企业价值与现金流 - 企业价值为127亿美元[7] - 预计2022-2026年自由现金流超过100亿美元[7] - 2022年自由现金流预计为25亿美元以上[11] - 目标到2026年实现超过100亿美元的自由现金流，超过当前市场价值的90%[17] - 2022年预计自由现金流收益率为23%，在阿巴拉契亚同行中最高[18] 生产与业绩 - 2022年第一季度天然气生产约为2.3 BCF/d[8] - 2022年第一季度液体总生产增加215%，达到137 MBbl/d[11] - 2022年净天然气生产预计为每日2.2至2.25亿立方英尺（Bcf/d）[41] - 2022年净液体生产预计为每日175,000至185,000桶（Bbl/d）[41] - 2022年液体生产指导为200 MBbl/d，预计在阿巴拉契亚同行中排名第一[26] 财务状况 - 2022年第一季度净债务为41.17亿美元，杠杆比率为3.5x[11] - 预计2022年下半年杠杆比率将降至0.5x以下[15] - 2022年D&C资本支出预计为6.75亿至7亿美元[41] - 2022年现金生产费用预计为每千立方英尺2.25至2.35美元[41] - 2022年3月31日的总债务为1,959,944千美元，较2014年12月31日的4,362,550千美元减少了55.1%[57] 市场与价格展望 - 2022年天然气价格预计在4.00美元/MMBtu以上，存储盈余将导致价格下跌[27] - 预计2022年天然气实现价格相对于NYMEX的溢价为每千立方英尺0.15至0.25美元[41] - 预计2022年油实现价格相对于WTI的差异为每桶（Bbl）-7.00至-9.00美元[41] - 预计2022年NYMEX亨利中心天然气价格预计为每百万英热单位（MMBtu）6.40美元[42] - 预计中国PDH利用率将在重新开放后反弹，支持LPG价格[35] 资源与库存 - 公司持有约1550个未开发的优质核心马塞勒斯库存[23] - 2022年和2023年总生产的对冲比例分别为100%和80%[19][20] - 2022年平均操作钻机数量为3台，完井队数量为2队[41] - 预计2022年完成的井数为60至65口，钻探的井数为70至80口[41] 可持续性与ESG - 预计到2025年实现净零范围1温室气体排放目标[3] - 公司在ESG评分中排名前五，显示出行业领先的可持续性指标[38]

业绩总结 - 企业价值为131亿美元[7] - 预计2022年自由现金流为8.5亿美元[6] - 2022年第一季度调整后的EBITDAX为25亿美元[6] - 2022年第一季度天然气生产约为2.3 BCF/d[8] - 2022年天然气净生产预计为2.2至2.25 Bcf/d，液体净生产预计为175,000至185,000 Bbl/d[50] - 2022年液体生产指导为200 MBbl/d，预计将达到120%的产量[31] 用户数据 - 2021年天然气和NGL的生产排名分别为美国第五和第二[7] - 公司在2022年液体生产中，C2+ NGL和油的生产量为180 MBbl/d，处于同行中最高水平[31] - 公司在阿巴拉契亚地区是最大的C3+生产商，具有较强的国际市场曝光率[68] 财务状况 - 2022年第一季度净债务为19.6亿美元，杠杆比率为1.1倍[16] - 自2019年底以来，净债务减少了18亿美元[17] - 截至2022年第一季度，公司拥有约26 Bcf/d的LNG运输能力，11 Bcf/d已投入使用[30] - 2022年资本支出预计为675至700百万美元，土地资本支出预计为65至75百万美元[50] - 2022年天然气生产费用预计为每Mcfe 2.25至2.35美元[50] 未来展望 - 预计2022-2026年自由现金流超过100亿美元[7] - 公司目标在2026年前实现100亿美元的自由现金流，超过当前市场价值的90%[19] - 预计2022年自由现金流目标为市场价值的20%[25] - 预计到2025年实现净零范围1温室气体排放目标[3] 新产品和新技术研发 - 公司在2021年实现了76%的气动设备替换，致力于减少温室气体排放[38] - 自2005年以来，美国二氧化碳排放量减少了23%[42] 负面信息 - 2022年3月31日的净收入和综合损失为-327,819美元，显示出公司在该期间的财务挑战[75] - 自由现金流在2014年为-3,091,529美元，显示出公司在当年面临的资金压力[76] 其他新策略和有价值的信息 - 截至2022年第二季度，公司100%的总生产和天然气生产已对冲[22] - 调整后EBITDAX的计算中，剔除了利息支出、税收和非经常性项目等，帮助投资者更好地评估公司的运营表现[70] - 自由现金流的定义为经营活动提供的净现金减去钻探和完成资本支出，反映了公司内部资金的可用性[72]

业绩总结 - Antero预计2022年第一季度净天然气产量为2.2至2.25 Bcf/d，液体产量为175,000至185,000 Bbl/d[22] - 2022年年净产量预计为3.2至3.3 Bcfe/d，2022-2026年预计为3.3至3.5 Bcfe/d[24] - 2022年调整后的EBITDAX为1,804,694美元，较2014年为1,161,767美元[31] - 自由现金流为负3,091,529美元，经营活动提供的现金为998,121美元[32] 用户数据与市场预期 - 2022年预计天然气价格为每MMBtu $6.40，WTI油价为每桶$99.00[23] - Antero预计2022年自由现金流收益率为约25%，在阿巴拉契亚同行中最高[17] - 2022年，Antero的天然气实现价格预计将比NYMEX高出$0.15至$0.25[22] 资本支出与债务管理 - 2022年资本支出计划为$675百万至$700百万[22] - 2022年净债务为$2.2亿，显示出显著的债务减少[14] - 2022年总债务为1,959,944美元，净债务为1,959,944美元[33] 钻探与完井计划 - 2022年预计钻井数量为70至80口，2022-2026年预计为300至340口[24] - 2022年预计完井数量为60至65口，2022-2026年预计为280至320口[24] - 2022年预计将完成60至65口井的钻探，钻探70至80口井[22] 成本与费用 - 2022年现金生产费用预计为每Mcfe $2.25至$2.35，净营销费用为每Mcfe $0.06至$0.08[22] - 2022年现金生产及净营销费用预计为每Mcfe $2.31至$2.43，2022-2026年预计为每Mcfe $2.25至$2.35[24] - 2022年管理费用（不包括股权基础补偿）预计为每Mcfe $0.10至$0.12[24] 未来展望 - Antero的目标是到2026年实现$10.0亿的自由现金流，约占当前市场价值的100%[16] - 2022年钻探与完井资本支出预计为675至700百万美元，2022-2026年预计为3275至3500百万美元[24] - Antero在2022年未增加任何对冲，显示出对商品价格上涨的最大暴露[7]

财务数据和关键指标变化 - 公司2022年发展计划预计产生超25亿美元自由现金流，2023年预计产生相似水平自由现金流，当前五年累计自由现金流目标约为100亿美元，基本与当前市值相符 [21] - 公司一季度以平均每股27.11美元的价格回购约1亿美元股票，占该季度初始自由现金流估计的25%，基于当前商品价格，二季度目标是将超25%的自由现金流用于股票回购，偿还信贷安排后，预计将股票回购计划提高至超50%的自由现金流 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司是美国第五大天然气生产商和第二大NGL生产商，2022年预期天然气产量套期保值比例低于50%，无液体套期保值，2023年除160亿立方英尺（占产量2%）的套期保值外，几乎对所有商品无套期保值，而同行2022年剩余时间天然气套期保值平均为74%，2023年为57% [12][20] - 公司目前每天向LNG设施直接销售近10亿立方英尺天然气，包括向7个现役设施中的4个供应，拥有23亿立方英尺/天的固定运输能力，约占公司天然气总产量的75% [17][18] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年前四个月，美国天然气供应平均约为935亿立方英尺/天，提取季节结束时储存水平约为1.45万亿立方英尺，市场共识估计2022 - 2023年冬季供暖季前注入储存结束时约为3.5万亿立方英尺 [14] - 若要达到市场共识目标，从现在到11月，产量需平均每天超过97亿立方英尺，较当前产量水平增加近4亿立方英尺/天，若近期供应未达该水平，2022年下半年产量需超过100亿立方英尺/天 [15][16] - 电力和工业需求比历史水平平均高3% - 4%，LNG出口目前按年初至今平均每天13亿立方英尺计算，预计随着新增产能上线将增加 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司不打算签订长期供应协议，除非获得更高溢价，因其认为当前有太多选择，不应过早锁定 [9] - 公司计划保持未套期保值状态，在曲线前端销售，不参与反向曲线套期保值，以更快实现去杠杆化 [35] - 公司认为自身在阿巴拉契亚地区拥有最强资产负债表，债务低于20亿美元，杠杆率为1.1倍，预计今年降至0.5倍以下，且具有规模优势、有限套期保值和领先的固定运输组合，能直接受益于全球需求推动的天然气和液体价格上涨 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 过去一年商品价格因需求复苏和供应增长受限而走强，2022年第一季度地缘政治事件进一步强化了这一趋势，天然气期货曲线上涨45%，未来几十年美国页岩气需求将显著增加 [7] - 行业已从过度支出和增长转向自由现金流、维持资本和向股东返还资本，公司对商品价格前景持建设性态度 [9] - 公司认为定价与储存水平发生了结构性转变，供应受限、库存耗尽、LNG出口增长和全球低储存水平支撑了更高的价格前景 [11] 其他重要信息 - 公司拥有23亿美元的净运营亏损（NOLs），其中绝大部分为100%可抵扣，还有超8亿美元的资本化无形钻井成本（IDCs）可在未来使用，以及未纳入15年计划的租赁费用可用于抵税，但在当前商品价格下，2023年末可能成为现金纳税人 [66] - 公司持有AM 1.39亿股，占比约29%，认为这是一项出色资产，暂无剥离计划 [68] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 今年潜在的股东现金回报、可有效偿还的债务金额及股票回购情况 - 公司计划在本季度偿还信贷安排中的3.85亿美元，还可有效偿还剩余不可赎回债券中的2 - 3亿美元，若商品价格维持，剩余约16亿美元大部分将用于股票回购，可能会耗尽10亿美元授权并在今年晚些时候推出新计划 [28] 问题2: NGL和天然气定价一季度实现价格与基准的差距及对全年指导的影响 - NGL价格方面，本季度有一次性调整，若无此调整，价格将接近每周公布的约64美元/桶，公司预计每周公布价格仍将接近实际价格 [31] - 天然气方面，2月合约最后一天价格上涨影响了当月平均价格，导致一季度实现溢价低于全年指导，公司预计二、三、四季度溢价将高于指导，以达到全年平均水平 [32] 问题3: 是否会改变不套期保值的策略 - 公司认为天然气和NGL产品价格前景乐观，暂无计划对任何商品进行套期保值，将继续保持未套期保值状态，以享受价格上涨带来的好处并加快去杠杆化 [35] 问题4: 是否会因新增LNG合同等增加钻机 - 公司对目前的维持资本支出情况感到满意，预计产量净增长不大，暂无增加钻机的计划 [37] 问题5: 应关注哪些体现LNG国际溢价的特定枢纽 - 公司未发现特定枢纽，对目前的交付枢纽感到满意，正在研究是否有机会捕捉JKM或TTF与Henry之间的溢价，但尚未看到有吸引力的交易 [40] 问题6: LPG在春、夏、秋季的市场情况 - 公司对LPG价格仍持乐观态度，丙烷库存水平低、供应天数少、增长受限，且亚洲需求旺盛，公司作为第二大生产商未进行套期保值，对市场前景充满信心 [42][43] 问题7: 二季度及全年GP&T成本的动态 - 一季度运输费用低于预期，营销费用高于指导，两者综合处于较低水平，预计夏季情况将反转，运输费用会增加，营销费用会降低，公司维持全年指导不变 [45] 问题8: 是否会将所有自由现金流用于股票回购或建立现金储备 - 首先会将自由现金流用于偿还债务，偿还信贷安排后，公司资产负债状况良好，股票交易具有吸引力，将把大部分现金用于股票回购，暂无建立现金储备的理由 [48] 问题9: 短期合同向LNG设施销售天然气的溢价框架 - 目前溢价范围从与NYMEX持平到NYMEX加0.12 - 0.13美元，公司认为随着新一波LNG建设，溢价的可选择性很大，因其拥有运输能力，处于有利地位 [51][52] 问题10: 本季度未增加套期保值的原因 - 主要是公司对商品价格前景乐观，不想在反向曲线或平坦曲线中放弃选择权，希望享受更高价格带来的好处 [55] 问题11: 股票回购的节奏及与董事会沟通授权的频率 - 一季度因2月中旬才达到债务目标，在会议几天后启动回购计划，剩余六周时间按10b5 - 1计划回购1亿美元股票，未来超出信贷安排偿还部分的自由现金流可作为回购参考 [57][58] - 公司仅在获得10亿美元授权时与董事会沟通，之后向董事会报告进展情况 [60] 问题12: 为何专注股票回购而非分红，以及认为股票仍被低估的原因 - 公司认为股票具有25%的自由现金流收益率和低于4倍的EBITDA倍数，按PDP计算也被低估，应尽快回购股票，完成10亿美元授权后将重新评估资本返还策略 [62] 问题13: LNG项目的FID情况及增加天然气运输到墨西哥湾的讨论 - 目前进行管道扩建困难，阿巴拉契亚地区或芝加哥走廊没有实质性项目能增加LNG运输，Haynesville地区可能有新建设或改进项目 [64] - 公司拥有23亿立方英尺的运输能力，已占天然气产量的75%，无需更多管道建设即可获得LNG市场敞口 [65] 问题14: 现金税对自由现金流的影响及开始时间 - 公司自由现金流预测已包含预计现金税，拥有大量税收属性，但在当前商品价格下，2023年末可能成为现金纳税人 [66] 问题15: 公司对AM的所有权情况 - 公司持有AM 1.39亿股，占比约29%，认为这是一项出色资产，暂无剥离计划 [68]

公司资产情况 - 截至2022年3月31日，公司持有约50.1万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[183] 天然气销售对冲情况 - 2022年全年，公司通过固定价格合同对冲出售3130亿立方英尺天然气，加权平均价格为每百万英热单位2.49美元，基差互换170亿立方英尺，加权平均定价差异为每百万英热单位0.515美元[189] 公司信贷与借款情况 - 截至2022年3月31日，公司信贷安排下借款3.88亿美元，未偿还信用证5.31亿美元[191] 宏观经济指标变化 - 2021年3月至2022年3月，美国城市消费者物价指数（CPI）同比上涨9%，历史10年平均涨幅为2%；美国失业率从2020年4月的15%降至2022年3月的4%[192] 优先票据赎回情况 - 2022年第一季度，公司全额赎回剩余5.85亿美元2025年到期的5.00%优先票据，赎回价格为面值的101.25%[193] 股票回购情况 - 2022年2月15日，公司董事会授权最高10亿美元的股票回购计划；2022年第一季度，公司回购370万股普通股，总成本1亿美元[194] 固定价格天然气互换头寸情况 - 截至2022年3月31日，公司固定价格天然气互换头寸中，2022年4 - 12月为3130亿立方英尺，加权平均价格2.49美元/百万英热单位；2023年1 - 12月为160亿立方英尺，加权平均价格2.37美元/百万英热单位[196] 天然气基差互换头寸情况 - 截至2022年3月31日，公司天然气基差互换头寸中，2022年4 - 12月为170亿立方英尺，加权平均对冲差异0.515美元/百万英热单位；2023年1 - 12月为180亿立方英尺，加权平均对冲差异0.525美元/百万英热单位；2024年1 - 12月为180亿立方英尺，加权平均对冲差异0.530美元/百万英热单位[198] 嵌入式看跌期权情况 - 截至2022年3月31日，公司与VPP资产留存权益相关的生产产量有一份与纽约商品交易所（NYMEX）定价挂钩的嵌入式看跌期权，剩余830亿立方英尺至2026年12月31日，加权平均执行价格为2.54美元/百万英热单位[198] 商品衍生品合约公允价值情况 - 截至2022年3月31日，公司商品衍生品合约（不包括Martica）的估计公允价值为净负债约14亿美元[199] 天然气销售额变化情况 - 2021年3月31日至2022年3月31日，天然气销售额从7.2亿美元增至9.96亿美元，增长2.76亿美元，增幅38%[208] 公司总营收变化情况 - 2021年和2022年第一季度，公司总营收分别为12.04198亿美元和7.8684亿美元[202][204] 公司总运营费用变化情况 - 2021年和2022年第一季度，公司总运营费用分别为11.09658亿美元和9.91439亿美元[202][204] 公司运营收入变化情况 - 2021年和2022年第一季度，公司运营收入分别为94540美元和 - 204599美元[202][204] 油气产量变化情况 - 2021 - 2022年第一季度，天然气产量从207Bcf降至199Bcf，降幅4%[207] - 2021 - 2022年第一季度，石油产量从960MBbl降至724MBbl，降幅25%[207] 油气平均价格变化情况 - 2021 - 2022年第一季度，天然气平均价格从3.48美元/Mcf涨至5.01美元/Mcf，涨幅44%[207] - 2021 - 2022年第一季度，石油平均价格从46.55美元/Bbl涨至87.45美元/Bbl，涨幅88%[207] 成本变化情况 - 2021 - 2022年第一季度，租赁运营平均成本从0.08美元/Mcfe降至0.06美元/Mcfe，降幅25%[207] - 2021 - 2022年第一季度，生产和从价税平均成本从0.15美元/Mcfe涨至0.19美元/Mcfe，涨幅27%[207] 天然气销售收入影响因素 - 天然气销售收入因价格上涨增加约3.91亿美元，因产量下降减少约3000万美元[209] NGLs销售收入变化情况 - NGLs销售收入从4.4亿美元增至6.6亿美元，增长2.2亿美元或50%，价格上涨贡献约2.35亿美元，产量下降减少约1500万美元[211] 石油销售收入变化情况 - 石油销售收入从4500万美元增至6300万美元，增长1800万美元或42%，价格上涨贡献约2900万美元，产量下降减少约1100万美元[212] 商品套期保值衍生品公允价值损失情况 - 2021年和2022年第一季度商品套期保值分别导致1.78亿美元和10亿美元的衍生品公允价值损失[213] VPP相关费用变化情况 - 与VPP相关的递延收入摊销从1100万美元降至900万美元，减少200万美元或17%，租赁经营费用从2500万美元降至1800万美元，减少700万美元或28%[215] 集输等费用变化情况 - 集输、压缩、处理和运输费用从6.05亿美元降至5.9亿美元，减少1500万美元或2%[216] 生产和从价税变化情况 - 生产和从价税从4500万美元增至5300万美元，增加800万美元或18%[217] 营销收入与费用变化情况 - 营销收入从1.65亿美元降至6900万美元，减少9600万美元或58%，营销费用从1.62亿美元降至9900万美元，减少6300万美元或39%[225][226] 利息费用变化情况 - 2021年和2022年第一季度利息费用分别为4300万美元和3800万美元，减少500万美元或12%[231] 所得税收益变化情况 - 2021年和2022年第一季度所得税收益分别为300万美元和5300万美元，增加5000万美元[233] 经营活动净现金变化情况 - 2021年和2022年第一季度经营活动提供的净现金分别为5.64亿美元和5.66亿美元，主要因商品价格上涨而增加[238] 投资活动净现金变化情况 - 2021年和2022年第一季度投资活动使用的净现金从1.23亿美元增至2.15亿美元，主要因资本支出增加9300万美元[239] 融资活动净现金变化情况 - 2021年和2022年第一季度融资活动使用的净现金从4.41亿美元降至3.51亿美元[240] 2022年净资本预算情况 - 2022年净资本预算为7.4亿美元至7.75亿美元，包括6.75亿美元至7亿美元的钻探和完井费用以及6500万美元至7500万美元的租赁支出[241] 2022年第一季度资本支出情况 - 2022年第一季度总合并资本支出约为2.06亿美元，包括1.75亿美元的钻探和完井成本、2400万美元的租赁收购和700万美元的其他资本支出[244] 商品衍生品公允价值对比情况 - 截至2022年3月31日，商品衍生品的估计公允价值为净负债15亿美元，2021年12月31日为净负债7.27亿美元[256] 商品衍生品应收账款情况 - 截至2022年3月31日，公司商品衍生品应收账款为1100万美元，天然气、NGL和石油生产销售应收账款为6.38亿美元[259] 利率对利息费用影响情况 - 2022年第一季度信贷安排借款的平均年化利率约为3.19%，估计适用平均利率提高1.0%将使利息费用增加约40万美元[262] 套期保值产量覆盖情况 - 截至2022年3月31日，公司有天然气互换合约覆盖部分预计到2023年的产量，信贷安排允许公司对未来60个月预计产量的75%进行套期保值[255] 阿巴拉契亚盆地井完成计划 - 公司预计2022年在阿巴拉契亚盆地完成60至65口净水平井[241] 价格变动对公司收入影响情况 - 基于2022年第一季度生产和已结算固定价格互换合同及嵌入式看跌期权，天然气价格每百万英热单位下降0.10美元、石油和NGLs价格每桶下降1.00美元，公司收入将减少约2300万美元[255] 套期合同签订比例情况 - 信贷安排下，公司可对未来60个月预计产量的75%进行套期保值，可对不超过72个月的估计产量的65%签订套期合同[255] 套期保值目的与作用情况 - 公司使用金融衍生品工具对部分天然气、NGLs和石油生产进行套期保值，以缓解商品价格变化对现金流的潜在负面影响[253] - 公司商品套期保值活动旨在将天然气、NGLs和石油价格维持在目标水平，管理价格波动风险[254] - 公司通过衍生品工具降低了2024年12月前预期产量价格波动对经营现金流的潜在负面影响，但也限制了商品价格上涨带来的收益[257] 套期保值合同交易对手情况 - 公司有商品套期保值合同与11家不同交易对手签订，其中8家是信贷安排下的贷款人[260]

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

财务数据关键指标变化 - 截至2021年12月31日，公司总债务为21亿美元，较2020年12月31日减少8.76亿美元[44] - 2020年和2021年，公司每年从Sixth Street Partners获得5100万美元现金分配[51] - 2019 - 2021年天然气产量分别为822、875、826 Bcf，C2乙烷产量分别为15861、19709、17262 MBbl，C3+ NGLs产量分别为39445、48341、40496 MBbl，石油产量分别为3632、4412、3521 MBbl[64] - 2019 - 2021年天然气平均价格（每Mcf）分别为2.74、2.07、4.17美元，C2乙烷平均价格（每Bbl）分别为7.85、5.77、11.99美元，C3+ NGLs平均价格（每Bbl）分别为27.75、21.68、47.92美元，石油平均价格（每Bbl）分别为48.88、25.45、57.15美元[64] - 2019 - 2021年开发井中，生产井数量从123口降至66口，净生产井从122口降至57口；勘探井中，生产井从8口降至2口[74] - 2019 - 2021年，Six One Commodities LLC占总销售额比例从15%降至10%，Sabine Pass Liquefaction LLC 2021年不再是主要客户[93] - 2019年公司确认总计13亿美元的资产减值费用[158] - 2019年和2020年，公司分别从套期保值安排的现金结算衍生品中获得约3.25亿美元和7.95亿美元的收入[161] - 2021年，由于大宗商品价格上涨，公司在套期保值安排的现金结算衍生品上净支付约12亿美元[162] - 截至2021年12月31日，公司应收账款为5.59亿美元，最大客户占产品收入约10%[215] - 截至2021年12月31日，公司商品净衍生合约的估计公允价值为负债7.27亿美元[216] - 截至2021年12月31日，公司具有最低产量承诺的长期合同义务总计超过112亿美元[223] - 2021年公司用于钻探、完井和土地支出的投资活动现金流约为7.16亿美元[243] - 董事会批准2022年净资本预算为7.4亿美元至7.75亿美元，其中钻探和完井预算为6.75亿美元至7亿美元，租赁支出预算为6500万美元至7500万美元[243] 储量数据关键指标变化 - 截至2020年12月31日，公司总探明储量为17635亿立方英尺油当量，其中探明已开发储量为11873亿立方英尺油当量，占比67%；探明未开发储量为5762亿立方英尺油当量，占比33%[53] - 截至2021年12月31日，公司总探明储量为17729亿立方英尺油当量，较上一年增加0.5%，其中探明已开发储量为12753亿立方英尺油当量，占比72%；探明未开发储量为4976亿立方英尺油当量，占比28%[53][55] - 2021年，公司探明储量因扩展、发现及其他新增472亿立方英尺油当量，业绩修订增加565亿立方英尺油当量，五年开发计划修订增加651亿立方英尺油当量，价格修订增加149亿立方英尺油当量，乙烷回收修订增加121亿立方英尺油当量，已售储量减少670亿立方英尺油当量，产量消耗1194亿立方英尺油当量[55] - 2021年，公司探明未开发储量因扩展、发现及其他新增445亿立方英尺油当量，业绩修订增加342亿立方英尺油当量，五年开发计划修订增加641亿立方英尺油当量，乙烷回收修订减少140亿立方英尺油当量，重新分类为探明已开发储量减少1404亿立方英尺油当量，已售储量减少670亿立方英尺油当量[57] - 2021年公司将约1404 Bcfe（占已探明未开发储量的24%）转化为已探明开发储量，总资本成本约4.14亿美元，全年开发支出总计5.81亿美元[58] - 截至2021年12月31日，公司已探明未开发储量的未来五年预计开发成本约为15亿美元，即每Mcfe 0.31美元[58] - 截至2021年12月31日，约12243英亩净租赁土地（含222个与已探明未开发储量相关的地点）需在预定钻探前续约，预计续约成本约3740万美元，涉及已探明未开发储量983 Bcfe，预计约147 Bcfe储量的租赁可能无法续约[58] - 截至2021年12月31日，公司28%的总估计已探明储量被归类为已探明未开发储量，约5.0万亿立方英尺的已探明未开发储量未来五年需要约15亿美元的开发资金[170] - 公司约54%的净租赁土地未开发，相关已探明未开发储量为9830亿立方英尺[178][179] - 公司约18%的阿巴拉契亚盆地天然气租赁要求钻商业生产井，否则可能失去租赁权[179] - 公司生产性资产集中在阿巴拉契亚盆地，截至2021年12月31日，所有估计已探明储量均来自该地区[210] 价格数据关键指标变化 - 2020年12月31日止期间，阿巴拉契亚盆地天然气未加权12个月平均价格为每百万英热单位1.82美元，乙烷为每桶9.30美元，C3 + 天然气液为每桶21.90美元，石油为每桶30.03美元（基于39.72美元的WTI参考价格）[53] - 2021年12月31日止期间，阿巴拉契亚盆地天然气未加权12个月平均价格为每百万英热单位3.73美元，乙烷为每桶14.43美元，C3 + 天然气液为每桶48.12美元，石油为每桶58.61美元（基于66.34美元的WTI参考价格）[53] - 截至2021年12月31日，公司为2022年1月1日至2023年12月31日的4380亿立方英尺预计天然气产量签订固定价格互换合约，加权平均指数价格为每百万英热单位2.49美元；为2024年12月31日止年度的1560亿立方英尺天然气产量签订互换期权协议，加权平均指数价格为每百万英热单位2.77美元；2022年12月31日止年度的4220亿立方英尺天然气加权平均价格为每百万英热单位2.50美元；2022年1月1日至2024年12月31日有580亿立方英尺预计天然气产量的基差互换合约，价格差异在每百万英热单位0.414 - 0.53美元之间；商品净衍生合约估计公允价值为负债7.27亿美元[48] - 2021年NYMEX亨利枢纽天然气日现货价格在2.43 - 23.86美元/百万英热单位之间波动，NYMEX西德克萨斯中质原油日现货价格在47.47 - 85.64美元/桶之间波动[157] 开发资金与产量承诺 - QL Capital Partners预计为2022年开钻油井提供约15%的开发资金，为2023年和2024年每年开钻油井提供15% - 20%的开发资金[50] - 2022 - 2026年公司天然气、乙烷等销售交付承诺量逐年有变化，如2022年天然气为790000MMBtu/d[89] 基础设施数据 - 2020 - 2021年，Antero Midstream分别花费约1.58亿和2.33亿美元用于服务公司生产的天然气收集和压缩基础设施建设[70] - 截至2021年12月31日，Antero Midstream在阿巴拉契亚盆地拥有并运营494英里的天然气收集管道和21个压缩机站，公司还可使用第三方拥有和运营的额外管道和15个压缩机站[71] - 截至2021年12月31日，阿巴拉契亚盆地已开发总土地面积238420英亩，净面积229544英亩；未开发总土地面积319055英亩，净面积272112英亩；总面积557475英亩，净面积501656英亩，约82%的阿巴拉契亚盆地净土地由生产持有[66] - 公司与MarkWest的加工厂总铭牌处理能力为3600MMcf/d，合同处理能力为3400MMcf/d[79] - 公司在REX、MGT、NGPL和ANR管道的天然气运输能力分别为400000、125000、310000和200000MMBtu/天[81] - 公司在TCO、SGG、Tennessee等多条管道有天然气运输能力，如TCO约474000MMBtu/天，SGG为900000MMBtu/天等[82][84] - 公司在ATEX和Mariner East 2管道的乙烷运输能力分别为20000和115000Bbl/天，Mariner East 2丙烷和丁烷运输能力最终达65000Bbl/天[86] - 截至2021年12月31日，Antero Midstream可储存550万桶淡水，拥有216英里埋地水管和133英里便携式地表水管道[90][91] 法规监管影响 - 公司运营仅涉及私有土地，无联邦矿产权益的产量，虽认为遵守现有法规不会对财务状况等产生重大不利影响，但无法预测未来合规成本和影响[98] - 公司在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的陆上物业生产活动受广泛法规监管，这些法规限制油气产量、钻井数量和位置[99] - FERC依据相关法规监管州际天然气运输费率和服务条件，影响公司天然气营销和销售收入[101] - 公司认为州内天然气运输法规对其运营的影响与竞争对手无重大差异，但法规会影响天然气营销和销售收入[103] - 公司销售天然气、NGLs和石油的价格目前大多不受联邦和州监管，但运输费率受监管，且国会未来可能重新实施价格控制[104] - 违反反市场操纵法律法规，公司可能面临罚款、处罚及第三方损害索赔，FERC可对违反NGA和NGPA的行为处以最高每天1388496美元的民事罚款[105][108] - 上一日历年度批发买卖超过220万MMBtu实物天然气的主体，需在每年5月1日报告上一年度批发购买或销售的天然气总量[109] - 违反FTC关于石油行业市场操纵的法规，违规者面临最高约每天120万美元（每年根据通胀调整）的民事罚款[110] - 公司运营受众多环境和职业安全健康法规监管，违反这些法规可能导致重大行政、民事和刑事处罚[112] - CERCLA和类似州法律使公司可能对危险物质清理和自然资源损害承担连带责任，RCRA及类似州法律对固体废物处理有详细要求[114][117] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb [120] - 公司水力压裂作业受州和联邦监管，新的或更严格的法律限制可能使公司增加合规成本[139][140] - 公司需遵守联邦职业安全与健康法案及类似州法律，目前未出现重大违规情况[141] - 联邦濒危物种法案可能限制公司在相关区域的油气开发活动，增加成本或限制产能[143] 环保与减排情况 - 2020年公司甲烷泄漏损失率为0.046%，远低于ONE Future行业自愿目标1% [129] - 2021年公司消除或更换超5400个天然气驱动气动装置[126][132] - 2021年公司开展的温室气体/甲烷减排活动包括建立ESG咨询委员会、与减排团队季度会议等12项[129][130][132] - 美国计划到2050年实现温室气体净零排放，到2030年将排放量比2005年水平降低50 - 52% [134] - 全球甲烷承诺目标是到2030年将全球甲烷污染相对于2020年水平至少削减30% [134] - 超450家来自45个国家的公司承诺投入超130万亿美元资金实现净零目标[135] - 公司安装的蒸汽燃烧器可将甲烷排放量减少98% [126] - 公司的设施LDAR检查频率是当前联邦法规要求的两倍[130] - 公司参与EPA的天然气之星计划、ONE Future和环境伙伴关系等减排项目[128] - 2021年公司无重大环保合规资本或非经常性支出，预计2022年也不会有重大此类支出[144] - 公司设定到2025年实现范围1（直接）和范围2（能源采购间接）温室气体排放净零目标[197] 人员情况 - 截至2021年12月31日，公司有519名全职员工，其中行政等部门38人、信息技术20人、地质16人、生产运营217人、中游和水业务139人、土地48人、会计和内部审计41人[145] - 公司超15年未提高员工健康保险保费[146] 风险因素 - 金融机构或需减少对化石燃料行业的资金支持，可能影响公司业务和运营[137] - 气候变化带来的物理风险可能对公司财务状况和运营产生不利影响[138] - 商品价格波动，特别是天然气、NGLs和石油价格，会影响公司收入、盈利能力和未来增长[156] - 中游基础设施和第三方运输服务的可用性、容量等因素，可能导致公司油气产品价格大幅折扣[187] - 管道和设施服务中断可能导致公司生产和销售延迟，需低价出售产品或关闭油井[188] - 公司油气生产依赖充足的水资源供应和合理成本的水及废物处理设施与服务[189] - 公司确定的潜在井位易受多种不确定性影响，可能无法钻探或增加探明储量[192] - 公司投资的物业可能因产权缺陷导致损失，影响财务状况和经营成果[195] - 对ESG事项的关注增加可能导致公司成本上升、需求减少、股价下跌和融资受限[196] - 公司运营可能面临多种风险，且保险可能不足以覆盖损失[199] - 油气行业竞争激烈，公司在获取物业、销售产品和招聘人员方面面临挑战[201] - 公司面临网络攻击风险，虽目前未遭受重大损失，但未来可能需投入大量资源应对[208][209] - 公司面临客户集中和信用风险，大客户无法履约可能影响财务结果[215] - 公司套期保值交易面临交易对手信用风险，新规则可能增加成本或减少机会[216][220] - 公司需按长期合同向服务提供商支付最低产量费用，产量不足会影响现金流[221][223] - 公司收购资产面临评估不准确、无法完成收购或整合困难等风险[230][232][233] 其他事项 - 公司内部储备工程师

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

公司资产情况 - 截至2021年9月30日，公司持有约50.8万净英亩位于阿巴拉契亚盆地的富气和干气资产[214] 公司套期保值情况 - 公司已通过固定价格合约对冲2021年剩余时间内22亿立方英尺/日天然气的销售，加权平均价格为2.78美元/百万英热单位；同时对冲3000桶/日石油的销售，加权平均价格为55.16美元/桶[220] - 截至2021年9月30日，公司固定价格天然气、石油和NGL掉期头寸中，天然气2021年10 - 12月合约量1990亿立方英尺，加权平均价格2.78美元/百万英热单位；2022年1 - 12月合约量4220亿立方英尺，加权平均价格2.50美元/百万英热单位；2023年1 - 12月合约量160亿立方英尺，加权平均价格2.37美元/百万英热单位等[237] - 截至2021年9月30日，公司有一项看涨期权协议，持有人若行使权利，可在2024年以2.77美元/百万英热单位的价格签订约1560亿立方英尺的固定价格掉期协议[237] - 截至2021年9月30日，公司天然气基差掉期头寸中，2021年10 - 12月合约量40亿立方英尺，加权平均对冲差价0.414美元/百万英热单位；2022年1 - 12月合约量220亿立方英尺，加权平均对冲差价0.515美元/百万英热单位等[239] - 截至2021年9月30日，公司有与NYMEX定价挂钩的嵌入式看跌期权，涉及VPP物业留存权益的950亿立方英尺产量，加权平均执行价格2.57美元/百万英热单位，有效期至2026年12月31日[242] - 公司可对未来60个月内预计产量的75%进行套期保值，可对不超过72个月的预计产量的65%进行套期保值[340] - 公司与17个不同交易对手进行商品套期保值，其中13个是先前信贷安排下的贷款人[344] 公司信贷安排情况 - 截至2021年9月30日，公司在先前信贷安排下的借款为9800万美元，未偿还信用证为7.42亿美元[222] - 2021年10月26日，公司修订先前信贷安排，借款基数为35亿美元，贷款人承贷额为15亿美元，较之前的26.4亿美元减少11亿美元[222][223] - 截至2021年10月26日，新信贷安排的借款基数为35亿美元，贷款人承贷额为15亿美元，下次借款基数重新确定时间为2022年4月，到期日为2026年10月26日或安tero高级票据最早赎回日期前180天[318] - 截至2021年9月30日，公司在旧信贷安排下有9800万美元借款和7.42亿美元未偿还信用证[319] - 新信贷安排要求公司维持最低综合流动比率1.0:1.0和最高杠杆比率4.00:1.00，截至2020年12月31日和2021年9月30日，公司遵守旧信贷安排的相关契约和比率，2021年9月30日流动比率为2.7:1.0，利息保障比率为15.0:1.0[320] - 2021年9月30日前9个月，先前信贷安排的平均年化利率约为4.18%[348] - 2021年9月30日前9个月，适用平均利率提高1.0%，估计利息费用将增加150万美元[348] 公司票据发行与赎回情况 - 2021年1月4日、1月26日和6月1日，公司分别发行5亿美元8.375%的2026年到期高级票据、7亿美元7.625%的2029年到期高级票据和6亿美元5.375%的2030年到期高级票据[224] - 2021年第一季度和第二季度，公司分别全额赎回所有未偿还的2022年到期5.125%高级票据和2023年到期5.625%高级票据；7月1日，赎回1.75亿美元2026年到期高级票据，赎回价格为面值的108.375% [227] - 2021年11月2日，公司将赎回1.16亿美元2029年到期高级票据，赎回价格为面值的107.625%，赎回后未偿还本金为5.84亿美元[228] - 2021年1月12日和5月13日，公司分别完成向2026年到期4.25%可转换高级票据持有人发售3140万股和1160万股普通股，分别回购1.5亿美元和5600万美元该可转换票据[229][230] 公司合作情况 - 2021年2月17日，公司与QL Capital Partners成立钻探合伙企业，QL将为2021年开钻的油井提供20%的开发资金，预计2022 - 2024年提供15% - 20%的开发资金[231][232] - 2020年6月15日，公司与Sixth Street Partners的关联方完成交易，Sixth Street初始出资3亿美元现金，若达到生产阈值，还将额外出资最高1.02亿美元，公司已达到相关阈值，并在2020年第四季度和2021年第二季度各收到5100万美元现金分配[235] 市场环境影响 - 新冠疫情导致2020年全球经济活动和油气需求显著下降，商品价格大幅下跌；随着疫苗普及，需求和价格有所改善，但新变种病毒可能导致市场波动和金融不稳定[215] 公司运营部门财务数据 - 公司有三个运营部门，2020年和2021年三季度运营结果显示，2021年三季度勘探与生产部门总营收28909.4万美元，营销部门9149.7万美元，对Antero Midstream Corporation的权益法投资23341.5万美元等[245][247] - 2021年三季度勘探与生产部门运营费用100612万美元，营销部门12858万美元，对Antero Midstream Corporation的权益法投资8159.8万美元等[247] - 2021年三季度勘探与生产部门运营亏损71702.6万美元，营销部门3708.3万美元，对Antero Midstream Corporation的权益法投资运营收入15181.7万美元等[247] - 2021年三季度公司在非合并关联公司的权益收益为2441.9万美元[247] 公司销售收入变化 - 2021年第三季度天然气销售收入从2020年同期4.36亿美元增至8.85亿美元，增长4.49亿美元，增幅103%[252] - 2021年第三季度NGLs销售收入从2020年同期3.27亿美元增至5.98亿美元，增长2.71亿美元，增幅83%[253] - 2021年第三季度石油销售收入从2020年同期3400万美元增至5700万美元，增长2300万美元，增幅66%[255] - 2021年前9个月天然气销售收入从12亿美元增至22亿美元（含8500万美元诉讼收入），增长10亿美元或84%[280] - 2021年前9个月NGLs销售收入从7.97亿美元增至15亿美元，增长7.06亿美元或89%[283] - 2021年前9个月石油销售收入从7800万美元增至1.53亿美元，增长7500万美元或96%[284] 公司商品套期保值损失 - 2020和2021年第三季度，公司商品套期保值分别导致5.15亿美元和13亿美元的衍生品公允价值损失[256] - 2020年前9个月商品套期保值导致衍生品公允价值损失1.17亿美元，2021年前9个月为23亿美元[285] 公司其他收入与费用变化 - 2021年第三季度与VPP相关的递延收入摊销从2020年同期500万美元增至1100万美元[258] - 2021年第三季度租赁运营费用从2020年同期2100万美元增至2500万美元，增长400万美元，增幅18%[259] - 采集、压缩、处理和运输费用从2020年三季度的6.57亿美元降至2021年三季度的6.28亿美元，减少2900万美元，降幅4%[260] - 生产和从价税费用从2020年三季度的2600万美元增至2021年三季度的5200万美元，增加2600万美元，增幅100%[261] - 油气资产减值从2020年三季度的2900万美元降至2021年三季度的2600万美元，减少300万美元，降幅11%[263] - 折耗、折旧和摊销费用从2020年三季度的2.38亿美元降至2021年三季度的1.83亿美元，减少5500万美元，降幅23%[264] - 一般及行政费用（不包括股权薪酬费用）从2020年三季度的2600万美元增至2021年三季度的2700万美元，增加100万美元，增幅5%[265] - 股权薪酬费用从2020年三季度的600万美元降至2021年三季度的500万美元[266] - 营销收入从2020年三季度的9100万美元增至2021年三季度的2.33亿美元，增加1.42亿美元[268] - 营销费用从2020年三季度的1.29亿美元增至2021年三季度的2.67亿美元，增加1.38亿美元，增幅107%[268] - 利息费用从2020年三季度的4800万美元降至2021年三季度的4500万美元，减少300万美元，降幅5%[271] - 所得税收益从2020年三季度的1.69亿美元降至2021年三季度的1.59亿美元，减少1000万美元[273] - 与VPP相关的递延收入摊销从2020年前9个月的500万美元增至2021年前9个月的3400万美元[287] - 2020和2021年前9个月租赁运营费用均为7200万美元，单位成本从0.07美元/Mcfe增至0.08美元/Mcfe[287] - 2020和2021年前九个月收集、压缩、处理和运输费用均为19亿美元；收集和压缩成本从0.63美元/Mcfe涨至0.74美元/Mcfe，处理成本从0.72美元/Mcfe降至0.67美元/Mcfe，运输成本从0.58美元/Mcfe涨至0.68美元/Mcfe[288] - 生产和从价税从2020年前九个月的7100万美元增至2021年的1.31亿美元，增长6000万美元，增幅83%；占天然气收入的比例均为6%[289][290][292] - 油气资产减值从2020年前九个月的1.56亿美元降至2021年的7000万美元，减少8600万美元，降幅55%[292] - 折耗、折旧和摊销费用从2020年前九个月的6.52亿美元降至2021年的5.64亿美元，减少8800万美元，降幅13%；每Mcfe分别为0.67美元和0.63美元[293] - 一般和行政费用（不包括股权薪酬费用）从2020年前九个月的8400万美元增至2021年的9400万美元，增加1000万美元，增幅11%；每Mcfe从0.09美元涨至0.10美元[294] - 营销净费用从2020年前九个月的1.33亿美元（0.14美元/Mcfe）降至2021年的6500万美元（0.07美元/Mcfe）；营销收入从2.02亿美元增至5.63亿美元，增加3.61亿美元；营销费用从3.35亿美元增至6.28亿美元，增加2.93亿美元，增幅87%[296][297] - 对Antero Midstream Corporation的股权投资收入从2020年前九个月的6.97亿美元降至2021年的6.82亿美元，减少1500万美元，降幅2%；总运营费用从9.29亿美元降至2.55亿美元[298] - 利息费用从2020年前九个月的1.53亿美元降至2021年的1.38亿美元[301] 公司产量变化 - 2021年第三季度天然气产量205 Bcf，较2020年同期226 Bcf减少21 Bcf，降幅9%[251] - 2021年第三季度C2乙烷产量4372 MBbl，较2020年同期5459 MBbl减少1087 MBbl，降幅20%[251] - 2021年第三季度C3+ NGLs产量10258 MBbl，较2020年同期13400 MBbl减少3142 MBbl，降幅23%[251] - 2021年第三季度石油产量932 MBbl，较2020年同期1367 MBbl减少435 MBbl，降幅32%[251] - 2021年前9个月天然气产量从649 Bcf降至621 Bcf，降幅4%[279] - 2021年前9个月C2乙烷产量从14686 MBbl降至13132 MBbl，降幅11%[279] - 2021年前9个月C3+ NGLs产量从36167 MBbl降至30624 MBbl，降幅15%[279] - 2021年前9个月石油产量从3308 MBbl降至2832 MBbl，降幅14%[279] 公司资本预算与支出 - 2021年资本预算最初为6.35亿美元，后修订为6.575亿美元；前九个月总资本支出约5.42亿美元[310][311] 公司现金流量情况 - 经营活动提供的净现金从2020年前九个月的4.93亿美元增至2021年的12亿美元；投资活动使用的现金从3.84亿美元增至5.05亿美元；融资活动使用的净现金从1.08亿美元增至6.79亿美元[312][314][315] - 2020年前9个月和2021年前9个月，经营活动提供的净现金分别为492,510千美元和1,184,952千美元，投资活动使用的净现金分别为384,063千美元和505,455千美元，融资活动使用的净现金分别为108,447千美元和679,497千美元[316] - 2020年和2021年第三季度经营活动提供的净现金分别为175,870千美元和312,680千美元，前9个月分别为492,510千美元和1,184,952千美元[327] 公司调整后EBITDA