文章核心观点 - Antero Resources公司2023年第四季度调整后每股收益超预期但同比大幅下降，总收入超预期但同比下降，产量增加和运营成本降低推动盈利超预期，但大宗商品价格实现大幅下降抵消了积极因素 [1] 财务表现 - 2023年第四季度调整后每股收益22美分，超Zacks共识预期的18美分，但远低于去年同期的1.04美元 [1] - 季度总收入11.9亿美元，超Zacks共识预期的11.7亿美元，但低于去年同期的21亿美元 [1] 整体产量 - 第四季度总产量3150亿立方英尺当量，同比增长6%，略低于预期的3210亿立方英尺当量 [2] - 天然气产量2100亿立方英尺，占总产量67%，同比增长7%，高于预期的2050亿立方英尺 [2] - 石油产量115.4万桶，同比增长46% [2] - C2乙烷产量540.6万桶，同比下降6%，低于预期的604.7万桶 [2] - C3+天然气液产量1091.8万桶，同比增长7%，高于预期的1085.3万桶 [2] 实现价格 - 季度加权天然气当量实现价格为每千立方英尺当量3.52美元，低于去年同期的6.07美元，高于预期的3.26美元 [3] - 天然气实现价格降至每千立方英尺2.72美元，同比下降57%，低于预期的2.85美元 [3] - 石油实现价格为每桶64.77美元，同比下降9%，低于预期的66.31美元 [3] - C3+天然气液实现价格降至每桶37.72美元，低于去年同期的39.88美元和预期的39.35美元 [3] - C2乙烷实现价格降至每桶9.13美元，同比下降52%，低于预期的13.90美元 [3] 运营成本 - 总运营成本降至10.3亿美元，低于去年同期的11.4亿美元，与预期的1030万美元一致 [4] - 平均租赁运营成本降至每千立方英尺当量9美分，同比下降10% [4] - 集输和压缩成本降至每千立方英尺当量69美分，同比下降10% [4] - 运输费用降至每千立方英尺当量62美分，同比下降6% [4] - 加工成本升至每千立方英尺当量79美分，同比增长7% [4] 资本支出与财务状况 - 第四季度在钻井和完井作业上花费1.64亿美元 [5] - 截至2023年12月31日，无现金及现金等价物，长期债务为15.4亿美元 [5] 业绩指引 - 2024年预计净日天然气当量产量为33-34亿立方英尺当量/天，其中包括19.2-20.4万桶/天的液体 [6] - 现金生产费用指引为每千立方英尺当量2.45-2.55美元 [6] - 预计净营销费用为每千立方英尺当量0.04-0.06美元 [6] Zacks评级与相关股票 - Antero Resources目前Zacks评级为4（卖出） [7] - Equitrans Midstream Zacks评级为1（强力买入），2024年每股收益共识预期为90美分，过去60天盈利预期上调，预计2024年盈利同比增长34.3% [7] - Energy Transfer Zacks评级为1（强力买入），2024年每股收益共识预期为1.22美元，过去30天盈利预期上调，预计2024年盈利同比增长18% [8] - Subsea 7 S.A. Zacks评级为1（强力买入），2024年每股收益共识预期为91美分，过去30天盈利预期上调，预计2024年盈利同比增长277% [8]

文章核心观点 公司2023年第四季度财报显示营收和每股收益同比下降，虽营收超Zacks共识预期但每股收益无惊喜，部分关键指标表现与分析师预期有差异，近一个月股价表现不佳且Zacks评级为卖出 [1][3] 财务表现 - 2023年第四季度营收11.9亿美元，同比下降42.7%，超Zacks共识预期11.7亿美元2.37% [1] - 2023年第四季度每股收益0.22美元，去年同期为1.04美元，未超共识预期 [1] - 天然气销售收入5.7069亿美元，同比下降53.6%，低于三位分析师平均预期5.8614亿美元 [2] - 石油销售收入7474万美元，同比增长33.1%，高于两位分析师平均预期6857万美元 [2] - 天然气凝析液销售收入4.6121亿美元，同比下降10.5%，低于两位分析师平均预期4.7910亿美元 [2] - 营销收入6789万美元，低于两位分析师平均预期7093万美元 [2] 生产指标 - 日均综合天然气当量净产量3420百万立方英尺，低于五位分析师平均预期3438.43百万立方英尺 [2] - 日均天然气净产量22.8亿立方英尺，高于五位分析师平均预期22.6146亿立方英尺 [2] - 石油产量115.4万桶，高于四位分析师平均预期103.418万桶 [2] - 综合产量3150亿立方英尺，低于四位分析师平均预期3175.5亿立方英尺 [2] - 天然气产量2100亿立方英尺，高于四位分析师平均预期2079亿立方英尺 [2] 价格指标 - 衍生品结算后天然气平均实现价格为每千立方英尺2.68美元，低于五位分析师平均预期2.78美元 [2] - 衍生品结算后石油平均实现价格为每桶64.58美元，低于五位分析师平均预期65.54美元 [2] - 衍生品结算前天然气平均价格为每千立方英尺2.72美元，低于三位分析师平均预期2.8美元 [2] 股价表现 - 过去一个月公司股价回报率为 -4.6%，同期Zacks标准普尔500综合指数变化为 +3.7% [3] - 股票目前Zacks排名为4（卖出），表明短期内可能跑输大盘 [3]

文章核心观点 Antero Resources公布2023年第四季度财务和运营结果、2023年末估计探明储量及2024年指引，2023年资本效率显著提升，2024年预计受益于LNG需求增长，维护资本预算降低，有望产生自由现金流 [1][3] 2023年第四季度亮点 - 净产量平均为3.4 Bcfe/d，同比增长6% [2] - 实现套期保值前天然气当量价格为每Mcfe 3.52美元，较NYMEX定价溢价0.64美元/Mcfe [2] - 净利润为9500万美元，调整后净利润为7100万美元（非GAAP） [2] - 调整后EBITDAX为3.22亿美元（非GAAP），经营活动提供的净现金为3.12亿美元 [2] - 自由现金流为9000万美元（非GAAP），不包括营运资金变动 [2] - 平均每口井钻的水平段长度创季度公司纪录，超过17000英尺 [2] 2023年全年亮点 - 净产量平均为3.4 Bcfe/d，较上一年增长6% [3] - 液体产量平均为19.3万桶/日，较上一年增长14% [3] - 天然气产量平均为22亿立方英尺/日，较上一年增长2% [3] - 平均每日完井阶段数为11个，较上一年增长39% [3] - 2023年末估计探明储量增至18.1 Tcfe，探明已开发储量为13.8 Tcfe（76%为探明已开发），较上一年增长2% [3] - 4.3 Tcfe探明未开发储量的估计未来开发成本为每Mcfe 0.42美元 [3] 2024年指引亮点 - 预计净产量平均为3.3 - 3.4 Bcfe/d，其中液体产量为19.2 - 20.4万桶/日 [3] - 预计天然气产量较上一年下降3%，液体产量增长2% [3] - 钻井和完井资本预算为6.5 - 7亿美元，较2023年下降26% [3] - 土地资本预算为7500 - 1亿美元，较2023年下降41% [3] - 目前运营2台钻机和1个完井团队，2023年12月释放1台钻机，2024年2月释放1个完井团队 [3] - 预计完井水平段平均长度为15500英尺，比2023年长2000英尺 [3] 管理层评论 - 2023年资本效率显著提高，钻井和完井团队表现出色，缩短了开发周期，降低了维护资本 [3] - 2024年行业将迎来LNG出口设施建设第二波，公司有望受益于需求增长，其运输组合可将天然气全部运出盆地 [3] - 由于资本效率提高和基础下降率降低，2024年总维护资本预算较上一年下降近30%，NGL价格上涨也提升了前景 [3] 2024年资本预算 | 项目 | 低（百万美元） | 高（百万美元） | | --- | --- | --- | | 钻井与完井 | 650 | 700 | | 土地 | 75 | 100 | | 总勘探与生产资本 | 725 | 800 | [5][6] 2024年生产、定价和现金费用指引 | 项目 | 低 | 高 | | --- | --- | --- | | 净每日天然气当量产量（Bcfe/d） | 3.3 | 3.4 | | 净每日天然气产量（Bcf/d） | 2.16 | 2.17 | | 总净每日液体产量（MBbl/d） | 192 | 204 | | 净每日C3+ NGL产量（MBbl/d） | 112 | 117 | | 净每日乙烷产量（MBbl/d） | 70 | 75 | | 净每日石油产量（MBbl/d） | 10 | 12 | | 实现定价指引（套期保值前） | | | | 天然气实现价格溢价 vs. NYMEX Henry Hub（美元/Mcf） | 0.00 | 0.10 | | C3+ NGL实现价格差异 vs. Mont Belvieu（美元/桶） | -1.00 | 1.00 | | 乙烷实现价格差异 vs. Mont Belvieu（美元/桶） | -1.00 | 1.00 | | 石油实现价格差异 vs. WTI石油（美元/桶） | -10.00 | -14.00 | | 现金费用指引 | | | | 现金生产成本（美元/Mcfe） | 2.45 | 2.55 | | 营销费用，扣除营销收入（美元/Mcfe） | 0.04 | 0.06 | | 一般及行政费用（美元/Mcfe） | 0.12 | 0.14 | [8] 自由现金流 2023年第四季度，不包括营运资金变动的自由现金流为9000万美元 [9] 2023年第四季度财务结果 - 第四季度净每日天然气当量产量平均为3.4 Bcfe/d，其中液体产量为19万桶/日 [11] - 套期保值前平均实现天然气价格为每Mcf 2.72美元，较NYMEX Henry Hub平均月初价格折价0.16美元/Mcf [11] - 平均实现C3+ NGL价格为每桶37.72美元，35%通过Mariner East 2出口，实现溢价，其余65%国内销售，综合溢价0.02美元/加仑 [13] - 第四季度全现金成本为每Mcfe 2.32美元，较2022年第四季度下降6%，净营销费用为每Mcfe 0.05美元，较2022年第四季度下降 [14] 2023年第四季度运营结果 - 第四季度投产14口Marcellus井和7口Utica井，平均水平段长度为15500英尺 [15] - Marcellus井投产至少60天的平均水平段长度为16000英尺，平均60天单井产量为28 MMcfe/d，液体产量约1580桶/日 [15] - Utica井投产至少60天的平均水平段长度为14600英尺，平均60天单井产量为25 MMcfe/d，液体产量约1340桶/日 [15] - 季度内创两项公司单日完井阶段纪录，平均每日15个阶段 [15] 2023年第四季度资本投资 - 2023年12月31日止三个月的钻井和完井资本支出为1.64亿美元 [16] - 第四季度土地投资1400万美元，新增约5000净英亩，代表19个增量钻井位置 [18] 年末探明储量 - 2023年12月31日，估计探明储量为18.1 Tcfe，较上一年增长2%，其中天然气占59%，NGL占40%，石油占1% [19] - 估计探明已开发储量为13.8 Tcfe，较上一年增长3%，探明已开发储量占比增至76% [19] - 4.3 Tcfe探明未开发储量未来五年预计需18.4亿美元开发资本，平均未来开发成本为每Mcfe 0.42美元 [19] 商品衍生品头寸 2023年第四季度未签订任何新的天然气、NGL或石油套期保值合约 [21] 非GAAP财务指标 - 调整后净利润：用于评估公司运营趋势和与其他油气公司的业绩比较，与GAAP净利润最直接可比 [24] - 净债务：总长期债务减去现金及现金等价物，用于评估公司财务状况 [26] - 自由现金流：衡量公司内部资金能力，但有局限性，未提供与GAAP可比指标的预测和调节 [28] - 调整后EBITDAX：用于评估公司财务表现，但有局限性，与GAAP净收入和经营活动净现金最直接可比 [31] 财务报表 - 资产负债表：展示2022年和2023年12月31日的资产、负债和权益情况 [42] - 运营和综合收益表：呈现2022年和2023年的收入、费用、利润等信息 [46] - 现金流量表：显示2021 - 2023年经营、投资和融资活动的现金流量 [48] 选定财务数据 展示2022年和2023年12月31日止三个月的生产数据、平均价格、平均成本等信息 [50]

财务数据关键指标变化 - 截至2022年12月31日和2023年12月31日，公司总债务分别为12亿美元和15亿美元[49] - 截至2023年12月31日，公司商品净衍生合约的估计公允价值为负债3700万美元[54] - 截至2022年12月31日和2023年12月31日，公司总探明储量分别为17759 Bcfe和18121 Bcfe，增长2.0%[58][60] - 2022年12月31日止期间，阿巴拉契亚盆地天然气、乙烷、C3 + NGLs和石油的12个月未加权平均价格分别为每千立方英尺6.22美元、每桶20.05美元、每桶56.01美元和每桶85.33美元；2023年分别为每千立方英尺2.63美元、每桶11.75美元、每桶38.01美元和每桶64.97美元[58] - 截至2022年12月31日和2023年12月31日，Martica非控股权益的探明已开发储量分别为91 Bcfe和75 Bcfe，2022年探明未开发储量为1 Bcfe，2023年为0[58] - 2023年天然气产量为826798815Bcf，C2乙烷产量为24657MBbl，C3+ NGLs产量为41927MBbl，石油产量为3874MBbl，综合产量为1238Bcfe，日综合产量为3392MMcfe/d[71] - 2023年天然气平均价格为2.69美元/Mcf，C2乙烷平均价格为10.14美元/Bbl，C3+ NGLs平均价格为37.85美元/Bbl，石油平均价格为63.80美元/Bbl，综合平均销售价格（衍生品结算前）为3.45美元/Mcfe，综合平均销售价格（衍生品结算后）为3.43美元/Mcfe[71] - 2023年租赁运营成本为0.10美元/Mcfe，集输、压缩、处理和运输成本为2.13美元/Mcfe，生产和从价税为0.13美元/Mcfe，营销净成本为0.06美元/Mcfe，一般和行政成本（不包括股权薪酬）为0.13美元/Mcfe，折旧、损耗、摊销和增值成本为0.56美元/Mcfe[71] - Antero Midstream在2022年和2023年用于服务公司生产的天然气集输和压缩基础设施的资本支出分别为2.09亿美元和1.32亿美元[77] - 公司2021年和2022年对Six One Commodities LLC的销售额分别占总销售额的10%和12%，2023年无客户占比超10% [99] - 2023年纽约商品交易所亨利枢纽天然气日现货价格在每百万英热单位1.74 - 3.78美元之间，西德克萨斯中质原油日现货价格在每桶66.61 - 96.37美元之间[170] - 截至2023年12月31日，公司应收账款为3.84亿美元，最大客户占产品收入的9%[235] - 截至2023年12月31日，公司总衍生资产的估计公允价值为1100万美元，信贷安排下无银行交易对手的衍生资产[239] - 公司长期合同下有最低产量承诺的长期合同义务在合同期内总计104亿美元[241] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021 - 2023年，QL分别为公司开钻的油井提供20%、15%和15%的开发资金，2024年将提供20%，公司在2021和2022年各获得2900万美元的附带收益[56] - 2023年，公司将1432 Bcfe（占探明未开发储量的33%）转化为探明已开发储量，发生钻探和完井成本6.85亿美元，总开发成本9.56亿美元[63] - 截至2023年12月31日，公司探明未开发储量的未来开发成本估计为18亿美元，即每千立方英尺0.42美元[63] - 截至2023年12月31日，公司4598英亩净租赁土地（含144口总井和16口净井）的探明未开发储量需在预定钻探前续约，估计续约成本1700万美元[63][64] - 与这些租赁土地相关的探明未开发储量为337 Bcfe，预计无法续约的储量为17 Bcfe[64][65] - 截至2023年12月31日，阿巴拉契亚盆地开发的总土地面积为274618英亩（净259498英亩），未开发的总土地面积为295752英亩（净255718英亩），总面积为570370英亩（净515216英亩），约88%的阿巴拉契亚盆地净土地由生产持有[72][73] - 截至2023年12月31日，公司有1798口总生产井和1637口净生产井，均为位于阿巴拉契亚盆地的天然气井[74] - 2021 - 2023年开发井的生产井数量分别为66口（净57口）、71口（净58口）、87口（净70口），勘探井的生产井数量分别为2口（净2口）、1口（净1口）、0口（净0口）[82] - 截至2023年12月31日，Antero Midstream的集输和压缩系统包括631英里的天然气集输管道和45亿立方英尺/天的压缩能力[78] - 公司与MarkWest签订合同，为阿巴拉契亚盆地的生产提供低温处理能力，Antero Midstream拥有阿巴拉契亚地区开发处理和分馏资产的合资企业50%的权益[84] - 由于阿巴拉契亚盆地的基础设施限制和乙烷价格低迷，公司目前在处理富液天然气时拒绝了大部分乙烷，但销售剩余NGLs产品流时实现了价格提升[80][81] - 公司天然气处理厂铭牌总产能为3600MMcf/d，合同处理产能为3400MMcf/d，其中Sherwood 1 - 13产能2600MMcf/d、Smithburg 1产能200MMcf/d、Seneca 1 - 4产能800MMcf/d [85] - 公司在REX、MGT、NGPL和ANR Chicago的天然气运输合同分别提供400,000 MMBtu/d、125,000 MMBtu/d、75,000 MMBtu/d和200,000 MMBtu/d的运输能力，合同到期时间为2029 - 2033年 [87] - 公司在TCO的天然气运输合同提供约453,000 MMBtu/d的运输能力，其中430,000 MMBtu/d可用于Columbia Gulf，合同到期时间为2024 - 2028年 [88] - 公司在SGG的天然气运输合同初始提供900,000 MMBtu/d的运输能力，2024年部分时间增至940,000 MMBtu/d，2027年降至600,000 MMBtu/d [89] - 公司预计2024年因未使用运输能力可能产生的年度净营销成本为每Mcfe 0.04美元至0.06美元 [93] - 截至2023年12月31日，公司2024 - 2028年的天然气、乙烷和C3+ NGLs的销售承诺分别为602,620 - 600,000 MMBtu/d、100,250 - 86,500 Bbl/d和16,549 - 1,250 Bbl/d [95] - 截至2023年12月31日，Antero Midstream拥有232英里的地下水管和146英里的便携式地表水管道，可储存550万桶淡水 [99] 行业市场与价格波动影响 - 天然气需求通常在春秋季下降，在夏冬季上升，极端天气会影响需求和价格波动 [101] - 较低的大宗商品价格会减少公司现金流，需削减资本支出，可能降低产量和储量，影响未来增长率，还会影响信用评级和借款能力[173] - 较高的天然气、NGLs和石油价格可能伴随井钻探成本、生产税、租赁运营费用增加，以及季节性天然气价格价差波动增大和终端用户节约或改用替代燃料[174] - 油气供需失衡会导致市场剧烈波动、成本增加和存储容量下降，公司产品营销依赖充足市场，失衡会影响商品价格和生产[176][177] 法律法规与监管要求 - 公司油气业务受广泛且多变的法律法规监管，虽目前合规无重大不利影响，但未来成本和影响无法预测 [103] - FERC可对违反NGA和NGPA的行为处以最高每天1544521美元的民事罚款[115] - 违反FTC石油行业反市场操纵法规的企业，可能面临每次违规每天最高约140万美元的民事罚款[117] - 上一日历年度批发买卖超过220万MMBtu实物天然气的企业，需在每年5月1日报告上一年度批发购买或销售的天然气总量[116] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb [130] - 2023年1月EPA和Corps发布的WOTUS最终规则在27个州被禁止执行[127] - 2023年5月美国最高法院Sackett案判决使1月规则部分无效并缩小其范围，9月发布修订规则[127] - 27个被禁止执行1月规则的州按2015年前监管制度和Sackett案变化解释WOTUS定义，其余23个州实施9月规则[129] - CERCLA使相关责任方对危险物质清理和自然资源损害承担连带责任，公司虽未发现重大相关责任，但运营中产生的部分物质可能受其监管[123] - RCRA及类似州法律规范非危险和危险固体废物处理，公司运营产生的部分废物可能被重新归类为危险废物[124] - CWA及类似州法律限制污染物排放，公司可能因该法实施范围扩大面临项目开发成本增加和延迟[126] - 2023年12月EPA敲定更严格甲烷规则，要求通过捕获和控制系统减少95%的排放[135] - 拜登宣布到2030年将美国排放量较2005年水平降低50 - 52%[148] - 美欧联合宣布“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染至少减少30%[148] - COP26上GFANZ宣布超450家公司承诺投入超130万亿美元实现净零目标[148] - 2024年第二季度预计SEC将敲定要求公司进行气候相关披露的最终规则[149] - 加州两项气候相关法案要求年收入10亿美元以上公司披露范围1、2和3的温室气体排放，年收入5亿美元以上公司披露气候相关财务风险报告，2026年开始实施[150] - 美国鱼类和野生动物管理局需在2017财年结束前确定超250种濒危或受威胁物种是否应列入《濒危物种法》[156] - 2022年11月，美国鱼类和野生动物管理局将北方长耳蝙蝠列为濒危物种，2023年3月31日生效[156] 公司运营与管理 - 截至2023年12月31日，公司有604名全职员工，其中行政、财务等部门45人，信息技术19人，地质17人，生产运营240人，中游和水处理177人，土地55人，会计和内部审计51人[158] - 公司超16年未增加员工健康保险保费[159] - 公司未参与任何集体谈判协议，未发生罢工或停工事件[158] - 公司安全目标是零事故和零伤害[163] - 公司致力于打造多元化和包容性的工作文化[165] 公司风险因素 - 套期保值活动可能使公司无法从价格上涨中受益，还可能面临向对手方支付现金、找不到对手方、对手方信用受损等风险[175][178] - 储备估计依赖诸多假设，不准确会影响储量数量和现值，实际生产、价格等与估计有差异也会产生影响[182][183] - 钻探和生产油气是高风险活动，受价格、市场、监管、地质、设备、天气、环境等多种因素影响，可能导致项目受限、延迟或取消[191][193] - 市场条件或运营障碍，如运输安排或基础设施不足，可能阻碍公司进入市场或延迟生产，第三方设施存在多种风险[198][199] - 管道和设施服务中断可能导致天然气、NGL和石油生产与销售延迟，影响业务、财务状况和经营成果[200] - 公司生产依赖充足水源及合理成本的水和废物处理服务，获取水或处理废水受限会产生不利影响[201] - 公司可能因产权缺陷或其他影响权益联合化的事项遭受损失，阿巴拉契亚盆地的租约易出现产权缺陷[205] - 公司涉及各类法律诉讼，解决诉讼的成本可能导致重大负债，影响现金流、经营成果和财务状况[207] - 公司设定到2025年实现范围1和范围2温室气体净零排放目标，实现该目标可能面临意外成本[212] - 公司油气勘探和生产活动面临多种运营风险，未投保或保险不足的事件可能产生重大不利影响[215] - 油气行业竞争激烈，公司在获取资产、销售产品和招聘人员方面面临挑战，可能影响业务[217] - 公司2024年业务计划需考虑资本和资源分配，未能确定最佳策略可能影响财务状况[220] - 对ESG事项的关注增加可能导致公司成本上升、需求下降、股价下跌和融资渠道受限[211] - 世界卫生事件可能导致公司业务和运营计划中断，对业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[222] - 恐怖袭击、网络攻击和威胁可能对公司业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[223] - 负面公众认知可能导致公司运营延迟或受限、成本增加、监管负担加重和诉讼风险增加[232] - 套期保值交易可能变得更昂贵或无法进行，使公司面临交易对手信用风险[236] - 油气行业对专业人员的需求常随油气价格波动，可能导致周期性短缺，影响公司业务[246] - 钻机、管道等设备需求随钻井数量增加，历史上曾出现短缺，或使公司产生额外支出[246] - 美国通胀率上升，公司运营所需商品、服务和劳动力成本增加，导致运营成本上升[246] - 天然气处理、分馏设施及运输管道的运营中断，会对公司业务、财务状况和经营成果产生不利影响[247] - 公司与MPLX、LP和合资企业等有处理和分馏设施协议，与第三方有集输、压缩等协议[247] - 设施或管道的重大中断可能使公司缩减未来开发和生产计划[247] - 处理设施或管道可能因不可控因素部分或完全关闭，包括非计划维护和自然灾害[248] 公司未来规划与预测 - 假设2024年生产与2023年持平，2024年未使用运输能力的年度净营销成本估计为每千立方英尺当量0.05 - 0.07美元[243] 公司资源储备情况 - 截至2023年12月31日，公司所有估计的已探明储量均来自阿巴拉契亚盆地的物业[229] - 公司的生产物业

Antero Resources (AR) 第四季度财报预测 - 预计第四季度每股收益为22美分，较去年同期有显著下降[2] - 第四季度营收预期为12亿美元，较去年同期下降44.1%[3] - 平均Henry Hub天然气价格下降，可能对公司业绩产生负面影响[4] Antero Resources (AR) 业务展望 - 公司在Appalachian Basin地区拥有强大的业务基础，预计天然气等价产量将同比增长8.2%[5] - 预计公司的盈利可能受到低商品价格的影响，但高产量可能部分抵消了负面影响[6] - 预测本次Antero Resources不太可能实现盈利超预期[7] 投资建议 - AR的盈利预期与实际情况相符，公司目前的Zacks Rank为4 (Sell)[8] - 建议考虑投资Western Midstream Partners LP (WES)、Cheniere Energy, Inc. (LNG)和Energy Transfer LP (ET)等公司[9] - WES和LNG的盈利预期较好，ET也是Zacks 1 Ranked player[10] 公司财报公布时间 - WES将于2月21日公布第四季度财报[11] - LNG将于2月22日公布第四季度财报[12] - ET将于2月14日公布第四季度财报[13]

文章核心观点 - 尽管当前天然气市场存在供应过剩和价格不确定性，但随着钻机数量下降，供应将逐渐与需求平衡，价格有望回升，Antero Resources公司凭借灵活性和良好管理，是值得买入的投资标的 [2][4][6] 行业现状 - 今年冬季为厄尔尼诺暖冬，虽近期有短暂寒潮使价格有所上涨，但整体市场受暖冬影响大 [2] - 钻机数量持续下降，当前产量未降是因钻井到生产有时间差，产量下降滞后于钻机数量下降 [3][4] - 天然气价格低廉时会取代其他能源，用量增加，供应与需求逐渐平衡，且供应常降至过低水平 [5] Antero Resources公司情况 - 公司在天然气生产输送上有灵活性，能从寒潮带来的价格上涨中获益，此前还从风暴Uri中获取巨额利润 [2] - 公司钻机数量已下降超40%，上次天然气供应过剩时共下降超50%，大部分钻机下降已完成，高成本运营商会停产直至现金流充足 [4] 未来趋势 - 厄尔尼诺预计很快达到峰值，气象人员预计之后有拉尼娜夏季，拉尼娜夏季通常炎热，会放大天然气供需周期 [4][5] - 冬季剩余时间仍可能有寒潮，影响天然气使用天数和价格，钻机数量将持续下降直至库存水平降低、价格回升 [4][6] 投资建议 - 天然气股票在公司资产负债表强劲且市场认为供应过剩将长期持续时往往是好的买入时机，Antero Resources是值得买入的公司 [6]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度总产量同比增长9%,其中液体产量增长18%,天然气产量增长4% [10] - 公司预计2023年全年产量将较2022年底增长225百万立方英尺/天,增长7% [10] - 公司维持资本支出目标,预计2024年资本支出将较2023年下降约10%,或更多 [37][41] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司液体业务方面,出口量占总产量的50%以上,主要为丙烷,可以利用宾夕法尼亚州马库斯胡克码头的出口能力捕捉国际市场的套利机会 [16][17] - 公司天然气业务方面,拥有90%的天然气销售在一级定价点,相比同行平均60%-70%的销售在二三级定价点,具有竞争优势 [28] 各个市场数据和关键指标变化 - 国际丙烷市场方面,中国PDH装置的持续扩建将带动对美国丙烷出口的需求增长 [19][20] - 国内天然气市场方面,勘探开发活动的大幅下降将限制未来产量增长,有利于市场供需平衡 [24][25] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司专注于有机租赁获取钻探位置,成本远低于同行并购获取的平均成本 [11][12] - 公司拥有行业领先的低成本资源储备,以及最大规模的管输能力,无需通过并购来补充资源 [11][12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为,在天然气价格和LNG出口需求的支撑下,公司未来有望实现大幅自由现金流增长 [37] - 管理层表示,公司将维持稳定的资本支出计划,优先偿还债务,并逐步增加对股东的资本回报 [43][110][111] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Bert Donnes 提问** 询问公司2024年资本支出和产量目标的变化原因 [40] **Michael Kennedy 回答** 公司2023年产量超预期,资本效率和井效果持续改善,这是导致2024年资本支出可能大幅下降的主要原因 [41][42] 问题2 **Umang Choudhary 提问** 询问公司对丙烷价格的上行和下行风险判断 [46] **Paul Rady 回答** 公司认为,海湾地区出口码头利用率上升可能带来丙烷价格下行风险,但公司可利用宾夕法尼亚州出口码头优势来捕捉价差机会;同时运费下降也将支撑丙烷价格上涨 [47][48][49][50][51][52] 问题3 **Michael Kennedy 回答** 公司未来资本支出计划将主要取决于天然气价格走势,如果价格较高,公司可能维持较高产量;如果价格较低,公司可能降低资本支出 [103][104]

产量和效率 - AR公司在2023年第三季度取得了显著的钻井和完井效率提升，每天泵送小时数增加至22.2，每天完井阶段增加至16.0[8] - AR公司更新了2023年的产量指导，预计维持资本支出在925美元，产量预期为3,400 MMcfe/d，较初步指导提高4%[10] 价格预期 - AR公司2023年指导范围中，天然气实现价格预期优于NYMEX（每百万立方英尺）[21] - AR公司2023年指导范围中，C2乙烷实现价格预期优于Mont Belvieu（每桶）[21] - AR公司2023年指导范围中，C3+ NGL实现价格预期优于Mont Belvieu（每桶）[21] - AR公司2023年指导范围中，油价实现价格预期低于WTI（每桶）[21] 市场趋势 - 美国丙烷出口在2023年达到历史高位，每日平均出口量为2.129 MMBbl/d，主要受到西方经济体复苏和中国市场需求的推动[12] - 中国PDH需求持续增长，2023年新增120 MBbl/d的需求能力，到2024年底将再增加340 MBbl/d[14] - 关键生产盆地的钻井数量下降加速，美国天然气盆地的钻井数量减少将限制产量增长[16] 费用和支出 - AR公司2023年指导范围中，现金生产费用范围为2.35 - 2.40美元/ Mcfe[21] - AR公司2023年指导范围中，净营销费用范围为0.05 - 0.07美元/ Mcfe[21] - AR公司2023年指导范围中，G&A费用范围为0.12 - 0.14美元/ Mcfe（不包括基于股权的补偿）[21] - AR公司2023年指导范围中，D&C资本支出范围为875 - 925百万美元[21] - AR公司2023年指导范围中，土地资本支出为150百万美元[21]

天然气价格 - 2023年第三季度，Antero的天然气、NGLs和石油基准价格较2022年同期显著下降[93] - Antero的固定价格天然气掉期头寸占2022年生产量的31%和34%，而到2023年第三季度则降至1%[94] - Antero的固定价格天然气掉期合约中，2023年10月至12月的Henry Hub价格为每MMBtu 2.37美元[94] - Antero的Martica子公司的固定价格天然气、NGLs和石油掉期合约中，2023年10月至12月的Henry Hub价格为每MMBtu 2.35美元[95] 通货膨胀风险 - 美国消费者物价指数（CPI）从2021年9月到2022年9月增长了8%，从2022年9月到2023年9月再增长了4%[97] - 美国联邦储备委员会自2022年3月开始通过加息政策来管理通货膨胀风险，截至2023年7月，联邦基金利率上涨了5.25%[97] 财务表现 - Antero的探索、开发和生产部门在2022年第三季度实现了约19.05亿美元的总收入[100] - Antero的探索、开发和生产部门在2022年第三季度实现了约7.74亿美元的总运营支出[100] - 2023年第三季度，公司天然气销售收入为5.16214亿美元，天然气液体销售收入为4.8257亿美元，油销售收入为0.62629亿美元[101] - 2023年第三季度，公司探矿和生产部门的天然气产量增长4%，C2乙烷产量增长34%，C3+天然气液体产量增长10%，油产量增长14%[102] - 2023年第三季度，公司天然气销售收入同比下降70%，NGLs销售收入同比下降22%，油销售收入同比下降7%[103] 营销部门表现 - 2023年9月，营销部门的营销支出从2.5亿美元降至1.6亿美元，降幅达36%[112] - 2023年9月，营销部门的营销收入从1.6亿美元降至0.5亿美元，降幅达67%[112] - 2023年9月，营销部门的天然气营销收入由1.6亿美元降至0.5亿美元，降幅为1020万美元[112] Antero Midstream部门 - 2023年9月，Antero Midstream部门的收入从2.31亿美元增至2.64亿美元，增幅为3300万美元[115] - 2023年9月，Antero Midstream部门的总运营支出从0.93亿美元增至1.02亿美元，增幅为900万美元[115] 资金流向 - 2022年前9个月，利息支出为1亿美元，2023年前9个月降至8500万美元，减少1500万美元[doc id='130'] - 2022年前9个月，净现金流为25.76亿美元，2023年前9个月降至6.82亿美元[doc id='133'] - 2022年前9个月，投资活动中的净现金流为负7.18亿美元，2023年前9个月降至负9.14亿美元[doc id='133'] - 2022年前9个月，融资活动中的净现金流为负18.58亿美元，2023年前9个月变为正2.32亿美元[doc id='133'] 资本支出 - 2023年资本预算为10.25亿至10.75亿美元，其中包括8.75亿至9.25亿美元用于钻井和完井，以及1.5亿美元用于租赁支出[doc id='137'] - 2023年前3个月，总资本支出为2.62亿美元，其中包括2.31亿美元的钻井和完井成本[doc id='137'] - 2023年前9个月，总资本支出为8.9亿美元，其中包括7.45亿美元的钻井和完井成本[doc id='137'] 商品衍生工具 - 2023年9月30日，公司有天然气掉期和基差掉期，以及看涨期权和嵌入式看跌期权，涵盖了预期生产的部分[doc id='147']

业绩总结 - AR公司在2023年第二季度取得了16.0个阶段和6,450英尺每天的钻井和完井效率公司记录[8] - AR公司的累积井产能在Appalachian地区领先同行，液体产能持续增长[10] - AR公司提高了生产指导，并降低了预期的维护资本支出[12] 市场趋势 - 美国丙烷出口在2023年达到历史新高[13] - 中国PDH丙烷需求预计将在2022年至2024年增长超过50%[14] - Haynesville地区的钻井数量如预期下降[15] - AR公司在高端市场具有领先地位[16] 未来展望 - Antero Resources的资本效率较同行更高，每Mcfe的CAPEX仅为0.66美元[21] - Antero Resources 2023年预期净产量范围为3.35 - 3.40 Bcfe/d，净天然气产量范围为2.20 - 2.23 Bcf/d[22] - Antero Resources预期现金生产费用为2.35 - 2.45美元/Mcfe[22] - Antero Resources预期D&C资本支出为875 - 925百万美元[22]