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美国证券交易委员会
华盛顿特区：20549
表格：10-K
| | | | | | | | |
| ☒ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节提交的年度报告 | |
| 截至本财政年度止12月31日, 2023 | |
或
| | | | | | | | |
| ☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节提交的过渡报告 |
| 从_ | |
佣金文件编号001-03551
EQT公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | |
| 宾夕法尼亚州 | | 25-0464690 |
| (注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) | | (税务局雇主身分证号码) |
| | |
自由大道625号, 1700号套房 | | |
匹兹堡, 宾夕法尼亚州 | | 15222 |
| (主要执行办公室地址) | | (邮政编码) |
(412) 553-5700
(注册人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | | 交易代码 | | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，无面值 | | EQT | | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)款登记的证券：无
用复选标记表示注册人是否为证券法规则第405条所定义的知名经验丰富的发行人。是*☒不是第一个☐。
如果注册人无需根据该法案第13条或第15（d）条提交报告，则通过勾选标记进行验证。 是的 不是 ☒
通过勾选标记确定注册人是否：（1）在过去12个月内（或在注册人被要求提交此类报告的较短期限内）提交了1934年证券交易法第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否遵守此类提交要求。 是*☒不是第一个☐。
通过勾选标记检查注册人是否已在过去12个月内（或在注册人被要求提交此类文件的较短期限内）以电子方式提交了根据S-T法规第405条（本章第232.405条）要求提交的所有交互数据文件。 是*☒不是第一个☐。
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| | | | | | | | | | | |
| 大型加速文件服务器 | ☒ | 加速文件管理器 | ☐ |
| 非加速文件服务器 | ☐ | 规模较小的报告公司 | ☐ |
| | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
通过勾选标记检查注册人是否是空壳公司（定义见《交易法》第12 b-2条）。 是的否 ☒
截至2023年6月30日，注册人非关联公司持有的普通股（无面值）总市值： $14.7十亿
截至2024年2月9日，注册人已发行的普通股（无面值）股数（千股）： 440,427
以引用方式并入的文件
EQT Corporation与其2024年年度股东大会相关的最终委托声明将在EQT Corporation截至2023年12月31日的财年结束后120天内向美国证券交易委员会提交，并通过引用纳入本年度报告的第三部分，表格10-K（其中所述）。
目录
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| | 页面 |
常用术语、缩写和测量术语表 | 3 |
风险因素摘要 | 6 |
警示声明 | 7 |
| 第I部分 |
第1项。 | 业务 | 8 |
第1A项。 | 风险因素 | 26 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 44 |
项目1C。 | 网络安全 | 44 |
第二项。 | 属性 | 45 |
第三项。 | 法律诉讼 | 45 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 45 |
| | 注册人的行政人员 | 46 |
| 第II部 |
第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 47 |
第六项。 | [已保留] | 49 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 49 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 61 |
第八项。 | 财务报表和补充数据 | 64 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 113 |
第9A项。 | 控制和程序 | 113 |
项目9B。 | 其他信息 | 114 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 114 |
| 第III部 |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 114 |
第11项。 | 高管薪酬 | 114 |
第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 115 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 116 |
第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 116 |
| 第IV部 |
第15项。 | 展品和财务报表附表 | 116 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | 122 |
签名 | 123 |
常用术语、缩写和测量术语表
除非上下文另有说明，本报告中提及的所有“EQT”、“公司”、“我们”、“我们”或“我们”是指EQT公司及其子公司，统称为.
常用术语
阿巴拉契亚盆地-美国的地区，由西弗吉尼亚州、宾夕法尼亚州、俄亥俄州、马里兰州、肯塔基州和弗吉尼亚州位于阿巴拉契亚山脉的部分组成。
基础-当指商品定价时，指一种商品的期货价格与各地区销售点对应的销售价格之间的差额。这种差额通常与产品质量、区位、运输能力可获得性和合同定价等因素有关。
英制热量单位-测量将一磅水的温度提高1华氏度所需的能量值。
衣领--有效确定标的商品价格区间的金融安排。生产者承担最低(最低)价格和最高(最高)价格之间波动的风险和利益。
连续积累-天然气和石油资源普遍存在于大片地区，边界界定不明确，通常缺乏或不受聚集层底部附近的碳氢化合物-水界面的影响。
开发井-在油气藏探明区域内钻至已知可生产的地层层位深度的井。
探井-为在以前发现的油田中发现新油田或新油藏而钻探的井，该油田以前在另一油藏中发现了石油或天然气。一般来说，探井是指不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的井。
延伸井-为扩大已知储层的界限而钻的井。
燃气--本报告中提及的“天然气”均指天然气。
毛收入-“总”天然气井和油井或“总”英亩等于我们拥有开采权益的井或英亩的总数。
对冲-使用衍生商品和利率工具，以减少对商品价格和利率波动的金融风险。
水平钻井-最终水平或接近水平的钻井，以增加穿透目标地层的井筒长度。
水平井-水平或近水平钻井以增加穿过目标地层的井筒长度的井。
天然气液体(NGL)-天然气中的碳氢化合物，通过气体加工厂的吸收、冷凝或其他方法以液体的形式从天然气中分离出来。天然气液体主要包括乙烷、丙烷、丁烷和异丁烷。
网络-“净”天然气井和油井或“净”英亩等于我们在总油井或英亩中的部分所有权作业权益的总和。
净营收利息-在实施所有第三方利益(等于100%减去油井或财产的所有特许权使用费)后，我们在油井或财产收入中保留的权益。
选择权-一种合同，赋予买方权利，但不是义务，在规定的时间内以规定的价格购买或出售规定数量的商品或其他文书。
玩-已探明的含有商业数量碳氢化合物的地质地层。
高产井-正在生产石油或天然气或能够生产的油井。
已探明储量-在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计天然气、天然气和石油的数量，从某一特定日期起，从已知的储油层和在现有的经济条件、经营方法和政府条例下，可经济地生产天然气、天然气和石油的数量，除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。
已探明已开发储量-已探明储量，可通过现有设备和作业方法通过现有油井进行开采。
已探明未开发储量(PUD)-已探明储量可以合理确定地估计，可从未钻探探明面积的新油井或需要较大支出才能完井的现有油井中回收。
可靠的技术-一组经过现场测试的一种或多种技术(包括计算方法)
已被证明在被评估的地层或类似的地层中提供了具有一致性和重复性的合理确定的结果。
水库-一种多孔、可渗透的地下地层，含有可开采的天然气和/或石油的自然积聚，被不透水的岩石或水屏障所限制，并与其他储集层分开。
服务井-为支持现有油田的生产而钻探或完成的井。服务井的具体用途包括注气、注水和盐水处理等。
地层学 试验井 - 仅为了获取结构或地层信息以帮助勘探石油和天然气而钻探的孔。
排成一排 - 当一口井完工时，生产并最初转向销售。
井场- 已清理和平整的土地区域，使钻机能够勘探和开发天然气或油井。
工作权益- 赋予所有者在财产上钻探、生产和开展运营活动并获得任何生产份额的权利的权益。
缩写
| | |
CFTC - 商品期货交易委员会 |
环境保护局- 美国环境保护局 |
ESG- 环境、社会和治理 |
FERC- 联邦能源监管委员会 |
联邦贸易委员会- 联邦贸易委员会 |
公认会计原则- 美国公认会计原则 |
美国国税局- 国税局 |
纽约商品交易所- 纽约商品交易所 |
场外交易- 柜台上 |
美国证券交易委员会- 美国证券交易委员会 |
WTI- 西德克萨斯中质原油 |
测量结果
| | |
Bbl =桶 |
Bcf =十亿立方英尺 |
Bcfe =十亿立方英尺天然气当量，其中一桶液化天然气和石油相当于6，000立方英尺天然气 |
BTU =一个英国热量单位 |
DTH =德克瑟姆或百万英热单位 |
Mbbl =千桶 |
麦克夫 =千立方英尺 |
麦克菲 =千立方英尺天然气当量，其中一桶液化天然气和石油相当于6，000立方英尺天然气 |
百万桶 =百万桶 |
MMBtu =百万英热单位 |
MMCF =百万立方英尺 |
MMcfe =百万立方英尺天然气当量，其中一桶液化天然气和石油相当于6，000立方英尺天然气 |
MMDth =百万德卡瑟姆 |
Tcfe*=10万亿立方英尺天然气当量，一桶天然气和石油相当于6000立方英尺天然气 |
风险因素摘要
我们认为，与我们的业务相关的主要风险，以及与我们的股权或债务证券投资相关的主要风险，通常属于以下类别：
•与天然气钻井、输送和加工作业相关的风险。作为一家天然气生产商以及某些输送管道和加工设施的运营商，我们的主要业务运营存在固有的风险。这些风险不一定是我们独有的，相反，我们行业的大多数运营商至少都有一些风险敞口。
•金融和市场风险。鉴于我们的主要产品和收入来源是天然气和NGL的销售，我们最重大的风险之一是大宗商品市场以及天然气和NGL的价格，这往往是不稳定的。此外，我们的业务是资本密集型的。整个市场的压力，或我们的具体财务状况--无论是由于大宗商品价格低迷、我们的对冲头寸、杠杆、信用评级、税法变化或其他原因--都可能使我们难以获得开展业务所需的资金。
•与我们的人力资本、技术和其他资源及服务提供商相关的风险。我们的业务和美国的能源电网主要是在数字系统上运行的。我们的员工依靠我们基于云的数字化工作环境来通信和访问日常运营所需的数据。虽然这些系统和基础设施使我们能够有效地向市场供应我们的天然气、NGL和石油，但它们也容易受到物理和网络安全威胁。同样，作为一家专注于数字的组织，我们寻找同时具有高度技术技能和数字素养的员工，可能很难吸引和留住符合这些标准的人员。此外，我们在阿巴拉契亚盆地运营，我们的大部分中游和供水服务由一家提供商Equitrans Midstream Corporation(Equitrans Midstream)提供，这使得我们很容易受到主要在一个主要地理区域运营并从该运营区域内的单一提供商获得大量服务相关风险的影响。
•法律和监管风险。我们在开展业务时需要遵守许多环境、能源、金融、房地产和其他法规；否则，我们可能面临罚款、处罚、调查、诉讼或其他法律程序。此外，公众对我们或天然气行业的负面看法，或消费者对天然气替代品的需求增加，可能会对我们的收益、现金流和财务状况产生不利影响。
•与战略交易相关的风险。我们历史上一直参与，并预计我们将继续探索通过战略交易创造价值的机会，无论是通过合并和收购、资产剥离、合资企业或类似的商业交易。任何战略交易都存在固有的风险，这种风险可能会对执行此类战略交易预期获得的利益、结果和协同效应产生负面影响。
我们在第1A项“风险因素”下更详细地描述了这些风险。
警示声明
这份Form 10-K年度报告包含某些前瞻性陈述，符合修订后的1934年证券交易法(交易法)第21E节和修订后的1933年证券法第27A节。与历史或当前事实没有严格关系的陈述是前瞻性的，通常通过使用“预期”、“估计”、“可能”、“将”、“将”、“可能”、“预测”、“近似”、“预期”、“项目”、“打算”、“计划”、“相信”以及其他类似含义的词语或其否定来识别。在不限制上述一般性的情况下，本年度报告中包含的10-K表格中的前瞻性陈述包括在第1项“业务”中的“战略”和“展望”部分中讨论的事项，在第7项中“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中的“趋势和不确定性”一节中讨论的事项，以及对我们的计划、战略、目标和增长以及预期的财务和经营业绩的预期，包括关于我们开发储量的战略的指导；钻井计划和方案，包括完成这些计划和方案的资金可用性；总资源潜力和钻井库存持续时间；预期产量和销售量，包括液化天然气(LNG)产量和销售额；天然气价格；基础的变化和大宗商品价格对我们业务的影响；我们资产未来的潜在减值；预计的油井成本和资本支出；基础设施计划；获得监管批准的成本、能力和时机；我们成功实施和执行我们的运营、组织、技术和ESG计划，并实现此类计划的预期结果的能力；预计的聚集和压缩率；潜在的收购或其他战略交易，其时机，以及我们从任何此类交易或最近完成的任何战略交易中获得预期的运营、财务和战略利益的能力；我们普通股、未偿还债务证券或其他债务工具的偿还、赎回或回购的金额和时间；我们偿还债务的能力和此类偿还的时间(如果有的话)；预计的股息金额和时间；预计的现金流和自由现金流及其时机；流动性和融资要求，包括资金来源和可用性；我们维持或改善我们的信用评级、杠杆水平和财务状况的能力；我们的对冲策略和预计的保证金申报义务；诉讼、政府监管和税收状况的影响；以及税法变化的预期影响。
本年度报告Form 10-K中包含的前瞻性陈述涉及风险和不确定因素，这些风险和不确定性可能会导致实际结果与预期结果大不相同。因此，投资者不应过度依赖前瞻性陈述作为对实际结果的预测。我们基于对未来事件的当前预期和假设，考虑到我们目前已知的所有信息，做出了这些前瞻性陈述。虽然我们认为这些预期和假设是合理的，但它们本身就受到重大商业、经济、竞争、监管和其他风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性很难预测，超出了我们的控制范围。这些风险和不确定性包括但不限于本10-K表格年度报告中第1A项“风险因素”中列出的风险和不确定性，以及我们不时提交给美国证券交易委员会的其他文件。
任何前瞻性陈述仅在该陈述发表之日起发表，除非法律另有要求，否则我们不打算因新信息、未来事件或其他原因而更正或更新任何前瞻性陈述。
储量工程是一个估计地下天然气、天然气和石油储量的过程，这些储量无法以准确的方式测量。任何储量估计的准确性取决于现有数据的质量、对这些数据的解释以及储量工程师所做的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果可能证明对先前估计数的修订是合理的。如果意义重大，这样的修改将改变任何进一步生产和我们的开发计划的时间表。因此，储量估计可能与最终开采的天然气、天然气和石油的数量有很大不同。
在审阅本10-K表格年度报告中引用或提交的任何协议时，请记住，包含此类协议是为了提供有关此类协议条款的信息，而不是为了提供有关我们的任何其他事实或披露信息。协议可能包含我们的陈述和保证，在任何情况下都不应被视为对事实的明确陈述，而是在这些陈述被证明是不准确的情况下，将风险分摊给此类协议的一方。陈述和保证仅供该协议的适用一方使用，并且仅在相关协议的日期或该协议中可能规定的其他一个或多个日期作出，并受较新的事态发展的影响。因此，此类陈述和保证本身不能描述我们的实际状况或我们联属公司截至作出之日或任何其他时间的事务，不应被视为事实陈述。
第I部分
第1项：商业、商业、商业
一般信息
我们是一家天然气生产公司，业务重点放在阿巴拉契亚盆地。截至2023年12月31日，我们在约210万英亩的土地上拥有27.6Tcfe的已探明天然气、NGL和石油储量，根据平均日销售量，我们是美国最大的天然气生产商。
战略
我们致力于负责任地发展我们的世界级资产基础，并成为所有利益相关者的首选运营商。通过倡导优先考虑运营效率、技术、可持续性和安全的文化，我们寻求不断改进我们生产对环境负责、可靠的低成本能源的方式。我们通过考虑我们一流的团队和文化、我们业务的ESG表现、我们大量的核心钻探地点库存和我们的投资级资产负债表来衡量可持续性。我们相信，我们种植面积的规模和毗连性使我们有别于阿巴拉契亚盆地的同行，我们的数字化勘探和生产业务增强了我们的战略优势。
我们的经营战略侧重于成功实施联合开发项目。联合开发是指同时开发多个多井板。联合开发通过最大限度地提高业务和资本效率，在储备开发过程的各个层面创造价值。在钻探阶段，钻井平台花更多的时间钻探，更少的时间过渡到新的地点。高级规划是寻求联合开发的先决条件，有助于输送散装水力压裂砂和管道输送的淡水和再生水(与卡车运输的水相反)，并提供持续满足完井供应需求和使用环境友好技术的能力。通过联合开发实现的运营效率将传递给我们的服务提供商，从而降低总体合同率。
综合发展的好处不只是经济上的好处，还包括环境和社会利益。我们已经开发了一个集成的ESG计划，与我们的联合开发驱动的运营战略相互作用。我们ESG计划的核心原则包括投资于技术和人力资本；改进数据收集、分析和报告；与利益相关者接触，以了解他们的需求和期望，并使我们的行动符合他们的需求和期望。与非联合开发作业的类似生产相比，联合开发意味着道路上的卡车更少，燃料使用量更少，噪音污染时间更短，受中游管道建设影响的区域更少，现场作业持续时间更短，所有这些都促进了对安全、环境保护和社会责任的更多关注。
我们相信，联合开发项目是实现可持续的低油井成本和更高的投资资本回报的关键。我们的业务模式旨在使我们能够产生可持续的自由现金流，相应地，我们实施了稳健的资本分配战略，旨在负责任地发展我们的资产，同时通过债务偿还、股息和战略股票回购的组合向我们的股东返还资本。我们还专注于维护投资级信用指标，这使我们能够获得更低的资本成本，并进一步提高股东回报。
我们的战略，特别是联合开发项目，需要大量的高级规划，包括建立一个大型、连续的租赁职位；提前获得监管许可和获取压裂砂和水；及时实现中游连接；以及对内部和外部刺激做出快速反应的能力。如果没有数字连接的运营模式或能够实现这种规模运营的种植面积，联合开发将是不可能的。此外，我们相信，通过精选的战略交易可以放大我们运营模式的好处，我们的战略的一部分包括通过合并和收购、资产剥离、合资企业和类似的商业交易创造价值，以及投资于旨在补充我们核心业务运营的能源过渡机会，在某些情况下，使我们的核心业务运营多样化。
我们相信，我们专有的数字工作环境，加上我们资产基础的规模和连续性，使我们处于独特的地位，可以在我们的核心土地位置执行多年的联合开发项目清单。我们的运营战略利用这种差异化来推进我们的使命，即成为所有利益相关者的首选运营商，同时帮助解决国内和全球的能源安全和负担能力问题。
2023年亮点
•通过经营活动产生了32亿美元的净现金，NYMEX的平均价格为每MMBtu 2.74美元。
•已偿还的债务本金总额为11亿美元。
•季度基本股息增加5%至每股0.1575美元(折合成年率每股0.63美元)。
•向股东支付了2.28亿美元的股息。
•回购了2亿美元的普通股，使我们的流通股数量减少了590万股。
•完成对TUG Hill和XCL Midstream的收购(在综合财务报表附注6中定义和讨论)。
•与2022年相比，总探明储量增加了2594个Bcfe，或10.4%。
•获得穆迪投资者服务公司的投资级信用评级，使我们获得所有三家信用评级机构的投资级评级。
展望
2024年，我们预计总资本支出约为21.5亿至23.5亿美元。我们预计计划的资本开支总额如下：约16.85亿至17.75亿元用于储备发展，约2.2亿至2.5亿元用于中游和其他基础设施，约1.25亿至1.9亿元用于土地和租赁收购，约7,000万至8,000万元用于资本化间接费用，约5,000万至5,500万元用于资本化利息和其他项目。计划资本支出总额包括约2亿至3亿美元用于战略增长项目，其中约7,000万至9,000万美元用于保护区开发中的水利基础设施，约5,000万至7,000万美元用于中游和其他基础设施中的增长项目，约8,000万至1.4亿美元用于土地和租赁收购中的填充式租赁和矿产购买。2024年，我们预计我们的销售量将在2200到2300 Bcfe之间。
我们致力于维持投资级信用指标，我们的目标是根据大宗商品市场的整体表现，将我们的绝对债务减少到35亿美元。我们的资本分配计划专注于维持产量，同时也向股东返还资本，包括通过我们的季度现金股息和股票回购计划，根据该计划，我们被授权以高达20亿美元的总购买价回购我们已发行普通股的股票，不包括费用、佣金和费用。此外，我们调整了我们的对冲策略，我们相信这将缓解未来天然气和天然气价格波动的风险，从而使我们能够执行我们的资本支出、债务偿还和股东回报战略。
我们的收入、收益和流动性在很大程度上取决于我们收到的价格，以及我们开发天然气、天然气和石油储量的能力。由于大宗商品价格的波动性，我们无法预测我们最终销售点的天然气、天然气和石油市场价格未来的潜在变动，因此无法预测价格对我们运营的最终影响。天然气、天然气和石油价格的变化可能会影响我们的发展计划，这将增加或减少我们的发展步伐和储备水平，以及我们的收入、收益或流动性。较低的价格和我们开发计划的变化也可能导致我们的石油和天然气资产的账面价值发生非现金减值，或者下调我们估计的已探明储量。任何此类减值或下调我们的估计储备，都可能对我们造成重大影响。
请参阅项目7“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”和综合财务报表附注1中的“关键会计估计”，以讨论我们与天然气、NGL和石油生产活动的会计以及我们的石油和天然气资产减值相关的重要会计政策和假设。另见项目1A，“风险因素--天然气、天然气和石油价格下跌，以及我们发展战略的变化，已导致我们的某些资产减值。未来大宗商品价格的下降、经营成本的增加或油井业绩的不利变化，或我们发展战略的进一步变化，可能导致我们资产的账面价值进一步减记，包括长期无形资产，这可能对我们未来的经营业绩产生重大不利影响。”
细分市场和地理信息
我们的业务由一个可报告的部门组成。我们有一个单一的全公司管理团队，将所有物业作为一个整体进行管理，而不是按独立的运营部门进行管理。我们把财务业绩作为单个企业来衡量，而不是按地区来衡量。我们几乎所有的资产和业务都位于阿巴拉契亚盆地。
储量
下表汇总了我们已探明和未开发的天然气、天然气液化天然气和石油储量，使用了前12个月每月1日的平均收盘价，并按产品分类。基本上，我们所有的储备都是持续积累的。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 |
| | 天然气 | | NGL与石油 | | 总计(A) |
| | | | | |
| (Bcf) | | （MMBBL） | | (Bcfe) |
| 已探明已开发储量 | 18,186 | | | 229 | | | 19,558 | |
| 已探明未开发储量 | 7,609 | | | 72 | | | 8,039 | |
| 总探明储量 | 25,795 | | | 301 | | | 27,597 | |
(a)马塞勒斯页岩占我们已开发总储量的91%、已开发总储量的98%和已开发总储量的93%。
下表使用过去十二个月的每月第一天平均收盘价并按州细分，总结了我们已证实的已开发和未开发储量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 |
| 宾夕法尼亚州 | | 西弗吉尼亚州 | | 俄亥俄州 | | | | 总计 |
| | | | | | | | | |
| (Bcfe) |
| 已探明已开发生产储量 | 12,855 | | | 5,312 | | | 552 | | | | | 18,719 | |
| 已证明已开发非生产储量 | 601 | | | 234 | | | 4 | | | | | 839 | |
| 已探明未开发储量 | 4,160 | | | 3,864 | | | 15 | | | | | 8,039 | |
| 总探明储量 | 17,616 | | | 9,410 | | | 571 | | | | | 27,597 | |
| | | | | | | | | |
| 总已证明未开发钻探地点 | 222 | | | 191 | | | 4 | | | | | 417 | |
| 净证实未开发钻探地点 | 174 | | | 172 | | | 1 | | | | | 347 | |
由于扩建、发现和其他增加了3，412 Bcfe以及从Tug Hill和XcL中游收购中收购2，600 Bcfe，我们2023年的总储量与2022年相比增加了2，594 Bcfe，部分被2，016 Bcfe的产量和对之前估计的1，402 Bcfe的修订所抵消。
与2022年相比，我们2023年已探明的未开发储量增加了550个Bcfe，或7.3%。下表提供了我们已探明的未开发储量的前滚。
| | | | | |
| 已探明未开发储量 |
| |
| (Bcfe) |
| 2023年1月1日的余额 | 7,489 | |
| 转换为已探明的已开发储量 | (2,561) | |
| 原地储备的收购 | 840 | |
| 修订以前的估计数(A) | (832) | |
| 扩展、发现和其他增加(B) | 3,103 | |
| 2023年12月31日的余额 | 8,039 | |
(a)包括(I)与已探明的未开发地点有关的755个Bcfe的负修订，而我们预期该等地点在初始预订后五年内由于开发时间表的改变而不再开发为已探明储量，(Ii)主要由于类型曲线修订及商品价格变动而导致的367个Bcfe的负修订，部分被(Iii)因所有权权益变化而积极修订的290个Bcfe所抵销。
(b)其中包括(I)1,670 Bcfe已探明未开发新增项目，该新增项目与先前未探明但因2023年储量开发扩大了已探明地点的数目有关，但已探明的未开发项目已增加至我们的五年钻探计划，(Ii)已探明未开发物业已探明未开发项目的已探明未开发项目新增项目1,341 Bcfe，这些项目因已探明未开发项目被加入我们的五年发展计划而重新分类，及(Iii)已探明未开发储量的横向延伸所带来的92项Bcfe的积极修订。
截至2023年12月31日，我们有零口探明未开发储量的油井，自预订时起五年以上仍未开发。
下表提供了来自已探明储量的估计未来净现金流量(不包括未平仓衍生合约)、按10%(PV-10)贴现的这些净现金流量的现值以及过去三年用于预测净现金流量的价格。我们的储量估计不包括任何可能或可能的储量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| (除非另有说明，否则以百万计) |
| 未来净现金流量 | $ | 19,031 | | | $ | 87,612 | | | $ | 36,567 | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | 9,262 | | | 40,065 | | | 17,281 | |
| PV-10(A) | 11,520 | | | 51,512 | | | 21,496 | |
| 价格，包括区域调整： | | | | | |
| 天然气价格(美元/mcf) | $ | 1.700 | | | $ | 5.543 | | | $ | 2.694 | |
| NGL价格(美元/桶) | 28.44 | | | 38.66 | | | 29.95 | |
| 油价(美元/桶) | 63.86 | | | 76.83 | | | 51.57 | |
(a)PV-10是一项非公认会计准则的财务指标。PV-10源自未来净现金流量贴现的标准化计量(标准化计量)，这是使用公认会计准则计算的最直接可比的财务计量。PV-10与标准衡量标准不同，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。我们相信，PV-10的公布对投资者是相关和有用的，因为它展示了公司持有的已探明储量的贴现未来现金流量净额，而不考虑此类实体的具体所得税特征，并且是评估我们的石油和天然气资产的相对货币意义的有用指标。投资者可以利用PV-10作为基础，将我们已探明储量的相对规模和价值与其他公司进行比较。PV-10不应被视为根据公认会计原则确定的标准衡量标准的替代品，或比其更有意义。PV-10和标准化措施都不代表对我们石油和天然气资产的公平市场价值的估计。关于标准化措施与PV-10的对账，见下文。
未来净现金流是指出售已探明储量的预计收入，扣除生产和开发成本(包括运输和收集费用、运营费用和生产税)和估计所得税后的净额。收入是基于每月第一天定价的12个月未加权平均值，没有升级。未来现金流减去估计生产成本、行政成本、开发及生产已探明储量的成本及废弃成本，所有这些均基于每年年底的当前经济状况。不能保证已探明的储量将在未来生产，也不能保证价格、生产或开发成本保持不变。在估计储量和相关信息时，存在许多固有的不确定性。见综合财务报表附注14，以进一步讨论储量估计的编制及逐年变动，以及天然气及石油储备估计未来现金流量估计的标准化计量的计算。
下表提供了标准化措施与PV-10的对账。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| (百万) |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 9,262 | | | $ | 40,065 | | | $ | 17,281 | |
| 未来净收入的估计贴现所得税 | 2,258 | | | 11,447 | | | 4,215 | |
| PV-10 | $ | 11,520 | | | $ | 51,512 | | | $ | 21,496 | |
如果计算标准化措施时使用的价格反映的是截至2023年12月29日的五年条带定价，并在此后保持不变，则使用(I)NYMEX五年条带，使用德克萨斯东部输电公司M-2、横贯大陆天然气管道、Leidy Line和田纳西天然气管道公司，4-300段天然气，以及(Ii)NYMEX WTI五年期石油条带，根据与标准化措施中使用的区域差异进行调整，并保持所有其他假设不变，我们的探明储量的总探明储量将为28,042 Bcfe，我们已探明储量的税后标准化测量将为181.76亿美元。贴现后的未来税前净现金流将为229.03亿美元，按产量计算，在物业剩余寿命内加权的平均实现产品价格将为每桶石油49.71美元，每桶天然气23.08美元和每立方米天然气2.846美元。
纽约商品交易所已探明储量的露天价格及相关指标旨在说明储量对市场对大宗商品价格预期的敏感性，不应与美国证券交易委员会已探明储量的定价混淆，也不应遵守美国证券交易委员会的定价假设。我们认为，使用NYMEX远期条带价格展示储量和相关指标为投资者提供了有关我们储量的更多有用信息，因为远期价格是基于市场对截至某个日期的石油和天然气价格的前瞻性预期。我们未来能够以何种价格出售我们的产品，是我们储量可能的经济生产能力的主要决定因素。我们根据期货价格对一定数量的未来产量进行对冲。此外，我们使用这些基于市场的前瞻性数据来制定我们的钻井计划，评估我们的资本支出需求，并预测未来的现金流。虽然NYMEX的露天价格代表了对未来定价的普遍估计，但此类价格只是一个估计，不一定是对未来石油和天然气价格的准确预测。未来的实际价格可能与纽约商品交易所的价格有很大不同；因此，实际产生的收入和价值可能比披露的金额多或少。投资者在考虑我们的外汇储备时，应谨慎考虑远期价格作为美国证券交易委员会定价的补充，而不是替代。
根据我们已探明的未开发可能储量和可能储量的组合，我们估计我们有大约4,000个总位置的未开发钻探库存。以我们目前的钻井速度，这些地点提供了超过300年的钻井库存，基于未开发的总英亩，平均预期横向长度为12,000英尺，井间距为1,000英尺。我们相信，我们的联合发展战略，加上我们位于主要核心资产基础上的未开发库存，将带来可持续的自由现金流产生和更高的投资资本回报。
截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度，每个麦克菲的租赁运营费用分别为0.08美元、0.08美元和0.07美元。
属性
本公司大部分土地均以租赁方式持有，或以永久地役权或取得的其他权利占用，而大部分土地所有权并无担保。我们总占地面积的大约36%是开发的。我们保留了大部分土地的深层钻探权。
下表总结了我们按州分类的种植面积。
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| 2023年12月31日 |
| 宾夕法尼亚州 | | 西弗吉尼亚州 | | 俄亥俄州 | | | | 总计 |
| | | | | | | | | |
| 总生产面积 | 499,183 | | | 218,837 | | | 53,164 | | | | | 771,184 | |
| 未开发总面积 | 854,790 | | | 405,166 | | | 112,774 | | | | | 1,372,730 | |
| 总种植面积 | 1,353,973 | | | 624,003 | | | 165,938 | | | | | 2,143,914 | |
| | | | | | | | | |
| 总净生产面积 | 441,971 | | | 216,255 | | | 44,798 | | | | | 703,024 | |
| 净未开发面积总数 | 789,925 | | | 396,179 | | | 102,146 | | | | | 1,288,250 | |
| 总净种植面积 | 1,231,896 | | | 612,434 | | | 146,944 | | | | | 1,991,274 | |
| | | | | | | | | |
| 已开发储量平均净收益利息（a） | 60.1 | % | | 79.4 | % | | 41.2 | % | | | | 63.6 | % |
(a)截至2023年12月31日，宾夕法尼亚州西南部已证实已开发储量的平均净收入利息为80.3%，宾夕法尼亚州东北部为31.2%。
我们在目标开发地区制定了积极的租赁更新计划。如果生产未建立或我们不延长或续签到期租赁的期限，截至2023年12月31日，我们净未开发面积中的35，844、22，097和30，206片将分别于截至2024年12月31日、2025年和2026年12月31日的年度到期。
下表总结了我们按各州划分的天然气、液化天然气和石油的生产和销量。
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| 宾夕法尼亚州 | | 西弗吉尼亚州 | | 俄亥俄州 | | 总计 |
| | | | | | | |
| (MMcfe) |
| | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 | 1,496,197 | | | 435,898 | | | 84,178 | | | 2,016,273 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | 1,493,568 | | | 323,113 | | | 123,362 | | | 1,940,043 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | 1,422,294 | | | 271,747 | | | 163,776 | | | 1,857,817 | |
生产井
下表总结了我们的生产和生产中天然气田。截至2023年12月31日，我们没有生产油井或生产中油井。
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| 2023年12月31日 |
| 宾夕法尼亚州 | | 西弗吉尼亚州 | | 俄亥俄州 | | | | 总计 |
| | | | | | | | | |
| 生产井： | | | | | | | | | |
| 总生产井数（a） | 3,810 | | | 1,091 | | | 298 | | | | | 5,199 | |
| 净生产井总数 | 2,845 | | | 1,032 | | | 143 | | | | | 4,020 | |
| 过程中井： | | | | | | | | | |
| 总在建井 | 165 | | | 149 | | | 10 | | | | | 324 | |
| 净在过程中井总数 | 126 | | | 140 | | | 3 | | | | | 269 | |
(a)在我们的总生产井中，宾夕法尼亚州有605口常规井，西弗吉尼亚州有16口常规井。我们俄亥俄州没有普通井。
钻探活动
下表总结了我们已完成的净生产开发井。截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，我们没有钻探任何净干开发井、净生产勘探井或净干勘探井。
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| 宾夕法尼亚州 | | 西弗吉尼亚州 | | 俄亥俄州 | | 总计 |
| 截至2023年12月31日的年度 | 91 | | | 47 | | | 2 | | | 140 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | 55 | | | 26 | | | 2 | | | 83 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | 60 | | | 17 | | | 5 | | | 82 | |
下表汇总了我们在2023年开始钻井作业(SPUD)的总井数和净井数。
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| 宾夕法尼亚州 | | 西弗吉尼亚州 | | 俄亥俄州 | | 总计 |
| 总井泥浆 | 99 | | | 30 | | | 19 | | | 148 | |
| 净井固井 | 46 | | | 20 | | | 3 | | | 69 | |
市场和客户
天然气销售。天然气是一种大宗商品，因此，我们生产的天然气通常会得到基于市场的定价。阿巴拉契亚盆地天然气的市场价格通常低于路易斯安那州NYMEX Henry Hub(NYMEX天然气期货的定价地点)，这是由于美国东北部天然气供应增加，以及将供应输送到其他地区的管道能力有限。为了保护我们的现金流不受大宗商品价格变化风险的过度影响，我们对我们预测的天然气产量的一部分进行了对冲，大部分是NYMEX天然气价格。我们还通过衍生工具来对冲基差。有关我们的套期保值策略和衍生工具的资料，请参阅第7项“管理层对财务状况及经营结果的讨论及分析”中的“商品风险管理”、第7A项“有关市场风险的定量及定性披露”及综合财务报表附注3。
NGL销售量。我们主要销售从天然气生产中回收的NGL。我们与MarkWest Energy Partners，L.P.，Williams Ohio Valley Midstream LLC和Blue racer Midstream签订合同，加工我们的天然气，并从我们生产的天然气中提取更重的碳氢化合物流(主要由乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然气汽油组成)。我们销售我们的大部分NGL。
平均售价。下表列出了我们每单位天然气、天然气和石油的平均销售价格，包括现金结算衍生品的影响和不受现金结算衍生品影响的情况。
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| | 截至2011年12月31日的几年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 天然气(美元/mcf)： | | | | | |
| 平均销售价格，不包括现金结算的衍生品 | $ | 2.37 | | | $ | 6.22 | | | $ | 3.54 | |
| 平均销售价格，包括现金结算的衍生产品 | 2.68 | | | 3.00 | | | 2.38 | |
| NGL，不包括乙烷(美元/桶)： | | | | | |
| 平均销售价格，不包括现金结算的衍生品 | $ | 36.39 | | | $ | 53.26 | | | $ | 44.50 | |
| 平均销售价格，包括现金结算的衍生产品 | 35.12 | | | 49.35 | | | 32.18 | |
| 乙烷(美元/桶)： | | | | | |
| 平均售价 | $ | 6.00 | | | $ | 14.20 | | | $ | 8.85 | |
| 石油(美元/桶)： | | | | | |
| 平均售价 | $ | 59.93 | | | $ | 77.06 | | | $ | 56.82 | |
| 天然气、天然气和石油(美元/麦克菲)： | | | | | |
| 平均销售价格，不包括现金结算的衍生品 | $ | 2.50 | | | $ | 6.24 | | | $ | 3.66 | |
| 平均销售价格，包括现金结算的衍生产品 | 2.79 | | | 3.17 | | | 2.50 | |
有关定价的其他信息，请参阅项目7“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”中的“已实现平均价格调节”。
天然气营销。EQT Energy，LLC是我们的间接全资营销子公司，主要为我们的利益提供营销服务和合同管道能力管理服务。EQT Energy，LLC还从事风险管理和对冲活动，以限制我们对市场价格变化的敞口。
客户 我们向位于阿巴拉契亚盆地以及通过我们的运输产品组合进入的市场的营销人员、公用事业公司和工业客户销售天然气和NGL，特别是在预期未来需求增长的地方，如墨西哥湾沿岸、中西部、美国东北部和加拿大。截至2023年12月31日，我们约42%的销售量进入阿巴拉契亚以外的市场。我们不依赖于任何一个客户，并相信失去任何一个客户都不会对我们销售天然气、NGL和石油的能力产生不利影响。
我们拥有每天约3.6bcf的坚固管道外卖能力和0.9bcf的坚固处理能力。此外，我们承诺，一旦投入使用，山谷管道的初始日产量为1.29 Bcf。这些确定的运输和加工协议可能需要最低数量的交付承诺，我们预计主要通过现有储量的生产来履行。
我们已经签约同意向不同的客户提供固定数量的天然气和天然气液化天然气，我们预计将利用现有储量的产量来实现这一目标。我们定期监测我们已探明的已开发储量，以确保有足够的可用储量来履行未来一至三年的承诺。下表汇总了我们截至2023年12月31日的总承诺。
| | | | | | | | | | | |
| 天然气 | | NGL |
| | | |
| (Bcf) | | (Mbbl) |
| 截至12月31日止的年度， | | | |
| 2024 | 1,348 | | | 9,150 | |
| 2025 | 447 | | | 5,475 | |
| 2026 | 371 | | | 4,250 | |
| 2027 | 337 | | | 3,650 | |
| 2028 | 315 | | | 3,660 | |
| 此后 | 1,840 | | | 31,030 | |
在2023年第四季度，我们签订了两份确定的销售协议，根据协议，我们同意从2027年开始，在长达十年的时间内，使用我们的山谷管道能力，每天向双方交付和销售总计1.2bcf的天然气。确定的销售协议受到与山谷管道和Transco东南供应增强的启用日期相关的目前未满足的条件的约束；因此，它们的影响已被排除在上表总承诺额的时间表中。
季节性
一般来说，天然气需求在夏季减少，在冬季增加。温和的冬季或夏季等季节性异常也可能影响需求。
竞争
其他天然气生产商在收购资产、寻找和开发储量、生产和销售天然气和天然气以及确保开展业务所需的服务、劳动力、设备和运输方面与我们展开竞争。我们的竞争对手包括独立的石油和天然气公司、大型石油和天然气公司、个体生产商、运营商和营销公司，以及生产我们生产的商品的替代品的其他能源公司。
监管
我们的运营规则。我们的勘探和生产业务受各种联邦、州和当地法律和法规的约束，包括与下列各项相关的法规：油井的位置；钻井、建井、油井模拟、水力压裂和套管设计；用于油井生产的取水和采购；油井生产；防止泄漏计划；石油和天然气作业附带的流体和材料的使用、运输、储存和处置；油井或其他设施所在财产的地面使用和回收；油井的封堵和废弃；特许权使用费和税款的计算、报告和支付；以及在某些情况下的生产收集。这些规定，以及在获得相关授权方面的任何延误，可能会影响开发我国天然气资源的成本和时机。
我们的作业还须遵守保护和相关权利条例，包括以下规定：规定钻井和间隔单位或现场规则单位的大小；倒退；可在一个单位内或在其他井附近钻探的井的数量；在煤矿作业和某些其他结构附近的钻探；以及天然气性质的单位化或汇集。俄亥俄州允许法定的土地合并或统一，以促进开发和勘探。在宾夕法尼亚州，租约整合立法授权联合开发现有的毗连租约。西弗吉尼亚州允许拟议水平井的运营商在拟议的水平井单元中75%的矿产权益所有者和55%的工作权益所有者同意开发的情况下，开发未经同意、下落不明和不明身份的所有者的面积。此外，国家保护和石油和天然气法律一般限制天然气的排放或燃烧。各州还实施了某些监管要求，要求在我们剥离油井的情况下将油井转让给第三方或停止运营。
我们也有用于我们自己生产的天然气和NGL的收集和加工业务，受各种联邦和州环境法律和地方分区条例的约束，包括以下规定：压缩机站和脱水装置的空气许可要求和其他许可要求；压缩机站和管道建设项目的侵蚀和沉积物控制要求；压缩机站的废物管理要求和防止泄漏计划；空气许可和废物管理实践的各种记录和报告要求；遵守安全法规，包括交通部管道和危险材料安全管理局的法规；以及压缩机站的选址和噪音法规。这些规定可能会增加现有管道和压缩机站的运营成本，并增加开发新的或扩建的管道和压缩机站的成本和时间。
我们使用金融衍生工具来对冲天然气、NGL和石油价格波动对我们的运营结果和现金流的影响。2010年，国会通过了全面的金融改革立法，建立了对场外衍生品市场和参与该市场的实体(如我们)的联邦监督和监管。这项立法被称为《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》(《多德-弗兰克法案》)，要求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这项立法的规则和法规。除其他事项外，《多德-弗兰克法案》规定了保证金要求，并要求某些类别的掉期交易的清算和交易执行做法，并可能导致某些市场参与者需要削减或改变其衍生品活动。《多德-弗兰克法案》还创造了新的受监管市场参与者类别，如“掉期交易商”(SDS)和“基于证券的掉期交易商”(SBSD)，它们受到大量新资本、注册、记录保存、报告、披露、商业行为和其他监管要求的约束，其中许多要求已经实施。这一监管框架大大增加了衍生品终端用户(如我们自己)进行衍生品交易的成本。特别是，新的保证金要求和资本收费，即使不直接适用于我们，也提高了我们交易的衍生品的定价。
新的交易所交易保证金规定、交易报告要求和持仓限制可能会导致我们的衍生品交易的流动性发生变化或定价更高。尽管如此，我们的套期保值活动不受强制清算或与强制清算相关的保证金要求的约束，尽管我们受到与多德-弗兰克法案相关的某些记录保存和报告义务的约束。此外，我们的未清算掉期不受监管保证金要求的约束。最后，我们相信，根据适用的联邦和交易所授权的头寸限制规则，我们的大部分(如果不是全部)对冲活动构成了真正的对冲，不会受到此类规则下的限制的实质性影响。
除了与衍生品相关的美国法律法规外，某些非美国监管机构已经通过或提议，或可能在未来提出类似于《多德-弗兰克法案》规定的立法。例如，欧盟立法对某些大宗商品交易规定了头寸限制，《欧洲市场基础设施条例》(EMIR)要求报告衍生品和各种风险缓解技术，适用于受EMIR约束的各方签订的衍生品。全球各地都在制定其他类似的法规，它们可能会增加我们的经营成本，即使这些法规对我们没有直接约束力。
监管机构定期审查或审计我们对适用监管要求的合规性。我们预计，遵守管理我们目前业务的现有法律和法规不会对我们的资本支出、收益或竞争地位产生实质性的不利影响。国会、各州、监管机构和法院会定期考虑影响石油和天然气行业的其他提案。我们无法预测任何此类建议何时或是否会生效，也无法预测这些建议对我们可能产生的影响。
以下是一些现行法律、规则和法规的摘要，我们的业务运营受到这些法律、规则和法规的约束。
天然气销售和运输。运输的可获得性、条件和成本对石油和天然气的销售有很大影响。州际运输和转售石油和天然气受联邦监管，包括监管州际运输、储存和各种其他事项的条款、条件和费率，主要由FERC监管。联邦和州的法规管理着石油和天然气管道运输的价格和条款。FERC对州际石油和天然气运输的规定在某些情况下也可能影响石油和天然气的州内运输。
从历史上看，联邦立法和监管控制影响了我们生产的天然气的价格和我们销售产品的方式。根据1938年《天然气法》(NGA)和1978年《天然气政策法》，FERC对天然气公司在州际商业中运输和转售天然气拥有管辖权。自1978年以来颁布的各种联邦法律已经取消了对首次销售的国内天然气销售的所有价格和非价格控制，其中包括我们自己生产的所有销售。根据2005年的《能源政策法》，FERC拥有实质性的执行权，可以禁止操纵天然气市场并执行其规则和命令，包括有权对每一次违规行为评估每天超过150万美元的巨额民事罚款，并返还与任何违规行为相关的利润。虽然我们的生产活动没有受到FERC作为NGA下的天然气公司的监管，但我们必须报告在此类交易使用、有助于或可能有助于形成价格指数的范围内以批发方式购买或销售的天然气的总量。此外，国会可能会制定立法，或者FERC可能会通过一些法规，可能会对我们某些原本不属于FERC的司法设施进行进一步的监管。如果未来不遵守这些规定，我们可能会受到民事处罚。
CFTC还有权监督实物、期货和其他衍生品能源大宗商品市场的某些领域，包括天然气、NGL和石油。对于天然气和其他能源商品的实物买卖，以及我们进行的任何相关对冲活动，我们必须遵守CFTC执行的反市场操纵和破坏性交易行为法律和相关法规。CFTC还拥有相当大的执法权，包括评估民事处罚的能力。
FERC还监管州际天然气运输费率和服务条件，并确定我们可以使用州际天然气管道能力的条款，这会影响我们生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售和释放天然气管道能力中获得的收入。从1985年开始，FERC颁布了一系列命令、法规和规则制定，极大地促进了天然气运输和营销业务的竞争。今天，州际管道公司被要求向生产商、营销者和其他托运人提供非过度歧视的运输服务，无论这些托运人是否隶属于州际管道公司。FERC的举措促进了天然气采购和销售市场的竞争和开放，允许所有天然气购买者直接从管道以外的第三方卖家那里购买天然气。然而，天然气行业历来受到非常严格的监管；因此，我们不能保证FERC和国会目前奉行的不那么严格的监管方法将无限期地持续到未来，我们也无法确定未来的监管变化可能会对我们的天然气相关活动产生什么影响。
根据联邦能源监管委员会的现行监管制度，运输服务必须在开放、非歧视性的基础上以基于成本的费率或协商费率提供，这两种费率都有待联邦能源监管委员会的批准。FERC还允许有管辖权的天然气管道公司在有争议的运输市场竞争充分的情况下收取基于市场的费率。收集服务发生在FERC-辖区传输服务的上游，由各州在岸上和州水域进行管理。NGA第1(B)条豁免天然气收集设施受FERC根据NGA作为天然气公司的规管。尽管FERC规定了确定设施是执行非管辖权收集功能还是执行管辖权传输功能的一般测试，但FERC对设施分类的确定是在个案的基础上进行的。如果FERC发布命令，将某些管辖范围内的传输设施重新归类为非管辖范围的收集设施，并且根据该决定的范围，我们将天然气运输到销售点地点的成本可能会增加。我们认为，收集我们天然气的第三方天然气管道符合FERC用来确立管道采集者地位的传统测试，不受天然气公司的监管。然而，FERC监管的运输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别可能会受到潜在的诉讼，这些收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会未来的裁决而改变。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种职业安全、环境要求，在某些情况下，还包括非歧视性的取气要求。尽管这样的规定还没有得到国家机构的普遍肯定，但天然气收集在未来可能会受到更严格的监管审查。
石油和天然气液化石油气价格控制和运输费率。石油和天然气的销售价格目前不受监管，按市场价格制定。然而，我们的这些商品的销售受到联邦贸易委员会发布的法律和法规的约束，禁止石油批发市场的操纵或欺诈行为。根据这些规定，联邦贸易委员会拥有相当大的执法权，包括有能力评估每次违规行为每天近150万美元的民事罚款。如上所述，我们对这些商品的销售以及任何相关的套期保值活动也受到CFTC监督和执法机构的监管。
我们从销售我们生产的石油和NGL中获得的价格可能会受到将这些产品运往市场的成本的影响。我们的一些石油和NGL运输是通过FERC监管的州际公共运输管道。自1995年1月1日起，联邦能源管制委员会实施的条例普遍扩大了以前批准的所有州际运输费率，并为这些费率建立了一个指数制度，根据这些制度每年根据通货膨胀率进行调整，但须受某些条件和限制的限制。FERC对石油和NGL运输费率的监管可能会增加通过州际管道运输石油和NGL的成本，尽管每年的调整可能会导致特定年份的费率下降。每五年，FERC必须审查适用指数的年度变化与输油管道行业经历的实际成本变化之间的关系。FERC 2021年至2026年的五年指数水平于2021年7月1日生效。2022年1月，FERC发布了一项命令，要求重新审理，降低指数水平，并指示输油管道重新计算2021年7月1日至2022年6月30日的上限水平，以确保符合新的指数水平。
环境、健康和安全法规。我们的业务运营还受到许多严格的联邦、州和地方环境、健康和安全法律法规的约束，这些法律和法规涉及以下方面：向环境释放、排放或排放材料；产生、储存、运输、搬运和处置某些材料，包括固体和危险废物；员工和公众的安全；污染；场地补救；以及保存或保护人类健康和安全、自然资源、野生动物和环境。除其他外，我们在规划、设计、建造、操作、封堵和废弃油井和相关设施时，必须考虑到环境、健康和安全条例。违反这些法律可能会导致重大的行政、民事和刑事处罚。这些法律和法规可能要求我们在钻探、建造管道或其他受管制的活动开始之前获得许可；限制与我们的作业有关的各种物质的类型、数量和浓度；管理钻探和完井过程中用水的来源和处置；限制或禁止在某些地区和某些荒野、湿地和其他保护区或具有濒危或受威胁物种限制的地区进行钻探活动或管道建设；要求采取某种形式的补救行动来防止、补救或减轻作业造成的污染，例如封堵废弃的油井或关闭土坑；制定关于工人保护的具体健康和安全标准；并对运营或未遵守适用法律法规造成的污染追究重大责任。此外，这些法律法规可能会限制我们的生产速度。
此外，趋势是对可能影响环境的活动进行更严格的监管。国会、联邦机构、各州、地方政府和法院定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何这样的提议何时或是否会生效。因此，我们无法预测合规的未来成本或影响。行业的监管负担增加了做生意的成本，影响了盈利能力。然而，我们已经建立了程序，用于对我们的运营进行持续评估，以确定潜在的环境暴露并跟踪监管政策和程序的遵守情况。
以下是经不时修订的更重要的环境和职业健康安全法律和法规的摘要，我们的业务运营必须遵守这些法规，遵守这些法规可能会对我们的财务状况、收益或现金流产生重大不利影响。
危险物质和废物处理。《全面环境反应、赔偿和责任法》(CERCLA)，也被称为“超级基金”法，以及类似的州法律，对某些类别的人施加责任，而不考虑过错或原始行为的合法性，这些人被认为是造成“危险物质”排放到环境中的元凶。这些人包括处置地点或发生泄漏的地点的现任和过去的所有者或经营者，以及在发生泄漏的地点处置或安排处置危险物质的公司。根据《环境与环境保护法》，这些人可能要对已排放到环境中的有害物质的清理费用和对自然资源的损害承担连带严格的责任，而且邻近的土地所有者和其他第三方就据称排放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损害提出索赔的情况并不少见。此外，尽管CERCLA第101(14)条“石油除外”，目前包括石油和天然气，但我们在运营过程中产生的材料可能根据其特性被作为危险物质进行监管；然而，我们不知道根据CERCLA我们可能要对其承担任何责任的任何责任。
《资源保护和回收法》(RCRA)和类似的州法律对无害和危险固体废物的产生、处理、储存、处理和处置制定了详细的要求。RCRA明确将与石油、天然气或地热能的勘探、开发或生产相关的钻井液、产出水和其他废物排除在法规之外，作为危险废物。然而，这些废物可能由环保局或州机构根据RCRA不那么严格的无害固体废物条款进行管理，或者根据州法律或其他联邦法律进行管理。此外，这些特殊的石油和天然气勘探、开发和生产废物目前被归类为无害固体废物，未来也有可能被归类为危险废物。州或联邦计划的任何变化都可能导致我们管理和处置废物的成本增加，这可能会对我们的运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
我们目前拥有、租赁或运营多年来一直用于石油和天然气勘探和生产活动的许多资产。尽管我们认为我们使用了当时行业标准的运营和废物处理做法，但危险物质、废物或石油碳氢化合物可能已被释放到我们拥有或租赁的物业上、下或从我们拥有或租赁的物业上、下或从其他地点释放，包括场外地点，这些物质可能已被回收或处置。此外，我们的一些物业由第三方或以前的业主或运营商运营，他们对危险物质、废物或石油碳氢化合物的处理和处置不在我们的控制之下。我们只能直接控制我们作为或已经作为操作员操作的那些油井的运行。以前的所有者或经营者未能遵守适用的环境法规，在某些情况下，可能归因于我们作为CERCLA下的当前所有者或经营者。这些特性以及在其上、其下或从其上处置或释放的物质可能受CERCLA、RCRA和类似的州法律的约束。根据这些法律，我们可以被要求采取应对或纠正措施，而不考虑过错，这可能包括清除以前处置的物质和废物，清理受污染的财产，或进行补救封堵或关闭废物坑作业，以防止未来的污染。
排出的水。联邦水污染控制法案，即清洁水法(CWA)，以及类似的州法律，对向联邦和州水域排放污染物，包括产出水和其他石油和天然气废物，施加了限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或州相当机构颁发的许可证的条款。除非得到美国陆军工程兵团(Corps)颁发的许可，否则也禁止在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚和填埋材料。2015年6月，环保局和海军陆战队发布了一项规则，定义了环保局和海军陆战队对美国水域(WOTUS)的管辖权范围，该规则在2019年12月被《可航行水域保护规则》(NWPR)取代之前从未生效。一个由州和城市、环保组织和农业团体组成的联盟挑战了NWPR，该联盟于2021年8月被一家联邦地区法院撤销。2023年1月，环保局和兵团发布了一项最终规则，将WOTUS的定义基于2015年前的定义。WOTUS的定义进一步受到美国最高法院2023年5月发布的萨克特诉环境保护局案其中，法院认为，CWA的管辖权仅适用于由于连续的水面连接而与传统可航行水体无法区分的毗邻湿地，并驳回了早期判例中所采用的“重大联系”检验。2023年9月，环保局和兵团发布了一项直接到最终的规则，重新定义了WOTUS，以修订2023年1月的规则，并与#年的决定保持一致萨克特。最后的规则排除了在确定联邦管辖权时考虑的“重大联系”测试，并澄清了CWA只延伸到相对永久性的水体和与这些水体有持续表面连接的湿地。此外，在2020年4月进一步界定CWA范围的裁决中，美国最高法院认为，在某些情况下，从点源排放到地下水可能属于CWA的范围，需要获得许可。如果新规则或进一步的诉讼扩大了CWA的管辖权范围，我们可能面临在湿地地区获得疏浚和填埋活动许可证的成本增加和延误，这可能会延误我们的开发项目和管道建设。此外，根据这些法律和法规，我们可能需要获得和维护废水或雨水排放的批准或许可，并制定和实施与现场储存大量石油相关的泄漏预防、控制和对策(SPCC)计划。这些法律和任何执行条例规定了对任何未经授权排放石油和其他物质的行政、民事和刑事处罚，并可能对清除和补救以及其他损害的费用施加重大潜在责任。
空气排放。通过联邦《清洁空气法》(CAA)和类似的州和地方法律法规，环保局通过发放许可证和施加其他要求来监管各种空气污染物的排放。环保局已经制定了并将继续制定严格的法规，管理特定来源的空气污染物排放。新的设施可能需要在开工前获得许可，而改装和现有的设施可能需要获得额外的许可。
2021年11月，美国环保局宣布了一项拟议的规则，扩大了其新的来源性能标准(NSPS)规则，为新的和改装的石油和天然气生产以及天然气处理和传输设施中的甲烷和挥发性有机化合物(VOC)建立标准，这些标准将为现有油井建立标准，实施更频繁和更严格的泄漏监测，并强制所有气动控制器为零排放。拟议的规则寻求使现有法规更加严格，创建一个OOOB子部分，以扩大对新的、修改的和重建的天然气和石油来源的减排要求，并创建一个OOOC子部分，要求各州制定计划，减少现有来源的甲烷排放，这些计划必须至少与EPA设定的推定标准一样有效。2022年11月，环保局发布了一项拟议的规则，补充了2021年11月的拟议规则，其中包括创建了一个新的第三方监测计划，以识别大型排放事件，在拟议的规则中称为“超级排放者”。环保局在2023年12月宣布了一项最终规则，其中包括要求逐步停止新油井的常规天然气燃烧，并在所有油井地点和压缩机站进行例行泄漏监测。值得注意的是，环保局将OOOOb和OOOc子部分的适用日期更新为2022年12月6日，这意味着在该日期之前建造的来源将被视为国家计划下具有适用合规日期的现有来源。最终的规定给各州两年的时间来制定和提交减少现有来源甲烷的计划。然后，OOOOc分部分提供自计划提交截止日期起三年的时间，以供现有来源遵守。
由于这些法规的变化，任何最终的空气排放法规的范围或遵守这些法规的成本都是不确定的。我们可能会因遵守这些规定而产生必要的费用。获得或续签许可证也有可能推迟石油和天然气项目的开发。联邦和州监管机构可以对不遵守CAA和相关州法律法规的航空许可证或其他要求施加行政、民事和刑事处罚，并寻求禁令救济。
气候变化与甲烷和其他温室气体排放的调控。2015年12月，联合国气候变化框架公约(COP)第21次缔约方大会导致包括美国在内的近200个国家齐聚一堂，制定了《巴黎协定》，该协定呼吁该协定的签署国做出“雄心勃勃的努力”，限制全球平均气温的上升。尽管该协议没有为各国限制温室气体(GHG)排放创造任何具有约束力的义务，但它确实要求承诺自愿限制或减少未来的排放。根据《巴黎协定》的条款，拜登政府宣布了旨在到2030年将美国的S温室气体排放量减少50-52%(与2005年水平相比)的目标。此外，2021年9月，总裁·拜登公开宣布了《全球甲烷承诺》，该协议的目标是到2030年将全球甲烷排放量比2020年的水平减少至少30%。自COP26会议正式启动以来，已有150多个国家加入了全球甲烷承诺，在COP27上，拜登政府同意与欧盟和其他一些伙伴国家一起制定甲烷排放监测和报告标准，以帮助创建一个低甲烷强度天然气市场。2023年11月，欧盟就一项追踪和减少能源部门甲烷排放的法规达成临时政治协议。该规定对石油和天然气部门提出了测量、报告和核实甲烷排放的新要求，并实施了缓解措施以避免此类排放。该规定还引入了新的全球监测工具，以确保欧盟进口石油、天然气和煤炭所产生的甲烷排放的透明度。欧盟的出口商必须在2027年1月1日之前实施监测、报告和核查措施，并在2030年之前达到“最大甲烷强度值”。每个成员国将有权对不遵守规定的行为实施行政处罚，在法律生效后签署的供应合同中，这一标准将是强制性的。最近，在COP28上，总裁·拜登宣布了环保局减少现有石油和天然气来源甲烷排放的最终标准。此外，在第二十八届缔约方会议上，包括美国在内的近200个国家同意放弃化石燃料，同时在本十年加快行动，到2050年实现净零，并达成了一项协议，呼吁采取行动，到2030年在全球范围内实现可再生能源能力增加两倍，能源效率提高一倍。该协议的目标之一是加快努力，逐步淘汰有增无减的燃煤发电，逐步取消低效的化石燃料补贴，并采取其他措施，推动能源体系摆脱化石燃料。各州和地方政府也公开承诺推进《巴黎协定》的目标。
近年来，美国国会一直在考虑立法减少温室气体排放。虽然国会尚未通过监管温室气体排放的全面气候立法，但已经颁布或提议了与温室气体排放和气候变化有关的能源立法和其他监管倡议。特别是，2021年11月，国会批准了一项1万亿美元的立法基础设施一揽子计划，称为2022年通胀削减法案(IRA)，其中包括一些以气候为重点的支出倡议。爱尔兰共和军还为低碳能源生产方法、碳捕获和其他旨在应对气候变化的项目的研究和开发提供了大量资金和激励措施，包括为石油和天然气系统建立一个名为甲烷排放和减少废物激励计划的甲烷减排计划。这项计划要求环保局对某些天然气和石油设施超过规定门槛的甲烷排放征收一项被称为“废物排放费”的费用。2024年1月，环保局提出了一项实施爱尔兰共和军甲烷排放收费的规则。根据该计划，2024年征收的甲烷排放费是超过年度甲烷排放门槛的每吨900美元，2025年将增加到1200美元，2026年将增加到1500美元。拟议的规则包括计算设施报告的甲烷排放量低于或超过废物排放阈值的潜在方法，并考虑实施爱尔兰共和军制定的某些豁免的方法。对于石油和天然气生产设施，门槛是甲烷排放量超过该设施提供给销售的天然气的0.2%。如果一个设施的甲烷排放量不超过0.2%的门槛，该计划将不会评估任何费用。此外，2023年7月，环保局建议根据爱尔兰共和军的要求，扩大石油和天然气系统温室气体报告计划(W分部)的范围。除其他事项外，拟议的规则将受报告要求约束的排放事件扩大到包括“其他大型排放事件”，并将报告要求应用于某些新的污染源和行业，这可能会导致包括我们在内的许多运营商根据W分部报告的甲烷和其他温室气体排放量增加。该规则目前计划于2024年春季敲定，并将于2025年1月1日生效，比W分部规定的2024年日历年排放量报告截止日期提前。
此外，2023年5月，环保局为新建、改装、重建和现有的化石燃料(即燃煤、石油和天然气)发电厂发布了拟议的碳排放限制和指导方针。拟议的规则旨在反映最佳的减排制度和基于技术的改进的使用，包括碳捕获和封存以及低温室气体氢气。拟议规则还修订了新的化石燃料固定燃烧涡轮机组和现有化石燃料蒸汽发电机组(EGU)的NSPS，为现有化石燃料蒸汽发电机组和现有大型、经常运行的固定燃烧涡轮提出了新的温室气体排放指南。拟议的规则要求各州在排放指南生效之日起24个月内向EPA提交建立、实施和执行现有污染源性能标准的计划，固定污染源的合规截止日期从2030年开始，现有蒸汽发电机组的合规截止日期为2032年或2035年，具体取决于其子类别。2023年11月发布了拟议规则制定的补充通知，要求对环境保护局对规则的初步监管灵活性分析(特别是小企业和其他评论者提出的可靠性问题)发表意见，最终规则预计将于2024年4月出台。
此外，美国已经出现了一些州和地区的努力，旨在通过碳税、政策和激励措施以及总量管制和交易计划来跟踪和/或减少温室气体排放。2019年10月，时任宾夕法尼亚州州长汤姆·沃尔夫签署了一项行政命令，指示宾夕法尼亚州环保部起草法规，建立限额交易计划，目的是使宾夕法尼亚州能够加入区域温室气体倡议(RGGI)，这是一个由美国东部几个州组成的多州区域性限额交易计划。宾夕法尼亚州于2022年4月成为RGGI的成员；然而，自从加入RGGI以来，宾夕法尼亚州的成员资格一直受到各种法律挑战。最近一次是在2023年11月，宾夕法尼亚州联邦法院裁定，该州参与RGGI是违宪的，该州通过参与RGGI筹集的资金构成无效税收，这一裁决已被上诉。目前，尚不清楚宾夕法尼亚州将在多大程度上(如果有的话)继续寻求参与RGGI或类似的排放限额交易计划。
要求披露温室气体排放和其他与气候有关的信息或证明与气候有关的主张的信息的条例，也越来越多地在联邦和州一级得到通过或提议。例如，美国证券交易委员会在2022年3月发布了一项拟议规则，要求某些上市公司广泛披露与气候相关的数据、风险和机会，包括财务影响、有形和过渡风险、相关治理和战略以及温室气体排放。在州一级，加利福尼亚州于2023年10月颁布立法，最终要求在加州开展业务的某些公司在第三方保证的情况下公开披露其1、2和3号温室气体排放量，并发布关于其与气候相关的财务风险和相关缓解措施的公开报告，以及要求在加州运营的公司披露支持某些与气候相关的声明的信息的立法。
任何旨在减少甲烷或其他温室气体排放的国际、联邦、州或城市层面的立法或监管计划都可能增加消费成本，从而减少对我们生产的天然气、NGL和石油的需求。因此，旨在减少甲烷或其他温室气体排放的立法和监管计划可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
目前还无法预测可能通过的应对气候变化、甲烷和其他温室气体排放的立法或法规将如何影响我们的业务。然而，现有的法律法规和任何此类性质的未来法律法规，包括对我们的设备和运营施加报告义务、征收税收或费用或以其他方式限制甲烷或其他温室气体排放的法律和法规，可能会要求我们产生遵守此类法规的成本。对甲烷或其他温室气体排放的实质性限制或收费也可能对我们生产的天然气、天然气和石油的需求产生不利影响，并降低我们储量的价值。
此外，最近旨在将资金从化石燃料公司转移出去的行动，可能会导致该行业的某些资金来源受到限制或限制。此外，维权股东向某些公司提出了一些建议，试图迫使公司采取激进的减排目标，或者放弃碳密集度更高的活动。虽然我们无法预测这些提议的结果，但它们最终可能会使从事勘探和生产活动变得更加困难。
最后，应该指出的是，一些科学家已经得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加会产生气候变化，这可能会产生重大的物理影响，例如风暴、洪水、干旱和其他极端气候事件的频率和严重程度增加。如果发生任何此类影响，可能会对我们的资产造成有形损害或影响水的供应，从而可能对我们的运营产生不利影响。
水力压裂活动。页岩和其他地层中蕴藏着大量的天然气。在我们的行业中，通过使用水力压裂结合复杂的水平钻井从这些页岩层中回收天然气是一种惯例。水力压裂是在地下地层中产生或扩大裂缝的过程，在高压下将水、砂和其他添加剂泵入页岩气地层。这些较深的地层在地质上是分开的，并被覆盖的岩层与淡水供应隔离开来。我们的油井施工实践包括安装由水泥包围的多层保护性钢制套管，这些套管是专门为保护淡水含水层而设计和安装的。为了评估钻探地点附近的水源，我们对现场3000英尺范围内的所有水源进行多次钻探采样，并在钻探后对现场1500英尺范围内的水源进行多次采样。
水力压裂通常由州石油和天然气机构监管，但美国环保局已根据联邦《安全饮用水法》(SDWA)对涉及使用柴油的某些水力压裂活动确立了联邦监管权威，并禁止将水力压裂作业的废水排放到公有污水处理厂。国会不时考虑立法，根据SDWA规定水力压裂的联邦法规，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。在州一级，几个州已经通过或正在考虑法律要求，这些要求可能会对水力压裂活动施加更严格的许可、披露和油井建设要求。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令，管理一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。一些州和市政当局已寻求完全禁止水力压裂。如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会产生潜在的巨额额外成本来满足这些要求，在追求勘探、开发或生产活动的过程中遇到延误或削减，甚至可能被禁止建造油井。
职业安全和健康法案。我们还必须遵守联邦《职业安全和健康法》和类似的州法律的要求，这些法律规定了对员工健康和安全的保护。此外，职业健康与安全管理局(OSHA)的危险通信标准、应急规划和社区知情权法案以及实施条例和类似的州法律法规要求我们维护有关在我们的运营中使用或生产的危险材料的信息，这些信息必须提供给员工、州和地方政府当局以及公民。
《濒危物种法案》和《候鸟条约法案》。联邦《濒危物种法》(ESA)规定了对濒危和受威胁物种的保护。根据欧空局，如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可以对对该物种栖息地造成不利影响的活动施加限制。美国鱼类和野生动物管理局(FWS)可能会指定其认为对受威胁或濒危物种的生存所必需的关键栖息地和合适的栖息地。2022年6月和7月，FWS发布了最终规则，废除了定义“栖息地”和管理关键栖息地排除的规定。2023年6月，FWS发布了三项拟议的规则，管理机构间合作，列出物种并指定关键栖息地，以及扩大根据欧空局被列为受威胁物种的保护选择。最终规则预计将于2024年4月出台。根据《候鸟条约法》(MBTA)，对候鸟提供了类似于欧空局的保护，该法案规定，除其他外，未经许可狩猎、捕获、杀死、拥有、出售或购买候鸟、巢或蛋是违法的。这一禁令涵盖了美国的大多数鸟类。2021年1月，内政部最终敲定了一项限制MBTA应用的规则；然而，内政部在2021年10月撤销了该规则，并发布了一份拟议规则制定的预先通知，征求对内政部制定规则的计划的意见，该规则授权在某些规定的条件下附带捕获。拟议的规则预计在2023年11月，最终行动预计在2024年4月，但FWS在2023年11月宣布，它收到了需要进一步审查的额外技术意见。影响欧空局和MBTA的规则的未来实施还不确定。关键的栖息地或适当的栖息地指定可能导致对联邦土地使用的进一步实质性限制，并可能实质性地推迟或禁止进入保护区进行天然气开发。此外，在进行基础物业业务的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或者可能导致我们的勘探、生产和中游活动受到限制，从而可能对我们开发和生产储量以及将产品运输到销售点的能力产生不利影响。人们对受保护物种以外的与自然有关的问题也越来越感兴趣，例如一般的生物多样性，这可能同样需要我们或我们的客户产生成本或采取其他可能对我们的业务或运营产生不利影响的措施。
关于与环境事项有关的支出说明，见合并财务报表附注11。
人力资本资源
截至2023年12月31日，我们有881名员工(不包括临时工和承包商)，没有一人受到集体谈判协议的约束。在我们的员工中，76%是男性，24%是女性。大约%的员工远程工作，其中94%居住在宾夕法尼亚州、德克萨斯州或西弗吉尼亚州。
我们的目标是培养一支能够产生同行领先成果的员工队伍。为了实现这一目标，我们专注于创造一个现代化、创新、协作和数字化的工作环境。我们基于云的数字化工作环境是我们沟通和协作的主要平台，也是我们关键工作流程的大本营，并基于共享和透明的运营数据视图推动决策。我们使用我们的数字工作环境，通过分享公司最新信息和个人成就，直接与员工互动，并征求所有员工的建议和意见。我们相信，这有助于促进实时反馈和更高程度的员工参与度，为我们的员工成功奠定基础。
我们明白，为员工提供他们所需的资源和支持，让他们过上健康的身体、心理和经济生活，对于维持一个选择的工作场所至关重要。我们提供的福利包括补贴医疗保险、公司缴费和401(K)退休储蓄的公司匹配、员工股票购买计划、带薪产假和陪产假、灵活的工作安排、志愿者休假和公司匹配员工对合格非营利组织的捐赠。我们还为我们的员工提供了选择“9/80”工作时间表的灵活性，根据这一时间表，在标准的80小时工资期内，员工每天工作8个9小时，每天工作8个小时(星期五)，第十天休息(交替的星期五)。
我们还提供“人人平等”计划，根据这一计划，我们每年向所有员工颁发股权奖励。通过全民平等计划，我们的所有员工都成为EQT的所有者，并有机会直接分享我们的财务成功。
提供报告和其他信息
我们向美国证券交易委员会提交了某些文件，包括我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、当前表格8-K报告以及对这些报告的所有修订和证据，这些报告在向美国证券交易委员会提交或提交给美国证券交易委员会后，在合理可行的情况下尽快通过我们的投资者关系网站http://ir.eqt.com，免费提供。提交给美国证券交易委员会的报告也可以在美国证券交易委员会的网站http://www.sec.gov.上免费查阅
我们使用我们的X(前身为Twitter)帐户@EQTCorp、我们的Facebook帐户@EQTCorporation和我们的LinkedIn帐户EQT Corporation，作为传播可能与投资者相关的信息的额外方式。
我们通常在首次使用或发布之前不久或首次发布后立即在我们的投资者关系网站上发布以下内容：与财务相关的新闻稿，包括收益新闻稿和补充财务信息；提交给美国证券交易委员会的各种文件；与收益和其他投资者电话会议或活动相关的演示材料；以及访问收益和其他投资者电话会议或活动的现场和录音音频。在某些情况下，我们可能会在电话会议或活动的前几天发布其他投资者电话会议或活动的演示材料。对于收益和其他电话会议或事件，我们通常在我们发布的材料中包括一份关于前瞻性和非GAAP财务信息以及非GAAP到GAAP财务信息对账的警示声明(如果有)。此类GAAP对账可能出现在适用陈述的材料中、先前陈述的材料中或我们的年度、季度或当前报告中。
在某些情况下，我们可能会在我们的公司网站www.EQT.com或我们的投资者关系网站上发布信息，如演示材料和新闻稿，以加快公众获取有关EQT的信息，而不是向美国证券交易委员会提交首次披露信息的文件。在允许的情况下，我们预计将继续这样做，而不会通过提交给美国证券交易委员会的文件披露这些信息。
在本年度报告的10-K表格中包括互联网地址的情况下，我们仅将这些互联网地址作为非活动文本参考。除非在本年度报告中以Form 10-K作为参考，否则这些网站上的信息不属于本报告的一部分。
营业收入构成
下表列出了我们每一类产品和服务的总营业收入。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的年度， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| (千人) |
| 营业收入： | | | | | |
| 天然气、天然气液体和石油的销售 | $ | 5,044,768 | | | $ | 12,114,168 | | | $ | 6,804,020 | |
| 衍生工具的收益(损失) | 1,838,941 | | | (4,642,932) | | | (3,775,042) | |
| 网络营销服务和其他 | 25,214 | | | 26,453 | | | 35,685 | |
| 总营业收入 | $ | 6,908,923 | | | $ | 7,497,689 | | | $ | 3,064,663 | |
司法管辖区及成立年份
我们是一家宾夕法尼亚州的公司，成立于2008年，与前公平资源公司的控股公司重组有关。
项目1A.评估各种风险因素
除了这份10-K表格年度报告中包含的其他信息外，在评估我们的业务和未来前景时，还应考虑以下风险因素。请注意，我们目前不知道的或目前被认为不重要的额外风险也可能对我们的业务和运营产生负面影响。如果下列任何事件或情况实际发生，我们的业务、财务状况或经营结果可能会受到影响，我们普通股的交易价格可能会下降。
与天然气钻井、输送和加工作业相关的风险
钻探和生产天然气是一项高风险、高成本的活动，具有许多不确定性。我们未来的财务状况、现金流和经营结果取决于我们的开发和收购活动的成功，这些活动受到许多我们无法控制的风险的影响，包括钻探无法产生商业上可行的天然气生产或我们无法收回对已钻探油井的全部或任何部分投资的风险。
许多因素可能会缩短、推迟或取消我们预定的钻井项目，或我们没有运营但我们拥有工作权益的油井的开发时间表(称为非运营油井)，包括以下因素：
•遵守法规要求造成的延误或由于遵守法规要求造成的延误，包括许可、废水处理、温室气体排放和水力压裂限制；
•缺乏或延迟获得设备、钻井平台、材料、合格人员或水(用于水力压裂活动)；
•供应链中断或劳动力短缺的影响；
•设备故障、事故或其他突发作业事件；
•缺乏可用的集水和供水设施，或集水和供水设施建设出现延误；
•缺乏相互连接运输管道的可用能力；
•不利的天气条件，如洪水、干旱、冰冻、山体滑坡、暴风雪和冰暴；
•与遵守环境法规有关的问题；
•环境危害，如天然气泄漏、石油和柴油泄漏、管道和油罐破裂、遇到自然产生的放射性物质，以及未经授权向地面和地下环境排放盐水、油井增产和完井液、有毒气体或其他污染物；
•天然气、天然气和石油市场价格下降；
•以可接受的条件获得的融资有限；
•正在进行的诉讼或不利的法院裁决；
•公众对我们行动的反对；
•所有权、地面通道、采煤和通行权问题；以及
•天然气、天然气和石油市场的局限性。
这些风险中的任何一种都可能导致我们开发计划的延迟或我们拥有工作利益的非操作油井的预定开发，或导致重大经济损失、人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、污染、环境污染或油井损失以及其他监管处罚。此外，我们不能控制或以其他方式影响我们有工作利益的非作业井的开发进度。我们计划的开发时间表或我们拥有工作权益的非作业油井的开发时间表的调整可能会影响我们未来的销售量、运营收入和支出、每单位指标和资本支出。
我们面临着与我们的油井、管道和设施的运营相关的风险。
我们的业务受到通常与钻探、生产、运输、储存、加工、收集和压缩天然气、天然气和石油有关的所有固有危险和风险的影响，例如火灾、爆炸、滑移、山体滑坡、井喷和油井塌陷；管道和其他设备和系统故障；遵守法规要求造成的延误或由其造成的延误；具有异常或意外压力的地层；在获得设备和合格人员或水力压裂活动用水方面短缺或延误；恶劣天气条件，如由于寒冷天气导致油井和管道冻结；与遵守环境法规有关的问题；环境危害，如天然气泄漏、石油和柴油泄漏、管道和油罐破裂、遇到自然产生的放射性物质、未经授权向环境中释放盐水、油井模拟和完井液、废水、有毒气体或其他污染物，特别是那些到达地表水或地下水的污染物；无意中对我们的资产造成的第三方损害；以及自然灾害。我们还面临对我们或第三方设施的运营和安全的各种风险或威胁
基础设施，如加工厂、压缩机站和管道。这些风险中的任何一个都可能导致重大损失，原因包括人身伤害和/或生命损失、财产、设备和自然资源的严重损坏和破坏、污染或其他环境破坏、碳氢化合物损失、我们的运营中断、监管调查和处罚、我们的运营暂停、维修和补救成本以及敏感机密信息的丢失。此外，如果发生其中一个或多个危险，不能保证应对措施足以限制或减少损害。
由于这些风险，我们有时也是法律诉讼和在正常业务过程中产生的诉讼的被告。我们不能保证我们维持的限制我们对此类损失的责任的保险单足以保护我们免受与未来可能的人身伤害和财产损失索赔相关的所有物质费用，或者不能保证将来以经济的价格提供这种水平的保险或承保所有风险。此外，污染和环境风险一般不能完全投保，如果我们认为可获得保险的成本相对于所呈现的风险而言过高，我们可以选择不为任何或所有这些风险购买保险。如果发生保险无法完全覆盖的事件，可能会对我们的业务、运营结果、现金流和财务状况产生重大不利影响。
此外，我们对中游基础设施开发和维护项目的投资旨在将我们的油井与其他现有的集输管道连接起来，可能会涉及重大风险，包括与时间、成本超支和运营效率有关的风险。我国天然气生产的很大一部分依赖于少数几个关键的压缩和处理站。其中任何一个加油站的运营问题都将对我们的生产、现金流和运营结果产生重大影响。
以我们的系统或天然气基础设施为目标的恐怖袭击或武装冲突一般会对我们的行动产生重大不利影响。
日益加剧的地缘政治不稳定和武装冲突(包括俄罗斯和乌克兰之间以及中东地区)导致能源基础设施成为恐怖分子和冲突国家袭击的主要目标。天然气、NGL和石油相关设施，包括由我们或我们的服务提供商运营的设施，可能成为物理或网络攻击的直接目标，如果我们运营所必需的基础设施被摧毁或损坏，我们的运营可能会遭遇重大中断。任何此类中断都可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。由于威胁的增加，保险和其他保障的成本可能会增加，而且某些保险覆盖范围可能变得更难获得(如果有的话)。
气候变化的潜在物理影响可能会扰乱我们的生产、传输和加工活动，导致我们在准备或应对这些影响时产生巨额成本，或以其他方式对我们的业务产生不利影响。
一些科学家得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加会产生气候变化，这可能会产生重大的物理影响，例如风暴、洪水、干旱和其他极端气候事件的频率和严重性增加。如果发生任何此类影响，可能会对我们的资产造成有形损害或影响水的供应，从而可能对我们的运营产生不利影响。潜在的不利影响可能包括：我们的生产活动中断；我们生产的天然气和NGL延迟投放市场，或者可能因管道、其他中游基础设施和加工设施受到物理损害而导致关闭；我们的运营成本增加或运营效率降低；电力供应、道路通达性和运输设施减少；对我们的人员、供应链、分销链或客户的影响；以及在此类影响发生后可能增加的保险成本。这种物理影响还可能对我们产品的需求产生不利影响或延迟，或导致我们在准备或应对气候或天气事件本身的影响时产生重大成本。此外，极端天气条件可能会增加或减少能源需求。天气或气候变化导致的能源使用减少可能会通过收入减少来影响我们的财务状况。这些因素中的任何一个都有可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。我们减轻不利天气条件的实际影响的能力在一定程度上取决于我们的备灾和应对能力以及我们的业务连续性规划。
我们的钻探地点计划在多年后进行，这使得它们容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会极大地改变钻探的发生或时间(如果有的话)。
我们的管理团队已经特别确定和安排了某些油井位置，以估计我们未来在现有面积上的多年钻探活动。这些井位是我们业务战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多不确定因素，包括天然气、天然气和石油价格；
这些因素包括：资金的可得性和成本；钻井和生产成本；钻井服务和设备的可得性；钻井结果；租约到期；地形；收集系统和管道运输的成本和限制；沙子和水及包括铁路在内的相应材料采购和分配系统的可获得性和可用性；与煤炭开采的协调；监管批准；以及其他因素。由于这些不确定因素，我们不知道我们确定的钻探地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他钻探地点生产天然气、NGL或石油。此外，如果没有按照适用租约中规定的必要时间框架在覆盖我们未开发英亩的间隔单位内建立生产，我们对该英亩土地的租约将到期。此外，我们未来打算钻探的某些水平井可能需要与第三方控制的相邻租赁权合并或单位化。如果这些第三方不愿意将这些租赁权与我们合并或合并，我们可以钻探的总地点可能是有限的。因此，我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动大不相同。
未能及时开发我们租赁的房地产可能会导致资本支出增加和/或我们租赁的减值。
矿业权通常由个人拥有，他们可能与我们签订财产租赁，以允许天然气的开发。此类租约在初始期限(通常为五年)后到期，除非采取某些措施保留租约。如果我们不能保留租约，租约就会终止。我们约有7%的净未开发英亩土地的租约可能在未来三年到期。无法获得资本、政府法规的变化、未来开发计划或大宗商品价格的变化、钻探活动减少或我们所在地区未开发物业的公允价值下降，可能会影响我们在租约到期前保存、交易或出售租约的能力，导致我们尚未开发的物业的租约终止或减值。
我们至少每年评估一次未探明油气资产的资本化成本，以确定未来的可开采性。潜在减值指标包括经济因素带来的变化、我们业务战略的潜在转变和历史经验。*随着租期临近和钻探活动尚未开始，未探明油气资产减值的可能性增加。截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，我们分别录得1.094亿美元、1.766亿美元及3.118亿美元的减值及租约到期。请参阅合并财务报表附注1。
我们可能会因我们所投资物业的所有权缺陷或与我们中游活动相关的某些租赁权或其他权利的损失而蒙受损失。
我们不能及时及具成本效益地解决租约中的任何业权瑕疵，可能会延误或阻止我们利用相关的矿产权益，这可能会对我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。重大所有权缺失的存在可能会使租赁变得一文不值，并可能对我们的运营结果和财务状况产生不利影响。
此外，建造我们中游系统的大部分土地并不是我们收取费用而拥有的；相反，这些财产是通过地面使用协议、通行权或其他地役权持有的。因此，如果我们没有有效的通行权，或如果这些通行权失效或终止，我们可能会面临更繁琐的条款或更高的成本，以保留所需的土地使用。我们可以获得在特定时期内在第三方和政府机构拥有的土地上建造和运营我们的管道的权利。我们因无法续签通行权或其他原因而失去这些权利，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
未来天然气、NGL和石油产量的实际数量和时间很难预测，可能与我们的估计有很大差异，这可能会减少我们的收益。
由于天然气和油井的产量以及相关的NGL通常会随着储量的枯竭而下降，我们未来的成功取决于我们开发经济上可开采的额外储量和优化现有油井生产的能力，如果我们做不到这一点，可能会减少我们的收益。此外，未能有效和高效地运营现有油井可能会导致我们的产量达不到预期。我们的钻井和随后的油井维护可能涉及重大风险，包括与时间、成本超支和运营效率有关的风险，而这些风险可能受到资金、租赁、钻井平台、设备、合格劳动力的可用性的影响。以及足够的处理和回收或处置我们运营中产生的废水的能力，以及天气条件、天然气、NGL和石油价格波动、监管批准、所有权和财产准入问题、地质、设备故障或事故和其他因素。天然气和石油钻探可能无利可图，不仅是因为油井干燥，而且还因为
由于天然气、NGL和油价较低，可能会进一步限制我们能够以经济方式开发和生产的储量类型。
除非我们收购更多包含已探明储量的物业、进行成功的勘探及开发活动或透过工程研究确定额外的管后区或二次采油储量，否则我们的已探明储量将会随着储量的产生而递减。因此，我们未来的天然气、天然气和石油生产高度依赖于我们在获得或发现经济上可开采的额外储量方面的成功程度。我们不能确定我们是否能够以可接受的成本找到或获得并开发额外的储量。若没有持续成功的开发或收购活动，加上现有油井的有效运作，我们的储量和产量，连同相关收入，将会因我们现有的储量被生产耗尽而下降。
我们的已探明储量是基于许多可能被证明是不准确的假设的估计。这些基本假设的任何重大变化都将极大地影响我们的储量的数量和现值。
储量工程是一个主观的过程，涉及对天然气、天然气液化石油气和石油的地下储量的估计，以及关于未来价格、产量水平和运营和开发成本的假设，其中一些是我们无法控制的。这些估计和假设本质上是不精确的，我们可能会根据这些估计或假设的变化来调整我们对已探明储量的估计。因此，对已探明储量的估计数量、对未来产量的预测以及开发支出的时间可能被证明是不准确的。但与我们的假设的任何重大差异都可能极大地影响我们对储量的估计，以及天然气、天然气和石油的经济可采数量。根据开采风险和对未来净现金流的估计对储量进行分类。如果我们经历了一段持续的大宗商品价格下跌时期，我们已探明储量的一部分可能被视为不经济的，不再被归类为已探明储量。尽管我们相信我们的估计是合理的，但开发储量的实际产量、收入和成本可能与我们的估计不同，这些差异可能是实质性的。如上所述，随着时间的推移，我们储量估计所依据的假设发生了许多变化，往往导致我们最终回收的天然气、天然气和石油的实际数量与我们的储量估计不同。
我们已探明储量的贴现未来净现金流的标准化衡量标准与我们估计的天然气、天然气和石油储量的当前市场价值不同。
您不应假设对我们已探明储量的未来现金流贴现的标准化衡量标准是我们估计的天然气、NGL和石油储量的当前市场价值。o根据美国证券交易委员会的要求，我们根据已探明储量的未来现金流贴现基于前12个月的未加权算术平均价格，不影响衍生品交易。来自我们储量的实际未来净现金流将受到一些因素的影响，如我们收到的天然气、天然气和石油的实际价格，实际生产的数量、时间和成本，以及政府法规或税收的变化。我们生产的时机以及与开发和生产石油和天然气资产相关的费用的发生时间将影响已探明储量未来实际净收入的时间和金额，从而影响它们的实际现值。此外，我们在计算标准化措施时使用的10%贴现率，可能不是基于不时生效的利率和与我们的业务或一般天然气、天然气和石油行业相关的风险而得出的最合适的贴现率。
天然气、天然气和石油价格下跌，以及我们发展战略的变化，导致我们的某些资产减值。未来大宗商品价格下跌、运营成本上升或良好业绩的不利变化或发展战略的进一步变化可能会导致我们的资产(包括长期无形资产)的账面价值进一步减记，这可能会对我们未来的运营业绩产生重大不利影响。
当事件或情况显示剩余账面值可能无法收回时，我们会审核资产的账面价值，以确定是否有减值迹象。执行这些评估涉及大量判断，因为结果是基于估计的未来事件和估计的未来现金流。用于测试我们已探明石油和天然气属性的估计未来现金流是基于已探明的、经风险调整的可能储量(如果管理层认为这是合理的)，采用的假设与我们管理层用于内部规划和预算目的的假设大体一致。我们分析中使用的主要假设包括资产的预期用途、储量的预期产量、天然气、NGL和石油的未来市场价格、未来的运营和开发成本、通货膨胀率以及如果资产有可能在其使用寿命结束之前剥离的话剥离可能获得的预期收益。大宗商品定价是通过结合纽约商品交易所5年期远期露天价格和与天然气质量、区位基数调整和通胀有关的假设来估计的。已探明的石油和
账面金额超过估计未来现金流量的天然气物业减记至公允价值，公允价值是通过使用市场参与者在其公允价值估计中使用的贴现率假设对估计的未来现金流量进行贴现而估计的。
未来天然气、天然气或石油价格的下跌、运营成本的增加或油井性能的不利变化，以及其他情况，可能导致我们未来不得不对我们的估计已探明储量做出重大下调，和/或可能导致额外的非现金减值费用，以减记我们资产(包括其他长期无形资产)的账面价值，这可能对我们未来的运营业绩产生重大不利影响。我们资产的任何减值，包括其他长期无形资产，都需要我们立即计入收益。此类费用可能对我们的经营业绩产生重大影响，并可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。请参阅项目7“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”和综合财务报表附注1中的“关键会计估计”，以讨论我们与天然气、NGL和石油生产活动的会计以及我们的石油和天然气资产减值相关的重要会计政策和假设。
适用于我们业务的金融和市场风险
天然气、天然气和石油价格受到许多我们无法控制的因素的影响，包括许多未知和无法预测的因素，我们无法确定地预测这些商品价格未来的潜在走势。
我们的主要业务涉及碳氢化合物的勘探、生产和销售，特别是天然气。因此，我们的收入、盈利能力、未来增长率、流动性和财务状况取决于天然气的市场价格，在较小程度上取决于NGL和石油的市场价格。由于我们的生产和储量主要由天然气组成(约占我们同等已探明已开发储量的93%)，天然气价格的变化对我们财务业绩的影响远远大于石油价格。
天然气、液化天然气和石油的价格历来波动较大，近年来波动尤其大。2023年1月1日至2023年12月31日期间，NYMEX Henry Hub天然气的每日现货价格从每MMBtu 3.78美元的高点到每MMBtu 1.74美元的低点，而同期NYMEX西德克萨斯中质油的每日现货价格从每桶93.67美元的高点到每桶66.61美元的低点。液化天然气油由乙烷、丙烷、异丁、正丁和天然汽油组成，所有这些物质的用途和定价特征不同，这进一步增加了液化天然气油定价的波动性。我们预计，由于宏观经济不确定性和地缘政治紧张局势加剧，未来大宗商品价格波动将持续或加剧。
大宗商品价格受到一些我们无法控制的因素的影响，其中包括：
•天气状况和季节趋势；
•国内外天然气、天然气和石油的供需情况；
•我们所在地区当地价格指数的现行价格以及对未来大宗商品价格的预期(由于美国东北部天然气产量和供应的增加，阿巴拉契亚盆地天然气的市场价格通常低于NYMEX Henry Hub)；
•国家和世界范围内的经济和政治状况，特别是其他主要天然气和/或石油生产国的经济和政治状况，或影响这些国家的经济和政治状况；
•天然气、天然气和石油的新的和竞争性的勘探发现；
•美国天然气、天然气和石油出口的变化；
•节能工作的成效；
•替代燃料的价格、可获得性和消费者需求；
•管道、其他运输设施以及收集、加工和储存设施的可获得性、接近程度、能力和成本以及导致与基准价格不同的其他因素；
•影响能源消费和生产的技术进步；
•石油输出国组织的行动；
•商品期货市场的交易水平和影响，包括商品价格投机者和其他人；
•勘探、开发、生产和运输天然气、天然气和石油的成本；
•与钻井、完井和生产作业有关的风险；以及
•国内、地方和外国政府法规、关税和税收，包括环境和气候变化法规。
我们使用财务模型试图预测我们生产和销售的碳氢化合物的未来价格，我们在一定程度上根据这种模型做出关于我们的生产、运营和对冲战略的决定。然而，由于商品价格的波动和影响商品价格的多种外部因素，其中许多是未知和不可预见的，我们无法肯定地预测天然气、天然气和石油市场价格未来的潜在走势。如果我们对未来碳氢化合物价格的预测与最终实际价格有很大差异，我们计划和战略的成功可能会受到负面影响。
天然气、天然气和石油价格波动，或天然气、天然气和石油价格长期处于低位，可能会对我们的收入、盈利能力、未来增长率、流动资金和财务状况产生不利影响。
天然气、NGL和石油价格持续低迷和/或大幅或持续下跌可能会对我们的收入、运营收入、现金流、财务预测和财务状况产生不利影响，特别是如果我们无法在天然气、NGL和石油价格较低的时期控制我们的开发成本。价格下跌也可能对我们的钻探活动以及我们可以经济地生产的天然气、NGL和石油的数量产生不利影响，这可能导致我们不得不大幅下调我们的资产价值，并可能导致我们的收益产生非现金减值费用。大宗商品价格下跌导致现金流减少，可能需要我们承担更多债务或减少资本支出，这可能会减少我们的产量和储备，对我们未来的增长率产生负面影响。现金流减少还可能导致我们不得不下调财务预测，如自由现金流，并可能导致我们修改股东回报计划，包括普通股支付的股息金额，这可能对我们普通股的价格和我们进入资本市场的能力产生负面影响。较低的天然气、天然气和石油价格也可能对我们的信用评级产生不利影响，并导致我们的借款能力和获得其他资本的机会减少。请参阅项目7“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”和综合财务报表附注1中的“关键会计估计”，以讨论我们与天然气、NGL和石油生产活动的会计以及我们的石油和天然气资产减值相关的重要会计政策和假设。
天然气、NGL和石油价格的上涨可能会伴随或导致钻井成本增加、生产税增加、租赁运营费用增加、我们储存资产的季节性天然气价差波动增加以及最终用户保护或转向替代燃料的增加。天然气价格的大幅上涨可能会使我们面临大宗商品价格衍生品合约(对冲安排，包括掉期、套期和期权协议以及交易所交易工具)的追加保证金要求，这可能需要我们向对冲交易对手提供大量现金抵押品或信用证，并将对我们的流动性产生负面影响。向我们的对冲交易对手提供的计息现金抵押品，在远期市场价格下降时全部或部分返还给我们，取决于减少的金额，或在相关衍生品合约结算时全部返还。如果我们以低于当前市场价格的价格对冲我们目前的产量，我们将不会完全受益于天然气价格的上涨。
此外，近年来，天然气价格的波动和天然气市场价格长期居高不下，导致某些政客呼吁对天然气生产商征收暴利税，限制或禁止从美国出口液化天然气的数量，以及对天然气开发和销售实施类似的限制性规定。虽然美国还没有通过这样的规定，但天然气价格持续波动或天然气价格长期居高不下，可能会导致实施某些旨在压低天然气市场价格的规定。如果采用这样的规定，我们销售天然气的价格可能会受到负面影响，从而影响我们的销售量和运营收入。
如果天然气价格的积极或消极变化导致我们的衍生品合约具有对我们有利的正公允价值，我们还面临对冲交易对手不履行合同的风险。此外，不利的经济和市场状况可能会对我们的应收贸易账款的可收回性产生负面影响，并导致我们的对冲交易对手无法履行其义务或寻求破产保护。
金融危机或总体经济、商业或地缘政治状况的恶化可能会对我们的运营和财务状况产生重大不利影响。
对全球经济状况、股市波动、能源成本、地缘政治问题(包括俄罗斯和乌克兰之间的持续敌对行动以及包括中东在内的其他冲突)、通货膨胀和美国联邦储备委员会(Federal Reserve)对此的加息、信贷的可获得性和成本、美国国内外经济增长放缓和对经济衰退的担忧的担忧，已经并可能继续加剧经济不确定性，降低对全球经济的预期。全球经济状况、地缘政治问题和通胀
这限制了全球和国内的供应链，这已经并可能在未来继续影响我们根据钻探和完井时间表开发我们储量的能力。此外，全球经济状况对商品价格有重大影响，全球经济状况的任何停滞或恶化都可能导致需求下降，从而导致天然气、天然气或石油价格下降。这种不确定性还可能导致天然气、天然气液化天然气和石油价格上涨，这可能会导致全球通胀加剧，并可能对天然气、天然气液化天然气和石油的需求产生负面影响。
与气候变化有关的事态发展可能会加快从使用碳密集型能源发电和某些化石燃料产品的过渡，如果我们不能证明我们的产品与低碳过渡相一致，这可能会对我们产生实质性和不利的影响。
政府和监管机构、投资者、消费者、行业参与者和其他利益攸关方越来越重视应对气候变化的影响。这一重点，加上消费者、工商业行为、偏好和对能源生产和消费的偏好和态度的变化，以及使用化石燃料制造或由化石燃料制造或由化石燃料制造或提供动力的产品的变化，已导致并预计将继续导致：(1)与气候变化有关的法规、政策和倡议的颁布；(2)能源的产生、传输、储存和消费方面的技术进步；(3)消费者、工商业对低碳能源以及用明显低碳密集型来源制造或由其提供动力的产品的需求增加。这反过来又导致了对各种化石燃料碳强度的更严格审查，包括我们生产和销售的天然气和NGL。如果我们不能证明我们的产品与向低碳经济转型相一致，我们产品的需求和价格可能会受到负面影响，这取决于转型的速度和未来对低碳产品的潜在需求。这些发展还可能对我们所依赖的第三方服务和设施的可用性产生不利影响，这可能会增加我们的运营成本，并对我们成功实施业务战略的能力产生不利影响。与气候变化相关的事态发展也可能影响能源和水等原材料的市场价格，或影响我们获得这些原材料的机会，从而导致我们的业务成本增加。
此外，近年来一直在努力影响投资界，包括投资顾问、保险公司、某些主权财富基金、养老金和捐赠基金以及其他团体，方法是推动撤资化石燃料股票，并向贷款人施压，要求其限制资金和保险承保人，将承保范围限制在从事化石燃料储备开采的公司。金融机构未来可能会选择将部分或全部投资转移到与化石燃料无关的行业。还有一种风险是，金融机构可能被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资金的效果的政策。一些国内和国际的投资银行和资产管理公司已宣布，它们正在为其银行和投资活动采纳气候变化指导方针。向能源公司提供融资的机构贷款机构也变得更加关注可持续的贷款做法，一些机构可能会选择不向传统能源生产商或支持此类生产商的公司提供资金。最终，上述因素可能使为勘探和生产活动获得资金变得更加困难，或对我们和我们客户的资金成本产生不利影响，从而可能对我们证券的需求和价格产生不利影响。限制对能源公司的投资和融资也可能导致限制、推迟或取消基础设施项目和能源生产活动。
最后，对某些能源公司提出索赔，声称根据联邦和/或州普通法，石油和天然气业务的温室气体排放构成公共滋扰，或声称这些公司意识到气候变化的不利影响已有一段时间，但未能向其投资者或客户充分披露这种影响。因此，私人或公共实体可能寻求执行针对我们的环境法律和法规，并可能要求我们承担人身伤害、财产损失或其他责任。虽然我们的业务不是任何此类诉讼的一方，但我们可能会在提出类似指控的诉讼中被点名。在任何此类情况下，不利的裁决都可能严重影响我们的运营，并可能对我们的财务状况产生不利影响。
我们可能无法成功执行我们去杠杆化业务或以其他方式降低债务水平的计划。
我们发布了杠杆和债务报废战略，最终目标是将我们的绝对债务减少到35亿美元(我们的债务报废计划)。我们打算通过自由现金流为我们的债务退休计划提供资金，并以我们认为将缓解未来天然气和NGL价格波动风险的方式调整了我们的对冲策略，我们预计这将使我们能够执行我们的债务退休计划和其他资本分配策略；然而，不能保证我们将能够产生足够的自由现金流来在我们预期的时间框架内执行我们的债务退休计划。如果我们不能成功执行我们的债务报废计划或以其他方式将我们的总债务减少到我们认为合适的水平，我们的信用评级可能会被下调，我们可能会减少或推迟我们计划的资本支出或投资，我们可能会修改我们的股东回报战略或其他战略计划。
我们的业务有大量的资本要求，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资。
我们的业务是资本密集型的。我们预计将继续投入大量资本支出，用于开发和采购天然气、天然气液化天然气和石油储备，以及加工设施、管道和相关基础设施。此外，对现有中游系统进行增建或改建涉及许多我们无法控制的监管、环境、政治和法律方面的不确定因素，可能需要大量资本支出。如果这些项目被承担，它们可能无法如期完成，也可能无法按预算成本完成，甚至根本无法完成。在我们现有资产的基础上增建可能需要我们在建设新的管道或设施之前获得新的土地权利和监管许可，而这些可能无法以及时、具有成本效益的方式获得，也可能无法使我们能够将新的天然气供应连接到现有的收集管道或利用其他有吸引力的扩张机会。
我们通常用现有现金和运营产生的现金为我们的资本支出提供资金，如果我们的资本支出超过我们的现金来源，则来自我们循环信贷安排下的借款和其他外部资本来源。如果我们的循环信贷安排下没有足够的借款可用，我们可能会寻求替代债务或股权融资，出售资产或减少资本支出。发行额外债务将要求我们的运营现金流的一部分用于支付债务的利息和本金，从而降低我们使用运营现金流为营运资本、资本支出、股东回报计划和收购提供资金的能力。我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计大不相同，原因包括天然气价格、实际钻探结果、钻井平台和其他服务和设备的可用性，以及监管、技术和竞争方面的发展。
我们来自运营的现金流和获得资本的机会受到许多变量的影响，包括：
•我们已探明的储量和产量水平；
•我们现有油井能够生产的碳氢化合物水平；
•我们的产品进入终端市场的机会以及进入终端市场的成本；
•我们产品的销售价格；
•我们获得、定位和生产新储量的能力；
•我们的营运开支水平；及
•我们有能力进入公共或私人资本市场，或通过我们的循环信贷安排借款。
如果我们的运营现金流或我们循环信贷安排下的借款能力不足以为我们的资本支出提供资金，并且我们无法获得我们计划的资本预算或我们的运营所需的资本，我们可能被要求削减我们的业务和我们的物业的开发，这反过来可能导致我们的储量和产量下降，并可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。
截至2023年12月31日，我们的优先票据被穆迪投资者服务公司(穆迪)评级为“Baa3”，展望为“稳定”，被标准普尔评级服务公司(S&P)评为“BBB-”，展望为“稳定”，被惠誉评级服务公司(Fitch)评为“BBB-”，展望为“稳定”。虽然我们不知道穆迪、S或惠誉目前有任何计划下调我们优先票据的评级，但我们不能保证其中一家或多家评级机构不会下调或完全撤销其对我们优先票据的评级。天然气、天然气和石油的低价、负债水平的上升或其他因素可能会导致穆迪、S或惠誉下调我们优先票据的评级。信用评级的变化可能会影响我们进入资本市场的机会、通过我们信用额度下的利率和费用而产生的短期债务成本、我们循环信贷安排和定期贷款安排的利率(定义见综合财务报表附注8)、可调整利率的优先票据、新长期债务的可用利率、我们的投资者和资金来源、借款成本
以及我们场外衍生工具的保证金要求和信用保证要求，包括抵押品，以支持我们的中游服务合同、合资企业安排或建筑合同。
与我们的债务相关的风险和我们的债务协议条款可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
截至2023年12月31日，我们有大约58亿美元的未偿债务，我们未来可能会产生额外的债务。我们的负债水平增加可能会：
•要求我们用很大一部分现金流来偿还债务，这将减少原本可用于业务和未来商业机会的资金；
•由于财务和其他限制性公约，包括对产生额外债务、进行某些投资和支付股息的限制，限制了我们的运营灵活性；
•与偿债义务较低的竞争对手相比，我们处于竞争劣势；
•根据我们未偿债务的水平，限制我们为营运资本、资本支出、一般公司和其他目的获得额外融资的能力；以及
•增加我们在业务或经济低迷时的脆弱性，包括天然气、天然气和石油价格的下降。
我们的债务协议还要求我们遵守某些公约。如果我们收到的天然气、NGL和石油生产的价格从目前的水平恶化，并持续很长一段时间，可能会导致收入、现金流和收益减少，进而可能因为缺乏遵守公约而导致违约。有关我们债务协议的更多信息，请阅读项目7“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中的“资本资源和流动性”。
我们受到融资和利率敞口风险的影响。
我们的业务和经营业绩可能会受到利率上升或由于我们的信用评级降低或其他原因导致的资本成本的其他增加的不利影响。这些变化可能会导致我们的业务成本增加，限制我们寻求收购机会的能力，减少用于运营和资本支出的现金流，并使我们处于竞争劣势。
金融市场的中断或波动可能会导致信贷供应收缩，影响我们为业务融资的能力。信贷供应的大幅减少可能会对我们实施业务战略和实现有利经营业绩的能力产生实质性的不利影响。此外，我们面临与我们的循环信贷安排相关的信用风险，如果出现流动性问题，我们的一个或多个贷款人可能无法根据我们现有的信贷额度向我们提供必要的资金。
衍生品交易可能限制我们的潜在收益，并涉及其他风险。
为管理我们对价格风险的风险敞口，我们目前和未来可能会达成衍生品安排，就我们未来生产的一部分利用商品衍生品。这种对冲旨在锁定价格，以限制波动性并增加现金流的可预测性。如果天然气、NGL和石油价格高于对冲设定的价格，这些交易将限制我们的潜在收益，如果我们在衍生品合同下的负债超过指定的门槛，我们可能需要向对冲交易对手提交现金抵押品或信用证，这将对我们的流动性产生负面影响。我们之前曾因某些衍生品安排而蒙受损失(包括2022年和2021年分别为46亿美元和38亿美元的衍生品亏损)，我们不能向您保证未来不会这样做。此外，衍生品交易在某些情况下可能使我们面临财务损失的风险，包括我们的产量低于预期，或事件对天然气、NGL或石油价格产生重大影响，或对冲价格指数与天然气、NGL或石油销售价格之间的关系。
我们不能确定我们可能达成的任何衍生品交易是否足以保护我们免受天然气、NGL或石油价格下跌的影响。此外，如果我们未来选择不从事衍生品交易，我们可能会比从事衍生品交易的竞争对手更受天然气、天然气和石油价格变化的不利影响。较低的天然气、NGL和石油价格也可能对我们以有利价格签订衍生品合同的能力产生负面影响。
如果交易对手未能履行衍生品合同，或进入破产程序，或遇到其他类似程序或流动性限制，衍生品交易也使我们面临财务损失的风险。在这种情况下，我们可能无法收回陷入困境的一个或多个实体欠我们的全部或很大一部分金额。在大宗商品价格下跌期间，我们的对冲应收账款头寸增加，这增加了我们的敞口。如果我们交易对手的信誉恶化，导致他们无法履行，我们可能会招致重大损失。
与我们的人力资本、技术和其他资源和服务提供商相关的风险
战略决策，包括将资源分配给战略机会，是具有挑战性的，如果我们不能在战略机会之间适当地分配资源，可能会对我们的财务状况产生不利影响，并降低我们的未来前景。
我们的未来前景取决于我们为业务确定最佳战略的能力。我们的运营战略重点是通过一种称为组合开发的过程，同时开发几个多井衬垫。我们已拨出相当大比例的财政、人力资本和其他资源来推行这项策略，包括投资新技术和设备、重组我们的员工队伍，以及推行各项旨在加强我们策略的ESG和能源过渡计划。我们可能无法实现部分或任何预期的战略、财务、运营、环境和其他预期收益，这些收益来自我们的运营战略和我们在实施战略过程中进行的相应投资。此外，我们不能确定我们是否能够以我们计划的速度和规模成功执行联合开发项目，这可能会推迟或减少我们的产量和储量，对我们的相关收入产生负面影响。如果我们未能识别并成功执行最佳业务战略，包括适当的运营战略和相应的举措，或未能优化我们的资本投资和其他资源的使用，以促进最佳业务战略，我们的财务状况和增长可能会受到不利影响。此外，经济或其他情况可能会与我们业务计划中设想的情况发生变化，我们如果不能认识到这些变化或对这些变化做出反应，可能会限制我们实现目标的能力。
针对我们的数字工作环境或其他技术或能源基础设施的网络事件可能会对我们的运营产生不利影响。
我们的业务和整个天然气行业越来越依赖数字技术，包括信息系统、基础设施和云应用程序，我们财务和其他记录的维护长期以来一直依赖这些技术。我们依靠这项技术来记录和存储数据，估计天然气、NGL和石油储量的数量，分析和共享运营数据，并进行内部和外部沟通。计算机和移动设备控制着美国几乎所有的天然气、NGL和石油分配系统，这些都是将我们的产品运往市场所必需的。
美国政府已经发出公开警告，表明能源资产可能是网络或其他安全或物理威胁的特定目标，俄罗斯和乌克兰之间持续的武装冲突以及对俄罗斯的相关经济制裁可能增加了此类威胁的可能性。我们不能保证我们将来不会遭受这样的攻击。对我们的数字工作环境或其他技术和基础设施、第三方的系统或基础设施或云的蓄意攻击或无意事件可能会导致我们的专有数据和潜在敏感数据的损坏或丢失，天然气、NGL和石油的生产或交付延迟，交易完成和结算困难，维护我们的账簿和记录方面的挑战，通信中断，环境破坏，人身伤害，财产损失，其他运营中断和第三方责任。此外，随着网络事件的持续发展和网络攻击者变得更加老练，我们可能需要花费额外的资源来继续修改或加强我们的保护措施，或者调查和补救网络事件的任何漏洞。对敏感信息或数据的意外传播进行补救的成本可能很高。此外，持续和不断变化的网络攻击威胁导致监管更加注重预防。如果我们面临更多的监管要求，我们可能需要花费大量额外资源来满足这些要求。
额外钻机、完井服务、设备、供应、人员和油田服务无法使用或成本高昂，可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力造成不利影响。
天然气和石油行业对合格和有经验的现场人员、地质学家、地球物理学家、工程师和其他专业人员的需求可能波动很大，往往与天然气和石油价格相关，导致周期性短缺或成本上升。从历史上看，人员和设备一直短缺，因为随着钻井数量的增加，对人员和设备的需求增加。我们不能
预测这些情况在未来是否会存在，如果存在，它们的时间和持续时间将是什么。此类短缺可能会延误或导致我们的资本预算中没有预留的重大支出，这可能会对我们的业务、运营结果、现金流和财务状况产生重大不利影响。
我们钻探和生产天然气的能力取决于钻井和完井作业是否有足够的水供应，以及是否能够以合理的成本获得水和废物处理或回收服务，并符合适用的环境规则。对我们获取水或处理产出水和其他废物的能力的限制可能会对我们的运营结果、现金流和财务状况产生不利影响。
我们钻井和完井所依赖的水力压裂增产过程需要使用和处置大量的水。我们获取水源的能力和可利用的处置替代方案，以接收从我们的油井生产并用于水力压裂的所有水，可能会影响我们的钻井和完井作业。我们无法获得足够数量的水，或无法处置或回收我们运营中使用的水，或无法及时获得供水许可或其他权利，可能会对我们的运营产生不利影响。此外，实施新的或修改现有的环境倡议和法规可能包括限制我们获得水或处理废物的能力，这将对我们的业务和运营结果产生不利影响，从而可能导致现金流减少。
此外，联邦和州监管机构调查了用于天然气和石油废物处理的注水井的运行与某些地区地震活动增加之间可能存在的联系。在某些情况下，地震事件附近的注水井操作员已被勒令减少注水量或暂停作业。在我们开展业务的州，加强对诱发地震活动的监管和关注，可能会导致对我们的处置井注入量的限制，以及对获得新处置井许可证的更严格审查和拖延，这可能会导致运营成本增加，这可能是实质性的，或者导致我们的运营减少。
关键人员的流失可能会对我们执行战略、运营和财务计划的能力造成不利影响。
我们的运营依赖于关键的管理和技术人员，其中一人或多人可能会离开我们的工作。这些人中的一人或多人意外失去服务可能会对我们产生不利影响。此外，我们行动的成功将在一定程度上取决于我们发现、吸引、发展和留住有经验的人员的能力。我们的行业对经验丰富的技术人员和某些其他专业人员存在竞争，这可能会增加寻找、吸引和留住这些人员的相关成本。如果我们不能物色、吸引、培养和留住我们的技术和专业人员，或不能吸引更多有经验的技术和专业人员，我们在本行业的竞争能力可能会受到损害。
我们的中游服务有很大一部分依赖于第三方中游供应商，如果我们不能获得和维护必要的基础设施，以具有竞争力的条件成功地向市场输送天然气、NGL和石油，可能会对我们的收益、现金流和运营业绩产生不利影响。
我们输送天然气、NGL和石油取决于主要由第三方拥有的管道、其他运输设施和收集和加工设施的可用性、邻近程度和能力，以及我们以有竞争力的价格与这些第三方签订合同的能力。输送、收集和加工设施的能力可能不足以容纳现有和新油井的潜在产量，这可能导致我们收到的天然气、天然气和石油价格大幅折扣，或导致生产井关闭或物业开发计划延迟或中断。在阿巴拉契亚盆地内使用管道基础设施的竞争非常激烈，我们以有利的经济条件获得管道基础设施的能力可能会影响我们的竞争地位。
尽管我们拥有和运营某些中游基础设施供自己使用，但我们依赖第三方提供商为我们提供额外的中游基础设施，以将我们生产的天然气、NGL和石油的很大一部分推向市场。如果这些服务被延迟或无法获得，我们将无法从这些第三方基础设施提供服务的油井中实现收入，直到做出适当的安排来销售我们的产品。由于市场状况或机械或其他原因，可能无法获得中游资产。此外，由于监管和经济限制，新管道的建设和此类基础设施的建设可能会进展较慢。无法访问所需的基础设施，或第三方管道和设施的访问或服务因任何原因而长时间中断，包括破坏行为、恐怖主义行为、对此类管道和设施的破坏或网络攻击，或由于天然气质量导致的服务中断，可能会给我们带来不利后果，例如，我们的天然气、NGL和石油的生产和销售延迟。
最后，为了确保使用某些中游设施，我们签订了协议，规定我们有义务向各种管道运营商支付按需收费。我们还与第三方就处理能力做出了承诺。根据这些协议，我们可能有义务付款，即使我们没有充分使用我们保留的运力，而且这些付款可能是很大的。
我们的大部分中游和供水服务是由一家供应商Equitrans Midstream提供的。因此，与我们的其他第三方服务提供商经历的类似事件相比，任何对Equitrans Midstream业务运营产生重大不利影响的监管、基础设施或其他事件将对我们的业务和运营业绩产生不成比例的不利影响。此外，我们与Equitrans Midstream签订的中游服务合同涉及我们方面的重大长期财务和其他承诺，这阻碍了我们实现中游服务提供商多元化的能力，并为向我们提供的中游服务寻求更好的经济和其他条款。我们对Equitrans Midstream的业务决策和运营没有控制权，Equitrans Midstream没有任何义务采取有利于我们的业务战略。
从历史上看，我们的大部分天然气收集、传输和储存以及供水服务都来自Equitrans Midstream。此外，于二零二零年二月二十六日，吾等与Equitrans Midstream的全资附属公司(综合GGA)签署天然气收集协议，其中包括将我们先前与Equitrans Midstream及其附属公司的大部分收集协议合并为单一协议、为Equitrans Midstream收取的收集及压缩费用确立新的收费结构、增加与Equitrans Midstream的最低采集量承诺、承诺部分剩余未专用土地予Equitrans Midstream，以及将我们与Equitrans Midstream彼此之间的合约责任延长至2035年。由于我们与Equitrans Midstream有重要的长期合同承诺，我们预计在可预见的未来，我们的大部分中游和水服务将从Equitrans Midstream获得。因此，与我们其他第三方服务提供商经历的类似事件相比，任何对Equitrans Midstream的运营、水资产、管道、其他运输设施、收集和处理设施、财务状况、杠杆、运营结果或现金流产生不利影响的事件，无论是在我们的业务领域还是其他领域，都将对我们的业务和运营结果产生不成比例的不利影响。因此，我们受制于Equitrans Midstream的业务风险，包括：
•可能对Equitrans Midstream及其子公司的运营、资产和基础设施产生不利影响的联邦、州和地方监管、政治和法律行动，包括与山谷管道投入使用相关的潜在进一步延误；
•与建造或维修Equitrans Midstream的管道和其他中游基础设施相关的建设风险，例如土地所有者或反对天然气行业的倡导团体造成的延误、环境危害、不利的天气条件、第三方承包商的业绩、缺乏可用的熟练劳动力、设备和材料，以及无法及时或完全从监管机构获得必要的通行权或批准和许可(并在获得后保持此类通行权、批准和许可)；
•网络攻击或破坏或恐怖主义行为，可能对Equitrans Midstream的人员、资产或基础设施造成重大损害或伤害，或导致Equitrans Midstream的业务长期中断；
•与Equitrans Midstream未能在短期、季节性和长期基础上适当平衡其服务的供需相关的风险，这可能导致Equitrans Midstream无法根据需要向包括我们在内的客户提供足够的管道和其他中游基础设施和供水服务；以及
•与Equitrans Midstream的杠杆和财务状况相关的风险，这可能导致Equitrans Midstream在财务上被阻止或被禁止及时或根本不能向包括我们在内的客户提供服务。
此外，我们与Equitrans Midstream的许多中游服务义务都是“坚定的”承诺，根据这些承诺，无论我们每个月实际使用的容量是多少，我们都已与Equitrans Midstream预留了商定数量的管道或存储容量，并且我们通常有义务按合同中约定的金额支付固定的月费。由于这些义务涉及我们大量的长期财务和其他承诺，它们可能会在天然气、NGL和石油价格较低的时期减少我们的现金流，因为我们的天然气和NGL数量可能会减少，因此对容量和存储的需求可能会减少，或者此类管道和存储容量服务的市场价格可能低于我们合同义务支付给Equitrans Midstream的价格。
我们几乎所有的生产资产都集中在阿巴拉契亚盆地，这使得我们很容易受到主要在一个主要地理区域运营的风险的影响。
我们几乎所有的生产地都集中在阿巴拉契亚盆地。由于这种集中，我们可能会不成比例地受到以下因素的影响：区域供需因素、这些地区油井生产的延误或中断以及与此相关的成本：政府监管、州和地方政治活动、加工或运输能力限制、市场限制、设备和人员的可用性、缺水或其他与天气有关的条件、天然气、NGL或石油的加工或运输中断以及州和地方法律、司法先例、政治制度和监管的变化。这种情况可能会对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。
此外，阿巴拉契亚盆地内的一些地区历史上一直是采矿作业的对象。例如，第三方可能在我们的财产附近或之下从事地下煤炭和其他采矿作业，这可能导致我们的财产下沉或其他损害，对我们的钻井作业产生不利影响，或对我们所依赖的第三方中游活动产生不利影响。在这种情况下，我们的运营可能会受损或中断，我们可能无法收回因临时关闭或封堵和废弃任何油井而产生的成本。此外，我们酒店附近的采矿作业可能需要协调，以避免因钻探和采矿距离较近而产生的不利影响。这些对我们业务的限制，以及任何类似的限制，可能会导致延误或中断，或阻止我们执行我们的业务战略，这可能会对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。
此外，阿巴拉契亚盆地的外卖能力不足可能导致我们已实现的天然气价格大幅波动。阿巴拉契亚盆地经历了产量超过当地外卖能力的时期，导致美国等生产商收到的价格大幅打折，生产可能被关闭。虽然近年增加了额外的阿巴拉契亚盆地外卖产能，但现有和预期的产能可能不足以在短期内跟上该地区加速钻探导致的产量增加的步伐。
由于我们的天然气资产组合的集中性质，我们的许多资产可能同时经历任何相同的情况，导致对我们的运营结果的影响可能比对其他拥有更多元化资产组合的公司的影响更大。
法律和监管风险
公众对我们和/或我们行业的负面看法，以及对环境、社会和治理(ESG)事项日益严格的审查，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响，并损害我们的声誉。
我们的运营、项目和增长机会要求我们与各种关键利益相关者保持牢固的关系，包括我们的股东、员工、供应商、客户、当地社区和其他人。然而，反对派 石油和天然气钻探和管道建设在全球范围内普遍增长，在美国尤为明显。如果不能成功管理这些不同利益相关者的预期，可能会侵蚀我们的利益相关者信任，从而影响我们的声誉。公众对我们和/或我们行业的负面看法可能会对我们成功开展运营和业务战略的能力产生不利影响。例如，这种负面看法可能会对我们获得资金的机会和成本产生不利影响，并导致更多的诉讼以及监管、立法和司法审查，这反过来可能导致在安全、环境、特许权使用费和地面使用领域产生新的地方、州和联邦法律、法规、指导方针和执法解释。这些行动可能会导致运营延误或限制、运营成本增加、额外的监管负担和诉讼风险增加。此外，政府当局在发放许可证的时间和范围方面拥有相当大的自由裁量权，公众可以参与许可证发放过程，包括通过干预法院。公众的负面看法可能会导致我们开展业务所需的许可证被扣留、推迟、挑战或因限制我们盈利开展业务的能力的要求而成为负担。此外，反开发活动人士正在努力减少联邦和州政府土地的使用，并推迟或取消某些作业，如钻探和管道建设。如果反对石油和天然气勘探和开发的激进主义持续或增加，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
此外，虽然我们不时公布有关ESG事宜的自愿披露，但该等自愿披露中的部分陈述可能基于假设预期及假设，而这些假设或假设可能代表或不代表当前或实际风险或事件，或预期风险或事件的预测，包括相关成本。是这样的
预期和假设必然是不确定的，可能容易出错或被曲解，因为所涉及的时间很长，而且缺乏确定、衡量和报告许多ESG事项的既定单一办法。此外，向投资者提供关于公司治理和相关事项的信息的组织已经制定了评级程序，以评估公司对ESG事项的处理方式。这样的评级被一些投资者用来为他们的投资和投票决定提供信息。不利的ESG评级可能会导致投资者对我们和我们的行业的负面情绪增加，并导致投资转向其他行业，这可能会对我们的股价以及我们获得资金的机会和成本产生负面影响。此外，未能实施我们的ESG战略或未能实现我们设定的可持续发展目标和指标的看法(无论是否有效)可能会损害我们的声誉，导致我们的投资者或消费者对我们的公司失去信心，并对我们的运营产生负面影响。我们继续努力研究、建立、完成和准确报告我们的ESG战略的执行情况，包括任何气候或其他ESG目标，也可能产生额外的运营风险和费用，并使我们面临声誉、法律和其他风险。例如，投资者和监管机构对ESG因素的兴趣日益浓厚，利益相关者对ESG相关披露的要求和审查不断增加，这也增加了公司可能被视为或被指控对其ESG相关声明、目标、目标、努力或举措做出不准确或误导性陈述的风险，这些声明通常被称为“洗白”。这种看法或指控可能会损害我们的声誉，并导致诉讼或监管行动。
旨在限制甲烷和其他温室气体排放的法律法规可能会导致运营成本增加，对我们生产的天然气、NGL和石油的需求减少。
针对二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放对公众健康和环境构成危害的调查结果，近年来通过了许多法律和法规，并正在考虑制定更多的法律和法规，以规范二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放。
2022年11月，在COP27上，拜登政府同意与欧盟和其他一些伙伴国家一起制定甲烷排放监测和报告标准，以帮助创造一个低甲烷强度天然气市场。2023年11月，欧盟就一项追踪和减少能源部门甲烷排放的法规达成临时政治协议。该规定对石油和天然气部门提出了测量、报告和核实甲烷排放的新要求，并实施了缓解措施以避免此类排放。该规定还引入了新的甲烷报告和核查措施，要求出口商在2027年1月1日之前对欧盟实施甲烷报告和核查措施，并在2030年之前达到“最大甲烷强度值”。每个成员国将有权对未能遵守此类规定的行为实施行政处罚，在法律生效后签署的供应合同中，该标准将是强制性的。美国联邦政府相应地制定了几项法规和举措，以实现减少美国S甲烷和其他温室气体排放的目标。最近，在COP28上，总裁·拜登宣布了环保局减少新的和现有石油和天然气来源甲烷排放的最终标准。此外，在第二十八届缔约方会议上，包括美国在内的近200个国家达成了一项协议，呼吁采取行动，到2030年在全球范围内实现可再生能源能力增加两倍，能效提高一倍。该协议的目标之一是加快逐步淘汰有增无减的燃煤发电的努力，逐步取消某些化石燃料补贴，并采取其他措施，以推动能源系统摆脱化石燃料的过渡。
近年来，环保局提出并通过了对现有规则的修正案以及旨在限制新的和现有的石油和天然气生产以及天然气加工和传输设施的甲烷和其他温室气体排放量的新规则。更多信息见项目1，“商业--监管--空气排放”。这些联邦规则的制定和规定可能会对我们的运营产生不利影响，并限制或推迟我们获得空中许可的能力。
在美国联邦层面，2021年11月，国会批准了一项价值1万亿美元的立法基础设施一揽子计划，名为《2022年通胀削减法案》，其中包括一系列以气候为重点的支出举措，包括对某些天然气和石油设施排放的甲烷超过指定门槛征收一项被称为“废物排放费”的费用。2024年1月，环保局提出了一项实施爱尔兰共和军甲烷排放收费的规则。拟议的规则包括计算设施报告的甲烷排放量低于或超过废物排放阈值的潜在方法，并考虑实施爱尔兰共和军制定的某些豁免的方法。此外，2023年7月，美国环保局提议扩大石油和天然气系统温室气体报告计划(W分部)下可报告的排放事件的范围，这可能会导致包括我们在内的许多运营商在W分部下报告的甲烷和其他温室气体排放量增加。该规定目前计划于2024年春季敲定，并将于2025年1月1日生效。
此外，美国已经出现了一些州和地区的努力，旨在通过碳税、政策和激励措施来跟踪和/或减少温室气体排放，以鼓励使用可再生能源或替代低碳
燃料、制定温室气体奖励措施、总量管制和交易计划，这些计划通常要求发电厂等主要温室气体排放源获得并交出排放限额，以换取温室气体的排放。
要求披露温室气体排放和其他与气候有关的信息或证明与气候有关的主张的信息的条例，也越来越多地在联邦和州一级得到通过或提议。
更多信息见项目1，“商业--监管--气候变化和甲烷及其他温室气体排放的监管”。
目前还无法预测可能通过的减少或限制甲烷和其他温室气体排放的立法或法规将如何影响我们的业务。然而，任何旨在减少甲烷或其他温室气体排放的国际、联邦、州或城市层面的立法或监管计划都可能增加消费成本，从而减少对我们生产的天然气、NGL和石油的需求。现有法律法规和未来任何此类法律法规，包括规定报告义务、征收税收或费用或以其他方式限制我们设备和运营的甲烷或其他温室气体排放的法律和法规，可能要求我们产生遵守此类法规的成本，包括监测和报告温室气体排放、安装新设备以减少与我们运营相关的温室气体排放、获得排放额度或遵守新的法规要求的成本。对甲烷或其他温室气体排放的实质性限制或征税或收费，以及在产品供应链中节约能源、使用替代来源或减少温室气体排放的其他监管激励措施或要求，也可能对我们生产的天然气、NGL和石油的需求产生不利影响，刺激对不依赖化石燃料燃烧的替代能源的需求，并降低我们储备的价值。
我们还可能面临法规要求的与气候有关的披露带来的更大诉讼风险。此外，加强气候信息披露可能会加速某些利益攸关方和贷款人限制或寻求对其在某些碳密集型部门的投资提出更严格条件的趋势。因此，应对气候变化或甲烷和其他温室气体排放的立法和监管计划可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
我们受制于复杂的联邦、州、地方和其他法律法规，这些法规可能会对我们开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响，或使我们承担重大责任。
我们的勘探和生产业务受制于各种联邦、州和地方法律和法规，包括与井的位置有关的法规；钻井、建井方法、井的模拟、水力压裂和套管设计；用于井的开采目的的取水和采购；井的生产；防漏计划；天然气和石油作业附带的水和其他流体和材料的使用、运输、储存和处置；地面使用和油井或其他设施所在财产的回收；油井的封堵和废弃；特许权使用费和税款的计算、报告和支付；以及在某些情况下的生产聚集。
我们的作业还须遵守保护和相关权利条例，包括规定钻井和间隔单位或现场规则单位的大小；倒退；可在一个单位或在其他井附近钻探的井的数量；在煤矿作业和某些其他结构附近的钻探；以及财产的单位化或合并。一些州允许对土地进行法定的汇集和统一，以促进开发和勘探，以及联合开发现有的毗连租约。此外，国家保护以及天然气和石油法律一般限制天然气的排放或燃烧，并可能对一口井允许的年产量设定生产限额。
环境和职业健康与安全法律要求涉及以下方面：向空气、地面和水排放物质；管理和处置危险物质和废物；清理受污染场地；地下水质量和可用性；植物和野生动物保护；可供钻探的地点；许可前的环境影响研究和评估；钻探完成后钻探属性的恢复；以及与员工健康和安全有关的工作做法。
为了在符合这些法律法规的情况下开展业务，我们必须从各个联邦、州和地方政府当局获得和维护大量的许可、批准和证书。遵守适用于我们业务的法律、法规和其他法律要求，以及在获得相关授权方面的任何延误，可能会影响我们开发天然气、NGL和石油资源的成本和时机。这些要求还可能使我们面临人身伤害、财产损失和其他损害的索赔。此外，如果修改或重新解释现有法律和法规，或者如果新的法律和法规适用于我们的运营，我们的合规成本可能会增加。这样的成本
可能对我们的经营业绩、现金流和财务状况产生重大不利影响。我们未能遵守适用于我们业务的法律、法规和其他法律要求，即使是由于我们无法控制的因素，也可能导致我们的业务暂停或终止，并使我们受到行政、民事和刑事处罚和损害赔偿以及纠正行动费用。
税收法律法规的变化可能会对我们的收益以及开展我们业务的成本、方式或可行性产生不利影响。
在我们运营的司法管辖区内，我们受到联邦、州和地方各级政府当局的征税。这些政府当局可能会颁布新的立法，这可能会增加我们的税收负担，增加生产天然气的成本。国会议员定期提出修改美国联邦所得税法的立法，这可能会对我们产生实质性影响。近年来，有人提出立法，如果通过，将对美国税法进行重大修改，包括减少或取消目前石油和天然气勘探和生产公司可以获得的某些关键的美国联邦所得税优惠。这些变化包括但不限于：(I)取消石油和天然气资产的百分比损耗拨备；(Ii)取消无形钻探和开发成本的现行扣除额；以及(Iii)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。目前尚不清楚这些或类似的变化是否会生效，以及如果通过，任何此类变化多久才能生效。由于这些提案或美国联邦所得税法的任何其他类似变化而导致的任何立法的通过，可能会取消或推迟目前可用于石油和天然气勘探和开发的某些税收减免或抵免，这可能会对我们的收益、现金流和财务状况产生不利影响。此外，我们运营或拥有资产所在司法管辖区的州和地方税务当局可能会制定新的税收，例如对我们生产天然气、NGL和石油的州的自然资源开采征收遣散税，或改变现有税率，这可能会对我们的收入、现金流和财务状况产生不利影响。
我们的对冲活动受到众多不断变化的金融法律和法规的制约，这可能会抑制我们有效对冲大宗商品价格风险的能力，或增加我们的合规成本。
我们使用金融衍生工具来对冲天然气、NGL和石油价格波动对我们的运营结果和现金流的影响。正如第一项“商业监管”中披露的那样，《多德-弗兰克法案》、根据该法案通过的规则以及其他各种外国法规可能会增加我们衍生品合同的成本，改变我们衍生品合同的条款，减少衍生品的可用性以防范我们遇到的价格风险，降低我们将现有衍生品合同货币化或重组的能力，并减少可用的交易对手数量，进而增加我们对信誉较差的交易对手的风险敞口。如果我们因多德-弗兰克法案、相关法规或此类外国法规而减少了对衍生品的使用，我们的运营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难预测，这可能会对我们规划和资助资本支出要求的能力产生不利影响。这些后果中的任何一个都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。随着参与者继续适应不断变化的金融监管环境，我们经历了并预计会增加合规成本，并改变当前的市场做法。
与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加，以及天然气和油井完工的额外运营限制或延迟，这可能会对我们的生产产生不利影响。
我们在完井过程中使用水力压裂。水力压裂通常由州天然气和石油委员会监管，但EPA禁止将水力压裂作业产生的废水排放到公有污水处理厂。某些政府审查已经进行或正在进行，重点是水力压裂实践的环境方面。此外，国会不时考虑立法，根据SDWA规定水力压裂的联邦法规，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。在州一级，几个州已经通过或正在考虑法律要求，这些要求可能会对水力压裂活动施加更严格的许可、披露和油井建设要求。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令，管理一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。一些州和市政当局已寻求完全禁止水力压裂。如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会产生潜在的巨额额外成本来满足这些要求，在追求勘探、开发或生产活动的过程中遇到延误或削减，甚至可能被禁止建造油井。更多信息见项目1，“商业--监管--环境、健康和安全监管”。
由于适用于我们业务活动的环境和职业健康及安全要求，我们的运营可能面临重大延误、成本和责任。
由于适用于我们勘探、开发和生产活动的环境和职业健康及安全要求，我们可能会招致重大延误、成本和责任。根据与保护环境、职业健康和工作场所安全有关的一系列联邦、州和地方法律法规，可能会出现这些延误、成本和责任，包括随着时间的推移往往变得越来越严格的法规和执法政策，导致获得许可证和其他监管批准的等待时间更长。不遵守这些法律和条例可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，征收清理和现场修复费用和留置权，在某些情况下，可能会发布限制或要求停止某些业务的命令或禁令。
根据某些环境法，可能会施加严格的、连带的责任，这可能会导致我们对他人的行为或我们自己采取行动时遵守所有适用法律的行为的后果承担责任。此外，对包括自然资源在内的人员或财产的损害索赔可能是由于我们的运营对环境和职业健康以及工作场所安全的影响。在与此有关的诉讼中，我们不时被点名为被告。
此外，新的或额外的法律法规、对现有要求的新解释或执法政策的变化可能会施加不可预见的责任，显著增加合规成本，或导致我们的发展计划延迟或被剥夺实施权利。例如，见项目1，“业务--监管--水排放”，了解与《公约》项下持续的解释争议有关的信息。如果一项新规则或进一步的诉讼扩大了CWA的管辖权范围，我们在获得湿地地区疏浚和填埋活动的许可证方面可能会面临更高的成本和延误。此类潜在的法规或诉讼可能会增加我们的运营成本、减少我们的流动性、延迟或停止我们的运营或以其他方式改变我们的业务方式，这反过来可能对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。此外，向空气、土壤或水中排放天然气、天然气、石油和其他污染物可能会导致我们对政府和第三方承担重大责任。
与保护野生动物有关的法规可能会对我们在一些作业地区进行钻探活动和管道建设的能力产生不利影响。
我们的行动可能会受到旨在保护各种野生动物的法规的不利影响，包括受威胁和濒危物种及其关键栖息地。实施保护野生动物的措施，或在进行基础物业业务的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或可能导致我们的勘探、生产和中游活动受到限制。这限制了我们在这些地区作业的能力，并可能在这几个月加剧对钻机、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能导致周期性的短缺。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会推迟我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。
与战略交易相关的风险
进入战略交易可能会使我们面临各种风险。
我们定期进行收购、处置和其他战略交易，包括合资企业。这些交易涉及各种内在风险，例如我们获得必要的监管和第三方批准的能力；监管机构就此类批准向我们施加的时间和条件；承担或保留潜在的环境或其他责任；以及我们实现交易预期收益的能力。此外，包括当前市场状况在内的各种因素可能会对我们从这些交易中获得的好处产生负面影响。尤其是在处置方面，如果我们决定这样做，各种因素可能会对我们处置资产的能力产生重大影响，包括是否有买家愿意以我们可以接受的价格购买资产，特别是在大宗商品价格下跌和波动的时候。我们行业对战略交易机会的竞争非常激烈，可能会增加完成此类交易的成本，减少收益，或导致我们避免完成此类交易。
此外，合资企业的安排可能会限制我们的运营和公司灵活性。合资企业安排涉及各种风险和不确定性，例如承诺我们为运营和/或资本支出提供资金，我们可能对其几乎或部分控制的时间和金额，以及我们的合资伙伴可能无法履行对合资企业的义务。
风险投资。我们无法在任何交易中完成交易或实现我们的战略或财务目标，可能会对我们的收益、现金流和财务状况产生重大不利影响。
证券集体诉讼和衍生品诉讼可能与战略交易有关，可能导致巨额成本，并可能延误或阻止此类交易的完成。
证券集体诉讼和衍生诉讼通常是针对达成收购、合并或其他商业合并协议的上市公司提起的。即使这样的诉讼没有法律依据，对这些索赔进行辩护也可能导致巨额成本，并转移管理时间和资源。不利的判断可能会导致金钱损失，这可能会对我们的流动性和财务状况产生负面影响。可能对我们或我们的董事提起的诉讼也可以寻求禁令救济或其他衡平法救济，包括要求禁止我们完成战略交易。如果原告成功获得禁止完成未决交易的禁令，该禁令可能会推迟或阻止未决交易在预期时间框架内完成，甚至根本无法完成，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
收购可能会扰乱我们目前的计划或运营，并且可能不值得我们支付的费用，因为评估可采储量和其他预期收益以及潜在负债的不确定性。
成功的物业收购需要对许多我们无法控制的因素进行评估。这些因素包括：可采储量的估计；勘探潜力；未来天然气、天然气和石油价格及其适当差异；向市场运输生产的可得性和成本；钻井设备和熟练人员的可获性和成本；开发和运营成本，包括取水；生产税；潜在的环境和其他负债；以及监管、许可和类似事项。这些评估很复杂，而且本质上是不准确的。我们对收购的财产和其他资产的审查可能不会揭示所有现有的或潜在的问题。此外，我们的审查可能不允许我们充分评估物业的潜在缺陷。我们不会检查我们获得的每一口井或租约，即使我们检查一口井或租约，我们也可能不会发现可能存在或出现的结构、地下或环境问题。
可能存在针对我们收购的资产或业务的威胁或预期索赔，这些索赔涉及环境、所有权、监管、税务、合同、诉讼或我们不知道的其他事项，可能会对我们的生产、收入和经营业绩产生重大不利影响。我们经常承担某些责任，我们可能没有资格获得包括环境责任在内的关闭前责任的合同赔偿，我们的合同赔偿可能无效。有时，我们会在有限的陈述和保证以及对违反该等陈述和保证的有限补救措施的基础上，按“原样”收购物业权益。此外，如果收购的物业具有显著不同的运营和地质特征，或者与我们现有的物业位于不同的地理位置，则重大收购可能会改变我们的业务和业务性质。
此外，我们能否实现收购的预期收益，在一定程度上将取决于我们能否以高效和有效的方式将收购资产及其业务整合到我们现有的业务中。整合过程可能会受到延迟或情况变化的影响，我们不能保证我们收购的资产将按照我们的预期表现，也不能保证我们对整合或收购节省成本的期望将成为现实。
如果后来因为美国国税局私人信函裁决和/或律师意见的事实、假设、陈述或承诺不正确或任何其他原因而确定我们对Equitrans Midstream的剥离或某些相关交易应缴纳美国联邦所得税，则我们、我们的股东或Equitrans Midstream可能会招致重大债务。
关于我们2018年将Equitrans Midstream剥离为一家独立的上市公司，我们从美国国税局获得了一封私人信函裁决，并获得了外部律师关于向我们的股东分配Equitrans Midstream股票(分配)的资格的意见，以及某些相关交易，根据修订后的美国国内收入法第355和368(A)(1)(D)条，就美国联邦所得税而言，这是一种通常免税的交易，以及与分配和某些相关交易相关的某些其他美国联邦所得税事宜。美国国税局的私人信函裁决和律师的意见基于并依赖于各种事实和假设，以及我们和Equitrans Midstream的某些陈述、声明和承诺，包括与我们和Equitrans Midstream过去和未来行为有关的陈述、声明和承诺。如果任何这些陈述、陈述或承诺是不准确或不完整的，或者如果我们或Equitrans Midstream违反了任何与剥离相关的协议和文件中包含的任何陈述或契诺，或与IRS私人信函裁决有关的任何文件中包含的任何陈述或契诺
和/或律师的意见，我们和我们的股东可能无法依赖美国国税局的私人信件裁决或律师的意见。
尽管收到了美国国税局私人信函的裁决和律师的意见，但如果国税局确定国税局私人信函裁决所依据的任何陈述、假设或承诺是虚假的或已被违反，或者如果国税局不同意裁决或其他原因不包括的律师意见的结论，则可以在审计时裁定，分销和/或某些相关交易应被视为美国联邦所得税目的应税交易。律师的意见代表律师的判断，对国税局或任何法院没有约束力，国税局或法院可能不同意律师的意见。因此，尽管收到了美国国税局的私人信函裁决和律师的意见，但不能保证国税局不会声称分销和/或某些相关交易应被视为应税交易，或法院不会承受这种挑战。如果美国国税局胜诉，我们、Equitrans Midstream和我们的股东可能会受到美国联邦和州所得税的沉重负担。关于分拆，我们和Equitrans Midstream签订了一项税务协议，其中描述了我们和Equitrans Midstream之间分担任何此类债务的情况。
项目1B：处理未解决的工作人员意见
没有。
项目1C：关于网络安全的问题
我们拥有一个由首席财务官、总法律顾问、首席信息官和其他高级管理层成员组成的企业风险委员会，该委员会利用COSO企业风险管理框架监督识别和管理公司层面的风险，包括网络安全风险。为了支持识别新出现的风险，并将我们的重点放在我们的主要业务风险上，我们的企业风险经理(其工作职责致力于企业风险管理)至少每年对高级领导进行调查，以评估我们最重要的企业风险，即“第一级”企业风险。根据这项调查，我们的企业风险委员会评估我们最重大的风险，并考虑我们风险缓解努力的有效性，企业风险经理每年向我们的董事会介绍这些信息。我们的企业风险委员会还监督定期的后续评估，以分析现有的、不断演变的和新出现的风险的变化，并确定新的或更有效的缓解措施。
2023年，我们的企业风险委员会将网络安全风险列为我公司的一级企业风险。我们的经理企业风险在我们企业风险委员会的监督下，促进了对我们数字工作环境中所有第一级企业风险的监控，以了解风险驱动因素的变化，并支持评估每个第一级企业风险对我们公司的潜在影响，同时考虑到我们确定的风险缓解措施的有效性。
作为其常规监督职能的一部分，我们的董事会主要关注政策、监督和战略方向，监督管理层对企业网络安全计划的开发和维护，以及为识别、评估、缓解和补救对我们公司的网络安全威胁而采取的行动。我们的董事会已授权其审计委员会在董事会层面定期监督网络安全风险的主要责任，这一授权反映在审计委员会的章程中。我们的首席信息官定期向董事会审计委员会提交关于网络安全事项和我们的企业网络安全计划的季度报告。
我们的管理层企业风险委员会已将识别、评估和管理网络安全相关风险的主要责任委托给我们的首席信息官。我们的首席信息官拥有肯塔基大学的计算机科学学士学位和宾夕法尼亚大学沃顿商学院的金融商业管理硕士学位。自2019年以来，他一直在EQT担任目前的职务，并在能源行业拥有20多年的信息技术经验。
我们的信息安全团队由我们的信息技术副总裁总裁领导，他直接向我们的首席信息官汇报，管理我们的企业网络安全计划，负责管理所有报告的网络安全威胁，并处理与网络安全风险、信息安全和技术风险相关的事务。
我们维持网络安全事件管理政策(网络安全政策)，为识别、报告、评估、解决和确保在适当情况下及时公开披露网络安全威胁提供指导和流程，包括针对我们公司的网络安全威胁和与我们使用第三方服务提供商相关的威胁。我们聘请了一家领先的网络安全事件响应供应商来帮助我们应对网络安全事件，我们与集成供应商保持着关系，以帮助我们在发生大规模网络安全事件时恢复或重建技术系统。
我们的网络安全政策要求我们的所有员工、承包商和供应商使用我们数字工作环境中的报告功能向我们的信息安全团队报告任何可疑的网络安全威胁。一旦报告，我们的信息安全团队就开始调查该事件，并根据对我们公司和我们的技术网络的威胁程度为该事件分配警报分类。团队在整个事件响应流程中根据需要更新警报分类。
在我们的信息安全团队将网络安全事件归类为“严重风险”的情况下，我们的披露委员会(包括我们的总法律顾问和首席会计官)将通过我们数字工作环境中的职能立即收到此类分类的通知。披露委员会与我们的信息安全团队和首席信息官协商，根据适用的披露标准对网络安全事件的重要性进行评估，包括整个事件响应过程中的重大事态发展。一旦发现任何重大网络安全事件，我们的董事会将立即得到通知。
我们的信息安全团队负责管理所有报告的网络安全威胁，直到最终解决。我们对报告的网络安全事件以及此类事件的管理和解决保持记录。
我们的信息安全团队在我们法律部门的支持下，每年审查我们的网络安全政策，以确保与网络安全最佳实践保持一致。
网络安全威胁，包括之前任何网络安全事件造成的威胁，都没有对我们的公司产生实质性影响，包括我们的业务战略、运营结果或财务状况。然而，我们面临着来自网络安全威胁的某些持续风险，如果这些威胁成为现实，可能会合理地影响我们的运营，从而影响我们的运营结果和/或财务状况。有关这些风险的更多信息，请参阅项目1A.“风险因素--针对我们的数字工作环境或其他技术或能源基础设施的网络事件可能对我们的业务产生不利影响。”
项目2.物业管理公司、物业管理公司
有关我们物业的说明，请参阅项目1.“业务”。我们的公司总部位于宾夕法尼亚州匹兹堡的租赁办公空间内。我们还在宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州和德克萨斯州拥有或租赁办公空间。
第三项：诉讼程序：诉讼程序
在正常业务过程中，针对我们的各种法律和监管索赔和诉讼正在等待或受到威胁。虽然索赔金额可能很大，但我们无法确切预测此类索赔和诉讼的最终结果。当实际发生时，我们应计与或有损失相关的法律和其他直接成本。吾等已按吾等认为适合待处理事项的金额建立储备，并在征询法律意见及适当考虑可用的保险后，吾等相信涉及吾等的任何待决事项的最终结果将不会对吾等的财务状况、经营业绩或流动资金造成重大影响。
项目4.披露煤矿安全情况的报告
不适用。
有关我们高管的信息(截至2024年2月14日)
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| 姓名和年龄 | | 现任头衔(最初当选为执行干事的年份) | | 业务体验 |
| Tony·杜兰(45岁) | | 首席信息官(2019) | | 杜兰先生于2019年7月被任命为EQT公司的首席信息官。在加入EQT Corporation之前，杜兰先生于2017年12月至2019年7月执掌他创建的技术孵化器PH6 Labs。在此之前，他曾于2016年1月至2017年11月担任莱斯能源公司(于2017年11月被EQT Corporation收购的独立天然气和石油公司)首席信息官；并于2015年9月至2015年12月担任Express Energy Services(油田建造和试井服务公司)临时首席信息官。此外，Duran先生从2002年5月至2015年8月在National Oilwell Varco担任过多个职位(跨国公司向上游石油和天然气行业提供用于石油和天然气钻探和生产运营、油田服务和供应链集成服务的设备和部件)，他在那里最后一次担任助理首席信息官。 |
| 莱斯利·埃文科(46岁) | | 首席人力资源官(2019年) | | Evancho女士于2019年7月被任命为EQT Corporation的首席人力资源官。在加入EQT Corporation之前，Evancho女士于2019年4月至2019年7月担任西屋电气公司(核电、燃料及服务公司)全球人才管理副总裁总裁；于2018年8月至2019年3月担任Thermo Fisher Science，Inc.(生物技术产品开发公司)人力资源高级董事副总裁；2018年3月至2018年8月担任Edward Marc Brands(食品服务公司)人力资源副总裁总裁；以及于2017年4月至2017年11月担任大米能源公司人力资源副总裁总裁。此外，2011年11月至2017年4月，埃文科女士在工业安全设备制造商美盛安全有限公司担任全球董事人才管理职务。 |
| 托德·M·詹姆斯(41岁) | | 首席会计官(2019) | | 詹姆斯先生于2019年11月被任命为EQT公司的首席会计官。在加入EQT Corporation之前，James先生于2018年4月至2019年10月担任L.B.Foster Company(交通和能源基础设施产品和服务的制造商和分销商)的企业财务总监兼首席会计官。在此之前，他从2014年12月到2017年11月被EQT Corporation收购，一直到2018年2月，担任赖斯能源公司的高级董事、技术会计和财务报告。在加入莱斯能源之前，James先生是普华永道会计师事务所(Pricewaterhouse Coopers LLP)的高级经理，于2005年8月至2014年11月在那里工作。 |
| 威廉·E·乔丹(43岁) | | 常务副法律顾问、企业秘书总裁(2019年) | | 乔丹先生于2019年7月被任命为EQT公司执行副总裁总裁兼总法律顾问，并于2020年11月担任公司秘书。2018年5月至2019年7月，乔丹先生担任莱斯投资集团(多策略投资基金，投资于石油和天然气行业的所有垂直领域)的顾问。在此之前，他曾分别担任大米能源有限公司总法律顾问兼公司秘书高级副总裁和大米中游合伙公司(前大米能源公司的中游服务关联公司)的总法律顾问兼公司秘书高级副总裁，自2014年1月至2017年11月被EQT Corporation收购。2005年9月至2013年12月，乔丹先生是Vinson&Elkins LLP(一家国际律师事务所)的合伙人，代表上市和非上市公司参与资本市场的发行和并购，主要是石油和天然气行业。 |
| 杰里米·T·诺普(35岁) | | 首席财务官(2023) | | 诺普先生于2023年7月被任命为EQT公司的首席财务官。在担任首席财务官之前，诺普先生负责EQT公司并购战略的制定和执行，从2022年3月起担任企业发展部执行副总裁总裁，并于2021年1月至2022年3月担任企业发展部高级副总裁。在加入EQT Corporation之前，Knop先生于2012年8月至2021年1月受雇于Blackstone Group(一家全球性投资公司，其资产管理业务包括专注于房地产、私募股权、基础设施、生命科学、成长型股权、信贷、房地产和二级基金的投资工具)，曾在能源信贷团队担任多个职位，包括2019年1月至2021年1月担任能源信贷团队负责人，2017年1月至2018年12月担任副总裁，2014年1月至2016年12月担任助理，2012年8月至2013年12月担任分析师。在职业生涯的早期，诺普曾在2010年6月至2012年8月期间担任巴克莱资本(Barclays Capital)全球自然资源投资银行部门的分析师。 |
| Toby·赖斯(42岁) | | 总裁与首席执行官(2019年) | | 2019年7月，赖斯先生被任命为EQT公司的首席执行官兼首席执行官，并被选为EQT公司的董事会成员。自2018年5月以来，赖斯一直担任赖斯投资集团的合伙人，这是一家多策略基金，投资于石油和天然气行业的所有垂直领域。从2014年10月至2017年11月被EQT Corporation收购，赖斯先生担任赖斯能源公司的总裁兼首席运营官，并于2013年10月至2017年11月担任赖斯能源公司的董事会成员。在此之前，他从2007年2月开始在莱斯能源公司及其附属公司和前身实体担任多个职位，包括从2008年2月至2013年9月担任前身实体的总裁和首席执行官。赖斯先生是Daniel·J·赖斯四世的兄弟，后者自2017年11月起担任EQT公司董事会成员。 |
所有高管要么选择参加EQT公司高管离职计划，其中包括保密和竞业禁止条款，要么与EQT公司签署竞业禁止协议，每一位高管的服务都取决于我们的董事会。军官每年被任命在下一年任职，直到他们的继任者当选并获得资格，或直到死亡、辞职或被免职。
第II部
第五项：设立注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券市场
我们的普通股在纽约证券交易所交易，代码为“EQT”。
截至2024年2月9日，我们普通股的登记股东有1,735人。
2024年2月8日，我们的董事会宣布，EQT公司普通股的季度现金股息为每股0.1575美元，于2024年3月1日支付给2024年2月20日收盘时登记在册的股东。
我们宣布和支付股息的金额和时间(如果有)取决于我们董事会的酌情决定权，并取决于我们的业务状况，如我们的经营结果和财务状况、战略方向和其他因素。本公司董事会有权随时以任何理由更改股息率。
最近出售的未注册证券
在截至2023年12月31日的三个月内，我们没有回购根据《交易法》第12节登记的任何股权证券。
2021年12月13日，我们宣布，我们的董事会批准了一项股份回购计划(股份回购计划)，授权我们回购我们已发行普通股的股份，总购买价高达10亿美元，不包括费用、佣金和费用。2022年9月6日，我们宣布董事会批准将股票回购计划增加10亿美元，根据该计划，我们有权回购已发行普通股的股票，总购买价高达20亿美元，不包括费用、佣金和费用。根据股份回购计划，回购可能会不时以我们认为适当的金额和价格进行，并将受到各种因素的影响，包括我们普通股的市场价格、一般市场和经济状况、适用的法律要求和其他考虑因素。股票回购计划原定于2023年12月31日到期；然而，在2023年4月26日，我们宣布董事会批准将股票回购计划延长一年。由于这一延期，股票回购计划将于2024年12月31日到期，但该计划可能随时被暂停、修改或终止，而无需事先通知。截至2023年12月31日，我们自股份回购计划启动以来，已根据股份回购计划以总计622.1美元的购买价格购买了股份，不包括费用、佣金和费用，根据股份回购计划可能购买的股份的大约美元价值为14亿美元。
股票表现图表
下图比较了我们向普通股股东提供的最近五年累计总回报相对于S指数、S中型股400指数和两个定制同行组-2022年自建同行组和2023年自建同行组-的五年累计总回报率，这两个同行组的公司组成分别在下面的脚注(A)和(B)中讨论。我们的普通股一直被纳入S指数，直到2018年11月，我们的普通股被纳入S&P MidCap 400指数。2022年10月，我们的普通股被重新纳入S指数。因此，我们在下图中提供了这两个指数进行比较。假设于2018年12月31日对我们的普通股、S指数、S中型股400指数和每一家同行进行了100亿美元的投资，并对其相对表现进行了跟踪，直至2023年12月31日。下图所示的股价表现并不一定预示着未来的股价表现。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 12/18 | | 12/19 | | 12/20 | | 12/21 | | 12/22 | | 12/23 |
| EQT公司 | $ | 100.00 | | | $ | 58.18 | | | $ | 68.21 | | | $ | 117.05 | | | $ | 184.46 | | | $ | 214.36 | |
| 标准普尔500指数 | 100.00 | | | 131.49 | | | 155.68 | | | 200.37 | | | 164.08 | | | 207.21 | |
| S&P中型股400指数 | 100.00 | | | 126.20 | | | 143.44 | | | 178.95 | | | 155.58 | | | 181.15 | |
| 2022自建对等组(A) | 100.00 | | | 94.04 | | | 62.22 | | | 135.86 | | | 206.58 | | | 194.10 | |
| 2023自建对等组(B) | 100.00 | | | 106.87 | | | 75.96 | | | 145.21 | | | 223.56 | | | 217.88 | |
(a)2022年自建Peer Group包括以下14家公司：Antero Resources Corp.、APA Corp.(美国)、Chesapeake Energy Corp.、CNX Resources Corp.、Comstock Resources，Inc.、Coterra Energy Inc.、Devon Energy Corp.、Diamondback Energy，Inc.、Marathon Oil Corp.、Matado Resources Co.、Murphy Oil Corp.、Ovintiv Inc.、Range Resources Corp.和Southwest Energy Co.。2022自建Peer Group由纳入我们2022年业绩同行组的公司组成((I)大陆资源公司、(I)PDC Energy Inc.，由于其股票从2022年11月起停止公开交易，因此在股票表现图中被排除在外；以及(Ii)PDC Energy Inc.，在股票表现图中被排除在外，因为它于2023年8月被雪佛龙公司收购)，这是我们董事会的管理发展和薪酬委员会为评估我们根据2022年激励业绩股票单位计划而选择的相对总股东回报。
(b)2023年自建对等组包括以下16家公司：Antero Resources Corp.、APA Corp.(美国)、Chesapeake Energy Corp.、CNX Resources Corp.、Comstock Resources Inc.、Coterra Energy Inc.、Devon Energy Corp.、Diamondback Energy，Inc.、Hess Corp.、Marathon Oil Corp.、Matado Resources Co.、Murphy Oil Corp.、Ovintiv Inc.、Pioneer Natural Resources Co.、Range Resources Corp.和Southwest Energy Co.。这是我们董事会的管理发展和薪酬委员会选择的，目的是根据2023年激励绩效股票单位计划评估我们的相对总股东回报。
项目6.协议、协议、协议。[已保留]
项目7.报告管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下对财务状况和业务成果的讨论和分析应与项目8“财务报表和补充数据”中所列的合并财务报表及其附注一并阅读。
综合经营成果
EQT公司2023年的净收入为17.35亿美元，稀释后每股收益为4.22美元，而2022年为17.71亿美元，稀释后每股收益为4.38美元。减少的主要原因是天然气、NGL和石油的销售减少，但被2023年衍生品收益与2022年衍生品亏损、2022年合同资产减值(在合并财务报表附注5中讨论)、所得税支出减少和2022年债务清偿亏损部分抵消。
见项目7，“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”，载于#年报。表格10-K以供讨论和分析截至2021年12月31日的年度的综合经营结果。
2023年8月22日至2023年12月31日期间的运营结果包括我们对在塔格山和XCL中流收购中收购的资产的运营结果。有关TUG Hill和XCL Midstream收购的进一步讨论，请参阅合并财务报表附注6。
有关影响营业收入的项目的讨论，请参阅“销售额和收入”和“营业费用”；有关其他损益表项目的讨论，请参阅“其他损益表项目”。有关资本支出的讨论，请参阅“资本资源和流动性”下的“投资活动”。
趋势和不确定性
由于第三方供应链的限制，与我们2022年计划的开发计划相比，2022年期间投入使用的油井减少，对我们2023年上半年的销售额和每立方米基础上的运营费用产生了负面影响。此外，由于2022年第三方供应链的限制，我们将约30口油井的计划开发从2022年推迟到2023年(重新安排的油井)。截至2023年7月，所有重新安排的油井都已完工并开始销售，导致我们2023年第三季度的销售量恢复到我们正常的产量水平；然而，我们在2023年下半年的销售量受到了大约13个Bcfe的负面影响(包括我们有工作利益的非运营油井)，主要是为了应对阿巴拉契亚盆地天然气价格的下降。未来供应链的限制或天然气价格的下降可能会导致我们对2024年计划的开发时间表或我们有工作利益的非运营油井的开发时间表进行调整。此外，我们不能控制或以其他方式影响我们有工作利益的非作业井的开发进度。对我们2024年计划的开发时间表或我们拥有工作利益的未运营油井的开发时间表的调整，包括由于天然气价格下降、完井速度、进行钻井作业所需的沙子和水、获得足够的管道外卖能力、加工设施的意外停机时间或其他原因，可能会影响我们未来的销售量、运营收入和支出、每单位指标和资本支出。
美国的年通货膨胀率在2022年期间迅速上升，尽管通货膨胀率在2023年之前有所下降，但与前五年的通货膨胀率相比仍然居高不下。通胀压力对我们的业务有多方面的影响，包括增加我们的运营费用和资金成本。虽然我们在运营中使用的某些原材料和服务的价格普遍比2022年经历的峰值价格有所下降，但在我们签订此类材料和服务的新合同之前，我们不会完全意识到这种降价的好处，通胀压力可能会导致价格波动。此外，我们在现有长期合同和处理能力下对按需收费的某些承诺可能会受到消费物价指数调整的影响。尽管我们相信我们使用多年砂井和压裂船员合同的规模和供应链合同战略使我们能够最大限度地提高资本和运营效率，但未来通货膨胀率的上升将通过消费者价格指数调整对我们的长期合同产生负面影响。
虽然天然气、天然气和石油的价格在历史上一直不稳定，但2022年期间价格波动尤其明显，天然气价格在2022年8月达到峰值，然后稳步下降，一直持续到2023年上半年。2023年下半年，天然气价格温和上涨；但平均而言，2023年的价格仍低于2022年。我们预计，由于宏观经济的不确定性和地缘政治紧张局势，包括与俄罗斯入侵乌克兰和中东冲突有关的事态发展，大宗商品价格在整个2024年都将波动。我们的收入、盈利能力、流动资金和财务状况未来将继续受到天然气市场价格的影响，在较小程度上还会受到天然气和石油市场价格的影响。
此外，在几年的拖延之后，2023年第三季度，在联邦立法批准和批准了项目建设和初步运营所需的所有许可证和授权后，Equitrans Midstream恢复了山谷管道的向前施工。我们与Equitrans Midstream的某些协议中规定的费用结构和各种先决条件，包括但不限于综合GGA，与山谷管道投入使用的日期有关。因此，山谷管道最终投入使用的时间不在我们的控制范围内，这可能会影响我们在2024年的运营业绩，包括我们的运营费用和每单位指标、平均差额以及支付Henry Hub现金奖金所需的任何款项(如有必要)(在合并财务报表附注3中定义和描述)。
平均已实现价格调节
下表提供了详细的天然气和液体业务信息，以帮助了解我们的综合业务，包括基于调整后的营业收入计算的平均实现价格(美元/Mcfe)，这是一种非公认会计准则的补充财务衡量标准。调整后的营业收入之所以被列报，是因为它是我们用来评估收益趋势的期间间比较的重要指标。调整后的营业收入不应被视为总营业收入的替代方案。关于调整后的营业收入与总营业收入的对账，见“非公认会计准则财务计量对账”，这是根据公认会计准则计算的最直接可比的财务计量。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2023 | | 2022 |
| | | |
| （除非另有说明，否则数千） |
| 天然气 | | | |
| 销量（MMf） | 1,907,343 | | | 1,842,044 | |
| NYMEX价格（美元/MMBtu） | $ | 2.74 | | | $ | 6.64 | |
| Btu隆起 | 0.14 | | | 0.35 | |
| 天然气价格(美元/mcf) | $ | 2.88 | | | $ | 6.99 | |
| | | |
| 基础（$/Mcf）（a） | $ | (0.51) | | | $ | (0.77) | |
| 现金结算基差掉期（美元/Mcf） | (0.03) | | | (0.02) | |
| 平均差异，包括现金结算基差掉期（美元/Mcf） | $ | (0.54) | | | $ | (0.79) | |
| 平均调整价格（美元/Mcf） | $ | 2.34 | | | $ | 6.20 | |
| 现金结算衍生品（美元/Mcf） | 0.34 | | | (3.20) | |
| 平均天然气价格，包括现金结算衍生品（美元/Mcf） | $ | 2.68 | | | $ | 3.00 | |
| 天然气销售，包括现金结算衍生品 | $ | 5,112,278 | | | $ | 5,529,963 | |
| | | |
| 液体 | | | |
| NGL，不包括乙烷： | | | |
| 销量（MCfe）（b） | 64,859 | | | 56,735 | |
| 销量（MbBL） | 10,810 | | | 9,456 | |
| NGL价格(美元/桶) | $ | 36.39 | | | $ | 53.26 | |
| 现金结算衍生品（美元/桶） | (1.27) | | | (3.91) | |
| NGL平均价格，包括现金结算衍生品（美元/桶） | $ | 35.12 | | | $ | 49.35 | |
| NGL销售，包括现金结算衍生品 | $ | 379,663 | | | $ | 466,664 | |
| 乙烷： | | | |
| 销量（MCfe）（b） | 34,441 | | | 35,100 | |
| 销量（MbBL） | 5,740 | | | 5,850 | |
| 乙烷价格（美元/桶） | $ | 6.00 | | | $ | 14.20 | |
| 乙烷销售 | $ | 34,417 | | | $ | 83,096 | |
| 石油： | | | |
| 销量（MCfe）（b） | 9,630 | | | 6,164 | |
| 销量（MbBL） | 1,605 | | | 1,027 | |
| 油价(美元/桶) | $ | 59.93 | | | $ | 77.06 | |
| 石油销售 | $ | 96,191 | | | $ | 79,160 | |
| | | |
| 液体总销量（MCfe）（b） | 108,930 | | | 97,999 | |
| 液体总销量（MbBL） | 18,155 | | | 16,333 | |
| 液体总销量 | $ | 510,271 | | | $ | 628,920 | |
| | | |
| 共计 | | | |
| 天然气和液体销售总额，包括现金结算衍生品（c） | $ | 5,622,549 | | | $ | 6,158,883 | |
| 总销量（MCfe） | 2,016,273 | | | 1,940,043 | |
| 平均实现价格（美元/麦克菲） | $ | 2.79 | | | $ | 3.17 | |
(a)基数代表天然气的最终销售价格与NYMEX天然气价格之间的差额，包括与我们公司的运输协议相关的交付价格收益或亏损的影响。
(b)液化石油气、乙烷和石油以每桶6立方铁的速度转化为McFe。
(c)天然气和液体销售总额，包括现金结算的衍生品，在本报告中也被称为调整后的营业收入，这是一种非公认会计准则的补充财务指标。
非公认会计准则财务指标对账
下表将调整后的营业收入(一种非公认会计准则的补充财务指标)与总营业收入(其最直接的可比财务指标)进行核对，这是根据公认会计准则计算的。调整后的营业收入(在本报告中也称为天然气和液体销售总额，包括现金结算的衍生品)之所以列报，是因为它是我们用来评估收益趋势的期间间比较的重要指标。经调整营业收入不包括结算前衍生工具公允价值变动及净营销服务及其他因素对收入的影响。我们使用经调整的营业收入来评估盈利趋势，因为该指标剔除了结算前衍生工具的公允价值经常波动的变化，该指标仅反映已结算的衍生工具合约的影响。净营销服务和其他包括管道产能释放的成本和回收、向第三方提供的收集和加工服务的收入以及其他收入。由于我们认为净营销服务和其他与我们的天然气和液体生产活动无关，调整后的营业收入不包括净营销服务和其他。我们认为，调整后的营业收入为投资者提供了有用的信息，用于评估收益趋势的期间间比较。
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| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2023 | | 2022 |
| | | |
| （除非另有说明，否则数千） |
| 总营业收入 | $ | 6,908,923 | | | $ | 7,497,689 | |
| (减去)加： | | | |
| 衍生品(收益)损失 | (1,838,941) | | | 4,642,932 | |
| 就衍生工具收到(支付)的现金结算净额 | 900,650 | | | (5,927,698) | |
| 为期内结算的衍生工具支付的保费 | (322,869) | | | (27,587) | |
| 网络营销服务和其他 | (25,214) | | | (26,453) | |
| 调整后的营业收入，非公认会计准则财务指标 | $ | 5,622,549 | | | $ | 6,158,883 | |
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| 总销量（MCfe） | 2,016,273 | | | 1,940,043 | |
| 平均实现价格（美元/麦克菲） | $ | 2.79 | | | $ | 3.17 | |
销售量和收入
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日的年度， |
| | 2023 | | 2022 | | 变化 | | 更改百分比 |
| | | | | | | |
| （除非另有说明，否则数千） |
| 销量（MCfe） | 2,016,273 | | | 1,940,043 | | | 76,230 | | | 3.9 | |
| 日均销量（MCfe/d） | 5,524 | | | 5,315 | | | 209 | | | 3.9 | |
| | | | | | | |
| 营业收入： | | | | | | | |
| 天然气、液化天然气和石油的销售 | $ | 5,044,768 | | | $ | 12,114,168 | | | $ | (7,069,400) | | | (58.4) | |
| 衍生工具的收益(损失) | 1,838,941 | | | (4,642,932) | | | 6,481,873 | | | (139.6) | |
| 网络营销服务和其他 | 25,214 | | | 26,453 | | | (1,239) | | | (4.7) | |
| 总营业收入 | $ | 6,908,923 | | | $ | 7,497,689 | | | $ | (588,766) | | | (7.9) | |
天然气、液化天然气和石油的销售。由于平均实现价格下降，2023年天然气、液化天然气和石油的销售额与2022年相比有所下降，但部分被销量增加所抵消。
由于NYMEX和流动性价格下降，2023年的平均实现价格较2022年有所下降，但部分被有利的现金结算衍生品和有利的差价所抵消。下表列出了我们收到（支付）的衍生品净现金结算的组成。
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| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2023 | | 2022 |
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| (千人) |
| NYMEX天然气对冲头寸收到（支付）的净现金结算 | $ | 976,432 | | | $ | (5,855,959) | |
| 按基准支付的净现金结算和流动性对冲头寸 | (75,782) | | | (71,739) | |
| 就衍生工具收到(支付)的现金结算净额 | $ | 900,650 | | | $ | (5,927,698) | |
衍生品收到（支付）的净现金结算计入平均已实现价格，但不得计入营业收入。
2023年和2022年，我们分别为期间结算的衍生品支付了3.229亿美元和2760万美元的保费。
与2022年相比，2023年的销售量有所增加，这是由于在Tug Hill和XCL Midstream收购中收购的资产的销售量增加了90Bcfe，但由于第三方供应链限制和我们拥有工作利益的某些非作业油井开发计划的延迟，2022年生产油井的自然下降和在线油井数量的减少导致销售量下降，部分抵消了这一增长。
衍生工具的收益(损失)。2023年，我们确认了18.389亿美元的衍生品收益，主要是由于NYMEX远期价格下降导致我们的NYMEX掉期和期权的公平市场价值增加，但与Henry Hub现金红利相关的衍生品负债亏损部分抵消了这一收益。2022年，我们确认衍生品亏损46.429亿美元，主要是由于NYMEX远期价格上涨导致我们的NYMEX掉期和期权的公平市场价值下降，但与Henry Hub现金红利相关的衍生品负债收益部分抵消了这一损失。
运营费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日的年度， |
| | 2023 | | 2022 | | 变化 | | 更改百分比 |
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| （除非另有说明，否则数千） |
| 运营费用： | | | | | | | |
| 采集 | $ | 1,282,402 | | | $ | 1,316,213 | | | $ | (33,811) | | | (2.6) | |
| 传输 | 642,688 | | | 601,497 | | | 41,191 | | | 6.8 | |
| 正在处理中 | 232,170 | | | 199,266 | | | 32,904 | | | 16.5 | |
| 租赁运营费用(LOE) | 158,973 | | | 156,523 | | | 2,450 | | | 1.6 | |
| 生产税 | 95,727 | | | 144,462 | | | (48,735) | | | (33.7) | |
| 探索 | 3,330 | | | 3,438 | | | (108) | | | (3.1) | |
| 销售、一般和行政 | 236,171 | | | 252,645 | | | (16,474) | | | (6.5) | |
| | | | | | | |
| 生产耗竭 | $ | 1,702,198 | | | $ | 1,644,625 | | | $ | 57,573 | | | 3.5 | |
| 其他折旧和损耗 | 29,944 | | | 21,337 | | | 8,607 | | | 40.3 | |
| 折旧和损耗合计 | $ | 1,732,142 | | | $ | 1,665,962 | | | $ | 66,180 | | | 4.0 | |
| | | | | | | |
| 每单位(美元/麦克菲)： | | | | | | | |
| 采集 | $ | 0.64 | | | $ | 0.68 | | | $ | (0.04) | | | (5.9) | |
| 传输 | 0.32 | | | 0.31 | | | 0.01 | | | 3.2 | |
| 正在处理中 | 0.12 | | | 0.10 | | | 0.02 | | | 20.0 | |
| Loe | 0.08 | | | 0.08 | | | — | | | — | |
| 生产税 | 0.05 | | | 0.07 | | | (0.02) | | | (28.6) | |
| | | | | | | |
| 销售、一般和行政 | 0.12 | | | 0.13 | | | (0.01) | | | (7.7) | |
| 生产耗竭 | 0.84 | | | 0.85 | | | (0.01) | | | (1.2) | |
聚集在一起。与2022年相比，2023年的收集费用绝对值有所下降，主要原因是某些合同的收集费率与价格挂钩。与2022年相比，2023年的每立方米采集费有所下降，这主要是由于与价格挂钩的某些合同的采集率较低(2023年有所下降)，以及在我们全资拥有的塔格山和XCL Midstream收购中收购的采集权的影响，因此降低了我们的采集费结构。
变速箱。与2022年相比，2023年的输电费用在绝对值和单位麦克菲的基础上有所增加，这主要是由于获得了额外的运力，但从德克萨斯州东部输电管道获得的信用增加部分抵消了这一增长。
正在处理。与2022年相比，2023年的加工费用按绝对值和每立方米计算均有所增加，这主要是由于在TUG Hill和XCL Midstream收购中收购的富含液体的资产的加工费用，以及第三方合同加工率的上涨。
洛伊。与2022年相比，2023年LOE的绝对值有所增加，这主要是由于TUG Hill和XCL Midstream收购的资产的LOE增加，但海水处理成本降低和回收增加部分抵消了这一影响。海水处理成本和循环率受到我们内部开发的生产水收集和储存系统的使用增加的有利影响，该系统于2022年第四季度投入使用。
生产税。与2022年相比，2023年的生产税绝对值和人均生产税均有所下降，原因是西弗吉尼亚州的遣散费较低，原因是TETCO M2价格较低，以及宾夕法尼亚州的影响费用较低，纽约商品交易所价格较低，但部分抵消了西弗吉尼亚州因在塔格希尔和XCL中游收购中收购的资产而增加的财产税以及更高的税率。
销售，一般和行政。与2022年相比，2023年的销售、一般和行政费用按绝对值和按麦克菲计算均有所下降，这主要是由于未支付奖励减少和奖励公允价值变化导致长期激励薪酬成本降低。长期激励薪酬可能会随着我们股价和业绩状况的变化而波动。
折旧和损耗。与2022年相比，2023年的生产消耗费用在绝对基础上有所增加，这是由于销售量增加，但部分被较低的年度消耗率所抵消。
出售/交换长期资产的损失(收益)。于2023年，我们确认了与种植面积贸易协议有关的长期资产销售/交换损失1,740万美元，其中交易英亩的账面价值超过了收到的英亩的公允价值。
合同资产减值。在2022年期间，我们确认了2.142亿美元的合同资产减值。见合并财务报表附注5。
租约减值和期满。于2023年及2022年期间，我们确认的减值及租约到期金额分别为1.094亿美元及1.766亿美元，主要与根据我们的发展计划，我们不再预期在租约到期前延长或发展的租约有关。
其他经营费用。与2022年相比，2023年的其他运营费用有所增加，主要是由于与收购Tug Hill和XCL Midstream相关的交易成本，但部分抵消了法律和环境储备的减少，包括和解费用的减少。其他业务费用摘要见合并财务报表附注1。
其他损益表项目
(收入)投资损失。投资(收入)亏损的变化主要是由于我们在2022年出售我们在Equitrans Midstream的投资造成的亏损，但被我们在LMM(定义于综合财务报表附注1)投资中确认的较低股本收益部分抵消。
股息和其他收入。与2022年相比，2023年的股息和其他收入减少，这主要是由于我们对投资基金的投资(定义见合并财务报表附注1)收到的股息减少，以及我们在2022年对Equitrans Midstream的投资收到的股息减少。
债务清偿损失。在2022年期间，我们确认了由于偿还和回购债务(包括2022年10月1日到期的3.00%票据)而产生的1.4亿美元债务清偿损失。
利息支出，净额。与2022年相比，2023年的利息支出下降，主要是由于手头现金产生的利息收入增加，以及循环信贷安排借款减少的利息支出减少，但由于2023年8月定期贷款安排(定义和讨论见综合财务报表附注8)和2022年10月发行的优先票据发行导致债务利息支出增加，部分抵消了这一影响。本公司偿还及回购于综合财务报表附注8所披露的债务部分抵销了较高的债务利息支出。
所得税支出(福利)。见合并财务报表附注7。
有关我们的重要会计政策和假设的讨论，请参阅“关键会计估计”和综合财务报表附注1，这些会计政策和假设涉及对天然气、NGL和石油生产活动的会计处理，以及我们的石油和天然气资产减值。另见项目1A，“风险因素--天然气、天然气和石油价格下跌，以及我们发展战略的变化，已导致我们的某些资产减值。未来大宗商品价格的下降、经营成本的增加或油井业绩的不利变化，或我们发展战略的进一步变化，可能导致我们资产的账面价值进一步减记，包括长期无形资产，这可能对我们未来的经营业绩产生重大不利影响。”
资本资源与流动性
虽然我们不能提供任何保证，但我们相信经营活动的现金流和我们循环信贷安排下的可用现金流应足以满足我们的现金需求，包括但不限于至少未来12个月的正常运营需求、偿债义务、计划资本支出和承诺，根据目前的预期，长期而言。
循环信贷安排
我们主要使用循环信贷机制下的借款来满足营运资金需求、资本支出与其他现金用途之间的时间差异以及经营活动的现金流、衍生工具的保证金要求以及信用保证要求(包括抵押品)，以支持我们的中游服务合同、合资企业安排或建筑合同。有关循环信贷安排的进一步讨论，请参阅综合财务报表附注8。
已知的合同债务和其他债务；计划资本支出
购买义务。我们根据现有的长期合同和具有约束力的先例协议与各种管道达成了按需收费的承诺，其中一些协议的期限长达20年或更长时间。我们已经达成协议，根据这些长期合同释放我们的部分产能，但条件目前尚未得到满足。我们还承诺提高处理能力，以便从天然气流中提取较重的液态碳氢化合物。此外，我们还承诺支付与我们的运营相关的服务和材料，其中主要包括获得供水服务和电动水力压裂服务的最低数量承诺，以及购买设备、材料和沙子的承诺。见合并财务报表附注11以作进一步讨论，包括有关这些项目未来付款总额的细节。
合同承诺。我们在债务协议中有合同承诺，包括支付利息和偿还本金。见综合财务报表附注8，进一步讨论我们的债务协议下的合同承诺，包括本金偿还的时间。
未确认的税收优惠。正如综合财务报表附注7进一步讨论的那样，截至2023年12月31日，我们有850万美元的未确认税收优惠准备金和7700万美元的额外准备金，这些准备金与一般营业税抵免结转和净营业亏损(NOL)的递延税项资产相抵销。我们于2023年1月与美国国税局结清了截至2017年的综合美国联邦所得税负担。我们目前无法向税务当局就这些潜在负债的现金结算期作出合理可靠的估计。
计划资本支出和销售量。2024年，我们预计总资本支出约为21.5亿至23.5亿美元。我们预计我们的资本支出将来自运营产生的现金，如果需要，还将根据我们的循环信贷安排借款。由于我们是我们已开发面积的很高比例的运营商，我们某些资本支出的金额和时间在很大程度上是可自由支配的。我们可以选择推迟2024年计划的资本支出的一部分，这取决于各种因素，包括天然气、NGL和石油的当前和预期价格；必要设备、基础设施和资本的可用性；所需监管许可和批准的接收和时间；以及钻井、完成和收购成本。2024年，我们预计我们的销售量将在2200到2300 Bcfe之间。
经营活动
2023年和2022年，经营活动提供的净现金分别为31.79亿美元和34.66亿美元。与2022年相比，2023年的下降主要是由于现金运营收入下降，部分被2023年收到的衍生品现金结算净额与2022年支付的衍生品现金结算净额抵销，以及应收账款下降和利润率公布减少导致营运资金的有利变化。
我们经营活动的现金流受到大宗商品市场价格变动的影响。我们无法预测远期条带定价所反映的当前市场观点之外的这种走势。关于商品市场潜在风险的讨论，见项目1A.“风险因素--天然气、天然气和石油价格波动，或天然气、天然气和石油价格长期处于低位，可能对我们的收入、盈利能力、未来增长率、流动资金和财务状况产生不利影响。”
投资活动
2023年和2022年，用于投资活动的净现金分别为43.14亿美元和14.22亿美元。与2022年相比，2023年的增长主要是由于2023年为收购TUG Hill和XCL Midstream支付的现金以及资本支出的增加。
下表总结了我们的资本支出。
| | | | | | | | | | | |
| | 截至2011年12月31日的几年， |
| 2023 | | 2022 |
| | | |
| (百万) |
| 储备开发(A) | $ | 1,587 | | | $ | 1,131 | |
| 土地和租契(B) | 130 | | | 138 | |
| 其他生产基础设施 | 63 | | | 82 | |
| 中游 | 31 | | | 6 | |
| 资本化间接费用 | 60 | | | 51 | |
| 资本化利息 | 41 | | | 28 | |
| 其他 | 13 | | | 4 | |
| 资本支出总额 | 1,925 | | | 1,440 | |
| 加(减)：非现金项目(C) | 94 | | | (40) | |
| 现金资本支出总额 | $ | 2,019 | | | $ | 1,400 | |
(a)包括2023年和2022年分别为3590万美元和4450万美元的水利基础设施资本支出。
(b)2023年和2022年，可归因于非控股权益的资本支出分别为850万美元和1280万美元。
(c)非现金资本支出的净影响，包括工作利益伙伴应收账款的时间安排、应计资本支出和资本化股份补偿费用的影响。应计资本支出的影响包括本期估计数，扣除上期应计项目的冲销。
融资活动
2023年和2022年，用于融资活动的净现金分别为2.43亿美元和6.99亿美元。2023年，融资现金流的主要用途是偿还和偿还债务、支付股息以及回购和偿还EQT公司普通股，融资现金流的主要来源是定期贷款工具借款的收益。2022年，融资现金流的主要用途是偿还和偿还债务、回购和偿还EQT公司普通股和支付股息，融资现金流的主要来源是发行债务的收益。
见合并财务报表附注8，进一步讨论我们在循环信贷安排和定期贷款安排下的债务和借款，包括讨论2023年12月31日之后发生的事件。
2024年2月8日，我们的董事会宣布，EQT公司普通股的季度现金股息为每股0.1575美元，于2024年3月1日支付给2024年2月20日收盘时登记在册的股东。
根据吾等实际及预期的流动资金来源及用途、当时的市况及其他因素，吾等可不时于公开市场或私下协商的交易中，透过投标要约或其他现金购买方式赎回或购回未偿还的债务或股权证券。任何此类交易所涉及的金额都可能是重大的。关于债务赎回和回购的讨论见综合财务报表附注8，关于EQT公司普通股回购的讨论见综合财务报表附注9。
安全评级 和 融资触发因素
下表反映了截至以下日期我们债务工具的信用评级和评级展望2023年12月31日。我们的信用评级和评级展望可随时由指定评级机构修改或撤回，每个评级应独立于任何其他评级进行评估。我们不能确保评级将在任何给定的时间段内保持有效，或者如果评级机构认为情况需要，评级机构不会下调或撤销评级。有关什么是投资级别的说明，请参阅合并财务报表附注3。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 评级机构 | | 高级官员笔记 | | 展望 |
| 穆迪投资者服务公司（Moody's Investors Service） | | Baa3 | | 稳定 |
| 标准普尔评级服务(S) | | BBB- | | 稳定 |
| 惠誉评级服务(Fitch Rating Service) | | BBB- | | 稳定 |
信用评级的变化可能会影响我们进入资本市场的机会、我们循环信贷安排下通过利率和费用产生的短期债务成本、定期贷款工具和可调整利率的优先票据的利率、新长期债务的可用利率、我们的投资者池和资金来源、我们场外衍生品工具的借款成本和保证金要求以及支持我们的中游服务合同、合资企业安排或建筑合同的信用保证要求(包括抵押品)。我们场外衍生工具的保证金存款亦受信用评级以外的其他因素影响，例如天然气价格和我们与我们的对冲交易对手之间的协议中规定的信用门槛。
我们的债务协议和其他财务义务包含各种条款，如果不遵守，可能会导致我们的循环信贷安排和定期贷款安排下的违约或违约事件，强制部分或全部偿还未偿还金额，降低贷款能力或采取其他类似行动。根据我们的债务协议，最重要的违约契约和事件涉及维持债务与总资本的比率、限制与附属公司的交易、破产事件、不支付预定的本金或利息、加快其他财务义务和变更控制条款。我们的循环信贷安排和定期贷款安排包含金融契约，要求我们的总债务与总资本的比率不超过65%。截至2023年12月31日，我们遵守了债务协议下的所有债务条款和契诺。
关于我们的循环信贷安排和定期贷款安排下的借款的讨论，请参阅综合财务报表附注8。
商品风险管理
我们的大宗商品风险管理计划的绝大部分与我们生产的天然气的对冲销售有关。我们对冲计划的总体目标是保护现金流不受大宗商品价格变化风险的过度敞口。我们使用的衍生商品工具主要是掉期、套头和期权协议。下表汇总了截至2024年2月9日我们的NYMEX对冲头寸的大致数量和价格。固定价格和NYMEX价格之间的差额包含在我们在“平均已实现价格对账”中的价格对账中的平均差额中。固定价格天然气销售协议可以实物结算，也可以财务结算。
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| 2024年第一季度(A) | | Q2 2024 | | Q3 2024 | | Q4 2024 | | |
| 套期保值交易量(MMDth) | 283 | | | 260 | | | 237 | | | 127 | | | |
| 套期成交量(MMDth/d) | 3.1 | | | 2.9 | | | 2.6 | | | 1.4 | | | |
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| | | | | | | | | |
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| 掉期-做空 | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 136 | | | 215 | | | 192 | | | 95 | | | |
| 平均价格(元/戴德梁) | $ | 3.52 | | | $ | 3.26 | | | $ | 3.27 | | | $ | 3.26 | | | |
| | | | | | | | | |
| 来电-长途 | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 13 | | | 13 | | | 13 | | | 13 | | | |
| 平均罢工($/DTH) | $ | 3.20 | | | $ | 3.20 | | | $ | 3.20 | | | $ | 3.20 | | | |
| | | | | | | | | |
| 呼叫-短话 | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 162 | | | 61 | | | 62 | | | 46 | | | |
| 平均罢工($/DTH) | $ | 6.16 | | | $ | 4.22 | | | $ | 4.22 | | | $ | 4.27 | | | |
| | | | | | | | | |
| 看跌期权 | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 147 | | | 45 | | | 45 | | | 32 | | | |
| 平均罢工($/DTH) | $ | 4.20 | | | $ | 4.05 | | | $ | 4.05 | | | $ | 4.10 | | | |
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| 期权溢价 | | | | | | | | | |
| 延期保费的现金结算(百万) | $ | (34) | | | $ | (4) | | | $ | (4) | | | $ | — | | | |
(a)1月1日至3月31日。
我们还签订了衍生品工具来对冲基差。我们可能会不时使用其他合同协议来实施我们的大宗商品对冲策略。
有关我们套期保值计划的进一步讨论，请参阅项目7A“关于市场风险的定量和定性披露”和合并财务报表附注3。
表外安排
截至2023年12月31日，除综合财务报表附注11所述承诺外，我们并无任何重大表外安排。
承付款和或有事项
关于我们的承诺和或有事项的讨论，见合并财务报表附注11。
近期发布的会计准则
我们最近发布的会计准则载于合并财务报表附注1。
关键会计估计
我们的重要会计政策在合并财务报表附注1中进行了说明。管理层对合并财务报表和经营结果的讨论和分析是基于我们的合并财务报表，这些报表是按照公认会计准则编制的。合并财务报表的编制要求管理层做出影响资产、负债、收入和费用的报告金额以及或有资产和负债的相关披露的估计和判断。以下是我们董事会审计委员会(审计委员会)审查的关键会计估计，与我们在编制合并财务报表时使用的更重要的判断和估计有关。实际结果可能与我们的估计不同。
核算天然气、天然气和石油生产活动。我们使用成功努力法来核算我们的石油和天然气生产活动。有关我们已探明及未探明油气资产及其他长期资产的公允价值计量及任何后续减值的讨论，以及评估未探明石油及天然气资产资本化成本的可回收性，请参阅综合财务报表附注1。
我们认为，对天然气、NGL和石油生产活动的核算是一项“关键的会计估计”，因为已探明资产的减值评估涉及对未来事件的重大判断，例如未来天然气和NGL的销售价格和未来生产成本，以及记录的天然气和NGL数量和恢复时间。这些估计的重大变化可能导致我们已探明和未探明财产的成本无法收回；因此，我们将被要求确认减值。考虑到许多可能对我们的估计产生重大影响的假设，估计对我们假设变化的敏感度是不可行的。
有关已探明及未探明油气资产减值的额外资料，请参阅综合财务报表附注1。另见项目1A，“风险因素--天然气、天然气和石油价格下跌，以及我们发展战略的变化，已导致我们的某些资产减值。未来大宗商品价格的下降、经营成本的增加或油井业绩的不利变化，或我们发展战略的进一步变化，可能导致我们资产的账面价值进一步减记，包括长期无形资产，这可能对我们未来的经营业绩产生重大不利影响。”
石油和天然气储量。已探明油气储量，由美国证券交易委员会条例S-X规则4-10定义，是指通过对地学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出，从已知油藏出发，从给定日期起，在现有经济条件、经营方法和政府法规下，在提供经营权的合同到期之前，可以合理确定地估计出可经济生产的油气储量，除非有证据表明，无论使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。
我们对已探明储量的估计每年都会使用地质、储集层和生产动态数据进行重新评估。储量估算由我们的工程师准备，并由独立工程师审计。修订可能源于油藏动态、开发计划、价格、运营成本、经济状况和政府限制等方面的变化。例如，价格的下降可能会导致某些已探明储量因更早达到经济极限而减少。估计储量的重大变化可能会对枯竭率计算和我们的综合财务报表产生影响。
我们使用12个月平均价格根据销售价格和成本估计未来天然气、NGL和石油储备的净现金流，该价格是12个月期间内每个月的每月第一天价格的未加权算术平均值，因此在随后的期间可能会发生变化。运营成本、生产和从价税以及未来开发成本基于当前成本，不会上升。所得税支出是根据现行法律规定的法定税率以及税收减免和抵免计算的。
我们认为，石油和天然气储量是一项“关键的会计估计”，因为我们必须定期重新评估已探明储量，以及对未来产量、生产成本和开发支出时间的估计。未来的经营业绩以及我们任何季度或年度的综合资产负债表的实力，都可能受到我们假设变化的重大影响。根据截至2023年12月31日的已探明储量，我们估计，根据目前对2024年的产量估计，探明储量每变化1%，2024年的耗竭费用将分别减少或增加约1,500万美元和2,700万美元。
另见项目1A.“风险因素--天然气、天然气和石油价格波动，或天然气、天然气和石油价格长期处于低位，可能对我们的收入、盈利能力、未来增长率、流动资金和财务状况产生不利影响。”
所得税。我们确认在合并财务报表或纳税申报表中已包括的事件的预期未来税务后果的递延税项资产和负债。有关与所得税有关的主要会计政策的讨论，请参阅综合财务报表附注1；有关递延税项资产、估值津贴及就不确定税务状况记录的财务报表利益金额的讨论，请参阅综合财务报表附注7。
我们认为所得税是“关键的会计估计”，因为我们必须评估我们的递延税项资产从未来的应税收入中收回的可能性，并对为不确定的税收头寸记录的财务报表收益金额做出判断。*如果估值津贴或不确定的税收头寸在一段时间内建立或增加或减少，我们将在综合经营报表中记录所得税费用或收益。任何季度或年度的未来运营业绩可能会受到我们假设变化的重大影响。未来应税收入或纳税筹划策略的变化可能会影响我们利用递延税收资产的能力，这将增加或减少我们的所得税支出和已支付的税款。考虑到许多可能对我们的估计产生重大影响的假设，估计对我们假设变化的敏感度是不可行的。
衍生品公司。我们订立衍生商品工具合约，主要是为了减少与未来出售我们的天然气产品有关的商品价格风险。请参阅备注4 对合并财务报表的影响有关公允价值层次的说明，请参阅。综合财务报表中报告的价值随着这些估计进行修订以反映实际结果，或者随着市场状况或其他因素的变化而变化，其中许多因素超出了我们的控制范围。
我们相信衍生工具是“关键的会计估计”，因为由于NYMEX天然气价格和基数的波动，衍生工具的市值变化会对我们的财务状况和经营结果产生重大影响。未来任何季度或年度的经营业绩都可能受到我们假设变化的重大影响。关于天然气市场价格假设上升或下降10%的讨论，请参阅项目7A“关于市场风险的定量和定性披露”。
企业合并。企业合并会计要求公司记录按公允价值取得的可识别资产和负债。2023年第三季度，我们完成了对Tug Hill和XCL Midstream的收购，2021年第三季度，我们完成了对Alta的收购(在合并财务报表附注6中定义和讨论)。见合并财务报表附注6，其中讨论了用于估计所购入资产和所承担负债的公允价值的最重要假设。
我们认为，企业合并是“关键的会计估计”，因为对收购资产和假定负债的估值涉及对未来事件的重大判断。未来任何季度或年度的经营业绩都可能受到我们假设变化的重大影响。考虑到许多可能对我们的估计产生重大影响的假设，估计对我们假设变化的敏感度是不可行的。
或有事项和资产报废义务。我们涉及在正常业务过程中出现的各种法律和监管程序。“我们根据我们对可能发生的损失和损失金额可以合理估计的评估，记录或有事项的责任。”我们在进行这些评估时会考虑许多因素，包括历史经验和事项细节。估计数是在与法律顾问协商后制定的，并基于对潜在结果的分析。见合并财务报表附注11。
我们根据对结算金额和时间的估计来计提资产报废债务的负债。对于油气井，我们的封堵和放弃债务的公允价值是在发生债务时记录的，通常是在油井被挖泥的时候。见合并财务报表附注1。
我们认为或有事项和资产报废债务是“关键会计估计”，因为我们必须评估与或有事项相关的损失概率以及资产报废债务清偿的预期金额和时间。此外，我们必须确定未来负债的估计现值。我们假设的变化可能会对任何季度或年度的未来运营结果产生重大影响。如果我们遭受的与意外事件相关的损失高于我们的预期，我们可能会产生额外的成本来偿还此类债务。如果我们的资产报废债务的预期金额和时间发生变化，我们将被要求在未来期间调整我们负债的账面价值。考虑到许多可能对我们的估计产生重大影响的假设，估计对我们假设变化的敏感度是不可行的。
第7A项包括关于市场风险的定量和定性披露
商品价格风险和衍生工具。我们的主要市场风险敞口是天然气和天然气未来价格的波动。由于大宗商品价格的波动性，我们无法预测我们最终销售点的天然气和天然气市场价格未来的潜在变动，因此无法预测价格对我们运营的最终影响。天然气和天然气价格持续低迷或持续大幅下跌可能会对我们的发展计划产生不利影响，这将降低我们的开发速度和已探明储量的水平。天然气和NGL价格的上涨可能伴随或导致钻井成本增加、生产税增加、LOE增加、我们储存资产的季节性天然气价差波动增加以及终端用户节约或转换为替代燃料的增加。此外，在一定程度上，如果我们以低于当前市场价格的价格对冲我们的生产，我们将不会完全受益于天然气价格的上涨，并且，根据我们当时的信用评级和我们对冲合同的条款，我们可能需要向我们的对冲交易对手公布额外的保证金。
我们对冲计划的总体目标是保护我们的现金流不受大宗商品价格变化风险的过度影响。我们对衍生工具的使用在综合财务报表附注3和“资本资源和流动资金”项下的“商品风险管理”中作了进一步说明。我们的场外衍生品商品工具主要存放在金融机构，这些机构的信誉受到定期监测。我们主要通过衍生品工具来对冲预期的产量销售。我们还通过衍生工具来对冲基差。我们对衍生工具的使用是根据我们管理层的对冲和金融风险委员会批准的一套政策实施的，并由我们的董事会进行审查。
对于用于对冲我们的预期产量销售的衍生品大宗商品工具，我们设定了相对于预期产量和销售水平的政策限制，这些预期产量和销售水平面临价格风险。出于交易目的，我们拥有的金融天然气衍生商品工具数量微不足道。
我们使用的衍生商品工具主要是掉期、套头和期权协议。这些协议可能要求根据商品的两种价格之间的差额向交易对手付款或从交易对手那里收取付款。我们使用这些协议来对冲我们的纽约商品交易所和基差敞口。在执行我们的大宗商品套期保值策略时，我们也可以使用其他合同协议。
我们连续监测价格和生产水平，并根据需要调整对冲数量。
假设NYMEX天然气价格在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日下降10%，我们的天然气衍生商品工具的公允价值将分别增加约2.04亿美元和7.27亿美元。假设NYMEX天然气价格在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日上涨10%，我们的天然气衍生商品工具的公允价值将分别减少约4.82亿美元和3.33亿美元。出于本分析的目的，我们将截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的NYMEX天然气价格变动10%应用于我们截至2022年12月31日、2023年和2022年的天然气衍生商品工具，以计算公允价值的假设变化。公允价值变动的厘定方法与综合财务报表附注4所述我们厘定衍生商品工具公允价值的正常程序相类似。
上述对我们衍生商品工具的分析不包括相同假设价格变动可能对我们的天然气实物销售产生的抵消影响。为对冲我们预测的天然气产量而持有的衍生商品工具组合接近我们预期的天然气实物销售的一部分；因此，假设衍生商品工具没有提前关闭，并且衍生商品工具继续有效地对冲基础风险的对冲，为对冲与上述商品价格假设变化相关的我们的预测产量而持有的衍生商品工具组合的公允价值受到的不利影响应被对天然气实物销售的有利影响所抵消。
倘相关实物交易或持仓于衍生商品工具到期日前结清，金融工具或衍生商品工具可能出现亏损或衍生商品工具可能变得一文不值，视乎终止日期或到期日(以较早者为准)的当时市场价值而定。
利率风险。市场利率的变化会影响我们从现金、现金等价物和短期投资中赚取的利息，以及我们在循环信贷安排和定期贷款安排下支付的借款利率。我们为优先票据支付的利息不会根据市场利率的变化而波动。2023年，我们的循环信贷安排和定期贷款安排下的借款利率增加1%，将使利息支出增加约1,290万美元。
我们的循环信贷安排、定期贷款安排、2025年到期的6.125%优先票据和2030年到期的7.000%优先票据的利率根据穆迪、S和惠誉对我们优先票据的信用评级的变化而波动。我们其他未偿还优先票据的利率不会根据穆迪、S和惠誉对我们优先票据的信用评级的变化而波动。关于信用评级下调风险的讨论，见第1A项，“风险因素--我们的业务有大量的资本要求，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资。”利率的变化会影响我们固定利率债务的公允价值。见综合财务报表附注8以进一步讨论我们的债务，以及综合财务报表附注4以讨论公允价值计量，包括我们债务的公允价值计量。
其他市场风险。如果我们的衍生品合约的交易对手不履行义务，我们将面临信用损失。这种信用敞口仅限于公允价值为正的衍生品合约，公允价值为正的衍生品合约可能会随着市场价格的变化而变化。我们的场外衍生品工具主要面向金融机构，因此，可能会受到影响这些公司个人以及整个金融业的事件的影响。我们使用各种流程和分析来监控和评估我们的信用风险敞口，包括监控当前的市场状况和交易对手的信用基本面。信用敞口通过基于交易对手信用基本面的信贷审批和限额来控制。*为了管理信用风险水平，我们主要与投资级的金融交易对手进行交易，尽可能达成净额结算协议，并可能获得抵押品或其他担保。
截至2023年12月31日，我们的场外衍生品合约中约有86%，即9.12亿美元的公允价值为正。截至2022年12月31日，我们的场外衍生品合约中，约36%，即7.1亿美元的公允价值为正值。
截至2023年12月31日，我们没有任何衍生品合约违约，也不知道我们的衍生品合约有任何交易对手违约。于2023年期间，我们并无对衍生工具合约的公允价值作出任何调整，原因是除我们既定的公允价值程序所包括的正常非履约风险调整外，与信贷有关的担忧。我们监控可能影响我们衍生品合约公允价值的市场状况。
我们面临着信贷客户对天然气、NGL和石油的实物销售产生不良贷款的风险。我们业务的应收收入和相关账款主要来自将我们生产的天然气、NGL和石油销售给位于阿巴拉契亚盆地的营销人员、公用事业公司和工业客户，以及通过我们的运输组合进入的市场，包括墨西哥湾沿岸、中西部、美国东北部和加拿大的市场。我们还与某些处理器签订合同，代表我们销售部分NGL。
在我们的循环信贷安排和定期贷款安排的银团中，大型金融机构集团中没有一家贷款人持有这两种安排下财务承诺的10%以上。庞大的银团集团和每家银行相对较低的参与比例，预计将限制我们在银行业受到破坏或整合的风险。
第8项：财务报表及补充数据
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| | | 页码参考 |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID：42) | | 65 |
合并经营报表 | | 69 |
综合全面收益表(损益表) | | 70 |
合并资产负债表 | | 71 |
合并现金流量表 | | 72 |
合并权益表 | | 73 |
合并财务报表附注 | | 74 |
独立注册会计师事务所报告
致EQT公司股东和董事会
对财务报表的几点看法
我们已经审计了EQT公司及其子公司(本公司)截至2023年12月31日、2022年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表，截至2023年12月31日期间每个年度的相关综合经营表、全面收益(亏损)、现金流量和权益，以及列于指数第15(A)项的相关附注和财务报表附表(统称为“综合财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013框架)》中确立的标准，对公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2024年2月14日发布的报告对此发表了无保留意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指已向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。
已探明石油和天然气资产的折旧、损耗和摊销(‘DD&A’)
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| 有关事项的描述 | 截至2023年12月31日，该公司已探明的石油和天然气资产的账面净值为197.37亿美元，截至该年度的折旧、损耗和摊销(DD&A)支出为17.32亿美元。如附注1所述，在成功努力会计方法下，DD&A按生产单位法按成本中心入账。公司内部工程师估计，已探明的已开发储量用于计算油井及相关设备和设施的折旧以及无形钻探成本的摊销。总探明储量也是由该公司的工程师估计的，用于计算房地产收购的损耗。已探明的天然气、天然气液体(NGL)和石油储量估计是使用石油行业普遍认可的标准地质和工程方法编制的，其基础是使用财政和非财政投入对估计的原地碳氢化合物产量进行评估。在估计已探明的天然气、天然气和石油储量时，该公司的工程师在解释数据时需要做出重大判断。估计储量还需要选择投入，包括天然气、天然气和石油价格假设，以及未来运营和资本成本假设等。由于估计天然气、NGL和石油储量涉及的复杂性，管理层聘请了独立工程师审计公司内部工程师截至2023年12月31日编制的估计。
审计公司的DD&A计算尤其复杂，因为需要使用内部工程师和独立工程师的工作，以及评估管理层对专家在估计已探明天然气、NGL和石油储量时所使用的上述投入的确定。 |
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| 我们是如何在审计中解决这个问题的 | 我们了解、评估了设计，并测试了公司对其计算DD&A过程的控制的操作有效性，包括管理层对提供给专家的财务数据的完整性和准确性的控制，以用于估计已探明的天然气、NGL和石油储量。
我们的审计程序包括(其中包括)评估公司工程师的专业资格和客观性，该工程师主要负责监督内部工程人员和用于审计储量估计的独立工程师编制储量估计的工作。此外，我们还评估了上述专家在评估已探明天然气、天然气液化石油气和石油储量时使用的财务数据和投入的完整性和准确性，将它们与来源文件达成一致，并确定和评估了佐证和相反的证据。对于已探明的未开发储量，我们通过评估开发预测与公司钻探计划的一致性以及相对于钻探计划的资金可用性，评估了管理层的开发计划是否符合美国证券交易委员会的规则，即未钻探地点计划在五年内钻探，除非特殊情况需要更长的时间。我们还测试了DD&A计算的数学准确性，包括比较公司储量报告中使用的已探明天然气、天然气和石油储量数量。 |
收购的天然气和石油资产的价值评估
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| 有关事项的描述 | 如综合财务报表附注6所述，于2023年8月22日，本公司完成对THQ Appalachia I，LLC及THQ-XCL Holdings I，LLC及附属公司的收购。该公司对收购的会计处理包括确定所收购的天然气和石油资产的公允价值。所收购天然气及石油资产的公允价值厘定包括管理层的重大判断及假设，包括未来商品价格、预期产量、未来营运及开发成本，以及加权平均资本成本(WACC)。
审核本公司对已收购天然气及石油资产的估值涉及高度主观性，因为公允价值的厘定是基于上文所述有关未来市场及经济状况的假设。此外，公司内部工程师提出的某些假设与前述关键审计事项中描述的储备估计一起用作现金流模型的投入。 |
| |
| 我们是如何在审计中解决这个问题的 | 我们获得了理解，评估了设计，并测试了对公司评估所收购天然气和石油资产的公允价值的过程的控制措施的操作有效性。例如，我们测试了对管理层评估重大假设适当性的控制，这些假设是公允价值计算的输入和管理层对估值模型的审查。 我们的审计程序包括(其中包括)评估主要负责监督内部工程人员编制储量估计的公司工程师、用于审核估计的独立工程师以及用于协助确定某些收购资产的公允价值的外部估值专家的专业资格和客观性。我们对本公司对收购的天然气和石油资产的公允价值估计的测试包括评估所使用的重要假设和测试基础数据的完整性和准确性。审计工作涉及使用我们的估值专家协助评估现金流量模型中使用的方法的适当性，以及测试上述用于制定公允价值估计的重大市场相关假设。我们通过将现金流模型中使用的关键市场相关假设(包括未来天然气价格和WACC费率)与外部市场和第三方数据以及预期产量与独立工程师审计的储量估计进行比较，评估了管理层假设的合理性。 |
/s/ 安永律师事务所
自1950年以来，我们一直担任该公司的审计师。
匹兹堡，宾夕法尼亚州
2024年2月14日
独立注册会计师事务所报告
致EQT公司股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013年框架)(COSO标准)中确立的标准，对EQT公司及其子公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，根据COSO标准，截至2023年12月31日，EQT公司及其子公司(本公司)在所有重要方面都对财务报告实施了有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表，截至2023年12月31日的三个年度的相关综合经营报表、综合收益(亏损)、现金流量和权益表以及指数第15(A)项所列的相关附注和财务报表附表，我们于2024年2月14日的报告就此发表了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并对随附的《管理层财务报告内部控制报告》所载财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/S/安永律师事务所
匹兹堡，宾夕法尼亚州
2024年2月14日
EQT公司和子公司
合并经营报表
截至十二月三十一日止的年度，
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | （千，每股金额除外） |
| 营业收入： | | | | | |
| 天然气、天然气液体和石油的销售 | $ | 5,044,768 | | | $ | 12,114,168 | | | $ | 6,804,020 | |
| 衍生工具的收益(损失) | 1,838,941 | | | (4,642,932) | | | (3,775,042) | |
| 网络营销服务和其他 | 25,214 | | | 26,453 | | | 35,685 | |
| 总营业收入 | 6,908,923 | | | 7,497,689 | | | 3,064,663 | |
| 运营费用： | | | | | |
| 运输和加工 | 2,157,260 | | | 2,116,976 | | | 1,942,165 | |
| 生产 | 254,700 | | | 300,985 | | | 225,279 | |
| 探索 | 3,330 | | | 3,438 | | | 24,403 | |
| 销售、一般和行政 | 236,171 | | | 252,645 | | | 196,315 | |
| 折旧和损耗 | 1,732,142 | | | 1,665,962 | | | 1,676,702 | |
| 出售/交换长期资产的损失(收益) | 17,445 | | | (8,446) | | | (21,124) | |
| 合同资产减损 | — | | | 214,195 | | | — | |
| 租赁的减损和到期 | 109,421 | | | 176,606 | | | 311,835 | |
| 其他运营费用 | 84,043 | | | 57,331 | | | 70,063 | |
| 总运营费用 | 4,594,512 | | | 4,779,692 | | | 4,425,638 | |
| 营业收入(亏损) | 2,314,411 | | | 2,717,997 | | | (1,360,975) | |
| （收入）投资损失 | (7,596) | | | 4,931 | | | (71,841) | |
| 股息和其他收入 | (1,231) | | | (11,280) | | | (19,105) | |
| 债务清偿损失 | 80 | | | 140,029 | | | 9,756 | |
| 利息支出，净额 | 219,660 | | | 249,655 | | | 289,753 | |
| 所得税前收入(亏损) | 2,103,498 | | | 2,334,662 | | | (1,569,538) | |
| 所得税支出(福利) | 368,954 | | | 553,720 | | | (428,037) | |
| 净收益(亏损) | 1,734,544 | | | 1,780,942 | | | (1,141,501) | |
| 减：归属于非控股权益的净（损失）收入 | (688) | | | 9,977 | | | 1,246 | |
| EQT Corporation应占净利润（亏损） | $ | 1,735,232 | | | $ | 1,770,965 | | | $ | (1,142,747) | |
| | | | | |
| EQT Corporation应占每股普通股收入（损失）： | | | | | |
| 基本信息： | | | | | |
| 加权平均已发行普通股 | 380,902 | | | 370,048 | | | 323,196 | |
| EQT Corporation应占净利润（亏损） | $ | 4.56 | | | $ | 4.79 | | | $ | (3.54) | |
| | | | | |
| 稀释（注1）： | | | | | |
| 加权平均已发行普通股 | 413,224 | | | 406,495 | | | 323,196 | |
| EQT Corporation应占净利润（亏损） | $ | 4.22 | | | $ | 4.38 | | | $ | (3.54) | |
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。
EQT公司和子公司
综合全面收益表(损益表)
截至十二月三十一日止的年度，
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 净收益(亏损) | $ | 1,734,544 | | | $ | 1,780,942 | | | $ | (1,141,501) | |
| 其他综合收入，税后净额： | | | | | |
其他退休后福利负债调整，扣除税款：美元59, $488及$254 | 310 | | | 1,617 | | | 744 | |
| 综合收益(亏损) | 1,734,854 | | | 1,782,559 | | | (1,140,757) | |
| 减去：可归因于非控股权益的综合(亏损)收入 | (688) | | | 9,977 | | | 1,246 | |
| EQT Corporation应占综合收益（亏损） | $ | 1,735,542 | | | $ | 1,772,582 | | | $ | (1,142,003) | |
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。
EQT公司和子公司
合并资产负债表
十二月三十一日，
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (千人) |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 80,977 | | | $ | 1,458,644 | |
应收账款（减可疑账款拨备：美元663及$605) | 823,695 | | | 1,608,089 | |
| 衍生工具，按公允价值计算 | 978,634 | | | 812,371 | |
| 应收所得税 | 91,414 | | | — | |
| 预付费用和其他 | 38,255 | | | 135,337 | |
| 流动资产总额 | 2,012,975 | | | 4,014,441 | |
| | | |
| 财产、厂房和设备 | 33,817,169 | | | 27,393,919 | |
| 减：累计折旧和损耗 | 10,866,999 | | | 9,226,586 | |
| 净财产、厂房和设备 | 22,950,170 | | | 18,167,333 | |
| | | |
| 其他资产 | 321,953 | | | 488,152 | |
| 总资产 | $ | 25,285,098 | | | $ | 22,669,926 | |
| | | |
| 负债和权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 债务的当期部分 | $ | 292,432 | | | $ | 422,632 | |
| 应付帐款 | 1,272,522 | | | 1,574,610 | |
| 衍生工具，按公允价值计算 | 186,363 | | | 1,393,487 | |
| 其他流动负债 | 285,523 | | | 341,491 | |
| 流动负债总额 | 2,036,840 | | | 3,732,220 | |
| | | |
| | | |
| 定期贷款便利借款 | 1,244,265 | | | — | |
| 高级笔记 | 4,176,180 | | | 5,167,849 | |
| 应付给EQM Midstream Partners，LP的票据 | 82,236 | | | 88,484 | |
| 递延所得税 | 1,904,821 | | | 1,442,406 | |
| 其他负债和信贷 | 1,059,939 | | | 1,025,639 | |
| 总负债 | 10,504,281 | | | 11,456,598 | |
| | | |
| 股本： | | | |
普通股，不是面值， 授权股份：640,000、发行股份： 419,896和365,363 | 12,093,986 | | | 9,891,890 | |
| 留存收益 | 2,681,898 | | | 1,283,578 | |
| 累计其他综合损失 | (2,684) | | | (2,994) | |
| 普通股股东权益合计 | 14,773,200 | | | 11,172,474 | |
| 于合并附属公司的非控股权益 | 7,617 | | | 40,854 | |
| 总股本 | 14,780,817 | | | 11,213,328 | |
| 负债和权益总额 | $ | 25,285,098 | | | $ | 22,669,926 | |
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。
EQT公司和子公司
合并现金流量表
截至十二月三十一日止的年度，
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| (千人) |
| 经营活动的现金流： | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 1,734,544 | | | $ | 1,780,942 | | | $ | (1,141,501) | |
| 将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额： | | | | | |
| 递延所得税支出(福利) | 384,666 | | | 534,612 | | | (427,470) | |
| 折旧和损耗 | 1,732,142 | | | 1,665,962 | | | 1,676,702 | |
| 长期资产出售/交换的减损和损失/收益 | 126,866 | | | 382,355 | | | 290,711 | |
| （收入）投资损失 | (7,596) | | | 4,931 | | | (71,841) | |
| 债务清偿损失 | 80 | | | 140,029 | | | 9,756 | |
| 基于股份的薪酬费用 | 49,834 | | | 45,201 | | | 28,169 | |
| 权益法投资收益分配 | 18,693 | | | 50,220 | | | 14,911 | |
| 摊销、增值和其他 | 16,943 | | | 32,645 | | | 32,175 | |
| 衍生品(收益)损失 | (1,838,941) | | | 4,642,932 | | | 3,775,042 | |
| 就衍生工具收到(支付)的现金结算净额 | 900,650 | | | (5,927,698) | | | (2,091,003) | |
| 衍生工具收到的净保费（已付） | (322,663) | | | 14,200 | | | (66,495) | |
| 其他资产及负债变动： | | | | | |
| 应收账款 | 867,679 | | | (168,978) | | | (699,992) | |
| 应付帐款 | (406,113) | | | 181,459 | | | 456,988 | |
| 其他流动资产 | 93,787 | | | 48,576 | | | (75,100) | |
| 其他项目，净额 | (171,721) | | | 38,172 | | | (48,604) | |
| 经营活动提供的净现金 | 3,178,850 | | | 3,465,560 | | | 1,662,448 | |
| 投资活动产生的现金流： | | | | | |
| 资本支出 | (2,019,037) | | | (1,400,443) | | | (1,055,128) | |
| 收购支付的现金，扣除收购现金（注6） | (2,271,881) | | | (205,347) | | | (1,030,239) | |
| 出售/交换资产的收益 | 4,200 | | | 8,572 | | | 2,452 | |
| 出售投资股份所得款项 | — | | | 189,249 | | | 24,369 | |
| 其他投资活动 | (26,937) | | | (13,784) | | | (14,196) | |
| 用于投资活动的现金净额 | (4,313,655) | | | (1,421,753) | | | (2,072,742) | |
| 融资活动的现金流： | | | | | |
| 循环信贷借款所得款项 | 1,007,000 | | | 10,242,000 | | | 8,086,000 | |
| 偿还循环信贷便利借款 | (1,007,000) | | | (10,242,000) | | | (8,386,000) | |
| 发行债券所得款项 | 1,250,000 | | | 1,000,000 | | | 1,000,000 | |
| 发债成本 | (5,336) | | | (26,506) | | | (19,713) | |
| 偿还和偿还债务 | (1,015,836) | | | (917,039) | | | (154,336) | |
| 因债务减免而收到的折扣（支付的保费） | 5,178 | | | (135,308) | | | (9,599) | |
| 已支付的股息 | (228,339) | | | (203,629) | | | — | |
| 普通股回购和注销 | (201,029) | | | (409,485) | | | (12,922) | |
| 非控制性权益净（分配）贡献 | (7,322) | | | 3,408 | | | 7,500 | |
| 其他融资活动 | (40,178) | | | (10,567) | | | (4,883) | |
| 融资活动提供的现金净额(用于) | (242,862) | | | (699,126) | | | 506,047 | |
| 现金和现金等价物净变化 | (1,377,667) | | | 1,344,681 | | | 95,753 | |
| 年初现金及现金等价物 | 1,458,644 | | | 113,963 | | | 18,210 | |
| 年终现金及现金等价物 | $ | 80,977 | | | $ | 1,458,644 | | | $ | 113,963 | |
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。
补充现金流信息请参阅注1。
EQT公司和子公司
合并权益报表
截至2023年12月31日、2022年和2021年
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普通股 | | 库存股 | | *留存收益
(累计赤字) | | 累计其他
综合损失（a） | | 非控制性权益
合并后的子公司 | | |
| | 股票 | | 无面值 | | | | | | 总股本 |
| | | | | | | | | | | | | |
| | （千，每股金额除外） |
| 2020年12月31日余额 | 278,345 | | | $ | 8,145,539 | | | $ | (29,348) | | | $ | 1,056,626 | | | $ | (5,355) | | | $ | 7,490 | | | $ | 9,174,952 | |
| 综合损失，扣除税款： | | | | | | | | | | | | | |
| 净(亏损)收益 | | | | | | | (1,142,747) | | | | | 1,246 | | | (1,141,501) | |
其他退休后福利负债调整，扣除税款：美元254 | | | | | | | | | 744 | | | | | 744 | |
| 基于股份的薪酬计划 | 627 | | | 21,982 | | | 11,302 | | | | | | | | | 33,284 | |
| 普通股回购和注销 | (1,362) | | | (21,106) | | | | | (8,279) | | | | | | | (29,385) | |
| 阿尔塔收购 | 98,789 | | | 1,925,405 | | | | | | | | | | | 1,925,405 | |
| 非控股权益的贡献 | | | | | | | | | | | 7,500 | | | 7,500 | |
| 2021年12月31日的余额 | 376,399 | | | 10,071,820 | | | (18,046) | | | (94,400) | | | (4,611) | | | 16,236 | | | 9,970,999 | |
| 综合收益（扣除税项）： | | | | | | | | | | | | | |
| 净收入 | | | | | | | 1,770,965 | | | | | 9,977 | | | 1,780,942 | |
其他退休后福利负债调整，扣除税款：美元488 | | | | | | | | | 1,617 | | | | | 1,617 | |
股息(美元)0.55每股) | | | | | | | (203,629) | | | | | | | (203,629) | |
| 基于股份的薪酬计划 | 2,100 | | | 23,671 | | | 18,046 | | | | | | | | | 41,717 | |
| 可转换票据结算 | 4 | | | 63 | | | | | | | | | | | 63 | |
| 普通股回购和注销 | (13,140) | | | (203,664) | | | | | (189,358) | | | | | | | (393,022) | |
| 分配给非控股权益 | | | | | | | | | | | (11,592) | | | (11,592) | |
| 非控股权益的贡献 | | | | | | | | | | | 15,000 | | | 15,000 | |
| 其他 | | | | | | | | | | | 11,233 | | | 11,233 | |
| 2022年12月31日的余额 | 365,363 | | | 9,891,890 | | | — | | | 1,283,578 | | | (2,994) | | | 40,854 | | | 11,213,328 | |
| 综合收益（扣除税项）： | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益(亏损) | | | | | | | 1,735,232 | | | | | (688) | | | 1,734,544 | |
其他退休后福利负债调整，扣除税款：美元59 | | | | | | | | | 310 | | | | | 310 | |
股息(美元)0.61每股) | | | | | | | (228,339) | | | | | | | (228,339) | |
| 基于股份的薪酬计划 | 2,274 | | | 18,180 | | | | | | | | | | | 18,180 | |
| 可转换票据结算 | 8,565 | | | 122,830 | | | | | | | | | | | 122,830 | |
| 普通股回购和注销 | (5,906) | | | (91,545) | | | | | (109,484) | | | | | | | (201,029) | |
| Tug Hill和XcL Midstream收购 | 49,600 | | | 2,152,631 | | | | | | | | | | | 2,152,631 | |
| 分配给非控股权益 | | | | | | | | | | | (11,072) | | | (11,072) | |
| 非控股权益的贡献 | | | | | | | | | | | 3,750 | | | 3,750 | |
| 合并后的可变利益主体解散 | | | | | | | | | | | (25,227) | | | (25,227) | |
| 其他 | | | | | | | 911 | | | | | | | 911 | |
| 2023年12月31日的余额 | 419,896 | | | $ | 12,093,986 | | | $ | — | | | $ | 2,681,898 | | | $ | (2,684) | | | $ | 7,617 | | | $ | 14,780,817 | |
授权普通股(千股)：640,000。授权优先股(千股)：3,000.有 不是已发行或已发行的优先股。
(a)累计其他全面损失中包含的数额与其他退休后福利负债调整有关，税后净额可归因于精算损失净额和先前服务费用净额。
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。
EQT公司和子公司
合并财务报表附注
2023年12月31日
1. 重要会计政策摘要
运营的性质。EQT公司是一家天然气生产公司，业务集中在阿巴拉契亚盆地。
巩固原则。合并财务报表包括EQT公司以及EQT公司直接或间接持有控股权的所有子公司、合资企业和合伙企业(统称为本公司)的账户。
管理层评估一个实体是否是可变利益实体，以及公司是否是该实体或权益的主要受益人；如果这两个标准都满足，则需要合并。本公司在其合并财务报表中记录了任何非全资合并子公司的非控股权益。有关公司在其未合并的实体中的投资的会计政策，请参阅“权益法投资”和“权益证券投资”。
二零二零年，本公司与第三方投资者(投资者)订立合伙企业(合伙企业)，以购买阿巴拉契亚盆地的若干矿业权。2023年，合伙公司的资产按比例分配给公司和投资者，合伙公司解散。在合伙企业解散之前，本公司合并了合伙企业，因为管理层已确定该合伙企业为可变利益实体，而本公司是该合伙企业的主要受益人。
该公司的若干中游收集系统并非全资拥有，而是由该公司根据建造、所有权及营运协议营运。本公司在本公司的财务报表中按比例记录其根据该协议有权享有的收入、费用、资产和负债份额。
细分市场。该公司的业务包括一可报告的部分。该公司有一个单一的全公司管理团队，作为一个整体管理所有物业，而不是按独立的运营部门管理。本公司作为单个企业衡量财务业绩，而不是以地区为基础。该公司几乎所有的营业收入、运营收入和资产都产生并位于美国。
重新分类。以前报告的某些金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。
估计的使用。根据美国公认会计原则(GAAP)编制财务报表时，管理层需要做出影响本文报告金额的估计和假设。实际结果可能与这些估计值不同。
现金和现金等价物。本公司将购买时原始到期日为三个月或以下的所有高流动性投资视为现金等价物，并按成本核算此类投资。现金等价物赚取的利息计入利息支出减少额，净额。
应收账款。该公司的应收账款主要涉及天然气、天然气液体(NGL)和石油的销售以及共同利益合作伙伴的应付金额。有关与客户签订合同应支付的金额的讨论，请参阅附注2。
衍生品公司。关于公司衍生工具的讨论见附注3和附注4有关公允价值层次结构的说明和讨论公司的公允价值计量。
物业、厂房及设备。 下表概述了该公司的财产、厂房和设备。
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (千人) |
| 油气生产特性 | $ | 32,510,595 | | | $ | 26,890,562 | |
| 减：累计折旧和损耗 | 10,734,099 | | | 9,119,553 | |
| 净油气产量特性 | 21,776,496 | | | 17,771,009 | |
| 其他财产，按成本减去累计折旧 | 1,173,674 | | | 396,324 | |
| 净财产、厂房和设备 | $ | 22,950,170 | | | $ | 18,167,333 | |
公司采用成功的努力法核算天然气、天然气和石油生产活动。在这种方法下，生产井和相关设备、开发干井和生产面积的成本，包括生产性矿产权益，采用单位产量法资本化和耗尽。这些成本包括工资、福利和其他直接归因于生产活动的内部成本。公司资本化的内部成本约为$60百万，$51百万美元和美元582023年、2022年和2021年分别为100万美元。该公司还将与油井开发相关的利息支出资本化约$41百万，$28百万美元和美元182023年、2022年和2021年分别为100万。消耗费用的计算依据是实际生产的销售量乘以适用的单位消耗率。租约和油井的消耗率分别通过将净资本化成本除以储量寿命内预计生产的单位数来计算。勘探干井、勘探地质和地球物理活动和延迟租金的成本以及其他财产携带成本计入勘探费用。该公司生产的石油和天然气资产的总体平均消耗率为#美元。0.84, $0.85及$0.89截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度的Per Mcfe。
有几个不是在2023年、2022年和2021年期间钻探的探井，有不是截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的资本化探井成本。
已探明油气性质的减值。当事件或情况表明剩余的账面价值可能无法收回时，公司已探明的石油和天然气资产的账面价值将被审查减值。为了确定公司的石油和天然气资产是否已发生减值，公司将估计的预期未贴现未来现金流量与这些资产的账面价值进行比较。估计的未来现金流量基于已证实的、且如果管理层确定合理的、经风险调整的可能储量和假设，这些假设与公司用于内部规划和预算目的的假设大体一致，其中包括资产的预期用途、储量的预期产量、天然气的未来市场价格、NGL和石油经基差、未来运营成本和通胀调整后。已探明的油气资产的账面价值超过估计的未来未贴现现金流，减记为公允价值，通过使用贴现率和市场参与者在公允价值估计中使用的其他假设对估计的未来现金流进行贴现估计。于2023年、2022年及2021年期间，本公司的主要资产类别并无减值指标。
租约减值及期满。未探明油气资产的资本化成本至少每年在预期基础上评估可采矿性。潜在减值指标包括因经济因素、潜在业务战略转变和历史经验而发生的变化。随着租赁期临近和钻探活动尚未开始，未探明油气资产减值的可能性增加。如本公司无意于租约期满前钻探租赁物业，或在租约期满前没有意愿及能力延长、续期、交易或出售租约，本公司确认减值。截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，本公司录得109.4百万，$176.6百万美元和美元311.8减值和租约到期分别为100万欧元。该公司未经证实的财产的账面净值约为#美元。2,039百万美元和美元1,748分别截至2023年、2023年和2022年12月31日。
权益法投资。本公司对本公司无权指导对该等实体的经济表现有最重大影响的活动，但有能力对其施加重大影响的实体的投资，采用权益会计方法。当事件或环境变化显示其权益法投资的公允价值低于其账面价值时，本公司评估该投资的减值。如果减值被视为非临时性的，则需要确认减值损失。
截至2023年12月31日，公司举行了3115.43瓦特燃料电池公司(WATT)是固体氧化物燃料电池组和系统的开发商和制造商，使用常见的、容易获得的燃料，如丙烷和天然气。截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司权益法投资的账面价值为$56.61000万美元和300万美元66.4600万美元，并在综合资产负债表的其他资产中列报。本公司权益法投资的收益/亏损按比例计入综合经营报表中的投资(收益)损失。
对股票证券的投资。截至2023年12月31日，本公司持有一只基金(The Investment Fund)的投资，该基金投资于为勘探和生产公司开发技术和运营解决方案的公司。本公司并无能力对投资基金施加重大影响，因此，将其于投资基金的权益作为股权证券投资入账。截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司投资于投资基金的公允价值为#美元36.11000万美元和300万美元31.2600万美元，并在综合资产负债表的其他资产中列报。作为实际的权宜之计，本公司使用从基金经理收到的财务报表中提供的资产净值来计算本公司对投资基金的投资的公允价值。本公司投资于投资基金的公允价值变动在综合经营报表的投资(收益)损失中记录。本公司投资于投资基金而收到的股息在综合经营报表中记入股息和其他收入。
2022年期间，本公司出售了其当时拥有的Equitrans Midstream Corporation(Equitrans Midstream)所有普通股。在公司出售Equitrans Midstream的普通股之前，公司将其在Equitrans Midstream的投资作为股权证券投资入账。公司在Equitrans Midstream的投资的公允价值变动在综合经营报表的投资(收入)损失中记录。公司在Equitrans Midstream的投资收到的股息在综合经营报表中记录在股息和其他收入中。
合同资产。关于本公司合同资产及其减值的讨论见附注5。
其他流动负债。 下表汇总了公司的其他流动负债。
| | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (千人) |
| 应计应付利息 | $ | 80,520 | | | $ | 88,484 | |
| 收入以外的应计税款 | 62,391 | | | 84,755 | |
| 租赁负债的流动部分 | 46,380 | | | 35,449 | |
| 长期产能合同的当前部分 | 43,233 | | | 39,589 | |
| 应计激励性薪酬 | 24,542 | | | 50,894 | |
| | | |
| 其他应计负债 | 28,457 | | | 42,320 | |
| 其他流动负债总额 | $ | 285,523 | | | $ | 341,491 | |
未摊销债务贴现和发行费用。发行债务所产生的贴现和费用在债务期限内摊销。这些数额在综合资产负债表中作为债务减少额列示。参见附注8。
所得税。该公司提交一份合并的美国联邦所得税申报单，并使用资产负债法来核算所得税。所得税准备金是指已支付或预计应支付的金额，扣除当年已退还或预计将退还的金额，以及不包括在其他全面亏损中记录的金额的递延税金变化。本年度因新信息而对上一年度税项所作的任何调整都反映为本期的调整。单独的所得税是针对直接计入股东权益或贷记股东权益的项目计算的。
递延税项资产和负债产生于公司资产和负债的财务报告和税基之间的暂时性差异，并根据该等暂时性差异的影响使用制定的税率确认。如果递延税项资产的一部分或全部很可能无法变现，则递延税项资产减去估值拨备。在评估是否应设立估值准备时，本公司将判断部分或全部递延税项资产是否更有可能(可能性超过50%)无法变现。为了确定是否需要估值准备，本公司考虑所有可用证据，包括结转、税务筹划策略、递延税项资产和负债的冲销以及预测的未来应纳税所得额。
在对纳税申报表中所采取或预期所采取的税务立场的不确定性进行会计处理时，本公司使用确认阈值和计量属性来确认和计量财务报表。确认门槛要求本公司根据税务仓位的技术价值，厘定税务仓位是否更有可能会在审核后维持，包括任何相关上诉或诉讼程序的解决。如果税务状况很可能会持续下去，本公司将计量并确认该税务状况具有大于或等于50最终结清时实现的可能性。为了确定为不确定税务头寸记录的财务报表利益金额，本公司考虑了根据报告日期的事实、情况和信息最终结清不确定税收头寸时可能实现的结果的金额和概率。*本公司在所得税支出中确认与未确认税收优惠相关的应计利息和罚款。请参阅注释7。
保险。本公司承保一般责任、工伤赔偿、汽车责任、环境责任、财产损失、营业中断、受托责任、董事及高级职员责任等传统可保风险。这些保单可能会受到免赔额或保留额、承保范围限制和排除的限制。该公司以前为与一般责任、工人赔偿和环境责任有关的某些重大损失自行投保；然而，该公司现在为2020年11月12日或之后发生的此类损失保留保险。准备金是根据对历史数据和精算估计的分析估算的，在适用的情况下不贴现。已记录准备金是截至资产负债表日发生的索赔的最终费用估计数。该等负债由本公司每季度及独立精算师(如适用)每年审核，以确保其适当性。
资产报废义务。本公司根据对清偿金额和时间的估计，应计资产报废债务的负债。对于油气井，本公司封堵和废弃债务的公允价值在发生债务时记录，通常是在油井被挖出时。*在初步确认资产报废债务后，本公司将长期资产的账面价值增加与负债相同的金额。随着时间的推移，负债通过计入折旧和耗尽费用来增加其现值的变化。初始资本化成本在相关资产的使用年限内耗尽。
该公司与放弃石油和天然气生产设施相关的资产报废义务包括回收井垫、回收蓄水池、封堵油井和拆除相关结构。估计数是根据封堵和废弃油井以及回收或处置其他资产的历史经验以及油井和资产的估计剩余寿命计算的。
本公司并无法律或合约责任于被放弃时恢复或拆除其中游资产。此外，公司负责其中游资产的运营和维护，并打算只要天然气供求存在，就继续进行此类运营和维护。由于本公司预期天然气的供求在可预见的将来仍会存在，故本公司并无就其中游资产记录资产报废责任。
下表列出了综合资产负债表中包括其他负债和贷方的公司资产报废债务的期初和期末账面金额的对账。
| | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (千人) |
| 1月1日的余额 | $ | 732,803 | | | $ | 661,334 | |
| 吸积费用 | 47,700 | | | 36,613 | |
| 已发生的负债 | 10,515 | | | 34,363 | |
| 已结清的债务 | (33,938) | | | (19,055) | |
| 收购中承担的负债 | 64,424 | | | — | |
| 在资产剥离中去除的负债 | (6,480) | | | (697) | |
| 预算变动(A) | 96,033 | | | 20,245 | |
| 12月31日的结余 | $ | 911,057 | | | $ | 732,803 | |
(a)在2023年期间，该公司记录了主要可归因于通胀的估计封堵成本的估计变化。
本公司并无任何为清偿该等债务而受法律限制的资产。该公司在几个实施了扩大要求的州开展业务，导致公司在封堵过程中使用更多材料，这增加了封堵水平井和常规油井的估计成本。
收入确认。关于与客户签订合同的收入确认和衍生商品工具损益的资料，分别见附注2和附注3。
运输和加工。将公司生产的天然气收集、加工和运输到市场销售点的成本在合并经营报表中计入运输和加工成本。该公司销售一些运输工具以供转售。这些成本不是为运输该公司生产的天然气而产生的，而是从净营销服务和其他收入中扣除。
基于股份的薪酬。
为可疑帐目拨备。坏账准备在合并经营报表中计入销售费用、一般费用和行政费用。评估公司应收账款的最终变现需要做出判断。准备金是基于历史经验、当前和预期的经济趋势以及有关客户账户的具体信息，如客户的信誉。
其他运营费用。 下表汇总了公司的其他运营费用。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| (千人) |
| 交易记录 | $ | 56,263 | | | $ | 14,185 | | | $ | 57,430 | |
| 能源转型倡议 | 12,244 | | | 11,985 | | | — | |
| 法律和环境保留地的变化，包括定居点 | 9,342 | | | 30,394 | | | 5,175 | |
| 其他 | 6,194 | | | 767 | | | 7,458 | |
| 其他运营费用合计 | $ | 84,043 | | | $ | 57,331 | | | $ | 70,063 | |
固定缴费计划和其他退休后福利计划。公司确认了与其固定缴款计划有关的费用#美元。9.0百万，$7.8百万美元和美元7.0截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。此外，公司还发起了另一项退休后福利计划。
每股收益。每股基本收益的计算方法为EQT Corporation应占净收益(亏损)除以期内已发行普通股的加权平均数量。每股摊薄收益的计算方法为EQT Corporation应占净收益(亏损)加上适用的分子调整数之和除以普通股和潜在摊薄证券的加权平均数，再减去假设使用库存股方法回购的股份。潜在摊薄证券来自于假定转换已发行股票期权和其他基于股份的奖励，以及在赎回(定义见附注8)之前的可转换票据(定义见附注8)。库存股的购买是使用EQT公司普通股在此期间的平均股价来计算的。在赎回之前，公司使用IF-转换法计算可转换票据对每股摊薄收益的影响。
下表提供了每股基本收益和稀释收益的计算方法。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| （千人，每股金额除外） |
| 可归属于EQT公司的净收益(亏损)--股东可获得的基本收益(亏损) | $ | 1,735,232 | | | $ | 1,770,965 | | | $ | (1,142,747) | |
| 加回：可转换票据的利息支出，税后净额(A) | 7,551 | | | 8,019 | | | — | |
| 股东可获得的摊薄收益(亏损) | $ | 1,742,783 | | | $ | 1,778,984 | | | $ | (1,142,747) | |
| | | | | |
| 加权平均已发行普通股-基本 | 380,902 | | | 370,048 | | | 323,196 | |
期权、限制性股票、业绩奖励和股票增值权(A) | 5,232 | | | 5,731 | | | — | |
| 可转换票据(A) | 27,090 | | | 30,716 | | | — | |
| 加权平均已发行普通股-稀释 | 413,224 | | | 406,495 | | | 323,196 | |
| | | | | |
| EQT Corporation应占每股普通股收入（损失）： | | | | | |
| 基本信息 | $ | 4.56 | | | $ | 4.79 | | | $ | (3.54) | |
| 稀释 | $ | 4.22 | | | $ | 4.38 | | | $ | (3.54) | |
(a)在公司报告净亏损期间，所有期权、限制性股票、业绩奖励和股票增值权都不计入稀释加权平均流通股的计算，因为它们对每股亏损具有反稀释作用。因此，在截至2021年12月31日的年度内，所有该等证券8.2100万美元被排除在潜在稀释证券之外，因为它们对每股亏损具有反稀释作用。
本公司采用IF-转换法计算可转换票据对每股摊薄收益(亏损)的影响。在截至2021年12月31日的年度内，该等IF转换证券约为33.3100万美元被排除在潜在稀释证券之外，因为它们对每股亏损具有反稀释作用。
补充现金流信息。下表汇总了合并现金流量表中所列利息和所得税以及非现金活动所支付的现金净额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| (千人) |
| 年内支付的现金： | | | | | |
| 扣除资本化金额后的利息净额 | $ | 213,141 | | | $ | 236,797 | | | $ | 280,511 | |
| 所得税，净额 | 13,350 | | | 20,773 | | | 19,155 | |
| | | | | |
| 期内的非现金活动包括： | | | | | |
| 作为收购对价发行的股本(附注6) | $ | 2,152,631 | | | $ | — | | | $ | 1,925,405 | |
| 发行普通股以进行可转换票据结算 | 122,830 | | | 63 | | | — | |
| 资产报废费用和债务增加 | 106,548 | | | 54,608 | | | 15,961 | |
| 使用权资产和租赁负债净额增加 | 45,774 | | | 23,356 | | | 20,834 | |
| 合并后的可变利益主体解散 | 25,227 | | | — | | | — | |
| 非现金股权股权薪酬资本化 | 6,287 | | | 5,406 | | | 4,994 | |
近期发布的会计准则
2023年11月，财务会计准则委员会(FASB)发布了会计准则更新(ASU)2023-07，分部报告(主题280)：改进可报告分部披露改善可报告分部披露要求，主要是通过加强披露重大分部费用的要求。此外，这一ASU加强了中期披露要求，澄清了一个实体可以披露多个分部损益的情况，并为拥有单一可报告分部的实体提供了新的分部披露要求。此ASU在2023年12月15日之后的财年和2024年12月15日之后的财年内的过渡期内有效，并允许尽早采用。该公司预计采用ASU 2023-07不会对其财务报表和相关披露产生实质性影响。
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09， 所得税：所得税披露的改进完善其所得税披露要求。根据这一ASU，公共企业实体必须每年(1)披露费率对账中的特定类别，(2)为达到量化门槛的对账项目提供额外信息。此ASU在2024年12月15日之后的财年有效，并允许及早采用。该公司预计采用ASU 2023-09不会对其财务报表和相关披露产生实质性影响。
随后发生的事件。自财务报表发布之日起，公司对后续事件进行了评估。
2. 与客户签订合同的收入
根据本公司的天然气、天然气和石油销售合同，本公司一般认为每个单元(MMBtu或Bbl)的交付是一项单独的履约义务，在交付时即可履行。这些合同通常要求在以下时间内付款25商品交付的日历月末的天数。其中很大一部分合同包含可变对价，因为付款条件指的是未来交货日期的市场价格。在这些情况下，公司没有确定独立的销售价格，因为可变付款的条款具体涉及公司为履行业绩义务所做的努力。其他合约，如固定价格合约或与纽约商品交易所(NYMEX)或指数价格有固定差价的合约，包含固定对价。固定对价按相对独立的销售价格分配给每项履约义务，这需要管理层的判断。对于这些合同，公司通常认为合同中的固定价格或固定差价代表独立销售价格。
根据管理层的判断，天然气、天然气和石油销售的履约义务在某个时间点得到履行，因为当天然气、天然气和石油交付到指定销售点时，客户获得了对资产的控制权和合法所有权。
综合经营报表中所列的天然气、天然气和石油销售代表该公司扣除特许权使用费后的收入份额，不包括其他公司拥有的收入利益。当代表特许权使用费或工作利益所有人销售天然气、天然气和石油时，该公司作为代理，因此以净额为基础报告收入。
就与客户签订的合同而言，公司已履行履约义务，并在资产负债表日存在无条件对价权利，公司记录了因与客户签订的合同而到期的金额#美元。584.8百万美元和美元1,171.9截至2023年12月31日和2022年12月31日，综合资产负债表中的应收账款分别为100万美元。
下表提供了该公司收入的分类信息。某些其他收入合同不在ASU 2014-09的范围内，与客户签订合同的收入。这些合同在销售服务净额和综合业务报表中的其他合同中报告。衍生品合约也不在亚利桑那州2014-09年度的监管范围之内。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| (千人) |
| 与客户签订合同的收入： | | | | | |
| 天然气销售 | $ | 4,520,817 | | | $ | 11,448,293 | | | $ | 6,180,176 | |
| NGLS销售 | 427,760 | | | 586,715 | | | 531,510 | |
| 石油销售 | 96,191 | | | 79,160 | | | 92,334 | |
| | | | | |
| 与客户签订合同的总收入 | $ | 5,044,768 | | | $ | 12,114,168 | | | $ | 6,804,020 | |
| | | | | |
| 其他收入来源： | | | | | |
| 衍生工具的收益(损失) | $ | 1,838,941 | | | $ | (4,642,932) | | | $ | (3,775,042) | |
| 网络营销服务和其他 | 25,214 | | | 26,453 | | | 35,685 | |
| 总营业收入 | $ | 6,908,923 | | | $ | 7,497,689 | | | $ | 3,064,663 | |
截至2023年12月31日，公司以固定对价分配给天然气销售合同剩余履约义务的交易价格总额为$0.52000万美元，公司预计将于2024年确认。
3. 衍生工具
该公司的主要市场风险敞口是天然气和天然气未来价格的波动，这可能会影响公司的经营业绩。该公司使用衍生商品工具对其销售生产的天然气和NGL的现金流进行对冲。该公司套期保值计划的总体目标是保护现金流不受商品价格变化风险的过度影响。
本公司使用的衍生商品工具主要是掉期、套头和期权协议。这些协议可能要求根据商品的两种价格之间的差额向交易对手付款或从交易对手那里收取付款。该公司利用这些协议来对冲其纽约商品交易所和基本风险敞口。本公司在执行其商品套期保值策略时，也可能使用其他合同协议。本公司通常与金融机构订立场外(OTC)衍生商品工具，并定期监察所有交易对手的信誉。
本公司并未将其任何衍生工具指定为现金流量对冲，因此，本公司衍生工具的所有公允价值变动均在综合经营报表中衍生工具的营业收入损益中确认。本公司按公允价值按毛数确认所有衍生工具为资产或负债。由于这些衍生工具具有高流动性，因此报告为流动资产或流动负债。本公司可随时对其衍生工具进行净额结算。
导致实物交付本公司预期在正常业务过程中销售的商品的合同一般被指定为正常销售，不受衍生工具会计的约束。导致实物收到或交付商品，但未被指定或不符合符合正常购买和正常销售范围例外的所有标准的合同，应适用衍生工具会计。
该公司的场外衍生工具一般需要现金结算。本公司亦订立一般以抵销仓位结算的交易所买卖衍生商品工具。衍生商品工具的结算在综合现金流量表中报告为经营活动现金流量的组成部分。
关于本公司持有的衍生商品工具，本公司对其预期生产销售的部分和其基本风险敞口的部分进行了对冲，涵盖约2,04510亿立方英尺(Bcf)天然气和1,049截至2023年12月31日的千桶(Mbbl)NGL和1,424天然气和天然气的Bcf1,483截至2022年12月31日的NGL的Mbbl。2023年12月31日和2022年12月31日的未平仓合约的到期日均延长至2027年12月。
本公司的某些场外衍生品工具合同规定，如果穆迪投资者服务公司(穆迪)、S全球评级公司(S)或惠誉评级服务公司(惠誉)对公司的信用评级低于商定的信用评级门槛(通常低于投资级)，并且如果相关衍生品负债超过该信用评级的商定美元门槛，则该合同的交易对手可要求公司存入抵押品。同样，如果该交易对手的信用评级由穆迪分配，S或惠誉的信用评级低于商定的信用评级门槛，如果相关衍生品负债超过该信用评级的商定的美元门槛，本公司可要求交易对手向本公司存入抵押品。这样的抵押品可以高达100衍生负债的%。投资级是指一家或多家信用评级机构对一家公司的信用质量进行评估。要被视为投资级，一家公司必须被穆迪评为“Baa3”或更高，被S评为“BBB-”或更高，被惠誉评为“BBB-”或更高。任何低于这些评级的评级都被视为非投资级。截至2023年12月31日，本公司优先票据被穆迪评为“Baa3”级，被S评为“BBB-”级，被惠誉评为“BBB-”级。
当本公司任何场外衍生工具合约的公允价值净值代表对本公司的负债超过本公司当时适用的信用评级所商定的美元门槛时，交易对手有权要求本公司以保证金形式向本公司汇出相当于超过美元门槛金额的衍生品负债部分的资金。本公司将这些存款记为综合资产负债表中的流动资产。截至2023年12月31日、2023年12月31日及2022年12月31日，公司具有信用评级风险相关或有特征且处于净负债头寸的场外衍生品工具的公允价值合计为$6.41000万美元和300万美元347.6分别为2.5亿美元，不是存款被要求或记录在综合资产负债表中。
当本公司的任何场外衍生工具合约的公允净值代表本公司的一项资产超过交易对手当时适用的信用评级的商定美元门槛时，本公司有权要求交易对手以保证金形式汇出相当于超过美元门槛金额的衍生品资产部分的资金。该公司将这些存款作为流动负债记录在综合资产负债表中。截至2023年12月31日和2022年，都有不是该等存款记入综合资产负债表。
当本公司订立交易所买卖的天然气合约时，交易所可能会要求本公司将资金汇往相应的经纪作为诚信存款，以防范因市况变化而带来的风险。本公司须根据既定的初始保证金要求及相关合约公允价值的负债净额(如有)支付该等存款。本公司将这些存款记为综合资产负债表中的流动资产。当此类合同的公允价值处于净资产状况时，经纪商可以将资金汇至本公司。该公司将这些存款作为流动负债记录在综合资产负债表中。初始保证金要求由交易所根据价格、波动性和合约到期时间确定。保证金要求可能会由两家交易所酌情修改。截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司记录了13.01000万美元和300万美元100.6在综合资产负债表中，作为流动资产的这类存款分别为1000万美元。
本公司与金融机构及其经纪商订立净额结算协议，允许商品衍生产品总资产与商品衍生产品总负债进行净额结算。下表概述了净额结算协议和保证金存款对衍生工具资产和负债总额的影响。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 年内记录的衍生工具总额
合并资产负债表 | | 衍生工具
受制于大师
净额结算协议 | | 保证金要求：
交易对手 | | 净衍生品
仪器 |
| | | | | | | |
| 2023年12月31日 | (千人) |
| 按公允价值计算的资产衍生工具 | $ | 978,634 | | | $ | (112,203) | | | $ | — | | | $ | 866,431 | |
| 按公允价值计算的负债衍生工具 | 186,363 | | | (112,203) | | | (13,017) | | | 61,143 | |
| | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | | | | | | |
| 按公允价值计算的资产衍生工具 | $ | 812,371 | | | $ | (756,495) | | | $ | — | | | $ | 55,876 | |
| 按公允价值计算的负债衍生工具 | 1,393,487 | | | (756,495) | | | (100,623) | | | 536,369 | |
亨利·哈勃现金红利。与Equitrans股份交易所(定义于附注5)签立的综合GGA(定义见附注5)规定，公司在山谷管道投入使用的季度的第一天开始至截止日期的期间内支付的现金红利(Henry Hub现金红利)。36之后的几个月或2024年12月31日。此类付款的条件是NYMEX Henry Hub天然气结算价的季度平均值超过某些价格门槛。
截至2022年12月31日，公司将与Henry Hub现金红利相关的衍生品负债减少至零鉴于围绕山谷管道投入使用日期的不确定性，以及本公司当时持有的信念，即山谷管道不可能在2024年12月31日之前实现投入使用日期。
2023年6月3日，总裁·拜登签署了一项立法，提高了美国的债务上限，批准并批准了山谷管道建设和初步运营所需的所有许可和授权，并指示适用的联邦官员和机构保持此类授权。此外，立法要求陆军部长颁发完成项目建设和允许山谷管道运营和维护所需的所有许可证或核查。2023年第三季度，Equitrans Midstream恢复了山谷管道的正向施工。考虑到这些因素，本公司重新评估了其对山谷管道在2024年12月31日之前实现启用日期的概率加权评估，并得出结论，截至2023年12月31日，根据截至该日期存在的事实和情况，与Henry Hub现金红利相关的衍生负债的公允价值约为#美元481000万美元。
与Henry Hub现金红利相关的衍生负债的公允价值是基于从可观察到的市场数据中插入的重大投入，因此是第二级公允价值计量。有关公允价值层次的说明，请参阅附注4。
4. 公允价值计量
本公司于综合资产负债表中按公允价值记录其金融工具(主要为衍生工具)。本公司估计其金融工具的公允价值时采用市场报价。如果没有报价市场价格，则公允价值基于使用基于市场的参数的模型，这些参数包括远期曲线、贴现率、波动性和非履行风险。不履行风险考虑公司的信用状况对负债公允价值的影响以及交易对手的信用状况对资产公允价值的影响。公司通过分析公开的市场信息来估计不履行风险，包括比较信用评级与公司或交易对手的信用评级类似的债务工具的收益率与无风险工具的收益率。
本公司已根据估值技术投入的优先程度，将其按公允价值入账的资产和负债分类为三级公允价值等级。公允价值层次结构对相同资产和负债的活跃市场报价给予最高优先权(第一级)，对不可观察到的投入给予最低优先权(第三级)。使用第二级投入的资产和负债主要包括公司的掉期、套头和期权协议。
交易所交易的大宗商品掉期有1级投入。具有2级投入的商品掉期的公允价值基于使用重大可观察投入的标准行业收益法模型，包括但不限于NYMEX天然气远期曲线、基于SOFR的贴现率、基准远期曲线和NGL远期曲线。该公司的项圈和期权使用标准的行业收益法期权模型进行估值。期权定价模型使用的重要可观察输入包括NYMEX远期曲线、天然气波动率和基于SOFR的贴现率。
下表汇总了按公允价值经常性计量的资产和负债。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 在报告截止日期计量的公允价值，使用： |
| 综合资产负债表中记录的衍生工具总额 | | 活跃市场的报价
对于相同的资产
(一级) | | 重要的其他人
可观测输入
(二级) | | 无法观察到的重要输入
(第三级) |
| | | | | | | |
| 2023年12月31日 | (千人) |
| 按公允价值计算的资产衍生工具 | $ | 978,634 | | | $ | 66,302 | | | $ | 912,332 | | | $ | — | |
| 按公允价值计算的负债衍生工具 | 186,363 | | | 42,218 | | | 144,145 | | | — | |
| | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | | | | | | |
| 按公允价值计算的资产衍生工具 | $ | 812,371 | | | $ | 103,028 | | | $ | 709,343 | | | $ | — | |
| 按公允价值计算的负债衍生工具 | 1,393,487 | | | 154,601 | | | 1,238,886 | | | — | |
由于现金等值物、应收账款和应付账款的到期日较短，其公允价值接近公允价值。公司循环信贷融资和定期贷款融资（定义见附注8）项下借款的公允价值接近公允价值，因为其利率基于现行市场利率。公司认为所有这些公允价值均为第一级公允价值计量。
该公司使用既定公允价值方法估计其优先票据的公允价值。由于并非所有公司的优先票据都交易活跃，因此其公允价值为2级公允价值计量。截至2023年和2022年12月31日，公司优先票据的公允价值约为美元4.93亿美元和3,000美元6.1 价值分别为10亿美元，面值约为美元4.510亿美元5.6分别为10亿美元，包括任何当前部分。公司应付给Equitrans Midstream的全资子公司EQM Midstream Partners，LP(EQM)的票据的公允价值是使用基于市场的贴现率的收益法模型估计的，是一种3级公允价值计量。截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，公司应付EQM的票据的公允价值约为$911000万美元和300万美元96分别为2000万美元和约50亿美元的账面价值88百万美元和美元94分别为百万美元，包括任何当前部分。关于公司债务的进一步讨论见附注8。
本公司确认自导致转移的事件或情况变化的实际日期起在不同级别之间进行的转移。在本报告所述期间，1级、2级和3级之间没有任何转移。
有关Henry Hub现金奖金的公允价值计量的讨论，请参见附注3。关于本公司合同资产的公允价值计量的讨论见附注5。关于公司收购的公允价值计量的讨论见附注6。有关本公司石油及天然气资产及其他长期资产的公允价值计量及任何后续减值，包括减值及租约到期的讨论，请参阅附注1。有关本公司投资于投资基金的公允价值计量的讨论，请参阅附注1。
5. 合同资产减值准备
于2020年第一季度，该公司向Equitrans Midstream出售了约50根据本公司与Equitrans Midstream联属公司(Equitrans Share Exchange)订立的若干收集合约，本公司当时拥有的Equitrans Midstream股权的%，以换取现金及差饷宽免。费率减免是通过执行本公司与Equitrans Midstream(综合GGA)的一家联属公司签订的综合天然气收集和压缩协议来实现的。在Equitrans股票交易所结算日，公司在综合资产负债表中记录了#美元的合同资产。4101,000,000美元，代表包括现金支付选项(定义如下)的差饷减免的估计公允价值。
由于山谷管道到2022年1月1日尚未投入使用，综合GGA向公司提供了放弃部分采集费减免的选择，否则将在山谷管道投入使用日期后适用，以换取约$的现金支付1962000万美元(现金支付选项)。2022年第三季度，本公司选择行使现金支付选择权，并于2022年第四季度收到现金支付选择权的现金收益。
于2022年，本公司确定了合同资产账面价值可能无法完全收回的指标，包括由于法院裁决和Equitrans Midstream就其完工发表的公开声明，估计的山谷管道完工时间的不确定性增加。作为本公司减值评估的结果，本公司于2022年第一季度确认合同资产减值#美元184.9在合并业务报表中有3.8亿美元。在2022年第四季度，公司确认了合同资产的额外减值#美元29.3在合并业务报表中有3.8亿美元。截至2022年12月31日，先前确认的减值加上现金支付选择权的选择使合同资产的账面价值降至零.
合同资产的公允价值是基于在市场上看不到的重大投入，因此是第3级公允价值计量。有关公允价值层次的说明，请参阅附注4。公允价值计算中使用的主要假设包括：(I)对山谷管道投入使用日期的概率加权估计；(Ii)对现金支付选项的潜在行使和时机的估计；(Iii)估计产量预测；及(Iv)基于市场的加权平均资本成本。
6. 收购
Tug Hill和XcL Midstream收购
于2023年8月22日，本公司根据EQT Corporation于2022年12月23日订立的经修订及重订的购买协议(经修订及重订的购买协议)，完成向THQ Appalachia I，LLC(上游卖方)收购上游资产及从THQ-XCL Holdings I，LLC(中游卖方)收购THQ Appalachia I，LLC及THQ-XCL Holdings I Midco，LLC各自已发行及尚未偿还的会员权益(经修订，经修订的塔格山及XCL中游收购协议)。EQT生产公司(EQT Corporation的全资间接子公司)、上游销售商和中游销售商。
收购TUG Hill和XCL Midstream的收购价包括49,599,796EQT公司的普通股和大约$2.4200亿美元现金，取决于惯例的收盘后调整。公司用#美元为对价的现金部分提供资金。1.25定期贷款安排下的借款总额为1,000亿美元1.0手头1,000亿美元的现金和150之前放入第三方托管的100万现金保证金。TUG Hill和XCL Midstream的购买协议的经济生效日期为2022年7月1日。
作为收购TUG Hill和XCL Midstream的结果，该公司收购了大约90,000净西弗吉尼亚州英亩，大约145数英里的中游集输管道、压缩和天然气处理资产，以及大约55数英里的互联水上基础设施四集中存储设施。
购进价格的分配。TUG Hill和XCL Midstream的收购被视为使用收购方法的业务合并。下表汇总了截至2023年8月22日取得的资产和承担的负债的初步收购价和估计公允价值。尚未获得完成收购价分配所需的某些信息，包括但不限于对所获得的资产和承担的负债的最终评估。本公司预期于收到所有必要资料后完成收购价分配，届时收购的资产价值及承担的负债将于必要时作出修订。
| | | | | | | | |
| | 初步购进价格分配 |
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| | (千人) |
| 考虑事项： | | |
| 权益 | | $ | 2,152,631 | |
| 现金 | | 2,386,982 | |
| 解决先前存在的关系 | | (31,754) | |
| 总对价 | | $ | 4,507,859 | |
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| 收购资产的公允价值： | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 100 | |
| 应收账款净额 | | 75,961 | |
| 衍生工具，按公允价值计算 | | 162,455 | |
| 预付费用和其他 | | 1,825 | |
| 财产、厂房和设备 | | 4,522,561 | |
| 其他资产 | | 9,463 | |
| 归属于购置资产的总额 | | $ | 4,772,365 | |
| | |
| 承担的负债的公允价值： | | |
| 应付帐款 | | $ | 151,433 | |
| 其他流动负债 | | 46,703 | |
| 其他负债和信贷 | | 66,370 | |
| 承担负债应占总额 | | $ | 264,506 | |
所收购已开发天然气和石油资产的公允价值是根据市场上不可观察的输入数据使用贴现现金流量估值技术计量的，因此被视为第三级公允价值计量。重要输入包括未来商品价格、对储量估计数量的预测、估计的未来生产率、预测的储量回收因素、未来开发和运营成本的时间和金额以及加权平均资本成本。
所收购未开发物业的公允价值主要使用基于市场上不可观察的输入数据的贴现现金流量估值技术计量，因此被视为第三级公允价值计量。重要的输入包括从市场参与者的角度来看的未来开发的时间和数量。
收购的中游和水利基础设施资产的公允价值主要是使用基于市场上不可观察到的投入的成本法计量的，因此被视为公允价值第三级计量。重大投入包括类似资产的重置成本、收购资产的相对年龄以及与收购资产相关的任何潜在的经济或功能过时。
有关公允价值层次的说明，请参阅附注4。
收购后的经营业绩. 下表汇总了在TUG Hill和XCL Midstream收购中收购的上游、收集和处理资产在2023年8月22日至2023年12月31日期间对公司综合业绩的贡献。
| | | | | | | | |
| | 2023年8月22日至2023年12月31日 |
| | |
| | (千人) |
| 天然气、液化天然气和石油的销售 | | $ | 220,500 | |
| 衍生品损失 | | (1,039) | |
| 网络营销服务和其他 | | 1,879 | |
| 总营业收入 | | $ | 221,340 | |
| | |
| 净亏损 | | $ | (26,988) | |
未经审核的备考资料。下表总结了该公司的业绩，就好像对Tug Hill和XCL Midstream的收购已于2022年1月1日完成。上游卖方和中游卖方的某些历史金额被重新分类，以符合公司对业务的财务陈述。该等未经审核的备考资料仅供参考之用，并不代表假若TUG Hill及XCL Midstream收购于2022年1月1日发生，业务的综合业绩将会如何，亦不代表未来的综合业务业绩。
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| 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| （千，每股金额除外） |
| 天然气、天然气和石油的预计销售 | $ | 5,509,497 | | | $ | 13,802,833 | |
| 衍生工具的预计收益(亏损) | 1,996,570 | | | (4,528,821) | |
| 形式上的网络营销服务及其他 | 27,720 | | | 35,472 | |
| 预计总营业收入 | $ | 7,533,787 | | | $ | 9,309,484 | |
| | | |
| 预计净收入 | $ | 1,911,706 | | | $ | 2,575,008 | |
| 减去：可归因于非控股权益的预计净(亏损)收入 | (688) | | | 9,977 | |
| EQT公司的预计净收入 | $ | 1,912,394 | | | $ | 2,565,031 | |
| | | |
| 归属于EQT公司的普通股每股预计收入： | | | |
| 预计可归因于EQT公司的净收入-基本 | $ | 5.02 | | | $ | 6.93 | |
| 可归因于EQT公司的预计净收入-稀释 | $ | 4.65 | | | $ | 6.33 | |
《国家环境政策法》采集系统
该公司经营并拥有一家50在宾夕法尼亚州东北部的收集系统(美国国家环境政策局收集系统)的%权益。于2024年2月12日，本公司订立一项协议，向一名少数股权合伙人收购另一33.75购买价格为$$的《国家环境政策法》收集系统的%权益205700万美元(《国家环境政策法》收集系统收购)，须经成交后的惯例调整，包括与第三方根据协议各方之间的单独建造、所有权和运营协议的某些优先购买权有关的优先购买权，如果行使该协议，公司收购的权益将减少到约25%，购买价格约为$1551000万美元。《国家环境政策法》收集系统的收购须满足惯例的关闭条件，包括获得适用的监管批准。
2022年资产收购
在2022年第四季度，公司完成了对大约4,600宾夕法尼亚州东北部的净马塞卢斯英亩(2022年资产收购)。此次收购的总收购价约为1美元。561000万美元。2022年的资产收购被计入资产收购，因此，购买价格分配给了房地产、厂房和设备。
阿尔塔收购
于2021年7月21日，本公司根据日期为2021年5月5日的若干成员权益购买协议(Alta收购协议)，由EQT Corporation、EQT Acquisition HoldCo LLC(EQT Corporation的全资间接附属公司)、Alta Resources Development、Alta Resources、LLC(Alta Resources)及Alta Target实体完成对Alta Marcellus Development，LLC及ARD Operating，LLC及附属公司(合称Alta Target Entity)的收购(Alta收购)。Alta Target实体共同持有Alta Resources的所有上游和中游资产和负债。收购Alta的收购价约为1美元。1.030亿美元的现金和98,789,388EQT公司普通股，根据惯例在收盘后进行调整。阿尔塔购买协议的经济生效日期为2021年1月1日。
作为收购Alta的结果，该公司收购了大约300,000宾夕法尼亚州东北部的净马塞卢斯英亩，大约1.0收购时每天净生产的Bcfe，大约300中游收集系统长达数英里，大约100数英里的淡水系统和稳固的运输组合，以满足高端需求市场的需求。
购进价格的分配。Alta的收购被视为使用收购方法的业务合并。下表汇总了截至2021年7月21日收购的资产和承担的负债的收购价格和公允价值。本公司在2022年第二季度完成了收购价格分配，当时收购的资产和承担的负债的价值进行了修订。2022年记录的采购会计调整对公司的财务报表并不重要。
| | | | | | | | |
| | 购进价格分配 |
| | |
| | (千人) |
| 考虑事项： | | |
| 权益 | | $ | 1,925,405 | |
| 现金 | | 1,000,000 | |
| 总对价 | | $ | 2,925,405 | |
| | |
| 收购资产的公允价值： | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 43,199 | |
| 应收账款净额 | | 159,539 | |
| 财产、厂房和设备 | | 3,145,630 | |
| 其他资产 | | 6,309 | |
| 可归因于购入资产的金额 | | $ | 3,354,677 | |
| | |
| 承担的负债的公允价值： | | |
| 应付帐款 | | $ | 131,214 | |
| 衍生工具，按公允价值计算 | | 169,744 | |
| 其他流动负债 | | 10,127 | |
| 其他负债和信贷 | | 118,187 | |
| 可归因于承担的负债的数额 | | $ | 429,272 | |
收购的天然气及石油资产的公允价值乃根据市场上无法观察到的投入，采用现金流量贴现估值技术计量，因此被视为第3级公允价值计量。重要的投入包括未来商品价格、储量估计数量的预测、估计的未来生产率、预测的储量采收率、未来开发和运营成本的时间和数额以及加权平均资本成本。收购的未开发物业的公允价值主要采用基于市场上无法观察到的投入的贴现现金流量估值技术计量，因此被视为公允价值第三级计量。从市场参与者的角度来看，重要的投入包括未来发展的时机和数量。
收购的中游收集系统的公允价值主要采用基于市场上不可观察到的投入的成本法计量，因此被视为第3级公允价值计量。重大投入包括类似资产的重置成本、收购资产的相对年龄以及与收购资产相关的任何潜在的经济或功能过时。
有关公允价值层次的说明，请参阅附注4。
信实资产收购
2021年4月1日，本公司根据北方石油天然气股份有限公司S收购信实马塞卢斯资产触发的优先购买权，完成了从信实马塞卢斯有限责任公司收购若干石油和天然气资产(信实资产收购)的交易。收购的总收购价约为$691000万美元，收购的资产包括大约40收购时每天生产的MMcfe和4,100净英亩位于宾夕法尼亚州西南部。信实资产收购被计入资产收购，因此，购买价格被分配给房地产、厂房和设备。
7. 所得税
下表汇总了公司的所得税支出(收益)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2011年12月31日的几年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 当前： | | | | | |
| 联邦制 | $ | (10,894) | | | $ | 651 | | | $ | 911 | |
| 状态 | (4,818) | | | 18,457 | | | (1,478) | |
| 小计 | (15,712) | | | 19,108 | | | (567) | |
| 延期： | | | | | |
| 联邦制 | 450,091 | | | 527,539 | | | (316,364) | |
| 状态 | (65,425) | | | 7,073 | | | (111,106) | |
| 小计 | 384,666 | | | 534,612 | | | (427,470) | |
| 所得税支出(福利)合计 | $ | 368,954 | | | $ | 553,720 | | | $ | (428,037) | |
截至2023年12月31日的年度，当前所得税优惠主要与2014-2017年度审计结算利息和上一年国家所得税负债的减少有关。截至2022年12月31日的年度，当期所得税支出主要与州所得税负债有关。在截至2021年12月31日的一年中，当前的所得税优惠主要与出售国家研发抵免有关。
2022年8月16日，总裁·拜登签署了《2022年降低通胀法案》(IRA)，使之成为法律。爱尔兰共和军为某些公司设立了15%的公司替代最低税率，对上市公司进行的股票回购征收1%的消费税。爱尔兰共和军还包括新的和更新的能源信用选项。这些变化对2022年12月31日之后开始的纳税年度有效。这些变化的影响并未对公司的财务报表和披露产生实质性影响。
下表总结了所得税支出(福利)与按税前收入21%的联邦法定税率计算的金额存在差异的原因。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2011年12月31日的几年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 金额 | 费率 | | 金额 | 费率 | | 金额 | 费率 |
| | | | | | | | |
| | (千人) | | | (千人) | | | (千人) | |
| 所得税前收入(亏损) | $ | 2,103,498 | | | | $ | 2,334,662 | | | | $ | (1,569,538) | | |
| | | | | | | | |
| 按法定税率征税 | $ | 441,735 | | 21.0 | % | | $ | 490,279 | | 21.0 | % | | $ | (329,603) | | 21.0 | % |
| 州所得税 | 50,263 | | 2.4 | % | | 48,970 | | 2.1 | % | | (100,026) | | 6.4 | % |
| 估值免税额 | (81,483) | | (3.9) | % | | 12,685 | | 0.5 | % | | 9,616 | | (0.6) | % |
| 可转债回购溢价 | — | | — | % | | 35,957 | | 1.5 | % | | — | | — | % |
| 州法律变更 | (21,670) | | (1.0) | % | | (49,511) | | (2.1) | % | | (8,496) | | 0.5 | % |
| | | | | | | | |
| 联邦和州税收抵免 | (4,715) | | (0.2) | % | | (4,319) | | (0.2) | % | | (3,079) | | 0.2 | % |
| 其他 | (15,176) | | (0.7) | % | | 19,659 | | 0.8 | % | | 3,551 | | (0.2) | % |
| 所得税支出(福利) | $ | 368,954 | | 17.5 | % | | $ | 553,720 | | 23.7 | % | | $ | (428,037) | | 27.3 | % |
在截至2023年12月31日的一年中，公司的实际税率低于美国联邦法定税率，这主要是因为发放了限制某些州递延税项资产的估值免税额，以及与2022年7月8日颁布的宾夕法尼亚州税法变化(宾夕法尼亚州税法)以及对Tug Hill和XCL Midstream收购的税率降低有关的州递延税金净额。宾夕法尼亚州的税收立法在2023年将企业净所得税税率从9.99%降至8.99%，此后每年降低0.5%，直到2031年企业净所得税税率达到4.99%。
在截至2022年12月31日的一年中，公司的实际税率高于美国联邦法定税率，这主要是由于州税收，包括限制某些州税收优惠的估值津贴和可转换票据的不可抵扣回购溢价，但与宾夕法尼亚州税法相关的州税收优惠部分抵消了这一税率。州法律的变化包括州净营业亏损(NOL)结转减少了1美元。214.11000万美元，国家对NOL结转的估值免税额减少#美元198.51000万美元。
在截至2021年12月31日的一年中，公司的实际税率高于美国联邦法定税率，这主要是由于州税，但部分被限制某些联邦和州税收优惠的估值免税额以及2021年4月13日颁布的西弗吉尼亚州税法所抵消，该税法改变了西弗吉尼亚州从2022年1月1日开始的纳税年度的应税收入分配方式。
下表总结了财务报告与资产和负债税基之间暂时差异的来源和税收影响。
| | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (千人) |
| 递延税项资产： | | | |
| 不结转 | $ | 740,802 | | | $ | 580,188 | |
| 未实现净亏损 | — | | | 171,697 | |
| 联邦和州资本损失结转 | 99,632 | | | 99,837 | |
| 联邦税收抵免 | 92,730 | | | 88,015 | |
| 替代最低税收结转 | — | | | 81,237 | |
| 利息减免限制 | 59,668 | | | 304 | |
| 其他 | 1,156 | | | 5,697 | |
| 激励薪酬和递延薪酬计划 | 16,854 | | | 14,586 | |
| 递延税项资产 | 1,010,842 | | | 1,041,561 | |
| 估值免税额 | (290,812) | | | (365,140) | |
| 递延税项净资产 | 720,030 | | | 676,421 | |
| 递延税项负债： | | | |
| 财产、厂房和设备 | (2,457,946) | | | (2,118,827) | |
| 未实现净亏损 | (166,905) | | | — | |
| 递延税项负债 | (2,624,851) | | | (2,118,827) | |
| 递延税项净负债 | $ | (1,904,821) | | | $ | (1,442,406) | |
2023年期间，递延纳税净负债增加了#美元462.4与2022年相比，这主要是由于本年度账面收入对不良贷款的影响，但部分被某些州不良贷款的估值津贴的释放所抵消。
下表按司法管辖区列出了NOL结转递延税项资产和相关估值津贴的到期日。
| | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (千人) |
| 不结转： | | | |
| 联邦(2035至2037年间到期) | $ | 67,958 | | | $ | 62,931 | |
| 联邦(无限期到期) | 323,598 | | | 202,711 | |
| 州(2027至2037年间到期) | 332,153 | | | 299,933 | |
| 状态(无限期到期) | 17,093 | | | 14,613 | |
| NOL结转总数 | $ | 740,802 | | | $ | 580,188 | |
| | | |
| NOL结转的估值免税额： | | | |
| 联邦制 | $ | (24,927) | | | $ | (23,626) | |
| 状态 | (156,700) | | | (241,638) | |
| 北环线结转的总估值免税额 | $ | (181,627) | | | $ | (265,264) | |
当递延税项资产的全部或部分极有可能无法变现时，本公司确认估值拨备。在决定是否需要估值免税额时，所有现有的证据，无论是积极的还是消极的，都会被考虑在内。为确定是否需要估值津贴，本公司使用判断来估计未来的应税收入，并考虑产生该等应税收入的司法管辖区的税务后果，以及证据，包括公司当前的财务状况、实际和预测的经营业绩、递延税项负债的冲销和税务筹划战略，以及石油和天然气行业当前和预测的商业经济。
在2023年和2022年，被考虑的积极证据包括财务与税务临时差异的逆转、实施和/或采用各种税务规划策略的能力以及公司对未来应纳税所得额的估计。被考虑的负面证据包括该公司的历史税前账面亏损、未来大宗商品价格的不确定性以及无法产生资本收益。回顾有关此等税务优惠的正面及负面证据后，我们得出的结论是，某些NOL和资本损失结转的估值免税额是有根据的，因为本公司更有可能在到期前不会使用该等免税额。
2023年，公司得出结论，积极的证据，包括公司的累积收入状况从亏损到收入的变化及其预测收入，很可能超过了关于公司为某些国家税收NOL结转实现公司递延税项资产(DTA)的负面证据。因此，该公司记录了一项国家递延税收优惠#美元。84.91000万美元与其综合业务报表中的国家NOL结转的估值津贴有关。
本公司为某些实体和司法管辖区保留了与其NOL相关的估值津贴，在这些实体和司法管辖区中，来自相关DTA的利益很可能无法实现，并保留了针对其联邦和州DTA部分的估值津贴，例如资本损失，由于仅抵消资本利得的限制，该部分可能在完全使用之前到期。
上表未列示的剩余估值拨备主要与出售本公司于Equitrans Midstream的投资而结转的资本亏损有关，该投资在税务上属资本资产。出售投资所产生的任何资本损失只能用于抵消资本收益，并限于结转3年和结转5年以供潜在使用。2022年，该公司出售了其在Equitrans Midstream的投资的剩余部分，这产生了资本亏损，只能结转用于未来的潜在用途。2021年，本公司将其在Equitrans Midstream的投资调整为公允价值时产生了未实现收益，并出售了该投资的一部分，这产生了资本亏损，可部分结转以抵消上一年确认的资本收益，其余部分结转。
截至2023年12月31日，公司拥有与资本损失结转相关的估值拨备1美元。52.82000万美元的联邦所得税和1000万美元46.8由于未来潜在利用的限制，用于国家所得税目的的1000万美元。截至2022年12月31日，公司拥有与资本损失结转相关的估值准备金1美元。52.72000万美元的联邦所得税和1000万美元47.1由于未来潜在利用的限制，用于国家所得税目的的1000万美元。
下表对不确定税收头寸准备金的期初和期末金额进行了核对，其中不包括利息和罚金。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 1月1日的余额 | $ | 204,035 | | | $ | 182,032 | | | $ | 175,213 | |
| 本年度取得的税务头寸的增加 | 11,986 | | | 9,612 | | | 4,969 | |
| (减少)前几年取得的税务头寸的增加 | (883) | | | 12,391 | | | 1,850 | |
| | | | | |
| 与税务机关结算的税务头寸减少额 | (125,941) | | | — | | | — | |
| 12月31日的余额 | $ | 89,197 | | | $ | 204,035 | | | $ | 182,032 | |
下表列出了为不确定的纳税状况而列入准备金的具体细目。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| (千人) |
| 如果确认，对实际税率的影响 | $ | 83,669 | | | $ | 117,341 | | | $ | 97,783 | |
| 在综合资产负债表中作为一般业务信贷结转和NOL的相关递延税项资产减值入账 | $ | 77,013 | | | $ | 110,744 | | | $ | 97,160 | |
本公司确认与所得税支出中未确认的税收优惠相关的利息和罚款。该公司记录的利息和罚款(收入)费用约为$(19.8)1000万，$6.71000万美元和300万美元4.2分别为2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日。利息及罚款$2.31000万美元和300万美元22.2截至2023年12月31日和2022年12月31日，合并资产负债表中分别计入1.5亿欧元。
截至2023年12月31日，本公司相信，由于可能与相关税务当局达成和解，合理地有可能减少$29.6在12个月内，与联邦税收头寸相关的未确认税收优惠可能是必要的。
2023年1月，本公司与美国国税局就截至2022年12月31日的不确定税收状况准备金中包含的金额结算了截至2017年的美国联邦所得税综合负债，对实际税率的影响最小。和解导致负债和递延税项资产减少#美元。81.21000万美元和放弃的研发税收抵免44.71000万美元，如上表所示。通过结算实现的增量可退还替代最低税收抵免计入截至2023年12月31日的综合资产负债表中的应收所得税。该公司还定期接受各种国家所得税审查。自2023年12月31日起，除极少数例外，本公司2016年前年度不再接受税务机关的国家审查。
2023年，该公司对未确认税收优惠的会计处理方法没有重大变化。
8. 债务
下表概述了该公司的未偿债务。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| | 本金价值 | | 账面价值(A) | | 公允价值(B) | | 本金价值 | | 账面价值(A) | | 公允价值(B) |
| | | | | | | | | | | |
| | (千人) |
| | | | | | | | | | | |
| 定期贷款额度将于2025年6月30日到期（b）（c）（d） | $ | 1,250,000 | | | $ | 1,244,265 | | | $ | 1,244,265 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 高级笔记： | | | | | | | | | | | |
7.422023年到期的B系列票据% | — | | | — | | | — | | | 10,000 | | | 10,000 | | | 10,110 | |
6.1252025年2月1日到期票据%（d） | 601,521 | | | 600,389 | | | 605,082 | | | 911,467 | | | 908,168 | | | 915,833 | |
5.6782025年10月1日到期票据% | — | | | — | | | — | | | 500,000 | | | 496,578 | | | 500,370 | |
1.75% 2026年5月1日到期的可转换票据 | 290,177 | | | 286,185 | | | 768,554 | | | 414,832 | | | 406,796 | | | 967,728 | |
3.1252026年5月15日到期票据% | 392,915 | | | 389,978 | | | 373,261 | | | 440,857 | | | 436,198 | | | 408,454 | |
7.752026年7月15日到期的债券% | 115,000 | | | 113,716 | | | 121,590 | | | 115,000 | | | 113,218 | | | 124,874 | |
3.902027年10月1日到期票据% | 1,169,503 | | | 1,165,439 | | | 1,121,027 | | | 1,233,008 | | | 1,227,582 | | | 1,152,875 | |
5.7002028年4月1日到期票据% | 500,000 | | | 490,376 | | | 509,280 | | | 500,000 | | | 493,941 | | | 505,325 | |
5.002029年1月15日到期票据% | 318,494 | | | 315,121 | | | 316,784 | | | 327,101 | | | 322,956 | | | 313,173 | |
7.0002030年2月1日到期票据%（d） | 674,800 | | | 671,020 | | | 726,645 | | | 714,800 | | | 710,138 | | | 752,670 | |
3.6252031年5月15日到期票据% | 435,165 | | | 430,141 | | | 389,925 | | | 465,165 | | | 459,070 | | | 406,205 | |
| 应付给EQM的票据 | 88,483 | | | 88,483 | | | 91,063 | | | 94,320 | | | 94,320 | | | 95,667 | |
| 债务总额 | 5,836,058 | | | 5,795,113 | | | 6,267,476 | | | 5,726,550 | | | 5,678,965 | | | 6,153,284 | |
| 减：当前债务部分（e） | 296,424 | | | 292,432 | | | 774,983 | | | 430,668 | | | 422,632 | | | 983,758 | |
| 长期债务 | $ | 5,539,634 | | | $ | 5,502,681 | | | $ | 5,492,493 | | | $ | 5,295,882 | | | $ | 5,256,333 | | | $ | 5,169,526 | |
(a)对于公司应付给EQM的票据，本金价值代表账面价值。对于所有其他债务，本金价值减去未摊销债务发行成本和债务贴现代表账面价值。
(b)定期贷款融资项下借款的账面价值接近公允价值，因为其利率以现行市场利率为基础；因此，本公司认为定期贷款融资的公允价值为第一级公允价值计量。该公司使用3级投入计量其应付给EQM的票据的公允价值。对于所有其他债务，公允价值使用第二级投入计量。有关公允价值层次的说明，请参阅附注4。
(c)2024年1月，本公司修订了定期贷款安排，其中包括将到期日从2025年6月30日延长至2026年6月30日。关于此类修正的进一步讨论见下文。
(d)定期贷款工具的利率，公司的优先票据将于2025年2月1日到期，公司的优先票据将于2030年2月1日到期根据穆迪、S和惠誉对公司优先票据的信用评级的变化而波动。该公司其他未偿债务的利率不会波动。
(e)截至2023年12月31日，债务的当前部分包括1.75%可转换票据和应付给EQM的票据的一部分。截至2022年12月31日，债务的当前部分包括7.42%系列B音符，1.75%可转换票据和应付给EQM的票据的一部分。
偿还债务. 下表汇总了本公司于截至2023年12月31日止年度的债务赎回或回购情况。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 债务部分 | | 本金 | | 保费/(折扣)(A) | | 应计但未付利息 | | 总成本 |
| | | | | | | | |
| | (千人) |
6.1252025年2月1日到期的债券百分比 | | $ | 309,946 | | | $ | 1,832 | | | $ | 6,801 | | | $ | 318,579 | |
5.6782025年10月1日到期票据% | | 500,000 | | | — | | | 6,940 | | | 506,940 | |
3.1252026年5月15日到期票据% | | 47,942 | | | (3,042) | | | 296 | | | 45,196 | |
3.902027年10月1日到期票据% | | 63,505 | | | (3,534) | | | 781 | | | 60,752 | |
5.002029年1月15日到期票据% | | 8,607 | | | (309) | | | 137 | | | 8,435 | |
7.0002030年2月1日到期的债券百分比 | | 40,000 | | | 2,736 | | | 1,313 | | | 44,049 | |
3.6252031年5月15日到期票据% | | 30,000 | | | (4,011) | | | 167 | | | 26,156 | |
| 总计 | | $ | 1,000,000 | | | $ | (6,328) | | | $ | 16,435 | | | $ | 1,010,107 | |
(a)包括第三方成本以及支付给交易商经理和经纪人的费用。
循环信贷安排。该公司有一美元2.52027年6月28日到期的10亿美元循环信贷安排。于2022年6月28日，本公司与贷款方及作为行政代理、周转额度贷款人及L/C发行人的PNC银行订立第三次修订及重订信贷协议(下称“第三次修订”)，修订及重订日期为2017年7月31日的第二次修订及重订信贷协议(“信贷协议”)。第三修正案，其中包括：(I)将信贷协议下的承诺和贷款的到期日延长至2027年6月28日，并规定，根据公司的选择，二一年制其后延期，但须经贷款人批准，(2)可增加最多#美元的承担额。500经本公司及新贷款人或现有贷款人同意，及(Iii)可提供基本利率贷款、定期SOFR贷款、每日简单SOFR贷款及周转额度贷款(定义见第三修正案)。基本利率贷款按基本利率(定义见第三修正案)加上基于公司当时的当前信用评级的保证金计息。
本公司的循环信贷安排可用于营运资金、资本支出、股份回购和任何其他合法的公司目的。本公司的循环信贷安排由一大群金融机构组成的银团承销，每一家机构都有义务为本公司的任何借款按比例提供资金。在本公司循环信贷安排的银团中，大型金融机构集团中没有一家贷款人持有超过10在这类贷款下的财政承诺的%。庞大的辛迪加集团和每个贷款人相对较低的参与百分比预计将限制本公司在银行业受到干扰或整合的风险。
本公司不需要维护补偿银行余额。公司的债务发行人信用评级由穆迪、S或惠誉对其无信用增强型优先无担保长期债务确定，除贷款人对从公司循环信贷安排借款的任何金额收取的利率外，还决定与公司循环信贷安排相关的费用水平；公司的债务信用评级越低，费用水平和借款利率就越高。
本公司的循环信贷安排包含各种条款，如果不遵守，可能会导致本公司的循环信贷安排终止，需要提前支付未偿还金额或采取类似行动。根据公司的循环信贷安排，最重要的违约契约和事件是维持债务与总资本的比率，并限制与附属公司的交易。公司的循环信贷安排包含要求总债务与总资本之比不大于65%。截至2023年12月31日，该公司遵守了所有债务条款和契诺。
截至2023年12月31日和2022年12月31日，该公司约有15百万美元和美元25在其循环信贷安排下，未偿还信用证金额分别为百万美元
根据本公司的循环信贷安排，截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的未偿还借款最高限额为#美元2691000万，$1.310亿美元1.7亿美元，平均每天的余额约为美元40百万，$466百万美元和美元609百万美元，利息加权平均年利率为6.9%, 2.8%和1.9%。截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，本公司产生的承诺费约为20, 20和28其循环信贷安排的未支取部分分别为基点，以维持信贷供应。
定期贷款安排。于2022年11月9日，本公司与作为行政代理的PNC银行、全国协会及其他贷款方订立一项信贷协议(经修订的定期贷款协议)，根据该协议，该等贷款方同意一次性向本公司提供本金总额最高达$1.25200亿美元(定期贷款安排)，为TUG Hill和XCL Midstream收购提供部分资金。2023年8月21日，公司借入美元1.25定期贷款安排项下的30亿美元，收到收益，净额为#美元7.1300万美元的债务发行成本，为1,242.91000万美元。在动用定期贷款安排之前，本公司已产生约20定期贷款安排中未提取部分的基点，以维持信贷供应。
于本公司选择时，定期贷款融资项下未偿还之定期贷款按定期SOFR利率加SOFR调整或基本利率(所有于定期贷款协议界定之条款)计息，每项加一笔基于本公司信用评级之保证金。本公司可自愿预付全部或部分定期贷款安排下的借款，而无需支付溢价或罚款，但须偿还与根据SOFR定期利率预付利息的贷款有关的资金损失。定期贷款工具下已偿还的借款不得再借入。在2023年8月21日至2023年12月31日期间，根据定期贷款安排，利息按加权平均年利率6.9%.
定期贷款协议包含若干陈述及保证，以及各种正面及负面的契诺及违约事件，包括(I)限制本公司及其若干附属公司产生或准许留置权的能力，但若干重大例外除外；(Ii)除若干重大例外外，限制本公司若干附属公司产生债务的能力；(Iii)设定本公司及其附属公司的最高综合债务与总资本比率65%，(Iv)对本公司业务的某些变化的限制，以及(V)与合并和出售本公司全部或几乎所有资产有关的某些限制。
于2024年1月16日，本公司对定期贷款协议进行了第三次修订，其中包括将定期贷款协议的到期日由2025年6月30日延长至2026年6月30日。定期贷款协议的第三次修订于2024年1月19日生效，届时公司将提前支付$750万定期贷款融资项下未偿还定期贷款的本金，由本公司5.750%优先票据发行和手头现金。
高级附注。管理本公司长期债务的契约包含若干限制性财务及经营契约，包括限制本公司产生债务、产生留置权、订立出售及回租交易、完成收购、合并、出售资产及执行某些其他公司行动的能力。该公司的某些优先票据还包括一项要约回购条款，适用于发生适用契约中规定的某些控制权变更事件时适用。公司2025年2月1日到期的优先票据和2030年2月1日到期的优先票据的利率根据穆迪、S和惠誉对公司优先票据的信用评级的变化而波动。该公司其他未偿还优先票据的利率不会波动。
截至12月31日，2023，公司优先票据的总到期日为零在2024年，$602万在2025年，$798万在2026年，$1,170万2027年， $500万2028年和 $1,428万之后。
5.700高级注释百分比。2022年10月4日，公司发行美元500本金总额为1,000万美元5.700%高级票据为Tug Hill和XcL Midstream收购提供部分资金。2023年5月10日，在收到公司本金总额大部分持有人的必要同意后 5.700%优先票据，公司修改了管理公司未偿票据的强制赎回条款 5.700%高级笔记。根据征求同意声明中规定的条款，公司支付了美元的同意费5.3 未偿债权持有人总计百万美元 5.700提交有效同意的高级笔记%。
5.750高级注释百分比。2024年1月19日，公司发行美元750本金总额为1,000万美元5.750% 2034年2月1日到期的优先票据。该公司使用了收益，扣除美元8.2 百万美元的债务发行成本和承销商折扣， $741.8万预付定期贷款工具项下未偿还的部分定期贷款。
注释应支付给EQM。 EQM拥有本公司子公司EQT Energy Supply，LLC的优先权益，根据EQT Energy Supply，LLC的运营协议条款，该权益计入应付票据。应付EQM票据的本金金额为美元6.22000万英寸2024, $6.52000万英寸2025, $6.92000万英寸2026, $7.32000万英寸2027, $7.82000万英寸2028及$53.8 百万之后。
担保债券。截至2022年12月31日，该公司约有180 数百万未偿还担保债券，这些债券是根据穆迪、标准普尔和惠誉当时授予的信用评级的合同要求发行的。本公司 不是截至2023年12月31日的未偿担保债券。
可转换票据。2020年4月，该公司发行了美元500本金总额为1,000万美元1.75%可转换优先票据（可转换票据）。
2024年1月2日，根据管理可转换票据的契约（可转换票据契约），公司就所有未偿还的可转换票据发出了不可撤销的赎回通知（赎回通知），并宣布将以现金赎回2024年1月17日的任何未偿还的可转换票据 100本金的%，加上该等可转换票据的应计及未付利息至该赎回日期(但不包括赎回价格)。
根据可转换债券契约和赎回通知，若干可转换债券持有人在纽约市时间2024年1月12日下午5点(转换截止日期)之前行使了转换可转换债券的权利，而不是交出其可转换债券进行赎回。在2024年1月2日至转换截止日期之间，本金总额为美元的可转换票据289.61000万人被有效地移交以进行改装和19,992,482EQT公司的普通股被发行给这些可转换票据的持有者。剩余的$0.6亿美元的未偿还本金于2024年1月17日以现金赎回(赎回)，赎回价格为。
在赎回之前，可转换票据的持有人有权在以下情况下选择转换其可转换票据：
•在任何季度内，只要最后报告的EQT公司普通股价格至少为20在以下期间的交易日(连续或非连续)30在上一季度最后一个交易日结束的连续交易日大于或等于130每个此类交易日转换价格的百分比(销售价格条件)；
•在此期间五-任何时间之后的工作日期间五-连续交易日期间(测算期)，在测算期内每个交易日的可转换票据本金每1,000美元的交易价低于98EQT公司普通股最后报告价格乘积的百分比和可转换票据在每个该交易日的转换率；
•如果公司在紧接该赎回日期前的第二个预定交易日的营业时间结束前的任何时间赎回任何或全部可转换票据；以及
•在可转换票据契约中规定的某些公司事件发生时。
由于于2023年12月31日转换可换股票据的销售价格条件及赎回通知已交付，可换股票据持有人获准于2024年1月1日至换股截止日期期间按其选择转换其可换股票据，但须受可换股票据契约及赎回通知所载的条款及条件所规限。此外，截至2022年12月31日，可转换票据的销售价格条件已得到满足，因此，可转换票据的持有人可在2023年第一季度期间的任何时间按其选择权转换其可转换票据，但须符合可转换票据契约所载的条款和条件。因此，截至2023年12月31日和2022年12月31日，可转换票据的账面净值计入综合资产负债表的本期债务部分。
下表总结了因公司在2023年向EQT Corporation普通股支付现金股息而对可转换票据转换率做出的调整。
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| 已支付的股息 | | 兑换率调整生效日期 | | 每1，000美元本金金额的EQT Corporation普通股转换股份 |
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| 2023年第一季度 | | 2023年2月17日 | | 68.0740 |
| 2023年第二季度 | | 2023年5月9日 | | 68.3917 |
| 2023年第三季度 | | 2023年8月8日 | | 68.6360 |
| 2023年第四季度 | | 2023年11月7日 | | 68.8912 |
此外，由于赎回通知的送达，在2024年1月2日至转换截止日期期间，转换率进一步调整为每1，000美元本金可转换票据69.0364股EQT Corporation普通股。
下表总结了截至2023年12月31日止年度以及2024年1月1日至转换截止日期期间可转换票据转换权行使的结算。公司以EQT Corporation普通股股份结算所有此类转换。可转换票据转换权行使在收到期间应计。
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| 结算月份 | | 本金已转换 | | 已发行股份 | | 平均转换价格 |
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| | (千人) | | | | |
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| 2023年1月 | | $ | 7 | | | 473 | | | $ | 33.70 | |
| 2023年2月 | | 8 | | | 541 | | | 30.77 | |
| 2023年3月 | | 6 | | | 408 | | | 31.46 | |
| 2023年4月 | | 58 | | | 3,948 | | | 32.01 | |
| 2023年6月 | | 4 | | | 272 | | | 39.06 | |
| 2023年7月 | | 10 | | | 682 | | | 40.92 | |
| 2023年9月 | | 6 | | | 411 | | | 42.35 | |
| 2023年10月 | | 8 | | | 547 | | | 40.52 | |
| 2023年11月 | | 111,650 | | | 7,668,374 | | | 43.16 | |
| 2023年12月 | | 12,264 | | | 844,878 | | | 38.04 | |
| 2024年1月（a） | | 290,235 | | | 20,036,639 | | | 38.03 | |
(a)包括于2023年12月行使但于2024年1月结算的可转换票据转换权行使的结算。
下表总结了与可转换票据相关的利息费用的组成部分。 可转换票据的实际利率为 2.4%.
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2011年12月31日的几年， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
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| | (千人) |
| 合同利息支出 | $ | 6,947 | | | $ | 8,006 | | | $ | 8,750 | |
| 发行成本摊销 | 2,220 | | | 2,522 | | | 2,695 | |
| 可转换票据利息支出总额 | $ | 9,167 | | | $ | 10,528 | | | $ | 11,445 | |
上限看涨交易。 除发行可换股票据外，本公司与若干金融机构(上限催缴对手方)订立上限催缴交易(上限催缴交易)，以减少到期转换可换股票据时对EQT Corporation普通股的潜在摊薄及/或抵销本公司须支付超过该等已转换票据本金的任何现金付款。设定上限的看涨期权交易的初始执行价为1美元。15.00每股EQT公司普通股，初始封顶价格为$18.75每股EQT公司普通股，每股须进行某些惯例调整，包括因公司为其普通股支付股息而进行的调整，并将于2026年4月到期。本公司记录购买上限催缴交易的成本为$32.51000万美元作为股东权益的减少。
于二零二四年一月十八日，本公司与各受限制来电交易对手分别订立终止协议，根据协议，受限制来电交易对手向本公司支付合共$93.32000万欧元(终止付款)，封顶的通话交易被终止。公司于2024年1月22日收到解约金。解约金被记录为股东权益的增加。
9. 普通股
截至2023年12月31日，公司已预留16.5百万股授权和未发行的EQT公司普通股，用于股票补偿计划和大约31.5300万股授权和未发行的EQT公司普通股，用于结算可转换票据。
2021年12月13日，公司宣布，董事会批准了一项股份回购计划(股份回购计划)，授权公司回购已发行的EQT公司普通股，总购买价最高可达$1200亿美元，不包括手续费、佣金和开支。2022年9月6日，公司宣布董事会批准了一笔1股份回购计划增加10亿美元，根据该计划的批准，公司有权回购已发行的EQT公司普通股，总购买价最高可达$2200亿美元，不包括手续费、佣金和开支。股份回购计划原定于2023年12月31日到期；然而，2023年4月26日，公司宣布董事会批准将股份回购计划延长一年。由于这一延期，股票回购计划将于2024年12月31日到期，但该计划可能随时被暂停、修改或终止，而无需事先通知。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 购买的股份总数 | | 购入总价(A) | | 每股平均支付价格(A) |
| | | | (百万) | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | 1,361,668 | | | $ | 29.4 | | | $ | 21.56 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | 13,139,641 | | | 392.7 | | | 29.89 | |
| 截至2023年12月31日的年度 | | 5,906,159 | | | 200.0 | | | 33.86 | |
| 总计 | | 20,407,468 | | | $ | 622.1 | | | |
(a)不包括费用和经纪人佣金。
有关公司发行EQT Corporation普通股股份以结算截至2023年12月31日止年度以及2024年1月1日至转换截止日期期间的可转换票据转换权行使的讨论，请参阅注8。
2023年8月，本公司发行了 49,599,796EQT Corporation普通股股份，作为附注6所述Tug Hill和XcL Midstream收购对价的一部分。
2021年7月，本公司发布98,789,388EQT Corporation普通股股份作为附注6所述Alta收购对价的一部分。
10. 基于股份的薪酬计划
下表总结了公司的股份薪酬费用。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日的年度， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 激励绩效股份单位计划 | $ | 23,915 | | | $ | 23,443 | | | $ | 15,386 | |
| | | | | |
| 限制性股票奖励 | 20,119 | | | 23,028 | | | 19,217 | |
| 非限制性股票期权 | 28 | | | 221 | | | 550 | |
| 股票增值权 | 4,056 | | | 17,406 | | | 9,183 | |
| 其他计划，包括非员工董事奖 | 3,082 | | | 3,313 | | | 3,171 | |
| 股份薪酬费用总额（a） | $ | 51,200 | | | $ | 67,411 | | | $ | 47,507 | |
(a)截至2023年和2021年12月31日止年度，股份薪酬费用为美元3.61000万美元和300万美元4.7600万美元分别包括在其他运营费用中。有几个不是这样的成本在2022年。
本公司通常选择通过本公司在公开市场上或从任何其他人手中收购、由本公司直接发行的股票或上述股票的任何组合，以股票形式支付奖励。在2023年之前，该公司通常使用库存股为以股票支付的奖励提供资金。
截至2022年12月31日的年度，根据所有以股份为基础的薪酬安排，雇员和董事从行使中收到的现金为$15.9 万有 不是截至2023年12月31日、2023年12月31日和2021年12月31日止年度，根据所有以股份为基础的雇员和董事薪酬安排行使所收取的现金。*截至2023年、2023年和2021年12月31日止年度，以股票支付的以股份为基础的付款安排产生的税收优惠为$16.5百万，$4.1百万美元和美元1.3分别为100万美元。截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年的年度，与股票激励奖励净结算相关的税款支付的现金为$41.81000万，$24.81000万美元和300万美元3.8分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
激励绩效股单位计划--股权和负债
公司董事会管理发展和薪酬委员会(薪酬委员会)在各自的长期激励计划(LTIP)下通过了以下计划：
•2014年度LTIP下的2019年激励绩效分享单位计划(2019激励PSU计划)；
•2019年LTIP下的2020年激励绩效分享单位计划(2020激励PSU计划)；
•2020年LTIP下的2021年激励绩效分享单位计划(2021年激励PSU计划)；
•2020 LTIP下的2022激励绩效份额单位计划(2022激励PSU计划)；以及
•2020年LTIP下的2023年激励绩效分享单位计划(2023年激励PSU计划)。
上述计划统称为激励PSU计划。2020年激励PSU计划、2021激励PSU计划、2022激励PSU计划和2023激励PSU计划授予股权奖励。2019年激励PSU计划同时授予股权和责任奖。
激励PSU计划的设立是为了向高管和关键员工提供长期激励机会，以进一步使他们的利益与公司股东的利益和公司的战略目标保持一致。363个月，在履约期届满后付款时进行归属。
2019年授予的高管绩效激励计划奖项是基于以下因素获得的：
•相对于预定义的同业群体的总股东回报水平；
•运营和开发成本改善的水平；以及
•已动用资本的回报率。
2020年授予的高管绩效激励计划奖项是根据以下条件获得的：
•调整后的油井成本；
•调整后的自由现金流；
•相对于预定义的同级组的总股东回报水平。
2021年授予的高管绩效激励计划奖项的获得依据是：
•绝对总股东回报和总股东回报相对于预定义的同级组的水平。
2022年授予的高管绩效激励计划奖项的获得依据是：
•绝对股东总回报和股东总回报相对于预先定义的同业群体的水平；以及
•该公司在实现2025年净零范围1和2排放目标方面的表现。
2023年授予的高管绩效激励计划奖项的获得依据是：
•绝对总股东回报和总股东回报相对于预定义的同级组的水平。
2019年激励PSU计划的支付系数在零和300未完成单位数量的百分比取决于上面列出的业绩指标。2020年奖励PSU计划的返款系数范围为零至150%，2021年激励PSU计划和2023激励PSU计划的返款系数范围为零至200%，2022年激励PSU计划的返款系数范围为零至220%(包括公司在实现2025年净零范围1和2排放目标方面的表现)。本公司将2020年激励PSU计划、2021年激励PSU计划、2022年激励PSU计划、2023年激励PSU计划和2019年激励PSU计划的一部分记录为股权奖励，采用通过蒙特卡洛模拟确定的授予日期公允价值，该公允价值预测了公司及其同行在业绩期末的股价。2019年激励PSU计划还包括以现金结算的奖励，这些奖励在通过蒙特卡洛模拟确定的衡量日期以公允价值记录，蒙特卡洛模拟预测了公司及其同行在业绩期末的股价。预期股价是根据每家公司在预期期限和相应期限内的年度波动率生成的三年制无风险利率如下图所示。由于激励PSU计划包括影响最终归属的股票数量的业绩条件，蒙特卡洛模拟计算了股权奖励授予日期或责任奖励衡量日期的每个可能的业绩条件结果的股权奖励公允价值或责任奖励公允价值。本公司于每个报告期结束时重新评估当时可能的结果，以按可能结果授予日的公允价值或计量日期的公允价值(视情况而定)记录开支。每个激励PSU计划下的单位在绩效期限结束后付款后即可归属。
下表汇总了要以股票结算并归类为股权奖励的激励PSU计划。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| PSU激励计划-股权结算 | | 未归属股份（a） | | 加权平均
公允价值 | | 合计公允价值 |
| | | | | | |
截至2020年12月31日未偿还 | | 1,939,728 | | | $ | 15.92 | | | $ | 30,878,465 | |
| 期间授予 | | 922,260 | | | 23.44 | | | 21,617,774 | |
| 从乘数授予 | | 61,076 | | | 76.53 | | | 4,674,146 | |
| 既得 | | (168,416) | | | 76.53 | | | (12,888,876) | |
截至2021年12月31日未偿还债务 | | 2,754,648 | | | 16.08 | | | 44,281,509 | |
| 期间授予 | | 575,120 | | | 29.73 | | (b) | 17,098,318 | |
| 从乘数授予 | | 162,183 | | | 29.45 | | | 4,776,289 | |
| 既得 | | (625,563) | | | 29.45 | | | (18,422,830) | |
| 被没收 | | (4,398) | | | 13.28 | | | (58,405) | |
| 在2022年12月31日未偿还 | | 2,861,990 | | | 16.66 | | | 47,674,881 | |
| 期间授予 | | 404,790 | | | 38.79 | | | 15,701,804 | |
| 从乘数授予 | | 409,383 | | | 6.56 | | | 2,685,552 | |
| 既得 | | (1,773,994) | | | 6.56 | | | (11,637,401) | |
| 被没收 | | (70,616) | | | 37.59 | | | (2,654,455) | |
截至12月31日， 2023 | | 1,831,553 | | | $ | 28.27 | | | $ | 51,770,381 | |
(a)截至2021年和2020年12月31日止年度，公司结算了 9,550和7,020分别针对Equitrans Midstream员工。
(b)2022年激励NSO计划作为负债奖励授予，并于2022年4月转换为股权奖励。转换时通过蒙特卡洛模拟确定的公允价值总计为美元75.32每股增加了美元45.59每股根据授予日期通过蒙特卡洛模拟确定的公允价值计算。
下表总结了以现金结算并分类为负债奖励的激励NSO计划。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 激励NSO计划-现金结算 | | 未归属股份（a） | | 加权平均
公允价值 | | 合计公允价值 |
| | | | | | |
截至2020年12月31日未偿还 | | 339,695 | | | $ | 43.52 | | | $ | 14,782,424 | |
| 从乘数授予 | | 32,350 | | | 76.53 | | | 2,475,746 | |
| 既得 | | (134,525) | | | 76.53 | | | (10,293,571) | |
| 被没收 | | (3,940) | | | 29.45 | | | (116,033) | |
截至2021年12月31日未偿还债务 | | 233,580 | | | 29.32 | | | 6,848,566 | |
| 从乘数授予 | | 81,753 | | | 29.32 | | | 2,396,998 | |
| 既得 | | (315,333) | | | 29.32 | | | (9,245,564) | |
截至2022年12月31日未偿还债务 | | — | | | $ | — | | | $ | — | |
(a)截至2021年和2020年止年度，公司以现金结算已缴股份总额 84,697和40,018分别针对Equitrans Midstream员工。
截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，与激励NSO计划相关的资本化薪酬成本总额为美元0.61000万，$0.61000万美元和300万美元0.8 分别为百万。截至2023年12月31日，美元12.9百万美元和美元9.6与2022年激励NSO计划和2023年激励NSO计划相关的未确认薪酬成本（假设绩效条件实现水平没有变化）预计将在剩余绩效期内确认。
公允价值采用蒙特卡洛模拟估值法估计，并于授予日期采用以下加权平均假设：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的几年内发布的激励NSO计划， |
| 2023 (a) | | 2022 | | 2021 (a) | | 2020 (b) | | 2019 |
| | | | | | | | | |
| 无风险利率 | 4.16% | | 1.52% | | 0.18% | | 1.22% | | 2.44% |
| 波动率系数 | 59.31% | | 65.38% | | 72.50% | | 45.41% | | 54.60% |
| 预期期限 | 3年份 | | 3年份 | | 3年份 | | 3年份 | | 3年份 |
(a)有几个二2023年激励PSU计划和2021年激励PSU计划的授予日期。所示金额为加权平均值。
(b)有几个三2020年PSU激励计划的授予日期。所示金额为加权平均值。
从业绩期初开始支付的股息将累积增加为普通股的额外股份；因此，股息率不适用。
限制性股票单位奖
该公司授予953,270, 1,288,430和1,980,230分别于截至2023年、2022年、2022年及2021年12月31日止年度向本公司员工授予限制性股票单位权益。获奖条件是三年制分级归属时间表从授予日期开始，假定继续服务到每个归属日期。*在截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，这些限制性股票单位授予的加权平均公允价值，基于授予日期EQT Corporation普通股的公允价值，约为$31.88, $21.65及$13.92，分别为。
在截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度内，归属的限制性股票单位股权奖励的公允价值总额为23.51000万，$16.6百万美元和美元8.6分别为100万美元。与限制性股票单位股权奖励有关的资本化补偿费用总额为#美元。5.71000万，$6.61000万美元和300万美元6.7分别为2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日。
截至2023年12月31日，美元17.1与未归属的限制性股票单位股权奖励相关的未确认补偿成本预计将在约为100万美元的剩余加权平均归属期内确认 0.7好几年了。
下表总结了截至2023年12月31日的限制性股票单位股权奖励活动。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 限制性股票-股权结算 | | 未归属股份 | | 加权平均
公允价值 | | 合计公允价值 |
| | | | | | |
| 在2022年1月1日未偿还 | | 3,104,281 | | | $ | 12.58 | | | $ | 39,056,435 | |
| 授与 | | 1,288,430 | | | 21.65 | | | 27,893,331 | |
| 既得 | | (1,368,577) | | | 12.16 | | | (16,644,859) | |
| 被没收 | | (97,189) | | | 15.56 | | | (1,512,333) | |
在2022年12月31日未偿还 | | 2,926,945 | | | 16.67 | | | 48,792,574 | |
| 授与 | | 953,270 | | | 31.88 | | | 30,389,954 | |
| 既得 | | (1,544,968) | | | 15.20 | | | (23,482,927) | |
| 被没收 | | (117,445) | | | 24.52 | | | (2,879,751) | |
截至12月31日， 2023 | | 2,217,802 | | | $ | 23.82 | | | $ | 52,819,850 | |
非限定股票期权
公司期权授予的公允价值是在授予日期使用Black-Scholes期权定价模型进行估计的，并按照下表所示的截至2020年12月31日的年度的假设进行估计的。期权合同期限内各时期的无风险利率基于授予日期有效的美国国债收益率曲线。股息收益率基于授予时EQT Corporation普通股的股息收益率。预期波动率基于EQT Corporation普通股的历史波动率。 预期期限代表根据历史期权行使经验，所授予的期权预计尚未行使的时间段。有 不是2023年、2022年和2021年授予的股票期权。
| | | | | |
| | 截至的年度
2020年12月31日 |
| |
| 无风险利率 | 1.10 | % |
| 股息率 | — | % |
| 波动率系数 | 60.00 | % |
| 预期期限 | 4年份 |
| 授予的期权数量 | 1,000,000 | |
| 加权平均授予日期公允价值 | $ | 1.61 | |
截至2023年及2022年12月31日止年度行使的购股权的总内在价值为美元。1.41000万美元和300万美元20.2分别为2.5亿美元和2.5亿美元。有几个不是2021年股票期权行使。
下表总结了截至2023年12月31日的期权活动。
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| 非限定股票期权 | | 股票 | | 加权平均
行权价格 | | 加权平均
剩余合同期限 | | 聚合内在价值 |
| | | | | | | | |
截至2023年1月1日未偿还 | | 1,583,636 | | | $ | 18.81 | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 已锻炼 | | (60,100) | | | 20.44 | | | | | |
于2023年12月31日尚未偿还及可偿还 | | 1,523,536 | | | $ | 18.75 | | | 2.7年份 | | $ | 31,840,100 | |
| | | | | | | | |
股票增值权
于2020年内，本公司在某些业绩条件下授予股票增值权，例如调整后的油井成本和调整后的自由现金流。参与者有权在行使时获得一些EQT公司的普通股、现金或两者的组合，其依据是截至行使之日的公平市场价值超过基准价格#美元的部分。10.00.
赔偿金被记为责任赔偿金，因此，赔偿费用是根据在每个报告期结束时重新计量的赔偿金的公允价值记录的。授权日的假设如下表所示。无风险利率是基于报告日期生效的美国国债收益率曲线。股息率是根据EQT公司普通股在报告日期的股息率计算的。预期波动率是基于截至估值日期的预期期限匹配的历史波动率和估值日期前30天的加权平均隐含波动率各占50%的混合。预期期限代表估值日期和行使窗口中点之间的时间段。
| | | | | |
| 2020股票增值权 |
| |
| 无风险利率 | 0.30 | % |
| 股息率 | — | % |
| 波动率系数 | 67.50 | % |
| 预期期限 | 3.28年份 |
| 授予的股票增值权数量 | 1,240,000 |
| 加权平均授予日期公允价值 | $ | 2.61 | |
| 锻炼的总内在价值 | $ | — | |
所有未行使的股票增值权均于2023年行使。截至2023年12月31日止年度行使的股票增值权的总内在价值为美元33.41000万美元。有几个不是2022年或2021年的演习。
下表总结了截至2023年12月31日的股票增值权活动。
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| 股票增值权 | | 股票 | | 加权平均
行权价格 | | 加权平均
剩余合同期限 | | 聚合内在价值 |
| | | | | | | | |
截至2023年1月1日未偿还 | | 1,240,000 | | | $ | 10.00 | | | | | |
| | | | | | | | |
| 已锻炼 | | (1,240,000) | | | 10.00 | | | | | |
| | | | | | | | |
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于2023年12月31日尚未偿还及可偿还 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | |
非雇员董事的股份奖励
公司向非雇员董事授予限制性股票单位奖励，该奖励在授予此类奖励后立即在公司年度股东大会日期授予。限制性股票单位奖励在归属日期以EQT公司普通股结算，如果由董事选出，则在董事终止在公司董事会的服务后支付。
2020年前授予的以现金支付的奖励将作为责任奖励入账，因此，补偿费用根据在每个报告期结束时重新计量的奖励的公允价值记录。以EQT公司普通股结算的奖励作为股权奖励入账，因此，补偿费用根据授予日奖励的公允价值入账。总计421,358截至2023年12月31日，包括应计股息在内的非员工董事股票奖励尚未偿还。66,300, 44,800和120,080在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，以股票为基础的奖励分别授予非雇员董事。*这些授予的加权平均公允价值，基于授予日期前一个工作日EQT Corporation普通股的收盘价，为$33.31, $43.97及$17.49截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度。
11. 承付款和或有事项
购买义务
该公司根据现有的长期合同和与各种管道签订的具有约束力的先例协议承诺按需收费，以及对处理能力的承诺。截至2023年12月31日，这些项目的未来付款总额为$22.0亿美元，其中包括1.82024年10亿美元，1.82025年10亿美元，1.72026年为10亿美元1.72027年为10亿美元1.42028年为10亿美元，13.610亿美元(主要集中在2029年至2044年)。
此外，该公司还承诺支付与其运营相关的服务和材料，主要包括获得供水服务和电动水力压裂服务的最低数量承诺，以及购买设备、材料和沙子的承诺。截至2023年12月31日，这些合同下的未来承诺额为823.12000万美元，由美元组成228.82024年，百万美元164.52025年为100万美元，138.02026年为2.5亿美元，111.02027年为2.5亿美元，72.92028年为2.5亿美元，2028年为107.9 百万之后。
根据截至2023年12月31日生效的合同协议，本公司作为承租人欠出租人的未贴现未来现金流摘要见附注13。
法律和监管程序
在正常业务过程中，针对本公司的各种法律和监管索赔和诉讼正在待决或受到威胁。虽然索赔金额可能很大，但该公司无法确切地预测此类索赔和诉讼的最终结果。
本公司定期评估其法律程序，包括诉讼及监管及政府调查及查询，并在本公司认为可能出现亏损及可合理估计亏损金额时，就该等事宜承担责任。此后，任何此类应计项目都将进行适当调整，以反映情况的变化。如果本公司确定(I)本公司可能出现亏损，但亏损金额无法合理估计，或(Ii)本公司亏损的可能性低于可能，但却是合理可能的，则本公司须在此披露该事项，尽管本公司无需应计该等亏损。
如有可能，本公司厘定合理可能亏损的估计或合理可能亏损的范围，不论是否超过任何相关的应计负债，或如无应计负债，则用于法律程序。在可以做出此类估计的情况下，任何此类估计都是基于公司对当前可用信息的分析，受到重大判断以及各种假设和不确定性的影响，并可能随着新信息的获得而变化。
以下所述事项的最终结果，例如损失的可能性是否遥远、合理可能或可能，或损失范围是否及何时可合理估计，本身是不确定的。此外，由于评估的内在主观性和法律诉讼结果的不可预测性，任何应计或估计为可能损失的金额可能并不代表有关法律诉讼对本公司的最终损失，本公司的风险敞口和最终损失可能高于或可能大幅高于应计或估计金额。
证券集体诉讼。2019年12月6日，剑桥退休系统、关岛政府退休基金、东北木匠年金基金和东北木匠养老基金代表自己和所有类似情况的人向宾夕法尼亚州西区美国地区法院提起了修正的假定集体诉讼，起诉EQT公司以及EQT公司的某些前高管和现任和前任董事会成员(证券集体诉讼)。起诉书称，EQT Corporation就2017年与莱斯能源公司的合并(莱斯合并)所作的某些陈述是重大虚假的，违反了各种联邦证券法。根据起诉书，原告要求对据称因2018年和2019年EQT公司股价受到负面影响而遭受的所有损害赔偿或撤销损害赔偿，金额不详。这一法律程序目前正在进行中，审判日期尚未确定。
此外，在提起证券集体诉讼后，EQT公司的某些股东还向美国宾夕法尼亚州西区地区法院和宾夕法尼亚州阿勒格尼县普通法院提起了其他几起诉讼，起诉EQT公司和EQT公司的某些前高管以及现任和前任董事会成员，这些指控与证券集体诉讼中提出的指控基本相同。这些问题目前悬而未决，其中大部分已被搁置，等待对证券集体诉讼中的驳回动议的裁决。本公司相信会在证券集体诉讼及相关诉讼中胜诉，但诉讼本身具有不可预测性，本公司不能对结果作出任何确定的预测。
关于上述事项，公司目前无法估计合理可能发生的损失或由于各种因素造成的一系列此类损失，这些因素包括诉讼仍处于早期阶段和发现尚未完成；这些事项存在重大的法律不确定性；预测结果取决于对法院未来判决和公司目前没有足够信息的其他各方行为的假设。上述事项包含与诉状中所称的针对本公司的索赔有关的某些信息。虽然这类资料可能提供对事件潜在规模的洞察，但它并不一定代表公司对可能或合理可能的亏损的估计，或公司对任何当前适当的应计项目的判断。
规管及环境事宜。本公司受各种联邦、州和地方环境及与环境有关的法律法规的约束。这些不断变化的法律和条例可能需要支付补救费用，并可能导致罚款评估。公司已经建立了持续评估其运营的程序，以确定潜在的环境风险，并确保遵守监管政策和程序。应计与所确定的需要采取补救行动的情况有关的估计费用。为遵守环境法律和法规而进行的持续支出，包括为满足环境要求而对厂房和设施进行的投资，并不是实质性的支出。管理层相信，任何该等所需开支的性质或数额在未来均不会有重大差异，亦不知道有任何环境负债会对本公司的财务状况、经营业绩或流动资金产生重大影响。该公司已确定需要采取补救行动的情况，约为$5.0年录得百万美元其他负债和贷项在截至2023年12月31日的综合资产负债表中。
其他事项。除上述事项外，在正常业务过程中，本公司还面临其他各种悬而未决和受到威胁的法律诉讼，在这些诉讼中提出了金钱损害或其他救济的索赔要求。本公司目前并不预期该等其他法律程序所产生的最终总负债(如有)会对本公司的财务状况、经营业绩或流动资金产生重大不利影响。
12. 信用风险的集中度
公司业务的应收收入和相关账款主要来自向位于阿巴拉契亚盆地的营销者、公用事业公司和工业客户销售生产的天然气、NGL和石油，以及通过公司的运输组合进入的市场，包括墨西哥湾沿岸、中西部和美国东北部以及加拿大的市场。该公司还与某些加工商签订合同，代表公司销售部分NGL。该公司不依赖任何单一客户，并相信失去任何一个客户都不会对公司销售天然气、天然气和石油的能力产生不利影响。
大致93%和91截至2023年、2023年和2022年12月31日，公司应收账款余额的百分比分别代表非最终用户的应收金额。本公司通过限制其仅与符合本公司信用和流动性实力标准的非最终用户进行交易，并通过定期监控这些账户来管理向非最终用户销售的信用风险。本公司可能要求非最终用户为该非最终用户提供信用证、担保、履约保证金或其他信用增强，以满足本公司的信用标准。在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，本公司向非最终用户销售天然气并未发生任何重大违约。
如果衍生产品合约的交易对手不履行合约，本公司将面临信用损失。*这种信用敞口仅限于公允价值为正的衍生产品合约，这种价值可能会随着市场价格的变化而发生变化。本公司的场外衍生工具主要面向金融机构，因此，可能会受到影响这些公司个人以及整个金融业的事件的影响。本公司使用各种程序和分析来监测和评估其信用风险敞口，包括监测当前市场状况和交易对手信用基本面。*信用敞口通过基于交易对手信用基本面的信贷审批和限额来控制。*为了管理信用风险水平，本公司主要与投资级的金融交易对手进行交易，尽可能达成净额结算协议，并可能获得抵押品或其他担保。
截至2023年12月31日，本公司并无任何衍生合约违约，亦不知悉其衍生合约的任何交易对手违约。于截至2023年12月31日止年度内，本公司不是在本公司既定公允价值程序中包括的正常非履约风险调整之外，由于与信贷相关的担忧，对其衍生品合同的公允价值进行了调整。本公司监控可能影响其衍生合约公允价值的市场状况。
13. 租契
该公司租赁钻机、设施、车辆以及钻井和压缩设备。
为确定其使用权资产和租赁负债的现值，本公司根据本公司为(在抵押基础上，在类似期限内)借入相当于租赁付款义务的金额而支付的利率的估计，计算每份租赁合同的贴现率。
本公司选择了一个实际的权宜之计，放弃适用ASU 2016-02项下的认可要求，租契因此，短期租赁不计入综合资产负债表。此外，本公司选择了一种切实可行的权宜之计，将租赁和非租赁组成部分一起作为租赁进行核算。
该公司的某些租赁合同包括可变租赁付款，如财产税和其他运营和维护费用的支付，以及基于资产使用的付款，这些款项不包括在租赁成本或使用权资产或租赁负债的现值中。本公司的某些租赁合同规定了由本公司选择的续约期；如果合理地保证行使续约期选择权，相关的租赁付款义务将计入使用权资产和租赁负债的现值。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，本公司不是出租人。
下表汇总了该公司的租赁成本。
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| 截至2011年12月31日的几年， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
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| (千人) |
| 运营和融资租赁成本 | $ | 29,169 | | | $ | 21,638 | | | $ | 19,826 | |
| 可变和短期租赁成本 | 24,151 | | | 13,726 | | | 11,516 | |
| 租赁总成本(A) | $ | 53,320 | | | $ | 35,364 | | | $ | 31,342 | |
(a)包括资本化为物业、厂房和设备的钻井平台租赁费用#美元40.81000万，$25.41000万美元和300万美元22.1分别为2000万美元，其中24.51000万，$17.71000万美元和300万美元16.5分别为截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的运营租赁成本。
截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度，为租赁负债支付的现金和在合并现金流量表中以经营活动提供的净现金报告的现金为#美元。10.11000万，$10.31000万美元和300万美元9.7分别为2.5亿美元和2.5亿美元。截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度，为租赁负债支付的现金和在综合现金流量表中由融资活动提供的现金净额(用于)为#美元。2.31000万，$1.81000万美元和300万美元1.1 分别为百万。截至2023年、2022年、2021年12月31日，加权平均剩余租期为 1.8几年来，1.9年和2.6分别是年。截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，加权平均贴现率为 4.7%, 4.4%和2.9%。
公司将其使用权资产记录在 其他资产及其租赁负债的流动和非流动部分 其他流动负债和其他负债和贷项分别在合并资产负债表中。截至2023年和2022年12月31日，使用权资产总额为美元48.8百万美元和美元29.2分别为百万美元，租赁负债总额为美元58.6百万美元和美元48.0分别为100万美元，其中46.4百万美元和美元35.4分别有100万人被归类为当前。
下表总结了公司截至2023年12月31日的租赁付款义务。
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| 2023年12月31日 |
| |
| (千人) |
| 2024 | $ | 47,865 | |
| 2025 | 7,805 | |
| 2026 | 2,459 | |
| 2027 | 1,742 | |
| 2028 | 1,102 | |
| 此后 | 415 | |
| 租赁付款义务总额 | 61,388 | |
| 减去：利息 | 2,811 | |
| 租赁负债现值 | $ | 58,577 | |
14. 天然气生产活动（未经审计）
以下补充信息根据生产活动核算的成功努力方法总结了天然气和石油活动的结果。
生产成本
下表列出了总资本化成本以及与天然气、液化天然气和石油生产活动相关的成本。
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| | 12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (千人) |
| 资本化成本 | | | |
| 已证明的性质 | $ | 30,471,164 | | | $ | 25,142,857 | |
| 未证明的性质 | 2,039,431 | | | 1,747,705 | |
| 资本化总成本 | 32,510,595 | | | 26,890,562 | |
| 减：累计折旧和损耗 | 10,734,099 | | | 9,119,553 | |
| 净资本化成本 | $ | 21,776,496 | | | $ | 17,771,009 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2011年12月31日的几年， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| (千人) |
| 发生的费用（a） | | | | | |
| 物业收购： | | | | | |
| 已证明的属性（b） | $ | 4,142,621 | | | $ | 82,276 | | | $ | 2,544,316 | |
| 未经证实的性质（c） | 575,130 | | | 113,523 | | | 805,942 | |
| 探索 | 3,330 | | | 3,438 | | | 24,403 | |
| 发展 | 1,782,428 | | | 1,298,665 | | | 954,580 | |
| | | | | |
(a)金额不包括设施、信息技术和其他企业项目的成本，并包括中游资产的成本。
(b)2023年金额包括美元2,522.31000万，$757.61000万美元和300万美元719.6 附注6所述的Tug Hill和XcL中游收购中收购的油井、中游资产和租赁分别为100万美元。2022年金额包括美元40.5 2022年资产收购中获得的租赁价值百万美元。2021年金额包括美元1,754.71000万，$257.91000万美元和300万美元450.0 附注6所述Alta收购和Reliance资产收购中收购的油井、中游资产和租赁分别为百万美元。
(c)2023年金额包括美元523.0 Tug Hill和XcL Midstream收购案中收购的未经证实的房产价值100万美元。2022年金额包括美元17.1 2022年资产收购中收购的未经证实的房产价值百万美元。 2021年的金额包括$743.3在Alta收购中收购的未经探明的物业价值1.8亿美元。
生产活动的运营结果
下表列出了与天然气、NGL和石油生产相关的作业结果。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2011年12月31日的几年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 天然气、液化天然气和石油的销售 | $ | 5,044,768 | | | $ | 12,114,168 | | | $ | 6,804,020 | |
| 运输和加工 | 2,157,260 | | | 2,116,976 | | | 1,942,165 | |
| 生产 | 254,700 | | | 300,985 | | | 225,279 | |
| 探索 | 3,330 | | | 3,438 | | | 24,403 | |
| 折旧和损耗 | 1,732,142 | | | 1,665,962 | | | 1,676,702 | |
| 出售/交换长期资产的损失(收益) | 17,445 | | | (8,446) | | | (21,124) | |
| 租赁的减损和到期 | 109,421 | | | 176,606 | | | 311,835 | |
| 所得税费用 | 187,463 | | | 1,987,323 | | | 667,435 | |
| 生产活动的运营结果，不包括公司间接费用 | $ | 583,007 | | | $ | 5,871,324 | | | $ | 1,977,325 | |
储备信息
已探明的已开发储量仅指那些预计可从现有油井和辅助设备中回收的储量。已探明的未开发储量指的是预计在发生重大开发成本后可从新油井中开采的已探明储量。
公司对已探明天然气、天然气和石油储量的估计是由公司工程师准备的。主要负责监督储量估计准备的工程师拥有密歇根理工大学的化学工程学士学位，科罗拉多州立大学的化学工程硕士学位，俄克拉荷马大学的能源行政工商管理硕士学位，以及24在石油和天然气行业有多年经验。为支持准确和及时地编制和披露储量估计数，公司对储量估算过程和程序建立了内部控制，包括：管理层审查经济模型中用于确定储量的价格、热含量转换率和成本假设；在用于计算储量的系统和其他会计/计量系统之间对利息分配和产量进行核对；高级管理层审查上一年储量和当年储量之间的储量对账；已探明的天然气、NGL和石油储量的估计由荷兰Sewell&Associates公司(NSAI)审计，NSAI是管理层聘请的一家独立咨询公司。自1961年以来，NSAI一直在美国和国际上评估石油和天然气的性质和独立认证的石油储量数量。
在审计过程中，NSAI对以下事项进行了详细审查100截至2023年12月31日，公司权益的已探明天然气、天然气和石油净储量的百分比。NSAI对公司的所有财产进行了详细、全面的审计。由本公司编制并经NSAI审计的估计在石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息估计和审计标准》(SPE标准)中提出的建议的10%容差门槛内。在储量评估中使用了标准的工程学和地学方法，或包括动态分析、体积分析、类比法和物质平衡法在内的方法组合。该公司所有已探明储量均位于美国。
该公司使用可靠的技术来计算其已探明的未开发储量。用于评估公司已探明未开发储量的技术包括但不限于通过钻井结果和油井动态的经验证据、生产数据、递减曲线分析、测井记录、地质图、岩心数据、地震数据、证明地质参数与动态之间的关系，以及统计分析的实施和应用。
对于所列的所有表格，NGL和石油以1Mbbl的比率换算为大约六百万立方英尺(MMcf)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2011年12月31日的几年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (MMcf) |
| 天然气、天然气和石油 | | | | | |
| 已探明的已开发和未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 25,002,589 | | | 24,961,499 | | | 19,802,092 | |
| 对先前估计数的修订 | (1,402,039) | | | (654,618) | | | (274,111) | |
| 原地购买碳氢化合物 | 2,600,667 | | | 141,038 | | | 4,186,933 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 3,411,750 | | | 2,494,713 | | | 3,104,402 | |
| 生产 | (2,016,273) | | | (1,940,043) | | | (1,857,817) | |
| 12月31日的结余 | 27,596,694 | | | 25,002,589 | | | 24,961,499 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 17,513,645 | | | 17,218,655 | | | 13,641,345 | |
| 12月31日的结余 | 19,558,176 | | | 17,513,645 | | | 17,218,655 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 7,488,944 | | | 7,742,844 | | | 6,160,747 | |
| 12月31日的结余 | 8,038,518 | | | 7,488,944 | | | 7,742,844 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2011年12月31日的几年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (MMcf) |
| 天然气 | | | | | |
| 已探明的已开发和未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 23,824,887 | | | 23,523,665 | | | 18,865,013 | |
| 对先前估计数的修订 | (1,461,305) | | | (432,315) | | | (568,814) | |
| 天然气采购到位 | 2,012,159 | | | 141,038 | | | 4,186,933 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 3,326,736 | | | 2,434,543 | | | 2,786,850 | |
| 生产 | (1,907,343) | | | (1,842,044) | | | (1,746,317) | |
| 12月31日的结余 | 25,795,134 | | | 23,824,887 | | | 23,523,665 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 16,541,017 | | | 16,152,083 | | | 12,750,312 | |
| 12月31日的结余 | 18,186,432 | | | 16,541,017 | | | 16,152,083 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 7,283,870 | | | 7,371,582 | | | 6,114,701 | |
| 12月31日的结余 | 7,608,702 | | | 7,283,870 | | | 7,371,582 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2019年12月31日的年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| (Mbbl) |
| NGL | | | | | |
| 已探明的已开发和未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 186,141 | | | 225,792 | | | 148,762 | |
| 对先前估计数的修订 | 11,558 | | | (33,955) | | | 46,868 | |
| NGL购买到位 | 90,604 | | | — | | | — | |
| | | | | |
| 扩展、发现和其他添加 | 13,592 | | | 9,610 | | | 47,120 | |
| 生产 | (16,550) | | | (15,306) | | | (16,958) | |
| 12月31日的结余 | 285,345 | | | 186,141 | | | 225,792 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 154,921 | | | 169,781 | | | 141,489 | |
| 12月31日的结余 | 218,523 | | | 154,921 | | | 169,781 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 31,220 | | | 56,011 | | | 7,273 | |
| 12月31日的结余 | 66,822 | | | 31,220 | | | 56,011 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2011年12月31日的几年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (Mbbl) |
| 油 | | | | | |
| 已探明的已开发和未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 10,142 | | | 13,846 | | | 7,417 | |
| 对先前估计数的修订 | (1,680) | | | (3,095) | | | 2,249 | |
| 石油采购到位 | 7,481 | | | — | | | — | |
| | | | | |
| 扩展、发现和其他添加 | 577 | | | 418 | | | 5,805 | |
| 生产 | (1,605) | | | (1,027) | | | (1,625) | |
| 12月31日的结余 | 14,915 | | | 10,142 | | | 13,846 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 7,183 | | | 7,981 | | | 7,016 | |
| 12月31日的结余 | 10,101 | | | 7,183 | | | 7,981 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 2,959 | | | 5,865 | | | 401 | |
| 12月31日的结余 | 4,814 | | | 2,959 | | | 5,865 | |
截至2023年12月31日止年度储备金变化的原因如下：
•转化率 2,561已证明未开发储量与已证明已开发储量的Bcfe。
•的扩展、发现和其他补充3,412Bcfe产量超过2023年 2,016Bcfe。扩展、发现和其他添加包括增加 1,670已证实的未开发添加物与之前未经证实但由于2023年储备开发扩大了公司已证实地点的数量并增加了公司五年钻探计划的添加物相关， 1,341Bcfe之前已证明的未开发房产因添加到公司的五年发展计划中而从未证明的房产重新分类的已证明的未开发新增房产，积极修订 92Bcfe来自已证实未开发储量横向长度的延伸和 309Bcfe从未勘探储量转化为已勘探储量。
•负面修改 755Bcfe与已证实的未开发地点有关，由于开发时间表变化，这些地点预计不会在初始预订后五年内开发为已证实的储量。
•负面修改 367由于类型曲线的修改，Bcfe主要来自已证实的未开发地点。
•对已证明未开发地点进行积极修改 290Bcfe主要是由于所有权利益的变化。
•负面修改 208由于负曲线修正，Bcfe主要来自已证明发达的地区。
•负面修改 362由于较低的定价影响了良好的经济。
•购买碳氢化合物代替 2,600Bcfe来自Tug Hill和XcL Midstream收购，如注6所述。
截至2022年12月31日止年度储备金变化的原因如下：
•转化率 1,365已证明未开发储量与已证明已开发储量的Bcfe。
•的扩展、发现和其他补充2,495Bcfe产量超过2022年 1,940Bcfe。扩展、发现和其他添加包括增加 2,077Bcfe已探明的未开发的新增土地与以前未经探明但由于2022年储量开发扩大了公司已探明地点的数量以及公司五年钻探计划的新增项目有关的面积已得到证实418Bcfe从未勘探储量转化为已勘探储量。
•负面修改 1,625BCFE与已探明的未开发地点有关，由于开发时间表的变化，预计这些地点在初始预订后五年内不再被开发为已探明储量，这主要是受第三方影响的推动，这些影响已将计划完成日期从最初计划推迟到未来时期。
•对已证明未开发地点进行积极修改 518Bcfe主要是由于所有权利益的变化。
•积极的修订356BCFE主要来自已探明的开发地点，这是积极曲线修正的结果。
•积极的修订96来自更高的价格，这对经济产生了良好的影响。
•购买碳氢化合物代替 141来自附注6所述的2022年资产收购的BCFE。
在截至2021年12月31日的年度内，准备金发生变化的原因如下：
•转化率 1,634已证明未开发储量与已证明已开发储量的Bcfe。
•的扩展、发现和其他补充3,104Bcfe，超过2021年的产量1,858Bcfe。扩展、发现和其他添加包括增加 2,828Bcfe已探明的未开发新增土地与以前未探明但已证实的面积相关，这是由于2021年储量开发扩大了公司已探明地点的数量，实施了公司的联合开发战略，并与公司的五年钻探计划相一致，52来自已探明未开发储量延伸的BCFE横向长度和224Bcfe从未勘探储量转化为已勘探储量。
•负面修改 819来自已探明的未开发地点的Bcfe，由于修订了公司的五年钻探计划，不再预期在初始预订后五年内作为已探明储量开发，从而继续与公司的组合发展战略保持一致。
•对已探明的未开发地点的负面修订62Bcfe主要是由于工作利益和净收入利息的变化。
•负面修改 31由于负曲线修正，Bcfe主要来自已证明发达的地区。
•积极的修订638来自更高的价格，这对经济产生了良好的影响。
•购买碳氢化合物代替 4,187来自Alta收购和Reliance Asset收购的BCFE，如附注6所述.
贴现未来现金流的标准衡量标准
管理层告诫说，未来现金流贴现的标准衡量标准不应被视为天然气和石油生产资产的公平市场价值的指示，也不应被视为对预期由此产生的未来现金流的指示。所提供的信息不承认估计储量、销售价格或成本的未来变化，并已按10%.
下表汇总了来自天然气和石油储备的估计未来净现金流。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 未来现金流入(A) | $ | 52,916,665 | | | $ | 140,032,653 | | | $ | 70,844,136 | |
| 未来生产成本(B) | (24,357,033) | | | (22,801,652) | | | (20,961,576) | |
| 未来开发成本 | (4,298,372) | | | (3,244,211) | | | (2,882,921) | |
| 未来所得税费用 | (5,230,629) | | | (26,375,241) | | | (10,433,091) | |
| 未来净现金流量 | 19,030,631 | | | 87,611,549 | | | 36,566,548 | |
| 估计现金流量的时间，每年有10%的折扣 | (9,768,282) | | | (47,547,025) | | | (19,285,424) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 9,262,349 | | | $ | 40,064,524 | | | $ | 17,281,124 | |
(a)该公司的大部分产品通过州际管道上的流动交易点销售。储备金是使用前十二个月每月第一天平均收盘价减去区域调整后计算的。区域调整是使用阿巴拉契亚盆地收到的历史平均实现价格计算的。NGL定价使用NGL组件过去十二个月的平均每月第一天收盘价计算，并使用已验证的NGL的区域组件构成进行调整。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 西德克萨斯中质石油（WTI）（美元/BBL） | $ | 78.21 | | | $ | 94.14 | | | $ | 66.55 | |
| 减去区域调整（美元/桶） | 14.35 | | | 17.31 | | | 14.98 | |
| 油价(美元/桶) | 63.86 | | | 76.83 | | | 51.57 | |
| NYMEX天然气（美元/MMBtu） | 2.637 | | | 6.357 | | | 3.598 | |
| 减少区域调整（美元/MMBtu） | 1.029 | | | 1.094 | | | 1.040 | |
| 天然气价格(美元/mcf) | 1.700 | | | 5.543 | | | 2.694 | |
| NGL价格(美元/桶) | 28.44 | | | 38.66 | | | 29.95 | |
(b)包括大约$2,443百万，$2,098百万美元和美元1,937截至2023年、2022年和2021年12月31日，未来封堵和废弃成本分别为100万美元。
保持生产和开发成本不变，NYMEX价格上涨美元0.10天然气每Dth，WTI价格上涨美元10液化天然气原油每桶上涨，WTI价格上涨美元10每桶石油将导致公司已证明储量的2023年12月31日所得税前贴现未来净现金流量发生变化，约为美元1,260百万，$1,214百万美元和美元77分别为100万美元。
下表总结了贴现未来净现金流量标准化衡量标准的变化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 天然气和石油的净销售和转让 | $ | (2,632,808) | | | $ | (9,696,207) | | | $ | (4,636,576) | |
| 价格、生产和开发成本净变化 | (48,739,248) | | | 35,353,172 | | | 17,290,913 | |
| 扩展、发现和改善恢复，扣除相关成本 | 6,347,387 | | | 1,798,851 | | | 46,078 | |
| 产生的开发成本 | 1,296,380 | | | 902,925 | | | 764,002 | |
| 矿产净购买到位 | 2,131,567 | | | 280,233 | | | 3,491,441 | |
| | | | | |
| 对先前数量估计数的修订 | (2,768,922) | | | (299,423) | | | 184,552 | |
| 折扣的增加 | 4,006,452 | | | 1,728,112 | | | 336,646 | |
| 所得税净变动 | 9,190,460 | | | (7,233,051) | | | (3,614,029) | |
| 定时和其它 | 366,557 | | | (51,212) | | | 51,639 | |
| 净（减）增 | (30,802,175) | | | 22,783,400 | | | 13,914,666 | |
| 1月1日的余额 | 40,064,524 | | | 17,281,124 | | | 3,366,458 | |
| 12月31日的结余 | $ | 9,262,349 | | | $ | 40,064,524 | | | $ | 17,281,124 | |
第九项会计准则关于会计和财务信息披露的变更和分歧
不适用。
项目9A：管理控制和程序
信息披露控制和程序的评估
在包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，截至本报告所述期间结束时，我们对我们的披露控制和程序(见规则13a-15(E))进行了评估。根据该评估，首席执行官和首席财务官得出结论，截至本报告所述期间结束时，我们的披露控制和程序是有效的。
管理层关于财务报告内部控制的报告
管理层负责建立和维持对财务报告的充分内部控制(这一术语在《交易法》规则13a-15(F)中有定义)。我们的内部控制系统旨在向管理层和董事会提供关于财务报告的可靠性的合理保证，并根据公认的会计原则为外部目的编制财务报表。所有的内部控制系统，无论设计得多么好，都有其固有的局限性。因此，即使是有效的控制，也只能在财务报表的编制和列报方面提供合理的保证。
我们的管理层对截至2023年12月31日的财务报告内部控制的有效性进行了评估。在进行评估时，管理层使用了特雷德韦委员会内部控制-综合框架(2013)中赞助组织委员会提出的标准。根据这一评估，我们的管理层得出结论，截至2023年12月31日，我们对财务报告保持了有效的内部控制。
审计我们综合财务报表的独立注册会计师事务所安永会计师事务所发布了一份关于我们财务报告内部控制的认证报告。安永关于我们财务报告内部控制的认证报告见于本年度报告第二部分10-K表第8项，并以参考方式并入本文。
财务报告内部控制的变化
于2023年第四季期间，并无对财务报告的内部控制作出重大影响或合理地可能对财务报告的内部控制产生重大影响的改变(该词的定义见《外汇法案》第13a-15(F)条)。
项目9B.报告和其他资料
在截至2023年12月31日的三个月内，我们的董事或“高级职员”(如交易法第16a-1(F)条所界定)通过或已终止“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”(各术语在S-K条例第408(A)项中定义)。
项目9 C. 关于阻止检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第III部
项目10：董事会、董事、高管和公司治理
以下信息参考自我们关于2024年股东年会的最终委托书，该委托书预计将在截至2023年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会：
•S-K条例第401项要求的与董事有关的信息；
•S-K法规第405项所要求的关于我们遵守《交易法》第16(A)节的信息(如果有)；
•S-K条例第407(D)(4)项所要求的关于披露我们单独指定的常设审计委员会的存在和审计委员会成员的身份的信息；以及
•S-K条例第407(D)(5)项关于披露我们的审计委员会财务专家的信息。
S-K条例第401项所要求的与执行人员有关的信息包括在本年度报告表格10-K第I部分末尾的第4项之后，标题为“关于我们的执行人员的信息(截至2024年2月14日)”。
我们已经通过了适用于所有董事和员工的商业行为和道德准则，包括首席执行官、首席财务官和首席会计官。我们的商业行为和道德准则张贴在我们的网站http://www.eqt.com上(点击主页上的“关于”链接，然后是“治理”标题，然后是“宪章和治理文件”链接)，打印的副本将通过写信给EQT公司的公司秘书免费递送，地址是匹兹堡自由大道625号，Suite：1700，Pittsburgh，Suite，宾夕法尼亚州15222。我们打算通过在我们的网站上发布此类信息来满足有关对我们的商业行为和道德守则条款进行某些修订或豁免的披露要求。
第11项：高管薪酬。
以下信息参考自我们关于2024年股东年会的最终委托书，该委托书预计将在截至2023年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会：
•S-K法规第402项要求的关于被任命的高管和董事薪酬的信息；以及
•S-K规则第407条第(E)(4)和(E)(5)款所要求的与本公司董事会管理发展和薪酬委员会有关的某些事项的资料。
项目12.审查某些实益拥有人和管理层的担保所有权及相关股东事项
S-K法规第403项要求的有关重要股东、董事和高管股权的信息通过引用我们与2024年股东年会有关的最终委托书并入本文，预计2024年股东年会将在我们截至2023年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
股权薪酬计划信息
下表和相关脚注提供了截至2023年12月31日根据我们现有的股权薪酬计划可能发行的普通股的信息，包括2020年长期激励计划(2020 LTIP)、2019年长期激励计划(2019 LTIP)、2014年长期激励计划(2014 LTIP)、2009年长期激励计划(2009 LTIP)、2008年员工购股计划(2008 ESPP)和2005年董事递延薪酬计划(2005 DDCP)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 计划类别 | | 之证券数目
将在以下日期发出
锻炼优秀人才
期权、认股权证
和权利
(A) | | 加权平均
行使价格：
未完成的选项，
认股权证和权利
(B) | | 证券数量
保持可用时间
未来股权发行
薪酬计划，不包括
A栏反映的证券
(C) | |
| | | | | | | |
| 股东批准的股权薪酬计划(1) | | 5,822,737 | | (2) | $ | 18.75 | | (3) | 15,640,280 | | (4) |
| 未经股东批准的股权薪酬计划(5) | | 69,775 | | (6) | 不适用 | | 107,061 | | (7) |
| 总计 | | 5,892,512 | | | $ | 18.75 | | | 15,747,341 | | |
(1)包括2020 LTIP、2019 LTIP、2014 LTIP、2009 LTIP和2008 ESPP。自2020年5月1日起，随着2020年LTIP的通过，我们停止在2019年LTIP下提供新的资助。自2019年7月10日起，我们停止在2014年LTIP下提供新的赠款，以通过2019年LTIP。自2014年4月30日起，由于采用了2014年长期投资政策，我们停止在2009年长期投资政策下提供新的赠款。2019年LTIP、2014 LTIP及2009 LTIP仅就根据该等计划于2020年5月1日(适用于2019年LTIP)、2019年7月10日(适用于2014 LTIP)及2014年4月30日(适用于2009 LTIP)行使或支付未偿还奖励时发行股份的目的而有效。
(2)包括：(I)3,958,316股根据2020年长期投资协议须予业绩奖励的股份，包括其股息再投资(假设奖励能取得最大表现，以2倍倍数计算)，(相当于1,920,768股目标奖励及其股息再投资)；(Ii)186,341股根据2020年长期投资协议须受未偿还董事递延股票单位规限的股份，包括其股息再投资；(Iii)1,000,000股根据2019年长期投资协议须受已行使购股权规限的股份；(Iv)根据2019年长期投资协议须受已发行董事递延股票单位规限的40,661股股份，包括就此进行的股息再投资；(V)388,231股股份，但须受2014年长期投资协议项下已行使购股权所规限(Vi)63,122股根据2014年长期投资协议须受已发行董事递延股票单位规限的股份，包括其股息再投资；。(7)176,886股根据2009年长期投资协议须受已发行股票期权规限的股份；。及(Viii)9,180股股份，须受2009年长期投资协议项下已发行董事递延股份单位的规限，包括股息再投资。
(3)加权平均行权价仅根据2019 LTIP、2014 LTIP和2009 LTIP下的未偿还股票期权计算，不包括2020 LTIP、2019 LTIP、2014 LTIP和2009 LTIP下的递延股票单位以及2020 LTIP、2019 LTIP和2014 LTIP下的业绩奖励。截至2023年12月31日，未偿还股票期权的加权平均剩余期限为2.7年。
(4)包括(I)根据2020 LTIP可供未来发行的15,464,915股股份及(Ii)根据2008年ESPP可供未来发行的175,365股股份。截至2023年12月31日，没有股票根据2008年ESPP进行购买。
(5)包括如下所述的2005年《发改委》。
(6)全部由投资于EQT公司普通股基金的股份组成，应以普通股支付，截至2023年12月31日，根据2005年DDCP分配到非雇员董事账户。
(7)全部由截至2023年12月31日根据2005年DDCP可供未来发行的股份组成。
2005年度董事递延薪酬计划
薪酬委员会通过了2005年DDCP，自2005年1月1日起生效。该计划的最初采纳及其修正案均不需要得到我们股东的批准。该计划允许非雇员董事推迟支付其全部或部分董事费用和聘金。除非在董事遭遇不可预见的财务紧急情况后授权提前支付，否则在从我们的董事会退休时或之后，应支付递延金额。除了递延董事费用和聘金外，根据2009年和2014年长期资本投资计划授予董事的递延股票单位均按本计划管理。
第13项：中国与中国之间的某些关系和相关交易，以及董事的独立性
S-K法规第404项和第407(A)项所要求的有关关联人交易和董事独立性的信息通过引用我们与2024年股东周年大会有关的最终委托书并入本文，该委托书预计将在截至2023年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
项目14.总会计师费用和服务总会计师费用
附表14A第9(E)项所要求的资料以参考方式纳入本公司与2024年股东周年大会有关的最终委托书，该委托书预计将在截至2023年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
第IV部
项目15.财务报表明细表和财务报表明细表
| | | | | | | | | | | |
| (a) | 1 | 财务报表 | 第页：
参考 |
| | 合并经营报表 | 69 |
| | 综合全面收益表(损益表) | 70 |
| | 合并资产负债表 | 71 |
| | 合并现金流量表 | 72 |
| | 合并权益表 | 73 |
| | 合并财务报表附注 | 74 |
| | | |
| | 2 | 财务报表明细表 | |
| | | 附表二-截至2023年12月31日的三年估值和合格账户和准备金 | |
EQT公司和子公司
附表二--估值和符合资格的账户和准备金
截至2023年12月31日的三个年度
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| A栏 | | B栏 | | C栏 | | D栏 | | E栏 |
| | | | | | | | | | |
| 描述 | | 期初余额 | | 收取的附加费
成本和开支 | | 计入其他账户的扣除 | | 扣除额 | | 末尾余额
周期的 |
| | | | | | | | | | |
| | (千人) |
| 递延税项资产估值免税额： | | | | | | |
| 2023 | | $ | 365,140 | | | $ | 12,549 | | | $ | — | | | $ | (86,877) | | | $ | 290,812 | |
| 2022 | | $ | 550,967 | | | $ | 869 | | | $ | — | | | $ | (186,696) | | | $ | 365,140 | |
| 2021 | | $ | 529,992 | | | $ | 38,556 | | | $ | — | | | $ | (17,581) | | | $ | 550,967 | |
关于估值准备变动的讨论，见合并财务报表附注7。
所有其他附表均被省略，因为其主题要么不存在，要么不存在的数额不足以要求提交附表。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 展品 | | 描述 | | 备案方法 |
2.01(a)** | | 修订和重新签署的采购协议，日期为2022年12月23日，由THQ阿巴拉契亚I，LLC，THQ-XCL Holdings I，LLC，签名页上点名的上述实体的子公司，EQT Production Company和EQT Corporation签订。 | | 通过引用2022年12月27日提交的表8-K(#001-3551)的附件2.1并入本文。 |
2.01(b) | | 修订和重新签署的采购协议第一修正案，日期为2023年4月21日，签订于THQ Appalachia I，LLC，THQ-XCL Holdings I，LLC，签名页上点名的上述实体的子公司，EQT Production Company和EQT Corporation之间的第一修正案。 | | 通过引用于2023年8月22日提交的表格8-K(#001-3551)的附件2.2并入本文。 |
2.01(c) | | 修订和重新签署的采购协议第二修正案，日期为2023年8月21日，签订于THQ Appalachia I，LLC，THQ-XCL Holdings I，LLC，签名页上点名的上述实体的子公司，EQT Production Company和EQT Corporation之间的第二修正案。 | | 通过引用2023年8月22日提交的表格8-K(#001-3551)的附件2.3并入本文。 |
3.01(a) | | 重述的EQT公司章程(修订至2017年11月13日)。 | | 在此通过引用于2017年11月14日提交的表格8-K(#001-3551)的附件3.1并入本文。 |
3.01(b) | | 《EQT公司章程修正案》(2020年5月1日起施行)。 | | 在此引用附件3.1至2020年5月4日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
3.01(c) | | 《EQT公司章程修正案》(2020年7月23日起施行)。 | | 在此引用附件3.1至2020年7月23日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
3.02 | | 修订和重新制定《EQT公司章程》(修订至2023年12月12日)。 | | 通过引用于2023年12月12日提交的表格8-K(#001-3551)的附件3.2并入本文。 |
4.01 | | 股本说明。 | | 在此引用附件4.01以形成截至2021年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
4.02(a) | | 1996年7月1日，EQT公司(作为公平资源公司的继承人)之间的契约和纽约银行(蒙特利尔银行信托公司的继承人)，作为受托人。 | | 通过引用表4.01(A)结合于此以形成2003年2月13日提交的S-4注册声明(#333-103178)。 |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 展品 | | 描述 | | 备案方法 |
4.02(b) | | 公平资源公司董事会1996年1月18日和7月18日通过的决议以及公平资源公司董事会执行委员会1996年7月18日通过的决议，确立了1996年7月29日发行的7.75%债券的条款和规定。 | | 在此引用附件4.01(J)以形成截至1996年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
4.02(c) | | 第一补充契约，日期为2008年6月30日，由EQT公司、公平资源公司和纽约银行作为受托人签订，根据该契约，EQT公司承担了公平资源公司在相关契约项下的义务。 | | 在此引用于2008年7月1日提交的表8-K(#001-3551)的附件4.02(F)。 |
4.03(a) | | EQT公司(作为公平资源公司的继承人)之间的契约，日期为2008年3月18日和纽约银行，作为受托人。 | | 通过引用2008年3月18日提交的表格8-K(#001-3551)的附件4.1并入本文。 |
4.03(b) | | 日期为2008年3月18日的《契约》(见上文表4.04(A))和经修订的1939年《信托契约法》的对照表格。 | | 在此引用附件4.03(B)至截至2019年12月31日的年度表格10-K(#001-3551)。 |
4.03(c) | | 2008年6月30日，由EQT公司、公平资源公司和作为受托人的纽约银行签订的第二份补充契约，根据该契约，EQT公司承担了公平资源公司在相关契约项下的义务。 | | 通过引用2008年7月1日提交的表8-K(#001-3551)的附件4.03(C)结合于此。 |
4.03(d) | | 第八份补充契约，日期为2017年10月4日，由EQT Corporation和纽约梅隆银行作为受托人，据此发行2027年到期的3.900%优先债券。 | | 通过引用表4.9于2017年10月4日提交的Form 8-K(#001-3551)合并于此。 |
4.03(e) | | 第九次补充契约，日期为2020年1月21日，由EQT公司和纽约梅隆银行作为受托人，据此发行2025年到期的6.125%优先债券。 | | 通过引用于2020年1月21日提交的表格8-K(#001-3551)的附件4.3并入本文。 |
4.03(f) | | 第十次补充契约，日期为2020年1月21日，由EQT公司和纽约梅隆银行作为受托人，据此发行2030年到期的7.000%优先债券。 | | 在此引用附件4.5至2020年1月21日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
4.03(g) | | 第十一次补充契约，日期为2020年11月16日，由EQT公司和纽约梅隆银行作为受托人，据此发行了2029年到期的5.00%优先债券。 | | 通过引用附件4.3于2020年11月16日提交的Form 8-K(#001-3551)合并于此。 |
4.03(h) | | 第十二次补充契约，日期为2021年5月17日，由EQT公司和纽约梅隆银行作为受托人，据此发行2026年到期的3.125%优先债券。 | | 通过引用于2021年5月18日提交的表格8-K(#001-3551)的附件4.3并入本文。 |
4.03(i) | | EQT公司和作为受托人的纽约梅隆银行于2021年5月17日签订了第13份补充契约，据此发行了2031年到期的3.625%优先债券。 | | 在此引用附件4.4至2021年5月18日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
4.03(j) | | EQT公司和作为受托人的纽约梅隆银行于2022年10月4日签订了第15份补充契约，据此发行了2028年到期的5.700%优先债券。 | | 通过引用附件4.5于2022年10月4日提交的Form 8-K(#001-3551)合并于此。 |
4.03(k) | | EQT公司和作为受托人的纽约梅隆银行于2023年5月10日签署的第16份补充契约，涉及EQT公司2028年到期的5.700%优先债券。 | | 通过引用2023年5月11日提交的表格8-K(#001-3551)的附件4.1将其并入本文。 |
4.03(l) | | EQT公司和作为受托人的纽约梅隆银行于2024年1月19日签署的第17份补充契约，据此发行了2034年到期的5.750%优先债券。 | | 通过引用于2024年1月19日提交的表格8-K(#001-3551)的附件4.3并入本文。 |
9** | | 投票受托人协议，日期为2023年8月24日，由美国银行信托公司、作为投票受托人的美国银行信托公司、Q-XCL Holdings I(VI)Investment Partners LLC、Q-th Appalachia(VI)Investment Partners LLC以及其中规定的有限目的EQT Corporation签订。 | | 现作为附件9存档。 |
10.01** | | 2022年6月28日，EQT公司、PNC银行、作为行政代理的全国协会、摆动额度贷款人和L/C发行人以及其他贷款人之间的第三次修订和重新签署的信贷协议。 | | 通过引用于2022年6月28日提交的表8-K(#001-3551)的附件10.1并入本文。 |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 展品 | | 描述 | | 备案方法 |
10.02(a)** | | 2022年11月9日，EQT公司、PNC银行、作为行政代理的国家协会和其他贷款人之间的信贷协议。 | | 通过引用2022年11月9日提交的表8-K(#001-3551)的表10.1将其合并于此。 |
10.02(b) | | 2022年12月23日，EQT公司、PNC银行、作为行政代理的国家协会和其他贷款人之间的信贷协议第一修正案。 | | 通过引用于2022年12月27日提交的表8-K(#001-3551)的附件10.1并入本文。 |
10.02(c) | | 2023年4月25日，EQT公司、PNC银行、作为行政代理的国家协会和其他贷款人之间的信贷协议第二修正案。 | | 通过引用2023年4月26日提交的表8-K(#001-3551)的表10.1将其合并于此。 |
10.02(d) | | 信贷协议第三修正案，日期为2024年1月16日，由EQT公司、PNC银行、作为行政代理的国家协会和其他贷款人之间签署。 | | 通过引用于2024年1月17日提交的表8-K(#001-3551)的附件10.1并入本文。 |
10.03(a)** | | EQT公司、EQT生产公司、大米钻探B有限责任公司、EQT能源有限责任公司和EQM Gathering OpCo，LLC之间于2020年2月26日签署的天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.01以形成截至2020年3月31日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(b)** | | 2020年8月26日，EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC之间的天然气收集和压缩协议第一修正案。 | | 在此引用附件10.01以形成截至2020年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(c)** | | 2021年12月6日，EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC之间的天然气收集和压缩协议第二修正案。 | | 在此引用附件10.02(K)以形成截至2021年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.03(d)** | | 《天然气收集和压缩协议第三修正案》，生效日期为2021年12月21日，生效日期为2022年1月1日，由EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC共同签署。 | | 在此引用附件10.02(L)以形成截至2021年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.03(e)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻井B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间于2022年12月14日签署的信函协议(Carnegie North Well Pad)，修订了日期为2020年2月26日的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.03(Q)以形成截至2022年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.03(f)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间于2023年1月23日签署的信函协议(建设和开发)，修订了2020年2月26日的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.03(R)以形成截至2022年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.03(g)** | | 《天然气收集和压缩协议第四修正案》，日期为2023年1月23日，于2022年12月31日生效，由EQT公司、EQT生产公司、大米钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC达成。 | | 在此引用附件10.03(S)以形成截至2022年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.03(h)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间于2023年1月27日签署的信函协议(Franklin Denny Gas)，修订了日期为2020年2月26日的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.03(T)以形成截至2022年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.03(i)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC、EQM Gathering Opco，LLC和Equitrans Water Services(PA)，LLC之间于2023年6月1日签署的信函协议(Trust North Well Pad)，修订了日期为2020年2月26日的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.02以形成截至2023年6月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(j)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间于2023年10月3日达成的信函协议，修订了2020年2月26日修订的某些天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.02(A)以形成截至2023年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(k)** | | 2023年10月4日，EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC之间的天然气收集和压缩协议第五修正案。 | | 在此引用附件10.02(B)以形成截至2023年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
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| 展品 | | 描述 | | 备案方法 |
10.03(l)** | | EQT公司、EQT生产公司、大米钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC、EQM Gathering Opco，LLC和Equitrans，L.P.之间2023年10月5日的信件协议(燃料气)，与2023年10月4日的天然气收集和压缩协议的特定第五修正案有关。 | | 在此引用附件10.02(C)以形成截至2023年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(m)** | | 修订和重新签署了日期为2023年10月12日的EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间的2023年10月12日的信函协议，修改了日期为2023年10月3日的特定信函协议，并进一步修订了日期为2020年2月26日的某些天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.02(D)以形成截至2023年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.04 | | 2018年11月12日，EQT公司和Equitrans Midstream公司之间的税务协议。 | | 通过引用于2018年11月13日提交的表格8-K(#001-3551)的附件2.3并入本文。 |
10.05(a) | | EQT公司及其某些担保持有人之间于2021年7月21日签订的注册权协议，以及锁定协议的格式。 | | 通过引用于2021年7月22日提交的表8-K(#001-3551)的附件10.1并入本文。 |
10.05(b) | | 注册权利协议，日期为2023年8月22日，EQT公司及其某些证券持有人之间的协议，包括THQ阿巴拉契亚一号有限责任公司和THQ-XCL控股一号有限责任公司。 | | 于2023年8月22日提交的S-3ASR(#333-274147)通过引用附件4.3并入本文。 |
10.06(a)* | | EQT Corporation 2009年长期激励计划(修订和重述至2012年7月11日)。 | | 在此引用附件10.2以形成截至2012年6月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.06(b)* | | 2009年长期奖励计划(2013年前的奖励)下的参与者奖励协议(影子股票单位奖励)的形式。 | | 在此引用附件10.02(B)至截至2012年12月31日的年度表格10-K(#001-3551)。 |
10.06(c)* | | 2009年长期激励计划(2013和2014年奖励)下的参与者奖励协议(影子股票单位奖励)的形式。 | | 在此引用附件10.02(S)以形成截至2012年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.07(a)* | | EQT公司2014年度长期激励计划。 | | 通过引用于2014年5月1日提交的表8-K(#001-3551)的附件10.1并入本文。 |
10.07(b)* | | 2014年长期激励计划下参与者奖励协议(影子股票单位奖励)的形式。 | | 在此引用附件10.03(B)以形成截至2014年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.07(c)* | | 2014年长期激励计划(2019年授予)下的限制性股票奖励协议(标准)格式。 | | 在此引用附件10.02(AA)以形成截至2018年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.08(a)* | | EQT公司2019年长期激励计划。 | | 通过引用附件99.1并入本文，形成于2019年7月15日提交的S-8(#001-3551)。 |
10.08(b)* | | 《2019年长期激励计划限制性股票奖励协议(标准)》格式。 | | 在此引用附件10.06(C)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.08(c)* | | 《2019年长期激励计划激励业绩单位方案》表格。 | | 在此引用附件10.06(D)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.08(d)* | | 2020年激励绩效分享单位计划参与者奖励协议格式。 | | 在此引用附件10.06(E)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.08(e)* | | 2019年长期激励计划下的股票增值权奖励协议格式。 | | 在此引用附件10.06(F)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
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| 展品 | | 描述 | | 备案方法 |
10.08(f)* | | 2019年长期激励计划参与者奖励协议(股票期权)格式。 | | 在此引用附件10.06(G)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.09(a)* | | EQT公司2020年度长期激励计划。 | | 通过引用附件99.1并入本文以形成于2020年5月1日提交的S-8(#333-237953)。 |
10.09(b)* | | EQT公司2020年度长期激励计划修正案。 | | 于2022年4月21日提交，通过引用附件99.2并入形成S-8(#333-264423)。 |
10.10(a)* | | 限制性股票奖励协议格式(标准)。 | | 在此引用附件10.10(A)以形成截至2020年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.10(b)* | | 限制性股票奖励协议格式(非雇员董事)。 | | 在此引用附件10.06(B)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.11* | | EQT公司短期激励计划表格。 | | 通过引用表10.1到2020年5月4日提交的Form 8-K(#001-3551)而并入本文。 |
10.12(a)* | | 激励绩效分享单位计划的形式。 | | 在此引用附件10.12(A)以形成截至2020年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.12(b)* | | 激励绩效分享单位计划下参与者奖励协议的格式。 | | 在此引用附件10.12(B)以形成截至2020年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.13* | | 参赛者奖励协议格式(股票期权)。 | | 在此引用附件10.06(G)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.14* | | EQT公司高管离职计划及参与通知格式。 | | 通过引用表10.1到2020年5月20日提交的Form 8-K(#001-3551)而并入本文。 |
10.15(a)* | | 2005年董事递延薪酬计划(经2014年12月3日修订及重述)。 | | 在此引用附件10.09以形成截至2014年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.15(b)* | | 2005年董事递延薪酬计划修正案(2018年10月2日修订)。 | | 在此引用附件10.5以形成截至2018年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.16* | | EQT公司与高管和外部董事之间的赔偿协议格式。 | | 在此引用附件10.18，形成截至2008年12月31日的年度10-K(#001-3551)。 |
10.17* | | EQT Corporation、EQT RE、LLC和Daniel J.赖斯四世于2017年11月13日签署的分居和释放协议。 | | 在此引用表10.1至2017年11月17日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
10.18(a)* | | 2019年12月18日，EQT公司和David·M·卡尼之间的邀请函。 | | 在此引用附件10.28(A)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.18(b)* | | EQT公司和David·M·哈尼于2020年1月3日签署的保密、竞业禁止和竞业禁止协议。 | | 在此引用附件10.28(B)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.18(c)* | | EQT公司和David·M·卡尼于2023年2月11日签署的过渡协议和全面发布。 | | 通过引用于2023年2月13日提交的表8-K(#001-3551)的附件10.1并入本文。 |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 展品 | | 描述 | | 备案方法 |
10.19* | | EQT公司和威廉·E·乔丹之间的聘书，日期为2020年1月6日。 | | 在此引用附件10.29(A)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.20(a)* | | EQT Corporation和Richard Anthony Duran之间的邀请函，日期为2019年7月18日。 | | 在此引用附件10.30(A)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.20(b)* | | 保密、竞业禁止和竞业禁止协议，日期为2019年8月5日，由EQT公司和Richard Anthony Duran签署。 | | 在此引用附件10.30(B)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.20(c)* | | EQT Corporation和Richard Anthony Duran于2019年7月24日签署的搬迁费用报销协议。 | | 在此引用附件10.30(C)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.21* | | EQT Corporation和Lesley Evancho之间的邀请函，日期为2019年7月16日。 | | 在此引用附件10.31(A)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
21 | | 附属公司明细表。 | | 现作为附件21存档。 |
23.01 | | 独立注册会计师事务所同意。 | | 现作为证物23.01存档。 |
23.02 | | 荷兰休厄尔律师事务所同意。 | | 现作为证物23.02存档。 |
31.01 | | 规则13(A)-14(A)特等执行干事的认证。 | | 现作为附件31.01存档。 |
31.02 | | 规则13(A)-14(A)首席财务干事的证明。 | | 现作为附件31.02存档。 |
32 | | 第1350条首席执行官和首席财务官的认证。 | | 现作为附件32提供。 |
97 | | EQT公司退款政策。 | | 现作为附件97存档。 |
99 | | 独立石油工程师审计报告。 | | 参考2024年1月17日提交的表格8-K（#001-3551）的附件99.2纳入本文。 |
| 101 | | 交互式数据文件。 | | 作为证据101一并归档。 |
| 104 | | 封面交互数据文件。 | | 格式为内联XBRL，包含在附件101中。 |
* 管理合同或补偿安排。
** 根据S-K法规第601（a）（5）项和/或第601（b）（10）（iv）项（如适用），本展品的某些附表和类似附件已被省略。EQT Corporation同意应要求向SEC提供未经编辑的补充副本（包括任何省略的时间表或附件）。修改和省略用包含星号的括号指定。
某些证明长期债务的工具尚未作为证据提交，因为任何此类工具下授权的债务均不超过公司总资产的10%。EQT Corporation同意应要求向SEC提供任何此类工具的副本。
第16项：表格10-K摘要。
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》第13款或第15款(D)款的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | | | | |
| | | | EQT公司 |
| | | |
| | | 发信人： | /S/Toby发稿赖斯 |
| | | | 托比·Z。水稻 |
| | | | 总裁与首席执行官 |
| | | | 2024年2月14日 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
| | | | | | | | | | | | | | |
| /s/ 托比·Z。水稻 | | 总裁， | | 2024年2月14日 |
| 托比·Z。水稻 | | 首席执行官和 | | |
| (首席行政主任) | | 董事 | | |
| | | | | |
| /s/ 杰里米·T KNOP | | 首席财务官 | | 2024年2月14日 |
| 杰里米·T Knop | | | | |
| (首席财务官) | | | | |
| | | | | |
| /s/ 托德·M。詹姆斯 | | 首席会计官 | | 2024年2月14日 |
| 托德·M詹姆斯 | | | | |
| (首席会计主任) | | | | |
| | | | | |
| /s/ 莉迪亚岛毕比 | | 椅子 | | 2024年2月14日 |
| 莉迪亚·I·毕比 | | | | |
| | | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| /s/ 李M。迦南 | | 董事 | | 2024年2月14日 |
| 李·M迦南 | | | | |
| | | | | |
| /s/ 珍妮特·L卡里格 | | 董事 | | 2024年2月14日 |
| 珍妮特·L卡里格 | | | | |
| | | | |
| /s/ Frank C.胡 | | 董事 | | 2024年2月14日 |
| 胡 | | | | |
| | | | |
| /s/ 凯瑟琳·J·杰克逊 | | 董事 | | 2024年2月14日 |
| 凯瑟琳·J·杰克逊 | | | | |
| | | | |
| /s/ John F.麦卡特尼 | | 董事 | | 2024年2月14日 |
| 约翰·F·麦卡特尼 | | | | |
| | | | | |
| /s/ James T.麦卡马努斯II | | 董事 | | 2024年2月14日 |
| James T.麦克马努斯二世 | | | | |
| | | | | |
| /s/ 安妮塔·M.权力 | | 董事 | | 2024年2月14日 |
| 安妮塔·M权力 | | | | |
| | | | | |
| /s/ 丹尼尔·赖斯四世 | | 董事 | | 2024年2月14日 |
| 丹尼尔·赖斯四世 | | | | |
| | | | |
| /s/ 哈莉·A范德海德 | | 董事 | | 2024年2月14日 |
| 哈莉·A范德希尔德 | | | | |
