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美国
证券交易委员会

华盛顿特区，20549

形式10-K

☒	根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节提交的年度报告
截至的财政年度2020年12月31日
或
☐	根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节提交的过渡报告

委员会档案号：001-36120

Antero资源公司

(章程中规定的注册人的确切姓名)

特拉华州(州或其他司法管辖区) 公司或组织)	80-0162034 (美国国税局雇主识别号码)
温库普街1615号, 丹佛, 科罗拉多州(主要行政办公室地址)	80202(邮政编码)

(303) 357-7310

(注册人电话号码，包括区号)



根据该法第12(B)条登记的证券：

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

根据该法第12(G)节登记的证券：无。

用复选标记表示注册人是否为规则中定义的知名经验丰富的发行人。证券法第405条。◻ 是⌧ 不是的

如果注册人不需要根据第(13)节或第(13)节提交报告，请用复选标记表示。该法案的第15(D)款。◻ 是⌧ 不是的

用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》(Securities Exchange Act)第(13)或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90年中是否一直遵守此类提交要求。几天。⌧ 是 ◻*否

用复选标记表示注册人是否已在前12年内以电子方式提交了根据S-T条例第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。三个月(或注册人被要求提交此类档案的较短期限)。⌧ 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、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。见“交易法”第12b条第2款中“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。

大型加速文件管理器 ⌧

加速的文件管理器◻

非加速文件管理器◻

规模较小的新闻报道公司☐

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(如规则第312B条所定义-法案第2条)。☐ 是⌧*否

用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据“萨班斯-奥克斯利法案”(“美国联邦法典”第15编第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。⌧

截至2020年6月30日，也就是注册人最近结束的第二财季的最后一个营业日，注册人的非关联公司持有的有投票权普通股的总市值约为美元。584以2.54美元为基础的300万美元每股Antero Resources Corporation普通股当日在纽约证券交易所(New York Stock Exchange)公布的收盘价。

注册人有301,189,530截至2021年2月12日已发行的普通股。

通过引用并入的文件：根据第14A条规定在注册人的财政年度结束后120天内提交的注册人年度股东大会委托书的部分内容以引用方式并入本年度报告的第III部分，格式为FORM 10-K。


		页
关于前瞻性陈述的警告性声明		II
汇总风险因素		四.
常用术语词汇表		VI
第一部分		1
第1项和第2项。	业务和物业	1
项目1A。	危险因素	22
项目1B。	未解决的员工意见	45
第三项。	法律程序	45
第四项。	矿场安全资料披露	45
第二部分		46
第五项。	注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场	46
第6项。	选定的财务数据	48
项目7。	管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析	53
项目7A。	关于市场风险的定量和定性披露	72
第8项。	财务报表和补充数据	74
项目9。	会计与财务信息披露的变更与分歧	75
项目9A。	管制和程序	75
项目9B。	其他资料	76
第三部分		76
第(10)项。	董事、高管与公司治理	76
第11项。	高管薪酬	76
项目12。	某些实益拥有人的担保所有权和管理层及相关股东事宜	76
第(13)项。	某些关系和关联交易与董事独立性	76
第(14)项。	首席会计师费用及服务	76
第四部分		76
第15项。	展览表和财务报表明细表	76
签名		81

关于前瞻性陈述的警告性声明

本年度报告中有关Form 10-K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-K年度报告中包含的有关历史事实的陈述外，有关我们的战略、未来运营、财务状况、预计收入和亏损、预计成本、前景、计划和管理目标的所有陈述均为前瞻性陈述。“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识别前瞻性表述，尽管并不是所有前瞻性表述都包含这样的标识性词汇。投资者在考虑这些前瞻性陈述时，应牢记本年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；

●

对陪审团裁决金额和时间的预期；

●

我们未来经营业绩的不确定性；以及

●

我们在这份10-K表格年度报告中包含的其他计划、目标、期望和意图。

我们提醒投资者，这些前瞻性陈述会受到我们业务附带的所有风险和不确定性的影响，其中大部分风险和不确定性很难预测，其中许多风险和不确定性超出了我们的控制范围。这些风险包括但不限于商品价格波动、通货膨胀、钻井、完井和生产设备及服务的可用性、环境风险、钻井和完井及其他经营风险、营销和运输风险、监管变化、在估计天然气、NGL和石油储量以及预测未来生产率、现金流和获得资本方面的固有不确定性、开发支出的时机、我们股东之间的利益冲突、世界卫生事件的影响，包括新冠肺炎大流行以及标题为“11A”项下描述的其他风险。10-K表格中的“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。*任何储量估算的准确性都取决于现有数据的质量、对这类数据的解读，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，可能会证明对之前做出的估计进行修订是合理的。但如果意义重大，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、NGL和石油的数量有很大不同。

如果本年度报告中描述的10-K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。

本年度报告中以Form 10-K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士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，以反映本年度报告(Form 10-K)日期之后的事件或情况。

三、

汇总风险因素

商品价格

●

天然气、NGL和石油价格波动，或天然气、NGL和石油价格长期处于低位，可能会对我们的业务、财务状况或运营结果以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。

●

目前，由于我们的套期保值活动，我们获得了可观的增量现金流。如果我们无法以与我们迄今收到的有效价格一致的价格获得未来的对冲，而且大宗商品价格没有改善，我们的现金流可能会受到不利影响。此外，我们的衍生产品活动可能导致财务损失或减少我们的收益。在某些情况下，根据我们的套期保值安排，我们可能不得不支付现金，这些支付可能会很大。

●

如果商品价格下降到使我们的物业未来的未贴现现金流低于其账面价值的水平，我们将被要求对我们的物业的账面价值进行减记。

●

石油、天然气和天然气的供需失衡导致市场极度波动，并可能导致成本增加和可用存储容量减少。我们的某些产品缺乏市场或可用存储，可能会导致我们的运营中断，包括临时削减或关闭，或者迫使我们以低于市场价的价格出售产品，这可能会对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。

储量

●

我们估计的已探明未开发储量的开发可能需要比我们目前预期更长的时间，并可能需要更高水平的资本支出。因此，我们估计的已探明未开发储量可能最终不会被开发或生产。

●

储备估计取决于许多可能最终被证明是不准确的假设。储备估计或基本假设的任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。

●

除非我们用新的储量取代我们的储量并开发这些储量，否则我们的储量以及最终的产量都会下降，这将对我们未来的现金流和经营业绩产生不利影响。

●

我们约58%的净租赁面积尚未开发，该面积最终可能无法开发或成为商业生产，这可能导致我们失去租约权利，并对我们的石油和天然气储量和未来产量以及我们未来的现金流和收入产生重大不利影响。

业务运作

●

钻探和生产石油和天然气是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。

●

我们决定钻探的资产可能无法以商业上可行的数量生产天然气、NGL或石油，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。

●

市场条件或运营障碍，如无法获得令人满意的运输安排，可能会阻碍我们进入天然气、NGL和石油市场，或延误我们的生产。

●

我们在经济上和商业上大量生产天然气、天然气和石油的能力取决于钻井和完井作业是否有足够的水供应，以及能否以合理的成本获得水和废物处理或回收设施和服务。限制我们获取水或处理产出水和其他废物的能力，可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。

●

我们未能开发、获取、获取或维护必要的基础设施来成功地向市场输送天然气、NGL和石油，这可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。

四.

●

更多地关注环境、社会和治理(“ESG”)事项和保护措施可能会对我们的业务产生不利影响。

●

传染病的流行、流行或爆发，如新冠肺炎，可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。

客户集中度与信用风险

●

我们的套期保值交易使我们暴露在交易对手信用风险之下，可能会变得更加昂贵或无法获得。

供应商风险

●

我们被要求根据长期合同下的最低数量向我们的服务提供商支付费用，而不考虑实际的吞吐量。

●

我们天然气加工设施的运营中断可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

收购、剥离和接管

●

我们的公司注册证书和章程，以及特拉华州的法律，都包含可能阻止收购报价或合并提议的条款，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。

资本结构与资本可获得性

●

我们的勘探和开发项目需要大量的资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的石油和天然气储量下降。

●

我们可能无法产生足够的现金来偿还我们所有的债务，并可能被迫采取其他行动来履行我们债务下的义务，这可能不会成功。

●

如果大宗商品价格下跌，优先担保循环信贷安排(“信贷安排”)下的借款基数可能会减少，这可能会阻碍或阻止我们满足未来的资本需求。我们还可能被要求提供额外的抵押品，作为我们在某些合同安排下业绩的财务保证，这可能会对我们的信贷安排下的可用流动性产生不利影响。

●

我们现有和未来债务协议中的限制可能会限制我们的增长和我们从事某些活动的能力。

遵守规例

●

与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加和额外的运营限制或延迟油井和天然气井的完工，并对我们的生产产生不利影响。

●

由于适用于我们业务活动的环境和职业健康与安全要求，我们的运营可能面临重大延误、成本和责任。

●

我们受制于复杂的联邦、州、地方和其他法律法规，这些法规可能会对我们开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响，或使我们承担重大责任。

常用术语词汇表

以下是本文件中使用的某些术语的缩写和定义，其中一些术语在石油和天然气行业中常用：

“ASC。”会计准则编撰。

“亚利桑那州立大学”会计准则更新。

“海盆.“沉淀区地球表面的一大片天然洼地，通常由水带来的沉淀物在其中堆积。

“BBL.“一个储罐桶，液体体积为42加仑，这里指的是原油、凝析油、液化石油气或水。

“bbl/d。”一天一次。

“Bcf.“10亿立方英尺的天然气。

“Bcfe.“10亿立方英尺的天然气当量与一桶石油、凝析油或NGL转化为6000立方英尺的天然气。

“BTU.“英制热量单位。

“C3+NGL”不包括乙烷的天然气液体，主要由丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油组成。

“完工.“处理已钻出的油井，然后安装用于生产天然气或石油的永久性设备的过程，或在干井的情况下，向适当的机构报告废弃情况。

“DD&A.“损耗、折旧和摊销。

“划定.“在油藏的不同部分放置多口井以确定其边界和生产特征的过程。

“开发面积.“分配给或可分配给生产井或能够生产的井的英亩数。

“开发井.“在石油或天然气储集层探明区域内钻探到已知可生产的地层深度的井。

“干井.“不能生产足够数量的碳氢化合物的油井，其销售收益超过生产费用和税收。

“环境保护局。”美国环境保护局。

“探井.“探井为发现和生产未被归类为已探明的天然气或石油储量而钻探的井，在以前发现在另一油层中生产天然气或石油的油田中发现新的油层，或扩展已知的油层

“财务会计准则委员会”财务会计准则委员会。

“字段.“由一个或多个水库组成的区域，这些水库都集中在同一地质构造特征或地层条件上，或与之相关。该字段名称指的是表面积，虽然它可以同时指地面和地下的生产地层。

“形成.“具有不同于邻近岩石的明显特征的一层岩石。

“总英亩或总井.“拥有工作权益的总英亩或油井(视属何情况而定)。

“水平钻井.“一种钻井技术，将一口井垂直钻至某一深度，然后在指定的间隔内沿着与垂直方向成大约85度至95度的水平路径钻进。

“合资企业.“该合资企业于2017年2月6日由Antero Midstream Partners LP(Antero Midstream Partners LP)与MarkWest Energy Partners，L.P.(Antero Midstream Partners LP)成立，后者是Antero Midstream的全资子公司。“MarkWest”)，是MPLX，LP(“MPLX”)，在阿巴拉契亚开发加工和分馏资产。

“富含液体.“热值至少为每立方米1100Btu的天然气。

“液化气.“由丙烷和丁烷组成的液化石油气。

“Mbbl.“1000桶原油、凝析油或NGL。

“MCF.“一千立方英尺的天然气。

“麦克菲.“1000立方英尺天然气当量，用一桶石油与6立方英尺天然气的比率将液体换算成等量天然气。

“MMbbl。“100万桶原油、凝析油或NGL。

“MMBtu.“百万英热单位。

“MMBtu/d.“每天MMBtu。

“MMCF.“100万立方英尺的天然气。

“MMCF/d.“每天的MMCF。

“MMcfe.“100万立方英尺的天然气当量与一桶石油、凝析油或NGL转化为6000立方英尺的天然气。

“MMcfe/d.“每天的MMcfe。

“净英亩.“占有者在一定数量的英亩或特定区域中占有的全部英亩的百分比。拥有100英亩土地50%工作权益的所有者拥有50英亩净地。

“网井.“所有者根据工作权益拥有的油井所有权的百分比。拥有一口油井50%工作权益的所有者拥有0.50口净油井。

“NGLS.“天然气液体。天然气中发现的碳氢化合物，可作为纯度产品提取，如乙烷、丙烷、异丁烷和正丁烷以及天然汽油。

“纽约商品交易所.“纽约商品交易所。

“潜在井位.“我们可以在现有土地上钻探的总位置。实际钻探活动可能会发生变化，这取决于资本的可获得性、监管批准、季节性限制、天然气、NGL以及油价、成本、钻探结果和其他因素。

“生产井.“一口被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的油井，其销售收益超过了生产费用和税收。

“展望.“根据地质、地球物理或其他数据，以及利用合理预期的价格和成本进行的初步经济分析，被认为具有发现商业碳氢化合物潜力的特定地理区域。

“已探明开发储量.“在现有设备和作业方式下，可通过现有油井开采的储量。

第七章

“探明储量.“地质和工程数据合理确定地证明，在现有经济和运营条件下，未来几年可从已知油藏中商业开采的天然气、天然气和石油的估计数量。

“已探明的未开发储量”或“PUD”。已探明储量，预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。

“PV-10.“当用于石油和天然气储量时，PV-10是指在不影响非财产性的情况下，使用美国证券交易委员会(SEC)规则计算的年均价格，在扣除估计产量、未来开发和废弃成本后，从已探明储量的生产中产生的估计未来毛收入-相关费用，根据美国证券交易委员会的指导方针，使用10%的年贴现率贴现至现值。光伏-10不是按照公认会计原则(“GAAP”)计算的财务计量，通常与最直接可比的GAAP财务计量标准计量不同，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。无论是光伏还是光伏-10非标准化的衡量标准，并不代表对本港天然气和石油资产的公平市值的估计。我们和业内其他人使用PV-10作为一种衡量标准，以比较公司持有的已探明储量的相对规模和价值，而不考虑这些实体的具体税收特征。

“储集层.“一种多孔的、可渗透的地下地层，含有可采石油和/或天然气的自然聚集，它被不渗透的岩石或水屏障所限制，与其他储集层分开。

“间距.“同一油层的油井之间的距离。井距通常以英亩为单位，例如40英亩，或两个水平井井腿之间的距离，通常由监管机构确定。

“标准化测量.“通过将年终价格应用于估计的年度未来产量来估计贴现的未来净现金流。结束探明储量。未来现金流入减去基于期末成本的估计未来生产和开发成本，以确定预付款对现金流入征税。未来所得税，如果适用的话，是通过将法定税率适用于超出税前收入的部分来计算的。对天然气和石油资产的现金流入征税超过我们的税基。所得税后的未来现金净流入使用10%的年度贴现率进行贴现。

“露天价格.“商品期货合约的每日结算价，如天然气、天然气和石油的结算价。批次价格表示特定商品在指定的未来日期可以销售的价格，这可能不代表未来该日期的实际市场价格。

“Tcf.“一万亿立方英尺的天然气。

“TCFE.“一万亿立方英尺的天然气当量与一桶石油、凝析油或天然气液化转化为六千立方英尺的天然气。

“未开发面积.“未钻探或完成油井的租赁面积，无论该面积是否含有已探明储量，均可生产商业数量的天然气、天然气和石油。

“工作兴趣.“授予财产承租人勘探、生产和拥有天然气或其他矿物的权利。工作权益所有者以现金、罚金或随身携带的方式承担勘探、开发和运营成本。

“WTI.“西德克萨斯中质油轻质低硫原油。

八.

第一部分

项目1和2.业务和物业

我们的公司和组织结构

Antero Resources Corporation(单独称为“Antero”)及其合并子公司(统称为“Antero Resources”、“公司”、“我们”、“我们”或“我们”)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。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。截至12月，2020年31日，我们在阿巴拉契亚盆地拥有约515,000英亩的天然气、NGL和石油资产，主要位于西弗吉尼亚州和俄亥俄州。我们的公司总部设在科罗拉多州丹佛市。

Antero Midstream的所有权

我们成立了Antero Midstream Partners LP(“Antero Midstream Partners”)，拥有、运营和开发服务于我们生产的中游能源资产。Antero Midstream Partners的资产包括收集系统和压缩设施、水处理和处理设施，以及加工和分馏工厂的权益，通过这些设施，Antero Midstream Partners根据长期固定费用合同向我们提供服务。

于2019年3月12日，根据Antero Midstream GP LP(“AMGP”)、Antero Midstream Partners及其若干联属公司之间于2018年10月9日订立的简化协议(“简化协议”)，(I)根据特拉华州法律，AMGP由有限合伙转为股份有限公司，并将其名称更改为Antero Midstream Corporation(连同其合并附属公司(视情况而定，“Antero Midstream”))；及(Ii)根据特拉华州法律，AMGP由有限合伙企业转为股份有限公司，并将其名称更改为Antero Midstream Corporation(视情况而定，连同其合并附属公司，“Antero Midstream”)；及(Ii)作为Antero Midstream的间接全资子公司，在合并中幸存下来的合作伙伴(连同简化协议预期的其他交易，统称为“交易”)。在这些交易中，我们收到了2.97亿美元的现金和1.584亿股Antero Midstream的普通股，以换取我们代表Antero有限合伙人权益的98,870,335股普通股中游合作伙伴在交易前拥有。

由于这些交易，我们不再持有Antero Midstream的控股权合作伙伴现在对Antero Midstream感兴趣，因为Antero Midstream对Antero Midstream有重大影响，但不是控制权。因此，自2019年3月13日起，我们不再合并Antero中游在我们的合并财务报表中加入我们的合作伙伴，并使用权益会计方法说明我们在Antero Midstream的权益。%s见附注3-Antero Midstream Partners LP与合并财务报表的解除合并，以了解有关交易的更多信息。

截至2020年12月31日，我们持有Antero Midstream 29.2%的普通股。

一般信息

下表提供了我们的阿巴拉契亚盆地天然气、NGL和石油资产在指定日期和期间的选定数据摘要。

三个月

截至2020年12月31日

2020年12月31日

毛

平均值

证明了

经网络验证

电势

网络日报

储量^{(1) (2)}

PV-10⁽³⁾

开发

总计

钻探

生产

(Bcfe)

(百万)

水井⁽⁴⁾

净英亩

地点⁽⁵⁾

(MMcfe/d)

阿巴拉契亚盆地

17,635

1,210

1,219

514,884

2,133

3,650

未来所得税贴现⁽⁶⁾

—

标准化测量⁽⁷⁾

1,210

(1)	估计的探明储量和价值是在假设部分乙烷回收的情况下计算的，拒绝剩余的乙烷，并使用截至2020年12月31日期间每月第一天的未加权12个月平均价格，天然气的价格为每MMBtu 1.82美元，基于

根据每桶WTI参考价39.72美元，每MMBtu NYMEX参考价2.08美元，乙烷每桶9.30美元，C3+NGL每桶14.31美元，阿巴拉契亚盆地石油每桶30.03美元。

(2)	截至2020年12月31日，Martica Holdings LLC(“Martica”)非控股权益的已探明储量为254 Bcfe。有关详细信息，请参阅下面的“-资产销售计划”。

(3)

PV-10是一项非GAAP财务指标。我们相信，PV-10的公布对于我们的投资者来说是相关和有用的，作为未来净现金流或税后金额的标准化衡量标准的补充披露，因为它在考虑未来的企业所得税和我们当前的税收结构之前，呈现了可归因于我们已探明储备的贴现未来净现金流。虽然标准化的衡量标准取决于每家公司的独特税务情况，但PV-10基于对所有公司都一致的定价方法和折扣因素。正因为如此，PV-10可用于行业内部以及债权人和证券分析师在更具可比性的基础上评估已探明储量的估计净现金流。标准化措施和PV-10金额之间的差额是估计未来所得税的贴现金额。未来的所得税不是特定于流域的，因此，标准化措施只适用于公司层面。有关标准化计量计算的更多信息，请参见合并财务报表附注21-石油和天然气生产活动补充信息。

(4)	不包括某些未登记已探明储量的直井，这些垂直油井主要是与租赁面积收购一起收购的。

(5)	总潜在钻探地点包括256个被归类为已探明未开发的地点，1,877个被归类为可能和可能的地点。见“项目”1A.风险因素“指与开发我们已探明的、可能的和可能的储量类别中包含的潜在油井位置相关的风险和不确定因素。

(6)	根据截至2020年12月31日用于计算PV-10的每月第一天价格的12个月平均值，我们已探明储量有效期内产生的未来应纳税净收入预计将少于我们的净营业亏损结转扣减，因此，在标准化衡量标准下，不能扣除联邦或州所得税。

(7)	截至2020年12月31日，Martica非控股权益的贴现未来净现金流的标准化衡量标准为3.59亿美元。

在截至2020年12月31日的一年中，我们的合并资本支出总额约为785美元。其中，钻井和完井支出为7.35亿美元，新增租赁支出为4800万美元，其他资本支出为200万美元。我们2021年的净资本预算为6.35亿美元。我们的预算包括：5.9亿美元用于钻井和完井，4500万美元用于钻井和完井。租赁支出为100万美元。我们不为收购做预算。2021年，我们计划平均作业3台钻机和2名完井人员，并计划在阿巴拉契亚盆地完成65至70口水平井。我们定期审查我们的资本支出，并根据流动性、钻探结果、租赁收购机会和大宗商品价格调整预算及其分配。

企业战略与竞争优势

经验丰富的管理团队

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，主要是根据我们现有的多年项目库存。

集中、持久的资产基础，具有足够的外卖能力

我们已经集合了一个长期投资组合-我们认为具有低地质风险和可重复性的居住物业。我们的钻探机会集中在阿巴拉契亚盆地。我们在核心运营区域的主要管道上确保了足够的长期公司外卖能力，以适应我们目前的发展计划。

综合业务平台

我们经营以下行业：(I)天然气、NGL和石油的勘探、开发和生产；(Ii)营销公司过剩的运输能力；以及(Iii)通过我们对Antero Midstream的股权投资提供中游服务。如上所述，在2019年3月13日生效的这份Form 10-K年度报告中，Antero Midstream Partners的业绩不再合并到我们的业绩中。请参阅合并财务报表的附注18-分部信息，以进一步讨论我们的行业分部业务。

对冲计划

我们维持着积极的对冲计划，旨在缓解大宗商品价格的波动，保护我们未来业务和资本支出计划的预期未来现金流。截至2020年12月31日，我们拥有2021年1月1日至12月的固定价格掉期合约。2023年31日，我们预计天然气产量的1.2Tcf，加权平均指数价格为每MMBtu 2.67美元。这些对冲合约包括截至12月的年度合约。2021年，788桶天然气中的31桶，加权平均价为每MMBtu 2.77美元。我们还有截至2021年12月31日的一年的固定价格掉期，乙烷约为19MMBbl，加权平均指数价格为每加仑0.20美元，石油约为3MMBbl，加权平均指数价格为每桶55.16美元。此外，我们还进行了2021年1月1日至2024年12月31日的基差互换，以换取我们预计天然气产量的73Bcf，价差从每MMBtu 0.414美元到0.53美元不等。自.起

2020年12月31日，我们商品净衍生品合约的估计公允价值约为22美元。百万有关我们当前对冲头寸的更多信息，请参阅综合财务报表的附注12-衍生工具。

资产出售计划

2019年12月，我们宣布了一项7.5亿至10亿美元的资产出售计划，所得资金将用于减少债务。自2019年12月以来，我们已经宣布了7.51亿美元的资产出售，其中包括高达5100万美元的或有对价，这些对价与下文所述的ORRI交易相关，可能在2021年赚取。这些资产出售的所有收益都用于债务削减，任何额外的资产出售或过剩现金流预计都将用于进一步削减债务。

转让凌驾性专营权费权益

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，第六街在最初的交易中贡献了3亿美元的现金(以按照惯例调整)，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。在2020年第三季度，我们达到了适用的生产门槛，并在截至2020年12月31日的一年中收到了5100万美元的现金分配。

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

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

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

批量生产付款交易

2020年8月10日，我们完成了一笔批量生产付款交易，获得约2.16亿美元的净收益(“VPP”)。*关于VPP，我们与J.P.Morgan Ventures Energy Corporation(“JPM-VEC”)签订了一份购销协议，以及一份运输协议和生产和营销协议，从2020年7月1日起，在VPP的预期七年期限内，转让西弗吉尼亚州干气生产物业(“VPP Properties”)相当于136,589,000 MMBtu的压倒性特许权使用费权益。

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

与VPP同时，我们执行了一项与我们在VPP物业的保留权益相关的生产量相关的看涨期权，该权益以VPP物业的抵押为抵押。此外，产销协议包含一项嵌入认沽期权，与我们在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流出来，并作为衍生工具入账。

截至2020年12月31日按公允价值记录。有关该等衍生工具的进一步讨论，请参阅综合财务报表附注12-衍生工具。

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。根据安排条款，QL将为2021年总发展资本支出的20%提供资金，预计从2022年至2024年每年将为总发展资本支出的15%至20%提供资金。每一日历年期间的所有油井开挖将是单独的年度分批。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我们承担。

对于2021年以外的每一期，我们将为年内所有待钻油井提出资本预算和估计内部回报率(“IRR”)，并在双方同意每一期的估计内部回报率超过指定回报率的情况下，QL将有义务参与该期。对于QL参与的每一年度分期付款，QL将在该分期付款中的每个油井泥浆中获得按比例计算的工作利息百分比。如果我们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特定回报，而QL选择不参与，我们将没有义务向QL提供参与后续部分的机会。在每一批年度结束后的12月31日之前，我们将计算该批年度的部分内部收益率，如果该部分内部收益率超过某些指定回报，我们将收到QL一次性支付该年度部分的结转。

我们的物业和运营

储量

下表汇总了我们截至2019年12月31日和2020年12月31日的估计已探明储量，这些储量是在假设部分乙烷回收并拒绝剩余乙烷的情况下编制的。当乙烷在加工厂被丢弃时，它会留在气流中，与甲烷气体一起出售。


			石油和		百分比
	天然气	NGLS	凝析油	等价物	已证实的
	(Bcf)	(MMbbl)	(MMbbl)	(Bcfe)	储量
截至2019年12月31日⁽¹⁾
已探明开发储量	7,229	731	21	11,740	62	%
已探明未开发储量	4,265	460	21	7,153	38	%
总计	11,494	1,191	42	18,893	100	%

截至2020年12月31日⁽²⁾
已探明开发储量⁽³⁾	6,901	810	19	11,873	67	%
已探明未开发储量⁽⁴⁾	3,124	426	14	5,762	33	%
总计	10,025	1,236	33	17,635	100	%

(1)	根据55.65美元的WTI参考价，截至2019年12月31日的当月第一天的未加权12个月平均价格为天然气2.41美元/MMBtu，乙烷10.59美元/桶，C3+NGL 29.47美元/桶，石油45.75美元/桶。

(2)	根据39.72美元的WTI参考价，截至2020年12月31日的当月第一天的未加权12个月平均价格为天然气每MMBtu 1.82美元，乙烷每桶9.30美元，C3+NGL每桶14.31美元，阿巴拉契亚盆地石油每桶30.03美元。

(3)	截至2020年12月31日，Martica非控股权益的已探明开发储量为181 Bcfe。其中天然气110Bcf，天然气11MMBbl，石油和凝析油0.3MMBbl。

(4)	截至2020年12月31日，Martica非控股权益的已探明未开发储量为73Bcfe，其中包括49Bcf的天然气，4MMBbl的NGL和0.2MMBbl的石油和凝析油。

探明储量

下表汇总了2020年期间我们估计的已探明储量的变化(单位：Bcfe)：


已探明储量，2019年12月31日		18,893
扩展、发现和其他添加		1,105
绩效修订		491
修订五年发展规划		(790)
价格调整		(1,126)
出售现有储备		(113)
乙烷回收的修正		485
生产		(1,310)
已探明储量，2020年12月31日		17,635

阿巴拉契亚盆地的圈定和开发钻探扩大和发现了1105个Bcfe已探明储量。业绩修订导致净上修491Bcfe。向下修订790Bcfe的五年发展计划包括向下修订在初始预订后五年内未开发为已探明储量的地点的922Bcfe，部分抵消了主要由先前已探明的未开发物业从未探明重新分类为已探明未开发资产推动的时间表优化所带来的132 Bcfe的净上调。价格下调1126 Bcfe是由于天然气、NGL和石油价格下降。VPP出售了113个Bcfe储量。向上修正的乙烷回收率为485Bcfe，这是由于假设的未来乙烷回收率增加。截至2020年12月31日，预计探明储量总计17635Bcfe，比上年减少7%。

已探明未开发储量

已探明未开发储量计入上一次总探明储量表中。下表汇总了2020年期间我们估计的已探明未开发储量的变化(单位：Bcfe)：


已探明未开发储量，2019年12月31日		7,153
扩展、发现和其他添加		1,105
绩效修订		172
修订五年发展规划		(735)
价格调整		(54)
已探明已开发储量的重新分类		(1,967)
乙烷回收的修正		88
已探明未开发储量，2020年12月31日		5,762

2020年，阿巴拉契亚盆地的圈定和开发钻探扩大和发现了1,105个Bcfe已探明的未开发储量。业绩修订导致净上修172Bcfe。向下修订735Bcfe的五年发展计划包括将初始预订后五年内未开发为已探明储量的地点的Bcfe向下修订927Bcfe，部分抵消了主要由先前已探明的未开发物业从未探明物业重新分类为已探明未开发物业推动的时间表优化所致的净向上192 Bcfe。价格下调54Bcfe是由于天然气、NGL和石油价格下降。向上修正了88Bcfe的乙烷回收率，这是因为假设未来的乙烷回收率有所增加。

于截至二零二零年十二月三十一日止年度内，我们将已探明未开发储量中约1,967个Bcfe(或27%)转换为已探明已开发储量，总资本成本约为5.7亿美元。截至2019年12月31日，我们额外支出2.53亿美元用于开发成本，主要与已钻探和未完成井以及已证实未开发分类中的物业相关，导致开发总支出8.23亿美元，如合并财务报表附注21-关于石油和天然气生产活动的补充信息所披露。截至2020年12月31日，与开发我们已探明的未开发储量相关的未来开发成本估计约为15亿美元，或未来5年每立方米的开发成本为0.27美元。根据截至2020年12月31日的条带定价，我们相信经营活动提供的净现金将足以为未来的开发成本提供资金。虽然我们将继续钻探租赁划定井，并在我们目前的租赁位置上继续建设，但我们也将继续钻探我们已探明的未开发储量。见“第1A项。风险因素-我们估计的已探明未开发储量的开发可能需要比我们目前预期更长的时间，并可能需要更高水平的资本支出。因此，我们估计的已探明未开发储量可能最终不会被开发或生产。“

我们维持着一个五年发展计划，该计划由我们的董事会审查，这支持我们的公司生产目标。开发计划每年审查一次，以确保资本分配到我们的未钻井井位库存中风险调整回报率最高的油井。为了应对大宗商品价格走低，我们降低了价格。我们的五年发展计划中的活动速度从一个维护资本计划转变为一个资本计划。这导致在截至2020年12月31日的年度内，由于五年开发规则，790 Bcfe的储量从已探明的未开发重新归类为未探明的储量。基于我们当时的面积状况、露天价格、预期的油井经济状况，以及我们在这些储量被归类为已探明储量时的开发计划，我们认为之前将这些位置归类为已探明未开发的位置是合适的。

截至2020年12月31日，我们估计有11342英亩的净租赁英亩，其中包括220个与已探明的未开发储量相关的地点，需要在预定钻探之前续签。其中一些租约有续约选项，有些需要重新谈判。根据目前的租赁授权和延期付款的选项，我们估计续签11342英亩土地的潜在成本约为3140万美元。已探明的未开发储量913个Bcfe与这些租约有关。从历史上看，我们续签租约的成功率很高，我们预计我们将能够在预定钻探日期之前基本上续签这片土地的所有租约。根据我们过去续约的成功率，我们估计我们可能无法续签这些已探明的未开发储量中约137个Bcfe的租约。

如果我们不能在预定的钻探日期之前续签这些租约，我们在这些地点的已探明未开发净储量将有所减少。

储备估计数的编制

我们截至2018年12月31日、2018年12月31日、2019年12月31日和2020年的探明储量估计包括在本年度报告中的表格10-K是由我们的内部储备工程师根据石油评估工程师协会发布的石油工程和评估标准以及SEC制定的定义和指南编制的。我们的独立工程师DeGolyer和MacNaughton(“D&M”)对这些已探明储量估计进行了审计。我们称D&M为我们的独立工程师。D&M公司关于我们截至2020年12月31日储量的总结报告的副本作为本年度报告的附件99.1以Form 10K的形式提交。D&M公司的技术人员主要负责审核我们的储量估计数，Dilhan ilk，P.E.ilk先生是德克萨斯州的注册专业工程师(执照编号139334)，是石油工程师协会的成员，在油气储层研究和储量评估方面拥有超过10年的经验。在石油和天然气储集层研究和储量评估方面，D&M的技术人员是Dilhan ilk，P.E.伊尔克先生是德克萨斯州的注册专业工程师(执照编号139334)，他是石油工程师协会的成员，在油气储层研究和储量评估方面拥有超过10年的经验。伊尔克先生2003年毕业于伊斯坦布尔技术大学，获得石油工程学士学位，2005年毕业于德克萨斯农工大学石油工程理学硕士学位，2010年毕业于德克萨斯农工大学石油工程哲学博士学位。负责监督本公司储量估算审计的技术人员符合石油工程师协会颁布的“石油和天然气储量信息估算与审计准则”中关于资质、独立性、客观性和保密性的要求。

我们内部的石油工程师和地球科学专业人员与D&M密切合作，确保在储量审计过程中向我们的独立储备工程师提供的数据的完整性、准确性和及时性。我们的技术团队定期与D&M公司会面，审查物业，并讨论我们用来准备储量估计的方法和假设。我们内部准备的储量估计和相关报告由我们负责储量、规划和中游的高级副总裁W.Patrick Ash审核和批准。Ash先生自2019年6月以来一直担任负责储备、规划和中游的高级副总裁。此前，他曾于2017年12月至2019年6月担任水库工程与规划部副总裁。在2017年12月之前，Ash先生在Ultra Petroleum工作了六年，担任的管理职位职责越来越大，最近担任的是开发部副总裁。在这一职位上，他领导了油藏工程、地球科学和企业工程小组。从2001年到2011年，Ash先生在Devon Energy、NFR Energy和Encana Corporation担任工程职务。Ash先生拥有德克萨斯农工大学的石油工程学士学位和圣路易斯华盛顿大学的MBA学位。

我们的高级管理层和董事会还与李先生一起审查我们的储量估计和相关报告。阿什和我们技术人员的其他成员。此外，我们的高级管理层每季度审查和批准我们已探明储量的任何重大变化。

确定潜在井位

我们确定的潜在油井位置代表了根据截至12月SEC的定价，已探明的、可能的或可能的储量可归因于的位置。2020年31日。我们编制了对可能储量和可能储量的内部估计，但没有将此类储量的披露包括在本年度报告的Form 10-K中。

生产、价格和成本历史记录

天然气、天然气和石油都是商品，我们生产的价格在很大程度上是市场供求的函数。对我们产品的需求受到一般经济条件、天气和其他季节性条件的影响。天然气、天然气或石油供应过多或过少都可能导致价格大幅波动。大宗商品价格大幅或持续下跌，或钻探结果不佳，可能会对我们的财务状况、经营业绩、现金流、可能产生的储备数量以及我们进入资本市场的能力产生重大不利影响。见“项目”1A.风险因素--天然气、NGL和石油价格波动，或者天然气、NGL和石油价格长期处于低位，可能会对我们的业务、财务状况或经营结果以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。“

勘探、生产和营销细分市场

下表列出了截至12月的年度我们的产量、已实现价格和生产成本的相关信息。31、2018年、2019年和2020年。有关价格计算的其他信息，请参阅“项目”中的信息。7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。


	截至12月31日的年度，
	2018		2019		2020
生产数据^{(1) (2)}:
天然气(Bcf)		710		822		875
C2乙烷(MBBL)		14,221		15,861		19,709
C3+NGL(MBBL)		28,913		39,445		48,341
机油(MBbl)		3,265		3,632		4,412
合并(Bcfe)		989		1,175		1,310
日联合产量(MMcfe/d)		2,709		3,220		3,578
衍生产品结算影响前的平均价格：
天然气(每立方英尺)	$	3.22		2.74		2.07
C2乙烷(每桶)	$	12.14		7.85		5.77
C3+NGL(每BBL)	$	34.76		27.75		21.68
油(每桶)	$	57.33		48.88		25.45
衍生产品结算影响前的综合平均销售价格(按Mcfe)⁽¹⁾	$	3.69		3.10		2.35
衍生品结算影响后的综合平均销售价格(按Mcfe)⁽¹⁾	$	3.94		3.38		2.96
平均成本(每立方米)⁽³⁾:
租赁经营	$	0.14		0.13		0.08
采集、压缩、加工和运输	$	1.81		1.92		1.93
生产税和从价税	$	0.12		0.11		0.08
网络营销	$	0.23		0.22		0.12
损耗、折旧、摊销和增值	$	0.85		0.76		0.66
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)	$	0.13		0.12		0.08

(1)	生产数据不包括与VPP相关的数量。

(2)	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(但不包括2018年和2020年衍生品货币化的收益)。这些大宗商品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。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，不一定反映其相对经济价值。

(3)	Antero Midstream Partners于2019年3月12日解除合并之前的平均成本已进行调整，以反映我们的运营情况，而不会取消Antero Midstream Partners提供的中游和供水服务的公司间交易。Antero Midstream Partners解除合并后，平均成本反映了Antero的实际运营成本。

种植面积

下表列出了截至2020年12月31日我们拥有权益的已开发和未开发总面积的某些信息。*我们的大部分开发面积都受到担保信贷安排的留置权的约束。*我们阿巴拉契亚盆地净种植面积的75%左右是由生产持有的。与特许权使用费、最高特许权使用费和其他类似利益相关的面积不包括在此表中。

已开发英亩

未开发的英亩⁽²⁾

总英亩数⁽²⁾

海盆

毛

网

毛

网

毛

网

阿巴拉契亚盆地⁽¹⁾

219,997

213,817

362,333

301,067

582,330

514,884

(1)	我们的种植面积位于西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州。

(2)	在截至12月31日、2021年、2022年和2023年的四年中，分别有44,309英亩(净额39,365英亩)、49,589英亩(净额43,489英亩)和31,192英亩(净额26,745英亩)到期，如果在到期日之前没有在覆盖英亩的间距单位内建立生产，并且没有以其他方式延长或续期。

生产井

下表汇总了截至2020年12月31日的毛产井和净产井，全部为天然气井。净油井反映了我们在总油井中所占百分比的总和。

年终

2020年12月31日

毛

网

阿巴拉契亚盆地

1,516

1,462

钻探活动

下表列出了我们在截至2018年、2018年、2019年和2020年12月31日的年度内钻探和完成的油井钻探活动的结果。*总油井反映我们拥有权益的油井数量，并包括阿巴拉契亚盆地的历史钻探活动。净油井反映了我们在总油井中的工作利益总和。


	截至12月31日的年度，
	2018		2019		2020 ⁽¹⁾
	毛	网	毛	网	毛	网
开发井：
生产效率高	153	151	123	122	106	104
干的	—	—	—	—	—	—
总开发井数	153	151	123	122	106	104
探井：
生产效率高	10	10	8	8	—	—
干的	—	—	—	—	—	—
总探井数	10	10	8	8	—	—

(1)	井数不包括截至2020年12月31日已钻井、未完成或正在完工的23口总井(21.8口净井)。

聚集与压缩

我们的勘探和开发活动由Antero Midstream的天然气收集和压缩资产以及第三方提供支持-聚会和压缩安排。我们与Antero Midstream的协议使我们能够为我们的生产获得必要的收集和压缩能力，我们已经利用与Antero Midstream的关系来支持我们的发展。截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度，Antero Midstream分别在天然气收集和压缩基础设施上花费了约3.16亿美元和1.58亿美元，为我们的生产提供服务。根据预先存在的承诺和其他第三方承诺，我们已将Antero Midstream目前和未来在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的几乎所有种植面积用于采集和压缩服务。

截至12月，2020年31日，Antero Midstream在阿巴拉契亚盆地拥有并运营468英里的天然气收集管道。我们还可以获得额外的低压和高压-第三方拥有和运营的压力管道。截至2020年12月31日，Antero Midstream拥有并运营了20个压缩机站，我们额外使用了16个三分之一-派对压缩机站。由第三方提供的采集、压缩和脱水服务是按固定费用签约的。

天然气加工

我们在阿巴拉契亚盆地的许多油井允许我们生产富含液体的天然气，其中含有大量的天然气。处理富含液体的天然气，包括从井口天然气中去除和分离NGL。

在生产y级液体的低温加工设施中，一旦从天然气流中取出天然气，NGL就是有价值的商品。然后对Y级液体进行分馏，从而将Y级液体分解成关键成分。分馏是指将NGL y级蒸气分离成单独的NGL产品的过程，如乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然汽油。通过加热y级液体进行分馏，以便根据每种产品的特定沸点分离组成部分。每种产品都有自己的市场价格。

阿巴拉契亚盆地的基础设施限制和较低的乙烷价格相结合，导致许多生产商“拒绝”而不是“回收”乙烷。乙烷排出发生在天然气加工时，乙烷留在井口气流中，而不是在分馏后作为液体提取和出售。当气流中残留乙烷时，加工厂尾门的残渣气中Btu含量较高。当气流中乙烷的价格高于乙烷在分馏后作为液体出售的净价时，生产商通常选择“拒绝”乙烷。当乙烷被回收时，残气中的Btu含量较低，但生产商随后能够回收作为单独产品出售的乙烷的价值。

鉴于目前的商品价格环境和东北地区目前有限的乙烷市场，我们目前在处理我们的液体时，正在拒绝从天然气气流中获得的大部分乙烷-丰富的气体。然而，当我们以当前价格出售剩余的NGL产品流时，我们实现了价格升级。当乙烷价格导致乙烷的价值大于Btu当量残余气时，我们可能会选择回收更多的乙烷，并增加回收成本。

我们与MarkWest签约，为我们的阿巴拉契亚盆地生产提供低温加工能力。Antero Midstream在与MarkWest的合资企业中拥有50%的权益，该合资企业旨在开发阿巴拉契亚地区的加工和分馏资产。以下是MarkWest和合资企业拥有的加工厂的铭牌产能、我们在这些工厂的合同产能以及它们的完工状态的摘要。


	种
	加工	签约的
	铭牌	加工
	容量	容量	完工
	(MMcf/d)	(MMcf/d)	状态
舍伍德1号至13号⁽¹⁾	2,600	2,600	服务中
史密斯堡1号⁽¹⁾	200	200	Q3 2021 ⁽²⁾
塞涅卡1至4	800	600	服务中
总计	3,600	3,400

(1)	MarkWest拥有被称为舍伍德1至6和Seneca 1至4的天然气加工厂，以及合资企业拥有名为Sherwood 7-13和Smithburg 1的天然气加工厂。合资企业还拥有位于MarkWest的Hopedale Complex的两个分馏设施33.5%的权益，MarkWest拥有剩余权益。

(2)

预计合同开始日期。

运输和外卖能力

我们已经与各种管道签订了可靠的运输协议，使我们能够将天然气输送到中西部、墨西哥湾沿岸、东部地区和大西洋中部市场。我们主要确定的运输承诺包括：

中西部-芝加哥地区市场

我们与有能力向芝加哥和密歇根市场输送天然气的管道签订了几份确定的运输合同。芝加哥管道包括落基山脉快速管道(“REX”)、中西部天然气输送管道(“MGT”)、美国天然气管道公司(“NGPL”)和ANR管道公司管道(“ANR”)。REX上的固定运输合同提供了每天60万MMBtu的固定运力，并向MGT、NGPL和ANR的下游合同输送天然气。2021年10月1日，固定运输能力将降至每天40万MMBtu。

我们在MGT、NGPL和ANR上每天分别有265,000,310,000和200,000 MMBtu的固定运输。2021年9月30日，MGT合约将减少到每天12.5万MMBtu。MGT和NGPL合同向芝加哥城门地区输送天然气，ANR合同在夏季向芝加哥输送天然气，在冬季向密歇根州输送天然气。芝加哥和密歇根的合同将在2021年至2035年的不同日期到期。

墨西哥湾沿岸、大西洋沿岸和国际市场

我们与各种管道签订了固定的运输合同，以进入墨西哥湾沿岸、大西洋沿岸和国际市场。这些合同包括以下管道的固定运力：(I)哥伦比亚天然气传输管道(“TCO”)，(Ii)哥伦比亚湾传输管道(“Columbia Bay”)，(Iii)DTE Energy的石墙天然气收集(“SGG”)，(Iv)田纳西天然气管道(“田纳西”)，(V)ANR管道(“ANR-海湾”或“ANR-芝加哥”)，(Vi)能量传输罗孚管道(“ET Rover”)，(Vii)田纳西天然气管道(“田纳西”)，(V)ANR管道(“ANR-Bay”或“ANR-Chicago”)，(Vi)能量传输罗孚管道(“ET Rover”)，(Vii)田纳西天然气管道(“田纳西”)(Vii)德克萨斯东部输电公司-M2区(“TETCO M2”)(Viii)DTE Energy的阿巴拉契亚收集系统(“AGS”)，(Ix)Mountain Xpress管道(“Mxp”)，(X)哥伦比亚天然气传输IPP池(“TCO IPP”)，(Xi)Bay Xpress管道(“GxP”)，(Xii)Enterprise Products Partners ATEX管道(“ATEX”)和(Xiii)Sunoco管道(“Mariner East 2”)我们多样化的公司产能组合使我们能够灵活地将天然气运往当地的阿巴拉契亚市场或其他定价更优惠的首选市场。这些确定的产能合同包括：

●

TCO固定容量约为每天584,000 MMBtu。2021年3月31日，固定容量将降至每天47.4万MMBtu。在TCO每天584,000 MMBtu的固定容量中，我们有能力在哥伦比亚湾每天利用530,000 MMBtu，这提供了进入墨西哥湾市场的通道。这些合同从2021年到2058年在不同的日期到期。

●

SGG公司的日生产能力为900,000 MMBtu，将天然气从不同的收集系统互联点和MarkWest Sherwood工厂综合体输送到TCO WB系统。此外，我们还与总拥有权公司(TCO)签订了管道西向和东向的运输合同。我们每天的TCO西行能力为800,000 MMBtu(“TCO WB”)，使我们能够通过哥伦比亚湾或田纳西州的管道进入当地的阿巴拉契亚和墨西哥湾沿岸市场。我们公司的总拥有成本为每天330,000 MMBtu东行，向Cove Point LNG设施输送天然气。这些合同在2033年到2038年的不同日期到期。

o

田纳西州公司的日生产能力为79万MMBtu，将天然气从TCO WB上的BRoad Run互连输送到墨西哥湾市场。这份合同将于2030年到期。

o

ANR-海湾公司每天60万MMBtu的能力，将天然气从西弗吉尼亚州和俄亥俄州输送到墨西哥湾沿岸市场。这份合同将于2045年到期。

o

ET Rover管道公司的日运力为840,000 MMBtu，连接阿巴拉契亚盆地与中西部和印度。墨西哥湾沿岸市场通过ANR芝加哥和ANR海湾。这些合同从2025年到2033年在不同的日期到期。

o

EQT的固定能力为每天250,000 MMBtu，向TETCO M2和其他各种输气点输送天然气。这些合同从2022年到2025年在不同的日期到期。

o

AGS的固定能力为每天275,000 MMBtu，向TETCO M2和其他当地输气点输送天然气。这些合约将于2023年到期。

o

MXP公司每天提供700,000 MMBtu的能力，以便(I)每天向TCO IPP交付517,000 MMBtu，(Ii)每天向GXP交付183,000 MMBtu，GXP继续在肯塔基州利奇。这些合同允许我们向美国墨西哥湾沿岸输送天然气，合同将于2034年到期。

●

ATEX公司每天2万桶的能力将乙烷运送到德克萨斯州的贝尔维尤山。这份合同将于2028年到期。

●

Mariner East 2公司的乙烷日产量为11500桶，丙烷和丁烷日产量为55000桶，将交付给宾夕法尼亚州的马库斯·胡克(Marcus Hook)。这些合约分别在2028年11月和2029年2月到期。到2022年，丙烷和丁烷合同每年增加5000桶，最终公司总产能达到每天6.5万桶。Mariner East 2通过跨洋液化石油气运输船提供进入国际市场的通道。

根据确定的运输合同，我们有义务每天交付最低数量的货物，或为交货中的任何不足之处支付费用。见“项目”7.“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--债务协议和合同义务”，以了解有关此类合同的最低费用的信息。根据目前预计的2021年年度生产指导，我们估计，根据可向第三方销售或用于运输第三方天然气并获得正基础差额的未利用运力数量，我们估计2021年未利用运输能力的年度净营销成本可能为每立方米0.08美元至0.10美元。在允许的情况下，我们继续积极营销任何过剩产能，以抵消最低承诺费，这些活动将记录在我们的净营销费用中。

交付承诺

我们已经签订了各种确定的销售合同，以交付和销售天然气和天然气。我们相信，我们将有足够的生产量，基本上满足所有这些承诺。如果出现供不应求的情况，我们可以从第三方购买天然气。

截至2020年12月31日，我们到2025年的坚定销售承诺包括：


	天然气	乙烷	C3+NGL	凝析油
截至十二月三十一日止的年度：	(MMBtu/d)	(bbl/天)	(bbl/天)	(bbl/天)
2021	900,000	51,500	52,295	28,000
2022	780,000	106,500	23,000	—
2023	690,000	101,500	5,000	—
2024	600,000	96,500	5,000	—
2025	600,000	85,500	5,000	—

根据这些公司的大多数销售合同，我们利用公司运输能力的一部分来输送天然气和天然气。我们有固定的运输合同，要求我们要么在上述管道上运输产品，要么支付短缺的按需费用。最低要求费用反映在我们的合同义务表中。见“项目7，管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--债务协议和合同义务”。

水处理和处理作业

我们与Antero Midstream的协议使我们能够获得必要的原水、淡水和循环水(统称为“淡水”)，用于我们的钻井和完井作业，以及处理我们运营产生的废水的服务。

Antero Midstream拥有两个独立的淡水分配系统，分别从俄亥俄河和几个地区性水源分配淡水，用于阿巴拉契亚盆地的完井作业。这些系统包括永久性地下管道、便携式地面管道和淡水储存设施，以及在整个管网中输送淡水的泵站。地面管线被移至井垫，以便在必要和可行的范围内为完井作业服务。截至2020年12月31日，Antero Midstream有能力在我们整个租赁面积的37个蓄水池储存570万桶淡水。由于Antero Midstream的输水管道系统在阿巴拉契亚盆地的广泛地理分布，它能够在符合商业安排的情况下，为我们作业区内和邻近的石油和天然气生产商提供供水服务，同时减少水车流量。

截至2020年12月31日，Antero Midstream在阿巴拉契亚盆地拥有并运营203英里的埋地淡水管道和134英里的便携式地面淡水管道，以及37个配备转运泵的淡水储存设施，我们还通过Antero Midstream将我们大部分的回流水和产出水通过混合进行回收和再利用。在此之前，我们还通过Antero Midstream拥有并运营着阿巴拉契亚盆地203英里的埋地淡水管道和134英里的便携式地面淡水管道，以及37个装有转运泵的淡水储存设施。

主要客户

截至2018年、2018年、2019年和2020年12月31日的年度，我们对主要客户(占总销售额10%以上的采购商)的销售额如下：


截至2018年12月31日的年度
摩科瑞能源美国公司	14	%
田纳斯加营销风险投资公司(Tenaska Marketing Ventures)	13	%

截至2019年12月31日的年度
Sabine Pass液化有限责任公司	16	%
WGL中游	15	%

截至2020年12月31日的年度
Sabine Pass液化有限责任公司	11	%
WGL中游	11	%

属性标题

我们相信，根据公认的行业标准，我们对我们所有的生产属性都有满意的所有权。按照业内的惯例，通常在未开发物业的情况下，在获得租赁时会对记录所有权进行粗略的调查。在完成对生产物业的收购之前和在对未开发物业开始钻探作业之前进行调查。个别物业可能会承受我们认为不会对物业的使用或价值造成实质影响的负担。物业的负担可能包括：

●

习惯上的特许权使用费利益；

●

经营协议附带留置权和当期税收留置权；

●

适用法律规定的义务或义务；

●

天然气租约规定的发展义务；或

●

净利润利息。

季节性

天然气需求通常在春季和秋季减少，在夏季和冬季增加。然而，温和的冬季或温和的夏季等季节性异常有时会减弱这种波动。寒冷的冬季会显著增加需求和价格波动。此外，某些天然气用户利用天然气储存设施，在春季、夏季和秋季购买一些他们预期的冬季需求。这也可以减少季节性需求波动。季节性异常还会加剧春夏两个月对设备、物资和人员的竞争，这可能会导致短缺，增加成本或延误我们的运营。

竞争

石油和天然气行业竞争激烈，我们与我们行业中拥有比我们更多资源的其他公司竞争。其中许多公司不仅勘探和生产天然气，还在地区、国家或全球范围内进行炼油业务和销售石油和其他产品。这些公司可能会为生产性天然气资产和勘探前景支付更高的价格，或者定义、评估、竞标和购买比我们的财务或人力资源允许的更多数量的资产和前景，并可能花费更多的资源来吸引和维护行业人员。此外，在天然气市场价格较低的时期，这些公司可能会有更大的能力继续勘探活动。我们规模较大的竞争对手可能比我们更容易承受现有的联邦、州和地方法律法规的负担，以及对这些法律法规的任何修改，这将对我们的竞争地位产生不利影响。我们有能力

未来获得更多物业和发现储量将取决于我们评估和选择合适物业的能力，以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力。

石油和天然气行业的监管

一般信息

我们只在私人土地上运营，没有来自联邦矿产利益集团的生产。我们的石油和天然气业务受到广泛且经常变化的法律法规的约束，这些法律法规涉及到井的许可、钻井和完井，以及天然气、天然气和石油的生产、运输和销售。我们相信，遵守现有要求不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生实质性的不利影响。然而，这样的法律法规经常被修改或重新解释。国会、联邦机构、各州、地方政府和法院定期考虑影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何此类建议何时或是否会生效。因此，我们无法预测合规的未来成本或影响。该行业的监管负担增加了做生意的成本，并影响了盈利能力。我们认为，任何监管变化对我们的影响都不会与对我们竞争对手的影响有实质性的不同。

天然气和石油生产的规章制度

我们在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的陆上物业拥有权益，我们在这些物业上的生产活动受到一系列地方、州和联邦法规、规则、命令和法规的监管。这些法规涉及以下方面的要求：钻井许可证、钻探或操作油井的保证金、油井的位置、钻井和套管井的方法、钻井所依据的地面使用和恢复、钻井和完井过程中用水的来源和处置、油井的封堵和废弃、天然气的排放或燃烧，以及气田和个别油井产量的应课税性或公平分配。此外，我们拥有和经营物业的所有州都有管理环境和保护事项的规定，包括处理和处置或排放废物、天然气和石油资产的单位化或合并、确定天然气和油井的最高允许开采率、钻井和间隔单元或按比例分配单元的大小以及可以钻探的井的密度。一些州还授予其石油和天然气监管机构根据市场对石油和天然气的需求按比例分配产量的权力，其他州可能会在未来选择这样做。这些规定的作用是限制我们的油井可以生产的天然气和石油的数量，限制我们可以钻探的井的数量或地点，尽管我们可以申请这些规定的例外，或者减少井间距或密度。此外，每个州通常对其管辖范围内的天然气、天然气和石油的生产和销售征收生产税或遣散税。

如果不遵守这些规章制度，可能会受到严重处罚。我们在石油和天然气行业的竞争对手受到同样的监管要求和限制，这些要求和限制会影响我们的运营。

天然气运输管理办法

州际商业中天然气的运输和销售或转售受到联邦能源管理委员会(FERC)的监管，该委员会根据1938年的天然气法案(NGA)、1978年的天然气政策法案(NGPA)以及根据这些法规发布的法规进行管理。FERC监管州际天然气运输费率和服务条件，这会影响我们生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售中获得的收入。自1985年以来，FERC一直致力于使天然气买卖双方更容易在公开和非公开的环境下进行天然气运输。歧视性的依据。尽管FERC的命令并不直接监管天然气生产商，但它们的目的是促进天然气行业各个阶段的竞争加剧。

收集服务发生在管辖传输服务的上游，由各州在岸上和州水域进行监管。第(1)节新机场管理局第1(B)条豁免天然气收集设施受FERC根据新机场管理局作为天然气公司的规管。尽管FERC尚未就我们的任何设施做出任何正式决定，但我们相信，我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确定管道作为采集者的地位的传统测试，而不受天然气公司的监管。然而，FERC监管的传输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别一直是重大诉讼的主题，FERC根据具体情况确定设施是否正在收集设施-因此，我们对收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会未来的决定而发生变化，因此我们的收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会的未来决定而发生变化。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种安全、环境方面的监管，在某些情况下，还包括非歧视性的-接受要求。虽然这样的规定还没有得到国家机构的普遍肯定，但天然气收集在未来可能会受到更严格的监管审查。

州内天然气运输也受到州监管机构的监管。州内对天然气运输的监管基础以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。鉴于某一特定州的此类规定通常会在可比基础上影响该州内的所有州内天然气运输商，我们相信，在我们以州内为基础运营和运输天然气的任何州，对类似位置的州内天然气运输的监管不会在任何方面影响我们的运营，与我们的竞争对手的运营存在任何实质性差异。与州际运输费率的监管一样，州内运输费率的监管也会影响我们生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售中获得的收入。

对天然气、天然气和石油销售的监管

我们销售天然气、天然气和石油的价格目前不受联邦监管，而且在很大程度上也不受州监管。然而，FERC监管州际天然气运输费率和运输服务的条款和条件，这会影响我们生产的天然气的营销，以及我们销售天然气的价格。同样，我们从石油和NGL销售中获得的价格也受到将这些产品运往市场的成本的影响。FERC根据州际商业法、1992年能源政策法和根据这些法规发布的法规的规定，对州际管道上的石油和液体运输进行监管。州内石油、NGL和其他产品的管道运输依赖于其费率、服务条款和条件受州监管机构根据州法规进行监管的管道。此外，虽然天然气生产商的销售以及所有原油、凝析油和NGL的销售目前都可以不受控制的市场价格进行，但国会未来可能会重新制定价格管制。

对于我们进行的这些能源商品的实物销售和任何相关的套期保值活动，我们必须遵守反市场操纵法律和相关法规，这些法律和法规由FERC(如下所述)、根据商品交易法(CEA)的美国商品期货交易委员会(CEA)和联邦贸易委员会(FTC)执行。我们还须遵守各种报告要求，这些要求旨在提高透明度和防止市场操纵。如果我们违反了反操纵市场的法律和法规，我们可能会受到罚款和处罚，以及相关的第三方损害赔偿，其中包括市场参与者、卖家、专利权使用费所有者和税务当局。

2005年多梅尼奇·巴顿能源政策法案(“EP2005法案”)修改了NGA，增加了一项反市场操纵条款规定，任何实体从事FERC规定的被禁止的行为都是违法的，而且FERC还赋予了FERC额外的民事处罚权力。在第3670号命令中，联邦能源管制委员会颁布了实施2005年“环境保护法”反市场操纵条款的规则，规定：(1)任何实体直接或间接使用或使用任何装置、计划或诡计进行欺诈，在与购买或销售受联邦能源管制委员会管辖的天然气或购买或销售受联邦能源管制委员会管辖的运输服务方面，均属违法；(2)对重大事实作出任何不真实的陈述或不作出任何必要的陈述，以达到以下目的，即属违法：(1)对联邦能源管制委员会管辖的天然气的买卖，或对联邦电力管制委员会管辖的运输服务的购买或销售，直接或间接使用或采用任何装置、计划或诡计进行欺诈；(2)对重大事实作出任何不真实的陈述或不作出任何必要的陈述，以进行欺诈。从事任何欺诈或欺骗任何人的行为或行为。反市场操纵规则不适用于仅与州内或其他非管辖范围内的销售或收集有关的活动，但适用于提供州际服务的天然气管道和储存公司的活动，以及其他非FERC管辖范围内的天然气销售、购买或运输，包括以下第704号法令规定的年度报告要求。根据2005年的EPAct，FERC有权对每一次违反NGA和NGPA的行为进行民事处罚，每天最高可达100万美元。2021年1月，FERC发布了一项命令(第875号命令)，提高了NGA和NGPA下的最高民事罚款金额，以根据通胀进行调整。FERC现在可以根据NGA和NGPA评估每次违规行为每天最高可达130万美元的民事罚款。

根据第704号订单，上一历年实物天然气超过220万MMBtu的批发买家和卖家，包括州际和州内天然气管道、天然气采集器、天然气加工商、天然气营销商和天然气生产商，必须在5月上报。每一年中的1个，指上一历年批发购买或销售的天然气总量。报告实体有责任根据订单704的指导确定应该报告哪些个别交易。第704号命令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数出版商报告价格，如果是，他们的报告是否符合FERC关于价格报告的政策声明。

CEA禁止任何人在州际商业中操纵或企图操纵任何商品的价格或该商品的期货价格。CEA还禁止故意提供或导致提交关于影响或倾向于影响商品价格的市场信息或情况的虚假或误导性或故意不准确的报告。2009年11月，联邦贸易委员会根据2007年的能源独立和安全法案发布了旨在禁止石油行业操纵市场的规定。违反规定的人将面临最高约120万美元的民事罚款。

(根据通货膨胀每年进行调整)每天每次违规。与FERC一起，这些机构制定了广泛的规则和法规，禁止在石油和天然气市场以及能源期货市场进行欺诈和操纵。

法律和FERC政策和法规的变化可能会对州际管道上固定和/或可中断运输服务的可用性和可靠性产生不利影响，我们无法预测FERC未来将采取什么行动。我们认为，任何监管变化对我们的影响都不会与对我们竞争对手的影响有实质性的不同。

“环境及职业安全及健康事宜规例”

一般信息

我们的运营受到众多严格的联邦、地区、州和地方法规的约束，这些法规涉及职业安全和健康以及向环境中排放材料或其他与环境保护有关的问题。违反这些法律可能会导致重大的行政、民事和刑事处罚。这些法律和法规可能要求在钻探或其他受管制的活动开始之前获得许可证，限制与钻井、完井、生产和通过管道运输有关的各种物质释放到环境中的类型、数量和浓度，管理钻井和完井过程中用水的来源和处置，限制或禁止在某些地区和某些位于荒野、湿地、边境和其他保护区或具有濒危或受威胁物种限制的地区的活动，要求采取某种形式的补救行动来防止或减轻以前的作业(如封堵)造成的污染。建立针对工人保护的具体安全和健康标准，并对操作或未遵守适用法律法规造成的污染追究重大责任。此外，这些法律法规可能会限制生产率。

以下是经不时修订的更重要的现行环境和职业健康及工作场所安全法律和法规的摘要，我们的业务运作必须遵守这些法规，遵守这些法规可能会对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。

危险物质和废物处理

综合环境响应、赔偿和责任法“(”CERCLA“)，也被称为”超级基金“法，以及类似的州法律，无论过错或原始行为的合法性如何，都对被认为导致”危险物质“排放到环境中的特定类别的人施加责任。这些人包括处置地点或发生泄漏的地点的当前和过去的所有者或经营者，以及在发生泄漏的地点处置或安排处置危险物质的公司。根据CERCLA，这些人可能要承担清理排放到环境中的危险物质的费用和对自然资源的损害的连带严格责任，邻近的土地所有者和其他第三方就据称排放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。此外，尽管CERCLA第101(14)条“石油除外”，目前包括原油和天然气，但我们在运营过程中产生的材料可能根据其特性被监管为危险物质；但是，我们不知道根据CERCLA我们可能要对其承担任何责任的任何责任。

“资源保护和回收法”(“RCRA”)和类似的州法律对无害和危险固体废物的产生、处理、储存、处理和处置制定了详细的要求。RCRA明确将钻井液、产出水和其他与勘探、开发或生产原油、天然气或地热能相关的废物排除在危险废物的监管范围之外。然而，这些废物可以由环境保护局或州机构根据RCRA不那么严格的无害固体废物条款进行监管，或者根据州法律或其他联邦法律进行监管。此外，这些特殊的石油和天然气勘探、开发和生产废物现在被归类为无害固体废物，未来也有可能被归类为危险废物。此外，在我们的运作过程中，我们产生了一些普通的工业废物，如废溶剂、实验室废物和废压缩机油，如果这些废物具有危险特性，这些废物可能会被列为危险废物。虽然管理危险废物的成本可能很高，但我们并不认为我们在这方面的成本比处境相若的公司负担更重。

我们目前拥有、租赁或经营许多资产，这些资产多年来一直用于石油和天然气勘探和生产活动。虽然我们相信我们采用了当时行业标准的运营和废物处理做法，但危险物质、废物或石油碳氢化合物可能已经释放到我们拥有或租赁的物业上、下或从我们拥有或租赁的物业上、下或从其他地点(包括场外地点)释放，这些物质可能被带到回收或处置这些物质的地方。此外，我们的一些物业已经由第三方或以前的

危险物质、废物或石油碳氢化合物的处理和处置不在我们控制之下的业主或经营者。我们只能直接控制那些我们作为或已经作为操作员操作的油井的运行。以前的所有者或经营者未能遵守适用的环境法规，在某些情况下，可能归因于我们作为CERCLA下的当前所有者或经营者。这些特性以及在其上、其下或从其上处置或释放的物质可能受CERCLA、RCRA和类似的州法律的约束。根据该等法律，我们可被要求采取回应或纠正措施，不论是否有过失，包括清除先前弃置的物质和废物、清理受污染的物业，或进行补救封堵或关闭废物坑的行动，以防止日后受到污染。

水的排放

联邦水污染控制法案或清洁水法(“CWA”)和类似的州法律对向联邦和州水域排放污染物(包括产出水和其他石油和天然气废物)施加了限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或国家类似机构颁发的许可证条款。除非得到美国陆军工程兵团(U.S.Army Corps of Engineers)颁发的许可，否则也禁止在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚和填埋材料。2015年9月，EPA和美国陆军工程兵团发布了一项最终规则，定义了EPA和美国陆军工程兵团对美国水域的管辖权范围(“WOTUS规则”)。随着美国总统政府的更迭，已经有几次试图修改或取消这一规则的尝试。例如，2020年1月23日，美国环保署和海军陆战队敲定了“可航行水域保护规则”，该规则相对于2015年的前一次规则制定缩小了“美国水域”的定义。然而，这项和之前关于WOTUS定义的规则制定目前都受到诉讼的影响，拜登政府可能会提议对CWA的管辖权做出更广泛的解释。由于这些事态的发展，CWA的管辖权范围目前还不确定。如果任何规则扩大了CWA在我们运营地区的管辖权范围，我们在获得湿地地区疏浚和填埋活动许可证方面可能会面临更高的成本和延误，这可能会延误我们天然气和石油项目的发展。同样，此类许可证的任何成本增加或延误都可能影响管道基础设施的发展。, 这可能会影响我们运输产品的能力。此外，根据这些法律和法规，我们可能需要获得和维护废水或暴雨水排放的批准或许可，并需要制定和实施与现场储存大量石油相关的泄漏预防、控制和对策计划，也称为“SPCC计划”。这些法律和任何实施条例规定了对未经授权排放应报告数量的石油和其他物质的行政、民事和刑事处罚，并可能对移除、补救和损害费用施加重大潜在责任。

空气排放

联邦《清洁空气法》(Clean Air Act)和类似的州法律通过空气排放标准、建筑和运营许可计划以及其他合规要求，限制了许多来源(例如压缩机站)的空气污染物排放。这些法律法规可能要求我们获得预先的批准某些预计会产生或大幅增加空气排放的项目或设施的建设或改造，获得并严格遵守严格的空气许可要求，或利用特定的设备或技术来控制某些污染物的排放，这些项目或设施的成本可能会很高。需要取得许可证，有可能延误我们的石油和天然气项目的发展。在未来数年，我们可能需要在空气污染控制设备或其他与空气排放有关的问题上，承担一定的资本开支。例如，2015年10月，环保局将8小时一级和二级标准的国家环境空气质量标准(NAAQS)从百万分之75降至70pps，并于2018年7月完成了达标/未达标。州政府实施修订后的NAAQS可能会导致更严格的许可要求，推迟或禁止我们获得此类许可，并导致污染控制设备支出增加，其成本可能会很高。另外，2016年6月，美国环保署敲定了联邦《清洁空气法》(Clean Air Act)下的规则，该规则涉及将多个地点聚合为单一来源的标准，适用于石油和天然气行业的空气质量许可目的。这一规定可能导致小型设施(如坦克电池和压缩机站)总体上被视为主要污染源，从而触发更严格的空气许可要求，这反过来可能导致运营延误或要求我们安装额外昂贵的污染控制设备。美国环保署还发布了《清洁空气法》(Clean Air Act)下的最终规则，将石油和天然气的生产、加工、运输和储存业务置于新的污染源性能标准(NSPS)的监管之下, 和国家危险空气污染物排放标准项目。这些最终规则要求，除其他事项外，捕获或燃烧某些排放，以及排放泄漏检测和修复计划。这些法规还对与生产相关的湿式密封和往复式压缩机以及气动控制器和储存罐的排放提出了具体的新要求。遵守这些和其他空气污染控制和许可要求可能会延误天然气和石油项目的开发，并增加我们的开发和生产成本，这可能是一笔巨大的成本。然而，我们不认为遵守这些现行要求会对我们的运营产生实质性的不利影响。

监管“温室气体”排放

针对二氧化碳、甲烷和其他温室气体(“GHGs”)的排放对公众健康和环境构成危害的调查结果，美国环保署通过了联邦“清洁空气法”现有条款下的法规，其中包括建立“防止显著恶化”(“PSD”)、对某些大型固定污染源的建设和第五章运营许可审查，这些污染源已经是法规规定的污染物排放标准的主要来源。为其温室气体排放获得PSD许可的设施还将被要求满足各州或在某些情况下由EPA为这些排放建立的“最佳可用控制技术”标准。EPA的这些规则制定可能会对我们的运营产生不利影响，并限制或推迟我们获得新来源或修改来源的空气许可的能力。此外，美国环保署已通过规则，要求每年监测和报告美国特定陆上和海上油气生产源的温室气体排放，其中包括我们的某些业务。例如，2015年12月，环境保护局敲定了规则，在温室气体监测和报告规则的范围内增加了新的来源。这些新来源包括收集和提升设施，以及水力压裂油井的完井和修井。修订还包括增加对某些设施的油井识别报告要求。EPA温室气体排放报告规则的这些变化可能会导致合规成本增加。我们正在根据温室气体排放报告规则监测我们业务的温室气体排放。

2016年6月，美国环保署敲定了被称为OOOa子部的新法规，该法规为新建和改装的石油和天然气生产以及天然气加工和传输设施的甲烷和VOCs建立了排放标准。EPA的一揽子规则包括首次制定的标准，以解决各种来源类别的设备和流程的甲烷排放问题，包括水力压裂油井和天然气井完井。此外，该一揽子规则扩展了美国环保署在NSPS(“NSPS Quad O”)的OOOO子部下的现有VOC标准，将以前不受监管的设备包括在石油和天然气来源类别中。2020年9月，EPA最终敲定了2016年标准的修正案，将运输和储存部分从石油和天然气来源类别中删除，并取消了对生产和加工设施的甲烷特定要求。然而，拜登总统上任第一天就签署了一项行政命令，要求暂停、修订或废除2020年9月的规定，并恢复或发布新的、修改后的和现有石油和天然气设施的甲烷排放标准。考虑到加强监管的长期趋势，未来石油和天然气行业的联邦温室气体监管仍然是可能的，几个州已经分别对石油和天然气生产活动的甲烷排放实施了自己的监管。

我们已经制定了一项减少和管理甲烷和其他空气排放的计划，该计划遵循以下原则：(I)监测气候变化和空气质量的科学，(Ii)解决利益相关者关于我们在气候变化、甲烷排放和空气质量问题上的立场的询问，(Iii)监测我们减少甲烷和空气排放的措施，以及(Iv)监督甲烷和空气排放活动的进展，包括实施最佳管理实践和新技术。

例如，2017年，Antero采用了平衡钻井技术，作为完井过程的第一步，即井筒中的大部分天然气保持在井下。紧随其后的是一个受控的排放回流过程，该过程捕获天然气并将其发送到销售部门。我们在管理运营中的甲烷排放方面有着悠久的历史，我们早期使用的减排技术和设备就证明了这一点。

当我们许可设施时，我们安装空气污染控制设备，以努力符合联邦清洁空气法NSPS和适用的最佳可用控制技术标准。控制设备包括蒸汽回收塔和蒸汽回收单元，它们捕获甲烷排放并将其引导到销售线上。这项技术使我们能够回收有价值的产品并减少排放。此外，剩余的储罐排放由蒸汽燃烧器控制，减少了98%的甲烷排放。我们还安装了低出血气动控制器，将甲烷排放降至最低。

我们的甲烷和空气排放控制计划还包括泄漏检测和修复(“LDAR”)计划。定期检查，通过发现泄漏并及时修复，将排放降至最低。激光雷达计划检查利用最先进的光学气体成像、前视红外雷达摄像机来识别设备泄漏。此外，我们的运营小组有一个适当的维护计划，包括清洁和更换防盗器舱口密封件和磨损的设备，以防止泄漏发生。到目前为止，我们的努力已经导致甲烷排放量的下降，这是基于我们的激光雷达计划检测到的泄漏数量的减少。

我们参加了EPA的天然气之星计划，该计划为在美国有石油和天然气业务的公司提供了一个框架，以实施甲烷减排技术和实践，并记录他们的减排活动。我们也是会员One Future是一个自愿的行业团体，寻求降低整个天然气供应链的甲烷排放强度，以及环境伙伴关系(Environmental Partnership)，该伙伴关系的重点是石油和天然气行业可以采取的自愿措施来减少甲烷排放

通过实施激光雷达、设备排放监测以及维护和维修计划，减少甲烷和挥发性有机化合物的排放。通过加入这些计划，我们承诺：(I)评估我们的甲烷减排机会，(Ii)在可行的情况下实施甲烷减排项目，以及(Iii)每年报告我们的甲烷排放量和/或甲烷减排活动。

2017年、2018年和2019年，我们发布了年度企业可持续发展报告(CSR)，其中重点介绍了我们最重要的环境项目改进和举措。正如我们的企业社会责任中强调的那样，我们2019年的甲烷泄漏损失率为0.046%，远低于1%的行业目标。

在2020年，我们的温室气体/甲烷减排工作包括以下活动:

温室气体/甲烷减少小组每季度举行一次会议，审查适用于勘探和生产作业的新兴甲烷检测和量化技术。

设施激光雷达检查的频率是条例要求的两倍。

在所有新的生产设施的储油罐上实施了防盗罩的使用。

燃烧器管理系统的运行具有三个阶段的压力控制，以优化燃烧器效率。我们使用经制造商认证的燃烧器，以满足EPA性能标准。

在我们的储罐上运行三个阶段的压力控制。

利用蒸汽回收系统，我们现在将最多三个蒸汽回收阶段合并到我们的流程中。

在分离回流作业过程中，在钻井完井后使用低压分离器(绿色完井装置)回收甲烷并将其送往销售线。这使我们能够回收适销对路的产品，并减少完井作业期间的甲烷排放。

根据需要对减压阀进行测试、维修或更换，以减少意外释放的甲烷数量。

平衡钻井，最大限度地减少完井过程中气体从井中排出和/或燃烧的可能性。

10)

定期封堵和废弃某些与财产收购一起收购的较老的直井。封堵和废弃较老的低产油井可以减少甲烷排放。

11)

在所有新的生产设施中，从间歇和低出血的空气控制气动系统过渡，并选择购买电力可用的现有垫块。

我们继续评估各种减排机会。然而，我们不能保证我们能够实施我们可能审查或探索的任何机会。对于我们确实选择实施的任何此类机会，我们不能保证我们能够在特定的时间框架内或在所有运营资产中实施它们。

在美国，联邦一级还没有实施全面的气候变化立法。然而，拜登总统强调，解决气候变化问题是他的政府的优先事项，其中包括提出并通过气候变化立法的某些潜在倡议。2021年1月27日，拜登总统签署了一项行政命令，呼吁对气候变化采取实质性行动，其中包括联邦政府增加使用零排放汽车，取消对化石燃料行业的补贴，以及加强对各机构和经济部门与气候相关风险的重视。拜登政府可能采取的其他行动可能包括对管道基础设施的建立或LNG出口设施的许可施加更严格的要求，以及对石油和天然气设施施加更严格的温室气体排放限制。在国际上，联合国发起的《巴黎协定》要求成员国在2020年后每五年单独确定并提交一次不具约束力的减排目标。尽管美国已退出《巴黎协定》，但拜登总统已发布行政命令，再次承诺美国遵守《巴黎协定》，并指示联邦政府开始制定该协定下美国国家确定的减排目标。这一命令的影响，以及为履行美国在《巴黎协定》下的承诺而颁布的任何立法或法规，目前尚不清楚。诉讼风险也在增加，因为一些城市和其他地方政府已寻求在州或联邦法院对最大的石油和天然气公司提起诉讼，其中包括, 这些公司通过生产和生产产品制造公害

这些公司在销售导致全球变暖影响的燃料，因此要对由此造成的损害负责，或者声称这些公司意识到气候变化的不利影响已经有一段时间了，并通过未能充分披露这些影响来欺骗其投资者或客户。

此外，我们获得资金的途径可能会受到气候变化政策的影响。金融机构可能会采取减少向化石燃料部门提供资金的政策。例如，美联储(Federal Reserve)最近宣布，它已经加入了绿色金融系统网络(Network For Green The Financial System)，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融领域与气候相关的风险。虽然我们无法预测由此可能导致的政策，但化石燃料行业可获得的资本的实质性减少可能会制作勘探、开发、生产、运输和加工活动更难获得资金，这可能会影响我们的业务和运营。最后，应该指出的是，一些科学家已经得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴、洪水、干旱和其他极端气候事件的频率和严重程度增加；如果发生任何此类影响，它们可能会对我们的资产造成物理损害或影响水的供应，从而可能对我们的勘探和生产活动产生不利影响。

水力压裂活动

水力压裂是从低渗透地下岩层中开采天然气和/或石油的一种重要而普遍的做法。水力压裂过程包括通过套管和固井井筒在压力下将水、砂和化学物质注入目标地下地层，以压裂围岩并刺激生产。我们经常使用水力压裂作为我们业务的一部分，国内大多数石油和天然气行业也是如此。水力压裂通常由州石油和天然气委员会监管，但EPA已根据联邦安全饮用水法案(“SDWA”)对某些水力压裂活动确立了联邦监管机构。例如，虽然我们的水力压裂作业在井下不使用柴油，但在2014年2月，美国环保署发布了关于此类活动的行业许可指南。此外，EPA在2016年6月敲定了禁止水力压裂作业废水排放到公有污水处理厂的规定。

此外，国会不时考虑立法，根据SDWA对水力压裂进行联邦监管，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。未来可能会再次考虑监管水力压裂的新立法，尽管目前我们无法预测任何此类立法的时间或范围。在州一级，有几个州已经通过或正在考虑法律要求，这些要求可能会对水力压裂活动施加更严格的许可、披露和油井建设要求。例如，俄亥俄州立法机构通过了一项法律，要求石油和天然气运营商披露用于水力压裂油井的化学成分，并对拟建水平井附近的某些水井进行钻前基线水质采样。地方政府还可以寻求在其管辖范围内通过法令，规范一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。一些州和市政当局已经禁止水力压裂，另一些州和市政当局则寻求完全禁止水力压裂。我们相信，在我们的水力压裂活动中，我们遵守了适用的标准行业惯例和地下水保护的法律要求。尽管如此，如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会招致潜在的巨额额外成本来满足这些要求，在勘探、开发或生产活动中遇到延误或缩减，甚至可能被禁止钻探油井。

《职业安全与健康法》

我们还必须遵守修订后的联邦职业安全与健康法案(“OSHA”)的要求，以及监管员工健康和安全保护的类似州法律。此外，OSHA的危险通信标准、紧急情况规划和社区知情权法案及其实施条例和类似的州法律法规要求维护有关在我们的操作中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。

濒危物种法案

联邦“濒危物种法案”(“ESA”)规定了对濒危和受威胁物种的保护。根据欧空局，如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可能会对对该物种栖息地造成不利影响的活动施加限制。根据候鸟条约法案，对候鸟也提供了类似的保护。我们在已知存在某些被列为受威胁或濒危物种的地区，以及可能存在其他可能被欧空局列为受威胁或濒危物种的地区，开展天然气和石油租赁行动。美国鱼类和野生动物管理局(USFWS)可以指定其认为对受威胁或濒危物种的生存所必需的关键栖息地和合适的栖息地

物种。关键的栖息地或适当的栖息地指定可能导致对联邦土地使用的进一步实质性限制，并可能实质上推迟或禁止进入保护区进行天然气和石油开发。此外，作为和解的结果，美国食品和药物管理局需要做出决定，在该机构2017财年结束之前，是否应该将250多个被归类为濒危或受威胁的物种列入欧空局名单。例如，2015年4月，美国联邦安全局将北方长耳蝙蝠(其栖息地包括我们作业的地区)列为欧空局的濒危物种；然而，2020年1月28日，美国哥伦比亚特区地区法院命令美国联邦安全局重新考虑将北方长耳蝙蝠列为濒危物种的决定，而不是将其列为濒危物种。在进行基础物业业务的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，或将受威胁物种重新指定为濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或者可能导致我们的勘探和生产活动受到限制，从而对我们开发和生产保护区的能力产生不利影响。如果我们的租约中有一部分被指定为关键或合适的栖息地，可能会对我们的租约价值产生不利影响。

虽然我们没有因遵守环保规定而受到任何重大不良影响，但我们不能保证这种情况会持续下去。2020年，我们没有任何物质资本或其他与遵守环境法或环境补救事项相关的非经常性支出，我们预计2021年也不会有实质性支出。

人力资本

我们相信，我们的员工和承包商是我们成功和公司未来成功的重要贡献者，这取决于我们吸引、留住和激励合格员工的能力。关键员工的技能、经验和行业知识对我们的运营和业绩大有裨益。

截至2020年12月31日，我们有522个满额-时间雇员，包括行政、财务、财务、法律和行政部门的41人，信息技术部门的22人，地质部门的14人，生产和经营部门的214人，中游和水务部门的140人，土地部门的51人，会计和内部审计部门的40人。此外，我们利用独立承包商的服务来执行各种现场和其他服务。我们不是任何集体谈判协议的一方，也没有经历过任何罢工或停工。我们认为我们与员工的关系总体上是良好的。

总奖励

我们已经证明了通过提供有竞争力的工资、工资和福利来投资于我们的劳动力的历史。为了培养更强的所有权意识，并使员工的利益与股东保持一致，我们提供包括限制性股票单位、绩效股票单位和现金奖励在内的长期激励计划。此外，我们还提供短期现金奖励计划，这是可自由支配的，并基于个人和公司业绩因素等。此外，我们为每周工作30小时以上的全职员工提供全面的福利。为了成为首选雇主并保持我们的劳动力实力，我们不断评估当前的商业环境和劳动力市场，以完善我们的薪酬和福利计划以及我们员工可用的其他资源。除其他好处外，这些好处包括：

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全面的健康保险，包括视力和牙科；我们已经15年没有增加员工保费了；

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员工健康储蓄账户，包括我们对这些账户的缴费；

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401(K)退休储蓄计划，提供酌情缴款匹配机会；

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有竞争力的带薪休假和病假计划；以及

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健康支持福利，包括员工援助计划、短期和长期残疾保险等

基于角色的支持

我们支持员工的专业发展。为了帮助我们的员工成功履行职责，我们强调持续的正式和非正式培训和发展机会。我们按部门提供培训，重点是针对工作和领域的培训。此外，我们有一个强大的绩效评估计划，其中包括促进目标和职业发展的工具。

员工健康与安全

员工的安全是我们价值观的核心宗旨，我们的安全目标是零事故、零伤害。强大的安全文化降低了风险，提高了生产率，并在我们所在的社区建立了良好的声誉。通过不断改进我们的安全性能，我们赢得了安全和对环境负责的经营者的声誉。这使我们对现有员工和新员工更具吸引力。

我们投资于安全培训和指导，促进风险评估，并鼓励可见的安全领导。员工被赋予权力，如果工作不安全或不能安全完成，员工可以停止或拒绝执行工作。我们赞助应急准备计划，进行定期审计以评估我们的业绩，并通过年度承包商安全会议庆祝我们的成功，我们在会上表彰员工和承包商在这一年中表现出的强大的安全领导力。这些努力结合在一起，在整个公司创造了一种安全文化，并对我们的承包商社区产生了积极的影响。

为了应对新冠肺炎疫情，我们实施了一些重大改革，我们认为这些改革符合员工以及我们运营的社区的最佳利益，并遵守了政府的命令。这些措施包括让我们的办公室员工在他们力所能及的范围内在家工作，并实施额外的安全措施，包括要求我们的现场和其他员工(包括现场合同工)每周进行必要的测试和其他建议的公共卫生措施，以继续进行关键的现场工作。

多元化、包容性与职场文化

我们致力于建立一种文化，将多样性和包容性作为我们整个业务的核心理念，包括但不限于我们关于招聘、晋升、调动、休假、薪酬、职业支持和晋升机会、工作表现和其他相关工作标准的决定。我们采用一种考虑多样性价值的招聘和晋升方法，我们也致力于向所有员工提供发展和进步的机会，以便他们的才华能够得到充分发展，从而最大限度地提高我们和他们的成功。我们认为，创造一个培养归属感的环境需要鼓励员工继续学习彼此的经验，我们努力促进所有人的尊重和尊严。我们还认为，重要的是，我们要促进关于多样性、包容性和归属感的教育、沟通和理解。最后，根据我们对平等就业机会、多样性和包容性的承诺，我们希望代表我们的招聘人员为我们提供多样化的应聘者。

地址、互联网网站和公开档案的可获得性

我们的主要执行办公室位于科罗拉多州丹佛市温库普街1615号，邮编：80202，电话号码是：(303357.)7310号。我们的网站位于Www.anteroresources.com.

我们在Form 10-K上提供或提交我们的年度报告，在Form 10-Q上提供或提交我们的季度报告，在Form上提交或提交我们的当前报告。8-K以及根据《交易法》向证券交易委员会提交的此类报告和其他文件的修正案。美国证券交易委员会还维护着一个互联网网站，网址为Www.sec.gov其中包含以电子方式提交给SEC的报告、委托书和信息声明以及其他有关发行人(包括我们)的信息。

我们还免费提供这些文件，网址为Www.anteroresources.com在提交给美国证券交易委员会(SEC)后，在合理可行的情况下尽快在“投资者”链接下投资。

我们网站上的信息不包含在本年度报告(Form 10-K)或我们提交给SEC的其他文件中，也不是这些文件的一部分。

第1A项。危险因素

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。本年度报告Form 10-K中描述的风险可能会对我们的业务、财务状况、现金流和经营结果产生重大不利影响。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的业务、财务状况、现金流和经营结果产生重大不利影响。

商品价格

我们收到的天然气、NGL和石油生产价格对我们的收入、盈利能力、获得资本的渠道和未来的增长率都有很大影响。天然气、天然气和石油都是大宗商品，因此，它们的价格会因供需关系的相对较小变化而出现较大的波动。从历史上看，这些大宗商品的市场一直不稳定。这些市场未来可能会继续波动。我们收到的产品价格和生产水平取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括：

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影响全球天然气、天然气和石油供需的世界和地区经济状况；

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进口、出口国内、石油、天然气和液化天然气(包括液化天然气)的价格和数量；

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其他生产国的或影响其他生产国的政治条件，包括中东、非洲、南美和俄罗斯境内或之间的冲突；

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全球勘探和生产水平；

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全球库存水平；

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影响全球市场需求的事件(例如，新冠肺炎疫情导致需求减少)；

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我们所在地区当地物价指数的现行价格；

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本地和全球供需基本面和运输可用性；

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天气状况；

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影响能源消耗的技术进步；

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替代燃料的价格和可获得性；以及

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国内、地方和国外的政府法规和税收。

NYMEX Henry Hub天然气的日现货价格在2020年高位为每MMBtu 3.14美元，低点为1.33美元；同期NYMEX西德克萨斯中质油的日现货价格为每桶63.27美元，低点为负36.98美元。此外，由于近年来东北地区天然气供应大幅增加，阿巴拉契亚盆地天然气的市场价格相对于NYMEX Henry Hub继续走低。NGL由乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油组成，用途不同，定价特征不同，这进一步增加了NGL定价的波动性。由于大宗商品价格的波动性，我们无法预测我们最终销售点的天然气、石油和天然气市场价格未来的潜在走势，因此无法预测价格对我们运营的最终影响。

天然气、天然气和石油价格的长期低位和/或显著或长期下跌可能会对我们的收入、运营收入、现金流和财务状况产生不利影响，特别是如果我们无法控制#年的开发成本。

天然气、天然气和石油价格下跌的时期。价格下跌还可能对我们的钻探活动以及我们在经济上可以生产的天然气、NGL和石油数量产生不利影响，这可能导致我们不得不大幅下调我们的资产价值，并可能导致我们在未来期间的收益中产生非现金减值费用，类似于我们在2019年确认的13亿美元减值费用总额。大宗商品价格下跌导致现金流减少，这要求我们减少资本支出，并可能减少我们的产量和储备，对我们未来的增长率产生负面影响。较低的天然气、天然气和石油价格也可能对我们的信用评级产生不利影响，并导致我们的借款能力和获得其他资本的机会减少。如果天然气价格的积极或消极变化导致我们的衍生品合约具有对我们有利的正公允价值，我们还面临对冲交易对手不履行合同的风险。此外，不利的经济和市场状况可能会对我们的应收贸易账款的可收回性产生负面影响，并导致我们的对冲交易对手无法履行其义务或寻求破产保护。

天然气、天然气和石油价格的上涨可能伴随或导致钻井成本增加、生产税增加、租赁运营费用增加、季节性天然气价差波动增加以及终端用户节约或改用替代燃料的增加。此外，由于我们在一定程度上以低于当前市场价格的价格对冲了目前的产量，我们无法从天然气价格上涨中充分受益。

为了实现更可预测的现金流，并减少我们对价格下行波动的敞口，截至2020年12月31日，我们已经签订了远期掉期合约，约占我们截至12月的预计天然气产量的1.2Tcfe。2023年12月31日和2024年12月31日之前约73个Bcfe的基差掉期合约。从历史上看，我们已经从我们的对冲头寸中意识到了巨大的好处。例如，在截至12月的几年里，于截至2019年12月31日及2020年12月31日止年度，根据我们的对冲安排，我们分别从现金结算衍生工具获得约3.25亿美元及7.95亿美元的收入，包括于截至2020年12月31日的年度内于合约结算日期前货币化的某些天然气对冲的收入900万美元。在截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度内，导致这些已实现收益的许多对冲协议都是在现货和未来价格高于我们目前在期货市场上能够获得的价格时执行的，因此我们能够对冲未来生产的价格已经下降。大宗商品价格的持续疲软对我们对冲未来生产的能力产生了不利影响。如果我们不能在未来以优惠的价格和足够的交易量签订新的对冲合同，我们的财务状况和经营业绩可能会受到实质性的不利影响。

此外，由于我们有金融衍生品来对冲我们估计的未来产量的很大一部分价格下跌，我们已经固定或限制了我们未来总收入的很大一部分。假设我们2021年的产量与2020年的产量相同，2021年我们大约92%的产量将通过远期掉期或基差掉期进行对冲。如果我们衍生品合约结算后的天然气价格超过我们对冲大宗商品的价格，我们将有义务向对冲交易对手支付现金，在某些情况下，这可能对我们的天然气合同产生重大影响。例如，在截至2020年12月31日的一年中，由于大宗商品价格上涨，根据我们的对冲安排，我们支付了大约1900万美元(净额)与现金结算的衍生品相关。如果开发钻井成本因通货膨胀、油田服务需求增加、为遵守行业法规而增加的成本或其他因素而大幅增加，我们根据这些衍生品合同收到的付款可能不足以弥补我们的成本。

如果商品价格下降到使我们的物业未来的未贴现现金流在很长一段时间内低于其账面价值的水平，我们将被要求对我们的物业的账面价值进行减记。

会计规则要求，如果估计的未来未贴现现金流低于物业的账面价值，我们应定期审查物业的账面价值，以确定可能出现的减值。根据预期减值检讨时的特定市场因素及情况，以及对发展计划、生产数据、经济及其他因素的持续评估，吾等可能被要求减记物业的账面价值。减记构成非现金计入收益。例如，请参阅综合财务报表附注2-重要会计政策中有关我们于2018年和2019年就尤蒂卡页岩物业记录的减值费用的讨论。我们未来可能会产生重大减值费用，这可能会对我们收取此类费用期间的运营业绩产生重大不利影响。

我们的天然气、NGL和石油生产的营销在很大程度上依赖于我们产品是否存在足够的市场。为了应对新冠肺炎大流行，各国政府试图通过实施社会疏远指导方针、旅行限制和居家命令来减缓病毒的传播，这些措施导致对天然气、NGL和石油的需求大幅下降。这些产品的供需失衡，以及围绕经济复苏程度和时间的不确定性，导致市场极度波动，并对大宗商品价格造成重大不利影响。此外，由于这种不平衡，该行业已经并可能在未来经历某些NGL产品和石油的存储容量限制。如果我们无法以商业上合理的条款出售我们的产品或达成额外的储存安排，或根本不能，我们可能被迫暂时关闭部分生产，或在发现碳氢化合物后推迟或停止钻探计划和商业生产，或以低于市场价的价格出售我们的产品。尽管我们的生产更侧重于天然气，但任何一种NGL产品或石油缺乏市场或可用存储可能导致暂时关闭，因为我们可能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。我们无法确定任何此类削减的程度或持续时间。任何这种关闭或削减，或者无法获得我们生产的天然气、NGL和石油的有利交付条款，都可能对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。

储量

截至12月，2020年31日，我国已探明储量估计总量的33%被归类为已探明未开发储量。我们估计已探明的未开发储量约为5.8Tcfe，估计需要150万美元。在未来五年投入10亿美元的发展资金。此外，开发可能和可能的储量将需要额外的资本支出，而且这些储量比已探明的储量更难确定是否能收回。开发这些未开发的储备可能需要比我们目前预期的更长时间和更高水平的资本支出。我们储量开发的延迟、钻探和开发该等储量的成本增加或大宗商品价格下跌将降低我们估计的已探明未开发储量的价值和该等储量的未来估计净收入，并可能导致一些项目变得不经济。此外，储量开发的延误可能要求我们将已探明的未开发储量重新归类为未探明储量。

储备估计取决于许多可能最终被证明是不准确的假设。储备估计或基本假设的任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。

估算油气储量的过程很复杂。它需要对现有技术数据和许多假设进行解读，包括与当前和未来经济状况以及大宗商品价格相关的假设。这些诠释或假设如有任何重大错误，可能会对我们估计的储备数量和现值造成重大影响。

为了准备我们的估计，我们必须预测生产率和开发支出的时间。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性各不相同。

这一过程还需要对已实现价格、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可用性等事项进行经济假设。

未来的实际产量、实现价格、收入、税收、开发支出、运营费用和可采储量数量将与我们的估计不同。任何重大差异都可能对我们储备的估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整储量估计，以反映生产历史、勘探开发结果、现有大宗商品价格和其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。

投资者不应假设我们的储备未来净收入的现值就是我们估计储备的当前市值。我们一般根据估计日期的价格和成本来估计从我们的储备中折现的未来净现金流。未来的实际价格和成本可能与现值估计中使用的价格和成本大不相同。

对我们已探明储量的未来净现金流贴现的标准化衡量标准与我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值不同。

投资者不应假设我们已探明储量的贴现未来净现金流的标准化衡量标准是我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，我们的已探明储备的贴现未来现金流量基于过去12个月的月初价格的12个月未加权算术平均值，而不影响衍生品交易。我们物业未来的实际净现金流将受到一些因素的影响，例如我们收到的天然气、天然气和石油的实际价格，实际生产的数量、时间和成本，以及政府法规或税收的变化。此外，我们在计算标准化衡量标准时使用的10%贴现率是基于SEC的指导方针，根据不时生效的利率和与我们或整个石油和天然气行业相关的风险，可能不是最合适的贴现率。

除非我们用新的储量取代我们的储量并开发这些储量，否则我们的储量以及最终的产量都会下降，这将对我们未来的现金流和经营业绩产生不利影响。

生产油气藏通常以产量下降为特征，这取决于油气藏的特征和其他因素。除非我们成功地进行持续的勘探和开发活动，或者不断收购含有已探明储量的物业，否则我们的已探明储量将随着这些储量的产生而下降。我们未来的储量和产量，以及我们未来的现金流和经营业绩，高度依赖于我们能否有效开发现有储量，并在经济上找到或获得额外的可采储量。我们可能无法开发、找到或获得足够的额外储量来取代我们目前和未来的生产，任何此类收购和开发都可能被任何资产处置所抵消，包括我们资产出售计划中设想的资产处置。如果我们不能更换现有和未来的生产，我们的储备价值将会下降，我们的业务、财务状况和经营业绩将受到不利影响。

我们约58%的净租赁面积是未开发的，或未钻探或完成油井的面积，无论该面积是否包含已探明储量，都可以生产商业数量的石油和天然气。我们已探明的未开发储量为913Bcfe，与这些在钻探前需要更新的面积有关。此外，我们大约25%的天然气租约与我们的阿巴拉契亚盆地面积相关，要求我们钻探具有商业产量的油井，如果我们钻探此类油井不成功，我们可能会失去此类租约下的权利。我们未来的石油和天然气储量和产量，以及我们未来的现金流和收入，高度依赖于成功开发我们未开发的租赁面积。有关我们未来潜在种植面积到期的更多信息，请参阅“项目”。1.业务及物业-我们的物业及营运-未开发土地面积期满。“

业务运作

钻探和生产石油和天然气是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。

我们未来的财务状况和经营结果将取决于我们勘探、开发和收购活动的成功，这些活动面临许多我们无法控制的风险，包括钻探不会产生商业上可行的碳氢化合物的风险。我们购买、勘探或开发前景或物业的决定将在一定程度上取决于对通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究获得的数据的评估，这些数据的结果往往是不确定的或受到不同解释的影响。有关这些过程中涉及的不确定性的讨论，请参阅“-储量--储量估计取决于许多可能最终被证明是不准确的假设。我们储备估计或基本假设的任何重大错误，都会对我们储备的数量和现值造成重大影响。“此外，我们钻井、完井和运营油井的成本受到运营不确定性的影响。

此外，许多因素可能会减少、推迟或取消我们预定的钻探项目，包括以下因素：

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天然气、天然气和石油价格持续下跌；

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天然气、天然气和石油市场的限制；

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因遵守法规要求而造成的延误或由遵守法规要求造成的延误；

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地质构造中的压力或不规则；

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缺少或者延误获取水力压裂活动所需的设备、合格人员或者水；

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设备故障或事故；

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恶劣天气条件，如暴风雪、龙卷风、飓风和冰暴；

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与遵守环境法规有关的问题；

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天然气泄漏、漏油、管道、储罐破裂等环境危害，遇到自然产生的放射性物质，擅自向地面和地下环境排放盐水、增产完井液、有毒气体或者其他污染物；

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以可接受的条件获得有限的融资；以及

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矿产权益或其他所有权问题。

其中某些风险可能造成重大损失，包括人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、环境污染或油井损失以及监管罚款或处罚。

我们决定钻探的资产可能无法以商业上可行的数量生产天然气、NGL或石油，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。

在钻探和测试前景之前，我们无法肯定地预测任何特定的前景是否会产生足够数量的天然气、天然气和天然气或石油，以收回钻井或完井成本，或者在经济上是可行的。地震数据和其他技术以及对同一地区生产油田的研究将不能使我们在钻探之前确定是否存在天然气或石油，或者如果存在，是否存在商业数量的天然气或石油。我们不能保证我们从其他油井、更全面勘探的前景或生产油田的现有数据中得出的类比将适用于我们的钻探前景。此外，我们的钻探作业可能会因多种因素而减少、延迟或取消，包括：

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意外的钻井条件；

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矿业权或其他所有权问题；

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地层压力或井漏；

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设备故障或事故；

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恶劣的天气条件；

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遵守环境和其他政府或合同要求；以及

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电力、供应、材料、钻井或修井钻机、设备和服务的成本增加、短缺或延误。

市场条件或运营障碍，如无法获得令人满意的运输安排或必要的基础设施，可能会阻碍我们进入天然气、天然气和石油市场，或延误我们的生产。

我们的天然气、NGL和石油生产是否有现成的市场取决于许多因素，包括天然气、NGL和石油的需求和供应，以及管道、其他运输设施、收集和加工、分馏设施和其他第三方运输服务的储备和能力的接近和能力。输送、收集、加工和分馏设施的能力以及第三方运输服务的可用性可能不足以容纳现有油井和新油井的潜在产量，这可能导致我们收到的天然气、NGL和石油价格大幅打折。虽然我们通过Antero Midstream在中游基础设施上的投资是

为了解决现有中游基础设施的使用和潜在削减问题，我们还向第三方输送天然气、天然气和石油输送、收集、加工、储存和分馏设施以及运输服务，并由这些设施和运输服务提供服务，这些设施数量有限，地理位置集中，面临重大风险。这些风险包括资金、材料和合格承包商和劳动力的可用性，以及天气条件、天然气、NGL和石油价格波动、在获得许可和其他政府批准方面的延误、所有权和物业准入问题、地质情况、公众对基础设施开发的反对、Antero Midstream和/或第三方遵守其对我们的合同义务以及其他因素。

如果Antero Midstream和/或第三方运营的管道和设施、或Antero Midstream和/或第三方提供的运输服务因任何原因(包括我们未能以可接受的条款获得该等服务、对该等管道和设施的网络攻击或由于天然气质量导致的服务中断)持续中断，可能会导致我们的天然气、NGL和石油生产和销售出现延误，从而对我们的业务造成实质性的损害。在这种情况下，我们可能不得不关闭油井等待管道连接或产能，和/或以低于市场价格或低于我们目前预期的价格出售我们的产品，所有这些都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。如果我们因为这些或其他原因关闭或减产，我们将无法从这些油井获得收入，直到做出其他安排将产品交付市场。

我们生产大量天然气、NGL和石油所依赖的水力压裂增产过程需要使用和处理大量的水。是否有水回收设施和其他处理替代方案来接收我们水井产生的所有水，可能会影响我们的生产。我们无法获得足够的水，或无法处置或回收我们运营中使用的水，或无法及时获得供水许可或其他权利，可能会对我们的运营产生不利影响。此外，实施新的环保举措和法规可能包括限制我们获取水或处理废物的能力，并对我们的业务和运营结果产生不利影响。

我们已确定的潜在油井位置安排在多年内，这使得它们容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会实质性地改变其钻探的发生或时机。此外，我们可能无法获得钻探我们潜在油井位置所需的大量资金。

我们的管理团队已经特别确定和安排了某些油井位置，作为对我们未来多油井位置的估计。在我们现有的土地上进行一年的钻探活动。这些井位是我们发展战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多不确定因素，包括天然气、NGL和石油价格、资本的可用性和成本、钻井和生产成本、钻井服务和设备的可用性、钻井结果、租赁到期、单元化协议、租赁收购、地面协议、集输系统和管道运输限制、获得和获得水资源供应系统、监管批准和其他因素。由于这些不确定性，我们不知道我们已经确定的众多潜在油井位置是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在油井位置生产天然气、NGL或石油。此外，除非在覆盖一些潜在地点的未开发英亩的间距单位内建立生产，否则此类土地的租约将到期。因此，我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动有很大不同。有关我们未来潜在种植面积到期的更多信息，请参阅“项目”。1.业务及物业-我们的物业及营运-未开发土地面积期满。“

截至12月，截至2020年3月31日，在我们已探明的、可能的和可能的储备基地内，我们已经确定了2133个潜在的水平井位置。由于上述限制，我们可能无法钻探许多潜在的油井位置。此外，我们需要大量额外资金，以便在一段长时间内进行这些地点的发展，而我们可能无法取得或产生所需的资金。我们能够在这些潜在地点进行的任何钻探活动可能不会成功，或导致我们有能力将额外的已探明储量添加到我们的全部已探明储量中，或可能导致我们的估计已探明储量向下修正，这可能对我们未来的业务和运营业绩产生重大不利影响。有关我们已确定的潜在油井位置的更多信息，请参阅“项目”。1.业务及物业-我们的物业及营运-估计已探明储量-确定潜在油井位置。“

我们可能会因所投资物业的业权瑕疵而蒙受损失。

当我们收购石油和天然气租约或权益时，我们通常不会产生聘请律师在收购时审查矿产权益所有权的费用。相反，在试图获得特定矿产权益的租约之前，我们依赖于石油和天然气租赁经纪人或地主的判断，他们在适当的政府办公室进行实地工作，检查记录。阿巴拉契亚盆地的租约特别容易受到所有权缺失的影响，因为该地区土地所有权的历史悠久，导致了广泛而复杂的所有权链条。重大所有权缺失的存在可能会使租约变得一文不值，并可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。虽然我们通常会在根据租约或单位开始钻探作业之前获得所有权意见，但所有权的失效可能要到钻井完成后才会被发现，在这种情况下，我们可能会失去租约和在该物业下生产全部或部分矿物的权利。

对ESG问题和保护措施的更多关注可能会对我们的业务产生不利影响。

对气候变化的日益关注、社会对公司应对气候变化的期望、投资者和社会对自愿披露ESG的期望以及消费者对替代能源形式的需求可能会导致成本上升、对我们产品的需求减少、利润减少、调查和诉讼增加，以及对我们的股票价格和进入资本市场的负面影响。例如，对气候变化和环境保护的日益关注，可能会导致对石油和天然气产品的需求转变，以及更多的政府调查和针对我们的私人诉讼。在涉及社会压力、政治或其他因素的情况下，可以在不考虑我方对所称损害的原因或贡献，或其他减轻因素的情况下施加此类责任。

此外，虽然我们不时创建和发布有关ESG事项的自愿披露，但这些自愿披露中的许多陈述都是基于假设的预期和假设，这些假设和假设可能代表也可能不代表当前或实际的风险或事件，或者对预期风险或事件的预测，包括与之相关的成本。这些期望和假设必然是不确定的，可能容易出错或容易被曲解，因为涉及的时间表很长，而且缺乏确定、衡量和报告许多ESG事项的既定单一方法。

此外，向投资者提供有关公司治理和相关事项的信息的机构已经制定了评级程序，以评估公司对ESG事项的处理方式。这样的评级被一些投资者用来为他们的投资和投票决定提供信息。不利的ESG评级和最近旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的行动，可能会导致投资者对我们和我们的行业的负面情绪增加，并导致投资转向其他行业，这可能会对我们的股价以及我们获得资金的机会和成本产生负面影响。此外，基于与气候变化相关的担忧，机构贷款机构可能决定不向化石燃料能源公司提供资金，这可能会影响我们获得潜在增长项目的资金。

由于我们的运营，我们可能会遭受重大损失，并可能受到重大责任索赔。此外，我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。

我们没有投保一切险。未投保和投保不足事件造成的损失和负债可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

我们的石油和天然气勘探和生产活动面临与钻探和生产石油和天然气相关的所有操作风险，包括以下可能性：

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环境危害，如石油、天然气、盐水、井液、有毒气体或其他污染(包括地下水、空气和海岸线污染)无法控制地释放到环境中；

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异常压力地层；

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机械故障，如油田钻井和维修工具卡住、套管坍塌等；

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管道起火、爆炸、破裂；

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人身伤亡；

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自然灾害；以及

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针对天然气和石油相关设施和基础设施的恐怖袭击。

这些风险中的任何一种都可能对我们的运营能力产生不利影响，或因以下索赔而给我们造成重大损失：

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造成人员伤亡的；

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损坏和破坏财产、自然资源和设备；

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污染和其他环境损害；

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监管调查和处罚；

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暂停我们的业务；以及

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维修和补救费用。

如果我们认为可获得保险的费用相对于所呈现的风险而言过高，我们可以选择不为任何或所有这些风险投保。此外，污染和环境风险一般不能完全投保。如果发生未完全投保的事件，可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大不利影响。

石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们更难获得资产、销售产品和获得训练有素的人员。

我们能否在未来获得更多的潜在客户以及寻找和开发储量，将取决于我们在竞争激烈的环境中评估和选择合适的物业以及完善交易的能力，以获得物业、营销产品和获得训练有素的人员。此外，石油和天然气行业对可供投资的资本也存在激烈的竞争。我们的许多竞争对手拥有和使用的财务、技术和人力资源远远超过我们。这些公司可能会为生产性天然气资产和勘探前景支付更高的价格，并能够评估、竞标和购买比我们的财力或人力资源允许的更多的资产和前景。此外，其他公司可能会提供比我们更好的薪酬方案来吸引和留住合格的人才。未来吸引和留住合格人才的成本可能会大幅增加。我们未来在获取潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住优秀人才以及筹集额外资本方面可能不会成功，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。

战略决策，包括将资本和其他资源分配给战略机遇和偿还债务，都是具有挑战性的，我们如果不能在各种举措之间适当地分配资本和资源，可能会对我们的财务状况产生不利影响。

我们未来的成功取决于我们是否能为我们的业务找到最佳战略。在制定2021年商业计划时，我们考虑将资本和其他资源配置到业务的各个方面，包括油井开发、勘探活动、企业项目、偿还债务和其他选择。尽管我们在制定2021年计划时做出了决定，但我们定期会注意到以前没有确定的商机，包括可能的收购和处置。如果我们未能找出最佳的经营策略，包括适当的公司架构或适当的储备发展速度，或未能善用我们的资本投资和集资机会，以及未能运用其他资源来推动我们的经营策略，我们的财政状况可能会受到不利影响。此外，经济或其他情况可能会与我们2021年计划设想的情况发生变化，我们如果不能认识到或应对这些变化，可能会限制我们实现目标的能力。

我们定期进行收购、处置和其他战略交易，包括合资企业。这些交易涉及各种固有风险，例如我们是否有能力获得必要的监管批准；交易的时间和施加的条件。在.上我们需要了解监管机构在此类审批方面对我们的影响；潜在的环境或其他责任的承担；以及我们实现交易预期收益的能力。此外，当前的市场状况和其他因素可能会对我们从交易中获得的好处产生负面影响。在我们的行业中，对收购机会的竞争是激烈的，可能会增加完成收购的成本，或者导致我们避免完成收购。我们无法在任何交易中完成交易或实现我们的战略或财务目标，可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

传染病的流行、流行或爆发，如新冠肺炎，可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。

全球或全国范围内爆发的传染病(如新冠肺炎)可能会对我们的业务及运营计划造成干扰，其中可能包括(I)员工短缺，(Ii)承包商和分包商不可用，(Iii)我们所依赖的第三方供应中断，(Iv)政府和卫生当局(包括隔离)为应对新冠肺炎流行病而提出的建议或施加的限制，以及(V)我们和我们的承包商和分包商为确保员工及其他人的安全而实施的限制，包括工厂关闭。虽然无法预测它们的程度或持续时间，但这些中断可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

此外，新冠肺炎的影响以及对其全球蔓延的担忧已经对全球原油和天然气需求产生了负面影响，这已经并可能继续导致价格波动，影响我们收到的天然气、NGL和石油的价格，对我们产品的需求和适销性产生实质性的不利影响，以及由于缺乏下游需求或储存能力而导致暂时减产或停产。此外，就新冠肺炎疫情对我们的业务和财务业绩产生不利影响的程度而言，它还可能增加本“第1A项”中列出的许多其他风险。风险因素。“

恐怖分子或网络攻击和威胁可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。

恐怖分子或网络-攻击可能会严重影响能源行业，包括我们的运营以及我们供应商和客户的运营，以及总体经济状况、消费者信心和支出以及市场流动性。战略目标，如能源-相关资产，可能比美国的其他目标面临更大的未来袭击风险。我们的保险可能不能保护我们不受此类事件的影响。我们在业务和运营的许多领域依赖数字技术，包括但不限于估计石油和天然气储量，处理和记录财务和运营数据，监督和分析钻井作业，以及与我们的员工和第三方客户或服务提供商进行沟通。对我们资产的蓄意攻击，或我们的系统或基础设施、第三方或云的系统或基础设施的安全漏洞，可能会导致我们的专有和潜在敏感数据的损坏或丢失，我们的产品生产或交付给客户的延迟，完成和结算交易的困难，维护我们的账簿和记录的挑战，环境破坏，通信中断，或其他运营中断和第三方责任。尤其是网络安全攻击正变得更加复杂，包括但不限于恶意软件、勒索软件、试图未经授权访问数据以及可能导致关键系统中断、未经授权泄露机密或其他受保护信息以及损坏数据的其他电子安全漏洞。

随着网络攻击的不断发展，我们可能需要花费大量的额外资源来继续修改或增强我们的保护措施，或者调查和补救任何网络攻击的漏洞。特别是，我们实施各种程序和控制措施来监控和缓解安全威胁，并加强我们人员、信息、设施和基础设施的安全，可能会导致资本和运营成本增加。到目前为止，我们还没有遇到任何与网络攻击有关的重大损失，但不能保证我们未来不会遭受此类损失。因此，这些事件中的任何一种，或它们的组合，都有可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生实质性的不利影响。

我们的生产资产集中在阿巴拉契亚盆地，这使得我们很容易受到在一个主要地理区域运营的风险的影响。

我们的生产地集中在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的阿巴拉契亚盆地。截至2020年12月31日，我们所有估计的已探明储量总额都归因于位于该地区的物业。由于这种集中，我们可能更多地受到区域供需因素的影响，该地区油井生产的延误或中断，以及与此相关的成本，包括政府监管、州和地方政治活动、加工或运输能力限制、市场限制、设备和人员的可用性、缺水或其他与干旱相关的条件或天然气、NGL或石油的加工或运输中断。

此外，阿巴拉契亚盆地内的一些地区历史上一直受到采矿作业的影响。例如，第三方可能在我们的物业附近或下方从事地下煤炭和其他采矿作业，这可能会导致我们的财产下沉或其他损害，对我们的钻井作业产生不利影响，或对我们所依赖的第三方中游活动产生不利影响。在这种情况下，我们的运营可能会受损或中断，我们可能无法收回因临时关闭或封堵和废弃任何油井而产生的成本。此外，我们酒店附近的采矿作业可能需要协调，以避免近距离钻探和采矿造成的不利影响。

近在咫尺。对我们业务的这些限制，以及任何类似的限制，都可能导致延误或中断，或者阻止我们执行我们的业务战略，这可能会对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。

由于我们物业组合的集中性质，我们的多个物业可能会同时经历任何相同的情况，从而对我们的经营业绩产生相对更大的影响，而不是对拥有更多元化物业组合的其他公司造成的影响。

客户集中度与信用风险

我们的套期保值交易使我们暴露在交易对手信用风险之下，可能会变得更加昂贵或无法获得。

截至2020年12月31日，我们大宗商品净衍生品合约的估计公允价值约为2200万美元，其中包括以下银行交易对手的净衍生品资产：摩根士丹利-3500万美元；加拿大帝国商业银行-2500万美元；加拿大丰业银行-1400万美元；Natixis-500万美元；DNB Capital-200万美元；Truist 100万美元。

如上所述，我们在业务的正常运作过程中签订了某些衍生工具。我们的套期保值交易使我们面临着金融损失的风险，如果交易对手未能根据衍生品合同履行义务的话。金融市场的混乱可能会导致交易对手的流动性突然下降，这可能会使他们无法按照衍生品合同的条款履行义务，我们也可能无法实现衍生品合同的好处。在某些情况下，衍生工具亦使我们面临财务损失的风险，包括衍生工具的标的价格与收到的实际价格之间的差额增加，或该等工具的法律可执行性出现问题时。

在某些情况下，使用衍生品可能需要向交易对手提交现金抵押品。如果我们订立需要现金抵押品的衍生工具，而商品价格或利率的变动对我们不利，我们原本可用于我们业务的现金将会减少，这可能会限制我们未来支付资本开支和偿还债务的能力，也可能会限制我们借款基础的规模。未来的抵押品要求将取决于与我们交易对手的安排，高度波动的石油、天然气和天然气价格，以及利率。

此外，衍生工具安排可能会限制我们从天然气、天然气和石油价格上涨中获得的好处，这也可能对我们的财务状况产生不利影响。如果我们的衍生品合约结算后的天然气、NGL或石油价格超过我们对冲大宗商品的价格，我们将有义务向我们的对冲交易对手支付现金，在某些情况下，这可能是一笔很大的金额。

此外，美国监管机构在2019年11月通过了一项最终规则，实施了根据适用机构的监管资本规则计算衍生品合约曝险金额的新方法，称为交易对手信用风险标准化方法(SA-CCR)。通过后，某些金融机构必须遵守从2022年1月1日开始的新的SA-CCR规则。新规定可能会大幅提高我们参与的场外衍生品市场某些参与者的资本金要求。这些增加的资本金要求可能会导致大量额外成本转嫁给我们这样的最终用户，或者减少我们在场外衍生品市场上可供我们使用的参与者或产品的数量。这些规定的影响可能会减少我们的套期保值机会，或大幅增加套期保值的成本，这可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。

如果我们的重要客户无法履行他们对我们的义务，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。

除了与大宗商品衍生品合约应收账款相关的信用风险外，我们对信用风险的主要敞口是通过出售我们的天然气、NGL和石油生产产生的应收账款，我们将这些应收账款销售给能源公司、最终用户和炼油厂(截至去年12月，我们的应收账款为3.8亿美元)。31,2020)。由于几个重要客户的应收账款集中，我们也面临信用风险。在截至12月的一年中，我们产品的最大买家。2020年31日，约占我们产品收入的11%。我们并不要求我们所有的客户都提供抵押品。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。

供应商风险

我们被要求根据长期合同下的最低数量向我们的服务提供商支付费用，而不考虑实际的吞吐量。

我们有各种运输和天然气加工、收集和压缩服务协议，每份协议都有最低交货量承诺。较低的商品价格可能导致我们的钻井和完井计划减少，这可能导致产量不足，无法充分利用我们稳固的运输和加工能力。我们确定的运输协议将在2021年至2058年的不同日期到期，我们的天然气处理、收集和压缩服务协议将在2021年至2038年的不同日期到期。无论实际吞吐量如何，我们都有义务向我们的某些服务提供商支付最低数量的费用。截至2020年12月31日，我们的长期-在合同期限内，最低数量承诺协议下的定期合同义务总额超过127亿美元。如果我们的产量不足以满足最低产量，或者无法履行全部或部分产量承诺，我们的运营现金流将减少，这可能需要我们减少或推迟计划的投资和资本支出，或者寻求其他融资手段，所有这些都可能对我们的运营结果产生实质性的不利影响。

假设2021年产量与2020年产量保持不变，我们估计2021年未利用运输能力的年度净营销成本为0.08美元/立方米至0.10美元/立方米，这取决于可向第三方销售或用于运输第三方天然气并获取正基差的未利用能力的数量。此外，我们的净营销费用可能会增加，这取决于我们基于未来生产的运输能力的利用率，以及未来多余的运输可以销售给第三方的数量(如果有的话)。

根据我们与Antero Midstream的协议，我们在我们的作业区域选择采油运营商、加工和分馏服务提供商以及水服务提供商的能力可能受到限制。

根据我们与Antero Midstream签订的天然气收集和压缩协议，我们已将我们目前和未来在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州的所有天然气生产集中和压缩交给Antero Midstream，只要此类生产不受其他条件的影响现有的奉献精神。此外，根据我们与Antero Midstream签订的第一要约协议，Antero Midstream有权竞标为我们目前和未来的所有天然气生产提供某些加工和分馏服务(只要它不受预先-中游公司的限制--译者注)；此外，根据我们与Antero Midstream签订的第一要约协议，Antero Midstream有权竞标为我们目前和未来的所有天然气生产提供某些加工和分馏服务现有服务)，并将有权提供此类服务，如果其出价与其他方提出的条款相匹配或比其他方提出的条款更有利。因此，我们使用西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州的其他采集和压缩运营商的能力将受到限制，即使这些运营商可以为我们提供更高效的服务。只要Antero Midstream能够提供有竞争力的报价，我们在任何领域使用其他加工和分馏服务提供商的能力也将受到限制。

根据我们与Antero Midstream签订的供水服务协议，我们致力于在俄亥俄州和西弗吉尼亚州的指定服务区向Antero Midstream提供淡水和废水服务。此外，“供水服务协议”赋予Antero Midstream对这些界定区域以外的任何未来业务区的优先要约权。因此，我们在俄亥俄州和西弗吉尼亚州的专用区域或其他未来运营区域使用其他水服务提供商的能力将受到限制，即使这些提供商可以为我们提供更优惠的价格或更高效的服务。

额外钻机、完井服务、设备、供应、人员和油田服务无法使用或成本高昂，可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力造成不利影响。

石油和天然气行业对合格和经验丰富的现场人员、地质学家、地球物理学家、工程师和其他专业人员的需求可能波动很大，往往与天然气和石油价格相关，导致周期性短缺。从历史上看，钻机和修井机、管道和其他设备一直短缺，因为随着钻井数量的增加，对钻机和设备的需求也在增加。我们无法预测这些情况未来是否会存在，如果存在，它们的时间和持续时间将是什么。这种短缺可能会推迟或导致我们的资本预算中没有预留的重大支出，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。

我们天然气加工设施的运营中断可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

我们与加工设施(包括MPLX和合资企业拥有的加工设施)签订了协议，以适应我们目前的运营和未来的发展计划。这些设施的任何重大中断都可能导致我们削减我们的

未来的发展和生产计划，这可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。

由于不在操作员控制范围内的情况，处理设施的操作可能会暂时或永久部分或完全关闭，例如：

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意外周转或灾难性事件，包括地震、龙卷风、飓风、洪水、火灾、恶劣天气、爆炸和其他自然灾害对设施、相关设备和周围财产造成的损害；

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政府当局或法院程序施加的限制；*

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造成停工、减速的劳动困难；

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设施运行所需的电力、水和其他资源供应中断；

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不符合适用规范的NGL对设施造成的损害；

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分馏能力或市场准入不足，无法支持产量，包括缺乏轨道车、驳船、卡车和管道能力，或市场限制，包括某些NGL产品需求减少或市场有限；以及

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恐怖分子或网络攻击。

收购、剥离和接管

我们可能会面临与收购物业有关的风险。

要成功收购生产型物业，需要对几个因素进行评估，包括：

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可采储量；

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未来天然气、天然气和石油价格及其适用差异；

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营运成本；以及

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潜在的环境和其他责任。

这些评估的准确性本质上是不确定的。与这些评估相关的是，我们对我们认为总体上符合行业惯例的科目属性进行了审查。我们的审查不会揭示所有现有的或潜在的问题，也不会允许我们充分熟悉这些物业，以充分评估它们的不足之处和能力。不一定要对每口井都进行检查，即使进行了检查，也不一定能观察到地下水污染等环境问题。即使发现了问题，卖方也可能不愿意或无法针对全部或部分问题提供有效的合同保护。我们往往没有资格获得环境责任的合同赔偿，而是以“原样”的方式获得财产。

我们可能无法进行有吸引力的收购或成功整合被收购的业务，任何做不到这一点都可能扰乱我们的业务。

未来，我们可能会收购补充或扩展现有业务的业务。我们可能找不到有吸引力的收购机会。即使我们确实找到了有吸引力的收购机会，我们也可能无法完成收购，或者无法以商业上可以接受的条件完成收购。

任何完成的收购的成功将取决于我们将收购的业务有效地整合到我们现有业务中的能力。整合被收购企业的过程可能涉及不可预见的困难，并可能需要我们不成比例的管理和财政资源。此外，未来可能的收购规模可能会更大，收购价格也可能比之前收购时支付的价格高得多。不能保证我们能够找到合适的收购机会、谈判可接受的条款、以可接受的条款获得收购融资或成功收购已确定的目标。我们未能实现整合节约，未能成功整合收购的业务和资产

为了将任何不可预见的经营困难降至最低，可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大不利影响。

此外，管理我们债务的协议对我们进行合并或合并交易的能力施加了一定的限制。这样的协议还限制了我们招致某些债务的能力，这可能间接限制我们从事收购业务的能力。

我们的公司注册证书和章程，以及特拉华州的法律，都包含可能阻止收购报价或合并提议的条款，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。

我们的公司注册证书和章程中的某些条款可能会使第三方更难获得对我们的控制权，即使控制权的变更对我们的股东有利。除其他事项外，我们的公司注册证书和附例：

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提供股东提名董事候选人的预先通知程序，或其他股东提议提交给我们的股东会议，这可能会阻止我们的股东在年度会议或特别会议上向我们的股东提出某些事项；

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提供我们的董事会能够授权发行一个或多个系列的优先股，这使得我们的董事会未经股东批准，发行具有投票权或其他权利或优惠的优先股，这可能会阻碍任何改变我们控制权的企图的成功，并可能具有阻止敌意收购或推迟我们控制权或管理层变动的效果；

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规定只有通过我们的决议，才能更改授权的董事人数。董事会;

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规定在符合任何系列优先股持有人就相关优先股指定的董事选举董事或填补空缺的权利的情况下，所有空缺，包括新设立的董事职位，均须由当时在任的大多数董事(即使不足法定人数)的持有人投赞成票或由唯一剩余的董事填补，而不会由我们的股东填补；

●

规定在符合任何系列优先股持有人在特定情况下选举董事的权利(如有)的前提下，我们的股东要求或允许采取的任何行动必须在正式召开的股东年会或特别会议上进行，并且不得通过任何书面同意代替该等股东的会议来实施；

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为我们的董事会将董事分为三级，每一级的人数尽量相等，交错任职三年；

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规定除任何系列优先股(如有)的股份持有人有权罢免根据本公司的公司注册证书选出的该系列优先股(包括根据该证书指定的任何优先股)的董事外，董事可随时被免职，但只可基於理由，并由所有有权在董事选举中投票的所有已发行有表决权股份的过半数投票权持有人随时免职；

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规定我们的股东特别会议只能由我们的首席执行官、我们的董事会或我们的董事会根据多数董事通过的决议，如果没有空缺，我们将拥有董事总数；

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规定：(I)发起人及其关联公司被允许(直接或间接)参与风险资本和其他直接投资，投资于从事任何种类、性质或种类业务的公司、合资企业、有限责任公司和其他实体；(Ii)发起人及其关联公司被允许在任何此类投资的董事会或类似管理机构中拥有权益、参与、帮助和维持席位，在每种情况下，这些投资可能、正在或将与我们的业务和我们的子公司的业务或在与我们相同或相似的业务线上具有竞争力。或者可能适合我们或我们的子公司，以及(Iii)除有限的例外情况外，我们在法律允许的最大范围内放弃了在该等公司机会中的任何权益或预期，或在获得参与该等公司机会的机会方面放弃了任何利益或预期；

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规定公司注册证书的规定只能由持有至少66 2/3%的已发行普通股投票权的持有者投赞成票才能修改或废除，该持股人有权对公司注册证书进行投票，并作为一个类别一起投票；以及

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规定我们的附例可以通过(A)和(A)来修改或废除。董事会或(B)在持有我们已发行普通股至少662/3%的投票权并有权就此投票的股东投赞成票后，我们的股东将作为一个类别一起投票。

我们已选择不受“特拉华州公司法”(下称“DGCL”)第203节有关公司收购的规定的约束。

一般来说，DGCL第2203节的规定禁止特拉华州公司，包括其证券在纽约证券交易所上市交易的公司，在股东成为有利害关系的股东之日起三年内与该股东从事任何业务合并，除非：

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在此之前，导致股东成为有利害关系的股东的企业合并或交易经我公司批准。董事会;

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在导致该股东成为有利害关系的股东的交易完成后，该有利害关系的股东在交易开始时至少拥有该公司已发行的有表决权股票的85%(不包括某些指定股份)；或

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在此期间或之后，业务合并由我们的董事会并在股东大会上由至少三分之二的未发行有表决权股票的股东授权，而该股份不属于利害关系股东所有。

DGCL的第2203条允许特拉华州的一家公司选择不受该条的规定管辖。203.根据我们的公司注册证书，我们明确选择不受第203.因此，吾等不受DGCL第2203条的任何反收购效力或保障，尽管不能保证吾等日后不会根据吾等公司注册证书的修订而选择受DGCL第2203条的管限。

我们的某些股东在我们附属公司的投资可能会与其他股东的利益发生冲突。

保罗·M·雷迪(Paul M.Rady)，格伦·C·沃伦(Glen C.Warren)与约克敦有关联的某些基金(统称为“发起人”)总共拥有Antero Midstream公司的大量普通股。Rady先生和Warren先生以及一位与Yorktown有关联的个人担任我们的董事会成员和Antero Midstream的董事会成员。发起人还拥有我们普通股的很大一部分股份。由于在Antero Midstream的投资，发起人可能与其他股东存在利益冲突。我们与赞助商之间未来可能会出现利益冲突，其中包括与我们的融资、资本支出和业务计划有关的决定，我们与Antero Midstream及其子公司的协议条款，以及对潜在竞争性商业活动或商业机会的追求。

我们2026年可转换票据的条款可能会推迟或阻止对我们的有利收购。

我们2026年可转换票据(如本文定义)的某些条款以及管理此类票据的契约可能会使第三方试图收购我们变得更加困难或昂贵。例如，如果收购构成了“根本性的变化”(如管理此类票据的契约所定义)，那么我们2026年可转换票据的持有者将有权要求我们以现金形式回购他们的2026年可转换票据。此外，如果接管构成了“彻底的根本改变”(如契约所定义)，那么我们可能被要求暂时提高转换率。在任何一种情况下，在其他情况下在这种情况下，我们根据2026年可转换票据和管理此类票据的契约承担的义务可能会增加收购我们的成本或以其他方式阻止第三方收购我们，包括在我们2026年可转换票据持有人或我们普通股持有人可能认为有利的交易中。

我们可能无法以有吸引力的条件处置资产，并可能被要求保留某些事项的负债。

我们的业务和融资计划可能会定期包括剥离某些资产。然而，我们不能完全控制资产剥离的时机，资产剥离的延迟可能会减少我们可能从资产剥离中获得的好处，例如通过出售非核心资产来减少管理层的分心，以及获得减少债务和有助于我们流动性的现金收益。

如果我们决定处置资产，各种因素可能会对我们处置资产的能力产生实质性影响，包括是否有买家愿意以我们可以接受的价格购买资产，特别是在大宗商品价格下跌和波动的时候。

资本结构与资本可获得性

我们的勘探和开发项目需要大量的资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的石油和天然气储量下降。

石油和天然气行业是资本密集型行业。我们在勘探、开发、生产和收购石油和天然气储备方面投入了大量资本支出，并预计将继续投入。2020年，我们用于与钻井、完井和土地支出相关的投资活动的现金流约为8.71亿美元。我们的董事会已经批准了2021年的净资本预算6.35亿美元，其中包括5.9亿美元的钻井和完井费用和45美元的费用。租赁支出为100万美元。我们的资本预算不包括收购。我们预计将用运营产生的现金和Antero Midstream的股息为这些资本支出提供资金，我们不控制这些股息的时间或金额(如果有的话)；然而，我们的融资需求可能需要我们通过发行债务或股权证券或出售资产来大幅改变或增加资本化。我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的资本预算有很大不同，原因包括大宗商品价格、实际钻探结果、钻井平台和其他服务和设备的可用性，以及监管、技术和竞争方面的发展。大宗商品价格从当前水平下降可能会导致我们的实际资本支出减少，这将对我们维持生产的能力产生负面影响。有关我们获得资金能力的风险的更多讨论，请阅读“-如果大宗商品价格下跌，信贷机制下的借款基数可能会减少，这可能会阻碍或阻止我们满足未来的资本需求。我们还可能被要求提供额外的抵押品，作为对我们在某些合同安排下业绩的财务保证，这可能会对我们的信贷安排下的可用流动资金产生不利影响。“

发行额外债务将要求我们的运营现金流的一部分用于支付债务的利息和本金，从而降低我们使用运营现金流为营运资本、资本支出和收购提供资金的能力。

我们的运营现金流和获得资本的机会受到许多变量的影响，包括：

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我们已探明的储量；

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我们现有油井能够生产的碳氢化合物水平；

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我们产品的销售价格；

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我们获取、定位和生产新储量的能力；

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我们的商品衍生产品组合的价值；以及

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我们在信贷安排下借款的能力。

如果我们的收入或信贷安排下的借款基数因天然气、NGL和石油价格持续低迷、经营困难、储量下降或任何其他原因而下降，我们获得维持目前水平运营所需的资本的能力可能有限。如果需要额外资本，我们可能无法以我们可以接受的条件获得债务或股权融资(如果有的话)。如果我们业务产生的现金流或信贷安排下的可用借款不足以满足我们的资本要求，未能获得额外融资可能会导致我们与物业开发相关的业务减少，进而可能导致我们的储备和产量下降，并可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

我们可能无法产生足够的现金来偿还我们所有的债务，并可能被迫采取其他行动来履行我们债务下的义务，这可能不会成功。

我们是否有能力对我们的债务义务(包括信贷安排、我们的优先票据和我们的2026年可转换票据)进行预定付款或再融资，取决于我们的财务状况和经营业绩，这些因素受到当时的经济和竞争条件以及某些财务、业务和其他我们无法控制的因素的影响。我们可能无法维持足够的经营活动现金流水平，使我们能够支付债务的本金、溢价(如果有的话)和利息，包括优先票据和2026年可转换票据。

如果我们的现金流和资本资源不足以为我们的偿债义务提供资金，我们可能会被迫减少或推迟投资和资本支出，出售资产，寻求额外的资本，或者重组或再融资我们的债务，包括优先票据。例如，我们的资产出售计划的收益被用来偿还一部分债务。我们对债务进行重组或再融资的能力，将取决于资本市场(包括债务证券市场)的状况，以及我们当时的财务状况。对我们的债务进行再融资可能会以更高的利率进行，并可能要求我们遵守更繁重的公约，这可能会进一步限制我们的商业运营。现有或未来债务工具的条款，包括管理我们的优先票据和2026年可转换票据的契约，可能会限制我们采用其中一些替代方案。此外，如果我们未能及时支付未偿债务的利息和本金，可能会导致我们的信用评级被下调，这可能会损害我们产生额外债务的能力，并可能导致我们不得不向某些交易对手提供抵押品或信用证。在缺乏足够的现金流和资本资源的情况下, 我们可能面临严重的流动性问题，并可能被要求处置重大资产或业务，以履行我们的偿债和其他义务。管理我们的优先票据和2026年可转换票据的信贷安排和契约对我们处置资产和使用此类处置所得收益的能力施加了某些限制。我们可能无法完成这些处置，任何此类处置的收益可能不足以履行当时到期的任何偿债义务。这些替代措施可能不会成功，也可能不允许我们履行预定的偿债义务。

如果大宗商品价格下跌，信贷安排下的借款基数可能会减少，这可能会阻碍或阻止我们满足未来的资本需求。我们还可能被要求提供额外的抵押品，作为我们在某些合同安排下业绩的财务保证，这可能会对我们的信贷安排下的可用流动性产生不利影响。

信贷安排下的借款基数目前为28.5亿美元，信贷安排下的贷款人承诺为2.64亿美元。十亿美元。我们的借款基数每半年由贷款人根据某些因素(包括我们的准备金和对冲头寸)每半年重新确定一次，下一次借款基数的重新确定计划在2021年4月进行。我们的借款基数可能会因为天然气、NGL或石油价格下降、经营困难、储备下降、贷款要求或法规下降、发行新债务或任何其他原因而减少。我们不能肯定，如果有需要，以及在需要的程度上，是否能以可接受的条件提供资金。如果我们的借款基数因商品价格下跌或其他原因而减少，我们可能无法在到期时履行义务，并可能被要求偿还超过重新确定的借款基数的任何债务。此外，我们可能无法进入股权或债务资本市场，包括优先无担保票据市场，以履行我们的义务。因此，我们可能无法执行我们的钻探和开发计划、进行收购或以其他方式执行我们的业务计划，这可能对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响，并削弱我们偿还债务的能力。

此外，如果我们的信用评级被下调，我们可能需要以信用证或现金的形式提供额外的抵押品，作为我们在某些合同安排(如管道运输合同)下履行业绩的财务保证。我们未偿还信用证的增加可能会影响我们在信贷安排下的可用流动资金。

我们可能无法进入股权或债务资本市场来履行我们的义务。

大宗商品价格下跌可能会导致金融市场对整个能源行业的股价和公司的信贷能力施加下行压力。例如，在2020年的部分时间里，优先无担保票据市场对我们这样的高收益发行人不利。我们的发展计划可能需要进入资本和信贷市场。虽然高收益债务证券市场在2020年经历了一段时间的改善，但如果高收益市场恶化，或者如果我们无法以可接受的条件或根本无法获得其他债务或股权融资手段，我们可能无法实施我们的发展计划或以其他方式执行我们的业务计划，这可能对我们的财务状况和经营业绩产生实质性的不利影响，并削弱我们偿还债务的能力。

我们现有和未来债务协议中的限制可能会限制我们的增长和我们从事某些活动的能力。

信贷安排载有多项重要的公约(除限制产生额外债务的公约外)，包括限制性公约，这些公约可能会限制我们的能力，其中包括：

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出售资产；

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贷款给他人；

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进行投资；

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进行兼并；

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支付某些款项；

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对未来生产进行套期保值；

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产生留置权；以及

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在未经贷款人事先同意的情况下从事某些其他交易。

管理我们高级票据的契约包含类似的限制性契约。此外，信贷安排要求我们维持某些财务比率，或在我们无法遵守这些比率时减少负债。这些限制，加上管理我们的优先票据和2026年可转换票据的契约中的那些限制，也可能限制我们获得未来融资的能力，以抵御我们业务或整体经济未来的低迷，或以其他方式进行必要的公司活动。我们也可能被阻止利用出现的商机，因为我们优先票据和2026年可转换票据契约下的限制性契约以及信贷安排对我们施加了限制。

信贷安排将我们可以借入的金额限制在借款基准额以内，贷款人根据我们贷款的石油和天然气物业以及商品衍生品的预计收入，自行决定每半年一次的借款基准额。贷款人可以单方面调整借款基数和信贷安排下允许未偿还的借款。借款基数的任何增加都需要持有100%承诺的贷款人的同意。有关我们获得信贷融资能力的风险的更多讨论，请阅读“-如果大宗商品价格下跌，信贷融资下的借款基数可能会减少，这可能会阻碍或阻止我们满足未来的资本需求。我们还可能被要求提供额外的抵押品，作为对我们在某些合同安排下业绩的财务保证，这可能会对我们的信贷安排下的可用流动资金产生不利影响。“

在任何适用的宽限期之后，违反信贷安排中的任何契约都将导致该协议下的违约。如果不免除违约，可能会导致该贷款下未偿还债务的加速，并导致其他债务协议下未偿还债务的违约和加速。加速的债务将成为立即到期和应付的债务。如果发生这种情况，我们可能无法支付所需的全部款项，也无法借入足够的资金为这些债务进行再融资。即使当时有新的融资，也不一定是我们可以接受的条件。

提高利率可能会对我们的业务产生不利影响。

我们的业务和经营业绩可能会受到资金可获得性、条款和成本、利率上升或信用评级下调等因素的影响。这些变化可能会导致我们的经营成本增加，限制我们寻求收购机会的能力，减少用于钻探的现金流，并使我们处于竞争劣势。例如，在2020年，我们估计信贷安排下的平均未偿还借款约为8.71亿美元，利率上升1.0%对这一负债金额的影响将导致同期的利息支出增加约870万美元，并相应减少我们的现金流和所得税影响前的净收入。此外，如果我们的信用评级被下调，将触发向某些交易对手交付信用证的某些义务，这将对我们的可用流动性产生不利影响。全球金融市场的中断和波动可能导致信贷供应收缩，影响我们为业务融资的能力。经营活动提供的现金净额或信贷供应大幅减少，可能会对我们实现发展计划和经营业绩的能力产生重大不利影响。

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

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

债务，可能会限制我们回购2026年可转换票据或支付转换时到期现金金额的能力。我们无法履行2026年可转换票据规定的义务，可能会影响我们普通股的交易价格。

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

遵守规例

水力压裂是从低渗透地下岩层中开采天然气和/或石油的一种重要而普遍的做法。水力压裂过程包括通过套管和固井井筒在压力下将水、砂和化学物质注入目标地下地层，以压裂围岩并刺激生产。我们经常使用水力压裂作为我们业务的一部分，国内大多数石油和天然气行业也是如此。水力压裂通常由州石油和天然气委员会监管，但EPA已根据SDWA对涉及使用柴油的某些水力压裂活动确立了联邦监管机构，并于2014年2月就此类活动发布了许可指南。此外，EPA在2016年6月敲定了禁止水力压裂作业废水排放到公有污水处理厂的规定。

此外，国会不时考虑立法，根据SDWA对水力压裂进行联邦监管，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。未来可能会再次考虑监管水力压裂的新立法，尽管目前我们无法预测任何此类立法的时间或范围。在州一级，有几个州已经通过或正在考虑法律要求，这些要求可能会对水力压裂活动施加更严格的许可、披露和油井建设要求。例如，俄亥俄州立法机构通过了一项法律，要求石油和天然气运营商披露用于水力压裂油井的化学成分，并对拟建水平井附近的某些水井进行钻前基线水质采样。地方政府还可以寻求在其管辖范围内通过法令，规范一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。一些州和市政当局已经禁止水力压裂，另一些州和市政当局则寻求完全禁止水力压裂。如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会招致潜在的巨额额外成本来满足这些要求，在勘探、开发或生产活动中遇到延误或缩减，甚至可能被禁止钻探油井。

由于适用于我们业务活动的环境和职业健康与安全要求，我们的运营可能面临重大延误、成本和责任。

由于适用于我们勘探、开发和生产活动的环境和职业健康与安全要求，我们可能会招致重大延误、成本和责任。这些延误、成本和责任可能根据与保护环境、职业健康和工作场所安全有关的一系列联邦、地区、州和地方法律法规产生，包括法规和执法政策，这些法规和执法政策往往会随着时间的推移变得越来越严格，从而导致获得许可证和其他监管批准的等待时间更长。不遵守这些法律和法规可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，征收清理和现场修复费用和留置权，在某些情况下，可能会发布限制或要求停止某些作业的命令或禁令。

根据某些环境法，可能会施加严格的、连带的责任，这可能会导致我们对他人的行为或我们自己采取行动时遵守所有适用法律的行为的后果承担责任。此外，对人员或财产(包括自然资源)的损害索赔可能源于我们的运营对环境和职业健康以及工作场所安全的影响。在与此有关的诉讼中，我们不时被点名为被告。例如，在西弗吉尼亚州的另一起诉讼中，我们被列为被告，原告指控我们的石油和天然气活动使他们暴露在危险物质中，并损坏了他们的财产。此外，新的法律、法规或执法政策可能会更加严格，并施加不可预见的责任或大幅增加合规成本。如果我们不能通过保险或增加收入来收回由此产生的成本，我们的业务、财务状况或经营结果可能会受到不利影响。

我们受制于复杂的联邦、州、地方和其他法律法规，这些法规可能会对我们开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响，或使我们承担重大责任。

我国油气勘探、生产、加工、运输等业务受到复杂而严格的法律法规约束。为了按照这些法律法规开展我们的业务，我们必须从联邦、州和地方政府当局获得并保持大量的许可、批准和证书。我们可能会因遵守这些现行法律和法规而招致巨额费用。此外，如果对现有法律法规进行修订或重新解释，或者如果新的法律法规适用于我们的运营，我们的合规成本可能会增加。这些成本可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

我们的业务受联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规由对天然气、NGL和石油的勘探、生产、加工和运输的各个方面拥有管辖权的政府机构解释和执行。例如，在拜登总统当选和民主党在国会参众两院占多数之后，我们的运营可能会受到更大的环境、健康和安全限制，特别是在水力压裂、许可和温室气体排放方面。不遵守此类法律和法规，包括政府当局的任何不断变化的解释和执行，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。

现有法规或新法规的变化可能会对我们产生不利影响。这种潜在的法规可能会增加我们的运营成本，减少我们的流动性，延迟或停止我们的运营，或者以其他方式改变我们的业务方式，这反过来可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。

联邦、州或地方监管机构对我们部分资产管辖范围的改变或这些机构政策的改变可能会导致对我们资产的监管力度加大，这可能会导致我们的收入下降，运营费用增加。

第(1)节新机场管理局第1(B)条豁免天然气收集设施受联邦能源管制委员会根据新机场管理局作为天然气公司的规管。尽管FERC尚未对我们的任何设施做出任何正式决定，但我们相信，我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确定管道作为采集者的地位的传统测试，而不受天然气公司的监管。然而，FERC监管的传输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别一直是重大诉讼的主题，FERC根据具体情况确定设施是否正在收集设施-案例依据。因此，根据FERC、法院或国会未来的决定，我们收集设施的分类和监管可能会发生变化，这种增加的监管可能会导致我们的收入下降，运营费用增加，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。

如果我们未能遵守FERC管理的所有适用的法规、规则、法规和命令，我们可能会受到重罚和罚款。

根据2005年的EPAct，FERC根据NGA拥有民事处罚权，可以对目前的违规行为处以每天约130万美元的罚款，并返还与任何违规行为相关的利润。虽然我们的系统没有受到FERC在NGA下的监管，但FERC已经通过了一些法规，这些法规可能会使我们的某些其他非-FERC管辖设施符合FERC年度报告要求。FERC可能会不时考虑或通过与这些和其他事项有关的附加规则和立法。如果未来不遵守这些规定，我们可能会承担民事处罚责任，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。

我们的业务受到一系列与气候变化相关的风险的影响，这些风险可能导致运营成本增加，限制我们可能进行石油和天然气勘探和生产活动的领域，并减少对我们产品的需求。

气候变化的威胁继续在美国和其他国家引起相当大的关注。在美国，联邦一级还没有实施全面的气候变化立法。然而，拜登总统强调，解决气候变化问题是他的政府的优先事项，其中包括提出并通过气候变化立法的某些潜在倡议。此外，联邦监管机构、州和地方政府以及私人部门已经(或宣布他们计划采取)行动，对我们的运营产生或可能产生重大影响。例如，为了回应二氧化碳、甲烷和其他温室气体排放危害公众健康和环境的调查结果，环境保护局根据联邦清洁空气法的现有条款通过了法规，其中包括建立PSD

对某些已经是某些主要或标准污染物排放的潜在主要污染源的大型固定污染源的建设和第五章运营许可审查。为其温室气体排放获得PSD许可的设施还将被要求满足各州或在某些情况下由EPA为这些排放建立的“最佳可用控制技术”标准。美国环保署的这些规定可能会对我们的运营产生不利影响，并限制或推迟我们获得新来源或修改来源的空气许可的能力。此外，美国环保署已通过规则，要求每年监测和报告美国特定陆上和海上油气生产源的温室气体排放，其中包括我们的某些业务。

2016年6月，美国环保署敲定了被称为OOOA子部的新法规，该法规为新建和改装的石油和天然气生产以及天然气加工和传输设施的甲烷和挥发性有机化合物建立了排放标准。美国环保署的一揽子规则包括首次制定的标准，以解决所有来源类别的设备和流程的甲烷排放问题，包括水力压裂油井和天然气井完井。此外，该一揽子规则扩展了美国环保署OOOO分部下的现有VOC标准，将以前不受监管的设备纳入石油和天然气来源类别。2020年9月，EPA最终敲定了2016年标准的修正案，将运输和储存部分从石油和天然气来源类别中删除，并取消了对生产和加工设施的甲烷特定要求。然而，拜登总统上任第一天就签署了一项行政命令，要求暂停、修订或废除2020年9月的规定，并恢复或发布新的、修改后的和现有石油和天然气设施的甲烷排放标准。鉴于加强监管的长期趋势，未来石油和天然气行业的联邦温室气体监管仍然是可能的，包括西弗吉尼亚州和俄亥俄州在内的几个州已经或正在考虑对石油和天然气生产活动的甲烷排放实施自己的监管。

此外，拜登总统还发布了行政命令，再次承诺美国遵守巴黎协定，并指示联邦政府开始制定该协定下美国国家确定的减排目标。目前还无法预测这一命令以及为履行美国在《巴黎协定》下的承诺而颁布的任何立法或法规的影响。

对气候变化威胁的担忧也导致美国的政治风险增加，包括拜登总统和其他公职人员做出的与气候变化有关的承诺。其中包括承诺采取行动限制排放和削减石油和天然气的生产，例如通过停止租赁联邦土地用于碳氢化合物开发。2021年1月27日，拜登总统签署了一项行政命令，呼吁对气候变化采取实质性行动，其中包括联邦政府增加使用零排放汽车，取消对化石燃料行业的补贴，以及加强对各机构和经济部门与气候相关风险的重视。其他可能采取的行动包括对管道基础设施或液化天然气出口设施的发展提出更严格的要求，以及对石油和天然气设施实施更严格的温室气体排放限制。

化石燃料公司也越来越多地面临与气候变化威胁相关的诉讼风险。许多城市和其他地方政府已在州或联邦法院对最大的化石燃料公司提起诉讼，指控这些公司生产导致气候变化的燃料，造成了公共滋扰。根据股东和消费者保护法，这些公司也被起诉，指控这些公司已经意识到气候变化的不利影响，但没有充分披露这些影响。我们目前没有参与任何此类诉讼，但可能会在未来提出类似责任要求的诉讼中被点名。在涉及社会压力、政治或其他因素的情况下，可以在不考虑我方对所称损害的原因或贡献，或其他减轻因素的情况下施加此类责任。

此外，为了应对与气候变化相关的担忧，化石燃料行业的公司可能面临越来越大的财务风险。金融机构，包括投资顾问和某些主权财富、养老金和捐赠基金，可能会选择在未来将部分或全部投资转移到与化石燃料无关的行业。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也变得更加关注可持续的贷款做法，其中一些机构未来可能会选择不向化石燃料能源公司提供资金。还有一种风险是，金融机构将被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资金的效果的政策。最近，美联储(Federal Reserve)宣布加入了绿色金融系统网络(Network For Green The Financial System)，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融领域与气候相关的风险。化石燃料行业可用资本的大幅减少可能会增加为勘探、开发、生产、运输和加工活动获得资金的难度，这可能导致对我们产品的需求减少，或者以其他方式对我们的财务业绩产生不利影响。

通过和实施与气候变化或石油和天然气设施温室气体排放相关的新的或更严格的国际、联邦或州立法、法规或其他监管举措，可能会导致合规成本或消费成本增加，从而减少对我们产品的需求。此外，政治、诉讼和金融风险

这可能导致(I)限制或取消某些石油和天然气生产活动，(Ii)就气候变化造成的据称损害承担责任，或(Iii)损害我们继续以经济方式运营的能力。这些发展中的一个或多个可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生实质性的不利影响。

最后，应该指出的是，一些科学家已经得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴、洪水、干旱和其他极端气候事件的频率和严重程度增加；如果发生任何此类影响，有可能对我们的资产造成有形损害或影响水的供应，从而可能对我们的勘探和生产活动产生不利影响。此外，虽然我们对天气条件变化的考虑以及在设计中纳入安全因素的目的是为了减少气候变化和其他事件可能带来的不确定性，但我们减轻这些事件的不利影响的能力在一定程度上取决于我们设施的有效性以及我们的灾害准备和响应以及业务连续性规划，而这些可能没有考虑到或准备好应对每一种可能发生的情况。

与野生动物保护相关的法规可能会对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。

我们作业区的石油和天然气作业可能会受到旨在保护各种野生动物的法规的不利影响。例如，2020年1月28日，美国哥伦比亚特区地区法院命令美国联邦安全局重新考虑将北方长耳蝙蝠列为濒危物种而不是濒危物种的决定。在进行基础物业业务的地区，将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，或将受威胁物种重新指定为濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或者可能导致我们的勘探和生产活动受到限制。这限制了我们在这些地区作业的能力，并可能在那几个月加剧对钻机、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能会导致周期性的短缺。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会推迟我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。

人力资本

高级管理人员或技术人员的流失可能会对业务产生不利影响。

我们依赖于我们的高级管理人员和技术人员的服务。我们不会维护，也不打算购买任何针对这些个人损失的保险。失去高级管理层或技术人员，包括董事长兼首席执行官保罗·M·拉迪和总裁兼首席财务官小格伦·C·沃伦的服务，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

我们的管理人员和员工为我们和Antero Midstream提供服务。

我们的所有高管和某些其他人员为Antero Midstream提供公司、一般和行政服务，在向Antero Midstream提供服务时，根据服务协议条款，我们和Antero Midstream同时受雇于我们和Antero Midstream。此外，根据借调协议的条款，我们的某些运营人员被借调到Antero Midstream，并在借调期间同时受雇于我们和Antero Midstream。因此，为我们和Antero Midstream提供服务的官员和员工的时间和精力可能会有实质性的竞争。如果这些管理人员和员工不对我们业务的管理和运营给予足够的重视，我们的财务业绩可能会受到影响。

所得税

如果我们的净营业亏损(“NOL”)结转有限，我们没有产生预期的扣除额，或者税务机关对我们的某些税务立场提出质疑，我们未来的纳税义务可能比预期的要大。

截至2020年12月31日，我们有美国联邦和州NOL结转分别为23亿美元和20亿美元，其中一些在2032年至2040年的不同日期到期，而另一些则没有到期日。我们目前希望能够利用这些NOL结转并产生扣减，以抵消我们未来的应税收入。这一预期是基于我们对我们的收入、资本支出和净营运资本等方面的假设，以及我们的NOL结转不受修订后的1986年《国税法》第382条规定的未来限制的假设。第382条“)，或者其他。

第382条一般对公司在经历“所有权变更”(根据第382条确定)时可用于抵消应税收入的NOL结转金额施加年度限制。所有权变更通常发生在一个或多个股东(或股东群体)，他们每人被认为拥有该公司至少5%的股票，在滚动的三年期间内，他们的所有权比他们最低的所有权百分比高出50个百分点以上。如果我们要进行所有权变更，我们的NOL结转的使用将受到第382条规定的年度限制，该限制是通过将所有权变更时我们的股票价值乘以所有权变更发生当月有效的适用长期免税税率来确定的，但需要进行某些调整，这可能导致我们的NOL结转的一部分在使用之前到期。任何未使用的年度限制可能会延续到以后的年份。任何对我们利用NOL结转来抵扣我们未来产生的收入或收益的能力的限制，都可能导致未来的所得税支出，这可能会对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。

此外，我们对现行所得税法律的任何重大解释差异，包括最终财政部条例或实施减税和就业法案的其他解释性指导的发布，或者美国国税局或其他税务机关对我们一个或多个税务立场的挑战，都可能影响我们的税务立场。虽然我们预计能够利用我们的NOL结转并产生扣除以抵消我们未来的应税收入，但如果未按预期产生扣除，我们的一个或多个纳税状况被美国国税局成功质疑(在税务审计或其他方面)，或者我们的NOL结转受到未来限制(包括由于第382条规定的所有权变更)，我们未来的纳税义务可能比预期的要大。

未来可能的立法或征收新的或增加的税收或费用通常会影响天然气和石油勘探开发公司的税收，并可能对我们的运营和现金流产生不利影响。

在过去的几年里，已经提出了联邦和州一级的立法，如果成为法律，将对税法进行重大修改，包括对目前天然气和石油勘探和开发公司可用的某些关键的美国联邦和州所得税条款进行修改。例如，拜登总统提出了几项税收提案，如果这些提案成为法律，将对美国税法做出重大改变。这些建议包括但不限于(I)提高适用于企业的美国所得税税率和(Ii)取消对化石燃料的税收补贴。国会可以考虑拜登政府将进行的税收改革方面的部分或全部提案。目前尚不清楚这些或类似的变化是否会生效，如果通过，任何此类变化都会在多长时间内生效。此外，我们运营或拥有资产的州可能会对天然气和石油开采征收新的或增加的税收或费用。由于这些提案和美国联邦所得税法的其他类似变化而导致的任何立法的通过，或者对天然气和石油开采征收新的或增加的税收或费用，都可能对我们的运营和现金流产生不利影响。

一般风险

我们普通股的价格可能会波动，你的投资可能会损失很大一部分。

普通股的市场价格可能会波动，由于普通股市场价格的波动，普通股持有者可能无法按照或高于他们购买普通股的价格转售普通股。

可能对我们普通股的市场价格产生重大影响的具体因素包括：

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我们的经营和财务业绩和前景以及我们普通股的交易价格；

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我们可能宣布的任何股息的水平；

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我们的财务指标增长率的季度变化，如净收入和收入；

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负债水平；

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分析师变更营收或盈利预估或发表研究报告；

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媒体或投资界的投机行为；

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其他股东出售本公司普通股；

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我们或我们的竞争对手宣布重大合同、收购、战略伙伴关系、合资企业、证券发行或资本承诺；

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一般市场状况；

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会计准则、政策、指引、解释或者原则的变更；

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税收法律、法规的不利变化；

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国内和国际经济、法律和监管因素与我们的业绩相关。

在公开市场上出售我们普通股的大量股票可能会对我们股票的市场价格产生不利影响。

在公开市场出售我们普通股的大量股票，或根据AR LTIP向我们的董事和高级管理人员授予股份，或认为这些出售或授予可能发生，可能会降低我们普通股的市场价格。我们普通股的所有股票都可以自由交易，不受限制，也不受证券法的进一步登记，除非这些股票是由我们的任何“关联公司”持有的，这一术语在规则中有定义。144根据证券法。我们无法预测未来我们普通股或可转换为我们普通股的证券的发行规模，也无法预测未来发行和出售我们普通股的股票将对我们普通股的市场价格产生的影响(如果有的话)。

未来我们的普通股可能会被稀释，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。

我们不受限制，可以从我们的法定资本中增发普通股。未来，我们可能会发行普通股，为未来的活动、收购或其他目的筹集现金。我们也可以通过现金和普通股的组合或仅使用普通股的股票来获得其他公司的权益。我们也可以发行可转换为普通股的证券，或可交换为普通股的证券，或代表接受我们普通股的权利的证券。例如，在某些情况下，2026年可转换票据可能会在预定条款之前由持有人选择转换。在这种转换后可发行的普通股在公开市场上的任何销售都可能对我们普通股的现行市场价格产生不利影响。此外，2026年可转换票据的存在可能会鼓励市场参与者卖空，因为2026年可转换票据的转换可以用来满足空头头寸，或者2026年可转换票据预期转换为我们普通股的股票可能会压低我们普通股的价格。这些事件中的任何一个都可能稀释我们股东的所有权利益，降低我们的每股收益，或者对我们普通股的股价产生不利影响。

我们的公司注册证书指定特拉华州衡平法院为我们股东可能发起的某些类型的诉讼和诉讼的唯一和独家论坛，这可能会限制我们的股东在与我们或我们的董事、高级管理人员、员工或代理人的纠纷中获得有利的司法论坛的能力。

吾等的公司注册证书规定，除非吾等以书面形式同意选择另一法院，否则特拉华州衡平法院(下称“衡平法院”)将在适用法律允许的最大范围内，成为(I)任何代表吾等提起的任何衍生诉讼或法律程序、(Ii)任何声称违反吾等任何董事、高级职员、雇员或代理人对吾等或吾等股东所负受信责任的索赔的任何诉讼的唯一及排他性法院，(Iii)任何声称违反吾等任何董事、高级职员、雇员或代理人对吾等或吾等股东的受信责任的诉讼。我们的公司注册证书或我们的附例，DGCL授予衡平法院的管辖权或(Iv)。任何对我们提出索赔的诉讼，均受内政原则管辖，在每一种情况下，均受大法官法院对其中被指定为被告的不可或缺的当事人拥有属人管辖权的管辖。上述条款不适用于根据《证券法》、《交易法》或美国联邦法院拥有专属管辖权的任何索赔。任何人士或实体购买或以其他方式收购或持有本公司股本股份的任何权益，将被视为已知悉并同意前一句中所述的公司注册证书的规定。这种法院条款的选择可能会限制我们的股东在司法法院提出它认为有利于与其或其董事、高级管理人员、员工或代理人发生纠纷的索赔的能力，这可能会阻止针对我们和这些人的此类诉讼。或者，如果法院发现我们的公司注册证书中的这些条款不适用于一种或多种特定类型的诉讼或法律程序，或者不能强制执行，我们可能会在其他司法管辖区产生与解决此类问题相关的额外费用，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

我们可能会发行优先股，其条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。

本公司的公司注册证书授权本公司董事会在未经本公司股东批准的情况下发行一种或多种类别或系列的优先股，这些优先股具有此类指定、优先股、限制和相关权利，包括优先股。

在我们的普通股分红和分配方面，作为我们的董事会可能会决定。我们优先股的一个或多个类别或系列的条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。例如，我们可能会授予某一类别或系列优先股的持有者在所有情况下或在特定事件发生时选举一定数量的董事的权利，或否决特定交易的权利。同样，我们可能分配给优先股持有人的回购或赎回权或清算优先权可能会影响我们普通股的剩余价值。

项目1B。未解决的员工意见

不适用。

项目3.法律诉讼

本项目所需资料载于合并财务报表附注16-或有事项，并并入本文。

第294项矿山安全信息披露

不适用。

第二部分

第五项注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券

普通股

我们有一类已发行的普通股，我们的普通股，每股面值0.01美元。我们的普通股在纽约证券交易所上市，交易代码为“AR”。2021年2月12日，我们的普通股由158名创纪录的持有者持有。持有者人数不包括以“被提名人”或“街道”名义持有我们普通股的股东。

发行人购买股票证券

下表列出了我们在每个时期的股票回购活动：


				总数
				的股份	近似值
				已回购	美元价值
				作为	的股份
	总数			公开	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
2020年10月1日-2020年10月31日⁽¹⁾	13,550	$	3.62	—	$	—
2020年11月1日-2020年11月30日	—		—	—		—
2020年12月1日-2020年12月31日	—		—	—		—
总计	13,550	$	3.62	—	$	—

(1)	所购股份总数包括2020年10月回购的13,550股，相当于我们转让给我们的普通股股份，以履行我们员工持有的限制性股票和限制性股票单位归属时产生的预扣税款义务。

股息限制

我们支付股息的能力受(I)特拉华州一般公司法的规定，(Ii)我们的公司注册证书和章程的规定，(Iii)与我们2022年到期的5.125优先票据、2023年到期的5.625优先票据、2025年到期的5.00%优先票据、2026年到期的8.375优先票据、2029年到期的7.625%优先票据和2026年到期的4.25%可转换优先票据有关的契约以及(Iv)。信贷机构。我们没有就我们的普通股支付或宣布任何股息。未来我们普通股的现金股息(如果有的话)由董事会自行决定，并将取决于我们的收益、资本要求、财务状况和其他相关因素。不能保证我们会为普通股支付任何现金股息。

股票表现图表

下图显示了假设2015年12月31日投资于我们每股普通股标准普尔100美元的累计总股东回报。标准普尔500指数(S&P500)和道琼斯美国石油天然气指数(Dow Jones U.S.Oil&Gas Index)。我们认为，道琼斯美国石油天然气指数(Dow Jones U.S.Oil&Gas Index)很有意义，因为它是对类似规模能源公司业绩的独立、客观的看法。

本表格10-K中“股票表现图表”标题下的信息是根据证券法S-K条例第2.01(E)项的规定“提供”的，除S-K条例第2.01(E)项所规定的以外，不得被视为向证券交易委员会“征集材料”或“存档”，也不应被视为符合第14A或14C条的规定，也不应被视为符合交易所法第18条的责任，并且不应被视为通过引用的方式并入根据证券交易法提交的任何文件中，但不包括在证券交易法的第2.01(E)项中。

第6项：精选财务数据

下表显示了Antero Resources Corporation及其合并子公司(包括Antero Midstream Partners)截至所示日期的选定历史合并财务数据，包括Antero Midstream Partners2019年3月12日。自2019年3月13日起，我们不再合并Antero Midstream。合作伙伴并使用权益会计方法核算我们在Antero Midstream的权益。有关权益法投资的进一步讨论，请参阅合并财务报表附注6-权益法投资。

截至2018年12月31日、2019年12月31日、2019年12月31日和2020年12月31日止年度的精选经营表数据和现金流量表数据，以及截至2019年12月31日和2020年12月31日的资产负债表数据，均取自我们的经审计合并财务报表，包括在本年度报告表格10中的第(8)项-K.T.他选择了截至2016年12月31日和2017年12月31日的营业报表数据和现金流量表数据，截至2016年12月31日、2017年和2018年12月31日的资产负债表数据来自我们的经审计的合并财务报表，该报表没有包括在本年度报告的Form 10-K表中的第(8)项。

截至2016年12月31日的年度资产负债表数据已重新编制，以显示2016年采用会计准则更新(ASU)第2015-03号的影响，该准则简化了债务发行成本的列报，要求与已确认债务负债相关的债务发行成本在资产负债表上列报，直接从该负债的账面金额中扣除。

我们截至2016年12月31日和2017年12月31日的历史运营业绩反映出美国联邦公司税率为35%。自2018年1月1日起，美国联邦企业税率从35%降至21%。因此，我们在这一变化之前的历史经营业绩反映出，与后一时期的财务业绩相比，美国联邦公司税率更高。

以下所列选定的财务数据是通过参考“项目”整体限定的，并且应与“项目”一起阅读。7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析“以及我们的合并财务报表和本年度报告(Form 10-K)中其他部分的相关附注。


	截至12月31日的年度，
(单位为千，每股除外)	2016		2017		2018		2019		2020
运营报表数据：
营业收入和其他：
天然气销售	$	1,260,750		1,769,284		2,287,939		2,247,162		1,809,952
NGLS销量		432,992		870,441		1,177,777		1,219,162		1,161,683
石油销售		61,319		108,195		187,178		177,549		112,270
商品衍生品公允价值损益		(514,181)		658,283		(87,594)		463,972		79,918
收集、压缩、水处理和处理		12,961		12,720		21,344		4,478		—
营销		393,049		258,045		458,901		292,207		310,572
营销衍生产品公允价值损益		—		(21,394)		94,081		—		—
递延收入摊销		—		—		—		—		14,507
出售资产的收益		97,635		—		—		—		—
其他收入		—		—		—		4,160		2,797
营业总收入和其他		1,744,525		3,655,574		4,139,626		4,408,690		3,491,699
业务费用：
租赁经营		50,090		89,057		136,153		145,720		98,865
采集、压缩、加工和运输		882,838		1,095,639		1,339,358		2,146,647		2,530,838
生产税和从价税		66,588		94,521		126,474		125,142		106,775
营销		499,343		366,281		686,055		549,814		469,404
探索		6,862		8,538		4,958		884		1,083
油气性质减损		162,935		159,598		549,437		1,300,444		223,770
中游资产减值准备		—		23,431		9,658		14,782		—
损耗、折旧和摊销		809,873		824,610		972,465		914,867		861,870
资产出售损失						—		951		348
资产报废债务的增加		2,473		2,610		2,819		3,762		3,421
一般和行政(包括2016、2017、2018、2019年和2020年基于股权的薪酬支出分别为102,421美元、103,445美元、70,413美元、23,559美元和23,317美元)		239,324		251,196		240,344		178,696		134,482
合同终止和钻井平台堆放		—		—		—		14,026		14,290
业务费用共计		2,720,326		2,915,481		4,067,721		5,395,735		4,445,146
营业收入(亏损)		(975,801)		740,093		71,905		(987,045)		(953,447)
其他费用：
水溢流		—		—		—		125,000		—
出售权益法投资股份的损失		—		—		—		(108,745)		—
未合并关联公司收益(亏损)中的权益		485		20,194		40,280		(143,216)		(62,660)
权益法投资减值		—		—		—		(467,590)		(610,632)
Antero Midstream Partners LP解除合并的收益		—		—		—		1,406,042		—
交易费用		—		—		—		—		(7,244)
利息支出，净额		(253,552)		(268,701)		(286,743)		(228,111)		(199,872)
提前清偿债务的损益		(16,956)		(1,500)		—		36,419		175,962
其他收入(费用)合计		(270,023)		(250,007)		(246,463)		619,799		(704,446)
所得税和非持续经营前的收益(亏损)		(1,245,824)		490,086		(174,558)		(367,246)		(1,657,893)
所得税优惠		496,376		295,051		128,857		74,110		397,482
净收益(亏损)和含非控制性利息的综合收益(亏损)		(749,448)		785,137		(45,701)		(293,136)		(1,260,411)
可归因于非控制性权益的净收益和综合收益		99,368		170,067		351,816		46,993		7,486
可归因于Antero Resources公司的净收益(亏损)	$	(848,816)		615,070		(397,517)		(340,129)		(1,267,897)

普通股每股收益(亏损)-基本	$	(2.88)		1.95		(1.26)		(1.11)		(4.65)
每股普通股收益(亏损)-摊薄	$	(2.88)		1.94		(1.26)		(1.11)		(4.65)


	截至12月31日的年度，
(千)	2016		2017		2018		2019		2020
资产负债表数据(期末)：
现金和现金等价物	$	31,610		28,441		—		—		—
其他流动资产		370,977		804,646		806,613		922,885		574,139
流动资产总额		402,587		833,087		806,613		922,885		574,139
天然气性质，按成本计算(成功努力法)：
未证明的性质		2,331,173		2,266,673		1,767,600		1,368,854		1,175,178
生产属性		9,549,671		11,096,462		12,705,672		11,859,817		12,260,713
水处理和处理系统		744,682		946,670		1,013,818		5,802		5,802
收集系统和设施		1,723,768		2,050,490		2,470,708		—		—
其他财产和设备		41,231		57,429		65,842		71,895		74,361
		14,390,525		16,417,724		18,023,640		13,306,368		13,516,054
减少累计损耗、折旧和摊销		(2,363,778)		(3,182,171)		(4,153,725)		(3,327,629)		(3,869,116)
财产和设备，净额		12,026,747		13,235,553		13,869,915		9,978,739		9,646,938
其他资产		1,826,216		1,192,850		842,936		4,295,945		2,929,768
总资产	$	14,255,550		15,261,490		15,519,464		15,197,569		13,150,845

流动负债	$	817,388		762,096		853,540		1,040,139		983,054
长期负债		4,703,973		4,800,090		5,461,688		3,758,868		3,001,593
其他长期负债		1,005,611		823,168		716,759		3,427,819		3,075,927
总股本		7,728,578		8,876,136		8,487,477		6,970,743		6,090,271
负债和权益总额	$	14,255,550		15,261,490		15,519,464		15,197,569		13,150,845
其他财务数据：
经营活动提供的净现金	$	1,241,256		2,006,291		2,081,987		1,103,458		735,640
投资活动所用现金净额	$	(2,395,138)		(2,461,630)		(2,350,724)		(1,041,490)		(530,061)
融资活动提供(用于)的现金净额	$	1,162,019		452,170		240,296		557,564		(205,579)
资本支出	$	2,495,429		2,216,753		2,210,586		1,422,155		874,357
调整后的EBITDAX	$	1,384,442		1,244,394		1,717,120		1,247,671		1,002,016

调整后的EBITDAX是一项非GAAP财务指标，我们将其定义为净收益(亏损)，包括扣除利息支出、利息收入、商品衍生品和营销衍生品的损益、递延收入的摊销，但包括除衍生品货币化收益以外的衍生品损益中的现金净收入或衍生工具付款、所得税、减值、损耗、折旧、摊销和增值、勘探费用、基于股权的补偿、提前清偿债务、终止合同和支付衍生工具的损益。出售资产的损益、Antero Midstream Partners相关调整和Martica相关调整。

截至2019年3月12日，Antero Midstream的财务业绩合作伙伴包括在我们的合并结果中。自2019年3月13日起，我们不再合并Antero中游合作伙伴，并使用权益会计方法说明我们在Antero Midstream的权益。见附注6-权益法投资有关权益法投资的更多信息，请参见合并财务报表。调整后的EBITDAX包括就Antero有限合伙人权益收到的分配截至2019年3月12日的中游合作伙伴公共单位。

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。

下表显示了我们的净收益(包括非控制性利息)与调整后的EBITDAX的对账，以及我们的调整后的EBITDAX与经营活动提供的现金净额(根据我们的合并现金流量表提供的净现金)的对账，在每种情况下，这两种情况下的合并现金流量表都显示了这两种情况。调整后的EBITDAX还不包括Antero Midstream Partners的业绩，以提供与Antero Resources当前结构的可比性，因为自2019年3月13日起，我们不再合并Antero Midstream Partners的业绩。这些调整在下表中作为Antero Midstream Partners的相关调整披露。


	截至十二月三十一日止的年度，
(千)	2016		2017		2018		2019		2020
净收益(亏损)与调整后EBITDAX的对账：
Antero Resources Corporation的净收益(亏损)和综合收益(亏损)	$	(848,816)		615,070		(397,517)		(340,129)		(1,267,897)
可归因于非控股权益的净收益(亏损)和综合收益(亏损)		99,368		170,067		351,816		46,993		7,486
未实现商品衍生品收益(亏损)		1,517,264		305,563		701,071		(138,882)		725,011
结算营销衍生品的收益(亏损)		—		21,394		(94,081)		—		—
营销衍生工具公允价值收益		—		—		72,687		—		—
衍生货币化收益		—		(749,906)		(370,365)		—		(9,007)
递延收入摊销		—		—		—		—		(14,507)
(收益)出售资产的损失		(97,635)		—		—		951		348
Antero Midstream Partners LP解除合并的收益		—		—		—		(1,406,042)		—
利息支出，净额		253,552		268,701		286,743		228,111		199,872
提前清偿债务的(收益)损失		16,956		1,500		—		(36,419)		(175,962)
所得税优惠拨备		(496,376)		(295,051)		(128,857)		(74,110)		(397,482)
损耗、折旧、摊销和增值		812,346		827,220		975,284		918,629		865,291
油气性质减损		162,935		159,598		549,437		1,300,444		223,770
中游资产减值准备		—		23,431		9,658		14,782		—
权益法投资减值		—		—		—		467,590		610,632
勘探费		6,862		8,538		4,958		884		1,083
股权薪酬费用		102,421		103,445		70,413		23,559		23,317
未合并关联公司的权益(收益)亏损		(485)		(20,194)		(40,280)		143,216		62,660
来自未合并关联公司的分配/股息		7,702		20,195		46,415		157,956		171,022
州特许经营税		50		—		—		—		—
出售权益法投资股份的损失		—		—		—		108,745		—
合同终止和钻井平台堆放		—		—		—		14,026		14,290
水溢流		—		—		—		(125,000)		—
简化交易手续费		—		—		—		15,482		—
交易费用		—		—		—		—		7,244
		1,536,144		1,459,571		2,037,382		1,320,786		1,047,171
Antero Midstream合作伙伴相关调整⁽¹⁾		(151,702)		(215,177)		(320,262)		(73,115)		—
Martica相关调整⁽²⁾		—		—		—		—		(45,155)
调整后的EBITDAX	$	1,384,442		1,244,394		1,717,120		1,247,671		1,002,016

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	$	1,384,442		1,244,394		1,717,120		1,247,671		1,002,016
Antero Midstream合作伙伴相关调整⁽¹⁾		151,702		215,177		320,262		73,115		—
Martica相关调整⁽²⁾		—		—		—		—		45,155
利息支出，净额		(253,552)		(268,701)		(286,743)		(228,111)		(199,872)
勘探费		(6,862)		(8,538)		(4,958)		(884)		(1,083)
流动资产和流动负债的变动		(32,920)		76,035		(25,423)		35,542		(109,047)
州特许经营税		(50)		—		—		—		—
简化交易手续费		—		—		—		(15,482)		—
交易费用		—		—		—		—		(7,244)
衍生货币化收益		—		749,906		370,365		—		9,007
衍生品合约支付的溢价		—		—		(13,318)		—		—
其他项目		(1,504)		(1,982)		4,682		(8,393)		(3,292)
经营活动提供的净现金	$	1,241,256		2,006,291		2,081,987		1,103,458		735,640

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

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

项目七、管理层对财务状况和经营成果的讨论分析

以下对我们财务状况和经营结果的讨论和分析应与我们的合并财务报表和本年度报告(Form 10-K)其他部分包含的相关附注一起阅读。下面的讨论包含“转发-前瞻性陈述“反映我们未来的计划、估计、信念和预期业绩。我们提醒，对未来事件的假设、预期、预测、意图或信念可能，而且往往与实际结果不同，差异可能是实质性的。一些可能导致实际结果与我们的预期不同的关键因素包括：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运营因素，资本市场的总体状况，以及我们进入资本市场的能力，世界卫生事件(包括新冠肺炎大流行)的影响，以及影响我们业务的环境法规或诉讼和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鉴于这些风险、不确定因素和假设，远期-看起来讨论的事件可能不会发生。参见“关于远期的告诫声明-看起来像是结算单。“此外，请参阅“项目”标题下描述的风险因素和其他警示声明。1A.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来开发我们的储量和生产，主要是基于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。我们的钻探机会集中在阿巴拉契亚盆地。截至2020年12月31日，我们在阿巴拉契亚盆地拥有约515,000英亩净地。此外，我们估计约174,000英亩的租赁净地可能是上泥盆统稍浅的页岩的潜在用途。

截至2020年12月31日，我们估计的已探明储量约为17.6Tcfe，其中包括10.0Tcf的天然气，745MMBbl的假定回收乙烷，491MMBbl的C3+NGL和32MMBbl的石油。这意味着估计的探明储量比2019年12月31日减少了7%。这些储量估计是由我们的内部储备工程师和管理层准备的，并由我们的独立储备工程师审计。截至2020年12月31日，我们现有的租赁面积上大约有2133个潜在的水平井位置，被归类为已探明的、可能的和可能的。

我们经营以下行业：(I)天然气、NGL和石油的勘探、开发和生产；(Ii)营销公司过剩的运输能力；以及(Iii)通过我们对Antero Midstream公司的股权投资提供中游服务。如下所述以及本Form 10-K年度报告(自2019年3月13日起生效)中的其他部分，我们不再合并Antero Midstream Partners的业绩。我们所有的业务都是在美国进行的。

最新发展和亮点

新冠肺炎大流行

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

对大宗商品价格的影响。

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。我们在采取措施保护我们的雇员和合同工的健康和安全的同时，继续按照这些法规允许的方式运作。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。我们的大部分非现场员工继续在家中远程工作，通过这些安排，我们能够保持一致的效率水平，包括维持我们的日常运营、我们的财务报告系统和我们对财务报告的内部控制。

我们的天然气、NGL和产油区位于富含液体的阿巴拉契亚盆地。尽管油价下跌对我们的石油收入产生了负面影响，但在截至2020年12月31日的一年中，石油销售额约占我们总收入的3%。虽然天然气价格在2020年上半年也有所下降，但基准Henry Hub价格在第三季度有所回升，2020年下半年平均价格为2.32美元/立方米。同样，随着汽油需求的增加，C3+NGL价格在2020年下半年也有所改善，支撑了正丁烷(NC4)、异丁烷(IC4)和戊烷(C5)的价格，所有这些都用于汽油。新冠肺炎疫情降低了汽油需求，迫使C5价格在2020年4月的大部分时间里低于丙烷价格，降至每加仑0.4美元以下，自那以来，随着2021年1月基准C5价格在每加仑1.05美元至1.25美元之间反弹。

此外，我们还通过固定价格合同对冲了2021年以加权平均价格每MMBtu 2.77美元每天销售2.2bcf天然气的交易。我们的对冲覆盖了我们2021年预期天然气产量的大部分。我们还有固定价格的合同，2021年每天出售1.9万桶乙烷，加权平均价为每加仑0.20美元，每天销售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，无论是由于开发活动减少、关闭或通过我们资产出售计划下的交易造成的，都不会影响我们实现对冲收益的能力。

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

2020年第四季度，我们将C3+NGL净产量的43%用于出口，并在宾夕法尼亚州马库斯胡克(Marcus Hook)实现了每加仑C3+NGL净产量比蒙特贝尔维尤(Mont Belvieu)溢价0.11美元。我们以每加仑0.06美元的折扣出售了剩余57%的C3+NGL净产量，价格低于位于俄亥俄州霍普代尔的蒙特贝尔维尤(Mont Belvieu)定价。我们预计，到2021年，我们在马库斯胡克(Marcus Hook)的C3+NGL全年产量将至少有48%用于出口，溢价高于贝尔维尤山(Mont Belvieu)。

第四季度，凝析油与西德克萨斯中质原油的差额约为12美元/桶。对冲前石油变现在第二季度和第三季度初受到负面影响，因为Antero以大幅折扣出售数量给WTI，以避免关闭产量。这段由大流行推动的凝析油需求疲软时期，恰逢Antero的活跃完井期，这带来了大量凝析油产量。更大的石油差价带来的负面影响被在此期间保持完整的天然气和NGL产量的好处所抵消。Antero预计，随着2020年第四季度油价差正常化，其2021年全年已实现油价差将处于9.00美元/桶至11.00美元/桶区间的高端。

我们的供应链也没有经历过任何重大中断。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。此外，在新冠肺炎大流行之前，我们已经开发了一系列多样化的买家和目的地，以及我们凝析油体积的现场和非现场存储能力，这些能力在很大程度上仍然可供我们使用。

此外，正如下文“-资本资源和流动性-2020年资本支出和2021年资本预算”中所讨论的，我们宣布2021年的钻井和完井资本预算比2020年减少21%。在第四季度，我们继续强调完井效率和钻井更长的侧向，导致油井成本大幅提高。第四季度，油井成本平均为每侧脚约680美元，受益于这些效率的提高和平均超过15,000英尺的侧向长度。油井成本大约是当归一化为12,000英尺的横向长度时，每英尺690美元。我们预计，基于12000英尺的侧向，2021年第一季度的油井成本平均为每英尺660美元。我们继续监督我们的五年钻探计划，并将根据需要进行进一步修订。

于2020年第一季度及之前两个季度，我们确认了与大宗商品价格下跌和我们在Antero Midstream Corporation的投资价值相关的各种减值费用。目前，我们预计我们对Antero Midstream Corporation的权益法投资不会有任何进一步的减值费用，因为我们的权益法投资的价值自2020年第一季度末以来有所增加。如果我们遇到生产中断、远期商品价格自2020年12月31日起进一步或持续下跌、未解决的存储容量限制或新冠肺炎疫情造成的其他后果，可能会发生与我们资产相关的额外减值费用。

2020年10月，支持我们信贷安排的借款基数每半年重新确定一次，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4月，这可能会影响我们可用的借款和流动性。

此外，我们的借款能力直接受到我们被要求以信用证形式向第三方(主要是管道运力提供商)提供的财务担保金额的影响。在新冠肺炎大流行期间，我们必须提供的金融担保金额没有增加，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，没有执行或要求任何让步，也没有对任何协议条款进行实质性修改。

新冠肺炎大流行、商品市场波动以及由此导致的金融市场不稳定是我们无法控制的变量，可能会对我们从运营现金流中产生的资金、未合并子公司的分配、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。

融资亮点

债务回购计划

在截至2020年12月31日的年度内，我们通过公开市场回购、投标报价和赎回，以加权平均折让13%的价格回购了14亿美元的优先票据本金。我们确认，在截至2020年12月31日的一年中，由于提前清偿回购的债务，我们获得了1.76亿美元的收益。因此，我们5.375的优先票据将于11月到期。2021年1月1日(以下简称《2021年票据》)自2020年11月30日起全面退役。此外，我们按面值全额赎回了2022年12月1日到期的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。有关更多信息，请参阅合并财务报表附注8-长期债务。

资产出售计划

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。我们达到了与2020年第三季度相关的产量门槛，并在截至2020年12月31日的一年中获得了5100万美元的现金分配。有关更多信息，请参阅附注4-合并财务报表的交易记录。

2020年8月10日，我们完成了一笔批量生产付款交易，获得约2.16亿美元的净收益(“VPP”)。*关于VPP，我们与摩根大通风险投资能源公司(JPM-VEC)签订了一份购销协议，以及一份运输协议和生产和营销协议，从2020年7月1日起，我们将在西弗吉尼亚州生产干气的物业(“VPP Properties”)中转让相当于以下价值的最高特许权使用费权益

在VPP预期的七年任期内，136,589,000 MMBtu。有关更多信息，请参阅附注4-合并财务报表的交易记录。

对于2021年以外的每一期，我们将为年内所有待钻油井提出资本预算和估计内部回报率(“IRR”)，并在双方同意每一期的估计内部回报率超过指定回报率的情况下，QL将有义务参与该期。对于QL参与的每一年度分期付款，QL将在该分期付款中的每个油井泥浆中获得按比例计算的工作利息百分比。如果我们提交一份年度资本预算，其估计内部收益率等于或超过特定回报，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提供参与后续部分的机会。在每一批年度结束后不早于12月31日，我们将计算该批年度的部分内部收益率，如果该部分内部收益率超过某些指定回报，我们将收到QL一次性支付该年度部分的结转。

发行可转换优先债券及优先债券

2020年8月21日，我们发行了本金总额为2.5亿美元的4.25%优先无担保可转换票据(“2026年可转换票据”)。2020年9月2日，我们额外发行了3750万美元的2026年可转换票据。初始兑换率为每1,000美元2026年可转换票据本金230.2026股我们的普通股，可根据特定事件的发生进行调整。有关更多信息，请参阅下面的“-债务协议和合同义务-高级无担保票据”和附注8-合并财务报表中的长期债务。

2021年1月4日，我们按面值发行了5亿美元，利率为8.375的优先债券，于2026年7月15日到期(“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”)。2026年票据和2029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。2026年债券和2029年债券与我们其他未偿还的高级债券并驾齐驱。2026年债券和2029年债券由我们的全资子公司和我们未来的某些受限子公司以全面和无条件的、共同和几个高级无担保基础提供担保。有关更多信息，请参阅下面的“-债务协议和合同义务-高级无担保票据”和附注8-合并财务报表中的长期债务。

可转换票据证券化

2021年1月12日，我们完成了以每股6.35美元的价格向我们2026年可转换票据的某些持有人注册直接发行(“股票发行”)，总计3140万股我们的普通股。我们使用股票发行的收益和信贷安排下约6300万美元的借款，以私下协商的交易方式从这些持有人手中回购2026年可转换票据的本金总额1.5亿美元(“可转换票据回购”，与股票发行统称为“证券化交易”)。有关详细信息，请参阅合并财务报表中的附注8-长期债务。

股票回购计划

我们董事会批准的股票回购计划于2020年3月31日到期。在该计划到期之前，我们在2020年第一季度以每股1.54美元的加权平均价回购并注销了28,193,237股普通股，金额约为4300万美元。

我们的收入来源

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天然气、天然气和石油销售收入。我们的收入主要来自天然气和石油产品的销售，以及在加工过程中从我们的天然气中提取的NGL的销售。我们的生产完全来自美国大陆；然而，我们的一些生产收入要归功于出口我们产品的客户。在2020年，我们的生产收入约59%来自天然气销售，41%来自NGL和石油销售。天然气、天然气和石油价格本质上是不稳定的，受许多因素的影响

不在我们的控制范围之内。我们所有的产品都来自天然气井，其中一些还生产通过加工提取的NGL，以及石油。

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商品衍生品。为了实现更可预测的现金流，并减少我们对价格下行的风险敞口，我们利用衍生品工具对我们很大一部分生产的未来销售价格进行对冲。我们主要签订固定价格的天然气、NGL和天然气石油掉期合约，其中我们收取或支付固定价格和可变市场价格之间的差额，以及基差掉期合约，以对冲纽约商品交易所(“NYMEX”)指数价格和当地指数价格之间的差额。在每个会计期末，我们估计这些掉期的公允价值，因为我们没有选择对冲会计，所以我们在收益中确认这些衍生工具的公允价值的变化。我们预计我们的产品价格和衍生工具的公允价值将继续波动。

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营销收入。营销收入主要来自购买和销售第三方天然气和NGL的活动，以及向第三方推销过剩的公司运输能力的活动。

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收集、压缩、水处理和处理收入。收集、压缩、水处理和处理收入来自我们在Antero Midstream Partners的所有权权益，直至2019年3月12日，此后Antero Midstream的所有权权益。

我们成本结构的主要组成部分

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租赁运营费用。这些是为维持我们的生产而产生的运营成本。这些成本包括采出水的输送、水处理、水处理、监控生产井的人工相关成本、维护、维修和修井费用。这些费用的成本水平可能会根据产水量、油田服务的供求、活动水平和其他因素而有所不同。

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采集、压缩、加工、运输。这些成本包括从Antero Midstream购买服务的成本，以及支付给其他低成本和高成本运营的第三方的费用。输送我们气体的压力收集系统。它们还包括从我们生产的天然气中加工和提取NGL以及将我们的天然气、NGL和石油运往市场的成本。我们经常签订固定价格的长期合同-确保运输和处理能力的定期合同，其中可能包括最低数量承诺，其成本包括在与过剩能力无关的范围内。与产能过剩相关的成本包括在营销费用中。

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生产税和从价税。生产税和从价税包括遣散费和从价税。离职税是根据销售价格的一定比例(而不是套期保值价格)或按州当局制定的固定单位费率对生产的天然气和石油缴纳的。从价税是根据我们储备的价值以及财产和设备的价值来缴纳的。

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营销费用。我们购买和销售第三方天然气和NGL，并根据长期合同销售我们的过剩产能。营销成本包括购买第三方天然气和NGL的成本。我们还将与在拥有足够的生产和基础设施以充分利用这些过剩产能之前签订的产能相关的公司运输成本归类为营销费用，因为我们将这些过剩产能营销给第三方。我们为我们目前和预期的未来生产中的很大一部分签订了长期的公司运输协议，以确保主要管道的运力。

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探险费用。这些主要是与不成功的租赁努力有关的成本，以及地质和地球物理成本，包括地震成本和未成功勘探干井的成本。

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石油和天然气性质的减损。该等成本包括与租约期满相关的减值及成本、与不再计划投入使用的土地相关的设计减值及初期成本，以及因未来商品价格下跌而对已探明物业的减值。当我们根据剩余租约期限、水库性能、大宗商品价格前景以及未来开发英亩土地的计划等因素确定已到期或即将到期的租约已减值时，我们会对已到期或即将到期的租约收取减值费用。当事件或环境变化显示某项物业的账面金额可能无法收回时，我们亦按地质储存层基准记录已探明物业的减值费用。

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损耗、折旧和摊销。损耗、折旧和摊销(“DD&A”)包括获得、勘探和开发天然气、NGL和石油所产生的资本化成本的系统费用。作为一家成功的努力公司，我们利用与我们的收购和开发努力以及所有成功的勘探努力相关的所有成本，并使用生产单位法来分配这些成本。折旧是在资产的估计使用年限内使用直线计算的。

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一般和行政费用。这些成本包括管理费用，包括我们员工的工资和福利、维护我们总部的成本、管理我们生产和开发业务的成本、审计和其他专业费用、保险、法律费用和其他行政费用。一般和行政费用还包括基于股权的非现金薪酬费用。有关详细信息，请参阅合并财务报表的附注10-基于股权的薪酬和留任奖励。

●

利息支出。我们通过信贷融资为资本支出、营运资金需求和收购提供部分资金，信贷融资以LIBOR或最优惠利率为基础，利率可变。因此，我们产生了大量的利息支出，这既受到利率波动的影响，也受到我们融资决策的影响。截至12月，本金余额为6.61亿美元的2022年票据的固定利率为5.125%，本金余额为5.74亿美元的2023年票据的固定利率为5.625%，本金余额为5.9亿美元的2025年票据的固定利率为5.00%，本金余额为2.875亿美元的2026年可转换票据的固定利率为4.25%。有关更多信息，请参阅合并财务报表附注8-长期债务。

●

所得税费用。我们需要缴纳州和联邦所得税，但目前在联邦所得税方面没有现金纳税。我们的财务报表所得税支出和我们的联邦所得税负债之间的差异主要是由于石油和天然气资产的税收和财务报表处理方式的差异，非控股权益的影响，以及出于税收目的未结算的商品衍生品收益的延迟，直到它们结清。如果州所得税或特许经营税是根据收入以外的基础确定的，我们确实要缴纳一些州所得税或特许经营税。当我们的递延税项负债超过我们的递延税项资产时，我们已经记录了递延所得税费用。有关详细信息，请参阅合并财务报表中的附注14-所得税。

运营结果

我们有三个经营部门：(1)天然气、天然气和石油的勘探、开发和生产；(2)通过我们对Antero Midstream公司的股权投资，销售和利用公司过剩的运输能力，收集和加工；以及(3)中游服务。Antero Midstream的运营收入主要来自Antero为我们的勘探和生产运营提供的服务的部门间交易中游搭档。合并后取消了所有部门间交易，包括Antero提供的水处理和处理服务的收入中游合作伙伴，我们将其资本化为已证实的房地产开发成本。截至2019年3月12日，我们包含了Antero的结果中游我们的合并财务报表中的合作伙伴。自2019年3月13日起，我们不再巩固Antero的成果中游在我们的业绩中，我们是合作伙伴；然而，我们的部门披露包括我们未合并附属公司的部门，因为它们对我们的运营具有重要意义。有关简化交易的进一步讨论，请参阅附注3-Antero Midstream Partners LP在合并财务报表中的解除合并，在合并财务报表中请参阅附注18-分部信息以披露我们的可报告分部。营销收入主要来自购买和销售第三方天然气和NGL的活动，以及营销和利用公司过剩的运输能力。

截至2019年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较

截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度，我们可报告部门的运营业绩如下(以千为单位)：


					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		固形
	生产		营销		公司⁽¹⁾		联属		总计
截至2019年12月31日的年度
收入和其他：
天然气销售	$	2,247,162		—		—		—		2,247,162
天然气液体销售		1,219,162		—		—		—		1,219,162
石油销售		177,549		—		—		—		177,549
商品衍生品公允价值收益		463,972		—		—		—		463,972
收集、压缩、水处理和处理		—		—		849,598		(845,120)		4,478
营销		—		292,207		—		—		292,207
其他收入(亏损)		5,812		—		(57,010)		55,358		4,160
总计	$	4,113,657		292,207		792,588		(789,762)		4,408,690

业务费用：
租赁经营		146,990		—		162,376		(163,646)		145,720
聚集和压缩		825,777		—		41,013		(151,465)		715,325
加工		774,280		—		—		—		774,280
交通运输		657,042		—		—		—		657,042
生产税和从价税		124,202		—		3,830		(2,890)		125,142
营销		—		549,814		—		—		549,814
探索		884		—		—		—		884
油气性质减损		1,300,444		—		—		—		1,300,444
中游资产减值准备		—		—		776,832		(762,050)		14,782
损耗、折旧和摊销		893,161		—		95,526		(73,820)		914,867
资产报废债务的增加		3,699		—		187		(124)		3,762
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		139,320		—		44,596		(28,779)		155,137
基于股权的薪酬		21,082		—		73,517		(71,040)		23,559
或有收购对价的公允价值变动		—		—		8,076		(8,076)		—
合同终止和钻井平台堆放		14,026		—		—		—		14,026
资产出售损失		951		—		—		—		951
总计		4,901,858		549,814		1,205,953		(1,261,890)		5,395,735
营业收入(亏损)	$	(788,201)		(257,607)		(413,365)		472,128		(987,045)

未合并关联公司收益中的权益	$	—		—		51,315		(194,531)		(143,216)

(1)	包括Antero Midstream Partners截至2019年3月12日的综合业绩，以及本公司自2019年3月13日起对Antero Midstream Corporation进行权益法投资的结果。


					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				前轮		交易和
	和				中游		未整合		固形
	生产		营销		公司		联属		总计
截至2020年12月31日的年度
收入和其他：
天然气销售	$	1,809,952		—		—		—		1,809,952
天然气液体销售		1,161,683		—		—		—		1,161,683
石油销售		112,270		—		—		—		112,270
商品衍生品公允价值收益		79,918		—		—		—		79,918
收集、压缩、水处理和处理		—		—		971,391		(971,391)		—
营销		—		310,572		—		—		310,572
递延收入摊销		14,507		—		—		—		14,507
其他收入		2,797		—		(70,672)		70,672		2,797
总计	$	3,181,127		310,572		900,719		(900,719)		3,491,699

业务费用：
租赁经营	$	98,865		—		—		—		98,865
聚集和压缩		834,758		—		165,386		(165,386)		834,758
加工		909,038		—		—		—		909,038
交通运输		787,042		—		—		—		787,042
生产税和从价税		106,775		—		—		—		106,775
营销		—		469,404		—		—		469,404
探索		1,083		—		—		—		1,083
油气性质减损		223,770		—		—		—		223,770
中游资产减值准备		—		—		673,640		(673,640)		—
损耗、折旧和摊销		861,870		—		108,790		(108,790)		861,870
资产报废债务的增加		3,421		—		180		(180)		3,421
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		111,165		—		39,435		(39,435)		111,165
基于股权的薪酬		23,317		—		12,778		(12,778)		23,317
合同终止、钻井平台堆放及其他费用		14,290		—		15,219		(15,219)		14,290
资产出售损失		348		—		2,929		(2,929)		348
总计		3,975,742		469,404		1,018,357		(1,018,357)		4,445,146
营业亏损	$	(794,615)		(158,832)		(117,638)		117,638		(953,447)

未合并关联公司收益(亏损)中的权益	$	(62,660)		—		86,430		(86,430)		(62,660)

截至2019年12月31日的年度的勘探和生产部门业绩与截至2020年12月31日的年度相比

下表列出了勘探和生产部门截至2019年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度的精选运营数据：


	截止的年数				总金额为
	12月31日，				增加		百分比
	2019		2020		(减少)		变化
生产数据^{(1) (2)}:
天然气(Bcf)		822		875		53	6	%
C2乙烷(MBBL)		15,861		19,709		3,848	24	%
C3+NGL(MBBL)		39,445		48,341		8,896	23	%
机油(MBbl)		3,632		4,412		780	21	%
合并(Bcfe)		1,175		1,310		135	11	%
日联合产量(MMcfe/d)		3,220		3,578		358	11	%
衍生产品结算前的平均价格⁽³⁾:
天然气(每立方英尺)	$	2.74		2.07		(0.67)	(24)	%
C2乙烷(每桶)	$	7.85		5.77		(2.08)	(26)	%
C3+NGL(每BBL)	$	27.75		21.68		(6.07)	(22)	%
油(每桶)	$	48.88		25.45		(23.43)	(48)	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	3.10		2.35		(0.75)	(24)	%
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)	$	3.14		2.79		(0.35)	(11)	%
C2乙烷(每桶)	$	7.85		5.65		(2.20)	(28)	%
C3+NGL(每BBL)	$	27.41		23.91		(3.50)	(13)	%
油(每桶)	$	50.92		38.91		(12.01)	(24)	%
加权平均合并(按Mcfe)	$	3.38		2.96		(0.42)	(12)	%
平均成本(每立方米)：
租赁经营	$	0.13		0.08		(0.05)	(38)	%
聚集和压缩	$	0.70		0.64		(0.06)	(9)	%
加工	$	0.66		0.69		0.03	5	%
交通运输	$	0.56		0.60		0.04	7	%
生产税和从价税	$	0.11		0.08		(0.03)	(27)	%
营销费用净额	$	0.22		0.12		(0.10)	(45)	%
损耗、折旧、摊销和增值	$	0.76		0.66		(0.10)	(13)	%
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)	$	0.12		0.08		(0.04)	(33)	%

(1)	生产数据不包括与VPP相关的数量。

(2)	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商品衍生品结算的收益(但不包括2018年和2020年衍生品货币化的收益)，这些收益不符合套期保值会计的要求，因为我们没有将其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)	2019年的平均实现价格包括与南泽西诉讼相关的5400万美元收益。有关南泽西诉讼的进一步讨论，请参阅合并财务报表附注16-或有事项。剔除南泽西诉讼和解收益的影响，平均实现价格为每Mcf 2.67美元。

天然气销售。天然气销售收入从截至2019年12月31日的一年的22亿美元(包括5400万美元的诉讼收益)下降到截至2020年12月31日的18亿美元，减少了4.37亿美元。详情请参阅附注16--合并财务报表或有事项。

不包括诉讼收益，在截至2020年12月31日的一年中，天然气产量的增加导致天然气销售收入同比增加约1.43亿美元(计算方法是同比产量的变化乘以不包括南泽西诉讼收益的上年平均价格)，而我们价格的下降(不包括衍生品和解和南泽西诉讼收益的影响)导致天然气销售收入同比减少约5.26亿美元(按同比平均变化计算)

NGLS销量。来自NGL销售的收入从截至2019年12月31日的年度的12.2亿美元下降到截至2020年12月31日的11.6亿美元，减少了5700万美元，降幅为5%。NGL产量的增加导致NGL销售收入同比增加约2.77亿美元(按年销量变化乘以上年平均价格计算)，不计衍生品结算影响的价格变化导致NGL销售收入同比减少约3.34亿美元(按年平均价格变化乘以当年产量计算)。

石油销售。石油生产收入从截至2019年12月31日的一年的1.78亿美元下降到截至12月31日的一年的1.12亿美元。2020年31日，减少6600万美元。石油产量的增加导致石油销售收入同比增加3800万美元(按年产量变化乘以上年平均价格计算)，不包括衍生品结算影响的价格变化导致石油销售收入同比减少约1.04亿美元(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2019年12月31日和2020年12月31日的年度，我们的大宗商品对冲带来了4.64亿美元和80美元的衍生品公允价值收益。分别为百万美元。大宗商品衍生品公允价值收益包括截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度结算衍生品收益分别为3.25亿美元和7.95亿美元的现金收益。截至2020年12月31日的年度，商品衍生品公允价值收益(亏损)还包括与衍生品相关的900万美元现金收益，这些衍生品在合同结算日之前货币化。

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2020年12月31日的年度包括与VPP相关的1500万美元递延收入的摊销，这与在此期间根据协议条款交付的产量有关，约为每MMBtu 1.61美元。有关这项交易的更多信息，请参阅附注4-合并财务报表中的交易。

其他收入。截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度，其他收入保持相对稳定，分别为400万美元和300万美元。

租赁经营费。勘探和生产部门的租赁运营费用从截至2019年12月31日的年度的1.46亿美元降至截至2020年12月31日的年度的9900万美元，减少4700万美元或32%。在单位基础上，租赁运营费用从截至2019年12月31日的年度的每立方公尺0.13美元降至截至2020年12月31日的每立方公尺0.08美元，这主要是由于运营效率的提高(包括在完井作业中重复使用生产水和回流水)降低了水处理成本。

收集、压缩、加工和运输费用。收集、压缩、处理和运输费用从截至2019年12月31日的年度的22亿美元增加到截至12月31日的年度的25亿美元。2020年31日。这主要是产量增加11%的结果。收集和压缩成本从截至2019年12月31日的年度的每立方米0.70美元下降到截至2020年12月31日的年度的每立方米0.64美元，这主要是由于天然气价格下降导致燃料成本下降，以及Antero Midstream Corporation提供的4800万美元奖励费用回扣。在截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度内，加工成本分别从每立方米0.66美元增加到每立方米0.69美元，这主要是由于我们的生产组合中的NGL产量增加。然而，每桶NGL的加工成本同比下降。在截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度里，运输成本分别从每立方米0.56美元增加到每立方米0.60美元，这主要是由于落基山脉快速管道运费增加(2019年10月生效)，以及Mountain Xpress管道的需求费用。

生产和从价税费用。总产量和从价税从截至2019年12月31日的一年的1.25亿美元下降到截至12月31日的一年的1.07亿美元。2020年31日，减少了1800万美元，降幅为15%，主要是由于两个时期之间大宗商品价格下降。在每个麦克菲的基础上，生产税和从价税从#年的每麦克菲0.11美元下降到#年的每麦克菲0.11美元。

截至2019年12月31日的年度，截至2020年12月31日的年度，每麦克菲0.08美元。在截至2019年12月31日和2020年12月31日的每一年，生产税和从价税占天然气收入的比例都保持在6%。

勘探费。勘探费用，即不成功的租赁收购努力产生的费用，在截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度内保持相对持平，为100万美元。

油气性质减损。在截至2019年12月31日的年度内，我们确认了8.81亿美元的减值，以减记我们的尤蒂卡页岩证明财产的公允价值，因为该等财产的账面价值超过了基于截至2019年9月30日的未来条带商品价格的估计未贴现现金流。在截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度，我们还分别记录了4.19亿美元和2.24亿美元的减值，与即将到期的租约以及与我们不再计划投入使用的PAD相关的设计和初始成本有关。

损耗、折旧和摊销费用。勘探和生产部门的DD&A支出从截至2019年12月31日的年度的8.93亿美元降至截至2020年12月31日的年度的8.62亿美元，减少了3100万美元，降幅为4%。由于上述减值导致生产物业的成本基准降低，以及两个时期之间探明储量的增加，每立方米的DD&A从截至2019年12月31日的年度的每立方米0.76美元降至截至2020年12月31日的年度的每立方米0.66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2019年12月31日的年度的1.39亿美元降至截至2020年12月31日的年度的1.11亿美元，减少2800万美元或20%，主要原因是截至2020年12月31日的年度员工相关费用减少，原因是持续的成本节约举措(包括期间之间的裁员)导致员工相关费用减少。截至2019年12月31日，我们拥有547名员工，截至2020年12月31日，我们拥有522名员工。在单位基础上，不包括股权补偿的一般和行政费用下降33%，从截至2019年12月31日的年度的每立方米0.12美元降至截至2020年12月31日的年度的每立方米0.08美元，这是由于生产量增加和期间总成本降低所致。

股权薪酬费用。非现金股权薪酬支出从截至2019年12月31日的年度的2,100万美元增加至截至2020年12月31日的年度的2,300万美元，增加200万美元或8%，主要是由于2020年授予高级管理人员和员工的新奖励部分被2020年股权奖励没收所抵消。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，请参阅合并财务报表的附注10-基于股权的薪酬和留任奖励。

合同终止和钻井平台堆放。在截至2019年12月31日和2020年12月31日的两年中，我们每年产生了1400万美元的合同终止和钻井平台堆叠成本。合同终止和钻井平台堆叠成本是指延迟或取消与第三方承包商签订的钻井和完井合同，以使我们的钻井和完井活动水平与我们的资本预算保持一致而产生的费用。

截至2019年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度的营销部门业绩比较

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开展这些活动，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中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。

我们的净营销费用从截至2019年12月31日的一年的2.58亿美元，或每Mcfe 0.22美元，降至截至2020年12月31日的一年的1.59亿美元，或每Mcfe 0.12美元。这一下降是由于市场营销量的增加和我们公司一些多余的运输费用的减少所推动的。

营销收入从截至2019年12月31日的年度的2.92亿美元增加到截至2020年12月31日的年度的3.11亿美元，增加了1900万美元，增幅为6%，这主要是由于营销量的增加。

营销费用从截至2019年12月31日的5.5亿美元降至截至2020年12月31日的4.69亿美元，减少了8100万美元，降幅为15%。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。截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度，上述费用中包括的固定运输成本分别为2.5亿美元和1.46亿美元。

截至2019年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度相比，Antero Midstream Corporation部门的业绩

在2019年1月1日至2019年3月12日期间，我们将Antero Midstream Partners的业绩包含在我们的合并财务报表中。自2019年3月13日起，我们不再将Antero Midstream Partners的业绩合并到我们的业绩中。有关交易的进一步讨论，请参阅附注3-Antero Midstream Partners LP对合并财务报表的解除合并。我们现在将我们在Antero Midstream公司的权益作为股权方法投资。

Antero Midstream公司。*Antero Midstream Corporation部门的收入从截至2019年12月31日的年度的7.93亿美元(包括摊销客户关系5700万美元)增加到9.01亿美元(包括摊销客户关系7100万美元)，增加1.08亿美元，增幅为14%。运营收入的增加主要是由于收集和压缩量的增加，部分被截至2020年12月31日的年度淡水传送量的减少所抵消。2019年截至2020年12月31日的年度为10亿美元，主要是由于期间减值总额减少了8800万美元。

此外，Antero Midstream Partners在截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度中，未合并附属公司的收益权益分别为5100万美元和8600万美元。

讨论截至2019年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度的未分配项目

水渗漏。在收购水处理和处理资产的同时，Antero Midstream同意向我们支付(A)1.25亿美元现金，如果Antero Midstream在2017年1月1日至2019年12月31日期间交付1.76亿桶或更多淡水，以及(B)如果Antero Midstream在2018年1月1日至12月31日期间交付2.19亿桶或更多淡水，将额外支付1.25亿美元现金。2020年31日。截至2019年12月31日，Antero Midstream已交付超过1.76亿桶原油，根据上文(A)款，我们有权获得1.25亿美元，因此，我们确认了与水溢款和解相关的其他收入。现金收益是在2020年1月收到的。截至2020年12月31日，Antero Midstream没有交付超过2.19亿桶石油，因此，没有获得额外的供水收益。

权益法投资减值。在2019年和2020年，我们确定，事件和情况表明，我们在Antero Midstream Corporation的投资的账面价值经历了非暂时的下降，我们分别记录了4.68亿美元和6.11亿美元的减值。Antero Midstream Corporation权益法投资的公允价值分别基于Antero Midstream Corporation截至2019年12月31日和2020年3月31日的报价市场股价。

利息支出。我们的利息支出(不包括与Antero Midstream Partners债务相关的利息支出)从截至2019年12月31日的年度的2.28亿美元降至截至2020年12月31日的年度的2亿美元，减少了2800万美元，降幅为12%，主要是由于我们以低于其声明价值的价格回购了无担保优先票据的债务，部分抵消了新发行的2026年可转换票据的利息和两期之间我们信贷安排的更高借款。利息支出包括截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度分别约1100万美元和1200万美元的债务发行成本以及债务折扣和溢价的非现金摊销。

所得税优惠。所得税优惠从截至2019年12月31日的年度的7400万美元(实际税率为20%)增加到截至2020年12月31日的年度的3.97亿美元(实际税率为24%)，主要原因是账面亏损同比增加。在截至2020年12月31日的年度，我们的整体有效税率与法定税率21%不同，主要是由于国家所得税、收到的股息扣除和不可抵扣的基于股权的薪酬支出的影响。有关截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度所得税拨备的信息，请参阅我们合并财务报表的附注14-所得税。

截至2019年12月31日和2020年12月31日，美国联邦和州NOL结转金额分别约为23亿美元和20亿美元。其中许多NOL在2032年至2040年之间的不同日期到期，而另一些则没有到期日期。未来可能的立法或征收新的或增加的税项，可能会对我们未来的应课税状况产生重大影响。

任何这类改变的影响，都会记录在收到该等解释或制定法例的期间内。

截至2018年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度比较

有关截至2018年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度的运营结果的讨论，请参阅我们截至2019年12月31日的年度报告10-K表中的项目7.财务状况和运营结果的讨论和分析-运营结果。

资本资源与流动性

概述

我们的主要流动资金来源是经营活动提供的净现金，包括衍生工具收益、信贷安排下的借款、债务和股权证券的发行、未合并附属公司的分配/股息以及我们资产出售计划的收益。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。

信贷安排的借款基数为28.5亿美元，目前的贷款人承诺为2.64美元。十亿美元。借款基数每半年根据某些因素重新确定，包括我们的储量、天然气、NGL和石油大宗商品价格，以及我们对冲投资组合的价值。下一次借款基数的重新确定定于2021年4月进行。关于信贷安排下借款基数减少的风险的讨论，见“项目1A”。风险因素-如果大宗商品价格下跌，信贷安排下的借款基数可能会减少，这可能会阻碍或阻止我们满足未来的资本需求。我们还可能被要求提供额外的抵押品，作为对我们在某些合同安排下业绩的财务保证，这可能会对我们的信贷安排下的可用流动资金产生不利影响。“

我们的大宗商品对冲头寸为我们提供了额外的流动性，因为它为我们提供了相对确定的机会，即尽管天然气价格可能下降，我们未来预期收入的很大一部分仍将来自运营。我们以现金进行重大额外收购的能力将需要我们利用信贷安排上的借款或获得额外的股权或债务融资，而我们可能无法以我们接受的条款获得这些融资，或者根本无法获得这些融资。信贷安排由25家银行组成的银团提供资金。我们相信，该财团的参与者有能力为他们目前的承诺提供资金。如果一家或多家银行不能这样做，我们可能无法完全获得信贷安排。

2020年资本支出和2021年资本预算

在截至2020年12月31日的一年中，我们的合并资本支出总额约为785美元。其中，钻井和完井支出为7.35亿美元，新增租赁支出为4800万美元，其他资本支出为200万美元。我们2021年的净资本预算为6.35亿美元。我们的预算包括5.9亿美元用于钻井和完井，4500万美元用于租赁支出。我们不为收购做预算。2021年，我们计划平均作业3台钻机和2名完井人员，2021年我们计划在阿巴拉契亚盆地完成65至70口水平井。我们定期审查我们的资本支出，并根据流动性、钻探结果、租赁收购机会和大宗商品价格调整预算及其分配。

我们的资本预算可能会根据业务情况的需要进行调整，因为资本支出的金额、时间和分配在很大程度上是可自由支配的，在我们的控制范围内。如果天然气、NGL和石油价格下降或成本上升，达到无法产生可接受的公司回报水平，我们可能会将很大一部分预算资本支出推迟到晚些时候，以实现流动性来源和使用之间的预期平衡，并优先考虑我们认为具有最高预期回报和产生短期现金流潜力的资本项目。

根据截至2020年12月31日的剥离价格，我们相信，来自经营活动、信贷安排下的可用借款和资本市场交易提供的净现金将足以满足我们的现金需求，包括正常运营需求、偿债义务、资本支出，以及至少未来12年的承诺和或有事项。月份。有关我们未偿债务的更多信息，请参阅“-债务协议和合同义务”。

现金流

下表汇总了截至2018年、2018年、2019年和2020年12月31日的年度现金流：


	截至二零一一年十二月三十一日止的一年，
(千)	2018		2019		2020
经营活动提供的净现金	$	2,081,987		1,103,458		735,640
投资活动所用现金净额		(2,350,724)		(1,041,490)		(530,061)
融资活动提供(用于)的现金净额		240,296		557,564		(205,579)
Antero Midstream Partners LP的解固效果		—		(619,532)		—
现金及现金等价物净增(减)	$	(28,441)		—		—

我们截至2018年12月31日和2019年12月31日的综合现金流量表包括2019年3月13日之前与Antero Midstream Partners相关的现金流。自2019年3月13日起，公司的现金流仅包括与Antero相关的运营、投资和融资活动，因此，截至2018年12月31日和2019年12月31日的年度的现金流可能不能代表我们预期的未来现金流。有关更多信息，请参阅附注3-Antero Midstream Partners LP对合并财务报表的解除合并。

截至2019年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较

经营活动。经营活动提供的净现金为11亿美元，截至12月的年度为7.36亿美元。分别为31日、2019年和2020年。来自经营的现金流减少，主要是由于商品衍生产品结算前后的商品价格下降，以及收集、压缩、加工和运输成本的增加。

我们的净营运现金流对许多变数很敏感，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。有关价格变动对我们财务状况的影响的更多信息，请参阅“项目”。7A.关于市场风险的定量和定性披露。“

投资活动。用于投资活动的现金流从截至2019年12月31日的年度的10亿美元减少至截至2020年12月31日的年度的5.3亿美元，主要原因是截至2019年12月31日的年度资本支出比2019年同期减少5.48亿美元，截至2019年12月31日的年度与交易相关的收益2.97亿美元，截至2019年12月31日的年度与出售Antero Midstream Corporation普通股相关的收益1亿美元。在截至2020年12月31日的一年中，VPP获得了2.16亿美元的收益。有关交易的进一步讨论，请参阅附注3-Antero Midstream Partners LP对合并财务报表的解除合并。

此外，截至2019年12月31日的年度包括Antero Midstream Partners在合资企业中的投资2500万美元，以及水处理和处理系统以及天然气收集和压缩系统的资本支出7300万美元。由于Antero Midstream Partners于2019年3月12日解除合并，截至2020年12月31日止年度用于投资活动的现金流不包括Antero Midstream Partners投资活动的应占成本。见附注3-Antero Midstream Partners LP对合并财务报表的解除合并。不包括Antero中游合作伙伴表示，截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度资本支出分别为13亿美元和8.74亿美元。

未探明物业以及钻井和完井成本的增加总额从截至2019年12月31日的年度的13亿美元降至截至2020年12月31日的年度的8.26亿美元，主要原因是钻井和完井活动减少、钻井和完井效率提高以及服务成本通缩。

融资活动。截至2019年12月31日的年度，融资活动提供的净现金流为5.58亿美元，而截至2020年12月31日的年度，融资活动使用的净现金流为2.06亿美元。我们的信贷安排和Antero Midstream Partners的信贷安排的净借款从截至2019年12月31日的年度的2.32亿美元增加到截至2020年12月31日的年度的4.65亿美元。在截至2020年12月31日的年度内，约12亿美元用于回购我们所有的2021年票据，以及回购我们2022年票据、2023年票据和2025年票据的一部分，这些票据的部分资金来自我们信贷安排的借款，相比之下，在截至2019年12月31日的年度，用于回购优先票据的资金为1.91亿美元。此外，在截至2020年12月31日的年度内，我们以约4300万美元的价格回购和注销了28,193,237股普通股，相比之下，在截至2019年12月31日的年度内，我们以约3900万美元的价格回购了13,390,617股普通股。

在截至2019年12月31日的年度内，Antero Midstream Partners在交易前发行了6.5亿美元的优先票据，在截至2020年12月31日的年度内，我们发行了2.88亿美元的2026年可转换票据本金。此外，在截至2020年12月31日的一年中，我们还收到了3.51亿美元用于出售Martica的非控股权益。有关这些交易的更多信息，请分别参阅附注4-交易和附注8-长期债务。

截至2018年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度比较

有关截至2018年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度相比的现金流的讨论，请参阅我们截至2019年12月31日的年度报告10-K表中的项目7.管理层对财务状况和运营结果的讨论-资本资源和流动性。

债务协议和合同义务

债务协议

优先担保循环信贷安排

信贷安排是与银行贷款人组成的财团进行的。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，并须定期每半年重新确定一次。截至2020年12月31日，借款基数为28.5亿美元，贷款人承诺为26.4亿美元。下一次借款基数的重新确定定于2021年4月底之前进行。该信贷安排定于2022年10月26日到期。

截至2020年12月31日，我们有10亿美元借款，加权平均利率为3.26%和730美元。信贷安排项下未付信用证的百万美元。截至12月，2019年31日，我们有5.52亿美元的借款，加权平均利率为3.28%，信贷安排项下的未偿还信用证为6.23亿美元。信贷安排提供调整后的libo利率或备用基本利率(每种利率均在信贷安排中定义)下的借款。

信贷安排包含限制性契约，这些契约可能会限制我们的能力，其中包括：

●

招致额外的债务；

●

出售资产；

●

贷款给他人；

●

进行投资；

●

进行兼并；

●

分红；

●

对未来生产进行套期保值；

●

产生留置权；以及

●

在未经贷款人事先同意的情况下从事某些其他交易。

然而，这些契约中的许多将在任何投资级期间终止(如信贷安排中所定义)。

截至12月，我们遵守了适用的公约和比率。31、2019年和2020年。我们的实际借款能力可能会受到财务比率公约的限制。截至2020年12月31日，我们目前的比率为2.25比1.0(基于信贷安排下28.5亿美元的借款基数)，我们的利息覆盖率为7.30比1.0。

高级无担保票据

下表汇总了截至2020年12月31日我们的高级无担保票据和未偿还可转换票据的某些重要条款：


										2026
	2022年票据			2023年票据			2025年票据			可转换票据
未偿还本金(千)	$	660,516		$	574,182		$	590,000		$	287,500
利率，利率		5.125	%		5.625	%		5.00	%		4.25	%
到期日		2022年12月1日			2023年6月1日			2025年3月1日			2026年9月1日
付息日期		6月1日，12月1日			6月1日，12月1日			3月1日，9月1日1个			3月1日，9月1日1个
全额赎回日期⁽¹⁾		2020年6月1日			2021年6月1日			2023年3月1日			不适用⁽²⁾

(1)	在这些日期或之后，我们可以赎回价格赎回全部或部分适用的票据，赎回价格相当于本金的100%，连同截至赎回日的应计和未偿还利息。在这些日期之前的任何时候，我们可以赎回价格赎回票据，赎回价格包括此类票据契约中定义的适用溢价。

(2)	管理2026年可转换票据的契约不允许我们在到期日之前选择性地赎回2026年可转换票据。

2021年1月4日和2021年1月26日，我们分别按面值发行了2026年债券和2029年债券。我们用发行优先票据所得款项偿还信贷安排下未偿还的借款，以及赎回先前发行的优先票据。下表汇总了《2026年票据》和《2029年票据》中的某些重要术语：

2026年笔记

2029年票据

未偿还本金(千)

500,000

700,000

利率，利率

8.375

7.625

到期日

2026年7月15日

2029年2月1日

付息日期

1月15日，7月15日

2月1日，8月1日

全额赎回日期⁽¹⁾

2026年1月15日

2027年2月1日

(1)	在这些日期或之后，我们可以赎回价格赎回全部或部分适用的票据，赎回价格相当于本金的100%，连同截至赎回日的应计和未偿还利息。在这些日期之前的任何时候，我们可以赎回价格赎回票据，赎回价格包括此类票据契约中定义的适用溢价。

请参阅综合财务报表的附注8-长期债务，以了解有关我们的优先票据的更多信息。

我们可能会不时地通过现金购买和/或股权证券交换、公开市场购买、私下谈判交易或其他方式寻求偿还或购买我们的未偿债务。任何此类回购将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。涉及的金额可能是实质性的。在截至2020年12月31日的一年中，我们以13%的加权平均折扣回购了14亿美元的债务本金，包括我们所有的2021年债券和部分2022年债券、2023年债券和2025年债券。

每份优先票据契约均载有限制性契约，并限制我们招致额外债务的能力，除非维持形式上2.25：1的最低利息覆盖比率要求。截至2019年12月31日和2020年，我们遵守了这些公约。

合同义务

截至12月我们的合同义务摘要。下表中提供了2020年31日。表中不包括对未合并联属公司的未来资本出资，因为债务的金额和时间都不能提前确定。


	截至12月31日的年度，
(单位：百万美元)	2021		2022		2023		2024		2025		此后		总计
记录的合同义务：
信贷安排⁽¹⁾	$	—		1,017		—		—		—		—		1,017
Antero高级票据-本金⁽²⁾		—		661		574		—		590		287		2,112
Antero高级票据-利息⁽²⁾		108		108		58		42		27		12		355
经营租约⁽³⁾		265		268		301		335		307		1,139		2,615
融资租赁⁽³⁾		1		—		—		—		—		—		1
计算租赁利息⁽³⁾		346		312		274		232		187		420		1,771
资产报废义务⁽⁴⁾		—		—		—		—		—		54		54
未记录的合同义务：
坚固的运输⁽⁵⁾		1,080		1,037		1,065		1,025		985		6,948		12,140
处理、收集和压缩服务⁽⁶⁾		55		52		59		59		48		114		387
土地支付义务⁽⁷⁾		3		—		—		—		—		—		3
总计	$	1,858		3,455		2,331		1,693		2,144		8,974		20,455

(1)	包括截至2020年12月31日的未偿还本金。此表不包括未来承诺费、利息支出或信贷安排的其他费用，因为它们是浮动利率工具，我们无法准确确定未来贷款预付款、偿还或未来收取利率的时间。该信贷安排定于2022年10月26日到期。

(2)	我们的优先债券包括2022年债券、2023年债券、2025年债券和2026年可转换债券，但不包括2026年债券(本金总额为5亿美元)或2029年债券(本金总额为7亿美元)。在2020年12月31日之后，我们赎回了我们所有的2022年债券，并将我们2026年可转换债券的一部分等值。有关这些交易的更多信息，请参阅合并财务报表中的附注8-长期债务。

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

(4)	代表我们估计的资产报废债务的现值。无论是最终的和解金额，还是我们资产报废的时间。债务可以预先准确地确定，但我们相信很可能会在未来五年内偿还其中很小一部分债务。

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

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

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

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以我们的合并财务报表为基础的，这些报表是根据公认会计准则编制的。在编制财务报表时，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编制合并财务报表时使用的这些估计和假设不同。我们更重要的会计政策和估计包括对我们生产活动的成功努力会计方法、对天然气、NGL和石油储量的估计以及对未来现金流的标准化计量，以及已探明财产的减值。下面我们将对我们更重要的会计政策、估计和判断进行更深入的讨论。我们相信这些会计政策反映了我们在编制合并报告时使用的更重要的估计和假设。

财务报表。关于管理层作出的其他会计政策和估计的讨论，见附注2-合并财务报表的主要会计政策摘要。

成功努力法

公司的天然气、天然气和石油勘探开发活动采用成功努力法核算。在成功努力法下，获取、钻探和完成生产井、开发井和未开发租赁所产生的成本被资本化。石油和天然气租赁收购成本也被资本化。勘探成本，包括人事及其他内部成本、地质及地球物理费用、油气租约延迟租金，以及与不成功收购租约有关的成本，均在产生时计入开支。勘探钻探成本最初是资本化的，但如果我们确定油井没有商业上可行的储量，就会计入费用。该公司在每个季度末审查与在建油井相关的勘探成本，并根据当时已知的钻井结果，决定是应继续资本化这些成本，等待进一步的油井测试和结果，还是应计入费用。在截至2018年12月31日、2019年和2020年12月31日的年度内，我们没有发生任何此类费用。出售已探明财产的部分权益被计入成本回收，只要这种处理不显著影响生产单位的摊销率，就不会确认损益。生产资料的所有其他销售均确认损益。

具有重大收购成本的未经证实物业按物业基准评估减值，任何价值减值均计入费用。减值是根据剩余的租赁条款、钻探结果、储集层性能、大宗商品价格前景以及未来开发面积的计划进行评估的。未探明的物业及其相关成本在发现储量或归因于已探明的物业时转移至已探明的物业。出售未经探明物业的部分权益所得款项，在收回成本前计入收回成本，而不确认任何损益。截至2018年12月31日、2019年和2020年12月31日的年度，与已到期或预计到期的租赁未探明物业相关的油气资产减值分别为5.49亿美元、3.93亿美元和2.24亿美元。

当我们进入一个新的勘探领域，期望找到一个将成为未来开发钻探活动重点的油气田时，成功的努力会计方法可能会对我们的经营结果产生重大影响。最初的探井可能不会成功，如果找不到经济数量的储量，就会花费巨资。地震成本可能很高，这将导致发生额外的勘探费用。此外，成功努力会计方法的应用需要管理判断，以确定被指定为开发井或探探井的正确分类，这最终将决定所发生成本的正确会计处理。

天然气、天然气和石油储量与未来现金流的标准化计量

我们的内部技术人员负责编制天然气、NGL和石油储量以及相关未来净现金流的估计，并由我们的独立储备工程师进行审计。目前的会计准则只允许已探明的天然气、NGL和石油储量包括在我们的财务报表披露中。美国证交会将已探明储量定义为估计的天然气、天然气和石油储量，地质和工程数据显示，在现有的经济和运营条件下，这些储量在未来几年内可以合理确定地从已知油藏中开采出来。已探明的未开发储量包括预计将在五年内钻探和开发的储量；自预订之日起五年内未钻探的油井将从已探明储量重新归类为可能储量。储量用于我们的耗竭计算和评估我们的石油和天然气资产的账面价值。

我们的独立储备工程师和内部技术人员在进行储量估算时，必须根据他们的专业判断做出一些主观假设。储量估计考虑了每个油田的最新产量水平和其他技术信息。天然气、天然气和石油储备工程是估计无法精确测量的天然气、天然气和石油地下储量的主观过程。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。由于许多因素，包括油藏动态、新钻探、天然气、天然气和石油价格、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素，可能有必要定期修订估计储量和未来现金流。因此，储量估计通常与最终开采的天然气、天然气和石油的数量不同。我们无法预测未来储备修订的数量或时间。任何重大修订都可能影响资本化成本的未来摊销比率，并导致重大资产减值。

已证实财产的减值

每当事件或环境变化表明某一财产的持有量可能不是我们已探明的天然气、NGL和石油属性的持有量时，我们就根据地质储集层的基础评估损害的持有量。

根据公认会计原则(GAAP)，如账面金额超过估计的未贴现未来现金流量净额(按季度末的期货价格计算)，我们会进一步评估我们的已探明物业，并在我们已探明物业的账面金额超过物业的估计公允价值时记录减值费用。

在截至2018年12月31日和2020年12月31日的年度内，我们没有记录任何已探明物业的减值。截至2019年12月31日止年度，Utica页岩账面值超过Utica页岩资产基于其他物业销售的估计公允价值。因此，于截至2019年12月31日止年度，我们录得与尤蒂卡页岩已探明油气资产相关的减值8.81亿美元。

根据目前的未来商品价格，我们目前预计在不久的将来不需要为我们已探明的物业记录任何减值费用。我们估计，如果条带价格在2020年12月31日从未来定价水平下降约2.5%，我们Utica物业未来的估计净收入将接近物业的账面价值，需要进一步评估这些物业的公允价值，以确定根据GAAP是否需要减值费用。对于我们的Marcellus物业，条带价格必须从2020年底的水平下降约10%以上，然后才需要进一步评估这些物业，以确定根据GAAP是否需要减值费用。然而，我们无法比期货市场更精确地预测大宗商品价格。

公允价值计量

FASB ASC主题820，公允价值计量和披露明确了公允价值的定义，建立了公允价值计量框架，提出了公允价值计量的披露要求。本指南还涉及所有未在经常性基础上确认或披露的非金融资产和负债(例如，初始确认资产报废义务和长期资产减值)。活资产)。公允价值是我们估计在计量日期在市场参与者之间有序交易中出售资产或转移负债将收到的价格。公允价值层次结构用于对用于估计公允价值的估值技术的输入进行优先排序。受公允价值要求约束的资产或负债根据对公允价值计量重要的最低投入水平在层次结构中进行分类。我们对某一特定投入对整个公允价值计量的重要性的评估需要判断，并考虑资产或负债特有的因素。对于相同的资产或负债，最高优先级(级别1)给予活跃市场未调整的报价市场价格，最低优先级(级别)。3)被赋予不可观测的输入。第二级输入是指除第一级中包括的报价外，对于资产或负债可以直接或间接观察到的数据。

我们在Antero Midstream的投资是按照权益会计法核算的。当事件或环境变化显示，根据管理层的判断，权益法投资的账面价值可能经历了非暂时性的价值下降时，我们会评估权益法投资的减值。当发生价值损失的证据时，管理层将投资的公允价值与投资的账面价值进行比较，以确定是否发生了潜在减值。如果公允价值低于账面价值，而管理层认为价值下降不是暂时的，则账面价值超过公允价值的部分在财务报表中确认为减值损失。有关我们的权益法投资的进一步讨论，请参阅合并财务报表的附注10-基于股权的薪酬和留存奖励。

截至2019年12月31日和2020年3月31日，我们确定事件和情况表明账面价值经历了非暂时性的下降，我们分别记录了4.68亿美元和6.11亿美元的减值支出。Antero Midstream权益法投资的公允价值基于Antero Midstream截至2019年12月31日(一级)的报价市场普通股价格。

所得税

我们需要缴纳州和联邦所得税，但目前在联邦所得税方面没有现金纳税。我们的财务报表所得税支出和我们的联邦所得税负债之间的差异主要是由于石油和天然气资产和衍生工具在税收和财务报表处理方面的不同。我们的递延税项资产和负债来自税收和财务报表收入之间的暂时性差异，主要来自衍生工具、石油和天然气资产以及结转的净营业亏损(“NOL”)。截至2020年12月31日，我们有美国联邦和州的NOL在2032年至2040年的不同日期到期，而其他州的NOL没有到期日，这导致了重大递延税项资产的确认。当我们的递延税项负债超过我们的递延税项资产时，我们记录递延所得税费用。当我们的递延税项资产超过我们的递延税项负债时，我们记录递延所得税收益。

当我们认为我们的全部或部分递延税项资产不会变现时，我们会记录估值津贴。在评估中

根据我们递延税项资产的变现能力，管理层考虑部分或全部递延税项资产是否会根据更有可能实现的判断标准进行变现。递延税项资产的最终变现取决于我们在递延税项资产可扣除期间产生未来应税收入的能力。管理层在作出这项评估时会考虑递延税项负债的预定冲销、预计的未来应税收入和税务筹划策略，这些估计可能会因不可预见的未来事件或我们无法控制的条件(包括商品价格的变化或税收法律法规的变化)而不准确。被视为可变现的递延税项资产金额可能根据实际产生的应纳税所得额发生变化，或根据对未来应纳税所得额的估计而发生变化。截至2020年12月31日，我们已经确认了4600万美元的NOL估值津贴，我们预计这主要归因于我们不再在其开展业务的州。

递延税金资产和负债的计算在复杂的税收法律法规的适用中涉及到不确定性。我们在我们的财务报表中确认了我们认为经过国税局或州税务部门审查后更有可能维持的那些税收状况。

新会计公告

2020年8月5日，FASB发布了会计准则更新号2020-06，可转换票据和合同在实体自有权益中的会计处理取消了ASC 470-20中的现金折算模式。具有转换和其他选项的债务, 这需要对转换功能单独核算，而不是允许将债务工具和转换功能作为单一债务工具进行核算。新标准将于2022年1月1日生效，并允许提前采用。我们正在评估我们的收养计划，包括收养日期和过渡方式。

在采用这一新标准后，我们预计，从2020年12月31日起，扣除递延所得税和股票发行成本后的8500万美元将从股东权益中重新归类为长期债务和递延所得税负债，在采用这一新标准之前，这一数额可能会因任何转换而进行调整。此外，2026年可转换票据的年度利息支出将基于4.8%的实际利率，而截至2020年12月31日的一年为15.1%。我们不相信采用该标准会影响我们的经营策略或发展前景。

表外安排

截至2020年12月31日，我们没有任何进展-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以外的资产负债表安排。关于我们在这些协定下的承诺，见“-债务协定和合同义务--合同义务”。

项目7A。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前瞻性信息-寻找有关我们潜在的市场风险敞口的定量和定性信息。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，包括销售点的产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)、为套期保值生产设定下限和上限的套圈合约，或者基差掉期合约。这些合同是金融工具，不需要或不允许实物

套期保值商品的交割。截至2020年12月31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12月，2020年31日，我们已经进行了天然气掉期，覆盖了我们到2024年的部分预计产量。我们截至2020年12月31日的大宗商品对冲头寸汇总在附注中。12-将衍生工具计入我们的综合财务报表。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%。根据我们的产量和截至2020年12月31日的年度结算的固定价格掉期合同，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4800万美元，不包括截至2020年12月31日仍未结清的衍生品头寸公允价值变化的影响。

除符合正常购买和正常销售范围例外的衍生工具外，所有衍生工具均按照公认会计原则按公允市值入账，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是根据非性能风险。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，所有按市值计价的衍生品市场收益或亏损，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。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”。

标价对标价-衍生工具的市场调整会导致盈利波动，但在衍生工具合约结算或货币化前，市场价格变动对现金流并无影响。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12月，截至2020年31日，我们大宗商品衍生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。截至2019年12月31日，我们大宗商品衍生品工具的估计公允价值为净资产7.46亿美元，包括流动和非流动资产以及流动负债。

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2020年12月31日为2200万美元)以及我们向能源公司、最终用户和炼油厂销售的天然气、NGL和石油生产(截至2020年12月31日为3.8亿美元)。

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可能无法按照衍生品合同的条款履行义务。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个交易对手是信贷安排下的贷款人。截至12月，我们商品净衍生品合约的公允价值约为2200万美元。2020年31日，包括以下银行交易对手的净衍生品资产：摩根士丹利-3500万美元；加拿大帝国商业银行-2500万美元；加拿大丰业银行-1400万美元；Natixis-500万美元；DNB Capital-200万美元；Truist 100万美元。我们商品衍生资产的估计公允价值已使用贴现率进行风险调整，贴现率基于交易对手于2020年12月31日各自公布的信用违约互换利率(如果可用，或如果不可用，则基于适用的路透社债券评级的贴现率)。我们认为，目前所有这些机构都是可以接受的信用风险。除信贷融资外，吾等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2020年12月31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12月底止年度内信贷安排的平均年利率。2020年31日约为3.24%。我们估计，在截至2020年12月31日的一年中，适用的平均利率增加1.0%，将导致利息支出估计增加870万美元。

项目8.财务报表和补充数据

独立注册会计师事务所的报告、合并财务报表以及本项目所需的补充财务数据在本年度报告的F-2页的表格10-K中列出，并以引用的方式并入本文。

项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧

不适用。

项目9A。控制和程序

对披露控制和程序的评价

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主要财务官)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条所述)的设计和操作的有效性-15(E)根据“交易法”)截至本年度报告所涵盖的10-K表格期末。我们的披露控制和程序旨在提供合理保证，确保我们根据交易所法案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)，以便我们能够及时决定所需的披露，并在美国证券交易委员会的规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2020年12月31日，我们的披露控制和程序在合理保证的水平上是有效的。

财务报告内部控制的变化

在截至2020年12月31日的三个月内，我们对财务报告的内部控制(根据外汇法案规则13a-15(F)和15d-15(F)的定义)没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

管理层关于财务报告内部控制的年度报告

Antero Resources Corporation的管理层负责建立和维护规则13a-15(F)和15d中定义的对我们财务报告的充分内部控制-交易法第15(F)条。这一制度旨在根据美利坚合众国普遍接受的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。

我们对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：

(i)

与保存合理详细、准确和公平地反映我们对资产的交易和处置的记录有关；

(Ii)

提供合理保证，保证交易在必要时被记录，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且我们的收入和支出仅根据我们管理层和董事的授权进行；以及

(三)

提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权获取、使用或处置我们的资产。

由于其固有的局限性，财务报告内部控制制度只能提供合理的保证，并不能防止或发现所有的错报。此外，由于条件的变化，财务报告内部控制的有效性可能会随着时间的推移而变化。

在管理层(包括行政总裁及财务总监)的监督和参与下，我们根据内部控制-集成框架2013年，由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。根据这项评估，Antero Resources Corporation管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制自2020年12月31日起有效。

我们截至2020年12月31日的财务报告内部控制有效性已由独立注册会计师事务所毕马威有限责任公司(KPMG LLP)审计，该会计师事务所也审计了我们截至2020年12月31日和截至2020年12月31日的年度的综合财务报表，这份报告从本年度报告10-K表的F-2页开始。

第9B项。其他信息

没有。

第三部分

项目10.董事、高级管理人员和公司治理