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