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美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
形式
根据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的年报 | |
截至财政年度 | |
或 | |
根据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的过渡报告 |
佣金档案编号
(其章程所指明的注册人的确切姓名)
|
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(
(登记人的电话号码,包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券: | ||||
根据该法第12(G)节登记的证券:无。
如果注册人是经验丰富的发行人,如“规则”中所定义的,请用复选标记表示。“证券法”第405条。◻ 是⌧
如果注册人不需要根据第13节或章节提交报告,请用复选标记表示该法第15(D)条。◻ 是⌧
用支票标记说明登记人(1)是否已提交1934年“证券交易法”第13条或第15(D)节要求在前12个月内提交的所有报告(或要求登记人提交此类报告的较短期限);(2)在过去90年间一直受到这类申报要求的限制几天。⌧
请检查注册人是否已以电子方式提交了每一份交互数据文件,这些文件必须在前12次提交期间根据条例S-T(本章第232.405节)第405条的规定提交。几个月(或要求登记人提交此类档案的较短期限)。⌧
通过检查标记表明注册人是大型加速备案者、加速备案者、非加速备案者、较小的报告公司还是新兴的增长公司。见“外汇法”第12b条第2条对“大型加速备案者”、“加速申报人”、“较小报告公司”和“新兴增长公司”的定义。
加速机◻ | 非加速◻ | 小型报告公司 | 新兴成长型公司 |
如果是一家新兴成长型公司,请用支票标记表明注册人是否选择使用延长的过渡期来遵守根据“外汇法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。☐
通过检查标记表明注册人是否为空壳公司(如规则12b中所定义的)-(“法案”第2条)。
截至2019年6月28日注册人最近完成的第二财季最后一个营业日,注册人非附属公司持有的有表决权普通股的总市值约为$
登记人
参考文件:注册人的委托书中,根据条例14A在注册人财政年度结束后120天内提交的股东年度会议委托书的一部分,以参考方式纳入本年度报告表10-K的第III部分。
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页 | ||
关于前瞻性声明的警告声明 | 二 | |
第一部分 | 1 | |
项目1和2。 | 商业及物业 | 1 |
第1A项. | 危险因素 | 25 |
第1B项 | 未解决的工作人员意见 | 46 |
第3项 | 法律程序 | 46 |
第4项 | 矿山安全披露 | 46 |
第二部分 | 47 | |
第5项 | 注册人普通股市场、股东相关事项及证券发行人购买 | 47 |
第6项 | 选定财务数据 | 49 |
第7项 | 管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析 | 55 |
第7A项 | 市场风险的定量和定性披露 | 73 |
第8项 | 财务报表和补充数据 | 75 |
第9项 | 会计与财务披露的变化及与会计人员的分歧 | 75 |
第9A项 | 管制和程序 | 75 |
第9B项 | 其他资料 | 76 |
第III部 | 77 | |
第10项 | 董事、执行干事和公司治理 | 77 |
项目11. | 行政薪酬 | 80 |
第12项 | 某些受益所有人的担保所有权和管理及相关股东事项 | 80 |
项目13. | 某些关系及相关交易与董事独立性 | 80 |
第14项 | 首席会计师费用及服务 | 81 |
第IV部 | 82 | |
项目15. | 证物及财务报表附表 | 82 |
签名 | 86 |
i
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关于前瞻性声明的警告声明
本年度报告中关于表10-K的一些信息可能包含经修正的1933年“证券法”(“证券法”)第27A节和经修正的1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E节所指的前瞻性陈述。所有关于我们的战略、未来业务、财务状况、估计收入和亏损、预计成本、前景、计划和管理目标的报表,除了本年度10-K表中的历史事实陈述外,都是前瞻性报表。诸如“可能”、“假设”、“预测”、“立场”、“预测”、“战略”、“预期”、“打算”、“计划”、“估计”、“预期”、“相信”、“项目”、“预算”、“潜力”或“继续”等词,以及类似的表述被用来识别前瞻性陈述,尽管并非所有前瞻性陈述都包含这样的识别词。这些前瞻性的陈述是基于我们目前对未来事件的期望和假设,并且是基于关于未来事件的结果和时间的现有信息。在考虑这些前瞻性陈述时,投资者应牢记风险因素和本年度报表中的其他警告性陈述。10-K.这些前瞻性的陈述是基于管理层目前的信念,基于现有的关于未来事件的结果和时间的信息。可能导致我们的实际结果与这种前瞻性陈述所设想的结果大相径庭的因素包括:
● | 我们执行业务战略的能力; |
● | 我们的生产和油气储量; |
● | 我们的发展计划所需的财务策略、流动资金和资金; |
● | 我们有能力以令人满意的条件获得债务或股权融资,为更多的收购、扩张项目、周转资本要求和债务的偿还或再融资提供资金; |
● | 天然气、天然气液体(“NGLs”)和石油价格; |
● | 天然气、天然气和石油未来生产的时间和数量; |
● | 我们的套期保值策略和结果; |
● | 我们成功执行股票回购计划、债务回购计划和/或资产出售计划的能力; |
● | 我们的能力,以满足最低数量承诺,并利用或货币化我们的坚定运输承诺; |
● | 我们未来的钻探计划; |
● | 我们预计的油井成本和成本节约措施,包括Antero中流公司提供的水处理和处理服务; |
● | 竞争和政府规章; |
● | 待决的法律或环境事项; |
● | 天然气、天然气和石油的销售; |
● | 租赁或企业收购; |
● | 开发我们的财产的成本; |
● | Antero中流公司的业务; |
● | 一般经济状况; |
● | 信贷市场; |
● | 对陪审团裁决的数量和时间的期望; |
二
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● | 我们未来营运结果的不确定性;及 |
● | 我们的其他计划、目标、期望和意图载于本年度报告表10-K。 |
我们提醒投资者,这些前瞻性的报表受我们业务附带的所有风险和不确定因素的影响,其中大多数风险和不确定性难以预测,而许多风险和不确定性是我们无法控制的。这些风险包括但不限于商品价格波动、通货膨胀、钻井、完井和生产设备和服务的供应、环境风险、钻井和完井以及其他操作风险、营销和运输风险、监管变化、估算天然气、天然气和石油储量以及预测未来产量、现金流和资本获取情况的内在不确定性、发展支出的时间安排、我们的股东之间的利益冲突,以及“项目1A”标题下所述的其他风险。本年度报告中的风险因素表10-K。
储量工程是一个估算地下天然气、天然气和石油储量的过程,无法精确测量。任何储量估计的准确性取决于现有数据的质量、这类数据的解释以及油藏工程师所作的价格和成本假设。此外,钻探、测试和生产活动的结果,或商品价格的变化,可能证明有理由修改以前所作的估计。如果有重大变化,这些修订将改变任何进一步生产和开发钻探的时间表。因此,储量估计可能与最终回收的天然气、天然气和石油的数量相差很大。
如果表10-K的年度报告中描述的一个或多个风险或不确定性发生,或者基本假设被证明是不正确的,我们的实际结果和计划可能与任何前瞻性陈述中表达的结果和计划大相径庭。
所有前瞻性陈述,明示或暗示,包括在本年度报告的表10-K是明确地限定在他们的全部由本警告声明。本警告声明也应考虑与任何后续的书面或口头前瞻性声明,我们或代表我们的人可能发布。
除适用法律另有规定外,我们不承担任何更新前瞻性报表的义务,以反映本年度报告(表格10-K)之后发生的事件或情况。
三、
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常用术语汇编
以下是本文件中使用的某些术语的缩写和定义,其中一些术语在石油和天然气工业中普遍使用:
“盆地“地面上的一种大的自然凹陷,通常由水带来的沉积物在其中堆积。
“BBL“一个储罐桶,42加仑的液体体积,用于原油、凝析油、NGL或水。
“Bbl/d.”每天BBL。
“bcf“10亿立方英尺的天然气。
“Bcfe“10亿立方英尺的天然气与一桶石油、凝析物或NGL转换成6000立方英尺的天然气。
“BTU“英国热单位。
“C3+NGLs”不含乙烷的天然气液体,主要由丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油组成。
“完井“处理钻井的过程,然后安装生产天然气或石油的永久设备,或在干井情况下,向有关机构报告废弃情况。
“DD&A“损耗、折旧和摊销。
“勾画“在储集层的各个部分放置几口井以确定其边界和生产特性的过程。
“开发面积“可分配给生产井或能生产的井的英亩数。
“开发井“在石油或天然气储集层已探明的区域内钻探的一口井,到已知的地层层的深度是有生产力的。
“干孔“发现一口井无法生产足够数量的碳氢化合物,以致这种生产的收益超过生产费用和税收。
“环保局”美国环境保护局。
“探井“一口钻探的井,用于发现和生产未被列为已证实的天然气或石油储量,在先前发现的另一储集层生产天然气或石油的油田中寻找新的油藏,或延长已知的储集层。
“场域“由一个或多个储集层组成的区域,它们都集中在或与同一地质构造特征或地层条件有关。字段名是指地表面积,但也可以指地表和地下生产层。
“形成“不同于附近岩石的一层岩石,具有明显的特征。
“毛英亩或毛井“拥有工作权益的总英亩或水井(视属何情况而定)。
“水平钻井“在某些地层中使用的一种钻井技术,其中一口井垂直地钻到一定的深度,然后在指定的时间间隔内以直角钻孔。
“合资企业“该合资企业于2017年2月6日由Antero Midstream Partners LP(Antero Midstream Partners LP)和MarkWest Energy Partners(MarkWest Energy Partners,L.P.)全资拥有。(“MarkWest”)是MPLX,LP(“MPLX”)的全资子公司,在Appalachia开发加工和分拆资产。
四、四
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“富液“热值至少为1,100 Btu/Mcf的天然气。
“液化石油气“由丙烷和丁烷组成的液化石油气。
“姆布尔“1000桶原油,凝析油或天然气。
“麦克夫“一千立方英尺的天然气。
“麦克菲“相当于1,000立方英尺的天然气与一桶石油、凝析物或NGL转换成6立方英尺的天然气。
“嗯“一百万桶原油,凝析油或NGLs。
“MMBtu“一百万英国热单位。
“MMBtu/d“嗯,每天。
“MMcf“一百万立方英尺的天然气。
“MMcf/d.“MMcf每天
“麦克菲“相当于一百万立方英尺的天然气与一桶石油、凝析物或天然气转换成六千立方英尺的天然气。
“MMcfe/d“MMcfe每天。
“NGLS“天然气液体。在天然气中发现的碳氢化合物,可作为纯度产品提取,如乙烷、丙烷、异丁烷和正丁烷,以及天然汽油。
“尼美克斯“纽约商品交易所。
“净英亩“土地所有者在某一特定数量的英亩或某一特定土地上拥有的全部英亩的百分比。拥有100英亩50%工作权益的所有者拥有50英亩净土地。
“网井“业主根据工作利益而拥有的井中所有权权益的百分比。拥有50%工作权益的业主有0.50口净井。
“潜在井位“我们可以在我们现有的土地上进行钻探的总地点。实际的钻井活动可能会根据资金的可获得性、监管批准、季节性限制、天然气和石油价格、成本、钻井结果和其他因素而改变。
“生产井“发现有能力生产足够数量的碳氢化合物的油井,其生产收益超过生产费用和税收。
“展望“根据地质、地球物理或其他数据,以及利用合理预期的价格和费用进行初步经济分析的特定地理区域,被认为具有发现商业碳氢化合物的潜力。
“已探明储量“可通过现有设备和作业方法通过现有井回收的储量。
“探明储量“地质和工程数据所估计的石油、天然气和天然气液体的数量,合理肯定地表明,在现有的经济和运行条件下,今后几年可从已知的储层中进行商业开采。
已证实未开发的储量(或“PUD”)已探明的储量,预计将从未钻探面积上的新井或需要较大支出的现有井中回收。
“PV-10“当用于石油和天然气储量时,pv-10是指按平均数计算的从已探明储量的生产中产生的估计未来总收入,减去估计产量、未来开发和废弃成本。
v
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年价格采用证券及交易委员会(“SEC”)规则计算,未扣除所得税,且不执行非财产性规定相关费用,按照证券交易委员会的指导原则,按10%的年贴现率折现为现值。光伏-10不是根据普遍接受的会计原则(“公认会计原则”)计算的财务计量,一般不同于最直接可比的公认会计原则财务计量标准,因为它不包括所得税对未来净收入的影响。都不是PV-10.标准化措施是对我国天然气和石油资产的公平市场价值的估计。我们和业内其他人士使用PV-10作为衡量标准,比较公司持有的已证实储量的相对规模和价值,而不考虑这些实体的具体税收特点。
“储集层“一种多孔的、可渗透的地下地层,含有可生产的石油和/或天然气的自然堆积,被不透水的岩石或水屏障所限制,并与其他储层分离。
“间距“同一油藏生产的井之间的距离。间距通常用英亩来表示,例如40英亩的间距,或者两个水平井腿之间的距离,通常是由管理机构确定的。
“标准化测量“按年终价格计算的未来净现金流量贴现用于估计的年度未来产量最终探明储量。未来现金流入减少了对未来生产和开发成本的估计,根据期终成本来确定税收现金流入。未来的所得税,如适用的话,是按法定税率计算的。税收现金流入超过我们的税基在天然气和石油资产。未来的净现金流入,所得税后,按10%的年贴现率贴现。
“带钢价格“大宗商品期货合约的每日结算价格,如天然气、天然气和石油的期货合约。条形价格是指某一特定商品可以在指定的未来日期出售的价格,该价格可能不代表未来某一特定日期的实际市场价格。
“tcf“一万亿立方英尺的天然气。
“特克夫“相当于一万亿立方英尺的天然气与一桶石油、凝析物或NGL转换成六千立方英尺的天然气。
“未开发面积“未钻探或完成油井的租赁面积,使其能够生产天然气、天然气和石油的商业数量,而不论这种面积是否含有已探明的储量。
“工作兴趣“授予土地承租人开发、生产和拥有天然气或其他矿物的权利。工作利益所有者以现金、罚款或账面基础承担勘探、开发和运营成本。
“WTI“西德克萨斯中质轻质含硫原油。
六
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第一部分
项目1和2.业务和财产
我们公司和组织结构
Antero资源公司(单独称为“Antero”)及其合并子公司(统称为“Antero Resources”、“Company”、“we”、“us”或“Our”)在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的阿巴拉契亚盆地从事天然气、NGL和石油的勘探、开发和获取。该公司的目标是大型的、可重复的资源,其中水平钻井和先进的裂缝刺激技术提供了经济开发和生产非常规地层的天然气、天然气和石油的手段。截至12月2019年,我们在西弗吉尼亚和俄亥俄州的阿巴拉契亚盆地拥有了大约541,000英亩的石油和天然气资产。我们的公司总部在科罗拉多州的丹佛。
Antero中游的所有权
2014年,我们成立了Antero Midstream Partners LP(“Antero Midstream Partners”),以拥有、运营和开发为我们生产服务的中流能源资产。Antero中流合作公司的资产包括收集系统和压缩设施、水处理和处理设施,以及加工和分馏工厂的利益,通过这些设备,它根据长期固定费用合同向我们提供服务。
2019年3月12日,根据截至2018年10月9日的“简化协议”,Antero Midstream GP LP(“AMGP”)、Antero Midstream Partners及其某些附属公司(“简化协议”)(I)根据特拉华州的法律将AMGP从一家有限合伙公司转变为一家公司,并将其名称改为Antero Midstream Corporation(以及其合并子公司Antero Midstream);(2)Antero Midstream的一家间接全资子公司与Antero Midstream Partners合并并并入Antero Midstream Partners。合并后的合伙人作为Antero Midstream的一家间接全资子公司(连同“简化协定”所设想的其他交易,即“交易”)而幸存。在这些交易中,我们收到了2.79亿美元的现金和1.584亿股Antero Midstream的普通股,每股面值0.01美元,作为交换,我们的98,870,335个共同单位代表了Antero有限合伙人的权益。中流合伙人在交易前拥有。
在交易之前,我们对Antero Midstream Partners公共部门的所有权代表了Antero Midstream Partners大约53%的有限合伙人权益,我们合并了Antero Midstream Partners合伙人的财务状况和经营结果纳入我们的合并财务报表。这些交易使我们拥有大约31%的安特罗中流公司普通股。因此,我们不再持有Antero的控股权。中流合作伙伴和现在有兴趣的Antero中流,提供了重大的影响,但不是控制,安特罗中流。因此,从2019年3月13日起,我们不再合并Antero。中流合作伙伴在我们的合并财务报表和帐户,我们的利益Antero中流使用权益会计方法。因为Antero中流合作伙伴公司不符合终止的业务Antero Midstream的要求截至2019年3月12日,合作伙伴的经营业绩继续列入我们的综合业务报表和综合收入(亏损)。P有关交易的更多信息,请参见合并财务报表附注3。
2019年12月16日,我们以每股5.1606美元的价格将安特罗中流公司普通股的19,377,592股出售给了安特罗中流公司,该股随后被安特罗中流公司注销,给我们带来的总收益为1亿美元。到2019年12月31日,我们对安特罗中流的兴趣减少到了大约28.7%。
1
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一般
下表提供了阿巴拉契亚盆地天然气、天然气和石油资产截至日期和所述期间的选定数据摘要。
三个月 | |||||||||||||||||||
终结 | |||||||||||||||||||
十二月三十一日, | |||||||||||||||||||
2019年12月31日 | 2019 | ||||||||||||||||||
平均净额 | |||||||||||||||||||
证明 | 网证明 | 总电位 | 每日 | ||||||||||||||||
储备 | PV-10 | 已开发 | 钻削 | 生产 | |||||||||||||||
| (Bcfe)(1) |
| (以百万计)(2) |
| 井(3) |
| 总净英亩 |
| 地点(4) |
| (MMcfe/d) |
| |||||||
阿巴拉契亚盆地: | |||||||||||||||||||
马塞卢斯页岩 | 17,350 | $ | 5,500 | 923 | 450,633 | 2,211 | 2,832 | ||||||||||||
俄亥俄尤蒂卡页岩 | 1,543 | $ | 567 | 207 | 90,814 | 174 | 353 | ||||||||||||
共计 | 18,893 | $ | 6,067 | 1,130 | 541,447 | 2,385 | 3,185 |
(1) | 估算的已探明储量和值是假定部分乙烷回收,排除剩余乙烷的情况下计算的,使用2019年12月31日终了期间每月第一天价格的未加权12个月平均值,其中天然气每MMBtu 2.41美元,基于每MMBtu NYMEX参考价格2.63美元,乙烷10.59美元,C3+NGL 29.47美元,阿巴拉契亚盆地石油每Bbl 45.75美元,每Bbl WTI参考价格55.65美元。 |
(2) | pv-10是一个非-GAAP财务措施关于61亿美元的PV-10与55亿美元的标准化计量,请参见“--我们的财产和业务--估计的已探明储量”。 |
(3) | 不包括某些没有已探明储量的垂直井,这些井主要是与租赁土地收购一起购置的。 |
(4) | 总潜在钻井地点包括328个已证实未开发的地点、1 958个可能的地点和99个可能的地点。见“新项目”1A.风险因素“与开发我们的潜在井位有关的风险和不确定因素包含在我们已证实的、可能的和可能的储备类别中。 |
我们的管理团队合作多年,拥有成功的记录,储备和生产增长,以及在非常规资源发挥的重要专长。我们的战略是利用我们团队的经验,描述和开发天然气资源发挥,以利润增长我们的储量和产量,主要是在我们现有的多年项目库存。
我们已经收集了一个长期的投资组合-我们认为具有低地质风险和可重复性的生活属性。我们的钻探机会集中在阿巴拉契亚盆地的马塞勒斯页岩和尤蒂卡页岩。我们现有的租赁土地面积上有2,385个潜在的水平井位置,属于已证实的、可能的和可能的储量类别。
我们已在我们每一个核心业务区域的主要管道上获得足够的长期、稳固的外接能力,以适应我们目前的发展计划。
我们经营以下行业:(一)天然气、天然气、天然气和石油的勘探、开发和生产;(二)销售过剩的公司运输能力;(三)通过我们对Antero中流公司的股权法投资,收集和加工天然气。如上文和本年度10-K表报告中所述,从2019年3月13日起,Antero Midstream Partners的结果不再合并在我们的结果中。关于我们的工业部门业务的进一步讨论,见合并财务报表附注18。
2019年及最新发展和重点
储备、生产和财务业绩
截至12月2019年,我们估计探明储量为18.9TcFe,包括11.5 Tcf天然气、652 MMBbl乙烷、540 MMBbl C3+NGLs和42 MMBbl石油。截至12月31,2019年,我们估计的探明储量中,天然气占61%,天然气占38%,石油占1%。已探明储量11.7Tcfe,占总探明储量的62%。
2
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截至2019年12月31日,截至2018年12月31日的一年中,我们的净生产量总计为1,175 Bcfe,或3,220 MMcfe,比截至2018年12月31日的989 Bcfe,即每天2,709 MMcfe增长了19%。产量增长是由于我们的钻探和完井活动增加了生产井的数量。截至2019年12月31日,在商品衍生品结算收益影响之前,我们的平均生产价格为每麦克菲3.10美元,而2018年12月31日终了年度的平均价格为3.69美元。在截至2019年12月31日的一年中,在已结算大宗商品衍生品收益影响后,我们的平均实际价格为3.38美元,而2018年12月31日终了年度的平均实际价格为3.94美元。
在截至2019年12月31日的一年中,我们从业务活动中产生了11亿美元的合并现金流,合并净亏损3.4亿美元,调整后的EBITDAX为1.2美元。十亿相比之下,2018年12月31日终了年度,业务现金流为21亿美元,合并净亏损3.98亿美元,调整后的EBITDAX为17亿美元。见“新项目”6.“经调整的EBITDAX定义的选定财务数据”(a非-调整后的EBITDAX与净收入(损失)的调节。
2019年合并净亏损包括(1)商品衍生产品公允价值收益4.64亿美元,包括结算衍生品收益3.25亿美元和商品衍生品公允价值变动带来的非现金收益1.39亿美元;(2)股权补偿非现金费用2 400万美元;(3)石油和天然气资产减值非现金费用13亿美元;(4)股权投资减值非现金支出4.68亿美元;(V)非现金递延税福利7,900万美元。
2019年资本支出和2020年资本预算
截至2019年12月31日,我们的合并资本支出总额约为1.4美元。10亿美元,包括钻井和竣工支出13亿美元,租赁增加8 900万美元,收集和压缩支出4 800万美元,水处理和处理支出2 400万美元,以及其他资本支出700万美元。我们2020年的资本预算是1.2美元十亿我们的预算包括:用于钻井和完井的11.5亿美元和用于钻井和完井的50美元百万美元用于租赁支出。我们不为收购做预算。在2020年,我们计划平均运营4个钻井平台和3到4个完井人员,我们计划在2020年在Marcellus和Utica Shales完成120至130口水平井。我们定期审查我们的资本支出,并根据流动性、钻探结果、租赁收购机会和商品价格调整我们的预算和分配。
此外,在2019年12月,我们宣布了一项资产出售计划,根据该计划,我们预计到2020年将执行7.5亿美元至10亿美元的资产货币化机会,其中包括处置租赁面积、矿产、生产财产或我们持有的Antero中流普通股股份,或进行对冲重组。我们期望利用这项计划的收益来减少负债。我们在2019年12月向Antero中流公司出售了1亿美元的Antero中流普通股,从而启动了这一计划。
对冲头寸
在2019年12月31日,我们制定了2020年1月1日至12月的固定价格互换合同。31,2023年,1.7Tcf的预测天然气产量,加权平均指数价格2.84美元每MMBtu。这些套期保值合约包括截至十二月底的合约。31,2020年天然气价格为815巴西法郎,加权平均价格为每吨2.87美元。在截至2020年12月31日的一年中,我们还为NGL和OIL制定了固定价格互换,分别为每加仑0.50美元至0.81美元和每加仑55.63美元。此外,我们在2020年1月1日至2024年12月31日之间为95巴西法郎的预计天然气产量进行了基础掉期,其价格差异从每吨0.35美元到0.53美元不等。有关我们目前对冲头寸的更多信息,请参见综合财务报表附注11。
就我们在2024年之前对部分预计未来产量的价格进行对冲,我们相信,这种对冲头寸为支持我们未来运营和资本支出计划的现金流提供了一定的确定性。截至2019年12月31日,我们的商品净衍生产品合约的估计公允价值约为7.46亿美元。
信贷贷款
截至2019年12月31日,我们的高级有担保循环信贷设施(“信贷贷款”)的借款基础为45亿美元,贷款人承付款额为2.64美元。十亿信用工具的到期日是(I)2022年10月26日和(Ii)日期,即比当时尚未偿还的Antero系列高级票据最早声明的赎回日期提前91天。信贷机制下的借款基础每年重新确定,其依据是我们已探明的石油和天然气储备以及我们的商品衍生头寸的未来现金流量估计数。下一次重新确定将于2020年4月进行。在…
3
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2019年12月31日,我们有552美元根据循环信贷安排,有百万笔借款,加权平均利率为3.28%,未付信用证6.23亿美元。见“新项目”7.管理层对财务状况和业务结果的讨论和分析-债务协议和合同债务-高级担保循环信贷机制“,以说明信贷机制。
债务回购计划
在2099年第四季度,我们以17%的加权平均折扣回购了2.25亿美元的债务本金,其中包括我们5.375%的高级债券(2021年11月1日到期)和5.125%的高级债券(12月1日到期)。2022年(“2022注”)。截至2099年12月31日,我们2021年债券的未清本金总额为9.525亿美元,2022年票据的未清本金总额为9.23亿美元。有关长期债务的更多信息,见综合财务报表附注7.
股份回购计划
2018年10月,我们的董事会批准了一项6亿美元的股票回购计划,直到2020年3月31日。在截至2019年12月31日的一年中,我们回购了1340万股普通股(约占项目开始时总流通股的4%),总成本约为3,900万美元。见“第5项.注册人普通股市场、有关股东事宜及发行人购买权益证券-证券发行人购买权益证券”。
我们的性质和运作
已探明储量估计数
以下是根据证券交易委员会(“证券交易委员会”)的规则和条例编制的关于我们估计的已证实储量的资料。
准备金列报
下表总结了我们估计的已探明储量、相关的标准化措施和12月的pv-10。31、2017、2018和2019年。与2018年相比,税前已证实储量pv-10价值有所下降,主要原因是SEC定价降低以及Antero Resources财务报表中的Antero中流合作伙伴公司(Antero Midstream Partners)破产。由于解除团结,Antero Resources记录了支付给Antero Midstream Partners提供服务的全部费用,不再记录与Antero Midstream Partners有关的资本支出。在解散之前,Antero Resources的合并准备金包括取消Antero Resources向Antero Midstream Partners支付的全部费用,并包括与Antero Midstream Partners有关的运营费用和资本。
我们估计的已探明储量是根据我们的内部储备工程师准备的评估得出的,我们的独立工程师DeGolyer和MacNaughton(“D&M”)对这些评估进行了审计。我们称D&M为我们的独立工程师。在2019年12月31日,D&M公司关于我们储备的摘要报告的副本作为表10年度报告的附录99.1提交K.在D&M内部,主要负责审查我们的储量估计数的技术人员是Gregory K.Graves,P.E.先生是得克萨斯州的注册专业工程师(执照号70734),是石油工程师协会和石油评估工程师协会的成员,在油气藏研究和储量评估方面有超过34年的经验。Graves先生1984年毕业于得克萨斯大学奥斯汀分校,获得石油工程学士学位。在假设部分乙烷回收和淘汰剩余乙烷的前提下,准备在2017年、2018年和2019年12月31日的储备。当乙烷在加工厂被拒绝时,它被留在气流中,并与甲烷气体一起出售。
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| 12月31日, | ||||||||||
2017 |
| 2018 |
| 2019 |
| ||||||
已探明储量估计数: | |||||||||||
已探明的已开发储量: | |||||||||||
天然气(Bcf) | 5,587 | 6,669 | 7,229 | ||||||||
乙烷(MMBbl) | 268 | 341 | 428 | ||||||||
C3+NGLs(MMBbl) | 199 | 259 | 302 | ||||||||
石油(MMBbl) | 16 | 20 | 21 | ||||||||
已探明总当量已探明储量(Bcfe) | 8,488 | 10,389 | 11,740 | ||||||||
已探明未开发储量: | |||||||||||
天然气(Bcf) | 5,511 | 4,756 | 4,265 | ||||||||
乙烷(MMBbl) | 260 | 213 | 224 | ||||||||
C3+NGLs(MMBbl) | 262 | 238 | 237 | ||||||||
石油(MMBbl) | 22 | 26 | 20 | ||||||||
已探明的未开发储量总额(Bcfe) | 8,773 | 7,622 | 7,153 | ||||||||
已证实开发生产(BcFe) | 7,996 | 9,841 | 11,267 | ||||||||
已证实不生产(Bcfe) | 492 | 548 | 473 | ||||||||
发展百分比 | 49 | % | 58 | % | 62 | % | |||||
估计已探明储量总额 | 17,261 | 18,011 | 18,893 | ||||||||
PV-10(百万)(1) | $ | 10,175 | $ | 12,589 | $ | 6,067 | |||||
标准化计量(以百万计)(1) | $ | 8,627 | $ | 10,478 | $ | 5,469 |
以下列出经证明的储备的未来现金流量估计数(但不影响我们的商品衍生产品)、这些净现金流量在所得税前的现值(PV-10)、这些净现金流量在所得税后的现值(标准化计量)以及在预测未来净现金流量时所使用的价格-即2017年、2018年和2019年12月31日:
| 12月31日, | |||||||||
(以百万计) |
| 2017(1) |
| 2018(2) |
| 2019(3) |
| |||
未来净现金流量 | $ | 26,137 | $ | 30,739 | $ | 14,932 | ||||
未来现金流动净额的现值: | ||||||||||
所得税前(pv-10) | $ | 10,175 | $ | 12,589 | $ | 6,067 | ||||
所得税 | $ | (1,548) | $ | (2,111) | $ | (598) | ||||
所得税后(标准化措施) | $ | 8,627 | $ | 10,478 | $ | 5,469 |
(1) | 2017年12月31日使用的12个月平均价格为天然气2.91美元,乙烷9.95美元,C3+NGL 32.37美元,阿巴拉契亚盆地每Bbl 45.35美元,WTI参考价格51.03美元。 |
(2) | 2018年12月31日使用的12个月平均价格为:天然气2.93美元,乙烷12.26美元,C3+NGL 39.29美元,阿巴拉契亚盆地每Bbl 56.62美元,WTI参考价格65.66美元。 |
(3) | 截至2019年12月31日,12个月平均价格为:天然气2.41美元,乙烷10.59美元,C3+NGL 29.47美元,阿巴拉契亚盆地每Bbl 45.75美元,WTI参考价格55.65美元。 |
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未来现金流量净额是指出售经证实的储备、扣除生产和开发费用(包括业务费用和生产税)后的预计收入。2017年2018年和2019年的价格是根据月定价,没有升级。费用是根据适用年度的实际费用计算的,不增加费用。不能保证已探明的储量将按估计数生产,或价格和成本将保持不变。在估算储量和相关信息时存在着许多固有的不确定性,不同的油藏工程师往往对同一属性作出不同的估计。
2019年探明储量的变化
下表汇总了2019年期间我们估计的已探明储量的变化(以Bcfe为单位):
已探明储量,2018年12月31日 | 18,011 | ||
扩展、发现和其他补充 | 3,705 | ||
业绩修订 | 63 | ||
修订五年发展计划 | (1,705) | ||
价格调整 | (157) | ||
Antero中流合作伙伴的解构 | (164) | ||
乙烷回收的修订 | 315 | ||
生产 | (1,175) | ||
已探明储量,2019年12月31日 | 18,893 |
3,705 Bcfe的扩展、发现和其他增加是由于Marcellus和Utica Shales的划界和开发钻探。其中包括与第三方土地贸易有关的1,202 Bcfe数量。63个Bcfe的向上修正与良好表现有关。净向下修正1,705 bcfe与优化我们的五年发展计划有关.这一数字包括595 bcfe对先前已证实未开发的房产的向上修订,从2018年12月31日的未证实房地产改叙为2019年12月31日的未开发物业,因为它们是我们的五年发展计划的补充;2300 bcfe的下调是指那些在最初预订后五年内未开发的地方为已探明的储量。157个Bcfe的向下修正是由于天然气、NGL和石油价格下降所致。164个Bcfe的向下修正是由于Antero中流合作伙伴的解散导致收费结构的增加。Antero Midstream Partners的解散导致Antero Resources记录了因提供服务而向Antero Midstream Partners支付的全部费用,不再将与Antero Midstream Partners的资产相关的未来资本支出计入未来的开发成本。在解散之前,Antero Resources的合并准备金包括取消Antero Resources向Antero Midstream Partners支付的全部费用,并包括Antero Midstream Partners的运营费用和资本。315 bcfe的向上修正是由于我们假设的未来乙烷恢复的增加。截至2019年12月31日,我们估计的探明储量总计约18,893 Bcfe,比前一年增加了5%。
已探明未开发储量
已探明未开发储量列入上一份已探明储量总表。下表汇总了2019年期间已证实的未开发储量的变化情况(以巴西石油公司为单位):
已探明未开发储量,2018年12月31日 | 7,622 | ||
扩展、发现和其他补充 | 3,433 | ||
业绩修订 | 141 | ||
修订五年发展计划 | (1,705) | ||
价格调整 | (30) | ||
Antero中流合作伙伴的解构 | (42) | ||
改叙为已探明的已开发储量 | (2,201) | ||
乙烷回收的修订 | (65) | ||
已探明未开发储量,2019年12月31日 | 7,153 |
2019年,3,433个已探明未开发储量的扩展、发现和其他增加是由于马塞勒斯和尤蒂卡沙雷的圈定和开发钻探造成的。其中包括与第三方土地贸易有关的1,173笔Bcfe。向上修正的141个Bcfe与良好表现有关。净向下修正1,705 bcfe与优化我们的五年发展计划有关.这一数字包括595 bcfe对先前已证实未开发的房产的向上修订,从2018年12月31日未证实的房产改叙为2019年12月31日的未开发物业,因为这些房产是我们的五年发展计划中的新增部分;2300 bcfe的向下修订适用于以下地点:
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在初步预订后的五年内没有开发成已探明的储量。30 Bcfe的向下修正是由于天然气、NGL和石油的价格下降所致。42个Bcfe的向下修正是由于Antero中流合作伙伴的解散导致收费结构的增加。Antero Midstream Partners的解散导致Antero Resources记录了因提供服务而向Antero Midstream Partners支付的全部费用,Antero Resources不再将与Antero Midstream Partners的资产相关的未来资本支出包括在未来的开发成本中。在解散之前,Antero Resources的合并准备金包括取消Antero Resources向Antero Midstream Partners支付的全部费用,并包括Antero Midstream Partners的运营费用和资本。
在截至2019年12月31日的一年中,我们将已探明的未开发储量中的约2,201 Bcfe(29%)转换为已探明的已开发储量,总资本成本约为7.88亿美元。截至2018年12月31日,我们在开发费用上又支出了3.16亿美元,主要是与已证实未开发的油井和财产有关的开发费用,因此,如本报告其他地方所列合并财务报表附注21所披露的,开发支出总额为11亿美元。截至2019年12月31日,与开发我们已证实的未开发储量有关的未来开发费用估计在今后五年内约为26亿美元,即每麦克菲0.37美元。基于截至2019年12月31日的条形定价,我们相信业务现金流将足以为此类未来的开发成本提供资金。我们将继续钻探租赁划定井,并在现有租赁地位的基础上,继续钻探已探明的未开发储量。见“1A项。风险因素因此,我们估计已证实的未开发储量可能最终不会得到开发或生产。“
我们维持一个五年的发展计划,这是由我们的董事会审查,以支持我们的公司生产增长目标。每年对开发计划进行审查,以确保将资本分配给风险调整后回报率最高的未钻井地点库存中的油井。由于我们的经济状况发生了变化,我们已经将五年的资本重新分配到预期的最高回报率和最佳横向长度的地区。这导致在2019年12月31日终了的一年中,由于五年的发展规则,2,300 Bcfe的储量从未开发的可能重新划分为可能的储量。根据我们当时的面积状况,带钢价格,预期良好的经济,以及我们的发展计划,在这些储量被归类为已证明,我们认为以前的分类,这些地点已证实未开发是适当的。
截至2019年12月31日,据估计,我们的净租赁土地面积有8500英亩,包括227个与已探明的未开发储量有关的地点,需要在预定的钻探之前进行更新。其中一些租约有续约选择,有些则需要重新谈判。我们估计,根据目前的租赁授权和延长付款的选择,延长8 500英亩土地的潜在费用约为2 100万美元。经证实的未开发储量687 Bcfe与这些租约有关。从历史上看,我们在延长租约方面取得了很高的成功率,我们预计在预定的钻探日期之前,我们将能够对这一面积下的所有租约进行实质性的续约。根据我们在延长租约方面的历史成功率,我们估计我们可能无法续订这些已证实未开发的储备中大约103份的租约。
如果我们不能在预定的钻探日期之前续签这些租约,我们经证实的未开发的净储量将在这些地点略有减少。
编制储备金估计数
我们截至12月31日、2017年、2018年和2019年的储备估计数已列入本年度报告表10-k是由我们的内部储备工程师根据石油工程和石油评估工程师协会公布的评价标准以及美国证券交易委员会制定的定义和准则编写的。我们内部准备的储备预算由我们的独立后备工程师审核。我们的独立后备工程师是根据他们在工程非常规资源方面的历史经验和地理专长而被选中的。负责监督本公司储量估计数审计工作的技术人员符合石油工程师协会颁布的“石油和天然气储量信息评估和审计标准”中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。
我们的内部石油工程师和地球科学专业人员与我们的独立储备工程师密切合作,以确保在其储备审计过程中向我们的独立储备工程师提供的数据的完整性、准确性和及时性。定期,我们的技术团队与独立的储备工程师会面,审查财产,并讨论我们用来准备储量估计的方法和假设。我们内部准备的储备预算和相关报告由我们的高级副总裁审查和批准--储备、计划和中游,W.Patrick Ash。自2019年6月以来,Ash先生一直担任高级副总裁--预备役、规划和中游。此前,他曾在2017年12月至2019年6月期间担任水库工程和规划副总裁。在2017年12月之前,Ash先生在超石油公司工作了六年
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责任不断增加的职位,最近担任发展部副总裁。在这个职位上,他领导了油藏工程、地球科学和企业工程小组。2001年至2011年,阿什先生在德文能源公司、NFR能源公司和Encana公司担任工程职务。阿什先生拥有德克萨斯A&M大学石油工程学士学位和圣路易斯华盛顿大学MBA学位。
我们的高级管理人员也会与我们的储备预算和相关报告进行审查。我们的技术人员。此外,我们的高级管理人员每季度审查并批准对已探明储量的任何重大变化。
探明储量是指经地质学和工程数据分析,在现有经济条件、作业方法和政府规章规定下,在提供经营权的合同到期之前,从已知水库的某一特定日期起,可以合理地确定经济可生产的储量,除非有证据表明更新是合理肯定的。“合理确定性”一词意味着高度信任实际回收的石油或天然气数量将等于或超过估计数。为了获得合理的确定性,我们和独立的后备工程师采用了已证明具有一致性和重复性的技术。用于估算已探明储量的技术和经济数据包括(但不限于)测井资料、地质图和现有的井下和生产数据、微震数据和油井测试数据。可能的储量是指不一定能比已探明的储量肯定回收的储量,但与已探明的储量相比,这些储量与未开采的储量同样有可能被收回。就性质而言,对可能通过额外钻井或开采技术可回收的可能储量的估计比已证实的储量估计数更不确定,因此,实现的风险大大增加。可能的储备是指比可能的储备更不确定要收回的储备。对可能的储备的估计本身也是不准确的。对可能的和可能的储量的估计也不断根据生产历史、额外勘探和开发的结果、价格变化和其他因素进行修订。
用于适用储备金定义的方法
在马塞卢斯页岩,我们的估计储量是根据我们的大型、经证明已开发的生产储备基地以及该地区其他经营者提供的资料估计的,这些资料可以用来证实或补充我们的内部估计。通常情况下,已证实的未开发财产是根据估计的横向长度应用于平均井口Bcf每1,000英尺,我们已证实已开发的生产井,然后转换为一个处理的体积,如果适用的话。
根据一口已探明的生产井,我们可以将11个已探明的未开发地点归因于地质和工程资料的分析,可以合理肯定地进行估计,使其具有商业可采性。然而,当多口已探明的已开发井在一个垫层上钻时,已探明的未开发地点的比例将较低。此外,我们已将经统计证实的面积的概念应用于马塞卢斯页岩面积的某些地区,根据这些概念,未开发的房产作为已探明的储量入账,只要统计数字足以进行统计分析,并符合某些土地、地质、工程和商业标准。
虽然我们在Utica页岩的作业历史比我们的Marcellus Shale作业有限,但我们期望一旦井数足以进行统计分析,我们就能采用类似的方法。这两个地区的主要区别是:(1)我们没有在Utica页岩建立一个统计证实区;(2)在Utica页岩,每个已探明的生产井只产生4个直接偏移井位置,这是由于游戏的相对成熟度较低。
潜在井位的识别
我们确定的潜在井位是指根据美国证券交易委员会(SEC)截至12月的定价确定的、经证实的、可能的或可能的储量的地点。2019年31。我们编制了可能的和可能的储备金的内部估计,但没有在本年度报告中包括这些储备金的表10-K。
生产、收入和价格历史
因为天然气、天然气和石油是商品,我们生产的价格很大程度上取决于市场的供求。自2000年以来,美国对天然气的需求实质上有所增加,但天然气和天然气的供应也大幅度增加,原因是采用了水平钻井和压裂刺激技术,这些技术被用于从美国各地的各种页岩地层中发现和回收大量石油和天然气。需求受到一般经济状况、天气和其他季节性条件的影响。天然气、天然气或石油的供过于求可能导致价格大幅波动。大宗商品价格大幅或长期下跌,或钻井效果不佳,可能会对我们的财务状况、经营结果、现金流量、可能具有经济价值的储备数量产生重大不利影响。
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我们进入资本市场的能力。见“新项目”1A.风险因素-天然气、天然气和石油价格波动,或大量或长期的低天然气、天然气和石油价格,可能会对我们的业务、财务状况或经营结果以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。“
业务数据.勘探、生产和销售部门
下表列出了截至12月的年度我们的生产、实际价格和生产成本的信息。31、2017、2018和2019年。有关价格计算的其他信息,请参阅“项目”中列出的信息。7.管理层对财务状况和业务结果的讨论和分析。“
截至12月31日的年度, | ||||||||||
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
| ||||
生产数据: | ||||||||||
天然气(Bcf) | 591 | 710 | 822 | |||||||
C2乙烷(MBbl) | 10,539 | 14,221 | 15,861 | |||||||
C3+NGLs(MBbl) | 25,507 | 28,913 | 39,445 | |||||||
石油(MBbl) | 2,451 | 3,265 | 3,632 | |||||||
合并(Bcfe) | 822 | 989 | 1,175 | |||||||
每日联合生产(MMcfe/d) | 2,253 | 2,709 | 3,220 | |||||||
衍生产品结算前的平均销售价格: | ||||||||||
天然气(每麦克福) | $ | 2.99 | $ | 3.22 | $ | 2.74 | ||||
C2乙烷(每Bbl) | $ | 8.83 | $ | 12.14 | $ | 7.85 | ||||
C3+NGLs(每个Bbl) | $ | 30.48 | $ | 34.76 | $ | 27.75 | ||||
石油(每桶) | $ | 44.14 | $ | 57.34 | $ | 48.88 | ||||
衍生产品结算前的合并平均销售价格(Per Mcfe)(1) | $ | 3.34 | $ | 3.69 | $ | 3.10 | ||||
衍生产品结算后的合并平均销售价格(每个Mcfe) (1) | $ | 3.60 | $ | 3.94 | $ | 3.38 | ||||
平均成本(每个Mcfe) (2): | ||||||||||
租赁经营 | $ | 0.11 | $ | 0.14 | $ | 0.13 | ||||
收集、压缩、处理和运输 | $ | 1.75 | $ | 1.81 | $ | 1.92 | ||||
生产和从价税 | $ | 0.11 | $ | 0.12 | $ | 0.11 | ||||
营销,净 | $ | 0.13 | $ | 0.23 | $ | 0.22 | ||||
损耗、折旧、摊销和吸积 | $ | 0.86 | $ | 0.85 | $ | 0.76 | ||||
一般和行政(不包括基于股权的补偿) | $ | 0.14 | $ | 0.13 | $ | 0.12 |
(1) | 表中所示的平均销售价格反映了我们已结算的衍生品的前后效应。我们对这类事后效应的计算,包括2017年和2018年衍生品结算收益(不包括衍生品货币化收益)。我们的套期保值不符合套期保值会计的条件,因为我们没有指定或记录为会计目的的套期保值。将石油和NGLs的产量换算为每Bbl 6 Mcf,以计算Bcfe总产量和每McFe产量。这一比率是对产品的等效能量含量的估计,并不一定反映它们的相对经济价值。 |
(2) | 在2019年3月12日Antero Midstream Partners解散之前的平均成本已经进行了调整,以反映我们的运营情况,而不排除Antero Midstream Partners提供的中流和水服务的公司间交易。在Antero Midstream Partners解散之后,平均成本反映了Antero的实际运营成本。 |
生产井
截至2019年12月31日,我们在Marcellus页岩土地上共拥有1 238口生产油井(净额1 148.2口)的权益,其中包括:
● | 915口粗大(904.4净)水平井,平均99%的工作兴趣,由我们经营。 |
● | [64]由其他生产商经营的毛额(5.6净额)水平井。 |
● | 259个粗(238.2净)浅垂直井。 |
截至2019年12月31日,我们在俄亥俄尤蒂卡页岩地的总产量为244口(206.3净)油井,其中包括:
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● | 222个粗(206.2个)水平井,平均93%的工作兴趣,由我们经营。 |
● | 22由其他生产商经营的毛数(0.1净额)水平井。 |
另外,在十二月2019年,我们有19口已证实未开发的净水平井,68口已钻、未完成或正在完成的粗水平井(65.5个网)。其他生产商经营的浅层垂直井和油井主要是与租赁土地收购一起购置的。
面积
下表列出了截至12月份我们拥有权益的已开发和未开发总面积的某些信息。2019年31。我们大部分已开发的土地都以留置权为条件,以获得信贷贷款。我们大约70%的净马塞卢斯面积和71%的净Utica面积是由生产部持有的。本表不包括与版税、最高版税和其他类似权益有关的面积。
发达英亩 | 未开发英亩 | 总英亩 | |||||||||||
盆地 |
| 毛额 |
| 网 |
| 毛额 |
| 网 |
| 毛额 |
| 网 |
|
马塞卢斯页岩 | 149,777 | 148,098 | 343,269 | 302,535 | 493,046 | 450,633 | |||||||
尤蒂卡页岩 | 44,989 | 40,800 | 55,873 | 50,014 | 100,862 | 90,814 | |||||||
共计 | 194,766 | 188,898 | 399,142 | 352,549 | 593,908 | 541,447 |
下表汇总了我们目前在Marcellus Shale和俄亥俄Utica Shale县的总面积和净面积,截至2019年12月31日,我们在这两个地区拥有权益。
马塞勒斯 | |||||
毛额 | 网 | ||||
州县 |
| 英亩 |
| 英亩 |
|
道德德里奇河 | 145,562 | 133,041 | |||
法耶特州 | 5,967 | 5,454 | |||
吉尔默湾 | 6,147 | 5,619 | |||
哈里森湾 | 96,692 | 88,374 | |||
刘易斯,WV | 46 | 42 | |||
马里恩河 | 5,342 | 4,882 | |||
Monongalia,WV | 1,340 | 1,225 | |||
乐天湾 | 3,692 | 3,374 | |||
里奇湾 | 72,712 | 66,457 | |||
泰勒 | 103,543 | 94,636 | |||
华盛顿,PA | 115 | 105 | |||
威斯特摩兰 | 4,019 | 3,673 | |||
韦泽尔河 | 47,869 | 43,751 | |||
Marcellus Shale共计 | 493,046 | 450,633 |
俄亥俄尤蒂卡 | |||||
毛额 | 网 | ||||
| 英亩 |
| 英亩 |
| |
贝尔蒙特,OH | 7,653 | 5,450 | |||
格恩西岛 | 3,635 | 3,158 | |||
梦露,OH | 47,024 | 45,616 | |||
诺布尔,OH | 42,496 | 36,544 | |||
华盛顿,OH | 54 | 46 | |||
Utica页岩共计 | 100,862 | 90,814 | |||
Marcellus和Utica Shales共计 | 593,908 | 541,447 |
未开发面积呼气
下表列出了截至12月份未开发土地总面积和未开发面积净额。除非在期满日期之前在覆盖面积的间隔单位内建立生产,或除非载有此种面积的租约得到延长或延长,否则将于今后三年期满。
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马塞勒斯 | 俄亥俄尤蒂卡 | 共计 | |||||||||||
毛额 | 网 | 毛额 | 网 | 毛额 | 网 | ||||||||
| 英亩 |
| 英亩 |
| 英亩 |
| 英亩 |
| 英亩 |
| 英亩 |
| |
2020 | 28,432 | 25,987 | 15,001 | 13,300 | 43,433 | 39,287 | |||||||
2021 | 35,209 | 32,180 | 7,091 | 5,984 | 42,300 | 38,164 | |||||||
2022 | 41,719 | 38,131 | 5,413 | 4,371 | 47,132 | 42,502 |
钻井活动
下表列出在截至十二月止的年度内,我们为已钻探及完成的油井所进行的钻探活动的结果。31、2017、2018和2019年。毛井反映了我们感兴趣的油井数量,包括阿巴拉契亚盆地的历史钻探活动。净井反映了我们工作利益的总和。
截至12月31日的年度, | |||||||||||||
2017 | 2018 | 2019 | |||||||||||
| 毛额 |
| 网 |
| 毛额 |
| 网 |
| 毛额 |
| 网 |
| |
马塞勒斯 | |||||||||||||
开发井: | |||||||||||||
生产性 | 112 | 111 | 136 | 134 | 117 | 116 | |||||||
干的 | — | — | — | — | — | — | |||||||
总开发井 | 112 | 111 | 136 | 134 | 117 | 116 | |||||||
探井: | |||||||||||||
生产性 | 1 | 1 | 2 | 2 | 8 | 8 | |||||||
干的 | — | — | — | — | — | — | |||||||
探井总数 | 1 | 1 | 2 | 2 | 8 | 8 | |||||||
尤蒂卡 | |||||||||||||
开发井: | |||||||||||||
生产性 | 4 | 4 | 17 | 17 | 6 | 6 | |||||||
干的 | — | — | — | — | — | — | |||||||
总开发井 | 4 | 4 | 17 | 17 | 6 | 6 | |||||||
探井: | |||||||||||||
生产性 | 18 | 18 | 8 | 8 | — | — | |||||||
干的 | — | — | — | — | — | — | |||||||
探井总数 | 18 | 18 | 8 | 8 | — | — | |||||||
共计 | |||||||||||||
开发井: | |||||||||||||
生产性 | 116 | 115 | 153 | 151 | 123 | 122 | |||||||
干的 | — | — | — | — | — | — | |||||||
总开发井 | 116 | 115 | 153 | 151 | 123 | 122 | |||||||
探井: | |||||||||||||
生产性 | 19 | 19 | 10 | 10 | 8 | 8 | |||||||
干的 | — | — | — | — | — | — | |||||||
探井总数 | 19 | 19 | 10 | 10 | 8 | 8 |
上表所列数字不包括截至2019年12月31日已钻探和未完成或正在完成的68口毛井(净额65口)。
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目录
交付承诺
我们已经签订了各种公司的销售合同,以交付和销售天然气和NGL。我们相信,我们将有足够的产量来履行所有这些承诺。如果出现短缺,我们可以从第三方购买天然气以弥补短缺。
截至2019年12月31日,我们公司的销售承诺包括:
体积 | 体积 | 体积 | |||||
天然气 | 乙烷 | C3+NGLs | |||||
截至12月31日的年度, |
| (MMBtu/d) |
| (BBL/日) |
| (BBL/日) |
|
2020 | 1,030,000 | 46,500 | 55,000 | ||||
2021 | 900,000 | 76,500 | 23,000 | ||||
2022 | 780,000 | 96,500 | 5,000 | ||||
2023 | 690,000 | 96,500 | 5,000 | ||||
2024 | 600,000 | 91,500 | 5,000 |
根据这些公司的销售合同,我们利用我们公司运输能力的一部分来提供天然气和NGL。我们有牢固的运输合同,要求我们要么用上述管道运输产品,要么为短缺支付需求费用。最低需求费用反映在我们的合同义务表中。见“项目7,管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-债务协议和合同义务”。
聚集压缩
我们的勘探和开发活动得到了Antero中流天然气收集和压缩资产的支持,并得到了第三家公司的支持-聚会和压缩安排。与美国的许多生产盆地不同,阿巴拉契亚盆地的某些部分没有足够的中流基础设施来支持现有和预期的日益增长的生产水平。我们与安特罗中流的关系使我们能够为我们的生产获得必要的收集和压缩能力,我们已经利用我们与Antero中流的关系来支持我们的发展。在截至2018年12月31日和2019年12月31日的几年里,Antero Midstream分别花费了约4.44亿美元和3.16亿美元用于为我们的生产服务的天然气收集和压缩基础设施。根据预先存在的奉献和其他第三方承诺,我们已经致力于安特罗中流的实质上所有我们目前和未来的土地在西弗吉尼亚州和俄亥俄州收集和压缩服务。
截至12月2019年,Antero Midstream拥有并运营着Marcellus Shale 324英里的集气管道。我们还可以获得额外的低压和高压-压力管道由第三方拥有和操作。截至2019年12月31日,安特罗中流公司拥有并运营了17个压缩机站,我们使用了12个额外的第三方-马塞勒斯页岩的派对压缩机站。第三方提供的收集、压缩和脱水服务是在固定费用的基础上签订的.
截至2019年12月31日,在尤蒂卡页岩,Antero中流拥有并运营着110英里的低压和高压-压力集输管道和Antero Resources拥有并运营8英里的高压管道.截至2019年12月31日,Antero Midstream拥有并运营了两个压缩机站,我们在Utica页岩使用了另外四个第三方压缩机站。
天然气加工
我们在Marcellus和Utica Shales的许多井允许我们生产富含液体的天然气,其中含有大量的NGL。必须加工富含液体的天然气,包括从井口天然气中去除和分离NGLs。
NGLs是一种有价值的商品,一旦从低温处理设施的天然气流中去除,就会产生y级液体。然后对y级液体进行分馏,从而将y级液体分解成其关键组分.分馏是指将NGL的y级流分离成单独的NGL产品,如乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然汽油的过程。分馏是通过加热y级液体来根据每种产品的特定沸点分离成分。每个产品都有自己的市场价格。
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由于阿巴拉契亚地区基础设施的限制和乙烷价格低,导致许多生产商“拒绝”而不是“回收”乙烷。乙烷排斥发生在处理气体时,当乙烷留在井口气流中时,而不是在分馏后作为液体被提取和出售。当乙烷留在气流中时,加工厂尾门的Btu含量较高。当气体中乙烷的价格大于乙烷在分馏后作为液体出售的净价时,生产商通常选择“拒绝”乙烷。当乙烷被回收时,残留气体的Btu含量较低,但生产者则能够回收作为单独产品出售的乙烷的价值。
鉴于目前的商品价格环境和目前东北地区乙烷市场有限,我们目前拒绝在处理我们的液体时从天然气中获得的大部分乙烷丰富的气体。然而,当以当前价格出售剩余的NGLs产品流时,我们实现了价格的升级。我们可以选择回收更多的乙烷时,当乙烷价格导致的乙烷值大于Btu当量渣油气体和增量回收成本。
截至2019年12月31日,我们已与MarkWest Energy Partners L.P.签订合同,为我们的Marcellus和Utica Shales生产提供低温加工能力如下:
承包 | |||||||
种 | 商号 | ||||||
加工 | 加工 | ||||||
容量 | 容量 | 完井 | |||||
| (MMcf/d) |
| (MMcf/d) |
| 地位 |
| |
Marcellus Shale: | |||||||
舍伍德1 | 200 | 200 | 在任 | ||||
舍伍德2 | 200 | 200 | 在任 | ||||
舍伍德3 | 200 | 200 | 在任 | ||||
舍伍德4 | 200 | 200 | 在任 | ||||
舍伍德5 | 200 | 200 | 在任 | ||||
舍伍德6 | 200 | 200 | 在任 | ||||
舍伍德7 | 200 | 200 | 在任 | ||||
舍伍德8 | 200 | 200 | 在任 | ||||
舍伍德9 | 200 | 200 | 在任 | ||||
舍伍德10 | 200 | 200 | 在任 | ||||
舍伍德11 | 200 | 200 | 在任 | ||||
舍伍德12 | 200 | 200 | 在任 | ||||
舍伍德13 | 200 | 200 | 在任 | ||||
史密斯堡1 | 200 | 200 | 2Q 2020* | ||||
Marcellus Shale共计 | 2,800 | 2,800 | |||||
尤蒂卡页岩: | |||||||
塞内卡1 | 200 | 150 | 在任 | ||||
塞内卡2 | 200 | 50 | 在任 | ||||
塞内卡3 | 200 | 200 | 在任 | ||||
塞内卡4 | 200 | 200 | 在任 | ||||
Utica Shale共计 | 800 | 600 |
*预计服务日期
Antero Midstream拥有合资企业50%的股权,该合资企业拥有现有和未来的Sherwood天然气加工厂的某些股权,并拥有位于俄亥俄州哈里森县Hopedale建筑群的两个分馏设施的33.1/3%的权益。合资企业的加工投资始于舍伍德工厂的第七家工厂,并继续通过上表中的Sherwood 13和Smithburg 1进行。合资公司根据长期固定收费安排为我们提供加工服务,但须按年CPI调整。
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运输和采油能力
我们与各种管道签订了牢固的运输协议,使我们能够向中西部、墨西哥湾沿岸、东部地区和中大西洋市场输送天然气。我们主要的运输承诺包括:
● | 我们有几个有能力向芝加哥和密歇根市场输送天然气的管道运输合同。芝加哥指导的管道包括落基山脉快输管道(“REX”)、中西部输气管道(“MGT”)、美国天然气管道公司(“NGPL”)和ANR管道公司管道(“ANR”)。 |
o | REX公司的运输合同每天提供60万MMBtu的固定产能,并为MGT、NGPL和ANR的下游合同提供天然气。我们每天有29万MMBtu在MGT上的坚定运输。我们在NGPL上每天有31万MMBtu的固定运输。这两份合同都向芝加哥城门地区输送天然气。此外,我们每天有200,000 MMBtu在ANR上的坚定运输,在夏天运送天然气到芝加哥,冬天运送到密歇根州。芝加哥和密歇根州的合同在2021年至2035年的不同日期到期。 |
● | 为了进入海湾沿岸市场和东部地区市场,我们与各种管道签订了牢固的运输合同。这些合同包括:哥伦比亚输气管道(“TCO”)、哥伦比亚湾输气管道(“哥伦比亚湾”)、田纳西天然气管道(“田纳西”)、能源转移罗孚管道(“ET Rover”)、ANR管道(“ANR-海湾”)、赤道管道(“EQT”)、DTE能源公司的Stonewall天然气集输管道(“SGG”)和Appalachia集输系统(“AGS”)的公司产能。这种多样化的公司能力使我们可以灵活地将天然气转移到当地的Appalachia市场或其他价格更优惠的首选市场。 |
o | 我们在TCO上有几个固定的运输合同,总量约为每天584,000 MMBtu。在TCO每天58.4万MMBtu的公司容量中,我们有能力在哥伦比亚湾利用每天53万MMbtu的公司容量,它提供了进入墨西哥湾市场的机会。这些合同在2021年至2058年的不同日期到期。 |
o | 我们与SGG签订了每天900,000 MMBtu的运输合同,从各个集输系统互连点和MarkWest Sherwood工厂综合体向TCO WB系统输送天然气。我们与TCO签订了严格的运输合同,通过TCO的WB系统向西、东输送天然气。TCO的WB系统上的公司运输合同提供了每天80万MMBtu的西进运力。这种由西方指导的公司能力提供进入当地阿巴拉契亚市场和海湾市场通过哥伦比亚湾或田纳西管道。TCO的WB系统上的固定运输合同也为东方提供了稳固的能力,向Cove Point LNG工厂输送天然气,每天提供33万MMBtu。这些合同在2033年至2038年的不同日期到期。 |
o | 我们在田纳西州有一份每天79万MMBtu的坚定运输合同,将天然气从TCO的WB系统上的宽带互联系统输送到墨西哥湾沿岸市场。本合同于2033年到期。 |
o | 我们有一份在ANR海湾每天60万MMBtu的坚定运输合同,从西弗吉尼亚州和俄亥俄州向美国墨西哥湾市场输送天然气。本合同于2045年到期。 |
o | 我们有一份每天800,000 MMBtu的固定运输合同,连接Marcellus和Utica Shales公司的资产,连接中西部和Shales公司。海湾市场,通过我们现有的运输公司ANR芝加哥和ANR海湾。本合同于2033年到期。 |
o | 我们在EQT上签订了250,000 MMBtu的运输合同,将Marcellus天然气运送到Tetco M2和其他不同的交货点。这些合同在2022年至2025年的不同日期到期。 |
o | 我们签订了每日275,000 MMBtu的DTE AGS运输合同,向TETCO M2和其他不同的地方交货点运送Marcellus天然气。这些合同将于2023年到期。 |
o | 我们在MXP上签订了每天70万MMBtu的运输合同,每天向TCO IPP运送51.7万MMBtu,每天18.3万MMBtu继续在GXP上运送到肯塔基州的LEACH,并运送到美国墨西哥湾沿岸。这些合同将于2033年到期。 |
● | 我们有一个牢固的运输合同,每天20,000 Bbl的企业产品伙伴ATEX管道(“ATEX”),将乙烷从阿巴拉契亚到蒙特贝尔韦,得克萨斯州。ATEX公司的运输承诺将于2028年到期。 |
● | 我们有一个固定的运输合同,每天11,500 Bbl的Sunoco管道(或“水手东2”)将乙烷从休斯顿,宾夕法尼亚州马库斯胡克,宾夕法尼亚州。这项合同从2018年11月开始。我们还有一份牢固的运输合同,从俄亥俄州的霍普代尔到宾夕法尼亚州的马库斯胡克,从2019年2月开始,我们将每天从俄亥俄州霍普代尔向宾夕法尼亚州马库斯胡克收取50,000 Bbl的丙烷和丁烷。从2020年到2022年,该合同每天增加5,000桶,最终达到每天65,000桶。这些合同自服役之日起十周年起到期.水手东2提供通过跨洋液化石油气船进入国际市场的机会. |
根据公司的运输合同,我们有义务提供最低限度的每日数量或支付费用的任何缺陷的交货。见“新项目”7.管理层对财务状况和业务结果的讨论和分析-债务协议和合同义务“,以提供关于此类合同最低费用的资料。根据目前预测的2020年年度生产指南,我们估计,根据可销售给第三方或用于运输第三方天然气的未利用能力的数量,到2020年,我们可能会因未使用的运输能力而每年为每个Mcfe承担0.10美元至0.12美元的净营销成本,并获取正的基础差异。在允许的情况下,我们继续积极营销任何过剩的能力,以抵消最低承诺费用和这些活动记录在我们的净营销费用。
水处理和处理业务
2015年9月23日,我们向Antero中流公司贡献了(I)Antero WaterLLC的所有尚未偿还的有限责任公司权益,以及(Ii)我们拥有或租赁的所有资产、合同、权利、许可证和财产,主要用于建造、拥有、运营、使用或维护我们在西弗吉尼亚州多德德里奇县的高级废水处理设施,这些资产、合同、权利、许可证和财产主要与我们在西弗吉尼亚州多德德里奇县的高级废水处理设施的建设、所有权、运营、使用或维护有关。我们与安特罗中流公司的关系使我们能够获得必要的淡水和再生水(统称为“淡水”),用于我们的钻井和完井作业,以及处理我们作业产生的废水的服务。
Antero中流公司拥有两个独立的淡水分配系统,从俄亥俄河和几个区域水源分配淡水,以便在Marcellus和Utica Shales进行完井作业。这些系统包括永久埋地管道、可移动的地面管道和便于淡水储存的设施,以及抽水站,以便在整个管道网络中输送淡水。在必要的情况下,地面管道被移动到钻井平台,以配合我们的钻井计划完成服务。截至2019年12月31日,Antero中流公司有能力在我们位于Marcellus和Utica Shales的38个蓄水池中储存580万桶淡水。由于Antero Midstream公司的供水管道系统在西弗吉尼亚和俄亥俄州分布广泛,它能够在商业安排的前提下,向我们作业区内和邻近地区的邻近石油和天然气生产商提供供水服务,同时减少水车流量。
截至12月2019年,Antero中流公司在Marcellus Shale拥有和运营149英里深埋的淡水管道和98英里的可移动地面淡水管道,以及26个配备转移泵的淡水储存设施。截至2019年12月31日,安特罗中流公司在尤蒂卡页岩拥有和运营54英里的埋地淡水管道和31英里的可移动地面淡水管道,以及12座配备了输送泵的淡水储存设施。
我们最近宣布了一些提高效率的措施和供水措施,预计这些措施将减少完成业务所需的淡水量。通过安特罗中流,我们还开始通过混合方式回收和再利用部分回流和产出的水。
主要客户
截至12月的一年2019年,向Sabine Pass液化公司、LLC公司和WGL中流公司的销售分别占我们产品总收入的16%和15%。截至2018年12月31日止的年度,销售给Mercuria能源美国公司(Mercuria Energy America,Inc.)。在我们的产品总收入中,特纳斯加州市场营销公司约占14%和13%,
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目录
分别。在截至2017年12月31日的一年中,对田纳西营销风险投资公司和WGL中流公司的销售分别约占我们产品总收入的20%和14%。
物业名称
我们相信,根据公认的行业标准,我们对所有生产产品拥有令人满意的所有权。按照业界的惯例,通常在未开发财产的情况下,记录所有权的粗略调查是在租赁购置时进行的。在完成对生产财产的收购之前,以及在开始对未开发的财产进行钻井作业之前,都会进行调查。个别财产可能会承受负担,我们认为这些负担不会在实质上干扰财产的使用,或影响财产的价值。财产负担可包括:
● | 传统的版税利益; |
● | 与经营协议和现行税收有关的留置权; |
● | 适用法律规定的义务或义务; |
● | 天然气租赁下的开发义务;或 |
● | 净利润利益。 |
季节性
对天然气的需求一般在春季和秋季下降,夏季和冬季增加。然而,季节性异常,如温和的冬季或温和的夏季,有时会减少这种波动。寒冷的冬天会显著增加需求和价格波动。此外,某些天然气用户利用天然气储存设施,在春季、夏季和秋季购买预期的冬季需求。这也可以减少季节性需求波动。季节性异常还可能在春季和夏季增加对设备、用品和人员的竞争,这可能导致短缺,增加成本或延误我们的业务。
竞争
石油和天然气行业竞争激烈,我们与我们行业中拥有比我们更多资源的其他公司竞争。其中许多公司不仅勘探和生产天然气,而且在区域、国家或世界范围内进行炼油业务和销售石油及其他产品。这些公司也许能够为生产天然气的财产和勘探前景支付更多的费用,或确定、评价、投标和购买更多的财产和前景,超出我们的财政或人力资源许可,而且可能能够花费更多的资源来吸引和维持工业人员。此外,在天然气市场价格较低的时期,这些公司可能更有能力继续进行勘探活动。我们较大的竞争对手可能比我们更容易承受现有联邦、州和地方法律法规的负担,这将对我们的竞争地位产生不利影响。我们能否在未来获得更多的房产和发现储量,将取决于我们是否有能力评估和选择合适的房产,并在竞争激烈的环境中完成交易。
石油天然气工业的规制
一般
我们的石油和天然气业务受到与允许、钻井和完井以及天然气、天然气、天然气和石油的生产、运输和销售有关的广泛和经常变化的法律法规的制约。我们相信,遵守现行规定不会对我们的财务状况、现金流量或业务结果产生重大不利影响。然而,这类法律和条例经常被修正或重新解释。国会、联邦机构、各州、地方政府和法院定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测这些建议何时或是否会生效。因此,我们无法预测未来的成本或合规的影响。行业的监管负担增加了做生意的成本,影响了盈利能力。不过,我们不相信任何规管上的改变,都会对我们造成重大的影响,与影响我们竞争的其他天然气生产商、收集者和营销商的方式大相径庭。
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天然气和石油生产管理
我们对位于西弗吉尼亚和俄亥俄州的房产有自己的利益,我们在这些房产上的生产活动受到广泛的地方、州和联邦法规、规则、命令和条例的管制。这些法规和条例涉及以下方面的要求:钻井许可证、与钻井或操作井的粘接、井的位置、钻井和套管井的方法、井的表面使用和钻井财产的恢复、钻井和完井过程中使用的水的来源和处置、油井的堵塞和废弃、天然气的排放或燃烧,以及油田和个别井产量的可调性或公平分配。此外,我们拥有和经营财产的所有州都有关于环境和保护事项的规定,包括处理、处置或排放废物、天然气和石油属性的单元化或汇集、确定天然气和油井最大允许产量、钻井和间隔单位或分配单位的大小以及可能钻探的井的密度。一些州还有权根据市场对石油和天然气的需求按比例分配产量。这些规例的作用,是限制我们可以从油井生产的天然气和石油的数量,并限制油井的数目或我们可以钻的地点,尽管我们可以申请例外情况,或减少井距或密度。此外,每个州一般对其管辖范围内的天然气、天然气和石油的生产和销售征收生产或遣散税。
如果不遵守这些规则和条例,就会受到严重的惩罚。我们在石油和天然气行业的竞争对手受到影响我们业务的同样的监管要求和限制。
天然气运输管理
州际商业中天然气的运输和销售或转售由联邦能源管理委员会(FERC)根据1938年“天然气法”、或NGA、1978年“天然气政策法”(NGPA)以及根据这些法规颁布的条例加以管制。联邦天然气管制委员会管制州际天然气运输费率和服务条件,这影响到我们生产的天然气的销售,以及我们销售天然气所获得的收入。自1985年以来,FERC一直致力于使天然气的运输在开放和非公开的情况下更容易为天然气买卖双方提供便利。歧视性基础。尽管FERC的命令并不直接监管天然气生产商,但它们的目的是在天然气工业的各个阶段中促进更激烈的竞争。
收集服务发生在管辖传输服务的上游,受陆上各州和州级水域的管制。剖面第一(二)NGA豁免天然气收集设施受FERC作为NGA下的一间天然气公司的规管。虽然FERC没有对我们的任何设施做出任何正式的决定,但我们认为,我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确立管道作为不受天然气公司监管的采集者的地位的传统测试。然而,联邦应急委员会管制的输电服务与联邦不受管制的收集服务之间的区别一直是重大诉讼的主题,联邦电力委员会决定设施是否在逐案收集设施基于案例,我们的收集设施的分类和管理可能会根据FERC、法院或国会的未来决定而改变。国家对天然气收集设施的管制一般包括各种安全、环境和在某些情况下非歧视性的-接受要求。虽然国家机构一般没有肯定地实施这种规定,但天然气收集今后可能会受到更严格的监管审查。
国内天然气运输也受到国家监管机构的监管。各州对天然气运输进行国内监管的依据以及对国内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。由于某一州内的这种管制一般会在可比的基础上影响本州内的所有国内天然气发运者,我们认为,在我们经营的任何州对类似情况的州内天然气运输以及在州内运输天然气的管制,都不会影响我们的业务,而这种方式与我们的竞争对手的经营情况有很大的不同。就像州际运输费率的调节一样,州内运输费率的调整影响到我们生产的天然气的销售,以及我们销售天然气所获得的收入。
管制天然气、天然气和石油的销售
我们销售天然气、天然气和石油的价格目前不受联邦监管,而且在很大程度上不受州的监管。然而,联邦天然气管制委员会规定了州际天然气运输费率以及运输服务的条款和条件,这影响到我们生产的天然气的销售,以及我们销售天然气的价格。同样,我们从销售石油和NGL中获得的价格也受到将这些产品运往市场的成本的影响。联邦能源管制委员会根据“州际商业法”、1992年“能源政策法”和根据这些法规颁布的条例,对州际管道上的石油和液体运输作出了规定。石油、天然气和天然气的国内管道运输
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其他产品则取决于管道,这些管道的费率、服务条款和条件受州法规规定的国家监管机构的监管。此外,虽然天然气生产商的销售以及原油、凝析油和NGLs的所有销售目前都可以以不受控制的市场价格进行,但国会今后可以重新实施价格管制。
关于这些能源商品的实物销售和我们所从事的任何相关的对冲活动,我们必须遵守反市场操纵法律和联邦贸易委员会(FERC)实施的相关法规,如下文所述,美国商品期货交易委员会根据“商品交易所法”(CEA)和联邦贸易委员会(FTC)执行。我们还受到各种报告要求,这些要求旨在促进透明度和防止市场操纵。如果我们违反反市场操纵法律法规,我们可能会受到罚款和处罚,以及相关的第三方损害索赔,其中包括市场参与者,卖方,版税所有者和税务当局。
2005年的多梅尼西巴顿能源政策法案,或2005年的EPAct,修正了NGA,增加了一个反-操纵市场的规定,规定任何单位从事FERC规定的违禁行为为违法行为,并赋予FERC额外的民事处罚权限。第670号令,国家外汇管理委员会颁布实施“2005年出口加工法”反市场操纵规定,规定以下行为为非法:(1)任何单位直接或间接使用或使用任何手段、计划或手段骗取;(2)作出任何不真实的实质性事实陈述或省略,作出任何必要的陈述,以使所作的陈述不具有误导性;(1)任何实体直接或间接使用或使用任何手段、计划或手段进行欺诈;(2)作出任何不真实的实质性事实陈述或遗漏,作出任何必要的陈述,使所作的陈述不具有误导性;或(3)对任何人进行欺诈或欺骗的行为或做法。反市场操纵规则不适用于仅与州内或其他非管辖销售或聚集有关的活动,而适用于提供州际服务的天然气管道和储存公司的活动,以及其他非-管辖实体在“与”属于FERC管辖范围内的天然气销售、采购或运输有关的活动范围内,目前包括下文第704号令规定的年度报告要求。根据2005年“EPAct”,联邦紧急救济委员会有权对违反“国家反腐败法”和“国家行动纲领”的行为,每天评估高达1,000,000美元的民事处罚。2020年1月,FERC发布了一项命令(第865号命令),提高了NGA和NGPA规定的最高民事罚款金额,以适应通货膨胀。FERC现在可以评估NGA和NGPA规定的民事处罚,每次违法最高可达1,291,894美元。
根据第704号令,上一个历年220万吨以上的天然气批发买方和卖方,包括州际和州内天然气管道、天然气收集商、天然气加工商、天然气销售商和天然气生产商,必须在5月报告。(一)上一历年批发购销的天然气总量。报告实体有责任根据第704号令的指导确定哪些交易应当报告。第704号令还要求市场参与者说明他们是否向任何指数出版商报告价格,如果是的话,他们的报告是否符合FERC关于价格报告的政策声明。
CEA禁止任何人操纵或企图操纵州际商业或此类商品的期货的任何商品的价格。CEA还禁止故意交付或导致交付、虚假或误导或明知而不准确的关于影响或倾向于影响商品价格的市场信息或条件的报告。2009年11月,联邦贸易委员会根据2007年“能源独立和安全法”颁布了旨在禁止石油行业操纵市场的条例。违反该条例的人每天将面临高达200万美元的民事处罚(按通货膨胀调整)。这些机构与FERC一起实施了广泛的规则和条例,禁止石油和天然气市场以及能源期货市场的欺诈和操纵行为。
法律和FERC政策和法规的变化可能会对州际管道上的公司和/或可中断运输服务的可用性和可靠性产生不利影响,我们无法预测FERC今后将采取什么行动。不过,我们不相信任何规管上的改变,都会对我们造成重大的影响,与影响我们竞争的其他天然气生产商、采集者和营销商的方式大相径庭。
环境及职业安全及健康事宜规例
一般
我们的业务受到许多严格的联邦、地区、州和地方法规和条例的约束,这些法规和条例涉及职业安全和健康以及将材料排放到环境中或与环境保护有关的其他方面。违反这些法律可导致重大的行政、民事和刑事处罚。这些法律和条例可能要求在钻井或其他受管制的活动开始前取得许可证,限制与钻探、生产和通过管道运输有关的各种物质的种类、数量和浓度,管理钻井和完井过程中所用水的来源和处置,限制或禁止在某些地区以及在荒野、湿地、边疆和其他保护区或有危险或危险的保护区内的某些土地上进行钻探活动。
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目录
受到威胁的物种限制,要求采取某种形式的补救行动,以防止或减轻以前作业造成的污染,例如堵塞废弃的井或关闭土坑,制定具体的安全和健康标准,处理工人保护问题,并对作业造成的污染或不遵守适用的法律和条例所造成的污染追究重大责任。此外,这些法律法规也可能限制生产速度。
以下是经过不时修订的更为重要的现行环境和职业健康及工作场所安全法律和条例的摘要,这些法律和条例是我们的业务活动所要遵守的,而遵守这些法律和条例可能会对我们的财务状况、经营结果或现金流动产生重大不利影响。
危险物质和废物处理
“综合环境应对、赔偿和责任法”(也称为“超级基金法”)和类似的州法律对被认为有助于将“危险物质”释放到环境中的某些类别的人,不计过失或原始行为的合法性,都规定了责任。这些人员包括处置地点或排放地的现有和过去的所有人或经营者,以及在释放发生地点处置或安排处置危险物质的公司。根据“环境保护公约”,这些人可能要承担清理被排放到环境中的危险物质的费用和对自然资源的损害的共同和若干严格责任,邻国的土地所有者和其他第三方对据称由释放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损害提出索赔并不少见。此外,尽管“经济、社会、文化权利国际公约”第101(14)节“石油除外”,目前包括原油和天然气,但我们在操作过程中生产的材料可能会根据其特点作为危险物质加以管制;然而,我们不知道在“环境保护公约”下产生的任何责任,可能会对我们造成重大和不利的影响。
“资源保护和回收法”(RCRA)和类似的州法律对非危险和危险固体废物的产生、处理、储存、处理和处置规定了详细的要求。RCRA特别将钻井液、产生的水和与勘探、开发或生产原油、天然气或地热能源有关的其他废物排除在作为危险废物的管制之外。然而,这些废物可能是由美国环境保护局,或环境保护局,或州机构根据RCRA的不那么严格的非危险固体废物条款,或根据州法律或其他联邦法律。此外,这些目前属于非危险固体废物的石油和天然气勘探、开发和生产废物将来有可能被归类为危险废物。此外,在我们的运作过程中,我们会产生一些普通工业废物,例如废物溶剂、实验室废物和废物压缩机油,如果这些废物具有危险特性,这些废物可能会成为危险废物。虽然管理危险废物的费用可能很大,但我们不认为我们在这方面的费用比处境类似的公司的费用要沉重得多。
我们目前拥有、租赁或经营许多多年来一直用于石油和天然气勘探和生产活动的财产。虽然我们认为我们使用了当时业界标准的操作和废物处理方法,但危险物质、废物或石油碳氢化合物可能在我们拥有或租赁的财产上、在或从其他地点(包括场外地点)释放出来,这些物质已被回收或处置。此外,我们的一些财产是由第三方或以前的所有者或经营者经营的,他们对危险物质、废物或石油碳氢化合物的处理和处置不在我们的控制之下。我们只能直接控制我们作为操作者的油井的作业。在某些情况下,先前的业主或经营者未能遵守适用的环境条例,可归因于我们作为CERCLA的现有业主或经营者。这些性质和在其上处置或释放的物质,根据或从这些性质中释放出来的物质,可受“欧洲反洗钱法”、“反洗钱法”和类似的州法律管辖。根据这些法律,可以要求我们作出反应或采取纠正措施,不论有何错误,包括清除以前处置的物质和废物,清理受污染的财产,或进行补救封堵或关闭废物坑作业,以防止今后的污染。
水排放
“联邦水污染控制法”或“清洁水法”和类似的州法律对向联邦和州水域排放污染物,包括生产水和其他石油和天然气废物实行限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物,除非符合环境保护局或州同等机构颁发的许可证条款。禁止在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚和填土材料,除非得到美国陆军工兵部队的许可。2015年9月,美国环保局和美国陆军工兵团发布了最后一条规则,规定了环保局和陆军工兵对美国水域的管辖范围(“WOTUS规则”)。随着美国总统政府的更迭,有几次试图修改或
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取消这条规则。例如,在2020年1月23日,环保局和保护团最后确定了“可航行水域保护规则”,该规则缩小了“美国水域”相对于2015年之前规则制定的定义。然而,预计将对新规则提出法律挑战,对环境保护局先前规则的多重挑战仍有待解决。由于这些事态发展,妇女事务局的管辖范围目前尚不确定。只要有任何规则扩大西非经共体在我们经营的地区的管辖范围,我们在获得湿地地区疏浚和填油活动许可证方面可能会面临费用增加和延误的情况,这可能会延误我们天然气和石油项目的发展。此外,根据这些法律和条例,我们可能需要获得和保持排放废水或暴雨水的批准或许可证,并需要制定和执行防止、控制和应对溢油计划,也称为“战略和协调委员会计划”,与现场储存大量石油有关。这些法律和任何执行条例都规定了对未经许可排放石油和其他物质的应报告数量的任何行政、民事和刑事处罚,并可能对清除、补救和损害的费用规定重大的潜在赔偿责任。
空气排放
“联邦清洁空气法”和类似的州法律通过空气排放标准、建筑和运营许可方案以及实施其他合规要求,限制了来自许多来源的空气污染物的排放,例如压缩机站。这些法律法规可能要求我们获得-批准建造或修改预期产生或大幅增加空气排放量的某些项目或设施,取得和严格遵守严格的空气许可证要求,或使用特定设备或技术控制某些污染物的排放,其费用可能很高。取得许可证的需要有可能拖延我们的石油和天然气项目的发展。在未来数年,我们可能须就空气污染控制设备或其他与空气排放有关的问题,动用某些资本开支。例如,2015年10月,环保局将8小时初级和二级标准中臭氧的国家环境空气质量标准(NAAQS)从75%降至70%,并于2018年7月完成了达标/非达标的指定。国家实施修订后的NAAQS可能会导致更严格的许可要求,推迟或禁止我们获得此类许可证的能力,并导致污染控制设备支出增加,其成本可能很高。另外,2016年6月,美国环保局根据“联邦清洁空气法”最终确定了关于将多个场所合并为一个单一来源的标准的规定,以满足适用于石油和天然气行业的空气质量允许用途。这一规则可能导致小型设施(如罐体电池和压缩机站)总体上被视为一个主要来源,从而触发更严格的空气允许要求,从而可能导致作业延误或要求我们安装昂贵的污染控制设备。环保局还根据“清洁空气法”发布了最后规则,将石油和天然气生产、加工、传输和储存业务置于新源性能标准(NSPS)下的监管之下。, 和危险空气污染物国家排放标准方案。这些最后规则除其他外,要求减少进行完井作业的某些断裂和折射天然气井的挥发性有机化合物(“VOC”)排放,并进一步要求大多数油井采用减少排放的完井,也称为“绿色完井”。这些条例还对生产相关的湿密封和往复式压缩机以及气动控制器和储存容器的排放制定了具体的新要求。遵守这些和其他空气污染控制和许可要求,有可能拖延天然气和石油项目的发展,增加我们的开发和生产成本,这可能是很大的代价。然而,我们认为,遵守这些要求不会对我们的业务产生重大不利影响。
管制“温室气体”排放
针对二氧化碳、甲烷和其他温室气体或温室气体的排放对公共健康和环境构成危害的调查结果,环境保护局根据“联邦清洁空气法”的现有规定通过了条例,其中除其他外,规定了防止严重恶化的措施,即私营部门司、建筑和第五章允许对某些已成为法规管制的主要标准污染物排放源的大型固定污染源进行审查。还将要求获得私营部门司温室气体排放许可证的设施达到各州或在某些情况下由环境保护局为这些排放制定的“最佳可得控制技术”标准。环境保护局的这些规定可能会对我们的运作产生不利影响,并限制或推迟我们获得新的或修改后的航空许可证的能力。此外,环境保护局还通过了一些规则,要求每年监测和报告美国特定陆上和近海石油和天然气生产来源的温室气体排放,其中包括我们的某些业务。例如,2015年12月,环境保护局最后确定了在温室气体监测和报告规则范围内增加新来源的规则。这些新的来源包括收集和增加设施,以及从水力压裂油井完成和修井。这些修订还包括增加对某些设施的确认报告要求。环境保护局温室气体排放报告规则的这些变化可能导致遵约成本的增加。我们正在根据温室气体排放报告规则监测我们的业务所产生的温室气体排放量。
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2016年6月,环保局最后确定了新的条例,称为OOOOA次级部分,其中规定了新的和经改良的石油和天然气生产以及天然气加工和输送设施的甲烷和挥发性有机化合物的排放标准。环境保护局的一揽子规则包括第一次标准,以解决甲烷排放的设备和过程的所有源类别,包括水力破碎的石油和天然气井完井。此外,这套规则将现有的VOC标准扩展到环境保护局的NSPS次级OOOO,或NSPS Quad O,将以前不受管制的设备列入石油和天然气来源类别。在总统政府更迭之后,有人试图修改这些条例。最近一次是在2019年8月,环保局提议修订2016年标准,除其他外,将从石油和天然气源类别中移除传输和储存部分中的来源,并取消适用于该行业生产和加工部门中的来源的甲烷特定要求。作为一种替代办法,环保局还建议取消适用于石油和天然气工业中所有来源的甲烷特定要求,而不将传输和储存来源从目前的来源类别中删除。在这两种方案中,环保局计划保留覆盖石油和天然气设施和设备的VOCs排放限额。任何废除2016年标准的最终规则制定都将面临法律挑战。由于这些发展,在执行环境保护局2016年甲烷规则方面存在着很大的不确定性。然而,鉴于监管的长期趋势,未来联邦政府对石油和天然气行业的温室气体管制仍然是可能的。, 几个州也分别对石油和天然气生产活动中的甲烷排放实施了自己的规定。
我们制定了一项减少和管理甲烷和空气排放的方案:(1)监测气候变化和空气质量科学;(2)处理利害关系方对我们在气候变化、甲烷排放和空气质量问题上的立场的询问;(3)监测我们减少甲烷和空气排放的措施;(4)监督活动中甲烷和空气排放减少的发展,包括实施最佳管理做法和新技术。
自2005年3月以来,我们一直在努力减少甲烷排放,当时我们与科罗拉多州的地方社区团体就我们以前在Piceance盆地的活动进行了讨论,讨论如何最大限度地减少我们的行动对空气排放的影响。此外,自环保局的NSPS四氧化二规则于2015年1月生效以来,我们一直在执行绿色完工。特别是,我们在2011年7月在科罗拉多州对我们以前的Piceance盆地资产实施了绿色完工,使用了我们的人员帮助设计的设备。在初步测试确定了这些单元的可行性和有效性之后,我们于2012年在阿巴拉契亚盆地Marcellus Shale Play以及后来在Utica Shale Play中实施了这些单元的使用。我们在管理运营中的甲烷排放方面有着悠久的历史,正如我们早期使用绿色完井所证明的那样。
当我们允许一个设施,我们安装空气污染控制设备,以努力遵守联邦清洁空气法案NSPS和适用的最佳控制技术标准。控制设备包括蒸汽回收塔(VRTs)和蒸汽回收单元(VRUs),它们捕获甲烷排放并引导它们通过销售线。这项技术使我们能够回收有价值的产品并减少排放。此外,用蒸汽燃烧器控制剩余储罐排放,使甲烷排放量减少98%。我们还安装低排放气动控制器,以尽量减少甲烷排放.
我们的甲烷和空气排放控制计划还包括一个泄漏检测和修复(Ldar)计划。定期进行检查,通过发现泄漏并及时修复,尽量减少排放。激光雷达计划检查使用最先进的光学气体成像(OGI)前视红外雷达(FLIR)相机来识别设备泄漏。此外,我们的行动小组有一个维护计划到位,其中包括清洗和更换小偷舱口密封和磨损的设备,以防止泄漏的发生。到目前为止,我们的努力已经导致甲烷排放量下降,这是基于我们的ldar计划所检测到的泄漏数量的减少。
2017年,我们加入了美国环保署天然气之星计划。美国环保署的“天然气之星计划”为美国石油和天然气公司提供了一个框架,以实施甲烷减排技术和做法,并记录它们的减排活动。2018年,我们成为“一个未来”的成员,这是一个志愿产业团体,旨在降低整个天然气供应链的甲烷排放强度。同样在2018年,我们开始参加美国石油学会的环境伙伴关系,该伙伴关系的重点是石油和天然气行业可以采取的自愿措施,通过实施激光雷达、设备排放监测以及维护和维修项目来减少甲烷和VOCs的排放。
通过加入这些项目,我们承诺:1)评估我们减少甲烷排放的机会;2)在可行的情况下实施甲烷减排项目;3)每年报告我们的甲烷排放量和/或我们的甲烷减排活动。
2017年和2018年,我们发表了年度企业社会责任(CSR)报告,其中重点介绍了我们所有的环境项目改进和举措。正如我们在报告中所强调的,我们的甲烷泄漏损失率为0.06%,远远低于1%的行业目标。
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在2019年期间,我们减少甲烷排放的努力包括以下活动:
我们继续评估各种减排机会。然而,我们不能保证我们将能够落实我们可以审查或探索的任何机会。对于我们确实选择实施的任何这样的机会,我们不能保证我们将能够在特定的时间框架内或在所有业务资产范围内落实这些机会。
在美国,没有在联邦一级执行全面的气候变化立法。然而,由于政府、科学和公众对温室气体排放造成的气候变化威胁的关切,美国的政治风险不断增加,包括某些候选人在2020年寻求美国总统职位时作出的与气候变化有关的承诺。竞选民主党总统候选人的一名或多名候选人发表了两项重要声明,其中包括威胁要采取行动,禁止石油和天然气井的水力压裂,以及禁止在包括陆上土地和近海水域在内的联邦财产上生产矿物的新租约。总统候选人可能采取的其他行动可能包括对建立管道基础设施或允许液化天然气出口设施施加更严格的要求,以及逆转美国于2020年11月退出“巴黎协定”。诉讼风险也在增加,一些城市和其他地方政府试图在州或联邦法院对最大的石油和天然气勘探和生产公司提起诉讼,除其他外,指控这些公司生产导致全球变暖影响(如海平面上升)的燃料,对公众造成了公害,因此,它们要对道路和基础设施造成的损害负责,或者声称,这些公司一段时间以来一直意识到气候变化的不利影响,但未能充分披露这些影响,从而欺骗了投资者。
尽管与气候变化有关的潜在风险,国际能源机构估计,到2040年,石油和天然气将继续在全球能源使用中占很大份额,其他私营部门研究项目在未来20年的需求将继续增长。然而,近期旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的行动主义,可能导致对能源部门某些资金来源的限制或限制。
最后,应该指出的是,一些科学家已经得出结论,地球大气层中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化,例如风暴、洪水、干旱和其他极端气候事件的频率和严重性增加;如果发生任何这类影响,它们有可能造成物理上的影响。
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损害我们的资产或影响水的供应,因此可能对我们的勘探和生产作业产生不利影响。
水力压裂活动
水力压裂是一种重要而普遍的做法,用于刺激稠密地下岩层的天然气和(或)石油的生产。水力压裂过程包括在压力下通过套管和固井井向目标地下地层注入水、沙子和化学物质,以破坏围岩并刺激生产。我们经常使用水力压裂作为操作的一部分,国内大多数石油和天然气工业也是如此。水力压裂通常由州石油和天然气委员会监管,但环境保护局根据“联邦安全饮用水法”(SDWA)对某些水力压裂活动主张联邦监管当局。例如,虽然我们在水力压裂作业中不使用柴油,但在2014年2月,环保局发布了关于此类活动的指导意见。此外,环保局在2016年6月最后确定了禁止将水力压裂作业废水排放到公有废水处理厂的规定。
某些政府审查已经进行或正在进行,重点是水力压裂做法的环境方面。例如,2016年12月,环保局发布了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的最后报告。最后报告的结论是,与水力压裂有关的“水循环”活动在“某些情况下”可能会影响饮用水资源,并指出以下水力压裂水循环活动和地方或区域尺度的因素比其他因素更有可能造成更频繁或更严重的影响:在水供应不足的时候或地区因压裂而抽取水;在管理压裂液、化学品或产出水期间发生地面溢漏;将压裂液注入机械完整性不足的井中;将压裂液直接注入地下水资源;将处理不当的废水排放到地表水;以及在无衬坑中处置或储存压裂废水。由于本报告与已进行的其他几项报告一致,没有发现水力压裂本身与地下水资源污染之间有直接联系,因此,今年的研究报告似乎没有为在联邦一级进一步管制水力压裂提供任何依据。
此外,国会还不时考虑制定立法,规定根据“水力压裂法”对水力压裂进行联邦监管,并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。在州一级,有几个州已经或正在考虑对水力压裂活动实施更严格的允许、披露和油井建设要求的法律要求。例如,俄亥俄州立法机关通过了一项法律,要求石油和天然气经营者披露用于水力压裂井的化学成分,并对拟议中的水平井附近的某些水井进行钻前基线水质取样。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令,规范一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。一些州和市已禁止水力压裂,另一些州则试图完全禁止水力压裂。我们相信,在我们的水力压裂活动中,我们遵循适用的地下水保护标准、行业惯例和法律要求。然而,如果在我们经营的地区采用与水力压裂过程有关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制,我们可能会为遵守这类要求、在勘探、开发或生产活动中遇到拖延或削减而可能造成潜在的额外费用,甚至可能被排除在钻井之外。
职业安全和健康法
我们还须遵守经修正的联邦职业安全和健康法(或OSHA)的要求,以及相应的州法律,这些法律对雇员的健康和安全作出了规定。此外,OSHA的危险通信标准、“紧急规划和社区知情权法”和“实施条例”及类似的州法规和条例要求,必须保持关于在我们的业务中使用或生产的危险材料的信息,并将这一信息提供给雇员、州和地方政府当局以及公民。
濒危物种法
“联邦濒危物种法”(ESA)规定保护濒危和受威胁物种。根据欧空局的规定,如果某一物种被列为受威胁或濒危物种,则可对对该物种生境产生不利影响的活动施加限制。根据“候鸟条约法”,也向候鸟提供了类似的保护。我们在已知存在某些被列为受威胁或濒危物种的地区开展天然气和石油租赁活动,在这些地区可能存在可能被列为欧空局威胁或濒危物种的其他物种。美国鱼类和野生动物管理局(USFWS)可以指定它认为对濒危或濒危物种的生存所必需的关键栖息地和适当的栖息地。关键的生境或适当的生境指定可能会对联邦土地的使用造成进一步的物质限制,并可能在很大程度上推迟或禁止进入保护区进行天然气和石油开发。此外,作为解决方案的结果,
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USFWS必须确定,在该局2017年财政年度结束之前,是否应将250多个被列为濒危或受到威胁的物种列入欧空局。例如,2015年4月,美国联邦调查局(USFWS)将北长耳蝙蝠列为欧洲航天局(Esa)下的受威胁物种,其栖息地包括我们活动的地区;然而,在2020年1月28日,美国哥伦比亚特区地区法院(US FWS)命令美国野生蝙蝠重新考虑将北长耳蝙蝠列为受威胁物种而非濒危物种的决定。将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种,或将受威胁物种重新命名为濒危物种,在进行底层财产业务的地区,可能会使我们因物种保护措施而增加费用,或可能导致我们的勘探和生产活动受到限制,从而对我们开发和生产保护区的能力产生不利影响。如果我们将部分租约指定为重要或适当的栖息地,可能会对我们的租约的价值产生不利影响。
虽然我们没有因遵守环境规定而受到任何重大的不利影响,但我们不能保证这种情况会继续下去。在2019年,我们没有任何物质资本或其他非经常性支出用于遵守环境法或环境补救事项,我们也没有预计到2020年这些支出将是实质性的。
员工
截至2019年12月31日,我们共有547名-时间雇员,包括40名行政、财务、国库、法律和行政人员,20名信息技术人员,16名地质工作人员,219名生产和工程人员,146名中游和水务工作人员,63名土地工作人员,43名会计和内部审计人员。我们未来的成功将部分取决于我们吸引、留住和激励合格人才的能力。我们不是任何集体谈判协议的缔约方,也没有经历过任何罢工或停工。我们认为我们与员工的关系是令人满意的。我们利用独立承包商的服务来执行各种实地服务和其他服务。
地址、互联网网站及公众档案的提供
我们的主要行政办公室位于科罗拉多州丹佛温库普街1615号,电话号码为(303)357-7310。我们的网站位于www.anteroresources.com.
我们提供或提交我们的年度报告表10-K,我们的季度报告表10-Q,我们目前的报告表根据“交易所法”向证券交易委员会提交的此类报告和其他文件的修正案。证券交易委员会亦在www.sec.gov其中包括报告、委托书和信息陈述以及其他有关发行人(包括我们)的信息,这些信息以电子方式提交给了证券交易委员会。
我们也免费提供这些文件www.anteroresources.com根据“投资者”的联系,尽快在合理可行的情况下,向美国证交会提交或提供。
我们网站上的信息没有被纳入本年度报告的表格10-K或我们向证券交易委员会提交的其他文件,而不是他们的一部分。
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第1A项.危险因素
由于我们所从事的业务活动的性质,我们会受到某些风险和风险的影响。这份10-K表格的年度报告所描述的风险可能会对我们的业务、财务状况、现金流和经营结果产生重大和不利的影响。我们可能会遇到额外的风险和不确定因素,目前我们还不知道。此外,由于今后的事态发展,我们认为目前不重要的条件也可能对我们的业务、财务状况、现金流量和业务结果产生实质性和不利的影响。
天然气、天然气和石油价格波动,或大量或长期的低天然气、天然气和石油价格,可能会对我们的业务、财务状况或经营结果以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。
我们的天然气、天然气和石油生产的价格严重影响着我们的收入、盈利能力、获得资本的机会和未来的增长率。天然气、天然气和石油是商品,因此,由于供求变化相对较小,它们的价格会受到大幅度波动的影响。从历史上看,这些大宗商品的市场一直不稳定。这些市场在未来可能会继续波动。我们的生产价格和生产水平取决于我们无法控制的众多因素。这些因素包括:
● | 影响全球天然气、天然气和石油供应和需求的世界和区域经济状况; |
● | 外国进口的价格和数量,以及包括液化天然气在内的国内、石油、天然气和天然气的出口; |
● | 其他生产国的政治状况,包括中东、非洲、南美洲和俄罗斯的冲突; |
● | 全球勘探和生产水平; |
● | 全球库存水平; |
● | 影响全球市场需求的事件(例如最近冠状病毒爆发后需求减少); |
● | 在我们经营的地区,本地价格指数的普遍价格; |
● | 本地和全球供求基本面和运输可得性; |
● | 天气条件; |
● | 影响能源消耗的技术进步; |
● | 替代燃料的价格和供应情况;以及 |
● | 国内、地方和国外政府管制和税收。 |
2019年,NYMEX Henry Hub天然气的每日现货价格从每MMBtu 4.25美元的高点到每MMBtu 1.75美元的低点不等,同期NYMEX西德克萨斯中质原油的每日现货价格从每桶66.24美元的高点到每桶46.31美元的低点不等。此外,由于近年来东北地区天然气供应大幅度增加,阿巴拉契亚盆地天然气的市场价格继续低于NYMEX Henry Hub。NGL由乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油组成,具有不同的用途和不同的定价特性,进一步增加了NGL的价格波动性。由于商品价格的波动,我们无法预测天然气、石油和天然气的市场价格在最终销售点的未来可能变动,因此无法预测价格对我们业务的最终影响。
天然气、天然气和石油价格长期、低和/或长期下降可能会对我们的收入、营业收入、现金流和财务状况产生不利影响,特别是如果我们在天然气、天然气和石油价格较低的时期无法控制发展成本的话。价格下跌也可能对我们的钻探活动以及我们能够经济生产的天然气、天然气和石油的数量产生不利影响,这可能导致我们不得不大幅下降。
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调整我们的资产价值,并可能导致我们在未来期间的收益发生非现金减值费用,类似于我们在2019年第三季度确认的10亿美元的减值费用。商品价格下跌导致现金流量减少,这就要求我们增加借款,减少资本支出,并可能进一步减少我们的生产和储备,对我们未来的增长率产生不利影响。天然气、天然气和石油价格下降也可能对我们的信用评级产生不利影响,并导致我们的借贷能力和获得其他资本的机会减少。我们还面临着对冲对手的不履约风险,如果天然气价格的正或负变化导致我们的衍生品合约对我们有利的公允价值为正。此外,不利的经济和市场状况可能对我们的贸易应收款的可收性产生不利影响,使我们的对冲对手无法履行其义务或寻求破产保护。
天然气、天然气和石油价格的上涨可能伴随或导致钻井成本的增加、生产税的增加、租赁运营费用的增加、储存资产季节性天然气价格价差的增加以及最终用户的节约或替代燃料的转换。此外,由于我们以低于目前市场价格的价格对冲了目前的产量,我们无法从天然气价格的上涨中充分受益。
石油和天然气的钻探和生产是一项高风险活动,具有许多不确定因素,可能对我们的业务、财务状况或经营结果产生不利影响。
我们未来的财务状况和业务成果将取决于我们勘探、开发和获取活动的成功,这些活动受到我们无法控制的许多风险的影响,包括钻探不会产生商业上可行的碳氢化合物的风险。我们购买、探索或开发前景或财产的决定将在一定程度上取决于对通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究获得的数据的评价,这些数据的结果往往不确定,或有不同的解释。关于这些过程中所涉及的不确定性的讨论,见“-储备估计取决于许多可能被证明是不准确的假设。我们的储备预算或基本假设中的任何重大错误,都会对储备的数量和现值产生重大影响。“此外,我们打井、完井和操作井的费用也会受到操作不确定因素的影响。
此外,许多因素可能会限制、推迟或取消我们预定的钻井项目,包括:
● | 天然气、天然气和石油价格长期下跌; |
● | 天然气、天然气和石油市场的局限性; |
● | 因遵守管理要求而造成或因遵守管制要求而造成的延误; |
● | 地质构造中的压力或不规则现象; |
● | 缺乏或拖延获得设备和合格人员或为水力压裂活动获取水; |
● | 设备故障或事故; |
● | 恶劣的天气条件,如暴风雪、龙卷风、飓风和冰暴; |
● | 与遵守环境条例有关的问题; |
● | 环境危害,如天然气泄漏、溢油、管道和储罐破裂,遇到自然产生的放射性物质,未经许可将卤水、油井刺激和完井液、有毒气体或其他污染物排放到地表和地下环境; |
● | 以可接受的条件提供的资金有限;以及 |
● | 矿产利益或其他所有权问题。 |
其中某些风险可能造成重大损失,包括人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、环境污染或水井损失以及规章罚款或处罚。
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我们决定钻探的财产可能无法以商业上可行的数量生产天然气或石油。
我们决定钻不出商业上可行数量的天然气或石油的财产可能会对我们的财务状况、经营结果和现金流产生不利影响。在钻探和测试之前,没有办法预测任何特定的前景是否会产生足够数量的天然气或石油,以收回钻井或完井成本,或在经济上可行。地震数据和其他技术的使用以及对同一地区生产油田的研究将使我们无法在钻探之前确切地知道是否存在天然气或石油,如果有的话,是否将以商业数量存在天然气或石油。我们不能保证,我们从其他油井的现有数据中得到的类比、更充分的勘探前景或生产领域将适用于我们的钻井前景。此外,由于许多因素,我们的钻井作业可能会受到限制、推迟或取消,其中包括:
● | 意外钻井条件; |
● | 矿产权益或其他产权问题; |
● | 地层压力或循环丢失; |
● | 设备故障或事故; |
● | 恶劣的天气条件; |
● | 遵守环境和其他政府或合同要求; |
● | 电力、用品、材料、钻井或修井平台、设备和服务的成本增加、短缺或延误。 |
市场条件或操作障碍可能会阻碍我们进入天然气、天然气和石油市场,或延误我们的生产。
市场条件或无法获得令人满意的天然气、天然气和石油运输安排,可能会阻碍我们进入天然气、天然气和石油市场,或推迟我们的生产。我们的天然气和石油生产是否具备现成的市场取决于若干因素,包括天然气、天然气、天然气和石油的需求和供应,以及石油储量是否接近管道和终端设施。我们能否销售我们的产品在很大程度上取决于收集系统、管道、加工设施和第三方拥有和运营的其他运输服务的可用性和能力,包括Antero Midstream。如果我们不能以可接受的条件获得这类服务,可能会对我们的业务造成重大损害。我们可能需要关闭井,因为缺乏市场,或天然气,石油管道,收集或处理系统的能力或第三方运输服务,包括与Antero中流向我们提供的服务不足或不可得。此外,如果我们所连接的管道的天然气、天然气或石油质量规格发生变化,以限制我们运输生产的能力,我们进入天然气、天然气和石油市场的渠道可能会受到阻碍。如果我们的生产因任何这些或其他原因而停产,我们将无法从这些井中获得收入,除非作出其他安排将产品交付市场。
我们估计的已证实未开发的储备的发展可能需要更长的时间,可能需要比我们目前预期的更高水平的资本支出。因此,我们估计已证实的未开发储量可能最终不会得到开发或生产。
十二月31,2019年,我国估计已探明储量的38%被列为已探明未开发储量。我们大约7.1%的已证实未开发储量估计需要2.6美元未来五年的发展资本达到10亿。此外,开发可能的和可能的储备金将需要额外的资本支出,而这种储备金不一定要比已证实的储备金更能收回。发展这些未开发的储备可能需要更长的时间,而且需要比我们目前预期的更高水平的资本支出。延迟开发储备,增加钻探和开发储备的成本,或降低商品价格,都会减少光伏发电10.我们估计的未开发储量的价值和这些储备的未来净收入估计数,可能导致一些项目变得不经济。此外,延迟发展储备,可能导致我们将已证实的未开发储量重新归类为未探明储量。
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我们的勘探和开发项目需要大量的资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或资金,这可能导致我们的石油和天然气储量下降。
石油和天然气工业是资本密集型产业。我们为勘探、开发、生产和获取石油和天然气储量作出并将继续作出大量的资本支出。在2019年,我们用于钻井、完井和土地支出的投资活动的现金流约为13亿美元。我们的董事会已经批准了2020年12亿美元的资本预算,其中包括用于钻井和完井的11.5亿美元和50美元。百万美元用于租赁支出。我们的资本预算不包括收购。我们预计这些资本支出的资金来源是业务活动产生的现金、信贷安排下的借款、我们的资产出售计划以及来自Antero Midstream的股息;然而,我们的融资需求可能要求我们通过发行债务或股票证券或出售资产来大幅改变或增加我们的资本化。我们未来资本支出的实际数额和时间可能与我们的资本预算大相径庭,原因包括商品价格、实际钻探结果、钻井平台和其他服务和设备的可得性以及监管、技术和竞争的发展。商品价格从目前水平下降可能导致我们的实际资本支出减少,这将对我们增长生产的能力产生不利影响。此外,我们先前已宣布,我们打算退休的一部分,我们尚未完成的高级笔记。虽然我们打算主要用出售资产的收益来为退休提供资金,但根据信贷机制为退休或其他债务再融资而发生的任何借款都可能限制我们为资本预算提供资金的能力。关于我们获得资金的能力方面的风险的进一步讨论,请改为“-如果商品价格下跌,信贷机制下的借款基础可能减少,这可能妨碍或阻止我们满足未来的资本需求。我们亦可能被要求提供额外的抵押品,以确保我们在某些合约安排下的表现,这会对我们信贷安排下的可动用流动资金造成不利影响。“
发行额外负债将需要我们从业务中获得的现金流量的一部分用于支付我们债务的利息和本金,从而降低我们利用业务现金流量为周转资本、资本支出和购置提供资金的能力。
我们从业务和获得资本中获得的现金流量受到若干变数的影响,其中包括:
● | 我们的探明储量; |
● | 我们能够从现有井中生产的碳氢化合物水平; |
● | 我们产品的销售价格; |
● | 我们获得、定位和生产新储量的能力; |
● | 我们的商品衍生投资组合的价值;及 |
● | 我们在信贷额度下借款的能力。 |
如果我们的收入或信贷机制下的借款基础由于天然气、天然气和石油价格持续低、运营困难、储备下降或由于任何其他原因而减少,我们获得维持目前水平的业务所必需的资本的能力可能有限。如果需要更多的资本,我们可能无法以我们可以接受的条件获得债务或股权融资。如果我们的业务所产生的现金流量或信贷机制下的现有借款不足以满足我们的资本要求,如果不能获得额外的资金,就可能导致我们与开发财产有关的业务受到限制,从而导致我们的储备和产量下降,并可能对我们的业务、财务状况和业务结果产生不利影响。
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我们的某些股东对我们的附属公司有可能与其他股东的利益相冲突的投资。
作者声明:Paul M.Rady,Glen C.Warren,Jr.与约克镇有关联的某些基金(统称为“保荐人”)拥有大量AnteroMidstream的普通股。拉迪和沃伦先生以及约克镇的一名成员担任我们的董事会成员和AnteroMidstream公司的董事会成员。提案国还拥有我们普通股的很大一部分股份。由于他们在中游安特罗的投资,保荐人可能与其他股东有着冲突的利益。我们与赞助者之间的利益冲突可能在未来出现,其中包括与我们的融资、资本支出和增长计划有关的决定、我们与Antero Midstream及其子公司的协议条款以及寻求潜在的有竞争力的商业活动或商业机会。
我们可能无法产生足够的现金来偿还我们所有的债务,并可能被迫采取其他行动来履行我们在债务项下的义务,这可能是不成功的。
我们能否按期支付或再融资我们的债务义务,包括信贷安排和我们的高级票据,取决于我们的财务状况和经营业绩,这取决于当前的经济和竞争条件以及某些我们无法控制的金融、商业和其他因素。我们可能无法维持经营活动的现金流量,使我们无法支付本金、溢价(如果有的话)和包括高级债券在内的债务利息。
如果我们的现金流量和资本资源不足以支付我们的偿债义务,我们可能被迫减少或推迟投资和资本支出,出售资产,寻求额外资本,或重组或再融资我们的债务,包括高级票据。例如,我们最近宣布了一项资产出售计划,其收益将用于偿还部分债务。我们重组或再融资我们的债务的能力将取决于资本市场的情况,包括高级无担保债券市场,以及我们当时的财务状况。我们的债务再融资可能会以较高的利率进行,并可能要求我们遵守更繁重的契约,从而进一步限制我们的业务运作。现有或未来债务工具的条款,包括适用于我们的高级票据的契约,可能限制我们采用其中一些备选办法。此外,任何未能及时支付我们未偿还债务的利息和本金,都可能导致我们的信用评级降低,从而损害我们承担更多债务的能力。在缺乏足够的现金流量和资本资源的情况下,我们可能面临大量的流动性问题,并可能需要处置物质资产或业务,以履行我们的偿债和其他义务。信贷贷款和管理我们高级票据的契约对我们处置资产的能力和我们使用这种处置所得收益的能力施加了某些限制。我们可能无法完成这些处置,任何这类处置的收益可能不足以支付当时到期的任何偿债义务。这些替代措施可能不会成功,也可能使我们无法履行预定的还本付息义务。
如果商品价格下跌,信贷机制下的借贷基础可能会减少,这可能会妨碍或阻止我们满足未来的资本需求。我们还可能被要求提供额外的担保品,作为我们在某些合同安排下的业绩的财务保证,这可能会对我们信贷机制下的可用流动性产生不利影响。
信贷机制下的借款基础目前为45亿美元,贷款人在信贷机制下的承付款为2.64美元十亿我们的借贷基础每年4月由贷款人根据某些因素重新确定,包括我们的储备和对冲头寸,下一次借款基础的重新确定定于2020年4月进行。我们的借款基础可能会因为天然气、天然气或石油价格的下降、经营困难、储备下降、贷款要求或规章的下降、新债务的发行或任何其他原因而减少。我们不能肯定,如果需要,并在所需的范围内,将以可接受的条件提供资金。如果我们的借款基础因商品价格下跌或其他原因而减少,我们可能无法履行到期的债务,并可能需要偿还超过重新确定的借款基数的任何债务。此外,我们可能无法进入股本或债务资本市场,包括高级无担保债券市场,以履行我们的义务。因此,我们可能无法执行我们的钻探和发展计划,无法进行收购或以其他方式执行我们的业务计划,这可能对我们的财务状况和经营结果产生重大的不利影响,损害我们偿还债务的能力。
此外,下调我们的公司信用评级,类似于穆迪投资者服务公司(Moody‘s Investors Services)2019年12月下调的信用评级,可能要求我们以信用证或现金的形式追加抵押品,以确保我们在某些合同安排(如管道运输合同)下的业绩。我们未付信用证的增加可能会影响我们在信贷工具下的可用流动资金。
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我们可能无法进入股票或债务资本市场,包括高级无担保债券市场,以履行我们的义务。
大宗商品价格下跌可能导致金融市场对整个能源行业企业的股价和信贷能力构成下行压力。例如,2019年的部分地区,高级无担保债券市场对像我们这样的高收益债券发行者不利。我们的增长计划可能需要进入资本和信贷市场,包括发行高级无担保债券的能力。虽然高收益债券市场在2019年经历了一段时期的改善,但如果高收益市场恶化,或者我们无法以可接受的条件获得其他债务或股权融资手段,我们可能无法执行我们的钻探和开发计划、进行收购或以其他方式执行我们的业务计划,这可能会对我们的财务状况和运营结果产生重大的不利影响,损害我们偿还债务的能力。
对我们现有和今后的债务协议的限制可能会限制我们的增长和我们从事某些活动的能力。
信贷贷款包括一些重要的契约(除了限制额外负债的契约外),包括可能限制我们能力的限制性盟约,除其他外:
● | 出售资产; |
● | 向他人提供贷款; |
● | 投资; |
● | 进行兼并; |
● | 支付某些款项; |
● | 对冲未来生产; |
● | 产生留置权;以及 |
● | 未经放款人事先同意进行某些其他交易。 |
我们的高级票据上的契约载有类似的限制性公约。此外,信贷安排要求我们维持某些财务比率,或在我们不能遵守这些比率的情况下,减少我们的负债。这些限制,加上我们高级债券契约上的限制,亦可能限制我们取得日后的融资,以应付本港业务或整体经济的衰退,或以其他方式进行所需的公司活动。此外,我们亦可能无法利用所出现的商业机会,因为有关我们高级票据及信贷安排的契约所订的限制性合约对我们施加了限制。
信贷贷款机制将我们可以借款的金额限制在一个借款基础上,贷款人仅凭其酌处权,根据石油和天然气属性以及我们贷款的商品衍生产品的预计收入,每年确定该数额。放款人可以单方面调整借款基数和信贷贷款机制允许的未偿借款。借款基数的任何增加都需要持有100%承付款的放款人的同意。关于我们在信贷机制下获得资金的能力方面的风险的进一步讨论,请改为“-如果商品价格下跌,信贷机制下的借款基础可能减少,这可能妨碍或妨碍我们满足未来的资本需求。我们亦可能被要求提供额外的抵押品,以确保我们在某些合约安排下的表现,这会对我们信贷安排下的可动用流动资金造成不利影响。“
违反信用机制中的任何契约,将导致在任何适用的宽限期之后,根据该协议违约。如果违约不被放弃,则可能导致在该安排下的未偿债务加速增加,并导致其他债务协议规定的未偿债务的违约和加速。加速的负债将立即到期应付。如果出现这种情况,我们可能无法支付所有所需的款项,或借入足够的资金来为这种债务提供再融资。即使当时有新的资金,我们也可能无法接受。
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利率的提高可能会对我们的业务产生不利的影响。
我们的业务和经营结果可能会受到一些因素的影响,例如资本的可用性、条款和成本、利率的提高或信用评级的降低。这些变化可能会导致我们的业务成本增加,限制我们追求收购机会的能力,减少用于钻井的现金流,并使我们处于竞争劣势。例如,在2019年期间,我们估计信贷机制下的平均未偿借款约为2.64亿美元,利率增加1.0%对这一债务数额的影响将导致该期间利息支出增加约260万美元,而在所得税影响之前,我们的现金流量和净收入也相应减少。此外,下调我们的信用评级将引发向某些交易对手交付信用证的某些义务,这将对我们的可用流动性产生不利影响。全球金融市场的混乱和波动可能导致信贷供应的萎缩,影响我们为业务融资的能力。我们要求继续获得资本。大量减少业务现金流量或提供信贷可能对我们实现计划增长和经营成果的能力产生重大和不利的影响。
目前,由于我们的套期保值活动,我们获得了可观的增量现金流。如果我们无法以与我们迄今所收到的价格一致的有效价格获得未来的套期保值,而且天然气价格没有改善,我们的现金流可能会受到不利影响。此外,我们的衍生业务可能会导致财务损失或减少我们的收入。在某些情况下,我们可能必须根据套期保值安排支付现金,这些付款可能很大,可能导致经营成本超过收入。
为了实现更可预测的现金流,并减少我们对下行价格波动的风险敞口,截至2019年12月31日,我们已与我们预计的天然气、天然气和石油产量签订了大约1.8 Tcfe至12月份的远期互换合同。截至2024年12月31日,约0.2 Tcfe的基础互换合同。历史上,我们从对冲头寸中获得了重大利益。例如,到12月为止的几年31、2018和2019年,根据我们的套期保值安排,我们分别从现金结算衍生品中获得了约6.13亿美元和3.25亿美元的收入,其中包括在2018年12月31日终了的年度内在合同结算日期前将其货币化的3.7亿美元天然气套期保值。在截至2018年12月31日和2019年12月31日这几年中,导致实现这些收益的许多对冲协议都是在现货和未来价格高于我们目前能够在期货市场上获得的价格的情况下执行的,因此,我们能够对冲未来产量的价格也因此而下降。商品价格持续疲软对我们对冲未来生产的能力产生了不利影响。如果我们不能在未来以优惠的价格和足够的数量签订新的对冲合约,我们的财务状况和经营结果可能会受到重大的不利影响。
此外,由于我们有金融衍生品,以对冲价格下跌,为我们的估计未来产量的很大一部分,我们已经固定或限制了我们的整体未来收入的很大一部分。我们在2020年的估计产量中,大约有70%是通过远期掉期或基础掉期进行对冲的。如果天然气、天然气或石油价格在我们的衍生合约结算时超过我们对冲商品的价格,我们将有义务向我们的对冲对手支付现金,在某些情况下,这可能是很重要的。如果开发钻探成本因通货膨胀、油田服务需求增加、遵守行业规章或其他因素而增加,我们根据这些衍生合同获得的付款可能不足以支付我们的费用。
我们的套期保值交易使我们面临交易对手的信用风险,并可能变得更加昂贵或我们无法使用。
截至12月2019年,我们的商品净衍生产品合同的估计公允价值约为7.46亿美元,主要包括按银行对手方分列的以下净资产价值:富国银行--2.15亿美元;摩根大通--1.34亿美元;摩根士丹利--1.21亿美元;花旗集团-1.17亿美元;Scotiabank--5800万美元;加拿大帝国商业银行--4400万美元;PNC--2,900万美元;法国巴黎银行--2,100万美元;Natixis--1,000万美元;以及SunTrust--700万美元。
如上文所述,我们在业务的正常经营过程中加入了某些衍生工具。我们的套期保值交易使我们面临金融损失的风险,如果交易对手不能履行衍生合约。金融市场的混乱可能导致交易对手的流动性突然下降,这可能使他们无法履行衍生合约的条款,我们可能无法实现衍生合约的利益。衍生工具还使我们在某些情况下面临财务损失的风险,包括衍生工具的基本价格与实际价格之间的差额增加,或在此类票据的法律可执行性方面存在问题。
在某些情况下,衍生品的使用可能需要向对手方提供现金抵押品。如果我们购买的衍生工具需要现金抵押品,商品价格或利率变化对我们不利,我们的现金。
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否则,可用于我们业务的资金将减少,这可能限制我们今后进行资本支出和支付债务的能力,也可能限制我们借贷基础的规模。未来的抵押品要求将取决于与我们的对手方的安排、高度波动的石油、NGL和天然气价格以及利率。
此外,衍生安排可能会限制我们从天然气、天然气和石油价格上涨中获得的好处,这也可能对我们的财务状况产生不利影响。如果天然气、天然气或石油价格在我们的衍生合约结算时超过我们对冲商品的价格,我们将有义务向我们的对冲对手支付现金,在某些情况下,这可能是很重要的。
此外,美国监管机构于2019年11月通过了一项最后规则,实施了一种新的方法,用于计算适用机构监管资本规则下的衍生品合约的风险敞口,即交易对手信用风险的标准化方法(SA-CCR)。通过后,某些金融机构必须遵守新的SA-CCR规则,从2022年1月1日开始。新规则可能会大大提高我们参与的场外衍生品市场的某些参与者的资本要求。这些增加的资本要求可能导致大量额外成本传递给像我们这样的最终用户,或者减少我们在场外衍生品市场上可供我们使用的参与者或产品的数量。这些规定的影响可能会减少我们的套期保值机会,或大幅增加套期保值的成本,从而对我们的业务、财务状况和经营结果产生不利影响。
我们被要求支付费用给我们的服务供应商,根据长期合同的最低数量,无论实际的数量吞吐量。
我们有各种坚定的运输和天然气加工、收集和压缩服务协议,每一个都有最低数量的交货承诺。较低的商品价格可能会导致我们钻探计划的减少,这可能导致产量不足,无法充分利用我们公司的运输和加工能力。我们公司的运输协议在2021年至2058年的不同日期到期,我们的天然气加工、收集和压缩服务协议在2020年至2038年的不同日期到期。我们有义务向我们的服务提供商支付最低数量的费用,而不管实际的数量吞吐量如何。截至2019年12月31日,我们的长期-在合同期限内,有最低数量承诺的协议规定的合同义务总额超过180亿美元。如果我们的产量不足以达到最低限度的产量,我们的业务现金流就会减少,这就可能要求我们减少或推迟计划中的投资和资本支出,或寻求其他筹资手段,所有这些都可能对我们的业务结果产生重大的不利影响。
根据目前预测的2020年年度生产指南,我们估计,根据可销售给第三方或用于运输第三方天然气的未利用能力的数量,到2020年,我们可能会因未使用的运输能力而每年为每个Mcfe承担0.10美元至0.12美元的净营销成本,并获取正的基础差异。此外,我们的净营销费用可能会增加,这取决于我们基于未来生产的运输能力的利用,以及未来多余的运输可以向第三方销售多少(如果有的话)。
根据我们与安特罗中流的协议,我们可能在我们的业务范围内选择收集运营商、加工和分馏服务供应商和供水服务提供商的能力受到限制。
根据我们与安特罗中流公司达成的天然气收集和压缩协议,我们致力于将我们目前和未来在西弗吉尼亚、俄亥俄州和宾夕法尼亚的所有天然气生产集中和压缩到安特罗中流,只要这种生产不受预先现有的奉献。此外,根据我们与安特罗中流达成的首次报价协议,安特罗中流有权投标为我们目前和未来的所有天然气生产提供某些加工和分馏服务(只要它不受预先现有的奉献),并将有权提供这样的服务,如果它的出价匹配或对我们更有利,比其他各方提出的条款。因此,我们在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州使用其他收集和压缩运营商的能力将受到限制,即使这些运营商能够为我们提供更高效的服务。我们也将在任何地区使用其他加工和分馏服务供应商的能力受到限制,只要AnteroMidstream能够提供竞争性投标。
根据我们与Antero中流公司签订的“水服务协议”,我们致力于在俄亥俄州和西弗吉尼亚州的特定服务区向Antero中流提供淡水和废水服务。此外,“水服务协定”还规定Antero中流公司有权在这些界定区域以外的任何未来经营区域首次提出报价。因此,我们在俄亥俄和西弗吉尼亚州或其他未来运营地区使用其他供水服务提供商的能力将受到限制,即使这些供应商能够为我们提供更优惠的价格或更高效的服务。
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如果新增的正在建设中的外接管道或其他管道项目没有完成,我们未来的增长可能是有限的。
我们已经为现有的或目前正在建设中的各核心运营区域的主要管道提供了足够的长期、稳固的外接能力,以适应我们目前的发展计划。任何现有外卖管道的缺乏都可能导致我们削减未来的开发和生产计划,这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
我们能否在经济上和商业上生产天然气、天然气和石油,取决于是否有足够的水供应用于钻井和完井作业,以及能否以合理的成本获得水和废物处理或回收设施和服务。限制我们获得水或处理产生的水和其他废物的能力可能会对我们的财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。
我们所依赖的水力压裂刺激工艺生产大量天然气、天然气和石油,需要大量的水的使用和处理。有无水回收设施和其他处置办法可接收从我们的水井产生的所有水,这可能影响我们的生产。例如,Antero中流公司在2019年9月关闭了其废水处理设施和相关的垃圾填埋场,这限制了Antero Midstream现有的处理我们生产的水的渠道。我们无法获得足够数量的水,或无法处置或回收我们业务中使用的水,或无法及时获得取水许可或其他权利,可能会对我们的业务产生不利影响。此外,实施新的环境倡议和条例可能包括限制我们获得水或处理废物的能力,并对我们的业务和经营结果产生不利影响。
与水力压裂有关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能导致费用增加、石油和天然气井的完工受到更多的操作限制或延误,并对我们的生产产生不利影响。
水力压裂是一种重要而普遍的做法,用于刺激稠密地下岩层的天然气和(或)石油的生产。水力压裂过程包括在压力下通过套管和固井井向目标地下地层注入水、沙子和化学物质,以破坏围岩并刺激生产。我们经常使用水力压裂作为操作的一部分,国内大多数石油和天然气工业也是如此。水力压裂通常由州石油和天然气委员会监管,但环境保护局已根据“水力压裂法”对涉及使用柴油的某些水力压裂活动主张联邦监管当局,并于2014年2月发布了关于此类活动的许可指南。此外,环保局在2016年6月最后确定了禁止将水力压裂作业废水排放到公有废水处理厂的规定。
某些政府审查已经进行或正在进行,重点是水力压裂做法的环境方面。例如,2016年12月,环保局发布了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的最后报告。最后报告的结论是,在某些有限的情况下,与水力压裂有关的“水循环”活动可能会影响饮用水资源。由于该报告没有发现水力压裂与地下水资源污染之间的直接联系,这份长达数年的研究报告似乎没有为在联邦一级进一步管制水力压裂提供任何依据。
此外,国会还不时考虑制定立法,规定根据“水力压裂法”对水力压裂进行联邦监管,并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。在州一级,有几个州已经或正在考虑对水力压裂活动实施更严格的允许、披露和油井建设要求的法律要求。例如,俄亥俄州立法机关通过了一项法律,要求石油和天然气经营者披露用于水力压裂井的化学成分,并对拟议中的水平井附近的某些水井进行钻前基线水质取样。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令,规范一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。一些州和市已禁止水力压裂,另一些州则试图完全禁止水力压裂。如果在我们经营的地区采用与水力压裂工艺有关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制,我们可能会为遵守这些要求、在勘探、开发或生产活动中遇到拖延或减少而可能产生重大的额外费用,甚至可能被排除在钻井之外。
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储备金的估计取决于许多可能被证明是不准确的假设。我们的储备预算或基本假设中的任何重大不准确之处,都将对我们储备的数量和现值产生重大影响。
油气储量估算过程十分复杂。它需要解释现有的技术数据和许多假设,包括与当前和未来经济状况和商品价格有关的假设。这些解释或假设中的任何重大不准确之处,都可能对我们估计的储备数量和现值产生重大影响。
为了编制我们的估计,我们必须预测生产速度和发展支出的时间。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性可能各不相同。
这一过程还需要对实际价格、钻井和业务费用、资本支出、税收和资金可得性等事项进行经济假设。
今后的实际生产、实际价格、收入、税收、发展支出、业务费用和可回收储量的数量将与我们的估计有所不同。任何重大差异都可能对我们储备的估计数量和现值产生重大影响。此外,我们可以调整我们的储量估计,以反映生产历史、勘探和开发的结果、现有的商品价格和其他因素,其中许多因素是我们无法控制的。
投资者不应假定,未来储备净收入的现值是我们估计储备的当前市场价值。我们通常根据估计的价格和成本从我们的储备金中估计未来现金流量的贴现净额。实际的未来价格和成本可能与现值估计中使用的价格和成本大相径庭。
我们确定的潜在井位经过多年的排定,使它们容易受到不确定性的影响,这些不确定性可能会极大地改变钻井的发生或时间。此外,我们可能无法获得大量的资本,这将是必要的钻我们的潜在井位。
我们的管理团队已特别确定和安排了某些井位,以评估我们未来的多个地点-年钻探活动在我们现有的土地上。这些井区是我们增长战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力取决于一些不确定因素,包括天然气、天然气和石油价格、资本供应和成本、钻井和生产成本、钻井服务和设备的可用性、钻井结果、租约到期、单元化协议、租赁收购、地面协议、集输系统和管道运输限制、取水和分配系统的获取和供应、监管审批和其他因素。由于这些不确定因素,我们不知道我们确定的众多潜在井址是否会被钻探,或者我们是否能够从这些或任何其他潜在的井区生产天然气或石油。此外,除非在包括一些可能地点的未开发土地的间隔单位内建立生产,否则这种面积的租约将到期。因此,我们的实际钻探活动可能与目前确定的大不相同。有关我们未来潜在面积呼气的更多信息,请参见“项目”1.商业及地产--我们的物业及营运--未发展的土地到期期。“
截至12月2019年,我们在我们已证实的、可能的和可能的储备基地中发现了2 385个潜在的水平井位置。由于上述的局限性,我们可能无法钻出我们的许多潜在的油井位置。此外,我们会在一段长时间内需要大量额外资本,以便继续发展这些地点,而我们可能无法取得或筹集所需的资本。我们能够在这些潜在地点进行的任何钻探活动,都可能不成功,或使我们有能力在我们的总探明储量基础上增加更多已探明储量,或导致我们的估计探明储量向下调整,这可能对我们今后的业务和业务结果产生重大不利影响。有关我们确定的潜在井位的更多信息,请参见1.商业和地产-我们的财产和业务-估计已证实的储量-确定潜在的油井位置
我们约65%的净租赁土地尚未开发,这一面积可能最终不会得到开发或商业化生产,这可能会使我们丧失根据我们的租约享有的权利,并对我们的石油和天然气储量以及未来的生产产生重大的不利影响,因此也会对我们未来的现金流量和收入产生不利影响。
我们约65%的净租赁土地是未开发的,或油井尚未钻探或完成的土地,无论这种面积是否含有已探明的储量,都可以生产商业数量的石油和天然气。我们已经证实,与钻探前需要更新的面积有关的未开发储量为687 Bcfe。此外,约有30%和29%的天然气租约分别与我们的Marcellus和Utica土地有关,要求我们钻探具有商业价值的油井,如果我们不成功地钻探这些油井,我们就可能丧失根据这些租约所享有的权利。我们未来的石油和天然气储量和产量,因此,我们未来的现金流和收入都很高。
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依赖于成功开发我们未开发的土地面积。有关我们未来潜在面积呼气的更多信息,请参见“项目”1.商业及地产--我们的物业及营运--未发展的土地到期期。“
我们的已探明储量未来现金流量贴现的标准计量与我们估计的石油和天然气储备的当前市场价值不一样。
投资者不应想当然地认为,我们已探明储量的未来现金流量折现的标准指标,是我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值。根据证券交易委员会的要求,我们根据前12个月每月第一天价格的12个月未加权算术平均值计算出已证实储备的未来现金流量贴现净额,但不影响衍生品交易。我们房产未来的实际净现金流量将受到以下因素的影响:天然气、天然气和石油的实际价格、实际生产的数量、时间和成本以及政府规章或税收的变化。此外,我们在计算标准化措施时使用的10%折扣系数是根据SEC准则计算的,可能不是根据利率和与我们或整个石油和天然气行业有关的风险而确定的最合适的贴现率。
我们的生产属性集中在阿巴拉契亚盆地,使我们容易受到与在一个主要地理区域经营相关的风险。
我们的生产属性集中在西弗吉尼亚和俄亥俄州的阿巴拉契亚盆地。截至2019年12月31日,我们所有的估计已探明储量都可归因于位于这一地区的财产。由于这种集中,我们可能不成比例地受到以下因素的影响:区域供求因素、该地区油井生产的延误或中断,这些因素是由于政府管制、国家和地方政治活动、加工或运输能力限制、市场限制、设备和人员的供应、水资源短缺或其他与干旱有关的条件或天然气、天然气、天然气或石油的加工或运输中断而造成的,以及与这些因素有关的费用。
此外,阿巴拉契亚盆地内的一些地区历来受到采矿作业的影响。例如,第三方可能在我们财产附近或地下从事地下煤炭和其他开采活动,这可能会对我们的财产造成沉降或其他损害,对我们的钻探作业产生不利影响,或对我们赖以生存的第三方中流活动产生不利影响。在这种情况下,我们的操作可能受到损害或中断,我们可能无法收回由于临时关闭或堵塞和放弃我们的任何油井造成的费用。此外,在我们的财产附近存在采矿作业可能需要协调,以避免因邻近地区的钻探和采矿而产生的不利影响。这些对我们业务的限制,以及任何类似的限制,都可能造成延误或中断,或使我们无法执行我们的业务战略,这可能对我们的经营结果和财务状况产生重大的不利影响。
由于我们的天然气资产组合的集中性质,我们的一些财产可能同时经历任何相同的条件,从而对我们的经营结果的影响相对于对其他拥有更多样化资产组合的公司的影响更大。
在处理我们的气体的设施的操作中断可能会对我们的业务,财务状况和经营结果产生不利的影响。
我们与加工设施,包括MPLX和合资企业拥有的加工设施达成协议,以适应我们目前的业务和未来的发展计划。这些设施的任何重大中断都可能导致我们削减未来的开发和生产计划,这可能会对我们的业务、财务状况和业务结果产生不利影响。
由于不受经营者控制的情况,加工设施的运作可以暂时或永久地部分或完全关闭,例如:
● | 意外扭转或灾难性事件,包括地震、龙卷风、飓风、洪水、火灾、恶劣天气、爆炸和其他自然灾害对设施、相关设备和周围财产造成的损害; |
● | 政府当局或法院程序所施加的限制;自愿性、成品率等 |
● | 导致停工或减速的劳动困难; |
● | 设施运行所需的电力、水和其他资源供应中断; |
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● | 不符合适用规格的NGL对设施造成的损害; |
● | 不充分的分馏能力或支持产量的市场准入,包括缺乏铁轨车、驳船、卡车和管道能力,或市场限制,包括某些NGL产品的需求减少或市场有限;以及 |
● | 恐怖分子或网络攻击。 |
我们未能开发、获取、获取或维护必要的基础设施,以便成功地将天然气、NGL和石油推向市场,可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
我们的天然气、天然气和石油的输送取决于管道、其他运输设施、收集、加工和分馏设施的可用性、邻近性和容量,以及其他第三方运输服务的可用性。输送、收集、加工和分馏设施的能力以及第三方运输服务的供应可能不足以容纳现有和新油井的潜在产量,这可能导致我们获得的天然气、天然气和石油价格大幅度折扣。虽然我们通过Antero中游对中游基础设施的投资旨在解决现有中流基础设施的准入和潜在限制问题,但我们还提供给第三方天然气、NGL和石油输送、收集、加工、储存和分馏设施以及运输服务,这些设施数量有限,地理上集中,并受到重大风险的影响。这些风险包括资本、材料、合格承包商和劳动力的供应,以及气候条件、天然气、石油价格波动、许可证和其他政府批准的延误、所有权和财产获取问题、地质、公众对基础设施开发的反对、安特罗中流公司和(或)第三方遵守对我们的合同义务和其他因素。对Antero Midstream和/或第三方运营的管道和设施的访问或服务的长期中断,或因任何原因而由Antero Midstream和/或第三方提供的运输服务,包括对此类管道和设施的网络攻击,或由于天然气质量而造成的服务中断,都可能对我们造成不利后果,如天然气的生产和销售出现延误。, 还有石油。在这种情况下,我们可能不得不关闭油井,等待管道连接或能力,并(或)以低于市场价格或低于我们目前预测的价格出售我们的生产,所有这些都可能对我们的业务、财务状况和业务结果产生不利影响。
我们可能会因我们投资的财产的产权缺陷而蒙受损失。
我们在获取石油和天然气租赁或权益时的惯例是不支付聘请律师的费用,以审查收购时的矿物权益所有权。相反,我们依赖石油和天然气租赁经纪人或地主的判断,他们在政府适当的办公室进行实地检查记录,然后试图以特定的矿产利益取得租约。阿巴拉契亚盆地的租约由于该地区土地所有权的悠久历史,特别容易受到所有权缺陷的影响,造成广泛而复杂的所有权链。此外,还有人对我们提出索赔,声称某些通过生产获得的租赁是无效的,因为从生产水平生产的土地不足以持有我们购买的形成权的所有权。如果存在重大产权缺陷,就会使租赁变得毫无价值,并可能对我们的财务状况、经营结果和现金流动产生不利影响。虽然我们通常在租赁或在一个单位开始钻探作业之前获得所有权意见,但在钻井之后才可能发现所有权的失败,在这种情况下,我们可能失去租约和在财产下生产全部或部分矿物的权利。
如果商品价格下降到一个水平,使我们的物业未来的未贴现现金流在相当一段时间内低于其账面价值,我们将被要求对我们的物业的账面价值进行减记。
会计准则要求我们定期检查财产的账面价值,如果估计的未来未贴现现金流低于资产的账面价值,则可能发生减值。根据特定的市场因素和预期减值审查时的情况,以及对发展计划、生产数据、经济和其他因素的持续评估,我们可能需要写下我们财产的账面价值。减记构成非-现金收入。例如,见综合财务报表附注2中我们在2018年和2019年记录的有关Utica Shale财产减值费用的讨论。我们将来可能会招致重大的减值费用,这可能会对我们在收取这些费用的期间内的经营结果产生重大的不利影响。
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除非我们用新的储备取代我们的储备并开发这些储备,否则我们的储备以及最终的产量将下降,这将对我们未来的现金流动和业务结果产生不利影响。
生产油气藏的一般特点是产量下降,这取决于储层特征和其他因素。除非我们成功地进行正在进行的勘探和开发活动,或不断获得含有已探明储量的财产,我们的探明储量将随着这些储量的产生而下降。我们未来的天然气储备和生产,以及我们未来的现金流量和经营成果,在很大程度上取决于我们能否有效地开发现有的储量,并在经济上找到或获得更多的可采储量。我们可能无法开发、寻找或获得足够的额外储备,以取代我们目前和未来的生产,任何此类收购和开发都可能被任何资产处置所抵消,包括我们的资产出售计划所设想的资产处置。如果我们不能取代我们目前和未来的产量,我们的储备价值将下降,我们的业务、财务状况和经营结果将受到不利影响。
保护措施和技术进步可以减少对石油和天然气产品的需求。
燃料节约措施、替代燃料需求、消费者对石油和天然气产品替代物的需求增加、燃料经济技术进步和能源生成装置可减少对石油和天然气的需求。对石油和天然气服务和产品的需求变化所产生的影响可能对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流动产生重大不利影响。
我们的重要客户无法履行他们对我们的义务可能会对我们的财务结果产生不利影响。
除了与商品衍生合约的应收账款有关的信用风险外,我们对信用风险的主要敞口是通过我们向能源公司、终端用户和炼油厂销售的天然气、NGL和石油生产而产生的应收账款(12月为2.97亿美元)。(2019年3月31日)。由于应收账款集中于几个重要客户,我们也会受到信用风险的影响。截至去年十二月止本公司产品的最大买家2019年,我们的产品收入约占16%。我们不要求我们的所有客户提供抵押品。我们的重要客户无法或未能履行他们对我们的义务或他们的破产或清算可能会对我们的财务结果产生不利影响。
由于适用于我们业务活动的环境、职业健康和安全要求,我们的业务可能会受到重大延误、成本和负债的影响。
由于适用于我们的勘探、开发和生产活动的环境和职业健康和安全要求,我们可能会招致重大的延误、费用和责任。这些拖延、费用和责任可能产生于与保护环境、职业健康和工作场所安全有关的广泛的联邦、地区、州和地方法律和条例,包括随着时间的推移往往变得越来越严格的条例和执行政策,导致获得许可证和其他规章批准的等待时间延长。不遵守这些法律和条例可能导致评估行政、民事和刑事处罚,实施清理和场地恢复费用和留置权,并在某些情况下发布限制或要求停止某些行动的命令或禁令。
某些环境法可能规定严格、连带和若干责任,这可能使我们对在采取这些行动时遵守所有适用法律的其他人的行为或我们自己的行动的后果承担责任。此外,对包括自然资源在内的人员或财产造成损害的索赔,可能是由于我们的行动对环境、职业健康和工作场所安全造成的影响。我们不时被指名为与该等事宜有关的诉讼中的被告。例如,我们在西弗吉尼亚州的单独诉讼中被指定为被告,原告指控我们的石油和天然气活动使他们接触到危险物质并损害了他们的财产。此外,新的法律、条例或执行政策可能更为严格,并会造成不可预见的责任,或大大增加合规成本。如果我们不能通过保险或增加收入来收回由此产生的费用,我们的业务、财务状况或经营结果可能会受到不利影响。
由于我们的业务,我们可能蒙受重大损失,并受到重大责任索赔。此外,我们可能没有投保,或我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险。
我们没有投保所有的险。未投保和保险不足的事件造成的损失和责任可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流动产生重大和不利的影响。
我们的石油和天然气勘探和生产活动受到与石油和天然气钻探和生产有关的所有操作风险的影响,包括:
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● | 环境危害,例如石油、天然气、卤水、井液、有毒气体或其他污染无法控制地排放到环境中,包括地下水、空气和海岸线污染; |
● | 异常压力地层; |
● | 机械困难,如卡住油田钻具、维修工具、套管塌陷等; |
● | 火灾、爆炸和管道破裂; |
● | 人身伤害和死亡; |
● | 自然灾害;以及 |
● | 针对与天然气和石油有关的设施和基础设施的恐怖袭击。 |
任何这些风险都可能对我们开展业务的能力产生不利影响,或因下列索赔而给我们造成重大损失:
● | 伤害或生命损失; |
● | 财产、自然资源和设备的损坏和破坏; |
● | 污染和其他环境损害; |
● | 监管调查和处罚; |
● | 暂停运作;及 |
● | 修理和补救费用。 |
如果我们认为现有保险的成本相对于所提出的风险来说过高,我们可以选择不为任何或所有这些风险投保。此外,污染和环境风险一般不完全可保。保险未完全涵盖的事件的发生,可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大不利影响。
我们受制于复杂的联邦、州、地方和其他法律法规,这些法律和法规可能对我们开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响,或使我们承担重大责任。
我们的石油和天然气勘探、生产、加工和运输业务受到复杂和严格的法律和法规的制约。为了按照这些法律和条例执行我们的业务,我们必须获得和保持来自各个联邦、州和地方政府当局的大量许可证、批准和证书。我们可能会为维持这些现行法律和法规的遵守而付出大量费用。此外,如果修改或重新解释现行法律和条例,或新的法律和条例适用于我们的业务,我们的遵守成本可能会增加。这些成本可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大不利影响。
我们的业务受联邦、州和地方法律和法规的约束,这些法律和法规由对天然气、天然气和石油的勘探、生产、加工和运输拥有管辖权的政府当局解释和执行。不遵守这些法律和条例,包括政府当局不断演变的解释和执行,可能对我们的业务、财务状况、业务结果和现金流动产生重大不利影响。
对现有或新法规的修改可能会对我们产生不利影响。这些潜在的规管可能会增加我们的经营成本,减少我们的流动资金,拖延或停止我们的业务,或以其他方式改变我们的业务运作方式,而这又会对我们的财务状况、经营结果和现金流量造成重大的不利影响。
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没有更多的钻井平台、完井服务、设备、用品、人员和油田服务或费用高昂,可能对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力产生不利影响。
石油和天然气行业对合格和经验丰富的实地人员的钻探和实地作业、地质学家、地球物理学家、工程师和其他专业人员的需求可能波动很大,往往与天然气和石油价格相关,造成周期性短缺。从历史上看,钻井和修井设备、管道和其他设备一直短缺,因为随着钻井数量的增加,对钻机和设备的需求也随之增加。我们无法预测这些情况将来是否会存在,如果是的话,它们的时间和持续时间将是什么。这种短缺可能会拖延或导致我们的资本预算中没有规定的大量支出,这可能对我们的业务、财务状况、业务结果和现金流动产生重大不利影响。
联邦、州或地方监管机构对我们某些资产的管辖权特征的改变或这些机构政策的改变,可能导致对我们资产的更多监管,这可能导致我们的收入下降,运营费用增加。
剖面第一(二)NGA豁免天然气收集设施受FERC作为NGA下的一间天然气公司的规管。虽然FERC没有对我们的任何设施作出任何正式的决定,但我们认为我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确立管道作为不受管制的天然气公司的地位的传统测试。然而,FERC监管的输电服务和联邦监管的收集服务之间的区别一直是实质性诉讼的主题,而FERC决定设施是否是逐案收集设施。因此,我们的收集设施的分类和管理可能会根据FERC、法院或国会今后的决定而改变,而这种增加的管制可能导致我们的收入下降,业务费用增加,这可能对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流量产生重大的不利影响。
如果我们不遵守所有适用的FERC管理的法规,规则,条例和命令,我们可能会受到重大的处罚和罚款。
根据2005年“EPAct”,联邦紧急救济委员会根据“国家环境法”拥有民事处罚权,对目前的违法行为处以每天至多1 291 894美元的罚款,并对与任何违法行为有关的利润进行没收。虽然我们的系统没有受到NGA下的FERC的监管,但FERC已经通过了一些条例,这些规定可能会使我们的某些非政府组织-FERC管辖设施对FERC年度报告的要求。与这些事项和其他事项有关的补充规则和立法可由FERC不时审议或通过。如果今后不遵守这些规定,我们将承担民事责任,这可能对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流动产生重大不利影响。
我们的业务受到与气候变化有关的一系列风险的影响,这些风险可能导致业务成本增加,限制我们开展石油和天然气勘探和生产活动的领域,并减少对我们产品的需求。
针对二氧化碳、甲烷和其他温室气体排放对公共健康和环境构成危害的调查结果,环境保护局根据“联邦清洁空气法”的现有规定通过了条例,除其他外,规定私营部门司的建造和第五章允许对某些已成为某些主要污染物排放的潜在主要来源或标准的大型固定来源进行审查。还将要求获得私营部门司温室气体排放许可证的设施达到各州或在某些情况下由环境保护局为这些排放制定的“最佳可得控制技术”标准。这些EPA规则可能会对我们的运作产生不利影响,并限制或延迟我们获得新的或修改后的航空许可证的能力。此外,环境保护局还通过了一些规则,要求每年监测和报告美国特定陆上和近海石油和天然气生产来源的温室气体排放,其中包括我们的某些业务。例如,2015年12月,环境保护局最后确定了在温室气体监测和报告规则范围内增加新来源的规则。这些新的来源包括收集和提升设施,以及水力压裂井的完井和修井。这些修订还包括增加对某些设施的确认报告要求。环境保护局温室气体排放报告规则的这些变化可能导致遵约成本的增加。
2016年6月,环保局最后确定了新的条例,称为OOOOA次级部分,其中规定了新的和经改良的石油和天然气生产以及天然气加工和输送设施的甲烷和挥发性有机化合物的排放标准。环境保护局的一揽子规则包括第一次标准,以解决甲烷排放的设备和过程的所有源类别,包括水力破碎的石油和天然气井完井。此外,该规则还扩展了环境保护局下属OOOO项下现有的VOC标准,将以前不受监管的设备包括在石油和天然气中。
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来源类别。有几次企图拖延或修改这些条例。最近一次是在2019年8月,环保局提议修订2016年标准,除其他外,将从石油和天然气源类别中移除传输和储存部分中的来源,并取消适用于该行业生产和加工部门中的来源的具体甲烷要求。作为一种替代办法,环保局还建议取消适用于石油和天然气工业中所有来源的甲烷特定要求,而不将传输和储存来源从目前的来源类别中删除。在这两种方案中,环保局计划保留VOCs的排放限制。任何废除2016年标准的最终规则制定都将面临法律挑战。由于上述原因,在执行环境保护局2016年甲烷规则方面存在很大的不确定性。然而,考虑到监管的长期趋势,未来的石油和天然气行业的联邦温室气体法规仍然是可能的,包括西弗吉尼亚州和俄亥俄州在内的几个州已经单独实施或正在考虑对石油和天然气生产活动中的甲烷排放实施自己的规定。
虽然国会不时审议减少温室气体排放的立法,但近年来没有以联邦立法的形式开展重大活动。然而,越来越多的科学和公众对气候变化威胁的关注增加了与气候变化有关的政治行动的可能性。例如,参加2020年美国总统民主党提名的候选人作出了各种承诺。这些承诺包括承诺采取不利于石油和天然气生产和加工活动的行动,尽管目前无法预测任何此类行动的程度。
在没有联邦气候立法的情况下,出现了一些州和地区的努力,旨在通过限额和交易方案跟踪和/或减少温室气体排放,这些方案通常需要主要温室气体排放源,例如发电厂,以获得和交出排放许可,以换取排放这些温室气体。虽然目前尚无法预测为解决温室气体排放问题而可能通过的立法或新条例将如何影响我们的业务,但今后对我们的设备和业务施加报告义务或限制温室气体排放的任何这类法律和条例都可能要求我们承担费用,以减少与我们的业务有关的温室气体排放。对温室气体排放的大量限制或向替代能源的过渡也可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响,并降低我们储备的价值。视乎这些限制的严重程度,我们的储备价值可能会受到重大影响。
在国际一级,美国是2015年12月在法国巴黎商定一项国际气候变化协定的近200个国家之一,该协定呼吁各国制定自己的温室气体排放目标,并对每个国家为实现其温室气体排放目标将采取的措施保持透明(“巴黎协定”)。美国于2016年4月签署了“巴黎协定”,并于2016年11月4日生效;然而,“巴黎协定”并未对参与方规定任何具有约束力的义务。此外,在2019年11月,美国正式启动了为期一年的退出“巴黎协定”的进程。然而,美国随后可能选择重新加入“巴黎协定”或单独谈判达成的协定,尽管目前任何这类协定的条款都是不确定的。
另外,对气候变化风险的更多关注增加了公共和私营实体对石油和天然气公司就其温室气体排放提出索赔的可能性。虽然我们目前不是任何此类私人诉讼的当事方,但在今后提出类似责任主张的行动中,我们可能会被点名。此外,在涉及社会压力或政治或其他因素的情况下,可以不考虑公司对所称损害的因果关系或其他减轻因素而施加这种责任。
尽管与气候变化有关的潜在风险,国际能源机构估计,到2040年,石油和天然气将继续在全球能源使用中占很大份额,其他私营部门研究项目在未来20年的需求将继续增长。然而,近期旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的行动主义,可能导致对能源部门某些资金来源的限制或限制。由于与气候变化有关的关切,加强审查可能会导致某些投资者的损失。此外,机构放款机构可能自行选择不为矿物燃料能源公司提供资金,因为这些公司与气候变化有关,这可能影响我们获得潜在增长项目的资本。
最后,应当指出,一些科学家得出结论认为,地球大气层中温室气体浓度的增加可能会产生重大物理影响的气候变化,例如风暴、洪水、干旱和其他极端气候事件的频率和严重性增加;如果发生任何这类影响,它们有可能对我们的资产造成实际损害或影响水的供应,从而可能对我们的勘探和生产作业产生不利影响。
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与保护野生动物有关的条例可能会对我们在我们经营的一些地区进行钻探活动的能力产生不利影响。
我们作业地区的石油和天然气作业可能受到旨在保护各种野生动物的规定的不利影响。例如,在2020年1月28日,美国哥伦比亚特区地区法院命令美国联邦调查局重新考虑将北部长耳蝙蝠列为威胁而不是濒危物种的决定。将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种,或将受威胁物种重新命名为濒危物种,在进行底层财产业务的地区,可能会使我们因物种保护措施而增加费用,或对我们的勘探和生产活动造成限制。这限制了我们在这些地区开展业务的能力,并可能在这几个月中加剧对钻井平台、油田设备、服务、用品和合格人员的竞争,这可能导致周期性短缺。这些制约因素以及由此造成的短缺或高成本可能会延误我们的业务,并大大增加我们的运营成本和资本成本。
石油和天然气行业的竞争十分激烈,使我们更难获得房地产、市场产品和获得训练有素的人才。
我们能否在未来获得更多的前景以及寻找和开发储备,将取决于我们是否有能力评估和选择合适的财产,并在竞争激烈的环境中完成交易,以获得财产、销售产品和确保训练有素的人员。此外,可用于石油和天然气工业投资的资本竞争也很激烈。我们的许多竞争对手拥有和使用比我们大得多的财政、技术和人力资源。这些公司也许能够为生产天然气的财产和勘探前景支付更多的费用,并能够评估、投标和购买比我们的财力或人力资源许可的更多的财产和前景。此外,其他公司可能会提供比我们所能提供的更好的薪酬方案来吸引和留住合格的人员。今后吸引和留住合格人员的费用可能会大幅度增加。我们将来可能无法成功地取得储备、开发储备、推销碳氢化合物、吸引和留住高素质的人员以及筹集更多资本,这可能对我们的业务产生重大的不利影响。
恐怖分子或网络攻击和威胁可能对我们的业务、财务状况或行动结果产生重大不利影响。
恐怖分子还是网络-攻击可能严重影响能源行业,包括我们和我们的供应商和客户的业务,以及一般的经济状况、消费者的信心和支出以及市场的流动性。战略目标,比如能源-相关资产,可能比美国其他目标未来遭受攻击的风险更大。我们的保险可能不会保护我们不受这种情况的影响。我们在许多业务和业务领域都依赖数字技术,包括(但不限于)估算石油和天然气储量,处理和记录财务和运营数据,监督和分析钻井作业,以及与我们的雇员、第三方客户或服务提供商进行通信。蓄意攻击我们的资产,或我们的系统或基础设施中的安全漏洞,或者第三方或云的系统或基础设施,可能导致我们的专有和潜在敏感数据的腐败或丢失,生产或交付给客户的延迟,完成和结算交易的困难,维护我们的账簿和记录方面的挑战,环境破坏,通信中断,或其他操作中断和第三方责任。特别是网络安全攻击正变得越来越复杂,包括但不限于恶意软件、赎金、未经授权访问数据的企图和其他可能导致关键系统中断、未经授权泄露机密或其他受保护的信息以及数据腐败的电子安全漏洞。
随着网络攻击的不断发展,我们可能需要花费大量的额外资源来继续修改或加强我们的保护措施,或者调查和补救任何网络攻击的漏洞。特别是,我们执行各种程序和控制措施,以监测和减轻安全威胁,并加强我们人员、信息、设施和基础设施的安全,可能会增加资本和业务费用。到目前为止,我们还没有经历过与网络攻击相关的任何物质损失;然而,我们无法保证我们将来不会遭受这样的损失。因此,任何这些事件,或两者的结合,都有可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大的不利影响。
高级管理人员或技术人员的流失可能对业务产生不利影响。
我们依靠我们的高级管理人员和技术人员的服务。我们没有,也没有计划获得任何保险,以防止任何这些人的损失。失去我们的高级管理人员或技术人员,包括我们的主席和首席执行官保罗·拉迪和我们的总裁兼首席财务官格伦·沃伦的服务,可能对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大的不利影响。
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我们的职员和员工为我们和中游安特罗提供服务。
我们的所有执行干事和其他人员都向Antero Midstream提供公司、一般和行政服务,在向Antero Midstream提供服务时,根据服务协议的条款,我们和Antero中流公司同时雇用。此外,我们的某些业务人员根据借调协议的规定借调到安特罗中流,并在借调期间同时受雇于我们和安特罗中流。因此,为我们和中流安特罗提供服务的官员和雇员的时间和精力可能会有实质性的竞争。如果这些人员和雇员对我们的业务的管理和运作不给予足够的重视,我们的财务结果可能会受到影响。
我们在购置物业方面可能会受到风险的影响。
成功购置生产财产需要对若干因素进行评估,包括:
● | 可采储量; |
● | 未来天然气、天然气和石油价格及其适用差异; |
● | 业务费用;以及 |
● | 潜在的环境和其他责任。 |
这些评估的准确性本质上是不确定的。在这些评估中,我们对我们认为总体上符合行业惯例的主题属性进行了一次审查。我们的检讨不会显示所有现存或潜在的问题,亦不会令我们对物业有足够的认识,以全面评估其不足之处和能力。不一定总是对每一口井进行检查,甚至在进行视察时,也不一定能观察到地下水污染等环境问题。即使发现了问题,卖方也可能不愿意或无法针对全部或部分问题提供有效的合同保护。我们通常无权就环境责任获得合同赔偿,也无权在“如实”的基础上获得财产。
我们可能无法进行有吸引力的收购或成功地整合被收购的业务,而任何不能这样做的行为都可能破坏我们的业务,并阻碍我们的成长能力。
在未来,我们可能会收购补充或扩大我们现有业务的业务。我们可能找不到有吸引力的收购机会。即使我们确实找到了有吸引力的收购机会,我们也可能无法完成收购,或者以商业上可以接受的条件完成收购。
任何完成的收购的成功将取决于我们是否有能力有效地将被收购的业务整合到我们现有的业务中。整合被收购企业的过程可能涉及不可预见的困难,可能需要我们不成比例的管理和财政资源。此外,今后可能进行的收购规模可能更大,采购价格也可能大大高于以前购买的价格。我们不能保证我们能够找出合适的收购机会、谈判可接受的条件、以可接受的条件获得收购资金或成功获得确定的目标。我们未能节省整固开支,未能成功地将收购的业务和资产纳入我们现有的业务,或未能尽量减少任何意外的经营困难,都会对我们的业务、财务状况及经营结果造成重大的不良影响。
此外,信贷安排和管理我们高级票据的契约对我们进行合并或合并交易的能力施加了某些限制。信贷贷款和管理我们高级票据的契约也限制了我们承担某些债务的能力,这可能间接地限制我们从事企业收购的能力。
战略决定,包括将资本和其他资源分配给战略机会和偿还债务,具有挑战性,我们未能在各种举措中适当分配资本和资源,可能会对我们的财政状况产生不利影响,降低我们未来的增长率。
我们的未来增长前景取决于我们为我们的业务确定最佳战略的能力。在制定2020年业务计划时,我们考虑将资本和其他资源分配给我们业务的各个方面,包括良好发展、储备收购、探索性活动、中游基础设施、公司项目、债务偿还和其他替代办法。我们还考虑了可能的资金来源,包括潜在的资产出售。尽管
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在制定我们的2020年计划时,我们注意到以前没有定期发现的商业机会,包括可能的收购和处置。如果我们未能找出最理想的经营策略,包括适当的公司架构、适当的储备发展速度,或未能优化我们的资本投资和筹资机会,以及未能善用其他资源以推行我们的经营策略,我们的财政状况和增长率可能会受到不利的影响。此外,经济或其他情况可能与我们2020年计划设想的情况不同,我们不承认或不对这些变化作出反应可能会限制我们实现目标的能力。
我们定期进行收购、处置和其他战略交易,包括合资企业。这些交易涉及到各种固有的风险,例如我们获得必要的监管批准的能力,以及所规定的时间和条件。上我们由监管机构负责此类审批;承担潜在的环境或其他责任;以及我们实现预期交易收益的能力。此外,包括当前市场状况在内的各种因素可能对我们从交易中获得的利益产生负面影响。我们这个行业对收购机会的竞争非常激烈,这可能会增加我们完成收购的成本,或者导致我们不去完成收购。合资企业的安排可能会限制我们的业务和公司的灵活性。此外,合资企业安排涉及各种风险和不确定因素,例如承诺为运营和(或)资本支出提供资金,我们对这些支出的时间和数额可能几乎没有控制权,我们的合资伙伴可能无法履行对合资企业的义务。我们无法在任何交易中完成交易或实现我们的战略或财务目标,都可能对我们的财务状况、经营结果和现金流产生重大不利影响。
我们普通股的价格可能会波动,你可能会损失很大一部分投资。
普通股的市场价格可能波动,由于普通股市场价格的波动,普通股持有人可能无法以或高于其购买这种证券的价格转售其普通股。
可能对我们普通股的市场价格产生重大影响的具体因素包括:
● | 我们的经营和财务业绩和前景以及我们普通股的交易价格; |
● | 我们可能宣布的股息水平; |
● | 我们的财务指标增长率的季度变化,如普通股每股股息、净收入和收入; |
● | 负债水平; |
● | 分析人员对收入或收益估计的变化或研究报告的公布; |
● | 新闻界或投资界的投机活动; |
● | 其他股东出售普通股; |
● | 我们或我们的竞争对手宣布重大合同、收购、战略伙伴关系、合资企业、证券发行或资本承诺; |
● | 一般市场条件; |
● | 会计准则、政策、指导、解释或原则的变化; |
● | 税收法律或法规的不利变化;以及 |
● | 国内和国际经济、法律和监管因素与我们的业绩有关。 |
我们的普通股将来可能会被稀释,这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。
我们不受限制从我们的授权资本中发行我们普通股的额外股份。将来,我们可能会发行普通股,以筹集现金,用于未来的活动、收购或其他用途。我们也可以通过现金和普通股或仅股票的组合获得其他公司的权益。我们也可以发行证券。
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可兑换的,可兑换的,或代表接受我们普通股股份的权利的。任何这类事件都可能稀释我们股东的所有权利益,降低我们的每股收益,或对我们普通股的股价产生不利影响。
在公开市场上出售大量我们的普通股可能会对我们股票的市场价格产生不利影响。
在公开市场出售大量普通股,或根据AR LTIP向董事及高级人员批出大量股份,或认为可能会进行出售或批出,均会令我们的普通股市值下降。根据“证券法”,我们普通股的所有股份都是自由交易的,不受限制或进一步登记,除非这些股份是由我们的任何“附属公司”持有,因为这一术语在规则中有定义。144根据“证券法”。我们无法预测我们的普通股或可转换为我们普通股的证券将来发行的规模,或者我们普通股的未来发行和出售对我们普通股的市场价格的影响(如果有的话)。
我们的注册证书和章程,以及特拉华州的法律,都载有一些条款,可能会阻止收购投标或合并建议,这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。
我们公司注册证书和细则中的某些规定可能使第三方更难获得对我们的控制权,即使变更控制权对我们的股东有利。除其他事项外,我们的注册证书及附例:
● | 规定股东提名董事候选人的事先通知程序或提交股东会议的其他股东建议,这可能妨碍我们的股东在年度或特别会议上向股东提出某些事项; |
● | 提供我们董事会授权发行一个或多个系列优先股的能力,这使我们有可能发行优先股。董事会未经股东批准,发行具有表决权或其他权利或偏好的优先股,这些股份可能妨碍改变对我们的控制权的任何企图的成功,并可能产生阻止敌意收购或推迟改变对我们的控制或管理的效果; |
● | 规定授权董事的数目只能通过我们的决议才能改变。董事会; |
● | 规定在符合任何系列优先股持有人就有关优先股指定所指明的董事选出董事或填补空缺的权利下,所有空缺,包括新设立的董事职位,均须由当时任职的过半数董事的赞成票(即使不足法定人数)或由余下的唯一董事填补,亦不得由我们的股东填补; |
● | 规定在符合任何系列优先股持有人在指明的情况下(如有的话)选出董事的权利的规限下,我们的股东须采取或获准采取的任何行动,必须在正式召开的股东周年会议或特别会议上进行,而不得以书面同意代替该等股东的会议; |
● | 为我们董事会将董事分为三类,每班人数尽可能相等,任期三年; |
● | 规定在符合任何系列优先股(如有的话)的股份持有人的权利下,有权免去依据本公司成立为法团证书而由该系列优先股选出的董事(包括根据该等股份作出的任何优先股指定),董事可在任何时间被免职,但须由所有有权在董事选举中一般投票的所有已发行的有表决权股份的过半数表决权的持有人,在任何时间免职; |
● | 规定我们股东的特别会议只能由我们的首席执行官,即我们的主席召集。董事会或者我们董事会根据一项以董事总数过半数通过的决议,如果没有空缺,我们就会有; |
● | 规定:(1)允许赞助商及其附属公司(直接或间接)参与(直接或间接)风险资本和其他对公司、合资企业、有限责任公司和其他从事任何种类、性质或种类业务的实体的直接投资;(2)在任何此类投资的董事会或类似理事机构中,均允许保荐人及其附属公司拥有利益、参与、援助和保持其席位。 |
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(Iii)在法律许可的范围内,在法律许可的最充分范围内,放弃任何利益或期望,或被给予参与该等公司机会的机会;。(Iii)除有限度的例外情况外,我们可在法律许可的范围内,或在与我们及我们的附属公司相同或相类的业务范围内,与我们或我们的附属公司竞争;。 |
● | 规定本公司成立为法团证书的条文,只可藉至少66 2/3%的持有人对有权就其表决的普通股已发行股份的表决权的赞成票而修订或废除,并以单一类别共同表决;及 |
● | 规定我们的附例可由(A)董事会或(B)在持有至少66 2/3%已发行普通股的股东投赞成票并有权就其表决的情况下,将我们的股东作为一个单一类别一起投票。 |
我们的注册证书指定特拉华州法院为我们股东可能发起的某些类型的诉讼和诉讼的唯一和专属论坛,这可能限制我们的股东就与我们或我们的董事、高级人员、雇员或代理人之间的争端获得有利的司法论坛的能力。
我们的注册证书规定,除非我们书面同意选择另一个论坛,否则特拉华州法院(“法院”)将在适用法律允许的最充分范围内成为以下行为的唯一和专属论坛:(1)代表我们提起的任何衍生诉讼或诉讼;(Ii)任何声称我们的任何董事、高级人员、雇员或代理人违反了对我们或我们的股东所负的信托义务的诉讼;(Iii)任何根据“特拉华总公司法”(“DGCL”)任何规定提出索赔的诉讼,本公司成立为法团的证明书或本附例,而DGCL将司法管辖权授予法院或(Iv)DGCL授予法院司法管辖权在每宗此类案件中,任何声称对我们提出索赔的诉讼均受内部事务理论管辖,但须由对其中指定为被告的不可或缺的当事方拥有属人管辖权的法院处理。任何人或单位购买或以其他方式获取或持有本公司股本股份的任何权益,将被视为已通知并同意上一句所述的公司注册证书的规定。这种选择法院的规定可能会限制我们的股东在司法法庭上提出索赔的能力,因为它认为这有利于与我们或其董事、高级官员、雇员或代理人发生纠纷,从而可能阻止对我们和这些人的此类诉讼。此外,如果法院认为我们公司注册证明书的这些条文不适用于一项或多项指明类型的诉讼或法律程序,或不能强制执行,我们可能会因在其他司法管辖区解决该等事宜而招致额外费用,这会对我们的业务、财务状况及运作结果造成不良影响。
我们选择不受DGCL第203条关于公司收购的规定的约束。
一般而言,“DGCL”第203节的规定禁止特拉华州公司,包括其证券在纽约证券交易所上市交易的公司,在股东成为有利害关系的股东之日起三年内与任何有利害关系的股东进行任何商业合并,除非:
● | 在此之前,企业合并或导致股东成为有利害关系的股东的交易由本公司批准。董事会; |
● | 在导致该股东成为有利害关系的股东的交易完成后,该有利害关系的股东至少拥有在该交易开始时该公司未偿还的有表决权股份的85%(不包括某些指明股份);或 |
● | 在此期间或之后,业务合并由本公司批准。董事会并在股东会议上授权的股东至少三分之二的已发行有表决权的股票,但不属于有利害关系的股东。 |
DGCL第203条允许特拉华州公司选择不受DGCL条款的管辖。203.根据我们的注册证书,我们明确选择不受分会的管辖。203.因此,我们不受DGCL第203节的任何反收购效果或保护,尽管我们不能保证我们不会根据我们的注册证书的修正案而选择受DGCL第203节的管辖。
我们可能发行优先股,其条款可能会对我们的普通股的投票权或价值产生不利影响。
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我们的注册证书授权我们的董事会未经我们的股东批准,发行一种或多种优先股,其名称、偏好、限制和相对权利,包括对我们普通股的股利和分配的偏好,如董事会可能决定的那样。我们的优先股的一个或多个类别或系列的条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。例如,我们可以授予优先股类别或系列的持有者在所有事件中或在发生指定事件时选举一定数量的董事的权利,或否决特定交易的权利。同样,我们可能给予优先股持有人的回购或赎回权或清算偏好可能会影响我们普通股的剩余价值。
有关减税和就业法案条款的最后条例和解释可能与我们目前对这类立法的解释不同。
在第115-97号公法中颁布的美国联邦所得税立法,通常被称为“减税和就业法案”,非常复杂,需要解释。介绍我们的财务状况和经营结果是基于我们目前对“减税和就业法”所载条款的解释。财政部和国内税务局已经发布并预计将继续发布关于“减税和就业法”条款的最后条例和补充解释指南。今后任何最后条例或解释指南对这些规定的解释有任何重大差异,都可能导致财务状况和业务结果的列报方式发生变化,并可能对我们的业务产生不利影响。
如果我们的净营运亏损(“NOL”)结转有限,我们不会产生预期的扣减,或税务当局质疑我们的某些税收状况,我们未来的税务责任可能比预期的要大。
截至2019年12月31日,美国联邦和州NOL的结转额分别为22亿美元和20亿美元,其中一些在2032年至2038年的不同日期到期,而另一些则没有到期日。我们希望能够利用这些北环线结转和产生扣除,以抵消我们未来的应税收入。这一预期是基于我们对收入、资本支出和净营运资本等方面所作的假设,以及目前的预期,即我们的北环线结转不会受到1986年“国内收入法典”第382条或其他规定的限制。此外,我们对现行所得税法的解释有任何重大差异,包括由于颁布了执行“减税和就业法”的最终国库条例或其他解释性指导,或国税局或其他税务当局对我们的一个或多个税收立场提出质疑,都可能影响我们的税收状况。虽然我们希望能够利用我们的北环线结转并产生扣减来抵消我们未来的应税收入,但如果我们的一个或多个税额没有按预期产生,我们的一个或多个税收头寸就会受到国税局的成功挑战(在税务审计或其他方面),或者我们的北环线结转受到未来的限制,我们未来的税负可能比预期的要大。
根据“减税和就业法”修改州税法,或者对天然气和石油开采征收新的或增加的税收或费用,可能会导致我们缴纳的州税增加。
目前,许多州将公司应税收入的计算与美国联邦一级的企业应税收入计算相一致。由于减税和就业法案对美国联邦所得税法的修改,某些州可能会改变或修改州一级企业应税收入的计算。任何由此引起的费用增加都可能对我们的财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。此外,我们经营或拥有资产的州可能对天然气和石油开采征收新的或增加的税收或费用,这可能对我们未来的现金流动和财务状况产生不利影响。
第1B项未解决的工作人员意见
不适用。
项目3.法律程序
本项目所需资料载于合并财务报表附注15,并在此列入。
项目4.矿山安全披露
不适用。
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第二部分
第五项登记人普通股市场、相关股东事项和证券发行人购买证券
普通股
我们有一类普通股未偿还,我们的普通股,每股面值0.01美元。我们的普通股在纽约证券交易所上市,交易代码为“AR”。在2020年2月7日,我们的普通股被168名记录持有者持有。持有人数目不包括以“代名人”或“街道”名义持有我们普通股股份的股东。
发行人购买股票证券
下表列出了我们提出的每个时期的股票回购活动:
总数 | 近似 |
| |||||||||||
股份 | 美元价值 |
| |||||||||||
作为 | 的股份 |
| |||||||||||
总数 | 平均 | 部分公开 | 可能还在 |
| |||||||||
股份 | 已付价格 | 宣布 | 购进 | ||||||||||
期间 |
| 购进(1) |
| 每股 |
| 计划(2) |
| 根据“计划” |
| ||||
(2019年10月1日至2019年10月31日) | 3,968 | $ | 2.65 | — | $ | 448,351,414 | |||||||
2019年11月1日至11月30日 | 7,237,496 | $ | 2.58 | 7,237,496 | $ | 429,683,121 | |||||||
(一九二零九年十二月一日至十二月三十一日) | 1,092,175 | $ | 2.00 | 1,092,175 | $ | 427,503,572 | |||||||
共计 | 8,333,639 | $ | 2.50 | 8,329,671 |
(1) | 购买的股份总数包括2019年10月回购的3968股股票,这是我们转让给我们的普通股的股份,目的是履行员工持有的限制性股和限制性股归属时产生的扣缴税款义务。11月或12月没有此类回购。 |
(2) | 2018年10月,我们的董事会批准了6亿美元的股票回购计划。在截至2019年12月31日的三个月内,我们根据该计划回购了8,329,671股普通股,总价为2,100万美元,平均每股2.50美元,此后这些股票被取消。 |
股利限制
我们支付股息的能力受到以下因素的制约:(一)特拉华州普通公司法的规定,(二)我们的注册证书和细则,(三)与我们5.375%到期的高级票据有关的契约,5.125%到期2022年的高级票据,5.625%到期2023年的高级票据,5.00%的高级票据(2025年到期)和(Iv)信贷贷款。我们没有支付或宣布任何股息我们的普通股。我们的普通股未来支付现金股息(如果有的话)由董事会自行决定,并将取决于我们的收益、资本要求、财务状况和其他相关因素。没有人保证我们会为我们的普通股支付任何现金红利。
47
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股票绩效图
下图显示了假定2014年12月31日我们的普通股标准普尔每只股票的投资为100美元的累计股东总回报。500(“标准普尔500”)指数和道琼斯美国石油和天然气指数。我们认为道琼斯美国石油和天然气指数是有意义的,因为它是一个独立的,客观的观点,对类似规模的能源公司的表现。
根据“证券法”条例S-K项第2.01(E)项,出现在“股票业绩图表”标题下的本表格10-K中的信息是根据“证券法”第S-K条第2.01(E)项“提供”的,不得被视为向证券交易委员会“索取材料”或“存档”,或受条例S-K第2.01(E)项或“交易法”第18条规定的债务的约束,不得被视为“索取材料”或“存档”,除非我们具体要求将其视为“证券交易法”第18条规定的责任。
48
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项目6.选定的财务数据
下表显示了Antero Resources Corporation及其合并子公司的选定历史合并财务数据,其中包括Antero Midstream Partners的截止期间和截止日期2019年3月12日自2019年3月13日起,我们不再合并安特罗中游地区合伙人和帐户我们的利益在安特罗中流使用权益会计方法。关于我们权益法投资的进一步讨论,见合并财务报表附注5。
截至12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日终了年度的业务数据和现金流量表数据以及截至12月31日、2018年和2019年12月31日、2018年和2019年的资产负债表数据来自本年度报告第10表第8项所列经审计的合并财务报表K.截至12月31日、2015年和2016年12月31日的业务报表数据和现金流量表数据以及截至12月31日、2015年、2016年和2017年12月31日、2015年、2016年和2017年的资产负债表数据是从本年度报告第10-K表第8项中未包括的我们审计的合并财务报表中得出的。
对截至2016年12月31日和2015年12月31日的年度资产负债表数据进行了重新调整,以反映采用“会计准则最新更新”(“ASU”)第2015-03号的影响,简化债务发行成本的列报,在2016年,这要求在资产负债表上列报与确认债务负债有关的债务发行成本,作为对该负债账面金额的直接扣减。
对截至2015年12月31日的年度现金流量表进行了重新调整,以反映采用ASU 2016-09号的影响,股票薪酬-对员工股份支付会计的改进,在2016年,这要求在基于股票的支付奖励结算时预扣的所得税被归类为现金流量表上的融资活动。
我们的历史经营结果也反映出美国联邦公司税率为35%。从2018年1月1日起,美国联邦企业税率从35%降至21%。因此,在这一变化之前,我们的历史运营结果反映出,与随后的财务业绩相比,美国联邦公司税率更高。
以下所列的选定财务数据参照并应与“项目一致”一并阅读,从而对其进行了完整的限定。7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析“以及本年度报告其他部分关于表10-K的合并财务报表和相关说明。
49
目录
截至12月31日的年度, | ||||||||||||||||
(单位:千,但每股数额除外) |
| 2015 |
| 2016 |
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
| |||||
业务报表数据: | ||||||||||||||||
营业收入和其他: | ||||||||||||||||
天然气销售 | $ | 1,039,892 | 1,260,750 | 1,769,284 | 2,287,939 | 2,247,162 | ||||||||||
天然气液体销售 | 264,483 | 432,992 | 870,441 | 1,177,777 | 1,219,162 | |||||||||||
石油销售 | 70,753 | 61,319 | 108,195 | 187,178 | 177,549 | |||||||||||
商品衍生产品公允价值损益 | 2,381,501 | (514,181) | 658,283 | (87,594) | 463,972 | |||||||||||
收集、压缩、水处理和处理 | 22,000 | 12,961 | 12,720 | 21,344 | 4,478 | |||||||||||
市场营销 | 176,229 | 393,049 | 258,045 | 458,901 | 292,207 | |||||||||||
市场衍生产品公允价值收益(亏损) | — | — | (21,394) | 94,081 | — | |||||||||||
出售资产收益 | — | 97,635 | — | — | — | |||||||||||
其他收入 | — | — | — | — | 4,160 | |||||||||||
营业收入和其他收入共计 | 3,954,858 | 1,744,525 | 3,655,574 | 4,139,626 | 4,408,690 | |||||||||||
业务费用: | ||||||||||||||||
租赁经营 | 36,011 | 50,090 | 89,057 | 136,153 | 145,720 | |||||||||||
收集、压缩、处理和运输 | 659,361 | 882,838 | 1,095,639 | 1,339,358 | 2,146,647 | |||||||||||
生产和从价税 | 78,325 | 66,588 | 94,521 | 126,474 | 125,142 | |||||||||||
市场营销 | 299,062 | 499,343 | 366,281 | 686,055 | 549,814 | |||||||||||
勘探 | 3,846 | 6,862 | 8,538 | 4,958 | 884 | |||||||||||
油气性质损害 | 104,321 | 162,935 | 159,598 | 549,437 | 1,300,444 | |||||||||||
中流资产减值 | — | — | 23,431 | 9,658 | 14,782 | |||||||||||
损耗、折旧和摊销 | 709,763 | 809,873 | 824,610 | 972,465 | 914,867 | |||||||||||
出售资产损失 | — | — | — | — | 951 | |||||||||||
资产退休债务的累积 | 1,655 | 2,473 | 2,610 | 2,819 | 3,762 | |||||||||||
一般和行政(分别包括2015、2016、2017、2018和2019年基于股本的补偿费用97 877美元、102 421美元、103 445美元、70 413美元和23 559美元) | 233,697 | 239,324 | 251,196 | 240,344 | 178,696 | |||||||||||
合同终止和钻机堆垛 | 38,531 | — | — | — | 14,026 | |||||||||||
业务费用共计 | 2,164,572 | 2,720,326 | 2,915,481 | 4,067,721 | 5,395,735 | |||||||||||
营业收入(损失) | 1,790,286 | (975,801) | 740,093 | 71,905 | (987,045) | |||||||||||
其他收入(支出): | ||||||||||||||||
渗水 | — | — | — | — | 125,000 | |||||||||||
未合并附属公司的收益(亏损)权益 | — | 485 | 20,194 | 40,280 | (143,216) | |||||||||||
出售股权投资股份的损失 | — | — | — | — | (108,745) | |||||||||||
利息费用,净额 | (234,400) | (253,552) | (268,701) | (286,743) | (228,111) | |||||||||||
权益投资减值 | — | — | — | — | (467,590) | |||||||||||
Antero中流合作伙伴LP的解构增益 | — | — | — | — | 1,406,042 | |||||||||||
及早清偿债务的收益(损失) | — | (16,956) | (1,500) | — | 36,419 | |||||||||||
其他收入(支出)共计 | (234,400) | (270,023) | (250,007) | (246,463) | 619,799 | |||||||||||
所得税前收入(损失) | 1,555,886 | (1,245,824) | 490,086 | (174,558) | (367,246) | |||||||||||
所得税(费用)福利准备金 | (575,890) | 496,376 | 295,051 | 128,857 | 74,110 | |||||||||||
净收入(亏损)和综合收益(损失)(包括非控制权益) | 979,996 | (749,448) | 785,137 | (45,701) | (293,136) | |||||||||||
可归因于非控制权益的净收入和综合收益 | 38,632 | 99,368 | 170,067 | 351,816 | 46,993 | |||||||||||
可归因于Antero Resources Corporation的净收入(损失)和综合收入(损失) | $ | 941,364 | (848,816) | 615,070 | (397,517) | (340,129) | ||||||||||
普通股收入(亏损)-基本 | 3.43 | (2.88) | 1.95 | (1.26) | (1.11) | |||||||||||
每股收益(亏损)-稀释 | 3.43 | (2.88) | 1.94 | (1.26) | (1.11) |
50
目录
截至12月31日的年度, | ||||||||||||||||
(单位:千) |
| 2015 |
| 2016 |
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
| |||||
资产负债表数据(期末): | ||||||||||||||||
现金和现金等价物 | $ | 23,473 | 31,610 | 28,441 | — | — | ||||||||||
其他流动资产 | 1,224,763 | 370,977 | 804,646 | 806,613 | 922,885 | |||||||||||
流动资产总额 | 1,248,236 | 402,587 | 833,087 | 806,613 | 922,885 | |||||||||||
天然气特性,按成本计算(成功的努力方法): | ||||||||||||||||
未证明性质 | 1,996,081 | 2,331,173 | 2,266,673 | 1,767,600 | 1,368,854 | |||||||||||
生产性能 | 8,211,106 | 9,549,671 | 11,096,462 | 12,705,672 | 11,859,817 | |||||||||||
水处理和处理系统 | 565,616 | 744,682 | 946,670 | 1,013,818 | — | |||||||||||
收集系统和设施 | 1,502,396 | 1,723,768 | 2,050,490 | 2,470,708 | 5,802 | |||||||||||
其他财产和设备 | 46,415 | 41,231 | 57,429 | 65,842 | 71,895 | |||||||||||
12,321,614 | 14,390,525 | 16,417,724 | 18,023,640 | 13,306,368 | ||||||||||||
减去累计损耗、折旧和摊销 | (1,589,372) | (2,363,778) | (3,182,171) | (4,153,725) | (3,327,629) | |||||||||||
财产和设备,净额 | 10,732,242 | 12,026,747 | 13,235,553 | 13,869,915 | 9,978,739 | |||||||||||
其他资产 | 2,135,015 | 1,826,216 | 1,192,850 | 842,936 | 4,295,945 | |||||||||||
总资产 | $ | 14,115,493 | 14,255,550 | 15,261,490 | 15,519,464 | 15,197,569 | ||||||||||
流动负债 | $ | 707,270 | 817,388 | 762,096 | 853,540 | 1,040,139 | ||||||||||
长期负债 | 4,668,782 | 4,703,973 | 4,800,090 | 5,461,688 | 3,758,868 | |||||||||||
其他长期负债 | 1,452,763 | 1,005,611 | 823,168 | 716,759 | 3,427,819 | |||||||||||
总股本 | 7,286,678 | 7,728,578 | 8,876,136 | 8,487,477 | 6,970,743 | |||||||||||
负债和权益共计 | $ | 14,115,493 | 14,255,550 | 15,261,490 | 15,519,464 | 15,197,569 | ||||||||||
其他财务数据: | ||||||||||||||||
经营活动提供的净现金 | $ | 1,015,812 | 1,241,256 | 2,006,291 | 2,081,987 | 1,103,458 | ||||||||||
用于投资活动的现金净额 | (2,298,159) | (2,395,138) | (2,461,630) | (2,350,724) | (1,041,490) | |||||||||||
筹资活动提供的现金净额 | 1,059,841 | 1,162,019 | 452,170 | 240,296 | 557,564 | |||||||||||
资本支出 | 2,347,909 | 2,495,429 | 2,216,753 | 2,210,586 | 1,422,155 | |||||||||||
调整后的EBITDAX | 1,112,331 | 1,384,442 | 1,244,394 | 1,717,120 | 1,247,671 |
51
目录
调整后的EBITDAX是一种非GAAP财务措施,我们将其定义为净收益(损失),包括利息支出前的非控制利益、利息收入、商品衍生品和销售衍生品的损益,但包括衍生工具的净现金收入或衍生工具的付款,衍生工具的收益或损失不包括衍生产品货币化收益、所得税、减损、耗损、折旧、摊销和增值、勘探费用、基于股权的补偿、债务提前清偿、合同终止和操纵费用、股权投资股份的出售、未合并附属公司的权益或亏损、水提取、简化交易费用,资产出售损益与Antero中流合作伙伴有关的调整。
截至2019年3月12日,安特罗中流公司的财务业绩合作伙伴包括在我们的综合结果中。从2019年3月13日起,我们不再合并Antero。中流合伙人和帐户我们的利益在安特罗中流使用权益会计方法。有关我们股票投资的更多信息,请参见合并财务报表附注5。调整后的EBITDAX包括与Antero有限合伙人权益有关的分配中流合作伙伴共同单位,直至2019年3月12日。
我们使用和定义的调整后的EBITDAX可能无法与其他公司使用的类似名称的度量相比较,也不是根据公认会计原则计算的业绩指标。调整后的EBITDAX不应单独或替代营业收入或亏损、净损益、经营、投资和融资活动提供的现金流量,或根据公认会计原则编制的其他收入或现金流量表数据。调整后的EBITDAX没有提供有关我们的资本结构、借款、利息成本、资本支出、营运资本流动或税收状况的信息。调整后的EBITDAX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、资本支出、周转资本、所得税、勘探费用以及其他承付款和债务。然而,我们的管理团队认为,调整后的EBITDAX对于投资者评估我们的财务业绩是有用的,因为这一衡量标准:
● | 石油和天然气行业的投资者广泛使用它来衡量经营业绩,而不考虑计算这一期限之外的项目,这些项目可能因公司不同而有很大差异,这取决于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; |
● | 帮助投资者更有意义地评估和比较我们在不同时期的运作结果,将我们的资本和法律结构的影响从我们的经营结构中移除;以及 |
● | 我们的管理团队用于各种目的,包括作为衡量我们的经营业绩,在向我们的董事会介绍,并作为战略规划和预测的基础。调整后的EBITDAX也被我们的董事会用作确定高管薪酬的业绩衡量标准。 |
使用调整后的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我们的净收益或亏损的影响,不同公司的经营结果缺乏可比性,以及不同公司报告的调整后的EBITDAX的计算方法不同。
下表是对调整后的EBITDAX的净收入(损失)(包括非控制权益)的核对,以及调整后的EBITDAX与业务活动提供的现金净额之间的对账,在每种情况下,我们的现金流量表均为所述期间的现金流量表。调整后的EBITDAX还不包括Antero Midstream Partners的结果,以提供与Antero Resources作为Antero Resources的现有结构的可比性,从2019年3月13日起,我们不再合并Antero Midstream Partners的结果。这些调整在下表中披露,作为Antero中流合作伙伴的相关调整。
52
目录
截至12月31日的年度, | ||||||||||||||||
(单位:千) |
| 2015 |
| 2016 |
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 | ||||||
可归因于Antero Resources Corporation的净收入(损失)和综合收入(损失) | $ | 941,364 | (848,816) | 615,070 | (397,517) | (340,129) | ||||||||||
非控制利益的净收益和综合收益 | 38,632 | 99,368 | 170,067 | 351,816 | 46,993 | |||||||||||
商品衍生产品公允价值(收益)损失(1) | (2,381,501) | 514,181 | (658,283) | 87,594 | (463,972) | |||||||||||
结算商品衍生工具收益(1) | 856,572 | 1,003,083 | 213,940 | 243,112 | 325,090 | |||||||||||
市场衍生产品公允价值(收益)损失(1) | — | — | 21,394 | (94,081) | — | |||||||||||
结算市场衍生工具的收益(1) | — | — | — | 72,687 | — | |||||||||||
(收益)资产出售损失 | — | (97,635) | — | — | 951 | |||||||||||
Antero中流合作伙伴LP的解构增益 | — | — | — | — | (1,406,042) | |||||||||||
利息费用 | 234,400 | 253,552 | 268,701 | 286,743 | 228,111 | |||||||||||
(收益)及早清偿债务的损失 | — | 16,956 | 1,500 | — | (36,419) | |||||||||||
所得税支出(福利)准备金 | 575,890 | (496,376) | (295,051) | (128,857) | (74,110) | |||||||||||
损耗、折旧、摊销和吸积 | 711,418 | 812,346 | 827,220 | 975,284 | 918,629 | |||||||||||
油气性质损害 | 104,321 | 162,935 | 159,598 | 549,437 | 1,300,444 | |||||||||||
中流资产减值 | — | — | 23,431 | 9,658 | 14,782 | |||||||||||
权益投资减值 | — | — | — | — | 467,590 | |||||||||||
勘探费用 | 3,846 | 6,862 | 8,538 | 4,958 | 884 | |||||||||||
股权补偿费用 | 97,877 | 102,421 | 103,445 | 70,413 | 23,559 | |||||||||||
未合并附属公司的权益(收益)损失 | — | (485) | (20,194) | (40,280) | 143,216 | |||||||||||
非合并附属公司的分发 | — | 7,702 | 20,195 | 46,415 | 157,956 | |||||||||||
国家特许权税 | 72 | 50 | — | — | — | |||||||||||
合同终止和钻机堆垛 | 38,531 | — | — | — | 14,026 | |||||||||||
出售股本投资股份的损失 | — | — | — | — | 108,745 | |||||||||||
渗水 | — | — | — | — | (125,000) | |||||||||||
简化交易费 | — | — | — | — | 15,482 | |||||||||||
1,221,422 | 1,536,144 | 1,459,571 | 2,037,382 | 1,320,786 | ||||||||||||
非控制利益的净收益和综合收益 | (38,632) | (99,368) | (170,067) | (351,816) | (46,993) | |||||||||||
Antero Midstream Partners利息支出净额(2) | (5,832) | (21,097) | (36,370) | (61,766) | (16,815) | |||||||||||
Antero中流合伙人折旧、ARO的增加和或有代价的增加(2) | (71,236) | (116,350) | (133,038) | (37,129) | (21,770) | |||||||||||
Antero中流合伙人减值(2) | — | — | (23,431) | (5,188) | (6,982) | |||||||||||
安特罗中流合伙人股权补偿费用(2) | (19,025) | (26,049) | (27,283) | (21,073) | (2,477) | |||||||||||
Antero中流合伙人在非合并子公司收益中的权益(2) | — | 485 | 20,194 | 40,280 | 12,264 | |||||||||||
Antero中流合作伙伴非合并分支机构的分发(2) | — | (7,702) | (20,195) | (46,415) | (61,319) | |||||||||||
Antero Midstream Partners的收益股本(2) | (47,485) | 7,156 | 43,710 | 3,664 | (15,021) | |||||||||||
Antero中流合作伙伴的分发(2) | 73,119 | 107,364 | 131,598 | 159,181 | 95,183 | |||||||||||
Antero中流合伙人在债务清偿方面的损失(2) | — | — | (295) | — | — | |||||||||||
Antero Midstream Partners收益出售(2) | — | 3,859 | — | — | — | |||||||||||
Antero中流合作伙伴简化交易费用(2) | — | — | — | — | (9,185) | |||||||||||
Antero Midstream Partners相关调整 | (109,091) | (151,702) | (215,177) | (320,262) | (73,115) | |||||||||||
调整后的EBITDAX | $ | 1,112,331 | 1,384,442 | 1,244,394 | 1,717,120 | 1,247,671 |
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调整后的EBITDAX与业务活动提供的现金净额的对账: | ||||||||||||||||
截至12月31日的年度, | ||||||||||||||||
(单位:千) |
| 2015 |
| 2016 |
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 | ||||||
调整后的EBITDAX | $ | 1,112,331 | 1,384,442 | 1,244,394 | 1,717,120 | 1,247,671 | ||||||||||
Antero Midstream Partners相关调整 | 109,091 | 151,702 | 215,177 | 320,262 | 73,115 | |||||||||||
利息费用,净额 | (234,400) | (253,552) | (268,701) | (286,743) | (228,111) | |||||||||||
勘探费用 | (3,846) | (6,862) | (8,538) | (4,958) | (884) | |||||||||||
流动资产和负债的变动 | 39,498 | (32,920) | 76,035 | (25,423) | 35,542 | |||||||||||
国家特许权税 | (72) | (50) | — | — | — | |||||||||||
衍生产品货币化收益 | — | — | 749,906 | 370,365 | — | |||||||||||
按衍生合约支付的保费 | — | — | — | (13,318) | — | |||||||||||
其他非现金项目 | (6,790) | (1,504) | (1,982) | 4,682 | (23,875) | |||||||||||
经营活动提供的净现金 | $ | 1,015,812 | 1,241,256 | 2,006,291 | 2,081,987 | 1,103,458 |
(1) | 对衍生产品公允价值损益和结算衍生品收益的调整,对未结算衍生品公允价值变动的业务净收益(亏损)进行调整,在每个会计期间结束时予以确认。因此,调整后的EBITDAX计算中所包括的衍生收益仅反映在这一期间结算的衍生产品。这些调整不包括衍生产品货币化的收益。 |
(2) | 反映的数额扣除公司间活动的任何冲销调整数,并包括与Antero有关的活动。中流合伙人至2019年3月12日(交易结束日期)。从2019年3月13日起,我们使用权益会计方法对我们在安特罗中流的未合并投资进行核算。关于权益法投资的进一步讨论,见合并财务报表附注5。 |
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目录
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
以下对我们财务状况和经营结果的讨论和分析,应与本年度报告表10-K所载的合并财务报表和相关说明一并阅读。以下讨论内容包括“向前-展望陈述“反映我们的未来计划,估计,信念和预期的表现。我们警告说,对未来事件的假设、期望、预测、意图或信念可能而且经常与实际结果不同,差异可能是重大的。可能导致实际结果与我们预期不同的一些关键因素包括天然气、天然气和石油价格的变化、计划资本支出的时间安排、我们为发展项目提供资金的能力、收购的可得性、估算已探明储量和预测生产结果的不确定性、影响生产油井开始或维护的操作因素、资本市场的总体状况以及我们进入这些市场的能力、环境法规或诉讼以及影响我们业务的其他法律或监管发展的不确定性,以及下文讨论的这些因素,所有这些因素都难以预测。鉴于这些风险、不确定因素和假设,未来-查看讨论过的事件可能不会发生。见“前瞻性声明”-看一看口供。“此外,请参阅“项目”标题下描述的风险因素和其他警告声明。1A.危险因素。“除适用法律另有要求外,我们不承担任何义务公开更新任何前瞻性声明。
在本节中,对“Antero”、“Company”、“we”、“us”和“Our”的提法指Antero Resources Corporation及其子公司,除非另有说明或上下文另有要求。
我们公司
我们是一家独立的石油和天然气公司,从事勘探、开发和生产位于阿巴拉契亚盆地的天然气、天然气和石油属性。我们把重点放在非常规储层上,这些储层通常可以被描述为裂缝性的页岩层。我们的管理团队合作多年,拥有成功的记录,储备和生产增长,以及在非常规资源发挥的重要专长。我们的战略是利用我们团队的经验,勾画和开发天然气资源发挥效益,以增加我们的储量和产量,主要是在我们现有的多年的钻探地点库存。
我们已经收集了一个长期的资产组合,其特点是我们认为低地质风险和可重复性。我们的钻探机会集中在阿巴拉契亚盆地的马塞勒斯页岩和尤蒂卡页岩。截至2019年12月31日,我们在Marcellus Shale西南部拥有约45.1万英亩净英亩,主要在西弗吉尼亚州,在俄亥俄尤蒂卡页岩核心拥有约9.1万英亩净英亩,而在阿巴拉契亚盆地则拥有54.1万英亩净英亩。此外,我们估计,我们的Marcellus页岩约179,000英亩的土地可能是略浅的上泥盆纪页岩的远景。最后,我们拥有我们在西弗吉尼亚州的Marcellus Shale约22.3万英亩净土地的深层权益,这可能是干气Utica页岩的潜在用途。
截至2019年12月31日,我们估计的探明储量约为18.9TcFe,包括11.5 Tcf天然气、652个假定回收乙烷、540个C3+NGLs和42个MMBbl石油。这意味着自2018年12月31日以来,预计探明储量增加了5%。这些储备预算是由我们的内部储备工程师和管理层准备的,并由我们的独立储备工程师审核。截至2019年12月31日,我们现有土地上大约有2 385个潜在的水平井位置,这些地点被归类为已证明、可能和可能。
我们经营以下行业:(一)天然气、天然气、天然气和石油的勘探、开发和生产;(二)销售过剩的公司运输能力;(三)通过我们对Antero中流公司的股权法投资,收集和加工天然气。如下文和本年度10-K表报告所述,自2019年3月13日起,我们不再合并Antero Midstream Partners的业绩。我们所有的行动都是在美国进行的。
简化交易和中流股票回购的结束
2019年3月12日,根据“简化协议”,(一)AMGP根据特拉华州的法律,从有限合伙转为一家公司,并更名为Antero Midstream Corporation;(Ii)Antero Midstream的一家间接全资子公司与Antero Midstream Partners合并并并入Antero Midstream Partners。合并后的合伙人作为Antero Midstream的一家间接全资子公司幸存下来。在收盘价方面,我们收到了2.79亿美元的现金和1.584亿股Antero Midstream的普通股,每股面值0.01美元,作为代表Antero有限合伙权益的98,870,335个普通股的考虑。中流伙伴。
55
目录
在关闭之前,我们对Antero Midstream Partners公共部门的所有权代表了Antero Midstream Partners大约53%的有限合伙人权益,我们合并了Antero Midstream Partners合伙人的财务状况和经营结果纳入我们的合并财务报表。这些交易导致了Antero有限合伙人权益的交换。中流合作伙伴,我们所拥有的普通股的安特罗中流,约31%的权益。因此,我们不再持有Antero的控股权。中流合作伙伴和现在有兴趣的Antero中流,提供了重大的影响,但不是控制,安特罗中流。因此,从2019年3月13日起,我们不再合并Antero。中流合作伙伴在我们的合并财务报表和帐户,我们的利益Antero中流使用权益会计方法。因为Antero中流合作伙伴公司不符合终止的业务Antero Midstream的要求截至2019年3月12日,合作伙伴的经营业绩继续列入我们的综合业务报表和综合收入(亏损)。
2019年12月16日,我们以每股5.1606美元的价格将安特罗中流公司普通股的19,377,592股出售给了安特罗中流公司,该股随后被安特罗中流公司注销,给我们带来的总收益为1亿美元。截至2019年12月31日,我们对安特罗中流的兴趣降至约28.7%。
安特罗中流拥有、经营和开发为我们的生产服务的中流能源资产。Antero中流公司的资产包括收集系统和压缩设施、水处理和处理设施,以及对加工和分馏工厂的兴趣,通过这些设备,Antero Midstream Partners及其附属公司根据长期固定费用合同向我们提供中流服务。
我们的收入来源
我们的收入主要来自天然气和石油生产的销售,以及在加工过程中从我们的天然气中提取的NGL的销售。我们的生产完全来自美国大陆,然而,我们的部分生产收入来自出口我们产品的客户。在2019年,我们的生产收入包括大约62%的天然气销售收入和38%的天然气和石油销售收入。天然气、天然气和石油价格本质上是不稳定的,受到许多我们无法控制的因素的影响。我们所有的生产都来自于天然气井,其中一些还生产通过加工提取的NGL和石油。
为了实现更可预测的现金流,并减少我们在下行价格波动中的风险敞口,我们利用衍生工具来对冲我们生产中很大一部分产品的未来销售价格。我们主要签订固定价格的天然气、天然气和石油交换合同,在这些合同中,我们接收或支付固定价格与所收到的可变市场价格之间的差额,以及对冲纽约商品交易所(“纽约商品交易所”)指数价格和当地指数价格之间差额的基础互换合同。在每个会计期间结束时,我们估计这些掉期的公允价值,因为我们没有选择对冲会计,我们认识到这些衍生工具的公允价值在收益中的变化。我们预计我们生产的价格和衍生工具的公允价值将继续波动。
营销收入主要来自于购买和销售第三方天然气和天然气以及向第三方销售过剩的公司运输能力的活动。
直到2019年3月12日,我们收集和加工、水处理和处理业务的大部分收入都来自我们对Antero中流合作伙伴的所有权和合并。
成本结构的主要组成部分
● | 租赁业务费用。这些是维持我们生产所需的运营成本。这些费用包括产出水的运输、处理和处置、监测生产井的劳动相关费用、维修、修理和修井费用。这些费用的费用水平可能因生产水量、油田服务的供求、活动水平和其他因素而有所不同。 |
● | 收集、压缩、加工和运输。这些费用包括从Antero Midstream购买服务的费用和支付给其他经营低和高第三方的费用输送我们的气体的压力收集系统。它们还包括从我们生产的天然气中加工和提取NGL的成本,以及将我们的天然气、NGL和石油运往市场的成本。我们经常长期进入固定价格-确保运输和加工能力的定期合同,其中可能包括最低数量承付款,如果这些费用不超过运力,这些费用就包括在这些费用中。与产能过剩有关的费用包括在营销费用中。 |
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目录
● | 生产税和从价税。生产税和从价税包括离职税和从价税。对于生产的天然气和石油,根据销售价格的一定百分比(而不是对冲价格)或国家当局规定的固定单位费率缴纳遣散税。从价税是根据我们的储备价值以及财产和设备的价值来支付的。 |
● | 营销费用。我们购买和销售第三方天然气和天然气和市场过剩的产能,我们有长期合同。营销成本包括购买第三方天然气和天然气的成本。我们还将公司运输成本分类,因为我们将这种过剩的产能销售给第三方,因此,在有足够的生产和基础设施以充分利用这一过剩产能之前,我们将与其签约的能力相关。为了保证主要管道的产能,我们为我们目前和未来的生产中的很大一部分签订了长期的、稳固的运输协议。 |
● | 勘探费用。这些费用主要是与租赁工作失败有关的费用,以及地质和地球物理费用,包括地震费用和未成功勘探干井的费用。在截至2018年12月31日和2019年12月31日的几年里,我们没有记录任何与探索性干洞相关的成本。 |
● | 石油和天然气性质的损害。这些费用包括减值和与到期租约有关的费用、设计减值和与不再计划投入服务的港口和发展系统有关的初始费用,以及由于未来商品价格较低而使已证实的财产减值。我们对到期或即将到期的租约收取减值费用,当我们根据剩余租赁条件、水库性能、大宗商品价格展望和未来开发面积计划等因素确定这些租约受到损害时,我们会收取减值费用。我们还在地质储集层的基础上记录已证实财产的减值费用,每当发生事件或情况发生变化时,财产的账面金额可能无法收回。在2018年12月31日终了的一年中,我们没有记录任何已证实财产的减损。在2019年12月31日终了的一年中,Utica页岩的账面价值超过了根据出售其他财产计算的Utica页岩资产的估计公允价值。因此,在截至2019年12月31日的一年中,我们记录了与Utica页岩经证实的财产有关的8.81亿美元减值费用。 |
● | 损耗、折旧和摊销。损耗、折旧和摊销(“DD&A”)包括系统地支出为获取、勘探和开发天然气、天然气和石油而产生的资本成本。作为一家成功的努力公司,我们将与我们的收购和开发努力以及所有成功的勘探努力相关的所有成本资本化,并使用生产方法的单位来分配这些成本。折旧是在资产的估计使用寿命内使用直线计算的. |
● | 一般和行政费用。这些费用包括间接费用,包括我们工作人员的薪金和福利、维持我们总部的费用、管理我们的生产和开发业务的费用、审计和其他专业费用、保险、法律费用和其他行政费用。一般费用和管理费也包括非现金权益补偿费用。有关我们的一般和行政开支的更多信息,见合并财务报表附注9。 |
● | 利息费用。我们为我们的部分资本支出、周转资金需求和收购提供资金,并在信贷贷款机制下借款,贷款利率基于libor或最优惠利率。因此,我们承担了大量的利息开支,这既受到利率波动的影响,也受到我们的融资决策的影响。十二月2099年,我们的2021年债券的固定利率为5.375%,本金余额为9.53亿美元;2022年债券的固定利率为5.125%,本金余额为9.23亿美元;2023年债券的固定利率为5.625%,本金余额为7.5亿美元;2025年债券的固定利率为5.00%,本金余额为6亿美元。 |
● | 所得税费用。我们要缴纳州和联邦所得税,但目前没有支付联邦所得税的现金税。我们的财务报表所得税支出与我们的联邦所得税负债之间的差异主要是由于在石油和天然气属性的税收和财务报表处理上的差异,非控制利益的影响,以及将未结算的商品衍生收益推迟到解决这些收益。我们确实支付了一些州所得税或特许税,其中州所得税或特许经营权税是根据收入以外的其他税种确定的。我们记录了递延所得税费用,只要我们的递延税负债超过了我们的递延税资产。我们的递延税资产和负债是由主要来自衍生品、石油和天然气资产以及NOL结转的税收和财务报表收入之间的临时差额造成的。在2019年12月31日,美国联邦和州NOL的结转额约为 分别为22亿美元和20亿美元,其中一些在2032年至2038年之间的不同日期到期,另一些则没有到期日。我们记录了延期估价津贴。 |
57
目录
2019年12月31日约47美元的税收资产百万相关的国家亏损结转,我们不相信我们将实现利益。然而,考虑到可变现的递延税资产的数额在短期内可能会发生变化,因为我们产生了应税收入,或者随着对未来应纳税收入的估计的减少。 |
业务结果
我们有三个经营部门:(1)天然气、天然气和石油的勘探、开发和生产;(2)天然气、天然气和石油的勘探、开发和生产。营销和利用过剩的公司运输能力的收集和加工;(3)股权法投资于安特罗中流公司。Antero中流公司的业务收入主要来自于Antero公司为我们的勘探和生产业务提供的服务的部门间交易中流搭档。所有部门间交易均在合并后取消,包括Antero提供的水处理和处理服务的收入中流合伙人,我们将其资本化为已证实的房地产开发成本。到2019年3月12日,Antero的结果中流合作伙伴包括在我们的合并财务报表中。从2019年3月13日起,Antero的结果中流合作伙伴不再合并在我们的结果中;然而,我们的部门披露包括我们未合并的附属公司的部分,因为它们对我们的业务很重要。关于会计事项的进一步讨论见合并财务报表附注3,关于应报告部分的披露情况,见合并财务报表附注18。营销收入主要来自于购买和销售第三方天然气和天然气以及市场和利用过剩的公司运输能力的活动。
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目录
2018年12月31日终了年度与2019年12月31日终了年度比较
我们的报告部分在2018年12月31日和2019年12月31日终了的年份的经营结果如下(千):
| 勘探 |
|
|
| 消除 |
|
| |||||||||
和 | 段间 | 合并 | ||||||||||||||
| 生产 |
| 市场营销 |
| 中流 |
| 交易 |
| 共计 |
| ||||||
截至2018年12月31日止的年度: | ||||||||||||||||
收入和其他: | ||||||||||||||||
天然气销售 | $ | 2,287,939 |
| — |
| — |
| — | 2,287,939 | |||||||
天然气液体销售 | 1,177,777 | — | — | — | 1,177,777 | |||||||||||
石油销售 | 187,178 | — | — | — | 187,178 | |||||||||||
商品衍生产品公允价值损失 | (87,594) | — | — | — | (87,594) | |||||||||||
收集、压缩、水处理和处理 | — | — | 1,027,939 | (1,006,595) | 21,344 | |||||||||||
市场营销 | — | 458,901 | — | — | 458,901 | |||||||||||
市场衍生产品公允价值收益 | — | 94,081 | — | — | 94,081 | |||||||||||
出售资产收益 | — | — | 583 | (583) | — | |||||||||||
其他收入(费用) |
| (87,472) |
| — |
| — |
| 87,472 | — | |||||||
共计 | $ | 3,477,828 |
| 552,982 |
| 1,028,522 |
| (919,706) | 4,139,626 | |||||||
业务费用: | ||||||||||||||||
租赁经营 | $ | 142,234 | — | 262,704 | (268,785) | 136,153 | ||||||||||
收集、压缩、处理和运输 | 1,792,898 | — | 49,550 | (503,090) | 1,339,358 | |||||||||||
生产和从价税 | 122,305 | — | 4,169 | — | 126,474 | |||||||||||
市场营销 | — | 686,055 | — | — | 686,055 | |||||||||||
勘探 | 4,958 | — | — | — | 4,958 | |||||||||||
油气性质损害 | 549,437 | — | — | — | 549,437 | |||||||||||
中流资产减值 | — | — | 9,658 | — | 9,658 | |||||||||||
资产退休债务的累积 | 2,684 | — | 135 | — | 2,819 | |||||||||||
损耗、折旧和摊销 | 841,645 | — | 130,820 | — | 972,465 | |||||||||||
一般和行政(不包括基于股权的补偿) | 131,964 | — | 40,556 | (2,590) | 169,930 | |||||||||||
股权补偿 | 49,341 | — | 21,073 | — | 70,414 | |||||||||||
或有购置考虑的公允价值变化 | — | — | (93,019) | 93,019 | — | |||||||||||
共计 | 3,637,466 | 686,055 | 425,646 | (681,446) | 4,067,721 | |||||||||||
营业收入(损失) | $ | (159,638) |
| (133,073) |
| 602,876 |
| (238,260) | 71,905 | |||||||
未合并附属公司的收益权益 | $ | — | — | 40,280 | — | 40,280 |
59
目录
|
|
|
|
| ||||||||||||
权益法 | 消除 | |||||||||||||||
投资于 | 段间 | |||||||||||||||
安特罗 | 交易和 | |||||||||||||||
勘探 | 中流 | 松散 | 合并 | |||||||||||||
与生产 | 市场营销 | 公司 | 附属公司 | 共计 | ||||||||||||
截至2019年12月31日止的年度: | ||||||||||||||||
收入和其他: | ||||||||||||||||
天然气销售 | $ | 2,247,162 | — | — | — | 2,247,162 | ||||||||||
天然气液体销售 | 1,219,162 | — | — | — | 1,219,162 | |||||||||||
石油销售 | 177,549 | — | — | — | 177,549 | |||||||||||
商品衍生产品公允价值收益 | 463,972 | — | — | — | 463,972 | |||||||||||
收集、压缩、水处理和处理 | — | — | 849,598 | (845,120) | 4,478 | |||||||||||
市场营销 | — | 292,207 | — | — | 292,207 | |||||||||||
其他收入(损失) |
| 5,812 | — | (57,010) | 55,358 | 4,160 | ||||||||||
共计 | $ | 4,113,657 |
| 292,207 |
| 792,588 |
| (789,762) | 4,408,690 | |||||||
业务费用: | ||||||||||||||||
租赁经营 | $ | 146,990 | — | 162,376 | (163,646) | 145,720 | ||||||||||
收集、压缩、处理和运输 | 2,257,099 | — | 41,013 | (151,465) | 2,146,647 | |||||||||||
生产和从价税 | 124,202 | — | 3,830 | (2,890) | 125,142 | |||||||||||
市场营销 | — | 549,814 | — | — | 549,814 | |||||||||||
勘探 | 884 | — | — | — | 884 | |||||||||||
油气性质损害 | 1,300,444 | — | — | — | 1,300,444 | |||||||||||
中流资产减值 | — | — | 776,832 | (762,050) | 14,782 | |||||||||||
损耗、折旧和摊销 | 893,161 | — | 95,526 | (73,820) | 914,867 | |||||||||||
出售资产损失 | 951 | — | — | — | 951 | |||||||||||
资产退休债务的累积 | 3,699 | — | 187 | (124) | 3,762 | |||||||||||
一般和行政(不包括基于股权的补偿) | 139,320 | — | 44,596 | (28,779) | 155,137 | |||||||||||
股权补偿 | 21,082 | — | 73,517 | (71,040) | 23,559 | |||||||||||
或有购置考虑的公允价值变化 | — | — | 8,076 | (8,076) | — | |||||||||||
合同终止和钻机堆垛 | 14,026 | — | — | — | 14,026 | |||||||||||
共计 | 4,901,858 | 549,814 | 1,205,953 | (1,261,890) | 5,395,735 | |||||||||||
营业收入(损失) | $ | (788,201) |
| (257,607) |
| (413,365) |
| 472,128 | (987,045) | |||||||
未合并附属公司的收益(损失)权益 | $ | — | — | 51,315 | (194,531) | (143,216) |
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2018年12月31日终了年度勘探和生产部门业绩与2019年12月31日终了年度相比
下表列出2018年12月31日终了年度勘探和生产部门与2019年12月31日终了年度相比的选定业务数据:
截至12月31日的年度, | .的数额 | 百分比 | ||||||||||
|
| 2018 |
| 2019 |
| (减少) |
| 变化 |
| |||
生产数据: | ||||||||||||
天然气(Bcf) | 710 | 822 | 112 | 16 | % | |||||||
C2乙烷(MBbl) | 14,221 | 15,861 | 1,640 | 12 | % | |||||||
C3+NGLs(MBbl) | 28,913 | 39,445 | 10,532 | 36 | % | |||||||
石油(MBbl) | 3,265 | 3,632 | 367 | 11 | % | |||||||
合并(Bcfe) | 989 | 1,175 | 186 | 19 | % | |||||||
每日联合生产(MMcfe/d) | 2,709 | 3,220 | 511 | 19 | % | |||||||
衍生产品结算前的平均价格 (1): | ||||||||||||
天然气(每麦克福)(2) | $ | 3.22 | $ | 2.74 | $ | (0.48) | (15) | % | ||||
C2乙烷(每Bbl) | $ | 12.14 | $ | 7.85 | $ | (4.29) | (35) | % | ||||
C3+NGLs(每个Bbl) | $ | 34.76 | $ | 27.75 | $ | (7.01) | (20) | % | ||||
石油(每桶) | $ | 57.34 | $ | 48.88 | $ | (8.46) | (15) | % | ||||
加权平均总和(每Mcfe) | $ | 3.69 | $ | 3.10 | $ | (0.59) | (16) | % | ||||
衍生产品结算后的平均实际价格 (1): | ||||||||||||
天然气(每麦克福) | $ | 3.65 | $ | 3.14 | $ | (0.51) | (14) | % | ||||
C2乙烷(每Bbl) | $ | 12.14 | $ | 7.85 | $ | (4.29) | (35) | % | ||||
C3+NGLs(每个Bbl) | $ | 33.25 | $ | 27.41 | $ | (5.84) | (18) | % | ||||
石油(每桶) | $ | 52.11 | $ | 50.92 | $ | (1.19) | (2) | % | ||||
加权平均总和(每Mcfe) | $ | 3.94 | $ | 3.38 | $ | (0.56) | (14) | % | ||||
平均费用(每个Mcfe): | ||||||||||||
租赁经营 | $ | 0.14 | $ | 0.13 | $ | (0.01) | (7) | % | ||||
收集、压缩、处理和运输 | $ | 1.81 | $ | 1.92 | $ | 0.11 | 6 | % | ||||
生产和从价税 | $ | 0.12 | $ | 0.11 | $ | (0.01) | (8) | % | ||||
营销费用(收益),净额 | $ | 0.23 | $ | 0.22 | $ | (0.01) | (4) | % | ||||
损耗、折旧、摊销和吸积 | $ | 0.85 | $ | 0.76 | $ | (0.09) | (11) | % | ||||
一般和行政(不包括基于股权的补偿) | $ | 0.13 | $ | 0.12 | $ | (0.01) | (8) | % |
天然气销售。天然气销售收入保持相对稳定,比上年减少4 100万美元,即2%。天然气产量的增加导致天然气销售额同比增长约3.58亿美元(按上年平均价格与上年平均价格之比计算),而我们价格的下降(不包括衍生产品结算的影响)约占全年天然气销售收入的3.99亿美元(按当年平均价格与当年产量之比计算)。
NGLS销售。NGLs的销售收入增加了4,100万美元,即4%。NGLs产量的增长约占全年销售收入的3.86亿美元(按年销售量与上年平均价格之比的变化计算),而我们价格的变化(不包括衍生产品结算的影响)约为3.45亿美元的同比产品收入(按年度平均价格与当前年产量的变化计算)。
石油销售。石油生产收入从2018年12月31日终了年度的1.87亿美元降至2019年12月31日终了年度的1.78亿美元,减少1 000万美元,即5%,原因是产量的增加被价格下降所抵消。
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在截至2019年12月31日的一年中,我们的天然气价格和收入包括南泽西天然气公司和南泽西资源集团有限责任公司(总称“SJGC”)因解决合同问题而产生的5 400万美元收益。这些与SJGC的争端对我们的天然气价格和前期收入产生了负面影响,其中包括2018年12月31日终了的一年。关于南泽西岛诉讼的更多信息,请参见合并财务报表附注15。
商品衍生产品公允价值损益。为了实现更可预测的现金流,并减少我们对价格波动的风险敞口,我们签订了固定价格互换合同、基础互换合同和项圈合同,当管理层认为我们的生产可以保证未来的销售价格时。因为我们没有将这些衍生工具指定为会计套期保值,所以它们没有得到套期保值会计处理。因此,所有按市价计价的损益,以及结算的衍生工具上的现金收入或付款,都在我们的业务报表中得到确认。在截至2018年12月31日和2019年12月31日的年度内,我们的商品套期保值导致衍生产品公允价值损失8800万美元,衍生产品公允价值收益464美元。分别是百万。大宗商品衍生品公允价值损益包括截至2018年12月31日和2019年12月31日终了年度结算衍生品收益的2.43亿美元和3.25亿美元现金收益。2018年12月31日终了年度的商品衍生产品公允价值损益还包括与在合同结算日期前货币化的衍生产品有关的3.7亿美元现金收益。
商品衍生产品公允价值损益因未来商品价格而异,在衍生品合约结算或货币化之前不影响现金流量。任何会计期间终了时的衍生资产或负债头寸,可在未来商品价格从会计期间终了时的水平上升或下降,或通过结算实现损益时,逆转。我们预计,今后商品价格和衍生工具的相关公允价值将继续波动。
租赁营运费用。勘探和生产部门的租赁运营费用从2018年12月31日终了年度的1.42亿美元增加到2019年12月31日终了年度的1.47亿美元,增长7%。这一增长主要是由于产量增加了19%。按单位计算,租赁业务费用从2018年12月31日终了年度的每麦克菲0.14美元降至2019年12月31日终了年度的0.13美元。按每个Mcfe计算的租赁业务费用减少的主要原因是,由于提高了业务效率和降低了费用,水处置费用减少了。
收集、压缩、处理和运输费用。收集、压缩、处理和运输费用从2018年12月31日终了年度的18亿美元增加到截至12月31日的23亿美元。2019年31。这主要是由于产量增加了19%。按每个Mcfe计算,收集、压缩、处理和运输费用总额从2018年12月31日终了年度的每个Mcfe 1.81美元增加到截至12月31日的1.92美元。2019年31。这一增加主要是由于加工和运输成本较高,因为NGL的生产在我们的总生产中所占的比例更高,水手东方2 NGL管道于2019年1月投入使用。
生产和从价税支出。生产和从价税总额从2018年12月31日终了年度的1.22亿美元增加到12月终了年度的1.24亿美元。31,2019年主要是生产收入增加的结果。按每麦克菲计算,生产税和从价税从2018年12月31日终了年度的0.12美元降至2019年12月31日终了年度的0.11美元。在截至2018年12月31日和2019年12月31日的年度中,生产和从价税占天然气、天然气和石油收入的百分比保持相对稳定,约为3.4%。
勘探费用。由于租赁活动减少,勘探费用从2018年12月31日终了年度的500万美元降至2019年12月31日终了年度的100万美元。
油气性质损害。石油和天然气资产减值从2018年12月31日终了年度的5.49亿美元增加到2019年12月31日终了年度的13亿美元,主要原因是俄亥俄州尤蒂卡页岩经证实的财产受损。我们对到期或即将到期的租约收取减值费用,当我们根据剩余租赁条件、水库性能、大宗商品价格展望和未来开发面积计划等因素确定这些租约受到损害时,我们会收取减值费用。
我们在地质储集层的基础上评估已证实的天然气、NGLs和石油特性的携带量,以便在情况发生或变化时,当某一财产的承载量可能无法收回时,对其进行损害评估。如果账面金额超过预计未贴现的未来净现金流量(按季度末的期货价格计算),我们将进一步评估我们已证实的财产,并记录减值费用,如果我们证明的财产的账面金额超过
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估计物业的公允价值。在2019年9月30日,Utica页岩的账面金额超过了根据未来带状商品价格估算的未来未贴现现金流。我们根据出售其他物业来估算Utica页岩资产的公允价值。因此,在截至2019年12月31日的一年中,该公司记录了与Utica页岩经证实的财产有关的8.81亿美元减值费用。
损耗、折旧和摊销费用。DD&A费用从2018年12月31日终了年度的8.42亿美元增加到2019年12月31日终了年度的8.93亿美元,主要是由于产量增加和与该生产相关的损耗。DD&A每Mcfe从2018年12月31日终了年度的每Mcfe 0.85美元降至2019年12月31日终了年度的0.76美元,原因是由于上述损害,生产物业的成本降低。
一般和行政费用。一般和行政费用(不包括基于股权的补偿费用)从2018年12月31日终了年度的1.32亿美元增加到2019年12月31日终了年度的1.39亿美元,主要原因是与这些交易有关的法律和其他费用增加。按单位计算,不计股权报酬的一般和行政费用下降了8%,从2018年12月31日终了年度的每麦克菲0.13美元降至2019年12月31日终了年度的0.12美元,因为2018年至2019年的开支增加被生产增长19%所抵消。截至2018年12月31日,我们拥有623名员工,截至2019年12月31日,我们拥有547名员工。
股权补偿费用。基于非现金股本的补偿费用从2018年12月31日终了年度的4900万美元降至2019年12月31日终了年度的2100万美元,原因是股权奖励被没收,业绩股费用不获确认,2018年期间以较高公允价值的股票大量归属,导致未来支出减少。当一项股权裁决被没收时,先前为该裁决确认的费用将被倒转。请参阅合并财务报表附注9,以获取更多关于股权补偿奖励的信息。
2018年12月31日终了年度的营销部分业绩与2019年12月31日终了年度相比
市场营销。在可行的情况下,我们购买和销售第三方天然气和天然气,并销售我们过剩的公司运输能力,或聘请第三方代表我们开展这些活动,以优化这些运输协议的收入。我们已经就我们目前和预期的生产中的很大一部分达成了长期的、稳固的运输协议,以保证我们有能力进入有利的市场。
营销收入分别为5.53亿美元和2.92亿美元,截至2018年12月31日和2019年12月31日终了年度的支出分别为6.86亿美元和5.5亿美元。
营销费用包括与当前产能过剩相关的公司运输成本以及第三方购买的天然气和天然气的成本。这包括截至2018年12月31日和2019年12月31日的一年的公司运输费用分别为1.71亿美元和2.52亿美元,这主要是由于向芝加哥和密歇根州市场输送天然气的落基山脉快车管道的费用增加。此外,营销部门在2018年12月31日终了的一年中实现了9 400万美元的公允价值收益,这与几个被确定为衍生工具的天然气购买和销售合同有关。有关这些营销衍生产品公允价值收益的更多信息,请参见合并财务报表附注11。
截至2018年12月31日和2019年12月31日,我们营销活动的运营亏损分别为2.27亿美元(不包括衍生产品公允价值收益),即每麦克菲0.23美元,以及2.58亿美元,即每麦克菲0.22美元。
根据目前预测的2020年年度生产指南,我们估计,根据可向第三方销售或用于运输第三方天然气的未利用能力的数量,到2020年,我们可能会因未使用的运输能力而每年为每个Mcfe承担0.10美元至0.12美元的净营销成本,并获取可变运输成本的正基差。我们的净营销费用预计将在2020年之后下降,这取决于我们对运输能力的利用,而运输能力将受到我们未来生产的影响,以及未来过剩运输能够向第三方销售的程度(如果有的话)。我们的2020年以后的生产前景要求我们的生产增长和更高的利用我们的运输能力。
安特罗中流公司2018年12月31日终了年度业绩与2019年12月31日终了年度相比
2018年全年和2019年1月1日至2019年3月12日期间,Antero Midstream Partners的业绩被纳入我们的合并财务报表。自2019年3月13日起,Antero Midstream Partners的业绩
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我们的结果不再巩固。关于交易的进一步讨论,见合并财务报表附注3。我们现在把我们对安特罗中流公司的兴趣解释为股权法投资。
安特罗中流公司Antero中流公司部门的收入从2018年12月31日终了年度的10亿美元降至7.93亿美元,其中包括2019年12月31日终了年度的客户关系摊销额5 700万美元,减少了2.36亿美元,即23%。营业收入减少的主要原因是淡水供应减少,而2019年12月31日终了年度其他流体处理服务的增加部分抵消了这一减少。与该部门有关的业务费用总额从2018年12月31日终了年度的4.26亿美元增加到12月31日终了年度的12亿美元。2019.增加的主要原因是,Antero Midstream废水处理设施、相关商誉和客户关系损失4.63亿美元,年度减值测试导致2.98亿美元与水处理部分商誉有关。
此外,Antero Midstream Partners在截至2018年12月31日和2019年12月31日的年度中,未合并子公司的收益分别为4 000万美元和5 100万美元。
讨论2018年12月31日终了年度未分配给各部分的项目与2019年12月31日终了年度相比
开水。在收购水处理和处理资产的同时,Antero Midstream同意向我们支付(A)1.25亿美元现金,如果Antero Midstream在2017年1月1日至2019年12月31日期间交付1.76百万桶或更多淡水;(B)如果Antero Midstream在2018年1月1日至12月期间交付2.19亿桶或更多淡水,则再支付1.25亿美元现金。31,2020年。截至2019年12月31日,Antero中流已交付了1.76多万桶,根据上文(A)项,这使我们有权获得1.25亿美元,因此,我们确认了与水费结算有关的其他收入。现金收入于2020年1月收到。
股权投资减值。在2019年12月31日,我们确定事件和情况表明账面价值经历了暂时的下降,我们记录了4.68亿美元的减值。安特罗中流公司股权法投资的公允价值是基于安特罗中流公司2019年12月31日的市场报价。
利息费用。利息支出从2018年12月31日终了年度的2.87亿美元降至2019年12月31日终了年度的2.28亿美元,原因是信贷机制借款利率下降,2019年未偿借款减少。利息支出包括截至2018年12月31日和2019年12月31日终了年度的递延融资费用非现金摊销约1 300万美元和1 100万美元。
所得税优惠。所得税福利从2018年12月31日终了年度的1.29亿美元降至2019年12月31日终了年度的7 400万美元,主要原因是非控制权益的减少以及我国混合法定税率的变动对递延税的影响。截至2019年12月31日,我国的总有效税率与法定的21%税率不同,这主要是由于非控制利息税和州税的影响。关于截至2018年12月31日和2019年12月31日终了年度的所得税备抵情况,请参见本年度10-K表其他部分所列合并财务报表附注13。
2018年12月31日和2019年12月31日,美国联邦和州NOL的结转额分别约为22亿美元和2.0美元。其中许多NOL在2032年至2038年之间的不同日期过期,而另一些则没有过期日期。与我们目前的解释不同的与减税和就业法案的通过有关的未来解释,以及根据最近颁布的联邦立法对州税法可能作出的修改,可能会对我们未来的应税地位产生重大影响。任何这种变化的影响将在收到这种解释或颁布立法的期间内记录下来。
2017年12月31日终了年度与2018年12月31日终了年度比较
请参阅2018年12月31日终了年度10-K表管理部门对财务状况和经营结果-业务结果的讨论和分析,以讨论2017年12月31日终了年度与2018年12月31日终了年度的业务结果。
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资本资源与流动性
我们的主要流动资金来源是业务活动提供的净现金,包括衍生产品的收益、信贷机制下的借款、发行债务和股票证券以及未合并附属公司的分配/股息。我们主要使用现金勘探、开发和获取石油和天然气属性。在我们继续发展储备的同时,我们不断监测有哪些资本资源,包括股本和债务融资,可以满足我们今后的财政义务、计划中的资本支出活动和流动性要求。我们未来在增加已探明的储备和生产方面的成功,将高度依赖于经营活动提供的净现金和我们可利用的资本资源。
截至12月2019年,我们在已证实的、可能的和可能的储备基地中有2 385个潜在的水平井位置,这将需要许多年的时间来开发。更具体地说,我们已证实的未开发储备,在未来5年内,估计需要26亿元的发展资本,才能全面发展与已证实储备有关的物业。
根据截至2019年12月31日的带钢价格,我们认为业务现金流将足以为此类未来的开发成本提供资金。有关开发已证实的未开发储量的风险的讨论,见“1A项”。风险因素因此,我们估计已证实的未开发储量可能最终不会得到开发或生产。“
此外,根据我们的股票回购计划,我们可以不时地回购我们的普通股。根据我们的股票回购计划,在截至2019年12月31日的一年中,我们以3900万美元回购并退休了13390,617股普通股。我们还可以通过现金购买、公开市场购买、私下谈判交易或其他方式,不时寻求退休或购买未偿债务证券。任何此类回购都将取决于当前的市场状况、我们的流动性要求、合同限制等因素。
在2019年第四季度,我们以17%的加权平均折扣回购了2.25亿美元的债务本金,包括我们5.375%到期的高级债券的一部分,即2021年11月1日到期的高级债券和我们将于12月1日到期的5.125%的高级债券。2022年我们认识到,在早日消除所回购的债务方面,获得了大约3 600万美元的收益。
信贷机制的借款基数为45亿美元,目前的贷款人承诺额为2.64美元十亿借款基础每年根据某些因素重新确定,这些因素包括我们的储量、天然气、天然气和石油商品价格,以及我们的对冲投资组合的价值。下一次重新确定借款基数的时间定于2020年4月。关于信贷机制下借款基础减少的风险的讨论,见“项目1A”。危险因素- 如果商品价格下跌,信贷机制下的借贷基础可能会减少,这可能会妨碍或阻止我们满足未来的资本需求。我们亦可能被要求提供额外的抵押品,以确保我们在某些合约安排下的表现,这会对我们信贷安排下的可动用流动资金造成不利影响。“
我们的大宗商品对冲头寸为我们提供了额外的流动性,因为尽管天然气、天然气或石油的价格可能下降,但它使我们相对肯定地获得了我们未来预期业务收入的很大一部分。我们有能力为现金进行大量的额外收购,这就需要我们利用信贷贷款机制的借款或获得额外的股本或债务融资,而我们可能无法以我们可以接受的条件获得这些资金或债务,或者根本无法获得这些资金或债务。信贷贷款由25家银行组成的银团提供资金。我们认为,该集团的参与者有能力为其目前的承诺提供资金。如果一家或多家银行不能这样做,我们可能无法完全获得信贷贷款。
截至2019年12月31日,我们的合并资本支出总额约为1.4美元。10亿美元,包括钻井和竣工支出13亿美元,租赁增加8 900万美元,收集和压缩支出4 800万美元,水处理和处理支出2 400万美元,以及其他资本支出700万美元。我们2020年的资本预算是12亿美元。我们的预算包括:用于钻井和完井的11.5亿美元和用于租赁的支出5 000万美元。我们不为收购做预算。在2020年,我们计划平均运营4个钻井平台和3到4个完井人员,我们计划在2020年在Marcellus和Utica Shales完成120至130口水平井。我们定期审查我们的资本支出,并根据流动性、钻探结果、租赁收购机会和商品价格调整我们的预算和分配。
此外,在2019年12月,我们宣布了一项资产出售计划,根据该计划,我们预计到2020年将执行7.5亿美元至10亿美元的资产货币化机会,其中包括对冲重组以及租赁面积、矿产、生产财产或我们持有Antero Midstream普通股股份的处置。我们希望用从
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这个计划是为了减少负债。我们在2019年12月出售了1亿美元的AnteroMidstream普通股,从而启动了这一计划。
根据截至2019年12月31日的剥离价格,我们认为来自经营现金流的资金、信贷机制下的可用借款、资本市场交易、未合并附属公司的分配/股息以及我们资产出售计划的收益将足以满足我们的现金需求,包括正常经营需求、偿债义务、资本支出以及至少在未来12个月的承付款和意外开支。月份。有关我们未偿债务的更多信息,见“-债务协议和合同义务”。
现金流量
下表汇总了截至2017年12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日终了年度的现金流量:
截至12月31日的年度, | ||||||||||
(单位:千) |
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
| |||
经营活动提供的净现金 | $ | 2,006,291 | $ | 2,081,987 | 1,103,458 | |||||
用于投资活动的现金净额 | (2,461,630) | (2,350,724) | (1,041,490) | |||||||
筹资活动提供的现金净额 | 452,170 | 240,296 | 557,564 | |||||||
Antero中流合作伙伴LP的解聚效应 | — | — | (619,532) | |||||||
现金和现金等价物净减额 | $ | (3,169) | $ | (28,441) | — |
我们截至2017年12月31日、2018年和2019年12月31日的合并现金流量表包括2019年3月13日之前与Antero中流合作伙伴有关的现金流量。自2019年3月13日起,该公司的现金流仅包括与Antero有关的经营、投资和融资活动,因此,截至2017年12月31日、2017年、2018年和2019年的现金流量并不代表我们预期的未来现金流。详情见合并财务报表附注3。
2018年12月31日终了年度与2019年12月31日终了年度比较
业务活动提供的现金流量
截至12月份,业务活动提供的现金净额分别为21亿美元和11亿美元。分别为31、2018和2019年。2018年至2019年期间,业务现金流减少,主要原因是Antero中流合作伙伴的解散导致收集、压缩、处理和运输费用增加,衍生货币化和结算收益与上一期间相比减少3.7亿美元。
我们的净经营现金流对许多变量很敏感,其中最重要的是天然气、天然气和石油价格的波动,以及可归因于商品衍生品结算的现金流量的波动。天然气、天然气和石油的价格主要取决于当前的市场条件。区域和世界范围的经济活动、天气、进入市场的基础设施能力以及其他变量影响着这些产品的市场条件。这些因素超出了我们的控制范围,很难预测。有关价格变动对我们财务状况的影响的其他信息,请参阅“项目”。7A.市场风险的定量和定性披露。“
用于投资活动的现金流量
用于投资活动的现金流量从2018年12月31日终了年度的24亿美元减少到2019年12月31日终了年度的10亿美元,主要原因是2019年12月31日终了年度资本支出比2018年同期减少7.88亿美元,并减少了2018年12月31日终了年度与交易有关的2.97亿美元收益。关于交易的进一步讨论,见合并财务报表附注3。
此外,投资活动中的现金流量包括Antero中流的支出到2019年3月12日,合作伙伴涉及中流和水处理基础设施的建设以及合资企业的投资。从2019年3月13日起,这些支出不再合并在我们的结果中。不包括Antero中流合作伙伴,截至2018年12月31日和2019年12月31日的资本支出分别为17亿美元和13亿美元。
石油和天然气属性资本支出总额从2018年12月31日终了年度的15亿美元降至2019年12月31日终了年度的12亿美元,原因是钻井和完井活动减少,效率提高,
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削减费用。水处理和处理系统的资本支出从2018年12月31日终了年度的9 800万美元减少到2019年12月31日终了年度的2 400万美元,收集和压缩系统的资本支出从4.44亿美元减少到2019年12月31日终了年度的4 800万美元。水处理和处理系统以及收集和压缩系统的资本支出减少的原因仅包括截至2019年12月31日的年度,包括Antero Midstream Partners通过2019年3月12日解除团结日开展的活动,而2018年12月31日终了的一年中流伙伴的活动包括Antero Midstream Partners整个期间的活动。此外,Antero对合资企业的投资中流由于截至2019年3月12日的解散,合作伙伴公司减少了1.11亿美元,从2018年12月31日终了年度的1.36亿美元降至2019年12月31日终了年度的2500万美元。
我们2020年的综合勘探和生产资本预算是1.2美元。十亿我们的资本预算可能会根据业务情况进行调整,因为资本支出的数额、时间和分配基本上是自行决定和控制的。如果天然气、天然气和石油价格下降到不能产生可接受的公司回报的水平,或者成本上升到不能产生可接受的公司回报水平,我们可以选择将预算中的很大一部分资本支出推迟到较晚的时期,以便在流动资金的来源和使用之间实现预期的平衡,并优先考虑我们认为具有最高预期回报和可能产生短期现金流量的资本项目。我们经常监测和调整我们的资本支出,以响应商品价格的变化、融资的可得性、钻井和购置成本、行业状况、监管批准的时间、钻机的供应、钻井活动的成功与否、合同义务、内部产生的现金流以及我们内外的其他因素。
融资活动提供的现金流量
在截至2018年12月31日和2019年12月31日终了的年份,融资活动提供的净现金流量分别为2.4亿美元和5.58亿美元。增加3.18亿美元的主要原因是资本市场交易和长期债务的变化,包括发行了6.5亿美元的高级票据,但被偿还1.91亿美元的高级票据部分抵消。
此外,根据2018年第四季度推出的股票回购计划,在截至2018年12月31日的一年中,Antero以1.299亿美元回购并退出了9144796股普通股,并在截至2019年12月31日的一年中以3900万美元回购了13390 617股普通股。
信贷机制的净借款从2018年12月31日终了年度的6.6亿美元减少到2019年12月31日终了年度的2.32亿美元,主要原因是发行上述高级票据提供了额外资金。
2017年12月31日终了年度与2018年12月31日终了年度比较
请参阅2018年12月31日终了年度表10-K年度报告中管理部门对财务状况和运营结果-资本资源和流动性的讨论和分析,以了解2017年12月31日终了年度的现金流量与2018年12月31日终了年度相比的情况。
债务协议和合同义务
高级有担保循环信贷机制。信贷贷款机构与银行放款人组成了一个财团。信贷安排下的借款受到基于我们资产抵押品价值的借款基数限制,并须定期每年重新确定。截至2019年12月31日,借款基数为45亿美元,贷方承诺额为26.4亿美元。下一次重新确定借款基数的时间定于2020年4月底。截至2019年12月31日,我们有5.52亿美元贷款,加权平均利率为3.28%,623美元在信贷机制下有百万份未付信用证。十二月2018年,我们有4.05亿美元的借款和6.85亿美元的信用证未偿还,加权平均利率为3.95%。信用工具的到期日是(I)2022年10月26日和(Ii)日期,即任何一系列Antero高级票据最早声明的赎回日期前91天,然后是未偿还的。
根据信贷安排,“投资等级期”是指,只要没有发生违约事件,Antero选择向行政代理人发出通知,称Antero至少收到了(I)BBB或更高的标准普尔评级,或(Ii)穆迪的Baa 3或更高评级(“投资评级”)中的至少一个。投资等级期可在安特罗当选时结束。
在不属于投资等级期的任何时期内,信贷贷款都可按比例由Antero的所有财产和Antero受限制子公司提供的担保(视情况而定)抵押担保。在投资等级期间,担保信贷贷款义务的留置权应自动解除(但须遵守信贷机构的规定)。信贷安排包含某些契约,包括对负债和股息的限制,以及对以下方面的要求:
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周转金和利息覆盖率。利息是以libor或按Antero在借款时选择的最优惠利率确定的可变利率支付的。在投资等级期内,适用于信用工具借款的保证金是参照Antero的信用评级确定的,其幅度比非投资级期间的利率低0.125%至0.50%,这取决于Antero在信贷工具下的信用评级和使用情况。在不属于投资等级期的任何期间,适用于信贷机制借款的保证金是参照信贷机制下的使用情况确定的。有关利率变动对在这些安排下支付利息的影响的资料,请参阅“项目表”。7A.市场风险的定量和定性披露。“
信贷贷款机制包含限制性契约,可能限制我们的能力,除其他外:
● | 负债增加; |
● | 出售资产; |
● | 向他人提供贷款; |
● | 投资; |
● | 进行兼并; |
● | 派息; |
● | 对冲未来生产; |
● | 产生留置权;以及 |
● | 未经放款人事先同意进行某些其他交易。 |
在任何不属于投资等级期的期间,信贷基金要求Antero及其受限制的子公司在每个会计季度结束时保持以下两种财务比率:
● | 流动资产与流动负债(不包括衍生负债)的比率不少于1.0:1.0,即流动资产(包括设施下的任何未用借款基数及不包括衍生资产)与流动负债(不包括衍生负债)的比率;及 |
● | 利息覆盖率,是指最近四个季度EBITDAX(由信贷安排协议确定)与利息费用的比率,不低于2.5比1.0。 |
在投资等级期间,信贷基金要求Antero及其受限制的子公司在每个财政季度结束时保持以下三种财务比率:
● | 流动资产与流动负债(不包括衍生负债)的比率,即流动资产(包括设施下未使用的借款基数和不包括衍生资产)与流动负债(不包括衍生负债)的比率不低于1.0:1.0; |
● | (由信贷安排协议界定)与EBITDAX(信贷安排协议所界定)的总负债比率不超过4.25至1.00;及 |
● | 最近发布的储备报告中反映的PV-9与其不低于1.50至1.00的总负债的比率,但前提是Antero没有(I)穆迪的Baa 3或更高的无担保评级,(Ii)BBB的标准普尔(S&P)的无担保评级-或更高。 |
截至12月,我们遵守了适用的公约和比率。2018年12月31日和2019年12月31日。我们的实际借贷能力可能会受到财务比率公约的限制。截至2019年12月31日,我们的流动比率为5.25比1.0(根据信贷安排下45亿美元的借款基数计算),我们的利息覆盖率为5.95比1.0。
Antero Resources高级注释。11月5日2013年,我们按面值发行了2021张纸币。2021年票据无担保,在担保信贷贷款的抵押品价值范围内,实际上从属于信贷贷款机制。2021年的音符等级与我们其他优秀的高级音符相当。2021年的票据由我们的全资子公司和某些未来的受限制子公司以完全、无条件、联合和几个高级无担保的方式担保。2021年纸币利息如下
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五月一日及十一月每年一次。我们可随时赎回全部或部分2021年纸币,赎回价格为100.00%。如果我们改变控制,然后评级下降,2021年债券的持有人将有权要求我们以相当于2021年票据本金101%的价格回购全部或部分债券,外加应计利息和未付利息。
五月六日2014年,我们按面值发行了2022张纸币。九月十八日2014年,我们在2022年发行的债券中,又发行了5亿美元,相当于票面价值的100.5%。2022年的票据无担保,在担保信贷贷款的抵押品价值范围内,实际上从属于信贷贷款机制。2022年的音符与我们其他优秀的高级音符相当。2022年的票据由我们的全资子公司和某些未来受限制的子公司以完全、无条件、联合和几个高级无担保的方式担保。2022年债券的利息将于6月1日及12月支付。每年一次。我们可随时赎回全部或部分2022年纸币,赎回价格由目前的101.281%至6月1日或之后的100.00%不等。2020年。如果我们改变控制,然后评级下降,2022年债券的持有人将有权要求我们以相当于2022年票据本金101%的价格回购全部或部分债券,外加应计利息和未付利息。
2015年3月17日,我们发行了5.625%高级债券中的7.5亿美元,将于6月1日到期。2023(“2023音符”)。2023张票据是无担保的,在担保信贷贷款的抵押品价值范围内,实际上从属于信贷贷款机制。2023年的音符与我们其他优秀的高级音符相当。2023年的票据由我们的全资子公司和某些未来受限制的子公司以完全、无条件、联合和几个高级无担保的方式担保。2023年债券的利息将於6月1日及12月支付。每年一次。我们可随时赎回全部或部分2023年纸币,赎回价格为102.813%至100.00%,于6月1日或该日后。2021年如果我们改变控制,然后评级下降,2023年债券的持有人将有权要求我们以相当于2023年票据本金101%的价格回购全部或部分债券,外加应计利息和未付利息。
2016年12月21日,我们发行了6亿美元的5.00%的高级债券,将于2025年3月1日面额发行(“2025年”)。2025年的票据是无担保的,在担保信贷贷款的抵押品的范围内,实际上从属于信贷贷款机制。2025年的音符与我们其他优秀的高级音符相当。2025年的票据由Antero Resources的全资子公司和某些未来受限制的子公司以完全、无条件、联合和几个高级无担保的方式担保。2025年债券的利息应于每年3月1日和9月1日支付。我们可以在2012年3月1日或之后的任何时候赎回全部或部分2025年的票据,赎回价格从2012年3月1日或之后的103.750%到2023年3月1日以后的100.00%不等。此外,在2020年3月1日或之前,如果满足某些条件,我们可以赎回2025年债券本金总额的35%,以及某些股票发行的现金收益净额,赎回价格为2025年票据本金的105.00%,外加应计利息和未付利息。在2020年3月1日前的任何时候,我们也可以全部或部分赎回2025年票据,其价格相当于2025年票据本金的100%,加上“完全”溢价和应计利息和未付利息。如果评级下调后我们的控制发生变化,2025年债券的持有者将有权要求我们以相当于2025年债券本金101%的价格回购全部或部分债券,外加应计利息和未付利息。
我们利用发行高级债券所得的收益,偿还信贷安排下未偿还的借款,赎回先前发行的高级票据,以及开发我们的石油和天然气资产。
每一张高级票据都包含限制性契约,并限制我们承担额外债务的能力,除非维持2.25:1的形式上的最低利率比率要求。截至2018年12月31日和2019年12月31日,我们遵守了这些公约。
我们可以不时通过现金购买和/或股票证券交易所、公开市场购买、私下谈判交易或其他方式,寻求退休或购买我们的未偿债务。这种回购或交换(如果有的话)将取决于当前的市场条件、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。所涉数额可能是实质性的。在2019年第四季度,我们以17%的加权平均折扣回购了2.25亿美元的本金债务,包括2021年和2022年债券的一部分。该公司确认,在提前清偿所回购的债务后,获得了约3 600万美元的收益。
财务管理机制。我们有一张循环票据,向贷款人提供最多25美元的贷款。百万现金管理债务,以方便我们的日常财务管理。循环票据下的借款由信贷贷款担保。循环票据下的借款以贷款人的最优惠利率加1.0%的利率支付利息。该票据将于2020年6月1日到期。截至2018年12月31日,公司综合资产负债表中包括了540万美元的“其他流动负债”,截至2019年12月31日,该循环票据下没有任何未偿借款。
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合同义务。截至12月的合同义务概述下表列出2019年的情况。表中不包括对未合并附属公司的资本捐款,因为无法预先确定债务的数额和时间。
截至12月31日的年度, | |||||||||||||||||||||
(单位:百万) | 2020 |
| 2021 |
| 2022 |
| 2023 |
| 2024 |
| 此后 |
| 共计 |
| |||||||
记录的合同义务: | |||||||||||||||||||||
信贷贷款(1) | $ | — | 552 | — | — | — | — | 552 | |||||||||||||
安特罗高级债券-校长(2) |
| — |
| 953 |
| 923 |
| 750 | — | 600 | 3,226 | ||||||||||
Antero高级笔记-利息(2) | 171 | 145 | 119 | 51 | 30 | 30 | 546 | ||||||||||||||
经营租赁 (3) | 304 | 265 | 284 | 314 | 342 | 1,378 | 2,887 | ||||||||||||||
融资租赁(3) | — | 1 | 1 | — | — | — | 2 | ||||||||||||||
计算租赁权益(3) | 318 | 289 | 259 | 225 | 188 | 474 | 1,753 | ||||||||||||||
资产退休债务(4) | — | — | — | — | — | 55 | 55 | ||||||||||||||
未记录的合同债务: | |||||||||||||||||||||
公司运输(5) | 1,105 | 1,077 | 1,034 | 1,057 | 1,017 | 7,907 | 13,197 | ||||||||||||||
处理、收集和压缩服务(6) | 55 | 54 | 54 | 59 | 59 | 153 | 434 | ||||||||||||||
钻井完井 | 30 | — | — | — | — | — | 30 | ||||||||||||||
土地支付义务 (7) | 5 | 3 | — | — | — | — | 8 | ||||||||||||||
共计 | $ | 1,988 |
| 3,339 | 2,674 |
| 2,456 |
| 1,636 |
| 10,597 |
| 22,690 |
(1) | 包括截至2019年12月31日的未清本金。此表不包括信用机制的未来承付费、利息费用或其他费用,因为它们是浮动利率工具,我们无法准确地确定未来贷款预付款、还款或未来利率的收取时间。信用工具的到期日是(I)2022年10月26日和(Ii)提前91天,即最早宣布赎回我们当时尚未偿还的一系列高级票据。 |
(2) | 我们的高级音符包括2021年音符、2022年音符、2023年音符和2025年音符。 |
(3) | 包括钻井平台和完井船队提供的服务合同、处理、收集和压缩服务协议,以及在2020年1月至2021年11月期间到期的办公和设备租赁合同。表中的数值代表我们承诺支付的总额;然而,我们将根据我们的工作利益在财务报表中记录我们按比例分摊的费用。有关我们的经营和融资租赁的更多信息,请参见合并财务报表附注12。 |
(4) | 表示我们资产退休债务的现值。我们的资产退休责任的最终结算金额和时间,都不能预先准确决定;不过,我们相信在未来5年内,可能会有一小部分债务得以清偿。 |
(5) | 包括与各种管道的牢固运输协议,以方便我们的产品交付市场。这些合同承诺我们将以谈判商定的价格运输最低日天然气或天然气的数量,或按规定的订票费率支付任何缺陷的费用。本表中的金额反映了我们的最低每日预订费。表中的价值是我们承诺支付的总额;然而,我们将根据我们的工作利益和销售给第三方的任何超额公司运输费用的净额,在我们的财务报表中记录我们按比例分摊的费用。这些协议中没有一项被确定为租约。 |
(6) | 处理、收集和压缩服务协议的合同承诺是长期协议下的最低承诺,不作为租约入账。这包括向Antero Midstream和MarkWest拥有的合资企业支付的费用。表中的数值代表我们承诺支付的总额;然而,我们将根据我们的工作利益在财务报表中记录我们按比例分摊的费用。确定为租赁的债务列入上表的融资和经营租赁。 |
(7) | 包括土地收购协议的合同承诺。表中的数值是根据这些安排应支付的最低付款。这些协议中没有一项被确定为租约。 |
关键会计政策和估计
对我们的财务状况和业务结果的讨论和分析是根据我们根据公认会计原则编制的合并财务报表进行的。在编制我们的财务报表时,我们必须对报告的资产、负债、收入和支出以及相关的或有资产和负债的披露作出估计和假设。某些会计政策涉及的判断和不确定性程度如此之大,以至于在不同的条件下或在不同的情况下报告的数额有相当大的不同的可能性。
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使用了假设。我们定期评估我们的估计和假设。我们估计的基础是历史经验和其他各种在当时情况下被认为是合理的假设,这些假设的结果构成了对其他来源不容易看出的资产和负债的账面价值作出判断的基础。实际结果可能与编制合并财务报表时使用的这些估计和假设不同。我们更重要的会计政策和估计包括成功的努力方法,核算我们的生产活动,估计天然气,天然气和石油储备数量和未来现金流量的标准化计量,以及已证实财产的减值。我们提供了一个更广泛的讨论,我们更重要的会计政策,估计和判断以下。我们认为,这些会计政策反映了我们在编制综合财务报表时使用的更为重要的估计和假设。关于管理层提出的额外会计政策和估计数的讨论,见综合财务报表附注2。
成功努力法
公司对其天然气、天然气、石油勘探开发活动进行了成功的会计核算。在成功的努力方法下,购置、钻探和完成生产井、开发井和未开发租约的费用被资本化。石油和天然气租赁购置费用也被资本化。勘探费用,包括人事和其他内部费用、地质和地球物理费用、天然气和石油租赁的延迟租金以及与不成功的租赁购置有关的费用,按发生的费用入账。勘探钻探费用最初是资本化的,但如果我们确定这口井不包含商业上可行的数量的储量,则计入费用。该公司在每个季度末审查与正在进行的油井有关的勘探费用,并根据当时已知的钻井结果,确定这些费用是否应继续资本化,以等待进一步的试井和结果,还是由费用支付。在截至2017年12月31日、2018年和2019年12月31日为止的几年里,我们没有支付任何此类费用。出售已证实财产的部分权益作为成本回收入账,只要这种处理不显著影响单位的生产摊销率,就不承认任何损益。生产财产的所有其他销售均确认损益。
有大量购置费用的未经证实的财产按财产基础评估减值,任何价值的减值都记在费用项下。减值是根据剩余的租赁条件、钻探结果、储层表现、商品价格展望和今后开发面积的计划来评估的。未证实的财产和相关费用在发现财产或以其他方式归属于该财产时转移到已证实的财产。出售未证明财产的部分权益所得作为成本回收,在收回成本之前不确认任何损益。在截至2017年12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日终了的年份,与未证实财产相关的石油和天然气财产减值分别为1.6亿美元、5.49亿美元和3.93亿美元。
当我们进入一个新的勘探领域时,成功的努力核算方法会对我们的业务成果产生重大影响,因为我们期望找到一个天然气和油田,这将是未来开发钻井活动的重点。最初的勘探井可能不成功,如果未找到经济数量的储量,则将予以支出。地震费用可能很大,一旦发生,就会造成额外的勘探费用。此外,成功的努力会计方法的应用需要管理判断,以确定被指定为开发或勘探的油井的适当分类,这将最终决定对所产生的费用进行适当的会计处理。
天然气、天然气、石油储量及未来现金流量的标准化计量
我们的内部技术人员准备天然气,NGL和石油储量的估计和相关的未来净现金流量,由我们的独立储备工程师审计。目前的会计准则只允许在我们的财务报表披露中列入已证实的天然气、天然气和石油储量。证交会将探明储量定义为天然气、天然气和石油的估计量,地质和工程数据显示,在现有经济和运行条件下,未来几年可以从已知储层中合理地回收这些储量。探明未开发储量包括预期在五年内钻探和开发的储量;五年内未在预定时间内钻探的油井,从已探明储量改划为可能的储量。储量用于我们的耗竭计算和评估我们的石油和天然气属性的账面价值。
我们的独立后备工程师和内部技术人员在编制储备估计数时,必须根据他们的专业判断作出一些主观假设。储备估计数考虑到每个领域最近的生产水平和其他技术信息。天然气、天然气和石油储备工程是估算地下天然气、天然气和石油储量的主观过程,无法精确测量。任何储量估计的准确性取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断的质量。由于若干因素,可能需要对储量估计数和未来现金流量进行定期修正,包括储层动态、新钻井、天然气和石油价格、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济数据。
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因素。因此,储量估计通常不同于最终回收的天然气、天然气和石油的数量。我们无法预测未来准备金调整的数额或时间。如果这些修正是重大的,它们可能会对未来资本化成本的摊销率产生重大影响,并导致可能是重大的资产减值。
证明性质的损害
我们在地质储集层的基础上评估已证实的天然气、NGL和石油特性的账面金额,无论何时发生的事件或情况的变化表明某项财产的账面金额可能无法收回。根据GAAP对成功努力的核算,如果账面金额超过估计的未来未贴现净现金流量(用季度末的期货价格衡量),我们将进一步评估我们已证实的财产,并记录一项减值费用,如果我们已证实的财产的账面价值超过估计的公允价值。
在截至2017年12月31日和2018年12月31日这几年中,我们没有记录任何已证实财产的减损。在2019年12月31日终了的一年中,Utica页岩的账面价值超过了根据出售其他财产计算的Utica页岩资产的估计公允价值。因此,在截至2019年12月31日的一年中,我们记录了与Utica页岩经证实的财产有关的石油和天然气资产减值8.81亿美元。
根据目前的未来商品价格,我们目前预计在不久的将来不必为我们已证实的财产记录任何减值费用。我们估计,如果条子价格比2019年12月31日的未来价格水平下降约3.25%,我们的Utica房产的未来净收入估计将接近这些房产的账面金额,并需要进一步评估这些房产的公允价值,以确定在GAAP下是否需要减值费用。对于我们的Marcellus房产,剥离定价必须从2019年底的水平下降3.25%以上,然后才需要对这些房产进行进一步评估,以确定在GAAP下是否需要减值费用。然而,我们无法比期货市场更准确地预测商品价格。
公允价值计量
财务会计准则委员会(“FASB”)会计准则编纂专题820,公允价值计量和披露明确了公允价值的定义,建立了公允价值计量的框架,提出了公允价值计量的披露要求。本指南还涉及所有不定期确认或披露的非金融资产和负债(例如,初始确认资产退休义务和长期减值生活资产)。公允价值是我们估计在计量日市场参与者之间有秩序的交易中出售资产或转移负债的价格。公允价值层次结构用于对用于估计公允价值的评估技术的投入进行优先排序。受公允价值要求约束的资产或负债根据对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平在层次结构中进行分类。我们对整个公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断,并考虑资产或负债特有的因素。对于相同的资产或负债,在活跃的市场中,最高优先级(一级)是未调整的市场价格,最低的优先级(一级优先)。3)给出了不可观测的输入。二级投入是指不包括在第1级内的报价以外的可直接或间接观察到的资产或负债的数据。
根据权益会计方法,我们对未合并的Antero中流公司的投资进行了核算。我们评估我们的权益法投资的减值,当事件或情况的变化表明,在管理层的判断,这种投资的账面价值可能经历了一个非暂时的价值下降。当出现价值损失的证据时,管理层将投资的公允价值与投资的账面价值进行比较,以确定是否发生了潜在的损害。如果公允价值低于账面价值,而管理层认为价值下降不是暂时的,则账面价值超过公允价值的部分在财务报表中被确认为减值损失。关于我们权益法投资的进一步讨论,见综合财务报表附注9。
在2019年12月31日,我们确定事件和情况表明账面价值经历了暂时的下降,我们记录了4.68亿美元的减值。股票法对中流投资的公允价值是以2019年12月31日(1级)Antero Midstream的市场普通股价格为基础的。
所得税
我们要缴纳州和联邦所得税,但目前还没有支付联邦所得税的现金税。我国的财务报表所得税支出与联邦所得税负债之间的差异主要是由于油气资产的税收和财务报表处理以及NOL结转使用的差异所致。我们的递延税资产和负债主要来自于税收和财务报表收入之间的临时差额。
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衍生产品、石油和天然气特性以及净运营亏损结转。我们产生了营业净亏损结转,其中一些在2032年至2038年的不同日期到期,而另一些则没有到期日,因此确认了大量递延税款资产。我们记录递延所得税费用,只要我们的递延税负债超过我们的递延税资产。我们记录递延所得税福利,只要我们的递延税款资产超过我们的递延税负债。
当我们相信我们的全部或部分递延税收资产不会被变现时,我们就会记录评估备抵额。在评估我们的递延税资产的可变现性时,管理层会考虑某些部分或全部递延税资产是否会根据更有可能而非标准的判断来变现。递延税资产的最终实现取决于我们是否有能力在可扣减的递延税资产期间产生未来的应税收入。管理层在进行这一评估时,考虑到推迟纳税负债、预计未来应纳税收入的预定逆转以及税务规划战略,这些估计可能由于我们无法控制的未来意外事件或情况而不准确,包括商品价格的变化或税收法律和条例的变化。被视为可变现的递延税资产的数额可根据实际产生的应税收入数额或作为对未来应纳税收入变化的估计而变化。截至2019年12月31日,我们已确认营业净亏损结转的估值津贴为4700万美元,我们预计不会意识到这主要归因于我们不再经营的状态。
递延纳税资产和负债的计算涉及复杂的税收法律法规的适用过程中的不确定性。我们在财务报表中确认,那些我们认为更有可能-而不是-在国税局或国家税收当局审查后不会维持的税收状况。
新会计公告
2018年8月,FASB发布了ASU第2018-13号“公允价值计量:披露框架-公允价值计量披露要求的变化”,其中规定了对某些公允价值披露要求的修改。本ASU适用于2019年12月15日以后开始的年度报告期间和这些年度期间内的中期报告,并允许早日通过。预计这一最新情况的通过不会对我们的合并财务报表产生重大影响。
表外安排
截至2019年12月31日,我们还没有-公司运输、天然气加工和分拆、收集、压缩服务和土地支付义务的合同承诺以外的资产负债表安排。关于我们在这些协议下的承诺,见“-债务协议和合同义务-合同义务”。
第7A项市场风险的定量和定性披露
以下资料的主要目的是提供以下资料-寻找关于我们潜在的市场风险敞口的定量和定性信息。“市场风险”一词是指天然气、天然气和石油价格以及利率的不利变化所造成的损失风险。这些披露并不是未来预期损失的准确指标,而是合理可能发生的损失的指标。这些前瞻性的信息提供了我们如何看待和管理我们正在进行的市场风险敞口的指标.
商品套期保值活动
我们的主要市场风险暴露在我们为天然气、NGL和石油生产所获得的价格上。定价主要由适用于美国天然气生产的现货区域市场价格和全球石油价格驱动。从历史上看,天然气、天然气和石油的定价一直是不稳定和不可预测的,我们预计这种波动将在未来继续下去。我们的产品价格取决于许多我们无法控制的因素,包括销售点的产品价格和适用的指数价格之间的波动。
为了减轻商品价格变动对我们的现金流造成的一些潜在负面影响,我们在管理层相信未来价格有利的情况下,为我们的部分天然气、NGL和石油生产使用金融衍生工具。
我们的金融对冲活动旨在支持天然气、天然气和石油价格的目标水平,并管理我们对天然气、天然气和石油价格波动的风险敞口。这些合同可能包括商品价格互换,我们将获得一个固定的价格,并支付一个可变的市场价格给合同的对手方,项圈,为对冲产品的最低和最高价格,或基础差价互换。这些合同是金融工具,不需要或不允许实物。
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套期商品的交割。2019年12月31日,我们的大宗商品衍生品包括固定价格互换和基于指数的基础差价互换。
十二月2019年,我们实施了天然气转换,涵盖了2024年的部分预计产量。截至2019年12月31日,我们的商品套期保值头寸摘要见注。11我们的合并财务报表包括在本年度报告的其他地方,表格10-K。根据信贷安排,我们被允许对冲高达75%的我们的预计产量在未来60个月。我们可以签订对冲合约,期限超过60个月,最长不超过72个月,最多可达我们估计产量的65%。根据我们的生产和在截至2019年12月31日的一年内达成的固定价格互换合同,如果天然气价格每下降10美元,我们的收入就会减少约6 400万美元,而石油和NGL价格每减少1美元,不包括2019年12月31日仍然开放的衍生头寸公允价值变动的影响。
除符合正常购买和正常销售范围例外的衍生工具外,所有衍生工具均按照公认会计原则按公允市价入账,并作为资产或负债列入我们的综合资产负债表。我们的衍生工具的公允价值被调整为非-业绩风险。由于我们没有将这些衍生工具指定为会计对冲工具,因此它们不接受套期保值会计处理;因此,所有这些衍生工具都是以-市场损益,以及现金收入或已结算衍生工具的付款,在我们的业务报表中予以确认。我们在营业收入范围内将商品衍生品(包括已结算衍生品和仍未交易的衍生品头寸)的总损益列为“商品衍生品公允价值损益(亏损)”。
马克对-衍生工具的市场调整会导致收益波动,但在衍生品合约结算或货币化之前,对市场价格的变化不会产生现金流量影响。我们预期衍生工具的公允价值会继续波动。我们的现金流只有在相关的衍生合约结算或货币化时,才会受到影响。十二月2019年,我国商品衍生工具的公允价值估计为7.46亿美元,包括流动和非流动资产和负债。截至2018年12月31日,我们的商品衍生工具的估计公允价值为6.07亿美元的净资产,包括流动资产和非流动资产以及流动负债。
通过在2024年12月之前消除部分预期产量的价格波动,我们减轻了但没有消除价格变动对我们这些时期经营现金流的潜在负面影响。在减轻商品价格下跌的负面影响的同时,这些衍生合约也限制了我们从高于固定套期保值价格的商品价格上涨中获得的好处。
交易对手与客户信用风险
我们对信贷风险的主要敞口是通过以下方面产生的应收账款:商品衍生合同(2019年12月31日为7.46亿美元)和我们向能源公司、终端用户和炼油厂销售的天然气、NGL和石油生产(2019年12月31日为2.97亿美元)。
通过使用未在交易所交易的衍生工具来对冲商品价格变化的风险敞口,我们将自己暴露在对手方的信用风险之下。信用风险是指交易对手在衍生合同条款下未能履行的潜在风险。当衍生产品合约的公允价值为正数时,交易对手就会欠我们一笔债,这就产生了信用风险。为尽量减少衍生工具的信贷风险,我们的政策是只与管理层认为有能力及有竞争力的市场庄家,与信誉良好的金融机构订立衍生合约。我们的对手方的信誉受到定期审查。我们与17个不同的交易对手进行了商品对冲,其中13个是信贷机制下的放款人。十二月份本港商品净衍生合约的公允价值约为七亿四千六百万元2019年,包括下列银行对手方的衍生资产:富国银行--2.15亿美元;摩根大通--1.34亿美元;摩根士丹利--1.21亿美元;花旗集团--1.17亿美元;Scotiabank--5800万美元;加拿大帝国商业银行--4400万美元;PNC--2900万美元;法国巴黎银行--2100万美元;Natixis--1000万美元;SunTrust 700万美元。我们的商品衍生资产的估计公允价值已在2019年12月31日使用折现率进行了风险调整,贴现率是基于对手方各自公布的信用违约互换利率(如果可用,或者如果没有,则根据适用的路透社债券评级计算的贴现率)。我们认为,目前所有这些机构都是可以接受的信贷风险。除信贷贷款安排外,我们无须根据衍生合约向任何交易对手提供信贷支援或抵押品,亦毋须向我们提供信贷支援。截至2019年12月31日,我们还没有从我们的衍生合约的任何交易对手方收到过的应收账款或应付款。
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我们还受到信用风险的影响,因为我们的应收账款集中于几个重要客户,销售天然气、NGL和石油。我们一般不要求客户提供担保品。我们的重要客户无法或未能履行对我们的义务,或他们的破产或清算,可能会对我们的财务结果产生不利影响。
利率风险
我们对利率风险的主要风险来自信用贷款机制下的未偿还贷款,该贷款机构有浮动利率。12月终了年度信贷贷款的年平均利率2019年约为4.16%。我们估计,在截至2019年12月31日的年度内,适用的平均利率增加1.0%,估计会导致利息开支增加260万美元。
项目8.财务报表和补充数据
独立注册会计师事务所的报告、合并财务报表和本项目所需的补充财务数据从本年度报告表格10-K的第F-2页开始列出,并以参考的方式纳入本报告。
第9项.会计和财务披露方面的变化和与会计人员的分歧
不适用。
第9A项管制和程序
对披露控制和程序的评估
根据“外汇条例”第13a-15(B)条的规定,我们已在管理层(包括我们的首席行政人员及首席财务主任)的监督及参与下,评估我们的披露管制及程序(如规则13a-15(E)及15d所界定的)的设计和运作的成效15(E)根据“外汇法”)截至本年度报告所涉期间结束时,表10-K。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证,使我们在根据“外汇法”提交或提交的报告中披露的信息得到积累,并酌情传达给我们的管理层,包括我们的首席执行官和首席财务官,以便能够在证券交易委员会规则和表格规定的期限内及时作出关于所需披露的决定,并予以记录、处理、汇总和报告。根据这一评估,我们的首席执行干事和首席财务官得出结论,我们的披露控制和程序自2019年12月31日起生效,得到合理的保证。
财务报告内部控制的变化
在截至2019年12月31日的三个月内,我们对财务报告的内部控制(如“外汇法”第13a-15(F)条和第15d-15(F)条所界定的)没有发生任何变化,对财务报告的内部控制产生了重大影响,或合理地可能对财务报告的内部控制产生重大影响。
管理层财务报告内部控制年度报告
Antero Resources Corporation的管理层负责为我们建立和维持对财务报告的适当内部控制,如细则13a-15(F)和15d-“外汇法”第15(F)条。这一制度的目的是根据美利坚合众国普遍接受的会计原则,为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理的保证。
我们对财务报告的内部控制包括:
(i) | 与保存记录有关,这些记录在合理的细节上准确和公正地反映了我们的交易和资产处置情况; |
(2) | 提供合理保证,证明交易记录为根据普遍接受的会计原则编制财务报表所必需的,而且我们的收支只是根据管理层和董事的授权进行的;以及 |
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(3) | 为防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权的获取、使用或处置我们的资产提供合理的保证。 |
由于其固有的局限性,对财务报告的内部控制制度只能提供合理的保证,不可能防止或发现所有误报。此外,由于条件的变化,对财务报告的内部控制的效力可能会随着时间的推移而有所不同。
在我们的管理层,包括首席执行官和首席财务官的监督和参与下,我们根据内部控制-综合框架2013年,特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。根据这一评估,Antero资源公司管理层得出结论,我们对财务报告的内部控制于2019年12月31日生效。
截至2019年12月31日,我们对财务报告的内部控制的有效性已由毕马威会计师事务所(KPMG LLP)审计。毕马威会计师事务所是一家独立的注册公共会计师事务所,该公司还审计了截至2019年12月31日终了年度的合并财务报表。
项目9B.其他资料
没有。
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第III部
项目10.董事、执行干事和公司治理
根据通用指令G(3),形成10-K,我们将在2020年股东年会的最终委托书中披露的信息以参考方式纳入这一项目。
董事和执行干事
下表列出截至二零二零年二月十二日的董事及行政主任的姓名、年龄及职衔:
名字 | 年龄 | 标题 | ||
保罗·拉迪 | 66 | 董事会主席、主任和首席执行官 | ||
小格伦·C·沃伦。 | 64 | 主席、董事、财务总监及秘书 | ||
帕特里克·阿什 | 41 | 高级副总裁-后备、规划和中游 | ||
迈克尔·肯尼迪 | 45 | 高级副总裁-财务 | ||
Alvyn A.Schopp | 61 | 首席行政干事兼区域高级副总裁 | ||
罗伯特·克拉克 | 75 | 导演 | ||
本杰明·A·哈德西 | 70 | 导演 | ||
小霍华德·基南 | 69 | 导演 | ||
保罗·科鲁斯 | 63 | 导演 | ||
乔伊斯·麦康奈尔 | 65 | 导演 | ||
薇琪·苏蒂尔 | 55 | 导演 | ||
小托马斯·B·蒂里。 | 59 | 导演 |
以下是我们董事和执行官员的背景说明。
保罗·拉迪自2004年5月以来一直担任我们的首席执行官和董事会主席,从2002年成立到最终出售给XTO能源公司,他一直担任我们的前身公司的同样角色。2005年4月。Rady先生还自2019年3月以来担任Antero Midstream公司的首席执行官和董事会主席,并于2017年4月至2019年3月期间担任AMGP普通合伙人Antero Midstream Partners 2014年2月至2019年3月的相同职位。在Antero之前,Rady先生从1998年起担任Penaco Energy公司的总裁、首席执行官和董事长,直到2001年初将其出售给马拉松公司。在彭纳科之前,拉迪先生从1990年到1998年一直在巴雷特资源公司工作,在那里他最初于1990年被聘为首席地质学家,然后担任勘探经理、副勘探人员、总裁、首席运营官、主任和最终的首席执行官。拉迪先生在阿莫科开始了他的职业生涯,他在那里当了10年的地质学家,专注于落基山脉和中部大陆。雷迪先生是索尔兹伯里投资控股有限公司的管理成员。Rady先生拥有西科罗拉多大学和硕士学位的地质学学士学位。来自西华盛顿大学的地质学专业。
雷迪先生作为石油和天然气公司首席执行官的丰富经验,加上他作为地质学家的培训和广泛的行业知识,使雷迪先生能够就各种商业、战略和专业事项向董事会提供行政顾问。
小格伦·C·沃伦。自2004年5月以来,一直担任我们的总裁、首席财务官和秘书,以及从2002年成立至最终出售给XTO能源公司的前一家公司的总裁、首席财务官和董事。2005年4月。沃伦先生还自2019年3月以来担任Antero Midstream公司董事会主席和秘书,并曾在2014年2月至2019年3月担任Antero Midstream Partners的普通合伙人,并于2017年4月至2019年3月担任AMGP的普通合伙人。在安特罗之前,沃伦先生从1998年起担任潘纳科能源公司的副总裁、首席财务官和总监,直到2001年初将其出售给马拉松公司。沃伦曾担任自然资源投资银行家10年,专注于股票和债务融资,以及雷曼兄弟(LehmanBrothers)、DillonRead和KidderPeabody的并购咨询。沃伦的职业生涯是在阿莫科(Amoco)开始的,他在那里度过了六年。沃伦先生是广州投资控股有限公司的管理成员。沃伦先生拥有密西西比大学的学士学位、密西西比大学法学院的法学博士学位和加州大学洛杉矶分校安德森管理学院的硕士学位。
沃伦先生作为石油和天然气公司首席财务官的丰富经验,加上他作为投资银行家的经验和广泛的行业知识,使沃伦先生能够就各种业务、战略、金融和专业事项向董事会提供行政顾问。
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帕特里克·阿什自2019年6月以来,阿什一直担任我们和安特罗中流公司的高级副总裁--储备、规划和中流。在此之前,他从2017年12月开始担任我们的水库工程和规划副总裁,从2019年3月交易结束时起,一直担任阿特罗中流公司的副总裁。在交易之前,阿什从2017年12月开始担任AMGP和Antero Midstream Partners的水库工程和规划副总裁。在加入我们之前,阿什先生在超石油公司担任了六年的管理职位,职责不断增加,最近一次担任发展副总裁,包括在2017年成立的Ultra破产程序期间和之后。在这个职位上,他领导了油藏工程、地球科学和企业工程小组。2001年至2011年,阿什先生在德文郡、NFR能源公司和Encana公司担任工程职务。阿什先生拥有德克萨斯A&M大学石油工程学士学位和圣路易斯华盛顿大学MBA学位。
迈克尔·肯尼迪自2016年1月以来一直担任我们的财务高级副总裁和首席财务官,在此之前,他从2013年8月起担任我们的财务副总裁。肯尼迪还从2019年3月起担任安特罗中流公司的首席财务官和高级副总裁,并从2016年1月起担任Antero Midstream Partners的首席财务官,之前他从2014年2月起担任Antero Midstream Partners的财务副总裁,以及从2017年4月起担任AMGP首席财务官和财务高级副总裁。肯尼迪先生是2009-2013年森林石油公司执行副总裁兼首席财务官。从2001年到2009年,肯尼迪先生在森林公司担任越来越多责任的各种财务职位。从1996年到2001年,肯尼迪先生是亚瑟安徒生有限责任公司的审计师,专注于自然资源行业。肯尼迪先生拥有科罗拉多大学博尔德分校会计学学士学位。
Alvyn A.Schopp自2020年1月起担任我们的首席行政干事和高级区域副总裁,2016年1月至2019年12月担任首席行政干事、区域高级副总裁和财务主任,2013年10月至2016年1月担任首席行政干事、区域副总裁和财务主任,2005年1月至2013年9月担任会计和行政及财务副总裁,2003年至2005年担任主计长和财务主任,从2005年1月起担任前任公司会计和行政及财务副总裁,直至出售给XTO能源公司。2005年。Schopp先生还自2020年1月起担任Antero中流公司的首席行政干事和高级区域副总裁,在此之前,他从2019年3月起担任Antero中流公司的首席行政干事、区域高级副总裁和财务主任。Schopp先生还于2017年4月至2019年3月担任AMGP首席行政干事、区域高级副总裁和财务主任,并于2014年2月至2019年3月担任Antero Midstream Partners首席行政干事、区域高级副总裁和财务主任。从2002年到2003年,Schopp先生是杜克能源外勤服务公司的执行财务顾问。从1993年到2000年,Schopp先生是T-Netix公司的首席财务官、董事兼首席执行官.从1980年到1993年,Schopp先生在毕马威有限公司任职。作为毕马威的高级经理,他保持着广泛的能源和采矿实践。Schopp先生拥有德雷克大学的学士学位。
罗伯特·克拉克自2013年10月起担任董事。他是我们的赔偿委员会主席,目前是我们的提名和治理委员会的成员。克拉克先生自2013年3月成立以来,一直担任中流能源公司3 BearEnergy,LLC的董事长,并于2013年3月至2019年担任该公司的首席执行官。在3贝尔斯登能源有限公司成立之前,克拉克先生于2013年2月成立、运营并随后出售了贝尔斯登跟踪器能源公司(首脑会议中流合作伙伴公司),该公司是熊幼崽能源公司的一部分(2007年4月出售给摄政能源伙伴公司,L.P.)。剩下的部分将于2008年12月(交给GeoPetro Resources Company)和于2001年(ONEOK Partners,L.P.,前称北方边界合作伙伴,L.P.)的熊掌能源公司(BearPaw Energy)支付。克拉克先生是SOCO气体系统公司的总裁。1988年至1995年任斯奈德石油公司天然气管理副总裁。克拉克先生在1985年至1988年期间担任通用电气子公司Ladd石油公司的副总裁。1985年以前,克拉克先生在NICOR公司担任各种管理职务。克拉克先生获得布拉德利大学理学士学位和北伊利诺伊大学工商管理硕士学位。克拉克先生是科罗拉多儿童医院基金会董事会成员,也是丹佛儿童和家庭慈善机构Judi‘s House和麦德龙丹佛男孩和女孩俱乐部的董事会成员。
克拉克先生在能源公司有丰富的经验,在这个行业有50多年的经验。我们相信他的背景和技能使克拉克先生非常适合担任我们的董事会成员。
本杰明·A·哈德西自2013年10月起担任董事。他是我们的提名和治理委员会的主席,他目前是我们的赔偿委员会和审计委员会的成员。自2010年5月以来,哈德西一直是阿尔塔能源有限责任公司(Alta Energy LLC)的所有者,该公司是一家专注于阿巴拉契亚盆地和美国陆上石油和天然气的咨询公司。2010年5月,哈德西先生退休为Dominion E&P,Inc.的总裁,该公司是Dominion Resources Inc.的子公司。(纽约证券交易所市场:d)在北美从事天然气勘探和生产,他自2007年9月以来一直担任这一职务。Hardesty先生于1995年加入Dominion,并担任Dominion Appalachian Development,Inc.总裁。至2000年及一般情况
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经理兼副总裁-东北天然气盆地,直到2007年。Hardesty先生从2011年起担任BlueDot能源服务有限责任公司董事会成员,直到2013年将其出售给B/E航天公司。1982年至1995年,哈德斯蒂先生先后担任石墙煤气公司副总裁、执行副总裁和总经理,1978年至1982年任开发钻探公司副总裁,哈德西先生获得西弗吉尼亚大学理学士学位和乔治华盛顿大学科学管理硕士学位。哈德西先生曾在美国陆军安全局担任现役军官。Hardesty先生目前是KLX能源服务公司的董事会成员。哈德西先生是西弗吉尼亚州石油天然气协会名誉主任、前任主席和西弗吉尼亚州独立石油天然气协会前任主席。此外,哈德西先生是西弗吉尼亚州自然保护协会的受托人和前任主席,也是西弗吉尼亚商会董事会成员。Hardesty先生是西弗吉尼亚大学工程和矿物资源学院石油天然气工程系访问委员会成员。
先生。哈德迪在石油和天然气行业,包括在我们的业务领域有着丰富的经验。我们相信他的背景和技能使哈德迪先生非常适合担任我们的董事会成员。
小霍华德·基南(W.Howard Keenan Jr.自2004年以来一直担任董事,并是我们的提名和治理委员会的成员。他还自2019年3月起担任Antero Midstream公司董事会成员,并在2014年2月开始担任Antero Midstream Partners普通合伙人,并从2017年4月起担任AMGP普通合伙人。基南先生在金融和能源行业有40多年的经验。自1997年以来,他一直是约克镇合伙有限责任公司的成员,这是一家专注于能源行业的私人投资经理。1975年至1997年,他在狄龙读书公司的公司财务部任职。活跃于私人股本和能源领域,包括1991年成立的第一个约克镇合作基金。他在约克镇的多家投资组合公司任职或曾经担任董事,目前担任下列上市公司的董事:Brigham矿产公司。和Solaris油田基础设施公司基南先生拥有哈佛学院的学士学位和哈佛大学的工商管理硕士学位。
基南先生在能源公司和投资方面有丰富的经验,对石油和天然气工业有广泛的了解。我们相信他的背景和技能使基南先生非常适合担任我们的董事会成员。
保罗·科鲁斯自2018年12月以来一直担任董事。他是我们审计委员会的主席,也是我们的审计、提名和治理委员会的成员。Korus先生曾于2019年1月至2019年3月担任Antero Midstream Partners普通合伙人的董事会和审计委员会成员。Korus先生还被任命为SRC能源公司董事会成员。2016年被PDC能源公司收购。2020年1月。与这种收购有关,Korus先生被任命为PDC能源公司董事会成员。2015年9月,Korus先生退休为Cimarex能源公司的高级副总裁和首席财务官,他自1999年以来一直担任这一职务。他在那里的职责包括管理会计、国库、内部审计、投资者关系、资本市场以及财务规划和分析。1995年至1999年期间,他是Petrie Parkman&Co.的股票研究分析师。Petrie Parkman&Co.是一家精品化的能源投资银行公司,后来并入美林。从1982年到1995年,Korus先生在阿帕奇公司任职,在管理信息系统、公司规划和投资者关系方面承担着越来越多的责任。Korus先生于1980年从一家大型公共会计师事务所(Arthur Andersen)开始他的商业生涯,担任管理信息系统顾问。Korus先生曾任北达科他州大学商学院咨询委员会主席。保罗于1978年获得经济学学士学位,1980年获得会计学硕士学位。他目前是全国公司董事协会的成员。
Korus先生作为一家公共能源公司的前执行干事和现任董事,对能源行业有广泛的了解,他还具有技术会计和审计事务方面的经验。我们认为,他的背景和技能使科鲁斯先生非常适合担任我们的董事会成员。
乔伊斯·麦康奈尔自2018年2月起担任董事,并是我们提名和治理委员会的成员。自2019年3月以来,她一直担任科罗拉多州立大学校长。2014年至2019年,她曾任西弗吉尼亚大学教务长和学术事务副校长,负责管理所有学术政策、项目、设施和预算事项。2008年至2014年,她担任西弗吉尼亚大学法学院院长,在那里她帮助筹集了3 600万美元的资本运动资金,扩大了多学科机会,并开发了经验和临床项目和设施。作为院长,她还帮助实施了能源研究倡议,包括法学院的能源与可持续发展和土地利用可持续性诊所、西弗吉尼亚大学能源研究所以及西弗吉尼亚大学商业和经济学院的能源金融重点。麦康奈尔目前供职于美国国家学院体育协会的一个分部,也是西弗吉尼亚州自然保护协会董事会的主席。2016年至2017年,麦康奈尔女士担任西弗吉尼亚州律师协会主席。女士。
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麦康奈尔拥有常绿州立学院的学士学位,安蒂奥赫法学院的法学博士和乔治敦大学法律中心的法学硕士。
麦康奈尔女士拥有丰富的法律和管理经验,并与公司所在的西弗吉尼亚社区有着深厚的地方联系。我们认为,他的背景和技能使麦康奈尔女士非常适合担任董事会成员。
薇琪·苏蒂尔自2019年10月以来一直担任董事,并是我们的薪酬委员会和我们的提名和治理委员会的成员。自2017年以来,苏蒂尔一直担任SK E&P公司的战略规划顾问,在此之前,她曾在2014至2016年期间担任加州资源公司(California Resources Corporation)子公司CRC营销公司(CRC Market,Inc.)的商业分析副总裁。在此之前,苏蒂尔女士在2000年至2014年期间在西方石油公司担任各种公司和资产级别的职务,包括上游和中游。1988年至2000年间,她在ARCO和MobilOil的上游和下游业务中担任多个项目管理和商业职务。在2015年之前,苏蒂尔一直是“全美国管道”、“全美国管道”和“平原GP控股公司”普通合伙人的董事会代表,目前是Delek美国控股公司的董事会成员和审计委员会成员。苏蒂尔女士从加州大学伯克利分校获得机械工程学士学位,石油专业,佩佩尔丁大学商业和管理学院工商管理硕士学位。
苏蒂尔女士在石油和天然气行业有丰富的经验。我们相信,她的背景和技能使苏蒂尔非常适合担任我们的董事会成员。
小托马斯·B·蒂里。自2019年10月起担任董事,并是我们的审计委员会和赔偿委员会的成员。泰里目前是诺斯伍德能源有限公司(Northwood Energy LLC)的董事长,该公司是他于2018年1月创建的上游石油和天然气公司。在此之前,蒂里先生是一位联合创始人,从2006年起担任Vantage Energy,LLC的总裁、首席财务官和董事会成员,直到将其出售给莱斯能源公司(Rice Energy Inc.)。2016年10月。在Vantage任职之前,他曾在2003年至2006年期间担任BillBarrett公司的首席财务官。在转行到比尔·巴雷特公司(Bill Barrett Corporation)从事石油和天然气行业之前,蒂里曾在1989年至2003年期间担任高盛(Goldman,Sachs&Co.)的投资银行家,主要负责与能源和工业公司的战略咨询和融资交易。蒂里目前是位于科罗拉多州DJ盆地的石油和天然气公司Bonanza Creek Energy的董事会成员。他在高露洁大学获得文学士学位,目前是高露洁董事会成员。Tyree先生获得了宾夕法尼亚大学沃顿商学院的工商管理硕士学位。
Tyree先生在石油和天然气行业有丰富的经验。我们相信他的背景和技能使蒂里先生非常适合担任我们的董事会成员。
道德守则
我们打算满足表格8-K第5.05项有关修订或豁免适用于我们的首席行政人员、首席财务主任、主要会计主任及其他履行类似职能的人士的“商业行为及道德守则”任何条文的披露规定,方法是将该等资料张贴在本署网站的“管治”一节内。www.anteroresources.com.
项目11.行政补偿
根据通用指令G(3),形成10-K,我们将在2020年股东年会的最终委托书中披露的信息以参考方式纳入这一项目。
项目12.某些受益所有人的担保所有权和管理
根据通用指令G(3),形成10-K,我们将在2020年股东年会的最终委托书中披露的信息以参考方式纳入这一项目。
项目13.某些关系及相关交易和董事独立性
根据通用指令G(3),形成10-K,我们将在2020年股东年会的最终委托书中披露的信息以参考方式纳入这一项目。
80
目录
项目14.主要会计师费用及服务
根据通用指令G(3),形成10-K,我们将在2020年股东年会的最终委托书中披露的信息以参考方式纳入这一项目。
81
目录
第IV部
项目15.证物及财务报表附表
(A)(1)和(A)(2)财务报表和财务报表附表
合并财务报表列在本年度报告的财务报表索引上,表10-K开始于第F-1页。
(A)(3)证物。
陈列品 |
| 展览说明 |
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2.1 | 简化协议日期为2018年10月9日,由AMGP有限公司、Antero Midstream GP LP、Antero IDR Holdings LLC、阿尔罗斯中流优先公司、阿尔罗斯中流新公司、阿尔罗斯中流合并Sub LLC、Antero Midstream Partners GP LLC和Antero Midstream Partners LP(参照Antero Midstream GP LP的表2.1)于2018年10月10日提交的表格8-K(委员会文件编号001-38075)注册)。 | ||
3.1 | 修改和恢复Antero Resources Corporation公司注册证书(参照2013年10月17日提交的公司当前表格8-K(委员会档案编号001-36120)的表3.1). | ||
3.2 | 修改和恢复了Antero Resources Corporation的章程(参照该公司于2013年10月17日提交的关于表格8-K(委员会档案编号001-36120)的表3.2)。 | ||
4.1 | 截至2013年11月5日,Antero Resources Finance Corporation、其中指名的几名担保人和全国协会富国银行(WellsFargo Bank)作为托管人与截至2013年11月5日到期的5.375%高级票据有关的契约(参照2013年11月7日提交的公司关于表格8-K(委员会档案编号001-36120)的表4.1)。 | ||
4.2 | 2021年到期的5.375%高级票据表格(参照公司于2013年11月7日提交的8-K表(委员会档案编号001-36120)的附件4.2)。 | ||
4.3 | 第一副补充义齿与截至2013年12月31日由Antero Resources Finance Corporation、其中指名的几名担保人和国家协会富国银行(WellsFargo Bank)担任受托人的截至2013年12月31日到期的5.375%高级票据有关(参照2014年2月27日提交的公司10-K号年度报告(委员会档案编号001-36120)表4.17)。 | ||
4.4 | 第二次补充义齿与截至2014年3月18日到期的2021年5.375%高级票据有关,由Antero Resources Corporation、其中指名的几名担保人和全国协会富国银行担任托管人(参照2014年5月7日提交的公司第10-Q号季度报告(委员会档案编号001-36120)的表4.3)。 | ||
4.5* | 第三次补充义齿与日期为2021年11月24日的5.375%高级债券有关,由Antero Resources Corporation、其中指定的几名担保人和全国协会富国银行担任托管人。 | ||
4.6* | 第四次补充义齿与2015年1月21日到期的5.375%高级债券有关,由Antero Resources Corporation、其中指定的几名担保人和全国协会富国银行担任托管人。 | ||
4.7 | 第五次补充义齿与日期为2021年3月12日Antero Resources Corporation、其中指名的几名担保人和全国协会富国银行担任受托人的2021年到期5.375%的高级票据有关(参见209年5月1日提交的公司第10-Q号季度报告(委员会档案编号001-36120)的表4.1)。 | ||
4.8 | 与截至2014年5月6日到期的2022年5.125%高级票据有关的契约,由Antero Resources Corporation和其中指名的几名担保人以及作为受托人的富国银行(WellsFargo Bank,National Association)担任托管人(参考2014年5月8日提交的公司目前关于表格8-K(委员会档案编号001-36120)的表4.1)。 | ||
4.9 | 2022年到期的5.125%高级票据表格(参照公司于2014年5月8日提交的8-K表(委员会档案编号001-36120)的附件4.2)。 | ||
4.10 | 第一次补充义齿与截至2014年11月24日到期的2022年5.125%高级票据有关,由Antero Resources Corporation、其中指名的几名担保人和全国协会富国银行担任托管人(参考2014年11月26日提交的公司S-4表登记声明(委员会档案编号333-200605)的表4.3)。 | ||
4.11 | 第二副补充义齿与截至2015年1月21日到期的2022年5.125%高级债券有关,截止日期为2015年1月21日 |
82
目录
陈列品 |
| 展览说明 |
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在Antero Resources Corporation中,其中的几名担保人和富国银行(WellsFargo Bank,全国协会)作为受托人(参照2005年1月22日提交的公司S-4表登记声明(委员会文件编号333-200605)中的表4.6合并)。 | |||
4.12 | 第三次补充义齿与Antero Resources Corporation、Antero Resources Corporation和WellsFargo Bank(全国协会)于2022年3月12日到期的5.125%高级票据有关(参阅2022年公司第10-Q号季度报告(委员会档案编号001-36120)的表4.2(209年5月1日提交的委员会档案编号001-36120)。 | ||
4.13 | 截至2015年3月17日,Antero Resources Corporation、其中指名的几名担保人和全国协会富国银行(WellsFargo Bank,National Association)作为托管人与截至2015年3月17日到期的5.625%高级票据有关的契约(参见该公司目前于2015年3月18日提交的表格8-K(委员会档案号001-36120)的表4.1)。 | ||
4.14 | 2023年到期的5.625%高级票据表格(参照公司目前于2015年3月18日提交的表格8-K(委员会文件编号333-164876)的附件4.2)。 | ||
4.15 | 第一副补充义齿与日期为2023年3月12日Antero Resources Corporation、其中指名的几名担保人和全国协会富国银行担任受托人的2023年到期的5.625%高级票据有关(参见2019年5月1日提交的公司10-Q号季度报告(委员会档案编号001-36120)的表4.3)。 | ||
4.16 | 截至2016年12月21日,Antero Resources Corporation、其中指名的几名担保人和全国协会富国银行(WellsFargo Bank)作为托管人(参照2016年12月29日提交的公司关于表格8-K(委员会档案编号001-36120)的表4.1)与截至2016年12月21日到期的5.0%高级票据有关的契约。 | ||
4.17 | 2025年提交的5.0%高级说明表格(参照2016年12月29日提交的公司当前表格8-K(委员会档案编号333-164876)的附录4.2)。 | ||
4.18 | 第一副补充义齿与2025年到期的5.0%高级票据有关,日期为2019年3月12日,由Antero Resources Corporation、其中指名的几名担保人和国家协会富国银行担任受托人(参见2019年5月1日提交的公司第10-Q号季度报告(委员会档案编号001-36120)的表4.4)。 | ||
4.19 | 截至2013年10月16日,Antero Resources Corporation和Antero Resources Investment LLC的成员权益所有者签署的“注册权利协议”(参见2013年10月17日提交的公司目前关于表格8-K(委员会档案编号001-36120)的表10.1)。 | ||
4.20* | 根据1934年“证券交易法”第12条注册的证券说明,经修正。 | ||
10.1 | 截至2013年10月16日,Antero Resources Corporation和Antero Resources Midstream LLC之间和由Antero Resources Midstream LLC签署的缴款协议(参见2013年10月17日提交的公司目前关于表格8-K(委员会档案编号001-36120)的表10.2)。 | ||
10.2 | 截至2014年11月10日,Antero Resources Corporation和Antero Midstream Partners LP之间和由Antero Midstream Partners LP修订和恢复的缴款协议(参照Antero Midstream Partners LP表10.1向Antero Midstream Partners LP提交的最新表格8-K报告(委员会文件编号001-36719)于2014年11月17日提交)。 | ||
10.3 | 截至2013年10月1日,Antero Resources Corporation、Antero Resources LLC和Antero Resources Investment LLC之间的合并协议和计划(参见2013年10月11日提交的公司关于8-K表格(委员会档案编号333-164876)的表10.1)。 | ||
10.4* | 第二份经修订和恢复的收集和压缩协议,日期为2019年12月8日,由Antero Resources Corporation和Antero Midstream LLC签署。 | ||
10.5 | 第二次修改后的“第一次报价权协议”,日期为2018年2月13日,由Antero Resources Corporation和Antero Midstream LLC(参考2018年4月25日提交的公司第10-Q号季度报告(委员会档案编号001-36120)的表10.2)。 | ||
10.6 | 许可证协议,日期为2014年11月10日,由Antero Resources Corporation和Antero Midstream Partners LP公司和Antero Midstream Partners LP之间签订(参见Antero Midstream Partners LP公司2014年11月17日提交的关于8-K表格(委员会文件编号001-36719)的表10.4)。 | ||
10.7* | 自2019年3月13日起,由Antero Midstream Corporation、Antero Midstream Partners LP、Antero Midstream Partners GP LLC、Antero Midstream LLC、Antero water LLC、Antero热处理有限责任公司和Antero Resources Corporation共同修订和恢复借调协议。 | ||
10.8* | 第二项经修订和重新安排的服务协议,自2019年3月13日起生效,由Antero Midstream Partners LP、Antero Midstream Corporation、Antero Midstream Partners GP LLC和Antero Resources Corporation联合实施。 | ||
10.9** | 自2019年2月12日起,Antero Resources Corporation和Antero WaterLLC修订和恢复供水服务协议(参阅表10.9) |
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目录
陈列品 |
| 展览说明 |
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表格10-K(委员会档案编号001-36120)于2019年2月13日提交. | |||
10.10 | 自2017年10月26日起,由贷款方Antero Resources Corporation和摩根大通银行N.A.作为行政代理(参照2017年11月1日提交的公司第10-Q号季度报告(委员会档案号001-36120)附件10.1)修订和恢复的“信用协议”。 | ||
10.11 | 2018年12月21日对第五次修正和恢复的信用协议的第一修正案(参照2018年12月28日提交的公司目前关于表格8-K(委员会档案编号001-36120)的表10.1)。 | ||
10.12* | 贷款证书,日期为2019年10月29日,由加拿大皇家银行交付,同意并被N.A.摩根大通银行作为行政代理和Antero Resources Corporation接受。 | ||
10.13* | 自2019年12月20日起,Antero Resources Corporation作为借款人、借款人的某些附属公司、担保人、贷款人当事方和作为行政代理人的摩根大通银行之间的“第五次修正和恢复的信贷协议”第二修正案。 | ||
10.14† | 修正和恢复赔偿协议的形式(参照2018年4月17日提交的公司目前关于表格8-K(委员会档案编号001-36120)的表10.1)。 | ||
10.15† | Antero Resources Corporation长期激励计划,自2013年10月1日起生效(参照2013年10月11日提交的S-8表格(委员会档案编号001-36120)的公司注册声明表4.3)。 | ||
10.16† | 根据Antero Resources Corporation的长期激励计划(参考2015年2月25日提交的公司关于表10-K的年度报告(委员会档案编号001-36120)的表10.28)的限制性股票单位赠款通知和限制性股票股协议的形式。 | ||
10.17† | Antero Resources Corporation长期激励计划下的“股份分红通知”和“红利股票协议”(非雇员董事的表格)(参照2016年2月24日提交的公司10-K表格(委员会文件编号001-36120)的表10.36)。 | ||
10.18† | 根据Antero Resources Corporation的长期奖励计划(参考表10.1)提交的业绩股赠款通知和业绩股协议(特别留用奖励的形式)(参照2016年2月12日提交的公司目前关于表格8-K(委员会档案编号001-36120)的表10.1)。 | ||
10.19† | 根据Antero Resources Corporation长期激励计划对赠款通知和奖励协议的全球修正(参照2016年10月26日提交的公司第10-Q号季度报告(委员会档案编号001-36120)的表10.1)。 | ||
10.20† | 根据Antero Resources Corporation长期激励计划提交的业绩股赠款通知和业绩股协议的形式(参考2019年7月31日提交的公司第10-Q号季度报告(委员会档案编号001-36120)的表10.1)。 | ||
10.21 | 投票协议,日期为2018年10月9日,由Antero中流GP LP公司和Antero Resources Corporation(参考2018年10月10日提交的公司关于表格8-K的当前报告(委员会文件编号001-36120)的表10.1(委员会档案编号001-36120)合并而成)。 | ||
10.22 | Antero中流GP LP公司和Antero Resources Corporation之间的表决协议第1号修正案,日期为2019年3月11日(参考2019年3月13日提交的公司目前关于表格8-K的报告(委员会档案编号001-36120)的表10.1)。 | ||
10.23 | 自2018年10月9日起,由Antero Midstream GP LP、阿克罗斯子公司X O&G.、L.P.、Warburg Pincus X合伙人、L.P.、Warburg Pincus X Partners、L.P.、Warburg Pincus私人股本VIII、LP、Warburg Pincus荷兰私人股本VIII C.V.I、WP-WPVIII投资者、L.P.、约克镇能源合作伙伴五、L.P.、约克镇能源合作伙伴六、L.P.、约克镇能源合作伙伴七、L.P.、约克镇能源合作伙伴八、L.P.、保罗·M·雷迪、Mockingbird Investment、LLC、小格伦·C·沃伦。广州投资控股有限责任公司(参照2018年10月10日提交的该公司目前提交的表格8-K(委员会档案编号001-36120)的表10.1)。 | ||
10.24 | 登记权协议日期为2019年3月12日,由Antero中流公司、该公司、阿尔罗斯子公司控股有限公司、格伦·沃伦公司、广东投资控股有限公司、保罗·拉迪公司、知更鸟投资公司、有限责任公司和其中点名的其他持有人签署(参阅2019年3月13日提交的公司关于表格8-K(委员会档案编号001-36120)的最新报告表10.2)。 | ||
21.1* | Antero资源公司的子公司。 | ||
23.1* | KPMG有限责任公司同意。 | ||
23.2* | KPMG有限责任公司的同意. | ||
23.3* | DeGolyer和MacNaughton的同意。 | ||
31.1* | 根据2002年“萨班斯奥克斯利法”第302条认证公司首席执行官(18 |
84
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陈列品 |
| 展览说明 |
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美国法典第7241条)。 | |||
31.2* | 根据2002年“萨班斯奥克斯利法案”(18 U.S.C.第7241条)第302条认证公司首席财务官。 | ||
32.1* | 根据2002年“萨班斯奥克斯利法案”(18 U.S.C.第1350条)第906条认证公司首席执行官。 | ||
32.2* | 根据2002年“萨班斯奥克斯利法案”(18 U.S.C.第1350条)第906条认证公司首席财务官。 | ||
99.1* | 截至2020年1月21日的DeGolyer和MacNaughton关于截至2019年12月31日已探明储量的报告。 | ||
99.2 | DeGolyer和MacNaughton于2019年1月11日提交的关于截至2018年12月31日已探明储量的报告(参见2019年2月13日提交的公司10-K号年度报告(委员会档案编号001-36120)中的表99.1)。 | ||
99.3 | DeGolyer和MacNaughton于2018年1月10日提交的关于截至2017年12月31日已探明储量的报告(参见2018年2月13日提交的公司10-K表格年度报告(委员会档案编号001-36120)中的表99.1)。 | ||
99.4* | 安特罗中流公司财务报表 | ||
101* | 以下来源于Antero Resources Corporation截至2019年12月31日年度的10-K表的财务信息,格式为iXBRL(内联可扩展业务报告语言):(1)综合资产负债表,(2)业务和综合收入(损失)综合报表,(3)合并股本报表,(4)现金流动综合报表,(5)合并财务报表附注,标记为文本。 | ||
104* | CoverPageInteractiveDataFile(嵌入在内联XBRL文档中)。 |
标有星号符号(*)的展品以表格10-K提交或提供本年度报告。
**根据保密处理请求,本展览的部分内容被省略。
†管理合同或补偿计划或安排
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目录
签名
根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节的要求,登记人已正式安排由下列签名人代表其签署本报告,并经正式授权。
Antero资源公司 | |
通过: | /S/Glen C.Warren,Jr. |
小格伦·C·沃伦。 | |
主席、首席财务官和秘书 | |
日期: | 2020年2月12日 |
根据1934年“证券交易法”的要求,下列人士以登记人的身份和日期签署了本报告。
签名 |
| 标题 |
| 日期 |
|
/S/Paul M.Rady | 董事会主席、董事和首席执行官 | 2020年2月12日 | |||
保罗·拉迪 | (首席行政主任) | ||||
/S/Glen C.Warren,Jr. | 总统,主任, | 2020年2月12日 | |||
小格伦·C·沃伦。 | (首席财务主任) | ||||
/S/K.PhilYoo | 副总裁,会计和首席会计官 | 2020年2月12日 | |||
K.PhilYoo | (首席会计主任) | ||||
/S/Robert J.Clark |
| 2020年2月12日 | |||
罗伯特·克拉克 | |||||
/S/Benjamin A.Hardesty |
| 2020年2月12日 | |||
本杰明·A·哈德西 | |||||
/S/W.Howard Keenan,Jr. |
| 2020年2月12日 | |||
小霍华德·基南(W.Howard Keenan Jr. | |||||
S/Paul J.KORUS |
| 2020年2月12日 | |||
保罗·科鲁斯 | |||||
/S/Joyce E.McConnell |
| 2020年2月12日 | |||
乔伊斯·麦康奈尔 | |||||
/S/Vicky Sutil |
| 2020年2月12日 | |||
薇琪·苏蒂尔 | |||||
/S/Thomas B.Tyree,Jr. |
| 2020年2月12日 | |||
小托马斯·B·蒂里。 |
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目录
财务报表索引
页 | |
截至12月31日、2018年和2019年以及截至12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日的已审计历史合并财务报表 | |
独立注册会计师事务所报告 | F-2 |
合并资产负债表 | F-5 |
综合业务报表和综合收入(损失) | F-6 |
合并权益表 | F-7 |
现金流动合并报表 | F-8 |
合并财务报表附注 | F-10 |
F-1
目录
独立注册会计师事务所报告
致股东及董事局Antero Resources Corporation:
关于合并财务报表与财务报告内部控制的几点看法
我们审计了截至2018年12月31日和2019年12月31日的Antero Resources Corporation及其子公司(该公司)的合并资产负债表,以及截至2019年12月31日的三年期间的相关业务和综合收入(亏损)、权益和现金流动综合报表以及相关附注(合并财务报表)。我们还根据下列标准审计了截至2019年12月31日公司对财务报告的内部控制内部控制-综合框架Ork(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。
我们认为,上述综合财务报表按照美国普遍接受的会计原则,在所有重大方面公允地反映了公司截至2018年12月31日和2019年12月31日的财务状况,以及截至2019年12月31日的三年期间的运营结果和现金流量。我们还认为,截至2019年12月31日,该公司在所有重大方面都根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013年)中确定的标准,对财务报告进行了有效的内部控制。
会计原则的变化
如合并财务报表附注12所述,由于采用了会计准则编纂主题842,公司改变了截至2019年1月1日的租赁会计方法,租赁.
意见依据
公司管理层负责管理这些合并财务报表,对财务报告保持有效的内部控制,并对财务报告的内部控制的有效性进行评估,这包括在所附的管理部门关于财务报告内部控制的年度报告中。项目9A.管制和程序。我们的责任是就公司的综合财务报表发表意见,并根据我们的审计对公司财务报告的内部控制提出意见。我们是在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法和证券交易委员会(SEC)和PCAOB的适用规则和条例,我们必须独立于该公司。
我们按照PCAOB的标准进行审计。这些标准要求我们规划和进行审计,以合理保证合并财务报表是否没有重大错报,是否因错误或欺诈而发生错报,以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序,无论是因为错误还是欺诈,以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的数额和披露情况的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和重大估计数,以及综合财务报表的总体列报方式。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制,评估重大弱点存在的风险,并根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作效果。我们的审计工作还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信,我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
财务报告内部控制的定义与局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序,目的是根据公认的会计原则,为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理的保证。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序:(1)与保持记录有关的政策和程序,这些记录在合理的细节上准确和公正地反映了公司资产的交易和处置。
F-2
目录
(2)提供合理的保证,说明记录交易是根据普遍接受的会计原则编制财务报表所必需的,而且公司的收支只是根据公司管理层和董事的授权进行的;(3)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权的收购、使用或处置公司资产,提供合理的保证。
由于其固有的局限性,对财务报告的内部控制可能无法防止或发现误报。此外,对未来期间的任何有效性评价的预测都有可能由于条件的变化而导致管制不足,或政策或程序的遵守程度可能恶化。
关键审计事项
下文通报的关键审计事项是本期间对合并财务报表进行的审计所产生的事项,这些事项已通知审计委员会或需要告知审计委员会,这些事项包括:(1)涉及对合并财务报表具有重大意义的账目或披露,(2)涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的通报丝毫不改变我们对合并财务报表的总体看法,我们也没有就关键审计事项或与其有关的账目或披露提供单独的意见。
对ASC 842采用情况的评估,租约
如合并财务报表附注12所述,公司于2019年1月1日采用ASU 2016-02租约(主题842)。由于采取了这一做法,截至2019年1月1日,该公司在其资产负债表上确认了3,437,685,000美元的资产和负债使用权。
我们确定了对通过主题842“租约”的评估是一项重要的审计事项。在确定用于计算公司增量借款率的适当方法和模型时,存在着主观性和复杂性,该方法和模型被用来将未付租约款项折现为现值。
我们为解决这一关键审计问题所执行的主要程序包括以下内容。我们测试了对公司实施新会计准则的过程的某些内部控制,包括与确定公司增量借款利率有关的控制。我们聘用了具有专门技能和知识的估价专业人员,他们协助:
● | 评估公司用于确定增量借款利率的方法; |
● | 将用以确定递增借款利率的假设与公开获得的市场数据进行比较; |
● | 检查公司将这些假设用于计算其递增借款利率的情况。 |
评估石油和天然气储量估计数对已探明油气性质相关耗竭费用的影响
如合并财务报表附注1所述,公司使用生产单位法计算与已证实的石油和天然气属性有关的耗竭费用。在这种方法下,资本化成本按已探明石油和天然气储量估计总额摊销。截至2019年12月31日,该公司记录了与经证实的石油和天然气属性相关的耗竭费用8.84亿美元。预测已探明的石油和天然气储量需要专业的油藏工程师的专业知识,他们考虑到预测的产量、运营成本假设和预测的油气价格,包括市场差异。该公司的内部储油工程师估计已探明的石油和天然气储量,该公司聘请外部油藏工程专家对已证实的石油和天然气储量估计数进行独立评估。
我们把评估估计的石油和天然气储量对与已证实的油气性质有关的耗竭费用的影响确定为一项关键的审计事项。在评价公司已探明的总油气储量时,需要作出复杂的审计师判断,这是损耗费用计算中的一项投入。审计师的判断也需要评估公司使用的假设与预测的生产,运营成本,和预测的石油和天然气价格,包括市场差额。
我们为解决这一关键审计问题所执行的主要程序包括以下内容。我们测试了对公司损耗计算过程的某些内部控制,以及对已探明的石油和天然气储量的估计,包括
F-3
目录
与选择储备估计投入有关的控制措施。我们评估了估计已探明的石油和天然气储量的内部油藏工程师的能力、能力和客观性,以及该公司聘用的外部油藏工程专家的能力和客观性。我们分析并重新计算了消耗费用,以符合行业和监管标准。我们评估了该公司内部储油工程师用于估算已证实的石油和天然气储量的方法,以及外部油藏工程专家用于评估这些储量估计是否符合行业和监管标准的方法。我们将内部油藏工程师使用的预测产量假设与历史产量进行了比较。通过与历史成本的比较,我们评估了内部油藏工程师使用的运营成本假设。我们对内部油藏工程师使用的石油和天然气价格进行了评估,将其与可公开获得的价格进行比较,并测试了相关的市场差异。我们阅读并审议了公司外部油藏工程专家的调查结果,并与我们对公司储量估计的评估有关。
乌蒂卡页岩已探明和未探明油气性质公允价值评价
如综合财务报表附注1所述,该公司确定某些石油和天然气财产受到损害,并记录了与经证实的财产有关的8.81亿美元减值费用和3.93亿美元未证明财产的减值费用。具体而言,该公司根据其他可比房产的销售情况估算了其Utica Shale已证实和未探明的石油和天然气属性的公允价值。对于Utica Shale已探明的石油和天然气属性,该公司还根据商品定价环境的变化调整了估计未来商品价格的可比属性。
我们认为,对Utica页岩已探明和未探明的油气属性的公允价值的评估是一项重要的审计事项。在评估公司在Utica页岩已证实和未证实的石油和天然气属性的估计公允价值时,特别是在评估公司的估价方法以及公司选择用于计算的可比交易时,需要作出复杂的审计师判断。此外,在评估公司为确定Utica Shale已探明的石油和天然气属性的公允价值而使用的估计未来商品价格调整时,需要审计师作出判断。
我们为解决这一关键审计问题所执行的主要程序包括以下内容。我们测试了对该公司确定其已证实和未证实的石油和天然气属性的公允价值的过程的某些内部控制,包括所使用的方法、选定的可比交易以及对那些已证实的石油和天然气属性的可比交易所适用的价格调整。我们根据公开的价格信息,检查了与商品定价环境变化相关的价格调整。我们还评估了估价中使用的其他可比较的已证实和未探明的石油和天然气属性的销售情况。我们聘请具有专门技能和知识的估价专业人员评估公司采用的方法,评估选定的可比交易,并评估对已证实石油和天然气属性的可比交易所作的价格调整。
/s/毕马威有限责任公司
自2003年以来,我们一直担任公司的审计师。
丹佛,科罗拉多州,2020年2月12日
F-4
目录
Antero资源公司
合并资产负债表
2018年12月31日和2019年
(单位:千,但每股数额除外)
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| 2018 |
| 2019 |
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资产 | |||||||
流动资产: |
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应收账款 | $ | | | ||||
应收账款,关联方 | — | | |||||
应计收入 | | | |||||
衍生仪器 | | | |||||
其他流动资产 | | | |||||
流动资产总额 | | | |||||
财产和设备: | |||||||
石油和天然气特性,按成本计算(成功的努力方法): | |||||||
未证明性质 | | | |||||
证明性质 | | | |||||
水处理和处理系统 | | — | |||||
收集系统和设施 | | | |||||
其他财产和设备 | | | |||||
| | ||||||
减去累计损耗、折旧和摊销 | ( | ( | |||||
财产和设备,净额 | | | |||||
经营租赁使用权资产 | — | | |||||
衍生仪器 | | | |||||
对未合并附属公司的投资 | | | |||||
其他资产 | | | |||||
总资产 | $ | | | ||||
负债和权益 | |||||||
流动负债: |
| ||||||
应付帐款 | $ | |
| | |||
应付帐款,关联方 | — | | |||||
应计负债 | | | |||||
应付收入分配 | | | |||||
衍生仪器 | | | |||||
短期租赁负债 | | | |||||
其他流动负债 | | | |||||
流动负债总额 | | | |||||
长期负债: | |||||||
长期债务 | | | |||||
递延所得税负债 | | | |||||
衍生仪器 | — | | |||||
长期租赁负债 | | | |||||
其他负债 | | | |||||
负债总额 | | | |||||
承付款和意外开支(附注14和15) | |||||||
公平: | |||||||
股东权益: | |||||||
优先股,$ | |||||||
普通股,$ | | | |||||
额外已付资本 | | | |||||
累积收益 | | | |||||
股东权益总额 | | | |||||
合并子公司的非控制权利益 | | — | |||||
总股本 | | | |||||
负债和权益共计 | $ | | |
见所附合并财务报表附注。
F-5
目录
Antero资源公司
综合业务报表和综合收入(损失)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(单位:千,但每股数额除外)
截至12月31日的年度, | ||||||||||
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
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收入和其他: | ||||||||||
天然气销售 | $ | | | | ||||||
天然气液体销售 | | | | |||||||
石油销售 | | | | |||||||
商品衍生产品公允价值损益 | | ( | | |||||||
收集、压缩、水处理和处理 | | | | |||||||
市场营销 | | | | |||||||
市场衍生产品公允价值收益(亏损) | ( | | — | |||||||
其他收入 | — | — | | |||||||
收入和其他收入共计 | | | | |||||||
业务费用: | ||||||||||
租赁经营 | | | | |||||||
收集、压缩、处理和运输 | | | | |||||||
生产和从价税 | | | | |||||||
市场营销 | | | | |||||||
勘探 | | | | |||||||
油气性质损害 | | | | |||||||
中流资产减值 | | | | |||||||
损耗、折旧和摊销 | | | | |||||||
出售资产损失 | — | — | | |||||||
资产退休债务的累积 | | | | |||||||
一般和行政费用(包括以股本为基础的补偿费用$ | | | | |||||||
合同终止和钻机堆垛 | — | — | | |||||||
业务费用共计 | | | | |||||||
营业收入(损失) | | | ( | |||||||
其他收入(支出): | ||||||||||
渗水 | — | — | | |||||||
未合并附属公司的收益(损失)权益 | | | ( | |||||||
出售股权投资股份的损失 | — | — | ( | |||||||
权益投资减值 | — | — | ( | |||||||
Antero中流合作伙伴LP的解构增益 | — | — | | |||||||
利息费用,净额 | ( | ( | ( | |||||||
及早清偿债务的收益(损失) | ( | — | | |||||||
其他收入(支出)共计 | ( | ( | | |||||||
所得税前收入(损失) | | ( | ( | |||||||
所得税福利准备金 | | | | |||||||
净收入(亏损)和综合收益(亏损)(包括非控制利益) | | ( | ( | |||||||
非控制利益的净收益和综合收益 | | | | |||||||
可归因于Antero Resources Corporation的净收入(损失)和综合收入(损失) | $ | | $ | ( | ( | |||||
普通股收入(亏损)-基本 | $ | | $ | ( | ( | |||||
每股收益(亏损)-假设稀释 | $ | | $ | ( | ( | |||||
已发行股票加权平均数: | ||||||||||
基本 | | | | |||||||
稀释 | | | |
见所附合并财务报表附注。
F-6
目录
Antero资源公司
合并权益表
截至2017年12月31日2018年和2019年12月31日
(单位:千)
普通股 | 额外支付- | 累积 | 非控制 | 共计 | |||||||||||||||
| 股份 |
| 金额 |
| 在资本中 |
| 收益 |
| 利益 |
| 衡平法 |
| |||||||
2016年12月31日结余 | | $ | | | | | | ||||||||||||
普通股在以权益为基础的补偿金转归后发行,扣除扣缴所得税的股份后发行 | | | ( | — | — | ( | |||||||||||||
Antero Midstream Partners LP发行公共单位,扣除承销商折扣和提供成本 | — | — | — | — | | | |||||||||||||
安特罗中流合伙人有限公司在以股权为基础的补偿金归属时发行公用单位,扣除扣减所得税的单位 | — | — | ( | — | | ( | |||||||||||||
出售Antero资源公司持有的Antero Midstream Partners LP的公共单位,扣除税款 | — | — | | — | ( | | |||||||||||||
股权补偿 | — | — | | — | | | |||||||||||||
净收入和综合收入 | — | — | — | | | | |||||||||||||
合并子公司股权变动的影响 | — | — | | — | ( | — | |||||||||||||
分配给非控制利益 | — | — | — | — | ( | ( | |||||||||||||
2017年12月31日结余 | | | | | | | |||||||||||||
普通股在以权益为基础的补偿金转归后发行,扣除扣缴所得税的股份后发行 | | | ( | — | — | ( | |||||||||||||
安特罗中流合伙人有限公司在以股权为基础的补偿金归属时发行公用单位,扣除扣减所得税的单位 | — | — | ( | — | | ( | |||||||||||||
普通股的回购和退休 | ( | ( | ( | — | — | ( | |||||||||||||
股权补偿 | — | — | | — | | | |||||||||||||
净收入(损失)和综合收入(损失) | — | — | — | ( | | ( | |||||||||||||
合并子公司股权变动的影响 | — | — | | — | ( | — | |||||||||||||
分配给非控制利益 | — | — | — | — | ( | ( | |||||||||||||
其他 | — | — | — | — | | | |||||||||||||
2018年12月31日结余 | | | | | | | |||||||||||||
普通股在以权益为基础的补偿金转归后发行,扣除扣缴所得税的股份后发行 | | | ( | — | — | ( | |||||||||||||
安特罗中流合伙人有限公司在以股权为基础的补偿金归属时发行公用单位,扣除扣减所得税的单位 | — | — | ( | — | | ( | |||||||||||||
普通股的回购和退休 | ( | ( | ( | — | — | ( | |||||||||||||
股权补偿 | — | — | | — | | | |||||||||||||
净收入(损失)和综合收入(损失) | — | — | — | ( | | ( | |||||||||||||
分配给非控制利益 | — | — | — | — | ( | ( | |||||||||||||
Antero中流合作伙伴LP的解聚效应 | — | — | ( | — | ( | ( | |||||||||||||
结余,2019年12月31日 | | $ | | | | — | |
见所附合并财务报表附注。
F-7
目录
Antero资源公司
现金流动合并报表
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(单位:千)
截至12月31日的年度, | ||||||||||
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
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由(用于)业务活动提供的现金流量: |
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净收入(亏损)和综合收益(亏损)(包括非控制利益) | $ | | ( |
| ( | |||||
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 | | | | |||||||
损伤 | | | | |||||||
商品衍生产品公允价值(收益)损失 | ( | | ( | |||||||
结算商品衍生工具收益 | | | | |||||||
按衍生合约支付的保费 | — | ( | — | |||||||
衍生产品货币化收益 | | | — | |||||||
市场衍生产品公允价值收益 | | ( | — | |||||||
结算市场衍生工具的收益 | — | | — | |||||||
递延所得税福利 | ( | ( | ( | |||||||
出售资产损失 | — | — | | |||||||
股权补偿费用 | | | | |||||||
及早清偿债务的损失(收益) | | — | ( | |||||||
出售Antero Midstream公司股份的损失 | — | — | | |||||||
未合并附属公司的收益(损失)权益 | ( | ( | | |||||||
渗水 | — | — | ( | |||||||
未合并附属公司收益的分配/红利 | | | | |||||||
Antero中流合作伙伴LP的解构增益 | — | — | ( | |||||||
其他 | ( | | | |||||||
流动资产和负债的变化: | ||||||||||
应收账款 | ( | ( | | |||||||
应计收入 | ( | ( | | |||||||
其他流动资产 | ( | ( | ( | |||||||
应付帐款,包括关联方 | | | ( | |||||||
应计负债 | | | ( | |||||||
应付收入分配 | | | ( | |||||||
其他流动负债 | | ( | | |||||||
经营活动提供的净现金 | | | | |||||||
由(用于)投资活动提供的现金流量: | ||||||||||
对已证明性质的补充 | ( | — | — | |||||||
对未证明性质的添加 | ( | ( | ( | |||||||
钻井和完井费用 | ( | ( | ( | |||||||
增加水处理和处理系统 | ( | ( | ( | |||||||
增加收集系统和设施 | ( | ( | ( | |||||||
增加其他财产和设备 | ( | ( | ( | |||||||
对未合并附属公司的投资 | ( | ( | ( | |||||||
出售安特罗中流公司普通股所得收益 | — | — | | |||||||
Antero Midstream Partners LP交易的收益 | — | — | | |||||||
其他资产变动 | ( | ( | | |||||||
资产出售收益 | | — | | |||||||
用于投资活动的现金净额 | ( | ( | ( | |||||||
由(用于)筹资活动提供的现金流量: | ||||||||||
Antero Midstream Partners LP发行共同单位 | | — | — | |||||||
出售Antero中流合作伙伴有限公司(Antero Resources Corporation)共同单位的收益 | | — | — | |||||||
回购普通股 | — | ( | ( | |||||||
Antero Midstream Partners LP发行高级债券 | — | — | | |||||||
偿还高级债券 | — | — | ( | |||||||
银行信贷设施借款净额 | | | | |||||||
递延融资费用的支付 | ( | ( | ( | |||||||
Antero中流合伙公司的非控制权利益分配 | ( | ( | ( | |||||||
雇员所得税预扣缴以支付权益补偿金 | ( | ( | ( | |||||||
其他 | ( | ( | ( | |||||||
筹资活动提供的现金净额 | | | | |||||||
Antero中流合伙有限公司解团结现金 | — | — | ( | |||||||
现金和现金等价物净减额 | ( | ( | — | |||||||
现金和现金等价物,期初 | | | — | |||||||
现金和现金等价物,期末 | $ | | — | — |
F-8
目录
Antero资源公司
现金流动合并报表
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(单位:千)
截至12月31日的年度, | ||||||||||
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
| ||||
补充披露现金流动信息: | ||||||||||
本期间支付的现金利息 | $ | | | | ||||||
财产和设备增加的应付账款和应计负债减少 | $ | ( | ( | ( |
见所附合并财务报表附注.
F-9
目录
Antero资源公司
合并财务报表附注
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(1)组织
Antero资源公司(单独称为“Antero”)及其合并子公司(统称为“Antero Resources”、“Company”、“we”、“us”或“Our”)在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的阿巴拉契亚盆地从事天然气、NGL和石油的勘探、开发和获取。该公司的目标是大型的、可重复的资源,其中水平钻井和先进的裂缝刺激技术提供了经济开发和生产非常规地层的天然气、天然气和石油的手段。公司总部位于科罗拉多州丹佛市。
(2)重大会计政策摘要
(a)提出依据
所附公司合并财务报表是按照美国普遍接受的会计原则(“公认会计原则”)编制的。管理层认为,所附合并财务报表包括所有被认为必要的调整(包括正常和经常性权责发生制),以公平列报公司截至12月31日、2018年和2019年的财务状况,以及截至12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日、2017年、2018年和2019年的业务结果和现金流量。公司
(b)巩固原则
所附合并财务报表包括Antero Resources Corporation及其全资子公司、公司拥有控制权益的任何实体的账户以及公司主要受益人的可变利益实体(“VIEs”)。
截至2019年3月12日,Antero Midstream Partners LP(“Antero Midstream Partners”)是一家公开上市的有限合伙公司,已被纳入Antero的合并财务报表。在结束之前(在合并财务报表的附注3中定义),我们对Antero Midstream Partners公共部门的所有权约为
2019年12月16日,该公司出售了
所有重要的公司间账户和交易都已在公司合并财务报表中消除。公司合并财务报表中的非控制权权益是指交易前由公众拥有的Antero Midstream Partners的权益,以及Antero Midstream Partners在交易之前的两段时间内的激励分配权。合并子公司的非控股权益被列为公司合并资产负债表中的权益组成部分。
对公司有重大影响但不受控制的实体的投资按权益法入账。公司对其股权投资影响程度的判断包括考虑关键因素
F-10
目录
Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
如Antero的所有权权益,在董事会的代表权,以及参与股权法投资的决策。这类投资包括在公司合并资产负债表上对非合并子公司的投资中。根据权益法入账的投资所得,列入公司合并经营报表和现金流量表的非合并关联公司的收益中。当Antero记录其在净收入中的比例份额时,它会在公司资产负债表上增加业务报表和综合收益(亏损)以及该投资的账面价值。当收到分配时,记录为资产负债表上该项投资的账面价值减少。公司非合并附属公司的收益中的权益根据公司间交易和因Antero Midstream Corporation的股权投资成本与Antero Midstream Partners在解散之日的净资产中的基本权益之间的差异而确认的基础差异进行调整。
根据“分配的性质”,公司核算从股权法投资获得的分配。根据这一办法,从权益法被投资方获得的分配按被投资方的活动或活动的性质进行分类,这些活动或活动产生投资回报(归类为经营活动的现金流入)或投资的回报(被归类为投资活动的现金流入)。
(c)估计数的使用
按照公认会计原则编制合并财务报表要求管理层作出影响收入、支出、资产和负债的估计和假设,并披露或有资产和负债。事实和情况的变化或新信息的发现可能导致订正估计数,实际结果可能与这些估计数不同。
该公司的合并财务报表是根据一些重要的估计数编制的,其中包括天然气、天然气和石油储备数量的估计数,这些估计数是计算石油和天然气特性耗竭和损害的基础。自然保护区的估算本质上是不精确的。公司合并财务报表中涉及重大估计数的其他项目包括衍生资产和负债、应计收入、递延所得税和当期所得税、股权补偿、资产退休义务、折旧、摊销以及承付款和意外开支。
(d)风险和不确定性
天然气、天然气和石油市场已经并将继续经历重大的价格波动。价格波动可能是天气、生产水平、向该国其他地区提供运输能力、从美国进口和出口的水平以及各种其他因素造成的。公司为其生产而收取的价格的增减可能对公司今后的经营结果和储备数量产生重大影响。
(e)现金及现金等价物
公司认为所有初始期限为三个月或更短的流动投资都是现金等价物。由于现金和现金等价物的短期性质,现金和现金等价物的账面价值接近公允价值。有时,公司可能处于“帐面透支”的境地,其中未付支票超过现金和现金等价物。公司在其合并资产负债表中将应付帐款透支和应付收入分配分类,并将与帐面透支有关的应付帐款变化归类为合并现金流量表中的经营活动。截至2019年12月31日,帐面透支已包括在应付帐款和应付收入分配中。$
(f)油气性质
公司对其天然气、天然气、石油勘探开发活动进行了成功的会计核算。在成功的努力方法下,购置、钻探和完成生产井、开发井和未开发租约的费用被资本化。石油和天然气租赁购置费用也被资本化。勘探费用,包括人事和其他内部费用、地质和地球物理费用、天然气和石油租赁的延迟租金以及与不成功的租赁购置有关的费用,按发生的费用入账。勘探钻探费用最初是资本化的,
F-11
目录
Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
但如果公司确定油井不含商业上可行数量的储备,则需支付费用。该公司审查与油井有关的勘探费用-每个季度末的进展情况,并根据当时已知的钻井结果,确定费用是否应继续资本化,以等待进一步的试井和结果,还是计入费用。公司发生
未经证实的财产按以下方式评估是否受损财产基础,以及任何价值的减值记作费用。评估减值的依据是剩余租赁条件、商品价格展望、今后开发面积的计划、钻井结果以及该地区油井的储集性能。未证实的财产和相关费用在发现或以其他方式归因于财产时转移到已证实的财产。出售未证明财产的部分权益所得作为成本回收,在收回成本之前不确认任何损益。未证实财产的损害$
该公司在地质储集层的基础上评估其已证实的天然气、天然气和石油特性的承载量,以便在情况发生或变化时,当某一财产的承载量可能无法收回时,对其进行损害评估。如果账面金额超过预计未贴现的未来现金流量,公司将估算其财产的公允价值,并记录财产账面金额超过估计公允价值的任何减值费用。用于估计公允价值的因素可包括按相应贴现率估算的已证实储量、未来商品价格、未来生产估计数和预计资本支出。
在截至2019年12月31日的一年中,Utica Shale的账面金额超过了根据2019年9月30日未来商品价格估算的未来未贴现现金流。我们根据出售其他物业来估算Utica页岩资产的公允价值。因此,该公司记录了一项减值费用$
截至2019年12月31日,该公司没有将探井相关成本资本化,这些成本被推迟了一年以上,以等待探明储量的确定。
耗竭油气性质的准备金是在地质储集层基础上使用以下单位计算的生产方法石油和天然气特性的耗竭费用是$
(g)集输管道、压缩机站、水处理和处理系统
与生产无关的不动产、厂房和设备的建造、安装、主要增建和改进的支出被资本化,而小规模的更换、保养和修理则按发生的情况支出。收集管道和压缩机站在其估计使用寿命的基础上,采用直线法折旧。
由于Antero中流合作伙伴公司的解散,自2019年3月13日起,Antero Midstream Partners拥有的管道、压缩机站以及水处理和处理系统不再列入合并财务报表。
2099年12月,该公司和Antero中流公司同意将收集和压缩协议的初始期限延长至2038年,并制定了一个增长激励费方案,根据该计划,从2020年到2023年,低压集水费将降低,只要该公司达到一定的体积目标。
F-12
目录
Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(H)石油和天然气属性以外的长期资产的 减值
公司评估其长期-除石油和天然气财产外的活资产,用于减值,当情况发生或变化时,资产的相关账面价值可能无法收回。一般而言,作出这种评估的依据是对被评估资产的未来现金流量预测不计折扣。如果资产的账面价值被认为无法收回,则将账面价值降至估计的公允价值,而公允价值是以未来现金流量贴现为基础,使用第三方市场参与者典型的收入、成本和贴现率的假设,这是三级公允价值计量。
除石油和天然气资产外,其他长期资产的减值为美元。
(i)其他财产和设备
其他财产和设备资产在其估计使用寿命内采用直线法折旧,范围从
(j)递延融资费用
递延融资成本是指贷款起始费和其他初始借款费用。如果与公司的循环信贷设施有关,这些费用被资本化并列入合并资产负债表的其他资产中,如果与公司高级票据的发行有关,则作为对长期债务的减记列入合并资产负债表。这些费用在有关债务工具的期限内摊销。如果信贷设施在到期日前退休,公司将收取未摊销的递延融资费用。2019年12月31日,该公司$
(k)衍生金融工具
为了管理其对天然气、NGL和石油价格波动的风险敞口,该公司不时进行衍生交易,其中可能包括商品互换协议、基础互换协议、项圈协议和与公司生产相关的价格风险的其他类似协议。在与对手方存在法定抵销权的情况下,公司按净额报告衍生资产和负债。该公司面临信用风险,其程度是交易对手无法履行其结算义务。该公司积极监测对手方的信誉,并评估对其衍生头寸的影响(如果有的话)。
公司将合并资产负债表上的衍生工具记录为以公允价值计量的资产或负债,并在发生的当期收益中记录衍生产品公允价值的变化。商品衍生品公允价值的变化,包括已结算衍生品的损益,被列为公司综合经营报表的收入。本公司的衍生工具未被指定为会计用途的对冲工具。
(l)资产退休债务
公司有义务处理某些长期-在他们被遗弃的时候生活在资产上。该公司的资产退休义务(“AROS”)主要涉及其在石油和天然气井寿命结束时堵塞和放弃油井的义务。AROS是按估计的公允价值记录的,以支付退休义务所需的预期未来现金流出量来衡量,然后在公司信贷调整后的风险自由利率。估计退休费用估计数的变动或估计放弃时间的变动,往往导致对AROS估计数的修正。负债的公允价值被添加到相关资产的账面金额中,而这一额外的账面金额在资产的使用期限内被折旧。负债在每一期间结束时通过营业费用增加。
F-13
目录
Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(m)环境负债
与过去的业务造成的现有状况有关的环境支出,如果不有助于目前或未来的创收,则按已发生的费用入账。负债是在环境评估和(或)清理可能发生并能够合理估计费用时产生的。这些负债将在获得更多信息或情况发生变化时进行调整。截至12月31日、2018年和2019年12月31日,该公司没有因任何环境负债而应计的重大金额,也未因其认为可能对其财务状况、经营结果或现金流产生重大不利影响的任何环境违规行为而被援引。
(n)天然气、天然气和石油收入
2014年5月28日,FASB发布了第2014-09号会计准则更新(“ASU”),与客户签订合同的收入,这要求实体确认其预期有权将承诺的货物或服务转让给客户的收入数额。会计准则股在其生效后取代了公认会计原则中现有的大多数收入确认指南,并作为会计准则编纂(“ASC”)主题606纳入公认会计原则。当新标准于2018年1月1日对公司生效时,该公司选择了修改后的追溯过渡方法。ASU 2014-09年度的通过并没有对公司的财务业绩产生重大影响.
我们的收入主要来自天然气和石油生产的销售,以及从我们的天然气中提取的NGL的销售。天然气、天然气和石油的销售是通过将产品控制权转让给客户来满足性能义务的。一般在销售后一个月收到付款。
根据我们的天然气销售合同,我们在商定的交货点将天然气交付给买方。天然气从我们的井口运输到销售合同规定的交货点。为了向这些地点输送天然气,安特罗中流公司或者第三方收集、压缩、加工和运输我们的天然气。在收集、压缩、加工和运输过程中,我们保持对天然气的控制。我们的销售合同规定,我们得到一个具体的指数价格调整的价格差异。我们在交货点转移对产品的控制权,并根据合同价格确认收益。收集、压缩、加工和运输天然气的费用记为收集、压缩、加工和运输费用。
NGL是通过加工从天然气中提取出来的,它要么由我们直接出售,要么由加工合同的处理器出售。对于我们直接销售的NGL,我们的销售合同规定,我们在一个商定的交货点将产品交付给买方,并且我们得到一个经过价格差异调整的具体指数价格。我们在交货点将产品控制权转让给买方,并根据合同价格确认收入。处理和运输NGL的成本记录为收集、压缩、处理和运输费用。对于处理器销售的NGL,我们的处理合同规定,我们将控制权转移到加工厂尾部的处理器,并根据从处理器收到的价格确认收入。
根据我们的石油销售合同,我们通常向购买者出售石油,并收集合同商定的指数价格,扣除价格差异。当我们将产品控制权转让给购买者时,我们根据合同价格确认收入。
(o)营销收入和费用
营销收入来自于购买和销售第三方天然气和ngls的活动,以及将过剩的公司运输能力推向第三方。派对。在交付给买方之前,我们保留对购买的天然气和天然气的控制。我们的结论是,我们是这些安排的主体,因此,我们确认收入毛额,购买和运输天然气和天然气的费用作为营销费用。销售第三方天然气和天然气的合同通常与出售我们生产的天然气和天然气的合同有类似的条款。我们通过在交货点转移对产品的控制来履行对买方的履约义务,并根据从购买者那里收到的价格确认收入。销售给第三方的多余的公司运输所产生的费用包括在收入中。
营销费用包括购买第三方天然气和天然气的费用。该公司将与在有足够的生产和基础设施以充分利用产能(过剩产能)之前签订的能力有关的公司运输成本归类为营销费用,因为该公司正在向第三方推销这一过剩产能。公司运输
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合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
该公司有足够的生产能力(即使它可能不使用运输能力,因为有更优惠的价格可供选择的交货点)被认为是未使用的能力,并被计入运输费用。
(p)收集、压缩、水处理和处理收入
从收集、压缩、水处理和处理业务中获得的大部分收入都来自截至2019年3月12日向我们勘探和生产业务提供的Antero Midstream Partners所提供服务的交易,并在合并过程中被取消。自2019年3月13日起,Antero中流合作伙伴不再合并在Antero的业绩中。见合并供进一步讨论交易的财务报表和合并财务报表的附注18,供公司报告部分披露。这些费用在我们2019年3月13日之前的合并财务报表中所列的部分是向Antero经营的油井的权益所有者收取的数额,以及Antero Midstream Partners提供的水处理和处理服务或Antero Midstream Partners收集和压缩系统的使用向其他第三方收取的费用。为了收集和压缩收入,Antero中流合作伙伴满足其性能义务,并确认当低压容积交付给压缩机站、高压容积交付给加工厂或输送管道时以及将压缩量输送到高压线路时的收益。收入是根据收集和压缩协议由Antero中流合作伙伴收取的Per Mcf收集或压缩费用确认的。关于水处理和处理收入,Antero中流合作伙伴履行其业绩义务,并确认在淡水量已交付特定井垫的水化装置和废水量已交付其废水处理设施时的收入。对于通过第三方供应商签订的服务,当第三方供应商所执行的服务已经完成时,Antero Midstream Partners的性能义务就会得到满足。收入是根据Antero中流合作伙伴根据水服务协议收取的每桶淡水交付费或废水处理费确认的。
(q)信贷风险集中
该公司的收入主要来自对石油和天然气行业或公用事业行业的购买者的无抵押销售。信贷风险集中在两个相关行业影响公司的整体信用风险敞口,因为购买者可能同样受到经济和其他条件变化的影响。该公司的应收账款没有遭受重大信贷损失。
截至12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日、2017年、2018年和2019年,本公司对主要客户的销售额(采购额超过总销售额的10%)如下:
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 | ||||
A公司 | | % | | % | | % | |||
B公司 | | | | ||||||
C公司 | | | | ||||||
D公司 | — | | | ||||||
所有其他 | | | | ||||||
| % | | % | | % |
该公司还面临其商品衍生品投资组合的信用风险。这些衍生合同的交易对手在到期时的任何违约都可能对公司的财务状况和经营结果产生重大的不利影响。该公司在经济上设置了对冲基金
该公司有时可能在银行拥有超过联邦保险金额的现金。
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(r)所得税
公司确认为所得税目的而结转的营业净亏损和财务报表与资产和负债税基之间的差额所造成的暂时性差异的递延纳税资产和负债。税法或税率变化的影响在颁布期间的收入中得到确认。当管理层认为某些部分或全部递延税资产不可能变现时,递延税资产通过估值备抵而减少。
未确认的税收优惠是指对以前提交的纳税申报表可能最终无法维持的不确定的税收状况的潜在的未来税收义务。本公司在利息费用中确认与未确认的税收利益有关的利息费用,并将与税务有关事项的罚款和罚款确认为所得税费用。
(s)公允价值计量
FASB ASC主题820,公允价值计量和披露明确了公允价值的定义,建立了公允价值计量的框架,扩大了公允价值计量的披露范围。本指南还涉及所有非金融资产和负债,这些资产和负债不定期确认或披露(例如,以公允价值计量的非金融资产和负债,资产退休义务的初始确认,经证实的石油和天然气属性减值以及其他长期生活资产)。公允价值是指公司估计,在市场参与者之间有秩序的交易中,在计量日出售资产或支付债务以转移负债的价格。公允价值层次结构用于对用于估计公允价值的评估技术的投入进行优先排序。受公允价值要求约束的资产或负债根据对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平在层次结构中进行分类。公司对整个公允价值计量中某一特定投入的重要性的评估需要作出判断,并考虑资产或负债的具体因素。对于相同的资产或负债,在活跃的市场中,最高优先级(一级)是未调整的报价市场价格,最低优先级(一级优先价格)。3)给出了不可观测的输入。二级投入是数据,但报价除外。(1)可直接或间接观察到的资产或负债。使用二级输入进行估值的工具包括非交易所交易的衍生品,如超额交易-反大宗商品价格互换。用于衡量这些工具公允价值的估值模型考虑到各种二级投入,包括:(一)初级商品远期报价,(二)时间价值,(三)远期利率报价,(四)基本工具的现行市场价格和合同价格,(五)公司和对手方不履约的风险,以及(六)其他相关的经济措施。
(t)产业板块与地理信息
管理层评估了公司的组织和管理方式,并确定了以下几个部分:(1)天然气、NGL和石油的勘探、开发和生产;(2)营销和利用过剩的公司运输能力;(3)我们对Antero中流公司的股权投资。截至2019年3月12日,Antero Midstream Partners的业绩已列入Antero的合并财务报表。自2019年3月13日起,Antero中流合作伙伴的业绩不再合并在Antero的业绩中;然而,公司的部门披露包括我们对Antero中流公司的股权方法投资,因为它对公司的运营具有重要意义。关于交易的进一步讨论见合并财务报表附注3,合并财务报表的附注18用于披露公司应报告的部分。
该公司的所有资产都位于美国,其大部分生产收入都归美国的客户所有;然而,公司的一些生产收入可归因于客户,这些客户随后将公司的产品运到国外转售或消费。
(u)普通股每股收益(亏损)
普通股每股收益(亏损)-每个时期的基本收益(亏损)除以可归属于Antero的净收益(亏损),除以该期间已发行股票的基本加权平均数。每普通股每股收益(亏损)-假设每一时期的稀释后计算后,考虑到潜在的稀释来自未偿股权奖励,计算使用国库股票法。公司在计算稀释加权平均已发行股份时,包括业绩股奖励,其依据是,如果该期间结束时也是归属裁决所需的履约期结束时,可发行的普通股数量。在公司净亏损期间,已发行的稀释加权平均股份与已发行的基本加权平均股份相等,因为所有股权奖励的效果均与-
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
稀释剂.
以下是公司在报告所述期间(单位:千)内已发行的基本加权平均股份与稀释加权平均股份之间的对账情况:
|
| 截至12月31日的年度, |
| ||||
|
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
|
基本加权平均流通股数 |
| |
| |
| |
|
加:限制性股票单位的稀释效应 |
| |
| — |
| — |
|
加:未偿股票期权的稀释效应 |
| — |
| — |
| — |
|
添加:绩效股票单位的稀释效应 | | — | — | ||||
稀释加权平均流通股数 |
| |
| |
| |
|
|
|
|
| ||||
不包括在计算每股摊薄收益中的未偿股本奖励的加权平均数(1): |
|
|
|
| |||
限制性股票单位 |
| |
| |
| |
|
未偿还股票期权 |
| |
| |
| |
|
绩效股 | |
| |
| |
(1)这些裁决的潜在稀释效应被排除在每股假设稀释的收益(损失)计算之外,因为将这些奖励包括在内将是反稀释的。
(v)国库券退休
公司将通过股票回购获得的国有股退市,并将这些股份退回到授权但未发行的状态。当国有股退休时,公司的政策是将回购价格超过所购股票面值的超额分配给额外的已缴入资本,然后再分配给累积收益。可分配给额外已缴资本的部分是通过应用一个百分比来确定的,这个百分比是通过将将要退休的股份数量除以发行股票的数量来确定的,再除以截至退休时的额外已缴入资本的余额。
(w)最近发布的会计准则
2018年8月,FASB发布了ASU第2018-13号“公允价值计量:披露框架-公允价值计量披露要求的变化”,其中规定了对某些公允价值披露要求的修改。本ASU适用于2019年12月15日以后开始的年度报告期间和这些年度期间内的中期报告,并允许早日通过。本更新预计不会对公司的合并财务报表产生重大影响。
(X)基于 股权的赔偿
我们在财务报表中确认与所有基于股权的奖励相关的补偿成本,其依据是其估计的授予日期、公允价值。我们是授权授予各种类型的股权补偿金,包括股票期权、股票增值权、限制性股票奖励、限制性股票单位奖励、股利等价奖以及其他类型的奖励。授予日期公允价值是根据授予类型确定的,并可在授予日期、Black-Schole期权定价模型、MonteCarlo模拟或其他可接受的估值方法中使用市场价格,以适合于基于股权的奖励类型。补偿费用在适用的归属期或服务期内按比例确认。没收是在发生时通过倒转先前确认的在此期间被没收的赔偿金的费用来计算的。有关我们基于股权的补偿的附加信息,请参见注9。
(3)Antero中流合作伙伴LP的解构
2014年,该公司成立了Antero中流合作伙伴,拥有、运营和开发为Antero生产服务的中流能源资产。。Antero中流合作伙伴的资产包括收集系统和压缩设施、水处理和处理设施,以及对加工和分馏工厂的兴趣,通过这些设备,它根据长期固定费用合同向Antero提供服务。
F-17
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
2019年3月12日,Antero Midstream GP LP和Antero Midstream Partners完成了“简化协议”(“简化协议”)所设想的交易(“简化协议”),日期为2018年10月9日,日期为Antero Midstream GP LP、Antero Midstream Partners及其某些关联公司,根据这些交易(I)Antero Midstream GP LP是从一个中流GP LP转换而来的。有限根据特拉华州的法律与一家公司建立合伙关系,并将其名称改为Antero Midstream Corporation;(2)Antero Midstream Corporation的一家间接全资子公司与Antero Midstream Partners合并并并入Antero Midstream Partners,Antero Midstream Partners作为Antero Midstream Corporation的一家间接全资子公司幸存下来(连同“简化协议”所设想的其他交易,即“交易”)。在闭幕式上,Antero收到$
关闭前,该公司对Antero Midstream Partners公共部门的所有权约为
Antero中流合伙人的经营业绩不再合并在公司的综合业务报表和综合报表中收入(损失)从2019年3月13日开始。由于Antero Midstream Partners不符合停业经营的要求,截至2019年3月12日,Antero Midstream Partners的经营业绩继续列入公司的综合业务报表和综合收入(损失)。
F-18
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
Antero中流合伙人财务信息综述
下表列出截至2019年3月12日,即解除团结日期的Antero中流合伙人的资产和负债摘要。
(单位:千) |
| 2019年3月12日 |
| |
流动资产 | $ | | ||
财产和设备,净额 | | |||
其他非流动资产 | | |||
总资产 | $ | | ||
流动负债 | $ | | ||
长期债务 | | |||
其他非流动负债 | | |||
负债总额 | $ | | ||
净资产 | $ | |
(4)收入
(a)分解收入
下表按类型(千)分列收入。该表还列出了分类收入所涉及的可报告部分。有关可报告部分的更多信息,请参见注18-分段信息。
截至12月31日的年度, |
| 分片 | ||||||||||
2017 |
| 2018 |
| 2019 |
| 收入相关 |
| |||||
与客户签订合同的收入: | ||||||||||||
天然气销售 | $ | | $ | | | 勘探生产 | ||||||
天然气液体销售(乙烷) | | | | 勘探生产 | ||||||||
天然气液体销售(C3+NGLs) | | | | 勘探生产 | ||||||||
石油销售 | | | | 勘探生产 | ||||||||
聚集压缩(1) | | |
| | 股本法在AMC中的投资 | |||||||
水处理与处理(1) | | | | 股本法在AMC中的投资 | ||||||||
市场营销 | | | | 市场营销 | ||||||||
共计 | | |
| | ||||||||
衍生工具和其他来源的收入 | | | | |||||||||
收入和其他收入共计 | $ | | $ | | |
(1) | 收集和压缩,水处理和处理收入包括到2019年3月12日。关于交易的进一步讨论,见合并财务报表附注3。 |
(b)交易分配给剩余履约义务的价格
对于合同期限超过一年的产品销售,我们使用了ASC 606中的实用权宜之计,它不要求披露分配给剩余履约义务的交易价格,如果可变价格完全分配给完全未履行的履约义务。根据我们的产品销售合同,交付给客户的每一件产品都代表着一种单独的履约义务;因此,未来的数量完全没有得到满足,不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。对于合同期限为一年或一年以下的产品销售,我们使用了ASC 606中的实用权宜之计,即如果履约义务是合同的一部分,则不要求披露分配给剩余履约义务的交易价格。 一年或更短的时间。
F-19
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合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(c)合同余额
根据我们的销售合同,我们发票客户后,我们的履行义务已得到履行,在这一点上付款是无条件的。因此,我们的合同不产生在ASC 606下的合同资产或负债。在2018年12月31日和2019年12月31日,我们从客户合同中收到的应收款项是$
(5)权益法投资
2019年12月31日,Antero大约拥有
在2019年3月13日之前,我们的综合业绩包括
在2019年12月31日,我们确定事件和情况表明账面价值经历了非暂时性的下降,我们记录了美元的减值。
F-20
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
下表是截至2018年12月31日和2019年12月31日终了年度未合并附属公司投资的对账情况(千):
|
| 马基西 |
| 安特罗中流 |
| ||||||||
| 石墙(1) |
| 合资企业 |
| 公司(2) |
| 共计 | ||||||
2017年12月31日结余 | $ | | | — | | ||||||||
投资 (3) |
| — | | — | | ||||||||
未合并附属公司的净收入权益 | | | — | | |||||||||
非合并附属公司的分发 |
| ( | ( | — | ( | ||||||||
2018年12月31日结余 | $ | | | — | | ||||||||
投资(3) |
| — | | — | | ||||||||
未合并附属公司的净收入(损失)权益 | | | ( | ( | |||||||||
非合并附属公司的分配/红利 |
| ( | ( | ( | ( | ||||||||
投资回报 (4) | — | — | ( | ( | |||||||||
减值(5) | — | — | ( | ( | |||||||||
公司间利润的消除 | — | — | | | |||||||||
解聚效应(6) |
| ( | ( | | | ||||||||
2019年12月31日结余 | $ | — | — | | |
(1) | 分配扣除石墙公司保留的运营和资本要求。 |
(2) | 按Antero Midstream Corporation股权投资成本与Antero Midstream Partners在解散之日的净资产中的基本股本数额之间差额的摊销调整,并按投资回报进行调整。 |
(3) | 在截至12月31日的年度内对合资公司的投资,2019与建造额外加工设施的资本捐助有关。 |
(4) | 2019年12月,安特罗中流公司重新收购$ |
(5) | 截至2019年12月31日,Antero中流公司的其他非临时减值记录为将账面价值降至公允价值。 |
(6) | 从2019年3月13日起,Stonewall公司和合资企业的收益中的权益在Antero Midstream公司的收益中进行入账。 |
安特罗中流公司财务信息综述
下表汇总了Antero Midstream公司的财务信息。总结财务信息是从2019年3月13日开始的。
资产负债表
十二月三十一日, | ||||
(单位:千) |
| 2019 | ||
流动资产 | $ | | ||
非流动资产 | | |||
总资产 | $ | | ||
流动负债 | $ | | ||
非流动负债 | | |||
股东权益 | | |||
负债和权益共计 | $ | |
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
业务说明
在此期间 | ||||
(一九二零九年三月十三日) | ||||
贯通 | ||||
(单位:千) |
| (一九二零九年十二月三十一日) | ||
收入 | $ | | ||
营业费用 | | |||
业务损失 | $ | ( | ||
权益法投资造成的净亏损 | $ | ( |
(6)应计负债
截至2018年12月31日和2019年12月31日的应计负债包括下列项目(千):
十二月三十一日, | |||||||
| 2018 |
| 2019 |
| |||
资本支出 | $ | |
| | |||
收集、压缩、处理和运输费用 | | | |||||
营销费用 | | | |||||
利息费用,净额 |
| |
| | |||
其他 |
| |
| | |||
应计负债总额 | $ | |
| |
(7)长期债务
截至12月31日、2018年和2019年的长期债务包括下列项目(千):
十二月三十一日, | ||||||
| 2018 |
| 2019 | |||
Antero Resources: | ||||||
信贷贷款(A) | $ | |
| | ||
| |
| | |||
| | |||||
| | |||||
| | |||||
未摊销保险费净额 |
| |
| | ||
未摊销债务发行成本净额 | ( | ( | ||||
长期债务 | | | ||||
Antero Midstream Partners:(1) | ||||||
中游信贷机制 | | — | ||||
| — | |||||
未摊销债务发行成本净额 | ( | — | ||||
长期债务 | | — | ||||
综合长期债务 | $ | |
| |
(a)高级有担保循环信贷机制
Antero Resources拥有一个由银行贷款人组成的财团的高级有担保循环信贷设施(“信贷机制”)。
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
信贷贷款机制下的借款受到基于Antero Resources资产抵押品价值的借款基数限制,并须定期每年重新确定。2019年4月的年度重新确定中重申了借款基础和贷方承诺。下一次重新确定借款基数的时间定于2020年4月。信贷贷款的到期日是(I)2022年10月26日及(Ii)
根据信贷安排,“投资等级期”是指在没有发生违约事件的情况下,从Antero Resources选择通知行政代理人Antero Resources至少收到(I)BBB或更高的标准普尔评级和(Ii)穆迪的Baa 3或更高评级(“投资评级”)开始。投资等级期可以在Antero Resources的选举结束。
在任何不属于投资等级期的时期内,信贷安排的抵押贷款主要是对Antero Resources、Antero Resources和Antero子公司控股有限公司在Antero中流公司的所有权权益、Antero Resources在Antero子公司控股有限公司和梦露管道有限公司的所有权权益的抵押,以及Antero Resources有限公司有限子公司的担保(视情况而定)。在投资等级期间,担保信贷贷款义务的留置权应自动解除(但须遵守信贷机构的规定)。信贷贷款机制载有某些契约,包括对负债和股息的限制,以及对周转资本和利息承保比率的要求。在任何不属于投资等级期的期间,利息应按借入时根据LIBOR或Antero Resources选择确定的最优惠利率的可变利率支付,另加根据Antero Resources借款基数利用率计算的适用利率,其范围为:
截至2019年12月31日,Antero Resources在信贷机制下有未清余额$
(b)
2013年11月5日,Antero Resources发行了美元
(c)
2014年5月6日,Antero Resources发行了美元
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
Antero Resources经历了控制权的转变,然后评级下降,持有2022年债券的人将有权要求Antero Resources以相当于以下价格的价格回购全部或部分债券
(d)
2015年3月17日,Antero Resources发行了美元
(e)
2016年12月21日,Antero Resources发行美元
(f)财务管理机制
Antero Resources与贷款人有一张循环票据,该贷款人也是信贷机制贷款财团的一部分,提供最多$
(g)债务回购计划
在2019年第四季度,我们回购了$
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(8)资产退休债务
以下是截至2018年12月31日和2019年12月31日终了年度该公司资产退休债务的对账情况(千):
| 2018 |
| 2019 | ||||
资产退休债务-2018年12月31日 | $ | | | ||||
结清债务 | — | ( | |||||
产生的债务 |
| | | ||||
对先前估计数的订正 | | ( | |||||
吸积费用 |
| | | ||||
Antero中流合作伙伴LP的解聚效应(1) |
| — | ( | ||||
资产退休债务-2019年12月31日 | $ | | |
(1) | 2019年3月13日起,Antero中流合作伙伴不再合并在Antero Resources的结果中。 |
对2019年以前估计数的修订主要是由于生活质量下降所致。对2018年以前估计数的修订主要是由于垂直井的估计废弃费用增加。资产退休债务包括在公司综合资产负债表上的其他负债中。
(9)基于公平的补偿
Antero Resources被授权授予最多
Antero Midstream合伙人的普通合伙人被授权授予
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
截至12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日、2017年、2018年和2019年12月31、2017、2018和2019年期间,公司基于股权的赔偿费用按奖励类型分列如下(千):
截至12月31日的年度, | ||||||||||
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
| ||||
限制性股票单位奖励 | $ | | | | ||||||
股票期权 | | | | |||||||
业绩分享单位奖励 | | | | |||||||
Antero Midstream Partners幻影单位奖(1) | | | | |||||||
发给董事的股本奖励 | | | | |||||||
总费用 | $ | | | |
(1) | Antero Resources确认了根据该计划和AMP计划授予的股权奖励的赔偿费用,因为AMP计划下的赔偿金被视为由Antero Midstream Partners分配给Antero Resources。Antero Resources根据其在Antero Resources的劳动力成本中所占比例,将交易前与赠款相关的部分股权补偿费用分配给Antero Midstream Partners。截至2019年3月12日,基于股权的薪酬总额已列入Antero Resources的合并财务报表;自2019年3月13日(解散之日)起,分配给Antero Midstream Partners的金额不再反映在Antero Resources的合并财务报表中。关于交易的进一步讨论,见合并财务报表附注3。 |
受限制股票单位奖励
受限制的股票单位在满足服务要求的前提下授予赋值。与每个限制性股票单位奖励相关的费用是在整个奖励的必要服务期内以直线确认的。没收是在发生时通过倒转先前确认的在此期间被没收的赔偿金的费用来计算的。这些奖励的授予日期、公允价值是根据授予日Antero Resources普通股的收盘价确定的。
截至2019年12月31日止的年度限制性股票单位奖励活动摘要如下:
加权 | 骨料 | ||||||||
电话号码 | 批地日期 | 内在价值 | |||||||
| 股份 |
| 公允价值 |
| (单位:千) |
| |||
裁定总额和未归属-2018年12月31日 |
| | $ | | $ | | |||
获批 |
| | $ | | |||||
既得利益 |
| ( | $ | | |||||
被没收 |
| ( | $ | | |||||
裁定总额和未归属-2019年12月31日 |
| | $ | | $ | |
内在价值是基于Antero Resources在参考日期的普通股的收盘价。截至2019年12月31日,
股票期权
根据该计划授予的股票期权的最长合同期限为
F-26
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
截至2019年12月31日止年度的股票期权活动摘要如下:
加权 | |||||||||||
平均 | 残存 | 内禀 | |||||||||
股票 | 运动 | 契约性 | 价值 | ||||||||
| 备选方案 |
| 价格 | 生命 |
| (单位:千) |
| ||||
2018年12月31日仍未偿还 |
| | $ | | $ | — | |||||
获批 |
| — | $ | — | |||||||
行使 |
| — | $ | — | |||||||
被没收 |
| ( | $ | | |||||||
过期/取消 |
| ( | $ | — | |||||||
截至2019年12月31日仍未缴付的款项 |
| | $ | | $ | — | |||||
归属或预期于2019年12月31日归属 |
| | $ | | $ | — | |||||
2019年12月31日可运动 |
| | $ | | $ | — |
内在价值是基于期权的行使价格和Antero Resources的股票在参考日期的收盘价。
黑斯科尔斯的选择-采用定价模型确定股票期权的授予日公允价值.预期波动源于类似上市公司股票价格的历史波动,因为Antero Resources的普通股在授予期权之日的交易时间相对较短。无风险利率是根据零可得的隐含收益率来确定的-息票美国政府发行的剩余期限接近预期寿命的期权。股息收益率
截至2019年12月31日,所有股票期权已全部归属
业绩分享单位奖
基于股价目标的绩效股奖励
2016年,该公司根据股价目标向某些高管授予业绩股奖励(“PSU”)。这些PSU的归属取决于Antero Resources普通股的收盘价,达到特定的价格阈值以上
基于股东总回报的业绩股奖励(“TSR”)
2016年和2017年,该公司将PSU授予了某些员工和高管,这些员工和高管基于Antero Resources公司的普通股相对于一个同行集团的TSR,
在2019年,该公司将PSU授予了其某些员工和高管,这些员工和高管基于Antero Resources的绝对TSR,如果Antero Resources的普通股价格达到每股价格,目标将实现。
F-27
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
基于TSR和所用资本回报率的业绩共享单位奖励(“ROCE”)
2018年,该公司向其某些员工和高管授予了PSU,其中一部分基于公司的绝对TSR,如果Antero Resources的普通股每股价格达到,目标将达到。
2018年授予的PSU的其他部分基于公司的实际ROCE(如授予协议中的定义)
业绩共享单位奖励汇总信息
PSU 2019年12月31日终了年度的活动摘要如下:
加权平均 | ||||||
电话号码 | 授予日期 | |||||
单位 |
| 公允价值 | ||||
裁定总额和未归属-2018年12月31日 |
| | $ | | ||
获批 |
| | $ | | ||
行使 | ( | $ | | |||
取消-未赚取 |
| ( | $ | | ||
被没收 |
| ( | $ | | ||
裁定总额和未归属-2019年12月31日 |
| | $ | |
采用蒙特卡罗模拟法确定了基于市场的PSU的授予日期公允价值,该模拟采用概率方法估算奖励的公允价值。预期波动来自于同类上市公司的历史股价波动。无风险利率是根据零息票美国政府发行的债券的收益率来确定的,剩余的条件与PSU的服务期限相对应。假设股息率为零。基于ROCE的PSU的授予日期公允价值是基于Antero Resources的普通股在授予之日的收盘价,前提是业绩状况的实现。
下表列出了截至2018年12月31日和2019年12月31日终了年度基于市场的PSU的加权平均公允价值以及用于确定公允价值的假设:
截至12月31日的年度, | |||||||||
|
| 2018 |
| 2019 |
| ||||
股利收益率 | | % | — | % | |||||
波动率 | | % | | % | |||||
无风险利率 | | % | | % | |||||
授予的裁决的加权平均公允价值 | $ | | $ | |
截至2019年12月31日,
F-28
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
Antero中流合伙人幻影单位奖 和Antero中流公司限制性股票单位奖
Antero Midstream Partners授予的幻影单位须满足服务要求,完成后,Antero Midstream Partners的公用单元已交付给幻影单位的持有人。幻影单位还载有分配等价权,这些权利使既得利益共同单位的持有人有权获得相当于Antero Midstream Partners在幻影单位奖金归属期内支付的共同单位分配款的“追赶”付款。为了记帐目的,这些幻影单元被处理,就像Antero中间流合作伙伴将这些单元分发给Antero Resources一样。Antero Resources确认了赔偿费用,因为这些单位是授予其雇员的,部分费用被分配给Antero Midstream Partners。与每个幻影单位奖励相关的费用是在整个奖励的必要服务期内以直线确认的。没收是在发生时进行的,办法是扭转先前确认的在此期间被没收的赔偿金的费用。这些奖励的授予日期公允价值是根据授予之日Antero Midstream Partners的共同单位的收盘价确定的。
关于交易的结束,Antero中流公司董事会通过了AMC计划。根据交易条款,AMP计划下的每个未完成的幻影单位由Antero Midstream公司承担,并转换为
截至2019年12月31日的年度转换活动引起的幻影单位奖和Antero中流公司限制性股票单位奖励摘要如下:
| 加权 | 骨料 |
| ||||||
数目 | 平均赠款 | 内在价值 | |||||||
| 单位 |
| 日期公允价值 |
| (单位:千) |
| |||
裁定总额和未归属-2018年12月31日 |
| | $ | | $ | | |||
获批 |
| | $ | | |||||
既得利益 |
| ( | $ | | |||||
被没收 |
| ( | $ | | |||||
获批及未获授权的安培计划单位-2019年3月12日 | | $ | | $ | | ||||
转换效果(1) |
| | $ | | |||||
既得利益 |
| ( | $ | | |||||
被没收 |
| ( | $ | | |||||
裁定总额和未归属-2019年12月31日 |
| | $ | | $ | |
内在价值是基于Antero中流公司的普通股或Antero Midstream Partners的普通股的收盘价(如适用的话)。截至2019年12月31日,
(10)金融工具
应收账款和应付账款在2018年12月31日和2019年12月31日的账面价值与市场价值接近,原因是-术语性质。2018年12月31日信用机制和Antero中流合作伙伴信贷设施下未清金额的账面价值与2019年12月31日信用基金的账面价值接近公允价值,因为浮动利率反映了当前的市场状况。
根据二级市场数据输入,高级债券的公允价值约为美元。
关于衍生金融工具公允价值的信息,见合并财务报表附注11。
F-29
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(11)衍生工具
(a)商品衍生头寸
该公司定期与对手方签订天然气、天然气和石油衍生产品合同,以对冲与其生产相关的价格风险。这些衍生工具并非为交易目的而订立。在天然气、天然气和石油的市场价格发生变化的情况下,该公司在这些公开合同中面临市场风险。这种市场风险敞口通常被天然气、NGL和石油市场价格的变化所抵消,这些价格是在公司最终销售产品时确认的。
该公司是各种固定价格商品互换合同的当事方,这些合同是在截至12月的年份内结算的。31、2017、2018和2019年。本公司签订这些掉期合同时,管理层认为公司生产的未来销售价格是有利的。根据这些互换协议,当结算时的实际商品价格超过互换合同规定的固定价格时,公司向交易对手支付差额。当结算时的实际商品价格低于合同规定的固定价格时,公司从对方那里得到差额。此外,该公司还签订了基础互换合同,以对冲纽约商品交易所(“NYMEX”)指数价格和当地指数价格之间的差额。
该公司还签订了NGL衍生合同,确定了结算月份的合同价格,作为该结算月份西德克萨斯中质原油指数(“WTI”)价格的固定百分比。当合同价格的百分比高于合同规定的百分比时,公司向对方支付差额。当该比例低于合同规定的百分比时,公司从对手方收到差额。
此外,该公司在历史上也签订了天然气项圈合同,规定了项圈合同中规定的天然气名义销售量的上限和底价。根据这些合同,在公布的指数价格高于最高价格的情况下,公司支付最高价格和公布指数价格之间的差额。当公布的指数价格低于最低价格时,公司收到最低价格和公布指数价格之间的差额。如果指数价格介于下限和最高价格之间,则不支付或收到任何金额。我们项圈内的指数价格与用来销售我们产品的指数价格是一致的。
公司的衍生合约并未被指定为会计用途的对冲工具;因此,公司的经营报表中确认了所有损益。
F-30
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
截至2019年12月31日,该公司在2020年1月1日至2023年12月31日期间的固定价格天然气、石油和NGL互换头寸如下(表中简称为掉期头寸所对应的指数:Nymex=Henry Hub;ARA丙烷=欧洲丙烷CIF ARA;FEI丙烷=丙烷远东指数;Mont Belvieu非-Tet=Mont Belvieu丁烷;Mont Belvieu Propannon-Tet=Mont Belvieu Propanic;NYMEX-WTI=西德克萨斯中质):
天然 | 加权 | |||||||||||
天然气 | 气体液体 | 油 | 平均指数 | |||||||||
MMBtu/日 | bbls/日 | bbls/日 | 价格 | |||||||||
截至2020年3月31日的三个月: | ||||||||||||
费丙烷($/Gal) | — | | — | $ | | |||||||
比尔韦山丁烷非TET($/Gal) | — | | — | | ||||||||
蒙特贝维厄丙烷非TET($/Gal) | — | | — | | ||||||||
共计 | — | | — | |||||||||
截至2020年12月31日止的年度: | ||||||||||||
纽约商品交易所(美元/MMBtu) | | — | — | $ | | |||||||
Ara丙烷($/Gal) | — | | — | | ||||||||
纽约商品交易所-WTI(美元/Bbl) | — | — | | | ||||||||
共计 | | | | |||||||||
截至二零二一年十二月三十一日止的年度: | ||||||||||||
纽约商品交易所(美元/MMBtu) | | $ | | |||||||||
截至二零二三年十二月三十一日止的年度: | ||||||||||||
纽约商品交易所(美元/MMBtu) | | $ | |
截至2019年12月31日,该公司以哥伦比亚输气管道(“TCO”)与NYMEX Henry Hub天然气价格的基差的价格指数为结算依据的天然气基础互换头寸和NGL基准交换头寸(以蒙特利尔丁烷与欧洲丁烷CIF ARA天然气液体价格的基差为依据的价格指数确定)如下:
天然气 | 加权 | ||||||
天然气 | 液体 | 平均对冲 | |||||
MMBtu/日 | bbls/日 | 差动 | |||||
截至2020年3月31日的三个月: | |||||||
从Ara到Mont Belvieu non-Tet($/Gal) | | $ | | ||||
截至2020年6月30日的三个月: | |||||||
从Ara到Mont Belvieu non-Tet($/Gal) | | $ | | ||||
截至2020年12月31日的年度: | |||||||
纽约商品交易所至TCO(美元/MMBtu) | | $ | | ||||
截至二零二一年十二月三十一日止的年度: | |||||||
纽约商品交易所至TCO(美元/MMBtu) | | — | $ | | |||
截至二零二二年十二月三十一日止的年度: | |||||||
纽约商品交易所至TCO(美元/MMBtu) | | — | $ | | |||
截至二零二三年十二月三十一日止的年度: | |||||||
纽约商品交易所至TCO(美元/MMBtu) | | — | $ | | |||
截至二零二四年十二月三十一日止的年度: | |||||||
纽约商品交易所至TCO(美元/MMBtu) | | — | $ | |
F-31
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
截至2019年12月31日,该公司已签订了天然气和NGL 2020年1月1日至2021年12月31日的合同,这些合同将Mont Belvieu指数价格确定为WTI的百分比如下:
天然气 | 加权 | |||||
液体 | 平均支出 | |||||
bbls/日 | 比率 | |||||
截至2020年3月31日的三个月: | ||||||
贝维厄山丙烷至纽约-WTI | | |||||
截至2020年12月31日止的年度: | ||||||
贝尔韦山天然汽油至纽约-西德州 | | |||||
截至二零二一年十二月三十一日止的年度: | ||||||
贝尔韦山天然汽油至纽约-西德州 | |
(b)市场衍生产品
2017年,由于该公司将成为锚泊船的管道的服役日期被推迟,该公司意识到它将无法履行2018年天然气销售合同规定的交付义务。为了获得天然气以履行其交货义务,该公司签订了若干项天然气采购协议,以指数定价方式购买天然气,以便根据这一销售合同进行转售。随后,公司与销售合同的对手方达成了一项协议,即公司根据合同承担的交付义务将在(1)管道的服役日期和(2)2019年1月1日之前开始。因此,2017年12月,该公司与指数定价公司签订了天然气销售协议,将购买的天然气转售,以便在2018年2月至10月期间交货。该公司为1月份购买的天然气于2018年1月在现货市场出售。
该公司决定,这些气体买卖协议应作为衍生产品入账,并在每一期间结束时按公允价值计量。该公司确认2017年12月31日终了年度的公允价值损失为美元
F-32
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(c)摘要
下表汇总了公司衍生工具的公允价值,并将这些价值记录在截至12月的合并资产负债表中。31、2018和2019年。
|
| 2018年12月31日 |
| 2019年12月31日 |
| ||||||
|
| 资产负债表 |
|
| 资产负债表 |
|
| ||||
位置 | 公允价值 | 位置 | 公允价值 | ||||||||
|
|
|
| (单位:千) |
|
|
| (单位:千) |
| ||
未指定为会计目的的资产衍生工具: |
|
|
|
|
|
|
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|
| ||
商品衍生产品-当前 |
| 衍生仪器 |
| $ | |
| 衍生仪器 |
| $ | |
|
商品衍生产品-非流动 |
| 衍生仪器 |
|
| |
| 衍生仪器 |
|
| |
|
|
|
|
|
|
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| ||
资产衍生产品总额 |
|
|
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| |
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| |
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|
|
|
| ||
未指定为会计目的的债务衍生工具: |
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
商品衍生产品-当前 |
| 衍生仪器 |
|
| |
| 衍生仪器 |
|
| |
|
商品衍生产品-非流动 |
| 衍生仪器 |
|
| — |
| 衍生仪器 |
|
| |
|
|
|
|
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|
|
|
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|
| ||
负债衍生产品总额 |
|
|
|
| |
|
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| |
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
| ||
净衍生产品 |
|
|
| $ | |
|
|
| $ | |
|
下表列出确认的衍生资产和负债的总值、根据与对手方的总净结算安排冲抵的数额以及截至提交日期在合并资产负债表中列报的净额,均按公允价值计算(单位:千):
2018年12月31日 | 2019年12月31日 | ||||||||||||||||||
|
|
| 净额 |
|
|
| 净额 |
| |||||||||||
毛额 | 毛额 | 资产 | 毛额 | 毛额 | 资产 | ||||||||||||||
数额 | 抵消额 | (负债) | 数额 | 抵消额 | (负债) | ||||||||||||||
| 资产负债表 |
| 资产负债表 |
| 资产负债表 |
| 资产负债表 |
| 资产负债表 |
| 资产负债表 |
| |||||||
商品衍生资产 | $ | |
| ( |
| | $ | |
| ( |
| | |||||||
商品衍生负债 | $ | ( |
| |
| ( | $ | ( |
| |
| ( |
以下是衍生公允价值损益摘要,这些价值记录在截至12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日、2017年、2018年和2019年的合并业务报表中(千):
声明 | ||||||||||||
操作 | 截至12月31日的年度, | |||||||||||
| 位置 |
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
| ||||
商品衍生产品公允价值损益 | 收入 | $ | | ( | | |||||||
市场衍生产品公允价值收益(亏损) | 收入 | $ | ( | | — |
2017年12月31日和2018年12月31日终了年度的商品衍生产品公允价值损益,包括美元收益
2017年的货币化是通过降低2018年至2022年到期的某些天然气互换合约的平均固定指数价格,同时保持对冲总量。2018年的货币化受到了早期的影响。
F-33
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
在2019年4月至12月结算的掉期交易中,降低了某些天然气互换合约的平均固定指数价格,这些合约将于2020年到期,同时保持对冲总量。2019年4月至12月的掉期合同被该公司支付了1美元的项圈协议所取代
利用二级投入确定衍生工具的公允价值。
(12)租约
2016年2月25日,FASB发布ASU 2016-02号,租赁,该准则要求承租人自采用之日起记录租赁负债和使用权,并作为ASC主题842纳入公认会计准则。新的租赁标准并没有实质性改变出租人的会计核算。公司从2019年1月1日起采用了新的准则。本公司是经营和融资租赁安排的承租人。该标准导致与我们的经营租赁有关的资产和负债增加。
本公司租赁一定的办公空间,加工厂,钻井平台和完井服务,气体集输线路,压缩机站,以及其他办公和现场设备。初始期限为12个月或更短的租约被视为短期租约,不在资产负债表上记录。相反,短期租约是在费用上确认的直线基础上的租赁期限.
大多数租约包括一个或多个
该公司的某些租赁协议包括最低限度的付款,根据一定比例的生产量比合同水平,其他包括租金支付定期调整通货膨胀。
公司根据课题842选择了采用新租赁标准的生效日期方法。该方法允许公司不对2019年1月1日通过之日之前在披露可比前期时有效的租约作出追溯性调整,而是对主题840下的前期租约进行核算,这是原始报告时的指南。
公司认为,凡合同中明示或含蓄地指明资产的所有合同,公司基本上拥有该资产的所有能力,并有权获得该资产的实质所有经济利益,而出租人没有能力将该资产作为主题842下的租赁资产加以替代。对于被视为包括租赁资产的任何合同,该资产作为使用权资产在资产负债表上资本化,相应的租赁负债按合同未来已知最低付款的现值记录,在生效之日使用贴现率。租赁资产分类是根据合同的某些标准,在记录为经营或融资之日确定的。
用于计算现值的贴现率是合同中隐含的贴现率。如果隐含利率无法确定,则在启动之日使用担保增量借款利率。该公司在最初采用主题842时,在所有现值计算中采用了按租赁期限调整的抵押化增量借款利率。此外,随着新租约的开始或以前租约的修改,现值计算中使用的贴现率是当期适用的贴现率。
本公司已作出会计政策选择,采用切合实际的权宜之计,将租赁及非租赁成分合并为资产类别。这种权宜之计使公司能够将非租赁部分,如房地产税、保险、维修费和与租赁有关的其他运营费用与租赁协议的租赁部分结合在一起,而租赁协议的非租赁部分很难与租赁付款分开。目前,该公司只对某些办公空间协议适用这一权宜之计。
F-34
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
与租赁有关的补充资产负债表信息
截至2019年12月31日,该公司的租赁资产包括下列项目(千):
2019年12月31日 | |||||||
| 经营租赁 |
| 融资租赁 |
| |||
使用权资产: | |||||||
加工厂 | $ | | — | ||||
钻井平台和完井服务 | | — | |||||
集气管线和压缩机站(1) | | — | |||||
办公空间 | | — | |||||
车辆 | | | |||||
其他办公室和外地设备 | | | |||||
总使用权资产 | $ | | | (2) |
截至2019年12月31日,该公司的租赁负债包括以下项目(千):
2019年12月31日 | |||||||
经营租赁 |
| 融资租赁 | |||||
资产负债表上的位置: | |||||||
负债 | $ | | | ||||
负债 | | | |||||
负债 | $ | | |
被列为租赁负债的加工厂、集散线和压缩机站按ASC 842分类,因为公司是资产的唯一客户,而且公司作出的决定对资产的经济绩效影响最大。
与租约有关的补充资料
与经营租赁有关的费用已列入2019年12月31日终了年度的业务和综合收入(损失)报表(单位:千):
业务地点说明 | 截至二零一零九年十二月三十一日止的年度 | |||
收集、压缩、处理和运输 | $ | | ||
一般和行政 | | |||
合同终止和钻机堆垛 | | |||
租赁费用共计 | $ | |
与低于$的融资租赁有关的费用
短期租约费用超过一个月,但少于十二个月,不包括在上述款额及总额内。
F-35
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
与租赁有关的现金流动补充信息
以下为本公司截至2019年12月31日止年度的现金流量补充资料(单位:千):
截至二零一零九年十二月三十一日止的年度 | |||||||
经营租赁 |
| 融资租赁 |
| ||||
为计算租赁负债所包括的数额支付的现金: | |||||||
经营与经营租赁有关的现金流量 | $ | |
|
| — |
| |
与经营租赁有关的现金流量投资 | |
|
| — |
| ||
为与融资租赁有关的现金流量提供资金 | — | | |||||
$ | | | |||||
非现金活动: | |||||||
使用资产以换取经营租赁负债的权利 | $ | | — | ||||
以融资租赁负债换得的资产使用权 | $ | — | — |
租赁债务到期日
下表是截至2019年12月31日的业务和融资租赁负债未来最低付款时间表(单位:千):
(单位:千) | 经营租赁 |
| 融资租赁 | 共计 | ||||||
2020 | $ | | | | ||||||
2021 | | | | |||||||
2022 | | | | |||||||
2023 | | | | |||||||
2024 | | — | | |||||||
此后 | | — | | |||||||
租赁付款总额 | | | | |||||||
减:估算利息 | ( | — | ( | |||||||
共计 | $ | | | |
截至2019年12月31日,办公和设备租赁今后需要支付以下最低付款:
(单位:千) | 办公室租赁 |
| 设备租赁 | 共计 | ||||||
2020 | $ | | | | ||||||
2021 | | | | |||||||
2022 | | | | |||||||
2023 | | | | |||||||
2024 | | — | | |||||||
此后 | | — | | |||||||
租赁付款总额 | | | | |||||||
减:估算利息 | ( | ( | ( | |||||||
共计 | $ | | | |
F-36
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截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
租赁期限和贴现率
下表为该公司截至2019年12月31日的加权平均剩余租赁期限和贴现率:
2019年12月31日 | |||||||
经营租赁 |
| 融资租赁 | |||||
加权平均剩余租赁期限: | |||||||
加权平均贴现率: | | % | | % |
截至2019年12月31日,该公司已要求增加加工能力,当处理能力在2020年可用时,该能力将作为租赁修改入账。
关联方租赁披露
该公司与Antero中流公司签订了一项收集和压缩协议,根据该协议,Antero中流公司每Mcf收取一份低压收集费、一份高压收集费和一份Mcf的压缩费,在每种情况下都要根据消费价格指数进行调整。如果我们要求Antero中流公司建造新的高压线路和压缩机站,则收集和压缩协议中包含最低数量承诺,要求Antero资源使用或支付费用
(13)所得税
在截至12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日终了的年度,所得税支出(福利)包括以下(千)项:
截至12月31日的年度, | ||||||||||
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
| ||||
当期所得税费用(福利) | $ | | — | | ||||||
递延所得税福利 |
| ( |
| ( |
| ( | ||||
所得税总福利 | $ | ( | ( | ( |
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
所得税费用(福利)与适用美国法定联邦所得税税率计算的金额不同
截至12月31日的年度, | ||||||||||
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
| ||||
联邦所得税费用(福利) | $ | | ( | ( | ||||||
州所得税支出(福利),扣除联邦福利 |
| |
| ( |
| ( | ||||
联邦税率的变化,州福利净额(1) | ( | — | — | |||||||
州税率变动,扣除联邦影响 | — | ( | | |||||||
非扣减权益补偿 |
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已收股息扣除额 | — | — | ( | |||||||
Antero中流合伙人的非控股权 | ( | ( | ( | |||||||
解固平差 | — | — | ( | |||||||
估价津贴的变动 |
| ( |
| |
| | ||||
其他 |
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| |
| | ||||
所得税总福利 | $ | ( | ( | ( |
(1) | 联邦税率的变化是由于通过了第115-97号公法,通常称为“减税和就业法”。这项立法的通过导致该公司在2017年产生递延税收优惠,主要原因是美国法定税率从 |
递延所得税反映了用于财务报告目的的资产和负债之间的临时差额以及税法所衡量的数额的影响。截至2018年12月31日、2018年12月31日和2019年12月31日,产生递延税资产和负债净额的临时差额的税收影响如下(千):
| 2018 |
| 2019 |
| |||
递延税款资产: | |||||||
净营运亏损结转 | $ | | | ||||
股权补偿 | | | |||||
投资安特罗中游 | — | | |||||
其他 | | | |||||
递延税款资产共计 | | | |||||
估价津贴 | ( | ( | |||||
递延税款净资产 | | | |||||
递延税款负债: | |||||||
衍生工具未实现收益 | | | |||||
油气性质 | | | |||||
投资Antero Midstream Partners | | — | |||||
其他 | | — | |||||
递延税款负债总额 | | | |||||
递延税负债净额 | $ | ( | ( |
在评估递延税资产的可变现性时,管理层考虑的是,某些部分或全部递延税资产是否会基于更有可能而非标准的判断而变现。递延税资产的最终实现取决于公司暂时差额可扣减期间未来应纳税收入的产生。管理层在进行此评估时,考虑到延期纳税负债的预定逆转、预计的未来应税收入以及税收规划策略。根据对递延税款资产可扣减期内未来应纳税收入的预测,管理层认为,该公司将无法实现其中某些可扣减差额的好处,并记录了大约$的估值备抵
F-38
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
公司税收负债的计算涉及复杂的税收法律法规的适用不确定因素。该公司在财务报表中确认了它认为更有可能出现的税收状况,而不是-经国税局或州税务机关审查后不得持续。该公司监测潜在的不确定的税收状况,但预计明年内不会有任何变化。公司
截至2019年12月31日,该公司的美国联邦和州NOL结转额为美元
2016年至2019年的税收年度仍开放供美国国税局审查。该公司及其子公司向各州税务机关提交了纳税申报表,这些报税表在2015至2019年期间仍可供审查。
(14)承诺
下表是公司运输、钻井和完井服务、加工、收集和压缩以及办公和设备协议的未来最低付款时间表,其中包括截至2019年12月31日剩余租赁期限超过一年的租赁(千)。
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| 处理, |
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|
|
|
| ||||||||||||
商号 | 聚集和 | 土地支付 | 经营和 | 推定利息 | |||||||||||||||
运输 | 压缩 | 义务 | 融资租赁 | 租赁 | |||||||||||||||
(a) | (b) | (c) | (d) | (d) | 共计 | ||||||||||||||
2020 | $ | | | | | | | ||||||||||||
2021 | | | | | | | |||||||||||||
2022 | | | | | | | |||||||||||||
2023 | | | — | | | | |||||||||||||
2024 | | | — | | | | |||||||||||||
此后 | | | — | | | | |||||||||||||
共计 | $ | | | | | | |
F-39
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(a)公司运输
公司已与各种管道签订了牢固的运输协议,以便于将其产品交付市场。这些合同规定,该公司将以谈判商定的价格运输最低日天然气或天然气的数量,或按规定的订票费率支付任何缺陷的费用。本表中的金额是根据公司按预定费费率计算的最低日交易量计算的。表中的价值代表公司承诺支付的总额;然而,公司将根据其工作利益在合并财务报表中记录其按比例分摊的费用。
(b)处理、收集和压缩服务承诺
本公司已签订多项长期气体处理、收集及压缩服务协议。其中某些协议被确定为租约。非租赁协议规定的最低付款义务列于本栏。
表中的价值代表公司承诺支付的总额;然而,公司将根据其工作利益在合并财务报表中记录其按比例分摊的费用。
(c)土地支付义务
该公司已签订各种土地征用协议。其中某些协定规定了不同条件下的最低付款义务。表中的数值是根据这些安排应支付的最低付款。这些协议中没有一项被确定为租约。
(d)租赁,包括估算权益
根据钻井平台和完井船队提供的服务合同、加工、收集和压缩服务协议以及办公室和设备租赁合同,本公司负有义务。表中的数值代表我们承诺支付的总额;然而,我们将根据我们的工作利益在财务报表中记录我们按比例分摊的费用。有关公司经营和融资租赁的更多信息,请参阅合并财务报表附注12。
(15)意外开支
环境
2018年6月,在2017年9月对我们位于泰勒县多德德里奇县和西弗吉尼亚州里奇县的某些设施进行现场视察之后,我们收到了美国环境保护局(“环保局”)第三区发出的违规通知(“11月”),指控这些设施违反了联邦清洁空气法和西弗吉尼亚州执行计划,其中涉及允许和控制我们的几个天然气生产设施排放受管制污染物的要求。NOV称,这些设施的燃烧装置不符合适用的空气允许要求。另外,2018年6月,我们收到了环保局第三区根据“清洁空气法”第114(A)节提出的关于2017年9月接受检查的设施以及额外的Antero Resources设施的信息请求,目的是确定新增设施是否与2017年9月视察期间发现的据称合规问题相同。我们分别收到了来自西弗吉尼亚环境保护部(“WVDEP”)的一份报告,指控与环保局正在调查的同样问题有关的违法行为。我们继续与EPA和WVDEP进行谈判,以解决所指控的非指定用途车辆问题和信息要求;然而,我们认为,这些行动有可能导致超过美元的货币制裁。
SJGC
2015年3月和2017年12月,该公司向科罗拉多州美国地方法院起诉南泽西天然气公司和南泽西资源集团(合称“SJGC”),要求就SJGC短期支付给该公司的违约和损害赔偿寻求救济。天然气合同价格是以合同中规定的指数为基础的,SJGC开始根据SJGC单方面选择的价格指数(而不是适用的指数)向该公司支付价款。
F-40
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
合同中规定的。2017年5月8日,科罗拉多州美国地区法院的陪审团做出一致裁决,支持Antero Resources在对SJGC的最初诉讼中的立场,第十巡回上诉法院确认了审判法院的判决。SJGC拒绝进一步上诉,并在第二次诉讼中规定了赔偿责任。在截至2019年12月31日的一年内,该公司和我们的特许权使用费所有者收到了总额为$
WGL
该公司和华盛顿煤气灯公司和WGL中流公司。(统称“WGL”)卷入了2014年6月20日公司签订的天然气销售合同(“合同”)的价格纠纷,该公司于2016年1月开始交付天然气。从2016年1月至2017年7月以及从2017年12月至2018年1月,合同规定的每日天然气总量为:
2017年3月,WGL在科罗拉多州地方法院对该公司提起第二次法律诉讼,指控该公司违约,并要求赔偿超过美元的损失
该公司还积极寻求对WGL的损害赔偿,因为WGL没有收到合同所要求的所有商定数量的天然气。WGL未能取得合同中规定的气量,直接关系到WGL在交货点缺乏主要的公司运输权。WGL从2017年4月开始未能将全部合同中的天然气运走,并从每个月持续到2017年12月,数量各不相同。WGL为其行为辩护,向公司声称,由于(1)公司没有向IPP池输送天然气,或(2)所称的合同下不可抗力的事例,它们未能获得天然气。然而,如上所述,所称的公司必须向IPP池输送天然气的义务已被仲裁小组驳回。此外,合同明确禁止不可抗力索赔,在这种情况下,天然气购买者没有订立运输所购天然气的主要牢固运输协议。在WGL未能收到合同所要求的天然气数量的每一次情况下,该公司都转售未收取的天然气,并根据合同条款向WGL开具发票,以支付损害赔偿。WGL拒绝按照合同的要求支付发票上规定的损害赔偿,也拒绝向公司支付WGL收到的某些数额的天然气。该公司于2017年10月24日在科罗拉多州地方法院对WGL提起诉讼,要求赔偿赔偿金、其他未付款项和利息。WGL的索赔已与Antero Resources在同一地区法院的索赔合并,审判于2019年6月10日开始。WGL对所称未能交付TCO Pool气体的损害索赔进行了量化,并要求赔偿约$
2019年6月20日,该公司获得陪审团裁决,金额约为$
F-41
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
2018年2月1日起生效,原因是最近修改了其与WGL中流公司的天然气销售合同。于2017年12月28日执行,在Braxton交货点将交付给WGL的总量从
其他
本公司在其正常经营过程中是各种其他法律程序和索赔的当事方。公司认为,其中某些事项将由保险承保,其他事项的结果不会对公司的合并财务状况、经营结果或现金流量产生重大不利影响。
(16)合同终止和钻机堆放
在截至2019年12月31日的年度内,该公司发生了$
(17)关联方
Antero中流合作伙伴公司的业务主要包括收集和处理以及水处理和处理中反映的所有业务,其结果将持续到2019年3月12日。从2019年3月13日起,Antero Resources公司将Antero中流公司作为一项股权方法投资。关于交易的更多讨论,见合并财务报表附注3。
基本上,Antero Midstream Partners或Antero Midstream Corporation的所有收入过去和现在都来自与Antero Resources的交易。公司应报告部门的经营结果见合并财务报表附注18。
(18)分段信息
见附注2(T)对合并财务报表进行说明,说明公司对其应报告部分的确定。收集和加工以及水处理和处理业务的收入主要来自部门间交易,用于在交易结束前向公司勘探和生产业务提供服务。截至2019年3月12日,Antero Midstream Partners的业绩被纳入Antero Resources的合并财务报表。自2019年3月13日起,Antero中流合作伙伴的业绩不再合并在Antero Resources的结果中;然而,公司部门的披露包括我们未合并的子公司的结果,因为这些结果对公司的运营具有重要意义。关于交易的进一步讨论,见合并财务报表附注3。营销收入主要来自于购买和销售第三方天然气和天然气以及向第三方销售过剩的公司运输能力的活动。
运营部分根据其对合并结果的贡献进行评估,这主要取决于每个部分各自的营业收入(损失)。一般和行政费用是根据费用的性质以及各部门在公司合并财产和设备中所占的比例、资本支出和适用的劳动力成本的组合分配给中期部门的。与营销部门有关的一般和行政费用不分配,因为它们是无关紧要的。其他收入、所得税和利息支出主要是在综合的基础上管理和评估的。部门间销售按接近市场的价格进行交易。每个部门的会计政策与合并财务报表附注2所述公司的会计政策相同。
F-42
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合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
该公司应报告部门在截至2017年12月31日、2018年和2019年12月31日终了年度的经营业绩和资产如下(千):
| 勘探 |
|
|
| 消除 |
|
| |||||||||
和 | 段间 | 合并 | ||||||||||||||
| 生产 |
| 市场营销 |
| 中流 |
| 交易 |
| 共计 |
| ||||||
截至2017年12月31日止的年度: | ||||||||||||||||
销售和收入: | ||||||||||||||||
第三方 | $ | | | | — |
| | |||||||||
段间 |
| | — | | ( |
| — | |||||||||
共计 | $ | |
| |
| |
| ( |
| | ||||||
业务费用: | ||||||||||||||||
租赁经营 | $ | | — | | ( | | ||||||||||
收集、压缩、处理和运输 | | — | | ( |
| | ||||||||||
油气性质损害 | | — | — | — | | |||||||||||
中流资产减值 | — | — | | — | | |||||||||||
损耗、折旧和摊销 | | — | | — |
| | ||||||||||
一般和行政 | | — | | ( | | |||||||||||
其他 | | | | ( | | |||||||||||
共计 | | | | ( | | |||||||||||
营业收入(损失) | $ | |
| ( |
| |
| ( | | |||||||
未合并附属公司的收益权益 | $ | — | — | | — | | ||||||||||
分段资产 | $ | | | | ( | | ||||||||||
部分资产的资本支出 | $ | | — | | ( | |
| 勘探 |
|
|
| 消除 |
|
| |||||||||
和 | 段间 | 合并 | ||||||||||||||
| 生产 |
| 市场营销 |
| 中流 |
| 交易 |
| 共计 |
| ||||||
截至2018年12月31日止的年度: | ||||||||||||||||
销售和收入: | ||||||||||||||||
第三方 | $ | | | | — |
| | |||||||||
段间 |
| ( | — | | ( |
| — | |||||||||
共计 | $ | |
| |
| |
| ( |
| | ||||||
业务费用: | ||||||||||||||||
租赁经营 | $ | | — | | ( | | ||||||||||
收集、压缩、处理和运输 | | — | | ( |
| | ||||||||||
油气性质损害 | | — | — | — | | |||||||||||
中流资产减值 | — | — | | — | | |||||||||||
损耗、折旧和摊销 | | — | | — |
| | ||||||||||
一般和行政 | | — | | ( | | |||||||||||
其他 | | | ( | | | |||||||||||
共计 | | | | ( | | |||||||||||
营业收入(损失) | $ | ( |
| ( |
| |
| ( | | |||||||
未合并附属公司的收益权益 | $ | — | — | | — | | ||||||||||
分段资产 | $ | | | | ( | | ||||||||||
部分资产的资本支出 | $ | | — | | ( | |
F-43
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
权益法 | 消除 | ||||||||||||||
投资于 | 段间 | ||||||||||||||
安特罗 | 交易和 | ||||||||||||||
勘探 | 中流 | 松散 | 合并 | ||||||||||||
与生产 | 市场营销 | 公司 | 附属公司 | 共计 | |||||||||||
截至2019年12月31日止的年度: | |||||||||||||||
销售和收入: | |||||||||||||||
第三方 | $ | | | | — |
| | ||||||||
段间 |
| | — | | ( |
| | ||||||||
共计 | $ | |
| |
| |
| ( |
| | |||||
业务费用: | |||||||||||||||
租赁经营 | $ | | — | | ( | | |||||||||
收集、压缩、处理和运输 | | — | | ( |
| | |||||||||
油气性质损害 | | — | — | — | | ||||||||||
中流资产减值 | — | — | | ( | | ||||||||||
损耗、折旧和摊销 | | — | | ( |
| | |||||||||
一般和行政 | | — | | ( | | ||||||||||
其他 | | | | ( | | ||||||||||
共计 | | | | ( | | ||||||||||
营业收入(损失) | $ | ( |
| ( |
| ( |
| | ( | ||||||
未合并附属公司的收益(损失)权益 | $ | — | — | | ( | ( | |||||||||
对未合并附属公司的投资 | $ | — | — | | | | |||||||||
分段资产 | $ | | | | ( | | |||||||||
部分资产的资本支出 | $ | | — | | ( | |
(19)合并财务资料
公司的每个全资子公司都有完全和无条件地保证Antero Resources的高级票据。如附属担保人被出售或处置(不论是通过合并、合并或出售其足够数额的股本,使其不再符合公司的“附属公司”(如有关票据的契约所界定的)或出售其全部或实质上的全部资产(租赁除外)),以及附属担保人是否该附属担保人是该交易中的尚存实体,则该附属担保人是否属于公司以外的人或受限制的附属公司,如果出售或其他处置不违反关于票据的契约中规定的契约,则该附属担保人将免除其在其附属担保下的义务。
此外,附属担保人在解除或解除对其他债务的担保(如票据上的契约所界定的)后,将免除其在保证书及其担保下的义务,但根据该担保付款或因付款而解除或解除担保书除外;如果公司指定该附属公司为不受限制的附属公司,并且这种指定符合关于票据的其他适用的契约条款,或与任何契约的失败、法律上的失败或抵偿和票据的解除有关的规定。
12月份合并资产负债表如下31、2018和2019年以及截至12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日、2017年、2018年和2019年12月31日终了年度的业务和综合收入(亏损)和现金流量表的相关精简合并报表,在单独基础上为Antero Resources提供财务信息(采用权益法对子公司进行投资),为附属担保人提供财务信息,为非担保子公司提供财务信息,以及为综合获得公司信息所需的合并和消除分录。公司的全资子公司不受限制,不得向公司分发。
F-44
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
压缩合并资产负债表
(2018年12月31日)
(单位:千)
| 父母 |
| 担保人 |
| 非担保人 |
|
|
| ||||||||
(Antero) | 子公司 | 子公司 | 冲销 | 合并 | ||||||||||||
资产 | ||||||||||||||||
流动资产: | ||||||||||||||||
应收账款净额 | $ | | — | | — | | ||||||||||
公司间应收款 | | — | | ( | — | |||||||||||
应计收入 | | — | — | — | | |||||||||||
衍生仪器 | | — | — | — | | |||||||||||
其他流动资产 | | — | | — | | |||||||||||
流动资产总额 | | — | | ( | | |||||||||||
财产和设备: | ||||||||||||||||
石油和天然气特性,按成本计算(成功的努力方法): | ||||||||||||||||
未证明性质 | | — | — | — | | |||||||||||
证明性质 | | — | — | ( | | |||||||||||
水处理和处理系统 | — | — | | | | |||||||||||
收集系统和设施 | | — | | — | | |||||||||||
其他财产和设备 | | — | | — | | |||||||||||
| — | | ( | | ||||||||||||
减去累计损耗、折旧和摊销 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
财产和设备,净额 | | — | | ( | | |||||||||||
衍生仪器 | | — | — | — | | |||||||||||
投资Antero Midstream Partners | ( | — | — | | — | |||||||||||
或有购置考虑 | | — | — | ( | — | |||||||||||
对未合并附属公司的投资 | — | — | | — | | |||||||||||
其他资产 | | — | | — | | |||||||||||
总资产 | $ | | — | | ( | | ||||||||||
负债和权益 | ||||||||||||||||
流动负债: | ||||||||||||||||
应付帐款 | $ | | — | | — | | ||||||||||
公司间应付款项 | | — | | ( | — | |||||||||||
应计负债 | | — | | — | | |||||||||||
应付收入分配 | | — | — | — | | |||||||||||
衍生仪器 | | — | — | — | | |||||||||||
短期租赁负债 | | — | — | — | | |||||||||||
其他流动负债 | | — | | | | |||||||||||
流动负债总额 | | — | | ( | | |||||||||||
长期负债: | ||||||||||||||||
长期债务 | | — | | — | | |||||||||||
递延所得税负债 | | — | — | — | | |||||||||||
或有购置考虑 | — | — | | ( | — | |||||||||||
长期租赁负债 | | — | — | — | | |||||||||||
其他负债 | | — | | — | | |||||||||||
负债总额 | | — | | ( | | |||||||||||
公平: | ||||||||||||||||
股东权益: | ||||||||||||||||
合伙人资本 | — | — | | ( | — | |||||||||||
普通股 | | — | — | — | | |||||||||||
额外已付资本 | | — | — | | | |||||||||||
累积收益 | | — | — | — | | |||||||||||
股东权益总额 | | — | | ( | | |||||||||||
合并子公司的非控制权利益 | — | — | — | | | |||||||||||
总股本 | | — | | | | |||||||||||
负债和权益共计 | $ | | — | | ( | |
F-45
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
压缩合并资产负债表
(一九二零九年十二月三十一日)
(单位:千)
| 父母 |
| 担保人 |
| 非担保人 |
|
|
| ||||||||
(Antero) | 子公司 | 子公司 | 冲销 | 合并 | ||||||||||||
资产 | ||||||||||||||||
流动资产: | ||||||||||||||||
应收账款净额 | | — | — | — | | |||||||||||
应收账款,关联方 | | | — | ( | | |||||||||||
应计收入 | | — | — | — | | |||||||||||
衍生仪器 | | — | — | — | | |||||||||||
其他流动资产 | | — | — | — | | |||||||||||
流动资产总额 | | | — | ( | | |||||||||||
财产和设备: | ||||||||||||||||
石油和天然气特性,按成本计算(成功的努力方法): | ||||||||||||||||
未证明性质 | | — | — | — | | |||||||||||
证明性质 | | — | — | — | | |||||||||||
收集系统和设施 | | — | — | — | | |||||||||||
其他财产和设备 | | — | — | — | | |||||||||||
| — | — | — | | ||||||||||||
减去累计损耗、折旧和摊销 | ( | — | — | ( | ||||||||||||
财产和设备,净额 | | — | — | — | | |||||||||||
经营租赁使用权资产 | | — | — | | ||||||||||||
衍生仪器 | | — | — | — | | |||||||||||
对未合并附属公司的投资 | | | — | — | | |||||||||||
对合并附属公司的投资 | | — | — | ( | — | |||||||||||
其他资产 | | — | — | — | | |||||||||||
总资产 | $ | | | — | ( | | ||||||||||
负债和权益 | ||||||||||||||||
流动负债: | ||||||||||||||||
应付帐款 | $ | | — | — | — | | ||||||||||
应付帐款,关联方 | | — | — | ( | | |||||||||||
应计负债 | | — | — | — | | |||||||||||
应付收入分配 | | — | — | — | | |||||||||||
衍生仪器 | | — | — | — | | |||||||||||
短期租赁负债 | | — | — | — | | |||||||||||
其他流动负债 | | — | — | — | | |||||||||||
流动负债总额 | | — | — | ( | | |||||||||||
长期负债: | ||||||||||||||||
长期债务 | | — | — | — | | |||||||||||
递延所得税负债 | | — | — | — | | |||||||||||
衍生仪器 | | — | — | — | | |||||||||||
长期租赁负债 | | — | — | — | | |||||||||||
其他负债 | | — | — | — | | |||||||||||
负债总额 | | — | — | ( | | |||||||||||
公平: | ||||||||||||||||
股东权益: | ||||||||||||||||
普通股 | | — | — | — | | |||||||||||
额外已付资本 | | | — | ( | | |||||||||||
累积收益 | | ( | — | — | | |||||||||||
股东权益总额 | | | — | ( | | |||||||||||
负债和权益共计 | $ | | | — | ( | |
F-46
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
精简合并经营报表和综合收益
2017年12月31日终了年度
(单位:千)
| 父母 |
| 担保人 |
| 非担保人 |
|
|
| ||||||||
(Antero) | 子公司 | 子公司 | 冲销 | 合并 | ||||||||||||
收入和其他: | ||||||||||||||||
天然气销售 | $ | | — | — | ( | | ||||||||||
天然气液体销售 |
| | — | — | — |
| | |||||||||
石油销售 | | — | — | — | | |||||||||||
商品衍生产品公允价值收益 | | — | — | — | | |||||||||||
收集、压缩、水处理和处理 | — | — | | ( | | |||||||||||
市场营销 | | — | — | — | | |||||||||||
市场衍生损失 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
其他收入 | | — | — | ( | — | |||||||||||
收入和其他收入共计 | | — | | ( | | |||||||||||
业务费用: | ||||||||||||||||
租赁经营 | | — | | ( | | |||||||||||
收集、压缩、处理和运输 | | — | | ( | | |||||||||||
生产和从价税 | | — | | — | | |||||||||||
市场营销 | | — | — | — | | |||||||||||
勘探 | | — | — | — | | |||||||||||
未证实财产的损害 | | — | — | — | | |||||||||||
收集系统和设施的损害 | — | — | | — | | |||||||||||
损耗、折旧和摊销 | | — | | — | | |||||||||||
资产退休债务的累积 | | — | — | — | | |||||||||||
一般和行政 | | — | | ( | | |||||||||||
或有购置考虑的公允价值变化 | — | — | | ( | — | |||||||||||
业务费用共计 | | — | | ( | | |||||||||||
营业收入 | | — | | ( | | |||||||||||
其他收入(支出): | ||||||||||||||||
未合并附属公司的收益权益 | — | — | | — | | |||||||||||
利息 | ( | — | ( | | ( | |||||||||||
债务提前清偿的损失 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
安特罗中游公司收益(亏损)权益 | ( | — | — | | — | |||||||||||
其他费用共计 | ( | — | ( | | ( | |||||||||||
所得税前收入 | | — | | ( | | |||||||||||
所得税福利准备金 | | — | — | — | | |||||||||||
净收入和包括非控制利益在内的综合收益 | | — | | ( | | |||||||||||
非控制利益的净收益和综合收益 | — | — | — | | | |||||||||||
可归于Antero Resources Corporation的净收入和综合收益 | $ | | — | | ( | |
F-47
目录
Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
合并业务报表和综合收益(损失)
2018年12月31日
(单位:千)
| 父母 |
| 担保人 |
| 非担保人 |
| 冲销 |
| 合并 |
| ||||||
收入和其他: | ||||||||||||||||
天然气销售 | $ | | — | — | — | | ||||||||||
天然气液体销售 |
| |
| — |
| — |
| — |
| | ||||||
石油销售 | | — | — | — | | |||||||||||
商品衍生产品公允价值损失 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
收集、压缩、水处理和处理 | — | — | | ( | | |||||||||||
市场营销 | | — | — | — | | |||||||||||
市场衍生产品公允价值收益 | | — | — | — | | |||||||||||
出售资产收益 | — | — | | ( | — | |||||||||||
其他收入 | ( | — | — | | — | |||||||||||
收入和其他收入共计 | | — | | ( | | |||||||||||
业务费用: | ||||||||||||||||
租赁经营 | | — | | ( | | |||||||||||
收集、压缩、处理和运输 | | — | | ( | | |||||||||||
生产和从价税 | | — | | — | | |||||||||||
市场营销 | | — | — | — | | |||||||||||
勘探 | | — | — | — | | |||||||||||
油气性质损害 | | — | — | — | | |||||||||||
中流资产减值 | | — | | ( | | |||||||||||
损耗、折旧和摊销 | | — | | — | | |||||||||||
资产退休债务的累积 | | — | | — | | |||||||||||
一般和行政 | | — | | ( | | |||||||||||
附加或有购置考虑 | — | — | ( | | — | |||||||||||
业务费用共计 | | — | | ( | | |||||||||||
营业收入(损失) | ( | — | | ( | | |||||||||||
其他收入(支出): | ||||||||||||||||
未合并附属公司的收益权益 | — | — | | — | | |||||||||||
利息费用,净额 | ( | — | ( | | ( | |||||||||||
合并子公司的收益(亏损)权益 | ( | — | — | | — | |||||||||||
其他费用共计 | ( | — | ( | | ( | |||||||||||
所得税前收入(损失) | ( | — | | ( | ( | |||||||||||
所得税福利准备金 | | — | — | — | | |||||||||||
净收入(亏损)和综合收益(亏损)(包括非控制利益) | ( | — | | ( | ( | |||||||||||
非控制利益的净收益和综合收益 | — | — | — | | | |||||||||||
可归因于Antero Resources Corporation的净收入(损失)和综合收入(损失) | $ | ( | — | | ( | ( |
F-48
目录
Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
合并业务报表和综合收益(损失)
截至2019年12月31日止的年度
(单位:千)
| 父母 |
| 担保人 |
| 非担保人 |
| 冲销 |
| 合并 |
| ||||||
收入和其他: | ||||||||||||||||
天然气销售 | $ | | — | — | — | | ||||||||||
天然气液体销售 |
| | — | — | — | | ||||||||||
石油销售 | | — | — | — | | |||||||||||
商品衍生产品公允价值收益 | | — | — | — | | |||||||||||
收集、压缩、水处理和处理 | — | — | | ( | | |||||||||||
市场营销 | | — | — | — | | |||||||||||
其他收入 | | — | — | ( | | |||||||||||
收入和其他收入共计 | | — | | ( | | |||||||||||
业务费用: | ||||||||||||||||
租赁经营 | | — | | ( | | |||||||||||
收集、压缩、处理和运输 | | — | — | ( | | |||||||||||
生产和从价税 | | — | — | | | |||||||||||
市场营销 | | — | — | — | | |||||||||||
勘探 | | — | — | — | | |||||||||||
油气性质损害 | | — | — | — | | |||||||||||
中流资产减值 | | — | | — | | |||||||||||
损耗、折旧和摊销 | | — | | — | | |||||||||||
出售资产损失 | | — | — | — | | |||||||||||
资产退休债务的累积 | | — | | — | | |||||||||||
一般和行政 | | — | | ( | | |||||||||||
合同终止和钻机堆垛 | | — | — | — | | |||||||||||
附加或有购置考虑 | — | — | | ( | — | |||||||||||
业务费用共计 | | — | | ( | | |||||||||||
营业收入(损失) | ( | — | | ( | ( | |||||||||||
其他收入(支出): | ||||||||||||||||
渗水 | | — | | |||||||||||||
未合并附属公司的收益(损失)权益 | ( | ( | | — | ( | |||||||||||
附属公司收益中的权益 | | — | — | ( | — | |||||||||||
出售股权投资股份的损失 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
权益投资减值 | ( | ( | — | — | ( | |||||||||||
Antero中流合作伙伴LP的解构增益 | | | — | — | | |||||||||||
利息费用,净额 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
及早清偿债务的收益 | | — | — | — | | |||||||||||
其他收入(支出)共计 | | ( | ( | ( | | |||||||||||
所得税前收入 | ( | ( | | ( | ( | |||||||||||
所得税费用准备金 | | — | — | — | | |||||||||||
净收入(亏损)和综合收益(亏损)(包括非控制利益) | ( | ( | | ( | ( | |||||||||||
非控制利益的净收益和综合收益 | — | — | — | | | |||||||||||
可归于Antero Resources Corporation的净收入和综合收益 | $ | ( | ( | | ( | ( |
F-49
目录
Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
现金流量表
2017年12月31日终了年度
(单位:千)
|
| 非担保人 |
|
| ||||||||||||
子公司 | ||||||||||||||||
父母 | 担保人 | (Antero) | ||||||||||||||
(Antero) | 子公司 | 中流) | 冲销 | 合并 | ||||||||||||
由(用于)业务活动提供的现金流量: | ||||||||||||||||
包括非控制权益在内的净收入 | $ | | — | | ( | | ||||||||||
调整数,以调节业务活动提供的净收入与现金净额: | ||||||||||||||||
损耗、折旧、摊销和吸积 | | — | | — | | |||||||||||
或有购置考虑的公允价值变化 | ( | — | | — | — | |||||||||||
油气性质损害 | | — | — | — | | |||||||||||
中流资产减值 | — | — | | — | | |||||||||||
商品衍生产品公允价值收益 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
结算商品衍生工具收益 | | — | — | — | | |||||||||||
衍生产品货币化收益 | | — | — | — | | |||||||||||
市场衍生损失 | | — | — | — | | |||||||||||
递延所得税福利 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
出售资产收益 | — | — | — | — | — | |||||||||||
股权补偿费用 | | — | | — | | |||||||||||
债务提前清偿的损失 | | — | | — | | |||||||||||
安特罗中流公司的股权收益 | | — | — | ( | — | |||||||||||
未合并附属公司的收益权益 | — | — | ( | — | ( | |||||||||||
未合并附属公司的收益分配 | — | — | | — | | |||||||||||
其他 | ( | — | | — | ( | |||||||||||
来自子公司的分配 | | — | — | ( | — | |||||||||||
流动资产和负债的变动 | | — | ( | | | |||||||||||
经营活动提供的净现金 | | — | | ( | | |||||||||||
由(用于)投资活动提供的现金流量: | ||||||||||||||||
对已证明性质的补充 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
对未证明性质的添加 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
钻井和完井费用 | ( | — | — | | ( | |||||||||||
增加水处理和处理系统 | — | — | ( | | ( | |||||||||||
增加收集系统和设施 | — | — | ( | — | ( | |||||||||||
增加其他财产和设备 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
对未合并附属公司的投资 | — | — | ( | — | ( | |||||||||||
其他资产变动 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
其他 | | — | — | — | | |||||||||||
用于投资活动的现金净额 | ( | — | ( | | ( | |||||||||||
由(用于)筹资活动提供的现金流量: | ||||||||||||||||
由Antero中游公司发行的共同单位 | — | — | | — | | |||||||||||
Antero Resources Corporation出售Antero Midstream的公用单元 | | — | — | — | | |||||||||||
银行信贷贷款贷款(偿还)净额 | ( | — | | — | | |||||||||||
递延融资费用的支付 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
分布 | — | — | ( | | ( | |||||||||||
雇员所得税预扣缴以支付权益补偿金 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
其他 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
筹资活动提供的现金净额 | | — | | | | |||||||||||
现金和现金等价物净增(减少)额 | | — | ( | — | ( | |||||||||||
现金和现金等价物,期初 | | — | | — | | |||||||||||
现金和现金等价物,期末 | $ | | — | | — | |
F-50
目录
Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
现金流量表
2018年12月31日
(单位:千)
|
| 非担保人 |
|
| ||||||||||||
父母 | 担保人 | 子公司 | ||||||||||||||
(Antero) | 子公司 | (中游安特罗) | 冲销 | 合并 | ||||||||||||
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 | $ | ( | — | | ( | ( | ||||||||||
调整数,将净收入(损失)与业务活动提供的现金净额对账: | ||||||||||||||||
损耗、折旧、摊销和吸积 | | — | | — | | |||||||||||
或有购置费用公允价值的变化 | | — | ( | — | — | |||||||||||
油气性质损害 | | — | — | — | | |||||||||||
中流资产减值 | | — | | ( | | |||||||||||
商品衍生产品公允价值损失 | | — | — | — | | |||||||||||
结算商品衍生工具收益 | | — | — | — | | |||||||||||
按衍生合约支付的保费 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
衍生产品货币化收益 | | — | — | — | | |||||||||||
市场衍生产品公允价值收益 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
结算市场衍生工具的收益 | | — | — | — | | |||||||||||
递延所得税福利 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
出售资产收益 | — | — | ( | | — | |||||||||||
股权补偿费用 | | — | | — | | |||||||||||
合并子公司的收益(亏损)权益 | | — | — | ( | — | |||||||||||
未合并附属公司的收益权益 | — | — | ( | — | ( | |||||||||||
未合并附属公司的收益分配 | — | — | | — | | |||||||||||
来自Antero中流的分布 | | — | — | ( | — | |||||||||||
其他 | | — | | ( | | |||||||||||
流动资产和负债的变动 | ( | — | ( | | ( | |||||||||||
经营活动提供的净现金 | | — | | ( | | |||||||||||
由(用于)投资活动提供的现金流量: | ||||||||||||||||
对未证明性质的添加 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
钻井和完井费用 | ( | — | — | | ( | |||||||||||
增加水处理和处理系统 | — | — | ( | ( | ( | |||||||||||
增加收集系统和设施 | | — | ( | | ( | |||||||||||
增加其他财产和设备 | ( | — | — | ( | ( | |||||||||||
对未合并附属公司的投资 | — | — | ( | — | ( | |||||||||||
其他资产变动 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
其他负债变动 | — | — | | ( | — | |||||||||||
其他 | — | — | | ( | — | |||||||||||
用于投资活动的现金净额 | ( | — | ( | | ( | |||||||||||
由(用于)筹资活动提供的现金流量: | ||||||||||||||||
回购普通股 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
银行信贷贷款贷款(偿还)净额 | | — | | — | | |||||||||||
递延融资费用的支付 | — | — | ( | — | ( | |||||||||||
分布 | — | — | ( | | ( | |||||||||||
雇员所得税预扣缴以支付权益补偿金 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
其他 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
筹资活动提供的现金净额 | | — | | | | |||||||||||
现金和现金等价物净减额 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
现金和现金等价物,期初 | | — | | — | | |||||||||||
现金和现金等价物,期末 | $ | — | — | — | — | — |
F-51
目录
Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
现金流量表
截至2019年12月31日止的年度
(单位:千)
|
| 非担保人 |
|
| ||||||||||||
父母 | 担保人 | 子公司 | ||||||||||||||
(Antero) | 子公司 | (中游安特罗) | 冲销 | 合并 | ||||||||||||
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 | $ | ( | ( | | ( | ( | ||||||||||
调整数,将净收入(损失)与业务活动提供的现金净额对账: | — | |||||||||||||||
损耗、折旧、摊销和吸积 | | — | | — | | |||||||||||
损伤 | | | | — | | |||||||||||
商品衍生产品公允价值收益 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
结算商品衍生工具收益 | | — | — | — | | |||||||||||
递延所得税福利 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
出售资产损失 | | — | — | — | | |||||||||||
股权补偿费用 | | — | | — | | |||||||||||
及早清偿债务的收益 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
出售股本投资股份的损失 | | — | — | — | | |||||||||||
附属公司收益中的权益 | ( | — | — | | — | |||||||||||
未合并附属公司的权益(收益)损失 | | | ( | — | | |||||||||||
渗水 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
未合并附属公司收益的分配/红利 | | — | | — | | |||||||||||
Antero中流合作伙伴LP的解构增益 | ( | ( | — | — | ( | |||||||||||
来自Antero Midstream Partners LP的发行 | | — | — | ( | — | |||||||||||
其他 | ( | — | | | | |||||||||||
流动资产和负债的变动 | | — | ( | | | |||||||||||
经营活动提供的净现金 | | — | | ( | | |||||||||||
由(用于)投资活动提供的现金流量: | ||||||||||||||||
对未证明性质的添加 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
钻井和完井费用 | ( | — | — | | ( | |||||||||||
增加水处理和处理系统 | — | — | ( | | ( | |||||||||||
增加收集系统和设施 | — | — | ( | — | ( | |||||||||||
增加其他财产和设备 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
对未合并附属公司的投资 | — | — | ( | — | ( | |||||||||||
出售安特罗中流公司普通股所得收益 | | — | — | — | | |||||||||||
Antero Midstream Partners LP交易的收益 | | — | — | — | | |||||||||||
其他资产变动 | | — | ( | — | | |||||||||||
出售资产所得收益 | | — | — | — | | |||||||||||
现金投资活动净额 | ( | — | ( | | ( | |||||||||||
由(用于)筹资活动提供的现金流量: | — | |||||||||||||||
回购普通股 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
高级票据的发行 | — | — | | — | | |||||||||||
偿还高级债券 | ( | — | — | — | ( | |||||||||||
银行信贷设施借款(偿还)净额 | | — | | — | | |||||||||||
递延融资费用的支付 | | — | ( | — | ( | |||||||||||
Antero中流合伙公司的非控制权利益分配 | — | — | ( | | ( | |||||||||||
雇员所得税预扣缴以支付权益补偿金 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
其他 | ( | — | ( | — | ( | |||||||||||
(用于)筹资活动提供的现金净额 | ( | — | | | | |||||||||||
Antero中流合伙有限公司解团结现金 | — | — | ( | — | ( | |||||||||||
现金及现金等价物净增加情况 | — | — | — | — | — | |||||||||||
现金和现金等价物,期初 | — | — | — | — | — | |||||||||||
现金和现金等价物,期末 | $ | — | — | — | — | — |
F-52
目录
Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(20)季度财务资料(未经审计)
公司截至12月份的季度合并财务信息下表概述了31、2018和2019年的情况(单位:千,但每股份额除外)。该公司的季度经营业绩受到商品价格波动及其对我们的生产收入和商品衍生品公允价值的影响。
第一 | 第二 | 第三 | 第四 |
| |||||||||
四分之一 | 四分之一 | 四分之一 | 四分之一 | ||||||||||
截至2018年12月31日止的年度: | |||||||||||||
营业收入总额 | $ | |
| |
| |
| | |||||
业务费用共计 |
| |
| |
| |
| | |||||
营业收入(损失) |
| |
| ( |
| |
| ( | |||||
净收入(亏损)和综合收益(损失)(包括非控制权益) | |
| ( |
| ( |
| | ||||||
可归因于非控制权益的净收入 | |
| |
| |
| | ||||||
可归因于Antero Resources Corporation的净收入(损失) |
| |
| ( |
| ( |
| ( | |||||
|
|
| |||||||||||
普通股每股收益(亏损)-基本 | $ | |
| ( |
| ( |
| ( | |||||
每股收益(亏损)-假设稀释 | $ | |
| ( |
| ( |
| ( |
第一 | 第二 | 第三 | 第四 |
| |||||||||
四分之一 | 四分之一 | 四分之一 | 四分之一 |
| |||||||||
截至2019年12月31日止的年度: | |||||||||||||
营业收入总额 | $ | | | |
| | |||||||
业务费用共计 |
| | | |
| | |||||||
营业收入(损失) |
| ( |
| |
| ( |
| ( | |||||
Antero中流合作伙伴LP的解构增益 | | — | — | — | |||||||||
净收入(亏损)和综合收益(损失)(包括非控制权益) | | | ( |
| ( | ||||||||
可归因于非控制权益的净收入 | | — | — |
| — | ||||||||
可归因于Antero Resources Corporation的净收入(损失) |
| |
| |
| ( |
| ( | |||||
|
|
| |||||||||||
每股收益(亏损) | $ | |
| |
| ( |
| ( | |||||
普通股每股收益(亏损)-稀释后 | $ | |
| |
| ( |
| ( |
营业收入按营业收入减去营业费用计算。在2019年第三和第四季度,营业费用受到已证实财产、未证实财产和股权投资减值的影响,这些都是对所列季度的重大影响。详情请参阅合并财务报表附注2。
(21)关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
以下是公司综合油气生产活动的补充信息。所列数额包括公司在其所有石油和天然气属性中的净工作利益。
(a)与石油和天然气生产活动有关的资本成本
截至12月31日的年度, |
| ||||||
(单位:千) |
| 2018 |
| 2019 |
| ||
证明性质 | $ | | | ||||
未证明性质 |
| |
| | |||
| |
| | ||||
累计损耗和折旧 |
| ( |
| ( | |||
资本成本净额 | $ | | |
F-53
目录
Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
(b)在某些石油和天然气活动中发生的费用
截至12月31日 | ||||||||||
(单位:千) |
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
| |||
购置费用: | ||||||||||
证明性质 | $ | | — | — | ||||||
未证明性质 |
| | | | ||||||
发展成本 |
| | | | ||||||
勘探成本 |
| | | | ||||||
发生的费用共计 | $ | | | |
(c)石油和天然气生产活动的运作结果
截至12月31日 |
| |||||||||
(单位:千) |
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
| |||
收入 | $ | | | | ||||||
业务费用: | ||||||||||
生产费用 |
| | | | ||||||
勘探费用 |
| | | | ||||||
损耗和折旧 |
| | | | ||||||
油气性质损害 |
| | | | ||||||
所得税(费用)福利前的经营结果 |
| | | ( | ||||||
所得税(费用)福利 |
| ( | ( | | ||||||
行动结果 | $ | | | ( |
(d)油气储量
下表列出了所述期间已探明的储量和已探明的已开发储量的净数量。这一信息包括公司在石油和天然气财产储备中的特许权使用费和净工作利息份额。截至12月底的石油和天然气净探明储量31、2017、2018和2019年由公司后备工程师编写,并由DeGolyer和MacNaughton(“D&M”)利用公司汇编的数据进行审计。在估算已证实的储量以及预测未来的产量和未来开发成本的时间时,存在许多固有的不确定性。此外,新发现的储量估计比有生产历史的财产更不准确。因此,随着获得更多资料,这些估计数可能会改变。所有储备都位于美国。
探明储量是指地质和工程资料合理肯定地表明,在现有经济和运行条件下,今后几年可从已知油气藏中开采的石油、凝析油、NGL和天然气的估计量。已探明储量是指利用现有设备和作业方法,通过现有井来开采的储量。该公司估计已证实的储量使用以前收到的平均价格
F-54
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
已探明的未开发储量包括与生产井相距不止一个偏移位置的钻井地点,并且合理地确定是否包含已探明的储量,并计划在这些地点内钻探。
|
|
| 石油和 |
|
| ||||
天然气 | NGLS | 凝结水 | 等价物 | ||||||
| (Bcf) |
| (MMbbl) |
| (MMbbl) |
| (Bcfe) |
| |
已探明储量: | |||||||||
2016年12月31日 | | | | | |||||
修订 | | ( | ( | | |||||
扩展、发现和其他补充 | | | | | |||||
生产 | ( | ( | ( | ( | |||||
购买准备金 | | | | | |||||
2017年12月31日 | | | | | |||||
修订 | ( | | ( | ( | |||||
扩展、发现和其他补充 | | | | | |||||
生产 | ( | ( | ( | ( | |||||
购买准备金 | — | — | — | — | |||||
2018年12月31日 | | | | | |||||
修订 | ( | | ( | ( | |||||
扩展、发现和其他补充 | | | | | |||||
生产 | ( | ( | ( | ( | |||||
购买准备金 | — | — | — | — | |||||
2019年12月31日 | | | | |
|
|
| 石油和 |
|
| ||||
天然气 | NGLS | 凝结水 | 等价物 | ||||||
| (Bcf) |
| (MMbbl) |
| (MMbbl) |
| (Bcfe) |
| |
已探明的已开发储量: | |||||||||
2017年12月31日 | | | | | |||||
2018年12月31日 | | | | | |||||
2019年12月31日 | | | | | |||||
已探明未开发储量: | |||||||||
2017年12月31日 | | | | | |||||
2018年12月31日 | | | | | |||||
2019年12月31日 | | | | |
上表所列2017年、2018年和2019年经证实的已开发和未开发储量变动类别中的重要项目包括:
2017年准备金变动
● | 的扩展、发现和其他补充 |
● | 购买 |
● | 向上修正净额 |
● | 向上修正 |
F-55
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合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
● | 向下修正净额 |
● | 向上修正 |
● | 向下修正 |
● | 我们生产 |
2018年准备金变动
● | 的扩展、发现和其他补充 |
● | 向下修正净额 |
● | 向下修正 |
● | 向下修正净额 |
● | 向上修正 |
● | 向上修正 |
我们生产
2019年准备金变动
● | 的扩展、发现和其他补充 |
● | 向下修正净额 |
● | 向上修正 |
● | 向下修正净额 |
● | 向下修正 |
● | 向上修正 |
● | 向下修正 |
F-56
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Antero资源公司
合并财务报表附注(续)
截至12月31日、2017年、2018年和2019年的年度
我们生产
下表列出了可归因于公司经证明的储备的未来现金流量贴现的标准计量。未来的现金流入是通过应用历史数据来计算的。
未来的生产和开发费用是指在现有经济状况继续存在的情况下,开发和生产已探明的储备所需的未来支出估计数(根据当前费用计算)。未来所得税开支的计算方法是将法定所得税税率适用于与公司已证实的准备金有关的税前净现金流量与已证实的石油和天然气资产的税基之间的差额。此外,在计算未来所得税费用时,使用了NOL结转和替代最低税收抵免的影响。由此产生的年度净现金流入然后使用
截至12月31日 | ||||||||||
(以百万计) |
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
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未来现金流入 | $ | | | | ||||||
未来生产成本 |
| ( | ( | ( | ||||||
未来发展成本 |
| ( | ( | ( | ||||||
未来所得税前净现金流量 |
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未来所得税费用 |
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未来净现金流量 |
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| ( | ( | ( | |||||||
未来现金流量折现的标准化计量 | $ | | | |
用于估计公司总等值准备金的12个月加权平均价格如下(按Mcfe计):
2017年12月31日 |
| $ | | |||||||
2018年12月31日 | $ | | ||||||||
2019年12月31日 | $ | |
(f)未来贴现现金流量标准化计量的变化
截至12月31日 | ||||||||||
(以百万计) |
| 2017 |
| 2018 |
| 2019 |
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石油和天然气销售,扣除生产成本 | $ | ( | ( | ( | ||||||
价格和生产成本的净变化(1) |
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本报告所述期间发生的发展费用 |
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未来发展费用的净变化(2) |
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扩展、发现和其他补充 |
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收购 |
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剥离 | — | — | — | |||||||
修订以前的数量估计数 |
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增值折扣 |
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所得税净变动 |
| ( | ( | | ||||||
时间和其他方面的变化 |
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净增加(减少) |
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年初 |
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年底 | $ | | | |
(1) 包括$
(2)包括$
F-57