附录 99.1
Antero Resources公布2023年第三季度财务和经营业绩,并提高产量预期
科罗拉多州丹佛市,2023年10月25日——Antero Resources Corporation(纽约证券交易所代码:AR)(“Antero Resources”、“Antero” 或 “公司”)今天公布了其2023年第三季度财务和经营业绩。相关的合并财务报表包含在Antero Resources 截至2023年9月30日的季度10-Q表季度报告中。
2023 年第三季度 亮点:
· | 净产量平均为35亿立方英尺/日,比去年同期增长9% |
o | 液体平均产量为202 mbl/d,比去年同期增长18% |
o | 天然气平均产量为23亿立方英尺/日,比去年同期增长4% |
· | 实现了对冲前的天然气当量价格为每立方英尺3.32美元,比纽约商品交易所 的定价高出每立方英尺0.77美元 |
o | 实现了每桶36.81美元的C3+液化天然气价格 |
o | 实现对冲前的天然气价格为每立方英尺2.48美元,比纽约商品交易所的定价折扣为每立方英尺0.07美元 |
· | 净收入为1,800万美元,调整后净收入为2500万美元(非公认会计准则) |
· | 调整后的息税折旧摊销前利润为2.71亿美元(非公认会计准则);经营活动提供的净现金为1.83亿美元 |
2023 年指南 更新:
· | 将2023年全年产量预期提高至3.39亿至34.1亿立方英尺/日的区间 |
· | 将现金生产成本降至每立方英尺2.35美元至2.40美元之间 |
· | 将净营销费用降至每立方英尺0.05美元至0.07美元之间 |
· | 纽约商品交易所 Henry Hub 的已实现天然气价格溢价降至持平 |
Antero Resources董事长、首席执行官兼总裁保罗·雷迪评论说:“我们的第三季度业绩继续受益于我们在今年 年中建立的运营势头。在2023年的前九个月中,我们的钻探和完井团队都创下了多项公司记录。这种卓越的运营 加上出色的业绩,使季度产量超出了预期。因此,我们将连续第二个季度提高全年 年的产量预期,同时保持不变的初始资本预算。我们现在预计,从2022年的退出率到2023年的退出率, 产量将增加约225 mmcFe/日,增长7%。”
拉迪继续说:“在宏观方面, 在创纪录的天然气发电量(天然气发电量)、 强劲的液化天然气出口以及美国通过管道向墨西哥出口天然气的背景下, 我们看到天然气储量恢复正常。同时,我们预计,在钻机急剧减少之后,未来几个月美国的产量增长 将受到限制。我们认为,这种强劲的基本面背景将 支撑和加强天然气的远期曲线。此外,随着我们越来越接近在未来12个月内启动额外的液化天然气出口能力,我们看到液化天然气走廊内的交货点的保费与纽约商品交易所相比有所增加。我们处于独特的地位 ,可以从纽约商品交易所价格的上涨中受益,我们约有75%的天然气是在Antero在液化天然气走廊的优质交付 点出售的。”
Antero Resources首席财务官迈克尔·肯尼迪表示: “完全基于今年实现的资本效率收益,我们仍然预计2024年的资本需求将大大低于我们2023年的资本预期 。该资本计划的目标是维持我们增加的2023年产量预期。这种减少的维护 资本,加上更高的天然气和液化天然气价格,预计将在2024年产生可观的自由现金流,我们将用这些现金流来进一步偿还债务并继续向股东返还资本。”
有关包括调整后净收益、调整后息税折旧摊销前利润、自由现金流和净负债在内的非公认会计准则财务 指标的讨论,请参阅 “非公认会计准则财务指标”。
2023 年指南更新
Antero将其2023年全年产量 预期上调至3.39亿立方英尺/日,增幅为约25百万立方英尺/日。产量高于预期是由强劲的油井表现和资本效率提高推动的 。
Antero将其现金 生产支出预期的最高限额下调了每立方英尺0.05美元,至每立方英尺2.35美元至2.40美元,这反映了较低的燃料成本和较低的产量以及 从价税。Antero还将天然气已实现价格指引下调至纽约商品交易所亨利中心。这一下降是由于 第三季度哥伦比亚天然气阿巴拉契亚枢纽的敞口增加,这得益于Cove Point液化天然气码头的维护 ,以及该季度墨西哥湾沿岸定向管道的维护时间延长。由于产量高于预期,降低了未使用的公司运输 支出,Antero将其每立方英尺0.02美元的净营销费用指引 下调至每立方英尺0.05美元至0.07美元。
2023 年 — 初始年度 | 2023 年全年 — 七月 | 2023 年全年 — 当前 | ||||||||||||||||||||||
2023 年全年指导方针 | 低 | 高 | 低 | 高 | 低 | 高 | ||||||||||||||||||
净产量 (bcfe/d) | 3.25 | 3.3 | 3.35 | 3.4 | 3.39 | 3.41 | ||||||||||||||||||
天然气净产量 (bcf/d) | 2.1 | 2.15 | 2.2 | 2.225 | 2.22 | 2.24 | ||||||||||||||||||
液体净产量 (bbl/d) | 184,000 | 195,000 | 188,000 | 199,000 | 194,000 | 195,500 | ||||||||||||||||||
每日净碳3+ 液化天然气产量 | 105,000 | 110,000 | 110,000 | 115,000 | 114,500 | 115,000 | ||||||||||||||||||
日净乙烷产量 (bbl/d) | 70,000 | 75,000 | 67,500 | 72,500 | 69,000 | 69,500 | ||||||||||||||||||
每日石油净产量 (bbl/d) | 9,000 | 10,000 | 10,500 | 11,500 | 10,500 | 11,000 | ||||||||||||||||||
现金生产费用(美元/mcfe) | $ | 2.40 | $ | 2.50 | $ | 2.35 | $ | 2.45 | $ | 2.35 | $ | 2.40 | ||||||||||||
天然气已实现价格预计将向纽约商品交易所溢价(美元/立方英尺) | $ | 0.10 | $ | 0.20 | $ | 0.00 | $ | 0.10 | $ | 0.00 | $ | 0.00 | ||||||||||||
净营销费用(美元/Mcfe) | $ | 0.07 | $ | 0.09 | $ | 0.07 | $ | 0.09 | $ | 0.05 | $ | 0.07 |
注意:本版本中未讨论的任何 2023 年指导项目 均与之前所述的指导方针保持不变。
自由现金流
在2023年第三季度,扣除营运资金变动前的自由现金流 为(2300万美元)。
截至9月30日的三个月 | ||||||||
2022 | 2023 | |||||||
经营活动提供的净现金 | $ | 1,087,672 | 183,381 | |||||
减去:用于投资活动的净现金 | (243,529 | ) | (276,097 | ) | ||||
减去:出售资产的收益,净额 | (952 | ) | (136 | ) | ||||
减去:对Martica非控股权益的分配 | (46,217 | ) | (21,161 | ) | ||||
自由现金流 | $ | 796,974 | (114,013 | ) | ||||
营运资金的变化 (1) | (241,136 | ) | 90,755 | |||||
营运资金变化前的自由现金流 | $ | 555,838 | (23,258 | ) |
(1) | 2022年第三季度的营运资金调整包括流动资产和负债变动增加2.14亿美元,以及增加财产 和设备的应付账款和应计负债增加2700万美元。2023年第三季度的营运资金调整包括流动资产和负债净减少7700万美元 ,以及因增加财产和设备而应付账款和应计负债减少1400万美元。 |
2
2023 年第三季度财务业绩
第三季度天然气当量日净产量平均为35亿立方英尺/日,其中包括202 mbl/d的液体,比2022年第三季度增长9%。结果 Antero将注意力集中在富含液体的马塞勒斯土地上,与去年同期相比,液体销量增长了18%,而天然气销量增长了4%, 。
Antero在套期保值前的平均已实现天然气价格 为每立方英尺2.48美元,比纽约商品交易所亨利枢纽首月平均价格(“FOM”)每立方英尺折扣0.07美元。 纽约商品交易所的折扣更大,这是由于Cove Point液化天然气码头和田纳西州500支管道的维护导致哥伦比亚天然气公司阿巴拉契亚枢纽的销量增加。在本季度,Antero将其销量的大约15%出售给了哥伦比亚 Gas Appalachia Hub,比今年前六个月的水平高出5%。
下表详细列出了截至2023年9月30日的三个月的平均净产量 和平均已实现价格:
截至2023年9月30日的三个月 | ||||||||||||||||||||
天然气 (mmcf/d) | 石油 (bbl/d) | C3+ 液化天然气 (bbl/d) | 乙烷 (bbl/d) | 天然 煤气 等效 (mmcFe/d) | ||||||||||||||||
平均净产量 | 2,261 | 9,978 | 119,315 | 72,783 | 3,474 |
合并 | ||||||||||||||||||||
天然 Gas | ||||||||||||||||||||
天然气 | 石油 | C3+ NGL | 乙烷 | 等效 | ||||||||||||||||
平均已实现价格 | ($/mcf) | ($/Bbl) | ($/Bbl) | ($/Bbl) | ($/Mcfe) | |||||||||||||||
结算衍生品前的平均已实现价格 | $ | 2.48 | $ | 68.22 | $ | 36.81 | $ | 11.73 | $ | 3.32 | ||||||||||
纽约商品交易所平均价格 (1) | $ | 2.55 | $ | 82.26 | $ | 2.55 | ||||||||||||||
纽约商品交易所的高级版/(折扣) | $ | (0.07 | ) | $ | (14.04 | ) | $ | 0.77 | ||||||||||||
结算的商品衍生品 (2) | $ | (0.02 | ) | $ | (0.31 | ) | $ | (0.05 | ) | $ | — | $ | (0.02 | ) | ||||||
结算衍生品后的平均已实现价格 | $ | 2.46 | $ | 67.91 | $ | 36.76 | $ | 11.73 | $ | 3.30 | ||||||||||
纽约商品交易所的高级版/(折扣) | $ | (0.09 | ) | $ | (14.35 | ) | $ | 0.75 |
(1) | 天然气和石油的平均指数价格分别代表纽约商品交易所月初平均价格和能源 信息管理局(EIA)日历月平均西德克萨斯中质原油期货价格。 |
(2) | 这些大宗商品衍生工具包括归属于Antero 合并可变权益实体Martica Holdings LLC(“Martica”)的合约。Martica衍生工具的所有损益均完全归因于Martica的非控股权 ,其中包括截至2023年9月30日的三个月中的部分天然气以及所有石油和C3+液化天然气衍生工具。 |
Antero的平均已实现C3+液化天然气 价格为每桶36.81美元。Antero将其C3+液化天然气总产量的52%运往Mariner East 2(“ME2”),用于出口 ,在宾夕法尼亚州马库斯胡克对这些销量的贝尔维尤山定价,每加仑溢价0.06美元。Antero以每加仑0.07美元的折扣出售了剩余的48% C3+液化天然气净产量,低于俄亥俄州霍普代尔的贝尔维尤山定价。由此得出的C3+液化天然气净产量 119 mbl/d的混合价格比蒙特贝尔维尤山的定价高出每加仑0.01美元。
截至2023年9月30日的三个月 | ||||||||||||||
定价点 | 净碳3+ NGL 制作 (bbl/d) | % by 目的地 | 保费(折扣) 前往贝尔维尤山 ($/Gal) | |||||||||||
ME2 上的丙烷/丁烷——出口 | 宾夕法尼亚州马库斯·胡克 | 61,961 | 52 | % | $ | 0.06 | ||||||||
剩余的 C3+ 液化天然气量 — 国内销售 | 俄亥俄州霍普代尔 | 57,354 | 48 | % | $ | (0.07 | ) | |||||||
C3+ NGLS/混合优质合计总量 | 119,315 | 100 | % | $ | 0.01 |
第三季度包括租赁经营、 收集、压缩、加工和运输、生产和从价税在内的全部现金支出为每立方英尺2.31美元,与2022年第三季度的平均每立方英尺2.84美元相比,下降了19% 。减少的原因是大宗商品价格下跌导致燃料成本降低,从而降低了生产税和运输 支出。第三季度的净营销费用为每立方英尺0.05美元, 低于2022年第三季度的每立方英尺0.09美元。净营销支出的减少是由于产量高于预期 ,从而降低了未使用的公司运输费用。
3
2023 年第三季度经营业绩
Antero在第三季度出售了20口水平的Marcellus油井,平均横向长度为14,400英尺。在出售的油井中,有14口已经上线了至少 60天。假设乙烷回收率为25%,每口井的平均60天速率为24 mmcFe/d,每口井约有1,150桶/日的液体。 其余六口井于9月中旬完工,平均横向长度约为18,400英尺。
Marcellus 的亮点包括:
· | 一个七口井垫,平均横向长度为15,448英尺,每口井 的平均60天速率为32 mmcFe/d,假设乙烷回收率为25%,包括每口井约1,600桶/日的液体 |
· | 八月份,完成人员平均每天完成13.7个阶段,相当于单周 总共完成96个阶段 |
在尤蒂卡,安特罗有两个垫子,由总共七口油井组成, 计划在第四季度上线。这些油井位于尤蒂卡河高度富裕的1300英热单位窗口,今年冬天,天然气 销往芝加哥的高端市场。Antero还在第三季度创下了 Utica的多项公司钻探和完井记录。
尤蒂卡的记录包括:
· | 每天 10.9 个阶段的整个 pad 的平均每天阶段 |
· | 九月份实现了每天15个阶段的单日赛段 |
· | 尤蒂卡单井每天横向钻探 4,850 英尺 |
2023 年第三季度资本投资
截至2023年9月30日的三个月,Antero的应计钻探和完井 资本支出为2.31亿美元。在2023年的前九个月中, 公司已经完成了2023年预期完工阶段的大约80%。
除了投资于钻探和 完井活动的资本外,该公司在第三季度还投资了2700万美元的土地。在本季度,Antero净增加了约4,000英亩土地,相当于超过14个增量钻探地点。在2023年的前九个月中,Antero净增加了约26,000英亩土地,相当于93个增量钻探地点,每个地点的平均成本约为100万美元。Antero 的有机租赁工作侧重于与其当前开发计划非常接近的面积。这些增量的地点足以抵消 Antero的维护资本计划,该计划平均每年需要60至65口井。此外,这些努力使Antero能够 增加其开发计划的平均横向长度,预计2023年钻探的油井平均横向长度为14,500英尺,比2022年的平均水平13,600英尺长7%。该公司认为,这种有机租赁计划是延长其核心库存状况的最具成本效益的方法 。
商品衍生品头寸
Antero在2023年第三季度没有进行任何新的天然气、 液化天然气或石油套期保值。
有关所有大宗商品衍生品头寸的更多信息,请参阅Antero在 Form 10-Q上发布的截至2023年9月30日的季度报告。有关 当前大宗商品头寸的详细信息,请参阅www.anteroresources.com上的对冲概况演示文稿。
电话会议
计划于美国东部时间2023年10月26日星期四上午9点 举行电话会议,讨论财务和运营业绩。在讨论结果之后, 将立即为安全分析师举行简短的问答环节。要参与电话会议,请拨打 877-407-9079(美国)或 201-493-6746(国际),然后参考 “Antero Resources”。电话会议的电话重播将持续到美国东部时间2023年11月2日星期四上午9点,地址为 877-660-6853(美国)或201-612-7415(国际),使用会议编号:13741536。要访问网络直播并观看相关的 财报电话会议演示,请访问Antero的网站www.anteroresources.com。网络直播将存档至美国东部时间2023年11月2日星期四上午9点 。
演示
在电话会议之前,将在 公司的网站上发布更新的演示文稿。该演示文稿可以在主页上的 www.anteroresources.com 上找到。公司网站上的信息不构成本 新闻稿的一部分,也未以引用方式纳入本新闻稿中。
4
非公认会计准则财务指标
调整后净收益
本新闻稿中列出的调整后净收入 代表经某些项目调整后的净收入。安特罗认为,调整后的净收入有助于投资者评估公司的运营 趋势及其相对于其他石油和天然气生产公司的业绩。根据公认会计原则,调整后的净收入不是衡量财务 业绩的指标,不应单独考虑,也不应将其作为净收入的替代品作为财务业绩的指标。 与调整后净收入最直接可比的GAAP指标是净收入。下表将净收入与调整后 净收入(以千计)进行对账:
截至9月30日的三个月 | ||||||||
2022 | 2023 | |||||||
归属于Antero Resources Corporation的净收益和综合收益 | $ | 559,759 | 17,808 | |||||
归属于非控股权益的净收益和综合收益 | 34,748 | 14,834 | ||||||
未实现的商品衍生品收益 | (109,424 | ) | (9,172 | ) | ||||
递延收入摊销,VPP | (9,478 | ) | (7,701 | ) | ||||
出售资产的亏损(收益) | 214 | (136 | ) | |||||
财产和设备减值 | 33,924 | 13,476 | ||||||
基于股权的薪酬 | 10,402 | 18,458 | ||||||
提前偿还债务造成的损失 | 30,307 | — | ||||||
可转换票据激励造成的损失 | 169 | — | ||||||
未合并关联公司收益中的权益 | (14,972 | ) | (22,207 | ) | ||||
合同终止和损失意外开支 | 17,995 | 13,659 | ||||||
对账项目的税收影响 (1) | 9,486 | (1,371 | ) | |||||
563,130 | 37,648 | |||||||
马蒂卡调整 (2) | (31,984 | ) | (12,161 | ) | ||||
调整后净收益 | $ | 531,146 | 25,487 | |||||
摊薄后加权平均已发行股数 (3) | 325,997 | 311,534 |
(1) | 2022年和2023年的递延税分别约为23%和21%。 |
(2) | 调整反映了Martica的非控股权益,未按上述金额进行其他调整。 |
(3) | 摊薄后的加权平均流通股票不包括本来会对摊薄后每股收益的计算产生反稀释作用的证券 。截至2022年9月30日和2023年9月30日的三个月,反稀释加权平均已发行股份 分别为30万股和160万股。 |
净负债
净负债按长期债务总额 减去现金和现金等价物计算。管理层使用净负债来评估公司的财务状况,包括其 偿还债务的能力。
下表将合并后的 长期负债总额与本版本中使用的净负债进行了核对(以千计):
十二月三十一日 | 9月30日 | |||||||
2022 | 2023 | |||||||
信贷额度 | $ | 34,800 | 474,100 | |||||
8.375% 2026年到期的优先票据 | 96,870 | 96,870 | ||||||
7.625% 2029年到期的优先票据 | 407,115 | 407,115 | ||||||
5.375% 2030 年到期的优先票据 | 600,000 | 600,000 | ||||||
2026 年到期的 4.250% 可转换优先票据 | 56,932 | 39,418 | ||||||
未摊销的债务发行成本 | (12,241 | ) | (10,608 | ) | ||||
长期债务总额 | $ | 1,183,476 | 1,606,895 | |||||
减去:现金和现金等价物 | — | — | ||||||
净负债 | $ | 1,183,476 | 1,606,895 |
5
自由现金流
自由现金流是衡量财务业绩的指标 ,不是根据公认会计原则计算的,不应单独考虑,也不应将其作为运营、投资或融资 活动现金流的替代品,也不能作为现金流的指标或流动性的衡量标准。公司将自由现金流定义为经营 活动提供的净现金,减去用于投资活动的净现金,包括钻探和完井资本和租赁资本,加上为提前终止合同或衍生品货币化而支付的款项 ,减去资产出售或衍生品货币化的收益以及减去向Martica非控股权益的分配 。
公司没有提供经营活动提供的预计净现金 ,也没有提供自由现金流与运营活动提供的预计净现金的对账,这是根据公认会计原则计算的最具可比性的财务指标。公司无法预测未来任何时期运营活动 提供的净现金,因为该指标包括与 现金收支时间相关的运营资产和负债变化的影响,这些变化可能与运营活动发生的时期无关。如果不付出不合理的努力,公司 就无法以任何合理的准确度预测这些时间差异。
自由现金流是衡量公司 为其活动、还本付息或承担额外债务以及估计我们向股东返还资本的能力的有用指标。 使用自由现金流作为业绩衡量标准存在重大局限性,包括无法分析 某些对公司净收入产生重大影响的经常性和非经常性项目的影响,不同公司的经营业绩 缺乏可比性,以及计算不同公司报告的自由现金流的方法不同。Free Cash Flow 不代表可供全权使用的资金,因为这些资金可能需要用于还本付息、土地收购 和续订租约、其他资本支出、营运资金、所得税、勘探费用以及其他承诺和义务。
调整后的息税折旧摊销前利润
调整后的息税折旧摊销前利润是非公认会计准则财务指标 ,我们将其定义为净收益(亏损),经调整后的某些项目详述如下。
我们使用和定义的调整后息税折旧摊销前利润可能无法与其他公司采用的类似标题的指标进行比较,也不是根据公认会计原则 计算的绩效指标。调整后的息税折旧摊销前利润不应单独考虑,也不得将其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 现金流或根据 与公认会计原则编制的其他收入或现金流量表数据的替代品。调整后的息税折旧摊销前利润没有提供有关我们的资本结构、借款、利息成本、资本支出、 营运资金流动或税收状况的信息。调整后的息税折旧摊销前利润不代表可供全权使用的资金,因为这些资金 可能需要用于还本付息、资本支出、营运资金、所得税、勘探费用以及其他承诺和 债务。但是,我们的管理团队认为,调整后的息税折旧摊销前利润对投资者评估我们的财务业绩很有用,因为 这个衡量标准:
· | 被石油和天然气行业的投资者广泛用于衡量经营业绩, 不考虑该期限计算中不包括的项目,各公司之间可能会有很大差异,具体取决于会计 方法和资产的账面价值、资本结构和收购资产的方法等因素; |
· | 通过消除我们的资本和法律结构对运营结构的影响,帮助投资者更有意义地评估和比较我们从一个时期到 时期的运营业绩; |
· | 被我们的管理团队用于各种目的,包括用作衡量我们经营业绩的指标, 在向董事会提交的演讲中使用 ,以及作为战略规划和预测的基础:以及 |
· | 被我们的董事会用作确定高管薪酬的绩效衡量标准。 |
使用调整后 息税折旧摊销前利润作为绩效衡量标准存在重大局限性,包括无法分析 对我们的净收入或亏损产生重大影响的某些经常性和非经常性项目的影响,不同公司的经营业绩缺乏可比性,以及不同公司报告的调整后息税折旧摊销前利润的计算方法不同。
与 调整后息税折旧摊销前利润最直接可比的GAAP指标是经营活动提供的净收益(亏损)和净现金。下表显示了Antero的净收益(亏损)(包括非控股权益)与调整后息税折旧摊销前利润DAX的对账 ,以及Antero在截至2022年9月30日和2023年9月30日的三个月 的合并现金流报表中调整后息税折旧摊销前利润与经营活动提供的净现金的对账。调整后的息税折旧摊销前利润还不包括Martica的非控股权益,这些调整 作为与Martica相关的调整在下表中披露。
6
截至9月30日的三个月 | ||||||||
2022 | 2023 | |||||||
净收益与调整后息税折旧摊销前利润的对账: | ||||||||
归属于Antero Resources Corporation的净收益和综合收益 | $ | 559,759 | 17,808 | |||||
归属于非控股权益的净收益和综合收益 | 34,748 | 14,834 | ||||||
未实现的商品衍生品收益 | (109,424 | ) | (9,172 | ) | ||||
递延收入摊销,VPP | (9,478 | ) | (7,701 | ) | ||||
出售资产的亏损(收益) | 214 | (136 | ) | |||||
利息支出,净额 | 28,326 | 31,634 | ||||||
提前偿还债务造成的损失 | 30,307 | — | ||||||
可转换票据激励造成的损失 | 169 | — | ||||||
所得税支出 | 135,823 | 13,663 | ||||||
损耗、折旧、摊销和增加 | 170,237 | 177,148 | ||||||
财产和设备减值 | 33,924 | 13,476 | ||||||
勘探费用 | 1,263 | 591 | ||||||
基于股权的薪酬支出 | 10,402 | 18,458 | ||||||
未合并关联公司收益中的权益 | (14,972 | ) | (22,207 | ) | ||||
来自未合并关联公司的股息 | 31,285 | 31,285 | ||||||
合同终止、意外损失、交易费用及其他 | 18,080 | 13,649 | ||||||
920,663 | 293,330 | |||||||
与 Martica 相关的调整 (1) | (42,563 | ) | (22,127 | ) | ||||
调整后的息税折旧摊销前利润 | $ | 878,100 | 271,203 | |||||
调整后的息税折旧摊销前利润与经营活动提供的净现金的对账: | ||||||||
调整后的息税折旧摊销前利润 | $ | 878,100 | 271,203 | |||||
与 Martica 相关的调整 (1) | 42,563 | 22,127 | ||||||
利息支出,净额 | (28,326 | ) | (31,634 | ) | ||||
债务发行成本、债务折扣和债务溢价的摊销 | 943 | 869 | ||||||
勘探费用 | (1,263 | ) | (591 | ) | ||||
流动资产和负债的变化 | 213,999 | (76,808 | ) | |||||
合同终止、意外损失、交易费用及其他 | (18,080 | ) | (1,748 | ) | ||||
其他物品 | (264 | ) | (37 | ) | ||||
经营活动提供的净现金 | $ | 1,087,672 | 183,381 |
(1) | 调整反映了Martica的非控股权益,未以上述金额进行其他调整。 |
十二 | ||||
已结束的月份 | ||||
9月30日 | ||||
2023 | ||||
净收益与调整后息税折旧摊销前利润的对账: | ||||
归属于Antero Resources Corporation的净收益和综合收益 | $ | 878,451 | ||
归属于非控股权益的净收益和综合收益 | 141,588 | |||
未实现的商品衍生品收益 | (974,908 | ) | ||
为衍生品货币化付款 | 202,339 | |||
递延收入摊销,VPP | (32,330 | ) | ||
出售资产的收益 | (2,047 | ) | ||
利息支出,净额 | 110,382 | |||
提前偿还债务造成的损失 | 652 | |||
可转换票据激励造成的损失 | 86 | |||
所得税支出 | 186,403 | |||
损耗、折旧、摊销和增加 | 688,177 | |||
财产和设备减值 | 114,728 | |||
探索 | 2,716 | |||
基于股权的薪酬支出 | 57,209 | |||
未合并关联公司收益中的权益 | (76,450 | ) | ||
来自未合并关联公司的股息 | 125,138 | |||
合同终止、意外损失、交易费用及其他 | 55,542 | |||
1,477,676 | ||||
与 Martica 相关的调整 (1) | (114,896 | ) | ||
调整后的息税折旧摊销前利润 | $ | 1,362,780 |
(1) | 调整反映了Martica的非控股权益,未以上述金额进行其他调整。 |
7
钻探和完井资本支出
有关为钻探 支付的现金与该期间完井资本支出以及钻探和完井应计资本支出之间的对账情况,请参阅下面的资本 支出部分(以千计):
截至9月30日的三个月 | ||||||||
2022 | 2023 | |||||||
钻探和完井成本(现金制) | $ | 195,587 | 242,261 | |||||
应计资本成本的变化 | 31,539 | (11,191 | ) | |||||
调整后的钻探和完井成本(应计制) | $ | 227,126 | 231,070 |
尽管用于比较目的, 公司的非公认会计准则财务指标可能无法与其他公司采用的类似标题的指标进行比较。
Antero Resources是一家独立的天然气 液化天然气公司,从事位于西弗吉尼亚州和俄亥俄州 阿巴拉契亚盆地的非常规物业的收购、开发和生产。与其子公司Antero Midstream(纽约证券交易所代码:AM)一样,Antero是美国整合程度最高的天然气生产商之一。该公司的网站位于www.anteroresources.com。
本新闻稿包括 “前瞻性 陈述”。此类前瞻性陈述存在许多风险和不确定性,其中许多风险和不确定性不在Antero Resources的控制之下。除历史事实陈述外,在本新闻稿中就Antero Resources预期、相信或预期未来将发生或可能发生的活动、事件或发展发表的所有陈述,例如关于我们的战略、 未来运营、财务状况、估计收入和损失、预计成本、前景、计划和管理目标、 资本回报、预期业绩、未来大宗商品价格、未来生产目标、实现潜在未来的陈述费用折扣或减免, 包括与某些费用相关的返佣或减免产量水平、未来收益、杠杆目标和债务偿还、未来资本支出 计划、改善和/或提高资本效率、估计已实现的天然气、液化天然气和石油价格、预期的钻探和开发 计划、预计的油井成本和成本节约计划、未来的财务状况、我们的钻探合作伙伴的参与水平以及 该钻探合作伙伴关系将实现的其他关键假设预测和未来营销机会是1933年《证券法》第27A条和1934年《证券交易法》第21E条所指的前瞻性陈述。所有前瞻性陈述仅代表截至本 新闻稿发布之日。尽管Antero Resources认为前瞻性 陈述中反映或暗示的计划、意图和期望是合理的,但无法保证这些计划、意图或预期会实现。因此,实际结果 和结果可能与此类陈述中表达、暗示或预测的结果存在重大差异。除非法律要求,否则Antero Resources明确声明不承担任何义务,也不打算公开更新或修改任何前瞻性陈述。
Antero Resources提醒您,这些前瞻性 陈述受天然气、液化天然气和石油的勘探、开发、生产、采集和 销售所涉及的所有风险和不确定性的影响,其中大多数风险和不确定性难以预测,其中许多风险和不确定性超出了Antero Resources的控制范围。 这些风险包括但不限于大宗商品价格波动、通货膨胀、供应链或其他中断、缺乏钻探、完井和生产设备和服务的成本、钻探、完井和生产设备和服务的成本、 环境风险、钻探和完井以及其他运营风险、营销和运输风险、监管变化或法律变更 、估算天然气、液化天然气所固有的不确定性以及石油储量和预测未来产量时,现金流量 和获得资本的机会、发展支出的时机、股东之间的利益冲突、地缘政治和 世界卫生事件的影响、网络安全风险、我们实现温室气体减排目标的能力和相关成本、 经验证的优质碳抵消的市场状况和可用性以及标题为 “项目 1A” 标题下描述的其他风险。风险因素” 载于Antero Resources截至2022年12月31日止年度的10-K表年度报告和截至2023年9月30日的季度10-Q表季度 报告。
欲了解更多信息,请致电 (303) 357-7219 或 dkatzenberg@anteroresources.com 与 Antero Resources 财务和投资者关系总监丹尼尔·卡岑伯格联系。
8
安特罗资源公司
简明合并资产负债表
(以千计,每股金额除外)
(未经审计) | ||||||||
十二月三十一日 | 9月30日 | |||||||
2022 | 2023 | |||||||
资产 | ||||||||
流动资产: | ||||||||
应收账款 | $ | 35,488 | 36,928 | |||||
应计收入 | 707,685 | 373,391 | ||||||
衍生工具 | 1,900 | 2,563 | ||||||
预付费用和其他流动资产 | 42,452 | 9,537 | ||||||
流动资产总额 | 787,525 | 422,419 | ||||||
财产和设备: | ||||||||
按成本计算的石油和天然气特性(成功努力法): | ||||||||
未经证实的特性 | 997,715 | 1,020,394 | ||||||
经过验证的特性 | 13,234,777 | 13,773,718 | ||||||
收集系统和设施 | 5,802 | 5,802 | ||||||
其他财产和设备 | 83,909 | 95,317 | ||||||
14,322,203 | 14,895,231 | |||||||
减去累计损耗、折旧和摊销 | (4,683,399 | ) | (4,957,449 | ) | ||||
财产和设备,净额 | 9,638,804 | 9,937,782 | ||||||
经营租赁使用权资产 | 3,444,331 | 3,128,584 | ||||||
衍生工具 | 9,844 | 6,627 | ||||||
投资未合并的子公司 | 220,429 | 220,110 | ||||||
其他资产 | 17,106 | 21,035 | ||||||
总资产 | $ | 14,118,039 | 13,736,557 | |||||
负债和权益 | ||||||||
流动负债: | ||||||||
应付账款 | $ | 77,543 | 81,904 | |||||
应付账款、关联方 | 80,708 | 89,350 | ||||||
应计负债 | 461,788 | 335,093 | ||||||
应付收入分配 | 468,210 | 338,244 | ||||||
衍生工具 | 97,765 | 31,134 | ||||||
短期租赁负债 | 556,636 | 551,037 | ||||||
递延收入,VPP | 30,552 | 27,990 | ||||||
其他流动负债 | 1,707 | 6,302 | ||||||
流动负债总额 | 1,774,909 | 1,461,054 | ||||||
长期负债: | ||||||||
长期债务 | 1,183,476 | 1,606,895 | ||||||
递延所得税负债,净额 | 759,861 | 805,775 | ||||||
衍生工具 | 345,280 | 52,584 | ||||||
长期租赁负债 | 2,889,854 | 2,581,323 | ||||||
递延收入,VPP | 87,813 | 67,524 | ||||||
其他负债 | 59,692 | 63,214 | ||||||
负债总额 | 7,100,885 | 6,638,369 | ||||||
承付款和意外开支 | ||||||||
股权: | ||||||||
股东权益: | ||||||||
优先股,面值0.01美元;已授权——50,000股;未发行 | — | — | ||||||
普通股,面值0.01美元;授权——100万股;截至2022年12月31日,已发行297,393股,已发行297,359股,已发行297,359股,截至2023年9月30日已发行和流通300,386股 | 2,974 | 3,004 | ||||||
额外的实收资本 | 5,838,848 | 5,822,013 | ||||||
留存收益 | 913,896 | 1,037,064 | ||||||
库存股,按成本计算;截至2022年12月31日和2023年9月30日,分别为34股和零股 | (1,160 | ) | — | |||||
股东权益总额 | 6,754,558 | 6,862,081 | ||||||
非控股权益 | 262,596 | 236,107 | ||||||
权益总额 | 7,017,154 | 7,098,188 | ||||||
负债和权益总额 | $ | 14,118,039 | 13,736,557 |
9
安特罗资源公司
简明合并运营报表 和综合收益(未经审计)
(以千计,每股金额除外)
截至9月30日的三个月 | ||||||||
2022 | 2023 | |||||||
收入和其他: | ||||||||
天然气销售 | $ | 1,736,039 | 516,214 | |||||
液化天然气销售 | 620,816 | 482,570 | ||||||
石油销售 | 67,025 | 62,629 | ||||||
商品衍生品公允价值收益(亏损) | (530,523 | ) | 3,448 | |||||
市场营销 | 159,985 | 53,068 | ||||||
递延收入摊销,VPP | 9,478 | 7,701 | ||||||
其他收入和收入 | 1,804 | 546 | ||||||
总收入 | 2,064,624 | 1,126,176 | ||||||
运营费用: | ||||||||
租赁业务 | 27,453 | 33,484 | ||||||
收集、压缩、处理和运输 | 716,388 | 671,886 | ||||||
生产税和从价税 | 92,998 | 32,258 | ||||||
市场营销 | 185,377 | 69,542 | ||||||
勘探和采矿费用 | 2,975 | 591 | ||||||
一般和管理(包括2022年和2023年分别为10,402美元和18,458美元的基于股权的薪酬支出) | 42,903 | 58,425 | ||||||
损耗、折旧和摊销 | 169,607 | 176,259 | ||||||
财产和设备减值 | 33,924 | 13,476 | ||||||
增加资产报废债务 | 630 | 889 | ||||||
合同终止和损失意外开支 | 17,995 | 13,659 | ||||||
出售资产的亏损(收益) | 214 | (136 | ) | |||||
其他运营费用 | — | 111 | ||||||
运营费用总额 | 1,290,464 | 1,070,444 | ||||||
营业收入 | 774,160 | 55,732 | ||||||
其他收入(支出): | ||||||||
利息支出,净额 | (28,326 | ) | (31,634 | ) | ||||
未合并关联公司收益中的权益 | 14,972 | 22,207 | ||||||
提前偿还债务造成的损失 | (30,307 | ) | — | |||||
可转换票据激励造成的损失 | (169 | ) | — | |||||
其他支出总额 | (43,830 | ) | (9,427 | ) | ||||
所得税前收入 | 730,330 | 46,305 | ||||||
所得税支出 | (135,823 | ) | (13,663 | ) | ||||
净收益和综合收益,包括非控股权益 | 594,507 | 32,642 | ||||||
减去:归属于非控股权益的净收益和综合收益 | 34,748 | 14,834 | ||||||
归属于Antero Resources Corporation的净收益和综合收益 | $ | 559,759 | 17,808 | |||||
每股收益——基本 | $ | 1.83 | 0.06 | |||||
每股收益——摊薄 | $ | 1.72 | 0.06 | |||||
加权平均已发行股票数量: | ||||||||
基本 | 305,343 | 300,141 | ||||||
稀释 | 325,997 | 311,534 |
10
安特罗资源公司
简明合并现金流量表 (未经审计)
(以千计)
截至9月30日的九个月 | ||||||||
2022 | 2023 | |||||||
由(用于)经营活动提供的现金流: | ||||||||
包括非控股权益在内的净收益 | $ | 1,231,844 | 225,911 | |||||
为使净收入与经营活动提供的净现金保持一致而进行的调整: | ||||||||
损耗、折旧、摊销和增加 | 515,268 | 518,218 | ||||||
损伤 | 79,749 | 44,746 | ||||||
商品衍生品公允价值亏损(收益) | 1,807,565 | (137,924 | ) | |||||
已结算的大宗商品衍生品亏损 | (1,484,660 | ) | (16,511 | ) | ||||
为衍生品货币化付款 | — | (202,339 | ) | |||||
递延所得税支出 | 307,326 | 45,914 | ||||||
基于股权的薪酬支出 | 23,222 | 44,988 | ||||||
未合并关联公司收益中的权益 | (54,863 | ) | (58,986 | ) | ||||
未合并关联公司的收益分红 | 93,854 | 93,854 | ||||||
递延收入的摊销 | (28,125 | ) | (22,852 | ) | ||||
债务发行成本、债务折扣和债务溢价的摊销 | 3,458 | 2,601 | ||||||
资产报废债务的结算 | (946 | ) | (633 | ) | ||||
合同终止和损失意外开支 | — | 11,901 | ||||||
出售资产的亏损(收益) | 2,071 | (447 | ) | |||||
提前偿还债务造成的损失 | 45,375 | — | ||||||
可转换票据激励造成的损失 | 169 | 86 | ||||||
流动资产和负债的变化: | ||||||||
应收账款 | 55,229 | (1,440 | ) | |||||
应计收入 | (332,900 | ) | 334,294 | |||||
其他流动资产 | (13,664 | ) | 32,584 | |||||
包括关联方在内的应付账款 | 59,222 | 12,236 | ||||||
应计负债 | 36,632 | (118,316 | ) | |||||
应付收入分配 | 237,453 | (129,966 | ) | |||||
其他流动负债 | (7,222 | ) | 4,627 | |||||
经营活动提供的净现金 | 2,576,057 | 682,546 | ||||||
由(用于)投资活动提供的现金流: | ||||||||
对未经证实的财产的补充 | (120,139 | ) | (139,121 | ) | ||||
钻探和完井成本 | (589,093 | ) | (759,852 | ) | ||||
其他财产和设备的增补 | (12,188 | ) | (13,073 | ) | ||||
资产出售的收益 | 1,147 | 447 | ||||||
其他资产的变化 | 1,910 | (2,538 | ) | |||||
用于投资活动的净现金 | (718,363 | ) | (914,137 | ) | ||||
融资活动提供的(用于)现金流: | ||||||||
回购普通股 | (675,412 | ) | (75,356 | ) | ||||
偿还优先票据 | (1,011,313 | ) | — | |||||
银行信贷额度的借款,净额 | 9,000 | 439,300 | ||||||
支付债务发行成本 | (814 | ) | — | |||||
可转换票据激励 | (169 | ) | (86 | ) | ||||
向Martica Holdings LLC的非控股权益 | (113,515 | ) | (104,245 | ) | ||||
用于结算股权薪酬奖励的员工预扣税 | (65,029 | ) | (27,443 | ) | ||||
其他 | (442 | ) | (579 | ) | ||||
由(用于)融资活动提供的净现金 | (1,857,694 | ) | 231,591 | |||||
现金和现金等价物的净增长 | — | — | ||||||
现金和现金等价物,期初 | — | — | ||||||
现金和现金等价物,期末 | $ | — | — | |||||
现金流信息的补充披露: | ||||||||
在此期间支付的利息现金 | $ | 148,668 | 100,067 | |||||
因增加财产和设备而产生的应付账款和应计负债增加 (减少) | $ | 23,633 | (22,300 | ) |
11
下表列出了截至2022年9月30日和2023年9月30日的三个 个月的精选财务数据:
三个月已结束 | 的金额 | |||||||||||||||
9月30日 | 增加 | 百分比 | ||||||||||||||
2022 | 2023 | (减少) | 改变 | |||||||||||||
收入: | ||||||||||||||||
天然气销售 | $ | 1,736,039 | 516,214 | (1,219,825 | ) | (70 | )% | |||||||||
液化天然气销售 | 620,816 | 482,570 | (138,246 | ) | (22 | )% | ||||||||||
石油销售 | 67,025 | 62,629 | (4,396 | ) | (7 | )% | ||||||||||
商品衍生品公允价值收益(亏损) | (530,523 | ) | 3,448 | 533,971 | * | |||||||||||
市场营销 | 159,985 | 53,068 | (106,917 | ) | (67 | )% | ||||||||||
递延收入摊销,VPP | 9,478 | 7,701 | (1,777 | ) | (19 | )% | ||||||||||
其他收入和收入 | 1,804 | 546 | (1,258 | ) | (70 | )% | ||||||||||
总收入 | 2,064,624 | 1,126,176 | (938,448 | ) | (45 | )% | ||||||||||
运营费用: | ||||||||||||||||
租赁业务 | 27,453 | 33,484 | 6,031 | 22 | % | |||||||||||
收集和压缩 | 239,868 | 216,435 | (23,433 | ) | (10 | )% | ||||||||||
正在处理 | 241,347 | 264,391 | 23,044 | 10 | % | |||||||||||
运输 | 235,173 | 191,060 | (44,113 | ) | (19 | )% | ||||||||||
生产税和从价税 | 92,998 | 32,258 | (60,740 | ) | (65 | )% | ||||||||||
市场营销 | 185,377 | 69,542 | (115,835 | ) | (62 | )% | ||||||||||
勘探和采矿费用 | 2,975 | 591 | (2,384 | ) | (80 | )% | ||||||||||
一般和行政(不包括基于股权的薪酬) | 32,501 | 39,967 | 7,466 | 23 | % | |||||||||||
基于股权的薪酬 | 10,402 | 18,458 | 8,056 | 77 | % | |||||||||||
损耗、折旧和摊销 | 169,607 | 176,259 | 6,652 | 4 | % | |||||||||||
财产和设备减值 | 33,924 | 13,476 | (20,448 | ) | (60 | )% | ||||||||||
增加资产报废债务 | 630 | 889 | 259 | 41 | % | |||||||||||
合同终止和损失意外开支 | 17,995 | 13,659 | (4,336 | ) | (24 | )% | ||||||||||
出售资产的亏损(收益) | 214 | (136 | ) | (350 | ) | * | ||||||||||
其他运营费用 | — | 111 | 111 | * | ||||||||||||
运营费用总额 | 1,290,464 | 1,070,444 | (220,020 | ) | (17 | )% | ||||||||||
营业收入 | 774,160 | 55,732 | (718,428 | ) | (93 | )% | ||||||||||
其他收入(支出): | ||||||||||||||||
利息支出,净额 | (28,326 | ) | (31,634 | ) | (3,308 | ) | 12 | % | ||||||||
未合并关联公司收益中的权益 | 14,972 | 22,207 | 7,235 | 48 | % | |||||||||||
提前偿还债务造成的损失 | (30,307 | ) | — | 30,307 | * | |||||||||||
可转换票据激励造成的损失 | (169 | ) | — | 169 | * | |||||||||||
其他支出总额 | (43,830 | ) | (9,427 | ) | 34,403 | (78 | )% | |||||||||
所得税前收入 | 730,330 | 46,305 | (684,025 | ) | (94 | )% | ||||||||||
所得税支出 | (135,823 | ) | (13,663 | ) | 122,160 | (90 | )% | |||||||||
净收益和综合收益,包括非控股权益 | 594,507 | 32,642 | (561,865 | ) | (95 | )% | ||||||||||
减去:归属于非控股权益的净收益和综合收益 | 34,748 | 14,834 | (19,914 | ) | (57 | )% | ||||||||||
归属于Antero Resources Corporation的净收益和综合收益 | $ | 559,759 | 17,808 | (541,951 | ) | (97 | )% | |||||||||
调整后的息税折旧摊销前利润 | $ | 878,100 | 271,203 | (606,897 | ) | (69 | )% |
* 没有意义
12
下表列出了截至2022年9月30日和2023年9月30日的三个 个月的精选财务数据:
三个月已结束 | 的金额 | |||||||||||||||
9月30日 | 增加 | 百分比 | ||||||||||||||
2022 | 2023 | (减少) | 改变 | |||||||||||||
生产数据 (1) (2): | ||||||||||||||||
天然气 (Bcf) | 200 | 208 | 8 | 4 | % | |||||||||||
C2 乙烷 (mbBL) | 5,010 | 6,696 | 1,686 | 34 | % | |||||||||||
C3+ ngLs (mbBL) | 9,950 | 10,977 | 1,027 | 10 | % | |||||||||||
石油 (mbBL) | 804 | 918 | 114 | 14 | % | |||||||||||
合并 (Bcfe) | 294 | 320 | 26 | 9 | % | |||||||||||
每日合并产量 (mmcFe/d) | 3,200 | 3,474 | 274 | 9 | % | |||||||||||
衍生品结算影响前的平均价格 (3): | ||||||||||||||||
天然气(每 mcf) | $ | 8.69 | 2.48 | (6.21 | ) | (71 | )% | |||||||||
C2 乙烷(每 Bbl) (4) | $ | 23.40 | 11.73 | (11.67 | ) | (50 | )% | |||||||||
C3+ 液化天然气含量(每 Bbl) | $ | 50.61 | 36.81 | (13.80 | ) | (27 | )% | |||||||||
石油(每桶) | $ | 83.41 | 68.22 | (15.19 | ) | (18 | )% | |||||||||
加权平均值合计(每 mcfe) | $ | 8.23 | 3.32 | (4.91 | ) | (60 | )% | |||||||||
扣除衍生品结算影响后的平均已实现价格 (3): | ||||||||||||||||
天然气(每 mcf) | $ | 5.51 | 2.46 | (3.05 | ) | (55 | )% | |||||||||
C2 乙烷(每 Bbl) (4) | $ | 23.40 | 11.73 | (11.67 | ) | (50 | )% | |||||||||
C3+ 液化天然气含量(每 Bbl) | $ | 50.27 | 36.76 | (13.51 | ) | (27 | )% | |||||||||
石油(每桶) | $ | 82.76 | 67.91 | (14.85 | ) | (18 | )% | |||||||||
加权平均值合计(每 mcfe) | $ | 6.06 | 3.30 | (2.76 | ) | (46 | )% | |||||||||
平均成本(每 mcfe): | ||||||||||||||||
租赁业务 | $ | 0.09 | 0.10 | 0.01 | 11 | % | ||||||||||
收集和压缩 | $ | 0.81 | 0.68 | (0.13 | ) | (16 | )% | |||||||||
正在处理 | $ | 0.82 | 0.83 | 0.01 | 1 | % | ||||||||||
运输 | $ | 0.80 | 0.60 | (0.20 | ) | (25 | )% | |||||||||
生产税和从价税 | $ | 0.32 | 0.10 | (0.22 | ) | (69 | )% | |||||||||
营销费用,净额 | $ | 0.09 | 0.05 | (0.04 | ) | (44 | )% | |||||||||
一般和行政(不包括基于股权的薪酬) | $ | 0.11 | 0.13 | 0.02 | 18 | % | ||||||||||
损耗、折旧、摊销和增加 | $ | 0.58 | 0.55 | (0.03 | ) | (5 | )% |
(1) | 产量数据不包括与VPP相关的产量。 |
(2) | 石油和液化天然气产量按每桶6立方英尺换算,以计算Bcfe的总产量和每Mcfe的产量。该比率 是对产品等效能量含量的估计,可能无法反映其相对经济价值。 |
(3) | 平均价格反映了我们结算的大宗商品衍生品之前和之后的影响。我们对此类后果效应的计算包括大宗商品衍生品结算的 收益,这些商品衍生品不符合对冲会计资格,因为出于会计目的,我们没有将其指定或记录 作为套期保值。 |
(4) | 截至2023年9月30日的三个月的平均已实现价格包括与要么接受要么付款 合约相关的600万美元收益。不包括这些收益的影响,衍生品影响前后的乙烷平均实现价格为每桶10.88美元。 |
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