资产持有情况 - 截至2019年9月30日，公司持有约55.5万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[201] - 截至2019年9月30日，公司持有1.8万亿立方英尺天然气的固定价格互换合约，加权平均指数价格为2.86美元/百万英热单位；还持有1449亿立方英尺天然气的领口协议和95亿立方英尺天然气的基差互换合约[222] 股权交易情况 - 2019年3月12日，公司在简化交易中获得2.97亿美元现金和1.584亿股中流公司普通股，此前持有的中流合伙公司约53%有限合伙人权益转换为中流公司约31%的股权[205][206][207] 产量与价格数据（整体） - 2019年第三季度，公司净产量为3100亿立方英尺当量，较2018年同期增长24%；平均售价为2.57美元/千立方英尺当量，平均实现价格为3.13美元/千立方英尺当量[208] - 2019年前三季度，公司净产量为8820亿立方英尺当量，较2018年同期增长27%；平均售价为3.15美元/千立方英尺当量，平均实现价格为3.44美元/千立方英尺当量[208][212] 财务指标变化（整体） - 2019年第三季度，公司运营现金流为1.98亿美元，净亏损8.79亿美元，调整后息税折旧摊销前利润为2.58亿美元，较2018年同期分别下降2.23亿美元、增加7.25亿美元、下降39%[209][210][211] - 2019年前三季度，公司运营现金流为9.56亿美元，净利润为1.42亿美元，调整后息税折旧摊销前利润为9.52亿美元，较2018年同期分别下降3.05亿美元、增加4.18亿美元、下降23%[213][214][215] 资本预算与支出情况 - 2019年勘探与生产资本预算为13.5 - 14亿美元，其中钻井与完井预算为12.75 - 13亿美元，租赁支出预算为7500 - 1亿美元[216][302] - 2019年前三季度，公司资本支出约为11亿美元，第三季度勘探与生产资本支出降至2.92亿美元[217][218] - 2019年第三季度勘探与生产资本支出从第一、二季度的约3.99亿美元和3.42亿美元降至2.92亿美元[303] 管输能力与费用情况 - 公司同意向第三方释放2.5亿立方英尺/日的过剩管输能力，预计在2019年9月至2020年3月期间减少净营销费用1500万美元[220] 商品衍生品合约情况 - 2019年10月至2020年3月，公司有600万桶丙烷的固定价格掉期合约，加权平均指数价格为每加仑0.67美元；还有9.15万桶丙烷合约，将蒙特贝鲁维尤丙烷指数价格固定在纽约商品交易所西德克萨斯中质原油价格的50%[223] - 2019年10月至2020年12月，公司有55万桶正丁烷的固定价格掉期合约，加权平均蒙特贝鲁维尤指数价格为每加仑0.59美元；2019年10月至2020年6月，有76.14万桶正丁烷的基差掉期合约，价格差异在每加仑0.23 - 0.25美元[223] - 2019年10月至2020年12月，公司有32.2万桶天然汽油的固定价格掉期合约，加权平均蒙特贝鲁维尤指数价格为每加仑0.67美元；2019年10月至2021年12月，有1200万桶天然汽油合约，将蒙特贝鲁维尤天然汽油指数价格固定在西德克萨斯中质原油价格的78% - 81%[223] - 2019年10月至2020年12月，公司有600万桶预计石油产量的固定价格石油合约，加权平均指数价格为每桶57.27美元，其中2019年剩余时间约170万桶石油合约的加权平均指数价格为每桶59.05美元[224] - 截至2019年9月30日，公司商品衍生品合约的估计公允价值约为8.17亿美元[225] - 2019年9月30日，公司商品衍生品估计公允价值为8.17亿美元净资产，2018年12月31日为6.07亿美元净资产[330] - 2019年9月30日，公司商品衍生品合约应收款为8.17亿美元，天然气、NGL和石油产品销售应收款为2.63亿美元[332] - 2019年9月30日，公司与16家不同交易对手签订商品套期保值合约，其中14家是信贷安排下的贷款人[334] - 2019年9月30日，公司商品衍生品合约公允价值约8.17亿美元，各银行交易对手的衍生品资产分别为：蒙特利尔银行1000万美元、法国巴黎银行2400万美元等[334] 信贷安排情况 - 截至2019年9月30日，公司信贷安排下的借款基数为45亿美元，贷款人承诺为25亿美元；有2.75亿美元借款和7.03亿美元未偿还信用证，2019年前九个月信贷安排的平均年化利率约为4.39%[226] - 2019年9月30日，信贷安排的借款基数为45亿美元，贷款人承诺为25亿美元[306] - 2019年前九个月，信贷安排的平均年化利率约为4.39%[306][336] - 2019年前9个月适用平均利率每提高1.0%，估计利息费用将增加160万美元[336] 股票回购情况 - 2018年10月，公司董事会授权6亿美元股票回购计划；2019年前九个月回购506.0946万股普通股，占计划开始时总流通股的约2%，总成本约1800万美元；截至2019年9月30日，公司有3.04161046亿股流通股[227] 销售收入变化情况（第三季度） - 2019年第三季度与2018年同期相比，天然气销售收入从52.7122万美元降至52.4448万美元，天然气液体销售收入从33.8269万美元降至28.4958万美元，石油销售收入从5.9722万美元降至4.0561万美元[231][232] - 2019年第三季度与2018年同期相比，商品衍生品公允价值收益从5.7019万美元增至22.0788万美元，营销收入从8.9598万美元降至4.6645万美元[231][232] - 2019年第三季度天然气销售收入从2018年的5.27亿美元降至5.24亿美元，减少300万美元，降幅1%；NGLs销售收入从2018年的3.38亿美元降至2.85亿美元，减少5300万美元，降幅16%；石油销售收入从2018年的6000万美元降至4100万美元，减少1900万美元，降幅32%[235][236][237] - 2019年第三季度商品衍生品公允价值收益为2.21亿美元，2018年为5700万美元；其中现金结算衍生品收益2019年为1.20亿美元，2018年为7100万美元[239] - 2019年第三季度其他收入从2018年的500万美元降至100万美元[241] 经营情况变化（第三季度） - 2019年第三季度公司经营亏损9.85878亿美元，2018年同期经营收入4804万美元；2019年第三季度非合并附属公司权益亏损1.17859亿美元，2018年同期权益收益1.0705万美元[231][232] 产量变化情况（第三季度） - 2019年第三季度天然气产量179Bcf，较2018年的210Bcf减少31Bcf，降幅17%；C2乙烷产量3579MBbl，较2018年的4307MBbl减少728MBbl，降幅20%；C3+ NGLs产量7343MBbl，较2018年的11472MBbl减少4129MBbl，降幅56%；石油产量978MBbl，较2018年的865MBbl增加113MBbl，增幅12%；综合产量250Bcfe，较2018年的310Bcfe减少60Bcfe，降幅24%；日均综合产量2718MMcfe/d，较2018年的3367MMcfe/d减少649MMcfe/d，降幅24%[234] 价格变化情况（第三季度） - 2019年第三季度天然气平均价格（衍生品结算前）为2.50美元/Mcf，较2018年的2.95美元/Mcf减少0.45美元，降幅15%；C2乙烷平均价格为6.15美元/Bbl，较2018年的15.70美元/Bbl减少9.55美元，降幅61%；C3+ NGLs平均价格为22.53美元/Bbl，较2018年的38.41美元/Bbl减少15.88美元，降幅41%；石油平均价格为46.86美元/Bbl，较2018年的61.06美元/Bbl减少14.20美元，降幅23%；加权平均综合价格为2.74美元/Mcfe，较2018年的3.70美元/Mcfe减少0.96美元，降幅26%[234] 成本费用变化情况（第三季度） - 2019年第三季度租赁运营费用从2018年的3500万美元增至3600万美元，增幅2%；单位成本从2018年的0.14美元/Mcfe降至2019年的0.12美元/Mcfe，降幅14%[242] - 2019年第三季度集输、压缩、处理和运输费用从2018年的4.43亿美元增至6.04亿美元；单位成本从2018年的1.77美元/Mcfe增至2019年的1.95美元/Mcfe，增幅10%[243] - 2019年第三季度生产和从价税费用维持在2900万美元；单位成本从2018年的0.12美元/Mcfe降至2019年的0.09美元/Mcfe，降幅25%[244] - 2019年第三季度油气资产减值从2018年的2.21亿美元增至10亿美元，主要因租约到期、未计划投入使用的垫款相关设计和初始成本减值以及俄亥俄尤蒂卡页岩已探明资产因未来商品价格下跌减值[246] - 2019年第三季度折耗、折旧和摊销费用从2018年的2.04亿美元增至2.42亿美元，主要因产量增加，但单位成本从2018年的0.82美元/Mcfe降至2019年的0.78美元/Mcfe，降幅5%[248] - 一般及行政费用（不包括股权薪酬费用）从2018年三季度的3400万美元降至2019年三季度的3200万美元，每单位费用下降29%，从0.14美元/Mcfe降至0.10美元/Mcfe[249] - 非现金股权薪酬费用从2018年三季度的1200万美元降至2019年三季度的400万美元[250] - 2019年三季度，公司产生的合同终止和钻机闲置成本不到100万美元[251] 各业务板块情况（第三季度） - 安tero Midstream Corporation部门收入从2018年三季度的2.66亿美元降至2019年三季度的2.44亿美元，降幅8%，运营费用从1.4亿美元增至5.86亿美元[253] - 安tero Midstream Corporation在2018年和2019年三季度的非合并附属公司收益权益分别为1100万美元和1800万美元[254] - 营销收入从2018年三季度的9000万美元降至2019年三季度的4700万美元，费用从1.52亿美元降至1.08亿美元，运营亏损均为6200万美元[255][257] - 营销活动中的固定运输成本从2018年三季度的4900万美元增至2019年三季度的6200万美元[256] - 利息费用从2018年三季度的7500万美元降至2019年三季度的4800万美元[257] - 所得税（费用）收益从2018年三季度的递延所得税费用1900万美元（有效税率32%）变为2019年三季度的递延所得税收益2.73亿美元（有效税率24%）[258] 总收入与运营收入情况（前九个月） - 2018年和2019年前三季度，公司合并总收入分别为30.93978亿美元和相关数据，运营收入（亏损）分别为1.18534亿美元和相关数据[261] 销售额情况（前九个月） - 2019年前九个月天然气、天然气液体和石油销售额分别为17.35亿美元、9.03亿美元和1.38亿美元[263] 产量与价格数据（前九个月） - 2019年前九个月天然气产量为617 Bcf，较2018年的504 Bcf增加22% [265] - 2019年前九个月C2乙烷产量为11536 MBbl，较2018年的9899 MBbl增加17% [265] - 2019年前九个月C3+ NGLs产量为29842 MBbl，较2018年的19450 MBbl增加53% [265] - 2019年前九个月石油产量为2823 MBbl，较2018年的2139 MBbl增加32% [265] - 2019年前九个月天然气平均价格为2.81美元/Mcf，较2018年的2.97美元/Mcf下降5% [265] - 2019年前九个月石油平均价格为48.77美元/Bbl，较2018年的60.23美元/Bbl下降19% [265] 收入与费用情况（前九个月） - 2019年前九个月商品衍生品公允价值收益为4.72亿美元，高于2018年的1.35亿美元[269] - 2019年前九个月其他收入为500万美元，低于2018年的1600万美元[271] - 2019年前九个月租赁运营费用为1.2亿美元，较2018年的9900万美元增加21% [272] - 采集、压缩、处理和运输费用从2018年前九个月的12亿美元增至2019年前九个月的17亿美元，每千立方英尺当量成本从1.78美元增至1.93美元[273] - 生产和从价税费用从2018年前九个月的7900万美元增至2019年前九个月的9500万美元，每千立方

业绩总结 - 预计到2022年，公司的自由现金流将比2020年维持资本支出多出4亿美元[5] - 2020年预计自由现金流为1.5亿美元[11] - 2019年净生产指导为每日3.2 Bcfe[16] - 2023年第二季度的自然气、石油、乙烷和NGL销售额为9.06亿美元，较2017年增长了31.5%[76] - 2023年第二季度的全收入为40.61亿美元，较2017年增长了31.9%[76] - 2023年第二季度的生产量为294 Bcfe，较2017年增长了约35.8%[76] 用户数据 - 截至2019年6月30日，公司的杠杆率为2.3倍[7] - 预计2022年杠杆率将降至中位数2倍[10] - 2023年第二季度的净债务与调整后EBITDAX比率为2.3倍，较2017年的2.9倍有所改善[76] 成本与支出 - 2020年预计井成本将降低10%至14%[6] - 预计2022年维护资本支出约为9亿美元[10] - Antero的每口井成本自2019年1月预算以来已减少约50万美元，预计2020年将再减少约95万美元[38] - 2023年第二季度的总现金成本为7.49亿美元，较2017年增加了2.5倍[76] - 2023年第二季度的租赁运营费用为4100万美元，较2017年增长了46.8%[76] 对冲与市场策略 - Antero预计2019年下半年和2020年分别对其预期石油生产的90%和50%进行了对冲，价格高于当前市场价[30] - 2019年100%的天然气生产已对冲，2020年预计约90%对冲[51] - Antero自2008年以来实现的对冲收益总额达到45亿美元[28] 环境与可持续发展 - Antero的温室气体排放强度自2017年以来减少了21%，2018年为3.1吨CO2e/MBOE[46] - Antero的甲烷泄漏损失率为0.06%，远低于行业目标1.00%[46] - Antero的清水设施每年回收废水，减少当地卡车运输1000万英里，减少温室气体排放3万吨[47] 财务状况 - 截至2019年6月30日，Antero的总债务为36.02亿美元，净债务为36.02亿美元[59] - Antero的LTM调整后EBITDA为15.89亿美元，债务与LTM调整后EBITDA比率为2.3倍[60] - 2019年第二季度，Antero的流动性为16.24亿美元[60] - Antero的信用额度为45亿美元，2019年第二季度确认[43] - Antero的信用评级为Ba2/BB+/BBB-，显示出稳定的信用评级[56] 资本结构与投资回报 - Antero的企业价值为50亿美元[16] - Antero的市场资本和AM股份价值为14亿美元，提供约2亿美元的年度现金流[43] - Antero Resources的投资回报率为3.8倍[49] - 资本结构简化后，管理层的所有权更好地与两家实体对齐[54]

业绩总结 - Antero Resources在2019年第二季度实现了每口井成本减少约50万美元，预计在2020年将再减少约95万美元，总目标为每口井减少145万美元[6][7] - Antero在2019年第二季度的C3+ NGL销售中，55%的产品在国际市场上实现了每加仑比Mont Belvieu高出0.19美元的溢价[12] - 2019年上半年，Antero的NGL价格差异较Mont Belvieu改善了6.33美元/桶，首次实现溢价[15] - Antero在2019年第二季度的天然气对冲比例达到了约90%[21] - Antero的资本支出预算从2014年的26亿美元减少至2019年的13亿美元，减少了13亿美元[37] - 调整后的EBITDAX为158.85百万美元[46] 用户数据 - Antero的天然气生产预计在2019年实现10%的复合年增长率，基于中位数的生产指导[18][34] - 净生产量为每日10亿立方英尺，较32亿立方英尺减少22亿立方英尺[38] - 液体生产量为每日4千桶，较每日149千桶减少145千桶[38] - 已开发的探明储量为38万亿立方英尺，较104万亿立方英尺减少66万亿立方英尺[38] - 已探明储量为127万亿立方英尺，较180万亿立方英尺减少53万亿立方英尺[38] 财务状况 - Antero的信用额度为45亿美元，2019年第二季度仅提取了1.75亿美元，显示出强大的流动性[25][27] - 自2014年以来，Antero的绝对债务减少了7.3亿美元，杠杆率从3.9倍降至2.3倍[25][35] - 总债务为44亿美元，较36亿美元增加800百万[39] - 财务杠杆为3.9倍，较2.3倍增加1.6倍[39] - 现金和现金等价物为0，债务总额为36.02亿美元[46] 对冲与成本 - Antero的对冲收益累计达到45亿美元，帮助抵消了净营销费用[17][19] - 每单位已探明未开发（PUD）开发成本为0.92美元，较0.44美元增加0.48美元[38] - 2019年上半年，管理层将100%天然气对冲，未发生变化[39]

公司资产情况 - 截至2019年6月30日，公司持有约58.4万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[195] 股权交易情况 - 2019年3月12日，公司因简化交易获得2.97亿美元现金和1.584亿股Antero Midstream Corporation普通股，此前持有的Antero Midstream Partners有限合伙权益占比约53%，交易后变为31% [200][201] 产量数据关键指标变化 - 2019年第二季度，公司净产量为2940亿立方英尺当量，或每日32.26亿立方英尺当量，较2018年同期增长28%[202] - 2019年上半年，公司净产量为5720亿立方英尺当量，或每日31.63亿立方英尺当量，较2018年同期增长29%[206] - 2019年Q2天然气产量208Bcf，较2018年Q2的167Bcf增加41Bcf，增幅25%；C2乙烷产量3720MBbl，较2018年Q2的3290MBbl增加430MBbl，增幅13%；C3+ NGLs产量9576MBbl，较2018年Q2的6414MBbl增加3162MBbl，增幅49%；石油产量940MBbl，较2018年Q2的632MBbl增加308MBbl，增幅49%[220] - 2018年6月30日至2019年6月30日，天然气产量从326Bcf增至407Bcf，增幅25%；C2乙烷从6320MBbl增至7229MBbl，增幅14%；C3+ NGLs从12107MBbl增至18370MBbl，增幅52%；石油从1161MBbl增至1958MBbl，增幅69%[250] 价格与收益数据关键指标变化 - 2019年第二季度，平均售价（未计商品衍生品收益）为每千立方英尺当量3.09美元，平均实现价格为每千立方英尺当量3.24美元[202] - 2019年上半年，平均售价（未计商品衍生品收益）为每千立方英尺当量3.36美元，平均实现价格为每千立方英尺当量3.61美元[206] - 2018年第二季度天然气销售473,540美元，2019年第二季度为553,372美元，同比增长16.86%[217][218] - 2018年第二季度天然气凝析液销售255,985美元，2019年第二季度为303,963美元，同比增长18.74%[217][218] - 2018年第二季度石油销售38,873美元，2019年第二季度为49,062美元，同比增长26.21%[217][218] - 2018年第二季度商品衍生品公允价值收益55,336美元，2019年第二季度为328,427美元，同比增长493.49%[217][218] - 2018年第二季度总营收989,344美元，2019年第二季度为1,299,664美元，同比增长31.37%[217][218] - 2019年Q2天然气收入从2018年Q2的4.74亿美元增至5.53亿美元，增加7900万美元，增幅17%；NGLs收入从2.56亿美元增至3.04亿美元，增加4800万美元，增幅19%；石油收入从3900万美元增至4900万美元，增加1000万美元，增幅26%[221][222][223] - 2019年Q2商品套期保值带来的衍生品公允价值收益为3.28亿美元，2018年Q2为5500万美元；其中现金结算衍生品收益2019年Q2为4500万美元，2018年Q2为9600万美元[225] - 2019年Q2其他收入从2018年Q2的500万美元降至200万美元[227] - 2018年6月30日至2019年6月30日，天然气收入从9.71亿美元增至12亿美元，增幅25%；NGLs收入从4.9亿美元增至6.18亿美元，增幅26%；石油收入从6900万美元增至9700万美元，增幅40%[251][252][253] - 2018年和2019年上半年，公司商品套期保值分别带来7800万美元和2.51亿美元的衍生品公允价值收益，其中现金结算衍生品收益分别为1.97亿美元和1.43亿美元[255] - 2018年6月30日至2019年6月30日，其他收入从1100万美元降至400万美元[257] 现金流与利润数据关键指标变化 - 2019年第二季度，公司经营活动产生的现金流量为2.18亿美元，净利润为4200万美元，调整后EBITDAX为2.52亿美元；2018年同期分别为2.97亿美元、净亏损1.36亿美元和3.35亿美元，调整后EBITDAX下降25% [203][205] - 2019年上半年，公司经营活动产生的现金流量为7.57亿美元，净利润为10亿美元，调整后EBITDAX为6.94亿美元；2018年同期分别为8.39亿美元、净亏损1.22亿美元和8.23亿美元，调整后EBITDAX下降16% [207][209] - 2018年第二季度总运营费用1,022,107美元，2019年第二季度为1,199,668美元，同比增长17.37%[217][218] - 2018年第二季度运营亏损32,763美元，2019年第二季度运营收入99,996美元[217][218] - 2018年第二季度未合并附属公司收益权益为9,264美元，2019年第二季度为13,585美元，同比增长46.64%[217][218] - 2018年第二季度租赁运营费用30,164美元，2019年第二季度为40,857美元，同比增长35.45%[217][218] - 2018年第二季度勘探费用1,471美元，2019年第二季度为314美元，同比下降78.65%[217][218] - 2019年Q2租赁运营费用从2018年Q2的3200万美元增至4100万美元，增幅26%，主要因产量增加28%，单位成本保持0.14美元/Mcfe [228] - 2019年Q2集输、压缩、处理和运输费用从2018年Q2的4.1亿美元增至5.67亿美元，单位成本从1.79美元/Mcfe增至1.93美元/Mcfe [229] - 2019年Q2生产和从价税费用从2018年Q2的2500万美元增至3100万美元，单位成本保持0.11美元/Mcfe [230] - 2019年Q2勘探费用从2018年Q2的150万美元降至不足100万美元[231] - 2019年Q2油气资产减值从2018年Q2的1.34亿美元降至1.31亿美元[232] - 2019年Q2折旧、折耗和摊销费用从2018年Q2的2.01亿美元增至2.42亿美元，单位成本从0.88美元/Mcfe降至0.83美元/Mcfe [233] - Antero Midstream Corporation营收从2018年第二季度的2.51亿美元增至2019年第二季度的2.56亿美元，增长500万美元，增幅2%[238] - Antero Midstream Partners在2018年和2019年第二季度对非合并附属公司的收益权益分别为900万美元和1400万美元[239] - 营销业务在2018年和2019年第二季度的收入分别为1.6亿美元和6300万美元，费用分别为2.13亿美元和1.38亿美元[240] - 营销业务在2018年和2019年第二季度的运营亏损分别为5300万美元和7400万美元，即每千立方英尺当量0.23美元和0.25美元[242] - 利息费用从2018年第二季度的6900万美元降至2019年第二季度的5400万美元[243] - 所得税（费用）收益从2018年第二季度的递延所得税收益2600万美元（有效税率28%）变为2019年第二季度的递延所得税费用1700万美元（有效税率29%）[244] - 2018年上半年公司勘探与生产业务收入为16.19331亿美元，运营费用为15.87034亿美元，运营收入为3229.7万美元[248] - 2019年上半年公司勘探与生产业务收入为21.79977亿美元，运营费用为20.33896亿美元，运营收入为1.46081亿美元[249] - 2018年上半年公司营销业务收入为3.98715亿美元，运营费用为4.09159亿美元，运营亏损为1044.4万美元[248] - 2019年上半年公司营销业务收入为1.54266亿美元，运营费用为3.00623亿美元，运营亏损为1.46357亿美元[249] - Antero Midstream Corporation 板块六个月收入从2018年的4.81亿美元降至2019年的3.1亿美元，减少1.71亿美元，降幅36%[269] - 营销收入从2018年六个月的3.99亿美元降至2019年的1.54亿美元，营销费用从4.09亿美元降至3.01亿美元[271] - 营销活动运营亏损从2018年六个月的1000万美元增至2019年的1.46亿美元[273] - 利息费用从2018年六个月的1.34亿美元降至2019年的1.26亿美元[273] - 所得税从2018年六个月递延税收益1600万美元（有效税率564%）变为2019年递延税费用3.05亿美元和当期税费用100万美元（有效税率22%）[274] - 2018和2019年六个月经营活动提供的净现金分别为8.39亿美元和7.57亿美元[279] - 2018和2019年六个月投资活动使用的现金分别为12亿美元和5.46亿美元[281] - 2019年6月30日调整后EBITDAX，三个月为2.51827亿美元，六个月为6.94344亿美元；2018年对应三个月为3.34607亿美元，六个月为8.22946亿美元[303] - 2019年6月30日净现金提供的经营活动现金流，三个月为2.18104亿美元，六个月为7.57108亿美元；2018年对应三个月为2.97391亿美元，六个月为8.38940亿美元[303] 资本预算与支出情况 - 2019年勘探与生产资本预算为14 - 16亿美元，其中钻井和完井预算为13 - 14.5亿美元，租赁支出预算为7500 - 1亿美元[210] - 2019年上半年资本支出约为8.14亿美元，其中第二季度从第一季度的约3.99亿美元降至3.42亿美元[211][212] - 2019年勘探与生产资本预算为14 - 16亿美元，其中钻井与完井13 - 14.5亿美元，租赁支出7500 - 1亿美元[283] - 2019年3 - 6月勘探与生产资本支出从约3.99亿美元降至3.42亿美元[284] 公司信贷与借款情况 - 截至2019年6月30日，公司信贷安排下的借款基数为45亿美元，贷款人承贷额为25亿美元，借款1.75亿美元，加权平均利率为3.69%，未使用信用证7.01亿美元[215] - 2019年6月30日，信贷安排下借款基数为45亿美元，贷款人承诺为25亿美元，借款1.75亿美元，加权平均利率3.69%，未偿还信用证7.01亿美元[288] - 截至2019年6月30日，公司流动比率为4.94比1.0（基于信贷安排下45亿美元的借款基数），利息保障倍数为8.54比1.0[291] - 公司主要的利率风险来自信贷安排下的未偿还借款，信贷安排采用浮动利率[320] - 2019年上半年，信贷安排的平均年化利率约为4.57%[320] - 估计2019年上半年适用平均利率每提高1.0%，利息费用将增加约110万美元[320] 公司合同义务情况 - 2021年到期的高级票据本金为10亿美元，2022年为11亿美元，2023年为7.5亿美元，2025年为6亿美元，总计34.5亿美元[294] - 2019 - 2024年及以后，高级票据利息分别为9200万美元、1.82亿美元、1.55亿美元、1.29亿美元、5100万美元、3000万美元、3000万美元，总计6.69亿美元[294] - 运营租赁（含估算利息）2019 - 2024年及以后分别为2.06亿美元、3.96亿美元、3.49亿美元、3.6亿美元、3.78亿美元、3.92亿美元、12.5亿美元，总计33.31亿美元[294] - 金融租赁（含估算利息）总计300万美元[294] - 资产报废义务总计5400万美元[294] - 固定运输合同义务2019 - 2024年及以后分别为5.58亿美元、11.22亿美元、10.98亿美元、10.45亿美元、10.33亿美元、9.93亿美元、78.07亿美元，总计136.56亿美元[294] - 加工、集输和压缩服务合同义务2019 - 2024年及以后分别为2700万美元、5400万美元、5400万美元、5400万美元、4800万美元、4800万美元、6400万美元，总计3.49亿美元[294] - 土地付款义务总计1700万美元[294] - 截至2019年6月30日，公司合同义务总计217.04亿美元[294] 公司商品衍生品情况 - 截至2019年6月30日，公司商品衍生品合约的估计公允价值约为7.16亿美元[214] - 截至2019年6月30日，公司商品衍生品估计公允价值为净资产7.16

财务数据和关键指标变化 - 2019年第一季度净产量平均为31亿立方英尺当量/天，同比增长30%，其中液体产量为14.8万桶/天，同比增长44% [23] - 第一季度实现的天然气价格在对冲前为3.30美元/千立方英尺，较纽约商品交易所亨利枢纽平均价格溢价0.15美元/千立方英尺 [23] - 天然气对冲组合保护了2019年100%和2020年55% - 60%的目标天然气产量，平均底价为3美元/百万英热单位 [24] - 第一季度未对冲的平均C3 +价格为31.63美元/桶，2 - 3月ME2投入使用后，平均实现的C3 + NGL价格增至34.70美元/桶，相当于WTI价格的61% [25] - 截至3月31日，杠杆率降至2.1倍，第一季度减少借款3.6亿美元，信贷额度仅提取5000万美元 [27] - 2019年全年资本支出指导降至13 - 13.75亿美元，为先前范围的低端 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2019年预计天然气价格实现较纽约商品交易所溢价0.15 - 0.20美元，未来几年预计将继续实现溢价 [12] - 目前向液化天然气设施供应6.3亿立方英尺/天，到2019年底将供应7亿立方英尺/天 [15] 天然气液体业务 - 2月开始通过Mariner East 2管道运输NGL，拥有5万桶/天的丙烷和丁烷运输能力，占ME2可用容量的约三分之一 [7] - NGL实现率从1月ME2投入使用前的WTI的52%提高到投入使用后的平均61%，第一季度现金流增加约2000万美元 [8] - 第一季度出口29%的C3 + NGL，预计全年出口50% [9] - 预计2019年全年乙烷回收量在3.8 - 4.2万桶/天，低于1月设定的4.8 - 5.2万桶/天的指导范围 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 2019年液化天然气市场预计增加39亿立方英尺/天，有多个第二波项目今年寻求最终投资决策 [15] - 近期国际NGL价格与Mont Belvieu价格之间存在显著价差，公司受益于这种价差 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司拥有多元化的运输组合，降低了定价和运营风险，能够将产品销售到优质市场，实现最佳价格 [10][12] - 专注于运营效率，降低井成本，以实现全年生产目标，同时控制资本支出 [19] - 作为最大的NGL生产商和第四大天然气生产商，公司具有规模和产品多样性优势，有望为股东带来长期回报 [20] - 公司在液化天然气供应业务中具有强大地位，其运输组合将随着液化天然气企业寻求长期供应协议而变得更有价值 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管天然气价格下降和Mont Belvieu NGL价格相对较低，但公司对国际NGL市场的重大敞口提供了有价值的抵消，使其能够维持生产增长目标，同时在预计现金流范围内支出 [28] - 未来继续目标是在现金流范围内支出的同时，实现至少10%的产量增长，预计2020年及以后通过适度增加资本实现增长 [28] 其他重要信息 - 3月完成中游简化交易后，公司将不再在GAAP财务报表中合并Antero Midstream，而是通过权益法核算其在AM的权益 [21] - 第一季度平均每天钻5300英尺横向井，创公司历史最高季度纪录，比2018年提高14% [17] - 最近在Antero Hayhurst Unit 2H井创造了24小时钻9184英尺横向井的世界纪录 [18] - Marcellus的完井阶段平均每天5.3个阶段，高于2018年整体平均水平 [18] 问答环节所有提问和回答 问题: 对Mont Belvieu定价前景和国际需求在2019年的演变有何看法 - 第一季度Mont Belvieu价格疲软，原因包括季节性雾天和休斯顿船闸ITC码头火灾，以及终端产能限制；第三季度一些中游企业的项目将增加市场准入能力，届时Mont Belvieu定价将得到支撑 [35] - 国际石化市场尤其是亚洲市场持续增长，东南亚的居民和商业需求也在增长，支撑了国际定价 [36] 问题: 如何看待俄亥俄州尤蒂卡资产的资本分配和未来生产轨迹 - 公司看好尤蒂卡项目，但目前Marcellus的经济效益更好，资本几乎100%投入到Marcellus，但仍重视尤蒂卡 [40] - 尤蒂卡的产量可能持平，公司每年钻半个或一个井垫以维持产量 [42] 问题: 如何看待生产指导楔形以及未来生产情况 - 公司对NGL市场有信心，认为其将继续走强，短期内可弥补天然气市场的疲软；目前仍坚持10%的增长目标，将每季度评估 [44] 问题: 请提供Marcellus井成本通胀和重新谈判完井合同的情况 - 卡车运输成本尤其是司机成本面临压力，但公司通过提高效率减少了卡车使用量；自采至少70% - 80%的沙子需求，通过俄亥俄河驳运节省了成本，沙子成本降低约三分之一 [46][47] 问题: 今年剩余时间在Marcellus减少钻机数量的做法能否延续到2020年，同时保持10%的复合年增长率 - 预计明年有类似数量的完井作业，但完井侧的横向井更长，可能会多钻几口井，预计明年会增加一点资本支出，但不会太多，可能至少增加半个钻机 [50] 问题: 是否有关于成本节约的量化表述，如每英尺成本或今年的每英尺成本退出预测 - 每千英尺横向井成本从0.95百万美元降至0.93百万美元，约降低2%，目标是降至0.8百万美元以上 [52] 问题: 幻灯片19是否更新了本季度的资本支出减少情况 - 幻灯片19已更新 [55] 问题: 幻灯片7显示的尤蒂卡结果，是否有尤蒂卡的钻探活动正在进行 - 2019年第一季度有一个完井团队在尤蒂卡完成了一个井垫，但全年没有进一步的活动 [56] 问题: 对Antero Midstream的计划以及是否将其作为资金来源的看法 - Antero Midstream是公司的优质资产，预计未来几个月其价值和价格将提升，目前没有直接计划对其进行操作 [58] 问题: 是否看到私人投资在尤蒂卡 - 马塞勒斯地区的未来水平下降，还是需要天然气价格在2.50美元左右维持一段时间才能看到私人投资回归 - 目前尚未看到私人投资活动大幅放缓，私人投资支持的公司约占天然气领域钻机数量的40%，它们的钻探决策可能不仅仅基于井的经济效益；价格最终会影响决策，但难以预测 [62][64] 问题: 从这些效率提升中是否可以推断2020年的资本支出可能不会像预期的那么高 - 有可能，目前服务领域的通胀问题不大，效率提升仍在继续，预计完井阶段每天的数量将增加，未来仍有很大的效率提升空间 [66][67] 问题: 横向井长度是否会逐年增加，明年支撑剂强度是否会改变 - 横向井长度会逐年增加，今年平均1.1 - 1.2万英尺，未来几年将达到1.3 - 1.4万英尺；支撑剂强度可能保持在2000磅/英尺左右 [69][71] 问题: 对盆地内并购活动有何评论 - 预计盆地内将继续出现一些整合，但目前没有太多活动，可能首先会有一些私募股权支持的资产交易 [73]

业绩总结 - Antero Resources在2019年第一季度的EBITDAX为$2,037百万[19] - 2019年Antero的调整EBITDAX为1,671,299千美元[51] - 2018年所有收入为11.63亿美元，较2017年增长了约16.5%[53] - 2018年天然气、石油、乙烷和NGL销售额为10.19亿美元，较2017年增长了约12.5%[53] - 2018年生产量为989 Bcfe，较2017年增长了约20.3%[53] 用户数据 - Antero在2019年第一季度的天然气生产量为3.2 Bcf/d，预计2020年将实现10%-15%的年增长率[24] - Antero在美国的NGL生产中排名第一，天然气生产中排名第四[29] 财务状况 - Antero在2019年第一季度的净债务为$3.5亿，净债务与LTM EBITDAX比率为2.1倍[18] - Antero的净债务为566,413千美元[51] - Antero预计到2022年将实现低于2倍的杠杆率，且自由现金流将保持中性[24] - 2019年自然气的平均对冲价格为每百万英热单位3.00美元，且100%对冲[29] 资本支出与预算 - 2019年Antero的钻探和完工资本预算为13亿美元，其中840百万美元用于维护资本，460百万美元用于增长资本[38] - Antero的2019年维护资本预计为840百万美元，2020年将下降至820百万美元[38] - Antero在2019年第一季度的资本支出预计将与运营现金流持平或低于现金流[19] 市场与价格 - 2019年第一季度，Antero的C3+ NGL实现价格为每加仑$0.76，较2018年同期的$0.64增长了约18.75%[5] - 2019年第一季度，Antero的C3+ NGL价格为每桶约$34-$36，NYMEX WTI价格为每桶$61，Antero的价格约为WTI的55%-60%[5] - Antero预计2019年有50%的NGL销量将销售至国际市场，国际市场的丙烷价格在4月达到了每加仑$0.25的套利机会[8] 成本与费用 - 2018年总现金成本为7.22亿美元，较2017年增长了约8.5%[53] - 2018年运输、压缩、加工和运输费用为5.35亿美元，较2017年增长了约16.5%[53] - 2018年生产和评估税费为3500万美元，较2017年增长了约25.8%[53] - 2018年租赁运营费用为4300万美元，较2017年增长了约5.3%[53] - 2018年一般和行政费用（不包括股权基础补偿）为3700万美元，较2017年下降了约28.5%[53] 其他信息 - Antero在2014年至2019年间，已将杠杆率从3.9倍降低至2.1倍，尽管WTI油价平均下降了41%[22] - Antero在2019年第一季度的每Mcfe实现对冲收益为$0.20，净营销费用为每Mcfe($0.175)至($0.225)[11] - 2019年每股债务调整增长率为22%[29] - 2018年实现的商品衍生品收益为9700万美元，较2017年下降了约54.5%[53] - 2018年EBITDAX利润率为5.59美元，较2017年下降了约10.3%[53]

公司资产情况 - 截至2019年3月31日，公司持有约60.4万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[179] - 截至2019年3月31日，公司有1.3万亿立方英尺天然气固定价格互换合约，加权平均指数价格为每百万英热单位3.05美元[192] - 截至2019年3月31日，公司信贷安排下的借款基数为45亿美元，贷款人承贷额为25亿美元，借款5000万美元，加权平均利率3.75%，信用证余额6.87亿美元[194] - 截至2019年3月31日，信贷安排借款基数为45亿美元，贷款人承贷额为25亿美元，借款5000万美元，加权平均利率3.75%，未使用信用证6.87亿美元[240] - 截至2019年3月31日，公司流动比率为4.93:1，利息保障倍数为8.93:1[243] - 2019 - 2024年及以后，公司高级票据本金到期金额分别为0、0、10亿美元、11亿美元、7.5亿美元、0、6亿美元，总计34.5亿美元[246] - 2019 - 2024年及以后，公司高级票据利息支出分别为1.67亿美元、1.82亿美元、1.55亿美元、1.29亿美元、5100万美元、3000万美元、3000万美元，总计7.44亿美元[246] - 截至2019年3月31日，公司总合同义务为219.67亿美元，其中2019年剩余时间为13.5亿美元[246] - 截至2019年3月31日，公司商品衍生品估计公允价值为净资产4.32亿美元，2018年12月31日为6.07亿美元[267] - 截至2019年3月31日，公司商品衍生品应收款为4.36亿美元，天然气、NGL和石油生产销售应收款为3.4亿美元[269] - 截至2019年3月31日，公司有天然气互换和领子期权覆盖部分预计产量至2023年[266] - 截至2019年3月31日，公司除了运输、加工、收集和压缩服务的合同义务外，没有其他资产负债表外安排[260] 公司交易情况 - 2019年3月12日，公司在简化交易中获得2.97亿美元现金和1.584亿股中流公司普通股，交换此前持有的9887.0335万个中流合伙企业普通单位[184] - 交易前公司持有中流合伙企业约53%有限合伙人权益，交易后持有中流公司31%权益，自2019年3月13日起不再合并中流公司财务报表[185] 公司产量数据 - 2019年第一季度净产量为2790亿立方英尺当量，日均30.99亿立方英尺当量，较2018年同期增长30% [186] - 2018 - 2019年第一季度，天然气产量从158 Bcf增至199 Bcf，增幅26%[202] - 2018 - 2019年第一季度，石油产量从530 MBbl增至1017 MBbl，增幅92%[202] - 2018 - 2019年第一季度，综合日产量从2376 MMcfe/d增至3099 MMcfe/d，增幅30%[202] 公司价格与收入数据 - 2019年第一季度生产平均售价为每千立方英尺当量3.65美元，实现价格为每千立方英尺当量4.00美元[186] - 2018 - 2019年第一季度，天然气平均价格（未计衍生品结算影响）从3.14美元/Mcf涨至3.30美元/Mcf，涨幅5%[202] - 2018 - 2019年第一季度，石油平均价格（未计衍生品结算影响）从57.14美元/Bbl降至47.23美元/Bbl，降幅17%[202] - 2018 - 2019年第一季度，天然气销售从4.98亿美元增至6.57亿美元，增加1.6亿美元，增幅32%[203] - 天然气产量增加使天然气收入同比增加约1.29亿美元，价格变化使收入同比增加约0.31亿美元[203] - NGLs销售收入从2018年第一季度的2.34亿美元增至2019年第一季度的3.14亿美元，增长8000万美元，增幅34%[204] - 石油销售收入从2018年第一季度的3000万美元增至2019年第一季度的4800万美元，增长1800万美元，增幅59%[205] 公司财务指标数据 - 2019年第一季度运营现金流为5.39亿美元，净利润为9.79亿美元，调整后EBITDAX为4.43亿美元[187] - 2018年第一季度公司总运营收入为10.28101亿美元，2019年第一季度为10.37407亿美元[198][200] - 2018年第一季度公司总运营费用为8.81607亿美元，2019年第一季度为10.71114亿美元[198][200] - 2018年第一季度公司运营收入为1.46494亿美元，2019年第一季度运营亏损为0.33707亿美元[198][200] - 2018和2019年第一季度，商品套期保值分别带来2200万美元的公允价值收益和7700万美元的公允价值损失[207] - 2018年和2019年第一季度经营活动提供的净现金分别为5.42亿美元和5.39亿美元，减少254.5万美元[231][232] - 2018年和2019年第一季度投资活动使用的现金流量分别为5.64亿美元和2.05亿美元，减少3.58752亿美元[231][234] - 2018年和2019年第一季度融资活动提供的净现金流量从1700万美元增至2.85亿美元，增加2.68613亿美元[231][237] - 2018年3月至2019年3月三个月，公司调整后EBITDAX分别为488339千美元和442517千美元[257] - 2018年3月至2019年3月三个月，公司经营活动提供的净现金分别为541549千美元和539004千美元[257] 公司资本预算与支出 - 2019年勘探与生产资本预算为14 - 16亿美元，包括13 - 14.5亿美元的钻井与完井费用和7500 - 1亿美元的租赁支出[190] - 2019年第一季度资本支出约4.72亿美元，包括3.69亿美元的钻井与完井成本等[191] - 2019年勘探与生产资本预算为14 - 16亿美元，其中钻井与完井预算为13 - 14.5亿美元，租赁支出预算为7500 - 1亿美元[236] 公司费用变化情况 - 租赁运营费用从2018年第一季度的3100万美元增至2019年第一季度的4300万美元，增幅37%，主要因产量增加30%[210] - 集输、压缩、处理和运输费用从2018年第一季度的3.84亿美元增至2019年第一季度的5.35亿美元，主要因产量增加[211] - 生产和从价税从2018年第一季度的2500万美元增至2019年第一季度的3500万美元，占天然气、NGLs和石油收入的比例从3.3%增至3.4%[212] - 未探明资产减值从2018年第一季度的5100万美元增至2019年第一季度的8100万美元，主要因马塞勒斯页岩部分即将到期租约减值[214] - 一般和行政费用（不包括股权薪酬费用）从2018年第一季度的3100万美元增至2019年第一季度的4300万美元，单位成本从0.15美元/Mcfe增至0.16美元/Mcfe，增幅6%[218] - 营销业务运营亏损从2018年第一季度的4300万美元增至2019年第一季度的7200万美元，分别为0.24美元/Mcfe和0.26美元/Mcfe[226] - 所得税费用从2018年第一季度的900万美元递延税费用（有效税率10%）增至2019年第一季度的2.88亿美元递延税费用和100万美元当期税费用（有效税率22%）[227] 公司信贷与借款情况 - 2018年第一季度信贷安排净借款7500万美元，2019年第一季度净还款2.7亿美元[238] 公司商品衍生品情况 - 2019年3月31日，公司商品衍生品包括基于指数定价的固定价格互换、基差互换和领子期权[265] - 基于2019年3月31日结束的三个月生产和固定价格互换合同，天然气价格每降低0.10美元/百万英热单位、石油和NGL价格每降低1.00美元/桶，公司收入将减少约1200万美元[266] - 根据信贷安排，公司允许为未来60个月预计产量的75%进行套期保值，可对不超过72个月、估计产量的65%签订套期合同[266] - 公司有16个不同对手方的商品套期保值，其中14个是信贷安排下的贷款人[270] - 2019年3月31日商品衍生品合约公允价值约4.32亿美元，各银行对手方衍生品资产分别为：丰业银行7700万美元、摩根士丹利7400万美元、富国银行6800万美元、花旗集团5800万美元、摩根大通5700万美元、加拿大帝国商业银行4500万美元、法国巴黎银行2100万美元、蒙特利尔银行1100万美元、法国外贸银行700万美元、多伦多道明银行600万美元、太阳信托银行600万美元、第一资本银行200万美元[270] 公司风险情况 - 公司面临应收账款集中于几个天然气、NGL和石油销售大客户带来的信用风险，一般不要求客户提供抵押品[271] - 公司主要利率风险来自信贷安排下的未偿借款，信贷安排为浮动利率[272] - 2019年第一季度信贷安排的平均年化利率约为4.38%[272] - 估计2019年第一季度适用平均利率每提高1.0%，利息费用将增加约70万美元[272] 公司资产减值情况 - 2018年和2019年3月31日结束的三个月，公司未记录与已探明资产相关的减值费用[259]

公司整体财务关键指标变化 - 2018年全年，公司运营现金流为21亿美元，净亏损3.98亿美元，调整后EBITDAX为20亿美元，独立调整后EBITDAX为17亿美元；2017年运营现金流为20亿美元，净收入6.15亿美元，调整后EBITDAX为15亿美元，独立调整后EBITDAX为12亿美元[46] - 2018年公司净亏损包含商品衍生品公允价值损失8800万美元、股权薪酬非现金费用7000万美元、未探明资产减值非现金费用5.49亿美元和递延所得税非现金收益1.29亿美元[47] - 2016 - 2018年，公司投资活动使用的现金流量分别为24亿美元、25亿美元和24亿美元，2018年较2017年减少主要因合资企业投资减少9900万美元[440][441] - 2016 - 2018年，公司融资活动提供的净现金流量分别为12亿美元、4.52亿美元和2.4亿美元，2018年较2017年减少[445] - 2016 - 2018年，公司独立运营的收入分别为17.46029亿美元、36.60212亿美元和40.31065亿美元，2018年运营亏损2977.33万美元[450] - 2016 - 2018年，公司独立运营的净现金提供的经营活动现金流量分别为11.05238亿美元、18.36322亿美元和18.22855亿美元[450] - 2016 - 2018年，公司独立运营的资本支出分别为22.14334亿美元、18.49603亿美元和19.23312亿美元[450] - 2016 - 2018年，公司独立调整后的EBITDAX分别为13.84442亿美元、12.44394亿美元和17.17121亿美元[450] - 独立调整后EBITDAX从2017年的12亿美元增至2018年的17亿美元，增幅38%[455] - 2016 - 2018年公司净收入（亏损）分别为 - 848,816千美元、615,070千美元、 - 397,517千美元[454] - 2018年底，公司流动比率为4.57:1，利息覆盖率为9.23:1[461] - 2016 - 2018年未开发物业减值分别为1.63亿美元、1.60亿美元和5.49亿美元[484] 公司资本支出与预算情况 - 2018年公司总资本支出约22亿美元，2019年资本预算降至19 - 22亿美元，计划运营5台钻机和4个完井队，完成115 - 125口水平井[48][49] - 2018年油气资产总资本支出为17亿美元，与2017年持平；中游资产资本支出方面，水处理系统减少9700万美元，集输与压缩系统增加9800万美元[441] - 2019年公司合并勘探与生产资本预算降至12 - 14亿美元，不包括子公司Antero Midstream的7.5 - 8亿美元资本预算[443] 公司商品衍生品相关情况 - 2018年12月，公司变现部分天然气套期保值组合，解除68%的2019年4 - 12月掉期合约，获得2.48亿美元收益，重置70%的2020年掉期合约，获得1.22亿美元净收益[50] - 截至2018年12月31日，公司有1.5 Tcf天然气产量的固定价格掉期合约，加权平均指数价格为3.13美元/百万英热单位，还有433 Bcf天然气产量的领口期权协议和7 Bcf天然气产量的基差掉期[51] - 截至2018年12月31日，公司商品衍生品合约的估计公允价值约为6.07亿美元[52] 公司信贷与借款情况 - 截至2018年12月31日，公司高级循环信贷额度下的借款基数为45亿美元，贷款人承诺为25亿美元，借款4.05亿美元，加权平均利率为3.95%，信用证6.85亿美元[53] - 截至2018年12月31日，Antero Midstream循环信贷额度下贷款人承诺为20亿美元，借款9.9亿美元[54] - 2018年公司信贷安排净借款从2017年的9000万美元增至6.6亿美元；2018年第四季度回购并注销9144796股普通股，花费1.29亿美元[446] - 2018年底，公司信贷工具借款基数为45亿美元，贷款人承贷额为25亿美元[456] - 2018年底，公司信贷工具借款4.05亿美元，加权平均利率3.95%，信用证未结余额6.85亿美元[456] - 2017年底，公司信贷工具借款1.85亿美元，加权平均利率2.96%，信用证未结余额7.05亿美元[456] - 2018年底，中游信贷工具借款9.9亿美元，加权平均利率3.75%，无信用证未结余额[462] - 2017年底，中游信贷工具未偿余额总计5.55亿美元，加权平均利率2.81%[462] - 公司有2500万美元现金管理义务的独立循环票据，2018年12月31日有540万美元未偿还借款[475] 公司股票回购与交易情况 - 2018年10月，公司董事会授权6亿美元股票回购计划，第四季度回购910万股，花费约1.29亿美元[55] - 2018年10月9日，公司宣布简化交易，预计交易完成后Antero Midstream将成为New AM全资子公司，公司预计持有New AM约31%的普通股[56][57][58] 公司储量相关数据变化 - 2016 - 2018年已证实已开发储量天然气分别为4426、5587、6669Bcf，乙烷分别为250、268、341MMBbl，C3+ NGLs分别为151、199、259MMBbl，石油分别为13、16、20MMBbl，总等效已证实已开发储量分别为6914、8488、10389Bcfe[64] - 2016 - 2018年已证实未开发储量天然气分别为4988、5511、4756Bcf，乙烷分别为304、260、213MMBbl，C3+ NGLs分别为252、262、238MMBbl，石油分别为25、22、26MMBbl，总等效已证实未开发储量分别为8472、8773、7622Bcfe[64] - 2016 - 2018年总估计已证实储量分别为15386、17261、18011Bcfe，PV - 10分别为3676、10175、12589百万美元，标准化指标分别为3287、8627、10478百万美元[64] - 2016 - 2018年未来净现金流分别为11623、26137、30739百万美元，PV - 10分别为3676、10175、12589百万美元，所得税分别为 - 389、 - 1548、 - 2111百万美元，税后现值（标准化指标）分别为3287、8627、10478百万美元[65] - 2016 - 2018年阿巴拉契亚盆地天然气12个月平均价格分别为2.31、2.91、2.93美元/MMBtu，NGLs分别为13.58、20.40、25.05美元/Bbl，石油分别为32.63、45.35、56.62美元/Bbl[65][66][67] - 2018年已证实储量变化：年初为17261Bcfe，扩展、发现及其他增加2781Bcfe，性能修订 - 433Bcfe，5年开发计划修订 - 742Bcfe，价格修订18Bcfe，乙烷回收修订115Bcfe，产量 - 989Bcfe，年末为18011Bcfe，较上一年增长4%[69] - 2018年已证实未开发储量变化：年初为8773Bcfe，扩展、发现及其他增加2464Bcfe，性能修订 - 143Bcfe，5年开发计划修订 - 742Bcfe，价格修订7Bcfe，重新分类为已证实已开发储量 - 2531Bcfe，乙烷回收修订 - 206Bcfe，年末为7622Bcfe[70] - 2018年公司将约2531Bcfe（29%）的已证实未开发储量转化为已证实已开发储量，总资本成本约8.62亿美元，总开发支出12亿美元[71] - 2018年末已证实未开发储量未来五年估计开发成本约33亿美元，即0.44美元/Mcfe[72] - 2018年末约19400净租赁英亩（含308个与已证实未开发储量相关的位置）需续约，估计续约成本约4200万美元，相关已证实未开发储量1565Bcfe，预计约235Bcfe储量的租赁可能无法续约[73] 公司产量与价格相关数据变化 - 2016 - 2018年天然气产量从505Bcf增至710Bcf，C2乙烷从6396MBbl增至14221MBbl，C3+ NGLs从20279MBbl增至28913MBbl，石油从1873MBbl增至3265MBbl，组合产量从676Bcfe增至989Bcfe，日组合产量从1847MMcfe/d增至2709MMcfe/d[85] - 2016 - 2018年天然气平均价格从2.50美元/Mcf增至3.22美元/Mcf，C2乙烷从8.28美元/Bbl增至12.14美元/Bbl，C3+ NGLs从18.74美元/Bbl增至34.76美元/Bbl，石油从32.73美元/Bbl增至57.34美元/Bbl，组合平均销售价格（衍生品结算前）从2.60美元/Mcfe增至3.69美元/Mcfe，组合平均销售价格（衍生品结算后）从4.08美元/Mcfe降至3.60美元/Mcfe后又增至3.94美元/Mcfe[85] - 2016 - 2018年租赁运营成本从0.07美元/Mcfe增至0.14美元/Mcfe，集输、压缩、处理和运输成本从1.70美元/Mcfe增至1.81美元/Mcfe，生产和从价税从0.10美元/Mcfe增至0.12美元/Mcfe，营销净成本从0.16美元/Mcfe降至0.13美元/Mcfe后又增至0.23美元/Mcfe，折旧、损耗、摊销和增值成本从1.05美元/Mcfe降至0.85美元/Mcfe，一般和行政成本（不包括股权薪酬）从0.16美元/Mcfe降至0.13美元/Mcfe[85] 公司页岩区资产情况 - 截至2018年12月31日，公司在马塞勒斯页岩区拥有1130口总井（1002.2口净井），其中790口总水平井（778.7口净井）由公司运营，平均权益为99%；98口总水平井由其他生产商运营；242口总浅垂直井；在俄亥俄尤蒂卡页岩区拥有250口总井（200.2口净井），其中216口总水平井（200.1口净井）由公司运营，平均权益为93%；34口总水平井由其他生产商运营[87] - 截至2018年12月31日，公司有26口净水平已证实开发非生产井，86口总水平井（84.7口净井）已钻探但未完成或正在完成中[87] - 截至2018年12月31日，公司马塞勒斯页岩区开发面积为125894英亩（124492英亩净面积），未开发面积为425768英亩（361707英亩净面积）；尤蒂卡页岩区开发面积为43515英亩（39326英亩净面积），未开发面积为92922英亩（86151英亩净面积）；总面积为688099英亩（611676英亩净面积）[90] - 约57%的马塞勒斯净面积和约50%的尤蒂卡净面积由生产持有[89] - 2019 - 2021年将到期的未开发总面积分别为94305英亩、50586英亩、52553英亩，净面积分别为84814英亩、45124英亩、46420英亩[94] - 公司在马塞勒斯页岩区，一口已证实开发生产井最多可对应11个已证实未开发位置，但单井场多口已证实开发井时该比例会降低[80] - 尤蒂卡页岩区运营历史较马塞勒斯页岩区有限，待井数足够进行统计分析后预计可采用类似储量估算方法，且尤蒂卡页岩区每口已证实开发生产井仅产生4个直接邻井位置[81] - 2016 - 2018年，Marcellus开发井中高产井数量从72口（净71口）增至136口（净134口），Utica开发井高产井从35口（净35口）变为17口（净17口）[95] - 截至2018年12月31日，有86口总井（净85口）已钻探但未完成或正在完成中[95] 公司销售承诺与运输能力情况 - 2019 - 2023年公司天然气销售承诺量分别为1170000、1030000、900000、780000、690000 MMBtu/d [97] - 公司在REX有600000 MMBtu/天的天然气运输能力，在MGT有290000 MMBtu/天，在NGPL有310000 MMBtu/天，在ANR有200000 MMBtu/天[111] - 公司在TCO有总计约581000 MMBtu/天的运输合同，其中530000 MMbtu/天可用于Columbia Gulf [113] - 公司与SGG有900000 MMBtu/天的运输合同，TCO的WB系统西部方向有800000 MMBtu/天、东部方向有330000 MMBtu/天的运输能力[114] - 公司在ET Rover管道有每日80万MMBtu的天然气运输合同，2033年到期[116] - 公司在EQT有每日25万MMBtu的天然气运输合同，2022 - 2025年陆续到期[116]