财务数据关键指标变化：产量 - 2025年天然气产量为808 Bcf，较2024年的793 Bcf增长1.9%，但低于2023年的815 Bcf[114] - 2025年乙烷(C2)产量为29,842 MBbl，较2024年的30,391 MBbl下降1.8%[114] - 2025年完成开发井78口（净61口），另有18口（净14口）井在年底处于完井过程中[122] - 2025年公司完成净井数比2024年增加20口[463] 财务数据关键指标变化：实现价格 - 2025年综合平均实现价格（衍生品结算前）为3.99美元/Mcfe，较2024年的3.29美元/Mcfe增长21.3%[114] - 2025年天然气平均实现价格（衍生品结算前）为3.56美元/Mcf，较2024年的2.29美元/Mcfe大幅增长55.5%[114] - 2025年乙烷平均实现价格（衍生品结算前）为11.91美元/Bbl，若剔除照付不议合同收入影响则为11.88美元/Bbl[114][117] 财务数据关键指标变化：成本和费用 - 2025年综合运营成本中，集输、压缩、处理和运输成本最高，为2.27美元/Mcfe[114] - Antero Midstream 2025年为支持公司产量而在集输和压缩基础设施上的资本支出为9100万美元，低于2024年的1.32亿美元[123] 财务数据关键指标变化：现金流与融资 - 公司2025年投资活动净现金流出从2024年的7亿美元增至11亿美元，主要由于资产收购2.53亿美元、钻井和完井活动增加7100万美元以及租赁活动增加3800万美元[463] - 公司2025年融资活动净现金流出从2024年的1.35亿美元增至3.43亿美元，主要由于高级票据赎回和回购1.42亿美元、股票回购1.36亿美元[464] - 2025年公司通过信贷工具净借款4500万美元，而2024年为净偿还2400万美元[464] - 截至2025年12月31日财年，信贷安排的平均年化利率为5.9%[494] 业务线表现：中游与基础设施 - 公司拥有总计3,100 MMcf/d的签约天然气处理能力，主要来自Sherwood、Smithburg和Seneca工厂[131] - 截至2025年12月31日，Antero Midstream在阿巴拉契亚盆地拥有并运营236英里埋地水管线和187英里便携式地表水管线，并拥有33个蓄水池，可储存约500万桶淡水[143] - 公司与其关联方Antero Midstream签订了水处理协议，为其钻井和完井作业提供淡水，并处理返排液和生产水[141][142] 业务线表现：销售与运输合同 - 公司截至2030年的天然气、乙烷和C3+ NGLs的固定销售承诺量：2026年天然气614,795 MMBtu/天、乙烷85,500桶/天、C3+ NGLs 14,914桶/天；2027年天然气600,000 MMBtu/天、乙烷86,500桶/天；2028年天然气600,000 MMBtu/天、乙烷85,000桶/天；2029及2030年天然气530,000 MMBtu/天、乙烷75,000桶/天[139] - 公司拥有多项长期管道运输合同，包括：SGG管道至2030年运力900,000 MMBtu/天（2027年起降至600,000 MMBtu/天）；MXP管道至2034年运力700,000 MMBtu/天；Rover管道至2030-2033年间运力840,000 MMBtu/天；Tennessee管道至2030-2033年间运力790,000 MMBtu/天（2030年降至200,000 MMBtu/天）；ANR Gulf管道至2045年运力600,000 MMBtu/天；ATEX管道至2028年乙烷运力20,000桶/天；Mariner East 2管道乙烷运力11,500桶/天、丙烷和丁烷运力65,000桶/天，分别于2028和2029年到期[140] 业务线表现：资产与储备 - 截至2025年底，公司总净面积为536,526英亩，其中净未开发面积为243,075英亩[119] - 对于Utica和Marcellus资产，远期价格需分别从2025年底水平下降超过6%和20%才需要进一步评估减值[477] - 未探明油气资产减值费用在2023年、2024年和2025年分别为5100万美元、4700万美元和2900万美元[471] 监管与合规 - 公司需遵守FERC的反市场操纵规定，违规可能面临最高每日每项违规1,584,648美元的民事罚款[160] - 根据FERC规定，上一日历年度批发实物天然气交易量超过220万MMBtu的市场参与者需在每年5月1日报告上一年的总交易量[161] - 公司天然气运输和销售受FERC监管，州内运输则受各州监管机构监管，这些监管影响了天然气的营销和销售收入[154][156][157] - 天然气、NGLs和石油的销售价格目前不受联邦和大部分州政府管制，但运输成本会影响最终售价[158] - 公司在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州的业务受到广泛的州和地方法规监管，涉及钻井许可、环保、生产限额和开采税等[152] - 违反石油行业市场操纵法规可能面临最高约150万美元（每年根据通胀调整）的每日每次违规民事罚款[162] 环境、社会与治理（ESG） - 公司2024年甲烷泄漏损失率为0.010%，远低于行业自愿目标1%[181] - 2025年公司淘汰或更换了约774个天然气驱动气动装置，自2021年启动该计划以来总计约7,779个[178] - 公司残余储罐排放采用蒸汽燃烧器控制，可减少98%的甲烷排放[178] - 美国环保署（EPA）2023年12月最终确定了更严格的甲烷规则（OOOOb和OOOOc），但2025年3月宣布重新审议[173] - 根据《通货膨胀削减法案》（IRA 2022），EPA原需对超标甲烷排放征收费用，但2025年2月该规则被国会废除，且实施被推迟至2034年[174][175] - EPA在2023年9月发布了WOTUS规则，但仅在24个州实施；2025年11月提议进一步更新并缩小该定义[170] - 公司参与ONE Future联盟，致力于降低天然气供应链的甲烷排放强度[180] - 特朗普政府维持国家环境空气质量标准（NAAQS）中臭氧的8小时主要和次要标准为70 ppb[171] - EPA提议将油气行业的温室气体（GHG）报告延迟至2034年[172] - 2025年公司淘汰或更换了约774个间歇性和低排放天然气控制气动装置[183] - 公司对大部分井场进行了四次空中飞越以监测排放[183] - 公司季度设施LDAR检查频率在大多数情况下是当前联邦要求的两倍[183] - 公司未因遵守环境法规而产生任何重大的资本性或非经常性支出，预计2026年此类支出也不重大[194] 市场风险与对冲 - 在截至2024年12月31日和2025年12月31日的年度，公司分别有4%和8%的产量通过商品衍生品进行了对冲[486] - 基于2025年的产量和已结算衍生品，天然气价格每MMBtu下降0.10美元，或石油及NGL价格每桶下降1.00美元，将导致公司收入减少1.45亿美元[488] - 截至2024年12月31日，公司商品衍生工具的公允价值估计为净负债4700万美元[490] - 截至2025年12月31日，公司商品衍生工具的公允价值估计为净资产8100万美元[490] - 截至2025年12月31日，公司拥有与8个不同交易对手的商品对冲合约，其中7个是无抵押信贷安排的贷款方[493] - 截至2025年12月31日，公司来自无抵押信贷安排下银行交易对手的衍生资产为8100万美元[493] - 衍生资产公允价值已使用基于交易对手信用违约互换率或路透社债券评级的贴现率进行风险调整[493] - 公司未因衍生品合约被要求提供或收到任何信用支持或抵押品[493] - 截至2025年12月31日，公司未有任何衍生品交易对手的应收或应付款项逾期[493] 其他财务数据：应收账款与税务 - 截至2025年12月31日，公司油气产品销售的应收账款为4.93亿美元[491] - 截至2025年12月31日，商品衍生品合约的应收账款为8100万美元[491] - 截至2025年12月31日，公司针对科罗拉多州和俄克拉荷马州的州净经营亏损结转确认了3900万美元的估值备抵[481] - 截至2025年12月31日，公司针对研发税收抵免记录了5100万美元的未确认税收优惠准备金[481] 其他重要内容：业务运营与员工 - 公司业务面临季节性波动，天然气需求通常在春、秋季下降，在夏、冬季上升，极端天气会加剧需求和价格波动[146] - 截至2025年12月31日，公司拥有632名全职员工，其中生产与运营243人，中游与水业务184人[196] - 公司员工健康保险费率已超过17年未上调[199] - 利率每上升1.0%，将导致公司2025财年利息支出增加约300万美元[494]