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]

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]