文章核心观点 Antero Resources公布2023年第四季度财务和运营结果、2023年末估计探明储量及2024年指引，2023年资本效率显著提升，2024年预计受益于LNG需求增长，维护资本预算降低，有望产生自由现金流 [1][3] 2023年第四季度亮点 - 净产量平均为3.4 Bcfe/d，同比增长6% [2] - 实现套期保值前天然气当量价格为每Mcfe 3.52美元，较NYMEX定价溢价0.64美元/Mcfe [2] - 净利润为9500万美元，调整后净利润为7100万美元（非GAAP） [2] - 调整后EBITDAX为3.22亿美元（非GAAP），经营活动提供的净现金为3.12亿美元 [2] - 自由现金流为9000万美元（非GAAP），不包括营运资金变动 [2] - 平均每口井钻的水平段长度创季度公司纪录，超过17000英尺 [2] 2023年全年亮点 - 净产量平均为3.4 Bcfe/d，较上一年增长6% [3] - 液体产量平均为19.3万桶/日，较上一年增长14% [3] - 天然气产量平均为22亿立方英尺/日，较上一年增长2% [3] - 平均每日完井阶段数为11个，较上一年增长39% [3] - 2023年末估计探明储量增至18.1 Tcfe，探明已开发储量为13.8 Tcfe（76%为探明已开发），较上一年增长2% [3] - 4.3 Tcfe探明未开发储量的估计未来开发成本为每Mcfe 0.42美元 [3] 2024年指引亮点 - 预计净产量平均为3.3 - 3.4 Bcfe/d，其中液体产量为19.2 - 20.4万桶/日 [3] - 预计天然气产量较上一年下降3%，液体产量增长2% [3] - 钻井和完井资本预算为6.5 - 7亿美元，较2023年下降26% [3] - 土地资本预算为7500 - 1亿美元，较2023年下降41% [3] - 目前运营2台钻机和1个完井团队，2023年12月释放1台钻机，2024年2月释放1个完井团队 [3] - 预计完井水平段平均长度为15500英尺，比2023年长2000英尺 [3] 管理层评论 - 2023年资本效率显著提高，钻井和完井团队表现出色，缩短了开发周期，降低了维护资本 [3] - 2024年行业将迎来LNG出口设施建设第二波，公司有望受益于需求增长，其运输组合可将天然气全部运出盆地 [3] - 由于资本效率提高和基础下降率降低，2024年总维护资本预算较上一年下降近30%，NGL价格上涨也提升了前景 [3] 2024年资本预算 | 项目 | 低（百万美元） | 高（百万美元） | | --- | --- | --- | | 钻井与完井 | 650 | 700 | | 土地 | 75 | 100 | | 总勘探与生产资本 | 725 | 800 | [5][6] 2024年生产、定价和现金费用指引 | 项目 | 低 | 高 | | --- | --- | --- | | 净每日天然气当量产量（Bcfe/d） | 3.3 | 3.4 | | 净每日天然气产量（Bcf/d） | 2.16 | 2.17 | | 总净每日液体产量（MBbl/d） | 192 | 204 | | 净每日C3+ NGL产量（MBbl/d） | 112 | 117 | | 净每日乙烷产量（MBbl/d） | 70 | 75 | | 净每日石油产量（MBbl/d） | 10 | 12 | | 实现定价指引（套期保值前） | | | | 天然气实现价格溢价 vs. NYMEX Henry Hub（美元/Mcf） | 0.00 | 0.10 | | C3+ NGL实现价格差异 vs. Mont Belvieu（美元/桶） | -1.00 | 1.00 | | 乙烷实现价格差异 vs. Mont Belvieu（美元/桶） | -1.00 | 1.00 | | 石油实现价格差异 vs. WTI石油（美元/桶） | -10.00 | -14.00 | | 现金费用指引 | | | | 现金生产成本（美元/Mcfe） | 2.45 | 2.55 | | 营销费用，扣除营销收入（美元/Mcfe） | 0.04 | 0.06 | | 一般及行政费用（美元/Mcfe） | 0.12 | 0.14 | [8] 自由现金流 2023年第四季度，不包括营运资金变动的自由现金流为9000万美元 [9] 2023年第四季度财务结果 - 第四季度净每日天然气当量产量平均为3.4 Bcfe/d，其中液体产量为19万桶/日 [11] - 套期保值前平均实现天然气价格为每Mcf 2.72美元，较NYMEX Henry Hub平均月初价格折价0.16美元/Mcf [11] - 平均实现C3+ NGL价格为每桶37.72美元，35%通过Mariner East 2出口，实现溢价，其余65%国内销售，综合溢价0.02美元/加仑 [13] - 第四季度全现金成本为每Mcfe 2.32美元，较2022年第四季度下降6%，净营销费用为每Mcfe 0.05美元，较2022年第四季度下降 [14] 2023年第四季度运营结果 - 第四季度投产14口Marcellus井和7口Utica井，平均水平段长度为15500英尺 [15] - Marcellus井投产至少60天的平均水平段长度为16000英尺，平均60天单井产量为28 MMcfe/d，液体产量约1580桶/日 [15] - Utica井投产至少60天的平均水平段长度为14600英尺，平均60天单井产量为25 MMcfe/d，液体产量约1340桶/日 [15] - 季度内创两项公司单日完井阶段纪录，平均每日15个阶段 [15] 2023年第四季度资本投资 - 2023年12月31日止三个月的钻井和完井资本支出为1.64亿美元 [16] - 第四季度土地投资1400万美元，新增约5000净英亩，代表19个增量钻井位置 [18] 年末探明储量 - 2023年12月31日，估计探明储量为18.1 Tcfe，较上一年增长2%，其中天然气占59%，NGL占40%，石油占1% [19] - 估计探明已开发储量为13.8 Tcfe，较上一年增长3%，探明已开发储量占比增至76% [19] - 4.3 Tcfe探明未开发储量未来五年预计需18.4亿美元开发资本，平均未来开发成本为每Mcfe 0.42美元 [19] 商品衍生品头寸 2023年第四季度未签订任何新的天然气、NGL或石油套期保值合约 [21] 非GAAP财务指标 - 调整后净利润：用于评估公司运营趋势和与其他油气公司的业绩比较，与GAAP净利润最直接可比 [24] - 净债务：总长期债务减去现金及现金等价物，用于评估公司财务状况 [26] - 自由现金流：衡量公司内部资金能力，但有局限性，未提供与GAAP可比指标的预测和调节 [28] - 调整后EBITDAX：用于评估公司财务表现，但有局限性，与GAAP净收入和经营活动净现金最直接可比 [31] 财务报表 - 资产负债表：展示2022年和2023年12月31日的资产、负债和权益情况 [42] - 运营和综合收益表：呈现2022年和2023年的收入、费用、利润等信息 [46] - 现金流量表：显示2021 - 2023年经营、投资和融资活动的现金流量 [48] 选定财务数据 展示2022年和2023年12月31日止三个月的生产数据、平均价格、平均成本等信息 [50]