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

企业价值与现金流 - 企业价值为127亿美元[7] - 预计2022-2026年自由现金流超过100亿美元[7] - 2022年自由现金流预计为25亿美元以上[11] - 目标到2026年实现超过100亿美元的自由现金流，超过当前市场价值的90%[17] - 2022年预计自由现金流收益率为23%，在阿巴拉契亚同行中最高[18] 生产与业绩 - 2022年第一季度天然气生产约为2.3 BCF/d[8] - 2022年第一季度液体总生产增加215%，达到137 MBbl/d[11] - 2022年净天然气生产预计为每日2.2至2.25亿立方英尺（Bcf/d）[41] - 2022年净液体生产预计为每日175,000至185,000桶（Bbl/d）[41] - 2022年液体生产指导为200 MBbl/d，预计在阿巴拉契亚同行中排名第一[26] 财务状况 - 2022年第一季度净债务为41.17亿美元，杠杆比率为3.5x[11] - 预计2022年下半年杠杆比率将降至0.5x以下[15] - 2022年D&C资本支出预计为6.75亿至7亿美元[41] - 2022年现金生产费用预计为每千立方英尺2.25至2.35美元[41] - 2022年3月31日的总债务为1,959,944千美元，较2014年12月31日的4,362,550千美元减少了55.1%[57] 市场与价格展望 - 2022年天然气价格预计在4.00美元/MMBtu以上，存储盈余将导致价格下跌[27] - 预计2022年天然气实现价格相对于NYMEX的溢价为每千立方英尺0.15至0.25美元[41] - 预计2022年油实现价格相对于WTI的差异为每桶（Bbl）-7.00至-9.00美元[41] - 预计2022年NYMEX亨利中心天然气价格预计为每百万英热单位（MMBtu）6.40美元[42] - 预计中国PDH利用率将在重新开放后反弹，支持LPG价格[35] 资源与库存 - 公司持有约1550个未开发的优质核心马塞勒斯库存[23] - 2022年和2023年总生产的对冲比例分别为100%和80%[19][20] - 2022年平均操作钻机数量为3台，完井队数量为2队[41] - 预计2022年完成的井数为60至65口，钻探的井数为70至80口[41] 可持续性与ESG - 预计到2025年实现净零范围1温室气体排放目标[3] - 公司在ESG评分中排名前五，显示出行业领先的可持续性指标[38]

业绩总结 - 企业价值为131亿美元[7] - 预计2022年自由现金流为8.5亿美元[6] - 2022年第一季度调整后的EBITDAX为25亿美元[6] - 2022年第一季度天然气生产约为2.3 BCF/d[8] - 2022年天然气净生产预计为2.2至2.25 Bcf/d，液体净生产预计为175,000至185,000 Bbl/d[50] - 2022年液体生产指导为200 MBbl/d，预计将达到120%的产量[31] 用户数据 - 2021年天然气和NGL的生产排名分别为美国第五和第二[7] - 公司在2022年液体生产中，C2+ NGL和油的生产量为180 MBbl/d，处于同行中最高水平[31] - 公司在阿巴拉契亚地区是最大的C3+生产商，具有较强的国际市场曝光率[68] 财务状况 - 2022年第一季度净债务为19.6亿美元，杠杆比率为1.1倍[16] - 自2019年底以来，净债务减少了18亿美元[17] - 截至2022年第一季度，公司拥有约26 Bcf/d的LNG运输能力，11 Bcf/d已投入使用[30] - 2022年资本支出预计为675至700百万美元，土地资本支出预计为65至75百万美元[50] - 2022年天然气生产费用预计为每Mcfe 2.25至2.35美元[50] 未来展望 - 预计2022-2026年自由现金流超过100亿美元[7] - 公司目标在2026年前实现100亿美元的自由现金流，超过当前市场价值的90%[19] - 预计2022年自由现金流目标为市场价值的20%[25] - 预计到2025年实现净零范围1温室气体排放目标[3] 新产品和新技术研发 - 公司在2021年实现了76%的气动设备替换，致力于减少温室气体排放[38] - 自2005年以来，美国二氧化碳排放量减少了23%[42] 负面信息 - 2022年3月31日的净收入和综合损失为-327,819美元，显示出公司在该期间的财务挑战[75] - 自由现金流在2014年为-3,091,529美元，显示出公司在当年面临的资金压力[76] 其他新策略和有价值的信息 - 截至2022年第二季度，公司100%的总生产和天然气生产已对冲[22] - 调整后EBITDAX的计算中，剔除了利息支出、税收和非经常性项目等，帮助投资者更好地评估公司的运营表现[70] - 自由现金流的定义为经营活动提供的净现金减去钻探和完成资本支出，反映了公司内部资金的可用性[72]

业绩总结 - Antero预计2022年第一季度净天然气产量为2.2至2.25 Bcf/d，液体产量为175,000至185,000 Bbl/d[22] - 2022年年净产量预计为3.2至3.3 Bcfe/d，2022-2026年预计为3.3至3.5 Bcfe/d[24] - 2022年调整后的EBITDAX为1,804,694美元，较2014年为1,161,767美元[31] - 自由现金流为负3,091,529美元，经营活动提供的现金为998,121美元[32] 用户数据与市场预期 - 2022年预计天然气价格为每MMBtu $6.40，WTI油价为每桶$99.00[23] - Antero预计2022年自由现金流收益率为约25%，在阿巴拉契亚同行中最高[17] - 2022年，Antero的天然气实现价格预计将比NYMEX高出$0.15至$0.25[22] 资本支出与债务管理 - 2022年资本支出计划为$675百万至$700百万[22] - 2022年净债务为$2.2亿，显示出显著的债务减少[14] - 2022年总债务为1,959,944美元，净债务为1,959,944美元[33] 钻探与完井计划 - 2022年预计钻井数量为70至80口，2022-2026年预计为300至340口[24] - 2022年预计完井数量为60至65口，2022-2026年预计为280至320口[24] - 2022年预计将完成60至65口井的钻探，钻探70至80口井[22] 成本与费用 - 2022年现金生产费用预计为每Mcfe $2.25至$2.35，净营销费用为每Mcfe $0.06至$0.08[22] - 2022年现金生产及净营销费用预计为每Mcfe $2.31至$2.43，2022-2026年预计为每Mcfe $2.25至$2.35[24] - 2022年管理费用（不包括股权基础补偿）预计为每Mcfe $0.10至$0.12[24] 未来展望 - Antero的目标是到2026年实现$10.0亿的自由现金流，约占当前市场价值的100%[16] - 2022年钻探与完井资本支出预计为675至700百万美元，2022-2026年预计为3275至3500百万美元[24] - Antero在2022年未增加任何对冲，显示出对商品价格上涨的最大暴露[7]

财务数据和关键指标变化 - 公司2022年发展计划预计产生超25亿美元自由现金流，2023年预计产生相似水平自由现金流，当前五年累计自由现金流目标约为100亿美元，基本与当前市值相符 [21] - 公司一季度以平均每股27.11美元的价格回购约1亿美元股票，占该季度初始自由现金流估计的25%，基于当前商品价格，二季度目标是将超25%的自由现金流用于股票回购，偿还信贷安排后，预计将股票回购计划提高至超50%的自由现金流 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司是美国第五大天然气生产商和第二大NGL生产商，2022年预期天然气产量套期保值比例低于50%，无液体套期保值，2023年除160亿立方英尺（占产量2%）的套期保值外，几乎对所有商品无套期保值，而同行2022年剩余时间天然气套期保值平均为74%，2023年为57% [12][20] - 公司目前每天向LNG设施直接销售近10亿立方英尺天然气，包括向7个现役设施中的4个供应，拥有23亿立方英尺/天的固定运输能力，约占公司天然气总产量的75% [17][18] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年前四个月，美国天然气供应平均约为935亿立方英尺/天，提取季节结束时储存水平约为1.45万亿立方英尺，市场共识估计2022 - 2023年冬季供暖季前注入储存结束时约为3.5万亿立方英尺 [14] - 若要达到市场共识目标，从现在到11月，产量需平均每天超过97亿立方英尺，较当前产量水平增加近4亿立方英尺/天，若近期供应未达该水平，2022年下半年产量需超过100亿立方英尺/天 [15][16] - 电力和工业需求比历史水平平均高3% - 4%，LNG出口目前按年初至今平均每天13亿立方英尺计算，预计随着新增产能上线将增加 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司不打算签订长期供应协议，除非获得更高溢价，因其认为当前有太多选择，不应过早锁定 [9] - 公司计划保持未套期保值状态，在曲线前端销售，不参与反向曲线套期保值，以更快实现去杠杆化 [35] - 公司认为自身在阿巴拉契亚地区拥有最强资产负债表，债务低于20亿美元，杠杆率为1.1倍，预计今年降至0.5倍以下，且具有规模优势、有限套期保值和领先的固定运输组合，能直接受益于全球需求推动的天然气和液体价格上涨 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 过去一年商品价格因需求复苏和供应增长受限而走强，2022年第一季度地缘政治事件进一步强化了这一趋势，天然气期货曲线上涨45%，未来几十年美国页岩气需求将显著增加 [7] - 行业已从过度支出和增长转向自由现金流、维持资本和向股东返还资本，公司对商品价格前景持建设性态度 [9] - 公司认为定价与储存水平发生了结构性转变，供应受限、库存耗尽、LNG出口增长和全球低储存水平支撑了更高的价格前景 [11] 其他重要信息 - 公司拥有23亿美元的净运营亏损（NOLs），其中绝大部分为100%可抵扣，还有超8亿美元的资本化无形钻井成本（IDCs）可在未来使用，以及未纳入15年计划的租赁费用可用于抵税，但在当前商品价格下，2023年末可能成为现金纳税人 [66] - 公司持有AM 1.39亿股，占比约29%，认为这是一项出色资产，暂无剥离计划 [68] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 今年潜在的股东现金回报、可有效偿还的债务金额及股票回购情况 - 公司计划在本季度偿还信贷安排中的3.85亿美元，还可有效偿还剩余不可赎回债券中的2 - 3亿美元，若商品价格维持，剩余约16亿美元大部分将用于股票回购，可能会耗尽10亿美元授权并在今年晚些时候推出新计划 [28] 问题2: NGL和天然气定价一季度实现价格与基准的差距及对全年指导的影响 - NGL价格方面，本季度有一次性调整，若无此调整，价格将接近每周公布的约64美元/桶，公司预计每周公布价格仍将接近实际价格 [31] - 天然气方面，2月合约最后一天价格上涨影响了当月平均价格，导致一季度实现溢价低于全年指导，公司预计二、三、四季度溢价将高于指导，以达到全年平均水平 [32] 问题3: 是否会改变不套期保值的策略 - 公司认为天然气和NGL产品价格前景乐观，暂无计划对任何商品进行套期保值，将继续保持未套期保值状态，以享受价格上涨带来的好处并加快去杠杆化 [35] 问题4: 是否会因新增LNG合同等增加钻机 - 公司对目前的维持资本支出情况感到满意，预计产量净增长不大，暂无增加钻机的计划 [37] 问题5: 应关注哪些体现LNG国际溢价的特定枢纽 - 公司未发现特定枢纽，对目前的交付枢纽感到满意，正在研究是否有机会捕捉JKM或TTF与Henry之间的溢价，但尚未看到有吸引力的交易 [40] 问题6: LPG在春、夏、秋季的市场情况 - 公司对LPG价格仍持乐观态度，丙烷库存水平低、供应天数少、增长受限，且亚洲需求旺盛，公司作为第二大生产商未进行套期保值，对市场前景充满信心 [42][43] 问题7: 二季度及全年GP&T成本的动态 - 一季度运输费用低于预期，营销费用高于指导，两者综合处于较低水平，预计夏季情况将反转，运输费用会增加，营销费用会降低，公司维持全年指导不变 [45] 问题8: 是否会将所有自由现金流用于股票回购或建立现金储备 - 首先会将自由现金流用于偿还债务，偿还信贷安排后，公司资产负债状况良好，股票交易具有吸引力，将把大部分现金用于股票回购，暂无建立现金储备的理由 [48] 问题9: 短期合同向LNG设施销售天然气的溢价框架 - 目前溢价范围从与NYMEX持平到NYMEX加0.12 - 0.13美元，公司认为随着新一波LNG建设，溢价的可选择性很大，因其拥有运输能力，处于有利地位 [51][52] 问题10: 本季度未增加套期保值的原因 - 主要是公司对商品价格前景乐观，不想在反向曲线或平坦曲线中放弃选择权，希望享受更高价格带来的好处 [55] 问题11: 股票回购的节奏及与董事会沟通授权的频率 - 一季度因2月中旬才达到债务目标，在会议几天后启动回购计划，剩余六周时间按10b5 - 1计划回购1亿美元股票，未来超出信贷安排偿还部分的自由现金流可作为回购参考 [57][58] - 公司仅在获得10亿美元授权时与董事会沟通，之后向董事会报告进展情况 [60] 问题12: 为何专注股票回购而非分红，以及认为股票仍被低估的原因 - 公司认为股票具有25%的自由现金流收益率和低于4倍的EBITDA倍数，按PDP计算也被低估，应尽快回购股票，完成10亿美元授权后将重新评估资本返还策略 [62] 问题13: LNG项目的FID情况及增加天然气运输到墨西哥湾的讨论 - 目前进行管道扩建困难，阿巴拉契亚地区或芝加哥走廊没有实质性项目能增加LNG运输，Haynesville地区可能有新建设或改进项目 [64] - 公司拥有23亿立方英尺的运输能力，已占天然气产量的75%，无需更多管道建设即可获得LNG市场敞口 [65] 问题14: 现金税对自由现金流的影响及开始时间 - 公司自由现金流预测已包含预计现金税，拥有大量税收属性，但在当前商品价格下，2023年末可能成为现金纳税人 [66] 问题15: 公司对AM的所有权情况 - 公司持有AM 1.39亿股，占比约29%，认为这是一项出色资产，暂无剥离计划 [68]

公司资产情况 - 截至2022年3月31日，公司持有约50.1万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[183] 天然气销售对冲情况 - 2022年全年，公司通过固定价格合同对冲出售3130亿立方英尺天然气，加权平均价格为每百万英热单位2.49美元，基差互换170亿立方英尺，加权平均定价差异为每百万英热单位0.515美元[189] 公司信贷与借款情况 - 截至2022年3月31日，公司信贷安排下借款3.88亿美元，未偿还信用证5.31亿美元[191] 宏观经济指标变化 - 2021年3月至2022年3月，美国城市消费者物价指数（CPI）同比上涨9%，历史10年平均涨幅为2%；美国失业率从2020年4月的15%降至2022年3月的4%[192] 优先票据赎回情况 - 2022年第一季度，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%[193] 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年第一季度，公司回购370万股普通股，总成本1亿美元[194] 固定价格天然气互换头寸情况 - 截至2022年3月31日，公司固定价格天然气互换头寸中，2022年4 - 12月为3130亿立方英尺，加权平均价格2.49美元/百万英热单位；2023年1 - 12月为160亿立方英尺，加权平均价格2.37美元/百万英热单位[196] 天然气基差互换头寸情况 - 截至2022年3月31日，公司天然气基差互换头寸中，2022年4 - 12月为170亿立方英尺，加权平均对冲差异0.515美元/百万英热单位；2023年1 - 12月为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月为180亿立方英尺，加权平均对冲差异0.530美元/百万英热单位[198] 嵌入式看跌期权情况 - 截至2022年3月31日，公司与VPP资产留存权益相关的生产产量有一份与纽约商品交易所（NYMEX）定价挂钩的嵌入式看跌期权，剩余830亿立方英尺至2026年12月31日，加权平均执行价格为2.54美元/百万英热单位[198] 商品衍生品合约公允价值情况 - 截至2022年3月31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约14亿美元[199] 天然气销售额变化情况 - 2021年3月31日至2022年3月31日，天然气销售额从7.2亿美元增至9.96亿美元，增长2.76亿美元，增幅38%[208] 公司总营收变化情况 - 2021年和2022年第一季度，公司总营收分别为12.04198亿美元和7.8684亿美元[202][204] 公司总运营费用变化情况 - 2021年和2022年第一季度，公司总运营费用分别为11.09658亿美元和9.91439亿美元[202][204] 公司运营收入变化情况 - 2021年和2022年第一季度，公司运营收入分别为94540美元和 - 204599美元[202][204] 油气产量变化情况 - 2021 - 2022年第一季度，天然气产量从207Bcf降至199Bcf，降幅4%[207] - 2021 - 2022年第一季度，石油产量从960MBbl降至724MBbl，降幅25%[207] 油气平均价格变化情况 - 2021 - 2022年第一季度，天然气平均价格从3.48美元/Mcf涨至5.01美元/Mcf，涨幅44%[207] - 2021 - 2022年第一季度，石油平均价格从46.55美元/Bbl涨至87.45美元/Bbl，涨幅88%[207] 成本变化情况 - 2021 - 2022年第一季度，租赁运营平均成本从0.08美元/Mcfe降至0.06美元/Mcfe，降幅25%[207] - 2021 - 2022年第一季度，生产和从价税平均成本从0.15美元/Mcfe涨至0.19美元/Mcfe，涨幅27%[207] 天然气销售收入影响因素 - 天然气销售收入因价格上涨增加约3.91亿美元，因产量下降减少约3000万美元[209] NGLs销售收入变化情况 - NGLs销售收入从4.4亿美元增至6.6亿美元，增长2.2亿美元或50%，价格上涨贡献约2.35亿美元，产量下降减少约1500万美元[211] 石油销售收入变化情况 - 石油销售收入从4500万美元增至6300万美元，增长1800万美元或42%，价格上涨贡献约2900万美元，产量下降减少约1100万美元[212] 商品套期保值衍生品公允价值损失情况 - 2021年和2022年第一季度商品套期保值分别导致1.78亿美元和10亿美元的衍生品公允价值损失[213] VPP相关费用变化情况 - 与VPP相关的递延收入摊销从1100万美元降至900万美元，减少200万美元或17%，租赁经营费用从2500万美元降至1800万美元，减少700万美元或28%[215] 集输等费用变化情况 - 集输、压缩、处理和运输费用从6.05亿美元降至5.9亿美元，减少1500万美元或2%[216] 生产和从价税变化情况 - 生产和从价税从4500万美元增至5300万美元，增加800万美元或18%[217] 营销收入与费用变化情况 - 营销收入从1.65亿美元降至6900万美元，减少9600万美元或58%，营销费用从1.62亿美元降至9900万美元，减少6300万美元或39%[225][226] 利息费用变化情况 - 2021年和2022年第一季度利息费用分别为4300万美元和3800万美元，减少500万美元或12%[231] 所得税收益变化情况 - 2021年和2022年第一季度所得税收益分别为300万美元和5300万美元，增加5000万美元[233] 经营活动净现金变化情况 - 2021年和2022年第一季度经营活动提供的净现金分别为5.64亿美元和5.66亿美元，主要因商品价格上涨而增加[238] 投资活动净现金变化情况 - 2021年和2022年第一季度投资活动使用的净现金从1.23亿美元增至2.15亿美元，主要因资本支出增加9300万美元[239] 融资活动净现金变化情况 - 2021年和2022年第一季度融资活动使用的净现金从4.41亿美元降至3.51亿美元[240] 2022年净资本预算情况 - 2022年净资本预算为7.4亿美元至7.75亿美元，包括6.75亿美元至7亿美元的钻探和完井费用以及6500万美元至7500万美元的租赁支出[241] 2022年第一季度资本支出情况 - 2022年第一季度总合并资本支出约为2.06亿美元，包括1.75亿美元的钻探和完井成本、2400万美元的租赁收购和700万美元的其他资本支出[244] 商品衍生品公允价值对比情况 - 截至2022年3月31日，商品衍生品的估计公允价值为净负债15亿美元，2021年12月31日为净负债7.27亿美元[256] 商品衍生品应收账款情况 - 截至2022年3月31日，公司商品衍生品应收账款为1100万美元，天然气、NGL和石油生产销售应收账款为6.38亿美元[259] 利率对利息费用影响情况 - 2022年第一季度信贷安排借款的平均年化利率约为3.19%，估计适用平均利率提高1.0%将使利息费用增加约40万美元[262] 套期保值产量覆盖情况 - 截至2022年3月31日，公司有天然气互换合约覆盖部分预计到2023年的产量，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[255] 阿巴拉契亚盆地井完成计划 - 公司预计2022年在阿巴拉契亚盆地完成60至65口净水平井[241] 价格变动对公司收入影响情况 - 基于2022年第一季度生产和已结算固定价格互换合同及嵌入式看跌期权，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2300万美元[255] 套期合同签订比例情况 - 信贷安排下，公司可对未来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%签订套期合同[255] 套期保值目的与作用情况 - 公司使用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，以缓解商品价格变化对现金流的潜在负面影响[253] - 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[254] - 公司通过衍生品工具降低了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[257] 套期保值合同交易对手情况 - 公司有商品套期保值合同与11家不同交易对手签订，其中8家是信贷安排下的贷款人[260]