财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度公司产生2.37亿美元自由现金流用于减少绝对债务 [21] - 年末总债务21亿美元，较2020年末减少8.76亿美元，过去两年减少16亿美元 [21] - 过去12个月EBITDAX从2020年略超10亿美元提升至2021年超16亿美元，年末杠杆率降至1.3倍 [21] - 2022年1月公司赎回剩余5.85亿美元2025年高级票据，预计第二季度完成，将减少年利息支出3000万美元或每千立方英尺当量0.03美元 [22] - 基于当前大宗商品价格，2022年开发计划预计产生15 - 17亿美元自由现金流，2023年预计产生类似水平 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2022年目标维持资本计划，日均产量32 - 33亿立方英尺当量，预计全年产量随三、四季度完井活动加速而增加 [7] - 预计2022年上半年日均产量31 - 32亿立方英尺当量，下半年增至33 - 34亿立方英尺当量，较2021年实现4% - 5%的退出式增长 [7] 液体业务 - 2022年第一季度公司有望再创季度C3 +价格纪录，按当前期货价格，有望实现年度C3 +价格最高 [15] - 预计到明年此时，乙烷回收量将较当前水平接近翻倍 [20] 各个市场数据和关键指标变化 原油和NGL市场 - 过去几个月原油价格达到2014年以来最高水平，布伦特和WTI触及7年高点，受全球供应担忧和地缘政治紧张局势支撑 [15] - NGL价格受益于当前看涨价格环境，近年来NGL相对WTI价格差距缩小，预计未来NGL价格将保持在WTI的60%以上 [15][16][17] 丙烷市场 - 自2022年初以来，丙烷价格虽从2021年第四季度初的水平回落，但仍保持在WTI的60%左右 [17] - 美国丙烷库存较去年同期低15%，供应天数较冬季同期5年平均水平低20% [18] 乙烷市场 - 预计2022年马塞勒斯乙烷市场将发生变革，宾夕法尼亚州新的壳牌世界级蒸汽裂解装置和其他新需求项目投产将大幅增加区域原料需求 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年公司目标维持资本计划，通过增加完井活动实现产量增长 [7] - 公司选择将钻井合作伙伴的工作权益提高5%，以利用当前大宗商品价格背景，这将在2023年推动产量实现低个位数增长 [9] - 公司专注于核心产区，通过收购小型、定制化的土地包增加钻井位置，成本效益高于近期许多大型并购交易 [10] - 公司认为库存疲劳和优质钻井位置有限将是阿巴拉契亚地区生产商的关键区别，也是未来大宗商品价格的关键驱动因素 [13] - 公司计划将25% - 50%的自由现金流返还给股东，优先考虑股票回购 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为公司凭借深厚的核心库存，在短期和长期都处于有利地位 [14] - 预计全球液体需求在中长期将上升，随着新冠疫情从大流行转变为地方性流行以及供应链问题逐步解决 [19] - 公司认为自身在财务实力、库存质量和市场地位等方面具有优势，有望为股东带来显著价值 [29] 其他重要信息 - 公司获得负责任采购天然气认证，这是扩大资产基础认证的重要第一步 [28] - 公司将2025年净零目标扩大到包括范围2排放 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2022年现金返还意图及影响因素 - 公司自由现金流指引中点为16亿美元，其中6亿美元用于赎回2025年票据，还希望通过公开市场回购或其他有效债务交易进一步减少债务 [33] - 如果大宗商品价格保持稳定，公司可能更倾向于将现金返还比例提高到25% - 50%范围的上限 [33] 问题: 2022 - 2026年自由现金流返还比例的演变及未来股息考虑 - 随着债务偿还完毕，返还比例将高于25% - 50% [35] - 目前资本返还计划侧重于股票回购，未来可能会考虑股息 [35] 问题: 2022年后的债务目标 - 公司没有明确的债务目标，将根据机会进行债务偿还，如偿还高息债券 [37] 问题: 是否考虑盆地外机会 - 公司专注于核心产区，认为无需寻求盆地外机会，对自身的库存质量、液体丰富性和市场控制能力感到满意 [40] 问题: 未来现金税框架 - 未来5年60亿美元的自由现金流是扣除现金税之后的，前3年由于净运营亏损（NOL）约23亿美元，无需缴纳现金税，第4年和第5年开始有少量现金税 [42] 问题: 额外出口机会及最佳外输机会 - 墨西哥湾有越来越多的液化天然气（LNG）项目投产，公司已与多家LNG设施建立合作关系，将天然气输送到有溢价的市场 [45] 问题: 盆地内成本通胀情况及应对措施 - 公司在钻井、完井和钢材等方面面临成本压力，但通过提前锁定价格和利用当地砂矿部分抵消了成本上升 [47] 问题: 套期保值策略与现金返还的平衡 - 公司认为市场判断正确，减少了天然气套期保值，目前仅对一半的天然气产量进行套期保值，且无意增加 [49] - 公司拥有强大的资产负债表，无需在期货曲线倒挂时进行套期保值，未来可预见的时间内不计划进行套期保值 [50] 问题: 现金生产费用的组成及与第四季度实际情况的对比 - 与第四季度相比，2022年现金生产费用下降主要是由于大宗商品价格下降，主要浮动部分是生产和相关税收，还有少量燃料费用 [52] 问题: 2022年股票回购的现金流分配节奏 - 公司将于本周一开始股票回购，由于大宗商品价格下现金流强劲，可同时进行股票回购和债务偿还 [56] 问题: 2022年增加工作权益对2023年生产和支出前景的影响 - 2023年生产将增长1% - 2%，这是由于2022年钻井合资伙伴的参与比例从20%降至15%，且仅适用于2022年开钻的井 [58] 问题: 股票回购计划开始时间及是否有应对禁售期的措施 - 股票回购计划将于本周二开始，因处于禁售期需在财报发布48小时后开始 [60][62] - 公司过去曾采用10b5 - 1计划应对禁售期，未来可能继续采用该计划，并在有机会时进行机会性回购 [63] 问题: 2022年与2021年相比，水平段长度增加对每英尺预估最终采收量（EUR）的影响 - 公司未发现水平段每1000英尺的EUR随着长度增加而下降，最长水平段接近20000英尺，且未看到产量限制 [65] 问题: 2021年第四季度尤蒂卡干气完井情况及对该盆地的战略调整 - 公司仍看好尤蒂卡地区，但马塞勒斯地区运营效率更高，未来几年大部分预算将投向马塞勒斯地区 [67] 问题: 固定运输（FT）的时间表及相关计划 - REX管道运输已结束，未来几年运输安排无重大变化，仍有2/3的天然气运往墨西哥湾，20%运往中西部，部分运往科维角 [71] 问题: 项目金丝雀认证是否带来溢价定价 - 公司未将其视为经济机会，仅将其视为可持续经营的许可证 [73]

财务数据关键指标变化 - 截至2021年12月31日，公司总债务为21亿美元，较2020年12月31日减少8.76亿美元[44] - 2020年和2021年，公司每年从Sixth Street Partners获得5100万美元现金分配[51] - 2019 - 2021年天然气产量分别为822、875、826 Bcf，C2乙烷产量分别为15861、19709、17262 MBbl，C3+ NGLs产量分别为39445、48341、40496 MBbl，石油产量分别为3632、4412、3521 MBbl[64] - 2019 - 2021年天然气平均价格（每Mcf）分别为2.74、2.07、4.17美元，C2乙烷平均价格（每Bbl）分别为7.85、5.77、11.99美元，C3+ NGLs平均价格（每Bbl）分别为27.75、21.68、47.92美元，石油平均价格（每Bbl）分别为48.88、25.45、57.15美元[64] - 2019 - 2021年开发井中，生产井数量从123口降至66口，净生产井从122口降至57口；勘探井中，生产井从8口降至2口[74] - 2019 - 2021年，Six One Commodities LLC占总销售额比例从15%降至10%，Sabine Pass Liquefaction LLC 2021年不再是主要客户[93] - 2019年公司确认总计13亿美元的资产减值费用[158] - 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[161] - 2021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上净支付约12亿美元[162] - 截至2021年12月31日，公司应收账款为5.59亿美元，最大客户占产品收入约10%[215] - 截至2021年12月31日，公司商品净衍生合约的估计公允价值为负债7.27亿美元[216] - 截至2021年12月31日，公司具有最低产量承诺的长期合同义务总计超过112亿美元[223] - 2021年公司用于钻探、完井和土地支出的投资活动现金流约为7.16亿美元[243] - 董事会批准2022年净资本预算为7.4亿美元至7.75亿美元，其中钻探和完井预算为6.75亿美元至7亿美元，租赁支出预算为6500万美元至7500万美元[243] 储量数据关键指标变化 - 截至2020年12月31日，公司总探明储量为17635亿立方英尺油当量，其中探明已开发储量为11873亿立方英尺油当量，占比67%；探明未开发储量为5762亿立方英尺油当量，占比33%[53] - 截至2021年12月31日，公司总探明储量为17729亿立方英尺油当量，较上一年增加0.5%，其中探明已开发储量为12753亿立方英尺油当量，占比72%；探明未开发储量为4976亿立方英尺油当量，占比28%[53][55] - 2021年，公司探明储量因扩展、发现及其他新增472亿立方英尺油当量，业绩修订增加565亿立方英尺油当量，五年开发计划修订增加651亿立方英尺油当量，价格修订增加149亿立方英尺油当量，乙烷回收修订增加121亿立方英尺油当量，已售储量减少670亿立方英尺油当量，产量消耗1194亿立方英尺油当量[55] - 2021年，公司探明未开发储量因扩展、发现及其他新增445亿立方英尺油当量，业绩修订增加342亿立方英尺油当量，五年开发计划修订增加641亿立方英尺油当量，乙烷回收修订减少140亿立方英尺油当量，重新分类为探明已开发储量减少1404亿立方英尺油当量，已售储量减少670亿立方英尺油当量[57] - 2021年公司将约1404 Bcfe（占已探明未开发储量的24%）转化为已探明开发储量，总资本成本约4.14亿美元，全年开发支出总计5.81亿美元[58] - 截至2021年12月31日，公司已探明未开发储量的未来五年预计开发成本约为15亿美元，即每Mcfe 0.31美元[58] - 截至2021年12月31日，约12243英亩净租赁土地（含222个与已探明未开发储量相关的地点）需在预定钻探前续约，预计续约成本约3740万美元，涉及已探明未开发储量983 Bcfe，预计约147 Bcfe储量的租赁可能无法续约[58] - 截至2021年12月31日，公司28%的总估计已探明储量被归类为已探明未开发储量，约5.0万亿立方英尺的已探明未开发储量未来五年需要约15亿美元的开发资金[170] - 公司约54%的净租赁土地未开发，相关已探明未开发储量为9830亿立方英尺[178][179] - 公司约18%的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[179] - 公司生产性资产集中在阿巴拉契亚盆地，截至2021年12月31日，所有估计已探明储量均来自该地区[210] 价格数据关键指标变化 - 2020年12月31日止期间，阿巴拉契亚盆地天然气未加权12个月平均价格为每百万英热单位1.82美元，乙烷为每桶9.30美元，C3 + 天然气液为每桶21.90美元，石油为每桶30.03美元（基于39.72美元的WTI参考价格）[53] - 2021年12月31日止期间，阿巴拉契亚盆地天然气未加权12个月平均价格为每百万英热单位3.73美元，乙烷为每桶14.43美元，C3 + 天然气液为每桶48.12美元，石油为每桶58.61美元（基于66.34美元的WTI参考价格）[53] - 截至2021年12月31日，公司为2022年1月1日至2023年12月31日的4380亿立方英尺预计天然气产量签订固定价格互换合约，加权平均指数价格为每百万英热单位2.49美元；为2024年12月31日止年度的1560亿立方英尺天然气产量签订互换期权协议，加权平均指数价格为每百万英热单位2.77美元；2022年12月31日止年度的4220亿立方英尺天然气加权平均价格为每百万英热单位2.50美元；2022年1月1日至2024年12月31日有580亿立方英尺预计天然气产量的基差互换合约，价格差异在每百万英热单位0.414 - 0.53美元之间；商品净衍生合约估计公允价值为负债7.27亿美元[48] - 2021年NYMEX亨利枢纽天然气日现货价格在2.43 - 23.86美元/百万英热单位之间波动，NYMEX西德克萨斯中质原油日现货价格在47.47 - 85.64美元/桶之间波动[157] 开发资金与产量承诺 - QL Capital Partners预计为2022年开钻油井提供约15%的开发资金，为2023年和2024年每年开钻油井提供15% - 20%的开发资金[50] - 2022 - 2026年公司天然气、乙烷等销售交付承诺量逐年有变化，如2022年天然气为790000MMBtu/d[89] 基础设施数据 - 2020 - 2021年，Antero Midstream分别花费约1.58亿和2.33亿美元用于服务公司生产的天然气收集和压缩基础设施建设[70] - 截至2021年12月31日，Antero Midstream在阿巴拉契亚盆地拥有并运营494英里的天然气收集管道和21个压缩机站，公司还可使用第三方拥有和运营的额外管道和15个压缩机站[71] - 截至2021年12月31日，阿巴拉契亚盆地已开发总土地面积238420英亩，净面积229544英亩；未开发总土地面积319055英亩，净面积272112英亩；总面积557475英亩，净面积501656英亩，约82%的阿巴拉契亚盆地净土地由生产持有[66] - 公司与MarkWest的加工厂总铭牌处理能力为3600MMcf/d，合同处理能力为3400MMcf/d[79] - 公司在REX、MGT、NGPL和ANR管道的天然气运输能力分别为400000、125000、310000和200000MMBtu/天[81] - 公司在TCO、SGG、Tennessee等多条管道有天然气运输能力，如TCO约474000MMBtu/天，SGG为900000MMBtu/天等[82][84] - 公司在ATEX和Mariner East 2管道的乙烷运输能力分别为20000和115000Bbl/天，Mariner East 2丙烷和丁烷运输能力最终达65000Bbl/天[86] - 截至2021年12月31日，Antero Midstream可储存550万桶淡水，拥有216英里埋地水管和133英里便携式地表水管道[90][91] 法规监管影响 - 公司运营仅涉及私有土地，无联邦矿产权益的产量，虽认为遵守现有法规不会对财务状况等产生重大不利影响，但无法预测未来合规成本和影响[98] - 公司在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的陆上物业生产活动受广泛法规监管，这些法规限制油气产量、钻井数量和位置[99] - FERC依据相关法规监管州际天然气运输费率和服务条件，影响公司天然气营销和销售收入[101] - 公司认为州内天然气运输法规对其运营的影响与竞争对手无重大差异，但法规会影响天然气营销和销售收入[103] - 公司销售天然气、NGLs和石油的价格目前大多不受联邦和州监管，但运输费率受监管，且国会未来可能重新实施价格控制[104] - 违反反市场操纵法律法规，公司可能面临罚款、处罚及第三方损害索赔，FERC可对违反NGA和NGPA的行为处以最高每天1388496美元的民事罚款[105][108] - 上一日历年度批发买卖超过220万MMBtu实物天然气的主体，需在每年5月1日报告上一年度批发购买或销售的天然气总量[109] - 违反FTC关于石油行业市场操纵的法规，违规者面临最高约每天120万美元（每年根据通胀调整）的民事罚款[110] - 公司运营受众多环境和职业安全健康法规监管，违反这些法规可能导致重大行政、民事和刑事处罚[112] - 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，RCRA及类似州法律对固体废物处理有详细要求[114][117] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb [120] - 公司水力压裂作业受州和联邦监管，新的或更严格的法律限制可能使公司增加合规成本[139][140] - 公司需遵守联邦职业安全与健康法案及类似州法律，目前未出现重大违规情况[141] - 联邦濒危物种法案可能限制公司在相关区域的油气开发活动，增加成本或限制产能[143] 环保与减排情况 - 2020年公司甲烷泄漏损失率为0.046%，远低于ONE Future行业自愿目标1% [129] - 2021年公司消除或更换超5400个天然气驱动气动装置[126][132] - 2021年公司开展的温室气体/甲烷减排活动包括建立ESG咨询委员会、与减排团队季度会议等12项[129][130][132] - 美国计划到2050年实现温室气体净零排放，到2030年将排放量比2005年水平降低50 - 52% [134] - 全球甲烷承诺目标是到2030年将全球甲烷污染相对于2020年水平至少削减30% [134] - 超450家来自45个国家的公司承诺投入超130万亿美元资金实现净零目标[135] - 公司安装的蒸汽燃烧器可将甲烷排放量减少98% [126] - 公司的设施LDAR检查频率是当前联邦法规要求的两倍[130] - 公司参与EPA的天然气之星计划、ONE Future和环境伙伴关系等减排项目[128] - 2021年公司无重大环保合规资本或非经常性支出，预计2022年也不会有重大此类支出[144] - 公司设定到2025年实现范围1（直接）和范围2（能源采购间接）温室气体排放净零目标[197] 人员情况 - 截至2021年12月31日，公司有519名全职员工，其中行政等部门38人、信息技术20人、地质16人、生产运营217人、中游和水业务139人、土地48人、会计和内部审计41人[145] - 公司超15年未提高员工健康保险保费[146] 风险因素 - 金融机构或需减少对化石燃料行业的资金支持，可能影响公司业务和运营[137] - 气候变化带来的物理风险可能对公司财务状况和运营产生不利影响[138] - 商品价格波动，特别是天然气、NGLs和石油价格，会影响公司收入、盈利能力和未来增长[156] - 中游基础设施和第三方运输服务的可用性、容量等因素，可能导致公司油气产品价格大幅折扣[187] - 管道和设施服务中断可能导致公司生产和销售延迟，需低价出售产品或关闭油井[188] - 公司油气生产依赖充足的水资源供应和合理成本的水及废物处理设施与服务[189] - 公司确定的潜在井位易受多种不确定性影响，可能无法钻探或增加探明储量[192] - 公司投资的物业可能因产权缺陷导致损失，影响财务状况和经营成果[195] - 对ESG事项的关注增加可能导致公司成本上升、需求减少、股价下跌和融资受限[196] - 公司运营可能面临多种风险，且保险可能不足以覆盖损失[199] - 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挑战[201] - 公司面临网络攻击风险，虽目前未遭受重大损失，但未来可能需投入大量资源应对[208][209] - 公司面临客户集中和信用风险，大客户无法履约可能影响财务结果[215] - 公司套期保值交易面临交易对手信用风险，新规则可能增加成本或减少机会[216][220] - 公司需按长期合同向服务提供商支付最低产量费用，产量不足会影响现金流[221][223] - 公司收购资产面临评估不准确、无法完成收购或整合困难等风险[230][232][233] 其他事项 - 公司内部储备工程师

业绩总结 - Antero的自然气、石油、乙烷和NGL销售额为1540百万美元，较上年同期增长[45] - 收入（未对冲）为1571百万美元，较上年同期增长[45] - 自由现金流为91348百万美元，较上年同期增长[47] - 生产量为299 Bcfe，较上年同期持平[45] - EBITDAX利润率（未对冲）为2.57美元[45] - 营业活动提供的净现金为312680百万美元，较上年同期增长[47] 财务状况 - Antero的总债务在2021年迄今减少了近6.61亿美元，杠杆率降至1.6倍[20] - 合并总债务为2341.033百万美元，较2020年12月31日的3001.593百万美元减少[48] - Antero的流动性在2021年9月30日的信用设施下为870百万美元[25] - Antero的信用评级在2021年10月获得穆迪和标准普尔的升级，分别为Ba2和BB[24] 未来展望 - Antero预计在2021年至2025年期间产生超过60亿美元的自由现金流[22] - Antero预计2022年天然气生产的对冲比例为0%[10] - Antero在2021年计划钻探65至70口井，预计在2021至2025年间钻探250口井[35] - Antero的目标是在2025年前实现净零碳排放，领先的温室气体强度、甲烷强度和泄漏损失率[31] 运营效率 - Antero的运输承诺预计到2025年底将减少超过1.0 Bcf/d，年化净营销费用减少超过1亿美元[12] - Antero的液体生产为171 MBbl/d，领先于同行公司[14] - Antero的价格差异为每千立方英尺0.28美元，优于同行[15] - Antero的现金生产和净营销费用预计为每百万立方英尺2.33至2.40美元，2022至2025年的预测为2.14至2.19美元[35] 市场预测 - Antero在2021年预计的NYMEX亨利中心天然气价格为每百万英热单位3.88美元，2021至2025年的长期预测为3.75美元[34] - Antero在2021年预计的WTI原油价格为每桶68.26美元，2021至2025年的长期预测为68.08美元[34] - Antero在2021年预计的C3+ NGL价格为每桶50.53美元，2021至2025年的长期预测为43.04美元[34] 负面信息 - Antero在2021年第四季度及以后未对天然气生产进行对冲[9] - Antero在2021年承诺不进行常规燃气焚烧，符合世界银行的零常规焚烧倡议[29]

公司资产情况 - 截至2021年9月30日，公司持有约50.8万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[214] 公司套期保值情况 - 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2.78美元/百万英热单位；同时对冲3000桶/日石油的销售，加权平均价格为55.16美元/桶[220] - 截至2021年9月30日，公司固定价格天然气、石油和NGL掉期头寸中，天然气2021年10 - 12月合约量1990亿立方英尺，加权平均价格2.78美元/百万英热单位；2022年1 - 12月合约量4220亿立方英尺，加权平均价格2.50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/百万英热单位等[237] - 截至2021年9月30日，公司有一项看涨期权协议，持有人若行使权利，可在2024年以2.77美元/百万英热单位的价格签订约1560亿立方英尺的固定价格掉期协议[237] - 截至2021年9月30日，公司天然气基差掉期头寸中，2021年10 - 12月合约量40亿立方英尺，加权平均对冲差价0.414美元/百万英热单位；2022年1 - 12月合约量220亿立方英尺，加权平均对冲差价0.515美元/百万英热单位等[239] - 截至2021年9月30日，公司有与NYMEX定价挂钩的嵌入式看跌期权，涉及VPP物业留存权益的950亿立方英尺产量，加权平均执行价格2.57美元/百万英热单位，有效期至2026年12月31日[242] - 公司可对未来60个月内预计产量的75%进行套期保值，可对不超过72个月的预计产量的65%进行套期保值[340] - 公司与17个不同交易对手进行商品套期保值，其中13个是先前信贷安排下的贷款人[344] 公司信贷安排情况 - 截至2021年9月30日，公司在先前信贷安排下的借款为9800万美元，未偿还信用证为7.42亿美元[222] - 2021年10月26日，公司修订先前信贷安排，借款基数为35亿美元，贷款人承贷额为15亿美元，较之前的26.4亿美元减少11亿美元[222][223] - 截至2021年10月26日，新信贷安排的借款基数为35亿美元，贷款人承贷额为15亿美元，下次借款基数重新确定时间为2022年4月，到期日为2026年10月26日或安tero高级票据最早赎回日期前180天[318] - 截至2021年9月30日，公司在旧信贷安排下有9800万美元借款和7.42亿美元未偿还信用证[319] - 新信贷安排要求公司维持最低综合流动比率1.0:1.0和最高杠杆比率4.00:1.00，截至2020年12月31日和2021年9月30日，公司遵守旧信贷安排的相关契约和比率，2021年9月30日流动比率为2.7:1.0，利息保障比率为15.0:1.0[320] - 2021年9月30日前9个月，先前信贷安排的平均年化利率约为4.18%[348] - 2021年9月30日前9个月，适用平均利率提高1.0%，估计利息费用将增加150万美元[348] 公司票据发行与赎回情况 - 2021年1月4日、1月26日和6月1日，公司分别发行5亿美元8.375%的2026年到期高级票据、7亿美元7.625%的2029年到期高级票据和6亿美元5.375%的2030年到期高级票据[224] - 2021年第一季度和第二季度，公司分别全额赎回所有未偿还的2022年到期5.125%高级票据和2023年到期5.625%高级票据；7月1日，赎回1.75亿美元2026年到期高级票据，赎回价格为面值的108.375% [227] - 2021年11月2日，公司将赎回1.16亿美元2029年到期高级票据，赎回价格为面值的107.625%，赎回后未偿还本金为5.84亿美元[228] - 2021年1月12日和5月13日，公司分别完成向2026年到期4.25%可转换高级票据持有人发售3140万股和1160万股普通股，分别回购1.5亿美元和5600万美元该可转换票据[229][230] 公司合作情况 - 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[231][232] - 2020年6月15日，公司与Sixth Street Partners的关联方完成交易，Sixth Street初始出资3亿美元现金，若达到生产阈值，还将额外出资最高1.02亿美元，公司已达到相关阈值，并在2020年第四季度和2021年第二季度各收到5100万美元现金分配[235] 市场环境影响 - 新冠疫情导致2020年全球经济活动和油气需求显著下降，商品价格大幅下跌；随着疫苗普及，需求和价格有所改善，但新变种病毒可能导致市场波动和金融不稳定[215] 公司运营部门财务数据 - 公司有三个运营部门，2020年和2021年三季度运营结果显示，2021年三季度勘探与生产部门总营收28909.4万美元，营销部门9149.7万美元，对Antero Midstream Corporation的权益法投资23341.5万美元等[245][247] - 2021年三季度勘探与生产部门运营费用100612万美元，营销部门12858万美元，对Antero Midstream Corporation的权益法投资8159.8万美元等[247] - 2021年三季度勘探与生产部门运营亏损71702.6万美元，营销部门3708.3万美元，对Antero Midstream Corporation的权益法投资运营收入15181.7万美元等[247] - 2021年三季度公司在非合并关联公司的权益收益为2441.9万美元[247] 公司销售收入变化 - 2021年第三季度天然气销售收入从2020年同期4.36亿美元增至8.85亿美元，增长4.49亿美元，增幅103%[252] - 2021年第三季度NGLs销售收入从2020年同期3.27亿美元增至5.98亿美元，增长2.71亿美元，增幅83%[253] - 2021年第三季度石油销售收入从2020年同期3400万美元增至5700万美元，增长2300万美元，增幅66%[255] - 2021年前9个月天然气销售收入从12亿美元增至22亿美元（含8500万美元诉讼收入），增长10亿美元或84%[280] - 2021年前9个月NGLs销售收入从7.97亿美元增至15亿美元，增长7.06亿美元或89%[283] - 2021年前9个月石油销售收入从7800万美元增至1.53亿美元，增长7500万美元或96%[284] 公司商品套期保值损失 - 2020和2021年第三季度，公司商品套期保值分别导致5.15亿美元和13亿美元的衍生品公允价值损失[256] - 2020年前9个月商品套期保值导致衍生品公允价值损失1.17亿美元，2021年前9个月为23亿美元[285] 公司其他收入与费用变化 - 2021年第三季度与VPP相关的递延收入摊销从2020年同期500万美元增至1100万美元[258] - 2021年第三季度租赁运营费用从2020年同期2100万美元增至2500万美元，增长400万美元，增幅18%[259] - 采集、压缩、处理和运输费用从2020年三季度的6.57亿美元降至2021年三季度的6.28亿美元，减少2900万美元，降幅4%[260] - 生产和从价税费用从2020年三季度的2600万美元增至2021年三季度的5200万美元，增加2600万美元，增幅100%[261] - 油气资产减值从2020年三季度的2900万美元降至2021年三季度的2600万美元，减少300万美元，降幅11%[263] - 折耗、折旧和摊销费用从2020年三季度的2.38亿美元降至2021年三季度的1.83亿美元，减少5500万美元，降幅23%[264] - 一般及行政费用（不包括股权薪酬费用）从2020年三季度的2600万美元增至2021年三季度的2700万美元，增加100万美元，增幅5%[265] - 股权薪酬费用从2020年三季度的600万美元降至2021年三季度的500万美元[266] - 营销收入从2020年三季度的9100万美元增至2021年三季度的2.33亿美元，增加1.42亿美元[268] - 营销费用从2020年三季度的1.29亿美元增至2021年三季度的2.67亿美元，增加1.38亿美元，增幅107%[268] - 利息费用从2020年三季度的4800万美元降至2021年三季度的4500万美元，减少300万美元，降幅5%[271] - 所得税收益从2020年三季度的1.69亿美元降至2021年三季度的1.59亿美元，减少1000万美元[273] - 与VPP相关的递延收入摊销从2020年前9个月的500万美元增至2021年前9个月的3400万美元[287] - 2020和2021年前9个月租赁运营费用均为7200万美元，单位成本从0.07美元/Mcfe增至0.08美元/Mcfe[287] - 2020和2021年前九个月收集、压缩、处理和运输费用均为19亿美元；收集和压缩成本从0.63美元/Mcfe涨至0.74美元/Mcfe，处理成本从0.72美元/Mcfe降至0.67美元/Mcfe，运输成本从0.58美元/Mcfe涨至0.68美元/Mcfe[288] - 生产和从价税从2020年前九个月的7100万美元增至2021年的1.31亿美元，增长6000万美元，增幅83%；占天然气收入的比例均为6%[289][290][292] - 油气资产减值从2020年前九个月的1.56亿美元降至2021年的7000万美元，减少8600万美元，降幅55%[292] - 折耗、折旧和摊销费用从2020年前九个月的6.52亿美元降至2021年的5.64亿美元，减少8800万美元，降幅13%；每Mcfe分别为0.67美元和0.63美元[293] - 一般和行政费用（不包括股权薪酬费用）从2020年前九个月的8400万美元增至2021年的9400万美元，增加1000万美元，增幅11%；每Mcfe从0.09美元涨至0.10美元[294] - 营销净费用从2020年前九个月的1.33亿美元（0.14美元/Mcfe）降至2021年的6500万美元（0.07美元/Mcfe）；营销收入从2.02亿美元增至5.63亿美元，增加3.61亿美元；营销费用从3.35亿美元增至6.28亿美元，增加2.93亿美元，增幅87%[296][297] - 对Antero Midstream Corporation的股权投资收入从2020年前九个月的6.97亿美元降至2021年的6.82亿美元，减少1500万美元，降幅2%；总运营费用从9.29亿美元降至2.55亿美元[298] - 利息费用从2020年前九个月的1.53亿美元降至2021年的1.38亿美元[301] 公司产量变化 - 2021年第三季度天然气产量205 Bcf，较2020年同期226 Bcf减少21 Bcf，降幅9%[251] - 2021年第三季度C2乙烷产量4372 MBbl，较2020年同期5459 MBbl减少1087 MBbl，降幅20%[251] - 2021年第三季度C3+ NGLs产量10258 MBbl，较2020年同期13400 MBbl减少3142 MBbl，降幅23%[251] - 2021年第三季度石油产量932 MBbl，较2020年同期1367 MBbl减少435 MBbl，降幅32%[251] - 2021年前9个月天然气产量从649 Bcf降至621 Bcf，降幅4%[279] - 2021年前9个月C2乙烷产量从14686 MBbl降至13132 MBbl，降幅11%[279] - 2021年前9个月C3+ NGLs产量从36167 MBbl降至30624 MBbl，降幅15%[279] - 2021年前9个月石油产量从3308 MBbl降至2832 MBbl，降幅14%[279] 公司资本预算与支出 - 2021年资本预算最初为6.35亿美元，后修订为6.575亿美元；前九个月总资本支出约5.42亿美元[310][311] 公司现金流量情况 - 经营活动提供的净现金从2020年前九个月的4.93亿美元增至2021年的12亿美元；投资活动使用的现金从3.84亿美元增至5.05亿美元；融资活动使用的净现金从1.08亿美元增至6.79亿美元[312][314][315] - 2020年前9个月和2021年前9个月，经营活动提供的净现金分别为492,510千美元和1,184,952千美元，投资活动使用的净现金分别为384,063千美元和505,455千美元，融资活动使用的净现金分别为108,447千美元和679,497千美元[316] - 2020年和2021年第三季度经营活动提供的净现金分别为175,870千美元和312,680千美元，前9个月分别为492,510千美元和1,184,952千美元[327] 公司调整后EBITDA

财务数据和关键指标变化 - 第二季度EBITDAX为3.19亿美元，自由现金流为1.05亿美元 [7] - C3+ NGL价格平均每桶40.32美元，较去年同期增长159% [7] - 未套期保值的天然气实现价格较NYMEX每百万立方英尺溢价0.18美元，预计2021年全年较NYMEX溢价在每百万立方英尺0.15 - 0.25美元，比之前指引高0.05美元 [7] - 过去12个月过渡到大量自由现金流生成，成功执行资产出售计划，重新平衡高级票据到期情况，5月用6亿美元高级票据发行所得赎回2023年到期的所有高级票据，下一次到期时间为2025年 [21] - 第二季度产生超1亿美元自由现金流，净债务减少1.58亿美元，总债务约24亿美元 [21] - LTM EBITDAX从去年底略超10亿美元提高到第二季度末超14亿美元，杠杆率从2020年底的3.1倍降至第二季度末的1.7倍，流动性增加到19亿美元 [22] - 预计2021年底杠杆率降至1.5倍以下，2022年降至1倍以下，2022年初实现总债务低于20亿美元的目标 [22] - 2021年前六个月产生8.38亿美元EBITDAX和5.21亿美元自由现金流，在同行中排名第一 [23] - 预计2021年自由现金流超7.5亿美元，2022年更高，到2025年目标是超35亿美元 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第二季度平均每口井侧钻长度继续稳步上升，平均每口井13908英尺，较2020年平均水平增长11%，新创近19000英尺侧钻长度记录 [11] - 第二季度平均每天侧钻超6600英尺，完井效率继续提高，平均每天9.8级，创公司季度记录，较2020年平均水平增长23%，平均每天钻完进尺继续逐年增加，第二季度平均每天4092英尺 [11] NGL业务 - 第二季度及进入第三季度，所有NGL产品价格稳步攀升，C3+ NGLs达到2014年以来最高持续价格，乙烷达到2019年初以来最高 [13] - 美国丙烷市场注入季节存储量不足以弥补与历史水平的巨大差距，丙烷供应天数比五年平均水平低21%，总库存比去年同期低24% [14] - 预计美国今年秋季注入季节结束时丙烷峰值存储量在7500 - 8000万桶，假设达到7750万桶，按2020 - 2021年冬季每周提取量计算，提取季节结束时库存仅约1500万桶，远低于五年最低存储水平，相当于明年春季仅5 - 9天供应量 [14][15] 各个市场数据和关键指标变化 美国丙烷市场 - 存储量不足，供应天数和总库存低于历史水平，预计未来价格需上涨以减少出口、避免国内短缺 [14][15][16] 亚洲市场 - 过去十年冬季高峰月份，远东指数（FEI）丙烷价格通常达到亚洲石脑油价格的110%，2020年12月达到124%，考虑美国码头费和运往亚洲市场的运输成本，若今年冬季重现去年价格关系且库存更紧张，蒙特贝尔维尤丙烷价格每加仑有0.2 - 0.25美元潜在上涨空间 [17] 石化市场 - 过去一年，美国、西北欧和东北亚丙烷裂解利润率较乙烷、石脑油和丁烷等其他原料裂解利润率下降，多数有灵活性的裂解装置已改用其他原料，全球蒸汽裂解装置丙烷使用量已接近或达到底部，进一步转向其他原料的下行风险有限 [18][19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司拥有最少的天然气套期保值和极少的NGL套期保值，受益于商品基本面团队对天然气和NGL前景的乐观预期，结合固定运输（FT）组合和低套期保值情况，是直接接触NYMEX和市场价值价格的最有效方式 [8] - FT组合降低了价格实现的波动性，相比阿巴拉契亚盆地内定价有优势，使公司能持续产生领先同行的EBITDAX利润率，从天然气和NGL价格上涨中获利 [9] - 公司是美国第四大天然气生产商和第二大NGL生产商，规模大，受益于商品价格上涨，自去杠杆计划开始，已减少约14亿美元债务，发行21亿美元新高级票据，赎回2021 - 2023年到期票据，未动用信贷额度，平均到期日延长超四年 [26] - 计划在2021年第四季度开始并于2022年完成与Project Canary的TrustWell认证试点项目，以验证天然气生产的高环境标准，还计划在2021年晚些时候完成并公布TCFD分析及2020年ESG绩效结果 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气和NGL价格上涨对公司财务结果有显著影响，公司对天然气和NGL前景持乐观态度，认为冬季需求将支撑价格 [7][8] - 阿巴拉契亚盆地产量超过外输能力时，基差会扩大，预计未来宽基差情况可能持续，公司FT组合可提供流向NYMEX市场的保障并实现溢价价格 [10] - 全球LPG需求持续增长，公司通过相关系统直接满足国际需求，也受益于蒙特贝尔维尤价格的宏观上涨，且不受以往产能和运输限制影响 [20] - 公司预计继续实现自由现金流最大化和减少总债务，未来有能力进行资本回报，如股票回购，但会优先实现债务目标 [22][50] 其他重要信息 - 公司土地预算用于完善钻井单元，为未来至少两年发展做准备，可确保公司无需依赖并购进行未来开发 [30][32] - GP&T费用增加是由于商品价格、燃料成本、从价税和 severance税上涨，若价格无反向市场情况，未来水平与二、三季度相当，长期来看，随着反向市场出现，GP&T和营销费用会下降 [34] - 公司在二季度对NGL进行套期保值，10月1日起NGL和天然气基本无套期保值，以利用价格上涨和良好基本面 [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题：土地预算决策的驱动因素及是否为一次性成本 - 公司钻井进展顺利，土地预算用于完善钻井单元，不确定是否为一次性成本，但能为未来至少两年发展做准备，还可确保公司无需依赖并购进行未来开发 [30][32] 问题：GP&T在价格波动下的变化趋势 - GP&T费用增加是由于商品价格、燃料成本、从价税和severance税上涨，若价格无反向市场情况，未来水平与二、三季度相当，长期来看，随着反向市场出现，GP&T和营销费用会下降 [34] 问题：NGL套期保值在第三季度是否增加 - 二季度因NGL价格强劲进行套期保值，10月1日起NGL和天然气基本无套期保值，以利用价格上涨和良好基本面 [36] 问题：NGL价格假设和年度产量组合情况 - NGL价格假设遵循期货曲线，呈反向市场，假设产量和气液组合不变，在此情况下可实现超35亿美元自由现金流；年度产量组合预计与目前大致相同 [41][44] 问题：公司FT位置及运营灵活性 - FT提供运营灵活性，钻井合作伙伴的天然气可填充部分FT，公司营销团队购买第三方天然气，利用不同市场价差，填充未使用的FT并抵消相关需求费用 [47] 问题：实现目标债务后现金回报股东的框架 - 公司将在2022年初评估资本回报，会根据当时市场估值情况灵活决策，目前股票回购在当前估值水平下有吸引力，公司有回购历史 [50] 问题：明年活动水平在液体和干气区域的分配及天然气前景 - 由于NGL价格强劲，经济上更倾向于继续开发富液区域；天然气基本面良好，电力消耗增加、LNG需求增长、出口稳定，且行业生产有纪律性，预计价格将保持强劲 [52][53] 问题：是否会在达到绝对债务指标前进行股票回购 - 公司优先实现低债务目标，达到20亿美元以下债务后再考虑资本回报 [56] 问题：NGL市场中FEI丙烷与石脑油关系及是否会进一步脱节 - 过去一年蒸汽裂解装置切换原料对丙烷价格影响减弱，随着新增石化需求增加，历史价格关系相关性降低，寒冷天气和石化产品需求增长时，丙烷价格上涨趋势将持续 [58] 问题：是否看到外国市场对确保需求合同的兴趣增加 - 外国市场兴趣增加，但公司喜欢当前出口策略的灵活性，不确定是否愿意为长期合同放弃该灵活性 [60] 问题：公司套期保值理念如何随资产负债表变化而演变 - 历史上公司是天然气领先套期保值者，但曲线呈反向市场时，靠近前端可获得更高价格，目前公司天然气套期保值减少，享受基本面带来的好处，耐心等待价格上涨 [63][64][65] 问题：天然气分子相对于NYMEX溢价的驱动因素及2022年展望 - 溢价改善是由于销售天然气市场的价差改善，2022年预计仍有每百万立方英尺0.1美元左右溢价 [67] 问题：2022 - 2025年侧钻长度的指导 - 本季度侧钻长度约13000英尺，预计未来平均在12000 - 13000英尺，但会尝试更长，计划中有部分井侧钻长度将达17000英尺以上 [69][70] 问题：FT到期情况及对GP&T的影响 - 10月1日REX产能从每天6亿立方英尺降至4亿立方英尺，每年约减少3500万美元，每季度约850万美元，之后还有哥伦比亚管道部分到期，到2024年FT与产量匹配 [72] 问题：通胀环境下明年资本支出的考虑 - 未来仍为维持性资本支出，无需改变该水平，公司有措施应对通胀，预计不会受通胀压力影响 [74][75] 问题：未来几年钻取资本的分配思路 - 仍为维持性资本支出，公司享受当前效率提升，各项开发承诺已到位，无需额外投入，未来有资本回报机会 [77]

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]