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]

2020年产量数据 - 2020年天然气产量为875Bcf，C2乙烷产量为19,709MBbl，C3+ NGLs产量为48,341MBbl，石油产量为4,412MBbl，综合产量为1,310Bcfe，日综合产量为3,578MMcfe/d[72] 2020年价格数据 - 2020年天然气平均价格为2.07美元/Mcf，C2乙烷平均价格为5.77美元/Bbl，C3+ NGLs平均价格为21.68美元/Bbl，石油平均价格为25.45美元/Bbl[72] - 2020年综合平均销售价格在衍生品结算前为2.35美元/Mcfe，结算后为2.96美元/Mcfe[72] - 2020年纽约商品交易所亨利中心天然气每日现货价格在每百万英热单位1.33美元至3.14美元之间，西德克萨斯中质原油每日现货价格在每桶 - 36.98美元至63.27美元之间[171] 2020年成本数据 - 2020年租赁运营平均成本为0.08美元/Mcfe，集输、压缩、处理和运输平均成本为1.93美元/Mcfe，生产和从价税平均成本为0.08美元/Mcfe，营销净平均成本为0.12美元/Mcfe，折旧、损耗、摊销和增值平均成本为0.66美元/Mcfe，一般和行政（不包括股权薪酬）平均成本为0.08美元/Mcfe[72] 阿巴拉契亚盆地资产数据 - 截至2020年12月31日，公司在阿巴拉契亚盆地拥有已开发总面积219,997英亩，净面积213,817英亩，未开发总面积362,333英亩，净面积301,067英亩，总面积582,330英亩，净面积514,884英亩[75] - 截至2020年12月31日，阿巴拉契亚盆地有1,516口毛生产井，1,462口净生产井[77] - 截至2020年12月31日，Antero Midstream在阿巴拉契亚盆地拥有并运营468英里的天然气集输管道和20个压缩机站，公司还使用16个第三方压缩机站[81] - 截至2020年12月31日，Antero Midstream可储存570万桶淡水，拥有203英里地下淡水管道和134英里便携式地表淡水管道及37个淡水储存设施[97][100] - 截至2020年12月31日，公司所有估计的已探明储量均来自阿巴拉契亚盆地的物业[228] 开发与勘探井数据 - 2018 - 2020年开发井中，2018年有153口毛生产井、151口净生产井，2019年有123口毛生产井、122口净生产井，2020年有106口毛生产井、104口净生产井；2018 - 2019年勘探井中，2018年有10口毛生产井、10口净生产井，2019年有8口毛生产井、8口净生产井[79] Antero Midstream花费数据 - 2019年和2020年，Antero Midstream分别花费约3.16亿美元和1.58亿美元用于服务公司生产的天然气集输和压缩基础设施[80] 管道处理与容量数据 - 公司与MarkWest签订合同，为阿巴拉契亚盆地生产提供低温处理能力，总铭牌处理能力为3,600MMcf/d，合同处理能力为3,400MMcf/d[85] - 公司TCO管道的固定容量将从2021年3月31日的约58.4万MMBtu/日降至47.4万MMBtu/日，其中53万MMBtu/日可用于Columbia Gulf管道[89] - 公司SGG管道的固定容量为90万MMBtu/日，TCO管道西向固定容量为80万MMBtu/日，东向为33万MMBtu/日[89] - 公司Tennessee管道固定容量为79万MMBtu/日，ANR - Gulf管道为60万MMBtu/日，ET Rover管道为84万MMBtu/日，EQT管道为25万MMBtu/日[89] - 公司AGS管道固定容量为27.5万MMBtu/日，MXP管道为70万MMBtu/日，ATEX管道乙烷运输固定容量为2万桶/日[91] - 公司Mariner East 2管道乙烷固定容量为1.15万桶/日，丙烷和丁烷初始固定容量为5.5万桶/日，2022年起每年增加0.5万桶/日，最终达6.5万桶/日[92] 固定销售承诺数据 - 2021 - 2025年公司天然气、乙烷、C3 + NGLs和凝析油的固定销售承诺分别为（MMBtu/d或Bbl/day）：2021年（90万、5.15万、5.2295万、2.8万）；2022年（78万、10.65万、2.3万、—）；2023年（69万、10.15万、0.5万、—）；2024年（60万、9.65万、0.5万、—）；2025年（60万、8.55万、0.5万、—）[95] 主要客户销售占比数据 - 2018 - 2020年公司主要客户销售占比：2018年Mercuria Energy America, Inc.为14%，Tenaska Marketing Ventures为13%；2019年Sabine Pass Liquefaction LLC为16%，WGL Midstream为15%；2020年Sabine Pass Liquefaction LLC为11%，WGL Midstream为11%[105] 预计未使用运输能力成本数据 - 公司预计2021年因未使用运输能力可能产生的年度净营销成本为每Mcfe 0.08 - 0.10美元[93] - 假设2021年产量与2020年持平，公司预计2021年未使用运输能力的年度净营销成本为每千立方英尺当量0.08美元至0.10美元[240] 法规监管相关数据 - 公司油气业务受广泛且多变的法律法规监管，合规成本增加，影响盈利能力[108] - FERC可对违反NGA和NGPA的行为处以最高每天约130万美元的民事罚款[117] - 上一日历年批发销售超过220万MMBtu物理天然气的主体需每年5月1日报告上一年度批发购买或销售的天然气总量[118] - 违反FTC关于石油行业市场操纵的法规，每天每次违规面临最高约120万美元的民事罚款（每年根据通胀调整）[120] - 公司天然气运输和销售受FERC、州监管机构等监管，影响天然气营销和收入[111][114][115] - 公司天然气收集设施分类和监管可能因FERC、法院或国会未来决定而改变[112] - 公司销售天然气、NGLs和油的价格大多不受联邦和州监管，但运输成本受相关法规影响[115] - 公司需遵守反市场操纵法律和相关法规，违规将面临罚款、处罚和第三方索赔[116] - 公司运营受众多环境和职业安全健康法规约束，违规会导致重大处罚[123] - CERCLA和类似州法律使公司可能对危险物质清理和自然资源损害承担连带责任[125] - CWA和类似州法律对公司废水排放、疏浚和填充活动等进行限制，违规会面临处罚[131] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb [132] - 2015年12月，EPA最终确定规则，将新源纳入温室气体监测和报告规则范围 [135] - 2016年6月，EPA最终确定新法规，为新的和改造的石油和天然气生产及天然气加工和传输设施制定甲烷和挥发性有机化合物排放标准 [136] - 2020年9月，EPA最终确定对2016年标准的修正案，将传输和存储部分从石油和天然气源类别中移除，并撤销生产和加工设施的甲烷特定要求 [136] - 2021年1月27日，拜登签署行政命令，要求对气候变化采取实质性行动 [146] - 2014年2月，EPA发布关于在水力压裂作业中井下使用柴油燃料的行业许可指南 [151] - 2016年6月，EPA最终确定规则，禁止将水力压裂作业的废水排放到公共污水处理厂 [151] - 美国鱼类和野生动物管理局需在2017财年结束前确定是否将超过250种濒危或受威胁物种列入《濒危物种法》[157] - 美国监管机构于2019年11月通过最终规则，部分金融机构需从2022年1月1日起遵守新的SA - CCR规则，可能增加场外衍生品市场参与者的资本要求[236] 环保相关数据 - 公司甲烷泄漏损失率在2019年为0.046%，远低于行业目标1% [142] - 公司安装的蒸汽燃烧器可将甲烷排放量减少98% [138] - 2020年公司设施LDAR检查频率是法规要求的两倍 [143] 员工数据 - 截至2020年12月31日，公司有522名全职员工，其中行政、财务等部门41人，信息技术部门22人，地质部门14人，生产运营部门214人，中游和水部门140人，土地部门51人，会计和内部审计部门40人[159] - 公司在过去15年多未提高员工医疗保险保费[160] 资产减值与套期保值数据 - 2019年公司确认了总计13亿美元的资产减值费用[174] - 截至2020年12月31日，公司已签订到2023年12月31日约1.2万亿立方英尺当量的预计天然气产量的远期互换合约，以及到2024年12月31日约730亿立方英尺当量的基差互换合约[177] - 2019年和2020年，公司分别从套期保值安排的现金结算衍生品中获得约3.25亿美元和7.95亿美元的收入，其中2020年有900万美元来自某些在合约结算日期之前变现的天然气套期保值[177] - 假设2021年的产量与2020年相同，公司2021年约92%的产量将通过远期互换或基差互换进行套期保值[178] - 2020年，由于大宗商品价格上涨，公司在套期保值安排的现金结算衍生品方面净支付约1900万美元[178] 环境合规支出数据 - 2020年公司在遵守环境法律或环境修复事项方面没有重大资本或其他非经常性支出，预计2021年此类支出也不会重大[158] 储量与开发资金数据 - 截至2020年12月31日，公司33%的总估计已探明储量被归类为已探明未开发储量，约5.8 Tcfe的已探明未开发储量未来五年需约15亿美元开发资金[185] - 公司约58%的净租赁土地未开发，相关已探明未开发储量为913 Bcfe，且约25%阿巴拉契亚盆地天然气租赁要求钻商业生产井，否则可能失去租赁权[193][194] 市场与运营风险数据 - 新冠疫情致天然气、NGLs和石油需求显著下降，供需失衡及经济复苏不确定性造成市场极端波动，商品价格大幅下跌[183] - 供需失衡使行业面临NGL产品和石油存储容量限制，若无法销售或安排存储，公司可能临时停产、推迟或取消钻探计划，或低价出售产品[183] - 储量估计依赖诸多假设，不准确的假设或解释会影响储量数量和现值，公司会根据生产历史等因素调整储量估计[186][187] - 公司计算已探明储量折现未来净现金流的标准化指标基于SEC要求，与当前市场价值不同，实际未来净现金流受多种因素影响[191] - 钻探和生产油气是高风险活动，受多种不可控因素影响，如价格下跌、监管要求、地质问题、设备故障等[195][197][199] - 市场条件或运营障碍，如运输安排或基础设施不足，可能阻碍公司进入市场或延迟生产，影响产品销售价格[202][203] - 公司依赖Antero Midstream和第三方管道、设施及运输服务，中断服务可能导致生产和销售延迟，影响业务和财务状况[206] - 公司生产依赖充足水源及合理成本的水和废物处理设施，无法获取水或处理废物可能影响财务状况和现金流[207] - 公司可能因投资物业的产权缺陷而遭受损失，阿巴拉契亚盆地的租约尤其易受产权缺陷影响[212] - 对ESG事项和保护措施的关注增加，可能导致公司成本增加、产品需求减少、利润降低等[213] - 公司油气勘探和生产活动面临多种运营风险，且可能未对所有风险进行保险或保险不足[216] - 油气行业竞争激烈，公司在获取物业、销售产品和招聘人员方面面临困难[219] - 公司未来成功取决于能否确定最佳业务战略，否则财务状况可能受不利影响[222] - 公司进行的收购、处置和其他战略交易存在多种固有风险，可能对财务状况产生重大不利影响[223] - 疫情可能导致公司业务和运营计划中断，对业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[224] 潜在水平井位置数据 - 截至2020年12月31日，公司有2133个已确定的潜在水平井位置，位于已探明、可能和潜在储量区[210] 财务相关数据 - 截至2020年12月31日，公司商品净衍生品合约的估计公允价值约为2200万美元，包括各银行交易对手的净衍生品资产[232] - 截至2020年12月31日，公司因销售天然气、NGLs和石油产生的应收账款为3.8亿美元，最大客户占产品收入约11%[237] - 截至2020年12月31日，公司具有最低产量承诺的长期合同义务在合同期内总计超过127亿美元[239] 协议限制数据 - 公司与Antero Midstream的天然气收集和压缩协议，使公司在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州使用其他运营商的能力受限[241] - 公司与Antero Midstream的水服务协议，使公司在俄亥俄州和西弗吉尼亚州指定区域及未来运营区域使用其他水服务提供商的能力受限[242] 公司章程与细则数据 - 公司公司章程规定，章程的修订或废除需经持有至少三分之二有表决权的已发行普通股股东的赞成票[254] - 公司细则规定，细则可由董事会或经持有至少三分之二有表决权的已发行普通股股东的赞成票进行修改或废除[254] 公司选择与股东利益冲突数据 - 公司已选择不受《特拉华州一般公司法》第203条规定的约束，但未来不排除通过修订公司章程受其约束[256] - 公司的Sponsors在Antero Midstream和公司均持有大量普通股，可能与其他股东产生利益冲突[257] 投资活动现金流与资本预算数据 - 2020年公司用于钻探、完井和土地支出的投资活动现金流约为8.71亿美元[263] - 公司董事会批准2021年净资本预算为6.35亿美元，其中5.9亿美元用于钻探和完井，4500万美元用于租赁支出[263]

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]

资产持有情况 - 截至2020年9月30日，公司持有约52.2万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[192] 业务收入占比 - 2020年前九个月和2019年全年，石油销售均约占公司总收入的4%[197] 价格指标 - 2020年9月，亨利枢纽天然气基准价格平均为2.58美元/千立方英尺；10月，C5基准价格在0.85 - 0.95美元/加仑[197] - 2020年第三季度，凝析油与WTI的差价约为15美元/桶，公司预计2020年全年实现的油价差价将处于10 - 12美元/桶区间的高端[201] - 2019 - 2020年天然气平均价格（衍生品结算前）从2.50美元/Mcf降至1.93美元/Mcf，降幅23% [238] - 2019 - 2020年石油平均价格（衍生品结算前）从46.86美元/Bbl降至25.07美元/Bbl，降幅47% [238] - 2019 - 2020年综合加权平均价格（衍生品结算后）从3.13美元/Mcfe降至2.92美元/Mcfe，降幅7% [238] 销售对冲情况 - 公司已通过固定价格合约对冲2020年剩余时间内13亿立方英尺/日天然气的销售，加权平均价格为2.84美元/百万英热单位[198] 业务运输与溢价情况 - 2020年第三季度，公司54%的C3+ NGL净产量通过Mariner East 2运输用于出口，在宾夕法尼亚州马库斯胡克实现了比蒙特贝尔维尤定价每加仑高0.04美元的溢价[200] 资本预算与成本 - 2020年4月，公司宣布将2020年钻井和完井资本预算削减34%；第三季度，平均井成本为每侧长英尺640美元，按12000英尺侧长归一化后为每英尺675美元，预计第四季度平均井成本为每英尺675美元[205] - 2020年修订的钻探和完井资本预算为7.5亿美元[225] - 2020年钻探和完井资本预算从11.5亿美元降至7.5亿美元[314] 信贷工具情况 - 2020年10月，公司信贷工具的借款基数经半年期重新确定后维持在28.5亿美元，贷款人承诺也保持在26.4亿美元不变[207] - 2020年10月信贷工具的借款基数确认为28.5亿美元，贷款人承诺为26.4亿美元，下次重新确定时间为2021年4月[317] - 2019年12月31日，信贷工具借款为5.52亿美元，加权平均利率为3.28%，未偿还信用证为6.23亿美元；2020年9月30日，借款为8.27亿美元，未偿还信用证为7.3亿美元，九个月平均年化利率约为3.28%[318] 资产出售与交易 - 自2019年12月以来，公司已宣布7.51亿美元的资产出售计划，包括高达5100万美元的或有对价，所得款项用于绝对债务削减[209] - 2020年8月10日，公司完成一项产量支付交易，获得约2.15亿美元净收益，将在西弗吉尼亚州干气生产资产上相当于1.36589亿百万英热单位的超额特许权使用费权益转让给J.P.摩根风险能源公司[210] - 2020年6月15日公司与Sixth Street Partners完成交易，Sixth Street初始出资3亿美元现金，若达到生产目标将再出资最高1.02亿美元[213] ORRIs构成 - ORRIs包括1.25%的Initial PDP Override、3.75%的Development Override和2.00%的Incremental Override [214][215] 生产门槛与现金分配 - 截至2020年9月30日，公司达到2020年第三季度生产门槛，有权在第四季度获得5100万美元现金分配[213] 产量与价格指标变化（季度） - 2020年第三季度净产量3470亿立方英尺当量，日均37.72亿立方英尺当量，较2019年同期增长12%；平均售价2.30美元/千立方英尺当量，较2019年同期的2.74美元/千立方英尺当量下降；平均实现价格2.92美元/千立方英尺当量，较2019年同期下降7% [217] 产量与价格指标变化（前三季度） - 2020年前三季度净产量9740亿立方英尺当量，日均35.54亿立方英尺当量，较2019年同期增长10%；平均售价2.15美元/千立方英尺当量，较2019年同期的3.15美元/千立方英尺当量下降；平均实现价格2.91美元/千立方英尺当量，较2019年同期下降15% [221] 现金流、亏损与调整后EBITDAX（季度） - 2020年第三季度运营现金流1.76亿美元，净亏损5.36亿美元，调整后EBITDAX为2.72亿美元；2019年同期运营现金流1.98亿美元，净亏损8.79亿美元，调整后EBITDAX为2.58亿美元，调整后EBITDAX增长6% [218][220] 现金流、亏损与调整后EBITDAX（前三季度） - 2020年前三季度运营现金流4.93亿美元，净亏损13亿美元，调整后EBITDAX为7.03亿美元；2019年同期运营现金流9.56亿美元，净收入1.42亿美元，调整后EBITDAX为9.52亿美元，调整后EBITDAX下降26% [222][224] 资本支出变化 - 2020年第三季度资本支出约1.51亿美元，较2019年同期的2.92亿美元减少48%；2020年前三季度资本支出约7.26亿美元，较2019年同期的11亿美元减少30% [226][228] 套期保值合约公允价值 - 截至2020年9月30日，公司有多项套期保值合约，商品衍生品合约的估计公允价值为净负债约1.3亿美元[230][231][233] 营收、费用与亏损对比（季度） - 2019年第三季度公司总营收为1118881美元，2020年同期为380591美元[236][237] - 2019年第三季度公司总运营费用为2104759美元，2020年同期为1134700美元[236][237] - 2019年第三季度公司运营亏损为985878美元，2020年同期为754109美元[236][237] 产量与价格变化（年度对比） - 2019 - 2020年天然气产量从210Bcf增至226Bcf，增幅8% [238] - 2019 - 2020年石油产量从865MBbl增至1367MBbl，增幅58% [238] - 2019 - 2020年租赁运营平均成本从0.12美元/Mcfe降至0.06美元/Mcfe，降幅50% [238] - 2019 - 2020年营销净平均成本从0.20美元/Mcfe降至0.11美元/Mcfe，降幅45% [238] 销售收入变化（季度） - 天然气销售收入从2019年三季度的5.24亿美元降至2020年三季度的4.36亿美元，减少8800万美元，降幅17%[239] - NGLs销售收入从2019年三季度的2.85亿美元增至2020年三季度的3.27亿美元，增加4200万美元，增幅15%[240] - 石油销售收入从2019年三季度的4100万美元降至2020年三季度的3400万美元，减少700万美元，降幅16%[242] 商品套期保值收益变化（季度） - 2019和2020年三季度商品套期保值分别产生2.21亿美元收益和5.15亿美元损失[243] 各项费用变化（季度） - 租赁运营费用从2019年三季度的3600万美元降至2020年三季度的2100万美元，减少1500万美元，降幅40%[247] - 集输、压缩、处理和运输费用从2019年三季度的6.04亿美元增至2020年三季度的6.57亿美元，增加5300万美元，增幅9%[248] - 2019年三季度油气资产减值8.81亿美元，2020年三季度减值2900万美元[250][251] - 一般及行政费用（不包括股权薪酬费用）从2019年三季度的3200万美元降至2020年三季度的2600万美元，减少600万美元，降幅19%[254] - 营销业务运营亏损从2019年三季度的6200万美元降至2020年三季度的3700万美元[258] - 所得税收益从2019年三季度的2.73亿美元降至2020年三季度的1.69亿美元，有效税率从24%降至23%[263] 销售收入变化（前九个月） - 2019年前九个月天然气销售收入为1735086美元，2020年同期为1214801美元，同比下降约30%[266][267] - 2019年前九个月天然气凝析液销售收入为902606美元，2020年同期为797296美元，同比下降约12%[266][267] - 2019年前九个月石油销售收入为137675美元，2020年同期为78233美元，同比下降约43%[266][267] 商品衍生品公允价值收益变化（前九个月） - 2019年前九个月商品衍生品公允价值收益为471847美元，2020年同期为损失116933美元[266][267] 运营费用、亏损等变化（前九个月） - 2019年前九个月总运营费用为4375541美元，2020年同期为3281205美元，同比下降约25%[266][267] - 2019年前九个月运营亏损为919589美元，2020年同期为1098598美元，同比扩大约19%[266][267] - 2019年前九个月未合并附属公司权益收益亏损为90193美元，2020年同期为83408美元，亏损有所收窄[266][267] - 2019年前九个月营销收入为200911美元，2020年同期为201855美元，同比微增约0.5%[266][267] - 2019年前九个月中游资产减值为14782美元，2020年同期无减值数据体现[266] - 2019年前九个月油气资产减值为1253712美元，2020年同期为155962美元，同比下降约88%[266][267] 产量与收入变化（九个月对比） - 2019年9月30日至2020年9月30日九个月，天然气产量从617Bcf增至649Bcf，增幅5%；C2乙烷从11,536MBbl增至14,686MBbl，增幅27%；C3+ NGLs从29,842MBbl增至36,167MBbl，增幅21%；石油从2,823MBbl增至3,308MBbl，增幅17%[269] - 2019年9月30日至2020年9月30日九个月，天然气收入从17亿美元降至12亿美元，降幅30%；NGLs收入从9.03亿美元降至7.97亿美元，降幅12%；石油收入从1.38亿美元降至0.78亿美元，降幅43%[270][271][274] 商品衍生品相关收益变化（九个月） - 2019年和2020年9月30日止九个月，商品衍生品现金结算收益分别为2.62亿美元和7.59亿美元，商品套期保值衍生品公允价值收益分别为4.72亿美元和亏损1.17亿美元[275] VPP相关递延收入摊销 - 2020年9月30日止九个月，VPP相关递延收入摊销500万美元，约合每MMBtu 1.61美元[277] 其他收入变化 - 2019年和2020年9月30日止九个月，其他收入分别为300万美元和200万美元[278] 各项费用变化（九个月对比） - 2019年9月30日至2020年9月30日九个月，租赁运营费用从1.19亿美元降至0.72亿美元，降幅39%[279] - 2019年9月30日至2020年9月30日九个月，集输、压缩、处理和运输费用从16亿美元增至19亿美元，增幅18%[280] - 2019年9月30日至2020年9月30日九个月，生产和从价税费用从9600万美元降至7200万美元，降幅25%[281] - 2019年和2020年9月30日止九个月，油气资产减值分别为12.54亿美元和1.56亿美元[282][283] - 2019年9月30日至2020年9月30日九个月，一般及行政费用（不包括股权薪酬费用）从1.27亿美元降至0.84亿美元，降幅34%[285] - 营销净费用从2019年前九个月的2.08亿美元降至2020年前九个月的1.33亿美元，每千立方英尺当量成本从0.24美元降至0.14美元[289] - 营销收入在2019年和2020年前九个月分别为2.01亿美元和2.02亿美元，基本持平[289] - 营销费用从2019年前九个月的4.09亿美元降至2020年前九个月的3.35亿美元，减少7400万美元，降幅18%[290] 部门收入变化 - Antero Midstream Corporation部门收入从2019年前九个月的5.54亿美元增至2020年前九个月的6.97亿美元，增加1.43亿美元，增幅26%[294] 股权投资减值 - 2020年3月31日，公司对Antero Midstream Corporation的股权投资计提减值6.11亿美元[295] 合并利息费用变化 - 合并利息费用从2019年前九个月的1.74亿美元降至2020年前九个月的1.53亿美元，减少2100万美元，降幅12%[297] 股票与债务回购 - 2020年前九个月公司回购并注销28193237