财务数据和关键指标变化 - 第二季度EBITDAX为3.19亿美元，自由现金流为1.05亿美元 [7] - C3+ NGL价格平均每桶40.32美元，较去年同期增长159% [7] - 未套期保值的天然气实现价格较NYMEX每百万立方英尺溢价0.18美元，预计2021年全年较NYMEX溢价在每百万立方英尺0.15 - 0.25美元，比之前指引高0.05美元 [7] - 过去12个月过渡到大量自由现金流生成，成功执行资产出售计划，重新平衡高级票据到期情况，5月用6亿美元高级票据发行所得赎回2023年到期的所有高级票据，下一次到期时间为2025年 [21] - 第二季度产生超1亿美元自由现金流，净债务减少1.58亿美元，总债务约24亿美元 [21] - LTM EBITDAX从去年底略超10亿美元提高到第二季度末超14亿美元，杠杆率从2020年底的3.1倍降至第二季度末的1.7倍，流动性增加到19亿美元 [22] - 预计2021年底杠杆率降至1.5倍以下，2022年降至1倍以下，2022年初实现总债务低于20亿美元的目标 [22] - 2021年前六个月产生8.38亿美元EBITDAX和5.21亿美元自由现金流，在同行中排名第一 [23] - 预计2021年自由现金流超7.5亿美元，2022年更高，到2025年目标是超35亿美元 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第二季度平均每口井侧钻长度继续稳步上升，平均每口井13908英尺，较2020年平均水平增长11%，新创近19000英尺侧钻长度记录 [11] - 第二季度平均每天侧钻超6600英尺，完井效率继续提高，平均每天9.8级，创公司季度记录，较2020年平均水平增长23%，平均每天钻完进尺继续逐年增加，第二季度平均每天4092英尺 [11] NGL业务 - 第二季度及进入第三季度，所有NGL产品价格稳步攀升，C3+ NGLs达到2014年以来最高持续价格，乙烷达到2019年初以来最高 [13] - 美国丙烷市场注入季节存储量不足以弥补与历史水平的巨大差距，丙烷供应天数比五年平均水平低21%，总库存比去年同期低24% [14] - 预计美国今年秋季注入季节结束时丙烷峰值存储量在7500 - 8000万桶，假设达到7750万桶，按2020 - 2021年冬季每周提取量计算，提取季节结束时库存仅约1500万桶，远低于五年最低存储水平，相当于明年春季仅5 - 9天供应量 [14][15] 各个市场数据和关键指标变化 美国丙烷市场 - 存储量不足，供应天数和总库存低于历史水平，预计未来价格需上涨以减少出口、避免国内短缺 [14][15][16] 亚洲市场 - 过去十年冬季高峰月份，远东指数（FEI）丙烷价格通常达到亚洲石脑油价格的110%，2020年12月达到124%，考虑美国码头费和运往亚洲市场的运输成本，若今年冬季重现去年价格关系且库存更紧张，蒙特贝尔维尤丙烷价格每加仑有0.2 - 0.25美元潜在上涨空间 [17] 石化市场 - 过去一年，美国、西北欧和东北亚丙烷裂解利润率较乙烷、石脑油和丁烷等其他原料裂解利润率下降，多数有灵活性的裂解装置已改用其他原料，全球蒸汽裂解装置丙烷使用量已接近或达到底部，进一步转向其他原料的下行风险有限 [18][19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司拥有最少的天然气套期保值和极少的NGL套期保值，受益于商品基本面团队对天然气和NGL前景的乐观预期，结合固定运输（FT）组合和低套期保值情况，是直接接触NYMEX和市场价值价格的最有效方式 [8] - FT组合降低了价格实现的波动性，相比阿巴拉契亚盆地内定价有优势，使公司能持续产生领先同行的EBITDAX利润率，从天然气和NGL价格上涨中获利 [9] - 公司是美国第四大天然气生产商和第二大NGL生产商，规模大，受益于商品价格上涨，自去杠杆计划开始，已减少约14亿美元债务，发行21亿美元新高级票据，赎回2021 - 2023年到期票据，未动用信贷额度，平均到期日延长超四年 [26] - 计划在2021年第四季度开始并于2022年完成与Project Canary的TrustWell认证试点项目，以验证天然气生产的高环境标准，还计划在2021年晚些时候完成并公布TCFD分析及2020年ESG绩效结果 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气和NGL价格上涨对公司财务结果有显著影响，公司对天然气和NGL前景持乐观态度，认为冬季需求将支撑价格 [7][8] - 阿巴拉契亚盆地产量超过外输能力时，基差会扩大，预计未来宽基差情况可能持续，公司FT组合可提供流向NYMEX市场的保障并实现溢价价格 [10] - 全球LPG需求持续增长，公司通过相关系统直接满足国际需求，也受益于蒙特贝尔维尤价格的宏观上涨，且不受以往产能和运输限制影响 [20] - 公司预计继续实现自由现金流最大化和减少总债务，未来有能力进行资本回报，如股票回购，但会优先实现债务目标 [22][50] 其他重要信息 - 公司土地预算用于完善钻井单元，为未来至少两年发展做准备，可确保公司无需依赖并购进行未来开发 [30][32] - GP&T费用增加是由于商品价格、燃料成本、从价税和 severance税上涨，若价格无反向市场情况，未来水平与二、三季度相当，长期来看，随着反向市场出现，GP&T和营销费用会下降 [34] - 公司在二季度对NGL进行套期保值，10月1日起NGL和天然气基本无套期保值，以利用价格上涨和良好基本面 [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题：土地预算决策的驱动因素及是否为一次性成本 - 公司钻井进展顺利，土地预算用于完善钻井单元，不确定是否为一次性成本，但能为未来至少两年发展做准备，还可确保公司无需依赖并购进行未来开发 [30][32] 问题：GP&T在价格波动下的变化趋势 - GP&T费用增加是由于商品价格、燃料成本、从价税和severance税上涨，若价格无反向市场情况，未来水平与二、三季度相当，长期来看，随着反向市场出现，GP&T和营销费用会下降 [34] 问题：NGL套期保值在第三季度是否增加 - 二季度因NGL价格强劲进行套期保值，10月1日起NGL和天然气基本无套期保值，以利用价格上涨和良好基本面 [36] 问题：NGL价格假设和年度产量组合情况 - NGL价格假设遵循期货曲线，呈反向市场，假设产量和气液组合不变，在此情况下可实现超35亿美元自由现金流；年度产量组合预计与目前大致相同 [41][44] 问题：公司FT位置及运营灵活性 - FT提供运营灵活性，钻井合作伙伴的天然气可填充部分FT，公司营销团队购买第三方天然气，利用不同市场价差，填充未使用的FT并抵消相关需求费用 [47] 问题：实现目标债务后现金回报股东的框架 - 公司将在2022年初评估资本回报，会根据当时市场估值情况灵活决策，目前股票回购在当前估值水平下有吸引力，公司有回购历史 [50] 问题：明年活动水平在液体和干气区域的分配及天然气前景 - 由于NGL价格强劲，经济上更倾向于继续开发富液区域；天然气基本面良好，电力消耗增加、LNG需求增长、出口稳定，且行业生产有纪律性，预计价格将保持强劲 [52][53] 问题：是否会在达到绝对债务指标前进行股票回购 - 公司优先实现低债务目标，达到20亿美元以下债务后再考虑资本回报 [56] 问题：NGL市场中FEI丙烷与石脑油关系及是否会进一步脱节 - 过去一年蒸汽裂解装置切换原料对丙烷价格影响减弱，随着新增石化需求增加，历史价格关系相关性降低，寒冷天气和石化产品需求增长时，丙烷价格上涨趋势将持续 [58] 问题：是否看到外国市场对确保需求合同的兴趣增加 - 外国市场兴趣增加，但公司喜欢当前出口策略的灵活性，不确定是否愿意为长期合同放弃该灵活性 [60] 问题：公司套期保值理念如何随资产负债表变化而演变 - 历史上公司是天然气领先套期保值者，但曲线呈反向市场时，靠近前端可获得更高价格，目前公司天然气套期保值减少，享受基本面带来的好处，耐心等待价格上涨 [63][64][65] 问题：天然气分子相对于NYMEX溢价的驱动因素及2022年展望 - 溢价改善是由于销售天然气市场的价差改善，2022年预计仍有每百万立方英尺0.1美元左右溢价 [67] 问题：2022 - 2025年侧钻长度的指导 - 本季度侧钻长度约13000英尺，预计未来平均在12000 - 13000英尺，但会尝试更长，计划中有部分井侧钻长度将达17000英尺以上 [69][70] 问题：FT到期情况及对GP&T的影响 - 10月1日REX产能从每天6亿立方英尺降至4亿立方英尺，每年约减少3500万美元，每季度约850万美元，之后还有哥伦比亚管道部分到期，到2024年FT与产量匹配 [72] 问题：通胀环境下明年资本支出的考虑 - 未来仍为维持性资本支出，无需改变该水平，公司有措施应对通胀，预计不会受通胀压力影响 [74][75] 问题：未来几年钻取资本的分配思路 - 仍为维持性资本支出，公司享受当前效率提升，各项开发承诺已到位，无需额外投入，未来有资本回报机会 [77]

资产持有情况 - 截至2021年6月30日，公司持有约51.3万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[195] 商品销售对冲情况 - 公司已通过固定价格合约对冲2021年剩余时间内22亿立方英尺/日天然气的销售，加权平均价格为2.77美元/百万英热单位；4.565万桶/日丙烷的销售，加权平均价格为31.30美元/桶；3000桶/日石油的销售，加权平均价格为55.16美元/桶[201] - 2021年7 - 12月、2022年1 - 12月、2023年1 - 12月天然气Henry Hub合约量分别为397Bcf、422Bcf、16Bcf，加权平均价格分别为2.77美元/MMBtu、2.50美元/MMBtu、2.37美元/MMBtu[219] - 2021年7 - 10月丙烷Mont Belvieu Propane - OPIS TET合约量为4200MBbl，价格为31.30美元/Bbl[219] - 2021年7 - 12月丁烷Mont Belvieu Butane - OPIS Non - TET和TET合约量分别为1072MBbl、534MBbl，价格分别为34.07美元/Bbl、31.68美元/Bbl[219] - 2021年7 - 12月天然气凝析液Mont Belvieu Natural Gasoline - OPIS Non - TET合约量为1633MBbl，价格为50.36美元/Bbl[219] - 2021年7 - 12月异丁烷Mont Belvieu Isobutane - OPIS Non - TET合约量为948MBbl，价格为35.25美元/Bbl[219] - 2021年7 - 12月石油West Texas Intermediate合约量为552MBbl，价格为55.16美元/Bbl[219] - 2024年公司有天然气约156Bcf的固定价格互换协议，价格为2.77美元/MMBtu[219] 信贷工具情况 - 2021年4月，支持公司信贷工具的借款基数重新确定为28.5亿美元，贷款人承诺保持在26.4亿美元不变；截至2021年6月30日，公司在信贷工具下无借款，未偿还信用证为7.42亿美元[203] 票据赎回情况 - 2021年第一季度，公司按面值全额赎回2022年12月1日到期的5.125%优先票据；第二季度，按面值全额赎回2023年6月1日到期的5.625%优先票据[205] - 2021年7月1日，公司以108.375%的赎回价格赎回1.75亿美元2026年7月15日到期的8.375%优先票据本金，赎回后该票据剩余本金为3.25亿美元[206] 票据发行情况 - 2021年1月4日，公司按面值发行5亿美元2026年到期的优先票据；1月26日，按面值发行7亿美元2029年2月1日到期的7.625%优先票据；6月1日，发行6亿美元2030年3月1日到期的5.375%优先票据[207] 可转换票据回购情况 - 2021年1月12日，公司向2026年到期的4.25%可转换优先票据持有人发售3140万股普通股，所得款项及约6300万美元信贷工具借款用于回购1.5亿美元该可转换票据本金[211] - 2021年5月13日，公司向2026年到期的可转换优先票据持有人发售1160万股普通股，所得款项及约2600万美元信贷工具借款用于回购5600万美元该可转换票据本金[212] 钻探合作情况 - 2021年2月17日，公司与QL Capital Partners成立钻探合伙企业，QL将为2021年开钻的油井提供20%的开发资金，预计2022 - 2024年提供15% - 20%的开发资金[213][214] 特许权使用费权益交易情况 - 2020年6月15日，公司与Sixth Street Partners的关联方就某些超额特许权使用费权益达成交易，Sixth Street初始出资3亿美元，若达到生产门槛将额外出资1.02亿美元；公司在2020年第四季度和2021年第二季度各收到5100万美元现金分配[215][216] 商品衍生品公允价值情况 - 截至2021年6月30日，公司商品衍生品合约的估计公允价值为净负债约9.18亿美元[223] - 截至2021年6月30日，公司商品衍生品估计公允价值为净负债9.18亿美元，2020年12月31日为净资产2200万美元[316] 销售额对比情况 - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，天然气销售额从3.67415亿美元增至6.2652亿美元，天然气液体销售额从2.12197亿美元增至4.64381亿美元，石油销售额从0.8322亿美元增至5.1906亿美元[227][228] 经营亏损对比情况 - 2021年第二季度与2020年第二季度相比，公司经营亏损从6.06922亿美元扩大至6.4295亿美元[227][228] 产量对比情况 - 2021年Q2天然气、C2乙烷、C3+ NGLs、石油产量较2020年Q2分别下降3%、6%、13%、6%[230] - 2021年上半年天然气产量415Bcf，较2020年同期减少8Bcf，降幅2%；C2乙烷产量8761MBbl，减少466MBbl，降幅5%；C3+ NGLs产量20366MBbl，减少2401MBbl，降幅11%；石油产量1900MBbl，减少41MBbl，降幅2%；合计产量601Bcfe，减少26Bcfe，降幅4%；日均合计产量3323MMcfe/d，减少121MMcfe/d，降幅4%[257] 价格对比情况 - 2021年Q2天然气、C2乙烷、C3+ NGLs、石油平均价格（未计衍生品结算影响）较2020年Q2分别增长76%、73%、159%、566%[230] - 2021年上半年天然气平均价格（衍生品结算前）为3.24美元/Mcf，较2020年同期上涨1.40美元，涨幅76%；C2乙烷为9.08美元/Bbl，上涨3.29美元，涨幅57%；C3+ NGLs为40.52美元/Bbl，上涨22.23美元，涨幅122%；石油为50.84美元/Bbl，上涨28.19美元，涨幅124%；加权平均综合价格为3.90美元/Mcfe，上涨1.84美元，涨幅89%[257] 销售收入对比情况 - 2021年Q2天然气、NGLs、石油销售收入较2020年Q2分别增长71%、119%、524%[231][232][234] - 2021年上半年天然气销售收入为13亿美元（含8500万美元诉讼收入），较2020年同期的7.78亿美元增加5.68亿美元，增幅73%[258] - 2021年上半年NGLs销售收入为9.05亿美元，较2020年同期的4.7亿美元增加4.35亿美元，增幅93%[261] - 2021年上半年石油销售收入为9700万美元，较2020年同期的4400万美元增加5300万美元，增幅120%[262] 衍生品公允价值损失对比情况 - 2021年Q2和2020年Q2商品套期保值导致的衍生品公允价值损失分别为8.32亿美元和1.68亿美元[235] - 2020年上半年商品套期保值产生衍生品公允价值收益3.98亿美元，2021年上半年产生公允价值损失10亿美元[263] 费用对比情况 - 2021年Q2租赁运营费用较2020年Q2减少300万美元，降幅13%[237] - 2021年Q2集输、压缩、处理和运输费用较2020年Q2增加900万美元，增幅2%[238] - 2021年Q2生产和从价税费用较2020年Q2增加1400万美元，增幅69%[239] - 2021年Q2油气资产减值较2020年Q2减少2800万美元，降幅75%[239] - 2021年Q2营销收入较2020年Q2增加1.01亿美元，营销费用增加8600万美元，增幅76%[245] - 公司利息费用从2020年第二季度的5200万美元降至2021年第二季度的5000万美元，减少200万美元，降幅4%[247] - 2021年上半年租赁运营费用为4600万美元，较2020年同期的5000万美元减少400万美元，降幅8%[265] - 2021年上半年生产和从价税费用为7800万美元，较2020年同期的4600万美元增加3200万美元，增幅72%[267] - 2021年上半年油气资产减值为4300万美元，较2020年同期的1.27亿美元减少8400万美元，降幅66%[268] - 2021年上半年营销净费用为3100万美元（0.05美元/Mcfe），较2020年同期的9600万美元（0.15美元/Mcfe）减少6500万美元；营销收入为3.3亿美元，较2020年同期的1.1亿美元增加2.2亿美元[273] - 利息费用从2020年上半年的1.05亿美元降至2021年上半年的9300万美元，主要因债务回购致债务减少及利息收入增加[276] - 交易费用从2020年上半年的600万美元降至2021年上半年的200万美元，减少400万美元，降幅66%[281] 板块收入对比情况 - 2021年Q2Antero Midstream Corporation板块收入较2020年Q2增加1300万美元，增幅6%[246] - Antero Midstream Corporation板块收入从2020年上半年的4.63亿美元降至2021年上半年的4.57亿美元，减少600万美元，降幅1%[275] 债务处理情况 - 2020年第二季度，公司提前偿还债务获得3900万美元收益，回购2.36亿美元本金债务，加权平均折扣17%[247] - 2021年第二季度，公司将5600万美元本金的2026年可转换债券权益化，确认2100万美元损失；赎回5.74亿美元的2023年债券，确认200万美元提前偿还债务损失[248][250] - 2021年第二季度，公司在5月权益化交易中确认1200万美元可转换债券权益化损失[250] - 2020年上半年提前偿债收益1.2亿美元，涉及回购6.19亿美元本金债务，加权平均折扣19%；2021年上半年提前偿债损失6600万美元[279] 所得税收益对比情况 - 公司所得税收益从2020年第二季度的1.42亿美元（有效税率24%）增至2021年第二季度的1.76亿美元（有效税率25%），增加3400万美元[251] - 所得税收益从2020年上半年的2.52亿美元降至2021年上半年的1.79亿美元，减少7300万美元，有效税率从24%升至25%[281] 合并收入及运营情况 - 2020年上半年，公司合并总收入为18.02016亿美元，总运营费用为21.46505亿美元，运营亏损3.44489亿美元[254] - 2021年上半年，公司合并总收入为16.93566亿美元，总运营费用为22.41976亿美元，运营亏损5.4841亿美元[255] 未合并附属公司权益情况 - 2020年上半年，公司未合并附属公司的权益收益（亏损）为 - 1.07827亿美元[254] - 2021年上半年，公司未合并附属公司的权益收益为3617.1万美元[255] 净资本预算情况 - 2021年净资本预算最初为6.35亿美元，后增至6.575亿美元，其中钻探和完井预算5900万美元，租赁支出预算6500万美元[283][284][286] 现金流量情况 - 2021年上半年经营活动提供的净现金为8.72亿美元，2020年上半年为3.17亿美元[287] - 2021年上半年投资活动使用的现金为3.03亿美元，2020年上半年为4.5亿美元[289] - 2021年上半年融资活动使用的净现金为5.65亿美元，2020年上半年为融资活动提供净现金1.33亿美元[290] 净亏损及衍生品损失情况 - 2020年6月至2021年6月，公司净亏损及综合亏损分别为463,304美元、523,467美元、802,114美元、538,966美元[301] - 2020年6月至2021年6月，未实现商品衍生品损失分别为481,927美元、756,998美元、127,020美元、940,076美元[301] 应收账款情况 - 截至2021年6月30日，公司商品衍生品相关应收账款为2000万美元，天然气、NGLs和石油生产销售应收账款为4.34亿美元[318] - 公司应收账款集中于几家天然气、NGLs和石油销售的重要客户，面临信用风险[320] 套期保值合约情况 - 截至2021年6月30日，公司有天然气互换合约覆盖部分预计产量至2023年，信贷安排允许公司为未来60个月预计产量的75%进行套期保值，可对不超过72个月的预计产量的65%签订套期合约[315] - 公司通过金融衍生品工具对部分天然气、NGLs和石油生产进行套期保值，以减轻商品价格变化对现金流的潜在负面影响[311] - 公司与17个不同交易对手签订商品套期保值合约，其中13个是信贷安排下的贷款人，截至2021年6月30日，未出现逾期应收账款或应付账款[319] 价格变动影响情况 - 基于2021年6月30日的产量和固定价格互换合约，天然气价格每百万英热单位下降0.10美元、石油和NGLs价格每桶下降1.00美元，公司收入将减少约1500万美元[315] 资产减值评估情况 - 公司评估已探明天然气、NGLs和石油资产减值，基于2021年6月30日的未来价格，估计未

业绩总结 - Antero预计2021年自由现金流超过6亿美元，预计到2025年自由现金流超过20亿美元[8] - Antero在2021年第一季度的EBITDAX为5.55亿美元，自由现金流为4.16亿美元[23] - 调整后的EBITDAX在2021年第一季度为519.49百万美元，较2020年第四季度的299.20百万美元显著增长[100] - 2020年自由现金流为6,183万美元[112] 用户数据 - Antero在2021年第一季度的天然气生产量为每日2.3亿立方英尺，天然气价格对冲率为97%[12] - Antero的天然气生产指导为2021年2.325 Bcf/d，2022年保持平稳[87] - Antero的C2回收率为40%，显示出其资源开发的有效性[91] 财务状况 - Antero的杠杆率为2.0倍，预计在2021年降至2倍以下[8] - Antero的流动性约为16亿美元，预计在未来几年内总债务将降至20亿美元以下[60] - Antero的净债务为25.69亿美元，较2020年12月31日的30.02亿美元有所减少[103] - Antero的总债务为25.69亿美元，较2020年12月的30.02亿美元有所下降，显示出财务状况的改善[103] 资本支出与投资回报 - 2021年资本支出指导为5.9亿美元，比2020年减少20%[18] - 预计2021-2025年年调整后EBITDA增长为1%至4%，增长幅度为3%[65] - 2021-2025年投资资本回报率（ROIC）目标为14%至16%[65] 市场展望 - 预计2021年天然气需求将超过11 Bcf/d，推动价格上涨[46] - Antero的天然气盈亏平衡价格为每百万英热单位1.84美元，2021年和2022年内部计算的天然气盈亏平衡价格分别为$1.87/MMBtu和$1.80/MMBtu[25] - 根据JP Morgan的研究，Antero在阿巴拉契亚地区的天然气盈亏平衡价格是最低的[25] 新产品与技术研发 - Antero Midstream的企业价值为80亿美元，2015-2020年平均投资回报率（ROIC）为14%[64] - Antero在2021年夏季增加了C3+ NGL对冲，以保护其免受季节性疲软和COVID-19恢复的潜在短期变化，C3+ NGL的对冲价格为37.21美元/桶，约32%的生产量已对冲[83] 负面信息与风险 - 由于未来管道项目的不确定性，Antero在阿巴拉契亚地区的运输能力是一个战略优势[40] - 预计到2025年杠杆率目标为3倍，当前杠杆率为3.7倍[72]

业绩总结 - Antero Resources在2021年第一季度的总债务减少超过4亿美元，杠杆率下降至2.0倍[20] - 2021年第一季度的EBITDAX为1.0亿美元，具体数据未在内容中提供[22] - 2021年调整后的EBITDAX为1,277,684美元[39] - 2021年自由现金流为416,051美元，扣除营运资金变动后的自由现金流为319,688美元[42] - 2021年总债务为3,001,593美元，净债务为2,568,686美元[43] 用户数据 - Antero的液体收入中约40%来自于C3+ NGL和石油[6] - 2021年年净生产量为3300-3400百万立方英尺/天，预计2021-2025年为3400百万立方英尺/天[31] - 2021年钻井数量为65-70口，预计2021-2025年为250口[30] 未来展望 - 预计2021年自由现金流超过6亿美元，2021至2025年期间的自由现金流预测超过20亿美元[26] - 2021年NYMEX亨利中心天然气价格为每百万英热单位2.90美元，预计2021-2025年为2.67美元[30] - 2021年NYMEX WTI原油价格为每桶61.16美元，预计2021-2025年为56.37美元[30] - 2021年AR加权C3+ NGL价格为每桶36.94美元，预计2021-2025年为33.95美元[30] - 2021年现金生产及净营销费用为每百万立方英尺2.30-2.35美元，预计2021-2025年为2.18-2.23美元[30] - 2021年G&A费用（不包括股权基础补偿）为每百万立方英尺0.08-0.10美元[31] 新产品和新技术研发 - Antero在2021年夏季增加了C3+ NGL的对冲，以保护其免受季节性疲软的影响[15] - Antero的C3+ NGL对冲价格为37.21美元/桶，约32%的C3+ NGL生产量已对冲[16] 市场扩张和并购 - Antero的流动性约为18亿美元，基于26.4亿美元的贷款人承诺[26] - Antero的天然气液体生产前景受到美国出口能力的影响，导致国内市场供应不足[17] 负面信息 - 由于未来管道项目的不确定性，Appalachia地区的不同ials较一年前扩大约0.30美元/MMBtu[10] 其他新策略和有价值的信息 - Antero的目标是在2025年前实现净零碳排放，展现出强大的ESG表现[26]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度EBITDAX为5.19亿美元，自由现金流为4.16亿美元，财务结果凸显公司对大宗商品价格上涨的显著杠杆作用，特别是C3+ NGL价格，该季度平均每桶超过40美元 [7] - 过去12个月，公司成功执行资产出售计划并重新平衡高级票据到期情况，2021年第一季度产生超4亿美元自由现金流，用于减少总债务4.33亿美元，目前总债务为2026亿美元 [20] - LTM EBITDA从10亿美元提升至13亿美元，第一季度杠杆率降至2倍，借款额度重新确认为28.5亿美元，流动性翻倍至18亿美元 [20][21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 约40%的收入来自液体，主要是C3+ NGLs，第一季度公司运输组合使未对冲的天然气实现价格比NYMEX每百万英热单位溢价0.41美元，预计2021年全年天然气实现价格比NYMEX溢价0.1 - 0.2美元 [8] - 第一季度平均每口井钻的水平段长度持续稳步增加，平均每口井达12839英尺，日均钻水平段超7500英尺，较2020年平均水平增长17%，还创下24小时钻12118英尺水平段的美国新纪录 [11] - 完井效率持续提高，第一季度平均每天完成9.5级，较2020年平均水平增长19%，平均每日钻完井英尺数也逐年增加，第一季度平均为3883英尺 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国丙烷库存本季减少约6000万桶，丙烷供应天数目前比五年平均水平低34%，库存比去年同期低30% [15] - 过去12个月，阿巴拉契亚盆地的基差进一步扩大约每百万英热单位0.3美元 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于液体开发和拥有强大的运输组合，以实现最佳价格，未来将继续最大化自由现金流并减少总债务，预计未来几个季度信贷额度将完全未动用，杠杆率降至2倍以下，并实现总债务低于20亿美元的目标 [22] - 公司在ESG方面有积极举措，计划在2025年实现净零碳排放、降低温室气体强度和甲烷泄漏率，并在2021年晚些时候完成并公布TCFD分析及2020年ESG绩效结果 [24] - 与同行相比，公司总债务25.7亿美元排名第三，净债务与EBITDAX之比为2倍排名第二，第一季度EBITDAX 5.19亿美元和自由现金流4.16亿美元均排名靠前 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为公司目前处于有利地位，前景光明，尽管面临挑战，但公司将克服困难，未来有望在行业中蓬勃发展 [27] - 由于市场供需不平衡，预计即将到来的冬季液化石油气市场可能再次出现重大失衡，公司已通过增加夏季NGL对冲来保护自身免受季节性疲软和疫情复苏缓慢的影响 [16][17] 其他重要信息 - 公司高级副总裁Glen Warren即将退休，Mike Kennedy和Brendan Krueger将接任其职位 [13][14] - 公司正在考虑对天然气进行负责任采购认证，以获得更高的溢价，但目前还在分析阶段 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 公司在ESG方面是否考虑对天然气进行负责任采购认证及相关认证的想法 - 公司正在认真考虑此事，目前正在分析以确定最佳方法，已聘请可持续发展总监负责相关工作，但实施可能还需要一段时间 [30] 问题: 对simulfrac技术的看法以及广泛采用该技术对成本、时间和运营的影响 - 该技术能改善成本、时间和周转时间等方面，但目前只能在部分井场实施，公司正在努力扩大井场规模以更广泛地应用该技术 [32] 问题: 对LPG价格曲线低估程度的实时看法 - 近期丙烷价格有所上涨，市场开始重视这一动态，夏季丙烷价格接近石化盈亏平衡边际，但第四季度和明年冬季的价格曲线仍被显著低估，有很大的上涨空间 [34] 问题: Glen Warren退休的决定和时机 - 他在行业工作多年，过去一年公司应对了诸多挑战，目前公司情况良好，且有优秀的继任团队，他个人想专注于家庭、农业、健身、钓鱼和慈善等方面 [37] 问题: 达到20亿美元或更低债务目标后，对现金返还策略的想法 - 公司会密切关注债务水平，达到目标后会分析其他公司的资本返还方式及其估值，公司有回购股票和支付股息的历史，预计2022年达到目标后会有更多信息 [39] 问题: 考虑到投资者对自由现金流的关注，是否有想法通过合作、资产变现等方式提前挖掘库存价值 - 从杠杆角度看，公司不需要进行额外的资产出售或变现，目前现金流状况良好，短期内不考虑增长，但随着时间推移，表现优秀的公司可能会有增长机会 [42] 问题: NGL对冲的清洁程度以及市场流动性 - 目前所有NGL对冲都能完美匹配公司的实物敞口，非常清洁；2022年的市场流动性相当有限，主要是因为买家缺乏在该市场进行对冲的需求 [44] 问题: 能否提供关于亚洲石化综合体LPG需求趋势的额外信息 - 中国有多个PDH设施将上线，2021年预计有11.5 - 12万桶/日的增长，2022年还有其他项目；全球GDP将在今年夏天恢复到疫情前水平，有利于LPG的住宅/商业和石化市场需求；印度LPG市场渗透率高，但仍有很大的增长潜力 [47][48][49] 问题: 2022年天然气约50%被对冲，对天然气定价和对冲的预期 - 公司正在关注天然气曲线，2022年价格达到每百万英热单位2.7美元左右开始变得有吸引力，公司仍希望接近2022年时几乎完全对冲 [51] 问题: 目前债务减少后，进一步债务减少的方向 - 公司已偿还循环信贷额度，还会关注2023年到期的债务，可能会进行债务管理，也可能在资产负债表上积累现金，还可以在公开市场回购债券 [56][57] 问题: 第一季度支出增加，未来几个季度支出和生产的节奏 - 支出会略有增加，由于2月份宣布的钻探合资企业，3月份增加了钻机和完井团队，预计未来几个季度支出在1.5 - 1.6亿美元左右；生产将保持平稳，未来几个季度产量将在3.35左右 [59][61] 问题: 本季度有净营销溢价，但重申了每百万英热单位0.08 - 0.1美元的净营销费用指引，原因是什么 - 公司未调整指引，实际情况处于指引低端，可能会将该低端作为中点，但目前未做调整 [62] 问题: 达到20亿美元债务目标后，是否会投入资金实现低个位数的产量增长 - 目前公司致力于维持资本支出，未来会在达到目标后进行评估，但目前主要关注进一步偿还债务和机会性资本返还 [64] 问题: 是否重新考虑合并Antero Resources和Antero Midstream - 公司目前不考虑合并，2019年进行简化时曾认真考虑过该方案，最终决定让Antero Midstream成为C Corp并保持两家公司独立，但随着杠杆率降低，合并可能会更可行 [69] 问题: NGL前景中是否有负面因素需要关注 - 目前基本面没有明显负面因素，主要担心即将到来的冬季供应不足，价格过高可能会对长期需求造成损害 [72] 问题: 与COVID相关的丙烷需求增加消退后，对需求的影响 - 一些石化市场在疫情期间受益，但预计未来不会与GDP同步增长，即使增速降低，LPG行业仍将保持良好平衡，炼油厂LPG生产已恢复，OPEC和伊朗的增产幅度相对较小 [74]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第四季度调整后EBITDAX为2.99亿美元，较去年同期略有增加，因运营成本降低和产量增加抵消了实现价格降低和套期保值收益减少的影响 [26] - 2020年第四季度套期保值后实现的天然气平均价格为每千立方英尺2.76美元，较纽约商品交易所溢价每千立方英尺0.10美元 [26] - 2020年第四季度C3 + NGL价格为每桶27.64美元，较Mont Belvieu定价溢价每桶0.84美元，较上一季度增长26%，目前约为每桶39美元 [19][26] - 2020年第四季度自由现金流为1.55亿美元 [27] - 预计2021年自由现金流至少为5亿美元 [24] - 预计到2021年底信贷安排几乎无借款，杠杆率将从去年底的3.1倍降至今年的2倍以下 [24][25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年第四季度放置11口水平Marcellus井投入销售，平均水平段长度为15788英尺，其中10口井60天初始产量创下公司新纪录，平均每天3390万立方英尺当量 [27] - 2021年液体产量占比从2020年的33%降至31%，因2021年商品和液体价格上涨，将向特许权使用费所有者支付液体份额，天然气特许权使用费支付减少，净产量略有降低，但实现价格提高、加工成本降低 [33][34][35] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国丙烷库存水平从几个月前五年区间的高端降至目前的低端，供应天数降至15天，较五年平均水平低34% [17] - 丙烷价格从2020年11月的每加仑0.50美元左右涨至2021年1月的每加仑0.98美元，目前稳定在每加仑0.90美元左右，早盘交易价格超过每加仑1美元 [18][19] - Antero的C3 + 定价从2020年第四季度的每桶27美元涨至目前的每桶39美元以上 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 与QL Capital达成钻探合作协议，QL Capital将在2021年为20%的钻探和完井资本提供资金，2022 - 2024年为15% - 20%的总钻探和完井资本提供资金，以换取每口开钻井的相应工作权益百分比，预计到2024年将额外钻探60口井，净资本支出和产量与之前的维护资本计划保持不变 [7][8] - 钻探合作将使公司在未来五年内增加约4亿美元的自由现金流，到2025年总自由现金流将超过15亿美元（基于当前期货价格），若2021年期货价格在2025年前保持不变，预计将产生35亿美元的自由现金流 [12][30] - 公司拥有2000多个优质未开发核心钻探地点，其中1400多个富含液体，占阿巴拉契亚地区剩余富含液体核心地点的约38%，这使其能够受益于强劲的NGL价格 [8] - 公司拥有未使用的固定运输能力，可将天然气输送到基于纽约商品交易所指数的优质市场，避免了许多东北生产商面临的价格基差扩大和供应中断问题 [9] - 钻探合作产生的增量产量将使公司从与Antero Midstream已建立的低压集输激励计划中获得额外的费用回扣，预计未来五年内减少约2.6亿美元的净营销费用，获得7500万美元的额外中游费用激励，预计钻探合作下的钻探递延费用为5000万美元，利息费用节省2000万美元 [10] - 公司计划在未来五年内将资本支出维持在约5.9 - 6亿美元的维护水平，主要专注于优质Marcellus地区的钻探，Marcellus与Utica的钻井比例约为90:10，今年计划钻探两口Utica井 [51][53] - 公司认为库存疲劳和优质钻探地点数量有限将是阿巴拉契亚地区生产商之间的关键区别，未来行业可能会出现更多的整合活动 [14][63] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为LPG市场供需失衡，国际市场对LPG的需求强劲，而美国页岩气、欧佩克和炼油厂产量下降导致供应减少，预计LPG远期曲线仍有上行空间，全球对LPG的需求将持续增长，LPG产量需要通过增加炼油厂产量、欧佩克产量和美国页岩气产量来恢复，以满足全球需求 [16][20] - 公司作为美国第二大NGL生产商，看涨的NGL价格前景对公司非常有利，C3 + 定价每变化每桶2美元或每加仑0.05美元，将对现金流产生9700万美元的影响 [22] - 公司认为天然气将是未来几十年能源转型的关键，作为美国最大的天然气生产商之一，公司有能力保持其在ESG方面的领先地位，并成为首选的天然气供应商 [29] 其他重要信息 - 公司计划在2021年实现ESG目标，包括将甲烷泄漏损失率降低50%（目前为0.046%），将温室气体强度降低10%，并通过运营改进和碳抵消努力实现净零碳排放 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请提供2021年液体产量指引相对于2020年的更多信息，以及特许权使用费桶的会计处理如何影响2021年C3 + 产量指引？ - 2020年因液体价格低，未向特许权使用费所有者支付无经济价值的NGL，将所有液体分配给公司并以天然气形式支付特许权使用费；2021年商品和液体价格上涨，将向特许权使用费所有者支付液体份额，天然气特许权使用费支付减少，这对公司现金流有利，实现价格提高、加工成本降低，但净产量略有降低 [34][35] 问题2: 考虑到德克萨斯州和中部大陆的情况，能否提供第一季度潜在营销提升的更多信息？ - 若没有近期冬季天气影响，公司最初的天然气实现价格指引为持平至溢价每千立方英尺0.10美元；过去一周，公司能够在需要的地方调配资源，额外获得约7500万美元的收入，其中5000万美元为实现价格提升，2500万美元为营销费用降低，因此将实现价格指引从持平至溢价每千立方英尺0.10美元提高至溢价每千立方英尺0.10 - 0.20美元，大部分增长将出现在第一季度 [37] 问题3: 四年展望中的资本支出约为每英尺635美元，这个展望有多保守？ - 该展望可能偏保守，今年资本支出从去年底的每英尺675美元降至每英尺635美元有几个关键驱动因素，包括沙子和完井方面的举措；服务成本目前仍有下行压力，每英尺约5 - 10美元，且公司认为仍有进一步降低成本的潜力 [41] 问题4: 本季度NGL产量情况如何？出口比例与第四季度相比是否相似，是否有天气干扰或增加出口的能力？ - 第一季度NGL产量将下降，与指引一致，原因是第四季度完井数量减少，且目前每桶40美元的价格下经济状况良好；没有出现干扰，出口和在Hopedale销售的比例与之前相同 [43] 问题5: 新的钻探合作对FT承诺有何影响，FT滚动减少情况、年度费用以及营销费用如何变化？ - FT仍会按计划滚动减少，到2025年从每天41.47亿英热单位降至每天31.30亿英热单位；钻探合作将填补大部分减少的量，到2025年底营销费用将降至零，营销费用指引从最初的每千立方英尺0.10 - 0.12美元降至每千立方英尺0.08 - 0.10美元 [46] 问题6: 新的资本支出和产量指引与12月的演示文稿相比有何变化，差异的驱动因素是什么，除了新的钻探合作外，假设是否有变化？ - 没有实质性变化，2020年平均日产量为35.5亿立方英尺当量，因不再将液体全部分配给公司，产量降至34亿立方英尺当量，年中出售VPP（每日5000万美元）后，产量降至33.5亿立方英尺当量，这是指引的中点 [48] 问题7: 今年Marcellus和Utica的资本分配比例是否是未来几年的基本情况，Marcellus中优质和二级区域的比例如何？ - 未来五年所有钻探将集中在优质区域，Marcellus与Utica的钻井比例约为90:10（可能约88%为Marcellus），今年计划钻探两口Utica井，公司将在网站演示文稿中提供更多细节 [51] 问题8: 从净基础上看，通过钻探合作计划，资本支出和产量是否应按维护水平考虑，是否有宏观因素会激励超出维护水平的活动？ - 计划是基于未来五年的维护资本制定的，资本支出大致维持在5.9 - 6亿美元，五年内总支出比钻探合作前略有减少（约1500万美元），目前计划是维持维护资本水平以产生最大的预现金流并偿还债务 [53] 问题9: 如何分配超过35亿美元的自由现金流，考虑到市值小于该金额且股权自由现金流收益率超过25%？ - 首先使用资金偿还债务，包括偿还信贷安排和继续偿还债务直至债务低于20亿美元，这可能在未来几年内实现；之后将逐步向股东返还资本，可能包括股票回购和股息，也可能进行一些并购活动，但具体情况将根据季度情况进行调整 [56][57] 问题10: 幻灯片9中关于盆地库存的信息如何影响公司对并购的看法？ - 公司不会因库存原因而进行并购，因为公司拥有数千个优质钻探地点，即使进行钻探合作，每年也仅消耗约80个地点，有多年的库存储备；但并购可能有其他原因，随着优质库存供应年限有限，未来行业可能会出现更多整合活动 [60][61][63] 问题11: 要像2018年第一季度那样将净营销费用转化为收益需要什么条件？ - 2018年第一季度是因为东海岸的极地涡旋天气事件，本季度可能也会出现类似的冬季天气事件，目前影响仍在持续，市场仍有溢价价格，未来六周情况值得关注 [65] 问题12: 公司可在现货市场销售的天然气大致比例是多少？ - 公司每天约有4.5 - 5亿立方英尺的天然气可根据管道容量在芝加哥、中西部或墨西哥湾沿岸等市场进行调配销售 [67]

财务数据和关键指标变化 - 公司已完成7.51亿美元资产出售，自2019年第四季度资产出售计划开始以来，已减少约6.2亿美元债务 [7] - 第三季度实际井成本平均每横向英尺640美元，按1.2万英尺横向标准化后为每英尺675美元，比2020年初井成本目标低17% [8] - 预计2020年下半年基于当前期货价格产生约1.75 - 2亿美元自由现金流 [16] - 第三季度EBITDAX为2.72亿美元，自由现金流为8800万美元（不包括2900万美元对冲变现） [27] - 截至2020年底，公司流动性预计近14亿美元，足以应对2021年和2022年到期债务 [26] - 总债务已降至32亿美元以下，预计年底降至30亿美元，季度末债务与LTM EBITDAX之比为3.2倍 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第三季度投产27口马塞勒斯井，平均横向长度1.19万英尺，其中15口井有60天生产历史，平均日产2400万立方英尺当量 [9] - 预计2020年天然气产量较2019年减少约60亿立方英尺/日，2021年产量将比2019年峰值低70亿立方英尺/日 [23] NGL业务 - 第三季度C3 +产量为14.6万桶/日，C3 +价格每桶变动5美元（每加仑0.12美元），将对现金流产生2.25亿美元影响 [23] - 自年初以来，美国NGL供应预测下降110万桶/日，预计需要3 - 4年才能恢复到疫情前水平 [17] 各个市场数据和关键指标变化 天然气市场 - 阿巴拉契亚地区基差差异扩大，近期区域价格较NYMEX低1.5美元 [13] - 预计12月美国LNG出口量将增至100亿立方英尺/日以上，高于疫情前水平 [24] NGL市场 - 美国墨西哥湾沿岸LPG出口产能预计过剩，美国Mont Belvieu价格将与国际市场紧密挂钩 [18] - 2020年Mont Belvieu C3 +价格和丙烷价格表现优于WTI和布伦特原油 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续监测资产出售市场，如有额外收益将用于进一步减少债务 [7] - 计划优化钻井和完井作业，降低成本，实现低维护资本预算，2021年维护资本预算为5.8亿美元 [30] - 专注于产生自由现金流，降低杠杆，长期目标是将总债务降至20亿美元以下，杠杆率降至2倍以下 [35] - 公司拥有优质的固定运输组合，可提供稳定的现金流和价格优势，未来将优化该组合以降低成本 [10] - 作为美国第二大NGL生产商和第三大天然气生产商，公司将受益于NGL和天然气价格上涨 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业钻机数量和完井规模大幅下降，预计将导致天然气和NGL供应进一步减少，2021年天然气市场可能供不应求 [23] - 全球市场动态对NGL价格在短期内至少是有利的，预计未来NGL价格将上涨 [21] - 公司对NGL和天然气价格前景持乐观态度，将受益于价格上涨带来的现金流增加 [23] 其他重要信息 - 公司发布了10月份的年度企业可持续发展报告，展示了卓越的环境、社会和治理（ESG）表现 [28] - 公司设定了2025年环境目标，包括将甲烷泄漏率降低50%，将温室气体强度降低10%，并努力实现净零碳排放 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司在债务偿还方面有哪些策略，是否会考虑进一步资产出售、VPTs或钻井合作？ - 公司会考虑所有这些策略，但会根据商品价格和市场情况进行选择，目前不确定是否会进行进一步资产出售 [33] 问题2: 如果天然气价格保持强劲，公司是否会考虑明年增加活动以利用高价？ - 公司专注于产生自由现金流，预计宣布明年的维护水平资本预算，以最大化自由现金流并降低杠杆 [35] 问题3: 公司是否会考虑长期重新激活增长，以匹配或增长到固定运输组合？ - 固定运输组合会随着维护资本减少而缩小，公司不觉得有必要通过钻井来增长，可能会通过运输组合来实现 [38] 问题4: 释放部分固定运输能力对2021年天然气销售和运输费用有何影响？ - 对净收益没有负面影响，净营销费用会受到影响，但基础运输费用不受影响 [40] 问题5: 页岩裂解装置何时开始投产，对公司乙烷产量有何影响？ - 该项目目前约完成70%，预计2022年及以后投产，对公司整体影响不大，但会显著增加乙烷产量 [44] 问题6: 固定运输价值提高，是否有机会利用过剩的固定运输能力来降低净营销费用？ - 有需求，公司每天购买大量第三方天然气并通过管道运输，以赚取差价，还会季节性释放部分固定运输能力 [47] 问题7: 公司何时会采用区域砂，对井成本有何影响？ - 公司已转向使用来自密苏里州的砂，节省了成本，未来采用区域砂可能会进一步降低井成本，每英尺可降低20 - 30美元 [49] 问题8: 全球LPG价格近期有所下降，如何看待第二波疫情对价格的影响？ - 如果出现第二波疫情，炼油厂开工率可能下降，LPG供应减少，而住宅和商业需求可能增加，NGL价格相对较重质烃类将表现更好 [51] 问题9: 公司天然气混合比例从2019年的70%降至本季度的65%，未来趋势如何？ - 这主要是由于钻井位置和对商品价格的判断，未来几年天然气比例可能降至60% [54] 问题10: 公司是否会考虑进行并购？ - 公司会持续关注并购机会，但目前不确定是否会参与 [56] 问题11: 2020年公司天然气产量目标是多少，第三季度产量较高的原因是什么，第四季度产量是否会下降？ - 2020年净产量目标为34.5亿立方英尺/日，第三季度产量高是因为井的结果和开发计划超出预期，第四季度产量预计保持平稳 [58] 问题12: 公司如何看待下一次借款基础重新确定，临时对冲到期后情况如何？ - 由于商品价格上涨，预计春季借款基础会提高，目前没有问题 [63] 问题13: 公司如何考虑通过额外的可转债或普通股市场进行去杠杆化？ - 公司会继续观察资产市场，如果有好的价值会采取行动，目前会利用商品价格上涨带来的现金流偿还债务 [65] 问题14: 公司如何看待未来乙烷实现情况？ - 大部分乙烷将在区域内消费，交易将基于天然气指数，随着新项目上线，与天然气挂钩的投资组合交易比例将增加 [67]

业绩总结 - Antero已完成751百万美元的资产销售和288百万美元的再融资，以应对债务到期和降低杠杆[5] - Antero的流动性足以偿还2021年11月和2022年12月到期的债务[26] - 2020年下半年预计自由现金流中点为1.75亿至2亿美元[27] - 2020年第三季度实现的应计付款为1.02亿美元，其中5100万美元基于达到的交易量阈值获得[27] - 自2019年第四季度以来，筹集的资本从1亿美元增加至10亿美元，增加了938百万美元[30] - 总债务减少至6.2亿美元，增加了6.2亿美元[30] 用户数据 - Antero的NGL价格从2020年第二季度的15美元/桶上涨至25美元/桶，显示出强劲的市场需求[21] - 2020年天然气价格（2021年期货）从2.49美元/百万英热单位上升至3.11美元/百万英热单位，增加了25%[30] - C3+ NGL价格（2020年下半年期货）从每桶约15美元上升至约25美元，增加了67%[30] - AR股票价格从0.67美元上升至3.48美元，增加了419%[30] 市场展望 - 自2020年3月6日以来，美国钻井平台总数减少了496个，降幅约为65%[22] - 美国天然气供应预计从2019年的93 Bcf/d减少到2021年的87 Bcf/d，减少6 Bcf/d[21] - 美国NGL生产预计在2021年将下降100万桶/天，主要受与页岩油相关的天然气和NGL供应下降的驱动[21] - 预计到2021年，因油价下跌，U.S. NGL供应将受到显著影响，65%的NGL供应来自页岩油田[13] 新产品与技术研发 - Antero的固定运输承诺预计到2024年底将减少超过800百万立方英尺/天，年化净营销费用将减少约1亿美元[7] - Antero已正式通知释放2021年生效的300百万立方英尺/天的固定运输承诺，并预计在续约日期继续释放多余的产能[8] - Antero的固定运输组合提供价格稳定性、生产流动性和相对于阿巴拉契亚同行的溢价定价[9] 资本支出与自由现金流 - 2020年AR资本支出为7.5亿美元，较2019年减少4亿美元[30] - 自由现金流是公司内部资金活动和服务或承担额外债务能力的有用指标[34] - 2020年自由现金流的目标基于当前的期货价格[33]