投资者介绍2024财年–第三季度更新2024年7月31日附件 99

国家燃气公司公司概况（三）为什么是国燃？（7）业务更新（12）补充信息细分信息（19）费率案例概述（45）指导&其他财务信息（47）

洛克菲勒标准石油公司诞生的国家燃料工业先锋史

今日NFG：一家多元化的综合天然气公司，开发我们在Marcellus & Utica页岩的大而优质的面积位置，为WNY和NW PA上游勘探与生产中游聚集管道和储存下游公用事业的客户提供安全、可靠和负担得起的服务扩大和现代化管道基础设施，为阿巴拉契亚天然气生产提供出口~阿巴拉契亚120万净英亩~1.1 BCF/天净总产量（2）自2010年以来的27亿美元投资4.5 MMDth每日州际管道容量合同75.4万公用事业客户约9亿美元自2010年以来的安全投资注：本演示文稿包括前瞻性陈述。请在本演示文稿的末尾查看前瞻性陈述的安全港。（1）截至2024年6月30日止十二个月。调整后的EBITDA与业务再投资的综合收益和收益表中列报的净收入的对账包含在本演示文稿的末尾。（2）截至2024年6月30日止三个月的平均净产量。50% 38% 12%调整后EBITDA（1）

非监管业务概览勘探与生产部门（上游）采集部门（中游）Seneca Resources公司总净英亩（宾夕法尼亚州）：~120万（1）总探明储量：4.5 TCFE（截至2023年9月30日）当前净产量：~1.1 BCF/d（2）稳固的运输能力：~1 BCF/d到优质市场数十年的Marcellus和Utica开发库存国家燃气中游公司总吞吐量：1.3BCF/d（3）（包括第三方）大于2 BCF/d的采集能力~400英里的采集管道24个压缩机站与7大管道互联互通西部开发区– 92.5万英亩东部开发区– 31.3万英亩，截至2024年6月30日报告。截至2024年6月30日止三个月的平均净产量。截至2024年6月30日止三个月的平均吞吐量。

受监管业务概览受联邦能源监管委员会（FERC）监管的管道和存储部分（中游）公用事业部分（下游）总费率基数：16亿美元（1）~2600英里管道/29个存储区国家燃气供应公司：确定合同存储容量：71 BCF确定合同运输容量：3.4 BCF/天（2）Empire Pipeline，Inc.：确定的合同运输能力：~1.0 BCF/天（2）与8条主要州际管道的互联互通纽约辖区54万名受纽约公共服务委员会（NYPSC）监管的客户宾夕法尼亚州辖区214,000名受宾夕法尼亚州公用事业委员会（PAPCC）监管的客户总费率基数：12亿美元（1）2023财年总吞吐量：~134 BCF提供了运营足迹中90%以上的空间供热负荷，代表监管文件中的最新可用信息。供应和帝国费率基准金额截至2023年12月31日。NY截至2023年8月31日，PA截至2023年12月31日。截至2023年9月30日每年披露的合同产能。

为什么是国家燃料？优化的资本配置更低的资本成本运营协同效应提高盈利能力瞄准来自系统现代化和扩张的显着的费率基数增长上游高等级发展和提高资本效率负责任地减少排放朝着减排目标的持续进展增强了关于可持续发展举措的GHG披露122年的股息支付54年的股息增加了新的股票回购计划-股东回报的长期历史负责任地减少排放对长期EPS的可见性& FCF增长丨整合回报强劲

一体化模式增强回报一体化商业模式收益……运营：更低的成本结构财务：更低的资本成本战略：优化的资本配置商业：更高的收入/利润率长期EPS & FCF增长的强大一体化回报可见度负责任地减少排放长期历史的股东回报（1）资料来源：彭博，截至9月30日的TTM。…推动自2017年以来的强劲表现NFG vs. 标普 500：+ 2% NFG vs. E & P同行：+ 8% NFG vs.公用事业同行：+ 6% NFG的ROCE优于同行和大盘，平均而言，在非现金减值的推动下，多年期内标普 O & G指数TERM0 NFG NFG标普 500 UTY

盈利和现金流前景驱动的强劲价值主张（1）根据每年和24财年剩余时间2.40美元的价格持平假设，NYMEX。包括截至2024年6月30日的当前对冲头寸，不包括收购。注：公司将自由现金流定义为经营活动提供的现金净额，减去投资活动使用的现金净额，并根据收购和资产剥离进行调整。请参阅本演示文稿末尾的非GAAP财务指标信息。假设当前对冲。假设没有与定价相关的限电。非监管自由现金流（1）长期EPS & FCF增长负责任地减少排放的强劲综合回报可见性长期股东回报历史悠久，复合年增长率为7-10 %受监管调整后的经营业绩通过多产的EDA提高油井生产率预计将带来0%-5%的产量增长，同时资本对冲组合减少，这为不断增长的自由现金流产生提供了近期可见性强劲的天然气价格前景推动增长，具有捕捉更高天然气价格的重要机会预计将提供稳定的灵活性，受监管的公用事业和管道与存储部门的可预测增长支持增加股息25财年的强劲增长，这得益于持续的费率制定活动推动2025E调整后每股收益增长超过10%，预计调整后每股收益增长将放缓至5-7 %，类似于平均年费率基数增长提高每股收益预计将推动未来股息增长受监管业务非受监管业务> 10% NYMEX3.25美元3.75美元4.25美元（百万美元）合并3年复合年增长率（24E-27E）

向股东返还资本的长期历史~4%股息收益率~2%股票回购收益率~6%总资本回报率54年连续股息增加122年连续支付每股2.06美元每股0.19美元稳定，不断增长的股息……加上2024年3月批准的股票回购200mm美元的股票回购计划，目标完成日期为2025财年末（3）今年迄今截至6月30日购买了约29mm和52.7万股股票，在过去10年中向股东回报了超过15亿美元（1）长期每股收益的强劲综合回报可见度& FCF增长负责任地减少排放截至2024年7月30日，股东回报的历史悠久（2）。股票回购收益率假设200mm的回购计划在2024年3月至2025年9月期间按比例执行。完成取决于多个因素，包括但不限于股价、市场状况、适用的证券法，包括SEC规则10b-18、公司和监管要求，以及资本和流动性需求。

朝着甲烷强度目标持续取得进展最新的企业责任报告提供了关于可持续发展倡议的增强的GHG披露所有基于2020年基线的减排目标。使用日历2022排放数据进行测量，如公司2022年企业责任报告中所述。尽管产量和吞吐量显着增长，但与2020年相比，总GHG排放量基本持平。甲烷排放总量下降~7%。目标：2020年以来进展40%：2020年以来27%勘探与生产进展：2020年以来聚集进展：2020年以来18% P & S进展：2020年以来8%公用事业2030年甲烷强度降低目标：30%目标：50%目标：30% 国家燃气公司目标到2030年将GHG排放量减少25%自2020年以来的进展：GHG总排放量增加1%（2）正在进行的可持续发展倡议负责任的气体认证现有设施的气动装置更换设备升级在新设施中使用一流的排放控制（1）长期EPS & FCF负责任地减排增长的强大综合回报可见性（1）

业务更新

（1）DSIC跟踪器允许在2024年7月31日之后对增量系统投资进行回收，前提是达到7.813亿美元的费率年工厂余额，并且收益低于全州ROE目标（目前为10.15%）。监管更新：重大利率案活动纽约：于2023年10月对10月1日生效的新利率提起利率案，2024年（2025财年）拟议的8880万美元基本利率上调（3月份的反驳申请为8300万美元）多年和解谈判正在进行中关键驱动因素：来自现代化计划的继续利率基础增长：拟议的10.3亿美元寻求更高回报：拟议的9.8% ROE和52%股权/48%债务回收通货膨胀对运营费用的影响公用事业–纽约供应：FERC于6/11/24批准的和解新费率生效2/1/24预期收入年化增加5600万美元维持现有折旧率没有卷土重来或暂停期间Ability随时提交费率案件P & S –供应宾夕法尼亚州：自2007年以来就宾夕法尼亚州首费率案件达成的联合和解实现了2300万美元的收入要求（约为已备案头寸的80%）新的天气正常化调整机制新费率于8月1日生效，2023年有资格在2024年7月31日之后达到净工厂目标时收取配电系统改进费用（DSIC）（1）公用事业– PA费率案例待处理收入增加2300万美元收入增加5600万美元收入显着增长

受监管企业进一步推动长期增长基础设施现代化计划持续扩张机会减排举措及时的费率回收和支持性的费率制定结构最大限度地减少推动长期增长的监管滞后因素~6% CAGR~5-7 % avg。预计23财年之后的年率基数增长

EDA过渡创造差异化的上游价值EDA过渡高等级开发计划，具有更高的资本效率和产生现金流EDA井交付的油井生产力超过传统WDA计划的2倍（1）自过渡开始（2023年5月）以来，已有24口EDA井上线（TIL）通过自有公司运输进入多个优质盆地外市场，在油井上线的前五年内衡量油井生产力。西部开发地区（WDA）遗留开发区域主要自费（无版税）东部开发地区（EDA）开发重点区域10 +年低风险存量EDA – 31.3万亩WDA – 92.5万亩

Enverus 2022 Actuals Enverus 2022 Actuals Seneca Estimates Seneca + Gathering Estimates EDA：Best in Basin Performance & Breakevens FY22 is based on actual data。FY23至FY26数据预计将持续到最后一个pad上线后的12个月。资料来源：FY22数据基于Enverus Intelligence Research for NFG及同业。同行包括Apex Energy、AR、Arsenal、Ascent Resources、CHK、CNX、CTRA、Encino Energy、EQT、TERM3、GPOR、Greylock Energy、HG Energy、NNE、Olympus Energy、PennEnergy、REP、RRC、Snyder Brothers、SWN、TUg Hill。FY23至FY25 NFG数据基于估算。> 10年多产的EDA库存按预期发展速度百分比的EDA TILs：~30%~50%~60%~80%~100%的Seneca EDA 2022/2023 NE/SW Appalachia Peer Program生产力显着提高BES-in-Class Well Performance already low breakeven持续改善

资本配置优先事项推动支出水平（2）总资本支出包括企业和所有其他。与合并现金流量表中列报的资本支出的对账包含在本列报的末尾。20财年反映了与2020年7月收购阿巴拉契亚上游资产相关的勘探与生产部门的净额2.83亿美元和Gathering部门的净额2.23亿美元。23财年反映了与收购阿巴拉契亚上游资产相关的勘探与生产部门的净额1.5亿美元。按部门分列的资本支出（百万美元）（1）资本分配优先事项$ 120-$ 140 $ 95-$ 110 $ 150-$ 175有机投资负责任地管理资产负债表向股东的资本回报高度战略性并购投资通过现代化和管道扩张实现受监管的增长维持上游的0-5 %增长/聚集维持投资级信用评级目标最优利率使资本结构保持54年的股息增长历史增值股票回购上游/聚集：地理位置接近现有业务的综合机会受监管：增长以平衡业务组合（2）$ 495-$ 525 $ 95-$ 110

保持强劲的资产负债表和流动性截至2024年6月30日的58亿美元总资本化净债务/调整后EBITDA（1）按财政年度划分的资本化债务到期情况（百万美元）截至2024年6月30日的流动性净债务为现金和临时现金投资净额。本演示文稿末尾包含净债务和调整后EBITDA与净收入的对账。2024年4月提取了300毫米定期贷款，取代了未偿还的商业票据。承诺信贷便利定期贷款（2026年2月到期）未偿短期债务可用短期信贷便利现金余额总流动性$ 1,300毫米（300mm）0毫米1,000毫米81毫米1,081毫米当前信用评级债务标普 BBB-穆迪Baa3惠誉BBB投资级信用评级在2020年贝壳收购后迅速去杠杆。$300 (2)

勘探与生产&采集概览Seneca Resources Company，LLC 国家燃气 Midstream Company，LLC补充信息：分部概览

专注于资本效率和FCF世代近期战略资本支出（百万美元）（1）2024财年之后的净产量（BCFE）调节活动水平，以实现0%至5%的产量增长为目标发展计划侧重于EDA以实现回报和资本效率最大化EDA Tioga：最活跃的开发领域侧重于Utica和Marcellus EDA莱康明：适度开发侧重于Marcellus WDA：有限开发侧重于Utica本演示文稿末尾包含了与合并现金流量表中列报的资本支出的对账。23财年反映了与收购上游资产和种植面积相关的1.5亿美元净额。E & P和Gathering + 10%-13 % EDA – 313,000英亩WDA – 925,000英亩

整合推动行业领先的成本Structure Seneca现金运营支出（$/McFE）G & A估计值是2024财年G & A指导范围的中点。这两个LOE组成部分的总和代表了2024财年LOE指导区间的中点。（2）E & P和Gathering（2）Seneca + Gathering现金运营支出（$/mcfe）$ 0.47减持

EDA中发展机会的长跑道12 Utica Development Marcellus Development Exploration & Production：Low risk development locations：~200 Utica，80 Marcellus gathering infrastructure：NFG Midstream Tioga gathering systems Numerous marketing opportunities：Ability以利用Seneca稳固的运输能力：Empire Tioga County Extension，Leidy South and Northeast Supply Diversification（Tioga Pathway 2026）Gathering：Seneca and第三方生产来源，系统容量高达每天97万Dth Exploration & Production：Low risk development locations：~20 Marcellus gather系统容量高达每天58.5万DDth预计将为2024和2025财年产生10 – 1500万美元的第三方收入，宾夕法尼亚州莱康明县Tioga县，宾夕法尼亚州12 EDA E & P和Gathering

WDA中的高质量面积，主要拥有600 + Marcellus页岩和500 + Utica页岩井位的收费潜力具有多个互连的大型聚集系统提供了进入优质市场的稳固运输组合的机会高度连续的收费面积（无特许权使用费）增强了经济性并提供了开发灵活性Beechwood地区的结果提供了长期开发的可选性西部开发区（WDA）亮点Marcellus & Utica趋势航道（1）（1）Utica页岩位于塞内卡WDA Marcellus面积下方约5,000英尺处。Gathering System Map WDA Gathering迄今为止的总投资~400美元mm Seneca生产来源，系统容量高达750K Dth/d支持Seneca近期开发计划Utica Trend Marcellus Trend E & P和Gathering所需的最小收集管道和压缩投资

长期合同支持的E & P和Gathering生产对加拿大、道恩、TPG-200（占总数的45%）对中大西洋、美国东南部（占总数的20%）对纽约、新泽西州、东北部（占总数的35%）~1 BCF/d的实盘运输NE供应多样化（TGP）50,000Dth/d（Canada-Dawn）（EDA-Tioga）Niagara Expansion（TGP & NFG-供应）Canada-Dawn & TGP 200170,000Dth/d（WDA）Atlantic Sunrise（Transco）Mid-Atlantic & Southeast US 189,405Dth/d（EDA-Lycoming）增量实盘销售合同（1）将继续分层实盘销售协议，以减少盆地内现货敞口Leidy South（Transco & NFG-供应）Transco Zone 6非NY 330,000Dth/d *产能可供所有三个产区（WDA、EDA-Tioga、和EDA-Lycoming）Tioga County Extension（NFG-Empire）Canada-Dawn & NY Markets 200,000Dth/d（EDA Tioga）公司2024-2025财年销售组合代表与公司运输能力无关的近似基础公司销售合同。Base firm sales are either fixed priced or priced at an index（e.g.，NYMEX）+/-a fixed base and do not carry any transportation costs。

2024财年销售组合提供了近期价格确定性Q4成交量：固定价格18 BCFE，与NYMEX挂钩的67 BCFE，指数5 BCFE。与NYMEX挂钩的价格和指数价格显示为与NYMEX的差异和每百万英热单位的美元。价格确定性定义为通过固定价格实盘销售或与NYMEX挂钩的实盘销售与NYMEX掉期配对锁定价格的交易量。最低保护定义为通过与NYMEX挂钩的实盘销售与NYMEX项圈配对锁定最低价格的交易量。包括差价在内的平均实现价格为：下限2.56美元，上限3.13美元。E & P和Gathering（$ 1.21）（$ 0.66）$ 2.43 $ 2.60 103 BCFE公司销售和生产Cadence价格实现与套期保值（净BCFE，$每MMBTU）~390-400 NYMEXFloor：$ 3.22上限：$ 3.79（$ 0.79）$ 1.50（2）（3）（1）与NYMEX96 BCFE的差额

2025财年销售组合提供了高度的价格确定性Q1销量：固定价格20 BCFE，与NYMEX挂钩的64 BCFE，指数7 BCFE。Q2成交量：固定价格20 BCFE，NYMEX联动62 BCFE，指数8 BCFE。Q3成交量：固定价格19 BCFE，NYMEX-Linked 49 BCFE，Index 22 BCFE。Q4成交量：固定价格19 BCFE，NYMEX联动50 BCFE，指数21 BCFE。与NYMEX挂钩的价格和指数价格显示为与NYMEX的差异和每百万英热单位的美元。价格确定性定义为通过固定价格实盘销售或与NYMEX挂钩的实盘销售与NYMEX掉期配对锁定价格的交易量。最低保护定义为通过与NYMEX挂钩的实盘销售与NYMEX项圈配对锁定最低价格的交易量。包括差价在内的平均实现价格为：最低2.74美元，上限3.85美元。E & P和Gathering（$ 0.93）（$ 0.93）（$ 0.69）（$ 0.69）$ 2.51 $ 2.51 $ 2.66公司销售和生产节奏（1）使用套期保值实现的价格（净BCFE，$每MMBTU）~400-420NYMEXFloor：$ 3.43上限：$ 4.54（$ 0.82）$ 2.30（2）（3）与NYMEX（$ 0.94）（$ 0.71）$ 2.44（$ 1.06）（$ 0.70）$ 2.43

对冲计划：受制于上行的潜在重大机会，从天然气价格上涨中获取价值随着时间的推移在对冲中分层的有条不紊的方法保护了近期收益和现金流，同时保持了上行空间。维持我们投资级信用状况E & P的强度，并收集75-80 % 55-60 %~40%~27%假设每年约410 BCF的产量。注：FY24为剩余三个月的对冲百分比。(1) ~73% ~60%

行业领先的专注于可持续发展E & P和收集负责任的气体认证，甲烷检测&生物多样性公平起源– EO100TM负责任能源发展认证标准认证侧重于三项排放管理标准：甲烷强度公司管理甲烷排放监测技术部署的实践MiQ（100%阿巴拉契亚资产– 2023年8月重新认证）100%的天然气生产于2023年12月获得认证和重新验证，实现了同行领先的“A”级认证等级甲烷检测标准垫设计，包括安装在生产设备附近的固定气体检测系统，定期对所有资产进行视听-嗅觉检查季度泄漏检测所有资产的修复和修复（LDAR）调查试点连续排放监测设备获得“A”级认证——现有最高认证级别的生物多样性表面足迹中性计划侧重于恢复、增强或保护生物多样性，将每一英亩受干扰的土地归还给环境，重点关注传粉媒介和植树、河岸稳定和增强水生野生动物的自愿倡议2023年100%的采集系统资产获得认证塞内卡正在参与AMI的2024年监测计划AMI是一项主动行动，旨在加强甲烷监测和减排的全流域举措AMI包括对运营商资产以及非石油和天然气资产的空中调查

Pipeline & Storage概览国家燃气供应公司Empire Pipeline，Inc.补充信息：分部概览

截至2023年9月30日每年披露的管道和存储部门概览。截至2023年12月31日，分别由国家燃气供应公司和Empire Pipeline，Inc.的2023年FERC Form-2报告计算得出。Empire Pipeline，Inc. 国家燃气供应公司Empire Pipeline Supply Corp.合同容量（1）：实盘运输：每天3,408 MDth实盘存储：70,693 MDth（全额认购）费率基数（2）：~12.44亿美元FERC费率程序状态：费率案件于24财年第二季度结算并经FERC批准，2024年6月11日新费率自2024年2月1日起生效合同容量（1）：实盘运输：每天1,048 MDth实盘存储：3,753 MDth（全额认购）费率基数（2）：~3.17亿美元FERC费率程序状态：自2019年1月起生效的费率必须在2025年5月1日之前申请新费率管道和存储

截至2023年9月30日每年披露的管道和存储客户组合公司运输客户运输按托运人类型（1）附属客户组合（合同容量）。管道和存储

管道现代化和扩建项目推动增长与合并现金流量表中列报的资本支出的对账包含在本演示文稿的末尾。FY24E和FY25E资本支出以指引中点呈现。投资支持长期利率基数增长~5-7 %管道和存储同比增长~8%来自现代化率基数增长驱动长期现代化和每年约100-150毫米的减排支出扩建项目推动进一步的增长潜力，例如Tioga Pathway项目（2026财年）

Tioga Pathway项目–有机增长能力：190,000 DYth/day预计年收入：~1500万美元（由与Seneca的15年协议支撑）预计资本成本：~1亿美元将分配给现代化设施设施（全部位于宾夕法尼亚州）的部分资本包括：约20英里的新管道约4英里的20英寸管道更换/现代化目标在役日期：2026年年底监管流程：FERC 7（c）申请（预计2024年8月）管道和存储项目为供应提供了长期收入增长，同时为Seneca的EDA开发提供了额外的出口

持续扩展Supply Corp. Line N系统在过去四年中，该公司已成功投入服务的几个项目增加了：合同实盘运输：158,000 Dth/d合同实盘存储：267,000 Dth合并年收入：约700万美元管道和存储Mercer Rover Holbrook Columbia Interconnect最近扩展的Line N附加Line N扩展机会系统与其他长程管道的互连和系统上的负载提供了持续的机会，以运输额外的数量，评估最终用户的潜在项目，以及可能到达各个市场的生产商和营销商的项目，包括在Mercer的Rover和TGP管道

Northern Access项目交付点：350,000Dth/d至Chippawa（TCPL互连）140,000Dth/d至East Aurora（TGP 200线路）监管/法律状态：2017年2月– FERC 7（c）证书于2018年8月颁发– FERC发布命令，裁定NY DEC放弃水质认证（WQC）2019年4月– FERC拒绝重新审理WQC放弃令（维持放弃裁定）2021年3月–美国第二巡回上诉法院驳回对FERC放弃令的上诉2022年6月– FERC向Dawn NE US（TGP 200）Pipeline & Storage授予证书延期至2024年12月31日

公用事业概况国家燃气分销企业补充资料：分部概况

纽约和宾夕法尼亚服务地区纽约客户总数（1）：目前正待解决，正在进行中的结算讨论总客户（1）：~540,000允许ROE：8.7%（NY PSC费率案例订单，2017年4月）费率机制：收入脱钩天气正常化低收入费率商家功能收费（Uncollectibles Adj.）90/10共享（大客户）系统现代化/改进跟踪器（2）宾夕法尼亚州最后费率案例：2023年（2023年8月1日生效的费率）客户总数（1）：~214,000允许ROE机制：暗箱结算（2023）-23毫米增费率机制：天气正常化（2023年8月1日增加），受制于3%死带低收入率商家功能收费（Uncollectibles Adj.）有资格获得分销系统改进收费（DSIC）现代化跟踪器，截至2023年9月30日每年披露。应用于2024年9月30日前投入使用的新工厂。实用程序

NY Utility Rate Case Status Rate Case is conducting with New Rates Expected to Start October 1,2024 Utility filed case on October 31,2023；National Fuel’s base rates has not changed since the last base rate case was litigated in 2017 March 22 rebution testimony filed，2024年；正在进行结算讨论提议的基准费率上调= 8300万美元（净利率收入6710万美元）（1）基地交付收入增长28.8%（净利率收入增长23.0%）提议的基地收入增长12.0%提议的基地收入增长关键驱动因素提议的资本Structure和回报：资本TERM0/52%的股本回报率= 9.8%的增加率基数和与较高的工厂在役总费率基数相关的折旧费用在费率年=~10.3亿美元（1）将容易发生泄漏的管道更换目标维持在每年110英里的运维费用膨胀（例如，劳动力和福利）实施2023年7月向纽约州PSC提交的长期计划的要素（例如混合供暖、需求响应、RNG和RSNG试点）寻求无法收回的费用跟踪器的批准。该公司于2024年3月22日提交了反驳证词和证据，将要求的基本费率上调从8880万美元修改为8300万美元。参考NY PSC案例案卷23-G-0627。实用程序

该州首家提交LTP（长期计划）的公用事业公司NY PSC于2023年12月实施了经修改的NFG的LTP，其中包括以负担得起且实用的方式实现该州气候目标的“所有上述途径”LTP包括混合供暖、需求响应、RNG和RSNG试点系统现代化NFG继续获得支持，可加速和主动投资更换易泄漏管道当前的现代化跟踪器可减少费率基数增长的监管滞后支持费率机制包括：天气正常化–根据与平均天气收入脱钩相比的温度差异调整账单–将使用与收入分开，用于节能工业90/10 –为大型商业和工业客户提供对称共享边际纽约州监管环境继续优先考虑获得安全、可靠和负担得起的能源纽约州公用事业监管环境公用事业

客户负担能力纽约州宾夕法尼亚州基于NYPSC要求的公司网站上发布的2023年平均每月住宅账单数据。基于对2024年PAPCC年度利率比较报告的分析，其中包括2023年平均每月住宅账单的数据。公用事业# 3选9燃气公用事业（1）# 1选6燃气公用事业（2）

公用事业公司继续其在安全方面的重大投资（1）与合并现金流量表中列报的资本支出的对账包含在本列报的末尾。23财年至24财年的增长部分是由于纽约州《道路挖掘质量保证法案》（“REQAA”）的估计影响，该法案将在未来几年继续增加投资成本。长期关注配电系统安全和可靠性公用事业现代化在纽约的支出预计将在2024财年增加8-9美元的毛利率（2）

长期管道更换和现代化NY 9,817 miles PA 4,832 miles Utility Main Pipeline Replaced（2）Utility Main Pipeline by Material（1）（1）根据DOT的要求，所有数值均按日历年报告，截至2023年12月31日。（2）根据NYPSC和PAPCC的要求，所有数值均按财政年度报告。实用程序

基准排放和减排目标是根据EPA GHG报告计划（当前的SubPart W，并使用AR5）下的报告方法计算的，主要是配电管道干线和服务。2019年颁布的《纽约州气候领导和社区保护法》。目标超过了《纽约州气候法案》（CLCPA）（2）中所包含的减排量，主要是由正在进行的干线和服务公用事业现代化推动的减排量，目标是大幅减排203075%迄今为止，公用事业GHG排放量已大幅减少75%，在系统现代化努力的推动下实现了GHG减排目标，继续专注于降低自1990年以来的碳足迹~67%（484,000公吨CO2e）公用事业GHG减排目标（1）（基于1990年EPA Subpart W排放量）90% 2050公用事业

通过公用事业公司的区域发展计划First on-system项目上线，Promoting Renewable & Certified Natural Gas获得了四笔110万美元的RNG赠款。生产量~50000千立方英尺/年。到2020财年，Future Distribution Corporation获得了纽约州和宾夕法尼亚州公用事业委员会的批准，可将RNG纳入其配电系统。纽约气候行动委员会通过的最终范围规划计划包括在未来的燃气系统规划中考虑替代燃料和技术低碳资源倡议（LCRI），预计这将为NFG提供机会，以利用其区域足迹内的技术加速，继续与监管机构和第三方合作，以推进公用事业长期计划中的零和低碳机会，目前正在建设三个站点位置。到2025年底，预计RNG产量将达到38.6万千立方英尺/年。经认证的天然气试点项目：宾夕法尼亚州（1）期限：截至2027年7月31日的三年试点项目认证提供商和级别：MiQ A级或B级，或OGMP 2.0 4级或5级认证上限溢价：年度支出不超过175,000美元的认证溢价上限不超过0.07美元/天/天纽约（2）提议：三年试点项目认证提供商和级别：MiQ A级或B级OGMP 2.0 4级或5级认证上限溢价：年度支出不超过300,000美元的宾夕法尼亚州CNG试点项目通过1307（f）结算R-2024-3045177获得批准。纽约CNG试点计划细节与当前纽约利率案中的提议相同。RNG（可再生天然气）进展：

费率案例概述补充信息

费率案例概述：时间和状态供应Empire NY PA监管机构（受监管）FERC FERC NY PSC PAPUC时间/状态结算获得FERC批准2024年6月11日新费率于2024年2月1日生效自2019年1月1日起生效的无暂停或复出期利率必须在2025年5月1日之前申请新费率备案费率案例2023年10月31日生效的预期新费率案例正在进行结算，于2023年6月批准自8月1日起生效的费率，2023费率基数（1）（百万）$ 1,244 $ 317 $ 823请求à $ 1,030 $ 412股权比率未说明–黑箱结算未说明–黑箱结算NY PSC费率案例2017年4月à 43%请求à 52%未说明–黑箱结算授权ROE未说明–黑箱结算未说明–黑箱结算NY PSC费率案例2017年4月à 8.7%请求à 9.8%未说明–黑箱结算Pipeline & Storge Utility代表监管文件中的最新可用信息。供应和帝国费率基准金额截至2023年12月31日。NY截至2023年8月31日，PA截至2023年12月31日。橙色最新更新

指导&其他财务信息补充信息

2025财年收益指引更新2024财年收益指引5.00美元至5.10美元/股（1）5.75美元至6.25美元/股初步2025财年收益指引400-420 BCFE（从2024财年的395-400增加）~2.62美元至2.66美元/千立方英尺（2）（从2024财年的~2.44美元增加）关键指导驱动因素净产量已实现天然气价格（对冲后）管道和存储公用事业待决率案例结果4.15美元至4.35亿美元（比2024财年增加约18毫米）管道和存储收入税率有效税率24.5-25%（从2024财年的~24.5%增加）管道和存储折旧费用2-3 %增加G & A费用0.18-0.19美元/千立方英尺（增加从2024财年的~0.18美元）DD & A费用0.70美元-0.74美元/千立方英尺（从2024财年的~0.71美元增加）~5%增长管道和存储O & M费用非监管2.45-2.55亿美元（比2024财年增加~5mm）聚集收入聚集O & M费用~0.10美元/千立方英尺吞吐量（从2024财年的~0.09美元增加）勘探和生产聚集管道和存储公用事业LOE费用0.68美元-0.70美元/千立方英尺（与2024财年的~0.69美元一致）公用事业运营收入不包括影响可比性的项目。请参阅本演示文稿末尾的可比GAAP财务指标幻灯片和对账。假设2025财年的NYMEX定价为3.25美元/百万英热单位，流域内现货定价为2.30美元/百万英热单位，并反映现有金融对冲、实盘销售和实盘运输合同的影响。+19%

财务业绩和主要驱动因素调整后的经营业绩（1）不包括影响可比性的项目。请参阅本演示文稿末尾的可比GAAP财务指标幻灯片和对账。合并调整后EBITDA包括公司及所有其他。按分部分列的调整后EBITDA与净收入的对账，如合并收入和利润报表中所示，再投资于该业务，列于本演示文稿的末尾。调整后EBITDA（2）（$每股）FY24主要驱动因素E & P和Gathering：天然气价格天然气生产和Gathering吞吐量P & S：供应费率的影响案例增加公用事业：宾夕法尼亚州费率增加的影响（百万美元）

前瞻性陈述的安全港本演示文稿可能包含1995年《私人证券诉讼改革法案》所定义的“前瞻性陈述”，包括有关未来前景、计划、目标、目标、预测、天然气数量估计、战略、未来事件或业绩和基本假设、资本结构、预期资本支出、建设项目完成、养老金和其他退休后福利义务的预测、采用新会计规则的影响以及诉讼或监管程序的可能结果的陈述，以及通过使用“预期”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“计划”、“预测”、“项目”、“相信”等词语来识别的陈述，“寻求”、“将”、“可能”等类似表述。前瞻性陈述涉及风险和不确定性，可能导致实际结果或结果与前瞻性陈述中表达的结果或结果存在重大差异。公司的期望、信念和预测是善意表达的，并被公司认为有合理的基础，但无法保证管理层的期望、信念或预测将导致或实现或完成。除其他因素外，以下是可能导致实际结果与前瞻性陈述中讨论的结果存在重大差异的重要因素：SEC对天然气储备的完全成本上限测试下的减值；天然气价格的变化；公司须遵守的法律、法规或司法解释的变化，包括涉及衍生品、税收、安全、就业、气候变化、其他环境问题、不动产以及水力压裂等勘探和生产活动的变化；政府/监管行动、倡议和诉讼，包括涉及费率案件的行动、倡议和诉讼（其中涉及，除其他外，目标回报率、费率设计、保留天然气和系统现代化）、环境/安全要求、关联关系、行业结构和特许经营权更新；公司准确估计达到排放目标所需的时间和资源的能力；政府/监管行动和/或市场压力，以减少或消除对天然气的依赖；与公司项目或其他公司的相关项目有关的成本增加或延迟或计划变更，以及在获得必要的政府批准、许可或订单或获得互联设施运营商合作方面的困难或延迟；经济状况的变化，包括通货膨胀压力，供应链问题、流动性挑战以及全球、国家或区域经济衰退，及其对公司产品和服务的需求和客户支付能力的影响；公司主要供应商、客户和交易对手的信誉或表现；金融和经济状况，包括信贷的可用性，以及影响公司以可接受的条件获得融资的能力，用于营运资金、资本支出和其他投资，包括公司信用评级的任何下调以及利率和其他资本市场条件的变化；在不同地理位置销售的类似数量的天然气之间的价差变化，以及此类变化对商品生产、收入和进出这些地点的管道运输能力需求的影响；信息技术中断、网络安全或数据安全漏洞的影响；影响公司成功识别、钻探和生产经济上可行的天然气储量的能力的因素，其中包括地质、租赁可用性和成本、所有权纠纷、天气条件，用水供应和处理或回收用水的机会、钻井作业所需的设备和服务短缺、延误或不可用、收集、加工和运输能力不足、需要获得政府批准和许可以及遵守环境法律法规；公司完成战略交易的能力；增加的医疗保健成本以及由此对健康保险费和提供其他退休后福利的义务产生的影响；具有不同质量、热值的类似数量的天然气之间的价差的其他变化，碳氢化合物混合物或交货日期；针对公司的法律和行政索赔或激进股东运动的成本和影响，以在公司实现变革；与代表公司员工的集体谈判单位进行谈判， 包括谈判期间可能出现的停工；天然气储量估计的不确定性；公司天然气的预计和实际生产水平之间存在重大差异；人口形态和天气条件的变化（包括与气候变化相关的变化）；衍生金融工具的可用性、价格或会计处理的变化；法律、精算假设、利率环境以及与公司养老金和其他退休后福利相关的计划/信托资产回报的变化，这些变化可能影响未来的筹资义务和成本以及计划负债；重大事故、火灾、恶劣天气导致的经济中断或未投保损失，自然灾害、恐怖活动或战争行为，以及由于第三方中断造成的经济和运营中断；公司预计和实际的资本支出和运营费用之间存在重大差异；或增加保险成本、保障范围和获得保险的能力的变化。前瞻性陈述包括对天然气数量的估计。探明天然气储量是指通过对地球科学和工程数据的分析，在现有经济条件、作业方法和政府规定的条件下，可以合理确定地估算出可经济生产的天然气数量。其他对天然气数量的估计，包括对可能储量、可能储量和资源潜力的估计，就其性质而言，比对已探明储量的估计更具投机性。因此，除已探明储量以外的估计数实际实现的风险要大得多。我们敦促投资者仔细考虑我们在www.nationalfuel.com上提供的10-K表格中的披露。您也可以在SEC的网站www.sec.gov上获得这份表格。本演示文稿中有关甲烷和温室气体减排计划和目标的前瞻性陈述和其他陈述并不表明这些陈述对投资者来说一定很重要或需要在我们提交给SEC的文件中披露。此外，有关甲烷和温室气体排放的历史、当前和前瞻性陈述可能基于衡量仍在发展的进展的标准、内部控制和不断发展的流程以及未来可能发生变化的假设。有关上述风险以及可能导致实际结果与前瞻性陈述中提及的结果存在重大差异的其他因素的讨论，请参阅公司截至2023年9月30日的财政年度的10-K表格中的“风险因素”，以及截至2023年12月31日、2024年3月31日和2024年6月30日的季度的10-Q表格。公司不承担更新任何前瞻性陈述以反映其日期之后的事件或情况或反映意外事件发生的任何义务。

对冲投资组合和上限公司销售2024年第四季度2025年第一季度2025年第二季度2025年第三季度2025年第四季度2025财年2026财年2027财年2028财年掉期单位交易量MMBTU 38,67033，73031,65024，82524,82540，63521,7501，750 WTD。平均。地板$/MMBTU $ 3.35 $ 3.42 $ 3.49 $ 3.54 $ 3.54 $ 3.95 $ 4.16 $ 4.16领卷MMBTU 14,40011，92013,30515，93015,93050，5953,560-WTD。平均。天花板$/MMBTU $ 3.79 $ 4.37 $ 4.61 $ 4.58 $ 4.58 $ 4.68 $ 4.76--WTD。平均。地板$/MMBTU $ 3.22 $ 3.40 $ 3.47 $ 3.43 $ 3.43 $ 3.48 $ 3.53--固定价格实物量MMBTU 18,57720，37720,61519，60219,88576，66159,11821，936 WTD。平均。最低$/MMBTU $ 2.43 $ 2.44 $ 2.44 $ 2.51 $ 2.52 $ 2.44 $ 2.50 $ 2.68封顶实盘销售量MMBTU 2,7442，7322,6682，6972,727919----NYMEXCap $/MMBTU $ 2.92 $ 2.92 $ 2.92 $ 2.92 $ 2.92 $ 2.92 $ 2.92 Volume MMBTU 1,5681，5241,5411，5585,8365，913504 NYMEXCap $/MMBTU $ 4.95 $ 4.95 $ 4.95 $ 4.95 $ 4.95 $ 4.95 $ 4.95 $ 4.95 $ 4.95 $ 4.95 Volume MMBTU 1,9131，9051,8601，8811,9027，1217

实盘运输承诺量（DTH/d）生产来源交付市场需求费用（$/DTH）天然气营销策略东北部供应多样化田纳西州天然气管道Niagara扩建TGP & NFG-供应Leidy South/FM100 WMB – Transco；NFG-供应50,000158，000 EDA – Tioga WDA – CRV WDA – CRV EDA-Lycoming 12,000 Canada（Dawn）Canada（Dawn）TGP 200（PA）$ 0.46（3rd party）TERM0NFG管道-$ 0.24 3rd party-$ 0.40 $ 0.18（NFG pipeline）实盘销售合同Dawn/NYMEXCurrently in service实盘销售合同Dawn/NYMEXAtlantic Sunrise WMB-Transco 189,405 EDA-Lycoming Mid-Atlant合约NYMEX/Market Indices 330,000 Transco Zone 6 NNY $ 0.66（3rd Party）Firm Sales Contracts Transco Zone 6 NNY/NYMEXTioga County Extension NFG – Empire EDA – Tioga Firm Sales Contracts TGP 200（NY）/NYMEX/Dawn Eastern EDA – Tioga Capacity Release $ 0.19（3rd Party）100,000 In-Basin 158,00042，000 TGP 200（NY）Canada（Dawn）ABC（Dawn）NFG管道-0.23美元3rd Party-0.15美元

可比的GAAP财务指标幻灯片和对账本演示文稿包含某些非GAAP财务指标。对于包含非GAAP财务指标的页面，下面的幻灯片中提供了包含最直接可比的GAAP财务指标和对账的页面。该公司认为，其非公认会计准则财务指标对投资者有用，因为它们为评估公司的持续经营业绩或流动性以及将公司的财务业绩与其他公司进行比较提供了一种替代方法。公司管理层使用这些非GAAP财务指标的目的相同，并用于规划和预测目的。非美国通用会计准则财务指标的列报并不意味着可以替代根据美国通用会计准则编制的财务指标。管理层将调整后的经营业绩定义为在影响可比性的项目之前报告的GAAP收益。管理层将调整后EBITDA定义为在以下项目之前报告的GAAP收益：利息费用、所得税、折旧、损耗和摊销、其他收入和扣除、减值以及营业收入中反映的影响可比性的其他项目。修订后的收益指引范围不包括影响截至2024年6月30日止九个月收益可比性的某些项目的影响，其中包括：（1）石油和天然气资产的税后减值，使每股收益减少1.57美元；（2）衍生资产的税后未实现亏损，使每股收益减少0.04美元；以及（3）其他投资的税后未实现收益，使每股收益增加0.02美元。虽然公司预计将在截至2024年9月30日的三个月内对衍生资产的未实现损益和投资的未实现损益进行某些调整，但目前无法合理确定这些调整和其他潜在调整和费用的金额，包括上限测试减值。因此，该公司无法提供非公认会计原则基础以外的收益指引。管理层将自由现金流定义为经营活动提供的净现金，减去投资活动使用的净现金，并根据收购和资产剥离进行调整。如果没有不合理的努力，公司无法提供本演示文稿中所述的预计自由现金流与其各自按照公认会计原则计算的可比财务指标的对账。这是由于我们无法可靠地预测可比的GAAP预测指标，包括营业收入和总生产成本，因为某些损益表项目的影响、时间和潜在意义未知。

非公认会计原则调节–调整后EBITDA

非公认会计原则调节–调整后EBITDA，按分部

非美国通用会计准则对账–截至6月30日的三个月调整后经营业绩，（以千为单位，每股金额除外）20242023报告的GAAP收益$（54,158）$ 92,620影响可比性的项目：石油和天然气资产减值（E & P）$ 200,696 —石油减值的税收影响和天然气资产$（55,686）—衍生资产（E & P）未实现（收益）损失$ 1,186 $ 1,430衍生资产未实现（收益）损失的税收影响$（325）$（392）其他投资（公司/所有其他）未实现（收益）损失$ 15 $（355）其他投资未实现（收益）损失的税收影响$（3）$ 74调整后经营业绩$ 91,725 $ 93,377报告的GAAP每股收益$（0.59）$ 1.00影响可比性的项目：石油和天然气资产减值，税后净额（E & P）$ 1.58 —衍生资产未实现（收益）损失，税后净额（E & P）0.01美元0.01美元四舍五入$（0.01）—调整后每股经营业绩$ 0.99 $ 1.01

非公认会计原则调节–自由现金流

和解–资本支出

和解– E & P运营费用