法律免责声明无要约或招标本报告包括对AM和AMGP之间拟议的商业组合交易(即交易合并)的讨论。本报告仅供参考之用，并不构成根据交易或其他方式在任何司法管辖区内出售或索取购买任何证券的要约或任何投票或批准的要约，也不构成任何出售、发行，在违反适用法律的情况下，在任何司法管辖区内交换或转让本文件所指的证券。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。AMGP将在表格S-4上向美国证券交易委员会(SEC)提交一份注册声明，其中包括AM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AM的联合股东和AMGP的股东，供他们考虑。AM和AMGP还可以就交易向SEC提交其他文件。最终的联合委托书/招股说明书将发送给AMGP的股东和AM的股东。本文件不能替代将向证券交易委员会提交的注册声明和联合委托书/招股说明书，或AMGP或AM可能向SEC提交的任何其他文件，或向AMGP股东或AM的股东发送与交易有关的任何其他文件。请安特罗中流和AMGP的投资者和证券持有人在信息技术可用时阅读有关交易的注册声明和联合委托书/招股说明书，所有其他提交或将向证券交易委员会提交的相关文件，以及对这些文件的任何修改或补充，小心和完整，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、联合委托书/招股说明书(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的副本。AM向证券交易委员会提交的文件副本将在证券交易委员会提交文件的标题下免费在AM List网站http：/Investors.anteromidStre.com/Investor-Relations.com/AM上获得，或将一份请求提交给投资者关系公司，Antero Midstream Partners，1615 Wynkoop Street，丹佛，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。招标活动的参与者AMGP、AM、AR以及AMGP和AM各自的普通合伙人和AR的董事和执行官员可被视为参与就交易征求委托书。有关AM公司普通合伙人的董事和执行官员的信息，载于AM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http://www.sec.gov的证券交易委员会的网站或http://www.anteromidstream.com.的AM个人网站上获得这份文件的免费副本。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AR执行干事和董事的信息载于AR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年度报告及其目前关于表格8-K的某些报告中。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的网站http：/www.anteroResoures.com。投资者可通过在交易可用时阅读联合委托书/招股说明书，获得关于可能被视为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。2 Antero Resources 2018年11月

法律免责声明本报告包括前瞻性陈述。这类前瞻性陈述受到许多风险和不确定因素的影响，其中许多风险和不确定性超出AR的控制范围。除历史事实陈述外，本报告中关于AR预期、认为或预期将发生或可能发生的活动、事件或事态发展的所有陈述，如预期的资金来源和完成股票回购计划的时间(如果有的话)，都是与交易结束有关的预期考虑，完成交易的时间(如果有的话)：AR将在多大程度上免受与交易相关的税款支付、预计AM股利和DCF覆盖目标、估计形式AM股息CAGR和杠杆指标、AR向投资者返还资本的预期能力和有针对性的杠杆指标、AR s估计的未对冲EBITDAX倍数，加工厂和分馏塔的未来计划、AR公司的估计产量以及水手东方2公司对AR公司NGL定价的预期影响，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。所有前瞻性发言只在本报告发表之日开始。虽然AR认为前瞻性声明所反映或建议的计划、意图和期望是合理的，但没有保证这些计划、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。AR提醒您，这些前瞻性声明受到所有风险和不确定性的影响，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AR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、钻井和其他业务风险、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的机会所固有的不确定性、发展支出的时间安排，以及“1A项”标题下所述的其他风险。风险因素“在AR公司截至2017年12月31日的年度10-K年度报告中。这份报告包括某些没有按照美国公认的会计原则(GAAP)计算的财务措施。这些措施包括(一)合并调整的EBITDAX，(二)独立调整的EBITDAX，(三)合并调整的经营现金流量，(四)独立调整的经营现金流量，(五)自由现金流量。关于每项措施的定义，请参见Antero定义中的每一项，以及关于这些措施的某些补充资料，包括根据公认会计原则计算的最具可比性的财务措施。在演示文稿中，Antero Resources Corporation被表示为AR Mate，Antero Midstream Partners LP被表示为AM Mack，Antero Midstream GP LP被表示为AmGP Main，这是它们各自的纽约证券交易所代码符号。3 Antero Resources 2018年11月

利用资源4 Antero Resources 2018年11月展示市场的规模和规模。..企业价值公司债务评级-独立债务/EBITDAX净生产量(2008 E).液体.3P储备.。..C2+NGLs(1).冷凝水.净英亩..岩心钻探地点。对冲马克到市场.。Ar中流所有权(53%)$50亿$90亿Ba2/BB+/BBB-2.5x2.7 Bcfe/d 130，000 Bbl/d 54.6 Tcfe 2，131 MMBbls 131 MMBbls 620，295$1.2B$2.9B注：截至10/31/18的股票市场数据。资产负债表数据，对冲标记至9/30/18.截至2017年12月31日的准备金。企业价值不包括资产净值。见附录中的2018年指南。(1)C2+3P储量含C3+NGLs 1 318 MMBbls和乙烷812 MMBbls。假设乙烷回收率约为31%，在天然气流中留下1，808兆溴乙烷。Antero资源简介Antero种植面积SW Marcellus Core俄亥俄Utica Core

罗孚管道的上行和可选性5打开了Marcellus和Utica之间的开发选项，并提供了进一步的芝加哥和墨西哥湾风险敞口罗孚舍伍德拉边最近获得批准，将在11月通过罗孚($/MMBtu)芝加哥价格($/MMbtu)($/MMbtu)(1)大约可变成本$2.62(0)在芝加哥罗孚管道地图上投入使用。.06)Netback价格2.56美元TETCO M2价格(2.15美元)与TETCO M2价格(1)0.41美元墨西哥湾沿岸通过ANR($/MMbtu)2019海湾沿岸价格($/MMbtu)(1)$2.71近似可变成本$(0.04)Netback价格2.67美元M2价格$(2.15)上行与TETCO M2(2)$0.52的能力利用800 MMcf/d罗孚的马赛勒斯生产厂(舍伍德加工厂)和Utica生产(Seneca加工厂)罗孚1A阶段(在役)罗孚第1B阶段(在役)路虎横向(3Q184Q18)天然气定价中心-截至18日9月30日的期货价格。基于2019年TETCO-M2期货价格，包括0.14美元的可变成本Antero Resources 2018年11月列报AR 800 MMcf/d FT AR 600 MMcf/d FT海湾沿岸AR 200 MMcf/d FT芝加哥

特别委员会的进程目标是在Antero家族达成双赢交易，改善财务状况，并为包括AR、AM和AMGP在内的所有三种Antero股票提供价值。通过强大的覆盖面，简化了结构和释放股东价值，简化了当前和未来投资者的结构，消除了最终IDR对AM、现金流、增长和资本成本的拖累，维护了Antero公司的综合战略&长期展望，维护高级管理层的长期愿景，在美国建立最完整的NGL和天然气业务。调整所有Antero股东和管理层的利益，消除与管理层/PE赞助商相对于AR股东拥有GP/IDR的所有权有关的利益问题的一致性，同时评估提高股东价值的潜在备选方案，有几个关键目标：将资本返还给AR股东利用回购股票的机会，以低于可比较的精英运营商回报资本的内在价值和相对价值，同时将轨道保持在AR 5 6 Antero Resources 2018年11月的Ig评级曲线上。

财务纪律严明的回购计划保持财务灵活性和资产负债表实力，2018年4季度杠杆≤2.25倍，YEY2019AR独立净债务/LTM EBITDAX(1)杠杆≤2.0x，基于12/31/2017条形定价和Antero‘s 2018年1月分析师日宣布的长期计划。独立财务杠杆的计算方法是将年终独立净债务除以过去12个月的独立EBITDAX。有关这些措施的更多信息，请参见“Atero定义”和“Atero非GAAP”度量。包括截至2022年的5亿美元维修和可自由支配土地支出。包括中流简化交易的3亿美元收益。杠杆门槛回报资本潜力8宣布6亿美元股票回购计划能力在18个月股票回购期内回报13亿美元(2)杠杆保持在2.0倍或以下，从第一季度到第一季度第20季度，在未来四年中返还30亿美元至35亿美元的资本的能力占60%到70%当前市值回购细节Antero Resources 2018年11月

领先的杠杆NGL价格11顶级NGL生产商在美国。资料来源：彭博共识，SEC文件和公司新闻稿。注：各卷为截至2018年10月31日的协商一致意见。2018年第3季度的实际价格是加权平均数，其中包括乙烷(C2)(如适用的话)。DVN，MRO，Oxy和PXD%的收入和实际价格代表2018年第二季度的实际价格。2018年第三季度，基于未对冲产品收入的NGL实际收入百分比。*包括国际NGL生产在内的Denotes共识。NGL产生37%的AR收入(1)2018年第3季度$30.97$30.09$27.16$24.10$39.16$32.17$28.87$25.62$28.58$28.83 Antero对NGL价格上涨的风险敞口最高产品总收入*天然气液体最新领先地位

Antero公司的乙烷暴露：所有上端14个Antero的乙烷都有一个天然气定价地板和纯度乙烷上限；乙烷纯度价格的上涨都是有利的，Antero公司对乙烷销售的平衡做法导致50%的合同与纯度乙烷价格和天然气价格挂钩：乙烷收入上涨(MM美元)乙烷敏感性：+0.10美元/加仑x 2019年生产目标x~50%暴露于公吨。Belvieu=~40mm递增2019年乙烷收入55 MBbl/d 55 MBbl/d注：远期价格使用带，截止2018年9月30日。乙烷价格反映了安特罗的实际价格，并假定每加仑价格为公吨(0.05美元)。Belvieu价格基于2018年Antero指引。2019年的销量只是假设，基于ME2在服务和增加的非ETH能力，预计将在第4季度上线。+0.10美元/加尔C2价格变动=40百万美元增量收入+90至130百万美元天然气液体最新领先地位

1.Q 418代表截至2018年9月30日的脱衣舞片价格。以指南中点为基础的卷。Antero拥有26 MBbl/d的丙烷，2018年剩余时间以每加仑0.76美元对冲，2018年以后没有C3+对冲。Antero的C3+NGL风险敞口：Antero的NGL的高杠杆价格直接受益于最近在Mont Belvieu NGL基础上NGL价格的上涨，尽管NGL期货价格流动性差且落后于NGL期货价格Antero C3+桶组成，但Antero C3+桶的组成由产品Mont Belvieu定价蒙特贝维尤定价(前差分和ME2)Antero C3+Barrel 9 mos。18阿夫格。2018年差额57%0.90$0.88$(0.02)16%0.92$1.01+$0.09 10%1.15$1.03$(0.12)17%1.49$1.41$1.41(0.08)C3+$1.03$1.01$1.03$1.01(0.02)C3+$43.26$42.42$0.84容量(Bbl/d)71，250 82，000+10，750 15天然气液体更新领先地位

对冲前收益敏感性C3+NGL定价($MM)注：代表9/30/2018年脱蒙贝韦定价。2019年容积假定液体增长率为20%，而2018年的指导值为77，500 Bbl/d；假定C3+桶重量为：丙烷57%，正常丁烷16%，异丁烷10%，戊烷17%，差异为$(6.00)/Bbl。最初的ME2在役11/1/18移动Antero的完全合同，全ME2，Me_2，50，000 Bbl/d的合同量。强大的C3+NGL价格上行敞口93 MBbl/d满ME2 93 MBbl/d全ME2复合定价杠杆，由于成交量、价格和水手东方2的上涨，推动了NGL价格每上涨5.00美元的现金流增长，Antero的收入增量为170百万美元，收入为+5美元/Bbl Change=+170百万美元的收入+310-480百万美元天然气液体最新更新的领先地位

Antero‘s NGL从水手东方2 31 Mont Belvieu Conway European Netback 2019 NWE Price($/Gal)$1.15管道涨价，终端和航运成本(1)$(0.24)NWE Netback$0.91将Conway/MB Netback$0.77与YTD 2018平均差价+$0.14亚洲Netback 2019 FEI Price($/Gal)$1.24管道，终端和航运费用(1)$(0.33)亚洲Netback$0.91 Conway/MB Netback$0.77 upift vs YTD 2018平均差价+$0.14 ME2铁路到欧洲，FEI指数国际市场国内市场马库斯胡克安特罗混合Netback 2019 Conway/MT。Belvieu Price($/Gal)$0.93平均YTD 2018差分$(0.16)混合Conway/MB Netback$0.77资料来源：Poten Partners。价格反映了丙烷和丁烷混合价格的基础上，Antero的ME2承诺量。注：根据波罗的海远期运费和丙烷条价格计算，截至2009年9月30日/18日。包括相关的港口和运河收费。基于华尔街的研究。安特罗的成本可能会更低。水手东2(Me 2)初始容量(4Q18)：承诺量满负荷(3Q19)：275 MBbl/d AR承诺：35 Mbbl/d C3 15 MBbl/d C4 AR扩展权：50 Mbbl/d C3/C4本地水手东2将允许AR进入国际液化石油气市场并实现约5.88美元/BBL提升其出口桶50，000 Bbl/d水手东方2承诺相当于每年递增现金流超过107毫米2018年4Q 2018年17天然气液体最新领先地位

资本纪律导致自由现金流21非重叠调整现金流与D&C资本支出D&C资本投资-充分利用现金流量-注：经非重叠调整的业务现金流量是指在流动资产和负债变动前，AR的保证人脚注的母公司栏中报告的经营活动提供的净现金，加上支付给AR的AM现金分配，加上与2015年水滴交易相关的Antero中流预期的付款。估计数假定在2017年12月31日脱衣舞价格。(1)D&C维护资本相当于每年5.9亿美元，使产量保持在2.3Bcfe/d，这是2017年年底的退出率。(2)自由现金流量的定义包括175百万元的维修用地开支，但不包括175百万元的可自由支配土地开支。自2014年以来，D&C资本预算减少48%，未来D&C资本预算减少15次，并在现金流量范围内自由现金流(2)液体资源+资本效率=自由现金流量，可持续现金流增长，D&C资本成本下降48%，D&C维护资本(1)

好的，在高价格相对于带状综合业务战略驱动同行领先的利润率生产力驱动平均指数对冲价格(1)HEDILE当前NYMEX地带(2)马克到市场价值(2)加权平均指数价格基于以6：1气液比为基础的套期保值。包括26，000 Bbl/d丙烷，每加仑0.76美元，6，000 Bbl/d，仅2018年为56.99美元/桶。截至19/30/18。基于2018年9月30日价格计算的1.2B美元马克对市场商品套期保值头寸~120万美元未实现收益2.2 Tcfe在2023年以3.32美元/MMBtu的价格对冲了自2008年25~100%2018年25~100%对冲基金的实际收益，2099年目标天然气产量在3美元左右。50/MMBtu($/MMBtu)

自Inception 27 Takeaway保证和可靠的项目执行以来，AR的中流驱动价值Antero Midstream(纽约证券交易所市场代码：AM)为AR(AR拥有53%的AM股份)提供了一种定制的中流解决方案，拥有和控制中流基础设施对于保持长期开发回报对于AR(税前)中流所有权收益4至关重要。.7x ROI(1)从未错过淡水输送系统的完工大约13亿美元的AR资本投资在AM首次公开募股时。包括AM IPO、销售水业务(2015年)、AM单元的所有销售以及AR迄今收到的所有AM分配的收益。累计价值包括迄今的收益总额、2019年和2020年的预期提前还款额以及AR持有的按2018年10/31/2018年市场定价计算的AM单位税前价值。(2)(3)

EBITDAX保证金($/mcfe)29在EBITDAX保证金中保持一致的领先者在单独的EBITDAX保证金基础上，Antero在向上和向下商品周期中一直优于其阿巴拉契亚同行。资料来源：SEC提交的文件和公司新闻稿。Ar 2017年的利润率不包括WGL和SJR天然气合同纠纷带来的0.10美元/mcfe负面影响。同行包括CNX、COG、EQT、RRC和SWN。Ar和EQTEBITDAX包括来自中流所有权的发行版。AR和EQT的现金成本代表独立的GPT、生产税、LOE和现金G&A.套期保值和后净营销费用(如适用的话)。WTI价格($/bl)WTI石油价格($/bl)EBITDAX利润率的领先者-综合业务战略驱动同行领先利润EBITDAX利润率Antero的综合战略导致同行领先的EBITDAX利润率近6年来通过价格周期持续利润率

.class=‘class 3’>30市场现状.企业价值.。调整后的EBITDA(1)。收集/压缩%水。。。。。净债务/LTM EBITDA。公司债务评级。$5.6B$7.1B$665 MM 65%35%2.3xBa2/BB+/BBB-注：截至2018年10月31日的股票市场数据。截至2018年9月30日的资产负债表数据。LTM自19/30/18起调整了EBITDA。调整后的EBITDA是一种非GAAP指标.有关此措施的更多信息，请参见附录中的Antero中流非GAAP度量值。安特罗中游2018年11月展示AM高光AMGP高光市场盖.净债务/LTM EBITDA.。3.0亿美元：Antero中流Utica资产Antero中流Marcellus资产压缩机站：服务Antero Clearwater设施处理设施压缩机站：2018年收集管道淡水管道石墙管道Sherwood处理设施现有容量2.0 Bcf/d Antero Clear水处理设施60000 Bbl/d容量60Bbl/日容量Stonewall管道新建Smithburg处理设施

33 Antero Profile应推动多重扩张，接近规模、两位数增长、低杠杆和自由现金流产生的精英E&Ps集团。资料来源：Bloomberg&Antero估计截止到10/31/18。调整后的EBITDAX和调整后的经营现金流是非GAAP措施.AREV/EBITDAX倍数还反映了一个企业价值，它排除了AM的AR所有权，而EBITDAX排除了AR接收的AM分布，以便与对等的E&P倍数进行比较。有关这些措施的更多信息，请参见附录中的Atero Antero定义和Atero非GAAP措施。价值主张：高回报投资组合和自由现金流吸引公司的估值#公司债务中位数/调整后的EBITDAX中位数EV/2019 Adj.EBITDAX 52 2.1x 4.8x 38 1.7x 4.9x16 1.6x5.3x8 1.6x5.9x6 1.2x6.3x5 0.9x6.5倍EOG CXO PXD AR 2019 E未对冲EBITDAX倍数：3.5x规模增长低杠杆二叠纪&Appalachia FCF发电COG CLR 2018年溢价：

附录2018年指南更新2018年指南非重叠综合每日生产(Bcfe/d)~2.7净液体生产(BBL/d)~13万天然气实现价格与Nymex$0.05至$0.10溢价C3+NGL实现价格(占Nymex WTI%)57.5%62.5%现金生产费用($/mcfe)$2.05$2.15$1.60$1.70($/mcfe)(10%缓解假设)$0.10$0.125 G&A费用($/mcfe)(基于股权的补偿前)$0.125$0.175$0。调整后的EBITDAX$1，700$1，800$2，050$2，150调整后的经营现金流$1，480$1，600美元1，750美元净额债务/LTM调整后的EBITDAX低2x Mid&C资本支出(MM)$1，550-1，600美元-1，350美元-1，400美元的土地资本支出($1，350)150美元(25毫米维持)$150(25毫米维持)$150(25毫米维持费)注：主要定义见附录。现金流量和EBITDAX指南基于12/31/2017条形定价。2018年NYMEX和WTI的平均价格分别为2.83美元/MMBtu和59.57美元/Bbl。包括租赁运营费用、收集、压缩、加工和运输费用以及生产和从价税。三十六

38附录5年假设Antero指南和长期目标假设(续)(1)104亿美元(2018年累计2022年)N/A年度D&C资本支出(MM美元)1，500美元(2018-2020)1，700美元(2021-2022)1，700美元(2021-2022)1，300美元(2018年-2021)1，600美元(2022年)1，600美元(2022)土地维护支出(MM)(2)~200美元(累计2018年2022)自由现金流(1)1.6B(2018年累计2022年)N/A租赁增长资本支出(MM)~300美元(2018年累计2022美元)完成井数790个，马塞勒斯/1000欧元/1000；2.5 Bcfe/1，000(乙烷回收率25%)Utica EUR/1，000每1，000 Bcfe/1，000(乙烷排斥)注：关键定义见附录。现金流量指导是基于12/31/2017条形定价的。2018年、2019年、2020年、2021年和2022年，NYMEX的平均价格分别为2.83美元/MMBtu、2.81美元/MMBtu、2.82美元/MMBtu、2.85美元/MMBtu和2.89美元/MMBtu。2018年、2019年、2020年、2021年和2022年，WTI的平均价格分别为59.57美元/bl、56.19美元/bl、53.76美元/bl、52.29美元/bl和51.67美元/bl。调整经营现金流和自由现金流是非GAAP财务措施.有关这些措施的更多信息，请参见以下页面(Antero定义和Antero非GAAP度量值HECH)。包括达到目标工作利息百分比所需的租赁资本支出。

吸引人的全周期井经济学40单井经济学桥梁到公司层面的回报完全负担的公司层面的良好经济是杰出的注：见公司在Antero资源投资者关系网站上的进一步的详细信息全周期和半周期单井经济学；WACC计算使用CAPM。ROR(仅限于D&C)负担60%的AM费用，只为AM所有权/分配提供信贷，而可变的公司运输费(即不包括沉没需求成本)。增量的40%的AM费用代表完全独立的基础上AR支付给AM的全部中流费用(即没有中流所有权的信用)。包括增加的D&C资本，以核算支付给AM的全部水费。(3)2.4 Bcfe/1，000欧元假定乙烷被拒。Ar WACC≈8%附录吸引井经济驱动增长前对冲井经济学支持投资公司收益率远远超过资本成本(1)(2)半周期ROR全周期ROR井假设12，000 BCu井口煤气2.4 Bcfe/1，000欧元(3)6/30/2018年条带定价

根据Marcellus的11，000英尺侧位和每英尺2，000磅的AFE，运营进化继续进行43次。假设每个垫有9口井。钻井效率(25%)自2014年以来钻井成本下降42%54%永久成本效率46%供应商相关成本削减效率预计抵消服务成本膨胀25%钻机和服务21%完井服务24%适合于双重作业能力的钻机/服务以改善循环时间随着新的井下马达的完成，钻井效率的提高仍在增加，同时使用更大的钻井平台/服务中心，允许同时进行钻井和完井，更容易进入每台自动完井设备，增加每天的砂段，100目砂土，以便于抽水，减少筛分，减少自给砂，以降低二叠纪区域砂矿的供应成本。预期将减少对北白沙适合用途的钻机的需求，改善循环时间，增强步行和双重作业能力，同时进行更大的操作，允许在一端生产，在另一端进行更多井的钻井，自动完成设备→每天增加阶段，簇间距减小，→更高，潜在恢复能力更高，100目砂→更容易抽水，更少。屏蔽和低成本自寻砂→降低了供应成本，提高了钻井效率，按合同100%按合同完成，直到2019年Antero拥有100%的2018年钻机和50%的2019年固定费率合同下的钻机，平均钻机价格在2018年下降到17500美元/天，因为更高的钻井费率合同到目前为止2018年Marcellus的成就。油井成本(1)效率进化的下一步附录操作技术的发展

核心发展计划45附录了解资源EUR制度btu范围2018年完井209井半周期井经济学(条带价格)总未钻地点平均边长马塞勒斯高度富气凝析油1275-1350 14 30 200%447 12 500高富气1200-1275 106 101 89%935 11 500富气1100-1200 0 4 32%495 11，150俄亥俄Utica凝结水1250-1300 19 2 59%206 9 950富气1100-1200 3 39%102 11 550干气1050 3 36%187 10 450总计(1)145 155计划统计：93%98%地带70美元石油ROR 1 253 BTU平均计划统计：102%106%的地带70美元石油ROR 1，248 BTU平均高级别库存总量：2，372个高级别库存平均数：11，400，1)完成的油井反映了每年目标完成的中点。

Antero假设：单井经济学46附录单井经济学SWE成本类型描述成本半周期全周期油井成本钻井和完井成本假设油井成本为12，000横向，每侧脚2，000磅支撑剂和淡水和回流水-Utica冷凝物-假设1，500磅或每侧脚-Marcellus：10.6mm Utica South/Dry：12.2mm Utica Beaver：11.5mm(60%AM水费)Marcellus：11.4mm Utica South/Dry：12.8mm Utica Beaver：$12.2mm(100%AM水费)工作兴趣/净皇室利益反映Antero的平均WI/NRI在各自的剧本中：Marcellus：100%/85%Utica：100%/81%中流收费费，中流低压，高压和压缩费-60%的AM收集费-100%的AM收集费-公司运输(1)-FT成本可能包括与预期生产相关的需求和可变费用-仅0.06美元/Mcf(与预期产量相关的可变费用)-充分利用了0.54美元/Mcf的FT成本(包括两者都包括在内)需求和可变费用)-一般和行政费用-与Antero None相关的一般费用和行政费用-每口井750，000美元-每口井假设有12，000口井，Marcellus/Utica的间距为660/1，000美元，无Marcellus-每英亩None Marcellus-每口Utica-655，000美元-每口井spud to fp(基于2018年7月1日首次生产的经济学)实现了商品价格假设的定价06/30/2018条形定价SWES不包括支持Antero公司运输组合的营销费用和相关的商品对冲合同

47附录披露和调节-Antero Definations-合并调整的EBITDAX：指在利息支出、利息收入、衍生工具公允价值损益(不包括衍生产品公允价值损益)、税金、减值、耗损、折旧、摊销和增值之前的连续业务的净收益或亏损(不包括净现金收入或衍生工具的付款)，勘探费用、特许经营权税、股权补偿、债务提前清偿的损益和出售资产的损益。合并调整后的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。有关其他细节，请参见非GAAP度量值。合并调整后的业务现金流量：指在流动资产和负债变动前由经营活动提供的现金净额。有关其他细节，请参见非GAAP度量值。合并钻井和完井资本：系指AR公司合并现金流量表中报告的钻井和完井资本(即，向AM支付的水处理和处理费用在合并后取消，只将与水处理和处理有关的运营费用资本化)。自由现金流：代表独立调整的经营现金流，较少独立的E&P钻井和完井资金，较少的土地维护资本。有关其他细节，请参见非GAAP度量值。土地维护资本：指为实现5年发展计划(即历史平均工作利益)的95%的目标工作利益百分比而需要的租赁资本支出，再加上与5年发展计划相关的更新。非重叠调整的EBITDAX：指AR公司财务报表担保人脚注母栏中在利息开支、利息收入、衍生产品公允价值损益或勘探、生产和销售(不包括衍生公允价值损益中的衍生工具的净现金收入或付款)、减值、耗损前报告的持续经营的收入或损失。折旧、摊销、吸积、勘探费用、特许权税、股权补偿、债务提前清偿的损益、出售资产的损益、或有收购的公允价值变动的损益。独立的E&P调整的EBITDAX还包括来自Antero中流公共部门有限合伙人权益的分配。有关其他细节，请参见非GAAP度量值。单独调整的经营现金流量：系指AR的担保人财务报表母栏中所报告的经营活动提供的净现金，在流动资产和负债变动之前，再加上应付AR的AM现金分配，加上与2015年发生的下降水交易有关的Antero Midstream预期支付的收入。有关更多细节，请参见幻灯片18上的非GAAP度量值。独立钻井和完井资本：指在AR的担保者财务报表脚注中的母公司栏中报告的钻井和完井资本，包括向AM支付的水处理和处理费用的100%，不包括与AM的水处理和处理部门相关的运营费用)。

48 Antero非GAAP措施合并调整的EBITDAX、独立调整的EBITDAX、合并调整的经营现金流、独立调整的经营现金流和自由现金流量是未按照美国普遍接受的会计原则(GAAP)计算的财务措施。公司使用的非GAAP财务措施可能无法与其他公司使用的类似名称的计量方法相媲美。不应孤立地考虑这些措施，也不应将其视为最近的公认会计原则措施的替代品。除了Antero中流的性能外，还提出了隔离Antero操作结果的独立措施，否则，Antero就会合并到Antero的结果中。合并调整的EBITDAX和独立调整的EBITDAX是最接近于合并调整的EBITDAX的GAAP财务措施，是指将在Antero的合并财务报表中报告的包括非控制权益在内的净收益或损失。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。虽然在使用以下所述的经合并调整的EBITDAX和独立调整的EBITDAX方面存在限制，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，因为石油和天然气行业的投资者广泛使用这些措施来衡量公司的经营业绩，而不考虑不列入计算期限的项目，根据会计方法和资产账面价值、资本结构和资产获取方法等因素，各公司之间的差异很大；通过从运营结构中消除资本结构的影响，帮助投资者更有意义地评价和比较Antero公司(无论是在合并的基础上还是在独立的基础上)的运营结果；公司管理层将其用于各种目的，包括用于衡量Antero公司的经营业绩(无论是综合的还是单独的)，在向公司的董事会介绍时，以及作为战略规划和预测的基础。合并调整后的EBITDAX也被董事会用作确定高管薪酬的业绩衡量标准。我们的信贷机构所定义的经合并调整的EBITDAX，是由我们的贷款人根据我们的循环信贷机制下的契约和管理公司高级票据的契约使用的。使用合并调整的EBITDAX和独立调整的EBITDAX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，这些项目在合并和独立的基础上对公司的净利润产生重大影响，不同公司的经营结果缺乏可比性，不同公司报告的调整后的EBITDAX计算方法不同。此外，合并调整的EBITDAX和单独调整的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。附录披露和调节

附录披露和调节Antero非GAAP措施Antero没有包括对合并调整的EBITDAX或单独调整的EBITDAX与其最近的2018年GAAP财务措施的对账，因为如果没有不合理的努力就无法做到这一点，而且任何这样做的尝试本身都是不精确的。Antero能够预测经合并调整的EBITDAX和独立调整的EBITDAX之间的下列对账项目与包括非控制权益在内的持续业务的净收益：Antero有大量商品衍生品合同，但它不考虑使用对冲会计，而且由于基础大宗商品的价格波动，预测该组合的未实现损益是不可行的和不精确的。Antero还预测2018年特许经营税、提前清偿债务的损益或出售资产的损益不会产生任何影响。对于所得税支出(福利)，Antero预计2018年的有效税率为18%至19%。(千)合并非重叠低息费用$250，000，000$300，000，000$220，000折旧、耗损、摊销，和吸积费用950，050，800，800，900，000，125，000，000，125，000，000勘探费用5，15，000，000股-基于权益的95，000，115，70，000股本-未合并子公司收入30，000，000 N/A分配-来自未合并子公司40，000，000，000 N/A分配-有限合伙人对Antero中流N/A 166，000，170，49

Antero Resources调整的EBITDAX和解附录披露和调节AR非独立和合并调整的EBITDAX对账50非重叠合并三个月截止9月30日，三个月截止9月30日，2018年2018年2018年-归于Antero Resources Corporation的净收益-美元(135，063)(154，419)美元(135，063)(154，419)美元(154，419)美元-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)美元61，479 71，144市场衍生产品公允价值损失43%-基本市场衍生产品(16，060)利息费用60，906 57，633 70，059 74，528所得税费用(福利)18，953(45，078)18，953(45，078)18，953折旧，摊销，未证实财产减值47，070 205，408 207，626 243，897未证实财产减值41，221，095 41，221，095收集系统和设施的减值1，157勘探费用1，599，566 1，599 666或有购置考虑公允价值变动的收益(2，556)(4，020)基于股权的现金补偿费用19，248 11，674 26，447 16，202(7，033)(10，706)来自未合并附属公司的分配额4，300 11，765股(收益)Antero Midstream Partners LP 4，874 23，363分配额来自Antero Midstream Partners LP 34，839 41，031 ECT调整后的EBITDAX 284，275，491，336，356 497，692利息费用(60，906)(57，633)(70，059)(74，528)支出(1，599)(1，599)(1，599)(666)流动资产和负债的变动38，129 5，505，899(2，053)衍生货币化收益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美元1，009，906，367，012美元1，045，222 421，421，458美元(MMcfe)213，159，250，046，213，159，250，046调整后的EBITDAX保证金每Mcfe$1.33 1.68$1.58 1.99

Antero Resources调整的EBITDAX保证金调节附件披露和调节AR非独立和合并调整的EBITDAX保证金调节非独立-截至9月30日的三个月，截至9月30日的三个月2018年2018年经调整的EBITDAX保证金(每个Mcfe美元)：结算衍生品现金前实际价格3.10美元3.70美元3.10美元3.70美元，压缩以及水处理和处理收入N/A0.01 0.02分配来自松散的附属公司N/A 0.02 0.05分配来自Antero中流0.15 0.18 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)净(1)(0.13)(0.31)(0.13)(0.31)(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)经调整的EBITDAX结算前保证金1.04 1.40 1.29 1.71已结算商品衍生品的现金收入0.29 0.28 0.29 0.28调整后的EBITDAX保证金(每Mcfe$)1.33 1.68美元1.58 1.99(1)包括2018年每个Mcfe市场衍生品损失0.06美元的现金支付。包括营销收入8 960万美元和营销费用1.518亿美元。五十一

Antero Resources独立调整的EBITDAX per Mcfe附录披露与调节2013 2014 2015 2016 2011Q2018 2Q2018 3 Q2018($/Mcfe)天然气、石油乙烷和NGL销售$4.31$4.74$2.53$2.60$3.35$3.56$3.35$3.70商品衍生产品收益(损失)$0.86$0.37$1.57$1.48$0.26$0.47$0.42$0.28来自Antero Midstream$-$0.16$0.17$0.16$0.17$0.17$0.16 All-E&P收入$5.17$5.10$4.27$4.25$3.77$4.213.94美元4.15美元压缩，处理，运输1.25元1.46元1.56元1.70元1.75元1.80元1.79元1.77元生产及从价税0.24 0.23 0.14 0.10 0.11 0.11 0.11 0.12 0.12 0.120.08 0.07 0.07 0.11 0.15 0.14 0.14净营销费用/(收益)-0.14 0.23 0.16 0.13(0.27)0.30 0.31一般和行政(基于股权的补偿前)0.26 0.23 0.20 0.16 0.15 0.15 0.15 0.14 E&P现金总额$1.81$2.14$2.20$2.19$2.26$2.93$2.48 E&P EBITDAX差额$3.36$2.96$2.07$2.06$1.61$2.28$1.46$1.68产量191 368 545 676 822 214 229 2.5亿美元天然气，石油、乙烷和NGL销售$821$1，741$1，379$1，757$2，762$768$925实现商品衍生产品收益(损失)164 136 857 1，003 214 101 96 71从Antero Midstream 89 112 132 36 39 41 All-E&P收入$985$1，877$2，324$2，872$3，097$900$903$903收集、压缩，处理，运输239 537 853 1，146 1，441 384 410 443生产和从价税46 86 77 69 91 25 25 25 29租赁经营费用9 28 36 51 94 31 32 35净营销费用/(收益)-50 123 106 108(59)69 78一般和行政(基于股权的补偿)50 86 108110 119 31 33 34 E&P现金总额$345$786$1，196$1，483$1，853$413$569$619 52

Antero Resources独立调整的EBITDAX和解独立LTM调整EBITDAX和解附录披露和调节53独立12个月截至9月30日2018年可归因于Antero Resources Corporation的净收入210，898美元商品衍生产品公允价值收益(334，617)已结算商品衍生品的收益344，917销售衍生品公允价值收益(72，687)结算销售衍生品收益78，098利息费用219，206提前消除债务损失-1，205所得税福利(397，638)损耗、折旧、摊销，未证实财产减值787，598未证实财产482，568收集系统和设施减值4，470勘探费用-7，050项或有购置公允价值变动收益(15，645)股权-基于权益的补偿费用57，496股(收益)-Antero中流92，545股分配额-安特罗中流149，292调整后的EBITDAX 1，614，756美元

Antero Resources独立调整的EBITDAX和解独立LTM调整EBITDAX和解附录披露和调节54独立12个月截至9月30日2018年可归因于Antero Resources Corporation的净收入210，898美元商品衍生产品公允价值收益(334，617)已结算商品衍生品的收益344，917销售衍生品公允价值收益(72，687)结算销售衍生品收益78，098利息费用219，206提前消除债务损失-1，205所得税福利(397，638)损耗、折旧、摊销，未证实财产减值787，598未证实财产482，568收集系统和设施减值4，470勘探费用-7，050项或有购置公允价值变动收益(15，645)股权-基于权益的补偿费用57，496股(收益)-Antero中流92，545股分配额-安特罗中流149，292调整后的EBITDAX 1，614，756美元