Fornecimento De Cobertura De Recursos Da Antero

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Na verdade, a maioria das pessoas espera que hedge funds compram e superem o mercado de touro que testemunhamos ao longo dos últimos anos. No entanto, os fundos de hedge geralmente são parcialmente cobertos e visam entregar retornos atraentes ajustados ao risco ao invés de seguir os altos e baixos dos mercados de ações, esperando que eles superem o mercado mais amplo. Nossa pesquisa mostra que os fundos de hedge têm excelentes habilidades de escolha de estoque, então letrsquos dá uma olhada no sentimento de dinheiro inteligente para a Antero Resources Corp (NYSE: AR). A Antero Resources Corp (NYSE: AR) vai decolar logo Os fundos da Hedge estão tendo uma visão de baixa e o número de investidores de alta na ação foi deslizado em 11 recentemente. O nível ea mudança na popularidade do fundo de hedge não são as únicas variáveis ​​que você precisa analisar para decifrar as perspectivas de fundos de hedge funds. Um estoque pode testemunhar um aumento na popularidade, mas ainda pode ser menos popular do que ações com preços semelhantes. Thatrsquos, por que, no final deste artigo, examinaremos empresas como Comerica Incorporated (NYSE: CMA), Splunk Inc (NASDAQ: SPLK) e Alaska Air Group, Inc. (NYSE: ALK) para coletar mais pontos de dados. Siga a Antero Resources Corp (NYSE: AR) Siga a Antero Resources Corp (NYSE: AR) Trade (NYSE: AR) Agora, no Insider Monkey, a Wersquove desenvolveu uma estratégia de investimento que entregou resultados positivos ao longo dos últimos 12 meses. Nossa estratégia identifica os 100 fundos de melhor desempenho do trimestre anterior, dentre a coleção de 700 fundos de sucesso que rastreamos em nosso banco de dados, o que realizamos usando nossa metodologia de retorno. Em seguida, estudamos as carteiras desses 100 fundos usando os últimos dados de 13F para descobrir os 30 estoques mais populares de mid-cap (limites de mercado entre 1 bilhão e 10 bilhões) entre eles para manter até o próximo período de arquivamento. Esta estratégia entregou 18 ganhos ao longo dos últimos 12 meses, mais do que duplicando os 8 retornos obtidos pelos ETF SampP 500. Agora, a Wersquore vai dar uma olhada na ação mais recente em torno da Antero Resources Corp (NYSE: AR). Como os hedgies estiveram negociando a Antero Resources Corp (NYSE: AR) No quarto trimestre de 2016, 40 fundos monitorados pelo Insider Monkey ocupavam posições longas neste estoque, baixando 22 em relação ao trimestre. Com hedge fundsrsquo capital mudando de mãos, existe um ldquoupper tierrdquo de gestores de fundos de hedge notáveis ​​que estavam aumentando significativamente suas participações (ou já acumulavam grandes posições). Dos fundos rastreados pelo Insider Monkey, o grupo Seth Klarmanrsquos Baupost tem a posição número um na Antero Resources Corp (NYSE: AR), no valor de cerca de 390,9 milhões, totalizando 5,6 de seu portfólio total de 13F. Sentado no ponto 2 é FPR Partners. Administrado por Bob Peck e Andy Raab, que detém uma posição de 291,5 milhões, 6,6 de seu portfólio 13F são alocados para a empresa. Alguns outros gerentes de dinheiro profissional que são otimistas contêm Glenn Greenbergrsquos Brave Warrior Capital, Ross Margoliesrsquo Stelliam Investment Management e Cliff Asnessrsquo AQR Capital Management. Antero Resources (AR) Antero Resources (ldquoAnterordquo) é um operador de EampP com foco independente no gás com 400.000 acres líquidos No xisto de Marcellus e 150 mil acres líquidos no xisto Utica. Ao longo dos últimos sete anos, a administração consolidou a área cultivada nos verões Marcellus e Utica, duas das bacias de menor custo do mundo. A natureza de baixo custo da área permite que o Antero perfure rentável, mesmo em menos de 4 gases. Depois de avaliar muitos nomes de energia (empresas de serviços e nomes de EampP), encontramos Antero como uma notável exceção: gerenciamento excelente, recursos fantásticos também Como um estoque que está negociando com um desconto significativo para o NAV. O estoque da Anterorsquos sofreu pressão significativa recentemente, já que os preços do petróleo, gás e NGL foram reduzidos. Note-se que 85 da produção de Anterorsquos e 70 de EBITDAX são derivados de gás natural em vez de petróleo. Os 15 restantes da produção são predominantemente LGN, que são tarifados individualmente, mas essencialmente ligados aos preços do petróleo no longo prazo. A Antero também possui ativos não-EampP. Em novembro de 2014, Antero caiu de Antero Midstream (ldquoAMrdquo), sistemas de coleta e compressão no Marcellus e Utica, como um MLP. Antero atualmente possui 70 de Antero Midstream. A Antero também possui atualmente 100 de um sistema de distribuição de pipeline de água doce que provavelmente será descartado para AM, tendo recentemente recebido um PLR favorável do IRS. A Antero também possui uma carteira de hedges de preço de commodities de 2015 a 2021 no valor de 2.1bn a preços atuais. Antero Asset Summary middot Southwestern Marcellus provou e 2P reserva middot Utica reservas e recursos adicionais middot 70 propriedade de Antero Midstream ndash LP interesse apenas o Recolhimento e compressão midstream ativos middot Distribuição de água doce midstream business middot Hedge portfolio O retorno prospectivo sobre estoque Antero é convincente : 50 implicam retorno ao VPL assumindo uma taxa de desconto de 10. Esta avaliação baseia-se na área atualmente arrendada no Marcellus e na Utica e não dá crédito para a área de Anterorsquos no Alto Devoniano e em partes do xisto Utica. Uma série de resultados aparentemente prováveis ​​poderiam conduzir a TIR potencialmente maior, incluindo técnicas de perfuração aprimoradas (laterais mais longos, mais fases de fratura e mais areia), custos de serviço de perfuração mais baixos (se os preços das commodities permaneçam baixos e a atividade de perfuração em outras bacias continua a diminuir) Valor aumentado em AM através de crescimento e aquisições orgânicas, compras oportunistas de terra (e, portanto, mais locais de perfuração), aumentando o número de plataformas operadas e os poços perfurados (puxa os fluxos de caixa para a frente em poços de alta IRR), deslocam para recuperação de etano (em vez de rejeição de etano , Atualmente), incluindo um valor para a posição de recursos inteira da Anterorsquos (ou seja, 3P), preços de commodities potencialmente mais altos e qualquer MampA acretivo de valor. Produtor de Negócios e Indústria de baixo custo: a Antero tem uma das melhores áreas de gás natural do mundo. A combinação de baixos custos de desenvolvimento e desenvolvimento (FampD), juntamente com o conteúdo rico em líquidos (ou seja, NGL) combina uma economia de perfuração de gás muito atraente. Em particular, a posição de grande área de Anterorsquos no sudoeste Marcellus gera IRRs de um único poço entre 14-55 (assumindo a curva de preço de commodity a partir de 123114). Antero comprou prudentemente área adjacente à sua posição de terra existente, criando blocos de terra contíguos dentro do Marcellus e Utica. Isso permite longos contatos, bem como eficiências operacionais que melhoram a economia. Ao longo dos últimos 3 anos, a produção de gás dos esqueletos de Marcellus e Utica cresceu enquanto a produção de todas as outras bacias americanas combinadas diminuiu. Dado os baixos custos no Marcellus e Utica, essa tendência provavelmente continuará. Ao longo do tempo, à medida que o fornecimento incremental disponível da MarcellusUtica desacelera, enquanto a demanda de gás natural continua a crescer (principalmente das exportações de GNL), existe a perspectiva de que os preços do gás natural sejam estabelecidos por bacias de custo maior (gt5mcf). Note-se que o preço agora está sendo definido por uma combinação dos custos integrados de bacias de baixo custo e custos contínuos (excluindo custos de perfuração) de bacias de custo maior. Se os preços do gás fossem fixados pelo custo total das bacias de maior custo, os produtores de Marcellus e Utica receberiam ganhos extraordinários. Perfil de Risco de Risco Baixo: Shale Rock é muito mais previsível do que a perfuração convencional. Entre os poços perfurados no Marcellus, Antero perfurou zero orifícios secos. O MarcellusUtica já está produzindo 25 do fornecimento de gás nos EUA. Embora novo, o Marcellus está longe de ser um recurso não comprovado. Independentemente do perfil de risco de um bem potencial, os poços que não estão planejados para ser perfurados nos próximos 5 anos não podem ser reservados como reservas provadas (PDP ou PUD). Essas reservas são registradas como reservas prováveis ​​(ou possíveis). Note-se que os gastos com Anterorsquos ldquoexplorationrdquo são muito baixos. A despesa de exploração em 2014 foi de 28mm. Seguro Transporte Seguro: Com base no fornecimento de gás e infra-estrutura de transporte em uma bacia específica (ou região de uma bacia), bem como a demanda por gás em uma região específica, os mercados regionais de gás vendem em um premium ou desconto para Henry Hub (NYMEX ) Gás. Portanto, as receitas da Anterorsquos estão ligadas aos preços regionais do gás e não diretamente à NYMEX. A administração trancou acordos firmes de transporte para vários mercados, a fim de minimizar o risco de base direta para uma determinada região, além de fornecer uma opção, caso uma região tenha uma demanda particularmente alta. Ao contrário de algumas empresas da EampP na região, a Antero assegurou mais do que a capacidade de takeaway suficiente e esses negócios expiram em 2017-2025. Outras empresas da EampP, como o Sudoeste, que recentemente adquiriram a área de Chesapeakersquos no Marcellus, estão tendo desafios de coleta e transporte de curto prazo e só podem usar 1-4 plataformas este ano. A Antero tem capacidade suficiente para executar pelo menos 14 plataformas em 2015 e ainda mais equipamentos nos anos subseqüentes. Uma desvantagem para garantir o transporte de longo prazo é que há mínimos de volume que devem ser cumpridos. Se a produção da Anterorsquos não atende aos mínimos de volume, a empresa pode comprar gás de 3 pontos para cumprir seus compromissos de volume ou vender a capacidade de outros produtores da EampP. A Antero conseguiu minimizar os custos relacionados à capacidade não utilizada ou às despesas de marketing. A despesa de comercialização do primeiro trimestre de 2015 foi de 0,12 por mcfe em comparação com a orientação de 2015 do Livro de Cobertura Grande e Atraente: devido a altas curvas de declínio e aumento na perfuração no solo dos EUA, uma parcela significativa da produção de gás natural dos EUA anualmente precisa ser reabastecida por novos poços. As curvas de declínio são tão íngremes que a maior parte do valor de um poço vem dos primeiros 5 anos de produção, embora os poços provavelmente produzam por 30-40 anos. Esta curva de declínio permite aos produtores cobrir os custos (transporte e perfuração), ao mesmo tempo que cobrem os preços das commodities para os primeiros anos de perfuração. Aproximadamente 25 da produção de Anterorsquos Marcellus Wellsrsquo vem nos primeiros 2 anos e 40 nos primeiros 5 anos. Isso permite que produtores como o Antero atenuem significativamente o risco do preço das commodities se assim o desejarem, desarmando o valor dos conjuntos de recursos da empresa. A Antero atendeu uma quantidade significativa de sua produção de 2015 a 2021 e talvez tenha o maior livro de hedge entre todas as empresas da EampP. Atualmente, Anterorsquos hedge-book vale 2.100mn. Note-se que a empresa protege amplamente o gás natural, mas também começou a proteger sua produção de LGN e petróleo. A Antero contratou a produção de 94 de 2015 e tem volumes similares cobertos para 2016 a 2021. Os contratos de hedge Anterorsquos são de bancos grandes e respeitáveis, incluindo BNP, CS, JPM, fx, Citi, Wells, DB e Toronto Dominion. O risco de contraparte parece baixo. Perfil de risco financeiro baixo: a Antero tem e continua a garantir financiamento muito atraente. A base de empréstimo da Anterorsquos (ou seja, o tamanho da facilidade de crédito) é reafirmada semestralmente e é baseada em fluxos de caixa de reservas provadas segundo as condições atuais do preço das commodities, ao mesmo tempo que leva em consideração as coberturas de preço das commodities. O Anterorsquos LOC é L 150 bps a 250bps dependendo do uso da base de empréstimo com uma redução máxima de 4 bilhões. Vale ressaltar que a base de empréstimo da Anterorsquos foi reafirmada em 4.0 bilhões de dólares recentemente e que os compromissos assumidos pelo credor sob a facilidade aumentaram em 1.0bn, mesmo no ambiente de preços todayrsquos. A taxa média desta facilidade foi de 2. Observe que o LOC é financiado por um sindicato de 16 bancos. Além disso, a Antero garantiu financiamento de longo prazo através de diversas ofertas de notas sênior com taxas variando entre 5,1 e 6,0. O Anterorsquos LOC vence em 2019 e o primeiro vencimento das notas seniores ocorre em 2020. Observe que nenhuma das parcelas de dívida da Anterorsquos tem convênios da dívida EBITDA e a empresa tem um espaço significativo em relação à sua aliança de cobertura de participação de 2,25x. Em 3 de março de 2015, a Antero anunciou o preço de um 750mm de 5.625 notas não garantidas sênior com 2023 no par. Atualmente, a Antero tem alavancagem líquida de 3.2x, que é maior do que outras empresas de gás EampP. No entanto, dada a produção coberta e a natureza de baixo risco de suas operações, não vemos o Antero sofrer qualquer problema com a carga da dívida. A Antero posicionou-se muito bem para se beneficiar com o uso de uma dívida com preços competitivos para aumentar sua produção agressivamente em IRRs atraentes. Alta demanda de volumes de gás natural dos EUA: regulamentos crescentes e preços baixos do gás estão causando que muitas plantas a carvão nos EUA se tornem não econômicas. A legislação recente mais importante é MATS (Mercury and Air Toxics Standards), que limita as emissões de plantas de energia de toxinas particulares, tais como mercúrio, arsênio e metais. A conformidade com MATS é necessária este ano. Devido aos altos custos e ao tempo necessários para atualizar as instalações de carvão não conformes, juntamente com as já baixas margens da planta de carvão e os baixos preços do gás, a capacidade de gás é mais econômica e re-ferramental de plantas de carvão existentes. As exportações de GNL provavelmente gerarão um aumento significativo da demanda de gás natural nos próximos anos. Atualmente, cerca de 9 Bcfd de demanda incremental está prevista para 2020, com a primeira instalação de exportação a entrar em linha em 2016. Isso se compara ao fornecimento total de gás atual de aproximadamente 79 Bcfd. Alguns analistas do setor assumem que, nos próximos 10 anos, os EUA podem exportar 15-30 Bcfd de gás natural. Proprietários de Gerenciamento e Private Equity Anterorsquos gerência teve um histórico de sucesso. Paul Rady atuou como Presidente e CEO da Antero desde maio de 2004. Rady começou sua carreira com a Amoco, onde serviu 10 anos como geólogo focado em Rockies e Mid-Continent. Em 1990, Rady foi inicialmente recrutado como geólogo chefe da Barrett Resources e depois atuou como Gerente de Exploração, EVP Exploration, Presidente, COO e Diretor e, finalmente, CEO até 1998. Durante esse período, Barrett foi pioneiro no desenvolvimento de gás natural em formações de arenito Através da fraturação hidráulica na Bacia de Pinturas Coloradorsquos Ocidental antes de ser comprada pela Williams em 2001 por 2,5 bilhões. Depois de deixar a Barrett Resources em 1998, ele formou a Pennaco Energy com Glen Warren (atual Presidente e CFO da Anterorsquos). Rady e Warren lideraram a Pennaco à medida que cresciam agressivamente de um pequeno detentor de superfície na fase de metano do leito de carvão da Powder River em Wyoming, em um dos maiores arrendatários desta jogada. Em fevereiro de 2001, menos de três anos após o início, Pennaco foi vendido por 500 milhões em dinheiro para a Marathon. Em 2002, com o apoio de Warburg Pincus, Yorktown Energy Partners e Lehman Brothers Merchant Banking, Rady e Warren formaram a Antero Resources (a empresa antecessora) e focada no Barnett Shale no norte do Texas. Antero tornou-se o segundo maior produtor do Barnett e vendeu seus ativos para a XTO Energy em abril de 2005 por 685 milhões em dinheiro e estoque. Menos de dois anos depois, em 2007, Rady e Warren lançaram o segundo (e atual) Recursos da Antero e receberam 1,4 bilhão dos mesmos investidores: Warburg Pincus, Yorktown Partners e Trilantic Capital Management (anteriormente o negócio de banca comercial Lehman Brothers). Inicialmente, a Antero Resources concentrou-se no desenvolvimento de propriedades na Bacia Arkoma de Oklahoma e na Bacia Piceance do Colorado. No entanto, a Antero Resources alienou suas propriedades Arkoma e Piceance Basin e rapidamente redistribuíram esse capital para adicionar acres de arrendamento nos balas Marcellus e Utica, com foco no desenvolvimento de gás natural rico em líquidos. A Rady gerencia o negócio com um olhar agudo em relação aos riscos, assegurando a capacidade de takeaway, protegendo a exposição regional ao preço do gás, contratando capacidade para que a rejeição ao etano seja uma opção, protegendo NGLs e definindo dívidas com essencialmente não covenants ou vencimentos dentro dos próximos 4-5 Anos, ao mesmo tempo em que aproveitava decisivamente as oportunidades que lhe deparavam com o arrendamento agressivo do Southwest Marcellus antes de outros terem descoberto as questões de pressão, utilizando dívidas baratas de forma adequada para maximizar o crescimento e a perfuração de NAVshare a um ritmo acelerado enquanto Os IRRs são atraentes. Rady vendeu duas de suas empresas anteriores para ganhos agradáveis, e ele tem a grande maioria de seu patrimônio líquido amarrado em Antero (embora o número exato não esteja claro porque a divisão de propriedade de gerenciamento de private equity ainda não foi solidificada). Os proprietários de private equity e Antero Management possuem investimentos Antero (AI), e não partes da Antero. AI possui 72 de ações da Antero, mas a AI também possui 100 membros do parceiro geral da AMrsquos (e IDRs associados). Embora esta estrutura seja sub-ótima e possam existir conflitos de interesse potenciais, é improvável que isso tenha um impacto significativamente negativo sobre os acionistas da Antero. Primeiro, o NAV de Antero é 5-10x maior que o valor do GP de AMrsquos. Não faria sentido para o gerenciamento de corroer significativamente o valor no Antero por produção de crescimento não econômico no AM ndash Antero é onde a fonte primária de valor é para AI, e Antero possui 70 de AM também. Em segundo lugar, os contratos com AM já estão estabelecidos há 20 anos. Embora talvez esses contratos possam ser alterados, parece improvável que isso aconteça. Em terceiro lugar, se o GP de Antero Midstreamrsquo se tornar muito valioso, o crescimento da produção de Anterorsquos deve ser muito forte, então, o Antero provavelmente terá se valorizado também. Supondo as atuais curvas do preço das commodities, a Antero negocia um retorno implícito de 50 para o NAV com base em premissas conservadoras de modelagem e tendo em conta o valor das coberturas Anterorsquos. Note-se que uma análise do VNI é muito sensível a mudanças razoavelmente menores nos pressupostos operacionais e nos preços das commodities, especialmente a preços mais baixos do gás. Mais ou menos 2 mudanças anuais nos custos de perfuração nos primeiros 10 anos do modelo podem alterar o retorno implícito por meio de Marcellus Shale - 10.3bn middot Utica Shale - 2.0bn middot Upper Shale Devoniano, Utica Net Resources - 0bn middot Locais Perfurados PDP - 2.2bn middot Valor de mercado de AM - 3.0bn middot Sistemas de distribuição de água - 1.5bn middot Hedge Portfolio - 2.1bn middot Dívida líquida (excluindo o caixa consolidado na AM) ndash (4.1bn) 17bn (61share) vs Current Market Cap de nossa base Caso, assumimos que a Antero manterá o número médio de equipamentos nas operações em 14 para 2015 e 2016 e uma rampa para 22 plataformas em 2019. Um ambiente de longo prazo de preço do gás baixo pode forçar o Antero a reduzir seus gastos de capital e contagem de equipamentos que terão Um efeito adverso significativo no seu NAV. Assumimos um diferencial de preços de 0,25 a 0,42 para o gás com base no portfólio de transporte e vendas da Anterorsquos e no preço a prazo nos mercados regionais de gás. Nós também assumimos que os NGLs têm o preço de 50 WTI. Embora se possa argumentar que ao longo do tempo, os diferenciais de preços devem diminuir à medida que novas infra-estruturas são construídas e o mercado de gás se torna mais eficiente, assumimos 0,25 diferencial de preços para o gás após 2018 em todo o nosso modelo. Note-se que o nosso NAV não faz parte do aumento da produtividade por poço (ou seja, melhorando a economia dos avanços tecnológicos). Em vez disso, assumimos 15 redução de custos na perfuração em 2015 e 2016 cumulativamente e mantém os custos de perfuração planos nos próximos 10 anos e, em seguida, aumentamos os custos de perfuração em linha com a inflação estimada de preços (2 por ano). Se os custos de perfuração da Anterorsquos diminuírem ainda mais em linha com os custos do serviço de petróleo, o que parece provável, uma vez que a atividade de perfuração em várias bacias diminui devido à queda recente nos preços do petróleo e do gás, o que seria benéfico para o NAV. Observe que nosso NAV não atribui valor à área de Devon do Alto Anterorsquos (que inclui 4,6 Tcfe e 1,116 locais não classificados) e nenhum valor para a área de recursos líquidos de gás seco de Anterorsquos no esquisto de Utica da West VirginiaPennsylvania (que inclui 11,1 Tcfe e 1,616 locais não preenchidos). Esses ativos podem ser bastante valiosos no futuro. Também não assumimos uma mudança para recuperação de etano ou aquisições de terrenos de valor agregado, o que aumentaria o valor liquidativo. Note-se que em um caso de preço de commodities de 4 gases e 65 WTI, o retorno implícito é 68, com todas as outras premissas restantes. Preços baixos dos produtos básicos. Não há como evitar que esse investimento esteja relacionado com o preço da commodity. Em um ambiente sustentado e de longo prazo de 2,50 gases e 40 petróleo, esse investimento perderia dinheiro. Anteros hedge book and strategy, posição de baixo custo global, bem como o fato de a Antero se beneficiar da melhoria na produtividade de perfuração de xisto em terra (enquanto os fluxos de caixa do EampP offshore diminuirão à medida que a produtividade de perfuração de xisto melhorada diminui o preço da commodity do ponto de equilíbrio) tornam o Antero bem posicionado Para navegar pelas inevitáveis ​​recessões nos ciclos de preços das commodities. Aumento do Regulamento. Existe o risco de que West Virgina, Ohio e Pensilvânia banem fracking, embora a probabilidade de que isso aconteça seja baixa. No entanto, os impostos de perfuração nesses estados podem aumentar. Responsabilidades ambientais. Para as empresas da EampP, existe sempre o risco de passivos ambientais. Bacias de baixo custo. As empresas da EampP poderiam descobrir bacias ainda mais baixas do que Marcellus e Utica. Eu não ocupado uma posição com o emissor, como emprego, diretoria ou consultoria. Eu e outros outros eu aconselho realizar um investimento relevante nos valores mobiliários dos emissores. - Melhoria da produtividade do poço - Declínio nos custos de perfuração - Desdobramento do negócio da água para a AM - Oportunidades de compra de terras - Outra prova e desenvolvimento do recurso total. Recursos Antero (AR) Antero Resources (ldquoAnterordquo) é um operador independente de gás EampP com 400 mil redes Acres no xisto de Marcellus e 150 mil acres líquidos no xisto Utica. Ao longo dos últimos sete anos, a administração consolidou a área cultivada nos verões Marcellus e Utica, duas das bacias de menor custo do mundo. A natureza de baixo custo da área permite que o Antero perfure rentável, mesmo em menos de 4 gases. Depois de avaliar muitos nomes de energia (empresas de serviços e nomes de EampP), encontramos Antero como uma notável exceção: gerenciamento excelente, recursos fantásticos também Como um estoque que está negociando com um desconto significativo para o NAV. O estoque da Anterorsquos sofreu pressão significativa recentemente, já que os preços do petróleo, gás e NGL foram reduzidos. Note-se que 85 da produção de Anterorsquos e 70 de EBITDAX são derivados de gás natural em vez de petróleo. Os 15 restantes da produção são predominantemente LGN, que são tarifados individualmente, mas essencialmente ligados aos preços do petróleo no longo prazo. A Antero também possui ativos não-EampP. Em novembro de 2014, Antero caiu de Antero Midstream (ldquoAMrdquo), sistemas de coleta e compressão no Marcellus e Utica, como um MLP. Antero atualmente possui 70 de Antero Midstream. A Antero também possui atualmente 100 de um sistema de distribuição de pipeline de água doce que provavelmente será descartado para AM, tendo recentemente recebido um PLR favorável do IRS. A Antero também possui uma carteira de hedge de preços de commodities de 2015 a 2021 no valor de 2.1bn a preços atuais. Antero Asset Summary middot Southwestern Marcellus provou e 2P reserva middot Utica reservas e recursos adicionais middot 70 propriedade de Antero Midstream ndash LP interesse apenas o Recolhimento e compressão midstream ativos middot Distribuição de água doce midstream business middot Hedge portfolio O retorno prospectivo sobre estoque Antero é convincente : 50 implicam retorno ao VPL assumindo uma taxa de desconto de 10. Esta avaliação baseia-se na área atualmente arrendada no Marcellus e na Utica e não dá crédito para a área de Anterorsquos no Alto Devoniano e em partes do xisto Utica. Uma série de resultados aparentemente prováveis ​​poderiam conduzir a TIR potencialmente maior, incluindo técnicas de perfuração aprimoradas (laterais mais longos, mais fases de fratura e mais areia), custos de serviço de perfuração mais baixos (se os preços das commodities permaneçam baixos e a atividade de perfuração em outras bacias continua a diminuir) Valor aumentado em AM através de crescimento e aquisições orgânicas, compras oportunistas de terra (e, portanto, mais locais de perfuração), aumentando o número de plataformas operadas e os poços perfurados (puxa os fluxos de caixa para a frente em poços de alta IRR), deslocam para recuperação de etano (em vez de rejeição de etano , Atualmente), incluindo um valor para a posição de recursos inteira da Anterorsquos (ou seja, 3P), preços de commodities potencialmente mais altos e qualquer MampA acretivo de valor. Produtor de Negócios e Indústria de baixo custo: a Antero tem uma das melhores áreas de gás natural do mundo. A combinação de baixos custos de desenvolvimento e desenvolvimento (FampD), juntamente com o conteúdo rico em líquidos (ou seja, NGL) combina uma economia de perfuração de gás muito atraente. Em particular, a posição de grande área de Anterorsquos no sudoeste Marcellus gera IRRs de um único poço entre 14-55 (assumindo a curva de preço de commodity a partir de 123114). Antero comprou prudentemente área adjacente à sua posição de terra existente, criando blocos de terra contíguos dentro do Marcellus e Utica. Isso permite longos contatos, bem como eficiências operacionais que melhoram a economia. Ao longo dos últimos 3 anos, a produção de gás dos esqueletos de Marcellus e Utica cresceu enquanto a produção de todas as outras bacias americanas combinadas diminuiu. Dado os baixos custos no Marcellus e Utica, essa tendência provavelmente continuará. Ao longo do tempo, à medida que o fornecimento incremental disponível da MarcellusUtica desacelera, enquanto a demanda de gás natural continua a crescer (principalmente das exportações de GNL), existe a perspectiva de que os preços do gás natural sejam estabelecidos por bacias de custo maior (gt5mcf). Note-se que o preço agora está sendo definido por uma combinação dos custos integrados de bacias de baixo custo e custos contínuos (excluindo custos de perfuração) de bacias de custo maior. Se os preços do gás fossem fixados pelo custo total das bacias de maior custo, os produtores de Marcellus e Utica receberiam ganhos extraordinários. Perfil de Risco de Risco Baixo: Shale Rock é muito mais previsível do que a perfuração convencional. Entre os poços perfurados no Marcellus, Antero perfurou zero orifícios secos. O MarcellusUtica já está produzindo 25 do fornecimento de gás nos EUA. Embora novo, o Marcellus está longe de ser um recurso não comprovado. Independentemente do perfil de risco de um bem potencial, os poços que não estão planejados para ser perfurados nos próximos 5 anos não podem ser reservados como reservas provadas (PDP ou PUD). Essas reservas são registradas como reservas prováveis ​​(ou possíveis). Note-se que os gastos com Anterorsquos ldquoexplorationrdquo são muito baixos. A despesa de exploração em 2014 foi de 28mm. Seguro Transporte Seguro: Com base no fornecimento de gás e infra-estrutura de transporte em uma bacia específica (ou região de uma bacia), bem como a demanda por gás em uma região específica, os mercados regionais de gás vendem em um premium ou desconto para Henry Hub (NYMEX ) Gás. Portanto, as receitas da Anterorsquos estão ligadas aos preços regionais do gás e não diretamente à NYMEX. A administração trancou acordos firmes de transporte para vários mercados, a fim de minimizar o risco de base direta para uma determinada região, além de fornecer uma opção, caso uma região tenha uma demanda particularmente alta. Ao contrário de algumas empresas da EampP na região, a Antero assegurou mais do que a capacidade de takeaway suficiente e esses negócios expiram em 2017-2025. Outras empresas da EampP, como o Sudoeste, que recentemente adquiriram a área de Chesapeakersquos no Marcellus, estão tendo desafios de coleta e transporte de curto prazo e só podem usar 1-4 plataformas este ano. A Antero tem capacidade suficiente para executar pelo menos 14 plataformas em 2015 e ainda mais equipamentos nos anos subseqüentes. Uma desvantagem para garantir o transporte de longo prazo é que há mínimos de volume que devem ser cumpridos. Se a produção da Anterorsquos não atende aos mínimos de volume, a empresa pode comprar gás de 3 pontos para cumprir seus compromissos de volume ou vender a capacidade de outros produtores da EampP. A Antero conseguiu minimizar os custos relacionados à capacidade não utilizada ou às despesas de marketing. A despesa de comercialização do primeiro trimestre de 2015 foi de 0,12 por mcfe em comparação com a orientação de 2015 do Livro de Cobertura Grande e Atraente: devido a altas curvas de declínio e aumento na perfuração no solo dos EUA, uma parcela significativa da produção de gás natural dos EUA anualmente precisa ser reabastecida por novos poços. As curvas de declínio são tão íngremes que a maior parte do valor de um poço vem dos primeiros 5 anos de produção, embora os poços provavelmente produzam por 30-40 anos. Esta curva de declínio permite aos produtores cobrir os custos (transporte e perfuração), ao mesmo tempo que cobrem os preços das commodities para os primeiros anos de perfuração. Aproximadamente 25 da produção de Anterorsquos Marcellus Wellsrsquo vem nos primeiros 2 anos e 40 nos primeiros 5 anos. Isso permite que produtores como o Antero atenuem significativamente o risco do preço das commodities se assim o desejarem, desarmando o valor dos conjuntos de recursos da empresa. A Antero atendeu uma quantidade significativa de sua produção de 2015 a 2021 e talvez tenha o maior livro de hedge entre todas as empresas da EampP. Atualmente, Anterorsquos hedge-book vale 2.100mn. Note-se que a empresa protege amplamente o gás natural, mas também começou a proteger sua produção de LGN e petróleo. A Antero contratou a produção de 94 de 2015 e tem volumes similares cobertos para 2016 a 2021. Os contratos de hedge Anterorsquos são de bancos grandes e respeitáveis, incluindo BNP, CS, JPM, fx, Citi, Wells, DB e Toronto Dominion. O risco de contraparte parece baixo. Perfil de risco financeiro baixo: a Antero tem e continua a garantir financiamento muito atraente. A base de empréstimo da Anterorsquos (ou seja, o tamanho da facilidade de crédito) é reafirmada semestralmente e é baseada em fluxos de caixa de reservas provadas segundo as condições atuais do preço das commodities, ao mesmo tempo que leva em consideração as coberturas de preço das commodities. O Anterorsquos LOC é L 150 bps a 250bps dependendo do uso da base de empréstimo com uma redução máxima de 4 bilhões. Vale ressaltar que a base de empréstimo da Anterorsquos foi reafirmada em 4.0 bilhões de dólares recentemente e que os compromissos assumidos pelo credor sob a facilidade aumentaram em 1.0bn, mesmo no ambiente de preços todayrsquos. A taxa média desta facilidade foi de 2. Observe que o LOC é financiado por um sindicato de 16 bancos. Além disso, a Antero garantiu financiamento de longo prazo através de diversas ofertas de notas sênior com taxas variando entre 5,1 e 6,0. O Anterorsquos LOC vence em 2019 e o primeiro vencimento das notas seniores ocorre em 2020. Observe que nenhuma das parcelas de dívida da Anterorsquos tem convênios da dívida EBITDA e a empresa tem um espaço significativo em relação à sua aliança de cobertura de participação de 2,25x. Em 3 de março de 2015, a Antero anunciou o preço de um 750mm de 5.625 notas não garantidas sênior com 2023 no par. Atualmente, a Antero tem alavancagem líquida de 3.2x, que é maior do que outras empresas de gás EampP. No entanto, dada a produção coberta e a natureza de baixo risco de suas operações, não vemos o Antero sofrer qualquer problema com a carga da dívida. Antero has positioned itself very well to benefit from using attractively priced debt to aggressively increase its production at attractive IRRs. High Demand for U. S. Natural Gas Volumes: Increased regulations and low gas prices are causing many coal-fired plants in the U. S. to become uneconomic. The most significant recent legislation is MATS (Mercury and Air Toxics Standards), which limits power plant emissions of particular toxins ndash mercury, arsenic and metals. Compliance with MATS is required this year. Due to the high costs and time required to upgrade non-compliant coal plants coupled with already low coal plant margins and low gas prices, gas-fired capacity is more economic vs. re-tooling existing coal plants. LNG exports are likely to drive a significant increase in natural gas demand over the coming years. Currently, approximately 9 Bcfd of incremental demand is expected by 2020 with the first export facility coming online in 2016. This compares to total current gas supply of approximately 79 Bcfd. Some industry analysts assume that over the next 10 years, the U. S. may export 15-30 Bcfd of natural gas. Management and Private Equity Owners Anterorsquos management has had a track record of success. Paul Rady has served as Chairman and CEO of Antero since May 2004. Rady began his career with Amoco where he served 10 years as a geologist focused on the Rockies and Mid-Continent. In 1990, Rady was initially recruited as Chief Geologist at Barrett Resources, and then served as Exploration Manager, EVP Exploration, President, COO and Director and ultimately CEO until 1998. During that time, Barrett was a pioneer in natural gas development in sandstone formations through hydraulic fracturing in western Coloradorsquos Piceance Basin before being purchased by Williams in 2001 for 2.5 billion. After leaving Barrett Resources in 1998, he formed Pennaco Energy with Glen Warren (Anterorsquos current President and CFO). Rady and Warren led Pennaco as it aggressively grew from a small acreage holder in the Powder River Basin coal bed methane play in Wyoming into one of the largest leaseholders in this play. In February 2001, less than three years after its inception, Pennaco was sold for 500 million in cash to Marathon. In 2002, with the backing of Warburg Pincus, Yorktown Energy Partners and Lehman Brothers Merchant Banking, Rady and Warren formed Antero Resources (the predecessor company) and focused on the Barnett Shale in North Texas. Antero became the second-largest producer in the Barnett and sold its assets to XTO Energy in April 2005 for 685 million in cash and stock. Less than two years later in 2007, Rady and Warren launched the second (and the current) Antero Resources and received 1.4 billion from the same investors: Warburg Pincus, Yorktown Partners and Trilantic Capital Management (formerly Lehman Brothers merchant banking business). Initially, Antero Resources was focused on developing properties in the Arkoma Basin of Oklahoma and the Piceance Basin of Colorado. However, Antero Resources divested its Arkoma and Piceance Basin properties and quickly redeployed that capital into adding acres of leasehold in the Marcellus and Utica shales, focusing on the development of liquids-rich natural gas. Rady manages the business with a keen eye toward risks by ensuring takeaway capacity, hedging regional gas price exposure, contracting for capacity such that ethane rejection is an option, hedging NGLs and terming out debt with essentially no covenants or maturities within the next 4-5 years, while also decisively taking advantage of the opportunities in front of him by aggressively leasing up the Southwest Marcellus before others had figured out the pressure issues, utilizing cheap debt appropriately to maximize NAVshare growth and drilling and hedging at a rapid pace as a long as IRRs are attractive. Rady has sold two of his previous companies for nice gains, and he has the vast majority of his net worth tied up in Antero (although the exact figure isnt clear because the private equity management ownership split has not been solidified yet). Private equity owners and Antero management own Antero Investments (AI), not Antero shares. AI owns 72 of Antero shares, yet AI also owns 100 of AMrsquos general partner (and associated IDRs). While this structure is suboptimal and potential conflicts of interest exist, this is unlikely to have a meaningfully negative impact on Antero shareholders. First, the NAV of Antero is 5-10x greater than the value of AMrsquos GP. It would make no sense for management to significantly erode value at Antero by uneconomically growing production at AM ndash Antero is where the primary source of value lies for AI, and Antero owns 70 of AM, too. Second, the contracts with AM are already set in place for 20 yrs. While perhaps these contracts could be changed, it seems unlikely that this will happen. Third, if Antero Midstreamrsquo s GP becomes very valuable, Anterorsquos production growth must be very strong, so Antero will likely have appreciated in value as well. Assuming the current commodity price forward curves, Antero trades at a 50 implied return to NAV based on conservative modeling assumptions and taking into account the value of Anterorsquos hedges. Note that a NAV analysis is very sensitive to reasonably minor changes in operating assumptions and commodity prices, especially at lower gas prices. Plus or minus 2 annual changes in drilling costs in the first 10 years of the model can change the implied return by middot Marcellus Shale - 10.3bn middot Utica Shale - 2.0bn middot Upper Devonian Shale, Utica Net Resources - 0bn middot Drilled Locations PDP - 2.2bn middot Market Value of AM - 3.0bn middot Water Distribution Systems - 1.5bn middot Hedge Portfolio - 2.1bn middot Net Debt (Excluding Consolidated Cash At AM) ndash (4.1bn) 17bn (61share) vs Current Market Cap of In our base case, we assume Antero will maintain the average number of rigs in operations at 14 for 2015 and 2016 and a ramp to 22 rigs in 2019. A long term low gas price environment can force Antero to reduce its capital expenditures and rig count which will have a significant adverse effect on its NAV. We assume 0.25 - 0.42 price differential for gas based on the Anterorsquos transportation and sales portfolio and the forward pricing in regional gas markets. We also assume NGLs are priced at 50 of WTI. While one can argue that over time, the price differentials should decrease as further infrastructure is built out and the gas market becomes more efficient, we assume 0.25 price differential for gas after 2018 throughout our model. Note that our NAV does not factor in increased productivity per well (i. e. improving well economics from technological advancements). Instead, we assume 15 cost reduction in drilling in 2015 and 2016 cumulatively and hold drilling costs flat for the next 10 years, and then increase drilling costs in-line with assumed price inflation (2 annually). If Anterorsquos drilling costs decline even more in-line with oil service costs, which seems likely as drilling activity in a number of basins slows due to the recent plunge in oil and gas prices, that would be beneficial to NAV. Note our NAV ascribes no value to Anterorsquos Upper Devonian acreage (which includes 4.6 Tcfe and 1,116 undrilled locations) and no value to Anterorsquos dry gas net resource acreage in West VirginiaPennsylvania Utica shale (which includes 11.1 Tcfe and 1,616 undrilled locations). These assets may be quite valuable in the future. We also do not assume a shift to ethane recovery or value-accretive land purchases, both of which would increase NAV. Note that in a commodity price case of 4 gas and 65 WTI, the implied return is 68 with all other assumptions remaining the same. Low Commodity Prices. There is no way around that this investment is commodity-price related. In a sustained, long-term environment of 2.50 gas and 40 oil, this investment would lose money. Anteros hedge book and strategy, global low cost position as well as the fact that Antero will benefit from improved onshore shale drilling productivity (whereas offshore EampP cash flows would decline as improved shale drilling productivity drives down the breakeven commodity price) make Antero well-positioned to navigate through the inevitable downturns in commodity price cycles. Increased Regulation. There is the risk that West Virgina, Ohio and Pennsylvania ban fracking although the probability of that happening seems low. However, drilling taxes in those states may increase. Environmental Liabilities. For EampP companies, there is always the risk of environmental liabilities. Lower Cost Basins. EampP companies could discover even lower cost basins than the Marcellus and Utica. I do not hold a position with the issuer such as employment, directorship, or consultancy. I andor others I advise hold a material investment in the issuers securities. - Improved well productivity - Decline in drilling costs - Dropdown of water business to AM - Opportunistic land purchases - Further proving-out and developing total resource