法律免责声明：无报价或请柬-本报告包括对AnteroMidstream和AMGP之间拟议的简化交易(AverageTransactionHin)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SEC提交了表格S-4的注册声明，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的会员和AMGP的股东，供他们考虑。AnteroMidstream和AMGP也可以向SEC提交有关交易的其他文件。表格S-4的登记声明于2019年1月30日生效，最终联合委托书/招股说明书将于2019年1月11日送交Antero Midstream Unitholers和AMGP记录股东。本文件不能替代已向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/招股说明书以及所有其他文件的副本，这些文件将由AMGP或AnteroMidstream提交给证券交易委员会。Antero Midstream向证券交易委员会提交的文件副本将在Antero Midstream的网站(https：/www.anteromidStre.com/Investors/sec-filings)上免费提供，或通过向投资者关系公司Antero Midstream Partners LP发出请求而获得。, 科罗拉多州丹佛温库普街1615号，电话：80202。否(303)357-7310。AMGP向证券交易委员会提交的文件副本将在AMGP的网站上免费提供：https：/www.anteromidStregp.com/Investors/sec-filings，或将一份请求发送给投资者关系部，Antero Midstream GP LP，1615 Wynkoop Street，丹佛，80202，电话。否(303)357-7310。2安特罗资源信贷瑞士信贷年度能源峰会

法律免责声明继续这一陈述包括前瞻性陈述。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, (Ii)独立调整的EBITDAX，(Iii)独立调整的经营现金流量，(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瑞士信贷年度能源峰会

近期发展/近期催化剂Antero宣布2019年资本预算和生产指导(2019年1月)纪律严明的计划，与2018年相比，在现金流范围内，D&C资本支出比2018年减少20%以上，虽然目标是2019年年产量同比增长17%-20%，但从长期来看，10%至15%的生产增长前景创造了很大的灵活性，可以根据大宗商品价格调整未来的发展计划(预计将于2019年3月结束)，AR预计将获得至少3亿美元的现金收益，具体取决于公共AM单元组的现金选举(须经Antero Midstream Unitholders和AMGP股东批准)对冲重组和去杠杆化(2018年12月)产生3.57亿美元的收益，用于偿还债务，由此产生的对冲组合保护价格为2019年的100%，以及2020年预期天然气产量的50%以上，预计天然气产量为3.00美元/MMBtu Mariner East 2 in-服务(2018年12月)ME2在12/29/18(容量移动AR s 50，000 Bbl/d承诺)ME2与Borealis的11，500 Bbl/d乙烷销售合同在役11/1/2018和5，000 Bbl/d乙烷合同与Ineos的服务1/1/2019服务1/1/2019与出口的马库斯胡克，Pa on ME1股票回购(2018年11月/12月)以1.29亿美元回购了910万股票(占流通股的3%)，而目前价值6亿美元的股票回购计划(2018年11月)中的剩余资金为4.71亿美元，这使得AR能够将天然气销售的大约550 MMcf/d从Appalachian盆地的定价转向中西部溢价。定价6 Antero Resources，瑞士信贷，年度能源峰会，独立钻探和完井资本支出，大约调整运营现金流水平，假设每桶WTI石油50美元，MMBtu NYMEX天然气价格3.00美元。

现状结构Antero简化Pro Forma结构简化Pro Forma结构53%100%奖励分配权利(IDRs)发起人/管理公共23%77%赞助商/管理公共57%43%47%77%77%中流简化交易导致一个公开交易的中流实体，更好地调整PE发起人的利益与AR股东的管理消除了IDR和与IDRs相关的B系列利润利益，AR股东和PE发起人/管理层将在中游实体(普通股)公共发起人/管理公司24%10 B系列利润利益(1)45%1)Antero管理层持有的B系列利润权益中拥有相同类型的利益。新AM 508 MM股票188 MM单元186 MM股票Antero Resources瑞士信贷年度能源峰会300百万美元+现金

Antero对冲头寸11 Antero HedgeProfile在对冲重组中实现了357百万美元的收益，而剩下的100%则在2019年对天然气进行了100%的对冲，而在2020年以3.00美元/MMBtu的价格进行了55%-60%的套期保值，以基于01/31/2018条的定价，将30%的互换、30%的互换、30%的互换(1)套期保值。2.50美元地板(MMcf/d)(美元/MMBtu)Antero Resources信贷瑞士信贷年度能源峰会上限$1，149 1，418 710 850 90 2，330 1 418 710 850 90$3.48$3.00$3.00$3.00$2.93$2.72$2.61$2.63$2.71$2.71$0.50$1.50$1.50$2.50$3.00$3.00$4.00 0 500 1，500 1，500 2，000，2019 2020 2021 2022 2023 NYMEX套筒数量NYMEX掉期价格NYMEX条价格

Antero‘s NGL从水手东方2 31 Mont Belvieu Conway European Netback 2019 NWE Price($/Gal)$0.80管道上涨价，终端和航运成本(1)$(0.22)NWE Netback$0.58将Conway/MB Netback$0.52与YTD 2018平均差价+$0.06亚洲Netback 2019 FEI Price($/Gal)$0.88管道，终端和航运成本(1)$(0.29)亚洲Netback$0.59 Conway/MB Netback$0.52向上对YTD 2018平均差额+$0.07 ME2铁路到欧洲，NWE指数铁路到亚洲FEI指数国际市场国内市场马库斯胡克安特罗混合Netback 2019公吨。Belvieu Price($/Gal)$0.70 YTD 2018差分$(0.18)MB Netback$0.52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带价格计算，截至1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。水手东方2号(ME2)初始容量(4Q18)：145 MBbl/d满容量(3Q19)：275 MBbl/d AR承诺：35 Mbbl/d C3 15 MBbl/d C4 AR扩展权：50 Mbbl/d C3/C4本地水手东方2允许AR进入国际液化石油气市场并实现2至4美元/BBL提升其出口桶50，000 Bbl/d水手东方2出口能力相当于在线12/29/18 12现有选项Antero Resources Creditsuisse年度能源峰会增加的年现金流约50至60百万美元

公司运输组合提供了可见性13.Antero Resources的所有承包公司能力现在都在使用中，为多样化市场提供明显的生产增长和销售，Antero Resources公司的运输投资组合与阿巴拉契亚的天然气总产量(MMcf/d)(M2/DOM S.)625 MMcf/d TCO Pool 690 MMcf/d墨西哥湾沿岸2，100 MMcf/d Mid-大西洋/NYMEX：530 MMcf/d中西部：800 MMcf/d阿巴拉契亚地区市场以外的高级市场和最低运输成本AR公司运输公司预计到2022年(不包括区域)增长10%，CAGR(50美元石油/2.85美元天然气)注：2018年和2019年纽约商品交易所的预期保费和根据先前披露的指导意见的净营销费用。1)根据预期销售量和2.85美元/MMBtuNYMEX天然气。总计4.7 Bcf/d(MMcf/d)Antero Resources信贷瑞士信贷年度能源峰会与NYMEX 2011 E(2)15%的增长CAGR(65美元的石油/3.15美元的天然气)相比平均对冲前溢价，2)未使用的公司运输成本，假设没有缓解，除以估计的平均净产量(3)2019年天然气产量为2019年指南的中点，已累计净收入利息83%和1100 BTU系数。外部年假设10%或15%的年增长率之后。(3)净营销费用($/mcfe)：(2)($0.175)($0.225)($0.13)($0.18)2019E 20E 2021e($0.05)($0.10)对NYMEX的预期溢价：(1)$0.15$0.20$0.10$0.15$0.08约$0.13 0 1，000，000，000，000，000，000，000，000

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溢价比纽约商品交易所代表2019年的指导，并假设0.30美元/Mcf Btu升级。Antero公司运输指数分解预期天然气价格实现改善预计从2018年12月起Antero天然气100%将在价格优惠的市场出售14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%至本地市场瑞士信贷年度能源高峰增加3%至TCO市场(1)58%60%15%18%19%9%3%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%2018E 2019E

可持续和无风险的商业模式15公司运输组合允许Antero Resources实现：有效地对冲NYMEX指数允许Antero直接对冲绝对价格溢价价格确定性通过向NYMEX相关市场交付对冲组合来消除基础风险支持公司管道承诺Antero Resources在2019年前100%对天然气进行对冲；套期保值和英国“金融时报”提供价格稳定，以支持可持续的长期发展阿巴拉契亚：浮动高波动性Antero：资源多元化，低波动性Antero天然气差额与Appalachia反映出低于纽约商品交易所在阿巴拉契亚盆地定价在Dominion South&TETCO M2指数。表示Antero公司运输能力与NYMEX相比的简单平均折扣。注：定价反映对冲前定价Antero Resources信贷瑞士信贷年度能源峰会(0.88美元)0.00(2.50美元)(2.00美元)(1.50美元)(1.00美元)(0.50美元)0.00美元0.50美元Appalachia Antero已实现的能源峰会(0.88美元)0.00美元(2.50美元)(2.50美元)(1.50美元)(1.00美元)差分3年阿帕尔契亚平均3年Antero实现基础

纵向一体化是页岩开发的关键16 Antero的综合战略已导致同侪领先的实现价格和利润连续6年和一致的结果，通过商品周期所有定价实现($/mcfe)，单独E&P调整的EBITDAX利润率($/mcfe)资料来源：证券交易委员会的文件和新闻稿。同行包括：CNX、COG、EQT、RRC和SWN。详细计算见附录。+36%对同龄人(Peer Avg)2013-2018年+28%，而同龄人雅夫格(Peer Avg)。2013-2018年瑞士信贷年度能源峰会5.17美元5.10美元4.09美元4.08$3.98$3.83$4.41$2.46$2.11$2.96$0.00$2.00$3.00$4.00$5.00$5.00$5.002013年$6.00 2016-2015 2016-2017 3Q 18 AR Peer Everage NYMEX Henry Hub gas$3.36$2.97$2.07$2.06$1.61$1.68$0.00$0.50$1.00$2.50$2.50$3.00$3.00$3.50$3.00 2016-2017 18 AR Peer平均数

Antero是美国最大的NGL生产商。未钻核心液体库存丰富(2)美国顶级C2+NGL生产商-2019 E(1)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(2)。5X库存最近的阿巴拉契亚竞争对手，大部分敞口NGL价格Antero C2+NGL生产代表中点的2019年指南。同侪C2+NGL的生产代表着截至2019年1月31日的共识。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。基于Antero的分析，未开发面积在马塞勒斯和尤蒂卡戏剧的核心。同行包括阿斯奇、CHK、CNX、CVX、Equinor、EQT、GPOR、HG、RRC和SWN。18 Peer Avg。预对冲NGL%的产品收入Antero Resources瑞士信贷年度能源峰会(MBbls/d)2，043 796-500 1，500 1，500，500，500，500，000 AR A、C、D、E、G、H、I J未钻过的液体-富位置150 37%17%0 5%10%15 20%25 30%35%40%45%50%50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150

美国天然气供应和基地下降20电流(1)：85 Bcf/d资料来源：标准普尔全球普氏公司(S&P Global Platts)。注：至2023年普氏公司的供应预测，与环境影响评估计划同期的供应预测相比，在2%的容许范围内。目前2018年年底的销量代表了普氏4Q，2018年平均销量，还没有最终确定。包括在美国其他地区的前五大盆地/盆地，根据4Q以上4Q预测到2018年年底所有油井的产量，根据普拉茨井分析结果计算出基地递减率。详细计算见附录。包括：墨西哥湾沿岸/GOM，独家/堆栈，绿河，Barnett，Anadarko(2)二叠纪阿巴拉契亚州大海纳斯维尔DJ Bakken Eagle Ford 23 Bcf/d新供应仅抵消2019年美国基础产量下降27%(3)维持生产水平下降Antero Resources信贷瑞士年度能源高峰需要大量新供应才能维持32%的产量9%36%13%6%2%2%对当前供应的贡献18%13%11%美国其余地区9%

美国天然气供应和新供应21流动(1)：85 bcf/d资料来源：标准普尔全球平台。普拉茨公司到2023年的供应预测与环境影响评估同期的供应预测相比，在2%的范围内。目前2018年年底的销量代表了普氏4Q，2018年平均销量，还没有最终确定。包括在美国其他地区的前五大盆地/盆地，根据4Q以上4Q预测到2018年年底所有油井的产量，根据普拉茨井分析结果计算出基地递减率。详细计算见附录。美国二叠纪阿巴拉契亚州大Haynesville DJ Bakken Eagle Ford销售干气生产预测基地衰退二叠纪阿巴拉契亚Antero资源信贷瑞士年度能源高峰美国其他地区(3)2023年的物质需求增长需要更多的新供应叶2023 E：96 Bcf/d 32%9%36%13%6%2%2%包括：墨西哥湾海岸/GOM，独家/堆栈，格林河，巴内特，阿纳达科(2)美国其余地区对供应77 Tcf的贡献

新天然气供应中断22美国二叠纪阿巴拉契亚富大Haynesville DJ Eagle Ford Bakken 2019-2023年所需新天然气供应的47%预计来自盈亏平衡的天然气价格高于2020年至2023年的长期天然气价格~2.67美元/mbtu经济非经济的Marcellus干Utica干海斯维尔鹰福特干二叠纪东北马塞勒斯(Susquehanna)西南马塞勒斯富DJ Bakken独家/堆栈Antero Resources信贷瑞士年度能源峰会77 Tcf新供应需要通过2023年(1)普拉茨分析预测供应增长。盈亏平衡分析资料来源：J.P.摩根股票研究公司估计。定义为半周期税前收益率25%.假设WTI原油价格为50美元/桶。盆地经济与非经济新供应阿巴拉契亚干气价格的新贡献-激励满足新供应预测所需钻探所需的较高天然气价格-盈亏平衡价格-税前收益率25%(2)非经济=盈亏平衡价格>2.67美元-至2023年(1)77 Tcf新供应-16%-15%14%28%16%3%2%6%53%47%

Antero天然气盈亏平衡价格23基于与J.P.相同参数的盈亏平衡分析。摩根股权研究计算，除WTI油价外，Antero采用条带WTI。Antero钻探清单截至18/12/31。盈亏平衡价格被定义为半周期税前收益率为25%.假设WTI平均油价为53美元/桶。Antero半周期井经济学假设12，000欧元的横向长度和69%的AM费用支付给AR公司的中流股利流。2020年至2023年纽约商品交易所亨利中心平均价格为01/31/19。Antero Resources信贷瑞士年度能源峰会大多数Antero未来钻井地点的盈亏平衡价格(25%的ROR阈值)低于2020-2023年NYMEX天然气带(2.67美元/MMBtu)，1，679个钻井地点的ROR值高于25%，目前为2.67美元/MMBtu，2020年至2023年条带盈亏平衡价格为2美元。67(2020-2023条)Antero钻井库存半周期盈亏平衡价格按25%罗亚尔(1)(2)(3)59 1，175 59 281 38 67 360 1，017个未钻探地点1，679个优质钻井地点：盈亏平衡

天然气带是否反映了当前的基本面因素？24纽约商品交易所天然气价格(2017-2023)纽约商品交易所天然气价格在2017年和2018年期间平均为3.10美元/MMBtu，2019-2023年期间平均每MMBtu 2.72美元，预计不会刺激足够的钻探以满足预计的需求增长Antero Resources信贷瑞士信贷年度能源峰会。1)2019 E代表截至2019年1月31日的条形价格。3.10美元/MMBtu平均价格(2017-2018)2.93美元2.72美元2.61美元2.63美元2.71美元Antero的天然气价格前景高于目前的带钢价格，因为需要大量的新供应来应对基础下降+需求增长，Antero Outlook区间为3.15美元.在风电项目开发商实施的天然气对冲交易中，大型天然气对冲基金已被用于天然气资产收购，减少了执行对冲交易的金融对手方数量(1)2.00美元2.50美元3.00美元3.50美元4.00美元4.50美元5.00美元/MMBtu 2017A-2018A2019E-2023E AR Outlook-低端AR Outlook-高端

26成功的长期记录26可分配现金流量(1)：53 MM$680 MM-$730 MM$67 MM$87000万-$920 MM调整后的EBITDA(1)：+1 201%+1 235%每股新AM股息和DCF覆盖范围自IPO以来-2019指导调整EBITDA和表现金流量是非公认会计原则措施。有关这些措施的更多信息，请参见附录中的Antero中流非GAAP措施。根据1.832倍的股票交换比率调整历史股息，在2018年10月9日公告之日，对上市AM公司进行100%的股权考虑。根据截至2019年3月31日的每股13.42美元的股价计算。4)DCF覆盖率代表指导。股息是指实际申报的股息。在经济低迷时期，安特罗中流公司已经交付了27%的股息，自首次公开募股基金覆盖范围中期目标1.15x(2)ipo 9.2%(3)27%股利cGR(4)Antero中流│信贷瑞士信贷年度能源峰值0.37美元0.43美元以来，平均超出了22%。$0.56$0.72$0.94$1.24 0.4x 0.6x 0.8x 1.0x 1.2x 1.4x 1.6x 1.8x 2.0x$0.00 0.20$0.40$0.60$0.80$1.00$1.20$1.40 4 Q‘142016A 2017A 2018A指导方针(中点)2019指导方针(中点)红利DCF覆盖范围

长期前景新AM 27 18%可分配现金流CAGR将杠杆配置降至低至中期2x支持先前传达的股息增长目标$50/2.85 25%可分配现金流量CAGR下降至2x支持以前传达的股息增长目标$65/$3.15(1)基于AR的灵活的长期前景，AM的目标是2020年至2022年期间18%-25%的可分配现金流(DCF)CAGR。注：可分配现金流量是一种非GAAP指标，详见附录。DCF CAGR范围适用于2019年生产指南的中点。1)基于2019年中点的可分配现金流量指南。新的AM可分配现金流增长情景(2020 2022年)18%DCF CAGR(50美元石油/2.85美元天然气)25%DCF CAGR(65美元石油/3.15美元天然气)石油和天然气价格假设Antero中流│信贷瑞士信贷公司年度能源峰会$200$400$600$800$1000$1，200$1，200$1，600$1，600 209指导方针2021 e 2.022E百万美元

截至9/30/18年度能源峰会31日瑞士信贷年度能源峰会的现状截至9月30日，2018年(MM美元)Antero中流Antero Resources(独立)Antero Resources(综合)现金$0$0$0债务循环信贷机制$875$547$1 422 5.375%高级债券到期2021年$1，5.125%高级债券到期2022年1，100$1，100 5.625%高级票据到期2023$750$750 5.375%高级票据到期2024年未摊销债务发行费用净额600美元(8美元)(27美元)(35美元)债务总额1，517美元3，970美元净债务(债务总额-现金)1，517美元3，970美元5，487美元LTM调整后的EBITDA 665美元1，615美元债务/LTM调整后的EBITDA 2.3x2.5x 2.9x信贷设施容量自9月30日以来，1500500美元的流动资金625美元1，953美元公开宣布对净债务进行调整，2018年(MM美元)Antero中游Antero Resources(独立)Antero Resources(合并)简化交易现金考虑$598($297)$301对冲投资组合货币化($357)($357)Antero Resources共享回购计划$129$129 NEBT债务调整总额：增加/(减少)$598($525)$73 Pro Forma净债务$2，1153，445美元-5，560美元-Pro Froma债务/LTM-经调整的EBITDA 3.2x2.1x2.9x信贷贷款能力-2，500美元的流动性

Antero Resources瑞士信贷公司2019年年度能源峰会基本建设计划和指导-单独的综合净生产(BCFE/d)3.15×3.25天然气净产量(BCF/d)2.225 2.275吨净液体生产(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。32月刊于2019年1月8日

Antero Resources D&C Capital 33 Antero Resources独立的Marcellus油井成本(MM/1000美元，假设12，000美元)通过谈判合同和自寻沙子，Antero能够缓解2019年钻井、水运对D&C资本的大部分通胀压力，和生产设施通货膨胀，重新谈判完成合同和自砂采购，提高完成效率，100%的砂自产，低水卡车的分期时间和改进的操作，在清水注：假设每英尺完成2，000英镑。年度能源峰会0.95美元0.97美元0.93美元0.93美元0.06美元0.03美元0.01美元0.01美元0.01美元0.80美元0.90美元0.95美元1.00美元1.05美元1.10 2018年新砂/完井工程每天增加阶段2019年预算中的独立马塞勒斯井成本增加砂自采购优化的水物流进一步增加每一天的阶段目标非重叠马塞勒斯油井成本

34钻井和完井效率平均每天侧方脚钻探日平均每口井侧方长度每天平均每口井完井段8 206 72%增长28%增长228%增长注意：2018年Utica 3Q结果反映YTD结果，因为Antero在2h18期间没有在Utica运营任何钻机。注：百分比增加和减少箭头表示Marcellus数据从2014年至2018年第三季度的变化。马塞勒斯下降59%4 321 2 983 5 1691.0 2.0 3.0 4.0 5.0 7.0 7.0 8.0 2016-2015 2016-2017 3Q 2018年每天Marcellus Utica 12 8 20 10 0 10 15 20 25 25 35 2016-2017 201620162018年记录钻井日Utica Marcellus Utica

35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)。

36 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

37 Antero非GAAP措施继续调整EBITDAX和非重叠调整EBITDAX公司定义的调整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38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 39 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 $

安特罗中流非公认会计原则计量40下表对截至2018年9月30日的12个月调整后的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)