ECA Marcellus信托I

见未经审计财务报表附注。

ECA Marcellus信托I

（未经审计）

见未经审计财务报表附注。

ECA Marcellus信托I

（未经审计）

见未经审计财务报表附注。

ECA Marcellus Trust I

（未经审计）

注1。信托组织

ECA Marcellus Trust I是一家特拉华州法定信托，由美国能源公司（“Legacy ECA”）于2010年3月成立，拥有来自Marcellus页岩层的14口生产水平天然气井的特许权使用费权益，所有这些井均处于在线状态，位于宾夕法尼亚州格林县（“生产井”），以及随后在“共同利益区域”（“AMI”）内钻探到Marcellus页岩层（“PUD井”）的52口水平天然气开发井的特许权使用费权益，包括Legacy ECA持有的约9,300英亩土地，其中它拥有几乎所有的工作权益，在宾夕法尼亚州格林县。信托的生效日期为2010年4月1日；因此，即使直到2010年7月7日首次公开发行结束时才将PDP特许权使用费权益转让给信托，信托仍从该日起收到了归属于PDP特许权使用费权益（此处定义）的生产收益。该信托获授权发行的单位总数为17,605，000个单位，现已全部为普通单位。特许权使用费权益来自Legacy ECA在生产井和仅限于Marcellus页岩地层的PUD井（“基础资产”）的工作权益。2017年11月，Greylock Energy，LLC及其若干全资附属公司（“Greylock Energy”），包括担任标的井运营商的Greylock Production，LLC（“Greylock Production”）和Greylock Midstream，LLC（“Greylock Midstream”），其附属公司营销和收集某些天然气，收购了Legacy ECA的大量资产，如附注4所述。

生产井的特许权使用费权益（“PDP特许权使用费权益”）使信托有权从销售天然气生产中获得90%的收益（不包括任何生产或开发成本，但已扣除生产后成本和任何适用的税款），归属于保荐人在生产井中的初始权益。PUD井的特许权使用费权益（“PUD特许权使用费权益”，与PDP特许权使用费权益合称“特许权使用费权益”）使信托有权从销售天然气生产中获得50%的收益（不包括任何生产或开发成本，但已扣除生产后成本和任何适用的税款），归属于保荐人在PUD井的初始权益。

信托有关特许权使用费的现金收入是在扣除后期制作成本和与永久特许权使用费相关的任何适用税款后确定的。信托可供分配的现金减少了通过信托管理费用。生产后成本通常包括收集、压缩、运输、加工、处理、脱水和销售所生产的天然气所产生的成本。在Legacy ECA于2011年履行其钻探义务之前，Greene County Gathering System（“GCGS”）上此类后期生产成本的费用（“后期生产服务费”）被限制为每MMBTU 0.52美元；此后，保荐人被允许在必要的范围内增加后期生产服务费，以收回GCGS中的某些资本支出。此外，如果在压缩过程中使用电力压缩代替天然气作为燃料，则特许权使用费收益将减少用于信托转让文件中规定的电力使用。

截至2025年9月30日止三个月期间，归属于特许权使用费权益的信托收益总额为70万美元，截至2025年9月30日止连续四个季度的收益总额约为360万美元。归属于特许权使用费权益的总收益取决于从基础资产中提取和销售的碳氢化合物的数量以及这些销售实现的价格。该信托对出售的数量或从这些出售中实现的收益都没有控制权或影响力。在价格下降的时期，归属于特许权使用费权益的总收益可能会下降。例如，信托有权获得的特许权使用费收入从2022年末开始出现大幅下降，这是由于较低的实际价格以及在较小程度上主要与基础资产固有的自然产量下降有关的数量下降所致。未来的销量或已实现的定价或两者兼而有之，可能不足以维持任何连续四个季度的特许权使用费权益应占总收益超过150万美元。

信托协议规定，如果在任何连续四个季度归属于特许权使用费权益的信托总收益低于150万美元，则信托将终止。如果发生这一提前终止事件，信托协议将要求受托人以私下出售或公开拍卖的方式出售特许权使用费权益，但须遵守Greylock Energy购买特许权使用费权益的优先购买权。在出售所有特许权使用费权益、支付所有信托负债及为支付额外预期或或有信托开支或负债订立合理拨备后，受托人将向信托单位持有人分配出售所得款项净额。

信托对其几乎所有现金收入进行季度现金分配，扣除信托管理费用，包括因成为公开交易实体而产生的成本，大约在60^第每个季度完成后的第二天。除非提前终止，否则信托将于2030年3月31日或前后（“终止日”）开始清算，此后不久将结束其事务并终止。在信托终止时，PDP版税权益和PDD版税权益各50%将自动归还给Greylock Production。PDP版税权益及PUD版税权益各余下50%将予出售，所得款项净额将于信托终止后不久按比例分配予单位持有人。Greylock Production将在信托终止时拥有购买剩余50%特许权使用费权益的优先购买权。

该信托的业务和事务由纽约梅隆银行信托公司，N.A.作为受托人管理。虽然Greylock Production经营所有生产井和所有PUD井，但Greylock Production没有能力管理或影响信托的管理。信托或受托人均无任何权力或责任，或任何参与或影响对与特许权使用费权益相关的财产或与之有关的任何方面的运营。

注2。列报依据

编制财务报表要求信托作出估计和假设，这些估计和假设会影响资产和负债的报告金额以及在财务报表日期披露或有资产和负债以及报告期间特许权使用费收入和支出的报告金额。在不限制前述陈述的情况下，所提供的信息是基于对截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的天然气生产归属于信托的特许权使用费收入的某些估计，因此可能会在未来期间进行调整，以反映所述期间的实际产量。

所提供的信息反映了所有正常和经常性的调整，受托人认为，这些调整是公平列报所呈报的中期业绩所必需的。随附的未经审计的中期财务报表应与信托截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告中包含的经审计的财务报表及其附注一并阅读。2024年12月31日的简明资产负债表数据来自经审计的财务报表，但不包括所有适用的财务报表披露。

注3。重要会计政策

随附的未经审计财务信息由受托人根据表格10-Q的说明编制。信托的财务报表与根据美国公认会计原则（“GAAP”）编制的财务报表不同，因为可能会为或有事项建立某些现金储备，而这些现金储备不会在根据GAAP编制的财务报表中计提。按产量单位计算的压倒一切特许权使用费权益的投资摊销直接计入Trust Corpus。这种非GAAP的全面会计基础对应于美国证券交易委员会（“SEC”）根据会计准则编纂（“ASC”）主题932、采掘活动—石油和天然气：特许权使用费信托的财务报表规定的特许权使用费信托允许的会计处理。根据公认会计原则确定的收入将包括所列期间发生的所有费用。然而，信托作为一个传递实体，折旧、损耗和摊销、利息和所得税的费用取决于信托单位持有人的地位和选举。一般和行政费用、生产税或任何其他允许的成本仅在为这些费用支付了现金时才向信托收取。此外，版税权益不受场地和租赁运营费用的负担。因此，可分配收入报表显示可分配收入，定义为在应用这些额外费用（如果有的话）用于折旧、损耗、摊销、利息和所得税之前可分配给信托单位持有人的信托收入。特许权使用费收入在扣除现有特许权使用费和压倒一切的特许权使用费后列报，并已因收集/后期制作费用而减少。

现金：

现金可能包括自获得之日起三个月或更短时间内到期的高流动性工具。

在编制财务报表时使用估计数：

编制财务报表要求信托作出估计和假设，这些估计和假设会影响报告期间资产和负债的报告金额以及特许权使用费收入和支出的报告金额。实际结果可能与这些估计不同。

特许权使用费收入和支出：

信托作为传递实体，有损耗、利息收入和支出项目，所得税属性基于单位持有人的地位和选举。因此，可分配收益表显示了在应用这些单位持有人的额外费用（如果有的话）用于消耗、利息收入和费用以及所得税之前可供分配的收入。

信托使用权责发生制确认特许权使用费收入，这被记录为从基础财产中提取并出售的储备金。费用于支付时确认。

燃气物业的特许权使用费权益：

向信托转让特许权使用费权益作为购买交易入账。资产、负债和信托资产报表中反映为天然气资产版税权益的352,100，000美元代表17,605，000个信托单位，每单位价值20.00美元。信托投资于特许权权益的账面价值并不一定表明此类特许权权益的公允价值。

根据ASC主题360，物业、厂房和设备，每当有事件或情况变化表明其账面值可能无法收回时，均会评估气体资产的特许权使用费以确定净资本化成本是否减值。如果总资本化成本（减去累计摊销）超过归属于相关资产已探明天然气储量的未贴现未来净收入，信托将确定是否有必要对其对天然气资产特许权使用费权益的投资计提减值费用。如有需要，信托将在资本化成本净额超过归属于相关物业探明天然气储量的净利润权益投资的折现公允价值的范围内确认减值费用。任何此类减值费用都不会减少可分配收入，尽管这会减少信托主体。如果存在减值，则减值损失的计量涉及对公允价值的估计，该估计基于贴现现金流技术，使用包括预计收入、未来商品价格、生产成本和特定市场的平均资本成本等假设确定。对归属于探明天然气储量的未贴现未来净收入的估计利用了对未来定价的估计，这些估计通常是根据NYMEX远期定价曲线制定的。于2024年或截至2025年9月30日止三个月及九个月期间，并无确认相关物业的减值。基础物业的重大处置或放弃将计入特许权使用费权益和信托资产；然而，在截至2025年9月30日的三个月或九个月期间，没有发生此类处置或放弃。

气体资产特许权使用费的摊销是按产量单位计算的，据此，信托在资产中的成本基础被通过信托总探明储量除以，得出每储量单位的摊销率。这样的摊销并不会减少可分配收入，而是直接计入Trust Corpus。对估计未来生产单位的修正从已知重大修正之日开始按预期处理。

注4。重申协议

2017年11月29日，Greylock Energy收购了Legacy ECA的几乎所有天然气生产和中游资产，包括Legacy ECA在某些天然气资产中的权益，这些权益受信托持有的特许权使用费权益的约束。

就交易而言，Greylock Production承担了Legacy ECA在信托、Legacy ECA和受托人之间的经修订和重述的信托协议（“信托协议”）以及Legacy ECA和受托人作为当事方的其他文书项下的所有义务，包括（1）Legacy ECA、信托和受托人之间于2010年7月7日签署的行政服务协议，及（2）Legacy ECA与受托人就Legacy ECA向信托作出的若干必要贷款订立的函件协议（“函件协议”），以使信托能够在到期时支付其负债。此外，Legacy ECA、Greylock Production与受托人订立抵押、转让租赁、担保协议、固定装置备案和融资声明的重申和修订（“重申协议”），据此（其中包括），Greylock Production（1）重申留置权和根据现有抵押授予的担保权益，以确保标的物业的权益，以及抵押和Legacy ECA在抵押下的义务，以及（2）承担Legacy ECA在信函协议下的义务。截至2025年9月30日，并无根据信函协议向信托贷款的金额。

注5。所得税

该信托是特拉华州的法定信托，作为联邦和州所得税的合伙企业征税。因此，没有对联邦或州所得税作出规定。不确定的税务头寸在ASC主题740下进行了会计处理，即所得税（“ASC 740”），该主题为财务报表披露在纳税申报表上采取或预期将采取的税务头寸规定了确认阈值和计量属性。此外，ASC 740就终止确认、分类、利息和罚款、中期会计、披露和过渡提供指导。截至2025年9月30日止期间，该信托未发现任何不确定的税务状况。

注6。关联交易

受托管理费用：

根据信托协议的条款，受托人每年收取一笔行政费用，每年可作调整。2024年的年费为176,895美元，2025年为182,202美元。信托将这些费用以及根据下文提及的行政服务协议将支付给Greylock Production的费用记录在所支付的期间内。

行政服务费：

信托和Greylock Production是一份行政服务协议的当事人，该协议规定信托有义务就Greylock Production代表信托执行的与特许权权益相关的会计、簿记和信息服务向Greylock Production支付行政服务费。6万美元的年费按季度等额分期支付。在某些情况下，Greylock Production和受托人各自可在不少于终止日期前90天送达通知后的任何时间终止行政服务协议。

本文件中对“信托”的提及是指ECA Marcellus信托I。如下文“概述”中所述，Greylock Energy于2017年11月收购了美国能源公司的几乎所有资产。本文件中提及的“Legacy ECA”是指美国能源公司及其全资子公司，在讨论转让文件时，是指私人投资者，因为这些实体在Greylock Energy收购资产之前就已经存在。以下对信托财务状况和经营业绩的审查应与财务报表及其附注以及信托截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告（“2024年10-K表格”）中包含的经审计财务报表及其附注一并阅读。该信托基金的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、8-K表格当前报告以及对这些报告的所有修订均可在SEC网站www.sec.gov和http://ect.q4web.com/home/default.aspx上查阅。此处使用的某些术语在附录A中定义。有关运营的所有信息已由Greylock Energy提供给受托人。

关于前瞻性陈述的说明

本报告包含有关Greylock Energy和信托基金的“前瞻性陈述”以及本文讨论的其他受风险和不确定性影响的事项。本文件中除历史事实陈述外的所有陈述，包括但不限于“受托人对财务状况和经营成果的讨论和分析”和“风险因素”下有关Greylock Energy未来经营的财务状况、业务战略、生产和储备增长、开发活动和成本以及其他计划和目标以及与信托有关的所有事项的陈述，均为前瞻性陈述。实际结果和结果可能与预测的结果大不相同。

在这份文件中使用“相信”、“预期”、“预期”、“打算”或类似表述时，旨在识别此类前瞻性陈述。此外，所有关于未来情况或事件的陈述都是前瞻性陈述。除本文件其他部分讨论的因素外，以下重要因素可能会影响整个能源行业的未来结果，尤其是Greylock Energy和信托基金，并可能导致这些结果与此类前瞻性陈述中表达的结果存在重大差异：

本报告描述了可能导致实际结果与Greylock Energy和信托的预期存在重大差异的其他重要因素。可归属于Greylock Energy或信托或代表Greylock Energy或信托行事的人的所有后续书面和口头前瞻性陈述均明确受到此类因素的整体限制。信托不承担更新这些前瞻性陈述的义务，也不承担任何义务。

概述

该信托是根据《特拉华州法定信托法》设立的法定信托。纽约梅隆银行信托公司，N.A.担任受托人。本信托不进行任何业务或活动。信托的目的一般是持有特许权使用费权益（如下所述），将信托在支付信托费用后就特许权使用费权益收到的现金分配给信托单位持有人，并就特许权使用费权益和信托单位履行某些行政职能。受托人对与特许权权益相关的物业的石油和天然气运营的任何方面均无权力或责任，也不参与。信托的全部或几乎全部收入和现金流来自特许权使用费权益。出于联邦和州所得税目的，该信托被视为合伙企业。

2017年11月，Greylock Energy及其某些全资子公司，包括担任标的油井运营商的Greylock Production，LLC和Greylock Midstream，LLC，其子公司营销和收集某些天然气，收购了Legacy ECA的几乎所有天然气生产和中游资产，包括Legacy ECA在信托持有的某些天然气资产中的所有权益，这些权益受特许权使用费权益约束。

就该交易而言，Greylock Production承担Legacy ECA在信托协议及Legacy ECA和受托人作为当事方的其他文书项下的所有义务，包括（1）Legacy ECA、信托和受托人于2010年7月7日签署的行政服务协议，以及（2）Legacy ECA与受托人之间就Legacy ECA将在必要时向信托提供的某些贷款达成的信函协议，以使信托能够在到期时支付其负债（“信函协议”）。此外，Legacy ECA、Greylock Production与受托人订立抵押、租赁转让、担保协议、固定装置备案和融资声明的重申和修订（“重申协议”），据此，（其中包括）Greylock Production（1）重申留置权和根据现有抵押授予的担保权益，以确保标的物业的权益，以及抵押和Legacy ECA在抵押下的义务，以及（2）承担Legacy ECA在信函协议下的义务。

特许权使用费权益由Greylock Production目前在生产井和仅限于基础物业的PUD井中持有的工作权益转达给信托。PDP特许权使用费权益使信托有权在自2010年4月1日开始的20年期间内，从销售可归属于保荐人在生产井中的初始权益的天然气生产中获得90%的收益（不包括任何生产或开发成本，但已扣除生产后成本和任何适用的税款），此后为45%。PUD特许权使用费权益使信托有权从出售可归属于保荐人在PUD井的初始权益的天然气生产中获得50%的收益（不包括任何生产或开发成本，但已扣除生产后成本和任何适用的税款），期限自2010年4月1日起为20年，此后为25%。

Legacy ECA有义务在2014年3月31日之前钻探所有的PUD井。截至2011年11月30日，Legacy ECA已通过钻探40口PUD井（52.06口等效PUD井）履行其对信托的钻井义务，按开发协议的规定计算。因此，将不会为该信托公司钻探更多的井。信托不负责与开发井钻探相关的任何费用或任何其他开发或运营成本。截至2025年9月30日，信托拥有14口生产井和40口开发井（52.06口等效PUD井）的特许权使用费权益，这些井现已建成并投入生产。

信托就特许权使用费收到的现金在扣除后期制作成本和与特许权使用费相关的任何适用税款后确定，而信托可供分配的现金减去通过信托管理费用和预留用于管理费用的任何金额。生产后成本通常包括收集、压缩、运输、加工、处理、脱水和销售所生产的天然气所产生的成本。在Legacy ECA于2011年履行其钻探义务之前，相关GCGS上的此类后期生产成本的费用（“后期生产服务费”）被限制为每MMBTU收取0.52美元；此后，保荐人被允许在必要的范围内增加后期生产服务费，以收回GCGS中的某些资本支出。

Greylock Production和Columbia Gas Transmission，LLC（“Columbia”）是一项运输协议（“运输协议”）的缔约方，该协议最初规定在GCGS下游进行每天45,000百万英热单位的坚定运输。运输协议自2011年8月1日起生效，截至2018年1月1日，Greylock Production承担了Legacy ECA的义务，并规定按哥伦比亚提交的关税税率进行固定运输，从2024年4月到2025年3月31日，该税率约为每百万英热单位0.35美元，按100%的载运率计算。2024年第三季度期间，Greylock Production和Columbia修订了运输协议，规定自2025年1月1日至2027年12月31日期间每天39,901百万英热单位的固定运输。2021年12月1日至2025年3月31日期间生效的《运输协议》下的关税税率是根据哥伦比亚与某些托运人在联邦能源监管委员会（“FERC”）诉讼程序中达成的和解于2022年确定的。

2024年9月30日，哥伦比亚向FERC提交申请，要求提高某些关税税率，自2025年4月1日起生效。2024年10月31日，FERC发布命令，接受并暂停备案，但须退款。经备案，适用合同的关税税率从每百万英热单位约0.35美元增加到每百万英热单位约0.725美元。自2025年4月1日起，哥伦比亚开始收取增加的运输费率。Greylock Production和其他各方在FERC抗议新的拟议关税税率。2025年7月1日，哥伦比亚采取行动，自2025年6月1日起实施第一期结算费率，并将这些费率适用于结算方，包括Greylock Production。首席行政法法官批准了哥伦比亚的动议。哥伦比亚公司以2025年6月每MMBTU 0.4436美元的100%负载因数关税税率向Greylock Production开出发票。2025年8月13日，哥伦比亚在FERC提交了一份拟议的最终和解。2025年9月15日，主审行政法法官以自2025年4月1日至2026年3月31日期间每MMBTU 0.4376美元且每年每MMBTU增加0.0075美元（至2028年3月31日）的FTS费率证明和解为无争议。FERC于2025年10月30日批准了这项和解。哥伦比亚将在60天内就2025年4月和5月收取的初始增加的费率与最终结算费率之间的差额发放退款，Greylock Production预计将在2026年3月31日之前向信托分配归属于信托的退款部分。归属于信托的任何此类退款部分预计不会是重大的。

用于信托利益的公司运输是一种可收取的后期生产成本，信托承担其在这些成本中的相应份额；然而，信托没有被收取与修改与哥伦比亚公司的运输协议相关的成本。

Greylock Production可能就拟从基础物业生产的天然气订立类似的气体供应安排及后期生产服务安排。任何新的气体供应安排或为提供后期生产服务而订立的安排，将用于厘定有关物业的收益。因此，如果任何新的天然气供应安排的成本超过现有安排下的成本，信托的收益可能会下降，任何此类下降都可能是重大的。

一般来说，信托就一口井将收到的生产收益百分比等于（i）信托根据转让条款有权获得的收益百分比（生产井为90%，PUD井为50%）乘以（ii）Greylock Production在该井的净收入权益的乘积。Greylock Production平均拥有生产井81.53%的净营收权益。因此，信托有权平均收取生产井生产收益的73.37%。关于PUD井，与PUD特许权使用费权益相关的转易规定，PUD井的收益将根据基础PUD井仅由总计不超过此类物业收入的12.5%的权益负担计算，无论特许权使用费权益所有者是否实际上有权从此类物业获得更大百分比的收入。例如，假设Greylock Production拥有一口PUD井的100%工作权益，适用的净收入利息是通过将Greylock Production在100%工作权益井中的工作权益百分比乘以未负担利息百分比（87.5%）计算得出的，这样的井将拥有最低87.5%的净收入利息。因此，信托有权从本例中提供的井中获得至少43.75%的生产收益。如果Greylock Production在PUD井中的工作权益低于100%，该信托的收益份额将按比例减少。

信托对其几乎所有的现金收入进行季度现金分配，扣除信托管理费用和成本以及相关准备金后，大约在60^第每个季度完成后的第二天。除非提前终止，否则该信托将于2030年3月开始清算，此后不久将结束其事务并终止。

信托特许权使用费收入和向信托单位持有人现金分配的金额取决于（其中包括）：

天然气市场波动较大。2022年2月俄罗斯与乌克兰爆发战争以及随后对俄罗斯实施的制裁等行动造成了重大的市场不确定性，包括围绕石油和天然气潜在供应中断的不确定性，这进一步加剧了自2022年初以来天然气价格的波动性。乌克兰战争的程度和持续时间、制裁以及由此造成的市场混乱可能非常严重，包括商品价格大幅波动、能源资源供应、金融市场不稳定、供应链中断、政治和社会不稳定、消费者或购买者偏好的变化以及网络攻击和间谍活动的增加，每一种情况都可能对全球经济产生重大影响，从而在一段未知时期内对信托基金的业务产生重大影响。此外，在中东紧张局势加剧的情况下，以色列与伊朗及其代理人之间持续的敌对行动也可能对全球天然气市场产生破坏性影响。尽管目前预计乌克兰和中东的事件不会对信托的业务、现金流、流动性或财务状况产生实质性影响，但Greylock Energy和受托人都无法预测乌克兰战争或以色列与伊朗及其代理人之间的武装冲突的进展或结果，因为这些冲突以及由此产生的任何政府反应正在演变，超出了Greylock Energy或信托的控制范围。与此同时，特朗普政府最近宣布的广泛关税可能会对美国和全球的经济增长产生不利影响，这也可能对天然气需求产生负面影响。鉴于这些事件的动态性质，Greylock Energy和信托都无法合理估计这些市场状况将持续多久。因此，天然气的价格，以及信托的季度现金分配，可能不会在任何重要时期保持。低天然气价格将减少信托的特许权使用费收入，这将减少可分配给单位持有人的现金数量，在某些时期可能导致不向单位持有人分配。例如，由于信托支出超过了信托的净收入，截至2024年6月30日的季度没有向单位持有人进行分配。

信托的生效日期为2010年4月1日，这意味着信托已收到自该日期起归属于PDP版税权益的生产收益，即使PDP版税权益直到2010年7月7日才转交给信托。季度分配的金额在每个季度之间波动，这取决于信托收到的收益，以及其他因素。没有最低要求的分配。

截至2025年9月30日止三个月期间，归属于特许权使用费权益的信托收益总额为70万美元，截至2025年9月30日止连续四个季度的收益总额约为360万美元。归属于特许权使用费权益的总收益取决于从基础资产中提取和销售的碳氢化合物的数量以及这些销售实现的价格。信托对出售的数量或从这些出售中实现的收益都没有控制权或影响力。信托有权获得的特许权使用费收入从2022年末开始出现大幅下降，这是由于较低的已实现价格以及在较小程度上主要与基础物业固有的自然产量下降有关的数量下降。未来的销量或已实现的定价或两者兼而有之，可能不足以维持任何连续四个季度的特许权使用费权益应占总收益超过150万美元。

信托协议规定，如果在任何连续四个季度归属于特许权使用费权益的信托总收益低于150万美元，则信托将终止。如果发生这一提前终止事件，信托协议将要求受托人以私下出售或公开拍卖的方式出售特许权使用费权益，但须遵守Greylock Energy购买特许权使用费权益的优先购买权。在出售所有特许权使用费权益、支付所有信托负债及为支付额外预期或或有信托开支或负债订立合理拨备后，受托人将向信托单位持有人分配出售所得款项净额。

根据1986年《国内税收法》（“IRC”）第1446条，应按最高边际税率对与分配给非美国人的美国贸易或业务（“ECI”）有效相关的收入征收预扣税。根据IRC第1441条，对分配给非美国人的美国来源的固定、可确定、年度、定期收入的预扣税应按30%的税率缴纳，除非该税率通过条约降低。被提名人和经纪人应以最高边际税率扣留对非美国人的分配。2017年12月颁布的《减税和就业法案》（“TCJA”）将非美国持有人出售信托单位的收益视为ECI，前提是如果信托在出售此类信托单位之日以公允市场价值出售其所有资产，该持有人本应拥有ECI。TCJA还要求单位受让人扣留出售或交换单位变现金额的10%（一般为购买价格），除非转让人证明其不是非居民外国人个人或外国公司或有其他例外情况。根据2020年10月7日发布的最终财政部条例，这一预扣义务适用于2022年1月1日或之后发生的信托等公开交易合伙企业（出于联邦和州所得税目的被归类为合伙企业）中的单位转让。

信托业务的结果

截至二零二五年九月三十日止三个月与截至二零二四年九月三十日止三个月比较

截至2025年9月30日止三个月的可分配收入从截至2024年9月30日止三个月的0.1百万美元增至0.3百万美元。与截至2024年9月30日的季度相比，特许权使用费收入增加了30万美元，而管理费用保持在约20万美元，扣留的现金储备保持在约10万美元。

特许权使用费收入从截至2024年9月30日止三个月的0.4百万美元增至截至2025年9月30日止三个月的0.7百万美元。期间之间，实现的平均销售价格有所上升，但被产量下降部分抵消。

截至2025年9月30日止三个月实现的平均价格上涨0.70美元/千立方英尺，至1.58美元/千立方英尺，而截至2024年9月30日止三个月的平均价格为0.88美元/千立方英尺。天然气生产实现的平均销售价格增加是由于平均销售价格较高，部分被其他生产后成本的平均费率增加所抵消。扣除后期生产成本后的平均销售价格从截至2024年9月30日止三个月的每千立方英尺1.53美元增至截至2025年9月30日止三个月的每千立方英尺2.29美元。价格的上涨是由于NYMEX1月平均收盘价格上涨和平均负基差增加的结果。截至2025年9月30日止三个月的加权平均每月NYMEX收盘价为每百万英热单位3.06美元，而截至2024年9月30日止三个月的加权平均每月NYMEX收盘价为每百万英热单位2.15美元。截至2025年9月30日止三个月实现的每百万英热单位的平均基差为每百万英热单位减0.84美元，而截至2024年9月30日止三个月则为每百万英热单位减0.67美元。

后期生产成本包括后期生产服务费，以及用于替代天然气的收集系统压缩用电费用和州际天然气管道的固定运输费用。截至2025年9月30日止三个月的平均后期制作成本为每千立方英尺0.71美元，而截至2024年9月30日止三个月的平均后期制作成本为每千立方英尺0.65美元。这一增长是由于与哥伦比亚关税申报相关的坚定运输成本增加。

产量从截至2024年9月30日止三个月的471 MMcF下降11.2%至截至2025年9月30日止三个月的418 MMcF，主要是由于正常的产量下降。

截至2025年9月30日和2024年9月30日的三个月期间，信托支付的一般和行政费用各为20万美元。截至2025年9月30日和2024年9月30日的三个月期间，每个期间都扣留了10万美元的现金储备。

截至2025年9月30日止九个月与截至2024年9月30日止九个月比较

截至2025年9月30日止九个月的可分配收入从截至2024年9月30日止九个月的0.4百万美元增至1.6百万美元。与截至2024年9月30日的九个月相比，特许权使用费收入增加了140万美元，而管理费用保持在约90万美元，扣留的现金储备增加了20万美元。

截至2025年9月30日止九个月的版税收入从截至2024年9月30日止九个月的140万美元增至280万美元，增加约140万美元。这一增长是由于期间之间的平均销售价格上涨略为被产量下降所抵消。

截至2025年9月30日止九个月实现的平均价格上涨1.21美元/千立方英尺，至2.18美元/千立方英尺，而截至2024年9月30日止九个月的平均价格为0.97美元/千立方英尺。天然气生产实现的平均销售价格增加是由于平均销售价格较高，而该期间的后期生产成本增加部分抵销。不计后期制作成本的平均销售价格从截至2024年9月30日止九个月的每千立方英尺1.59美元增至截至2025年9月30日止九个月的每千立方英尺2.86美元。价格上涨的原因是，与截至2024年9月30日止九个月的加权平均每月收盘价2.10美元/百万英热单位相比，本期加权平均每月NYMEX收盘价上涨至每百万英热单位3.39美元。截至2025年9月30日止九个月实现的每百万英热单位的平均基差为每千立方英尺减少0.06美元至每千立方英尺减0.62美元，而截至2024年9月30日止九个月则为每千立方英尺减0.56美元。

生产后成本包括生产后服务费，以及用于在收集系统上进行压缩的电力替代天然气的费用和州际天然气管道的固定运输费用。截至2025年9月30日止九个月的平均后期制作成本为每千立方英尺0.68美元，而截至2024年9月30日止九个月的平均后期制作成本为每千立方英尺0.62美元。这一增长是由于与哥伦比亚关税申报相关的坚定运输成本增加。

产量从截至2024年9月30日止九个月的1,478 MMcF下降12%至截至2025年9月30日止九个月的1,295 MMcF，原因是正常的产量下降以及本期GCGS上发生的压缩机维护。

截至2025年9月30日的九个月期间，信托支付的一般和行政费用为100万美元，截至2024年9月30日的九个月期间为90万美元。截至2025年9月30日的九个月期间扣留了30万美元的现金储备，而截至2024年9月30日的九个月期间扣留了10万美元的现金储备。

流动性和资本资源

除特许权使用费产生的现金流量净额外，信托没有流动性或资本资源来源。除信托管理费用外，包括（如适用）对Greylock Production的费用偿还以及受托人为未来负债建立的任何准备金，信托对现金的唯一用途是分配给信托单位持有人。行政费用包括向受托人和特拉华州受托人支付的款项，以及根据行政服务协议向Greylock Production支付的15,000美元的季度费用。每个季度，受托人确定可供分配的资金量。可用资金是信托在该季度从特许权使用费权益和其他来源（例如受托人保留的任何金额所赚取的利息）收到的超过该季度信托费用的超额现金（如果有的话）。可用资金减少了受托人确定作为未来费用或负债准备金而持有的任何现金。如果受托人确定手头现金和将收到的现金不足以支付信托的费用或负债，受托人可以代表信托借入支付费用或负债所需的资金。如果受托人借入资金，信托单位持有人将不会收到分配，直到所借资金得到偿还。

自2019年第一季度以来，受托人通过从每个季度分配中预扣现金储备金额，逐步建立现金储备，用于支付信托未来的费用和负债。2021年11月，受托人通知保荐人，受托人已决定将目标现金储备从最初规定的约180万美元增加到约380万美元。从2019年第一季度到2022年第四季度，受托人从每次分配中扣留的金额等于90,000美元或可分配给单位持有人的金额的10%中的较高者。自截至2022年12月31日的季度实现180万美元的初始目标以来，受托人一直在扣留，目前计划继续扣留，每季度90,000美元，直到总共扣留约380万美元的现金储备。截至2025年9月30日的季度，受托人从本可用于分配的资金中扣留了90,000美元，并扣留了从现金储备余额中赚取的最低数额的利息。截至2025年9月30日，受托人已从本可用于分配的资金中扣留总额约为260万美元的款项，外加用于建立380万美元现金储备的30万美元利息。这些预扣款项是在现有现金储备0.5百万美元之外的，这是在支付季度费用之前确定的。受托人可随时增加或减少目标金额，并可随时增加或减少其扣留资金以建立现金储备的比率，而无须事先通知单位持有人。

就特许权使用费权益向信托支付的款项是基于信托持有的各种转移物的复杂规定，其副本作为证据提交给2024年10-K表格，特此参考转移物的文本，以实际计算应付信托的金额。

本信托与未合并的实体或个人没有任何可能对本信托的流动性或资本资源的可用性产生重大影响的交易、安排或其他关系。

关键会计政策和估计

信托的财务报表与根据美国公认会计原则（“GAAP”）编制的财务报表不同，因为除其他差异外，可能会为或有事项建立某些现金储备，而这些现金储备不会在根据GAAP编制的财务报表中计提。按产量单位计算的压倒一切特许权使用费权益的投资摊销直接计入Trust Corpus。这种除GAAP之外的全面会计基础对应于SEC根据ASC主题932采掘活动—石油和天然气：特许权使用费信托的财务报表规定允许的特许权使用费信托的会计处理。

根据公认会计原则确定的收入将包括所列期间发生的所有费用。然而，信托作为一个传递实体，折旧、损耗和摊销、利息和所得税的费用取决于信托单位持有人的地位和选举。一般和管理费用、生产税或任何其他允许的成本仅在为这些费用支付了现金时才向信托收取。此外，特许权使用费不受外地和租赁运营费用的负担。因此，可分配收入报表显示可分配收入，定义为在应用这些单位持有人的额外费用（如果有的话）用于折旧、损耗、摊销、利息和所得税之前，可供分配给信托单位持有人的信托收入。版税收入反映在扣除现有版税和压倒一切的版税后，并因收集/后期制作费用而减少。

特许权使用费收入和支出：

信托作为传递实体，有损耗、利息收入和支出项目，所得税属性基于单位持有人的地位和选举。因此，可分配收益表显示了在应用这些单位持有人的额外费用（如果有的话）用于消耗、利息收入和费用以及所得税之前可供分配的收入。

信托使用权责发生制确认收入，特许权使用费收入记录为从基础财产中提取并出售的储备金。费用于支付时确认。

燃气物业的特许权使用费权益：

向信托转让特许权使用费权益作为购买交易入账。资产、负债和信托资产报表中反映为天然气资产版税权益的352,100，000美元代表17,605，000个信托单位，每单位价值20.00美元。信托投资于特许权权益的账面价值并不一定表明此类特许权权益的公允价值。

根据ASC主题360，物业、厂房和设备，每当有事件或情况变化表明其账面值可能无法收回时，均会评估气体资产的特许权使用费以确定净资本化成本是否减值。如果总资本化成本（减去累计摊销）超过归属于相关资产已探明天然气储量的未贴现未来净收入，信托将确定是否有必要对其对天然气资产特许权使用费权益的投资计提减值费用。如有需要，信托将在资本化成本净额超过归属于相关物业探明天然气储量的净利润权益投资的折现公允价值的范围内确认减值费用。任何此类减值费用都不会减少可分配收入，尽管这会减少信托主体。如果存在减值，则减值损失的计量涉及对公允价值的估计，该估计基于贴现现金流技术，使用包括预计收入、未来商品价格、生产成本和特定市场的平均资本成本等假设确定。对归属于探明天然气储量的未贴现未来净收入的估计利用了对未来定价的估计，这些估计通常是根据NYMEX远期定价曲线制定的。于2024年或截至2025年9月30日止三个月及九个月期间，并无确认相关物业的减值。基础物业的重大处置或放弃将计入特许权使用费权益和信托资产；然而，在截至2025年9月30日的三个月或九个月期间，没有发生此类处置或放弃。

气体资产特许权使用费的摊销是按产量单位计算的，据此，信托在资产中的成本基础被通过信托总探明储量除以，得出每储量单位的摊销率。这样的摊销并不会减少可分配收入，而是直接计入Trust Corpus。对估计未来生产单位的修正从已知重大修正之日开始按预期处理。

作为S-K条例第10项中定义的“较小的报告公司”，信托不需要提供该项要求的信息。

评估披露控制和程序。受托人维持披露控制和程序，旨在确保信托根据经修订的《1934年证券交易法》（“法案”）提交或提交的报告中要求披露的信息得到记录、处理，在SEC颁布的规则和表格规定的时间段内进行汇总和报告。披露控制和程序包括旨在确保信托在其根据该法案提交或提交的报告中要求披露的信息由Greylock Production积累并传达给作为信托受托人的纽约梅隆银行信托公司，以及酌情参与编制信托定期报告的其雇员的控制和程序，以便及时决定所要求的披露。

截至本报告涵盖期间结束时，受托人对受托人的披露控制和程序进行了评估。Sarah Newell，作为受托人的信托官员，得出的结论是，信托的披露控制和程序是有效的。

信托的某些特征可能会限制受托人建立的披露控制和程序的有效性。这些限制包括以下事实：

除审查Greylock Production和独立储备工程师向信托提供的财务和其他信息外，受托人没有对这些财务或其他信息作出独立或直接的核实。

受托人不打算将其责任扩大到信托协议允许或要求的范围以及适用法律要求的范围之外。

受托人并不期望受托人的披露控制和程序或受托人对财务报告的内部控制将防止所有错误或所有欺诈。此外，对财务报告的披露控制和程序以及内部控制的设计必须反映存在资源限制的事实，并且必须相对于其成本来考虑控制的好处。由于所有控制系统的固有限制，任何对控制的评估都不能绝对保证所有控制问题和欺诈事件（如果有的话）都已被发现。

财务报告内部控制的变化。截至2025年9月30日止季度，受托人对财务报告的内部控制没有发生任何已对或合理可能对受托人对与信托有关的财务报告的内部控制产生重大影响的变化。受托人注意到，为澄清之目的，其对Greylock Energy的财务报告内部控制没有授权，也没有就此作出任何声明。

与信托相关的风险因素载于2024年10-K表的第1A项。自提交此类报告以来，此类风险因素未发生重大变化。

规则10b5-1交易计划。在截至2025年9月30日的三个月内，没有为信托履行决策职能的受托人高级职员或雇员就信托单位采纳、修改或终止任何规则10b5-1交易安排或非规则10b5-1交易安排，这些条款在条例S-K第408（a）项中定义。

以下证物在此归档或提供，或通过引用并入本文。

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告并获得正式授权。

日期：2025年11月14日

注册人ECA Marcellus Trust I没有首席执行官、首席财务官、董事会或履行类似职能的人员。因此，没有提供额外的签名，也没有提供任何签名。在签署上述报告时，受托人并不暗示其已履行任何该等职能或根据其所服务的信托协议的条款存在该等职能。

以下是本报告中使用的某些重要术语的定义。其他术语在本报告正文中定义。

AMI-共同感兴趣的区域，即AMI，由位于宾夕法尼亚州格林县约121平方英里财产中的Marcellus页岩层组成，Legacy ECA在其中租赁了约9,300英亩土地，并在信托成立之日拥有几乎所有的工作权益。Legacy ECA有义务在AMI约9300英亩租赁土地上钻探钻探点的52口开发井。在Legacy ECA于2011年11月30日履行其钻井义务之前，它不被允许为自己的账户在AMI内的Marcellus页岩地层钻探和完成任何油井。

基差-同一或相关商品的现货或现货价格与期货价格之间的差额。对于天然气，基差等于当地现货市场价格减去附近的NYMEXG天然气期货合约价格。

完井-（或其衍生物）是指该井已完成射孔、增产、测试并安装了用于生产天然气的永久设备。

开发协议-Legacy ECA有义务不迟于2014年3月31日钻探所有PUD井的协议。为了确保信托在PUD井的权益的钻井成本估计金额，Legacy ECA授予信托对Legacy ECA在AMI的Marcellus页岩地层的权益的留置权，不包括生产井和任何其他正在生产且不受版税权益约束的井。

等效PUD井-定义为在Marcellus地层中水平钻探的井，从曲线中点到横向末端测量的横向距离为2,500英尺，乘以Legacy ECA持有的工作权益。水平侧向小于2,500英尺的井按总侧向长度除以2,500英尺的比例计为分数井。水平侧向大于2,500英尺（以最多3,500英尺为准）的井，按照总侧向长度除以2,500英尺的比例，算作分数井。

气体-指天然气和所有其他气态碳氢化合物，不包括凝析油、丁烷和其他通过分离、加工或其他方式从气流中实际去除的液体和可液化成分。

MMBTU-百万英热单位。

mCF-一千立方英尺的天然气。

MMcF-一百万立方英尺的天然气。

永久版税权益-一个统称永久PDP版税权益和永久PDD版税权益的术语。

私人投资者-招股说明书中描述为“私人投资者”的人士。

招股说明书-日期为2010年7月1日并于2020年7月1日根据经修订的1933年《证券法》第424（b）条向SEC提交的招股说明书，涉及信托单位的首次公开发行。

SEC-指美国证券交易委员会。

subject gas-means gas from the Marcellus shale formation from any producing well or PUD well。

工作权益-授予物业承租人勘探、生产和拥有石油、天然气或其他矿物的权利。工作权益所有者以现金、罚款或结转的方式承担勘探、开发和运营成本。