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4217：美元Xbrli：共享ar：项目ISO 4217：美元Utr：MMBtuISO 4217：美元Utr：McfeUtr：mmbblsUtr：bcfAR：DUtr：MMBtuUtr：DUtr：bblUtr：DISO 4217：美元Utr：bblISO 4217：美元Xbrli：纯Xbrli：共享Utr：FTUtr：bcfeAR：交易对手AR：诉讼AR：部分Utr：MMBtu

目录表

美国
美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格10-K

☒	根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节提交的年度报告
截至本财政年度止2021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

(注册人的确切姓名载于其章程)

特拉华州(述明或其他司法管辖权公司或组织)	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(主要执行办公室地址)	80202(邮政编码)

(303) 357-7310

(注册人的电话号码，包括区号)



根据该法第12(B)条登记的证券：

每个班级的标题	交易代码	注册的每个交易所的名称
普通股，面值$0.01	Ar	纽约证券交易所

根据该法第12(G)节登记的证券：无。

如果注册人是规则中定义的知名的经验丰富的发行人，请勾选第405条证券法 ◻ 是⌧ 不是

如果不要求注册人根据第13条或第14条提交报告，第15条（d）项。 ◻ 是⌧ 不是

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期限内)提交了1934年《证券交易法》第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90年中是否符合此类提交要求。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规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。3个月(或登记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、较小的报告公司或新兴成长型公司。见《交易法》第12b条第2款中对“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。

大型数据库加速的文件管理器 ⌧

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：☐

如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如规则第312B条所界定-该法案的第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)条对其财务报告的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2021年6月30日，也就是注册人最近完成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$4.330亿美元，基于15.03美元每股Antero Resources Corporation普通股当天在纽约证券交易所公布的收盘价。

注册人有314,706,678截至2022年2月11日已发行的普通股。

通过引用并入的文件：注册人在其财政年度结束后120天内根据第14A条提交的年度股东大会委托书的部分以引用方式并入本年度报告第10-K表格的第III部分。

目录表


		页面
常用术语词汇		II
关于前瞻性陈述的警告性声明		VI
汇总风险因素		VIII

第一部分		1
第一项和第二项。	企业和物业	1
项目1A.	风险因素	22
项目1B。	未解决的员工意见	47
第三项。	法律诉讼	47
第四项。	煤矿安全信息披露	47
第II部		48
第5项。	注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券	48
第6项。	已保留	49
第7项。	管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析	50
项目7A。	关于市场风险的定量和定性披露	68
第8项。	财务报表和补充数据	70
第9项。	会计与财务信息披露的变更与分歧	70
项目9A。	控制和程序	70
项目9B。	其他信息	71
第三部分		71
第10项。	董事、高管与公司治理	71
第11项。	高管薪酬	71
第12项。	某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项	72
第13项。	某些关系和关联交易与董事独立性	72
第14项。	首席会计师费用及服务	72
第四部分		72
第15项。	展示和财务报表明细表	72
签名		76

目录表

常用术语词汇

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。

“盆地。“地球表面的一大片天然凹地，沉积物通常由水带来，在这里堆积。

“Bbl。一个储油桶，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。

“完成“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。

“信贷安排“优先信贷安排和新信贷安排合计。

“副署长及助理署长“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。

“已开发种植面积“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的探明区域内钻到已知可生产的地层层位深处的井。

“干井“被发现不能生产足够数量的碳氢化合物的油井，因此销售这种生产的收益超过了生产费用和税收。

“环保局。“美国环境保护局。

“ESG.环境、社会和治理。

“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，在以前发现在另一个油藏中生产天然气或石油的油田中发现新的油气藏，或扩大已知的油气藏

“FASB。“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表和地下的生产层。

“形成“具有不同于邻近岩石的明显特征的一层岩石。

目录表

“淡水。“(I)未经处理的淡水或(Ii)经过处理的生产水或回流水，包括通过混合操作。

“总英亩或总井“一块土地或一口井的总面积(视属何情况而定)，其中有一块土地或一口井。

“温室气体。“温室气体。

“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与垂直方向成大约85度至95度的水平路径进行钻进。

“合资企业“该合资公司于二零一七年二月六日由Antero Midstream Partners LP(“Antero Midstream Partners”)(Antero Midstream Partners LP)(Antero Midstream Partners LP)与MPLX，LP的全资附属公司MarkWest订立，以开发阿巴拉契亚的加工及分馏资产。

“富含液体“热值至少为每立方米1100Btu的天然气。

“液化石油气“由丙烷和丁烷组成的液化石油气。

“MarkWest“MarkWest Energy Partners，L.P.

“Mbbl“1000桶原油、凝析油或NGL。

“麦克夫“一千立方英尺的天然气。

“麦克菲“1000立方英尺天然气当量，液体换算成等量天然气的比率为一桶石油与六立方英尺天然气的比率。

“MMbbl.100万桶原油、凝析油或NGL。

“MMBtu“百万英制热量单位。

“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“土地占有者在一定数量的总英亩或一块特定的土地中占有的总英亩的百分比。拥有100英亩土地50%流动权的所有者拥有50英亩净地。

“净水井“所有者根据工作权益所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。

“新的信贷安排。高级担保循环信贷安排于2021年10月26日及之后生效。

“NGL“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、正丁烷和天然汽油。

“纽约商品交易所“纽约商品交易所。

“之前的信贷安排。“优先担保循环信贷安排在2021年10月26日之前有效。

“潜在井位“我们可能能够在现有种植面积上钻探的总位置。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、天然气和石油价格、成本、钻探结果和其他因素。

三、

目录表

“高产井“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“根据支持地质、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。

“已探明已开发储量“在现有设备和作业方法下，可通过现有油井开采的储量。

“已探明储量“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，未来几年可从已知储油层中商业开采的天然气、天然气液化天然气和石油的估计数量。

“已探明未开发储量”或者“PUD。已探明储量预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能重新完成的现有油井中回收。

“PV-10“当用于石油和天然气储量时，PV-10是指在不考虑非财产性因素的情况下，使用美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)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，从生产已探明储量中产生的估计未来毛收入-相关费用，按照美国证券交易委员会的指导方针，按年折扣率10%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，通常不同于最直接可比的GAAP财务计量标准计量，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。既不是光伏-10 NOR标准化措施代表对我们的天然气和石油资产的公平市场价值的估计。我们和业内其他公司使用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，而不考虑此类实体的具体税务特征。

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

“简化交易。“于2019年3月12日，根据日期为2018年10月9日的简化协议，由Antero Midstream GP LP(”AMGP“)、Antero Midstream Partners LP(”Antero Midstream Partners“)及Antero Midstream Partners的若干联营公司(”简化协议“)订立，(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)Antero Midstream的间接全资附属公司与Antero Midstream合并，并入Antero Midstream中流合伙公司，Antero Midstream Partners作为Antero Midstream的间接全资子公司在合并后幸存下来。

“间距“同一储集层的油井之间的距离。井距通常以英亩为单位表示，例如40英亩的井距，即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现金流量净额已探明储量结束。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过对天然气和石油资产的现金流入征税超过我们的税基。未来所得税后的现金净流入使用10%的年贴现率进行贴现。

“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。

“互换。“一种为持有者提供权利而不是义务在指定的未来日期进行固定价格互换的工具。

“Tcf“一万亿立方英尺天然气。

“Tcfe“一万亿立方英尺的天然气当量与一桶石油、凝析油或NGL转化为六千立方英尺的天然气。

四.

目录表

“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。

“工作利益“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。作业权益所有人以现金、罚金或进账的方式承担勘探、开发和运营成本。

“WTI“西德克萨斯中质油轻质低硫原油。

目录表

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年证券法第27A条(“证券法”)和修订后的1934年证券交易法第21E条(“交易法”)所指的“前瞻性陈述”。除Form 10-K年度报告中包含的有关历史事实的陈述外，所有有关我们的战略、未来运营、财务状况、预计收入和亏损、预计成本、前景、计划和管理目标的陈述均为前瞻性陈述。“可能”、“假设”、“预测”、“立场”、“预测”、“战略”、“预期”、“打算”、“计划”、“估计”、“预期”、“相信”、“项目”、“预算”、“潜在”或“继续”等词汇以及类似的表述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，应牢记本年报10-K表格中的风险因素和其他警示性陈述。*这些前瞻性陈述是基于管理层目前对未来事件的结果和时机的信念，基于目前可获得的信息。可能导致我们的实际结果与这些前瞻性陈述预期的结果大不相同的因素包括：

●

我们执行业务战略的能力；

●

我们的产量和油气储量；

●

我们的财务战略、流动性和发展计划所需的资本；

●

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

●

能够成功完成我们的股票回购计划；

●

天然气、天然气和石油价格；

●

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；

●

我们有能力满足最低运量承诺，并利用我们坚定的运输承诺或将其货币化；

●

我们未来的钻探计划；

●

我们预计的油井成本和节约成本举措，包括Antero Midstream公司提供的水处理服务；

●

竞争和政府法规；

●

未决的法律或环境问题；

●

天然气、天然气和石油的营销；

●

租赁或业务收购；

●

开发我们物业的成本；

●

Antero Midstream公司的业务；

●

一般经济状况；

●

信贷市场；

●

对陪审团裁决的数额和时间的期望；

目录表

●

对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，这些前瞻性陈述受到我们业务附带的所有风险和不确定性的影响，其中大多数风险和不确定性很难预测，许多风险和不确定性超出了我们的控制范围。*这些风险包括但不限于商品价格波动、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(包括新冠肺炎大流行)的影响、网络安全风险和“项目1A”标题下所述的其他风险。10-K表格中的“风险因素”。

储量工程是一个估计地下天然气、天然气和石油储量的过程，这些储量无法以准确的方式测量。*任何储量估计的准确性都取决于可用数据的质量、对这些数据的解释，以及油藏工程师所做的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果，或大宗商品价格的变化，可能会证明对先前做出的估计进行修订是合理的。如果意义重大，这样的修改将改变任何进一步生产和开发钻探的时间表。因此，储量估计可能与最终开采的天然气、天然气和石油的数量有很大不同。

如果本年度报告中描述的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，无论是明示的还是默示的，其全部内容均受本警示声明的明确限制。本警示性声明还应与我们或代表我们行事的人可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明一起考虑。

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，以反映本年度报告以Form 10-K格式公布之后的事件或情况。

第七章

目录表

汇总风险因素

大宗商品价格

●

天然气、天然气液化天然气及石油价格波动，或天然气、天然气液化天然气及石油价格大幅或长期处于低位，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本开支责任及财务承担的能力造成不利影响。

●

从历史上看，由于我们的对冲活动，我们已经收到了大量的增量现金流。如果我们无法以与我们迄今收到的价格一致的有效价格获得未来对冲，并且商品价格没有改善，我们的现金流可能会受到不利影响。此外，我们的衍生工具活动可能导致财务损失或减少我们的收益。在某些情况下，我们可能需要根据我们的对冲安排支付现金，而这些支付可能是重大的。

●

倘商品价格下跌至令我们来自物业的未来未贴现现金流量低于其账面值的水平，我们将须撇减物业的账面值。

●

COVID-19疫情爆发初期，石油、天然气及天然气凝析液的供需失衡导致市场极度波动、成本增加及可用储存容量减少。

储量

●

开发我们的估计探明未开发储量可能需要较长时间，并可能需要比我们目前预期更高的资本支出水平。因此，我们估计的已探明未开发储量可能不会最终开发或生产。

●

储量估计取决于许多可能被证明是不准确的假设。我们的储量估计或相关假设的任何重大不准确将对我们储量的数量和现值产生重大影响。

●

除非我们以新的储备取代我们的储备，并开发这些储备，否则我们的储备和最终的产量将下降，这将对我们未来的现金流和经营业绩产生不利影响。

●

我们的净租赁面积约有54%未开发，该面积最终可能无法开发或无法实现商业生产，这可能导致我们失去租赁权，并对我们的石油和天然气储量和未来产量产生重大不利影响，因此，我们的未来现金流和收入。

业务运营

●

石油和天然气的钻探和生产是高风险活动，存在许多不确定因素，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。

●

我们决定钻探的物业可能无法产生商业上可行数量的天然气、天然气液化物或石油，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。

●

市场状况或运营障碍，例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和石油市场或延迟我们的生产。

●

我们经济地生产天然气、天然气液化物和石油并达到商业数量的能力取决于钻井和完井作业所需的充足水供应，以及以合理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置采出水及其他废物的能力可能对我们的财务状况、经营业绩及现金流量产生不利影响。

●

我们未能开发、获取、使用或维护必要的基础设施，以成功地将天然气、天然气液化物和石油输送到市场，可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。

●

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。

VIII

目录表

●

大流行、流行病或传染病的爆发，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面临交易对手的信用风险，可能会变得更加昂贵或对我们来说无法获得。

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。

●

对我们的天然气进行加工和分馏的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，都包含有可能阻止收购出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。

资本结构与资本获取途径

●

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，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资金产生不利影响。

●

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及安全要求，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。

●

我们的业务受到一系列与气候变化相关的风险的影响，这些风险可能会导致运营成本增加，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。

目录表

第一部分

第1项和第2项业务和物业

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。截至2021年3月31日，我们在阿巴拉契亚盆地主要位于西弗吉尼亚州和俄亥俄州拥有约502,000英亩的天然气、天然气和石油资产。我们的公司总部设在科罗拉多州丹佛市。

Antero Midstream的所有权

Antero Midstream Corporation(“Antero Midstream”)是一家以增长为导向的中游能源公司，成立的目的是拥有、运营和开发中游能源资产，主要服务于我们在阿巴拉契亚盆地的生产和完井活动。Antero Midstream的资产包括收集系统和压缩设施、水处理和混合设施以及加工和分馏工厂的权益，通过这些设施，Antero Midstream根据长期合同为我们提供服务。截至2021年12月31日，我们持有Antero Midstream 29.1%的普通股。

我们将Antero Midstream的全资子公司Antero Midstream Partners合并在截至2019年3月12日的综合财务报表中，作为简化交易的结果，我们现在拥有Antero Midstream的权益，该权益对Antero Midstream具有重大影响，但不具有控制权。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，以了解有关简化交易的更多信息。

一般信息

下表提供了我们的阿巴拉契亚盆地天然气、NGL和石油资产的选定数据摘要，截至日期和所显示的时期。

截至三个月

截至2021年12月31日

2021年12月31日

毛收入

平均值

证明了

净值已验证

潜力

网报

储量^{(1) (2)}

PV-10 ⁽³⁾

开发

总计

钻探

生产

(Bcfe)

(单位：百万)

水井⁽⁴⁾

净英亩

位置⁽⁵⁾

(MMcfe/d)

阿巴拉契亚盆地

17,729

16,548

1,283

501,656

2,083

3,191

未来所得税贴现

(3,115)

标准化测量⁽⁶⁾

13,433

(1)	估计的探明储量和价值是在假设部分乙烷回收、拒绝剩余乙烷的情况下计算的，并使用截至12月的期间每月第一天价格的未加权12个月平均值。根据NYMEX参考价每MMBtu 3.84美元，乙烷每桶14.43美元，C3+NGL每桶48.12美元，阿巴拉契亚盆地石油每桶58.61美元，基于每桶WTI参考价66.34美元。

(2)	截至2021年12月31日，Martica Holdings LLC(“Martica”)非控股权益的已探明储量为167 Bcfe。

(3)

PV-10是一项非公认会计准则的财务指标。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，作为未来净现金流量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公司所得税和我们当前的税收结构之前，展示了可归因于我们已探明储备的贴现未来现金流量净额。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系数。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地区的，因此，标准化措施仅适用于公司层面。有关标准化计量计算的更多信息，见合并财务报表附注20--关于石油和天然气生产活动的补充资料。

(4)	不包括某些未登记已探明储量的垂直油井，该等垂直油井主要是在收购租赁面积时取得的。

目录表

(5)	总潜在钻探地点包括276个被归类为已探明未开发的地点，1,807个被归类为可能和可能的地点。见“项目”1A.风险因素“与开发我们已探明、可能和可能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)	截至2021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5.01亿美元。

截至2021年12月31日的年度，我们的综合资本支出总额约为749美元。包括6.27亿美元的钻井和完井支出、7900万美元的租赁增加和4300万美元的其他资本支出。我们2022年的净资本预算为7.4亿至7.75亿美元。我们的预算包括：6.75亿美元至7亿美元的钻井和完井费用，以及65美元的范围。租赁支出为100万至7500万美元。我们不为收购做预算。2022年，我们计划在阿巴拉契亚盆地完成60至65口净水平井。我们定期审查我们的资本支出，并根据流动性、钻探结果、租赁收购机会和大宗商品价格调整预算及其分配。

企业战略和竞争优势

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建立了成功的记录，并在非常规资源方面拥有丰富的专业知识。我们打算利用我们团队在划定和开发天然气资源方面的经验，继续开发我们的储量和生产，主要是利用我们现有的多年项目库存。

强劲的资产负债表和可持续的杠杆状况

我们专注于保持强劲的资产负债表，其中包括从历史水平上削减总债务，并保持可持续的杠杆状况。截至2021年12月31日，我们的总债务为21亿美元，比2020年12月31日减少了8.76亿美元。见附注8-长期债务与综合财务报表之比，以及有关我们未偿债务及债务协议的进一步资料，请参阅“财务状况及营运结果之讨论及分析-资本资源及流动资金-债务协议”。

专注、持久的资产基础，具有足够的外卖能力

我们已经组建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已居住物业。我们的钻探机会集中在阿巴拉契亚盆地，那里有大量富含液体的地点。此外，我们在核心运营区域的主要管道上获得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

我们经营以下须申报的业务：(I)勘探、开发及生产天然气、天然气及石油；(Ii)营销过剩的公司运输能力；及(Iii)透过我们于Antero Midstream的权益法投资提供中游服务。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。请参阅综合财务报表附注18-可报告分部，以进一步讨论我们的行业分部业务。

持续改进和负责任的管理文化

我们致力于持续改进的文化，这是我们制定和实现ESG目标以及推进我们的环境管理目标的基础。创新、合作、技术和制定有意义的目标使我们能够改善我们的安全记录，与Antero Midstream合作回收或重复使用我们生产和回流的大部分水，并进一步承诺降低我们整个业务的温室气体排放强度。我们相信天然气是能源转型的关键，因为它能够为发展中国家提供能源安全，并取代更温室气体密集型的燃料来源。我们接受我们在支持低碳未来目标方面的作用，并寻求在过去温室气体减排努力的基础上再接再厉。根据我们2020年的ESG报告，可在我们的网站上找到Www.anteroresources.com/community-sustainability，包括有关我们的ESG目标的更多信息，以及我们为帮助实现这些目标而采取的具体举措。我们网站上的2020年ESG报告和其他信息不包括在本年度报告10-K表格或我们提交给美国证券交易委员会的其他文件中，也不是其中的一部分。此外，有关温室气体排放的更多信息，请参阅“-环境和职业安全与健康事项的监管”，有关与我们的业务运营相关的风险和不确定因素，请参阅“项目1A.风险因素”。

目录表

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，并为我们未来的业务和资本支出计划保护某些预期的未来现金流。截至2021年12月31日，我们拥有2022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438 Bcf，加权平均指数价格为每MMBtu 2.49美元，以及截至2024年12月31日的一年中156 Bcf天然气产量的互换协议，加权平均指数价格为2.77美元/MMBtu。这些对冲合约包括截至12月底的年度合约。312022年422 bcf天然气，加权平均价为每MMBtu 2.50美元。此外，我们还进行了2022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58Bcf，价差从每MMBtu 0.414美元到0.53美元不等。截至2021年12月31日，我们大宗商品净衍生品合约的估计公允价值为负债727美元。百万美元。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

钻探伙伴关系

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，以实现我们2021至2024年的钻井计划。根据安排的条款，QL参与的每一年代表每年一次的分期付款，QL将在该分期付款年度内获得我们挖出的任何油井的工作权益。在2021年和2022年，我们与QL一起同意了我们每一年度资本预算的估计内部收益率(IRR)，QL同意参与2021年和2022年的部分。在截至2024年的其后每一年，我们将为所有在该年度进行钻探的油井提出资本预算和估计内部回报率，并在双方同意该年度的估计内部回报率超过指定回报的情况下，QL将有义务参与该部分。我们制定和管理与每一批相关的钻井计划，包括选择油井。此外，对于QL与QL一起参与的每一年度分期付款，我们将签订转让、卖据和转让协议，根据这些协议，QL将在该年度的每个油井泥浆中获得按比例的工作利息百分比，这些协议将不会受到任何恢复的影响。

根据该安排的条款，QL于二零二一年提供约20%的开钻开发资本，及（i）预期于二零二二年提供约15%的开钻开发资本及（ii）于二零二三年及二零二四年各提供15%至20%的开钻开发资本，该资金数额代表QL在这些油井中的工作权益比例。此外，如果各年度份额的内部收益率超过某些指定回报，我们可能会收到QL以一次性付款形式支付的结转，这些回报将不早于10月31日且不迟于每个份额年度结束后的12月1日确定。资本成本超过或低于各年度预算金额的特定百分比，将由我们承担。根据前一句，对于包含在一个份额中的任何油井，QL有义务并负责其成本和负债的工作利益份额，并有权在该油井的寿命内获得与该油井相关的收入的工作利益份额。如果我们提交的年度份额资本预算的估计内部收益率等于或超过QL善意地认为低于该指定回报的指定回报，并且QL选择不参与，则我们将没有义务向QL提供参与后续年度份额的机会。有关更多资料，请参阅综合财务报表附注4-交易。

覆盖特许权使用费利息额外供款

于二零二零年六月十五日，我们宣布与Sixth Street Partners，LLC（“Sixth Street”）的联属公司完成一项交易，涉及我们现有资产基础（“ORRI”）的若干凌驾性特许权使用费权益。在交易中，我们向新成立的子公司Martica提供了ORRI，而第六街在最初的交易中提供了3亿美元的现金（可根据惯例进行调整），并同意如果ORRI在2020年第三季度和2021年第一季度达到某些生产门槛，则额外提供高达1.02亿美元的现金。第六街区捐赠的所有现金都分配给了我们。截至2020年9月31日及2021年3月31日，我们分别达到与2020年第三季度及2021年第一季度相关的适用生产门槛。我们于截至2020年及2021年12月31日止年度各年收到51百万元现金分派。有关更多信息，请参阅综合财务报表附注4-交易.

目录表

我们的物业和运营

储量

下表汇总了我们截至2020年12月31日和2021年的估计已探明储量，这些储量是在假设部分乙烷回收和拒绝剩余乙烷的情况下编制的。当乙烷在加工厂被丢弃时，它被留在气流中，与甲烷气体一起出售。


			石油和		百分比
	天然气	NGL	凝析油	等价物	已证实的
	(Bcf)	(MMbbl)	(MMbbl)	(Bcfe)	储量
截至2020年12月31日⁽¹⁾
已探明已开发储量⁽²⁾	6,901	810	19	11,873	67	%
已探明未开发储量⁽³⁾	3,124	426	14	5,762	33	%
总计	10,025	1,236	33	17,635	100	%

截至2021年12月31日⁽¹⁾
已探明已开发储量⁽²⁾	7,395	876	17	12,753	72	%
已探明未开发储量⁽³⁾	2,809	343	19	4,976	28	%
总计	10,204	1,219	36	17,729	100	%

(1)	根据39.72美元的WTI参考价，截至2020年12月31日的12个月第一天的未加权平均价格为天然气1.82美元/MMBtu，乙烷9.30美元/桶，C3+NGL 21.90美元/桶，石油30.03美元/桶。根据66.34美元的WTI参考价，截至2021年12月31日的期间，未加权的12个月平均价格为天然气每MMBtu 3.73美元，乙烷每桶14.43美元，C3+NGL每桶48.12美元，石油每桶58.61美元。

(2)	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。截至2021年12月31日，Martica非控股权益的已探明开发储量为133 Bcfe，其中包括78 Bcf的天然气、9 MMBbl的NGL和0.2MMBbl的石油和凝析油。

(3)	截至2020年12月31日，Martica非控股权益的已探明未开发储量为73 Bcfe，其中包括49 Bcf的天然气、4 MMBbl的NGL和0.2MMBbl的石油和凝析油。截至2021年12月31日，Martica非控股权益的已探明未开发储量为34 Bcfe，其中包括23 Bcf的天然气、2 MMBbl的NGL和0.2MMBbl的石油和凝析油。

已探明储量

下表汇总了我们在2021年期间估计的已探明储量的变化(单位：Bcfe)：


已探明储量，2020年12月31日		17,635
扩展、发现和其他添加		472
绩效修订		565
修订五年发展规划		651
价格调整		149
对乙烷回收的修订		121
出售现有储备		(670)
生产		(1,194)
已探明储量，2021年12月31日		17,729

阿巴拉契亚盆地的圈定和开发钻探扩大和发现了472Bcfe的已探明储量。业绩订正导致净上修565Bcfe。对651Bcfe的五年开发计划的修订包括将先前已探明的未开发物业向上修订1,475 Bcfe，这是因为它们被添加到本公司的五年发展计划中而从未探明物业重新分类，部分被向下修订824 Bcfe所抵消，这些位置在初始预订后五年内未开发为已探明储量。149Bcfe的价格修正是由于天然气、天然气和石油价格的上涨。向上修正乙烷回收率为121 Bcfe是由于假设的未来乙烷回收率增加。出售670 Bcfe的储量与钻探合作有关。截至2021年12月31日，预计探明储量总计17,729 Bcfe，较上年增长0.5%。

目录表

已探明未开发储量

已探明未开发储量包括在以前的已探明储量总表中。下表汇总了2021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，2020年12月31日		5,762
扩展、发现和其他添加		445
绩效修订		342
修订五年发展规划		641
对乙烷回收的修订		(140)
已探明已开发储量的重新分类		(1,404)
出售现有储备		(670)
已探明未开发储量，2021年12月31日		4,976

2021年，在阿巴拉契亚盆地的圈定和开发钻探中，发现了445个Bcfe已探明的未开发储量的延伸和发现。业绩订正导致净上修342Bcfe。对641个Bcfe的五年发展计划的修订包括将之前已探明的未开发物业向上修订1,457个Bcfe，这是因为它们被添加到本公司的五年发展计划中而从未探明物业中重新分类，但被向下修订816个Bcfe所部分抵消，这些位置在初始预订后五年内未开发为已探明储量。乙烷回收率向下修正为140bcfe，原因是假设的未来乙烷回收率下降。出售670 Bcfe的储量与钻探合作有关。

于截至2021年12月31日止年度内，我们将已探明的未开发储量中约1,404个Bcfe(或24%)转换为已探明的已开发储量，总资本成本约为4.14亿美元。截至2020年12月31日，我们额外支出1.67亿美元用于开发成本，主要与已钻井和未完成井以及已探明未开发分类中的物业相关，导致开发总支出5.81亿美元，如综合财务报表附注20-关于石油和天然气生产活动的补充信息所披露。截至2021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，或未来五年每立方米的开发成本为0.31美元。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，以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具有最高风险调整回报率的油井。根据截至2021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地位基础上继续建设，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更长的时间，并可能需要比我们目前预期的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。

截至2021年12月31日，我们估计有12,243英亩的净租赁英亩，其中包括222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期。其中一些租约有续签合同的选项，有些需要重新谈判。我们估计，根据目前的租赁授权和延期付款的选项，续期12,243英亩土地的潜在成本约为3,740万美元。已探明的未开发储量983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的钻探日期之前基本上续签这片土地的所有租约。根据我们过往续期租约的成功率，我们估计我们可能无法续订约147个已探明未开发储量的租约。

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。

储备金估计数的编制

我们截至2019年12月31日、2020年和2021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价工程师协会发布的石油工程和评价标准以及美国证券交易委员会制定的定义和指南编制的。这些已探明储量估计已由我们的独立工程师DeGolyer和MacNaughton(“D&M”)审计。D&M截至2021年12月31日的储量总结报告的副本作为本年度报告的附件99.1以Form 10 K的形式提交。D&M的主要负责审查我们储量估计的技术人员是Dilhan ilk，P.E.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，拥有超过10个

目录表

在油气藏研究和储量评估方面有多年经验。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》中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。

我们的内部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的高级副总裁-储量、规划和中游W.Patrick Ash审查和批准。阿什先生自2019年6月以来一直担任高级副总裁-储备、规划和中游。此前，2017年12月至2019年6月任水库工程规划部总裁副主任。在2017年12月之前，Ash先生在Ultra Petroleum工作了六年，担任的管理职位责任越来越大，最近担任的职务是开发部副总裁。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。2001年至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A&M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是指截至2021年12月31日已探明、可能或可能的储量基于美国证券交易委员会定价的位置。

生产、价格和成本历史

天然气、NGL和石油是大宗商品，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、可能在经济上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信息。31、2019年、2020年和2021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结果的讨论和分析。

目录表


	截至十二月三十一日止的年度：
	2019		2020		2021
生产数据^{(1) (2)}:
天然气(Bcf)		822		875		826
二氯乙烷(MBbl)		15,861		19,709		17,262
C3+NGL(MBb1)		39,445		48,341		40,496
石油(MBbl)		3,632		4,412		3,521
合并(Bcfe)		1,175		1,310		1,194
日联合生产量(MMcfe/d)		3,220		3,578		3,271
衍生产品结算前的平均价格⁽³⁾:
天然气(按MCF计算)	$	2.74		2.07		4.17
C2乙烷(每桶)	$	7.85		5.77		11.99
C3+NGL(按BBL)	$	27.75		21.68		47.92
油(每桶)	$	48.88		25.45		57.15
衍生产品结算影响前的综合平均销售价格(按Mcfe)⁽¹⁾	$	3.10		2.35		4.85
衍生产品结算影响后的综合平均销售价格(按Mcfe)⁽¹⁾	$	3.38		2.96		3.88
平均成本(每立方米)⁽⁴⁾:
租赁经营	$	0.13		0.08		0.08
采集、压缩、处理和运输	$	1.92		1.93		2.09
生产税和从价税	$	0.11		0.08		0.17
市场营销，网络	$	0.22		0.12		0.08
损耗、折旧、摊销和增值	$	0.76		0.66		0.62
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)	$	0.12		0.08		0.10

(1)	产量数据不包括与批量生产付款交易(“VPP”)相关的数量。

(2)	石油和NGL产量按每桶6Mcf换算，以计算Bcfe总产量和每Mcfe数量。*这一比率是对产品等值能量含量的估计，可能不能反映它们的相对经济价值。

(3)	平均价格反映了我们结算的大宗商品衍生品的前后影响。我们对此类后效的计算包括商品衍生品结算的收益或亏损(但不包括2020年和2021年衍生品货币化的收益或付款)。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。他说：

(4)	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，而不排除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2021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大约82%是通过生产持有的。与特许权使用费、压倒一切的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⁽²⁾

海盆

毛收入

网络

毛收入

网络

毛收入

网络

阿巴拉契亚盆地⁽¹⁾

238,420

229,544

319,055

272,112

557,475

501,656

(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2022年、2022年、2023年和2024年12月31日的年度内，如果在到期日期之前没有在覆盖英亩的间隔单位内建立生产，并且没有以其他方式延长或续期，则分别有48 580毛(净额)、26 753毛(净额23 038)和10 294毛(净额9 167)英亩到期。

生产井

下表汇总了截至2021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。

目录表

截至的年度

2021年12月31日

毛收入

网络

阿巴拉契亚盆地

1,580

1,519

钻探活动

下表列出了我们在截至2019年12月31日、2020年和2021年12月31日的年度内钻探和完成的钻井活动的结果。*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的总和。


	截至十二月三十一日止的年度：
	2019		2020		2021 ⁽¹⁾
	毛收入	网络	毛收入	网络	毛收入	网络
开发井：
多产	123	122	106	104	66	57
干的	—	—	—	—	—	—
总开发井数	123	122	106	104	66	57
探井：
多产	8	8	—	—	2	2
干的	—	—	—	—	—	—
总探井数	8	8	—	—	2	2

(1)	井数不包括截至2021年12月31日已钻井和未完成或正在完成的26口总井(20.6口净井)。

聚集与压缩

我们的勘探和开发活动得到了安东中游天然气收集和压缩资产以及第三产业的支持，聚会和压缩安排。我们与Anastomic Midstream的协议使我们能够获得生产所需的收集和压缩能力，我们利用与Anastomic Midstream的关系来支持我们的发展。截至2020年及2021年12月31日止年度，安迅中游分别斥资约1. 58亿元及2. 33亿元，用于为我们的生产服务的天然气收集及压缩基础设施。根据现有的奉献和其他第三方的承诺，我们已经致力于安东中游几乎所有我们目前和未来的面积在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的收集和压缩服务。

截至12月。2021年3月31日，安德里亚中游公司在阿巴拉契亚盆地拥有并经营着494英里的集气管道。我们还可以获得额外的低压和高压-第三方拥有和经营的压力管道。截至2021年12月31日，安迅中游拥有并经营21个压缩机站，我们利用了15个额外的第三代压缩机站。派对压缩机站第三方提供的收集、压缩及脱水服务按固定费用基准订约。

天然气加工

我们在阿巴拉契亚盆地的许多油井使我们能够生产富含液体的天然气，其中含有大量的NGL。处理富含液体的天然气，这涉及从井口天然气中去除和分离NGL。

一旦在低温处理设施中从天然气流中除去，NGL是有价值的商品，产生γ级液体。然后对Y级液体进行分馏，从而将Y级液体分解成其关键组分。分馏是指将NGL y级料流分离成单独的NGL产物如乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然汽油的过程。通过加热y级液体进行分馏，以允许基于每种产品的特定沸点分离组分部分。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乙烷价格低的结合导致许多生产商“拒绝”而不是“回收”乙烷。当气体被处理时，乙烷被留在井口气流中，而不是在分馏后作为液体被提取和出售时，发生乙烷排斥。当乙烷留在气流中时，加工厂尾门处的残余气体的Btu含量较高。当气体物流中乙烷的价格高于分馏后作为液体出售的乙烷的净价时，生产商通常选择“拒绝”乙烷。当乙烷

目录表

回收的乙烷中，残余气体的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。

考虑到现有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拒绝了天然气物流中获得的大部分乙烷-富气然而，当以当前价格销售剩余的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当量残余气体和增量回收成本时，我们可能会选择回收更多的乙烷。

我们与MarkWest签订合同，为我们的阿巴拉契亚盆地生产提供低温处理能力。安东中游拥有50%的权益，在合资企业与马克韦斯特开发加工和分馏资产在阿巴拉契亚。以下是MarkWest和合资企业拥有的加工厂的产能、我们在这些工厂的合同产能及其完工状态的摘要。


	种
	正在处理中	签约
	铭牌	正在处理中
	容量	容量	完成
	(MMcf/d)	(MMcf/d)	状态
舍伍德1至13⁽¹⁾	2,600	2,600	在服役中
史密斯堡1号⁽¹⁾	200	200	在服役中
塞涅卡1至4⁽¹⁾	800	600	在服役中
总计	3,600	3,400

(1)	MarkWest拥有名为Sherwood 1至6和Seneca 1至4的天然气加工厂，以及合资公司拥有舍伍德7号至13号和史密斯堡1号天然气加工厂。合资公司还拥有位于MarkWest的Hopedale Complex的两个分馏设施33.5%的权益。

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。我们主要的坚定运输承诺包括以下内容：

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。芝加哥定向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40万MMBtu的固定能力，并向MGT、NGPL和ANR的下游合同输送天然气。

我们在MGT、NGPL和ANR上每天分别有125,000,310,000和200,000 MMBtu的固定运输。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，在冬季向密歇根输送天然气。芝加哥和密歇根的合同将在2022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-Bay”或“ANR-Chicago”)，(Vi)能量传输罗孚管道(“ET Rover”)，(Vii)Equitrans管道(“EQT”)，(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)企业产品合作伙伴ATEX管道(“ATEX”)和(Xii)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输到当地的阿巴拉契亚市场或其他定价更优惠的首选市场。这些公司的产能合同包括：

●

TCO公司的日容量约为474,000 MMBtu。在TCO每天474,000 MMBtu的固定容量中，我们有能力在哥伦比亚湾每天利用430,000 MMBtu，这提供了访问墨西哥湾海岸的通道

目录表

市场。这些合同从2022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TCO就管道的西部和东部方向签订了明确的运输合同。我们的固定能力为每天800,000 MMBtu西行的TCO(“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。我们的固定运力为330,000 MMBtu/天，东向TCO，向Cove Point LNG设施输送天然气。这些合同将在2033年至2038年期间不同日期到期。

o

田纳西州公司的日生产能力为790,000 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管道公司的日生产能力为840,000 MMBtu，连接阿巴拉契亚盆地和中西部。墨西哥湾沿岸的市场通过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。这些合同将于2023年到期。

o

MXP的固定产能为每天700,000 MMBtu，以(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20,000桶的能力将乙烷运送到德克萨斯州的贝尔维尤山上。这份合同将于2028年到期。

●

Mariner East 2公司的乙烷能力为每天11,500桶，丙烷和丁烷为每天60,000桶，将交付给宾夕法尼亚州的马库斯·胡克。这些合约分别在2028年10月和2029年1月到期。到2022年，丙烷和丁烷合同每年增加5,000桶/天，最终公司总产能为65,000桶/天。Mariner East 2通过跨洋液化石油气运输船提供进入国际市场的机会。

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，或为交货中的任何缺陷支付费用。关于我们对这类合同的最低费用的信息，请参阅附注15--对合并财务报表的承诺。根据目前预测的2022年年度产量指引，我们估计，根据可向第三方销售或用于运输第三方天然气和获取正基差的未利用运力数量，我们估计2022年未利用运输能力的年度净营销成本可能为每立方米0.06美元至0.08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营销费用净额中。

交付承诺

我们已经签订了各种公司的销售合同，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。我们可以从第三方购买天然气，以弥补出现的短缺。

目录表

截至2021年12月31日，我们到2026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/d)	(bbl/d)	(bbl/d)
2022	790,000	106,500	23,000	2,836
2023	690,000	101,500	5,000	—
2024	600,000	96,500	5,000	—
2025	600,000	85,500	5,000	—
2026	600,000	82,500	—	—

根据这些确定的销售合同，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。最低索偿费用反映在我们的合同义务表中。见附注15--对合并财务报表的承付款。

水处理和处理作业

我们与Antero Midstream的协议使我们能够获得淡水，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，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、便携式地面管道和蓄水设施，以及在整个管道网络中输送水的泵站。地面管道被移至井垫，以便在必要和可行的范围内为完井作业提供服务。截至2021年12月31日，Antero Midstream有能力在我们整个租赁面积的36个蓄水池储存550万桶淡水。

截至2021年12月31日，Antero Midstream在阿巴拉契亚盆地拥有和运营216英里的埋地输水管道和133英里的便携式地表水管道，以及36个配备转运泵的蓄水设施。除了通过Antero Midstream，我们还通过混合回收和重复使用我们的大部分回流和产出水。

主要客户

截至2019年12月31日、2020年和2021年12月31日的年度，我们对主要客户(购买者占总销售额的10%以上)的销售额如下：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2019		2020		2021
六一商品有限责任公司⁽¹⁾	15	%	11	%	10	%
Sabine Pass液化有限责任公司	16	%	11	%	*

(1)	Six One Commodity LLC在截至2021年12月31日的年度内收购了WGL Midstream。在截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度内，WGL Midstream是我们的主要客户。

*	Sabine Pass Liquefaction LLC于截至二零二一年十二月三十一日止年度并非主要客户。

物业的标题

我们相信，根据普遍接受的行业标准，我们对所有生产物业拥有令人满意的所有权。按照业内惯例，在未开发物业和收购生产物业的情况下，通常会在收购时粗略调查记录所有权。在对未开发的资产进行钻井作业之前，可能会进行进一步的调查。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重大干扰的负担。财产负担可能包括：

●

传统的特许权使用费权益;

●

经营协议和现行税收附带留置权;

●

适用法律规定的义务或责任;

目录表

●

天然气租赁的开发义务;或

●

净利润利息。

季节性

对天然气的需求通常在春季和秋季减少，在夏季和冬季增加。然而，寒冷的冬天、炎热的夏天或恶劣的天气事件会大大增加需求和价格波动，而季节性异常，如温和的冬天、温和的夏天或恶劣的天气事件，有时会减轻这些波动的影响。此外，某些天然气用户利用天然气储存设施，并在春季、夏季和秋季购买一些预期的冬季需求。这也可以减少季节性需求波动。季节性异常也会增加春季和夏季对设备、用品和人员的竞争，这可能导致短缺，增加成本或推迟我们的业务。

竞争

石油和天然气行业竞争激烈，我们与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，而且还进行炼油业务，并在区域、国家或世界范围内销售石油和其他产品。这些公司可能能够为生产性天然气资产和勘探前景支付更多费用，或者确定、评估、投标和购买比我们的财务或人力资源许可更多的资产和前景，并且可能能够花费更多的资源来吸引和维持行业人员。此外，这些公司可能有更大的能力在天然气市场价格低的时期继续勘探活动。我们较大的竞争对手可能比我们更容易承受联邦、州和地方法律法规的现有负担和任何变化，这将对我们的竞争地位产生不利影响。我们未来收购额外物业及发现储量的能力将取决于我们评估及挑选合适物业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经营，没有来自联邦矿产利益的生产。我们的石油和天然气业务受到与油井许可、钻井和完井以及天然气、NGL和石油的生产、运输和销售有关的广泛且经常变化的法律法规的约束。我们相信，遵守现有规定不会对我们的财务状况、现金流量或经营业绩产生重大不利影响。然而，这些法律和条例经常被修订或重新解释。国会、联邦机构、州、地方政府和法院定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和诉讼。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经营成本，影响了盈利能力。我们不认为任何监管变化对我们的影响会与对竞争对手的影响有重大不同。

天然气和石油生产的管制

我们拥有西弗吉尼亚州和俄亥俄州陆上物业的权益，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。这些法规和条例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、钻探油井的地面使用和恢复、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可应收性或公平分配。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能钻探的井的密度。一些州还授予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。这些规定的效果是限制我们的油井可以生产的天然气和石油的数量，并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

目录表

一般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，可能会受到重罚。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由联邦能源管理委员会(FERC)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监管。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家和卖家更容易在公开和非歧视性的依据。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所有阶段的竞争加剧。

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管理。第3节NGA的1(B)项豁免天然气收集设施受FERC的监管。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用来确立管道采集者地位的传统测试，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。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种安全、环境和在某些情况下的非歧视性-接受要求。尽管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。

州内的天然气运输也受到州监管机构的监管。州内天然气运输监管的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法规一般会在可比基础上影响该州内的所有天然气运输商，我们认为，在我们运营和运输天然气的任何州，对类似情况的州内天然气运输的监管不会影响我们的运营，与我们的竞争对手的运营存在任何重大差异。与对州际运输费率的监管一样，对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、NGL和石油的价格目前不受联邦监管，而且在很大程度上不受州监管。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。联邦能源管制委员会根据《州际商业法》、《1992年能源政策法》和根据这些法规颁布的条例的规定，管理州际管道上的石油和液体运输。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、商品交易法下的美国商品期货交易委员会(CEA)和联邦贸易委员会(FTC)执行，如下所述。我们还受到各种旨在促进透明度和防止市场操纵的报告要求的约束。如果我们违反了反市场操纵法律和法规，我们可能会受到罚款和处罚，以及市场参与者、卖家、特许权使用费所有者和税务当局等相关第三方的损害索赔。

《2005年多梅尼西·巴顿能源政策法案》(简称《2005年EP法案》)对NGA进行了修订，增加了一项反市场操纵条款，规定任何实体从事FERC规定的被禁止行为是违法的，并进一步赋予FERC额外的民事处罚权力。在第3670号命令中，FERC颁布了实施反市场的规则

目录表

2005年EP法中的操纵条款，该条款规定：(1)任何实体直接或间接地使用或采用任何装置、计划或诡计进行欺诈；(1)在涉及FERC管辖的天然气的购买或销售，或FERC管辖的运输服务的购买或销售方面；(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，以使所作的陈述不具误导性；或(3)。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司法管辖区内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，以及其他非在“与”天然气销售、购买或运输有关的活动中，受联邦能源管制委员会管辖的，现已列入下文第704号法令规定的年度报告要求。根据2005年的《环境保护法》，FERC有权对每一次违反NGA和NGPA的行为进行民事罚款，每天最高可达100万美元(每年根据通货膨胀进行调整)。2022年1月，FERC发布了一项命令(第882号命令)，增加了NGA和NGPA下的最高民事罚款金额，以根据通货膨胀进行调整。FERC现在可以根据NGA和NGPA评估每次违规行为每天高达1,388,496美元的民事罚款。

根据第704号订单，上一日历年度超过220万MMBtu的实物天然气的批发买家和卖家，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1日上报。在每一年中，前一历年以批发方式购买或销售的天然气总量。报告实体有责任根据第704号命令的指导确定应报告哪些个别交易。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禁止任何人操纵或试图操纵州际贸易中任何商品或此类商品期货的价格。 CEA还禁止故意提供或导致提供有关影响或可能影响商品价格的市场信息或条件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《能源独立和安全法》颁布了旨在禁止石油行业操纵市场的条例。违反规定者每天每次违反规定将面临高达约120万美元的民事处罚（每年根据通货膨胀调整）。这些机构与联邦能源管理委员会一起，实施了广泛的规则和条例，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。

法律和联邦能源管理委员会政策和法规的变化可能会对州际管道的公司和/或可中断运输服务的可用性和可靠性产生不利影响，我们无法预测联邦能源管理委员会未来将采取什么行动。我们不认为任何监管变化对我们的影响会与对竞争对手的影响有重大不同。

环境及职业安全及健康事宜的规管

一般信息

我们的运营受到许多严格的联邦、地区、州和地方法规和条例的约束，这些法规和条例涉及职业安全和健康以及向环境中排放材料或与环境保护有关的其他方面。违反这些法律可能导致严重的行政、民事和刑事处罚。这些法律和法规可能要求在钻井或其他受管制活动开始前获得许可证，限制与钻井、完井、生产和通过管道运输有关的可能释放到环境中的各种物质的类型、数量和浓度，管理钻井和完井过程中使用的水的来源和处置，限制或禁止在某些地区和位于荒野、湿地、边境和其他保护区或限制濒危或受威胁物种的地区内的某些土地上的活动，要求采取某种形式的补救行动，以防止或减轻以前作业造成的污染，如堵塞废弃的水井或关闭土坑，制定关于工人保护的具体安全和健康标准，并对因操作或不遵守适用法律和法规而造成的污染规定重大责任。此外，这些法律和法规可能会限制生产率。

以下为我们的业务营运所须遵守的较重要的现行环境及职业健康及工作场所安全法律及规例（经不时修订）的概要，而遵守该等法律及规例可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。

有害物质和废物处理

《综合环境反应、赔偿和责任法》（“CERCLA”），也称为“超级基金”法，以及类似的州法律规定，被认为促成了向环境释放“危险物质”的某些类别的人负有赔偿责任，而不考虑最初行为的过错或合法性。这些人包括处置场或发生释放的场地的当前和过去的所有者或经营者，以及

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在发生泄漏的地点处置或安排处置危险物质。根据《综合性环境反应、赔偿和责任法案》，这些人可能要对清理排放到环境中的有害物质的费用以及对自然资源的损害承担连带和个别的严格赔偿责任，邻近的土地所有者和其他第三方就据称排放到环境中的有害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）条规定了“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有害物质;然而，我们不知道根据CERCLA产生的任何责任，我们可能会对我们产生重大不利影响。

《资源保护和回收法》（“RCRA”）和类似的州法律对无害和有害固体废物的产生、处理、储存、处理和处置制定了详细的要求。 RCRA明确将钻井液、采出水和与原油、天然气或地热能的勘探、开发或生产相关的其他废物排除在危险废物之外。然而，这些废物可能由EPA或州机构根据RCRA的不太严格的非危险固体废物规定，或根据州法律或其他联邦法律进行监管。此外，这些目前被列为无害固体废物的石油和天然气勘探、开发和生产废物将来可能被列为危险废物。此外，在我们的营运过程中，我们会产生若干普通工业废物，例如废溶剂、实验室废物及废压缩机油，倘该等废物具有危险特性，则可能被规管为危险废物。尽管管理有害废弃物的成本可能很高，但我们并不认为我们在这方面的成本比处境类似的公司更沉重。

我们目前拥有、租赁或经营许多多年来一直用于石油和天然气勘探和生产活动的物业。尽管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被释放到我们拥有或租赁的物业上、之下或从我们拥有或租赁的物业上、地下或从其他地点释放，包括场外地点，这些物质可能被带到回收或处置的地点。此外，我们的一些物业由第三方或以前的所有者或运营商运营，他们对危险物质、废物或石油碳氢化合物的处理和处置不在我们的控制之下。我们只能直接控制我们作为或已经作为操作员操作的那些油井的运行。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。根据这些法律，我们可以被要求采取应对或纠正措施，而不考虑过错，这可能包括清除先前处置的物质和废物、清理受污染的财产或进行补救封堵或关闭废物坑作业，以防止未来的污染。

水的排放

联邦水污染控制法或清洁水法(“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限制和严格控制。在受管制水域，包括湿地，也禁止排放疏浚和填土材料，除非获得美国陆军工程兵团(以下简称“军团”)颁发的许可证授权。这些受管制水域的范围一直备受争议。2015年和2020年，奥巴马政府和特朗普政府分别发布了最终规则，试图定义联邦对美国水域的管辖权范围(WOTUS)；然而，这两项规则制定都受到了法律挑战。最近，美国环保署和军团公布了一项拟议的规则制定，废除2020年的规则，转而支持2015年前的定义，直到提出新的定义，拜登政府已经宣布正在进行中。此外，2022年1月，最高法院同意审理关于《公民权利和政治权利国际公约》的范围和权力以及WOTUS的定义的案件。由于这些事态发展，《禁止酷刑公约》下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，这可能会推迟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有关的泄漏预防、控制和对策计划，也称为“SPCC计划”。这些法律和任何执行条例规定了对未经许可排放可报告数量的石油和其他物质的行政、民事和刑事处罚，并可能对清除、补救和损害费用施加巨大的潜在责任。

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空气排放

联邦《清洁空气法》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实施其他合规要求，限制来自许多来源的空气污染物的排放，例如压缩机站。这些法律法规可能要求我们获得预先的批准某些项目或设施的建设或改造，这些项目或设施预计会产生或大幅增加空气排放，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，其成本可能会很高。获得许可证的需要有可能推迟我们石油和天然气项目的发展。在未来几年，我们可能需要为空气污染控制设备或其他与空气排放有关的问题支付一定的资本支出。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70ppm，并于2018年7月完成了达标/未达标。随后，在2020年，特朗普政府决定保留这一标准，但拜登政府已宣布计划正式审查这一决定，并考虑制定更严格的标准。这些决定受到法律挑战，任何拟议的规则也可能受到此类挑战。美国环保署还根据《清洁空气法》发布了最终规则，将石油和天然气的生产、加工、运输和储存作业置于新的污染源性能标准(NSPS)和国家危险空气污染物排放标准项目的监管之下。这些最终规则要求，除其他外，捕获或燃烧某些排放，以及排放泄漏检测和修复计划。这些规定还对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容器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推迟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的排放对公众健康和环境构成危害的调查结果，环保局根据联邦《清洁空气法》的现有条款通过了法规，其中包括建立防止显著恶化(PSD)、对某些大型固定污染源的建筑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环境保护局为这些排放建立的“最佳可用控制技术”标准。环保局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，环保局还通过了规定，要求每年监测和报告美国特定的陆上和海上石油和天然气生产源的温室气体排放，其中包括我们的某些业务。

近年来，联邦政府对来自石油和天然气设施的甲烷的监管一直存在很大的不确定性。2016年6月，美国环保局最终敲定了NSPS，即OOOA子部分，该计划建立了新的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(VOC)的排放标准。2020年9月，美国环保局最终敲定了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，总裁·拜登上任第一天就签署了一项行政命令，要求暂停、修改或废除2020年9月的规定，恢复或发布新建、改造和现有油气设施的甲烷排放标准。随后，美国国会批准了一项根据国会审议法案的决议，废除了2020年9月对甲烷标准的修订，有效地恢复了以前的标准，总裁·拜登已经签署成为法律。为了回应总裁·拜登的行政命令，2021年11月，美国环保局发布了一项拟议的规则，如果最终敲定，将把Quad Ob确立为新的来源，将Quad Oc确立为原油和天然气来源类别的甲烷和VOC排放的首次现有来源标准。受影响的排放装置或工艺的所有者或操作员必须遵守特定的性能标准，其中可能包括使用光学气体成像进行泄漏检测和随后的维修要求，通过捕获和控制系统减少受管制的排放，以及某些设备或工艺、操作和维护要求的零排放要求。环保局计划发布一份补充提案，加强2022年拟议的规则制定，其中将包含拟议的规则文本，该文本未包括在2021年11月的拟议规则中，并预计在2022年底发布最终规则。一旦最终敲定，这些规定可能会受到法律挑战，还需要纳入各州的实施计划，这些计划需要在个别规则制定中得到环保局的批准，这些规则制定也可能受到法律挑战。因此，我们无法预测任何最终甲烷监管要求的范围或遵守这些要求的成本。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，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。

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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发展，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最后一步，在该过程中，井筒中的大部分天然气将保持在井下。这之后是一个受控的排放回流过程，捕获天然气并将其发送给销售人员。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。

当我们允许设施时，我们安装空气污染控制设备以符合联邦《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。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。在所有新的生产设施中，我们继续从间歇和低出血的天然气供应的气动系统过渡到空气供应的气动系统，并选择现有的衬垫。2021年，淘汰和更换天然气气动装置5400多台。

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。定期进行检查，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，该计划为在美国拥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是一个志愿行业团体，旨在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，其重点是石油和天然气行业可以采取的自愿措施，通过实施激光雷达、设备排放监测以及维护和维修计划来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和(Iii)每年报告我们的甲烷排放量和/或我们的甲烷减排活动。

自2017年以来，我们发布了年度环境、社会和治理(ESG)报告，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ESG报告中强调的那样，根据壹未来的计算，2020年我们的甲烷泄漏损失率为0.046%，远低于壹未来自愿行业目标的1%。

在2021年期间，我们的温室气体/甲烷减排工作包括以下活动:

成立了一个由内部主题专家组成的跨学科小组组成的ESG咨询委员会，与我们的温室气体/甲烷减排团队合作，管理ESG(包括气候变化)风险、机会和战略。

与温室气体/甲烷减少小组举行季度会议，审查适用于勘探和生产业务的新出现的甲烷检测和量化技术。

进行季度设施激光雷达检查，频率是当前联邦法规要求的两倍。

在所有新的生产设施的储罐上安装了锁紧的小偷舱口。

运行的燃烧器管理系统具有两个阶段的压力控制，以优化燃烧器效率。我们使用经过制造商认证的燃烧器，以满足美国环保局的性能标准。

我们利用了蒸汽回收系统，因此我们在我们的工艺中包括多达三个蒸汽回收阶段。

在分离回流作业中，利用钻井后的低压分离器(绿色完井装置)回收甲烷并将其送往销售线。这使我们能够回收畅销产品并减少甲烷

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完井作业过程中的排放。

确保在必要时对减压阀进行测试、维修或更换，从而减少意外释放的甲烷。

利用平衡压力钻井，最大限度地减少在完井过程中气体从井中排出和/或燃烧的可能性。

10)

在购置财产的同时，定期封堵和废弃某些较老的垂直井。封堵和废弃较老的低产油井可以减少甲烷排放。

11)

淘汰或更换了5,400多个间歇性和低出血天然气控制气动系统。

12)

使用移动气举装置，而不是擦拭和卸液，从而减少了以前没有捕获到的排放。

我们继续评估各种减排机会。然而，我们不能保证我们将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这些机会。关于与ESG事项有关的风险和不确定性，见“项目1A”。风险因素-业务运营-对ESG事项和保护措施的日益关注可能会对我们的业务产生不利影响。

化石燃料公司越来越多地面临与气候变化威胁相关的诉讼风险。一些缔约方已经在州或联邦法院对化石燃料公司提起诉讼，指控它们对气候变化的影响做出了贡献，或未能披露影响。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。在涉及社会压力或政治或其他因素的范围内，可以施加这种责任，而不考虑我们对所声称的损害的原因或贡献，或其他减轻因素。

在美国，联邦一级还没有实施全面的气候变化立法。然而，总裁·拜登强调，应对气候变化是他的政府的优先事项，其中包括一些潜在的倡议，即提出气候变化立法并通过成为法律。2021年1月27日，总裁·拜登签署了一项行政命令，呼吁采取实质性行动应对气候变化，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。此外，2021年11月，拜登政府发布了《美国长期战略：到2050年实现温室气体净零排放的途径》，其中确立了一个路线图，通过提高能源效率、通过电力、氢气和可持续生物燃料实现能源脱碳，以及减少甲烷和一氧化二氮等非二氧化碳温室气体排放，到2050年实现美国净零排放。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液化天然气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。总裁·拜登再次承诺美国遵守《巴黎协定》，并在2021年4月宣布了到2030年将美国的排放量在2005年的基础上减少50%-52%的目标。2021年11月，国际社会26日再次齐聚格拉斯哥^这是联合国气候变化框架公约缔约方大会(“COP26”)在会上发表了多项声明，包括呼吁缔约方取消某些化石燃料补贴，并对非二氧化碳温室气体采取进一步行动。与此相关的是，美国和欧盟联合宣布启动“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染在2020年的基础上至少减少30%，包括在能源领域的“所有可行的削减”。目前还无法预测这些命令、承诺、协议以及为履行美国在《巴黎协定》、COP26或其他国际公约下的承诺而颁布的任何立法或法规的影响。

此外，我们获得资本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。美国许多最大的银行已经做出了净零承诺，并宣布将评估其投资组合中的融资排放，并采取措施量化和减少这些排放。例如，在缔约方会议第26届会议上，格拉斯哥净零目标金融联盟(“GFANZ”)宣布，来自45个国家的450多家公司的承诺已导致超过130万亿美元的资本承诺用于净零目标。GFANZ的各种次级联盟一般要求参与者设定短期、具体部门的目标，以便在2050年前将其融资、投资和/或承保活动转变为净零排放。金融部门的这些和其他事态发展可能导致一些贷款人限制某些行业或公司获得资本或从某些行业或公司撤资，包括石油和天然气

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或者要求借款者采取更多措施减少温室气体排放。此外，可能要求金融机构采取能够减少向化石燃料部门提供资金的政策。例如，美联储加入了绿色金融系统网络，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融部门的气候相关风险，并于2021年11月发表声明，支持NGFS为应对与央行和监管机构最相关的气候相关挑战确定关键问题和潜在解决方案的努力。虽然我们无法预测由此可能导致的政策，但化石燃料行业可用资本的大幅减少可能会使勘探、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。此外，美国证券交易委员会宣布将提出一些规则，其中包括建立气候风险报告框架的规则。然而，到目前为止还没有提出这样的规则，我们无法预测任何这样的规则可能需要什么。如果这些规定规定了额外的报告义务，我们可能会面临更高的成本。另外，美国证券交易委员会还宣布，它正在审查公开申报文件中与气候变化相关的现有披露，如果美国证券交易委员会声称发行人现有的气候信息披露具有误导性或存在缺陷，则加大了执法的可能性。

此外，气候变化还可能导致各种物理风险，例如极端天气事件的频率或强度增加或气象和水文模式的变化，这可能对我们的财务状况和运营以及我们的供应商和客户产生不利影响。此类物理风险可能会损坏我们的设施或以其他方式对我们的运营产生不利影响，例如，如果我们因干旱而减少用水量，或对我们产品的需求，例如，较温暖的冬季减少了供暖用能源的需求。这种实物风险还可能影响我们生产或运输产品所依赖的基础设施。这些发展中的一个或多个可能会对我们的业务、财务状况和运营产生实质性的不利影响。

水力压裂活动

水力压裂是一种重要而普遍的做法，用于提高低渗透地下岩层的天然气和/或石油产量。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，但美国环保局已根据联邦《安全饮用水法》(SDWA)对某些水力压裂活动主张联邦监管权力。例如，尽管我们在水力压裂作业中不使用柴油，但在2014年2月，美国环保局发布了关于此类活动的行业许可指南。此外，美国环保局在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规定水力压裂的联邦法规，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，尽管我们目前无法预测任何此类立法的时间或范围。在州一级，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，并对拟议的水平井附近的某些水井进行钻前基线水质采样。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令，管理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实践和地下水保护的法律要求。然而，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，我们可能会产生潜在的巨额额外成本来满足这些要求，在追求勘探、开发或生产活动的过程中遇到延误或削减，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》(下称《职业安全与健康法》)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规和条例要求维护有关在我们的运营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。我们不认为任何违反工人健康和安全要求的行为已经发生或将对我们的业务或运营产生重大不利影响。

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《濒危物种法》

联邦《濒危物种法》规定保护濒危和受威胁物种。根据《濒危物种法》，如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可对影响该物种生境的活动施加限制。《候鸟条约法》也为候鸟提供了类似的保护。我们在已知存在被列为受威胁或濒危物种的某些物种以及可能存在ESA下被列为受威胁或濒危物种的其他物种的地区开展天然气和石油租赁业务。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至关重要的栖息地和合适的栖息地。一个关键的栖息地或合适的栖息地指定可能会导致进一步的材料限制联邦土地使用，并可能会大大推迟或禁止进入保护区的天然气和石油开发。此外，作为和解的结果，USFWS被要求在该机构2017财政年度结束前确定是否应将250多个被列为濒危或受威胁的物种列入ESA。例如，在2015年4月，USFWS将北方长耳蝠（其栖息地包括我们运营的区域）列为ESA下的受威胁物种;然而，2020年1月28日，美国哥伦比亚特区地方法院命令USFWS重新考虑将北方长耳蝙蝠列为受威胁而不是濒危物种的决定，2021年3月，同一法院命令USFWS在2022年12月之前确定是否有必要将其列为濒危物种。在进行基础财产运营的区域内，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，可能导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或可能导致我们的勘探和生产活动受到限制，这可能对我们开发和生产储备的能力产生不利影响。如果我们将部分租赁指定为关键或合适的栖息地，可能会对我们的租赁价值产生不利影响。

尽管我们并未因遵守环境规定而受到任何重大不利影响，但不能保证这种情况将持续下去。于二零二一年，我们并无任何与遵守环境法例或环境补救事宜有关的重大资本或其他非经常性开支，而我们预期该等开支于二零二二年亦不会属重大。

人力资本

我们相信，我们的员工和承包商对我们的成功和本公司未来的成功作出了重大贡献，这取决于我们吸引、留住和激励合格人员的能力。主要雇员的技能、经验及行业知识对我们的营运及表现大有裨益。

截至2021年12月31日，我们有519个完整的-2001年，该公司聘用了100名全职雇员，其中38名从事行政、财务、库务、法律和行政工作，20名从事信息技术工作，16名从事地质工作，217名从事生产和运营工作，139名从事中游和水务工作，48名从事土地工作，41名从事会计和内部审计工作。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。我们没有参加任何集体谈判协议，也没有发生任何罢工或停工事件。我们认为我们与员工的关系总体上是良好的。

总奖励

我们通过提供具有竞争力的薪酬、工资和福利，展示了投资于员工队伍的历史。为培养员工的主人翁意识，并使员工的利益与股东的利益保持一致，我们提供长期激励计划，包括限制性股票单位、绩效股票单位和现金奖励。此外，我们还提供短期现金奖励计划，这些计划是自由裁量的，并基于个人和公司绩效因素等。此外，我们为每周工作30小时或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员工队伍，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;我们已经超过15年没有增加员工保险费;

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员工健康储蓄账户，包括我们对这些账户的供款;

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401（k）退休储蓄计划，可酌情供款匹配机会;

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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，包括员工援助计划以及短期和长期残疾保险等。

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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完成他们的职责，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原则，我们的安全目标是零事故和零伤害。强大的安全文化降低了风险，提高了生产率，并在我们运营的社区中建立了良好的声誉。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地执行，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，并庆祝我们的成功，我们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所在社区的最佳利益，并遵守了政府的命令。这些措施包括让我们的办公室员工尽可能在家工作，并实施其他安全措施，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。我们继续监测新冠肺炎的环境，以便(I)保护我们员工和合同工的健康和安全，(Ii)确定何时恢复办公室工作安排是合适的。

多元化、包容性与职场文化

我们致力于建立一种文化，在我们的运营中，多样性和包容性是核心理念，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，我们也致力于为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自我教育，了解彼此的经历，我们努力促进所有人的尊重和尊严。我们还认为，我们必须促进关于多样性、包容性和归属感的教育、交流和理解。最后，根据我们对平等就业机会、多样性和包容性的承诺，我们希望代表我们运作的招聘人员为我们提供多样化的应聘者。

地址、互联网站和公开备案的可获得性

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。我们的网站位于Www.anteroresources.com.

我们在Form 10-K上提交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》与美国证券交易委员会的此类报告和其他文件的修正案。美国证券交易委员会还保留了一个互联网站：Www.sec.gov其中包含以电子方式提交给美国证券交易委员会的报告、委托书和信息声明以及有关发行人(包括我们)的其他信息。

我们还免费提供这些文件，网址为Www.anteroresources.com在“投资者”链接下，在向SEC提交或提供后，在合理可行的情况下尽快提交。

我们网站上的信息不包含在本10-K表格年度报告或我们向SEC提交的其他文件中，也不是其中的一部分。

目录表

第1A项。风险因素

由于我们进行的业务活动的性质，我们面临一定的风险和危害。本10-K表格年度报告中描述的风险可能对我们的业务、财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响。我们可能会遇到我们目前不知道的额外风险和不确定性。此外，由于未来的发展，我们目前认为不重要的情况也可能对我们的业务、财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响。

大宗商品价格

我们收到的天然气、天然气液化物和石油生产价格严重影响我们的收入、盈利能力、资本获取和未来增长率。天然气、液化天然气和石油是商品，因此，其价格会因供求关系的相对微小变化而大幅波动。我们的生产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、NGL和石油供需的全球和区域经济状况;

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外国石油、天然气和包括液化天然气在内的天然气液化物的进口价格和数量，以及国内石油、天然气和包括液化天然气在内的天然气液化物的出口价格和数量;

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其他生产国的政治状况或影响其他生产国的政治状况，包括中东、非洲、南美和俄罗斯境内或相互之间的冲突;

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全球勘探和生产水平;

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全球清单水平;

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影响全球市场需求的事件（例如，COVID-19疫情导致需求减少）;

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我们经营所在地区当地价格指数的现行价格;

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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得性;以及

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国内、当地和外国政府法规和税收。

2021年，NYMEX Henry Hub天然气的每日现货价格从每MMBtu 23.86美元的高位到2.43美元的低位不等，同期NYMEX西德克萨斯中质原油的每日现货价格从每桶85.64美元的高位到每桶47.47美元的低位不等。虽然2021年石油和天然气的价格普遍高于2020年，但这些大宗商品的市场历来波动不定，未来这些市场可能会继续波动。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，所有这些都有不同的用途和不同的定价特征，这增加了NGL定价的进一步波动性。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变动，因此无法预测价格对我们运营的最终影响。

目录表

天然气、NGL和石油价格持续低迷和/或大幅或持续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在天然气、NGL和石油价格较低的时期控制我们的开发成本。价格下跌也可能对我们的钻探活动以及我们经济上能够生产的天然气、NGL和石油的数量产生不利影响，这可能导致我们不得不对我们的资产价值进行重大下调，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，由于我们以低于当前市场价格的价格对目前的产量进行了对冲，我们无法充分受益于天然气、天然气和石油价格的上涨。

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，并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。

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2021年12月31日，我们已就截至12月的天然气产量预测的约438 Bcf签订了远期掉期合同。2023年12月31日和2024年12月31日之前约58 Bcf的基差互换合约。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，截至12月31日的年度，于二零一零年及二零二零年，根据我们的对冲安排，我们分别收到约3.25亿美元及7.95亿美元来自现金结算衍生工具的收入，包括于截至2020年12月31日止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12月31日的几年里，许多导致这些已实现收益的对冲协议，2019年和2020年我们是在现货和期货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下降了。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有利的价格和足够的数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重大不利影响。

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。假设我们的2022年的产量与我们2021年的产量相同，约占我们2022年产量的54%将通过远期掉期或基差掉期进行对冲。如果我们的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，我们将有义务向我们的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。举例来说，在截至2021年12月31日，由于大宗商品价格上涨，根据我们的对冲安排，我们支付了约12亿美元，与现金结算的衍生品相关。如果开发钻探成本因通货膨胀、油田服务需求增加、遵守行业法规的成本增加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。

如果商品价格下跌到一个水平，以致我们的物业未来的未贴现现金流在相当长一段时间内低于其账面价值，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我们物业的账面价值，我们应定期审查我们物业的账面价值，以确定可能的减值。根据进行预期减值评估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，请参阅我们在综合财务报表附注2-重大会计政策中就我们的Utica页岩物业于2019年记录的减值费用的讨论。我们可能会招致重大损失

目录表

未来的减值费用，这可能会对我们在计入该等费用期间的经营业绩产生重大不利影响。

COVID-19疫情爆发初期，石油、天然气及天然气凝析液的供需失衡导致市场极度波动、成本增加及可用储存容量减少。

我们的天然气、NGL和石油生产的营销在很大程度上取决于我们产品是否存在足够的市场。为了应对新冠肺炎疫情，各国政府试图通过实施社交距离指导方针、旅行限制和居家令等行动来减缓病毒的传播，这导致对石油的需求大幅下降，对天然气和天然气的需求也有所减少。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2020年市场剧烈波动，并对初级商品价格产生重大不利影响。此外，由于这种不平衡，该行业在某些NGL产品和石油方面遇到了存储能力限制。由于没有足够的运输和储存能力，许多生产商被迫暂时关闭部分生产，或以低于市场价的价格出售部分生产。

鉴于迅速变化的环境、病毒和新出现的变种传播的持续时间和严重程度、疫苗和加强剂的有效性、公众对安全协议的接受度以及政府旨在减缓和遏制新冠肺炎传播的措施，包括疫苗授权在内的政府措施，此次大流行将在多大程度上影响我们的业务业绩和运营仍不确定。随着疫苗的普及，社交距离指导方针、旅行限制和居家订单减少，全球经济活动增加，对石油、天然气和NGL及相关商品的定价需求有所改善，存储能力限制也有所缓解。然而，新冠肺炎疫情的恶化或其他可能导致我们产品供需失衡的情况可能会对我们的财务状况和运营业绩产生不利影响。

储量

截至2021年12月31日，28%在我们估计的全部已探明储量中，已探明储量被归类为已探明未开发储量。我们的大约5.0Tcfe的估计已探明未开发储量将需要估计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，而且这些储量与已探明储量相比，回收的可能性较小。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的已探明未开发储量的估计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，储量开发的拖延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。

储量估计取决于许多可能被证明是不准确的假设。我们的储量估计或相关假设的任何重大不准确将对我们储量的数量和现值产生重大影响。

估计石油和天然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释，包括与当前和未来经济状况以及大宗商品价格有关的假设。这些解释或假设中的任何重大不准确都可能对我们的储备估计数量和现值产生重大影响。

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、税收和资金可获得性等事项进行经济假设。

未来的实际产量、已实现价格、收入、税收、开发支出、运营支出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。

目录表

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场价值。我们一般根据估计日期的价格和成本从我们的储备中估计贴现的未来现金流量净额。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。

我们已探明储量的贴现未来净现金流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，吾等根据已探明储量对未来现金流量净额的贴现，以过去12个月的月初价格的12个月未加权算术平均值为基础，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，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，我们在计算标准化措施时使用的10%贴现率是基于美国证券交易委员会的指导方针，可能不是基于不时生效的利率和与我们或一般石油和天然气行业相关的风险而得出的最合适的贴现率。

除非我们以新的储备取代我们的储备，并开发这些储备，否则我们的储备和最终的产量将下降，这将对我们未来的现金流和经营业绩产生不利影响。

生产油气藏的特征通常是产量下降，这取决于储集层特征和其他因素。除非我们成功地进行持续的勘探和开发活动，或继续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运营结果，高度依赖于我们能否有效地开发我们现有的储量，并在经济上找到或获得更多的可采储量。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产量，任何此类收购和开发可能会被任何资产处置所抵消。如果我们无法更换现有和未来的产量，我们的储量价值将会下降，我们的业务、财务状况和经营业绩将受到不利影响。

我们约54%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力，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。

大约54%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983个Bcfe未开发储量，这些储量与这些在钻探前需要更新的面积有关。此外，我们约18%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，如果我们不能成功钻探此类油井，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--未开发的土地面积到期。“

业务运营

石油和天然气的钻探和生产是高风险活动，存在许多不确定因素，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。

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，这些活动受到许多我们无法控制的风险的影响，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。关于这些过程中涉及的不确定性的讨论，见“-储量--储量估计取决于许多可能被证明是不准确的假设。我们储量估计或基本假设中的任何重大误差都将对我们储量的数量和现值产生重大影响。“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井项目，包括以下因素：

目录表

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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局限性；

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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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缺乏或延误获取水力压裂活动所需的设备、合格人员或水；

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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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环境危害，如天然气泄漏、石油泄漏、管道和储罐破裂、遇到天然存在的放射性物质以及未经授权向地表和地下环境排放盐水、油井增产和完井液、有毒气体或其他污染物;

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以可接受的条件提供的融资有限;

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矿产权益或其他产权问题。

其中某些风险可能导致重大损失，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。

我们决定钻探的物业可能无法产生商业上可行数量的天然气、天然气液化物或石油，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。

在钻探和测试勘探区之前，我们无法确定地预测任何特定的勘探区是否将产出足够数量的天然气、NGL或石油，以收回钻探或完井成本或在经济上可行。地震数据和其他技术以及对同一地区生产油田的研究将无法使我们在钻探之前确切地知道是否存在天然气或石油，或者如果存在，天然气或石油是否将以商业数量存在。我们不能保证我们从其他油井、更充分勘探的前景或生产油田的可用数据中得出的类比将适用于我们的钻探前景。此外，我们的钻井作业可能会因多种因素而缩减、延迟或取消，包括：

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意外钻井条件;

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矿产权益或其他所有权问题;

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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、供应品、材料、钻井或修井机、设备和服务的成本增加或短缺或延迟。

目录表

市场条件或运营障碍，例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，NGL和石油市场或延迟我们的生产。

我们的天然气、天然气液化天然气及石油生产是否有现成的市场取决于多项因素，包括天然气、天然气液化天然气及石油的供求情况，以及管道、其他运输设施、收集及加工、分馏设施的储量及容量的邻近程度，以及其他第三方运输服务的可用性。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满足现有和新油井的潜在产量，这可能导致我们收到的天然气、天然气液化物和石油价格大幅折扣。虽然我们透过安迅Midstream投资中游基础设施旨在解决现有中游基础设施的接入和潜在削减问题，但我们也向第三方天然气、天然气液化物和石油输送、收集、加工、储存和分馏设施以及运输服务提供服务，这些设施数量有限，地理位置集中，面临重大风险。这些风险包括资本、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和油价波动、获得许可证和其他政府批准的延迟、所有权和财产使用问题、地质、公众反对基础设施开发、安迅中游和/或第三方遵守其对我们的合同义务以及其他因素。

由于任何原因，包括我们未能以可接受的条款获得此类服务，对此类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，可能会对我们的业务造成重大损害，导致我们的天然气、天然气液化物和石油的生产和销售出现延误。在这种情况下，我们可能不得不关闭我们的油井，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计的价格出售我们的产品，所有这些都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。如果我们因任何这些或其他原因关闭或削减产量，我们将无法从这些油井中实现收入，直到做出其他安排将产品推向市场。

水力压裂增产工艺需要使用和处理大量的水，我们依赖该工艺生产商业数量的天然气、NGL和石油。水回收设施及其他处置替代方案的可用性以接收我们的水井产生的所有水可能会影响我们的生产。我们无法取得足够的用水，或无法处置或回收我们营运中使用的水，或无法及时取得水源许可证或其他权利，可能会对我们的营运造成不利影响。水的供应可能会随着时间的推移以我们无法控制的方式发生变化，包括由于气候变化相关的影响，如天气模式的变化。此外，新的环保措施和法规的实施可能包括对我们获取水或处置废物的能力的限制，并对我们的业务和经营业绩产生不利影响。

我们已确定的潜在油井位置计划在多年内完成，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，作为对我们未来多井的估计。每年在我们现有的土地上进行钻探活动。这些油井位置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、单位协议、租赁收购、地面协议、集输系统和管道运输限制、水源来源和分配系统的获取和可用性、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、天然气和天然气或石油。此外，除非在覆盖一些潜在地点的未开发英亩的间隔单位内建立生产，否则这种面积的租约将到期。因此，我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动大不相同。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--未开发的土地面积到期。“

目录表

截至2021年12月31日，我们有2083人确定了位于我们已探明的、可能的和可能的储备基地内的潜在水平井位置。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，我们将需要大量额外资本，以在较长时间内进行这些地点的发展，而我们可能无法获得或产生所需的资本。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，或导致我们有能力在我们的总已探明储量中增加额外的已探明储量，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.业务和物业-我们的物业和业务-估计已探明储量-确定潜在的油井位置。

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赁权或权益时，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，因为该地区的土地所有权历史悠久，导致了广泛而复杂的所有权链条。重大所有权缺失的存在会使租赁变得一文不值，并可能对我们的财务状况、运营结果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、对我们的股票价格产生负面影响以及减少进入资本市场的机会。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。在涉及社会压力或政治或其他因素的范围内，可以施加这种责任，而不考虑我们对所声称的损害的原因或贡献，或其他减轻因素。

此外，虽然我们不时就ESG事宜创建和发布自愿披露，但该等自愿披露中的许多陈述都基于假设预期和假设，这些假设和假设可能代表或可能不代表当前或实际风险或事件，或对预期风险或事件的预测，包括相关成本。这种期望和假设必然是不确定的，可能容易出错或受到误解，因为所涉及的时间很长，而且缺乏确定、衡量和报告许多ESG事项的既定单一办法。此外，我们已经为我们的范围1(直接)和范围2(购买能源的间接)温室气体排放设定了到2025年的净零目标，由于我们努力实现这一目标以及未来对其的任何修订，我们可能面临意想不到的物质成本。我们继续评估一系列技术和其他措施，如碳抵消，以帮助实现这一目标。考虑到与新兴技术的使用、市场状况以及经过验证的质量碳抵消的可用性相关的不确定性，我们无法预测我们是否能够及时实现我们的净零目标(如果有的话)。虽然我们可能会参与各种自愿框架和认证计划，以改善我们业务和产品的ESG形象，但我们不能保证此类参与或认证将对我们或我们的产品的ESG形象产生预期的结果。

此外，向投资者提供关于公司治理和相关事项的信息的组织已经制定了评级程序，以评估公司对ESG事项的处理方式。这样的评级可能会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为化石燃料能源公司提供资金，这可能会影响我们为潜在增长项目获得资金。此外，如果ESG事件对我们的声誉产生负面影响，我们可能无法有效竞争，也无法招聘或留住员工，这可能会对我们的运营产生不利影响。此类ESG问题也可能影响Antero Midstream和我们的客户，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。

目录表

由于我们的运营，我们可能会遭受重大损失，并受到重大责任索赔的影响。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产生的损失和负债可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流产生重大和不利的影响。

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运营风险，包括以下可能性：

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环境危害，如无法控制地向环境排放石油、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；

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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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人身伤害和死亡；

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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进行运营的能力造成不利影响，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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财产、自然资源和设备的损坏和毁坏；

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污染和其他环境破坏；

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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成本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购买保险。此外，污染和环境风险一般不能完全投保。如果发生保险未完全覆盖的事件，可能会对我们的业务、财务状况和运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，使我们更难获得财产、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潜在客户以及发现和开发储量，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，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。这些公司可能能够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，以吸引和留住合格的人才。今后吸引和留住合格人才的成本可能会大幅增加。我们可能不会在

目录表

未来在获取潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住优质人才以及筹集额外资本方面，可能会对我们的业务产生重大不利影响。

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，是具有挑战性的，我们如果不能在各种计划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。在发展我们的202在业务计划中，我们考虑将资本和其他资源分配给我们业务的各个方面，包括油井开发、勘探活动、公司项目、偿还债务和其他选择。尽管在我们的发展中做出了决定2022计划中，以前未确定的商业机会会定期引起我们的注意，包括可能的收购和处置。如果我们未能找出最佳的业务策略，包括适当的公司结构或适当的储备发展速度，或未能优化我们的资本投资和集资机会，以及未能利用我们的其他资源来推动我们的业务策略，我们的财务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预期的情况发生变化2022年计划，我们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，例如我们能否获得必要的监管批准；交易的时间和施加的条件在监管机构就此类批准向我们提供的信息；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。

大流行、流行病或传染病的爆发，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和运营计划造成干扰，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)政府和卫生当局为应对新冠肺炎大流行而提出的建议或施加的限制，包括隔离措施，以及(V)我们和我们的承包商及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。虽然无法预测这些中断的程度或持续时间，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、液化石油气和石油的价格，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，如果新冠肺炎疫情对我们的业务和财务业绩产生不利影响，它还可能具有增加本“第1A项”中所列许多其他风险的效果。风险因素。

恐怖袭击、网络攻击和威胁可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生实质性的不利影响。

恐怖袭击或网络攻击可能会严重影响能源行业，包括我们的业务以及我们供应商和客户的业务，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攻击风险。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。我们还在正常的业务过程中收集和存储敏感数据，包括员工的个人身份信息以及我们的专有业务信息和客户、供应商、投资者和其他利益相关者的信息。信息的安全处理、维护和传输对我们的运营至关重要，我们监控我们的关键信息技术系统，以努力检测和防止网络攻击、安全漏洞或未经授权的访问。尽管我们采取了安全措施，但我们的信息技术系统可能会受到网络攻击或安全漏洞，包括由于员工错误、渎职或其他威胁载体，这可能导致

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我们的专有和潜在敏感数据的损坏或丢失、生产或向客户交付产品的延迟、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以及第三方责任。此外，我们可能无法预测、检测或预防所有网络攻击，特别是因为攻击者使用的方法经常变化，或者可能在此类攻击开始之前无法识别，而且攻击者越来越多地使用专门设计的技术来规避网络安全措施和避免被发现。网络安全攻击也变得越来越复杂，包括但不限于勒索软件、凭据填充、鱼叉式网络钓鱼、社交工程和其他试图未经授权访问数据的企图，目的是敲诈勒索或其他不法行为。

随着网络攻击的持续发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施，或者调查和补救网络攻击的任何漏洞。特别是，我们实施各种程序和控制措施，以监测和减轻安全威胁，并加强我们的人员、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。网络攻击或安全漏洞可能导致根据数据隐私法承担责任、监管处罚、损害我们的声誉或LSS对我们的信心，或为补救和修改或增强我们的信息系统以防止未来发生而产生额外成本，所有这些都可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。到目前为止，我们还没有经历过与网络攻击有关的任何重大损失；然而，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，都可能对我们的业务、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。

我们的生产基地地理上集中在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的阿巴拉契亚盆地。截至2021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，我们可能不成比例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、缺水或其他与干旱有关的条件或天然气、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是采矿作业的对象。例如，第三方可能在我们的财产附近或之下从事地下煤炭和其他采矿作业，这可能导致我们的财产下沉或其他损害，对我们的钻探作业产生不利影响，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，以避免因钻探和采矿距离较近而产生的不利影响。这些对我们业务的限制，以及任何类似的限制，可能会导致延误或中断，或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，我们的许多物业可能会同时经历任何相同的情况，导致对我们的运营业绩的影响可能比对其他拥有更多元化物业组合的公司的影响更大。

公众对我们和/或我们行业的负面看法可能会对我们的运营产生不利影响。

对石油和天然气钻探和开发活动的反对在全球范围内普遍增长，在美国尤为明显，我们行业的公司经常成为个人和非政府组织在安全、人权、环境问题、可持续性和商业实践方面活动努力的目标。公众对我们和/或我们行业的负面看法可能会导致诉讼和监管、立法和司法审查的增加，这反过来可能导致在安全、环境、特许权使用费和地面使用领域产生新的地方、州和联邦法律、法规、指南和执法解释。这些行动可能会导致运营延误或限制、运营成本增加、额外的监管负担和诉讼风险增加。此外，政府当局在发放许可证的时间和范围方面拥有相当大的自由裁量权，公众可以参与许可证发放过程，包括通过干预法院。公众的负面看法可能会导致我们开展业务所需的许可证被扣留、推迟、挑战或因限制我们盈利开展业务的能力的要求而成为负担。此外，反发展积极分子正在努力减少联邦和州政府土地的使用，推迟或取消

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某些作业，如钻探和开发。如果反对石油和天然气勘探和开发的激进主义持续或增加，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。

客户集中度与信用风险

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向能源公司、最终用户和炼油厂销售天然气、NGL和石油生产产生的应收账款(截至2021年12月31日为5.59亿美元)。由于应收账款集中在几个重要客户，我们也面临信用风险。在截至2013年12月31日的一年中，我们产品的最大买家，2021年约占10%我们产品收入的一部分。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。

我们的套期保值交易使我们面临交易对手的信用风险，可能会变得更加昂贵或对我们来说无法获得。

截至2021年12月31日，我们的商品净衍生合约的估计公允价值为7.27亿美元的负债，我们在我们的信贷安排下没有任何与银行交易对手的衍生品资产。

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。如果交易对手未能履行衍生品合约，我们的套期保值交易将使我们面临财务损失的风险。金融市场的中断可能会导致交易对手的流动性突然减少，这可能使他们无法根据衍生品合同的条款履行义务，我们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实际收到的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供现金抵押品。如果我们签订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，我们在业务中可用的现金将会减少，这可能会限制我们未来支付资本支出和偿还债务的能力，这也可能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、天然气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，这可能是一笔巨大的金额。

此外，美国监管机构于2019年11月通过了一项最终规则，实施了一种根据适用机构的监管资本规则计算衍生品合约风险敞口金额的新方法，称为交易对手信用风险标准化方法(“SA-CCR”)。一旦通过，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。这些增加的资本要求可能导致大量额外成本被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、财务状况和运营业绩产生不利影响。

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，每一份都有最低数量的交付承诺。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。我们公司的运输协议将于以下日期到期：2022年至2058年，我们的天然气处理、收集和压缩服务协议将在2022年至2038年的不同日期到期。我们有义务向我们的某些服务提供商支付最低数量的费用，无论实际数量如何。此外，FERC还管理州际天然气运输费率，以及

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运输服务，这影响了我们生产的天然气的营销，以及我们销售天然气的价格。受FERC监管的管道的运费可能会发生变化，根据增加的金额，运费的增加可能会对我们的运营结果产生不利影响。截至2013年12月31日，到2021年，我们在协议下的长期合同义务，最低数量承诺总额超过11.2美元十亿元，合同期内。如果我们的产量不足以满足最低产量或无法履行全部或部分产量承诺，我们的经营现金流将减少，这可能要求我们减少或推迟计划的投资和资本支出或寻求其他融资方式，所有这些都可能对我们的经营业绩产生重大不利影响。

假设2022年的产量与2021年的产量保持不变，我们估计2022年我们将产生每Mcfe 0.06美元至0.08美元的年度净营销成本未利用的运输能力取决于可以销售给第三方或用于运输第三方天然气的未利用能力的数量，并获得正的基差。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，以及未来有多少多余的运输可以销售给第三方。

我们在选择采集运营商、加工和分馏服务提供商以及水资源方面的能力可能有限

根据我们与安迅中游的协议，我们的运营领域的服务提供商。

根据我们与Ancestrian Midstream订立的天然气收集及压缩协议，我们已将我们于西弗吉尼亚州、俄亥俄州及宾夕法尼亚州的所有现有及未来天然气生产的收集及压缩业务专用于Ancestrian Midstream，只要该等生产不受任何其他预先限制，现有奉献。此外，根据我们与Angloman Midstream订立的优先要约权协议，Angloman Midstream有权就我们目前及未来的所有天然气生产（只要不受预先限制）投标提供若干加工及分馏服务。现有的奉献），并将有权提供此类服务，如果其出价匹配或更有利于我们比其他方提出的条款。因此，我们在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州使用其他收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有效的服务。我们也将限制我们在任何地区使用其他加工和分馏服务供应商的能力，以Ancartum Midstream能够提供有竞争力的投标。

根据我们与Anastomic Midstream订立的水务服务协议，我们致力于在俄亥俄州及西弗吉尼亚州的指定服务区向Anastomic Midstream提供淡水及污水处理服务。此外，水务服务协议为安迅中游提供了在这些界定区域以外的任何未来运营区域的优先报价权。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供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有效的服务。

额外钻机、完井服务、设备、供应品、人员及油田服务的不可用或高昂成本可能对我们在预算内及时执行勘探及开发计划的能力产生不利影响。

石油和天然气行业对合格和有经验的钻井和完井以及进行现场作业的现场人员、地质学家、地质学家、工程师、工程师和其他专业人员的需求可能会大幅波动，这往往与天然气和石油价格有关，造成周期性短缺。从历史上看，由于对钻机和设备的需求随着钻井数量的增加而增加，钻井和修井钻机、管道和其他设备一直短缺。我们无法预测这些条件将来是否会存在，如果存在，它们的时间和持续时间会是什么。此类短缺可能会延迟或导致我们产生资本预算中未提供的重大支出，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，随着美国通货膨胀率的上升，我们在运营中使用的商品、服务和劳动力成本也有所增加，从而增加了我们的运营成本。

对我们的天然气进行加工和分馏的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。

我们与加工和分馏设施（包括MPLX、LP和合资企业拥有的设施）签订了协议，以适应我们目前的运营以及未来的发展计划。该等设施的任何重大中断均可能导致我们缩减未来发展及生产计划，从而对我们的业务、财务状况及经营业绩造成不利影响。

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由于经营者无法控制的情况，加工设施的运作可能会暂时或永久地部分或完全停止，例如：

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计划外的周转或灾难性事件，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造成的设施、相关设备和周围财产的损坏;

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政府当局或法院程序施加的限制;

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劳动困难导致停工或减速;

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电力、水和设施运行所需的其他资源供应中断;

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不符合适用规范的NGL对设施造成的损害；

●

支持产量的分馏能力或市场准入不足，包括缺乏轨道车、驳船、卡车和管道能力，或市场制约，包括某些天然气液化产品需求减少或市场有限；以及

●

恐怖袭击或网络攻击。

收购、剥离和接管

我们可能会面临与收购物业有关的风险。

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；

●

未来天然气、天然气和石油价格及其适用的差异；

●

营运成本；以及

●

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。关于这些评估，我们对我们认为与行业实践大体一致的主题属性进行了审查。我们的审查将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财产，以充分评估它们的不足和能力。不一定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不能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，并以“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大现有业务的业务。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以商业上可接受的条款完成收购。

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，未来可能的收购可能会更大，而且收购价格明显高于之前收购的价格。不能保证我们将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

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或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某些限制。此类协议还限制了我们产生某些债务的能力，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，都包含有可能阻止收购出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，即使控制权的改变对我们的股东有利。除其他事项外，我们的公司证书和章程：

●

为股东提名董事候选人提供预先通知程序，或向我们的股东会议提交其他股东建议，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；

●

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BOard的董事未经股东批准，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对我们的控制权的尝试的成功，并可能具有阻止敌意收购或推迟对我们的控制权或管理层变动的效果；

●

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;

●

规定，在相关优先股指定的任何系列优先股持有人就该等董事选举董事或填补空缺的权利的规限下，所有空缺，包括新设立的董事职位，均由在任董事的过半数(即使不足法定人数)或唯一剩余的董事的持有人投赞成票来填补，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)的情况下，要求或允许我们的股东采取的任何行动必须在正式召开的我们的股东年度会议或特别会议上完成，并且不得通过任何书面同意来代替该等股东的会议；

●

为我们的董事会分成三个级别的董事，每个级别的人数尽可能相等，交错任职三年；

●

规定在任何系列优先股(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选出的董事(包括根据该证书指定的任何优先股)的情况下，董事可在任何时间被免职，但只限于出于某种原因，并由所有有权在董事选举中投票的已发行股份的过半数投票权持有人予以免职；

●

规定股东的特别会议只能由我们的首席执行官、我们的董事会或者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；

●

规定(I)York ktown Partners LLC(以下简称“York ktown”)及其关联公司被允许(直接或间接)参与风险投资和对公司、合资企业、有限责任公司以及从事任何类型、性质或类型业务的其他实体的其他直接投资；(Ii)York ktown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、协助和维持席位，在任何情况下，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竞争，或在与我们和我们的子公司相同或相似的业务线中，或者这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程度上放弃了在该等公司机会中的任何权益或预期，或在向我们提供参与该等公司机会的机会方面；

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●

规定只有持有至少66 2/3%的已发行普通股投票权的持有者有权投票，并作为一个类别一起投票，才能修改或废除我们公司注册证书的规定；以及

●

规定我们的附例可以通过(A)修改或废除我们的董事会或(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，作为一个类别一起投票。

我们已选择不受《特拉华州公司法总则》(下称《DGCL》)关于规范公司收购的条款的约束。

一般来说，DGCL第203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：

●

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方B批准。Oard的董事;

●

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

●

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获得至少三分之二的已发行有表决权股票的持有人授权，而该股份并非由利害关系股东拥有。

DGCL第203条允许特拉华州的一家公司选择不受第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203节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注册证书的修订而选择受DGCL第203节的管限。

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·拉迪和一名与约克敦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。拉迪先生和约克敦先生还拥有我们普通股的很大一部分股份。由于在Antero Midstream的投资，拉迪和约克敦可能与其他股东存在利益冲突。我们与雷迪先生和约克敦先生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尝试收购我们变得更加困难或昂贵。例如，如果一项收购构成了“根本性的变化”(根据管理此类票据的契约中的定义)，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，如果收购构成了“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，以及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款处置资产，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，我们并不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。

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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。

资本结构与资本获取途径

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。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大约为2021年7.16亿美元。我们的董事会已经批准了#年的净资本预算2022 7.4亿至7.75亿美元。我们的预算包括：6.75亿美元至7亿美元的钻井和完井费用，以及65美元的范围。租赁支出为100万至7500万美元。我们的资本预算不包括收购。我们预计将通过运营产生的现金和Antero Midstream产生的股息为这些资本支出提供资金，但我们不控制支付的时间或金额；然而，我们的融资需求可能要求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大不相同，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降，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。

我们来自运营的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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我们的探明储量；

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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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我们获得、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减少，我们获得维持目前水平运营所需的资本的能力可能有限。如果需要额外的资本，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，如果真的有的话。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量和产量下降，并可能对我们的业务、财务状况和运营业绩产生不利影响。

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(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、商业和其他我们无法控制的因素的影响。我们可能不能

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维持来自经营活动的现金流量水平，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，寻求额外资本，或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，将取决于资本市场的状况，包括债务证券市场，以及我们当时的财务状况。对我们的债务进行任何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琐的公约，这可能会进一步限制我们的业务运营。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。

信贷安排下的借款基础目前为35亿美元，信贷安排下的贷款人承诺为15亿美元。十亿美元。贷款人根据某些因素，包括储备和对冲头寸，每半年由贷款人重新厘定借贷基数，下一次重新厘定借款基数的时间安排在#年。2022年4月。我们的借贷基础可能会因天然气、NGL或石油价格下降、经营困难、储备下降、贷款要求或法规、发行新债务或任何其他原因而减少。我们不能肯定，如果需要，资金将以可接受的条件提供，并达到所需的程度。如果我们的借款基数因商品价格下跌或其他原因而减少，我们可能无法履行到期债务，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，作为我们根据某些合同安排(如管道运输合同)履行情况的财务保证。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。

大宗商品价格的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。尽管与2020年相比，2021年高收益债务证券市场有所改善，但如果高收益市场恶化，或者如果我们无法以可接受的条款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重大不利影响，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。

信贷安排包含一些重要的公约(除了限制产生额外债务的公约外)，包括可能限制我们的能力的限制性公约，其中包括：

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出售资产；

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向他人发放贷款；

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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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对未来的生产进行对冲；

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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我们的债务。这些限制，加上管理我们的优先票据和我们的2026年可转换票据的契约中的限制，也可能限制我们获得未来融资以抵御未来业务或整体经济低迷的能力，或以其他方式进行必要的公司活动。由于我们优先票据和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的限制，我们也可能无法利用出现的商业机会。

信贷安排将我们可以借入的金额限制在借款基础金额，贷款人根据我们贷款的石油和天然气资产以及商品衍生品的预计收入，自行决定每半年确定一次借款基准金额。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，都需要得到持有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，请参阅“-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将导致该协议下的违约。如果不免除违约，可能导致该贷款项下的未偿债务加速，并导致其他债务协议项下的未偿债务发生违约和加速。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所有款项，也无法借入足够的资金为此类债务进行再融资。即使当时有新的融资，也可能不是我们可以接受的条款。

利率的提高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业务成本增加，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2021年，我们估计信贷安排下的平均未偿还借款约为1.82亿美元，利率每提高1.0%，对这一债务数额的影响将导致该期间的利息支出增加约2美元我们的现金流和扣除所得税影响前的净收入相应减少。此外，信用评级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资金产生不利影响。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成果的能力产生重大不利影响。

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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，或支付转换后到期的任何现金金额，而我们的其他债务可能会限制我们回购2026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，可要求我们在发生根本变化后，以现金回购价格回购其2026年可转换票据，现金回购价格通常相当于将回购的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)。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可用现金或能够在我们被要求回购2026可转换票据或支付转换时到期的现金金额时获得融资。此外，适用的法律、监管机构和管理我们其他债务的协议可能会限制我们回购2026年可转换票据或支付转换时到期现金金额的能力。我们无法履行2026年可转换票据规定的义务，可能会影响我们普通股的交易价格。

我们未能回购2026年可转换票据，或在需要时未能支付转换时到期的现金金额，将构成管理2026年可转换票据的契约下的违约。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

水力压裂是一种重要而普遍的做法，用于提高低渗透地下岩层的天然气和/或石油产量。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，但美国环保局已根据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，美国环保局于2016年6月敲定了禁止水力压裂作业废水排放到公有废水处理厂的规定。

此外，国会不时考虑立法，根据SDWA规定水力压裂的联邦法规，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，尽管我们目前无法预测任何此类立法的时间或范围。在州一级，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，并对拟议中的水平井附近的某些水井进行钻前基线水质采样。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令，管理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，我们可能会产生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削减，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及安全要求，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及安全要求，我们可能会招致重大延误、成本和责任。根据联邦、地区、州和地方与保护环境、职业健康和工作场所安全有关的一系列法律和法规，包括法规和执法政策，这些延误、成本和责任可能会产生，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。

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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，对包括自然资源在内的人员或财产的损害索赔可能是由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、法规或执行政策可能会更加严格，并施加不可预见的责任或显著增加合规成本。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。

我们的油气勘探、生产、加工和运输作业受到复杂而严格的法律法规的约束。为了在符合这些法律法规的情况下开展业务，我们必须从各个联邦、州和地方政府当局获得和维护大量的许可、批准和证书。我们可能会因遵守这些现行法律和法规而产生巨额成本。此外，如果修改或重新解释现有法律和法规，或者如果新的法律和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，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当局解释和执行。例如，总裁·拜登在环境问题上采取了行动，特别是气候变化，这是他的政府的一个重点，我们的业务可能会受到更多的环境、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。有关这些事项的更多信息，请参见“项目”。1.商业及物业-石油及天然气行业的规管-环境及职业安全及健康事宜的规管。“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。此类潜在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，或以其他方式改变我们开展业务的方式，这反过来可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

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3节新机场管理局第1(B)条豁免天然气收集设施作为新机场管理局下的天然气公司而受联邦能源管制委员会的规管。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而不受天然气公司监管的传统测试。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和运营费用增加，这可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

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《环境保护法》，FERC有权根据NGA对目前的违规行为处以每天最高约134万美元的罚款，以及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根据NGA进行的监管，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可不时审议或通过与这些事项和其他事项有关的其他规则和立法。如果将来不遵守这些规定，我们可能会受到

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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。

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，总裁·拜登强调，应对气候变化是他的政府的优先事项，其中包括一些潜在的倡议，即提出气候变化立法并通过成为法律。此外，联邦监管机构、州和地方政府以及私人当事人已经采取(或宣布他们计划采取)对我们的运营具有或可能产生重大影响的行动。例如，针对二氧化碳、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，环保局根据联邦《清洁空气法》的现有条款通过了法规，其中包括对某些已经是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源的大型固定污染源建立PSD建设和第五章运营许可审查。为温室气体排放获得PSD许可的设施还将被要求满足各州或在某些情况下由环境保护局为这些排放建立的“最佳可用控制技术”标准。环保局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，环保局还通过了规定，要求每年监测和报告美国特定的陆上和海上石油和天然气生产源的温室气体排放，其中包括我们的某些业务。

近年来，联邦政府对来自石油和天然气设施的甲烷的监管一直存在很大的不确定性。2016年6月，美国环保局敲定了NSPS，即OOOA子部分，该计划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。2020年9月，美国环保局最终敲定了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，总裁·拜登上任第一天就签署了一项行政命令，要求暂停、修改或废除2020年9月的规定，恢复或发布新建、改造和现有油气设施的甲烷排放标准。随后，美国国会批准了一项根据国会审议法案的决议，废除了2020年9月对甲烷标准的修订，有效地恢复了以前的标准，总裁·拜登已经签署成为法律。为了回应总裁·拜登的行政命令，2021年11月，美国环保局发布了一项拟议的规则，如果最终敲定，将建立原油和天然气来源类别的甲烷和挥发性有机化合物排放的四个Ob新来源和四个Oc首次现有来源表现标准。受影响的排放装置或工艺的所有者或操作员必须遵守特定的性能标准，其中可能包括使用光学气体成像进行泄漏检测和随后的维修要求、通过捕获和控制系统减少受管制的排放、某些设备或工艺的零排放要求以及操作和维护要求。环保局计划发布一份补充提案，加强2022年拟议的规则制定，其中将包含拟议的规则文本，该文本未包括在2021年11月的拟议规则中，预计将在2022年底发布最终规则。一旦最终敲定，这些规定可能会受到法律挑战，还需要纳入各州的实施计划，这些计划需要在个别规则制定中得到环保局的批准，这些规则制定也可能受到法律挑战。因此，我们无法预测任何最终甲烷监管要求的范围或遵守这些要求的成本。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。

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。总裁·拜登再次承诺美国遵守《巴黎协定》，并在2021年4月宣布了到2030年将美国的排放量在2005年的基础上减少50%-52%的目标。2021年11月，国际社会26日再次齐聚格拉斯哥^这是联合国气候变化框架公约缔约方大会(“COP26”)在会上发表了多项声明，包括呼吁缔约方取消某些化石燃料补贴，并对非二氧化碳温室气体采取进一步行动。与此相关的是，美国和欧盟联合宣布启动“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染在2020年的基础上至少减少30%，包括在能源领域的“所有可行的削减”。目前还无法预测这些命令、承诺、协议以及为履行美国在《巴黎协定》、COP26或其他国际公约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，包括总裁·拜登和其他公职人员做出的与气候变化有关的承诺。2021年1月27日，总裁·拜登签署了一项行政命令，呼吁在气候变化问题上采取实质性行动，其中包括联邦政府增加使用零排放汽车，取消补贴

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向化石燃料行业提供技术援助，并更加重视各机构和各经济部门与气候有关的风险。此外，2021年11月，拜登政府发布了《美国长期战略：到2050年实现温室气体净零排放的途径》，其中确立了到2050年美国实现净零排放的路线图，其中包括提高能源效率；通过电力、氢气和可持续生物燃料实现能源脱碳；以及减少甲烷和一氧化二氮等非二氧化碳温室气体排放。其他可以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的温室气体排放进行更严格的限制。

此外，为了应对与气候变化有关的担忧，化石燃料行业的公司可能面临越来越大的财务风险。包括投资顾问和某些主权财富、养老金和捐赠基金在内的金融机构，未来可能会选择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，其中一些人可能会在未来选择不为化石燃料能源公司提供资金。美国许多最大的银行已经做出了净零承诺，并宣布将评估其投资组合中的融资排放，并采取措施量化和减少这些排放。此外，在第26次缔约方会议上，GFANZ宣布，来自45个国家的450多家公司的承诺已导致承诺净零目标的资本超过130万亿美元。GFANZ的各种次级联盟一般要求参与者设定短期、具体部门的目标，以便在2050年前将其融资、投资和/或承保活动转变为净零排放。金融部门的这些和其他事态发展可能导致一些贷款人限制某些行业或公司获得资本或从某些行业或公司撤资，包括石油和天然气行业，或者要求借款人采取更多措施减少温室气体排放。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。例如，美联储加入了绿色金融系统网络，这是一个金融监管机构联盟，专注于应对金融部门与气候有关的风险，并于2021年11月发表声明，支持NGFS为与中央银行和监管机构最相关的与气候有关的挑战确定关键问题和潜在解决方案的努力. 化石燃料行业可用资本的大幅减少可能会使为勘探、开发、生产、运输和加工活动获得资金变得更加困难，这可能导致对我们产品的需求减少，或以其他方式对我们的财务业绩产生不利影响。此外，美国证券交易委员会宣布将提出一些规则，其中包括建立气候风险报告框架的规则。然而，到目前为止，还没有提出这样的规则，我们无法预测任何这样的规则可能需要什么。如果这些规定规定了额外的报告义务，我们可能会面临更高的成本。另外，美国证券交易委员会还宣布，正在审查公开申报文件中与气候变化相关的现有披露，如果美国证券交易委员会声称发行人现有的气候披露存在误导性或缺陷，则增加了执法的可能性.

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、诉讼和金融风险可能导致(I)某些石油和天然气生产活动的限制或取消，(Ii)对气候变化造成的所谓损害承担义务，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、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

此外，气候变化还可能导致各种物理风险，例如极端天气事件的频率或强度增加或气象和水文模式的变化，这可能对我们的财务状况和运营以及我们的供应商或客户的财务状况和运营产生不利影响。此类物理风险可能会损坏我们的设施，或以其他方式对我们的运营产生不利影响，例如，如果我们因干旱而减少用水量，或对我们产品的需求，例如，较温暖的冬季减少了供暖能源的需求。这种实物风险还可能影响我们生产或运输产品所依赖的基础设施。这些发展中的任何一个都可能对我们的业务、财务状况和运营产生实质性的不利影响。此外，虽然我们对天气条件变化的考虑和在设计中纳入安全因素旨在减少气候变化和其他事件可能带来的不确定性，但我们缓解这些事件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应对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。

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与保护野生动物有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，并可能在这几个月加剧对钻机、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。

我们的砂矿受到1977年《联邦矿山安全与健康法》和修订立法的约束，这些法律规定了严格的健康和安全标准。

我们目前拥有一座由第三方运营的砂矿，受1977年《联邦矿山安全和健康法》的约束，该法经2006年《矿山改进和新应急法案》修订，对矿物开采和加工作业的许多方面规定了严格的健康和安全标准，包括人员培训、作业程序、作业设备和其他事项。经修订的该法是一项严格的责任法规，任何不遵守此类现有或任何未来标准，或对其进行任何更严格的解释或执行的行为，都可能对采砂作业产生重大不利影响，或以其他方式严重限制矿物开采和加工作业。

人力资本

高级管理人员或技术人员的流失可能对业务产生不利影响。

我们依靠我们的高级管理人员和技术人员的服务。我们不会为这些人的损失提供任何保险，也不打算购买任何保险。失去我们的高级管理人员或技术人员，包括董事长保罗·M·拉迪、总裁和首席执行官的服务，可能会对我们的业务、财务状况和运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，当向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，我们的某些运营人员根据借调协议的条款被借调到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。

关联方

Antero Midstream和我们之间会不时出现利益冲突，Antero Midstream可能会偏袒自己的利益，损害我们和我们的股东的利益。

我们所有的管理人员和某些董事也是Antero Midstream的管理人员或董事。Antero Midstream和我们之间将出现利益冲突。我们的董事和高级管理人员同时也是Antero Midstream的董事和高级管理人员，他们有受托责任以有利于Antero Midstream的方式管理Antero Midstream。在解决这些实际或表面上的利益冲突时，这些董事和高管可能会选择有利于Antero Midstream而不是我们和我们股东利益的战略。Antero Midstream一方面与我们和我们的子公司之间的任何利益冲突的解决，在我们能够解决的范围内，可能会花费高昂的成本，并减少我们的董事和高级管理人员在运营我们的业务时可能花费的时间和注意力，在任何情况下，这都可能对我们的业务产生不利影响。

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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会比预期的更大。

截至2021年12月31日，我们有美国联邦和州NOL结转的23亿美元和2.0美元分别为10亿美元。一些美国联邦NOL结转在不同的日期到期，从2032年至2037年而有些则没有保质期。我们目前希望能够利用这些NOL结转并产生扣减，以抵消我们未来的美国联邦应税收入。从2025年到2041年，国家NOL结转在不同的日期到期。由于州税法的变化，我们预计无法利用某些NOL结转。因此，该公司已为该等北环线结转拨备12亿元的估值免税额。这些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条的未来限制(第382条“)，或其他。

第382条一般规定，当公司经历“所有权变更”(根据第382条确定)时，可用于抵销应纳税所得额的NOL结转金额有年度限制。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变化了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，根据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，受某些调整，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。对我们利用NOL结转来抵销我们未来产生的收入或收益的能力的任何限制，都可能导致未来的所得税支出，这可能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(I)美国联邦NOL结转，(Ii)我们州NOL结转的一部分，以及(Iii)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条下的所有权变更)，我们未来的纳税义务可能比预期的更大。

未来可能的立法或征收新的或增加的税收或费用通常可能会影响天然气和石油勘探和开发公司的税收，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，美国联邦和州一级的立法被提出，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。例如，总裁·拜登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)将适用于企业(如我们)的美国所得税税率从21%提高，以及(Ii)取消对化石燃料的税收补贴。美国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。此外，美国国会于2021年通过了一项立法，该立法包括的条款如果最终获得通过，将影响美国联邦企业所得税。在其他项目中，这包括对某些公司的账面收入征收最低税率的条款，以及对公司回购这些股票所承担的某些公司股票回购的消费税。目前尚不清楚这些或类似的变化是否会生效，如果通过，任何此类变化将在多长时间内生效。此外，我们经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。

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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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分析师更改收入或盈利预估或发表研究报告；

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新闻界或投资界的投机行为；

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其他股东出售我们的普通股；

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我们或我们的竞争对手宣布重大合同、收购、战略合作伙伴关系、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。

在公开市场上出售我们普通股的大量股份或根据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份都可以自由交易，不受证券法的限制或进一步登记，除非这些股份是由我们的任何“关联公司”持有的，正如规则中所定义的那样。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。

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。我们还可以发行可转换为或可交换的证券，或代表接受我们普通股股份的权利的证券。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进行转换。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年可转换债券的存在可能会鼓励市场参与者卖空，因为2026年可转换债券的转换可用于满足空头头寸，或者2026年可转换债券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，减少我们的每股收益，或者对我们普通股的股价产生不利影响。

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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。

本公司的公司注册证书规定，除非吾等以书面形式同意选择替代法院，否则特拉华州衡平法院(以下简称“法院”)将在适用法律允许的最大范围内，作为(I)代表吾等提起的任何派生诉讼或法律程序、(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的受信责任的任何诉讼、(Iii)根据DGCL任何规定提出索赔的任何诉讼的唯一和排他性的法院。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，均受内务原则管辖，在每个此类案件中，大法官法院对其中被指定为被告的不可或缺的当事人具有属人管辖权。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其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，或者对于一种或多种特定类型的诉讼或法律程序，我们可能会产生与在其他司法管辖区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的董事会在未经本公司股东批准的情况下，发行一种或一系列具有指定、优先、限制和相对权利的优先股，包括在股息和分配方面相对于我们普通股的优先股。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.法律程序

本项目所需资料载于合并财务报表附注16--或有事项，并并入本报告。

项目4.矿山安全信息披露

多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法第1503(A)节和S-K法规第104项(17 CFR 229.104)要求的有关违反煤矿安全和其他监管事项的信息包含在本年度报告的10-K表格附件95.1中。

目录表

第II部

项目5. 登记人普通股市场、相关股东事宜及发行人购买股份

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”。2022年2月11日，我们的普通股由134名创纪录的持有者持有。持股人的数量不包括以“被提名者”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
				作为以下内容的一部分	的股份
	总数			公开地	那年五月
	的股份	平均价格		宣布	但仍将被购买
期间	购得	按股支付		平面图	在计划下⁽²⁾
2021年10月1日-2021年10月31日⁽¹⁾	28,819	$	19.59	—	$	—
2021年11月1日-2021年11月30日	—		—	—		—
2021年12月1日-2021年12月31日	—		—	—		—
总计	—	$	—	—	$	—

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

(2)	截至2021年12月31日，我们没有授权的股份回购计划。

资本返还计划

2022年2月15日，我们的董事会批准了一项股票回购计划，机会性地回购了我们最多10亿美元的已发行普通股。这些股票可以在公开市场交易中不时回购，也可以通过私下协商的交易或联邦证券法规定的其他方式回购。根据该计划回购股票的时间、数量和价值将由我们自行决定，并将取决于各种因素，包括我们普通股的市场价格、一般市场和经济状况以及适用的法律要求。我们不能保证我们回购的股票的确切数量，该计划可能会在任何时候暂停、修改或终止，而无需事先通知。

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、2030年到期的5.375优先票据和2026年到期的4.25%可转换优先票据的契约有关，以及(Iv)。信贷安排。我们还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)由董事会酌情决定，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。不能保证我们会为我们的普通股支付任何现金股息。

目录表

股票表现图表

下图显示了假设在2016年12月31日投资100美元购买我们的普通股标准普尔公司的累计总股东回报。S指数和道琼斯美国石油天然气指数。我们相信道琼斯美国石油天然气指数是有意义的，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”标题下所载资料乃根据证券法S-K规例第2.01(E)项被“提供”，且除S-K规例第2.01(E)项所规定者外，该等资料不得被视为在美国证券交易委员会或受该等规例第14A或14C条所规限的“征求材料”或“存档”，亦不应被视为与交易所法第18条所规定的责任有关的资料，且除非吾等特别要求将其纳入根据证券交易法提交的任何文件中，否则不得被视为已纳入该等文件中。

项目6.保留

目录表

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

以下对本公司财务状况和经营结果的讨论和分析应与本年度报告Form 10-K中其他部分包含的合并财务报表和相关附注一起阅读。下面的讨论包含“向前看--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、意图或信念可能并经常与实际结果不同，差异可能是实质性的。可能导致实际结果与预期大不相同的一些关键因素包括：天然气、NGL及石油价格的变化；计划资本支出的时机；我们为开发计划提供资金的能力；估计已探明储量和预测生产结果的不确定性；影响生产井开工或维护的运营因素；资本市场的总体状况；以及我们获得这些资源的能力；世界卫生事件的影响，包括新冠肺炎大流行；影响我们业务的环境法规或诉讼及其他法律或法规发展的不确定性；以及下文讨论的那些因素，所有这些都是难以预测的。鉴于这些风险、不确定因素和假设，远期-看起来讨论的事件可能不会发生。见“关于远期的告诫声明-正在查看的声明。“另见“项目”标题下描述的风险因素和其他警示说明。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”时，均指Antero Resources Corporation及其子公司。

我公司

我们是一家独立的石油和天然气公司，从事开发、生产、勘探和收购位于阿巴拉契亚盆地的天然气、NGL和石油资产。我们关注的是非常规储集层，通常可以将其描述为裂缝性页岩地层。我们的管理团队合作多年，在储量和产量增长方面有着成功的记录，并在非常规资源方面拥有丰富的专业知识。我们的战略是利用我们团队在划定和开发天然气资源区块方面的经验来开发我们的储量和生产，主要是利用我们现有的多年钻探地点库存。

我们已经组装了一系列长寿物业，我们认为这些物业的特点是低地质风险和可重复性。我们的钻探机会主要集中在阿巴拉契亚盆地。截至2021年12月31日，我们在阿巴拉契亚盆地拥有约502,000英亩净地。此外，我们估计，约174,000英亩的租赁净地可能有望用于稍浅的上泥盆统页岩。

截至2021年12月31日，我们估计的已探明储量为17.7Tcfe，其中包括10.2Tcf的天然气，718MMBbl的假定回收乙烷，501MMBbl的C3+NGL和36MMBbl的石油。这意味着估计的探明储量比2020年12月31日增加了0.5%。这些储量估计是由我们的内部储量工程师和管理层准备的，并由我们的独立储量工程师审计。截至2021年12月31日，我们现有的租赁面积上大约有2,083个潜在的水平井位置，被归类为已探明、可能和可能。

我们经营以下须申报的业务类别：(I)勘探、开发及生产天然气、天然气及石油；(Ii)营销过剩的公司运输能力；及(Iii)透过我们对Antero Midstream Corporation(“Antero Midstream”)的权益法投资提供中游服务。我们所有的业务都在美国进行。

新冠肺炎大流行

自新冠肺炎疫情爆发以来，各国政府一直试图通过实施社交距离指导方针、旅行限制和居家令等行动来减缓病毒的传播，这些行动导致全球经济活动和对石油的需求大幅减少，对天然气和天然气的需求也有所减少。随着疫苗的普及，社交距离指导方针、旅行限制和居家订单减少，全球经济活动增加，对石油、天然气、NGL和相关大宗商品的需求有所改善。然而，病毒的新变种可能会导致大宗商品市场进一步波动和由此导致的金融市场不稳定，这些变数超出了我们的控制范围，可能会对我们从运营现金流中产生的资金、来自未合并关联公司的分配、我们的信贷安排下的可用借款以及我们进入资本市场的能力产生不利影响。

作为天然气、天然气和石油的生产商，根据与COVID-19大流行相关的各种联邦、州和地方法规，我们被公认为重要业务。因此，我们在疫情期间继续按照

目录表

在采取措施保护我们工人的健康和安全的同时，这些规定也得到了加强。我们已经实施了协议，以降低我们的外地业务和公司办公室内爆发的风险，这些协议并没有显著减少Antero Resources的产量和我们的吞吐量。我们有相当一部分非外勤人员目前在家中远程工作，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。我们继续监测新冠肺炎的环境，以便(I)保护我们员工和合同工的健康和安全，以及(Ii)确定何时恢复办公室工作安排是合适的.

我们的供应链没有因新冠肺炎疫情而发生任何重大中断。任何一种NGL产品或石油缺乏市场或可用存储可能导致我们不得不推迟或停止完井和商业生产，或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关闭生产，尽管我们无法确定关闭的程度或可能持续多长时间。然而，由于我们的一些油井生产经过加工的丰富天然气，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变得有限或受限，我们可以关闭丰富的气井，并仍从我们的干气井生产。在新冠肺炎大流行之前，我们已经为我们的凝析油产量开发了不同的买家和目的地，以及现场和非现场的存储能力。由于这场大流行，我们扩大了客户基础，并扩大了阿巴拉契亚盆地内的凝析油存储能力。

我们的天然气、NGL和产油区位于富含液体的阿巴拉契亚盆地。我们保持着积极的对冲。该计划旨在缓解大宗商品价格的波动，并保护我们未来运营和资本支出计划的某些预期未来现金流。我们所有的对冲都是金融对冲，没有实物交割要求。因此，预期产量的任何减少，例如开发活动的减少，都不会影响我们实现对冲的好处或减少我们的对冲义务的能力。在截至2022年12月31日的年度内，我们通过固定价格合同对422 bcf天然气的销售进行了对冲，加权平均价为每MMBtu 2.50美元。156Bcf天然气产量的掉期协议，加权平均指数价格为每MMBtu 2.77美元，以及22 Bcf的基差掉期协议，加权平均价差为每MMBtu 0.515美元。

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

2021年10月26日，我们签署了新的信贷安排，借款基数为35亿美元，贷款人承诺为15亿美元。贷方承诺较先前的26.4亿美元减少11亿美元，以更好地配合我们预期的未来流动资金需求。截至2021年12月31日，我们在我们的新信贷安排下没有借款，未偿还信用证金额为5.31亿美元。我们没有对任何其他协议的条款进行实质性修改。看见附注8--合并财务报表的长期债务和“-资本资源和流动资金--债务协议--信贷安排”。

随着全球经济继续从新冠肺炎疫情的影响中复苏，经济指标持续走强。然而，由于新冠肺炎疫情导致的全球供需失衡，中国经济已开始经历高通胀水平。例如，从2020年12月31日到2021年12月31日，美国劳工和统计局(“BLS”)所有城市消费者的消费价格指数上涨了7%，而历史10年来的平均增长率为2%。此外，就业活动也开始加强，美国劳工统计局失业率从2020年4月15%的高位下降到2021年12月的4%就是明证。通胀压力和劳动力短缺可能会导致我们的运营和资本成本增加，这些成本不是固定的、重新谈判合同和/或供应协议以及更高的劳动力成本等。T这些经济变数是我们无法控制的，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和未来现金流产生不利影响。

最新发展和亮点

信贷安排

于2021年10月26日，吾等订立经修订及重述的优先担保循环信贷安排，新信贷安排的借款基数为35亿美元，贷款人承诺为15亿美元，将于(I)10月26日较早时到期，

目录表

2026或(Ii)任何一系列当时尚未赎回的优先债券的最早指定赎回日期前180天。为配合我们预期的未来流动资金需求，我们将可收回的承担额由先前的26.4亿元减少11亿元。详见合并财务报表附注8-长期债务和“-资本资源和流动性-债务偿还-信贷额度”。

发行高级债券

于2021年1月4日，我们按面值发行5亿美元于2026年7月15日到期的8. 375%优先票据（“2026年票据”）。于2021年1月26日，我们按面值发行7亿美元于2029年2月1日到期的7. 625%优先票据（“2029年票据”）。二零二六年票据及二零二九年票据为无抵押及实际上从属于信贷融资，惟以担保信贷融资之抵押品价值为限。 2026年票据及2029年票据与其他尚未偿还优先票据享有同等权益。二零二六年票据及二零二九年票据由我们的全资附属公司及我们的若干未来受限制附属公司按全面及无条件及共同及个别优先无抵押基准担保。有关更多资料，请参阅下文“-债务偿还-优先无抵押票据”及综合财务报表附注8-长期债务。

债务回购计划

我们已于二零二一年第一季度按面值连同应计及未付利息悉数赎回所有于二零二二年十二月一日到期的未偿还5. 125%优先票据（“二零二二年票据”）。于二零二一年第二季度，我们按面值连同应计及未付利息悉数赎回所有于二零二三年六月一日到期的未偿还5. 625%优先票据（“二零二三年票据”）。

于2021年7月1日，我们按本金额108. 375%的赎回价另加应计及未付利息赎回2026年票据本金额1. 75亿元。紧随赎回后，2026年票据的未偿还本金总额为325，000，000元。

于2021年11月2日，我们按本金额的107. 625%的赎回价另加应计及未付利息赎回2029年票据本金额的1. 16亿元。紧随赎回后，2029年票据的未偿还本金总额为584，000，000元。

于2022年1月27日，我们宣布将于2022年3月1日按本金额101. 25%的赎回价，另加应计及未付利息，赎回于2025年3月1日到期的5. 00%优先票据（“2025年票据”）的全部本金总额5. 85亿美元。紧随赎回后，二零二五年票据将悉数退任。待赎回本金的700万美元溢价，以及未摊销债务发行成本的撇销，将计入我们2022年第一季度的提前债务偿还亏损。

可转换票据的股权化

于2021年1月12日，我们完成向我们于2026年到期的4. 25%可换股优先票据（“2026年可换股票据”）的若干持有人按每股6. 35美元的价格直接发售合共31. 4百万股普通股（“1月股份发售”）。我们使用1月股份发售所得款项及先前信贷融资项下约63百万美元的借款，以私下协商交易（“1月可换股票据回购”，连同1月股份发售统称为“1月股权化交易”）向该等持有人回购本金总额为150百万美元的2026年可换股票据。

于2021年5月13日，我们完成向我们的2026年可换股票据的若干持有人以每股11. 01美元的价格直接发售合共11. 6百万股普通股（“5月股份发售”）。我们使用5月股份发售所得款项及先前信贷融资项下约26百万美元的借款，以私下协商交易（“5月可换股票据回购”，连同5月股份发售统称为“5月股权化交易”）向该等持有人回购本金总额为56百万美元的2026年可换股票据。有关更多资料，请参阅合并财务报表附注8-长期债务。

资本返还计划

2022年2月15日，我们的董事会批准了一项股票回购计划，允许公司回购高达10亿美元的流通普通股。这些股票可以通过公开市场交易、私下协商交易或根据联邦证券法的其他方式不时回购。根据该计划回购股票的时间以及数量和价值将由我们自行决定，并将取决于各种因素，包括我们普通股的市场价格，一般市场和经济条件以及适用的法律要求。

目录表

我们不保证回购的确切股份数量，该计划可能随时暂停、修改或终止，恕不另行通知。

钻探伙伴关系

于2021年2月17日，我们宣布与Quantum Energy Partners的附属公司QL Capital Partners（“QL”）就我们的2021年至2024年钻探计划建立钻探合作伙伴关系。根据该安排的条款，QL参与的每一年代表一个年度份额，而QL将于该年度内获得我们所开钻的任何油井的经营权益。就2021年及2022年而言，我们同意各年度批次的估计内部回报率（“内部回报率”）或我们的资本预算，而QL同意参与2021年及2022年批次。对于2024年之前的每一个后续年度，我们将提出资本预算和该年度所有开钻油井的估计内部收益率，并且，如果双方同意该年度的估计内部收益率超过指定回报，QL将有义务参与该部分。我们制定和管理与每个阶段相关的钻井计划，包括选择油井。此外，对于QL参与的每个年度份额，我们将与QL一起签订转让、销售票据和抵押协议，据此，QL将在该年度的每个钻井中获得按比例的营运权益百分比，该抵押协议将不受任何复归的影响。

根据该安排的条款，QL于二零二一年提供20%的开钻开发资本，及（i）预期于二零二二年提供15%的开钻开发资本及（ii）于二零二三年及二零二四年各年提供15%至20%的开钻开发资本，该等资金金额代表QL于该等油井的营运权益比例。此外，如果各年度份额的内部收益率超过某些指定回报，我们可能会收到QL以一次性付款形式支付的结转，这些回报将不早于10月31日且不迟于每个份额年度结束后的12月1日确定。资本成本超过或低于各年度预算金额的特定百分比，将由我们承担。根据前一句，对于包含在一个份额中的任何油井，QL有义务并负责其成本和负债的工作利益份额，并有权在该油井的寿命内获得与该油井相关的收入的工作利益份额。如果我们提交的年度份额资本预算的估计内部收益率等于或超过QL善意地认为低于该指定回报的指定回报，并且QL选择不参与，则我们将没有义务向QL提供参与后续年度份额的机会。有关更多资料，请参阅综合财务报表附注3-交易。

覆盖特许权使用费利息额外供款

于二零二零年六月十五日，我们宣布与Sixth Street Partners，LLC（“Sixth Street”）的联属公司完成一项交易，涉及我们现有资产基础（“ORRI”）的若干凌驾性特许权使用费权益。在交易中，我们向新成立的子公司Martica提供了ORRI，而第六街在初始交易时提供了3亿美元的现金（可根据惯例进行调整），并同意如果ORRI在2020年第三季度和2021年第一季度达到了某些生产门槛，则额外提供最多1.02亿美元的现金。第六街区捐赠的所有现金都分配给了我们。截至2020年9月31日及2021年3月31日，我们分别达到与2020年第三季度及2021年第一季度相关的适用生产门槛。我们于截至2020年及2021年12月31日止年度各年收到51百万元现金分派。有关更多信息，请参阅综合财务报表附注4-交易.

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可归因于出口我们产品的客户。在2021年期间，我们的生产收入约59%来自天然气销售，41%来自天然气和石油销售。天然气、天然气和石油价格本质上是不稳定的，受到许多我们无法控制的因素的影响。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。

●

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波动的风险敞口，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和石油天然气掉期合约，其中我们收取或支付固定价格与可变市场价格之间的差额，以及基差掉期合约，以对冲NYMEX指数价格与当地指数价格之间的差额。在每个会计期间结束时，我们估计这些互换的公允价值，因为我们没有选择对冲会计，所以我们确认这些衍生品的公允价值变化。

目录表

收益中的工具。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，以及向第三方推销公司过剩的运输能力。

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收集、压缩、水处理和处理收入。采集、压缩、水处理和处理收入来自我们在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。这些成本包括产出水的运输、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的承诺量，其费用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。

●

生产税和从价税。生产税和从价税由遣散费和从价税组成。离职税是根据销售价格(而不是对冲价格)的某个百分比，或按国家当局制定的固定单位税率，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缴纳的。

●

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。

●

勘探费。这些主要是与不成功的租赁工作有关的成本，以及地质和地球物理成本，包括地震成本、未成功勘探干井的成本和其他勘探活动的成本。

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石油和天然气性质的减值。该等成本包括与租约期满相关的减值及成本、设计减值及与不再计划投入使用的土地相关的初始成本，以及因未来商品价格下跌而对已探明物业的减值。当我们根据剩余租赁期限、储油层性能、商品价格前景和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减值时，我们将计入已到期或即将到期的租约的减值费用。当事件或环境变化显示某物业的账面金额可能无法收回时，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。DD&A包括为获得、勘探和开发天然气、天然气和石油而产生的资本化成本的系统费用。作为一家成功的努力公司，我们将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资本化，并使用生产单位法分配这些成本。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。有关更多信息，请参阅合并财务报表附注10-基于股权的薪酬和现金奖励。

目录表

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利息支出。我们的部分资本支出、营运资本需求和收购是通过先前信贷安排下的借款来融资的，先前信贷安排的利率是基于LIBOR或备用基本利率的浮动利率，而新信贷安排的借款利率是基于SOFR(下文定义为“-资本资源和流动性-债务协议-信贷安排“)或备用基本利率。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5.85亿美元的2025年票据的固定利率为5.00%，本金余额为3.25亿美元的2026年票据的固定利率为8.375%，本金余额为5.84亿美元的2029年票据的固定利率为7.625%，本金余额为6亿美元的2030年票据的固定利率为5.375%，以及本金余额为8,200万美元的2026年可转换票据的固定利率为4.25%。更多信息见合并财务报表附注8--长期债务。

●

所得税支出。我们需要缴纳州所得税和美国联邦所得税，但目前不能就美国联邦所得税缴纳现金税。我们的财务报表所得税支出和我们的美国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，以及出于税务目的未结算的商品衍生品收益和损失的延迟，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。更多信息见合并财务报表附注14-所得税。

经营成果

我们有三个经营部门：(I)天然气、天然气和石油的勘探、开发和生产；(Ii)通过我们在Antero Midstream的股权方法投资，销售和利用公司过剩的运输能力，收集和加工；以及(Iii)中游服务。Antero Midstream业务的收入主要来自为我们的勘探和生产业务提供的服务的部门间交易。合并后取消了所有部门间交易，包括Antero提供的水处理和处理服务的收入中游，我们将其资本化为已证实的房地产开发成本。有关我们的可报告类别的披露，请参阅综合财务报表的附注18-可报告类别。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。

目录表

截至2020年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较

截至2020年12月31日和2021年12月31日的年度，我们可报告部门的经营业绩如下(以千为单位)：


	截至2020年12月31日的年度
					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				Antero		交易和
	和				中游		未整合		已整合
	生产		营销		公司		联属		总计
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(亏损)		2,797		—		(70,672)		70,672		2,797
总收入		3,181,127		310,572		900,719		(900,719)		3,491,699

运营费用：
租赁经营		98,865		—		—		—		98,865
聚集和压缩		834,758		—		165,386		(165,386)		834,758
正在处理中		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
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
损耗、折旧和摊销		861,870		—		108,790		(108,790)		861,870
石油和天然气性质的减值		223,770		—		—		—		223,770
中游资产减值准备		—		—		673,640		(673,640)		—
资产报废债务的增加		3,421		—		180		(180)		3,421
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
总运营费用		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)

目录表


	截至2021年12月31日的年度
					权益法		消除
					投资于		网段间
	探索				Antero		交易和
	和				中游		未整合		已整合
	生产		营销		公司		联属		总计
收入和其他：
天然气销售	$	3,442,028		—		—		—		3,442,028
天然气液体销售		2,147,499		—		—		—		2,147,499
石油销售		201,232		—		—		—		201,232
商品衍生品公允价值损失		(1,936,509)		—		—		—		(1,936,509)
收集、压缩、水处理和处理		—		—		968,874		(968,874)		—
营销		—		718,921		—		—		718,921
递延收入摊销		45,236		—		—		—		45,236
其他收入(亏损)		1,025		—		(70,672)		70,672		1,025
总收入		3,900,511		718,921		898,202		(898,202)		4,619,432

运营费用：
租赁经营		96,793		—		—		—		96,793
聚集和压缩		874,023		—		157,120		(157,120)		874,023
正在处理中		791,978		—		—		—		791,978
交通运输		833,173		—		—		—		833,173
生产税和从价税		197,910		—		—		—		197,910
营销		—		811,698		—		—		811,698
探索		6,566		—		—		—		6,566
一般和行政(不包括基于股权的薪酬)		124,569		—		50,299		(50,299)		124,569
基于股权的薪酬		20,437		—		13,539		(13,539)		20,437
损耗、折旧和摊销		742,009		—		108,790		(108,790)		742,009
石油和天然气性质的减值		90,523		—		—		—		90,523
资产报废债务的增加		3,820		—		460		(460)		3,820
合同终止、钻井平台堆放及其他费用		4,305		—		12,667		(12,667)		4,305
出售资产的收益		(2,232)		—		—		—		(2,232)
总运营费用		3,783,874		811,698		342,875		(342,875)		4,595,572
营业收入(亏损)	$	116,637		(92,777)		555,327		(555,327)		23,860

未合并关联公司收益中的权益	$	77,085		—		90,451		(90,451)		77,085

目录表

勘探和生产部门截至2020年12月31日的年度业绩与截至2021年12月31日的年度业绩比较

下表列出了勘探和生产部门截至2020年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度的精选运营数据：


					总金额：
	截至2013年12月31日止的年度，				增加		百分比
	2020		2021		(减少)		变化
生产数据^{(1) (2)}:
天然气(Bcf)		875		826		(49)	(6)	%
二氯乙烷(MBbl)		19,709		17,262		(2,447)	(12)	%
C3+NGL(MBb1)		48,341		40,496		(7,845)	(16)	%
石油(MBbl)		4,412		3,521		(891)	(20)	%
合并(Bcfe)		1,310		1,194		(116)	(9)	%
日联合生产量(MMcfe/d)		3,578		3,271		(307)	(9)	%
衍生产品结算前的平均价格⁽³⁾:
天然气(按MCF计算)⁽⁴⁾	$	2.07		4.17		2.10	101	%
C2乙烷(每桶)	$	5.77		11.99		6.22	108	%
C3+NGL(按BBL)	$	21.68		47.92		26.24	121	%
油(每桶)	$	25.45		57.15		31.70	125	%
合并加权平均数（每百万立方英尺）	$	2.35		4.85		2.50	106	%
扣除衍生工具结算影响后的平均已实现价格⁽³⁾:
天然气(按MCF计算)	$	2.79		3.08		0.29	10	%
C2乙烷(每桶)	$	5.65		11.81		6.16	109	%
C3+NGL(按BBL)	$	23.91		41.32		17.41	73	%
油(每桶)	$	38.91		52.80		13.89	36	%
合并加权平均数（每百万立方英尺）	$	2.96		3.88		0.92	31	%
平均成本（每百万立方英尺）：
租赁经营	$	0.08		0.08		—	—	%
聚集和压缩	$	0.64		0.73		0.09	14	%
正在处理中	$	0.69		0.66		(0.03)	(4)	%
交通运输	$	0.60		0.70		0.10	17	%
生产税和从价税	$	0.08		0.17		0.09	113	%
销售费用，净额	$	0.12		0.08		(0.04)	(33)	%
损耗、折旧、摊销和增值	$	0.66		0.62		(0.04)	(6)	%
一般和行政（不包括基于股权的薪酬）	$	0.08		0.10		0.02	25	%

(1)	生产数据不包括与VPP相关的产量。

(2)	油和NGL产量以6 Mcf/Bbl转换，以计算总Bcfe产量和每Mcfe量。这一比率是对产品当量能量含量的估计，可能并不反映其相对经济价值。

(3)	平均价格反映了我们结算的商品衍生品的前后影响。我们对该等后续影响的计算包括商品衍生工具结算的收益（但不包括2020年及2021年衍生工具货币化的所得款项），该等收益不符合对冲会计处理的资格，因为我们并无就会计目的将其指定或记录为对冲。

(4)	截至2021年12月31日止年度的平均实现价格包括与有利的诉讼判决相关的8500万美元净诉讼收益。有关诉讼所得款项的进一步讨论，请参阅综合财务报表附注16-或有事项。不包括收到的诉讼收益的影响，天然气的平均实现价格将为每Mcf 4.06美元。

天然气销售. 天然气销售收入从截至2020年12月31日止年度的18亿美元增加至截至2021年12月31日止年度的34亿美元，其中包括诉讼所得款项净额8500万美元，增加16亿美元或90%。有关诉讼所得款项的更多资料，请参阅综合财务报表附注16-或有事项。

不包括净诉讼收益，截至2021年12月31日止年度天然气产量下降导致天然气销售收入同比减少约1.01亿美元（计算方法为每年交易量的变化乘以上一年的平均价格，不包括诉讼净收益），商品价格上涨（不包括衍生品结算的影响）占天然气销售收入同比增长约16亿美元（计算方法为扣除诉讼所得款项净额后的年度平均价格变动乘以本年度产量）。

目录表

NGL销售. NGL销售收入从截至2020年12月31日止年度的12亿美元增加至截至2021年12月31日止年度的21亿美元，增加9亿美元或85%。截至2021年12月31日止年度，NGL产量下降导致NGL收入同比减少约2亿美元（计算方法是每年的交易量变化乘以上一年的平均价格），以及商品价格的上涨，不包括衍生工具结算的影响，年收入增长约11亿美元（按年平均价格变化乘以当年产量计算）。

石油销售. 石油销售收入由截至2020年12月31日止年度的1. 12亿元增加至截至2021年12月31日止年度的2. 01亿元，增加8，900万元或79%。截至2021年12月31日的一年中，石油产量下降导致石油销售收入同比减少2300万美元（计算方法为每年交易量的变化乘以上一年的平均价格），以及我们的油价变化，不包括衍生品结算的影响，石油销售收入同比增加约1.12亿美元（按年度平均价格变化乘以当年产量计算）。

商品衍生工具公允价值收益（亏损）。为实现更可预测的现金流，并减少我们面临的价格波动风险，当管理层相信我们的生产可以获得有利的未来销售价格时，我们会订立固定对可变价格掉期合约、掉期、基差掉期合约及领价合约。由于我们没有将这些衍生工具指定为会计对冲，因此它们不接受对冲会计处理。因此，所有按市价计值的收益或损失以及已结算衍生工具的现金收入或付款均在我们的业务报表中确认。截至2020年12月31日止年度，我们的商品对冲产生衍生工具公允价值收益8，000万美元。截至2021年12月31日止年度，我们的商品对冲导致衍生工具公平值亏损19亿元。商品衍生工具公允价值收益包括截至2020年12月31日止年度结算衍生工具收益的7.95亿美元现金所得款项净额，以及与合约结算日期前货币化的衍生工具相关的900万美元现金所得款项。截至2021年12月31日止年度，商品衍生工具公允价值亏损包括商品衍生工具亏损的12亿美元现金付款净额，以及在合约结算日期前结算的衍生工具付款500万美元。

商品衍生工具公平值收益或亏损根据未来商品价格而变动，且于衍生工具合约结算或于结算前货币化前并无现金流量影响。任何会计期末的衍生工具资产或负债头寸可能会在未来商品价格较会计期末水平上升或下降的程度上逆转，或者通过结算实现收益或亏损。我们预期未来商品价格及衍生工具的相关公平值将持续波动。此外，我们目前为2022年及以后对冲的产量百分比低于历史水平。请参阅“-资本资源和流动性-概述”了解更多信息。

递延收入摊销。与VPP相关的递延收入摊销由截至2020年12月31日止年度的1，500万元增加至截至2021年12月31日止年度的4，500万元，原因是VPP于2020年8月结束。根据协议条款，在合同期限内，产量约为每MMBtu 1.61美元。有关此交易的更多资料，请参阅综合财务报表附注4-交易。

租赁经营费用. 租赁经营开支由截至2020年12月31日止年度的9，900万元减少至截至2021年12月31日止年度的9，700万元，减少200万元或2%，主要由于产量减少。按每单位基准计算，截至2020年及2021年12月31日止年度，租赁经营开支保持一致，为每Mcfe 0. 08美元。

采集、压缩、加工、运输费用。在截至2020年12月31日和2021年12月31日的几年中，收集、压缩、处理和运输费用保持在25亿美元。这主要是由于期间间的总成本较高，但被期间间较低的生产量完全抵消。收集和压缩成本从截至2020年12月31日的年度的每立方米0.64美元增加到截至2021年12月31日的年度的每立方米0.73美元，这主要是由于天然气价格上涨导致燃料成本上升，以及Antero Midstream Corporation在截至2020年12月31日的年度中获得的4800万美元奖励费用回扣，而截至2021年12月31日的年度来自Antero Midstream公司的奖励费用回扣为1200万美元。加工成本从截至2020年12月31日的年度的每立方公尺0.69美元下降至截至2021年12月31日的年度的每立方公尺0.66美元，这是由于C3+NGL产量与两个时期之间的总产量相比有所下降，部分被NGL管道增加和两个时期之间更高的NGL产量所产生的终止费所抵消。运输成本从截至2020年12月31日的年度的每立方米0.60美元增加到截至2021年12月31日的年度的每立方米0.70美元，主要是由于期间之间对通往中西部和墨西哥湾海岸的更高关税管道的使用率增加。

生产和从价税费用。总生产税和从价税从截至2020年12月31日的年度的1.07亿美元增加到截至2021年12月31日的年度的1.98亿美元，增加了9100万美元或85%，主要是由于期间内大宗商品价格上涨和诉讼所得的500万美元。以最低成本为基础，生产和从价

目录表

税收从截至2020年12月31日的年度的每麦克菲0.08美元增加到截至2021年12月31日的年度的每麦克菲0.17美元。在截至2020年12月31日和2021年12月31日的每一年，生产税和从价税占天然气收入的百分比保持在6%。

一般和行政费用。一般及行政开支(不包括基于股权的薪酬开支)由截至2020年12月31日的年度的1.11亿美元增至截至2021年12月31日的年度的1.25亿美元，增加1,400万美元或12%，主要是由于期间之间的工资及工资支出增加，其中包括我们的年度激励计划，该计划在2020年暂时大幅减少。截至2020年12月31日和2021年12月31日，我们分别拥有522名和519名员工。按单位计算，不包括股权薪酬的一般及行政开支增加25%，由截至2020年12月31日止年度的每立方公尺0.08美元增至截至2021年12月31日止年度的每立方公尺0.10美元，原因是整体成本上升及期间生产量下降。

基于股权的薪酬费用。基于股权的薪酬支出从截至2020年12月31日的年度的2,300万美元降至截至2021年12月31日的年度的2,000万美元，减少300万美元或12%，主要是由于股权奖励的没收被授予员工的新奖励部分抵消。当股权奖励被没收时，以前确认的奖励费用将被冲销。有关更多信息，请参阅附注10-合并财务报表的股权薪酬和现金奖励。

损耗、折旧和摊销费用。DD&A支出从截至2020年12月31日的年度的8.62亿美元降至截至2021年12月31日的年度的7.42亿美元，减少1.2亿美元或14%。Dd&A/Mcfe从截至2020年12月31日的年度的每Mcfe 0.66美元下降至截至2021年12月31日的年度的每Mcfe 0.62美元，主要是由于两个时期之间大宗商品价格上涨导致已探明储量的增加。

石油和天然气性质的减值. 石油和天然气资产减值从截至2020年12月31日的年度的2.24亿美元减少到截至2021年12月31日的年度的9100万美元，减少1.33亿美元，或60%,主要与两期到期租约减值较低有关。在这两个时期内，我们确认了主要与租约到期有关的减值，以及与我们不再计划投入使用的港口及机场发展区有关的初始成本。.

截至2020年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度的营销部门业绩比较

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

净营销费用从截至2020年12月31日的一年的1.59亿美元，或每麦克菲0.12美元，下降到截至2021年12月31日的一年的9300万美元，或每麦克菲0.08美元。这一下降是由于营销量的增加，这减轻了我们公司的一些多余的运输费用，以及我们公司在两个时期之间的运输承诺的减少。

营销收入。营销收入从截至2020年12月31日的年度的3.11亿美元增加至截至2021年12月31日的年度的7.19亿美元，增加4.08亿美元，增幅为131%，主要是由于商品价格和两个时期之间的营销量增加所致。天然气营销量的增加导致营销收入同比增加1.2亿美元(按年平均价格的变化乘以上年平均价格计算)，天然气价格的变化导致营销收入同比增加约2.48亿美元(按年平均价格乘以本年度营销量的变化计算)。石油营销量的增加导致营销收入同比增加700万美元(按年平均价格的变化乘以上一年平均价格计算)，我们的油价变化导致营销收入同比增加约2200万美元(按年平均价格乘以本年度营销量的变化计算)。乙烷销售量的减少导致销售收入同比减少400万美元(按年销售量的变化乘以上一年的平均价格计算)，乙烷价格的变化导致销售收入同比增加约2100万美元(按年平均价格的变化乘以本年度的销售量计算)。在截至2021年12月31日的一年中，较高的NGL营销量也有助于增加营销收入。

营销费用。营销费用从截至2020年12月31日的年度的4.69亿美元增加到截至2021年12月31日的年度的8.12亿美元，增加了3.43亿美元，增幅为73%。营销费用包括第三方购买天然气、NGL和石油的成本，以及公司运输成本，包括与当前公司产能过剩相关的成本。第三方购买天然气、天然气和石油的成本在两个时期之间分别增加了约3.09亿美元、2000万美元和2400万美元，这主要是由于商品价格上涨和两个时期之间市场销售量的增加。坚定

目录表

截至2020年12月31日的年度的运输成本为2.18亿美元，截至2021年12月31日的年度的运输成本为2.08亿美元，减少了1000万美元，原因是两个时期之间坚定的运输承诺减少了。

截至2020年12月31日止年度与截至2021年12月31日止年度的业绩比较

Antero Midstream的收入。*Antero Midstream部门的收入从截至2020年12月31日的年度的9.01亿美元(包括客户关系摊销7,100万美元)下降到8.98亿美元，其中包括客户关系的摊销7,100万美元，减少300万美元，主要是由于期间内油井完工率下降导致水处理收入下降，部分被低压力收入增加(由于我们赚取的费用回扣减少)以及由于期间间吞吐量增加而增加的压缩收入所抵消。他说：

Antero Midstream的运营费用。与该部门相关的总运营费用从截至2020年12月31日的年度的10亿美元降至截至2021年12月31日的年度的3.42亿美元，主要是由于Antero Midstream在截至2020年12月31日的年度记录的淡水管道和设备减值9800万美元，以及商誉减值5.75亿美元。Antero Midstream截至2021年12月31日的年度减值支出为500万美元，原因是项目减记被取消，以及管道库存的成本或市场调整减少。

讨论2020年12月31日终了年度与2021年12月31日终了年度相比未分配给分部的项目

利息支出。利息开支由截至2020年12月31日止年度的2亿美元下降至截至2021年12月31日止年度的1.82亿美元，减少1800万美元，减幅为9%，主要是由于回购我们的无抵押优先票据、偿还我们的信贷安排以及两期之间的利息收入增加而减少债务所致，但由(I)2026年可转换票据(于2020年8月发行)及(Ii)2026年票据、2029年票据及2030年票据(各于2020年12月31日后发行)的应计利息部分抵销。利息支出包括截至2020年12月31日和2021年12月31日的年度约1200万美元的债务发行成本摊销以及债务折扣和溢价。

提前清偿债务的收益(损失)。在截至2020年12月31日的年度内，我们确认了提前清偿债务的收益1.76亿美元，这与我们以13%的加权平均折扣回购的14亿美元债务本金有关。在截至2021年12月31日的年度内，我们在私人协商的交换交易中等值了2026年可转换票据的本金总额2.06亿美元，因此，我们确认了6100万美元的亏损，这是2026年可转换票据负债部分的公允价值与该等票据的账面价值之间的差额。此外，于截至2021年12月31日止年度内，我们赎回了(I)2022年债券的余额6.61亿美元，外加应计及未付利息；(Ii)2023年债券的余额5.74亿美元，另加应计及未付利息；(Iii)2026年债券的余额1.75亿美元，赎回价格为面值的108.375%，另加应计及未付利息；及(Iv)2029年债券的1.16亿美元，按面值的107.625%赎回，另加应计及未付利息。对于这样的赎回，我们确认了提前清偿债务造成的3200万美元损失。更多信息见合并财务报表附注8--长期债务。

可转换票据证券化损失。在截至2021年12月31日的年度内，我们确认了1月份的证券化交易和5月份的证券化交易的亏损5100万美元，这是超出2026年可转换票据原始条款支付的对价。更多信息见合并财务报表附注8--长期债务。

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

所得税优惠。所得税优惠从截至2020年12月31日的年度的3.97亿美元，有效税率为24%，降至截至2021年12月31日的年度的7,400万美元，有效税率为32%，主要是由于期间间账面亏损减少，以及2021年颁布的西弗吉尼亚州分配税法变化的影响。在截至2021年12月31日的一年中，我们的总体有效税率不同于21%的法定税率，这主要是由于州所得税、收到的股息扣除、不可扣除的基于股权的薪酬费用以及西弗吉尼亚州2021年颁布的分配税法变化的影响。请参阅附注14--合并财务报表中的所得税

目录表

有关我们截至2020年12月31日和2021年12月31日的年度的所得税拨备的信息。

截至2020年12月31日和2021年12月31日，我们的美国联邦和州净营业亏损(NOL)结转约为23亿美元。其中许多NOL在2025年至2041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收，可能会对我们未来的应纳税状况产生重大影响。任何此类变化的影响将记录在收到这种解释或颁布立法的期间。

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

关于截至2019年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度的运营结果的讨论，请参阅我们截至2020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-运营结果的讨论。

资本资源与流动性

概述

我们流动性的主要来源是通过经营活动提供的现金净额，包括衍生工具所得款项、信贷融资下的借款、发行债务和股本证券、未合并关联公司的股息以及资产出售计划所得款项。我们的现金主要用于勘探、开发及收购石油及天然气资产。在我们发展储备的同时，我们会持续监察资本资源（包括股本及债务融资），以满足我们未来的财务责任、计划的资本开支活动及流动资金需求。我们未来在增加探明储量和产量方面的成功将在很大程度上取决于经营活动提供的现金净额和我们可用的资本资源。有关COVID-19对我们的资本资源及流动资金的影响的资料，请参阅“-COVID-19 Pandemic”。

新信贷安排的借款基础为35亿美元，目前贷款人承诺为15亿美元亿借贷基础每半年根据若干因素重新厘定，包括我们的储量、天然气、天然气凝析液及石油商品价格，以及我们对冲组合的价值。下一次重新厘定借款基数计划于二零二二年四月进行。有关新信贷安排下借款基础减少的风险的讨论，见“项目1A. 风险因素-如果商品价格下跌，新信贷安排下的借款基础可能会减少，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履约的财务保证，这可能对我们新信贷安排下的可用流动性产生不利影响。”

我们的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性，即使天然气价格可能下跌，我们也可以从运营中获得未来预期收入的很大一部分。截至2021年12月31日止年度，我们约70%的交易量通过固定价格商品掉期进行对冲。假设我们2022年的产量与2021年的产量相同，我们2022年约54%的产量将通过固定价格商品掉期进行对冲。我们进行重大额外现金收购的能力将要求我们利用新信贷融资的借款或获得额外的股权或债务融资，我们可能无法以我们可接受的条款获得，或根本无法获得。新信贷安排由15家银行组成的银团提供资金。我们相信，银团的参与者有能力提供资金，以达到他们目前的承诺。如果一家或多家银行不能这样做，我们可能无法完全获得新信贷融资。

2021年资本支出和2022年资本预算

由于资本开支的金额、时间及分配在很大程度上可酌情决定并在我们的控制范围内，因此我们的资本预算可按业务状况所需作出调整。如果天然气、天然气液化物和石油价格下跌，或成本增加，无法产生可接受的公司回报水平，我们可能会推迟很大一部分预算资本支出

目录表

我们会将这些项目的预期收益分配至较后时期，以在流动资金的来源和用途之间实现理想的平衡，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2021年12月31日的剥离价格，我们相信经营活动提供的现金净额和新信贷额度下的可用借款将足以满足我们的现金需求，包括至少未来12年的正常经营需求、偿债义务、资本支出以及承诺和或有事项。个月有关我们未偿债务的更多信息，请参阅“-债务协议”。

截至2021年12月31日，除固定运输、天然气加工及分馏、集输及压缩服务的合约承担以及土地付款责任外，我们并无任何资产负债表外安排。

现金流

下表概述我们截至二零二零年及二零二一年十二月三十一日止年度的现金流量：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2020		2021
经营活动提供的净现金	$	735,640		1,660,116
用于投资活动的现金净额		(530,061)		(710,784)
用于融资活动的现金净额		(205,579)		(949,332)
现金及现金等价物净增加情况	$	—		—

截至2020年12月31日的年度与截至2021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7.36亿美元，截至12月底的年度为17亿美元。分别为31年、2020年和2021年。经营活动提供的现金净额增加，主要是由于商品衍生工具结算前后的商品价格上升、营销费用净额下降以及营运资金使用的现金减少，但因生产减少和期间间的从价税增加而部分抵销。

我们的净营运现金流对许多变数非常敏感，其中最重要的是天然气、天然气液化石油气和石油价格的波动，以及可归因于我们的商品衍生品结算的现金流的波动。天然气、天然气和石油的价格主要由当时的市场状况决定。区域和全球经济活动、天气、基础设施进入市场的能力、存储容量和其他变量影响这些产品的市场状况。例如，新冠肺炎疫情的影响降低了全球对天然气、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。有关价格变化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。用于投资活动的净现金流量从截至2020年12月31日的年度的5.3亿美元增加至截至2021年12月31日的年度的7.11亿美元，这是由于VPP的2.16亿美元收益和影响截至2020年12月31日的年度的水溢利结算1.25亿美元，但与2020年同期相比，资本支出减少1.58亿美元，部分抵消了这一增长。

新增的未探明物业及钻井及完井成本总额由截至2020年12月31日的年度的8.71亿美元下降至截至2021年12月31日的年度的6.8亿美元，主要原因是钻井及完井活动减少、钻井及完井效率提高以及服务成本下降。

融资活动。用于融资活动的净现金流从截至2020年12月31日的年度的2.06亿美元增加到截至2021年12月31日的年度的9.49亿美元。在截至2021年12月31日止年度内，我们发行了2026年债券的本金总额5亿美元、2029年债券的本金总额7亿美元及2030年债券的本金总额6亿美元(扣除债务发行总成本3,100万美元)，其中所得款项用于(I)赎回已完全注销的2022年债券的本金总额6.61亿美元，(Ii)赎回2023年债券的本金总额5.74亿美元，(Iii)回购2025年债券的本金总额500万美元，(Iv)赎回2026年债券的本金总额1.75亿美元，(V)赎回我们2029年债券的本金总额1.16亿美元，以及(Vi)偿还我们信贷安排上的所有未偿还借款。此外，在截至2021年12月31日的年度内，我们完成了1月份和5月份的股票发行，并利用优先信贷机制下的收益和约8900万美元的借款，在私下谈判的交易中回购了2026年可转换票据的本金总额2.06亿美元。此外，在截至2021年12月31日的年度内，我们收到了Martica支付的5100万美元，并将9700万美元分配给了Martica的非控股权益。

目录表

在截至2020年12月31日的年度内，我们回购了(I)11亿美元的债务本金总额，加权平均折扣率为17%，现金为9亿美元；(Ii)我们的普通股为4300万美元，加权平均价为每股1.54美元。在截至2020年12月31日的年度内，我们发行了本金2.88亿美元的2026年可转换票据。此外，在截至2020年12月31日的年度内，我们还收到了出售Martica非控股权益的3.51亿美元，并向Martica的非控股权益分配了3600万美元。关于这些交易的更多信息，分别见附注4--交易和附注8--长期债务。

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

有关截至2019年12月31日止年度与截至2020年12月31日止年度的现金流量比较，请参阅本公司截至2020年12月31日止年度年报中的“财务状况及经营成果--资本资源及流动资金的讨论及分析”。

债务协议

信贷安排

我们与银行贷款人组成的财团有高级担保循环信贷安排。2021年10月26日，我们签订了一项经修订和重述的优先担保循环信贷安排，即新信贷安排。新信贷安排下的借款须受基于我们资产抵押品价值的借款基准限制，并须定期每半年重新厘定一次。截至2021年12月31日，借款基数为35亿美元，贷款人承诺为15亿美元。下一次重新确定借款基数计划在2022年4月进行。新信贷工具的到期日为(I)二零二六年十月二十六日及(Ii)Antero当时已发行的任何一系列优先票据的最早指定赎回日期之前180天。

截至2021年12月31日，我们在新信贷安排下没有借款和5.31亿美元的未偿还信用证。

新信贷安排提供按经调整期限担保隔夜融资利率(“SOFR”)、经调整每日简单SOFR或备用基本利率(每项利率均定义于新信贷安排)借款。

新的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；

●

向他人发放贷款；

●

进行投资；

●

进行兼并；

●

分红；

●

对未来的生产进行对冲；

●

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。

新信贷安排还要求我们维持以下财务比率(除某些例外情况外)：当前比率和杠杆率应从截至2021年12月31日的季度开始每季度进行测试。

●

在每个财政季度结束时最低综合流动比率为1.00比1.00；以及

目录表

●

在每个财政季度末，总债务与EBITDAX的最高杠杆率为4.00至1.00。

截至12月，我们遵守了适用的公约和比率。31、2020年和2021年分别在先前信贷安排和新信贷安排下。截至2021年12月31日，我们的流动比率为3.42比1.00，杠杆率为1.35比1.00。

有关我们的信贷安排的更多信息，请参阅本年度报告10-K表格中的附注8-合并财务报表中的长期债务

高级无担保票据

下表汇总了截至2021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
													敞篷车
	2025年笔记⁽¹⁾			2026年笔记			2029年笔记			2030年笔记			备注
未偿还本金(单位：千)	$	584,635		$	325,000		$	584,000		$	600,000		$	81,570
利率		5.000	%		8.375	%		7.625	%		5.735	%		4.25	%
到期日		2025年3月1日			2026年7月15日			2029年2月1日			2030年3月1日			2026年9月1日
付息日期		3月1日，9月1日1			1月15日、7月15日			2月1日，8月1日			3月1日，9月1日1			3月1日，9月1日1
完整赎回日期 ⁽²⁾		2023年3月1日			2026年1月15日			2027年2月1日			2028年3月1日			不适用⁽³⁾

(1)	于2022年1月27日，我们宣布将于2022年3月1日按本金额101. 25%的赎回价另加应计及未付利息赎回2025年票据本金总额的全部5. 85亿美元。紧随赎回后，二零二五年票据将悉数退任。待赎回本金的700万美元溢价，以及未摊销债务发行成本的撇销，将计入我们于2022年第一季度的提前债务偿还亏损。

(2)	于该等日期或之后，本公司可按相等于所赎回本金额100%之赎回价连同截至赎回日期之应计及未付利息赎回全部或部分适用系列票据。在这些日期之前的任何时间，我们可以按赎回价格赎回票据，该价格包括此类票据契约中定义的适用溢价。

(3)	规管二零二六年可换股票据的契约不允许我们于到期日前选择赎回二零二六年可换股票据。

有关我们优先票据的更多资料，请参阅综合财务报表附注8-长期债务。

我们可能会不时寻求通过现金购买和/或股权证券交换、公开市场购买、私下协商交易或其他方式偿还或购买我们的未偿还债务。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。所涉金额可能很大。于截至2021年12月31日止年度，我们回购或赎回本金额为17亿元的债务，包括部分2022年票据、2023年票据、2025年票据、2026年票据及2029年票据。

优先票据契约各自包含限制性契约，并限制我们产生额外债务的能力，除非维持2.25：1的备考最低利息覆盖率要求。于二零二零年及二零二一年十二月三十一日，我们已遵守该等契诺。

关键会计政策和估算

我们的财务状况和经营业绩的讨论和分析是基于我们的综合财务报表，这是根据公认会计原则编制的。编制财务报表时，我们须作出估计及假设，而该等估计及假设会影响资产、负债、收入、开支的呈报金额及或然资产及负债的相关披露。若干会计政策涉及判断及不确定因素，以致在不同情况下或倘使用不同假设，呈报的金额有合理可能出现重大差异。我们定期评估我们的估计和假设。吾等根据过往经验及在有关情况下相信属合理之多项其他假设作出估计，其结果构成对未能从其他来源即时得知之资产及负债账面值作出判断之基准。实际结果可能与编制综合财务报表所用的估计及假设不同。我们更重要的会计政策和估计包括我们生产活动的成功努力会计法，

目录表

天然气、天然气液化物和石油储量的估计以及未来现金流的标准化计量，以及已探明资产的减值。我们于下文提供有关我们较重要会计政策、估计及判断的扩展讨论。我们相信，该等会计政策反映了我们编制综合财务报表时所采用的更重要估计及假设。有关管理层作出的额外会计政策及估计的讨论，请参阅综合财务报表附注2-主要会计政策概要。

成果法

本公司根据成功努力会计法对其天然气、天然气液化物和石油勘探及开发活动进行会计处理。根据成功努力法，收购、钻探及完成生产井、开发井及未开发租约所产生的成本予以资本化。石油及天然气租赁收购成本亦予以资本化。勘探成本（包括人员及其他内部成本、地质及地球物理开支、天然气及石油租赁之延迟租金以及与未能成功收购租赁有关之成本）于产生时计入开支。勘探钻井成本最初资本化，但当我们确定该井不包含商业上可行的储量时，则计入费用。公司在每个季度末审查与正在进行的油井相关的勘探成本，并根据当时已知的钻井结果确定成本是否应继续资本化，以等待进一步的油井测试和结果，或计入费用。于截至二零一九年、二零二零年及二零二一年十二月三十一日止年度，我们并无产生任何该等费用。出售已证实财产的部分权益作为正常报废入账，只要这种处理方法不会对生产单位摊销率产生重大影响，就不确认任何损益。产物业的所有其他销售均确认收益或亏损。

具有重大收购成本的未探明物业以物业为基准评估减值，任何减值均计入开支。减值是根据剩余租赁条款、钻探结果、储集层性能、大宗商品价格前景以及未来开发英亩的计划进行评估。未探明物业及相关成本于已探明物业发现储量或归于已探明物业时转移至已探明物业。出售未经探明物业的部分权益所得款项，在收回成本前不确认任何损益，而计入收回成本。截至2019年12月31日、2020年和2021年12月31日止年度，与租约已到期或预计到期的未探明物业相关的石油和天然气物业减值分别为3.93亿美元、2.24亿美元和9100万美元。

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运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，就会耗资。地震成本可能很高，这将导致发生额外的勘探费用。此外，应用成功的努力会计方法需要管理判断，以确定被指定为开发井或勘探井的适当分类，这最终将确定对所发生费用的适当会计处理。

天然气、天然气和石油储量及未来现金流的标准化测算

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。目前的会计指引只允许在我们的财务报表披露中包括已探明的天然气、NGL和石油储量。美国证券交易委员会对探明储量的定义是，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开采的天然气、天然气液化石油气和石油的估计数量。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；在登记后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编制储量估计时，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对无法精确测量的天然气、天然气和石油的地下储量进行估计的主观过程。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。由于多种因素，可能需要对估计储量和未来现金流进行定期修订，这些因素包括油藏动态、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。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。我们无法预测未来外汇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。

目录表

已证实财产的减值

每当事件或环境变化显示某项物业的账面值可能无法收回时，我们便会按地质储藏法评估已探明的天然气、NGL及石油资产的账面价值。根据公认会计原则，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已探明的物业，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2020年12月31日和2021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页岩账面值超过基于出售其他物业的Utica页岩资产的估计公允价值。因此，于截至2019年12月31日止年度，我们录得与Utica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。估计未贴现未来现金流量对大宗商品价格波动十分敏感，而价格下跌可能导致账面金额超过未来报告期末的估计未贴现未来现金流量净额，这将需要我们进一步评估是否需要减值费用。对于我们的Utica和Marcellus物业，剥离定价必须分别比2021年年底的水平下降约25%和35%，然后才需要对这些物业进行进一步评估，以确定根据GAAP是否需要减值费用。如果未来价格从2021年12月31日开始下跌，我们物业的公允价值可能低于其账面价值，可能需要计入减值费用。然而，我们无法比期货市场更准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。本指导意见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，初始确认资产报废债务和长期减值)。活的资产)。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一项资产或支付转移一项负债将收到的价格。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作出判断，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)给予活跃市场的未调整报价市场价格，最低优先级(级别)。3)被赋予不可观测的输入。第2级投入是指除第1级所包括的报价外，资产或负债可直接或间接观察到的数据。

为了管理我们对天然气、NGL和石油价格波动的风险敞口，我们不时进行衍生品交易，其中可能包括大宗商品掉期协议、基差掉期协议、套圈协议和其他与我们生产相关的价格风险相关的类似协议。在与交易对手存在法定抵销权的范围内，我们按净额报告衍生资产和负债。我们在综合资产负债表中将衍生工具记录为按公允价值计量的资产或负债，并在当期收益中记录衍生工具公允价值的变动。商品衍生品的公允价值变动，包括结算衍生品的收益或亏损，在我们的综合经营报表上被归类为收入。衍生工具的公允价值是使用第二级投入确定的。出于会计目的，我们的衍生品并未被指定为对冲。

我们在Antero Midstream的投资是按照权益会计方法核算的。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，而管理层认为价值的下降并非暂时的，则账面价值超过公允价值的部分将在财务报表中确认为减值损失。有关权益法投资的进一步讨论，请参阅综合财务报表附注6-权益法投资。

截至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，我们记录了减值支出611,000,000美元。Antero Midstream权益法投资的公允价值基于Antero Midstream截至2020年3月31日(一级)的报价市场普通股价格。

目录表

所得税

我们需要缴纳州和联邦所得税，但目前没有就联邦所得税支付现金税。我们的财务报表所得税支出和我们的美国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、衍生工具和2026年可转换票据在税务和财务报表处理方面的差异。我们的递延税项资产和负债来自税务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NOL结转。截至2021年12月31日，我们有美国联邦和州的NOL在2025年至2041年的不同日期到期，而其他没有到期日期，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，我们会记录递延所得税支出。当我们的递延税项资产超过我们的递延税项负债时，我们会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，我们会记录估值备抵。在评估递延税项资产的变现能力时，管理层会考虑部分或全部递延税项资产是否会根据可能性较大的判断标准变现。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纳税所得额的能力。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、预计未来应课税收入及税务筹划策略，而由于不可预见的未来事件或非我们所能控制的情况，包括商品价格的变化或税务法规的改变，对这些估计可能不准确。被视为可变现的递延税项资产的金额可能会根据实际产生的应纳税所得额发生变化，或随着对未来应纳税所得额的估计发生变化。截至2021年12月31日，我们已经为NOL确认了5000万美元的估值免税额，我们预计这主要是由于我们不再在其中开展业务的州以及西弗吉尼亚州分摊税法的变化。

递延税项资产和负债的计算在适用复杂的税收法律法规时涉及不确定性。我们在我们的财务报表中确认了我们认为经过国税局或国家税务当局审查后更有可能维持的税收状况。

新会计公告

可转换工具

2020年8月，FASB发布了会计准则更新(ASU)第2020-06号，可转换票据和合同在实体自有权益中的会计，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。它对2021年12月15日之后开始的中期和年度报告期有效。我们将采用修改后的追溯过渡法下于2022年1月1日生效的标准。

采用这一新标准后，截至2022年1月1日，我们将从额外的实收资本中重新归类2400万美元，扣除递延所得税和股票发行成本，增加长期债务2700万美元，减少递延所得税负债600万美元，减少累计赤字300万美元。此外，从2022年1月1日开始发行的2026年可转换票据的年度利息支出将基于4.9%的实际利率，而截至2021年12月31日的一年的实际利率为15.3%。我们不认为采用该标准会影响我们的运营战略或发展前景。

所得税

2019年12月，FASB发布了ASU第2019-12号，简化所得税的会计核算. 本ASU删除了ASC 740中一般原则的某些例外。所得税(“ASC 740”)，并通过澄清和修改现有指南简化了ASC 740的部分内容。它在2020年12月15日之后开始的中期和年度报告期内有效。我们于2021年1月1日采用了这一ASU，它对我们的合并财务报表没有产生实质性影响。

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。市场风险是指因天然气、天然气和石油价格以及利率的不利变化而产生的损失风险。这些披露并不意味着是预期未来损失的准确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息为我们如何看待和管理持续的市场风险敞口提供了指标。

目录表

商品套期保值活动

我们的主要市场风险敞口是我们收到的天然气、NGL和石油生产的价格。定价主要由适用于我们美国天然气生产的现货地区市场价格和当前的全球石油价格驱动。从历史上看，天然气、天然气和石油的价格一直不稳定和不可预测，我们预计这种波动将在未来继续下去。我们收到的产品价格取决于许多我们无法控制的因素，包括销售点产品价格与适用指数价格之间的差异的波动性。

为了减轻大宗商品价格变化对我们现金流造成的一些潜在负面影响，当管理层认为可以确保有利的未来价格时，我们将部分天然气、NGL和石油生产纳入金融衍生品工具。

我们的金融对冲活动旨在支持天然气、NGL和石油价格达到目标水平，并管理我们对天然气、NGL和石油价格波动的敞口。这些合约可以包括商品价格掉期，即我们将收到固定价格并向合同交易对手支付可变的市场价格，为套期保值生产设定下限和上限的套圈，或基差掉期。这些合约是金融工具，不要求或不允许实物交割被套期保值的商品。截至2021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、掉期和基差掉期。

截至12月。2021年3月31日，我们进行了天然气掉期、基差掉期和覆盖到2024年的部分预计产量的掉期。我们截至2021年12月31日的大宗商品对冲头寸摘要见附注。12-将衍生工具计入我们的综合财务报表。根据新的信贷安排，我们被允许对冲未来60个月预计产量的75%。我们可以签订期限超过60个月、不超过72个月的对冲合同，最高可达我们预计产量的65%。根据我们的产量和我们在截至2021年12月31日的年度内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3300万美元，不包括截至2021年12月31日仍未结清的衍生品头寸公允价值变化的影响。

除符合正常购买及正常销售范围例外之衍生工具外，所有衍生工具均根据公认会计原则按公平市价入账，并作为资产或负债计入综合资产负债表。我们衍生工具的公允价值已按非性能风险。由于我们没有将这些衍生品指定为会计对冲，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。我们在营业收入内将商品衍生品(包括已结算的衍生品和未平仓的衍生品头寸)的总损益列作“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于结算前货币化之前，相对于市场价格的变动并无现金流影响。我们预计衍生品工具的公允价值将继续波动。我们的现金流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2021年3月31日，我们的商品衍生工具的估计公允价值为净负债7.27亿美元，包括流动和非流动资产和负债。截至2020年12月31日，我们的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以及流动负债。

通过消除2024年12月之前部分预期产量的价格波动，我们缓解了但不是消除了价格变化对这些时期我们运营现金流的潜在负面影响。在缓解大宗商品价格下跌的负面影响的同时，这些衍生品合约也限制了我们从大宗商品价格上涨高于固定对冲价格所获得的好处。

交易对手和客户信用风险

我们对信用风险的主要敞口是通过以下方式产生的应收账款：大宗商品衍生品合同(截至2021年12月31日为1500万美元)以及出售我们的天然气、NGL和石油生产(截至2021年12月31日为5.59亿美元)，我们向能源公司、最终用户和炼油厂销售这些产品。

通过使用不在交易所交易的衍生品工具来对冲大宗商品价格变化的风险敞口，我们将自己暴露在交易对手的信用风险之下。信用风险是指交易对手在衍生品合同条款下可能无法履行的义务。当衍生品合同的公允价值为正时，交易对手预计将欠我们

目录表

造成信用风险。为尽量减低衍生工具的信贷风险，我们的政策是只与管理层认为有能力及具竞争力的市场庄家的信誉良好的金融机构的交易对手订立衍生工具合约。我们交易对手的信誉将受到定期审查。我们与10个不同的交易对手进行了大宗商品对冲，其中6个是新信贷安排下的贷款人。截至12月。2021年3月31日，我们在新的信贷安排下没有任何与银行交易对手的衍生品资产。我们商品衍生品资产的估计公允价值已使用贴现率进行风险调整，贴现率基于交易对手截至2021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，所有这些机构目前都是可接受的信用风险。除信贷融资外，吾等并无根据衍生工具合约向吾等任何交易对手提供信贷支持或抵押品，亦无被要求向吾等提供信贷支持。截至2021年12月31日，我们并无任何衍生合约交易对手的任何逾期应收款项或应付款项。

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

利率风险

我们对利率风险的主要风险敞口来自信贷安排下的未偿还借款，该安排实行浮动利率。截至2021年12月31日，我们的信贷安排没有未偿还的借款。截至12月底止年度内信贷借贷的平均年化利率。2021年31日约为4.6%。我们估计，在截至2021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200万美元。

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.会计人员在会计和财务披露方面的变化和分歧

不适用。

项目9A。控制和程序

信息披露控制和程序的评估

根据《交易法》第13a-15(B)条的要求，我们已在我们的管理层(包括我们的主要高管和主要财务官)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)的设计和运作的有效性-15(E)根据《交易法》)，截至本年度报告所涵盖的10-K表格所涉期间结束时。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保我们根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息已经积累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)，以便我们能够在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内，就需要披露的信息及时做出决定，并对其进行记录、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2021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2021年12月31日的三个月内，我们对财务报告的内部控制(根据《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)规则的定义)没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

目录表

管理层财务报告内部控制年度报告

Antero Resources Corporation的管理层负责建立和维护规则13a-15(F)和15d所定义的对我们财务报告的充分内部控制-《交易法》第15(F)条。这一制度的目的是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，确保按需要记录交易，以便根据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

(Iii)

就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提供合理保证。

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，可能无法防止或发现所有错误陈述。此外，由于条件的变化，对财务报告的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--综合框架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的管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制自2021年12月31日起有效。

截至2021年12月31日，我们对财务报告的内部控制的有效性已由独立注册会计师事务所毕马威会计师事务所审计，该公司的报告从本年度报告10-K表的F-2页开始。

项目9B。其他信息

没有。

第三部分

项目10.董事、执行干事和公司治理