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]