成本节省与效率提升 - 2020年钻井和完工效率及中游成本节省预计将导致与2019年初预算相比节省约6.16亿美元[5] - 2020年钻井和完工成本（D&C）为705美元/横向英尺，比2019年初的970美元/横向英尺减少27%[5] - 2020年修订后的D&C资本预算为7.5亿美元，比初始预算减少约4亿美元，较2019年下降41%[5] - 2020年第二季度的水资源节省较2019年减少38%，预计将节省9000万美元[6] - 2020年中游费用减少6800万美元，目标是减少1亿美元的净营销费用[6] - 由于员工减少和费用削减，管理和行政费用减少18%，节省2400万美元[7] - 2020年总成本重置为约6.16亿美元[7] - 由于服务成本下降和钻井效率提高，Marcellus地区的井成本已减少约30%（每口井350万美元）[8] 市场动态与生产预期 - 自2020年3月6日以来，美国钻井平台总数减少526个，降幅约69%[28] - 预计到2021年，美国NGL生产将减少约100万桶/日，主要受页岩油盆地钻井活动减少的驱动[25] - 自2020年3月6日以来，美国完井队伍数量减少了237个，降幅达75%[30] - 与页岩油活动相关的NGL生产占美国总NGL生产的65%，预计将因油价崩溃和钻机数量下降而减少[30] 财务策略与流动性管理 - Antero Resources计划通过资产销售和成本及活动减少来应对2021年11月和2022年12月的债券到期，预计流动性达到约10亿美元[39] - Antero Resources已完成531百万美元的资产销售，目标为750百万至10亿美元[39] - 预计2020年自由现金流为2H20约200百万美元，资本支出为750百万美元[39] - Antero Resources已回购约497百万美元名义金额的2021年债券，和约344百万美元名义金额的2022年债券，折扣率约为18%[41] - Antero Resources的天然气对冲组合中，2020年和2021年预计天然气生产的94%和100%已对冲，价格分别为2.87美元和2.77美元/MMBtu[39] - 预计2020年资产销售目标571百万美元，已实现429百万美元[37] - Antero Resources的当前市场价值为800百万美元，已出售100百万美元的资产[35] - 2020年6月30日的流动性为26.4亿美元，包含730百万美元的信用证和926百万美元的借款[37]

财务数据和关键指标变化 - 公司已宣布资产出售收益达5.31亿美元，超过2020年7.5 - 10亿美元目标的一半，自2019年第四季度资产出售计划开始以来，已减少债务约3.65亿美元 [5] - 2020年公司预计资本和运营成本结构较2019年减少超6亿美元，改善自由现金流状况 [6] - 2020年第二季度资本支出为1.8亿美元，是2013年IPO以来最低季度资本支出 [10] - 2020年资本预算为7.5亿美元，较2019年资本预算降低41%，较2020年2月设定的初始预算降低35% [11] - 基于当前期货价格，预计2020年下半年产生约2亿美元自由现金流 [11] - 截至2020年6月30日，公司流动性接近10亿美元，假设资产出售计划达到10亿美元上限，年底流动性将超17亿美元 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2020年天然气产量预计比2019年减少约55亿立方英尺/天，2021年平均产量预计比2019年峰值低80亿立方英尺/天 [16][17] 液化天然气（NGL）业务 - 公司是美国第二大NGL生产商，2020年第二季度C3 +产量为13.1万桶/天，C3 +价格每桶变动5美元（每加仑变动0.12美元），将对现金流产生2.25亿美元影响 [16] - 2020年第二季度C3 +实现价格约为每桶20美元，每桶价格提高至25美元，将使年现金流增加2.25亿美元 [16] 各个市场数据和关键指标变化 NGL市场 - 自年初以来，NGL供应预测下降超100万桶/天，美国NGL产量可能需要数年才能恢复到疫情前水平 [12] - 墨西哥湾沿岸充足的出口能力有助于清理国内市场，使Mont Belvieu定价与国际定价趋紧 [13] - 2020年Mont Belvieu丙烷相对WTI和布伦特原油表现出色，Antero通过Mariner East系统出口，可接触国际市场定价 [13] 天然气市场 - 全球疫情对天然气需求有影响，主要体现在液化天然气（LNG）货物取消，但美国住宅和商业需求因夏季高温保持强劲 [17] - 预计9月LNG货物取消情况将缓和，LNG需求预计增加30亿立方英尺/天 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司推进资产出售计划，目标是在2020年实现7.5 - 10亿美元的收益，已宣布5.31亿美元收益，正就其他资产出售进行讨论 [5][6][19] - 公司致力于降低成本结构，2020年预计通过降低井成本、中游费用、净营销费用、运营成本和管理费用等，使资本和运营成本减少超6亿美元 [6] - 公司计划保持低维护资本水平，2021年以6亿美元维持2020年平均日产量35亿立方英尺不变，以保留流动性并最大化自由现金流 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管受COVID - 19疫情挑战，公司仍在执行成本节约和债务减少计划，体现员工敬业精神 [23] - NGL价格前景乐观，天然气市场在2021年可能供应不足，对公司有利 [16][17] - 资产出售计划进展降低了公司信用风险，有助于管理即将到期的高级票据，预计2020年下半年资产出售和自由现金流将增加公司年底流动性 [22] 其他重要信息 - 2020年公司井成本较2019年初始资本预算每口井降低320万美元，基于2020年开发计划，总井成本节约约3.35亿美元 [6] - 2020年5月和6月，Marcellus井成本按12000英尺水平段归一化后平均约为每英尺695美元，预计下半年平均每英尺675美元，较之前目标降低5%，较2020年初始目标降低17% [7] - 2020年第二季度，公司钻井水平段平均每日钻进超6100英尺，较上年同期增加12%；平均10.4天完成12000英尺水平段的钻井和下套管作业 [9] - 2020年第二季度，公司完井效率提高到平均每天8.7级，较2020年第一季度增加23%，最近整个井垫平均每天达到9.6级 [9] - 2020年第二季度，公司平均水平段钻进长度继续增加，达到每段12897英尺 [9] - 2020年第二季度，公司创造了24小时钻进11253英尺水平段的美国和世界纪录，20个最高钻进英尺数的日子中有12天发生在2020年，前三天都在最近30天内 [10] - Mariner East项目增加了Marcus Hook终端的外输能力，使东北LPG盆地内价格相对于Mont Belvieu改善，预计今年冬季Mariner East 2管道系统最终完工后，将有足够能力出口东北NGL产量 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 液体回收方面，之前考虑的干气井垫是否会在2021年计划中实施 - 目前尚未确定，干气井垫可增加干气暴露量，2021年期货价格有所改善，但NGL价格也表现强劲，公司有相关选择权 [24][25] 问题2: 在成本和期货价格变化情况下，何时会考虑启用第二台钻机；若不启用，一台钻机和两个机组能运行多久而不耗尽债务积压 - 今年剩余时间除完成两个井垫外，将只保留一个完井机组，目前无意改变计划，公司专注于自由现金流和维持产量，优先考虑降低债务 [26][27] 问题3: 能否提供上半年井成本平均水平，与下半年目标对比 - 上半年井成本可能在每英尺715美元左右，预计下半年为每英尺675美元，全年平均略超每英尺700美元，5月和6月已低于每英尺700美元 [29][30][31] 问题4: 展望2021年，井成本还有多少下降空间 - 之前曾表示有可能降至每英尺650美元，这可能是一个较好目标，公司仍有许多效率提升举措和其他想法，成本可能更低 [32] 问题5: 下半年2亿美元自由现金流目标中，除AM分配外是否有一次性项目 - 不包括5100万美元的超额权益出售收入，诉讼判决也未包含在内，为保守起见计入下一年，无其他一次性项目 [33][34] 问题6: 2亿美元自由现金流是否包括超额权益投资回报率（ROI）支付 - 不包括5100万美元的超额权益支付，但自由现金流是净现金流，包含应支付的特许权使用费 [36][37][38] 问题7: 特许权使用费支付在现金流量表中如何体现 - 在现金流量表中作为一项单列项目 [39] 问题8: 今年特许权使用费支付预计是多少 - 第二季度为300万美元，下半年约为3000 - 3500万美元 [40] 问题9: WGL诉讼是否会推迟到2021年 - 由于COVID - 19停工，诉讼进程受影响，预计推迟到明年，但不确定 [41][42] 问题10: 减少活动时，是否会有大量应计资本支出预付款 - 第二季度已发生约9000万美元的营运资金投资，因第二季度钻井和完井资本从3.2亿美元降至1.8亿美元，这是一次性事件，未来可能会有相反变化 [44][46] 问题11: 对今年剩余时间的资产出售是否有信心，是否有领先候选项目 - 公司对实现资产出售目标有信心，正在考虑多方面资产出售选项，目前无领先候选项目，已完成目标中点的60% [47][48]

公司资产情况 - 截至2020年6月30日，公司持有约53.1万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[178] 石油销售占比情况 - 2020年上半年和2019年全年，石油销售分别占公司总收入的约2%和4%[183] 商品衍生品及合约销售情况 - 公司已通过固定价格合约对冲2020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2.87美元/百万英热单位；还对丙烷、乙烷和石油进行了固定价格合约销售，分别为10315桶/日（加权平均价格0.65美元/加仑）、24500桶/日（加权平均价格0.20美元/加仑）和26000桶/日（加权平均价格55.63美元/桶）；2020年上半年商品衍生品公允价值总收益为3.98亿美元，其中已结算商品衍生品收益在2020年第二季度和上半年分别为3.14亿美元和5.25亿美元[184] - 截至2020年6月30日，公司有2020年7月至2023年12月的固定价格天然气互换合约，覆盖1.8 Tcf预计天然气产量，加权平均指数价格为每MMBtu 2.71美元；2020年7月至2024年12月的基差互换合约，覆盖约84.1 Bcf预计天然气产量；2024年的看涨期权协议，可行使后以每MMBtu 2.77美元的价格签订约428 MMBtu/日的固定价格互换协议[214][215] - 截至2020年6月30日，公司有2020年7月至2021年12月的固定价格石油互换合约，覆盖约590万桶预计石油产量，加权平均指数价格为每桶55.54美元；2020年7月至2020年12月的固定价格丙烷互换合约，覆盖约190万桶预计丙烷产量，加权平均指数价格为每加仑0.65美元；2020年7月至2021年3月的固定价格乙烷互换合约，覆盖约620万桶预计乙烷产量，加权平均指数价格为每加仑0.20美元[216] - 由于ORRI交易，公司在2020年7月变现了2021年100,000 MMBtu/d的天然气套期保值，收益约2900万美元；截至2020年6月30日，商品衍生品合约的估计公允价值约为6.19亿美元[217] C3+ NGL净产量运输及销售情况 - 2020年第二季度，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较蒙贝尔维尤定价每加仑0.04美元的溢价；其余46%在俄亥俄州霍普代尔以较蒙贝尔维尤定价每加仑0.12美元的折扣出售；预计2020年全年至少50%的C3+ NGL产量将在马库斯胡克以高于蒙贝尔维尤的价格出口[186] 凝析油与WTI价差情况 - 2020年第二季度凝析油与WTI的价差扩大至近20美元/桶，公司预计2020年全年实现的油价价差为10 - 12美元/桶[187] 资本预算及井成本情况 - 2020年4月，公司宣布将2020年钻井和完井资本预算削减34%；5月和6月平均井成本降至每英尺700美元以下，预计下半年随着供应商成本节约的完全实现，井成本将进一步降低[191] - 2020年修订的钻探和完井资本预算为7.50亿美元[210] - 2020年钻探和完井资本预算从11.5亿美元降至7.5亿美元[288] 信贷工具情况 - 2020年4月，公司信贷工具的借款基数年度重估后降至28.5亿美元，贷款人承诺保持在26.4亿美元不变，借款基数现需每半年重估一次[193] - 信贷安排借款基数为28.5亿美元，贷款人承贷额为26.4亿美元，下次重新确定借款基数时间为2020年10月[291] - 2019年12月31日信贷安排借款5.52亿美元，加权平均利率3.28%；2020年6月30日借款9.26亿美元，平均年化利率约3.22%[292] 债务削减计划情况 - 公司计划通过资产出售计划削减7.5 - 10亿美元债务，但新冠疫情导致的金融市场不稳定和商业环境不确定性可能影响该计划的执行[195] 子公司交易情况 - 2020年6月15日，公司与Sixth Street Partners的关联方完成一项交易，Sixth Street向新成立的子公司Martica Holdings LLC现金出资3亿美元，若达到特定生产目标，还将额外出资最多1.02亿美元[196] - 交易涉及的超额特许权使用费权益包括西弗吉尼亚州和俄亥俄州所有已探明开发运营资产1.25%的超额特许权使用费权益，以及所有未开发资产3.75%的超额特许权使用费权益[197] 净产量情况 - 2020年第二季度净产量320 Bcfe，即每日3,521 MMcfe，较2019年同期增长9%；2020年上半年净产量627 Bcfe，即每日3,444 MMcfe，较2019年同期增长10%[200][204] - 2019 - 2020年Q2天然气产量从208Bcf增至215Bcf，增幅3%[222] - 2019 - 2020年Q2 C2乙烷产量从3720MBbl增至4622MBbl，增幅24%[222] - 2019 - 2020年Q2 C3 + NGLs产量从9576MBbl增至11935MBbl，增幅25%[222] - 2019 - 2020年Q2石油产量从940MBbl增至1004MBbl，增幅7%[222] - 2019 - 2020年天然气产量从407Bcf增至423Bcf，增幅4% [247] - 2019 - 2020年C2乙烷产量从7229MBbl增至9227MBbl，增幅28% [247] - 2019 - 2020年C3 + NGLs产量从18370MBbl增至22767MBbl，增幅24% [247] - 2019 - 2020年石油产量从1958MBbl降至1941MBbl，降幅1% [247] 生产及实现价格情况 - 2020年第二季度生产平均价格（未计已结算商品衍生品收益）为每Mcfe 1.83美元，较2019年同期的3.09美元下降；平均实现价格（计已结算商品衍生品收益）为每Mcfe 2.81美元，较2019年同期的3.24美元下降13%；2020年上半年生产平均价格（未计已结算商品衍生品收益）为每Mcfe 2.06美元，较2019年同期的3.36美元下降；平均实现价格（计已结算商品衍生品收益）为每Mcfe 2.90美元，较2019年同期的3.61美元下降20%[200][206] - 2019 - 2020年Q2天然气平均价格从2.66美元/Mcf降至1.71美元/Mcf，降幅36%[222] - 2019 - 2020年Q2石油平均价格从52.19美元/Bbl降至8.29美元/Bbl，降幅84%[222] - 2019 - 2020年Q2租赁运营平均成本从0.14美元/Mcfe降至0.08美元/Mcfe，降幅43%[222] - 2019 - 2020年天然气平均价格从2.97美元/Mcf降至1.84美元/Mcf，降幅38% [247] - 2019 - 2020年C2乙烷平均价格从9.11美元/Bbl降至5.79美元/Bbl，降幅36% [247] - 2019 - 2020年C3 + NGLs平均价格从30.04美元/Bbl降至18.29美元/Bbl，降幅39% [247] 经营活动现金流量情况 - 2020年第二季度经营活动产生的现金流量为1.16亿美元，较2019年同期的2.18亿美元减少1.02亿美元；2020年上半年经营活动产生的现金流量为3.17亿美元，较2019年同期的7.57亿美元减少4.40亿美元[201][207] - 2019和2020年上半年经营活动提供的净现金分别为7.57亿美元和3.17亿美元，经营现金流减少[282][283] - 2019年和2020年截至6月30日的三个月，公司经营活动提供的净现金分别为218,104千美元和115,963千美元；六个月经营活动提供的净现金分别为757,108千美元和316,640千美元[304] 净亏损及净利润情况 - 2020年第二季度公司净亏损4.63亿美元，而2019年同期净利润为4200万美元；2020年上半年公司净亏损8.02亿美元，而2019年同期净利润为10亿美元[201][207] - 2019年和2020年截至6月30日的三个月，公司净亏损分别为42,168千美元和463,304千美元；六个月净亏损分别为1,020,931千美元和802,114千美元[304] 调整后EBITDAX情况 - 2020年第二季度调整后EBITDAX为1.86亿美元，较2019年同期的2.52亿美元下降26%；2020年上半年调整后EBITDAX为4.30亿美元，较2019年同期的6.94亿美元下降38%[201][207] - 2019年和2020年截至6月30日的三个月，公司调整后EBITDAX分别为251,827千美元和186,431千美元；六个月调整后EBITDAX分别为694,344千美元和430,222千美元[304] 资本支出情况 - 2020年第二季度资本支出约2.64亿美元，较2019年同期的3.42亿美元减少23%；2020年上半年资本支出约5.75亿美元，较2019年同期的7.42亿美元减少22%[211][212] - 2019和2020年上半年投资活动使用的现金从5.46亿美元降至4.5亿美元，主要因资本支出减少[282][285] 营收及运营费用情况 - 2019年Q2公司总营收12.99664亿美元，2020年Q2为4.84911亿美元[220][221] - 2019年Q2公司总运营费用11.99668亿美元，2020年Q2为10.91833亿美元[220][221] - 2019年上半年公司总收入为23.37071亿美元，2020年上半年为18.02016亿美元[245][246] - 2019年上半年公司总运营费用为22.70782亿美元，2020年上半年为21.46505亿美元[245][246] 运营收入及亏损情况 - 2019年Q2公司运营收入9.9996亿美元，2020年Q2运营亏损6.06922亿美元[220][221] - 2019年上半年公司运营收入为6.6289亿美元，2020年上半年运营亏损为3.44489亿美元[245][246] 销售收入情况 - 天然气销售收入从2019年第二季度的5.53亿美元降至2020年同期的3.67亿美元，减少1.86亿美元，降幅34%[223] - NGLs销售收入从2019年第二季度的3.04亿美元降至2020年同期的2.12亿美元，减少9200万美元，降幅30%[224] - 石油销售收入从2019年第二季度的4900万美元降至2020年同期的800万美元，减少4100万美元，降幅83%[225] - 天然气销售收入从2019年上半年的12亿美元降至2020年上半年的7.78亿美元，减少4.32亿美元，降幅36%[248] - NGLs销售收入从2019年上半年的6.18亿美元降至2020年上半年的4.7亿美元，减少1.48亿美元，降幅24%[249] - 石油销售收入从2019年上半年的9700万美元降至2020年上半年的4400万美元，减少5300万美元，降幅55%[251] 各项费用情况 - 租赁运营费用从2019年第二季度的4100万美元降至2020年同期的2500万美元，减少1600万美元，降幅39%[229] - 集输、压缩、处理和运输费用从2019年第二季度的5.67亿美元增至2020年同期的6.32亿美元，因产量增加9%[230] - 生产和从价税费用从2019年第二季度的3100万美元降至2020年同期的2000万美元，减少1100万美元，降幅35%[231] - 油气资产减值从2019年第二季度的1.31亿美元降至2020年同期的3700万美元，减少9400万美元，降幅71%[232] - 营销业务运营亏损从2019年第二季度的7400万美元降至2020年同期的4900万美元[238] - 所得税费用从2019年第二季度递延所得税费用1700万美元（有效税率29%）变为2020年同期递延所得税收益1.42亿美元（有效税率23%）[244] - 租赁运营费用从2019年上半年的8400万美元降至2020年上半年的5000万美元，减少3400万美元，降幅40%[255] - 集输、压缩、处理和运输费用从2019年上半年的11亿美元增至2020年上半年的12亿美元，因产量增加9%[256] - 生产和从价税费用从2019年上半年的6600万美元降至2020年上半年的4600万美元，减少2000万美元，降幅30%[257] - 油气资产减值从2019年上半年的2.12亿美元降至2020年上半年的1.27亿美元，减少8600万美元，降幅40%[258] - 一般及行政费用（不包括股权薪酬费用）从2019年上半年的7900万美元降至2020年上半年的5800万美元，减少2100万美元，降幅27%

财务数据和关键指标变化 - 2020年公司预计资本和运营成本结构较2019年减少6亿美元，其中约3.2亿美元来自单井成本降低，其余约2.8亿美元来自中游费用、净营销费用、LOE和G&A的降低 [7][8] - 2020年3月公司单英尺井成本约为720美元，较此前目标AFE的750美元每英尺提高了30美元，预计2020年剩余时间单英尺井成本平均为715美元 [9] - 新的资本预算比2019年资本预算低41%，比今年2月设定的初始2020年预算低35%，预计2020年资本支出逐季下降 [11] - 基于当前期货价格，公司预计2020年产生1.75亿美元自由现金流 [11] - 过去两个季度，公司以20%的加权平均折扣回购了6.08亿美元名义债务，使总债务减少1.2亿美元，利息支出减少1600万美元 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 油气业务 - 2020年第一季度，公司水平井侧向钻进平均每天6400英尺，较2019年平均水平提高11%；钻完一口12000英尺侧向井平均仅需10.7天 [10] - 第一季度完井效率提高到平均每天7.1级，较2019年平均水平提高22%，上周三个完井团队平均每天完成9.7级，其中一天完成13级创公司纪录 [10] 凝析油业务 - 新冠疫情和居家令严重影响运输燃料需求，炼油厂开工率下降，阿巴拉契亚地区传统买家对公司凝析油采购量减少 [13] - 公司扩大了客户群，近一倍增加了盆地内存储容量，截至目前未因存储限制而停产或减产，有信心至少在夏季前满负荷生产 [13] NGL业务 - 全球NGL产品需求受新冠疫情影响小于石油需求，亚洲经济活动重启、美国及海外炼油厂LPG产量下降，使LPG价格相对WTI走强，NGL价格与WTI价格脱钩 [16] - 亚洲丙烷价格已触底回升，公司可通过Mariner East 2进入国际市场，出口LPG未受影响，公司会根据市场价格调整货物目的地，优先选择亚洲市场 [17] - 欧洲LPG价格恢复较慢，公司预计2020年欧洲丙烷出口价格为每加仑0.55美元，较当前期货价格高37% [17] 天然气业务 - 预计2020年天然气产量较2019年减少55亿立方英尺/天，到2021年底累计减少85亿立方英尺/天，需求受疫情影响较小且持续时间短，2020年底至2021年天然气市场将供不应求 [20] 各个市场数据和关键指标变化 油气市场 - 自3月初以来，石油聚焦盆地的水平钻机数量急剧下降43% [20] - 美国总压裂机组数量在两个月内下降73%，石油聚焦页岩盆地下降70%，本周降至85个机组 [21] NGL市场 - 北美石油产量下降预计将导致伴生NGL产量显著下降，美国NGL产量的三分之二来自油页岩产区，目前该地区钻井和完井活动降幅最大 [18][19] - 全球NGL需求具有韧性，受石化和住宅/商业部门驱动，而非运输燃料，预计NGL价格将持续改善 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在未来12个月将单英尺井成本降至650美元，降低D&C资本预算至7.5亿美元，以平衡产量并最大化自由现金流 [11] - 公司预计2021年用多达四个干气井垫替代部分富气井垫，占2021年开发计划的约50%，以应对NGL市场变化 [21] - 公司积极推进资产出售计划，目标是在2020年实现6.5亿 - 9亿美元的资产出售，目前正在与多个交易对手进行实质性讨论 [24][25] - 公司持续进行套期保值，2020年已对冲94%的预计天然气产量，价格为每百万英热单位2.87美元；2021年100%的预计天然气产量已对冲，价格为每百万英热单位2.80美元；2022年已新增6.88亿立方英尺/天的天然气套期保值，平均价格为每百万英热单位2.48美元 [25] - 公司2020年2.6万桶/天的原油和戊烷产量已100%套期保值，价格为每桶55.63美元 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 新冠疫情和居家令对运输燃料需求造成严重冲击，但公司通过扩大客户群和增加存储容量，有信心在夏季前维持满负荷生产 [13] - 全球NGL需求受疫情影响较小，价格有望持续改善，公司可通过出口和灵活调整货物目的地受益 [16][17] - 天然气市场在2020年底至2021年将出现供不应求，公司约70%的产量为天然气，且拥有1200多个干气井位，有望受益于价格上涨 [20][21] - 公司通过降低成本、优化资本预算和推进资产出售计划，预计2020年产生自由现金流，增强流动性，有能力应对2021 - 2022年的债务到期问题 [11][23][27] 其他重要信息 - 公司信贷安排下的借款基数近日获批为28.5亿美元，超过贷款人承诺的26.4亿美元 [22] - 截至3月31日，公司维持10亿美元的流动性，预计2020年产生的自由现金流和资产出售计划将进一步改善流动性，到2020年底流动性将超过21亿美元 [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待套期保值组合及其演变 - 公司预计继续进行套期保值，到2022年大部分天然气产量将被套期保值；公司不排斥变现套期保值，但通常会在变现后以更低执行价格重新定价，以保留下行保护；目前对套期保值组合感到满意，暂无变现计划 [31] 问题2: 2021年俄亥俄干气区四个井垫替代计划的TIL情况 - 公司尚未决定是否进行替代，看好NGL市场，但保留替代干气井垫的选择权；2021年预计仍将有60 - 65口井投产，以维持日产量35亿立方英尺当量的平稳 [33] 问题3: 2021年维持生产计划的自由现金流估计 - 按照当前期货价格，2021年维持生产的现金流基本平衡 [35] 问题4: 是否倾向于按照当前期货价格制定2021年维持生产的资本计划 - 公司会根据当前期货价格调整资本计划，维持产量平稳时净营销费用在1.5亿美元左右，随着业务发展该费用将逐渐降低；公司有较大灵活性，若NGL和天然气价格大幅上涨，可增加产量 [38] 问题5: 2021年是否继续推进资本效率提升 - 公司有其他降低成本的举措，但暂不透露；目前维持生产的资本预算假设单英尺井成本为715美元，若降至650美元，预计可节省约5000万美元 [40][42] 问题6: 2022年以2.48美元/百万英热单位进行套期保值的决策原因 - 该决策是基于市场机会，当时价格从2.32美元/百万英热单位上涨到2.48美元/百万英热单位；公司更倾向于直接互换合约，以锁定更高的价格下限，提供更有效的下行保护 [44] 问题7: 2021年是否需要在天然气价格、资产出售和债务再融资三方面都有积极进展才会增加资本支出 - 公司不太可能在大多数情况下增加资本支出，除非有非常有吸引力且可持续多年的市场变化，并且能够进行套期保值；维持生产的资本预算为6亿美元，假设每口井成本为860万美元，共60口井，加上部分井垫和基础设施支出 [47] 问题8: 钻机减少和20口井完井推迟到2021年对2020年末和2021年初产量的影响 - 第二季度和第三季度产量将增长，之后趋于平稳，年底和2021年产量约为35亿立方英尺当量/天 [49] 问题9: 如何实现2020年105口井投产的目标，以及如何解释7.5亿美元资本支出与投产活动的关系 - 部分资本支出发生在2019年，且每口井的工程安排都经过精心规划；2020年上半年预计投产约70口井，之后每季度约15 - 20口井 [52][53] 问题10: 维持生产的资本支出是否包括2020年推迟的20口井 - 包括，这些井将计入2021年的60 - 65口井投产计划中 [56] 问题11: 考虑20口井和部分资本结转后，维持生产的资本支出估计是多少 - 60口井的成本约为5亿美元以上，其余为井垫基础设施成本；20口井的钻井成本约为2000万美元，若单英尺井成本降至650美元，可抵消这部分成本 [58][59] 问题12: 今年的自由现金流是否包括WGL违约赔偿，减少钻机是否会导致负的营运资金流出 - 预计今年会收到赔偿，但不确定是否会延迟到明年；目前无法准确预测减少钻机对营运资金的影响 [66][68] 问题13: 资产出售方面，哪些机会更具吸引力 - 公司有多个资产出售讨论在进行中，目前无法具体说明哪些机会更突出 [71] 问题14: 本季度信用证增加1亿美元的原因及对担保市场的影响 - 信用证增加与1月评级机构下调评级有关，目前信用证金额为7.3亿美元 [73] 问题15: 明年的产量结构与今年相比有何变化 - 目前产量结构为68%天然气和32%液体，若明年增加天然气钻井，对产量结构的影响可能要到2022年才会显现 [75] 问题16: VPPs进入潜在变现菜单的原因 - VPPs与超额权益类似，是银行市场的一种工具，随着天然气期货价格上涨，公司所有待售资产都更具吸引力 [78] 问题17: 2021年不包括DUCs的情况下，40 - 45口新井的钻机配置是否合理 - 相当于1.5台钻机，每台钻机每年可完成约30口井，目前钻井速度较快，钻完一口12000英尺侧向井只需10.5天 [80]

公司资产情况 - 截至2020年3月31日，公司持有约53.6万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[157] 市场价格与销售占比情况 - 2020年3月至4月，油价暴跌，天然气价格跌幅相对较小；2020年第一季度，石油销售分别占公司总收入的3%（2020年第一季度）和4%（2019年全年）[161][163] 商品衍生品对冲与收益情况 - 公司已通过固定价格合约对冲2020年剩余时间内22亿立方英尺/日的天然气销售，加权平均价格为2.87美元/百万英热单位；10352桶/日的丙烷销售，加权平均价格为0.65美元/加仑；2.6万桶/日的石油销售，加权平均价格为55.63美元/桶；2020年第一季度，商品衍生品公允价值总收益为5.66亿美元，其中已结算商品衍生品收益为2.11亿美元[163] 资本预算调整情况 - 2020年公司钻探和完井资本预算自年初已削减约34%，从11.5亿美元降至7.5亿美元[165][174] - 2020年的钻探和完井资本预算从11.5亿美元降至7.5亿美元[227] 公司产量与价格情况 - 2020年第一季度，公司净产量总计3060亿立方英尺当量，或3366百万立方英尺当量/日，较2019年第一季度增长9%；平均售价（未计入已结算商品衍生品收益）为2.30美元/千立方英尺当量，低于2019年第一季度的3.65美元/千立方英尺当量；平均实现价格（计入已结算商品衍生品收益）为2.99美元/千立方英尺当量，低于2019年第一季度的4.00美元/千立方英尺当量[169] 公司现金流、盈亏与利润情况 - 2020年第一季度，公司运营现金流为2.01亿美元，较2019年第一季度减少3.38亿美元；净亏损3.39亿美元，而2019年第一季度为净收入9.79亿美元；调整后息税折旧摊销前利润为2.44亿美元，较2019年第一季度的4.43亿美元减少45%[170][171][172] 信贷工具借款基础情况 - 2020年4月，公司信贷工具的借款基础进行年度重新确定，借款基础较之前水平降低，但贷款承诺保持在26.4亿美元不变[167] - 2020年4月重新确定信贷安排的借款基础降至28.5亿美元，贷款人承诺仍为26.4亿美元；截至2020年3月31日，信贷安排下的未偿还余额为8.82亿美元，加权平均利率为2.57%，信用证为7.3亿美元[179] - 2020年4月，信贷安排的借款基数调整为28.5亿美元，贷款人承诺重新确认为26.4亿美元[230] 公司供应链与存储情况 - 公司供应链目前未受到重大干扰，但行业面临石油和部分NGL产品的存储容量限制，公司可能受此影响[164] - 自疫情爆发以来，公司扩大了客户群，并将盆地内凝析油存储容量增加了一倍[164] 公司资产减值情况 - 公司目前预计对Antero Midstream Corporation的权益法投资不会再有进一步减值费用，但如果生产中断、远期商品价格进一步下跌、存储容量限制未解决或疫情带来其他后果，公司资产可能会有额外减值费用[166] 资本支出情况 - 2020年第一季度资本支出约3.12亿美元，2019年同期约4.72亿美元，2020年勘探与生产资本支出较2019年减少8700万美元，降幅22%[175][176] 公司合约情况 - 截至2020年3月31日，公司有2020年4月至2023年12月的固定价格天然气互换合约，覆盖预计天然气产量1.8 Tcf，加权平均指数价格为2.77美元/MMBtu；2020年剩余时间合约约613 Bcf，加权平均指数价格为2.87美元/MMBtu[177] - 截至2020年3月31日，公司有2020年4月至2024年12月的基差互换合约，覆盖预计天然气产量约89.5 Bcf，定价差异在0.35 - 0.53美元/MMBtu[177] 公司商品衍生品公允价值情况 - 截至2020年3月31日，公司商品衍生品合约的估计公允价值约为11亿美元[178] 公司股票回购情况 - 2020年第一季度，公司根据股票回购计划回购27193237股普通股，占计划开始时总流通股的约9%，平均成本为1.57美元，总成本约4300万美元；该计划期间，公司累计回购约2.15亿美元普通股[180] - 2020年第一季度，公司回购2719.3237万股普通股，花费约4300万美元，加权平均股价为每股1.57美元[215] 公司合并收入与运营情况 - 2019年第一季度，公司合并总收入为10.37407亿美元，运营亏损3.3707亿美元[183][184] - 2020年第一季度，公司合并总收入为13.17105亿美元，运营收入为2.62433亿美元[186] 公司在未合并附属公司权益情况 - 2020年第一季度，公司在未合并附属公司的亏损权益为1.28055亿美元[186] - 2019年第一季度，公司在未合并附属公司的收益权益为1.4081亿美元[184] 各产品产量情况 - 2020年第一季度天然气产量208Bcf，较2019年的199Bcf增长5%；C2乙烷产量4,604MBbl，较2019年的3,509MBbl增长31%；C3+ NGLs产量10,833MBbl，较2019年的8,794MBbl增长23%；石油产量938MBbl，较2019年的1,017MBbl下降8%[188] 各产品平均价格情况 - 2020年第一季度天然气平均价格（未计衍生品结算影响）为每Mcf 1.98美元，较2019年的3.30美元下降40%；C2乙烷为每Bbl 5.82美元，较2019年的10.12美元下降42%；C3+ NGLs为每Bbl 21.31美元，较2019年的31.63美元下降33%；石油为每Bbl 38.02美元，较2019年的47.23美元下降20%[188] 各产品销售收入情况 - 2020年第一季度天然气销售收入从2019年的6.57亿美元降至4.11亿美元，减少2.46亿美元，降幅37%；NGLs销售收入从3.14亿美元降至2.58亿美元，减少0.56亿美元，降幅18%；石油销售收入从0.48亿美元降至0.36亿美元，减少0.12亿美元，降幅26%[189][190][191] 商品套期保值衍生品收益情况 - 2020年第一季度商品套期保值产生衍生品公允价值收益5.66亿美元，而2019年为损失0.77亿美元；其中现金结算衍生品收益2020年为2.11亿美元，2019年为0.97亿美元[192] 租赁运营费用情况 - 2020年第一季度租赁运营费用从2019年的4300万美元降至2600万美元，减少1700万美元，降幅40%[195] 集输、压缩、处理和运输费用情况 - 2020年第一季度集输、压缩、处理和运输费用从2019年的5.35亿美元增至5.89亿美元；集输和压缩成本从每Mcf 0.76美元降至0.63美元；处理成本从每Mcf 0.61美元增至0.69美元；运输成本从每Mcf 0.55美元增至0.61美元[196] 生产和从价税费用情况 - 2020年第一季度生产和从价税费用从2019年的3500万美元降至2600万美元，减少900万美元，降幅26%[197] 油气资产减值情况 - 2020年第一季度油气资产减值从2019年的8100万美元增至8900万美元，增加800万美元，增幅10%[198] 一般和行政费用情况 - 2020年第一季度一般和行政费用（不包括股权薪酬费用）从2019年的4300万美元降至2800万美元，减少1500万美元，降幅36%；员工数量从2019年3月31日的619人减至2020年的531人[200] 营销业务运营情况 - 2020年第一季度营销业务运营亏损从2019年的7200万美元降至4700万美元；营销收入从2019年的9100万美元降至4600万美元，减少4500万美元，降幅49%[204][205] - 营销费用从2019年第一季度的1.63亿美元降至2020年第一季度的9300万美元，减少7000万美元，降幅43%[206] Antero Midstream Corporation部门情况 - Antero Midstream Corporation部门收入从2019年第一季度的5400万美元增至2020年第一季度的2.44亿美元，增加1.9亿美元，增幅350%[208] - 2020年第一季度，公司对Antero Midstream Corporation的股权投资减值6.11亿美元[209] 利息费用情况 - 利息费用从2019年第一季度的7200万美元降至2020年第一季度的5300万美元，减少1900万美元，降幅26%[211] 所得税费用情况 - 所得税费用从2019年第一季度的2.89亿美元降至2020年第一季度的递延税收益1.1亿美元，有效税率从22%变为25%[213] 公司债务回购情况 - 2020年第一季度，公司以21%的加权平均折扣回购3.83亿美元本金的债务，确认约8100万美元的收益[217] - 2020年第一季度，公司以21%的加权平均折扣回购了3.83亿美元本金的债务[236] 经营活动净现金情况 - 经营活动产生的净现金从2019年第一季度的5.39亿美元降至2020年第一季度的2.01亿美元[220] 公司比率要求与实际情况 - 非投资级期间，公司需维持流动比率不低于1.0:1，利息覆盖率不低于2.5:1；投资级期间，需维持流动比率不低于1.0:1，总债务与EBITDAX比率不高于4.25:1，PV - 9与总债务比率不低于1.50:1（特定条件下）[232][233] - 截至2020年3月31日，公司流动比率为2.28:1，利息覆盖率为5.06:1[234] 公司债务与租赁情况 - 截至2020年3月31日，信贷安排未偿还本金为8.82亿美元，高级票据本金总计28.41亿美元，高级票据利息总计4.93亿美元[238] - 截至2020年3月31日，公司运营租赁总计28.15亿美元，融资租赁总计200万美元，租赁估算利息总计16.72亿美元，资产退休义务总计5700万美元[238] 公司未记录合同义务情况 - 截至2020年3月31日，公司未记录的合同义务中，固定运输总计129.27亿美元，加工、收集和压缩服务总计4.22亿美元，钻探和完井总计1900万美元，土地付款义务总计500万美元[239] 调整后EBITDAX定义与作用 - 调整后EBITDAX定义为净收入（亏损）加非控股权益，在扣除特定项目前的数值[240] - 调整后EBITDAX虽有局限性，但对投资者评估公司财务表现有帮助[242] 财务数据调节表情况 - 提供了2019年和2020年第一季度净收入（亏损）与调整后EBITDAX、调整后EBITDAX与经营活动净现金的调节表[244] 公司净收入、综合收入与调整后EBITDAX情况 - 2019年和2020年3月31日结束的三个月，公司归属于Antero Resources Corporation的净收入（亏损）和综合收入（亏损）分别为978,763千美元和 -338,810千美元[246] - 2019年和2020年3月31日结束的三个月，调整后的EBITDAX分别为442,517千美元和243,791千美元[246] - 2019年和2020年3月31日结束的三个月，经营活动提供的净现金分别为539,004千美元和200,677千美元[246] 尤蒂卡页岩资产减值情况 - 2019年9月30日结束的三个月，公司记录了与尤蒂卡页岩资产相关的8.81亿美元减值费用[250] 公司商品衍生品公允价值对比情况 - 截至2020年3月31日，公司商品衍生品的估计公允价值为11亿美元净资产，2019年12月31日为7.46亿美元净资产[258] 公司应收账款情况 - 截至2020年3月31日，公司商品衍生品相关应收账款为11亿美元，天然气、NGL和石油生产销售应收账款为1.92亿美元[260] 公司天然气互换合约与套期保值情况 - 截至2020年3月31日，公司有天然气互换合约覆盖部分预计到2024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，可对不超过72个月的估计产量的65%签订套期合约[257] 价格变动对公司收入影响情况 - 基于2020年3月31日结束的三个月的产量和已结算的固定价格互换合约，天然气价格每百万英热单位下降0.10美元、石油和NGL价格每桶下降1.00美元，公司收入将减少约1200万美元[257] 公司资产减值评估情况 - 公司评估已探明天然气、NGL和石油资产的账面价值是否减值，2019年和2020年3月31日结束的三个月未记录相关减值费用[249][250] 公司资产负债表外安排情况 - 截至2020年3月31日，公司除了运输、加工等服务和土地付款义务的合同承诺外，没有其他资产负债表外安排[252] 公司衍生工具风险情况 - 公司使用非交易所交易的衍生工具对冲商品价格变动风险，面临交易对手信用风险[261] 公司商品套期保值合约交易对手情况 - 公司与14家不同交易对手签订商品套期保值合约，其中12家是信贷安排下的贷款人[261] 公司商品衍生合约公允价值分布情况 - 2020年3月31日，公司商品衍生合约公允价值约为11亿美元，各银行交易对手的衍生资产分别为：富国银行2.38亿美元、花

财务数据和关键指标变化 - 2020年公司预计成本结构较2019年减少5.2亿美元，其中约2.4亿美元来自单井成本降低，其余约2.8亿美元来自中游费用、净营销费用、运营成本和一般及行政费用的降低 [7] - 2020年公司预计全现金成本为每千立方英尺当量2.30美元，较2019年全年指引降低0.22美元；预计运营成本、一般及行政费用和收集处理运输费用每千立方英尺当量降低0.11美元，净营销费用降低0.11美元 [9] - 2022年公司预计净营销费用降至每年5000万美元，即每千立方英尺当量0.03美元，而去年超过2.5亿美元，即每千立方英尺当量0.22美元 [10] - 2019年第四季度公司钻探与完井支出为3亿美元，全年为12.7亿美元，较2018年减少14%；2020年钻探与完井资本支出预算为11.5亿美元，较2019年降低10%，同时产量仍有9%的适度增长 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2019年公司平均每日钻探5934英尺水平段，较2018年增加30%；第四季度平均每日钻探7000英尺水平段，创历史新高，较上一季度增加17%，较2018年平均水平增加38%；单井日钻探水平段最高达到10453英尺 [10][11] - 第四季度公司完井阶段数达到每日6.3个，创历史新高，较上一季度增加7% [11] - 第四季度公司实现C3+天然气液（NGL）税前价格为每桶29.63美元，较蒙贝尔维尤基准溢价每桶1.26美元 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年公司预计C3+ NGL价格将继续高于蒙贝尔维尤基准，因公司是美国最大的NGL出口商，且可通过宾夕法尼亚州的马库斯胡克港进入国际市场 [16][17] - 2019年第四季度NGL市场健康，因墨西哥湾出口码头拥堵，公司凭借到西北欧的运输时间优势，在该地区市场份额增加；同时，远东市场需求强劲 [42] - 受新冠疫情影响，近期国际市场NGL价格预期放缓，但公司仍能维持销量；若无疫情影响，公司对向远东和西北欧出口NGL的机会持乐观态度 [44] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划通过降低成本、出售资产和优化套期保值等方式，在2020年实现现金流中性，并在2022年及以后实现可持续自由现金流 [12][19][20] - 公司目标在2020年出售7.5亿 - 10亿美元资产，所得款项用于减少债务 [14] - 公司将继续推进成本节约计划，包括降低单井成本、优化运营成本和净营销费用等 [6][7][9] - 公司将继续利用套期保值策略，降低天然气和原油价格波动风险；2020年公司已对94%的预计天然气产量进行套期保值，价格为每百万英热单位2.87美元，较当前期货价格高约38%；2021年已对93%的预计天然气产量进行套期保值，价格为每百万英热单位2.80美元，较当年当前期货价格高约20%；2020年公司对2.6万桶/日的原油和戊烷产量进行了100%套期保值，价格约为每桶56美元，较当前期货价格高10% [17][18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管当前大宗商品价格低迷，但公司通过成本节约和套期保值策略，预计2020年实现现金流中性 [12][13] - 若2022年天然气价格达到每百万英热单位2.75美元，C3+ NGL价格达到每桶28美元，原油价格达到每桶55美元，公司预计将产生超过5亿美元的自由现金流 [37] - 公司对资产出售计划有信心，认为有多种选择可实现出售目标，从而增强流动性并减少债务 [15][20] 其他重要信息 - 公司拥有阿巴拉契亚地区54.1万英亩净土地，已探明储量为19万亿立方英尺当量，已探明开发储量为12万亿立方英尺当量；公司在租赁土地上拥有84%的净收入权益 [15] - 公司持有Antero Midstream 28%的股份，当前市值约为6.85亿美元 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 本季度公司钻井记录大幅提升的驱动因素是什么，以及后续发展趋势如何 - 公司采用了更具竞争力的技术，使得钻井速度不断提高；公司预算中对每日钻探英尺数较为保守，实际有很大机会超过第四季度的7000英尺/日 [23] - 要达到单日10453英尺的记录，需要合适的水平段长度和良好的运行条件；若水平段较短或剩余长度不足，则难以达到该记录 [25] 问题2: 公司在运输成本方面取得了一定进展，是否还有进一步降低的空间，以及与固定合同的谈判结构是怎样的 - 运输成本降低并非通过降低关税，而是通过资产管理协议将运输路径转移给第三方或营销方，对方会提前支付费用，公司可借此收回部分需求费用 [27] - 随着公司产量增长，将用自有天然气填充运输能力；在此期间，公司可通过购买第三方低价天然气并运输，赚取差价来抵消部分需求费用 [27] 问题3: 公司目前的钻井速度是否意味着应更倾向于前期加权的资本支出，或者是否有可能在某个时间点降低钻机数量 - 公司认为在某个时间点降低钻机数量是有可能的；过去公司在马塞勒斯和尤蒂卡地区最多使用22台钻机，而现在仅用4台钻机就能达到相同的产量 [30][31] - 公司在钻井方面处于领先地位，但这一优势不一定能在整个行业推广，因为不同地区的情况和库存不同 [32] 问题4: 与上次报告相比，公司土地面积减少了4.3万英亩至54.1万英亩，这是否正确，以及减少的土地是否主要来自短期内不会开发的尤蒂卡地区 - 减少的土地主要是短期内不会进行钻探的勘探区域，公司已放弃了这些土地的开发 [34] 问题5: 公司的自由现金流状况逐年改善，但累计自由现金流与即将到期的债务之间仍存在差距，如何考虑为2022年及以后的债务融资，以及如何实现降低总债务的长期目标 - 公司计划出售最多10亿美元的资产，以减少总债务至25亿美元左右 [36] - 资产出售也将解决债务到期问题；若能在今年成功执行资产出售计划，公司无需进入债券市场融资 [36] - 公司成本结构调整对价格有很大的杠杆作用；若天然气、NGL和原油价格恢复到2018年的平均水平，公司今年将产生10亿美元的自由现金流；若2022年天然气价格达到每百万英热单位2.75美元，C3+ NGL价格达到每桶28美元，原油价格达到每桶55美元，公司将产生超过5亿美元的自由现金流 [37] 问题6: 是否会考虑提前实施维护型资本计划，或者在未来几年考虑产量下降以解决自由现金流问题 - 若价格保持稳定，2022年公司套期保值到期且填充了优质固定运输能力后，将处于良好的自由现金流状况 [39] - 公司目前没有改变既定计划的打算，但会根据每季度和每年的价格预期和套期保值情况进行评估 [39] - 今年公司液体价格表现较弱，但已对超过30%的产量进行了套期保值，且套期保值的是价值最高的产品（戊烷等），因此从套期保值角度来看，公司今年状况良好，有能力坚持预算计划 [39] 问题7: 公司下调了NGL每桶价格指引，能否提供NGL市场的相关信息，以及对货运市场的看法，以便了解当前价格走势应关注的因素 - 在新冠疫情之前的几个月，NGL市场非常健康，西北欧和远东市场需求强劲；由于墨西哥湾出口码头拥堵，公司凭借到西北欧的运输时间优势，在该地区市场份额增加 [42] - 马塞勒斯东部2号管道的投产和产能提升，有助于缓解东北地区的液体供应过剩问题；公司约一半的产量在国内销售，价格逐渐接近蒙贝尔维尤基准；一年前价格较蒙贝尔维尤基准低0.25美元/桶，现在低0.05 - 0.10美元/桶 [43] - 受新冠疫情影响，近期国际市场NGL价格预期放缓，但公司仍能维持销量；若无疫情影响，公司对向远东和西北欧出口NGL的机会持乐观态度 [44] 问题8: 春季即将进行借款基础重新评估，公司对此有何预期；近期评级机构下调评级后，公司提到可能需要增加1 - 3亿美元的信用证（LC），目前是否仍对该金额感到满意，以及担保债券市场能否抵消部分LC需求 - 借款基础重新评估结果取决于银行的价格预测；由于公司前几年套期保值情况良好，银行价格预测下调对公司的影响可能会被套期保值组合所缓冲 [47] - 公司有信心借款基础将比贷款人承诺的26亿美元高出10亿美元以上，可能在15亿美元左右，这将使公司在流动性方面处于良好地位 [47] - 第四季度公司已将LC减少8000万美元至6.23亿美元；评级机构下调评级后，LC增加至7.3亿美元，该金额已在公司的10 - K报告中披露 [48] - 公司通过增加担保债券来抵消评级机构下调评级的影响，并正在努力用担保债券替代其他LC；预计第一季度末会有相关进展更新 [48] 问题9: 公司多次提及资产出售计划，目前并购（A&D）市场情况如何 - A&D市场并非公司的主要关注点，公司没有主动在该市场进行营销；过去曾讨论过矿产和超额特许权使用费相关事宜，目前有一些非主动的讨论，但具体能完成多少交易尚不确定 [50] - 公司有信心在2020年完成资产出售计划 [50] 问题10: 请概述2020年资本支出计划的趋势和节奏，以及产量情况 - 产量将从2019年第四季度开始逐步增长，平均达到3.5 [52] - 资本支出方面，由于目前运行的4台钻机的钻探效率较高，第一和第二季度的支出会略多；第四季度将减少至3台钻机，资本支出会略低于其他三个季度，但总体较为平稳 [52] 问题11: 公司的长期套期保值策略如何，特别是2021年之后 - 公司在天然气套期保值方面表现良好，已对2021年之前的产量进行了套期保值；未来会继续关注市场价格，当价格回升时，会对2022年及以后的天然气产量进行大量套期保值 [55] - 对于液体（NGL和原油），公司也会持续关注；今年原油套期保值情况较好，未来会从2021年开始关注相关市场 [55] 问题12: 公司资产出售计划涉及多个方面，目前市场对矿产的兴趣如何，以及对阿巴拉契亚地区未开发土地或非现金流土地的市场需求如何 - 公司看到市场对这些资产有强烈兴趣，但在达成交易之前不会透露具体信息 [58] 问题13: 现金成本较去年12月的指引下降了0.07美元，主要驱动因素是什么 - 主要驱动因素是产量增长填充了运输能力；公司通过资产管理协议将未使用的运输路径转移给第三方，提前获得费用；随着区域管道利用率提高，价差扩大，公司可以购买第三方天然气填充运输能力并赚取差价，从而抵消部分需求费用 [61] 问题14: 现金成本下降幅度较大，是否还有进一步下降的空间，以及能否从上游合作伙伴处获得更多成本减免 - 预计上游合作伙伴方面不会有变化，但随着长距离运输价差扩大，公司可以通过购买第三方天然气和转移运输路径等方式进一步降低成本 [63] 问题15: 基于价差优化实现的成本降低是否能在2020年之后持续 - 价差每天甚至一天内会多次重新定价，随着天然气供应和需求的变化，价差有进一步改善的潜力，自第四季度以来已经有所改善，因此有持续帮助公司降低成本的潜力 [65][66] 问题16: 请介绍一下担保债券市场的利率和期限情况，以及如何考虑这些成本 - 担保债券的成本与LC非常相似，期限为一年 [69] 问题17: 公司将Antero Midstream（AM）单位视为资产，如何考虑将这些单位出售给AM还是第三方，以及在控制权和非控制权买家之间的权衡 - 目前从公司角度来看，AM单位的交易价格缺乏吸引力，公司不急于进行出售；会持续关注市场情况，但目前这不是首要任务 [71] 问题18: 如何考虑出售AM单位的时机，因为公司的每一步行动都会对AM的估值产生影响 - 公司不会过度关注这一点；AM可能有购买更多股份的需求，这些股份可能来自公司或公开市场；目前公司不倾向于出售AM股份，会保持耐心并在全年持续关注 [73]

成本与支出 - 2020年目标减少成本结构约5.2亿美元[4] - 预计2020年钻井和完工（D&C）成本每英尺810美元，比2019年预算的970美元减少16%[4] - 2020年预计节省7400万美元，主要由于增加混合操作和减少运输[5] - 2020年中流费用减少9000万美元，净营销费用减少1亿美元[5] - 预计2020年现金生产费用为每千立方英尺2.07至2.13美元[23] - 2020年资本支出预算为11.5亿美元，土地资本支出为5000万美元[23] - 预计2020年现金流量将与钻井和完工资本支出持平[20] - 2020年预计运营成本每千立方英尺减少0.22美元，2022年预计减少0.42美元以上[8] 生产与价格 - 2020年天然气生产指导为每日2.375亿立方英尺，液体生产为每日187,500桶[22] - 94%和93%的预计天然气生产在2020年和2021年分别对冲在每百万英热单位2.87美元和2.80美元[20] - 2019年末WTI原油价格为每桶55.65美元，较2018年末的65.66美元下降15%[25] - 2019年末阿巴拉契亚原油价格为每桶45.75美元，较2018年末的56.62美元下降19%[25] - 2019年末Nymex天然气价格为每百万英热单位2.63美元，较2018年末的3.09美元下降15%[25] - 2019年末阿巴拉契亚天然气价格为每百万英热单位2.57美元，较2018年末的2.93美元下降12%[25] - 2019年末C3+天然气液体价格为每桶29.47美元，较2018年末的39.29美元下降25%[25] 储量与现金流 - 2019年末标准化的证明储量价值为55亿美元，较2018年末的105亿美元下降52%[25] - 2019年末税前估计证明储量PV-10为61亿美元，较2018年末的126亿美元下降52%[25] - 2019年末已开发证明储量PV-10为47亿美元，较2018年末的84亿美元下降45%[25] - 自由现金流是公司内部资金能力的有用指标，但不应单独考虑或替代GAAP财务指标[29] - 税前PV-10价值是非GAAP财务指标，反映了未考虑公司未来所得税的折现未来净现金流[30]

公司债务情况 - 截至2019年12月31日，公司有5.52亿美元借款，加权平均利率为3.28%，循环信贷安排下有6.23亿美元未偿还信用证[54] - 2019年第四季度，公司以17%的加权平均折扣回购了2.25亿美元本金的债务，截至2019年12月31日，2021年到期票据的未偿本金总额为9.525亿美元，2022年到期票据的未偿本金总额为9.23亿美元[55] 公司股票回购情况 - 2018年10月，董事会授权了一项6亿美元的股票回购计划，2019年公司回购了1340万股普通股，约占计划开始时总流通股的4%，总成本约为3900万美元[56] 公司储量数据变化 - 2017 - 2019年，公司天然气已探明开发储量分别为5587 Bcf、6669 Bcf、7229 Bcf；乙烷已探明开发储量分别为268 MMBbl、341 MMBbl、428 MMBbl等[60] - 2017 - 2019年，公司总估计已探明储量分别为17261 Bcfe、18011 Bcfe、18893 Bcfe，PV - 10分别为1.0175亿美元、1.2589亿美元、6067万美元，标准化度量分别为8627万美元、1.0478亿美元、5469万美元[60] - 2019年公司已探明储量较上一年增加5%，达到约18893 Bcfe，主要因扩展、发现及其他新增3705 Bcfe等因素[63] - 2019年公司已探明未开发储量从7622 Bcfe变为7153 Bcfe，扩展、发现及其他新增3433 Bcfe，重新分类为已探明开发储量2201 Bcfe等[64] - 2019年末公司已探明未开发储量的未来开发成本估计约26亿美元，即每Mcfe 0.37美元，预计未来五年内完成[66] - 2019年末约8500英亩净租赁土地（含227个与已探明未开发储量相关的位置）需续约，估计成本约2100万美元，涉及687 Bcfe已探明未开发储量，预计约103 Bcfe储量的租赁无法续约[67] - 2019年12月31日，公司38%的总估计已探明储量被归类为已探明未开发储量，约7.1万亿立方英尺当量的已探明未开发储量未来五年预计需要26亿美元的开发资金[189] - 截至2019年12月31日，公司在已探明、可能和潜在储量基础上有2385个已确定的潜在水平井位置[234] - 约65%的净租赁土地未开发，相关的已探明未开发储量为6870亿立方英尺当量[233][235] - 2019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[240] 公司产量及价格数据变化 - 2017 - 2019年天然气产量分别为591 Bcf、710 Bcf、822 Bcf；综合产量分别为822 Bcfe、989 Bcfe、1175 Bcfe[79] - 2017 - 2019年天然气平均销售价格（未计衍生品结算影响）分别为每Mcf 2.99美元、3.22美元、2.74美元；综合平均销售价格（未计衍生品结算影响）分别为每Mcfe 3.34美元、3.69美元、3.10美元[79] - 2019年12个月平均价格，天然气为2.41美元/MMBtu，乙烷为10.59美元/Bbl，C3 + NGLs为29.47美元/Bbl，石油为45.75美元/Bbl，基于55.65美元的WTI参考价格[61] - 2019年纽约商品交易所亨利中心天然气日现货价格在每百万英热单位1.75 - 4.25美元之间，西德克萨斯中质原油日现货价格在每桶46.31 - 66.24美元之间[177] 公司生产井权益情况 - 2019年末公司在马塞勒斯页岩区持有1238口总（1148.2口净）生产井权益，在俄亥俄尤蒂卡页岩区持有244口总（206.3口净）生产井权益[80][81] - 2019年末公司有19口净水平已探明开发非生产井，68口总水平井（65.5口净）处于已钻未完井或完井过程中[83] - 约70%的净马塞勒斯英亩和71%的净尤蒂卡英亩由生产持有[84] - 截至2019年12月31日，公司在Marcellus Shale和Utica Shale的总毛面积为593,908英亩，净面积为541,447英亩[85][86] - 2020 - 2022年，未开发面积到期的总毛面积分别为43,433英亩、42,300英亩、47,132英亩，净面积分别为39,287英亩、38,164英亩、42,502英亩[88] - 2017 - 2019年，开发井的生产井总数分别为116口、153口、123口（净井数分别为115口、151口、122口），勘探井的生产井总数分别为19口、10口、8口[90] - 截至2019年12月31日，公司有68口毛井（65口净井）已钻探但未完成或正在完成中[90] 公司销售承诺量情况 - 2020 - 2024年，公司天然气的销售承诺量分别为1,030,000 MMBtu/d、900,000 MMBtu/d、780,000 MMBtu/d、690,000 MMBtu/d、600,000 MMBtu/d[91] - 2020 - 2024年，公司乙烷的销售承诺量分别为46,500 Bbl/day、76,500 Bbl/day、96,500 Bbl/day、96,500 Bbl/day、91,500 Bbl/day[91] - 2020 - 2024年，公司C3+ NGLs的销售承诺量分别为55,000 Bbl/day、23,000 Bbl/day、5,000 Bbl/day、5,000 Bbl/day、5,000 Bbl/day[91] Antero Midstream相关情况 - 2018年和2019年，Antero Midstream分别花费约4.44亿美元和3.16亿美元用于服务公司生产的天然气收集和压缩基础设施[92] - 截至2019年12月31日，Antero Midstream在Marcellus Shale拥有并运营324英里的天然气收集管道和17个压缩机站，公司还利用了12个第三方压缩机站[93] - 截至2019年12月31日，Antero Midstream在Utica Shale拥有并运营110英里的收集管道和2个压缩机站，公司拥有并运营8英里的高压管道，还利用了4个第三方压缩机站[94] - 截至2019年12月31日，Antero Midstream能储存580万桶淡水，在马塞勒斯页岩有149英里地下淡水管道和98英里可移动地表淡水管道，在尤蒂卡页岩有54英里地下淡水管道和31英里可移动地表淡水管道[112][113] 公司运输能力及合同情况 - 截至2019年12月31日，公司与MarkWest Energy Partners L.P.签约，马塞勒斯页岩气总处理能力为2800MMcf/d，尤蒂卡页岩气总处理能力为800MMcf/d[99] - 公司在REX管道有600,000 MMBtu/天的固定运输能力，在MGT管道有290,000 MMBtu/天，在NGPL管道有310,000 MMBtu/天，在ANR管道有200,000 MMBtu/天[101] - 公司在TCO管道有总计约584,000 MMBtu/天的固定运输合同，其中530,000 MMbtu/天可用于Columbia Gulf管道[103] - 公司与SGG有900,000 MMBtu/天的固定运输合同，TCO的WB系统西部方向有800,000 MMBtu/天的固定运输能力，东部方向有330,000 MMBtu/天[104] - 公司在Tennessee管道有790,000 MMBtu/天的固定运输合同，在ANR - Gulf管道有600,000 MMBtu/天，在ET Rover管道有800,000 MMBtu/天[105][106] - 公司在EQT管道有250,000 MMBtu/天的固定运输合同，在DTE AGS管道有275,000 MMBtu/天，在MXP管道有700,000 MMBtu/天[106][107][108] - 公司在Enterprise Products Partners ATEX管道有20,000 Bbl/天的固定运输合同，在Sunoco管道有11,500 Bbl/天运输乙烷，丙烷和丁烷组合运输量最终达65,000 Bbl/天[108][109] 公司销售占比情况 - 2019年，公司向Sabine Pass Liquefaction, LLC和WGL Midstream的销售分别占总产品收入的约16%和15%[115] 公司法规监管情况 - 公司油气生产受当地、州和联邦法规限制，各州征收生产或开采税[120] - 违反法规会导致巨额罚款，行业内竞争对手面临相同监管要求[121] - 州际天然气运输由FERC监管，影响公司天然气销售和收入[122] - 天然气收集服务由州监管，分类和监管可能因未来决定而改变[123] - 州内天然气运输受州监管机构监管，影响公司天然气销售和收入[124] - 公司销售能源商品及相关套期保值活动需遵守反市场操纵法律，违反将面临罚款和索赔[127] - FERC对违反NGA和NGPA的行为可处以最高每天129.1894万美元的民事罚款[128] - 上一日历年批发买卖超过220万MMBtu天然气的主体需每年5月1日报告相关交易量[129] - 违反FTC石油行业市场操纵法规，每天最高面临约200万美元的民事罚款[130] - 公司运营受环境和职业安全健康法规约束，违反会导致行政、民事和刑事处罚[132] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75降至70ppb[142] - 2017年公司加入EPA天然气之星计划，2018年成为ONE Future成员并参与美国石油学会的环境伙伴关系[149] - 2019年设施LDAR检查频率是法规要求的两倍[151] - 公司使用蒸汽燃烧器将甲烷排放降低98%[147] - 2020年1月23日，EPA和陆军工程兵团敲定可航行水域保护规则[141] - 2016年6月，EPA敲定关于甲烷和挥发性有机化合物排放的新法规[144] - 2016年6月，EPA发布规则禁止水力压裂作业废水排放到公共污水处理厂[161] - 2016年12月，EPA发布水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告[162] - 2015年12月，EPA敲定规则将新源纳入温室气体监测和报告规则范围[143] - 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》[167] - 2015年4月，美国鱼类和野生动物管理局将北方长耳蝙蝠列为受威胁物种，2020年1月28日，美国哥伦比亚特区地方法院要求其重新考虑该决定[167] 公司员工情况 - 2019年12月31日公司有547名全职员工，其中行政、财务等部门40人，信息技术20人，地质16人，生产与工程219人，中游与水业务146人，土地63人，会计与内部审计43人[169] 公司减值费用情况 - 2019年第三季度公司确认了10亿美元的减值费用[179] 公司现金流及预算情况 - 2017 - 2019年，公司未来净现金流分别为26.137亿美元、30.739亿美元、14.932亿美元[61] - 2019年公司投资活动中与钻井、完井和土地支出相关的现金流约为13亿美元，2020年资本预算为12亿美元，其中11.5亿美元用于钻井和完井，5000万美元用于租赁支出[191] 公司信贷安排情况 - 信贷安排下的借款基数目前为45亿美元，贷款人承诺为26.4亿美元，下一次借款基数重新确定将于2020年4月进行[198] - 2019年公司在信贷安排下的估计平均未偿还借款约为2.64亿美元，利率提高1.0%将使该时期利息费用增加约260万美元[204] 公司衍生品情况 - 截至2019年12月31日，公司已签订远期互换合约，涵盖约1.8 Tcfe的预计天然气、NGL和石油产量至2023年12月31日，基差互换合约涵盖约0.2 Tcfe至2024年12月31日[206] - 2018年和2019年，公司分别从现金结算衍生品获得约6.13亿美元和3.25亿美元的收入[206] - 2020年公司约70%的估计产量通过远期互换或基差互换进行了套期保值[207] - 截至2019年12月31日，公司商品净衍生品合约的估计公允价值约为7.46亿美元[208] - 公司使用衍生品可能需向交易对手提供现金抵押品，新规则可能增加场外衍生品市场参与者的资本要求[210][213] 公司面临的风险及影响 - 天然气、NGLs和石油价格波动或长期低价可能对公司业务、财务状况和经营成果产生不利影响，导致资产减值、减少产量和储备等[175][178][179] - 公司的勘探、开发和收购活动面临诸多风险，可能导致钻井项目缩减、延迟或取消[182][183] - 市场条件或运营障碍可能阻碍公司进入天然气、NGLs和石油市场或延迟生产[186][187] - 若商品价格下跌，信贷安排下的借款基数可能降低，公司可能需提供额外抵押品，影响可用流动性[191][198] - 公司可能无法产生足够现金偿还债务，可能需采取其他措施，且这些措施不一定成功[195] - 公司现有和未来债务协议中的限制条款可能会限制公司的增长和开展某些活动的能力[201][202] - 公司需按长期合同的最低量向服务提供商支付费用，无论实际吞吐量如何[214][215] - 公司与Antero Midstream的协议限制了其选择集

财务数据和关键指标变化 - 2019年第三季度D&C资本支出为2.9亿美元，是2013年公司上市以来的最低季度支出 [9] - 2019年全年D&C资本支出预算降至12.75亿 - 13亿美元，较原2019年指导中点减少近1亿美元 [9] - 2019年第三季度LOE为3600万美元，环比下降17%，预计第四季度绝对LOE将再下降15%或近500万美元 [15] - 预计2019年累计节水可节省约5700万美元，2020年LOE节省至少6000万美元 [14][16] - 2019年9月至2020年3月释放2.5亿立方英尺/天的过剩FT给第三方，未来几个月将减少净营销费用1500万美元，2019年净营销费用指导中点降低0.02美元/Mcfe [17] - 2020年初步目标是D&C资本支出低于12亿美元，同时实现8% - 10%的产量增长，预计2020年适度增长计划将超支1 - 1.5亿美元 [20] - 过去几年公司绝对债务减少约7亿美元，目前杠杆率为中2倍 [27] - 公司AM所有权价值12亿美元，每年可提供超2亿美元稳定现金流，对冲按市值计价价值目前为8.07亿美元 [28] - 信贷安排下承诺流动性近17亿美元，未承诺第一留置权产能近19亿美元，第一留置权借款总产能35亿美元 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2020年天然气套期保值比例达91%，平均价格为2.87美元/MMBtu；2021年套期保值比例达89%，平均价格为2.80美元/MMBtu [21] NGL业务 - 2019年第四季度预计C3+ NGL产量为2.7万桶/天，2020年接近3万桶/天 [24] - 2019年第三季度C3+ NGL价格实现平均为22.53美元/桶，预计第四季度实现价格将提高5美元/桶 [24][26] - 2019年第三季度通过Mariner East 2出口54%的C3+净产量，在Marcus Hook实现比Mont Belvieu溢价0.12美元/加仑；剩余46%在国内销售，在Hopedale比Mont Belvieu折价0.13美元/加仑，综合价格比Mont Belvieu溢价0.01美元/加仑 [25] - 2019年第四季度C5+石油产量预计为2.7万桶/天，2020年接近3万桶/天，分别对冲了85%和50%的产量 [24] - 2020年预计C3+ NGL套期保值比例为28%，C5套期保值比例为93%，价格为47.84美元/桶；2021年C5套期保值比例超60%，价格为44.94美元/桶 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 2019年是公司固定运输能力的峰值年，为46亿立方英尺/天，之后每年减少1 - 2亿立方英尺/天，到2023年降至41亿立方英尺/天 [18] - 预计到2021年第四季度，公司优质固定运输能力将基本被有机填满 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于降低整体成本结构，目标是在商品周期中成为同行回报率领先者 [19] - 2020年目标是将每英尺油井成本降至830 - 870美元，并制定了多项节约成本的举措 [12] - 公司计划将回注和产出水的混合利用率提高到100%，以进一步降低LOE [16] - 公司积极管理NGL价格风险，通过增加套期保值来应对市场波动 [23][24] - 公司将继续努力减轻过剩固定运输成本，寻找机会出售过剩运输能力 [17] - 公司计划在2020年实现适度增长，产量增长目标为8% - 10% [20] - 公司拥有丰富的再融资和流动性选择，包括资产出售、成本降低等，以应对长期低商品价格环境 [31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为，由于区域管道系统仍存在一定限制，Dom South和M2市场的波动性可能会持续到2020年底 [34] - 管理层预计NGL价格在2019年第三季度触底，随着冬季来临、墨西哥湾沿岸码头出口能力增加、沙特事件导致的全球供应中断以及国际LPG需求持续强劲，价格有望改善 [26] - 管理层认为，公司的成本节约举措将继续支持其借款基础能力，未来债券市场可能会为优质上游信贷提供有吸引力的再融资利率 [31] 其他重要信息 - 公司在2019年第三季度加速了本地化水混合运营，提前降低了回流水成本 [11] - 公司在2019年第三季度实现了钻井和完井效率的提高，平均每天钻井进尺和完井阶段数均创历史新高 [13] - 公司在2019年第三季度关闭了Antero Clearwater设施，加速了油井成本节约 [11] - 公司在2019年第三季度增加了套期保值头寸，提高了天然气和NGL的套期保值比例 [21][23] - 公司在2019年10月将RBC加入贷款集团，增加了1.4亿美元的贷款承诺，使总银行承诺增加到26.4亿美元 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Dom South和M2市场未来发展及2020年底前的波动性 - 公司认为由于区域管道系统仍存在限制，波动性可能会持续到2020年底，价格会因天气和管道容量的变化而上下波动 [34] 问题2: 在当前环境下是否能获得更多释放容量协议 - 公司表示愿意释放部分容量给其他方，也会考虑购买第三方低价天然气并赚取差价，会持续关注这两种选择 [36] 问题3: 管道是否会要求额外信用证及触发点 - 公司表示部分FT协议规定评级下调会增加信用证，但目前评级未受影响，未来若评级进一步下调可能会增加1 - 3亿美元信用证 [38] 问题4: 本季度NGL在总生产组合中占比增加的原因及2020年的发展趋势 - 公司表示是因为专注于高液体含量区域，预计2020年该比例将保持稳定 [40] 问题5: 预计超支1 - 1.5亿美元是否考虑了成本节约举措的全部影响，以及自由现金流增长的驱动因素 - 公司表示预测已考虑LOE和油井成本的改善，且认为这些数字较为保守，此外，中游运输方面的成本节约举措也可能带来显著改善 [42] 问题6: 在多项成本节约举措中，哪个领域的成本降低机会更大 - 公司认为油井成本和LOE方面的机会较大，预计油井成本可降至每英尺800美元以下，GP&T成本的谈判也可能带来显著改善 [44] 问题7: 2020年现金生产费用展望范围 - 公司表示未给出具体范围，但与第三季度相似，预计在2.15 - 2.25亿美元之间 [47] 问题8: 水回收利用的最大潜力及水处理成本的降低空间 - 公司认为在场地内可实现100%的回注和产出水混合利用，随着产量增长，每天可处理5 - 6万桶水，有望节省超过5000万美元/年的LOE [49] 问题9: 是否有替代市场来满足信用证要求 - 公司表示正在探索担保债券市场，以满足部分信用证要求，可抵消评级下调带来的信用证增加 [51] 问题10: 今年以来生产表现优异的驱动因素 - 公司表示是由于油井表现良好以及投产时间提前 [54] 问题11: 油井成本节约中与供应商相关的成本降低比例，以及阿巴拉契亚地区油田服务价格是否下降 - 公司表示与供应商合作实现了成本下降，多数供应商愿意提供折扣并延长合作期限，预计这种情况将持续 [56] 问题12: 2020年油井成本指导是否包含与供应商相关的成本节约 - 公司表示已包含约40万美元/井的节约，未来进一步的成本降低将使成本更低 [58] 问题13: 2020年后油井水平段长度的发展趋势，以及如何与预计的土地支出相匹配 - 公司预计未来几年水平段长度将继续增加，平均达到12500英尺左右，目前公司土地储备充足，5000万美元的土地支出可满足需求 [60] 问题14: 如何看待Utica资产的管理和价值 - 公司认为Utica资产具有巨大的期权价值，但在当前低价格环境下，将钻机集中在Marcellus更合理，未来可根据情况进行开发 [62] 问题15: 如何考虑使用循环信贷来回购债务或股票，以及进行股票回购的条件 - 公司表示会保持灵活性，在商品价格和现金流改善之前不会进行大规模回购，目前的股票回购是机会性的，旨在利用低价买入 [64] 问题16: 股票回购是否旨在抵消员工计划带来的自然稀释 - 公司表示不是，而是机会性买入，在当前价格水平下具有经济合理性 [66] 问题17: 如何处理2021年和2022年的债券到期问题，以及如何决定是选择有担保债务还是等待无担保市场开放 - 公司表示有足够的时间保持耐心，会分别考虑这两个到期日，具体选择取决于市场情况 [68] 问题18: 保持灵活性所需的市场窗口时间 - 公司认为可以将2020年视为一个重要的时间节点，避免资产负债表出现流动问题 [71] 问题19: 冬季小范围FT变现的终端市场、隐含费用以及未来机会 - 公司表示释放的产能主要流向芝加哥市场，隐含费用约为0.30美元，市场上有释放产能的需求，公司会持续关注价差并做出决策 [73] 问题20: 如何平衡维护和填充FT容量，以及是否有能力与AM重新协商费率以降低资本成本 - 公司表示会与所有相关方进行谈判，目前仍计划以8% - 10%的速度适度增长以填充固定运输能力，商品价格的改善将带来更多现金流，谈判结果可能会影响增长速度 [75] 问题21: 幻灯片15中未承诺的近20亿美元第一留置权产能是否为剩余的全部产能 - 公司表示这是基于当前45亿美元借款基础的预测，借款基础可能会因市场情况而有所波动，但成本节约举措将带来积极影响，此外公司还有其他资产借款能力 [78] 问题22: 幻灯片13中的计算是否与债券契约一致 - 公司表示不一致 [79] 问题23: 目前正在采取哪些措施降低GP&T成本，涉及哪些交易对手，是修改和延期协议还是其他方式 - 公司表示正在与所有相关方进行讨论，包括服务提供商和中游运输处理方，目标是取得进展，但无法提供具体细节，修改和延期协议是一种可行的方式 [81] 问题24: 降低GP&T成本的幅度有多大 - 公司表示可能会有显著影响，大于0.01美元 [83] 问题25: 评级机构对公司避免信用评级下调的期望，以及他们的决策是否受公司处理2021年和2022年到期债务计划的影响 - 公司表示评级机构关注公司如何处理到期债务、资产出售、成本降低和套期保值等方面的情况 [85]

业绩总结 - Antero在2019年第三季度的净收入和综合收入为20,521千美元[47] - 2019年调整后的EBITDAX为1,426,923千美元[47] - 2019年商品衍生品公允价值收益为249,460千美元[47] - 2019年利息费用为216,511千美元[47] - 2019年总债务为3,703,828千美元[47] - 2019年净债务为3,703,828千美元（现金和现金等价物为零）[47] 成本控制与节约 - 2019年第三季度的资本支出为自IPO以来的最低水平，预计2020年将减少10%至15%的井成本，目标为低于12亿美元的钻探和完工资本支出[5] - 2019年第三季度的水成本降低了21%，预计在2020年将通过水节约措施实现至少6000万美元的成本降低，约占2019年成本的30%[6][13] - Antero计划在2020年实现约2.5亿美元的成本结构减少，主要通过减少员工和其他费用[4] - 预计2020年资本和运营费用将减少2.5亿美元[30] - Antero在2019年第三季度的水处理和运输成本降低，预计2020年将通过本地处理流回水实现225百万美元的单位成本降低[13] 生产与市场表现 - Antero的C3+ NGL实现了每加仑0.12美元的国际市场溢价，54%的C3+ NGL销售来自国际市场[22] - 2019年第三季度的C3+ NGL加权平均价格为22.53美元/桶，预计第四季度为27.30美元/桶[25] - 2020年Antero的C3+ NGL生产指导为每日110,000桶，预计在2020年将有18%的C3+ NGL被对冲[20] - Antero的C3+ NGL销售中，国内和国际市场各占50%[24] 对冲与财务策略 - Antero的天然气对冲策略自2008年以来实现了46亿美元的净实现对冲收益，预计2020年将有91%的天然气生产被对冲[17][18] - 2019年100%对冲天然气，2020年和2021年预计分别对90%的天然气生产进行对冲[30] 未来展望 - 预计Antero在2019年第四季度将再节省2900万美元的水节约计划预算[10] - 预计2020年将释放250百万立方英尺/天的运输能力[7][15] - 2019年第三季度的平均井成本为每英尺970美元，目标在2020年降低至每英尺870美元[8] 负面信息 - 2019年资产减值费用为1,404,881千美元（包括未开发资产和中游资产的减值）[47] - 自3月以来，Antero的水平气井钻机数量减少了27%[34] - 自4月以来，活跃完井队伍数量减少了25%[36]