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]