目录表
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格
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 | |
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：
(注册人的确切姓名载于其章程)
|
|
(
(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： | ||||
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 ⌧
如果注册人无需根据第13条或第13条提交报告，则通过勾选标记进行验证 该法第15（d）条。 ◻ 是⌧
通过勾选标记检查登记人是否（1）在过去12个月内（或登记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）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90年内一直遵守此类提交要求 几天。⌧
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)。⌧
通过复选标记来确定注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型报告公司还是新兴成长型公司。 请参阅《交易法》第12 b 2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
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-法案第2条）。
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2023年6月30日（注册人最近完成的第二财政季度的最后一个工作日），注册人非关联公司持有的有投票权普通股的总市值约为美元
截至2024年2月9日，注册人已发行普通股股数（千股）：
通过引用纳入的文件：登记人将根据第14 A条在登记人财年结束后120天内提交的年度股东会议委托声明的部分内容通过引用纳入本年度报告表格10-K的第三部分.
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目录
页面 | ||
常用术语词汇 | i | |
关于前瞻性陈述的警告性声明 | v | |
汇总风险因素 | 第七章 | |
第一部分 | 1 | |
项目1和2。 | 企业和物业 | 1 |
项目1A. | 风险因素 | 21 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 46 |
项目1C。 | 网络安全 | 47 |
第三项。 | 法律诉讼 | 48 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 48 |
第II部 | 49 | |
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 | 49 |
项目6. | 已保留 | 50 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 51 |
项目7A。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 67 |
第8项。 | 财务报表和补充数据 | 68 |
第9项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 68 |
项目9A。 | 控制和程序 | 69 |
项目9B。 | 其他信息 | 69 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 70 |
第三部分 | 70 | |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 70 |
第11项。 | 高管薪酬 | 70 |
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 | 70 |
第13项。 | 某些关系和关联交易与董事独立性 | 70 |
第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 70 |
第四部分 | 71 | |
第15项。 | 展示和财务报表明细表 | 71 |
签名 | 75 | |
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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：
“2026年可转换票据。” 2026年9月1日到期的4.25%可转换优先票据。
“焦虑的中游。”Antero Midstream公司
“ASC。”会计准则编撰。
“亚利桑那州立大学。“会计准则更新。
“盆地“地球表面的一个巨大的自然洼地，通常由水带来的沉积物聚集在其中。
“岩心筒“一个储油罐桶，液体体积为42加仑，本文用于原油、凝析油、液化天然气油或水。
“BBL/d。” 一天一次。
“Bcf.“十亿立方英尺天然气。
“BCF/d。”每天BCF。
“Bcfe。“十亿立方英尺的天然气当量与一桶石油、凝析油或液化天然气液化天然气转化为六千立方英尺的天然气。
“BTU.” 英国热量单位。
“C3+ NGL。” 液化天然气（不包括乙烷），主要由丙烷、异丙烷、正丙烷和天然汽油组成。
“完成.” 处理已钻井的过程，随后安装用于生产天然气或石油的永久设备，或者在干井的情况下，向适当机构报告废弃情况。
“CPI。”消费者物价指数。
“信贷安排.” 总体而言，高级担保循环信贷融资在2021年10月26日之前有效，高级担保循环信贷融资在2021年10月26日及之后有效。
“副署长及助理署长.” 消耗、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。
i
目录表
“FERC。“联邦能源管理委员会。
“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。
“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。
“公认会计准则。”美国公认的会计原则。
“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。
“碳氢化合物。”一种只含碳和氢的有机化合物
“国税局。”美利坚合众国国税局
“合资企业“该合资企业于2017年2月6日由Antero Midstream Partners LP(Antero Midstream Partners LP)的全资子公司Antero Midstream Partners LP与MPLX，LP的全资子公司MarkWest成立，以开发阿巴拉契亚的加工和分馏资产。
“富含液体“热值至少为每立方米1100Btu的天然气。
“液化石油气.” 由丙烷和丙烷组成的液化石油气。
“MarkWest.” MarkWest Energy Partners，LP
“玛蒂卡。” 马蒂卡控股有限责任公司
“Mbbl.” 一千桶原油、凝析油或液化天然气液化石油。
“麦克夫.” 一千立方英尺天然气。
“麦克菲.” 一千立方英尺的天然气当量，使用一桶石油与六麦克夫天然气的比例将液体转化为等量的天然气。
“MMBBL.“一百万桶原油、凝析油或液化天然气液化石油。
“MMBtu.” 一百万英热单位。
“MMBtu/d.” 每天MMBtu。
“MMCF.” 一百万立方英尺天然气。
“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。
II
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“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。
“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。
“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，取决于资本的可用性、监管批准、季节性限制、天然气、NGL和油价、成本、钻探结果和其他因素。
“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“在石油和天然气储量方面使用时，PV-10是指在不影响非财产性因素的情况下，使用按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，从已探明储量的生产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不是按照公认会计准则计算的财务计量，通常不同于最直接可比的公认会计准则财务计量标准计量，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。
“美国证券交易委员会。”美国证券交易委员会。
“高级笔记。”总而言之，2025年3月1日到期的5.00厘优先债券、2026年7月15日到期的8.375厘优先债券、2029年2月1日到期的7.625厘优先票据及2030年3月1日到期的5.375厘优先票据(视乎情况而定)。
“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年末探明储量的估计未来产量而估计的贴现未来现金流量净额。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。
三、
目录表
“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。
“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。
“VIE。”可变利息实体。
“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。营运权益拥有人以现金、罚金或进账方式承担勘探、开发及营运成本。
“WTI“西德克萨斯中质油轻质低硫原油。
四.
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此类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，为收购、扩张项目、营运资金要求以及偿还或再融资债务提供资金； |
| ● | 我们执行资本返还计划的能力； |
| ● | 天然气、天然气和石油价格； |
| ● | 地缘政治事件的影响，包括乌克兰和中东的冲突以及世界卫生事件； |
| ● | 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； |
| ● | 竞争； |
| ● | 政府规章和法律变更； |
| ● | 未决的法律或环境问题； |
| ● | 天然气、天然气和石油的营销； |
| ● | 租赁或业务收购； |
| ● | 开发我们物业的成本； |
| ● | 中游前线作业； |
| ● | 我们实现温室气体减排目标的能力和相关成本； |
| ● | 一般经济状况； |
| ● | 信贷市场； |
| ● | 对我们未来经营业绩的不确定性；以及 |
v
目录表
| ● | 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、供应链或其他中断、钻井、完井和生产设备和服务的可用性和成本、环境风险、钻井和完井和其他运营风险、营销和运输风险、监管变化或法律变化、估计天然气、NGL和石油储量以及预测未来产量、现金流和获得资本的内在不确定性、开发支出的时机、我们股东之间的利益冲突、地缘政治和世界卫生事件的影响、网络安全风险、市场状况和可获得性，核实了质量碳补偿和标题“项目1a”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，可能会证明对先前所作估计的修订是合理的。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。
VI
目录表
汇总风险因素
大宗商品价格
| ● | 天然气、NGL和石油价格波动，或天然气、NGL和石油价格长期处于低位，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩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。 |
| ● | 如果商品价格下降到使我们的物业未来的未贴现现金流低于其账面价值的水平，我们将被要求对我们的物业的账面价值进行减记。 |
储量
| ● | 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。 |
| ● | 储备估计取决于许多假设，这些假设可能最终被证明是不准确的。我们的储量估计或基本假设中的任何重大误差都将对我们的储量数量和现值产生重大影响。 |
| ● | 除非我们用新的储量取代我们的储量并开发这些储量，否则我们的储量以及最终的产量将会下降，这将对我们未来的现金流和经营业绩产生不利影响。 |
| ● | 我们约50%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。 |
业务运营
| ● | 钻探和生产石油和天然气是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。 |
| ● | 我们决定钻探的资产可能无法以商业上可行的数量生产天然气、NGL或石油，这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。 |
| ● | 市场条件或运营障碍，如无法获得令人满意的运输安排，可能会阻碍我们进入天然气、天然气和石油市场，或延误我们的生产。 |
| ● | 我们以经济和商业数量生产天然气、天然气和石油的能力取决于钻井和完井作业是否有足够的水供应，以及能否以合理的成本获得水和废物处理或回收设施和服务。对我们获取水或处理生产水和其他废物的能力的限制可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。 |
| ● | 我们未能开发、获得、获取或维护必要的基础设施，以成功地将天然气、NGL和石油输送到市场，可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。 |
| ● | 对ESG问题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。 |
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。 |
| ● | 套期保值交易对我们来说可能变得更昂贵或更不可用，并使我们面临交易对手的信用风险。 |
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。 |
第七章
目录表
| ● | 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流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。 |
VIII
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2023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515,000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完工和生产活动。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。
我们对Antero Midstream有兴趣，因为Antero Midstream对Antero Midstream有重大影响，但不是控制。因此，我们使用权益会计方法来核算我们在Antero Midstream的权益。截至2023年12月31日，我们持有Antero Midstream 29.0%的普通股。
一般信息
下表提供了我们的阿巴拉契亚盆地天然气、NGL和石油资产的选定数据摘要，截至日期和所显示的时期。
截至三个月 | ||||||||||||||
截至2023年12月31日 | 2023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) |
| 井 (4) |
| 净英亩 |
| 位置(5) |
| (MMcfe/d) |
| ||
阿巴拉契亚盆地 | 18,121 | $ | 5,929 | 1,447 | 515,217 | 1,588 | 3,420 | |||||||
未来所得税贴现 | (834) | |||||||||||||
标准化测量(6) | $ | 5,095 | ||||||||||||
| (1) | 估计的已探明储量和价值是在假设部分乙烷回收的情况下计算的，剔除剩余的乙烷，并使用截至2023年12月31日期间每月第一天的未加权12个月平均价格，即天然气根据每MMBtu NYMEX参考价2.64美元每立方英尺2.63美元，乙烷每桶11.75美元，C3+NGL每桶38.01美元，阿巴拉契亚盆地石油每桶64.97美元，每桶WTI参考价78.21美元。 |
| (2) | 截至2023年12月31日，Martica非控股权益的已探明储量为75Bcfe。 |
| (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19--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。 |
| (5) | 总潜在钻探地点包括248个被归类为已探明未开发的地点以及1,340个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2023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1.7亿美元。 |
1
目录表
截至12月底的年度。截至2023年3月31日，我们的综合资本支出总额为11亿美元，其中钻井和完井支出为9.09亿美元，租赁增加支出为1.48亿美元，其他资本支出为1500万美元。在截至2023年12月31日的一年中，我们完成了70口净水平井。我们2024年的净资本预算为7.25亿至8亿美元。我们的预算包括：6.5亿至7亿美元用于钻井和完井，7500万至1亿美元用于租赁支出。我们不为租赁收购以外的收购做预算。2024年，我们计划在阿巴拉契亚盆地完成45至50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，在执行非常规资源游戏方面建立了成功的记录。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，其中包括保持可持续的杠杆状况。截至2022年12月31日和2023年12月31日，我们的总债务分别为12亿美元和15亿美元。有关我们的未偿债务和债务协议的进一步信息，请参阅附注7-综合财务报表的长期债务和“项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-资本资源和流动资金-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，并将我们的生产转移到不同的市场。
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。请参阅综合财务报表附注17-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
我们致力于不断改进的文化，这是我们发展和实现我们的ESG目标以及进一步实现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大部分的回流和产出水，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。根据我们的2022年ESG报告，可在我们的网站上查阅：Www.anteroresource ces.com/esg，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2022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，也不是这些文件的一部分。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”。
对冲计划
我们可以利用套期保值计划来缓解大宗商品价格的波动，并在情况允许的情况下保护我们预期的某些未来现金流。然而，由于我们的流动性和杠杆状况与历史水平相比有所改善，我们对冲的预期产量的百分比大幅下降。我们的套期保值计划可能包括商品固定价格掉期、基差掉期、套圈或其他与我们生产相关的价格风险相关的类似工具。此外，我们合并后的VIE Martica还签订了天然气、NGL和石油的套期保值合同，该等合同的收益和亏损完全归因于Martica的非控股权益。截至2023年12月31日，估计公允价值
2
目录表
在我们的商品净衍生合约中，有3700万美元的负债。有关详情，请参阅综合财务报表附注11-衍生工具。
资产出售
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。从2021年到2024年，我们同意每一年度资本预算的估计内部收益率(IRR)，QL同意参与所有四个年度部分。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，对于每一年的分期付款，我们将签订转让、卖据和转让书，根据这些转让书，QL将在该年度的每个油井桩中获得按比例的工作利息百分比，该转让书将不会受到任何恢复的影响。
根据协议条款，QL在2021年、2022年和2023年分别为油井泥浆提供20%、15%和15%的开发资本，并将在2024年为油井泥浆提供20%的开发资本，这笔资金金额代表QL在此类油井中的比例营运权益。此外，如果QL每年的内部收益率超过某些特定回报，我们可能会收到QL一次性支付的结转，这些回报将不早于10月31日确定，也不迟于每一批年度结束后的12月1日确定。在截至2022年12月31日和2023年12月31日的几年中，我们分别收到了2021年和2022年的套利2900万美元。每一日历年期间的所有油井将作为单独的年度分批。超过每一年度预算金额的特定百分比的资本成本和低于预算金额的成本节省将由我们承担。除前一句话外，对于包括在一批油井中的任何油井，QL有义务并对其在成本和负债中的工作利益份额负责，并有权在此类油井的生命周期内获得与此类油井相关的收入的工作利益份额。更多信息见附注3--合并财务报表的交易。
我们的物业和运营
储量
下表汇总了我们截至2022年12月31日和2023年12月31日的估计已探明储量，这些储量是在假设部分乙烷回收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2022年12月31日(1) | ||||||||||||
已探明已开发储量 (2) | 7,699 | 930 | 16 | 13,373 | 75 | % | ||||||
已探明未开发储量(3) | 2,571 | 287 | 15 | 4,386 | 25 | % | ||||||
总计 | 10,270 | 1,217 | 31 | 17,759 | 100 | % | ||||||
截至2023年12月31日(1) | ||||||||||||
已探明已开发储量 (2) | 7,912 | 963 | 15 | 13,783 | 76 | % | ||||||
已探明未开发储量(3) | 2,702 | 259 | 14 | 4,338 | 24 | % | ||||||
总计 | 10,614 | 1,222 | 29 | 18,121 | 100 | % |
| (1) | 根据94.14美元的WTI参考价格，截至2022年12月31日期间，未加权的12个月平均价格为天然气每立方英尺6.22美元，乙烷每桶20.05美元，C3+NGL每桶56.01美元，石油每桶85.33美元。根据78.21美元的WTI参考价，截至2023年12月31日的期间，未加权的12个月平均价格为天然气每立方英尺2.63美元，乙烷每桶11.75美元，C3+NGL每桶38.01美元，石油每桶64.97美元。 |
| (2) | 截至2022年12月31日，Martica非控股权益的已探明开发储量为91 Bcfe，其中包括70 Bcf的天然气、3MMBbl的NGL和0.2MMBbl的石油和凝析油。截至2023年12月31日，Martica非控股权益的已探明开发储量为75Bcfe，其中包括58Bcf的天然气、3MMBbl的NGL和0.1MMBbl的石油和凝析油。 |
| (3) | 截至2022年12月31日，Martica非控股权益的已探明未开发储量为1 bcfe，其中全部为天然气。截至2023年12月31日，Martica的非控股权益没有已探明的未开发储量。 |
3
目录表
已探明储量
下表汇总了我们估计的已探明储量的变化(单位：Bcfe)：
已探明储量，2022年12月31日 | 17,759 | ||
扩展、发现和其他添加 | 413 | ||
对先前估计数的修订 | 814 | ||
修订五年发展规划 | 454 | ||
价格调整 | (81) | ||
生产 | (1,238) | ||
已探明储量，2023年12月31日 | 18,121 |
阿巴拉契亚盆地的圈定和开发钻探扩大和发现了413个Bcfe已探明储量。对先前估计的814 Bcfe的修订包括向上修订846 Bcfe以增加我们的所有权权益，但因我们的储量预测和运营成本估计的变化而向下修订32 Bcfe，部分抵消了这一影响。对454Bcfe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698 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，部分被向下修订244 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。81Bcfe的价格修正是由于天然气、天然气和石油价格在两个时期之间下降。截至2023年12月31日的预估探明储量总计18.1Bcfe，较2022年12月31日增加2.0%。
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，2022年12月31日 | 4,386 | ||
扩展、发现和其他添加 | 413 | ||
对先前估计数的修订 | 470 | ||
修订五年发展规划 | 501 | ||
已探明已开发储量的重新分类 | (1,432) | ||
已探明未开发储量，2023年12月31日 | 4,338 |
在阿巴拉契亚盆地的圈定和开发钻探中，扩大和发现了413个已探明的未开发储量。对先前估计的470 Bcfe的修订包括向上修订605 Bcfe以增加我们的所有权权益，但主要与乙烷回收有关的135 Bcfe的向下修订部分抵消了这一影响。对501 Bcfe的五年发展计划的修订包括将先前已探明的未开发物业向上修订745 Bcfe，这些物业因加入本公司的五年发展计划而从未探明物业重新分类，但向下修订244 Bcfe，则被向下修订244 Bcfe所抵销，而这些地点在初步预订后五年内未开发为已探明储量。
在截至2023年12月31日的年度内，我们将1,432个Bcfe，或已探明未开发储量的33%转换为已探明已开发储量，并产生了6.85亿美元的钻井和完井成本。截至2023年12月31日，我们额外支出2.71亿美元用于开发成本，主要与已钻探和未完成油井以及已探明未开发分类中的物业有关，导致产生的开发成本总额为9.56亿美元，如综合财务报表附注19-关于石油和天然气生产活动的补充资料所披露。截至2023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为18亿美元，或未来五年每立方米的开发成本为0.42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，以支持我们的维护资本计划。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2023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2023年12月31日，估计有4598英亩的净租赁英亩，其中包括144口与已探明未开发储量相关的毛井(16口净井)，需要在预定钻探之前续签。其中一些租约有续签合同的选项，有些需要重新谈判。根据目前的租赁授权和延期付款的选项，我们估计续签4598英亩土地的潜在成本为1700万美元。已探明的337个Bcfe未开发储量与这些租约有关。
4
目录表
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。根据我们以往续期租约的成功率，我们估计我们可能无法续订这些已探明未开发储量中的17个Bcfe的租约。
如果我们不能在预定的钻探日期之前续签这些租约，我们在这些地点的已探明未开发净储量将有所减少。
储备金估计数的编制
我们截至2021年12月31日、2021年、2022年和2023年的已探明储量估计包括在本年度报告的表格10中-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2023年12月31日的储备汇总报告副本作为本年度报告的附件99.1以Form 10-K的形式提交。Dilhan ilk先生是德克萨斯州的注册专业工程师(执照编号139334)，是石油工程师协会的成员，在油气藏研究和储量评估方面拥有超过10年的经验。伊尔克先生2003年毕业于伊斯坦布尔技术大学，获得石油工程学士学位，2005年毕业于德克萨斯农工大学石油工程理学硕士学位，2010年毕业于德克萨斯农工大学石油工程哲学博士学位。负责监督本公司储量估算审计的技术人员符合石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息估算与审计准则》中关于资格、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，他于2017年12月至2019年6月担任总裁副局长-水库工程规划。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2023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。“
5
目录表
勘探、生产和营销细分市场
下表列出了截至12月底的年度我们的产量、已实现价格和生产成本的信息。31、2021、2022和2023。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。
截至十二月三十一日止的年度： | ||||||||||
| 2021 | 2022 | 2023 |
| ||||||
生产数据(1) (2): | ||||||||||
天然气(Bcf) | 826 | 798 | 815 | |||||||
二氯乙烷(MBbl) | 17,262 | 18,818 | 24,657 | |||||||
C3+NGL(MBb1) | 40,496 | 39,914 | 41,927 | |||||||
石油(MBbl) | 3,521 | 3,223 | 3,874 | |||||||
合并(Bcfe) | 1,194 | 1,170 | 1,238 | |||||||
日联合生产量(MMcfe/d) | 3,271 | 3,204 | 3,392 | |||||||
衍生产品结算前的平均价格(3): | ||||||||||
天然气(按MCF计算) | $ | 4.17 | 6.92 | 2.69 | ||||||
C2乙烷(每桶)(4) | $ | 11.99 | 20.41 | 10.14 | ||||||
C3+NGL(按BBL) | $ | 47.92 | 52.98 | 37.85 | ||||||
油(每桶) | $ | 57.15 | 85.53 | 63.80 | ||||||
衍生产品结算影响前的综合平均销售价格(按Mcfe)(1) | $ | 4.85 | 7.09 | 3.45 | ||||||
衍生产品结算影响后的综合平均销售价格(按Mcfe) (1) | $ | 3.88 | 5.46 | 3.43 | ||||||
平均成本(每立方米)： | ||||||||||
租赁经营 | $ | 0.08 | 0.09 | 0.10 | ||||||
采集、压缩、加工、运输 | $ | 2.09 | 2.23 | 2.13 | ||||||
生产税和从价税 | $ | 0.17 | 0.25 | 0.13 | ||||||
市场营销，网络 | $ | 0.08 | 0.10 | 0.06 | ||||||
一般和行政(不包括基于股权的薪酬) | $ | 0.10 | 0.12 | 0.13 | ||||||
损耗、折旧、摊销和增值 | $ | 0.62 | 0.59 | 0.56 | ||||||
| (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损益(但不包括2021年和2023年衍生品货币化的付款)。*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。 |
| (4) | 截至2022年12月31日和2023年12月31日的年度的平均实现价格分别包括1000万美元和1500万美元的与接受或支付合同相关的收益。剔除这些收益的影响，截至2022年和2023年12月31日的年度，乙烷在衍生品影响前的平均实现价格分别为每桶19.88美元和9.55美元。 |
种植面积
下表列出了截至2023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88%左右是由产量持有的。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) | |||||||||||
| 毛收入 |
| 网络 |
| 毛收入 |
| 网络 |
| 毛收入 |
| 网络 |
| |
阿巴拉契亚盆地(1) | 274,618 | 259,498 | 295,752 | 255,718 | 570,370 | 515,216 | |||||||
| (1) | 我们的种植面积位于西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州。 |
| (2) | 在截至12月31日、2024年、2025年和2026年的四个年度中，如果在到期日之前没有在覆盖面积的间隔单位内建立生产，并且没有以其他方式延长或续期，则分别有毛额15 996英亩(净额10 681英亩)、毛额6 559英亩(净额6 264英亩)和毛毛额4 272英亩(净额4 288英亩)到期。 |
生产井
截至2023年12月31日，我们拥有1,798口毛产井和1,637口净生产井，这些井都是位于阿巴拉契亚盆地的天然气井。净油井反映了我们在总油井中所占百分比的总和。
6
目录表
钻探活动
下表列出了我们在截至2021年、2021年、2022年和2023年12月31日的年度内钻探和完成的油井钻探活动的结果。*总油井反映我们拥有权益的油井数量，并包括阿巴拉契亚盆地的历史钻探活动。净油井反映了我们在总油井中的工作利益的总和。
截至十二月三十一日止的年度： | |||||||||||||
2021 | 2022 | 2023 (1) | |||||||||||
| 毛收入 |
| 网络 |
| 毛收入 |
| 网络 |
| 毛收入 |
| 网络 |
| |
开发井： | |||||||||||||
多产 | 66 | 57 | 71 | 58 | 87 | 70 | |||||||
干的 | — | — | — | — | — | — | |||||||
总开发井数 | 66 | 57 | 71 | 58 | 87 | 70 | |||||||
探井： | |||||||||||||
多产 | 2 | 2 | 1 | 1 | — | — | |||||||
干的 | — | — | — | — | — | — | |||||||
总探井数 | 2 | 2 | 1 | 1 | — | — | |||||||
| (1) | 井数不包括截至2023年12月31日正在完工的23口毛井(19口净井)。 |
聚集与压缩
我们的大部分勘探和开发活动由Antero Midstream的天然气收集和压缩资产提供支持。因此，我们与Antero Midstream的协议使我们能够获得生产所需的采集和压缩能力，我们利用与Antero Midstream的关系来支持我们的发展。Antero Midstream在截至2022年和2023年12月31日的年度内，为我们的生产服务的天然气收集和压缩基础设施的资本支出分别为2.09亿美元和1.32亿美元。根据预先存在的承诺和其他第三方承诺，我们已将Antero Midstream目前和未来在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的几乎所有种植面积用于采集和压缩服务。
截至2023年12月31日，Antero Midstream的集气和压缩系统包括631英里长的天然气集输管道和阿巴拉契亚盆地4.5Bcf/d的压缩能力。我们还可以使用额外的第三方低压和高压管道，我们还使用了另外三个第三方压缩机站。第三方提供的采集、压缩和脱水服务是按固定费用签订合同的。
天然气加工
我们在阿巴拉契亚盆地的许多油井允许我们生产富含液体的天然气，其中含有大量的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。
在生产y级液体的低温加工设施中，一旦从天然气流动中移除，NGL就是有价值的商品。然后对Y级液体进行分馏，从而将Y级液体分解成关键成分。分馏是指将Y级蒸气分离成乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然汽油等单独产品的过程。通过加热y级液体进行分馏，以便根据每种产品的特定沸点分离组成部分。每一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低乙烷价格相结合，导致许多生产商“拒绝”而不是“回收”乙烷。乙烷的排除发生在天然气加工时，乙烷留在井口气流中，而不是在分馏后作为液体提取和出售。当气流中留有乙烷时，加工厂尾门的残余气中Btu含量较高。当气体中乙烷的价格高于乙烷在分馏后作为液体出售的净价时，生产商通常选择“拒绝”乙烷。当乙烷被回收时，残气中的Btu含量较低，但生产商随后能够回收作为单独产品出售的乙烷的价值。
鉴于现有的大宗商品价格环境和东北地区目前有限的乙烷市场，我们目前在加工液体时拒绝天然气物流中获得的大部分乙烷-富气。 然而，当我们以当前价格销售剩余的NGL产品流时，我们实现了定价升级。 当乙烷价格导致乙烷的价值大于Btu当量残气和增量回收成本时，我们可能会选择回收更多的乙烷。
7
目录表
我们与MarkWest签订合同，为阿巴拉契亚盆地的生产提供低温加工能力。 Ansimmon Midstream拥有该合资企业50%的权益，以开发阿巴拉契亚的加工和分离资产。 以下是MarkWest和合资企业拥有的加工厂的除尘能力、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 (1) | 200 | 200 | 在服役中 | ||||
塞尼卡1至4 (1) | 800 | 600 | 在服役中 | ||||
总计 | 3,600 | 3,400 |
| (1) | MarkWest拥有Sherwood 1至6和Seneca 1至4的天然气加工厂，合资企业拥有Sherwood 7至13和Smithburg 1的天然气加工厂。合资企业还拥有MarkWest位于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 Chicago)。REX上的固定运输合同提供了40万MMBtu/d的固定能力，并向MGT、NGPL和ANR Chicago的下游合同输送天然气。
我们在MGT、NGPL和ANR芝加哥分别有12.5万、7.5万和20万MMBtu/d的固定运输。MGT和NGPL合同向芝加哥城门地区输送天然气，ANR芝加哥合同在夏季向芝加哥输送天然气，在冬季向密歇根州输送天然气。芝加哥和密歇根的合同将在2029年至2033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)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”)，(Vi)罗孚管道(“Rover”)，(Vii)德克萨斯东部传输公司-M2区(“TETCO M2”)，(Viii)Mountain Xpress管道(“MXP”)，(Ix)哥伦比亚天然气传输IPP池(“TCO IPP”)、(X)Bay Xpress管道(“GXP”)、(Xi)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的固定产能约为453,000 MMBtu/d。在TCO的453,000 MMBtu/d的固定产能中，我们有能力利用哥伦比亚湾的430,000 MMBtu/d，这提供了进入墨西哥湾市场的机会。这些合同从2024年到2028年在不同的日期到期。 |
| ● | SGG的固定产能为900,000 MMBtu/d，在2024年的一段时间内将增加到940,000 MMBtu/d，将天然气从各个收集系统互联点和MarkWest Sherwood工厂综合体输送到TCO WB系统。我们SGG公司的产能在2027年减少到60万MMBtu/d。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720,000 MMBtu/d，到2024年增加到746,000 MMBtu/d，到2027年增加到800,000 MMBtu/d，在TCO西行(“TCO WB”)为我们提供了通过哥伦比亚湾或田纳西州管道进入当地阿巴拉契亚和墨西哥湾沿岸市场的通道。我们的东向TCO产能为330,000 MMBtu/d，向Cove Point LNG设施输送天然气。这些合同从2030年到2038年在不同的日期到期。 |
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| ● | 田纳西州的固定能力为790,000 MMBtu/d，到2030年将减少到200,000 MMBtu/d，从TCO WB上的BRoad Run互连向墨西哥湾市场输送天然气。这份合同从2030年到2033年在不同的日期到期。 |
| ● | ANR海湾公司的日生产能力为60万MMBtu，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。 |
| ● | 罗孚管道的固定产能为840,000 MMBtu/d，到2025年将降至800,000 MMBtu/d，连接阿巴拉契亚盆地和中西部。墨西哥湾沿岸通过ANR芝加哥和ANR海湾部分进行销售。这些合约将于2025年和2033年到期。 |
| ● | MXP的固定产能为700,000 MMBtu/d，以(I)向TCO IPP提供约517,000 MMBtu/d，继续至肯塔基州利奇，以及(Ii)向GXP提供约183,000 MMBtu/d，继续至墨西哥湾沿岸。这些合同在2024年至2058年的不同日期到期。 |
| ● | ATEX公司将乙烷运往德克萨斯州贝尔维尤山的能力为20,000桶/日。这份合同将于2028年到期。 |
| ● | Mariner East 2公司的乙烷产能为11,500桶/d，丙烷和丁烷产能为65,000桶/d，将交付给宾夕法尼亚州的Marcus Hook。这些合约将分别于2028年和2029年到期。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14--对合并财务报表的承诺。根据目前预测的2024年年度生产指导，我们估计，根据可向第三方销售或用于运输第三方天然气和获取正基差的未利用运力的数量，我们估计2024年未利用运输能力的年度净营销成本可能为每立方米0.04美元至0.06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。
截至2023年12月31日，我们到2028年的坚定销售承诺包括：
天然气 |
| 乙烷 |
| C3+NGL | |||
截至十二月三十一日止的年度： |
| (MMBtu/d) |
| (bbl/d) |
| (bbl/d) | |
2024 | 602,620 | 100,250 | 16,549 | ||||
2025 | 600,000 | 85,500 | 1,250 | ||||
2026 | 600,000 | 85,250 | — | ||||
2027 | 600,000 | 86,500 | — | ||||
2028 | 600,000 | 86,500 | — |
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14--对合并财务报表的承付款。
水处理作业
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回流和产出水的服务。
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。通过Antero Midstream，我们还通过混合回收和重复使用大部分回流和产出的水。
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目录表
截至12月。2023年3月31日，Antero Midstream在阿巴拉契亚盆地拥有并运营232英里的埋地供水管道和146英里的便携式地表水管道。此外，截至2023年12月31日，Antero Midstream有能力在36个蓄水池储存550万桶淡水，这些蓄水池配备了位于我们整个租赁面积的转运泵。
主要客户
截至2021年12月31日和2022年12月31日的年度，我们对Six One Commodity LLC的销售额分别占我们总销售额的10%和12%。在截至2023年12月31日的一年中，没有任何客户占我们销售额的10%以上。
物业的标题
我们相信，根据公认的行业标准，我们对我们所有的生产物业拥有令人满意的所有权。按照行业惯例，通常是在未开发物业和收购生产物业的情况下，在此类收购时对记录所有权进行粗略调查。在开始对未开发物业进行钻探作业之前，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实质影响的负担。物业的负担可能包括：
| ● | 习惯特许权使用费权益； |
| ● | 对经营协议和当期税收的附带留置权； |
| ● | 适用法律规定的义务或义务； |
| ● | 天然气租约规定的发展义务；或 |
| ● | 净利润利息。 |
季节性
天然气需求通常在春季和秋季减少，而在夏季和冬季增加。然而，寒冷的冬季、炎热的夏季或恶劣的天气事件可能会显著增加需求和价格波动，而季节性异常，如温和的冬季、温和的夏季或恶劣的天气事件，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，在春季、夏季和秋季购买一些他们预期的冬季需求。这也可以减少季节性需求波动。季节性异常还会加剧春季和夏季对设备、物资和人员的竞争，这可能会导致短缺，增加成本或推迟我们的运营。
竞争
石油和天然气行业竞争激烈，我们与我们行业内拥有比我们更多资源的其他公司竞争。其中许多公司不仅勘探和生产天然气，还在地区、国家或全球范围内进行炼油业务和销售石油和其他产品。这些公司可能能够为生产性天然气资产和勘探前景支付更高的价格，或者定义、评估、竞标和购买比我们的财务或人力资源允许的更多数量的资产和前景，并可能能够花费更多的资源来吸引和维护行业人员。此外，在天然气市场价格较低的时期，这些公司可能会有更大的能力继续勘探活动。我们规模较大的竞争对手可能比我们更容易承受现有联邦、州和地方法律法规的负担，以及对这些法律法规的任何修改，这将对我们的竞争地位产生不利影响。我们未来收购更多物业和发现储量的能力将取决于我们在竞争激烈的环境中评估和选择合适物业并完成交易的能力。
石油和天然气行业的监管
一般信息
我们在私人或国有土地上运营，我们没有联邦矿产利益集团的生产。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、天然气和石油的生产、运输和销售有关的广泛且不断变化的法律法规的约束。我们相信，遵守现有要求不会对我们的财务状况、现金流或运营结果产生重大不利影响。然而，此类法律法规经常被修改或重新解释。国会、联邦机构、州和地方政府以及法院定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们不能预测什么时候
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或者是否有任何这样的提议可能会生效。因此，我们无法预测合规的未来成本或影响。行业的监管负担增加了做生意的成本，影响了盈利能力。我们不认为任何监管变化对我们的影响与对我们竞争对手的影响有实质性的不同。
天然气和石油生产的管理
我们拥有西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州陆上物业的权益，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，每个州通常对其管辖范围内的天然气、天然气和石油的生产和销售征收生产税或遣散税。
如果不遵守这些规章制度，可能会受到重罚。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管理。FERC监管州际天然气运输费率和服务条件，这会影响我们生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售中获得的收入。自1985年以来，FERC一直致力于使天然气买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输到
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市场。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，尽管天然气生产商的销售以及原油、凝析油和天然气液化天然气的所有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实施价格管制。
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(CEA)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。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，该条款规定任何实体从事FERC规定的被禁止的行为都是违法的，而且还为FERC提供了额外的民事处罚权力。在第3670号命令中，FERC颁布了实施2005年EPAct反市场操纵条款的规则，该规则规定：(I)在与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有关的情况下，任何实体直接或间接使用或使用任何装置、计划或诡计进行欺诈；(Ii)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(Iii)。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)。2024年1月，FERC发布了一项命令(第903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1,544,521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禁止任何人在州际贸易中操纵或试图操纵任何商品的价格或对此类商品的期货进行操纵。CEA还禁止故意提供或导致提供关于影响或倾向于影响商品价格的市场信息或情况的虚假或误导性或故意不准确的报告。2009年11月，联邦贸易委员会根据2007年《能源独立和安全法》发布了旨在禁止石油行业操纵市场的规定。违反规定的人每天将面临最高约140万美元的民事罚款(按年通胀调整)。与FERC一起，这些机构实施了广泛的规则和法规，禁止在石油和天然气市场以及能源期货市场进行欺诈和操纵。
法律和FERC政策和法规的变化可能会对州际管道上固定和/或可中断运输服务的可用性和可靠性产生不利影响，我们无法预测FERC未来将采取什么行动。我们不认为任何监管变化对我们的影响与对我们竞争对手的影响有实质性的不同。
环境及职业安全及健康事宜的规管
一般信息
我们的业务受到许多严格的联邦、地区、州和地方法规的约束，这些法规和法规涉及职业安全和健康以及向环境中排放材料或其他与环境保护有关的问题。违反这些法律可能会导致重大的行政、民事和刑事处罚。这些法律和法规可能要求在钻探或其他受管制的活动开始之前获得许可证，限制在钻探、完井、生产和通过管道运输过程中释放到环境中的各种物质的类型、数量和浓度，管理钻探和完井过程中用水的来源和处置，限制或禁止在某些区域和位于荒野、湿地、边境和其他保护区或具有濒危或受威胁物种限制的区域内的活动，要求采取某种形式的补救行动来防止或减轻以前作业造成的污染，例如
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堵住废弃的水井或关闭土坑，建立具体的安全和健康标准，以保护工人，并对作业或不遵守适用法律和法规造成的污染追究重大责任。此外，这些法律法规可能会限制生产率。
以下是经不时修订的更重要的现行环境和职业健康及工作场所安全法律和法规的摘要，我们的业务必须遵守这些法律和法规，遵守这些法规可能会对我们的财务状况、运营业绩或现金流产生重大不利影响。
有害物质和废物处理
《全面环境反应、赔偿和责任法》(CERCLA)，也被称为“超级基金”法，以及类似的州法律，对某些类别的人施加责任，而不考虑过错或原始行为的合法性，这些人被认为是造成“危险物质”排放到环境中的原因。这些人包括处置地点或发生泄漏的地点的现任和过去的所有者或经营者，以及在发生泄漏的地点处置或安排处置危险物质的公司。根据《环境与环境保护法》，这些人可能要对已排放到环境中的有害物质的清理费用和对自然资源的损害承担连带严格的责任，而且邻近的土地所有者和其他第三方就据称排放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损害提出索赔的情况并不少见。此外，尽管《CERCLA》第101(14)条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作为危险物质进行监管；然而，我们不知道根据CERCLA产生的任何责任，我们可能需要对其负责，从而对我们产生重大和不利影响。
《资源保护和回收法》(RCRA)和类似的州法律对无害和危险固体废物的产生、处理、储存、处理和处置制定了详细的要求。RCRA明确将与勘探、开发或生产原油、天然气或地热能相关的钻井液、产出水和其他废物排除在法规之外，作为危险废物。然而，这些废物可能由环保局或州机构根据RCRA不那么严格的无害固体废物条款进行管理，或者根据州法律或其他联邦法律进行管理。此外，这些特殊的石油和天然气勘探、开发和生产废物现在被归类为无害固体废物，未来也有可能被归类为危险废物。此外，在我们的业务过程中，我们产生了一些普通工业废物，如废溶剂、实验室废物和废压缩机油，如果这些废物具有危险特性，这些废物可能会被列为危险废物。尽管管理危险废物的成本可能很高，但我们不认为我们在这方面的成本比处境类似的公司的成本更沉重。
我们目前拥有、租赁或运营多年来一直用于石油和天然气勘探和生产活动的许多资产。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业主或运营商运营，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；然而，这两项规则制定都受到了法律挑战。2023年1月，环境保护局和兵团发布了一项最终规则，根据2015年前的法规建立了WOTUS的定义，并进行了更新，以纳入最高法院的现有裁决和监管指导。然而，2023年1月的规则受到了挑战，目前在27个州被禁止。2023年5月，美国最高法院公布了对萨克特诉环境保护局案的意见，其中涉及与用于确定湿地是否符合WOTUS资格的法律测试有关的问题。萨克特裁决使2023年1月规则的某些部分无效，并大大缩小了其范围，导致发布了修订后的规则
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2023年9月。然而，由于对2023年1月规则的禁令，2023年9月规则的实施目前因州而异。在27个州，根据禁令，各机构正在解释符合2015年前监管制度的WOTUS的定义，以及Sackett决定所做的改变，该决定利用“持续表面连接”测试来确定湿地是否符合WOTUS的资格。在剩下的23个州，这些机构正在实施2023年9月的规则，该规则没有定义“连续表面连接”一词。因此，对于这些机构将在多大程度上解释2023年9月的规则和萨克特裁决，仍存在一些不确定性。如果最终规则、诉讼结果或任何行动的实施进一步扩大了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面临更高的成本和延误，这可能会延误我们天然气和石油项目的开发。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。
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。这些法律和法规可能要求我们在建设或修改某些预计会产生或大幅增加空气排放的项目或设施时，必须事先获得批准，获得并严格遵守严格的空气许可要求，或使用特定的设备或技术来控制某些污染物的排放，这些成本可能会很高。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。环保局对这一标准的重新考虑仍在进行中。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，呼吁暂停、修改或废除2020年9月的规定，并恢复或发布新的、改造后的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提出的决议，总裁·拜登已将其签署为法律
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废除2020年9月对甲烷标准的修订，有效地恢复了以前的标准。为了回应总裁·拜登的行政命令，呼吁环保局重新审查有关甲烷的联邦法规，环保局于2023年12月敲定了针对新建、改造和重建设施的更严格的甲烷规则，以及有史以来第一次针对现有来源的标准，称为OOOC。根据最终规则，各州有两年的时间准备和提交对现有来源实施甲烷排放控制的计划。根据最后规则确定的推定标准对新来源和现有来源大体上是相同的。这些要求包括加强使用光学气体成像和其他先进监测的泄漏检测调查要求，以鼓励部署创新技术来检测和减少甲烷排放，通过捕获和控制系统减少95%的排放，以及对某些设备的零排放要求。该规则还建立了一个“超级排放者”响应计划，允许第三方向环保局报告大型甲烷排放事件，从而触发某些调查和维修要求。违反这些规定的罚款和处罚可能会很高。然而，最终规则及其要求很可能会受到法律挑战。此外，遵守新规则可能会影响我们根据上文所述的IRA 2022‘S甲烷费用所欠的金额，因为遵守美国环保署的甲烷规则将免除其他承保设施支付甲烷费用的要求。环保局最终甲烷规则的要求有可能增加我们的运营成本，从而可能对我们的财务业绩和现金流产生不利影响。此外，如果不遵守CAA的这些要求，可能会被处以巨额罚款和处罚，以及代价高昂的禁令救济。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。
我们已经制定了一项减少和管理我们的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，Antero采用了平衡钻出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。我们在管理我们运营中的甲烷排放方面有着持续的历史，我们继续使用减排技术和设备就是明证。
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气动设备过渡到空气供应气动设备，同时通过布线到工艺、生产线或燃烧设备来限制天然气的气动泄漏。2023年，我们淘汰或更换了大约500个天然气驱动的气动设备，这使得自2021年该计划开始以来，我们运营中淘汰或更换的气动设备总数达到约6700个。
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，我们2022年的甲烷泄漏损失率为0.014%，远低于壹未来自愿行业1%的目标。
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在2023年，我们的温室气体/甲烷减排工作包括以下活动:
| ● | 启动了一项可靠来源的天然气认证工作，将扩大由金丝雀项目认证的Trustwell认证的油井数量和产量。 |
| ● | 作为我们排放监测计划的一部分，我们对78个井垫地点进行了三次空中立交桥。 |
| ● | 淘汰或更换了大约500个间歇性和低出血的天然气控制气动系统。 |
| ● | 封堵并放弃了某些在购置财产时购得的老旧竖井。封堵和废弃较老的低产油井可以减少甲烷排放。 |
| ● | 预防性更换和/或修复老化的储罐蒸汽控制系统设备，以减少可能逃逸的甲烷和温室气体排放。 |
| ● | 在我们的运营中继续使用以下程序或设备： |
| o | 每季度对设施进行激光雷达检查，频率是当前联邦法规要求的两倍。 |
| o | 锁定所有新生产设施的储罐上的防盗口和隔离阀，以减少日常操作和维护活动中不必要的潜在排放。 |
| o | 运行的燃烧器管理系统具有两个阶段的压力控制，由制造商认证，以满足EPA性能标准，以优化燃烧器效率。 |
| o | 蒸汽回收系统，在我们的工艺中包含多达三个蒸汽回收阶段。 |
| o | 低压分离器是我们完井过程的一部分，用于回收在回流作业中燃烧的甲烷，并使这些甲烷成为可销售的产品。 |
| o | 定期对安全阀进行检测和维修。 |
| o | 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。 |
| o | 移动式气举装置，可减少因油井擦洗和卸液而排放的废气。 |
| ● | 与由内部主题专家组成的跨学科小组组成的ESG咨询委员会举行会议，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。 |
| ● | 与我们由内部主题专家组成的温室气体/甲烷减少小组举行季度会议，以审查适用于勘探和生产作业的新兴甲烷检测和量化技术。 |
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。
石油和天然气公司越来越多地面临与气候变化威胁相关的诉讼风险。一些政党已经在州或联邦法院对石油和天然气公司提起诉讼，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。
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在美国，没有在联邦一级实施全面的气候变化立法，尽管最近通过的法律，如爱尔兰共和军2022，推进了许多与气候有关的目标。总裁·拜登强调，应对气候变化是他的政府的优先事项，其中包括提出并通过气候变化立法的某些潜在倡议。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，取消对石油和天然气行业的补贴，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。例如，2024年1月26日，总裁·拜登宣布暂停向美国没有自由贸易协定的国家出口液化天然气的新决定，等待能源部对基础分析进行审查以获得授权。暂停的目的是提供时间来综合某些考虑因素，包括消费者和制造商的潜在能源成本增加以及对温室气体排放影响的最新评估，并确保对健康风险采取足够的预防措施。2022年8月，爱尔兰共和军2022年签署成为法律，为可再生能源倡议拨出了大量联邦资金，并有史以来第一次对某些石油和天然气设施的过量甲烷排放征收联邦费用。排放费以及法律中的可再生和低碳能源融资条款可能会增加我们的运营成本，并加速摆脱石油和天然气的过渡，这反过来可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。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“(”COP26“)缔约方大会在会上发表了多项声明，包括呼吁缔约方取消某些石油和天然气补贴，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”。这些目标在2022年11月举行的第二十七次缔约方会议(“COP27”)上得到了重申，并呼吁各国加快努力逐步取消低效化石燃料补贴，但没有作出明确承诺或制定时间表。在2023年12月举行的第二十八次缔约方大会(“COP28”)上，缔约方签署了一项在能源系统中逐步淘汰化石燃料并增加可再生能源能力的协议，但没有设定这样做的时间表。虽然不具约束力，但COP28达成的协议可能会导致金融机构和各种利益攸关方面临更大压力，要求减少或以其他方式对化石燃料勘探和生产的资金施加更严格的限制，并增加对化石燃料勘探和生产的潜在反对。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、COP28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。金融机构可采取减少向金融机构提供资金的政策石油和天然气工业。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，包括石油和天然气行业，或者要求借款人采取更多措施减少温室气体排放。此外，金融机构可能被要求采取一些政策，以减少向石油和天然气工业。例如，美联储加入了绿色金融系统网络(NGFS)，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为应对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。2023年1月，美国联邦储备委员会(Federal Reserve)发布了指导意见，要求由美国六家最大的银行S在2023年全年进行气候情景分析试点。虽然我们无法预测由此可能导致的政策，但石油和天然气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还提出了一项规则，要求注册者在注册声明和定期报告中包括某些与气候相关的披露，包括范围1、2和3温室气体排放、与气候相关的目标和目标，以及某些与气候相关的财务报表指标。最终规则预计将在2024年第二季度出台。我们无法预测该规则的最终形式和实质内容。同样，在2023年10月，加利福尼亚州州长签署了气候企业数据责任法案
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(“CCDAA”)和“气候相关金融风险法案”(“CRFRA”)成为法律。CCDAA要求“在加州开展业务”且年收入总额为10亿美元的美国公共和私营公司每年公开披露和核实温室气体排放范围1、2和3。CRFRA要求每隔一年披露一份与气候有关的金融风险报告(符合气候相关财务披露特别工作组(TCFD)的建议或国际可持续发展标准委员会(ISSB)与气候有关的披露标准下的同等披露要求)，供“在加州开展业务”且年收入至少5亿美元的公共和私营公司使用。根据这两项法律的报告将于2026年开始。目前，这些法律对我们业务的最终影响尚不确定。加利福尼亚州州长已指示进一步考虑每项法律的实施截止日期，可能会对法律的范围提出法律挑战，但如果不澄清或修订法律，以及拟议的美国证券交易委员会规则，最终确定和实施可能会导致遵守这些披露要求的额外成本，以及增加的资本成本和获得资金的限制。另外，加强与气候相关的披露要求可能会导致客户、监管机构、投资者或其他利益相关者的声誉或其他损害，还可能增加我们的诉讼风险，这些风险涉及我们或我们行业内的其他人被指控做出的关于气候变化风险的声明，或我们未来可能就报告的排放做出的任何披露，特别是考虑到计算和报告温室气体排放的内在不确定性和估计。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不时对公开申报文件中与气候变化相关的现有披露进行额外审查，从而增加了在美国证券交易委员会指控发行人现有气候披露具有误导性或存在缺陷时的执法可能性。
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、应急规划和社区知情权法案及其实施条例和类似的州法规和
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法规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。
《濒危物种法》
联邦《濒危物种法》规定了对濒危和受威胁物种的保护。根据欧空局，如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可以对对该物种栖息地造成不利影响的活动施加限制。根据《候鸟条约法》，对候鸟也提供了类似的保护。我们在已知存在某些被列为受威胁或濒危物种的地区，以及可能存在其他可能被欧空局列为受威胁或濒危物种的地区，开展天然气和石油租赁业务。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所必需的关键栖息地和合适的栖息地。关键的栖息地或适当的栖息地指定可能导致对联邦土地使用的进一步实质性限制，并可能严重推迟或禁止进入保护区进行天然气和石油开发。此外，作为和解的结果，USFWS需要在该机构2017财年结束时决定是否应将250多个被列为濒危或受威胁的物种列入欧空局名单。例如，2022年11月，美国联邦安全局根据2023年3月31日生效的《欧空局》将北方长耳蝙蝠列为濒危物种，其栖息地包括我们活动的地区。在进行相关物业业务的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，或将受威胁物种重新指定为濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或者可能导致我们的勘探和生产活动受到限制，从而对我们开发和生产储量的能力产生不利影响。如果我们的租约中有一部分被指定为关键或合适的栖息地，可能会对我们的租约价值产生不利影响。
虽然我们没有因为遵守环境要求而经历任何实质性的不利影响，但不能保证这种情况会继续下去。我们在2023年没有任何与遵守环境法或环境补救事项有关的物质资本或其他非经常性支出，我们也预计2024年这些支出将不会是实质性的。
人力资本
我们相信，我们的员工和承包商是我们成功和公司未来成功的重要贡献者，这取决于我们吸引、留住和激励合格人员的能力。关键员工的技能、经验和行业知识对我们的运营和业绩大有裨益。
截至2023年12月31日，我们有604个满额-时间雇员，包括行政、财务、财务、法律和行政方面的45人，信息技术方面的19人，地质方面的17人，生产和经营方面的240人，中游和水务方面的177人，土地方面的55人，会计和内部审计方面的51人。此外，我们利用独立承包商的服务来执行各种现场和其他服务。我们不是任何集体谈判协议的一方，也没有经历过任何罢工或停工。我们认为我们与员工的关系总体上是良好的。
总奖励
我们已经证明了通过提供有竞争力的工资、公平的生活工资和全面的福利来投资我们的劳动力的历史。为了培养更强的所有权意识，并使员工的利益与股东保持一致，我们提供包括限制性股票单位、绩效股票单位和现金奖励在内的长期激励计划。此外，我们还提供短期现金激励计划，这些计划是可自由支配的，并基于个人和公司业绩因素等。此外，我们还为每周工作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员工的实力，我们一直在评估当前的商业环境和劳动力市场，以完善我们的薪酬和福利计划以及我们员工可用的其他资源。除其他好处外，这些好处包括：
| ● | 全面的健康保险，包括视力和牙科；我们已经16年没有增加员工保费了； |
| ● | 员工健康储蓄账户，包括我们对这些账户的缴费； |
| ● | 401(K)退休储蓄计划，提供酌情缴款匹配机会； |
| ● | 有竞争力的带薪休假和病假计划； |
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| ● | 带薪育儿假; |
| ● | 学生贷款还款的配对机会；以及 |
| ● | 健康支持福利包括员工援助计划、短期和长期残疾保险、健身房会员资格和/或健身订阅报销等。 |
基于角色的支持
我们支持员工的专业发展。为了帮助我们的人员成功完成他们的职责，我们强调持续的正式和非正式培训、发展和教育机会。我们还通过我们的助学贷款偿还配对计划帮助员工支付教育费用。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。
多元化、包容性与职场文化
我们致力于建立一种文化，在这种文化中，多样性和包容性是我们整个业务的核心理念。我们秉持着一种重视多样性的方式，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在美国证券交易委员会备案或提供后，在合理可行的范围内尽快建立“投资者”链接。
我们网站上的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，也不是这些文件的一部分。
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第1A项。风险因素
由于我们所从事的商业活动的性质，我们会受到某些风险和危险的影响。本年度报告Form 10-K中描述的风险可能会对我们的业务、财务状况、现金流和经营结果产生重大不利影响。我们可能会经历更多我们目前不知道的风险和不确定因素。此外，由于未来发生的事态发展，我们目前认为无关紧要的条件也可能对我们的业务、财务状况、现金流和经营结果产生实质性的不利影响。
大宗商品价格
天然气、NGL和石油价格波动，或天然气、NGL和石油价格长期处于低位，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩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。
我们收到的天然气、NGL和石油生产价格对我们的收入、盈利能力、获得资本的渠道和未来的增长率有很大影响。天然气、天然气和石油是大宗商品，因此，它们的价格会因供需关系相对较小的变化而出现较大的波动。我们收到的产品价格和生产水平取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括：
| ● | 影响全球天然气、天然气和石油供需的全球和区域经济状况； |
| ● | 进口、出口国内、石油、天然气和液化天然气等天然气的价格和数量； |
| ● | 其他生产国境内或影响其他生产国的政治条件，包括中东、非洲、南美和俄罗斯境内或之间的冲突； |
| ● | 全球勘探和生产水平； |
| ● | 全球库存水平； |
| ● | 影响全球市场需求的事件； |
| ● | 我们经营所在地区当地价格指数的现行价格; |
| ● | 本地和全球供需基本面和运输可用性; |
| ● | 天气状况； |
| ● | 影响能源消耗的技术进步; |
| ● | 替代燃料的价格和可得性;以及 |
| ● | 国内、地方和外国政府的监管和税收。 |
2023年，NYMEX Henry Hub天然气的每日现货价格从每MMBtu 3.78美元的高点到1.74美元的低点不等，同期NYMEX西德克萨斯中质原油的每日现货价格从每桶96.37美元的高点到66.61美元的低点不等。虽然石油和天然气价格在2023年大幅低于2022年，但这些大宗商品的市场历史上一直不稳定，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。
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、天然气和石油的数量产生不利影响，这可能导致我们不得不大幅下降
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对我们资产价值的调整，可能导致我们在未来期间的收益中产生非现金减值费用。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。
我们的对冲活动可能会阻止我们从价格上涨中受益，并可能使我们面临其他风险。
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，我们历来为我们预期产量的相当大比例签订了固定掉期对冲合同。例如，在2021年，我们对天然气、NGL和石油产量分别进行了91%、36%和29%的对冲。此外，在2022年，我们对49%的天然气产量进行了对冲，我们的NGL和石油生产没有进行对冲。由于与过去水平相比，我们的流动性和杠杆状况有所改善，我们对冲的预期产量的百分比有所下降。例如，2023年，我们通过固定掉期对我们1%的天然气产量进行了对冲，我们的NGL和石油产量没有进行对冲，截至2023年12月31日，我们没有任何固定掉期合约。如果我们在未来从事套期保值活动，我们可能无法实现高于对冲水平的价格上涨带来的短期好处。如果我们选择不参与或以其他方式减少我们未来对套期保值安排的使用，或由于缺乏可接受的交易对手而无法从事对冲安排，我们可能比我们的竞争对手更受商品价格变化的不利影响，后者比我们更大程度地参与对冲安排。相反，套期保值交易在某些情况下可能使我们面临财务损失的风险，包括在以下情况下:
| ● | 产量低于预期； |
| ● | 大宗商品价格大幅上涨，超过了我们的对冲价格，导致我们向对冲交易对手支付了大量现金； |
| ● | 我们无法在未来找到可用的交易对手； |
| ● | 我们的对冲交易对手或其担保人的信誉严重受损；或 |
| ● | 交易对手的信用额度可能会限制我们对冲额外交易量的能力。 |
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。我们未来可能会产生重大减值费用，这可能会对我们在计入此类费用期间的运营业绩产生重大不利影响。
石油、天然气和天然气的供需失衡可能导致市场极度波动、成本增加和储存能力下降。
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。在这段时间内，这些产品的供需失衡可能会导致市场剧烈波动，并对商品价格产生重大不利影响。这种不平衡还可能导致该行业在某些NGL和石油方面遇到存储能力限制。如果没有足够的运输和储存能力，许多生产商可能会被迫暂时关闭部分生产，或者以低于市场价的价格出售部分生产。
例如，为了应对冠状病毒大流行，各国政府试图通过实施社会距离准则、旅行限制和居家命令等行动来减缓病毒的传播，这导致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。我们无法预测另一次世界卫生事件的程度
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可能会影响我们的业务业绩和运营，但此类事件可能会导致我们产品的供需失衡，从而对我们的财务状况和运营业绩产生不利影响.
储量
我们估计的已探明未开发储量的开发可能需要更长的时间，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12月。2023年，我国已探明总储量的24%被归类为已探明未开发储量。我们4.3Tcfe的估计已探明未开发储量将需要估计1.8亿美元。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。
储备估计取决于许多假设，这些假设可能最终被证明是不准确的。我们的储量估计或基本假设中的任何重大误差都将对我们的储量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。
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证实储量贴现未来净现金流量的标准化衡量标准是我们估计石油和天然气储量的当前市场价值。 根据美国证券交易委员会的要求，我们根据前十二个月本月第一天价格的十二个月未加权算术平均值计算已证明储备金的贴现未来净现金流量，而不对衍生品交易生效。 我们物业的实际未来净现金流量将受到我们收到的天然气、液化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变化等因素的影响。 此外，我们在计算标准化指标时使用的10%折扣因子基于SEC指导方针，并且可能不是基于不时有效的利率以及与我们或整个石油和天然气行业相关的风险的最合适的折扣因子。
除非我们用新的储量取代我们的储量并开发这些储量，否则我们的储量以及最终的产量将会下降，这将对我们未来的现金流和经营业绩产生不利影响。
生产油气藏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、发现或
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获得足够的额外储量以取代我们目前和未来的生产，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50%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。
我们约50%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，均可生产商业数量的石油和天然气。我们已探明未开发储量为337Bcfe，这些储量与这些在钻探前需要更新的面积有关。此外，我们12%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
钻探和生产石油和天然气是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
我们未来的财务状况和经营结果将取决于我们勘探、开发和收购活动的成功，这些活动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：
| ● | 天然气、天然气和石油价格持续下跌； |
| ● | 天然气、天然气和石油市场的局限性； |
| ● | 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； |
| ● | 地质构造中的压力或不规则； |
| ● | 缺乏或延误获取水力压裂活动所需的设备、合格人员或水； |
| ● | 设备故障或事故； |
| ● | 恶劣天气条件，如暴风雪、龙卷风、飓风和冰暴； |
| ● | 与遵守环境法规有关的问题； |
| ● | 环境危害，如天然气泄漏、漏油、管道和储罐破裂，遇到自然产生的放射性物质，以及未经授权向地面和地下环境排放盐水、井喷和完井液、有毒气体或其他污染物； |
| ● | 以可接受的条件获得有限的融资；以及 |
| ● | 矿产权益或其他所有权问题。 |
其中某些风险可能造成重大损失，包括人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、环境污染或油井损失以及监管罚款或处罚。
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我们决定钻探的资产可能无法以商业上可行的数量生产天然气、NGL或石油，这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
在钻探和测试前景之前，我们无法肯定地预测任何特定的前景是否会产生足够数量的天然气、天然气和天然气或石油，以收回钻井或完井成本或在经济上可行。地震数据和其他技术以及对同一地区生产油田的研究将不能使我们在钻探之前确定是否存在天然气或石油，或者如果存在，是否将以商业数量存在天然气或石油。我们不能保证我们从其他油井、更全面勘探的前景或生产油田的现有数据中得出的类比将适用于我们的钻探前景。此外，由于许多因素，我们的钻探作业可能会被削减、推迟或取消，包括：
| ● | 意外钻井条件; |
| ● | 矿业权或其他所有权问题； |
| ● | 地层压力或井漏; |
| ● | 设备故障或事故; |
| ● | 恶劣的天气条件； |
| ● | 遵守环境和其他政府或合同要求;以及 |
| ● | 电力、供应、材料、钻井或修井钻机、设备和服务的成本增加，或短缺或延误。 |
市场条件或业务障碍，例如没有令人满意的运输安排或必要的基础设施，可能会阻碍我们获得天然气、天然气和石油市场，或延误我们的生产。
我们的天然气、NGL和石油生产是否有现成的市场取决于许多因素，包括天然气、NGL和石油的需求和供应，以及管道、其他运输设施、收集和加工、分馏设施和其他第三方运输服务的储备和能力的接近和能力。输送、收集、加工和分馏设施的能力以及第三方运输服务的可用性可能不足以容纳现有油井和新油井的潜在产量，这可能导致我们收到的天然气、天然气和石油价格大幅折扣。虽然我们通过Antero Midstream对中游基础设施的投资旨在解决现有中游基础设施的使用和潜在削减问题，但我们也向第三方输送天然气、NGL和石油输送、收集、加工、储存和分馏设施以及运输服务，并由这些设施和运输服务提供服务，这些设施数量有限、地理位置集中，且存在重大风险。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和石油价格波动、在获得许可和其他政府批准方面的延误、所有权和物业准入问题、地质情况、公众对基础设施开发的反对、Antero Midstream和/或第三方遵守其对我们的合同义务以及其他因素。
如果Antero Midstream和/或第三方运营的管道和设施、或Antero Midstream和/或第三方提供的运输服务因任何原因(包括我们未能以可接受的条款获得此类服务、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)持续中断，可能会导致我们的天然气、NGL和石油生产和销售延迟，从而对我们的业务造成实质性损害。在这种情况下，我们可能不得不关闭油井等待管道连接或产能，和/或以低于市场价格或低于我们目前预期的价格出售我们的产品，所有这些都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。如果我们因为这些或其他原因关闭或减产，我们将无法从这些油井获得收入，直到做出其他安排将产品交付市场。
我们以经济和商业数量生产天然气、天然气和石油的能力取决于钻井和完井作业是否有足够的水供应，以及能否以合理的成本获得水和废物处理或回收设施和服务。对我们获取水或处理生产水和其他废物的能力的限制可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
我们生产商业数量的天然气、NGL和石油所依赖的水力压裂增产过程需要使用和处置大量的水。是否有水回收设施和其他处理替代方案来接收我们水井产生的所有水，可能会影响我们的生产。我们无法获得足够的资金
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或处置或回收我们运营中使用的水，或及时获得取水许可或其他权利，都可能对我们的运营产生不利影响。随着时间的推移，水的可获得性可能会以我们无法控制的方式发生变化，包括与气候变化相关的影响，如天气模式的变化。此外，实施新的环境倡议和法规可能包括限制我们获得水或处理废物的能力，并对我们的业务和运营结果产生不利影响。
我们已确定的潜在油井位置计划在多年内完成，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。“
截至12月。截至2023年3月31日，在我们已探明的、可能的和可能的储备基地中，我们已经确定了1,588个潜在的水平井位置。由于上述限制，我们可能无法钻探许多潜在的油井位置。此外，我们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。
我们可能会因所有权瑕疵或其他影响利益统一的事项而蒙受损失。
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，原因是私人土地所有权的历史悠久，矿产区被割裂，以及关于该地区矿产和地表土地所有权的死亡和继承权记录不足，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在单位内开始钻探作业之前获得业权意见，但未能取得单位的所有权或包括某些权益的权利可能要到钻井完成后才会发现，在这种情况下，我们可能会失去租约以及在该物业下生产全部或部分矿物的权利，这可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。
对我们提起的法律诉讼可能导致重大责任，并对我们的财务状况产生重大和不利的影响。
像许多石油和天然气公司一样，我们参与了各种法律程序，包括威胁索赔，如合同、所有权和特许权使用费纠纷。例如，我们是集体诉讼的当事人，该诉讼涉及索赔人对天然气特许权使用费的所谓权利和核算，这可能会对确定许可后期生产成本的金额的方法以及可从特许权使用费付款中扣除的成本类型等产生影响。和解法律程序(断言或非断言)的成本或履行在该等法律程序中对吾等不利的判决可能导致重大负债或利益损失，这可能会对我们的现金流、经营业绩和任何该等影响变得可合理评估的期间的财务状况产生重大不利影响。确定与法律诉讼有关的应计项目或损失范围的判决和估计很难预测，而且可能在不同时期发生变化，这种变化可能是重大的。目前的应计项目可能不足以满足任何此类判断。法律程序也可能导致对该公司的负面宣传。为这些诉讼辩护，特别是所谓的集体诉讼，可能代价高昂，并可能分散管理层和其他人员对其主要责任的注意力。此外，我们的许多诉讼程序还处于早期阶段。在这种情况下，指控和损害理论尚未完全发展，都受到内在不确定性的影响。结果,
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管理层对任何此类诉讼可能产生重大和不利财务影响的看法可能会在未来发生变化。关于法律诉讼的更多信息，见附注15--合并财务报表或有事项。
对ESG问题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。
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、监管机构和社会对自愿和强制性ESG披露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。在涉及社会压力或监管、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因果关系或贡献，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。与ESG相关的强制性披露也正在成为我们可能或可能成为某些司法管辖区要求披露的一个领域，这取决于我们与该等司法管辖区的所谓联系，任何该等强制性披露可能同样需要使用假设、预测或估计数据，其中一些数据不受我们控制，固有地受到不准确的影响。依赖此类预期和假设的披露必然是不确定的，并可能容易出错或受到误解，因为涉及的时间较长，而且缺乏确定、衡量和报告许多ESG事项的既定单一方法。此外，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、碳抵消的市场状况和可获得性相关的不确定性，我们无法预测我们是否能够及时实现这些目标。此外，虽然我们可能只寻求购买经信誉良好的第三方验证的碳补偿，但我们不能保证我们购买的任何碳补偿将实现所示的温室气体减排，并且我们可能面临购买额外碳补偿以弥补任何缺口或损失的成本增加，特别是如果碳补偿市场因需求增加而面临产能限制的话。此外，某些利益相关者可能会普遍或针对我们从事的特定交易反对使用抵销，因为我们可能会声称此类抵销带来的任何碳减排好处。此外，包括加利福尼亚州在内的某些司法管辖区正在制定新的法律，要求披露与自愿碳抵消和类似建筑相关的信息。这些制度下的披露是新颖的，我们可能作出的任何与此相关的披露是否符合法律并可能导致不确定的后果，例如私人当事人通过诉讼或其他方式批评该等项目，目前尚不确定。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，尽管有任何令人向往的目标，我们可能会受到来自投资者、贷款人或其他团体的压力，要求我们采取更激进的气候或其他与ESG相关的目标，但我们不能保证，由于潜在成本或技术或操作障碍，我们将能够实现这些目标。
此外，我们的声誉以及我们的利益相关者关系可能会受到不利影响，原因包括未能实现我们的ESG计划或目标，或利益相关者对我们、我们的员工和高管、代理或其他第三方发表的声明的看法，或者来自投资者或政策小组的公众压力，要求改变我们的政策。与ESG事项有关的此类声明正越来越多地受到公共和政府当局的严格审查，这些审查涉及潜在的“洗绿”风险，即误导性信息或夸大潜在ESG好处的虚假声明。因此，我们可能面临来自私人当事人和政府当局与我们的ESG努力相关的更多诉讼风险。此外，任何针对我们或我们行业内其他人的洗白指控都可能导致对我们公司或行业的负面情绪。如果公司不能对任何负面宣传做出及时和适当的回应，我们的声誉可能会受到损害。对我们整体声誉的损害可能会对我们的财务业绩产生负面影响，并需要额外的资源来重建公司的声誉。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石油和天然气公司或相应的基础设施项目提供资金，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。这样的ESG问题也可能影响Antero Midstream和我们的
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这可能会对我们的业务、财务状况或经营结果产生不利影响。
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：
| ● | 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； |
| ● | 异常压力地层； |
| ● | 机械故障，如油田钻井和维修工具卡住、套管坍塌等； |
| ● | 管道起火、爆炸、破裂； |
| ● | 人身伤害和死亡； |
| ● | 自然灾害；以及 |
| ● | 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：
| ● | 造成人员伤亡的； |
| ● | 财产、自然资源和设备的损坏和毁坏； |
| ● | 污染和其他环境破坏； |
| ● | 监管调查和处罚； |
| ● | 暂停我们的业务；以及 |
| ● | 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。我们未来在获取潜在储量、开发储量、营销碳氢化合物、吸引和留住优秀人才以及筹集额外资本方面可能不会成功，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。
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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。在制定我们的2024年商业计划时，我们考虑将资本和其他资源配置到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。尽管我们在制定2024年计划时做出了决定，但我们定期会注意到以前没有确定的商业机会，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2024年计划设想的情况发生变化，我们如果不能认识到这些变化或对这些变化做出反应，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。
世界卫生事件可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。
世界卫生事件可能会扰乱我们的业务和运营计划，其中可能包括(I)员工短缺，(Ii)承包商和分包商不可用，(Iii)我们所依赖的第三方供应中断，(Iv)政府和卫生当局(包括隔离)的建议或施加的限制，以及(V)我们和我们的承包商和分包商为确保员工和其他人的安全而施加的限制，包括设施关闭。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，世界卫生事件的影响可能对全球对原油和天然气的需求产生负面影响，这可能会导致价格波动，从而影响我们收到的天然气、NGL和石油的价格，对我们生产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，如果大流行、流行病或传染病的爆发对我们的业务和财务业绩产生不利影响，它还可能会增加本“第1A项”中所列的许多其他风险。风险因素。
恐怖袭击、网络攻击和威胁可能会对我们的业务、财务状况和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。包括蓄意攻击在内的网络事件在全球范围内日益频繁。与美国其他目标相比，能源相关资产等战略目标未来遭受袭击的风险可能更大。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，监督和分析我们的钻井、完井和生产运营，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，包括员工错误、渎职或其他威胁向量，这可能导致专有和敏感数据的损坏、丢失或泄露，错误的电汇，以及无法：为我们的客户提供服务；完成或结算交易；维护我们的账簿和记录；防止环境破坏；以及维护通信或运营。可能会对公司或第三方造成重大责任。我们无法预测、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，或者可能在攻击已经开始或之后才被识别，还因为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更加复杂，包括
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勒索软件、凭据填充、鱼叉式网络钓鱼、社会工程、使用深度假冒(例如，人工智能生成的高度逼真的合成媒体)以及出于敲诈勒索或其他不法目的而未经授权访问数据的其他企图。
我们的信息和运营技术、系统和网络以及我们的供应商、供应商、客户和其他业务合作伙伴的信息和运营技术、系统和网络可能成为网络攻击或信息安全漏洞的目标，从而导致未经授权发布、收集、监控、误用、丢失或破坏专有和其他信息，或对我们的业务运营造成不利影响。尽管我们制定了监控网络安全风险以及识别和报告事件的政策和程序，但不能保证它们在防止网络攻击或确保及时识别或报告事件方面有效。计算机能力的进步、人工智能、密码学领域的发现或其他发展可能会导致我们用来保护机密、个人或其他信息的技术受到损害或遭到破坏。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因数据隐私或网络安全索赔、根据数据隐私法承担的责任、监管处罚、对我们声誉的损害、对我们的长期信心丧失，或为防止未来发生此类事件而对我们的信息系统进行补救和修改或增强的额外成本，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。任何安全措施都不是万无一失的。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2023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，对我们的钻井作业产生不利影响，或对我们所依赖的第三方中游活动产生不利影响。在这种情况下，我们的运营可能会受损或中断，我们可能无法收回因临时关闭或封堵和废弃任何油井而产生的成本。此外，我们酒店附近的采矿作业可能需要协调，以避免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，反开发活动人士正在努力减少获得联邦和州政府土地的机会，并推迟或取消某些行动，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。
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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。
我们对信用风险的主要敞口是通过出售天然气、NGL和石油生产产生的应收账款，我们将这些应收账款销售给能源公司、最终用户和炼油厂(截至去年12月，应收账款为3.84亿美元)。31,2023年)。由于应收账款集中在几个重要客户，我们也面临信用风险。在截至去年12月的年度内，我们产品的最大买家。2023年31，占我们产品收入的9%。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。
套期保值交易对我们来说可能变得更昂贵或更不可用，并使我们面临交易对手的信用风险。
在我们未来从事对冲活动的范围内，衍生品安排可能会限制我们从天然气、天然气和石油价格上涨中获得的好处，这也可能对我们的财务状况产生不利影响。如果我们的衍生品合约结算后的天然气、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。这些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。
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、天然气液化石油气和天然气的价格和利率。
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。衍生工具在某些情况下使我们面临财务损失的风险，包括当衍生工具的标的价格与实际收到的价格之间的差额增加时，或当该等工具的法律可执行性出现问题时。截至12月。截至2023年3月31日，我们总衍生资产的估计公允价值为1,100万美元，我们在我们的信贷安排下与银行交易对手没有任何衍生资产。此外，如果交易对手未能履行衍生品合同，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。
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。我们确定的运输协议将在2024年至2058年的不同日期到期，我们的天然气处理、收集和压缩服务协议将在2024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。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2023年12月31日，我们的长期-在合同期限内，最低承诺量协议下的定期合同债务总额为104亿美元。如果我们的产量不足以满足最低产量，或者无法履行全部或部分产量承诺，我们的运营现金流将减少，这可能需要我们减少或推迟计划的投资和
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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2024年产量与2023年产量持平，我们估计，2024年未利用运输能力的年净营销成本将为每立方米0.05美元至0.07美元，具体取决于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的数量。此外，我们的净营销费用可能会增加，这取决于我们基于未来生产的运输能力的利用情况，以及未来多余的运输可以向第三方销售的数量(如果有的话)。
根据我们与Antero Midstream的协议，我们在我们的业务区选择采油运营商、加工和分馏服务提供商以及水服务提供商的能力可能受到限制。
根据我们与Antero Midstream达成的收集和压缩协议，我们已将我们目前和未来在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州的所有天然气生产集中和压缩交给Antero Midstream，只要此类生产不受其他条件的影响现有的奉献精神。此外，根据我们与Antero Midstream签订的第一要约协议，Antero Midstream有权竞标为我们目前和未来的所有天然气生产提供某些加工和分馏服务(只要不受预先-现有奉献)，并将有权提供此类服务，如果它的出价匹配或比其他方提出的条款更有利于我们。因此，我们使用西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州的其他采集和压缩运营商的能力将受到限制，即使这些运营商可以为我们提供更高效的服务。我们在任何地区使用其他加工和分馏服务提供商的能力也将受到限制，只要Antero Midstream能够提供有竞争力的报价。
根据我们与Antero Midstream签订的水务服务协议，我们致力于在俄亥俄州和西弗吉尼亚州的指定服务区向Antero Midstream提供淡水和废水服务。此外，《供水服务协议》规定，Antero Midstream有权对这些界定区域以外的任何未来业务区进行优先要约。因此，我们在俄亥俄州和西弗吉尼亚州的专用区域或其他未来运营区域使用其他水服务提供商的能力将受到限制，即使这些提供商可以为我们提供更优惠的价格或更高效的服务。
无法获得额外钻机、完井服务、设备、供应、人员和油田服务或成本高昂，可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力造成不利影响。
石油和天然气行业对合格和经验丰富的实地人员、地质学家、地球物理学家、工程师和其他专业人员的需求可能波动很大，往往与天然气和石油价格相关，造成周期性短缺。从历史上看，由于钻机和设备的需求随着钻井数量的增加而增加，钻井和修井机、管道和其他设备一直短缺。我们无法预测这些情况未来是否会存在，如果存在，它们的时间和持续时间将是什么。此类短缺可能会推迟或导致我们的资本预算中没有预留的重大支出，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。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、服务和劳动力的成本也增加了，这增加了我们的运营成本。
加工和分离我们的天然气的设施的运营中断，或者运输或处理我们的天然气的管道或其他设施的运营中断，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和未来的发展计划。此外，我们还与第三方签订了收集、压缩、运输和类似协议，以适应我们当前的运营和未来的发展计划。这些设施或管道的任何重大中断都可能导致我们削减未来的开发和生产计划，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。
由于不在操作员或我们控制范围内的情况，处理设施或管道的运行可能会暂时或永久部分或完全关闭，例如：
| ● | 计划外维修或灾难性事件，包括地震、龙卷风、飓风、洪水、火灾、恶劣天气、爆炸和其他自然灾害对设施、相关设备和周围财产造成的损害； |
| ● | 政府当局或法院程序施加的限制； |
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| ● | 造成停工或减速的劳动困难； |
| ● | 设施运行所需的电力、水和其他资源供应中断； |
| ● | 不符合适用规范的NGL对设施造成的损害； |
| ● | 不足以支持产量的分馏能力或市场准入，包括缺乏轨道车、驳船、卡车和管道能力，或市场限制，包括对某些液化石油气的需求减少或市场有限；以及 |
| ● | 恐怖袭击或网络攻击。 |
虽然此类中断是我们无法控制的，但我们无法预测在任何此类情况下，我们的交易对手是否会试图追回某些损害赔偿，无论他们是否有权获得这些损害赔偿，这可能是巨大的。
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：
| ● | 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。即使我们能够获得合同上的赔偿权利，也不能保证卖方有能力履行任何赔偿义务。
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。我们未能实现合并节约，未能成功将收购的业务和资产整合到我们现有的业务中，或未能将任何不可预见的运营困难降至最低，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。
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。
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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； |
| ● | 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。 |
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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年可转换票据和管理此类票据的契约的某些条款可能会使第三方试图收购我们变得更加困难或昂贵。例如，如果一项收购构成了“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。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重大影响，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。对于某些处置，我们可能被要求对购买者进行合同赔偿或保留对某些事项的责任。
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2023年用于投资活动的现金流
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包括9.64亿美元的钻井和完井费用以及1.51亿美元的租赁支出。我们2024年的净资本预算为7.25亿至8亿美元。我们的预算包括：6.5亿至7亿美元用于钻井和完井，7500万至1亿美元用于租赁支出。我们的资本预算不包括收购，租赁收购除外。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：
| ● | 我们的探明储量； |
| ● | 我们现有油井能够生产的碳氢化合物水平； |
| ● | 我们产品的销售价格； |
| ● | 我们获得、定位和生产新储量的能力； |
| ● | 我们的商品衍生产品组合的价值；以及 |
| ● | 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流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、我们的高级票据和我们的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。我们可能无法维持足够的经营活动现金流水平，使我们能够支付债务的本金、溢价(如果有的话)和利息，包括高级票据和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，包括优先债券。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，并可能被要求处置材料。
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资产或业务以履行我们的偿债和其他义务。我们的高级票据和2026年可转换票据的信贷安排和契约对我们处置资产和使用此类处置所得收益的能力施加了某些限制。我们可能无法完成这些处置，任何此类处置的收益可能不足以履行当时到期的任何偿债义务。这些替代措施可能不会成功，也可能不允许我们履行预定的偿债义务。
如果大宗商品价格下跌，信贷安排下的借款基数可能会减少，这可能会阻碍或阻止我们满足未来的资本需求。我们还可能被要求提供额外的抵押品，作为我们在某些合同安排下业绩的财务保证，这可能会对我们的信贷安排下的可用流动资金产生不利影响。
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16亿美元。十亿美元。我们的借款基数每半年由贷款人根据某些因素(包括我们的准备金和对冲头寸)每半年重新确定一次，下一次借款基数的重新确定计划在2024年4月进行。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。
大宗商品价格下跌可能导致金融市场对整个能源行业公司的股价和信贷能力施加下行压力。 例如，2020年部分时间，高级无担保票据市场对我们等高收益发行人不利。 我们的发展计划可能需要进入资本和信贷市场。 尽管高收益债务证券市场与2020年相比有所改善，但如果高收益市场恶化，或者我们无法以可接受的条款或根本无法获得替代债务或股权融资方式，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，这可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响，并损害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：
| ● | 出售资产； |
| ● | 向他人发放贷款； |
| ● | 进行投资； |
| ● | 进行兼并； |
| ● | 支付某些款项； |
| ● | 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。 |
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，
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连同管理我们的高级票据和我们的2026年可转换票据的契约中的那些，也可能限制我们获得未来融资以抵御我们业务或整体经济未来低迷的能力，或以其他方式进行必要的公司活动。我们也可能因优先票据和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而无法利用出现的商机。
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2023年期间，我们在信贷安排下的平均未偿还借款为3.42亿美元，利率上升1.0%对这一负债额的影响将导致该期间的利息支出增加300万美元，并导致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。
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。
我们未能在需要时回购2026年可转换票据或支付转换后到期的现金金额，将构成管辖2026年可转换票据的契约项下的违约。 该契约下的违约或根本性变化本身的发生也可能导致管理我们其他债务的协议下的违约，这可能导致其他债务立即全额偿还。 我们可能没有足够的资金来支付其他债务和2026年可转换票据项下的所有到期款项。
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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。
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。
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。
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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的传统测试，而不受天然气公司的监管。然而，FERC监管的传输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别一直是重大诉讼的主题，FERC根据具体情况确定设施是否正在收集设施-案例依据。因此，根据FERC、法院或国会未来的决定，我们收集设施的分类和监管可能会发生变化，这种增加的监管可能会导致我们的收入下降和运营费用增加，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1,544,521美元的罚款，并返还与任何违规行为相关的利润。虽然我们的系统没有受到FERC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。如果未来不遵守这些规定，我们可能会承担民事处罚责任，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
通胀削减法案可能会加速向低碳经济的过渡，并可能给我们的运营带来新的成本。
2022年8月，总裁·拜登签署了《爱尔兰共和军2022年法案》，使之成为法律。IRA 2022包含数千亿美元的激励措施，用于发展可再生能源、清洁氢气、清洁燃料、电动汽车和配套基础设施以及碳捕获和封存等条款。此外，爱尔兰共和军2022年首次对通过甲烷排放收费的温室气体排放征收联邦费用。IRA 2022修订了联邦清洁空气法案，对需要向EPA报告温室气体排放的来源的甲烷排放征收费用，包括那些陆上石油和天然气生产以及收集和提升来源类别的来源。甲烷排放费将从2024年开始，每吨甲烷900美元，2025年增加到1200美元，2026年及以后的每一年都将设定为1500美元。费用的计算是基于爱尔兰共和军2022年确定的某些门槛。甲烷收费和可再生能源基础设施发展的激励措施可能会给我们的运营带来额外成本，并进一步加快经济转型，从使用石油和天然气转向更低或零碳排放的替代品。这可能会减少对石油和天然气的需求，从而对我们的业务和运营结果产生不利影响。
我们的业务受到一系列与气候变化相关的风险的影响，这些风险可能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。
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
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已经采取(或宣布计划采取)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，呼吁暂停、修改或废除2020年9月的规定，并恢复或发布新的、改造后的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，呼吁环保局重新审查有关甲烷的联邦法规，环保局于2023年12月敲定了针对新建、改造和重建设施的更严格的甲烷规则，以及有史以来第一次针对现有来源的标准，称为OOOC。根据最终规则，各州有两年的时间准备和提交对现有来源实施甲烷排放控制的计划。根据最后规则确定的推定标准对新来源和现有来源大体上是相同的。这些要求包括加强使用光学气体成像和其他先进监测的泄漏检测调查要求，以鼓励部署创新技术来检测和减少甲烷排放，通过捕获和控制系统减少95%的排放，以及对某些设备的零排放要求。该规则还建立了一个“超级排放者”响应计划，允许第三方向环保局报告大型甲烷排放事件，从而触发某些调查和维修要求。违反这些规定的罚款和处罚可能会很高。然而，最终规则及其要求很可能会受到法律挑战。此外，遵守新规则可能会影响我们根据上文所述的IRA 2022‘S甲烷费用所欠的金额，因为遵守美国环保署的甲烷规则将免除其他承保设施支付甲烷费用的要求。环保局最终甲烷规则的要求有可能增加我们的运营成本，从而可能对我们的财务业绩和现金流产生不利影响。此外，如果不遵守CAA的这些要求，可能会被处以巨额罚款和处罚，以及代价高昂的禁令救济。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，国际社会再次齐聚缔约方会议第26届会议，会上发表了多项声明，包括呼吁缔约方取消某些石油和天然气补贴，并就非二氧化碳温室气体采取进一步行动。这些目标在2022年11月的缔约方会议第二十七届会议上得到了重申。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”。在2023年12月的COP28上，各方签署了一项协议，在能源系统中过渡使用化石燃料，并增加可再生能源的产能，尽管没有设定做到这一点的时间表。虽然不具约束力，但COP28达成的协议可能会导致金融机构和各种利益攸关方面临更大压力，要求减少或以其他方式对化石燃料勘探和生产的资金施加更严格的限制，并增加对化石燃料勘探和生产的潜在反对。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、COP28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，取消对石油和天然气行业的补贴，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。可以采取的其他行动包括对管道基础设施或液化天然气的发展提出更严格的要求
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出口设施，以及对石油和天然气设施更严格的温室气体排放限制。例如，2024年1月26日，总裁·拜登宣布暂停向美国没有自由贸易协定的国家出口液化天然气的新决定，等待能源部对基础分析进行审查以获得授权。暂停的目的是提供时间来综合某些考虑因素，包括消费者和制造商的潜在能源成本增加以及对温室气体排放影响的最新评估，并确保对健康风险采取足够的预防措施。
石油和天然气公司越来越多地面临与气候变化威胁相关的诉讼风险。一些政党已经在州或联邦法院对石油和天然气公司提起诉讼，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。
此外，为了应对与气候变化相关的担忧，石油和天然气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非石油和天然气相关行业。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石油和天然气公司提供资金。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石油和天然气行业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. 石油和天然气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，这可能会导致对我们产品的需求减少，或者以其他方式对我们的财务业绩产生不利影响。
此外，美国证券交易委员会还提出了一项规则，要求注册者在注册声明和定期报告中包括某些与气候相关的披露，包括范围1、2和3温室气体排放、与气候相关的目标和目标，以及某些与气候相关的财务报表指标。最终规则预计将于2024年出台，我们无法预测规则的最终形式和实质内容。同样，2023年10月，加利福尼亚州州长签署了CCDAA和CRFRA，使之成为法律。CCDAA要求“在加州开展业务”且年收入总额为10亿美元的美国公共和私营公司每年公开披露和核实温室气体排放范围1、2和3。CRFRA要求每隔一年披露一份与气候有关的财务风险报告(符合TCFD的建议或ISSB与气候有关的披露标准下的同等披露要求)，以供在加州开展业务且年收入总额至少为5亿美元的公共和私营公司使用。根据这两项法律的报告将于2026年开始。目前，这些法律对我们业务的最终影响尚不确定。加利福尼亚州州长已指示进一步考虑每项法律的实施截止日期，可能会对法律的范围提出法律挑战，但如果不澄清或修订法律，以及拟议的美国证券交易委员会规则，最终确定和实施可能会导致遵守这些披露要求的额外成本，以及增加的资本成本和获得资金的限制。另外，加强与气候相关的披露要求可能会导致客户、监管机构、投资者或其他利益相关者的声誉或其他损害，还可能增加我们的诉讼风险，这些风险涉及我们或我们行业内的其他人被指控做出的关于气候变化风险的声明，或我们未来可能就报告的排放做出的任何披露，特别是考虑到计算和报告温室气体排放的内在不确定性和估计。另外，美国证券交易委员会还不时对公开申报文件中与气候变化相关的现有披露进行额外审查，从而增加了如果美国证券交易委员会声称发行人现有的气候披露具有误导性或存在缺陷时的执法可能性.
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。
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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。
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，在2020年法院下令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后，美国食品和药物管理局于2022年11月重新将这种蝙蝠列为濒危物种。在进行基础物业业务的地区，将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，或将受威胁物种重新指定为濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或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，包括我们的董事长、首席执行官保罗·M·拉迪和总裁的服务，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们的管理人员和员工为我们和Antero Midstream提供服务。
我们的所有高管和某些其他人员为Antero Midstream提供公司、一般和行政服务，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
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以有利于Antero Midstream的方式管理Antero Midstream的信托义务。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。
税费
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税务状况提出质疑，我们未来的纳税义务可能会比预期的更大。
截至2023年12月31日，我们有美国联邦和州NOL结转的分别为10亿美元和19亿美元。一些美国联邦NOL结转将于2037年到期，而另一些则没有到期日。我们希望在到期前充分利用我们的美国联邦NOL结转。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，我们预计不会使用某些NOL结转。因此，我们对这些国家NOL结转的15亿美元计入了估值津贴。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年国内收入法第382节(“第382节”)或其他方面的未来限制的假设。
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。对我们利用我们的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，都可能增加我们未来的纳税义务，并对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。
此外，我们还受制于各种复杂和不断变化的美国联邦、州和地方税法。美国联邦、州和地方税收法律、政策、法规、规则、法规或条例可能对我们不利地解释、更改、修改或适用，在每种情况下都可能具有追溯力。我们对现行税法的任何重大解释差异，包括由于发布最终的财政部条例或实施减税和就业法案或IRA 2022的其他解释性指导，或者美国国税局或其他州或地方税务机关对我们的一个或多个税务立场的成功挑战，都可能增加我们未来的税务负担，并对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。
税法或其解释的变化或征收新的或增加的税收或费用可能会增加我们未来的税收负债，并对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。
美国联邦和州一级的立法不时被提出，如果成为法律，将对税法进行重大修改，包括对目前适用于天然气和石油勘探和开发公司的某些关键的美国联邦和州所得税条款进行修改。这些拟议的立法改革包括但不限于：(I)取消石油和天然气资产的百分比损耗津贴，(Ii)取消当前无形钻探和开发成本的扣除，(Iii)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限，(Iv)取消石油和天然气公司以前可以获得的某些其他税收减免和减免，以及(V)提高适用于公司的美国联邦所得税税率。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。由于这些提议和税法的其他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，都可能增加我们未来的税收负担，并对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。
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此外，IRA 2022除其他事项外，还包括公司替代最低税(“CAMT”)。根据CAMT，从2022年12月31日开始的纳税年度，“适用公司”的某些财务报表收入将被征收15%的最低税率。一般情况下，公司是指公司及其某些附属公司和关联公司在特定的三个纳税年度期间的“平均年度调整财务报表收入”超过10亿美元的纳税年度之后的任何纳税年度应缴纳CAMT的适用公司。在2023年，我们不是受CAMT约束的适用公司。基于目前的大宗商品定价、我们对CAMT和IRA 2022的解释以及一些运营、经济、会计和监管假设，我们预计在未来三年内不会成为受CAMT约束的适用公司。如果我们成为一家适用的公司，并且我们的CAMT负债大于我们在任何特定纳税年度的常规美国联邦所得税负债，CAMT负债将有效地加速我们未来的美国联邦所得税义务，减少我们该年度的现金流，但在未来纳税年度为我们的常规美国联邦所得税负债提供抵销抵免。因此，我们目前的预期是，CAMT的影响仅限于未来纳税年度的潜在时间差异。
IRA 2022还对在任何课税年度内上市的国内公司回购的任何股票的公平市值征收1%的不可抵扣消费税，该等回购股票的公平市值减去该公司在该纳税年度发行的某些股票的公平市值(该消费税，即“股票回购税”)。拜登政府已提议将股票回购税额从1%提高到4%；然而，目前尚不清楚消费税税额的这种变化是否会生效，如果通过，这种变化多久就会生效。股票回购税在截至2023年12月31日的一年中首次适用于我们的授权股票回购计划，并将在随后的纳税年度继续适用。
美国财政部和美国国税局预计将发布有关CAMT和股票回购税的法规和解释性指导，与我们目前的解释有任何重大差异，都可能导致我们对CAMT和股票回购税对我们的应用及其对我们运营和现金流的影响的分析发生变化。
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：
| ● | 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； |
| ● | 我们可能宣布的任何股息的水平； |
| ● | 我们的财务指标增长率的季度变化，如净收入和收入； |
| ● | 负债水平； |
| ● | 分析师更改收入或盈利预估或发表研究报告； |
| ● | 新闻界或投资界的投机行为； |
| ● | 其他股东出售我们的普通股； |
| ● | 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; |
| ● | 一般市场状况； |
| ● | 会计准则、政策、指引、解释或原则的变更； |
| ● | 税收法律、法规的不利变化； |
| ● | 国内和国际经济、法律和监管因素与我们的业绩相关。 |
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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。我们已发行或可能发行可转换为或可交换为我们普通股的证券，或代表接受我们普通股的权利的证券。例如，截至2023年12月31日，2026年可转换票据可由持有人选择转换。在这种转换后可发行的普通股在公开市场上的任何销售都可能对我们普通股的现行市场价格产生不利影响。此外，2026年可转换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，减少我们每股的净收益，或者对我们普通股的股票价格产生不利影响。
我们的公司注册证书指定特拉华州衡平法院为我们股东可能发起的某些类型的诉讼和诉讼的唯一和独家论坛，这可能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。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。
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目录表
项目1C。网络安全
评估、识别和管理网络安全风险的流程
我们正在不断评估和采用新的流程、系统和资源，以努力使我们的业务更安全，免受网络安全威胁。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、完井和生产运营，以及与我们的员工和第三方客户和服务提供商进行沟通。我们还在正常业务过程中收集和存储敏感数据，包括我们业务以及客户、供应商、投资者和其他利益相关者的某些个人身份信息和专有信息。
对我们资产的攻击或我们系统或基础设施中的安全漏洞可能会导致此类数据的损坏、丢失或未经授权使用、生产或向客户交付我们的产品的延迟、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。我们试图通过以下网络安全风险管理流程保护资产、数据和运营，以应对这些风险：
风险评估
我们评估我们的系统、网络和数据基础设施，通过持续的自动化流程识别潜在的网络安全威胁和漏洞，并辅之以常规和临时执行的手动流程。这些程序旨在防止、检测和调查可能对我们构成网络安全风险或威胁的活动和事件，包括但不限于监测和评估某些美国联邦政府机构以及私人网络安全组织发布或提供的网络安全情报信息。我们的风险评估流程由我们的安全和合规团队以及第三方顾问进行、监控和审查。此外，我们全年与我们的信息技术(IT)部门一起进行网络安全桌面演习。我们还聘请第三方顾问对我们的系统、网络和数据基础设施进行年度渗透测试，以补充我们的风险评估流程和活动。这些风险评估有助于评估网络安全事件的可能性和潜在影响。
我们的首席行政官(“CAO”)负责监督这些风险评估，并定期与安全和合规团队会面，以审查网络安全风险和威胁，并参与我们的企业风险管理流程。此外，公司还聘请了多名第三方顾问参与风险评估，我们已经建立了单独的流程和程序来监督和识别与第三方相关的网络安全风险。参与我们网络安全风险评估的所有第三方都必须提供报告，以使我们能够监测和评估这些第三方的安全控制。
我们通过优先的补救工作来监控和管理我们的网络安全风险和威胁暴露。任何需要采取纠正措施的网络安全风险或威胁都将由我们的安全和合规团队以及某些业务合作伙伴和IT专家在认为必要时进行管理。根据风险、业务和网络安全优先事项以及我们的控制和安全架构来评估潜在的解决方案。补救网络安全风险的计划得到批准，并定期进行监测以完成。
事件识别和响应
我们已经实施了监控和检测系统，在我们CAO的监督下，帮助及时识别网络安全事件。如果发生任何入侵或网络安全事件，我们有一个正式的事件响应计划，旨在提供立即行动，以遏制事件，减轻影响，并有效地恢复正常运营。
网络安全培训和意识
我们全年使用各种与网络安全相关的主题培训用户，包括如何识别和报告潜在的社会工程，包括通过电子邮件、短信和电话进行网络钓鱼。正式的网络安全实践培训始于雇用员工，并每年重新管理。我们还要求有权访问我们系统的第三方承包商接受有关这些主题的培训。此外，还为威胁风险较高的群体举办了正式和非正式的特别培训。
政策
我们的IT政策旨在解决和管理我们IT环境的所有方面，包括网络安全，我们定期审查和更新我们的政策，作为我们风险管理流程的一部分。我们既部署了个人内部保护
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目录表
可识别信息政策和公开可用的隐私声明，帮助我们了解和尊重我们保管其数据的个人的隐私。我们监控我们的数据收集做法、政策和通知，以努力遵守适用的数据隐私和安全法律的不断变化的性质。
我们的网络安全风险管理流程整合到我们的企业风险管理计划中。据了解，网络安全威胁是动态的，并与其他各种企业风险交织在一起。因此，网络安全被认为是我们企业风险管理方法的重要组成部分。我们的网络安全战略基于标准的网络安全框架，包括国家标准与技术研究所和国际标准化组织。
董事会对网络安全风险的监督及管理层在评估和应对网络安全风险中的作用
网络安全风险通过审计委员会在董事会层面进行监督。我们的CAO与安全和合规团队一起负责监控、评估和管理网络安全风险，并寻求保持我们运营的安全性和连续性。我们的首席财务官负责监督公司的网络安全战略、网络安全和数据隐私政策、措施和控制，以及董事会和审计委员会关于网络安全问题的沟通。作为我们整体企业风险管理计划的一部分，我们的首席财务官定期向高级管理层、董事会和审计委员会通报网络安全问题，包括向审计委员会提供季度更新，其中可能包括有关我们暴露于隐私和网络安全风险的信息、监控和缓解隐私和网络安全风险的计划和活动、IT治理政策和计划，包括我们的网络安全事件应对计划，以及可能影响我们隐私和网络安全风险的立法和监管发展。此外，我们的副经理总裁风险管理监督我们的企业风险管理流程，并向审计委员会和我们的董事会报告公司面临的所有重大风险，包括网络安全风险。
我们的首席财务官Aaron S.G.Merrick在技术领域拥有超过25年的经验，并在管理网络安全风险方面拥有16年的经验。麦瑞克先生于2022年被任命为首席财务官，自2016年起担任我们的IT副总经理总裁。在加入Antero之前，他曾在阿帕奇公司担任IT领导职务，职责不断增加，包括2006年至2009年担任IT部门的董事，2009年至2015年担任IT部门的总裁副总裁。此外，2002年至2006年，梅里克先生在一家计算机咨询公司担任总裁，在1995年至2000年期间，他还在T-NETIX，Inc.担任过几个责任越来越大的职位，包括IT副总裁总裁。麦里克先生于1984年毕业于鲍勃·琼斯大学，获得会计学学士学位。
网络安全威胁带来的风险的影响
截至本Form 10-K年度报告的日期，我们未发现任何网络安全威胁，包括之前的任何网络安全事件对我们造成或有合理可能产生重大影响的威胁。然而，我们承认网络安全威胁在不断演变，未来发现网络安全事件的可能性仍然存在。请参看“第1A项。有关网络安全风险的更多信息，请参阅“风险因素”。尽管我们实施了网络安全计划，但我们的安全措施不能保证不会发生具有重大影响的网络攻击。对我们IT系统的成功攻击可能会对业务造成严重后果。虽然我们将资源投入到我们的安全措施上，以保护我们的系统和信息，但这些措施不能提供绝对的安全。见“第1A项。风险因素“，获取与我们的信息技术系统遭到破坏或危害相关的业务风险的更多信息。
项目3.法律程序
本项目所需资料载于合并财务报表附注15--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。
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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”。2024年2月9日，我们的普通股由103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购买活动：
总数 | 近似值 | ||||||||||
的股份 | 美元价值 | ||||||||||
已回购 | 的股份 | ||||||||||
作为以下内容的一部分 | 那年五月 | ||||||||||
总数 | 公开地 | 但仍将被购买 | |||||||||
的股份 | 平均价格 | 宣布 | 在计划下 | ||||||||
期间 |
| 购得(1) | 按股支付 |
| 平面图 |
| (千美元) | ||||
2023年10月1日-2023年10月31日 | 105,101 | $ | 27.83 | — | $ | 1,050,901 | |||||
2023年11月1日-2023年11月30日 | — | — | — | 1,050,901 | |||||||
2023年12月1日-2023年12月31日 | — | — | — | 1,050,901 | |||||||
总计 | 105,101 | $ | 27.83 | — | |||||||
| (1) | 购买的股份总数包括转让给我们的普通股股份，以满足我们员工持有的股权奖励归属时产生的预扣税义务。. |
股份回购计划
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。2022年10月25日，我们的董事会批准将我们的股票回购计划增加10亿美元，使我们能够回购总计20亿美元的已发行普通股。截至2023年12月31日，我们已通过股票回购计划回购了2800万股普通股，总成本为9.49亿美元。这些股票可以在公开市场交易中不时回购，也可以通过私下协商的交易或联邦证券法规定的其他方式回购。根据该计划回购股票的时间、数量和价值将由我们自行决定，并将取决于各种因素，包括我们普通股的市场价格、一般市场和经济状况以及适用的法律要求。
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，(Iii)与我们的高级票据和2026年可转换票据有关的契约和(Iv)信贷安排的约束。我们还没有就我们的普通股支付或宣布任何股息。未来向我们的普通股支付现金股息的金额和时间(如果有)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。
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目录表
股票表现图表
下图显示了假设2018年12月31日投资于我们每股普通股标准普尔100美元的累计总股东回报。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
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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。一些可能导致实际结果与我们的预期不同的关键因素包括：天然气、NGL和石油价格的变化，计划资本支出的时间，我们为开发计划提供资金的能力，估计已探明储量和预测生产结果的不确定性，影响生产井开始或维护的运营因素，资本市场的总体状况，以及我们进入资本市场的能力，世界卫生事件的影响，以及影响我们业务的环境法规或诉讼和其他法律或法规发展的不确定性，以及下文讨论的那些因素，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。
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2023年12月31日，我们在阿巴拉契亚盆地拥有约515,000英亩净地。此外，我们估计，约172,000英亩的租赁净地可能有望用于稍浅的上泥盆统页岩。
截至2023年12月31日，我们估计的已探明储量为18.1Tcfe，其中包括10.6Tcf的天然气，690MMBbl的假定回收乙烷，532MMBbl的C3+NGL和29MMBbl的石油。这意味着估计的探明储量比2022年12月31日增加了2%。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2023年12月31日，我们现有的租赁面积上有1,588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。
融资亮点
股份回购计划
在2022年期间，我们的董事会批准了一项股票回购计划，允许我们回购最多20亿美元的已发行普通股。在截至2022年和2023年12月31日的年度内，我们通过股票回购计划分别回购了2500万股和300万股普通股，总成本分别为8.74亿美元和7500万美元。截至2023年12月31日，我们的股票回购计划剩余11亿美元。这些股票可以在公开市场交易中不时回购，也可以通过私下协商的交易或联邦证券法规定的其他方式回购。根据该计划回购股票的时间、数量和价值将由我们自行决定，并将取决于各种因素，包括我们普通股的市场价格、一般市场和经济状况以及适用的法律要求。
2026年可转换票据转换
于截至2023年12月31日止年度内，2026年可换股票据的本金总额为900万美元已根据其条款转换，另有2100万美元的2026年可换股票据本金总额由吾等促成转换。我们选择通过发行700万股普通股来解决这些转换和诱因
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目录表
向票据持有人支付现金诱因溢价40万美元。有关更多资料，请参阅附注7-未经审计简明综合财务报表的长期债务。
钻探伙伴关系
2021年2月17日，我们宣布与Quantum Energy Partners的附属公司QL建立钻探合作伙伴关系，以实现我们2021至2024年的钻探计划。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。从2021年到2024年，我们同意每一年度的估计内部收益率或我们的资本预算，QL同意参与所有四个年度部分。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，对于每一年的分期付款，我们将签订转让、卖据和转让书，根据这些转让书，QL将在该年度的每个油井桩中获得按比例的工作利息百分比，该转让书将不会受到任何恢复的影响。
根据协议条款，QL在2021年、2022年和2023年分别为油井泥浆提供20%、15%和15%的开发资本，并将在2024年为油井泥浆提供20%的开发资本，这笔资金金额代表QL在此类油井中的比例营运权益。此外，如果QL每年的内部收益率超过某些特定回报，我们可能会收到QL一次性支付的结转，这些回报将不早于10月31日确定，也不迟于每一批年度结束后的12月1日确定。在截至2022年12月31日和2023年12月31日的几年中，我们分别收到了2021年和2022年的套利2900万美元。超过每一年度预算金额的特定百分比的资本成本和低于预算金额的成本节省将由我们承担。除前一句话外，对于包括在一批油井中的任何油井，QL有义务并对其在成本和负债中的工作利益份额负责，并有权在此类油井的生命周期内获得与此类油井相关的收入的工作利益份额。更多信息见附注3--合并财务报表的交易。
市况及业务趋势
商品市场
我们生产的天然气、天然气和石油的价格对我们的收入和现金流产生了重大影响。与2022年相比，2023年天然气、天然气液化石油气和石油基准价格大幅下降。因此，在截至2023年12月31日的年度内，我们经历了价格变现的下降。我们监测影响天然气、NGL和油价的经济因素，包括国内外供需指标、国内外大宗商品库存、石油输出国组织和其他主要生产国的行动以及当前乌克兰和中东的冲突等。在目前的经济环境下，我们预计我们生产的部分或全部大宗商品的价格可能会保持波动。这种波动是我们无法控制的，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和未来现金流产生不利影响。
下表详细说明了天然气和石油的平均基准价格：
截至2013年12月31日止的年度， | |||||||
| 2022 |
| 2023 | ||||
亨利·哈勃(1)($/mcf) | $ | 6.64 | 2.74 | ||||
西德克萨斯中质油(2)(美元/桶) | 94.23 | 77.62 | |||||
| (1) | 纽约商品交易所首月天然气平均价格。 |
| (2) | 能源情报署日历月平均结算期货价格。 |
套期保值头寸
Antero Resources(不包括Martica)
我们面临与我们正在进行的业务运营相关的某些商品价格风险，当情况需要时，我们使用衍生工具来管理此类风险。此外，我们定期签订包含嵌入特征的合同，这些特征需要被分成两部分，并作为衍生品单独核算。由于与历史水平相比，我们的流动性和杠杆状况有所改善，我们对冲的预期产量的百分比有所下降。截至2022年和2023年12月31日止年度，我们分别有33%和1%的产量通过固定价格商品掉期进行对冲，截至2023年12月31日，我们没有固定价格商品掉期头寸。下面的表格和说明不包括可归因于我们的合并VIE Martica的衍生工具，因为此类合同的所有收益或损失完全归因于Martica的非控股权益。
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目录表
截至2023年12月31日，我们的天然气基差互换头寸根据哥伦比亚输气管道(“TCO”)与NYMEX Henry Hub天然气价格的基差定价指数如下：
加权平均 | ||||||||||
商品/结算期 | 指数到基差 |
| 签约量 |
| 套期差价 | |||||
天然气 | ||||||||||
2024年1月至12月 | 从纽约商品交易所到总拥有成本 | 18 | Bcf | 0.530 | /MMBtu | |||||
我们拥有与NYMEX定价挂钩的看涨期权和嵌入看跌期权，用于与公司在VPP物业中的留存权益相关的产量。截至2023年12月31日，我们的看涨期权和嵌入看跌期权安排如下：
嵌入式 | ||||||||||||||
呼叫选项 | 看跌期权 | |||||||||||||
商品/结算期 |
| 索引 |
| 签约量 |
| 执行价 |
| 执行价 |
| |||||
天然气 | ||||||||||||||
2024年1月至12月 | 亨利·哈勃 | 19 | Bcf | 2.477 | /MMBtu | 2.527 | /MMBtu | |||||||
2025年1月至12月 | 亨利·哈勃 | 16 | Bcf | 2.564 | /MMBtu | 2.614 | /MMBtu | |||||||
2026年1月至12月 | 亨利·哈勃 | 12 | Bcf | 2.629 | /MMBtu | 2.679 | /MMBtu | |||||||
47 | Bcf | 2.544 | /MMBtu | 2.594 | /MMBtu | |||||||||
截至12月。2023年31日，我们的商品衍生品合同（不包括Martica）的估计公允价值为净负债3200万美元。 有关更多信息，请参阅合并财务报表附注11-衍生工具。
马蒂卡
我们的合并VIE Martica还维护了固定掉期天然气、NGL和石油衍生品投资组合，以造福Martica的非控股权益。 因此，Martica衍生品投资组合的所有损益均完全归因于Martica的非控股权益。 截至2023年12月31日，Martica的固定价格天然气、NGL和石油掉期头寸如下：
加权 | ||||||||||
平均值 | ||||||||||
商品/结算期 |
| 索引 |
| 签约量 |
| 价格 | ||||
天然气 | ||||||||||
2024年1月至12月 | 亨利·哈勃 | 9 | Bcf | 2.33 | /MMBtu | |||||
2025年1月至3月 | 亨利·哈勃 | 1 | Bcf | 2.53 | /MMBtu | |||||
10 | Bcf | 2.36 | /MMBtu | |||||||
油 | ||||||||||
2024年1月至12月 | 西德克萨斯中质油 | 16 | Mbbl | 44.02 | /bbl | |||||
2025年1月至3月 | 西德克萨斯中质油 | 3 | Mbbl | 45.06 | /bbl | |||||
19 | Mbbl | 44.21 | /bbl | |||||||
截至12月。2023年3月31日，Martica的商品衍生品合约的估计公允价值为净负债500万美元。有关详情，请参阅综合财务报表附注11-衍生工具。
经济指标
由于全球供需失衡，经济经历了高通胀水平，从2021年开始，全球需求超过供应，一直持续到2023年。例如，从2021年12月到2022年12月，所有城市消费者的CPI上涨了8%，从2022年12月到2023年12月，CPI额外上涨了4%，而美联储宣布的目标是2%。为了管理美国经济中存在的通胀风险，美联储从2022年3月开始以加息的形式利用货币政策，努力使通货膨胀率与其宣称的2%的长期目标保持一致。在2022年3月至2023年12月期间，美联储将联邦基金利率提高了5.25%。虽然美国经济中的通胀压力已经开始消退，但我们继续受到联邦基金利率上升的影响。有关更多信息，请参阅“-运营结果”。
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目录表
经济也继续受到全球事件影响的影响。由于对俄罗斯的贸易制裁和其他全球贸易限制等原因，这些事件经常造成全球供应链中断，带来额外的压力。然而，我们的供应链并未因此类事件而出现任何重大中断.
通胀压力，特别是与我们某些基于CPI调整的长期合同有关的压力，以及供应链中断已经并可能继续导致我们的运营和资本成本增加，这些成本是不固定的。这些经济变数是我们无法控制的，可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和未来现金流产生不利影响。
我们的收入来源
| ● | 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。2022年和2023年，我们的生产收入分别来自天然气销售的67%和51%，以及天然气和石油销售的33%和49%。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。在情况允许的情况下，我们利用衍生品工具来对冲部分产品的未来销售价格。我们目前使用看涨期权和嵌入看跌期权，以及对冲NYMEX指数价格与当地指数价格之间差额的基差掉期合约。我们也可能签订商品固定价格掉期、套圈或其他类似工具，涉及与我们的生产相关的价格风险。由于与历史水平相比，我们的流动性和杠杆状况有所改善，我们对冲的预期产量的百分比有所下降。截至2023年12月31日，我们没有固定价格的大宗商品掉期头寸。有关详情，请参阅综合财务报表附注11-衍生工具。在每个会计期间结束时，我们估计这些衍生工具的公允价值，因为我们没有选择套期保值会计，我们在收益中确认这些衍生工具的公允价值变化。我们预计我们的产品价格和衍生工具的公允价值将继续波动。 |
| ● | 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。 |
| ● | 收集、压缩和水处理收入。采集、压缩和水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
| ● | 租赁运营费用。这些是为维持我们的生产而产生的运营成本。这些成本包括采出水的运输、水处理、水处理，以及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。 |
| ● | 采集、压缩、加工、运输。这些成本包括支付给Antero Midstream和其他第三方的费用，这些第三方运营着输送我们天然气的低压和高压收集和压缩系统。它们还包括从我们富含液体的天然气中加工和提取NGL，以及将我们的天然气、NGL和石油运输到市场的成本。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。 |
| ● | 水处理。水处理费用涉及淡水和其他流体处理服务的直接运营成本。 |
| ● | 生产税和从价税。生产税和从价税由遣散费和从价税组成。根据销售价格的一个百分比(不包括我们的衍生品工具的影响)，或按州当局制定的固定单位税率，对生产的天然气和石油支付遣散税。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。我们也对公司进行分类 |
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目录表
| 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作为营销费用之前签订的产能相关的运输成本，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。 |
| ● | 勘探和采矿费用。这些主要是与不成功的租赁工作相关的成本，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，包括与我们的砂矿相关的成本。 |
| ● | 财产和设备的减值。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项物业的账面金额可能无法收回时，我们会按地质储藏法记录已探明物业的减值费用。当事件或情况变化显示其他财产及/或设备的账面价值可能无法收回时，我们亦会就该等财产及设备记录减值费用。 |
| ● | 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。 |
| ● | 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。更多信息见附注9--综合财务报表的股权补偿。 |
| ● | 利息支出。我们的部分资本支出、营运资金需求和收购是通过我们的信贷安排下的借款进行融资的，我们的信贷安排具有基于SOFR(在下文“-资本资源和流动性-债务协议-信贷安排”中定义)或备用基本利率(每个术语在信贷安排中定义)的浮动利率。截至2023年12月31日，我们的信贷安排余额为4.17亿美元，加权平均利率为7.71%。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2023年12月31日，我们的高级票据的固定利率为5.375%至8.375%，总本金余额为11亿美元，2026年可转换票据的固定利率为4.25%，总本金余额为2,600万美元。更多信息见合并财务报表附注7--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，但我们目前没有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与我们目前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面的差异，非控股权益的影响，以及出于税收目的未结算的商品衍生品收益和损失的延迟，直到它们结清。当我们的递延所得税负债超过我们的递延所得税资产时，我们记录了递延所得税支出。有关详情，请参阅合并财务报表附注13-所得税。 |
55
目录表
经营成果
我们有三个经营部门：(I)天然气、天然气和石油的勘探、开发和生产；(Ii)营销和利用公司过剩的运输能力；以及(Iii)通过我们在Antero Midstream的权益法投资提供中游服务。Antero Midstream的业务收入主要来自Antero为我们的勘探和生产业务提供的服务的部门间交易中游。合并后取消了所有部门间交易，包括Antero提供的水处理服务的收入中游，我们将其资本化为已证实的房地产开发成本。营销收入主要来自购买和销售第三方天然气和NGL的活动，以及营销和利用公司过剩的运输能力。有关更多资料，请参阅附注17-综合财务报表的可报告分项。
截至2022年12月31日的年度与截至2023年12月31日的年度比较
我们可报告部门的经营业绩如下(以千计)：
截至2022年12月31日的年度 | ||||||||||||||||
权益法 | ||||||||||||||||
探索 | 投资于 | 消除 | ||||||||||||||
和 | Antero | 未整合 | 已整合 | |||||||||||||
| 生产 |
| 营销 |
| 中游 |
| 附属公司 |
| 总计 |
| ||||||
收入及其他： | ||||||||||||||||
天然气销售 | $ | 5,520,419 | — | — | — | 5,520,419 | ||||||||||
天然气液体销售 | 2,498,657 | — | — | — | 2,498,657 | |||||||||||
石油销售 | 275,673 | — | — | — | 275,673 | |||||||||||
商品衍生品公允价值损失 | (1,615,836) | — | — | — | (1,615,836) | |||||||||||
收集、压缩和水处理 | — | — | 919,985 | (919,985) | — | |||||||||||
营销 | — | 416,758 | — | — | 416,758 | |||||||||||
递延收入摊销，SPP | 37,603 | — | — | — | 37,603 | |||||||||||
其他收益及收入 | 5,162 | — | — | — | 5,162 | |||||||||||
总收入 | 6,721,678 | 416,758 | 919,985 | (919,985) | 7,138,436 | |||||||||||
运营费用： | ||||||||||||||||
租赁经营 | 99,595 | — | — | — | 99,595 | |||||||||||
收集和压缩 | 892,533 | — | 75,889 | (75,889) | 892,533 | |||||||||||
正在处理中 | 869,744 | — | — | — | 869,744 | |||||||||||
交通运输 | 843,103 | — | — | — | 843,103 | |||||||||||
水处理 | — | — | 104,365 | (104,365) | — | |||||||||||
生产税和从价税 | 287,406 | — | — | — | 287,406 | |||||||||||
营销 | — | 531,304 | — | — | 531,304 | |||||||||||
勘探和采矿费用 | 7,409 | — | — | — | 7,409 | |||||||||||
一般和行政(不包括基于股权的薪酬) | 137,466 | — | 42,471 | (42,471) | 137,466 | |||||||||||
基于股权的薪酬 | 35,443 | — | 19,654 | (19,654) | 35,443 | |||||||||||
损耗、折旧和摊销 | 680,600 | — | 131,762 | (131,762) | 680,600 | |||||||||||
财产和设备减值 | 149,731 | — | 3,702 | (3,702) | 149,731 | |||||||||||
资产报废债务的增加 | 4,627 | — | 222 | (222) | 4,627 | |||||||||||
合同终止、或有损失和其他运营费用 | 25,099 | — | 4,705 | (4,705) | 25,099 | |||||||||||
出售资产的损失(收益) | 471 | — | (2,251) | 2,251 | 471 | |||||||||||
总运营费用 | 4,033,227 | 531,304 | 380,519 | (380,519) | 4,564,531 | |||||||||||
营业收入(亏损) | $ | 2,688,451 | (114,546) | 539,466 | (539,466) | 2,573,905 | ||||||||||
未合并关联公司收益中的权益 | $ | 72,327 | — | 94,218 | (94,218) | 72,327 | ||||||||||
56
目录表
截至2023年12月31日的年度 | ||||||||||||||||
权益法 | ||||||||||||||||
探索 | 投资于 | 消除 | ||||||||||||||
和 | Antero | 未整合 | 已整合 | |||||||||||||
| 生产 |
| 营销 |
| 中游 |
| 附属公司 |
| 总计 |
| ||||||
收入及其他： | ||||||||||||||||
天然气销售 | $ | 2,192,349 | — | — | — | 2,192,349 | ||||||||||
天然气液体销售 | 1,836,950 | — | — | — | 1,836,950 | |||||||||||
石油销售 | 247,146 | — | — | — | 247,146 | |||||||||||
商品衍生品公允价值收益 | 166,324 | — | — | — | 166,324 | |||||||||||
收集、压缩和水处理 | — | — | 1,041,771 | (1,041,771) | — | |||||||||||
营销 | — | 206,122 | — | — | 206,122 | |||||||||||
递延收入摊销，SPP | 30,552 | — | — | — | 30,552 | |||||||||||
其他收益及收入 | 2,529 | — | — | — | 2,529 | |||||||||||
总收入 | 4,475,850 | 206,122 | 1,041,771 | (1,041,771) | 4,681,972 | |||||||||||
运营费用： | ||||||||||||||||
租赁经营 | 118,441 | — | — | — | 118,441 | |||||||||||
收集和压缩 | 858,462 | — | 95,507 | (95,507) | 858,462 | |||||||||||
正在处理中 | 1,014,181 | — | — | — | 1,014,181 | |||||||||||
交通运输 | 769,715 | — | — | — | 769,715 | |||||||||||
水处理 | — | — | 117,658 | (117,658) | — | |||||||||||
生产税和从价税 | 158,855 | — | — | — | 158,855 | |||||||||||
营销 | — | 284,965 | — | — | 284,965 | |||||||||||
勘探和采矿费用 | 2,700 | — | — | — | 2,700 | |||||||||||
一般和行政(不包括基于股权的薪酬) | 164,997 | — | 39,462 | (39,462) | 164,997 | |||||||||||
基于股权的薪酬 | 59,519 | — | 31,606 | (31,606) | 59,519 | |||||||||||
损耗、折旧和摊销 | 689,966 | — | 136,059 | (136,059) | 689,966 | |||||||||||
财产和设备减值 | 51,302 | — | 146 | (146) | 51,302 | |||||||||||
资产报废债务的增加 | 3,244 | — | 177 | (177) | 3,244 | |||||||||||
出售资产的损失(收益) | (447) | — | 6,030 | (6,030) | (447) | |||||||||||
合同终止、或有损失和其他运营费用 | 29,179 | 23,763 | 3,264 | (3,264) | 52,942 | |||||||||||
总运营费用 | 3,920,114 | 308,728 | 429,909 | (429,909) | 4,228,842 | |||||||||||
营业收入(亏损) | $ | 555,736 | (102,606) | 611,862 | (611,862) | 453,130 | ||||||||||
未合并关联公司收益中的权益 | $ | 82,952 | — | 105,456 | (105,456) | 82,952 | ||||||||||
57
目录表
勘探与生产板块
下表列出了勘探及生产分部的选定运营数据：
截至的年度 | 总金额： | ||||||||||||
12月31日， | 增加 | 百分比 | |||||||||||
|
| 2022 |
| 2023 |
| (减少) |
| 变化 | |||||
生产数据(1) (2): | |||||||||||||
天然气(Bcf) | 798 | 815 | 17 | 2 | % | ||||||||
二氯乙烷(MBbl) | 18,818 | 24,657 | 5,839 | 31 | % | ||||||||
C3+ NGL（MBBL） | 39,914 | 41,927 | 2,013 | 5 | % | ||||||||
石油(MBbl) | 3,223 | 3,874 | 651 | 20 | % | ||||||||
合并(Bcfe) | 1,170 | 1,238 | 68 | 6 | % | ||||||||
日联合生产量(MMcfe/d) | 3,204 | 3,392 | 188 | 6 | % | ||||||||
衍生品结算影响前的平均价格 (3): | |||||||||||||
天然气(按MCF计算) | $ | 6.92 | 2.69 | (4.23) | (61) | % | |||||||
C2乙烷(每桶)(4) | $ | 20.41 | 10.14 | (10.27) | (50) | % | |||||||
C3+ NGL（每BBL） | $ | 52.98 | 37.85 | (15.13) | (29) | % | |||||||
油(每桶) | $ | 85.53 | 63.80 | (21.73) | (25) | % | |||||||
加权平均组合（根据Mcfe） | $ | 7.09 | 3.45 | (3.64) | (51) | % | |||||||
衍生品结算影响后的平均已实现价格 (3): | |||||||||||||
天然气(按MCF计算) | $ | 4.54 | 2.66 | (1.88) | (41) | % | |||||||
C2乙烷(每桶)(4) | $ | 20.38 | 10.14 | (10.24) | (50) | % | |||||||
C3+ NGL（每BBL） | $ | 52.63 | 37.80 | (14.83) | (28) | % | |||||||
油(每桶) | $ | 84.88 | 63.50 | (21.38) | (25) | % | |||||||
加权平均组合（根据Mcfe） | $ | 5.46 | 3.43 | (2.03) | (37) | % | |||||||
平均成本(每立方米)： | |||||||||||||
租赁经营 | $ | 0.09 | 0.10 | 0.01 | 11 | % | |||||||
收集和压缩 | $ | 0.76 | 0.69 | (0.07) | (9) | % | |||||||
正在处理中 | $ | 0.74 | 0.82 | 0.08 | 11 | % | |||||||
交通运输 | $ | 0.72 | 0.62 | (0.10) | (14) | % | |||||||
生产税和从价税 | $ | 0.25 | 0.13 | (0.12) | (48) | % | |||||||
营销费用净额 | $ | 0.10 | 0.06 | (0.04) | (40) | % | |||||||
一般和行政(不包括基于股权的薪酬) | $ | 0.12 | 0.13 | 0.01 | 8 | % | |||||||
损耗、折旧、摊销和增值 | $ | 0.59 | 0.56 | (0.03) | (5) | % | |||||||
| (1) | 生产数据不包括与VPP相关的产量。 |
| (2) | 石油和NGL产量按每桶6Mcf换算，以计算Bcfe总产量和每Mcfe数量。这一比率是对产品等值能量含量的估计，可能不能反映它们的相对经济价值。 |
| (3) | 平均价格反映了我们结算的大宗商品衍生品的前后影响。我们对此类后效的计算包括商品衍生品结算的收益(损失)(但不包括2023年衍生品货币化的收益)，这些收益不符合套期保值会计，因为我们没有将它们指定或记录为用于会计目的的套期保值。 |
| (4) | 截至2022年12月31日和2023年12月31日的年度的平均实现价格分别包括1000万美元和1500万美元的与接受或支付合同相关的收益。剔除这些收益的影响，在截至2022年12月31日、2022年和2023年12月31日的年度，乙烷在衍生品影响之前和之后的平均实现价格分别为每桶19.88美元和9.55美元。 |
天然气销售。来自天然气销售的收入从截至2022年12月31日的年度的55亿美元下降到截至2023年12月31日的年度的22亿美元，减少了33亿美元，降幅为60%。天然气产量的增加导致天然气销售收入同比增加约1.21亿美元(按年产量的变化乘以上年平均价格计算)。
NGLS销售。来自NGL销售的收入从截至2022年12月31日的年度的25亿美元下降到截至2023年12月31日的18亿美元，减少了70万美元，降幅为26%。在截至2023年12月31日的一年中，较低的大宗商品价格(不包括衍生品结算的影响)导致收入同比减少约8.88亿美元(按年度平均价格乘以当年产量的变化计算)。在截至2023年12月31日的一年中，NGL产量的增加为NGL收入带来了约2.26亿美元的同比增长(计算方法是年产量的变化乘以上一年的平均价格)。
58
目录表
石油销售。来自石油销售的收入从截至2022年12月31日的年度的2.76亿美元下降到截至2023年12月31日的2.47亿美元，减少了2900万美元，降幅为10%。在截至2023年12月31日的一年中，较低的油价(不包括衍生品结算的影响)导致石油收入同比减少约8400万美元(按年度平均价格乘以当年产量的变化计算)。在截至2023年12月31日的一年中，石油产量的增加带来了约5500万美元的同比石油收入增长(按年产量的变化乘以上年平均价格计算)。
商品衍生品公允价值损失。我们的大宗商品衍生品包括固定价格掉期合约、掉期合约、基差掉期合约、看涨期权和嵌入看跌期权。由于我们没有将这些衍生品指定为会计对冲，因此它们不会受到对冲会计处理。因此，所有按市价计价的收益或亏损，以及已结算衍生工具的现金收入或付款，均在我们的营运及全面收益(亏损)报表中确认。在截至2022年和2023年12月31日的年度内，我们的大宗商品对冲导致衍生品公允价值亏损16亿美元和公允价值收益1.66亿美元。截至12月底的年度。2022年31日，商品衍生品公允价值亏损包括为结算衍生品亏损支付的19亿美元现金净额。在截至2023年12月31日的年度，商品衍生品公允价值收益包括已结算商品衍生品损失的净现金支付2500万美元，以及在合同结算日之前结算的衍生品支付2.02亿美元。
商品衍生工具公允价值损益因未来商品价格而有所不同，在衍生工具合约结算或货币化或于结算前终止前，不会对现金流造成影响。任何会计期末的衍生资产或负债头寸可能会在未来商品价格从会计期末的水平上升或下降，或通过结算实现收益或损失的程度上发生逆转。此外，我们目前几乎所有的生产在2024年及以后都没有对冲，这限制了我们在未来与大宗商品价格变化相关的衍生品工具公允价值波动的风险敞口。
递延收入摊销。与VPP相关的递延收入摊销从截至2022年12月31日的年度的3,800万美元下降至截至2023年12月31日的年度的3,100万美元，减少700万美元或19%，主要是由于VPP物业在两个时期之间的生产量减少。与VPP相关的递延收入的摊销确认为生产量在合同期限内以每MMBtu 1.61美元的价格交付。
租赁经营费用。租赁运营费用从截至2022年12月31日的年度的1亿美元增加到截至2023年12月31日的年度的1.18亿美元，或每股0.10美元，增加了1800万美元，或每股0.01美元，主要是由于油田服务、修井和产出水处理成本增加。
采集、压缩、加工、运输费用。在截至2022年12月31日和2023年12月31日的两年中，采集、压缩、加工和运输费用保持在26亿美元。这主要是由以下原因造成的：
| ● | 每单位的收集和压缩成本从截至2022年12月31日的年度的每立方米0.76美元下降到截至2023年12月31日的年度的每立方米0.69美元，这主要是由于大宗商品价格下降导致燃料成本下降，但部分被两个时期之间基于CPI的年度调整所抵消。 |
| ● | 单位加工成本从截至2022年12月31日的年度的每立方米0.74美元增加到截至2023年12月31日的年度的每立方米0.82美元，这主要是由于NGL加工和运输成本增加，其中包括基于CPI和基于商品的年度调整，以及码头费用和乙烷运输增加。 |
| ● | 单位运输成本从截至2022年12月31日的一年的每立方米0.72美元下降到截至2023年12月31日的每立方米0.62美元，这主要是由于两个时期之间大宗商品价格下降导致燃料成本降低。 |
生产和从价税费用。生产及从价税由截至2022年12月31日止年度的2.87亿美元下降至截至2023年12月31日止年度的1.59亿美元，减少1.28亿美元或45%，主要是由于期间间商品价格下跌，但被期间间生产量增加部分抵销。生产和从价税占天然气收入的比例从截至2022年12月31日的年度的5%增加到截至2023年12月31日的年度的7%。
一般和行政费用。一般和行政支出(不包括基于股权的薪酬支出)从截至2022年12月31日的年度的1.37亿美元增加到截至2023年12月31日的年度的1.65亿美元，增加2800万美元或20%，主要是由于工资和工资费用，专业服务费，办公室运营成本和不同时期之间的软件许可成本。截至2022年和2023年12月31日，我们分别拥有586名和604名员工。一般和
59
目录表
在截至2022年12月31日的年度内，每单位基础上的行政费用(不包括基于股权的补偿)从每立方米0.12美元增加到截至2023年12月31日的年度的每立方米0.13美元，这是由于我们的整体一般和行政成本上升，但被两个时期之间产量的增加部分抵消了。
基于股权的薪酬费用。非现金股权薪酬支出从截至2022年12月31日的年度的3500万美元增加到截至2023年12月31日的年度的6000万美元，增加了2500万美元或68%，主要原因是与前几年相比，2022年和2023年期间授予的年度股权奖励有所增加在2020年临时大幅减少，并得到我们的现金奖励计划的补充。我们的股权奖励超过三到四年的服务期，我们的股权激励计划从2021年开始恢复到正常水平。。更多信息见附注9--综合财务报表的股权补偿。
损耗、折旧和摊销费用。DD&A费用从截至2022年12月31日的年度的6.81亿美元或每股0.59美元增加到6.9亿美元，或截至2023年12月31日的年度的每股0.56美元，增加了900万美元。在截至2023年12月31日的一年中，每Mcfe的DD&A费用的减少主要是由于储备量增加。
财产和设备减值. 财产和设备减值从截至2022年12月31日的年度的1.5亿美元减少到截至2023年12月31日的年度的5100万美元，减少9900万美元，或66%，主要与两个时期之间到期租约减值较低有关在截至2022年12月31日的年度内，我们的砂矿减值4800万美元。在这两个时期内，我们确认了主要与即将到期的租约有关的减值，以及与我们不再计划投入使用的港口及机场发展区有关的设计和初期成本。.
合同终止、或有损失和其他运营费用。在截至2022年12月31日的年度，我们的勘探和生产部门的合同终止、或有亏损和其他运营费用为2500万美元，这主要是由于取消Smithburg 2天然气加工厂和取消天然气收集协议的付款所致。本公司于截至2023年12月31日止年度的勘探及生产分部的合同终止、或有亏损及其他营运开支为2,900万美元，主要是由于或有亏损及某些钻井及完井合约提前终止所致。
营销细分市场
在可行的情况下，我们购买和销售第三方天然气和NGL，并营销我们过剩的公司运输能力，或聘请第三方代表我们进行这些活动，以优化这些运输协议的收入。我们已经为我们目前和预期的未来生产的很大一部分签订了长期的公司运输协议，以确保有保证的运力进入有利的市场。
净营销费用从截至2022年12月31日的一年的1.15亿美元，或每Mcfe 0.10美元，降至截至2023年12月31日的一年的7900万美元，或每Mcfe 0.06美元，这主要是由于公司运输承诺减少，但被两个时期之间第三方产品采购的营销利润率下降部分抵消。
营销收入。营销收入从截至2022年12月31日的年度的4.17亿美元下降到截至2023年12月31日的2.06亿美元，减少了2.11亿美元，降幅为51%。这一波动主要是由以下因素造成的：
| ● | 天然气营销收入在两个时期之间减少了1.87亿美元，主要是由于天然气价格和销售量下降。天然气价格下降导致销售收入同比减少约1.82亿美元(按年平均价格变化乘以当年销售量计算)，天然气销售量下降导致销售收入同比减少500万美元(按年平均价格变化乘以上年平均价格计算)。 |
| ● | 截至2022年12月31日的一年中，乙烷营销收入为4200万美元。在截至2023年12月31日的一年中，没有第三方乙烷营销收入。 |
| ● | 石油营销收入在两个时期之间增加了1600万美元，主要是由于营销量增加，但部分被较低的油价抵消。较高的石油销售量导致销售收入同比增加4200万美元(按年销售量的变化乘以上年平均价格计算)，而较低的油价导致销售收入同比减少约2600万美元(按年平均价格的变化乘以本年度销售量计算)。 |
60
目录表
营销费用。营销费用从截至2022年12月31日的年度的5.31亿美元下降到截至2023年12月31日的2.85亿美元，减少了2.46亿美元，降幅为46%。营销费用包括第三方购买天然气、NGL和石油的成本，以及公司运输成本，包括与当前公司产能过剩相关的成本。第三方天然气和NGL的成本在两个时期分别减少了1.88亿美元和2800万美元，部分被两个时期增加的1400万美元的石油购买所抵消。两个时期的总成本下降主要是由于大宗商品价格下降以及天然气和天然气第三方销售量下降，但石油销售量的增加部分抵消了这一下降。截至2022年12月31日的年度，固定运输成本为1.49亿美元，截至2023年12月31日的年度，固定运输成本为1.05亿美元，减少4400万美元，主要原因是两个时期之间的固定运输承诺减少。
合同终止、或有损失及其他运营费用。在截至2022年12月31日的年度内，我们的营销部门没有产生任何合同终止、或有亏损和其他运营费用。截至2023年12月31日的年度，我们营销部门的合同终止、或有亏损和其他运营费用与提前终止我们公司在Equitrans管道上20万MMBtu/d的运输承诺支付了2400万美元。
前中游航段
Antero Midstream的收入。*Antero Midstream部门的收入从截至2022年12月31日的年度的9亿美元增加到截至2023年12月31日的年度的10亿美元，增加1亿美元，增幅13%，主要是由于吞吐量增加和期间间水处理量增加，以及基于CPI的年度调整导致的低压、压缩、高压和淡水输送费用增加，以及其他流体处理费用增加，主要是由于期间之间的通胀压力影响了成本加3%和服务费率成本。
与Antero Midstream部门有关的总营运开支由截至2022年12月31日止年度的3.81亿美元增至截至2023年12月31日止年度的4.3亿美元，增加4900万美元或13%，主要原因是直接营运成本、基于权益的薪酬及折旧开支增加，但因期间间一般及行政开支(不包括基于股权的薪酬开支)减少而部分抵销。直接运营费用在两个时期之间增加，主要是由于在2022年第四季度购买了12台压缩机，废水卡车运费上升，沉重的维护费用增加，以及在两个时期之间连接到其水混合系统的地点数量增加。期间基于股权的薪酬增加，主要是由于截至2022年12月31日及2023年12月31日止年度授予的股权奖励较前几年有所增加，而于2020年间则暂时大幅减少，并辅以我们的现金奖励计划。Antero Midstream的股权奖励超过三到四年的服务期，其股权激励计划于2021年开始恢复到正常水平。期间的折旧支出增加，主要是由于在2022年第四季度收购的资产和截至2023年12月31日的年度投入使用的资产，但部分抵消了与Antero Midstream计划相关的较低折旧费用，该计划旨在改变未充分利用的压缩机机组的用途，以在两个期间之间扩建现有或建造新的压缩机站。一般和行政费用(不包括基于股权的补偿费用)在两个期间之间减少，主要是因为法律费用较低。
未分配给细分市场的项目
利息支出。利息支出从截至2022年12月31日的年度的1.25亿美元减少至截至2023年12月31日的年度的1.18亿美元，减少700万美元，或6%，主要是由于我们在截至2022年12月31日的年度内赎回或回购某些优先票据的本金总额为9.9亿美元，但被截至2023年12月31日的年度内较高的基准利率和两个期间之间较高的平均信用贷款所部分抵消。更多信息见合并财务报表附注7--长期债务。
提前清偿债务损失。 D于截至2022年12月31日止年度，我们透过先前披露的投标要约及公开市场交易，赎回或赎回(I)2025年债券的剩余本金总额5.85亿美元，赎回价格为本金的101.25%，另加应计及未付利息；(Ii)2026年债券的2.28亿美元，按本金109%的加权平均赎回价格，另加应计及未付利息；及(Iii)2029年债券的1.77亿美元，加权平均赎回价格为本金的106%，另加应计及未付利息。利息。对于此类赎回和回购，我们确认了提前清偿债务造成的4600万美元损失。在截至2023年12月31日的年度内，我们的优先债券没有赎回或回购。更多信息见合并财务报表附注7--长期债务。
所得税支出。所得税支出从截至2022年12月31日的一年的4.49亿美元下降到截至2023年12月31日的一年的7600万美元，这主要是由于两个时期之间的税前收入减少。截至2022年和2023年12月31日止年度的有效税率分别为18.1%和18.2%。我们的有效税率不同于21%的法定税率，主要原因是州所得税、收到的股息扣除、基于股权的薪酬支出、非控制权益、2021年颁布的西弗吉尼亚州分配税法变化的影响以及宾夕法尼亚州公司所得税税率的变化。有关信息，请参阅附注13-合并财务报表中的所得税。
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目录表
截至2023年12月31日，我们有美国联邦和州NOL结转的分别为10亿美元和19亿美元。其中许多NOL结转在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。
截至二零二一年十二月三十一日止年度与截至二零二二年十二月三十一日止年度比较
资本资源与流动性
概述
我们的主要流动性来源是通过经营活动提供的现金净额、我们的信贷安排下的借款、发行债务和股票证券以及我们的资产出售的额外贡献，包括我们的钻探合作伙伴关系。我们的现金主要用于勘探、开发和收购石油和天然气资产。在我们发展储备的同时，我们会不断监察哪些资本资源，包括股权及债务融资，可用来满足我们未来的财务责任、计划中的资本开支活动及流动资金需求。我们未来在开发已探明储量和产量方面的成功将高度依赖于经营活动提供的净现金和我们可用的资本资源。
该信贷安排的借款基础为35亿美元，目前的贷款人承诺为16亿美元。十亿美元。借款基数每半年根据某些因素重新确定，包括我们的储量、天然气、NGL和石油大宗商品价格，以及我们对冲投资组合的价值。下一次重新确定借款基数计划在2024年4月进行。关于信贷安排下借款基数减少的风险的讨论，见“项目1A”。风险因素-如果大宗商品价格下跌，信贷安排下的借款基础可能会减少，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，作为对我们在某些合同安排下业绩的财务保证，这可能会对我们的信贷安排下的可用流动资金产生不利影响。
我们的大宗商品对冲头寸为我们的部分生产提供了流动性，因为它为我们提供了相对确定的未来预期收入的一部分，尽管天然气价格可能会下降。由于与历史水平相比，我们的流动性和杠杆状况有所改善，我们对冲的预期产量的百分比有所下降。截至2022年和2023年12月31日止年度，我们分别有33%和1%的产量通过固定价格商品掉期进行对冲，截至2023年12月31日，我们没有固定价格商品掉期头寸。我们以现金进行重大收购的能力将要求我们利用信贷安排的借款或获得额外的股权或债务融资，而我们可能无法以我们可以接受的条款获得这些融资，或者根本无法获得。信贷安排由16家银行组成的银团提供资金。我们相信，该辛迪加的参与者有能力为他们目前的承诺提供资金。如果一家或多家银行不能这样做，我们可能没有完全可用的信贷安排。
2023年资本支出和2024年资本预算
截至2023年12月31日的年度，我们的综合资本支出总额为1.1美元。30亿美元，包括9.09亿美元的钻井和完井支出、1.48亿美元的租赁增加和1500万美元的其他资本支出。在截至2023年12月31日的一年中，我们完成了70口净水平井。我们2024年的净资本预算为7.25亿至8亿美元。我们的预算包括：6.5亿至7亿美元用于钻井和完井，7500万至1亿美元用于租赁支出。我们不为收购做预算。2024年，我们计划在阿巴拉契亚盆地完成45至50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。
我们的资本预算可能会根据业务情况的需要进行调整，因为资本支出的金额、时间和分配在很大程度上是可自由支配的，并在我们的控制范围内。如果天然气、NGL和石油价格下降或成本上升，达到无法产生可接受的公司回报水平，我们可能会将很大一部分预算资本支出推迟到晚些时候，以实现流动性来源和使用之间的理想平衡，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。
基于截至2023年12月31日的露天价格，我们相信，经营活动提供的现金净额和信贷安排下的可用借款将足以满足我们的现金需求，包括至少未来12年的正常运营需求、偿债义务、资本支出和承诺以及或有事项。月份。有关我们未偿债务的更多信息，请参阅“-债务协议”。
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目录表
有关我们表外安排的资料，请参阅附注14-综合财务报表的承担。
现金流
下表汇总了我们的现金流(单位：千)：
截至2013年12月31日止的年度， | |||||||
| 2022 |
| 2023 |
| |||
经营活动提供的净现金 | $ | 3,051,342 | 994,721 | ||||
用于投资活动的现金净额 | (943,612) | (1,140,767) | |||||
融资活动提供(用于)的现金净额 | (2,107,730) | 146,046 | |||||
现金及现金等价物净增加情况 | $ | — | — | ||||
截至2022年12月31日的年度与截至2023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31亿美元，截至12月底的年度为10亿美元。分别为31、2022和2023年。经营活动提供的现金净额减少，主要是由于商品价格下降、提早解决我们的交换协议而支付的2.02亿美元，以及更高的合同终止、收集、压缩、加工和运输、一般和行政(不包括基于股权的补偿费用)和租赁运营费用。该等营运现金流减少因产量增加、生产及从价税、利息开支及营销开支净额减少、商品衍生工具结算付款减少及期间营运资金变动而被部分抵销。
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。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从截至2022年12月31日的一年的9亿美元增加到截至2023年12月31日的一年的11亿美元，这主要是由于钻探和完井活动以及土地购买活动的增加，以及期间钻探和水成本的上升。
融资活动。在截至2022年12月31日的一年中，用于融资活动的净现金流为21亿美元。截至2023年12月31日的年度，融资活动提供的净现金流为1亿美元。这一期间的增长主要是由于高级票据赎回和回购减少了10亿美元，股票回购减少了8亿美元，以及我们信贷安排的净借款增加了3亿美元。
截至二零二一年十二月三十一日止年度与截至二零二二年十二月三十一日止年度比较
有关截至2021年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度的现金流的讨论，请参阅我们截至2022年12月31日的年度报告10-K表中的项目7.财务状况和经营结果-资本资源和流动性的讨论和分析。
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，即信贷安排。信贷安排下的借款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确定一次。截至2023年12月31日，借款基数为35亿美元，贷款人承诺为16亿美元。下一次重新确定借款基数计划在2024年4月进行。信贷安排的到期日为(I)2026年10月26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天的较早日期。
截至2023年12月31日，我们在信贷安排下的未偿还余额为4.17亿美元，未偿还信用证为5.01亿美元。
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目录表
信贷安排以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(每项利率均见信贷安排的定义)提供借款。
信贷安排包含限制性契约，这些契约可能会限制我们的能力，其中包括：
| ● | 招致额外的债务； |
| ● | 出售资产； |
| ● | 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。 |
信贷融资还要求我们维持以下财务比率（但某些例外情况除外）。 流动比率和杠杆率每季度进行一次测试。
| ● | 每个财政季度末的最低综合流动比率为1.00至1.00;以及 |
| ● | 每个财政季度末，过去四个季度的总债务与EBITDAX的最大杠杆率为4.00至1.00。 |
截至12月。2022年和2023年，我们遵守了信贷融资项下的适用契诺和比率。
有关我们信贷融资的更多信息，请参阅本年度报告中包含的合并财务报表的注释7-长期债务10-K表格。
高级无担保票据
下表总结了截至2023年12月31日尚未发行的优先票据和2026年可转换票据的某些重大条款：
2026 | |||||||||||||
敞篷车 | |||||||||||||
| 2026年笔记 | 2029年笔记 | 2030年笔记 | 备注 | |||||||||
未付本金（千） | $ | 96,870 | $ | 407,115 | $ | 600,000 | $ | 26,386 | |||||
利率 | 8.375 | % | 7.625 | % | 5.735 | % | 4.25 | % | |||||
到期日 | 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 | 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 | |||||||||
全额赎回日期(1) | 2026年1月15日 | 2027年2月1日 | 2028年3月1日 | 不适用(2) | |||||||||
| (1) | 在这些日期或之后，我们可以赎回价格赎回全部或部分适用的票据，赎回价格相当于本金的100%，连同截至赎回日的应计和未偿还利息。在这些日期之前的任何时间，我们可以赎回价格赎回该等票据，该价格包括该等票据的契约所界定的适用溢价。 |
| (2) | 管理2026年可转换票据的契约不允许我们在到期日之前选择性地赎回2026年可转换票据。 |
更多信息见合并财务报表附注7--长期债务。
我们可能会不时寻求通过现金购买和/或交换股权证券、公开市场购买、私下谈判交易或其他方式来偿还或购买我们的未偿债务。任何此类回购将取决于
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目录表
当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。涉及的金额可能是实质性的。更多信息见合并财务报表附注7--长期债务。
高级债券契约均载有限制性契约，并限制我们招致额外债务的能力，除非维持形式上2.25：1的最低利息覆盖比率要求。截至2022年12月31日和2023年12月31日，我们都遵守了这些公约。
关键会计估计
对我们的财务状况和经营结果的讨论和分析以我们的合并财务报表为基础，这些报表是根据公认会计准则编制的。由于新会计公告而产生的任何新会计政策或对现有会计政策的更新已包括在附注2-我们综合财务报表的重要会计政策摘要中。在编制我们的财务报表时，我们需要做出影响资产、负债、收入、费用和或有负债相关披露的报告金额的估计和假设。如有合理可能在不同情况下呈报重大不同的金额，或使用不同的假设，则会计估计及假设被视为关键。我们定期评估我们的估计和假设。我们根据历史经验和各种其他被认为在当时情况下是合理的假设作出估计，这些假设的结果构成对我们综合财务报表中报告的金额作出判断的基础，而这些金额从其他来源看起来并不明显。实际结果可能与我们编制合并财务报表时使用的这些估计和假设不同。
成功努力法
我们在成功努力法下对我们的天然气、天然气和石油勘探开发活动进行会计核算。根据成功努力法，获取、钻探和完成生产井、开发井和石油和天然气租赁所产生的成本被资本化。计入开支的项目一般包括勘探成本，包括人事及其他内部成本、地质及地球物理开支、油气租约的延迟租金，以及与不成功收购租约有关的成本。
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。在截至2021年、2022年和2023年12月31日的年度内，与已到期或预计到期的租约的未探明物业相关的石油和天然气物业减值分别为9100万美元、9800万美元和5100万美元。
我们认为，应用成功努力会计方法需要判断，以确定被指定为开发井或探探井的适当分类，该分类决定了所发生成本的适当会计处理。此外，评估我们未经证实的资产减值涉及对未来发展计划的重大判断，其中包括天然气、天然气液化石油气和石油的未来销售价格、未来开发和生产成本，以及天然气、天然气液化石油气和石油采收率的数量。
天然气、天然气和石油储量
我们的内部技术人员负责编制天然气、NGL和石油储量以及相关未来净现金流的估计，并由我们的独立储备工程师进行审计。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。储量用于我们已探明的资产损耗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储集层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。
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目录表
我们相信与储备数量有关的估计及假设非常重要，因为对该等估计及假设的任何重大修订或改变均可能影响经资本化的已证实物业成本的未来摊销比率，并导致重大资产减值。
已证实财产的减值
当事件或环境变化显示物业的账面价值可能无法收回时，我们会按地质储集层基准评估已探明的天然气、NGL及石油资产的账面价值。如果我们已探明物业的账面价值超过估计的未贴现未来现金流量净额(按资产负债表日的期货价格计算)，我们会进一步评估我们已探明物业的账面价值，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2021年、2022年和2023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。
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2023年年底的水平下降20%和25%以上，然后才需要对这些物业进行进一步评估，以确定是否有必要计入减值费用。如果未来价格从2023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。
我们相信，与我们的未贴现未来净现金流量和我们已探明资产的公允价值相关的估计和假设至关重要，因为不同的天然气、NGL和石油定价、成本假设或贴现率(视情况而定)可能会影响减值的确认、时间和金额，如果发生变化，可能会对公司的财务状况和经营业绩产生重大影响。
衍生工具
为了管理我们对天然气、NGL和石油价格波动的风险敞口，我们可能会不时进行衍生品交易，协议可能包括大宗商品固定价格掉期、基差掉期、套圈或其他与我们生产相关的价格风险相关的类似工具。我们在综合资产负债表上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。出于会计目的，我们的衍生品并未被指定为对冲。我们商品衍生品的公允价值计量需要使用假设和判断，包括估值技术、未来定价、波动性、到期时间和信用风险等。我们定期通过审查交易对手声明来评估这些假设和判断的合理性。然而，这些假设和判断的改变可能会对公司的财务状况和经营结果产生实质性影响。
所得税
所得税采用资产负债法核算。根据这一方法，递延所得税资产和负债是根据资产和负债的财务报表账面金额与其各自的计税基础之间的差额而产生的预期未来税项后果确认的。当我们的递延所得税负债超过我们的递延所得税资产时，我们记录递延所得税支出。当我们的递延所得税资产超过我们的递延所得税负债时，我们记录递延所得税收益。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。
当我们认为我们的全部或部分递延所得税资产不会变现时，我们会记录估值备抵。在评估递延所得税资产的变现能力时，管理层考虑部分或全部递延所得税资产是否将根据更可能的判断标准变现。递延所得税资产的最终变现取决于我们在递延所得税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，会考虑递延所得税负债的预定冲销、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所得税资产的金额可能会根据实际产生的应纳税所得额或对未来应纳税所得额的估计而发生变化。截至2023年12月31日，我们已经确认了与科罗拉多州、俄克拉何马州和西弗吉尼亚州NOL结转相关的5500万美元的估值津贴，由于预期这些州未来所得税分摊的减少，我们预计不会实现这一点。
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目录表
递延所得税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。我们相信与所得税有关的估计及假设非常重要，因为评估我们的递延所得税资产从未来应课税收入收回的可能性所需的假设和估计，以及我们递延所得税资产的估值拨备的金额和时间是一项判断，并可在情况需要时作出改变。这些假设会影响递延所得税负债和所得税支出，如果发生变化，可能会对公司的财务状况和经营业绩产生重大影响。
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。
商品套期保值活动
我们的主要市场风险敞口是我们收到的天然气、NGL和石油生产的价格。定价主要由适用于我们美国天然气生产的现货地区市场价格和当前的全球石油价格驱动。从历史上看，天然气、天然气和石油的价格一直不稳定和不可预测，我们预计这种波动将在未来继续下去。我们收到的产品价格取决于许多我们无法控制的因素，包括销售点的商品价格与适用指数价格之间的差异的波动性。
当情况许可且管理层认为可确保有利的未来价格时，我们可能会就我们的部分天然气、NGL和石油生产订立金融衍生工具，以减轻大宗商品价格变化对我们现金流的一些潜在负面影响。由于与历史水平相比，我们的流动性和杠杆状况有所改善，我们对冲的预期产量的百分比有所下降。截至2022年和2023年12月31日止年度，我们分别有33%和1%的产量通过固定价格商品掉期进行对冲，截至2023年12月31日，我们没有固定价格商品掉期头寸。我们的金融对冲活动可能包括商品固定价格掉期、基差掉期、套圈或其他与我们生产相关的价格风险相关的类似工具。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2023年12月31日，我们的大宗商品衍生品包括部分产品的基差互换、看涨期权和嵌入看跌期权，定价基于指数。有关更多信息，请参阅我们合并财务报表中的附注11-衍生工具。
根据信贷安排，我们被允许对冲未来60个月预计产量的75%。我们可以签订期限超过60个月、不超过72个月的对冲合同，最高可达我们预计产量的65%。根据我们的生产和截至2023年12月31日结算的衍生品工具，天然气价格每MMBtu下降0.10美元，石油和NGL价格每桶下降1.00美元，我们的收入将减少1.48亿美元，不包括截至2023年12月31日仍未结清的衍生品头寸公允价值变化的影响。
除符合正常买入及正常销售范围例外或其他衍生工具范围例外的衍生工具外，所有衍生工具均根据公认会计原则按公平市价入账，并作为资产或负债计入综合资产负债表。我们衍生工具的公允价值根据非履行风险进行了调整。由于我们没有将这些衍生品指定为会计套期保值，它们不接受对冲会计处理；因此，所有按市价计价的收益或亏损，以及已结算衍生品工具的现金收入或付款，都在我们的经营报表和全面收益(亏损)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。当相关衍生工具合约因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，我们的现金流会受到影响。截至2022年和2023年12月31日，我们的商品衍生工具的估计公允价值分别为净负债4.31亿美元和3700万美元，包括流动和非流动资产和负债。
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目录表
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：出售我们的天然气、NGL和石油生产(截至2023年12月31日为3.84亿美元)，我们向能源公司、最终用户和炼油厂销售这些产品，以及大宗商品衍生品合同(截至2023年12月31日为1700万美元)。
由于我们从几个重要客户那里获得的应收账款集中用于天然气、NGL和石油的销售，因此我们面临信用风险。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。
此外，我们的衍生工具还面临交易对手的信用风险。信用风险是指交易对手在衍生品合同条款下可能无法履行的义务。当衍生品合约的公允价值为正时，交易对手预计会欠我们债务，这就产生了信用风险。为尽量减低衍生工具的信贷风险，我们的政策是只与管理层认为有能力及具竞争力的市场庄家的信誉良好的金融机构的交易对手订立衍生工具合约。我们交易对手的信誉将受到定期审查。我们与三个不同的交易对手进行了大宗商品对冲，其中两个是信贷安排下的贷款人。截至12月。2023年3月31日，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。截至2023年12月31日，我们大宗商品衍生品资产的估计公允价值已使用基于交易对手各自公布的信用违约互换利率的贴现率(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)进行风险调整。我们认为，截至2023年12月31日，我们衍生品工具的所有交易对手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2023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。
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2023年12月31日止年度，信贷借贷的平均年化利率为7.6%。我们估计，在截至2023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300万美元。
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。
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目录表
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2023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2023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。
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2023年12月31日起有效。
截至2023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
69
目录表
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
项目10.董事、执行干事和公司治理
根据G(3)形成10-K的一般指示，我们将在我们的2024年股东年会的最终委托书中通过引用将披露的信息纳入本项目。
道德守则
本公司拟根据表格8-K第5.05项的规定，修订或豁免适用于本公司主要行政人员、主要财务人员、主要会计人员及其他执行类似职能人士的《企业行为及道德守则》的任何条文，并将该等资料张贴于本公司网站的“管治”一栏内，以符合披露要求。Www.anteroresources.com.
第11项.高管薪酬
根据G(3)形成10-K的一般指示，我们将在我们的2024年股东年会的最终委托书中通过引用将披露的信息纳入本项目。
项目12.某些实益所有人和管理层的担保所有权
根据G(3)形成10-K的一般指示，我们将在我们的2024年股东年会的最终委托书中通过引用将披露的信息纳入本项目。
项目13.某些关系和关联交易与董事独立性
根据G(3)形成10-K的一般指示，我们将在我们的2024年股东年会的最终委托书中通过引用将披露的信息纳入本项目。
项目14.总会计师费用和服务
我们的独立注册会计师事务所是
根据G(3)形成10-K的一般指示，我们将在我们的2024年股东年会的最终委托书中通过引用将披露的信息纳入本项目。
70
目录表
第四部分
项目15.展示和财务报表附表
(A)(1)和(A)(2)财务报表和财务报表附表
综合财务报表列于本年度报告的财务报表索引中，表格10-K从F-1页开始。
(A)(3)展品。
展品 |
| 展品说明 |
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|---|---|---|---|
2.1 | 简化协议，日期为2018年10月9日，由AMGP GP LLC、Antero Midstream GP LP、Antero IDR Holdings LLC、ArkRose Midstream Prear Co LLC、ArkRose Midstream NewCo Inc.、ArkRose Midstream Merge Sub LLC、Antero Midstream Partners LP和Antero Midstream Partners LP(通过引用Antero Midstream GP LP于2018年10月10日提交的当前8-K表格报告(委员会文件第001-38075号)附件2.1合并而成)。 | ||
3.1 | 经修订及重订的《Antero Resources Corporation公司注册证书》(于2013年10月17日提交的本公司现行8-K报表(委员会文件第001-36120号)附件3.1)。 | ||
3.2 | 2023年6月8日第二次修订和重新修订的Antero Resources Corporation公司注册证书修正案证书(通过引用附件3.1并入2023年6月8日提交的公司当前8-K表格报告(委员会文件第001-36120号)). | ||
3.3 | Antero Resources Corporation于2023年2月14日的第二次修订和重新修订的章程(通过引用公司于2023年2月15日提交的Form 10-K年度报告(委员会文件第0001-36120号)的附件3.2并入)。 | ||
4.1 | 与2026年到期的4.25%可转换优先票据相关的契约，日期为2020年8月21日，由Antero Resources Corporation、其中点名的几家担保人和作为受托人的富国银行全国协会(Wells Fargo Bank National Association)作为受托人(通过参考2020年8月21日提交的公司当前8-K报表(委员会文件第001-36120号)附件4.1并入)。 | ||
4.2 | 2026年到期的4.25%可转换优先票据的格式(通过引用本公司于2020年8月21日提交的当前8-K表格报告(委员会文件第001-36120号)的附件4.2并入)。 | ||
4.3 | 与2026年到期的8.375%优先债券有关的契约，日期为2021年1月4日，由Antero Resources Corporation、其中指定的几个担保人和作为受托人的富国银行全国协会(Wells Fargo Bank，National Association)作为受托人(通过参考2021年1月4日提交的公司当前8-K报表(委员会文件第001-36120号)附件4.1并入)。 | ||
4.4 | 2026年到期的8.375%高级票据的格式(通过引用公司于2021年1月4日提交的当前8-K表格报告(委员会文件第001-36120号)的附件4.2并入)。 | ||
4.5 | 注册权协议，日期为2013年10月16日，由Antero Resources Corporation和Antero Resources Investment LLC的成员权益所有者之间签订(通过参考2013年10月17日提交的公司当前8-K报表(委员会文件第001-36120号)附件10.1并入)。 | ||
4.6* | 根据修订后的1934年《证券交易法》第12条登记的证券说明。 | ||
4.7 | 与2029年到期的7.625%优先债券有关的契约，日期为2021年1月26日，由Antero Resources Corporation、其中指定的几个担保人和作为受托人的富国银行全国协会(Wells Fargo Bank，National Association)作为受托人(通过参考2021年2月1日提交的公司当前8-K报表(委员会文件第001-36120号)附件4.1并入)。 | ||
4.8 | 2029年到期的7.625%高级票据的格式(通过引用公司于2021年2月1日提交的当前8-K表格报告(委员会文件第001-36120号)的附件4.2并入)。 | ||
4.9 | 与2030年到期的5.375%优先债券相关的契约，日期为2021年6月1日，由Antero Resources Corporation、其中指定的几个担保人和作为受托人的富国银行全国协会(Wells Fargo Bank，National Association)作为受托人(通过参考2021年6月1日提交的公司当前8-K报表(委员会文件第001-36120号)附件4.1并入)。 | ||
4.10 | 2030年到期的5.375%高级票据的格式(通过引用本公司于2021年6月1日提交的当前8-K表格报告(委员会文件第001-36120号)的附件4.1并入)。 | ||
10.1 | Antero Resources Corporation和Antero之间的捐款协议，日期为2013年10月16日 |
71
目录表
展品 |
| 展品说明 |
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|---|---|---|---|
Resources Midstream LLC(通过引用本公司于2013年10月17日提交的8-K表格当前报告(委员会文件第001-36120号)的附件10.2并入)。 | |||
10.2 | 修订和重新签署的出资协议，日期为2014年11月10日，由Antero Resources Corporation和Antero Midstream Partners LP之间的协议(通过参考Antero Midstream Partners LP于2014年11月17日提交的当前表格8-K的附件10.1(委员会文件第001-36719号)合并而成)。 | ||
10.3 | Antero Resources Corporation、Antero Resources LLC和Antero Resources Investment LLC之间于2013年10月1日签署的合并协议和计划(合并内容参考公司于2013年10月11日提交的当前8-K报表(委员会文件第333-164876号)附件10.1)。 | ||
10.4 | Antero Resources Corporation和Antero Midstream LLC之间于2019年12月8日签署的第二次修订和重新签署的收集和压缩协议(通过引用公司于2020年2月12日提交的Form 10-K年报(委员会文件第001-36120号)附件10.4并入)。 | ||
10.5 | Antero Resources Corporation和Antero Midstream LLC之间于2018年2月13日签署的第二次修订和重新签署的第一要约权协议(通过参考公司于2018年4月25日提交的Form 10-Q季度报告(委员会文件第001-36120号)的附件10.2而并入)。 | ||
10.6 | Antero Resources Corporation和Antero Midstream Partners LP之间于2014年11月10日签署的许可协议(通过参考Antero Midstream Partners LP于2014年11月17日提交的当前8-K表格报告(委员会文件第001-36719号)附件10.4而并入)。 | ||
10.7 | 由Antero Midstream Corporation、Antero Midstream Partners LP、Antero Midstream Partners GP LLC、Antero Midstream LLC、Antero Water LLC、Antero Treatment LLC和Antero Resources Corporation之间修订和重新签署的借调协议，自2019年3月13日起生效(通过参考本公司于2020年2月12日提交的10-K年报(委员会文件第001-36120号)附件10.7而并入)。 | ||
10.8 | 由Antero Midstream Partners LP、Antero Midstream Corporation、Antero Midstream Partners GP LLC和Antero Resources Corporation签署并于2019年3月13日生效的第二份修订和重新签署的服务协议(通过参考本公司于2020年2月12日提交的Form 10-K年报(委员会文件第001-36120号)附件10.8并入)。 | ||
10.9** | Antero Resources Corporation和Antero Water LLC之间于2019年2月12日修订和重新签署的水务服务协议(通过引用本公司于2019年2月13日提交的Form 10-K年度报告(委员会文件第001-36120号)的附件10.9而并入)。 | ||
10.10 | 借款人证书，日期为2019年10月29日，由加拿大皇家银行提交，并得到作为行政代理的摩根大通银行和Antero Resources Corporation(通过引用公司于2020年2月12日提交的Form 10-K年报(委员会文件第001-36120号)附件10.12并入)同意并接受。 | ||
10.11 | 第六次修订和重订信贷安排，日期为2021年10月26日，由Antero Resources Corporation作为借款人、贷款方和JPMorgan Chase Bank，N.A.作为行政代理(通过参考本公司于2021年10月27日提交的10-Q季度报告(委员会文件第001-36120号)附件10.1并入)。 | ||
10.12† | 修订和重新签署的赔偿协议表格(通过引用本公司于2018年4月17日提交的8-K表格(委员会文件第001-36120号)附件10.1并入)。 | ||
10.13† | Antero Resources Corporation长期激励计划，自2013年10月1日起生效(通过引用公司2013年10月11日提交的公司注册说明书S-8表格(委员会文件第001-36120号)附件4.3并入)。 | ||
10.14† | Antero Resources Corporation长期激励计划下的限制性股票单位授出通知和限制性股票单位协议表格(通过引用附件10.28并入公司于2015年2月25日提交的Form 10-K年度报告(委员会文件第001-36120号)中)。 | ||
10.15† | Antero Resources Corporation长期激励计划下授予通知和授予协议的全球修订(通过引用公司于2016年10月26日提交的Form 10-Q季度报告(委员会文件第001-36120号)附件10.1并入)。 | ||
10.16† | Antero Resources Corporation 2020年长期激励计划下的股票奖励公告和股票奖励协议表格(非雇员董事表格)(通过引用附件4.4并入公司于2020年7月9日提交的公司当前报告S-8(委员会文件第001-36120号)中)。 | ||
10.17† | 股东协议，日期为2018年10月9日，由Antero Midstream GP LP、ArkRose子公司Holdings LLC、Warburg Pincus Private Equity X O&G，L.P.、Warburg Pincus X Partners，L.P.、Warburg Pincus Private Equity VIII，LP、Warburg Pincus荷兰Private Equity VIII C.V.WP-WP-WPVIII Investors，L.P.、York ktown Energy Partners V，L.P.、York ktown Energy Partners VI，L.P.、York ktown Energy Partners VII，L.P.，York ktown Energy Partners VIII，L.P.小格伦·C·沃伦和广东投资控股有限公司(通过参考公司于2018年10月10日提交的当前8-K表格报告(委员会文件第001-36120号)附件10.2而合并)。 |
72
目录表
展品 |
| 展品说明 |
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|---|---|---|---|
10.18† | 2019年3月12日由Antero Midstream Corporation、本公司、ArkRose子公司Holdings LLC、Glen C.Warren，Jr.、广东投资控股有限公司、Paul M.Rady、Mockingbird Investments、LLC和其中提到的其他持有人签订的注册权协议(通过参考2019年3月13日提交的公司当前8-K报表(委员会文件第001-36120号)附件10.2并入)。 | ||
10.19† | Antero Resources Corporation长期激励计划下的限制性股票单位授出通知和限制性股票单位协议表格(特别保留奖励表格)(通过引用本公司于2020年4月29日提交的Form 10-Q季度报告(委员会文件第001-36120号)附件10.1并入)。 | ||
10.20† | Antero Resources Corporation长期激励计划(通过引用公司于2020年4月29日提交的Form 10-Q季度报告(委员会文件第001-36120号)附件10.2并入)下的保留奖励授予通知和保留奖励协议的表格。 | ||
10.21† | Antero Resources Corporation 2020年长期激励计划，自2020年6月17日起生效(通过引用附件10.1并入公司于2020年6月23日提交的当前8-K报表(委员会文件第001-36120号)中)。 | ||
10.22† | Antero Resources Corporation 2020年长期激励计划(员工)(通过引用公司于2020年10月28日提交的Form 10-Q季度报告(委员会文件第001-36120号)附件10.1并入)下的留任奖励通知和留任奖励协议的格式。 | ||
10.23† | Antero Resources Corporation 2020年长期激励计划下的限制性股票单位授出通知和限制性股票单位协议表格(通过引用附件10.2并入公司于2020年10月28日提交的Form 10-Q季度报告(委员会文件第001-36120号)中)。 | ||
10.24† | Antero Resources Corporation 2020年长期激励计划下的业绩单位授予通知和业绩单位协议表格(通过引用附件10.3并入公司于2020年10月28日提交的Form 10-Q季度报告(委员会文件第001-36120号)中)。 | ||
10.25† | Antero Resources Corporation 2020年长期激励计划下的业绩单位授予通知和业绩单位协议表格(通过引用附件10.1并入公司于2021年7月28日提交的Form 10-Q季度报告(委员会文件第001-36120号)中)。 | ||
10.26† | Antero Resources Corporation 2020年长期激励计划下的业绩单位授予通知和业绩单位协议表格(通过引用附件10.1并入公司于2022年7月27日提交的Form 10-Q季度报告(委员会文件第001-36120号)中)。 | ||
21.1* | Antero Resources Corporation的子公司。 | ||
22.1* | 担保人子公司名单。 | ||
23.1* | 毕马威有限责任公司同意。 | ||
23.2* | 德戈莱尔和麦克诺顿的同意。 | ||
31.1* | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第18编第7241条)第302条对公司首席执行官的认证。 | ||
31.2* | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第18编第7241条)第302条对公司首席财务官的认证。 | ||
32.1* | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第18编第1350条)第906条对公司首席执行官的认证。 | ||
32.2* | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第18编第1350条)第906条对公司首席财务官的认证。 | ||
95.1* | 《联邦矿山安全与健康法案信息》。 | ||
97.1* | Antero Resources Corporation激励性薪酬追回政策. | ||
99.1* | DeGolyer和MacNaughton的报告，日期为2024年1月17日，截至2023年12月31日的已探明储量。 | ||
99.2 | DeGolyer和MacNaughton的报告，日期为2023年1月17日，关于截至2022年12月31日的已探明储量(通过引用公司于2023年2月15日提交的Form 10-K年度报告(委员会文件第001-36120号)的附件99.1)。 | ||
99.3 | DeGolyer和MacNaughton的报告，日期为2022年1月21日，关于截至2021年12月31日的已探明储量(通过引用公司于2022年2月16日提交的Form 10-K年度报告(委员会文件第001-36120号)的附件99.1)。 |
73
目录表
展品 |
| 展品说明 |
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|---|---|---|---|
101* | 以下是Antero Resources Corporation截至2023年12月31日的10-K表格中的以下财务信息，格式为iXBRL(内联可扩展商业报告语言)：(I)综合资产负债表，(Ii)综合经营报表和全面收益(亏损)，(Iii)综合权益报表，(Iv)综合现金流量表，以及(V)综合财务报表附注，以文本块标记。 | ||
104* | 封面交互数据文件(嵌入在内联XBRL文档中)。 |
标有星号符号（*）的展品与本年度报告一起归档或提供，表格10-K。
** 根据保密处理请求，本展品的部分内容已被省略。
†管理合同或补偿计划或安排。
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目录表
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
安特罗资源公司 | |
发信人： | /s/迈克尔N.肯尼迪 |
迈克尔·N肯尼迪 | |
首席财务官兼高级副总裁 –金融 | |
日期： | 2024年2月14日 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
签名 |
| 标题 |
| 日期 |
|
/s/ Paul M. Rady | 董事长、董事、首席执行官兼总裁 | 2024年2月14日 | |||
Paul M. Rady | (首席行政官) | ||||
/s/迈克尔N.肯尼迪 | 首席财务官兼高级副总裁 –金融 | 2024年2月14日 | |||
迈克尔·N肯尼迪 | (首席财务官) | ||||
/s/ SHERI L.皮尔斯 | 高级副总裁–会计兼首席会计官 | 2024年2月14日 | |||
谢里·L皮尔斯 | (首席会计官) | ||||
/s/罗伯特·J·佩克 |
| 2024年2月14日 | |||
罗伯特·J·克拉克 | |||||
/s/ Benjamin A.哈德斯蒂 |
| 2024年2月14日 | |||
本杰明·A哈德斯蒂 | |||||
/s/ W。小霍华德·基南 |
| 2024年2月14日 | |||
W.Howard Keenan，Jr. | |||||
/s/杰奎琳C.穆特施勒 |
| 2024年2月14日 | |||
杰奎琳·C穆茨勒 | |||||
/s/布伦达R. Schroer |
| 2024年2月14日 | |||
布伦达·R Schroer | |||||
/s/维克·苏蒂尔 |
| 2024年2月14日 | |||
维基·苏蒂尔 | |||||
/s/ THOMAS B. JR泰尔里 |
| 2024年2月14日 | |||
托马斯b小泰瑞 |
75
目录表
财务报表索引
页面 | |
截至2022年12月31日和2023年12月31日以及截至2021年、2022年和2023年12月31日的经审计合并财务报表 | |
独立注册会计师事务所报告 | F-2 |
合并资产负债表 | F-4 |
综合经营报表和全面损益表(亏损) | F-5 |
合并权益表 | F-6 |
合并现金流量表 | F-7 |
合并财务报表附注 | F-8 |
F-1
目录表
独立注册会计师事务所报告
致股东和董事会Ansimmon资源公司：
关于合并财务报表与财务报告内部控制的意见
我们审计了Antero Resources Corporation及其子公司的合并资产负债表（公司）截至2022年和2023年12月31日的相关合并经营报表和截至2023年12月31日的三年期内各年度的综合收益（损失）、权益和现金流量以及相关附注（统称为合并财务报表）。 我们还根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架》（2013年）中制定的标准，审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制。
我们认为，上述综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2022年12月31日和2023年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三年期间每年的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。此外，我们认为，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，截至2023年12月31日，公司在所有实质性方面保持了对财务报告的有效内部控制。
意见基础
本公司管理层负责编制这些综合财务报表，维护对财务报告的有效内部控制，并对随附的管理层财务报告内部控制年度报告所包含的财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是就公司的合并财务报表发表意见，并根据我们的审计对公司的财务报告内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定合并财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，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。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
F-2
目录表
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
油气储量估算对已探明油气性质相关耗竭费用的影响
如综合财务报表附注2所述，本公司采用生产单位法计算与已探明油气资产有关的损耗费用。在这种方法下，资本化成本在估计的已探明油气储量总和上摊销。在截至2023年12月31日的一年中，该公司记录了与已探明石油和天然气资产相关的损耗费用6.82亿美元。估计已探明的石油和天然气储量需要专业石油油藏工程师的专业知识，他们考虑到预测的产量和运营成本假设。该公司聘请外部油藏工程专家对已探明的石油和天然气储量估计进行独立评估。
我们将评估估计石油和天然气储量对与已探明石油和天然气属性相关的损耗费用的影响确定为一项关键审计事项。在评估公司对已探明石油和天然气总储量的估计时，需要复杂的审计师判断，这是消耗费用计算中的一项投入。此外，由于这些假设的变化可能会对估计的石油和天然气储量产生重大影响，因此评估该公司使用的与预测产量、估计未来运营成本以及包括市场差异在内的石油和天然气价格相关的重大假设时，也需要审计师的判断。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们评估了与公司耗竭费用流程相关的某些内部控制的设计和运行效果，包括与耗竭费用计算中使用的已探明油气储量估计相关的某些控制。我们评估了(1)公司内部油藏工程师以及外部油藏工程专家和外部工程公司的专业资格，(2)公司内部和外部油藏工程师的知识、技能和能力，以及(3)外部油藏工程专家和外部工程公司与公司的关系。我们分析并重新计算了耗损费用，以符合行业和法规标准。我们评估了公司内部油藏工程师评估已探明石油和天然气储量所使用的方法，以及外部油藏工程专家评估符合行业和监管标准的储量估计所使用的方法。我们将内部油藏工程师使用的预测产量假设与历史产量进行了比较。我们通过将内部油藏工程师使用的运营成本假设与历史成本进行比较，对其进行了评估。我们评估了内部油藏工程师使用的石油和天然气价格，方法是将它们与公开公布的价格进行比较，并测试相关的市场差异。我们阅读并考虑了该公司外部油藏工程专家在评估该公司储量估计时的调查结果。
/s/毕马威律师事务所
自2003年以来，我们一直担任本公司的审计师。
科罗拉多州丹佛市
2024年2月14日
F-3
目录表
安特罗资源公司
合并资产负债表
(以千为单位，每股除外)
十二月三十一日， | |||||||
| 2022 |
| 2023 |
| |||
资产 | |||||||
流动资产： | |||||||
应收账款 | $ | |
| | |||
应计收入 | | | |||||
衍生工具 | | | |||||
预付费用 | | | |||||
其他流动资产 | | | |||||
流动资产总额 | | | |||||
财产和设备： | |||||||
石油和天然气资产，按成本计算（成功的努力方法）： | |||||||
未证明的性质 | | | |||||
已证明的性质 | | | |||||
收集系统和设施 | | | |||||
其他财产和设备 | | | |||||
| | ||||||
减少累计损耗、折旧和摊销 | ( | ( | |||||
财产和设备，净额 | | | |||||
经营性租赁使用权资产 | | | |||||
衍生工具 | | | |||||
对未合并关联公司的投资 | | | |||||
其他资产 | | | |||||
总资产 | $ | | | ||||
负债与权益 | |||||||
流动负债： |
| ||||||
应付帐款 | $ | |
| | |||
应付帐款、关联方 | | | |||||
应计负债 | | | |||||
应付收入分配 | | | |||||
衍生工具 | | | |||||
短期租赁负债 | | | |||||
递延收入，SPP | | | |||||
其他流动负债 | | | |||||
流动负债总额 | | | |||||
长期负债： | |||||||
长期债务 | | | |||||
递延所得税负债净额 | | | |||||
衍生工具 | | | |||||
长期租赁负债 | | | |||||
递延收入，SPP | | | |||||
其他负债 | | | |||||
总负债 | | | |||||
承付款和或有事项 | |||||||
股本： | |||||||
股东权益： | |||||||
优先股，$ | |||||||
普通股，$ | | | |||||
额外实收资本 | | | |||||
留存收益 | | | |||||
库存股，按成本计算； | ( | — | |||||
股东权益总额 | | | |||||
非控制性权益 | | | |||||
总股本 | | | |||||
负债和权益总额 | $ | | | ||||
见合并财务报表附注。
F-4
目录表
安特罗资源公司
合并经营表和全面损益表(亏损)
(以千为单位，每股除外)
截至十二月三十一日止的年度： | ||||||||||
| 2021 |
| 2022 |
| 2023 | |||||
收入及其他： | ||||||||||
天然气销售 | $ | | | | ||||||
天然气液体销售 | | | | |||||||
石油销售 | | | | |||||||
商品衍生品公允价值收益（损失） | ( | ( | | |||||||
营销 | | | | |||||||
递延收入摊销，SPP | | | | |||||||
其他收益及收入 | | | | |||||||
总收入 | | | | |||||||
运营费用： | ||||||||||
租赁经营 | | | | |||||||
收集、压缩、加工和运输 | | | | |||||||
生产税和从价税 | | | | |||||||
营销 | | | | |||||||
勘探和采矿费用 | | | | |||||||
一般和行政（包括基于股权的补偿费用美元 | | | | |||||||
损耗、折旧和摊销 | | | | |||||||
财产和设备减值 | | | | |||||||
资产报废债务的增加 | | | | |||||||
合同终止和损失意外情况 | | | | |||||||
出售资产的损失(收益) | ( | | ( | |||||||
其他运营费用 | — | — | | |||||||
总运营费用 | | | | |||||||
营业收入 | | | | |||||||
其他收入(支出)： | ||||||||||
利息支出，净额 | ( | ( | ( | |||||||
未合并关联公司收益中的权益 | | | | |||||||
提前清偿债务损失 | ( | ( | — | |||||||
可转换票据激励和股权化损失 | ( | ( | ( | |||||||
交易费用 | ( | — | — | |||||||
其他费用合计 | ( | ( | ( | |||||||
所得税前收入(亏损) | ( | | | |||||||
所得税优惠(费用) | | ( | ( | |||||||
净利润（损失）和综合收益（损失），包括非控股权益 | ( | | | |||||||
减：归属于非控股权益的净利润和综合收益 | | | | |||||||
归属于Antero Resources Corporation的净利润（亏损）和全面收益（亏损） | $ | ( | | | ||||||
每股普通股净利润（损失）-基本 | $ | ( | | | ||||||
每股普通股净利润（亏损）-稀释 | $ | ( | | | ||||||
已发行普通股加权平均数： | ||||||||||
基本信息 | | | | |||||||
稀释 | | | | |||||||
见合并财务报表附注。
F-5
目录表
安特罗资源公司
合并权益表
(单位：千)
其他内容 | 留存收益 | ||||||||||||||||||||||||
普通股 | 已缴费 | (累计 | 库存股 | 非控制性 | 总计 | ||||||||||||||||||||
| 股票 |
| 金额 |
| 资本 |
| 赤字) | 股票 |
| 金额 |
| 利益 |
| 权益 |
| ||||||||||
余额，2020年12月31日 | | $ | | | ( | — | $ | — | | | |||||||||||||||
发行普通股 | | | | — | — | — | — | | |||||||||||||||||
发行Martica Holdings，LLC普通单位 | — | — | — | — | — | — | | | |||||||||||||||||
2026年可转换票据的权益部分，净值 | — | — | ( | — | — | — | — | ( | |||||||||||||||||
基于股权的薪酬奖励归属后发行普通股，扣除预扣税的股份 | | | ( | — | — | — | — | ( | |||||||||||||||||
基于股权的薪酬 | — | — | | — | — | — | — | | |||||||||||||||||
对非控股权益的分配 | — | — | — | — | — | — | ( | ( | |||||||||||||||||
净收益(亏损)和综合收益(亏损) | — | — | — | ( | | ( | |||||||||||||||||||
余额，2021年12月31日 | | | | ( | — | — | | | |||||||||||||||||
2026年可转换票据的权益部分，净值 | — | — | ( | | — | — | — | ( | |||||||||||||||||
基于股权的薪酬奖励归属后发行普通股，扣除预扣税的股份 | | | ( | — | — | — | — | ( | |||||||||||||||||
2026年可转换票据的转换 | | | | — | | ||||||||||||||||||||
普通股回购和注销 | ( | ( | ( | ( | ( | ( | — | ( | |||||||||||||||||
基于股权的薪酬 | — | — | | — | — | — | — | | |||||||||||||||||
对非控股权益的分配 | — | — | — | — | — | — | ( | ( | |||||||||||||||||
净收益和综合收益 | — | — | — | | — | | | ||||||||||||||||||
余额，2022年12月31日 | | | | | ( | ( | | | |||||||||||||||||
基于股权的薪酬奖励归属后发行普通股，扣除预扣税的股份 | | | ( | — | — | — | — | ( | |||||||||||||||||
2026年可转换票据的转换 | | | | — | — | — | — | | |||||||||||||||||
普通股回购和注销 | ( | ( | ( | ( | | | — | ( | |||||||||||||||||
基于股权的薪酬 | — | — | | — | — | — | — | | |||||||||||||||||
对非控股权益的分配 | — | — | — | — | — | — | ( | ( | |||||||||||||||||
净收益和综合收益 | — | — | — | | — | — | | | |||||||||||||||||
余额，2023年12月31日 | | $ | | | | — | $ | — | | | |||||||||||||||
见合并财务报表附注。
F-6
目录表
安特罗资源公司
合并现金流量表
(单位：千)
截至十二月三十一日止的年度： | ||||||||||
| 2021 |
| 2022 |
| 2023 |
| ||||
经营活动提供(用于)的现金流： | ||||||||||
包括非控股权益的净收益(亏损) | $ | ( | | | ||||||
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额： | ||||||||||
损耗、折旧、摊销和增值 | | | | |||||||
减值 | | | | |||||||
商品衍生品公允价值损失（收益） | | | ( | |||||||
结算大宗商品衍生品的损失 | ( | ( | ( | |||||||
衍生品货币化付款 | ( | — | ( | |||||||
递延所得税支出(福利) | ( | | | |||||||
基于股权的薪酬费用 | | | | |||||||
未合并关联公司收益中的权益 | ( | ( | ( | |||||||
未合并附属公司的盈利股息 | | | | |||||||
递延收入摊销 | ( | ( | ( | |||||||
债务发行成本摊销、债务贴现等 | | | | |||||||
清偿资产报废债务 | — | ( | ( | |||||||
合同终止和损失意外情况 | — | — | | |||||||
出售资产的损失(收益) | ( | | ( | |||||||
提前清偿债务损失 | | | — | |||||||
可转换票据激励和股权化损失 | | | | |||||||
流动资产和流动负债变动情况： | ||||||||||
应收账款 | ( | | | |||||||
应计收入 | ( | ( | | |||||||
预付费用和其他流动资产 | | ( | | |||||||
包括关联方在内的应付账款 | ( | | ( | |||||||
应计负债 | | ( | ( | |||||||
应付收入分配 | | | ( | |||||||
其他流动负债 | | ( | ( | |||||||
经营活动提供的净现金 | | | | |||||||
由投资活动提供(用于)的现金流： | ||||||||||
未经证实的财产的添加 | ( | ( | ( | |||||||
钻探完成开支 | ( | ( | ( | |||||||
其他财产和设备的附加费 | ( | ( | ( | |||||||
出售资产的收益 | | | | |||||||
其他资产的变动 | | ( | ( | |||||||
其他负债的变动 | ( | — | — | |||||||
用于投资活动的现金净额 | ( | ( | ( | |||||||
由融资活动提供(用于)的现金流： | ||||||||||
普通股回购 | — | ( | ( | |||||||
发行优先票据 | | — | — | |||||||
优先票据的偿还 | ( | ( | — | |||||||
信贷贷款 | | | | |||||||
信贷融资还款 | ( | ( | ( | |||||||
支付债务发行成本 | ( | ( | ( | |||||||
出售非控股权益 | | — | — | |||||||
对非控股权益的分配 | ( | ( | ( | |||||||
为结算股权薪酬奖励而预扣税 | ( | ( | ( | |||||||
可转换票据激励和股权化 | ( | ( | ( | |||||||
其他 | ( | ( | ( | |||||||
融资活动提供(用于)的现金净额 | ( | ( | | |||||||
现金及现金等价物净增加情况 | | | | |||||||
期初现金及现金等价物 | | | | |||||||
期末现金和现金等价物 | $ | | | | ||||||
补充披露现金流量信息： | ||||||||||
期内支付的利息现金 | $ | | | | ||||||
增加(减少)应付账款和增加财产和设备的应计负债 | $ | | | ( | ||||||
见合并财务报表附注。
F-7
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注
(1)组织
Antero Resources Corporation(单独称为“Antero”及其合并子公司“Antero Resources”或“公司”)致力于开发、生产、勘探和收购西弗吉尼亚州和俄亥俄州阿巴拉契亚盆地的天然气、NGL和石油资产。该公司的目标是大型、可重复的资源区块，其中水平钻井和先进的压裂增产技术提供了从非常规地层经济地开发和生产天然气、NGL和石油的手段。公司总部设在科罗拉多州丹佛市。
(2) 重要会计政策摘要
(a) | 陈述的基础 |
随附的本公司综合财务报表乃根据公认会计原则编制。管理层认为，随附的综合财务报表包括为公平反映公司截至2022年、2022年和2023年12月31日的财务状况以及截至2021年、2022年和2023年12月31日的年度的经营业绩和现金流量所需的所有调整(包括正常和经常性应计项目)。公司没有其他全面收益或亏损项目，因此，其净收益或亏损等于其全面收益或亏损。
(b) | 合并原则 |
所附合并财务报表包括Antero Resources Corporation及其全资子公司的账目和它的VIE，Martica，公司是它的主要受益者。全公司合并财务报表中的重大公司间账户和交易已被注销。
在截至2021年、2022年和2023年12月31日的年度内，公司确定Martica是VIE，Antero是VIE的主要受益人。因此，Martica的账目在公司的综合财务报表中合并。Antero是Martica的主要受益人，因为它有权指导对Martica经济表现最重要的活动，以及承担对Martica可能具有重大意义的Martica损失或从Martica获得利益的义务。在确定Antero是Martica的主要受益人时，公司考虑了以下因素：
| ● | Martica的成立是为了在公司现有的资产基础上持有某些压倒一切的特许权使用费权益； |
| ● | Martica的几乎所有收入都来自该公司在西弗吉尼亚州和俄亥俄州阿巴拉契亚盆地的天然气、NGL和石油资产的生产； |
| ● | Antero拥有Martica的B类单位，这使Antero有权获得关于递增超额的分配(如附注3--交易所界定)；以及 |
| ● | 根据一项管理服务协议，Antero向Martica提供会计、行政和其他服务。 |
本公司采用权益会计方法核算其于Antero Midstream Corporation(“Antero Midstream”)的权益。截至2022年12月31日和2023年12月31日，公司拥有
F-8
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
该公司根据“分配的性质”方法对从权益法被投资人那里收到的分配进行会计处理。根据这种方法，从权益法被投资人收到的分配根据产生分配的一项或多项活动的性质被分类为投资回报(归类为经营活动的现金流入)或投资回报(归类为投资活动的现金流入)。
(c) | 预算的使用 |
按照公认会计原则编制合并财务报表要求管理层作出影响收入、费用、资产、负债以及或有资产和负债披露的估计和假设。事实和情况的变化或新信息的发现可能导致订正估计数，实际结果可能与这些估计数不同。
该公司的综合财务报表基于许多重大估计，包括对天然气、天然气液化石油气和石油储量的估计，这些估计是计算石油和天然气资产损耗和减值的基础。储量估计从本质上讲是不准确的。公司合并财务报表中涉及使用重大估计的其他项目包括衍生资产和负债、应计收入、递延和当期所得税、资产报废债务和承诺以及或有事项。
(d) | 风险和不确定性 |
天然气、天然气和石油市场已经并将继续经历大幅价格波动。价格波动可能是天气、生产水平、向该国其他地区运输的储存能力、美国的进出口水平以及各种其他因素的变化造成的。公司生产价格的增加或减少可能会对公司未来的经营业绩和储备数量产生重大影响。
(e) | 现金和现金等价物 |
本公司将所有初始到期日为三个月或以下的流动投资视为现金等价物。由于这些工具的短期性质，现金和现金等价物的账面价值接近公允价值。有时，公司可能处于“账面透支”的状态，即未付支票超过现金和现金等价物。该公司在其综合资产负债表内将账面透支和应付收入分配归类，并将与账面透支相关的应付账款变化归类为综合现金流量表中的一项经营活动。截至2022年12月31日，应付账款和应付收入分配中包括的账面透支为$
(f) | 石油和天然气属性 |
公司对其天然气、天然气和石油勘探开发活动采用成功努力法进行会计核算。根据成功努力法，获取、钻探和完成生产井、开发井和未开发租赁所产生的成本被资本化。石油和天然气租赁收购成本也被资本化。勘探成本，包括人事及其他内部成本、地质及地球物理费用、油气租约延迟租金，以及与不成功收购租约有关的成本，均计入已产生的费用。勘探钻探成本最初被资本化，但如果公司确定该油井没有商业上可行的储量，则计入费用。该公司审查与在井相关的勘探成本-根据每个季度末的进展情况，并根据当时已知的钻井结果，确定成本是否应继续资本化，以等待进一步的试井和结果，还是计入费用。出售已证实财产的部分权益被视为正常报废，只要这种处理不显著影响单位-生产摊销率。生产资料的所有其他销售均确认损益。
未经证实的财产通过以下方式评估其减值情况：以财产为基础，任何价值减值都计入费用。减值评估基于剩余租赁条款、大宗商品价格前景、未来开发面积的计划、钻探结果和该地区油井的储集层动态。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，作为收回成本入账。未经证实的财产减值是$
F-9
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
当事件或情况变化显示某项物业之账面值可能无法收回时，本公司会按地质储存层基准评估其已探明天然气、NGL及石油资产之账面值以计提减值。如账面值超过估计未贴现的未来现金流量，本公司将估计其物业的公允价值，并就物业账面值超过物业估计公允价值的任何款项入账减值开支。用于估计公允价值的因素可能包括对已探明储量的估计、对未来大宗商品价格的估计、对未来产量的估计以及对预期资本支出的估计，使用相应的贴现率。于截至2021年、2022年及2023年12月31日止年度内，本公司并无产生任何与其已探明物业相关的减值开支。
截至2023年12月31日，本公司尚无延迟超过一年以待确定已探明储量的在探井相关资本化成本。
石油和天然气属性的耗竭是在地质油藏的基础上使用以下单位计算的：生产方法。石油和天然气资产的损耗费用为$
(g) | 石油和天然气资产以外的长期资产减值 |
本公司评估其长期-当事件或环境变化显示资产的相关账面价值可能无法收回时，石油和天然气资产以外的活资产将计入减值。一般而言，作出此类评估的基础是对被评估资产的未贴现未来现金流量预测。如果资产的账面价值被视为不可收回，账面价值将减少至估计公允价值，该估计公允价值基于使用第三方市场参与者典型的收入、成本和贴现率假设的贴现未来现金流量，这是一种第三级公允价值计量。2022年12月，本公司开始对该砂矿进行战略评估，当时该砂矿处于闲置状态。因此，公司进行了截至2022年12月31日的减值分析，并记录了$
(h) | 其他财产和设备 |
其他财产和设备资产在其估计使用年限内使用直线折旧，估计使用年限的范围为至
(i) | 发债成本 |
债务发行成本是指贷款发放费和其他初始借款成本。如果与公司的信贷安排有关，这些成本将被资本化，并包括在综合资产负债表的其他资产中；如果与公司优先票据和2026年可转换票据的发行有关，这些成本将作为长期债务减少计入综合资产负债表。这些成本在相关债务工具的期限内摊销。如果信贷安排在到期日之前停用，公司将为未摊销债务发行成本计入费用。截至2022年12月31日，公司拥有$
(j) | 衍生金融工具 |
为管理其对天然气、NGL及石油价格波动的风险，本公司可不时订立衍生工具交易，该等合约可能包括商品固定价格掉期、基差掉期、套环及其他与本公司生产相关的价格风险有关的类似协议。在与交易对手存在法定抵销权的范围内，本公司按净额报告衍生资产和负债。在交易对手无法履行其结算义务的情况下，本公司面临信用风险。衍生工具的现金流量在本公司综合现金流量表的经营活动中分类。本公司积极监控交易对手的信誉，并评估对其衍生品头寸的影响(如有)。
本公司在综合资产负债表上将衍生工具记录为公允计量的资产或负债
F-10
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
并记录当期收益中衍生工具的公允价值变动。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，在公司的综合经营报表和全面收益(亏损)中被归类为收入。该公司的衍生品并未被指定为会计上的对冲。
(k) | 资产报废债务 |
本公司有义务处置若干长期-被遗弃时的活体资产。该公司的资产报废义务(“ARO”)主要涉及其在油气井寿命结束时封堵和废弃油气井的义务。ARO按估计公允价值记录，该估计公允价值是参考为履行报废义务所需的预期未来现金流出而计量的，然后按公司经信贷调整的风险-自由利率。对估计的ARO的修订往往是由于退休费用估计数的变化或估计的放弃时间的变化造成的。负债的公允价值计入相关资产的账面价值，这笔额外的账面金额在资产的寿命内折旧。负债在每个期间结束时通过计入营业费用而增加。
(l) | 环境责任 |
与过去业务造成的现有状况有关的环境支出，以及对当前或未来的收入没有贡献的支出，在发生时计入费用。当可能进行环境评估和/或清理，并且费用可以合理估计时，应计负债。这些负债会随着获得更多信息或情况发生变化而进行调整。截至2022年12月31日、2022年12月31日和2023年12月31日，本公司没有因任何环境责任应计的重大金额，也没有因其认为可能对其财务状况、运营业绩或现金流产生重大不利影响的任何环境违规行为而被引用。
(m) | 天然气、天然气和石油收入 |
这个该公司的收入主要来自销售天然气和石油产品，以及销售从该公司的天然气中提取的天然气。当公司通过将产品控制权转移给客户来履行履行义务时，天然气、天然气和石油的销售就被确认。付款一般在销售后的一个月内收到。
根据该公司的天然气销售合同，该公司在商定的交货点向买方交付天然气。天然气从井口运输到销售合同中指定的交货点。为了将天然气输送到这些地点，Antero Midstream或其他第三方收集、压缩、加工和运输公司的天然气。该公司在天然气的收集、压缩、加工和运输过程中保持对天然气的控制。该公司的销售合同规定，它收到的是根据定价差异进行调整的特定指数价格。该公司在交货点移交产品控制权，并根据合同价格确认收入。收集、压缩、加工和运输天然气的成本在公司的综合经营报表和全面收益(亏损)中计入收集、压缩、加工和运输费用。
天然气液化是通过加工从天然气中提取出来的，由本公司直接销售或由加工商根据加工合同销售。对于公司直接销售的NGL，销售合同主要规定公司在商定的交货点向购买者交付产品，并收到根据定价差异调整的特定指数价格。公司将产品控制权移交给交货点的购买者，并根据合同价格确认收入。处理和运输NGL的费用记为收集、压缩、加工和运输费用。对于加工商出售的NGL，本公司的加工合同规定，本公司将控制权移交给加工厂后门的加工商，并根据从加工商收到的价格确认收入。
根据该公司的石油销售合同，Antero Resources‘一般向购买者出售石油，并收取合同商定的扣除差价后的指数价格。当公司将产品的控制权转让给购买者时，公司根据合同价格确认收入。在适用的情况下，将石油运输给购买者的成本记为收集、压缩、加工和运输费用。关于公司的综合经营报表和全面收益(亏损)。
F-11
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
(n) | 营销收入和费用 |
营销收入来自购买和销售第三方天然气和NGL以及向第三方销售过剩的公司运输能力的活动派对。在交付给买方之前，该公司保留对所购买的天然气和天然气的控制权。本公司的结论是，它是这些安排的主体，因此，本公司按毛数确认收入，购买和运输天然气和天然气的成本作为营销费用列报。销售第三方天然气和NGL的合同通常遵守与销售该公司生产的天然气和NGL的合同类似的条款。该公司通过在交货点转移产品控制权来履行对购买者的履约义务，并根据从购买者那里收到的合同价格确认收入。向第三方销售多余的公司运输产生的费用包括在营销收入中关于公司的综合经营报表和全面收益(亏损)。
营销费用包括购买第三方天然气和NGL的成本。该公司将与在拥有足够的生产和基础设施以充分利用产能(过剩产能)之前签订的产能相关的确定运输成本归类为营销费用，因为该公司正在向第三方营销这些过剩产能。公司有足够生产能力的固定运输(即使它可能因为价格更优惠的替代交货点而不使用运输能力)被视为未使用的能力，并在公司的综合经营报表上计入运输费用。
(o) | 递延收入 |
根据本公司的量产付款交易(“VPP”)的条款，本公司有责任在协议期限内从指定油井向最重要的特许权使用费拥有人交付若干数量的天然气。本公司已将VPP作为FASB ASC主题932项下的运输工具入账，采掘业--石油和天然气(“ASC 932”)，它要求将净收益记录为由于公司未来业绩义务而产生的递延收入。收入确认为在公司综合经营报表和全面收益(亏损)递延收入摊销的VPP期间使用生产单位法交付的数量。
(p) | 信用风险的集中度 |
该公司的收入主要来自向石油和天然气行业或公用事业行业的买家进行的无抵押销售。该公司的应收账款并未出现重大信贷损失。本公司对六一商品有限责任公司的销售额占
本公司的商品衍生产品组合亦面临信贷风险。这些衍生工具合约的交易对手在到期时的任何违约，都可能对公司的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。该公司有适当的经济对冲措施
有时，该公司在银行的现金可能超过联邦保险金额。
(q) | 所得税 |
本公司确认递延所得税资产及负债为所得税用途的NOL结转所产生的暂时性差额，以及财务报表与资产及负债的计税基础之间的差额。税法或税率变化的影响在税法或税率变化颁布期间在收入中确认。当管理层认为部分或全部递延所得税资产很可能无法变现时，递延所得税资产减值准备。2022年7月8日，宾夕法尼亚州颁布了新的税法，2023年1月1日起生效，降低了该州的企业所得税税率。由于税法的变化以及公司对宾夕法尼亚州分摊的变化，公司的递延所得税净负债减少了$
F-12
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
未确认的税收优惠代表着对以前提交的纳税申报单上的不确定税收头寸可能产生的未来税收义务，这些税收头寸最终可能无法维持。本公司在利息支出中确认与未确认的税收优惠相关的利息支出，并将与税收有关的罚款和罚款确认为所得税支出。
(r) | 公允价值计量 |
FASB ASC主题820，公允价值计量和披露澄清了公允价值的定义，建立了公允价值计量框架，扩大了公允价值计量的披露范围。本指引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，在企业合并中按公允价值计量的资产和负债、资产报废债务的初始确认以及已探明油气资产和其他长期资产的减值)。活的资产)。公允价值是本公司估计于计量日期在市场参与者之间的有序交易中出售资产或转移负债将收到的价格。公允价值层次结构用于对用于估计公允价值的估值技术的输入进行优先排序。受公允价值要求约束的资产或负债根据对公允价值计量重要的最低投入水平在层次结构中进行分类。本公司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，并考虑该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)给予未调整的、在活跃市场报价的市场价格，最低优先级(级别)3)被赋予不可观测的输入。第2级输入是数据，不包括在第2级中的报价。1、可直接或间接对资产或负债进行观察。使用二级投入进行估值的工具包括非交易所交易的衍生品，如场外交易-柜台商品固定价格掉期。用于计量这些工具的公允价值的估值模型考虑了各种二级投入，包括(I)商品的远期报价、(Ii)时间价值、(Iii)远期利率的报价、(Iv)标的工具的当前市场价格和合同价格、(V)本公司和交易对手的不履行风险，以及(Vi)其他相关经济指标。
(s) | 可报告的细分市场和地理信息 |
管理层评估了公司的组织和管理方式，并确定了以下领域：(I)天然气、NGL和石油的勘探、开发和生产；(Ii)营销和利用公司过剩的运输能力；以及(Iii)通过公司对Antero Midstream的股权法投资提供中游服务。有关更多资料，请参阅附注17-综合财务报表的可报告分项。
该公司的所有资产都位于美国，其几乎所有的生产收入都归因于位于美国的客户。然而，该公司的一些生产收入可归因于客户，这些客户随后将该公司的产品运输到国外转售或消费。
(t) | 每股普通股净收益(亏损) |
每股普通股净收益(亏损)-每个时期的基本收益(亏损)是通过将可归因于Antero的净收益(亏损)除以该时期的基本加权平均流通股数量来计算的。每股普通股净收益(亏损)-每期摊薄后计算，考虑到(I)使用库存股方法的已发行股权奖励和(Ii)使用IF-转换法转换2026年可转换票据时可发行的普通股股份的潜在摊薄。本公司将限制性股票单位(“RSU”)奖励、绩效股份单位(“PSU”)奖励及股票期权计入已发行的摊薄加权平均股份数目，而该等股份的计算依据是在期末亦为授予奖励所需的履约期结束时可发行的普通股数目。在本公司发生净亏损期间，由于所有股权奖励和2026年可转换票据的影响是反摊薄的，稀释后的加权平均流通股等于基本加权平均流通股。
F-13
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
以下是该公司普通股股东应占基本净收益(亏损)和稀释后每股普通股净收益(亏损)的对账(单位：千)：
截至十二月三十一日止的年度： | ||||||||||
| 2021 |
| 2022 |
| 2023 | |||||
Antero Resources Corporation-普通股股东应占净收益(亏损) | $ | ( | | | ||||||
补充：2026年可转换票据的利息支出 | — | | | |||||||
减去：2026年可转换票据利息支出的税收影响 | — | ( | ( | |||||||
Antero Resources Corporation应占净收益(亏损)-普通股股东和假定转换 | $ | ( | | | ||||||
每股普通股净利润（损失）-基本 | $ | ( | | | ||||||
每股普通股净利润（亏损）-稀释 | $ | ( | | | ||||||
加权平均已发行普通股-基本 | | | | |||||||
加权平均已发行普通股-稀释后 | | | | |||||||
以下是本公司基本加权平均流通股与上述期间稀释加权平均流通股的对账(以千股为单位)：
截至十二月三十一日止的年度： | |||||||
|
| 2021 |
| 2022 |
| 2023 |
|
已发行普通股基本加权平均数 | | | |
| |||
添加：RSU的稀释效果 | — | | |
| |||
添加：PSU的稀释效果 | — | | |
| |||
补充：2026年可转换票据的摊薄效应 | — | | | ||||
已发行普通股的摊薄加权平均数 | | | |
| |||
| |||||||
不计入每股普通股摊薄净收益(亏损)计算的已发行证券加权平均数(1): |
| ||||||
RSU | | | |
| |||
PSU | | | |
| |||
股票期权 | | | | ||||
2026年可转换票据 | | — | — | ||||
| (1) | 这些奖励的潜在稀释影响被排除在计算每股普通股净收益(亏损)-稀释后，因为纳入这些奖励将是反稀释的。 |
(u) | 库存股和股票退休 |
美国财政部的股票购买按成本入账。本公司注销通过股份回购获得的库存股，并将该等股票恢复为授权但未发行的状态。当库存股注销时，本公司的政策是将回购价格超出所购股份面值的部分首先分配给额外的实收资本，然后分配给留存收益(累计亏损)。可分配给额外实收资本的部分是通过应用一个百分比来确定的，该百分比是通过将待注销的股份数量除以已发行股份数量来确定的，减去截至注销时的额外实收资本余额。
(v) | 基于股权的薪酬 |
本公司根据估计授予日期的公允价值在财务报表中确认与所有基于股权的奖励相关的补偿成本。该公司是授权授予包括股票期权、股票增值权、限制性股票奖励、限制性股份单位奖励、绩效股份单位奖励、股利等值奖励在内的各类股权薪酬奖励。授予日期公允价值根据授予类型确定，并可利用授予日期的市场价格、Black-Scholes期权定价模型、蒙特卡罗模拟或其他可接受的估值方法，视基于股权的授予类型而定。补偿成本在适用的归属基础上按比例确认
F-14
目录表
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合并财务报表附注(续)
或服务期限。没收发生时，通过冲销以前确认的在此期间被没收的奖励的费用来计入没收。见附注9-综合财务报表的股权薪酬，了解有关公司股权薪酬的更多信息。
(w) | 最近采用或发布的会计准则 |
可转换债务工具
2020年8月，FASB发布了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中的现金转换模型，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31日之后开始的中期和年度报告期有效。本公司采用该准则于2022年1月1日生效，采用经修订的追溯过渡法，只影响采纳日未偿还的债务工具。
采用这一新标准后，该公司将美元重新分类。
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。本公司于2021年1月1日采用本ASU，并未对本公司合并财务报表产生实质性影响。
ASU 2023-09旨在改善所得税披露，主要是通过加强所得税税率对账项目的披露，以及对持续经营的收入(亏损)、所得税支出(福利)和支付的所得税、联邦、州和外国司法管辖区的净披露等进行分类。本ASU在12月后开始的年度报告期内有效。15,2024，并允许及早采用。ASU 2023-07应在前瞻性的基础上应用，但允许追溯应用。
可报告的细分市场
2023年11月，FASB发布了ASU第2023-07号，对可报告分部披露的改进(“ASU 2023-07”)。ASU 2023-07旨在主要通过加强对应报告部门费用的披露来改善应报告部门的披露。本ASU适用于2023年12月15日之后开始的年度报告期，以及2024年12月15日之后开始的会计年度内的中期。允许及早领养。ASU 2023-07要求追溯适用于财务报表中列报的以前所有期间。本公司正在评估ASU 2023-07将对合并财务报表及其采用计划产生的影响，包括采用日期.
(3)交易
(a) | 最高专营权费权益的转易 |
2020年6月15日，本公司宣布与第六街合伙公司(“第六街”)的一家关联公司完成一项交易，该交易涉及本公司现有资产基础(“Orris”)中的某些凌驾于专利权使用费权益。在这笔交易中，该公司将Orris捐赠给Martica，第六街贡献了$
F-15
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合并财务报表附注(续)
Orris包括一项压倒一切的版税权益
Orris还包括额外的压倒一切的特许权使用费权益
在第六街实现内部回报率之前
(b) | 钻探伙伴关系 |
2021年2月17日，Antero Resources宣布与Quantum Energy Partners的附属公司QL就公司2021至2024年的钻井计划建立钻探合作伙伴关系。根据协议的条款，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Antero Resources挖出的任何油井的工作权益。2021年至2024年，Antero Resources和QL同意公司每一年度资本预算的估计IRR，QL同意参与所有
根据安排条款，QL将出资开发资本
本公司已根据ASC 932将钻井伙伴关系作为一项运输入账，该等运输在综合财务报表中入账，因为QL在每口油井取得其按比例的营运权益。
F-16
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(4) 收入
(a) | 解聚收入的百分比 |
下表按收入类型和与之有关的可报告部门分列(千)。有关可报告分项的更多资料，请参阅综合财务报表附注17-可报告分项。
截至2013年12月31日止的年度， | |||||||||||
2021 | 2022 |
| 2023 |
| 可报告的细分市场 | ||||||
与客户签订合同的收入： | |||||||||||
天然气销售 | $ | | | | 勘探和生产 | ||||||
天然气液体销售(乙烷) | | | | 勘探和生产 | |||||||
天然气液体销售(C3+NGL) | | | | 勘探和生产 | |||||||
石油销售 | | | | 勘探和生产 | |||||||
营销 | | | | 营销 | |||||||
其他收入 | — | — | | 勘探和生产 | |||||||
与客户签订合同的总收入 | | | | ||||||||
衍生工具、递延收入和其他来源的收入(损失)，净额 | ( | ( | | ||||||||
总收入 | $ | | | | |||||||
(b) | 交易记录分配给剩余履约债务的价格 |
对于本公司合同期限超过一年的产品销售，本公司利用ASC 606中的实用工具，与客户签订合同的收入(“ASC 606”)，如果可变对价完全分配给完全未履行的履约义务，则不要求披露分配给剩余履约债务的交易价格。根据本公司的产品销售合同，交付给客户的每一单位产品代表一项单独的履约义务；因此，未来的成交量完全不能满足要求，不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。对于合同期限为一年或以下的公司产品销售，公司利用了ASC 606中的实际权宜之计，如果履行义务是合同的一部分，而合同最初的预期期限为一年或更短时间。
(c) | 合同余额 |
根据公司的销售合同，公司在履行其履行义务后向客户开具发票，此时付款是无条件的。 因此，公司的合同不产生合同资产或负债。 截至2022年和2023年12月31日，公司与客户合同的应收账款为 $
F-17
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(5)股权法投资
| (a) | 权益法投资汇总 |
截至2022年12月31日和2023年12月31日，安德纳拥有
下表列出了Anspel对未合并附属公司的投资对账（以千计）：
截至2021年12月31日的余额(1) | $ | | ||
未合并关联公司收益中的权益 | | |||
来自未合并附属公司的股息 | ( | |||
消除公司间利润 | | |||
截至2022年12月31日的余额(1) | | |||
未合并关联公司收益中的权益 | | |||
来自未合并附属公司的股息 | ( | |||
消除公司间利润 | | |||
截至2023年12月31日的余额(1) | $ | |
| (1) | 截至2022年和2023年12月31日，公司对Antarity Midstream的投资的公允价值为 $ |
| (b) | 焦虑中游财务信息汇总 |
下表列出了Anspel Midstream的财务信息摘要（以千计）：
资产负债表
12月31日， | |||||||
| 2022 |
| 2023 | ||||
流动资产 | $ | | | ||||
非流动资产 | | | |||||
总资产 | $ | | | ||||
流动负债 | $ | | | ||||
非流动负债 | | | |||||
股东权益 | | | |||||
总负债和股东权益 | $ | | | ||||
运营说明书
截至2013年12月31日止的年度， | |||||||||
| 2021 |
| 2022 | 2023 | |||||
收入 | $ | | | | |||||
运营费用 | | | | ||||||
营业收入 | | | | ||||||
净收入 | $ | | | | |||||
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(6)应计负债
应计负债包括以下项目（以千计）：
12月31日， | |||||||
| 2022 |
| 2023 |
| |||
资本支出 | $ | |
| | |||
收集、压缩、加工和运输费用 | | | |||||
营销费用 | | | |||||
利息支出，净额 |
| |
| | |||
生产税和从价税 | | | |||||
一般和行政费用 | | | |||||
应付衍生品结算 | | | |||||
其他 |
| |
| | |||
应计负债总额 | $ | |
| | |||
(7)长期债务
长期债务包括以下项目(以千计)：
十二月三十一日， | |||||||
| 2022 |
| 2023 |
| |||
信贷安排(a) | $ | | | ||||
| | ||||||
| | ||||||
| | ||||||
| | ||||||
本金总额 | | | |||||
未摊销债务发行成本 | ( | ( | |||||
长期债务 | $ | | | ||||
(a) | 优先担保循环信贷安排 |
Antero Resources与银行贷款人组成的财团拥有高级担保循环信贷安排。2021年10月26日，Antero Resources签订了经修订和重述的信贷安排. 信贷安排项下的借款须受基于Antero Resources资产抵押品价值的借款基准限制，并须定期每半年重新厘定。截至2022年12月31日和2023年12月31日，信贷安排的借款基数为$
信贷安排包含有关杠杆和流动比率的要求，以及某些契约，包括对我们产生债务的能力的限制，以及对我们支付股息的能力的限制，除非满足某些惯常条件，在每种情况下，均受惯常分拆和例外情况的限制。截至2022年12月31日和2023年12月31日，Antero Resources遵守了信贷安排下的所有财务契约。
2021年10月26日之前生效的信贷安排规定以替代基本利率或作为欧洲美元贷款(每个术语在协议中定义)借款。，2021年10月26日及之后生效的信贷安排规定以调整后期限SOFR、调整后每日简单SOFR或替代基本利率(各自定义见信贷安排)借款。信贷安排只提供利息支付，直至到期日，届时所有未偿还借款均到期。利息按浮动利率支付，利率基于LIBOR或替代基本利率(定义见协议)，由借款时的选择决定，加上2021年10月26日之前生效的信贷安排下的适用保证金利率。利息将根据SOFR或备用基本利率(由借款时的选择决定)加上信贷安排下于2021年10月26日或之后适用的保证金利率按浮动利率支付。借款时的利息由以下因素决定
F-19
目录表
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合并财务报表附注(续)
参考Antero Resources当时的当前杠杆率，但有某些例外情况。信贷安排未使用部分的承诺费按季度支付，费率为
截至2022年12月31日，Antero Resources在信贷安排下的未偿还余额为#美元
(b) |
2014年5月6日，Antero Resources发行了$
(c) |
2015年3月17日，Antero Resources发行美元
(d) |
2016年12月21日，Antero Resources发行美元
(e) |
2021年1月4日，Antero Resources发行了$
(f) |
2021年1月26日，Antero Resources发行了$
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目录表
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合并财务报表附注(续)
有关更多信息，请点击下面的链接。2029年的票据是无抵押的，在保证信贷安排的抵押品价值的范围内，实际上从属于信贷安排。2029年的债券与Antero Resources的其他未偿还高级债券并驾齐驱。2029年票据由Antero Resources的现有附属公司以全面及无条件及联名及若干优先无抵押基准提供担保，该等附属公司为信贷安排及其若干未来受限制附属公司提供担保。2029年发行的债券的利息将于每年2月1日和8月1日支付。Antero Resources可能在2024年2月1日或之后的任何时间赎回全部或部分2029年债券，赎回价格范围为
(g) |
2021年6月1日，Antero Resources发行了$
(h) |
2020年8月21日，Antero Resources发行了美元
初始转换率为：
| ● | 在2020年9月30日结束的日历季度之后开始的任何日历季度内(且仅在该日历季度内)，如果Antero Resources普通股的最后报告每股销售价格超过 |
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合并财务报表附注(续)
| 在上一个日历季度的最后一个交易日结束的天数(包括该天数)(“股价状况”); |
| ● | 在此期间 |
| ● | 如果Antero Resources在紧接赎回日期前的预定交易日交易结束前的任何时间，赎回任何或所有2026年可转换票据；或 |
| ● | 在发生管理2026年可转换票据的契约中规定的某些特定公司事件时。 |
从2026年5月1日起及之后，票据持有人可随时选择转换其2026年可转换票据，直至紧接到期日前第二个预定交易日的交易结束为止。
于转换后，Antero Resources可透过支付及/或交付(视属何情况而定)现金、Antero Resources普通股股份或现金与Antero Resources普通股股份的组合来履行其转换义务，支付方式及受管理2026年可换股票据契约所规定的条款及条件规限。2026年可转换票据已符合允许2026年可转换票据持有人于2023年12月31日行使其转换权的股价条件。
根据管理2026年可换股票据的契约条款，换股比率在某些情况下会有所调整。此外，在管理2026年可转换票据的契约中描述的某些企业事件发生在到期日之前之后，Antero Resources将提高与此类企业活动相关而选择转换其2026年可转换票据的持有人的转换率。
如果发生构成根本变化的某些公司事件，则票据持有人可要求Antero Resources以现金回购价格回购其2026年可转换票据，回购价格相当于将回购的2026年可转换票据的本金，外加截至(但不包括)基本变化回购日期的应计和未付利息(如果有)。根本性变化的定义包括涉及Antero Resources的某些业务合并交易以及与Antero Resources的普通股有关的某些退市事件。
发行时，本公司将2026年可换股票据的负债及权益部分分开入账。*负债部分按不含转换功能的同类债务工具的估计公允价值入账。*2026年可换股票据的本金金额与负债部分的估计公允价值之间的差额记为债务贴现，并按实际利率法摊销至2026年可换股票据期限内的利息开支及债务发行成本，实际利率为。
与2026年可转换票据发行相关的交易成本根据其相对公允价值分配给负债和权益部分。应占负债部分的发行成本计入综合资产负债表中的债务发行成本，并使用实际利息法在2026年可转换票据期限内摊销。应占权益部分的发行成本在综合资产负债表和股东权益表中计入额外实收资本的费用。
自2022年1月1日起，公司通过了ASU 2020-06，据此公司将2026年未偿还可转换票据的股权部分，扣除递延所得税和股权发行成本，从额外的实收资本重新分类为长期债务。见附注2--合并财务报表的主要会计政策摘要。
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目录表
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合并财务报表附注(续)
2026年可转换票据包括以下内容(以千为单位)：
十二月三十一日， | |||||||
2022 | 2023 | ||||||
本金 | $ | | | ||||
减去：未摊销债务发行成本 | ( | ( | |||||
账面净值 | $ | | | ||||
在2026年可转换票据上确认的与所述利率、债务折价摊销和债务发行成本相关的利息支出总计美元。
均等化、转化与诱因
均衡化
2021年1月12日，本公司完成登记直接发行(“1月份股票发行”)，发行总额为
于2021年5月13日，本公司完成登记直接发售(“五月股份发售”)，合共
转换和诱因
在截至2022年12月31日的年度内，
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目录表
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合并财务报表附注(续)
(i) | 债务回购计划 |
于截至2021年12月31日止年度内，本公司透过公开市场交易赎回或购回(I)剩余美元
于截至2022年12月31日止年度内，本公司透过先前披露的投标要约及公开市场交易赎回或购回(I)余下的
在截至2023年12月31日的年度内，没有债务赎回或回购。
(8)资产报废义务
下表列出了公司资产报废债务的对账情况(以千计)：
截至十二月三十一日止的年度： | |||||||
2022 | 2023 | ||||||
期初余额 |
| $ | |
| | ||
已发生的债务 |
| | | ||||
吸积费用 | | | |||||
清偿债务 | ( | ( | |||||
已售出财产的义务 | ( | — | |||||
对先前估计数的修订 | ( | ( | |||||
期末余额 | $ | | | ||||
对截至2022年12月31日和2023年12月31日的年度的先前估计数的修订主要是由于估计井下寿命的增加。资产报废债务包括在公司综合资产负债表的其他负债中。
(9)股权薪酬
2020年6月17日，Antero Resources股东批准了Antero Resources Corporation 2020年度长期激励计划(“2020计划”)，取代了Antero Resources Corporation长期激励计划(“2013计划”)，2020年计划自当日起生效。2020年计划规定授予股票期权(包括激励性股票期权)、股票增值权、限制性股票奖励、RSU奖励、既得股票奖励、股息等值奖励和其他基于股票和现金的奖励。授予奖励的条款和条件由Antero Resources董事会薪酬委员会制定。本公司及其联属公司的雇员、高级管理人员、非雇员董事及其他服务提供者均有资格获得2020年计划下的奖励。在2020年6月17日或之后，将不会根据2013年计划授予其他奖励。
2020年计划规定保留
F-24
目录表
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合并财务报表附注(续)
总计
Antero Midstream Partners的普通合伙人被授权授予
公司基于股权的薪酬支出按奖励类型如下(以千为单位)：
截至2013年12月31日止的年度， | ||||||||||
2021 |
| 2022 |
| 2023 |
| |||||
RSU奖 | $ | | | | ||||||
PSU奖项 | | | | |||||||
转换的AM RSU奖(1) | | | | |||||||
颁发给董事的股权奖励 | | | | |||||||
总费用 | $ | | | | ||||||
| (1) | Antero Resources确认根据2013年计划和AMP计划授予的股权奖励的补偿费用，因为AMP计划下的奖励被视为由Antero Midstream Partners分配给Antero Resources。Antero Resources根据其在Antero Resources劳动力成本中的比例份额，向Antero Midstream Partners分配与2019年3月13日(解除合并日期)之前的赠款相关的基于股权的薪酬支出的一部分。截至2023年12月31日，所有转换的AM RSU奖均已完全授予，可归因于这些奖励的剩余未摊销费用 |
本公司于截至2021年、2021年、2022年及2023年12月31日止年度的既有股权奖励的公允价值总额为
| (a) | 限制性股票单位奖 |
RSU奖励背心取决于服务要求的满足程度。与每个RSU奖励相关的费用在整个奖励的必要服务期内以直线方式确认。没收发生时，通过冲销以前确认的在此期间被没收的奖励的费用来计入没收。授予日这些奖励的公允价值是根据授予日Antero Resources普通股的收盘价确定的。于截至2021年、2021年、2022年及2023年12月31日止年度内授出的RSU的加权平均授出日期每股公允价值为$
RSU颁奖活动摘要如下：
加权 | ||||||
平均值 | ||||||
数 | 授予日期 | |||||
| 单位数 |
| 公允价值 |
| ||
授予和未授予的总数-2022年12月31日 | | $ | | |||
授与 | | | ||||
既得 | ( | | ||||
被没收 | ( | | ||||
授予和未授予的总数-2023年12月31日 | | $ | | |||
截至2023年12月31日，
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合并财务报表附注(续)
| (b) | 业绩分享单位奖 |
基于股东总回报的绩效股单位奖励
2018年，公司向其某些员工和高管授予PSU，其中一部分将根据公司的绝对TSR授予，如果Antero Resources的普通股每股价格达到
2019年，公司根据Antero Resources的绝对TSR向其某些员工和高管授予PSU，如果Antero Resources的普通股每股价格达到
2020年，公司根据Antero Resources的绝对TSR授予其某些高管PSU奖，这些TSR截至每个月的最后一天
此外，在2020年，本公司根据Antero Resources的TSR相对于某些同行公司的TSR授予其某些高管PSU，这些TSR截至每个月的最后一天
2021年，该公司向其某些高管授予了基于Anternal Resources截至每次最后一天确定的绝对TSB的授予的PFA奖励
F-26
目录表
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合并财务报表附注(续)
2022年，公司根据Antero Resources截至每个月最后一天确定的绝对TSR向其某些高级管理人员和高管授予PSU奖
此外，于2022年，本公司根据Antero Resources的绝对TSR授予其若干高级管理人员和高管PSU奖，该绝对TSR截至
2023年，公司根据Antero Resources截至每个月最后一天确定的绝对TSR向其某些高级管理人员和高管授予PSU奖
基于杠杆率的业绩份额单位奖励
于2021年，本公司根据本公司的总债务减去现金及现金等价物除以本公司的经调整EBITDAX(定义见授标协议)，授予其若干高管PSU
2022年，公司向其若干高级管理人员和高管授予PSU，这些PSU是根据公司总债务减去现金和现金等价物除以公司调整后EBITDAX(如奖励协议中的定义)而获得的，截至
F-27
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
此外，于2022年，本公司授予其若干高级管理人员及行政人员以本公司总债务减去现金及现金等价物除以本公司调整后EBITDAX(定义见授标协议)后，于每个年度最后一天厘定的PSU
2023年，公司向其若干高级管理人员和高管授予PSU，这些PSU是根据公司总债务减去现金和现金等价物除以公司调整后EBITDAX(如奖励协议中的定义)而获得的，截至
绩效分享单位奖励摘要信息
PSU活动摘要如下：
加权 | ||||||
平均值 | ||||||
数 | 授予日期 | |||||
| 单位数 |
| 公允价值 |
| ||
授予和未授予的总数-2022年12月31日 | | $ | | |||
授与 | | | ||||
既得(1) | ( | | ||||
授予和未授予的总数-2023年12月31日 | | $ | | |||
| (1) | 于截至2023年12月31日止年度内，根据绝对TSR及相对TSR于2020年批出的PSU均符合表现准则，以实现归属于 |
以市场为基础的PSU的授予日公允价值是使用蒙特卡洛模拟确定的，该模拟使用概率方法来估计授予的公允价值。预期波动源自一组同类上市公司历史股价的波动。无风险利率是根据零息美国政府债券的收益率确定的，剩余条款与PSU的服务期限相对应。股息收益率为
F-28
目录表
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合并财务报表附注(续)
下表提供了有关基于市场的PSU的加权平均公允价值以及用于确定公允价值的假设的信息：
截至2013年12月31日止的年度， | |||||||||||
| 2021 | 2022 | 2023 |
| |||||||
股息率 | — | % | — | % | — | % | |||||
波动率 | | % | % | | % | ||||||
无风险利率 | | % | % | | % | ||||||
授予的奖励的加权平均公允价值 | $ | | | | |||||||
截至2023年12月31日，
| (c) | 转换的AM RSU奖 |
由Antero Midstream Partners授予的幻影单位在满足服务要求的情况下授予，在完成后，Antero Midstream Partners的公共单位将交付给幻影单位的持有人。幻影单位还包含分配等价权，这使既有共同单位的持有人有权获得相当于Antero Midstream Partners在幻影单位奖归属期内支付的共同单位分配的“追赶”付款。出于会计目的，这些虚拟单位被视为Antero Midstream Partners将单位分配给Antero Resources。Antero Resources确认了补偿费用，因为这些单位被授予员工，部分费用分配给Antero Midstream Partners。与每个幻影单位奖励有关的费用是在整个奖励的必要服务期间以直线方式确认的。没收发生时，是通过冲销以前确认的、在此期间被没收的赔偿金的费用来入账的。授予日这些奖励的公允价值是根据授予日Antero Midstream Partners共同单位的收盘价确定的。
2019年3月12日，Antero Midstream董事会通过了AM计划，因此，AMP计划下的每个未完成的幻影单元都由Antero Midstream承担并转换为
转换后的AM RSU奖摘要如下：
加权 | ||||||
平均值 | ||||||
数 | 授予日期 | |||||
| 单位数 |
| 公允价值 |
| ||
授予和未授予的总数-2022年12月31日 | | $ | | |||
既得 | ( | | ||||
授予和未授予的总数-2023年12月31日 | — | $ | — | |||
截至2023年12月31日，所有已转换AM RSU奖项均已完全授予，导致 与未归属的已转换AM RSU奖励相关的未摊销股权补偿费用。
| (d) | 股票期权 |
根据2013年计划授予的股票期权的最长合同期限为
F-29
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
股票期权活动摘要如下：
加权 | |||||||||||
加权 | 平均值 | ||||||||||
平均值 | 剩余 | 固有的 | |||||||||
数 | 锻炼 | 合同 | 价值 | ||||||||
| 选项的数量 |
| 价格 |
| 生命 |
| (单位：千)(1) | ||||
未偿还-2022年12月31日 | | $ | | $ | — | ||||||
过期 | ( | | — | — | |||||||
未偿还-2023年12月31日 | | $ | | — | |||||||
保留-2023年12月31日 | | $ | | $ | — | ||||||
可行使-2023年12月31日 | | $ | | $ | — | ||||||
| (1) | 内在价值基于期权的行使价和Ansideal Resources普通股在参考日期的收盘价。 |
布莱克-斯科尔斯选择-定价模型用于确定股票期权授予日期的公允价值。 预期波动性源自同类上市公司股价的历史股价波动性，因为Ansideal Resources的普通股在期权授予之日的交易时间相对较短。 无风险利率是使用零的隐含收益率确定的-美国政府发行的息票，剩余期限接近期权的预期寿命。 股息收益率为
(10)公平值
截至2022年和2023年12月31日，应收账款和应付账款的公允价值接近市场价值，因为它们的短期-术语性质。 截至2022年和2023年12月31日，信贷融资项下未偿款项的公允价值接近公允价值，因为可变利率反映了当前的市场状况。
下表载列优先票据及2026年可转换票据的公允价值及公允价值（以千计）：
2022年12月31日 | 2023年12月31日 | ||||||||||||
| 公平 |
| 携带 |
| 公平 |
| 携带 | ||||||
价值(1) | 价值(2) | 价值(1) | 价值(2) | ||||||||||
2026年笔记 | $ | | | | | ||||||||
2029年笔记 | | | | | |||||||||
2030年笔记 | | | | | |||||||||
2026年可转换票据 | | | | | |||||||||
总计 | $ | | | | | ||||||||
| (1) | 公允价值基于2级市场数据输入。 |
| (2) | 公允价值扣除未摊销债务发行成本后呈列。 |
有关基于权益的奖励的公允价值的信息，请参阅合并财务报表的附注9-基于权益的补偿。有关衍生金融工具公允价值的资料，请参阅综合财务报表附注11-衍生工具。
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合并财务报表附注(续)
(11)衍生工具
本公司面临与其持续业务运营相关的某些风险，可能会使用衍生品工具来管理其大宗商品价格风险。此外，本公司定期签订包含嵌入式特征的合同，这些合同要求作为衍生品分开核算。
(a) | 商品衍生品头寸 |
该公司定期与交易对手签订天然气、天然气和石油衍生产品合同，以对冲与其生产相关的价格风险。这些衍生品不是为了交易目的而订立的。只要天然气、天然气液化石油气和石油的市场价格发生变化，该公司在这些未平仓合约上就面临市场风险。这种市场风险敞口一般被公司最终出售产品时确认的天然气、天然气和石油的市场价格变化所抵消。
本公司是截至十二月底止年度结算的各种固定价格商品掉期合约的订约方。31、2021、2022和2023。截至2023年12月31日，本公司无固定价格商品掉期合约。当管理层相信可以为公司的生产确保有利的未来销售价格时，公司就签订了这些掉期合同。根据这些掉期协议，当结算时的实际商品价格超过掉期合同提供的固定价格时，本公司向交易对手支付差额。当结算时的实际商品价格低于合同规定的固定价格时，公司从交易对手那里收到差额。此外，该公司已订立基差掉期合约，以对冲NYMEX指数价格与本地指数价格之间的差额。根据这些基准掉期协议，当结算时的实际商品价格超过掉期合同提供的固定价格时，本公司将从交易对手那里获得差额。当结算时的实际商品价格低于合同规定的固定价格时，本公司向交易对手支付差额。
公司的衍生品合同没有被指定为会计上的对冲；因此，所有的收益和损失都在公司的经营报表和全面收益(亏损)中确认。
该公司拥有与NYMEX定价挂钩的看涨期权和嵌入看跌期权，用于与公司在VPP物业中的留存权益相关的产量。认沽期权嵌入另一份合约内，由于嵌入认沽期权与其主合约并无明确及密切的关系，本公司将这项衍生工具分拆，并按公允价值在综合财务报表中反映。截至2023年12月31日，公司的看涨期权和嵌入看跌期权安排如下：
嵌入式 | ||||||||||||||
呼叫选项 | 看跌期权 | |||||||||||||
商品/结算期 |
| 索引 |
| 签约量 |
| 执行价 |
| 执行价 |
| |||||
天然气 | ||||||||||||||
2024年1月至12月 | 亨利·哈勃 | | MMBtu/天 | | /MMBtu | | /MMBtu | |||||||
2025年1月至12月 | 亨利·哈勃 | | MMBtu/天 | | /MMBtu | | /MMBtu | |||||||
2026年1月至12月 | 亨利·哈勃 | | MMBtu/天 | | /MMBtu | | /MMBtu | |||||||
截至2023年12月31日，该公司的天然气基差掉期头寸（结算哥伦比亚天然气传输管道（“NCO”）与NYMEX Henry Hub天然气价格的定价指数与基差）如下：
加权平均 | ||||||||||
商品/结算期 | 指数到基差 |
| 签约量 |
| 套期差价 | |||||
天然气 | ||||||||||
2024年1月至12月 | 从纽约商品交易所到总拥有成本 | | MMBtu/天 | | /MMBtu | |||||
此外，该公司还签订了一项互换协议，该协议赋予交易对手于2023年12月21日签订固定价格互换协议进行购买的权利，但没有义务
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合并财务报表附注(续)
截至2023年12月31日，公司对公司合并VIE Martica的固定价格掉期头寸如下：
加权 | ||||||||||
平均值 | ||||||||||
商品/结算期 |
| 索引 |
| 签约量 |
| 价格 | ||||
天然气 | ||||||||||
2024年1月至12月 | 亨利·哈勃 | | MMBtu/天 | | /MMBtu | |||||
2025年1月至3月 | 亨利·哈勃 | | MMBtu/天 | | /MMBtu | |||||
油 | ||||||||||
2024年1月至12月 | 西德克萨斯中质油 | | 桶/天 | | /bbl | |||||
2025年1月至3月 | 西德克萨斯中质油 | | 桶/天 | | /bbl | |||||
(b) | 摘要 |
下表概述了公司衍生工具的公允价值以及这些价值记录在综合资产负债表中的情况（单位：千）：
| 十二月三十一日， |
| |||||||
|
| 资产负债表位置 |
| 2022 | 2023 |
| |||
出于会计目的未指定为对冲的资产衍生品： |
|
|
|
| |||||
嵌入式衍生品-电流 | 衍生工具 | $ | | | |||||
嵌入式衍生品-非当前 | 衍生工具 |
| | |
| ||||
总资产衍生工具(1) |
|
| | |
| ||||
|
|
|
| ||||||
出于会计目的未指定为对冲的负债衍生品： |
|
|
| ||||||
大宗商品衍生品-当前 (2) | 衍生工具 |
| | |
| ||||
大宗商品衍生品-非流动 (2) | 衍生工具 |
| | |
| ||||
总负债衍生工具(1) |
|
| | |
| ||||
|
|
|
| ||||||
衍生品净负债 (1) | $ | ( | ( |
| |||||
| (1) | 衍生工具的公允价值使用第二级输入数据确定。 |
| (2) | 截至2022年12月31日，$ |
下表列出了已确认的衍生资产和负债的总值、根据与交易对手的主净额结算安排抵消的金额，以及截至呈列日期在综合资产负债表中呈列的由此产生的净金额，均按公允价值（以千计）计算：
2022年12月31日 | 2023年12月31日 | ||||||||||||||||||
净额 | 净额 | ||||||||||||||||||
毛收入 | 毛收入 | 资产 | 毛收入 | 毛收入 | 资产 | ||||||||||||||
金额 | 金额抵销 | （负债） | 金额 | 金额抵销 | （负债） | ||||||||||||||
| 公认的 |
| 公认的 |
| 资产负债表 |
| 公认的 |
| 公认的 |
| 资产负债表 | ||||||||
商品衍生资产 | $ | | ( | — | | ( | — | ||||||||||||
嵌入式衍生资产 | | — | | | — | | |||||||||||||
商品衍生品负债 | ( | | ( | ( | | ( | |||||||||||||
F-32
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
下表列出了衍生工具公允价值损益的摘要，以及该等价值记录在综合经营报表和全面收益（亏损）中的情况（单位：千）：
的声明 | ||||||||||||
运营 | 截至十二月三十一日止的年度： | |||||||||||
| 位置 |
| 2021 |
| 2022 |
| 2023 | |||||
商品衍生品公允价值收益（损失） (1) | 收入 | $ | ( | ( | | |||||||
内含衍生工具公允价值损益(1) | 收入 | ( | ( | | ||||||||
| (1) | 衍生工具的公允价值是使用第二级投入确定的。. |
截至2021年12月31日和2023年12月31日止年度的商品衍生工具公允价值收益(亏损)包括亏损#美元
本公司于上文附注11(A)所载商品衍生产品头寸反映若干天然气衍生产品于2021年及2023年提早结算后的成交量及经调整固定价格指数。
(12)租契
该公司租赁某些办公空间、加工厂、钻井平台和完井服务、天然气集输管线、压缩机站以及其他办公室和现场设备。初始租期为12个月或以下的租约被视为短期租约，不计入资产负债表。相反，短期租赁在租赁期内以直线基础在费用中确认。
大多数租约包括一个或多个
该公司的某些租赁协议包括基于生产量超过合同水平的百分比的最低付款，其他包括根据通货膨胀定期调整的租金付款。
本公司认为，合同中明示或默示拥有资产的所有合同均认为，本公司拥有该资产的几乎所有能力，并有权获得该资产的几乎所有经济利益，而出租人没有能力将该资产替代为租赁资产。对于被视为包括租赁资产的任何合同，该资产在合并资产负债表中作为使用权资产资本化，相应的租赁负债在合同开始之日按已知的未来最低付款的现值使用贴现率记录。租赁资产分类在记录之日确定为经营性资产或融资性资产，取决于合同的某些标准。
用于现值计算的贴现率是合同中隐含的贴现率。如果不能确定隐含利率，则在开始之日使用有担保的增量借款利率。当新租约开始或修改以前的租约时，现值计算中使用的贴现率为本期适用贴现率。
本公司已作出会计政策选择，采用按资产类别合并租赁及非租赁成分的实际权宜之计。这一权宜之计使本公司能够在租赁协议的非租赁部分不能很容易地从租赁付款中分离出来的情况下，将与租赁场所相关的非租赁部分，如房地产税、保险、维护和其他运营费用，与租赁协议的租赁部分按资产类别合并。目前，该公司仅将这一权宜之计应用于某些办公空间协议。
F-33
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
| (a) | 与租赁有关的补充资产负债表信息 |
公司的租赁资产和负债包括以下项目(以千计)：
12月31日， | |||||||||
租契 |
| 资产负债表分类 |
| 2022 |
| 2023 | |||
经营租约 | |||||||||
经营性租赁使用权资产： | |||||||||
加工厂 | $ | | | ||||||
钻机和完井服务 | | | |||||||
集气管线和压气站(1) | | | |||||||
办公空间 | | | |||||||
车辆 | | — | |||||||
其他办公室和现场设备 | | | |||||||
经营租赁使用权资产总额 | $ | | | ||||||
经营租赁负债： | |||||||||
短期经营租赁负债 | $ | | | ||||||
长期经营租赁负债 | | | |||||||
经营租赁负债总额 | $ | | | ||||||
融资租赁 | |||||||||
融资租赁使用权资产： | |||||||||
车辆 | $ | | | ||||||
融资租赁使用权资产总额 (2) | $ | | | ||||||
融资租赁负债： | |||||||||
短期融资租赁负债 | $ | | | ||||||
长期融资租赁负债 | | | |||||||
融资租赁负债总额 | $ | | | ||||||
| (1) | 集气管线和压气站包括$ |
| (2) | 融资租赁资产扣除累计摊销后记录 $ |
归类为租赁负债的加工厂、集输线和压缩机站根据ASC 842分类， 租契，因为Ansister（i）是资产的唯一客户，并且（ii）做出对资产经济绩效影响最大的决策。
F-34
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
| (b) | 与租赁相关的补充信息 |
与经营和融资租赁相关的成本计入综合财务报表如下（单位：千）：
截至2013年12月31日止的年度， | ||||||||||||||
成本 |
| 分类 |
| 位置 |
| 2021 |
| 2022 |
| 2023 | ||||
经营租赁成本 | 营运说明书 | 收集、压缩、加工和运输 | $ | | | | ||||||||
经营租赁成本 | 营运说明书 | 一般和行政 | | | | |||||||||
经营租赁成本 | 营运说明书 | 合同终止 | | | | |||||||||
经营租赁成本 | 营运说明书 | 租赁经营 | | | | |||||||||
经营租赁成本 | 资产负债表 | 已证明的性质(1) | | | | |||||||||
经营租赁总成本 | $ | | | | ||||||||||
融资租赁成本： | ||||||||||||||
使用权资产摊销 | 营运说明书 | 损耗、折旧和摊销 | $ | | | | ||||||||
租赁负债利息 | 营运说明书 | 利息支出 | | | | |||||||||
融资租赁总成本 | $ | | | | ||||||||||
短期租赁付款 | $ | | | | ||||||||||
| (1) | 与钻探和完工活动相关的资本化成本。 |
| (c) | 与租赁相关的补充现金流信息 |
下表列出了公司与租赁相关的补充现金流信息（单位：千）：
截至2013年12月31日止的年度， | |||||||||
2021 |
| 2022 |
| 2023 | |||||
为计量租赁负债所包括的金额支付的现金： | |||||||||
来自经营租赁的经营现金流 | $ | | | | |||||
融资租赁的营运现金流 | | | | ||||||
投资经营租赁产生的现金流 | | | | ||||||
融资租赁产生的现金流 | | | | ||||||
非现金活动： | |||||||||
以新的经营租赁义务换取的使用权资产 | $ | | | | |||||
经营租赁修改导致现有使用权资产和租赁义务增加（减少），净额 (1) | $ | | | ( | |||||
| (1) | 截至2021年12月31日止年度，重新计量的经营租赁的加权平均贴现率从 |
F-35
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
（d） 租赁负债的期限
下表是截至2022年12月31日运营和融资租赁负债未来最低付款额时间表（单位：千）：
经营租约 |
| 融资租赁 | 总计 | |||||||
2024 | $ | | | | ||||||
2025 | | | | |||||||
2026 | | | | |||||||
2027 | | | | |||||||
2028 | | | | |||||||
此后 | | | | |||||||
租赁付款总额 | | | | |||||||
减去：推定利息 | ( | ( | ( | |||||||
总计 | $ | | | | ||||||
（e） 租赁期限和折扣率
下表列出了公司加权平均剩余租期和贴现率：
2022年12月31日 | 2023年12月31日 | |||||||||
经营租约 |
| 融资租赁 | 经营租约 |
| 融资租赁 | |||||
加权平均剩余租期 | ||||||||||
加权平均贴现率 | | % | | % | | % | | % | ||
(F)第三方关联方租赁披露
本公司与Antero Midstream订有收集及压缩服务协议，包括：(I)日期为2019年12月8日的第二份经修订及重述的收集及压缩协议(“2019年收集及压缩协议”)；(Ii)Antero Midstream收购若干Marcellus收集及压缩资产的收集及压缩协议(“Marcellus收集及压缩协议”)；及(Iii)Antero Midstream收购若干Utica压缩机的压缩协议(“Utica压缩协议”，连同二零一九年收集及压缩协议及Marcellus收集及压缩协议，“收集及压缩协议”)。根据与Antero Midstream达成的采集及压缩协议，本公司已将其目前及未来在西弗吉尼亚州、俄亥俄州及宾夕法尼亚州的大部分土地拨作Antero Midstream的采集及压缩服务。2019年采集和压缩协议的初始期限到2038年，马塞卢斯采集和压缩协议将于2031年到期，而尤蒂卡压缩协议
根据集气及压缩协议，Antero Midstream收取每立方米的低压力收集费、每立方米的高压收集费及每立方米的压缩费用(视何者适用而定)，但须按CPI按年调整。如果公司要求Antero Midstream建造新的低压管道、高压管道和压缩机站，则2019年收集和压缩协议包含Antero Midstream选择的选项：(I)要求Antero Resources利用或支付的最低数量承诺
2019年收集和压缩协议包括一项增长激励费用计划，根据该计划，在截至2021年、2022年和2023年12月31日的年度内，在公司实现某些季度体积目标的情况下，降低低压收集费用。该公司在Antero Midstream收购的Marcellus收集和压缩资产下收集的吞吐量并未考虑在低压收集数量目标中。在初始合同期限结束时，2019年采集和压缩协议将年复一年地继续有效，直到协议终止，
F-36
目录表
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合并财务报表附注(续)
于协议生效日期周年日起生效，由本公司或Antero Midstream于
在截至2021年、2022年和2023年12月31日的年度，Antero支付的与这些协议有关的收集和压缩费用为#美元
(13)所得税
公司的所得税费用（福利）包括以下内容（以千计）：
截至十二月三十一日止的年度： | ||||||||||
| 2021 |
| 2022 |
| 2023 |
| ||||
当期所得税支出 | $ | | | | ||||||
递延所得税支出(福利) |
| ( |
| |
| | ||||
所得税支出(福利)合计 | $ | ( | | | ||||||
所得税费用（福利）与采用美国法定联邦所得税率计算的金额不同
截至十二月三十一日止的年度： | ||||||||||
| 2021 |
| 2022 |
| 2023 |
| ||||
联邦所得税支出(福利) | $ | ( | | | ||||||
州所得税费用（福利），扣除联邦影响 |
| ( |
| |
| | ||||
州税率变化，扣除联邦影响 | ( | ( | | |||||||
基于股权的薪酬 |
| |
| ( |
| ( | ||||
收到的股息扣除 | ( | ( | ( | |||||||
非控制性权益 | ( | ( | ( | |||||||
更改估值免税额 |
| |
| |
| ( | ||||
2026年可转换票据股权化和诱因的不可免赔损失 | | | | |||||||
其他 |
| |
| |
| | ||||
所得税支出(福利)合计 | $ | ( | | | ||||||
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目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
递延所得税反映了财务报告目的的资产和负债之间的暂时差异以及税法计量的此类金额的影响。 产生递延所得税资产和负债的暂时性差异的税务影响如下（单位：千）：
| 十二月三十一日， |
| |||||
2022 |
| 2023 | |||||
递延所得税资产： | |||||||
不结转 | $ | | | ||||
利息支出结转 | — | | |||||
基于股权的薪酬 | | | |||||
投资焦虑中游 | | | |||||
衍生工具的未实现亏损 | | | |||||
租赁负债 | | | |||||
资产报废义务和其他 | | | |||||
递延所得税资产总额 | | | |||||
估值免税额 | ( | ( | |||||
递延所得税资产，净额 | | | |||||
递延所得税负债： | |||||||
油气性质 | | | |||||
租赁使用权资产 | | | |||||
投资Martica | | | |||||
2026年可转换票据和其他 | | | |||||
递延所得税负债总额 | | | |||||
递延税项负债，净额 | $ | ( | ( | ||||
在评估递延所得税资产的变现能力时，管理层考虑部分或全部递延所得税资产是否将根据更可能的判断标准变现。递延所得税资产的最终变现取决于公司临时差额可扣除期间未来应税收入的产生情况。管理层在作出这项评估时，会考虑递延所得税负债的预定冲销、预计未来应课税收入及税务筹划策略。根据对递延所得税资产可抵扣期间未来应纳税所得额的预测，管理层认为本公司将不会实现某些可抵扣差额的好处，并已计入约$
在计算该公司的纳税义务时，涉及复杂的税收法律法规应用中的不确定因素。该公司对其认为经美国国税局或国家税务机关审查后更有可能持续的税务状况进行财务报表确认。该公司拥有
截至2023年12月31日，该公司在美国联邦和州的NOL结转金额为$
2020至2023年的纳税年度仍可接受美国国税局的审查。该公司及其子公司向各州税务机关提交纳税申报单，2019年至2023年的纳税年度仍可对这些申报单进行审查。
F-38
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
(14)承诺
下表列出了公司合同义务的未来最低付款时间表，其中包括截至2023年12月31日租期超过一年的租赁(以千为单位)：
正在处理中， | |||||||||||||||||||
聚集在一起， | |||||||||||||||||||
坚定 | 压缩 | 运营和 | 推定利息 | ||||||||||||||||
交通运输 | 和水务服务 | 融资租赁 | 就租约而言 | 其他 | |||||||||||||||
| (a) |
| (b) |
| (c) |
| (c) |
| (d) |
| 总计 |
| |||||||
2024 | $ | | | | | | | ||||||||||||
2025 | | | | | | | |||||||||||||
2026 | | | | | | | |||||||||||||
2027 | | | | | — | | |||||||||||||
2028 | | | | | — | | |||||||||||||
此后 | | | | | — | | |||||||||||||
总计 | $ | | | | | | | ||||||||||||
(a) | 公司运输 |
该公司已与各种管道签订了确定的运输协议，以促进其产品向市场交付。这些合同承诺该公司以商定的价格运输最低日天然气或天然气气体量，或按指定的预订费费率支付任何不足之处。此表中的金额基于公司按预订费费率计算的最低日销售量。表中的价值代表本公司承诺支付的总金额；然而，本公司将根据其营运利益在合并财务报表中记录其按比例分摊的成本。
(b) | 加工、收集、压缩和供水服务承诺 |
该公司签订了各种长期的天然气加工、收集、压缩和供水协议。其中某些协议被确定为租约。本栏目列出了非租赁协议下的最低付款义务。
表中的价值代表本公司承诺支付的总金额；然而，本公司将根据其营运利益在合并财务报表中记录其按比例分摊的成本。
(c) | 经营租赁和融资租赁，包括计入利息 |
该公司根据钻机和完井船队提供的服务合同、加工、收集和压缩服务协议以及办公室和设备租赁承担义务。表中的价值代表Antero Resources承诺支付的总金额；然而，公司将根据其工作利益在其财务报表中记录其按比例分摊的成本。有关本公司经营及融资租赁的更多资料，请参阅综合财务报表附注12-租赁。
(d) | 其他 |
公司签订了各种土地收购和供沙协议。其中某些协议包含各种条款的最低付款义务。表中的数值代表根据这些安排应支付的最低金额。这些协议都没有被确定为租约。
F-39
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
(E)合同终止
本公司因延迟或取消与第三方的某些合同而产生费用。这些费用记录在合同终止中，并列入业务报表和全面收益(损失)。2022年期间，该公司取消了史密斯堡2号天然气加工厂的建设，并支付了$
(15)或有事项
环境
2018年6月，本公司收到来自EPA第三区的违规通知(“11月”)，原因是该公司涉嫌违反联邦清洁空气法和西弗吉尼亚州实施计划。11月份声称，这些设施的燃烧装置不符合适用的空气许可要求。另外，于2018年6月，本公司收到环保局第三区根据《清洁空气法》第114(A)节提出的关于2017年9月检查的设施以及额外的Antero Resources设施的信息请求，以确定额外的设施是否存在2017年9月检查期间发现的相同的所谓合规问题。随后，西弗吉尼亚州环保局(“WVDEP”)和EPA第V区(包括俄亥俄州的设施)各自进行了检查，公司已分别从WVDEP和EPA第V区收到与EPA第III区正在调查的类似问题有关的NOV。公司继续与EPA和WVDEP谈判，以解决NOV和信息请求中指控的问题。公司在这些设施的运营没有暂停，管理层预计这些事项不会对公司的财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。
WGL
本公司与华盛顿燃气照明公司和WGL Midstream，Inc.(统称为“WGL”)卷入了多起合同纠纷，涉及公司于2016年1月开始输送天然气的2014年6月20日签署的确定天然气销售合同(“合同”)。2015年底，WGL声称合同中规定的天然气指数价格不再合适，并试图在合同中援引替代指数条款。这一争端已提交仲裁。2017年1月，仲裁小组作出了有利于该公司的裁决，认为合同中规定的天然气指数价格应保留。
2017年3月，WGL在科罗拉多州地区法院对该公司提起诉讼，声称该公司违反了合同义务，未能交付“TCO Pool”天然气，最终要求赔偿超过美元
其他
本公司在其正常业务过程中是各种其他法律程序和索赔的一方。本公司相信，其中某些事项将由保险公司承保，而其他事项的结果不会对本公司的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
F-40
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
此外，针对本公司和其他类似情况的同行运营商的未决诉讼可能会影响确定许可后期制作成本的金额的方法，以及已经并可能从特许权使用费支付中扣除的成本类型。虽然索赔金额可能很大，但我们无法确切预测此类索赔和诉讼的最终结果。最近收到了两起案件的裁决，该公司是其中的一方，原告声称，法院发现，某些后期制作成本可能无法扣除：西弗吉尼亚州的一起非集体诉讼和俄亥俄州的一起集体诉讼。在每一起案件中，被指控的损害都不是实质性的。公司将继续质疑在这些案件中达成的关于后期制作成本扣除的法律结论，并继续分析这些决定可能如何影响公司参与的其他案件。目前，公司无法预测这些问题最终可能如何解决，因此也无法估计可能导致的任何潜在损害。当法律责任可能存在且金额可合理估计时，本公司应计提诉讼、索偿及法律程序，而本公司目前并无就其待决诉讼事项应计任何重大金额。
(16)关联方
Antero Midstream的几乎所有收入过去和现在都来自与Antero Resources的交易。本公司可报告分部的经营业绩见合并财务报表附注17-可报告分部。
(17)应报告的细分市场
(a) | 可报告细分市场摘要 |
该公司位于美国的业务被组织成
勘探和生产
勘探和生产部门从事位于阿巴拉契亚盆地的天然气、NGL和石油资产的开发、生产、勘探和收购。该公司的目标是大型、可重复的资源区块，其中水平钻井和先进的压裂增产技术提供了从非常规地层经济地开发和生产天然气、NGL和石油的手段。
营销
在可行的情况下，公司购买和销售第三方天然气和NGL，并营销其过剩的公司运输能力，或聘请第三方代表公司进行这些活动，以优化这些运输协议的收入。
F-41
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
焦虑中游的股权法投资
该公司通过对Ansium Midstream的权益法投资获得中游服务。 Antaros Midstream拥有、运营和开发中游能源基础设施，主要为公司在阿巴拉契亚盆地的生产和完工活动提供服务。 Ansimmon Midstream的资产包括集输管道、压缩机站、加工和分离工厂的权益以及水处理资产。 Antero Midstream根据长期合同向Antero Resources提供中游服务。
(b) | 可报告分部财务信息 |
公司可报告分部的经营成果和资产情况如下（单位：千）：
截至2021年12月31日的年度 | |||||||||||||||
权益法 | |||||||||||||||
探索 | 投资于 | 消除 | |||||||||||||
和 | Antero | 未整合 | 已整合 | ||||||||||||
| 生产 |
| 营销 |
| 中游 |
| 附属公司 |
| 总计 | ||||||
销售和收入： | |||||||||||||||
第三方 | $ | | | | ( | | |||||||||
网段间 |
| | — | | ( | | |||||||||
总收入 | | | | ( | | ||||||||||
运营费用： | |||||||||||||||
租赁经营 | | — | — | — | | ||||||||||
收集、压缩、加工、运输和水处理 | | — | | ( | | ||||||||||
一般和行政 | | — | | ( | | ||||||||||
损耗、折旧和摊销 | | — | | ( | | ||||||||||
财产和设备减值 | | — | | ( | | ||||||||||
其他 | | | | ( | | ||||||||||
总运营费用 | | | | ( | | ||||||||||
营业收入(亏损) | $ | | ( | | ( | | |||||||||
未合并关联公司收益中的权益 | $ | | — | | ( | | |||||||||
分部资产的资本支出 | $ | | — | | ( | | |||||||||
截至2022年12月31日的年度 | ||||||||||||||||
权益法 | ||||||||||||||||
探索 | 投资于 | 消除 | ||||||||||||||
和 | Antero | 未整合 | 已整合 | |||||||||||||
| 生产 |
| 营销 |
| 中游 |
| 附属公司 |
| 总计 |
| ||||||
销售和收入： | ||||||||||||||||
第三方 | $ | | | | ( | | ||||||||||
网段间 |
| | — | | ( | | ||||||||||
总收入 | | | | ( | | |||||||||||
运营费用： | ||||||||||||||||
租赁经营 | | — | — | — | | |||||||||||
收集、压缩、加工、运输和水处理 | | — | | ( | | |||||||||||
一般和行政 | | — | | ( | | |||||||||||
损耗、折旧和摊销 | | — | | ( | | |||||||||||
财产和设备减值 | | — | | ( | | |||||||||||
其他 | | | | ( | | |||||||||||
总运营费用 | | | | ( | | |||||||||||
营业收入(亏损) | $ | | ( | | ( | | ||||||||||
未合并关联公司收益中的权益 | $ | | — | | ( | | ||||||||||
分部资产的资本支出 | $ | | — | | ( | | ||||||||||
F-42
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
截至2023年12月31日的年度 | ||||||||||||||||
权益法 | ||||||||||||||||
探索 | 投资于 | 消除 | ||||||||||||||
和 | Antero | 未整合 | 已整合 | |||||||||||||
| 生产 |
| 营销 |
| 中游 |
| 附属公司 |
| 总计 |
| ||||||
销售和收入： | ||||||||||||||||
第三方 | $ | | | | ( | | ||||||||||
网段间 |
| | — | | ( | | ||||||||||
总收入 | | | | ( | | |||||||||||
运营费用： | ||||||||||||||||
租赁经营 | | — | — | — | | |||||||||||
收集、压缩、加工、运输和水处理 | | — | | ( | | |||||||||||
一般和行政 | | — | | ( | | |||||||||||
损耗、折旧和摊销 | | — | | ( | | |||||||||||
财产和设备减值 | | — | | ( | | |||||||||||
其他 | | | | ( | | |||||||||||
总运营费用 | | | | ( | | |||||||||||
营业收入(亏损) | $ | | ( | | ( | | ||||||||||
未合并关联公司收益中的权益 | $ | | — | | ( | | ||||||||||
分部资产的资本支出 | $ | | — | | ( | | ||||||||||
截至2022年12月31日 | ||||||||||||||||
权益法 | ||||||||||||||||
探索 | 投资于 | 消除 | ||||||||||||||
和 | Antero | 未整合 | 已整合 | |||||||||||||
| 生产 |
| 营销 |
| 中游 |
| 附属公司 |
| 总计 | |||||||
对未合并关联公司的投资 | $ | | — | | ( | | ||||||||||
总资产 | | | | ( | | |||||||||||
截至2023年12月31日 | ||||||||||||||||
权益法 | ||||||||||||||||
探索 | 投资于 | 消除 | ||||||||||||||
和 | Antero | 未整合 | 已整合 | |||||||||||||
| 生产 |
| 营销 |
| 中游 |
| 附属公司 |
| 总计 |
| ||||||
对未合并关联公司的投资 | $ | | — | | ( | | ||||||||||
总资产 | | | | ( | | |||||||||||
(18)附属担保人
Antero Resources的高级票据由Antero Resources的现有子公司无条件全面担保，这些子公司为信贷安排提供担保。*倘若附属担保人被出售或处置(不论是透过合并、合并、出售足够数量的股本，使其不再有资格成为Antero的“附属公司”(定义见管限票据的契诺)或出售其全部或几乎所有资产(租赁除外))，而不论附属担保人是否该等交易中尚存的实体予并非Antero或Antero的受限制附属公司的人士，则该附属担保人在出售或其他处置不违反管限票据的契诺的情况下，将获解除其附属担保人的责任。
此外，附属担保人在解除或解除产生担保的其他债务(定义见管辖票据的契约)时，将被免除其在契约及其担保下的义务，但因或因根据该担保付款而免除或清偿债务除外；如果Antero指定该附属公司为不受限制的附属公司，而该项指定符合票据契约的其他适用条款，或与任何契约失效、法律失效或票据的清偿及清偿有关。
F-43
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
下表汇总了Antero作为母公司及其担保人子公司的财务信息(单位：千)。本公司的全资子公司不受限制向本公司进行分销。
资产负债表 | |||||||
12月31日， | |||||||
2022 | 2023 | ||||||
流动资产 | $ | | | ||||
非流动资产 | | | |||||
总资产 | $ | | | ||||
应付帐款、关联方 | $ | | | ||||
其他流动负债 | | | |||||
流动负债总额 | | | |||||
非流动负债 | | | |||||
总负债 | $ | | | ||||
运营说明书 | |||||||
截至的年度 | |||||||
2023年12月31日 | |||||||
收入 | $ | | |||||
运营费用 | | ||||||
营业收入 | | ||||||
净利润和综合利润（包括非控股权益） | | ||||||
归属于Antero Resources Corporation的净利润和综合利润 | $ | | |||||
(19)有关石油和天然气生产活动的补充信息（未经审计）
下表列出了有关公司综合石油和天然气生产活动（以千计）的补充信息。 所示金额包括该公司在其所有石油和天然气资产中的净营业权益。
(a) | 与石油和天然气生产活动有关的资本化成本 |
截至2013年12月31日的一年， |
| ||||||
| 2022 |
| 2023 |
| |||
已证明的性质 | $ | | | ||||
未证明的性质 |
| |
| | |||
油气总物性 |
| |
| | |||
累计耗竭 |
| ( |
| ( | |||
净资本化成本 | $ | | | ||||
(b) | 某些石油和天然气活动产生的成本 |
截至2013年12月31日的一年， | ||||||||||
| 2021 |
| 2022 |
| 2023 |
| ||||
采购成本： | ||||||||||
未经证实的财产 | $ | | | | ||||||
开发成本 |
| | | | ||||||
勘探成本 |
| | | | ||||||
已发生的总成本 | $ | | | | ||||||
F-44
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
(c)石油和天然气生产活动的经营成果
截至2013年12月31日的一年， |
| |||||||||
| 2021 |
| 2022 |
| 2023 |
| ||||
收入 | $ | | | | ||||||
运营费用： | ||||||||||
生产费用 |
| | | | ||||||
勘探费 |
| | | | ||||||
耗尽 |
| | | | ||||||
未经证实的财产的损坏 |
| | | | ||||||
所得税费用前的经营业绩 |
| | | | ||||||
所得税费用 |
| ( | ( | ( | ||||||
行动的结果 | $ | | | | ||||||
(d) | 石油和天然气储量 |
截至12月底止年度的已探明油气净储量。2021年、2022年和2023年由本公司的储备工程师编制，并由DeGolyer和MacNaughton(“D&M”)利用本公司汇编的数据进行审计。在估计已探明储量、预测未来产量和未来开发成本的时间方面存在许多固有的不确定性。此外，对新发现的储量的估计比对有生产历史的资产的储量估计更不准确。因此，随着获得更多信息，这些估计数可能会发生变化。所有的储备都位于美国。
已探明储量是指地质和工程数据合理确定地证明，在各自年末的现有经济和运营条件下，未来几年可从已知油气藏中开采的石油、凝析油、天然气和天然气的估计数量。已探明开发储量是指利用现有设备和作业方法，通过现有油井有望开采的储量。该公司使用前一年收到的平均价格估计已探明储量
已探明的未开发储量包括与生产井相距超过一个偏移位置、相当确定包含已探明储量的钻井地点，以及计划在
F-45
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
下表列出了所指期间探明储量和已探明已开发储量和已探明未开发储量净数量的变化情况。这些信息包括该公司在石油和天然气资产储量中的特许权使用费和净营运权益份额。
|
|
| 石油和 |
|
| ||||
天然气 | NGL | 凝析油 | 等价物 | ||||||
(Bcf) |
| (MMbbl) |
| (MMbbl) |
| (Bcfe) | |||
探明储量： | |||||||||
2020年12月31日(1) | | | | | |||||
修订版本 | | | | | |||||
扩展、发现和其他添加 | | | | | |||||
生产 | ( | ( | ( | ( | |||||
销售额 | ( | ( | ( | ( | |||||
2021年12月31日(1) | | | | | |||||
修订版本 | | | ( | | |||||
扩展、发现和其他添加 | | | | | |||||
生产 | ( | ( | ( | ( | |||||
2022年12月31日(1) | | | | | |||||
修订版本 | | | — | | |||||
扩展、发现和其他添加 | | | | | |||||
生产 | ( | ( | ( | ( | |||||
2023年12月31日(1) | | | | |
| (1) | 截至2021年12月31日，Martica非控股权益的已证明准备金为 |
|
|
| 石油和 |
|
| ||||
天然气 | NGL | 凝析油 | 等价物 | ||||||
(Bcf) |
| (MMbbl) |
| (MMbbl) |
| (Bcfe) | |||
已探明的已开发储量： | |||||||||
2021年12月31日(1) | | | | | |||||
2022年12月31日(1) | | | | | |||||
2023年12月31日(1) | | | | | |||||
已探明的未开发储量： | |||||||||
2021年12月31日(2) | | | | | |||||
2022年12月31日(2) | | | | | |||||
2023年12月31日(2) | | | | |
| (1) | 截至2021年12月31日，Martica非控股权益已证明已开发储量为 |
| (2) | 截至2021年12月31日，Martica非控股权益的已证明未开发储备为 |
截至2021年、2022年和2023年12月31日止年度已证实储量的重大变化包括以下内容：
2021年已证明的储备变化
| ● | 扩展、发现和其他添加 |
| ● | 净上调 |
F-46
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
| o | 净上调 |
| o | 净上调业绩修正 |
| o | 向上修订 |
| o | 向上修订 |
| ● | 出售储备 |
2022年已证明的储备变化
| ● | 扩展、发现和其他添加 |
| ● | 净上调 |
| o | 对先前估计的净上调 |
| o | 净上调 |
| o | 向上修订 |
| o | 向上修订 |
2023年已证明的储备变化
| ● | 扩展、发现和其他添加 |
| ● | 净上调 |
| o | 对先前估计的净上调 |
| o | 净上调 |
| o | 向下修订 |
(e) | 贴现未来净现金流的标准化衡量 |
与已探明石油和储量有关的标准化措施是根据ASC 932的规定编制的。未来的现金流入是通过应用历史
未来生产及开发成本指假设现有经济状况持续下去，因开发及生产已探明储量而产生的估计未来开支(按当前成本计算)。未来所得税支出是通过将法定所得税税率应用于与本公司相关的税前净现金流量之间的差额来计算的
F-47
目录表
安特罗资源公司
合并财务报表附注(续)
已探明储量和已探明油气属性的征税依据。此外，在计算未来所得税支出时使用了可用的NOL结转和替代最低税收抵免的影响。由此产生的年度现金净流入随后使用
下表列出了可归因于公司已探明储量的未来现金流量折现净额的标准化计量方法(单位：百万)：
截至2013年12月31日的一年， | ||||||||||
| 2021 |
| 2022 |
| 2023 |
| ||||
未来现金流入 | $ | | | | ||||||
未来生产成本 |
| ( | ( | ( | ||||||
未来开发成本 |
| ( | ( | ( | ||||||
未来所得税前净现金流量 |
| | | | ||||||
未来所得税支出 |
| ( | ( | ( | ||||||
未来净现金流 |
| | | | ||||||
| ( | ( | ( | |||||||
未来净现金流量贴现的标准化计量(1) | $ | | | | ||||||
| (1) | Martica非控股权益未来现金流量贴现的标准化计量为$ |
该公司使用以下12个月加权平均价格来估计其总当量储量（根据Mcfe）：
截至2013年12月31日的一年， | ||||||||||
2021 |
| 2022 |
| 2023 | ||||||
12-月加权平均价格 |
| $ | |
| |
| | |||
(f) | 贴现未来净现金流标准化衡量标准的变化 |
根据ASC 932的规定编制的与已证实的石油和天然气储量相关的标准化措施的变更如下（单位：百万）：
截至2013年12月31日的一年， | ||||||||||
| 2021 |
| 2022 |
| 2023 |
| ||||
石油和天然气销售，扣除生产成本 | $ | ( | ( | ( | ||||||
价格和生产成本的净变动 (1) |
| | | ( | ||||||
本期发生的开发费用 |
| | | | ||||||
未来开发费用净变动 |
| ( | ( | ( | ||||||
扩展、发现和其他添加 |
| | | | ||||||
资产剥离 | ( | — | — | |||||||
对先前数量估计数的修订 |
| | | | ||||||
折扣的增加 |
| | | | ||||||
所得税净变动 |
| ( | ( | | ||||||
时间和其他方面的变化 |
| | | ( | ||||||
净增加(减少) |
| | | ( | ||||||
年初 |
| | | | ||||||
年终(2) | $ | | | | ||||||
| (1) | 价格和生产成本的净变化是在考虑未来所得税费用之前计算的。 标准化措施包括未来所得税费用 $ |
| (2) | Martica非控股权益的标准化衡量标准是 $ |
F-48