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