财务数据和关键指标变化 - 2020年第四季度调整后EBITDAX为2.99亿美元，较去年同期略有增加，因运营成本降低和产量增加抵消了实现价格降低和套期保值收益减少的影响 [26] - 2020年第四季度套期保值后实现的天然气平均价格为每千立方英尺2.76美元，较纽约商品交易所溢价每千立方英尺0.10美元 [26] - 2020年第四季度C3 + NGL价格为每桶27.64美元，较Mont Belvieu定价溢价每桶0.84美元，较上一季度增长26%，目前约为每桶39美元 [19][26] - 2020年第四季度自由现金流为1.55亿美元 [27] - 预计2021年自由现金流至少为5亿美元 [24] - 预计到2021年底信贷安排几乎无借款，杠杆率将从去年底的3.1倍降至今年的2倍以下 [24][25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年第四季度放置11口水平Marcellus井投入销售，平均水平段长度为15788英尺，其中10口井60天初始产量创下公司新纪录，平均每天3390万立方英尺当量 [27] - 2021年液体产量占比从2020年的33%降至31%，因2021年商品和液体价格上涨，将向特许权使用费所有者支付液体份额，天然气特许权使用费支付减少，净产量略有降低，但实现价格提高、加工成本降低 [33][34][35] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国丙烷库存水平从几个月前五年区间的高端降至目前的低端，供应天数降至15天，较五年平均水平低34% [17] - 丙烷价格从2020年11月的每加仑0.50美元左右涨至2021年1月的每加仑0.98美元，目前稳定在每加仑0.90美元左右，早盘交易价格超过每加仑1美元 [18][19] - Antero的C3 + 定价从2020年第四季度的每桶27美元涨至目前的每桶39美元以上 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 与QL Capital达成钻探合作协议，QL Capital将在2021年为20%的钻探和完井资本提供资金，2022 - 2024年为15% - 20%的总钻探和完井资本提供资金，以换取每口开钻井的相应工作权益百分比，预计到2024年将额外钻探60口井，净资本支出和产量与之前的维护资本计划保持不变 [7][8] - 钻探合作将使公司在未来五年内增加约4亿美元的自由现金流，到2025年总自由现金流将超过15亿美元（基于当前期货价格），若2021年期货价格在2025年前保持不变，预计将产生35亿美元的自由现金流 [12][30] - 公司拥有2000多个优质未开发核心钻探地点，其中1400多个富含液体，占阿巴拉契亚地区剩余富含液体核心地点的约38%，这使其能够受益于强劲的NGL价格 [8] - 公司拥有未使用的固定运输能力，可将天然气输送到基于纽约商品交易所指数的优质市场，避免了许多东北生产商面临的价格基差扩大和供应中断问题 [9] - 钻探合作产生的增量产量将使公司从与Antero Midstream已建立的低压集输激励计划中获得额外的费用回扣，预计未来五年内减少约2.6亿美元的净营销费用，获得7500万美元的额外中游费用激励，预计钻探合作下的钻探递延费用为5000万美元，利息费用节省2000万美元 [10] - 公司计划在未来五年内将资本支出维持在约5.9 - 6亿美元的维护水平，主要专注于优质Marcellus地区的钻探，Marcellus与Utica的钻井比例约为90:10，今年计划钻探两口Utica井 [51][53] - 公司认为库存疲劳和优质钻探地点数量有限将是阿巴拉契亚地区生产商之间的关键区别，未来行业可能会出现更多的整合活动 [14][63] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为LPG市场供需失衡，国际市场对LPG的需求强劲，而美国页岩气、欧佩克和炼油厂产量下降导致供应减少，预计LPG远期曲线仍有上行空间，全球对LPG的需求将持续增长，LPG产量需要通过增加炼油厂产量、欧佩克产量和美国页岩气产量来恢复，以满足全球需求 [16][20] - 公司作为美国第二大NGL生产商，看涨的NGL价格前景对公司非常有利，C3 + 定价每变化每桶2美元或每加仑0.05美元，将对现金流产生9700万美元的影响 [22] - 公司认为天然气将是未来几十年能源转型的关键，作为美国最大的天然气生产商之一，公司有能力保持其在ESG方面的领先地位，并成为首选的天然气供应商 [29] 其他重要信息 - 公司计划在2021年实现ESG目标，包括将甲烷泄漏损失率降低50%（目前为0.046%），将温室气体强度降低10%，并通过运营改进和碳抵消努力实现净零碳排放 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请提供2021年液体产量指引相对于2020年的更多信息，以及特许权使用费桶的会计处理如何影响2021年C3 + 产量指引？ - 2020年因液体价格低，未向特许权使用费所有者支付无经济价值的NGL，将所有液体分配给公司并以天然气形式支付特许权使用费；2021年商品和液体价格上涨，将向特许权使用费所有者支付液体份额，天然气特许权使用费支付减少，这对公司现金流有利，实现价格提高、加工成本降低，但净产量略有降低 [34][35] 问题2: 考虑到德克萨斯州和中部大陆的情况，能否提供第一季度潜在营销提升的更多信息？ - 若没有近期冬季天气影响，公司最初的天然气实现价格指引为持平至溢价每千立方英尺0.10美元；过去一周，公司能够在需要的地方调配资源，额外获得约7500万美元的收入，其中5000万美元为实现价格提升，2500万美元为营销费用降低，因此将实现价格指引从持平至溢价每千立方英尺0.10美元提高至溢价每千立方英尺0.10 - 0.20美元，大部分增长将出现在第一季度 [37] 问题3: 四年展望中的资本支出约为每英尺635美元，这个展望有多保守？ - 该展望可能偏保守，今年资本支出从去年底的每英尺675美元降至每英尺635美元有几个关键驱动因素，包括沙子和完井方面的举措；服务成本目前仍有下行压力，每英尺约5 - 10美元，且公司认为仍有进一步降低成本的潜力 [41] 问题4: 本季度NGL产量情况如何？出口比例与第四季度相比是否相似，是否有天气干扰或增加出口的能力？ - 第一季度NGL产量将下降，与指引一致，原因是第四季度完井数量减少，且目前每桶40美元的价格下经济状况良好；没有出现干扰，出口和在Hopedale销售的比例与之前相同 [43] 问题5: 新的钻探合作对FT承诺有何影响，FT滚动减少情况、年度费用以及营销费用如何变化？ - FT仍会按计划滚动减少，到2025年从每天41.47亿英热单位降至每天31.30亿英热单位；钻探合作将填补大部分减少的量，到2025年底营销费用将降至零，营销费用指引从最初的每千立方英尺0.10 - 0.12美元降至每千立方英尺0.08 - 0.10美元 [46] 问题6: 新的资本支出和产量指引与12月的演示文稿相比有何变化，差异的驱动因素是什么，除了新的钻探合作外，假设是否有变化？ - 没有实质性变化，2020年平均日产量为35.5亿立方英尺当量，因不再将液体全部分配给公司，产量降至34亿立方英尺当量，年中出售VPP（每日5000万美元）后，产量降至33.5亿立方英尺当量，这是指引的中点 [48] 问题7: 今年Marcellus和Utica的资本分配比例是否是未来几年的基本情况，Marcellus中优质和二级区域的比例如何？ - 未来五年所有钻探将集中在优质区域，Marcellus与Utica的钻井比例约为90:10（可能约88%为Marcellus），今年计划钻探两口Utica井，公司将在网站演示文稿中提供更多细节 [51] 问题8: 从净基础上看，通过钻探合作计划，资本支出和产量是否应按维护水平考虑，是否有宏观因素会激励超出维护水平的活动？ - 计划是基于未来五年的维护资本制定的，资本支出大致维持在5.9 - 6亿美元，五年内总支出比钻探合作前略有减少（约1500万美元），目前计划是维持维护资本水平以产生最大的预现金流并偿还债务 [53] 问题9: 如何分配超过35亿美元的自由现金流，考虑到市值小于该金额且股权自由现金流收益率超过25%？ - 首先使用资金偿还债务，包括偿还信贷安排和继续偿还债务直至债务低于20亿美元，这可能在未来几年内实现；之后将逐步向股东返还资本，可能包括股票回购和股息，也可能进行一些并购活动，但具体情况将根据季度情况进行调整 [56][57] 问题10: 幻灯片9中关于盆地库存的信息如何影响公司对并购的看法？ - 公司不会因库存原因而进行并购，因为公司拥有数千个优质钻探地点，即使进行钻探合作，每年也仅消耗约80个地点，有多年的库存储备；但并购可能有其他原因，随着优质库存供应年限有限，未来行业可能会出现更多整合活动 [60][61][63] 问题11: 要像2018年第一季度那样将净营销费用转化为收益需要什么条件？ - 2018年第一季度是因为东海岸的极地涡旋天气事件，本季度可能也会出现类似的冬季天气事件，目前影响仍在持续，市场仍有溢价价格，未来六周情况值得关注 [65] 问题12: 公司可在现货市场销售的天然气大致比例是多少？ - 公司每天约有4.5 - 5亿立方英尺的天然气可根据管道容量在芝加哥、中西部或墨西哥湾沿岸等市场进行调配销售 [67]