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WtiMemberAR：天然气体液化成员美国-GAAP：SwapMember2021-06-300001433270AR：2021年7月12月AR：NymexToTcoMemberAR：NaturalGasMember2021-06-300001433270AR：2024年1月12月AR：NymexToTcoMemberAR：NaturalGasMember2021-06-300001433270AR：2023年1月12月AR：NymexToTcoMemberAR：NaturalGasMember2021-06-300001433270AR：2022年1月12月AR：NymexToTcoMemberAR：NaturalGasMember2021-06-300001433270AR：AteroMidstream成员AR：中流长期限奖励计划成员美国-GAAP：CommonStockMember2021-01-012021-06-300001433270AR：AteroMidstream成员美国-公认会计准则：受限的股票成员2019-03-122019-03-120001433270美国-公认会计准则：非控制性利益成员2021-01-012021-03-3100014332702021-01-012021-03-310001433270美国-公认会计准则：非控制性利益成员2020-04-012020-06-300001433270US-GAAP：PerformanceSharesMember2021-06-300001433270AR：一年期间成员US-GAAP：PerformanceSharesMember2021-04-012021-04-300001433270AR：PsuAwardsBasedOnLeverageRatioMember2021-04-012021-04-300001433270AR：三年期间成员US-GAAP：PerformanceSharesMember2021-04-012021-04-300001433270SRT：最小成员数US-GAAP：PerformanceSharesMember2021-04-012021-04-300001433270SRT：最小成员数AR：PsuAwardsBasedOnLeverageRatioMember2021-04-012021-04-300001433270SRT：最大成员数US-GAAP：PerformanceSharesMember2021-04-012021-04-300001433270SRT：最大成员数AR：PsuAwardsBasedOnLeverageRatioMember2021-04-012021-04-300001433270US-GAAP：PerformanceSharesMember2021-01-012021-06-300001433270AR：AteroMidstream成员2021-01-012021-06-300001433270Us-gaap:VariableInterestEntityPrimaryBeneficiaryMember2021-01-012021-06-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：市场营销成员2021-04-012021-06-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：市场营销成员2021-01-012021-06-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：市场营销成员2020-04-012020-06-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：市场营销成员2020-01-012020-06-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：探索和生产成员2021-04-012021-06-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：AteroMidstream成员2021-04-012021-06-300001433270US-GAAP：部门间消除成员2021-04-012021-06-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：探索和生产成员2021-01-012021-06-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：探索和生产成员2020-04-012020-06-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：AteroMidstream成员2020-04-012020-06-300001433270US-GAAP：部门间消除成员2020-04-012020-06-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：探索和生产成员2020-01-012020-06-300001433270AR：AteroMidstream成员2021-01-012021-03-3100014332702020-08-102020-08-100001433270AR：QlCapitalPartnersMemberSRT：最小成员数2021-02-170001433270AR：QlCapitalPartnersMemberSRT：最大成员数2021-02-170001433270AR：QlCapitalPartnersMember2021-02-170001433270AR：J.P.MganVenturesEnergyCorporation成员2020-07-012020-07-010001433270AR：J.P.MganVenturesEnergyCorporation成员2020-07-010001433270AR：现金奖励成员2020-01-012020-01-310001433270AR：华盛顿燃气照明公司成员美国-GAAP：PendingLitigationMember2019-06-300001433270Ar:DebtInstrumentRedemptionPeriodOnOrBefore01March2025MemberAR：高级注释5.375%Due2030成员2021-06-012021-06-010001433270Ar:DebtInstrumentRedemptionPeriodOnOrBefore01February2024MemberAR：老年人注意7625%Due2029成员2021-01-262021-01-260001433270Ar:DebtInstrumentRedemptionPeriodOnOrBefore15January2024MemberAR：老年人注意事项8375%Due2026成员2021-01-042021-01-040001433270AR：高级注释5.375%Due2030成员2021-06-012021-06-010001433270AR：老年人注意7625%Due2029成员2021-01-262021-01-260001433270AR：老年人注意事项8375%Due2026成员2021-01-042021-01-040001433270US-GAAP：LineOfCreditMember2021-06-300001433270AR：AteroMidstream成员Us-gaap:EquityMethodInvestmentNonconsolidatedInvesteeOrGroupOfInvesteesMember2021-01-012021-06-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：AteroMidstream成员2021-01-012021-06-300001433270US-GAAP：部门间消除成员2021-01-012021-06-300001433270US-GAAP：运营细分市场成员AR：AteroMidstream成员2020-01-012020-06-300001433270US-GAAP：部门间消除成员2020-01-012020-06-3000014332702020-06-152020-06-150001433270AR：AteroMidstream成员2021-04-012021-06-300001433270AR：AteroMidstream成员2020-04-012020-06-300001433270AR：AteroMidstream成员2020-01-012020-06-300001433270AR：QlCapitalPartnersMember2021-04-012021-06-300001433270AR：QlCapitalPartnersMember2021-01-012021-06-3000014332702020-04-012020-06-300001433270AR：债务返还计划成员2020-04-012020-06-300001433270AR：债务返还计划成员2020-01-012020-06-300001433270AR：AteroMidstream成员2021-01-012021-06-300001433270AR：老年人注意事项500%Due2025成员2021-01-012021-06-300001433270AR：老年人NotesDue2026成员美国-GAAP：次要事件成员2021-07-010001433270AR：老年人NotesDue2026成员美国-GAAP：次要事件成员2021-07-012021-07-010001433270AR：高级注释5.375%Due2030成员2021-06-010001433270AR：老年人注意7625%Due2029成员2021-01-260001433270AR：老年人注意事项8375%Due2026成员2021-01-040001433270AR：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:ConvertibleSeniorNotes4.25PercentDue2026Member2021-06-300001433270AR：SixthStreetPartnersLlcMember2020-06-1500014332702020-01-012020-06-300001433270AR：SixthStreetPartnersLlcMember2021-04-012021-06-300001433270AR：SixthStreetPartnersLlcMember2020-10-012020-12-310001433270AR：SixthStreetPartnersLlcMember2020-06-152020-06-150001433270AR：现金奖励成员2021-06-3000014332702021-04-012021-06-3000014332702021-01-012021-06-3000014332702020-06-1500014332702021-06-3000014332702020-12-31Iso4217：美元UTR：MMBtuAR：DUTR：MMBtuUTR：DUTR：BBLUTR：DIso4217：美元UTR：BBLIso4217：美元Xbrli：纯UTR：FTAR：诉讼AR：部分UTR：MMBtuXbrli：共享Iso4217：美元Xbrli：共享AR：项目

收费

美国

美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格：10-Q

(标记一)


☒	根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节规定的季度报告

在截至本季度末的季度内2021年6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，中国将从中国过渡到中国。

委托文件编号：001-36120

Antero资源公司

(注册人的确切姓名载于其章程)

特拉华州		80-0162034
(注册成立或组织的州或其他司法管辖区)		(美国国税局雇主身分证号码)

温库普街1615号, 丹佛, 科罗拉多州		80202
(主要行政办公室地址)		(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：

每节课的标题	交易代码	注册的每个交易所的名称
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)已在过去12个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短期限内)提交了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 ☐*否

用复选标记表示注册人是否已经以电子方式提交了根据规则要求提交的每个互动数据文件。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 ☐*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、较小的报告公司或新兴成长型公司。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，用勾号表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易所法案第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐

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

注册人有313,864,919截至2021年7月23日已发行的普通股。


关于前瞻性陈述的警告性声明		2
第一部分-财务信息		4
第一项。	财务报表(未经审计)	4
第二项。	管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析	38
第三项。	关于市场风险的定量和定性披露	58
第四项。	管制和程序	60

第II部分-其他资料		61
第一项。	法律程序	61
项目1A。	风险因素	61
第二项。	未登记的股权证券销售	61
第6项。	陈列品	62
签名		63

关于前瞻性陈述的警告性声明

本季度报告(Form 10-Q)中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，所有与我们的战略、未来业务、财务状况、预计收入和亏损、预计成本、前景、计划和管理目标有关的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”等词汇以及类似的表述都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汇。在考虑这些前瞻性陈述时，投资者应牢记这份Form 10-Q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、发展计划所需的流动性和资本；

●

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；

●

我们有能力实现最低运量承诺，并利用我们坚定的运输承诺或将其货币化；

●

我们未来的钻探计划；

●

我们预计的油井成本和成本节约举措，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；

●

我们未来经营业绩的不确定性；以及

●

我们的其他计划、目标、期望和意图包含在本季度报告的10-Q表格中。

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商品价格波动、通货膨胀、钻井、完井及生产设备和服务的可用性、环境风险、钻井和完井及其他经营风险、营销和运输风险、监管变化、在估计天然气、NGL及石油储量和预测未来产量、现金流和获得资本的过程中固有的不确定性、开发支出的时间、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、网络安全风险以及“项目1A”中描述或提及的其他风险。本新闻稿中提及的“风险因素”，包括我们在提交给美国证券交易委员会(SEC)的截至2020年12月31日的10-K表格年度报告(“2020 10-K表格”)中陈述的风险因素。

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)发布之日之后的事件或情况。

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

(单位：千)


			(未经审计)
	十二月三十一日，		六月三十日，
	2020		2021
资产
流动资产：
现金和现金等价物	$	—		4,541
应收账款		28,457		36,145
应计收入		425,314		493,740
衍生工具		105,130		1,056
其他流动资产		15,238		14,958
流动资产总额		574,139		550,440
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		1,175,178		1,076,562
证明性质		12,260,713		12,479,785
收集系统和设施		5,802		5,802
其他财产和设备		74,361		77,231
		13,516,054		13,639,380
减少累计损耗、折旧和摊销		(3,869,116)		(4,095,539)
财产和设备，净值		9,646,938		9,543,841
经营性租赁使用权资产		2,613,603		2,486,044
衍生工具		47,293		19,396
对未合并附属公司的投资		255,082		237,668
其他资产		13,790		10,944
总资产	$	13,150,845		12,848,333

负债和权益
流动负债：
应付帐款	$	26,728		39,612
应付帐款，关联方		69,860		85,471
应计负债		343,524		433,050
应付收入分配		198,117		267,926
衍生工具		31,242		733,994
短期租赁负债		266,024		269,611
递延收入，VPP		45,257		41,453
其他流动负债		2,302		11,980
流动负债总额		983,054		1,883,097
长期负债：
长期债务		3,001,593		2,415,163
递延所得税负债		412,252		214,292
衍生工具		99,172		204,525
长期租赁负债		2,348,785		2,217,336
递延收入，VPP		156,024		137,322
其他负债		59,694		58,184
总负债		7,060,574		7,129,919
承付款和或有事项(附注13和14)
股本：
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；268,672股票和313,527股票已发布和杰出的分别截至2020年12月31日和2021年6月30日		2,686		3,135
额外实收资本		6,195,497		6,363,774
累计赤字		(430,478)		(969,444)
股东权益总额		5,767,705		5,397,465
非控制性权益		322,566		320,949
总股本		6,090,271		5,718,414
负债和权益总额	$	13,150,845		12,848,333

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

(未经审计)

(单位为千，每股除外)


	截至6月30日的三个月，
	2020		2021
收入和其他：
天然气销售	$	367,415		626,520
天然气液体销售		212,197		464,381
石油销售		8,322		51,906
商品衍生品公允价值损失		(168,015)		(831,840)
营销		64,285		165,453
递延收入摊销		—		11,279
出售资产的收益		—		2,288
其他收入(亏损)		707		(619)
总收入		484,911		489,368
运营费用：
租赁经营		24,742		21,645
采集、压缩、加工和运输		631,845		641,362
生产税和从价税		19,992		33,694
营销		113,053		198,994
探索		231		5,638
油气性质减损		37,350		9,303
损耗、折旧和摊销		214,035		187,330
资产报废债务的增加		1,111		1,331
一般和行政费用(包括基于股权的薪酬费用#美元7,973及$4,249分别在2020年和2021年)		38,403		32,177
合同终止和钻井平台堆放		11,071		844
总运营费用		1,091,833		1,132,318
营业亏损		(606,922)		(642,950)
其他收入(费用)：
未合并关联公司收益中的权益		20,228		17,477
交易费用		(6,138)		(185)
利息支出，净额		(51,811)		(49,963)
提前清偿债务的损益		39,171		(23,065)
可转换票据证券化损失		—		(11,731)
其他收入(费用)合计		1,450		(67,467)
所得税前亏损		(605,472)		(710,417)
所得税优惠拨备		142,404		175,966
包括非控制性权益在内的净亏损和综合亏损		(463,068)		(534,451)
减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损)和综合收益(亏损)		236		(10,984)
Antero Resources Corporation应占净亏损和综合亏损	$	(463,304)		(523,467)

每股亏损-基本	$	(1.73)		(1.70)
每股亏损-稀释后	$	(1.73)		(1.70)

加权平均流通股数量：
基本信息		268,386		307,879
稀释		268,386		307,879

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

(未经审计)

(单位为千，每股除外)


	截至6月30日的6个月，
	2020		2021
收入和其他：
天然气销售	$	778,497		1,346,889
天然气液体销售		469,870		904,700
石油销售		43,968		96,592
商品衍生品公允价值损益		397,818		(1,009,596)
营销		110,358		330,243
递延收入摊销		—		22,429
出售资产的收益		—		2,288
其他收入		1,505		21
总收入		1,802,016		1,693,566
运营费用：
租赁经营		50,386		46,192
采集、压缩、加工和运输		1,220,469		1,246,439
生产税和从价税		45,691		78,391
营销		206,326		361,071
探索		441		5,857
油气性质减损		126,570		43,365
损耗、折旧和摊销		413,712		381,356
资产报废债务的增加		2,215		2,119
一般和行政费用(包括基于股权的薪酬费用#美元11,302及$9,891分别在2020年和2021年)		69,624		76,251
合同终止和钻井平台堆放		11,071		935
总运营费用		2,146,505		2,241,976
营业亏损		(344,489)		(548,410)
其他收入(费用)：
利息支出，净额		(104,913)		(92,706)
未合并关联公司收益(亏损)中的权益		(107,827)		36,171
提前清偿债务的损益		119,732		(66,269)
可转换票据等价化损失		—		(50,777)
权益法投资减值		(610,632)		—
交易费用		(6,138)		(2,476)
其他费用合计		(709,778)		(176,057)
所得税前亏损		(1,054,267)		(724,467)
所得税优惠拨备		252,389		178,912
包括非控制性权益在内的净亏损和综合亏损		(801,878)		(545,555)
减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损)和综合收益(亏损)		236		(6,589)
Antero Resources Corporation应占净亏损和综合亏损	$	(802,114)		(538,966)

每股亏损-基本	$	(2.90)		(1.78)
每股亏损-稀释后	$	(2.90)		(1.78)

加权平均流通股数量：
基本信息		276,306		302,343
稀释		276,306		302,343

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

(未经审计)

(单位：千)


					其他内容		累计
	普通股				实缴		收益		非控制性		总计
	股票		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，扣除扣缴所得税的股份后的净额		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，扣除扣缴所得税的股份后的净额		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
净收益(亏损)和综合收益(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

余额，2020年12月31日		268,672	$	2,686		6,195,497		(430,478)		322,566		6,090,271
普通股发行		31,388		314		238,551		—		—		238,865
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		—		—		(116,381)		—		—		(116,381)
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除扣缴所得税的股份后的净额		1,130		11		(5,656)		—		—		(5,645)
对非控股权益的分配		—		—		—		—		(24,699)		(24,699)
基于股权的薪酬		—		—		5,642		—		—		5,642
净收益(亏损)和综合收益(亏损)		—		—		—		(15,499)		4,395		(11,104)
余额，2021年3月31日		301,190		3,011		6,317,653		(445,977)		353,262		6,227,949
普通股发行		11,588		116		125,262		—		—		125,378
2026年可转换票据的权益部分，净额		—		—		(79,497)		—		—		(79,497)
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除扣缴所得税的股份后的净额		749		8		(3,893)		—		—		(3,885)
对非控股权益的分配		—		—		—		—		(21,329)		(21,329)
基于股权的薪酬		—		—		4,249		—		—		4,249
净亏损和综合亏损		—		—		—		(523,467)		(10,984)		(534,451)
余额，2021年6月30日		313,527	$	3,135		6,363,774		(969,444)		320,949		5,718,414

见未经审计的简明合并财务报表附注。

Antero资源公司

现金流量表简明合并报表

(未经审计)

(单位：千)


	截至6月30日的6个月，
	2020		2021
经营活动提供(用于)的现金流：
包括非控股权益在内的净亏损	$	(801,878)		(545,555)
对净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		415,927		383,475
减损		737,202		43,365
商品衍生品公允价值损失(收益)		(397,818)		1,009,596
结算商品衍生品的损益		524,838		(64,951)
衍生品货币化的支付		—		(4,569)
出售资产的收益		—		(2,288)
股权薪酬费用		11,302		9,891
递延所得税优惠		(252,389)		(178,912)
未合并附属公司的股本(收益)亏损		107,827		(36,171)
未合并关联公司收益的股息		85,511		74,040
递延收入摊销		—		(22,429)
债务发行成本摊销、债务贴现、债务溢价和其他		4,433		7,877
提前清偿债务的(收益)损失		(119,732)		66,269
可转换票据等价化损失		—		50,777
流动资产和流动负债变动情况：
应收账款		(27,329)		(7,687)
应计收入		63,023		(68,425)
其他流动资产		789		631
包括关联方在内的应付帐款		(21,182)		6,681
应计负债		15,722		64,499
应付收入分配		(29,560)		69,809
其他流动负债		(46)		16,349
经营活动提供的净现金		316,640		872,272
由投资活动提供(用于)的现金流：
对未证明性质的补充		(21,672)		(29,473)
钻井和完井成本		(552,227)		(273,956)
其他物业和设备的附加费		(1,234)		(2,320)
浅谈水溢流的结算		125,000		—
出售资产所得收益		—		2,351
其他负债的变动		—		(77)
其他资产的变动		525		597
用于投资活动的净现金		(449,608)		(302,878)
融资活动提供(用于)的现金流：
普通股回购		(43,443)		—
发行优先票据		—		1,800,000
优先票据的偿还		(496,541)		(1,234,698)
银行信贷贷款净额借款(还款)		374,000		(1,017,000)
支付发债成本		—		(22,440)
出售非控股权益		300,000		51,000
对Martica Holdings LLC非控股权益的分配		—		(46,028)
为解决股权薪酬奖励而预扣的员工税		(331)		(9,530)
可转换票据等价化		—		(85,648)
其他		(717)		(509)
融资活动提供(用于)的现金净额		132,968		(564,853)
现金及现金等价物净增加情况		—		4,541
期初现金和现金等价物		—		—
期末现金和现金等价物	$	—		4,541

补充披露现金流信息：
期内支付的利息现金	$	101,885		58,126
增加(减少)应付账款和增加财产和设备的应计负债	$	(61,305)		42,589

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

(1)组织机构

Antero Resources Corporation(单独称为“Antero”，与其合并子公司“Antero Resources”或“公司”一起，从事西弗吉尼亚州和俄亥俄州阿巴拉契亚盆地天然气、NGL和石油资产的开发、生产、勘探和收购。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

这些未经审核的简明综合财务报表是根据美国证券交易委员会(“证券交易委员会”)适用于中期财务信息的规则和法规编制的，应在本公司12月报告的背景下阅读。2020年31日合并财务报表及其附注，以便更全面地了解公司的运营、财务状况和会计政策。公司2020年12月31日的合并财务报表包括在Antero Resources提交给证券交易委员会的Form 10-K 2020年年度报告中。

本公司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的所有信息和附注。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呈报本公司截至2020年12月31日及2021年6月30日的财务状况、截至2020年6月30日及2021年6月30日的3个月及6个月的经营业绩及截至6月30日的6个月的现金流量所需的所有调整(包括正常及经常性应计项目)。30、2020和2021年。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。截至2021年6月30日的经营业绩不一定代表全年可能预期的业绩，原因是天然气、NGL和石油价格的波动、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、新冠肺炎的影响和其他因素。

(b)

合并原则

随附的未经审计简明综合财务报表包括Antero Resources Corporation、其全资子公司及其可变利息实体(“VIE”)、Martica Holdings LLC(“Martica”)的账目，公司是该公司的主要受益人。本公司截至6月底止三个月及六个月未经审计的简明综合财务报表所反映的非控股权益。30、2020和2021年代表公司在由第三方拥有的Martica中的权益。有关Martica的更多信息，请参见附注3-未经审计的简明合并财务报表的交易。

(c)

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2020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$11百万美元和$15分别为百万美元。

(d)	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)-每期摊薄的收益(亏损)是在考虑到2026年可转换票据(定义见下文附注7-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IF-转换方法计算。公司包括限制性股票单位(“RSU”)奖励、绩效股票单位(“PSU”)奖励和股票

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

若期末亦为授予奖励所需的履约期结束，则根据可发行普通股数目计算摊薄加权平均已发行股份的期权。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，因为所有股权奖励和2026年可转换票据的影响都是反摊薄的。

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6月30日的三个月，		截至6月30日的6个月，
	2020	2021	2020	2021
基本加权平均流通股数	268,386	307,879	276,306	302,343
添加：RSU的稀释效果	—	—	—	—
补充：未偿还股票期权的稀释效应	—	—	—	—
添加：PSU的稀释效果	—	—	—	—
新增：2026年可转换票据的摊薄效应	—	—	—	—
稀释加权平均已发行股数	268,386	307,879	276,306	302,343

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	6,165	6,642	5,697	6,767
未偿还股票期权	454	380	454	404
PSU	1,595	2,769	1,595	2,584
2026年可转换票据	—	18,778	—	18,778

(1)	这些奖励的潜在稀释影响被排除在普通股稀释收益(亏损)的计算中，因为这些奖励的纳入将是反稀释的。e.

(e)

所得税

本公司确认递延税项资产和负债为所得税目的而结转的营业净亏损造成的暂时性差额，以及资产和负债的财务报表和计税基础之间的差额。税法或税率变化的影响在税法或税率变化颁布期间在收入中确认。*当管理层认为部分或全部递延税项资产更有可能无法变现时，递延税项资产将减去估值津贴。

在截至2021年6月30日的三个月里，西弗吉尼亚州颁布了一项新税法，从2022年1月1日起生效，预计将减少公司分摊给西弗吉尼亚州的净收益或亏损。由于税法的这一变化，公司的递延所得税负债减少了$34截至2021年6月30日，100,000,000美元，其中包括48递延税项资产增加100万美元，部分被#美元抵销14估值免税额增加百万。

(f)

近期发布的会计准则

可转换仪器

2020年8月，财务会计准则委员会(FASB)发布了会计准则更新(ASU)第2020-06号，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“会计准则汇编”(“ASC”)470-20中的现金换算模式。具有转换和其他选项的债务，这需要对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日起对本公司生效，并允许尽早采用。“公司”(The Company)正在评估计划于2022年1月1日采用的过渡方法。然而，该公司已利用修改后的回溯性方法来量化这一标准对其财务报表的预期影响。

在采用这一新标准后，公司预计将重新分类为$15百万美元和$30从股东权益中扣除递延所得税和股票发行成本后的长期债务和递延所得税负债(如适用)的净额为100万欧元，在采用这一新准则之前，该金额可能会因任何转换或其他交易而进行调整。另外，

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

2026年可转换票据的年度利息支出将基于4.8与之相比的百分比15.1%截至2021年6月30日的三个月和六个月。T该公司不认为采用该标准会影响其运营战略或发展前景。

所得税

2019年12月，FASB发布了ASU第2019-12号，简化所得税的核算. 该ASU去除了ASC 740中的一般原理的某些例外，所得税(“ASC 740”)，并通过澄清和修改现有指南简化了ASC 740的部分内容。它在2020年12月15日之后的中期和年度报告期有效。本公司于2021年1月1日采用本ASU，对本公司未经审计的简明合并财务报表没有实质性影响.

(3)交易

(a)	转让凌驾性专营权费权益

于2020年6月15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，该公司向Martica捐赠了Orris，第六街捐赠了$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31日和2021年3月31日，公司分别达到了与2020年第三季度和2021年第一季度相关的适用产量门槛。公司收到了一份$51在2020年第四季度和2021年第二季度的每个季度都有100万现金分配。

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属性在西弗吉尼亚州和俄亥俄州，受某些被排除的油井(“最初的PDP优先”)和压倒一切的特许权使用费利益的限制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)(以(I)2023年4月1日及(Ii)本公司转为销售的日期为准)3.82水平井的百万侧尺(扣除本公司权益后的净额)将受到开发超限的约束。

Orris还包括一项额外的压倒一切的特许权使用费权益2.00%本公司在初始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1.5x在现金返还(“栅栏”)的情况下，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%第六街在紧接跨栏之前有权获得的Orris的分配情况。

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

(b)

批量生产付款交易

2020年8月10日，公司完成了批量生产付款交易，收到净收益约为$216百万美元(“VPP”)。*就VPP项目而言，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”)中拥有相当于136,589,000MMBtu超出预期七年期VPP的任期。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

本公司已将VPP作为ASC 932项下的运输工具入账。采掘活动--石油和天然气(“ASC 932”)，净收益在交易结束时作为递延收入记录在未经审计的简明综合资产负债表中。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，Antero及其关联公司作为JPM-VEC的代理提供一定的营销服务，与这些服务相关的任何收入或支出将视情况记入营销收入或营销费用。

与VPP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有关的看涨期权，该权益以VPP物业的按揭作抵押。此外，产销协议包含一项嵌入式认沽期权，与本公司在VPP物业的留存权益的生产量有关，该权益已从产销安排中分拆出来，并作为按公允价值记录的衍生工具入账。有关本公司衍生工具的详情，请参阅未经审核简明综合财务报表附注11-衍生工具。

(c)

钻探合作伙伴关系

2021年2月17日，Antero Resources宣布与量子能源伙伴公司(Quantum Energy Partners)的附属公司QL Capital Partners(“QL”)建立钻探合作伙伴关系，为公司2021年至2024年的钻探计划提供服务。根据协议条款，QL参与的每一年代表每年一次的分期付款，QL将在该分期付款年度内获得Antero Resources挖出的任何油井的工作权益。于2021年，Antero Resources与QL就该年度分期付款的资本预算达成一致，Antero Resources将就截至2024年的每个后续年度为该年度所有待挖油井提出资本预算及估计内部回报率(“IRR”)，并在双方同意该年度的估计内部回报率超过指定回报的情况下，QL将有义务参与该分期付款。Antero Resources开发和管理与每一批相关的钻井计划，包括选择油井。此外，对于QL参与的每一年度分期付款，Antero Resources和QL将签订转让、卖据和转让协议，根据该协议，QL将在该年度的每一口油井泥浆中获得按比例的工作利息百分比，该转让将不受任何恢复的影响。

根据协议条款，QL将为20油井开发资金的%将在2021年抽出，预计将在2021年至2021年之间提供资金15%和20%从2022年到2024年，QL的油井开发资金的总金额代表了QL在这类油井中按比例分配的运营权益。此外，Antero Resources可能会收到QL以一次性支付形式支付的每一年度部分的进位，如果此类部分的内部收益率超过某些特定回报，这些回报将不早于每一部分年度结束后的12月31日确定。超过每一年度预算金额的指定百分比的资本成本和低于预算金额的成本节省将由Antero Resources负责。除前一句话外，对于包括在一批油井中的任何油井，QL有义务并对其在成本和负债中的工作利益份额负责，并有权在此类油井的生命周期内获得与该等油井相关的收入的工作利益份额。如果Antero Resources提交一份年度资本预算，其估计内部收益率等于或超过QL真诚地认为低于该指定回报的指定回报，并且QL选择不参与，Antero Resources将没有义务向QL提供参与后续年度分批的机会。

本公司已根据ASC 932将钻井伙伴关系作为一项运输入账，该等运输在QL取得其在每口油井的比例营运权益时记录在未经审核的简明综合财务报表中。不是在截至2021年6月30日的三个月和六个月内，确认了所传递的利益的损益。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(4)收入

(a)

解聚收入的百分比

下表列出了按类型和与之相关的可报告部门分列的收入(以千计)。有关可报告段的更多信息，请参见注释16-可报告段。


	截至6月30日的三个月，				截至6月30日的6个月，
	2020		2021		2020		2021		可报告的细分市场
与客户签订合同的收入：
天然气销售	$	367,415		626,520		778,497		1,346,889	勘探和生产
天然气液体销售(乙烷)		26,644		43,417		53,440		79,527	勘探和生产
天然气液体销售(C3+NGL)		185,553		420,964		416,430		825,173	勘探和生产
石油销售		8,322		51,906		43,968		96,592	勘探和生产
营销		64,285		165,453		110,358		330,243	营销
与客户签订合同的总收入		652,219		1,308,260		1,402,693		2,678,424
衍生工具、递延收入和其他来源的收入(亏损)		(167,308)		(818,892)		399,323		(984,858)
总收入	$	484,911		489,368		1,802,016		1,693,566

(b)	交易记录分配给剩余履约义务的价格

对于合同期超过一年的产品销售，本公司利用ASC 606中的实用手段。与客户签订合同的收入(“ASC 606”)，它不要求披露分配给剩余履约义务的交易价格，如果可变对价完全分配给完全未履行的履约义务。根据公司的产品销售合同，交付给客户的每一件产品都代表着一项单独的履约义务；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，公司利用了ASC 606中的实际权宜之计，如果履约义务是最初预期期限为#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，公司在履行其履行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。截至2020年12月31日和2021年6月30日，公司从与客户的合同中获得的应收账款为1美元。425百万美元和$494分别为百万美元。

(5)权益法投资

(a)

权益法投资综述

截至2021年6月30日，Antero拥有约29.2Antero Midstream Corporation普通股的百分比，这反映在Antero采用权益会计方法的未经审计的简明合并财务报表中。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

下表列出了Antero在截至2021年6月30日的6个月中对未合并附属公司的投资对账(单位：千)：


截至2020年12月31日的余额⁽¹⁾	$	255,082
未合并关联公司收益中的权益		36,171
来自未合并关联公司的股息		(74,040)
消除公司间利润		20,455
截至2021年6月30日的余额⁽¹⁾	$	237,668

(1)	截至2020年12月31日和2021年6月30日，公司对Antero Midstream Corporation的投资为$1.1十亿美元，$1.4分别以Antero Midstream Corporation报价的市场股价为基础.

(b)	Antero Midstream公司财务信息汇总

下表列出了Antero Midstream公司的汇总财务信息(单位：千)。

资产负债表


	12月31日，		6月30日，
	2020		2021
流动资产	$	93,931		92,438
非流动资产		5,516,981		5,448,304
总资产	$	5,610,912		5,540,742

流动负债	$	94,005		117,837
非流动负债		3,098,621		3,094,469
股东权益		2,418,286		2,328,436
总负债和股东权益	$	5,610,912		5,540,742

运营说明书


	截至6月30日的6个月，
	2020		2021
收入	$	463,444		456,908
运营费用		847,882		171,922
营业收入(亏损)		(384,438)		284,986
净收益(亏损)		(304,492)		163,664

(6)应计负债

截至2020年12月31日和2021年6月30日的应计负债包括以下项目(以千为单位)：


	十二月三十一日，		6月30日，
	2020		2021
资本支出	$	32,372		43,532
收集、压缩、处理和运输费用		152,724		150,465
营销费用		68,193		75,496
利息支出，净额		25,645		64,345
应计生产税和从价税		37,371		34,404
应付衍生结算		3,425		29,720
其他		23,794		35,088
应计负债总额	$	343,524		433,050

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(7)长期债务

截至2020年12月31日和2021年6月30日的长期债务包括以下项目(以千为单位)：


	十二月三十一日，		6月30日，
	2020		2021
信贷安排^(a)	$	1,017,000		—
5.1252022年到期的优先票据百分比^(b)		660,516		—
5.6252023年到期的优先票据百分比^(c)		574,182		—
5.002025年到期的优先票据百分比^(d)		590,000		590,000
8.3752026年到期的优先票据百分比^(e)		—		500,000
7.6252029年到期的优先票据百分比^(f)		—		700,000
5.3752030年到期的优先票据百分比^(g)		—		600,000
4.252026年到期的可转换优先票据百分比^(h)		287,500		81,570
本金总额		3,129,198		2,471,570
未摊销保费(折扣)，净额		(111,886)		(29,782)
未摊销债务发行成本		(15,719)		(26,625)
长期债务	$	3,001,593		2,415,163

(a)	优先担保循环信贷安排

Antero Resources与银行贷款人组成的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准限制，并须定期每半年重新厘定。截至2021年6月30日，信贷安排下的借款基数为#美元。2.85亿美元和贷款人承诺的金额为2.64十亿美元。在2021年4月的半年度重新确定中，借款基数得到了重新确认。下一次借款基数的重新确定定于2021年10月进行。该信贷安排定于2022年10月26日到期。

截至2020年12月31日和2021年6月30日，Antero Resources遵守了信贷安排下的所有金融契约。

截至2021年6月30日，Antero Resources在信贷安排下没有未偿还余额，未偿还信用证为#美元。742百万美元。截至2020年12月31日，Antero Resources在信贷安排下的未偿还余额为$1.030亿美元，加权平均利率为3.26%，未偿还信用证金额为$。730百万美元。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)	5.125%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”)标准杆。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100.5面值的%。公司在2019年至2021年第一季度期间回购或以其他方式赎回了所有2022年债券。2022年的票据是无抵押的，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年的票据与Antero Resources的其他未偿还优先票据并驾齐驱。2022年债券由Antero Resources的现有子公司以全面和无条件的、共同和几个优先无担保的基础提供担保，这些子公司为信贷安排及其某些未来的受限制子公司提供担保。2022年债券的利息分别于6月1日和12月支付。每年一次。有关2022年债券回购的进一步细节，请参阅下面的“-债务回购计划”。

(c)	5.625%2023年到期的优先债券

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”)标准杆。该公司在2020年至2021年第二季度期间回购或以其他方式全额赎回了所有2023年债券。2023年的票据是无抵押的，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的现有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提供担保，这些子公司

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

为信贷安排及其未来的某些受限制子公司提供担保。2023年债券的利息分别于6月1日和12月支付。每年一次。有关2023年债券回购和赎回的更多细节，请参阅下面的“-债务回购计划”。

(d)	5.00%2025年到期的优先债券

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”)标准杆。该公司回购了$10在2020年期间不时发行的2025年债券中的100万美元，截至2021年6月30日，$5902025年发行的债券本金仍未偿还。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的现有子公司以全面和无条件的、共同和几个优先无担保的基础提供担保，这些子公司为信贷安排及其某些未来的受限制子公司提供担保。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102.5%当前为100.002023年3月1日或该日后的%如果Antero Resources发生控制权变更，随后评级下降，2025年债券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债券1012025年债券本金的%，另加应计和未付利息。

(e)	8.375%高级债券将于2026年到期

2021年1月4日，Antero Resources发行了$500百万美元8.3752026年7月15日到期的优先债券(“2026年债券”)于标准杆。2026年的票据是无抵押的，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。2026年债券与Antero Resources的其他未偿还优先债券并驾齐驱。2026年债券由Antero Resources的现有子公司以全面和无条件的、共同和几个优先无担保的基础提供担保，这些子公司为信贷安排及其某些未来的受限制子公司提供担保。2026年债券的利息将于每年1月15日和7月15日支付。Antero Resources可能在2024年1月15日或之后的任何时间赎回全部或部分2026年债券，赎回价格从104.1882024年1月15日或该日后至100.00%2026年1月15日或之后。此外，在2024年1月15日或之前，Antero Resources可能最多赎回352026年债券本金总额的%，但在符合若干条件的情况下，以不超过若干股票发行的现金收益净额为限，赎回价格为108.375%2026年债券的本金金额，外加应计和未付利息。在2024年1月15日之前的任何时间，Antero Resources也可能全部或部分赎回2026年债券，赎回价格相当于100%2026年债券的本金加上“全额”溢价以及应计和未付利息。如果Antero Resources经历控制权变更并随后评级下降，2026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1012026年债券本金的%，另加应计及未付利息。

(f)	7.625%2029年到期的优先债券

2021年1月26日，Antero Resources发行了$700百万美元7.6252029年2月1日到期的优先债券(“2029年债券”)于标准杆。2029年的票据是无抵押的，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。2029年的债券与Antero Resources的其他未偿还优先债券并驾齐驱。2029年债券由Antero Resources的现有子公司以全面和无条件的、共同和几个优先无担保的基础提供担保，这些子公司为信贷安排及其某些未来的受限制子公司提供担保。2029年发行的债券的利息将于每年2月1日和8月1日支付。Antero Resources可能在2024年2月1日或之后的任何时间赎回全部或部分2029年债券，赎回价格从103.813在2024年2月1日或该日后100.00%2027年2月1日或该日后。此外，在2024年2月1日或之前，Antero Resources最多可以赎回352029年债券本金总额的%，但在符合若干条件的情况下，以不超过若干股票发行的现金收益净额为限，赎回价格为107.625%2029年债券的本金金额，外加应计和未付利息。在2024年2月1日之前的任何时间，Antero Resources也可能全部或部分赎回2029年债券，赎回价格相当于100%2029年债券的本金加上“全额”溢价以及应计和未付利息。如果Antero Resources发生控制权变更，随后评级下降，2029年债券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债券1012029年债券本金的%，另加应计及未付利息。

(g)	5.375%2030年到期的优先债券

2021年6月1日，Antero Resources发行了$600百万美元5.3752030年3月1日到期的优先债券(“2030年债券”)于标准杆。2030年票据是无抵押的，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。2030年债券与Antero Resources的其他未偿还优先债券并驾齐驱。2030年债券是

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

由Antero Resources的现有附属公司(为信贷安排及其若干未来受限附属公司提供担保)以全面及无条件的联名及若干优先无抵押基准担保。2030年债券的利息将於每年3月1日及9月1日支付。Antero Resources可能在2025年3月1日或之后的任何时间赎回全部或部分2030年债券，赎回价格从102.6882025年3月1日或该日后至100.00%2028年3月1日或之后。此外，在2025年3月1日或之前，Antero Resources可能最多赎回352030年债券本金总额的%，但在符合若干条件的情况下，以不超过若干股票发行的现金收益净额为限，赎回价格为105.375%2030年债券的本金金额，外加应计和未付利息。在2025年3月1日之前的任何时候，Antero Resources也可能全部或部分赎回2030年债券，赎回价格相当于100%2030年债券的本金加上“全额”溢价以及应计和未付利息。如果Antero Resources发生控制权变更，随后评级下降，2030年债券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债券1012030年债券本金的%，另加应计及未付利息。

(h)	4.25%可转换优先票据，2026年到期

2020年8月21日，Antero Resources发行了$250本金总额为100万美元。4.25%2026年到期的可转换优先票据(“2026年可转换票据”)。2020年9月2日，Antero Resources又发布了一份$37.52026年发行的可转换票据中的100万美元。在截至2021年6月30日的6个月内，公司完成了以下“-2026年可转换票据的部分等价化”项下描述的证券化交易，这些交易终止了$2062026年可转换票据的本金为100万美元，截至2021年6月30日，本金为822026年可转换票据的本金仍有100万美元未偿还。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年发行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$278.5百万美元，扣除初始购买者费用和发行成本$9百万美元。本款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：230.2026 Antero Resources的普通股每1,000美元本金的2026年可转换票据，可根据特定事件的发生进行调整。截至2021年6月30日，2026年可转换票据的IF转换价值为$283百万美元，比2026年可转换票据的本金高出$201百万美元。2026年可转换债券将于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(包括上一个日历季度的最后一个交易日)结束的连续交易日(“股价条件”)；

●

在.期间五紧接在以下日期之后的连续工作日10连续交易日期间(如10如果2026年可转换票据的每1,000美元本金的交易价(根据票据持有人按照下列程序提出的要求而厘定)在测量期内的每个交易日低于以下交易日，则为连续交易日(下称“测算期”)的每1,000美元本金的交易价格低于1,000美元本金的每1,000美元本金的交易价。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；

●

如果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。

从2026年5月1日起及之后，票据持有人可以在他们选择的任何时间转换他们的2026年可转换票据，直到紧接到期日之前的第二个预定交易日的交易结束为止。

转换后，Antero Resources可根据Antero Resources的选择，按照管理2026年可换股的契约中规定的方式和条件，通过支付和/或交付(视情况而定)现金、Antero Resources普通股或Antero Resources普通股的现金和股票组合来履行其转换义务

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

笔记。2026年可转换票据满足了允许2026年可转换票据持有人在2021年6月30日行使转换权的股价条件。

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其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，以及与Antero Resources的普通股有关的某些退市事件。

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，并将在2026年可换股票据期限内按实际利率法摊销利息支出，连同债务发行成本，实际利率为：15.1年利率。*截至发行日，2026年可转换票据的公允价值估计为$。172100万美元，导致最初的债务贴现为$116股权部分，代表转换选择权的价值，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。*这一股权部分在扣除递延税款和发行成本后，记录在未经审计的精简综合资产负债表和股东权益表中的额外实收资本中，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简明综合资产负债表的债务发行成本中，并使用实际利息法在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简明综合资产负债表和股东权益表中计入额外实收资本的费用。

2026年可转换票据的部分等值

2021年1月12日，本公司完成注册直接发行(“1月份股票发行”)，发行总额为31.4百万股普通股，价格为$6.35向2026年可转换票据的某些持有人每股出售。该公司使用了1月份股票发行的收益和大约1美元63根据信贷安排向该等持有人回购的百万元借款1502026年可转换票据在私人谈判交易中的本金总额为100万美元(“1月份可转换票据回购”，与1月份的股票发行合计为“1月份的证券化交易”)。*2026年可转换票据的初始转换率为230.2026每1,000美元本金的公司普通股，以及1月份的证券化交易将这一转换率提高到275.3525每1,000美元本金的普通股。公司将这笔交易作为2026年可转换票据的诱因入账，因此，公司记录了#美元39截至2021年6月30日止六个月的未经审核简明综合经营报表中的可转换票据等价化亏损百万美元，以及因支付超过2026年可转换票据原始条款的代价而产生的全面亏损。此外，1月份的证券化交易导致提前清偿债务损失#美元。41截至2021年6月30日的六个月，未经审计的简明综合经营报表和全面亏损为100万美元。

2021年5月13日，本公司完成注册直接发行(“五月股票发行”)，发行总额为11.6百万股普通股，价格为$11.01向2026年可转换票据的某些持有人每股出售。该公司使用了5月份股票发行的收益和大约1美元26根据信贷安排向该等持有人回购的百万元借款562026年可转换票据在私下谈判交易中的本金总额为100万美元(“5月份可转换票据回购”，与5月份的股票发行合计为“5月份的证券化交易”)。*2026年可转换票据的初始转换率为230.2026每1,000美元本金的公司普通股，以及5月份的证券化交易的效果是将这一转换率提高到245.2802每1,000美元本金的普通股。公司将这笔交易作为2026年可转换票据的诱因入账，因此，公司记录了#美元12未经审核简明综合报表中可转换票据权益化亏损百万

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未经审计的简明合并财务报表附注

截至2021年6月30日的三个月和六个月的运营和全面亏损，原因是支付的代价超过了2026年可转换票据的原始条款。此外，5月份的证券化交易导致提前清偿债务损失#美元。21截至2021年6月30日的三个月和六个月的未经审计的简明综合经营报表和全面亏损中的600万美元。

2026年可转换票据包括以下内容(以千为单位)：


	十二月三十一日，		6月30日，
	2020		2021
负债构成：
校长	$	287,500		81,570
减去：未摊销票据折扣		(112,265)		(29,782)
减去：未摊销债务发行成本		(5,852)		(1,732)
账面净值	$	169,383		50,056
股权构成⁽¹⁾	$	115,601		32,779

(1)	截至2020年12月31日，2026年未偿还可转换票据的权益部分计入额外实收资本，净额为$3百万美元的发行成本和$28上百万的递延税金。截至2021年6月30日，2026年未偿还可转换票据的权益部分计入额外实收资本净额$1百万美元的发行成本和$8上百万的递延税金。

2026年可转换票据上确认的与所述利率、债务折价摊销和债务发行成本相关的利息支出总计美元。2.8300万美元和300万美元7.2截至2021年6月30日的三个月和六个月分别为100万美元。

(i)

债务回购计划

在截至2020年6月30日的三个月和六个月内，Antero Resources回购了$236百万美元和$619以加权平均折扣率分别为百万美元的债务本金17%和19%，分别为。该公司确认了一项$39百万美元和$120截至6月份的三个月和六个月为100万美元。30日、2020年分别关于提前清偿回购债务。

在2021年第一季度，公司赎回了剩余的美元661因此，2022年发行的2022年债券已于2021年2月10日完全停用。公司赎回了剩余的股份$5742021年第二季度，2023年面值债券中的100万美元，加上应计和未付利息。2023年票据已于2021年6月1日全面退役。

(j)

后续事件

2021年7月1日，Antero Resources赎回美元1752026年发行的债券本金金额为100万英镑，赎回价格为108.375%本金加上应计利息和未付利息。在赎回之后，紧接着就有$3252026年未偿还债券本金总额为百万美元。$15赎回本金的百万溢价以及按比例注销的未摊销债务发行成本将包括在公司2021年第三季度提前清偿债务的亏损中。

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(8)资产报废义务

下表列出了公司截至2021年6月30日的6个月的资产报废义务对账(单位：千)：


资产报废义务-2020年12月31日	$	54,452
承担的债务		637
增值费用		2,119
对先前估计数的修订		(589)
资产报废义务-2021年6月30日	$	56,619

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的其他负债中。

(9)股权薪酬和现金奖励

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。根据2013年计划，在2020年6月17日或之后，将不会再颁发任何奖励。

2020年计划规定保留10,050,000本公司普通股的股数，加上根据以下股份回收条款从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，任何为支付截至2020年6月17日根据2013计划尚未支付的奖励或根据2020计划授予的奖励(股票期权和股票增值权除外)而扣留或交出的股票将再次可用于2020计划下的新奖励。

总计7,677,911截至2021年6月30日，根据2020年计划，股票可供未来授予。

Antero Midstream Partners LP(“Antero Midstream Partners”)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)。Antero Resources于2019年3月12日解除合并Antero Midstream Partners，在此日期，AMP计划下的每个未完成的幻影单元奖由Antero Midstream Corporation承担并转换为1.8926根据Antero Midstream Corporation长期激励计划(“AMC计划”)，所有此类RSU(即“改装的AM RSU奖”)将被授予中游公司长期奖励计划(以下简称“AMC计划”)。根据AMC计划，每个RSU奖都代表有权获得一Antero Midstream公司普通股。

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按奖励类型划分，公司在截至2020年6月30日和2021年6月30日的三个月和六个月的股权薪酬支出如下(以千为单位)：


	截至6月30日的三个月，				截至6月30日的6个月，
	2020		2021		2020		2021
RSU奖	$	4,080		3,392	$	5,958		6,630
PSU奖项		2,631		223		3,553		1,759
转换的AM RSU奖⁽¹⁾		1,262		284		1,422		802
颁发给董事的股权奖励		—		350		369		700
总费用	$	7,973		4,249	$	11,302		9,891

(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将2019年3月12日Antero Midstream Partners解除合并前与赠款相关的基于股权的薪酬支出的一部分分配给Antero中游合作伙伴基于其在Antero Resources劳动力成本中的比例份额。

(a)

限制性股票单位奖

截至2021年6月30日的6个月RSU颁奖活动摘要如下：


		加权
		平均值
	数量：	授予日期
	股票	公允价值
已授予和未授予的总数-2020年12月31日	8,432,397	$	4.06
授与	1,425,168		9.50
既得	(2,987,376)		4.58
没收	(255,284)		4.83
已授予和未授予的总数-2021年6月30日	6,614,905	$	4.96

截至2021年6月30日，大约有美元28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，加权平均期约为2.7好几年了。

(b)

业绩分享单位奖

PSU奖基于绝对股东总回报(“TSR”)

2021年4月，公司根据Antero Resources截至每个月最后一天确定的绝对TSR向其某些高管授予PSU奖三一年期演出期间分别在2022年4月15日、2023年4月15日和2024年4月15日结束，以及一累积三年制绩效期限在2024年4月15日结束，每种情况下，以执行干事的续聘到2024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制TSR PSU的性能期限范围为零至200%最初授予的TSR PSU目标数量的百分比。与这些PSU相关的费用在每个绩效期间以分级既得性基础确认。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。

基于杠杆率的PSU奖

于2021年4月，本公司向若干高管授予PSU，其依据是本公司总债务减去现金及现金等价物除以本公司调整后EBITDAX(如下文第2项“非公认会计准则财务措施”所界定及描述)，截至三一年期绩效期间分别在2021年12月31日、2022年12月31日和2023年12月31日结束，但以高管继续受雇至2023年12月31日为限(“杠杆率PSU”)。相对于杠杆率PSU，最终可能赚取的普通股股票数量范围为零至200%最初批准的杠杆率PSU的目标数量。与杠杆率PSU相关的费用是根据预计于年末发行的普通股数量确认的。

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未经审计的简明合并财务报表附注

在每个测算期，如果达到性能条件的可能性变得不太可能，则此类费用将被冲销。截至2021年6月30日，实现与杠杆率PSU相关的业绩条件的可能性很大。

截至2021年6月30日的6个月PSU颁奖活动摘要如下：


		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-2020年12月31日	2,547,798	$	12.66
授与	437,246		10.36
没收	(67,000)		2.97
取消(未赚取)	(1,112,639)		19.19
已授予和未授予的总数-2021年6月30日	1,805,405	$	8.44

下表列出了截至2021年6月30日的6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：


股息率		—	%
波动率		85	%
无风险利率		0.32	%
授予奖励的加权平均公允价值-绝对TSR	$	11.99

截至2021年6月30日，大约有美元9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，加权平均期约为2.2好几年了。

(c)

股票期权

截至2021年6月30日的六个月股票期权活动摘要如下：


				加权
		加权		平均值
		平均值		剩余	固有的
	库存	锻炼		合同	价值
	选项	价格		生命	(单位：千)
未偿还-2020年12月31日	432,461	$	50.64	4.1	$	—
授与	—		—
练习	—		—
没收	—		—
过期	(75,167)		50.00
未偿还-2021年6月30日	357,294	$	50.78	3.5	$	—
既得利益-2021年6月30日	357,294	$	50.78	3.5	$	—
可行使-2021年6月30日	357,294	$	50.78	3.5	$	—

内在价值是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2021年6月30日，所有股票期权均已完全授予，导致不是未摊销股权补偿费用。

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(d)	转换的AM RSU奖

截至2021年6月30日的6个月，转换后的AM RSU奖项摘要如下：


		加权
		平均值
	数量	授予日期
	单位	公允价值
已授予和未授予的总数-2020年12月31日	296,390	$	15.06
授与	—
既得	(190,066)		15.56
没收	(2,075)		13.25
已授予和未授予的总数-2021年6月30日	104,249	$	14.20

截至2021年6月30日，这一数字不到1美元。1.0与未授权转换的AM RSU奖励相关的未摊销股权薪酬支出为100万美元。此类费用预计将在以下加权平均期内确认0.7年限内，本公司的比例份额将在确认时分配给该公司。

(e)

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2021年6月30日，该公司已记录约美元2.2未经审计的简明综合资产负债表中与未归属现金奖励相关的其他负债100万美元。

(10)公允价值

截至2020年12月31日和6月的应收账款和应付账款账面价值。302021年接近市场价值，因为它们的短期性质。截至2020年12月31日和6月，信贷安排下未偿还金额的账面价值。2021年30日接近公允价值，因为可变利率反映了当前的市场状况。

截至2020年12月31日和2021年6月30日，优先票据和2026年可转换票据的公允价值和账面价值如下(单位：千)：


	2020年12月31日				2021年6月30日
	公平		携带		公平		携带
	价值⁽¹⁾		价值⁽²⁾		价值⁽¹⁾		价值⁽²⁾
5.1252022年到期的优先票据百分比	$	658,468		658,400		—		—
5.6252023年到期的优先票据百分比		562,698		571,370		—		—
5.002025年到期的优先票据百分比		560,500		585,440		603,275		585,938
8.3752026年到期的优先票据百分比		—		—		566,250		494,463
7.6252029年到期的优先票据百分比		—		—		775,250		691,361
5.3752030年到期的优先票据百分比		—		—		612,360		593,345
4.252026年到期的可转换优先票据百分比		430,963		169,383		291,384		50,056
总计	$	2,212,629		1,984,593		2,848,519		2,415,163

(1)	公允价值基于二级市场数据输入。

(2)	账面价值是扣除未摊销债务发行成本和债务折价或溢价后的净值。

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11-衍生工具。

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未经审计的简明合并财务报表附注

(11)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，并且可能使用衍生品工具来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，这些特征需要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签订的。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出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6月份的3个月和6个月结算的各种固定价格商品掉期合约的当事人。30、2020和2021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，本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价。

公司的衍生合约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。

截至2021年6月30日，公司的合并VIE(不包括Martica)的固定价格天然气、石油和NGL掉期头寸如下：


				加权
				平均值
商品/结算期	索引	签约量		价格
天然气
2021年7月至12月	亨利·哈布	2,160,000	MMBtu/天	$	2.77	/MMBtu
2022年1月至12月	亨利·哈布	1,155,486	MMBtu/天		2.50	/MMBtu
2023年1月至12月	亨利·哈布	43,000	MMBtu/天		2.37	/MMBtu

丙烷
2021年7月至10月	贝尔维尤丙烷山-OPIS Tet	45,650	Bbl/天	$	31.30	/bbl

丁烷
2021年7月至12月	贝尔维尤丁烷山-OPIS Non-Tet	5,825	Bbl/天	$	34.07	/bbl
2021年7月至12月	贝尔维尤丁烷山-OPIS Tet	2,900	Bbl/天	$	31.68	/bbl

天然汽油
2021年7月至12月	贝尔维尤山天然汽油-OPIS非TET	8,875	Bbl/天	$	50.36	/bbl

异丁烷
2021年7月至12月	贝尔维尤山异丁烷-OPIS非正丁烷	5,150	Bbl/天	$	35.25	/bbl

油
2021年7月至12月	西德克萨斯中质油	3,000	Bbl/天	$	55.16	/bbl

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未经审计的简明合并财务报表附注

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2021年6月30日，该公司的天然气基准掉期头寸(根据哥伦比亚输气管道(TCO)与NYMEX Henry Hub天然气价格的基差定价指数)如下：


				加权平均
商品/结算期	指数到基差分	签约量		套期保值差价
天然气
2021年7月至12月	从纽约商品交易所到总拥有成本	40,000	MMBtu/天	$	0.414	/MMBtu
2022年1月至12月	从纽约商品交易所到总拥有成本	60,000	MMBtu/天		0.515	/MMBtu
2023年1月至12月	从纽约商品交易所到总拥有成本	50,000	MMBtu/天		0.525	/MMBtu
2024年1月至12月	从纽约商品交易所到总拥有成本	50,000	MMBtu/天		0.530	/MMBtu

本公司还签订了NGL衍生品合约，将结算月份的合同价格确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，公司从交易对手那里收到差额。截至2021年6月30日，该公司拥有天然气和NGL合同，将天然气的蒙特贝尔维尤指数价格定为WTI的百分比如下：


				加权平均
商品/结算期	指数到基差分	签约量		派息率
气液
2021年7月至12月	贝尔维尤山天然汽油转WTI	9,325	Bbl/天	78	%

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截至2021年6月30日，公司的合并VIE Martica的固定价格天然气、石油和NGL掉期头寸如下：


				加权
				平均值
商品/结算期	索引	签约量		价格
天然气
2021年7月至12月	亨利·哈布	47,119	MMBtu/天	$	2.61	/MMBtu
2022年1月至12月	亨利·哈布	38,356	MMBtu/天		2.39	/MMBtu
2023年1月至12月	亨利·哈布	35,616	MMBtu/天		2.35	/MMBtu
2024年1月至12月	亨利·哈布	23,885	MMBtu/天		2.33	/MMBtu
2025年1月至3月	亨利·哈布	18,021	MMBtu/天		2.53	/MMBtu

乙烷
2021年7月至12月	贝尔维尤山纯乙烷-OPIS	1,025	Bbl/天	$	7.01	/bbl
2022年1月至3月	贝尔维尤山纯乙烷-OPIS	521	Bbl/天		6.68	/bbl

丙烷
2021年7月至12月	贝尔维尤丙烷山-OPIS Non-Tet	1,115	Bbl/天	$	18.64	/bbl
2022年1月至12月	贝尔维尤丙烷山-OPIS Non-Tet	934	Bbl/天		19.20	/bbl

天然汽油
2021年7月至12月	贝尔维尤山天然汽油-OPIS非TET	351	Bbl/天	$	31.57	/bbl
2022年1月至12月	贝尔维尤山天然汽油-OPIS非TET	282	Bbl/天		34.37	/bbl
2023年1月至12月	贝尔维尤山天然汽油-OPIS非TET	247	Bbl/天		40.74	/bbl

油
2021年7月至12月	西德克萨斯中质油	126	Bbl/天	$	40.81	/bbl
2022年1月至12月	西德克萨斯中质油	112	Bbl/天		43.51	/bbl
2023年1月至12月	西德克萨斯中质油	99	Bbl/天		44.88	/bbl
2024年1月至12月	西德克萨斯中质油	43	Bbl/天		44.02	/bbl
2025年1月至3月	西德克萨斯中质油	39	Bbl/天		45.06	/bbl

(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100,340,000MMBtu将持续到2026年12月31日，加权平均执行价为$2.58每MMBtu。嵌入认沽期权与主合约并无明确而密切的关系，因此，本公司将该衍生工具分拆，并按公允价值在未经审核的简明综合财务报表中反映。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(c)

摘要

下表汇总了本公司数千种衍生工具的公允价值，以及截至2020年12月31日和6月未经审计的简明综合资产负债表中记录该等价值的情况。30,2021年。本公司没有任何衍生工具被指定为会计上的套期保值工具。


	资产负债表	十二月三十一日，		6月30日，
	位置	2020		2021
为会计目的而未指定为套期保值的资产衍生品：
大宗商品衍生品--当前	衍生工具	$	97,144		—
嵌入式导数-电流	衍生工具		7,986		1,056
商品衍生品-非流动	衍生工具		14,689		—
嵌入式导数-非电流	衍生工具		32,604		19,396

总资产衍生品			152,423		20,452

未为会计目的指定为套期保值的负债衍生品：
大宗商品衍生品--当前⁽¹⁾	衍生工具		31,242		733,994
商品衍生品-非流动⁽¹⁾	衍生工具		99,172		204,525

总负债衍生品			130,414		938,519

衍生品净资产(负债)		$	22,009		(918,067)

(1)	自.起2021年6月30日，大约$50百万美元的商品衍生负债，包括$29数以百万计的当前商品衍生品和$21100万美元的非流动商品衍生品可归因于该公司合并后的VIE，Martica。截至2020年12月31日，大约$14百万美元的商品衍生负债，包括$7数以百万计的当前商品衍生品和$7100万美元的非流动商品衍生品可归因于该公司合并后的VIE，Martica。

下表列出了截至列报日期已确认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未经审计的简明综合资产负债表中列报的由此产生的净额，所有这些都是按公允价值(以千美元为单位)列报的：


	2020年12月31日						2021年6月30日
					净额						净额
	毛收入		总金额		资产		毛收入		总金额		资产
	金额为		偏移量启用		(负债)在		金额为		偏移量启用		(负债)在
	资产负债表		资产负债表		资产负债表		资产负债表		资产负债表		资产负债表
商品衍生资产	$	181,375		(69,542)		111,833	$	29,803		(29,803)		—
嵌入衍生资产	$	40,590		—		40,590	$	20,452		—		20,452
商品衍生负债	$	(199,956)		69,542		(130,414)	$	(968,322)		29,803		(938,519)

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

以下是衍生品公允价值损益摘要，以及在截至2021年6月30日、2020年和2021年6月30日的三个月和六个月的未经审计简明综合经营报表中记录该等价值的情况(单位：千)：


	的声明
	运营	截至6月30日的三个月，				截至6月30日的6个月，
	位置	2020		2021		2020		2021
商品衍生品公允价值损益⁽¹⁾	收入	$	(168,015)		(819,725)	$	397,818		(989,692)
内含衍生工具公允价值损益⁽¹⁾	收入	$	—		(12,115)	$	—		(19,904)

(1)	衍生工具的公允价值是使用二级投入确定的。.

(12)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。初始租期为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续订选项，续订条款可将租约从一至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付款，还有一些包括根据通货膨胀定期调整的租金付款。

本公司认为，合同中明示或默示拥有资产的所有合同均认为，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替代为租赁资产的实质权利。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已知未来最低付款的现值记录，并在开始之日使用贴现率。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。当新租约开始或先前租约被修改时，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、维修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，该公司仅将这一便利措施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

(a)	与租赁相关的补充资产负债表信息

本公司截至2020年12月31日和2021年6月30日的租赁资产和负债包括以下项目(以千计)：


		12月31日，		6月30日，
租契	资产负债表分类	2020		2021
经营租约
经营租赁使用权资产：
加工厂	经营性租赁使用权资产	$	1,302,290		1,256,391
钻机和完井服务	经营性租赁使用权资产		29,894		20,264
集气管线和压气站⁽¹⁾	经营性租赁使用权资产		1,241,090		1,172,477
办公空间	经营性租赁使用权资产		36,879		35,012
车辆	经营性租赁使用权资产		2,704		1,327
其他办公室和外地设备	经营性租赁使用权资产		746		573
经营租赁使用权资产总额		$	2,613,603		2,486,044

短期经营租赁义务	短期租赁负债	$	265,178		269,070
长期经营租赁义务	长期租赁负债		2,348,425		2,216,974
经营租赁债务总额		$	2,613,603		2,486,044

融资租赁
融资租赁使用权资产：
车辆	其他财产和设备	$	1,206		903
融资租赁使用权资产总额⁽²⁾		$	1,206		903

短期融资租赁义务	短期租赁负债	$	845		541
长期融资租赁义务	长期租赁负债		361		362
融资租赁债务总额		$	1,206		903

(1)	天然气集输管道和压缩机站租约包括$1.1十亿美元，$1.0截至2020年12月31日和6月，与Antero Midstream Corporation相关的10亿美元。分别为30、2021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。$3截至2020年12月31日和六月30,2021年。被归类为租赁负债的加工厂、集合线和压缩机站被归类为ASC 842，租契因为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。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(b)	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6月30日和2021年6月30日的三个月和六个月的未经审计的简明综合经营报表和全面亏损中(以千计)：


			截至6月30日的三个月，				截至6月30日的6个月，
成本	分类	位置	2020		2021		2020		2021
经营租赁成本	运营说明书	采集、压缩、加工和运输	$	350,853		385,022	$	703,496		761,952
经营租赁成本	运营说明书	一般事务和行政事务		2,789		2,736		5,670		5,224
经营租赁成本	运营说明书	合同终止和钻井平台堆放		5,841		844		5,841		844
经营租赁成本	运营说明书	租赁经营		—		44		—		66
经营租赁成本	资产负债表	证明性质⁽¹⁾		26,265		28,432		59,259		57,191
经营租赁总成本			$	385,748		417,078	$	774,266		825,277

融资租赁成本：
使用权资产摊销	运营说明书	损耗、折旧和摊销	$	414		132	$	559		259
融资租赁总成本			$	414		132	$	559		259

短期租赁付款			$	29,441		24,456	$	92,158		41,298

(1)	与钻井和完井活动相关的资本化成本。

(c)	与租赁相关的补充现金流量信息

以下为公司截至2021年6月30日、2020年6月30日止六个月与租赁相关的补充现金流信息(单位：千)：


	截至6月30日的6个月，
	2020		2021
为计量租赁负债所包括的金额支付的现金：
营业租赁的营业现金流	$	661,797		716,582
投资经营租赁的现金流		63,279		44,747
融资租赁产生的现金流		717		509

非现金活动：
以新的经营租赁义务换取的使用权资产	$	113,762		6,849

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(d)

租赁负债的到期日

下表是截至2021年6月30日的经营和融资租赁负债未来最低偿付额度时间表(单位：千)：


	经营租约		融资租赁		总计
2021年剩余时间	$	306,812		377		307,189
2022		579,918		424		580,342
2023		574,333		76		574,409
2024		565,566		67		565,633
2025		493,563		22		493,585
2026		442,971		—		442,971
此后		1,115,499		—		1,115,499
租赁付款总额		4,078,662		966		4,079,628
减去：推定利息		(1,592,618)		(63)		(1,592,681)
总计	$	2,486,044		903		2,486,947

(e)

租期和贴现率

下表列出了公司截至2020年12月31日和2021年6月30日的加权平均剩余租赁期限和折扣率：


	2020年12月31日				2021年6月30日
	经营租约		融资租赁		经营租约		融资租赁
加权平均剩余租期	8.0年份		1.5年份		7.5年份		2.0年份
加权平均贴现率	13.7	%	6.2	%	13.8	%	5.5	%

(f)

关联方租赁披露

该公司与Antero Midstream Corporation签订了一项采集和压缩协议，根据该协议，Antero Midstream Corporation每立方米收取一笔低压采集费，每立方米收取一笔高压采集费，每立方米收取一笔压缩费，每种情况都会根据消费物价指数每年进行调整。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高压集气能力的%和70该等新建筑所要求的压缩容量的百分比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，并设立了增长奖励费用计划，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于该协议生效之日或之前终止该协议，并于该协议生效日期周年日起生效为止。180 在该生效日期周年纪念日的前一天。该公司在2020年第一季度和第二季度实现了产量目标，Antero Midstream公司提供了#美元的回扣。12百万美元和$24截至2020年6月30日的三个月和六个月分别为100万美元。“公司”就是这么做的。不是不能在2021年第一季度或第二季度实现体积目标。

在截至2020年6月30日的三个月和六个月内，Antero支付的与本协议相关的收集和压缩费用为$166百万美元和$321分别为百万美元。在截至2021年6月30日的三个月和六个月内，Antero支付的与本协议相关的收集和压缩费用为$184百万美元和$361分别为百万美元。截至2020年12月31日和2021年6月30日，$55百万美元和$66在与本协议相关的应付Antero Midstream公司未经审计的简明综合资产负债表中，分别有100万美元包括在关联方的应付账款中。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(13)承诺

下表列出了公司运输、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2021年6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
2021年剩余时间	$	541,109		27,403		2,576		138,486		168,703		878,277
2022		1,042,280		52,265		400		269,013		311,329		1,675,287
2023		1,072,523		59,140		—		300,301		274,108		1,706,072
2024		1,045,442		59,262		—		333,935		231,698		1,670,337
2025		1,024,783		47,960		—		306,723		186,862		1,566,328
2026		1,018,812		14,783		—		299,354		143,617		1,476,566
此后		6,033,138		98,596		—		839,135		276,364		7,247,233
总计	$	11,778,087		359,409		2,976		2,486,947		1,592,681		16,220,100

(a)

公司运输

该公司已与多条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。此表中的金额以公司按预订费费率计算的每日最低客运量为基础。表中的数值代表本公司承诺支付的总金额；然而，本公司将根据其营运利益在未经审计的简明综合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。其中一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。

表中的数值代表本公司承诺支付的总金额；然而，本公司将根据其营运利益在未经审计的简明综合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。表中的值代表Antero Resources承诺支付的总金额；然而，该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情，请参阅未经审核简明综合财务报表附注12-租赁。

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(14)或有事项

环境

2018年6月，公司因涉嫌违反联邦清洁空气法和西弗吉尼亚州实施计划而收到美国环境保护局(“EPA”)地区III的违规通知(下称“11月”)。11月份声称，这些设施的燃烧装置不符合适用的空气许可要求。另外，2018年6月，本公司收到环境保护局第三区域根据清洁空气法第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，以确定额外的设施是否存在2017年9月检查期间发现的相同所谓合规问题。随后，西弗吉尼亚州环保部(“WVDEP”)和EPA第五区(包括俄亥俄州的设施)各自进行了检查，公司已分别从WVDEP和EPA第V区收到与EPA第三区正在调查的类似问题有关的NOV。公司继续与EPA和WVDEP谈判，以解决NOV和信息请求中指控的问题。公司在这些设施的运营没有暂停，管理层预计这些事项不会对公司的财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。

WGL

本公司与华盛顿燃气照明公司和WGL Midstream，Inc.(统称为“WGL”)卷入了多起合同纠纷，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(以下简称“合同”)。2015年末，WGL声称合同中规定的天然气指数价格不再合适，并试图在合同中援引替代指数条款。这一争端已提交仲裁。2017年1月，仲裁小组做出了对公司有利的裁决，认定合同中规定的天然气指数价格应保留。

2017年3月，WGL在科罗拉多州地区法院对该公司提起诉讼，声称该公司违反了合同义务，未能交付“TCO Pool”天然气，最终要求赔偿超过美元40百万美元。随后，在WGL未能获得合同规定的一定数量的天然气后，该公司单独对WGL提起诉讼，要求追回WGL拒绝支付的损害赔偿金。这些二2019年6月，诉讼进行了合并和审判。2019年6月20日，该公司获得陪审团裁决，金额约为$96对WGL的损害赔偿金为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。2020年12月10日，科罗拉多州上诉法院确认了初审法院有利于公司的判决。2021年2月，该公司及其特许权使用费拥有者收到了一笔大约#美元的毛付款。107WGL支付了100万美元，WGL完全满足并解除了2019年6月做出的有利于本公司的判决。

其他

该公司在其正常业务过程中是各种其他法律程序和索赔的当事人，包括但不限于特许权使用费索赔。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未经审计的简明综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。

(十五)关联方

Antero Midstream公司几乎所有的收入都来自与Antero Resources的交易。有关本公司须报告分部的经营业绩，请参阅未经审核简明综合财务报表附注16-可报告分部。

(16)应报告的细分市场

管理层评估了公司的组织和管理方式，并确定了以下部门：(I)天然气、NGL和石油的勘探、开发和生产；(Ii)营销和利用公司过剩的运输能力；(Iii)通过公司对Antero Midstream公司的股权方法投资提供中游服务。该公司的所有资产都位于美国，其几乎所有的生产收入都归功于位于美国的客户

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

然而，该公司的部分生产收入来自客户，这些客户随后将公司的产品运输到国外转售或消费。

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开支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。

本公司应报告部门的经营业绩和资产如下：截至2021年6月30日、2020年和2021年6月30日的三个月的经营业绩和资产(单位：千)：


	截至2020年6月30日的三个月
	探索						消除
	和				中游		网段间		整合
	生产		营销		服务		交易记录		总计
销售额和收入：
第三方	$	419,919		64,285		—		—		484,204
网段间		707		—		219,736		(219,736)		707
总计	$	420,626		64,285		219,736		(219,736)		484,911

运营费用：
租赁经营	$	24,742		—		—		—		24,742
采集、压缩、加工和运输		631,845		—		42,067		(42,067)		631,845
油气性质减损		37,350		—		—		—		37,350
损耗、折旧和摊销		214,035		—		27,745		(27,745)		214,035
一般事务和行政事务		38,403		—		12,422		(12,422)		38,403
其他		32,405		113,053		2,776		(2,776)		145,458
总计		978,780		113,053		85,010		(85,010)		1,091,833
营业收入(亏损)	$	(558,154)		(48,768)		134,726		(134,726)		(606,922)
未合并关联公司收益中的权益	$	20,228		—		20,947		(20,947)		20,228
对未合并附属公司的投资	$	279,805		—		729,823		(729,823)		279,805
细分资产	$	13,711,749		32,241		5,715,055		(5,715,055)		13,743,990
分部资产的资本支出	$	263,522		—		55,431		(55,431)		263,522

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未经审计的简明合并财务报表附注


	截至2021年6月30日的三个月
					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		整合
	生产		营销		公司		联属		总计
销售额和收入：
第三方	$	324,534		165,453		250,455		(250,455)		489,987
网段间		(619)		—		(17,668)		17,668		(619)
总计	$	323,915		165,453		232,787		(232,787)		489,368

运营费用：
租赁经营	$	21,645		—		—		—		21,645
采集、压缩、加工和运输		641,362		—		39,555		(39,555)		641,362
油气性质减损		9,303		—		—		—		9,303
损耗、折旧和摊销		187,330		—		26,619		(26,619)		187,330
一般事务和行政事务		32,177		—		14,251		(14,251)		32,177
其他		41,507		198,994		963		(963)		240,501
总计		933,324		198,994		81,388		(81,388)		1,132,318
营业收入(亏损)	$	(609,409)		(33,541)		151,399		(151,399)		(642,950)
未合并关联公司收益中的权益	$	17,477		—		21,515		(21,515)		17,477
对未合并附属公司的投资	$	237,668		—		707,518		(707,518)		237,668
细分资产	$	12,788,108		60,225		5,540,742		(5,540,742)		12,848,333
分部资产的资本支出	$	182,591		—		45,976		(45,976)		182,591

本公司应报告部门的经营业绩和资产如下：截至2021年6月30日、2020年和2021年6月30日的6个月的经营业绩和资产(单位：千)：


	截至2020年6月30日的6个月
					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		整合
	生产		营销		公司		联属		总计
销售额和收入：
第三方	$	1,690,153		110,358		—		—		1,800,511
网段间		1,505		—		463,444		(463,444)		1,505
总计	$	1,691,658		110,358		463,444		(463,444)		1,802,016

运营费用：
租赁经营	$	50,386		—		—		—		50,386
采集、压缩、加工和运输		1,220,469		—		90,795		(90,795)		1,220,469
油气性质减损		126,570		—		—		—		126,570
中游资产减值准备		—		—		664,544		(664,544)		—
损耗、折旧和摊销		413,712		—		55,088		(55,088)		413,712
一般事务和行政事务		69,624		—		25,959		(25,959)		69,624
其他		59,418		206,326		11,496		(11,496)		265,744
总计		1,940,179		206,326		847,882		(847,882)		2,146,505
营业收入(亏损)	$	(248,521)		(95,968)		(384,438)		384,438		(344,489)
未合并关联公司收益(亏损)中的权益	$	(107,827)		—		40,024		(40,024)		(107,827)
对未合并附属公司的投资	$	279,805		—		729,823		(729,823)		279,805
细分资产	$	13,711,749		32,241		5,715,055		(5,715,055)		13,743,990
分部资产的资本支出	$	575,133		—		123,414		(123,414)		575,133

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注


	截至2021年6月30日的6个月
					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		整合
	生产		营销		公司		联属		总计
销售额和收入：
第三方	$	1,363,302		330,243		—		—		1,693,545
网段间		21		—		456,908		(456,908)		21
总计	$	1,363,323		330,243		456,908		(456,908)		1,693,566

运营费用：
租赁经营	$	46,192		—		—		—		46,192
采集、压缩、加工和运输		1,246,439		—		78,869		(78,869)		1,246,439
油气性质减损		43,365		—		—		—		43,365
中游资产减值准备		—		—		1,379		(1,379)		—
损耗、折旧和摊销		381,356		—		53,469		(53,469)		381,356
一般事务和行政事务		76,251		—		32,181		(32,181)		76,251
其他		87,302		361,071		6,024		(6,024)		448,373
总计		1,880,905		361,071		171,922		(171,922)		2,241,976
营业收入(亏损)	$	(517,582)		(30,828)		284,986		(284,986)		(548,410)
未合并关联公司收益中的权益	$	36,171		—		42,259		(42,259)		36,171
对未合并附属公司的投资	$	237,668		—		707,518		(707,518)		237,668
细分资产	$	12,788,108		60,225		5,540,742		(5,540,742)		12,848,333
分部资产的资本支出	$	305,749		—		74,365		(74,365)		305,749

(17)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。*如果附属担保人被出售或处置(无论是通过合并、合并、出售足够数量的股本以使其不再有资格成为Antero的“附属公司”(定义见管理票据的契约)或出售其全部或几乎所有资产(租赁除外))，以及无论附属担保人是否为此类交易中的幸存实体给不是Antero或Antero的受限制子公司的人，该附属担保人都将被免除其义务

此外，附属担保人在解除或解除产生该担保的其他债务(如管理票据的契约所界定)时，将被免除其在契约及其担保下的义务，但因或因根据该担保付款而免除或解除除外；如果Antero指定该附属公司为不受限制的附属公司，且该指定符合该契约中管理票据的其他适用条款，或与任何契约失效、法律失效或清偿有关的规定，则该附属担保人将被免除其义务，但不包括因根据该担保付款而免除或清偿债务的责任；如果Antero指定该附属公司为不受限制的附属公司，且该指定符合该契约管理票据的其他适用条款或与任何契约失效、法律失效或清偿有关的规定，则附属担保人将被免除其义务。

下表汇总了Antero及其担保子公司的财务信息(单位：千)。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


资产负债表

	2020年12月31日		2021年6月30日
	父级(前排)		父级(前排)
	和担保人子公司		和担保人子公司
应收账款，非担保人子公司	$	—		—
应收账款，关联方		—		—
其他流动资产		543,841		515,013
流动资产总额		543,841		515,013
非流动资产		11,783,502		11,536,439
总资产	$	12,327,343		12,051,452

应付账款，非担保人子公司	$	—		—
应付帐款，关联方		69,860		85,471
其他流动负债		906,348		1,765,747
流动负债总额		976,208		1,851,218
非流动负债		6,070,388		5,226,192
总负债	$	7,046,596		7,077,410

运营说明书

			截至2021年6月30日的6个月
			父级(前排)
			和担保人子公司
收入			$	1,679,332
运营费用				2,221,153
运营亏损				(541,821)
包括非控制性权益在内的净亏损和综合亏损				(538,966)
Antero Resources Corporation应占净亏损和综合亏损			$	(538,966)

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”。我们警告说，对未来事件的假设、预期、预测、意图或信念可能，而且经常会与实际结果不同，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操作因素；资本市场的总体状况以及我们进入这些市场的能力；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的停产；以及环境法规或诉讼以及其他法律或监管方面的不确定性。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和石油资产的开发、生产、勘探和收购。我们关注的是非常规油藏，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2021年6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51.3万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。

2021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距离指导方针、旅行限制和居家命令等行动来减缓病毒的传播，这些行动导致全球经济活动和对石油的需求大幅减少，在较小程度上还导致对天然气和天然气的需求。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2020年市场极度波动，并对大宗商品价格造成重大不利影响。随着疫苗的普及，社会距离指导方针、旅行限制和居家订单减少，全球经济活动增加，大宗商品价格上涨。然而，病毒的新变种可能导致商品市场进一步波动和由此导致的金融市场不稳定，这些变数超出了我们的控制范围，可能会对我们从运营现金流中产生的资金、未合并关联公司的分配、我们高级担保循环信贷安排(“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。

作为天然气、NGL和石油的生产商，根据与新冠肺炎疫情相关的各种联邦、州和地方法规，我们被认为是必不可少的业务。因此，我们在采取措施保护员工和合同工的健康和安全的同时，继续在这些法规允许的情况下在整个疫情期间开展业务。我们已经实施了协议，以降低我们的实地行动中爆发疫情的风险，这些协议并没有显著降低产量或效率。虽然我们的大部分非现场员工在2021年6月30日之前在家中远程工作，但我们预计将在2021年第三季度过渡到全职办公室安排。

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和产油区位于富含液体的阿巴拉契亚盆地。我们已经通过固定价格合同对冲了2021年剩余时间每天2.2bcf的天然气销售，加权平均价格为每MMBtu 2.77美元。我们的对冲覆盖了我们2021年剩余时间预期天然气产量的大部分。我们还有固定价格的合同，在2021年剩余时间里，每天出售45650桶丙烷，加权平均价为每桶31.30美元，每天出售3000桶石油，加权平均价为每桶55.16美元。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，例如开发活动的减少，都不会影响我们实现对冲收益的能力。

我们的供应链没有经历过任何重大中断。任何一种NGL产品或石油缺乏市场或可用存储，都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。在新冠肺炎大流行之前，我们已经开发了多样化的买家和目的地，以及现场和非现场的凝析油存储能力。由于这场大流行，我们扩大了客户基础，并扩大了阿巴拉契亚盆地内的凝析油存储能力。

2021年4月，支持我们信贷安排的借款基数每半年重新确定一次，重新确认为28.5亿美元。贷方承诺保持不变，仍为26.4亿美元，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10月，这可能会影响我们可用的借款和流动性。截至2021年6月30日，我们的信贷安排下没有借款并拥有7.42亿美元的未偿还信用证。

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(主要是管道运力提供商)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，没有对任何协议条款进行实质性修改。

融资和资产销售计划亮点

优先债券的赎回

我们按面值悉数赎回了2022年12月1日到期的所有未偿还5.125厘优先票据(“2022年票据”)，外加2021年第一季度的应计和未付利息。于2021年第二季，我们按面值悉数赎回2023年6月1日到期的所有未偿还5.625厘优先票据(“2023年票据”)，外加应计及未付利息。

2021年7月1日，我们赎回了2026年7月15日到期的8.375%优先债券本金1.75亿美元(“2026年债券”)，赎回价格为本金的108.375%，外加应计和未付利息，资金来自我们信贷安排的借款。紧接赎回后，2026年债券的未偿还本金总额为3.25亿美元。赎回本金的1500万美元溢价以及按比例注销的未摊销债务发行成本将包括在2021年第三季度我们提前清偿债务的损失中。有关更多信息，请参阅附注7-未经审计的简明综合财务报表中的长期债务。

发行高级债券

2021年1月4日，我们按面值发行了5亿美元的2026年债券。2021年1月26日，我们按面值发行了7亿美元，利率为7.625的优先债券，2029年2月1日到期(“2029年债券”)。在2021年6月1日，我们发行了6亿美元，利率为5.375的优先债券，将于2030年3月1日到期(“2030年债券”)。2026年票据、2029年票据和2030年票据是无抵押的，实际上从属于信贷安排，就担保信贷安排的抵押品价值而言。2026年债券、2029年债券和2030年债券与我们其他未偿还的高级债券并驾齐驱。2026年债券、2029年债券和2030年债券以全额和

我们现有附属公司为信贷安排及若干未来受限制附属公司提供担保的无条件及联名及若干优先无抵押基准。有关更多信息，请参阅附注7-未经审计的简明综合财务报表中的长期债务。

可转换票据等价化

2021年1月12日，我们完成了向2026年到期的4.25%可转换优先票据(“2026年可转换票据”)的某些持有人以每股6.35美元的价格向我们的普通股发行总计3140万股普通股的登记直接发行(“1月发行”)。我们利用1月份股票发行的收益和信贷安排下约6300万美元的借款，在私下协商的交易中向这些持有人回购了2026年可转换票据的本金总额1.5亿美元(“1月份可转换票据回购”，与1月份的股票发行合计为“1月份的证券化交易”)。

2021年5月13日，我们完成了向我们2026年可转换票据的某些持有人以每股11.01美元的价格向我们的普通股发行总计1160万股普通股的登记直接发行(“5月份股票发行”)。我们利用5月份股票发行的收益和信贷安排下约2600万美元的借款，在私下协商的交易中向这些持有人回购了2026年可转换票据的本金总额5600万美元(“5月份可转换票据回购”，与5月份的股票发行合计为“5月份的证券化交易”)。有关更多信息，请参阅附注7-未经审计的精简合并财务报表的长期债务。

钻探合作伙伴关系

2021年2月17日，我们宣布与量子能源伙伴公司(Quantum Energy Partners)的附属公司QL Capital Partners(“QL”)建立钻探合作伙伴关系，为我们的2021年至2024年钻探计划提供服务。根据协议条款，QL参与的每一年代表每年一次的分期付款，QL将在该分期付款年度内获得我们挖出的任何油井的工作权益。于二零二一年，吾等与QL就该年度分期付款的资本预算达成协议，而对于截至2024年的每一后续年度，吾等将为该年度所有待挖油井提出资本预算及估计内部回报率(“IRR”)，并在双方同意该年度的估计内部回报率超过指定回报的情况下，QL将有责任参与该等分期付款。我们制定和管理与每一批相关的钻井计划，包括选井。此外，对于QL与QL一起参与的每一年度分期付款，我们将与QL签订转让、卖据和转让协议，根据该协议，QL将在该年度的每个油井泥浆中获得按比例的工作利息百分比，该协议将不会受到任何倒退的影响。

根据协议条款，QL将在2021年为油井泥浆的开发资本提供20%的资金，并预计在2022年至2024年期间为油井泥浆的开发资本提供15%至20%的资金，这笔资金金额代表QL在此类油井中的比例工作利益。此外，如果QL每年的内部收益率超过某些特定回报，我们可能会收到QL一次性支付的结转，这些回报将不早于每一批年度结束后的12月31日确定。超过每一年度预算金额的特定百分比的资本成本和低于预算金额的成本节省将由我们承担。除前一句话外，对于包括在一批油井中的任何油井，QL有义务并对其在成本和负债中的工作利益份额负责，并有权在此类油井的生命周期内获得与该等油井相关的收入的工作利益份额。如果我们提交一份估计内部收益率等于或超过特定回报的年度资本预算，而QL真诚地认为该回报率低于该特定回报，而QL选择不参与，我们将没有义务向QL提供参与随后的年度部分的机会。有关更多信息，请参阅附注3-未经审计的简明综合财务报表的交易。

凌驾于专营权费权益之上的额外供款

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了一项交易，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。在这笔交易中，我们将Orris捐赠给了一家新成立的子公司Martica Holdings LLC(“Martica”)。在最初的收盘时，第六街贡献了3亿美元的现金(取决于按照惯例调整)，并同意如果Orris的某些产量门槛在2020年第三季度和2021年第一季度实现，将额外出资1.02亿美元现金。第六街捐献的所有现金都分发给了我们。截至2020年9月31日和2021年3月31日，我们分别达到了与2020年第三季度和2021年第一季度相关的适用生产门槛。在2020年第四季度和2021年第二季度，我们分别收到了5100万美元的现金分配。有关更多信息，请参阅附注3-未经审计的简明综合财务报表的交易。

对冲头寸(不包括马蒂卡)

我们面临着与我们正在进行的业务运营相关的某些风险，我们可能会使用衍生品工具来管理我们的大宗商品价格风险。此外，我们定期签订包含嵌入特征的合约，这些特征需要被分开，并作为衍生品单独核算。下表不包括我们的综合可变利息实体(“VIE”)Martica的衍生工具，因为该等合约的所有损益完全归因于Martica的非控股权益。截至2021年6月30日，我们的固定价格天然气、石油和NGL掉期头寸(不包括我们的合并VIE Martica)如下：


				加权
				平均值
商品/结算期	索引	签约量		价格
天然气
2021年7月至12月	亨利·哈布	397	Bcf	$	2.77	/MMBtu
2022年1月至12月	亨利·哈布	422	Bcf		2.50	/MMBtu
2023年1月至12月	亨利·哈布	16	Bcf		2.37	/MMBtu
		835	Bcf		2.62	/MMBtu

丙烷
2021年7月至10月	贝尔维尤丙烷山-OPIS Tet	4,200	Mbbl	$	31.30	/bbl

丁烷
2021年7月至12月	贝尔维尤丁烷山-OPIS Non-Tet	1,072	Mbbl	$	34.07	/bbl
2021年7月至12月	贝尔维尤丁烷山-OPIS Tet	534	Mbbl	$	31.68	/bbl

天然汽油
2021年7月至12月	贝尔维尤山天然汽油-OPIS非TET	1,633	Mbbl	$	50.36	/bbl

异丁烷
2021年7月至12月	贝尔维尤山异丁烷-OPIS非正丁烷	948	Mbbl	$	35.25	/bbl

油
2021年7月至12月	西德克萨斯中质油	552	Mbbl	$	55.16	/bbl

此外，我们还有一项看涨期权协议，该协议使持有人(如果行使)有权在2024年以每MMBtu 2.77美元的价格签订约156 Bcf的固定价格掉期协议。

截至2021年6月30日，我们的天然气基差掉期头寸(根据哥伦比亚输气管道(TCO)与NYMEX Henry Hub天然气价格的基差定价指数)如下：


				加权平均
商品/结算期	指数到基差分	签约量		套期保值差价
天然气
2021年7月至12月	从纽约商品交易所到总拥有成本	8	Bcf	$	0.414	/MMBtu
2022年1月至12月	从纽约商品交易所到总拥有成本	22	Bcf		0.515	/MMBtu
2023年1月至12月	从纽约商品交易所到总拥有成本	18	Bcf		0.525	/MMBtu
2024年1月至12月	从纽约商品交易所到总拥有成本	18	Bcf		0.530	/MMBtu
		66	Bcf		0.511	/MMBtu

截至2021年6月30日，我们拥有天然气和NGL合同，将天然气贝尔维尤指数价格定为WTI的百分比如下：


				加权平均
商品/结算期	指数到基差分	签约量		派息率
气液
2021年7月至12月	贝尔维尤山天然汽油转WTI	1,716	Mbbl	78	%

截至2021年6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(定义如下)物业中的保留权益相关的生产量，截至2026年12月31日，加权平均执行价为每MMBtu 2.58美元。

我们相信，我们的对冲头寸为支持我们未来业务和资本支出计划的现金流提供了一定的确定性。截至6月，2021年3月30日，我们商品衍生品合约的估计公允价值约为9.18亿美元的净负债。详情请参阅未经审计简明综合财务报表附注11-衍生工具。

经营成果

我们有三个经营部门：(I)天然气、天然气和石油的勘探、开发和生产；(Ii)营销和利用公司过剩的运输能力；以及(Iii)通过我们对Antero Midstream Corporation的股权投资提供中游服务。Antero Midstream Corporation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LP(“Antero Midstream Partners”)，我们将其作为已证实的房地产开发成本进行资本化。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。见附注16-未经审核简明综合财务报表的可报告分部。

截至2020年6月30日的三个月与截至2021年6月30日的三个月

我们可报告部门的运营业绩如下：截至2021年6月30日、2021年6月30日和2021年6月的三个月(单位：千)：


	截至2020年6月30日的三个月
					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		整合
	生产		营销		公司		联属		总计
收入和其他：
天然气销售	$	367,415		—		—		—		367,415
天然气液体销售		212,197		—		—		—		212,197
石油销售		8,322		—		—		—		8,322
商品衍生品公允价值损失		(168,015)		—		—		—		(168,015)
收集、压缩、水处理和处理		—		—		237,342		(237,342)		—
营销		—		64,285		—		—		64,285
其他收入(亏损)		707		—		(17,606)		17,606		707
总计	$	420,626		64,285		219,736		(219,736)		484,911

运营费用：
租赁经营	$	24,742		—		—		—		24,742
聚集和压缩		202,773		—		42,067		(42,067)		202,773
正在处理中		242,592		—		—		—		242,592
交通运输		186,480		—		—		—		186,480
生产税和从价税		19,992		—		—		—		19,992
营销		—		113,053		—		—		113,053
探索		231		—		—		—		231
油气性质减损		37,350		—		—		—		37,350
损耗、折旧和摊销		214,035		—		27,745		(27,745)		214,035
资产报废债务的增加		1,111		—		61		(61)		1,111
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		30,430		—		9,725		(9,725)		30,430
基于股权的薪酬		7,973		—		2,697		(2,697)		7,973
合同终止、钻井平台堆放及其他费用		11,071		—		2,715		(2,715)		11,071
总计		978,780		113,053		85,010		(85,010)		1,091,833
营业收入(亏损)	$	(558,154)		(48,768)		134,726		(134,726)		(606,922)

未合并关联公司收益中的权益	$	20,228		—		20,947		(20,947)		20,228


	截至2021年6月30日的三个月
					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		整合
	生产		营销		公司		联属		总计
收入和其他：
天然气销售	$	626,520		—		—		—		626,520
天然气液体销售		464,381		—		—		—		464,381
石油销售		51,906		—		—		—		51,906
商品衍生品公允价值损失		(831,840)		—		—		—		(831,840)
收集、压缩、水处理和处理		—		—		250,455		(250,455)		—
营销		—		165,453		—		—		165,453
递延收入摊销		11,279		—		—		—		11,279
出售资产的收益		2,288				—		—		2,288
其他收入(亏损)		(619)		—		(17,668)		17,668		(619)
总计	$	323,915		165,453		232,787		(232,787)		489,368

运营费用：
租赁经营	$	21,645		—		—		—		21,645
聚集和压缩		224,073		—		39,555		(39,555)		224,073
正在处理中		209,627		—		—		—		209,627
交通运输		207,662		—		—		—		207,662
生产税和从价税		33,694		—		—		—		33,694
营销		—		198,994		—		—		198,994
探索		5,638		—		—		—		5,638
油气性质减损		9,303		—		—		—		9,303
损耗、折旧和摊销		187,330		—		26,619		(26,619)		187,330
资产报废债务的增加		1,331		—		114		(114)		1,331
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		27,928		—		11,192		(11,192)		27,928
基于股权的薪酬		4,249		—		3,059		(3,059)		4,249
合同终止、钻井平台堆放及其他费用		844		—		849		(849)		844
总计		933,324		198,994		81,388		(81,388)		1,132,318
营业收入(亏损)	$	(609,409)		(33,541)		151,399		(151,399)		(642,950)

未合并关联公司收益中的权益	$	17,477		—		21,515		(21,515)		17,477

勘探和生产细分市场

下表列出了勘探和生产部门在截至2020年6月30日的三个月与截至2021年6月30日的三个月的精选运营数据：


	截至三个月				总金额为
	6月30日，				增加		百分比
	2020		2021		(减少)		变化
生产数据⁽¹⁾:
天然气(Bcf)		215		208		(7)	(3)	%
C2乙烷(MBBL)		4,622		4,356		(266)	(6)	%
C3+NGL(MBBL)		11,935		10,440		(1,495)	(13)	%
机油(MBbl)		1,004		940		(64)	(6)	%
合并(Bcfe)		320		303		(17)	(5)	%
日联合产量(MMcfe/d)		3,521		3,324		(197)	(6)	%
衍生产品结算前的平均价格⁽²⁾:
天然气(每立方英尺)	$	1.71		3.01		1.30	76	%
C2乙烷(每桶)	$	5.76		9.97		4.21	73	%
C3+NGL(每BBL)	$	15.55		40.32		24.77	159	%
油(每桶)	$	8.29		55.22		46.93	566	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	1.83		3.78		1.95	107	%
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)	$	2.79		2.91		0.12	4	%
C2乙烷(每桶)	$	5.66		9.97		4.31	76	%
C3+NGL(每BBL)	$	20.23		35.95		15.72	78	%
油(每桶)	$	33.47		52.05		18.58	56	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	2.81		3.55		0.74	26	%
平均成本(每立方米)：
租赁经营	$	0.08		0.07		(0.01)	(13)	%
聚集和压缩	$	0.63		0.74		0.11	17	%
正在处理中	$	0.76		0.69		(0.07)	(9)	%
交通运输	$	0.58		0.69		0.11	19	%
生产税	$	0.06		0.11		0.05	83	%
网络营销	$	0.15		0.11		(0.04)	(27)	%
损耗、折旧、摊销和增值	$	0.67		0.62		(0.05)	(7)	%
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)	$	0.09		0.09		—	—	%

(1)	产量数据不包括与批量生产付款交易(“VPP”)相关的数量。详情请参阅附注3-未经审计简明综合财务报表交易。

(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，这些衍生品不符合套期保值会计的要求，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。天然气销售收入从截至2020年6月30日的三个月的3.67亿美元增加到截至6月30日的三个月的6.27亿美元。302021年，增加2.6亿美元，增幅为71%。截至2021年6月30日的三个月，天然气产量下降导致天然气销售收入同比减少约1100万美元(计算方法是同比产量的变化乘以上年平均价格)，大宗商品价格上涨(不包括衍生品结算的影响)导致天然气销售收入同比增加约2.71亿美元(计算方法是不包括诉讼净收益乘以当年产量的同比平均价格变化)。

NGLS销量。NGL销售收入从截至2020年6月30日的三个月的2.12亿美元增加到截至6月30日的三个月的4.64亿美元。2021年30日，增长2.52亿美元，涨幅为119%(计算方法为同比成交量变化乘以同比均价变化)。NGL产量下降导致NGL收入同比减少约2500万美元(按年产量变化乘以上年平均价格计算)，不计衍生品结算影响的大宗商品价格上涨占收入同比增长约2.77亿美元(按按年平均价格变化乘以当年产量计算)。

石油销售。石油销售收入从截至2020年6月30日的三个月的800万美元增加到截至6月30日的三个月的5200万美元。2021年30日，增长4400万美元，涨幅为524%(计算方法为同比成交量变化乘以同比均价变化)。石油产量下降导致石油收入同比减少不到100万美元(计算方法为同比产量变化乘以上年平均价格)，大宗商品价格上涨(不包括衍生品结算的影响)造成收入同比增长约4400万美元(计算方法为同比平均价格变化乘以当年产量)。

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、基差掉期合同和领子合同。由于我们没有将这些衍生品指定为会计套期保值，因此它们不会接受对冲会计处理。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，都在我们的经营报表中确认。截至6月份的三个月。30、2020年和2021年，我们的大宗商品对冲分别导致1.68亿美元和8.32亿美元的衍生品公允价值损失。在截至2020年6月30日的三个月里，大宗商品衍生品公允价值亏损包括3.14亿美元的现金收益，用于结算衍生品的收益。在截至2021年6月30日的三个月里，大宗商品衍生品公允价值亏损包括7000万美元大宗商品结算衍生品亏损的现金支付，以及500万美元的衍生品货币化支付。

商品衍生工具公允价值损益因未来商品价格而异，在衍生工具合约结算或货币化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。

递延收入摊销截至6月的三个月。2021年3月30日包括与2020年第三季度关闭的VPP相关的递延收入1100万美元的摊销，这与在此期间根据协议条款交付的生产量有关，约为每MMBtu 1.61美元。有关这项交易的更多信息，请参阅附注3-未经审计的简明综合财务报表的交易。

租赁经营费。租赁运营费用从截至2020年6月30日的三个月的2500万美元下降到截至6月30日的三个月的2200万美元。302021年，减少300万美元或13%。在单位基础上，截至2020年6月30日的三个月的租赁运营费用为每立方公尺0.08美元，主要是由于成本节约举措，截至2021年6月30日的每三个月的租赁运营费用降至每立方公尺0.07美元。

收集、压缩、加工和运输费用。收集、压缩、处理和运输费用从截至2020年6月30日的三个月的6.32亿美元增加到截至6月30日的三个月的6.41亿美元。302021年，增加900万美元或2%。这一增长主要是由于收集、压缩和运输成本上升，但被两个时期之间较低的处理成本部分抵消。收集和压缩成本从截至2020年6月30日的三个月的每立方米0.63美元增加到截至6月30日的三个月的每立方米0.74美元。2021年6月30日，主要原因是天然气价格上涨导致燃料成本上升，以及Antero Midstream Corporation在截至2020年6月30日的三个月内收到的1200万美元奖励费用回扣，这些回扣在截至2021年6月30日的三个月内没有收到。加工成本从截至2020年6月30日的三个月的每立方米0.76美元下降到截至6月30日的三个月的每立方米0.69美元。2021年30日，由于两个时段之间的终点费较低。运输成本从截至2020年的三个月的每立方米0.58美元增加到截至2021年6月30日的三个月的每立方米0.69美元，这主要是由于落基山脉快速管道的使用量增加。

生产和从价税费用。生产和从价税从截至2020年6月30日的三个月的2000万美元增加到截至6月30日的三个月的3400万美元。2021年30日，增加1400万美元，增幅69%，主要是由于两个时期之间大宗商品价格上涨。在截至2020年6月30日和2021年6月30日的三个月里，生产税和从价税占天然气收入的比例相对一致，为5%。

油气性质减损. 石油和天然气资产减值从截至2020年6月30日的三个月的3700万美元降至截至6月30日的三个月的900万美元。2021年3月30日，减少2800万美元，降幅75%，主要是由于即将到期的租约在两个时期之间减值较低。在这两个时期，我们确认了主要与租约到期有关的减值，以及与我们不再计划投入使用的港口及机场发展区相关的初始成本。

损耗、折旧和摊销费用。DD&A费用从截至2020年6月30日的三个月的2.14亿美元下降到截至6月30日的三个月的1.87亿美元。2021年3月30日，减少2700万美元，降幅为12%，主要是由于大宗商品价格上涨以及两个时期之间产量下降导致探明储量增加。DD&A

费用从截至2020年6月30日的三个月的每立方米0.67美元下降到截至2021年6月30日的三个月的每立方米0.62美元，这主要是由于两个时期之间探明储量的增加。

一般和行政费用。一般和行政费用(不包括基于股权的薪酬费用)从截至2020年6月30日的三个月的3000万美元下降到截至6月30日的三个月的2800万美元。302021年，减少200万美元，或8%。减少的主要原因是2021年员工人数减少。截至2020年6月30日和2021年6月30日，我们分别拥有524名和504名员工。在每单位的基础上，在截至2020年6月30日和2021年6月30日的两个月里，不包括基于股权的薪酬的一般和行政费用分别为每麦克菲0.09美元。

股权薪酬费用。非现金股权薪酬支出从截至2020年6月30日的三个月的800万美元降至截至6月30日的三个月的400万美元。2021年30日，主要原因是股权奖励没收，部分被授予员工的新奖励所抵消。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，请参阅未经审计的简明综合财务报表的附注9-基于股权的薪酬和现金奖励。

营销细分市场

市场营销。在可行的情况下，我们购买和销售第三方天然气和NGL，并营销我们过剩的公司运输能力，或聘请第三方代表我们进行这些活动，以优化这些运输协议的收入。我们已经为我们目前和预期的未来生产的很大一部分签订了长期的公司运输协议，以确保有保证的运力进入有利的市场。

净营销费用从截至2020年6月30日的三个月的4900万美元，或每Mcfe 0.15美元，降至截至2021年6月30日的三个月的3400万美元，或每Mcfe 0.11美元。净营销费用的下降是由于营销量和利润率的提高，这减轻了我们公司的一些多余的运输费用。

营销收入从截至2020年6月30日的三个月的6400万美元增加到截至2021年6月30日的三个月的1.65亿美元，增加了1.01亿美元。

营销费用从截至2020年6月30日的三个月的1.13亿美元增加到截至6月30日的三个月的1.99亿美元。302021年，增加8600万美元，或76%。营销费用包括与目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2020年6月30日和2021年6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4100万美元和1900万美元。

权益法投资在安特罗中游公司中的应用

Antero Midstream公司。Antero Midstream Corporation部门的收入从截至2020年6月30日的三个月的2.2亿美元增加到截至6月30日的三个月的2.33亿美元。2021年3月30日，增长1300万美元，增幅为6%，主要是由于期间吞吐量增加导致收集和压缩收入增加，但因运营效率提高而导致水处理收入下降，部分抵消了这一增长。与该部门相关的总运营费用从截至2020年6月30日的三个月的8500万美元降至截至2021年6月30日的三个月的8100万美元，主要原因是运营效率提高导致水处理运营费用降低，但由于吞吐量增加导致收集和压缩费用增加，部分抵消了这一费用。

未分配给细分市场的项目

利息支出。我们的利息支出从截至2020年6月30日的三个月的5,200万美元降至截至2021年6月30日的三个月的5,000万美元，减少200万美元或4%，主要是由于回购某些我们的无担保优先票据导致债务减少，以及两期之间利息收入的增加，部分被2026年可转换票据、2026年票据、2029年票据和2030年票据的应计利息所抵消，这些票据都是在2020年6月30日之后发行的。

提前清偿债务的损益。在截至6月的三个月里，2020年30日，我们确认提前清偿3900万美元的债务带来的收益，这与我们以17%的加权平均折扣回购的2.36亿美元债务本金有关。在截至6月的三个月里，2021年3月30日，我们在5月份的证券化交易中等值了我们2026年可转换票据的本金总额5600万美元，因此，我们确认了2100万美元的亏损，这是2026年可转换票据负债部分的公允价值与此类票据的账面价值之间的差额。此外，在截至2021年6月30日的三个月内，我们赎回了2023年债券中5.74亿美元的剩余余额

面值，加上应计和未付利息，并确认提前清偿债务造成的200万美元损失。有关更多信息，请参阅附注7-未经审计的简明综合财务报表中的长期债务。

可转换票据证券化亏损。在截至2021年6月30日的三个月中，我们确认了5月份的证券化交易亏损1200万美元，这是超出2026年可转换票据原始条款支付的对价。有关更多信息，请参阅附注7-未经审计的简明综合财务报表中的长期债务。

交易费用。在截至2020年6月30日的三个月里，我们产生了600万美元的交易费用，其中包括与出售我们的最高特许权使用费权益和创建Martica相关的法律和交易费用。有关这项交易的更多信息，请参阅附注3-未经审计的简明综合财务报表的交易。

所得税优惠。所得税优惠从截至2020年6月30日的三个月的1.42亿美元，有效税率为24%，增加到截至6月30日的三个月的1.76亿美元，有效税率为25%。302021年，增加3400万美元。这一增长主要是由于两个时期之间所得税前亏损增加所致。

截至2020年6月30日的6个月与截至2021年6月30日的6个月

我们可报告部门的运营业绩如下：截至2020年6月30日和2021年6月30日的6个月(单位：千)：


	截至2020年6月30日的6个月
					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		整合
	生产		营销		公司		联属		总计
收入和其他：
天然气销售	$	778,497		—		—		—		778,497
天然气液体销售		469,870		—		—		—		469,870
石油销售		43,968		—		—		—		43,968
商品衍生品公允价值收益		397,818		—		—		—		397,818
收集、压缩、水处理和处理		—		—		498,655		(498,655)		—
营销		—		110,358		—		—		110,358
其他收入(亏损)		1,505		—		(35,211)		35,211		1,505
总计	$	1,691,658		110,358		463,444		(463,444)		1,802,016

运营费用：
租赁经营		50,386		—		—		—		50,386
聚集和压缩		395,781		—		90,795		(90,795)		395,781
正在处理中		452,828		—		—		—		452,828
交通运输		371,860		—		—		—		371,860
生产税和从价税		45,691		—		—		—		45,691
营销		—		206,326		—		—		206,326
探索		441		—		—		—		441
油气性质减损		126,570		—		—		—		126,570
中游资产减值准备		—		—		664,544		(664,544)		—
损耗、折旧和摊销		413,712		—		55,088		(55,088)		413,712
资产报废债务的增加		2,215		—		103		(103)		2,215
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		58,322		—		19,924		(19,924)		58,322
基于股权的薪酬		11,302		—		6,035		(6,035)		11,302
合同终止、钻井平台堆放及其他费用		11,071		—		11,393		(11,393)		11,071
总计		1,940,179		206,326		847,882		(847,882)		2,146,505
营业亏损	$	(248,521)		(95,968)		(384,438)		384,438		(344,489)

未合并关联公司收益(亏损)中的权益	$	(107,827)		—		40,024		(40,024)		(107,827)


	截至2021年6月30日的6个月
					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		整合
	生产		营销		公司		联属		总计
收入和其他：
天然气销售	$	1,346,889		—		—		—		1,346,889
天然气液体销售		904,700		—		—		—		904,700
石油销售		96,592		—		—		—		96,592
商品衍生品公允价值收益		(1,009,596)		—		—		—		(1,009,596)
收集、压缩、水处理和处理		—		—		492,244		(492,244)		—
营销		—		330,243		—		—		330,243
递延收入摊销		22,429		—		—		—		22,429
出售资产的收益		2,288				—		—		2,288
其他收入		21		—		(35,336)		35,336		21
总计	$	1,363,323		330,243		456,908		(456,908)		1,693,566

运营费用：
租赁经营	$	46,192		—		—		—		46,192
聚集和压缩		444,361		—		78,869		(78,869)		444,361
正在处理中		393,947		—		—		—		393,947
交通运输		408,131		—		—		—		408,131
生产税和从价税		78,391		—		—		—		78,391
营销		—		361,071		—		—		361,071
探索		5,857		—		—		—		5,857
油气性质减损		43,365		—		—		—		43,365
中游资产减值准备		—		—		1,379		(1,379)		—
损耗、折旧和摊销		381,356		—		53,469		(53,469)		381,356
资产报废债务的增加		2,119		—		233		(233)		2,119
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		66,360		—		25,110		(25,110)		66,360
基于股权的薪酬		9,891		—		7,071		(7,071)		9,891
合同终止、钻井平台堆放及其他费用		935		—		5,791		(5,791)		935
总计		1,880,905		361,071		171,922		(171,922)		2,241,976
营业收入(亏损)	$	(517,582)		(30,828)		284,986		(284,986)		(548,410)

未合并关联公司收益中的权益	$	36,171		—		42,259		(42,259)		36,171

勘探和生产细分市场

下表列出了勘探和生产部门在截至2020年6月30日的6个月与截至2021年6月30日的6个月的精选运营数据：


					总金额为
	截至6月30日的6个月，				增加		百分比
	2020		2021		(减少)		变化
生产数据^{(1) (2)}:
天然气(Bcf)		423		415		(8)	(2)	%
C2乙烷(MBBL)		9,227		8,761		(466)	(5)	%
C3+NGL(MBBL)		22,767		20,366		(2,401)	(11)	%
机油(MBbl)		1,941		1,900		(41)	(2)	%
合并(Bcfe)		627		601		(26)	(4)	%
日联合产量(MMcfe/d)		3,444		3,323		(121)	(4)	%
衍生产品结算前的平均价格⁽³⁾:
天然气(每立方英尺)	$	1.84		3.24		1.40	76	%
C2乙烷(每桶)	$	5.79		9.08		3.29	57	%
C3+NGL(每BBL)	$	18.29		40.52		22.23	122	%
油(每桶)	$	22.65		50.84		28.19	124	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	2.06		3.90		1.84	89	%
衍生产品结算影响后的平均实现价格⁽³⁾:
天然气(每立方英尺)	$	2.84		3.23		0.39	14	%
C2乙烷(每桶)	$	5.74		8.74		3.00	52	%
C3+NGL(每BBL)	$	21.34		37.82		16.48	77	%
油(每桶)	$	40.15		48.90		8.75	22	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	2.90		3.80		0.90	31	%
平均成本(每立方米)：
租赁经营	$	0.08		0.08		—	—	%
聚集和压缩	$	0.63		0.74		0.11	17	%
正在处理中	$	0.72		0.65		(0.07)	(10)	%
交通运输	$	0.59		0.68		0.09	15	%
生产税和从价税	$	0.07		0.13		0.06	86	%
营销费用净额	$	0.15		0.05		(0.10)	(67)	%
损耗、折旧、摊销和增值	$	0.66		0.64		(0.02)	(3)	%
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)	$	0.09		0.11		0.02	22	%

(1)	产量数据不包括与批量生产付款交易(“VPP”)相关的数量。详情请参阅附注3-未经审计简明综合财务报表交易。

(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，这些衍生品不符合套期保值会计的要求，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。

(3)	截至2021年6月30日的6个月的平均实现价格包括与有利的诉讼判决相关的8500万美元的诉讼净收益。有关诉讼所得款项的进一步讨论，请参阅附注14-未经审核简明综合财务报表的或有事项。剔除收到的诉讼收益的影响，平均实现价格为每立方英尺3.04美元。

天然气销售。天然气销售收入从截至2020年6月30日的6个月的7.78亿美元增加到截至6月30日的6个月的13亿美元，其中包括8500万美元的诉讼收益。302021年，增加5.68亿美元，增幅为73%。有关诉讼所得款项的详情，请参阅附注14-未经审核简明综合财务报表的或有事项。

不包括诉讼净收益，2021年截至6月30日的6个月天然气产量下降导致天然气销售收入同比减少约1400万美元(计算方法是年产量变化乘以不包括诉讼净收益的上年平均价格)，商品价格上涨(不包括衍生品和解的影响)导致天然气销售收入同比增加约4.97亿美元(计算方法是不包括当年诉讼次数净收益的年平均价格变化)。

NGLS销量。NGL销售收入从截至2020年6月30日的6个月的4.7亿美元增加到截至6月30日的6个月的9.05亿美元。2021年30日，增长4.35亿美元，涨幅为93%(计算方法为同比成交量变化乘以同比均价变化)。NGL产量下降导致NGL收入同比减少约4700万美元(按年产量变化乘以上年平均价格计算)，不计衍生品结算影响的大宗商品价格上涨占收入同比增长约4.82亿美元(按按年平均价格变化乘以当年产量计算)。

石油销售。石油销售收入从截至2020年6月30日的6个月的4400万美元增加到截至6月30日的6个月的9700万美元。2021年30日，增长5300万美元，涨幅120%(按年销量变化乘以年平均价格变化计算)。石油产量下降导致石油收入同比减少100万美元(按年产量变化乘以上年平均价格计算)，不计衍生品结算影响的大宗商品价格上涨占收入同比增长约5400万美元(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、基差掉期合同和领子合同。由于我们没有将这些衍生品指定为会计套期保值，因此它们不会接受对冲会计处理。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，都在我们的经营报表中确认。截至6月份的6个月。2020年30日，我们的大宗商品对冲带来了3.98亿美元的衍生品公允价值收益。截至6月份的6个月。2021年30日，我们的大宗商品对冲导致衍生品公允价值损失10亿美元。大宗商品衍生品公允价值亏损包括截至6月份的6个月结算衍生品收益的5.25亿美元现金收益。30,2020年。在截至2021年6月30日的六个月里，大宗商品衍生品公允价值亏损包括6500万美元的大宗商品衍生品损失现金支付，以及500万美元的衍生品货币化支付。

递延收入摊销截至6月的6个月。2021年3月30日包括与2020年第三季度关闭的VPP相关的2200万美元递延收入的摊销，这与在此期间根据协议条款交付的生产量有关，约为每MMBtu 1.61美元。有关这项交易的更多信息，请参阅附注3-未经审计的简明综合财务报表的交易。

租赁经营费。租赁运营费用从截至2020年6月30日的6个月的5000万美元下降到截至6月30日的6个月的4600万美元。2021年30日，减少400万美元，降幅为8%，主要是由于成本节约举措。在截至2020年6月30日和2021年6月30日的六个月中，每个单位的租赁运营费用为每立方米0.08美元。

收集、压缩、加工和运输费用。截至2020年6月30日和2021年6月30日的六个月，收集、压缩、加工和运输费用相对持平，为12亿美元。收集和压缩成本从截至2020年6月30日的6个月的每立方米0.63美元增加到截至2021年6月30日的6个月的每立方米0.74美元，主要原因是天然气价格上涨导致燃料成本上升，以及截至2020年6月30日的6个月没有收到的Antero Midstream Corporation的2400万美元奖励费用退款。30,2021年。加工成本从截至2020年6月30日的6个月的每立方米0.72美元下降到截至6月30日的6个月的每立方米0.65美元。2021年30日，由于两个时段之间的终点费较低。运输成本从截至2020年6月30日的6个月的每立方米0.59美元增加到截至2021年6月30日的6个月的每立方米0.68美元，主要是由于落基山脉快速管道使用量的增加。

生产和从价税费用。生产和从价税从截至2020年6月30日的6个月的4600万美元增加到截至6月30日的6个月的7800万美元。2021年30日，增加了3200万美元，增幅为72%，主要原因是两段时间内大宗商品价格上涨，以及诉讼判决的500万美元。在截至6月30日、2020年和2021年的六个月中，生产税和从价税占天然气收入的比例相对一致，为6%。

油气性质减损. 油气资产减值从截至2020年6月30日的6个月的1.27亿美元降至截至2021年6月30日的6个月的4,300万美元，减少8,400万美元，降幅为66%，主要与

降低两期之间到期租约的减值。在这两个时期，我们确认了主要与即将到期的租约有关的减值，以及与我们不再计划投入使用的港口及机场发展区有关的设计和初期成本。

损耗、折旧和摊销费用。DD&A费用从截至2020年6月30日的6个月的4.14亿美元下降到截至6月30日的6个月的3.81亿美元。2021年3月30日，减少3300万美元，降幅为8%，主要是由于大宗商品价格上涨和期间间产量下降导致期间内探明储量增加所致。在截至2020年6月30日和2021年6月30日的6个月里，每Mcfe的DD&A价格保持相对稳定，分别为每Mcfe 0.66美元和每Mcfe 0.64美元。

一般和行政费用。一般和行政费用(不包括基于股权的薪酬费用)从截至2020年6月30日的6个月的5800万美元增加到截至6月30日的6,600万美元。302021年，增加800万美元，或14%。增长的主要原因是工资和期间工资支出增加，其中包括我们的年度激励计划，该计划在2020年大幅减少。截至2020年6月30日和2021年6月30日，我们分别拥有524名和504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增加了0.02美元/Mcfe，从截至2020年6月30日的6个月的0.09美元/Mcfe增加到2021年6月30日的6个月的0.11美元/Mcfe，原因是生产量下降和两期之间的总成本上升。

股权薪酬费用。非现金股权薪酬支出从截至2020年6月30日的6个月的1,100万美元降至截至6月30日的6个月的1,000万美元。2021年30日，主要原因是股权奖励没收，部分被授予员工的新奖励所抵消。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，请参阅未经审计的简明综合财务报表的附注9-基于股权的薪酬和现金奖励。

营销细分市场

净营销费用从截至2020年6月30日的6个月的9600万美元，或每Mcfe 0.15美元，降至截至6月30日的6个月的3100万美元，或每Mcfe 0.05美元。30,2021年。这一下降是由更高的营销量和利润率推动的，这减轻了我们公司的一些额外运输费用。

营销收入从截至2020年6月30日的6个月的1.1亿美元增加到截至2021年6月30日的6个月的3.3亿美元，增加了2.2亿美元。

营销费用从截至2020年6月30日的6个月的2.06亿美元增加到截至6月30日的6个月的3.61亿美元。302021年，增加1.55亿美元，增幅为75%。营销费用包括与目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。包括在上述费用中的公司运输成本在截至6月份的6个月分别为8800万美元和5300万美元。分别为30、2020和2021年。

权益法投资在安特罗中游公司中的应用

Antero Midstream公司。Antero Midstream Corporation部门的收入从截至2020年6月30日的6个月的4.63亿美元下降到截至6月30日的6个月的4.57亿美元。2021年3月30日，减少600万美元，或1%，主要是由于期间内完井数量减少导致淡水输送收入下降，但因期间间吞吐量增加而增加的收集和压缩收入部分抵消了这一影响。与该部门相关的总运营费用从截至2020年6月30日的6个月的8.48亿美元降至截至2021年6月30日的6个月的1.72亿美元，主要原因是Antero Midstream Corporation在截至6月30日的6个月中减值。2020年30日，其淡水管道和设备支出8900万美元，商誉减值5.75亿美元。Antero Midstream Corporation在截至2021年6月30日的6个月中的减值支出为100万美元，这是由于管道库存的市场调整成本较低。

未分配给细分市场的项目

利息支出。我们的利息支出从截至2020年6月30日的6个月的1.05亿美元下降到截至2021年6月30日的6个月的9300万美元，这主要是由于我们的无担保债务回购导致债务减少

优先票据和期间利息收入的增加部分抵消了2026年可转换票据、2026年票据、2029年票据和2030年票据的应计利息，这些票据都是在2020年6月30日之后发行的。

股权投资减值。截至2020年3月31日，我们确定，事件和情况表明，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截至2020年3月31日的报价市场股价。截至2021年6月30日的6个月内没有此类减值。

提前清偿债务的损益。在截至6月的6个月中，2020年30日，我们确认了提前清偿1.2亿美元债务的收益，这与我们以19%的加权平均折扣回购的6.19亿美元债务本金有关。在截至6月的6个月中，2021年3月30日，我们在私人协商的交换交易中等值了我们2026年可转换票据的本金总额2.06亿美元，因此，我们确认了6100万美元的亏损，这代表了2026年可转换票据负债部分的公允价值与此类票据的账面价值之间的差额。此外，在截至6月的6个月中，2021年3月30日，我们按面值赎回了2022年票据的剩余余额6.61亿美元，加上应计和未付利息，以及2023年票据的剩余余额5.74亿美元，加上应计和未付利息，并确认了提前清偿债务造成的500万美元亏损。有关更多信息，请参阅附注7-未经审计的简明综合财务报表中的长期债务。

可转换票据证券化亏损。在截至6月的6个月中，2021年3月30日，我们确认了1月份的证券化交易和5月份的证券化交易的亏损5100万美元，这代表着支付的代价超过了2026年可转换票据的原始条款。有关更多信息，请参阅附注7-未经审计的简明综合财务报表中的长期债务。

交易费用。交易费用从截至2020年6月30日的6个月的600万美元降至截至2021年6月30日的6个月的200万美元，减少了400万美元，降幅为66%。截至2020年6月30日的6个月的交易费用包括与出售我们的最高特许权使用费权益和创建Martica相关的法律和交易费用。在截至2021年6月30日的6个月里，交易费用包括与钻井合作伙伴关系相关的法律和交易费用。有关这项交易的更多信息，请参阅附注3-未经审计的简明综合财务报表的交易。

所得税优惠。所得税优惠从截至2020年6月30日的6个月的2.52亿美元，有效税率为24%，降至截至6月30日的6个月的1.79亿美元，有效税率为25%。302021年，减少7300万美元。这一下降主要是由于两个时期之间所得税前亏损减少所致。

资本资源与流动性

现金的来源和用途

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，以及信贷安排下的借款，发行债务和股权证券，以及我们的资产出售计划(包括我们的钻探合作伙伴关系)的额外贡献。。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，我们会持续监控哪些资本资源(包括股权和债务融资)可用于满足我们未来的财务义务、计划中的资本支出活动和流动性需求。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。有关新冠肺炎对我们的资本资源和流动性的影响的信息，请参见“新冠肺炎大流行”。

根据截至2021年6月30日的露天价格，我们相信，经营活动提供的净现金、未合并附属公司的分配、信贷安排下的可用借款、资本市场交易以及钻井合作伙伴关系的影响，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、承诺和或有事项。

2021 资本预算和资本支出

2021年2月17日，我们宣布2021年净资本预算为6.35亿美元，其中包括：5.9亿美元用于钻井和完井，45美元用于钻井和完井。租赁支出为100万美元。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，并在2021年7月28日我们宣布将租赁支出增加2250万美元，增至6500万美元。

2021年租赁活动加速，重点是有机扩大我们丰富的核心液体库存。因此，我们2021年的净资本预算总额修订为6.575亿美元.

截至2021年6月30日的6个月：我们的总综合资本支出(不包括QL在此类成本中的营运权益份额)约为3.41亿美元，包括3.07亿美元的钻井和完井成本、3100万美元的租赁收购以及300万美元的其他资本支出。

现金流

下表汇总了我们截至2020年6月30日和2021年6月30日的六个月的现金流：


	截至6月30日的6个月，
	2020		2021
经营活动提供的净现金	$	316,640		872,272
用于投资活动的净现金		(449,608)		(302,878)
融资活动提供(用于)的现金净额		132,968		(564,853)
现金及现金等价物净增加情况	$	—		4,541

经营活动。经营活动提供的净现金为3.17亿美元，截至6月的6个月为8.72亿美元。分别为30、2020和2021年。经营活动提供的现金净额增加，主要是由于商品衍生工具结算前后的商品价格上涨，营销费用净额减少，以及用于营运资本的现金减少，但被期间间收集、压缩和运输成本以及生产和从价税的增加部分抵消。

我们的净营运现金流对许多变数很敏感，其中最重要的是天然气、天然气和石油价格的波动，以及可归因于我们的大宗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减少了国内和国际对天然气、NGL和石油的需求。这些因素超出了我们的控制范围，很难预测。

投资活动。用于投资活动的现金流从截至2020年6月30日的6个月的4.5亿美元减少到截至2021年6月30日的6个月的3.03亿美元，这主要是由于截至2020年6月30日的6个月的资本支出与2021年同期相比减少了2.69亿美元，但这一减少被影响截至2020年6月30日的6个月的1.25亿美元的水利金结算部分抵消。

融资活动。由融资活动提供(用于)融资活动的净现金流从截至2020年6月30日的6个月融资活动提供的1.33亿美元净现金流变为截至2021年6月30日的6个月用于融资活动的5.65亿美元净现金。于截至2021年6月30日止六个月内，我们发行了5亿美元的2026年债券本金总额、7亿美元的2029年债券本金总额及6亿美元的2030年债券本金总额(扣除债券发行总成本2,200万美元)，其中所得款项用于(I)赎回已完全注销的2022年债券的本金总额6.61亿美元，(Ii)赎回2023年债券中已完全注销的5.74亿美元，以及(Iii)部分偿还我们的信贷借款此外，在截至2021年6月30日的六个月内，我们完成了1月和5月的股票发行，并利用所得资金和信贷安排下约8900万美元的借款，在私下谈判的交易中回购了2026年可转换票据的本金总额2.06亿美元。此外，在截至2021年6月30日的六个月里，我们收到了Martica支付的5100万美元，并将4600万美元分配给了Martica的非控股权益。此外，我们用经营活动提供的净现金偿还了我们信贷安排上的剩余未偿还余额。在截至2020年6月30日的六个月内，我们以加权平均折扣19%的价格回购了(I)6.19亿美元的本金债务，4.97亿美元的现金，以及(Ii)4300万美元的普通股，加权平均价为每股1.54美元。

债务协议

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。借款基数重新得到确认

在2021年4月的半年度重新确定中为28.5亿美元。*下一次借款基数的重新确定定于2021年10月进行。*信贷安排定于2022年10月26日到期。

截至2021年6月30日，我们没有借款，在信贷安排下有7.42亿美元的未偿还信用证。

截至2020年12月31日和6月，我们遵守了适用的公约和比率。30,2021年。截至2021年6月30日，我们目前的比率为3.0比1.0，利息覆盖率为13.8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2020 Form 10-K。

优先债券和可转换优先债券

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7-长期债务。10-Q和2020 Form 10-K中包含的“项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”，以获取有关我们的高级说明的信息。

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、商品衍生品收益或亏损、递延收入摊销、资产出售收益，但包括衍生工具损益中的现金净收入或付款，但不包括衍生品货币化付款、所得税、减值、损耗、折旧、摊销、增值、勘探费用、基于股权的补偿、提前清偿债务的收益(亏损)。

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：

●

该指标被石油和天然气行业的投资者广泛用于衡量经营业绩，而不考虑计算该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剔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；

●

被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，在向我们的董事会做报告时，以及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(包括非控股利息)与调整后的EBITDAX的对账，以及我们的调整后的EBITDAX与经营活动提供的净现金(根据我们截至6月的三个月和六个月的未经审计的简明合并现金流量表提供的净现金)的对账。30、2020和2021年(单位为千)。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6月30日的三个月，				截至6月30日的6个月，
	2020		2021		2020		2021
净亏损与调整后EBITDAX的对账：
Antero Resources Corporation应占净亏损和综合亏损	$	(463,304)		(523,467)		(802,114)		(538,966)
可归因于非控股权益的净收益(亏损)和综合收益(亏损)		236		(10,984)		236		(6,589)
未实现的商品衍生品损失		481,927		756,998		127,020		940,076
衍生品货币化的支付		—		4,569		—		4,569
递延收入摊销		—		(11,279)		—		(22,429)
出售资产的收益		—		(2,288)		(31)		(2,288)
利息支出，净额		51,811		49,963		104,913		92,706
提前清偿债务的损失(收益)		(39,171)		23,065		(119,732)		66,269
可转换票据等价化损失		—		11,731		—		50,777
所得税优惠拨备		(142,404)		(175,966)		(252,389)		(178,912)
损耗、折旧、摊销和增值		215,146		188,661		415,927		383,475
油气性质减损		37,350		9,303		126,570		43,365
权益法投资减值		—		—		610,632		—
勘探费		231		5,638		441		5,857
股权薪酬费用		7,973		4,249		11,302		9,891
未合并附属公司的股本(收益)亏损		(20,228)		(17,477)		107,827		(36,171)
来自未合并关联公司的股息		42,755		31,284		85,511		74,040
合同终止和钻井平台堆放		11,071		844		11,071		935
交易费用		6,138		185		6,138		2,476
		189,531		345,029		433,322		889,081
Martica相关调整⁽¹⁾		(3,100)		(25,677)		(3,100)		(50,239)
调整后的EBITDAX	$	186,431		319,352		430,222		838,842

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	$	186,431		319,352		430,222		838,842
Martica相关调整⁽¹⁾		3,100		25,677		3,100		50,239
利息支出，净额		(51,811)		(49,963)		(104,913)		(92,706)
勘探费		(231)		(5,638)		(441)		(5,857)
流动资产和流动负债的变动		(6,310)		21,370		1,417		81,857
交易费用		(6,138)		(185)		(6,138)		(2,476)
衍生品货币化的支付		—		(4,569)		—		(4,569)
其他项目		(9,078)		2,497		(6,607)		6,942
经营活动提供的净现金	$	115,963		308,541		316,640		872,272

(1)	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

对我们的财务状况和经营结果的讨论和分析是基于我们的未经审计的简明综合财务报表，这些报表是根据公认会计准则编制的。在编制未经审计的简明综合财务报表时，我们需要做出影响资产、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，以致在不同情况下，或在使用不同假设的情况下，有合理的可能性呈报重大不同的金额。我们定期评估我们的估计和假设。我们的估计是基于历史经验和各种其他被认为在当时情况下是合理的假设，这些假设的结果构成了对资产和负债账面价值的判断的基础，而这些资产和负债的账面价值从其他来源看起来并不是很明显。实际结果可能与我们在编制未经审计的简明综合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。我们对我们更重要的会计政策进行了更广泛的讨论，

2020年表格中的估计和判断。10-K我们相信这些会计政策反映了我们在编制未经审计的简明综合财务报表时使用的更重要的估计和假设。此外，请参阅附注2-合并财务报表的重要会计政策摘要，包括在2020年10-K表格中，以讨论管理层做出的其他会计政策和估计。

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，以评估Utica及Marcellus页岩资产的减值。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值计入减值费用。

基于截至6月份的未来价格。2021年30日，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2020年6月30日和2021年6月30日的三个月和六个月内，我们没有记录任何与我们已探明物业相关的减值费用。

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6月份开始下降。30,2021年，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大宗商品价格。

新会计公告

有关新会计声明的资料，请参阅附注2-未经审计简明综合财务报表的主要会计政策摘要。

表外安排

截至6月，2021年3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。有关表外安排的进一步资料，请参阅附注13-未经审核简明综合财务报表的承担。

第三项关于市场风险的定量和定性披露

以下信息的主要目的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。市场风险是指由于天然气、天然气、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。这些前瞻性信息为我们如何看待和管理持续的市场风险敞口提供了指标。

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。定价主要是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的。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，我们就会对部分天然气、NGL和石油生产进行金融衍生品工具的交易。

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和石油价格波动的风险敞口。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。这些合同是金融工具，不需要或

允许套期保值商品的实物交割。截至2021年6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6月，到2021年，我们已经有了天然气掉期，覆盖了我们到2023年的部分预计产量。我们截至2021年6月30日的大宗商品对冲头寸汇总在本季度报告表格其他部分包括的未经审计的精简合并财务报表的附注11-衍生品工具中。10-Q。根据信贷安排，我们可以对冲未来60个月预计产量的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2021年6月30日的6个月结算的嵌入式看跌期权，天然气价格每下降0.10美元，石油和NGL价格每下降1.00美元，我们的收入将减少约1500万美元，不包括截至6月仍未结清的衍生品头寸公允价值变化的影响。30, 2021.

除符合正常购买和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，它们不会接受对冲会计处理；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。我们在营业收入中将商品衍生品(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盈利波动，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产生现金流影响。我们预计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6月，2021年3月30日，我们的商品衍生工具的估计公允价值为9.18亿美元的净负债，包括流动和非流动资产和负债。截至2020年12月31日，我们大宗商品衍生品工具的估计公允价值为净资产2200万美元，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)价格变化对这些时期我们运营现金流的潜在负面影响。在减轻大宗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大宗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：大宗商品衍生品合约(截至2021年6月30日为2000万美元)；以及出售我们的天然气、NGL和石油生产(截至2021年6月30日为4.34亿美元)，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。信用风险是指交易对手在衍生品合同条款下可能无法履行的义务。当衍生品合约的公允价值为正时，交易对手就有可能欠我们钱，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定期审查。我们与17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2021年6月30日，我们还没有银行交易对手在我们的信贷安排下的衍生资产。截至6月，我们商品衍生资产的估计公允价值已使用基于交易对手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)的贴现率进行风险调整。30,2021年，分别为欧洲和美国的银行。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，吾等毋须根据衍生工具合约向吾等任何交易对手提供信贷支持或抵押品，亦毋须他们向吾等提供信贷支持。截至2021年6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6月的6个月内，信贷安排产生的平均年化利率。302021年约为3.69%。我们估计，截至2021年6月30日的六个月，适用的平均利率上调1.0%，将导致利息支出估计增加120万美元。

项目4.控制和程序

信息披露控制和程序的评估

根据规则13a-15(B)和《交易法》的要求，我们在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督下，在我们的管理层的参与下，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。根据交易所法案)，截至本季度报告10-Q表格所涵盖的期间结束。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(视情况而定)，以便及时做出有关所需披露的决定，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2021年6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2021年6月30日的三个月里，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)没有发生任何变化，这些变化已经或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响。

第II部分-其他资料

第一项：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14-或有事项中，并并入本文。

项目1A。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，请参见2020年表格中的“第(1A)项：风险因素”。10-K这份报告中描述的风险没有实质性的变化。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。

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
				的股份	近似值
				已回购	美元价值
				作为	的股份
	总数			公开地	那年五月
	的股份	平均价格		宣布	但仍将被购买
期间	购得	按股支付		平面图	在计划下
2021年4月1日-2021年4月30日⁽¹⁾	437,546	$	9.49	—	$	—
2021年5月1日-2021年5月31日	—		—	—		—
2021年6月1日-2021年6月30日	—		—	—		—
总计	437,546	$	9.49	—	$	—

(1)	购买的股票总数是我们转让给我们的普通股的股份，以满足我们员工在归属限制性股票和RSU时产生的预扣税款义务。

项目6.展品


展品数		展品说明
3.1		修订和重新发布的Antero Resources Corporation公司注册证书(通过引用附件3.1并入公司于2013年10月17日提交的当前8-K报表(委员会文件第001-36120号)附件3.1)。
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报表(证监会档案号：001-36120)附件3.2)。
4.1		该契约日期为2021年6月1日，由Antero Resources Corporation、担保方Antero Resources Corporation和作为受托人的全国富国银行协会(Wells Fargo Bank，National Association)作为受托人(通过参考本公司于2021年6月1日提交的8-K表格当前报告(委员会文件第001-36120号)的附件4.1合并而成)。
4.2		2030年到期的5.375%高级票据表格(通过参考本公司于2021年6月1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长期激励计划下的绩效股单位授予通知和绩效股单位协议表格。
22.1		担保人子公司名单(参照公司于2021年2月17日提交的Form 10-K年度报告(委员会文件第001-36120号)附件22.1并入)。
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”第302节(美国联邦法典第18编第2241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”(美国联邦法典第18编，第(1350)节)第906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*		Antero Resources Corporation截至2021年6月30日的季度报告Form 10-Q中的以下财务信息采用iXBRL(内联可扩展商业报告语言)格式：(I)简明合并资产负债表，(Ii)简明合并经营报表和全面亏损，(Iii)简明合并权益报表，(Iv)简明现金流量表，以及(V)简明综合财务附注
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(*)的展品以10-Q表格形式提交或提供本季度报告。

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签名人代表其签署。


Antero资源公司

由以下人员提供：	/s/迈克尔·N·肯尼迪
	迈克尔·N·肯尼迪
	首席财务官兼财务高级副总裁

日期：	2021年7月28日