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。与交易有关的重要补充信息，AMGP已向美国证券交易委员会(SEC HEACH)提交了表格S-4的注册声明，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。表格S-4的注册声明尚未被SEC宣布为有效，最终的联合委托书/招股说明书尚未提交给AMGP的股东和AM的股东。本文件不能替代已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，或发送给AMGP股东或AM的单个股东与交易有关的任何其他文件。请安特罗中游和AMGP的投资者和证券持有人阅读有关交易的注册声明和联合委托书/招股说明书，以及将向SEC提交或提交的所有其他相关文件，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文件标题下免费在AM DEAD网站http：/Investors.anteromidStre.com/Investor-Relations.com/AM上提供，或将一份请求提交给投资者关系部，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 2019年1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预期的活动、事件或发展的所有陈述，都相信或预期将来会发生或可能发生，如2019年和长期财务和运营前景、预期资金来源和完成股票回购计划的时间(如果有的话)，对冲货币化的影响、与交易结束有关的预期考虑、完成交易的时间(如果有的话)、天然气价格变现的影响、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的估计未对冲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及服务、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时固有的不确定性，现金流量和获得资本的机会、发展支出的时间安排以及“1A”项下所述的其他风险。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, (Iii)独立调整的营运现金流量，(Iv)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 2019年1月

近期发展/近期催化剂Antero宣布2019年资本预算和生产指南(2019年1月)纪律严明的计划，与2018年相比，在现金流范围内减少D&C资本支出(1)，虽然目标是17%-20%的年产量增长，水手东方2号(2018年12月)ME2在12/29/18(容量移动AR s 50，000 bl/d承诺)AR的11，500 bl/d乙烷销售合同在服务11/1/2018年与Ineos的5，000 Bbl/d乙烷合同1/1/2019与马库斯胡克出口，Pa on ME1套期保值货币化和重组(2018年12月)产生3.57亿美元的收益来偿还债务，由此产生的对冲组合保护价格为2019年的100%和2020年预期天然气生产股票回购(2018年11月/12月)的50%以上，以14美元的平均价格回购了910万股票(占流通股的3%)。.10目前价值6亿美元的股票回购计划剩余约4.7亿美元，Rover Sherwood横向服务项目(2018年11月)使AR能够将天然气销售的~550 MMcf/d从Appalachian盆地定价转移到中西部溢价价格中流简化(2018年10月)，预计将于2019年第1季度结束(但须经Antero Midstream Unitholders和AMGP股东批准)，向AR提供至少3亿美元的现金，具体取决于公共AM单元组的现金选举5 Antero Resources 2019年1月的介绍-在大约独立的钻井和完井资本支出-假定每桶WTI石油50美元和MMBtu NYMEX天然气价格3.00美元的情况下，调整运营现金流水平。

Antero Resources 2019指导2019年基本建设计划和指导-非重叠综合净生产(Bcfe/d)3.15 3.25天然气净产量(BCF/d)2.225 2.275净液体生产(BBL/d)154，164，000净油，C3+和乙烷生产(Bbl/d)油：8，500次9，500次C3+：97，500次102，500 C2：48，000次天然气实现了与Nymex($/Mcf)的价差($0.15至$0.20)，C3+NGL实现价格(占Nymex WTI的%)60%，现金生产费用($/Mcfe)(1)$2.15$2.25$1.65$1.75($/mcfe)$0.175$0.225 G&A费用(基于股权的补偿前)$0.10$0.14$0.125-$0.175 D&C资本支出$1，300-$1，450$1，100-$1，250土地资本支出($MM)$75$100平均操作的钻机，平均完井人员和操作井已完成钻井：5完井组：4井完成：115合格125注：参见附录中的关键定义。2019年，NYMEX和WTI的平均价格分别为3.00美元/MMBtu和50.00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。6月刊于2019年1月8日

Antero的NGL价格从水手东2 31 Mont Belvieu Conway欧洲Netback 2019年NWE价格($/Gal)0.75美元管道，终端和航运成本(1)$(0.22)NWE Netback$0.53 Conway/MB Netback$0.47相比YTD 2018平均差价+$0.06亚洲Netback 2019 FEI Price($/Gal)$0.84管道，终端和航运成本(1)$(0.29)亚洲Netback$0.55将Conway/MB Netback$0.47向上与YTD 2018平均差+$0.08 ME2铁路到欧洲，NWE指数铁路到亚洲FEI指数国际市场国内市场马库斯胡克安特罗混合Netback 2019公吨。Belvieu Price($/Gal)$0.65 YTD 2018差分$(0.18)MB Netback$0.47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价和丙烷带价格计算，截至12月31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本地水手东部2将允许AR进入国际液化石油气市场并实现2至4美元/BBL在其出口桶上的提升50，000 Bbl/d水手东方2出口能力相当于在线12/29/18 8现有的天然气液体更新领先地位50至60 MM美元的增量年现金流

2019年对冲重组10期Antero 2019天然气套期保值总额保持在2019年预期天然气产量的100%不变，Antero将1.575 Bcf/d掉期合约货币化，在2019年4月收益中产生约235MM的收益，掉期合约以吸引人的NYMEX水平货币化，代之以项圈看跌价2.50美元/MMBtu和Call抵消了投放成本，同时打开了当前条带与呼叫上限之间的上行通道，从3.31美元/MMBtu到3.54美元/MMBtu 2019对冲头寸，固定在2.33 Bcf/d，2019年第一季度对冲收益为3.62美元/MMBtu，收益用于加速去杠杆化，上端雕塑项圈，上限为2美元。50/MMbtu在2018年12月31日推出NYMEX条。(1)2，330 755 755 755 2，330 2 330 2 330$3.14$2.75$2.83$3.31$3.54$2.50$2.50$2.50$3.62$1.00$2.50$2.50$3.00$3.00$3.50$3.50$3.50$3.50$3.50$3.50$3.50$3.50$3.50$3.50$3.50$3.50$3.50$3.50$3.50$4.00$4.50-500 1，500 1，500 1，500，2，500，1Q19 2Q19 3Q19 4Q19领量交换卷NYMEX带价格NYMEX叫价NYMEX卖出价格NYMEX掉期价格(MMcf/d)($/MMbtu)

罗孚管道的上行和可选性12创造了进一步的选择，使马塞卢斯天然气进入芝加哥和墨西哥湾沿岸市场罗孚第二阶段谢伍德横向投入使用，11月罗孚管道和未对冲的体积暴露提升芝加哥通过罗孚($/MMBtu)2019年芝加哥价格($/MMBtu)(1)大约2.69美元的可变成本(0美元)。6)Netback价格2.63美元TETCO M2价格(1)$(2.22)通过ANR($/MMbtu)2019年海湾沿岸价格($/MMBtu)(1)$2.78近似可变成本$(0.04)Netback价格$2.74 TETCO M2价格(1)$(2.22)上行相对于TETCO M2$0.52使用800 MMcf/d罗孚能力，马塞卢斯生产厂(舍伍德加工厂)和Utica生产厂(Seneca加工厂)在不附加关税罗孚1A阶段(在役)Rover 1B阶段(在役)Rover侧向(在役)天然气定价中心，从2018年12月31日起，以条状定价为基础。Tetco-M2价格包括0.14美元的可变成本。Antero Resources 2019年1月展示AR 800 MMcf/d FT AR 600 MMcf/d FT墨西哥湾海岸AR 200 MMcf/d FT芝加哥

注：本地指数代表Dominion South和TETCO M2定价的混合。中西部指数代表了芝加哥和MichCon的混合定价。墨西哥湾沿岸指数代表了海湾和纽约商品交易所的混合定价。2018年是截至11月的YTD实际值和12月份的预计数量。2018年的定价假设了整个11月和12月1日的实际价格的混合。2008 E意味着对Nymex的溢价假设是0.29美元/McBtu升级。2019E对Nymex的溢价假设是0.30美元/McBtu升级，Antero公司运输指数分解预期天然气价格实现改善预期Antero天然气100%将于2018年12月起在价格优惠的市场出售13隐含溢价给Nymex(1)(2)+0.15+0.15-+0.20本地中西部TCO墨西哥湾市场2%增加到海湾沿岸市场1%中西部市场减少6%，本地市场减少6%(1)TCO市场增加3%(1)58%，60%，15%，18%，19%，9%，3%，0%，10%，20%，30%，50%，60%，70%，80%，80%，90%，2008 E 2019 E

最大的NGL生产商未钻核心液体-丰富的库存(1)美国最大的C2+NGL生产商-2019 E(2)Antero是美国最大的NGL生产商，控制着阿巴拉契亚40%的核心未钻液体-阿巴拉契亚最接近的竞争对手库存的2.5倍以上。论“马塞勒斯”和“尤蒂卡”戏剧核心未开发土地的Antero分析。同行包括安斯德、CHK、CNX、CVX、EQT、GPOR、HG、RRC和SWN。截至2019年2月1日的协商一致意见。根据2018年3月3日的实际数字计算，对冲前大宗商品收入的百分比。17 Peer Avg。预对冲NGL%的产品收入天然气液体更新领先地位2，234-500，1，500，2，500，2，500，500，500，500，500，500，500，500，500，500，500，500，500，500，500，500，500，500，500，500，2，500未钻探液体-丰富的地点147 37%，0%5%，5%，10%

.class=‘class 3’>市场现状19市场.企业价值.。调整后的EBITDA(1)。收集/压缩%水。。。。。净债务/LTM Adj.EBITDA公司债务评级。$4.6B$6.1B$665 MM 65%35%2.3x Ba2/BB+/BBB-注：截至2019年7月1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。.span class=‘class 2’>AM高光AMGP高光市场.净债务/LTM Adj.EBITDA.24亿美元：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

已实现定价和Adj.EBITDAX利润率的领先者Antero的综合战略已连续6年导致同行领先的实际价格和利润率，并通过价格周期取得一致的结果-所有的定价实现($/Mcfe)-独立的E&P Adj.EBITDAX利润率($/Mcfe)。资料来源：SEC提交的文件和新闻稿。同行包括：CNX、COG、EQT、RRC和SWN。+36%对同龄人(Peer Avg)2013-2018年+28%，而同龄人雅夫格(Peer Avg)。从2013-2018年起，20项综合业务战略推动同行领先利润率5.17美元、5.10美元、4.09美元、4.08美元、3.98美元、2.83美元、0.00美元、2.00美元、3.00美元、3.00美元、4.00美元、5.00美元、5.00美元、2014年-2015年2016-2017年纽约商品交易所亨利中心煤气$3.36$2.97$2.07$2.06$1.61$1.68$0.00$0.50$1.00$2.50$3.00$3.50$3.50$4.00 2016-2016 2016-2017 3Q18 AR Peer平均数

27附录披露和调节-Antero定义合并调整的EBITDAX：系指在利息支出、利息收入、衍生产品公允价值损益(不包括衍生公允价值损益所列衍生工具的现金收入或付款净额)、税收、减值、耗损之前，持续经营活动的净收益或亏损，包括非控制权益。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。有关更多细节，请参见Antero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。有关更多细节，请参见Antero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)。F&D成本：表示当前每1，000人的D&C成本除以每1，000人的净欧元，假设在Marcellus的NRI为85%，在Utica为81%。没有直接可比的财务措施，根据公认会计原则提出的F&D成本，因此，调节GAAP是不可行的。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。有关更多细节，请参见Antero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公司栏中在利息支出、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)、减值前报告的持续经营的收入或损失。耗竭、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。有关更多细节，请参见Antero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。有关详细信息，请参阅幻灯片35上的Antero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)。

28 Antero非GAAP措施独立调整的经营现金流和自由现金流自由现金流量在本新闻稿和本公司定义的代表独立调整的经营现金流，较少的独立钻井和完井资金，较少的土地维护资本。单独调整的经营现金流量是指经营活动提供的现金净额，这些现金将在周转资本项目变动前在Antero的担保人财务报表的母公司栏中报告。独立调整的经营现金流被投资界广泛接受，认为它是一家石油和天然气公司的财务指标，表明一家石油和天然气公司是否有能力产生现金，为勘探和开发活动提供内部资金，并偿还债务。独立调整的经营现金流也是有用的，因为它被专业研究分析师广泛用于评价、比较、评级和提供石油和天然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。管理层认为，独立调整的运营现金流和自由现金流是该公司内部为其活动提供资金和单独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。使用独立调整的经营现金流和自由现金流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净收益的影响。不同公司的经营结果缺乏可比性，计算独立调整的经营现金流量和自由现金流量的方法也不同。独立调整的经营现金流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。独立调整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，不应孤立地或作为经营、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，或作为流动性的衡量标准。债务总额、净债务和非重叠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。附录披露和调节

29 Antero非GAAP措施继续调整EBITDAX和公司定义的经调整的EBITDAX调整后的EBITDAX代表净收益或亏损(包括非控制权益)，包括利息支出、利息收入、衍生产品公允价值损益，但包括衍生公允价值损益中所列衍生工具的现金收入净额或付款，税收、减值、耗损、折旧、摊销、吸积、勘探费用、股权补偿、债务提前清偿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。公司定义的经独立调整的EBITDAX是指Antero财务报表的母栏在利息支出、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，但包括衍生损益、所得税中所列衍生工具的现金收入或付款净额，减值、耗竭、折旧、摊销、吸积、勘探费用、股权补偿、早期清偿债务的损益、出售资产的损益、安特罗中流公司的收益或亏损以及或有收购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。与调整后的EBITDAX最接近的GAAP财务措施是指将在Antero精简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亏损。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方面存在以下限制，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，因为这些措施被石油和天然气行业的投资者广泛用于衡量公司的经营业绩，而不考虑计算该期限以外的项目，根据会计方法、资产账面价值、资本结构和资产购置方法，各公司之间的差异很大。, 除其他因素外，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经营结果，从其经营结构中消除其资本结构的影响；并被管理层用于各种目的，包括作为衡量Antero的经营业绩(在综合和独立的基础上)，在向公司董事会的介绍中，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，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的影响，这些项目在合并和独立的基础上对公司净收入产生重大影响，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，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、资本支出和营运资本流动或税收状况的信息。Antero没有将独立调整的运营现金流和自由现金流与其最近的GAAP财务措施进行调节，因为如果不做出不合理的努力，就无法做到这一点，而这样做的任何尝试本质上都是不精确的。附录披露和调节

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30独立12个月截止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 Stand-alone Adjusted EBITDAX Per Mcfe Appendix disclosures & reconciliations 31 Stand-alone Adjusted EBITDAX per Mcfe Reconciliation (Annual) 2013 2014 2015 2016 2017 1Q2018 2Q2018 3Q2018 ($/Mcfe) Natural Gas, Oil, Ethane and NGL sales 4.31 $ 4.74 $ 2.53 $ 2.60 $ 3.35 $ 3.56 $ 3.35 $ 3.70 $ Realized commodity derivative gains (losses) 0.86 $ 0.37 $ 1.57 $ 1.48 $ 0.26 $ 0.47 $ 0.42 $ 0.28 $ Distributions from Antero Midstream - $ - $ 0.16 $ 0.17 $ 0.16 $ 0.17 $ 0.17 $ 0.16 $ All-In E&P Revenue 5.17 $ 5.10 $ 4.27 $ 4.25 $ 3.77 $ 4.21 $ 3.94 $ 4.15 $ Gathering, compression, processing, and transportation 1.25 $ 1.46 $ 1.56 $ 1.70 $ 1.75 $ 1.80 $ 1.79 $ 1.77 $ Production and ad valorem taxes 0.24 0.23 0.14 0.10 0.11 0.12 0.11 0.12 Lease operating expenses 0.05 0.08 0.07 0.07 0.11 0.15 0.14 0.14 Net Marketing Expense / (Gain) - 0.14 0.23 0.16 0.13 (0.27) 0.30 0.31 General and administrative (before equity-based compensation) 0.26 0.23 0.20 0.16 0.15 0.15 0.15 0.14 Total E&P Cash Costs 1.81 $ 2.14 $ 2.20 $ 2.19 $ 2.26 $ 1.93 $ 2.48 $ 2.48 $ E&P EBITDAX Margin (All-In) 3.36 $ 2.96 $ 2.07 $ 2.06 $ 1.61 $ 2.28 $ 1.46 $ 1.68 $ Production Volumes (Bcfe) 191 368 545 676 822 214 229 250 $ Millions Natural Gas, Oil, Ethane and NGL sales 821 $ 1,741 $ 1,379 $ 1,757 $ 2,751 $ 762 $ 768 $ 925 $ Realized commodity derivative gains (losses) 164 136 857 1,003 214 101 96 71 Distributions from Antero Midstream 89 112 132 36 39 41 All-In E&P Revenue 985 $ 1,877 $ 2,324 $ 2,872 $ 3,097 $ 900 $ 903 $ 1,037 $ Gathering, compression, processing, and transportation 239 537 853 1,146 1,441 384 410 443 Production and ad valorem taxes 46 86 77 69 91 25 25 29 Lease operating expenses 9 28 36 51 94 31 32 35 Net Marketing Expense / (Gain) - 50 123 106 108 (59) 69 78 General and administrative (before equity-based compensation) 50 86 108 110 119 31 33 34 Total E&P Cash Costs 345 $ 786 $ 1,196 $ 1,483 $ 1,853 $ 413 $ 569 $ 619 $

[32]下表对截至2018年9月30日止12个月的调整后的EBITDA净收入进行了核对(以千为单位)：下表对本报告中使用的合并总债务与合并净债务(净债务)进行了调节(千)：9月30日，2018年银行信贷安排875，5.375%AM高级票据到期2024年650，000美元未摊销债务发行费用净额(8，146)合并债务总额-1，516，854美元现金和现金等价物-合并净债务-截至9月30日，1，516，854美元2018年净收入401，491美元-财产和设备费用减值-53，307财产和设备费用-29，202项折旧费用-138，279项或有购置-考虑到15，644项资产退休债务-基于权益的赔偿-未合并附属公司收益中的23，453项权益(35，139项)