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NymexWtiMember2020-01-012020-09-300001433270AR：三个月结束12月312020AR：NymexToTcoMember2020-01-012020-09-300001433270AR：前中流成员AR：中流长期限奖励计划成员美国-GAAP：CommonStockMember2020-01-012020-09-300001433270AR：前中流成员美国-GAAP：RestrictedStockMember2020-01-012020-09-300001433270US-GAAP：LineOfCreditMember2020-01-012020-09-300001433270US-GAAP：非控制性利益成员2020-04-012020-06-3000014332702020-04-012020-06-300001433270US-GAAP：非控制性利益成员2019-01-012019-03-310001433270US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2019-01-012019-03-3100014332702019-01-012019-03-310001433270US-GAAP：PerformanceSharesMember2019-09-300001433270US-GAAP：PerformanceSharesMember2020-09-300001433270US-GAAP：PerformanceSharesMember2020-07-012020-07-310001433270SRT：最小成员数US-GAAP：PerformanceSharesMember2020-07-012020-07-310001433270SRT：最大成员数US-GAAP：PerformanceSharesMember2020-07-012020-07-310001433270US-GAAP：PerformanceSharesMember2020-01-012020-09-300001433270Us-gaap:VariableInterestEntityPrimaryBeneficiaryMember2020-01-012020-09-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：市场营销成员2020-07-012020-09-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：市场营销成员2020-01-012020-09-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：市场营销成员2019-07-012019-09-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：市场营销成员2019-01-012019-09-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：探索和生产成员2020-07-012020-09-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：前中流成员2020-07-012020-09-300001433270US-GAAP：部门间消除成员2020-07-012020-09-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：探索和生产成员2020-01-012020-09-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：探索和生产成员2019-07-012019-09-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：探索和生产成员2019-01-012019-09-300001433270AR：前中流成员2020-04-012020-06-300001433270AR：前中流成员2020-01-012020-03-3100014332702020-08-102020-08-100001433270AR：J.P.MganVenturesEnergyCorporation成员2020-07-012020-07-010001433270AR：J.P.MganVenturesEnergyCorporation成员2020-07-010001433270AR：现金奖励成员2020-01-012020-09-300001433270AR：华盛顿燃气照明公司成员2018-11-300001433270Ar:WashingtonGasLightCompanyLoudounCountyVirginiaMember2018-11-300001433270Ar:WashingtonGasLightCompanyBraxtonWestVirginiaMember2018-02-012018-02-010001433270Ar:WashingtonGasLightCompanyBraxtonWestVirginiaMember2018-01-312018-01-310001433270AR：华盛顿燃气照明公司成员US-GAAP：PositiveOutcomeOfLitigationMember2017-12-012018-01-310001433270AR：华盛顿燃气照明公司成员US-GAAP：PositiveOutcomeOfLitigationMember2017-08-012017-11-300001433270AR：华盛顿燃气照明公司成员US-GAAP：PositiveOutcomeOfLitigationMember2016-01-012017-07-310001433270US-GAAP：LineOfCreditMember2020-09-300001433270AR：前中流成员Us-gaap:EquityMethodInvestmentNonconsolidatedInvesteeOrGroupOfInvesteesMember2020-01-012020-09-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：前中流成员2020-01-012020-09-300001433270US-GAAP：部门间消除成员2020-01-012020-09-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：前中流成员2019-07-012019-09-300001433270US-GAAP：部门间消除成员2019-07-012019-09-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：前中流成员2019-01-012019-09-300001433270US-GAAP：部门间消除成员2019-01-012019-09-3000014332702020-06-152020-06-150001433270AR：前中流成员2020-07-012020-09-300001433270AR：前中流成员2020-01-012020-09-300001433270AR：前中流成员2019-07-012019-09-300001433270AR：前中流成员2019-01-012019-09-300001433270AR：前中流成员Ar:GasGatheringLinesAndCompressorStationsMember2020-09-300001433270AR：前中流成员Ar:GasGatheringLinesAndCompressorStationsMember2019-12-310001433270SRT：最大成员数2020-07-012020-09-300001433270SRT：最大成员数2020-01-012020-09-300001433270SRT：最大成员数2019-07-012019-09-300001433270SRT：最大成员数2019-01-012019-09-300001433270AR：欠款返还荷兰投标报价成员2020-07-012020-09-300001433270AR：老年人注意5625%Due2023成员2020-01-012020-09-300001433270AR：老年人注意5125%Due2022成员2020-01-012020-09-300001433270AR：老年人注意事项500%Due2025成员2020-01-012020-09-300001433270AR：高级注释5.375%Due2021成员2020-01-012020-09-300001433270AR：老年人注意事项500%Due2025成员2016-12-210001433270AR：老年人注意5625%Due2023成员2015-03-170001433270AR：老年人注意5125%Due2022成员2014-09-180001433270AR：老年人注意5125%Due2022成员2014-05-060001433270AR：高级注释5.375%Due2021成员2013-11-050001433270AR：SixthStreetPartnersLlcMember2020-06-150001433270AR：AnteroMidstream PartnersLpMember2019-03-1200014332702019-07-012019-09-3000014332702019-01-012019-09-300001433270AR：SixthStreetPartnersLlcMember2020-07-012020-09-300001433270AR：SixthStreetPartnersLlcMember2020-06-152020-06-150001433270AR：现金奖励成员2020-09-3000014332702020-07-012020-09-3000014332702020-01-012020-09-3000014332702020-06-1500014332702020-09-3000014332702019-12-31AR：DUTR：BBLUTR：GALIso4217：美元UTR：MMBtuIso4217：美元UTR：GALIso4217：美元UTR：BBLIso4217：美元Xbrli：纯Xbrli：共享UTR：FTUTR：MMBtuUTR：DAR：部分UTR：MMBtuIso4217：美元Xbrli：共享AR：项目

确保

美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

表格：10-Q

(马克一)


☒	根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节规定的季度报告

关于截至的季度期间2020年9月30日

或


☐	根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节提交的过渡报告

在从中国到日本的过渡期内，中国从中国到日本的过渡期，从中国到日本的过渡期。

委托文件编号：001-36120

Antero资源公司

(章程中规定的注册人的确切姓名)

特拉华州		80-0162034
(成立为法团或组织的州或其他司法管辖区)		(税务局雇主身分证号码)

温库普街1615号, 丹佛, 科罗拉多州		80202
(主要行政机关地址)		(邮政编码)

(303) 357-7310

(注册人电话号码，包括区号)

根据该法第12(B)条登记的证券：

每一类的名称	交易代码	每间交易所的注册名称
普通股，面值0.01美元	AR	纽约证券交易所

用复选标记表示注册人是否：(1)在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)，(1)已提交1934年证券交易法第(13)或15(D)节要求提交的所有报告；以及(2)在过去的90天里一直受到这样的备案要求的约束。⌧ 是的，是的。 ◻*否

用复选标记表示注册人是否已按照规则以电子方式提交了要求提交的每个交互数据文件。第405条(本章232.405节)在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短期限内)。⌧ 是的，是的。 ◻*否

用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。请参阅“交易法”规则第312b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。

大型加速文件服务器 ⌧		加速文件管理器◻
非加速文件管理器◻		规模较小的报告公司☐
新兴成长型公司☐

如果是新兴成长型公司，请通过复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据“交易法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。◻

用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如规则所定义)交易法第12B-2条)☐是⌧*否

注册人有268,671,945截至2020年10月23日已发行的普通股。


警告性的公司声明：关于这些前瞻性的公司声明		2
第一部分-财务信息		4
第(1)项。	财务报表(未经审计)	4
第二项。	管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析	44
第三项。	关于市场风险的定量和定性披露	69
第四项。	管制和程序	70
第II部分-其他资料		71
第(1)项。	法律程序	71
第1A项	危险因素	71
第二项。	未登记的股权证券销售	72
项目6.	陈列品	73
签名		74

关于前瞻性陈述的警告性声明

本季度报告中有关Form 10-Q的某些信息可能包含修订后的1933年“证券法”(“证券法”)第27A条和修订后的1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E条所指的“前瞻性陈述”。除本Form 10-Q季度报告中包含的有关历史事实的陈述外，有关我们的战略、未来运营、财务状况、预计收入和亏损、预计成本、前景、计划和管理目标的所有陈述均为前瞻性陈述。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”、“潜在”或“继续”等词语以及类似的表述用于标识前瞻性表述，尽管并不是所有前瞻性表述都包含这样的标识性词语。在考虑这些前瞻性陈述时，投资者应牢记这份10-Q表格季度报告中的风险因素和其他警示性陈述。这些前瞻性陈述是基于管理层目前对未来事件的结果和时机的信念，基于目前可获得的信息。可能导致我们的实际结果与这些前瞻性陈述预期的结果大不相同的因素包括：

●

我们执行业务战略的能力；

●

我们的产量和油气储量；

●

我们的财务战略、流动性和发展计划所需的资本；

●

我们能够以令人满意的条件获得债务或股权融资，为额外的收购、扩张项目、营运资金要求以及偿还或再融资债务提供资金；

●

天然气、天然气液体(“NGL”)和石油价格；

●

世界卫生事件的影响，包括冠状病毒(“新冠肺炎”)大流行；

●

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；

●

我们执行债务回购计划和/或资产出售计划的能力；

●

我们实现最低运量承诺的能力，以及利用我们坚定的运输承诺或将其货币化的能力；

●

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 Midstream公司提供的水处理服务；

●

竞争和政府法规；

●

悬而未决的法律或环境问题；

●

天然气、天然气和石油的市场营销；

●

租赁或业务收购；

●

开发我们物业的成本；

●

Antero Midstream公司的运营；

●

一般经济状况；

●

信贷市场；

●

对陪审团裁决金额和时间的期望；

●

我们未来经营业绩的不确定性；以及

●

我们在此10-Q表格季度报告中包含的其他计划、目标、期望和意图。

我们提醒投资者，这些前瞻性陈述会受到我们业务附带的所有风险和不确定性的影响，其中大部分风险和不确定性很难预测，其中许多风险和不确定性超出了我们的控制范围。这些风险包括但不限于：大宗商品价格波动、通货膨胀、钻井、完井和生产设备及服务的可用性、环境风险、钻井和完井以及其他运营风险、营销和运输风险、监管变化、估计天然气、NGL和石油储量以及预测未来产量、现金流和获得资本的内在不确定性、开发支出的时机、我们股东之间的利益冲突、世界卫生事件(包括新冠肺炎大流行)的影响、由于缺乏下游需求或储存能力而可能导致的停产。风险因素“项下描述或引用的其他风险，包括我们在截至2019年12月31日的10-K表格年度报告(”2019年10-K表格“)和截至2020年3月31日的10-Q表格季度报告中陈述的风险因素，这些风险因素均已提交给美国证券交易委员会(”证券交易委员会“)。

储量工程是估算无法精确测量的天然气、天然气和石油地下储量的过程。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量、对这些数据的解释以及油藏工程师所做的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果，或大宗商品价格的变化，可能会证明修订之前的估计是合理的。如果意义重大，这样的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开采的天然气、天然气和石油的数量有很大不同。

如果本季度报告中描述或引用的10-Q表格中的一个或多个风险或不确定性发生，或者潜在的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不相同。

本季度报告中以Form 10-Q格式包含的所有前瞻性陈述，无论是明示的还是暗示的，其全部内容均受本警示声明的明确限制。本警示性声明还应与我们或代表我们行事的人员可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明一并考虑。

除非适用法律另有要求，否则我们没有义务更新任何前瞻性陈述，以反映本季度报告(Form 10-Q)日期之后的事件或情况。

第一部分-金融信息

Antero能源资源管理公司

简明和综合资产负债表

2019年12月31日和2020年9月30日

(单位：千)


			(未经审计)
	十二月三十一号，		九月三十日，
	2019		2020
资产
流动资产：
应收帐款	$	46,419		88,062
应收账款，关联方		125,000		—
应计收入		317,886		338,729
衍生工具		422,849		83,057
其他流动资产		10,731		11,934
流动资产总额		922,885		521,782
财产和设备：
石油和天然气属性，按成本计算(成功努力法)：
未证明的性质		1,368,854		1,265,255
证明的性质		11,859,817		12,149,941
收集系统和设施		5,802		5,802
其他财产和设备		71,895		72,936
		13,306,368		13,493,934
减少累计损耗、折旧和摊销		(3,327,629)		(3,659,376)
财产和设备，净额		9,978,739		9,834,558
经营性租赁使用权资产		2,886,500		2,660,188
衍生工具		333,174		44,070
对未合并附属公司的投资		1,055,177		272,926
其他资产		21,094		16,215
总资产	$	15,197,569		13,349,739

负债和权益
流动负债：
应付帐款	$	14,498		55,173
应付帐款，关联方		97,883		81,519
应计负债		400,850		344,606
应付收入分配		207,988		148,917
衍生工具		6,721		107,933
短期租赁负债		305,320		251,568
递延收入，VPP		—		43,192
其他流动负债		6,879		2,467
流动负债总额		1,040,139		1,035,375
长期负债：
长期债务		3,758,868		3,158,225
递延所得税负债		781,987		381,233
衍生工具		3,519		149,222
长期租赁负债		2,583,678		2,410,114
递延收入，VPP		—		167,466
其他负债		58,635		64,223
总负债		8,226,826		7,365,858
承付款和或有事项(附注14和15)
权益：
股东权益：
优先股，$0.01面值；授权-50,000股份；无已发布		—		—
普通股，$0.01面值；授权-1,000,000股份；295,941股票和268,549股票已发布和杰出的分别于2019年12月31日和2020年9月30日		2,959		2,685
额外实收资本		6,130,365		6,165,750
累计收益(亏损)		837,419		(500,308)
股东权益总额		6,970,743		5,668,127
非控制性利益		—		315,754
总股本		6,970,743		5,983,881
负债和权益总额	$	15,197,569		13,349,739

见未经审计的简明合并财务报表附注。

Antero资源公司

简明合并经营报表与全面亏损

截至2019年和2020年9月30日的三个月

(未经审计)

(以千为单位，每股金额除外)


	截至9月30日的三个月，
	2019		2020
收入和其他：
天然气销售	$	524,448		436,304
天然气液体销售		284,958		327,426
石油销售		40,561		34,265
商品衍生品公允价值损益		220,788		(514,751)
营销		46,645		91,497
递延收入摊销		—		5,175
其他收入		1,481		675
总收入		1,118,881		380,591
业务费用：
租赁经营		35,928		21,450
采集、压缩、处理和运输		603,860		656,615
生产税和从价税		28,863		25,790
营销		108,216		128,580
探索		208		454
油气性质的减损		1,041,469		29,392
中游资产减值准备		7,800		—
损耗、折旧和摊销		241,503		238,418
资产报废债务的增加		927		1,115
一般和行政费用(包括基于股权的薪酬费用#美元3,875及$5,699分别在2019年和2020年)		35,923		31,640
合同终止和平台堆放		62		1,246
业务费用共计		2,104,759		1,134,700
营业亏损		(985,878)		(754,109)
其他收入(费用)：
未合并关联公司收益(亏损)中的权益		(117,859)		24,419
交易费用		—		(524)
利息支出，净额		(47,754)		(48,043)
提前清偿债务的收益		—		55,633
其他收入(费用)合计		(165,613)		31,485
所得税前亏损		(1,151,491)		(722,624)
所得税优惠拨备		272,627		168,778
包括非控制性权益在内的净亏损和综合收益亏损		(878,864)		(553,846)
减去：非控股权益应占净亏损和综合亏损		—		(18,233)
Antero Resources Corporation应占净亏损和综合亏损	$	(878,864)		(535,613)

每股亏损-基本	$	(2.86)		(1.99)
每股亏损-稀释后	$	(2.86)		(1.99)

加权平均流通股数量：
基本型		307,781		268,511
稀释		307,781		268,511

见未经审计的简明综合财务报表附注

Antero资源公司

简明合并经营和全面收益报表(亏损)

截至2019年和2020年9月30日的9个月

(未经审计)

(以千为单位，每股金额除外)


	截至9月30日的9个月，
	2019		2020
收入和其他：
天然气销售	$	1,735,086		1,214,801
天然气液体销售		902,606		797,296
石油销售		137,675		78,233
商品衍生品公允价值损益		471,847		(116,933)
收集、压缩、水处理和处理		4,479		—
营销		200,911		201,855
递延收入摊销		—		5,175
其他收入		3,348		2,180
总收入		3,455,952		2,182,607
业务费用：
租赁经营		118,517		71,836
采集、压缩、处理和运输		1,595,223		1,877,084
生产税和从价税		95,509		71,481
营销		408,839		334,906
探索		648		895
油气性质的减损		1,253,712		155,962
中游资产减值准备		14,782		—
损耗、折旧和摊销		724,006		652,130
资产出售损失		951		—
资产报废债务的增加		2,821		3,330
一般和行政费用(包括基于股权的薪酬费用#美元19,327及$17,001分别在2019年和2020年)		146,507		101,264
合同终止和平台堆放		14,026		12,317
业务费用共计		4,375,541		3,281,205
营业亏损		(919,589)		(1,098,598)
其他收入(费用)：
未合并关联公司亏损中的权益		(90,193)		(83,408)
股权投资减值		—		(610,632)
Antero Midstream Partners LP解除合并的收益		1,406,042		—
交易费用		—		(6,662)
利息支出，净额		(173,868)		(152,956)
提前清偿债务的收益		—		175,365
其他收入(费用)合计		1,141,981		(678,293)
所得税前收入(亏损)		222,392		(1,776,891)
所得税(费用)福利准备金		(33,332)		421,167
净收益(亏损)和含非控制性权益的综合收益(亏损)		189,060		(1,355,724)
减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损)和综合收益(亏损)		46,993		(17,997)
可归因于Antero Resources公司的净收益(亏损)和综合收益(亏损)	$	142,067		(1,337,727)

每股收益(亏损)-基本	$	0.46		(4.89)
每股收益(亏损)-稀释后	$	0.46		(4.89)

加权平均流通股数量：
基本型		308,509		273,689
稀释		308,646		273,689

见未经审计的简明合并财务报表附注。

Antero资源公司

股东权益简明合并报表

截至2019年9月30日的9个月

(未经审计)

(单位：千)


					附加		累积
	普通股				付清		收益		非控制性		总计
	股份		金额		资本		(赤字)		利益		权益
余额，2018年12月31日		308,594	$	3,086		6,485,174		1,177,548		821,669		8,487,477
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除因所得税扣缴的股份后的净额		147		1		(451)		—		—		(450)
Antero Midstream Partners LP在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除扣缴所得税的单位后的净额		—		—		(85)		—		56		(29)
基于股权的薪酬		—		—		7,801		—		1,102		8,903
净收益和综合收益		—		—		—		978,763		46,993		1,025,756
对非控股权益的分配		—		—		—		—		(85,076)		(85,076)
Antero Midstream Partners LP的解固效果		—		—		(359,039)		—		(784,744)		(1,143,783)
余额，2019年3月31日		308,741	$	3,087		6,133,400		2,156,311		—		8,292,798
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除因所得税扣缴的股份后的净额		382		4		(1,819)		—		—		(1,815)
基于股权的薪酬		—		—		6,549		—		—		6,549
净收益和综合收益		—		—		—		42,168		—		42,168
余额，2019年6月30日		309,123	$	3,091		6,138,130		2,198,479		—		8,339,700
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除因所得税扣缴的股份后的净额		99		1		(86)		—		—		(85)
普通股回购和注销		(5,061)		(51)		(17,877)		—		—		(17,928)
基于股权的薪酬		—		—		3,875		—		—		3,875
净亏损和综合亏损		—		—		—		(878,864)		—		(878,864)
余额，2019年9月30日		304,161	$	3,041		6,124,042		1,319,615		—		7,446,698

见未经审计的简明合并财务报表附注。

Antero资源公司

股东权益简明合并报表

截至2020年9月30日的9个月

(未经审计)

(单位：千)


					附加		累积
	普通股				付清		收益		非控制性		总计
	股份		金额		资本		(赤字)		利益		权益
余额，2019年12月31日		295,941	$	2,959		6,130,365		837,419		—		6,970,743
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除因所得税扣缴的股份后的净额		178		2		(34)		—		—		(32)
普通股回购和注销		(27,193)		(272)		(42,418)		—		—		(42,690)
基于股权的薪酬		—		—		3,329		—		—		3,329
净亏损和综合亏损		—		—		—		(338,810)		—		(338,810)
余额，2020年3月31日		268,926		2,689		6,091,242		498,609		—		6,592,540
发行Martica Holdings，LLC的普通股		—		—		—		—		300,000		300,000
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除因所得税扣缴的股份后的净额		464		5		(305)		—		—		(300)
对非控股权益的分配		—		—		—		—		(3,413)		(3,413)
普通股回购和注销		(1,000)		(10)		(743)		—		—		(753)
基于股权的薪酬		—		—		7,973		—		—		7,973
净亏损和综合亏损		—		—		—		(463,304)		236		(463,068)
余额，2020年6月30日		268,390	$	2,684		6,098,167		35,305		296,823		6,432,979
发行Martica Holdings，LLC的普通股		—		—		—		—		51,000		51,000
2026年可转换票据的权益部分，净额		—		—		61,926		—		—		61,926
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除因所得税扣缴的股份后的净额		159		1		(42)		—		—		(41)
对非控股权益的分配		—		—		—		—		(13,836)		(13,836)
基于股权的薪酬		—		—		5,699		—		—		5,699
净亏损和综合亏损		—		—		—		(535,613)		(18,233)		(553,846)
余额，2020年9月30日		268,549	$	2,685		6,165,750		(500,308)		315,754		5,983,881

见未经审计的简明合并财务报表附注。

Antero资源公司

简明现金流量表合并表

截至2019年和2020年9月30日的9个月

(未经审计)

(单位：千)


	截至9月30日的9个月，
	2019		2020
经营活动提供(用于)的现金流：
包括非控股权益的净收益(亏损)	$	189,060		(1,355,724)
将净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整：
损耗、折旧、摊销和增值		726,827		655,460
油气性质的减损		1,253,712		155,962
中游资产减值准备		14,782		—
商品衍生品公允价值(收益)损失		(471,847)		116,933
结算商品衍生品收益		261,794		740,805
衍生货币化收益		—		18,073
资产出售损失		951		—
股权薪酬费用		19,327		17,001
递延所得税费用(福利)		32,019		(426,267)
提前清偿债务的收益		—		(175,365)
未合并关联公司亏损中的权益		90,193		83,408
股权投资减值		—		610,632
Antero Midstream Partners LP解除合并的收益		(1,406,042)		—
未合并附属公司收益的分配/分红		109,241		128,267
递延收入摊销		—		(5,175)
债务发行成本摊销、债务贴现、债务溢价等		8,179		7,391
流动资产和流动负债变动情况：
应收帐款		14,236		(15,454)
应计收入		193,650		(20,843)
其他流动资产		2,365		(1,455)
包括关联方在内的应付帐款		(971)		(2,198)
应计负债		(11,169)		15,522
应付收入分配		(72,176)		(54,403)
其他流动负债		1,387		(60)
经营活动提供的净现金		955,518		492,510
由投资活动提供(用于)的现金流：
对未证明性质的补充		(69,796)		(31,136)
钻井和完井成本		(957,931)		(693,920)
增加水处理和处理系统		(24,416)		—
增加收集系统和设施		(48,239)		—
其他财产和设备的附加费		(5,980)		(1,346)
浅谈水溢流的结算		—		125,000
对未合并附属公司的投资		(25,020)		—
Antero Midstream Partners LP交易的收益		296,611		—
出售资产所得款项		7,461		—
VPP销售收益，净额		—		215,833
其他资产的变动		1,983		1,506
投资活动所用现金净额		(825,327)		(384,063)
由融资活动提供(用于)的现金流：
普通股回购		(17,924)		(43,443)
发行优先票据		650,000		—
发行可转换票据		—		287,500
优先票据的偿还		—		(899,971)
银行信贷贷款净额借款(偿还)		(45,000)		275,000
递延融资成本的支付		(8,259)		(8,907)
出售非控股权益		—		300,000
向Antero Midstream Partners LP的非控股权益分配		(85,076)		—
对Martica Holdings LLC非控股权益的分配		—		(17,249)
用于结算股权薪酬奖励的预扣员工税		(2,379)		(373)
其他		(2,021)		(1,004)
融资活动提供(用于)的现金净额		489,341		(108,447)
Antero Midstream Partners LP的解固效果		(619,532)		—
现金和现金等价物净减少		—		—
期初现金和现金等价物		—		—
期末现金和现金等价物	$	—		—

补充披露现金流信息：
期内支付的利息现金	$	142,288		135,494
增加财产和设备的应付账款和应计负债减少	$	22,103		44,302

见未经审计的简明合并财务报表附注。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

(1)组织机构

Antero Resources Corporation(单独称为“Antero”)及其合并子公司(统称为“Antero Resources”、“公司”、“我们”、“我们”或“我们的”)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和石油资产的勘探、开发和收购。该公司的目标是大型、可重复的资源区块，其中水平钻井和先进的压裂增产技术提供了从非常规地层经济地开发和生产天然气、NGL和石油的手段。公司总部设在科罗拉多州丹佛市。

(2)重要会计政策摘要

(a)

陈述的基础

该等未经审核之简明综合财务报表乃根据美国证券交易委员会(“证券交易委员会”)适用于中期财务资料之规则及规例编制，并应在本公司十二月报告之背景下阅读。2019年3月31日合并财务报表及其附注，以更全面地了解公司的运营、财务状况和会计政策。公司2019年12月31日的合并财务报表包括在Antero Resources提交给SEC的2019年Form 10-K年度报告中。

本公司这些未经审计的简明综合财务报表是根据美国公认的中期财务信息会计原则(“GAAP”)编制的，因此不包括GAAP要求的完整综合财务报表所需的所有信息和附注，因此，本公司的这些未经审计的简明综合财务报表是根据美国公认会计原则(“GAAP”)为中期财务信息编制的，因此不包括GAAP要求的所有信息和脚注。管理层认为，该等未经审核的简明综合财务报表包括为公平反映本公司截至十二月的财务状况所需的所有调整(包括正常及经常性应计项目)。2019年9月31日和2020年9月30日，其截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的运营业绩，以及截至2019年9月30日和2020年9月30日的九个月的现金流。本公司没有其他综合收益或亏损项目，因此其净收益或亏损等于其综合收益或亏损。由于受到天然气、NGL和石油价格波动、天然产量下降、勘探和开发钻探结果的不确定性、衍生工具公允价值波动、新冠肺炎和其他因素的影响，截至2020年9月30日的经营业绩并不一定代表全年可能预期的结果，因此，本公司在截至2010年9月30日的期间内的经营业绩并不一定代表全年的预期结果，原因是天然气、NGL和石油的价格波动、天然产量下降、勘探和开发钻探结果的不确定性、衍生工具公允价值的波动和其他因素的影响。

(b)

巩固原则

随附的未经审核简明综合财务报表包括Antero Resources Corporation、其全资附属公司、本公司拥有控股权的任何实体以及本公司为主要受益人的可变权益实体(“VIE”)的账目。

截至2019年3月12日，上市有限合伙企业Antero Midstream Partners LP(“Antero Midstream Partners”)计入Antero的合并财务报表。在结账前(定义见附注3-Antero Midstream Partners LP对未经审计的简明合并财务报表的解除合并)，公司对Antero Midstream Partners共同单位的所有权约为53Antero Resources在Antero Midstream Partners的有限合伙人权益，Antero Resources将Antero Midstream Partners的财务状况和经营业绩合并到其合并财务报表中。该等交易(定义见附注3-Antero Midstream Partners LP解除合并至未经审核简明综合财务报表)导致Antero Resources以Antero Midstream Partners拥有的有限合伙人权益交换Antero Midstream Corporation的普通股，面值为$。0.01每股(“Antero Midstream Corporation普通股”)，相当于大约31Antero Midstream Corporation的%权益。因此，Antero Resources在Antero Midstream Partners的控股权被转换为Antero Midstream Corporation的权益，后者对Antero Midstream Corporation具有重大影响，但不具有控制权。因此，自2019年3月13日起，Antero不再在其合并财务报表中合并Antero Midstream Partners，并使用权益会计方法核算其在Antero Midstream Corporation的权益。有关交易的进一步讨论，请参阅附注3-Antero Midstream Partners LP对未经审计的简明综合财务报表的解除合并。

在截至2020年9月30日的三个月和九个月，公司确定Martica Holdings LLC(“Martica”)是一家VIE，Antero是VIE的主要受益者。因此，Martica的账目在公司的合并财务报表中合并。*Antero是Martica的主要受益者，因为它有权指导最重要的活动

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

显著影响Martica的经济业绩，以及承担可能对Martica产生重大影响的Martica损失或从Martica获得收益的权利的义务。在确定Antero是Martica的主要受益者时，公司考虑了以下因素：

●

Martica的成立是为了在公司现有的资产基础上持有某些压倒一切的特许权使用费权益；

●

Martica公司几乎所有的收入都来自该公司在西弗吉尼亚州和俄亥俄州阿巴拉契亚盆地的天然气、NGL和石油资产的生产；

●

Antero拥有Martica的B类单位，这使Antero有权接收关于增量覆盖的分配(如附注4-交易中所定义)；以及

●

根据管理服务协议，Antero向Martica提供会计、行政和其他服务。

所有重要的公司间帐目和交易都已在公司未经审计的简明综合财务报表中注销。本公司截至2019年9月30日止九个月之未经审核简明综合财务报表之非控股权益为交易前公众拥有之Antero Midstream Partners权益及Antero Midstream Partners之奖励分配权。该公司截至2020年9月30日的三个月和九个月未经审计的简明综合财务报表中的非控股权益代表由第三方拥有的Martica权益。有关出售这一非控制性权益的更多信息，请参阅附注4-交易。Martica是一个独立的实体，Martica的资产和信贷不能用于偿还公司或其其他子公司的债务和义务。

对本公司具有重大影响力但不具有控制权的实体的投资按权益法入账。本公司对其股权投资影响程度的判断包括考虑Antero的所有权权益、在董事会的代表以及参与股权法被投资人的决策等关键因素。此类投资包括在本公司未经审计的简明综合资产负债表的未合并关联公司投资中。根据权益法入账的被投资人的收入(亏损)计入本公司未经审计的简明综合经营报表和现金流量中的未合并联属公司的收益(亏损)权益。当Antero记录其在净收益或净亏损中的比例份额时，它在营业报表中的未合并关联公司的收益(亏损)中计入权益，并在公司资产负债表上计入该投资的账面价值。当收到分派时，它在公司的资产负债表上被记录为该投资的账面价值的减少。本公司于未合并联营公司之盈利中之权益已按公司间交易及因Antero之权益投资成本差异而确认之基础差异作出调整中游公司和Antero Midstream Partners截至解除合并日期的净资产中的相关股本金额。

该公司按照“分配的性质”方法对从权益法被投资人那里收到的分配进行核算。根据这一方法，从权益法被投资人收到的分配根据产生分配的被投资人的一项或多项活动的性质分类为投资回报(归类为经营活动的现金流入)或投资回报(归类为投资活动的现金流入)。

(c)

预算的使用

根据公认会计原则编制未经审计的简明综合财务报表要求管理层作出影响收入、费用、资产、负债以及或有资产和负债披露的估计和假设。事实和环境的变化或新信息的发现可能会导致修订估计，实际结果可能与这些估计不同。

该公司未经审计的简明综合财务报表基于一些重要的估计，包括天然气、NGL和石油储备量的估计，这些估计是计算石油和天然气资产损耗和减值的基础。储量估计，从本质上讲，本质上是不精确的。公司未经审计的简明综合财务报表中涉及使用重大估计的其他项目包括衍生资产和负债、应计收入、递延和流动所得税、基于股权的补偿、资产报废债务、折旧、摊销以及承诺和或有事项。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

(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。价格波动可能是由于天气、生产水平、可获得的储存能力和对该国其他地区的运输、对美国的进出口水平以及各种其他因素的变化造成的。公司生产价格的增减可能会对公司未来的经营业绩和储备数量产生重大影响。

(e)

现金和现金等价物

该公司将购买的初始到期日不超过三个月的所有流动投资视为现金等价物。由于这些工具的短期性质，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“账面透支”的状态，即未付支票超过现金和现金等价物。该公司将未经审计的简明综合资产负债表中的账面透支和应付收入分配分类，并将与账面透支相关的应付账款和应付收入分配的变化归类为其未经审计的简明综合现金流量表中的一项经营活动。截至2019年12月31日，应付账款和应付收入分配中包括的账面透支为$7百万美元和$18分别为百万美元。截至2020年9月30日，应付账款和应付收入分配中包括的账面透支为$8百万美元和$13分别为百万美元。

(f)

油气属性

公司的天然气、天然气和石油勘探开发活动按照成功努力法核算。在成功努力法下，获取、钻探和完成生产井、开发井和未开发租赁所产生的成本被资本化。石油和天然气租赁收购成本也被资本化。勘探成本，包括人事及其他内部成本、地质及地球物理费用、油气租约延迟租金，以及与不成功收购租约有关的成本，均在产生时计入开支。勘探钻探成本最初被资本化，但如果公司确定油井没有商业上可行的储量，则计入费用。本公司审查与在-井有关的勘探成本。在每个季度末取得进展，并根据当时已知的钻探结果决定是否应继续资本化成本，等待进一步的试井和结果，还是计入费用。公司招致不是的在截至9月的3个月和9个月内，此类费用计入费用。30,2020年。截至2019年9月30日止九个月内，本公司录得减值费用$26100万美元用于与不再计划投入使用的衬垫相关的设计和初始成本。出售已探明财产的部分权益被计入收回成本，只要这种处理不显著影响单位，则不确认损益。生产摊销率。生产资料的所有其他销售均确认损益。

未经证实的财产的减值评估方法如下-以财产为基础，任何价值减值都计入费用。减值是根据剩余的租赁条款、商品价格前景、未来开发面积的计划、钻探结果和该地区油井的储层动态进行评估。未探明的物业及其相关成本在发现储量或归因于已探明的物业时转移至已探明的物业。出售未经探明物业的部分权益所得款项，在收回成本前计为收回成本，而不确认任何损益。截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月，未经证实财产的减值为#美元。160百万美元和$29分别为百万美元。截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月，未经证实财产的减值为#美元。347百万美元和$156分别为百万美元。

每当事件或环境变化显示某物业的账面金额可能无法收回时，本公司便会按地质储集层基准评估其已探明天然气、NGL及石油资产的账面价值，以计提减值。如账面值超过估计未贴现的未来现金流量，本公司将估计其物业的公允价值，并就物业账面值超过物业估计公允价值的任何款项入账减值开支。用于估计公允价值的因素可能包括对已探明储量的估计、对未来商品价格的估计、对未来产量的估计以及对预期资本支出的估计，使用相应的贴现率。

由于截至2019年9月30日基于未来大宗商品价格的估计未贴现未来现金流超过了截至2019年9月30日我们在Marcellus页岩已探明物业的账面价值，管理层没有进一步评估我们的Marcellus已探明物业减值。然而，公司在尤蒂卡已探明财产的账面金额

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未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

截至2019年9月30日，页岩超过了基于未来大宗商品价格估计的未贴现未来现金流。本公司根据其他物业的销售、已探明储量的估计、估计未来商品价格及未来产量估计，估计尤蒂卡页岩资产的公允价值。因此，公司记录的减值费用为#美元。881截至2019年9月30日的三个月内，与尤蒂卡页岩已探明物业相关的百万美元。截至2020年9月30日止九个月，本公司并无产生任何与尤蒂卡页岩已探明物业相关的减值开支。截至2019年9月30日及2020年9月30日止九个月，本公司并无记录任何与其在Marcellus页岩已探明物业相关的减值开支。

(g)

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，本公司不时进行衍生品交易，其中可能包括商品掉期协议、基差掉期协议、领子协议和其他与本公司生产相关的价格风险相关的类似协议。在与交易对手存在法定抵销权的范围内，公司按净额报告衍生资产和负债。如果交易对手不能履行其结算义务，本公司将面临信用风险。本公司积极监控交易对手的信誉，并评估对其衍生品头寸的影响(如果有的话)。

本公司在未经审核的简明综合资产负债表中将衍生工具记录为按公允价值计量的资产或负债，并记录当期收益中衍生工具的公允价值变动。商品衍生品公允价值的变化，包括结算衍生品的收益或亏损，在公司未经审计的简明综合经营报表中被归类为收入。该公司的衍生品没有被指定为会计上的套期保值。

(h)

资产报废义务

公司有义务处置某些长期-被遗弃时的活体资产。该公司的资产报废义务(“ARO”)主要与其在油气井寿命结束时封堵和废弃油气井的义务有关。ARO按估计公允价值记录，该估计公允价值是参考履行报废义务所需的预期未来现金流出计量的，然后按公司经信贷调整的风险-免息。对估计的ARO的修订通常是由于退休费用估计的变化或估计的放弃时间的变化造成的。负债的公允价值加到相关资产的账面价值上，这笔额外的账面金额在资产的寿命内折旧。负债在每个期末通过收费计入营业费用。

(i)

递延收入

根据VPP的条款(定义见下文附注4-交易)，本公司有责任在安排期限内从指定油井向最高专营权使用费权益拥有人交付一定数量的天然气。本公司已将VPP作为会计准则代码(“ASC”)主题932下的运输入账，采掘业-石油和天然气(“ASC 932”)，其中要求将净收益确认为由于公司未来业绩义务而递延的收入。递延收入确认为在本公司未经审计的简明综合经营报表的递延收入摊销中的VPP期限内使用生产单位法交付的数量。有关VPP交易的进一步讨论，请参阅注4-交易。

(j)

天然气、NGL和石油收入

该公司的收入主要来自销售天然气和石油产品，以及销售从我们的天然气中提取的NGL。当我们通过将产品控制权转让给客户来履行履行义务时，天然气、NGL和石油的销售才会确认。付款一般在销售后的一个月内收到。

根据该公司的天然气销售合同，该公司在商定的交货点向买方交付天然气。天然气从井口运输到销售合同中指定的交货点。为了将天然气输送到这些地点，Antero中游公司或其他第三方收集、压缩、加工和运输本公司的天然气。该公司在天然气的收集、压缩、加工和运输过程中保持对天然气的控制。该公司的销售合同规定，它将收到根据差价调整后的特定指数价格。公司在交货点转让产品控制权，并根据合同价格确认收入。收集、压缩、加工和运输天然气所发生的成本计入收集、压缩、加工和运输费用。

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未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

NGL是通过加工从天然气中提取出来的，由本公司直接销售或由加工商根据加工合同销售。对于公司直接销售的NGL，销售合同主要规定公司在商定的交货点将产品交付给购买者，并收到根据定价差异进行调整的特定指数价格。公司将产品控制权移交给交货点的购买者，并根据合同价格确认收入。处理和运输NGL的成本被记录为收集、压缩、处理和运输费用。对于加工商销售的NGL，公司的加工合同规定，公司将控制权移交给加工厂后门的加工商，并根据从加工商那里收到的价格确认收入。

根据该公司的石油销售合同，Antero Resources“通常向买家出售石油，并收取合同商定的扣除差价后的指数价格。公司在将产品控制权转让给购买者时，根据合同价格确认收入。在适用的情况下，向买方运输石油所发生的成本被记录为收集、压缩、加工和运输费用。

(k)

营销收入和费用

营销收入来自购买和销售第三方天然气和天然气以及向第三方推销过剩的公司运输能力的活动。派对。在交付给买方之前，本公司保留对购买的天然气和NGL的控制权。该公司的结论是，它是这些安排的主体，因此，公司按毛数确认收入，购买和运输天然气和天然气的成本作为营销费用列报。销售第三方天然气和NGL的合同通常遵守与销售该公司生产的天然气和NGL的合同类似的条款。公司通过在交货点转移产品控制权来履行对购买者的履行义务，并根据从购买者那里收到的合同价格确认收入。向第三方销售多余的公司运输产生的费用包括在营销收入中。

营销费用包括购买第三方天然气和NGL的成本。该公司将与在拥有足够的生产和基础设施以充分利用产能(过剩产能)之前签订的产能相关的确定运输成本归类为营销费用，因为该公司正在向第三方营销这些过剩产能。公司有足够生产能力的固定运输(即使它可能因为价格更优惠的替代交货点而不使用运输能力)被视为未利用的能力，并计入运输费用。

(l)

聚集、压缩,水处理和处理收入

收集、压缩、水处理和处理业务的几乎所有收入都来自Antero Midstream Partners向我们的勘探和生产业务提供的服务的交易，截至2019年3月12日，这些收入在合并中被剔除。自2019年3月13日起，Antero Midstream Partners不再合并到Antero的业绩中。见附注3-Antero Midstream Partners LP解除合并为合并后的关于交易的进一步讨论的财务报表和附注18-综合财务报表的分部信息，以披露公司的应报告分部。我们在2019年3月13日之前的合并财务报表中显示的此类费用部分是向Antero运营油井的利息所有者收取的金额，以及向其他第三方收取的Antero Midstream Partners提供的水处理和处理服务或使用Antero Midstream Partners的收集和压缩系统的费用。在收集和压缩收入方面，Antero Midstream Partners在以下情况下履行了其业绩义务并确认了收入：向压缩机站交付低压容量，向加工厂或传输管道交付高压容量，向高压管道交付压缩容量。收入是根据Antero Midstream Partners根据收集和压缩协议收取的每MCF收集或压缩费用确认的。对于水处理和处理收入，Antero Midstream Partners在将淡水量输送到指定井垫的水化单元和将废水量输送到其废水处理设施时，履行了其履约义务并确认了收入。对于通过第三方提供商签约的服务，Antero Midstream Partners的履约义务在第三方提供商提供的服务完成后履行。收入按Antero Midstream Partners根据供水服务协议收取的每桶淡水输送或废水处理费确认。

(m)

行业细分和地理信息

管理层评估了该公司的组织和管理方式，并确定了以下领域：(1)勘探、开发和生产天然气、NGL和石油；(2)营销和利用多余的公司运输

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未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

能力；以及(3)我们对Antero Midstream公司的权益法投资。截至2019年3月12日，Antero Midstream Partners的业绩计入Antero未经审计的综合财务报表。自2019年3月13日起，Antero Midstream Partners的业绩不再合并到Antero的业绩中；然而，由于Antero Midstream Partners对公司运营的重要性，本公司的分部披露包括我们对Antero Midstream Corporation的股权方法投资。有关交易的进一步讨论，请参阅附注3-Antero Midstream Partners LP对未经审核简明综合财务报表的解除合并，有关交易的进一步讨论请参阅附注18-未经审核简明综合财务报表的分部信息，有关本公司应报告分部的披露请参阅附注18-分部信息。

公司的所有资产都位于美国，几乎所有的生产收入都归功于位于美国的客户；然而，公司的部分生产收入归功于客户，这些客户随后将公司的产品运到国外转售或消费。

(n)

普通股每股收益(亏损)

每股普通股收益(亏损)-每个时期的基本收益(亏损)是通过将可归因于Antero的净收入(亏损)除以该时期的基本加权平均流通股数量来计算的。每股普通股收益(亏损)-假设每个时期的摊薄是在考虑到2026年可转换票据(定义见下文附注8-长期债务)转换时来自未偿还股权奖励和可发行普通股的潜在摊薄后计算的，使用库存股方法计算。本公司将限制性股票单位(“RSU”)奖励、绩效股份单位(“PSU”)奖励和股票期权计入基于期末也是授予奖励所需业绩期末时可发行的普通股数量计算的稀释加权平均已发行股票数量。在公司出现净亏损期间，稀释后的加权平均流通股等于基本加权平均流通股，因为所有股权奖励的效果都是反稀释的。

以下是本公司已发行的基本加权平均股票与本报告所述期间的稀释加权平均已发行股票的对账(单位：千)：


	截至三个月		截至9个月
	九月三十日，		九月三十日，
	2019	2020	2019	2020
基本加权平均流通股数	307,781	268,511	308,509	273,689
添加：RSU的稀释效果	—	—	27	—
新增：未偿还股票期权的摊薄效应	—	—	—	—
添加：PSU的稀释效果	—	—	110	—
稀释加权平均已发行股数	307,781	268,511	308,646	273,689

不计入普通股稀释收益计算的已发行证券的加权平均数⁽¹⁾:
RSU	2,356	10,129	2,008	7,397
未偿还股票期权	514	432	541	432
PSU	2,676	1,988	2,141	1,808
2026年可转换票据⁽²⁾	—	—	—	—

(1)	这些奖励的潜在稀释影响被排除在普通股每股收益(亏损)的计算中-假设稀释，因为纳入这些奖励将是反稀释的。

(2)	在2020年8月和2020年9月，公司发行了$287.5本金总额为百万元4.25%2026年9月1日到期的可转换优先票据(“20206可转换票据”)。本公司拟于转换时以现金结算2026年可换股票据本金。因此，在库藏股法下的稀释每股收益计算中，只考虑转换价值超过2026年可换股票据本金总额的金额。截至2020年9月30日，转换价值不超过票据本金，因此，对列报期间的稀释后每股收益没有影响。见附注8--长期债务。

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2019年12月31日和2020年9月30日

(o)

国库股退休

本公司注销通过股份回购获得的库存股，并将该等股票恢复为授权但未发行的状态。当库存股注销时，公司的政策是将回购价格超出收购股份面值的部分首先分配给额外的实收资本，然后分配给积累的收益。可分配给额外实收资本的部分是通过将待注销的股份数量除以已发行股份数量与截至退休时的额外实收资本余额之间的百分比来确定的。

(p)

近期发布的会计准则

2020年8月5日，财务会计准则委员会发布了会计准则更新号2020-06，可兑换股票的会计核算实体自有权益中的工具和合同取消了ASC 470-20中的现金折算模式，具有转换和其他选项的债务，这需要对目前适用于2026年可转换票据的转换功能进行单独核算，而不是允许将债务工具和转换功能作为单一债务工具进行核算。新标准将于2022年1月1日对本公司生效，并允许及早采用。“公司”(The Company)正在评估其采用计划，包括采用日期和过渡方法。

一旦采用这一新标准，公司预计将把#美元重新分类。62从股东权益中扣除递延所得税和股权发行成本后，长期债务和递延所得税负债(如适用)的净额为100万欧元。此外，2026年可转换票据的年度利息支出将基于实际利率4.8与之相比的百分比11.7截至2020年9月30日的三个月和九个月的百分比，已发行的加权平均稀释股票将从零截至2020年9月30日，根据库存股方法66在IF-CONVERTED方法下的100万美元。T公司不认为采用该标准会影响其运营战略或增长前景.

(3)解除Antero Midstream Partners LP的合并

于2019年3月12日，Antero Midstream GP LP及Antero Midstream Partners完成(“完成”)于2018年10月9日由Antero Midstream GP LP、Antero Midstream Partners及其若干联属公司之间订立的简化协议(“简化协议”)项下拟进行的交易，据此(I)Antero Midstream GP LP根据特拉华州法律由有限合伙转为一间公司，并更名为Antero Midstream Corporation，及(Ii)Antero Midstream Corporation的一间间接全资附属公司与Antero Midstream Partners合并。作为Antero Midstream Corporation的间接全资子公司，在合并中幸存下来的合作伙伴(连同简化协议预期的其他交易，统称为“交易”)。关于闭幕，Antero收到了$297百万现金和158.4百万股Antero Midstream公司普通股，代价为98,870,335代表Antero Midstream Partners有限合伙权益的共同单位。

该公司因解除合并而录得收益#美元。1.4(I)收到的现金收益，(Ii)收盘时收到的Antero Midstream公司普通股的公允价值，以及(Iii)消除非控制性权益减去Antero Midstream投资的账面价值之和搭档。Antero于2019年3月13日对Antero Midstream公司的留存权益法投资的公允价值为$2.010亿美元，基于2019年3月12日收到的股票的市场价格。有关权益法投资的进一步讨论，请参阅未经审计的简明综合财务报表附注6-权益法投资。

自2019年3月13日起，Antero Midstream Partners的经营业绩不再合并到公司未经审计的综合经营和全面收益(亏损)报表中。因为Antero中游合作伙伴不符合停止运营的要求，Antero Midstream合作伙伴的经营业绩继续计入公司截至2019年3月12日的综合未经审计经营和综合收益(亏损)报表。

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2019年12月31日和2020年9月30日

(4)交易

凌驾性专营权费权益的转易

于二零二零年六月十五日，本公司宣布完成与Sixth Street Partners，LLC(“Sixth Street”)联属公司的一项交易，该交易涉及本公司现有资产基础(“Orris”)的若干凌驾性特许权使用费权益。在这笔交易中，该公司将Orris捐赠给Martica，第六街贡献了$300百万现金(视惯例调整)，并同意提供至多一笔额外的$102如果Orris的某些生产门槛在2020年第三季度和2021年第一季度实现，将获得100万现金。第六街在最初关闭时贡献的所有现金都分配给了公司。截至2020年9月30日，该公司确定它达到了与2020年第三季度相关的生产门槛，据此它有权获得$51将在2020年第四季度支付的百万现金分配。

Orris包括一项压倒一切的特许权使用费权益1.25%公司在其所有已探明运营的开发项目中的工作权益特性在西弗吉尼亚州和俄亥俄州，受某些排除油井的限制(“最初的PDP优先”)，以及压倒一切的特许权使用费利益3.75%公司在西弗吉尼亚州和俄亥俄州所有未开发物业的工作权益(“开发优先”)。富国银行在2020年4月1日之后和(A)本公司转为销售的日期之前(以较晚的日期为准)转为销售2.2(B)(I)2023年4月1日及(Ii)本公司转为销售的日期(以较早者为准)3.82水平井的百万侧尺(净额计入本公司的权益)受开发超限的约束。

Orris还包括一项额外的压倒一切的特许权使用费权益2.00%公司在初始PDP优先选项(“增量优先选项”)基础物业中的工作权益。如果可归因于Orris的某些生产目标在2023年3月31日之前实现，递增覆盖(或其中一部分，如果适用)可能会重新传达给公司(在公司选择的情况下)。任何部分的增量式由于公司在2023年3月31日之前未能达到这样的产量，可能不会重新传达给公司的优先事项将保留在Martica手中。

*在第六街之前实现内部回报率为13%和1.5根据第X条现金回报(“栅栏”)，第六街将收到关于初始PDP优先和开发优先的所有分配，公司将获得关于增量优先的所有分配，除非某些生产目标没有实现，在这种情况下，第六街将获得关于增量优先的部分或全部分配。六街过栏后，公司将收到85%关于第六街在紧接跨栏之前有权获得的Orris的分配情况。

Orris从公司向Martica的运输被视为共同控制的实体之间的交易。因此，Martica按其历史成本记录了贡献的Orris。

批量生产付款交易

2020年8月10日，公司完成了一笔批量生产付款交易，收到的净收益约为$215百万美元(“VPP”)。*就VPP而言，本公司与J.P.Morgan Ventures Energy Corporation(“JPM-VEC”)订立买卖协议，连同运输协议及生产及营销协议，自2020年7月1日起，在西弗吉尼亚州生产干气的物业(“VPP物业”)中转让相等于136,589,000MMBtu超出预期七年期VPP的任期。

该公司已将VPP作为ASC 932项下的运输工具入账，净收益于2020年9月30日确认为递延收入。递延收入确认为在VPP期限内使用生产单位法交付的数量。根据产销协议，Antero及其关联公司作为JPM-VEC的代理提供若干营销服务，与这些服务相关的任何收入或支出将记录为营销收入或营销费用(视情况而定)。

与VPP交易同时，本公司执行一项与其于VPP物业的留存权益相关的生产量相关的看涨期权，该权益以VPP物业的按揭作抵押。此外，生产和营销协议还包含一个嵌入的看跌期权，该期权与公司的

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2019年12月31日和2020年9月30日

VPP物业的保留权益，已从生产和营销安排中分离出来，并于2020年9月30日作为按公允价值记录的衍生工具入账。请参阅注释12-派生工具。

(5)收入

(a)收入的分类

收入在下表中按类型分类。该表还确定了分类收入涉及的可报告部门。有关可报告段的详细信息，请参阅注18-段信息。


	截至三个月				截至9个月
	9月30日，				9月30日，
(千)	2019		2020		2019		2020		可报告的细分市场
与客户签订合同的收入：
天然气销售	$	524,448		436,304	$	1,735,086		1,214,801	勘探和生产
天然气液体销售(乙烷)		26,488		32,444		92,378		85,884	勘探和生产
天然气液体销售(C3+NGL)		258,470		294,982		810,228		711,412	勘探和生产
石油销售		40,561		34,265		137,675		78,233	勘探和生产
聚集和压缩⁽¹⁾		—		—		3,972		—	安特罗中游公司的权益法投资
水处理和处理⁽¹⁾		—		—		507		—	安特罗中游公司的权益法投资
营销		46,645		91,497		200,911		201,855	营销
与客户签订合同的总收入		896,612		889,492		2,980,757		2,292,185
衍生工具和其他来源的收益(亏损)		222,269		(508,901)		475,195		(109,578)
总收入和其他	$	1,118,881		380,591	$	3,455,952		2,182,607

(1)	收集和压缩以及水处理和处理收入包括到2019年3月12日。有关交易的进一步讨论，请参阅附注3-Antero Midstream Partners对未经审计的简明综合财务报表的解除合并。

(b)分配给剩余履约义务的交易价格

对于合同期限超过一年的公司产品销售，公司采用了实际的权宜之计，如果可变对价完全分配给完全未履行的履行义务，则不要求披露分配给剩余履行义务的交易价格。根据本公司的产品销售合同，交付给客户的每一单位产品都代表一个单独的履约义务；因此，未来的成交量完全不能满足要求，不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。对于合同期在一年或以下的公司产品销售，公司采用了实际权宜之计，如果履约义务是原预期期限为#年的合同的一部分，则不要求披露分配给剩余履约义务的交易价格。一一年或更短的时间。

(c)合同余额

根据公司的销售合同，公司在履行公司的履约义务后向客户开具发票，在这一点上付款是无条件的。因此，该公司的合同不会产生合同资产或负债。于2019年12月31日及2020年9月30日，本公司来自与客户合约的应收账款为美元318百万美元和$339分别为百万美元。

(6)权益法投资

截至2020年9月30日，公司拥有约29.2Antero Midstream公司普通股的百分比，反映在Antero的合并财务报表中，采用权益会计方法。有关交易的进一步讨论，请参阅附注3-Antero Midstream Partners对未经审计的简明综合财务报表的解除合并。

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未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

下表是截至2020年9月30日的9个月对未合并附属公司的投资对账(单位：千)：


	前中游
	公司
截至2019年12月31日的余额	$	1,055,177
未合并关联公司亏损中的权益		(83,408)
来自未合并关联公司的分配/股息		(128,267)
损损⁽¹⁾		(610,632)
消除公司间利润		40,056
截至2020年9月30日的余额	$	272,926

(1)

Antero Midstream公司投资的非暂时性减值。

Antero Midstream公司财务信息汇总

下表汇总了Antero Midstream公司的财务信息。

资产负债表


	12月31日，		九月三十日，
(千)	2019		2020
流动资产	$	108,558		108,008
非流动资产		6,174,320		5,565,496
总资产	$	6,282,878		5,673,504

流动负债	$	242,084		61,259
非流动负债		2,897,380		3,126,754
股东权益		3,143,414		2,485,491
总负债和股东权益	$	6,282,878		5,673,504

运营说明书


	在这段期间内
	2019年3月13日
	穿过		截至9个月
(千)	2019年9月30日		2020年9月30日
营业收入	$	553,521		696,859
运营费用		745,940		929,480
运营损失	$	(192,419)		(232,621)
权益法投资应占亏损	$	(197,006)		(198,985)

(7)应计负债

截至2019年12月31日和2020年9月30日的应计负债包括以下项目(以千为单位)：


	十二月三十一号，		九月三十日，
	2019		2020
资本支出	$	105,706		46,122
收集、压缩、处理和运输费用		134,153		158,043
营销费用		52,612		55,777
利息支出，净额		30,834		40,355
应计税		39,332		20,403
其他		38,213		23,906
应计负债总额	$	400,850		344,606

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未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

(8)长期债务

截至2019年12月31日和2020年9月30日的长期债务由以下项目组成(以千为单位)：


	十二月三十一号，		九月三十日，
	2019		2020
信贷安排^(a)	$	552,000		827,000
5.3752021年到期的优先票据百分比^(b)		952,500		315,279
5.1252022年到期的优先票据百分比^(c)		923,041		660,516
5.6252023年到期的优先票据百分比^(d)		750,000		579,232
5.002025年到期的优先票据百分比^(e)		600,000		590,000
4.252026年到期的可转换优先票据百分比^(f)		—		287,500
本金总额		3,777,541		3,259,527
未摊销保费(折扣)，净额		791		(83,658)
未摊销债务发行成本		(19,464)		(17,644)
长期债务	$	3,758,868		3,158,225

(a)

优先担保循环信贷安排

Antero Resources与银行贷款人财团拥有高级担保循环信贷安排(“信贷安排”)。信贷安排项下的借款须受基于Antero Resources资产抵押品价值的借款基数限制，并须定期每半年重新厘定一次。借款基数在2020年10月重新确认为#美元。2.85亿美元和贷款人承诺的金额为2.64十亿。下一次重新确定借款基数计划在2021年4月进行。信贷安排的到期日以(I)2022年10月26日及(Ii)以下日期中较早者为准91天在Antero Resources当时未偿还的任何系列优先票据的最早声明赎回日期之前。本公司打算扑灭2021年8月2日或之前的票据，包括其资产出售计划的收益、运营现金流和信贷安排下的可用借款。因此，本公司将信贷安排归类为长期债务。信贷安排的分类不影响本公司的任何财务契约。

截至2020年9月30日，Antero Resources在信贷安排下的未偿还余额为$827百万，加权平均利率为3.28%，未偿还信用证金额为$。730百万截至2019年12月31日，Antero Resources在信贷安排下的未偿还余额为$5521000万美元，加权平均利率为3.28%，未偿还信用证金额为$。623百万信贷安排未使用部分的承诺费按季度支付，费率为0.300%至0.375基于利用率的未使用部分的%(受某些例外情况限制)。

(b)

5.375%高级债券将于2021年到期

2013年11月5日，Antero Resources发行了$1.030亿美元，其中5.3752021年11月1日到期的优先债券(“2021年债券”)于帕尔。2021年的票据是无担保的，实际上从属于信贷安排，就担保信贷安排的抵押品的价值而言。2021年债券与Antero Resources的其他未偿还优先债券并驾齐驱。2021年债券由Antero Resources的全资子公司和某些未来的受限子公司以全面和无条件的联合和几个高级无担保基础提供担保。2021年债券的利息将于5月1日和11月支付。每年1个。Antero可随时赎回全部或部分2021年债券，赎回价格为100.00%。如果Antero Resources经历控制权变更并随后评级下降，2021年票据的持有人将有权要求Antero Resources以相当于以下价格的价格回购全部或部分票据1012021年债券本金的%，另加应计及未付利息。

(c)

5.125%2022年到期的优先债券

2014年5月6日，Antero Resources发行了$600300万美元5.1252022年12月1日到期的优先债券(“2022年债券”)于帕尔。2014年9月18日，Antero Resources额外发行了1美元5002022年发行的百万元债券，于100.5面值的%。2022年的票据是无担保的，实际上从属于信贷安排，就担保信贷安排的抵押品的价值而言。2022年的债券与Antero Resources的其他未偿还优先债券并驾齐驱。2022年债券由Antero Resources的全资子公司和其某些子公司以全面、无条件、联合和几个高级无担保基础提供担保

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

未来的受限子公司。2022年债券的利息将于6月1日和12月支付。每年1个。Antero Resources可随时赎回全部或部分2022年债券，赎回价格为100.00%。如果Antero Resources经历控制权变更并随后评级下降，2022年票据的持有人将有权要求Antero Resources以相当于以下价格的价格回购全部或部分票据1012022年债券本金的%，另加应计及未付利息。

(d)

5.625%高级债券将于2023年到期

2015年3月17日，Antero Resources发行了$750300万美元5.6252023年6月1日到期的优先债券(“2023年债券”)于帕尔。2023年的票据是无担保的，实际上从属于信贷安排，就担保信贷安排的抵押品的价值而言。2023年的票据与Antero Resources的其他未偿还优先票据并驾齐驱。2023年债券由Antero Resources的全资子公司和某些未来的受限子公司以全面和无条件的联合和几个高级无担保基础提供担保。2023年债券的利息将于6月1日和12月支付。每年1个。Antero Resources可随时赎回全部或部分2023年债券，赎回价格范围为101.406当前至的百分比100.00在6月1日或该日后的百分比2021年如果Antero Resources经历控制权变更并随后评级下降，2023年票据的持有人将有权要求Antero Resources以相当于以下价格的价格回购全部或部分票据1012023年债券本金的%，另加应计及未付利息。

(e)

5.00%优先债券将于2025年到期

2016年12月21日，Antero Resources发行了$600百万美元5.002025年3月1日到期的优先债券(“2025年债券”)于帕尔。2025年的票据是无担保的，实际上从属于信贷安排，就担保信贷安排的抵押品的价值而言。2025年的债券与Antero Resources的其他未偿还优先债券并驾齐驱。2025年债券由Antero Resources的全资子公司和某些未来的受限子公司以全面和无条件的、共同的和几个高级无担保的基础上提供担保。2025年债券的利息将于每年3月1日和9月1日支付。Antero Resources可随时赎回全部或部分2025年债券，赎回价格范围为103.75当前至的百分比100.002023年3月1日或该日后的%如果Antero Resources经历控制权变更并随后评级下降，2025年票据的持有人将有权要求Antero Resources以相当于以下价格的价格回购全部或部分票据1012025年债券本金的%，另加应计及未付利息。

(f)

4.25%2026年到期的可转换优先票据

2020年8月21日，Antero Resources发行了$250本金总额为100万美元。2026年可转换票据。2020年9月2日，Antero Resources额外发布了一份$37.52026年可转换票据中的100万美元。2026年可转换票据是根据契约发行的，是Antero Resources的优先无担保债务。2026年的可转换票据以固定利率计息。4.25%年息，自2021年3月1日起，每半年拖欠一次，分别于每年3月1日和9月1日支付。发行2026年可转换票据的收益总额$278.6百万美元，扣除初始购买者费用和发行成本$8.9百万本小节中使用的每个大写术语，但在本季度报告10-Q表格中未另作定义，其含义与管理2026年可转换票据的契约中规定的含义相同。

初始转换率为。230.2026Antero Resources的普通股每1,000美元本金2026年可转换票据1,000股，可根据特定事件的发生进行调整。2026年可转换票据将于2026年9月1日到期，除非提前回购、赎回或转换。在2026年5月1日之前，票据持有人只有在发生以下事件时才有权转换其2026年可转换票据：

●

在2020年9月30日结束的日历季度之后开始的任何日历季度内(且仅在该日历季度内)，如果Antero Resources普通股的最后报告每股销售价格超过130%至少每一项的转换价格20期间的交易日(不论是否连续)30在上一个日历季度的最后一个交易日(包括最后一个交易日)结束的连续交易日；

●

在.期间五紧随以下任何日期之后的连续工作日10连续交易日期间(如10连续交易日期间，如2026年可转换票据的每1,000美元本金的交易价格(根据票据持有人按照下述程序提出的要求而厘定)在测量期内的每个交易日的交易价格低于1,000美元本金的每1,000美元本金的交易价格，则称为“测算期”(以下简称“测算期”)。98%在该交易日最后报出的普通股每股售价和换算率的乘积；

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

●

如Antero Resources要求赎回任何或全部2026年可转换票据，可在紧接赎回日期前的预定交易日交易结束前的任何时间；或

●

在发生管理2026年可转换票据的契约中规定的某些特定公司事件时。

自2026年5月1日起及之后，票据持有人可随时根据自己的选择转换其2026年可转换票据，直至紧接到期日前第二个预定交易日的交易结束为止。

转换后，Antero Resources可按管理2026年可换股票据的契约规定的方式及受其规限，按Antero Resources选择的方式支付及/或交付(视属何情况而定)现金、Antero Resources普通股股份或现金与Antero Resources普通股股份的组合，以履行其转换义务。Antero Resources目前的意图是在转换时以现金结算2026年可转换票据的本金金额。Antero Resources目前的意图是在转换时以现金结算2026年可转换票据的本金金额。自2026年可转换债券发行以来，允许2026年可转换债券持有人行使转换权的条件从未得到满足。

根据管理2026年可换股票据的契约条款，换股比率在某些情况下会有所调整。此外，在管理2026年可转换票据的契约中描述的某些公司事件发生在到期日之前之后，Antero Resources将提高与此类公司活动相关而选择转换其2026年可转换票据的持有人的转换率。

如果发生某些构成根本变化的公司事件，则票据持有人可以要求Antero Resources以现金回购价格回购他们的2026年可转换票据，回购价格等于要回购的2026年可转换票据的本金，加上到(但不包括)基本变化回购日期的应计和未付利息(如果有的话)。根本性变化的定义包括涉及Antero Resources的某些业务合并交易和与Antero Resources的普通股相关的某些退市事件。

发行时，本公司将2026年可换股票据的负债部分和权益部分分开核算，负债部分按不含转换功能的类似债务工具的估计公允价值入账，2026年可换股票据本金金额与负债部分的估计公允价值之间的差额记为债务贴现，将按实际利率法摊销至2026年可换股票据期限内的利息支出，实际利率为。10.8年利率。*截至发行日，2026年可转换票据的公允价值估计为$。203百万美元，导致最初的债务贴现为$85代表转换选择权价值的股权部分是通过从2026年可转换票据发行的初始收益中减去负债部分的公允价值来计算的。*该股权部分在扣除递延税款和发行成本后记录在未经审计的综合股东权益表内的额外实收资本中，只要它继续满足股权分类的条件，就不会重新计量。

与2026年可转换票据发行相关的交易成本根据其相对公允价值分配给负债和权益部分。应占负债部分的发行成本记录在未经审计的综合资产负债表的债务发行成本中，并使用有效利息法在2026年可转换票据的期限内摊销。可归属于权益部分的其他发行成本在未经审计的综合股东权益表中记为额外实收资本的费用。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

截至2020年9月30日，2026年可转换票据由以下内容组成(以千为单位)：


负债构成：
校长	$	287,500
减去：未摊销票据折扣		(84,084)
减去：未摊销债务发行成本		(6,209)
账面净值	$	197,207
股权组成部分⁽¹⁾	$	84,972

(1)

计入额外实收资本，净额$3百万美元的发行成本和$20上百万的递延税金。

在2026年可转换票据上确认的与所述利率和债务折价摊销相关的利息支出总计美元。2.3截至2020年9月30日的三个月为1.2亿美元。

(g)债务回购计划

在截至2020年9月30日的三个月和九个月内，Antero Resources回购了$461百万美元和$1.1亿美元的债务本金，加权平均折价为13%和17%分别购买了部分2021年债券、2022年债券、2023年债券和2025年债券。该公司确认了以下收益$56百万美元和$175截至9月的三个月和九个月为100万美元。30日、2020年分别关于提前清偿回购债务。在截至2020年9月30日的三个月和九个月内，本金债务的回购包括#美元的回购。367通过先前披露的投标报价，2021年债券、2022年债券和2023年债券的加权平均折价为10%.

(9)资产报废义务

以下是公司截至2020年9月30日的9个月的资产报废义务对账(单位：千)：


资产报废义务-2019年12月31日	$	54,845
承担的债务		1,529
增值费用		3,330
清偿债务		(229)
资产报废义务-2020年9月30日	$	59,475

资产报废债务包括在公司未经审计的简明综合资产负债表上的其他负债中。

(十)股权补偿

2020年6月17日，Antero Resources股东批准了Antero Resources Corporation 2020长期激励计划(“2020计划”)，取代了Antero Resources Corporation长期激励计划(“2013计划”)，2020计划自当日起生效。2020年计划规定授予股票期权(包括激励性股票期权)、股票增值权、限制性股票奖励、RSU奖励、既得股票奖励、股息等值奖励以及其他基于股票和现金的奖励。授予奖励的条款和条件由Antero Resources董事会薪酬委员会制定。本公司及其关联公司的员工、高级管理人员、非员工董事和其他服务提供商有资格获得2020计划下的奖励。在2020年6月17日或之后，将不会根据2013计划授予进一步的奖励。

2020年计划规定保留10,050,000本公司普通股的股数，加上根据下述股份回收条款从2013年计划重新可供交付的某些股份的数量。股份回收条款允许在没有实际交付股票的情况下到期或被取消、没收、交换、结算或以其他方式终止的奖励(包括根据2013计划授予的截至2020年6月17日尚未完成的奖励)的全部或任何部分被视为未交付，因此可用于2020计划下的新奖励。此外，任何扣留或交出的股票，以支付与截至6月的2013年计划中任何一项未偿还的奖励相关的任何税款

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

17,2020或根据2020计划授予的(股票期权和股票增值权除外)将再次可用于2020计划下的新奖励。

总计7,149,371截至2020年9月30日，根据2020年计划，股票可供未来授予。

Antero Midstream Partners的普通合伙人被授权授予10,000,000根据Antero Midstream Partners LP长期激励计划(“AMP计划”)，代表Antero Midstream Partners有限合伙人权益的共同单位发给普通合伙人的非雇员董事以及Antero Midstream的某些高级管理人员、员工和顾问合作伙伴及其附属公司(包括Antero Resources)。作为交易的一部分，AMP计划下的每个未完成的幻影单位奖励由Antero Midstream Corporation承担并转换为1.8926Antero Midstream公司长期激励计划(“AMC计划”)下的RSU。AMC计划下的每个RSU奖励代表有权获得一Antero Midstream公司普通股。

按奖励类型划分，公司截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的股权薪酬支出如下(以千为单位)：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
	2019		2020		2019		2020
RSU奖	$	2,229		3,063	$	8,829		9,021
股票期权		—		—		389		—
PSU奖项		399		1,827		6,027		5,380
Antero Midstream Partners幻影单位奖⁽¹⁾		867		459		2,942		1,881
颁发给董事的股权奖励		380		350		1,140		719
总费用	$	3,875		5,699	$	19,327		17,001

(1)

Antero Resources确认了2013计划和AMP计划下授予的股权奖励的补偿费用，因为AMP计划下的奖励被视为由Antero分配中游Antero Resources的合作伙伴。Antero Resources在与Antero的交易之前分配与赠款相关的基于股权的薪酬支出的一部分中游合作伙伴基于其在Antero Resources的劳动力成本中的比例份额。截至2019年3月12日，基于股权的薪酬总额计入Antero Resources的合并财务报表；自2019年3月13日(解除合并之日)起，分配给Antero的金额中游合作伙伴不再反映在Antero Resources合并财务报表中。有关交易的进一步讨论，请参阅附注3-Antero Midstream Partners LP对未经审计的简明综合财务报表的解除合并。

限制性股票单位奖

截至2020年9月30日的9个月RSU颁奖活动摘要如下：


		加权
		平均值		集料
	数量：	授予日期		内在价值
	股票	公允价值		(单位：万人)
已授予和未授予的总数-2019年12月31日	2,370,575	$	12.81	$	6,756
授与	7,108,061	$	2.39
既得	(1,045,771)	$	12.50
没收	(119,679)	$	12.46
已授予和未授予的总数-2020年9月30日	8,313,186	$	4.08	$	22,862

内在价值是基于Antero Resources的普通股在参考日期的收盘价。截至2020年9月30日，大约有美元26与未归属RSU相关的未摊销股权补偿费用为100万美元。这笔费用预计将在加权平均期间确认，加权平均期间约为2.3好多年了。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

股票期权

截至2020年9月30日的9个月股票期权活动摘要如下：


				加权
		加权		平均值
		平均值		剩馀	内在性
	股票	锻炼		契约性	价值
	选项	价格		生活	(千)
截至2019年12月31日的未偿还款项	467,633	$	50.64	5.05	$	—
授与	—	$	—
已行使	—	$	—
没收	—	$	—
过期	(35,172)	$	50.56
在2020年9月30日未偿还	432,461	$	50.64	4.31	$	—
已归属或预计将于2020年9月30日归属	432,461	$	50.64	4.31	$	—
自2020年9月30日起可行使	432,461	$	50.64	4.31	$	—

内在价值基于期权的行权价格和Antero Resources普通股在参考日期的收盘价。

截至2020年9月30日，所有股票期权均已完全授予，导致不是的未摊销股权补偿费用。

业绩分享单位奖

基于股东总回报(“TSR”)的业绩股单位奖励

2020年7月，本公司向其若干高管授予PSU奖励，这些奖励基于Antero Resources截至每个项目最后一天确定的绝对总股东回报(TSR)三一年期演出期间分别在2021年4月15日、2022年4月15日和2023年4月15日结束，以及一累积三年期绩效期限在2023年4月15日结束，在每种情况下，以执行干事的继续受雇到2023年4月15日为准。累计期满后最终可能赚取的普通股股数三年期性能期限范围为零至150%已批准的PSU目标数量的百分比。与这些PSU相关的费用是在分级既得性基础上确认的，大约三年。没收发生时，通过冲销以前确认的在此期间被没收的奖励的费用来计入没收。

此外，在2020年7月，本公司向其某些高管授予PSU，这些PSU基于Antero Resources的TSR相对于截至每个月最后一天确定的某些同行公司的TSR进行授予三一年期演出期间分别在2021年4月15日、2022年4月15日和2023年4月15日结束，以及一累积三年期绩效期限在2023年4月15日结束，在每种情况下，以执行干事的继续受雇到2023年4月15日为准。累计期满后最终可能赚取的普通股股数三年期性能期限范围为零至150%已批准的PSU目标数量的百分比。与这些PSU相关的费用是在分级既得性基础上确认的，大约三年。没收发生时，通过冲销以前确认的在此期间被没收的奖励的费用来计入没收。

截至2020年9月30日的9个月PSU活动摘要如下：


		加权
	数量	平均资助金
	单位	日期公允价值
已授予和未授予的总数-2019年12月31日	2,537,283	$	16.74
授与	469,000	$	2.97
没收	(29,316)	$	12.21
已取消(未赚取)	(458,485)	$	25.32
已授予和未授予的总数-2020年9月30日	2,518,482	$	11.94

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

下表列出了截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月期间授予的基于市场的PSU的加权平均公允价值信息，以及用于确定公允价值的假设：


	截至9个月
	9月30日，
	2019			2020
股息率		—	%		—	%
波动率		36	%		80	%
无风险利率		2.35	%		0.17	%
授予奖励的加权平均公允价值-已动用资本回报率	$	9.26		$	—
授予奖励的加权平均公允价值-绝对TSR	$	—		$	2.63
授予奖励的加权平均公允价值-相对TSR	$	—		$	3.30

截至2020年9月30日，大约有美元10与未归属PSU相关的未摊销股权薪酬支出为100万美元。这笔费用预计将在加权平均期间确认，加权平均期间约为1.4好多年了。

现金奖

2020年1月，公司授予约$现金奖励3.3根据2013年计划，向某些高管支付100万美元，这些奖励的薪酬支出在每一项奖励的授权期内按比例确认三分批至2023年1月20日。2020年7月，公司授予额外的现金奖励，总额为$2.6根据2020年计划，向某些非执行员工发放100万美元，可按比例授予四年了。截至2020年9月30日，公司已累计约$2.2未经审计的简明综合资产负债表中与现金奖励相关的其他负债100万美元。

Antero Midstream Partners Phantom Unit奖和Antero Midstream Corporation限制性股票单位奖

截至2020年9月30日的9个月Antero Midstream Corporation RSU奖项摘要如下：


		加权
		平均值		集料
	数量	授予日期		内在价值
	单位	公允价值		(单位：万人)
已授予和未授予的总数-2019年12月31日	657,757	$	14.71	$	4,992
授与	—	$	—
既得	(335,051)	$	11.67
没收	(22,577)	$	14.09
已授予和未授予的总数-2020年9月30日	300,129	$	5.19	$	1,558

内在价值是根据Antero Midstream公司普通股的收盘价计算的。截至2020年9月30日，大约有美元3与未归属虚拟单位奖励相关的未摊销股权薪酬支出100万美元。这笔费用预计将在加权平均期间确认，加权平均期间约为1.2好多年了。

(11)金融工具

12月份应收账款和应付账款的账面价值。2019年9月31日和2020年9月30日因其短期性质而接近市场价值。截至12月，信贷安排项下未偿还金额的账面价值。2019年9月31日和2020年9月30日接近公允价值，因为可变利率反映了当前的市场状况。

根据二级市场数据输入，优先票据的公允价值约为#美元。2.810亿美元和1.612月份为10亿美元分别为2019年9月31日和2020年9月30日。2026年可转换票据的公允价值约为$235截至2020年9月30日，基于二级市场数据输入的百万美元。

有关衍生金融工具公允价值的资料，请参阅未经审计简明综合财务报表附注12-衍生工具。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

(12)衍生工具

本公司面临与其正在进行的业务运营相关的某些风险，并可能使用衍生品工具管理其商品价格风险。此外，本公司定期签订包含嵌入式特征的合同，这些合同要求作为衍生品分开核算。

(a)商品衍生品头寸

该公司定期与交易对手签订天然气、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。这些衍生品不是为了交易目的而订立的。只要天然气、天然气和石油的市场价格发生变化，公司就面临这些未平仓合约的市场风险。这种市场风险敞口通常被公司最终销售产品时确认的天然气、天然气和石油的市场价格变化所抵消。

该公司是截至9月份的9个月结算的各种固定价格商品掉期合约的一方。30、2019年和2020年。当管理层相信可以保证公司生产的有利未来销售价格时，公司就签订了这些掉期合同。根据这些掉期协议，当结算时的实际商品价格超过掉期合同提供的固定价格时，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，本公司从交易对手处收取差额。此外，本公司已订立基差掉期合约，以对冲纽约商品交易所(“NYMEX”)指数价格与本地指数价格之间的差额。

本公司亦订立NGL衍生合约，将结算月份的合约价格定为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百分比时，公司向交易对手支付差额。当低于合同规定的百分比时，本公司从交易对手处收取差额。

此外，本公司亦已订立看涨期权协议，赋予交易对手权利(但无义务)于指定未来日期就指定未来期间的特定产量订立固定价格掉期协议。

公司的衍生品合同没有被指定为会计上的对冲，因此，所有的收益和损失都在公司的经营报表中确认。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

截至2020年9月30日，公司2020年10月1日至2023年12月31日的固定价格天然气、石油和NGL掉期头寸如下(表中缩写是指掉期头寸所绑定的指数，如下：NYMEX=Henry Hub；NYMEX-WTI=西德克萨斯中质油；ARA丙烷=欧洲丙烷CIF ARA；OPIS乙烷Mt Belv=蒙特贝尔维尤纯净度-OPIS)：


		天然气		加权
	天然气	液体	油	平均指数
	MMBtu/天	Bbls/天	Bbls/天	价格
截至2020年12月31日的三个月：
纽约商品交易所($/MMBtu)	2,067,500	—	—	$	2.84
芳香丙烷($/Gal)	—	10,315	—		0.65
OPIS乙烷Mt Belv(美元/加仑)	—	24,500	—		0.20
纽约商品交易所-WTI(美元/桶)	—	—	26,000		55.63
总计	2,067,500	34,815	26,000
截至2021年3月31日的三个月
OPIS乙烷Mt Belv(美元/加仑)		19,000		$	0.20
截至2021年12月31日的年度：
纽约商品交易所($/MMBtu)	2,160,000		—	$	2.77
纽约商品交易所-WTI(美元/桶)	—		3,000		55.16
总计	2,160,000		3,000
截至2022年12月31日的年度：
纽约商品交易所($/MMBtu)	905,897			$	2.43
截至2023年12月31日的年度：
纽约商品交易所($/MMBtu)	43,000			$	2.37

2020年NYMEX-WTI的一部分(美元/桶)与Mont Belvieu天然汽油到NYMEX-WTI的组合旨在固定天然汽油的价格。

此外，本公司还有一项看涨期权协议，该协议赋予持有人在2023年12月21日订立固定价格掉期协议购买的权利，但不是义务。427,500每天MMBtu，价格为$2.77截至2024年12月31日的年度的每MMBtu。

截至2020年9月30日，该公司的天然气基准掉期头寸，即确定哥伦比亚输气管道(“TCO”)与NYMEX Henry Hub天然气价格之间的定价指数与基差的头寸如下：


		加权
	天然气	平均套期保值
	MMBtu/天	差动
截至2020年12月31日的三个月：
纽约商品交易所至总拥有成本(美元/MMBtu)	15,123	$	0.353
截至2021年12月31日的年度：
纽约商品交易所至总拥有成本(美元/MMBtu)	40,000	$	0.414
截至2022年12月31日的年度：
纽约商品交易所至总拥有成本(美元/MMBtu)	60,000	$	0.515
截至2023年12月31日的年度：
纽约商品交易所至总拥有成本(美元/MMBtu)	50,000	$	0.525
截至2024年12月31日的年度：
纽约商品交易所至总拥有成本(美元/MMBtu)	50,000	$	0.530

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

截至2020年9月30日，该公司拥有2021年1月1日至2021年12月31日的NGL合同，将天然汽油的贝尔维尤山指数价格固定为WTI的百分比如下：


		加权
	气态	平均值
	液体	派息
	Bbls/天	比率
截至2021年12月31日的年度：
Mont Belvieu天然汽油到NYMEX-WTI	14,150	78	%

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

截至2020年9月30日，公司合并子公司Martica在2020年10月1日至2025年3月31日期间的固定价格天然气、石油和NGL掉期头寸如下(表中的缩写是指掉期头寸所绑定的指数，如下：NYMEX=Henry Hub；NYMEX-WTI=西德克萨斯中质油；OPIS丙烷Mt Belv非Tet=Mont Belvieu丙烷-OPIS；OPIS乙烷Mt Belv=Mont Belvieu Pethane-OPIS；OPIS天然汽油Mt Belv Non-Tet=Mont Belvieu天然汽油-OPIS)：


		天然气		加权
	天然气	液体	油	平均指数
	MMBtu/天	Bbls/天	Bbls/天	价格
截至2020年12月31日的三个月：
纽约商品交易所($/MMBtu)	46,495	—	—	$	2.06
OPIS丙烷Mt Belv Non-Tet	—	982	—		0.49
OPIS天然汽油Mt Belv Non-Tet	—	298	—		0.67
OPIS乙烷Mt Belv(美元/加仑)	—	633	—		0.20
纽约商品交易所-WTI(美元/桶)	—	—	128		37.78
总计	46,495	1,913	128
截至2021年12月31日的年度：
纽约商品交易所($/MMBtu)	46,536	—	—	$	2.62
OPIS丙烷Mt Belv Non-Tet	—	932	—		0.43
OPIS天然汽油Mt Belv Non-Tet	—	282	—		0.71
OPIS乙烷Mt Belv(美元/加仑)	—	987	—		0.17
纽约商品交易所-WTI(美元/桶)	—	—	117		39.94
总计	46,536	2,201	117
截至2022年3月31日的三个月
OPIS丙烷Mt Belv Non-Tet	—	379	—	$	0.43
OPIS天然汽油Mt Belv Non-Tet	—	115	—		0.72
OPIS乙烷Mt Belv(美元/加仑)	—	521	—		0.16
纽约商品交易所-WTI(美元/桶)	—	—	17		43.85
总计	—	1,015	17
截至2022年12月31日的年度：
纽约商品交易所($/MMBtu)	38,356	—	—	$	2.39
OPIS天然汽油Mt Belv Non-Tet	—	254	—		0.83
纽约商品交易所-WTI(美元/桶)	—	—	66		40.92
总计	38,356	254	66
截至2023年12月31日的年度：
纽约商品交易所($/MMBtu)	35,616	—	—	$	2.35
纽约商品交易所-WTI(美元/桶)	—	—	52		42.45
总计	35,616	—	52
截至2024年12月31日的年度：
纽约商品交易所($/MMBtu)	23,885		—	$	2.33
纽约商品交易所-WTI(美元/桶)	—		43		44.02
总计	23,885		43
截至2025年3月31日的三个月：
纽约商品交易所($/MMBtu)	18,021		—	$	2.53
纽约商品交易所-WTI(美元/桶)	—		39		45.06
总计	18,021		39

Antero资源公司

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2019年12月31日和2020年9月30日

(b)

嵌入导数

VPP包括与NYMEX定价挂钩的嵌入式看跌期权，用于与公司在VPP物业的保留权益相关的产量120,667,000MMBtu将持续到2026年12月31日，加权平均执行价为$2.60根据MMBTU，这与主机合同没有明确和密切的关系。因此，该公司将这一嵌入式看跌期权分成两部分，并在未经审计的简明综合财务报表中按公允价值反映。

(c)

摘要

下表概述了本公司衍生工具的公允价值，以及截至2019年12月31日和9月，该等价值记录在综合资产负债表中的情况。30, 2020. 无为会计目的，本公司的部分衍生工具被指定为套期保值，衍生工具的公允价值是使用二级投入确定的。


	2019年12月31日			2020年9月30日
	资产负债表	公允价值		资产负债表	公允价值
	位置	(单位：万人)		位置	(单位：万人)
出于会计目的而未指定为套期保值的资产衍生品：
商品衍生品-当前⁽¹⁾	衍生工具	$	422,849	衍生工具	$	75,776
嵌入式导数-电流	衍生工具		—	衍生工具		7,281
商品衍生品-非流动⁽¹⁾	衍生工具		333,174	衍生工具		6,998
嵌入式导数-非电流	衍生工具		—	衍生工具		37,072

总资产衍生工具			756,023			127,127

未为会计目的指定为套期保值的负债衍生品：
商品衍生品-当前	衍生工具		6,721	衍生工具		107,933
商品衍生品-非流动	衍生工具		3,519	衍生工具		149,222

总负债衍生工具			10,240			257,155

衍生品净资产(负债)		$	745,783		$	(130,028)

(1)	大致$16百万的商品衍生负债，包括$8百万的当前商品衍生品和$8数百万的非流动商品衍生品，归功于我们合并的VIE，Martica。

下表列出了截至列报日期已确认的衍生资产和负债的毛值、根据与交易对手的主净额结算安排抵销的金额，以及在综合资产负债表中列报的由此产生的净金额，所有这些都是按公允价值计算的(以千美元为单位)：


	2019年12月31日						2020年9月30日
	毛		总金额		净额为		毛		总金额		净额为
	金额为		偏移打开		资产(负债)		金额为		偏移打开		资产(负债)
	资产负债表		资产负债表		在资产负债表上		资产负债表		资产负债表		在资产负债表上
商品衍生资产	$	882,817		(126,794)		756,023	$	212,335		(129,561)		82,774
嵌入的衍生资产	$	—		—		—	$	44,353		—		44,353
商品衍生负债	$	(137,034)		126,794		(10,240)	$	(386,716)		129,561		(257,155)

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

以下是截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的衍生品公允价值损益摘要，以及这些价值记录在未经审计的简明综合经营报表中的情况(单位：千)：


	的声明	截至三个月				截至9个月
	运营	9月30日，				9月30日，
	位置	2019		2020		2019		2020
商品衍生品公允价值损益	营业收入	$	220,788		(558,979)	$	471,847		(161,161)
内含衍生工具公允价值损益	营业收入	$	—		44,228	$	—		44,228

(13)租契

该公司租赁某些办公空间、加工厂、钻井平台和完井服务、天然气集输管线、压缩机站以及其他办公室和现场设备。初始期限为12个月或以下的租约被视为短期租约，不计入资产负债表。取而代之的是，短期租赁在租赁期内以直线基础在费用中确认。

大多数租约包括一或更多可选择续订，其续订条款可以延展这个租赁从…一至20年或者更多。本公司全权决定是否行使租约续期选择权。租赁资产的折旧年限受预期租赁期的限制，除非有合理确定行使的所有权转让或购买选择权。

该公司的某些租赁协议包括基于生产量超过合同水平的百分比的最低支付，其他包括根据通货膨胀定期调整的租金支付。

本公司认为，所有在合同中明示或默示拥有资产的合同都认为，本公司拥有该资产的实质所有能力，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租赁资产进行实质替代。对于任何被认为包括租赁资产的合同，该资产在资产负债表上作为使用权资产资本化，相应的租赁负债以合同的已知未来最低付款的现值记录，使用开始之日的贴现率。租赁资产分类在记录之日确定为经营性或融资性，这取决于合同的某些标准。

用于现值计算的贴现率是合同中隐含的贴现率。如果不能确定隐含利率，则在开始之日使用有担保的增量借款利率。当新租约开始或修改以前的租约时，现值计算中使用的贴现率为本期适用贴现率。

本公司已作出会计政策选择，采用按资产类别合并租赁及非租赁成分的实际权宜之计。这一权宜之计使本公司能够在租赁协议的非租赁部分不能轻易地从租赁付款中分离出来的情况下，将非租赁部分(如房地产税、保险、维护和与租赁场所相关的其他运营费用)与租赁协议的租赁部分按资产类别合并。目前，该公司只将这项权宜之计应用于某些写字楼协议。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

与租赁相关的补充资产负债表信息

本公司截至2019年12月31日和2020年9月30日的租赁资产包括以下项目(以千计)：


	2019年12月31日				2020年9月30日
	经营租约		融资租赁⁽²⁾		经营租约		融资租赁⁽²⁾
使用权资产：
加工厂	$	1,460,770		—	$	1,324,022		—
钻机和完井服务		71,662		—		19,480		—
集气管线和压气站⁽¹⁾		1,308,428		—		1,274,755		—
办公空间		40,491		—		37,784		—
车辆		4,983		2,328		3,367		1,494
其他办公室和外地设备		166		170		780		—
总使用权资产	$	2,886,500		2,498	$	2,660,188		1,494

(1)	天然气集输管道和压缩机站租约包括$1.1截至2019年12月31日和9月，与Antero Midstream Corporation相关的10亿美元。30,2020年。更多讨论见“关联方租赁披露”。

(2)	融资租赁资产是扣除累计摊销后的净额。$9百万和$3截至2019年12月31日和9月，为百万美元。分别为30、2020年。

本公司截至2020年9月30日的租赁负债包括以下项目(以千计)：


	2019年12月31日				2020年9月30日
	经营租约		融资租赁		经营租约		融资租赁
资产负债表上的位置：
短期租赁负债	$	304,397		923	$	250,594		974
长期租赁负债		2,582,103		1,575		2,409,594		520
租赁总负债	$	2,886,500		2,498	$	2,660,188		1,494

被分类为租赁负债的加工厂、集合线和压缩机站被分类在ASC主题842下，租约因为Antero是资产的唯一客户，而且Antero做出的决策对资产的经济表现影响最大。

与租约有关的补充资料

与经营租赁相关的成本包括在截至2020年9月30日的三个月和九个月的营业和全面收益(亏损)表中(以千为单位)：


	截至三个月				截至9个月
	九月三十日，				九月三十日，
操作说明书位置	2019		2020		2019		2020
采集、压缩、处理和运输	$	237,618		409,006	$	644,007		1,112,502
一般和行政		2,859		2,969		8,395		8,639
合同终止和平台堆放		—		546		10,692		6,387
租赁总费用	$	240,477		412,521	$	663,094		1,127,528

与低于$的融资租赁相关的成本1截至9月的3个月和9个月，每个月都有100万美元。302019年和2020年计入利息支出。

截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月，公司资本金为53百万美元和$32与经营租赁相关的成本分别为百万美元和不到$1与融资租赁相关的百万成本。截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月，公司资本化$161百万美元和$91与经营租赁相关的成本分别为百万美元和不到$1与融资租赁相关的百万成本。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

超过一个月但不超过12个月的短期租赁费不包括在上述金额中，总额为#美元。41百万美元和$16分别为2019年9月30日和2020年9月30日止的三个月的百万美元和115百万美元和$108截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月分别为100万美元。

与租赁相关的补充现金流量信息

以下为公司截至2019年9月30日的三个月和九个月与租赁相关的补充现金流信息(单位：千)：


	截至三个月				截至9个月
	2019年9月30日				2019年9月30日
	经营租约		融资租赁		经营租约		融资租赁
为计量租赁负债所包括的金额支付的现金：
与营业租赁相关的营业现金流出流量	$	234,399		—	$	591,963		—
投资与经营租赁相关的现金流出流量		47,417		—		146,315		—
与融资租赁相关的融资现金流出流量		—		303		—		1,967
	$	281,816		303	$	738,278		1,967

非现金活动：
用经营性租赁负债换取的使用权资产	$	—		—	$	3,345,549		—
用融资租赁负债换取的使用权资产	$	—		—	$	—		—

以下为公司截至2020年9月30日的三个月和九个月与租赁相关的补充现金流信息(单位：千)：


	截至三个月				截至9个月
	2020年9月30日				2020年9月30日
	经营租约		融资租赁		经营租约		融资租赁
为计量租赁负债所包括的金额支付的现金：
与营业租赁相关的营业现金流出流量	$	485,692		—	$	1,147,489		—
投资与经营租赁相关的现金流出流量		24,950		—		88,229		—
与融资租赁相关的融资现金流出流量		—		287		—		1,004
	$	510,642		287	$	1,235,718		1,004

非现金活动：
用经营性租赁负债换取的使用权资产	$	64,586		—	$	178,348		—
用融资租赁负债换取的使用权资产	$	—		—	$	—		—

Antero资源公司

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2019年12月31日和2020年9月30日

租赁负债的到期日

下表为截至2020年9月30日的经营性和融资性租赁负债未来最低支付额度日程表(单位：千)：


(单位：万人)	经营租约		融资租赁		总计
2020年剩余时间	$	156,878		317		157,195
2021		590,519		844		591,363
2022		578,305		321		578,626
2023		575,228		26		575,254
2024		566,460		—		566,460
2025		493,783		—		493,783
此后		1,558,470		—		1,558,470
租赁付款总额		4,519,643		1,508		4,521,151
减去：推定利息		(1,859,455)		(14)		(1,859,469)
总计	$	2,660,188		1,494		2,661,682

租期和贴现率

下表为本公司截至2020年9月30日的加权平均剩余租赁期限和折扣率：


	2020年9月30日
	经营租约		融资租赁
加权平均剩余租期：	8.2年份		1.6年份
加权平均折扣率：	13.8	%	6.2	%

关联方租赁披露

该公司与Antero Midstream公司签订了一项采集和压缩协议，根据该协议，Antero Midstream公司每立方米收取低压采集费，每立方米收取高压采集费，每立方米收取压缩费，每种情况均可根据消费物价指数进行调整。如果公司要求Antero Midstream公司建造新的高压管线和压缩机站，则收集和压缩协议包含要求Antero Resources使用或支付的最低数量承诺75%和70分别为该等新建筑所需运力的%10年。2019年12月，本公司与Antero Midstream Corporation同意将收集和压缩协议的初始期限延长至2038年，并设立了增长激励费计划，根据该计划，在2020年至2023年期间，只要公司在此期间的某些时间点实现一定的容积目标，低压收集费用将会降低。于初步合约期届满后，收集及压缩协议将按年继续有效，直至本公司或Antero Midstream Corporation于本公司或Antero Midstream Corporation于该协议生效日期当日或之前终止该协议为止，该协议于该协议生效日期周年日起生效，直至该协议于该日或之前由本公司或Antero Midstream Corporation终止为止。180 在该生效日期周年纪念日的前一天。公司在截至2020年9月30日的三个月和九个月的每个季度实现了业务量目标，Antero Midstream Corporation提供了$12在每个这样的季度都有100万美元。Antero Midstream公司提供了#美元的回扣36截至2020年9月30日的9个月为100万美元。

截至2019年9月30日的三个月和九个月，Antero支付的与本协议相关的收集和压缩费用为$171百万美元和$486分别为百万美元。在截至2020年9月30日的三个月和九个月内，Antero支付的与本协议相关的采集和压缩费用为$181百万美元和$503分别为百万美元。截至2019年12月31日和2020年9月30日，$57百万美元和$56在与本协议相关的应付Antero Midstream公司的简明综合资产负债表上，相关各方的应付账款中分别计入了百万美元。

Antero资源公司

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2019年12月31日和2020年9月30日

(14)承诺

下表是公司运输、钻井平台和完井服务、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2020年9月30日剩余租赁期超过一年的租赁(以千计)。


			处理中，
	坚定		聚集和		土地出让金		运营和		推算利息
	交通运输		压缩		义务		融资租赁		就租约而言
	(a)		(b)		(c)		(d)		(d)		总计
2020年剩余时间	$	278,430		14,089		1,527		66,340		90,855		451,241
2021		1,076,424		55,780		2,859		247,159		344,204		1,726,426
2022		1,033,787		52,712		—		267,094		311,532		1,665,125
2023		1,061,265		58,565		—		300,989		274,265		1,695,084
2024		1,021,107		58,687		—		334,693		231,767		1,646,254
2025		981,271		47,385		—		306,918		186,865		1,522,439
此后		6,941,177		105,977		—		1,138,489		419,981		8,605,624
总计	$	12,393,461		393,195		4,386		2,661,682		1,859,469		17,312,193

(a)

公司运输

该公司已与各管道签订了明确的运输协议，以促进其产品投放市场。这些合同承诺公司以协商的价格运输最低日天然气或天然气气体量，或按指定的预订费费率支付任何不足之处。此表中的金额以公司按预订费费率计算的最低日销售量为基础。表中的价值代表公司承诺支付的总金额；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成本。

(b)

处理、收集和压缩服务承诺

本公司已签订了各种长期合作协议。有期限的天然气加工、收集和压缩服务协议。其中某些协议被确定为租约。本栏目列出了非租赁协议下的最低付款义务。

表中的价值代表公司承诺支付的总金额；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成本。

(c)

土地支付义务

本公司已签订各种土地收购协议。其中某些协议包含各种条款的最低付款义务。表中的数值代表根据这些安排应支付的最低金额。这些协议都没有被确定为租约。

(d)租赁，包括推定利息

根据钻机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，公司有义务提供服务。表中的价值代表Antero Resources承诺支付的总金额；然而，公司将根据其工作利益在其财务报表中记录其按比例分摊的成本。有关本公司经营及融资租赁的详细资料，请参阅未经审核简明综合财务报表的附注13-租赁。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

(15)或有事项

环境

2018年6月，在2017年9月对我们位于西弗吉尼亚州Doddridge县、Tyler县和Ritchie县的某些设施进行现场检查后，我们收到了来自美国环境保护局(EPA)地区III的违规通知(“11月”)，原因是我们涉嫌违反联邦“清洁空气法”和“西弗吉尼亚州实施计划”，该计划与我们几个天然气生产设施的管制污染物排放许可和控制要求有关。11月声称，这些设施的燃烧装置不符合适用的空气许可要求。另外，在2018年6月，我们收到了EPA区域III根据《清洁空气法》第114(A)节提出的关于2017年9月检查的设施以及额外的Antero Resources设施的信息请求，目的是确定额外的设施是否存在2017年9月检查期间发现的相同的所谓合规问题。其后，西弗吉尼亚州环境保护局(“西弗吉尼亚州环保局”)自行进行了检查，我们收到了西弗吉尼亚州环境保护局(WVDEP)的NOV，指控他们违反了与EPA正在调查的类似问题有关的违规行为。我们继续与EPA和WVDEP谈判，以解决NOV和信息请求中声称的问题；然而，我们认为这些行动有合理的可能性，可能导致超过#美元的货币制裁。100,000。我们在这些设施的运营没有暂停，管理层预计这些事项不会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性的不利影响。

WGL

本公司与华盛顿燃气照明公司和WGL Midstream，Inc.(统称为“WGL”)卷入了一场价格纠纷，涉及公司于2016年1月开始输送天然气的2014年6月20日签署的确定天然气销售合同(“合同”)。从2016年1月到2017年7月从2017年12月到2018年1月，根据合同签订的日总供气量为500,000MMBtu/天，日总签约量增加到600,000MMBtu/天，从2017年8月到11月。公司根据合同中规定的天然气指数价格向WGL开具发票，WGL根据该发票价格向公司付款。然而，WGL声称，根据合同，指数价格不再合适，并声称未定义的替代指数更适合天然气的交货点。2016年7月，此事由科罗拉多州地区法院提交仲裁。2017年1月，仲裁小组做出了有利于公司的裁决。因此，指数价格保持合同中规定的价格，WGL已经支付的发票不会调整，今后WGL的发票也不会根据仲裁小组驳回的同一索赔进行调整。科罗拉多州地区法院于2017年4月14日确认了仲裁小组的裁决。

2017年3月，WGL在科罗拉多州地区法院对该公司提起第二次法律诉讼，指控该公司违反合同，并要求赔偿超过美元30百万在这起诉讼中，WGL声称，该公司未能交付“TCO池”天然气，违反了合同规定的合同义务。在随后的文件中，WGL解释说，它的索赔是基于据称公司必须向哥伦比亚IPP池(“IPP池”)输送天然气的义务。WGL在仲裁中提出了完全相同的问题，并被仲裁小组驳回。仲裁小组特别发现，合同下的送货点位于西弗吉尼亚州布拉克斯顿县的特定地理位置，而不是IPP Pool。2017年8月24日，科罗拉多州地区法院偏见地驳回了WGL在其新诉讼中对本公司的索赔，认定本公司没有违反其与WGL的合同，据称没有向IPP Pool交付货物。法院驳回了WGL的诉讼，因为WGL没有充分支持对Antero Resources的索赔，因为据称Antero Resources未能根据合同交付“TCO池”天然气。WGL已就这一决定向科罗拉多州上诉法院提出上诉，2018年10月11日，科罗拉多州上诉法院推翻了科罗拉多州地区法院的裁决，认定WGL已充分支持救济索赔，并将案件发回地区法院进行进一步诉讼。

由于WGL未能收到合同要求的所有商定数量的天然气，该公司还积极寻求对WGL的赔偿损失。WGL未能获得合同中规定的气量与WGL在交货点缺乏主要公司运输权有直接关系。WGL未能获得全部合同数量的天然气，从2017年4月开始，每个月都会持续到2017年12月，数量不一。为其行为辩护，WGL向该公司声称，他们没有收到天然气的理由是：(1)公司没有向IPP池输送天然气，或(2)合同中所称的不可抗力事件。然而，如上所述，仲裁小组已经驳回了该公司必须向IPP池运送天然气的所谓义务。此外，合同明确禁止在天然气购买者没有主要确定的运输协议来运输所购买的天然气的情况下提出不可抗力索赔。在每一次WGL未能收到合同所需气体量的情况下，

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

根据合同条款，公司转售未收取的数量，并开具WGL的发票，作为赔偿损失的费用。WGL拒绝按照合同要求支付开具发票的保险损害赔偿金，并向公司少付了WGL收到的一定数量的天然气等费用。该公司于2017年10月24日向科罗拉多州地区法院对WGL提起诉讼，要求追回其封面损害赔偿、其他未付金额和利息。WGL的索赔已与Antero Resources的索赔在同一地区法院合并，审判于2019年6月10日开始。WGL量化了其对据称未能交付TCO Pool天然气的损害索赔，并要求约为#美元。40来自Antero Resources的百万美元。

2019年6月20日，该公司获得陪审团裁决，金额约为$96在陪审团发现WGL违反了与公司的合同后，赔偿了100万美元。此外，陪审团驳回了WGL对该公司的索赔，认定该公司没有违反合同，因为据称该公司没有交付TCO Pool天然气，并且没有判给WGL任何损害赔偿。2019年8月16日，WGL对判决提出上诉，上诉目前正在科罗拉多州上诉法院待决。在上诉中，简报已经完成，口头辩论定于2020年11月4日进行。

自2018年2月1日起，由于于2017年12月28日签署了对其与WGL Midstream，Inc.的确定天然气销售合同的修订，在布拉克斯顿交货点向WGL交付的总数量从500,000MMBtu/天到200,000MMBtu/天，2018年11月，在弗吉尼亚州劳登县的一个交货点向WGL交付的总合同量增加了330,000MMBtu/天。这一增长330,000MMBtu/day在我们与WGL Midstream签订的天然气销售合同的剩余期限内有效，该合同将于2038年到期，这些增加的天然气数量将以NYMEX为基础定价。在这一增长之后，交付给WGL的合同总量总计530,000MMBtu/天。

其他

本公司在其正常业务过程中是各种其他法律程序和索赔的一方。该公司相信，其中某些事项将由保险公司承保，其他事项的结果不会对公司的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。

(16)合同终止和平台堆放

该公司产生与延迟或取消与第三方承包商的钻井和完井合同相关的费用。这些成本记录在合同终止和钻井平台堆叠中，并包括在截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的运营和全面收益(亏损)表中(以千为单位)：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
	2019		2020		2019		2020
合同终止和平台堆放	$	62		1,246	$	14,026		12,317

(十七)关联方

前中游合作伙伴的业务基本上包括截至2019年3月12日的收集和处理以及水处理和处理结果中反映的所有业务。自2019年3月13日起，Antero Resources将Antero Midstream Corporation作为股权方法投资入账。有关交易的更多讨论，请参阅附注3-Antero Midstream Partners LP对未经审计的简明综合财务报表的解除合并。

收集和处理以及水处理和处理的几乎所有收入都来自与Antero Resources的交易。有关本公司应报告分部的经营业绩，请参阅未经审计的简明综合财务报表的附注18-分部信息。

(18)细分市场信息

有关公司确定其应报告部门的说明，请参阅未经审计的简明综合财务报表的附注2(L)-重要会计政策、行业分类和地理信息摘要。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，这些交易在交易结束前为公司的勘探和生产业务提供服务。到2019年3月12日，Antero的结果中游合作伙伴被列入Antero Resources的合并财务报表。自2019年3月13日起，Antero的结果中游合作伙伴不再整合到Antero Resources

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

业绩；然而，本公司的部门披露包括本公司未合并联属公司的业绩，因为它们对本公司的运营具有重要意义。有关交易的进一步讨论，请参阅附注3-Antero Midstream Partners LP对未经审计的简明综合财务报表的解除合并。营销收入主要来自购买和销售第三方天然气和NGL的活动，以及向第三方推销过剩的公司运输能力的活动。

营业分部根据其对综合业绩的贡献进行评估，这主要由每个分部各自的营业收入(亏损)决定。一般和行政费用根据费用的性质以及各部门在公司综合财产和设备、资本支出和劳动力成本中所占比例的组合(视情况而定)分配给中游部门。与营销部门相关的一般和行政费用不分配，因为它们是非实质性的。其他收入、所得税和利息支出主要在综合基础上进行管理和评估。部门间销售以接近市场的价格进行交易。各分部的会计政策与未经审计的简明综合财务报表附注2-重要会计政策摘要中所述的公司会计政策相同。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月，公司应报告部门的经营业绩和资产如下(单位：千)：


					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		固形
	生产		营销		公司		附属公司		总计
截至2019年9月30日的三个月：
销售额和收入：
第三方	$	1,070,755		46,645		—		—		1,117,400
网段间		1,481		—		243,795		(243,795)		1,481
总计	$	1,072,236		46,645		243,795		(243,795)		1,118,881

业务费用：
租赁经营	$	35,928		—		49,050		(49,050)		35,928
采集、压缩、处理和运输		603,860		—		13,091		(13,091)		603,860
油气性质的减损		1,041,469		—		—		—		1,041,469
中游资产减值准备		—		—		465,278		(457,478)		7,800
损耗、折旧和摊销		241,503		—		24,460		(24,460)		241,503
一般和行政		35,923		—		30,595		(30,595)		35,923
其他		30,060		108,216		3,210		(3,210)		138,276
总计		1,988,743		108,216		585,684		(577,884)		2,104,759
营业收入(亏损)	$	(916,507)		(61,571)		(341,889)		334,089		(985,878)
未合并关联公司收益(亏损)中的权益	$	(117,859)		—		18,478		(18,478)		(117,859)
对未合并附属公司的投资	$	1,819,323		—		672,310		(672,310)		1,819,323
细分资产	$	16,094,927		25,361		6,445,504		(6,445,504)		16,120,288
分部资产的资本支出	$	292,176		—		120,875		(120,875)		292,176


					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		固形
	生产		营销		公司		附属公司		总计
截至2020年9月30日的三个月：
销售额和收入：
第三方	$	288,419		91,497		—		—		379,916
网段间		675		—		233,415		(233,415)		675
总计	$	289,094		91,497		233,415		(233,415)		380,591

业务费用：
租赁经营	$	21,450		—		—		—		21,450
采集、压缩、处理和运输		656,615		—		38,052		(38,052)		656,615
油气性质的减损		29,392		—		—		—		29,392
损耗、折旧和摊销		238,418		—		26,801		(26,801)		238,418
一般和行政		31,640		—		13,232		(13,232)		31,640
其他		28,605		128,580		3,513		(3,513)		157,185
总计		1,006,120		128,580		81,598		(81,598)		1,134,700
营业收入(亏损)	$	(717,026)		(37,083)		151,817		(151,817)		(754,109)
未合并关联公司收益中的权益	$	24,419		—		23,173		(23,173)		24,419
对未合并附属公司的投资	$	272,926		—		—		—		272,926
细分资产	$	13,349,739		—		5,673,504		(5,673,504)		13,349,739
分部资产的资本支出	$	151,269		—		41,851		(41,851)		151,269

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

本公司应报告部门的经营业绩和资产如下：截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月的经营业绩和资产(单位：千)：


					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		固形
	生产		营销		公司		附属公司		总计
截至2019年9月30日的9个月：
销售额和收入：
第三方	$	3,247,214		200,911		50		—		3,448,175
网段间		4,999		—		553,471		(550,693)		7,777
总计	$	3,252,213		200,911		553,521		(550,693)		3,455,952

业务费用：
租赁经营	$	119,754		—		111,427		(112,664)		118,517
采集、压缩、处理和运输		1,705,709		—		28,324		(138,810)		1,595,223
油气性质的减损		1,253,712		—		—		—		1,253,712
中游资产减值准备		—		—		472,854		(458,072)		14,782
损耗、折旧和摊销		702,299		—		68,557		(46,850)		724,006
一般和行政		128,213		—		85,026		(66,732)		146,507
其他		112,952		408,839		8,005		(7,002)		522,794
总计		4,022,639		408,839		774,193		(830,130)		4,375,541
营业收入(亏损)	$	(770,426)		(207,928)		(220,672)		279,437		(919,589)
未合并关联公司收益(亏损)中的权益	$	(102,457)		—		34,981		(22,717)		(90,193)
对未合并附属公司的投资	$	1,819,323		—		672,310		(672,310)		1,819,323
细分资产	$	16,094,927		25,361		6,445,504		(6,445,504)		16,120,288
分部资产的资本支出	$	1,053,210		—		262,065		(208,913)		1,106,362

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日


					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		固形
	生产		营销		公司		附属公司		总计
截至2020年9月30日的9个月：
销售额和收入：
第三方	$	1,978,572		201,855		—		—		2,180,427
网段间		2,180		—		696,859		(696,859)		2,180
总计	$	1,980,752		201,855		696,859		(696,859)		2,182,607

业务费用：
租赁经营	$	71,836		—		—		—		71,836
采集、压缩、处理和运输		1,877,084		—		128,847		(128,847)		1,877,084
油气性质的减损		155,962		—		—		—		155,962
中游资产减值准备		—		—		665,491		(665,491)		—
损耗、折旧和摊销		652,130		—		81,889		(81,889)		652,130
一般和行政		101,264		—		39,191		(39,191)		101,264
其他		88,023		334,906		14,062		(14,062)		422,929
总计		2,946,299		334,906		929,480		(929,480)		3,281,205
营业收入(亏损)	$	(965,547)		(133,051)		(232,621)		232,621		(1,098,598)
未合并关联公司收益(亏损)中的权益	$	(83,408)		—		63,197		(63,197)		(83,408)
对未合并附属公司的投资	$	272,926		—		—		—		272,926
细分资产	$	13,349,739		—		5,673,504		(5,673,504)		13,349,739
分部资产的资本支出	$	726,402		—		165,265		(165,265)		726,402

(19)附属担保人

本公司各全资附属公司均为Antero Resources的优先票据提供全面及无条件担保。*倘若附属担保人被出售或处置(不论是通过合并、合并、出售足够数额的股本，使其不再符合资格成为Antero的“附属公司”(定义见管限票据的契诺)或出售其全部或几乎所有资产(租赁除外))，而不论附属担保人是否该等交易中尚存的实体予并非Antero或Antero的受限制附属公司的人士，如出售或其他处置不违反管限票据的契诺，则该附属担保人将获解除其附属担保下的责任。

此外，附属担保人在解除或解除产生该担保的其他债务(定义见管限票据的契约)时，将被免除其在该契约及其担保下的义务，但根据该担保付款而作出的免除或解除除外；如Antero指定该附属公司为不受限制的附属公司，而该指定符合规管票据的契约的其他适用条文，或与任何契约失效、法律失效或票据的清偿及清偿有关。

下表汇总了Antero及其担保子公司的财务信息。本公司的全资子公司不受限制向本公司进行分销。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2019年12月31日和2020年9月30日

资产负债表


	亲本				担保人
	(前排)				子公司
	十二月三十一号，		九月三十日，		十二月三十一号，		九月三十日，
(千)	2019		2020		2019		2020
应收账款，非担保人子公司	$	—		51,000	$	—		—
应收账款，关联方		125,000		—		299,450		398,158
其他流动资产		797,885		446,889		—		35,028
流动资产总额		922,885		497,889		299,450		433,186
非流动资产		14,274,684		11,813,110		812,129		202,452
总资产	$	15,197,569		12,310,999	$	1,111,579		635,638

应付帐款，非担保人子公司	$	—		—	$	—		—
应付帐款，关联方		397,333		514,705		—		35,028
其他流动负债		942,256		945,647		—		—
流动负债总额		1,339,589		1,460,352		—		35,028
非流动负债		7,186,687		6,322,233		—		—
总负债	$	8,526,276		7,782,585		—		35,028

非控制性利益	$	—		315,754		—		—

运营说明书


	亲本				担保人
	(前排)				子公司
	截至9个月				截至9个月
	九月三十日，				九月三十日，
(千)	2019		2020		2019		2020
营业收入	$	3,453,124		2,158,743		—		93,318
运营费用		4,439,278		2,789,119		—		560,102
营业收入(亏损)		(986,154)		(630,376)		—		(466,784)
包括非控制性权益在内的净收益和综合收益		10,932		(844,755)		131,135		(510,969)
Antero Resources Corporation的净收入和综合收入	$	10,932		(826,758)		131,135		(510,969)

第二项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。

以下对我们财务状况和经营结果的讨论和分析应与我们未经审计的简明综合财务报表和本季度报告10-Q表其他部分包含的相关注释一起阅读。以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的“前瞻性陈述”。我们警告，对未来事件的假设、预期、预测、意图或信念可能，而且通常确实会与实际结果不同，而且差异可能是实质性的。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、NGL和石油价格的变化，计划资本支出的时间，我们为我们的开发计划提供资金的能力，估计已探明储量和预测生产结果的不确定性，影响生产井开始或维护的运营因素，资本市场的总体状况，以及我们获得它们的能力，世界卫生事件的影响，包括新冠肺炎大流行，由于缺乏下游需求或储存能力而可能导致停产，以及环境法规或诉讼以及其他影响我们业务的法律或法规发展的不确定性。以及下面讨论的那些因素，所有这些因素都很难预测。鉴于这些风险、不确定性和假设，讨论的前瞻性事件可能不会发生。请参阅“关于前瞻性陈述的告诫声明”。此外，请参阅标题“第1A项”下描述的风险因素和其他警示声明。风险因素。“除非适用法律另有要求，否则我们不承担公开更新任何前瞻性陈述的义务。

在本节中，除非另有说明或文意另有所指外，凡提及“Antero”、“公司”、“我们”、“我们”和“我们”，均指Antero Resources Corporation及其子公司。

我公司

我们是一家独立的石油和天然气公司，从事位于阿巴拉契亚盆地的天然气、NGL和石油资产的勘探、开发和生产。我们关注的是非常规储层，通常可以将其描述为裂缝性页岩地层。我们的管理团队合作多年，在储量和产量增长方面有着成功的记录，在非常规资源方面拥有丰富的专业知识。我们的战略是利用我们团队在圈定和开发天然气资源方面的经验，主要依靠我们现有的多年钻探地点库存，有利可图地增加我们的储量和产量。

我们已经组装了一系列长寿物业，我们认为这些物业的特点是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Marcellus页岩和Utica页岩。截至2020年9月30日。我们在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的阿巴拉契亚盆地拥有大约52.2万英亩的丰富天然气和干气资产。我们的公司总部设在科罗拉多州丹佛市。

我们在以下行业开展业务：(I)勘探、开发和生产天然气、NGL和石油；(Ii)营销公司过剩的运输能力；(Iii)我们对Antero Midstream公司的股权投资。我们所有的业务都是在美国进行的。如下所述以及本Form 10-Q季度报告(自2019年3月13日起生效)中的其他部分，Antero的结果中游合作伙伴不再合并到Antero的业绩中。

2020年的发展和亮点

新冠肺炎大流行

2020年3月，世界卫生组织宣布新冠肺炎疫情为大流行。各国政府试图通过实施社会疏远指导方针、旅行限制和居家命令来减缓病毒的传播，这些措施导致全球经济活动和对石油的需求大幅减少，对天然气和NGL的需求也有所减少。同样在2020年3月，沙特阿拉伯和俄罗斯未能与石油输出国组织(欧佩克)达成减产协议，沙特大幅降低了石油售价，并宣布了增产计划，这导致油价大幅下跌。尽管OPEC、俄罗斯和其他盟国产油国在2020年4月达成减产协议，但油价一直保持在低位。石油供需失衡，以及围绕经济复苏程度和时间的不确定性，导致市场极度波动，并对大宗商品价格造成重大不利影响。

作为天然气、NGL和石油的生产商，根据与新冠肺炎大流行相关的各种联邦、州和地方法规，我们被认为是一项基本业务。我们在采取措施保护员工和工人的健康和安全的同时，继续按照这些法规允许的方式运营。我们已经实施了协议，以降低我们的实地行动中爆发的风险，这些协议并没有显著降低产量或效率。一大笔钱

我们的部分非现场员工继续在家中远程工作，通过这些安排，我们能够保持一致的效率水平，包括维持我们的日常运营、我们的财务报告系统和我们对财务报告的内部控制。

我们的天然气、NGL和产油特性位于富含液体的阿巴拉契亚盆地。尽管油价下跌对我们的石油收入产生了负面影响，但在截至2020年9月30日的9个月和截至2019年12月31日的年度中，石油销售额每月约占我们总收入的4%。尽管天然气价格在2020年上半年也有所下降，但基准Henry Hub价格在第三季度有所回升，9月份平均价格为2.58美元/立方米。同样，随着汽油需求的增加，C3+NGL价格在第三季度也有所改善，支撑了正丁烷(NC4)、异丁烷(IC4)和戊烷(C5)的价格，这些产品都用于汽油。新冠肺炎事件导致了汽油需求的破坏，迫使C5价格在4月份的大部分时间里低于丙烷价格，降至每加仑0.4美元以下，此后随着10月份基准C5价格的反弹，C5价格在每加仑0.8美元至0.9美元之间。

此外，我们还通过固定价格合同对2020年剩余时间每天1.3Bcf的天然气销售进行了对冲，加权平均价格为每MMBtu 2.84美元。我们的对冲覆盖了我们2020年预期天然气产量的大部分。我们还有固定价格合同，在2020年剩余时间内，以每加仑0.65美元的加权平均价每天销售10,315桶丙烷，以每加仑0.20美元的加权平均价每天出售24,500桶乙烷，以每桶55.63美元的加权平均价每天销售26,000桶石油。我们所有的对冲都是金融对冲，没有实物交割要求。因此，预期产量的任何减少，无论是由于开发活动减少、关闭或通过我们资产出售计划下的交易造成的，都不会影响我们实现对冲收益的能力。

我们的天然气和NGL主要用于制造、发电和供暖，而不是运输。虽然我们看到对这些产品的总体需求有所下降，但对天然气和NGL的需求并没有像对石油的需求那样下降，天然气和NGL的供应也没有像石油那样严重过剩。此外，石油需求的减少大大减少了美国大陆石油钻井平台的数量，因此，对与石油生产相关的未来天然气供应的估计也有所下降。此外，亚洲和欧洲经济活动的重启，加上美国、欧洲和亚洲炼油厂第二季度液化石油气产量的下降，为国际液化石油气相对于石油的价格提供了支撑。此外，欧佩克+和北美石油产量的减少以及相关的NGL产量预计将在2020年剩余时间和2021年对丙烷和丁烷价格产生支撑作用。

在2020年第三季度，我们将C3+NGL净产量的54%运往Mariner East 2出口，并在宾夕法尼亚州马库斯胡克(Marcus Hook)实现了每加仑比Mont Belvieu溢价0.04美元。我们以每加仑0.12美元的折扣出售了剩余的C3+NGL净产量的46%，价格比俄亥俄州霍普代尔的Mont Belvieu定价低0.12美元。我们预计2020年在马库斯胡克至少销售我们C3+NGL全年产量的50%，用于出口，溢价高于贝尔维尤山。

第三季度，凝析油与西德克萨斯中质原油的差额约为15美元/桶。对冲前石油变现在第二季度和第三季度初受到负面影响，因为Antero以比WTI有实质性折扣的价格出售数量，以避免关闭产量。这段由大流行推动的凝析油需求疲软时期，恰逢Antero的活跃完井期，这带来了大量凝析油产量。更大的石油差价带来的负面影响被在此期间保持完整的天然气和NGL产量的好处所抵消。Antero预计，随着2020年第四季度油价差正常化，其2020年全年已实现油价差将处于10.00美元/桶至12.00美元/桶区间的高端。

我们的供应链也没有经历过任何重大的中断。该行业继续面临石油和某些NGL产品的存储容量限制，如果我们无法出售我们的产品或其某些组件，或无法达成额外的存储安排，我们可能会受到这些限制的影响。任何一种NGL产品或石油缺乏市场或可用存储可能导致我们不得不推迟或停止完井和商业生产，或者关闭其他产品的生产，因为我们无法在不减少其他产品产量的情况下，有效地削减个别产品的产量。这些限制的潜在影响可能包括部分停产，尽管我们无法确定停产的程度或持续时间。然而，由于我们的一些油井生产经过加工的富气，而另一些生产不需要加工的干气，我们可以改变我们生产的产品和我们完成的油井的组合，以调整我们的产量，以解决某些产品的外卖能力限制。例如，如果天然气产品的加工或储存能力进一步受到限制或约束，我们可以关闭丰富的气井，仍然从我们的干气井生产。此外，在新冠肺炎疫情之前，我们已经开发了不同的买家和目的地，以及我们凝析油体积的现场和非现场存储能力，这些能力目前仍在很大程度上可供我们使用。

2020年第三季度，由于新冠肺炎要求在阿巴拉契亚地区和国家层面进行销毁，凝析油与西德克萨斯中质原油的价差明显扩大。防止因以下原因导致的减产和停产

由于储存能力不足，Antero扩大了其客户基础，并扩大了盆地内的凝析油储存能力。此外，Antero达成的交易要求买家将产品运输到更远的市场和储存，这与精炼产品的裂纹扩展大幅减弱不谋而合。到目前为止，Antero还没有因为新冠肺炎的需求问题而关闭或削减其资产的任何产量，预计2020年不会关闭任何产量。

此外，正如下面在“-2020资本预算和资本支出”中所讨论的那样，2020年4月，我们宣布将2020年的钻井和完井资本预算削减34%。在第三季度，我们继续强调完井效率和钻井更长的侧向，导致油井成本大幅改善。在第三季度，井的平均成本为每侧脚640美元，受益于这些效率的提高和平均超过15,000英尺的侧向长度。油井成本是当归一化为12,000英尺的横向长度时，每英尺675美元。我们预计，基于12,000英尺的侧向，2020年第四季度的油井成本平均为每英尺675美元。我们继续监测我们的五年钻探计划，并将根据需要进行进一步修订。减少2020年的资本预算可能会影响2021年的产量水平，并在更少的油井上线的情况下提前。

于二零二零年第一季度及之前两个季度，我们确认了与商品价格下跌及我们在Antero Midstream Corporation的投资价值相关的各种减值费用。目前，我们预计我们对Antero Midstream公司的权益法投资不会有任何进一步的减值费用，因为我们的权益法投资的价值自2020年第一季度末以来已经增加。如果我们遭遇生产中断、远期商品价格自2020年9月30日起进一步或持续下跌、未解决的存储容量限制或新冠肺炎疫情造成的其他后果，可能会发生与我们资产相关的额外减值费用。

2020年10月，支持我们信贷安排的借款基数每半年重新确定一次，并重新确认我们的借款基数为28.5亿美元。贷方承诺也保持在26.4亿美元不变，为我们提供了一致的可用借款金额。我们下一次半年度借款基数的重新确定是在2021年4月，这可能会影响我们可用的借款和流动性。

此外，我们的借款能力直接受到我们被要求以信用证形式向第三方(主要是管道能力提供商)提供的财务担保金额的影响。在新冠肺炎疫情期间，我们必须提供的财务担保金额没有增加，到目前为止，我们还没有经历过任何由于交易对手风险而造成的损失。然而，我们限制我们必须提供的任何额外财务担保的能力，以及保护自己免受金融对冲交易对手风险的能力，在未来可能是有限的。自新冠肺炎疫情爆发以来，我们及时偿还了债务和其他义务，我们没有执行或要求任何让步，也没有对任何协议的条款进行实质性修改。

新冠肺炎疫情、商品市场波动和由此导致的金融市场不稳定是我们无法控制的变量，可能会对我们从运营现金流产生的资金、未合并关联公司的分配、我们信贷安排下的可用借款以及我们进入资本市场的能力产生不利影响。自2019年12月以来，我们已经宣布了7.51亿美元的资产出售，其中包括高达5100万美元的或有对价，收益用于绝对债务削减。任何额外的资产出售或过剩现金流预计都将用于进一步削减债务。新冠肺炎疫情导致的金融市场不稳定和总体商业环境的不确定性可能会影响我们按照先前预期的条款和时间框架进一步执行资产出售计划的能力。

批量生产付款交易

2020年8月10日，我们完成了一笔批量生产付款交易，获得约2.15亿美元的净收益(“VPP”)。*关于VPP，我们与J.P.Morgan Ventures Energy Corporation(“JPM-VEC”)订立了一项购销协议，连同运输协议和生产和营销协议，从2020年7月1日起，在VPP的预期七年期限内，转让在西弗吉尼亚州生产干气的物业(“VPP物业”)相当于136,589,000 MMBtu的压倒性特许权使用费权益。

我们将VPP视为会计准则编码(“ASC”)主题932下的运输工具，采掘业-石油和天然气，净收益截至2020年9月30日确认为递延收入。递延收入确认为在VPP期限内使用生产单位法交付的数量。根据生产和营销协议，我们和我们的附属公司作为JPM-VEC的代理提供某些营销服务，与这些服务相关的任何收入或费用将记录为营销收入或营销费用(视情况而定)。

与VPP交易同时，我们执行了一项与我们在VPP物业的保留权益相关的生产量相关的看涨期权，该权益以VPP物业的抵押为抵押。此外，产销协议包含与我们在VPP物业中保留权益的生产量相关的嵌入式看跌期权，该权益已从产销安排中分离出来，并作为截至2020年9月30日按公允价值记录的衍生工具入账。有关该等衍生工具的进一步讨论，请参阅未经审核简明综合财务报表附注12-衍生工具。

凌驾性专营权费权益的转易

2020年6月15日，我们宣布与Sixth Street Partners，LLC(“Sixth Street”)的一家附属公司完成一项交易，该交易涉及我们现有资产基础(“Orris”)中的某些凌驾于专利权使用费权益。在这项交易中，我们将Orris捐赠给新成立的子公司Martica Holdings LLC(“Martica”)，第六街在最初的交易中贡献了3亿美元现金(以按照惯例调整)，并同意如果Orris的某些生产目标在2020年第三季度和2021年第一季度实现，将额外贡献高达1.02亿美元的现金。第六街捐献的所有现金都分发给了我们。截至2020年9月30日，我们确定我们达到了与2020年第三季度相关的生产门槛，据此我们有权获得5100万美元的现金分配，这笔现金将在2020年第四季度支付。

Orris包括我们在西弗吉尼亚州和俄亥俄州所有已探明开发的运营物业工作权益的1.25%的压倒一切的特许权使用费权益，受某些排除油井的限制(“最初的PDP溢价”)，以及压倒一切的特许权使用费占我们在西弗吉尼亚州和俄亥俄州所有未开发物业工作权益的3.75%(“开发优先”)。Wells在2020年4月1日之后开始销售，在(A)我们转向销售220万横向英尺(符合我方利益的净额)的水平井的日期和(B)较早的(I)2023年4月1日和(Ii)我们转向销售382万横向英尺(根据我们的利益净额)的水平井的日期之前(以较早者为准)，均受开发优先的约束。

ORIS还包括2.00%的额外优先使用费权益，该权益是我们在初始PDP覆盖基础属性(“增量覆盖”)中的工作权益。如果可归因于Orris的某些生产目标在2023年3月31日之前实现，递增覆盖(或其中的一部分，如果适用)可能会重新传达给我们(在我们的选择中)。任何部分的增量式基于我们在2023年3月31日之前达到这样的产量，可能不会重新传达给我们的优先事项将保留在Martica手中。

在第六街实现13%的内部收益率和1.5倍的现金回报率(“障碍”)之前，第六街将获得关于初始PDP优先和开发优先的所有分配，我们将获得关于增量优先的所有分配，除非某些生产目标没有实现，在这种情况下，第六街将获得关于增量优先的部分或全部分配。在第六街实现跨栏之后，我们将获得第六街在紧接跨栏之前有权获得的Orris的85%的分发。

生产和财务结果

截至三个月2020年9月30日。截至2020年9月30日的三个月，我们的净产量总计347 Bcfe，或每天3,772 MMcfe，与截至2019年9月30日的三个月的310 Bcfe，或每天3,367 MMcfe相比，日天然气当量增加了12%。产量的增加是由于我们的钻井和完井活动增加了生产井的数量。截至2020年9月30日的三个月，我们收到的生产平均价格为每立方米2.30美元，而截至2019年9月30日的三个月，我们收到的生产平均价格为每立方米2.74美元。这些价格是在这两个时期结算商品衍生品的收益影响之前，并包括截至2019年9月30日的三个月内与某起诉讼相关的收益。截至2020年9月30日的三个月，扣除结算商品衍生品收益影响后，我们的平均实现价格为每立方米2.92美元，而截至2019年9月30日的三个月为每立方米3.13美元，降幅为7%。

截至2020年9月30日的三个月，我们从运营中产生的合并现金流为1.76亿美元，Antero Resources的净亏损为5.36亿美元，调整后的EBITDAX为2.72亿美元。相比之下，截至2019年9月30日的三个月，运营的合并现金流为1.98亿美元，Antero Resources的合并净亏损为8.79亿美元，调整后的EBITDAX为2.58亿美元。有关调整后EBITDAX的定义以及调整后EBITDAX与经营活动提供的净现金和净收益(亏损)的对账，请参阅“-非GAAP财务衡量标准”。

与去年同期相比，截至2020年9月30日的三个月的运营现金流减少了2200万美元，这主要是由于结算的商品衍生品影响前后的大宗商品价格下降，加工和运输成本增加，以及流动资产和负债的变化。合并净亏损可归因于

截至2020年9月30日的三个月，Antero Resources的5.36亿美元减少，而截至2019年9月30日的三个月，Antero Resources的合并净亏损为8.79亿美元，主要原因是2019年石油和天然气资产减值，但被商品衍生品公允价值收益(亏损)的减少以及大宗商品价格以及加工和运输成本的费用增加部分抵消。

调整后的EBITDAX从截至2019年9月30日的三个月的2.58亿美元增加到截至2020年9月30日的三个月的2.72亿美元，增长6%，主要是由于大宗商品衍生品结算收益增加和每个Mcfe的运营费用下降，但部分被期间间大宗商品价格下跌所抵消。

截至2020年9月30日的9个月。截至2020年9月30日的9个月，我们的净产量总计974 Bcfe，或每天3,554 MMcfe，与截至2019年9月30日的9个月的882 Bcfe，或每天3,232 MMcfe相比，日总产量增长了10%。产量的增加是由于我们的钻井和完井活动增加了生产井的数量。在截至2020年9月30日的9个月结算商品衍生品收益影响之前，我们收到的生产平均价格为每立方米2.15美元，而截至2019年9月30日的9个月为每立方米3.15美元。在扣除这两个时期结算的商品衍生品收益的影响后，包括截至2019年9月30日的三个月与特定诉讼相关的收益，截至2020年9月30日的9个月，我们的平均实现价格为每立方米2.91美元，而截至2019年9月30日的9个月，平均实现价格为每立方米3.44美元，降幅为15%。

截至2020年9月30日的9个月，我们从运营中产生的合并现金流为4.93亿美元，Antero的净亏损为13亿美元，调整后的EBITDAX为7.03亿美元。相比之下，截至2019年9月30日的9个月，运营的合并现金流为9.56亿美元，Antero Resources的合并净收入为1.42亿美元，调整后的EBITDAX为9.52亿美元。

与去年同期相比，截至2020年9月30日的9个月的运营现金流减少了4.63亿美元，这主要是由于结算的商品衍生品影响前后的大宗商品价格下降，加工和运输成本增加，以及流动资产和负债的变化。截至2020年9月30日的9个月，Antero Resources的合并净亏损13亿美元，低于截至2019年9月30日的9个月Antero Resources的合并净收入1.42亿美元，主要是由于期间间大宗商品价格下降，以及Antero Midstream Partners在2019年解除合并带来的收益，部分被2019年石油和天然气资产减值所抵消。截至2020年9月30日的9个月还受到由于Antero Midstream Corporation的公允价值下降导致的股权投资减值、Antero Midstream Corporation报告该期间的亏损以及商品价格在结算商品衍生品的影响之前和之后的下降以及收集、压缩、加工和运输成本增加的影响。

调整后的EBITDAX从截至2019年9月30日的9个月的9.82亿美元降至截至2020年9月30日的9个月的7.03亿美元，降幅为26%，主要是由于商品价格在结算商品衍生品影响之前和之后分别下降了32%和15%，以及增加了每Mcfe的加工和运输成本。成本增加的一部分是Antero Midstream Partners解除合并的结果，因为以前在合并中消除的成本现在已经计入费用。

2020 资本预算和资本支出

2020年4月20日，我们宣布修订后的2020年钻井和完井资本预算为7.5亿美元。我们的资本预算中不包括收购。我们定期审查我们的资本支出，并根据大宗商品价格、外卖限制、运营现金流和流动性调整预算及其分配。

截至2020年9月30日的三个月。截至2020年9月30日的三个月：我们的资本支出约为1.51亿美元，包括1.41亿美元的钻井和完井成本，900万美元的租赁收购，以及100万美元的其他资本支出。截至2019年9月30日的三个月，我们的资本支出约为2.92亿美元，包括2.78亿美元的钻井和完井成本，1300万美元的租赁收购，以及100万美元的其他资本支出。资本成本下降48%是我们在2020年第三季度活动水平下降以及成本节约举措的结果，其中包括服务成本下降、沙水物流优化和运营效率提高带来的节省。

截至2020年9月30日的9个月。截至2020年9月30日的9个月：我们的资本支出约为7.26亿美元，包括6.94亿美元的钻井和完井成本，3100万美元的租赁收购，以及100万美元的其他资本支出。截至2019年9月30日的9个月，我们的勘探和生产资本支出约为11亿美元，其中包括9.58亿美元的钻井和完井成本，7000万美元的租赁收购，以及

其他资本支出600万美元。资本成本减少30%是因为我们在2020年减少了活动水平，以及我们的油井成本节约计划，其中包括服务成本下降、沙子和水物流优化以及运营效率提高带来的节省。

此外，截至2019年9月30日的9个月的综合资本支出包括4800万美元的收集和压缩支出以及2400万美元的水处理和处理支出。Antero Midstream Partners还在一家合资企业中投资了2500万美元。这些支出与Antero Midstream Partners于2019年3月12日解除合并之前的时期有关。

对冲头寸(不包括马蒂卡)

截至2020年9月30日，我们在NYMEX Henry Hub上拥有2020年10月至2023年12月期间的固定价格天然气掉期合同，涵盖我们预计天然气产量的1.3Tcf，加权平均指数价格为每MMBtu 2.69美元，包括2020年剩余时间约190Bcf天然气的合同，加权平均指数价格为每MMBtu 2.84美元。截至2020年9月30日，我们还进行了2020年10月至2024年12月期间的基差互换，涉及我们预计天然气产量的约78.6Bcf，定价差异从每MMBtu 0.35美元到0.53美元不等，以对冲TCO和NYMEX Henry Hub之间的差异。此外，我们还有看涨期权协议，如果行使，持有人有权在2024年以每MMBtu 2.77美元的价格签订固定价格掉期协议，每天约428 MMBtu。

截至2020年9月30日，我们在NYMEX-WTI拥有2020年10月至2021年12月期间的固定价格石油掉期合约，涵盖我们预计石油产量的约350万桶，加权平均指数价格为每桶55.48美元。此外，我们拥有2020年10月至2020年12月期间ARA丙烷的固定价格丙烷掉期合约，涵盖我们预计丙烷产量的约90万桶，加权平均指数价格为每加仑0.65美元。我们还拥有2020年10月至2021年3月期间OPIS乙烷Mt Belv的固定价格乙烷掉期合约，涵盖我们预计乙烷产量的约400万桶，加权平均指数价格为每加仑0.20美元。

截至2020年9月30日，我们还拥有与NYMEX定价挂钩的嵌入式看跌期权，用于与我们在VPP物业中保留权益120,667,000 MMBtu相关的生产量，截至2026年12月31日，加权平均执行价为每MMBtu 2.60美元。

我们相信，我们的对冲头寸为现金流提供了一些确定性，支持我们未来的运营和资本支出计划。截至2020年9月30日，我们商品衍生品合约的估计公允价值约为1.3亿美元的净负债。

运营结果

我们有三个经营部门：(1)天然气、NGL和石油的勘探、开发和生产；(2)企业过剩运力收集加工的销售和利用；(3)对Antero Midstream公司的权益法投资。Antero Midstream公司的运营收入主要来自Antero为我们的勘探和生产运营提供的服务的部门间交易中游搭档。合并后取消了所有部门间交易，包括Antero提供的水处理和处理服务的收入中游合作伙伴，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的结果中游合作伙伴包括在我们的合并财务报表中。自2019年3月13日起，Antero的结果中游合作伙伴不再包括在我们的业绩中；然而，我们的披露包括我们未合并的附属公司的部门，因为它们对我们的运营具有重要意义。见附注3-Antero Midstream Partners LP的非合并和附注18-未经审计的简明综合财务报表的分部信息。营销收入主要来自购买和销售第三方天然气和NGL的活动，以及营销和利用公司过剩的运输能力。

截至2019年9月30日的三个月与截至2020年9月30日的三个月

我们可报告部门的运营结果如下：截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月(单位：千)：


					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		固形
	生产		营销		公司		附属公司		总计
截至2019年9月30日的三个月：
收入和其他：
天然气销售	$	524,448		—		—		—		524,448
天然气液体销售		284,958		—		—		—		284,958
石油销售		40,561		—		—		—		40,561
商品衍生品公允价值收益		220,788		—		—		—		220,788
收集、压缩、水处理和处理		—		—		272,658		(272,658)		—
营销		—		46,645		—		—		46,645
其他收入(亏损)		1,481		—		(28,863)		28,863		1,481
总计	$	1,072,236		46,645		243,795		(243,795)		1,118,881

业务费用：
租赁经营	$	35,928		—		49,050		(49,050)		35,928
聚集和压缩		209,752		—		13,091		(13,091)		209,752
加工		230,377		—		—		—		230,377
交通运输		163,731		—		—		—		163,731
生产税和从价税		28,863		—		1,179		(1,179)		28,863
营销		—		108,216		—		—		108,216
探索		208		—		—		—		208
油气性质的减损		1,041,469		—		—		—		1,041,469
中游资产减值准备		—		—		465,278		(457,478)		7,800
损耗、折旧和摊销		241,503		—		24,460		(24,460)		241,503
资产报废债务的增加		927		—		54		(54)		927
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		32,048		—		10,466		(10,466)		32,048
基于股权的薪酬		3,875		—		20,129		(20,129)		3,875
或有收购对价的公允价值变动		—		—		1,977		(1,977)		—
合同终止和平台堆放		62		—		—		—		62
总计		1,988,743		108,216		585,684		(577,884)		2,104,759
营业收入(亏损)	$	(916,507)		(61,571)		(341,889)		334,089		(985,878)

未合并关联公司收益中的权益	$	(117,859)		—		18,478		(18,478)		(117,859)


					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		固形
	生产		营销		公司		附属公司		总计
截至2020年9月30日的三个月：
收入和其他：
天然气销售	$	436,304		—		—		—		436,304
天然气液体销售		327,426		—		—		—		327,426
石油销售		34,265		—		—		—		34,265
商品衍生品公允价值损失		(514,751)		—		—		—		(514,751)
收集、压缩、水处理和处理		—		—		251,215		(251,215)		—
营销		—		91,497		—		—		91,497
递延收入摊销		5,175		—		—		—		5,175
其他收入		675		—		(17,800)		17,800		675
总计	$	289,094		91,497		233,415		(233,415)		380,591

业务费用：
租赁经营	$	21,450		—		—		—		21,450
聚集和压缩		221,004		—		38,052		(38,052)		221,004
加工		244,888		—		—		—		244,888
交通运输		190,723		—		—		—		190,723
生产税和从价税		25,790		—		—		—		25,790
营销		—		128,580		—		—		128,580
探索		454		—		—		—		454
油气性质的减损		29,392		—		—		—		29,392
中游资产减值准备		—		—		947		(947)		—
损耗、折旧和摊销		238,418		—		26,801		(26,801)		238,418
资产报废债务的增加		1,115		—		39		(39)		1,115
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		25,941		—		9,554		(9,554)		25,941
基于股权的薪酬		5,699		—		3,678		(3,678)		5,699
合同终止、钻井平台堆放及其他费用		1,246		—		2,527		(2,527)		1,246
总计		1,006,120		128,580		81,598		(81,598)		1,134,700
营业收入(亏损)	$	(717,026)		(37,083)		151,817		(151,817)		(754,109)

未合并关联公司收益中的权益	$	24,419		—		23,173		(23,173)		24,419

截至2019年9月30日的三个月的勘探和生产部门业绩与截至2020年9月30日的三个月相比

下表列出了勘探和生产部门截至2019年9月30日的三个月与截至2020年9月30日的三个月的精选运营数据：


	截至三个月				总金额为
	九月三十日，				增加		百分比
	2019		2020		(减少)		变化
生产数据⁽¹⁾:
天然气(Bcf)		210		226		16	8	%
C2乙烷(MBBL)		4,307		5,459		1,152	27	%
C3+NGL(MBBL)		11,472		13,400		1,928	17	%
机油(MBbl)		865		1,367		502	58	%
合并(Bcfe)		310		347		37	12	%
日联合产量(MMcfe/d)		3,367		3,772		405	12	%
衍生工具结算生效前的平均价格⁽²⁾:
天然气(每立方英尺)	$	2.50	$	1.93	$	(0.57)	(23)	%
C2乙烷(每桶)	$	6.15	$	5.94	$	(0.21)	(3)	%
C3+NGL(每BBL)	$	22.53	$	22.01	$	(0.52)	(2)	%
油(每桶)	$	46.86	$	25.07	$	(21.79)	(47)	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	2.74	$	2.30	$	(0.44)	(16)	%
衍生产品结算影响后的平均实现价格⁽²⁾:
天然气(每立方英尺)	$	3.05	$	2.73	$	(0.32)	(10)	%
C2乙烷(每桶)	$	6.15	$	5.67	$	(0.48)	(8)	%
C3+NGL(每BBL)	$	22.67	$	23.81	$	1.14	5	%
油(每桶)	$	50.00	$	34.96	$	(15.04)	(30)	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	3.13	$	2.92	$	(0.21)	(7)	%
平均成本(每立方米)：
租赁经营	$	0.12	$	0.06	$	(0.06)	(50)	%
聚集和压缩	$	0.68	$	0.64	$	(0.04)	(6)	%
加工	$	0.74	$	0.71	$	(0.03)	(4)	%
交通运输	$	0.53	$	0.55	$	0.02	4	%
生产税	$	0.09	$	0.07	$	(0.02)	(22)	%
市场营销，网络	$	0.20	$	0.11	$	(0.09)	(45)	%
损耗、折旧、摊销和增值	$	0.78	$	0.69	$	(0.09)	(12)	%
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)	$	0.10	$	0.07	$	(0.03)	(30)	%

(1)	生产数据不包括与VPP相关的数量。

(2)	表中显示的平均销售价格反映了我们结算的商品衍生品的前后影响。我们对此类后效的计算包括商品衍生品结算的收益，这些商品衍生品不符合套期保值会计的条件，因为我们没有将它们指定或记录为用于会计目的的套期保值。石油和NGL产量按每桶6Mcf换算，以计算Bcfe总产量和每Mcfe数量。这一比率是对产品等效能含量的估计，并不一定反映它们的相对经济价值。

天然气销售。来自天然气生产的收入从截至2019年9月30日的三个月的5.24亿美元下降到截至2020年9月30日的三个月的4.36亿美元，减少了8800万美元，降幅为17%(计算方法是同比产量的变化乘以同比平均价格的变化)。在截至2020年9月30日的三个月中，天然气产量的增加导致天然气收入同比增加约4000万美元(按年产量变化乘以上年平均价格计算)，不包括衍生品结算的影响，我们价格的变化导致收入同比下降约1.28亿美元(按年平均价格变化乘以当年产量计算)。

NGLS销量。来自NGL生产的收入从截至2019年9月30日的三个月的2.85亿美元增加到截至2020年9月30日的三个月的3.27亿美元，增加了4200万美元，增幅为15%(计算方法是同比销量的变化乘以同比平均价格的变化)。NGL产量的增加导致NGL收入同比增加约5000万美元(按年产量变化乘以上年平均价格计算)，而我们价格的变化(不包括衍生品结算的影响)约占800万美元，而NGL产量的增加导致NGL收入同比增长约5000万美元(按年销量变化乘以上年平均价格计算)，不包括衍生品结算的影响，我们的价格变化约占800万美元

收入同比减少100万美元(按年平均价格变化乘以当年产量计算)。

石油销售。来自石油生产的收入从截至2019年9月30日的三个月的4100万美元下降到截至2020年9月30日的三个月的3400万美元，减少了700万美元，降幅为16%(计算方法是同比产量的变化乘以同比平均价格的变化)。石油产量的增加导致石油收入同比增加约2300万美元(按年产量变化乘以上年平均价格计算)，不包括衍生品结算影响的价格变化导致收入同比减少约3000万美元(按年平均价格变化乘以当年产量计算)。

商品衍生工具公允价值损益。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，当管理层认为我们的生产可以获得有利的未来销售价格时，我们签订固定的可变价格掉期合同、基数掉期合同和领子合同。因为我们没有将这些衍生品指定为会计套期保值，所以它们不会接受套期保值会计处理。因此，所有按市值计价的收益或亏损，以及已结算衍生工具的现金收入或付款，都在我们的运营报表中确认。商品衍生品公允价值收益(亏损)分别包括截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月现金结算衍生品收益1.2亿美元和2.34亿美元。截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月，我们的大宗商品对冲导致衍生品公允价值收益2.21亿美元，亏损5.15亿美元。

商品衍生工具公允价值损益根据未来商品价格而有所不同，在衍生工具合约结算或货币化之前，不会对现金流造成影响。任何会计期末的衍生资产或负债头寸，只要未来的商品价格从会计期末的水平上升或下降，或通过结算实现损益，就可能发生逆转。我们预计未来大宗商品价格和我们衍生工具的相关公允价值将继续波动。

递延收入摊销，VPP。截至2020年9月30日的三个月包括与VPP相关的500万美元递延收入的摊销，这与在此期间根据协议条款交付的产量有关，约为每MMBtu 1.61美元。有关这项交易的更多信息，请参阅本季度报告10-Q表格中其他部分包括的未经审计简明综合财务报表的注4-交易。

其他收入。截至2019年9月30日和2020年的三个月，其他收入保持相对稳定，为100万美元。

租赁经营费。租赁运营费用从截至2019年9月30日的三个月的3600万美元减少到截至2020年9月30日的三个月的2100万美元，减少了1500万美元，降幅为40%。按单位计算，租赁运营费用从截至2019年9月30日的三个月的0.12美元降至截至2020年9月30日的三个月的0.06美元，这主要是由于运营效率的提高(包括在完井作业中重复使用生产水和回流水)降低了水处理成本。

收集、压缩、加工和运输费用。收集、压缩、处理和运输费用增加了5300万美元，即9%，从截至2019年9月30日的三个月的6.04亿美元增加到截至2020年9月30日的三个月的6.57亿美元，这主要是由于产量增加了12%，但部分被两期之间成本的降低所抵消。收集和压缩成本从每立方米0.68美元降至每立方米0.64美元，这主要是由于天然气价格下降以及Antero Midstream公司1200万美元的奖励费用回扣导致燃料成本降低。由于水手东2号码头费用降低，加工成本主要从每立方米0.74美元降至0.71美元。由于落基山脉快速管道运费上涨，我们的运输成本从每立方米0.53美元增至0.55美元。

生产税和从价税费用。 生产和从价税从截至2019年9月30日的三个月的2,900万美元减少到截至2020年9月30日的三个月的2,600万美元，减少了300万美元，降幅为11%。这一下降主要是由于大宗商品价格的下降。在截至2019年9月30日和2020年的三个月里，生产和从价税占天然气收入的百分比相对一致，为6%。

油气性质的减损。在截至2019年9月30日的三个月内，我们确认了8.81亿美元的减值，以减记我们的Utica页岩证明财产的公允价值，因为该等财产的账面价值超过了基于截至2019年9月30日的未来条带商品价格的估计未贴现现金流。在截至2019年9月30日的三个月里，我们还记录了1.6亿美元的减值，这些减值与即将到期的租赁以及与我们不再计划投入使用的PAD相关的设计和初始成本有关。在截至2020年9月30日的三个月内，我们确认了2900万美元的减值，主要与即将到期的租约以及与我们不再计划投入使用的PAD相关的设计和初始成本有关。

损耗、折旧和摊销费用(“DD&A”)。DD&A费用从截至2019年9月30日的三个月的2.42亿美元降至截至2020年9月30日的三个月的2.38亿美元，减少了400万美元，降幅为1%。每个Mcfe的DD&A从截至2019年9月30日的三个月的0.78美元下降到截至2020年9月30日的三个月的0.69美元，这主要是由于Utica在2019年证实的8.81亿美元的财产减值导致可耗竭成本基础降低，这部分被期间间SEC价格下降导致的准备金下调所抵消。

一般和行政费用。截至2019年9月30日的三个月，一般和行政费用(不包括基于股权的薪酬支出)为3,200万美元，截至2020年9月30日的三个月为2,600万美元，减少600万美元，降幅为19%。这一下降主要是由于截至2020年9月30日的三个月员工相关费用减少，这是与2020年裁员相关的持续成本节约计划的结果。截至2019年9月30日，我们拥有569名员工，截至2020年9月30日，我们拥有520名员工。在单位基础上，不包括基于股权的薪酬的一般和行政费用下降了30%，从截至2019年9月30日的三个月的每立方米0.10美元降至截至2020年9月30日的三个月的每立方米0.07美元，这是由于生产量增加和期间总成本降低所致。

股权薪酬费用。截至2019年9月30日的三个月，非现金股权薪酬支出为400万美元，截至2020年9月30日的三个月，非现金股权薪酬支出为600万美元，增加200万美元，增幅为47%。这一增长主要是由于在截至2020年9月30日的三个月中授予了新的基于股权的薪酬奖励。有关基于股权的薪酬奖励的更多信息，请参阅本季度报告中表格10-Q中其他部分包括的未经审计的简明综合财务报表的附注10-基于股权的薪酬。

合同终止和平台堆放。在截至2019年9月30日的三个月中，我们产生的合同终止和钻井平台堆叠成本不到100万美元，而截至2020年9月30日的三个月为100万美元。合同终止和钻井平台堆叠成本是指延迟或取消与第三方承包商签订的钻井和完井合同，以使我们的钻井和完井活动水平与我们的资本预算保持一致而产生的费用。

讨论截至2019年9月30日的三个月与截至2020年9月30日的三个月的营销部门

市场营销。我们已经为我们目前和预期的未来生产签订了长期的确定运输协议，以确保有保证的运力进入有利的市场。在可行的情况下，我们购买和销售第三方天然气和NGL，以利用我们过剩的公司运输能力，或释放能力给第三方，以代表我们进行这些活动，以降低与这些运输协议下的未使用能力相关的净成本。

我们营销活动的运营亏损，或我们的净营销费用，从截至2019年9月30日的三个月的6200万美元，或每Mcfe 0.20美元，下降到截至2020年9月30日的三个月的3700万美元，或每Mcfe 0.11美元。这一下降是由于运量增加和我们公司一些多余的运输费用的减少所推动的。

营销收入从截至2019年9月30日的三个月的4700万美元增加到截至2020年9月30日的三个月的9200万美元，增长了4500万美元，增幅为96%。营销费用从截至2019年9月30日的三个月的1.08亿美元增加到截至2020年9月30日的三个月的1.29亿美元，增加了2100万美元，增幅为19%。营销费用包括与当前过剩的公司产能相关的公司运输成本，以及第三方购买天然气和NGL的成本。在截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月里，上述费用中包括的固定运输成本分别为6200万美元和3200万美元。

讨论截至2019年9月30日的三个月与截至2020年9月30日的三个月的Antero Midstream公司部门

Antero Midstream公司。Antero Midstream Corporation部门的收入从截至2019年9月30日的三个月的2.44亿美元下降到截至2020年9月30日的三个月的2.35亿美元，减少了900万美元，降幅为4%，主要是由于水处理收入的减少。与该部门相关的总运营费用从截至2019年9月30日的三个月的5.86亿美元降至截至2020年9月30日的三个月的8200万美元。减少主要是由于在截至2019年9月30日的三个月内，Antero Midstream Corporation的废水处理设施以及相关商誉和客户关系的减值费用为4.57亿美元。

讨论截至2019年9月30日的三个月与截至2020年9月30日的三个月未分配给细分市场的项目

利息支出。在截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月中，我们的利息支出相对持平，为4800万美元，这是由于以低于其声明价值的价格回购我们的无担保优先票据导致的总债务减少，部分被新发行的2026年可转换票据(定义如下)的应计利息所抵消。利息支出分别包括截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月递延融资成本的约260万美元和310万美元的非现金摊销。

交易费用。在截至2020年9月30日的三个月中，我们产生的交易费用不到100万美元，在截至2019年9月30日的三个月中没有产生可比成本。这些费用包括与ORRI交易相关的法律和交易费。有关这项交易的更多信息，请参阅本季度报告10-Q表格中其他部分包括的未经审计简明综合财务报表的注4-交易。

所得税优惠。所得税优惠从截至2019年9月30日的三个月的2.73亿美元递延税收优惠减少到截至2020年9月30日的三个月的1.69亿美元递延税收优惠，有效税率为23%。这一变化主要是由于上一时期尤蒂卡页岩已探明物业减值导致账面收入增加所致。

截至2019年9月30日的9个月与.相比截至2020年9月30日的9个月

我们可报告部门的运营结果如下：截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月(单位：千)：


					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		固形
	生产		营销		公司		附属公司		总计
截至2019年9月30日的9个月：
收入和其他：
天然气销售	$	1,735,086		—		—		—		1,735,086
天然气液体销售		902,606		—		—		—		902,606
石油销售		137,675		—		—		—		137,675
商品衍生品公允价值收益		471,847		—		—		—		471,847
收集、压缩、水处理和处理		—		—		592,699		(588,220)		4,479
营销		—		200,911		—		—		200,911
其他收入		4,999		—		(39,178)		37,527		3,348
总计	$	3,252,213		200,911		553,521		(550,693)		3,455,952

业务费用：
租赁经营		119,754		—		111,427		(112,664)		118,517
聚集和压缩		632,733		—		28,324		(138,810)		522,247
加工		593,394		—		—		—		593,394
交通运输		479,582		—		—		—		479,582
生产税和从价税		94,569		—		2,549		(1,609)		95,509
营销		—		408,839		—		—		408,839
探索		648		—		—		—		648
油气性质的减损		1,253,712		—		—		—		1,253,712
中游资产减值准备		—		—		472,854		(458,072)		14,782
损耗、折旧和摊销		702,299		—		68,557		(46,850)		724,006
资产出售损失		951		—		—		—		951
资产报废债务的增加		2,758				133		(70)		2,821
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		111,363		—		31,931		(16,114)		127,180
基于股权的薪酬		16,850		—		53,095		(50,618)		19,327
或有收购对价的公允价值变动		—		—		5,323		(5,323)		—
合同终止和平台堆放		14,026		—		—		—		14,026
总计		4,022,639		408,839		774,193		(830,130)		4,375,541
营业收入(亏损)	$	(770,426)		(207,928)		(220,672)		279,437		(919,589)

未合并关联公司收益中的权益	$	(102,457)		—		34,981		(22,717)		(90,193)


					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		固形
	生产		营销		公司		附属公司		总计
截至2020年9月30日的9个月：
收入和其他：
天然气销售	$	1,214,801		—		—		—		1,214,801
天然气液体销售		797,296		—		—		—		797,296
石油销售		78,233		—		—		—		78,233
商品衍生品公允价值损失		(116,933)		—		—		—		(116,933)
收集、压缩、水处理和处理		—		—		749,870		(749,870)		—
营销		—		201,855		—		—		201,855
递延收入摊销		5,175		—		—		—		5,175
其他收入		2,180		—		(53,011)		53,011		2,180
总计	$	1,980,752		201,855		696,859		(696,859)		2,182,607

业务费用：
租赁经营	$	71,836		—		—		—		71,836
聚集和压缩		616,785		—		128,847		(128,847)		616,785
加工		697,716		—		—		—		697,716
交通运输		562,583		—		—		—		562,583
生产税和从价税		71,481		—		—		—		71,481
营销		—		334,906		—		—		334,906
探索		895		—		—		—		895
油气性质的减损		155,962		—		—		—		155,962
中游资产减值准备		—		—		665,491		(665,491)		—
损耗、折旧和摊销		652,130		—		81,889		(81,889)		652,130
资产报废债务的增加		3,330		—		142		(142)		3,330
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		84,263		—		29,478		(29,478)		84,263
基于股权的薪酬		17,001		—		9,713		(9,713)		17,001
合同终止、钻井平台堆放及其他费用		12,317		—		13,920		(13,920)		12,317
总计		2,946,299		334,906		929,480		(929,480)		3,281,205
营业亏损	$	(965,547)		(133,051)		(232,621)		232,621		(1,098,598)

未合并关联公司收益(亏损)中的权益	$	(83,408)		—		63,197		(63,197)		(83,408)

截至2019年9月30日的9个月的勘探和生产部门业绩与截至2020年9月30日的9个月相比

下表列出了勘探和生产部门截至2019年9月30日的9个月与截至2020年9月30日的9个月的精选运营数据：


	截至9个月				总金额为
	九月三十日，				增加		百分比
	2019		2020		(减少)		变化
生产数据⁽¹⁾:
天然气(Bcf)		617		649		32	5	%
C2乙烷(MBBL)		11,536		14,686		3,150	27	%
C3+NGL(MBBL)		29,842		36,167		6,325	21	%
机油(MBbl)		2,823		3,308		485	17	%
合并(Bcfe)		882		974		92	10	%
日联合产量(MMcfe/d)		3,232		3,554		322	10	%
衍生工具结算生效前的平均价格⁽²⁾:
天然气(每立方英尺)	$	2.81	$	1.87	$	(0.94)	(33)	%
C2乙烷(每桶)	$	8.01	$	5.85	$	(2.16)	(27)	%
C3+NGL(每BBL)	$	27.15	$	19.67	$	(7.48)	(28)	%
油(每桶)	$	48.77	$	23.65	$	(25.12)	(52)	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	3.15	$	2.15	$	(1.00)	(32)	%
衍生产品结算影响后的平均实现价格⁽²⁾:
天然气(每立方英尺)	$	3.23	$	2.80	$	(0.43)	(13)	%
C2乙烷(每桶)	$	8.01	$	5.72	$	(2.29)	(29)	%
C3+NGL(每BBL)	$	27.24	$	22.25	$	(4.99)	(18)	%
油(每桶)	$	50.16	$	38.00	$	(12.16)	(24)	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	3.44	$	2.91	$	(0.53)	(15)	%
平均成本(每立方米)：
租赁经营	$	0.14	$	0.07	$	(0.07)	(50)	%
聚集和压缩	$	0.72	$	0.63	$	(0.09)	(13)	%
加工	$	0.67	$	0.72	$	0.05	7	%
交通运输	$	0.54	$	0.58	$	0.04	7	%
生产税和从价税	$	0.11	$	0.07	$	(0.04)	(36)	%
营销费用净额	$	0.24	$	0.14	$	(0.10)	(42)	%
损耗、折旧、摊销和增值	$	0.80	$	0.67	$	(0.13)	(16)	%
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)	$	0.13	$	0.09	$	(0.04)	(31)	%

(1)	生产数据不包括与VPP相关的数量。

(2)	表中显示的平均销售价格反映了我们结算的商品衍生品的前后影响。我们对此类后效的计算包括商品衍生品结算的收益，这些商品衍生品不符合套期保值会计的条件，因为我们没有将它们指定或记录为用于会计目的的套期保值。石油和NGL产量按每桶6Mcf换算，以计算Bcfe总产量和每Mcfe数量。这一比率是对产品等效能含量的估计，并不一定反映它们的相对经济价值。

天然气销售。来自天然气生产的收入从截至2019年9月30日的9个月的17亿美元下降到截至2020年9月30日的9个月的12亿美元，减少了5.2亿美元，降幅为30%(计算方法是同比产量的变化乘以同比平均价格的变化)。在截至2020年9月30日的9个月中，天然气产量的增加导致天然气收入同比增加约9000万美元(按年产量变化乘以上年平均价格计算)，不包括衍生品结算的影响，我们价格的变化导致收入同比下降约6.1亿美元(按年平均价格变化乘以当年产量计算)。

NGLS销量。来自NGL生产的收入从截至2019年9月30日的9个月的9.03亿美元下降到截至2020年9月30日的9个月的7.97亿美元，减少了1.06亿美元，降幅为12%(计算方法是同比销量的变化乘以同比平均价格的变化)。NGL产量的增加导致NGL收入同比增加约1.96亿美元(按年产量变化乘以上年平均价格计算)，而我们价格的变化(不包括衍生品结算的影响)约占302美元

收入同比减少100万美元(按年平均价格变化乘以当年产量计算)。

石油销售。来自石油生产的收入从截至2019年9月30日的9个月的1.38亿美元下降到截至2020年9月30日的9个月的7800万美元，减少了5900万美元，降幅为43%(计算方法是同比产量的变化乘以同比平均价格的变化)。石油产量的增加导致石油收入同比增加2400万美元(按年产量变化乘以上年平均价格计算)，不包括衍生品结算影响的价格变化导致收入同比减少约8300万美元(按年平均价格变化乘以当年产量计算)。

商品衍生公允价值损益(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，当管理层认为我们的生产可以获得有利的未来销售价格时，我们签订固定的可变价格掉期合同、基数掉期合同和领子合同。因为我们没有将这些衍生品指定为会计套期保值，所以它们不会接受套期保值会计处理。因此，所有按市值计价的收益或亏损，以及已结算衍生工具的现金收入或付款，都在我们的运营报表中确认。商品衍生品公允价值收益(亏损)分别包括截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月现金结算衍生品收益2.62亿美元和7.59亿美元。截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月，我们的大宗商品对冲导致衍生品公允价值收益4.72亿美元和亏损1.17亿美元。

递延收入摊销，VPP。截至2020年9月30日的9个月包括与VPP相关的500万美元递延收入的摊销，这与在此期间根据协议条款交付的产量有关，约为每MMBtu 1.61美元。有关这项交易的更多信息，请参阅本季度报告10-Q表格中其他部分包括的未经审计简明综合财务报表的注4-交易。

其他收入。截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月，其他收入保持相对稳定，分别为300万美元和200万美元。

租赁经营费。租赁运营费用从截至2019年9月30日的9个月的1.19亿美元降至截至2020年9月30日的9个月的7,200万美元，减少4700万美元，降幅为39%。在单位基础上，租赁运营费用从截至2019年9月30日的9个月的每立方米0.14美元下降到截至2020年9月30日的9个月的每立方米0.07美元，这主要是由于运营效率的提高(包括在完井作业中重复使用生产的水和回流水)降低了水处理成本。

收集、压缩、加工和运输费用。收集、压缩、加工和运输费用增加了2.82亿美元，即18%，从截至2019年9月30日的9个月的16亿美元增加到截至2020年9月30日的9个月的19亿美元，这主要是由于两个时期之间的产量增加了10%，以及加工和运输成本上升。收集和压缩成本从截至2019年9月30日的9个月的每立方米0.72美元下降到截至2020年9月30日的9个月的每立方米0.63美元，这主要是由于天然气价格下降导致燃料成本下降，以及Antero Midstream Corporation提供的3600万美元奖励费用回扣。在截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月里，由于我们生产组合中NGL产量的增加，加工成本主要从每立方米0.67美元增加到每立方米0.72美元。然而，每桶NGL的加工成本相对保持不变。在截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月里，运输成本分别从每立方米0.54美元增加到每立方米0.58美元，这主要是由于落基山脉快速管道的费率增加，以及2019年2月上线的Mountain Xpress管道的需求费用。

生产税和从价税费用。 生产和从价税从截至2019年9月30日的9个月的9,600万美元下降到截至2020年9月30日的9个月的7,200万美元，减少了2,400万美元，降幅为25%，主要是由于两个时期之间大宗商品价格的下降。在截至2019年9月30日和2020年的9个月中，生产和从价税占天然气收入的比例相对一致，为6%。

油气性质的减损。在截至2019年9月30日的九个月内，我们确认了8.81亿美元的减值，以减记我们的Utica页岩证明财产的公允价值，因为该等财产的账面价值超过了

基于截至2019年9月30日的未来条带商品价格估计的未贴现现金流。在截至2019年9月30日的9个月里，我们还记录了3.73亿美元的减值，这些减值与即将到期的租赁以及与我们不再计划投入使用的PAD相关的设计和初始成本有关。在截至2020年9月30日的9个月中，我们确认了1.56亿美元的减值，主要与即将到期的租约以及与我们不再计划投入使用的PAD相关的设计和初始成本有关。

损耗、折旧和摊销费用。DD&A费用从截至2019年9月30日的9个月的7.24亿美元降至截至2020年9月30日的9个月的6.52亿美元，减少了7200万美元，降幅为10%。每个Mcfe的DD&A从截至2019年9月30日的9个月的0.80美元下降到截至2020年9月30日的9个月的0.67美元，这主要是由于Utica在2019年证实的8.81亿美元的财产减值导致可耗竭成本基础降低，部分被期间间SEC价格下降导致的准备金下调所抵消。

一般和行政费用。截至2019年9月30日的9个月，一般和行政费用(不包括基于股权的薪酬支出)为1.27亿美元，截至2020年9月30日的9个月为8400万美元，减少4300万美元，降幅为34%。这一下降主要是由于在截至2020年9月30日的9个月中，由于与2020年裁员相关的持续成本节约计划，员工相关费用减少。截至2019年9月30日，我们拥有569名员工，截至2020年9月30日，我们拥有520名员工。在单位基础上，不包括基于股权的薪酬的一般和行政费用下降了31%，从截至2019年9月30日的9个月的每立方米0.13美元降至截至2020年9月30日的9个月的每立方米0.09美元，这是由于生产量增加和期间总成本降低所致。

股权薪酬费用。非现金股权薪酬支出从截至2019年9月30日的9个月的1,900万美元降至截至2020年9月30日的9个月的1,700万美元，减少了200万美元，降幅为12%。这一下降是股权奖励被没收的结果，以及2019年对官员和员工的奖励总值下降，这影响了未来的费用确认。当股权奖励被没收时，以前确认的奖励费用将被冲销。有关基于股权的薪酬奖励的更多信息，请参阅本季度报告中表格10-Q中其他部分包括的未经审计的简明综合财务报表的附注10-基于股权的薪酬。

合同终止和平台堆放。在截至2019年9月30日的9个月中，我们产生了1400万美元的合同终止和钻井平台堆叠成本，而截至2020年9月30日的9个月为1200万美元。合同终止和钻井平台堆叠成本是指延迟或取消与第三方承包商签订的钻井和完井合同，以使我们的钻井和完井活动水平与我们的资本预算保持一致而产生的费用。

与截至2020年9月30日的9个月相比，讨论截至2019年9月30日的9个月的市场细分

我们的净营销费用从截至2019年9月30日的9个月的2.08亿美元，或每Mcfe 0.24美元，降至截至2020年9月30日的9个月的1.33亿美元，或每Mcfe 0.14美元。这一下降是由于运量增加和我们公司一些多余的运输费用的减少所推动的。

截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月，营销收入相对持平，分别为2.01亿美元和2.02亿美元。

营销费用从截至2019年9月30日的9个月的4.09亿美元降至截至2020年9月30日的9个月的3.35亿美元，减少了7400万美元，降幅为18%。营销费用包括与当前过剩的公司产能相关的公司运输成本，以及第三方购买天然气和NGL的成本。在截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月里，上述费用中包括的公司运输成本分别为1.27亿美元和1.22亿美元。

与截至2020年9月30日的9个月相比，讨论截至2019年9月30日的9个月的Antero Midstream公司部门

截至2019年3月12日，Antero Midstream Partners的业绩包括在我们的合并财务报表中。自2019年3月13日起，我们不再将Antero Midstream Partners的业绩合并到我们的业绩中。因此，这九个月

截至2019年9月30日的业绩包括Antero Midstream Partners截至2019年3月12日的业绩。见附注3-Antero Midstream Partners LP解除合并为未经审计的简明综合财务报表。

Antero Midstream公司。Antero Midstream Corporation部门的收入从截至2019年9月30日的9个月的5.54亿美元增加到截至2020年9月30日的9个月的6.97亿美元，增加1.43亿美元，增幅为26%，这主要是由于截至2019年9月30日的9个月仅包括Antero Midstream Corporation在2019年3月12日简化交易完成后的业绩。与该部门相关的总运营费用从截至2019年9月30日的9个月的7.74亿美元增加到截至2020年9月30日的9个月的9.29亿美元。这一增长主要是由于Antero Midstream公司对其淡水管道和设备减值8900万美元，以及其商誉减值支出5.75亿美元。

与截至2020年9月30日的9个月相比，讨论截至2019年9月30日的9个月内未分配给细分市场的项目

股权投资减值。于2020年3月31日，我们认定事件及情况显示，我们在Antero Midstream Corporation的权益法投资的账面价值经历了非暂时性的下降，我们记录了6.11亿美元的减值。Antero Midstream Corporation权益法投资的公允价值基于Antero Midstream Corporation于2020年3月31日的报价市场股价。

利息支出。我们的利息支出(不包括与Antero Midstream Partners债务相关的利息支出)从截至2019年9月30日的9个月的1.57亿美元降至截至2020年9月30日的9个月的1.53亿美元，主要是由于我们以低于其声明价值的价格回购了我们的无担保优先票据的债务，部分抵消了新发行的2026年可转换票据的应计利息。

合并利息支出从截至2019年9月30日的9个月的1.74亿美元减少到截至2020年9月30日的9个月的1.53亿美元，减少了2100万美元，降幅为12%。在截至2019年9月30日的9个月内，与Antero Midstream Partners截至2019年3月12日的债务相关的利息包括在合并利息支出中。利息支出分别包括截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月递延融资成本的约830万美元和800万美元的非现金摊销。

交易费用。在截至2020年9月30日的9个月中，我们产生了700万美元的交易费用，在截至2019年9月30日的9个月中，我们没有产生可比成本。这些费用包括与出售我们的ORRI和创建Martica相关的法律和交易费，以及VPP交易。有关这些交易的更多信息，请参阅本季度报告10-Q表格中其他部分包括的未经审计的简明综合财务报表的注4-交易。

所得税费用/福利。所得税支出从截至2019年9月30日的9个月的3300万美元递延税费支出，下降到截至2020年9月30日的9个月的4.21亿美元递延税收优惠，有效税率为24%。这一变化主要是由于Antero Midstream Partners截至2019年9月30日的9个月的简化交易和相关解除合并导致账面收入增加，但被我们对Antero Midstream Corporation的投资减值导致的账面收入减少以及截至2020年9月30日的9个月的大宗商品价格下跌导致的收入减少所抵消。

资本资源与流动性

我们的主要流动性来源是通过经营活动提供的净现金，包括衍生品收益、信贷安排下的借款、债务和股权证券的发行、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，包括出售最重要的特许权使用费权益。我们的现金主要用于勘探、开发和收购石油和天然气资产。在我们发展储备的同时，我们会不断监察哪些资本资源(包括股权和债务融资)可用来满足我们未来的财务义务、计划中的资本支出活动和流动资金需求。我们未来在提高已探明储量和产量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用的资本资源。

在截至2020年9月30日的9个月中，我们根据2020年3月31日到期的股票回购计划回购了普通股。在截至2020年9月30日的9个月里，我们以加权平均价格每股1.54美元回购并停用了28,193,237股普通股，金额约为4300万美元。

我们也可能寻求通过现金购买、公开市场购买、私下谈判交易或其他方式不时注销或购买我们的未偿还债务证券。任何此类回购将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。在截至9月的3个月和9个月内，2020年30日，我们分别回购了4.61亿美元和11亿美元的债务本金，加权平均折扣分别为13%和17%，其中购买的债券包括部分2021年债券、2022年债券、2023年债券和2025年债券。在截至2020年9月30日的三个月和九个月内的本金回购包括通过先前披露的投标报价以加权平均折让10%的价格回购2021年债券、2022年债券和2023年债券的3.67亿美元。这些回购以折扣价进行，导致未偿债务总额和利息支出净减少。

自.起2020年9月30日我们相信，来自运营现金流、未合并附属公司的分配、信贷安排下的可用借款或资本市场交易的资金将足以满足我们的现金需求，包括至少未来12个月的正常运营需求、偿债义务、资本支出以及承诺和或有事项。

我们的2021年票据将于2021年11月1日到期，我们的信贷安排将在该日期之前91天到期，如果2021年8月1日之前没有偿还2021年票据，我们的信贷安排将于2021年8月1日到期。根据我们的业务计划，我们打算在2021年8月1日之前用我们资产出售计划的收益、运营现金流和信贷安排下的可用借款来清偿2021年票据。因此，我们将我们的信贷安排归类为长期债务。我们信贷安排的分类不会影响我们的任何金融契约。他说：

有关我们未偿债务的更多信息，请参阅本季度报告Form 10-Q中包含的未经审计简明综合财务报表的附注8-长期债务。有关新冠肺炎对我国资本资源和流动性影响的信息，请参阅“-新冠肺炎大流行”。

下表汇总了我们截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月的现金流：


	截至9个月
	9月30日，				增加
(千)	2019		2020		(减少)
经营活动提供的净现金	$	955,518		492,510		(463,008)
投资活动所用现金净额		(825,327)		(384,063)		441,264
融资活动提供(用于)的现金净额		489,341		(108,447)		(597,788)
Antero Midstream Partners LP的解固效果		(619,532)		—		619,532
现金及现金等价物净增(减)额	$	—		—		—

本公司截至2019年9月30日止九个月的简明综合现金流量表包括Antero Midstream Partners于2019年3月13日之前的相关现金流量。自2019年3月13日起，公司的现金流仅包括与Antero相关的运营、投资和融资活动。因此，截至2019年9月30日的9个月的现金流可能不能代表我们预期的未来现金流。有关更多信息，请参阅附注3-Antero Midstream Partners LP对未经审计的简明综合财务报表的解除合并。

经营活动提供的现金流

截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月，经营活动提供的净现金分别为9.56亿美元和4.93亿美元。经营现金流减少的主要原因是商品衍生产品结算前后的商品价格下降，以及收集、压缩、加工和运输成本的增加。

我们的净营运现金流对许多变数非常敏感，其中最重要的是天然气、NGL和石油价格的波动，以及可归因于我们的商品衍生品结算的现金流的波动。天然气、天然气和石油的价格主要由当时的市场状况决定。区域和全球经济活动、天气、基础设施进入市场的能力、存储容量和其他变量影响这些产品的市场状况。例如，新冠肺炎疫情的影响降低了国内外对天然气、天然气和石油的需求。这些因素超出了我们的控制范围，很难预测。

用于投资活动的现金流

用于投资活动的现金流由截至2019年9月30日的9个月的8.25亿美元减少至截至2020年9月30日的9个月的3.84亿美元，主要是由于在截至2020年9月30日的9个月期间资本支出减少3.07亿美元。

截至2020年9月30日的9个月与2019年同期相比，影响截至2019年9月30日的九个月的简化交易收到的收益为2.97亿美元，影响截至2020年9月30日的九个月的水务溢价和解收到的收益为1.25亿美元。

此外，截至2019年9月30日的9个月包括Antero Midstream Partners在合资企业中的投资2500万美元，以及水处理和处理系统以及天然气收集和压缩系统的资本支出7300万美元。由于Antero Midstream Partners于2019年3月12日解除合并，截至2020年9月30日的9个月投资活动中使用的现金流不包括Antero Midstream Partners投资活动的应占成本。见附注3-Antero Midstream Partners LP解除合并为未经审计的简明综合财务报表。

石油和天然气资产的总资本支出从截至2019年9月30日的9个月的10亿美元降至截至2020年9月30日的9个月的7.26亿美元，主要原因是钻井和完井活动减少、钻井和完井效率提高以及服务成本通缩。

我们2020年的钻井和完井资本预算已从11.5亿美元减少到7.5亿美元。我们的资本预算可能会在业务条件允许的情况下进行调整，因为资本支出的金额、时间和分配在很大程度上是可自由支配的，在我们的控制范围内。如果天然气、NGL和石油价格下降到不能产生可接受的公司回报水平，或者成本增加到不能产生可接受的公司回报水平，我们可能会将很大一部分预算资本支出推迟到晚些时候，以实现流动性来源和使用之间的理想平衡，并优先考虑我们认为具有最高预期回报和产生短期现金流潜力的资本项目。我们定期监控和调整资本支出，以应对大宗商品价格、融资可获得性、钻井和收购成本、行业状况、监管批准的时间、钻井平台的可获得性、钻井活动的相对成功程度、合同义务、内部产生的现金流以及我们控制之外的其他因素的变化。

融资活动提供(用于)的现金流

截至2019年9月30日的9个月，融资活动提供的净现金流为4.89亿美元，而截至2020年9月30日的9个月，融资活动提供的净现金流为1.08亿美元。这减少主要是由于Antero Midstream发行优先票据。在Antero Midstream Partners简化交易和相关的解除合并之前，Antero Midstream Partners的信贷安排被我们的信贷安排和Antero Midstream Partners的信贷安排的净偿还部分抵消。此外，在截至2020年9月30日的9个月中，我们收到了3亿美元用于出售Martica的非控股权益，并发行了2.88亿美元的2026年可转换票据本金。有关这些交易的更多信息，请分别参阅附注4-交易和附注8-长期债务。

我们的信贷安排和Antero Midstream Partners的信贷安排的净借款(偿还)从截至2019年9月30日的9个月的净偿还4500万美元变为截至2020年9月30日的9个月的净借款2.75亿美元。在截至2020年9月30日的9个月中，大约9亿美元被用于回购我们的2021年票据、2022年票据、2023年票据和2025年票据的一部分，其中部分资金来自我们信贷安排的净借款。此外，在截至2020年9月30日的9个月中，我们以约4300万美元的价格回购和停用了28,193,237股普通股，相比之下，在截至2019年9月30日的9个月中，我们回购了1800万美元的普通股。在截至2019年9月30日的9个月里，我们没有回购任何无担保票据。

债务协议和合同义务

优先担保循环信贷安排。我们的信贷安排是与银行贷款人组成的财团。信贷安排下的借款受基于我们资产抵押品价值的借款基数限制，并须定期重新确定。借款基数在2020年10月重新确认为28.5亿美元，贷款人承诺为26.4亿美元。*下一次借款基数的重新确定计划在2021年4月进行。信贷安排的到期日是(I)2022年10月26日和(Ii)我们当时未偿还的任何系列优先票据的最早声明赎回日期之前91天，两者中较早的日期。

在12月，2019年31日，我们在信贷安排下有5.52亿美元的借款，加权平均利率为3.28%，未偿还信用证为6.23亿美元。截至2020年9月30日，我们有8.27亿美元的借款和730美元的借款。信贷安排项下未付信用证的百万美元。截至2020年9月30日的9个月内，信贷安排产生的平均年化利率约为3.28%。我们的信贷安排提供伦敦银行同业拆借利率或另一种利率下的借款。

截至12月，我们遵守了适用的公约和比率。2019年9月31日和2020年9月30日。截至2020年9月30日，我们目前的比率为2.41比1.0，利息覆盖率为7.78比1.0。

有关信贷安排的条款、条件和限制的更多信息，请参阅2019年10-K表格。

高级注释。请参阅本季度报告所载未经审计简明综合财务报表的附注8-长期债务。10-Q和2019 Form 10-K中包含的“项目7.管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析”，以获取有关我们高级说明的信息。

我们可能会不时通过现金购买和/或股权证券交换、公开市场购买、私下谈判交易或其他方式寻求偿还或购买我们的未偿债务。这类回购(如果有的话)将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。涉及的金额可能是实质性的。在截至2020年9月30日的9个月中，我们以17%的加权平均折扣回购了11亿美元的债务本金，其中包括我们2021年债券、2022年债券、2023年债券和2025年债券的一部分。

可转换高级债券。2020年8月21日，我们发行了2.5亿美元的本金总额为44.25%。2026年9月1日到期的可转换优先债券(“2026年可转换债券”)。2020年9月2日，根据初始购买者购买额外2026年可转换票据的选择权的部分行使，我们额外发行了本金总额为3750万美元的2026年可转换票据。2026年可转换票据是根据契约发行的，是Antero Resources的优先无担保债务，根据修订后的1933年证券法第144A条规则，以私募方式向合格的机构买家发行。2026年的可转换票据以固定利率计息。年息4.25厘，由2021年3月1日开始，每半年派息一次，日期为每年3月1日及9月1日。发行2026年可转换票据的收益总额为2.786亿美元，扣除初始购买者费用和发行成本890万美元。*我们使用此次发行的净收益偿还其信贷安排下的部分未偿还债务。*有关详细信息，请参阅本季度报告(Form 10-Q)中包含的未经审计的简明综合财务报表的附注8-长期债务。

合同义务。下表提供了截至2020年9月30日我们的合同义务摘要。表中不包括对未合并联属公司的未来资本出资，因为债务的金额和时间都不能提前确定。


	剩余部分		截至十二月三十一日止的年度，
(单位：百万美元)	2020年		2021		2022		2023		2024		2025		此后		总计
记录的合同义务：
信贷安排⁽¹⁾	$	—		827		—		—		—		—		—		827
Antero高级票据-本金⁽²⁾		—		315		661		579		—		590		288		2,433
Antero高级票据-利息⁽²⁾		42		124		107		56		40		25		11		405
经营租赁⁽³⁾		66		247		267		301		335		307		1,139		2,662
融资租赁⁽³⁾		—		1		—		—		—		—		—		1
计算租赁利息⁽³⁾		91		344		312		274		232		187		419		1,859
资产报废义务⁽⁴⁾		—		—		—		—		—		—		59		59
未记录的合同义务：
坚固的运输⁽⁵⁾		278		1,076		1,034		1,061		1,021		981		6,941		12,392
处理、收集和压缩服务⁽⁶⁾		14		55		53		59		59		47		106		393
钻井和完井		2		—		—		—		—		—		—		2
土地支付义务⁽⁷⁾		2		3		—		—		—		—		—		5
总计	$	495		2,992		2,434		2,330		1,687		2,137		8,963		21,038

(1)	包括截至2020年9月30日的未偿还本金。此表不包括我们信贷安排的未来承诺费、利息支出或其他费用，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、还款或未来收取的利率的时间。信贷安排的到期日为(I)2022年10月26日和(Ii)Antero当时未偿还的任何系列优先票据的最早声明赎回日期之前91天的较早日期，如果2021年债券没有在该日期之前偿还，则为2021年8月1日。根据我们的业务计划，我们打算在2021年8月1日之前用我们资产出售计划的收益、运营现金流和我们信贷安排下的可用借款来清偿2021年票据。因此，我们将我们的信贷安排归类为长期债务。

(2)	我们的优先票据包括我们的2021年票据、2022年票据、2023年票据、2025年票据和2026年可转换票据。

(3)	包括钻机和完井船队提供服务的合同、加工、收集和压缩服务协议以及作为租赁入账的办公室和设备租赁。表中的值代表我们承诺支付的总金额；然而，我们将根据我们的工作利益在我们的财务报表中记录我们按比例分摊的成本。有关经营及融资租赁的详情，请参阅未经审核简明综合财务报表附注13-租赁。

(4)	代表我们估计的资产报废债务的现值。无论是最终的清偿金额还是资产报废义务的时间都不能提前准确确定；不过，我们相信很可能会在未来5年内清偿其中很小一部分债务。

(5)	包括与各种管道签订的明确运输协议，以促进我们的产品投放市场。这些合同承诺我们以商定的价格运输最低日天然气或天然气气体量，或按指定的预订费费率支付任何不足之处。此表中的金额反映了我们按预订费费率计算的最低日客流量。表中的价值代表我们承诺支付的总金额；但是，我们将根据我们的工作利益和扣除任何费用后的净额，在我们的财务报表中记录我们按比例分摊的成本。向第三方销售超额公司运输的EES。这些协议都没有被确定为租约。

(6)	加工、收集和压缩服务协议的合同承诺是未计入租赁的长期协议下的最低承诺。确定为租赁的债务包括在上表的融资和经营租赁中。

(7)	包括土地征用协议的合同承诺。表中的数值代表根据这些安排应支付的最低金额。这些协议都没有被确定为租约。

非GAAP财务指标

调整后的EBITDAX是一项非GAAP财务指标，我们将其定义为净收益(亏损)，包括扣除利息支出、利息收入、商品衍生品和营销衍生品的损益、递延收入的摊销前的净收益(亏损)，但包括除衍生品货币化收益以外的衍生品损益中的现金净收入或衍生工具付款、所得税、减值、损耗、折旧、摊销和增值、勘探费用、股权补偿、提前清偿债务的损益、合同终止和钻井平台堆积成本、出售股权投资股份的损失、未合并附属公司的收益或亏损、水务溢价、交易费、简化交易费用、增值、勘探费用、基于股权的补偿、提前清偿债务的损益、合同终止和钻井平台堆积成本、出售股权投资股份的损失、未合并附属公司的收益或损失、水利溢价、交易费、简化交易费。出售资产的损益和Antero Midstream Partners的相关调整。

截至2019年3月12日，Antero Midstream的财务业绩合作伙伴包括在我们的综合结果中。自2019年3月13日起，我们不再合并Antero中游合作伙伴并使用权益会计方法核算我们在Antero Midstream的权益。有关我们股权投资的更多信息，请参阅未经审计的简明综合财务报表的附注6-权益法投资。调整后的EBITDAX包括收到的与Antero有限合伙人权益有关的分配中游合作伙伴通用单位，截止日期为2019年3月12日。

我们使用和定义的调整后EBITDAX可能无法与其他公司采用的同名衡量标准相比，也不是根据GAAP计算的业绩衡量标准。调整后的EBITDAX不应单独考虑，也不应作为营业收入或亏损、净收益或亏损、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益或现金流量表数据的替代品。调整后的EBITDAX不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不代表可自由使用的资金，因为这些资金可能需要用于偿债、资本支出、营运资本、所得税、勘探费用以及其他承诺和义务。然而，我们的管理团队认为，调整后的EBITDAX对投资者评估我们的财务业绩很有用，因为这一衡量标准：

●

石油和天然气行业的投资者广泛使用这一指标来衡量经营业绩，而不考虑计算此类期限时不包括的项目，这些项目可能因公司的会计方法和资产的账面价值、资本结构和获得资产的方法等因素而有很大不同；

●

通过从我们的运营结构中去除资本和法律结构的影响，帮助投资者更有意义地评估和比较我们不同时期的运营结果；

●

由我们的管理团队用于各种目的，包括作为我们经营业绩的衡量标准，在向我们的董事会进行演示时使用，并作为战略规划和预测的基础；以及

●

被我们的董事会用来作为确定高管薪酬的绩效衡量标准。

使用调整后的EBITDAX作为业绩衡量标准有很大的局限性，包括无法分析某些对我们的净收益或亏损有重大影响的经常性和非经常性项目的影响，不同公司的经营结果缺乏可比性，以及不同公司报告的计算调整后EBITDAX的方法不同。

下表代表了我们的净收益(亏损)(包括非控股利息)与调整后EBITDAX的对账，以及我们调整后EBITDAX与经营活动提供的净现金(根据我们的未经审计的简明合并现金流量表提供的净现金)的对账，在每种情况下，截至2019年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月。调整后的EBITDAX不包括Antero Midstream Partners的业绩为了提供与Antero Resources当前结构的可比性自2019年3月13日起，我们不再合并Antero Midstream Partners的业绩。这些调整是公开的

在下表中作为Antero Midstream Partners的相关调整。调整后的EBITDAX也不包括Martica的非控股权益，这些调整在下表中作为Martica相关调整披露。


	截至三个月				截至9个月
	9月30日，				9月30日，
(千)	2019		2020		2019		2020
净收益(亏损)与调整后EBITDAX的对账：
可归因于Antero Resources公司的净收益(亏损)和综合收益(亏损)	$	(878,864)		(535,613)	$	142,067		(1,337,727)
可归因于非控股权益的净收益(亏损)和综合收益(亏损)		—		(18,233)		46,993		(17,997)
损耗、折旧、摊销和增值		242,430		239,533		726,827		655,460
油气性质的减损		1,041,469		29,392		1,253,712		155,962
中游资产减值准备		7,800		—		14,782		—
未实现的商品衍生品收益(损失)		(100,785)		748,791		(210,053)		875,811
衍生货币化收益		—		(18,073)		—		(18,073)
递延收入摊销		—		(5,175)		—		(5,175)
股权薪酬费用		3,875		5,699		19,327		17,001
所得税费用(福利)拨备		(272,627)		(168,778)		33,332		(421,167)
提前清偿债务的收益		—		(55,633)		—		(175,365)
未合并附属公司的权益(收益)亏损		117,859		(24,419)		90,193		83,408
股权投资减值		—		—		—		610,632
Antero Midstream Partners LP解除合并的收益		—		—		(1,406,042)		—
来自未合并关联公司的分配/股息		48,714		42,755		109,241		128,267
利息支出，净额		47,754		48,043		173,868		152,956
勘探费		208		454		648		895
出售资产的收益		—		—		951		—
合同终止和平台堆放		62		1,246		14,026		12,317
简化交易手续费		—		—		15,482		—
交易费用		—		524		—		6,662
		257,895		290,513		1,025,354		723,867
Antero Midstream合作伙伴相关调整⁽²⁾		—		—		(73,115)		—
Martica相关调整⁽²⁾		—		(18,072)		—		(21,172)
调整后的EBITDAX	$	257,895		272,441	$	952,239		702,695

我们调整后的EBITDAX与经营活动提供的净现金的对账：
调整后的EBITDAX	$	257,895		272,441	$	952,239		702,695
Antero Midstream合作伙伴相关调整⁽¹⁾		—		—		73,115		—
Martica相关调整⁽²⁾		—		18,072		—		21,172
利息支出，净额		(47,754)		(48,043)		(173,868)		(152,956)
勘探费		(208)		(454)		(648)		(895)
流动资产和流动负债的变动		(13,653)		(86,618)		127,322		(78,891)
简化交易手续费		—		—		(15,482)		—
交易费用		—		(524)		—		(6,662)
衍生货币化收益		—		18,073		—		18,073
其他项目		2,130		2,923		(7,160)		(10,026)
经营活动提供的净现金	$	198,410		175,870	$	955,518		492,510

(1)	反映的金额是扣除公司间活动的任何抵销调整后的净额，并包括与Antero相关的活动中游合作伙伴截止日期为2019年3月12日。自2019年3月13日起，Antero使用权益会计方法对其在Antero Midstream Corporation的未合并投资进行会计处理。有关权益法投资的进一步讨论，请参阅未经审计的简明综合财务报表附注6-权益法投资。

(2)	调整反映了在Martica的非控股权益，没有以其他方式进行上述金额的调整。

关键会计政策和估算

对我们财务状况和经营结果的讨论和分析是以我们的合并财务报表为基础的，这些报表是根据公认会计准则编制的。编制我们的财务报表需要我们做出影响资产、负债、收入和费用的报告金额以及或有资产和负债的相关披露的估计和假设。某些会计政策涉及判断及不确定因素，以致在不同条件下，或在使用不同假设时，有合理的可能性会呈报重大不同的金额。我们定期评估我们的估计和假设。我们根据过往经验及各种其他被认为在当时情况下属合理的假设作出估计，其结果构成对资产及负债账面值作出判断的基础，而该等资产及负债的账面价值并非从其他来源轻易可见。实际结果可能与我们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对我们生产活动的成功努力会计方法，对天然气、NGL和石油储量的估计，以及对未来现金流的标准化衡量，以及已探明财产的减值。我们提供了对我们更重要的会计政策、估计和判断的更广泛的讨论2019年表格。10-K我们相信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重要的估计和假设。另请参阅附注2-合并财务报表的主要会计政策摘要，包括在2019年表格10-K，用于讨论管理层做出的额外会计政策和估计。

当事件或环境变化显示物业的账面价值可能无法收回时，我们会按物业评估已探明的天然气、NGL及石油资产的账面价值，以减损Utica及Marcellus页岩资产。根据公认会计原则(GAAP For Success Effects)，若账面值超过估计未贴现未来现金流量净额(按未来价格计量)，吾等会估计我们已证实物业的公允价值，并就任何超过物业估计公允价值的物业账面金额入账减值费用。

估计未来的净现金流受到新冠肺炎疫情以及沙特阿拉伯在2020年3月决定降低石油售价并宣布增产计划的影响。这些事件已经并将继续造成本次评估中使用的未来价格的大幅波动。根据截至2020年9月30日的未来价格，估计的未贴现未来净现金流超过账面金额，不需要进一步评估。在截至2019年9月30日和2020年9月30日的9个月内，我们没有记录任何与我们已证实的物业相关的减值费用。我们于2019年9月30日记录了与Utica页岩物业相关的8.81亿美元减值费用。

估计未贴现未来现金流量对当前商品价格水平的商品价格波动非常敏感，价格相对较小的下跌可能导致账面金额超过未来报告期末的估计未贴现未来现金流量净额，这将需要我们进一步评估是否需要减值费用。如果未来价格从2020年9月30日起进一步下跌，我们物业的公允价值可能低于其账面价值，可能需要减值费用。然而，我们无法合理确定地预测未来的商品价格。

新会计公告

2020年8月5日，财务会计准则委员会发布了会计准则更新号2020-06，可兑换股票的会计核算实体自有权益中的工具和合同，其中取消ASC 470-20中的现金转换模式(在下文第1A项中定义)。风险因素)，需要对目前适用于2026年可转换票据的转换特征进行单独核算，而不是允许将债务工具和转换特征作为单一债务工具进行核算。新标准将于2022年1月1日生效，并允许提前采用。我们是评估我们的采用计划，包括采用日期和过渡方法。

一旦采用这一新标准，我们预计将把6200万美元的递延所得税和股票发行成本净额从股东权益中重新归类为长期债务和递延所得税负债(如果适用)。此外，2026年可转换票据的年度利息支出将以4.8%的实际利率为基础，而截至2020年9月30日的3个月和9个月的实际利率为11.7%。截至2020年9月30日，已发行的加权平均稀释后股票将从库存股方法下的零增加到IF转换方法下的6600万股。我们有不相信采用该标准会影响我们的运营战略或增长前景。

表外安排

截至2020年9月30日，除了对公司运输、天然气加工和分馏、收集和压缩服务以及土地支付义务的合同承诺外，我们没有任何表外安排。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”。

第三项关于市场风险的定量和定性披露。

以下信息的主要目标是提供有关我们潜在的市场风险敞口的前瞻性、定量和定性信息。“市场风险”是指因天然气、天然气和石油价格以及利率的不利变化而产生的损失风险。这些披露并不意味着是预期未来损失的准确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息提供了我们如何看待和管理我们持续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敞口是我们收到的天然气、NGL和石油生产的价格。定价主要由适用于我们美国天然气生产的现货地区市场价格和当前的全球石油价格推动。从历史上看，天然气、NGL和石油的价格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。我们收到的产品价格取决于许多我们无法控制的因素，包括销售点的商品价格和适用的指数价格之间的差异的波动性。

为了减轻大宗商品价格变化对我们现金流造成的一些潜在负面影响，当管理层相信未来可以获得有利的价格时，我们就会为我们的部分天然气、NGL和石油生产签订金融衍生品工具。

我们的金融对冲活动旨在支持天然气、NGL和石油价格达到目标水平，并管理我们对天然气、NGL和石油价格波动的敞口。这些合约可能包括商品价格掉期(我们将收到固定价格，并向合约交易对手支付可变的市场价格)、为对冲生产设定下限和上限的套圈、基差掉期或嵌入期权。这些合约是金融工具，不要求或不允许实物交割套期保值商品。截至2020年9月30日，我们的大宗商品衍生品包括基于指数定价的固定价格掉期和基差掉期。

截至2020年9月30日，我们已经进行了天然气掉期，覆盖了到2023年的部分预计产量。我们截至2020年9月30日的大宗商品对冲头寸在本表格季度报告其他部分包括的未经审计的简明综合财务报表的附注12-衍生品工具中概述。10-Q。根据信贷安排，我们被允许对未来60个月的预计产量进行对冲，最高可达75%。我们可以签订期限超过60个月，不超过72个月的对冲合同，最高可达我们预计产量的65%。根据我们的生产和我们的固定价格掉期合同以及截至2020年9月30日的9个月结算的嵌入式看跌期权，天然气价格每MMBtu下降0.10美元，石油和NGL价格每桶下降1.00美元，我们的收入将减少约3100万美元，不包括我们截至2020年9月30日仍未结清的衍生品头寸公允价值变化的影响。

除符合正常购买及正常销售范围例外或其他衍生工具范围例外的衍生工具外，所有衍生工具均根据公认会计原则按公平市价入账，并作为资产或负债计入我们的综合资产负债表。我们衍生工具的公允价值根据非履约风险进行了调整。由于我们没有将这些衍生品指定为会计套期保值，它们不接受对冲会计处理；因此，所有按市值计价的收益或损失，以及结算的衍生品工具的现金收入或付款，都在我们的运营报表中确认。我们在营业收入内将商品衍生品(包括已结算的衍生品和未平仓的衍生品头寸)的总损益计入“商品衍生品公允价值损益”。

衍生工具的按市值计价调整会导致收益波动，但在衍生工具合约结算或货币化之前，不会对市场价格的变动造成现金流影响。我们预计我们衍生工具的公允价值将继续波动。我们的现金流只有在相关衍生品合约通过向交易对手付款或从交易对手收取款项而结算或货币化时才会受到影响。截至2020年9月30日，我们的商品衍生工具的估计公允价值为1.3亿美元的净负债，包括流动和非流动资产和负债。截至2019年12月31日，我们大宗商品衍生品工具的估计公允价值为7.46亿美元的净资产，包括流动和非流动资产和负债。

通过消除2023年12月之前部分预期产量的价格波动，我们缓解了但不是消除了价格变化对这些时期我们运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，这些衍生品合约也限制了我们从商品价格上涨高于固定对冲价格所获得的好处。

交易对手和客户信用风险

我们对信用风险的主要敞口是通过以下原因产生的应收账款：大宗商品衍生品合同(截至2020年9月30日为1.27亿美元)；以及出售我们的天然气、NGL和石油生产(截至2020年9月30日为3.01亿美元)，我们向能源公司、最终用户和炼油厂销售这些产品。

通过使用不在交易所交易的衍生品工具来对冲大宗商品价格变化的风险敞口，我们将自己暴露在交易对手的信用风险之下。信用风险是交易对手在衍生品合同条款下可能无法履行的行为。当衍生品合约的公允价值为正时，预计交易对手会欠我们钱，这就产生了信用风险。为尽量减低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具竞争力的市场庄家的信誉良好的金融机构订立衍生工具合约。我们交易对手的信誉要接受定期审查。我们与16个不同的交易对手进行了大宗商品对冲，其中13个是我们信贷安排下的贷款人。截至2020年9月30日，我们的商品衍生品合约净负债的公允价值约为1.3亿美元，包括以下银行交易对手的衍生品资产：加拿大帝国商业银行-2900万美元；摩根士丹利-1700万美元；加拿大丰业银行-1400万美元；法国巴黎银行-500万美元；PNC-300万美元；TD Energy-300万美元；Natixis-200万美元和Truist-100万美元。我们商品衍生品资产的估计公允价值已使用贴现率进行风险调整，贴现率基于交易对手截至2020年9月30日各自公布的信用违约互换利率(如果可用，或如果不可用，则基于适用的路透社债券评级的贴现率)。我们认为，目前所有这些机构都是可以接受的信用风险。除信贷融资外，吾等根据衍生工具合约毋须向任何交易对手提供信贷支持或抵押品。, 他们也不需要向我们提供信贷支持。截至2020年9月30日，我们没有任何衍生品合约交易对手的任何逾期应收账款或应付款项。

我们还面临信用风险，因为我们从几个重要客户那里获得的应收账款集中用于天然气、NGL和石油的销售。我们一般不要求我们的客户提供抵押品。我们的重要客户不能或不能履行他们对我们的义务，或者他们的破产或清算，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。

利率风险

我们对利率风险的主要风险敞口来自信贷安排下的未偿还借款，信贷安排实行浮动利率。截至2020年9月30日的9个月内，信贷安排产生的平均年化利率约为3.23%。我们估计，截至2020年9月30日的9个月，适用的平均利率增加1.0%，将导致利息支出估计增加630万美元。

第四项。控制和程序。

对披露控制和程序的评价

根据规则13a-15(B)的要求，在我们的管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)的监督下，在我们的管理层(包括我们的首席财务官)的参与下，我们已经根据规则13a-15(E)和15d-15(E)的规定，评估了我们的披露控制和程序(如规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义的)的设计和操作的有效性。根据交易法)截至本季度报告所涵盖的10-Q表格期末。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保我们根据“交易法”提交或提交的报告中要求我们披露的信息已累计并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，以便及时决定所需的披露，并在规则指定的时间段内进行记录、处理、汇总和报告。以及证券交易委员会的表格。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2020年9月30日，我们的披露控制和程序在合理保证的水平上是有效的。

财务报告内部控制的变化

在截至2020年9月30日的三个月内，我们对财务报告的内部控制(根据外汇法案规则13a-15(F)和15d-15(F)的定义)没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

第II部分-其他资料

第(1)项。法律诉讼。

本项目所要求的信息包括在我们未经审计的简明综合财务报表附注15-或有事项中，并并入本文。

项目71A。风险因素。

由于我们所从事的商业活动的性质，我们面临一定的风险和危险。有关这些风险的讨论，请参阅“项目”。1A.2019年的“风险因素”Form 10-K和我们的Form 10-Q季度报告(截至2020年3月31日)，以及下面描述的风险。除以下描述外，在截至2020年3月31日的季度中，2019年Form 10-K和我们的Form 10-Q季度报告中描述的风险没有实质性变化。我们可能会经历更多我们目前不知道的风险和不确定因素。此外，由于未来发生的事态发展，我们目前认为无关紧要的条件也可能对我们产生实质性的不利影响。除了下面描述的风险之外，在2019年Form 10-K和截至2020年3月31日的季度Form 10-Q季度报告中，任何此类风险都可能对我们的业务、财务状况、现金流和运营结果产生重大不利影响。

可能以现金结算的可转换债务证券的会计方法，如2026年可转换票据，可能会对我们报告的财务业绩产生实质性影响。

根据会计准则汇编470-20，可转换债务及其他选择(“ASC 470-20”)，实体必须分开核算可转换债务工具(如2026年可转换票据)的负债及权益部分，该等可转换债务工具(如2026年可转换票据)于转换时可全部或部分以现金结算，其方式须反映发行人的经济利息成本。ASC 470-20对2026年可转换票据会计的影响是，要求在发行日将股权部分计入我们综合资产负债表上股东股权的额外实收资本部分，并且股权部分的价值将被视为债务折价，以便对2026年可转换票据的债务部分进行会计处理。因此，我们将被要求记录更多的非现金利息支出，因为2026年可转换票据的折现账面价值在2026年可转换票据期限内摊销至其面值。我们将在财务业绩中报告更大的净亏损(或更低的净收益)，因为ASC 470-20将需要利息来包括债务折扣的摊销和该工具的不可转换票面利率，这可能会对我们报告的收益和财务状况产生不利影响。

此外，在某些情况下，可能全部或部分以现金结算的可转换债务工具(如2026年可换股票据)可采用库存股方法入账，其效果是该等2026年可换股票据转换后可发行的股份不计入每股摊薄收益，但如该2026年可换股票据的换股价值超过其本金，则属例外。在库存股方法下，为了稀释每股收益的目的，如果我们选择结算这种过剩的股票，交易的会计处理就像是为解决这种过剩所需的普通股的数量已经发行了一样。我们不能确定未来的会计准则是否会继续允许使用库存股方法。如果我们不能或以其他方式选择不使用库存股方法来核算2026年可转换票据转换后可发行的股票，那么我们的稀释后每股收益可能会受到不利影响。例如，2020年8月，财务会计准则理事会发布了ASU第2020-06号，“债务--可转换债务和其他期权”(分专题470-20)和“实体自有股权衍生工具和对冲合同”(分专题815-40)，以修订现行会计准则，取消可转换工具的库存股方法，转而要求适用“如果转换”方法。根据该方法，如果采用该方法，稀释后每股收益通常将在假设所有票据在报告期开始时仅转换为普通股的情况下计算，除非结果将是反稀释的。IF转换方法的应用可能会改变之前报告的每股结果。

2026年可转换票据的转换可能会稀释现有股东的所有权权益，包括之前转换了2026年可转换票据的股东，或者可能以其他方式压低我们普通股的价格。

如果我们在转换任何2026年可转换票据时交付普通股，那么部分或全部2026年可转换票据的转换将稀释现有股东的所有权利益。在某些情况下，2026年可转换票据可能会在预定条款之前由持有人选择转换。在这种转换后可发行的普通股在公开市场上的任何销售都可能对我们普通股的现行市场价格产生不利影响。此外，2026年可转换票据的存在可能会鼓励市场参与者做空，因为2026年可转换票据的转换

可转换票据可以用来满足空头头寸，或者预期将2026年可转换票据转换为我们普通股的股票可能会压低我们普通股的价格。

我们可能无法筹集必要的资金，在根本变化后将2026年可转换票据回购为现金，或支付转换时到期的任何现金金额，我们的其他债务可能会限制我们回购2026年可转换票据或在转换时支付现金的能力。

除有限的例外情况外，我们2026年可转换票据的持有者可能要求我们在发生根本变化后，以现金回购价格回购他们的2026年可转换票据，现金回购价格通常等于要回购的2026年可转换票据本金的100%，外加应计和未支付的利息(如果有的话)。此外，在转换时，我们将以现金支付部分或全部转换义务，除非我们选择仅以我们普通股的股票进行转换结算。我们可能没有足够的现金或能够在我们被要求回购2026年可转换票据或支付转换时到期的现金金额时获得融资。此外，适用的法律、监管机构和管理我们其他债务的协议可能会限制我们回购2026年可转换票据或支付转换时到期现金金额的能力。我们无法履行2026年可转换票据规定的义务，可能会影响我们普通股的交易价格。

我们未能回购2026年可转换票据，或在需要时未能支付转换时到期的现金金额，将构成管理2026年可转换票据的契约项下的违约。本契约下的违约或根本变化本身的发生也可能导致根据管理我们其他债务的协议违约，这可能导致该其他债务立即全额支付。我们可能没有足够的资金来偿还其他债务和2026年可转换票据项下的所有到期金额。

我们2026年可转换票据的条款可能会推迟或阻止对我们的有利收购。

我们2026年可转换票据和管理此类票据的契约的某些条款可能会使第三方试图收购我们变得更加困难或昂贵。例如，如果一项收购构成了“根本性的变化”(如管理此类票据的契约所定义)，那么我们2026年可转换票据的持有者将有权要求我们以现金形式回购他们的2026年可转换票据。此外，如果接管构成了“彻底的根本改变”(如该契约所定义)，那么我们可能被要求暂时提高转换率。在任何一种情况下，以及在其他情况下，我们在2026年可转换票据和管理此类票据的契约下的义务可能会增加收购我们的成本，或者以其他方式阻碍第三方收购我们，包括在我们2026年可转换票据的持有者或我们普通股的持有者可能认为有利的交易中。

第二项股权证券的未登记销售

发行人购买股票证券

下表列出了我们在每个时期的股票购买活动：


				总数	近似值
				的股份	美元价值
				已回购	的股份
	总数			作为	那年五月
	的股份	平均价格		公开	但仍将被购买
期间	购得	按股支付		已宣布的计划	在计划下
2020年7月1日-2020年7月31日⁽¹⁾	14,485	$	2.85	—	$	—
2020年8月1日-2020年8月31日	—	$	—	—	$	—
2020年9月1日-2020年9月30日	—	$	—	—	$	—
总计	14,485	$	2.85	—	$	—

(1)	购买的股票总数包括7月份回购的14,485股，相当于我们转让给我们的普通股股份，以履行我们员工持有的限制性股票和RSU归属时产生的预扣税款义务。

项目6.陈列品


陈列品数		展品说明
3.1		修订和重新发布的Antero Resources Corporation公司注册证书(于2013年10月17日提交的公司当前8-K报表(委员会文件第001-36120号)通过引用附件3.1并入)。
3.2		修订及重订“Antero Resources Corporation章程”(于2013年10月17日提交的本公司现行8-K表格报告(委员会档案号第001-36120号)附件3.2)。
4.1		与2026年到期的4.25%可转换优先票据相关的契约，日期为2020年8月21日，由Antero Resources Corporation、其中点名的几家担保人和作为受托人的富国银行全国协会(Wells Fargo Bank，National Association)作为受托人(通过引用本公司于2020年8月21日提交的当前8-K报表(委员会文件第001-36120号)附件4.1并入)。
4.2		2026年到期的4.25%可转换优先票据的格式(通过参考本公司于2020年8月21日提交的8-K表格(委员会文件第001-36120号)附件4.2并入)。
10.1*		Antero Resources Corporation 2020长期激励计划(员工)下的留任奖励授予通知和留任奖励协议的格式。
10.2*		Antero Resources Corporation 2020长期激励计划下的限制性股票授予通知和限制性股票协议的格式。
10.3*		Antero Resources Corporation 2020长期激励计划下的绩效股单位授予通知和绩效股单位协议格式。
22.1*		担保子公司名单
31.1*		根据2002年“萨班斯·奥克斯利法案”(美国联邦法典第18编第7241节)第302节对公司首席执行官的认证。
31.2*		根据2002年“萨班斯·奥克斯利法案”(美国联邦法典第18编第7241节)第302节对公司首席财务官的认证。
32.1*		根据2002年“萨班斯·奥克斯利法案”第906节(美国联邦法典第18编第21350节)对公司首席执行官的认证。
32.2*		根据2002年“萨班斯·奥克斯利法案”第906节(美国联邦法典第18编第21350节)对公司首席财务官的认证。
101*		以下财务信息来自Antero Resources Corporation截至2020年9月30日的季度10-Q表格，格式为iXBRL(内联可扩展商业报告语言)：(I)简明综合资产负债表，(Ii)简明综合经营报表和全面收益(亏损)，(Iii)简明综合权益报表，(Iv)简明现金流量综合报表，以及(V)简明综合财务报表附注，以文本块标记。
104		封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。

标有星号(*)的展品与本季度报告一起以10-Q表格归档或提供。

签名

根据1934年证券交易法的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的下列签名人代表其签署。


Antero资源公司

依据：	/s/小格伦·C·沃伦(Glen C.Warren，Jr.)
	小格伦·C·沃伦(Glen C.Warren，Jr.)
	总裁、首席财务官兼秘书

日期：	2020年10月28日