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]

2020年产量数据 - 2020年天然气产量为875Bcf，C2乙烷产量为19,709MBbl，C3+ NGLs产量为48,341MBbl，石油产量为4,412MBbl，综合产量为1,310Bcfe，日综合产量为3,578MMcfe/d[72] 2020年价格数据 - 2020年天然气平均价格为2.07美元/Mcf，C2乙烷平均价格为5.77美元/Bbl，C3+ NGLs平均价格为21.68美元/Bbl，石油平均价格为25.45美元/Bbl[72] - 2020年综合平均销售价格在衍生品结算前为2.35美元/Mcfe，结算后为2.96美元/Mcfe[72] - 2020年纽约商品交易所亨利中心天然气每日现货价格在每百万英热单位1.33美元至3.14美元之间，西德克萨斯中质原油每日现货价格在每桶 - 36.98美元至63.27美元之间[171] 2020年成本数据 - 2020年租赁运营平均成本为0.08美元/Mcfe，集输、压缩、处理和运输平均成本为1.93美元/Mcfe，生产和从价税平均成本为0.08美元/Mcfe，营销净平均成本为0.12美元/Mcfe，折旧、损耗、摊销和增值平均成本为0.66美元/Mcfe，一般和行政（不包括股权薪酬）平均成本为0.08美元/Mcfe[72] 阿巴拉契亚盆地资产数据 - 截至2020年12月31日，公司在阿巴拉契亚盆地拥有已开发总面积219,997英亩，净面积213,817英亩，未开发总面积362,333英亩，净面积301,067英亩，总面积582,330英亩，净面积514,884英亩[75] - 截至2020年12月31日，阿巴拉契亚盆地有1,516口毛生产井，1,462口净生产井[77] - 截至2020年12月31日，Antero Midstream在阿巴拉契亚盆地拥有并运营468英里的天然气集输管道和20个压缩机站，公司还使用16个第三方压缩机站[81] - 截至2020年12月31日，Antero Midstream可储存570万桶淡水，拥有203英里地下淡水管道和134英里便携式地表淡水管道及37个淡水储存设施[97][100] - 截至2020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[228] 开发与勘探井数据 - 2018 - 2020年开发井中，2018年有153口毛生产井、151口净生产井，2019年有123口毛生产井、122口净生产井，2020年有106口毛生产井、104口净生产井；2018 - 2019年勘探井中，2018年有10口毛生产井、10口净生产井，2019年有8口毛生产井、8口净生产井[79] Antero Midstream花费数据 - 2019年和2020年，Antero Midstream分别花费约3.16亿美元和1.58亿美元用于服务公司生产的天然气集输和压缩基础设施[80] 管道处理与容量数据 - 公司与MarkWest签订合同，为阿巴拉契亚盆地生产提供低温处理能力，总铭牌处理能力为3,600MMcf/d，合同处理能力为3,400MMcf/d[85] - 公司TCO管道的固定容量将从2021年3月31日的约58.4万MMBtu/日降至47.4万MMBtu/日，其中53万MMBtu/日可用于Columbia Gulf管道[89] - 公司SGG管道的固定容量为90万MMBtu/日，TCO管道西向固定容量为80万MMBtu/日，东向为33万MMBtu/日[89] - 公司Tennessee管道固定容量为79万MMBtu/日，ANR - Gulf管道为60万MMBtu/日，ET Rover管道为84万MMBtu/日，EQT管道为25万MMBtu/日[89] - 公司AGS管道固定容量为27.5万MMBtu/日，MXP管道为70万MMBtu/日，ATEX管道乙烷运输固定容量为2万桶/日[91] - 公司Mariner East 2管道乙烷固定容量为1.15万桶/日，丙烷和丁烷初始固定容量为5.5万桶/日，2022年起每年增加0.5万桶/日，最终达6.5万桶/日[92] 固定销售承诺数据 - 2021 - 2025年公司天然气、乙烷、C3 + NGLs和凝析油的固定销售承诺分别为（MMBtu/d或Bbl/day）：2021年（90万、5.15万、5.2295万、2.8万）；2022年（78万、10.65万、2.3万、—）；2023年（69万、10.15万、0.5万、—）；2024年（60万、9.65万、0.5万、—）；2025年（60万、8.55万、0.5万、—）[95] 主要客户销售占比数据 - 2018 - 2020年公司主要客户销售占比：2018年Mercuria Energy America, Inc.为14%，Tenaska Marketing Ventures为13%；2019年Sabine Pass Liquefaction LLC为16%，WGL Midstream为15%；2020年Sabine Pass Liquefaction LLC为11%，WGL Midstream为11%[105] 预计未使用运输能力成本数据 - 公司预计2021年因未使用运输能力可能产生的年度净营销成本为每Mcfe 0.08 - 0.10美元[93] - 假设2021年产量与2020年持平，公司预计2021年未使用运输能力的年度净营销成本为每千立方英尺当量0.08美元至0.10美元[240] 法规监管相关数据 - 公司油气业务受广泛且多变的法律法规监管，合规成本增加，影响盈利能力[108] - FERC可对违反NGA和NGPA的行为处以最高每天约130万美元的民事罚款[117] - 上一日历年批发销售超过220万MMBtu物理天然气的主体需每年5月1日报告上一年度批发购买或销售的天然气总量[118] - 违反FTC关于石油行业市场操纵的法规，每天每次违规面临最高约120万美元的民事罚款（每年根据通胀调整）[120] - 公司天然气运输和销售受FERC、州监管机构等监管，影响天然气营销和收入[111][114][115] - 公司天然气收集设施分类和监管可能因FERC、法院或国会未来决定而改变[112] - 公司销售天然气、NGLs和油的价格大多不受联邦和州监管，但运输成本受相关法规影响[115] - 公司需遵守反市场操纵法律和相关法规，违规将面临罚款、处罚和第三方索赔[116] - 公司运营受众多环境和职业安全健康法规约束，违规会导致重大处罚[123] - 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[125] - CWA和类似州法律对公司废水排放、疏浚和填充活动等进行限制，违规会面临处罚[131] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb [132] - 2015年12月，EPA最终确定规则，将新源纳入温室气体监测和报告规则范围 [135] - 2016年6月，EPA最终确定新法规，为新的和改造的石油和天然气生产及天然气加工和传输设施制定甲烷和挥发性有机化合物排放标准 [136] - 2020年9月，EPA最终确定对2016年标准的修正案，将传输和存储部分从石油和天然气源类别中移除，并撤销生产和加工设施的甲烷特定要求 [136] - 2021年1月27日，拜登签署行政命令，要求对气候变化采取实质性行动 [146] - 2014年2月，EPA发布关于在水力压裂作业中井下使用柴油燃料的行业许可指南 [151] - 2016年6月，EPA最终确定规则，禁止将水力压裂作业的废水排放到公共污水处理厂 [151] - 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》[157] - 美国监管机构于2019年11月通过最终规则，部分金融机构需从2022年1月1日起遵守新的SA - CCR规则，可能增加场外衍生品市场参与者的资本要求[236] 环保相关数据 - 公司甲烷泄漏损失率在2019年为0.046%，远低于行业目标1% [142] - 公司安装的蒸汽燃烧器可将甲烷排放量减少98% [138] - 2020年公司设施LDAR检查频率是法规要求的两倍 [143] 员工数据 - 截至2020年12月31日，公司有522名全职员工，其中行政、财务等部门41人，信息技术部门22人，地质部门14人，生产运营部门214人，中游和水部门140人，土地部门51人，会计和内部审计部门40人[159] - 公司在过去15年多未提高员工医疗保险保费[160] 资产减值与套期保值数据 - 2019年公司确认了总计13亿美元的资产减值费用[174] - 截至2020年12月31日，公司已签订到2023年12月31日约1.2万亿立方英尺当量的预计天然气产量的远期互换合约，以及到2024年12月31日约730亿立方英尺当量的基差互换合约[177] - 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，其中2020年有900万美元来自某些在合约结算日期之前变现的天然气套期保值[177] - 假设2021年的产量与2020年相同，公司2021年约92%的产量将通过远期互换或基差互换进行套期保值[178] - 2020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方面净支付约1900万美元[178] 环境合规支出数据 - 2020年公司在遵守环境法律或环境修复事项方面没有重大资本或其他非经常性支出，预计2021年此类支出也不会重大[158] 储量与开发资金数据 - 截至2020年12月31日，公司33%的总估计已探明储量被归类为已探明未开发储量，约5.8 Tcfe的已探明未开发储量未来五年需约15亿美元开发资金[185] - 公司约58%的净租赁土地未开发，相关已探明未开发储量为913 Bcfe，且约25%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[193][194] 市场与运营风险数据 - 新冠疫情致天然气、NGLs和石油需求显著下降，供需失衡及经济复苏不确定性造成市场极端波动，商品价格大幅下跌[183] - 供需失衡使行业面临NGL产品和石油存储容量限制，若无法销售或安排存储，公司可能临时停产、推迟或取消钻探计划，或低价出售产品[183] - 储量估计依赖诸多假设，不准确的假设或解释会影响储量数量和现值，公司会根据生产历史等因素调整储量估计[186][187] - 公司计算已探明储量折现未来净现金流的标准化指标基于SEC要求，与当前市场价值不同，实际未来净现金流受多种因素影响[191] - 钻探和生产油气是高风险活动，受多种不可控因素影响，如价格下跌、监管要求、地质问题、设备故障等[195][197][199] - 市场条件或运营障碍，如运输安排或基础设施不足，可能阻碍公司进入市场或延迟生产，影响产品销售价格[202][203] - 公司依赖Antero Midstream和第三方管道、设施及运输服务，中断服务可能导致生产和销售延迟，影响业务和财务状况[206] - 公司生产依赖充足水源及合理成本的水和废物处理设施，无法获取水或处理废物可能影响财务状况和现金流[207] - 公司可能因投资物业的产权缺陷而遭受损失，阿巴拉契亚盆地的租约尤其易受产权缺陷影响[212] - 对ESG事项和保护措施的关注增加，可能导致公司成本增加、产品需求减少、利润降低等[213] - 公司油气勘探和生产活动面临多种运营风险，且可能未对所有风险进行保险或保险不足[216] - 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困难[219] - 公司未来成功取决于能否确定最佳业务战略，否则财务状况可能受不利影响[222] - 公司进行的收购、处置和其他战略交易存在多种固有风险，可能对财务状况产生重大不利影响[223] - 疫情可能导致公司业务和运营计划中断，对业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[224] 潜在水平井位置数据 - 截至2020年12月31日，公司有2133个已确定的潜在水平井位置，位于已探明、可能和潜在储量区[210] 财务相关数据 - 截至2020年12月31日，公司商品净衍生品合约的估计公允价值约为2200万美元，包括各银行交易对手的净衍生品资产[232] - 截至2020年12月31日，公司因销售天然气、NGLs和石油产生的应收账款为3.8亿美元，最大客户占产品收入约11%[237] - 截至2020年12月31日，公司具有最低产量承诺的长期合同义务在合同期内总计超过127亿美元[239] 协议限制数据 - 公司与Antero Midstream的天然气收集和压缩协议，使公司在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州使用其他运营商的能力受限[241] - 公司与Antero Midstream的水服务协议，使公司在俄亥俄州和西弗吉尼亚州指定区域及未来运营区域使用其他水服务提供商的能力受限[242] 公司章程与细则数据 - 公司公司章程规定，章程的修订或废除需经持有至少三分之二有表决权的已发行普通股股东的赞成票[254] - 公司细则规定，细则可由董事会或经持有至少三分之二有表决权的已发行普通股股东的赞成票进行修改或废除[254] 公司选择与股东利益冲突数据 - 公司已选择不受《特拉华州一般公司法》第203条规定的约束，但未来不排除通过修订公司章程受其约束[256] - 公司的Sponsors在Antero Midstream和公司均持有大量普通股，可能与其他股东产生利益冲突[257] 投资活动现金流与资本预算数据 - 2020年公司用于钻探、完井和土地支出的投资活动现金流约为8.71亿美元[263] - 公司董事会批准2021年净资本预算为6.35亿美元，其中5.9亿美元用于钻探和完井，4500万美元用于租赁支出[263]

财务数据和关键指标变化 - 公司已完成7.51亿美元资产出售，自2019年第四季度资产出售计划开始以来，已减少约6.2亿美元债务 [7] - 第三季度实际井成本平均每横向英尺640美元，按1.2万英尺横向标准化后为每英尺675美元，比2020年初井成本目标低17% [8] - 预计2020年下半年基于当前期货价格产生约1.75 - 2亿美元自由现金流 [16] - 第三季度EBITDAX为2.72亿美元，自由现金流为8800万美元（不包括2900万美元对冲变现） [27] - 截至2020年底，公司流动性预计近14亿美元，足以应对2021年和2022年到期债务 [26] - 总债务已降至32亿美元以下，预计年底降至30亿美元，季度末债务与LTM EBITDAX之比为3.2倍 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第三季度投产27口马塞勒斯井，平均横向长度1.19万英尺，其中15口井有60天生产历史，平均日产2400万立方英尺当量 [9] - 预计2020年天然气产量较2019年减少约60亿立方英尺/日，2021年产量将比2019年峰值低70亿立方英尺/日 [23] NGL业务 - 第三季度C3 +产量为14.6万桶/日，C3 +价格每桶变动5美元（每加仑0.12美元），将对现金流产生2.25亿美元影响 [23] - 自年初以来，美国NGL供应预测下降110万桶/日，预计需要3 - 4年才能恢复到疫情前水平 [17] 各个市场数据和关键指标变化 天然气市场 - 阿巴拉契亚地区基差差异扩大，近期区域价格较NYMEX低1.5美元 [13] - 预计12月美国LNG出口量将增至100亿立方英尺/日以上，高于疫情前水平 [24] NGL市场 - 美国墨西哥湾沿岸LPG出口产能预计过剩，美国Mont Belvieu价格将与国际市场紧密挂钩 [18] - 2020年Mont Belvieu C3 +价格和丙烷价格表现优于WTI和布伦特原油 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续监测资产出售市场，如有额外收益将用于进一步减少债务 [7] - 计划优化钻井和完井作业，降低成本，实现低维护资本预算，2021年维护资本预算为5.8亿美元 [30] - 专注于产生自由现金流，降低杠杆，长期目标是将总债务降至20亿美元以下，杠杆率降至2倍以下 [35] - 公司拥有优质的固定运输组合，可提供稳定的现金流和价格优势，未来将优化该组合以降低成本 [10] - 作为美国第二大NGL生产商和第三大天然气生产商，公司将受益于NGL和天然气价格上涨 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业钻机数量和完井规模大幅下降，预计将导致天然气和NGL供应进一步减少，2021年天然气市场可能供不应求 [23] - 全球市场动态对NGL价格在短期内至少是有利的，预计未来NGL价格将上涨 [21] - 公司对NGL和天然气价格前景持乐观态度，将受益于价格上涨带来的现金流增加 [23] 其他重要信息 - 公司发布了10月份的年度企业可持续发展报告，展示了卓越的环境、社会和治理（ESG）表现 [28] - 公司设定了2025年环境目标，包括将甲烷泄漏率降低50%，将温室气体强度降低10%，并努力实现净零碳排放 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司在债务偿还方面有哪些策略，是否会考虑进一步资产出售、VPTs或钻井合作？ - 公司会考虑所有这些策略，但会根据商品价格和市场情况进行选择，目前不确定是否会进行进一步资产出售 [33] 问题2: 如果天然气价格保持强劲，公司是否会考虑明年增加活动以利用高价？ - 公司专注于产生自由现金流，预计宣布明年的维护水平资本预算，以最大化自由现金流并降低杠杆 [35] 问题3: 公司是否会考虑长期重新激活增长，以匹配或增长到固定运输组合？ - 固定运输组合会随着维护资本减少而缩小，公司不觉得有必要通过钻井来增长，可能会通过运输组合来实现 [38] 问题4: 释放部分固定运输能力对2021年天然气销售和运输费用有何影响？ - 对净收益没有负面影响，净营销费用会受到影响，但基础运输费用不受影响 [40] 问题5: 页岩裂解装置何时开始投产，对公司乙烷产量有何影响？ - 该项目目前约完成70%，预计2022年及以后投产，对公司整体影响不大，但会显著增加乙烷产量 [44] 问题6: 固定运输价值提高，是否有机会利用过剩的固定运输能力来降低净营销费用？ - 有需求，公司每天购买大量第三方天然气并通过管道运输，以赚取差价，还会季节性释放部分固定运输能力 [47] 问题7: 公司何时会采用区域砂，对井成本有何影响？ - 公司已转向使用来自密苏里州的砂，节省了成本，未来采用区域砂可能会进一步降低井成本，每英尺可降低20 - 30美元 [49] 问题8: 全球LPG价格近期有所下降，如何看待第二波疫情对价格的影响？ - 如果出现第二波疫情，炼油厂开工率可能下降，LPG供应减少，而住宅和商业需求可能增加，NGL价格相对较重质烃类将表现更好 [51] 问题9: 公司天然气混合比例从2019年的70%降至本季度的65%，未来趋势如何？ - 这主要是由于钻井位置和对商品价格的判断，未来几年天然气比例可能降至60% [54] 问题10: 公司是否会考虑进行并购？ - 公司会持续关注并购机会，但目前不确定是否会参与 [56] 问题11: 2020年公司天然气产量目标是多少，第三季度产量较高的原因是什么，第四季度产量是否会下降？ - 2020年净产量目标为34.5亿立方英尺/日，第三季度产量高是因为井的结果和开发计划超出预期，第四季度产量预计保持平稳 [58] 问题12: 公司如何看待下一次借款基础重新确定，临时对冲到期后情况如何？ - 由于商品价格上涨，预计春季借款基础会提高，目前没有问题 [63] 问题13: 公司如何考虑通过额外的可转债或普通股市场进行去杠杆化？ - 公司会继续观察资产市场，如果有好的价值会采取行动，目前会利用商品价格上涨带来的现金流偿还债务 [65] 问题14: 公司如何看待未来乙烷实现情况？ - 大部分乙烷将在区域内消费，交易将基于天然气指数，随着新项目上线，与天然气挂钩的投资组合交易比例将增加 [67]

业绩总结 - Antero已完成751百万美元的资产销售和288百万美元的再融资，以应对债务到期和降低杠杆[5] - Antero的流动性足以偿还2021年11月和2022年12月到期的债务[26] - 2020年下半年预计自由现金流中点为1.75亿至2亿美元[27] - 2020年第三季度实现的应计付款为1.02亿美元，其中5100万美元基于达到的交易量阈值获得[27] - 自2019年第四季度以来，筹集的资本从1亿美元增加至10亿美元，增加了938百万美元[30] - 总债务减少至6.2亿美元，增加了6.2亿美元[30] 用户数据 - Antero的NGL价格从2020年第二季度的15美元/桶上涨至25美元/桶，显示出强劲的市场需求[21] - 2020年天然气价格（2021年期货）从2.49美元/百万英热单位上升至3.11美元/百万英热单位，增加了25%[30] - C3+ NGL价格（2020年下半年期货）从每桶约15美元上升至约25美元，增加了67%[30] - AR股票价格从0.67美元上升至3.48美元，增加了419%[30] 市场展望 - 自2020年3月6日以来，美国钻井平台总数减少了496个，降幅约为65%[22] - 美国天然气供应预计从2019年的93 Bcf/d减少到2021年的87 Bcf/d，减少6 Bcf/d[21] - 美国NGL生产预计在2021年将下降100万桶/天，主要受与页岩油相关的天然气和NGL供应下降的驱动[21] - 预计到2021年，因油价下跌，U.S. NGL供应将受到显著影响，65%的NGL供应来自页岩油田[13] 新产品与技术研发 - Antero的固定运输承诺预计到2024年底将减少超过800百万立方英尺/天，年化净营销费用将减少约1亿美元[7] - Antero已正式通知释放2021年生效的300百万立方英尺/天的固定运输承诺，并预计在续约日期继续释放多余的产能[8] - Antero的固定运输组合提供价格稳定性、生产流动性和相对于阿巴拉契亚同行的溢价定价[9] 资本支出与自由现金流 - 2020年AR资本支出为7.5亿美元，较2019年减少4亿美元[30] - 自由现金流是公司内部资金活动和服务或承担额外债务能力的有用指标[34] - 2020年自由现金流的目标基于当前的期货价格[33]

资产持有情况 - 截至2020年9月30日，公司持有约52.2万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[192] 业务收入占比 - 2020年前九个月和2019年全年，石油销售均约占公司总收入的4%[197] 价格指标 - 2020年9月，亨利枢纽天然气基准价格平均为2.58美元/千立方英尺；10月，C5基准价格在0.85 - 0.95美元/加仑[197] - 2020年第三季度，凝析油与WTI的差价约为15美元/桶，公司预计2020年全年实现的油价差价将处于10 - 12美元/桶区间的高端[201] - 2019 - 2020年天然气平均价格（衍生品结算前）从2.50美元/Mcf降至1.93美元/Mcf，降幅23% [238] - 2019 - 2020年石油平均价格（衍生品结算前）从46.86美元/Bbl降至25.07美元/Bbl，降幅47% [238] - 2019 - 2020年综合加权平均价格（衍生品结算后）从3.13美元/Mcfe降至2.92美元/Mcfe，降幅7% [238] 销售对冲情况 - 公司已通过固定价格合约对冲2020年剩余时间内13亿立方英尺/日天然气的销售，加权平均价格为2.84美元/百万英热单位[198] 业务运输与溢价情况 - 2020年第三季度，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比蒙特贝尔维尤定价每加仑高0.04美元的溢价[200] 资本预算与成本 - 2020年4月，公司宣布将2020年钻井和完井资本预算削减34%；第三季度，平均井成本为每侧长英尺640美元，按12000英尺侧长归一化后为每英尺675美元，预计第四季度平均井成本为每英尺675美元[205] - 2020年修订的钻探和完井资本预算为7.5亿美元[225] - 2020年钻探和完井资本预算从11.5亿美元降至7.5亿美元[314] 信贷工具情况 - 2020年10月，公司信贷工具的借款基数经半年期重新确定后维持在28.5亿美元，贷款人承诺也保持在26.4亿美元不变[207] - 2020年10月信贷工具的借款基数确认为28.5亿美元，贷款人承诺为26.4亿美元，下次重新确定时间为2021年4月[317] - 2019年12月31日，信贷工具借款为5.52亿美元，加权平均利率为3.28%，未偿还信用证为6.23亿美元；2020年9月30日，借款为8.27亿美元，未偿还信用证为7.3亿美元，九个月平均年化利率约为3.28%[318] 资产出售与交易 - 自2019年12月以来，公司已宣布7.51亿美元的资产出售计划，包括高达5100万美元的或有对价，所得款项用于绝对债务削减[209] - 2020年8月10日，公司完成一项产量支付交易，获得约2.15亿美元净收益，将在西弗吉尼亚州干气生产资产上相当于1.36589亿百万英热单位的超额特许权使用费权益转让给J.P.摩根风险能源公司[210] - 2020年6月15日公司与Sixth Street Partners完成交易，Sixth Street初始出资3亿美元现金，若达到生产目标将再出资最高1.02亿美元[213] ORRIs构成 - ORRIs包括1.25%的Initial PDP Override、3.75%的Development Override和2.00%的Incremental Override [214][215] 生产门槛与现金分配 - 截至2020年9月30日，公司达到2020年第三季度生产门槛，有权在第四季度获得5100万美元现金分配[213] 产量与价格指标变化（季度） - 2020年第三季度净产量3470亿立方英尺当量，日均37.72亿立方英尺当量，较2019年同期增长12%；平均售价2.30美元/千立方英尺当量，较2019年同期的2.74美元/千立方英尺当量下降；平均实现价格2.92美元/千立方英尺当量，较2019年同期下降7% [217] 产量与价格指标变化（前三季度） - 2020年前三季度净产量9740亿立方英尺当量，日均35.54亿立方英尺当量，较2019年同期增长10%；平均售价2.15美元/千立方英尺当量，较2019年同期的3.15美元/千立方英尺当量下降；平均实现价格2.91美元/千立方英尺当量，较2019年同期下降15% [221] 现金流、亏损与调整后EBITDAX（季度） - 2020年第三季度运营现金流1.76亿美元，净亏损5.36亿美元，调整后EBITDAX为2.72亿美元；2019年同期运营现金流1.98亿美元，净亏损8.79亿美元，调整后EBITDAX为2.58亿美元，调整后EBITDAX增长6% [218][220] 现金流、亏损与调整后EBITDAX（前三季度） - 2020年前三季度运营现金流4.93亿美元，净亏损13亿美元，调整后EBITDAX为7.03亿美元；2019年同期运营现金流9.56亿美元，净收入1.42亿美元，调整后EBITDAX为9.52亿美元，调整后EBITDAX下降26% [222][224] 资本支出变化 - 2020年第三季度资本支出约1.51亿美元，较2019年同期的2.92亿美元减少48%；2020年前三季度资本支出约7.26亿美元，较2019年同期的11亿美元减少30% [226][228] 套期保值合约公允价值 - 截至2020年9月30日，公司有多项套期保值合约，商品衍生品合约的估计公允价值为净负债约1.3亿美元[230][231][233] 营收、费用与亏损对比（季度） - 2019年第三季度公司总营收为1118881美元，2020年同期为380591美元[236][237] - 2019年第三季度公司总运营费用为2104759美元，2020年同期为1134700美元[236][237] - 2019年第三季度公司运营亏损为985878美元，2020年同期为754109美元[236][237] 产量与价格变化（年度对比） - 2019 - 2020年天然气产量从210Bcf增至226Bcf，增幅8% [238] - 2019 - 2020年石油产量从865MBbl增至1367MBbl，增幅58% [238] - 2019 - 2020年租赁运营平均成本从0.12美元/Mcfe降至0.06美元/Mcfe，降幅50% [238] - 2019 - 2020年营销净平均成本从0.20美元/Mcfe降至0.11美元/Mcfe，降幅45% [238] 销售收入变化（季度） - 天然气销售收入从2019年三季度的5.24亿美元降至2020年三季度的4.36亿美元，减少8800万美元，降幅17%[239] - NGLs销售收入从2019年三季度的2.85亿美元增至2020年三季度的3.27亿美元，增加4200万美元，增幅15%[240] - 石油销售收入从2019年三季度的4100万美元降至2020年三季度的3400万美元，减少700万美元，降幅16%[242] 商品套期保值收益变化（季度） - 2019和2020年三季度商品套期保值分别产生2.21亿美元收益和5.15亿美元损失[243] 各项费用变化（季度） - 租赁运营费用从2019年三季度的3600万美元降至2020年三季度的2100万美元，减少1500万美元，降幅40%[247] - 集输、压缩、处理和运输费用从2019年三季度的6.04亿美元增至2020年三季度的6.57亿美元，增加5300万美元，增幅9%[248] - 2019年三季度油气资产减值8.81亿美元，2020年三季度减值2900万美元[250][251] - 一般及行政费用（不包括股权薪酬费用）从2019年三季度的3200万美元降至2020年三季度的2600万美元，减少600万美元，降幅19%[254] - 营销业务运营亏损从2019年三季度的6200万美元降至2020年三季度的3700万美元[258] - 所得税收益从2019年三季度的2.73亿美元降至2020年三季度的1.69亿美元，有效税率从24%降至23%[263] 销售收入变化（前九个月） - 2019年前九个月天然气销售收入为1735086美元，2020年同期为1214801美元，同比下降约30%[266][267] - 2019年前九个月天然气凝析液销售收入为902606美元，2020年同期为797296美元，同比下降约12%[266][267] - 2019年前九个月石油销售收入为137675美元，2020年同期为78233美元，同比下降约43%[266][267] 商品衍生品公允价值收益变化（前九个月） - 2019年前九个月商品衍生品公允价值收益为471847美元，2020年同期为损失116933美元[266][267] 运营费用、亏损等变化（前九个月） - 2019年前九个月总运营费用为4375541美元，2020年同期为3281205美元，同比下降约25%[266][267] - 2019年前九个月运营亏损为919589美元，2020年同期为1098598美元，同比扩大约19%[266][267] - 2019年前九个月未合并附属公司权益收益亏损为90193美元，2020年同期为83408美元，亏损有所收窄[266][267] - 2019年前九个月营销收入为200911美元，2020年同期为201855美元，同比微增约0.5%[266][267] - 2019年前九个月中游资产减值为14782美元，2020年同期无减值数据体现[266] - 2019年前九个月油气资产减值为1253712美元，2020年同期为155962美元，同比下降约88%[266][267] 产量与收入变化（九个月对比） - 2019年9月30日至2020年9月30日九个月，天然气产量从617Bcf增至649Bcf，增幅5%；C2乙烷从11,536MBbl增至14,686MBbl，增幅27%；C3+ NGLs从29,842MBbl增至36,167MBbl，增幅21%；石油从2,823MBbl增至3,308MBbl，增幅17%[269] - 2019年9月30日至2020年9月30日九个月，天然气收入从17亿美元降至12亿美元，降幅30%；NGLs收入从9.03亿美元降至7.97亿美元，降幅12%；石油收入从1.38亿美元降至0.78亿美元，降幅43%[270][271][274] 商品衍生品相关收益变化（九个月） - 2019年和2020年9月30日止九个月，商品衍生品现金结算收益分别为2.62亿美元和7.59亿美元，商品套期保值衍生品公允价值收益分别为4.72亿美元和亏损1.17亿美元[275] VPP相关递延收入摊销 - 2020年9月30日止九个月，VPP相关递延收入摊销500万美元，约合每MMBtu 1.61美元[277] 其他收入变化 - 2019年和2020年9月30日止九个月，其他收入分别为300万美元和200万美元[278] 各项费用变化（九个月对比） - 2019年9月30日至2020年9月30日九个月，租赁运营费用从1.19亿美元降至0.72亿美元，降幅39%[279] - 2019年9月30日至2020年9月30日九个月，集输、压缩、处理和运输费用从16亿美元增至19亿美元，增幅18%[280] - 2019年9月30日至2020年9月30日九个月，生产和从价税费用从9600万美元降至7200万美元，降幅25%[281] - 2019年和2020年9月30日止九个月，油气资产减值分别为12.54亿美元和1.56亿美元[282][283] - 2019年9月30日至2020年9月30日九个月，一般及行政费用（不包括股权薪酬费用）从1.27亿美元降至0.84亿美元，降幅34%[285] - 营销净费用从2019年前九个月的2.08亿美元降至2020年前九个月的1.33亿美元，每千立方英尺当量成本从0.24美元降至0.14美元[289] - 营销收入在2019年和2020年前九个月分别为2.01亿美元和2.02亿美元，基本持平[289] - 营销费用从2019年前九个月的4.09亿美元降至2020年前九个月的3.35亿美元，减少7400万美元，降幅18%[290] 部门收入变化 - Antero Midstream Corporation部门收入从2019年前九个月的5.54亿美元增至2020年前九个月的6.97亿美元，增加1.43亿美元，增幅26%[294] 股权投资减值 - 2020年3月31日，公司对Antero Midstream Corporation的股权投资计提减值6.11亿美元[295] 合并利息费用变化 - 合并利息费用从2019年前九个月的1.74亿美元降至2020年前九个月的1.53亿美元，减少2100万美元，降幅12%[297] 股票与债务回购 - 2020年前九个月公司回购并注销28193237

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]