美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格10-K
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根据《1934年证券交易法》第13或15（d）条提交的年度报告 |
截至2025年12月31日止财政年度 |
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或 |
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根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的过渡报告 |
委托档案号001-36120
（在其章程中指明的注册人的确切名称）
特拉华州 |
80-0162034 |
科罗拉多州丹佛Wynkoop街1615号 |
80202 |
(303) 357-7310
（注册人的电话号码，包括区号）
根据该法第12（b）节登记的证券： |
||||
根据该法第12（g）节注册的证券：无。
如果注册人是《证券法》第405条所定义的知名且经验丰富的发行人，请用复选标记表示。◻无
如果根据该法第13条或第15（d）条，注册人没有被要求提交报告，请用复选标记表示。◻有丨否
用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交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天内是否已遵守此类提交要求。◻无
用复选标记表明注册人在过去12个月内（或要求注册人提交此类文件的较短期限内）是否以电子方式提交了根据S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交的每个交互式数据文件。◻无
通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速过滤器 |
加速披露公司◻ |
非加速披露公司◻ |
较小的报告公司☐ |
新兴成长型公司☐ |
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》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）节进行登记的，请用复选标记表明备案中包括的登记人的财务报表是否反映了对先前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表明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官根据§ 240.10D-1（b）在相关恢复期间收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见法案第12b-2条）。☐是丨否
用复选标记表明注册人是否已就编制或出具审计报告的注册会计师事务所根据《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C.7262（b））第404（b）节对其财务报告内部控制有效性的评估提交报告和证明。⌧
根据当天纽约证券交易所报告的Antero Resources Corporation普通股收盘价每股40.28美元计算，截至2025年6月30日，即注册人最近完成的第二财季的最后一个工作日，注册人的非关联公司持有的有表决权的普通股的总市值约为117亿美元。
截至2026年2月6日注册人已发行普通股的股份数量（单位：千）：308,525
以引用方式并入的文件：根据条例14A在注册人财政年度结束后120天内提交的注册人年度股东大会代理声明的部分内容以引用方式并入本年度报告第III部分的10-K表格。
常用词汇表
以下是本文件中使用的某些术语的缩写和定义，其中一些通常用于石油和天然气行业：
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。
Antero Midstream。Antero Midstream Corporation。
Antero Midstream合作伙伴。Antero Midstream Partners LP，为Antero Midstream的全资附属公司。
ASC。会计准则编纂。
ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. ASU. AS会计准则更新。
盆地。地球表面的一种大型自然洼地，通常由水带来的沉积物在其中积聚。
英国石油公司。1个库存罐桶，42美加仑液体体积，在此用于参考原油、凝析油、NGLs或水。
bbl/d. bbl每天。
BCF。十亿立方英尺的天然气。
每日BCF/d. BCF。
BCFE。10亿立方英尺的天然气当量与一桶石油、凝析油或NGLs转化为6 mCF的天然气。
BTU。英国热量单位。
C3 + NGLs。不含乙烷的天然气液体，主要由丙烷、异丁烷、普丁烷和天然汽油组成。
完成。处理一口钻井的过程随后安装永久设备以生产天然气或石油，或在干孔的情况下，向适当机构报告放弃。
CPI。消费物价指数。
信贷便利。视情况需要，（i）于2024年7月30日之前的任何日期，根据日期为2021年10月26日的第六次经修订和重述信贷协议提供的高级有担保循环信贷融资，以及（ii）于2024年7月30日及之后，根据日期为2024年7月30日的经修订和重述信贷协议提供的高级无担保循环信贷融资。
DD & A。损耗、折旧和摊销。
划定。在一个储层的各个部分放置若干口井以确定其边界和生产特征的过程。
开发面积。分配或可分配给生产井或能够生产的井的英亩数。
发展良好。在石油或天然气储层的探明区域内钻探到已知有生产力的地层层位深度的井。
干孔。一口井被发现无法生产足够数量的碳氢化合物，以至于出售此类产品的收益超过了生产费用和税收。
环保署。美国环境保护署。
ESG。环境、社会和治理。
探井。为发现和生产未被归类为探明的天然气或石油储量而钻探的井，在先前发现的另一储层中生产天然气或石油的油田中发现新的储层，或扩展已知的储层。
i
FASB。财务会计准则委员会。
FERC。联邦能源监管委员会。
领域。由单一储层或多个储层组成的区域，这些储层全部聚集在相同的个体地质构造特征或地层条件上，或与之相关。田名指的是地表面积，尽管它可能同时指地表和地下生产性地层。
阵型。具有与附近岩石不同的明显特征的一层岩石。
淡水。水是（i）原始淡水或（ii）已处理的生产或回流水，包括通过混合操作。
公认会计原则。美国公认会计原则。
总英亩或总水井。拥有工作权益的总英亩或水井（视情况而定）。
GHG。温室气体。
HG收购。我们向特拉华州有限责任公司HG Energy II LLC收购HG Energy II Production Holdings，LLC（一家特拉华州有限责任公司）100%的已发行和未偿还股权。
水平钻井。一种钻井技术，将一口井垂直钻至一定深度，然后在规定的层段内沿垂直方向大约85至95度方向的水平路径钻井。
碳氢化合物。一种只含碳和氢的有机化合物。
ICE。洲际交易所集团
国税局。美国国家税务局
合资。The joint joints entered on February 6,2017 between丨Antero Midstream丨的全资附属公司Antero Midstream及MPLX，LP的全资附属公司MarkWest to develop processing and fractioning assets in Appalachia.该合营公司由丨安特罗Midstream丨Jiangxi（ANtero Midstream）与MarkWest（MAPLX TERM2，LP）的全资附属公司订立，以开发位于阿巴拉
液体丰富。每mCF热值至少1100 BTU的天然气。
液化石油气。由丙烷和丁烷组成的液化石油气。
MarkWest。Markwest Energy Partners, L.P.
玛蒂卡。Martica控股有限责任公司。
MBBL。一千桶原油、凝析油或NGLs。
McF。一千立方英尺的天然气。
麦克菲。1000立方英尺的天然气当量与一桶石油、凝析油或NGLs转化为6 mCF的天然气。
MMBbl。100万桶原油、凝析油或NGLs。
MMBTU。百万英热单位。
每日MMBTU/d. MMBTU。
MMcF。一百万立方英尺的天然气。
每日MMcF/d. MMcF。
MMcfe。100万立方英尺的天然气当量与一桶石油、凝析油或NGLs转化为6 mCF的天然气。
二、
每日MMcfe/d. MMcfe。
净英亩。所有者在特定数量的总英亩中所占的总英亩百分比，或特定的区域。一位拥有100毛英亩50%工作权益的业主，拥有50净英亩。
网好。业主基于工作权益对一口井的所有权权益百分比。拥有一口井50%工作权益的业主拥有一口0.50的净井。
NGLs。天然气液体。在天然气中发现的可能作为纯度产品提取的碳氢化合物，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。
眼镜片。油价资讯服务。
潜在的井位。我们可能能够在现有面积上钻探的总总位置。实际的钻探活动可能会根据资金的可获得性、监管批准、季节性限制、天然气、NGLs和石油价格、成本、钻探结果和其他因素而变化。
生产良好。一口被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的井，使得出售生产的收益超过生产费用和税收。
前景。根据支持性地质、地球物理或其他数据，以及使用合理预期的价格和成本进行初步经济分析，被认为具有发现商业碳氢化合物潜力的特定地理区域。
探明已开发储量。利用现有设备和作业方法，通过现有井可预期采收的储量。
探明储量。地质和工程数据以合理的确定性证明，在现有经济和作业条件下，未来几年可从已知储层中进行商业开采的天然气、NGLs和石油的估计数量。
探明未开发储量或PUD。预计将从未钻探面积的新井或重新完井需要较大支出的现有井中回收的探明储量。
PV-10。当用于石油和天然气储量时，PV-10是指根据SEC的指导方针，使用使用SEC规则计算的年平均价格，在所得税前，在不影响非财产相关费用的情况下，使用10%的年贴现率折现为现值的情况下，从已探明储量的生产中产生的估计未来总收入，扣除估计产量、未来开发和废弃成本，PV-10不是根据GAAP计算的财务指标，通常不同于标准化指标，即最直接可比的GAAP财务指标，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。PV-10和标准化计量均不代表对我们的天然气和石油资产的公平市场价值的估计。我们和业内其他人士使用PV-10作为衡量公司持有的探明储量的相对规模和价值的衡量标准，而不考虑这类实体的具体税收特征。
水库。一种多孔和可渗透的地下地层，含有可生产石油和/或天然气的自然聚集，被不透水的岩石或水屏障限制，并与其他储层分开。
SEC.美国证券交易委员会。
高级笔记。合共包括于2026年7月15日到期的8.375%优先票据、于2029年2月1日到期的7.625%优先票据、于2030年3月1日到期的5.375%优先票据及于2036年2月1日到期的5.400%优先票据（如适用）。
间隔。从同一油藏生产的井之间的距离。间距通常以英亩表示，例如40英亩的间距，或两个水平井腿之间的距离，通常由监管机构确定。
标准化措施。对年末探明储量的预计未来产量应用年末价格估算的贴现未来净现金流。未来现金流入由基于期末成本的预计未来生产和开发成本减少，以确定税前现金流入。未来所得税（如适用）通过应用法定税项计算
三、
税前现金流入超过我们在天然气和石油资产的税基的比率。未来的所得税后净现金流入采用10%的年贴现率进行折现。
带钢价格。天然气、NGLs和石油等大宗商品期货合约的每日结算价。带钢价格代表特定商品在特定未来日期可以出售的价格，可能不代表未来在该日期可获得的实际市场价格。
互换。为持有人提供在特定未来日期进行固定价格互换的权利而非义务的工具。
定期贷款A便利。日期为2026年2月3日的与加拿大皇家银行、加拿大皇家银行资本市场和摩根大通银行的无担保三年期定期贷款融资。
TCF。一万亿立方英尺的天然气。
TFE。一万亿立方英尺的天然气当量与一桶石油、凝析油或NGLs折算成六千立方英尺的天然气。
未开发面积。将尚未钻探或完成钻井的租赁面积扩大到允许生产商业数量的天然气、NGLs和石油的程度，无论这些面积是否包含已探明储量。
尤蒂卡页岩剥离。我们剥离了位于俄亥俄州的几乎所有尤蒂卡页岩油气资产。
VIE。可变利益实体。
工作兴趣。授予财产承租人勘探、生产和拥有天然气或其他矿物的权利。工作权益所有者以现金、罚款或结转的方式承担勘探、开发和运营成本。
WTI。西德克萨斯中质轻质低硫原油。
四、
关于前瞻性陈述的警示性陈述
这份10-K表格年度报告中的某些信息可能包含经修订的1933年《证券法》第27A条（“证券法”）和经修订的1934年《证券交易法》第21E条（“交易法”）含义内的“前瞻性陈述”。除本年度报告中关于10-K表格的历史事实陈述外，所有关于我们的战略、未来运营、财务状况、估计收入和损失、预计成本、前景、计划和管理层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”、“潜力”或“继续”等词语以及类似的表达方式被用于识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词语。在考虑这些前瞻性陈述时，投资者应牢记这份10-K表格年度报告中的风险因素和其他警示性陈述。这些前瞻性陈述是基于管理层当前的信念，基于当前可获得的信息，关于未来事件的结果和时间。可能导致我们的实际结果与此类前瞻性陈述所设想的结果存在重大差异的因素包括：
| ● | 天然气、NGLs和石油价格； |
| ● | 我们执行业务战略的能力； |
| ● | 我们的生产和天然气、NGLs和石油储备； |
| ● | 我们的财务战略、发展计划所需的流动性和资本； |
| ● | 我们以令人满意的条件获得债务或股权融资以资助收购、扩张项目、资本支出、营运资金需求以及偿还或再融资债务的能力； |
| ● | 与HG收购的成功整合和未来表现相关的风险； |
| ● | 与Utica页岩剥离相关的风险，包括未按预期条款或预期时间表完成或根本没有完成的风险； |
| ● | 我们执行资本回报计划的能力； |
| ● | 天然气、NGLs和石油未来生产的时间和数量； |
| ● | 地缘政治事件的影响，包括乌克兰、委内瑞拉和中东的冲突，以及世界卫生事件； |
| ● | 我们满足最低运量承诺以及利用我们坚定的运输承诺或将其货币化的能力； |
| ● | 天然气、NGLs和石油的营销； |
| ● | 我们未来的钻探计划； |
| ● | 我们预计的油井成本； |
| ● | 我们的对冲策略和结果； |
| ● | 开发我们物业的成本； |
| ● | 关于我们未来经营业绩的不确定性； |
| ● | Antero Midstream运营情况； |
| ● | 竞争； |
| ● | 政府规章和法律的变化； |
| ● | 待决的法律或环境事项； |
| ● | 租赁物或业务收购； |
v
| ● | 我们实现GHG减排目标的能力以及与之相关的成本； |
| ● | 一般经济状况； |
| ● | 信贷市场；和 |
| ● | 本10-K表格年度报告中包含的我们的其他计划、目标、期望和意图。 |
我们提醒投资者，这些前瞻性陈述受制于我们业务附带的所有风险和不确定性，其中大部分难以预测，其中许多超出我们的控制范围。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、钻井和完井及其他运营风险、营销和运输风险、监管变化或法律变化、估计天然气、NGLs和石油储量以及预测未来生产速度、现金流和获得资本的机会所固有的不确定性、开发支出的时间、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，和可用性，经核实的质量碳补偿和标题“第1A项”下描述的其他风险。风险因素”在这份10-K表格的年度报告中。
储量工程是估算地下无法精确测量的天然气、NGLs和石油储量的过程。任何储量估算的准确性取决于现有数据的质量、对此类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，或商品价格的变化，可能证明有理由修改之前的估计。如果意义重大，这样的修订将改变任何进一步生产和开发钻探的时间表。因此，储量估计可能与最终回收的天然气、NGLs和石油的数量有很大差异。
如果本年度报告10-K表格中描述的一项或多项风险或不确定性发生，或者基础假设被证明不正确，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存在重大差异。
本年度报告中包含的所有前瞻性陈述，无论是明示的还是暗示的，都受到本警示性陈述的明确限定。这一警示性声明也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联系起来考虑。
除适用法律另有要求外，我们不承担更新任何前瞻性陈述以反映本年度报告表格10-K日期之后的事件或情况的任何义务。
六
风险因素汇总
商品价格
| ● | 天然气、NGLs和石油价格波动，或天然气、NGLs和石油价格大幅或长期处于低位，可能会对我们的业务、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我们未来来自我们物业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物业的账面价值进行减记。 |
储备金
| ● | 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，并且可能需要比我们目前预期更高水平的资本支出。因此，我们估算的探明未开发储量可能最终不会被开发或生产。 |
| ● | 储量估计取决于许多可能被证明是不准确的假设。我们的储量估计或基本假设中的任何重大不准确将对我们储量的数量和现值产生重大影响。 |
| ● | 除非我们用新的储备取代我们的储备并开发这些储备，否则我们的储备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45%的净租赁土地面积未开发，该面积可能最终无法开发或成为商业生产，这可能导致我们失去租约下的权利，并对我们的石油和天然气储量和未来产量产生重大不利影响，从而对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具有许多不确定性的高风险活动，可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。 |
| ● | 我们决定钻探的资产可能不会产生商业上可行数量的天然气、NGLs或石油，这可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。 |
| ● | 市场条件或运营障碍，例如无法获得令人满意的运输安排，可能会阻碍我们进入天然气、天然气凝液和石油市场或推迟我们的生产。 |
| ● | 对我们提起的法律诉讼可能会导致重大责任，并对我们的财务状况产生重大不利影响。 |
| ● | 我们以经济和商业数量生产天然气、NGLs和石油的能力取决于是否有足够的水供应用于钻井和完井作业，以及能否以合理的成本获得水和废物处理或回收设施和服务。限制我们获得水或处置产出水和其他废物的能力可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。 |
| ● | 我们未能开发、获得、获得或维护必要的基础设施，以成功地将天然气、NGLs和石油推向市场，可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。 |
| ● | 可持续性问题和保护措施可能会对我们的业务产生不利影响。 |
客户集中与信用风险
| ● | 我们的重要客户无法履行其对我们的义务可能会对我们的财务业绩产生不利影响。 |
| ● | 对冲交易可能会变得成本更高或我们无法获得，并使我们面临交易对手信用风险。 |
七、
供应商风险
| ● | 我们被要求根据长期合同下的最低交易量向我们的服务提供商支付费用，而不考虑实际的交易量吞吐量。 |
| ● | 对我们的天然气进行加工和分馏的设施的运营中断可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。 |
收购、资产剥离和收购
| ● | 我们可能无法实现HG收购的预期收益，HG收购可能会扰乱我们现有的计划或运营. |
| ● | 我们可能无法在预期的时间范围内或根本无法完成Utica页岩剥离。 |
| ● | 我们的公司注册证书和章程，以及特拉华州法律，包含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Structure和获得资本的途径
| ● | 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，并且可能被迫采取其他行动来履行我们在债务下的义务，这可能不会成功。 |
| ● | 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。 |
遵守条例
| ● | 与水力压裂有关的联邦、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操作限制或完成石油和天然气井的延迟，并对我们的生产产生不利影响。 |
| ● | 由于适用于我们业务活动的环境和职业健康与安全要求，我们的运营可能会面临重大延误、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，这些法律法规可能会对开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响，或使我们承担重大责任。 |
| ● | 我们的运营受到与气候风险相关的一系列风险的影响，这些风险可能导致运营成本增加，限制我们可能进行石油和天然气勘探和生产活动的区域，并减少对我们产品的需求。 |
八、
第一部分
项目1和2。业务和财产
我公司及组织Structure
Antero Resources Corporation（个别简称“Antero”）及其合并子公司（统称“Antero资源”、“公司”、“我们”、“我们”或“我们的”）从事开发、生产、勘探和收购位于阿巴拉契亚盆地的天然气、NGLs和石油资产。该公司的目标是大型、可重复的资源区，其中水平钻井和先进的裂缝增产技术提供了从非常规地层经济地开发和生产天然气、NGLs和石油的手段。截至2025年12月31日，我们在主要位于西弗吉尼亚州和俄亥俄州的阿巴拉契亚盆地持有约53.7万英亩净天然气、NGLs和石油资产。我们的公司总部位于科罗拉多州丹佛市。除非另有明确说明，本年度报告中以10-K表格提供的运营和财务信息不会使HG收购或Utica页岩剥离的完成生效。
在Antero Midstream中的所有权
Antero Midstream是一家成长型中游能源公司，其成立的目的是拥有、运营和开发主要服务于我们在阿巴拉契亚盆地的完井和生产活动的中游能源资产。Antero Midstream的资产包括收集系统和压缩设施、水处理和混合设施，以及加工和分馏厂的权益，通过这些资产根据长期合同向我们提供服务。
我们对提供对Antero Midstream重大影响而非控制权的Antero Midstream感兴趣。因此，我们使用权益会计法核算我们在Antero Midstream中的权益。截至2025年12月31日，我们拥有Antero Midstream 29%的普通股。
一般
下表提供了截至日期和所示期间我们阿巴拉契亚盆地天然气、NGLs和石油资产的选定数据摘要。
三个月结束 |
||||||||||||||
截至2025年12月31日 |
2025年12月31日 |
|||||||||||||
毛额 |
平均 |
|||||||||||||
证明 |
净证明 |
潜力 |
网日报 |
|||||||||||
储备金(1) (2) |
PV-10(3) |
发达 |
合计 |
钻孔 |
生产 |
|||||||||
|
（BCFE） |
|
（百万） |
|
韦尔斯(4) |
|
净英亩 |
|
地点(5) |
|
（MMcfe/d） |
|
||
阿巴拉契亚盆地 |
19,149 |
$ |
9,679 |
1,551 |
536,526 |
1,279 |
3,511 |
|||||||
贴现未来所得税 |
(1,569) |
|||||||||||||
标准化计量(6) |
$ |
8,110 |
||||||||||||
| (1) | 估计的探明储量和价值是在假设部分乙烷回收的情况下计算的，剩余的乙烷被废弃，并使用截至2025年12月31日止年度的月份首日价格（“SEC储备价格”）的未加权12个月平均值，根据Henry Hub和WTI参考价格分别为每百万英热单位3.39美元和每桶65.34美元，分别为天然气每千立方英尺3.42美元、乙烷每桶14.09美元、C3 + NGLs每桶39.43美元和阿巴拉契亚盆地石油每桶52.34美元。 |
| (2) | 截至2025年12月31日，Martica非控股权益的探明储量为38BCFE。 |
| (3) | PV-10是一种非GAAP财务指标。我们认为，PV-10的列报对我们的投资者来说是相关和有用的，作为对未来净现金流的标准化计量的补充披露，或税后金额，因为它在考虑到未来公司所得税和我们当前的税收结构之前，列报了归属于我们探明储量的贴现未来净现金流。标准化措施取决于每家公司独特的税收情况，而PV-10则基于对所有公司一致的定价方法和折扣因素。正因为如此，PV-10可用于行业内部以及债权人和证券分析师在更具可比性的基础上评估来自探明储量的估计净现金流。标准化计量与PV-10金额的差额为预计未来所得税的折现额。未来的所得税不是特定于流域的，因此，标准化的衡量标准只是在公司层面。有关标准化计量计算的更多信息，请参见附注18 —关于我们合并财务报表的石油和天然气生产活动的补充信息。 |
| (4) | 不包括主要与租赁土地面积收购一起获得的某些未登记已探明储量的垂直井。 |
| (5) | 总潜在钻探位置包括296个被归类为已证实未开发的位置和983个被归类为可能和可能的位置。见“项目1a。风险因素”，适用于与开发我们探明、可能和可能储量类别中包含的潜在井位相关的风险和不确定性。 |
| (6) | 截至2025年12月31日，Martica非控股权益的贴现未来净现金流的标准化计量为7200万美元。 |
1
截至2025年12月31日止年度，我们的综合资本支出总额为7.97亿美元，其中包括6.58亿美元的钻井和完工支出、1.31亿美元的租赁增加以及800万美元的其他资本支出。截至2025年12月31日止年度，我们完成了61口净水平井。我们2026年的资本预算为11亿至13亿美元，其中包括：10亿美元用于钻井和完井，1亿美元用于租赁支出，以及高达2亿美元用于取决于商品价格的可自由支配增长资本。我们的资本预算反映了HG收购在2026年2月3日完成，并假设Utica页岩剥离在2026年2月完成。我们不为收购做预算。2026年期间，我们计划在阿巴拉契亚盆地完成70至80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、租赁收购机会和商品价格调整我们的预算及其分配。
业务战略和竞争优势
经验丰富的管理团队
我们的管理团队合作多年，在非常规资源游戏中建立了成功的执行记录。我们打算利用我们团队在划定和开发天然气资源区方面的经验，继续开发我们的储量和产量，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
我们专注于维持强劲的资产负债表，其中包括维持可持续的杠杆状况。近年来，我们大幅降低了杠杆配置，并将持续优先考虑。
扩大我们在西弗吉尼亚州核心马塞勒斯的长期资产基础，该地区具有产品多样性和进入多个终端市场的机会
我们主要在西弗吉尼亚州的马塞勒斯页岩核心组装了一组长寿资产，这些资产的特点是我们认为具有高重复性和低地质风险。HG收购扩大了我们在西弗吉尼亚州的核心地位，我们在那里拥有大量富含液体和干气的地点库存。此外，通过主要管道上的长期坚定外卖能力，我们可以将生产转移到国内和国际的多个终端市场。
专注于降低现金成本和扩大利润率
随着时间的推移，我们专注于通过增量干气开发和降低对坚定运输的承诺来降低现金成本并扩大利润率。HG收购通过增加我们的规模和在阿巴拉契亚盆地当地销售的干气产量为这一举措做出了贡献。
综合业务平台
我们认为，在阿巴拉契亚进行资源整合开发至关重要，这样才能有最大的资本效率开发和最大限度的价格实现。因此，我们经营以下可报告分部：（i）天然气、NGLs和石油的勘探、开发和生产（“勘探和生产”）；（ii）通过我们对Antero Midstream的权益法投资提供中游服务（“权益法投资于Antero Midstream”）和（iii）对过剩的公司运力进行营销（“营销”）。
对冲计划
我们利用对冲计划来缓解大宗商品价格的波动，并在情况需要时保护我们预期的某些未来现金流。我们还使用对冲作为工具来保护我们收购计划的潜在估值。
2
收购
HG收购
于2025年12月5日，我们订立最终协议，向HG Energy II LLC（“HG Energy”）收购HG Energy II Production Holdings，LLC（“HG Production”）100%的已发行及未偿还股本权益，总现金代价为28亿美元，但须遵守条款及条件。此次HG收购包括位于西弗吉尼亚州马塞勒斯页岩核心的约38.5万英亩净土地。根据同一协议，Antero Midstream Partners同意向HG Energy收购HG Energy II Midstream Holdings，LLC（“HG Midstream”）100%的已发行及未偿还股本权益，现金代价为11亿美元，但须遵守该等权益的条款及条件（“HG Midstream收购”）。HG中游收购包括西弗吉尼亚州马塞勒斯页岩核心的收集管道和综合水处理资产。这些收购于2026年2月3日结束。更多信息见附注3 ——我们合并财务报表的交易。
资产收购
截至2025年12月31日止年度，公司在收盘调整前以总计约2.6亿美元的价格收购了某些Antero运营生产井的额外工作和特许权使用费权益。更多信息见附注3 ——我们合并财务报表的交易。
尤蒂卡页岩剥离
2025年12月5日，我们与两个第三方买家（统称为“买方方”）达成最终协议，出售我们几乎所有的Utica页岩油气资产（“Utica页岩资产”），总现金对价为8亿美元，但须遵守条款和条件。Utica页岩资产包括位于俄亥俄州的约80,000总（净70,000）英亩，截至2025年12月31日已探明储量约为600 BCFE。尤蒂卡页岩剥离预计将于2026年2月完成，但须满足某些惯例成交条件。更多信息见附注3 ——我们合并财务报表的交易。
钻井伙伴关系
2021-2024年钻井合作伙伴关系
2021年2月17日，我们宣布与Quantum Energy Partners的关联公司QL Capital Partners（“QL”）就我们的2021至2024年钻探计划（“2021-2024钻探合作伙伴关系”）建立钻探合作伙伴关系。根据该安排的条款，QL参与的每一年代表年度批次，并且QL被转达了我们在该批次年度开钻的任何油井的工作权益。对于2021年至2024年，我们同意每一年度批次资本预算的估计内部收益率（“IRR”），QL同意参与所有四个年度批次。我们开发并管理了与每个批次相关的钻井程序，包括选井。此外，就每一年度批次而言，我们订立了转让、销售票据和运输工具，据此，QL在该年度的每一口钻井中获得了按比例的工作权益百分比，而这些运输工具不受任何回拨。资本成本超过，以及成本节约低于，每个年度批次的预算金额的特定百分比为我们的账户。在不违反前一句的情况下，对于一批中包括的任何油井，QL对其成本和负债的工作权益份额负有义务和责任，并有权获得其收入的工作权益份额，在此类油井的使用寿命期间与此类油井相关。
根据该安排的条款，QL为2021年和2024年开钻的油井提供20%的开发资金，为2022年和2023年开钻的油井提供15%的开发资金，该资金金额代表QL在此类油井中的相应工作权益。此外，如果该部分的内部收益率超过某些特定回报，我们有权从QL以一次性付款的形式就每一年度批次获得利差，这是在不早于10月31日和不迟于每一批次年度结束后的12月1日确定的。我们为2021-2024年钻探合作伙伴关系获得了总计1.17亿美元的进位。更多信息见附注3 ——我们合并财务报表的交易。
3
2025年钻井伙伴关系
于2024年12月11日，我们与一名非关联第三方订立钻井合作伙伴关系（“2025钻井合作伙伴关系”）。根据该安排的条款，第三方参与并资助了Antero在2025日历年开钻的油井的总开发资本费用的一部分。对于2025日历年开钻的每口井，第三方将获得此类井15%的工作权益，并为此类井提供超过15%的总开发资本支出资金。在不违反前一句的情况下，对于在2025日历年开钻的任何油井，第三方有义务并负责其成本和负债的工作权益份额，并有权获得其收入的工作权益份额，在此类油井的使用寿命期间与此类油井相关。此外，对于合伙企业中的每一口井，我们订立了一项转让、销售票据和转让协议，据此，向第三方转让了该井的相应工作权益百分比，该转让协议不受任何返还。更多信息见附注3 ——我们合并财务报表的交易。
我们的物业及营运
储备金
下表汇总了我们截至2024年12月31日和2025年12月31日的估计探明储量，这些储量是在假设部分乙烷回收的情况下编制的，并对剩余的乙烷进行了废弃处理。当乙烷在加工厂被拒绝时，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 |
NGLs |
冷凝物 |
等价物 |
证明的 |
||||||||
（BCF） |
（MMBbl） |
（MMBbl） |
（BCFE） |
储备金 |
||||||||
截至2024年12月31日(1) |
||||||||||||
探明已开发储量 |
7,876 |
966 |
13 |
13,747 |
77 |
% |
||||||
探明未开发储量 |
2,727 |
227 |
10 |
4,156 |
23 |
% |
||||||
合计(2) |
10,603 |
1,193 |
23 |
17,903 |
100 |
% |
||||||
截至2025年12月31日(1) |
||||||||||||
探明已开发储量 |
8,388 |
1,003 |
12 |
14,478 |
76 |
% |
||||||
探明未开发储量 |
3,382 |
205 |
10 |
4,671 |
24 |
% |
||||||
合计(2) |
11,770 |
1,208 |
22 |
19,149 |
100 |
% |
| (1) | 根据Henry Hub和WTI参考价格分别为每MMBTU 2.13美元和每BBL 75.54美元，SEC截至2024年12月31日止年度的天然气储量价格为每MBTU 2.12美元，乙烷为每BBL 10.51美元，C3 + NGLs为每BBL 42.34美元，阿巴拉契亚盆地石油为每BBL 61.60美元。根据Henry Hub和WTI参考价格分别为每MMBTU 3.39美元和每桶65.34美元，SEC截至2025年12月31日止年度的天然气储量价格为每千立方英尺3.42美元，乙烷为每桶14.09美元，C3 + NGLs为每桶39.43美元，阿巴拉契亚盆地石油为每桶52.34美元。 |
| (2) | 截至2024年12月31日和2025年12月31日，归属于Martica非控股权益的探明已开发储量分别为57 BCFE和38 BCFE。截至2024年12月31日及2025年12月31日，并无归属于Martica非控股权益的已探明未开发储量。 |
探明储量
下表汇总了我们估算的探明储量变化（以BCFE计）：
探明储量，2024年12月31日 |
17,903 |
||
扩展、发现和其他添加 |
665 |
||
对先前估计数的修订 |
451 |
||
五年发展计划的修订 |
743 |
||
价格修正 |
137 |
||
收购储备 |
506 |
||
生产 |
(1,256) |
||
探明储量，2025年12月31日 |
19,149 |
4
阿巴拉契亚盆地划定和开发钻探导致665 BCFE探明储量的延伸和发现。对451 BCFE先前估计的修正主要涉及我们所有权权益的增加。对743 BCFE五年发展计划的修订包括向上修订1,045 BCFE，主要针对先前已证实的未开发物业，由于其被添加到公司的五年发展计划中而从非已证实物业重新分类，部分被首次预订五年内未开发为已证实储量的地点向下修订302 BCFE所抵消。137 BCFE的价格修正是由于不同时期之间的天然气价格上涨，部分被截至2025年12月31日止年度的石油和NGLs价格下降所抵消。收购与公司于截至2025年12月31日止年度收购若干Antero作业生产井的额外工作和特许权使用费权益有关的储量。截至2025年12月31日的估算探明储量总计19149 BCFE，较2024年12月31日增加7%。
探明未开发储量
探明未开发储量包含在上一份探明总储量表中。下表汇总了我们估算的探明未开发储量（BCFE）的变化：
探明未开发储量，2024年12月31日 |
4,156 |
||
扩展、发现和其他添加 |
665 |
||
对先前估计数的修订 |
382 |
||
五年发展计划的修订 |
730 |
||
重新分类为探明已开发储量 |
(1,262) |
||
探明未开发储量，2025年12月31日 |
4,671 |
阿巴拉契亚盆地划定和开发钻探导致665 BCFE探明未开发储量的延伸和发现。对先前估计的382 BCFE的修正主要与我们的所有权权益增加有关。对730 BCFE的五年发展计划的修订包括向上修订1,030 BCFE，主要针对先前已证实的未开发物业，由于它们被添加到公司的五年发展计划中而从非已证实物业重新分类，部分被向下修订300 BCFE所抵消，这些地点在首次预订后五年内未开发为已证实储量。截至2025年12月31日的估算探明未开发储量总计4,671 BCFE，较2024年12月31日增加12%。
在截至2025年12月31日的一年中，我们将1,262 BCFE，即我们已探明未开发储量的30%转换为已探明已开发储量，并产生了4.57亿美元的钻井和完井成本。我们在开发成本上额外支出了2.21亿美元，主要与截至2025年12月31日已探明的未开发分类中的已钻探和未完成的油井和资产相关，因此产生了6.78亿美元的总开发成本，如综合财务报表附注18 ——关于石油和天然气生产活动的补充信息中所披露。截至2025年12月31日，与开发我们已探明未开发储量相关的未来开发成本估计为23亿美元，即未来五年每千立方英尺0.49美元。我们维持一个五年发展计划，该计划由我们的董事会审查，这支持我们的维持资本计划。每年都会对开发计划进行审查，以确保将资金分配给我们未钻井位清单中风险调整后回报率最高的井。根据截至2025年12月31日的带钢定价，我们认为经营活动提供的净现金将足以为这些未来的开发成本提供资金。虽然我们的开发计划主要集中在钻探我们已探明的未开发储量，但我们也将继续钻探租赁地划定井，并在我们目前的租赁地位基础上再接再厉。见“项目1a。风险因素——我们估计的探明未开发储量的开发可能需要更长的时间，并且可能需要比我们目前预期更高水平的资本支出。因此，我们估算的探明未开发储量可能最终不会被开发或生产。”
截至2025年12月31日，我们的净租赁土地面积中估计有3,428英亩，包括与已探明未开发储量相关的129口总井（11口净井），需要在预定钻探之前进行更新。其中一些租约有续约选项，还有一些需要重新谈判。根据目前的租赁授权和延长付款的选择，我们估计更新这3,428英亩的潜在成本为1100万美元。探明未开发储量294 BCFE与这些租约有关。从历史上看，我们续签租约的成功率很高，我们预计我们将能够在预定的钻探日期之前续签这片土地的基本所有租约。根据我们的历史续租成功率，我们估计我们可能无法续租涵盖这些已探明未开发储量中的29个BCFE。
如果我们无法在预定的钻探日期之前续签这些租约，我们在这些地点的净探明未开发储量数量将有所减少。
5
编制储备估计数
我们在10-K表格年度报告中包含的截至2023年12月31日、2024年和2025年的探明储量估算是由我们的内部储量工程师根据石油评估工程师协会发布的石油工程和评估标准以及SEC制定的定义和指南编制的。这些探明储量估算已由我们的独立工程师DeGolyer和MacNaughton（“D & M”）审计。D & M关于我们截至2025年12月31日的储量的汇总报告副本作为本年度报告的附件 99.1以表格10-K提交。D & M主要负责审查我们的储量估计的技术人员是Dilhan Ilk，P.E。Ilk先生是德克萨斯州的注册专业工程师（许可证编号139334），是石油工程师协会的成员，在油气储层研究和储量评估方面拥有超过15年的经验。Ilk先生于2003年毕业于伊斯坦布尔技术大学，获得石油工程理学学士学位，2005年获得得克萨斯农工大学石油工程理学硕士学位，2010年获得得克萨斯农工大学石油工程哲学博士学位。负责监督我们在此提出的储量估算审计的技术人员，符合石油工程师学会颁布的《油气储量信息估算与审计相关标准》中关于资质、独立性、客观性和保密性等方面的要求。
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，以确保在其储量审计过程中向我们的独立储量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编制储量估算的方法和假设。我们内部编制的储量估算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。Ash先生自2019年6月起担任高级副总裁–储备、规划和中游。此前曾于2017年12月至2019年6月担任副总裁–油藏工程与规划。在2017年12月之前，Ash先生在Ultra Petroleum担任了六年的责任不断增加的管理职位，最近担任发展副总裁。在这个岗位上，他领导了油藏工程、地球科学、企业工程组。从2001年到2011年，Ash先生曾在戴文能源、NFR Energy和Encana Corporation担任工程职务。Ash先生拥有得克萨斯农工大学石油工程学士学位和圣路易斯华盛顿大学MBA学位。
我们的高级管理层和董事会还与Ash先生和我们技术人员的其他成员一起审查我们的储量估计和相关报告。此外，我们的高级管理层每季度审查和批准我们探明储量的任何重大变化。
确定潜在的井位
我们已确定的潜在井位代表根据截至2025年12月31日的SEC储量价格可归属于已探明、可能或可能储量的位置。
产量、价格和成本历史
天然气、NGLs和石油是大宗商品，我们生产收到的价格在很大程度上是市场供需的函数。对我们产品的需求受到一般经济状况、天气和其他季节性条件的影响。天然气、NGLs或石油供应过多或不足会导致价格大幅波动。大宗商品价格大幅或长期下跌，或钻探结果不佳，可能对我们的财务状况、经营业绩、现金流、可能经济生产的储量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、NGLs和石油价格波动，或天然气、NGLs和石油价格大幅或长期处于低位，可能会对我们的业务、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。”
6
勘探与生产和营销部门
下表列出截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度有关我们的生产、实现价格和生产成本的信息。有关价格计算的更多信息，请参阅“项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析。”
截至12月31日止年度， |
||||||||||
|
2023 |
2024 |
2025 |
|
||||||
生产数据(1) (2): |
||||||||||
天然气（BCF） |
815 |
793 |
808 |
|||||||
C2乙烷（MBBL） |
24,657 |
30,391 |
29,842 |
|||||||
C3 + NGLs（MBBL） |
41,927 |
42,434 |
42,010 |
|||||||
石油（MBBL） |
3,874 |
3,693 |
2,899 |
|||||||
合并（BCFE） |
1,238 |
1,252 |
1,256 |
|||||||
日合并产量（MMcFE/d） |
3,392 |
3,421 |
3,442 |
|||||||
衍生品结算影响前的平均价格(3): |
||||||||||
天然气（每千立方英尺） |
$ |
2.69 |
2.29 |
3.56 |
||||||
C2乙烷（每桶）(4) |
$ |
10.14 |
9.05 |
11.91 |
||||||
C3 + NGLs（每桶） |
$ |
37.85 |
42.23 |
38.83 |
||||||
石油（每桶） |
$ |
63.80 |
62.29 |
51.80 |
||||||
衍生品结算影响前的合并平均销售价格（每McFE）(1) |
$ |
3.45 |
3.29 |
3.99 |
||||||
衍生品结算影响后的合并平均销售价格（每mcfe）(1) |
$ |
3.43 |
3.30 |
3.97 |
||||||
平均成本（每千立方英尺）： |
||||||||||
租赁经营 |
$ |
0.10 |
0.09 |
0.11 |
||||||
收集、压缩、加工和运输 |
$ |
2.13 |
2.16 |
2.27 |
||||||
生产和从价税 |
$ |
0.13 |
0.17 |
0.13 |
||||||
市场营销，净额 |
$ |
0.06 |
0.05 |
0.05 |
||||||
一般和行政（不包括基于股权的薪酬） |
$ |
0.13 |
0.13 |
0.14 |
||||||
耗损、折旧、摊销和增值 |
$ |
0.61 |
0.61 |
0.60 |
||||||
| (1) | 生产数据不包括与批量生产付款交易（“VPP”）相关的数量。 |
| (2) | 石油和NGLs产量按6 mCF/bbl换算，以计算BCFE总产量和每mCfe量。该比率是对产品等效能量含量的估计，可能无法反映其相对经济价值。 |
| (3) | 平均价格反映了我们结算的商品衍生品的前后影响。我们对这类事后影响的计算包括商品衍生品结算的收益或损失（但不包括2023年衍生品货币化的付款）。这些商品衍生品不符合套期会计的条件，因为我们没有为会计目的将它们指定或记录为套期。 |
| (4) | 截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度的平均实现价格分别包括与照付不议合同相关的收益1500万美元、200万美元和100万美元。若不计这些收益的影响，截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度，在衍生品影响前的乙烷平均实现价格将分别为每桶9.55美元、每桶8.99美元和每桶11.88美元。 |
面积
下表列出了截至2025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。我们所有的种植面积都位于阿巴拉契亚盆地，主要位于西弗吉尼亚州和俄亥俄州。我们俄亥俄州的种植面积包括在尤蒂卡页岩剥离中。我们阿巴拉契亚盆地净种植面积的大约86%由生产持有。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被排除在本表之外。
|
|
毛额 |
|
净 |
|
|
已开发英亩 |
315,606 |
293,451 |
||||
未开发英亩(1) |
249,982 |
243,075 |
||||
总占地面积(1) |
565,588 |
536,526 |
| (1) | 在截至2026年12月31日、2027年和2028年12月31日的年度内，分别有7,985英亩（净7,847英亩）、23,258英亩（净21,610英亩）和13,418英亩（净12,872英亩）可能到期，前提是未在到期日期之前覆盖面积的间距单元内建立生产，并且没有以其他方式延长或更新。 |
7
生产井
我们所有的生产井都是位于阿巴拉契亚盆地的天然气井。截至2025年12月31日，我国共有毛井1933口，净产井1775口，其中毛井260口，净直井236口。
钻探活动
下表列出我们在截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度钻探和完成的钻井活动的结果。毛井反映了我们拥有权益的井的数量，包括阿巴拉契亚盆地的历史钻探活动。净井反映了我们在总井中的工作权益的总和。
截至12月31日止年度， |
|||||||||||||
2023 |
2024 |
2025(1) |
|||||||||||
|
毛额 |
|
净 |
|
毛额 |
|
净 |
|
毛额 |
|
净 |
|
|
开发井： |
|||||||||||||
富有成效 |
87 |
70 |
51 |
41 |
78 |
61 |
|||||||
干 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|||||||
开发井总数 |
87 |
70 |
51 |
41 |
78 |
61 |
|||||||
| (1) | 井数不包括截至2025年12月31日正在完成的18口总井（14口净井）。 |
聚集和压缩
我们的绝大多数勘探和开发活动都是由Antero Midstream的天然气集输和压缩资产提供支持的。因此，我们与Antero Midstream的协议使我们能够获得生产所需的收集和压缩能力，我们还利用与Antero Midstream的关系来支持我们的发展。截至2024年12月31日和2025年12月31日止年度，Antero Midstream用于为我们的生产提供服务的气体收集和压缩基础设施的资本支出分别为1.32亿美元和9100万美元。根据先前存在的专用和其他第三方承诺，我们已将我们目前和未来在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的几乎所有土地专用于Antero Midstream，用于收集和压缩服务。
截至2025年12月31日，Antero Midstream的集气和压缩系统包括731英里的集气管道和阿巴拉契亚盆地4.8 BCF/d的压缩能力。我们还可以使用额外的第三方集气管道。第三方提供的采集、压缩和脱水服务按固定收费方式签约。
天然气加工
我们在阿巴拉契亚盆地的许多油井使我们能够生产出含有大量NGLs的富含液体的天然气。富含液体的天然气进行处理，这涉及从井口天然气中去除和分离NGLs。
NGLs是一种有价值的商品，一旦在低温处理设施中从天然气流中移除，就会产生Y级液体。然后对Y级液体进行分馏，从而将Y级液体分解成其关键成分。分馏是指将Y级流分离为乙烷、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级液体来进行分馏，以便根据每种产品的特定沸点分离组件。每个单独的产品都有自己的市场价格。
阿巴拉契亚盆地基础设施受限和乙烷价格低迷，导致许多生产商“拒绝”而不是“回收”乙烷。当处理气体时将乙烷留在井口气流中，而不是在分馏后被提取并作为液体出售时，就会发生乙烷排异现象。当乙烷留在气流中时，加工厂尾门的残余气BTU含量较高。当气流中的乙烷收到的价格高于分馏后作为液体出售的乙烷收到的净价时，生产商通常会选择“拒绝”乙烷。当乙烷被回收时，残余气的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。
鉴于现有的商品价格环境和目前东北有限的乙烷市场，我们目前在处理我们富含液体的气体时拒绝了天然气流中获得的大部分乙烷。然而，当以当前价格销售剩余的NGLs产品流时，我们实现了定价升级。当乙烷价格导致乙烷价值大于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。
8
我们与MarkWest签订合同，为我们的阿巴拉契亚盆地生产提供低温处理能力。Antero Midstream拥有合资企业50%的权益，以开发阿巴拉契亚的加工和分馏资产。以下是MarkWest和合资企业拥有的加工厂的铭牌产能、我们在这些工厂的合同产能及其完成情况的汇总。
植物 |
|||||||
加工 |
|
订约 |
|
||||
铭牌 |
加工 |
||||||
产能 |
产能 |
完成 |
|||||
（MMcF/d） |
|
（MMcF/d） |
|
现状 |
|||
舍伍德1至13(1) |
2,600 |
2,600 |
服役中 |
||||
史密斯堡1(1) |
200 |
200 |
服役中 |
||||
塞内卡1至4(1)(2) |
800 |
300 |
服役中 |
||||
合计 |
3,600 |
3,100 |
| (1) | MarkWest拥有被称为Sherwood 1至6和Seneca 1至4的天然气加工厂，合资企业拥有被称为Sherwood 7至13和Smithburg 1的天然气加工厂。该合资企业还拥有位于MarkWest的Hopedale综合体的两个分馏设施的331/3%权益。 |
| (2) | 我们为这些塞内卡天然气加工厂签订的合同产能包含在尤蒂卡页岩剥离中。 |
运输和外卖能力
我们与各种管道签订了牢固的运输协议，使我们能够向中西部、墨西哥湾沿岸、东部区域和中大西洋市场输送天然气。我们的主要坚定运输承诺包括以下内容：
中西部-芝加哥区域市场
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牢固的运输合同。芝加哥定向管道包括落基山脉快速管道（“REX”）、中西部输气管道（“MGT”）、美国天然气管道公司管道（“NGPL”）、ANR管道公司管道（“ANR芝加哥”）。REX上的坚定运输合同提供了40万MMBTU/d的坚定运力，2030年降至20万MMBTU/d，并向MGT、NGPL和ANR Chicago的下游合同输送天然气。这些REX合约将于2030年和2035年到期。然而，我们REX公司产能的30万MMBTU/d包含在Utica页岩剥离中，在交易完成和FERC批准后，我们将在REX上有10万MMBTU/d于2035年到期。
我们在MGT、NGPL和ANR芝加哥分别有12.5万、7.5万和20万MMBTU/d的实盘运输。MGT和NGPL合同向芝加哥城门区输送天然气，ANR芝加哥合同在夏季向芝加哥和冬季向密歇根州输送天然气。芝加哥和密歇根的合同在2029年至2033年的不同日期到期。
墨西哥湾沿岸、大西洋Seaboard和国际市场
我们与通往墨西哥湾沿岸、大西洋Seaboard和国际市场的各种管道签订了牢固的运输合同。这些合同包括以下管道上的固定能力：（i）哥伦比亚天然气输送管道（“TCO”），（ii）哥伦比亚海湾输送管道（“哥伦比亚湾”），（iii）石墙集气（“SGG”），（iv）田纳西州天然气管道（“田纳西州”），（v）ANR管道（“ANR海湾”），（vi）Rover管道（“Rover”），（vii）Mountaineer Xpress管道（“MXP”），（viii）哥伦比亚天然气输送IPP池（“TCO IPP”），（ix）Gulf Xpress管道（“GXP”），（x）太阳石油管道（“ATEX”）和（xi）TERM4管道（我们多元化的公司产能组合使我们能够灵活地将天然气转移到当地的阿巴拉契亚市场或其他定价更优惠的首选市场。这些坚定的产能合同包括：
| ● | TCO和TCO西行（“TCO WB”）的坚定运力分别约为433,000 MMBtu/d和746,000 MMBtu/d，我们的TCO WB将在2027年增至约800,000 MMBtu/d。这种坚定的运输方式为我们提供了通过田纳西州和哥伦比亚海湾管道进入当地阿巴拉契亚和墨西哥湾沿岸市场的通道。我们在哥伦比亚海湾有430,000 MMBtu/d的实盘运输。这些合同在2027年至2058年的不同日期到期。 |
| ● | TCO东向坚定运力约为356,000 MMBtu/d，向Cove Point液化天然气设施输送（i）330,000 MMBtu/d的天然气，向大西洋Seaboard输送（ii）约26,000 MMBtu/d的天然气。这些合同在2029年至2038年的不同日期到期。 |
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| ● | 到2030年，SGG的固定产能为90万MMBtu/d，可将天然气从各种集输系统互连点和MarkWest Sherwood工厂综合体运输到TCO WB系统。然而，我们的SGG最低投放量承诺在2027年将降至60万MMBtu/d。 |
| ● | MXP公司产能为70万MMBtu/d，可将天然气从MarkWest Sherwood工厂综合体输送到田纳西州或肯塔基州利奇。我们在GXP上有大约183,000 MMBTU/d，从肯塔基州利奇一直持续到墨西哥湾沿岸。这些合同将于2034年到期。 |
| ● | Rover Pipeline公司通过ANR芝加哥和ANR海湾段将阿巴拉契亚盆地与中西部和墨西哥湾沿岸市场连接起来的固定产能为84万MMBTU/d。这些合同在2030年至2033年的不同日期到期。 |
| ● | 田纳西州的公司产能为790,000 MMBtu/d，2030年将降至200,000 MMBtu/d，用于从TCO WB上的Broad Run互连向墨西哥湾沿岸市场输送天然气。这些合同在2030年至2033年的不同日期到期。 |
| ● | ANR海湾公司60万MMBTU/d的能力，从西弗吉尼亚州和俄亥俄州向墨西哥湾沿岸市场输送天然气。这份合同将于2045年到期。 |
| ● | ATEX坚定产能为20,000 bbl/d以向德克萨斯州Mont Belvieu交付乙烷。这份合同将于2028年到期。 |
| ● | Mariner East 2公司的乙烷产能为11,500 bbl/d，丙烷和丁烷产能为65,000 bbl/d，将交付给宾夕法尼亚州的Marcus Hook。这些合同分别于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通道。 |
根据确定的运输合同，我们有义务交付每日最低数量或为交付中的任何缺陷支付费用。见附注14 ——对我们合并财务报表的承诺，以了解我们对这类合同的最低费用的信息。根据目前预计的2026年年度生产指导，我们估计，根据可销售给第三方或用于运输第三方天然气和捕获正基差的未利用运能的数量，我们可能会在2026年为未利用的运输能力产生每年每千立方英尺0.02美元至每千立方英尺0.04美元的净营销成本。在允许的情况下，我们将继续积极营销任何过剩的产能，以抵消最低承诺费用，这些活动将记录在我们的净营销费用中。
交付承诺
我们签订了各种实盘销售合同，以交付和销售天然气和NGLs。我们相信，我们将有足够的生产数量来满足基本上所有这些承诺。如果出现短缺，我们可能会从第三方购买天然气以满足需求。
截至2025年12月31日，我们到2030年的坚定销售承诺包括：
天然气 |
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乙烷 |
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C3 + NGLs |
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截至12月31日的年度， |
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（百万英热单位/d） |
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（bbl/d） |
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（bbl/d） |
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2026 |
614,795 |
85,500 |
14,914 |
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2027 |
600,000 |
86,500 |
— |
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2028 |
600,000 |
85,000 |
— |
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2029 |
530,000 |
75,000 |
— |
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2030 |
530,000 |
75,000 |
— |
根据这些公司的大部分销售合同，我们利用公司运输能力的一部分来交付天然气和NGLs。我们有确定的运输合同，要求我们要么在上述管道上运送产品，要么为短缺支付需求费用。最低需求费用反映在我们的合同义务表中。见附注14 ——对我们合并财务报表的承诺。
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水处理作业
我们与Antero Midstream的协议使我们能够获得淡水以用于我们的钻井和完井作业，以及处理我们的作业产生的返排和产出水的服务。
Antero Midstream拥有两个独立的淡水分配系统，这些系统分配来自俄亥俄河的淡水和几个区域水源，用于阿巴拉契亚盆地的完井作业。这些系统包括永久埋地管道、便携式地面管道和储水设施，以及将水输送到整个管网的泵站。地面管道在必要可行范围内移至井场服务完井作业。通过Antero Midstream，我们还通过混合回收和再利用我们的大部分回流和产出水。
截至2025年12月31日，Antero Midstream在阿巴拉契亚盆地拥有并运营236英里的地下输水管道和187英里的便携式地表水管道。此外，截至2025年12月31日，Antero Midstream有能力在位于我们整个租赁面积的33个配备转运泵的蓄水池中储存约500万桶淡水。
主要客户
有关我们的主要客户的信息，请参见附注2 —我们合并财务报表的重要会计政策。
财产所有权
我们相信，根据普遍接受的行业标准，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，通常在未开发物业和收购生产物业的情况下，在此类收购时会粗略调查记录所有权。在开始对未开发物业进行钻探作业之前，可能会进行进一步调查。个别物业可能会受到我们认为不会对物业的使用产生实质性干扰或影响其价值的负担。房产负担可能包括：
| ● | 惯常的特许权使用费权益； |
| ● | 经营协议和当期税款的留置权事件； |
| ● | 适用法律规定的义务或义务； |
| ● | 天然气租赁项下的开发义务；或 |
| ● | 净利润利息。 |
季节性
对天然气的需求一般在春季和秋季月份减少，在夏季和冬季月份增加。然而，寒冷的冬季、炎热的夏季或恶劣的天气事件会显着增加需求和价格波动，而季节性异常，例如温和的冬季、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，并在春季、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。季节性异常还可能增加春季和夏季月份对设备、用品和人员的竞争，这可能导致短缺并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，我们与我们行业中拥有比我们更多资源的其他公司竞争。其中许多公司不仅勘探和生产天然气，还在区域、国家或世界范围内开展炼油业务并销售石油和其他产品。这些公司可能能够为生产性天然气资产和勘探前景支付更多的费用，或者定义、评估、投标和购买比我们的财务或人力资源允许的更多的资产和前景，并且可能能够花费更多的资源来吸引和维持行业人员。此外，在天然气市场价格低迷时期，这些公司可能有更大的能力继续进行勘探活动。我们规模更大的竞争对手可能比我们更容易承担现有的、以及对联邦、州和地方法律法规的任何改变，这将对我们的竞争地位产生不利影响。我们的能力
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未来收购更多物业和发现储量将取决于我们评估和选择合适物业以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力。
石油和天然气行业监管
一般
我们在私有或国有土地上经营，我们没有来自联邦矿产利益的生产。我们的石油和天然气业务受到与打井许可、钻井和完井以及天然气、NGLs和石油的生产、运输和销售相关的广泛且经常变化的法律法规的约束。我们认为遵守现有要求不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生重大不利影响。然而，这类法律法规经常被修改或重新解读。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诉讼程序。我们无法预测任何此类提议何时或是否可能生效。因此，我们无法预测未来的成本或合规影响。行业的监管负担增加了经营成本，影响了盈利能力。我们认为，任何监管变化对我们的影响都不会与它们对竞争对手的影响方式大不相同。
天然气和石油生产监管
我们拥有位于西弗吉尼亚州、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广泛的地方、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与钻井许可、与钻井或操作井粘合、井的位置、钻井和套管井的方法、钻井所依据的物业的地面使用和恢复、钻井和完井过程中使用的水的来源和处置、油井的封堵和弃井、天然气的放空或燃烧以及油田和单口井的产量可评定或公平分配有关的要求。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料、天然气和石油资产的单元化或汇集、确定天然气和油井的最大允许产量、钻井和间距单元或按比例分配单元的大小以及可能钻井的密度等规定。一些州还授予其石油和天然气监管机构根据市场对石油和天然气的需求按比例分配产量的权力，其他州可能会在未来选择这样做。这些规定的效果是限制我们可以从我们的油井生产的天然气和石油的数量，并限制我们可以钻探的油井数量或位置，尽管我们可以申请此类规定的例外情况或减少井距或密度。此外，各州一般对其管辖范围内的天然气、NGLs和石油的生产和销售征收生产税或遣散税。
不遵守这些规则和规定可能会导致重大处罚。我们在石油和天然气行业的竞争对手受到影响我们运营的相同监管要求和限制。
天然气运输监管
州际贸易中天然气的运输和销售或转售由FERC根据1938年《天然气法》（“NGA”）、1978年《天然气政策法》（“NGPA”）以及根据这些法规发布的法规进行监管。FERC监管州际天然气运输费率和服务条件，这会影响我们生产的天然气的营销，以及我们因销售天然气而获得的收入。自1985年以来，FERC一直致力于在公开和非歧视的基础上让天然气买卖双方更容易获得天然气运输。尽管FERC的命令并不直接监管天然气生产商，但它们旨在促进天然气行业所有阶段内的竞争加剧。
聚集服务发生在管辖传输服务的上游，由陆上各州和州水域监管。NGA第1（b）节豁免天然气收集设施受FERC监管。尽管FERC尚未就我们的任何设施做出任何正式决定，但我们认为，我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确立管道作为不受监管的天然气公司的收集者地位的传统测试。然而，FERC监管的传输服务和联邦未监管的收集服务之间的区别一直是实质性诉讼的主题，FERC根据具体情况确定设施是否为收集设施，因此我们的收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会未来的确定而发生变化。国家对天然气聚集设施的监管一般包括各种安全、环境和在某些情况下不加区别地采取的要求。虽然这样的规定一般没有得到国家机构的肯定应用，但天然气采集在未来可能会受到更严格的监管审查。
州内天然气运输也受到州监管机构的监管。州内监管天然气运输的依据以及对州内天然气管道费率的监管监督和审查程度
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服务因州而异。鉴于特定州内的此类监管通常会在可比基础上影响该州内的所有州内天然气托运人，我们认为，在我们在州内运营和运输天然气的任何州内，对类似情况的州内天然气运输的监管将不会以任何与我们的竞争对手的运营有重大区别的方式影响我们的运营。与州际运输费率的监管一样，州内运输费率的监管影响到我们生产的天然气的营销，以及我们销售天然气所获得的收入。
天然气、NGLs和石油销售监管
我们销售天然气、NGLs和石油的价格目前不受联邦监管，在很大程度上也不受州监管。然而，FERC对州际天然气运输费率以及运输服务条款和条件进行了监管，这影响了我们生产的天然气的营销，以及我们销售天然气所获得的价格。同样，我们从石油和NGLs的销售中获得的价格受到将这些产品运往市场的成本的影响。FERC根据《州际商业法》、1992年《能源政策法》以及根据这些法规发布的法规的规定，对州际管道上的石油和液体运输进行监管。石油、NGLs和其他产品的州内管道运输依赖于管道，其费率、服务条款和条件受州法规规定的州监管机构的监管。此外，虽然目前天然气生产商的销售以及原油、凝析油和NGLs的所有销售都可以以不受控制的市场价格进行，但国会可能会在未来重新制定价格控制措施。
关于我们对这些能源商品的实物销售以及我们进行的任何相关对冲活动，我们被要求遵守反市场操纵法和由FERC、美国商品期货交易委员会根据《商品交易法》（“CEA”）和联邦贸易委员会（“FTC”）执行的相关法规，如下所述。我们还受到旨在促进透明度和防止市场操纵的各种报告要求的约束。如果我们违反了反市场操纵法律法规，我们可能会受到罚款和处罚以及相关的第三方损害索赔，其中包括市场参与者、卖方、特许权使用费所有者和税务当局。
2005年《Domenici Barton Energy Policy Act》（“2005年EPAct”）修订了NGA，增加了一项反市场操纵条款，该条款规定任何实体从事FERC规定的禁止行为都是非法的，并进一步为FERC提供了额外的民事处罚权限。在第670号令中，FERC颁布了实施2005年EPAct反市场操纵条款的规则，规定：（i）就购买或销售受FERC管辖的天然气，或购买或销售受FERC管辖的运输服务而言，任何实体直接或间接使用或使用任何装置，均为非法，诈骗的图谋或诡计；（ii）对重大事实作出任何不真实的陈述或遗漏作出任何必要的该等陈述，以使所作的陈述不具误导性；或（iii）从事任何对任何人构成欺诈或欺骗的行为或做法。反市场操纵规则不适用于仅与州内或其他非司法管辖的销售或收集有关的活动，但适用于提供州际服务的天然气管道和储存公司的活动，以及其他非司法管辖实体，只要这些活动是在受FERC管辖的天然气销售、购买或运输“相关”的范围内进行的，该规则现在包括下文所述的第704号命令下的年度报告要求。根据2005年的EPAct，FERC有权对每一项违反NGA和NGPA的行为评估每天最高1,000，000美元的民事处罚（每年根据通货膨胀进行调整）。2025年1月，FERC发布了一项命令（第906号命令），增加了NGA和NGPA下的最高民事处罚金额，以对通货膨胀进行调整。FERC现在可以根据NGA和NGPA评估民事处罚，每天每次违规最高可达1,584，648美元。
根据第704号命令，上一个日历年超过220万MMBTU实物天然气的批发买卖双方，包括州际和州内天然气管道、天然气采集商、天然气加工商、天然气营销商和天然气生产商，必须在每年的5月1日报告上一个日历年批发购买或销售的天然气总量。报告实体有责任根据第704号令的指导确定应报告哪些个人交易。704号令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数发布者报告价格，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此类商品的期货价格。《CEA》还禁止故意交付或导致交付有关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，美国联邦贸易委员会根据2007年《能源独立和安全法案》发布法规，意在禁止石油行业的市场操纵。违反规定的人每天每违反一项规定，将面临最高约150万美元的民事处罚（每年根据通货膨胀进行调整）。与FERC一起，这些机构实施了广泛的规则和规定，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牢固和/或可中断运输服务的可用性和可靠性产生不利影响，我们无法预测FERC未来将采取什么行动。我们认为，任何监管变化对我们的影响都不会与它们对竞争对手的影响方式大不相同。
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环境及职业安全及健康事宜的规管
一般
我们的运营受到许多严格的联邦、地区、州和地方法规和法规的约束，这些法规和法规涉及职业安全和健康以及向环境排放材料或与环境保护有关的其他方面。违反这些法律可能会导致重大的行政、民事和刑事处罚。这些法律法规可能要求在钻探或其他受管制活动开始前获得许可，限制与钻探、完成、生产和通过管道运输有关的可释放到环境中的各种物质的种类、数量和浓度，管理钻探和完成过程中使用的水的来源和处置，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濒危或受威胁物种限制区域内的某些土地上的活动，要求采取某种形式的补救行动，以防止或减轻以前作业造成的污染，例如封堵废弃水井或关闭土坑，建立针对工人保护的具体安全和健康标准，并对作业或未遵守适用法律法规造成的污染承担重大责任。此外，这些法律法规可能会限制生产速度。
以下是更重要的现有环境和职业健康及工作场所安全法律法规的摘要，这些法律法规经不时修订，我们的业务运营受其约束，遵守这些法律法规可能会对我们的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。
有害物质和废物处理
《综合环境响应、赔偿和责任法》（“CERCLA”），也被称为“超级基金”法，以及类似的州法律，对被认为促成向环境释放“有害物质”的某些类别的人规定了责任，而不考虑过错或原始行为的合法性。这些人员包括处置场所或发生释放场所的当前和过去的所有者或经营者以及在发生释放场所处置或安排处置有害物质的公司。根据CERCLA，这类人员可能对清理已释放到环境中的有害物质的费用和对自然资源的损害承担连带的严格责任，邻近的土地所有者和其他第三方就据称释放到环境中的有害物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。此外，尽管CERCLA第101（14）条规定了“石油排除”，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会根据其特性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，我们可能要为此承担责任，这将对我们产生重大不利影响。
《资源保护和回收法案》（“RCRA”），以及类似的州法律，对无害和危险固体废物的产生、处理、储存、处理和处置提出了详细要求。RCRA明确将与原油、天然气或地热能的勘探、开发或生产相关的钻井液、产出水和其他废物作为危险废物排除在监管之外。然而，这些废物可能会受到美国环保署的监管，或根据RCRA不太严格的无害固体废物规定的州机构，或根据州法律或其他联邦法律。而且，有可能现在归类为非危险固体废物的这些特定石油和天然气勘探、开发和生产废物将来可以归类为危险废物。此外，在我们的运营过程中，我们产生了一些数量的普通工业废物，例如废溶剂、实验室废物和废弃压缩机油，如果这些废物具有危险特性，这些废物可能会被作为危险废物进行监管。尽管管理危险废物的成本可能很高，但我们认为我们在这方面的成本并不比处境类似的公司的成本负担大得多。
我们目前拥有、租赁或经营多项物业，这些物业多年来一直用于石油和天然气勘探和生产活动。尽管我们认为我们采用了当时行业标准的运营和废物处置做法，但危险物质、废物或石油碳氢化合物可能已在我们拥有或租赁的财产上、下或从我们拥有或租赁的财产上释放，或在其他地点上、下或从其他地点释放，包括已将此类物质用于回收或处置的异地地点。此外，我们的一些物业一直由第三方或以前的所有者或经营者经营，他们对有害物质、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。我们能够直接控制的只是那些我们担任或已经担任作业者的井的作业。在某些情况下，先前的所有者或运营商未能遵守适用的环境法规可能会被归咎于我们作为CERCLA下的当前所有者或运营商。这些特性以及在其上、在其下或从中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，我们可能会被要求采取响应或纠正措施，无论是否存在过错，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执行补救封堵或废物坑关闭操作，以防止未来的污染。
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水排放
《联邦水污染控制法》或《清洁水法》（“CWA”）以及类似的州法律对向美国水域（“WOTUS”）排放污染物（包括采出水和其他石油和天然气废物）施加了限制和严格控制。在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚和填充材料也被禁止，除非获得美国陆军工程兵团（“兵团”）颁发的许可。这些受监管水域的范围一直存在很大争议和不确定性，自2015年以来，美国海军陆战队和美国环保署一直在寻求几项规则制定，以试图定义WOTUS的范围。2023年9月，美国环保署发布了一项WOTUS规则，由于正在进行的诉讼，该规则目前仅在24个州实施。然而，在2025年11月，美国环保署和美国军团提出了一项规则，以Sackett诉美国环保署的裁决为指导，进一步更新和缩小2023年9月对WOTUS的定义。如果任何司法裁决、行政规则制定或其他行动进一步改变CWA在我们经营区域的管辖范围，我们可能会面临在湿地地区获得疏浚和填充活动许可方面增加的成本和延误，这可能会延迟我们的天然气和石油项目的开发。
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、建设和运营许可计划以及强制实施其他合规要求，限制了压缩机站等多种来源的空气污染物排放。这些法律法规可能要求我们获得对某些预计会产生或显着增加空气排放的项目或设施的建设或改造的预先批准，获得并严格遵守严格的空气许可要求或利用特定设备或技术来控制某些污染物的排放，其成本可能是巨大的。获得许可的需要有可能推迟我们的石油和天然气项目的开发。未来几年，我们可能会被要求为空气污染控制设备或其他与空气排放相关的问题产生一定的资本支出。2020年，特朗普政府将臭氧的国家环境空气质量标准（“NAAQS”）维持在8小时一级和二级标准的十亿分之70。我们无法预测特朗普政府可能会就这些规定采取哪些进一步行动，如果有的话，以及在什么时间线上。美国环保署还根据《清洁空气法》发布了最终规则，根据新的来源性能标准（NSPS）和国家有害空气污染物排放标准计划，对石油和天然气的生产、加工、传输和储存操作进行监管。这些最终规则要求，除其他外，捕获或燃烧某些排放物，以及排放物泄漏检测和修复程序。这些法规还就生产相关湿封和往复式压缩机以及气动控制器和存储容器的排放制定了具体的新要求。然而，美国环保署最近宣布计划根据特朗普政府的放松监管议程重新考虑其中许多规则，同时延长了各种遵守期限。遵守这些和其他空气污染控制和许可要求有可能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，这些成本可能是巨大的。然而，我们不认为遵守此类当前要求将对我们的运营产生重大不利影响。
监管“温室气体”排放
在前几届总统政府领导下的环保署根据联邦《清洁空气法》的现有条款通过了规定，除其他外，这些规定为某些大型固定源建立了防止严重恶化（“PSD”）、建筑和Title V运营许可审查，这些来源已经是该法规规定的标准污染物排放的主要来源。需要为其GHG排放获得PSD许可的设施也将被要求满足“最佳可用控制技术”标准，这些标准将由各州制定，或者在某些情况下由EPA为这些排放制定。此类EPA规则制定可能会对我们的运营产生不利影响，并限制或延迟我们获得新来源或修改来源的航空许可的能力。此外，美国环保署还通过了一些规则，要求每年监测和报告美国特定陆上和海上石油和天然气生产来源的GHG排放，其中包括我们的某些业务。尽管EPA已提议将石油和天然气部门的GHG报告推迟到2034年，并以其他方式废除对其他部门的GHG报告要求，但我们无法预测这些努力最终是否会成功，或者将来是否会再次要求报告GHG。
联邦对石油和天然气设施产生的甲烷的监管近年来一直存在很大的不确定性。2023年12月，美国环保署最终确定了对新建、改造和重建设施的更严格的甲烷规则，称为OOOOB，以及有史以来第一次对现有来源的标准，称为OOOOC。然而，2025年3月，美国环保署宣布计划重新考虑OOOOB和OOOOC，以配合特朗普政府的放松管制议程。此外，2025年11月，美国环保署敲定了一项临时规则，延长了OOOOB和OOOOC中规定的某些条款的遵守期限。挑战美国环保署最终临时规则的诉讼仍在审理中，该规则延长了新的和现有石油和天然气来源的此类合规期限。
2022年8月，《降低通胀法》（“IRA2022”）签署成为法律，为可再生能源举措划拨了大量联邦资金，并修订了《清洁空气法》，要求EPA对来自被要求向其报告其GHG排放量的来源的超过法定甲烷排放阈值的过量甲烷排放征收并收取首次费用
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美国环保署。2024年11月，美国环保署发布了实施甲烷排放费的最终规则，尽管在2025年2月，国会根据《国会审查法案》废除了该规则。此外，根据一大美丽法案法案，国会将甲烷排放费的实施推迟到2034年。遵守甲烷排放费和其他空气污染控制和许可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，不遵守这些CAA要求可能会导致巨额罚款和处罚以及代价高昂的禁令救济。鉴于监管力度不断加大的长期趋势，未来石油和天然气行业的联邦GHG法规仍然是一种可能性，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法规。我们无法预测特朗普政府可能会采取什么、何时或如何采取进一步行动来回滚或以其他方式修改现有的甲烷相关法规。现有的气候变化相关监管已经成为新一届特朗普政府关注的焦点。特朗普总统上任第一天就签署了几项行政命令，撤销了上届政府许多与气候相关的行政命令和相关举措。特朗普总统的指示包括，除其他外，指示EPA重新考虑其2009年与温室气体有关的危害调查结果，该调查结果为联邦GHG许可和甲烷排放控制要求提供了监管理由，并指示EPA重新考虑其在联邦许可决定中使用对GHG社会成本估计的情况。为此，2025年3月，美国环保署宣布正式重新考虑对GHG估计的社会成本和2009年的危险发现，并于2025年7月发布了撤销后者的提案。我们无法预测这些行动对我们的业务或经营业绩的最终影响。
我们制定了一项计划，以减少和管理我们的甲烷和其他空气排放，该计划遵循以下原则：（i）监测气候风险和空气质量的科学，（ii）解决利益相关者对我们在气候风险、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）监督活动产生的甲烷和空气排放减少的发展，包括实施最佳管理做法和新技术。
我们已经采取了几个步骤来管理我们运营中的甲烷和其他排放。例如，Antero将平衡钻出技术作为完井过程的最后一步，其中来自井筒的大部分天然气保持在井下。紧随其后的是一个控制排放的回流过程，该过程捕获气体并将其发送到销售。我们在管理运营中的甲烷排放方面有着持续的历史，我们持续使用减排技术和设备就证明了这一点。
当我们允许设施时，我们会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。控制设备包括蒸气回收塔和蒸气回收装置，它们捕获甲烷排放并将其引导至销售线。这种技术让我们能够回收一种有价值的产品，减少排放。此外，剩余储罐排放通过蒸汽燃烧器进行控制，可减少98%的甲烷排放。我们继续在所有新的生产设施中从间歇性和低放气的天然气供应气动装置过渡到空气供应气动装置，同时通过路由到工艺、销售线或燃烧装置来限制天然气气动释放。2025年，我们淘汰或更换了约774个天然气驱动气动装置，这使得自2021年开始实施这一举措以来，我们运营中淘汰或更换的气动装置总数达到约7779个。
我们的甲烷和空气排放控制计划还包括一个泄漏检测和修复（“LDAR”）计划。定期检查，通过发现泄漏并及时修复，最大限度地减少排放。LDAR计划检查利用最先进的光学气体成像、前向红外雷达摄像头来识别设备泄漏。此外，我们的运营团队有一个维护计划，其中包括清洁和更换小偷舱口密封和磨损的设备，以防止泄漏发生。我们迄今为止的努力已经导致甲烷排放量下降，这是基于我们的LDAR计划检测到的泄漏数量正在减少。
我们参与了EPA的天然气STAR计划，该计划为拥有美国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做法，并记录其减排活动。我们也是ONE Future的成员，这是一个寻求在整个天然气供应链上降低甲烷排放强度的自愿行业集体，以及环境伙伴关系，该伙伴关系侧重于石油和天然气行业可以采取的自愿措施，通过实施LDAR、设备排放监测以及维护和维修计划来减少甲烷和VOCs的排放。通过加入这些计划，我们承诺：（i）评估我们的甲烷减排机会，（ii）在可行的情况下实施甲烷减排项目，以及（iii）每年报告我们的甲烷排放量和/或我们的甲烷减排活动。
自2017年以来，我们发布了年度ESG报告，其中强调了我们最重要的环境项目改进和举措。正如本报告强调的那样，我们在2024年的甲烷泄漏损失率为0.0 10%，按照One Future计算，远低于One Future自愿行业目标1%。
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2025年期间，我们的GHG/甲烷减排工作包括以下活动：
| ● | 继续我们负责任地采购的气体认证工作，这是由金丝雀项目认证的Trustwell。 |
| ● | 作为我们排放监测举措的一部分，对我们的大多数井场位置进行了四次空中天桥。 |
| ● | 淘汰或更换约774个间歇性和低放气天然气控制气动装置。 |
| ● | 堵塞和放弃某些与物业收购相结合而获得的较老的垂直井。封堵和放弃较老、产量低的油井可以减少甲烷排放。 |
| ● | 预防性更换和/或维修老化的储罐蒸气控制系统设备，以减少潜在的逸散甲烷和GHG排放。 |
| ● | 保持了边际减排成本曲线（“MACC”），以便在我们的运营过程中有效、系统地对减排项目进行建模。我们的MACC流程有助于评估实现排放目标所需的资本改进。 |
| ● | 在我们的运营中继续使用以下程序或设备： |
| o | 季度设施LDAR检查，在大多数情况下，这是当前联邦法规要求的频率的两倍。 |
| o | 所有新生产设施的储罐上都有锁定窃贼舱口和隔离阀，以减少日常运营和维护活动中不必要的潜在排放。 |
| o | 操作了具有两个阶段压力控制的燃烧器管理系统，经制造商认证符合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阶段的蒸汽回收。 |
| o | 低压分离器作为我们完井过程的一部分，用于回收甲烷，否则这些甲烷将在回流作业期间燃烧，并使此类甲烷成为一种可销售的产品。 |
| o | 定期进行泄压阀的检测和维修。 |
| o | 平衡压力井钻探，这最大限度地减少了在完井过程中从我们的井中排出和/或燃烧气体的可能性。 |
| o | 移动式气举装置，这减少了原本会通过擦井和卸液排放的排放。 |
| o | 利用我们的ESG咨询委员会与我们的GHG/甲烷减排团队一起管理与环境相关的风险和机会的识别、评估、监测、缓解和适应（如适用）。 |
我们继续评估减排的各种机会。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，我们无法保证我们将能够在特定时间范围内或在所有运营资产中实施它们。有关可持续性事项的风险和不确定性，请参见“项目1a。风险因素——业务运营——可持续发展问题和保护措施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风险相关的诉讼风险。我们目前不是任何此类诉讼的当事方，但可能会在未来提出类似责任索赔的行动中被点名，并且根据所主张索赔的性质和其他因素，可以施加此类责任，而不考虑我们对所声称的损害的因果关系或贡献，或其他减轻影响因素。
我们获得资本的机会可能会受到气候风险政策的影响。金融机构可能会采取具有减少向石油和天然气行业提供资金效果的政策，尽管这一趋势总体上一直在减少。在实施或追求的范围内，这类政策和承诺可能导致一些贷方限制获得资本或从
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某些行业或公司，包括石油和天然气部门，或要求借款人采取额外措施以减少其GHG排放。虽然我们无法预测可持续的贷款和投资做法会如何或在多大程度上影响我们的运营，但石油和天然气行业可用资本的实质性减少可能会使为勘探、开发、生产、运输和加工活动获得资金变得更加困难，这可能会影响我们的业务和运营。
此外，一些州已经通过或正在考虑通过要求披露气候相关风险的法律。已经提起诉讼，质疑这些法律的实施，但我们目前无法预测这些诉讼的结果。遵守这些法律，只要这些法律得到实施并适用于我们，可能会导致与披露要求相关的额外成本以及获得资本的成本增加和限制。另外，加强与气候相关的披露要求可能会导致声誉或其他损害，也可能增加我们与据称由我们或我们行业内的其他人就气候风险所作的陈述有关的诉讼风险，或者与我们未来可能就所报告的排放量所作的任何披露有关的诉讼风险，特别是考虑到在计算和报告GHG排放量方面固有的不确定性和估计。
此外，气候风险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，这可能会对我们的财务状况和运营以及这些或我们的供应商和客户产生不利影响。此类物理风险可能会导致我们的设施受损或以其他方式对我们的运营产生不利影响，例如如果我们因应干旱而受到用水限制，或对我们产品的需求，例如在更温暖的冬季减少了用于取暖目的的能源需求。此类物理风险也可能影响我们生产或运输产品所依赖的基础设施。这些发展中的一项或多项可能对我们的业务、财务状况和运营产生重大不利影响。
水力压裂活动
水力压裂法是一种重要且普遍的做法，用于从低渗透的地下岩层中刺激生产天然气和/或石油。水力压裂过程包括通过套管和胶结井筒在压力下将水、沙子和化学品注入目标地下地层，以压裂围岩并刺激生产。我们经常使用水力压裂作为我们运营的一部分，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，但美国环保署已根据联邦安全饮用水法案（“SDWA”）对某些水力压裂活动行使联邦监管权力。
此外，国会不时考虑立法，根据SDWA规定对水力压裂进行联邦监管，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。未来可能会再次考虑监管水力压裂的新立法，尽管我们目前无法预测任何此类立法的时间或范围。在州一级，一些州已经通过或正在考虑可能对水力压裂活动施加更严格的许可、披露和建井要求的法律要求。一些州和市政府已禁止，另一些州则寻求完全禁止水力压裂。如果在我们经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，我们可能会为遵守此类要求而产生潜在的大量额外成本，在追求勘探、开发或生产活动方面经历延误或限制，甚至可能被排除在钻井之外。
职业安全和健康法
我们还须遵守经修订的联邦职业安全和健康法（“OSHA”）的要求，以及规范保护员工健康和安全的类似州法律。此外，OSHA的危险通信标准、《应急规划和社区知情权法案》和实施条例以及类似的州法规和条例要求维护有关我们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。
濒危物种法
联邦《濒危物种法》（“ESA”），规定了对濒危和受威胁物种的保护。根据ESA，如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可能会对对该物种栖息地产生不利影响的活动施加限制。根据《候鸟条约法案》，对候鸟也提供了类似的保护。我们在已知存在某些被列为受威胁或濒危物种的地区以及可能存在根据ESA被列为受威胁或濒危物种的其他物种的地区开展天然气和石油租赁业务。美国鱼类和野生动物管理局（“USFWS”）可能会指定其认为对受威胁或濒危物种生存所必需的关键栖息地和合适的栖息地区域。关键栖息地或合适的栖息地指定可能会导致对联邦土地使用的进一步物质限制，并可能在实质上延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，
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USFWS被要求在该机构2017财年结束前确定是否应将超过250个被列为濒危或受威胁物种的物种列入ESA。例如，2022年11月，USFWS将北方长耳蝙蝠（其栖息地包括我们经营的区域）列为ESA下的濒危物种，该物种于2023年3月31日生效。在进行基础财产运营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，从而可能对我们开发和生产储量的能力产生不利影响。如果我们将部分租约指定为关键或合适的栖息地，可能会对我们租约的价值产生不利影响。
尽管我们没有因遵守环境要求而受到任何重大不利影响，但无法保证这种情况会持续下去。我们在2025年没有任何与遵守环境法或环境补救事项有关的重大资本或其他非经常性支出，我们也不预计此类支出将在2026年是重大的。
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、经验和行业知识显著有利于我们的运营和业绩。
截至2025年12月31日，我们拥有全职员工632人，其中行政、财务、财务、法律和行政47人，信息技术37人，地质19人，生产经营243人，中游和水务184人，土地53人，会计和内部审计49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当事方，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良好。
总奖励
我们通过提供有竞争力的薪酬、公平的生活工资和全面的福利，展示了投资于我们的劳动力的历史。为了培养更强的主人翁意识并使我们的人员利益与股东保持一致，我们提供长期激励计划，包括限制性股票单位、业绩份额单位和现金奖励。此外，我们还提供短期现金奖励计划，这些计划是可自由支配的，并基于个人和公司业绩因素等。此外，我们为每周工作30小时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队伍的实力，我们始终如一地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：
| ● | 综合健康保险，包括视力和牙科；我们17年多没有增加员工保费； |
| ● | 员工健康储蓄账户，包括我们对这些账户的贡献； |
| ● | 401（k）退休储蓄计划，有酌情缴款匹配机会； |
| ● | 竞争性带薪休假和病假计划； |
| ● | 带薪育儿假； |
| ● | 学生贷款还款匹配机会；和 |
| ● | 健康支持福利包括员工援助计划、短期和长期残疾保险以及健身房会员资格和/或健身订阅报销等。 |
基于角色的支持
我们支持员工的职业发展。为了帮助我们的人员在他们的角色中取得成功，我们强调持续的正式和非正式培训、发展和教育机会。我们还通过我们的学生贷款还款匹配计划协助员工支付教育追求的成本。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。
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劳动力健康与安全
员工的安全是我们价值观的核心宗旨，我们的安全目标是零事故零伤害。强大的安全文化可以降低风险，提高生产力，并在我们经营所在的社区建立强大的声誉。通过不断提高安全绩效，我们赢得了安全和对环境负责的运营商的声誉。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辅导，推动风险评估并鼓励可见的安全领导。如果工作不安全或无法安全完成，员工被赋予权力并被要求停止或拒绝执行。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，我们感谢在这一年中表现出强大安全领导力的员工和承包商。这些众多努力结合在一起，在整个公司创造了一种安全文化，并为我们的承包商社区提供了积极的影响。
平等就业机会和工作场所文化
我们致力于建立一种文化，在这种文化中，平等的就业机会和强大的工作场所文化是我们整个运营的核心理念。我们禁止一切形式的非法歧视，并致力于为所有员工提供发展和进步的机会，以便他们的才能得到充分发展，以最大限度地扩大我们和他们的成功。我们认为，创造一个培养归属感的环境，需要鼓励员工不断对彼此的经历进行自我教育，我们努力促进所有人的尊重和尊严。我们还认为，重要的是，我们要促进对不同背景和观点以及归属感的教育、沟通和理解。最后，根据这些信念和我们对平等就业机会的承诺，我们希望代表我们运作的招聘人员能够为我们提供多样化的候选人库。
地址、互联网网站和公开备案的可获得性
我们的主要行政办公室位于1615 Wynkoop Street，Denver，Colorado 80202，我们的电话号码是（303）357-7310。我们的网站位于www.anteroresources.com。
我们根据《交易法》向SEC提供或提交我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、8-K表格当前报告以及对此类报告和其他文件的修订。SEC还在www.sec.gov上维护一个互联网网站，其中包含以电子方式向SEC提交的报告、代理和信息声明以及有关发行人（包括我们）的其他信息。
我们还将在向SEC提交或提供这些文件后，在合理可行的情况下尽快在www.anteroresources.com的“投资者”链接下免费提供这些文件。
我们网站上的信息未纳入本年度报告的10-K表格或我们向SEC提交的其他文件中，也不是其中的一部分。
项目1a。风险因素
由于我们所进行的经营活动的性质，我们受到一定的风险和危害。本10-K表格年度报告中描述的风险可能会对我们的业务、财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响。我们可能会遇到我们目前不知道的额外风险和不确定性。此外，由于未来发生的事态发展，我们目前认为不重要的条件也可能对我们的业务、财务状况、现金流量和经营业绩产生重大不利影响。
商品价格
天然气、NGLs和石油价格波动，或天然气、NGLs和石油价格大幅或长期处于低位，可能会对我们的业务、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、NGLs和石油生产的价格在很大程度上影响着我们的收入、盈利能力、获得资本的机会和未来的增长率。天然气、NGLs和石油属于大宗商品，因此，它们的价格会因应相对较小的供需变化而出现宽幅波动。我们生产收到的价格，以及我们生产的水平，取决于我们无法控制的众多因素。这些因素包括：
| ● | 影响全球天然气、NGLs和石油供需的全球和区域经济状况； |
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| ● | 进口国外、出口国内、石油、天然气和包括液化天然气在内的NGLs的价格和数量； |
| ● | 其他生产国的政治状况或影响其他生产国的政治状况，包括中东、非洲、南美洲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通行价格； |
| ● | 本地化和全球供需基本面和运输可用性； |
| ● | 天气情况； |
| ● | 影响能源消费的技术进步； |
| ● | 替代燃料的价格和可获得性；和 |
| ● | 国内、地方和外国政府监管和税收。 |
NYMEXHenry Hub天然气的月初价格从4.42美元/百万英热单位的高位到2025年的2.84美元/百万英热单位的低位不等，同期NYMEXWest Texas Intermediate原油的日历月平均价格从75.10美元/桶的高位到57.87美元/桶的低位不等。天然气价格在2025年大幅高于2024年，而石油价格在2025年与2024年相比大幅下降。这些大宗商品的市场历来都是波动的，未来这些市场很可能会继续波动。此外，由于近年来东北地区天然气供应的显著增加，阿巴拉契亚盆地的天然气市场价格相对于NYMEXHenry Hub持续走低。NGLs由乙烷、丙烷、异丁烷、普丁烷和天然汽油组成，都有不同的用途和不同的定价特点，这给NGLs的定价增加了进一步的波动性。由于大宗商品价格波动，我们无法预测我们最终销售点的天然气、石油和NGLs市场价格的未来潜在变动，因此无法预测价格对我们运营的最终影响。
天然气、NGLs和石油价格的长期低位、和/或显着或长期下跌可能会对我们的收入、营业收入、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、NGLs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可以经济生产的天然气、NGLs和石油的数量产生不利影响，这可能导致我们不得不对我们的资产价值进行重大下调，并可能导致我们在未来期间的收益中产生非现金减值费用。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，从而对我们未来的增长率产生负面影响。较低的天然气、NGLs和石油价格也可能对我们的信用评级产生不利影响，并导致我们的借贷能力和获得其他资本的机会减少。如果天然气价格发生积极或消极的变化，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约的风险。此外，不利的经济和市场条件可能会对我们的贸易应收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、NGLs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、季节性天然气价格价差的波动性增加以及最终用户节约或转换为替代燃料的增加。此外，就我们以低于当前市场价格的价格对当前产量进行对冲的程度而言，我们无法充分受益于天然气、NGLs和石油价格的上涨。
我们的对冲活动可能使我们无法从价格上涨中受益，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风险，我们可能会就我们预期产量的很大一部分签订衍生合约。假设我们2026年的产量与2025年的产量相同，我们总产量的大约42%是通过商品衍生品对冲的。此外，我们为2027年生产的一部分签订了商品衍生品合同。我们当前和未来潜在的对冲活动可能会阻止我们实现价格上涨超过我们生产部分的对冲水平的近期收益
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被对冲。如果我们选择不参与或以其他方式减少我们未来的使用，对冲安排或由于缺乏可接受的交易对手而无法参与对冲安排，我们可能会比比我们更大程度地参与对冲安排的竞争对手受到商品价格变化的更不利影响。相反，对冲交易可能会使我们在某些情况下面临财务损失的风险，包括以下情况：
| ● | 产量不及预期； |
| ● | 商品价格大幅上涨超过我们的套期保值价格，导致向我们的套期保值交易对手支付大量现金； |
| ● | 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受到重大损害；或 |
| ● | 交易对手有信用额度，这可能会限制我们对冲额外交易量的能力。 |
如果商品价格下降到我们未来来自我们物业的未贴现现金流在相当长一段时间内低于其账面价值的水平，我们将被要求对我们物业的账面价值进行减记。
会计规则要求，如果估计的未来未折现现金流量低于我们物业的账面价值，我们将定期审查我们物业的账面价值是否存在可能的减值。基于预期减值审查时的特定市场因素和情况，以及对发展计划、生产数据、经济性和其他因素的持续评估，我们可能被要求减记我们物业的账面价值。减记构成对收益的非现金支出。我们可能在未来产生重大减值费用，这可能对我们在收取此类费用期间的经营业绩产生重大不利影响。
石油、天然气和NGLs的供需不平衡可能导致市场极端波动、成本增加和储存能力的可用性下降。
我们的天然气、NGLs和石油生产的营销在很大程度上取决于我们的产品是否存在足够的市场。这些产品的供需不平衡可能导致极端的市场波动，并在此期间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NGLs和石油方面遇到存储能力限制。没有足够的运输和储存能力，许多生产商可能被迫暂时关闭部分生产或以低于市场的价格出售部分生产。
例如，为应对冠状病毒大流行，各国政府试图通过实施社交距离准则、旅行限制和居家令等行动来减缓病毒的传播，这导致对石油的需求显着下降，在较小程度上导致了对天然气和NGLs的需求下降。我们无法预测另一场世界卫生事件会在多大程度上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，从而可能对我们的财务状况和运营业绩产生不利影响。
储备金
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，并且可能需要比我们目前预期更高水平的资本支出。因此，我们估算的探明未开发储量可能最终不会被开发或生产。
截至2025年12月31日，我们估算的总探明储量中有24%被归类为已探明未开发。我们估算的已探明未开发储量的4.7 TCFE在未来五年将需要估计23亿美元的开发资本。此外，开发可能和可能的储量将需要额外的资本支出，而这类储量被回收的确定性低于已探明储量。开发这些未开发储备可能需要比我们目前预期更长的时间，并且需要更高水平的资本支出。我们储量开发的延迟、钻探和开发此类储量的成本增加或商品价格下降将降低我们估计的已探明未开发储量的价值以及为此类储量估计的未来净收入，并可能导致一些项目变得不经济。此外，开发储量的延迟可能要求我们将已探明的未开发储量重新归类为未探明储量。
储量估计取决于许多可能被证明是不准确的假设。我们的储量估计或基本假设中的任何重大不准确将对我们储量的数量和现值产生重大影响。
油气储量估算过程复杂。它要求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量估计数量和现值产生重大影响。
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要准备我们的估算，我们必须预测生产速度和开发支出的时间。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的程度、质量和可靠性可能各不相同。
这一过程还需要对诸如实现价格、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可用性等事项进行经济假设。
未来实际产量、实现价格、收入、税收、开发支出、运营费用和可采储量数量将与我们的估计有所不同。任何重大差异都可能对我们储量的估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整我们的储量估计，以反映生产历史、勘探和开发结果、现有商品价格和其他因素，其中许多因素超出我们的控制范围。
投资者不应假设我们的储备未来净收入的现值就是我们估计储备的当前市值。我们一般根据估计日期的价格和成本来估计来自我们储备的贴现未来净现金流。实际未来价格和成本可能与现值估计中使用的价格和成本存在重大差异。
我们的探明储量贴现未来净现金流的标准化计量与我们估算的油气储量的当前市值并不相同。
投资者不应假定我们探明储量的贴现未来净现金流的标准化计量是我们估算的油气储量的当前市值。根据SEC的要求，我们将来自已探明储量的贴现未来净现金流建立在前十二个月第一天价格的12个月未加权算术平均值的基础上，而不考虑衍生品交易的影响。来自我们物业的实际未来净现金流将受到诸如我们收到的天然气、NGLs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，我们在计算标准化计量时使用的10%贴现因子是基于SEC准则，可能不是基于不时生效的利率以及与我们或一般石油和天然气行业相关的风险的最合适的贴现因子。
除非我们用新的储备取代我们的储备并开发这些储备，否则我们的储备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。
生产油气藏的一般特点是产量下降，这取决于油藏特征和其他因素。除非我们成功地进行正在进行的勘探和开发活动或不断收购含有探明储量的资产，否则我们的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，因此，我们未来的现金流和经营业绩在很大程度上取决于我们能否成功地有效开发我们目前的储量，并在经济上找到或获得额外的可采储量。我们可能无法开发、发现或获得足够的额外储量来替代我们当前和未来的生产，任何此类收购和开发可能会被任何资产处置所抵消。如果我们无法替代我们当前和未来的生产，我们的储备价值将会下降，我们的业务、财务状况和经营业绩将受到不利影响。
我们约45%的净租赁面积未开发，该面积可能最终无法开发或成为商业生产，这可能导致我们失去租约下的权利，并对我们的石油和天然气储量和未来产量产生重大不利影响，从而对我们未来的现金流和收入产生重大不利影响。
我们的净租赁土地面积中约有45%是未开发的，或者是尚未钻探或完成钻井的面积，其程度将允许生产商业数量的石油和天然气，无论这些面积是否包含已探明的储量。我们已探明的未开发储量为294 BCFE，这与钻探前需要更新的面积有关。此外，与我们的阿巴拉契亚盆地面积相关的14%的天然气租赁要求我们钻探具有商业生产能力的井，如果我们不能成功钻探此类井，我们可能会失去我们在此类租赁下的权利。我们未来的石油和天然气储量和产量，因此，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土地面积。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。商业和物业——我们的物业和运营——未开发面积到期。”
业务运营
钻探和生产石油和天然气是具有许多不确定性的高风险活动，可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。
我们未来的财务状况和经营业绩将取决于我们勘探、开发和收购活动的成功，这些活动受到我们无法控制的众多风险的影响，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部分取决于
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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进行评估，其结果往往没有定论或有不同的解释。有关这些过程中涉及的不确定性的讨论，请参见“——储量——储量估计取决于许多可能被证明是不准确的假设。我们的储量估计或基本假设中的任何重大不准确都将对我们的储量数量和现值产生重大影响。”此外，我们的钻井、完井和作业井的成本受到运营不确定性的影响。
此外，许多因素可能会削减、推迟或取消我们预定的钻探项目，包括以下方面：
| ● | 天然气、NGLs和油价长期下跌； |
| ● | 天然气、NGLs和石油市场的限制； |
| ● | 因遵守监管要求而造成或导致的延误； |
| ● | 地质构造中的压力或不规则现象； |
| ● | 为水力压裂活动获取设备、合格人员或水的短缺或延误； |
| ● | 设备故障或事故； |
| ● | 不利的天气条件，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、管道和罐体破裂，遇到天然存在的放射性物质，擅自向地表和地下环境排放盐水、增井完井液、有毒气体或其他污染物； |
| ● | 以可接受的条件提供的融资有限；和 |
| ● | 矿产权益或其他产权问题。 |
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、环境污染或水井损失以及监管罚款或处罚。
我们决定钻探的资产可能不会产生商业上可行数量的天然气、NGLs或石油，这可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
在钻探和测试一个前景之前，我们无法确定地预测任何特定的前景是否会产生足够数量的天然气、NGLs或石油，以收回钻探或完井成本，或在经济上可行。地震数据和其他技术以及对同一地区生产油田的研究将无法使我们在钻探之前就确切地知道是否会存在天然气或石油，或者，如果存在，是否会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、更充分勘探的前景或生产领域的可用数据中得出的类比将适用于我们的钻井前景。此外，由于多种因素，我们的钻井作业可能会缩减、延迟或取消，包括：
| ● | 意外的钻井条件； |
| ● | 矿产权益或其他产权问题； |
| ● | 地层中的压力或失去循环； |
| ● | 设备故障或事故； |
| ● | 不利的天气条件； |
| ● | 遵守环境和其他政府或合同要求；和 |
| ● | 电力、供应、材料、钻井或修井机、设备和服务的成本增加，或供应短缺或延迟。 |
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市场条件或运营障碍，例如无法获得令人满意的运输安排或必要的基础设施，可能会阻碍我们进入天然气、天然气凝液和石油市场或推迟我们的生产。
我们的天然气、NGLs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、NGLs和石油的需求和供应，以及与管道、其他运输设施、收集和加工、分馏设施的储量和容量的接近程度，以及其他第三方运输服务的可用性。传输、收集和处理以及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、NGLs和石油的价格出现大幅折扣。虽然我们通过Antero Midstream对中游基础设施进行投资的目的是解决现有中游基础设施的接入和潜在的限电问题，但我们也向数量有限、地理位置集中且面临重大风险的第三方天然气、NGLs和石油输送、收集、加工、储存和分馏设施以及运输服务提供服务，并由其提供服务。这些风险包括资金、材料和合格承包商和劳动力的可用性，以及天气状况、天然气、NGLs和油价波动、延迟获得许可证和其他政府批准、所有权和财产准入问题、地质情况、公众反对基础设施发展、Antero Midstream和/或第三方遵守其对我们的合同义务以及其他因素。
由于任何原因（包括我们未能以可接受的条款获得此类服务、对此类管道和设施进行网络攻击或由于气体质量而导致服务中断），对由Antero Midstream和/或第三方运营的管道和设施的访问或服务的长时间中断，或由Antero Midstream和/或第三方提供的运输服务的长时间中断，可能会对我们的业务造成重大损害，从而导致我们的天然气、NGLs和石油的生产和销售出现延误。在这种情况下，我们可能不得不关闭我们的油井，等待管道连接或产能和/或以低于市场价格或低于我们目前预计的价格出售我们的产品，所有这些都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。如果我们因为任何这些或其他原因关闭或减产，我们将无法从这些油井实现收入，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、NGLs和石油的能力取决于是否有足够的水供应用于钻井和完井作业，以及能否以合理的成本获得水和废物处理或回收设施和服务。限制我们获得水或处置产出水和其他废物的能力可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
我们生产商业数量的天然气、NGLs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。水回收设施和其他处置替代方案的可用性，以接收从我们的水井产生的所有水，可能会影响我们的生产。我们无法获得足够数量的水，或无法处置或回收我们运营中使用的水，或无法及时获得取水许可或其他权利，可能会对我们的运营产生不利影响。随着时间的推移，水的供应情况可能会以我们无法控制的方式发生变化，包括气候相关影响的结果，例如天气模式的变化。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，并对我们的业务和经营业绩产生不利影响。
我们已确定的潜在井位计划在多年内完成，这使得它们容易受到可能会实质性改变其钻探发生或时间的不确定性的影响。此外，我们可能无法获得必要的大量资金来钻探我们的潜在井位。
我们的管理团队已经具体确定并安排了某些井位，作为我们对现有面积未来多年钻探活动的估计。这些井位是我们发展战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力取决于一些不确定性，包括天然气、NGLs和石油价格、资金的可用性和成本、钻探和生产成本、钻探服务和设备的可用性、钻探结果、租约到期、单元化协议、租赁收购、地面协议、收集系统和管道运输限制、获得和获得水源和分配系统、监管批准和其他因素。由于这些不确定性，我们不知道我们确定的众多潜在井位是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在井位生产天然气、NGLs或石油。此外，除非在覆盖获得一些潜在位置的未开发英亩的间距单元内建立生产，否则此类面积的租约将到期。因此，我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动存在重大差异。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。商业和物业——我们的物业和运营——未开发面积到期。”
截至2025年12月31日，我们在探明、概略和可能的储量基础中已确定的潜在水平井位置有1,279个。由于上述限制，我们可能无法钻探我们的许多潜在井位。此外，我们将在很长一段时间内需要大量额外资本来追求这些地点的发展，而我们
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可能无法获得或产生这样做所需的资本。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探明储量中增加额外的探明储量，或可能导致我们的估计探明储量向下修正，这可能对我们未来的业务和经营业绩产生重大不利影响。有关我们已确定的潜在井位的更多信息，请参阅“项目1。商业和物业——我们的物业和运营——估计探明储量——确定潜在的井位。”
我们可能会因产权瑕疵或其他影响利益单元化的事项而蒙受损失。
当我们收购石油和天然气租赁或权益时，我们通常不会产生在收购时聘请律师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，我们依赖于执行实地工作的石油和天然气租赁经纪人或土地人的判断，以检查适当的政府办公室的记录。阿巴拉契亚盆地的租约特别容易受到所有权缺陷的影响，原因是私人土地所有权的历史悠久，矿产庄园被切断，有关该地区矿产和地表土地所有权的死亡和继承记录不足，导致所有权链条广泛而复杂。重大所有权缺陷的存在可能会使租约变得一文不值，并可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。虽然我们通常会在根据租约或在一个单元中开始钻探作业之前获得所有权意见，但可能要等到打井之后才能发现所有权或包括在一个单元中某些权益的权利的失败，在这种情况下，我们可能会失去租约和生产该物业下的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会导致重大责任，并对我们的财务状况产生重大不利影响。
像许多石油和天然气公司一样，我们参与了各种法律诉讼，包括受到威胁的索赔，例如合同、所有权和特许权使用费纠纷。例如，我们是集体诉讼的一方，该诉讼涉及索赔人所谓的天然气特许权使用费的权利和核算，除其他外，这可能会对确定允许的后期生产成本金额和可能从特许权使用费中扣除的成本类型的方法产生影响。解决法律诉讼（主张或未主张）或满足在此类诉讼中对我们产生的任何不利判决的成本可能会导致重大责任或利益损失，这可能对我们的现金流量、经营业绩和任何此类影响变得可合理估计期间的财务状况产生重大不利影响。用于确定与法律诉讼相关的应计费用或损失范围的判决和估计难以预测，可能会在一个时期到下一个时期发生变化，这种变化可能是重大的。当前的应计项目可能不足以满足任何此类判断。法律诉讼也可能导致对公司的负面宣传。为这些行为辩护，尤其是所谓的集体诉讼，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都处于早期阶段。在这种情况下，指控和损害理论并没有得到充分发展，都具有内在的不确定性。因此，管理层对任何此类程序产生重大不利财务影响的可能性的看法可能会在未来发生变化。有关法律诉讼的更多信息，见附注15 ——合并财务报表的或有事项。
可持续性问题和保护措施可能会对我们的业务产生不利影响。
利益相关者对气候风险的关注、社会对与气候风险相关的公司的期望、投资者、监管机构和社会对自愿和强制性可持续性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增加、对我们产品的需求减少、利润减少、调查和诉讼增加、对我们的股价产生负面影响以及进入资本市场的机会减少。例如，对气候风险和环境保护的任何更多关注都可能导致对石油和天然气产品的需求转移以及针对我们的额外政府调查和私人诉讼，并且根据所主张的索赔的性质和其他因素，可以施加此类责任，而不考虑我们对所声称的损害的因果关系或贡献，或其他减轻影响因素。
此外，虽然我们不时创建和发布有关可持续性事项的自愿披露，但这些自愿披露中的许多陈述是基于可能代表当前或实际风险或事件或预期风险或事件的预测的预期和假设或假设情景，包括与之相关的成本。与可持续发展相关的强制性披露也正在演变为一个领域，我们可能会或可能会成为某些司法管辖区规定的披露对象，这取决于我们声称与这些司法管辖区的联系，任何此类强制性披露可能同样需要使用假设的、预测的或估计的数据，其中一些数据不受我们控制，本质上受到不精确的影响。依赖此类预期和假设或假设情景的披露必然具有不确定性，并且可能容易出错或受到误解，因为所涉及的时间很长，而且缺乏确定、衡量和报告许多可持续性事项的既定方法。此外，我们可能会宣布各种自愿的可持续性目标，包括某些GHG排放目标，由于我们努力维持这一目标以及未来对其的任何修订，我们可能会面临意想不到的材料成本。我们将继续评估一系列技术和其他措施，例如碳补偿，这些措施可能有助于实现这一目标。鉴于与新兴技术的使用、经核实的碳补偿的市场状况和可用性相关的不确定性，我们无法预测我们是否能够及时实现这些目标，如果有的话。失败了
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或认为未能（无论是否有效）针对此类可持续发展战略或实现、实施或充分取得进展，或实现此类可持续发展目标或承诺，可能会导致私人诉讼并损害我们的声誉。此外，虽然我们可能会寻求购买经信誉良好的第三方验证的碳补偿，但我们无法保证我们购买的任何碳补偿都将实现所代表的GHG减排，并且我们可能会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由于需求增加或对其方法的严格审查而面临产能限制。此外，某些利益相关者可能会反对一般使用抵消额，或者就我们从事的特定交易而言，反对我们可能声称因此类抵消额而产生的任何碳减排收益。此外，包括加利福尼亚州在内的某些司法管辖区已经制定了新的法律，要求披露与自愿碳补偿和类似结构相关的信息。这些制度下的披露是新颖的，不确定我们可能就此做出的任何披露是否会满足法律要求，并可能导致不确定的后果，例如私人当事人批评这类项目，无论是通过诉讼还是其他方式。虽然我们可能参与各种自愿框架和认证计划，以提高我们的运营和产品的可持续性概况或透明度，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可持续性概况产生预期结果。此外，尽管有任何雄心勃勃的目标，我们可能会收到来自投资者、贷方或其他团体的压力，要求他们采取更激进的气候或其他与可持续发展相关的目标，但由于潜在的成本或技术或运营障碍，我们无法保证我们将能够全部或部分实施这些目标。
此外，除其他外，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：未能满足我们的可持续发展计划或目标，或利益相关者对我们、我们行业的其他人、我们的员工和高管、代理人或其他第三方所作某些声明的看法，或来自投资者或政策团体的公众压力，要求我们改变政策。此类有关可持续发展问题的声明正日益受到来自公共和政府当局以及其他各方的更严格审查，这些声明涉及潜在的“洗绿”风险，即误导性信息或夸大潜在可持续发展益处的虚假声明。此外，某些就业做法和社会倡议受到呼吁继续推进此类政策的人以及认为应该加以遏制的人，包括政府行为者的审查，适用于此类倡议的复杂监管和法律框架继续演变。我们无法确定此类监管、法律和其他发展对我们业务的影响。更近期的政治事态发展可能意味着，我们面临来自某些“反ESG”方面的越来越多的批评或诉讼风险，包括各种政府机构。这种情绪可能集中在我们的环境承诺或我们追求的某些就业做法或社会举措，这些做法或举措据称具有政治或两极分化性质，或被指部分基于联邦机构或州政府不断变化的优先事项或解释而违反法律。在我们的决策中考虑可持续性和与社会相关的因素可能会受到此类反ESG各方越来越多的审查和反对。因此，我们可能会面临来自与我们的可持续发展努力相关的私人当事人和政府当局的诉讼风险增加。此外，任何针对我们或我们行业的其他人的洗绿指控可能会导致对我们公司或行业的负面情绪。如果公司无法对任何负面宣传作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，并需要公司提供额外资源来重建其声誉。
此外，向投资者提供公司治理和相关事项信息的组织已经制定了评级和代理投票建议流程，用于评估公司处理可持续发展事项的方法。这种评级、代理咨询服务和报告可能会被一些投资者用来告知他们的投资和投票决定。虽然这样的评级不会影响所有投资者的投资或投票决定，但不利的可持续性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激进主义可能会导致投资者对我们和我们行业的负面情绪增加，并导致投资转向其他行业，这可能对我们的股价以及我们获得资金的渠道和资本成本产生负面影响。此外，某些机构贷款人可能会基于气候相关担忧，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的机会。此外，如果可持续性问题对我们的声誉产生负面影响，我们可能无法有效竞争或招聘或留住员工，这可能会对我们的运营产生不利影响。此类可持续性事项还可能影响Antero Midstream和我们的客户，这可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。
我们可能会因我们的运营而蒙受重大损失并受到重大责任索赔。此外，我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。
我们没有投保所有风险。未投保和投保不足事件产生的损失和责任可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们的石油和天然气勘探和生产活动受到与钻探和生产石油和天然气相关的所有经营风险的影响，包括以下可能性：
| ● | 环境危害，如无法控制地向环境中释放石油、天然气、卤水、井液、有毒气体或其他污染，包括地下水、空气和海岸线污染； |
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| ● | 异常受压的地层； |
| ● | 机械困难，如油田钻井和维修工具卡住、套管坍塌； |
| ● | 管道发生火灾、爆炸、破裂； |
| ● | 人身伤亡； |
| ● | 自然灾害；和 |
| ● | 针对天然气和石油相关设施和基础设施的恐怖袭击。 |
任何这些风险都可能对我们开展业务的能力产生不利影响，或因以下方面的索赔而给我们造成重大损失：
| ● | 伤害或生命损失； |
| ● | 财产、自然资源和设备的损坏和破坏； |
| ● | 污染和其他环境损害； |
| ● | 监管调查和处罚； |
| ● | 暂停我们的业务；和 |
| ● | 维修和补救费用。 |
如果我们认为可用保险的成本相对于所呈现的风险而言过高，我们可能会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。发生未被保险完全覆盖的事件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。
石油和天然气行业竞争激烈，使我们更难获得物业、营销产品和确保训练有素的人员。
我们在未来获得额外前景以及寻找和开发储备的能力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，以获取物业、营销产品和确保训练有素的人员。此外，对可用于投资石油和天然气行业的资本也存在实质性竞争。我们的许多竞争对手拥有和使用的财政、技术和人力资源比我们大得多。这些公司可能能够为生产性天然气资产和勘探前景支付更多的费用，并评估、投标和购买比我们的财政或人力资源所允许的数量更多的资产和前景。此外，其他公司可能能够提供比我们能够提供的更好的薪酬方案来吸引和留住合格的人员。未来吸引和留住合格人才的成本可能会大幅增加。我们未来可能无法在获取预期储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住优质人员以及筹集额外资金方面取得成功，这可能对我们的业务产生重大不利影响。
战略决定，包括将资本和其他资源分配给战略机会和偿还债务，具有挑战性，我们未能在各种举措之间适当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能否为我们的业务确定最佳战略。在制定2025年业务计划时，我们考虑将资本和其他资源分配给我们业务的各个方面，包括油井开发、勘探活动、公司项目、偿还债务和其他替代方案。尽管我们在制定2026年计划时做出了决定，但我们会定期注意到以前未发现的商业机会，包括可能的收购和处置。如果我们未能确定最佳业务战略，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资本筹集机会，以及未能利用我们的其他资源来推进我们的业务战略，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的2026年计划所设想的情况发生变化，我们未能认识到或回应这些变化可能会限制我们实现目标的能力。
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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，例如我们获得必要监管批准的能力；监管机构就此类批准对我们施加的时间和条件；承担潜在的环境或其他责任；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收益产生负面影响。我们行业中对收购机会的竞争非常激烈，可能会增加完成收购的成本，或导致我们不这样做。我们无法完成交易或无法在任何交易中实现我们的战略或财务目标，可能会对我们的财务状况、经营业绩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重大不利影响。
世界卫生事件可能会对我们的业务和运营计划造成干扰，其中可能包括（i）员工短缺，（ii）承包商和分包商无法使用，（iii）我们所依赖的第三方供应中断，（iv）政府和卫生当局的建议或施加的限制，包括隔离，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。虽然无法预测其程度或持续时间，但这些中断可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
此外，世界卫生事件的影响可能会对全球原油和天然气需求产生负面影响，这可能会导致价格波动，从而可能影响我们收到的天然气、NGLs和石油的价格，并对我们生产的需求和适销性产生重大不利影响，并导致由于缺乏下游需求或储存能力而暂时削减或关闭生产。此外，如果大流行病、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，也可能会加剧本“第1A项”中规定的许多其他风险。风险因素。”
恐怖袭击、网络攻击和威胁可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
恐怖袭击或网络攻击可能会严重影响能源行业，包括我们的运营以及我们的供应商和客户的运营，以及总体经济状况、消费者信心和支出以及市场流动性。包括蓄意攻击在内的网络事件在全球范围内的发生频率有所增加。战略目标，例如能源相关资产，可能比美国其他目标面临更大的未来攻击风险。我们在业务和运营的许多领域都依赖数字技术，包括但不限于估算石油和天然气储量数量、处理和记录财务和运营数据、监督和分析我们的钻井、完井和生产业务以及与我们的员工和第三方客户或服务提供商的沟通。我们还在日常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以及我们的客户、供应商、投资者和其他利益相关者的信息。围绕数据保护的日益增长的监管环境为保护这些信息增加了额外的复杂性。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遭受网络攻击或安全漏洞，包括由于员工错误、渎职或其他威胁媒介，这可能导致专有和敏感数据的腐败、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；以及维持通信或运营。可能导致对公司或第三方的重大责任。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，或者可能直到攻击已经在进行中或之后才被识别，并且因为攻击者越来越多地使用专门用于规避网络安全措施和避免检测的技术。网络安全攻击也变得越来越复杂，包括但不限于勒索软件、凭证填充、鱼叉式网络钓鱼、社会工程、使用deepfakes（例如，人工智能生成的高度逼真的合成媒体）以及其他企图以勒索或其他渎职为目的获得未经授权的数据访问权限。
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、滥用、丢失或破坏专有信息和其他信息，或对我们的业务运营造成不利影响。我们行业的相互关联性加剧了影响我们的供应商、供应商、客户或其他业务合作伙伴之一的网络安全事件可能在整个供应链中传播的风险，可能会造成广泛的运营或财务中断。尽管我们有监测网络安全风险以及识别和报告事件的书面政策和程序，但无法保证它们将有效地防止网络攻击或确保事件被及时识别或报告。一些网络事件，例如监视、勒索软件或基于deepfake的社会工程攻击，可能在一段时间内仍未被发现。计算机能力的进步，人工智能领域的发现，密码学，
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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遭到妥协或破坏。随着网络攻击的不断发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或加强我们的保护措施，或者调查和修复任何网络攻击的漏洞。特别是，我们实施各种程序和控制，以监测和缓解安全威胁，并加强我们的人员、信息、设施和基础设施的安全性，可能会导致资本和运营成本增加。虽然我们维持网络保险覆盖范围，以帮助减轻与网络事件相关的金融风险，但此类政策有局限性，并不涵盖所有潜在损失，例如声誉损害或监管罚款。因此，我们的网络保险可能不会为网络事件产生的所有潜在风险提供保险。随着全球范围内网络攻击的频率和严重程度增加，覆盖范围的可用性和可负担性可能会进一步下降。成功的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而产生的责任、数据隐私法规定的责任、监管处罚、对我们声誉的损害、对我们长期失去信心，或为防止未来发生而进行补救和修改或增强我们的信息系统的额外费用，所有这些都可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。迄今为止，我们没有经历任何与网络攻击有关的重大损失；但是，无法保证我们将来不会遭受此类损失。没有任何安全措施是万无一失的。因此，这些事件中的任何一个，或它们的组合，都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们的生产资产集中在阿巴拉契亚盆地，这使我们容易受到在一个主要地理区域经营相关风险的影响。
我们的生产资产在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2025年12月31日，我们所有的估计总探明储量均归属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、由政府监管、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情况或天然气、NGLs或石油的加工或运输中断造成的以及相关成本造成的该地区油井生产的延迟或中断。
此外，阿巴拉契亚盆地内的一些地区历来都有采矿作业。例如，第三方可能在我们的物业附近或下方从事地下煤炭和其他采矿作业，这可能会对我们的物业造成下沉或其他损害，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到损害或中断，我们可能无法收回由于临时关闭或我们的任何油井的堵塞和废弃而产生的成本。此外，在我们的物业附近存在采矿作业可能需要协调，以避免由于近距离钻探和采矿而产生不利影响。这些对我们运营的限制，以及任何类似的限制，可能会导致延迟或中断，或阻止我们执行我们的业务战略，这可能会对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。
由于我们的物业组合的集中性，我们的多个物业可能同时遇到任何相同的情况，导致对我们的经营业绩的影响相对大于对拥有更多元化物业组合的其他公司的影响。
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普遍在全球范围内不断增长，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积极努力的目标。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、立法和司法审查增加，进而可能导致在安全、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。这些行为可能会导致运营延迟或限制，增加运营成本，增加额外的监管负担，并增加诉讼风险。此外，政府当局在许可证发放的时间和范围方面行使相当大的自由裁量权，公众可以参与许可程序，包括通过对法院的干预。公众的负面看法可能会导致我们开展业务所需的许可被扣留、延迟、质疑或受到限制我们以盈利方式开展业务的能力的要求的负担。此外，反开发活动人士正在努力，除其他外，减少获得联邦和州政府土地的机会，并推迟或取消某些操作，例如钻探和开发。如果反对石油和天然气勘探和开发的积极性持续存在或增加，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。
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客户集中与信用风险
我们的重要客户无法履行其对我们的义务可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们的主要信用风险敞口是通过向能源公司、终端用户和炼油厂销售我们的天然气、NGLs和石油生产产生的应收账款（截至2025年12月31日为4.93亿美元）。由于应收账款集中于几个重要客户，我们也面临信用风险。截至2025年12月31日止年度，我们产品的最大采购商占我们产品收入的9%。我们并不要求所有客户都贴出抵押品。我们的重要客户无法或未能履行其对我们的义务或其无力偿债或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
对冲交易可能会变得成本更高或我们无法获得，并使我们面临交易对手信用风险。
就我们未来从事对冲活动而言，衍生品安排可能会限制我们从天然气、NGLs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时的天然气、NGLs或石油价格超过我们对商品进行套期保值的价格，我们将有义务向我们的套期保值交易对手支付现金，在某些情况下，这可能是重大的。
此外，美国监管机构于2019年11月通过了一项最终规则，在适用机构的监管资本规则下实施了计算衍生品合约敞口金额的新方法，称为交易对手信用风险标准化方法（“SA-CCR”）。经采纳，若干金融机构须遵守自2022年1月1日起的新SA-CCR规则。这些规则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要求。这些增加的资本要求可能会导致大量额外成本转嫁给像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对冲机会，或大幅增加对冲成本，从而可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
在某些情况下，使用衍生工具可能需要向交易对手提供现金抵押品。如果我们订立的衍生工具需要现金抵押和商品价格或利率以对我们不利的方式发生变化，我们原本可用于我们运营的现金将减少，这可能会限制我们进行未来资本支出和偿还债务的能力。未来的抵押品要求将取决于与我们的交易对手的安排、高度波动的石油、NGLs和天然气价格和利率。
如上所述，我们在业务的日常课程运营中订立某些衍生工具。衍生工具在某些情况下使我们面临财务损失的风险，包括当衍生工具中的基础价格与实际收到的价格之间的差异增加时，或当此类工具的法律可执行性存在问题时。截至2025年12月31日，我们衍生品资产总额的估计公允价值为8100万美元。此外，如果交易对手未能根据衍生品合约履约，我们的对冲交易将使我们面临财务损失的风险。金融市场的中断可能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约的条款履行义务，我们可能无法实现衍生品合约的好处。
供应商风险
我们被要求根据长期合同下的最低交易量向我们的服务提供商支付费用，而不考虑实际的交易量吞吐量。
我们有各种牢固的运输和气体处理、收集和压缩服务协议，每个协议都有最低数量交付承诺。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，无法充分利用我们牢固的运输和加工能力。我们的固定运输协议在2027年至2058年的不同日期到期，我们的气体处理、收集和压缩服务协议在2032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，无论实际数量吞吐量如何。此外，FERC还对州际天然气运输费率、运输服务条款和条件进行监管，这影响了我们生产的天然气的营销，以及我们销售天然气所收到的价格。FERC监管管道的运输费率可能会发生变化，并且取决于任何增加的数量，这样的费率增加可能会对我们的运营结果产生不利影响。截至2025年12月31日，我们在具有最低数量承诺的协议下的长期合同义务在合同期限内总计82亿美元。如果我们的产量不足以满足最低产量或无法履行全部或部分产量承诺，我们的运营现金流将减少，这可能要求我们减少或推迟我们计划的投资和
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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2026年的产量与2025年的产量保持不变，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捕获正基差的未利用运力量，我们将在2026年为未利用的运输能力产生每年0.02美元/mcfe至0.05美元/mcfe的净营销成本。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有多少（如果有的话）可以销售给第三方。
根据我们与Antero Midstream的协议，我们在我们的业务区域内选择集束运营商、加工和分馏服务提供商以及供水服务提供商的能力可能受到限制。
根据我们与Antero Midstream的收集和压缩协议，我们将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专门收集和压缩给Antero Midstream，只要此类生产不受预先存在的奉献的约束。此外，根据我们与Antero Midstream订立的优先要约权协议，Antero Midstream有权就我们当前和未来的所有天然气生产（只要它不受预先存在的专用）投标提供某些加工和分馏服务，并且如果其出价与其他方提出的条款相匹配或对我们更有利，则将有权提供此类服务。因此，我们在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州使用其他收集和压缩运营商的能力将受到限制，即使这些运营商可以为我们提供更高效的服务。只要Antero Midstream能够提供竞争性投标，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。
根据我们与Antero Midstream订立的供水服务协议，我们致力于在俄亥俄州和西弗吉尼亚州的特定服务区内向Antero Midstream提供淡水和废水服务。此外，供水服务协议为Antero Midstream提供了对这些已定义区域之外的任何未来运营区域的优先要约权。因此，我们在俄亥俄州和西弗吉尼亚州的专用区域或其他未来运营区域使用其他水服务提供商的能力将受到限制，即使这些提供商可以为我们提供更优惠的价格或更高效的服务。
额外的钻机、完井服务、设备、用品、人员和油田服务无法使用或成本高昂，可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力产生不利影响。
石油和天然气行业的合格和有经验的现场人员钻井和完井以及进行现场作业、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会大幅波动，通常与天然气和石油价格相关，造成周期性短缺。从历史上看，随着钻井平台和设备的需求随着钻井数量的增加而增加，钻井和修井机、管子和其他设备一直短缺。我们无法预测未来这些情况是否会存在，如果存在，它们的时间和持续时间将是什么。此类短缺可能会延迟或导致我们产生未在我们的资本预算中提供的大量支出，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，随着美国通货膨胀率的提高，我们在运营中使用的商品和服务以及劳动力的成本也增加了，增加了我们的运营成本。
处理和分馏我们的天然气的设施，或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、财务状况和经营业绩产生不利影响。
我们与加工和分馏设施签订了协议，包括MPLX、LP和合资企业拥有的设施，以适应我们目前的运营以及未来的发展计划。此外，我们与第三方有收集、压缩、运输和类似协议，以适应我们目前的运营以及未来的发展计划。这些设施或管道的任何重大中断都可能导致我们缩减未来的开发和生产计划，这可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
由于不在运营商或我们控制范围内的情况，加工设施或管道的运营可能会被部分或全部暂时或永久关闭，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、相关设备和周边财产造成的损害； |
| ● | 政府当局或法院程序施加的限制； |
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| ● | 导致停工、停工减速的劳动困难； |
| ● | 运营设施所需的电力、水和其他资源供应中断； |
| ● | 不符合适用规范的NGLs对设施造成的损害； |
| ● | 分馏能力或市场准入不足以支持产量，包括缺乏轨道车、驳船、卡车和管道能力，或市场限制，包括对某些NGLs的需求减少或市场有限；和 |
| ● | 恐怖袭击或网络攻击。 |
尽管此类中断超出了我们的控制范围，但我们无法预测我们的交易对手是否会在任何此类情况下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、资产剥离和收购
我们可能无法实现HG收购的预期收益，HG收购可能会扰乱我们现有的计划或运营。
无法保证我们将能够成功整合拟收购的资产和业务，或以其他方式实现HG收购的预期收益。整合HG收购中收购的资产的困难可能会导致运营和其他挑战，包括将管理层的注意力从持续的业务问题上转移；将资源转移到整合过程；保留现有的业务和运营关系，包括客户、供应商和其他交易对手；吸引新的业务和运营关系；关于整合过程和相关费用的预期可能存在错误的假设；消除重复的公司或运营流程；以及整合某些系统时的意外问题，包括对财务报告和披露控制和程序的内部控制。无法充分实现HG收购的预期收益，以及在整合过程中遇到的任何延误，都可能对我们的收入、费用水平和经营业绩产生不利影响。此外，整合可能会导致额外或不可预见的费用。尽管我们预计随着时间的推移，战略收益将抵消与交易相关的增量成本，但如果我们不能充分有效地应对整合挑战，我们可能无法成功整合运营或实现整合的预期收益。
我们可能无法在预期的时间范围内或根本无法完成Utica页岩剥离。
Utica页岩剥离的完成取决于多项条件。未能满足所有要求的条件可能会在相当长的一段时间内推迟完成尤蒂卡页岩剥离或完全阻止其发生。如果Utica页岩剥离在预期时间范围内成功完成，延迟完成Utica页岩剥离可能会导致我们实现部分或全部收益的时间晚于我们原本预期的实现时间，这可能会导致额外的交易成本或与完成剥离相关的不确定性相关的其他负面影响。
尽管我们就签订购买HG Production的最终协议进行了尽职调查，但HG Production可能存在我们没有足够保险范围或其他保护的责任、损失或其他风险。
虽然我们在签订购买HG Production的最终协议之前对HG Production进行了尽职调查，但我们依赖于HG Production及其代表在进行尽职调查和评估此类尽职调查结果时所做的陈述和披露或采取的行动的准确性和完整性。我们不控制且可能不知道HG Production在HG收购完成之前的活动，包括知识产权和其他诉讼、索赔或纠纷、信息安全漏洞、违反法律、政策、规则和法规、商业纠纷、税务责任和其他已知和未知的责任。
随着HG收购的完成，HG Production的负债，包括或有负债，将与我们的负债合并，以用于财务报告。HG Production可能有未知的负债，我们将在HG收购完成后负责这些负债。如果HG Production的负债大于预期，或者如果HG Production有我们不知道的义务，我们的业务可能会受到重大不利影响。对于与收购资产相关的缺陷和责任，我们没有HG Production当前所有者的赔偿权利，而是将依赖于我们获得的有限陈述和保证保险单。此类保险受除外责任、保单限制和某些其他习惯条款和条件的约束。如果我们对未覆盖的负债负责
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通过代理和保修保险，我们可能会遭受可能对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响的后果。
我们可能会面临与收购物业有关的风险。
要成功收购生产物业，需要对几个因素进行评估，包括：
| ● | 可采储量； |
| ● | 未来天然气、NGLs和石油价格及其适用差异； |
| ● | 运营成本；和 |
| ● | 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。结合这些评估，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。我们的审查不会揭示所有现有或潜在的问题，也不会让我们充分熟悉物业，以充分评估其不足之处和能力。可能并不总是对每一口井进行检查，环境问题，例如地下水污染，即使在进行检查时也不一定可以观察到。即使发现了问题，卖方也可能不愿意或无法针对全部或部分问题提供有效的合同保护。我们通常无权获得环境责任的合同赔偿，并在“按原样”的基础上获得物业。即使我们能够获得合同赔偿权利，也无法保证卖方将能够在任何赔偿义务下履行。
我们可能无法进行有吸引力的收购或成功整合收购的业务，任何无法这样做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。我们可能无法发现有吸引力的收购机会。即使我们确实发现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。
任何已完成的收购的成功将取决于我们是否有能力将收购的业务有效地整合到我们现有的业务中。整合收购业务的过程可能会涉及不可预见的困难，并且可能需要我们不成比例的管理和财务资源。此外，未来可能的收购规模可能更大，而且收购价格明显高于早期收购支付的价格。无法保证我们将能够确定合适的收购机会、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余、未能成功地将收购的业务和资产整合到我们现有的业务中或未能最大限度地减少任何不可预见的运营困难，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。
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承担某些债务的能力，这可能会间接限制我们从事收购业务的能力。
我们的公司注册证书和章程，以及特拉华州法律，包含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规定可能会使第三方更难获得我们的控制权，即使控制权的变更将有利于我们的股东。除其他事项外，我们的公司注册证书及章程：
| ● | 就股东提名董事候选人或将在我们的股东大会上提出的其他股东提案提供提前通知程序，这可能会阻止我们的股东在年度或特别会议上向我们的股东提出某些事项； |
| ● | 提供我们的董事会授权发行一个或多个系列优先股的能力，这使得我们的B董事名单在未经股东批准的情况下发行具有投票权或其他权利或优先权的优先股，这些权利或优先权可能会阻碍任何改变我们控制权的企图的成功，并可能具有阻止恶意收购或延迟我们控制权或管理层变化的效果； |
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| ● | 规定授权董事人数只能通过我们的决议进行变更董事会; |
| ● | 规定，在任何系列优先股持有人有权就相关优先股指定中规定的董事选举董事或填补空缺的情况下，所有空缺，包括新设立的董事职位，均由当时在任的多数董事持有人投赞成票（即使低于法定人数）或由唯一剩余董事填补，且不会由我们的股东填补； |
| ● | 规定，在任何一系列优先股的持有人在特定情况下（如有）选举董事的权利的限制下，我们的股东要求或允许采取的任何行动必须在正式召开的我们的股东年度会议或特别会议上进行，不得以任何书面同意代替此类股东会议的方式进行； |
| ● | 提供我们的董事会拟分为三类董事，每一类董事人数尽可能接近相等，交错任期三年； |
| ● | 规定，根据我们的公司注册证书（包括根据其指定的任何优先股），任何系列优先股的股份持有人（如有）有权罢免由该系列优先股选出的董事，董事可在任何时候被免职，仅限于因故和所有有权在董事选举中普遍投票的所有已发行有表决权股份的过半数投票权持有人； |
| ● | 规定我们的股东特别会议只能由首席执行官、我们的董事长召集董事会或者我们的董事会根据在没有空缺的情况下我们将拥有的董事总数的多数通过的决议； |
| ● | 规定（i）允许Yorktown Partners LLC（“Yorktown”）及其关联公司（直接或间接）参与对公司、合资企业、有限责任公司和开展任何类型、性质或类型业务的其他实体的风险投资和其他直接投资，（ii）允许Yorktown及其关联公司在任何此类投资的董事会或类似理事机构中拥有权益、参与、协助并维持席位，在每种情况下，可能，正在或将与我们的业务和我们的子公司的业务或与我们和我们的子公司处于相同或相似的业务领域具有竞争力，或可能适合我们或我们的子公司，并且（iii）除有限的例外情况外，我们已在法律允许的最大范围内放弃对此类公司机会的任何兴趣或期望，或被提供参与此类公司机会的机会； |
| ● | 规定我们的公司注册证书的规定只能由有权投票的我们普通股的已发行股份的至少662/3%的持有人投赞成票，作为单一类别一起投票，才能修改或废除；和 |
| ● | 规定我们的章程可由（a）我们的董事会或（b）我们的股东在持有我们已发行普通股至少662/3%投票权并有权对其投票的持有人投赞成票的情况下，作为单一类别一起投票。 |
我们选择不受《特拉华州一般公司法》（“DGCL”）第203条规定的约束，该条款规范企业收购。
一般而言，DGCL第203条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，在该股东成为相关股东之日后的三年内与任何相关股东进行任何业务合并，除非：
| ● | 在此之前，企业合并或导致股东成为利害关系股东的交易由我B董事名单; |
| ● | 在导致该股东成为利害关系股东的交易完成后，该利害关系股东至少拥有该公司在交易开始时已发行的有表决权股份的85%（不包括某些特定股份）；或者 |
| ● | 在此时间或之后，企业合并获得我们的批准董事会并在股东大会上由至少三分之二的已发行有表决权股票的持有人授权，但该股票不属于相关股东。 |
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DGCL第203条允许特拉华州公司选择不受第203条规定的管辖。根据我们的公司注册证书，我们明确选择不受第203条管辖。因此，我们不受DGCL第203条的任何反收购影响或保护，尽管无法保证我们不会根据未来对我们的公司注册证书的修订而选择受DGCL第203条的管辖。
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间，延迟完成资产剥离可能会降低我们可能从中获得的好处，例如通过出售非核心资产减少管理层分心，以及收到现金收益，从而减少债务并为我们的流动性做出贡献。如果我们决定这样做，各种因素可能会对我们处置资产的能力产生重大影响，包括愿意以我们可以接受的价格购买资产的购买者的可用性，特别是在商品价格降低和波动的时期。就某些处置而言，我们可能会被要求以合同方式赔偿购买者或保留某些事项的责任。
资本Structure和获得资本的途径
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。我们进行并预计将继续进行大量资本支出，用于油气储量的勘探、开发、生产和收购。我们用于2025年投资活动的现金流包括6.85亿美元的钻井和完井成本以及1.29亿美元的租赁支出。我们2026年的资本预算为11亿至13亿美元，其中包括：10亿美元用于钻井和完井，1亿美元用于租赁支出，以及高达2亿美元用于取决于商品价格的可自由支配增长资本。我们的资本预算反映了HG收购在2026年2月3日完成，并假设Utica页岩剥离在2026年2月完成。我们不为收购做预算。我们预计用运营产生的现金以及来自Antero Midstream的股息来为这些资本支出提供资金，我们无法控制时间或金额（如果有的话）；但是，我们的融资需求可能需要我们通过发行债务或股本证券或出售资产来改变或大幅增加我们的资本化。由于商品价格、实际钻探结果、钻机和其他服务和设备的可用性以及监管、技术和竞争发展等因素，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存在重大差异。大宗商品价格较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。
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我们债务的利息和本金，从而降低我们使用运营现金流为营运资金、资本支出和收购提供资金的能力。
我们的运营现金流和获得资本的渠道受到许多变量的影响，包括：
| ● | 我们的探明储量； |
| ● | 我们能够从现有油井中生产出的碳氢化合物水平； |
| ● | 我们生产的产品的销售价格； |
| ● | 我们获取、定位和生产新储量的能力； |
| ● | 我们的商品衍生品投资组合的价值；和 |
| ● | 信贷安排下的可用性。 |
如果我们的收入由于天然气、NGLs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，我们获得维持现有水平运营所需资本的能力可能有限。如果需要额外资本，我们可能无法以我们可以接受的条款获得债务或股权融资，如果有的话。如果我们的业务产生的现金流量或信贷融资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开发我们的物业相关的业务缩减，进而可能导致我们的储备和产量下降，并可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
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我们可能无法产生足够的现金流来偿还我们所有的债务，并且可能被迫采取其他行动来履行我们在债务下的义务，这可能不会成功。
我们对我们的债务（包括信贷融资、定期贷款A融资和我们的优先票据）进行预定付款或再融资的能力取决于我们的财务状况和经营业绩，这些情况受制于当前的经济和竞争条件以及我们无法控制的某些财务、业务和其他因素。我们可能无法维持足够的经营活动现金流水平，以使我们能够支付本金、溢价（如果有的话）以及我们债务的利息，包括优先票据。
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，包括信贷融资、定期贷款融资或优先票据。我们对债务进行重组或再融资的能力将取决于资本和信贷市场的状况，包括债务证券和信贷便利市场，以及我们当时的财务状况。我们债务的任何再融资都可能以更高的利率进行，并可能要求我们遵守更繁重的契约，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，包括信贷便利、定期贷款A便利和管理我们的优先票据的某些契约，可能会限制我们采用其中一些替代方案。此外，任何未能及时支付我们未偿债务的利息和本金都可能导致我们的信用评级降低，这可能会损害我们产生额外债务的能力，可能会导致我们的债务证券和融资受到更繁重的限制，并可能导致我们不得不向某些交易对手方提供抵押品或向其提供信用证。在没有足够的现金流和资本资源的情况下，我们可能会面临严重的流动性问题，并可能需要处置重大资产或业务以履行我们的偿债和其他义务。我们的债务文件对我们处置资产的能力以及我们对此类处置所得收益的使用施加了某些限制。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满足届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。
我们可能无法进入股权或债务资本市场以履行我们的义务。
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产生下行压力。例如，在2020年的部分时间里，高级无抵押票据市场对高级票据发行人不利。我们的发展计划可能需要进入资本和信贷市场。尽管与2020年相比，优先票据债务证券的市场有所改善，但如果优先票据市场恶化，或者如果我们无法以可接受的条款或根本无法获得债务或股权融资的替代方式，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。
信贷融资和定期贷款A融资包含多项重要契约（除了限制产生额外债务的契约），包括可能限制我们能力的限制性契约，其中包括：
| ● | 合并、合并、清算或者解散； |
| ● | 授予我们财产的留置权； |
| ● | 产生一定的债务； |
| ● | 进行股息支付、分派或股权回购；及 |
| ● | 与我们的关联公司进行重大非武器交易。 |
管辖我们某些优先票据的契约包含类似的限制性契约以及可能限制我们出售资产和进行投资的能力的限制性契约。此外，信贷便利和定期贷款A便利要求我们将总债务与资本化的比率保持在65%或以下。这些限制，连同管理我们的优先票据的契约中的限制，也可能限制我们获得未来融资的能力，以抵御未来我们的业务或整体经济的低迷，或以其他方式进行必要的公司活动。我们还可能被阻止利用由于管理我们的优先票据、信贷融资和定期贷款A融资的契约下的限制性契约对我们施加的限制而产生的商业机会。
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违反信贷融资或定期贷款融资中的任何契诺将导致在任何适用的宽限期后发生相关协议项下的违约。违约，如果不被豁免，可能会导致我们无法获得信贷便利下的贷款或加速信贷便利或定期贷款A便利下的未偿债务，并导致其他债务协议下的未偿债务违约和加速。加速负债将立即到期应付。如果发生这种情况，我们可能无法支付所有必要的款项或借入足够的资金来为此类债务再融资。即使当时有新的融资，也可能不是我们可以接受的条款。
加息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诸如资金的可用性、条款和成本、利率上升或信用评级降低等因素的损害。这些变化可能导致我们开展业务的成本增加，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2025年期间，我们在信贷安排下的平均未偿还借款为2.76亿美元，利率上调1.0%对这一债务数额的影响将导致该期间的利息支出增加300万美元，并相应减少我们的现金流和扣除所得税影响的净收入。此外，下调我们的信用评级将触发向某些交易对手交付信用证的某些义务，这将对我们的可用流动性产生不利影响，并可能导致对我们未来的债务施加更多限制性契约。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。经营活动提供的净现金或可获得的信贷大幅减少可能会对我们实现发展计划和经营业绩的能力产生重大不利影响。
遵守条例
与水力压裂有关的联邦、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操作限制或完成石油和天然气井的延迟，并对我们的生产产生不利影响。
水力压裂法是一种重要且普遍的做法，用于刺激低渗透地下岩层生产天然气和/或石油。水力压裂过程包括通过套管和胶结井筒在压力下将水、沙子和化学品注入目标地下地层，以使围岩破碎并刺激生产。我们经常使用水力压裂作为我们运营的一部分，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，但美国环保署已根据SDWA对某些水力压裂活动行使联邦监管权力。
此外，国会不时考虑立法，根据SDWA规定对水力压裂进行联邦监管，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。监管水力压裂的新立法可能会在未来再次考虑，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，一些州已经通过或正在考虑可能对水力压裂活动施加更严格的许可、披露和建井要求的法律要求。地方政府还可能寻求在其管辖范围内通过条例，规范一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。一些州和市政府已禁止，另一些州则寻求完全禁止水力压裂。如果在我们经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，我们可能会为遵守此类要求而产生潜在的大量额外成本，在追求勘探、开发或生产活动方面经历延误或限制，甚至可能被排除在钻井之外。
由于适用于我们业务活动的环境和职业健康与安全要求，我们的运营可能会面临重大延误、成本和责任。
由于适用于我们的勘探、开发和生产活动的环境和职业健康与安全要求，我们可能会产生重大延误、成本和责任。这些延误、成本和责任可能产生于与环境保护、职业健康和工作场所安全相关的广泛的联邦、地区、州和地方法律法规，包括随着时间的推移往往变得越来越严格的法规和执法政策，导致领取许可证和其他监管批准的等待时间更长。不遵守这些法律法规可能会导致行政、民事和刑事处罚的评估，征收清理和场地恢复费用和留置权，在某些情况下，还会发布限制或要求停止某些业务的命令或禁令。
根据某些环境法，可能会施加严格的、连带的责任，这可能导致我们对他人的行为或我们自己的行为的后果承担责任，而这些行为在采取这些行动时符合所有适用法律。此外，对包括自然资源在内的人员或财产造成损害的索赔可能由
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环境和职业健康以及工作场所安全对我们运营的影响。在与此类事项相关的诉讼中，我们不时被列为被告。例如，我们在西弗吉尼亚州的单独诉讼中被指定为被告，在这些诉讼中，原告声称我们的石油和天然气活动使他们接触到有害物质并损坏了他们的财产。此外，新的法律、法规或执法政策可能更加严格，并施加不可预见的责任或显着增加合规成本。如果我们无法通过保险或增加收入来收回由此产生的成本，我们的业务、财务状况或经营业绩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，这些法律法规可能会对开展业务的成本、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制约。为了在遵守这些法律法规的情况下开展我们的业务，我们必须获得并保持来自各种联邦、州和地方政府当局的大量许可、批准和证书。我们可能会产生大量成本来维持对这些现有法律法规的遵守。此外，如果现有法律法规被修订或重新解释，或者如果新的法律法规适用于我们的运营，我们的合规成本可能会增加。例如，关于《国家环境政策法》（“NEPA”）监管制度，最近有几项发展。最近，继特朗普政府发布行政命令后，2025年2月，白宫环境质量委员会（“CEQ”）发布了一项临时最终规则，撤销了其实施NEPA的规定。联邦机构已经开始准备他们自己的新的或更新的NEPA实施规则或指南的过程，第一批更新于2025年7月发布。2025年5月，最高法院在Seven County Infrastructure Coalition v. Eagle County案中发表意见，强调法院在考虑NEPA挑战时必须给予机构“实质性的司法尊重”。2025年9月，CEQ向实施NEPA的联邦机构发布了新指南，鼓励它们限制NEPA审查，更多地依赖赞助商准备的文件，并简化NEPA流程。目前尚不清楚这些事态发展的影响，但我们获得许可的能力的任何中断都可能导致成本，这可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们的业务受联邦、州和地方法律法规的约束，这些法律法规由对天然气、NGLs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。虽然特朗普政府可能会对拜登总统的环境和气候变化倡议做出改变，但我们无法预测特朗普政府可能会采取哪些行动、何时或如何修改现有的环境法律或法规（如果有的话），或者这些改变可能对我们的业务产生的最终影响。有关这些事项的更多信息，请参见“第1项。商业和财产—石油和天然气行业监管—环境和职业安全与健康事项监管。”未能遵守此类法律法规，包括政府当局任何不断演变的解释和执行，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
对现有或新法规的修改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，进而可能对我们的财务状况、经营业绩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的管辖定性发生变化或这些机构改变政策可能会导致对我们资产的监管加强，这可能会导致我们的收入下降和运营费用增加。
NGA第1（b）节豁免天然气收集设施作为NGA下的天然气公司受FERC监管。尽管FERC尚未就我们的任何设施做出任何正式决定，但我们认为，我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确立管道作为不受监管的天然气公司的收集者地位的传统测试。然而，FERC监管的传输服务和联邦未监管的收集服务之间的区别一直是实质性诉讼的主题，FERC根据具体情况确定设施是否为收集设施。因此，我们的收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会未来的决定而发生变化，而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。
如果我们未能遵守所有适用的FERC管理的法规、规则、条例和命令，我们可能会受到重大处罚和罚款。
根据2005年的EPAct，FERC在NGA下拥有民事处罚权力，可对当前的违规行为处以每天高达1,584，648美元的罚款，每项违规行为以及与任何违规行为相关的利润的上缴。虽然我们的系统没有受到NGA下的FERC监管，但FERC采用了可能使我们的某些其他非FERC管辖的法规
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设施符合FERC年度报告要求。FERC可能会不时考虑或通过与这些和其他事项有关的附加规则和立法。未来未能遵守这些规定可能会使我们承担民事处罚责任，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
《降低通胀法》可能会对石油和天然气需求产生不利影响，并可能给我们的运营带来新的成本。
2022年8月，拜登总统签署《爱尔兰共和军2022》成为法律。IRA2022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。然而，在2025年1月20日，特朗普总统发布了一项行政命令，指示各机构立即暂停支付通过IRA2022拨款的资金。这一行政命令和相关行政行为的全面影响目前尚不确定。此外，IRA2022通过甲烷排放收费对温室气体排放征收了有史以来第一笔联邦费用。IRA2022修订了联邦《清洁空气法》，对来自需向EPA报告其GHG排放的来源的甲烷超额排放征收费用，其中包括陆上石油和天然气生产以及收集和助推源类别中的那些来源。2024年11月12日，美国环保署敲定了甲烷排放收费规则，然而，在2025年2月，国会根据《国会审查法案》废除了该规则。此外，根据OBBB，国会将甲烷排放收费的实施推迟到2034年。遵守甲烷排放费用和其他空气污染控制和许可要求可能会给我们的运营带来额外成本，并进一步减少对石油和天然气的需求。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经营业绩产生不利影响。我们无法预测特朗普政府和/或国会是否会就IRA2022或甲烷排放费用采取进一步行动，也无法预测新政府或国会可能会采取什么、何时或如何行动来回滚或以其他方式修改现有法律、规则或法规，或此类变化可能对我们的业务或运营结果产生的最终影响。
我们的运营受到一系列与气候相关的风险的影响，这些风险可能导致运营成本增加，限制我们可能进行石油和天然气勘探和生产活动的区域，并减少对我们产品的需求。
气候风险继续在美国和外国引起相当大的关注。在美国，还没有在联邦一级实施全面的气候立法。联邦监管机构、州和地方政府以及私营部门已采取（或宣布计划采取）对我们的运营产生或可能产生重大影响的行动。美国环保署根据《联邦清洁空气法》的现有条款通过了相关规定，除其他外，这些规定为某些大型固定源建立了PSD建设和Title V运营许可审查，这些来源已经是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源。需要为其GHG排放获得PSD许可的设施也将被要求满足“最佳可用控制技术”标准，这些标准将由各州制定，或者在某些情况下由EPA为这些排放制定。这些EPA规则可能会对我们的运营产生不利影响，并限制或延迟我们获得新来源或修改来源的航空许可的能力。此外，美国环保署还通过了一些规则，要求每年监测和报告美国特定陆上和海上石油和天然气生产来源的GHG排放，其中包括我们的某些业务。
联邦对石油和天然气设施产生的甲烷的监管近年来一直存在很大的不确定性。2023年12月，美国环保署最终确定了对新建、改造和重建设施的更严格的甲烷规则，称为OOOOB，以及有史以来第一次对现有来源的标准，称为OOOOC。然而，2025年3月，美国环保署宣布计划重新考虑OOOOB和OOOOC，以配合特朗普政府的放松管制议程。此外，2025年11月，美国环保署敲定了一项临时规则，延长了OOOOB和OOOOC中规定的某些条款的遵守期限。挑战美国环保署最终临时规则的诉讼仍在审理中，该规则延长了新的和现有的石油和天然气来源的此类合规期限。我们无法预测特朗普政府可能会采取哪些额外行动，或者这些行动可能会如何影响我们的业务或运营结果。然而，不遵守这些CAA要求可能会导致巨额罚款和处罚以及代价高昂的禁令救济。鉴于监管力度不断加大的长期趋势，未来石油和天然气行业的联邦GHG法规仍然是可能的，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分别实施或正在考虑实施自己的法规。
石油和天然气公司越来越多地面临与气候风险相关的诉讼风险。我们目前不是任何此类诉讼的当事方，但可能会在未来提出类似责任索赔的行动中被点名，并且根据所称索赔的性质和其他因素，可以施加此类责任，而不考虑我们对所称损害的因果关系或贡献，或其他减轻影响因素。
此外，石油和天然气行业的公司可能会面临越来越大的财务风险。金融机构，包括投资顾问和某些主权财富、养老金和捐赠基金，可能会选择在未来将部分或全部投资转向非石油和天然气相关领域。向化石燃料能源公司提供融资的某些机构贷款人也变得更加关注贷款做法，其中一些人可能会在未来选择不向石油和天然气公司提供资金，尽管这一趋势一直在减少。在实施或追求的范围内，
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此类政策和承诺可能导致一些贷方限制某些行业或公司的资本获取或从其剥离，包括石油和天然气部门，或者要求借款人采取额外措施来减少其GHG排放。虽然我们无法预测可持续的贷款和投资做法将如何或在多大程度上影响我们的运营，但石油和天然气行业可用资本的实质性减少可能会使勘探、开发、生产、运输和加工活动更难获得资金，这可能导致对我们产品的需求减少或以其他方式对我们的财务业绩产生不利影响。
此外，一些州已经通过或正在考虑通过要求披露气候相关风险的法律。已经提起诉讼，质疑这些法律的实施，但我们目前无法预测这些诉讼的结果。遵守这些法律，只要这些法律得到实施并适用于我们，可能会导致与披露要求相关的额外成本以及获得资本的成本增加和限制。另外，加强与气候相关的披露要求可能会导致声誉或其他损害，也可能增加我们与据称由我们或我们行业内的其他人就气候风险所作的陈述有关的诉讼风险，或者与我们未来可能就所报告的排放量所作的任何披露有关的诉讼风险，特别是考虑到在计算和报告GHG排放量方面固有的不确定性和估计。
与气候风险或石油和天然气设施的GHG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的采用和实施，可能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、诉讼和财务风险可能导致（i）限制或取消某些石油和天然气生产活动，（ii）承担所谓损害的义务，或（iii）损害我们以经济方式继续经营的能力。这些发展中的一项或多项可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
与保护野生动物有关的法规可能会对我们在我们经营的一些地区进行钻探活动的能力产生不利影响。
旨在保护各种野生动物的法规可能会对我们经营区域的石油和天然气业务产生不利影响。例如，继2020年法院下令重新考虑将北方长耳蝙蝠列为受威胁而非濒危物种的决定后，USFWS于2022年11月将该蝙蝠重新指定为濒危物种。在进行基础财产运营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开展业务的能力，并可能在这几个月加剧对钻机、油田设备、服务、用品和合格人员的竞争，这可能导致周期性短缺。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。
人力资本
高级管理人员或技术人员的流失可能会对运营产生不利影响。
我们依赖于我们的高级管理人员和技术人员的服务。我们不维持，也不打算获得任何针对这些个人的损失的保险。失去我们的高级管理人员或技术人员的服务，包括我们的首席执行官兼总裁Michael N. Kennedy，可能对我们的业务、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都提供服务。
我们的所有执行官和某些其他人员向Antero Midstream提供公司、一般和行政服务，并且在向Antero Midstream提供服务时，根据服务协议的条款，由我们和Antero Midstream兼任。此外，我们的某些运营人员根据借调协议的条款被借调至Antero Midstream，并在此类借调期间由我们和Antero Midstream兼任。因此，为我们和Antero Midstream提供服务的高级职员和员工的时间和精力可能会出现实质性竞争。如果这些管理人员和员工没有对我们业务的管理和运营给予足够的关注，我们的财务业绩可能会受到影响。
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关联方
Antero Midstream和我们之间会不时地出现利益冲突，而Antero Midstream可能会偏向于自己的利益，从而损害我们和我们的股东。
我们的所有高级职员和某些董事也是Antero Midstream的高级职员或董事。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，对以有利于Antero Midstream的方式管理Antero Midstream负有受托责任。在解决这些实际或明显的利益冲突时，这些董事和高级职员可能会选择有利于Antero Midstream而不是我们的利益和股东利益的策略。一方面，Antero Midstream及其子公司与我们及其子公司之间的任何利益冲突的解决，另一方面，在我们能够解决的范围内，可能会造成高昂的成本，并减少我们的董事和高级职员在经营我们的业务时可能花费的时间和注意力，这在每种情况下都可能对我们的业务产生不利影响。
税收
如果我们的净经营亏损（“NOL”）和税收抵免结转有限，我们没有产生预期的扣除额，或者税务机关质疑我们的税务立场，我们未来的税务负债可能会比预期的更大。
截至2025年12月31日，我们的美国联邦和州NOL结转分别约为9.6亿美元和19亿美元，美国联邦税收抵免结转为1.53亿美元。截至2025年12月31日，我们为与美国联邦税收抵免相关的不确定税收头寸记录了5100万美元的准备金。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期。我们预计将在到期前充分利用我们的美国联邦NOL结转和美国联邦税收抵免结转。州NOL结转在2026年至2044年的不同日期到期，而其他没有到期日期。由于州税法的变化，我们预计不会使用某些NOL结转。因此，我们对这些州NOL结转的12亿美元进行了估值备抵。这些预期是基于我们所做的假设，其中包括我们的收入、资本支出和净营运资本，以及我们的NOL结转不会受到经修订的1986年《国内税收法》（“法典”）第382条规定的未来限制或其他限制。
《守则》第382条和第383条一般对公司发生“所有权变更”（根据《守则》第382条确定）时可用于抵消应税收入的NOL结转和税收抵免结转的金额规定了年度限制。所有权变更通常发生在一个或多个股东（或股东群体），他们各自被视为拥有该公司至少5%的股票，在滚动的三年期间内，其所有权变更超过其最低所有权百分比超过50个百分点。如果我们要进行所有权变更，我们的NOL结转和税收抵免结转的使用将受到《守则》第382条和第383条规定的年度限制。任何未使用的年度限制可结转到以后年度。对我们利用NOL结转或税收抵免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税收负债，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且不断演变的美国联邦、州和地方税法。美国联邦、州和地方税法、政策、法规、规则、条例或条例可能会被解释、更改、修改或对我们产生不利影响，在每种情况下都可能具有追溯效力。我们对现行税法解释的任何重大差异，包括由于发布了最终的财政部条例或其他解释性指导，或美国国税局或其他州或地方税务当局成功挑战我们的一个或多个税务立场，都可能增加我们未来的税务负债，并对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。
虽然我们希望能够（i）利用我们所有的美国联邦NOL和税收抵免结转，（ii）利用我们州NOL结转的一部分，以及（iii）产生扣除以抵消我们未来应税收入的一部分，但如果我们的NOL或税收抵免结转受到未来限制（包括由于《守则》第382条下的所有权变更），未按预期产生扣除，或者如果我们的一项或多项税务立场成功地受到IRS或其他税务机关的质疑（在税务审计或其他方面），我们未来的税务负债可能比预期的要多，这可能会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费或费用可能会增加我们未来的税务负债，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，如果颁布成为法律，将对税法进行重大修改，包括目前适用于天然气和石油勘探开发公司的某些关键的美国联邦和州所得税条款。目前尚不清楚是否会颁布任何此类变更，如果颁布，会在多长时间内颁布任何此类变更
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变化可能会生效。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。任何此类立法或税法的其他变化或对天然气和石油开采征收新的或增加的税收或费用可能会增加我们未来的税务负债，并对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。
此外，IRA2022除其他外还包括一项企业替代性最低税（“CAMT”）。根据CAMT，“适用公司”在2022年12月31日之后开始的纳税年度的某些财务报表收入将被征收15%的最低税。公司通常是指在特定的三个纳税年度期间，公司及其某些子公司和关联公司的“平均年调整后财务报表收入”超过10亿美元的纳税年度之后的任何纳税年度，受CAMT约束的适用公司。在2025年，我们不是受CAMT约束的适用公司。基于当前的大宗商品定价、我们对CAMT和IRA2022的解释以及多项运营、经济、会计和监管假设，我们预计在未来三年内不会成为适用于CAMT的公司。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，那么CAMT负债将有效地加速我们未来的美国联邦所得税义务，减少我们在该年度的现金流，但会在未来纳税年度提供与我们的常规美国联邦所得税负债相抵消的抵免。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。
美国财政部和美国国税局日前发布了与CAMT相关的拟议法规和其他解释性指导。与我们目前对此类法规和解释性指导的解释的任何重大差异都可能导致我们对适用于我们的CAMT及其对我们的运营和现金流影响的分析发生变化。
IRA2022还对公开交易的国内公司在任何纳税年度回购的任何股票的公允市场价值征收1%的不可扣除的消费税，该回购股票的公允市场价值减去该公司在该纳税年度发行的某些股票的公允市场价值（此类消费税，即“股票回购税”）。过去，曾有人提议将股票回购税的金额从1%提高到4%；但目前尚不清楚是否会颁布这样的消费税金额变化，以及如果颁布，任何此类变化多久能生效。股票回购税于截至2023年12月31日止年度首次适用于我们的授权股份回购计划，并将在随后的纳税年度继续适用。
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一般风险
我们普通股的价格可能会波动，你可能会损失很大一部分投资。
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，普通股持有人可能无法以或高于其获得此类证券的价格转售其普通股。
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，例如净收入和收入； |
| ● | 负债水平； |
| ● | 收入或盈利预测变动或分析师发表研究报告； |
| ● | 新闻界或投资界的猜测； |
| ● | 其他股东出售我们的普通股； |
| ● | 我们或我们的竞争对手关于重大合同、收购、战略合作伙伴关系、合资企业、证券发行或资本承诺的公告； |
| ● | 一般市场情况； |
| ● | 会计准则、政策、指引、解释或原则的变更； |
| ● | 税收法律或法规的不利变化；和 |
| ● | 与我们的业绩相关的国内和国际经济、法律和监管因素。 |
在公开市场上出售大量我们的普通股可能会对我们股票的市场价格产生不利影响。
根据经修订和重述的Antero Resources Corporation 2020年长期激励计划（“经修订的AR LTIP”）在公开市场上出售大量我们的普通股或授予我们的董事和高级职员，或者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均可自由交易，无需根据《证券法》进行限制或进一步登记，除非股份由我们的任何“关联公司”持有，该术语在《证券法》第144条中定义。我们无法预测未来发行我们的普通股或可转换为我们普通股的证券的规模，也无法预测未来发行和出售我们的普通股对我们普通股的市场价格产生的影响（如果有的话）。
未来我们的普通股可能会被稀释，这可能会对我们普通股股票的市场价格产生不利影响。
我们不受限制从我们的法定资本中增发我们的普通股。未来，我们可能会发行我们的普通股股票，为未来的活动、收购或其他目的筹集现金。我们也可能通过使用现金和我们的普通股股票或仅股票的组合来收购其他公司的权益。我们已经发行或可能发行可转换为、可交换为或代表有权接收我们普通股的证券。在公开市场上出售此类转换后可发行的普通股可能会对我们普通股的现行市场价格产生不利影响。任何这些事件都可能稀释我们股东的所有权权益，减少我们的每股净收益或对我们普通股的股票价格产生不利影响。
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我们的公司注册证书指定特拉华州衡平法院为我们的股东可能发起的某些类型的诉讼和程序的唯一和排他性论坛，这可能会限制我们的股东就与我们或我们的董事、高级职员、雇员或代理人的纠纷获得有利的司法论坛的能力。
我们的公司注册证书规定，除非我们书面同意选择替代法院，否则在适用法律允许的最大范围内，特拉华州衡平法院（“衡平法院”）将是（i）代表我们提起的任何派生诉讼或程序，（ii）任何声称违反我们的任何董事、高级职员、雇员或代理人对我们或我们的股东所欠的信托义务的索赔的诉讼，（iii）任何声称根据DGCL的任何条款产生的索赔的诉讼的唯一和排他性法院，DGCL授予衡平法院管辖权的我们的公司注册证书或我们的章程，或（iv）根据内政原则对我们提出索赔的任何诉讼，在每一此类案件中，均受衡平法院对其中被列为被告的不可或缺的当事人拥有属人管辖权的约束。上述规定不适用于《证券法》、《交易法》下的索赔或美国联邦法院拥有专属管辖权的任何索赔。任何购买或以其他方式获得或持有我们股本股份的任何权益的个人或实体将被视为已通知并同意前句所述的公司注册证书的规定。这种选择法院地条款可能会限制我们的股东就与其或其董事、高级职员、雇员或代理人的纠纷向其认为有利的司法法院提起索赔的能力，这可能会阻止针对我们和这些人的此类诉讼。或者，如果法院裁定我们的公司注册证书的这些规定不适用于或无法就一种或多种特定类型的诉讼或程序执行，我们可能会产生与在其他司法管辖区解决此类事项相关的额外费用，这可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
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。
我们的公司注册证书授权我们的董事会在未经我们的股东批准的情况下发行一个或多个类别或系列的优先股，这些优先股具有我们的董事会可能决定的指定、优先权、限制和相关权利，包括在股息和分配方面对我们的普通股的优先权。我们优先股的一个或多个类别或系列的条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。例如，我们可能会授予我们的一类或一系列优先股的持有人在所有事件中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，我们可能赋予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。未解决的工作人员评论
不适用。
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，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都依赖数字技术，包括但不限于估算石油和天然气储量数量、处理和记录财务和运营数据、监督和分析钻井、完井和生产业务以及与我们的员工、第三方客户和服务提供商的沟通。我们还在日常业务过程中收集和存储敏感数据，包括我们的业务以及我们的客户、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导致此类数据的腐败、丢失或未经授权的使用、延迟生产或向客户交付我们的产品、难以完成和解决交易、维护我们的账簿和记录方面的挑战、环境破坏、通信中断或其他运营中断。我们寻求通过下述网络安全风险管理流程保护资产、数据和运营来应对这些风险：
风险评估
我们评估我们的系统、网络和数据基础设施，以便通过持续的自动化流程识别潜在的网络安全威胁和漏洞，这些流程辅之以常规和临时执行的手动流程。这些流程旨在预防、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营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、监测和审查。此外，我们执行
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全年与我们的信息技术（“IT”）部门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。
我们的副总裁– IT负责监督这些风险评估，并定期与安全和合规团队会面，审查网络安全风险和威胁，还参与我们的企业风险管理流程。此外，公司就风险评估聘请了多名第三方顾问，我们建立了单独的流程和程序，以监督和识别与第三方相关的网络安全风险。所有参与我们网络安全风险评估的第三方都必须提供旨在使我们能够监测和评估此类第三方安全控制的报告。
我们通过优先补救措施来监测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，由我们的安全和合规团队与某些业务合作伙伴和IT专家（视需要）共同管理。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评估潜在的解决方案。对整治网络安全风险的计划进行审批，并定期监测完成。
事件识别和应对
我们实施了一个监测和检测系统，由我们的副总裁—— IT进行监督，以帮助及时识别网络安全事件。在发生任何违规或网络安全事件时，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、减轻影响并有效恢复正常运营。
网络安全培训和意识
我们全年都在网络安全相关主题上使用各种各样的方法对用户进行培训，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。关于网络安全实践的正式培训从员工被聘用时开始，并每年重新管理。我们还要求能够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环境的各个方面，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。我们部署了内部保护个人身份信息政策和公开的隐私声明，以帮助我们了解并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不断演变的性质。
我们的网络安全风险管理流程被整合到我们的企业风险管理计划中。网络安全威胁被理解为动态的，并与其他各种企业风险相交。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，包括国家标准技术研究院和国际标准化组织。
董事会对网络安全风险的监督和管理层在评估和应对网络安全风险方面的作用
网络安全风险通过审计委员会在董事会层面进行监督。我们的副总裁– IT与安全和合规团队一起，负责网络安全风险的监测、评估和管理，并寻求维护我们运营的安全性和连续性。我们的副总裁– IT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事项的沟通。我们的副总裁– IT定期向高级管理层、董事会和审计委员会介绍网络安全问题，作为我们整体企业风险管理计划的一部分，包括向审计委员会提供季度更新，其中可能包括有关我们面临的隐私和网络安全风险、监测和减轻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）以及可能影响我们的隐私和网络安全风险的立法和监管发展的信息。此外，我们的副总裁–风险管理监督我们的企业风险管理流程，并向审计委员会和董事会通报公司面临的所有重大风险，包括网络安全风险。
我们的副总裁– IT，Biren Kumar，拥有超过17年担任首席信息官（“CIO”）或担任类似职务的经验，其中包括负责管理网络安全风险。Kumar先生被任命为副总裁– IT在
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2024.在加入Antero之前，他曾在多家公司担任首席信息官，包括2005年至2011年的Dynegy Inc.、2011年至2014年的Rockwater Energy Solutions Inc.、2014年至2018年的KLX Inc.以及2018年至2021年的KLX 美国能源服务 Holdings，Inc.。Kumar先生拥有管理信息系统工商管理学士学位和休斯顿大学工商管理硕士学位。
网络安全威胁风险的影响
能源行业越来越依赖信息技术和运营技术来支持关键运营，例如能源生产、分配和管理活动，这使其更容易受到网络安全事件的影响。因此，全球网络安全事件的兴起，无论是来自故意攻击还是偶然事件，都对我们的行业构成了重大挑战。随着网络安全威胁的复杂性和规模不断演变，对行业来说，预防、检测、缓解和补救这些事件仍然是一项持续且日益艰巨的任务。
截至本10-K表格年度报告之日，我们不知道任何已对我们产生重大影响或合理可能对我们产生重大影响的网络安全威胁，包括由于之前的任何网络安全事件造成的威胁。然而，我们承认，网络安全威胁正在不断演变，未来发现网络安全事件的可能性依然存在。请参阅“第1a项。风险因素”，以获取有关网络安全风险的更多信息。尽管我们实施了网络安全计划，但我们的安全措施无法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产生重大影响。虽然我们将资源用于我们的安全措施以保护我们的系统和信息，但这些措施无法提供绝对的安全。见“项目1a。风险因素”，以获取有关与我们的信息技术系统遭到破坏或损害相关的对我们业务的风险的更多信息。
项目3。法律程序
本项目所要求的信息包含在附注15 ——我们合并财务报表的或有事项中，并并入本文。
项目4。矿山安全披露
不适用。
第二部分
项目5。注册人共同权益、相关股东事项及发行人购买权益证券的市场
普通股
我们有一类普通股流通在外，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”。2026年2月6日，我们的普通股由98名在册持有人持有。持有人数量不包括以“代名人”或“街道”名义持有我们普通股股份的股东。
发行人购买股本证券
下表列出了我们提出的每个时期的股票购买活动：
总数 |
约 |
||||||||||
股份 |
美元价值 |
||||||||||
已回购 |
股份 |
||||||||||
作为的一部分 |
那可能 |
||||||||||
总数 |
公开 |
尚未购买 |
|||||||||
股份 |
平均价格 |
宣布 |
计划下 |
||||||||
期 |
|
已购买(1) |
每股支付 |
|
计划 |
|
（千美元） |
||||
2025年10月1日-2025年10月31日 |
77,515 |
$ |
32.06 |
2,800 |
$ |
914,497 |
|||||
2025年11月1日-2025年11月30日 |
14,560 |
34.23 |
— |
914,497 |
|||||||
2025年12月1日-2025年12月31日 |
— |
— |
— |
914,497 |
|||||||
合计 |
92,075 |
$ |
32.40 |
2,800 |
|||||||
| (1) | 购买的股份总数包括我们转让给我们的普通股股份，以履行员工持有的股权奖励归属时产生的预扣税款义务. |
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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，以机会性地回购高达10亿美元的已发行普通股。2022年10月25日，我们的董事会授权增加10亿美元的股票回购计划，以允许我们回购总额高达20亿美元的已发行普通股。截至2025年12月31日，我们已通过股票回购计划回购和清退了3200万股普通股，总成本为11亿美元。根据联邦证券法，可不时在公开市场交易中、通过私下协商交易或通过其他方式回购股份。根据该计划回购股票的时间以及数量和价值将由我们酌情决定，并将取决于多种因素，包括我们普通股的市场价格、一般市场和经济条件以及适用的法律要求。
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）与我们的优先票据有关的某些契约、（iv）信贷便利和（v）定期贷款便利的约束。我们没有就我们的普通股支付或宣布任何股息。未来支付我们普通股现金股息的金额和时间（如果有的话）由董事会酌情决定，并将取决于我们的收益、资本要求、财务状况和其他相关因素。无法保证我们将就我们的普通股支付任何现金股息。
股票表现图
下图显示了假设在2020年12月31日对我们的普通股、标准普尔500（“标普 500”）指数以及道琼斯美国石油和天然气指数各投资100美元的累计股东总回报。我们认为道琼斯美国石油和天然气指数是有意义的，因为它是对类似规模的能源公司业绩的独立、客观的看法。
本10-K表格中出现在“股票表现图表”标题下的信息是根据《证券法》规定的S-K条例第2.01（e）项“提供”的，不应被视为“征求材料”或“向SEC“提交”或受第14A或14C条的约束，除非S-K条例第2.01（e）项规定，或《交易法》第18条的责任，不得被视为通过引用并入根据《交易法》《证券法》提交的任何文件中，除非我们特别要求将其视为此类文件。
项目6。保留
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项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下关于我们的财务状况和经营业绩的讨论和分析应与我们的合并财务报表和本年度报告其他地方关于表格10-K的相关说明一起阅读。以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的“前瞻性陈述”。我们提醒，关于未来事件的假设、预期、预测、意图或信念可能而且经常与实际结果不同，差异可能是重大的。可能导致实际结果与我们预期不同的一些关键因素包括天然气、NGLs和石油价格的变化、计划资本支出的时间安排、我们为开发计划提供资金的能力、估计探明储量和预测生产结果的不确定性、影响生产井开工或维护的运营因素、资本市场的总体状况，以及我们获得这些数据的能力、世界卫生事件的影响以及环境法规或诉讼方面的不确定性以及影响我们业务的其他法律或法规发展，以及下面讨论的那些因素，所有这些都很难预测。鉴于这些风险、不确定性和假设，所讨论的前瞻性事件可能不会发生。见“关于前瞻性陈述的警示性声明。”另外，请参阅标题“项目1a”下描述的风险因素和其他警示性声明。风险因素。”我们不承担任何义务公开更新任何前瞻性陈述，除非适用法律另有要求。
我们公司
我们已经组装了一个长期使用的资产组合，这些资产的特点是我们认为具有高重复性和低地质风险。我们重点关注非常规储层，一般可以定性为裂缝性页岩地层。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，并在非常规资源领域拥有重要的专业知识。我们的战略是利用我们团队在划定和开发天然气资源区方面的经验来开发我们的储量和产量，主要是基于我们在阿巴拉契亚盆地现有的多年钻探地点清单。截至2025年12月31日，我们在阿巴拉契亚盆地拥有约53.7万英亩净土地。此外，我们估计，我们的租赁物中约有168,000英亩净土地可能是略浅的上泥盆系页岩的前景。
截至2025年12月31日，我们估算的探明储量为19.1 TCFE，包括11.8 TCFF的天然气、679 MMBbl的假定回收乙烷、529 MMBbl的C3 + NGLs和23 MMBbl的石油。这些储量估算由我们的内部储备工程师和管理层编制，并由我们的独立储备工程师进行审计。截至2025年12月31日，我们在现有租赁土地面积上有1,279个潜在水平井位置被归类为已探明、可能和可能。
我们有三个可报告的分部：勘探和生产、我们对Antero Midstream的权益法投资以及市场营销。我们所有的行动都在美国进行。更多信息见附注17 ——我们合并财务报表的可报告分部。
HG收购
于2025年12月5日，我们订立最终协议，以总现金代价28亿美元向HG Energy收购HG Production的100%已发行及未偿还股本权益，但须遵守条款及条件。此次HG收购包括位于西弗吉尼亚州马塞勒斯页岩核心的约38.5万英亩净土地。根据同一协议，Antero Midstream Partners同意向HG Energy收购HG Midstream已发行及未偿还的100%股权，现金代价为11亿美元，但须遵守该等股权的条款及条件。HG Midstream收购包括西弗吉尼亚州马塞勒斯页岩核心的收集管道和综合水处理资产。这些收购于2026年2月3日结束。HG收购的资金来自定期贷款A融资下的借款、2036年票据（定义见下文）的净收益、信贷融资下的借款和受限现金。更多信息见附注3 ——我们合并财务报表的交易。我们打算对我们与Antero Midstream的现有商业安排进行某些修改，以提供有关某些油井的陆上压缩，并提供一个到2026年的过渡期，然后才能根据与Antero Midstream的现有协议提供某些供水服务。
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尤蒂卡页岩剥离
2025年12月5日，我们与买方各方达成最终协议，出售我们的Utica页岩资产，总现金对价为8亿美元，但须遵守条款和条件。Utica页岩资产包括位于俄亥俄州的约80,000总（净70,000）英亩，截至2025年12月31日已探明储量约为600 BCFE。尤蒂卡页岩剥离预计将于2026年2月完成，但须满足某些惯例成交条件。尤蒂卡页岩剥离所得款项净额预计将用于偿还长期债务。更多信息见附注3 ——我们合并财务报表的交易。
融资亮点
信贷融资到期日延期
自2025年7月30日起，我们获得了我们无抵押信贷安排下的每个贷款人的同意，将到期日从2029年7月30日延长至2030年7月30日。否则，无抵押信贷融资的条款将保持不变。根据无抵押信贷融资的条款，我们可能会要求将到期日延长两个一年，但须满足某些条件。这是第一次这样的延期。更多信息见附注7 ——我们合并财务报表的长期债务。
发行2036年优先票据
于2026年1月28日，我们发行了7.5亿美元于2036年2月1日到期、利率为5.400%的优先票据（“2036年票据”），发行价格为票面利率的99.869%。2036年票据是无抵押的，与我们的无抵押信贷融资和定期贷款A融资以及其他未偿还的优先票据享有同等地位。2036年度票据并无任何附属公司提供担保。此次发行所得款项净额用于为HG收购提供部分资金。有关更多信息，请参见我们合并财务报表的附注3 —交易和附注7 —长期债务。
赎回2029年票据的通知
2026年2月9日，我们通知于2029年2月1日到期的7.625%优先票据（“2029年票据”）的持有人，我们打算在2026年2月24日赎回全部本金总额3.65亿美元的2029年票据，但须符合某些条件，包括Utica页岩剥离结束，赎回价格为101.271%，外加应计和未付利息。
定期贷款A
2026年2月3日，在完成HG收购的基本同时，我们与加拿大皇家银行、加拿大皇家银行资本市场和摩根大通银行（统称“银行”）签订了本金总额为15亿美元的无抵押三年期定期贷款融资。借款是无抵押的，不由我们的任何子公司提供担保。2026年2月3日，我们在一次借款中借入了15亿美元，为HG收购提供了部分资金。定期贷款A融资计划于2029年2月3日到期。有关更多信息，请参见我们合并财务报表的附注3 —交易和附注7 —长期债务。
债务回购计划
截至2025年12月31日止年度，我们赎回了于2026年7月15日到期的8.375%优先票据（“2026年票据”）的剩余本金总额9700万美元，赎回价格为其本金的102.094%，外加应计和未付利息。此外，我们通过公开市场交易回购了本金总额为4200万美元的2029年票据，加权平均价格约为其本金的103%，外加应计和未付利息。更多信息见附注7 ——我们合并财务报表的长期债务。
股份回购计划
2022年，我们的董事会批准了一项股票回购计划，允许我们回购高达20亿美元的已发行普通股。通过我们的股票回购计划，在截至2025年12月31日的一年中，我们以1.36亿美元的总成本回购和清退了大约400万股普通股。截至2025年12月31日，我们的股票回购计划剩余约9.14亿美元的产能。根据联邦证券法，可不时在公开市场交易中、通过私下协商交易或通过其他方式回购股份。根据该计划回购股票的时间以及数量和价值将由我们酌情决定，并将取决于多种因素，包括我们普通股的市场价格、一般市场和经济条件以及适用的法律要求。
50
市场情况及业务趋势
商品市场
我们生产的天然气、NGLs和石油的价格对我们的收入和现金流产生重大影响。与截至2024年12月31日止年度相比，截至2025年12月31日止年度，天然气和乙烷的基准价格大幅上涨，而C3 + NGLs和石油的基准价格下降。由于截至2025年12月31日止年度基准天然气和乙烷价格上涨，我们经历了天然气和乙烷产品的价格实现增加，但与截至2024年12月31日止年度相比，基准NGLs和石油价格下降的影响部分抵消了这一影响。我们监测影响天然气、NGLs和石油价格的经济因素，包括国内外供需指标、国内外商品库存、石油输出国组织和其他大型生产国的行动以及当前乌克兰、委内瑞拉和中东的冲突等。在当前的经济环境下，我们预计我们生产的部分或全部商品的商品价格可能会保持波动。这种波动超出了我们的控制范围，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和未来现金流产生不利影响。然而，当情况需要时，我们会使用衍生工具来管理我们的商品价格风险敞口。有关我们的衍生工具的更多信息，请参阅我们合并财务报表的“—对冲头寸”和附注11 —衍生工具。
下表详细列出了平均基准天然气、NGLs和石油价格：
截至12月31日止年度， |
|||||||
|
2024 |
|
2025 |
||||
Henry Hub（$/McF）(1) |
$ |
2.27 |
3.43 |
||||
Mont Belvieu乙烷（美元/桶）(2) |
8.00 |
10.61 |
|||||
Mont Belvieu C3 + NGLs（$/bbl）(3) |
40.82 |
37.93 |
|||||
西德克萨斯中质原油（美元/桶）(4) |
75.72 |
64.81 |
|||||
| (1) | NYMEX1月天然气均价。 |
| (2) | 本月最后一个交易日公布的ICE结算乙烷OPIS期货近月合约均价。 |
| (3) | 本月最后一个交易日公布的ICE结算丙烷、异丁烷、普丁烷和天然汽油OPIS期货近月合约均价。丙烷、异丁烷反映TET价格，普丁烷、天然汽油反映非TET价格。丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油期货价格加权得到近似于Antero资源平均C3 + NGLs成分。 |
| (4) | 纽约商品交易所日历月平均结算期货价格。 |
对冲头寸
Antero资源
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，我们在情况需要时使用衍生工具来管理此类风险。此外，我们会定期订立包含嵌入式特征的合约，这些特征需要分叉，并作为衍生工具单独核算。截至2024年12月31日和2025年12月31日止年度，我们分别有4%和8%的产量通过商品衍生品进行了对冲。假设我们2026年的产量与2025年的产量相同，我们总产量的大约42%是通过商品衍生品进行对冲的。此外，我们还为2027年生产的一部分签订了衍生合同。截至2025年12月31日，我们的商品衍生品合约的估计公允价值为净资产8100万美元。更多信息见附注11 ——我们合并财务报表的衍生工具。
玛蒂卡
我们的合并VIE，Martica，此前为Martica的非控制性权益维持了固定掉期天然气、NGLs和石油衍生品的投资组合。因此，归属于Martica衍生品投资组合的所有损益全部归属于Martica的非控制性权益。截至2025年3月31日的三个月内，Martica的所有衍生品合约均已到期。截至2025年12月31日，Martica没有衍生工具。更多信息见附注11 ——我们合并财务报表的衍生工具。
51
经济指标
由于全球供需失衡，经济经历了通胀水平上升，从2021年开始，全球需求超过供应，一直持续到2024年。为了管理美国经济中存在的通胀风险，美联储从2022年开始以加息的形式利用货币政策，努力使通胀率长期符合其2%的既定目标。在2022年至2023年期间，美联储将联邦基金利率提高了5.25%。2024年下半年期间，通胀率开始接近美联储宣布的2%的目标，美联储在2024年和2025年将联邦基金利率降低了1.75%。虽然美国经济的通胀压力已经开始消退，但不确定美国和外国政府最近的关税活动将对通胀产生什么影响。有关更多信息，请参见“—运营结果”。
经济也继续受到全球事件的影响。由于贸易制裁、关税、其他全球贸易限制和冲突，包括中东、伊朗和委内瑞拉等国的贸易限制和冲突，这些事件经常造成全球供应链中断，并带来额外压力。虽然我们的供应链没有因此类事件而出现任何重大中断，但无法保证我们未来不会出现中断。
通胀压力，特别是与我们的某些长期合同相关的基于CPI的调整，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，而这些成本并不是固定的。这些经济变量超出我们的控制范围，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和未来现金流产生不利影响。
我们收入的来源
| ● | 天然气、NGLs和石油销售收入。我们的收入主要来自销售天然气和石油生产，以及销售在加工过程中从我们的天然气中提取的NGLs。我们的生产完全来自美国大陆；然而，我们的部分生产收入来自出口我们产品的客户。在2024年和2025年期间，我们的生产收入分别占销售天然气的44%和57%，以及销售NGLs和石油的56%和43%。天然气、NGLs和石油价格本质上是波动的，受到我们无法控制的许多因素的影响。我们所有的生产都来自天然气井，其中一些还生产通过加工提取的NGLs，以及石油。 |
| ● | 商品衍生品。当情况需要时，我们利用衍生工具为我们的生产对冲未来的销售价格。我们目前使用看涨期权和嵌入式看跌期权、对冲纽约商品交易所指数价格与当地指数价格之间的差额的基差掉期合约、领子合约和固定价格合约，用于我们接收或支付固定价格与收到的可变市场价格之间的差额的部分天然气。假设我们2026年的产量与2025年的产量相同，那么我们2026年总产量的大约42%是通过商品衍生品进行对冲的。此外，我们为2027年生产的一部分签订了衍生合同。更多信息见附注11 ——我们合并财务报表的衍生工具。在每个会计期末，我们估计这些衍生工具的公允价值，由于我们没有选择套期会计，我们在收益中确认这些衍生工具的公允价值变动。我们预计我们收到的生产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NGLs以及向第三方推销过剩的公司运输能力的活动。 |
| ● | 收集、压缩和水处理收入。收集、压缩和水处理收入来自我们对Antero Midstream的所有权权益。 |
我们成本Structure的主要构成部分
| ● | 租赁经营费用。这些是为维持我们的生产而产生的运营成本。这些费用包括采出水运输、水处理、水处理，以及监测生产井的人工相关费用、维护、维修和修井费用。这些费用的成本水平可能会根据出水量、油田服务的供需、活动水平和其他因素而有所不同。 |
| ● | 采集、压缩、加工、运输。这些费用包括支付给Antero Midstream和其他第三方的费用，这些第三方运营着运输我们天然气的低气压和高压集输和压缩系统。它们还包括从我们富含液体的天然气中加工和提取NGLs以及将我们的天然气、NGLs和石油运往市场的成本。我们经常签订固定价格的长期合同，以确保运输和加工能力，其中可能包括 |
52
| 最低数量承诺，在不与过剩产能相关的范围内，这些费用中包含的成本。与产能过剩相关的成本包含在营销费用中。 |
| ● | 水处理。水处理费用与淡水及其他流体处理服务的直接运营成本有关。 |
| ● | 生产和从价税。生产税和从价税包括遣散税和从价税。已生产的天然气和石油的遣散税是根据销售价格的百分比支付的，其中不包括我们的衍生工具的影响，或按国家当局规定的固定单位税率。从价税是根据我们的储备价值以及财产和设备的价值支付的。 |
| ● | 营销费用.我们购买和销售第三方天然气和NGLs，并根据长期合同销售我们过剩的产能。营销成本包括购买的第三方天然气和NGLs的成本。我们还将与拥有足够的生产和基础设施以充分利用这些过剩产能而提前签约的运力相关的公司运输成本归类为营销费用，因为我们将这些过剩的运力推销给第三方。我们就当前和预期未来生产的很大一部分签订了长期的坚定运输协议，以确保主要管道的产能。 |
| ● | 勘探费用。这些主要是与不成功的租赁努力有关的费用，以及地质和地球物理费用，包括地震费用、不成功的勘探干孔费用和其他勘探活动的费用。 |
| ● | 财产和设备减值。这些成本包括与租约到期相关的减值和成本、设计减值和与不再计划投入使用的垫板相关的初始成本，以及由于未来商品价格下降而导致的已证明财产减值。当我们根据剩余租赁期限、水库性能、商品价格前景和未来开发面积的计划等因素确定已到期或即将到期的租赁发生减值时，我们对已到期或即将到期的租赁计提减值费用。当事件或情况变化表明财产的账面价值可能无法收回时，我们会根据地质储层基础记录已证明财产的减值费用。当事件或情况变化表明此类财产和/或设备的账面金额可能无法收回时，我们也会记录其他财产和设备的减值费用。 |
| ● | 损耗、折旧和摊销。DD & A包括为获取、勘探和开发天然气、NGLs和石油而产生的资本化成本的系统性费用。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，并使用单位生产法分配这些成本。折旧是在资产的估计使用寿命内使用直线法计算的。 |
| ● | 一般和行政费用。这些成本包括间接费用，包括我们员工的工资和福利、维持我们总部的成本、管理我们的生产和开发运营的成本、审计和其他专业费用、保险、法律费用和其他行政费用。一般和管理费用还包括非现金股权补偿费用。有关更多信息，请参见我们合并财务报表的附注9 ——基于股权的薪酬。 |
| ● | 利息支出。我们通过信贷安排下的借款为我们的部分资本支出、营运资金需求和收购提供资金，该贷款具有基于调整后期限SOFR利率、调整后每日简单SOFR（统称“SOFR”）或替代基准利率的可变利率，在每种情况下，加上适用利率（信贷安排中定义的每个期限）。截至2024年12月31日和2025年12月31日，我们的信贷融通未偿余额分别为3.93亿美元和4.39亿美元，加权平均利率分别为5.9%和5.3%。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2024年和2025年12月31日，我们的优先票据的固定利率分别为5.375%至8.375%和5.375%至7.625%，本金总余额分别为11亿美元和10亿美元。更多信息见附注7 ——我们合并财务报表的长期债务。 |
| ● | 所得税（费用）优惠。我们需要缴纳美国联邦和州所得税，但我们目前在美国联邦所得税方面不处于现金纳税的地位。我们的财务报表所得税（费用）福利与我们当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的差异、非控制性权益的影响、出于税收目的将未结算的商品衍生产品损益递延至结算以及研发（“研发”）税收抵免。我们记录了递延所得税费用，只要我们的递延所得税负债超过我们的递延所得税资产。当我们的递延所得税资产超过我们的递延所得税负债时，我们会记录递延所得税优惠。更多信息见附注13 ——我们合并财务报表的所得税。 |
53
经营成果
我们有三个可报告的分部：勘探和生产、我们对Antero Midstream的权益法投资以及市场营销。来自Antero Midstream运营的收入主要来自于Antero Midstream向我们的勘探和生产业务提供服务的分部间交易。所有分部间交易均已在合并时消除，包括来自Antero Midstream提供的水处理服务的收入，我们将其资本化为已证明的物业开发成本。营销收入主要来自购买和销售第三方天然气和NGLs以及营销和利用过剩的公司运输能力的活动。更多信息见附注17 ——我们合并财务报表的可报告分部。
截至2024年12月31日止年度与截至2025年12月31日止年度比较
我们可报告分部的经营业绩如下（单位：千）：
截至2024年12月31日止年度 |
||||||||||||||||
权益法 |
||||||||||||||||
探索 |
投资 |
消除 |
||||||||||||||
和 |
安特罗 |
未合并 |
合并 |
|||||||||||||
|
生产 |
|
市场营销 |
|
中游(1) |
|
附属公司 |
|
合计 |
|
||||||
收入及其他： |
||||||||||||||||
天然气销售 |
$ |
1,818,297 |
— |
— |
— |
1,818,297 |
||||||||||
天然气液体销售 |
2,066,975 |
— |
— |
— |
2,066,975 |
|||||||||||
石油销售 |
230,027 |
— |
— |
— |
230,027 |
|||||||||||
商品衍生工具公允价值收益 |
731 |
— |
— |
— |
731 |
|||||||||||
收集、压缩和水处理 |
— |
— |
1,106,193 |
(1,106,193) |
— |
|||||||||||
市场营销 |
— |
179,069 |
— |
— |
179,069 |
|||||||||||
递延收入摊销，VPP |
27,101 |
— |
— |
— |
27,101 |
|||||||||||
其他收入和收入 |
3,396 |
— |
— |
— |
3,396 |
|||||||||||
总收入 |
4,146,527 |
179,069 |
1,106,193 |
(1,106,193) |
4,325,596 |
|||||||||||
营业费用： |
||||||||||||||||
租赁经营 |
118,693 |
— |
— |
— |
118,693 |
|||||||||||
聚集和压缩 |
897,160 |
— |
103,053 |
(103,053) |
897,160 |
|||||||||||
加工 |
1,069,887 |
— |
— |
— |
1,069,887 |
|||||||||||
交通运输 |
735,883 |
— |
— |
— |
735,883 |
|||||||||||
水处理 |
— |
— |
114,923 |
(114,923) |
— |
|||||||||||
生产和从价税 |
207,671 |
— |
— |
— |
207,671 |
|||||||||||
市场营销 |
— |
244,906 |
— |
— |
244,906 |
|||||||||||
探索 |
2,618 |
— |
— |
— |
2,618 |
|||||||||||
一般和行政（不包括基于股权的薪酬） |
162,876 |
— |
41,754 |
(41,754) |
162,876 |
|||||||||||
基于股权的薪酬 |
66,462 |
— |
44,332 |
(44,332) |
66,462 |
|||||||||||
损耗、折旧和摊销 |
762,068 |
— |
140,000 |
(140,000) |
762,068 |
|||||||||||
财产和设备减值 |
47,433 |
— |
332 |
(332) |
47,433 |
|||||||||||
资产报废义务的增加 |
3,759 |
— |
— |
— |
3,759 |
|||||||||||
出售资产损失 |
862 |
— |
— |
— |
862 |
|||||||||||
合同终止、损失或有事项、结算和其他运营费用 |
4,858 |
— |
2,633 |
(2,633) |
4,858 |
|||||||||||
总营业费用 |
4,080,230 |
244,906 |
447,027 |
(447,027) |
4,325,136 |
|||||||||||
营业收入（亏损） |
$ |
66,297 |
(65,837) |
659,166 |
(659,166) |
460 |
||||||||||
未合并关联公司收益中的权益 |
$ |
93,787 |
— |
110,573 |
(110,573) |
93,787 |
||||||||||
| (1) | 这些金额反映了Antero Midstream Corporation合并财务报表中记录的金额。 |
54
截至2025年12月31日止年度 |
||||||||||||||||
权益法 |
||||||||||||||||
探索 |
投资 |
消除 |
||||||||||||||
和 |
安特罗 |
未合并 |
合并 |
|||||||||||||
|
生产 |
|
市场营销 |
|
中游(1) |
|
附属公司 |
|
合计 |
|
||||||
收入及其他： |
||||||||||||||||
天然气销售 |
$ |
2,873,241 |
— |
— |
— |
2,873,241 |
||||||||||
天然气液体销售 |
1,986,840 |
— |
— |
— |
1,986,840 |
|||||||||||
石油销售 |
150,158 |
— |
— |
— |
150,158 |
|||||||||||
商品衍生工具公允价值收益 |
111,049 |
— |
— |
— |
111,049 |
|||||||||||
收集、压缩和水处理 |
— |
— |
1,188,426 |
(1,188,426) |
— |
|||||||||||
市场营销 |
— |
125,900 |
— |
— |
125,900 |
|||||||||||
递延收入摊销，VPP |
25,264 |
— |
— |
— |
25,264 |
|||||||||||
其他收入和收入 |
3,371 |
— |
— |
— |
3,371 |
|||||||||||
总收入 |
5,149,923 |
125,900 |
1,188,426 |
(1,188,426) |
5,275,823 |
|||||||||||
营业费用： |
||||||||||||||||
租赁经营 |
135,124 |
— |
— |
— |
135,124 |
|||||||||||
聚集和压缩 |
946,900 |
— |
107,846 |
(107,846) |
946,900 |
|||||||||||
加工 |
1,125,358 |
— |
— |
— |
1,125,358 |
|||||||||||
交通运输 |
785,168 |
— |
— |
— |
785,168 |
|||||||||||
水处理 |
— |
— |
124,064 |
(124,064) |
— |
|||||||||||
生产和从价税 |
163,135 |
— |
— |
— |
163,135 |
|||||||||||
市场营销 |
— |
190,206 |
— |
— |
190,206 |
|||||||||||
探索 |
2,990 |
— |
— |
— |
2,990 |
|||||||||||
一般和行政（不包括基于股权的薪酬） |
171,714 |
— |
41,976 |
(41,976) |
171,714 |
|||||||||||
基于股权的薪酬 |
60,812 |
— |
45,958 |
(45,958) |
60,812 |
|||||||||||
损耗、折旧和摊销 |
749,675 |
— |
134,310 |
(134,310) |
749,675 |
|||||||||||
财产和设备减值 |
29,358 |
— |
984 |
(984) |
29,358 |
|||||||||||
资产报废义务的增加 |
3,892 |
— |
— |
— |
3,892 |
|||||||||||
出售资产收益 |
(266) |
— |
— |
— |
(266) |
|||||||||||
长期资产损失 |
— |
— |
86,626 |
(86,626) |
— |
|||||||||||
合同终止、损失或有事项、结算和其他运营费用 |
28,111 |
— |
1,993 |
(1,993) |
28,111 |
|||||||||||
总营业费用 |
4,201,971 |
190,206 |
543,757 |
(543,757) |
4,392,177 |
|||||||||||
营业收入（亏损） |
$ |
947,952 |
(64,306) |
644,669 |
(644,669) |
883,646 |
||||||||||
未合并关联公司收益中的权益 |
$ |
98,484 |
— |
116,439 |
(116,439) |
98,484 |
||||||||||
| (1) | 这些金额反映了Antero Midstream Corporation合并财务报表中记录的金额。 |
55
勘探和生产部门
下表列出勘探和生产分部的选定经营数据：
年终 |
金额 |
||||||||||||
12月31日， |
增加 |
百分比 |
|||||||||||
|
|
2024 |
|
2025 |
|
（减少） |
|
改变 |
|||||
生产数据(1) (2): |
|||||||||||||
天然气（BCF） |
793 |
808 |
15 |
2 |
% |
||||||||
C2乙烷（MBBL） |
30,391 |
29,842 |
(549) |
(2) |
% |
||||||||
C3 + NGLs（MBBL） |
42,434 |
42,010 |
(424) |
(1) |
% |
||||||||
石油（MBBL） |
3,693 |
2,899 |
(794) |
(22) |
% |
||||||||
合并（BCFE） |
1,252 |
1,256 |
4 |
* |
|||||||||
日合并产量（MMcFE/d） |
3,421 |
3,442 |
21 |
1 |
% |
||||||||
衍生品结算影响前的平均价格(3): |
|||||||||||||
天然气（每千立方英尺） |
$ |
2.29 |
3.56 |
1.27 |
55 |
% |
|||||||
C2乙烷（每桶）(4) |
$ |
9.05 |
11.91 |
2.86 |
32 |
% |
|||||||
C3 + NGLs（每桶） |
$ |
42.23 |
38.83 |
(3.40) |
(8) |
% |
|||||||
石油（每桶） |
$ |
62.29 |
51.80 |
(10.49) |
(17) |
% |
|||||||
加权平均合并（每千立方英尺） |
$ |
3.29 |
3.99 |
0.70 |
21 |
% |
|||||||
衍生品结算影响后的平均实现价格(3): |
|||||||||||||
天然气（每千立方英尺） |
$ |
2.30 |
3.54 |
1.24 |
54 |
% |
|||||||
C2乙烷（每桶）(4) |
$ |
9.05 |
11.91 |
2.86 |
32 |
% |
|||||||
C3 + NGLs（每桶） |
$ |
42.36 |
38.83 |
(3.53) |
(8) |
% |
|||||||
石油（每桶） |
$ |
62.15 |
51.76 |
(10.39) |
(17) |
% |
|||||||
加权平均合并（每千立方英尺） |
$ |
3.30 |
3.97 |
0.67 |
20 |
% |
|||||||
平均成本（每千立方英尺）： |
|||||||||||||
租赁经营 |
$ |
0.09 |
0.11 |
0.02 |
22 |
% |
|||||||
聚集和压缩 |
$ |
0.72 |
0.75 |
0.03 |
4 |
% |
|||||||
加工 |
$ |
0.85 |
0.90 |
0.05 |
6 |
% |
|||||||
交通运输 |
$ |
0.59 |
0.62 |
0.03 |
5 |
% |
|||||||
生产和从价税 |
$ |
0.17 |
0.13 |
(0.04) |
(24) |
% |
|||||||
营销费用，净额 |
$ |
0.05 |
0.05 |
— |
* |
||||||||
一般和行政（不包括基于股权的薪酬） |
$ |
0.13 |
0.14 |
0.01 |
8 |
% |
|||||||
耗损、折旧、摊销和增值 |
$ |
0.61 |
0.60 |
(0.01) |
(2) |
% |
|||||||
*意义不大
| (1) | 生产数据不包括与VPP相关的数量。 |
| (2) | 石油和NGLs产量按6 mCF/bbl换算，以计算BCFE总产量和每mCfe量。该比率是对产品等效能量含量的估计，可能无法反映其相对经济价值。 |
| (3) | 平均价格反映了我们结算的商品衍生品的前后影响。我们对这类事后影响的计算包括商品衍生品结算的收益（损失），这些收益（损失）不符合套期会计的条件，因为我们没有为会计目的将其指定或记录为套期。 |
| (4) | 截至2024年12月31日和2025年12月31日止年度的平均实现价格分别包括与照付不议合同相关的收益200万美元和100万美元。若不计这些收益的影响，截至2024年12月31日、2024年12月31日和2025年12月31日止年度，在衍生品影响前后的乙烷平均实现价格将分别为每桶8.99美元和每桶11.88美元。 |
天然气销售。天然气销售收入从截至2024年12月31日止年度的18亿美元增至截至2025年12月31日止年度的29亿美元，增幅为11亿美元，增幅为58%。截至2025年12月31日止年度，大宗商品价格上涨（不包括衍生品结算的影响）导致天然气销售收入同比增加约10亿美元（计算方法为同比平均价格变化乘以当年产量）。天然气产量增加导致天然气销售收入同比增加约3400万美元（计算方法为每年产量的变化乘以上一年的平均价格）。
NGLs销量。销售NGLs的收入从截至2024年12月31日止年度的21亿美元减少至截至2025年12月31日止年度的20亿美元，减少了1亿美元，降幅为4%。截至2025年12月31日止年度较低的C3 + NGLS商品价格（不包括衍生品结算的影响）导致NGLS收入同比减少约1.43亿美元（计算为同比平均价格乘以当年产量的变化），部分被截至2025年12月31日止年度较高的乙烷商品价格所抵消，后者导致NGLS收入同比增加约8500万美元（计算为同比平均价格乘以当年产量的变化）。截至2025年12月31日止年度，较低的NGLs生产量导致NGLs收入同比减少约2300万美元（计算方法为同比产量变化乘以上一年平均价格）。
56
石油销售。石油销售收入从截至2024年12月31日止年度的2.3亿美元减少至截至2025年12月31日止年度的1.5亿美元，减少了8000万美元，降幅为35%。截至2025年12月31日止年度，石油产量减少导致石油收入同比减少约5000万美元（计算方法为年度产量变化乘以上一年平均价格）。截至2025年12月31日止年度的较低油价（不包括衍生品结算的影响）导致石油收入同比减少约3000万美元（计算方法为同比平均价格的变化乘以当年产量）。
商品衍生工具公允价值收益。我们的商品衍生品包括固定价格掉期合约、掉期期权、基差掉期合约、看涨期权和嵌入式看跌期权。由于我们没有将这些衍生工具指定为会计套期，因此它们不接受套期会计处理。因此，所有按市值计价的收益或损失，以及已结算衍生工具的现金收入或付款，均在我们的运营和综合收益报表中确认。截至2024年12月31日和2025年12月31日止年度，我们的商品对冲分别产生了100万美元和1.11亿美元的衍生公允价值收益。截至2024年12月31日止年度，商品衍生工具公允价值收益包括1000万美元的已结算衍生工具收益的净现金收益。截至2025年12月31日止年度，商品衍生工具公允价值收益包括1700万美元的已结算衍生工具损失的净现金支付。
商品衍生工具公允价值损益根据未来商品价格而变化，在衍生工具合约结算、货币化或结算前终止之前不会产生现金流影响。任何会计期末的衍生资产或负债头寸可能会随着未来商品价格较会计期末的水平增加或减少，或由于通过结算实现收益或损失而发生逆转。
递延收入摊销，VPP。与VPP相关的递延收入摊销从截至2024年12月31日止年度的2700万美元减少至截至2025年12月31日止年度的2500万美元，减少了200万美元或7%，主要是由于期间之间归属于VPP属性的生产量减少。与VPP相关的递延收入的摊销确认为在合同期限内按每百万英热单位1.61美元交付的生产量。
租赁运营费用。租赁运营费用从截至2024年12月31日止年度的1.19亿美元，即每千立方英尺0.09美元增加到截至2025年12月31日止年度的1.35亿美元，即每千立方英尺0.11美元，增加了1600万美元，主要是由于我们在截至2025年12月31日止年度完成活动的时间安排导致产出水量和卡车运输和处置成本增加，以及期间之间的油田服务和修井成本增加。
采集、压缩、加工和运输费用。收集、压缩、加工和运输费用从截至2024年12月31日止年度的27亿美元增加到截至2025年12月31日止年度的29亿美元，增加了2亿美元，增幅为6%。这一波动主要是以下原因造成的：
| ● | 每单位的收集和压缩成本从截至2024年12月31日止年度的每千立方英尺0.72美元增加到截至2025年12月31日止年度的每千立方英尺0.75美元，这主要是由于天然气价格上涨和期间之间基于CPI的年度调整导致燃料成本增加。 |
| ● | 按单位计算的加工成本从截至2024年12月31日止年度的每千立方英尺0.85美元增加到截至2025年12月31日止年度的每千立方英尺0.90美元，这主要是由于NGLs加工和运输成本增加，其中包括2025年第一季度基于CPI的年度调整，以及期间之间NGLs运输费用增加。 |
| ● | 按单位计算的运输成本从截至2024年12月31日止年度的每千立方英尺0.59美元增加到截至2025年12月31日止年度的每千立方英尺0.62美元，主要是由于期间之间的天然气价格上涨以及截至2025年12月31日止年度某些管道的需求费用增加导致燃料成本增加。 |
生产和从价税费。生产和从价税从截至2024年12月31日止年度的2.08亿美元减少至截至2025年12月31日止年度的1.63亿美元，减少4500万美元或21%，主要是由于期间之间的从价税减少了1.15亿美元，部分被截至2025年12月31日止年度天然气价格上涨导致的更高的遣散税7000万美元所抵消。生产和从价税占天然气收入的百分比从截至2024年12月31日止年度的11%下降至截至2025年12月31日止年度的6%，主要是由于期间之间的从价税减少。2024年西弗吉尼亚州从价税是基于2022年期间的商品价格，2025年西弗吉尼亚州从价税是基于2023年期间的商品价格。
57
一般和行政费用。一般和行政费用（不包括基于股权的薪酬费用）从截至2024年12月31日止年度的1.63亿美元增加到截至2025年12月31日止年度的1.72亿美元，增加了900万美元，即5%，主要是由于专业服务费增加以及期间员工人数增加导致工资和工资支出增加。截至2024年12月31日和2025年12月31日，我们的员工人数分别为616人和632人。按单位计算的一般和行政费用（不包括基于股权的薪酬）从截至2024年12月31日止年度的每千立方英尺0.13美元增加到截至2025年12月31日止年度的每千立方英尺0.14美元，这主要是由于期间之间的总体成本增加。
股权补偿费用。非现金股权报酬费用从截至2024年12月31日止年度的6600万美元减少至截至2025年12月31日止年度的6100万美元，减少500万美元或9%。这一减少主要是由于期间之间的业绩份额单位（“PSU”）奖励赠款减少。有关更多信息，请参见我们合并财务报表的附注9 ——基于股权的薪酬。
损耗、折旧和摊销费用。DD & A费用从截至2024年12月31日止年度的7.62亿美元减少至截至2025年12月31日止年度的7.5亿美元，减少了1200万美元或2%，主要是由于大宗商品价格上涨导致探明储量增加。截至2024年12月31日和2025年12月31日止年度，DD & A每单MCFE费用保持相对一致，分别为0.61美元和0.60美元。
财产和设备减值。财产和设备减值从截至2024年12月31日止年度的4700万美元减少至截至2025年12月31日止年度的2900万美元，减少了1800万美元，即38%，主要是由于我们的维护资本计划导致期间之间到期租赁的减值减少。在这两个期间，我们确认了主要与即将到期的租约以及与我们不再计划使用的焊盘相关的设计和初始成本相关的减值。
合同终止、损失或有事项、结算及其他运营费用。归属于我们勘探和生产部门的合同终止、损失或有事项、结算和其他运营费用从截至2024年12月31日止年度的500万美元增加到截至2025年12月31日止年度的2800万美元，增加了2300万美元。这一增加主要是由于截至2025年12月31日止年度记录的或有损失。更多信息见附注15 ——我们合并财务报表的或有事项。
营销板块
在可行的情况下，我们采购和销售第三方天然气和NGLs并营销我们过剩的公司运输能力，或聘请第三方代表我们开展这些活动，以优化这些运输协议的收入。我们已就当前和预期未来生产的很大一部分签订了长期固定运输协议，以确保有保障的产能流向有利的市场。
截至2024年12月31日止年度，净营销费用保持相对稳定，为6600万美元，即每千立方英尺0.05美元；截至2025年12月31日止年度，净营销费用为6400万美元，即每千立方英尺0.05美元。
营销收入。营销收入从截至2024年12月31日止年度的1.79亿美元减少到截至2025年12月31日止年度的1.26亿美元，减少了5300万美元，即30%。这一波动的主要原因如下：
| ● | 天然气营销收入在两个期间之间减少了1800万美元，这主要是由于天然气营销量减少，部分被天然气价格上涨所抵消。较低的天然气营销量导致营销收入同比减少2400万美元（计算方法为同比销量变化乘以上一年平均价格），较高的天然气价格导致营销收入同比增加600万美元（计算方法为同比平均价格变化乘以本年度营销量）。 |
| ● | 石油营销收入在两个期间之间减少了5300万美元，这主要是由于石油营销量和价格下降。较低的石油营销量导致营销收入同比减少3100万美元（按年销量变化乘以上一年平均价格计算），较低的石油价格导致营销收入同比减少2200万美元（按年平均价格变化乘以本年度营销数量计算）。 |
| ● | NGLs营销收入在不同时期之间增加了800万美元，这主要是由于乙烷和C3 + NGLs的营销量增加以及乙烷价格上涨。 |
58
营销费用。营销费用从截至2024年12月31日止年度的2.45亿美元降至截至2025年12月31日止年度的1.9亿美元，降幅为5500万美元，降幅为22%。营销费用包括第三方采购的天然气、NGLs和石油的成本以及公司运输成本，包括与当前公司运力过剩相关的成本。第三方商品采购成本在两个期间之间减少了6000万美元，主要是由于两个期间之间的营销量和油价下降，部分被截至2025年12月31日止年度的天然气价格上涨所抵消。公司运输成本在各期间之间增加了500万美元，这主要是由于燃料成本增加以及截至2025年12月31日止年度的维护导致管道利用率下降。
权益法投资于Antero Midstream板块
Antero Midstream收入。来自Antero Midstream部门的收入从截至2024年12月31日止年度的11亿美元增加到截至2025年12月31日止年度的12亿美元，增加了0.1亿美元。这一增长主要是由于收集和处理收入增加了6100万美元，水处理收入增加了2100万美元。期间间收集和处理收入的增加主要是由于吞吐量的增加以及期间间基于年度CPI的收集和压缩率调整的结果。期间之间的水处理收入增加，主要是由于废水卡车运输和混合量增加，废水卡车运输和处置成本增加，按成本计费，加上淡水输送量增加3%，以及截至2025年12月31日止年度服务费的混合成本增加，以及期间之间基于CPI的年度费率调整导致淡水输送率增加。
Antero Midstream运营费用。与Antero Midstream部门相关的总运营费用从截至2024年12月31日止年度的4.47亿美元增加到截至2025年12月31日止年度的5.44亿美元，增加了9700万美元。这一增长主要是由于与预期剥离其Utica页岩中游资产相关的长期资产损失8700万美元，直接运营费用增加1400万美元，原因是废水卡车运输和处置成本增加，混合成本增加，淡水输送量增加，吞吐量增加，2024年第二季度收购的资产的收集和压缩成本增加，以及截至2025年12月31日止年度的大量维护费用增加，部分被较低的折旧费用500万美元所抵消，这与Antero Midstream的计划有关，该计划将未充分利用的压缩机组在不同期间重新用于扩建现有的或建造新的压缩机站，部分被不同期间投入使用的资产所抵消。
未分配给分部的项目
利息支出。利息支出从截至2024年12月31日止年度的1.18亿美元减少至截至2025年12月31日止年度的8400万美元，减少3400万美元或29%，主要是由于赎回或回购了本金总额为1.39亿美元的2026年票据和2029年票据，以及截至2025年12月31日止年度的平均信贷融资借款和利率较低。
债务提前清偿损失。在截至2024年12月31日的年度内，我们确认了与我们的高级循环信贷额度的修订和重述相关的100万美元的提前债务清偿损失。在截至2025年12月31日的年度内，我们确认了400万美元的提前债务清偿损失，这与以本金金额的102.094%的赎回价格赎回剩余的9700万美元本金总额的2026年票据有关，加上应计和未支付的利息，以及通过公开市场交易以约103%的加权平均价格回购本金总额4200万美元的2029年票据，加上应计和未支付的利息。更多信息见附注7 ——我们合并财务报表的长期债务。
交易费用。截至2024年12月31日止年度并无产生交易开支。截至2025年12月31日止年度，我们发生了与HG收购相关的400万美元交易费用。更多信息见附注3 ——我们合并财务报表的交易。
所得税（费用）优惠。截至2024年12月31日止年度，我们确认了1.18亿美元的所得税优惠，这主要是由于9500万美元的研发税收抵免、2400万美元的所得税前亏损以及1200万美元的州NOL结转估值津贴减少。截至2025年12月31日止年度，我们确认了2.16亿美元的所得税费用，有效税率为24%，与我们的所得税前收入8.9亿美元有关。截至2025年12月31日止年度，我们的有效税率与21%的联邦法定税率不同，这主要是由于州所得税、基于股权的薪酬支出、收到的股息扣除和非控制性权益的影响。更多信息见附注13 ——我们合并财务报表的所得税。
截至2025年12月31日，我们的美国联邦和州NOL结转金额分别约为9.6亿美元和19亿美元。其中许多NOL结转在2026年至2044年之间的不同日期到期，而其他一些则没有到期日期。未来潜在的立法或征收新的或增加的税收可能会对我们未来的应税地位产生重大影响。任何此类变化的影响将记录在收到此类解释或颁布立法的期间。
59
截至2023年12月31日止年度与截至2024年12月31日止年度比较
请参阅“第7项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析——经营业绩”载于我们截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告，以讨论截至2023年12月31日止年度与截至2024年12月31日止年度相比的经营业绩。
资本资源和流动性
概述
我们流动性的主要来源是经营活动提供的净现金、我们的信贷融资下的借款、我们的定期贷款A融资、发行债务和股本证券以及我们的资产出售（包括我们的钻井合作伙伴关系）的额外贡献。我们对现金的主要用途一直是勘探、开发和收购石油和天然气资产。当我们开发我们的储备时，我们不断监测哪些资本资源，包括股权和债务融资，可用于满足我们未来的财务义务、计划的资本支出活动和流动性需求。我们未来开发已探明储量和产量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。
我们的商品对冲头寸可以为我们被对冲的生产部分提供流动性，因为尽管天然气价格可能下跌，但它为我们提供了此类生产未来预期收入的相对确定性。假设我们2026年的产量与2025年的产量相同，那么我们2026年总产量的大约42%是通过商品衍生品进行对冲的。我们以现金进行重大收购的能力将要求我们利用信贷融通下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接受的条款获得这些融资，或者根本无法获得这些融资。该信贷融资由13家银行组成的银团提供资金。我们认为，银团的参与者有能力为他们目前的承诺提供资金。如果一家或多家银行不能这样做，我们可能无法充分利用信贷便利。
资本支出和2026年资本预算
截至2025年12月31日止年度，我们的综合资本支出总额为7.97亿美元，其中包括6.58亿美元的钻井和完工支出、1.31亿美元的租赁增加以及800万美元的其他资本支出。截至2025年12月31日止年度，我们完成了61口净水平井。我们2026年的资本预算为11亿至13亿美元，其中包括：10亿美元用于钻井和完井，1亿美元用于租赁支出，以及高达2亿美元用于取决于商品价格的可自由支配增长资本。我们的资本预算反映了HG收购在2026年2月3日完成，并假设Utica页岩剥离在2026年2月完成。我们不为收购做预算。2026年期间，我们计划在阿巴拉契亚盆地完成70至80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、收购机会和商品价格调整我们的预算及其分配。
我们的资本预算可能会随着业务状况的需要而调整，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，并且在我们的控制范围内。如果天然气、NGLs和石油价格下降，或成本增加，达到无法产生可接受的企业回报水平，我们可能会将预算资本支出的很大一部分推迟到以后的时期，以实现流动性来源和用途之间的预期平衡，并优先考虑我们认为具有最高预期回报和产生近期现金流潜力的资本项目。
根据截至2025年12月31日的带钢价格，我们认为经营活动提供的现金净额和信贷融通下的可用借款、发行2036票据的所得款项净额、定期贷款A融通下的借款和尤蒂卡页岩剥离的所得款项净额将足以满足我们的现金需求，包括至少未来12个月的正常经营需求、偿债义务、资本支出和承诺以及或有事项。有关我们未偿债务的更多信息，请参见我们合并财务报表的附注7 ——长期债务。
有关我们的表外安排的信息，请参见附注14 ——对我们合并财务报表的承诺。
60
现金流
下表汇总了我们的现金流量（单位：千）：
截至12月31日止年度， |
|||||||
|
2024 |
|
2025 |
|
|||
经营活动所产生的现金净额 |
$ |
849,288 |
1,630,930 |
||||
投资活动所用现金净额 |
(714,153) |
(1,077,813) |
|||||
筹资活动使用的现金净额 |
(135,135) |
(343,117) |
|||||
现金、现金等价物和受限制现金净增加额 |
$ |
— |
210,000 |
||||
截至2024年12月31日止年度与截至2025年12月31日止年度比较
经营活动。截至2024年12月31日和2025年12月31日止年度，经营活动提供的现金净额分别为8亿美元和16亿美元。经营活动提供的现金净额在各期之间有所增加，主要是由于天然气收入增加、从价税减少、利息支出减少和营运资本变动，但部分被截至2025年12月31日止年度较低的NGLs和石油收入、较高的租赁经营费用以及较高的收集、压缩、加工和运输费用所抵消。
我们的净经营现金流对许多变量很敏感，其中最重要的是天然气、NGLs和石油价格的波动，以及归属于我们的商品衍生品结算的现金流的波动。天然气、NGLs和石油的价格主要由当时的市场情况决定。区域和世界范围的经济活动、天气、到达市场的基础设施能力、储存能力和其他变量影响着这些产品的市场状况。这些因素是我们无法控制的，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“第7A项。关于市场风险的定量和定性披露。”
投资活动。用于投资活动的现金净额从截至2024年12月31日止年度的7亿美元增加到截至2025年12月31日止年度的11亿美元，主要是由于截至2025年12月31日止年度的资产收购2.53亿美元，以及期间间钻探和完井以及租赁活动分别增加7100万美元和3800万美元，部分被期间间资产出售收益增加700万美元所抵消，主要是由于截至2025年12月31日止年度的石油和天然气资产交易。我们钻井和完井活动的增加主要是由于在不同时期之间完成了20口额外的净井。
融资活动。用于融资活动的现金净额从截至2024年12月31日止年度的1.35亿美元增加到截至2025年12月31日止年度的3.43亿美元，这主要是由于我们在截至2025年12月31日止年度赎回和回购了1.42亿美元的优先票据，在截至2025年12月31日止年度回购了1.36亿美元的股票，在截至2025年12月31日止年度我们的信贷融资的净借款为4500万美元，以及我们的无担保信贷融资的债务发行成本支付增加了300万美元，部分被截至2024年12月31日止年度期间向Martica非控股权益的分配减少400万美元以及我们的信贷融资净偿还2400万美元所抵消。
截至2023年12月31日止年度与截至2024年12月31日止年度比较
请参阅“第7项。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析——资本资源和流动性”，载于我们截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告，讨论截至2023年12月31日止年度与截至2024年12月31日止年度相比的现金流量。
债务协议
我们可能会不时寻求通过现金购买和/或交换股本证券、公开市场购买、私下协商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当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。所涉金额可能很大。截至2024年12月31日和2025年12月31日，我们遵守了适用于我们的债务协议的所有契约和比率。更多信息见附注7 ——我们合并财务报表的长期债务。
关键会计估计
对我们的财务状况和经营业绩的讨论和分析是基于我们的合并财务报表，这些报表是根据公认会计原则编制的。由于新的会计公告而导致的任何新的会计政策或对现有会计政策的更新已包含在我们的综合财务报表附注2 —重要会计政策摘要中。编制我们的财务报表要求我们作出估计和假设，以
61
影响资产、负债、收入、费用的报告金额以及或有负债的相关披露。如果在不同条件下报告的金额可能存在重大差异的合理可能性，或者如果使用了不同的假设，则会计估计和假设被认为是至关重要的。我们定期评估我们的估计和假设。我们的估计基于历史经验和在当时情况下被认为是合理的各种其他假设，其结果构成对我们合并财务报表中从其他来源不易看出的报告金额作出判断的基础。实际结果可能与编制我们的合并财务报表时使用的这些估计和假设不同。
成功的努力方法
我们在成功努力会计法下核算我们的天然气、NGLs和石油勘探开发活动。在成功努力法下，获取、钻探和完成生产井、开发井和油气租赁所产生的成本被资本化。计入费用的项目一般包括勘探成本，包括人员和其他内部成本、地质和地球物理费用、天然气和石油租赁的延迟租金以及与不成功的租赁收购相关的成本。
具有重大购置成本的未证明物业按物业基础评估减值，任何价值减值均计入费用。减值根据剩余租赁期限、钻探结果、储层性能、商品价格前景和未来开发面积计划进行评估。截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度，与已到期或预计到期的租赁的未证明物业相关的石油和天然气资产减值分别为5100万美元、4700万美元和2900万美元。
我们认为，会计成功努力法的应用需要判断来确定指定为开发性或探索性井的适当分类，哪种指定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物业的减值涉及对未来发展计划的重大判断，其中包括天然气、NGLs和石油的未来销售价格和未来的开发和生产成本，以及天然气、NGLs和石油回收量。
天然气、NGLs和石油储备数量
我们的内部技术人员准备对天然气、NGLs和石油储量以及相关的未来净现金流的估计，这些估计由我们的独立储备工程师审计。SEC将探明储量定义为地质和工程数据以合理确定性证明在现有经济和运营条件下未来几年可从已知储层中开采的天然气、NGLs和石油的估计数量。已探明未开发储量包括预计五年内可钻探开发的储量；自预订起五年内未钻探的井，由已探明储量重新分类为概略储量。储量用于我们的探明资产耗竭计算和评估我们的石油和天然气资产的账面价值。
我们独立的储备工程师和内部技术人员在开发储备估算时，必须根据他们的专业判断做出一些主观性的假设。储量估算考虑了最近的产量水平和有关每个储层的其他技术信息。天然气、NGLs和石油储备工程是估算地下无法精确测量的天然气、NGLs和石油蓄积量的主观过程。任何储量估算的准确性取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断的质量。由于多种因素，包括储层性能、新钻井、天然气、NGLs和石油价格、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素，可能需要对估计储量和未来现金流进行定期修订。因此，储量估算通常不同于最终回收的天然气、NGLs和石油的数量。我们无法预测未来准备金修正的金额或时间。
我们认为，与储备数量相关的估计和假设至关重要，因为这些估计和假设的任何重大修订或变化都可能影响资本化已证明物业成本的未来摊销率，并导致重大资产减值。
经证明物业的减值
每当有事件或情况变化表明某项资产的账面值可能无法收回时，我们会根据地质储层基础评估我们已探明的天然气、NGLs和石油资产的账面金额是否存在减值。如果我们的证明物业的账面值超过估计的未贴现未来净现金流量（使用资产负债表日的期货价格计量），我们将进一步评估我们的证明物业，并在我们的证明物业的账面值超过该物业的估计公允价值时记录减值费用。截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度，我们没有为已证明的物业记录任何减值。
62
根据当前的未来商品价格，我们目前预计在不久的将来不必为我们的已证明物业记录任何减值费用。估计的未贴现未来净现金流量对商品价格波动很敏感，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净现金流量，这将要求我们进一步评估是否有必要计提减值费用。对于我们的Utica和Marcellus物业，带钢价格必须分别比2025年底的水平下降6%和20%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提减值费用。如果未来价格自2025年12月31日起下跌，我们物业的公允价值可能低于其账面价值，可能需要计提减值费用。然而，我们无法比期货市场更精确地预测大宗商品价格。
我们认为，与我们未贴现的未来净现金流和我们已探明物业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、NGLs和石油定价、成本假设或贴现率（如适用）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、NGLs和石油价格波动的敞口，我们可能会不时进行衍生品交易，这些协议可能包括商品固定价格掉期、基差掉期、项圈或其他与我们生产相关的价格风险相关的类似工具。我们在合并资产负债表中将衍生工具记录为以公允价值计量的资产或负债，并在发生时将衍生工具的公允价值变动记录在当期收益中。出于会计目的，我们的衍生工具并未被指定为套期保值。我们的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。我们通过对交易对手报表的审查，定期评估这些假设和判断的合理性。然而，这些假设和判断的变化可能会对公司的财务状况和经营业绩产生重大影响。
所得税
所得税采用资产负债法核算。在这种方法下，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值与其各自计税基础之间的差异导致的预期未来税务后果确认的。我们记录递延所得税费用的范围是我们的递延所得税负债超过我们的递延所得税资产。当我们的递延所得税资产超过我们的递延所得税负债时，我们会记录递延所得税优惠。我们受州和美国联邦所得税的约束，但目前在美国联邦所得税方面不处于现金纳税状态。
当我们认为我们的全部或部分递延所得税资产将无法实现时，我们会为不确定的税务状况记录估值备抵或准备金。在评估我们的递延所得税资产的可变现性时，管理层会根据一个可能性大于不可能的判断标准来考虑递延所得税资产是否会部分或全部实现。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抵扣期间或我们的税收抵免可利用期间产生未来应纳税所得额的能力。管理层在进行此评估时考虑了递延所得税负债的预定冲回、预计的未来应税收入和税务规划策略，由于我们无法控制的不可预见的未来事件或情况，包括商品价格变化或税法法规的变化，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发生变化，或作为对未来应纳税所得额的估计发生变化。截至2025年12月31日，我们已确认与科罗拉多州和俄克拉荷马州NOL结转相关的3900万美元的估值津贴，由于预计这些州未来的所得税分摊减少，我们预计不会实现这些津贴。此外，截至2025年12月31日，我们为与研发税收抵免相关的不确定税收状况记录了5100万美元的准备金。
递延所得税资产和负债的计算涉及复杂税收法律法规适用的不确定性，以及对不确定税务状况记录的财务报表收益金额的判断。我们在财务报表中确认那些我们认为经美国国税局或州税收当局审查后更有可能维持的税收状况。我们认为，与所得税相关的估计和假设至关重要，因为评估我们的递延所得税资产从未来应纳税所得额中收回的可能性所需的假设和估计，以及确定我们的递延所得税资产的估值备抵金额和时间以及为不确定的税务状况准备金所需的判断。这些假设影响递延所得税负债和所得税（费用）收益，如果发生变化，可能对公司的财务状况和经营业绩产生重大影响。
63
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有关我们潜在的市场风险敞口的前瞻性定量和定性信息。“市场风险”一词是指天然气、NGLs和石油价格以及利率的不利变化所产生的损失风险。这些披露并不意味着是预期未来损失的精确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息提供了我们如何看待和管理当前市场风险敞口的指标。
商品套期保值活动
我们的主要市场风险敞口在于我们收到的天然气、NGLs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区域市场价格和现行的全球石油价格驱动。从历史上看，天然气、NGLs和石油的定价一直是不稳定和不可预测的，我们预计这种波动将在未来持续下去。我们收到的生产价格取决于我们无法控制的许多因素，包括销售点的商品价格与适用的指数价格之间的差异的波动性。
当情况需要并且管理层认为可以确保有利的未来价格，以减轻大宗商品价格变化对我们现金流造成的一些潜在负面影响时，我们可能会为我们的部分天然气、NGLs和石油生产订立金融衍生工具。截至2024年12月31日和2025年12月31日止年度，我们分别有4%和8%的产量通过商品衍生品进行了对冲。
我们的金融对冲活动可能包括旨在在目标水平上支持天然气、NGLs和石油价格并管理我们与生产相关的价格风险敞口的商品衍生工具。这些合约可能包括商品价格掉期，据此我们将收到固定价格并向合约对手方支付可变市场价格、为被套期保值的产品设定下限和上限价格的项圈、基差掉期或看涨或嵌入看跌期权等。这些合约属于金融工具，不要求也不允许对被套期商品进行实物交割。截至2025年12月31日，我们的商品衍生品包括固定掉期、基差掉期、项圈、看涨期权和基于指数定价的嵌入式看跌期权，用于我们生产的一部分。更多信息见附注11 ——我们合并财务报表的衍生工具。
根据我们在截至2025年12月31日止年度结算的产量和衍生工具，天然气价格每百万英热单位每下降0.10美元，石油和NGLs价格每每桶下降1.00美元，我们的收入将减少1.45亿美元，不包括截至2025年12月31日仍未平仓的衍生品头寸公允价值变动的影响。
除符合正常购买和正常销售范围例外或其他衍生范围例外的衍生工具外，所有衍生工具均按照公认会计原则按公允市场价值入账，并作为资产或负债计入我们的综合资产负债表。我们的衍生工具的公允价值根据不履约风险进行了调整。由于我们没有将这些衍生工具指定为会计套期，因此它们不接受套期会计处理；因此，所有按市值计价的收益或损失，以及已结算衍生工具的现金收入或付款，均在我们的运营和综合收益报表中确认。我们在营业收入中将商品衍生品的总收益或损失（对于已结算的衍生品和仍未平仓的衍生品头寸）作为商品衍生品公允价值收益（损失）在综合经营和综合收益表中列报。
衍生工具的盯市调整导致收益波动，但相对于市场价格的变化没有现金流影响，直到衍生工具合约在结算前结算或货币化。我们预计我们的衍生工具的公允价值将继续波动。当相关衍生工具合约通过向交易对手或从交易对手支付或接收付款而结算或货币化时，我们的现金流将受到影响。截至2024年12月31日，我们的商品衍生工具的估计公允价值为4700万美元的净负债，包括流动和非流动资产和负债。截至2025年12月31日，我们的商品衍生工具的估计公允价值为8100万美元的净资产，包括流动资产和非流动资产。
64
交易对手和客户信用风险
我们的主要信用风险敞口来自以下产生的应收账款：销售我们的天然气、NGLs和石油生产（截至2025年12月31日为4.93亿美元），我们向能源公司、最终用户和炼油厂推销这些产品，以及商品衍生品合同（截至2025年12月31日为8100万美元）。
由于我们从几个重要客户的应收款项集中于销售天然气、天然气凝液和石油，我们面临信用风险。虽然我们有时会要求客户贴出与其义务相关的信用证或其他信用支持，但我们一般不会要求我们的客户贴出抵押品。我们的重要客户无法或未能履行其对我们的义务，或他们无力偿债或清算，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约条款下可能无法履约。当衍生品合约的公允价值为正时，交易对手会预期对我们的欠款，这就产生了信用风险。为了最大限度地降低衍生工具中的信用风险，我们的政策是只与管理层认为是有能力和有竞争力的做市商的信用良好的金融机构的交易对手订立衍生工具合同。我们的交易对手的信用状况受到定期审查。截至2025年12月31日，我们与八个不同的交易对手进行了商品对冲，其中七个是无担保信贷安排下的贷方。截至2025年12月31日，我们在无担保信贷安排下与银行交易对手的衍生资产为8100万美元。我们的商品衍生资产的估计公允价值已使用基于截至2025年12月31日交易对手各自公布的信用违约掉期利率（如果可用，或者如果不可用，则使用基于适用的路透债券评级的贴现率）的贴现率进行风险调整。我们认为，截至2025年12月31日，我们衍生工具的所有交易对手都是可接受的信用风险。我们不需要根据我们的衍生合约向我们的任何交易对手提供信贷支持或抵押品，也不需要他们向我们提供信贷支持。截至2025年12月31日，我们没有任何来自我们的衍生合约的任何交易对手的逾期应收账款或应付账款。
利率风险
我们面临的主要利率风险敞口来自信贷融通下的未偿还借款，该贷款具有浮动利率。截至二零二五年十二月三十一日止年度的借贷信贷融资产生的平均年化利率为5.9%。我们估计，截至2025年12月31日止年度适用的平均利率上调1.0%将导致估计利息支出增加300万美元。
项目8。财务报表和补充数据
本项目所需的独立注册会计师事务所的报告、合并财务报表和补充财务数据从本年度报告第F-2页开始以表格10-K列出，并以引用方式并入本文。
项目9。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
不适用。
项目9a。控制和程序
评估披露控制和程序
根据《交易法》第13a-15（b）条的要求，我们在管理层（包括我们的首席执行官和首席财务官）的监督和参与下，评估了，截至本年度报告所涵盖的10-K表格期间结束时，我们的披露控制和程序（定义见《交易法》规则13a-15（e）和15d-15（e））的设计和运作的有效性。我们的披露控制和程序旨在提供合理保证，即我们根据《交易法》提交或提交的报告中要求我们披露的信息是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），以便能够及时就所需披露作出决定，并予以记录、处理，汇总并报告，在SEC规则和表格规定的时间段内。根据该评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2025年12月31日，我们的披露控制和程序在合理保证水平上有效。
65
财务报告内部控制的变化
截至2025年12月31日止三个月，我们对财务报告的内部控制（定义见《交易法》第13a-15（f）条和第15d-15（f）条）没有发生对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
管理层关于财务报告内部控制的年度报告
Antero Resources Corporation的管理层负责为我们建立和维护《交易法》规则13a-15（f）和15d-15（f）中定义的财务报告的充分内部控制。这一制度旨在根据美利坚合众国普遍接受的会计原则，就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：
| （一） | 与维护记录有关，这些记录以合理的细节准确和公平地反映了我们对资产的交易和处置； |
| （二） | 提供合理保证，交易记录是必要的，以允许根据公认会计原则编制财务报表，我们的收支仅根据管理层和董事的授权进行；和 |
| （三） | 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。 |
财务报告内部控制制度由于其固有的局限性，只能提供合理的保证，可能无法防止或发现所有的错报。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时间而变化。
在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督下并在其参与下，我们根据Treadway委员会发起组织委员会于2013年发布的《内部控制——集成框架》中建立的框架和标准，对我们的财务报告内部控制的有效性进行了评估。据此评估，Antero Resources Corporation管理层得出结论：截至2025年12月31日，我们对财务报告的内部控制是有效的。
截至2025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（KPMG LLP）审计，正如他们的报告所述，该报告出现在本年度报告第10-K表第F-2页开始。
项目9b。其他信息
就HG收购事项而言，我们与Antero Midstream Partners订立信函协议，以（其中包括）在各方之间分配与HG收购事项有关的购买协议项下的某些义务、责任、成本和收益以及买方方陈述和保证保险单。信函协议的副本作为附件 10.29提交本文，并以引用方式并入本文。
2025年11月6日，我们的首席执行官兼总裁兼董事Michael N. Kennedy采用了S-K条例第408（a）项中定义的“规则10b5-1交易安排”，旨在满足规则10b5-1（c）的肯定性抗辩，即在2026年12月31日之前出售最多200,000股公司普通股。
2025年11月6日，我们的董事会主席Benjamin A Hardesty通过了S-K条例第408（a）项中定义的“规则10b5-1交易安排”，旨在满足规则10b5-1（c）关于在2026年12月31日之前出售最多48,000股公司普通股的肯定性抗辩。
项目9c。关于阻止检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
66
第三部分
项目10。董事、执行官和公司治理
根据表格10-K的一般说明G（3），我们通过引用将我们在2026年年度股东大会的最终代理声明中披露的信息纳入本项目。
Code of Ethics
我们打算通过在我们网站www.anteroresources.com的“治理”小节中发布此类信息来满足8-K表第5.05项下的披露要求，这些要求涉及对适用于我们的首席执行官、首席财务官、首席会计官和其他履行类似职能的人的公司商业行为和道德准则的任何条款的修订或豁免。
项目11。行政赔偿
根据表格10-K的一般说明G（3），我们通过引用将我们在2026年年度股东大会的最终代理声明中披露的信息纳入本项目。
项目12。某些受益所有人和管理层的安全所有权
根据表格10-K的一般说明G（3），我们通过引用将我们在2026年年度股东大会的最终代理声明中披露的信息纳入本项目。
项目13。某些关系和相关交易以及董事独立性
根据表格10-K的一般说明G（3），我们通过引用将我们在2026年年度股东大会的最终代理声明中披露的信息纳入本项目。
项目14。首席会计师费用和服务
我们的独立注册会计师事务所是KPMG LLP，Denver，CO，Auditor Firm ID：185。
根据表格10-K的一般说明G（3），我们通过引用将我们在2026年年度股东大会的最终代理声明中披露的信息纳入本项目。
67
第四部分
项目15。展览和财务报表时间表
（a）（1）及（a）（2）财务报表及财务报表附表
合并财务报表从第F-1页开始在本年度报告的10-K表格的财务报表索引中列出。
（a）（3）展品。
附件 |
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附件的说明 |
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|---|---|---|---|
2.1 |
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3.1 |
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3.2 |
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3.3 |
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4.1 |
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4.2 |
2026年到期的8.375%优先票据的表格（通过参考公司于2021年1月4日提交的关于表格8-K的当前报告（委员会文件编号001-36120）的附件 4.2纳入）。 |
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4.3 |
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4.4* |
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4.5 |
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4.6 |
2029年到期的7.625%优先票据的表格（通过参考公司于2021年2月1日提交的关于表格8-K的当前报告（委员会文件编号001-36120）的附件 4.2纳入）。 |
||
4.7 |
|||
4.8 |
表格5.375%于2030年到期的优先票据（通过参考公司于2021年6月1日提交的关于表格8-K的当前报告（委员会文件编号：001-36120）的附件 4.1纳入）。 |
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4.9 |
|||
4.10 |
68
附件 |
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附件的说明 |
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|---|---|---|---|
10.1 |
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10.2 |
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10.3 |
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10.4 |
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10.5 |
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10.6 |
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10.7 |
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10.8 |
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10.9** |
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10.10 |
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10.11 |
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10.12† |
经修订和重述的赔偿协议表格（通过参考公司于2018年4月17日提交的关于表格8-K的当前报告（委员会文件编号：001-36120）的附件 10.1纳入）。 |
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10.13† |
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10.14 |
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10.15 |
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10.16† |
69
附件 |
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附件的说明 |
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|---|---|---|---|
10.17† |
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10.18† |
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10.19† |
经修订和重述的2020年长期激励计划，日期为2024年6月5日（通过参考公司于2024年6月6日提交的关于表格8-K的当前报告（委员会文件编号：001-36120）的附件 10.1纳入）。 |
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10.20 |
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10.21† |
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10.22† |
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10.23†* |
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10.24†* |
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10.25 |
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10.26*** |
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10.27*** |
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10.28*** |
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10.29*** |
信函协议，由Antero Resources Corporation和Antero Midstream Partners LP签署，自2025年12月5日起生效。 |
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10.30*** |
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Antero Resources Corporation内幕交易政策（通过引用附件 19.1纳入公司于2025年2月12日提交的10-K表格年度报告（委员会文件编号001-36120））。 |
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21.1* |
|||
23.1* |
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23.2* |
|||
31.1* |
根据2002年《萨班斯法案》（Sarbanes Oxley Act of 2002）第302条（18 U.S.C.第7241条）对公司首席执行官进行认证。 |
||
31.2* |
根据2002年《萨班斯法案》（Sarbanes Oxley Act）第302条（18 U.S.C.第7241条）对公司首席财务官进行认证。 |
||
32.1* |
根据2002年《萨班斯法案》（Sarbanes Oxley Act）第906条（18 U.S.C.第1350条）对公司首席执行官进行认证。 |
||
32.2* |
|||
97.1 |
70
附件 |
|
附件的说明 |
|
|---|---|---|---|
99.1* |
|||
99.2 |
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99.3 |
|||
101* |
这份采用iXBRL（内联可扩展业务报告语言）格式的Antero Resources Corporation截至2025年12月31日止年度的10-K表中的以下财务信息：（i）合并资产负债表，（ii）合并经营和综合收益表，（iii）合并权益报表，（iv）合并现金流量表，以及（v）合并财务报表附注，标记为文本块。 |
||
104* |
封面交互式数据文件（嵌入在XBRL在线文档中） |
标有星号符号的展品（*）以表格10-K提交或提供本年度报告。
**根据保密处理请求，这件展品的部分内容已被省略。
***根据S-K条例第601（a）（5）项，本附件的某些附表和展品已被省略。任何省略的附表或展品的副本将根据要求提供给美国证券交易委员会。根据S-K条例第601（a）（6）项，某些个人身份信息也已从本附件中省略。
↓管理合同或补偿性计划或安排。
71
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告，并因此获得正式授权。
Antero Resources Corporation |
|
签名： |
/s/Brendan E. Krueger |
布伦丹·克鲁格 |
|
首席财务官，高级副总裁–财务和财务主管 |
|
日期： |
2026年2月11日 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以所示身份和日期代表注册人签署。
签名 |
|
标题 |
|
日期 |
|
/s/Michael N. Kennedy |
董事、首席执行官兼总裁 |
2026年2月11日 |
|||
Michael N. Kennedy |
（首席执行官） |
||||
/s/Brendan E. Krueger |
首席财务官，高级副总裁–财务和财务主管 |
2026年2月11日 |
|||
布伦丹·克鲁格 |
（首席财务官） |
||||
/s/Sheri L. Pearce |
高级副总裁–会计和首席财务官 |
2026年2月11日 |
|||
Sheri L. Pearce |
（首席会计官） |
||||
/s/Benjamin A. Hardesty |
|
2026年2月11日 |
|||
Benjamin A. Hardesty |
|||||
/s/W. Howard Keenan，Jr |
|
2026年2月11日 |
|||
W. Howard Keenan, Jr. |
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/s/Jeffrey S. Mu ñ oz |
|
2026年2月11日 |
|||
杰弗里·穆尼奥斯 |
|||||
/s/Jacqueline C. Mutschler |
|
2026年2月11日 |
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Jacqueline C. Mutschler |
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/s/Brenda R. Schroer |
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2026年2月11日 |
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Brenda R. Schroer |
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/s/Vicky Sutil |
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2026年2月11日 |
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Vicky Sutil |
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/s/Thomas B. Tyree, Jr. |
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2026年2月11日 |
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Thomas B. Tyree, Jr. |
72
财务报表指数
页 |
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截至2024年12月31日和2025年12月31日以及截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度的经审计合并财务报表 |
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F-2 |
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F-4 |
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F-5 |
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F-6 |
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F-7 |
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F-8 |
F-1
独立注册会计师事务所的报告
致股东及董事会
Antero Resources Corporation：
关于合并财务报表及财务报告内部控制的意见
我们审计了随附的Antero Resources Corporation及子公司（本公司）截至2024年12月31日和2025年12月31日的合并资产负债表、截至2025年12月31日止三年期间各年度的相关合并经营报表和综合收益、权益、现金流量表以及相关附注（统称为合并财务报表）。我们还根据Treadway委员会发起组织委员会发布的《内部控制–综合框架（2013）》中确立的标准，对公司截至2025年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。
我们认为，上述合并财务报表按照美国公认会计原则，在所有重大方面公允反映了公司截至2024年12月31日和2025年12月31日的财务状况，以及截至2025年12月31日止三年期间各年度的经营业绩和现金流量。我们还认为，截至2025年12月31日，公司根据Treadway委员会发起组织委员会发布的《内部控制–综合框架（2013）》中确立的标准，在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制。
意见的依据
公司管理层负责这些合并财务报表，负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的管理层财务报告内部控制年度报告中。我们的责任是在我们审计的基础上，对公司合并报表发表意见，对公司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证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求对公司具有独立性。
我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以就合并财务报表是否不存在重大错报、是否由于错误或欺诈，以及是否在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制取得合理保证。
我们对合并财务报表的审计包括执行程序以评估合并财务报表的重大错报风险，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有关合并财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估合并财务报表的总体列报方式。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告内部控制，评估存在重大缺陷的风险，并根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运行有效性。我们的审计还包括执行我们认为在当时情况下必要的其他程序。我们认为，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和局限性
公司对财务报告的内部控制是旨在根据公认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的过程。公司对财务报告的内部控制包括：（1）与维护记录有关的政策和程序，这些记录以合理的细节准确和公平地反映公司资产的交易和处置；（2）提供合理保证，交易记录是必要的，以允许按照公认会计原则编制财务报表，并且公司的收支仅根据公司管理层和董事的授权进行；（3）就防止或及时发现未经授权的获取、使用、或处置可能对财务报表产生重大影响的公司资产。
F-2
财务报告内部控制由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测都会受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文通报的关键审计事项是由合并财务报表当期审计产生的、已通报或要求通报审计委员会的事项，该事项：（1）涉及对合并财务报表具有重要意义的账目或披露，（2）涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对合并财务报表的意见，作为一个整体，我们也不会通过传达下文的关键审计事项，就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。
与已探明油气属性相关的耗竭费用估算油气储量评估
如综合财务报表附注2所述，公司使用产量单位法计算与其已探明的油气属性相关的损耗费用。在这种方法下，资本化成本在估算的总探明油气储量中摊销。截至2025年12月31日止年度，公司录得与已探明油气资产相关的消耗费用为7.42亿美元。探明油气储量的估算需要专业的石油油藏工程师的专业知识，他们会考虑到未来的生产和运营成本。公司聘请外部油藏工程专家对这些已探明的油气储量估算进行独立评估。
我们将油气估算储量对已探明油气属性相关消耗费用影响的评估确定为关键审计事项。在评估公司对已探明油气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输入。具体而言，需要审计师的判断来评估公司使用的与未来生产和运营成本相关的假设，因为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。
以下是我们为处理这一关键审计事项而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了与公司消耗费用过程相关的某些内部控制的运行有效性，包括与消耗费用计算中使用的已探明油气储量估算相关的控制。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质，（2）公司内部和外部油藏工程师的知识、技能、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。我们评估了公司内部油藏工程师用于估算已探明油气储量的方法，以及外部油藏工程专家用于评估这些储量估算是否符合行业和监管标准的方法。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。我们阅读并审议了公司外部油藏工程专家的报告，结合我们对公司储量估算的评估。
/s/毕马威会计师事务所
我们自2003年起担任公司的核数师。
科罗拉多州丹佛市
2026年2月11日
F-3
Antero Resources Corporation
合并资产负债表
（单位：千，每股金额除外）
12月31日， |
|||||||
|
2024 |
|
2025 |
|
|||
物业、厂房及设备 |
|||||||
当前资产： |
|||||||
受限制现金 |
$ |
— |
210,000 |
||||
应收账款 |
34,413 |
|
33,773 |
||||
应计收入 |
453,613 |
473,453 |
|||||
衍生工具 |
1,050 |
68,913 |
|||||
预付费用 |
12,423 |
14,554 |
|||||
持有待售流动资产 |
— |
20,269 |
|||||
其他流动资产 |
6,047 |
10,818 |
|||||
流动资产总额 |
507,546 |
831,780 |
|||||
财产和设备： |
|||||||
油气属性，按成本（成功努力法）： |
|||||||
未经证实的属性 |
879,483 |
796,705 |
|||||
证明属性 |
14,395,680 |
14,049,003 |
|||||
聚集系统和设施 |
5,802 |
— |
|||||
其他财产和设备 |
105,871 |
113,020 |
|||||
15,386,836 |
14,958,728 |
||||||
减去累计损耗、折旧和摊销 |
(5,699,286) |
(5,753,416) |
|||||
物业及设备净额 |
9,687,550 |
9,205,312 |
|||||
经营租赁使用权资产 |
2,549,398 |
2,132,509 |
|||||
衍生工具 |
1,296 |
12,524 |
|||||
对未合并关联公司的投资 |
231,048 |
245,653 |
|||||
持有待售资产 |
— |
754,737 |
|||||
其他资产 |
33,212 |
62,892 |
|||||
总资产 |
$ |
13,010,050 |
13,245,407 |
||||
负债和权益 |
|||||||
流动负债： |
|
||||||
应付账款 |
$ |
62,213 |
|
49,514 |
|||
应付账款，关联方 |
111,066 |
101,454 |
|||||
应计负债 |
402,591 |
338,847 |
|||||
应付收入分配 |
315,932 |
384,777 |
|||||
衍生工具 |
31,792 |
— |
|||||
短期租赁负债 |
493,894 |
516,256 |
|||||
递延收入，VPP |
25,264 |
23,502 |
|||||
持有待售流动负债 |
— |
62,310 |
|||||
其他流动负债 |
3,175 |
26,653 |
|||||
流动负债合计 |
1,445,927 |
1,503,313 |
|||||
长期负债： |
|||||||
长期负债 |
1,489,230 |
1,397,976 |
|||||
递延所得税负债，净额 |
693,341 |
907,306 |
|||||
衍生工具 |
17,233 |
— |
|||||
长期租赁负债 |
2,050,337 |
1,612,288 |
|||||
递延收入，VPP |
35,448 |
11,946 |
|||||
持有待售负债 |
— |
39,789 |
|||||
其他负债 |
62,001 |
57,140 |
|||||
负债总额 |
5,793,517 |
5,529,758 |
|||||
承诺与或有事项 |
|||||||
股权： |
|||||||
股东权益： |
|||||||
优先股，面值0.01美元；授权-50万股；未发行 |
— |
— |
|||||
普通股，面值0.01美元；授权-1,000，000股；截至2024年12月31日和2025年12月31日已发行和流通股分别为311,165股和308,510股 |
3,111 |
3,085 |
|||||
额外实收资本 |
5,909,373 |
5,865,447 |
|||||
留存收益 |
1,109,166 |
1,682,295 |
|||||
股东权益总额 |
7,021,650 |
7,550,827 |
|||||
非控制性权益 |
194,883 |
164,822 |
|||||
总股本 |
7,216,533 |
7,715,649 |
|||||
总负债及权益 |
$ |
13,010,050 |
13,245,407 |
||||
见合并财务报表附注。
F-4
Antero Resources Corporation
综合经营报表及综合收益
（单位：千，每股金额除外）
截至12月31日止年度， |
||||||||||
|
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
|||||
收入及其他： |
||||||||||
天然气销售 |
$ |
2,192,349 |
1,818,297 |
2,873,241 |
||||||
天然气液体销售 |
1,836,950 |
2,066,975 |
1,986,840 |
|||||||
石油销售 |
247,146 |
230,027 |
150,158 |
|||||||
商品衍生工具公允价值收益 |
166,324 |
731 |
111,049 |
|||||||
市场营销 |
206,122 |
179,069 |
125,900 |
|||||||
递延收入摊销，VPP |
30,552 |
27,101 |
25,264 |
|||||||
其他收入和收入 |
2,529 |
3,396 |
3,371 |
|||||||
总收入 |
4,681,972 |
4,325,596 |
5,275,823 |
|||||||
营业费用： |
||||||||||
租赁经营 |
118,441 |
118,693 |
135,124 |
|||||||
收集、压缩、加工和运输 |
2,642,358 |
2,702,930 |
2,857,426 |
|||||||
生产和从价税 |
158,855 |
207,671 |
163,135 |
|||||||
市场营销 |
284,965 |
244,906 |
190,206 |
|||||||
探索 |
2,700 |
2,618 |
2,990 |
|||||||
一般和行政（包括2023年、2024年和2025年分别为59,519美元、66,462美元和60,812美元的股权补偿费用） |
224,516 |
229,338 |
232,526 |
|||||||
损耗、折旧和摊销 |
746,849 |
762,068 |
749,675 |
|||||||
财产和设备减值 |
51,302 |
47,433 |
29,358 |
|||||||
资产报废义务的增加 |
3,244 |
3,759 |
3,892 |
|||||||
合同终止、或有损失和结算 |
52,606 |
4,468 |
28,012 |
|||||||
出售资产损失（收益） |
(447) |
862 |
(266) |
|||||||
其他经营费用 |
336 |
390 |
99 |
|||||||
总营业费用 |
4,285,725 |
4,325,136 |
4,392,177 |
|||||||
营业收入 |
396,247 |
460 |
883,646 |
|||||||
其他收入（费用）： |
||||||||||
利息支出，净额 |
(117,870) |
(118,207) |
(83,682) |
|||||||
未合并关联公司收益中的权益 |
82,952 |
93,787 |
98,484 |
|||||||
债务提前清偿损失 |
— |
(528) |
(3,628) |
|||||||
可换股票据诱因亏损 |
(374) |
— |
— |
|||||||
交易费用 |
— |
— |
(4,386) |
|||||||
其他收入总额（费用） |
(35,292) |
(24,948) |
6,788 |
|||||||
所得税前收入（亏损） |
360,955 |
(24,488) |
890,434 |
|||||||
所得税（费用）福利 |
(63,626) |
118,185 |
(215,867) |
|||||||
净收益及综合收益包括非控制性权益 |
297,329 |
93,697 |
674,567 |
|||||||
减：归属于非控股权益的净收益及全面收益 |
98,925 |
36,471 |
40,149 |
|||||||
归属于Antero Resources Corporation的净利润及综合收益 |
$ |
198,404 |
57,226 |
634,418 |
||||||
每股收益—基本 |
$ |
0.66 |
0.18 |
2.05 |
||||||
每股收益—摊薄 |
$ |
0.64 |
0.18 |
2.03 |
||||||
已发行普通股加权平均数： |
||||||||||
基本 |
299,793 |
309,489 |
309,719 |
|||||||
摊薄 |
311,597 |
313,414 |
312,361 |
|||||||
见合并财务报表附注。
F-5
Antero Resources Corporation
合并权益报表
（单位：千）
额外 |
留存收益 |
||||||||||||||||||||||||
普通股 |
实缴 |
（累计 |
库存股票 |
非控制性 |
合计 |
||||||||||||||||||||
|
股份 |
|
金额 |
|
资本 |
|
赤字） |
股份 |
|
金额 |
|
利益 |
|
股权 |
|
||||||||||
余额，2022年12月31日 |
297,393 |
$ |
2,974 |
5,838,848 |
878,523 |
(34) |
$ |
(1,160) |
262,596 |
6,981,781 |
|||||||||||||||
在归属基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除为所得税预扣的股份 |
1,735 |
17 |
(30,384) |
— |
— |
— |
— |
(30,367) |
|||||||||||||||||
2026年可转换票据的转换 |
7,032 |
70 |
30,061 |
— |
— |
— |
— |
30,131 |
|||||||||||||||||
普通股的回购和退休 |
(2,616) |
(26) |
(51,503) |
(24,987) |
34 |
1,160 |
— |
(75,356) |
|||||||||||||||||
基于股权的薪酬 |
— |
— |
59,519 |
— |
— |
— |
— |
59,519 |
|||||||||||||||||
向非控制性权益分派 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
(128,823) |
(128,823) |
|||||||||||||||||
净收益及综合收益 |
— |
— |
— |
198,404 |
— |
— |
98,925 |
297,329 |
|||||||||||||||||
2023年12月31日余额 |
303,544 |
3,035 |
5,846,541 |
1,051,940 |
— |
— |
232,698 |
7,134,214 |
|||||||||||||||||
在归属基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除为所得税预扣的股份 |
1,547 |
15 |
(29,620) |
— |
— |
— |
— |
(29,605) |
|||||||||||||||||
2026年可转换票据的转换 |
6,074 |
61 |
25,990 |
— |
— |
— |
— |
26,051 |
|||||||||||||||||
基于股权的薪酬 |
— |
— |
66,462 |
— |
— |
— |
— |
66,462 |
|||||||||||||||||
向非控制性权益分派 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
(74,286) |
(74,286) |
|||||||||||||||||
净收益及综合收益 |
— |
— |
— |
57,226 |
— |
— |
36,471 |
93,697 |
|||||||||||||||||
余额，2024年12月31日 |
311,165 |
3,111 |
5,909,373 |
1,109,166 |
— |
— |
194,883 |
7,216,533 |
|||||||||||||||||
在归属基于股权的薪酬奖励时发行普通股，扣除为所得税预扣的股份 |
1,302 |
13 |
(29,662) |
— |
— |
— |
— |
(29,649) |
|||||||||||||||||
普通股的回购和退休 |
(3,957) |
(39) |
(75,076) |
(61,289) |
— |
— |
— |
(136,404) |
|||||||||||||||||
基于股权的薪酬 |
— |
— |
60,812 |
— |
— |
— |
— |
60,812 |
|||||||||||||||||
向非控制性权益分派 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
(70,210) |
(70,210) |
|||||||||||||||||
净收益及综合收益 |
— |
— |
— |
634,418 |
— |
— |
40,149 |
674,567 |
|||||||||||||||||
2025年12月31日余额 |
308,510 |
$ |
3,085 |
5,865,447 |
1,682,295 |
— |
$ |
— |
164,822 |
7,715,649 |
|||||||||||||||
见合并财务报表附注。
F-6
Antero Resources Corporation
合并现金流量表
（单位：千）
截至12月31日止年度， |
||||||||||
|
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
|
||||
经营活动提供（使用）的现金流量： |
||||||||||
包括非控制性权益的净收入 |
$ |
297,329 |
93,697 |
674,567 |
||||||
调整以使经营活动产生的净收入与净现金保持一致： |
||||||||||
耗损、折旧、摊销和增值 |
750,093 |
765,827 |
753,567 |
|||||||
财产和设备减值 |
51,302 |
47,433 |
29,358 |
|||||||
商品衍生工具公允价值收益 |
(166,324) |
(731) |
(111,049) |
|||||||
已结算商品衍生品收益（亏损） |
(25,383) |
10,154 |
(17,068) |
|||||||
衍生品货币化的支付 |
(202,339) |
— |
— |
|||||||
递延所得税费用（收益） |
62,039 |
(118,640) |
213,965 |
|||||||
基于股权的补偿费用 |
59,519 |
66,462 |
60,812 |
|||||||
未合并关联公司收益中的权益 |
(82,952) |
(93,787) |
(98,484) |
|||||||
来自未合并附属公司的收益股息 |
125,138 |
125,197 |
125,255 |
|||||||
递延收入摊销 |
(30,552) |
(27,101) |
(25,264) |
|||||||
债务发行费用摊销及其他 |
2,264 |
2,420 |
937 |
|||||||
资产报废债务的清偿 |
(718) |
(3,571) |
(270) |
|||||||
合同终止、或有损失和结算 |
12,100 |
5,344 |
15,370 |
|||||||
出售资产损失（收益） |
(447) |
862 |
(266) |
|||||||
债务提前清偿损失 |
— |
528 |
3,628 |
|||||||
可换股票据诱因亏损 |
374 |
— |
— |
|||||||
流动资产和负债变动： |
||||||||||
应收账款 |
7,550 |
25,410 |
(142) |
|||||||
应计收入 |
306,880 |
(52,808) |
(39,239) |
|||||||
预付费用及其他流动资产 |
14,890 |
8,680 |
(6,990) |
|||||||
包括关联方在内的应付账款 |
(16,837) |
35,301 |
(2,345) |
|||||||
应计负债 |
(62,419) |
1,280 |
(44,984) |
|||||||
应付收入分配 |
(106,429) |
(45,849) |
85,975 |
|||||||
其他流动负债 |
(357) |
3,180 |
13,597 |
|||||||
经营活动所产生的现金净额 |
994,721 |
849,288 |
1,630,930 |
|||||||
投资活动提供（使用）的现金流量： |
||||||||||
对未证明属性的添加 |
(151,135) |
(90,995) |
(129,247) |
|||||||
钻井和完井费用 |
(964,346) |
(614,855) |
(685,468) |
|||||||
其他财产和设备的增加 |
(16,382) |
(10,929) |
(5,407) |
|||||||
收购石油和天然气资产 |
— |
— |
(253,128) |
|||||||
资产出售收益 |
447 |
9,499 |
16,277 |
|||||||
其他资产变动 |
(9,351) |
(6,873) |
(20,840) |
|||||||
投资活动所用现金净额 |
(1,140,767) |
(714,153) |
(1,077,813) |
|||||||
由（用于）筹资活动提供的现金流量： |
||||||||||
回购普通股 |
(75,355) |
— |
(136,404) |
|||||||
偿还优先票据 |
— |
— |
(141,733) |
|||||||
信贷融通借款 |
4,501,400 |
4,130,900 |
4,909,000 |
|||||||
信贷融资偿还 |
(4,119,000) |
(4,154,900) |
(4,863,600) |
|||||||
发债费用的支付 |
(605) |
(6,138) |
(8,983) |
|||||||
向非控制性权益分派 |
(128,823) |
(74,286) |
(70,210) |
|||||||
以股权为基础的薪酬奖励结算所需的职工税款代扣代缴 |
(30,367) |
(29,605) |
(29,649) |
|||||||
可转换票据诱因 |
(374) |
— |
— |
|||||||
其他 |
(830) |
(1,106) |
(1,538) |
|||||||
筹资活动提供（使用）的现金净额 |
146,046 |
(135,135) |
(343,117) |
|||||||
现金、现金等价物和受限制现金净增加额 |
— |
— |
210,000 |
|||||||
现金、现金等价物和限制性现金，期初 |
— |
— |
— |
|||||||
现金、现金等价物和限制性现金，期末 |
$ |
— |
— |
210,000 |
||||||
补充披露现金流信息： |
||||||||||
期间支付利息的现金 |
$ |
113,910 |
120,058 |
88,079 |
||||||
增加财产和设备的应付账款和应计负债增加（减少）额 |
$ |
(60,762) |
10,525 |
(27,325) |
||||||
收购油气物业其他流动负债增加 |
$ |
— |
— |
7,479 |
||||||
见合并财务报表附注。
F-7
（一）组织
Antero Resources Corporation（个别简称“Antero”，连同其合并附属公司“Antero资源”或“公司”）在西弗吉尼亚州和俄亥俄州的阿巴拉契亚盆地从事天然气、NGLs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，其中水平钻井和先进的裂缝增产技术提供了从非常规地层经济地开发和生产天然气、NGLs和石油的手段。该公司的公司总部位于科罗拉多州丹佛市。
（二）重要会计政策摘要
(a) |
列报依据 |
随附的公司合并财务报表是按照公认会计原则编制的。管理层认为，随附的综合财务报表包括为公允列报公司截至2024年12月31日和2025年12月31日的财务状况以及截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度的经营业绩和现金流量而认为必要的所有调整（包括正常和经常性应计项目）。本公司无其他综合收益或亏损项目；因此，其净收益或亏损等于其综合收益或亏损。
(b) |
合并原则 |
随附的综合财务报表包括本公司为主要受益人的Antero Resources Corporation、其全资附属公司及其VIE Martica的账目。所有重要的公司间账户和交易已在公司的合并财务报表中消除。
截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度，公司确定Martica为VIE，Antero为其主要受益人。因此，Martica的账目在公司的合并财务报表中合并。Antero是Martica的主要受益者，这是因为它有权指导对Martica经济业绩影响最大的活动，以及它有义务吸收Martica的损失，或有权从Martica获得对Martica可能具有重大意义的利益。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几乎所有的收入都来自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、NGLs和石油资产的生产； |
| ● | Antero拥有Martica的B类单位，这使Antero有权就增量覆盖（定义见附注3 —交易）收取分配；和 |
| ● | Antero根据管理服务协议向Martica提供会计、行政和其他服务。 |
公司对Antero Midstream的权益采用权益会计法核算。截至2024年12月31日及2025年12月31日，公司拥有Antero Midstream 29%的权益。对公司行使重大影响但不具有控制权的实体的投资，按权益法核算。公司对其权益法投资的影响程度的判断包括考虑公司的所有权权益、在董事会的代表性、参与被投资方的决策和重大公司间交易等关键因素。此类投资包括在公司合并资产负债表上对未合并关联公司的投资中。按权益法核算的被投资单位的收益（亏损）计入公司合并经营报表和综合收益及现金流量表未合并关联企业收益（亏损）中的权益。当公司按比例记录其在净收益（亏损）中所占的份额时，它在运营和综合收益报表中的未合并关联公司的收益（亏损）权益中记录，并在公司资产负债表中记录该投资的账面价值。从权益法被投资方收到的分配在公司资产负债表上记录为该投资账面价值的减少。公司未并表关联公司收益（亏损）中的权益因公司间往来款项及因投资于Antero Midstream的权益法成本与Antero Midstream Partners LP（“Antero Midstream Partners”）自公司截至2019年3月12日解除合并TERM3 Partners的净资产中的标的权益金额之间的差异而确认的基差进行调整。基差在标的资产和负债的剩余使用寿命内，在公司合并经营报表和综合收益表的未合并关联公司收益（亏损）中摊销为权益。更多信息见附注5 —权益法投资。
F-8
从权益法被投资方收到的分配在合并资产负债表中作为投资账面价值的减少入账。公司按照“分配性质”法对收到的权益法被投资单位的分配进行会计处理。在这种方法下，从权益法被投资方收到的分配根据产生分配的被投资方的活动或活动的性质分类为投资回报（分类为经营活动提供的现金）或投资回报（分类为投资活动提供的现金）。
（c） |
估计数的使用 |
按照公认会计原则编制合并财务报表要求管理层做出影响收入、费用、资产、负债以及披露或有资产和负债的估计和假设。事实和情况的变化或新信息的发现可能导致修订的估计，实际结果可能与这些估计不同。
该公司的合并财务报表基于多项重大估计，包括对天然气、NGLs和石油储量的估计，这些是计算石油和天然气资产损耗和减值的基础。储量估计，就其性质而言，本质上是不精确的。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、资产报废义务以及承诺和或有事项。
（d） |
风险和不确定性 |
天然气、NGLs和石油市场已经并将继续经历显着的价格波动。价格波动可能是由于天气、产量水平、向该国其他地区运输的存储容量的可用性、对美国的进口和出口水平以及各种其他因素的变化。公司生产收到的价格的增加或减少可能对公司未来的经营业绩和储备数量产生重大影响。
（e） |
现金及现金等价物 |
公司将购买的所有初始期限为三个月或更短的流动性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。时不时地，公司可能会处于“账面透支”的境地，即未偿支票超过现金和现金等价物。公司在合并资产负债表内将应付账款和应付收入分配中的账面透支分类，并将与账面透支相关的应付账款变动分类为合并现金流量表内的经营活动。截至2024年12月31日，包括在应付账款和应付收入分配中的账面透支分别为1400万美元和1700万美元。截至2025年12月31日，包括在应付账款和应付收入分配中的账面透支分别为1800万美元。
（f） |
受限现金 |
公司将受限制现金归类为所有在法律上或合同上被限制提现或使用的现金，包括存放在托管中被限制使用的金额。截至2025年12月31日，公司的受限制现金被归类为流动资产，因为在HG收购结束时，对此类现金的限制已于2026年2月3日解除。
（g） |
石油和天然气属性 |
公司根据成功努力会计法对其天然气、NGLs和石油勘探开发活动进行会计处理。在成功努力法下，获取、钻探和完成生产井、开发井和未开发租赁所产生的成本被资本化。石油和天然气租赁收购成本也被资本化。勘探成本，包括人员和其他内部成本、地质和地球物理费用、天然气和石油租赁的延迟租金以及与不成功的租赁收购相关的成本在发生时计入费用。勘探钻井成本最初是资本化的，但如果公司确定该井不包含商业上可行数量的储量，则将计入费用。公司在每个季度末审查与在建井相关的勘探成本，并根据当时已知的钻井结果确定是否应在进一步试井和结果之前继续将成本资本化，或将其费用化。出售已证明财产的部分权益作为正常退休入账，只要这一处理不显著影响生产单位摊销率，则不确认任何收益或损失。生产物业的所有其他销售确认收益或亏损。
F-9
未经证实的物业按物业评估减值，任何价值减值均记入开支。减值是根据剩余租赁期限、商品价格前景、未来开发面积计划、钻探结果和该地区油井的储层性能评估的。当在该物业上发现储量或以其他方式归属于该物业时，未探明物业和相关成本将转移至已探明物业。出售未证明物业的部分权益所得款项将作为成本回收入账，而不会确认任何收益或亏损，直至成本已收回。截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度，未经证实的物业减值分别为5100万美元、4700万美元和2900万美元。
每当有事件或情况变化表明某项财产的账面值可能无法收回时，公司会根据地质储层评估其已探明天然气、NGLs和石油资产的账面值是否存在减值。如果账面值超过估计未贴现未来现金流量，公司将估计其物业的公允价值，并就物业账面值超过估计物业公允价值的任何部分记录减值费用。用于估计公允价值的因素可能包括对已探明储量的估计、对未来商品价格的估计、对未来产量的估计和对预期资本支出的估计，使用相应的贴现率。截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度，公司未发生与其已探明资产相关的任何减值费用。
截至2025年12月31日，公司不存在延期超过一年待确定探明储量的探井在产相关资本化成本。
油气性质耗竭采用产量单位法按地质储层计算。截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度，石油和天然气资产的消耗费用分别为7.39亿美元、7.54亿美元和7.42亿美元。
（h） |
其他财产和设备 |
其他财产和设备资产按其预计可使用年限采用直线法折旧，其预计可使用年限为二年至二十年。截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度，其他财产和设备的折旧费用分别为800万美元。在出售或处置其他财产和设备时确认收益或损失。
当事件或情况变化表明资产的相关账面价值可能无法收回时，公司对其除油气资产以外的长期资产进行减值评估。通常，进行此类评估的基础是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认为无法收回，则账面价值降低至估计的公允价值，该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，这是第3级公允价值计量。截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度没有此类减值。
（一） |
发债成本 |
发债成本指贷款发起费和其他初始借款成本。如果与公司的信贷融通有关，这些成本将被资本化并计入综合资产负债表上的其他资产，如果与公司的优先票据和2026年可转换票据的发行有关，则在综合资产负债表上作为长期债务的减记计入。这些成本在相关债务工具的期限内摊销。如果信贷额度在到期日之前到期，公司将对未摊销的债务发行成本收取费用。截至2024年12月31日，公司有900万美元的未摊销债务发行成本计入其他长期资产，800万美元的未摊销债务发行成本计入长期债务减记。截至2025年12月31日，公司有1600万美元的未摊销债务发行成本计入其他长期资产，600万美元的未摊销债务发行成本计入长期债务减记。截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度，与递延债务发行成本相关的摊销和注销分别为400万美元、400万美元和300万美元。
歼10
（j） |
衍生金融工具 |
为管理其对天然气、NGLs和油价波动的风险敞口，公司可能会不时进行衍生品交易，这些合约可能包括商品固定价格掉期、基差掉期、项圈和其他与公司生产相关的价格风险相关的类似协议。在与交易对手存在合法抵销权的范围内，公司以净额报告衍生资产和负债。公司存在交易对手无法履行结算义务的信用风险敞口。衍生工具产生的现金流量在公司合并现金流量表中分类为经营活动。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（如果有的话）。
公司在合并资产负债表中将衍生工具记录为以公允价值计量的资产或负债，并在发生时将衍生工具的公允价值变动记录在当期收益中。商品衍生工具的公允价值变动，包括已结算衍生工具的损益，在公司的综合经营报表和综合收益表中归类为收入。公司的衍生工具没有被指定为会计目的的套期保值。
(k) |
资产报废义务 |
公司有义务在某些长期资产被放弃时对其进行处置。该公司的资产报废义务（“ARO”）主要涉及其在石油和天然气井寿命结束时封堵和放弃的义务。ARO按估计公允价值入账，参照满足退休义务所需的预期未来现金流出计量，然后按公司经信用调整的无风险利率进行贴现。对估计ARO的修订通常是由于退休费用估计的变化或放弃的估计时间的变化。负债的公允价值被添加到相关资产的账面价值中，并且该额外的账面价值在资产的使用寿命内折旧。该负债在每个期末通过计入营业费用的费用而增加。
（l） |
环境负债 |
与过去运营造成的现有状况相关的环境支出，并且不会对当前或未来的创收做出贡献，将在发生时计入费用。当环境评估和/或清理很可能发生且成本能够合理估计时计提负债。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2024年12月31日和2025年12月31日，公司没有任何环境负债的重大应计金额，也没有因公司认为可能对其财务状况、经营业绩或现金流量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、NGLs和石油收入 |
该公司的收入主要来自销售天然气和石油生产，以及销售从该公司天然气中提取的NGLs。天然气、NGLs和石油的销售在公司通过将产品控制权转让给客户而履行履约义务时予以确认。付款一般在出售后的一个月收到。
根据公司的天然气销售合同，它在约定的交付点向买方交付天然气。天然气从井口运输到销售合同规定的交付点。为将天然气输送到这些点位，Antero Midstream或其他第三方对公司的天然气进行收集、压缩、加工和运输。该公司在收集、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，它收到根据定价差异调整的特定指数价格。公司在交货点转让产品控制权，按合同价格确认收入。收集、压缩、加工和运输天然气所产生的成本在公司综合经营报表和综合收益中记为收集、压缩、加工和运输费用。
NGLs，通过加工从天然气中提取，要么由公司直接销售，要么由加工商根据加工合同销售。对于公司直接销售的NGLs，销售合同主要规定公司在约定的交付点将产品交付给购买者，并收到根据定价差异调整的特定指数价格。公司在交货点将产品控制权转让给购买者，按合同价格确认收入。加工和运输NGLs所产生的费用记为收集、压缩、加工和运输费用。对于加工商出售的NGLs，公司的加工合同规定，公司在加工厂的尾门将控制权转移给加工商，并根据从加工商收到的价格确认收入。
F-11
根据该公司的石油销售合同，Antero资源一般向购买者销售石油并收取合同约定的指数价格，扣除差价后的净额。公司在将产品控制权转让给购买者时，按合同价格确认收入。在适用的情况下，向买方运输石油所产生的成本在公司的综合经营和综合收益报表中记录为收集、压缩、加工和运输费用。
（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NGLs以及向第三方推销过剩的公司运输能力的活动。公司在交付给买方之前保留对所购天然气和NGLs的控制权。公司得出的结论是，它是这些安排的委托人，因此，公司以毛额为基础确认收入，购买和运输天然气和NGLs的成本作为营销费用列报。销售第三方天然气和NGLs的合同通常受制于与销售公司生产的天然气和NGLs的合同类似的条款。公司通过在交货点转让产品控制权的方式向购买方履行履约义务，并根据从购买方收到的合同价款确认收入。销售销售给第三方的多余实盘运输产生的费用计入公司综合经营报表和综合收益的营销收入。
营销费用包括购买的第三方天然气和NGLs的成本。该公司将与拥有足够的生产和基础设施以充分利用产能（过剩产能）的提前签约的产能相关的固定运输成本归类为营销费用，因为它正在向第三方营销这种过剩产能。公司拥有充足产能的坚定运输（即使可能因为价格更优惠的替代交付点而不使用运输能力）被视为未使用产能，并在公司的综合经营报表中计入运输费用。
（o） |
递延收入 |
根据公司的产量付款交易（“VPP”）的条款，公司有义务在安排期限内将特定油井的某些天然气量交付给压倒一切的特许权使用费权益所有者。公司已根据FASB ASC主题932，采掘业—石油和天然气（“ASC 932”）将VPP作为运输品入账，由于公司未来的履约义务，这要求将所得款项净额记录为递延收入。收入确认为在公司综合经营和综合收益报表的递延收入摊销中使用生产单位法在VPP期限内交付的数量。
（p） |
信用风险集中 |
该公司勘探、生产和营销可报告分部的收入主要来自向石油和天然气行业或公用事业行业的购买者进行的无抵押销售。该公司还与其天然气的一级加工商MarkWest签订合同，以销售该公司的一部分NGLs，占该公司截至2023年12月31日和2024年12月31日止年度销售额的约16%。信用风险的集中程度影响公司的整体信用风险敞口，因为购买者可能同样受到经济和其他条件变化的影响。公司未发生应收款项的重大信用损失。截至2023年12月31日、2024年及2025年12月31日止年度，除已披露的MarkWest外，没有任何客户占公司销售额的10%以上。
该公司还面临商品衍生品投资组合的信用风险。这些衍生合约到期时交易对手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。截至2025年12月31日，该公司与八个不同的交易对手建立了经济对冲，并在无担保信贷安排下与银行交易对手拥有8100万美元的衍生资产。商品衍生资产的估计公允价值已使用基于交易对手截至2025年12月31日各自公布的信用违约掉期利率（如果可用，或者如果不可用，则使用基于适用的路透债券评级的贴现率）的贴现率进行风险调整。公司认为交易对手方目前信用风险尚可接受。
该公司有时可能在银行拥有超过联邦保险金额的现金。
F-12
（q） |
所得税 |
公司为所得税目的对NOL结转产生的暂时性差异以及资产负债的财务报表和计税基础之间的差异确认递延所得税资产和负债。税法或税率变动的影响在该等变动颁布期间在收入中确认。与历史期间相关的税收抵免的影响在提交的纳税申报表上主张此类抵免的期间内确认。当管理层认为递延所得税资产的一部分或全部很可能无法变现时，递延所得税资产将减少估值备抵。
未确认的税收优惠代表对最终可能无法持续的纳税申报表采取或预期采取的不确定税收立场的潜在未来税收义务。公司将利息费用中与未确认的税收优惠相关的利息费用、净额以及与税务相关事项的罚款和罚金确认为所得税（费用）优惠。
2025年7月4日，第119-21号公法，即通常所说的一大美丽法案法案（“OBBB”）颁布。OBBB包含对美国联邦所得税法的广泛修改，并使第115-97号公法（通常称为减税和就业法案）的某些条款永久化或修改。这些变化包括，除其他外，永久恢复基于业务利息扣除限制的利息、税项、折旧和摊销费用前利润，某些财产的100%红利折旧以及某些国内研究和实验支出的立即费用。税法变更的所有影响在颁布期间在综合财务报表中确认。因此，OBBB的影响反映在公司截至2025年12月31日止年度的所得税拨备中。OBBB对截至2025年12月31日止年度的所得税费用没有重大影响。
（r） |
公允价值计量 |
FASB ASC主题820，公允价值计量与披露，明确了公允价值的定义，建立了公允价值计量框架，并扩展了有关公允价值计量的披露。本指引还涉及所有未按经常性基础确认或披露的非金融资产和负债（例如，企业合并中以公允价值计量的资产和负债、资产报废义务的初始确认、已探明的石油和天然气资产及其他长期资产的减值）。公允价值是公司估计在计量日市场参与者之间的有序交易中出售资产所收到的价格或转移负债所支付的价格。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具有重要意义的最低输入水平在层级内分类。公司评估特定输入值对公允价值计量整体的重要意义，需要进行判断，并考虑资产或负债的特定因素。最高优先级（第1级）给予相同资产或负债未经调整、在活跃市场中报价的市场价格，最低优先级（第3级）给予不可观察的输入。第2级输入是除第1级中包含的报价之外的数据，这些数据可直接或间接地观察到资产或负债。使用第2级输入进行估值的工具包括场外商品固定价格掉期等非交易所交易衍生品。用于计量这些工具公允价值的估值模型考虑了各种第2级输入值，包括（i）商品的远期报价，（ii）时间价值，（iii）远期报价利率，（iv）基础工具的当前市场价格和合同价格，（v）公司和交易对手的不履约风险，以及（vi）其他相关的经济措施。
（s） |
可报告分部和地理信息 |
管理层评估了公司的组织和管理方式，并确定了以下部门：（i）勘探和生产，（ii）营销和（iii）对Antero Midstream的权益法投资。更多信息见附注17 ——可报告分部。
该公司的所有资产都位于美国，其生产收入基本上全部归属于位于美国的客户。然而，公司的部分生产收入归属于客户，这些客户随后将公司的生产运输到国外进行转售或消费。
F-13
（t） |
每股普通股净收入 |
每股普通股净收入——每个期间的基本收益是通过将归属于Antero的净收入除以该期间已发行普通股的基本加权平均数计算得出的。每股普通股净收入——每期稀释后的计算是在考虑了（i）使用库存股法的未偿股权奖励和（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稀释后得出的。公司将限制性股票单位（“RSU”）奖励、PSU奖励和股票期权包括在已发行稀释加权平均普通股的计算中，该计算基于如果期末也是授予奖励所需的业绩期结束时可发行的普通股数量。在公司发生净亏损期间，稀释加权平均已发行普通股等于基本加权平均已发行普通股，因为所有基于股权的奖励和2026年可转换票据的影响是反稀释的。
以下是公司归属于普通股股东的基本和稀释每股普通股净收入的对账（单位：千）：
截至12月31日止年度， |
||||||||||
|
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
|||||
归属于Antero Resources Corporation —普通股股东的净利润 |
$ |
198,404 |
57,226 |
634,418 |
||||||
加：2026年可转换票据的利息支出 |
1,955 |
256 |
— |
|||||||
减：2026年可转换票据利息支出的税务影响 |
(425) |
(56) |
— |
|||||||
归属于Antero Resources Corporation的净利润—普通股股东及假设转股 |
$ |
199,934 |
57,426 |
634,418 |
||||||
每股普通股净收入—基本 |
$ |
0.66 |
0.18 |
2.05 |
||||||
每股普通股净收入——摊薄 |
$ |
0.64 |
0.18 |
2.03 |
||||||
加权平均已发行普通股——基本 |
299,793 |
309,489 |
309,719 |
|||||||
加权平均已发行普通股——稀释 |
311,597 |
313,414 |
312,361 |
|||||||
以下是所示期间公司基本加权平均已发行普通股与稀释加权平均已发行普通股的对账（单位：千）：
截至12月31日止年度， |
|||||||
|
|
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
|
已发行普通股的基本加权平均数 |
299,793 |
309,489 |
309,719 |
|
|||
加：RSU的稀释效应 |
1,379 |
1,188 |
1,128 |
|
|||
加：PSU的稀释效应 |
989 |
1,528 |
1,514 |
|
|||
加：2026年可转换票据的摊薄影响 |
9,436 |
1,209 |
— |
||||
已发行普通股的稀释加权平均数 |
311,597 |
313,414 |
312,361 |
|
|||
|
|||||||
不计入稀释后每股普通股净收益的已发行证券的加权平均数(1): |
|
||||||
RSU |
1,200 |
4 |
— |
|
|||
PSU |
199 |
— |
— |
|
|||
股票期权 |
310 |
257 |
73 |
||||
| (1) | 这些证券的潜在稀释效应被排除在每股普通股净收入的计算之外——被稀释是因为将这些证券包括在内本来是反稀释的。 |
F-14
（u） |
库存股票和股票退休 |
库存股购买按成本入账。公司收回通过股份回购获得的库存股，并将这些股份恢复为已获授权但未发行的状态。当库存股清退时，公司的政策是将回购价格超过所收购股份面值的部分先分配给额外的实收资本，然后再分配给留存收益（累计赤字）。可分配给额外实收资本的部分是通过对截至退休时的额外实收资本余额应用一个百分比确定的，该百分比的确定方法是将被清退的股份数量除以已发行的股份数量。
（五） |
基于股权的薪酬 |
公司根据其估计授予日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。公司基于股权的补偿费用包含在一般和管理费用中，并记录为额外实收资本的贷项。公司被授权授予包括股票期权、股票增值权、限制性股票奖励、限制性股票单位奖励、业绩份额单位奖励、股息等值奖励等多种类型的股权激励奖励。授予日公允价值根据授予类型确定，可酌情采用授予日市场价格、Black-Scholes期权定价模型、蒙特卡洛模拟或其他可接受的估值方法，适用于基于股权的授予类型。补偿成本在适用的归属或服务期内按比例确认。没收在发生时通过冲销先前确认的在该期间被没收的奖励的费用入账。更多信息见附注9 ——基于股权的薪酬。
（w） |
最近采用或发布的会计准则 |
可报告分部
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”）。ASU2023-07旨在主要通过加强可报告分部费用的披露来改善可报告分部的披露。本ASU在2023年12月15日之后开始的年度报告期和2024年12月15日之后开始的财政年度内的中期有效。公司在截至2024年12月31日止年度的2024年10-K表格中采用ASU2023-07，对公司的合并财务报表没有重大影响。
所得税
2023年12月，FASB发布了ASU第2023-09号，改进所得税披露（“ASU 2023-09”）。ASU 2023-09旨在主要通过加强披露所得税税率调节项目，以及对来自持续经营的收入、所得税（费用）福利和已支付的所得税、联邦、州和外国司法管辖区的净披露等进行分类，来改善所得税披露。该ASU在2024年12月15日之后开始的年度报告期内有效。ASU2023-09应在预期基础上应用，但允许追溯应用。公司在截至2025年12月31日止年度的10-K表格年度报告中追溯采用ASU2023-09，对公司的合并财务报表没有重大影响。
损益表费用分拆
2024年11月，FASB发布了ASU第2024-03号，损益表费用分类（“ASU 2024-03”）。ASU2024-03旨在主要通过加强销售成本和销售、一般和管理费用的披露来改善有关某些运营费用的披露。本ASU对2026年12月15日之后开始的年度报告期和2027年12月15日之后开始的财政年度内的中期有效。允许提前收养。ASU 2024-03可在公司选举时在预期或追溯基础上适用。该公司正在评估ASU2024-03将对合并财务报表及其采用计划产生的影响，包括其过渡方法和采用日期。
F-15
（3）交易
(a) |
转让压倒一切的特许权使用费权益 |
2020年6月15日，公司宣布与Sixth Street Partners，LLC（“Sixth Street”）的关联公司完成一项交易，该交易涉及公司现有资产基础（“ORRI”）中的某些压倒一切的特许权使用费权益。就交易而言，公司向Martica贡献了ORRI，Sixth Street贡献了3亿美元现金（根据惯例调整），并同意如果在2020年和2021年实现了可归属于ORRI的某些生产门槛，则最多额外贡献1.02亿美元现金。该公司达到了这些生产门槛，并在2020年和2021年期间从Sixth Street获得了1.02亿美元的额外捐款。Sixth Street在首次交割时出资并作为这些额外出资的一部分收到的所有现金均已分配给公司。
ORRI包括公司在其位于西弗吉尼亚州和俄亥俄州的所有已运营的已探明开发物业的1.25%的压倒性特许权使用费权益，但须遵守某些排除油井（“初始PDP覆盖”），以及公司在其位于西弗吉尼亚州和俄亥俄州的所有未开发物业的3.75%的压倒性特许权使用费权益（“开发覆盖”）。Wells在2020年4月1日之后转为销售，而在（a）公司转为销售由开发覆盖所负担的水平井220万侧英尺（净额计公司权益）的日期或（b）（i）2023年4月1日或（ii）公司转为销售水平井382万侧英尺（净额计公司权益）的日期之前较早者须受开发覆盖所规限。截至2023年4月1日，Sixth Street不再有权参与任何新油井，Martica向公司重新转达了开发覆盖，但与2023年4月1日之前转为销售的油井有关的部分除外。
ORRI还包括额外的压倒性特许权使用费权益，即公司在初始PDP覆盖（“增量覆盖”）基础上的物业的工作权益的2.00%。如果在2023年3月31日之前实现了可归属于ORRI的某些生产目标，则可将增量覆盖（或其中的一部分，如适用）重新传达给公司（由公司选择）。由于公司未能在2023年3月31日之前实现此类产量而无法重新向公司输送的任何部分增量覆盖将保留给Martica。截至2023年3月31日，24%的增量重置（或0.48%的重置特许权使用费权益）将留在Martica。
在Sixth Street实现13%的内部收益率和1.5倍现金对现金回报（“障碍”）之前，Sixth Street将获得有关初始PDP覆盖和开发覆盖的所有分配，以及有关增量覆盖的所有分配的24%，而公司将获得有关增量覆盖的所有分配的76%。继Sixth Street实现跨栏后，公司将收到Sixth Street在紧接跨栏实现之前有权获得的ORRI的85%的分配。该公司预计，这一障碍将在2026年上半年实现。
(b) |
2021-2024年钻井合作伙伴关系 |
2021年2月17日，公司宣布与Quantum Energy Partners的关联公司QL就公司2021年至2024年的钻探计划建立钻探合作伙伴关系。根据该安排的条款，QL参与的每一年代表年度批次，并且QL被转达了公司在该批次年度开钻的任何油井的工作权益。对于2021年至2024年，公司和QL同意公司每一年度批次资本预算的估计IRR，QL同意参与所有四个年度批次。该公司开发并管理了与每个批次相关的钻井计划，包括选井。此外，就每一年度批次而言，公司与QL订立转让、销售票据和运输工具，据此，QL在该年度的每口钻井中按比例转让了工作权益百分比，这些运输工具不受任何返还。超过每一年度付款的预算金额的特定百分比的资本成本和低于此的成本节约由公司承担。在不违反前一句的情况下，对于一批中包含的任何油井，QL有义务并负责其成本和负债的工作权益份额，并有权获得其收入的工作权益份额，与此类油井相关的此类油井的寿命。
根据该安排的条款，QL为2021年和2024年开钻的油井提供20%的开发资金，为2022年和2023年开钻的油井提供15%的开发资金，该资金金额代表QL在此类油井中的相应工作权益。此外，如果该部分的内部收益率超过某些特定回报，公司可能会收到QL为每个年度批次提供的一次性付款形式的利差，这将不早于10月31日且不迟于每个批次年度结束后的12月1日确定。该公司为2021-2024年钻探合作伙伴关系获得的进位总额为1.17亿美元，其中截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度分别为2900万美元、3200万美元和2700万美元。
F-16
公司已根据ASC 932将2021-2024年钻井合伙企业作为运输机入账，当QL获得其在每口井的按比例工作权益时，此类运输机将记录在综合财务报表中。在2021-2024年钻井合作伙伴关系期限内，未就向QL转让的任何权益确认任何收益或损失。
（c） |
2025年钻井伙伴关系 |
2024年12月11日，公司与一家非关联第三方订立钻井合作伙伴关系。根据该安排的条款，第三方将参与并资助公司于2025日历年开钻油井的总开发资本开支的一部分。对于2025日历年期间开钻的每口井，第三方将获得此类井15%的工作权益，并将为此类井提供超过总开发资本费用15%的资金。在不违反前一句的情况下，对于在2025日历年开钻的任何油井，第三方有义务并负责其成本和负债的工作权益份额，并有权获得其收入的工作权益份额，在此类油井的使用寿命期间与此类油井相关。此外，对于合伙企业中的每一口井，公司将订立转让、销售票据和转让，据此，将向第三方转让该井的按比例工作权益百分比，而该转让将不受任何返还。
公司已根据ASC 932将2025 Drilling Partnership作为转移物入账，当第三方获得其在每口井中的按比例工作权益时，此类转移物将记录在综合财务报表中。并无就截至2025年12月31日止年度所转让的任何权益确认收益或亏损。
（d） |
收购 |
资产收购
截至2025年12月31日止年度，公司在收盘调整前以总计约2.6亿美元的价格收购了某些Antero运营生产井的额外工作和特许权使用费权益。公司将这些交易作为资产收购入账，因此，几乎所有的现金对价都分配给了综合资产负债表中的已证明财产。
HG收购
于2025年12月5日，公司订立最终协议，以总现金代价28亿美元收购HG Production的100%已发行及未偿还股本权益，但须遵守条款及条件。此次HG收购包括位于西弗吉尼亚州马塞勒斯页岩核心的约38.5万英亩净土地。根据同一协议，Antero Midstream Partners同意收购HG Midstream的100%已发行及未偿还股本权益，现金代价为11亿美元，但须遵守该等权益的条款及条件。HG中游收购包括西弗吉尼亚州马塞勒斯页岩核心的收集管道和综合水处理资产。就公司签订最终购买协议而言，公司与Antero Midstream同意在各方之间分配协议项下的某些利益和成本以及买方方陈述和保证保单。2025年12月8日，公司将2.1亿美元存入托管，记入HG收购交易结束时应付的现金对价，在公司截至2025年12月31日的综合资产负债表中，该交易被归类为限制性现金。这些收购于2026年2月3日结束，生效日期为2026年1月1日。公司打算对其与Antero Midstream的现有商业安排进行某些修改，以就某些油井提供陆上压缩，并提供一段直至2026年的过渡期，之后才会根据公司与Antero Midstream的现有协议提供某些水务服务。
FASB ASC主题805（业务合并）要求的某些财务信息的披露已被省略，因为由于HG收购事项的完成时间和公司综合财务报表的发布时间，提供此类信息是不切实际的。
F-17
（e）尤蒂卡页岩剥离
2025年12月5日，公司与买方各方订立买卖协议，出售公司的Utica页岩资产，总现金代价为8亿美元，但须遵守条款和条件。Utica页岩资产包括位于俄亥俄州的约80,000总（净70,000）英亩，截至2025年12月31日已探明储量约为600 BCFE。尤蒂卡页岩剥离预计将于2026年2月完成，生效日期为2025年7月1日，但须满足某些惯例成交条件。
截至2025年12月31日，Utica页岩资产及其相关资产和负债在公司与公司勘探和生产可报告分部相关的综合资产负债表中被分类为持有待售。根据FASB ASC主题205，财务报表的列报，Utica页岩资产剥离不符合终止经营的条件，因为这并不代表将对公司运营或财务业绩产生重大影响的战略转变。
下表列出了持有待售的Utica Shale Properties资产和负债的账面价值（单位：千）：
|
2025年12月31日 |
|||
当前资产： |
||||
应收账款 |
$ |
782 |
||
应计收入 |
19,399 |
|||
其他流动资产 |
88 |
|||
长期资产： |
||||
未经证实的属性 |
27,720 |
|||
证明属性 |
1,045,145 |
|||
聚集系统和设施 |
5,802 |
|||
其他财产和设备 |
581 |
|||
减去累计损耗、折旧和摊销 |
(369,995) |
|||
物业及设备净额 |
709,253 |
|||
经营租赁使用权资产(1) |
44,825 |
|||
其他资产 |
659 |
|||
合计 |
$ |
775,006 |
||
流动负债： |
||||
应付账款 |
$ |
2,118 |
||
应付账款，关联方 |
4,600 |
|||
应计负债 |
17,650 |
|||
应付收入分配 |
17,130 |
|||
短期租赁负债 |
20,812 |
|||
长期负债： |
||||
长期租赁负债 |
24,210 |
|||
其他负债 |
15,579 |
|||
合计 |
$ |
102,099 |
||
| (1) | 基本上所有这些经营租赁使用权资产都与具有Antero Midstream的集气管线和压缩机站有关。更多信息见附注12 ——租赁。 |
F-18
（4）收入
(a) |
收入分类 |
下表按类型和与之相关的可报告分部分列收入（单位：千）。关于可报告分部的更多信息，见附注17 ——可报告分部。
截至12月31日止年度， |
||||||||||||
|
2023 |
2024 |
|
2025 |
|
可报告分部 |
||||||
与客户的合同收入： |
||||||||||||
天然气销售 |
$ |
2,192,349 |
1,818,297 |
2,873,241 |
勘探和生产 |
|||||||
天然气液体销售（乙烷） |
250,116 |
275,120 |
355,437 |
勘探和生产 |
||||||||
天然气液体销售（C3 + NGLs） |
1,586,834 |
1,791,855 |
1,631,403 |
勘探和生产 |
||||||||
石油销售 |
247,146 |
230,027 |
150,158 |
勘探和生产 |
||||||||
市场营销 |
206,122 |
179,069 |
125,900 |
市场营销 |
||||||||
其他收入 |
633 |
1,098 |
1,095 |
勘探和生产 |
||||||||
与客户签订的合同收入总额 |
4,483,200 |
4,295,466 |
5,137,234 |
|||||||||
衍生品收入、递延收入和其他来源，净额 |
198,772 |
30,130 |
138,589 |
|||||||||
总收入 |
$ |
4,681,972 |
4,325,596 |
5,275,823 |
||||||||
(b) |
分配给剩余履约义务的交易价格 |
对于公司合同期限超过一年的产品销售，公司使用了FASB ASC主题606《与客户的合同收入》（“ASC 606”）中的实用权宜之计，即如果将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义务的交易价格。根据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，未来的数量完全无法满足，并且不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。对于公司合同期限为一年及以下的产品销售，公司采用了ASC 606中的实务权宜之计，即如果履约义务是原预计期限为一年及以下的合同的一部分，则不要求披露分配给剩余履约义务的交易价格。
（c） |
合同余额 |
根据公司的销售合同，公司在履约义务得到履行后向客户开具发票，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2024年12月31日和2025年12月31日，公司应收客户合同款分别为4.54亿美元和4.93亿美元。
F-19
（五）权益法投资
| (a) | 权益法投资汇总 |
截至2024年12月31日和2025年12月31日，Antero拥有Antero Midstream 29%的普通股，这在Antero的合并财务报表中使用权益会计法反映。
下表列出了Antero对未合并附属公司的投资的对账（单位：千）：
截至2023年12月31日的余额 |
$ |
222,255 |
||
额外投资(1) |
1,936 |
|||
未合并关联公司收益中的权益 |
93,787 |
|||
来自未合并附属公司的股息 |
(125,197) |
|||
消除公司间利润 |
38,267 |
|||
截至2024年12月31日的余额(2) |
231,048 |
|||
未合并关联公司收益中的权益 |
98,484 |
|||
来自未合并附属公司的股息 |
(125,255) |
|||
消除公司间利润 |
41,376 |
|||
截至2025年12月31日余额(2) |
$ |
245,653 |
| (1) | 截至2024年12月31日止年度，公司收
|
| (2) | 截至2024年12月31日、2025年12月31日公司对Antero Midstream投资的公允价值为$
|
| (b) | Antero Midstream财务信息汇总 |
下表列出了Antero Midstream的财务信息摘要（单位：千）：
资产负债表
12月31日， |
|||||||
|
2024 |
|
2025 |
||||
流动资产 |
$ |
118,064 |
379,864 |
||||
非流动资产 |
5,643,684 |
5,504,252 |
|||||
总资产 |
$ |
5,761,748 |
5,884,116 |
||||
流动负债 |
$ |
100,612 |
111,482 |
||||
非流动负债 |
3,545,965 |
3,800,593 |
|||||
股东权益 |
2,115,171 |
1,972,041 |
|||||
负债总额和股东权益 |
$ |
5,761,748 |
5,884,116 |
||||
运营声明
截至12月31日止年度， |
||||||||||
|
2023 |
|
2024 |
2025 |
||||||
收入 |
$ |
1,041,771 |
1,106,193 |
1,188,426 |
||||||
营业费用 |
429,909 |
447,027 |
543,757 |
|||||||
经营收入 |
611,862 |
659,166 |
644,669 |
|||||||
净收入 |
$ |
371,786 |
400,892 |
413,163 |
||||||
歼20
（六）应计负债
应计负债包括以下项目（单位：千）：
12月31日， |
|||||||
|
2024 |
|
2025 |
|
|||
资本支出 |
$ |
42,474 |
|
32,656 |
|||
收集、压缩、加工和运输费用 |
167,915 |
169,270 |
|||||
营销费用 |
16,891 |
12,851 |
|||||
利息支出，净额 |
|
29,014 |
|
24,256 |
|||
生产和从价税 |
78,980 |
22,770 |
|||||
一般和行政费用 |
37,516 |
40,663 |
|||||
或有事项及其他 |
|
29,801 |
|
36,381 |
|||
应计负债总额 |
$ |
402,591 |
|
338,847 |
|||
（七）长期债务
长期债务由以下项目组成（单位：千）：
12月31日， |
|||||||
|
2024 |
|
2025 |
|
|||
信贷便利 |
$ |
393,200 |
438,600 |
||||
2026年到期8.375%优先票据 |
96,870 |
— |
|||||
2029年到期7.625%优先票据 |
407,115 |
365,353 |
|||||
2030年到期5.375%优先票据 |
600,000 |
600,000 |
|||||
本金总额 |
1,497,185 |
1,403,953 |
|||||
未摊还债务发行成本 |
(7,955) |
(5,977) |
|||||
长期负债 |
$ |
1,489,230 |
1,397,976 |
||||
(a) |
信贷便利 |
Antero资源与一个银行贷方银团建立了高级循环信贷额度。提及（i）“有担保信贷便利”（定义见下文）是指2024年7月30日之前期间有效的信贷便利，（ii）“无担保信贷便利”（定义见下文）是指2024年7月30日或之后有效的信贷便利，（iii）“信贷便利”是指有担保信贷便利和无担保信贷便利，统称。
高级无抵押循环信贷融资
于2024年7月30日，Antero资源与一个银行贷方银团（“无担保信贷融资”）就其高级循环信贷融资（“无担保信贷融资”）签订了修订和重述协议。借款为无抵押且未由Antero资源的任何子公司提供担保。截至2025年12月31日，无担保信贷融资的贷方承付款为16.5亿美元，可用借款能力为12亿美元。无抵押信贷融资原定于2029年7月30日（“到期日”）到期；但是，在满足某些条件并征得延长贷款人同意的情况下，Antero资源可能会要求将到期日延长两次，为期一年。自2025年7月30日起，Antero资源获得无抵押信贷融资的每一贷款方的同意，将到期日延长至2030年7月30日。无抵押信贷融资下的承诺最多可增加5亿美元，但须经增加中的贷款人Antero资源同意，且就增加新的贷款人而言，须经无抵押信贷融资下的行政代理人和承诺在无抵押信贷融资下签发信用证的贷款人同意。
F-21
无担保信贷融通包含一项财务契约，要求Antero资源在每个财政季度末在合并基础上保持总债务与资本化的比率为65%或更低，以及此类信贷融通惯常适用于Antero资源及其子公司的其他肯定和否定契约，其中包括以下方面的限制：合并、合并、清算和解散等根本性变化；留置权；某些债务；股息、分配和股权回购等限制性支付；以及与其关联公司的重大非公平交易。截至2025年12月31日，Antero资源遵守了无抵押信贷融资项下的财务契约。
无担保信贷便利规定按SOFR或备用基准利率借款，在每种情况下，加上适用的利率（每一种都在无担保信贷便利中定义）。SOFR上有0.10%的信用调整利差，下限为0.00个百分点。无抵押信贷融资不摊销。无担保信贷融资项下的利息按基于SOFR或替代基准利率的浮动利率支付，该利率在借款时和借款的每个适用利息期结束时通过选择确定，外加适用利率。适用利率参考Antero资源当时对SOFR贷款的优先无抵押长期债务评级范围为1.125%-2.00 %确定。无抵押信贷融资未使用部分的承诺费按季度到期，利率范围为0.125%至0.300%，该利率参考Antero资源当时的高级无抵押长期债务评级确定。
根据无抵押信贷融资提供的贷款所得款项可用于（i）支付与其相关的交易和有担保信贷融资（定义见下文）的再融资所产生的费用和开支，（ii）为营运资金需求提供资金，以及（iii）为其他一般公司用途（在每种情况下均为Antero资源及其子公司）。
截至2024年12月31日，Antero资源在无担保信贷融资下的未偿余额为3.93亿美元，加权平均利率为5.9%，未偿信用证为1300万美元。截至2025年12月31日，Antero资源在无担保信贷融资下的未偿余额为4.39亿美元，加权平均利率为5.3%，未偿信用证为1200万美元。
高级有担保循环信贷融资
于2021年10月26日，Antero资源与银行贷方银团签订了经修订和重述的高级有担保循环信贷融资（“担保信贷融资”）。借款由Antero资源及其某些子公司的几乎所有资产作担保，并受到基于Antero资源资产抵押品价值的借款基础限制，并须每半年定期重新确定。有担保信贷融通获得全额再融资，并于2024年7月30日无担保信贷融通结束时终止。
担保信贷便利规定以调整后的期限SOFR、调整后的每日简单SOFR或备用基准利率借款，在每种情况下，加上适用的保证金（每一种都在担保信贷便利中定义）。担保信贷融资规定只支付利息，直至到期，届时所有未偿还借款都将到期。利息按基于SOFR或替代基本利率的浮动利率支付，利率由借款时的选择确定，外加担保信贷融资下的适用保证金。适用保证金是参考Antero资源当时的杠杆比率确定的，但有某些例外情况，对于SOFR贷款，在非投资级期间（基于担保信贷融资的使用情况）为1.75%至2.75%，在投资级期间（基于评级网格）为1.25%和1.875%。担保信贷融资未使用部分的承诺费按季度到期，利率范围为0.375%至0.500%的担保信贷融资，参照借款基础利用率确定，但基于当时有效的杠杆比率的某些例外情况除外。如果Antero资源被授予投资级评级（如有担保信贷便利中所定义），则有担保信贷便利包括下跌契约、降低利率和降低抵押品要求，Antero资源可以选择这些要求。
F-22
(b) |
2026年到期8.375%优先票据 |
2021年1月4日，Antero资源按面值发行了5亿美元于2026年7月15日到期的8.375%优先票据。公司于2021年7月1日赎回了本金1.75亿美元的2026年票据，并在截至2022年12月31日的年度内赎回或以其他方式回购了本金2.28亿美元的2026年票据。于2025年3月5日，公司按本金金额的102.094%，加上应计及未付利息，赎回2026年票据的剩余本金额9700万美元，2026年票据于该日期全部清退。2026年票据的利息于每年1月15日及7月15日支付。
（c） |
2029年到期的7.625%优先票据 |
2021年1月26日，Antero资源按面值发行了2029年2月1日到期的7亿美元7.625%优先票据。该公司在2021年和2022年期间赎回或以其他方式回购了本金金额为2.93亿美元的2029年票据。截至2025年12月31日止年度，公司通过公开市场交易回购了本金4200万美元的2029年票据，加权平均价格约为其本金的103%，外加应计和未付利息。截至2025年12月31日，2029年票据本金3.65亿美元仍未偿还。2029年票据为无抵押且与Antero资源的无抵押信贷融资和其他未偿还的优先票据享有同等地位。截至2024年7月30日，2029年票据并无任何Antero资源的附属公司提供担保。2029年票据的利息将于每年2月1日及8月1日支付。Antero资源可随时赎回全部或部分2029年票据，赎回价格介乎2025年12月31日的102.542%至2027年2月1日或之后的100.00%。倘Antero资源发生控制权变更继而评级下调，则2029年票据持有人将有权要求Antero资源按等于2029年票据本金额的101%加上应计及未付利息的价格购回全部或部分票据。
（d） |
2030年到期的5.375%优先票据 |
2021年6月1日，Antero资源按面值发行6亿美元于2030年3月1日到期的5.375%优先票据（“2030票据”）。2030年票据为无抵押，与Antero资源的无抵押信贷融资和其他未偿还的优先票据享有同等地位。截至2024年7月30日，2030年票据并无任何Antero资源的附属公司提供担保。2030年票据的利息将于每年3月1日及9月1日支付。Antero资源可随时赎回全部或部分2030年度票据，赎回价格介乎2025年12月31日的102.688%至2028年3月1日或之后的100.00%。倘Antero资源发生控制权变更继而评级下调，则2030年度票据持有人将有权要求Antero资源按相当于2030年度票据本金额的101%，加上应计及未付利息的价格购回全部或部分票据。
（e） |
2026年到期的4.25%可转换优先票据 |
2020年8月21日，Antero资源发行本金总额为2.5亿美元、于2026年9月1日到期的4.25%可转换优先票据（“2026年可转换票据”）。2020年9月2日，Antero资源额外发行了3750万美元的2026年可转换票据。发行2026年可转换票据的收益总额为2.785亿美元，扣除初始购买者的费用和900万美元的发行成本。与2026年可转换票据相关的交易成本在综合资产负债表的债务发行成本中入账，并使用实际利率法在2026年可转换票据的期限内摊销。
该公司在2021年终止了本金金额为2.06亿美元的2026年可转换票据。此外，在2022年至2024年期间，2026年可转换票据的本金总额为8100万美元，已根据其条款转换或由公司诱导转换，截至2024年3月14日，没有未偿还的2026年可转换票据。有关更多信息，请参见“—转换和诱导”。
2026年可换股票据按固定年利率4.25%计息，自2021年3月1日起于每年3月1日及9月1日每半年支付一次。初始转换率为每1,000美元本金的2026年可转换票据230.2026股Antero资源的普通股，在2026年可转换票据未偿还期间，该转换率未作调整。票据持有人只有在发生某些事件时，才有权根据管辖2026年可转换票据的契约中规定的条款和条件转换其2026年可转换票据。转换后，Antero资源可以根据Antero资源的选择，按照管辖2026年可转换票据的契约中规定的方式和条件，通过支付和/或交付（视情况而定）现金、Antero资源普通股股份或现金与Antero资源普通股股份的组合来满足其转换义务。
F-23
转换和诱导
截至2023年12月31日止年度，2026年可转换票据的本金总额为900万美元已根据其条款进行转换，公司诱导额外的2026年可转换票据本金总额为2100万美元的转换。该公司选择通过向票据持有人发行700万股普通股以及40万美元的现金诱导溢价来解决这些转换。
2024年3月11日，公司将2024年4月1日仍未偿还的2026年可转换票据的本金总额2600万美元赎回，赎回价格等于其本金的100%，加上应计和未付利息。该公司选择赎回剩余的2026年可转换票据，允许2026年可转换票据的持有人在2024年3月28日之前行使其转换权。在2024年第一季度期间，根据其条款转换的2026年可转换票据的所有剩余本金总额为2600万美元。公司选择通过向票据持有人发行600万股普通股来解决这些转换。
（f） |
定期贷款 |
就签署HG收购事项而言，公司与加拿大皇家银行、加拿大皇家银行资本市场和摩根大通 Bank，N.A.（统称“银行”）订立日期为2025年12月5日的债务承诺函，据此，银行承诺在满足某些惯常条款和条件的情况下，向公司提供本金总额为8亿美元的无抵押364天定期贷款融资（“定期贷款过桥融资”）和本金总额为15亿美元的无抵押3年期定期贷款融资（“定期贷款A融资”）。截至2025年12月31日，公司尚未就定期贷款过桥融资或定期贷款A融资中的任何一项订立最终协议。就2036年票据的发行而言，Antero资源与银行终止了有关定期贷款过桥融资的承诺。
（g） |
后续事件 |
发行2036年票据
于2026年1月28日，Antero资源发行了7.5亿美元于2036年2月1日到期的5.400%优先票据（“2036年票据”），发行价格为面值的99.869%。2036年票据的利息将于每年2月1日及8月1日支付，由2026年8月1日开始。2036年票据为无抵押且与Antero资源的无抵押信贷融资、定期贷款A融资和其他未偿还的优先票据享有同等地位。2036票据不由Antero资源的任何子公司提供担保。在2035年11月1日（“票面赎回日”）之前，Antero资源可随时赎回全部或部分2036年票据，赎回价格等于（i）（a）剩余按期支付的本金及其利息的现值之和折现至赎回日（假设2036年票据于票面赎回日到期）每半年（假设一年360天，由十二个30天的月份组成）按国库券利率（定义见管辖2036年票据的契约）加上20个基点减去（b）至赎回日应计利息后的较高者，及（ii）须赎回的2036年票据本金的100%，加上（在任何情况下）截至赎回日期的应计及未付利息。于票面赎回日期或之后，Antero资源可于任何时间及不时赎回全部或部分2036年票据，赎回价格等于所赎回的2036年票据本金额的100%加上截至赎回日期的应计及未付利息。
定期贷款A
2026年2月3日，在完成HG收购的基本同时，Antero资源与银行签订了定期贷款A融资。借款为无抵押且未由Antero资源的任何子公司提供担保。根据定期贷款A融资作出的贷款所得款项用于（i）为HG收购事项的部分代价提供资金及（ii）支付与有关交易有关的费用及开支。2026年2月3日，Antero资源通过一次借款借入15亿美元，为此次HG收购提供部分资金。定期贷款A融资计划于2029年2月3日到期。
定期贷款A融资包含与我们的无担保信贷融资相同的财务契约，该契约要求Antero资源在每个财政季度末在合并基础上保持总债务与资本化的比率为65%或更低，以及此类信贷融资惯常适用于Antero资源的其他肯定和否定契约，其中包括以下方面的限制：基本变化，如合并、合并、清算和解散；留置权；某些债务；限制性支付，如股息、分配和股权回购；以及与其关联公司进行的重大非公平交易。
F-24
定期贷款A融资按定期SOFR或我们选择的替代基准利率提供借款，在每种情况下，加上适用的利率（每一种，如定期贷款A融资中所定义）。SOFR有0.10%的信用调整利差，下限为0.00个百分点。定期贷款A融资不摊销。定期贷款A融资项下的利息按基于SOFR或替代基准利率的浮动利率支付，在借款时和借款的每个适用利息期结束时通过选择确定，再加上适用利率。适用利率参考Antero资源当时的高级无抵押长期债务评级确定，范围为定期SOFR贷款的1.125%-2.00 %。
赎回2029年票据的通知
2026年2月9日，公司通知2029年票据持有人，公司有意于2026年2月24日赎回2029年票据的全部本金总额3.65亿美元，但须符合若干条件，包括Utica页岩剥离结束，赎回价为101.271%，外加应计和未付利息。
（八）资产报废义务
下表列出了公司资产报废义务的对账情况（单位：千）：
截至12月31日止年度， |
|||||||
2024 |
2025 |
||||||
期初余额 |
|
$ |
59,214 |
|
62,001 |
||
发生的债务 |
|
991 |
697 |
||||
吸积费用 |
3,759 |
3,892 |
|||||
债务的清偿 |
(3,571) |
(270) |
|||||
出售物业的义务 |
(1,587) |
— |
|||||
对先前估计数的修订 |
3,195 |
6,398 |
|||||
分类为持有待售的负债 |
— |
(15,579) |
|||||
期末余额 |
$ |
62,001 |
57,139 |
||||
截至2024年12月31日止年度对先前估计的修订主要是由于估计的油井寿命减少。截至2025年12月31日止年度对先前估计的修订主要与未来封堵和废弃成本估计增加有关，部分被估计井寿命增加所抵消。资产报废义务计入公司合并资产负债表的其他负债。
（九）股权报酬
2020年6月17日，Antero资源的股东批准了Antero Resources Corporation 2020年长期激励计划（“AR LTIP”），该计划取代了Antero Resources Corporation长期激励计划（“2013年计划”），并自该日期起生效。2024年6月5日，公司股东批准了经修订的AR LTIP。此次修订将公司普通股预留奖励股份数量从10,050，000股增加至14,916，100股，并将计划期限从2030年6月17日延长至2034年6月5日。经修订的AR LTIP规定授予股票期权（包括激励股票期权）、股票增值权、限制性股票奖励、RSU奖励、既得股票奖励、股息等值奖励以及其他基于股票和现金的奖励。授予奖励的条款和条件由Antero资源董事会薪酬委员会（“董事会”）制定。公司及其附属公司的雇员、高级职员、非雇员董事和其他服务提供商有资格根据经修订的AR LTIP获得奖励。
经修订的AR LTIP规定保留14,916，100股公司普通股，加上根据下文所述的股份回收条款再次可供交付的某些股份的数量。股份回收条款允许在未实际交付股份的情况下到期或被取消、没收、交换、以现金结算或以其他方式终止的全部或任何部分奖励（包括根据2013年计划授予的截至2020年6月17日尚未兑现的奖励）被视为未交付，因此可用于根据经修订的AR LTIP的新奖励。此外，截至2020年6月17日，根据2013年计划或根据AR LTIP或经修订的AR LTIP（股票期权和股票增值权除外）授予的任何股份，将再次可根据经修订的AR LTIP获得新的奖励，以支付与奖励有关的任何税款而代扣或退还的任何股份。
截至2025年12月31日，根据经修订的AR LTIP，共有10,415，568股可供未来授予。
F-25
公司基于股权的补偿费用，按奖励类型，如下（单位：千）：
截至12月31日止年度， |
||||||||||
|
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
|
||||
RSU奖项 |
$ |
32,745 |
42,780 |
41,664 |
||||||
PSU奖项 |
25,322 |
22,177 |
17,543 |
|||||||
发给董事的股权奖励 |
1,452 |
1,505 |
1,605 |
|||||||
费用总额 |
$ |
59,519 |
66,462 |
60,812 |
||||||
截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度，公司既得股权奖励的公允价值总额分别为7500万美元、7400万美元和7400万美元。
| (a) | 限制性股票奖励 |
RSU奖励马甲以满足服务要求为准。与每个RSU奖励相关的费用在整个奖励的必要服务期内按直线法确认。这些奖励的授予日公允价值根据授予日Antero资源普通股的收盘价确定。截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度授予的RSU的加权平均授予日每股公允价值分别为25.90美元、26.52美元和33.64美元。
RSU奖励活动汇总如下：
加权 |
||||||
平均 |
||||||
数 |
授予日期 |
|||||
|
单位数 |
|
公允价值 |
|
||
已授予和未归属合计— 2024年12月31日 |
3,035,362 |
$ |
26.05 |
|||
已获批 |
1,138,906 |
33.64 |
||||
既得 |
(1,697,987) |
25.85 |
||||
没收 |
(139,880) |
29.85 |
||||
已授予及未归属总数— 2025年12月31日 |
2,336,401 |
$ |
29.67 |
|||
截至2025年12月31日，与未归属的RSU相关的未摊销股权补偿费用为4200万美元。该费用预计将在1.8年的加权平均期间内确认。
| (b) | 业绩份额单位奖励 |
基于股东总回报的业绩份额单位奖励
2020年，公司向根据截至2021年4月15日、2022年4月15日和2023年4月15日止的三个一年期业绩期各一天的最后一天以及截至2023年4月15日止的一个累计三年期业绩期确定的Antero资源绝对股东总回报（“TSR”）归属的某些执行官授予PSU奖励，在每种情况下，取决于该执行官是否继续受雇至2023年4月15日（“2020绝对TSR PSU”）。累计三年履约期结束后最终可赚取的普通股股份数量从零到授予的PSU目标数量的150%不等。与这些PSU相关的费用在大约三年内按等级归属基础确认。截至二零二一年四月十五日、二零二二年四月十五日、二零二二年四月十五日及二零二三年四月十五日止各业绩期的表现条件均获满足。截至2023年12月31日止年度，2020年绝对股东总回报PSU在所有四个业绩期间归属于目标的112%，并转换为约0.2百万股普通股。
F-26
此外，在2020年，公司向其某些根据截至2021年4月15日、2022年4月15日和2023年4月15日止的三个一年期业绩期各一天的最后一天确定的TSR相对于某些同行公司的TSR归属的执行人员授予PSU，以及在每种情况下截至2023年4月15日止的一个累计三年期业绩期，前提是该执行人员是否继续受雇至2023年4月15日（“2020年相对TSR PSU”）。累计三年业绩期结束后最终可赚取的普通股股份数量从零到授予的PSU目标数量的150%不等。与这些PSU相关的费用在大约三年内按等级归属基础确认。截至二零二一年四月十五日、二零二二年四月十五日、二零二二年四月十五日及二零二三年四月十五日止各业绩期的表现条件均获满足。截至2023年12月31日止年度，2020年相对TSR PSU在所有四个业绩期间归属于目标的126%，并转换为约0.2百万股普通股。
2021年，公司向其若干执行官授予PSU奖励，这些奖励基于截至2022年4月15日、2023年4月15日和2024年4月15日止的三个一年期业绩期各一天的最后一天以及截至2024年4月15日止的一个累计三年期业绩期确定的绝对TSR归属，在每种情况下，取决于该执行官是否继续受雇至2024年4月15日（“2021年绝对TSR PSU”）。2021年绝对TSR PSU的累计三年业绩期结束后最终可能获得的普通股股份数量范围为最初授予的2021年绝对TSR PSU目标数量的零至200%。与这些PSU相关的费用在每个执行期的期限内按分级归属基础确认。截至2023年4月15日止业绩期间的业绩条件未获满足，因此，该奖励部分未实现归属。截至2022年4月15日和2024年的每个业绩期间的业绩条件均达到目标的200%，并且在截至2024年12月31日的年度内，2021年绝对TSR PSU归属并转换为约30万股普通股。
2022年，公司向其若干高级管理人员和执行官授予PSU奖励，这些奖励基于截至2023年4月15日、2024年4月15日和2025年4月15日止的三个一年期业绩期各一天的最后一天确定的绝对股东总回报，以及截至2025年4月15日止的一个累计三年期业绩期，在每种情况下，均须遵守某些持续雇佣标准（“2022年绝对股东总回报PSU”）。2022绝对TSR PSU的累计三年业绩期结束后最终可赚取的普通股股份数量从最初授予的2022绝对TSR PSU目标数量的零到200%不等。与这些PSU相关的费用在每个执行期的期限内按分级归属基础确认。截至2023年4月15日、2024年和2025年4月15日止业绩期间的业绩条件累计达到目标的110%。截至2025年12月31日止年度，2022年绝对股东总回报PSU归属并转换为约0.2百万股普通股。
此外，于2022年，公司向其若干高级管理人员和执行官授予PSU奖励，这些奖励基于截至2023年12月31日、2024年12月31日和2025年12月31日止的三个一年期业绩期各一天的最后一天以及截至2025年12月31日止的一个累计三年期业绩期确定的绝对TSR归属，在每一种情况下，均须遵守某些持续雇佣标准（“2022年特别绝对TSR PSU”）。2022年度特别股东特别大会绝对股东特别大会PSU的累计三年履约期结束后最终可能获得的普通股股份数量范围为最初授予的2022年度特别股东特别大会绝对股东特别大会目标数量的零至200%。与这些PSU相关的费用在每个执行期的期限内按分级归属基础确认。截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止业绩期间的业绩条件累计达到目标的82%。在2026年第一季度期间，Special 2022 Absolute TSR PSU将归属并转换为约10万股普通股。
2023年，公司向其若干高级管理人员和执行官授予PSU奖励，这些奖励基于截至2024年3月7日、2025年3月7日和2026年3月7日的三个一年业绩期中的每一个的最后一天确定的绝对股东总回报，以及截至2026年3月7日的一个累计三年业绩期，在每种情况下，均受某些持续雇佣标准（“2023年绝对股东总回报PSU”）的约束。2023年绝对TSR PSU的累计三年履约期结束后最终可能获得的普通股股份数量从最初授予的2023年绝对TSR PSU目标数量的零到200%不等。与这些PSU相关的费用在每个执行期的期限内按分级归属基础确认。截至2024年3月7日的业绩期间的业绩条件未得到满足，因此，未实现该奖励部分的归属。截至2025年3月7日业绩期的业绩条件达到目标的200%。
F-27
2024年，公司向其某些高级管理人员和执行官授予PSU奖励，这些奖励基于截至2025年3月7日、2026年3月7日和2027年3月7日的三个一年期业绩期中的每一个的最后一天确定的绝对TSR以及截至2027年3月7日的一个累计三年期业绩期，在每种情况下均受某些持续雇佣标准（“2024年绝对TSR PSU”）的约束。2024年绝对TSR PSU的累计三年业绩期结束后最终可能获得的普通股股份数量范围从最初授予的2024年绝对TSR PSU目标数量的零到200%不等。与这些PSU相关的费用在每个执行期的期限内按分级归属基础确认。截至2025年3月7日业绩期的业绩条件达到目标的200%。
于2025年3月，公司向其若干高级管理人员和执行官授予PSU奖励，这些奖励基于截至2026年3月7日、2027年3月7日和2028年3月7日止的三个一年期业绩期的每一天以及截至2028年3月7日止的一个累计三年期业绩期的最后一天确定的绝对TSR归属，在每种情况下，均受制于每个业绩期的某些持续雇佣标准（“2025年绝对TSR PSU”）。2025年绝对TSR PSU将在每个履约期结束后结算。就2025年绝对TSR PSU而言，最终可能获得的普通股股份总数从最初授予的2025年绝对TSR PSU目标数量的零到200%不等。与这些PSU相关的费用在每个执行期的期限内按分级归属基础确认。没收在发生时通过冲销先前确认的在该期间被没收的奖励的费用入账。
基于杠杆率的业绩份额单位奖励
2021年，公司根据公司总债务减去现金和现金等价物除以截至2021年12月31日、2022年12月31日和2023年12月31日的三个一年期业绩期间的最后一天确定的公司调整后EBITDA（定义见授予协议）向其某些高管授予PSU，在每种情况下，取决于该高管是否继续受雇至2023年12月31日（“2021年杠杆率PSU”）。与2021年杠杆率PSU相关的第三个履约期结束后最终可赚取的普通股股份数量范围为原授予的2021年杠杆率PSU目标数量的零至200%。与2021年杠杆率PSU相关的费用在反映预计在每个计量期结束时发行的普通股股数的每个业绩期间的期限内按分级归属基础确认，如果实现业绩条件的可能性变得不太可能，则此类费用将被冲回。截至2021年12月31日、2022年和2023年12月31日止各业绩期间的业绩条件均达到目标的200%。截至2024年12月31日止年度，2021年杠杆比率PSU归属并转换为约40万股普通股。
2022年，公司向某些高级管理人员和执行官授予PSU，这些高级管理人员和执行官根据公司总债务减去现金和现金等价物除以截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日的三个一年期业绩期间的最后一天确定的公司调整后EBITDA（定义见授予协议）归属，在每种情况下，均须遵守某些持续雇佣标准（“2022年杠杆率PSU”）。就2022年杠杆率PSU而言，在第三个履约期结束后最终可能获得的普通股股份数量范围为最初授予的2022年杠杆率PSU目标数量的零至200%。与2022年杠杆率PSU相关的费用在反映预计在每个计量期结束时发行的普通股股数的每个业绩期间的期限内按分级归属基础确认，如果实现业绩条件的可能性变得不太可能，则此类费用将被冲回。截至2022年12月31日、2023年和2024年12月31日业绩期间的业绩条件累计达到目标的194%。截至2025年12月31日止年度，2022年杠杆比率PSU归属并转换为约30万股普通股。
此外，在2022年，公司向其某些高级管理人员和执行官授予PSU，这些高级管理人员和执行官根据公司的总债务减去现金和现金等价物除以截至2023年12月31日、2024年12月31日和2025年12月31日的三个一年期业绩期间的最后一天确定的公司调整后的EBITDA（定义见授予协议）归属，在每种情况下，均须遵守某些持续雇佣标准（“2022年特别杠杆率PSU”）。与2022年特别杠杆比率PSU相关的第三个履约期结束后最终可能赚取的普通股股份数量范围为最初授予的2022年特别杠杆比率PSU目标数量的零至200%。与2022年特别杠杆率PSU相关的费用在每个业绩期间的期限内按分级归属基础确认，该期限反映了预计在每个计量期结束时发行的普通股股数，如果实现业绩条件的可能性变得不可能，则该费用将被冲回。截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日业绩期间的业绩条件累计达到目标的194%。在2026年第一季度期间，2022年特别杠杆比率PSU将归属和转换为约0.3百万
F-28
普通股的股份。
2023年，公司向其若干高级管理人员和执行官授予PSU，这些高级管理人员和执行官的归属基于公司的总债务减去现金和现金等价物除以截至2023年12月31日、2024年12月31日和2025年12月31日止的三个一年期业绩期间的最后一天确定的公司调整后的EBITDA（定义见授予协议），在每种情况下，均须遵守某些持续雇佣标准（“2023年杠杆率PSU”）。与2023年杠杆率PSU相关的第三个履约期结束后最终可能获得的普通股股份数量从最初授予的2023年杠杆率PSU目标数量的零到200%不等。与2023年杠杆率PSU相关的费用在反映预计在每个计量期结束时发行的普通股股数的每个业绩期间的期限内按分级归属基础确认，如果实现业绩条件的可能性变得不太可能，则此类费用将被冲回。截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日业绩期间的业绩条件累计达到目标的194%。在2026年第一季度期间，2023年杠杆率PSU将归属并转换为约40万股普通股。
2024年，公司向某些高级管理人员和执行官授予PSU，这些高级管理人员和执行官的归属基于公司的总债务减去现金和现金等价物除以截至2024年12月31日、2025年12月31日和2026年12月31日止的三个一年期业绩期间的最后一天确定的公司调整后的EBITDA（定义见授予协议），在每种情况下，均受某些持续雇佣标准（“2024年杠杆率PSU”）的约束。与2024年杠杆率PSU相关的第三个履约期结束后最终可能获得的普通股股份数量范围为原授予的2024年杠杆率PSU目标数量的零至200%。与2024年杠杆率PSU相关的费用在反映预计在每个计量期结束时发行的普通股股份数量的每个业绩期间的期限内按分级归属基础确认，如果实现业绩条件的可能性变得不太可能，则此类费用将被冲回。截至2024年12月31日及2025年12月31日止各业绩期的业绩条件分别达到目标的181%及200%。
2025年3月，公司向其某些高级管理人员和执行官授予PSU，这些高级管理人员和执行官根据截至2025年12月31日、2026年12月31日和2027年12月31日止的三个一年期业绩期的最后一天确定的公司对EBITDA的净债务（定义见授予协议）归属，在每种情况下，受制于每个业绩期的某些持续雇佣标准（“2025年杠杆率PSU”）。2025年杠杆率PSU将在每个履约期结束后结算。就2025年杠杆率PSU而言，最终可能赚取的普通股股份总数从最初授予的2025年杠杆率PSU目标数量的零到200%不等。与2025年杠杆率PSU相关的费用在反映预计在每个计量期结束时发行的普通股股份数量的每个业绩期间的期限内按分级归属基础确认，如果实现业绩条件的可能性变得不可能，则此类费用将被冲回。截至2025年12月31日业绩期间的业绩条件达到目标的200%。
绩效份额单位奖励信息摘要
PSU活动概要如下：
加权 |
||||||
平均 |
||||||
数 |
授予日期 |
|||||
|
单位数 |
|
公允价值 |
|
||
已授予和未归属合计— 2024年12月31日 |
1,351,295 |
$ |
35.27 |
|||
已获批 |
289,370 |
34.33 |
||||
既得(1) |
(281,318) |
41.41 |
||||
已授予及未归属总数— 2025年12月31日 |
1,359,347 |
$ |
33.80 |
|||
| (1) | 截至2025年12月31日止年度，2022年绝对股东总回报PSU及2022年杠杆比率PSU符合业绩标准，以实现归属于
|
F-29
基于市场的PSU的授予日公允价值是使用蒙特卡洛模拟确定的，该模拟使用概率法估计奖励的公允价值。预期波动率来源于同类上市公司的同业组历史股价的波动率。无风险利率是使用剩余期限对应于PSU服务期的零息美国政府债券的可用收益率确定的。假设股息收益率为零。基于杠杆率的PSU的授予日公允价值基于授予日Antero资源普通股的收盘价，假设业绩条件的目标实现。截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度授予的PSU的加权平均授予日每股公允价值分别为28.51美元、29.39美元和34.33美元。
下表列出了关于基于市场的PSU的加权平均公允价值的信息，以及用于确定公允价值的假设：
截至12月31日止年度， |
|||||||||||
|
2023 |
2024 |
2025 |
|
|||||||
股息收益率 |
— |
% |
— |
% |
— |
% |
|||||
波动性 |
82 |
% |
55 |
% |
48 |
% |
|||||
无风险利率 |
4.61 |
% |
4.23 |
% |
3.97 |
% |
|||||
授予奖励的加权平均公允价值 |
$ |
33.96 |
32.29 |
35.01 |
|||||||
截至2025年12月31日，与未归属的PSU相关的未摊销股权补偿费用为1000万美元。该费用预计将在1.5年的加权平均期间内确认。
| （c） | 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10年。与股票期权相关的费用在整个授予的必要服务期内按直线法确认。授予股票期权的行权价格等于或高于授予日Antero资源普通股股票的市场价格。
股票期权活动汇总如下：
加权 |
|||||||||||
加权 |
平均 |
||||||||||
平均 |
剩余 |
内在 |
|||||||||
数 |
运动 |
订约 |
价值 |
||||||||
|
期权 |
|
价格 |
|
生活 |
|
（单位：千）(1) |
||||
未结清— 2024年12月31日 |
252,451 |
$ |
50.00 |
|
$ |
— |
|||||
过期 |
(252,451) |
50.00 |
— |
— |
|||||||
未结清— 2025年12月31日 |
— |
$ |
— |
— |
— |
||||||
既得— 2025年12月31日 |
— |
$ |
— |
— |
$ |
— |
|||||
可行使— 2025年12月31日 |
— |
$ |
— |
— |
$ |
— |
|||||
| (1) | 内在价值基于期权的行权价格和Antero资源普通股在参考日期的收盘价。 |
采用Black-Scholes期权定价模型确定股票期权的授予日公允价值。预期波动率是由于在授予期权之日，与Antero资源普通股交易时间相对较短的同类上市公司的股票价格的历史股票价格的波动性得出的。无风险利率是使用剩余期限近似期权预期寿命的零息美国政府债券的隐含收益率确定的。假设股息收益率为零。
歼30
（十）公允价值
受限制现金、应收账款和应付账款由于其短期性，在2024年12月31日和2025年12月31日的账面价值接近公允价值。截至2024年12月31日和2025年12月31日，无担保信贷融资项下未偿金额的账面价值接近公允价值，因为浮动利率反映了当前的市场状况。
下表列出优先票据的公允价值和账面价值（单位：千）：
2024年12月31日 |
2025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 |
$ |
98,924 |
96,599 |
— |
— |
||||||||
2029年票据 |
417,211 |
404,055 |
370,431 |
363,204 |
|||||||||
2030年笔记 |
579,660 |
595,376 |
607,500 |
596,172 |
|||||||||
合计 |
$ |
1,095,795 |
1,096,030 |
977,931 |
959,376 |
||||||||
| (1) | 公允价值基于第2级市场数据输入。 |
| (2) | 账面价值以扣除未摊销债务发行成本后的净额列报。 |
有关基于股权的奖励的公允价值的信息，请参见附注9 —基于股权的补偿。有关衍生金融工具公允价值的信息，请参见附注11 —衍生工具。
（十一）衍生工具
公司面临与其持续经营业务相关的某些风险，可能会使用衍生工具来管理其商品价格风险。此外，公司定期订立包含要求分叉并作为衍生工具单独核算的嵌入式特征的合同。
(a) |
商品衍生品头寸 |
公司定期与交易对手订立天然气、NGLs和石油衍生品合约，以对冲与其生产相关的价格风险。这些衍生工具并非为交易目的而订立。如果天然气、NGLs和石油的市场价格发生变化，公司将面临这些未平仓合约的市场风险。这种市场风险敞口通常被最终出售公司产品时确认的天然气、NGLs和石油的市场价格变化所抵消。
公司是截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度结算的各类商品衍生合约的缔约方。当管理层认为可确保公司生产的有利未来销售价格时，公司订立衍生合约。根据公司的掉期协议，当结算时的实际商品价格超过掉期合同规定的固定价格时，公司向交易对手支付差额。当结算时实际商品价格低于合同规定的固定价格时，公司从交易对手处收取差额。在公司基差掉期合约下，当结算时的实际商品价格超过掉期合约提供的固定价格时，公司从交易对手处收取差价。当结算时实际商品价格低于合同规定的固定价格时，公司向交易对方支付差额。根据公司的领子协议，当结算时的实际商品价格低于合同规定的地板价时，公司从交易对手处收取差价。结算时实际商品价格高于最高限价时，公司向交易对方支付差额。
公司的衍生工具合约并没有被指定为会计用途的套期保值；因此，所有收益和损失均在公司的经营和综合收益报表中确认。
F-31
截至2025年12月31日，公司固定价格互换持仓情况如下：
加权 |
||||||||||
平均 |
||||||||||
商品/结算期 |
|
指数 |
|
签约量 |
|
价格 |
|
|||
天然气 |
||||||||||
2026年1-12月 |
亨利枢纽 |
770,000 |
MMBTU/天 |
$ |
3.90 |
/MMBTU |
||||
2026年1-12月 |
TETCO M2 |
10,000 |
MMBTU/天 |
3.36 |
/MMBTU |
|||||
2027年1-12月 |
亨利枢纽 |
330,000 |
MMBTU/天 |
3.98 |
/MMBTU |
|||||
截至2025年12月31日，公司基差互换持仓情况如下：
加权平均 |
||||||||||
商品/结算期 |
|
指数与基差差异 |
|
签约量 |
|
对冲差 |
||||
天然气 |
||||||||||
2026年1-12月 |
NYMEX至TETCO M2 |
150,000 |
MMBTU/天 |
$ |
0.85 |
/MMBTU |
||||
截至2025年12月31日，公司领口合同持仓情况如下：
加权 |
加权 |
|||||||||||||
平均 |
平均 |
|||||||||||||
商品/结算期 |
|
指数 |
|
签约量 |
|
天花板价格 |
|
楼面价 |
||||||
天然气 |
||||||||||||||
2026年1-12月 |
亨利枢纽 |
500,000 |
MMBTU/天 |
$ |
5.83 |
/MMBTU |
$ |
3.22 |
/MMBTU |
|
||||
2027年1-12月 |
亨利枢纽 |
10,000 |
MMBTU/天 |
5.00 |
/MMBTU |
3.50 |
/MMBTU |
|||||||
对于与公司在VPP资产中保留的权益相关的产量，该公司拥有一份看涨期权和一份与NYMEX定价挂钩的嵌入式看跌期权。该看跌期权嵌入在另一份合同中，由于嵌入的看跌期权与其主合同没有明确和密切的联系，公司将该衍生工具分叉，并在合并财务报表中以公允价值反映。
截至2025年12月31日，公司认购期权和嵌入式认沽期权安排如下：
嵌入式 |
||||||||||||||
看涨期权 |
看跌期权 |
|||||||||||||
商品/结算期 |
|
指数 |
|
签约量 |
|
行使价 |
|
行使价 |
|
|||||
天然气 |
||||||||||||||
2026年1-12月 |
亨利枢纽 |
32,000 |
MMBTU/天 |
$ |
2.63 |
/MMBTU |
$ |
2.63 |
/MMBTU |
|||||
此外，公司有一份掉期协议，该协议赋予交易对手于2023年12月21日签订固定价格掉期协议的权利，但没有义务，以2.77美元/MMBTU的价格购买截至2024年12月31日止年度的427,500 MMBTU/d。在截至2023年12月31日的年度内，公司执行了这项掉期协议的提前结算，并支付了2.02亿美元的现金。
截至2025年12月31日止年度，Martica的所有衍生品合约均已到期。截至2025年12月31日，Martica没有衍生工具。
F-32
(b) |
总结 |
下表汇总了公司衍生工具的公允价值，以及这些价值在合并资产负债表中记录的情况（单位：千）：
|
12月31日， |
|
|||||||
|
|
资产负债表位置 |
|
2024 |
2025 |
|
|||
未为会计目的指定为套期保值的资产衍生工具： |
|
|
|
|
|||||
商品衍生品—当前 |
衍生工具 |
$ |
— |
68,054 |
|
||||
嵌入式衍生工具—当前 |
衍生工具 |
1,050 |
859 |
||||||
商品衍生品—非流动 |
衍生工具 |
|
— |
12,524 |
|
||||
嵌入式衍生工具—非流动 |
衍生工具 |
|
1,296 |
— |
|
||||
总资产衍生品(1) |
|
|
2,346 |
81,437 |
|
||||
|
|
|
|
||||||
未为会计目的指定为套期的负债衍生工具： |
|
|
|
||||||
商品衍生品—当前(2) |
衍生工具 |
|
31,792 |
— |
|
||||
商品衍生品—非流动 |
衍生工具 |
|
17,233 |
— |
|
||||
负债衍生工具总额(1) |
|
|
49,025 |
— |
|
||||
|
|
|
|
||||||
衍生品资产净值（负债）(1) |
$ |
(46,679) |
81,437 |
|
|||||
| (1) | 衍生工具的公允价值使用第2级输入值确定。 |
| (2) | 截至2024年12月31日，$
|
下表列出截至列报日期已确认的衍生资产和负债的总值、根据与交易对手的总净额结算安排抵销的金额以及合并资产负债表中列报的由此产生的净额，均按公允价值（单位：千）：
2024年12月31日 |
2025年12月31日 |
||||||||||||||||||
净额 |
净额 |
||||||||||||||||||
毛额 |
毛额 |
物业、厂房及设备 |
毛额 |
毛额 |
物业、厂房及设备 |
||||||||||||||
金额 |
金额抵消 |
（负债）上 |
金额 |
金额抵消 |
（负债）上 |
||||||||||||||
|
认可 |
|
认可 |
|
资产负债表 |
|
认可 |
|
认可 |
|
资产负债表 |
||||||||
商品衍生资产 |
$ |
3,482 |
(3,482) |
— |
162,641 |
(82,063) |
80,578 |
||||||||||||
嵌入衍生资产 |
2,346 |
— |
2,346 |
859 |
— |
859 |
|||||||||||||
商品衍生负债 |
(52,507) |
3,482 |
(49,025) |
(82,063) |
82,063 |
— |
|||||||||||||
下表列出衍生工具公允价值损益汇总以及这些价值在综合经营和综合收益报表中记录的情况（单位：千）：
声明 |
||||||||||||
运营 |
截至12月31日止年度， |
|||||||||||
|
位置 |
|
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
|||||
商品衍生工具公允价值收益(1) |
收入 |
$ |
165,448 |
2,846 |
112,536 |
|||||||
内含衍生工具公允价值收益（亏损）(1) |
收入 |
876 |
(2,115) |
(1,487) |
||||||||
| (1) | 衍生工具的公允价值采用第2级输入值确定. |
截至2023年12月31日止年度的商品衍生工具公允价值收益（亏损）包括与在合同结算日期之前结算某些天然气衍生工具相关的2.02亿美元亏损。这些提前结算的付款在公司截至2023年12月31日止年度的综合现金流量表中归类为经营现金流。截至2024年12月31日和2025年12月31日止年度，没有商品衍生品的提前结算。
F-33
（十二）租赁
公司租赁若干办公场所、加工厂、钻机和完井服务、集气线、压缩机站以及其他办公和现场设备。初始期限为12个月或以下的租赁被视为短期租赁，不记录在资产负债表中。相反，短期租赁在租赁期内按直线法在费用中确认。
大多数租约都包含一个或多个续租选项，续租条款可将租约从一年延长至20年或更长时间。续租选择权的行使由公司全权酌情决定。租赁资产的折旧年限受预期租赁期限的限制，除非存在合理确定行使的所有权转让或购买选择权。
该公司的某些租赁协议包括基于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。
本公司将所有具有合同中明确或隐含规定的资产的合同视为，本公司拥有该资产的实质上全部能力，并有权获得该资产的实质上全部经济利益，而出租人不具备以该资产替代该资产的实质权利的能力，作为租赁资产。对于任何被视为包含租赁资产的合同，该资产作为使用权资产在合并资产负债表上资本化，相应的租赁负债使用启动日的贴现率按合同已知的未来最低付款额的现值入账。租赁资产分类在记录之日确定为经营类或融资类，取决于合同的某些标准。
用于现值计算的贴现率是合约中隐含的贴现率。隐性利率不可确定的，在起始日采用有抵押的增量借款利率。随着新租赁开始或以前的租赁被修改，现值计算中使用的折现率为当期适用的折现率。
公司已作出会计政策选择，采用按资产类别合并租赁和非租赁部分的实务变通方法。这一权宜之计允许公司在不能轻易将协议的非租赁部分与租赁付款分开的情况下，将与租赁房地相关的房地产税、保险、维护和其他运营费用等非租赁部分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-34
| (a) | 与租赁相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（单位：千）：
12月31日， |
|||||||||
租约 |
|
资产负债表分类 |
|
2024 |
|
2025 |
|||
经营租赁 |
|||||||||
经营租赁使用权资产： |
|||||||||
加工厂 |
经营租赁使用权资产 |
$ |
1,365,582 |
1,135,203 |
|||||
钻机和完井服务 |
经营租赁使用权资产 |
— |
54,968 |
||||||
集气管线和压气站(1) |
经营租赁使用权资产 |
1,149,981 |
912,073 |
||||||
办公空间 |
经营租赁使用权资产 |
33,345 |
28,400 |
||||||
办公室、外地和其他设备 |
经营租赁使用权资产 |
490 |
1,865 |
||||||
经营租赁使用权资产合计 |
$ |
2,549,398 |
2,132,509 |
||||||
经营租赁负债： |
|||||||||
短期经营租赁负债 |
短期租赁负债 |
$ |
492,624 |
514,717 |
|||||
长期经营租赁负债 |
长期租赁负债 |
2,048,942 |
1,610,341 |
||||||
经营租赁负债合计 |
$ |
2,541,566 |
2,125,058 |
||||||
融资租赁 |
|||||||||
融资租赁使用权资产： |
|||||||||
车辆 |
其他财产和设备 |
$ |
2,665 |
3,486 |
|||||
融资租赁使用权资产合计(2) |
$ |
2,665 |
3,486 |
||||||
融资租赁负债： |
|||||||||
短期融资租赁负债 |
短期租赁负债 |
$ |
1,270 |
1,539 |
|||||
长期融资租赁负债 |
长期租赁负债 |
1,395 |
1,947 |
||||||
融资租赁负债合计 |
$ |
2,665 |
3,486 |
||||||
| (1) | 集气线和压缩机站是与Antero Midstream相关的。更多信息见“—关联方租赁披露”. |
| (2) | 融资租赁资产记入累计摊销净额$
|
归类为租赁负债的加工厂、集输线和压缩机站在FASB ASC主题842，租赁下被归类为此类负债，因为Antero（i）是资产的唯一客户并且（ii）做出对资产的经济绩效影响最大的决策。
F-35
| (b) | 与租赁有关的补充资料 |
与经营和融资租赁相关的成本在合并财务报表中列示如下（单位：千）：
截至12月31日止年度， |
||||||||||||||
成本 |
|
分类 |
|
位置 |
|
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
||||
经营租赁成本 |
运营声明 |
收集、压缩、加工和运输 |
$ |
1,623,268 |
1,721,981 |
1,619,284 |
||||||||
经营租赁成本 |
运营声明 |
一般和行政 |
12,121 |
12,345 |
12,881 |
|||||||||
经营租赁成本 |
运营声明 |
合同终止、或有损失和结算 |
4,227 |
— |
— |
|||||||||
经营租赁成本 |
运营声明 |
租赁经营 |
84 |
148 |
1,077 |
|||||||||
经营租赁成本 |
资产负债表 |
证明属性(1) |
160,638 |
131,623 |
37,721 |
|||||||||
经营租赁总成本 |
$ |
1,800,338 |
1,866,097 |
1,670,963 |
||||||||||
融资租赁成本： |
||||||||||||||
使用权资产摊销 |
运营声明 |
损耗、折旧和摊销 |
$ |
1,530 |
1,639 |
1,768 |
||||||||
租赁负债利息 |
运营声明 |
利息支出 |
597 |
522 |
520 |
|||||||||
融资租赁总成本 |
$ |
2,127 |
2,161 |
2,288 |
||||||||||
短期租赁付款 |
$ |
137,781 |
109,874 |
154,079 |
||||||||||
| (1) | 与钻井和完井活动相关的资本化成本。 |
| （c） | 与租赁相关的补充现金流信息 |
下表列出公司与租赁相关的补充现金流信息（单位：千）：
截至12月31日止年度， |
||||||||||
|
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
|||||
为计入租赁负债计量的金额支付的现金： |
||||||||||
经营租赁产生的经营现金流 |
$ |
1,366,677 |
1,492,421 |
1,606,289 |
||||||
融资租赁产生的经营现金流 |
597 |
522 |
520 |
|||||||
投资经营租赁现金流 |
126,483 |
97,984 |
22,072 |
|||||||
融资租赁产生的融资现金流 |
830 |
1,106 |
1,538 |
|||||||
非现金活动： |
||||||||||
为换取新的经营租赁义务而取得的使用权资产 |
$ |
76,797 |
97,866 |
166,711 |
||||||
经营租赁修改减少至现有使用权资产和租赁债务，净额(1) |
$ |
(15,858) |
20,911 |
(14,435) |
||||||
| (1) | 截至2023年12月31日止年度，重新计量经营租赁的加权平均贴现率由
|
F-36
（d）租赁负债期限
下表为截至2025年12月31日经营和融资租赁负债未来最低付款额明细表（单位：千）：
经营租赁 |
|
融资租赁 |
合计 |
|||||||
2026 |
$ |
|
|
644,455 |
||||||
2027 |
|
|
488,339 |
|||||||
2028 |
|
|
407,068 |
|||||||
2029 |
|
|
322,483 |
|||||||
2030 |
|
— |
248,965 |
|||||||
此后 |
|
— |
408,821 |
|||||||
租赁付款总额 |
2,515,767 |
4,364 |
2,520,131 |
|||||||
减：推算利息 |
(345,884) |
(681) |
(346,565) |
|||||||
合计 |
$ |
2,169,883 |
3,683 |
2,173,566 |
||||||
（e）租期及贴现率
下表列示公司加权平均剩余租期及折现率：
2024年12月31日 |
2025年12月31日 |
|||||||||
经营租赁 |
|
融资租赁 |
经营租赁 |
|
融资租赁 |
|||||
加权平均剩余租期 |
6.0年 |
2.1年 |
5.4年 |
2.8年 |
||||||
加权平均贴现率 |
5.5 |
% |
8.4 |
% |
5.6 |
% |
8.5 |
% |
||
（f）关联方租赁披露
公司与Antero Midstream订立收集及压缩服务协议，内容包括：（i）日期为2019年12月8日的第二份经修订及重列的收集及压缩协议（“2019年收集及压缩协议”），（ii）自Antero Midstream于2022年收购某专用区域的若干Marcellus聚集及压缩资产的聚集及压缩协议（「 Marcellus聚集及压缩协议」）及（iii）自丨Antero Midstream于2022年收购若干Utica压缩机的聚集及压缩协议（「 Utica压缩协议」）及（iv）自Antero Midstream于2024年第二季度收购若干Central Marcellus聚集及压缩资产的聚集及压缩协议（「 Mountaineer聚集及压缩协议」，与2019年收集和压缩协议、Marcellus收集和压缩协议和Utica压缩协议一起，“收集和压缩协议”）。根据与Antero Midstream的收集和压缩协议，该公司已将其目前和未来在西弗吉尼亚州、俄亥俄州和宾夕法尼亚州的几乎所有种植面积都用于Antero Midstream的收集和压缩服务。2019年的收集和压缩协议、Marcellus收集和压缩协议以及Mountaineer收集和压缩协议的初始条款分别到2038年、2031年和2026年，而Utica压缩协议有一个剩余的种植面积专用，将于2030年到期。Utica压缩协议将在Utica页岩剥离结束时由买方承担。于Marcellus收集及压缩协议、Utica压缩协议及Mountaineer收集及压缩协议届满时，Antero Midstream将继续根据2019年收集及压缩协议提供收集及压缩服务。
F-37
根据收集和压缩协议，Antero Midstream收取每千立方英尺的低压收集费、每千立方英尺的高压收集费以及每千立方英尺的压缩费（如适用），但须按年度根据CPI进行调整。如果以及在公司要求Antero Midstream建设新的低压管线、高压管线和压缩机站的范围内，2019年集输和压缩协议包含由Antero Midstream选择的选择权，即（i）要求Antero资源在10年内利用或支付此类新建设所要求的75%的高压集输能力和70%的压缩能力的最低容量承诺，或（ii）允许Antero Midstream在七年内赚取此类新建设的13%回报率的服务费成本。Marcellus收集和压缩协议规定了最低数量承诺，要求公司使用或支付25%的压缩容量，期限为自服务日期起的10年。Mountaineer收集和压缩协议分别规定每个压缩机站或高压收集线路的每月最低压缩和收集费用，为期12年，自该资产的在役日期后90天开始。截至2025年12月31日，2019年集约和压缩协议的最低数量承诺于2035年结束，登山者集约和压缩协议的最低压缩和集费于2026年结束。截至2025年1月1日，Marcellus收集和压缩协议下没有最低数量承诺。
2019年的收集和压缩协议包括一项于2023年12月31日到期的增长激励费用计划，根据该计划，低压收集费用从2020年到2023年在公司实现某些季度数量目标的范围内减少。低压集量目标中仅考虑公司2019年集压缩协议下聚集的吞吐量。截至2023年12月31日止年度，该公司获得的费用回扣为5200万美元。
于初步合约期限届满后，2019年收集及压缩协议将继续每年有效，直至该协议终止为止，并于该协议生效日期的周年日起生效，藉由公司或Antero Midstream于该协议生效日期的第180天或之前向另一方发出通知，于该协议生效日期的周年日起生效
截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度，Antero支付的与这些协议相关的收集和压缩费用分别为7.38亿美元、8.13亿美元和8.48亿美元。截至2024年12月31日和2025年12月31日，由于与这些协议相关的Antero Midstream，分别有7900万美元和8500万美元被计入合并资产负债表的关联方应付账款中。
（十三）所得税
公司的所得税费用（收益）包括以下（单位：千）：
截至12月31日止年度， |
||||||||||
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
||||||
当前： |
||||||||||
状态 |
$ |
1,587 |
455 |
1,902 |
||||||
当期所得税费用 |
1,587 |
455 |
1,902 |
|||||||
延期： |
||||||||||
美国联邦 |
50,969 |
(107,890) |
192,252 |
|||||||
状态 |
11,070 |
(10,750) |
21,713 |
|||||||
递延所得税费用（收益） |
62,039 |
(118,640) |
213,965 |
|||||||
所得税费用总额（收益） |
$ |
63,626 |
(118,185) |
215,867 |
||||||
F-38
所得税费用（福利）与将21%的美国法定联邦所得税税率应用于税前收入或损失所计算的金额不同，原因如下（以千为单位，百分比除外）：
截至12月31日止年度， |
|||||||||||||||||||
2023 |
2024 |
2025 |
|||||||||||||||||
|
金额 |
百分比 |
|
金额 |
百分比 |
|
金额 |
百分比 |
|
||||||||||
美国联邦法定所得税 |
$ |
75,801 |
21.0 |
% |
$ |
(5,143) |
21.0 |
% |
$ |
186,991 |
21.0 |
% |
|||||||
州和地方所得税，扣除美国联邦效应(1) |
12,657 |
3.5 |
% |
(10,295) |
42.0 |
% |
23,215 |
2.6 |
% |
||||||||||
税收抵免 |
|||||||||||||||||||
研究与开发 |
— |
— |
% |
(148,861) |
607.9 |
% |
(4,375) |
(0.5) |
% |
||||||||||
不可课税或不可扣除项目 |
|||||||||||||||||||
高管薪酬 |
2,279 |
0.6 |
% |
5,184 |
(21.2) |
% |
13,515 |
1.5 |
% |
||||||||||
其他 |
439 |
0.1 |
% |
1,037 |
(4.2) |
% |
431 |
— |
% |
||||||||||
未确认税收优惠的变化 |
— |
— |
% |
53,590 |
(218.8) |
% |
(2,663) |
(0.3) |
% |
||||||||||
其他项目 |
|||||||||||||||||||
非控制性权益 |
(20,774) |
(5.8) |
% |
(7,659) |
31.3 |
% |
(8,431) |
(0.9) |
% |
||||||||||
收到的股息扣除 |
(3,075) |
(0.9) |
% |
(4,785) |
19.5 |
% |
(6,155) |
(0.7) |
% |
||||||||||
基于股权的薪酬 |
(3,030) |
(0.8) |
% |
(2,390) |
9.8 |
% |
(1,786) |
(0.2) |
% |
||||||||||
NOL调整 |
— |
— |
% |
980 |
(4.0) |
% |
15,186 |
1.7 |
% |
||||||||||
其他 |
(671) |
(0.2) |
% |
157 |
(0.6) |
% |
(61) |
— |
% |
||||||||||
所得税费用总额（收益）/实际税率 |
$ |
63,626 |
17.5 |
% |
$ |
(118,185) |
482.7 |
% |
$ |
215,867 |
24.2 |
% |
|||||||
| (1) | 宾夕法尼亚州占公司州所得税费用的大部分（超过50%），扣除联邦影响截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度。 |
递延所得税反映了为财务报告目的资产和负债之间的暂时性差异以及税法计量的金额的影响。产生递延所得税资产负债的暂时性差异的税收影响如下（单位：千）：
|
12月31日， |
|
|||||
2024 |
|
2025 |
|||||
递延所得税资产： |
|||||||
NOL结转 |
$ |
212,289 |
266,123 |
||||
研发税收抵免，净额 |
95,271 |
102,309 |
|||||
利息费用结转 |
46,452 |
9,516 |
|||||
基于股权的薪酬 |
6,462 |
4,132 |
|||||
对Antero Midstream的投资 |
214,357 |
194,960 |
|||||
衍生工具未实现亏损 |
9,863 |
— |
|||||
租赁负债 |
555,264 |
477,262 |
|||||
资产报废义务和其他 |
23,080 |
29,247 |
|||||
递延所得税资产总额 |
1,163,038 |
1,083,549 |
|||||
估价津贴 |
(43,192) |
(39,112) |
|||||
递延所得税资产，净额 |
1,119,846 |
1,044,437 |
|||||
递延所得税负债： |
|||||||
石油和天然气属性 |
1,229,297 |
1,439,666 |
|||||
衍生工具未实现收益 |
— |
17,912 |
|||||
租赁使用权资产 |
556,976 |
478,901 |
|||||
对Martica的投资 |
24,808 |
13,837 |
|||||
其他 |
2,106 |
1,427 |
|||||
递延所得税负债总额 |
1,813,187 |
1,951,743 |
|||||
递延所得税负债，净额 |
$ |
(693,341) |
(907,306) |
||||
F-39
在评估递延所得税资产的可变现性时，管理层根据一个可能性大于不可能的判断标准来考虑递延所得税资产是否会实现部分或全部。递延所得税资产的最终变现取决于公司暂时性差异可抵扣期间未来应纳税所得额的产生。管理层在进行此评估时考虑了递延所得税负债的预定冲回、预计的未来应税收入和税务规划策略。基于对递延所得税资产可抵扣期间的未来应税收入的预测，管理层认为公司将无法实现其中某些可抵扣差异的好处，截至2024年12月31日和2025年12月31日，已分别录得约4300万美元和3900万美元的估值备抵。截至2024年12月31日和2025年12月31日止各年的估值津贴主要涉及科罗拉多州和俄克拉荷马州NOL结转，是这些州预计未来所得税分摊减少的结果。如果对结转期间的未来应纳税所得额的估计进行修正，被视为可变现的递延所得税资产的金额可能会在近期内进一步减少。
截至2025年12月31日，公司的美国联邦和州NOL结转金额分别约为9.6亿美元和19亿美元，不包括上述估值备抵。2018年之前纳税年度产生的美国联邦和西弗吉尼亚州NOL结转将于2037年到期。对于2018年及之后的纳税年度，在这些司法管辖区产生的美国联邦和西弗吉尼亚州NOL结转没有到期日期。2018年之前或2020年之后纳税年度产生的科罗拉多州NOL结转在2026年至2044年之间到期。2018至2020纳税年度产生的科罗拉多州NOL结转没有到期日。截至2025年12月31日，该公司拥有1.53亿美元的美国联邦所得税抵免额，不包括相关准备金，这些抵免额将于2033年至2045年间到期。
2022至2025纳税年度仍可接受美国国税局审查。公司及其子公司向各州税务机关提交纳税申报表，这些申报表在2021至2025纳税年度仍可供审查。
公司委托进行了一项与公司钻井和完井方法相关的多年研发税收抵免研究，从而对公司的有效税率和未来纳税义务进行了有利的调整。截至2025年12月31日，预计将在未来期间使用的记录在案的研发税收抵免净额为1.02亿美元。研发税收抵免将于2033年至2045年之间到期。
公司税务负债的计算涉及复杂税务法律法规适用的不确定性。该公司对那些它认为经美国国税局或州税收当局审查后更有可能维持的税收状况给予财务报表确认。确认公司报告的未确认税收优惠将影响其有效税率。
不确定税务头寸准备金，不包括利息和罚款，如下（单位：千）：
截至12月31日止年度， |
||||||||||
|
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
|
||||
期初余额 |
$ |
— |
— |
53,590 |
||||||
当年采取的税务立场 |
|
— |
|
53,590 |
|
— |
||||
上一年采取的税务立场 |
— |
— |
(2,663) |
|||||||
期末余额 |
$ |
— |
53,590 |
50,927 |
||||||
歼40
（十四）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2025年12月31日租赁期限超过一年的租赁（单位：千）：
处理， |
|||||||||||||||||||
聚集， |
|||||||||||||||||||
实盘 |
压缩 |
运营和 |
推算利息 |
||||||||||||||||
交通运输 |
和供水服务 |
融资租赁 |
租赁 |
其他 |
|||||||||||||||
|
(a) |
|
(b) |
|
（c） |
|
（c） |
|
（d） |
|
合计 |
|
|||||||
2026 |
$ |
1,209,447 |
32,988 |
537,006 |
107,449 |
17,033 |
1,903,923 |
||||||||||||
2027 |
1,203,840 |
31,699 |
407,607 |
80,732 |
6,088 |
1,729,966 |
|||||||||||||
2028 |
1,141,428 |
30,366 |
347,739 |
59,329 |
2,578 |
1,581,440 |
|||||||||||||
2029 |
785,642 |
29,857 |
281,002 |
41,481 |
68 |
1,138,050 |
|||||||||||||
2030 |
695,409 |
29,121 |
221,794 |
27,171 |
— |
973,495 |
|||||||||||||
此后 |
2,988,374 |
53,356 |
378,418 |
30,403 |
— |
3,450,551 |
|||||||||||||
合计 |
$ |
8,024,140 |
207,387 |
2,173,566 |
346,565 |
25,767 |
10,777,425 |
||||||||||||
(a) |
实盘运输 |
该公司已与多条管道订立牢固的运输协议，以促进其生产交付市场。这些合同承诺公司以协议费率运输每日最低天然气或NGLS量，或以指定的预订费率支付任何缺陷。本表中的金额基于公司按预订费率计算的每日最低交易量。表中的数值代表公司承诺支付的总金额；然而，公司将根据其工作权益在综合财务报表中记录其按比例分摊的成本。
该公司的坚定运输承诺包括与30万MMBTU/d的REX坚定运力相关的2.2亿美元，这些运力将在Utica页岩剥离和FERC批准结束后由买方各方承担。更多信息见附注3 —交易。
(b) |
加工、集料、压缩和水服务承诺 |
公司已订立多项长期气体处理、收集、压缩及供水服务协议。其中某些协议被确定为租赁。非租赁协议项下的最低付款义务在本栏中列示。
表中的数值代表公司承诺支付的总金额；然而，公司将根据其工作权益在综合财务报表中记录其按比例分摊的成本。
（c） |
经营和融资租赁，包括估算利息 |
公司根据合同承担由钻机和完井船队提供的服务、加工、收集和压缩服务协议以及办公室和设备租赁的义务。表格中的数值代表Antero资源承诺支付的总金额；但是，该公司将根据其工作权益在财务报表中记录其按比例分担的成本。公司的经营和融资租赁承诺不包括尚未开始的租赁的义务。
该公司未来运营和融资租赁的最低付款，包括估算的利息，包括与将在Utica页岩剥离结束时由买方方承担的合同相关的4800万美元，截至2025年12月31日，这些合同被归类为持有待售。更多信息见附注3 —交易。
（d） |
其他 |
公司已订立多项土地收购及砂石供应协议。其中某些协议包含不同条款的最低付款义务。表中的数值表示根据这些安排应支付的最低款项。这些协议都没有被确定为租赁。
F-41
（e）合同终止
公司产生与延迟或取消与第三方的某些合同相关的费用。这些费用记录在业务和综合收益报表中的合同终止、或有损失和结算中。在2023年期间，该公司执行了提前终止其在Equitrans管道上20万MMBTU/d的坚定运输承诺，并支付了2400万美元的现金。截至2025年12月31日，不存在与任何延迟或取消的合同相关的剩余付款义务。
（十五）或有事项
| (a) | Environmental |
2018年6月，该公司收到了来自EPA Region III的违规通知（“NOV”），原因是涉嫌违反联邦清洁空气法和西弗吉尼亚州实施计划。NOV称，这些设施的燃烧装置不符合适用的空气许可要求。另外，在2018年6月，公司收到了EPA Region III根据《清洁空气法》第114（a）条提出的与2017年9月检查的设施以及额外的Antero资源设施有关的信息请求，目的是确定额外的设施是否存在与2017年9月检查期间发现的相同的所谓合规问题。随后，西弗吉尼亚州环境保护部（“WVDEP”）和EPA Region V（涵盖俄亥俄州设施）各自进行了检查，公司已分别收到WVDEP和EPA Region V与EPA Region III正在调查的类似问题相关的NOV。该公司继续与EPA和WVDEP进行谈判，以解决NOV和信息请求中声称的问题。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、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
| (b) | 生产税 |
该公司须在其经营所在的州缴纳生产税。该公司2018至2020纳税年度在西弗吉尼亚州的生产税申报需接受西弗吉尼亚州的审计。与本次审计同时收到的所有评估均记录在截至2024年12月31日止年度的综合经营报表和综合净亏损中；然而，公司已就此类评估提出上诉。目前，公司认为该事项的结果不会对公司的综合财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。
| （c） | 其他 |
本公司是其日常业务过程中的各种法律诉讼和索赔的一方。公司定期评估其法律诉讼程序，并在公司认为很可能发生损失且损失金额可以合理估计时对此类事项计提负债。此后将对任何此类应计项目进行调整，以反映变化的情况。如果公司确定（i）公司很可能发生损失但无法合理估计损失金额，或（ii）公司发生损失的可能性低于可能性但是合理可能的，则公司需在此披露该事项，尽管公司无需计提此类损失。
在可能的情况下，公司为法律诉讼确定合理可能损失的估计或合理可能损失的范围，无论是否超过任何相关的应计负债或在没有应计负债的情况下。在可以做出此类估计的情况下，任何此类估计均基于公司对当前可用信息的分析，并受到重大判断和各种假设和不确定性的影响，并可能随着获得新信息而发生变化。公司还可能对公司可能被确定欠下的任何金额的利息负责，该金额无法确定或估计。上述事项的最终结果，例如损失的可能性是否遥远、是否合理可能或很可能，或者损失的范围是否以及何时是可合理估计的，本质上是不确定的。此外，由于评估的内在主观性和法律诉讼结果的不可预测性，任何应计或估计为可能损失的金额可能并不代表公司因有关法律诉讼而蒙受的最终损失，公司的风险敞口和最终损失可能高于应计或估计的金额。
F-42
该公司在多起指控特许权使用费支付不足的诉讼中被点名，其中一些诉讼寻求集体诉讼证明。针对公司和其他同行运营商的未决诉讼可能会对确定根据石油和天然气租赁应支付给出租人的特许权使用费的方法产生影响，包括允许的生产后成本金额以及已经和可能从特许权使用费中扣除的成本类型等。虽然索赔的金额可能很大，但其中许多诉讼程序处于早期阶段，涉及多种租赁形式，有不同的特许权使用费条款，并寻求或可能寻求目前数额不确定的损害赔偿。在该公司作为当事方的一起集体诉讼中，Jacklin Romeo等人诉Antero Resources Corporation一案，美国西弗吉尼亚州北区地方法院就西弗吉尼亚州最高法院（“WVSC”）就西弗吉尼亚州隐含的销售天然气义务的解释向西弗吉尼亚州最高法院（“WVSC”）证明了某些问题，其中租约在分配后期制作成本和NGLs的处理方面缺乏任何明确的语言。WVSC在2024年11月回答了经认证的问题；然而，在2024年12月，Antero请求WVSC就经认证的问题进行重新听证，这使得2024年11月的意见生效所需的授权的发放暂停。要求重审的申请于2024年12月31日获得WVSC批准，并于2025年4月22日在WVSC举行了关于此事的口头辩论。2025年6月11日，WVSC回答了经认证的问题，其效果扩大了公司将支付特许权使用费的产品范围，并限制了公司从特许权使用费中扣除的后期制作成本金额，在每种情况下，根据不包含相反语言的租约。关于罗密欧事项，截至2025年12月31日，公司已就合同终止、或有损失和结算在综合经营和综合收益报表中记录的估计损失计提了一笔非实质性金额。
WVSC对罗密欧事件中已认证问题的回答也可能影响公司过去支付的特许权使用费，以及未来根据公司在罗密欧事件中没有争议的某些其他租约所欠的特许权使用费。虽然公司无法确定地预测任何其他目前未决的索赔或与此类其他租赁下的特许权使用费付款有关的潜在其他索赔的时间和最终结果，但公司目前估计，与此类其他租赁相关的合理可能的损失金额可能高达4亿美元。
公司作为当事方的另外两个案件此前也收到了裁决，原告声称，法院认定，某些后期制作费用可能不会根据适用租约中特定语言的解释进行扣除：西弗吉尼亚州的非集体诉讼和俄亥俄州的集体诉讼。在每起案件中，所称的损害都不是实质性的。公司将继续对这些案件中的每一个达成的法律结论提出质疑，并继续分析这些决定可能如何影响公司作为当事方的其他案件。目前，公司无法预测上述问题最终可能如何以及何时得到解决，因此也无法估计可能导致的潜在损害（如果有的话）。
（十六）关联方
Antero Midstream几乎所有的收入过去和现在都来自与Antero资源的交易。有关公司关联方租赁的更多信息，请参见附注12 —租赁。公司可报告分部的经营业绩见附注17 ——可报告分部。
F-43
（17）应报告分部
(a) |
可报告分部摘要 |
该公司位于美国的业务分为三个可报告分部：（i）勘探和生产；（ii）该公司对Antero Midstream的权益法投资以及（iii）市场营销。公司几乎所有的生产收入都归属于位于美国的客户；然而，公司的部分生产收入归属于客户，这些客户随后将公司的生产运输到国外进行转售或消费。这些分部由管理层单独监测业绩，并与内部财务报告保持一致。这些分部是根据不同的产品和服务（包括这些业务所需的专业知识）、生产流程、客户和分销方法确定的。公司首席执行官兼总裁被确定为公司首席运营决策者（“CODM”）。主要经营决策者根据营业收入（亏损）评估公司各业务板块的表现。主要经营决策者考虑了公司的实际营业收入（亏损）与营业收入（亏损）的比较，用于（i）相关的前期实际结果，（ii）预算和（iii）每月的指导，以评估每个分部的业绩并就向每个分部分配资本和其他资源作出决定。
一般及行政开支乃根据开支的性质，并根据分部在公司综合物业及设备的按比例份额、资本开支及劳工成本（如适用）的组合，分配至中游分部。与营销部门相关的一般和行政费用不分配，因为它们无关紧要。其他收入（费用）、所得税和利息费用主要在综合基础上进行管理和评估。分部间销售以近似市场的价格成交。各分部的会计政策与综合财务报表附注2 —重要会计政策摘要所述的公司会计政策相同。
勘探和生产
勘探及生产分部从事开发、生产、勘探及收购位于阿巴拉契亚盆地的天然气、NGLs及石油资产。该公司的目标是大型、可重复的资源区，其中水平钻井和先进的裂缝增产技术提供了从非常规地层经济地开发和生产天然气、NGLs和石油的手段。
权益法投资于Antero Midstream
公司通过权益法投资于Antero Midstream的方式接收中游服务。Antero Midstream为关联方，公司的主要经营决策者同时担任Antero Midstream的主要经营决策者。Antero Midstream拥有、运营和开发中游能源基础设施，主要是为公司在阿巴拉契亚盆地的生产和完工活动提供服务。Antero Midstream的资产由集输管道、压缩机站、加工和分馏厂的权益以及水处理资产组成。Antero Midstream根据长期合同向Antero资源提供中游服务。
市场营销
在可行的情况下，公司采购和销售第三方天然气和NGLs并销售其过剩的公司运输能力，或聘请第三方代表公司开展这些活动，以优化这些运输协议的收入。该公司已就其当前和预期未来生产的很大一部分签订了长期固定运输协议，以确保有保障的运力流向有利的市场。
F-44
(b) |
可报告分部财务资料 |
公司报告分部的经营业绩和资产情况如下（单位：千）：
截至2023年12月31日止年度 |
||||||||||||||||
权益法 |
||||||||||||||||
探索 |
投资 |
消除 |
||||||||||||||
和 |
安特罗 |
未合并 |
合并 |
|||||||||||||
|
生产 |
|
市场营销 |
|
中游(1) |
|
附属公司 |
|
合计 |
|
||||||
销售和收入： |
||||||||||||||||
第三方 |
$ |
4,473,969 |
206,122 |
1,414 |
(1,414) |
4,680,091 |
||||||||||
分部间 |
|
1,881 |
— |
1,040,357 |
(1,040,357) |
1,881 |
||||||||||
总收入 |
4,475,850 |
206,122 |
1,041,771 |
(1,041,771) |
4,681,972 |
|||||||||||
营业费用： |
||||||||||||||||
租赁经营 |
118,441 |
— |
— |
— |
118,441 |
|||||||||||
聚集和压缩 |
858,462 |
— |
95,507 |
(95,507) |
858,462 |
|||||||||||
加工 |
1,014,181 |
— |
— |
— |
1,014,181 |
|||||||||||
交通运输 |
769,715 |
— |
— |
— |
769,715 |
|||||||||||
水处理 |
— |
— |
117,658 |
(117,658) |
— |
|||||||||||
生产和从价税 |
158,855 |
— |
— |
— |
158,855 |
|||||||||||
市场营销 |
— |
284,965 |
— |
— |
284,965 |
|||||||||||
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 |
|||||||||||
设施空转 |
— |
— |
2,459 |
(2,459) |
— |
|||||||||||
损耗、折旧和摊销 |
746,849 |
— |
136,059 |
(136,059) |
746,849 |
|||||||||||
财产和设备减值 |
51,302 |
— |
146 |
(146) |
51,302 |
|||||||||||
其他(2) |
34,676 |
23,763 |
7,012 |
(7,012) |
58,439 |
|||||||||||
总营业费用 |
3,976,997 |
308,728 |
429,909 |
(429,909) |
4,285,725 |
|||||||||||
营业收入（亏损） |
$ |
498,853 |
(102,606) |
611,862 |
(611,862) |
396,247 |
||||||||||
未合并关联公司收益中的权益 |
$ |
82,952 |
— |
105,456 |
(105,456) |
82,952 |
||||||||||
分部资产的资本支出 |
$ |
1,131,863 |
— |
183,733 |
(183,733) |
1,131,863 |
||||||||||
| (1) | 这些金额反映了Antero Midstream Corporation合并财务报表中记录的金额。 |
| (2) |
|
F-45
截至2024年12月31日止年度 |
||||||||||||||||
权益法 |
||||||||||||||||
探索 |
投资 |
消除 |
||||||||||||||
和 |
安特罗 |
未合并 |
合并 |
|||||||||||||
|
生产 |
|
市场营销 |
|
中游(1) |
|
附属公司 |
|
合计 |
|
||||||
销售和收入： |
||||||||||||||||
第三方 |
$ |
4,144,229 |
179,069 |
1,944 |
(1,944) |
4,323,298 |
||||||||||
分部间 |
|
2,298 |
— |
1,104,249 |
(1,104,249) |
2,298 |
||||||||||
总收入 |
4,146,527 |
179,069 |
1,106,193 |
(1,106,193) |
4,325,596 |
|||||||||||
营业费用： |
||||||||||||||||
租赁经营 |
118,693 |
— |
— |
— |
118,693 |
|||||||||||
聚集和压缩 |
897,160 |
— |
103,053 |
(103,053) |
897,160 |
|||||||||||
加工 |
1,069,887 |
— |
— |
— |
1,069,887 |
|||||||||||
交通运输 |
735,883 |
— |
— |
— |
735,883 |
|||||||||||
水处理 |
— |
— |
114,923 |
(114,923) |
— |
|||||||||||
生产和从价税 |
207,671 |
— |
— |
— |
207,671 |
|||||||||||
市场营销 |
— |
244,906 |
— |
— |
244,906 |
|||||||||||
一般和行政（不包括基于股权的薪酬） |
162,876 |
— |
41,754 |
(41,754) |
162,876 |
|||||||||||
基于股权的薪酬 |
66,462 |
— |
44,332 |
(44,332) |
66,462 |
|||||||||||
设施空转 |
— |
— |
1,721 |
(1,721) |
— |
|||||||||||
损耗、折旧和摊销 |
762,068 |
— |
140,000 |
(140,000) |
762,068 |
|||||||||||
财产和设备减值 |
47,433 |
— |
332 |
(332) |
47,433 |
|||||||||||
其他(2) |
12,097 |
— |
912 |
(912) |
12,097 |
|||||||||||
总营业费用 |
4,080,230 |
244,906 |
447,027 |
(447,027) |
4,325,136 |
|||||||||||
营业收入（亏损） |
$ |
66,297 |
(65,837) |
659,166 |
(659,166) |
460 |
||||||||||
未合并关联公司收益中的权益 |
$ |
93,787 |
— |
110,573 |
(110,573) |
93,787 |
||||||||||
分部资产的资本支出 |
$ |
716,779 |
— |
172,347 |
(172,347) |
716,779 |
||||||||||
| (1) | 这些金额反映了Antero Midstream Corporation合并财务报表中记录的金额。 |
| (2) |
|
F-46
截至2025年12月31日止年度 |
||||||||||||||||
权益法 |
||||||||||||||||
探索 |
投资 |
消除 |
||||||||||||||
和 |
安特罗 |
未合并 |
合并 |
|||||||||||||
|
生产 |
|
市场营销 |
|
中游(1) |
|
附属公司 |
|
合计 |
|
||||||
销售和收入： |
||||||||||||||||
第三方 |
$ |
5,147,647 |
125,900 |
2,415 |
(2,415) |
5,273,547 |
||||||||||
分部间 |
|
2,276 |
— |
1,186,011 |
(1,186,011) |
2,276 |
||||||||||
总收入 |
5,149,923 |
125,900 |
1,188,426 |
(1,188,426) |
5,275,823 |
|||||||||||
营业费用： |
||||||||||||||||
租赁经营 |
135,124 |
— |
— |
— |
135,124 |
|||||||||||
聚集和压缩 |
946,900 |
— |
107,846 |
(107,846) |
946,900 |
|||||||||||
加工 |
1,125,358 |
— |
— |
— |
1,125,358 |
|||||||||||
交通运输 |
785,168 |
— |
— |
— |
785,168 |
|||||||||||
水处理 |
— |
— |
124,064 |
(124,064) |
— |
|||||||||||
生产和从价税 |
163,135 |
— |
— |
— |
163,135 |
|||||||||||
市场营销 |
— |
190,206 |
— |
— |
190,206 |
|||||||||||
一般和行政（不包括基于股权的薪酬） |
171,714 |
— |
41,976 |
(41,976) |
171,714 |
|||||||||||
基于股权的薪酬 |
60,812 |
— |
45,958 |
(45,958) |
60,812 |
|||||||||||
设施空转 |
— |
— |
1,801 |
(1,801) |
— |
|||||||||||
损耗、折旧和摊销 |
749,675 |
— |
134,310 |
(134,310) |
749,675 |
|||||||||||
财产和设备减值 |
29,358 |
— |
984 |
(984) |
29,358 |
|||||||||||
长期资产损失 |
— |
— |
86,626 |
(86,626) |
— |
|||||||||||
其他(2) |
34,727 |
— |
192 |
(192) |
34,727 |
|||||||||||
总营业费用 |
4,201,971 |
190,206 |
543,757 |
(543,757) |
4,392,177 |
|||||||||||
营业收入（亏损） |
$ |
947,952 |
(64,306) |
644,669 |
(644,669) |
883,646 |
||||||||||
未合并关联公司收益中的权益 |
$ |
98,484 |
— |
116,439 |
(116,439) |
98,484 |
||||||||||
分部资产的资本支出 |
$ |
820,122 |
— |
162,255 |
(162,255) |
820,122 |
||||||||||
| (1) | 这些金额反映了Antero Midstream Corporation合并财务报表中记录的金额。 |
| (2) |
|
截至2024年12月31日 |
||||||||||||||||
权益法 |
||||||||||||||||
探索 |
投资 |
消除 |
||||||||||||||
和 |
安特罗 |
未合并 |
合并 |
|||||||||||||
|
生产 |
|
市场营销 |
|
中游(1) |
|
附属公司 |
|
合计 |
|||||||
对未合并附属公司的投资 |
$ |
231,048 |
— |
603,956 |
(603,956) |
231,048 |
||||||||||
总资产 |
12,999,930 |
10,120 |
5,761,748 |
(5,761,748) |
13,010,050 |
|||||||||||
| (1) | 这些金额反映了Antero Midstream Corporation合并财务报表中记录的金额。 |
截至2025年12月31日 |
||||||||||||||||
权益法 |
||||||||||||||||
探索 |
投资 |
消除 |
||||||||||||||
和 |
安特罗 |
未合并 |
合并 |
|||||||||||||
|
生产 |
|
市场营销 |
|
中游(1) |
|
附属公司 |
|
合计 |
|
||||||
对未合并附属公司的投资 |
$ |
245,653 |
— |
585,778 |
(585,778) |
245,653 |
||||||||||
总资产 |
13,238,013 |
7,394 |
5,884,116 |
(5,884,116) |
13,245,407 |
|||||||||||
| (1) | 这些金额反映了Antero Midstream Corporation合并财务报表中记录的金额。 |
F-47
（十八）油气生产活动补充资料（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的补充信息（单位：千）。显示的金额包括该公司在其所有石油和天然气资产中的净营运权益。
(a) |
与石油和天然气生产活动有关的资本化成本 |
截至12月31日止年度， |
|
||||||
|
2024 |
|
2025 |
|
|||
未经证实的属性 |
$ |
879,483 |
796,705 |
||||
证明属性 |
|
14,395,680 |
|
14,049,003 |
|||
石油和天然气资产总额 |
|
15,275,163 |
|
14,845,708 |
|||
累计耗损 |
|
(5,625,419) |
|
(5,674,702) |
|||
净资本化成本(1) |
$ |
9,649,744 |
9,171,006 |
||||
| (1) | 净资本化成本不包括$
|
(b) |
某些石油和天然气活动产生的成本 |
截至12月31日止年度， |
||||||||||
|
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
|
||||
购置成本： |
||||||||||
未经证实的财产 |
$ |
151,135 |
90,995 |
129,247 |
||||||
开发成本 |
|
956,267 |
614,855 |
677,633 |
||||||
勘探费用 |
|
8,079 |
— |
7,836 |
||||||
发生的总成本 |
$ |
1,115,481 |
705,850 |
814,716 |
||||||
| （c） | 石油和天然气生产活动的运营结果 |
截至12月31日止年度， |
|
|||||||||
|
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
|
||||
收入 |
$ |
4,276,445 |
4,115,299 |
5,010,239 |
||||||
营业费用： |
||||||||||
生产费用 |
|
2,919,654 |
3,029,294 |
3,155,685 |
||||||
勘探费用 |
|
2,691 |
2,618 |
2,990 |
||||||
耗竭 |
|
738,992 |
754,010 |
741,685 |
||||||
未经证实的物业减值 |
|
51,302 |
47,433 |
29,358 |
||||||
所得税前经营业绩 |
|
563,806 |
281,944 |
1,080,521 |
||||||
所得税（费用）福利(1) |
|
(122,695) |
33,653 |
(230,971) |
||||||
经营成果 |
$ |
441,111 |
315,597 |
849,550 |
||||||
| (2) | 所得税（费用）福利包括研发税收抵免$
|
F-48
（d） |
石油和天然气储量 |
截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日止年度的净探明油气储量由公司的储量工程师编制，并由D & M利用公司编制的数据进行审计。估算探明储量，预测未来的生产速度和未来开发成本的时间，存在许多内在的不确定性。此外，新发现的储量估计比有生产历史的地产更不精确。因此，随着获得更多信息，这些估计数可能会发生变化。所有储备都位于美国。
探明储量是地质和工程数据以合理的确定性证明，在各年度末在现有经济和作业条件下，已知油气藏在未来年度可采的石油、凝析油、NGLs和天然气的估计数量。探明已开发储量是指通过现有设备和作业方法的现有井预计可采出的储量。该公司使用前12个月收到的平均价格估算探明储量。
已探明未开发储量包括与生产井相距一个以上偏移位置且合理确定包含已探明储量且根据公司开发计划计划计划在五年内钻探的钻井位置。公司未来五年计划的钻井开发计划受到许多不确定性和变量的影响，包括资金的可得性、未来商品价格、经营活动提供的净现金、未来钻井和完井成本以及其他经济因素。
下表列出所示期间的探明储量数量及探明已开发储量和探明未开发储量净数量的变化。这些信息包括公司的特许权使用费和石油和天然气资产储量的净营运权益份额。
|
|
|
石油和 |
|
|
||||
天然气 |
NGLs |
冷凝物 |
等价物 |
||||||
（BCF） |
|
（MMBbl） |
|
（MMBbl） |
|
（BCFE） |
|||
探明储量： |
|||||||||
2022年12月31日(1) |
10,270 |
1,217 |
31 |
17,759 |
|||||
修订 |
863 |
54 |
— |
1,187 |
|||||
扩展、发现和其他添加 |
296 |
18 |
2 |
413 |
|||||
生产 |
(815) |
(67) |
(4) |
(1,238) |
|||||
2023年12月31日(1) |
10,614 |
1,222 |
29 |
18,121 |
|||||
修订 |
265 |
31 |
(2) |
435 |
|||||
扩展、发现和其他添加 |
651 |
21 |
1 |
783 |
|||||
储备资产剥离 |
(134) |
(8) |
(1) |
(184) |
|||||
生产 |
(793) |
(73) |
(4) |
(1,252) |
|||||
2024年12月31日(1) |
10,603 |
1,193 |
23 |
17,903 |
|||||
修订 |
1,140 |
32 |
1 |
1,331 |
|||||
扩展、发现和其他添加 |
553 |
18 |
1 |
665 |
|||||
收购储备 |
282 |
37 |
— |
506 |
|||||
生产 |
(808) |
(72) |
(3) |
(1,256) |
|||||
2025年12月31日(1) |
11,770 |
1,208 |
22 |
19,149 |
| (1) | 截至2023年12月31日，Martica非控股权益的探明储量为
|
F-49
|
|
|
石油和 |
|
|
||||
天然气 |
NGLs |
冷凝物 |
等价物 |
||||||
（BCF） |
|
（MMBbl） |
|
（MMBbl） |
|
（BCFE） |
|||
探明已开发储量： |
|||||||||
2023年12月31日(1) |
7,912 |
963 |
15 |
13,783 |
|||||
2024年12月31日(1) |
7,876 |
966 |
13 |
13,747 |
|||||
2025年12月31日(1) |
8,388 |
1,003 |
12 |
14,478 |
|||||
探明未开发储量： |
|||||||||
2023年12月31日(2) |
2,702 |
259 |
14 |
4,338 |
|||||
2024年12月31日(2) |
2,727 |
227 |
10 |
4,156 |
|||||
2025年12月31日(2) |
3,382 |
205 |
10 |
4,671 |
| (1) | 截至2023年12月31日，Martica非控股权益的探明已开发储量为
|
| (2) | 有无Martica非控股权益截至2023年12月31日、2024年和2025年的已探明未开发储量。 |
2023年探明储量变化
截至2023年12月31日止年度探明储量的重大变化包括：
| ● | 的扩展、发现和其他新增
|
| ● | 净向上修正
|
| o | 对先前估计数的净向上修正
|
| o | 净上修
|
| o | 向下修正
|
2024年探明储量变化
截至2024年12月31日止年度探明储量的重大变化包括：
| ● | 的扩展、发现和其他新增
|
| ● | 净向上修正
|
| o | 对先前估计数的净向上修正
|
| o | 净上修
|
| o | 向下修正
|
F-50
2025年探明储量变化
截至2025年12月31日止年度的探明储量的重大变化包括：
| ● | 的扩展、发现和其他新增
|
| ● | 净向上修正
|
| o | 对先前估计数的净向上修正
|
| o | 净上修
|
| o | 向上修正
|
| ● | 收购储备
|
（e） |
贴现未来净现金流的标准化计量 |
与探明石油和储量有关的标准化计量办法是根据ASC 932的规定编制的。未来现金流入是通过应用历史12个月未加权算术平均每月首日平均价格计算得出的。实际收到的未来价格可能与当前价格或标准化计量中使用的价格存在重大差异。
未来生产和开发成本指在假设现有经济条件持续的情况下，开发和生产已探明储量将发生的估计未来支出（基于当前成本）。未来所得税费用的计算方法是对与公司探明储量相关的税前净现金流量与探明油气资产的计税基础之间的差额适用法定所得税税率。此外，可用NOL结转和替代最低税收抵免的影响被用于计算未来所得税费用。然后使用10%的年率对由此产生的年度净现金流入进行折现。
下表列示了归属于公司探明储量的未来现金流量折现的标准化计量（单位：百万）：
截至12月31日止年度， |
||||||||||
|
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
|
||||
未来现金流入 |
$ |
58,061 |
52,995 |
71,879 |
||||||
未来生产成本 |
|
(41,887) |
(41,583) |
(46,541) |
||||||
未来开发成本 |
|
(2,027) |
(2,028) |
(2,560) |
||||||
未来所得税前净现金流 |
|
14,147 |
9,384 |
22,778 |
||||||
未来所得税费用 |
|
(2,178) |
(1,036) |
(4,017) |
||||||
未来净现金流 |
|
11,969 |
8,348 |
18,761 |
||||||
现金流估计时间的10%年度折扣 |
|
(6,874) |
(4,853) |
(10,651) |
||||||
未来现金流量折现的标准化计量(1) |
$ |
5,095 |
3,495 |
8,110 |
||||||
| (1) | Martica非控股权益的未来净现金流折现的标准化计量方法为$
|
该公司使用以下12个月加权平均价格来估算其总当量储量（每McFE）：
截至12月31日止年度， |
||||||||||
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
||||||
12个月加权平均价格 |
|
$ |
3.20 |
|
2.96 |
|
3.75 |
|||
F-51
（f） |
贴现未来净现金流标准化计量的变化 |
按照ASC 932的规定编制的与已探明石油和天然气储量有关的标准化计量的变更情况如下（单位：百万）：
截至12月31日止年度， |
||||||||||
|
2023 |
|
2024 |
|
2025 |
|
||||
石油和天然气销售，扣除生产成本 |
$ |
(1,357) |
(1,086) |
(1,855) |
||||||
价格和生产成本净变动(1) |
|
(25,672) |
(2,231) |
6,053 |
||||||
期间发生的开发成本 |
|
637 |
512 |
511 |
||||||
未来开发成本净变化 |
|
(96) |
(117) |
(207) |
||||||
扩展、发现和其他添加 |
|
69 |
121 |
160 |
||||||
收购储备 |
|
— |
— |
284 |
||||||
储备资产剥离 |
— |
(34) |
— |
|||||||
对先前数量估计的修订 |
|
190 |
105 |
769 |
||||||
折扣的增加 |
|
2,947 |
593 |
383 |
||||||
所得税净变动 |
|
5,069 |
498 |
(1,233) |
||||||
时间和其他方面的变化 |
|
(256) |
39 |
(250) |
||||||
净增加（减少） |
|
(18,469) |
(1,600) |
4,615 |
||||||
年初 |
|
23,564 |
5,095 |
3,495 |
||||||
年底(2) |
$ |
5,095 |
3,495 |
8,110 |
||||||
| (1) | 价格和生产成本的净变动是在考虑未来所得税费用之前计算的。的未来所得税费用$
|
| (2) | Martica的非控制性权益的标准化措施为$
|
F-52