短期票据和商业票据的净变动(8,600)100,000 
根据回购计划回购的股票(4,230)— 
减少长期债务— (549,000)
普通股支付的股息(91,048)(87,051)
股票和福利计划下普通股的净回购量(3,914)(6,694)
用于融资活动的净现金(107,792)(292,745)
现金、现金等价物和限制性现金净减少(4,678)(66,185)
截至10月1日的现金、现金等价物和限制性现金55,447 137,718 
截至3月31日的现金、现金等价物和限制性现金$50,769 $71,533 
现金流信息的补充披露
非现金投资活动：  
非现金资本支出$62,921 $64,495 
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。该公司认为，已纳入了公允陈述报告期内经营业绩所必需的所有调整（除非本10-Q表季度报告中另有披露，否则仅包括通常的经常性调整）。此处包含的合并财务报表及其附注应与公司2023年10-K表格中包含的截至2023年9月30日、2022年和2021年9月30日的财务报表和附注一起阅读。截至2024年9月30日止年度的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。
 
不应将截至2024年3月31日的六个月的收益视为对截至2024年9月30日的整个财年的收益的预测。公用事业板块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整个财年预计实现的收益的很大一部分。附注8——业务板块信息中更全面地讨论了公司的业务板块。
 
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）：
六个月已结束
2024 年 3 月 31 日		六个月已结束
2023年3月31日
 余额为
2024年3月31日		截至 2023 年 10 月 1 日的余额余额为
2023年3月31日		截至2022年10月1日的余额
现金和临时现金投资$50,769 $55,447 $71,533 $46,048 
对冲抵押存款— — — 91,670 
现金、现金等价物和限制性现金$50,769 $55,447 $71,533 $137,718 

    公司将到期日通常为三个月或更短的所有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报告的对冲抵押品存款的金额组成。对冲抵押品存款是公司资助的保证金账户中持有的现金的账户名称，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相关衍生金融工具负债或资产余额的套期保值抵押存款。

无法收回的账户备抵金。 无法收回账款的备抵金是公司对现有应收账款中可能的信用损失金额的最佳估计。该补贴是根据历史经验、客户账户年限、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，其中大部分属于公用事业领域。账户余额历来是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金中注销的。在2022年和2021年期间，由于 COVID-19 疫情导致州政府暂停关闭，公用事业板块的最终账单被抑制。这些暂停期于2022年取消，这使得2022年可以恢复最终账单，从而导致2023年和2024年注销的金额有所增加。

11
内容表
    截至2024年3月31日和2023年3月31日的六个月中，无法收回的账户补贴活动如下（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2024年3月31日的六个月
无法收回的账户补贴$36,295 $9,766 $468 $(6,834)$39,695 
截至2023年3月31日的六个月
无法收回的账户补贴$40,228 $10,973 $916 $(3,971)$48,146 

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 $20.1截至 2024 年 3 月 31 日，百万减少到 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2.6十亿和美元2.4截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 9 月 30 日，分别为 10 亿。
 
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 $174.0百万和美元161.1截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 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，以确定是否出现减值。任何减值金额都将转移到摊销的资本化成本池中。
 
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％，计算方法是将石油和天然气价格（经套期保值调整后）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算产量，减去预计的未来支出，加（b）未经证实的房产未耗尽的成本，减去（c）与房地产账面和税基差异相关的所得税影响。用于计算全部费用上限的天然气和石油价格是根据报告期结束前十二个月期间内每月第一天的石油和天然气价格的未加权算术平均值计算得出的。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，则必须将永久性非现金减值计入该季度的收益。2024年3月31日，上限比石油和天然气物业的账面价值高出约美元3.1百万。预计的未来净现金流增加了美元347.1在2024年3月31日的上限测试中，百万美元用于套期保值。
    
公用事业、管道以及储存和采集部门的主要资产，主要包括天然气配送管道、输电管道、储存设施、集合管线和压缩机站，按历史成本记录。截至2024年3月31日，没有迹象表明公用事业、管道和储存与集装板块的不动产、厂房和设备出现任何减值。

12
内容表
累计其他综合收益（亏损）。 扣除相关税收影响后，截至2024年3月31日和2023年3月31日的六个月累计其他综合收益（亏损）和变动的组成部分如下（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2024年3月31日的三个月
2024 年 1 月 1 日的余额$127,064 $(59,683)$67,381 
重新分类前的其他综合损益
51,418 — 51,418 
从其他综合收益中重新分类的金额(43,459)— (43,459)
截至 2024 年 3 月 31 日的余额$135,023 $(59,683)$75,340 
截至2024年3月31日的六个月
截至 2023 年 10 月 1 日的余额$4,623 $(59,683)$(55,060)
重新分类前的其他综合损益
188,099 — 188,099 
从其他综合收益中重新分类的金额(57,699)— (57,699)
截至 2024 年 3 月 31 日的余额$135,023 $(59,683)$75,340 
截至2023年3月31日的三个月
2023 年 1 月 1 日的余额$(240,176)$(53,570)$(293,746)
重新分类前的其他综合损益
225,150 — 225,150 
从其他综合收益中重新分类的金额13,732 — 13,732 
截至2023年3月31日的余额$(1,294)$(53,570)$(54,864)
截至2023年3月31日的六个月
截至2022年10月1日的余额$(572,163)$(53,570)$(625,733)
重新分类前的其他综合损益
441,367 — 441,367 
从其他综合收益中重新分类的金额129,502 — 129,502 
截至2023年3月31日的余额$(1,294)$(53,570)$(54,864)

13
内容表
已取消重新分类 累计其他综合收益（亏损）。 截至2024年3月31日和2023年3月31日的六个月中累计其他综合收益（亏损）的重新分类调整的详细信息如下（括号中的金额表示损益表中的借方）（以千计）：
有关累计其他综合收益（亏损）成分的详细信息从累计其他综合收益（亏损）中重新分类的收益或（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
3月31日		六个月已结束
三月三十一日
2024202320242023
衍生金融工具现金流套期保值的收益（亏损）：
 
大宗商品合约$60,184 ($18,768)$79,939 ($177,930)营业收入
外币合约(36)(172)(82)(351)营业收入
 60,148 (18,940)79,857 (178,281)所得税前总额
 (16,689)5,208 (22,158)48,779 所得税支出
 $43,459 ($13,732)$57,699 ($129,502)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）：
                            2024 年 3 月 31 日2023 年 9 月 30 日
预付款$13,693 $18,966 
预付房产税和其他税23,308 14,186 
应收联邦所得税— 14,602 
应收州所得税12,277 16,133 
监管资产35,845 36,373 
 $85,123 $100,260 
 
其他应计和流动负债.  公司其他应计额和流动负债的组成部分如下（以千计）：
                            2024 年 3 月 31 日2023 年 9 月 30 日
应计资本支出$40,361 $43,323 
监管责任37,192 38,105 
天然气替代储备20,139 — 
特许权使用费和工作权益责任19,198 17,679 
应缴联邦所得税11,747 — 
不合格福利计划责任13,052 13,052 
其他42,277 48,815 
 $183,966 $160,974 
 
每股普通股收益。普通股每股基本收益的计算方法是将收入或亏损除以该期间已发行普通股的加权平均数。普通股的摊薄后每股收益反映了在行使证券或其他普通股合约或转换为普通股时可能发生的稀释情况。为了确定每股普通股收益，公司已发行的潜在稀释性证券是限制性股票单位和绩效股。在截至2024年3月31日的季度和六个月中，合并收益表中显示的摊薄后的加权平均已发行股票反映了使用美国库存法确定的这些证券可能造成的稀释情况。限制性股票单位和具有反稀释作用的绩效股票不包括在普通股摊薄后每股收益的计算范围内。曾经有 232被排除在外的证券
14
内容表
截至2024年3月31日的季度的反稀释剂。有 不截至2024年3月31日的六个月中，被排除在反稀释之外的证券。有 9,909证券和 4,094截至2023年3月31日的季度和六个月分别被排除在反稀释之外的证券。

股票回购。根据新泽西州法律，公司将所有回购的股票视为已取消的股票恢复为已授权但未发行的股票状态。回购在股票回购交易之日记作普通股（面值）的调整，超额回购价格在已付资本和留存收益之间分配。有关公司股票回购计划的进一步讨论，请参阅附注6——资本化。

基于股票的薪酬。公司授予了 361,729截至2024年3月31日的六个月中，业绩分红。此类绩效股票的加权平均公允价值为 $44.23截至2024年3月31日的六个月的每股收益。绩效股是一种奖励，由以公司普通股计价的单位组成，其数量可以在业绩周期内根据业绩目标的实现程度进行调整。根据公司的决定，盈利绩效股票可以以公司普通股、等值现金或现金和公司普通股组合的形式分配。绩效份额不赋予参与者在归属期内获得股息的权利。
 
在截至2024年3月31日的六个月中授予的绩效股票包括必须满足与相对资本回报率相关的绩效目标的奖励 三年要么 五年绩效周期（“ROC绩效份额”）、甲烷强度和温室气体减排量 三年绩效周期（“ESG绩效股份”）或相对股东回报率 三年要么 五年业绩周期（“TSR 绩效份额”）。在相应业绩周期中与中华民国业绩股票相关的业绩目标是公司的总资本回报率相对于薪酬委员会选定的集团（“报告小组”）中其他公司的总资本回报率。根据彭博数据库中报告的报告集团各公司的数据，给定公司的总资本回报率是指报告集团公司在业绩周期中对应于公司每个财政年度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集团的业绩，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的计算方法是将预期发行的股票数量乘以授予之日公司普通股的平均市场价格减去该奖励归属期内放弃的股息的现值。在裁决的归属期内，公允价值记作补偿费用。

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。

与相应业绩周期内股东总回报率相关的业绩目标是公司三年（或五年）的股东总回报率相对于报告组中其他公司的三年（或五年）股东总回报率。给定公司的三年（或五年）股东总回报将基于彭博数据库中该公司报告的数据（业绩周期中的起始和终止股价按上一个日历月的平均收盘股价计算，每个除息日的股息再投资于该公司的证券）。将归属和支付的这些股东总回报率绩效股票的数量将取决于公司相对于报告集团的业绩，而不是公司实现的绝对回报水平。TSR绩效股票授予之日的公允价值价格是使用蒙特卡罗模拟技术确定的，其中包括在授予期限内放弃股息的现值的价值减少。该价格乘以授予的TSR绩效股票的数量，其结果记为奖励归属期内的薪酬支出。
 
公司授予 220,778截至2024年3月31日的六个月内的限制性股票单位。此类限制性股票单位的加权平均公允价值为美元42.44截至2024年3月31日的六个月的每股收益。受限
15
内容表
股票单位代表在指定时间段结束时获得公司普通股（或等值的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。授予限制性股票单位之日的公允价值（以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股息的现值。授予之日限制性股票单位的公允价值记作归属期内的补偿支出。

根据公司股票奖励计划的注册声明，有 3,842,6252024年3月31日可供未来授予的股份。这些股票包括可用于未来期权的股票、SARs、限制性股票和绩效股票补助。

注意事项 2 — 与客户签订合同的收入
 
    下表按每个应申报细分市场的服务类型分列了公司截至2024年3月31日和2023年3月31日的季度和六个月的收入。
截至2024年3月31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$203,198 $— $— $— $— $— $203,198 
原油产量524 — — — — — 524 
天然气加工303 — — — — — 303 
天然气收集服务— — 63,993 — — (60,076)3,917 
天然气运输服务— 81,273 — 37,841 — (25,852)93,262 
天然气储存服务— 25,343 — — — (11,024)14,319 
天然气住宅销售— — — 210,392 — — 210,392 
天然气商业销售— — — 30,815 — — 30,815 
天然气工业销售— — — 1,281 — (2)1,279 
其他405 1,404 — (881)— (238)690 
与客户签订合同的总收入204,430 108,020 63,993 279,448 — (97,192)558,699 
另类收入计划— — — 11,056 — — 11,056 
衍生金融工具60,184 — — — — — 60,184 
总收入$264,614 $108,020 $63,993 $290,504 $— $(97,192)$629,939 
16
内容表
截至2024年3月31日的六个月（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$435,859 $— $— $— $— $— $435,859 
原油产量1,211 — — — — — 1,211 
天然气加工570 — — — — — 570 
天然气收集服务— — 126,581 — — (118,068)8,513 
天然气运输服务— 152,891 — 67,126 — (46,214)173,803 
天然气储存服务— 46,635 — — — (20,084)26,551 
天然气住宅销售— — — 356,938 — — 356,938 
天然气商业销售— — — 51,096 — — 51,096 
天然气工业销售— — — 2,188 — (3)2,185 
其他1,054 2,907 — (1,448)— (489)2,024 
与客户签订合同的总收入438,694 202,433 126,581 475,900 — (184,858)1,058,750 
另类收入计划— — — 16,612 — — 16,612 
衍生金融工具79,939 — — — — — 79,939 
总收入$518,633 $202,433 $126,581 $492,512 $— $(184,858)$1,155,301 
截至 2023 年 3 月 31 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$259,770 $— $— $— $— $— $259,770 
原油产量526 — — — — — 526 
天然气加工209 — — — — — 209 
天然气收集服务— — 56,981 — — (55,253)1,728 
天然气运输服务— 73,794 — 35,796 — (21,751)87,839 
天然气储存服务— 21,470 — — — (9,219)12,251 
天然气住宅销售— — — 318,649 — — 318,649 
天然气商业销售— — — 48,966 — — 48,966 
天然气工业销售— — — 2,768 — (4)2,764 
其他2,815 (161)— (1,864)— (264)526 
与客户签订合同的总收入263,320 95,103 56,981 404,315 — (86,491)733,228 
另类收入计划— — — 2,801 — — 2,801 
衍生金融工具(18,768)— — — — — (18,768)
总收入$244,552 $95,103 $56,981 $407,116 $— $(86,491)$717,261 
17
内容表
截至 2023 年 3 月 31 日的六个月（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$692,129 $— $— $— $— $— $692,129 
原油产量1,154 — — — — — 1,154 
天然气加工583 — — — — — 583 
天然气收集服务— — 113,394 — — (109,020)4,374 
天然气运输服务— 149,996 — 64,174 — (42,568)171,602 
天然气储存服务— 42,756 — — — (18,215)24,541 
天然气住宅销售— — — 562,955 — — 562,955 
天然气商业销售— — — 83,461 — — 83,461 
天然气工业销售— — — 4,407 — (4)4,403 
其他5,589 7 — (2,124)— (548)2,924 
与客户签订合同的总收入699,455 192,759 113,394 712,873 — (170,355)1,548,126 
另类收入计划— — — 5,923 — — 5,923 
衍生金融工具(177,930)— — — — — (177,930)
总收入$521,525 $192,759 $113,394 $718,796 $— $(170,355)$1,376,119 
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：$115.92024财年剩余时间为百万美元；美元220.72025 财年为百万美元；172.52026 财年为百万美元；美元135.52027财年为百万美元；美元116.72028财年为百万美元；以及美元612.0此后有百万。

注意事项 3 — 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。
 
18
内容表
    下表按公允价值层次结构中的级别列出了截至2024年3月31日和2023年9月30日按公允价值定期核算的公司金融资产和负债（如适用）。金融资产和负债是根据对公允价值计量至关重要的最低投入水平对金融资产和负债进行全面分类。
经常性公允价值衡量标准截至2024年3月31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$27,965 $— $— $— $27,965 
衍生金融工具：     
场外掉期 — 天然气— 154,896 — (17,371)137,525 
柜台无成本项圈 — Gas— 55,909 — — 55,909 
资产出售的或有对价— 3,615 — — 3,615 
外币合约— 222 — (980)(758)
其他投资：     
平衡股票共同基金18,291 — — — 18,291 
固定收益共同基金16,591 — — — 16,591 
总计$62,847 $214,642 $— $(18,351)$259,138 
负债：     
衍生金融工具：     
场外掉期 — 天然气$— $17,371 $— $(17,371)$— 
外币合约— 980 — (980)— 
总计$— $18,351 $— $(18,351)$— 
总净资产/（负债）$62,847 $196,291 $— $— $259,138 

经常性公允价值衡量标准截至2023年9月30日的公允价值
（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$39,332 $— $— $— $39,332 
衍生金融工具：
场外掉期 — 天然气— 65,800 — (37,508)28,292 
非处方免费项圈—汽油 — 30,966 — (14,745)16,221 
资产出售的或有对价— 7,277 — — 7,277 
外币合约— 150 — (1,453)(1,303)
其他投资：
平衡股票共同基金15,837 — — — 15,837 
固定收益共同基金15,897 — — — 15,897 
总计$71,066 $104,193 $— $(53,706)$121,553 
负债：
衍生金融工具：
场外掉期 — 天然气$— $68,311 $— $(37,508)$30,803 
柜台无成本项圈 — Gas— 14,950 — (14,745)205 
外币合约— 1,454 — (1,453)1 
总计$— $84,715 $— $(53,706)$31,009 
总净资产/（负债）$71,066 $19,478 $— $— $90,544 

(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
 
2024年3月31日和2023年9月30日第二级报告的衍生金融工具包括天然气价格互换协议、天然气无成本美元和外币合约，所有这些都用于公司的勘探和生产部门。二级价格互换协议和无成本项圈的公允价值基于
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内容表
内部现金流模型，使用可观察的投入（即基于SOFR的价格互换协议折扣率和活跃天然气交易市场的基差信息，如果适用）。二级外币合约的公允价值是根据可观察到的远期加拿大货币汇率市场交易使用市场方法确定的。

公允价值计量和披露的权威指导要求在衡量资产和负债公允价值时，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。2024年3月31日，公司确定，与价格互换协议、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。为了评估不良风险，公司考虑了已发布的任何适用抵押品、主净额结算安排等信息，并使用交易对手（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，应用了基于市场的方法。
 
截至2024年3月31日第二级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。购买和销售协议的条款规定，公司最多可以收到 三2023 日历年和 2025 日历年之间的年度或有付款，不超过美元10每年百万美元，每年的付款金额按美元计算1.0每美元赚一百万1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。2023年日历应急期到期，ICE布伦特原油平均指数跌破美元95每桶。或有对价的公允价值是使用蒙特卡罗模拟模型计算的，该模型使用可观测的输入，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2024年3月31日和2023年3月31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 4 — 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债券的收益率以及随后的公允市场价值。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）：
 2024年3月31日2023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$2,386,574 $2,291,399 $2,384,485 $2,210,478 
 
公允价值金额并不旨在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近似公允价值。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——通常从债务的近期交易活动中获得）计算得出。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。

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内容表
其他投资。 公司其他投资的组成部分如下（以千计）：
2024 年 3 月 31 日2023 年 9 月 30 日
人寿保险合同$43,862 $42,242 
股票共同基金18,291 15,837 
固定收益共同基金16,591 15,897 
$78,744 $73,976 
 
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报价按公允价值列报，公允价值的变动计入净收益。保险合同和股票共同基金主要是公司对某些员工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，用于履行公司对宾夕法尼亚州管辖范围内的公用事业板块客户承担的某些监管义务以及公司对某些员工的各种福利义务。
 
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。该公司签订了天然气的场外零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，该公司还签订外汇远期合约，以管理与勘探和生产部门以加元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。公司现金流套期保值的期限通常不超过 5年份，而外币远期合约不超过 7年份。

2022年6月30日，公司完成了对塞内卡在加利福尼亚州资产的出售。购买和销售协议的条款规定，公司最多可以收到 三2023 日历年和 2025 日历年之间的年度或有付款，不超过美元10每年百万，每年支付的金额按美元计算1.0每美元赚一百万1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。2023年日历应急期到期，ICE布伦特原油平均指数跌破美元95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 $3.6百万和美元7.3截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 9 月 30 日，分别为百万人。一个 $0.5在截至2024年3月31日的季度中，记录了百万次按市值计价的调整，以增加或有对价的公允价值。一个 $3.7在截至2024年3月31日的六个月中，记录了百万次按市值计价的调整，以降低或有对价的公允价值。

该公司已在2024年3月31日和2023年9月30日的合并资产负债表上将其净衍生资产和负债列为 “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 2024 年 3 月 31 日，该公司已经 351.2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2024年3月31日，该公司的套期保值总额为美元50.4百万美元的预测运输成本，以加元计价，外币远期合约。

截至 2024 年 3 月 31 日，该公司有 $135.0累计的其他综合收益（亏损）余额中包含数百万的税后净套期保值收益。在这笔金额中，预计为 $100.9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。
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内容表
衍生金融工具对财务业绩表的影响
截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 3 月 31 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
三月三十一日		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
三月三十一日
 20242023 20242023
商品合约$71,876 $310,623 营业收入$60,184 $(18,768)
外币合约(712)(79)营业收入(36)(172)
总计$71,164 $310,544  $60,148 $(18,940)

衍生金融工具对财务业绩表的影响
截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 3 月 31 日的六个月（千美元）
现金流对冲关系中的衍生品 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
六个月已结束
3月31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
六个月已结束
三月三十一日
 20242023 20242023
商品合约$259,865 $607,743 营业收入$79,939 $(177,930)
外币合约466 394 营业收入(82)(351)
总计$260,331 $608,137  $79,857 $(178,281)
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 十九所有交易对手 十九处于净收益头寸。平均而言，该公司有 $10.1截至2024年3月31日，每个交易对手的收益头寸有百万美元的信用敞口。截至2024年3月31日，收益头寸中每个交易对手的最大信用敞口为美元33.2百万。截至2024年3月31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2024年3月31日， 十六的 十九公司未偿还的衍生金融合约（特别是场外互换、场外无成本美元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一定门槛（适用的债务评级）以下，当公司处于衍生金融负债状况时，可以向其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保值抵押存款（以现金存款、信用证或国债工具的形式）的水平。如果公司未偿还的具有信用风险应急特征的衍生金融工具合约处于负债状况（或者如果负债更大）和/或公司的
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内容表
信用评级下降，则可能需要对冲抵押存款或增加此类存款。截至2024年3月31日，该公司做到了 不根据公司的内部模型（在附注3——公允价值衡量中讨论），拥有任何具有信用风险相关应急特征的衍生金融工具负债，以及 不公司要求在2024年3月31日公布套期保值抵押存款。根据未来大宗商品价格的走势，公司的衍生资产头寸可能会转为负债头寸，届时公司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 5 — 所得税

截至2024年3月31日和2023年3月31日的季度的有效税率为 25.0% 和 26.2分别为％。截至2024年3月31日和2023年3月31日的六个月的有效税率为 24.7% 和 25.7分别为％。有效所得税税率的降低主要是由美国国税局于2023年发布的最新指导方针导致维修和维护税减免方法的变化所致。

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内容表
注意事项 6 — 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）
2024 年 1 月 1 日的余额92,116 $92,116 $1,041,226 $1,973,279 $67,381 
普通股可获得的净收入166,272 
普通股申报的股息 ($0.495每股）
(45,563)
其他综合收益，扣除税款7,959 
基于股份的支付费用 (1)
5,222 
根据股票和福利计划发行的普通股12 12 569 
根据回购计划进行股票回购(96)(96)(1,088)(3,816)
截至 2024 年 3 月 31 日的余额92,032 $92,032 $1,045,929 $2,090,172 $75,340 
截至 2023 年 10 月 1 日的余额91,819 $91,819 $1,040,761 $1,885,856 $(55,060)
普通股可获得的净收入299,292 
普通股申报的股息 ($0.99每股）
(91,160)
其他综合收益，扣除税款130,400 
基于股份的支付费用 (1)
9,356 
根据股票和福利计划发行（回购）普通股309 309 (3,100)
根据回购计划进行股票回购(96)(96)(1,088)(3,816)
截至 2024 年 3 月 31 日的余额92,032 $92,032 $1,045,929 $2,090,172 $75,340 
2023 年 1 月 1 日的余额91,787 $91,787 $1,025,639 $1,713,176 $(293,746)
普通股可获得的净收入140,880 
普通股申报的股息 ($0.475每股）
(43,602)
其他综合收益，扣除税款238,882 
基于股份的支付费用 (1)
5,200 
根据股票和福利计划发行的普通股8 8 502 
截至2023年3月31日的余额91,795 $91,795 $1,031,341 $1,810,454 $(54,864)
截至2022年10月1日的余额91,478 $91,478 $1,027,066 $1,587,085 $(625,733)
普通股可获得的净收入310,570 
普通股申报的股息 ($0.95每股）
(87,201)
其他综合收益，扣除税款570,869 
基于股份的支付费用 (1)
10,318 
根据股票和福利计划发行（回购）普通股
317 317 (6,043)
截至2023年3月31日的余额91,795 $91,795 $1,031,341 $1,810,454 $(54,864)

(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2024年3月31日的六个月中，公司发行了 112,632归属的限制性股票单位的原始发行普通股以及 251,255已归属的绩效股的原始普通股发行。该公司还发行了 18,432最初向根据公司2009年非雇员董事权益薪酬计划获得薪酬的非雇员董事发行普通股，包括在截至2024年3月31日的六个月内，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份的某些非雇员董事的股息再投资。此外，该公司还发行了 3,559最初向高级管理人员发行普通股
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内容表
在截至2024年3月31日的六个月内，根据公司DCP计划的股息再投资功能选择延期发行股份的公司。股票薪酬奖励的持有人通常会向公司投标普通股，以支付适用的预扣税。在截至2024年3月31日的六个月中， 77,426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。

2024 年 3 月 8 日，公司董事会授权公司实施股票回购计划，根据该计划，公司可以回购已发行普通股，总金额不超过美元200根据适用的证券法和其他限制，通过公开市场或通过私下谈判进行交易，包括使用旨在符合美国证券交易委员会第10b5-1条资格的交易计划。在截至2024年3月31日的季度中，公司执行了回购交易 96,133以美元计价的股票5.0百万。在截至2024年3月31日的季度中结算的股票回购由经营活动和/或短期借款提供的现金提供资金。将来，预计该股票回购计划将继续由运营活动提供的现金和/或短期借款的使用提供资金。

短期借款。 2022年2月28日，公司与一个集团签订了信贷协议（不时修订的 “信贷协议”） 十二银行。信贷协议取代了先前的第四次修订和重述的信贷协议以及之前的信贷协议 364 天信贷协议。信贷协议提供了 $1.0十亿美元的无抵押承诺循环信贷额度，到期日为2027年2月26日。自2024年2月7日起，信贷协议下的某些贷款机构同意将信贷协议的到期日从2027年2月26日延长至2028年2月25日。因此，根据信贷协议，公司的可用承付款总额为美元1.0在 2027 年 2 月 26 日之前为 10 亿美元，以及940.02027 年 2 月 26 日及之后至 2028 年 2 月 25 日的可用承诺总额为百万美元。
 
长期债务的流动部分。 没有截至2024年3月31日和2023年9月30日，该公司的长期债务的到期日为接下来的十二个月内。

延迟提取定期贷款。2024 年 2 月 14 日，公司与《定期贷款协议》签订了定期贷款协议（“定期贷款协议”） 六贷款人，所有这些人都是信贷协议下的贷款人。定期贷款协议提供了 $300.0百万笔无抵押承诺定期贷款，到期日为2026年2月14日。根据定期贷款协议，存在延迟提款机制，公司选择总共提取美元300.0在 2024 年 4 月 8 日至 2024 年 4 月 10 日期间，该设施下达数百万美元。公司将所得款项用于一般公司用途，包括赎回未偿还的商业票据。

注意事项 7 — 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）。
    
截至2024年3月31日，该公司估计，与以前的人造天然气厂场地相关的剩余清理成本约为美元2.7百万。截至2024年3月31日，公司对此类清理成本的负债已记录在合并资产负债表上的其他负债中。该公司已通过回收利率收回了其环境清理成本，目前尚无任何额外的环境负债风险。但是，环境法律法规的变化、新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对本文所述北部通道项目的批准。此后不久，NYDEC发布了拒绝批准该项目纽约部分的联邦清洁水法第401条水质认证和其他州级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命令，维持FERC的豁免令。此外，在该公司质疑纽约证券交易所有关各州许可证的行为的州法院诉讼中，纽约州最高法院发布了一项裁决，认定这些许可证可以优先使用。2022年6月29日，FERC将公司建设该项目的期限延长至2024年12月31日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院于2024年3月29日确认了该期限。鉴于哥伦比亚特区巡回法院最近的裁决，
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内容表
公司正在评估该项目的后续步骤，包括各种监管批准的状况，即美元500百万美元初步成本估算, 以及潜在的投入使用日期.截至2024年3月31日，公司已花费约美元55.0百万美元用于该项目，所有这些都记录在资产负债表上。
 
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 8 — 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。
 
下表中列出的数据反映了各分部的财务信息，并与合并金额进行了对账。正如2023年10-K表中所述，公司根据已终止业务前的收入（如果适用）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2023年10-K表中使用的细分基础和衡量细分市场损益的基础没有任何变化。下表显示了截至2024年3月31日和2023年9月30日的分部资产清单。
截至2024年3月31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
$264,614$71,210$3,917$290,198$629,939$—$—$629,939
细分市场间收入$—$36,810$60,076$306$97,192$—$(97,192)$—
分部利润：净收益（亏损）
$62,065$30,737$28,706$44,739$166,247$(96)$121$166,272
截至2024年3月31日的六个月（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
$518,633$136,036$8,513$492,119$1,155,301$—$—$1,155,301
细分市场间收入$—$66,397$118,068$393$184,858$—$(184,858)$—
分部利润：净收益（亏损）$114,548$54,792$57,531$71,289$298,160$(217)$1,349$299,292
（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：      
2024 年 3 月 31 日$3,049,670$2,472,011$971,741$2,359,961$8,853,383$4,823$(181,181)$8,677,025
2023 年 9 月 30 日$2,814,218$2,427,214$912,923$2,247,743$8,402,098$4,795$(126,633)$8,280,260
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内容表
截至 2023 年 3 月 31 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
$244,552$64,223$1,728$406,758$717,261$—$—$717,261
细分市场间收入$—$30,880$55,253$358$86,491$—$(86,491)$—
分部利润：净收益（亏损）$60,982$23,858$24,334$31,720$140,894$(69)$55$140,880
截至 2023 年 3 月 31 日的六个月（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
$521,525$131,844$4,374$718,376$1,376,119$—$—$1,376,119
细分市场间收入$—$60,915$109,020$420$170,355$—$(170,355)$—
分部利润：净收益（亏损）$152,174$53,335$49,072$55,537$310,118$(350)$802$310,570

注意事项 9 — 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3月31日的三个月2024202320242023
服务成本$1,049 $1,297 $109 $147 
利息成本10,890 10,629 3,890 3,912 
计划资产的预期回报率(17,086)(16,648)(6,660)(6,403)
先前服务成本的摊销（信贷）91 109 (107)(107)
（收益）损失摊销(335)(1,920)(567)(2,189)
出于监管目的的净摊销和延期（包括交易量调整） (1)
4,057 5,378 1,769 3,493 
净定期福利成本（收入）$(1,334)$(1,155)$(1,566)$(1,147)
 退休计划其他退休后福利
截至3月31日的六个月2024202320242023
服务成本$2,098 $2,594 $217 $293 
利息成本21,779 21,258 7,780 7,824 
计划资产的预期回报率(34,172)(33,297)(13,321)(12,806)
先前服务成本的摊销（信贷）181 218 (214)(214)
（收益）损失摊销(669)(3,840)(1,133)(4,378)
出于监管目的的净摊销和延期（包括交易量调整） (1)
8,116 10,756 4,008 7,314 
净定期福利成本（收入）$(2,667)$(2,311)$(2,663)$(1,967)
(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。
 
27
内容表
    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2024年3月31日的六个月内，向其符合纳税条件的非缴款固定福利退休计划（退休计划）缴纳任何款项。在2024财年的剩余时间内，公司预计其对退休计划的缴款将在以下范围内 零到 $5.0百万。该公司做到了 不在截至2024年3月31日的六个月内，向其VEBA信托基金缴纳任何款项，以支付其其他退休后福利，并且确实如此 不预计将在2024财年的剩余时间内缴纳任何此类捐款。

注意事项 10 – 监管事宜

纽约 管辖权
    
分销公司目前在纽约司法管辖区的交付费率已由纽约公安委员会在2017年4月20日发布的命令中批准，费率将于2017年5月1日生效（“2017年费率令”）。2017年利率令规定的股本回报率为 8.7%，并指示从2018年4月1日起实施收益分享机制。2023 年 10 月 31 日，分销公司向纽约证券交易委员会提交了申请，要求增加约美元88截至2025年9月30日的预计税率年度的年总营业收入为百万美元，拟议的生效日期为2024年10月1日，其中包括纽约公共服务法（“2023年税率申报”）允许的最长停职期。除其他外，该公司还提议继续其易泄漏的管道更换计划，并实施多项举措，以促进实现CLCPA的减排目标。

2021年8月13日，纽约公共安全委员会发布了一项命令，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，该公司向纽约公共安全委员会提交了一份请愿书，要求实施系统改进追踪系统，通过该追踪系统跟踪和收回2024年9月30日之前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，该费用自2023年4月1日起生效。纽约公共安全委员会于2023年3月17日通过命令批准了该请愿书，前提是该公司不提起导致新利率在2024年10月1日之前生效的基准利率诉讼。2023年费率申报计划停止在其当前系统现代化和系统改进跟踪器下累积和征收收入，并将这些收入转移到公司新的基本交付率中。在没有多年费率计划和解的情况下，该公司要求允许其恢复类似于现有系统现代化追踪机制的跟踪机制。

宾夕法尼亚州

2022年10月28日，分销公司向PapUc提交了申请，要求将其年基准利率营业收入增加到美元28.1百万。2023年4月13日，达成了涉及该诉讼所有活跃各方的和解，并向PaPuc提起了诉讼。除其他外，该和解协议规定将分销公司的年基准利率营业收入增加到美元23百万。PapuC于2023年6月15日全面批准了和解协议，未经修改或更正，新利率于2023年8月1日生效。

2024年4月10日，分销公司向PaPuc提交了一份申请，要求批准配电系统改善费（“DSIC”），以在基准费率之间收回与为修复、改善和更换公司部分天然气配送系统而建造或安装的符合条件的房产相关的资本支出。如果申请获得批准，从2024年10月1日起，如果超过约美元，公司将能够收回与2024年8月1日及之后投入使用的工厂相关的成本781.3截至2024年7月31日，工厂净产量为百万台，其季度回报率不超过PapuC的授权回报率。DSIC的申请目前正在等待PapuC的审理。

联邦调查委员会的管辖权

供应公司于2023年7月31日提起了NGA第4节税率诉讼，提议加息自2024年2月1日起生效。2024年3月8日，供应公司和该案的当事方原则上达成和解（“和解”），以解决利率问题。供应公司于2024年3月11日提出的实施自2024年2月1日起生效的临时和解率的动议于2024年3月12日获得FERC首席行政法法官的批准。该和解协议已于2024年3月27日向FERC提交，目前仍在等待中。“黑匣子” 和解协议规定了新的费率，并解决了诉讼中的所有问题。据估计，临时结算利率将使供应公司的收入每年增加约美元56百万，假设目前的合同水平。《和解协议》一般规定继续
28
内容表
当前折旧率，变化微乎其微。根据和解协议，供应公司可以随时提交费率申报以使新税率生效。同样，任何一方都可以根据NGA第5条提交申请。

帝国2019年的利率和解要求不迟于2025年5月1日提交第4条税率案件。Empire 目前没有存档的税率案例。


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、储存和分配。该公司经营综合业务，资产集中在纽约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共享各种业务的管理、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输送到美国东部和加拿大的市场的协调项目。公司在这方面的努力不仅限于附属项目。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运输管道项目。该公司报告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。

该公司继续开展开发项目，以扩大其管道和存储领域。供应公司系统上的一个项目，即泰奥加路径项目，将允许将每天19万迪拉特的页岩气供应从宾夕法尼亚州泰奥加县西北部的新互连处输送到位于埃利斯堡的现有供应公司与田纳西天然气管道有限责任公司的互连处，并将新的虚拟交付点输送到现有的横贯大西洋天然气管道有限责任公司（“Transco”）的容量租约中，为中大西洋提供接入市场。Tioga Pathway项目的目标投入使用日期为2026年下半年，初步成本估计约为9000万美元。接下来的 “资本资源和流动性” 部分将详细讨论Tioga Pathway项目。

从费率的角度来看，位于宾夕法尼亚州司法管辖区的分销公司与其费率案件诉讼的当事方达成和解。2023 年 6 月 15 日，PapuC 发布命令，全面采纳和解协议。该和解协议授权将分销公司的年基准利率营业收入增加2300万美元，自2023年8月1日起生效。分销公司还于2023年10月31日在其纽约司法管辖区向纽约公安委员会提起了利率诉讼，要求在截至2025年9月30日的预计费率年度的年总营业收入增加约8,800万美元，拟议生效日期为2024年10月1日。此外，供应公司于2023年7月31日向FERC提起了NGA第4节税率诉讼。根据2024年3月27日向FERC提交的原则和解协议，临时和解费率于2024年2月1日生效，估计将使供应公司的年收入增加约5600万美元。该和解仍有待FERC的最终批准。有关分销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。

正如以下关键会计估算部分所讨论的那样，公司使用全额成本会计法来确定其勘探和生产板块石油和天然气资产的账面价值，账面价值需要接受季度上限测试。在截至2024年3月31日的季度中，该公司没有在上限测试中记录减值。展望未来，Henry Hub在2024年4月的第一天天然气现货价格为每百万英热单位1.56美元。鉴于4月份的价格，以及预计将在2024年6月30日和2024年9月30日的上限测试计算中使用的12个月历史平均水平中较低的天然气价格取代更高的天然气价格，该公司预计每个季度都将出现上限测试减值。

从融资角度来看，自2024年2月7日起，信贷协议下的某些贷款机构同意将信贷协议的到期日从2027年2月26日延长至2028年2月25日。因此，在2027年2月26日之前，公司在信贷协议下的可用承诺总额为10亿美元，2027年2月26日至2028年2月25日及之后的可用承付款总额为9.4亿美元。

2024年2月14日，公司与六家贷款机构签订了定期贷款协议。定期贷款协议建立了3亿美元的无抵押承诺延迟提取定期贷款信贷额度，到期日为
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内容表
2026 年 2 月 14 日。2024年4月，公司选择在该融资机制下总共提取3亿美元。公司将所得款项用于一般公司用途，包括赎回未偿还的商业票据。有关定期贷款协议的进一步讨论，请参阅随后的 “资本资源和流动性” 部分。

根据公司董事会批准的股票回购计划，公司在截至2024年3月31日的季度开始回购已发行普通股。该计划授权公司在公开市场或通过私下谈判交易回购总额不超过2亿美元的已发行普通股。截至2024年3月31日的季度，根据该计划回购了96,133股股票，总成本为500万美元。接下来的 “资本资源和流动性” 部分将进一步讨论这些问题。

该公司预计将根据需要使用手头现金、运营现金以及短期和长期借款来满足其2024财年剩余时间的融资需求。公司将继续评估这些融资需求和满足这些需求的选择。鉴于当前的经济状况，包括持续的通货膨胀压力和波动的利率，资本的成本和/或可用性可能会受到影响，但公司仍有望满足其融资需求。
关键会计估计
 
有关关键会计估计的完整讨论，请参阅公司2023年10-K表格第7项中的 “关键会计估计”。除下文所述外，该披露没有其他重大变化。下文提供的信息是更新的，应与该10-K表格中的关键会计估计一起阅读。
 
石油和天然气勘探和开发成本。该公司在其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资产的账面价值，在2022财年出售公司加利福尼亚石油和天然气资产后，阿巴拉契亚地区的天然气资产是主要组成部分。根据全额成本方法，公司必须进行季度上限测试。根据上限测试，公司石油和天然气储备未来收入的现值与资产负债表日公司石油和天然气资产的账面价值进行了比较，其基础是报告期结束前十二个月内每月第一天的石油和天然气价格（“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。如果石油和天然气资产的账面价值超过上限，则必须记录非现金减值费用，以将石油和天然气资产的账面价值降至计算出的上限。截至2024年3月31日，上限比石油和天然气物业的账面价值高出约310万美元。根据Henry Hub的天然气现货报价，在截至2024年3月31日的十二个月中，每个月第一天的12个月平均天然气价格为每百万英热单位2.45美元。（注意：由于公司生产地产的实际定价因其所在地和套期保值而异，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2024年3月31日的十二个月的12个月平均价格。实际已实现定价包括对区域市场差异、运输费用和合同安排的调整。）关于上限测试计算对大宗商品价格变动的敏感性，如果天然气价格比上限测试计算中使用的2024年3月31日十二个月期间的平均价格每百万英热单位低0.25美元，则公司石油和天然气资产的账面价值将超过上限约3.299亿美元（税后），这将产生减值费用。该计算金额仅基于价格变动，不考虑上限测试计算的任何其他变化，包括储备数量和未来成本估算的变化等。展望未来，Henry Hub在2024年4月的第一天天然气现货价格为每百万英热单位1.56美元。鉴于4月份的价格，以及预计将在2024年6月30日和2024年9月30日的上限测试计算中使用的12个月历史平均水平中较低的天然气价格取代更高的天然气价格，该公司预计每个季度都将出现上限测试减值。

在美国证券交易委员会的全额成本上限测试中，很难预测除价格之外还有哪些其他因素会导致未来的非现金减值。探明储量的波动或减去以及未开发储量开发成本的增加在任何时候都可能对上限金额产生影响。有关全额成本会计方法的更完整讨论，请参阅公司2023年10-K表格第7项 “关键会计估算” 下的 “石油和天然气勘探与开发成本”。

30
内容表
操作结果
 
收益
 
截至2024年3月31日的季度，该公司的收益为1.663亿美元，而截至2023年3月31日的季度收益为1.409亿美元。收益增加2540万美元的主要原因是所有应报告板块和公司类别的收益增加，但被所有其他类别的亏损略微抵消。

截至2024年3月31日的六个月，该公司的收益为2.993亿美元，而截至2023年3月31日的六个月的收益为3.106亿美元。收益减少1,130万美元的主要原因是勘探和生产板块的收益减少。公用事业板块、集装板块和管道与存储板块收益的增加，以及公司类别收益的增加和所有其他类别亏损的减少，部分抵消了这一下降。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
3月31日		六个月已结束
三月三十一日
（千人）20242023增加
（减少）		20242023增加
（减少）
勘探与生产$62,065 $60,982 $1,083 $114,548 $152,174 $(37,626)
管道和存储30,737 23,858 6,879 54,792 53,335 1,457 
聚会28,706 24,334 4,372 57,531 49,072 8,459 
效用44,739 31,720 13,019 71,289 55,537 15,752 
可报告细分市场总数166,247 140,894 25,353 298,160 310,118 (11,958)
所有其他(96)(69)(27)(217)(350)133 
企业121 55 66 1,349 802 547 
合并总额$166,272 $140,880 $25,392 $299,292 $310,570 $(11,278)
 
勘探与生产
 
勘探和生产营业收入
 
 三个月已结束
3月31日		六个月已结束
3月31日
（千人）20242023增加
（减少）		20242023增加
（减少）
阿巴拉契亚生产的天然气（套期保值后）$263,382 $241,002 $22,380 $515,798 $514,199 $1,599 
其他1,232 3,550 (2,318)2,835 7,326 (4,491)
 $264,614 $244,552 $20,062 $518,633 $521,525 $(2,892)
 
产量
 三个月已结束
3月31日		六个月已结束
三月三十一日
 20242023增加
（减少）		20242023增加
（减少）
每 mmcf 的天然气产量102,883 93,241 9,642 203,640 183,815 19,825 

31
内容表
平均价格
 三个月已结束
3月31日		六个月已结束
三月三十一日
 20242023增加
（减少）		20242023增加
（减少）
平均汽油价格/mcf   
加权平均值$1.98 $2.79 $(0.81)$2.14 $3.77 $(1.63)
套期保值后的加权平均值$2.56 $2.58 $(0.02)$2.53 $2.80 $(0.27)

2024 年与 2023 年相比
 
与截至2023年3月31日的季度相比，截至2024年3月31日的季度勘探和生产板块的营业收入增加了2,010万美元。由于天然气产量增加96亿立方英尺的影响，套期保值后的天然气生产收入增加了2,240万美元，但被套期保值后天然气加权平均价格每立方英尺下降0.02美元所抵消。天然气产量的增加主要是由于阿巴拉契亚地区新的马塞勒斯和尤蒂卡油井的产量增加。此外，由于在截至2023年3月31日的季度中，该细分市场部分运输能力的临时运力释放收入不再出现，其他收入减少了230万美元。

与截至2023年3月31日的六个月相比，勘探和生产板块的营业收入在截至2024年3月31日的六个月中减少了290万美元。这一下降主要是由于在截至2023年3月31日的六个月中，该细分市场的部分运输能力不再出现临时运力释放收入，这导致其他收入同期减少了450万美元。由于天然气产量增加198亿立方英尺的影响，套期保值后的天然气生产收入增加了160万美元，但被套期保值后天然气加权平均价格每立方英尺下降0.27美元所抵消。天然气产量的增加主要是由于截至2024年3月31日的六个月中，阿巴拉契亚地区新的马塞勒斯和尤蒂卡油井的产量与截至2023年3月31日的六个月相比有所增加。

截至2024年3月31日的季度，勘探与生产板块的收益为6,210万美元，与截至2023年3月31日的季度收益6,100万美元相比增长了110万美元。收益的增长归因于天然气产量的增加（1,970万美元）和其他税收的减少（130万美元）。在截至2024年3月31日的三个月期间，加州资产出售中收到的或有对价也确认了未实现收益（40万美元），而在截至2023年3月31日的三个月期间确认的此类或有对价的未实现亏损（180万美元）。如前所述，套期保值后的天然气价格下跌（200万美元）和其他收入减少（180万美元）部分抵消了这些增长。更高的耗尽支出（1170万美元）、更高的租赁运营和运输费用（310万美元）以及利息支出的增加（230万美元）也减少了收益。其他税收的减少主要归因于纽约商品交易所定价降低导致阿巴拉契亚地区的影响费降低，由于公司进入较低的税率等级，这降低了每口油井的成本。枯竭费用的增加主要是由于产量的净增加以及每立方英尺耗尽率增加0.08美元。租赁运营和运输费用的增加主要是由于更高的采集和运输成本以及更高的修理费用，但被较低的盐水处置费用所抵消。利息支出的增加在很大程度上可以归因于公司间短期和长期借款的平均利率上升，但部分被公司间长期债务余额的减少所抵消。

截至2024年3月31日的六个月中，勘探和生产板块的收益为1.145亿美元，与截至2023年3月31日的六个月的1.522亿美元收益相比减少了3,770万美元。收益下降归因于套期保值后的天然气价格下跌（4,250万美元）以及前面讨论的其他收入减少（360万美元）。更高的耗尽支出（2470万美元）、更高的租赁运营和运输费用（740万美元）、更高的其他运营费用（430万美元）和利息支出的增加（390万美元）也减少了收益。在截至2024年3月31日的六个月期间，加州资产出售中收到的或有对价确认的未实现亏损（270万美元）也高于截至2023年3月31日的六个月期间确认的此类或有对价的未实现亏损（170万美元）。天然气产量的增加（4,380万美元）、其他税收的减少（390万美元）和所得税支出的减少（150万美元）部分抵消了这些下降。枯竭费用的增加主要是由于产量的净增加以及每立方英尺耗尽率增加0.09美元。租赁运营和运输费用的增加主要是由于更高的采集和运输成本以及更高的修理费用。其他业务支出增加的主要原因是确认了与以前的某些油井有关的应计封堵和弃置费用
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内容表
归塞内卡所有，再加上更高的一般和管理成本。利息支出的增加在很大程度上可以归因于公司间短期和长期借款的平均利率上升，但部分被公司间长期债务余额的减少所抵消。其他税收的减少主要归因于纽约商品交易所定价降低导致阿巴拉契亚地区的影响费降低，由于公司进入较低的税率等级，这降低了每口油井的成本。所得税支出的减少主要是由州所得税支出的减少所推动的，这是税前收入减少和宾夕法尼亚州税率下降的结果，但股票补偿相关的永久差异带来的收益减少部分抵消了所得税支出的减少。

管道和存储
 
管道和存储运营收入
 三个月已结束
3月31日		六个月已结束
三月三十一日
（千人）20242023增加
（减少）		20242023增加
（减少）
企业运输$80,979 $73,487 $7,492 $152,475 $148,944 $3,531 
不间断运输294 307 (13)416 1,052 (636)
 81,273 73,794 7,479 152,891 149,996 2,895 
公司存储服务25,343 21,470 3,873 46,634 42,754 3,880 
可中断存储服务— — — 1 2 (1)
其他1,404 (161)1,565 2,907 7 2,900 
                $108,020 $95,103 $12,917 $202,433 $192,759 $9,674 
 
管道和存储吞吐量
 三个月已结束
3月31日		六个月已结束
三月三十一日
(mmcf)20242023增加
（减少）		20242023增加
（减少）
企业运输222,258 231,081 (8,823)422,359 455,705 (33,346)
不间断运输1,271 619 652 1,389 1,927 (538)
 223,529 231,700 (8,171)423,748 457,632 (33,884)
 
2024 年与 2023 年相比
 
与截至2023年3月31日的季度相比，截至2024年3月31日的季度管道和存储板块的营业收入增加了1,290万美元。营业收入的增长主要是由于运输收入增加了750万美元，存储收入增加了390万美元，其他收入增加了160万美元。运输和仓储收入的增加主要归因于供应公司的运输和仓储费率自2024年2月1日起上调，该费率根据与供应公司费率案例和解相关的批准临时费率提高，该协议尚待FERC的最终批准。此外，运输和仓储收入的增加是对管道安全和温室气体成本附加机制的最终调整的结果，该调整于2024年2月1日生效。其他收入的增加主要反映了为使电力附加费收入与运营和维护费用中记录的电力成本相匹配而进行的调整。

与截至2023年3月31日的六个月相比，管道和存储板块的营业收入在截至2024年3月31日的六个月中增加了970万美元。营业收入的增长主要是由于运输收入增加了290万美元，存储收入增加了390万美元，其他收入增加了290万美元。运输和仓储收入的增加主要归因于供应公司的运输和仓储费率根据上述供应公司费率案例和解以及对管道安全和温室气体成本附加费的最终调整调整，自2024年2月1日起提高了供应公司的运输和仓储费率。与杂项合同终止和修订相关的收入下降部分抵消了运输收入的增长。其他收入的增加主要反映了为使电力附加费收入与运营和维护费用中记录的电力成本相匹配而进行的调整。

33
内容表
截至2024年3月31日的季度的运输量比截至2023年3月31日的上一季度减少了82亿立方英尺。在截至2024年3月31日的六个月中，运输量比截至2023年3月31日的上年六个月减少了339亿立方英尺。截至2024年3月31日的季度和六个月的运输量下降主要是由于某些合同到期导致的运输量减少，以及天气变暖导致的运输量下降。由于供应公司和帝国采用的直接固定浮动利率设计，除合同的增加或终止引起的交易量波动外，通常不会对收入产生重大影响。

截至2024年3月31日的季度，管道和存储板块的收益为3,070万美元，与截至2023年3月31日的季度收益2390万美元相比增加了680万美元。如上所述，收益的增长主要是由于营业收入增加（1,020万美元）对收益的影响。这一增长被运营费用（140万美元）、折旧费用（140万美元）和利息支出（100万美元）的增加部分抵消。运营开支的增加主要是由于人员成本的增加，以及与帝国的电动机驱动压缩机站相关的电力成本增加。电力成本的增加被收入的同等增长所抵消。折旧费用的增加主要是由于在役设备的平均折旧率与去年相比有所提高。利息支出的增加主要是由于公司间短期借款的增加。

截至2024年3月31日的六个月中，管道和存储板块的收益为5,480万美元，与截至2023年3月31日的六个月的5,330万美元收益相比增加了150万美元。如上所述，收益的增长主要是由于营业收入增加（760万美元）对收益的影响。这一增长被运营费用（290万美元）、折旧费用（200万美元）和利息支出（160万美元）的增加部分抵消。运营开支的增加主要是由于人员成本的增加，以及与帝国的电动机驱动压缩机站相关的电力成本增加。电力成本的增加被收入的同等增长所抵消。折旧费用的增加主要是由于在役设备的平均折旧率与去年相比有所提高。利息支出的增加主要是由于公司间短期借款的增加。

聚会
 
收集营业收入
 三个月已结束
3月31日		六个月已结束
三月三十一日
（千人）20242023增加
（减少）		20242023增加
（减少）
收集收入$63,993 $56,981 $7,012 $126,581 $113,394 $13,187 

收集音量
 三个月已结束
3月31日		六个月已结束
三月三十一日
 20242023增加
（减少）		20242023增加
（减少）
聚集的音量-(mmcF)125,565 109,344 16,221 249,388 217,371 32,017 
 
2024 年与 2023 年相比
 
Ga 的营业收入thering segme净增700万美元f或截至2024年3月31日的季度与截至2023年3月31日的季度相比， 这主要是由采集量增加162亿立方英尺推动的。Trout Run和Tioga采集系统的采集量分别增加了175亿立方英尺和53亿立方英尺，但被克莱蒙采集系统减少的66亿立方英尺部分抵消。采集量的净增加可以归因于与上述采集系统相关的生产商在阿巴拉契亚地区的天然气总产量增加。

营业收入用于聚会赛段净增1,320万美元对于 六个月已结束与 2024 年 3 月 31 日相比 六个月已结束2023年3月31日这主要是由采集量增加320亿立方英尺推动的。增长的贡献者包括鳟鱼Run和Tioga采集系统，它们的增幅分别为292亿立方英尺和116亿立方英尺，但被克莱蒙采集系统部分抵消，后者的下降幅度为88亿立方英尺。净增长
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内容表
可以归因于与上述收集系统相关的生产商在阿巴拉契亚地区的天然气总产量增加。

截至2024年3月31日的季度Gathering板块的收益 为2,870万美元，与截至2023年3月31日的季度收益2430万美元相比增加了440万美元。如上所述，收益的增长主要是由于收集量增加所推动的采集收入（550万美元）的增加。折旧支出的增加（50万美元）和更高的所得税支出（50万美元）部分抵消了这一增长。折旧费用的增加主要是由于与Tioga和Clermont收集系统相关的更多在役工厂。所得税支出的增加是由于税前收入的增加推动了州所得税的增加。

Gathering 板块的收益 六个月已结束2024 年 3 月 31 日是5,750万美元，与收益相比增加了840万美元 4,910万美元用于 六个月已结束 2023年3月31日.  如上所述，收益的增长主要是由于收集量增加所推动的采集收入增加（1,040万美元）。折旧支出的增加（110万美元）和更高的所得税支出（100万美元）部分抵消了这一增长。折旧费用的增加主要是由于与Tioga和Clermont收集系统相关的更多在役工厂。所得税支出的增加是由于税前收入的增加推动了州所得税的增加。

效用

公用事业运营收入
 三个月已结束
3月31日		六个月已结束
三月三十一日
（千人）20242023增加
（减少）		20242023增加
（减少）
零售销售收入：   
住宅$217,924 $320,043 $(102,119)$367,580 $565,484 $(197,904)
商用30,393 47,569 (17,176)51,603 82,913 (31,310)
工业1,307 2,787 (1,480)2,218 4,430 (2,212)
 249,624 370,399 (120,775)421,401 652,827 (231,426)
运输41,761 38,581 3,180 72,559 68,093 4,466 
其他(881)(1,864)983 (1,448)(2,124)676 
                $290,504 $407,116 $(116,612)$492,512 $718,796 $(226,284)

公共设施吞吐量
三个月已结束
3月31日		六个月已结束
三月三十一日
(mmcf)20242023增加
（减少）		20242023增加
（减少）
零售销售：   
住宅27,063 27,884 (821)45,045 48,037 (2,992)
商用4,293 4,384 (91)7,093 7,378 (285)
工业190 267 (77)327 418 (91)
 31,546 32,535 (989)52,465 55,833 (3,368)
运输22,637 22,788 (151)40,166 41,098 (932)
 54,183 55,323 (1,140)92,631 96,931 (4,300)
 
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内容表
学位日
截至3月31日的三个月   比（温暖）低（温暖）百分比
正常20242023
正常(1)
前一年(1)
纽约州布法罗3,326 2,705 2,820 (18.7)%(4.1)%
宾夕法尼亚州伊利(2)
3,057 2,576 2,645 (15.7)%(2.6)%
截至3月31日的六个月
纽约州布法罗5,579 4,563 4,868 (18.2)%(6.3)%
宾夕法尼亚州伊利4,951 4,240 4,632 (14.4)%(8.5)%
 
(1)百分比将实际的2024学位天数与正常学位天数进行了比较，将实际的2024学位天数与实际的2023学位天数进行了比较。
(2)随着宾夕法尼亚州于2023年8月实施新的基本费率，正常学位天数从NOAA的30年学位天数改为NOAA的15年学位日。
 
2024 年与 2023 年相比
 
与截至2023年3月31日的季度相比，截至2024年3月31日的季度公用事业板块的营业收入减少了1.166亿美元。这一下降是由于零售天然气销售收入减少了1.208亿美元，但部分被运输收入增加320万美元和其他收入增加100万美元所抵消。零售天然气销售收入的减少反映了天然气销售成本（每立方英尺）的下降，以及主要由于天气变暖导致的吞吐量减少了10亿立方英尺。应该注意的是，根据其在纽约和宾夕法尼亚州的购置天然气调整条款，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获得的收入相匹配。根据PapuC于2023年6月15日批准的和解协议，分销公司宾夕法尼亚州管辖区的新基准费率的影响部分抵消了零售天然气销售收入的减少。有关基准利率监管程序的其他详细信息可以在下面的 “利率问题” 部分中找到。运输收入的增加在很大程度上还归因于宾夕法尼亚州新的基准费率的影响，以及分销公司在纽约管辖区通过系统现代化和系统改进跟踪机制获得的收入增加，这使人们能够收回对易泄漏管道更换的投资。其他收入的增加主要是由于2017年税收改革法案产生的所得税优惠的预计退款准备金减少（220万美元），但向客户收取的逾期付款费用（70万美元）和产能释放收入（60万美元）的减少部分抵消了这一增长。

与截至2023年3月31日的六个月相比，截至2024年3月31日的六个月中，公用事业板块的营业收入减少了2.263亿美元。下降的原因是零售天然气销售收入减少了2.314亿美元，这主要是由于天然气销售成本（每立方英尺）的下降以及主要由于天气变暖导致的吞吐量减少了34亿立方英尺。如上所述，分销公司宾夕法尼亚州管辖区的基准费率的提高部分抵消了这些因素。零售天然气销售收入的下降被运输收入的增长450万美元和其他收入的70万美元部分抵消。尽管天气变暖导致吞吐量减少了10亿立方英尺，但运输收入的增长还主要归因于宾夕法尼亚州新基准费率的影响，以及向纽约客户分配的系统现代化和系统改进追踪器分配的增加。其他收入的增加主要是由于2017年税收改革法案产生的所得税优惠的估计退款准备金减少（260万美元），但向客户收取的逾期付款费用（110万美元）和产能释放收入（100万美元）的减少部分抵消了这一增长。

截至2024年3月31日的季度，公用事业板块的收益为4,470万美元，与截至2023年3月31日的季度收益3,170万美元相比增长了1,300万美元。增长的主要原因是公用事业板块在宾夕法尼亚州司法管辖区的新基准费率（850万美元）、较低的所得税支出（240万美元）以及纽约系统现代化和系统改进跟踪器的影响（180万美元）。所得税支出的减少主要是由于美国国税局于2023年发布的最新指导方针，与公用事业公司宾夕法尼亚州司法管辖区记录的某些维修和维护支出相关的税收减免额有所增加。由于使用量增加和天气的影响，公用事业板块的收益也增加了450万美元，本季度的收益受益于公用事业板块在宾夕法尼亚州辖区实施的天气正常化调整（WNA）。这些增长被较高的运营支出（230万美元）部分抵消，这主要是由于人员成本的增加以及监管调整收益的减少（160万美元）。

WNA缓解了天气变化对公用事业板块收益的影响。2023年10月之前，仅在公用事业板块的纽约费率管辖区设立的WNA缓解了天气变化对收益的影响。
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内容表
但是，自2023年10月起，公用事业板块宾夕法尼亚州费率管辖区的WNA也减轻了天气变化对收益的影响。涵盖10月至5月八个月期间的WNA对公用事业板块的收益产生了稳定作用。此外，在天气比平常更冷的时期，WNA使公用事业板块的客户受益。在截至2024年3月31日的季度中，由于两个司法管辖区的天气都比平时温暖，WNA在公用事业板块的纽约费率管辖区保持了约500万美元的收益，并将公用事业板块宾夕法尼亚州费率管辖区的收益保留了约360万美元。在截至2023年3月31日的季度中，由于天气比平时温暖，WNA将公用事业板块在纽约管辖区的收益保持在约330万美元。

截至2024年3月31日的六个月中，公用事业板块的收益为7,130万美元，与截至2023年3月31日的六个月的5,550万美元收益相比，增长了1,580万美元。增长的主要原因是公用事业板块在宾夕法尼亚州司法管辖区的新基准费率（1,540万美元）、较低的所得税支出（420万美元）以及纽约系统现代化和系统改进跟踪器的影响（270万美元）。如上所述，所得税支出的减少主要是由于与某些维修和维护支出相关的税收减免增加。由于使用量增加和天气的影响，公用事业板块的收益也增加了170万美元，本年度的收益受益于公用事业板块在宾夕法尼亚州费率管辖区实施的WNA。运营支出增加（500万美元）部分抵消了这些因素，这主要是由于人员成本增加、监管调整收益减少（200万美元）以及折旧和摊销费用增加（150万美元），这主要是由于宾夕法尼亚州平均工厂余额增加以及净残值负折旧增加所致。

在截至2024年3月31日的六个月中，由于两个司法管辖区的天气都比平时温暖，WNA在公用事业板块的纽约费率管辖区保持了约640万美元的收益，并在公用事业板块的宾夕法尼亚费率管辖区保留了约410万美元的收益。在截至2023年3月31日的六个月中，由于天气比平时温暖，WAC在公用事业板块的纽约费率管辖区内保持了约420万美元的收益。

企业和所有其他
 
2024 年与 2023 年相比
 
截至2024年3月31日的季度，企业和所有其他业务的收益不到10万美元，与截至2023年3月31日的季度净亏损不到10万美元相比，基本持平。在截至2024年3月31日的六个月中，企业和所有其他业务的收益为110万美元，与截至2023年3月31日的六个月的50万美元收益相比增加了60万美元。六个月期间收益的增长主要归因于股票证券投资未实现收益的变化。在截至2024年3月31日的六个月中，公司录得140万美元的未实现收益。在截至2023年3月31日的六个月中，公司录得100万美元的未实现收益。

其他收入（扣除额）

截至2024年3月31日的季度，合并收益表中的其他净收入为610万美元，而截至2023年3月31日的季度其他净收入为290万美元，增长了320万美元。这一增长主要归因于2022年6月出售塞内卡加州资产所得或有对价的重估收益50万美元（相比之下，截至2023年3月31日的季度亏损250万美元），施工期间使用的资金补贴增加了90万美元，人寿保险单的现金退保价值增加了80万美元。这些增长被90万美元的利息收入减少所部分抵消，这主要是由于投资利息收入减少以及股票证券投资未实现损益的变化使其他收入减少了50万美元。

截至2024年3月31日的六个月中，合并收益表中的其他净收入为980万美元，而截至2023年3月31日的六个月的净其他收入为920万美元，增长了60万美元。这一增长主要是由于塞内卡在本财年收到的200万美元业务中断保险收益，这些收益与影响塞内卡天然气销售能力的管道中断有关，以及人寿保险单的现金退保价值增加了100万美元。非服务养老金和退休后津贴收入也同比增加了60万美元，施工期间使用的资金补贴增加了60万美元。这些增长被240万美元的利息收入减少所部分抵消，这主要是由于投资利息收入减少、衍生金融工具套期保值抵押品的利息减少以及3.7美元
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内容表
2022年6月出售塞内卡加州资产所得或有对价的重估造成了百万美元的损失（相比之下，截至2023年3月31日的六个月亏损230万美元）。

长期债务的利息支出
 
与截至2023年3月31日的季度相比，截至2024年3月31日的季度合并收益表中长期债务的利息支出增加了90万美元。这主要是由于长期债务的加权平均利率较高。在截至2024年3月31日的六个月中，长期债务的利息支出与截至2023年3月31日的六个月相比减少了30万美元。这种下降主要是由于资本支出增加导致资本化利息（主要是中游公司）的增加。较高的长期债务加权平均利率部分抵消了这一点。2022年11月和2023年3月，公司赎回了3.75％的票据，总额为5亿美元；2023年3月，公司还赎回了4,900万美元的7.395％票据。2023年5月发行的3亿美元5.50％的票据部分抵消了这些赎回。

资本资源和流动性
 
在截至2024年3月31日的六个月期间，公司的主要现金来源包括经营活动提供的现金。在截至2023年3月31日的六个月期间，公司的主要现金来源包括经营活动提供的现金、短期借款的收益和出售设保人信托中持有的固定收益共同基金的收益。

该公司预计将有足够的可用现金来满足至少未来十二个月及其后可预见的将来的短期和长期现金需求。在2024年的剩余时间内，公司预计将使用经营活动提供的现金以及短期借款的净收益为公司的资本支出提供资金。展望2025年，根据当前的大宗商品价格，经营活动提供的现金预计将超过资本支出。该公司在2025年还有两笔长期债务到期日，总额为5亿美元，公司预计将通过手头现金以及短期和长期借款进行融资。这些现金流预测并未反映未来可能出现的收购或剥离的影响。

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在不同时期之间存在很大差异。在公用事业领域，供应商退款、已购天然气成本回收过高或不足以及天气也可能对现金流产生重大影响。Supply Corporation和Empire采用的直接固定浮动利率设计缓解了天气对管道和存储领域现金流的影响。2023年10月之前，WNA仅在其纽约费率管辖区内减轻了天气对公用事业板块现金流的影响。但是，自2023年10月起，宾夕法尼亚州费率管辖区的WNA也减轻了天气对公用事业板块现金流的影响。宾夕法尼亚州税率管辖区WNA源于PaPuc于2023年6月15日批准的和解协议，下文 “费率问题” 部分将对此进行进一步讨论。

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，勘探和生产板块的经营活动提供的现金可能因时期而异。该公司使用各种
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内容表
衍生金融工具，包括价格互换协议和无成本美元，试图管理这种能源商品的价格风险。

截至2024年3月31日的六个月中，经营活动提供的净现金总额为5.863亿美元，与截至2023年3月31日的六个月中经营活动提供的7.112亿美元相比，减少了1.249亿美元。经营活动提供的现金减少主要反映了勘探和生产板块经营活动提供的现金减少，这是由于该板块天然气生产的已实现天然气价格下降导致现金收入减少。

投资现金流
 
长期资产的支出
 
在截至2024年3月31日的六个月中，公司的长期资产支出总额为4.357亿美元，在截至2023年3月31日的六个月中，公司的长期资产支出总额为4.406亿美元。下表列出了这些支出：
长期资产的总支出     
截至3月31日的六个月2024 2023 增加（减少）
（百万）  
勘探与生产：     
资本支出$285.1 (1)$323.6 (2)$(38.5)
管道和存储：    
资本支出42.6 (1)33.3 (2)9.3 
聚会：    
资本支出39.5 (1)34.1 (2)5.4 
实用程序：    
资本支出68.3 (1)49.2 (2)19.1 
所有其他：
资本支出0.2 0.4 (0.2)
 $435.7  $440.6  $(4.9)

(1)截至2024年3月31日，勘探和生产板块、管道和储存板块、集装板块和公用事业板块的资本支出分别包括4,440万美元、500万美元、550万美元和800万美元的非现金资本支出。截至2023年9月30日，勘探和生产板块、管道和储存板块、集装板块和公用事业板块的资本支出分别包括4,320万美元、3180万美元、2,060万美元和1,360万美元的非现金资本支出。

(2)截至2023年3月31日，勘探和生产板块、管道和储存板块、集装板块和公用事业板块的资本支出分别包括5,610万美元、220万美元、200万美元和420万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、管道和储存板块、集装板块和公用事业板块的资本支出分别包括8,300万美元、1,520万美元、1,070万美元和1140万美元的非现金资本支出。
 
勘探与生产 
 
截至2024年3月31日的六个月中，勘探和生产部门的资本支出主要是阿巴拉契亚地区的钻井和完井支出，其中包括马塞勒斯页岩地区的5200万美元和尤蒂卡页岩地区的2.249亿美元。这些金额包括用于开发已探明的未开发储量的大约1.858亿美元。

截至2023年3月31日的六个月中，勘探和生产部门的资本支出主要是阿巴拉契亚地区的钻井和完井支出，其中包括马塞勒斯页岩地区的1.432亿美元和尤蒂卡页岩地区的1.724亿美元。这些金额包括用于开发已探明未开发储量的大约2.082亿美元。

管道和存储
 
截至2024年3月31日和2023年3月31日的六个月中，管道和储存板块的资本支出主要用于该细分市场的输电和储气系统的增建、改进和更换，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。
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内容表

此外，由于对管道容量的持续需求，将天然气从阿巴拉契亚正在钻探的新油井中输送天然气，特别是在马塞勒斯和尤蒂卡页岩产区，供应公司和帝国已经完成并将继续进行扩建项目，旨在将预期的马塞勒斯和尤蒂卡生产天然气转移到其他州际管道和系统内市场以及供应公司和帝国管道系统以外的市场。下文将讨论一项扩建和现代化项目，在该项目中，公司预测将在初步调查和调查成本和/或资本支出方面进行大量投资，并且已经执行了先例协议。

供应公司于2023年8月25日结束了开放季，根据开放季后的讨论，设计了一个项目，该项目将允许将每天19万吨的页岩气供应从宾夕法尼亚州泰奥加县西北部的新互连处运输到与位于埃利斯堡的田纳西天然气管道有限责任公司互连的现有供应公司，并将新的虚拟交付点输送到现有的横贯大陆天然气管道公司有限责任公司（“Transco”）容量租赁，提供进入中大西洋市场的机会（“Tioga Pathway”）项目”）。Tioga Pathway项目涉及修建约19英里的新管道，并更换供应公司系统上约四英里的现有管道。供应公司已与塞内卡签订了先例协议，规定每天的运输能力为19万迪拉姆。供应公司预计将在2024年夏末向FERC提交第7（c）条申请。Tioga Pathway项目预计投入使用日期为2026日历年底，估计资本成本约为9000万美元。截至2024年3月31日，已花费约100万美元研究该项目，截至2024年3月31日，所有这些费用已包含在合并资产负债表的递延费用中。

聚会
 
截至2024年3月31日的六个月中，Gathering板块的大部分资本支出包括与中游公司的Tioga和Clermont采集系统持续扩张相关的支出。在截至2024年3月31日的六个月中，中游公司分别花费了3,120万美元和700万美元开发泰奥加和克莱蒙收集系统。这些支出主要归因于安装与新开发项目联网有关的新现场收集管道，以及中央站设施的持续开发，包括增加脱水能力和压缩马力。

截至2023年3月31日的六个月中，Gathering板块的大部分资本支出包括与中游公司的克莱蒙、泰奥加和Trout Run采集系统持续扩张相关的支出。在截至2023年3月31日的六个月中，中游公司分别花费了1,020万美元、1,680万美元和380万美元开发克莱蒙、泰奥加和鳟鱼跑采集系统。这些支出主要归因于安装新的现场收集管道，以及继续开发集中站设施，包括增加克莱蒙、Trout Run和Tioga采集系统的压缩马力。在泰奥加采集系统中，支出也主要归因于扩建与新开发项目上线相关的基地和集中站设施。

效用 
 
截至2024年3月31日和2023年3月31日的六个月中，公用事业板块的大部分资本支出用于改善和更换干线和服务线路，以提高系统的可靠性和安全性并减少排放。还为主要延期开支了支出。

该公司估计，2024财年公用事业板块的资本支出预计约为1.65亿美元，比先前在2023年10-K表中报告的估计高出约2500万美元。这一增长是由于纽约州最近颁布的《道路挖掘质量保证法》的估计影响。该法案要求承包商为需要许可证才能行使公共通行权的项目支付州公布的现行工资，预计这将增加承包商向公司收取的费用。

其他投资活动
 
2022年10月，公司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，该信托是为宾夕法尼亚州的纳税人设立的。所得款项在2023财年用于公用事业板块的宾夕法尼亚州服务区，用于支付先前超额收取的OPEB开支的5年第二年分期付款，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。

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项目资金
 
在截至2024年3月31日的六个月和2023财年中，公司一直在使用运营现金和短期债务为资本支出融资。展望未来，公司预计将根据需要使用手头现金、运营现金以及短期和长期借款为资本支出融资。短期和/或长期借款的水平将取决于业务提供的现金金额，而这反过来又可能受到勘探和生产领域天然气生产和相关大宗商品价格变动的影响最大。这也可能取决于公用事业板块回收天然气成本的时机。

公司持续评估资本支出和对公司、合伙企业和其他商业实体的潜在投资。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财产、加快开发现有天然气财产、天然气储存和输送设施、天然气收集和压缩设施，扩大天然气输电线路容量、受监管的公用事业资产和其他可能出现的机会。对于涉及减排和/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，这些金额也可能会进行修改。尽管公用事业板块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2024年3月31日的资产负债表与2023年9月30日的资产负债表进行比较后，合并短期债务减少了860万美元，总额为2.789亿美元。在截至2024年3月31日的六个月中，未偿短期债务的最大金额为4.029亿美元。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）视为临时融资项目的重要现金来源，例如资本支出、资产购买、储气库存、未收回的已购天然气成本、衍生金融工具的追加保证金、股票回购、其他营运资金需求和长期债务的偿还。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。截至2024年3月31日，该公司没有任何应付给银行的短期票据，未偿还的商业票据为2.789亿美元。

2022年2月28日，公司与由十二家银行组成的辛迪加签订了信贷协议（不时修订的 “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以及之前的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。自2024年2月7日起，信贷协议下的某些贷款机构同意将信贷协议的到期日从2027年2月26日延长至2028年2月25日。因此，在2027年2月26日之前，公司在信贷协议下的可用承诺总额为10亿美元，2027年2月26日至2028年2月25日及之后的可用承付款总额为9.4亿美元。

公司商业票据计划可发行的总金额为5亿美元。商业票据计划由信贷协议支持。该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额度实质性取代。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。

2024年2月14日，公司与六家贷款机构签订了定期贷款协议（“定期贷款协议”），所有这些贷款机构都是信贷协议下的贷款人。定期贷款协议提供3亿美元的无抵押承诺定期贷款，到期日为2026年2月14日。根据定期贷款协议，存在延迟提款机制，公司选择在2024年4月8日至2024年4月10日期间在该融资机制下总共提取3亿美元。公司将所得款项用于一般公司用途，包括赎回未偿还的商业票据。

信贷协议和定期贷款协议都要求公司的债务与资本比率在任何财政季度的最后一天都不超过0.65。为了计算债务与资本化比率，将通过加回直接产生的非现金费用税后总额的50％来增加公司的总市值
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内容表
2018年7月1日当天或之后发生的任何上限测试减值不超过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。结果，截至2024年3月31日，公司总资本中增加了1.907亿美元，用于这些协议下的计算。此外，为了计算这些协议下的债务与市值比率，所有与大宗商品相关的衍生金融工具的未实现收益或亏损以及公司合并资产负债表上综合股东权益总额中包含的累计其他综合收益（亏损）中不超过1000万美元的其他衍生金融工具的未实现收益或亏损。根据协议，此类未实现亏损不会对债务与资本化比率的计算产生负面影响，此类未实现收益也不会对计算产生积极影响。截至2024年3月31日，根据协议计算，该公司的债务与资本比率为0.44。协议中规定的限制条件将允许在公司的债务与资本比率超过0.65之前，在2024年3月31日再偿还35.7亿美元的短期和/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本供应产生负面影响，并要求公司的子公司向某些交易对手出具信用证、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。

信贷协议和定期贷款协议均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还款，或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或定期贷款协议（如适用）下的任何未清款项的义务。特别是，如果 (i) 公司或其任何重要子公司在总额为4,000万美元或以上的任何其他债务的本金或利息到期时未能付款，或者 (ii) 发生的事件导致或允许总额在4000万美元或以上的任何其他债务的持有人导致此类债务在规定的到期日之前到期，则可能触发还款义务。

截至2024年3月31日和2023年9月30日，该公司的长期债务均未在接下来的十二个月期限内。

截至2024年3月31日，该公司的长期债务嵌入成本为4.69％，截至2023年3月31日为4.58％。

根据公司在2024年3月31日的现有契约契约，除了能够发行新债务以取代现有债务（如上所述，还将受信贷协议和定期贷款协议中债务与资本化比率限制的进一步限制），公司将被允许按当时的市场利率发行最多约40.2亿美元的额外无次级长期债务。据信，该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，契约契约有可能在一段时间内阻止公司发行增量的无次级长期债务，或者显著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造成的损失曾导致此类临时限制。契约契约不会阻止公司发行新的长期债务以取代现有的长期债务，也不会阻止公司发行额外的短期债务。有关大宗商品价格变动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。

公司1974年的契约是根据该契约发行的5,000万美元（占2.1％）的公司长期债务（截至2024年3月31日），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的任何债务的预定本金或利息，或 (ii) 履行任何其他此类契约或协议中的任何其他条款，以及失败原因的影响，或者不允许债务持有人导致此类契约或协议下的债务在规定的到期日之前到期，除非得到纠正或免除，否则可能会触发还款义务。

2024 年 3 月 8 日，公司董事会授权公司实施股票回购计划，根据该计划，公司可以根据适用的证券法和其他限制，在公开市场或通过私下协商交易，包括使用旨在符合美国证券交易委员会规则 10b5-1 资格的交易计划，回购总额不超过 2 亿美元的已发行普通股。尽管该计划没有固定的到期日期，但该公司的目标是在2025财年末之前完成该计划，这取决于多种因素，包括但不限于股票价格、市场状况、适用的证券法，包括美国证券交易委员会第10b-18条、公司和监管要求以及资本和流动性需求。公司董事会可以暂停，
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内容表
随时以任何理由终止、终止、修改、取消或延长股票回购计划。在截至2024年3月31日的季度中，公司执行了以500万美元的价格回购96,133股股票的交易。在截至2024年3月31日的季度中结算的股票回购由经营活动和/或短期借款提供的现金提供资金。预计该计划下的未来回购（如果有）将继续由经营活动提供的现金和/或短期借款提供资金。

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。

供应公司和帝国已经开发了一个项目，该项目将把马塞勒斯和尤蒂卡的大量潜在产量从位于克莱蒙的塞内卡西部开发区转移到帝国与奇帕瓦的TC能源管道互连以及与位于纽约东奥罗拉的TGP200线的互连处（“Northern Access项目”）。Northern Access项目将为加拿大的黎明指数市场和服务于美国东北部的TGP线路提供出口。Northern Access项目涉及修建约99英里长的管道，主要是24英寸，两个系统的压缩功率约为27,500马力。供应公司、帝国和塞内卡签署了主要托运人协议，规定该项目每天向奇帕瓦提供35万迪拉姆的公司运输交付能力，以及每天14万迪拉姆的公司运输能力，以实现与TGP的200线的新互连。2022年6月29日，FERC将公司建设该项目的期限延长至2024年12月31日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院于2024年3月29日确认了该期限。鉴于哥伦比亚特区巡回法院最近的决定，该公司正在评估该项目的后续步骤，包括各种监管机构的批准情况、5亿美元的初步成本估算以及潜在的投入使用日期。截至2024年3月31日，Northern Access项目已花费约5,500万美元，其中包括用于研究该项目的2440万美元，该项目包含在合并资产负债表的递延费用中。截至2024年3月31日，该项目剩余的3,060万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2024年3月31日的六个月中，公司没有向其符合纳税条件的非缴款固定福利退休计划（退休计划）缴纳任何款项。在2024财年的剩余时间内，公司预计其对退休计划的缴款将在零至500万美元之间。在截至2024年3月31日的六个月中，公司没有向VEBA信托基金缴纳任何用于其他退休后福利的缴款，预计在2024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，并包括与互换和场外衍生品市场相关的条款，旨在提高透明度、降低系统性风险和防止市场滥用。尽管监管机构已经通过了几项最终法规，但其他可能影响公司的规则尚未最终确定。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。尽管其中许多规则对互换交易商的运营设定了具体条件，而不是直接向公司设定了条件，但仍然有人担心，公司可能与之交易的互换交易商将通过更高的交易成本和价格或其他直接或间接成本来转嫁最终规则产生的增加成本。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的执法权限，很难预测美国商品期货交易委员会不断变化的执法重点将如何影响我们的业务。如果公司违反适用于我们的套期保值活动的任何法律或法规，则可能会受到CFTC的执法行动以及实质性处罚和制裁。该公司无法预测《多德-弗兰克法案》不断变化的适用可能会对其运营产生的影响。
 
公允价值计量和披露的权威指导要求在衡量资产和负债公允价值时，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。2024年3月31日，公司确定了与其天然气价格相关的不良风险
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互换协议、天然气无成本项圈和外币合约不会对其财务状况或经营业绩产生实质性影响。为了评估不良风险，公司考虑了已发布的任何适用抵押品、主净额结算安排等信息，并使用交易对手（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，应用了基于市场的方法。

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2023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，通常只有在通过称为 “费率案例” 的程序获得批准后才会发生变化。如下文所述，纽约分部目前有一起利率案件存档。在这两个司法管辖区，交付率都不反映购买的天然气成本的回收情况。谨慎产生的天然气成本通过执行自动调整条款收回，主要通过客户账单上单独列出的 “供应费” 收取。
 
纽约 管辖权
 
分销公司目前在纽约司法管辖区的交付费率已由纽约公安委员会在2017年4月20日发布的命令中批准，费率将于2017年5月1日生效（“2017年费率令”）。2017年利率令规定股本回报率为8.7％，并指示从2018年4月1日起实施收益分享机制。2023年10月31日，分销公司向纽约公共安全委员会提交了一份文件，要求在截至2025年9月30日的预计税率年度的年总营业收入增加约8,800万美元，拟议生效日期为2024年10月1日，其中包括纽约公共服务法（“2023年费率申报”）允许的最长停职期。除其他外，该公司还提议继续其易泄漏的管道更换计划，并实施多项举措，以促进实现CLCPA的减排目标。

2021年8月13日，纽约公共安全委员会发布了一项命令，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，该公司向纽约公共安全委员会提交了一份请愿书，要求实施系统改进追踪系统，通过该追踪系统跟踪和收回2024年9月30日之前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，该费用自2023年4月1日起生效。纽约公共安全委员会于2023年3月17日通过命令批准了该请愿书，前提是该公司不提起导致新利率在2024年10月1日之前生效的基准利率诉讼。2023年费率申报计划停止在其当前系统现代化和系统改进跟踪器下累积和征收收入，并将这些收入转移到公司新的基本交付率中。在没有多年费率计划和解的情况下，该公司要求允许其恢复类似于现有系统现代化追踪机制的跟踪机制。

宾夕法尼亚州
 
2022年10月28日，分销公司向PapUc提交了一份文件，要求将其年基准利率营业收入增加2810万美元。2023年4月13日，达成了涉及该诉讼所有活跃各方的和解，并向PaPuc提起了诉讼。除其他外，该和解协议规定分销公司的年基准利率营业收入增加2300万美元。PapuC于2023年6月15日全面批准了和解协议，未经修改或更正，新利率于2023年8月1日生效。

2024年4月10日，分销公司向PaPuc提交了一份申请，要求批准配电系统改善费（“DSIC”），以在基准费率之间收回与为修复、改善和更换公司部分天然气配送系统而建造或安装的符合条件的房产相关的资本支出。如果从2024年10月1日起，如果截至2024年7月31日的净发电厂超过约7.813亿美元，并且其季度回报率不超过批准的PapuC回报率，则公司将能够收回与2024年8月1日及之后投入使用的工厂相关的成本。DSIC的申请目前正在等待PapuC的审理。
         
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管道和存储
 
供应公司于2023年7月31日提起了NGA第4节税率诉讼，提议加息自2024年2月1日起生效。2024年3月8日，供应公司和该案的当事方原则上达成和解（“和解”），以解决利率问题。供应公司于2024年3月11日提出的实施自2024年2月1日起生效的临时和解率的动议于2024年3月12日获得FERC首席行政法法官的批准。该和解协议已于2024年3月27日向FERC提交，目前仍在等待中。“黑匣子” 和解协议规定了新的费率，并解决了诉讼中的所有问题。假设目前的合同水平，临时结算利率估计将使供应公司的年收入增加约5600万美元。《和解协议》通常规定继续维持当前的折旧率，但变化幅度很小。根据和解协议，供应公司可以随时提交费率申报以使新税率生效。同样，任何一方都可以根据NGA第5条提交申请。

帝国2019年的利率和解要求不迟于2025年5月1日提交第4条税率案件。Empire 目前没有存档的税率案例。

环境问题
 
公司受与环境保护有关的各种联邦、州和地方法律法规的约束。该公司已经制定了持续评估其运营的程序，以确定潜在的环境风险并遵守监管要求。2021年，公司为其每项业务设定了甲烷强度降低目标，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。随着环境暴露、技术和机会的变化以及监管和政策更新的发布，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受到影响。

有关公司环境暴露的进一步讨论，请参阅 “环境问题” 标题下的附注7——承诺和突发事件中的第1项。

在美国，应对气候变化和温室气体排放的立法和监管措施处于不同的讨论或实施阶段。这些努力包括州和联邦两级的立法、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规定。例如，《2022年联邦通货膨胀降低法》（IRA）立法于2022年8月16日签署成为法律。IRA包括甲烷费用，预计从2024日历年开始，该费用将适用于某些石油和天然气设施报告的年度甲烷排放量，高于规定的甲烷强度阈值。IRA的这一部分将由美国环保局管理，潜在费用将从2024日历年度的排放量报告开始。美国环保局是根据《清洁空气法》监管温室气体排放的主要联邦机构。美国环保局实施的法规规定了严格的泄漏检测和修复要求，并涉及甲烷和挥发性有机化合物排放的报告和控制，随着最近（2024年3月）的发布（2024年3月），《新的、重建的和改性来源的性能标准以及现有来源的排放指南》的定稿，这些法规继续得到进一步扩展。公司必须继续遵守所有适用的法规。此外，许多州已经采取了能源战略或计划，其目标是减少温室气体排放。宾夕法尼亚州制定了甲烷减排框架，其既定目标是减少井场、压缩机站和管道的甲烷排放。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，以降低成本和提高替代能源的可扩展性。例如，NYPSC启动了一项在公用事业运营公司层面考虑与气候相关的财务披露的程序，纽约州立法机关通过了CLCPA，该法要求到2030年将温室气体排放量从1990年的水平减少40％，到2050年将1990年的水平减少85％，其余的减排量通过控制抵消来实现。CLCPA还要求发电机到2030年使用可再生能源满足70％的需求，到2040年实现零排放发电的100％。2023 年 5 月，纽约州通过了立法，禁止在 2025 年 12 月 31 日当天或之后的新建筑物中安装化石燃料燃烧设备和建筑系统，但有某些豁免。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，具体取决于实施CLCPA的法规的颁布以及在此过程中提供的监管待遇。NYDEC与纽约州能源研究与开发局合作，也处于该州制定限额和投资计划的初期阶段，该计划预计将于2025年生效。上述举措还可能增加公司的环境合规成本
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通过提高报告要求，要求改造现有设备，要求安装新设备和/或要求购买排放限额。它们还可能推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，以及行政机构出人意料地或不一致地适用现行法律和法规，使得很难预测二十年或更长时间内的长期业务影响。

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
 
公司在本10-Q表季度报告中纳入了以下警示性声明，以使1995年《私人证券诉讼改革法》的安全港条款适用于公司或代表公司作出的任何前瞻性陈述，并充分利用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、未来事件或业绩的陈述，以及基本假设和其他非历史事实陈述的陈述。公司可能会不时发布或以其他方式提供这种性质的前瞻性陈述。所有此类后续前瞻性陈述，无论是书面还是口头陈述，无论是由公司或代表公司作出，也均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、未来事件或业绩和基本假设、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”、“预测”、“项目”、“相信”、“寻求”、“将”、“可能” 和类似表述所识别的陈述是1995年《私人证券诉讼改革法》所定义的 “前瞻性陈述”，因此涉及风险和不确定性，可能导致实际结果或结果与前瞻性陈述中表达的有重大差异。公司的期望、信念和预测是本着诚意表达的，公司认为这是合理的依据，但无法保证管理层的预期、信念或预测会产生或实现或实现。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.美国证券交易委员会对天然气储量的全额成本上限测试下的减值；
2.天然气价格的变化；
3.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；
4.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；
5.公司准确估计实现排放目标所需的时间和资源的能力；
6.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；
7.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；
8.公司主要供应商、客户和交易对手的信誉或业绩；
9.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；
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内容表
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.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；
12.信息技术中断、网络安全或数据安全漏洞的影响；
13.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，包括地质情况、租赁可用性和成本、所有权争议、天气状况、水的供应和废水的处置或回收机会、钻探作业所需的设备和服务的短缺、延误或不可用、收集、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;
14.公司完成战略交易的能力；
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；
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。

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内容表
第 4 项 控制和程序
 
评估披露控制和程序
 
“披露控制和程序” 一词在《交易法》第13a-15（e）条和第15d-15（e）条中定义。这些规则涉及公司的控制措施和其他程序，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SEC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控制和程序，旨在确保必要披露的信息得到积累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，以便及时就所需的披露做出决定。截至本报告所涉期末，包括首席执行官和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，该公司的披露控制和程序自2024年3月31日起生效。
 
财务报告内部控制的变化
 
在截至2024年3月31日的季度中，公司对财务报告的内部控制没有发生任何对公司财务报告的内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。

第二部分。其他信息
 
第 1 项。 法律诉讼
 
有关各种环境和其他事项的讨论，请参阅本报告标题为 “其他事项——环境事项” 的第一部分注释7中的第1项，以及第一部分第2项——管理与分析。
 
有关涉及NYPSC的某些费率问题的讨论，请参阅本报告第一部分第1项，附注10——监管事宜。
     
第 1A 项。 风险因素

除下文所述外，公司2023年10-K表格第1A项中的风险因素没有重大变化。下文提出的风险因素取代了2023年10-K表格中的相应风险因素，否则应与2023年10-K表格中披露的所有风险因素一起阅读。

战略风险    

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

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》，这是为签署国制定减排目标的国际努力。根据《巴黎协定》，预计签署国将每五年提交一次国家自定的捐款，以遏制温室气体排放和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自主捐款，以实现到2030年使整个经济体的温室气体净污染比2005年的水平减少百分之五十至五十二％。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，包括政府施加的限制、禁止或暂停使用和/或生产天然气、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/或搁浅资产的加速贬值。
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联邦和州立法机构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《减少通货膨胀法》签署成为法律，其中包括甲烷费用，该费用将适用于某些石油和天然气设施的年度甲烷排放量，高于规定的甲烷强度阈值，适用于向美国环保局报告的2024日历年排放量。

许多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，宾夕法尼亚州制定了天然气行业甲烷减排框架，该框架导致了许可证变更，其既定目标是减少井场、压缩机站和管道的甲烷排放。2024年3月，宾夕法尼亚州州长乔什·夏皮罗提出了《宾夕法尼亚州气候减排法》，该法案将对发电厂的排放收费，作为限额和投资计划的一部分，还提出了一项配套提案，即宾夕法尼亚州可靠能源可持续性标准，该标准将要求宾夕法尼亚州到2035年从低碳能源中获得百分之五十的电力。此外，在2019年，纽约州立法机关通过了CLCPA，该法规定了减排和电气化规定，最终可能会影响公用事业板块的客户群和业务。根据CLCPA，纽约气候行动委员会（“CAC”）批准了一项最终范围界定计划，其中包括战略性地缩小天然气系统规模和脱碳以及减少天然气和天然气用具使用的建议。最终范围规划于2022年12月19日获得批准，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转型、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。此外，范围界定计划建议在纽约实施一项限额和投资计划。2023年1月，纽约州州长指示纽约证券交易所和纽约州能源研究与开发局推进一项全经济范围的限额和投资计划，该计划设定了较低的温室气体排放上限，并投资于推动减排的计划。如果该拟议计划或类似计划生效，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、甲烷收费、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，这将影响我们的未来收益和现金流，如果这些政策的实施导致天然气需求减少，收入也可能减少。

除了CLCPA范围界定计划外，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、二氧化碳、甲烷或等效排放的碳税和/或类似费用、限制性许可、要求系统补救和/或改变运营方式的提高效率标准，以及节约能源或使用可再生能源的激励措施或规定。例如，2023年5月，纽约州通过了立法，禁止在2025年12月31日或之后的新建筑物中安装化石燃料燃烧设备和建筑系统，但有各种豁免。尽管该公司目前预计该立法不会对其财务业绩或运营产生重大影响，但未来旨在减少天然气需求或对天然气设施施加额外运营要求或限制的立法或法规如果生效，可能会影响我们未来的收益和现金流。

此外，加强节能的趋势、消费者行为的改变、来自可再生能源的竞争以及应对气候变化的技术进步可能会减少对天然气的需求，这可能会影响我们未来的收益和现金流。有关应对气候变化的环境监管相关风险的进一步讨论，请参阅 “环境问题” 标题下的项目2，MD&A。

此外，近期的低碳经济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，或者限制或限制其某些资金来源。就金融市场将气候变化和温室气体排放视为财务风险的程度而言，公司的资本成本和获得资金的机会可能会受到负面影响。

财务风险

有关勘探和生产活动的财务会计要求可能会影响公司的盈利能力。

公司按全额成本会计法核算其勘探和生产活动。公司每个季度都必须进行 “上限测试” 计算，将其对石油和天然气资产的未摊销投资水平与根据美国证券交易委员会规定的方法预计从这些房产中收回的未来净收入的现值进行比较。在确定现值时，公司使用了12个月的石油历史平均价格，
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内容表
天然气（基于当月第一天的价格并根据套期保值进行了调整）以及美国证券交易委员会规定的贴现率。如果在任何季度末，未摊销的投资金额超过预计未来现金流的净现值，则此类投资可能被视为 “减值”，全额成本权威会计和报告指导要求必须将投资减记为计算出的净现值。这种情况将要求公司确认该季度的即时支出，其收益将减少。视平均价格下跌幅度而定，这笔费用可能是巨大的。根据公司现有的契约契约，减值可能会限制公司在一段时间内发行增量长期无抵押债务的能力，从减值后的第四个日历月开始，至迟于2025年6月13日，即公司1974年契约下剩余未偿债务的到期日结束。此外，由于减值会增加留存收益，因此在所有其他条件相同的情况下，减值会降低公司的总市值，并增加公司的债务与资本化比率。因此，减值可能会影响公司维持遵守其承诺信贷额度中规定的债务资本化契约的能力。该公司最后一次确认其石油和天然气资产的非现金税前减值费用是在2020和2021财年，金额分别为4.494亿美元和7,620万美元。在截至2024年3月31日的季度中，该公司没有在上限测试中记录减值。展望未来，Henry Hub在2024年4月的第一天天然气现货价格为每百万英热单位1.56美元。鉴于4月份的价格，以及预计将在2024年6月30日和2024年9月30日的上限测试计算中使用的12个月历史平均水平中较低的天然气价格取代更高的天然气价格，该公司预计每个季度都将出现上限测试减值。
    
第 2 项。 未注册的股权证券销售和所得款项的使用
 
2024 年 1 月 2 日，公司向当时在公司董事会任职的公司非雇员董事（如果非雇员董事选择根据公司董事和高级管理人员递延薪酬计划（“DCP”）推迟收到此类股票，则向DCP受托人共发行了8,650股未注册的公司普通股，包括每位董事865股。所有这些未注册股票都是根据公司2009年非雇员董事权益薪酬计划发行的，作为截至2024年3月31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2024年1月12日向参与DCP的六名非雇员董事额外发行了654股未注册股票。根据1933年《证券法》第4（a）（2）条，这些交易作为不涉及公开发行的交易免于注册。
 
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股票的最大数量（或近似美元价值） (b)
2024 年 1 月 1 日至 31 日15,968 $49.86—6,971,019
2024 年 2 月 1 日至 29 日15,620 $47.68—6,971,019
2024 年 3 月 1 日至 31 日110,455 $51.9196,133$195,000,278
总计142,043 $51.2496,133
(a)代表（i）向公司购买的公司401（k）计划参与者账户的 “配套缴款” 普通股，（ii）股票补偿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），以及（iii）根据公司股票回购计划在公开市场上购买的公司普通股。在非通过公开宣布的股票回购计划购买的45,910股股票中，有45,578股是为公司的401（k）计划购买的，332股是由于股票薪酬奖励持有人向公司投标的股票而购买的。
(b)2024 年 3 月 8 日，公司董事会批准回购高达 2 亿美元的公司普通股。根据适用的证券法和其他限制，可以不时在公开市场上进行回购，也可以通过私下协商的交易进行回购，包括使用旨在符合美国证券交易委员会规则10b5-1资格的交易计划。回购计划没有到期日期。在批准回购计划方面，董事会终止了公司先前的回购计划，根据该计划，仍有6,971,019股股票可供购买。

第 5 项。 其他信息

在截至2024年3月31日的季度中，公司没有任何董事或高级职员（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。
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内容表

第 6 项。 展品
展览
数字		 
展品描述
10.1
信贷协议现有到期日延期的同意书，日期为2024年2月1日，公司及其贷款方以及作为行政代理人的北卡罗来纳州摩根大通银行。
•
公司及其贷款方和作为行政代理人的北美摩根大通银行之间的定期贷款协议，截至2024年2月14日（附录10.1，2024年2月14日8-K表格）。
•
国家燃气公司2010年股权补偿计划（附录10.1，2024年3月11日8-K表格）。
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）条提交的书面陈述。
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2024年3月31日和2023年3月31日的十二个月的合并收益表。
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根据S-T法规提交的交互式数据文件，格式为在线XBRL（可扩展业务报告语言）：（i）截至2024年3月31日和2023年3月31日的六个月中再投资于该业务的合并收益表，（ii）截至2024年3月31日和2023年3月31日的六个月的合并综合收益表，（iii）截至2024年3月31日和2023年9月30日的合并资产负债表，（iv）合并报表截至2024年3月31日和2023年3月31日的六个月的现金流以及（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）
•如上所示，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： 2024年5月2日

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