公司概况 - 我们是一家独立的石油和天然气公司，主要从事位于阿巴拉契亚盆地的天然气、液化石油气和石油资源的开发、生产、勘探和收购[100] 价格变动 - 我们的天然气、液化石油气和石油基准价格在2023年6月30日的三个月和六个月内与2022年同期相比显著下降，导致我们在2023年6月30日的三个月和六个月内价格实现下降[102] 资产情况 - 在2023年6月30日，我们的固定价格天然气掉期头寸为8Bcf，价格为每MMBtu 2.37美元[103] - 在2023年6月30日，我们的商品衍生合同的估计公允价值为净负债6700万美元[103] 宏观经济影响 - 全球供需失衡导致通货膨胀水平上升，美国联邦储备局利用货币政策进行利率上调，以应对通货膨胀风险[105] 经营部门 - 我们有三个经营部门：天然气、液化石油气和石油的勘探、开发和生产；营销和利用多余的固定运输能力；通过对安泰罗中游的股权投资提供中游服务[106] 营业收入 - 在2022年6月30日和2023年6月30日的三个月内，我们的报告部门的运营结果如下：勘探和生产部门的营业收入为10.86亿美元，营销部门的营业收入为1.06亿美元[108] 产量增长 - 2023年6月30日，公司的勘探和开采部门的天然气产量较去年同期增加了1亿立方英尺[110] - 2023年6月30日，公司的C2乙烷产量较去年同期增加了2,389万桶，增长了59%[110] - 2023年6月30日，公司的C3+天然气液体产量较去年同期增加了19万桶[110] - 2023年6月30日，公司的原油产量较去年同期增加了65万桶，增长了7%[110] - 2023年6月30日，公司的综合产量较去年同期增加了15亿立方英尺当量，增长了5%[110] 销售收入变动 - 天然气销售收入从2022年6月30日的16亿美元降至2023年6月30日的4.37亿美元，下降了72%[111] - 天然气液体销售收入从2022年6月30日的7.02亿美元降至2023年6月30日的3.98亿美元，下降了43%[112] - 油品销售收入从2022年6月30日的8.9亿美元降至2023年6月30日的5.8亿美元，下降了35%[113] 财务状况 - 2023年6月30日，公司的商品衍生工具产生了800万美元的公允价值收益[113] 营销部门 - 营销部门的营销费用从2022年6月30日结束的三个月的2,500万美元下降到2023年6月30日结束的三个月的2,200万美元[1] - 营销部门的营销收入从2022年6月30日结束的三个月的1.06亿美元下降到2023年6月30日结束的三个月的4400万美元，下降了59%[2] - 营销部门的营销费用从2022年6月30日结束的三个月的1.31亿美元下降到2023年6月30日结束的三个月的6600万美元，下降了50%[3] 预算和计划 - 2023年，公司宣布2023年的净资本预算为10.25亿至10.75亿美元[doc id='150'] - 2023年，公司计划在阿巴拉契亚盆地完成60至65个净水平井[doc id='151']

Antero Resources Corporation (NYSE:AR) Q1 2023 Results Conference Call April 27, 2023 11:00 AM ET Company Participants Brendan Krueger - Vice President, Finance Paul Rady - Chairman, Chief Executive Officer & President Michael Kennedy - Chief Financial Officer Dave Cannelongo - Senior Vice President, Liquids Marketing & Transportation Conference Call Participants Subhash Chandra - The Benchmark Company Bertrand Donnes - Truist Securities Umang Choudhary - Goldman Sachs Arun Jayaram - JPMorgan David Deckelba ...

公司业务概况 - 我们是一家独立的石油和天然气公司，主要从事位于阿巴拉契亚盆地的天然气、液化天然气和石油的开发、生产、勘探和收购[95] - 我们有三个经营部门：天然气、液化天然气和石油的勘探、开发和生产；营销和利用多余的固定运输能力；通过对安泰罗中游的股权投资提供中游服务[103] 价格和市场情况 - 2023年第一季度，我们的天然气、液化天然气和石油基准价格较2022年同期显著下降，导致我们在2023年第一季度的价格实现下降[97] - 2023年3月31日，我们的固定价格天然气掉期头寸净负债为7000万美元[99] - 全球供需失衡导致经济通货膨胀水平上升，美国联邦储备局采取了加息等货币政策来管理通货膨胀风险[101] 财务状况 - 2023年第一季度，自然气销售收入从2022年同期的9.96亿美元下降至6.68亿美元，降幅达33%[107] - NGLs销售收入从2022年第一季度的6.6亿美元下降至4.95亿美元，降幅为25%[108] - 油销售收入从2022年第一季度的6.3亿美元下降至5.2亿美元，降幅为18%[109] - 2023年第一季度，商品衍生工具公允价值收益为1.26亿美元，较2022年同期的亏损10亿美元有显著改善[110] - 租赁运营费用从2022年第一季度的1.8亿美元增至2.9亿美元，增幅为67%[111] - 2023年第一季度，生产和征收税费从5.3%增至7.4%[112] - 2023年第一季度，总行政费用（不包括股权补偿费用）增至4.4亿美元，较2022年同期增长43%[113] - 非现金股权补偿费用从2022年第一季度的500万美元增至1.3亿美元，增幅为160%[114] - 折旧、摊销和递延费用保持稳定，分别为1.68亿美元和1.68亿美元[115] - 利息费用从2022年3月31日结束的三个月的3.8亿美元降至2023年3月31日结束的三个月的2.6亿美元，下降了1.2亿美元或32%[120] 营销和运营 - 营销部门的净营销费用从2022年3月31日结束的三个月的3000万美元，每Mcfe 0.10美元，降至2023年3月31日结束的三个月的2300万美元，每Mcfe 0.08美元[116] - 营销收入从2022年3月31日结束的三个月的6900万美元降至2023年3月31日结束的三个月的5900万美元，下降了1000万美元，或15%[116] - 营销费用从2022年3月31日结束的三个月的9900万美元降至2023年3月31日结束的三个月的8100万美元，下降了1800万美元，或18%[116] 投资和资本支出 - Antero Midstream部门的收入从2022年3月31日结束的三个月的2.18亿美元增至2023年3月31日结束的三个月的2.59亿美元，增加了4100万美元[119] - Antero Midstream部门的总运营费用从2022年3月31日结束的三个月的8900万美元增至2023年3月31日结束的三个月的1.11亿美元，增加了2200万美元[119] - 2023年资本预算为10.25亿至10.75亿美元[124] - 2023年第一季度，总的资本支出为3.42亿美元，包括2.67亿美元的钻井和完工成本，7200万美元的租赁收购支出和300万美元的其他资本支出[125] 风险管理 - 公司通过金融衍生工具来管理天然气、液化石油气和原油价格波动风险[134] - 公司在2023年3月底的商品对冲头寸为净负债4.31亿美元[135] - 公司的主要信用风险来自于销售天然气、液化石油气和原油以及商品衍生合同的应收账款[136]

财务数据和关键指标变化 - 2022年公司总债务减少约10亿美元，自2019年第四季度债务削减计划开始以来，已减少债务超25亿美元 [6] - 2022年公司回购超2500万股，占总流通股的1% [6] - 目前公司总债务低于12亿美元，杠杆率降至0.4倍，假设当前期货价格，预计2023年仍将产生超5亿美元的自由现金流，年底杠杆率仍低于1倍 [16] - 2023年第一季度，公司提前结算2024年纽约商品交易所天然气期权，花费约2亿美元，还终止一份未使用的阿巴拉契亚当地市场固定运输合同，花费2400万美元，该合同终止后每年减少净营销费用约1300万美元 [16][17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年公司有机租赁计划增加约80个钻井位置，平均每个位置成本低于100万美元，超过每年60 - 65口井的维护资本计划 [8] - 公司100%的天然气在阿巴拉契亚盆地外销售，其中75%进入液化天然气航道，能获得高于纽约商品交易所的溢价 [10] - 公司近一半的收入来自液体生产 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 2023年美国丙烷出口预计同比增长10%，达到每天150万桶，今年将新增46艘超大型气体运输船 [12] - 2023年美国丙烷出口码头利用率预计将保持高位但充足，以满足全球对美国液化石油气的需求 [13] - 2023年美国天然气液产量预计同比增长6%，2024年增长5%，但供应增长预测可能会因近期天然气和石油价格下跌而变化 [13] - 中国计划建设的丙烷脱氢装置将增加约每天70万桶的丙烷原料需求，2023年需求将开始增加 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于核心区域的有机租赁收购，避免大型交易稀释股权和增加绝对债务，通过这种方式在商品周期中实现成本平均化，并在已证实的油井附近获取土地 [8] - 公司优先减少债务的策略使其与增加绝对债务的同行区分开来，在实现债务初始目标后，公司将保持债务削减和资本返还的平衡计划 [9] - 与多数同行相比，公司天然气全部在阿巴拉契亚盆地外销售，且近一半收入来自液体生产，产品组合多元化，能在不同商品周期中提供更好的财务和运营稳定性 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管近期液体价格面临逆风，但宏观经济因素表明今年价格将改善，基本面将复苏，主要需求驱动因素是中国重新开放，以及丙烷脱氢产能增长将推动美国出口增加 [12] - 长期来看，液化石油气需求将在未来十年及以后增加，但可持续供应增长前景不乐观，因为对碳氢化合物投资不足和美国页岩库存减少 [15] - 由于阿巴拉契亚管道接近最大容量，二叠纪伴生气受油价影响，海恩斯维尔现在是边际天然气生产地区，预计未来几个月该地区活动将显著下降，天然气供应将迅速响应 [20][21] - 随着中国重新开放，液化天然气和丙烷价格将获得积极支撑，2024年及以后随着第二波液化天然气出口设施上线，天然气需求将大幅增长，预计价格将出现大幅波动 [21] 问答环节所有提问和回答 问题1: 公司钻探与完井活动对价格和成本波动的应对计划灵活性如何 - 2023年及以后公司的维护资本计划是三个钻机和两个完井团队，由于产品多元化、运输优势和良好的资产负债表，公司即使在低天然气价格下也能产生超5亿美元的自由现金流，不太可能低于维护资本水平 [25] 问题2: 公司是否会继续在尤蒂卡地区钻探 - 公司90%的钻探活动集中在马塞勒斯地区，未来计划每年在尤蒂卡地区钻探一个井垫，这既能让马塞勒斯地区的基础设施有喘息空间，又能利用尤蒂卡地区的运输能力 [28] 问题3: 公司的股票回购能力和意愿如何 - 公司目前将50%的自由现金流用于资本返还，自由现金流首先用于支付2亿美元的期权提前终止费用和2400万美元的运输承诺费用，以及年底3500万美元的信贷额度提款，剩余部分根据商品价格情况决定是否用于股票回购 [31] 问题4: 公司是否还能终止其他套期保值合同 - 公司已没有套期保值合同，之前提前结算的是最后一批合同，可能被误解的产量付款协议或超额特许权使用费权益并非公司账户的合同 [33] 问题5: 丙烷市场库存高企情况下价格何时会上涨 - 目前丙烷价格表现良好，第一季度美国出口强劲，预计将持续到本季度末，库存将降至五年历史范围，预计全年丙烷价格将相对其他商品改善，超大型气体运输船产能增加将降低运费，缩小美国价格与国际市场的差价 [37][38] 问题6: 海恩斯维尔地区活动减少后天然气枢纽价格是否会回升 - 公司通常能获得纽约商品交易所亨利枢纽价格，并因在气流中保留大量乙烷而有每百万英热单位0.1 - 0.2美元的溢价，约为纽约商品交易所价格的10%，公司运输到的枢纽在夏季价格强劲，希望2022年的价格趋势能在2023年重现 [40] 问题7: 公司2023年土地支出预算的情况 - 2023年土地支出预算为1.5亿美元，第一季度支出较多是因为有去年活动的结转，同时公司在马塞勒斯地区的有机租赁计划越来越成功，该地区进入壁垒高，公司是当地土地所有者的首选运营商，获得的土地紧邻目前开发的优质区域 [44] 问题8: 公司2023年指导中对壳牌裂解装置的运行时间和时机有何假设 - 公司对壳牌裂解装置的运行情况进行了一定风险评估，第一季度壳牌的表现较第四季度有显著改善，从现金流角度看，该装置的影响不大，但公司对乙烷产量进行了风险评估，以支持壳牌继续改善表现 [46]

公司业务及战略 - 公司在阿巴拉契亚盆地拥有大量液体丰富位置的钻井机会[61] - 公司的业务分为三个报告部门：天然气、液化石油气和石油的勘探、开发和生产；超额固定运输能力的营销；以及通过对安泰罗中游的股权投资提供中游服务[62] - 公司在2021年与QL Capital Partners成立了钻井合作伙伴关系，为2021年至2024年的钻井计划提供资金[66] 可持续发展和环保 - 公司致力于持续改进文化和负责任的管理，通过创新、合作、技术和设定明确目标来改善安全记录，降低温室气体排放强度[63] - 公司参与了EPA的天然气STAR计划，致力于实施甲烷减排技术和实践，并记录其减排活动[128] - EPA发布了一项提案规定了新的甲烷和挥发性有机化合物排放标准，如果最终确定，将对原油和天然气源类别的甲烷和挥发性有机化合物排放产生影响[125] 生产与销售数据 - 公司在2022年12月31日的商品净衍生合约的估计公允价值为4.31亿美元的负债[65] - 公司在2022年12月31日的天然气产量为798亿立方英尺，C2乙烷产量为18818千桶，C3+天然气液体产量为39914千桶，原油产量为3223千桶[77] - 2022年公司天然气的平均销售价格为每千立方英尺6.92美元，C2乙烷为每桶20.41美元，C3+天然气液体为每桶52.98美元，原油为每桶85.53美元[77] - 2022年公司的总开采成本为每千立方英尺0.09美元，总运输成本为每千立方英尺2.23美元，总税费为每千立方英尺0.25美元[77] 土地和资源储量 - 公司在阿巴拉契亚拥有252,294英亩的开发用地和300,340英亩的未开发用地，其中85%的净阿巴拉契亚盆地用地已被生产保留[78] - 公司在2021年和2022年的证明储量分别为1.02万亿立方英尺和1.03万亿立方英尺[67] - 公司在2022年的证明储量比前一年增加了30亿立方英尺[70] - 公司在2022年将约28%的证明未开发储量转化为证明开发储量，总开发支出约为6.04亿美元[71] 运输和合作 - 公司与MarkWest签订合同，提供阿巴拉契亚盆地生产的低温处理能力[83] - Antero Midstream拥有50%的合资企业利益，用于开发阿巴拉契亚盆地的处理和分馏设施[84] - 公司与多条管道签订了固定运输协议，以将天然气运送到中西部、墨西哥湾沿岸、东部地区和中大西洋市场[85] - 公司与各管道签订了多项固定运输合同，包括Columbia Gas Transmission pipeline (“TCO”)、Columbia Gulf Transmission pipeline (“Columbia Gulf”)、Stonewall Gas Gathering (“SGG”)等[86] - TCO固定运输能力约为453,000 MMBtu/天，其中430,000 MMBtu/天可利用于Columbia Gulf，提供通往墨西哥湾市场的通道[87] - SGG固定运输能力为900,000 MMBtu/天，2027年将降至600,000 MMBtu/天，运输来自各采集系统互连点和MarkWest Sherwood plant complex的天然气[88] - Tennessee固定运输能力为790,000 MMBtu/天，2030年将降至200,000 MMBtu/天，将天然气从TCO WB的Broad Run互连点运送至墨西哥湾市场[89] - ANR Gulf固定运输能力为600,000 MMBtu/天，将来自西弗吉尼亚和俄亥俄的天然气运送至墨西哥湾市场[90] - Rover Pipeline固定运输能力为840,000 MMBtu/天，2025年将降至800,000 MMBtu/天，通过ANR Chicago和ANR Gulf段将阿巴拉契亚盆地连接至中西部和墨西哥湾市场[91] - AGS固定运输能力为275,000 MMBtu/天，将天然气运送至TETCO M2和其他各种本地交付点[92] - MXP固定运输能力为700,000 MMBtu/天，将天然气运送至TCO IPP和GXP，合同有效期从2024年至2058年[93] - ATEX固定运输能力为20,000桶/天，将乙烷运送至蒙特贝尔维尤，合同有效期至2028年[94] - Mariner East 2固定运输能力为乙烷11,500桶/天和丙烷丁烷65,000桶/天，将产品运送至宾夕法尼亚州马库斯胡克，合同有效期分别至2028年和2029年[95] 法规合规 - FERC对管道的分类和监管可能会根据未来的决定而发生变化[111] - FERC对州内天然气运输也进行监管，具体监管程度因州而异[111] - FERC对天然气、NGL和石油销售价格不进行联邦监管，但会影响销售价格[112] - FERC实施了反市场操纵规定，违规者可能面临高额罚款[112] - 环境和职业安全健康事项受到严格的法规监管[115] - CERCLA和RCRA等法律规定了有关危险物质和废物处理的责任和要求[117] - CWA和类似州法规限制了排放到水体中的污染物[121] - Clean Air Act和类似州法规限制了空气污染物的排放[122] - 美国国会通过并总统签署了一项决议，废除了2020年9月对甲烷标准的修订，有效恢复了先前的标准[125] 财务状况 - 公司在2022年12月31日的总债务为12亿美元，较2021年12月31日减少了9.42亿美元[60

业绩总结 - Antero的调整后的EBITDAX为2,958,495美元，较上年增长了约43%[75] - 2022年自由现金流为796,974美元，相较于2021年的91,348美元增长了769%[77] - 2022年净现金提供的经营活动为1,087,672美元，较2021年的312,680美元增长了248%[77] - 2022年净债务为1,172,828美元，较2021年的2,125,444美元减少了约45%[80] - 2022年资本支出为718,363美元，较2021年的505,455美元增加了42%[78] - 2022年自由现金流在扣除营运资金变动前为555,838美元，较2021年的121,999美元增长了355%[77] - 2022年非控股权益的分配为46,217美元，较2021年的18,755美元增长了146%[77] - 2022年利息支出为144,000美元，较上年有所增加[74] - 2022年折旧、摊销和增值费用为571,793美元[74] 用户数据 - Antero的净天然气生产预计在2022年为2.2至2.25 Bcf/d，净液体生产为175,000至185,000 Bbl/d[65] - Antero的天然气实现价格预计比NYMEX高出0.30至0.40美元/Mcf[65] - Antero的现金生产费用预计在2.55至2.65美元/Mcfe之间[65] - Antero在马塞勒斯地区拥有超过10年的低于2.00美元/Mcf的盈亏平衡位置[9] 未来展望 - Antero在2022年和2023年自由现金流收益率预计约为20%[53] - Antero的2023年自由现金流预计与2022年持平[50] 新产品和新技术研发 - Antero在2022年有超过60个优质核心位置的有机增加，平均成本低于100万美元，较同行收购平均成本折扣超过50%[34] - Antero的GHG强度在同行中排名第一，显示出行业领先的排放表现[60] 资本运作 - Antero在2022年第三季度回购了约2150万股股票，累计回购金额达到730百万美元[5] - Antero的资本支出计划在2022年为775至800百万美元[65] 市场波动 - 2022年未实现商品衍生品收益为(702,965)美元，显示出市场波动的影响[75]

财务数据和关键指标变化 - 今年前九个月公司回购2150万股股票，总计7.3亿美元 [7] - 本季度公司减少债务超4亿美元，年初至今债务减少总额近10亿美元，自2019年第四季度债务削减计划开始以来，已将债务从38亿美元降至第三季度末的不到12亿美元 [7][8] - 昨日公司宣布股票回购计划增加10亿美元，使总计划达到20亿美元 [8] - 第三季度公司产生约8亿美元自由现金流，用于减少债务超4亿美元和购买3.8亿美元股票 [23] - 2022年公司发展计划预计产生略超20亿美元的自由现金流，2023年预计自由现金流与2200万美元相近 [23] - 基于当前大宗商品价格，公司预计2023年无需支付现金税，2024年开始支付 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 公司拥有每天23亿立方英尺的固定运输能力，占公司天然气总产量的约75%，本季度实现每百万英热单位0.49美元的溢价 [12] 液化业务 - 美国C3 + NGL价格在过去两个季度随油价下跌，丙烷库存第三季度大幅增加，目前与五年平均水平持平，但供应天数仍比五年平均水平低13% [17] - 预计2022 - 2023年美国NGL产量同比增长8%，而世界其他地区供应预计下降2% [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计2023年阿巴拉契亚、二叠纪盆地和海恩斯维尔地区的区域基差差异将保持较大，折扣更深，二叠纪地区预计要到2023年第三季度新增管道产能完成后，基差才会改善或有有意义的供应增长进入市场 [13] - 本周二叠纪盆地因缺乏管道出口，Waha现金价格为负，为两年来最低，海恩斯维尔地区在未来9 - 12个月也面临类似的管道容量限制 [14] - 公司销售天然气的主要枢纽在过去几年基差有所改善，而许多阿巴拉契亚同行销售天然气的当地负定价差异已恶化至比纽约商品交易所亨利枢纽低约1美元 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于实现一流的资产负债表，同时向股东返还大量现金，优先考虑减少债务和股票回购 [6][7] - 公司专注于核心土地面积，强调有机租赁收购，本季度花费4600万美元用于土地，增加25个钻井地点，2022年前九个月增加约60个钻井地点，平均成本低于100万美元/个 [10][11] - 公司拥有固定运输组合，能够避免区域产能限制和基差折扣的陷阱，进入高价市场 [12] - 公司在ESG方面取得显著进展，2022年将甲烷泄漏损失率降低65%，范围1温室气体强度降低39%，有望在2025年实现范围1和范围2温室气体净零排放 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 随着额外的LNG列车和终端建成，公司预计销售天然气的定价枢纽将在纽约商品交易所获得更大的正基差溢价，LNG出口增加将支撑天然气价格上涨 [15] - 劳动力和设备紧张以及基础设施限制将使天然气增长面临挑战，但历史低位的煤炭库存和全球套利价差表明，LNG出口今冬将保持高于最大利用率，对天然气价格前景持乐观态度 [15] - 预计未来几个季度和几年，随着全球需求环境恢复正常，美国NGL出口量将回升，公司50%以上的NGL产量出口且目前未进行套期保值，将受益于NGL需求增长 [19][22] 其他重要信息 - 公司在阿巴拉契亚地区拥有最多的低成本库存，超过800个未来开采地点，将推动公司未来持续表现 [9] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司是否预计2023年行业基差差异会更高，公司自身情况如何 - 行业基差差异会更高，但公司情况与2022年相似，第三季度有0.49美元的溢价，第四季度类似，2023年在5美元/百万英热单位的天然气价格下，预计对纽约商品交易所的溢价超过0.25美元 [27][29] 问题2: 鉴于公司库存充足，若天然气价格回升，是否会考虑在2023年加速生产 - 公司将维持现有策略，致力于维持维护资本水平，有明确的债务偿还和股票回购路径 [31] 问题3: 请详细说明自由现金流展望，包括资本支出、通胀预期以及运营成本的固定和可变部分 - 2023年通胀率预计在10%左右，运营成本中与天然气价格相关的部分具有可变性，每美元天然气价格变动约有0.10美元的可变成本 [34] 问题4: 公司如何考虑股票回购、债务偿还和现金储备 - 公司尽量不囤积现金，优先使用自由现金流偿还债务和回购股票，目前大部分自由现金流将用于回购股票，同时也会寻找机会进行债务偿还 [36] 问题5: 请提供2023年资本支出、土地支出和产量的软指导 - 2023年资本支出预计有10%的通胀，土地支出可能低于2022年，产量维持在维护资本水平，即三个钻机和两个完井团队 [38][40] 问题6: 如何考虑VPP和ORRI的套期保值 - 套期保值是在2020年进行的，ORRI套期保值至2023年，VPP至2027年，这些套期保值在公司合并结果中体现，建模时应包含在内 [41] 问题7: 请说明2023年现金成本结构，包括固定和可变成本以及与天然气价格、柴油价格和CPI的关系 - 2023年现金成本将下降，与第四季度水平相似，约3% - 4%的成本与燃料运输和压缩有关，4.5%与生产税有关，每美元天然气价格变动约有0.10美元的可变成本 [44][45] 问题8: 考虑到第四季度活动加速，2023年生产情况如何 - 2023年产量与2022年相似，略有增长，第四季度有少量增长，第一季度也会有类似增长 [47] 问题9: 为什么将活动提前到第四季度而不是2023年第一季度 - 为维持开发计划，公司与钻机和完井团队签订了长期协议，继续作业更高效，且公司中游服务出色，能够高效投产新井 [50] 问题10: 这是否意味着2023年生产会比原本更高 - 是的，2023年生产会比2022年高，原本1月投产的井提前投产可多一个月产量 [52] 问题11: 股票回购是否有流动性限制，未来是否能每季度进行约4亿美元的回购 - 股票回购取决于自由现金流，公司股票流动性好，无流动性限制，大部分自由现金流将用于回购股票 [54] 问题12: 第四季度预计增加多少乙烷产量，是否与壳牌裂解装置投产有关 - 第三季度乙烷产量约5.5万桶/天，第四季度预计接近7.5万桶/天 [56] 问题13: 公司是否完成了未来几年的债务削减目标 - 公司已偿还大部分债务，但仍会寻找机会进行债务偿还，未来更倾向于回购股票 [58] 问题14: 从估值角度看，增加土地储备和回购股票哪个是更好的资本使用方式 - 公司认为增加土地储备是高效的资本使用方式，每花费100万美元增加一个地点，扣除所有成本后可产生3000 - 4000万美元的收益，且能延长库存 [60] 问题15: 2024年预计的现金税规模是多少 - 扣除资本和股票补偿费用等后，接近20% [64] 问题16: 壳牌裂解装置的乙烷销售是毛销售还是毛消费 - 是公司的净乙烷销售，第三季度5.5万桶/天，第四季度预计到7.5万桶/天 [66]

公司资产情况 - 截至2022年9月30日，公司持有约50.4万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[210] 债务赎回与回购情况 - 2022年前9个月，公司全额赎回剩余5.85亿美元2025年到期的5.00%优先票据，赎回价格为面值的101.25% [211] - 2022年前9个月，公司通过要约收购和公开市场交易回购2.21亿美元2026年到期的8.375%优先票据，加权平均价格为面值的109%；回购1.68亿美元2029年到期的7.625%优先票据，加权平均价格为面值的107% [211] 股票回购计划情况 - 2022年10月25日，董事会批准将股票回购计划增加10亿美元，可回购至多20亿美元流通股；截至2022年9月30日，已回购1900万股普通股，总成本6.75亿美元[212] 可转换优先票据转换情况 - 2022年前9个月，2000万美元2026年到期的4.25%可转换优先票据按条款转换，另有500万美元被诱导转换，公司发行约600万股普通股并支付20万美元现金诱导溢价[214] 基准价格变化情况 - 2022年前9个月，亨利中心天然气平均基准价格从2021年同期的3.18美元/Mcf涨至6.77美元/Mcf；西德克萨斯中质原油平均基准价格从64.82美元/Bbl涨至98.09美元/Bbl [216] 天然气固定价格互换头寸情况 - 截至2022年9月30日，公司（不包括Martica）天然气固定价格互换头寸中，10 - 12月2022年合约量102 Bcf，加权平均价格2.48美元/MMBtu；1 - 12月2023年合约量16 Bcf，加权平均价格2.37美元/MMBtu [218] 天然气基差互换头寸情况 - 截至2022年9月30日，公司（不包括Martica）天然气基差互换头寸中，10 - 12月2022年合约量6 Bcf，加权平均对冲差价0.515美元/MMBtu；1 - 12月2023年合约量18 Bcf，加权平均对冲差价0.525美元/MMBtu [220] 商品衍生品合约公允价值情况 - 截至2022年9月30日，公司（不包括Martica）商品衍生品合约估计公允价值为净负债10亿美元[221] - 截至2022年9月30日，Martica商品衍生品合约估计公允价值为净负债8400万美元[224] 钻探和完井资本预算情况 - 公司2022年前9个月将钻探和完井资本预算提高了15%，主要因开发优化和通胀压力[227] 员工工作安排情况 - 2022年第三季度，公司非现场员工从混合工作安排过渡到全办公室工作安排[229] 2021年第三季度财务数据 - 2021年第三季度，公司总营收为533,883千美元，总运营费用为1,217,957千美元，运营亏损为684,074千美元[234] - 2021年第三季度，天然气销售为884,669千美元，天然气液体销售为598,327千美元，石油销售为56,734千美元[234] - 2021年第三季度，商品衍生品公允价值损失为1,250,466千美元[234] - 2021年第三季度，公司在Antero Midstream的权益法投资收入为224,804千美元[234] 2022年第三季度财务数据 - 2022年第三季度，公司总营收为2,064,624千美元，总运营费用为1,290,464千美元，运营收入为774,160千美元[236] - 2022年第三季度，天然气销售为1,736,039千美元，天然气液体销售为620,816千美元，石油销售为67,025千美元[236] - 2022年第三季度，商品衍生品公允价值损失为530,523千美元[236] - 2022年第三季度，公司在Antero Midstream的权益法投资收入为231,034千美元[236] 2022年产品产量变化情况 - 2022年天然气产量200Bcf，较2021年的205Bcf下降5Bcf，降幅2%；C2乙烷产量5010MBbl，较2021年的4372MBbl增加638MBbl，增幅15%；C3+ NGLs产量9950MBbl，较2021年的10258MBbl下降308MBbl，降幅3%；石油产量804MBbl，较2021年的932MBbl下降128MBbl，降幅14%[238] 2022年产品销售营收变化情况 - 2022年天然气销售营收从2021年同期的8.85亿美元增至17亿美元，增加8.51亿美元，增幅96%，其中价格上涨贡献约8.75亿美元，产量下降减少约2400万美元[239] - 2022年NGLs销售营收从2021年同期的5.98亿美元增至6.21亿美元，增加2300万美元，增幅4%，其中价格上涨贡献约3000万美元，产量下降减少约700万美元[240][241] - 2022年石油销售营收从2021年同期的5700万美元增至6700万美元，增加1000万美元，增幅18%，其中价格上涨贡献约1800万美元，产量下降减少约800万美元[243] 2022年Q3商品套期保值衍生品情况 - 2022年Q3商品套期保值衍生品公允价值损失5.31亿美元，2021年同期为13亿美元；其中已结算商品衍生品现金支出2022年为6.4亿美元，2021年为4.16亿美元[244] 2022年部分费用与收入变化情况 - 2022年VPP相关递延收入摊销从2021年同期的1100万美元降至900万美元，减少200万美元，降幅17%[246] - 2022年租赁运营费用从2021年同期的2500万美元增至2700万美元，增加200万美元，增幅8%[246] - 2022年集输、压缩、处理和运输费用从2021年同期的6.28亿美元增至7.16亿美元，增加8800万美元，增幅14%[247] - 2022年生产和从价税从2021年同期的5200万美元增至9300万美元，增加4100万美元，增幅78%[248] - 2022年营销收入从2021年同期的2.33亿美元降至1.6亿美元，减少7300万美元，降幅31%[255] - 营销费用从2021年三季度的2.67亿美元降至2022年三季度的1.85亿美元，减少8200万美元，降幅31%[256] Antero Midstream业务2022年三季度数据变化情况 - Antero Midstream业务收入从2021年三季度的2.25亿美元增至2022年三季度的2.31亿美元，增加600万美元[257] - Antero Midstream业务运营费用从2021年三季度的8300万美元增至2022年三季度的9300万美元，增加1000万美元[259] 2022年三季度部分财务指标变化情况 - 利息费用从2021年三季度的4500万美元降至2022年三季度的2800万美元，减少1700万美元，降幅38%[260] - 2021年三季度提前偿还债务损失1700万美元，2022年三季度为3000万美元[261] - 2021年三季度所得税收益1.59亿美元，有效税率22%；2022年三季度所得税费用1.36亿美元，有效税率19%[262] 2021年前三季度财务数据 - 2021年前三季度总营收22.25161亿美元，总运营费用34.57645亿美元，运营亏损12.32484亿美元[267][269] - 2021年前三季度天然气销售22.31558亿美元，天然气液体销售15.03027亿美元，石油销售1.53326亿美元[265] 2022年前三季度财务数据 - 2022年前三季度总营收50.53149亿美元，总运营费用34.2207亿美元，运营收入16.31079亿美元[271] - 2022年前三季度天然气销售42.90825亿美元，天然气液体销售19.83509亿美元，石油销售2.19504亿美元[271] 2021 - 2022年前九个月产品产量、价格与收入变化情况 - 天然气产量从2021年前九个月的621Bcf降至2022年9月30日的602Bcf，降幅3%；平均价格从3.60美元/Mcf涨至7.13美元/Mcf，涨幅98%；销售收入从22亿美元增至43亿美元，涨幅92%[273][274] - NGLs产量从2021年前九个月的43756MBbl降至2022年9月30日的42784MBbl，降幅3%；平均价格从44.59美元/Bbl涨至57.46美元/Bbl，涨幅29%；销售收入从15亿美元增至20亿美元，涨幅32%[273][278] - 石油产量从2021年前九个月的2832MBbl降至2022年9月30日的2433MBbl，降幅14%；平均价格从54.14美元/Bbl涨至90.23美元/Bbl，涨幅67%；销售收入从1.53亿美元增至2.20亿美元，涨幅43%[273][279] 2021 - 2022年前九个月商品套期保值衍生品公允价值损失情况 - 2021年和2022年前九个月，商品套期保值导致的衍生品公允价值损失分别为23亿美元和18亿美元[280] 2021 - 2022年前九个月部分费用与收入变化情况 - 与VPP相关的递延收入摊销从2021年前九个月的3400万美元降至2022年9月30日的2800万美元，降幅17%[282] - 租赁运营费用在2021年和2022年前九个月分别为7200万美元和7000万美元，基本保持一致[282] - 集输、压缩、处理和运输费用从2021年前九个月的19亿美元增至2022年9月30日的20亿美元，涨幅5%[283] - 生产和从价税从2021年前九个月的1.31亿美元增至2022年9月30日的2.28亿美元，涨幅74%[284] - 一般和行政费用（不包括股权薪酬费用）从2021年前九个月的9400万美元增至2022年9月30日的1亿美元，涨幅7%[287] - 股权薪酬费用从2021年前九个月的1500万美元增至2022年9月30日的2300万美元，涨幅53%[288] - 营销收入从2021年前九个月的5.63亿美元降至2022年前九个月的3.35亿美元，减少2.28亿美元，降幅40%[292] - 营销费用从2021年前九个月的6.28亿美元降至2022年前九个月的4.15亿美元，减少2.13亿美元，降幅34%[293] Antero Midstream部门2021 - 2022年前九个月数据变化情况 - Antero Midstream部门收入从2021年前九个月的6.82亿美元降至2022年前九个月的6.78亿美元，减少400万美元[296] - Antero Midstream部门运营费用从2021年前九个月的2.55亿美元增至2022年前九个月的2.83亿美元，增加2800万美元[297] 2021 - 2022年前九个月部分财务指标变化情况 - 利息费用从2021年前九个月的1.38亿美元降至2022年前九个月的1亿美元，减少3800万美元，降幅27%[298] - 2021年前九个月所得税收益为3.38亿美元，有效税率23%；2022年前九个月所得税费用为3.08亿美元，有效税率20%[301] 2021 - 2022年前九个月现金流量变化情况 - 运营活动提供的净现金从2021年前九个月的12亿美元增至2022年前九个月的26亿美元[305] - 投资活动使用的净现金从2021年前九个月的5.05亿美元增至2022年前九个月的7.18亿美元[306] - 融资活动使用的净现金从2021年前九个月的6.79亿美元增至2022年前九个月的19亿美元[307] 2022年净资本预算情况 - 2022年修订后的净资本预算为9 - 9.5亿美元，计划在阿巴拉契亚盆地完成72口井[312] 2021 - 2022年商品衍生品公允价值对比情况 - 截至2022年9月30日，公司商品衍生品估计公允价值为净负债10亿美元，2021年12月31日为净负债7.27亿美元[329] 截至2022年9月30日公司商品衍生品构成情况 - 截至2022年9月30日，公司商品衍生品包括基于指数定价的固定价格互换和基差互换[324] - 截至2022年9月30日，公司有天然气互换、基差互换、互换期权、看涨期权和嵌入式看跌期权覆盖部分预计产量，大部分衍生品安排在2024年到期[325] 公司套期保值相关规定情况 - 根据信贷安排，公司允许为未来60个月预计产量的至多75%进行套期保值，可对不超过72个月的至多65%估计产量签订套期合同[325] 价格变动对公司收入影响情况 - 基于2022年前9个月产量和已结算的固定价格互换合同、看涨期权和嵌入式看跌期权，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7500万美元[325] 截至2022年9月30日公司应收账款情况 - 截至2022年9月30日，公司因商品衍生品合同产生的应收账款为800万美元，天然气、NGLs和石油销售应收账款为8.62亿美元[330] 公司商品套期保值合同交易对手情况 - 公司有商品套期保值合同的交易对手有10家，其中7家是信贷安排下的贷款人[331] 2022年前9个月信贷安排借款利率情况 - 2022年前9个月，信贷安排下借款的

业绩总结 - Antero在2022年第二季度的净天然气生产预计在2.2至2.25 Bcf/d之间[60] - Antero在2022年，净液体生产预计在175,000至185,000 Bbl/d之间[60] - Antero在2022年第二季度的自由现金流目标超过100亿美元，超过当前市场价值的80%[47] - Antero的2022年自由现金流收益率预计为22%，在阿巴拉契亚同行中最高[48] - Antero在2022年第二季度的债务减少了317百万美元，净债务为534百万美元，杠杆比率为0.6倍[45] - Antero的累计等效生产量比同行平均水平高出22%[11] - 2022年AR的年净产量为3.2至3.3 Bcfe/d，预计2022-2026年为3.3至3.5 Bcfe/d[62] - 2022年自由现金流为631,454美元，2021年为104,958美元[70] - 2022年调整后的EBITDAX为2,438,594美元[69] 用户数据与市场趋势 - 尽管天然气价格高企，过去三个月天然气的电力燃烧需求超过五年平均水平，增加了4 Bcf/d[38] - 2022年NYMEX亨利中心天然气价格为每百万英热单位7.02美元，预计2022-2026年为5.26美元[61] - 2022年天然气实际价格预计比NYMEX高出0.30至0.40美元，2022-2026年预计高出0.20至0.30美元[61] - 2022年NYMEX WTI原油价格为98.00美元/桶，预计2022-2026年为80.00美元/桶[61] - 2022年AR加权C3+ NGL价格为57.50美元/桶，预计2022-2026年为43.00美元/桶[61] 新产品与技术研发 - Antero的最新井在150天后液体产量比2020-2021年平均井高出23%[8] - Antero在2022年第二季度新增25个优质核心位置，平均成本低于100万美元，较同行收购成本折扣超过50%[33] 未来展望 - 2022年AR计划钻井70至80口，预计2022-2026年为300至340口[62] - 2022年AR的现金生产和净营销费用为每百万英热单位2.46至2.58美元，预计2022-2026年为2.35至2.45美元[62] - 2022年总长期债务为21.25亿美元，2022年6月30日降至15.77亿美元[71]

公司资产情况 - 截至2022年6月30日，公司持有约50.3万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[195] 公司商品套期保值情况 - 2022年全年，公司通过固定价格合同对冲了2030亿立方英尺天然气的销售，加权平均价格为每百万英热单位2.48美元，基差互换为110亿立方英尺，加权平均定价差异为每百万英热单位0.515美元[201] - 截至2022年6月30日，公司固定价格天然气、石油和NGL掉期头寸（不包括Martica）中，2022年7 - 12月天然气合约量2030亿立方英尺，加权平均价格2.48美元/百万英热单位；2023年1 - 12月合约量160亿立方英尺，加权平均价格2.37美元/百万英热单位[209] - 截至2022年6月30日，公司天然气基差掉期头寸中，2022年7 - 12月合约量120亿立方英尺，加权平均对冲差异0.515美元/百万英热单位；2023年1 - 12月合约量180亿立方英尺，加权平均对冲差异0.525美元/百万英热单位；2024年1 - 12月合约量180亿立方英尺，加权平均对冲差异0.530美元/百万英热单位[211] - 2021和2022年第二季度，商品套期保值分别导致衍生品公允价值损失8.32亿美元和2.66亿美元[226] - 2021年上半年商品套期保值导致衍生品公允价值损失10亿美元，2022年上半年为13亿美元[265] - 公司与10个不同交易对手进行商品套期保值，其中7个是信贷安排下的贷款人[311] - 公司商品套期保值活动旨在将天然气、NGLs和石油价格维持在目标水平，管理价格波动风险，截至2022年6月30日，商品衍生品包括基于指数定价的固定价格互换和基差差异互换[305] - 公司通过衍生品合约降低了2024年12月前预期产量价格波动对经营现金流的潜在负面影响，但也限制了商品价格上涨带来的收益[308] 公司信贷与借款情况 - 截至2022年6月30日，公司未偿还信用证自2021年12月31日减少了2600万美元，信贷安排下借款为7100万美元，未偿还信用证为5.05亿美元[202] - 2022年上半年信贷安排借款的平均年化利率约为4.52%，利率每提高1%，利息费用估计增加100万美元[313] - 2022年上半年信贷安排借款的平均年化利率约为4.52%，适用平均利率提高1.0%，利息费用将增加约100万美元[313] - 信贷安排允许公司对未来60个月预计产量的75%进行套期保值，可对不超过72个月的估计产量的65%签订套期合约[306] 公司票据赎回与转换情况 - 2022年上半年，公司以101.25%的本金赎回价格，全额赎回了剩余5.85亿美元2025年到期的5.00%高级票据，还在公开市场回购了1300万美元2026年到期的8.375%高级票据和5000万美元2029年到期的7.625%高级票据[204] - 2022年6月29日，一名持有人将400万美元2026年到期的4.25%可转换高级票据转换为约100万股普通股[207] 公司股票回购情况 - 2022年2月15日，公司董事会授权最高10亿美元的股票回购计划，2022年第二季度和上半年分别回购约500万股和900万股，总成本分别为1.93亿美元和2.93亿美元[206] 公司宏观环境与资本预算情况 - 2020年4月至2022年6月，美国失业率从15%降至4%，2021年6月至2022年6月，美国消费者物价指数上涨9%，公司宣布钻井和完井资本预算增加7%[203] - 2022年修订后的净资本预算为8.25 - 8.60亿美元，其中钻探和完井预算为7.25 - 7.50亿美元，租赁支出预算为1 - 1.10亿美元[292] 公司业务产量情况 - 2022年Q2勘探与生产板块天然气产量203 Bcf，较2021年同期的208 Bcf减少5 Bcf，降幅2%[221] - 2022年Q2勘探与生产板块C2乙烷产量4025 MBbl，较2021年同期的4356 MBbl减少331 MBbl，降幅8%[221] - 2022年Q2勘探与生产板块C3+ NGLs产量10156 MBbl，较2021年同期的10440 MBbl减少284 MBbl，降幅3%[221] - 2022年Q2勘探与生产板块石油产量906 MBbl，较2021年同期的940 MBbl减少34 MBbl，降幅4%[221] - 2022年上半年天然气产量为402 Bcf，较2021年同期的415 Bcf减少13 Bcf，降幅3%；C2乙烷产量为8030 MBbl，较2021年同期的8761 MBbl减少731 MBbl，降幅8%；C3+ NGLs产量为19794 MBbl，较2021年同期的20366 MBbl减少572 MBbl，降幅3%；石油产量为1629 MBbl，较2021年同期的1900 MBbl减少271 MBbl，降幅14%[258] 公司业务价格情况 - 2022年Q2天然气平均价格（未计衍生品结算影响）为每Mcf 7.67美元，较2021年同期的3.01美元增加4.66美元，增幅155%[221] - 2022年Q2 C2乙烷平均价格为每Bbl 22.42美元，较2021年同期的9.97美元增加12.45美元，增幅125%[221] - 2022年Q2 C3+ NGLs平均价格为每Bbl 60.28美元，较2021年同期的40.32美元增加19.96美元，增幅50%[221] - 2022年Q2石油平均价格为每Bbl 98.49美元，较2021年同期的55.22美元增加43.27美元，增幅78%[221] - 2022年上半年天然气平均价格（未计衍生品结算影响）为每Mcf 6.36美元，较2021年同期的3.24美元增长3.12美元，增幅96%；C2乙烷平均价格为每Bbl 19.59美元，较2021年同期的9.08美元增长10.51美元，增幅116%；C3+ NGLs平均价格为每Bbl 60.90美元，较2021年同期的40.52美元增长20.38美元，增幅50%；石油平均价格为每Bbl 93.59美元，较2021年同期的50.84美元增长42.75美元，增幅84%[258] - 2022年上半年天然气平均实现价格（计衍生品结算影响）为每Mcf 4.28美元，较2021年同期的3.23美元增长1.05美元，增幅33%；C2乙烷平均实现价格为每Bbl 19.53美元，较2021年同期的8.74美元增长10.79美元，增幅123%；C3+ NGLs平均实现价格为每Bbl 60.48美元，较2021年同期的37.82美元增长22.66美元，增幅60%；石油平均实现价格为每Bbl 92.86美元，较2021年同期的48.90美元增长43.96美元，增幅90%[258] 公司业务销售收入情况 - 2022年Q2天然气销售收入从2021年同期的6.27亿美元增至16亿美元，增加9.32亿美元，增幅149%[222] - 2022年Q2 NGLs销售收入从2021年同期的4.64亿美元增至7.02亿美元，增加2.38亿美元，增幅51%[223] - 石油销售收入从2021年第二季度的5200万美元增至2022年同期的8900万美元，增长3700万美元，增幅72%[225] - 2022年上半年天然气销售从2021年同期的13亿美元增至26亿美元（含8500万美元诉讼收益），增长13亿美元，增幅90%[259] - 排除2021年上半年净诉讼收益，2022年上半年较高的商品价格（未计衍生品结算影响）使天然气销售收入同比增加约13亿美元；较低的天然气产量使天然气销售收入同比减少约4400万美元[260] - 2022年上半年NGLs销售从2021年同期的9.05亿美元增至14亿美元，增长4.58亿美元，增幅51%[263] - 2022年上半年较高的商品价格（未计衍生品结算影响）使NGLs销售收入同比增加约4.88亿美元；较低的NGLs产量使NGLs销售收入同比减少约3000万美元[263] - 石油销售收入从2021年上半年的9700万美元增至2022年上半年的1.52亿美元，增长5500万美元，增幅58%[264] 公司各项费用情况 - 与VPP相关的递延收入摊销从2021年第二季度的1100万美元降至2022年同期的900万美元，减少200万美元，降幅17%[228] - 租赁运营费用从2021年第二季度的2200万美元增至2022年同期的2500万美元，增加300万美元，增幅17%[229] - 生产和从价税从2021年第二季度的3400万美元增至2022年同期的8200万美元，增加4800万美元，增幅143%[231] - 非现金股权薪酬费用从2021年第二季度的400万美元增至2022年同期的800万美元，增加400万美元，增幅92%[234] - 营销收入从2021年第二季度的1.65亿美元降至2022年同期的1.06亿美元，减少5900万美元，降幅36%[238] - 营销费用从2021年第二季度的1.99亿美元降至2022年同期的1.31亿美元，减少6800万美元，降幅34%[239] - 利息费用从2021年第二季度的5000万美元降至2022年同期的3400万美元，减少1600万美元，降幅32%[244] - 2021年第二季度所得税收益为1.76亿美元，有效税率25%；2022年同期所得税费用为2.26亿美元，有效税率22%[247] - 2022年上半年租赁运营成本为每Mcfe 0.07美元，较2021年同期的0.08美元减少0.01美元，降幅13%；集输和压缩成本为每Mcfe 0.73美元，较2021年同期的0.74美元减少0.01美元，降幅1%；处理成本为每Mcfe 0.71美元，较2021年同期的0.65美元增加0.06美元，增幅9%；运输成本为每Mcfe 0.71美元，较2021年同期的0.68美元增加0.03美元，增幅4%[258] - 2022年上半年生产和从价税成本为每Mcfe 0.23美元，较2021年同期的0.13美元增加0.10美元，增幅77%；营销费用为每Mcfe 0.10美元，较2021年同期的0.05美元增加0.05美元，增幅100%；折耗、折旧、摊销和增值成本为每Mcfe 0.60美元，较2021年同期的0.64美元减少0.04美元，降幅6%；一般和行政成本（不含股权薪酬）为每Mcfe 0.12美元，较2021年同期的0.11美元增加0.01美元，增幅9%[258] - 与VPP相关的递延收入摊销从2021年上半年的2200万美元降至2022年上半年的1900万美元，减少300万美元，降幅17%[267] - 生产和从价税从2021年上半年的7800万美元增至2022年上半年的1.35亿美元，增长5700万美元，增幅72%[269] - 非现金股权薪酬费用从2021年上半年的1000万美元增至2022年上半年的1300万美元，增长300万美元，增幅30%[272] - 营销收入从2021年上半年的3.3亿美元降至2022年上半年的1.75亿美元，减少1.55亿美元，降幅47%[276] - 营销费用从2021年上半年的3.61亿美元降至2022年上半年的2.3亿美元，减少1.31亿美元，降幅36%[277] - 安tero Midstream部门收入从2021年上半年的4.57亿美元降至2022年上半年的4.47亿美元，减少1000万美元[280] - 利息费用从2021年上半年的9300万美元降至2022年上半年的7200万美元，减少2100万美元，降幅22%[282] 公司整体财务情况 - 公司2022年上半年总营收为29.88525亿美元，2021年同期为16.91278亿美元；2022年上半年总运营费用为21.31606亿美元，2021年同期为22.39688亿美元；2022年上半年运营收入为8.56919亿美元，2021年同期运营亏损为5.4841亿美元[251][253][256] - 经营活动提供的净现金从2021年上半年的8.72亿美元增至2022年上半年的15亿美元[289] - 投资活动净现金使用量从2021年上半年的3.03亿美元增加至2022年上半年的4.75亿美元，主要因期间资本支出增加1.71亿美元[290] - 融资活动净现金流量使用量从2021年上半年的5.65亿美元增加至2022年上半年的10亿美元[291] 公司资本支出与计划情况 - 2022年计划在阿巴拉契亚盆地完成60 - 65口净水平井[292] - 2022年第二季度总合并资本支出约为2.68亿美元，上半年约为4.74亿美元[296] 公司商品衍生品公允价值与应收款情况 - 截至2022年6月30日，公司商品衍生品合约（不包括Martica）的估计公允价值为净负债11亿美元[212] - 截至2022年6月30日，商品衍生品估计公允价值为