カタログ表

アメリカです
アメリカ証券取引委員会

ワシントンD.C.，20549

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表10-K

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委員会公文書：001-36120

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Antero資源会社

(登録者の正確な氏名はその定款に記載)

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(303) 357-7310

(登録者の電話番号、市外局番を含む)

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この法により第12(G)節に登録された証券：なし.

登録者がルールで定義されている有名な経験豊富な発行者であれば、チェックマークで表示してください証券法第405条⌧ はい、そうです ◻*いいえ

登録者が第13節または第9節に基づいて報告書を提出する必要がない場合は、再選択マークで示してください同法案の第15(D)項◻ はい、そうです⌧ 違います。

再選択マークは、登録者が、(1)過去12ヶ月以内(または登録者がそのような報告の提出を要求された短い期間内)に、1934年の証券取引法第13または15(D)節に提出されたすべての報告書を提出したかどうか、および(2)過去90年間にそのような提出要件に適合しているかどうかを示す何日ですか⌧ はい、そうです ◻*いいえ

登録者がS-Tルール405条(本章232.405節)によって提出を要求した各インタラクションデータファイルを前12年以内に電子的に提出したかどうかをチェックマークで示す3ヶ月(または登録者は、そのようなアーカイブのより短い期間の提出を要求されています)⌧ はい、そうです ◻*いいえ

登録者が大型加速申告会社，加速申告会社，非加速申告会社，小さな報告会社，あるいは新興成長型会社であることを再選択マークで示す。取引法第12 b条2項では、“大型加速申告会社”、“加速申告会社”、“小申告会社”、“新興成長型会社”の定義を参照されたい。

新興成長型企業であれば、登録者が延長された移行期間を使用しないことを選択したか否かを再選択マークで示し、取引所法第13(A)節に提供された任意の新たまたは改正された財務会計基準を遵守する☐

証券が同法第12条(B)に基づいて登録されている場合は，登録者の財務諸表が以前に発表された財務諸表の誤り訂正を反映しているか否かを示すチェックマークを適用する☐

これらのエラーのより真ん中に登録者の任意の実行者が関連回復中に第240.10 D−1(B)条に従って受信されたインセンティブベースの補償に従って回復分析を行う必要があるかどうかを再選択マークで示す☐

登録者が空殻会社であるか否かをチェックマークで示す(規則第312 B条で定義されているように−同法案の第2条)☐ はい、そうです⌧*いいえ

登録者が報告書を提出したかどうかを再選択マークで示し、その経営陣が“サバンズ-オクスリ法案”(“米国連邦法典”第15編、第7262(B)節)第404(B)条に基づいてその財務報告の内部統制の有効性を評価したことを証明する。この評価は、その監査報告書を作成または発行する公認会計士事務所によって行われる⌧

2023年6月30日現在，すなわち登録者が最近終了した第2財期の最終営業日であり，登録者の非関連会社が保有する投票権のある普通株の総時価は約$である5.420億ドル、Antero Resources Corporation普通株に基づいて同日ニューヨーク証券取引所で発表された終値は1株23.03ドル。

2024年2月9日現在登録者発行普通株式数(単位：千)：303,568

参考書類：登録者年度株主総会依頼書は，登録者の財政年度終了後120日以内に第14 A条の規定に従って提出され，その内容の一部が参考方式で本年度報告第III部分の表格10−Kに組み込まれる.

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常用用語語彙

以下は、本文書で使用されるいくつかの用語の縮約および定義であり、いくつかの用語は、石油および天然ガス産業で一般的に使用される

“2026年に換算可能な手形”2026年9月1日に満期となる4.25%転換可能優先債券。

“Antero Midstream”Antero Midstream社

“ASC。“会計基準を編集する。

“アリゾナ州立大学です。“会計基準が更新された。

“盆地です。“地球表面の大きな天然凹地は、堆積物は通常水によってもたらされ、ここに堆積している。

“Bblです。1つの貯蔵タンク、液体体積は42ガロンであり、ここでは原油、凝縮油、液化石油ガス或いは水を指す。

“Bbl/d。” 一日に一回です。

“Bcf。“10億立方フィートの天然ガスです

“bcf/d。”Bcf/日。

“Bcff.10億立方フィートの天然ガス当量は、1バレルの石油、凝縮油、またはNGLから6000立方フィートの天然ガスに変換された。

“BTU“イギリス製熱量単位。

“C 3+NGL。” エタンを含まない天然ガス液体は，主にプロパン，イソブタン，n−ブタン，天然ガソリンからなる。

“成し遂げる“掘削された油井を処理し，天然ガスや石油を生産するための恒久的な設備を設置する過程，あるいはドライウェルの場合には，適切な機関に廃棄状況を報告する。

“CPI。”消費者物価指数。

“信用手配“全体的に言えば、2021年10月26日までの有効な優先保証循環信用手配と2021年10月26日以降の有効な優先保証循環信用手配。

“副署長と補佐署長“損耗、減価償却、償却。

“画定する“油貯蔵の異なる部分に複数の井戸を配置して、その境界と生産特徴の過程を決定する。

“開発された栽培面積“生産井または生産可能な井のエーカー数に割り当てられるか、または割り当てることができる。

“開発井“石油や天然ガス貯蔵層の解明された領域では，生産可能な地層の奥に既知の井戸が掘削されている。

“干井“十分な量の炭化水素を生産できない油井が発見されたため、このような生産を販売する収益は生産費用や税収を超えている。

“環境保護局です。“アメリカ環境保護局。

“ESG。環境、社会、そしてガバナンス。

“井戸を掘る“探井は，明らかにされていない天然ガスや石油埋蔵量に分類されていない井戸を発見·生産するために掘削し，以前に別の油蔵で天然ガスや石油を生産する油田で新たな油ガス貯蔵を発見したり，既知の石油埋蔵量を拡大したりすることが発見された.

“FASBです。“財務会計基準委員会。

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“FERCです。“連邦エネルギー管理委員会。

“フィールド.フィールド“1つ以上のダムからなる地域では，これらのダムは同一の地質構造特徴や地層条件に集中しているか，あるいはそれに関連している。このフィールド名は、地表および地下の生産層を同時に指すことができるが、表面積を意味する。

“形成する“隣接岩とは異なる明らかな特徴を持つ岩。

“淡水です。“(I)混合操作を含む未処理淡水または(Ii)処理された生産水または還流水。

“公認会計基準”アメリカで認められている会計原則。

“総エーカーか総井戸“1つの土地または井戸の総面積(状況に応じて決まる)、その中には土地または井戸がある。

“温室効果ガスです。“温室効果ガス。

“水平掘削“井戸をある深さまで垂直に掘削し、次いで、所定の間隔で垂直方向に対して約85度~95度の水平経路に沿って掘削することを特徴とする掘削技術。

“炭化水素”炭素と水素のみを含む有機化合物

“国税局”アメリカ合衆国国税局

“合弁企業“この合弁企業は2017年2月6日にAntero Midstream Partners LP(Antero Midstream Partners LP)の完全子会社Antero Midstream Partners LPとMPLX，LPの完全子会社MarkWestによって設立され、アパラチアの加工と分留資産を開発した。

“液体を豊富に含む“熱価は少なくとも1立方メートル当たり1100 Btuの天然ガスである。

“液化石油ガス“プロパンとブタンからなる液化石油ガス

“MarkWest“MarkWest Energy Partners，L.P.

“マティカ” Martica Holdings LLC.

“Mbbl“1000バレルの原油、凝縮油、またはNGL。

“マクフ“1000立方フィートの天然ガスです

“マクフィー“1000立方フィート天然ガス当量、液体換算等量天然ガスの比率は、石油1バレル対6立方フィート天然ガスの比率である。

“MMbbbl。100万バレルの原油、凝縮油、NGL。

“MMBtu“100万ポンドの熱量単位です

“MMBtu/d“毎日MMBtuです。

“MMCF“100万立方フィートの天然ガスです

“Mmcf/d.“毎日のMMcf。

“MMcfe“100万立方フィートの天然ガス当量は、1バレルの石油、凝固油、またはNGLと6000立方フィートの天然ガスに変換された。

“MMcFe/d“毎日のMMcfe。

“純エーカー“土地占有者が一定数の総エーカーまたは特定の土地で占有する総エーカーのパーセンテージ。100エーカーの土地50%の流動権を持つ所有者は50エーカーの純地を所有する。

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“きれいな井戸“所有者は作業権益によって所有されている油井所有権の割合に基づいている。1つの油井の50%の作業権益を持つ所有者は0.50個の純油井を持っている。

“NGL“天然ガスの液体です天然ガスで発見された炭化水素は，エタン，プロパン，イソブタン，n−ブタン，天然ガソリンなどの純度製品として抽出することができる。

“ニューヨーク商品取引所“ニューヨーク商品取引所です。

“潜在井位“私たちは既存の栽培面積で総位置を掘削することができるかもしれない。実際の掘削活動は変化する可能性があり、資本の可用性、監督管理許可、季節的制限、天然ガス、NGLと原油価格、コスト、掘削結果とその他の要素に依存する。

“多収型井戸“十分な量の炭化水素を生産できることが発見された油井であり、その販売収益は生産費及び税収を超えている。

“展望“地質、地球物理或いはその他のデータ、及び合理的に予想される価格とコストを利用した初歩的な経済分析により、商業炭化水素を発見する潜在力を有する特定の地理区域があると考えられている。

“埋蔵量が明らかになりました“既存の設備や作業方法の下で、既存の油井で採掘できる埋蔵量。

“埋蔵量が明らかになった“地質と工事データは合理的に確定的に証明し、現有の経済と運営条件下で、今後数年は既知の石油貯蔵層から商業的に採掘できる天然ガス、天然ガス液化天然ガスと石油の推定数量を証明する。

“未開発埋蔵量が明らかになった”あるいは“PUD。埋蔵量は、掘削面積のない新しい油井や、再完成するために比較的大きな支出が必要な既存の油井から回収されることが明らかになった。

“PV-10“石油や天然ガス埋蔵量で使用する場合，PV−10とは，非財産的要因に影響を与えることなく，米国証券取引委員会規則で計算された年平均価格を用いて，推定生産量，将来開発，廃棄コストを差し引いた後，明らかにされた埋蔵量の生産から発生する推定未来毛収入である関連費用は、米国証券取引委員会のガイドラインに基づき、年間割引率10%で現在値に割引されている。太陽光発電-10公認会計基準に従って計算される財務計量ではなく、一般に、将来の純収入に及ぼす所得税の影響を含まないので、最も直接比較可能な公認会計基準財務計量基準計量とは異なる。太陽光発電でもありません10 NOR標準化措置は、天然ガスおよび石油資産の公平な市場価値の推定値を表します。私たちは業界他社とPV-10を測定基準として使用し、会社が持っている明らかになった埋蔵量の相対規模と価値を比較し、このような実体の具体的な税務特徴を考慮しない。

“ダム.ダム“採取可能な石油および/または天然ガスの自然凝集を含み、不透過性岩石または水バリアによって制限され、他の貯蔵層から分離された多孔質浸透性地下地層。

“アメリカ証券取引委員会”アメリカ証券取引委員会です。

“高級ノート。”つまり、2025年3月1日に満期となった5.00分の優先債券、2026年7月15日に満期となった8.375分の優先債券、2029年2月1日に満期となった7.625分の優先手形、および2030年3月1日に満期となる5.375分の優先手形(場合によります)。

“間隔.間隔“同じ貯蔵層の油井間の距離。井距離は通常エーカー単位で表され、例えば40エーカーの井距離、すなわち2つの水平井脚間の距離は、通常監督機関によって決定される。

“標準化測定“年末に埋蔵量を明らかにする将来の生産量推定に年末価格を適用することで推定された将来の現金流量純額を割引する。将来の現金流入から期末コストに基づく推定将来の生産·開発コストを差し引いて前金を決定する現金流入に課税する。将来所得税は、適用されれば、法定税率を超過に適用することで天然ガスと石油資産に対する現金流入課税は私たちの税金ベースを超えている。将来所得税後の現金純流入は10%の年間割引率を用いて割引される。

“露天価格“商品先物契約の1日当たり決済価格、例えば天然ガス、天然ガス、石油の決済価格。ロット価格は、特定の商品が指定された未来の日付で販売可能な価格を表し、これは、将来のその日の実際の市場価格を表すことができないかもしれない。

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“入れ替わる。“指定された将来の日に固定価格交換を義務化するのではなく、所有者に権利を提供する手段。

“Tcf“1兆立方フィートの天然ガスです

“Tcfe“1兆立方フィートの天然ガス当量は1バレルの石油、凝固油またはNGLと6千立方フィートの天然ガスに変換された。

“未開発面積“未掘削あるいは完成油井のレンタル面積は、この面積にすでに明らかにされた埋蔵量が含まれているかどうかにかかわらず、商業数量の天然ガス、天然ガスと石油を生産することができる。

“VIE。”可変利息実体。

“仕事の利益“財産テナントに天然ガスまたは他の鉱物を探査、生産し、所有する権利を付与する。運営権益所有者は現金、罰金或いは入金方式で探査、開発及び運営コストを負担する。

“WTI“西テキサス中質油軽質低硫黄原油。

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前向きな陳述に関する警告的声明

本年度報告におけるForm 10−Kに関するいくつかの情報には、改正された1933年証券法第27 A条(“証券法”)と、改正された1934年証券取引法第21 E条(“取引法”)が指す“前向き陳述”が含まれている可能性がある。Form 10-K年度報告に含まれる歴史的事実に関する陳述を除いて、私たちの戦略、将来の運営、財務状況、予想収入と損失、予想コスト、見通し、計画、管理目標に関するすべての陳述は前向きな陳述である。“可能”、“仮定”、“予測”、“立場”、“予測”、“戦略”、“予想”、“予定”、“計画”、“見積もり”、“予想”、“信じ”、“プロジェクト”、“予算”、“潜在的”または“継続”などの語彙、および同様の表現は、すべての前向き表現がこのような標識的語彙を含むわけではないが、前向き表現を識別するために使用される。投資家はこれらの展望性陳述を考慮する時、本年報10-K表中のリスク要素と他の警告的陳述を肝に銘じなければならない。*これらの前向きな陳述は、現在利用可能な情報に基づいて、将来のイベントに対する管理層の現在の結果およびタイミングの信念に基づいています。私たちの実際の結果がこのような前向きな陳述予想の結果と大きく異なる可能性がある要素は、以下のことを含む

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私たちは投資家に、これらの展望的陳述は私たちの業務に付随するすべてのリスクと不確定性の影響を受け、その中の大多数のリスクと不確定性は予測が困難であり、多くのリスクと不確定性は私たちの制御範囲を超えていることを想起させる。*これらのリスクには、商品価格変動、インフレ、サプライチェーンまたは他の中断、掘削、完全井戸および生産設備およびサービスの利用可能性およびコスト、環境リスク、掘削および完了およびその他の運営リスク、マーケティングおよび輸送リスク、規制変化または法的変化、天然ガス、NGLと石油埋蔵量の推定、および将来の生産量、キャッシュフローの予測および資本獲得の内在的不確実性、開発支出のタイミング、私たち株主間の利益衝突、地政学的および世界衛生事件の影響、ネットワークセキュリティリスク、市場状況および獲得可能性が含まれています。質量炭素補償およびタイトル“項目1 a”で後述する他のリスクが確認された。10-K表の“リスク要因”。

埋蔵量工事は地下天然ガス、天然ガスと石油埋蔵量を推定する過程であり、これらの埋蔵量は正確な方式で測定できない。*任意の埋蔵量推定の正確性は、利用可能なデータの品質、これらのデータの解釈、および油貯蔵エンジニアによる価格およびコスト仮定に依存します。また、掘削、テスト、生産活動の結果、あるいは大口商品価格の変化は、以前に推定された改訂が合理的であることを証明することができるかもしれない。もし意味が大きいなら、そのような修正は追加的な生産と掘削開発のすべてのスケジュールを変えるだろう。そのため，埋蔵量推定は最終的に採掘される天然ガス，天然ガス，石油の数と大きく異なる可能性がある。

本年度報告に記載された10−Kテーブルの1つまたは複数のリスクまたは不確実性が発生した場合、または潜在的な仮定が正しくないことが証明された場合、私たちの実際の結果および計画は、任意の前向き陳述で表現された結果および計画と大きく異なる可能性がある。

本年度報告にForm 10−K形式で含まれるすべての前向き陳述は，明示的であっても黙示されていても，そのすべてが本警告声明によって明確に制限されている。この警告声明はまた、私たちまたは私たちを代表する人が発表する可能性のある任意の後続の書面または口頭前向き声明と一緒に考慮されなければならない。

法律の適用に別途要求がない限り、本年度報告がForm 10−K形式で公表された後のイベントまたは状況を反映するために、いかなる前向きな陳述も更新する義務はありません。

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リスク要因をまとめる

大口商品価格

埋蔵量

業務運営

顧客集中度と信用リスク

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仕入先リスク

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買収·剥離·接収

資本構造と資本獲得経路

規則を守る

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第1部

第1項及び第2項業務及び物件

私たちの会社と組織構造は

Antero Resources Corporation(単独では“Antero”と呼ぶ)とその合併子会社(“Antero Resources”、“会社”、“私たち”、“私たち”または“私たち”)は、アパラチア盆地に位置する天然ガス、NGL、石油資産の開発、生産、探査、買収に従事している。同社の目標は大型、重複可能な資源ブロックであり、その中で水平掘削と先進的な圧裂増産技術は非常規地層から天然ガス、NGLと石油を経済的に開発と生産する手段を提供した。十二月までです2023年3月31日まで、私たちはアパラチア盆地に主に西バージニア州とオハイオ州に位置し、約515，000エーカーの天然ガス、天然ガス、石油資産を持っている。私たちの会社はコロラド州デンバー市に本社を置いています。

Antero Midstreamの所有権

Antero Midstreamは成長志向の中流エネルギー会社で、設立の目的は中流エネルギー資産の所有、運営、開発であり、主にアパラチア盆地での完成と生産活動に奉仕している。Antero Midstreamの資産には，収集システムと圧縮施設，水処理·混合施設，加工·分留工場の権益があり，これらの施設を通して，Antero Midstreamは長期契約に基づいてサービスを提供してくれている。

Antero MidstreamはAntero Midstreamに大きな影響を与えるが，制御ではないため，Antero Midstreamに興味がある。したがって、私たちはAntero Midstreamで私たちの権益を計算するために権益会計方法を使用する。2023年12月31日現在、Antero Midstream 29.0%の普通株を持っている。

一般情報

次の表は，日付と表示された時期までの我々のアパラチア盆地天然ガス，NGL，石油資産の選定データ要約を提供している。

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12月末までの年度2023年3月31日現在、私たちの総合資本支出総額は11億ドルで、そのうち掘削と完井支出は9.09億ドル、レンタル増加支出は1.48億ドル、その他の資本支出は1500万ドルである。2023年12月31日までの1年間に70個の純水平井を完成させた。私たちの2024年の純資本予算は7.25億から8億ドルだ。私たちの予算には、掘削と完成のための6億5千万~7億ドル、リース支出に7500万~1億ドルが含まれている。私たちは賃貸買収以外の買収に予算を立てません。2024年、私たちはアパラチア盆地で45~50個の純水平井を完成させる予定だ。私たちは定期的に私たちの資本支出を審査し、流動性、掘削結果、レンタル買収機会と大口商品価格に基づいて予算とその分配を調整します。

企業戦略と競争優位

経験豊富な管理チーム

私たちの管理チームは長年協力し、非通常資源ゲームを実行する上で成功した記録を作成した。私たちのチームの天然ガス資源の画定と開発の経験を利用して、主に私たちの既存の長年のプロジェクト在庫を利用して、私たちの埋蔵量と生産を開発していくつもりです。

強力な貸借対照表と持続可能なレバレッジ状況

私たちは持続可能なレバレッジ状況の維持を含む強力な貸借対照表を維持することに集中している。2022年12月31日と2023年12月31日現在、私たちの総債務はそれぞれ12億ドルと15億ドルです。我々の未返済債務及び債務協定のさらなる情報は、付記7-総合財務諸表の長期債務及び“項目7.経営層の財務状況及び経営結果の検討及び分析−資本資源及び流動資金−債務協定”を参照されたい。

集中的で持続的な資産基盤で、十分な出前能力を持っています

私たちは長期ポートフォリオを作りました低地質リスクと再現性のある既居住物件と考えられる。私たちの掘削機会はアパラチア盆地に集中していて、そこには大量の液体が豊富な場所がある。また、コア運営地域の主要パイプで十分な長期会社出前能力を得て、現在の発展計画に適応し、私たちの生産を異なる市場に移しています。

総合業務プラットフォーム

我々は，(I)天然ガス，天然ガスおよび石油の探査，開発および生産，(Ii)過剰なマーケティング会社の輸送能力，および(Iii)Antero Midstreamへの権益法投資による中流サービスの提供，を申告しなければならない業務を経営している。当社の業界部門業務をさらに検討するために、総合財務諸表付記17-報告可能分部を参照してください。

持続的な改善と責任ある管理文化

我々は，我々のESG目標を発展させ，実現し，我々の環境管理目標をさらに実現するための基礎となる改善された文化に取り組んでいる。革新、協力、技術、そして有意義な目標を作ることは、私たちの安全記録を改善し、Antero Midstreamと協力して、私たちの還流と生産水の大部分を回収または再使用し、さらに私たちの業務全体の温室効果ガス排出強度を下げることを約束します。私たちは、発展途上国にエネルギー安全を提供し、より温室効果ガス密集型の燃料源の代わりにエネルギー転換の鍵であると信じています。私たちは、低炭素の未来の目標を支援するための私たちの役割を受け入れ、過去の温室効果ガス削減努力に基づいてさらに努力することを求めています。2022年のESG報告書によると、私たちのサイトで調べることができますWww.anteroresource ces.com/esg我々のESG目標に関するより多くの情報と、これらの目標の達成を支援するための我々の具体的な取り組みとが含まれる我々のサイト上の2022年ESG報告書およびその他の情報は、本年度報告書10-Kフォームまたは米国証券取引委員会に提出された他の文書には含まれておらず、これらの文書の一部でもない。また、温室効果ガス排出に関するより多くの情報は、“-環境·職業安全·健康事項の規制”を参照されたい。私たちの業務運営に関連するリスク·不確定要因については、“項目1 A.リスク要因”を参照されたい。

ヘッジ計画

私たちはヘッジ保証計画を利用して大口商品価格の変動を緩和し、状況が許可された場合に私たちが予想するいくつかの未来のキャッシュフローを保護することができる。しかし、私たちの流動性とレバレッジ状況が過去の水準に比べて改善されたため、私たちのヘッジの予想生産量の割合は大幅に低下した。私たちのヘッジ計画には、商品の固定価格スワップ、ベーススワップ、カラー、または私たちの生産に関連する他の価格リスクに関連する類似のツールが含まれている可能性があります。また，我々の合併後のVIE Marticaは天然ガス，NGL，石油のヘッジ契約を締結しており，このような契約の収益と損失は完全にMarticaの非持株権益に起因している。2023年12月31日までに、公正価値を推定します

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私たちの商品純派生契約には、3700万ドルの負債がある。詳細については、総合財務諸表付記11-派生ツールを参照されたい。

資産売却

仲間関係を探る

2021年2月17日、2021年から2024年までの掘削計画を実現するために、量子エネルギーパートナー会社(Quantum Energy Partners)の付属会社QL Capital Partners(“QL”)と掘削パートナー関係を構築することを発表した。手配された条項によると、QLが参加するのは年に1回の分割払いを代表し、QLはこの分割払い年度内に私たちが掘った任意の油井の作業権益を獲得する。2021年から2024年まで、各年度の資本予算の推定内部収益率(IRR)に同意し、QLは全4年度分に参加することに同意した。私たちは油井を選択することを含む、すべての関連する掘削計画を制定して管理する。また，年ごとの分割払いについては，譲渡，売書，譲渡書を締結し，これらの譲渡書によると，QLはその年度の油井杭ごとに比例した作業利息率を得ることになり，この譲渡書は回復の影響を受けないであろう。

協定条項によると、QLは2021年、2022年と2023年にそれぞれ油井スラリーに20%、15%と15%の開発資本を提供し、2024年に油井スラリーに20%の開発資本を提供し、この資金金額はこのような油井におけるQLの比例運営権益を代表する。さらに、QLの毎年の内部収益率がいくつかの特定のリターンを超える場合、QLの一次支払いの繰越を受ける可能性があり、これらのリターンは10月31日よりも早く決定されず、各年度終了後の12月1日に決定されるよりも遅くないであろう。2022年12月31日と2023年12月31日までの数年間に、それぞれ2021年と2022年の利息2900万ドルを受け取りました。毎年例年期間のすべての油井は単独の年次バッチとなる。毎年度予算金額の特定の割合を超える資本コストと予算額以下のコスト節約は私たちが負担します。前の言葉に加えて、QLは、一連の油井に含まれる任意の油井について、コストおよび負債における作業利益シェアに責任を負う義務があり、そのような油井のライフサイクル内にそのような油井に関連する収入の作業利益シェアを得る権利がある。より多くの情報は、付記3-連結財務諸表の取引を参照されたい。

私たちの不動産と運営は

埋蔵量

下表は，部分エタンの回収と拒否を想定して作成した2022年12月31日と2023年12月31日までの推定埋蔵量をまとめたものである。エタンが加工工場で廃棄されると，ガス流中に残され，メタンガスとともに販売される。

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埋蔵量が明らかになった

我々が推定した明らかになった埋蔵量の変化(単位：Bcfe)を次の表にまとめた

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アパラチア盆地の圏定と開発掘削拡大と発見された413個のBcfeが埋蔵量を明らかにした。以前に推定された814 Bcfeの修正は、私たちの所有権権益を増加させるために846 Bcfeを上方修正することを含むが、私たちの埋蔵量予測および運営コスト推定値の変化によって32 Bcfeを下方修正し、この影響を部分的に相殺する。454 Bcfeの5年間開発計画の改訂には、先に明らかにされた未開発物件を698 Bcfeに上方修正することが含まれているが、これは、当社の5年間の発展計画に追加され、明らかにされていない物件に再分類され、一部は下方修正244 Bcfeによって相殺され、これらの位置は、初期予約後5年以内に明らかにされた埋蔵量として開発されていないからである。81 Bcfeの価格改定は、天然ガス、天然ガス、石油価格が2つの時期の間に低下したためだ。2023年12月31日までの見通し明らか埋蔵量は合計18.1 Bcfeで、2022年12月31日より2.0%増加した。

未開発埋蔵量が明らかになった

未開発埋蔵量は，従来明らかにされていた埋蔵量総表に含まれていることが明らかになった。以下の表は，我々が推定した未開発埋蔵量の変化(単位：Bcfe)をまとめたものである

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アパラチア盆地の圏定と開発掘削では，413個の明らかにされた未開発埋蔵量が拡大·発見された。以前に推定された470 Bcfeの修正は、我々の所有権権益を増加させるために605 Bcfeを上方修正することを含むが、主にエタン回収に関連する135 Bcfeの下方修正部分は、この影響を相殺する。501 Bcfeの5年間発展計画の改訂には、先に明らかになった未開発物件を745 Bcfeに上方修正することが含まれており、これらの物件は当社の5年間の発展計画に加入していて物件の再分類が明らかにされていないが、下方改訂244 Bcfeは下向改訂244 Bcfeに相殺されているが、これらの地点は予備予約後5年間で明らかにされた埋蔵量として開発されていない

2023年12月31日までの年間で，1，432個のBcfe，あるいは未開発埋蔵量の33%を明らかにした開発埋蔵量に変換し，6.85億ドルの掘削と完井コストを発生させた。2023年12月31日現在、我々は開発コストのために2.71億ドルを追加支出しており、主に掘削および未完成油井および未開発分類が明らかになった物件に関連しており、総合財務諸表付注19-石油と天然ガス生産活動に関する補足資料が開示されているような開発コスト総額は9.56億ドルである。2023年12月31日現在，我々が明らかにした未開発埋蔵量の開発に関する将来の開発コストは18億ドル，あるいは今後5年間の1立方メートルあたりの開発コストは0.42ドルと見積もられている。私たちは、私たちの保守資本計画を支援するために、私たちの取締役会によって検討された5年間の開発計画を維持しています。開発計画は、我々の未掘削井位在庫の中で最も高いリスク調整リターン率を有する油井に資本が分配されることを確保するために、年に1回審査される。2023年12月31日までのストリップ定価によると、経営活動が提供する純現金は、将来の開発コストに資金を提供するのに十分であると信じている。私たちは引き続き掘削リースで井戸を画定し、現在の賃貸地位に基づいて建設を続けていますが、私たちが明らかにした未開発埋蔵量も引き続き掘削していきます。“第1 A項参照。リスク要因である我々が予想している未開発埋蔵量の開発にはより長い時間がかかる可能性があり，現在予想されているよりも高いレベルの資本支出が必要かもしれない。したがって，我々が予想している未開発埋蔵量は最終的に開発や生産されない可能性が明らかになった

2023年12月31日現在，4598エーカーの純賃貸エーカーが推定されており，その中には未開発埋蔵量が明らかにされている毛井(16本の純井)が144本含まれており，掘削予定前に更新する必要がある。その中には契約を更新するオプションがあり、再交渉が必要なものもある。現在の賃貸許可と支払い延期のオプションによると、4598エーカーの土地を更新する潜在コストは1700万ドルと推定されます。明らかにされた337個のBcfe未開発埋蔵量はこれらのレンタル約と関連している

カタログ表

歴史的には、契約更新の成功率は高く、予定された掘削日までにこの土地のすべての賃貸契約を基本的に更新できると予想されています。我々の従来の契約更新の成功率から，未開発埋蔵量のうち17個のBcfeのリースを更新できない可能性が予想される。

予定された掘削日までにこれらの賃貸契約を更新できなければ、これらの地点での未開発純埋蔵量は減少することが明らかになった。

備蓄金見積数の作成

2021年12月31日現在、2021年、2022年、2023年までの不明な埋蔵量推定は、本年度報告の表10に含まれていますKは我々の内部準備エンジニアが石油評価エンジニア協会が発表した石油工程と評価基準および米国証券取引委員会が策定した定義とガイドラインに基づいて作成した。これらの明らかな埋蔵量推定は、私たちの独立エンジニアDeGolyerとMacNaughton(“D&M”)によって監査された。D&M 2023年12月31日までの備蓄まとめ報告コピーは，本年度報告の添付ファイル99.1としてForm 10−Kの形で提出されている。Dilhan ilkさんは、テキサス州の登録専門エンジニアであり(ライセンス番号139334)、石油エンジニア協会のメンバーであり、石油貯蔵研究と埋蔵量評価に関して10年以上の経験を持っています。イルクさん2003年、イスタンブールの技術大学を卒業し、石油工学の学士号を取得し、2005年にテキサス大学で石油工学の修士号を、2010年にテキサス大学の石油工学哲学の博士号を卒業しました。当社の埋蔵量試算監査を監督する技術者は、石油エンジニア協会が公布した“石油と天然ガス埋蔵量情報推定と監査基準”の資格、独立性、客観性とセキュリティに関する要求に適合している。

著者らの内部石油エンジニアと地球科学専門家はD&Mと密接に協力し、埋蔵量監査過程中に著者らの独立備蓄エンジニアに提供したデータの完全性、正確性と適時性を確保した。我々の技術チームは定期的にD&Mと面会し，物件を審査し，埋蔵量推定を準備するための方法と仮定を検討した。私たちの内部で準備された埋蔵量の推定と関連報告は、私たちの上級副社長-埋蔵量、計画、および中流W.パトリックAshによって審査され、承認された。アッシュさんは、2019年6月以降、準備、計画、中流階級の上級副社長を務めてきました。これまで、2017年12月から2019年6月まで総裁副局長であるダム工事計画を担当してきた。2017年12月までAshさんはUltra Petroleumで6年間勤務しており、経営職の責任がますます大きくなり、最近では開発副社長として職務を担当しています。このポストで、彼は石油貯蔵プロジェクト、地球科学、企業工学グループを指導した。2001年から2011年にかけて、AshさんはDevon Energy、NFR Energy、Encana Corporationでエンジニアリング部門に勤めています。Ashさんは、テキサスA&M大学で石油工学の学士号、セントルイスワシントン大学のMBA号を取得しています。

我々の上級管理職および取締役会はまた、李さんと共に、我々の埋蔵量推定および関連報告を検討しますアーシュと私たちの技術者の他のメンバーですまた、私たちの上級管理職は、四半期ごとに埋蔵量の重大な変化を明らかにし、承認しました。

潜在井戸の位置を確定する

我々が決定した潜在的油井位置とは、2023年12月31日までに明らかにされた、可能性または可能な埋蔵量が米国証券取引委員会の定価に基づく位置を意味する。

生産、価格、コストの歴史

天然ガス、NGL、石油は大口商品であり、私たちが生産する価格は市場需給の関数であることが大きい。私たちの製品に対する需要は一般的な経済条件、天気、その他の季節条件の影響を受けます。天然ガス、天然ガス、または石油の供給が多すぎるか少なすぎるかは価格の大幅な変動を招く可能性がある。大口商品価格の大幅あるいは持続的な下落、あるいは掘削結果が良くないことは、私たちの財務状況、経営業績、キャッシュフロー、経済的に生じる可能性のある備蓄数量及び私たちの資本市場に入る能力に重大な悪影響を与える可能性がある。“プロジェクト”を参照1 A.リスク要因である天然ガス、NGLと石油価格の変動、あるいは天然ガス、NGLと石油価格が長期的に下位にあることは、私たちの業務、財務状況あるいは経営結果、資本支出義務と財務承諾を履行する能力に悪影響を及ぼす可能性がある“と述べた

カタログ表

探査、生産、マーケティングの細分化市場

次の表に12月末までの年度の我々の生産量，実現済み価格，生産コストの情報を示す31、2021、2022、2023。価格計算に関する他の情報は、“項目”の情報を参照してください7.経営陣の財務状況および経営結果の検討および分析

栽培面積

次の表は、2023年12月31日現在、私たちが所有している権益の開発済みと未開発総面積のいくつかの情報を示しています。*当社の開発面積の大部分は、信用保証スケジュールの保持権によって制限されています。*私たちのアパラチア盆地の純栽培面積の88%程度は生産量によって保有されています。特許権使用料，すべてを圧倒する特許権使用料と他の類似利益に関する面積はこの表には含まれていない.

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生産井

2023年12月31日現在，我々は1，798本の毛産井と1，637本の純生産井を有しており，これらの井はいずれもアパラチア盆地に位置する天然ガス井である。純油井は総油井に占める私たちの割合の合計を反映している。

カタログ表

掘削活動

次の表に2021年，2021年，2022年，2023年12月31日までの年間掘削と完成した油井掘削活動の結果を示す。*総油井は、アパラチア盆地の歴史的掘削活動を含む権益を持つ油井の数を反映しています。純油井は総油井での私たちの仕事の利益の合計を反映している。