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4217：美元Utr：bblAR：细分市场ISO 4217：美元Xbrli：纯AR：诉讼AR：部分AR：句号Xbrli：共享ISO 4217：美元Utr：MMBtuISO 4217：美元Xbrli：共享AR：D

目录表

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)条规定的季度报告

截至本季度末2022年9月30日

或


☐	根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告

For the transition period from to

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
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)		(税务局雇主身分证号码)

温库普街1615号, 丹佛, 科罗拉多州		80202
(主要执行办公室地址)		(邮政编码)

(303) 357-7310

(注册人的电话号码，包括区号)

根据该法第12(B)条登记的证券：

每个班级的标题	交易代码	注册的每个交易所的名称
普通股，面值$0.01	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(或在注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了根据1934年《证券交易法》第13条或第15(D)条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 ☐不是

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档案的较短期限内)。☒ 是 ☐不是

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》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”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☐		较小的报告公司☐
新兴成长型公司☐

如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》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是空壳公司(如规则所定义《交易法》第12B-2条)☐是☒不是

注册人有300,136,446截至2022年10月21日已发行的普通股。

目录表


关于前瞻性陈述的警告性声明		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	57
第四项。	控制和程序	58

第二部分--其他资料		60
第1项。	法律诉讼	60
第1A项。	风险因素	60
第二项。	股权证券的未登记销售	60
第四项。	煤矿安全信息披露	60
第六项。	陈列品	61
签名		62

目录表

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年证券法第27A条(“证券法”)和修订后的1934年证券交易法第21E条(“交易法”)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、计划和管理目标的陈述均为前瞻性陈述。“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用于识别前瞻性表述，尽管并不是所有的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声明。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；

●

我们执行股票回购计划的能力；

●

天然气、天然气液体(“NGL”)和石油价格；

●

地缘政治事件和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；

●

我们有能力满足最低运量承诺，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，包括Antero Midstream公司(“Antero Midstream”)提供的水处理服务；

●

竞争；

●

政府规章和法律变更；

●

未决的法律或环境问题；

●

天然气、天然气和石油的营销；

●

租赁或业务收购；

●

开发我们物业的成本；

●

中游前线作业；

●

我们实现温室气体减排目标的能力和相关成本；

●

一般经济状况；

●

信贷市场；

目录表

●

对我们未来经营业绩的不确定性；以及

●

我们的其他计划、目标、期望和意图载于本季度报告中的Form 10-Q。

我们提醒投资者，这些前瞻性陈述受到我们业务附带的所有风险和不确定性的影响，其中大多数风险和不确定性很难预测，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和成本、环境风险、钻井和完井以及其他经营风险、营销和运输风险、监管变更或法律变更、在估计天然气、NGL和石油储量以及预测未来生产率、现金流和资本获取方面固有的不确定性、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、网络安全风险、市场状况和可获得性，核实了质量碳补偿和标题“第1A项”下描述或引用的其他风险。本新闻稿中所述的“风险因素”，包括我们在提交给美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的截至2021年12月31日的10-K表格年度报告(“2021 10-K表格”)中列出的风险因素。

储量工程是一个估计地下天然气、天然气和石油储量的过程，这些储量无法以准确的方式测量。任何储量估计的准确性取决于可用数据的质量、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，可能会证明对先前做出的估计进行修订是合理的。如果意义重大，这样的修改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。

本季度报告中的10-Q表格中包含的所有前瞻性陈述，无论是明示的还是暗示的，都明确地受到本警示声明的限制。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，以反映本季度报告以10-Q表格形式公布之后的事件或情况。

目录表

第一部分-财务信息

Antero资源公司

简明综合资产负债表

(单位：千)


			(未经审计)
	十二月三十一日，		9月30日，
	2021		2022
资产
流动资产：
应收账款	$	78,998		23,770
应计收入		591,442		924,343
衍生工具		757		954
其他流动资产		14,922		28,587
流动资产总额		686,119		977,654
财产和设备：
石油和天然气性质，按成本计算(成功努力法)：
未证明的性质		1,042,118		999,273
已证明的性质		12,646,303		13,103,294
收集系统和设施		5,802		5,802
其他财产和设备		116,522		129,853
		13,810,745		14,238,222
减少累计损耗、折旧和摊销		(4,283,700)		(4,587,529)
财产和设备，净额		9,527,045		9,650,693
经营性租赁使用权资产		3,419,912		3,541,576
衍生工具		14,369		7,327
对未合并关联公司的投资		232,399		222,882
其他资产		16,684		13,246
总资产	$	13,896,528		14,413,378

负债与权益
流动负债：
应付帐款	$	24,819		103,640
应付帐款、关联方		76,240		74,584
应计负债		457,244		497,547
应付收入分配		444,873		682,327
衍生工具		559,851		612,237
短期租赁负债		456,347		535,347
递延收入，VPP		37,603		32,330
其他流动负债		11,140		6,010
流动负债总额		2,068,117		2,544,022
长期负债：
长期债务		2,125,444		1,172,828
递延所得税负债净额		318,126		619,342
衍生工具		181,806		445,481
长期租赁负债		2,964,115		3,007,636
递延收入，VPP		118,366		95,514
其他负债		54,462		58,293
总负债		7,830,436		7,943,116
承付款和或有事项
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；313,930股票和303,131股票已发布和杰出的分别截至2021年12月31日和2022年9月30日		3,139		3,031
额外实收资本		6,371,398		5,941,977
留存收益(累计亏损)		(617,377)		266,468
股东权益总额		5,757,160		6,211,476
非控制性权益		308,932		258,786
总股本		6,066,092		6,470,262
负债和权益总额	$	13,896,528		14,413,378

见未经审计的简明合并财务报表附注。

目录表

Antero资源公司

简明综合经营和全面收益报表(亏损)(未经审计)

(以千为单位，每股除外)


	截至9月30日的三个月，
	2021		2022
收入和其他：
天然气销售	$	884,669		1,736,039
天然气液体销售		598,327		620,816
石油销售		56,734		67,025
商品衍生品公允价值损失		(1,250,466)		(530,523)
营销		232,685		159,985
递延收入摊销		11,404		9,478
其他收入		530		1,804
总收入		533,883		2,064,624
运营费用：
租赁经营		25,363		27,453
采集、压缩、加工、运输		628,225		716,388
生产税和从价税		52,219		92,998
营销		266,751		185,377
勘探费和采矿费		235		2,975
一般和行政费用(包括基于股权的薪酬费用#美元5,298及$10,402分别在2021年和2022年)		32,442		42,903
损耗、折旧和摊销		182,810		169,607
石油和天然气性质的减值		26,253		33,924
资产报废债务的增加		828		630
合同终止		3,370		17,995
(收益)出售资产的损失		(539)		214
总运营费用		1,217,957		1,290,464
营业收入(亏损)		(684,074)		774,160
其他收入(支出)：
利息支出，净额		(45,414)		(28,326)
未合并关联公司收益中的权益		21,450		14,972
提前清偿债务损失		(16,567)		(30,307)
可转换票据诱因损失		—		(169)
交易费用		(626)		—
其他费用合计		(41,157)		(43,830)
所得税前收入(亏损)		(725,231)		730,330
所得税优惠(费用)		158,656		(135,823)
包括非控股权益在内的净收益(亏损)和综合收益(亏损)		(566,575)		594,507
减去：归属于非控股权益的净收益(亏损)和综合收益(亏损)		(17,257)		34,748
Antero Resources Corporation的净收益(亏损)和综合收益(亏损)	$	(549,318)		559,759

每股收益(亏损)-基本	$	(1.75)		1.83
每股收益(亏损)-稀释后	$	(1.75)		1.72

加权平均流通股数量：
基本信息		313,790		305,343
稀释		313,790		325,997

见未经审计的简明合并财务报表附注。

目录表

Antero资源公司

简明综合经营和全面收益报表(亏损)(未经审计)

(以千为单位，每股除外)


	截至9月30日的9个月，
	2021		2022
收入和其他：
天然气销售	$	2,231,558		4,290,825
天然气液体销售		1,503,027		1,983,509
石油销售		153,326		219,504
商品衍生品公允价值损失		(2,260,062)		(1,807,565)
营销		562,928		335,173
递延收入摊销		33,833		28,125
其他收入		551		3,578
总收入		2,225,161		5,053,149
运营费用：
租赁经营		71,555		70,486
采集、压缩、加工、运输		1,874,664		1,962,878
生产税和从价税		130,610		227,648
营销		627,822		415,571
勘探费和采矿费		6,092		5,267
一般和行政费用(包括基于股权的薪酬费用#美元15,189及$23,222分别在2021年和2022年)		108,693		123,033
损耗、折旧和摊销		564,166		511,390
石油和天然气性质的减值		69,618		79,749
资产报废债务的增加		2,947		3,878
合同终止		4,305		20,099
(收益)出售资产的损失		(2,827)		2,071
总运营费用		3,457,645		3,422,070
营业收入(亏损)		(1,232,484)		1,631,079
其他收入(支出)：
利息支出，净额		(138,120)		(100,252)
未合并关联公司收益中的权益		57,621		54,863
提前清偿债务损失		(82,836)		(45,375)
可转换票据激励和证券化的损失		(50,777)		(169)
交易费用		(3,102)		—
其他费用合计		(217,214)		(90,933)
所得税前收入(亏损)		(1,449,698)		1,540,146
所得税优惠(费用)		337,568		(308,302)
包括非控股权益在内的净收益(亏损)和综合收益(亏损)		(1,112,130)		1,231,844
减去：归属于非控股权益的净收益(亏损)和综合收益(亏损)		(23,846)		63,369
Antero Resources Corporation的净收益(亏损)和综合收益(亏损)	$	(1,088,284)		1,168,475

每股收益(亏损)-基本	$	(3.55)		3.77
每股收益(亏损)-稀释后	$	(3.55)		3.51

加权平均流通股数量：
基本信息		306,201		309,954
稀释		306,201		333,738

见未经审计的简明合并财务报表附注。

目录表

Antero资源公司

股东权益简明合并报表(未经审计)

(单位：千)


							保留
					其他内容		收益
	普通股				已缴费		(累计		非控制性		总计
	股票		金额		资本		赤字)		利益		权益
余额，2020年12月31日		268,672	$	2,686		6,195,497		(430,478)		322,566		6,090,271
发行普通股		31,388		314		238,551		—		—		238,865
发行Martica Holdings，LLC的普通单位		—		—		—		—		51,000		51,000
2026年可转换票据的净股本部分		—		—		(116,381)		—		—		(116,381)
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除因所得税扣留的股份		1,130		11		(5,656)		—		—		(5,645)
基于股权的薪酬		—		—		5,642		—		—		5,642
对非控股权益的分配		—		—		—		—		(24,699)		(24,699)
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
发行普通股		11,588		116		125,262		—		—		125,378
2026年可转换票据的净股本部分		—		—		(79,497)		—		—		(79,497)
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除因所得税扣留的股份		749		8		(3,893)		—		—		(3,885)
基于股权的薪酬		—		—		4,249		—		—		4,249
对非控股权益的分配		—		—		—		—		(21,329)		(21,329)
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
2026年可转换票据的净股本部分		—		—		36		—		—		36
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除因所得税扣留的股份		339		3		(3,179)		—		—		(3,176)
对非控股权益的分配		—		—		—		—		(18,755)		(18,755)
基于股权的薪酬		—		—		5,298		—		—		5,298
净亏损和综合亏损		—		—		—		(549,318)		(17,257)		(566,575)
余额，2021年9月30日		313,866	$	3,138		6,365,929		(1,518,762)		284,937		5,135,242

余额，2021年12月31日		313,930	$	3,139		6,371,398		(617,377)		308,932		6,066,092
2026年可转换票据的净股本部分		—		—		(24,411)		3,229		—		(21,182)
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除因所得税扣留的股份		780		8		(10,385)		—		—		(10,377)
普通股回购和注销		(3,690)		(37)		(74,745)		(25,263)		—		(100,045)
基于股权的薪酬		—		—		4,649		—		—		4,649
对非控股权益的分配		—		—		—		—		(35,757)		(35,757)
净亏损和综合亏损		—		—		—		(156,419)		(18,277)		(174,696)
余额，2022年3月31日		311,020		3,110		6,266,506		(795,830)		254,898		5,728,684
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除因所得税扣留的股份		2,112		21		(54,463)		—		—		(54,442)
2026年可转换票据的转换		921		9		3,955		—		—		3,964
普通股回购和注销		(5,241)		(52)		(104,524)		(88,430)		—		(193,006)
基于股权的薪酬		—		—		8,171		—		—		8,171
对非控股权益的分配		—		—		—		—		(31,541)		(31,541)
净收益和综合收益		—		—		—		765,135		46,898		812,033
余额，2022年6月30日		308,812		3,088		6,119,645		(119,125)		270,255		6,273,863
在授予基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除因所得税扣留的股份		25		—		(210)		—		—		(210)
2026年可转换票据的转换		4,751		48		20,230		—		—		20,278
普通股回购和注销		(10,457)		(105)		(208,090)		(174,166)		—		(382,361)
基于股权的薪酬		—		—		10,402		—		—		10,402
对非控股权益的分配		—		—		—		—		(46,217)		(46,217)
净收益和综合收益		—		—		—		559,759		34,748		594,507
余额，2022年9月30日		303,131	$	3,031		5,941,977		266,468		258,786		6,470,262

见未经审计的简明合并财务报表附注。

目录表

Antero资源公司

简明合并现金流量表(未经审计)

(单位：千)


	截至9月30日的9个月，
	2021		2022
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)	$	(1,112,130)		1,231,844
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额：
损耗、折旧、摊销和增值		567,113		515,268
减值		69,618		79,749
商品衍生品公允价值损失		2,260,062		1,807,565
结算商品衍生品的损失		(481,083)		(1,484,660)
衍生品货币化的支付		(4,569)		—
递延所得税支出(福利)		(337,568)		307,326
基于股权的薪酬费用		15,189		23,222
未合并关联公司收益中的权益		(57,621)		(54,863)
未合并关联公司收益的股息		105,325		93,854
递延收入摊销		(33,833)		(28,125)
债务发行成本、债务贴现和债务溢价摊销		10,122		3,458
清偿资产报废债务		—		(946)
(收益)出售资产的损失		(2,827)		2,071
提前清偿债务损失		82,836		45,375
可转换票据激励和证券化的损失		50,777		169
流动资产和流动负债变动情况：
应收账款		(11,336)		55,229
应计收入		(227,207)		(332,900)
其他流动资产		(5,695)		(13,664)
应付账款包括关联方		39,108		59,222
应计负债		124,382		36,632
应付收入分配		117,819		237,453
其他流动负债		16,470		(7,222)
经营活动提供的净现金		1,184,952		2,576,057
由投资活动提供(用于)的现金流：
对未经证明的性质的补充		(48,960)		(120,139)
钻井和完井成本		(447,899)		(589,093)
其他财产和设备的附加费		(14,082)		(12,188)
出售资产的收益		3,192		1,147
其他资产的变动		2,371		1,910
其他负债的变动		(77)		—
用于投资活动的现金净额		(505,455)		(718,363)
由融资活动提供(用于)的现金流：
普通股回购		—		(675,412)
发行优先票据		1,800,000		—
优先票据的偿还		(1,424,354)		(1,011,313)
银行信贷借款(还款)净额		(919,500)		9,000
支付债务发行成本		(22,814)		(814)
出售非控股权益		51,000		—
对Martica Holdings LLC非控股权益的分配		(64,783)		(113,515)
为解决股权薪酬奖励而预扣的员工税		(12,706)		(65,029)
可转换票据的诱因和等价化		(85,648)		(169)
其他		(692)		(442)
用于融资活动的现金净额		(679,497)		(1,857,694)
现金及现金等价物净增加情况		—		—
期初现金及现金等价物		—		—
期末现金和现金等价物	$	—		—

补充披露现金流量信息：
期内支付的利息现金	$	130,947		148,668
增加财产和设备的应付帐款和应计负债	$	33,547		23,633

见未经审计的简明合并财务报表附注。

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(1)组织

Antero Resources Corporation(单独称为“Antero”及其合并子公司“Antero Resources”或“公司”)致力于开发、生产、勘探和收购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。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

这些未经审计的简明综合财务报表是根据美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)适用于中期财务信息的规则和法规编制的，应在本公司12月的背景下阅读2021年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2021年12月31日的合并财务报表包含在Antero Resources提交给美国证券交易委员会的2021年年报10-K表中。

本公司该等未经审核的简明综合财务报表乃根据美国公认的中期财务资料会计原则(“GAAP”)编制，因此并不包括GAAP为完成综合财务报表所需的所有资料及附注。管理层认为，这些未经审计的简明综合财务报表包括为公平反映公司截至2021年12月31日和2022年9月30日的财务状况、截至2021年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月的经营业绩以及截至9月30日的九个月的现金流量所需的所有调整(包括正常和经常性应计项目)30、2021年和2022年。公司没有其他全面收益或亏损项目，因此，其净收益或亏损等于其全面收益或亏损。截至2022年9月30日的经营业绩并不一定代表全年的预期业绩，原因包括天然气、液化石油气和石油的价格波动、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、新冠肺炎和其他因素的影响。

(b)

合并原则

随附的未经审核简明综合财务报表包括Antero Resources Corporation、其全资附属公司及其可变权益实体(“VIE”)、Martica Holdings LLC(“Martica”)的账目，本公司为该等账目的主要受益人。所有重要的公司间账目和交易已在公司未经审计的简明综合财务报表中注销。

(c)

现金和现金等价物

本公司将所有初始到期日为三个月或以下的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。本公司将账面透支归类于其简明综合资产负债表内的应付账款和应付收入分配，并将与账面透支相关的应付账款变动归类为其未经审计的简明综合现金流量表内的一项经营活动。截至2021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$5百万美元和美元52分别为100万美元。截至2022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$61百万美元和美元159分别为100万美元。

(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的净收益(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)-每期摊薄后，在考虑到(I)使用库存股方法的未偿还股权奖励和(Ii)2026年可转换票据(定义见下文附注7-长期债务)转换时可发行的普通股股份使用IF-转换方法可能摊薄后计算。公司包括限制性股票单位(“RSU”)奖励、业绩份额单位

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(“PSU”)奖励及股票期权在计算摊薄加权平均已发行股份数目时，以期末亦为授予奖励所需履约期结束时可发行的普通股数目为基础。在本公司发生净亏损期间，由于所有股权奖励和2026年可转换票据的影响是反摊薄的，稀释后的加权平均流通股等于基本加权平均流通股。

以下是该公司普通股股东应占基本收益(亏损)和稀释后每股收益(亏损)的对账(单位：千)：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
	2021		2022		2021		2022
Antero Resources Corporation-普通股股东应占净收益(亏损)	$	(549,318)		559,759		(1,088,284)		1,168,475
补充：2026年可转换票据的利息支出		—		830		—		2,764
减去：2026年可转换票据利息支出的税收影响		—		(193)		—		(642)
Antero Resources Corporation应占净收益(亏损)-普通股股东和假定转换	$	(549,318)		560,396		(1,088,284)		1,170,597

每股收益(亏损)-基本	$	(1.75)		1.83		(3.55)		3.77
每股收益(亏损)-稀释后	$	(1.75)		1.72		(3.55)		3.51

加权平均已发行普通股-基本		313,790		305,343		306,201		309,954
加权平均已发行普通股-稀释后		313,790		325,997		306,201		333,738

以下是本公司基本加权平均流通股与上述期间稀释加权平均流通股的对账(以千股为单位)：


	截至9月30日的三个月，		截至9月30日的9个月，
	2021	2022	2021	2022
基本加权平均流通股数	313,790	305,343	306,201	309,954
添加：RSU的稀释效果	—	3,041	—	3,444
添加：PSU的稀释效果	—	1,486	—	2,462
补充：股票期权的稀释效应	—	—	—	—
补充：2026年可转换票据的摊薄效应	—	16,127	—	17,878
稀释加权平均流通股数量	313,790	325,997	306,201	333,738

不计入普通股摊薄收益计算的已发行证券的加权平均数⁽¹⁾:
RSU	6,158	—	6,562	—
PSU	2,748	—	2,706	—
股票期权	357	349	388	350
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每股稀释收益(亏损)的计算之外，因为纳入这些奖励将是反稀释的。

(e)

所得税

本公司确认递延税项资产及负债为所得税目的而结转的营业净亏损所产生的暂时性差额，以及资产及负债的财务报表与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。递延税项资产

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

当管理层认为部分或全部递延税项资产很可能无法变现时，减去估值津贴。

2022年7月8日，宾夕法尼亚州颁布了新的税法，2023年1月1日起生效，降低了该州的企业所得税税率。由于税法的这一变化，公司的递延所得税净负债减少了$21在截至2022年9月30日的三个月和九个月内，在未经审计的简明合并财务报表中计入相应的所得税支出。

(f)

近期发布的会计准则

可转换债务工具

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，可转换股票的会计核算实体自身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就要求对转换功能单独核算，而不是允许将债务工具和转换功能作为单一的债务工具进行核算。它对2021年12月31日之后开始的中期和年度报告期有效。本标准自2022年1月1日起施行根据修订的追溯过渡法，只影响通过日未偿还的债务工具。

采用这一新标准后，该公司将美元重新分类。24百万美元，扣除递延所得税和股票发行成本，来自额外的实收资本和增加的长期债务#27100万美元，减少递延所得税负债$6百万美元，累计赤字减少美元3截至2022年1月1日。此外，2022年1月1日开始发行的2026年可转换票据的年度利息支出基于4.9与%相比15.1截至2021年9月30日的三个月和九个月。

所得税

2019年12月，FASB发布了ASU第2019-12号，简化所得税的会计核算. 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日之后开始的中期和年度报告期内有效。本公司于2021年1月1日采用本ASU，并未对本公司合并财务报表产生实质性影响。

(3)交易

(a)	最高专营权费权益的转易

2020年6月15日，本公司宣布与第六街合伙公司(“第六街”)的一家关联公司完成一项交易，该交易涉及本公司现有资产基础(“Orris”)中的某些凌驾于专利权使用费权益。在这笔交易中，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如果在2020年第三季度和2021年第一季度实现某些可归因于Orris的生产门槛，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生产门槛。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分配100万现金。

(b)

钻探伙伴关系

2021年2月17日，Antero Resources宣布与Quantum Energy Partners的附属公司QL Capital Partners(“QL”)就公司2021至2024年的钻井计划建立钻探合作伙伴关系。根据安排的条款，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转让Antero Resources挖出的任何油井的工作权益。2021年和2022年，Antero Resources和QL同意公司资本预算中每一年度部分的估计内部收益率(IRR)，QL同意参与2021年和2022年部分。Antero Resources将为该年度所有待钻油井提出资本预算和估计内部收益率，并在双方同意该年度的估计内部收益率超过指定回报的情况下，QL将有义务参与该部分。Antero Resources开发和管理与每个项目相关的钻探计划

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

分期付款，包括选井。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，根据这些协议，QL将在该年度的每个油井泥浆中获得按比例的工作权益百分比，这些传输协议将不会受到任何恢复的影响。

根据协议条款，QL提供资金202021年油井开发资金的1%将用于注资152022年及之间的百分比15%和20%在2023年和2024年，油井的开发资本支出每年都会增加，这一资金数额代表了QL在这类油井中的比例工作利益。此外，Antero Resources可在QL为每一年度分批收到一次性支付形式的结转，如果该分批的IRR超过某些指定回报，该回报将不早于10月31日确定，不迟于每一批年度结束后的12月1日确定。每一日历年期间的所有油井将作为单独的年度分批。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Antero Resources账户承担。

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此类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真诚地相信少于该指定回报的指定回报，而QL选择不参与，则Antero Resources将没有义务向QL提供参与后续年度分批的机会。

该公司已将钻井伙伴关系作为ASC 932项下的运输入账，采掘活动--石油和天然气，而该等转让于未经审核的简明综合财务报表中记录，因为QL于每口油井取得其按比例的营运权益。不是在截至2021年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月内，确认了利益转移的收益或损失。

(4)收入

(a)

解聚收入的百分比

下表按收入类型和与之有关的可报告部门分列(千)。有关可报告类别的更多资料，请参阅未经审核简明财务报表附注16-可报告类别。


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
	2021		2022		2021		2022		可报告的细分市场
与客户签订合同的收入：
天然气销售	$	884,669		1,736,039		2,231,558		4,290,825	勘探和生产
天然气液体销售(乙烷)		57,919		117,253		137,446		274,546	勘探和生产
天然气液体销售(C3+NGL)		540,408		503,563		1,365,581		1,708,963	勘探和生产
石油销售		56,734		67,025		153,326		219,504	勘探和生产
营销		232,685		159,985		562,928		335,173	营销
与客户签订合同的总收入		1,772,415		2,583,865		4,450,839		6,829,011
衍生工具、递延收入和其他来源的损失，净额		(1,238,532)		(519,241)		(2,225,678)		(1,775,862)
总收入	$	533,883		2,064,624		2,225,161		5,053,149

(b)	交易记录分配给剩余履约债务的价格

对于本公司合同期限超过一年的产品销售，本公司利用ASC 606中的实用工具，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债务的交易价格，如果可变对价完全分配给完全未履行的履约债务。根据本公司的产品销售合同，交付给客户的每一单位产品代表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。对于合同期限为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，如果履行义务是合同的一部分，而合同最初的预期期限为一一年或更短时间。

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(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，该公司的合同不产生合同资产或负债。截至2021年12月31日和2022年9月30日，公司与客户签订的合同应收账款为美元591百万美元和美元924分别为100万美元。

(5)权益法投资

(a)

权益法投资综述

截至2022年9月30日，Antero拥有约29.1Antero Midstream Corporation(“Antero Midstream”)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。

下表列出了Antero对未合并附属公司的投资对账(以千为单位)：


截至2021年12月31日的余额⁽¹⁾	$	232,399
未合并关联公司收益中的权益		54,863
来自未合并关联公司的股息		(93,854)
消除公司间利润		29,474
截至2022年9月30日的余额⁽¹⁾	$	222,882

(1)	截至2021年12月31日和2022年9月30日，公司在Antero Midstream的投资的公允价值为$1.3亿美元，基于Antero Midstream的报价市场股价。

(b)	Antero中游财务信息摘要

下表汇总了Antero Midstream的财务信息(单位：千)：

资产负债表


			(未经审计)
	十二月三十一日，		9月30日，
	2021		2022
流动资产	$	83,804		80,785
非流动资产		5,460,197		5,483,036
总资产	$	5,544,001		5,563,821

流动负债	$	114,009		106,382
非流动负债		3,143,294		3,245,584
股东权益		2,286,698		2,211,855
总负债和股东权益	$	5,544,001		5,563,821

运营说明书


	截至9月30日的9个月，
	2021		2022
收入	$	681,712		678,432
运营费用		254,905		283,112
营业收入		426,807		395,320
净收入	$	252,991		243,449

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Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(6)应计负债

应计负债包括以下项目(以千计)：


			(未经审计)
	十二月三十一日，		9月30日，
	2021		2022
资本支出	$	46,983		50,785
采集、压缩、加工和运输费用		164,900		185,383
营销费用		50,589		79,119
利息支出，净额		65,093		13,819
生产税和从价税		44,298		40,152
一般和行政费用		27,740		25,693
应付衍生品结算		35,202		84,062
其他		22,439		18,534
应计负债总额	$	457,244		497,547

(7)长期债务

长期债务包括以下项目(以千计)：


			(未经审计)
	十二月三十一日，		9月30日，
	2021		2022
信贷安排^(a)	$	—		9,000
5.002025年到期的优先票据百分比^(d)		584,635		—
8.3752026年到期的优先票据百分比^(e)		325,000		103,892
7.6252029年到期的优先票据百分比^(f)		584,000		415,837
5.3752030年到期的优先票据百分比^(g)		600,000		600,000
4.252026年到期的可转换优先票据百分比^(h)		81,570		56,932
本金总额		2,175,205		1,185,661
未摊销折扣，净额		(27,772)		—
未摊销债务发行成本		(21,989)		(12,833)
长期债务	$	2,125,444		1,172,828

(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。于2021年10月26日，Antero Resources订立经修订及重述的优先担保循环信贷安排(“信贷安排”)。截至2021年12月31日和2022年9月30日，信贷安排的借款基数为$3.510亿美元和贷款人承诺的1.5十亿美元。借款基数在2022年10月的半年度重新确定中得到了重新确认。信贷安排的到期日为(I)2026年10月26日及(Ii)以下日期中较早者180天在任何一系列本公司当时已发行的优先票据的最早声明赎回日期之前。截至2022年9月30日，信贷安排的可用借款能力为$986百万美元。

信贷安排包含有关杠杆和流动比率的要求，以及某些契约，包括对我们产生债务的能力的限制，以及对我们支付股息的能力的限制，除非满足某些惯常条件，在每种情况下，均受惯常分拆和例外情况的限制。截至2021年12月31日和2022年9月30日，Antero Resources遵守了信贷安排下的所有财务契约。

在2021年10月26日之前生效的高级有担保循环信贷安排协议规定以备用基本利率或作为欧洲美元贷款(每个术语在协议中定义)借款，而信贷安排规定以调整后期限担保隔夜融资利率(“SOFR”)、调整后每日简单SOFR或备用基本利率(各自定义见信贷安排)借款。信贷安排只提供利息支付，直至到期日，届时所有未偿还借款均到期。利息根据伦敦银行同业拆借利率或替代基本利率(定义见

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Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

协议)，由借款时的选举决定，加上2021年10月26日之前生效的优先担保循环信贷安排协议下适用的保证金利率。利息按SOFR或备用基本利率(由借款时的选择决定)加上信贷安排下适用的保证金利率按浮动利率支付。除若干例外情况外，借款时的利息乃参考Antero Resources当时的现行杠杆率厘定。信贷安排未使用部分的承诺费按季度支付，费率为0.375%至0.500%关于信贷安排，根据借款基础使用率确定，但根据当时有效的杠杆率确定的某些例外情况除外。信贷安排包括Antero Resources可选择的放弃契约、较低利率和减少抵押品要求，如果Antero Resources被赋予投资级评级(定义见信贷安排)。

截至2021年12月31日，Antero Resources拥有不是信贷安排下的借款和未偿信用证#美元531百万美元。截至2022年9月30日，Antero Resources在信贷安排下的未偿还余额为#美元9百万，加权平均利率为5.20%，且未偿还信用证金额为$。505百万美元。

(b)	5.125%优先债券将于2022年到期

2014年5月6日，Antero Resources发行了$600百万美元5.1252022年12月1日到期的优先债券(“2022年债券”)于标准杆。2014年9月18日，Antero Resources发布了另一份$5002022年发行的百万元债券100.5%标准杆。本公司于2019年至2021年第一季度期间回购或以其他方式全额赎回所有2022年债券。2022年债券的利息将于每年6月1日及12月1日支付。有关更多信息，请参阅下面的“-债务回购计划”。

(c)	5.625%优先债券将于2023年到期

2015年3月17日，Antero Resources发行了$750百万美元5.6252023年6月1日到期的优先债券(“2023年债券”)于标准杆. 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年债券的利息分别于6月1日和12月支付每年1个。有关更多信息，请参阅下面的“-债务回购计划”。

(d)	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”)于标准杆。该公司在2020年至2022年第一季度期间回购或以其他方式全额赎回了所有2025年期票据。2025年债券的利息将於每年3月1日及9月1日支付。有关更多信息，请参阅下面的“-债务回购计划”。

(e)	8.375%优先债券将于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。公司赎回$175于2021年7月1日购回的2026年债券的百万元2212022年第二季度和第三季度的2026年债券中的百万美元，截至2022年9月30日，1042026年发行的债券的本金金额仍未偿还。有关更多信息，请参阅下面的“-债务回购计划”。2026年的票据是无抵押的，在保证信贷安排的抵押品价值的范围内，实际上从属于信贷安排。2026年的债券与Antero Resources的其他未偿还优先债券并驾齐驱。2026年票据由Antero Resources的现有附属公司以全面及无条件及联名及若干优先无抵押基准提供担保，该等附属公司为信贷安排及其若干未来受限制附属公司提供担保。债券的利息将於每年一月十五日及七月十五日支付。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日或该日后。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年债券的本金金额加上“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年债券的持有人将有权要求Antero Resources以相当于1012026年发行的债券本金的%，另加应计及未付利息。

(f)	7.625%优先债券将于2029年到期

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。公司赎回$1162021年第四季发行的2029年债券的百万美元，并回购了$1682022年第二季度和第三季度的2029年债券，截至2022年9月30日，$4162029年发行的债券的本金金额仍未偿还。有关更多信息，请参阅下面的“-债务回购计划”。2029年发行的债券是无抵押的，

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

在担保信贷安排的抵押品的价值范围内，实际上从属于信贷安排。2029年的债券与Antero Resources的其他未偿还优先债券并驾齐驱。2029年票据由Antero Resources的现有附属公司以全面及无条件及联名及若干优先无抵押基准提供担保，该等附属公司为信贷安排及其若干未来受限制附属公司提供担保。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，赎回价格范围为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可能会赎回最多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107.6252029年债券本金的%，另加应计及未付利息，该公司于2021年10月18日部分行使该选择权，并发出赎回$1162029年未偿还债券的本金总额为百万美元。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年债券的本金金额加上“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，2029年债券的持有人将有权要求Antero Resources以相当于1012029年发行的债券本金的%，另加应计及未付利息。

(g)	5.375%优先债券将于2030年到期

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(下称“2030年债券”)标准杆。2030年票据是无抵押的，在保证信贷安排的抵押品价值的范围内，实际上从属于信贷安排。2030年债券与Antero Resources的其他未偿还优先债券并驾齐驱。2030年票据由Antero Resources的现有附属公司以全面及无条件及联名及若干优先无抵押基准提供担保，该等附属公司为信贷安排及其若干未来受限制附属公司提供担保。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，赎回价格范围为102.688在2025年3月1日或该日后100.00%2028年3月1日或该日后。此外，在2025年3月1日或之前，Antero Resources可能会赎回最多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日之前的任何时间，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年债券的本金金额加上“全额”溢价以及应计和未付利息。如果Antero Resources经历控制权变更后评级下降，2030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1012030年债券本金的%，另加应计及未付利息。

(h)	4.25%2026年到期的可转换优先票据

2020年8月21日，Antero Resources发行了美元250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(“2026年可转换票据”)。2020年9月2日，Antero Resources发布了另一份$37.52026年发行的百万可转换票据。于2021年，本公司完成下列“-2026年可换股票据部分等价化”项下所述的等价化交易，该等交易已终止$2062026年可转换票据的本金金额为百万美元。在截至2022年9月30日的9个月内，$202026年可转换票据的本金总额为百万美元，根据其条款进行转换，并额外支付$52026年可换股票据的本金总额为百万美元，由本公司进行转换。该公司选择通过发行以下股票来解决这些转换6百万股普通股连同现金诱因溢价$0.2百万美元。截至2022年9月30日，$572026年可转换票据的本金金额仍未偿还。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的固定息率为4.25%年息，自2021年3月1日起，每半年拖欠一次，即每年3月1日和9月1日。发行2026年可转换票据所得款项合共$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230.2026 Antero Resources的普通股每1,000美元本金2026年可转换票据的股份，可根据特定事件的发生进行调整。截至2022年9月30日，2026年可转换票据的IF转换价值为$400百万美元，比2026年可转换票据的本金高出$343百万美元。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：

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

●

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在前一个日历季度的最后一个交易日结束的连续交易日(“股价状况”)；

●

在此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连续交易日期间，如果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以下程序提出的要求而确定)在测量期内的每个交易日低于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在紧接赎回日期前的预定交易日交易结束前的任何时间，赎回任何或所有2026年可转换债券；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他们的选择转换其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。

于转换后，Antero Resources可透过支付及/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普通股股份的组合来履行其转换义务，支付方式及受管理2026年可换股票据契约所规定的条款及条件规限。2026年可转换票据已符合允许2026年可转换票据持有人于2022年9月30日行使其转换权的股价条件。

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企业事件发生在到期日之前之后，Antero Resources将提高与此类企业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。

如果发生构成根本变化的某些公司事件，则票据持有人可要求Antero Resources以现金回购价格回购其2026年可转换票据，回购价格相当于将回购的2026年可转换票据的本金金额，外加至(但不包括)基本变化回购日期的应计和未付利息。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年可转换票据的负债和权益部分分开入账。负债部分按不含转换特征的类似债务工具的估计公允价值记录。2026年可换股票据本金金额与负债部分估计公允价值之间的差额被记录为债务贴现，并按实际利率法摊销至2026年可换股票据期限内的利息支出及债务发行成本，实际利率为15.1年利率。截至发行日，2026年可换股票据的公允价值估计为$172100万美元，导致最初的债务贴现为#美元116百万美元。代表转换选择权价值的权益部分是通过从2026年发行可转换票据的初始收益中减去负债部分的公允价值来计算的。这一权益部分在扣除递延税项和发行成本后，计入简明综合资产负债表和股东权益表内的额外实收资本。

与发行2026年可换股票据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计入简明综合资产负债表的债务发行成本，并按实际利息法于2026年可换股票据期限内摊销。应占股本部分的发行成本在简明综合资产负债表和股东权益表内计入额外实收资本的费用。

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

自2022年1月1日起，公司通过了ASU 2020-06，据此公司将2026年未偿还可转换票据的股权部分，扣除递延所得税和股权发行成本，从额外的实收资本重新分类为长期债务。见附注2-未经审计简明综合财务报表的主要会计政策摘要。

2026年可转换票据的部分等值

2021年1月12日，本公司完成登记直接发行(“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支付。该公司利用1月份的股票发行所得资金和大约$63根据信贷安排向该等持有人回购的百万元借款1502026年可转换票据在私下协商交易中的本金总额为1月份的可转换票据回购，以及与1月份的股票发行合计的“1月份的证券化交易”。2026年可转换票据的初始兑换率为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。本公司将这项交易列为2026年可换股票据的诱因，因此，本公司记录了$39截至2021年3月31日止三个月的未经审核简明综合经营报表中的可换股票据等价化亏损百万元及因支付超出2026年可换股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#年债务的损失。$41截至2021年3月31日的三个月的未经审计简明综合经营报表和全面亏损中的100万欧元。

于2021年5月13日，本公司完成登记直接发售(“五月股份发售”)，合共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支付。该公司利用5月份的股票发行所得款项，并约$26根据信贷安排向该等持有人回购的百万元借款562026年可换股票据在私下协商交易中的本金总额(“五月可换股票据回购”，以及与五月发行的股份合计的“五月证券化交易”)。2026年可转换票据的初始兑换率为230.2026每1,000美元本金的公司普通股，以及5月份的证券化交易将这一转换率提高到245.2802每1,000美元本金的普通股。本公司将这项交易列为2026年可换股票据的诱因，因此，本公司记录了$12未经审核的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2021年第二季度支付的超过2026年可转换票据原始条款的代价的全面亏损。此外，5月份的证券化交易导致提前清偿#年债务的损失。$212021年第二季度未经审计的简明综合经营报表和全面亏损中的100万欧元。

2026年可转换票据包括以下内容(以千为单位)：


			(未经审计)
	十二月三十一日，		9月30日，
	2021		2022
负债构成：
本金	$	81,570		56,932
减去：未摊销票据折扣⁽¹⁾		(27,772)		—
减去：未摊销债务发行成本		(1,592)		(1,231)
账面净值	$	52,206		55,701
股权构成⁽¹⁾	$	32,799		—

(1)	截至2021年12月31日，未偿还2026年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。在2022年1月1日采用ASU 2020-06时，股权部分从额外的实收资本重新归类为长期债务，并完全抵消了2026年可转换票据的剩余折扣。见附注2-未经审计简明综合财务报表的主要会计政策摘要。

在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为$2百万美元和美元1截至2021年和2022年9月30日的三个月分别为百万美元和9百万美元和美元3截至2021年和2022年9月30日的9个月分别为100万美元。

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(i)

债务回购计划

在2021年第一季度，公司赎回了剩余的美元6612022年发行的债券本金总额为百万按面值计算，外加应计和未付利息，因此，2022年债券于2021年2月10日完全作废。公司赎回了剩余的股份$5742021年第二季度，按面值计算的2023年债券中的100万美元，外加应计和未付利息。2023年发行的钞票已于2021年6月1日全面停用。于2021年第三季度，本公司赎回$175发行的2026年期债券，赎回价格为108.375%本金，加上应计和未付利息，并确认提前清偿债务的损失$17在截至2021年9月30日的三个月内，

在2022年第一季度，公司赎回了剩余的美元5852025年发行的债券本金总额为百万美元，赎回价格为101.25本金的%，加上应计和未付利息，并确认提前清偿债务的损失#美元11百万美元。在2022年第二季度，公司回购了$132026年发行的债券本金总额为百万元502029年发行的债券本金总额为百万美元，加权平均为106%，并确认提前清偿债务损失#美元。4百万美元。于2022年第三季，本公司透过先前披露的投标要约及公开市场交易进行回购(I)$2082026年发行的债券本金总额为百万美元，加权平均为109本金的%，加上应计和未付利息，及$1182029年发行的债券本金总额为百万美元，加权平均为107本金的%，加上应计和未付利息。截至2022年9月30日止三个月及九个月，本公司确认因回购$30百万美元和美元45分别为100万美元。

(8)资产报废义务

下表列出了公司资产报废债务的对账情况(以千计)：


资产报废义务-2021年12月31日	$	53,952
已发生的债务		2,445
吸积费用		4,069
清偿债务		(946)
已售出财产的义务		(42)
对先前估计数的修订		(1,467)
资产报废义务-2022年9月30日	$	58,011

资产报废债务计入本公司简明综合资产负债表的其他负债。

(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年度长期激励计划(“2020计划”)，取代了Antero Resources Corporation长期激励计划(“2013计划”)，2020年计划自当日起生效。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、股息等值奖励和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。本公司及其联属公司的雇员、高级管理人员、非雇员董事及其他服务提供者均有资格获得2020年计划下的奖励。在2020年6月17日或之后，将不会根据2013年计划授予其他奖励。

2020年计划规定保留10,050,000本公司普通股的股份，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未实际交付股票的情况下到期或被取消、没收、交换、以现金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8,406,240截至2022年9月30日，根据2020计划，股票可供未来授予。

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

Antero Midstream Partners LP(“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，发给其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日解除对Antero Midstream Partners的合并，在该日期，AMP计划下的每个未完成的幻影单位奖由Antero Midstream承担并转换为1.8926Antero Midstream长期激励计划(“AM计划”)下的RSU(所有此类RSU，“经转换的AM RSU奖励”)。AM计划下的每个RSU奖励代表有权获得一Antero Midstream普通股的股份。

公司基于股权的薪酬支出按奖励类型如下(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，
	2021		2022		2021		2022
RSU奖	$	3,327		4,974		9,957		12,468
PSU奖项		1,452		5,070		3,211		9,501
转换的AM RSU奖⁽¹⁾		186		8		988		203
颁发给董事的股权奖励		333		350		1,033		1,050
总费用	$	5,298		10,402		15,189		23,222

(1)	Antero Resources确认了2013年计划和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(解除合并之日)之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的劳动力成本中所占的比例。

(a)

限制性股票单位奖

以下是RSU奖项活动的摘要：


		加权
		平均值
	数量	授予日期
	股票	公允价值
已授予和未归属的合计-2021年12月31日	5,930,607	$	5.15
授与	992,843		35.02
既得	(2,564,930)		4.80
被没收	(158,102)		10.63
已授予和未授予的合计-2022年9月30日	4,200,418	$	12.22

截至2022年9月30日，大约有41与未归属RSU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内确认，约为2.4好几年了。

(b)

业绩分享单位奖

基于股东总回报的业绩股单位奖励

2019年，公司向其某些员工和高管授予PSU，这些PSU是根据Antero Resources于年末的绝对股东总回报授予的三年制实施期(“2019年绝对TSR PSU”)。最终可赚取的普通股数量从零至200%已批准的PSU的目标数量。在2022年第二季度，2019年绝对TSR PSU的基于市场的性能条件在200目标的百分比和2019年绝对TSR PSU被转换为约200万股普通股。

2022年4月，本公司根据Antero Resources截至每一年最后一天确定的绝对总股东回报，向其某些高级管理人员和高管授予PSU奖励三一年制截至2023年4月15日、2024年4月15日和2025年4月15日的演出期，以及一累积三年制履约期均于2025年4月15日结束，但须遵守某些续聘标准(“2022年绝对TSR PSU”)。在累计期结束后最终可能获得的普通股股数三年制关于2022年的执行期

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

绝对TSR PSU范围为零至200%在最初批准的2022个绝对TSR PSU的目标数量中。与这些PSU相关的费用在每个履约期内按等级制确认。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。

下表列出了蒙特卡罗估值模型中使用的假设和2022年绝对TSR PSU的授予日期公允价值信息：


股息率		—	%
波动率		88	%
无风险利率		2.65	%
授予奖励的加权平均公允价值-绝对TSR	$	47.53

基于杠杆率的业绩份额单位奖励

于2022年4月，本公司授予若干高级管理人员及高级管理人员以本公司总债务减去现金及现金等价物除以本公司经调整后EBITDAX(按照授标协议中的定义)自以下日期的最后一天确定三一年制业绩期间分别在2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日结束，每种情况下都受某些连续聘用标准(“杠杆率PSU”)的限制。相对于杠杆率PSU而言，在第三个业绩期间结束后最终可能赚取的普通股股份数量范围为零至200%最初批准的杠杆率PSU的目标数量。与杠杆率PSU相关的支出在每个业绩期间按分级既得法确认，反映了预期在每个衡量期间结束时发行的普通股的数量，如果达到业绩条件的可能性变得不太可能，则该等费用将被冲销。截至2022年9月30日，实现与杠杆率PSU相关的业绩条件的可能性很大。

绩效分享单位奖励摘要信息

PSU颁奖活动摘要如下：


		加权
	数量	平均补助金
	单位	日期公允价值
已授予和未归属的合计-2021年12月31日	1,847,279	$	8.31
授与	436,537		29.98
既得	(1,210,712)		9.26
被没收	—		—
已取消(未赚取)	—		—
已授予和未授予的合计-2022年9月30日	1,073,104	$	16.05

截至2022年9月30日，大约有15与未归属PSU相关的未摊销股权薪酬支出为百万美元。这笔费用预计将在加权平均期间内确认，约为1.6好几年了。

(c)	转换的AM RSU奖

转换后的AM RSU奖摘要如下：


		加权
		平均值
	数量	授予日期
	单位	公允价值
已授予和未归属的合计-2021年12月31日	81,707	$	13.46
授与	—		—
既得	(78,880)		13.50
被没收	—		—
已授予和未授予的合计-2022年9月30日	2,827	$	12.38

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

截至2022年9月30日，有不到1美元的资金0.1与未归属转换的AM RSU奖励相关的未摊销股权薪酬支出为百万美元。这笔费用预计将在加权平均期间内确认0.3年限内，本公司的比例份额将在确认时分配给它。

(d)

股票期权

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)⁽¹⁾
未偿还-2021年12月31日	351,794	$	50.79	3.0	$	—
授与	—		—
已锻炼	—		—
被没收	—		—
过期	(3,417)		50.00
未偿还-2022年9月30日	348,377	$	50.80	2.1	$	—
既得利益-2022年9月30日	348,377	$	50.80	2.1	$	—
可行使-2022年9月30日	348,377	$	50.80	2.1	$	—

(1)	内在价值是基于期权的行权价和Antero Resources普通股在参考日期的收盘价。

截至2022年9月30日，所有股票期权均已完全授予，导致不是未摊销股权薪酬支出。

(e)

现金奖

2020年1月，公司授予现金奖励约#美元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个三截止日期为2023年1月20日。2020年7月，公司授予额外的现金奖励，总额为$3根据2020年计划，向某些非执行员工提供100万美元四年。截至2021年12月31日和2022年9月30日，公司已记录约$2百万美元和美元1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分别为1,000,000,000美元。

(10)公允价值

截至2021年12月31日和9月31日的应收账款和应付账款的账面价值302022年接近市场价值，因为它们的短期性质。截至2021年12月31日和2021年9月，信贷安排项下未偿还金额的账面价值2022年3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。

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

下表列出了优先票据和2026年可转换票据的公允价值和账面价值(单位：千)：


					(未经审计)
	2021年12月31日				2022年9月30日
	公平		携带		公平		携带
	价值⁽¹⁾		价值⁽²⁾		价值⁽¹⁾		价值⁽²⁾
2025年笔记	$	594,866		581,117		—		—
2026年笔记		370,013		321,738		108,692		103,028
2029年笔记		654,080		577,149		415,837		411,363
2030年笔记		641,400		593,234		537,780		593,736
2026年可转换票据		331,655		52,206		400,454		55,701
总计	$	2,592,014		2,125,444		1,462,763		1,163,828

(1)	公允价值基于第二级市场数据输入。

(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。

关于股权奖励的公允价值的信息，请参阅附注9-未经审计的简明综合财务报表的股权薪酬和现金奖励。有关衍生金融工具公允价值的资料，请参阅未经审核简明综合财务报表附注11-衍生工具。

(11)衍生工具

本公司面临与其持续业务运营相关的某些风险，并使用衍生工具来管理其商品价格风险。此外，该公司定期签订包含嵌入式特征的合同，这些特征需要分开并作为衍生品单独入账。

(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、天然气液化石油气和石油的市场价格发生变化，该公司在这些未平仓合约上就面临市场风险。这种市场风险敞口一般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。

本公司是截至九月底止三个月及九个月结算的各种固定价格商品掉期合约的一方30、2021年和2022年。当管理层相信可以为公司的生产确保有利的未来销售价格时，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，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，公司从交易对手那里收到差额。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。根据这些基准掉期协议，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，本公司将从交易对手那里获得差额。当结算时的实际商品价格低于合同规定的固定价格时，本公司向交易对手支付差额。

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。

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

截至2022年9月30日，不包括Martica的公司合并VIE的固定价格掉期头寸如下：


				加权
				平均值
商品/结算期	索引	签约量		价格
天然气
2022年10月至12月	亨利·哈勃	1,105,897	MMBtu/天	$	2.48	/MMBtu
2023年1月至12月	亨利·哈勃	43,000	MMBtu/天		2.37	/MMBtu

此外，本公司还有一份互换协议，该协议赋予交易对手权利，但不是义务，于2023年12月21日订立固定价格互换协议，以购买427,500每天MMBtu，价格为$2.77截至2024年12月31日的年度的每MMBtu。

该公司还拥有与NYMEX定价挂钩的看涨期权和嵌入看跌期权，用于与本公司在批量生产支付交易(“VPP”)物业中的留存权益相关的产量。认沽期权嵌入另一份合约内，而由于嵌入认沽期权与其主要合约并无明确及密切的关系，本公司将这项衍生工具分开，并按公允价值在未经审核的简明综合财务报表中反映。截至2022年9月30日，公司的看涨期权和嵌入看跌期权安排如下：

嵌入式

呼叫选项

看跌期权

商品/结算期

索引

签约量

执行价

天然气

2022年10月至12月

亨利·哈勃

59,000

MMBtu/天

2.545

/MMBtu

2.545

/MMBtu

2023年1月至12月

亨利·哈勃

55,000

MMBtu/天

2.466

/MMBtu

2.466

/MMBtu

2024年1月至12月

亨利·哈勃

53,000

MMBtu/天

2.477

/MMBtu

2.527

/MMBtu

2025年1月至12月

亨利·哈勃

44,000

MMBtu/天

2.564

/MMBtu

2.614

/MMBtu

2026年1月至12月

亨利·哈勃

32,000

MMBtu/天

2.629

/MMBtu

2.679

/MMBtu

截至2022年9月30日，根据哥伦比亚输气管道(“TCO”)与NYMEX Henry Hub天然气价格的定价指数与基差确定的天然气基准掉期头寸如下：


				加权平均
商品/结算期	指数到基差	签约量		套期差价
天然气
2022年10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

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

截至2022年9月30日，公司对公司合并VIE Martica的固定价格掉期头寸如下：


				加权
				平均值
商品/结算期	索引	签约量		价格
天然气
2022年10月至12月	亨利·哈勃	40,592	MMBtu/天	$	2.39	/MMBtu
2023年1月至12月	亨利·哈勃	35,616	MMBtu/天		2.35	/MMBtu
2024年1月至12月	亨利·哈勃	23,885	MMBtu/天		2.33	/MMBtu
2025年1月至3月	亨利·哈勃	18,021	MMBtu/天		2.53	/MMBtu

丙烷
2022年10月至12月	贝尔维尤丙烷山-OPIS非TET	952	Bbl/天		19.32	/bbl

天然汽油
2022年10月至12月	Mont Belvieu天然汽油-OPIS非TET	288	Bbl/天		34.86	/bbl
2023年1月至12月	Mont Belvieu天然汽油-OPIS非TET	247	Bbl/天		40.74	/bbl

油
2022年10月至12月	西德克萨斯中质油	105	Bbl/天		43.50	/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

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(b)

摘要

下表概述了本公司衍生工具的公允价值，以及该等价值在简明综合资产负债表中的记录情况(以千计)。


				(未经审计)
	资产负债表	十二月三十一日，		9月30日，
	位置	2021		2022
不为会计目的而指定为套期保值的资产衍生品：
商品衍生品--当前	衍生工具	$	—		—
嵌入式导数-电流	衍生工具		757		954
商品衍生品--非流动	衍生工具		—		—
嵌入式导数-非电流	衍生工具		14,369		7,327

总资产衍生工具⁽¹⁾			15,126		8,281

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⁽²⁾	衍生工具		559,851		612,237
商品衍生品--非流动⁽²⁾	衍生工具		181,806		445,481

总负债衍生工具⁽¹⁾			741,657		1,057,718

衍生工具负债净额⁽¹⁾		$	(726,531)		(1,049,437)

(1)	衍生工具的公允价值是使用第二级投入确定的。

(2)	截至2021年12月31日，大约$55百万的商品衍生负债，包括$31目前的大宗商品衍生品和$24100万的非流动商品衍生品，归因于公司合并后的VIE，Martica。截至2022年9月30日，大约$84百万的商品衍生负债，包括$53目前的大宗商品衍生品和$31100万的非流动商品衍生品，归因于公司合并后的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要净额结算安排抵销的金额以及在简明综合资产负债表中列报的由此产生的净额，均按公允价值(以千为单位)列报：


							(未经审计)
	2021年12月31日						2022年9月30日
					净额						净额
	毛收入		毛收入		资产		毛收入		毛收入		资产
	金额		金额抵销		(负债)		金额		金额抵销		(负债)
	公认的		公认的		资产负债表		公认的		公认的		资产负债表
商品衍生资产	$	2,177		(2,177)		—		516		(516)		—
嵌入的衍生资产		15,126		—		15,126		8,281		—		8,281
商品衍生品负债		(743,834)		2,177		(741,657)		(1,058,234)		516		(1,057,718)

下表汇总了衍生产品公允价值损益，并将这些价值记录在未经审计的简明综合经营报表中(以千计)：


	的声明
	运营	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
	位置	2021		2022		2021		2022
商品衍生品公允价值损失⁽¹⁾	收入	$	(1,238,384)		(500,557)		(2,228,076)		(1,732,720)
内含衍生工具公允价值损失⁽¹⁾	收入		(12,082)		(29,966)		(31,986)		(74,845)

(1)	衍生工具的公允价值是使用第二级投入确定的。.

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(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。相反，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。租赁续期选择权的行使由本公司全权酌情决定。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，其他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几乎所有能力，并有权获得该资产的几乎所有经济利益，而出租人没有能力将该资产替代为租赁资产。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资产或融资性资产，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很容易地从租赁付款中分离出来的情况下，将与租赁场所相关的非租赁部分，如房地产税、保险、维护和其他运营费用，与租赁协议的租赁部分按资产类别合并。目前，该公司仅将这一权宜之计应用于某些办公空间协议。

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(a)	与租赁有关的补充资产负债表信息

公司的租赁资产和负债包括以下项目(以千计)：


				(未经审计)
		十二月三十一日，		9月30日，
租契	资产负债表分类	2021		2022
经营租约
经营性租赁使用权资产：
加工厂	经营性租赁使用权资产	$	1,739,550		1,906,419
钻机和完井服务	经营性租赁使用权资产		9,860		64,022
集气管线和压气站⁽¹⁾	经营性租赁使用权资产		1,634,928		1,523,233
办公空间	经营性租赁使用权资产		33,083		42,760
车辆	经营性租赁使用权资产		2,009		1,074
其他办公室和外地设备	经营性租赁使用权资产		482		4,068
经营租赁使用权资产总额		$	3,419,912		3,541,576

短期经营租赁债务	短期租赁负债	$	455,950		535,014
长期经营租赁义务	长期租赁负债		2,963,962		3,006,562
经营租赁债务总额		$	3,419,912		3,541,576

融资租赁
融资租赁使用权资产：
车辆	其他财产和设备	$	550		1,407
融资租赁使用权资产总额⁽²⁾		$	550		1,407

短期融资租赁义务	短期租赁负债	$	397		333
长期融资租赁义务	长期租赁负债		153		1,074
融资租赁债务总额		$	550		1,407

(1)	天然气集输管道和压缩机站租约包括$1.5截至2021年12月31日和9月，与Antero Midstream相关的10亿美元30,2022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。$2百万美元和$1截至2021年12月31日九月分别为30、2022年。

被归类为租赁负债的加工厂、集输管线和压缩机站被归类为ASC 842，租契，因为Antero(I)是资产的唯一客户，(Ii)做出对资产经济表现影响最大的决定。

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(b)	与租约有关的补充资料

与经营和融资租赁有关的费用包括在未经审计的简明综合经营和综合亏损报表中(千元)：


			截至9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
成本	分类	位置	2021		2022		2021		2022
经营租赁成本	营运说明书	采集、压缩、加工、运输	$	386,033		378,246		1,147,985		1,109,422
经营租赁成本	营运说明书	一般和行政		2,833		2,855		8,057		8,509
经营租赁成本	营运说明书	合同终止		3,369		12,000		4,213		12,000
经营租赁成本	营运说明书	租赁经营		43		44		109		133
经营租赁成本	资产负债表	已证明的性质⁽¹⁾		25,558		34,288		82,749		83,146
经营租赁总成本			$	417,836		427,433		1,243,113		1,213,210

融资租赁成本：
使用权资产摊销	营运说明书	损耗、折旧和摊销	$	132		94		391		319
租赁负债利息	营运说明书	利息支出		286		44		337		78
融资租赁总成本			$	418		138		728		397

短期租赁付款			$	21,030		38,690		62,328		115,798

(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

下表列出了该公司与租赁有关的补充现金流信息(单位：千)：


	截至9月30日的9个月，
	2021		2022
为计量租赁负债所包括的金额支付的现金：
来自经营租赁的经营现金流	$	1,042,684		1,067,786
投资经营租赁产生的现金流		66,042		70,654
融资租赁产生的现金流		692		441

非现金活动：
以新的经营租赁义务换取的使用权资产		232,771		366,194
经营租赁修改对现有使用权资产和租赁债务的增加，净额⁽¹⁾		345,066		119,290

(1)	于截至2021年9月30日止九个月内，重估经营租赁之加权平均折现率由14.4%截至2020年12月31日5.5%截至9月30,2021年。截至2022年9月30日止九个月内，重估营运租赁之加权平均贴现率由5.6%截至2021年12月31日至5.2%截至2022年9月30日。

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(d)

租赁负债的期限

下表是截至2022年9月30日的经营和融资租赁负债未来最低偿付额度的时间表(单位：千)：


	经营租约		融资租赁		总计
2022年剩余时间	$	178,967		145		179,112
2023		706,880		510		707,390
2024		645,692		501		646,193
2025		585,209		459		585,668
2026		534,508		210		534,718
2027		442,252		—		442,252
此后		1,203,662		—		1,203,662
租赁付款总额		4,297,170		1,825		4,298,995
减去：推定利息		(755,594)		(418)		(756,012)
总计	$	3,541,576		1,407		3,542,983

(e)

租赁期限和贴现率

下表列出了公司的加权平均剩余租赁期限和贴现率：


					(未经审计)
	2021年12月31日				2022年9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	7.6年份		1.9年份		7.4年份		3.5年份
加权平均贴现率	5.5	%	5.6	%	5.3	%	6.8	%

(f)

关联方租赁披露

该公司与Antero Midstream签订了一项收集和压缩协议，根据该协议，Antero Midstream获得每立方米的低压采集费、每立方米的高压采集费和每立方米的压缩费用，每种情况下都会根据消费物价指数进行年度调整。如果公司要求Antero Midstream建造新的低压管道、高压管道或压缩机站，则收集和压缩协议包含由Antero Midstream选择的选项：(I)要求Antero Resources使用或支付费用的最低数量承诺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年或(Ii)让Antero Midstream赚取13这类新建筑的回报率超过七年了.

2019年12月，本公司与Antero Midstream同意将收集和压缩协议的初始期限延长至2038年，并制定了一项增长激励费用计划，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某些容量目标，低压收集费用将得到减免。于初步合约期完成后，收集及压缩协议将按年继续有效，直至协议终止时为止，该协议于协议生效日期周年日起生效，由本公司或Antero Midstream于以下日期或之前终止180^这是在该生效日期周年纪念日的前一天。《公司》做到了不是没有实现2021年第一季度、第二季度或第三季度的季度销量目标，因此，在截至9月的三个月和九个月没有赚取任何回扣30,2021年。在截至2022年9月30日的三个月和九个月，公司获得了$12百万美元和美元36通过在2022年第一季度、第二季度和第三季度分别实现季度产量目标，将分别减少1000万美元。

Antero支付的与本协议相关的采集和压缩费用为$178百万美元和美元164截至9月的三个月分别为30、2021和2022年。在截至2021年9月30日和2022年9月30日的9个月内，Antero支付的与本协议有关的采集和压缩费用为$539百万美元和美元492分别为100万美元。截至2021年12月31日和2022年9月30日，$54百万美元和美元53于与本协议有关的Antero Midstream的简明综合资产负债表中，已分别计入应付账款及关联方。

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(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室和设备协议的未来最低付款时间表，其中包括截至2022年9月30日租期超过一年的租约(以千计)：


			正在处理中，
			聚集在一起，
			压缩
	坚定		和水		土地出让		运营和		推定利息
	交通运输		服务		义务		融资租赁		就租约而言
	(a)		(b)		(c)		(d)		(d)		总计
2022年剩余时间	$	282,279		14,932		41		132,838		46,274		476,364
2023		1,157,330		71,650		—		538,749		168,641		1,936,370
2024		1,130,195		62,693		—		505,219		140,974		1,839,081
2025		1,107,995		51,391		—		471,022		114,646		1,745,054
2026		1,102,362		18,214		—		444,514		90,204		1,655,294
2027		1,098,497		16,927		—		374,087		68,165		1,557,676
此后		5,860,221		84,876		—		1,076,554		127,108		7,148,759
总计	$	11,738,879		320,683		41		3,542,983		756,012		16,358,598

(a)

公司运输

该公司已与各种管道签订了确定的运输协议，以促进其产品向市场交付。这些合同承诺该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。此表中的金额基于公司按预订费费率计算的最低日销售量。表中的价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)	加工、收集、压缩和供水服务承诺

本公司已签订了各种长期合同。有期限的天然气加工、收集、压缩和供水服务协议。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

该公司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承担义务。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情，请参阅未经审核简明综合财务报表附注12-租赁.

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(e)

合同终止

本公司因延迟或取消与第三方的某些合同而产生费用。这些费用记录在合同终止中，并列入业务报表和全面收益(损失)表。截至，没有与这些延迟或取消的合同相关的剩余付款义务2022年9月30日。

(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署(“EPA”)地区III发出的违规通知(“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，于2018年6月，本公司收到环保局第三区根据《清洁空气法》第114(A)节提出的关于2017年9月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的所谓合规问题。随后，西弗吉尼亚州环保局(“WVDEP”)和EPA第V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III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(“合同”)。2015年底，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，仲裁小组作出了有利于该公司的裁决，认为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未能获得合同要求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月对诉讼进行了合并和审判。2019年6月20日，该公司被陪审团裁定为$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所有人收到了一笔约$107来自WGL的100,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000美元，WGL对2019年6月进入的有利于本公司的判决完全满意和解除。

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。本公司相信，其中某些事项将由保险公司承保，而其他事项的结果不会对本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。

此外，针对阿巴拉契亚盆地运营商(包括本公司)的未决诉讼可能会对确定许可后期制作成本金额的方法以及可能从特许权使用费付款中扣除的成本类型产生影响，本公司无法预测这些问题最终可能如何解决。

(15)关联方

Antero Midstream的几乎所有收入过去和现在都来自与Antero Resources的交易。有关本公司应报告分部的经营业绩，请参阅未经审核简明综合财务报表附注16-可报告分部。

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(16)可报告的细分市场

(a)

可报告细分市场摘要

该公司位于美国的业务被组织成三可报告的部门：(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；以及(Iii)通过公司对Antero Midstream的权益法投资提供中游服务。公司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输到国外转售或消费。这些部门由管理层单独监测业绩，并与内部财务报告保持一致。这些细分市场是根据不同的产品和服务、监管环境以及这些业务所需的专业知识确定的。管理层根据营业收入(亏损)评估公司业务部门的业绩。一般及行政开支根据开支的性质及各分部在本公司综合物业及设备、资本开支及劳工成本中所占比例的组合(视乎情况而定)分配至中游分部。与营销部门相关的一般和行政费用不分配，因为它们不是实质性的。其他所得税、所得税和利息支出主要在综合基础上进行管理和评估。部门间销售按接近市场的价格进行交易。各分部之会计政策与本公司于附注2-未经审核简明综合财务报表之主要会计政策摘要中所述会计政策相同。

勘探和生产

勘探和生产部门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。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。

营销

在可行的情况下，公司购买和销售第三方天然气和NGL，并营销其过剩的公司运输能力，或聘请第三方代表公司进行这些活动，以优化这些运输协议的收入。该公司已经就其目前和预期的未来生产的很大一部分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。

权益法在中游投资中的应用

公司通过对Antero Midstream的股权投资获得中游服务。Antero Midstream拥有、运营和开发中游能源基础设施，主要为公司在阿巴拉契亚盆地的生产和完井活动提供服务。Antero Midstream的资产包括集输管道、压缩机站、加工和分馏工厂的权益以及水处理资产。Antero Midstream根据长期合同向Antero Resources提供中游服务。

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

(b)	可报告的细分市场财务信息

本公司可报告部门的经营业绩摘要如下(单位：千)：


	截至2021年9月30日的三个月
					权益法
	探索				投资于		消除
	和				Antero		未整合		已整合
	生产		营销		中游		联属		总计
销售和收入：
第三方	$	300,668		232,685		245		(245)		533,353
网段间		530		—		224,559		(224,559)		530
总收入		301,198		232,685		224,804		(224,804)		533,883

运营费用：
租赁经营		25,363		—		—		—		25,363
收集、压缩、加工、运输和水处理		628,225		—		39,499		(39,499)		628,225
一般和行政		32,442		—		14,810		(14,810)		32,442
损耗、折旧和摊销		182,810		—		27,487		(27,487)		182,810
石油和天然气性质的减值		26,253		—		—		—		26,253
其他		56,113		266,751		1,187		(1,187)		322,864
总运营费用		951,206		266,751		82,983		(82,983)		1,217,957
营业收入(亏损)	$	(650,008)		(34,066)		141,821		(141,821)		(684,074)
未合并关联公司收益中的权益	$	21,450		—		24,088		(24,088)		21,450
分部资产的资本支出	$	387,783		—		82,583		(82,583)		387,783


	截至2022年9月30日的三个月
					权益法
	探索				投资于		消除
	和				Antero		未整合		已整合
	生产		营销		中游		联属		总计
销售和收入：
第三方	$	1,904,302		159,985		1,651		(1,651)		2,064,287
网段间		337		—		229,383		(229,383)		337
总收入		1,904,639		159,985		231,034		(231,034)		2,064,624

运营费用：
租赁经营		27,453		—		—		—		27,453
收集、压缩、加工、运输和水处理		716,388		—		46,648		(46,648)		716,388
一般和行政		42,903		—		13,587		(13,587)		42,903
损耗、折旧和摊销		169,607		—		34,206		(34,206)		169,607
石油和天然气性质的减值		33,924		—		—		—		33,924
其他		114,812		185,377		(1,177)		1,177		300,189
总运营费用		1,105,087		185,377		93,264		(93,264)		1,290,464
营业收入(亏损)	$	799,552		(25,392)		137,770		(137,770)		774,160
未合并关联公司收益中的权益	$	14,972		—		24,411		(24,411)		14,972
分部资产的资本支出	$	244,680		—		74,120		(74,120)		244,680

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注


	截至2021年9月30日的9个月
					权益法
	探索				投资于		消除
	和				Antero		未整合		已整合
	生产		营销		中游		联属		总计
销售和收入：
第三方	$	1,661,682		562,928		340		(340)		2,224,610
网段间		551		—		681,372		(681,372)		551
总收入		1,662,233		562,928		681,712		(681,712)		2,225,161

运营费用：
租赁经营		71,555		—		—		—		71,555
收集、压缩、加工、运输和水处理		1,874,664		—		118,368		(118,368)		1,874,664
一般和行政		108,693		—		46,991		(46,991)		108,693
损耗、折旧和摊销		564,166		—		80,956		(80,956)		564,166
石油和天然气性质的减值		69,618		—		—		—		69,618
其他		141,127		627,822		8,590		(8,590)		768,949
总运营费用		2,829,823		627,822		254,905		(254,905)		3,457,645
营业收入(亏损)	$	(1,167,590)		(64,894)		426,807		(426,807)		(1,232,484)
未合并关联公司收益中的权益	$	57,621		—		66,347		(66,347)		57,621
分部资产的资本支出	$	510,941		—		156,948		(156,948)		510,941


	截至2022年9月30日的9个月
					权益法
	探索				投资于		消除
	和				Antero		未整合		已整合
	生产		营销		中游		联属		总计
销售和收入：
第三方	$	4,716,827		335,173		2,288		(2,288)		5,052,000
网段间		1,149		—		676,144		(676,144)		1,149
总收入		4,717,976		335,173		678,432		(678,432)		5,053,149

运营费用：
租赁经营		70,486		—		—		—		70,486
收集、压缩、加工、运输和水处理		1,962,878		—		131,959		(131,959)		1,962,878
一般和行政		123,033		—		47,597		(47,597)		123,033
损耗、折旧和摊销		511,390		—		98,181		(98,181)		511,390
石油和天然气性质的减值		79,749		—		—		—		79,749
其他		258,963		415,571		5,375		(5,375)		674,534
总运营费用		3,006,499		415,571		283,112		(283,112)		3,422,070
营业收入(亏损)	$	1,711,477		(80,398)		395,320		(395,320)		1,631,079
未合并关联公司收益中的权益	$	54,863		—		70,467		(70,467)		54,863
分部资产的资本支出	$	721,420		—		236,154		(236,154)		721,420

目录表

Antero资源公司

未经审计的简明合并财务报表附注

公司应报告部门的资产汇总如下(以千计)：


	截至2021年12月31日
					权益法
	探索				投资于		消除
	和				Antero		未整合		已整合
	生产		营销		中游		联属		总计
对未合并关联公司的投资	$	232,399		—		696,009		(696,009)		232,399
总资产		13,864,402		32,126		5,544,001		(5,544,001)		13,896,528

(未经审计)

截至2022年9月30日

权益法

探索

投资于

消除

和

Antero

未整合

已整合

生产

营销

中游

联属

总计

对未合并关联公司的投资

222,882

—

659,006

(659,006)

222,882

总资产

14,350,938

62,440

5,563,821

(5,563,821)

14,413,378

(17)附属担保人

Antero Resources的优先票据由Antero Resources的现有子公司全面和无条件担保，这些子公司为信贷安排提供担保。倘若附属担保人被出售或处置(不论是透过合并、合并、出售足够数量的股本，使其不再有资格成为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)，该附属担保人在出售或其他处置不违反管限票据的契诺的情况下，将获解除其附属担保人的责任。

此外，附属担保人在解除或解除产生担保的其他债务(定义见管辖票据的契约)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清偿债务除外；如果Antero指定该附属公司为不受限制的附属公司，而该项指定符合票据契约的其他适用条款，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作为母公司及其担保人子公司的财务信息(单位：千)。本公司的全资子公司不受限制向本公司进行分销。

目录表

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
			(未经审计)
	2021年12月31日		2022年9月30日
应收账款，非担保人子公司	$	—		—
应收账款、关联方		—		—
其他流动资产		633,014		908,074
流动资产总额		633,014		908,074
非流动资产		12,480,350		12,753,226
总资产	$	13,113,364		13,661,300

应付账款，非担保人子公司	$	—		—
应付帐款、关联方		76,240		74,584
其他流动负债		1,961,041		2,421,768
流动负债总额		2,037,281		2,496,352
非流动负债		5,737,999		5,368,027
总负债	$	7,775,280		7,864,379

运营说明书

			九个月结束
			2022年9月30日
收入			$	4,955,613
运营费用				3,387,903
营业收入				1,567,710
包括非控制性权益在内的净收益和综合收益				1,168,475
Antero Resources Corporation的净收入和综合收入			$	1,168,475

目录表

项目2.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析

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Form 10-Q中其他部分包含的相关附注一起阅读。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、意图或信念可能并经常与实际结果不同，这种差异可能是实质性的。可能导致实际结果与预期大不相同的一些关键因素包括：天然气、NGL及石油价格的变化；计划资本支出的时机；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；影响生产井开工或维护的运营因素；资本市场的总体状况；以及我们获得这些资源的能力；世界卫生事件的影响，包括新冠肺炎大流行；影响我们业务的环境法规或诉讼及其他法律或法规发展的不确定性；以及下文讨论的那些因素，所有这些都是难以预测的。鉴于这些风险、不确定性和假设，所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”。另见“第1A项”标题下所述的风险因素和其他警示说明。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”时，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，从事开发、生产、勘探和收购位于阿巴拉契亚盆地的天然气、NGL和石油资产。我们关注的是非常规储集层，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，并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划定和开发天然气资源区块方面的经验来开发我们的储量和生产，主要是利用我们现有的多年钻探地点库存。

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。我们的钻探机会主要集中在阿巴拉契亚盆地。自.起2022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约504,000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。

融资亮点

债务回购计划

截至2022年9月30日的9个月内，吾等(I)悉数赎回于2025年3月1日到期的未偿还5.00厘优先票据(“2025年票据”)，赎回价格为本金的101.25%，另加应计及未付利息；及(Ii)透过先前披露的投标要约及公开市场交易回购于2026年7月15日到期的8.375厘优先票据(“2026年票据”)的本金总额2.21亿美元，加权平均为本金的109%，另加应计及未付利息，以及于2月1日到期的7.625厘优先票据的本金总额1.68亿美元。2029年发行的债券(“2029年债券”)，加权平均数为本金的107%，另加应计及未付利息。有关更多资料，请参阅附注7-未经审计简明综合财务报表的长期债务。

股份回购计划

2022年10月25日，我们的董事会批准将我们的股票回购计划增加10亿美元，使我们能够回购最多20亿美元的已发行普通股。截至2022年9月30日，我们已经回购了1900万股普通股，总成本为6.75亿美元。这些股票可以在公开市场交易中不时回购，也可以通过私下协商的交易或联邦证券法规定的其他方式回购。根据该计划回购股票的时间、数量和价值将由我们自行决定，并将取决于各种因素，包括我们普通股的市场价格、一般市场和经济状况以及适用的法律要求。

目录表

2026年可转换票据转换

于截至2022年9月30日止九个月内，将于2026年到期的4.25%可换股优先票据(“2026年可换股票据”)的本金总额合共20,000,000美元已根据该等条款进行转换，另有5,000,000美元的2026年可换股票据本金总额已被转换。我们选择通过向票据持有人发行约600万股普通股以及20万美元的现金诱因溢价来解决这些转换。有关更多资料，请参阅附注7-未经审计简明综合财务报表的长期债务。

市况及业务趋势

商品市场

我们生产的天然气、天然气和石油的价格对我们的收入和现金流产生了重大影响。与2021年同期相比，截至2022年9月30日的9个月，天然气、天然气和石油基准价格大幅上涨。因此，在截至2022年9月30日的三个月和九个月内，我们经历了价格变现的显著增长。我们监测影响天然气、天然气和石油价格的经济因素，包括国内外供需指标、国内外大宗商品库存、石油输出国组织和其他主要生产国的行动以及当前的俄罗斯-乌克兰冲突等。在目前的经济环境下，我们预计我们生产的部分或全部大宗商品的价格可能会保持波动。这种波动是我们无法控制的，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和未来现金流产生不利影响。

下表详细说明了天然气和石油的平均基准价格：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的9个月，
	2021		2022		2021		2022
亨利·哈勃⁽¹⁾ ($/Mcf)	$	4.01		8.20		3.18		6.77
西德克萨斯中质油⁽²⁾ ($/Bbl)		70.56		91.55		64.82		98.09

(1)	纽约商品交易所首月天然气平均价格。

(2)	能源情报署日历月平均结算期货价格。

套期保值头寸

Antero Resources(不包括Martica)

我们面临与我们的持续业务运营相关的某些商品价格风险，我们使用衍生品工具来管理此类风险。此外，我们定期签订包含嵌入特征的合同，这些特征需要被分成两部分，并作为衍生品单独核算。以下表格及说明并不包括我们的综合可变权益实体(“VIE”)Martica的衍生工具，因为该等合约的所有收益或亏损均完全归因于Martica的非控股权益。

截至2022年9月30日，我们除Martica外的固定价格天然气掉期头寸如下：


				加权
				平均值
商品/结算期	索引	签约量		价格
天然气
2022年10月至12月	亨利·哈勃	102	Bcf	$	2.48	/MMBtu
2023年1月至12月	亨利·哈勃	16	Bcf		2.37	/MMBtu
		118	Bcf		2.47	/MMBtu

此外，我们还有一份掉期协议，该协议赋予对手方权利，但没有义务，在截至2024年12月31日的年度内，以每MMBtu 2.77美元的价格签订约156 Bcf的固定价格掉期协议。

目录表

截至2022年9月30日，我们的天然气基差互换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	签约量		套期差价
天然气
2022年10月至12月	从纽约商品交易所到总拥有成本	6	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
		42	Bcf		0.525	/MMBtu

我们还拥有与NYMEX定价挂钩的看涨期权和内嵌看跌期权，用于与公司在批量生产支付交易(“VPP”)物业中的留存权益相关的产量。自.起2022年9月30日，公司的看涨期权和嵌入看跌期权安排如下：

嵌入式

呼叫选项

看跌期权

商品/结算期

索引

签约量

执行价

天然气

2022年10月至12月

亨利·哈勃

Bcf

2.545

/MMBtu

2.545

/MMBtu

2023年1月至12月

亨利·哈勃

Bcf

2.466

/MMBtu

2.466

/MMBtu

2024年1月至12月

亨利·哈勃

Bcf

2.477

/MMBtu

2.527

/MMBtu

2025年1月至12月

亨利·哈勃

Bcf

2.564

/MMBtu

2.614

/MMBtu

2026年1月至12月

亨利·哈勃

Bcf

2.629

/MMBtu

2.679

/MMBtu

Bcf

2.523

/MMBtu

2.555

/MMBtu

我们维持一个套期保值计划，旨在缓解大宗商品价格的波动，并保护我们未来业务和资本支出计划的某些预期未来现金流。自.起2022年9月30日，我们大宗商品衍生品合约(不包括Martica)的估计公允价值为净负债10亿美元。有关详情，请参阅未经审计简明综合财务报表附注11-衍生工具。

目录表

马提卡

我们合并后的VIE Martica还维护着固定互换天然气、NGL和石油衍生品的投资组合，以实现以下好处在马提卡的非控股权益。因此，Martica衍生品投资组合的所有收益和亏损完全归因于Martica的非控股权益。自.起2022年9月30日，Martica的固定价格天然气、NGL和石油掉期头寸如下：


				加权
				平均值
商品/结算期	索引	签约量		价格
天然气
2022年10月至12月	亨利·哈勃	3	Bcf	$	2.39	/MMBtu
2023年1月至12月	亨利·哈勃	13	Bcf		2.35	/MMBtu
2024年1月至12月	亨利·哈勃	9	Bcf		2.33	/MMBtu
2025年1月至3月	亨利·哈勃	2	Bcf		2.53	/MMBtu
		27	Bcf		2.36	/MMBtu

丙烷
2022年10月至12月	贝尔维尤丙烷山-OPIS非TET	87,593	Bbl		19.32	/bbl
		87,593	Bbl		19.32	/bbl

天然汽油
2022年10月至12月	Mont Belvieu天然汽油-OPIS非TET	26,458	Bbl		34.86	/bbl
2023年1月至12月	Mont Belvieu天然汽油-OPIS非TET	90,002	Bbl		40.74	/bbl
		116,460	Bbl		39.40	/bbl

油
2022年10月至12月	西德克萨斯中质油	9,679	Bbl		43.50	/bbl
2023年1月至12月	西德克萨斯中质油	36,000	Bbl		44.88	/bbl
2024年1月至12月	西德克萨斯中质油	15,699	Bbl		44.02	/bbl
2025年1月至3月	西德克萨斯中质油	3,535	Bbl		45.06	/bbl
		64,913	Bbl		44.48	/bbl

截至2022年9月30日此外，Martica商品衍生产品合约的估计公允价值为净负债8,400万美元。有关详情，请参阅未经审计简明综合财务报表附注11-衍生工具。

经济指标

由于全球供需失衡，经济正在经历高通胀水平，全球需求继续超过当前的供应。例如，从2021年9月到2022年9月，所有城市消费者的劳工统计局消费者价格指数(CPI)上涨了8%，而过去10年的年均涨幅为3%。为了管理目前美国经济中存在的通胀风险，美联储以加息的形式利用货币政策，努力使通货膨胀率与其宣称的2%的长期目标保持一致。

全球经济也继续受到新冠肺炎大流行和全球事件等因素的影响。由于对俄罗斯的贸易制裁和其他全球贸易限制等原因，这些事件经常造成全球供应链中断，带来额外的压力。然而，我们的供应链没有因新冠肺炎疫情或全球供需失衡而发生任何重大中断。

通胀压力，特别是与我们某些基于CPI调整的长期合同有关的压力，以及供应链中断可能导致我们的运营和资本成本增加，这些成本不是固定的和/或重新谈判合同和/或供应协议等。这些经济变数是我们无法控制的，可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和未来现金流产生不利影响。在截至2022年9月30日的九个月内，我们将2022年钻井和完井资本预算增加了15%，这主要是由于(I)为保留我们的首选船员而进行的开发优化，导致了比预算更多的完井数量，(Ii)部分与服务、柴油和钢铁成本上升有关的通胀压力。更多信息见“--资本资源和流动性--2022年资本预算和资本支出”。

目录表

新冠肺炎大流行

我们在整个新冠肺炎疫情期间一直在运营，在某些情况下受到联邦、州和地方法规的约束，我们正在采取措施保护我们工人的健康和安全。我们已实施议定书，以降低在我们的外地行动和办事处内爆发的风险，这些议定书没有影响我们的生产、吞吐量或业务活动。在2022年第三季度，我们从针对非外地雇员的混合工作安排过渡到针对所有非外地雇员的办公室工作安排。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。我们继续监测新冠肺炎环境，以保护员工的健康和安全。

目录表

经营成果

我们有三个业务部门：(一)天然气、天然气和石油的勘探、开发和生产；(二)营销和利用公司过剩的运输能力；以及(Iii)通过我们在Antero Midstream的权益法投资提供中游服务。Antero Midstream的业务收入主要来自Antero为我们的勘探和生产业务提供的服务的部门间交易中游。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，我们将其资本化为已证实的房地产开发成本。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2021年9月30日的三个月与.相比截至2022年9月30日的三个月

我们可报告部门的经营业绩如下(以千计)：


	截至2021年9月30日的三个月
					权益法
	探索				投资于		消除
	和				Antero		未整合		已整合
	生产		营销		中游		联属		总计
收入和其他：
天然气销售	$	884,669		—		—		—		884,669
天然气液体销售		598,327		—		—		—		598,327
石油销售		56,734		—		—		—		56,734
商品衍生品公允价值损失		(1,250,466)		—		—		—		(1,250,466)
收集、压缩、水处理和处理		—		—		242,472		(242,472)		—
营销		—		232,685		—		—		232,685
递延收入摊销		11,404		—		—		—		11,404
其他收入(亏损)		530		—		(17,668)		17,668		530
总收入		301,198		232,685		224,804		(224,804)		533,883

运营费用：
租赁经营		25,363		—		—		—		25,363
聚集和压缩		218,815		—		16,161		(16,161)		218,815
正在处理中		207,093		—		—		—		207,093
交通运输		202,317		—		—		—		202,317
水处理		—		—		23,338		(23,338)		—
生产税和从价税		52,219		—		—		—		52,219
营销		—		266,751		—		—		266,751
探索		235		—		—		—		235
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		27,144		—		11,555		(11,555)		27,144
基于股权的薪酬		5,298		—		3,255		(3,255)		5,298
损耗、折旧和摊销		182,810		—		27,487		(27,487)		182,810
石油和天然气性质的减值		26,253		—		—		—		26,253
资产报废债务的增加		828		—		114		(114)		828
合同终止及其他费用		3,370		—		1,073		(1,073)		3,370
出售资产的收益		(539)		—		—		—		(539)
总运营费用		951,206		266,751		82,983		(82,983)		1,217,957
营业收入(亏损)	$	(650,008)		(34,066)		141,821		(141,821)		(684,074)

未合并关联公司收益中的权益	$	21,450		—		24,088		(24,088)		21,450

目录表


	截至2022年9月30日的三个月
					权益法
	探索				投资于		消除
	和				Antero		未整合		已整合
	生产		营销		中游		联属		总计
收入和其他：
天然气销售	$	1,736,039		—		—		—		1,736,039
天然气液体销售		620,816		—		—		—		620,816
石油销售		67,025		—		—		—		67,025
商品衍生品公允价值损失		(530,523)		—		—		—		(530,523)
收集、压缩、水处理和处理		—		—		248,702		(248,702)		—
营销		—		159,985		—		—		159,985
递延收入摊销		9,478		—		—		—		9,478
其他收入(亏损)		1,804		—		(17,668)		17,668		1,804
总收入		1,904,639		159,985		231,034		(231,034)		2,064,624

运营费用：
租赁经营		27,453		—		—		—		27,453
聚集和压缩		239,868		—		19,813		(19,813)		239,868
正在处理中		241,347		—		—		—		241,347
交通运输		235,173		—		—		—		235,173
水处理		—		—		26,835		(26,835)		—
生产税和从价税		92,998		—		—		—		92,998
营销		—		185,377		—		—		185,377
勘探费和采矿费		2,975		—		—		—		2,975
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		32,501		—		8,034		(8,034)		32,501
基于股权的薪酬		10,402		—		5,553		(5,553)		10,402
损耗、折旧和摊销		169,607		—		34,206		(34,206)		169,607
石油和天然气性质的减值		33,924		—		—		—		33,924
资产报废债务的增加		630		—		50		(50)		630
合同终止及其他费用		17,995		—		865		(865)		17,995
出售资产的损失(收益)		214		—		(2,092)		2,092		214
总运营费用		1,105,087		185,377		93,264		(93,264)		1,290,464
营业收入(亏损)	$	799,552		(25,392)		137,770		(137,770)		774,160

未合并关联公司收益中的权益	$	14,972		—		24,411		(24,411)		14,972

目录表

勘探和生产细分市场

下表列出了选定的勘探和生产部门的运营数据：


					数额：
	截至9月30日的三个月，				增加		百分比
	2021		2022		(减少)		变化
生产数据^{(1) (2)}:
天然气(Bcf)		205		200		(5)	(2)	%
二氯乙烷(MBbl)		4,372		5,010		638	15	%
C3+NGL(MBb1)		10,258		9,950		(308)	(3)	%
石油(MBbl)		932		804		(128)	(14)	%
合并(Bcfe)		299		294		(5)	(2)	%
日联合生产量(MMcfe/d)		3,247		3,200		(47)	(1)	%
衍生产品结算前的平均价格⁽³⁾:
天然气(按MCF计算)	$	4.31		8.69		4.38	102	%
C2乙烷(每桶)	$	13.25		23.40		10.15	77	%
C3+NGL(按BBL)	$	52.68		50.61		(2.07)	(4)	%
油(每桶)	$	60.87		83.41		22.54	37	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	5.15		8.23		3.08	60	%
衍生产品结算影响后的平均实现价格⁽³⁾:
天然气(按MCF计算)	$	3.00		5.51		2.51	84	%
C2乙烷(每桶)	$	13.25		23.40		10.15	77	%
C3+NGL(按BBL)	$	38.67		50.27		11.60	30	%
油(每桶)	$	56.31		82.76		26.45	47	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	3.79		6.06		2.27	60	%
平均成本(每立方米)：
租赁经营	$	0.08		0.09		0.01	13	%
聚集和压缩	$	0.73		0.81		0.08	11	%
正在处理中	$	0.69		0.82		0.13	19	%
交通运输	$	0.68		0.80		0.12	18	%
生产税和从价税	$	0.17		0.32		0.15	88	%
营销(收入)费用，净额	$	0.11		0.09		(0.02)	(18)	%
损耗、折旧、摊销和增值	$	0.61		0.58		(0.03)	(5)	%
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)	$	0.09		0.11		0.02	22	%

没有意义。

(1)	生产数据不包括与VPP相关的产量。

(2)	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值能量含量的估计，可能不能反映它们的相对经济价值。

(3)	平均价格反映了我们结算的大宗商品衍生品的前后影响。我们对此类后效的计算包括大宗商品衍生品结算的收益，这些衍生品没有资格进行对冲会计，因为我们没有将它们指定或记录为会计目的的对冲。

天然气销售。天然气销售收入从截至2021年9月30日的三个月的8.85亿美元增加到截至2022年9月30日的三个月的17亿美元，增加8.51亿美元，或96%%。截至三个月的商品价格上涨(不包括衍生产品结算的影响)2022年9月30日约占875美元天然气销售收入同比增长百万元(按年平均价格变化乘以当年产量计算)。较低的天然气产量约占美元天然气销售收入同比减少2400万欧元(按年产量变化乘以上年平均价格计算)。

NGLS销售。NGL的销售收入从截至2021年9月30日的三个月的5.98亿美元增加到截至2022年9月30日的三个月的6.21亿美元，增加了2300万美元，增幅为4%。截至三个月的商品价格上涨(不包括衍生产品结算的影响)2022年9月30日约占30美元收入同比增长100万美元(按年平均价格变化乘以当年生产量计算)。较低的NGL产量约占7NGL收入同比减少100万欧元(按年销量变化乘以上一年平均价格计算)。

目录表

石油销售。石油销售收入从截至2021年9月30日的三个月的5700万美元增加到截至2022年9月30日的三个月的6700万美元，增加了1000万美元，即18%。油价上涨，不包括衍生品和解的影响，约占美元。18石油收入同比增长100万美元(按年平均价格乘以当年产量的变化计算)。年内石油产量下降截至2022年9月30日的三个月，石油收入同比减少约800万美元(按年产量变化乘以上年平均价格计算)。

商品衍生品公允价值损失。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，当我们相信可以为我们的生产确保有利的未来销售价格时，我们签订固定的可变价格掉期合约、掉期合约、基差掉期合约和套头合约。由于我们没有将这些衍生品指定为会计对冲，因此它们不会受到对冲会计处理。因此，所有按市值计价的收益或亏损，以及现金收入或结算衍生工具的付款，都在我们的经营报表中确认。截至以下三个月2021年9月30日和2022年9月30日，我们的大宗商品对冲导致衍生品公允价值损失13亿美元和531美元分别为100万美元。截至以下三个月2021年9月30日和2022年9月30日，商品衍生品公允价值损失分别包括为结算的商品衍生品支付的4.16亿美元和6.4亿美元现金。

商品衍生工具公允价值损益因未来商品价格而有所不同，在衍生工具合约于结算前结算或货币化前，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可能会在未来商品价格从会计期末的水平上升或下降，或通过结算实现收益或损失的程度上发生逆转。我们预计未来大宗商品价格和衍生工具的相关公允价值将继续波动。

递延收入摊销。与VPP相关的递延收入的摊销从截至2021年9月30日的三个月的1,100万美元降至截至2022年9月30日的三个月的900万美元，减少了200万美元，降幅为17%，主要是由于两个时期之间的产量较低。根据协议条款，在合同期限内，生产量的交付价格约为每MMBtu 1.61美元。

租赁经营费用。租赁经营费用从截至2021年9月30日的三个月的2500万美元，或每麦克菲0.08美元，增加到截至2022年9月30日的三个月的2700万美元，或每麦克菲0.09美元，增加200万美元，或每麦克菲0.01美元，主要是由于油田服务成本和水处理成本上升。

采集、压缩、加工、运输费用。采集、压缩、加工、运输费用从截至2021年9月30日的三个月的6.28亿美元增加到截至2022年9月30日的三个月的7.16亿美元，增加8800万美元，或14%。收集和压缩成本从1美元增加到1美元截至2021年9月30日的三个月每立方米0.73元至截至2022年9月30日的三个月每立方米0.81元主要是由于大宗商品价格上涨和年度CPI期间调整导致压缩机燃料成本上升，但部分被Antero Midstream在截至2022年9月30日的三个月中赚取的1200万美元奖励费用回扣所抵消，这些回扣在截至2021年9月30日的三个月中没有赚取。处理成本从1美元增加到1美元截至2021年9月30日的三个月每公尺0.69元至截至2022年9月30日的三个月每公尺0.82元，主要是由于NGL处理成本增加，其中包括2022年第一季度基于CPI的年度调整，以及NGL运输费上涨。运输成本从1美元增加到1美元截至2021年9月30日的三个月，每立方米0.68美元至截至2022年9月30日的三个月每立方米0.80美元，主要原因是大宗商品价格上涨和期间之间的需求费用导致燃料成本上升。

生产和从价税费用。总生产税和从价税从截至2021年9月30日的三个月的5200万美元增加到截至2022年9月30日的三个月的9300万美元，增加了4100万美元，增幅为78%%，主要是由于两个时期之间大宗商品价格上涨。生产税和从价税占天然气收入的百分比保持相对一致，为截至2021年和2022年9月30日的三个月分别为6%和5%。

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2021年9月30日的三个月的2700万美元增加到截至2022年9月30日的三个月的3300万美元，增加了600万美元，增幅为20%，主要是由于工资和工资支出较高，两期之间的专业服务费和软件许可费。我们有506个，554截至的雇员人数2021年9月30日和2022，分别为。较高的一般性和管理性费用不包括基于股权的薪酬加上两个时期之间较低的生产量，导致单位成本为截至2021年和2022年9月30日的三个月，每立方米分别为0.09美元和0.11美元。

基于股权的薪酬费用。基于股权的非现金薪酬费用从截至2021年9月30日的三个月的500万美元增加到截至2022年9月30日的三个月的1000万美元，增加500万美元，增幅为96%，

目录表

主要原因是与前几年相比，2022年第二季度授予的年度股权奖励有所增加，在2020年期间临时大幅减少补充通过我们的现金奖励计划。我们的股权奖励超过三到四年的服务期，我们的股权激励计划在2021年恢复到正常水平。有关详情，请参阅附注9-未经审计简明综合财务报表的股权薪酬及现金奖励。

损耗、折旧和摊销费用。损耗、折旧和摊销(“DD&A”)费用从截至2021年9月30日的三个月的1.83亿美元，或每立方公吨0.61美元，减少到截至2022年9月30日的三个月的1.7亿美元，或每立方公吨0.58美元，减少了1300万美元，或每立方公吨0.03美元，主要是由于大宗商品价格上涨和两个时期之间产量下降导致探明储量增加。

石油和天然气性质的减值. 石油和天然气性质的减值增额从$26截至该三个月的2021年9月30日至$34截至该三个月的2022年9月30日，一个增加共$8百万美元，或29%，主要与两个期间到期租约的减值较高有关。在这两个期间，我们确认了主要与租约到期相关的减值，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。

合同终止费用. 合同终止费用从截至2021年9月30日的三个月的300万美元增加到截至9月30日的三个月的1800万美元2022年9月30日，增加1500万美元，主要是由于在截至2022年9月30日的三个月中为取消Smithburg 2天然气加工厂支付了1200万美元。

营销细分市场

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2021年9月30日的三个月的3400万美元，或每麦克菲0.11美元，下降到截至2022年9月30日的三个月的2500万美元，或每麦克菲0.09美元，这主要是由于公司运输承诺减少，但被两个时期之间较高的营销损失部分抵消。

营销收入。营销收入从截至2021年9月30日的三个月的2.33亿美元减少到截至2022年9月30日的三个月的1.6亿美元，减少了7300万美元，降幅为31%，主要是由于期间之间的销售量较低，但被期间间商品价格的上涨部分抵消。较低的天然气销售量导致销售收入同比减少2.76亿美元(按年销售量变化乘以上年平均价格计算)，天然气价格上涨导致销售收入同比增加约2.01亿美元(按年平均价格变化乘以本年度销售量计算)。石油销售量的增加导致营销收入同比增加500万美元(按年销售量变化乘以上年平均价格计算)，而油价上涨使销售收入同比增长约500万美元(按年平均价格变化乘以本年度销售量计算)。乙烷销售量减少导致销售收入同比减少1300万美元(按年销售量变化乘以上年平均价格计算)，乙烷价格上涨导致销售收入同比增加约500万美元(按年平均价格变化乘以本年度销售量计算)。

营销费用。营销费用从截至2021年9月30日的三个月的2.67亿美元减少到截至2022年9月30日的三个月的1.85亿美元，减少了8200万美元，降幅为31%。营销费用包括第三方购买天然气、NGL和石油的成本，以及公司运输成本，包括与当前公司产能过剩相关的成本。第三方购买天然气和天然气的成本分别减少了约6700万美元和100万美元，但这部分被两个期间增加的约900万美元的石油购买所抵消。总成本下降的主要原因是两个时期之间的销售量较低，但部分被商品价格上涨所抵消。公司的运输成本为5800万美元截至2021年9月30日的三个月和截至2022年9月30日的三个月的3,500万美元，减少了2,300万美元，这是由于期间之间坚定的运输承诺和第三方市场销量的减少。

前中游航段

Antero Midstream的收入。Antero Midstream部门的收入从截至2021年9月30日的三个月的2.25亿美元增加到截至2022年9月30日的三个月的2.31亿美元，增加了600万美元，主要是由于(I)压缩、高压收集和淡水输送收入增加，这是由于基于CPI的年度调整和(Ii)

目录表

期间之间的压缩吞吐量，部分被低压收入的减少所抵消，这是由于我们在期间之间赚取了1200万美元的更高费用回扣。

Antero Midstream的运营费用。与Antero Midstream部分相关的总运营费用从1美元增加到1美元截至2021年9月30日的三个月为8300万美元，截至2022年9月30日的三个月为9300万美元，增加了1000万美元，主要是由于低压集气和压缩吞吐量增加，两个新的压缩机站在两段时间之间上线，以及更高的化学品、燃料和巨额维护费用。

讨论未分配给分部的项目

利息支出。利息支出从截至2021年9月30日的三个月的4500万美元减少到截至2022年9月30日的三个月的2800万美元，减少了1700万美元，降幅为38%%，主要是由于在两个期间之间回购我们的某些无担保优先票据而导致债务减少。利息支出包括大约200万美元和100万美元的债务发行成本摊销以及债务贴现和溢价分别截至2021年和2022年9月30日的三个月。

提前清偿债务损失。在截至2021年9月30日的三个月内，我们赎回了价值1.75亿美元的2026年债券，赎回价格为债券本金的108.375%，外加应计和未付利息，导致提前偿还债务亏损1,700万美元。在截至2022年9月30日的三个月内，我们回购了2026年债券本金总额2.08亿美元，加权平均为本金的109%。加上应计和未付利息及本金总额1.18亿元的2029年债券，加权平均为本金的107%，加上应计和未付利息，这导致了早期债务清偿的损失3000万美元。有关更多资料，请参阅附注7-未经审计简明综合财务报表的长期债务。

所得税优惠(费用)。对于截至2021年9月30日的三个月，我们获得了1.59亿美元的所得税优惠，有效税率为22%%，这是由于所得税前亏损7.25亿美元。对于截至2022年9月30日的三个月，我们的所得税支出为1.36亿美元，有效税率为19%%，这是由于所得税前收入为7.3亿美元。两个时期之间有效税率的下降主要是由于宾夕法尼亚州2022年颁布的税法变化的影响。

目录表

截至2021年9月30日的9个月与.相比截至2022年9月30日的9个月

我们可报告部门的经营业绩如下(以千计)：


	截至2021年9月30日的9个月
					权益法
	探索				投资于		消除
	和				Antero		未整合		已整合
	生产		营销		中游		联属		总计
收入和其他：
天然气销售	$	2,231,558		—		—		—		2,231,558
天然气液体销售		1,503,027		—		—		—		1,503,027
石油销售		153,326		—		—		—		153,326
商品衍生品公允价值损失		(2,260,062)		—		—		—		(2,260,062)
收集、压缩、水处理和处理		—		—		734,716		(734,716)		—
营销		—		562,928		—		—		562,928
递延收入摊销		33,833		—		—		—		33,833
其他收入(亏损)		551		—		(53,004)		53,004		551
总收入		1,662,233		562,928		681,712		(681,712)		2,225,161

运营费用：
租赁经营		71,555		—		—		—		71,555
聚集和压缩		663,176		—		50,409		(50,409)		663,176
正在处理中		601,040		—		—		—		601,040
交通运输		610,448		—		—		—		610,448
水处理		—		—		67,959		(67,959)		—
生产税和从价税		130,610		—		—		—		130,610
营销		—		627,822		—		—		627,822
探索		6,092		—		—		—		6,092
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		93,504		—		36,665		(36,665)		93,504
基于股权的薪酬		15,189		—		10,326		(10,326)		15,189
损耗、折旧和摊销		564,166		—		80,956		(80,956)		564,166
石油和天然气性质的减值		69,618		—		—		—		69,618
资产报废债务的增加		2,947		—		347		(347)		2,947
出售资产的损失(收益)		(2,827)		—		3,628		(3,628)		(2,827)
合同终止及其他费用		4,305		—		4,615		(4,615)		4,305
总运营费用		2,829,823		627,822		254,905		(254,905)		3,457,645
营业收入(亏损)	$	(1,167,590)		(64,894)		426,807		(426,807)		(1,232,484)

未合并关联公司收益中的权益	$	57,621		—		66,347		(66,347)		57,621

目录表


	截至2022年9月30日的9个月
					权益法
	探索				投资于		消除
	和				Antero		未整合		已整合
	生产		营销		中游		联属		总计
收入和其他：
天然气销售	$	4,290,825		—		—		—		4,290,825
天然气液体销售		1,983,509		—		—		—		1,983,509
石油销售		219,504		—		—		—		219,504
商品衍生品公允价值损失		(1,807,565)		—		—		—		(1,807,565)
收集、压缩、水处理和处理		—		—		731,436		(731,436)		—
营销		—		335,173		—		—		335,173
递延收入摊销		28,125		—		—		—		28,125
其他收入(亏损)		3,578		—		(53,004)		53,004		3,578
总收入		4,717,976		335,173		678,432		(678,432)		5,053,149

运营费用：
租赁经营		70,486		—		—		—		70,486
聚集和压缩		664,980		—		56,338		(56,338)		664,980
正在处理中		651,048		—		—		—		651,048
交通运输		646,850		—		—		—		646,850
水处理		—		—		75,621		(75,621)		—
生产税和从价税		227,648		—		—		—		227,648
营销		—		415,571		—		—		415,571
勘探费和采矿费		5,267		—		—		—		5,267
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		99,811		—		33,571		(33,571)		99,811
基于股权的薪酬		23,222		—		14,026		(14,026)		23,222
损耗、折旧和摊销		511,390		—		98,181		(98,181)		511,390
石油和天然气性质的减值		79,749		—		—		—		79,749
资产报废债务的增加		3,878		—		178		(178)		3,878
出售资产的损失(收益)		2,071		—		(2,242)		2,242		2,071
合同终止及其他费用		20,099		—		7,439		(7,439)		20,099
总运营费用		3,006,499		415,571		283,112		(283,112)		3,422,070
营业收入(亏损)	$	1,711,477		(80,398)		395,320		(395,320)		1,631,079

未合并关联公司收益中的权益	$	54,863		—		70,467		(70,467)		54,863

目录表

勘探和生产细分市场

下表列出了选定的勘探和生产部门的运营数据：


					数额：
	截至9月30日的9个月，				增加		百分比
	2021		2022		(减少)		变化
生产数据^{(1) (2)}:
天然气(Bcf)		621		602		(19)	(3)	%
二氯乙烷(MBbl)		13,132		13,040		(92)	(1)	%
C3+NGL(MBb1)		30,624		29,744		(880)	(3)	%
石油(MBbl)		2,832		2,433		(399)	(14)	%
合并(Bcfe)		900		873		(27)	(3)	%
日联合生产量(MMcfe/d)		3,297		3,198		(99)	(3)	%
衍生产品结算前的平均价格⁽³⁾:
天然气(按MCF计算)⁽⁴⁾	$	3.60		7.13		3.53	98	%
C2乙烷(每桶)	$	10.47		21.05		10.58	101	%
C3+NGL(按BBL)	$	44.59		57.46		12.87	29	%
油(每桶)	$	54.14		90.23		36.09	67	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	4.32		7.44		3.12	72	%
衍生产品结算影响后的平均实现价格⁽³⁾:
天然气(按MCF计算)	$	3.16		4.69		1.53	48	%
C2乙烷(每桶)	$	10.24		21.02		10.78	105	%
C3+NGL(按BBL)	$	38.11		57.06		18.95	50	%
油(每桶)	$	51.34		89.52		38.18	74	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	3.79		5.74		1.95	51	%
平均成本(每立方米)：
租赁经营	$	0.08		0.08		—	—	%
聚集和压缩	$	0.74		0.76		0.02	3	%
正在处理中	$	0.67		0.75		0.08	12	%
交通运输	$	0.68		0.74		0.06	9	%
生产税和从价税	$	0.15		0.26		0.11	73	%
营销费用净额	$	0.07		0.09		0.02	29	%
损耗、折旧、摊销和增值	$	0.63		0.59		(0.04)	(6)	%
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)	$	0.10		0.11		0.01	10	%

没有意义。

(1)	生产数据不包括与VPP相关的产量。

(2)	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值能量含量的估计，可能不能反映它们的相对经济价值。

(3)	平均价格反映了我们结算的大宗商品衍生品的前后影响。我们对此类后效的计算包括大宗商品衍生品结算的收益，这些衍生品没有资格进行对冲会计，因为我们没有将它们指定或记录为会计目的的对冲。

(4)	的平均实现价格截至2021年9月30日的9个月包括与有利的诉讼判决有关的8500万美元的净诉讼收益。有关诉讼所得款项的进一步讨论，请参阅附注14-未经审计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，截至2021年9月30日的9个月，天然气的平均实现价格为每立方米3.46美元。

天然气销售。天然气销售收入从截至2021年9月30日的9个月的22亿美元(包括8500万美元的诉讼收益)增加到截至2022年9月30日的9个月的43亿美元，增加21亿美元，即92%。有关诉讼所得款项的更多资料，请参阅附注14-未经审计简明综合财务报表的或有事项。

不包括截至2021年9月30日的九个月收到的净诉讼收益、截至2022年9月30日的九个月较高的商品价格(不包括衍生品和解的影响)天然气销售收入同比增加约22亿美元(按年平均价格变动计算，不包括诉讼所得净收益乘以当年产量)。较低的天然气产量约占美元68天然气销售收入同比减少100万欧元(计算方法为年产量变化乘以上年平均价格，不包括诉讼净收益)。有关诉讼所得款项的进一步讨论，请参阅附注14-未经审计简明综合财务报表的或有事项。

目录表

NGLS销售。NGL的销售收入从截至2021年9月30日的9个月的15亿美元增加到截至2022年9月30日的9个月的20亿美元，增加4.81亿美元，即32%。年内商品价格上涨(不包括衍生品结算的影响)截至2022年9月30日的9个月约为521美元收入同比增长100万美元(按年平均价格变化乘以当年生产量计算)。较低的NGL产量约占NGL收入同比减少4000万欧元(计算方法为同比销量变化乘以上年平均价格)。

石油销售。石油销售收入从截至2021年9月30日的9个月的1.53亿美元增加到截至2022年9月30日的9个月的2.2亿美元，增加6700万美元，增幅为43%。油价上涨，不包括衍生品和解的影响，约占美元。88石油收入同比增长100万美元(按年平均价格乘以当年产量的变化计算)。年内石油产量下降截至2022年9月30日的9个月，石油收入同比减少约2100万美元(按年产量变化乘以上年平均价格计算)。

商品衍生品公允价值损失。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，当我们相信可以为我们的生产确保有利的未来销售价格时，我们签订固定的可变价格掉期合约、掉期合约、基差掉期合约和套头合约。由于我们没有将这些衍生品指定为会计对冲，因此它们不会受到对冲会计处理。因此，所有按市值计价的收益或亏损，以及现金收入或结算衍生工具的付款，都在我们的经营报表中确认。对于截至2021年和2022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损失2.3美元分别为1亿美元和18亿美元。商品衍生工具公允价值损失包括在内为大宗商品衍生品损失支付4.81亿美元现金，以及为衍生品货币化支付500万美元截至2021年9月30日的9个月。对于截至2022年9月30日的9个月，大宗商品衍生品公允价值亏损包括15亿美元的大宗商品衍生品亏损现金支付。

递延收入摊销。与VPP相关的递延收入的摊销从截至2021年9月30日的9个月的3,400万美元降至截至2022年9月30日的9个月的2,800万美元，减少600万美元或17%，主要是由于两个时期之间的产量较低。根据协议条款，在合同期限内，生产量的交付价格约为每MMBtu 1.61美元。

租赁经营费用。租赁运营费用保持相对稳定，为截至2021年和2022年9月30日的9个月，分别为7200万美元，或每股0.08美元，以及7000万美元，或0.08美元。

采集、压缩、加工、运输费用。采集、压缩、加工、运输费用从截至2021年9月30日的9个月的19亿美元增加到截至2022年9月30日的9个月的20亿美元，增加8800万美元，即5%%的主要原因是加工和运输成本增加。收集和压缩成本由截至2021年9月30日的9个月的每立方公尺0.74元增加至截至2022年9月30日的9个月的每立方公尺0.76元，主要是由于商品价格上升及按年消费物价指数调整导致压缩机燃料成本上升，但部分被我们在截至2021年9月30日的9个月赚取的3,600万元奖励费用回扣所抵销。。加工成本从截至2021年9月30日的9个月的每立方米0.67美元增加到截至2022年9月30日的9个月的每立方米0.75美元，主要是由于NGL处理和NGL运输成本增加，其中包括2022年第一季度基于CPI的年度调整。运输成本从截至2021年9月30日的9个月的每立方米0.68美元增加到截至2022年9月30日的9个月的每立方米0.74美元，主要是由于两个时期之间大宗商品价格上涨导致燃料成本上升。

生产和从价税费用。生产税和从价税从截至2021年9月30日的9个月的1.31亿美元增加到截至2022年9月30日的9个月的2.28亿美元，增加了9700万美元，增幅为74%，主要是由于两个时期之间的商品价格上涨，部分抵消了2021年诉讼判决的500万美元。生产税和从价税占天然气收入的百分比保持相对一致，为截至2021年和2022年9月30日的九个月分别为6%和5%。

目录表

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2021年9月30日的9个月的9,400万美元增加到截至2022年9月30日的9个月的1亿美元，增加600万美元，增幅为7%，主要是由于工资和工资费用，专业服务费，办公室运营成本和不同时期之间的软件许可成本。我们有506个，554名员工截至2021年9月30日和2022，分别为。在截至2021年9月30日的9个月中，不包括基于股权的补偿的一般和行政费用较高，而两个时期之间的生产量较低，导致单位成本为每立方米0.10美元，截至2022年9月30日的九个月每立方米成本为0.11美元。

基于股权的薪酬费用。基于股权的非现金薪酬费用从截至2021年9月30日的9个月的1,500万美元增加到截至2022年9月30日的9个月的2,300万美元，增加800万美元，增幅53%，主要是由于2022年第二季度授予的年度股权奖励与前几年相比有所增加，在2020年临时大幅减少，并得到我们的现金奖励计划的补充。我们的股权奖励超过三到四年的服务期，我们的股权激励计划在2021年恢复到正常水平。有关股权薪酬奖励的更多信息，请参阅附注9-未经审计简明综合财务报表的股权薪酬和现金奖励。

损耗、折旧和摊销费用。DD&A费用从截至2021年9月30日的9个月的5.64亿美元，或每立方公吨0.63美元，下降到截至2022年9月30日的9个月的5.11亿美元，或每立方公吨0.59美元，减少5300万美元，或每立方公吨0.04美元，主要是由于大宗商品价格上涨和两个时期之间产量下降导致探明储量增加。

石油和天然气性质的减值. 石油和天然气性质的减值增额从$70百万美元截至2021年9月30日的9个月至$80百万美元截至2022年9月30日的9个月，一个增加共$10百万美元，或15%，主要与两个期间到期租约的减值较高有关。在这两个时期内，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相关的设计和初始成本。

合同终止费用. 合同终止费用从截至2021年9月30日的9个月的400万美元增加到截至9月30日的9个月的2000万美元2022年9月30日，增加1600万美元，主要是由于在截至2022年9月30日的三个月中，为取消史密斯堡2号天然气加工厂支付了1200万美元。

营销细分市场

净营销费用从截至2021年9月30日的9个月的6500万美元，或每麦克菲0.07美元增加到截至2022年9月30日的9个月的8000万美元，或每麦克菲0.09美元，这主要是由于更高的营销损失，但部分被期间之间公司运输承诺的减少所抵消。

营销收入。营销收入从截至2021年9月30日的9个月的5.63亿美元降至截至2022年9月30日的9个月的3.35亿美元，减少2.28亿美元，降幅为40%%，主要是由于期间之间的销售量较低，但被期间间商品价格的上涨部分抵消。较低的天然气销售量导致销售收入同比减少6.94亿美元(按年销售量变化乘以上年平均价格计算)，天然气价格上涨导致销售收入同比增加约4.38亿美元(按年平均价格变化乘以本年度销售量计算)。石油销售量的增加带来了1200万美元的销售收入同比增长(按年销售量的变化乘以上一年的平均价格计算)，而油价的上涨导致了营销收入的同比增长约1800万美元(按年平均价格的变化乘以本年度的销售量计算)。乙烷销售量减少导致销售收入同比减少1800万美元(按年销售量变化乘以上年平均价格计算)，乙烷价格上涨导致销售收入同比增加约2200万美元(按年平均价格变化乘以本年度销售量计算)。

营销费用。营销费用从截至2021年9月30日的9个月的6.28亿美元降至截至2022年9月30日的9个月的4.15亿美元，减少2.13亿美元，降幅为34%。营销费用包括第三方购买天然气、NGL和石油的成本，以及公司运输成本，包括与当前公司产能过剩相关的成本。第三方天然气成本减少约1.88亿美元，但石油和天然气价格上涨部分抵消了这一降幅

目录表

在两个时期之间，NGL购买量分别约为2800万美元和800万美元。总成本下降的主要原因是两个时期之间的销售量较低，但部分被商品价格上涨所抵消。公司的运输成本为1.69亿美元截至2021年9月30日的9个月和截至2022年9月30日的9个月的1.09亿美元，减少了6000万美元，这是由于期间之间坚定的运输承诺和第三方市场量的减少。

前中游航段

Antero Midstream的收入。Antero Midstream部门的收入从1美元下降到1美元截至2021年9月30日止九个月的6.82亿美元至截至2022年9月30日的九个月的6.78亿美元，减少400万美元，主要是由于我们赚取更高的费用回扣导致低压收入减少，但因期间间吞吐量、淡水传送量和其他流体处理量的增加以及基于CPI的年度调整导致低压、压缩、高压和水处理费用上升而部分抵消了这一影响。

Antero Midstream的运营费用。与Antero Midstream部分相关的总运营费用从1美元增加到1美元截至2021年9月30日的9个月的2.55亿美元至截至2022年9月30日的9个月的2.83亿美元，增加2800万美元，主要是因为在截至2022年9月30日的9个月中，直接运营成本和折旧费用增加。两个期间的直接运营成本增加，主要是由于吞吐量增加、两个新的压缩机站以及恢复在尤蒂卡页岩向我们输送淡水。折旧费用的增加主要是由于未得到充分利用的压缩机站分阶段提前退役，这使得Antero Midstream能够搬迁和重新使用压缩机单元和设备，以(I)扩建现有的压缩机站和(Ii)为新的压缩机站做出贡献。与未充分利用的压缩机站有关的某些费用不能重新安置或重新使用，这些费用将在剩余的使用期内折旧。

未分配给细分市场的项目

利息支出。利息支出从截至2021年9月30日的9个月的1.38亿美元降至截至2022年9月30日的9个月的1亿美元，减少3800万美元或27%，主要是由于在两个时期之间回购我们的某些无担保优先票据导致债务减少。

提前清偿债务损失。 在截至2021年9月30日的9个月中，我们在私人协商的交换交易中等值了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，这是2026年可转换票据负债部分的公允价值与该等票据的账面价值之间的差额。此外，在截至2021年9月30日的九个月内，我们赎回了5.125厘优先债券本公司于2022年到期的票据(“2022年票据”)的本金金额，加上应计及未付利息及2023年票据本金的余额5.74亿美元，另加应计及未付利息，并确认因提早清偿债务而产生的500万美元亏损。D截至2022年9月30日止九个月内，我们(I)赎回2025年债券本金总额5亿8千5百万元，赎回价格为本金的101.25%，另加应计及未付利息，及(Ii)购回2026年债券2.21亿元及2029年债券1.68亿元。这笔款项的本金数额加上应计和未付利息，导致提前清偿债务损失4 500万美元。有关更多资料，请参阅附注7-未经审计简明综合财务报表的长期债务。

可转换票据激励和证券化的损失。可转换票据激励和证券化的亏损是指支付的代价超过2026年可转换票据的原始条款。在.期间截至2021年9月30日的9个月，我们确认了5,100万美元的证券化亏损我们2026年可转换票据的本金总额为2.06亿美元。在截至2022年9月30日的9个月中，我们确认了2026年可转换票据本金总额500万美元的诱因造成的20万美元亏损。有关更多资料，请参阅附注7-未经审计简明综合财务报表的长期债务。

所得税优惠(费用)。对于截至2021年9月30日的9个月，我们享受了3.38亿美元的所得税优惠，有效税率为23%%，这是由于所得税前亏损14亿美元。对于截至2022年9月30日的9个月，我们的所得税支出为3.08亿美元，有效税率为20%%，这是由于所得税前收入为15亿美元。期间有效税率的下降主要是由于截至2022年9月30日的9个月内授予的基于股权的奖励的所得税优惠，以及宾夕法尼亚州2022年颁布的税法变化的影响。

目录表

资本资源与流动性

现金的来源和用途

我们的主要流动资金来源是经营活动提供的现金净额、我们的优先担保循环信贷安排(“信贷安排”)下的借款、债务和股权证券的发行以及我们的资产出售计划的额外贡献，包括我们的钻探合作伙伴关系。。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，包括股权及债务融资，可用来满足我们未来的财务责任、计划中的资本开支活动及流动资金需求。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。

根据截至2022年9月30日的露天价格，我们相信，经营活动提供的净现金、我们未合并附属公司的分配以及信贷安排下的可用借款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、资本支出和承诺以及或有事项。

现金流

下表汇总了我们的现金流(单位：千)：


	截至9月30日的9个月，
	2021		2022
经营活动提供的净现金	$	1,184,952		2,576,057
用于投资活动的现金净额		(505,455)		(718,363)
用于融资活动的现金净额		(679,497)		(1,857,694)
现金及现金等价物净增加情况	$	—		—

经营活动。经营活动提供的现金净额为12亿美元，截至9月的9个月为26亿美元分别为30、2021和2022年。经营活动提供的现金净额增加，主要是由于商品价格在结算商品衍生工具的影响前后均上升，但因产量减少及(I)营销费用净额及(Ii)期间生产及从价税增加而部分抵销。

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、天然气和石油价格的波动，以及我们的大宗商品衍生品结算所导致的现金流的波动。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全球对天然气、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。用于投资活动的净现金从截至2021年9月30日的9个月的5.05亿美元增加到截至2022年9月30日的9个月的7.18亿美元，这主要是由于两个时期之间的资本支出增加了2.1亿美元。

融资活动。用于融资活动的净现金流从截至2021年9月30日的9个月的6.79亿美元增加到截至9月30日的9个月的19亿美元30,2022年。在截至2021年9月30日的9个月内，我们发行了本金总额为5亿美元的2026年债券、本金总额为7亿美元的2029年债券和本金总额6亿美元5.375%2030年3月1日到期的优先债券(扣除发行债券总成本后净额2,300万美元)，其中所得款项用于(I)赎回2022年到期的债券本金总额6.61亿美元，这些债券已全部作废；(Ii)赎回我们2023年完全作废的票据5.74亿美元及(Iii)部分偿还信贷安排的借款。此外，在截至2021年9月30日的9个月内，我们完成了两笔证券化交易，并利用所得款项和信贷安排下约8,900万美元的借款，在私下协商的交易中回购了总计2.06亿美元的2026年可转换票据本金。此外，在截至2021年9月30日的9个月内，我们从Martica收到了5100万美元的付款，并将6500万美元分配给了Martica的非控股权益。在截至2022年9月30日的9个月内，我们(I)赎回了2025年债券本金总额5.85亿美元，并回购了2.21亿美元2026年债券和1.68亿美元2029年债券(Ii)回购了约1900万股我们的普通股，总成本约为6.75亿美元，(3)向Martica的非控股权益分配了1.14亿美元，(4)支付了65美元

目录表

百万美元的员工预扣税，用于既得的基于股权的奖励。此外，在截至2022年9月30日的9个月里，我们通过我们的信贷安排净借入了900万美元。

2022 资本预算和资本支出

2022年10月26日，我们宣布了修订后的2022年净资本预算，从9亿美元增加到9.5亿美元。我们的修订预算包括：用于钻井和完井的7.75亿至8亿美元，以及1.25亿至1.5亿美元的租赁支出。我们不为收购做预算。2022年，我们计划在阿巴拉契亚盆地完成72口井，而我们最初的预算是60至65口净水平井。我们定期审查我们的资本支出，并根据流动性、钻探结果、租赁收购机会和大宗商品价格调整预算及其分配。

截至2022年9月30日的三个月，我们的综合资本支出总额约为2.75亿美元，包括2.27亿美元的钻井和完井成本，4600万美元的租赁收购，以及200万美元的其他资本支出。截至2022年9月30日的9个月，我们的综合资本支出总额约为7.49亿美元，其中钻井和完井成本为6.19亿美元，租赁收购成本为1.18亿美元，其他资本支出为1200万美元。

债务协议

见附注7-未经审计的简明综合财务报表的长期债务，载于本表格季度报告10-Q和2021 Form 10-K中包含的“项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”，以获取有关我们高级说明的信息。

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。若干会计政策涉及判断及不确定因素，以致在不同情况下，或在使用不同假设时，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，而这些假设的结果构成对资产及负债的账面价值作出判断的基础，而该等资产及负债的账面价值并非由其他来源轻易可见。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和已探明财产减值的标准化计量。我们在2021年的表格中对我们更重要的会计政策、估计和判断进行了更广泛的讨论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。另见附注2--合并财务报表的重要会计政策摘要，包括在2021年10-K表格中，讨论管理层作出的其他会计政策和估计。

当事件或环境变化显示某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，以减值Utica及Marcellus页岩资产。根据公认会计原则，如账面金额超过估计未贴现未来现金流量净额(按未来价格计量)，吾等估计已探明物业的公允价值，并就物业账面金额超过物业估计公允价值的任何超额计提减值费用。

基于截至9月份的未来价格2022年3月30日，估计的未贴现未来现金流量净额超过账面金额，不需要进一步评估。于截至九月底止三个月及九个月内，我们并无记录任何与已探明物业有关的减值费用。30, 2021 and 2022.

估计未贴现未来现金流量对大宗商品价格波动十分敏感，而价格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9月份开始下降30,2022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。

目录表

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

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。

项目3.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驱动。从历史上看，天然气、天然气和石油的价格一直不稳定和不可预测，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与适用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，当管理层认为可以确保有利的未来价格时，我们将部分天然气、NGL和石油生产纳入金融衍生品工具。

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，即我们将收到固定价格，并向合同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被套期保值的商品。截至2022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9月2022年，我们有天然气掉期和基差掉期，以及覆盖我们预计产量的部分掉期、看涨期权和嵌入式看跌期权。我们几乎所有的衍生品安排都将在2024年终止。我们截至9月份的大宗商品对冲头寸我们未经审计的简明综合财务报表的附注11-衍生工具中概述了2022年30月30日。根据信贷安排，我们被允许对冲未来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%。根据我们的产量以及在截至2022年9月30日的九个月内结算的固定价格掉期合同、看涨期权和嵌入看跌期权，天然气价格每下降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7500万美元，不包括截至9月仍未结清的衍生头寸公允价值变化的影响30, 2022.

除符合正常买入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综合资产负债表。我们衍生工具的公允价值根据非履行风险进行了调整。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，以及已结算衍生品工具的现金收入或付款，都在我们的经营报表中确认。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)的总损益列为“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。我们预计衍生品工具的公允价值将继续波动。我们的现金流在相关衍生工具合约结算或

目录表

通过向交易对手付款或从交易对手那里收到付款而货币化的。截至9月2022年3月30日，我们的商品衍生工具的估计公允价值为10亿美元的净负债，包括流动和非流动资产和负债。截至2021年12月31日，我们的商品衍生工具的估计公允价值为7.27亿美元的净负债，包括流动和非流动资产和负债。

通过消除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我们这些时期的运营现金流的潜在负面影响。在缓解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方式产生的应收账款：大宗商品衍生品合同(截至2022年9月30日为800万美元)；以及出售我们的天然气、NGL和石油生产(截至2022年9月30日为8.62亿美元)，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，交易对手预计会欠我们债务，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的交易对手订立衍生工具合约。我们交易对手的信誉将受到定期审查。我们与10个不同的交易对手进行了大宗商品对冲，其中7个是我们信贷安排下的贷款人。截至2022年9月30日，我们在我们的信贷安排下没有任何银行交易对手的衍生品资产。截至九月，我们的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的贴现率进行风险调整(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)。30,2022分别为欧洲和美国的银行。我们认为，所有这些机构目前都是可接受的信用风险。除信贷融资外，吾等并无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，亦无被要求向吾等提供信贷支持。截至2022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销售天然气、NGL和石油。我们通常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，该安排实行浮动利率。截至2022年9月30日止九个月内，信贷安排的平均年化利率约为3.55%。我们估计，截至2022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200万美元。

项目4.控制和程序

信息披露控制和程序的评估

根据《交易法》第13a-15(B)条的要求，我们已在我们的管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，评估了我们的披露控制和程序(如第13a-15(E)和15d-15(E)条所述)的设计和运作的有效性。根据《交易法》)，截至本季度报告10-Q表格所涵盖的期间结束时。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积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，以便及时做出关于所需披露的决定，并在规则指定的时间段内记录、处理、汇总和报告以及美国证券交易委员会的形式。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2022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。

目录表

财务报告内部控制的变化

在截至2022年9月30日的三个月内，我们对财务报告的内部控制(根据《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)规则的定义)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。

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第二部分--其他资料

项目1.法律诉讼

本项目所需资料载于本公司未经审计简明综合财务报表附注14-或有事项，并并入本附注。

第1A项。风险因素

由于我们所从事的商业活动的性质，我们会受到某些风险和危险的影响。关于这些风险的讨论，见“项目1A”。2021年表格中的“风险因素”10-K这份报告中描述的风险没有发生实质性变化。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。

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
				作为以下内容的一部分	那年五月
	总数			公开地	但仍将被购买
	的股份	平均价格		宣布	在计划下⁽²⁾
期间	购得	按股支付		平面图	(千美元)
July 1, 2022 - July 31, 2022 ⁽¹⁾	3,501,099	$	33.19	3,494,660	$	590,940
August 1, 2022 - August 31, 2022	3,508,691		39.75	3,508,691		451,471
2022年9月1日-2022年9月30日	3,453,762		36.74	3,453,762		324,588
总计	10,463,552	$	36.56	10,457,113

(1)	购买的股份总数包括转让给我们的普通股股份，以满足因归属我们的员工持有的受限股票单位和绩效股票单位而产生的预扣税款义务。

(2)	2022年10月25日，我们的董事会批准将我们的股票回购计划增加10亿美元，使我们能够回购最多20亿美元的已发行普通股。截至2022年9月30日，我们已通过股票回购计划回购了6.75亿美元的普通股。

项目4.矿山安全信息披露

根据《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》第1503(A)节和S-K法规第104项(17 C.F.R第229.104条)所要求的披露包括在本季度报告的10-Q表格附件95.1中。

目录表

项目6.展品


展品数		展品说明
3.1		经修订及重订的《Antero Resources Corporation公司注册证书》(于2013年10月17日提交的本公司现行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附例》(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)。
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条)第302条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条)第302条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条)第906条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》(《美国联邦法典》第18编第1350条)第906条对公司首席财务官的认证。
95.1*		《联邦矿山安全与健康法案信息》。
101*		以下来自Antero Resources Corporation截至2022年9月30日的季度Form 10-Q的季度报告中的以下财务信息，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)简明综合现金流量表，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(*)的展品以表格10-Q的形式与本季度报告一起存档或提供。

目录表

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署人代表其签署。


Antero资源公司

发信人：	迈克尔·N·肯尼迪
	迈克尔·N·肯尼迪
	首席财务官和高级副总裁-财务

日期：	2022年10月26日