公司产量与成本数据 - 2024、2023和2022年年底，公司总产量分别为2228159MMcfe、2016273MMcfe和1940043MMcfe，租赁运营费用（LOE）每Mcfe分别为0.09美元、0.07美元和0.08美元[86] 公司销售市场分布 - 截至2024年12月31日，约44%的销售量进入阿巴拉契亚以外的市场[88] 公司管道外输与处理能力 - 公司拥有约49亿立方英尺/天的固定管道外输能力，其中包括在MVP上12.9亿立方英尺/天的固定管道外输能力（合同至2044年6月30日），还承诺在MVP Southgate投入使用后增加5500万立方英尺/天的固定管道外输能力；拥有约11亿立方英尺/天的固定处理能力，其中自有处理设施的固定处理能力为2亿立方英尺/天[89] 公司天然气销售价格 - 2024、2023和2022年，天然气不含现金结算衍生品的平均销售价格分别为2.02美元/Mcf、2.37美元/Mcf和6.22美元/Mcf，含现金结算衍生品的平均销售价格分别为2.59美元/Mcf、2.68美元/Mcf和3.00美元/Mcf[91] 公司天然气和NGLs交付承诺 - 截至2024年12月31日，公司天然气和NGLs的总交付承诺为：2025年天然气1333Bcf、NGLs 12869Mbbl；2026年天然气572Bcf、NGLs 5429Mbbl；2027年天然气520Bcf、NGLs 3808Mbbl；2028年天然气404Bcf、NGLs 3660Mbbl；2029年天然气349Bcf、NGLs 3650Mbbl；之后天然气1811Bcf、NGLs 27380Mbbl[94] 公司集输系统情况 - 截至2024年12月31日，公司集输系统包括约1975英里的集输管道（其中约1260英里为高压集输管道）、179个压缩机组（总压缩功率约623000马力），自有处理设施的处理能力为0.2Bcf/天[95] - 2024年，公司生产部门占集输系统吞吐量的约71%，占集输部门运营收入的约80%[96] - 截至2024年12月31日，公司集输系统的总合同固定预留容量（包括合同最低体积承诺）约为75亿立方英尺/天，考虑未完全建成或未完全投入使用的扩建项目的未来容量后约为86亿立方英尺/天[97] 公司传输和存储系统情况 - 截至2024年12月31日，公司传输和存储系统包括约950英里的FERC监管的州际管道（总吞吐量约50亿立方英尺/天）、44个压缩机组（总压缩功率约175000马力）、18个天然气储存库（峰值提取能力约8亿立方英尺/天，工作气容量约43Bcf）[100] - 2024年，公司生产部门占传输资产吞吐量的约64%，占传输部门运营收入的约59%[101] 公司输电部门合同情况 - 截至2024年12月31日，公司输电部门约99%的合同固定输电容量通过协商费率协议签约[105][127] MVP和MVP Southgate管道情况 - MVP是一条长303英里、直径42英寸的天然气州际管道，总容量为每天20亿立方英尺，其固定输电合同加权平均剩余期限约为19.5年[106] - MVP Southgate预计是一条长31英里、直径30英寸的天然气州际管道，目标容量为每天5500万立方英尺，估计总成本约为3.7亿至4.3亿美元[107] 州相关开发规定 - 西弗吉尼亚州规定，若拟建水平井单元中75%的矿权所有者和55%的作业权益所有者同意开发，运营商可开发非同意、无法定位和未知所有者的土地[113] 衍生品交易成本影响 - 《多德 - 弗兰克法案》使衍生品终端用户开展衍生品交易的成本显著增加，新的保证金要求和资本费用提高了公司交易的衍生品定价[115] FERC相关规则及影响 - 美国联邦能源管理委员会（FERC）对违反规则的行为可处以每天约160万美元的民事罚款，并要求吐出相关违规利润[121] - 自1985年起，FERC一系列举措促进了天然气运输和营销业务的竞争，形成了竞争性的天然气买卖开放市场[123] - 除非获得FERC批准采用基于市场的费率，否则州际管道的最高适用追索费率及服务条款和条件在其经FERC批准的费率表中规定[125] - 州际管道可在不进行不当歧视的情况下，将固定和可中断费率折扣至指定最低水平，也可在某些情况下与客户协商不同费率[126] - FERC规定州际管道与客户签订的传输和存储服务协议在所有重大方面须符合其经批准费率表中的服务协议形式[128] - 1995年1月1日起，联邦能源管理委员会实施法规，对先前批准的州际运输费率进行祖父条款处理，并建立索引系统，每年根据通货膨胀率调整[134] - 2021 - 2026年的五年期指数水平于2021年7月1日生效，2022年1月委员会降低指数水平，2024年7月法院撤销该命令，10月委员会发布补充拟议规则制定通知[134] - 2018年4月联邦能源管理委员会发布关于天然气运输设施认证政策的调查通知，2021年2月修改并扩大调查范围，2022年2月发布更新政策声明和临时温室气体政策，3月暂停其生效，2025年1月终止临时温室气体政策程序[130] 环保相关法规及影响 - 2023年9月美国环境保护署和陆军工程兵团重新定义美国水域范围，约一半州和其他原告对此规则提出质疑，诉讼期间相关机构在这些州使用2015年前的定义[141] - 2023年9月美国环境保护署发布最终规则恢复州和部落对水质认证的审查权，该规则于11月27日生效，但面临诉讼挑战，2025年1月特朗普发布行政命令，未来实施和执行不确定[142] - 2020年美国最高法院裁定某些情况下从点源到地下水的排放可能属于《清洁水法》范围，2023年11月美国环境保护署发布确定此类排放是否需许可证的草案指南[141] - 《综合环境反应、赔偿和责任法》使相关人员对危险物质清理和自然资源损害承担连带责任，公司虽未发现重大相关责任，但运营产生的物质可能受该法监管[138] - 《资源保护和回收法》对非危险和危险固体废物的处理有详细要求，公司油气勘探等产生的废物目前分类可能改变，会增加成本[139] - 《清洁水法》及其类似州法律对污染物排放和疏浚填埋材料排放有严格限制，公司可能需为废水排放等获取许可并制定相关计划，违规会面临处罚[141] - 拜登政府目标是到2030年将美国温室气体排放量较2005年水平减少50% - 52%，全球甲烷排放量较2020年水平至少降低30%[148] - 2024 - 2026年甲烷排放超标收费分别为每吨900美元、1200美元和1500美元，石油和天然气生产设施阈值为超过销售天然气的0.2%或每百万桶销售石油排放10公吨甲烷[149] - 2027年1月1日起欧盟要求能源行业出口商采取新的甲烷排放监测、报告和验证措施，2030年起须满足“最大甲烷强度值”[148] - 2025年1月EPA实施IRA的甲烷排放超标收费规则，2025年1月Subpart W修订规则生效[149] - 2024年5月EPA发布化石燃料发电厂碳排放限制和指南，现有蒸汽发电机组2030年开始、现有燃气轮机机组2032或2035年开始合规[150] - 2026年3月各州需向EPA提交现有排放源绩效标准的实施计划[150] - 2026年加州部分公司需公开披露范围1和2的温室气体排放数据[152] - 2029年现有排放源需遵守EPA甲烷排放最终规则[145] - 2022年1月NWP 12许可被修改和重新发布，2022年3月开始提前审查，2026年到期[143] - 2022年宾夕法尼亚州加入RGGI，2023年法院裁定参与违宪，2024年参议院通过废除参与的立法[151] 水力压裂作业要求 - 水力压裂作业需对钻井地点3000英尺内水源进行预钻采样，1500英尺内水源进行后钻采样[157] 天然气浪费规则情况 - 2024年4月美国土地管理局敲定减少天然气浪费规则，6月生效，5月部分州提出挑战，9月法院禁止执行，2025年1月特朗普发布行政命令，规则实施和执行不确定[159] PHMSA相关规则及处罚 - 2016年4月PHMSA发布Mega Rule提案，2019年10月第一部分颁布，2020年7月1日生效；2021年11月第二部分颁布，2022年5月16日生效；2022年8月第三部分颁布，2023年5月24日生效[161] - PHMSA对管道安全违规行为可处以每天最高约272,926美元的民事罚款，一系列相关违规行为最高约270万美元罚款，该最高处罚权限将定期调整[167] 公司员工情况 - 截至2024年12月31日，公司有1461名全职等效员工，无员工受集体谈判协议约束[172] - 公司员工中77%为男性，23%为女性[172] - 约56%的永久员工远程工作，95%居住在宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州、得克萨斯州或俄亥俄州[172] - 公司为员工提供补贴医疗保险、401(k)退休储蓄公司供款和匹配、员工股票购买计划等福利，还提供“9/80”工作时间表[174] - 公司实施“全员股权”计划，向所有员工授予年度股权奖励[175] 公司成立信息 - 公司在2008年因前Equitable Resources, Inc.的控股公司重组，于宾夕法尼亚州成立[181] 公司运营风险 - 公司天然气生产、中游和加工运营面临诸多风险，如监管合规延迟、设备短缺、供应链中断等[184][185] - 公司部分井和管道系统位于人口密集区，运营风险可能导致客户服务中断，影响业务和现金流[186] - 公司面临井、管道和设施运营的各种风险，可能导致重大损失，保险可能不足以覆盖所有风险[188][189] - 公司对中游基础设施的投资存在风险，关键压缩和处理站的运营问题会影响生产和现金流[190] - 公司部分资产已使用数十年，可能出现未知事件、增加维护成本和停机时间，影响业务和财务状况[191] - 公司建设新的中游资产面临施工、经济、监管等多方面不确定性，可能影响项目进度、成本和收益[192][195] - 恐怖袭击或武装冲突可能对公司系统或天然气基础设施造成重大不利影响，增加保险和安全成本[196] 公司土地租赁情况 - 约6%的净未开发土地租赁可能在未来三年到期[199] - 2024年、2023年和2022年，公司分别记录了9740万美元、1.094亿美元和1.766亿美元的租赁减值和到期费用[200] 公司储量与价格影响 - 公司约93%的等效已探明开发储量为天然气，天然气价格变化对财务结果影响更大[209] - 2024年1月1日至12月31日，NYMEX亨利枢纽天然气每日现货价格从每百万英热单位1.21美元到3.40美元不等[210] - 2024年1月1日至12月31日，NYMEX西德克萨斯中质原油每日现货价格从每桶66.73美元到87.69美元不等[210] 价格波动影响 - 气候变化可能导致公司生产、中游和加工活动中断，增加运营成本或降低运营效率[197] - 公司钻井活动受天然气、NGLs和石油价格、资本可用性和成本等多种不确定因素影响[198] - 未能及时开发租赁不动产可能导致资本支出增加和/或租赁减值[199] - 公司评估未探明油气资产资本化成本的可收回性，租赁期限临近且未开始钻井活动时，减值可能性增加[200] - 公司可能因租赁产权缺陷而遭受损失，影响未来生产和储备增长及满足客户需求的能力[202] - 天然气、NGLs和油价波动或长期低迷会对公司的收入、盈利能力、增长速度、流动性和财务状况产生不利影响[212] - 天然气、NGLs和油价上涨可能伴随井钻探成本、生产税、LOE增加等情况，天然气价格大幅上涨可能导致公司面临商品价格衍生品合约的追加保证金通知[213] - 近年来天然气价格波动和高价引发了对天然气生产商征收暴利税、限制LNG出口等监管呼声，若相关法规出台，会影响公司天然气销售价格、销量和运营收入[214] 公司合同成本风险 - 截至2024年12月31日，公司系统上约99%的合同确定传输容量是根据“协商费率”合同签订的，成本可能超过此类合同收入[227] 公司交易对手风险 - 公司面临对冲交易对手不履约风险，不利的经济和市场条件可能影响应收账款的可收回性[215] 公司竞争风险 - 来自其他天然气集输、传输和存储公司或替代燃料能源的竞争，会影响公司中游服务需求和财务结果[216] FERC政策对公司影响 - FERC促进天然气市场竞争的政策可能导致公司出现“退回”固定容量情况，若无法重新销售或低价销售，公司需承担相关成本[217] 公司合同续约风险 - 公司现有集输、传输和存储合同到期时，可能无法以有利条件续约或替换，合同条款解释分歧也可能产生不利影响[221] 宏观环境对公司影响 - 全球经济、商业或地缘政治状况恶化会影响公司运营和财务状况，影响商品价格和公司中游服务需求及收入[228] 气候变化对公司影响 - 气候变化相关发展可能促使能源向低碳转型，若公司产品和服务无法适应，需求和价格会受影响，还可能增加运营成本[229] 公司债务情况 - 截至2024年12月31日，公司有93亿美元未偿还债务，未来可能会增加负债[233] - 截至2025年2月14日，EQT高级票据被穆迪评为“Baa3”展望“负面”，被标普和惠誉评为“BBB–”展望“稳定”；EQM高级票据被穆迪评为“Ba2”展望“稳定”，被标普评为“BBB–”展望“稳定”，被惠誉评为“BB+”展望“稳定”[234] - 公司在2024年发布、2025年更新了债务偿还计划，打算通过资产变现和自由现金流为其提供资金，但不确定能否按预期时间执行[232] 公司资本支出情况 - 公司业务资本密集，资本支出通常用现有现金、运营产生的现金以及借款来资助，未来资本支出的实际金额和时间可能与估计有重大差异[236][237] 公司衍生品交易风险 - 公司为