财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度总产量同比增长9%,其中液体产量增长18%,天然气产量增长4% [10] - 公司预计2023年全年产量将较2022年底增长225百万立方英尺/天,增长7% [10] - 公司维持资本支出目标,预计2024年资本支出将较2023年下降约10%,或更多 [37][41] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司液体业务方面,出口量占总产量的50%以上,主要为丙烷,可以利用宾夕法尼亚州马库斯胡克码头的出口能力捕捉国际市场的套利机会 [16][17] - 公司天然气业务方面,拥有90%的天然气销售在一级定价点,相比同行平均60%-70%的销售在二三级定价点,具有竞争优势 [28] 各个市场数据和关键指标变化 - 国际丙烷市场方面,中国PDH装置的持续扩建将带动对美国丙烷出口的需求增长 [19][20] - 国内天然气市场方面,勘探开发活动的大幅下降将限制未来产量增长,有利于市场供需平衡 [24][25] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司专注于有机租赁获取钻探位置,成本远低于同行并购获取的平均成本 [11][12] - 公司拥有行业领先的低成本资源储备,以及最大规模的管输能力,无需通过并购来补充资源 [11][12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为,在天然气价格和LNG出口需求的支撑下,公司未来有望实现大幅自由现金流增长 [37] - 管理层表示,公司将维持稳定的资本支出计划,优先偿还债务,并逐步增加对股东的资本回报 [43][110][111] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Bert Donnes 提问** 询问公司2024年资本支出和产量目标的变化原因 [40] **Michael Kennedy 回答** 公司2023年产量超预期,资本效率和井效果持续改善,这是导致2024年资本支出可能大幅下降的主要原因 [41][42] 问题2 **Umang Choudhary 提问** 询问公司对丙烷价格的上行和下行风险判断 [46] **Paul Rady 回答** 公司认为,海湾地区出口码头利用率上升可能带来丙烷价格下行风险,但公司可利用宾夕法尼亚州出口码头优势来捕捉价差机会;同时运费下降也将支撑丙烷价格上涨 [47][48][49][50][51][52] 问题3 **Michael Kennedy 回答** 公司未来资本支出计划将主要取决于天然气价格走势,如果价格较高,公司可能维持较高产量;如果价格较低,公司可能降低资本支出 [103][104]

产量和效率 - AR公司在2023年第三季度取得了显著的钻井和完井效率提升，每天泵送小时数增加至22.2，每天完井阶段增加至16.0[8] - AR公司更新了2023年的产量指导，预计维持资本支出在925美元，产量预期为3,400 MMcfe/d，较初步指导提高4%[10] 价格预期 - AR公司2023年指导范围中，天然气实现价格预期优于NYMEX（每百万立方英尺）[21] - AR公司2023年指导范围中，C2乙烷实现价格预期优于Mont Belvieu（每桶）[21] - AR公司2023年指导范围中，C3+ NGL实现价格预期优于Mont Belvieu（每桶）[21] - AR公司2023年指导范围中，油价实现价格预期低于WTI（每桶）[21] 市场趋势 - 美国丙烷出口在2023年达到历史高位，每日平均出口量为2.129 MMBbl/d，主要受到西方经济体复苏和中国市场需求的推动[12] - 中国PDH需求持续增长，2023年新增120 MBbl/d的需求能力，到2024年底将再增加340 MBbl/d[14] - 关键生产盆地的钻井数量下降加速，美国天然气盆地的钻井数量减少将限制产量增长[16] 费用和支出 - AR公司2023年指导范围中，现金生产费用范围为2.35 - 2.40美元/ Mcfe[21] - AR公司2023年指导范围中，净营销费用范围为0.05 - 0.07美元/ Mcfe[21] - AR公司2023年指导范围中，G&A费用范围为0.12 - 0.14美元/ Mcfe（不包括基于股权的补偿）[21] - AR公司2023年指导范围中，D&C资本支出范围为875 - 925百万美元[21] - AR公司2023年指导范围中，土地资本支出为150百万美元[21]

天然气价格 - 2023年第三季度，Antero的天然气、NGLs和石油基准价格较2022年同期显著下降[93] - Antero的固定价格天然气掉期头寸占2022年生产量的31%和34%，而到2023年第三季度则降至1%[94] - Antero的固定价格天然气掉期合约中，2023年10月至12月的Henry Hub价格为每MMBtu 2.37美元[94] - Antero的Martica子公司的固定价格天然气、NGLs和石油掉期合约中，2023年10月至12月的Henry Hub价格为每MMBtu 2.35美元[95] 通货膨胀风险 - 美国消费者物价指数（CPI）从2021年9月到2022年9月增长了8%，从2022年9月到2023年9月再增长了4%[97] - 美国联邦储备委员会自2022年3月开始通过加息政策来管理通货膨胀风险，截至2023年7月，联邦基金利率上涨了5.25%[97] 财务表现 - Antero的探索、开发和生产部门在2022年第三季度实现了约19.05亿美元的总收入[100] - Antero的探索、开发和生产部门在2022年第三季度实现了约7.74亿美元的总运营支出[100] - 2023年第三季度，公司天然气销售收入为5.16214亿美元，天然气液体销售收入为4.8257亿美元，油销售收入为0.62629亿美元[101] - 2023年第三季度，公司探矿和生产部门的天然气产量增长4%，C2乙烷产量增长34%，C3+天然气液体产量增长10%，油产量增长14%[102] - 2023年第三季度，公司天然气销售收入同比下降70%，NGLs销售收入同比下降22%，油销售收入同比下降7%[103] 营销部门表现 - 2023年9月，营销部门的营销支出从2.5亿美元降至1.6亿美元，降幅达36%[112] - 2023年9月，营销部门的营销收入从1.6亿美元降至0.5亿美元，降幅达67%[112] - 2023年9月，营销部门的天然气营销收入由1.6亿美元降至0.5亿美元，降幅为1020万美元[112] Antero Midstream部门 - 2023年9月，Antero Midstream部门的收入从2.31亿美元增至2.64亿美元，增幅为3300万美元[115] - 2023年9月，Antero Midstream部门的总运营支出从0.93亿美元增至1.02亿美元，增幅为900万美元[115] 资金流向 - 2022年前9个月，利息支出为1亿美元，2023年前9个月降至8500万美元，减少1500万美元[doc id='130'] - 2022年前9个月，净现金流为25.76亿美元，2023年前9个月降至6.82亿美元[doc id='133'] - 2022年前9个月，投资活动中的净现金流为负7.18亿美元，2023年前9个月降至负9.14亿美元[doc id='133'] - 2022年前9个月，融资活动中的净现金流为负18.58亿美元，2023年前9个月变为正2.32亿美元[doc id='133'] 资本支出 - 2023年资本预算为10.25亿至10.75亿美元，其中包括8.75亿至9.25亿美元用于钻井和完井，以及1.5亿美元用于租赁支出[doc id='137'] - 2023年前3个月，总资本支出为2.62亿美元，其中包括2.31亿美元的钻井和完井成本[doc id='137'] - 2023年前9个月，总资本支出为8.9亿美元，其中包括7.45亿美元的钻井和完井成本[doc id='137'] 商品衍生工具 - 2023年9月30日，公司有天然气掉期和基差掉期，以及看涨期权和嵌入式看跌期权，涵盖了预期生产的部分[doc id='147']

业绩总结 - AR公司在2023年第二季度取得了16.0个阶段和6,450英尺每天的钻井和完井效率公司记录[8] - AR公司的累积井产能在Appalachian地区领先同行，液体产能持续增长[10] - AR公司提高了生产指导，并降低了预期的维护资本支出[12] 市场趋势 - 美国丙烷出口在2023年达到历史新高[13] - 中国PDH丙烷需求预计将在2022年至2024年增长超过50%[14] - Haynesville地区的钻井数量如预期下降[15] - AR公司在高端市场具有领先地位[16] 未来展望 - Antero Resources的资本效率较同行更高，每Mcfe的CAPEX仅为0.66美元[21] - Antero Resources 2023年预期净产量范围为3.35 - 3.40 Bcfe/d，净天然气产量范围为2.20 - 2.23 Bcf/d[22] - Antero Resources预期现金生产费用为2.35 - 2.45美元/Mcfe[22] - Antero Resources预期D&C资本支出为875 - 925百万美元[22]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度总产量同比增长5%,其中液体产品增长16%,天然气产量基本持平 [5][15] - 公司预计2024年资本支出将至少下降10%,主要由于资本效率提升 [16][17][43][44][45][46][47] 各条业务线数据和关键指标变化 - 液体产品方面,出口量持续增长,2023年1-6月平均达到160万桶/日,同比增加25% [21][22] - 中国石化行业方面,丙烷裂解装置利用率从第一季度的最低点回升至6月的69%,创一年多来新高 [24][25][26][27] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气方面,公司有75%的产量销往LNG走廊,获得较NYMEX Henry Hub更高的溢价 [32][33][34] - 天然气行业方面,Haynesville地区钻机数和完井队数大幅下降,预计将对2024年供给产生下行压力 [35][36][37][38][39] - 电力天然气需求持续增长,2023年7月创下51 Bcf/日的新纪录 [40][41][42] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司持续提升资本效率,2023年上半年完成了60%的全年完井计划 [13] - 公司井效持续优于同行,2020年以来累计产量平均高于同行20% [14] - 公司未来几年资本支出有望进一步下降,2024年预计下降10%,2025年还有5-10%的下降空间 [43][44][45][46][47][75][76] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对天然气和液体产品价格前景持乐观态度,认为供给收缩和需求增长将提供支撑 [56][57][58][59][60][61][62][63][64] - 管理层表示公司资产负债表健康,有望在未来一年内获得投资级信用评级 [114][115][116] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Arun Jayaram 提问** 询问公司对丙烷库存高企的看法以及未来的正常化预期 [52][53][54] **Dave Cannelongo 回答** 公司认为丙烷库存高企主要是由于去年冬季温和导致需求疲软,随着出口持续增长和季节性需求回升,预计库存将逐步正常化 [53][54] 问题2 **Umang Choudhary 提问** 询问公司对未来液体产品价格上涨的预期时间点 [77][78][79][80][81][82] **Dave Cannelongo 回答** 公司认为随着供给收缩和需求回升,尤其是进入第四季度和2024年,液体产品价格有望出现上涨 [78][79][80][81][82] 问题3 **Michael Kennedy 回答** 公司未来3-4年内不会产生现金税收,2026年之前不会有重大现金税收负担 [71][72]

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