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]