财务数据关键指标变化 - 截至2022年12月31日和2023年12月31日，公司总债务分别为12亿美元和15亿美元[49] - 截至2023年12月31日，公司商品净衍生合约的估计公允价值为负债3700万美元[54] - 截至2022年12月31日和2023年12月31日，公司总探明储量分别为17759 Bcfe和18121 Bcfe，增长2.0%[58][60] - 2022年12月31日止期间，阿巴拉契亚盆地天然气、乙烷、C3 + NGLs和石油的12个月未加权平均价格分别为每千立方英尺6.22美元、每桶20.05美元、每桶56.01美元和每桶85.33美元；2023年分别为每千立方英尺2.63美元、每桶11.75美元、每桶38.01美元和每桶64.97美元[58] - 截至2022年12月31日和2023年12月31日，Martica非控股权益的探明已开发储量分别为91 Bcfe和75 Bcfe，2022年探明未开发储量为1 Bcfe，2023年为0[58] - 2023年天然气产量为826798815Bcf，C2乙烷产量为24657MBbl，C3+ NGLs产量为41927MBbl，石油产量为3874MBbl，综合产量为1238Bcfe，日综合产量为3392MMcfe/d[71] - 2023年天然气平均价格为2.69美元/Mcf，C2乙烷平均价格为10.14美元/Bbl，C3+ NGLs平均价格为37.85美元/Bbl，石油平均价格为63.80美元/Bbl，综合平均销售价格（衍生品结算前）为3.45美元/Mcfe，综合平均销售价格（衍生品结算后）为3.43美元/Mcfe[71] - 2023年租赁运营成本为0.10美元/Mcfe，集输、压缩、处理和运输成本为2.13美元/Mcfe，生产和从价税为0.13美元/Mcfe，营销净成本为0.06美元/Mcfe，一般和行政成本（不包括股权薪酬）为0.13美元/Mcfe，折旧、损耗、摊销和增值成本为0.56美元/Mcfe[71] - Antero Midstream在2022年和2023年用于服务公司生产的天然气集输和压缩基础设施的资本支出分别为2.09亿美元和1.32亿美元[77] - 公司2021年和2022年对Six One Commodities LLC的销售额分别占总销售额的10%和12%，2023年无客户占比超10% [99] - 2023年纽约商品交易所亨利枢纽天然气日现货价格在每百万英热单位1.74 - 3.78美元之间，西德克萨斯中质原油日现货价格在每桶66.61 - 96.37美元之间[170] - 截至2023年12月31日，公司应收账款为3.84亿美元，最大客户占产品收入的9%[235] - 截至2023年12月31日，公司总衍生资产的估计公允价值为1100万美元，信贷安排下无银行交易对手的衍生资产[239] - 公司长期合同下有最低产量承诺的长期合同义务在合同期内总计104亿美元[241] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021 - 2023年，QL分别为公司开钻的油井提供20%、15%和15%的开发资金，2024年将提供20%，公司在2021和2022年各获得2900万美元的附带收益[56] - 2023年，公司将1432 Bcfe（占探明未开发储量的33%）转化为探明已开发储量，发生钻探和完井成本6.85亿美元，总开发成本9.56亿美元[63] - 截至2023年12月31日，公司探明未开发储量的未来开发成本估计为18亿美元，即每千立方英尺0.42美元[63] - 截至2023年12月31日，公司4598英亩净租赁土地（含144口总井和16口净井）的探明未开发储量需在预定钻探前续约，估计续约成本1700万美元[63][64] - 与这些租赁土地相关的探明未开发储量为337 Bcfe，预计无法续约的储量为17 Bcfe[64][65] - 截至2023年12月31日，阿巴拉契亚盆地开发的总土地面积为274618英亩（净259498英亩），未开发的总土地面积为295752英亩（净255718英亩），总面积为570370英亩（净515216英亩），约88%的阿巴拉契亚盆地净土地由生产持有[72][73] - 截至2023年12月31日，公司有1798口总生产井和1637口净生产井，均为位于阿巴拉契亚盆地的天然气井[74] - 2021 - 2023年开发井的生产井数量分别为66口（净57口）、71口（净58口）、87口（净70口），勘探井的生产井数量分别为2口（净2口）、1口（净1口）、0口（净0口）[82] - 截至2023年12月31日，Antero Midstream的集输和压缩系统包括631英里的天然气集输管道和45亿立方英尺/天的压缩能力[78] - 公司与MarkWest签订合同，为阿巴拉契亚盆地的生产提供低温处理能力，Antero Midstream拥有阿巴拉契亚地区开发处理和分馏资产的合资企业50%的权益[84] - 由于阿巴拉契亚盆地的基础设施限制和乙烷价格低迷，公司目前在处理富液天然气时拒绝了大部分乙烷，但销售剩余NGLs产品流时实现了价格提升[80][81] - 公司天然气处理厂铭牌总产能为3600MMcf/d，合同处理产能为3400MMcf/d，其中Sherwood 1 - 13产能2600MMcf/d、Smithburg 1产能200MMcf/d、Seneca 1 - 4产能800MMcf/d [85] - 公司在REX、MGT、NGPL和ANR Chicago的天然气运输合同分别提供400,000 MMBtu/d、125,000 MMBtu/d、75,000 MMBtu/d和200,000 MMBtu/d的运输能力，合同到期时间为2029 - 2033年 [87] - 公司在TCO的天然气运输合同提供约453,000 MMBtu/d的运输能力，其中430,000 MMBtu/d可用于Columbia Gulf，合同到期时间为2024 - 2028年 [88] - 公司在SGG的天然气运输合同初始提供900,000 MMBtu/d的运输能力，2024年部分时间增至940,000 MMBtu/d，2027年降至600,000 MMBtu/d [89] - 公司预计2024年因未使用运输能力可能产生的年度净营销成本为每Mcfe 0.04美元至0.06美元 [93] - 截至2023年12月31日，公司2024 - 2028年的天然气、乙烷和C3+ NGLs的销售承诺分别为602,620 - 600,000 MMBtu/d、100,250 - 86,500 Bbl/d和16,549 - 1,250 Bbl/d [95] - 截至2023年12月31日，Antero Midstream拥有232英里的地下水管和146英里的便携式地表水管道，可储存550万桶淡水 [99] 行业市场与价格波动影响 - 天然气需求通常在春秋季下降，在夏冬季上升，极端天气会影响需求和价格波动 [101] - 较低的大宗商品价格会减少公司现金流，需削减资本支出，可能降低产量和储量，影响未来增长率，还会影响信用评级和借款能力[173] - 较高的天然气、NGLs和石油价格可能伴随井钻探成本、生产税、租赁运营费用增加，以及季节性天然气价格价差波动增大和终端用户节约或改用替代燃料[174] - 油气供需失衡会导致市场剧烈波动、成本增加和存储容量下降，公司产品营销依赖充足市场，失衡会影响商品价格和生产[176][177] 法律法规与监管要求 - 公司油气业务受广泛且多变的法律法规监管，虽目前合规无重大不利影响，但未来成本和影响无法预测 [103] - FERC可对违反NGA和NGPA的行为处以最高每天1544521美元的民事罚款[115] - 违反FTC石油行业反市场操纵法规的企业，可能面临每次违规每天最高约140万美元的民事罚款[117] - 上一日历年度批发买卖超过220万MMBtu实物天然气的企业，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[116] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb [130] - 2023年1月EPA和Corps发布的WOTUS最终规则在27个州被禁止执行[127] - 2023年5月美国最高法院Sackett案判决使1月规则部分无效并缩小其范围，9月发布修订规则[127] - 27个被禁止执行1月规则的州按2015年前监管制度和Sackett案变化解释WOTUS定义，其余23个州实施9月规则[129] - CERCLA使相关责任方对危险物质清理和自然资源损害承担连带责任，公司虽未发现重大相关责任，但运营中产生的部分物质可能受其监管[123] - RCRA及类似州法律规范非危险和危险固体废物处理，公司运营产生的部分废物可能被重新归类为危险废物[124] - CWA及类似州法律限制污染物排放，公司可能因该法实施范围扩大面临项目开发成本增加和延迟[126] - 2023年12月EPA敲定更严格甲烷规则，要求通过捕获和控制系统减少95%的排放[135] - 拜登宣布到2030年将美国排放量较2005年水平降低50 - 52%[148] - 美欧联合宣布“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染至少减少30%[148] - COP26上GFANZ宣布超450家公司承诺投入超130万亿美元实现净零目标[148] - 2024年第二季度预计SEC将敲定要求公司进行气候相关披露的最终规则[149] - 加州两项气候相关法案要求年收入10亿美元以上公司披露范围1、2和3的温室气体排放，年收入5亿美元以上公司披露气候相关财务风险报告，2026年开始实施[150] - 美国鱼类和野生动物管理局需在2017财年结束前确定超250种濒危或受威胁物种是否应列入《濒危物种法》[156] - 2022年11月，美国鱼类和野生动物管理局将北方长耳蝙蝠列为濒危物种，2023年3月31日生效[156] 公司运营与管理 - 截至2023年12月31日，公司有604名全职员工，其中行政、财务等部门45人，信息技术19人，地质17人，生产运营240人，中游和水处理177人，土地55人，会计和内部审计51人[158] - 公司超16年未增加员工健康保险保费[159] - 公司未参与任何集体谈判协议，未发生罢工或停工事件[158] - 公司安全目标是零事故和零伤害[163] - 公司致力于打造多元化和包容性的工作文化[165] 公司风险因素 - 套期保值活动可能使公司无法从价格上涨中受益，还可能面临向对手方支付现金、找不到对手方、对手方信用受损等风险[175][178] - 储备估计依赖诸多假设，不准确会影响储量数量和现值，实际生产、价格等与估计有差异也会产生影响[182][183] - 钻探和生产油气是高风险活动，受价格、市场、监管、地质、设备、天气、环境等多种因素影响，可能导致项目受限、延迟或取消[191][193] - 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，第三方设施存在多种风险[198][199] - 管道和设施服务中断可能导致天然气、NGL和石油生产与销售延迟，影响业务、财务状况和经营成果[200] - 公司生产依赖充足水源及合理成本的水和废物处理服务，获取水或处理废水受限会产生不利影响[201] - 公司可能因产权缺陷或其他影响权益联合化的事项遭受损失，阿巴拉契亚盆地的租约易出现产权缺陷[205] - 公司涉及各类法律诉讼，解决诉讼的成本可能导致重大负债，影响现金流、经营成果和财务状况[207] - 公司设定到2025年实现范围1和范围2温室气体净零排放目标，实现该目标可能面临意外成本[212] - 公司油气勘探和生产活动面临多种运营风险，未投保或保险不足的事件可能产生重大不利影响[215] - 油气行业竞争激烈，公司在获取资产、销售产品和招聘人员方面面临挑战，可能影响业务[217] - 公司2024年业务计划需考虑资本和资源分配，未能确定最佳策略可能影响财务状况[220] - 对ESG事项的关注增加可能导致公司成本上升、需求下降、股价下跌和融资渠道受限[211] - 世界卫生事件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[222] - 恐怖袭击、网络攻击和威胁可能对公司业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[223] - 负面公众认知可能导致公司运营延迟或受限、成本增加、监管负担加重和诉讼风险增加[232] - 套期保值交易可能变得更昂贵或无法进行，使公司面临交易对手信用风险[236] - 油气行业对专业人员的需求常随油气价格波动，可能导致周期性短缺，影响公司业务[246] - 钻机、管道等设备需求随钻井数量增加，历史上曾出现短缺，或使公司产生额外支出[246] - 美国通胀率上升，公司运营所需商品、服务和劳动力成本增加，导致运营成本上升[246] - 天然气处理、分馏设施及运输管道的运营中断，会对公司业务、财务状况和经营成果产生不利影响[247] - 公司与MPLX、LP和合资企业等有处理和分馏设施协议，与第三方有集输、压缩等协议[247] - 设施或管道的重大中断可能使公司缩减未来开发和生产计划[247] - 处理设施或管道可能因不可控因素部分或完全关闭，包括非计划维护和自然灾害[248] 公司未来规划与预测 - 假设2024年生产与2023年持平，2024年未使用运输能力的年度净营销成本估计为每千立方英尺当量0.05 - 0.07美元[243] 公司资源储备情况 - 截至2023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[229] - 公司的生产物业