证物99.1

Antero Resources公布2018年第三季度财务和运营业绩

科罗拉多州丹佛市10月31日2018年10月31日电Antero Resources Corporation(纽约证券交易所市场代码：AR)(Antero公司或该公司)今天公布了2018年第三季度的财务和运营业绩。相关的合并和合并财务报表包括在Antero公司截至2018年9月30日的季度报表10-Q中，该报告已提交给证券交易委员会(SEC)。相关的独立财务报表也包括在Antero表格10-Q中担保人脚注(注16)的母公司栏内。

重点包括：

·日平均天然气当量净产量达到创纪录的2，718 MMcfe/d(29%液体)，比上一年增加17%，依次增加8%

·液体产量平均每天129 352 Bbl，乙烷采收率25%，包括石油产量10 632 Bbl/日，比上一年增加15%，依次增加14%，占对冲基金前产品总收入的43%

·已实现的天然气平均价格为每McF 2.95美元，比对冲前的NYMEX Henry Hub天然气价格高出0.05美元

·实际天然气当量价格在对冲前平均每麦克菲3.70美元，由液体生产和价格上涨的每麦克菲0.75美元驱动

·已实现的天然气当量价格在对冲后平均每麦克菲3.98美元

·公认会计原则净亏损为1.54亿美元，即稀释后每股0.49美元，非公认会计原则调整后净收益为7 700万美元，稀释后每股净收益为0.24美元，非公认会计原则调整后净收益为7 300万美元，或稀释后每股净收入为0.23美元。

·报告的非GAAP调整EBITDAX为4.98亿美元，非GAAP非GAAP调整EBITDAX为4.19亿美元，每一项均比上一年增加48%

·本季度销售73口井，创下公司纪录

·如前所述，53%的安特罗中流(Antero Midstream)和AMGP宣布计划通过合并和转换为C-Corp来简化中流业务的公司结构。

·Antero Resources还曾宣布，计划实施一项6亿美元的股票回购计划，该计划将在未来12至18个月内完成，将根据市场情况完成，该计划将占已发行股票的10%以上。

董事长兼首席执行官保罗·拉迪(Paul Rady)在评论这一季度时说，我们在第三季度完成的油井数量超过了Antero公司历史上的任何一个季度，73口井转为销售，这证明了该公司出色的运营团队。没有我们上游和中游业务之间的良好协调，就不可能实现这一水平的活动。由于2018年前9个月提高了效率，加快了完工速度，减少了完工人员的需求，预计2018年第四季度资本支出将大幅下降，因为我们目前只运营5个钻井平台和3个完井人员。在最近10月份超过了Bcfe/d生产里程碑3之后，预计第四季度将是该公司的一个重要拐点，因为我们预计业务增长将带来有吸引力的现金流，同时资本支出也会减少。

拉迪先生进一步评论说，除了业务上的成功外，我们最近还宣布简化我们的中流结构。这是一笔立即增值的交易，对Antero中流和AMGP来说，这是整个Antero家族的双赢。重要的是，我们的有机增长战略和与安特罗中流的整合保持不变。我们相信，新的中期业务结构将更好地符合Antero Resources股东的利益，并使我们能够加快向股东返还资金的计划，将交易收益与预期的独立自由现金流组合起来。

1

最近的发展

6亿美元股票回购计划

正如2018年10月9日宣布的那样，Antero的董事会批准了一项高达6亿美元的股票回购计划，将在未来12至18个月内执行。公开市场份额回购计划预计将于2018年第四季度启动，18个月的期限为公司在股票回购价格方面提供了机会主义的灵活性。杠杆率目标仍然是安特罗的首要任务，非公认会计原则的净债务为2.25倍，调整后的EBITDAX目标为2018年年底，2019年年底为2.0倍或以下，包括股票回购计划。预计该方案将由下列现金收入全额供资：

·与中期简化有关的现金收入至少为3亿美元。对Antero的现金考虑可能会增加，这取决于AM上市公司选择接受现金的合并考虑比例。

·预计未来12至18个月将产生的部分独立自由现金流中，将产生至多3亿美元，其中包括第一批Antero中流水预计在2020年初获得的1.25亿美元。

Antero中流简化事务

2018年10月9日，Antero Midstream Partners LP(Antero Midstream Ho)和Antero Midstream GP LP(AMGP)宣布，他们就AMGP达成了一项最终协议，以股票和现金交易的方式收购所有尚未完成的Antero中流公共部门。交易的结果是取消了突出的激励分配权(Indrs)，简化了中流业务的结构，使其成为一个上市公司(NewAM HECH)。新AM将是一个公司的税收和治理的目的，与多数独立董事关闭时。根据协议条款，Antero Resources将有权根据2018年10月8日的收盘价，获得每支AM股3.00美元的现金和1.6023股新AM股票的总和，从而使每个AM单元的总价值为30.43美元。AM公开会员将有权获得3.145美元的现金和1.635股的新AM股票，每个AM单位所拥有。欲了解更多细节和交易优点，请访问Antero Resources、Antero Midstream和AMGP网站的投资者关系部分，其中包括与交易有关的新闻稿和相关介绍。

2018年第三季度财务业绩

截至2018年9月30日，Antero Resources持有Antero Midstream Partners LP有限合伙人53%的股份。此前宣布的中流简化交易预计将于2019年第一季度完成，对此，Antero Resources将持有Antero Midstream 31%的普通股股权，前提是Antero Resources在这笔交易中获得其相应的现金价值份额。AnteroMidstream的结果将继续在AnteroResources中合并。

截至2018年9月30日的三个月，Antero公布了GAAP的净亏损1.54亿美元，即每股稀释后的净亏损0.49美元，而前一年同期的净亏损为1.35亿美元，即每股稀释后的净亏损0.43美元。不包括非GAAP财务措施中详细列出的项目，HEACH非GAAP调整后的净收入为7700万美元，即每股稀释后的0.24美元，而上年同期为900万美元，即每股稀释后的0.03美元。非公认会计原则调整后的净收益为7，300万美元，即稀释后每股收益0.23美元，而上年同期为500万美元，即每股摊薄收益0.01美元。非公认会计原则调整后的EBITDAX为4.98亿美元，与上一年同期的3.36亿美元相比增长了48%，而非GAAP调整后的EBITDAX为4.19亿美元，比上年同期的2.84亿美元增加了48%。2018年第三季度的业绩包括已结算的1600万美元的市场衍生品亏损。

2

下表详细列出截至2018年9月30日的三个月的平均净生产量和平均实际价格：

截至2018年9月30日止的三个月

天然气
(MMcf/d)

石油(Bbl/d)

C3+NGLs
(BBL/d)

乙烷(Bbl/d)

联合
天然气
等价物
(MMcfe/d)

平均净生产量

1,942

10,632

79,819

38,901

2,718

平均实际价格

煤气($/Mcf)

石油($/bl)

C3+NGLs
($/Bbl)

乙烷($/bl)

联合气体
等价物
($/Mcfe)

结算前的平均实际价格

$

2.95

$

61.06

$

38.41

$

15.70

$

3.70

结算商品衍生产品

0.56

(7.06

)

(3.09

)

—

0.28

结算衍生品后的平均实际价格

$

3.51

$

54.00

$

35.32

$

15.70

$

3.98

纽约商品交易所平均价格

$

2.90

$

69.76

$

2.90

对NYMEX的保险费/(差额)

$

0.61

$

(15.76

)

$

1.08

第三季度天然气当量日产量平均为2，718 MMcfe/d，其中液体129，352 Bbl/d(占产量的29%)，比上年同期增加17%，依次增加8%。如下文所述，由于石油运输的限制，Antero在第二季度后半期和进入第三季度期间经历了减产。该公司估计，第三季度减产对产量造成了86 MMcfe/d的负面影响。天然气产量平均为1，942 MMcf/d，石油产量平均为10，632 Bbl/d，C3+NGLs产量平均为79，819 Bbl/d，回收乙烷产量平均为38，901 Bbl/d，液体总产量比上年增长15%，依次增长14%。液体收入约占对冲前产品总收入的43%，高于上年同期产品总收入的38%。这一增长反映了Antero公司的发展计划对液体丰富的Marcellus种植面积的持续影响，以及液体价格的逐年大幅增长。此外，2018年第三季度，在73口油井的驱动下，Antero退出了市场，主要销售的是液体丰富的Marcellus种植面积。

由于石油运输的限制，Antero在第二季度后半段和第三季度经历了减产。该公司估计，第三季度减产对产量的影响平均为86 MMcfe/d。生产限制在9月份得到缓解，因为卡车运输能力足以满足石油生产，并在这一期间结束时减少了石油库存盈余。该公司预计不会有进一步的货运限制，因为第四季度石油库存水平已基本正常化，卡车运输能力现在相当于石油产量。

Antero公司在套期保值前实现天然气平均价格为每McF 2.95美元，比同期平均NYMEX Henry Hub价格高出0.05美元，比上年同期上涨了9%。包括对冲，Antero的平均实现天然气价格为每McF 3.51美元，比NYMEX平均价格高出0.61美元，反映出现金结算天然气套期保值收益为1.01亿美元，即每McF 0.56美元。Antero的平均套期保值前C3+NGL价格为38.41美元，相当于NYMEX WTI平均油价的55%，较上年同期上涨33%。包括套期保值在内，Antero的平均实现C3+NGL价格为35.32美元每桶，反映了实现现金结算C3+套期保值亏损2300万美元，或3.09美元每桶。

Antero石油公司套期保值前的平均实际油价为每桶61.06美元，与纽约商品交易所WTI的平均价格相差8.70美元，较上年同期上涨了44%。包括套期保值在内，平均实际油价为每桶54.00美元，反映出以现金结算的WTI原油损失为700万美元，即每桶7.06美元。平均实际乙烷价格为每加仑0.37美元，或每桶15.70美元，比前一年期间的每桶0.21美元或8.53美元增加了76%。

Antero的平均天然气当量价格(包括已回收的C2+NGLs和石油，但不包括对冲结算)为每Mcfe 3.70美元，比上年同期增长19%。包括对冲基金在内，该公司的平均天然气当量价格为每麦克菲3.98美元，较上年同期上涨17%，主要原因是已实现的液体价格上涨和对冲收益。所有产品的套期净收益为7，100万美元，即每股0.28美元。

第三季度的总收入为11亿美元，而上年同期为6.48亿美元。收入包括未交收商品衍生工具的1，400万元非现金亏损及未交收市场衍生工具的1，600万元非现金收益，而先前的收益则为1，600万元。

3

今年包括未结算商品衍生品的8.77亿美元非现金损失，主要是由7.5亿美元的套期保值货币化推动的。非GAAP收入(不包括未结算衍生品的损益)为11亿美元，较上年同期增长39%。请参阅非公认会计原则财务措施草案对收入的描述，不包括未实现的衍生产品收益(损失)。

下表计算了非GAAP独立调整的EBITDAX保证金和非GAAP调整的EBITDAX保证金，在每种情况下按Mcfe计算，同时考虑到已结算商品衍生品的现金收入是否有影响，并对结算衍生品现金收入前的变现价格进行调节，这是最近的GAAP财务措施。合并和独立的EBITDAX保证金代表经调整的EBITDAX除以产量，这一指标有助于投资者更有意义地评估和比较Antero公司(在合并和非重叠基础上)从一个时期到另一个时期的运营结果，消除其资本结构对其运营结构的影响。

单枪匹马

合并

三个月到9月30日，

三个月到9月30日，

2017

2018

2017

2018

调整后的EBITDAX差值(每个Mcfe美元)：

已结算衍生工具现金收入前的实际价格

$

3.10

3.70

$

3.10

3.70

收集、压缩、水处理和处理收入

N/A

N/A

0.01

0.02

非合并附属公司的分发

N/A

N/A

0.02

0.05

来自Antero中流的分布

0.15

0.18

N/A

N/A

收集、压缩、加工和运输费用

(1.73

)

(1.77

)

(1.32

)

(1.31

)

租赁营运费用

(0.11

)

(0.14

)

(0.11

)

(0.15

)

营销，净额(1)

(0.13

)

(0.31

)

(0.13

)

(0.31

)

生产和从价税

(0.10

)

(0.12

)

(0.11

)

(0.12

)

一般和行政(不包括基于股权的补偿)

(0.14

)

(0.14

)

(0.17

)

(0.17

)

调整后的EBITDAX保证金

1.04

1.40

1.29

1.71

已结算商品衍生工具的现金收入

0.29

0.28

0.29

0.28

调整后的EBITDAX差值(每个Mcfe美元)：

$

1.33

1.68

$

1.58

1.99

(1)包括2018年按Mcfe计算的已结算营销衍生品损失0.06美元的现金付款。包括营销收入8 960万美元和营销费用1.518亿美元。

来自AnteroMidstream的单价发行单贡献了0.18美元每Mcfe，而在前一年期间每Mcfe为0.15美元。

单价现金生产费用为每麦克菲2.03美元，与前一年的1.94美元相比增加了5%，相当于GAAP衡量的租赁经营、收集、压缩、加工、运输、生产和从价税之和。本季度的单位现金生产费用包括每麦克菲1.77美元用于收集、压缩、处理和运输费用，0.14美元用于租赁业务费用，0.12美元用于生产和从价税。租赁业务费用在第三季度有所增加，原因是较新井的产出水增加，而这些井的水强度较高，提前完工。

单价净营销费用为每麦克菲0.31美元，而去年同期为0.13美元。净营销费用增加的原因是，与2017年晚些时候投入使用的罗孚主线相关的未使用过剩能力较高，以及无法利用罗孚Sherwood侧车，该侧车仍有待FERC批准投入使用。净营销费用包括与2018年第一季度实现收益的合同相关的已结算营销衍生品每Mcfe损失0.06美元。有关这些合同的更多信息，请参见Antero公司10-Q表中的合并财务报表的附注11。

单位一般和行政费用，不包括基于非现金股本的补偿费用，为每麦克菲0.14美元，与上一年度期间一致。

结算衍生品的现金前实际价格为每麦克菲3.70美元，较上年同期上涨19%，主要原因是天然气液体价格不断上涨。独立调整的EBITDAX在大宗商品衍生品前的利润率为1.40美元

4

与去年同期相比，Per Mcfe增长了35%，主要原因是NGL和油价的上涨。扣除大宗商品衍生品后的独立调整EBITDAX利润率为每麦克菲1.68美元，较上年同期增长26%。合并调整后的EBITDAX利润率为每Mcfe 1.99美元，而前一年期间为每Mcfe 1.58美元。

2018年第三季度，经独立调整的EBITDAX为4.19亿美元，较上年同期的2.84亿美元增长48%。增加的主要原因是生产和定价的增加。2018年第四季度，经过单独调整的EBITDAX预计将增加到5亿至5.25亿美元，原因是产量大幅增长，而且液体价格持续上涨。合并调整后的EBITDAX为4.98亿美元，而上一年同期为3.36亿美元，比上年同期增加48%。

在此期间，业务活动提供的非重叠净现金为3.67亿美元。独立调整的经营现金流为3.62亿美元，比上年同期减少63%，因为上一年的现金流量包括7.5亿美元的对冲货币化。扣除套期保值货币化，非重叠调整营运现金流较上年同期增长63%.2018年第四季度，独立调整的运营现金流预计将增至4.25亿美元至4.75亿美元，中点的增幅接近25%。

这一期间业务活动提供的合并净现金为4.21亿美元。第三季度合并调整的经营现金流量为4.24亿美元，比上年同期减少58%。不包括7.5亿美元的套期保值货币化，合并调整后的经营现金流比上年同期增长了60%。

操作更新

2018年第三季度

马塞卢斯页岩安特罗公司在2018年第三季度出售了58口马塞勒斯水平井，平均横向长度为9100英尺，平均每口井30天的速度为18.3 mmmcfe/日。每口井30天的平均采收率包括1073 Bbl/d的液体，代表油、C3+NGLs和25%的乙烷回收率。

下面突出了两个马塞勒斯垫和一个西风井。这些结果尤其令人鼓舞，因为由于第三季度卡车运输的限制，油井在不同时间被削减。

·道德德里奇县的8口井垫平均横向长度为9，750口，60天平均产率为186.4 mmmcfe/d，或23.3 mmmcfe/d，其中C2+NGLs为1，077 Bbl/d，凝析油203个Bbls/d，乙烷回收率为25%。

·泰勒县的一个7井垫，平均横向长度为9，722，60天平均产率为142.1 mmmmcfe/d，或20.3 mmcfe/d，其中C2+NGLs为1，015 bl/d，凝析油为117 bl/d，乙烷回收率为25%。

·在最高BTU状态下，井的侧向长度为11，856，60天产率为25.5 mmmcfe/d，其中C2+为1，321 bl/d，凝结水为388 bl/d。

第三季度完成工作效率继续提高，从第二季度每天5.0个完工阶段增加到第三季度每天5.5个阶段。在9月份，Antero平均每天有6.0个阶段。这些效率的提高使Antero得以在本季度释放3名完工人员，这将导致2018年下半年平均有4名船员，而2018年上半年为6名。Antero目前在Marcellus Shale经营五个钻井平台。该公司预计将在第四季度在Marcellus进行27口井的销售，平均横向长度约为9，500口。与2018年前几个季度相比，活动大幅减少，预计2018年第四季度与第三季度相比，资本支出将大幅减少。

俄亥俄尤蒂卡页岩在2018年第三季度，Antero将15口俄亥俄Utica水平井出售，平均横向长度约为10，400英尺，平均每口井30天的速度为17.7mmfe/d。该公司不计划在2018年第四季度在俄亥俄尤蒂卡页岩运营任何钻井平台或完井人员，因为该开发计划继续侧重于马塞卢斯富含液体的地点。

总裁兼首席财务官格伦·沃伦评论说，2018年前9个月取得的运营成就为Antero的退出提供了巨大的动力。强劲的季度活动，再加上液体价格的强劲，使Antero在2018年第四季度出现了一个令人兴奋的转折点，即在资本纪律的约束下产生强劲的运营现金流。液体价格上涨和安特罗实际天然气当量产品价格同比上涨19%

5

说明了Antero尽管完全对冲天然气生产，但其定价杠杆。我们作为美国最大的NGL生产商之一，强调了Antero的液体暴露。

沃伦接着说，随着董事会最近批准了6亿美元的股票回购计划，Antero很有能力实现其向股东返还资金的既定目标，同时降低杠杆率。我们计划在2018年第四季度和2019年将大部分预计的自由现金流返还给我们的股东，再加上这项简化交易结束后的预期收益约3亿美元。

2018年第三季度资本投资

截至2018年9月30日的三个月，Antero投资了3.73亿美元用于钻井和完井资本支出。此外，该公司投资4 300万美元用于土地，1.31亿美元用于收集和压缩系统，1 900万美元用于供水基础设施项目。截至2018年9月30日的三个月，Antero Adeas的独立钻井和完井资本支出为4.41亿美元。在2018年第四季度，Antero预计合并钻井和完井资本支出将在2亿至2.5亿美元之间。尽管完成工作人员减少了50%，从6人减少到3人，但创纪录的完工效率继续超过预期，将原定于2019年年初完成的前阶段推迟到2018年末。Antero决定推出其McKim Pad，以优化其完工人员的效率，并利用有利的液体定价环境。这9井垫预计将有9200万美元的资本支出，平均1260 BTU，并计划在2019年1月开始销售。由于加快了McKim Pad，2018年全年，Antero预计合并钻井和完井资本支出将在13.5亿美元左右，比先前预期略有增加5，000万美元至1亿美元。

资产负债表和流动性

截至2018年9月30日，Antero的总债务为54亿美元，非GAAP非独立净债务为40亿美元，其中5.47亿美元是根据该公司的循环信贷安排未偿还的借款。这一机制下的贷款人承付款总额为25亿美元，借款基础为45亿美元。扣除未付信用证后，截至2018年9月30日，该公司拥有15亿美元的非重叠流动性。截至2018年9月30日，Antero的非重叠净债务为12个月的独立净债务，调整后的EBITDAX比率为2.5倍。

商品衍生头寸

Antero公司估计2018年第四季度的天然气产量是在指引的中点，其平均指数价格约为每MMBtu 3.53美元。该公司2019年天然气产量的目标完全套期保值，平均指数为每MMBtu 3.50美元。在2018年10月1日至2023年12月31日期间，Antero利用固定价格掉期对未来天然气当量产量进行了2.2Tcfe对冲，平均指数为每MMBtu 3.30美元。截至2018年9月30日，该公司估计商品衍生工具的公允价值为12亿美元。

6

下表总结了截至2018年9月30日Antero的对冲头寸：

期间

天然气
MMBtu/d

平均
指数价格
(美元/MMBtu)

液体
BBL/d

平均
指数价格

4Q 2018:

Nymex Henry Hub

2,002,500

$

3.53

—

—

丙烷MB($/GAL)

—

—

26,000

$

0.77

纽约商品交易所WTI(美元/Bbl)

—

—

6,000

$

56.99

4Q 18 Total(1)

2,002,500

$

3.53

32,000

N/A

(1)

2019:

Nymex Henry Hub

2,330,000

$

3.50

—

—

2020:

Nymex Henry Hub

1,417,500

$

3.25

—

—

2021:

Nymex Henry Hub

710,000

$

3.00

—

—

2022:

Nymex Henry Hub

850,000

$

3.00

—

—

2023:

Nymex Henry Hub

90,000

$

2.91

—

—

(1) 平均指数价格不适用，因为2018年液体对冲包括丙烷和石油对冲。

Antero中流财务业绩

AnteroMidstream的结果今天公布，可在www.anteromidStream.com上查阅。结果摘要如下：

三个月结束

九月

每日平均数量：

2017

2018

%变化

低压集装(MMcf/d)

1,586

2,166

37

%

压缩(MMcf/d)

1,207

1,756

45

%

高压集装(MMcf/d)

1,918

2,173

13

%

食水输送(MBbl/d)

142

195

37

%

废水处理(MBbl/d)

—

12

*

总合资企业加工(MMcF/d)

368

606

65

%

总合资企业分馏(MBbl/d)

6,431

17,365

170

%

2018年第三季度的净利润为1.2亿美元，比上一季度增长了48%。每个有限合伙人单位的净收入为0.44美元，与上一季度相比增长了33%。调整后的EBITDA为1.86亿美元，较上年同期增长46%。可分配现金流量为1.57亿美元，比上一季度增加52%，DCF覆盖率为1.3倍。有关Antero中流公司调整的EBITDA和可分配现金流量的说明，以及与其最近的GAAP措施的调节，请阅读非GAAP财务措施。

电话会议

定于2018年11月1日(星期四)上午9时召开电话会议，讨论季度业绩。安全分析师的简短问答会议将立即跟进对本季度业绩的讨论。若要参加电话，请拨打888-347-8204(美国)、855-669-9657(加拿大)或412-902-4229(国际)，并查询Antero Resources。电话重播时间至2018年11月8日(星期四)上午9时，电话号码为844-512-2921(美国)。或使用密码10123136的412-317-6671(国际).

电话的同时网络广播可以通过互联网访问，网址是：www.anteroresources es.com。网播将存档，以便在公司的网站上重播，直到2018年11月8日(星期四)上午9：00。

7

展示

更新后的介绍将在2018年11月1日电话会议之前张贴在公司的网站上。演示文稿可在www.anteroResoures.com主页上找到。公司网站上的信息不构成本新闻稿的一部分。

导向

本新闻稿中包括最新的2018年指导预测。本新闻稿中未讨论的2018年预测与先前所述的指导意见保持不变。

非公认会计原则财务措施

不包括未实现的衍生(收益)损失的收入

本新闻稿中规定的不包括未实现衍生产品(收益)损失的收入是按未结算衍生品的非现金(收益)亏损调整后的总收入。Antero认为，不包括未实现的衍生产品(收益)损失的收入对投资者评估公司的经营趋势及其相对于其他石油和天然气生产公司的业绩是有用的。不包括未实现的衍生产品(收益)损失的收入不是公认会计原则下财务业绩的衡量标准，不应孤立地考虑，也不应将总收入作为财务执行情况的指标加以替代。下表对收入总额与不包括未实现的衍生(收益)损失的收入进行了核对：

三个月结束

九个月结束

九月三十日

九月三十日

2017

2018

2017

2018

总收入

$

647,880

$

1,076,533

$

2,633,848

$

3,093,978

商品衍生产品公允价值(收益)损失

65,957

(57,020

)

(458,459

)

(134,793

)

市场衍生产品公允价值(收益)损失

—

43

—

(94,081

)

结算商品衍生工具收益

61,479

71,144

137,392

268,369

已结算的市场衍生工具的损益

—

(16,060

)

—

78,098

不包括未实现的衍生(收益)损失的收入

$

775,316

$

1,074,640

$

2,312,781

$

3,211,571

调整后净收入和非重叠调整净收入

本新闻稿中列出的调整后净收入系指按某些项目调整后的净收益。本新闻稿中所列的非重叠调整净收入系指将在Antero公司财务报表担保人脚注的母公司栏中报告的净收益，并按某些项目进行调整。Antero认为，调整后的净收益和调整后的每股净收入对投资者评估公司的经营趋势及其相对于其他石油和天然气生产公司的业绩是有用的。经调整的净收入和独立调整的净收益如下不应根据公认会计原则衡量财务业绩，也不应孤立地考虑，也不应将净收入作为财务执行情况的指标加以考虑。下表将所得税前的净额(损失)与调整后的净收入和独立调整的净收入(以千计)对账：

8

单枪匹马
三个月结束

合并
三个月结束

九月三十日

九月三十日

2017

2018

2017

2018

归于Antero Resources Corp的净收入(损失)

$

(135,063

)

(154,419

)

$

(135,063

)

$

(154,419

)

所得税费用(福利)

(45,078

)

18,953

(45,078

)

18,953

商品衍生产品公允价值(收益)损失

65,957

(57,020

)

65,957

(57,020

)

结算商品衍生工具收益

61,479

71,144

61,479

71,144

市场衍生产品公允价值损失

—

43

—

43

已结算的市场衍生工具的损失

—

(16,060

)

—

(16,060

)

未证实财产的损害

41,000

221,095

41,000

221,095

收集系统和设施的损害

—

—

—

1,157

股权补偿

19,248

11,674

26,447

16,202

经调整的所得税前收入

$

7,543

$

95,410

$

14,742

$

101,095

所得税，按混合法定税率计算(1)

(2,854

)

(22,603

)

(5,578

)

(23,950

)

调整后净收入

$

4,689

$

72,807

$

9,164

$

77,145

全稀释股

315,463

317,082

315,463

317,082

每稀释股份金额

可归因于Antero Resources公司的每股净收益(亏损)

$

(0.43

)

$

(0.49

)

$

(0.43

)

$

(0.49

)

所得税费用(福利)

(0.14

)

0.06

(0.14

)

0.06

商品衍生产品公允价值(收益)损失

0.21

(0.18

)

0.21

(0.18

)

结算商品衍生工具收益

0.19

0.22

0.19

0.22

市场衍生产品公允价值损失

—

0.00

—

0.00

已结算的市场衍生工具的损失

—

(0.05

)

—

(0.05

)

未证实财产的损害

0.13

0.70

0.13

0.70

收集系统和设施的损害

—

—

—

0.00

股权补偿

0.06

0.04

0.08

0.05

经调整的所得税前收入

0.02

0.30

0.05

0.32

所得税费用，按混合法定税率计算(1)

(0.01

)

(0.07

)

(0.02

)

(0.08

)

调整后每股净收入

$

0.01

$

0.23

$

0.03

$

0.24

(1) 2017年的递延税约为38%，2018年为24%。

调整营运现金流量，独立调整营运现金流量及自由现金流量

本新闻稿所列经调整的业务现金流量是指营运活动在周转金项目变动前提供的现金净额。本新闻稿中提出的独立调整的经营现金流量是指经营活动提供的现金净额，这些现金将在财务报表前Antero的担保人脚注的母公司一栏中报告。周转资本项目的变动。调整后的经营现金流被投资界广泛接受，作为一家石油和天然气公司REAR是否有能力为内部勘探和开发活动筹集现金以及偿还债务的财务指标。调整后的经营现金流也很有用，因为它被专业研究分析师广泛用于评价、比较、评级和提供油气勘探和生产行业公司的投资建议。反过来，许多投资者利用这一已发表的研究来作出投资决策。公司定义的自由现金流代表独立调整的经营现金流、较少的独立钻井和完井资金、较少的土地维护资金。

9

管理层认为，调整后的运营现金流、独立调整的运营现金流和自由现金流是公司内部为其活动提供资金以及在合并和独立的基础上偿还或承担额外债务的能力的有用指标。管理层认为，不包括在计算这些措施之外的流动资产和负债的变化与现金收入和付款的时间有关，因此可能与业务活动发生的时期无关，一般不会对公司为其业务提供资金的能力产生重大影响。

使用调整后的经营现金流、独立调整的经营现金流和自由现金流量作为业绩衡量标准有很大的局限性，包括无法分析某些经常性和非经常性项目的影响，这些项目对公司合并和独立的净收益产生了重大影响，不同公司的经营结果缺乏可比性，不同公司报告的调整经营现金流、独立调整经营现金流和自由现金流量的计算方法不同。调整后的经营现金流量、独立调整的经营现金流量和自由现金流量不代表可任意使用的资金，因为这些资金可能需要用于偿债、土地收购和租赁续约、其他资本支出、营运资本、所得税、勘探费用以及其他承诺和义务。

调整后的经营现金流量和自由现金流量不是公认会计原则下财务业绩的衡量标准，不应孤立地考虑，也不应作为经营、投资或融资活动的现金流量的替代品，作为现金流量的指标或流动性的衡量标准。

下表对本新闻稿中使用的经调整的业务现金流量进行了业务活动提供的现金净额调节(千)：

单枪匹马

合并

三个月结束

三个月结束

九月三十日

九月三十日

2017

2018

2017

2018

业务活动提供的现金净额

$

1,009,906

367,012

$

1,045,222

421,458

周转金净变动

(38,129

)

(5,505

)

(29,899

)

2,053

调整操作现金流量

$

971,777

361,507

$

1,015,323

423,511

10

Antero没有将2018年第四季度的调整EBITDAX纳入到2018年第四季度最接近的GAAP财务措施中，因为如果没有不合理的努力，它就无法这么做，而且任何这样做的尝试本质上都是不精确的。Antero能够预测2018年第四季度独立调整的EBITDAX与包括非控股权在内的持续经营的净收益之间的调节项目如下：

单枪匹马

(单位：千)

低层

高

利息费用

$

50,000

$

60,000

折旧、耗损、摊销和吸积费用

210,000

230,000

勘探费用

500

1,000

股权补偿费用

11,000

13,000

安特罗中流有限合伙人利益分配

40,000

45,000

Antero有大量的大宗商品衍生合约，但它不考虑使用套期保值会计，而且由于基础大宗商品的价格波动，预测该投资组合的未实现损益是不可行和不准确的。Antero还预测2018年第四季度，特许税、收益或亏损不会对债务提前清偿产生任何影响，也不会对出售资产产生任何影响。

Antero没有将独立调整的运营现金流和自由现金流与2018年第四季度最接近的公认会计准则(GAAP)财务指标进行调节，因为预测流动资产和负债的变化是不切实际的。

债务总额、净债务和非重叠净债务

净债务按债务总额减去现金和现金等价物计算。管理层使用合并净债务和非重叠净债务来评估其财务状况，包括其偿债能力。

下表核对本新闻稿中使用的合并总债务与合并净债务和非重叠净债务(千)：

十二月三十一日，

九月三十日

2017

2018

AR银行信贷设施

$

185,000

547,000

AM银行信贷设施

555,000

875,000

5.375%应收账款到期2021年

1,000,000

1,000,000

5.125%应收账款到期2022年

1,100,000

1,100,000

5.625%应收账款到期2023年

750,000

750,000

5.375%AM高级票据到期2024年

650,000

650,000

5.000%AR高级债券应于2025年发行

600,000

600,000

未摊销保险费净额

1,520

1,312

未摊销债务发行成本净额

(41,430

)

(36,308

)

合并债务总额

$

4,800,090

5,487,004

减：Ar现金和现金等价物

20,078

—

减：现金和现金等价物

8,363

—

合并净债务

$

4,771,649

5,487,004

减：Antero中期债务扣除现金和未摊销的溢价和债务发行成本

$

1,187,637

1,516,854

独立净债务

$

3,584,012

3,970,150

11

调整后的EBITDAX和独立调整的EBITDAX

公司定义的经调整的EBITDAX系指扣除利息费用、利息收入、衍生产品公允价值损益前的净收益或亏损，包括非控制权益，但包括衍生公允价值损益、税收、减值、损耗、折旧、摊销、吸积、勘探费用、股权补偿等衍生工具的净现金收入或付款，提前清偿债务的损益和出售资产的损益。调整后的EBITDAX还包括未合并子公司的分配，不包括未合并子公司的收益或损失中的权益。

公司定义的独立调整的EBITDAX是指Antero的财务报表中Antero的担保人脚注的母公司在利息支出、利息收入、商品衍生产品和销售衍生品的损益之前报告的收入或损失，但包括衍生工具的现金收入净额或衍生工具的付款，包括衍生工具损益、所得税、减值、损耗、折旧、摊销和增值，勘探费用、股权补偿、提前清偿的损益、出售资产的损益、中流公司的收益或亏损以及或有收购考虑的公允价值变动的损益。独立调整的EBITDAX还包括来自Antero中流公共单位有限合伙人权益的分配。

最接近调整后的EBITDAX的GAAP财务措施是净收入或亏损，包括将在Antero的合并财务报表中报告的非控制权益。最接近独立调整的EBITDAX的GAAP财务措施是独立净收入或亏损，将在Antero的财务报表担保人脚注的母公司栏中报告。虽然在使用经调整的EBITDAX和独立调整的EBITDAX方面有一些限制，但管理层认为，这些措施对于投资者评估公司的财务业绩是有用的，因为这些措施：

·石油和天然气行业的投资者广泛用于衡量一家公司的经营业绩，而不考虑该期限计算之外的项目，根据会计方法和资产账面价值、资本结构和获得资产的方法等因素，不同公司之间的差异很大；

·帮助投资者更有意义地评估和比较Antero公司(在合并和独立的基础上)从一个时期到另一个时期的运营结果，消除其运营结构对其资本结构的影响；

·管理层用于各种目的，包括衡量Antero公司的经营业绩(无论是综合的还是独立的)，在向公司董事会介绍时，以及作为战略规划和预测的基础。董事会也使用调整后的EBITDAX作为确定高管薪酬的业绩衡量标准。调整后的EBITDAX，如我们的信贷工具所定义的，由我们的贷款人根据我们的循环信贷安排下的契约和管理公司高级票据的契约使用。

使用经调整的EBITDAX和独立调整的EBITDAX作为业绩衡量标准有很大限制，包括无法分析某些经常性和非经常性项目对公司合并和独立净利润的影响，不同公司的经营结果缺乏可比性，不同公司报告的调整后的EBITDAX的计算方法也不同。此外，调整后的EBITDAX和独立调整的EBITDAX没有提供关于公司资本结构、借款、利息成本、资本支出以及营运资本流动或税收状况的信息。

12

单枪匹马

合并

三个月到9月30日，

三个月到9月30日，

(单位：千)

2017

2018

2017

2018

可归因于Antero Resources Corporation的净(损失)

$

(135,063

)

(154,419

)

$

(135,063

)

(154,419

)

可归因于非控制权益的净收入

—

—

45,063

76,447

商品衍生产品公允价值(收益)损失

65,957

(57,020

)

65,957

(57,020

)

结算商品衍生工具收益

61,479

71,144

61,479

71,144

市场衍生产品公允价值损失

—

43

—

43

已结算的市场衍生工具的损失

—

(16,060

)

—

(16,060

)

利息费用

60,906

57,633

70,059

74,528

所得税费用(福利)

(45,078

)

18,953

(45,078

)

18,953

损耗、折旧、摊销和吸积

177,070

205,408

207,626

243,897

未证实财产的损害

41,000

221,095

41,000

221,095

收集系统和设施的损害

—

—

—

1,157

勘探费用

1,599

666

1,599

666

或有购置考虑公允价值变动的收益

(2,556

)

(4,020

)

—

—

股权补偿费用

19,248

11,674

26,447

16,202

未合并附属公司的收益权益

—

—

(7,033

)

(10,706

)

非合并附属公司的分发

—

—

4,300

11,765

Antero Midstream Partners LP的(收益)亏损

4,874

23,363

—

—

来自Antero Midstream Partners LP的发行

34,839

41,031

—

—

调整后的EBITDAX

284,275

419,491

336,356

497,692

利息费用

(60,906

)

(57,633

)

(70,059

)

(74,528

)

勘探费用

(1,599

)

(666

)

(1,599

)

(666

)

流动资产和负债的变动

38,129

5,505

29,899

(2,053

)

衍生产品货币化收益

749,906

—

749,906

—

其他非现金项目

101

315

719

1,013

业务活动提供的现金净额

$

1,009,906

367,012

$

1,045,222

421,458

调整后的EBITDAX

$

284,275

419,491

$

336,356

497,692

生产(MMcfe)

213,159

250,046

213,159

250,046

调整后的EBITDAX利润率

$

1.33

1.68

$

1.58

1.99

下表核对Antero公司截至2018年9月30日止12个月的调整后的EBITDAX非重叠净收入(千)：

单枪匹马

十二个月
九月三十日

(单位：千)

2018

可归于Antero Resources Corporation的净收入

$

210,898

商品衍生产品公允价值收益

(334,617

)

结算商品衍生工具收益

344,917

市场衍生产品公允价值收益

(72,687

)

结算市场衍生工具的收益

78,098

利息费用

219,206

债务提前清偿的损失

1,205

所得税利益

(397,638

)

损耗、折旧、摊销和吸积

787,598

未证实财产的损害

482,568

收集系统和设施的损害

4,470

勘探费用

7,050

或有购置考虑公允价值变动的收益

(15,645

)

股权补偿费用

57,496

Antero中流公司的(收益)亏损

92,545

来自Antero中流的分布

149,292

调整后的EBITDAX

$

1,614,756

Antero中流调整EBITDA和可分配现金流量

Antero中流认为调整后的EBITDA是其业绩的重要指标。Antero Midstream将调整后的EBITDA定义为利息支出前净收入、出售资产收益、折旧费用、减值费用、增值、股本

13

基于补偿的费用，不包括合并后附属公司收入中的权益，包括未合并子公司的现金分配。

Antero Midstream使用经调整的EBITDA评估：

Antero Midstream资产的财务执行情况，不考虑调整后的EBITDA、资本结构或历史成本法的融资方法；

与其他在中游能源部门公开交易的伙伴关系相比，其经营业绩和资本回报率不考虑融资或资本结构；

·购置和其他资本支出项目的可行性。

Antero中流公司将可分配现金流量定义为调整后的EBITDA减去已支付的利息、所得税预扣缴款和在以股权为基础的赔偿金归属时为所得税预扣缴而预留的现金、为债券利息预留的现金和已支付的持续维持资本支出。Antero中间流使用可分配现金流量作为绩效度量，以比较Antero中流从一个时期到另一个时期的现金生成性能，并将特定期间的现金生成性能与预期支付给单户的现金分配(如果有的话)进行比较。可分配现金流量不反映周转资本余额的变化。

14

调整后的EBITDA和可分配现金流量是非GAAP财务措施.与调整后的EBITDA和可分配现金流量最直接可比的GAAP计量是净收入。调整后的EBITDA和可分配现金流量的非GAAP财务措施不应被视为GAAP净收入计量的替代品。调整后的EBITDA和可分配现金流量不是根据公认会计原则提出的，作为一种分析工具具有重要的局限性，因为它们包括一些但不是所有影响净收益和调整后的EBITDA的项目。您不应单独考虑调整EBITDA和可分配现金流量，也不应将其作为GAAP下报告的结果分析的替代品。Antero中流公司对调整后的EBITDA和可分配现金流量的定义可能无法与其他合作伙伴的类似名称的衡量标准相媲美。

三个月到9月30日，

2017

2018

净收益

$

80,893

119,764

利息费用

9,311

16,988

财产和设备费用减值

—

1,157

折旧费用

30,556

38,456

附加或有购置考虑

2,556

4,020

资产退休债务的累积

—

33

股权补偿

7,199

4,528

未合并附属公司的收益权益

(7,033

)

(10,706

)

非合并附属公司的分发

4,300

11,765

调整后的EBITDA

127,782

186,005

已付利息

(20,554

)

(24,958

)

用于债券利息的现金减少(1)

8,831

8,734

安特罗中流合伙人有限公司股权补偿归属时的所得税预扣缴(2)

(1,500

)

(1,500

)

维持资本支出(3)

(10,771

)

(10,964

)

可分配现金流量

$

103,788

157,317

向Antero中流持有者声明的分发

有限合伙人

$

63,454

82,302

激励分配权

19,067

37,815

合计分布

$

82,521

120,117

DCF覆盖率

1.3x

1.3x

(1) 预留现金作为债券利息支出的AnteroMidstream的5.375%的高级票据，在这一期间内，支付半年的基础上，每年3月15日和9月15日。

(2) 预计在第四季度支付的所得税预扣缴额的当期部分，可归因于中游LTIP股权补偿金的归属。

(3) 维护资本支出是我们估计资本支出中与(1)新油井与我们的收集和处理系统的连接，我们认为这是抵消Antero Resources将经历的自然产量下降所必需的部分，Antero Resources将在其所有油井上经历随着时间的推移，以及(2)向新油井输送水，以维持我们系统的平均吞吐量。

安特罗资源公司是一家独立的天然气和石油公司，在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的阿巴拉契亚盆地从事非常规液体丰富天然气的收购、开发和生产。本公司网站位于www.anteroResoures.com.

这个版本包括前瞻性声明。这些前瞻性声明受到许多风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性超出了Antero的控制范围。除历史事实陈述外，本新闻稿中关于Antero预期的活动、事件或事态发展的所有陈述，都相信或预计将来会发生或可能发生，例如关于预期资金来源和完成股票回购计划的时间的声明，如果有的话，关于简化交易的声明，包括与以下方面有关的预期审议：简化交易的结束、未来商品价格、未来生产目标、天然气或天然气液体运输项目的完成、未来收益、独立调整的EBITDAX、独立调整的经营现金流、自由现金流、杠杆指标、未来资本支出计划、改进和/或提高资本效率，继续利用现有基础设施、天然气可销售性、估计已实现天然气、天然气液体和石油价格、面积质量、进入多个天然气市场、预期钻井和开发计划(包括要钻探的油井的数量、类型、横向长度和位置、钻井平台的数量和类型以及每垫井的数量)、预计的油井费用、未来的财务状况，未来的技术改进和未来的营销机会，是1933年“证券法”第27A条和1934年“证券交易法”第21E条所指的前瞻性陈述。所有前瞻性声明只在本新闻稿发布之日发表.虽然Antero认为，计划，意图和期望反映或建议的前瞻性。

15

声明是合理的，不能保证这些计划、意图或期望能够实现。因此，实际结果和结果可能与这些说明中所表达、暗示或预测的内容大相径庭。

安特罗请注意，这些前瞻性声明受到所有风险和不确定因素的影响，其中大多数风险和不确定因素难以预测，许多风险和不确定性超出了Antero公司的控制范围，涉及天然气、天然气和石油的勘探和开发、生产、收集和销售。这些风险包括但不限于简化交易完成的预期时间和可能性、商品价格波动、通货膨胀、缺乏钻井和生产设备和服务、环境风险、钻井和其他作业风险、监管变化、估算天然气和石油储量以及预测未来产量、现金流量和获得资本方面固有的不确定性，发展支出的时间安排，以及标题1A下所述的其他风险。Antero公司截至2017年12月31日的10-K年度报告中的风险因素。

无要约或邀请函

该通信涉及Antero Midstream和AMGP之间拟议的业务合并交易。本函件仅供参考之用，并不构成根据交易或其他方式在任何法域出售或索取购买任何证券的要约或任何投票或核准要约，也不构成违反适用法律在任何法域出售、发行、交换或转让本文件所述证券的要约。除非招股章程符合1933年证券法第10条的要求，否则不得提出任何证券要约。

补充资料及在何处找到

与交易有关，AMGP将在表格S-4上向美国证券交易委员会(SEC HEACH)提交一份注册声明，其中包括Antero Midstream和AMGP的联合代理声明和AMGP的招股说明书。这笔交易将提交给AnteroMidstream Unitholers和AMGP股东，供他们考虑。AnteroMidstream和AMGP也可以向SEC提交有关交易的其他文件。最终的联合委托书/招股说明书将发送给AMGP的股东和AnteroMidstream的股东。本文件不能替代将向SEC提交的注册声明和联合委托书/招股说明书，或AMGP或Antero Midstream可能向SEC提交的任何其他文件，或向AMGP股东或Antero Midstream的股东发送与交易有关的其他文件。请Antero中流和AMGP的投资者和证券持有人仔细阅读注册声明和联合委托书/招股说明书，当信息技术可用时，所有其他提交或提交的相关文件，以及对这些文件的任何修改或补充，都要仔细和完整，因为它们将包含有关交易和相关事项的重要信息。

投资者和证券持有人可以通过证券交易委员会在http://www.sec.gov.维护的网站免费获得注册声明和联合委托书/招股说明书的副本(如果有的话)以及所有其他提交或将提交给证券交易委员会的文件。Antero Midstream向SEC提交的文件副本将在Antero Midstream的网站上免费提供，网址是：http：/Investors.anteromidStre.com/Investors-Relationship/AM，列在SEC备案文件的标题下，或通过向投资者关系公司Antero Midstream Partners LP，1615 Wynkoop Street，丹佛，科罗拉多州75219，电话。否(303)357-7310。AMGP向证券交易委员会提交的文件副本将在AMGP的网站http：/Investors.anteromidStregp.com/Investor-Relations/amgp上免费提供，或向投资者关系部发出请求，Antero Midstream GP LP，1615 Wynkoop Street，科罗拉多州丹佛市，75219，电话。否(303)357-7310。

邀请函的参加者

Antero、AMGP、Antero Midstream以及AMGP公司和Antero Midstream公司各自的普通合伙人和Antero Midstream公司的董事和执行官员可被视为参与就拟议的交易征求代理。

关于Antero Midstream公司普通合伙人的董事和执行官员的信息载于Antero Midstream公司2018年2月13日向证券交易委员会提交的2018年表格10-K年度报告，以及该公司目前关于表格8-K的某些报告。你可以在美国证券交易委员会的http://www.sec.gov网站或http://www.anteromidstream.com.的AnteroDancedStream网站上免费获得这份文件的副本。有关AMGP普通合伙人的执行官员和董事的信息，载于AMGP 2018年2月13日向SEC提交的2018年表格10-K年度报告，以及AMGP目前关于表格8-K的某些报告。你可以在证券交易委员会的网站www.sec.gov获得这份文件的免费副本，也可以访问amgp的http://www.anteromidstream.com.网站。有关Antero公司执行官员和董事的信息载于Antero公司2018年2月13日向证券交易委员会提交的2018年10-K表格年度报告及其目前关于表格8-K的某些报告。你可以在证券交易委员会的网站www.sec.gov获得这份文件的免费副本，也可以访问Antero的网站http：/www.anteroResoures.com。

投资者可通过阅读关于拟议交易的联合委托书/招股说明书，获得关于可能被视为拟议交易参与者的个人和其他人的利益的补充信息。如上文所述，您可以获得本文件的免费副本。

欲了解更多信息，请致电(303)357-6782或mkennedy@anteroResoures.com.

16

Antero资源公司

合并资产负债表

2017年12月31日和2018年9月30日

(未经审计)

(单位：千，但每股数额除外)

2017年12月31日

2018年9月30日

资产

流动资产：

现金和现金等价物

$

28,441

—

应收账款，扣除2017年12月31日的可疑账户备抵1 320美元和2018年9月30日的1 195美元

34,896

46,604

应计收入

300,122

354,010

衍生仪器

460,685

493,354

其他流动资产

8,943

12,664

流动资产总额

833,087

906,632

财产和设备：

天然气特性，按成本计算(成功的努力方法)：

未证明性质

2,266,673

1,928,990

证明性质

11,096,462

12,306,198

水处理和处理系统

946,670

993,285

收集系统和设施

2,050,490

2,384,041

其他财产和设备

57,429

62,739

16,417,724

17,675,253

减去累计损耗、折旧和摊销

(3,182,171

)

(3,890,834

)

财产和设备，净额

13,235,553

13,784,419

衍生仪器

841,257

672,768

对未合并附属公司的投资

303,302

392,893

其他资产

48,291

45,823

总资产

$

15,261,490

15,802,535

负债和权益

流动负债：

应付帐款

$

62,982

91,940

应计负债

443,225

457,216

应付收入分配

209,617

245,832

衍生仪器

28,476

10,456

其他流动负债

17,796

8,427

流动负债总额

762,096

813,871

长期负债：

长期债务

4,800,090

5,487,004

递延所得税负债

779,645

782,145

衍生仪器

207

—

其他负债

43,316

48,363

负债总额

6,385,354

7,131,383

承付款和意外开支

公平：

股东权益：

优先股，面值0.01美元；授权-50，000股；没有发行

—

—

普通股，面值0.01美元；授权-1，000，000股；316，379股；317，086股，分别于2017年12月31日和2018年9月30日发行和发行

3,164

3,171

额外已付资本

6,570,952

6,611,348

累积收益

1,575,065

1,299,094

股东总数

8,149,181

7,913,613

合并子公司的非控制权利益

726,955

757,539

总股本

8,876,136

8,671,152

负债和权益共计

$

15,261,490

15,802,535

17

Antero资源公司

精简的业务和综合收入综合报表(损失)

三个月，截至2017年9月30日和2018年9月30日
(未经审计)

(单位：千，但每股数额除外)

三个月到9月30日，

2017

2018

收入：

天然气销售

$

409,141

527,122

天然气液体销售

224,533

338,269

石油销售

26,527

59,722

商品衍生产品公允价值损益

(65,957

)

57,019

收集、压缩、水处理和处理

2,869

4,844

市场营销

50,767

89,598

市场衍生产品公允价值损失

—

(42

)

总收入

647,880

1,076,532

业务费用：

租赁经营

23,491

36,269

收集、压缩、处理和运输

282,134

326,504

生产和从价税

22,995

30,518

市场营销

78,884

151,764

勘探

1,599

666

未证实财产的损害

41,000

221,094

收集系统和设施的损害

—

1,157

损耗、折旧和摊销

206,968

243,186

资产退休债务的累积

658

710

一般和行政费用(包括2017年和2018年分别为26，447美元和16，202美元的股权补偿费)

62,203

59,860

业务费用共计

719,932

1,071,728

营业收入(损失)

(72,052

)

4,804

其他收入(支出)：

未合并附属公司的收益权益

7,033

10,705

利息

(70,059

)

(74,528

)

其他费用共计

(63,026

)

(63,823

)

所得税前损失

(135,078

)

(59,019

)

所得税(费用)福利准备金

45,078

(18,953

)

净亏损和包括非控制利益在内的综合损失

(90,000

)

(77,972

)

非控制利益的净收益和综合收益

45,063

76,447

Antero资源公司的净亏损和综合损失

$

(135,063

)

(154,419

)

普通股损失率

$

(0.43

)

(0.49

)

已发行股票加权平均数：

碱性稀释

315,463

317,082

18

Antero资源公司

现金流动汇总表

截至2017年9月30日和2018年9月30日的9个月

(单位：千)

截至9月30日的9个月，

2017

2018

由(用于)业务活动提供的现金流量：

净收入(亏损)，包括非控制权益

$

255,523

(64,437

)

将净收入(损失)与业务活动提供的现金净额对账的调整数：

损耗、折旧、摊销和吸积

612,823

711,581

未证实财产的损害

83,098

406,068

收集系统和设施的损害

—

9,658

商品衍生产品公允价值收益

(458,459

)

(134,793

)

结算商品衍生工具收益

137,392

268,369

衍生产品货币化收益

749,906

—

市场衍生产品公允价值收益

—

(94,081

)

结算市场衍生工具的收益

—

78,098

递延所得税费用

105,087

2,500

股权补偿费用

78,925

56,429

未合并附属公司的收益权益

(12,887

)

(27,832

)

未合并附属公司的收益分配

10,120

29,660

其他

1,191

2,945

流动资产和负债的变化：

应收账款

1,771

4,653

应计收入

28,375

(53,888

)

其他流动资产

(3,836

)

(3,721

)

应付帐款

4,731

8,177

应计负债

43,043

27,446

应付收入分配

56,982

36,215

其他流动负债

(977

)

(2,649

)

业务活动提供的现金净额

1,692,808

1,260,398

用于投资活动的现金流量：

对已证明性质的补充

(179,318

)

—

对未证明性质的添加

(182,207

)

(130,381

)

钻井和完井费用

(946,508

)

(1,125,660

)

增加水处理和处理系统

(143,470

)

(77,385

)

增加收集系统和设施

(254,619

)

(337,448

)

增加其他财产和设备

(11,417

)

(5,371

)

对未合并附属公司的投资

(216,776

)

(91,419

)

其他资产变动

(16,148

)

(2,675

)

其他

2,156

—

用于投资活动的现金净额

(1,948,307

)

(1,770,339

)

由(用于)筹资活动提供的现金流量：

Antero Midstream Partners LP发行共同单位

248,949

—

出售Antero中流合作伙伴有限公司(Antero Resources Corporation)共同单位的收益

311,100

—

银行信贷设施借款(偿还)净额

(198,000

)

682,000

合并子公司的非控制权利益分配

(102,053

)

(188,775

)

雇员所得税预扣缴以支付权益补偿金

(8,500

)

(8,205

)

其他

(3,913

)

(3,520

)

筹资活动提供的现金净额

247,583

481,500

现金和现金等价物净减额

(7,916

)

(28,441

)

现金和现金等价物，期初

31,610

28,441

现金和现金等价物，期末

$

23,694

—

补充披露现金流动信息：

本期间支付的现金利息

$

174,324

179,489

财产和设备增加(减少)应付款和应计负债

$

(3,084

)

7,325

19

Antero资源公司

下表列出了截至2017年9月30日和2018年9月30日这三个月的选定业务数据：

数额

三个月到9月30日，

增加

百分比

(单位：千)

2017

2018

(减少)

变化

收入：

天然气销售

$

409,141

$

527,122

$

117,980

29

%

NGLS销售

224,533

338,269

113,736

51

%

石油销售

26,527

59,722

33,196

125

%

商品衍生收益(损失)

(65,957

)

57,019

122,977

(186

)%

收集、压缩、水处理和处理

2,869

4,844

1,976

69

%

市场营销

50,767

89,598

38,831

76

%

市场衍生损失

—

(42

)

(43

)

*

总收入

647,880

1,076,533

428,653

66

%

业务费用：

租赁经营

23,491

36,269

12,778

54

%

收集、压缩、处理和运输

282,134

326,504

44,370

16

%

生产和从价税

22,995

30,518

7,523

33

%

市场营销

78,884

151,764

72,881

92

%

勘探

1,599

666

(933

)

(58

)%

未证实财产的损害

41,000

221,094

180,095

439

%

收集系统和设施的损害

—

1,157

1,157

*

损耗、折旧和摊销

206,968

243,186

36,218

17

%

资产退休债务的累积

658

710

53

8

%

一般和行政(基于股权的补偿前)

35,756

43,658

7,901

22

%

股权补偿

26,447

16,202

(10,245

)

(39

)%

业务费用共计

719,932

1,071,728

351,798

49

%

营业收入(损失)

(72,052

)

4,804

76,855

*

其他收入(支出)：

未合并附属公司的权益

7,033

10,705

3,673

52

%

利息费用

(70,059

)

(74,528

)

(4,469

)

6

%

其他费用共计

(63,026

)

(63,823

)

(796

)

1

%

所得税前收入(损失)

(135,078

)

(59,019

)

76,059

*

所得税(费用)福利

45,078

(18,953

)

(64,031

)

*

净收入(亏损)和综合收益(损失)(包括非控制权益)

(90,000

)

(77,972

)

12,028

*

可归因于非控制权益的净收入和综合收益

45,063

76,447

31,384

70

%

可归因于Antero Resources Corporation的净收入(损失)和综合收入(损失)

$

(135,063

)

$

(154,419

)

$

(19,356

)

14

%

调整后的EBITDAX

$

336,356

$

497,692

$

161,336

48

%

生产数据：

天然气(Bcf)

151

179

28

19

%

C2乙烷(MBbl)

2,789

3,579

790

28

%

C3+NGLs(MBbl)

6,927

7,343

416

6

%

石油(MBbl)

624

978

354

57

%

合并(Bcfe)

213

250

37

17

%

每日联合生产(MMcfe/d)

2,317

2,718

401

17

%

衍生产品结算前的平均价格：

天然气(每麦克福)

$

2.71

$

2.95

$

0.24

9

%

C2乙烷(每Bbl)

$

8.68

$

15.70

$

7.02

81

%

C3+NGLs(每个Bbl)

$

28.92

$

38.41

$

9.49

33

%

石油(每桶)

$

42.50

$

61.06

$

18.56

44

%

加权平均总和(每Mcfe)

$

3.10

$

3.70

$

0.60

19

%

衍生产品结算后的平均实际价格：

天然气(每麦克福)

$

3.37

$

3.51

$

0.14

4

%

C2乙烷(每Bbl)

$

8.53

$

15.70

$

7.17

84

%

C3+NGLs(每个Bbl)

$

23.15

$

35.32

$

12.17

53

%

石油(每桶)

$

45.40

$

54.00

$

8.60

19

%

加权平均总和(每Mcfe)

$

3.39

$

3.98

$

0.59

17

%

平均费用(每个Mcfe)：

租赁经营

$

0.11

$

0.14

$

0.03

27

%

收集、压缩、处理和运输

$

1.73

$

1.77

$

0.04

2

%

生产和从价税

$

0.10

$

0.12

$

0.02

20

%

营销费用(收益)，净额

$

0.13

$

0.25

$

0.12

92

%

损耗、折旧、摊销和吸积

$

0.83

$

0.82

$

(0.01

)

-1

%

一般和行政(基于股权的补偿前)

$

0.14

$

0.14

$

—

0

%

*无意义或无意义e

20