Antero Risorse Forex Di Copertura

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In realtà, la maggior parte delle persone si aspettano hedge fund per competere con e sovraperformare il mercato toro che abbiamo assistito nel corso degli ultimi anni. Tuttavia, i fondi hedge sono generalmente parzialmente coperti e mirano a fornire interessanti rendimenti adeguati al rischio piuttosto che seguire gli alti e bassi dei mercati azionari sperando che sovraperformare il mercato più ampio. La nostra ricerca mostra che i fondi speculativi hanno grandi stock picking competenze, in modo letrsquos prendere uno sguardo al sentimento denaro intelligente verso Antero Resources Corp (NYSE: AR). È Antero Resources Corp (NYSE: AR) sta per decollare presto Gli hedge fund stanno prendendo una visione ribassista e il numero di investitori rialzista sul titolo scivolato dal 11 di recente. Il livello e la variazione di popolarità hedge fund arenrsquot le uniche variabili che è necessario analizzare le prospettive di decifrare fundsrsquo fund. Uno stock può testimoniare una spinta in popolarità, ma può ancora essere meno popolare di scorte di prezzo simile. Thatrsquos perché alla fine di questo articolo esamineremo aziende come Comerica Incorporated (NYSE: CMA), Splunk Inc (NASDAQ: SPLK), e Alaska Air Group, Inc. (NYSE: ALK) per raccogliere un maggior numero di dati. Seguire Antero Resources Corp (NYSE: AR) Seguire Antero Resources Corp (NYSE: AR) del commercio (NYSE: AR) ora Alla Insider Scimmia, wersquove sviluppato una strategia di investimento che ha consegnato rendimenti battendo mercato negli ultimi 12 mesi. La nostra strategia identifica i 100 più performanti fondi del trimestre precedente tra la raccolta di 700 fondi di successo che abbiamo traccia nel nostro database, che realizziamo con la nostra metodologia rendimenti. Abbiamo quindi studiare i portafogli dei fondi quei 100 che utilizzano gli ultimi dati 13F per scoprire i 30 titoli mid cap più popolari (tappi di mercato comprese tra 1 miliardo e 10 miliardi) in mezzo a loro a tenere fino al prossimo periodo di deposito. Questa strategia consegnato 18 guadagni nel corso degli ultimi 12 mesi, più che raddoppiando le 8 rendimenti di cui godono gli ETF SampP 500. Ora, wersquore andando a dare un'occhiata al più tardi azione circostante Antero Resources Corp (NYSE: AR). Come sono state scambiate hedgies Antero Resources Corp (NYSE: AR) la rubrica nel quarto trimestre del 2016, 40 fondi monitorati da Insider scimmia terrà posizioni lunghe in questo stock, in calo di 22 rispetto al trimestre. Con siepe fundsrsquo capitale cambiando le mani, esiste un tierrdquo ldquoupper di gestori di hedge fund degni di nota che sono stati incrementare le loro partecipazioni in modo significativo (o posizioni di grandi dimensioni già accumulati). Dei fondi monitorati da Insider Scimmia, Seth Klarmanrsquos Baupost Gruppo ha la posizione numero uno in Antero Resources Corp (NYSE: AR), per un valore vicino ai 390,9 milioni, pari al 5,6 del totale 13F portafoglio. Seduti al posto n ° 2 è FPR Partners. gestito da Bob Peck e Andy Raab, che detiene una posizione 291.500.000 6.6 del proprio portafoglio 13F è assegnato alla società. Alcuni altri money manager professionali che sono rialzista contengono Glenn Greenbergrsquos coraggioso guerriero Capitale, Ross Margoliesrsquo Stelliam Investment Management, e Cliff Asnessrsquo AQR Capital Management. Antero Resources (AR) Antero Resources (ldquoAnterordquo) è un operatore indipendente di gas focalizzato EampP con 400.000 acri netti in scisto Marcellus e 150.000 acri netti nel scisto Utica. Nel corso degli ultimi sette anni, la gestione ha superficie consolidata negli scisti Marcellus e Utica, due dei più bassi bacini di costo in tutto il mondo. La natura a basso costo della superficie permette Antero di forare con profitto anche in meno di 4 gas e Dopo aver valutato molti nomi di energia (servizi imprese così come i nomi EampP), abbiamo trovato Antero di essere una notevole eccezione: ottima gestione, le attività formidabili pure come un titolo che viene scambiato a uno sconto significativo per NAV. Anterorsquos azionario è stato sottoposto a forti pressioni di recente come luogo e l'olio in avanti, il gas ed i prezzi sono caduti NGL. Si noti che 85 della produzione Anterorsquos e 70 del EBITDAX sono derivati ​​dal gas naturale invece di olio. Il restante 15 della produzione è prevalentemente NGLS, che hanno un prezzo individualmente ma essenzialmente legato al prezzo del petrolio nel lungo periodo. Antero possiede attività non EampP pure. Nel mese di novembre 2014, Antero scissa off Antero Midstream (ldquoAMrdquo), i sistemi di raccolta e di compressione in Marcellus e Utica, come MLP. Antero attualmente possiede 70 di Antero Midstream. Antero anche attualmente detiene il 100 di un impianto di distribuzione di acqua dolce, che sarà probabilmente sceso al mattino, avendo recentemente ricevuto un PLR favorevole da parte della IRS. Antero ha anche un portafoglio di siepi prezzi delle materie prime 2015-2021 vale 2,1 miliardi a prezzi correnti. Antero Asset Summary middot Sud Marcello dimostrato e riserve 2P middot riserve Utica e ulteriori middot rete delle risorse 70 di proprietà dei Antero Midstream ndash interesse LP solo o raccogliere attivi e midstream compressione middot dolce portafoglio di distribuzione dell'acqua midstream affari middot coprire il rendimento prospettico su Antero azionario è convincente : 50 ritorno implicito a NAV ipotizzando un tasso di sconto del 10. Questa valutazione si basa sulla superficie attualmente locato nel Marcellus e Utica e non dà alcun credito per Anterorsquos superficie nel Devoniano superiore e parti del scisto Utica. Un certo numero di esiti apparentemente probabili potrebbe guidare il futuro IRR notevolmente superiori comprese le tecniche migliorate di perforazione (laterali più lunghe, più fasi frac e più sabbia), minori costi per servizi di perforazione (se i prezzi delle materie prime rimangono bassi e l'attività di perforazione in altri bacini continua a rallentare), maggiore valore al mattino attraverso la crescita e le acquisizioni organica, acquisti di terreni opportunistiche (e quindi più posizioni di perforazione), aumentando il numero di impianti di perforazione gestiti e perforazioni (tira flussi di cassa in avanti sulle alte pozzi IRR), spostare al recupero etano (piuttosto che il rifiuto etano , al momento), tra cui un valore per Anterorsquos posizione intera risorsa (cioè 3P), prezzi delle materie prime potenzialmente più elevati, e di qualsiasi mampas valore accrescitivo. Imprese e dell'industria produttrice a basso costo: Antero ha alcuni dei migliori superficie di gas naturale del mondo. La combinazione di basso scoperta e lo sviluppo (FampD) costa con ricchi di liquidi (NGL cioè) contenuti unisce per molto attraente l'economia gas-foratura. In particolare, Anterorsquos posizione grande superficie nel Sud Marcellus genera IRR e singoli tra 14-55 (assumendo che la curva forward dei prezzi delle materie prime a partire dal 123114). Antero ha prudenzialmente comprato superficie adiacente alla sua posizione attuale del territorio, la creazione di blocchi contigui di terra all'interno del Marcellus e Utica. Questo permette di laterali più lunghi, nonché l'efficienza operativa che migliorano l'economia pure. Nel corso degli ultimi 3 anni, la produzione di gas da scisti Marcellus e Utica è cresciuto mentre la produzione da tutti gli altri bacini degli Stati Uniti uniti è diminuito. Dati i bassi costi del Marcellus e Utica, questa tendenza sembra destinata a continuare. Nel corso del tempo, come la fornitura incrementale disponibile dal MarcellusUtica decelera mentre la domanda di gas naturale continua a crescere (in particolare dalle esportazioni di GNL), vi è la prospettiva che i prezzi del gas naturale sono fissati da bacini di costi più elevati (gt5mcf). Si noti che il prezzo ora viene impostata da una combinazione dei costi all-in dei bacini a basso costo e di costi in corso (escl. Costi di perforazione) dei bacini di costi più elevati. Dovrebbe gas prezzi essere impostati dal costo all-in dei bacini di costi più elevati, i produttori Marcellus e Utica avrebbero ricevuto profitti eccezionali. Basso Profilo di rischio delle Riserve: roccia Shale è molto più prevedibile rispetto foratura convenzionale. Tra i pozzi perforati nelle Marcello, Antero ha perforato lo zero pozzi sterili. Il MarcellusUtica sta già producendo 25 della fornitura di gas degli Stati Uniti. Mentre nuova, Marcellus è ben lungi dall'essere una risorsa non dimostrata. Indipendentemente dal profilo di rischio di un potenziale bene, pozzi che non sono previsti da forare entro i prossimi 5 anni non può essere prenotato come riserve certe (PDP o PUD). Queste riserve sono iscritti come riserve probabili (o possibili). Si noti che la spesa Anterorsquos ldquoexplorationrdquo è molto bassa. costi di ricerca esplorativa nel 2014 era 28 millimetri. Trasporti Azienda Sicuro: Sulla base della fornitura di gas e di infrastrutture di trasporto in un determinato bacino (o regione di un bacino), così come la domanda di gas in una particolare regione, i mercati regionali del gas vendono ad un premio o sconto a Henry Hub (NYMEX ) gas. Pertanto, i ricavi Anterorsquos sono legati ai prezzi del gas regionale piuttosto che direttamente al NYMEX. Il management ha rinchiuso accordi trasporto di tipo continuo a più mercati, al fine di minimizzare il rischio di base diretto ad una particolare regione, oltre a fornire opzionalità dovrebbe avere una regione particolarmente forte domanda. A differenza di alcune aziende EampP nella regione, Antero è assicurata una capacità più che sufficiente da asporto e quelle offerte scade nel 2017-2025. Altre aziende EampP quali Sud, che ha recentemente acquistato Chesapeakersquos superficie nel Marcellus, stanno avendo raccolta e trasporto sfide a breve termine e può essere eseguito solo 1-4 impianti di perforazione di quest'anno. Antero ha abbastanza capacità di eseguire almeno 14 impianti di perforazione nel 2015 e ancora di più impianti in anni successivi. Uno svantaggio per garantire il trasporto a lungo termine è che ci sono minimi di volume che devono essere soddisfatte. Se la produzione Anterorsquos non soddisfa i minimi di volume, l'azienda può acquistare 3 ° gas parti per adempiere ai suoi impegni di volume o vendere la capacità di altri produttori EampP. Antero ha avuto successo nel ridurre al minimo i costi legati alla capacità inutilizzata o spese di marketing. Q1 2015 di marketing spesa è di 0,12 per MCFE rispetto al 2015 guida di grande e attraente Hedge libro: A causa delle curve alte declino e aumento delle perforazioni onshore degli Stati Uniti, una quota significativa di Stati Uniti la produzione di gas naturale ogni anno ha bisogno di essere alimentata da nuovi pozzi. Le curve declino sono così ripida che la maggior parte del valore di un pozzo viene dai primi 5 anni di produzione anche se i pozzi probabilmente produrre per 30-40 anni. Questa curva declino permette ai produttori di costi (trasporto e foratura) mentre anche copertura prezzi delle materie prime per i primi anni di trivellazione lock-in. Circa il 25 della produzione Anterorsquos Marcello wellsrsquo arriva nei primi 2 anni, e 40 nei primi 5 anni. Questo permette ai produttori, come Antero per mitigare in modo significativo il rischio di prezzo delle materie prime, se lo desiderano, de-rischiando il valore delle companyrsquos resourceassets. Antero ha coperto una quantità significativa della sua produzione 2015-2021 e ha forse il più grande libro di copertura tra tutte le aziende EampP. Attualmente, Anterorsquos siepe-libro vale 2,1 miliardi. Si noti l'azienda copre gran parte del gas naturale, ma ha iniziato a coprire la propria produzione di NGL e l'olio pure. Antero ha coperto 94 del 2015 la produzione e hanno volumi simili oggetto di copertura per il 2016 al 2021. contratti Anterorsquos di copertura sono con le grandi banche, rinomati tra cui BNP, CS, JPM, fx, Citi, Wells, DB e Toronto Dominion. Il rischio di controparte sembra basso. Low Financial Risk Profile: Antero ha e continua ad ottenere un finanziamento molto interessante. Anterorsquos base di prestito (cioè le dimensioni della linea di credito) è rideterminato semestrale e si basa su flussi di cassa da riserve certe a condizioni di prezzo delle materie prime correnti tenendo anche conto delle operazioni di copertura dei prezzi delle materie prime. Anterorsquos LOC è L 150 bps a 250bps a seconda del suo utilizzo di base prestito con un prelievo massimo di 4 miliardi. Vale la pena notare che Anterorsquos base di prestito è stata ribadita a 4,0 miliardi impegni recentemente e creditore sotto la struttura in realtà è aumentato di 1.0bn, anche nell'ambiente dei prezzi todayrsquos. Il tasso medio su questa struttura era 2. Nota che la LOC è finanziata da un pool di 16 banche. Inoltre, Antero è assicurata un finanziamento a lungo termine attraverso diverse offerte titoli senior con tassi che variano tra 5.1 e 6.0. Anterorsquos LOC matura nel 2019 e la prima maturità di titoli senior si verifica nel 2020. Si noti che nessuna delle tranche di debito Anterorsquos ha alleanze debtEBITDA e la società ha un ampio margine rispetto al suo patto copertura degli interessi 2.25x. Il 3 marzo 2015, Antero ha annunciato il prezzo di un 750 millimetri di 5.625 senior unsecured notes scadenza 2023 alla pari. Antero ha attualmente leva finanziaria netta di 3.2x, che è più alto rispetto ad altre società EampP gas. Tuttavia, data la produzione oggetto di copertura e basso rischio la natura delle sue operazioni, non vediamo Antero sperimentare problemi con il suo carico di debito. Antero si è posizionata molto bene a beneficio dall'uso di debito prezzo interessante per aumentare in modo aggressivo la sua produzione a IRR attraente. L'elevata domanda di volumi Stati Uniti gas naturale: L'aumento dei regolamenti e bassi prezzi del gas stanno causando molte centrali a carbone negli Stati Uniti per diventare antieconomica. La legislazione recente più significativo è MATS (mercurio e Air Toxics standard), che limita le emissioni della centrale elettrica di particolari tossine ndash mercurio, arsenico e metalli. Il rispetto MATS è richiesto di quest'anno. A causa dei costi elevati e dei tempi necessari per aggiornare le centrali a carbone non conformi accoppiato con margini di centrale a carbone già bassi e bassi prezzi del gas, la capacità di gas è più economica rispetto a re-tooling esistenti centrali a carbone. le esportazioni di GNL sono suscettibili di guidare un aumento significativo della domanda di gas naturale nei prossimi anni. Attualmente, circa 9 Bcfd della domanda incrementale è previsto entro il 2020, con il primo impianto di esportazione messe in linea nel 2016. Ciò a fronte di totale fornitura di gas corrente di circa 79 Bcfd. Alcuni analisti del settore per scontato che nel corso dei prossimi 10 anni, gli Stati Uniti può esportare 15-30 Bcfd di gas naturale. Gestione e proprietari di Private Equity gestione Anterorsquos ha avuto un track record di successo. Paul Rady ha servito come Presidente e CEO di Antero dal maggio 2004. Rady ha iniziato la sua carriera con Amoco dove ha servito 10 anni come geologo focalizzata sul Rockies e Mid-Continent. Nel 1990, Rady è stato inizialmente assunto come Chief Geologo a Barrett Resources, e poi servito come Exploration Manager, EVP Esplorazione, Presidente, COO e direttore e infine amministratore delegato fino al 1998. Durante questo periodo, Barrett è stato un pioniere nello sviluppo di gas naturale in formazioni di arenaria attraverso la fratturazione idraulica nella parte occidentale Coloradorsquos Piceance bacino prima di essere acquistato da Williams nel 2001 per 2,5 miliardi. Dopo aver lasciato Risorse Barrett nel 1998, ha formato Pennaco energia con Glen Warren (Anterorsquos attuale Presidente e CFO). Rady e Warren ha portato Pennaco quanto aggressivo è cresciuto da un piccolo supporto di superficie nel letto di carbone gioco metano Powder River Basin in Wyoming in una delle più grandi affittuari in questo gioco. Nel febbraio 2001, meno di tre anni dopo la sua nascita, Pennaco è stato venduto per 500 milioni in contanti a Marathon. Nel 2002, con l'appoggio di Warburg Pincus, Yorktown Energy Partners e Lehman Brothers Merchant Banking, Rady e Warren formata Antero Risorse (società predecessore) e focalizzato sul Barnett Shale in Texas del nord. Antero è diventato il secondo più grande produttore al Barnett e venduto le sue attività a XTO Energy nel mese di aprile 2005 per 685 milioni in contanti e azioni. Meno di due anni dopo, nel 2007, Rady e Warren ha lanciato la seconda (e la corrente) Antero risorse e ha ricevuto 1,4 miliardi dagli stessi investitori: Warburg Pincus, Yorktown Partner e Trilantic Capital Management (ex Lehman Brothers Merchant attività bancaria). Inizialmente, Antero risorse si è concentrata sullo sviluppo di proprietà nel bacino Arkoma dell'Oklahoma e del bacino Piceance del Colorado. Tuttavia, Antero Risorse ceduto le sue proprietà Arkoma e Piceance bacino e ridistribuita rapidamente che il capitale in aggiunta acri di locazione negli scisti Marcellus e Utica, concentrandosi sullo sviluppo del gas naturale ricchi di liquidi. Rady gestisce l'attività con un occhio attento verso i rischi per assicurare la capacità di asporto, copertura dell'esposizione prezzo del gas regionali, le amministrazioni per la capacità in modo tale che l'etano rifiuto è un'opzione, NGLS copertura e terming il debito essenzialmente senza covenants o scadenze entro il prossimo 4-5 anni, mentre anche in modo decisivo sfruttando le opportunità di fronte a lui da aggressivamente di leasing il sud-ovest Marcello prima di altri avevano capito i problemi di pressione, utilizzando il debito a buon mercato in modo appropriato per massimizzare la crescita NAVshare e perforazione e di copertura ad un ritmo rapido come un lungo come TIR sono attraenti. Rady ha venduto due delle sue imprese precedenti per piacevoli guadagni, e ha la maggior parte del suo patrimonio netto legato in Antero (anche se la cifra esatta è neanche chiaro perché la gestione patrimoniale di proprietà privata spaccatura non è stato ancora solidificato). proprietari di private equity e gestione Antero possiedono Antero Investimenti (AI), non azioni Antero. AI possiede 72 delle azioni Antero, ma AI possiede anche 100 di AMrsquos socio collettivo (e IDR associati). Anche se questa struttura è ottimale ed esistono potenziali conflitti di interesse, questo è improbabile che abbia un impatto negativo sul patrimonio significato Antero. In primo luogo, il NAV di Antero è 5-10x superiore al valore di AMrsquos GP. Non avrebbe alcun senso per la gestione di erodere in modo significativo valore a Antero da una crescente antieconomico produzione a AM ndash Antero è dove la fonte primaria di valore sta per AI, e Antero possiede 70 del mattino, troppo. In secondo luogo, i contratti con AM sono già impostati in vigore per 20 anni. Anche se forse questi contratti potrebbero essere cambiate, sembra improbabile che questo accadrà. In terzo luogo, se GP Antero Midstreamrsquo s diventa molto prezioso, Anterorsquos crescita della produzione deve essere molto forte, in modo da Antero sarà probabilmente apprezzato di valore come bene. Supponendo che i prezzi delle materie prime attuali curve forward, Antero quota a 50 ritorno implicito al NAV sulla base di ipotesi di modellizzazione conservatrici e tenendo conto del valore di Anterorsquos siepi. Si noti che l'analisi NAV è molto sensibile ai cambiamenti ragionevolmente minori in ipotesi operative e prezzi delle materie prime, in particolare ai prezzi del gas più bassi. Più o meno 2 variazioni annue dei costi di perforazione nei primi 10 anni del modello possono cambiare il ritorno implicito middot Marcellus Shale - 10,3 miliardi middot Utica Shale - 2,0 miliardi middot superiore Devoniano Shale, Risorse Utica Net - middot forato Sedi 0BN PDP - 2,2 miliardi di middot valore di mercato di AM - sistemi di distribuzione dell'acqua 3.0bn middot - 1,5 miliardi middot copertura del portafoglio - 2,1 miliardi middot debito netto (escluso consolidato Cash a AM) ndash (4,1 miliardi) 17 miliardi (61 parti) vs attuale capitalizzazione di mercato di In nostra base caso, assumiamo Antero manterrà il numero medio di impianti in gestione al 14 per il 2015 e il 2016 e una rampa di 22 impianti di perforazione nel 2019. un ambiente a basso prezzo del gas a lungo termine può costringere Antero a ridurre le spese di capitale e le conte rig che avrà un significativo effetto negativo sul suo NAV. Non ci assumiamo 0,25-0,42 differenziale di prezzo per il gas sulla base del trasporto Anterorsquos e portafoglio di vendita e il prezzo in avanti nei mercati regionali del gas. Assumiamo anche NGLS sono al prezzo di 50 di WTI. Mentre si può sostenere che nel corso del tempo, le differenze di prezzo dovrebbe diminuire ulteriormente come infrastruttura è costruita fuori e il mercato del gas diventa più efficiente, assumiamo 0.25 differenziale di prezzo per il gas dopo il 2018 in tutto il nostro modello. Si noti che il nostro navigatore non tiene conto dei aumento della produttività per bene (vale a dire il miglioramento e l'economia da avanzamenti tecnologici). Invece, si assume la riduzione dei costi 15 nella perforazione nel 2015 e il 2016 cumulativamente e tenere costi di perforazione piatte per i prossimi 10 anni, e quindi aumentare i costi di perforazione in linea con l'inflazione dei prezzi ipotizzato (2 all'anno). Se Anterorsquos costi di perforazione declino ancora più in linea con i costi di servizi petroliferi, che sembra probabile che, come attività di perforazione in un certo numero di bacini rallenta a causa della recente crollo dei prezzi del petrolio e del gas, che sarebbe vantaggioso per NAV. Nota il nostro NAV attribuisce alcun valore per Anterorsquos superiore Devoniano superficie (che include 4,6 Tcfe e 1.116 posizioni non forati) e nessun valore per Anterorsquos gas secco superficie risorsa di rete a West VirginiaPennsylvania Utica scisto (che comprende 11.1 Tcfe e 1.616 posizioni non forati). Tali attività possono essere molto prezioso in futuro. Inoltre non ci assumiamo uno spostamento verso il recupero di etano o valore-accrescitivo acquisti di terreni, entrambi i quali aumenterebbero NAV. Si noti che in un caso del prezzo delle materie prime 4 gas e 65 WTI, il ritorno implicito è 68 con tutte le altre ipotesi rimangono gli stessi. Bassi prezzi delle materie prime. Non vi è alcun modo per aggirare che questo investimento è merce relativo prezzo. In un sostenuto, ambiente a lungo termine di 2,50 gas e 40 di olio, questo investimento avrebbe perso soldi. Anteros siepe libro e la strategia, la posizione a basso costo globale, così come il fatto che Antero potranno beneficiare di una maggiore produttività perforazioni onshore scisto (mentre i flussi di cassa EampP in mare aperto sarebbe diminuire le unità di produttività scisto perforazione come il miglioramento verso il basso il prezzo delle materie prime di pareggio) fare Antero ben posizionata per navigare attraverso le inevitabili flessioni in cicli dei prezzi delle materie prime. Una maggiore regolamentazione. Vi è il rischio che Virginia Occidentale, Ohio e Pennsylvania divieto fracking anche se la probabilità che questo accada sembra basso. Tuttavia, le tasse di perforazione in quegli Stati membri possono aumentare. Le passività ambientali. Per le aziende EampP, c'è sempre il rischio di passività ambientali. Bacini costo inferiore. aziende EampP potrebbero scoprire bacini dei costi ancora più bassi di Marcellus e Utica. Io non tengo una posizione con l'emittente come l'occupazione, di amministratore, o di consulenza. I Andor altri vi consiglio tenere un investimento materiale in titoli di emittenti. - Miglioramento della produttività bene - Diminuzione dei costi di perforazione - discesa del business acqua per AM - opportunistiche acquisti di terreni - Ulteriori proving-out e lo sviluppo delle risorse totali Antero Resources (AR) Risorse Antero (ldquoAnterordquo) è un operatore indipendente di gas focalizzato EampP con 400.000 rete acri nel scisto Marcellus e 150.000 acri netti nel scisto Utica. Nel corso degli ultimi sette anni, la gestione ha superficie consolidata negli scisti Marcellus e Utica, due dei più bassi bacini di costo in tutto il mondo. La natura a basso costo della superficie permette Antero di forare con profitto anche in meno di 4 gas e Dopo aver valutato molti nomi di energia (servizi imprese così come i nomi EampP), abbiamo trovato Antero di essere una notevole eccezione: ottima gestione, le attività formidabili pure come un titolo che viene scambiato a uno sconto significativo per NAV. Anterorsquos azionario è stato sottoposto a forti pressioni di recente come luogo e l'olio in avanti, il gas ed i prezzi sono caduti NGL. Si noti che 85 della produzione Anterorsquos e 70 del EBITDAX sono derivati ​​dal gas naturale invece di olio. Il restante 15 della produzione è prevalentemente NGLS, che hanno un prezzo individualmente ma essenzialmente legato al prezzo del petrolio nel lungo periodo. Antero possiede attività non EampP pure. Nel mese di novembre 2014, Antero scissa off Antero Midstream (ldquoAMrdquo), i sistemi di raccolta e di compressione in Marcellus e Utica, come MLP. Antero attualmente possiede 70 di Antero Midstream. Antero anche attualmente detiene il 100 di un impianto di distribuzione di acqua dolce, che sarà probabilmente sceso al mattino, avendo recentemente ricevuto un PLR favorevole da parte della IRS. Antero ha anche un portafoglio di siepi prezzi delle materie prime 2015-2021 vale 2,1 miliardi a prezzi correnti. Antero Asset Summary middot Sud Marcello dimostrato e riserve 2P middot riserve Utica e ulteriori middot rete delle risorse 70 di proprietà dei Antero Midstream ndash interesse LP solo o raccogliere attivi e midstream compressione middot dolce portafoglio di distribuzione dell'acqua midstream affari middot coprire il rendimento prospettico su Antero azionario è convincente : 50 ritorno implicito a NAV ipotizzando un tasso di sconto del 10. Questa valutazione si basa sulla superficie attualmente locato nel Marcellus e Utica e non dà alcun credito per Anterorsquos superficie nel Devoniano superiore e parti del scisto Utica. Un certo numero di esiti apparentemente probabili potrebbe guidare il futuro IRR notevolmente superiori comprese le tecniche migliorate di perforazione (laterali più lunghe, più fasi frac e più sabbia), minori costi per servizi di perforazione (se i prezzi delle materie prime rimangono bassi e l'attività di perforazione in altri bacini continua a rallentare), maggiore valore al mattino attraverso la crescita e le acquisizioni organica, acquisti di terreni opportunistiche (e quindi più posizioni di perforazione), aumentando il numero di impianti di perforazione gestiti e perforazioni (tira flussi di cassa in avanti sulle alte pozzi IRR), spostare al recupero etano (piuttosto che il rifiuto etano , al momento), tra cui un valore per Anterorsquos posizione intera risorsa (cioè 3P), prezzi delle materie prime potenzialmente più elevati, e di qualsiasi mampas valore accrescitivo. Imprese e dell'industria produttrice a basso costo: Antero ha alcuni dei migliori superficie di gas naturale del mondo. La combinazione di basso scoperta e lo sviluppo (FampD) costa con ricchi di liquidi (NGL cioè) contenuti unisce per molto attraente l'economia gas-foratura. In particolare, Anterorsquos posizione grande superficie nel Sud Marcellus genera IRR e singoli tra 14-55 (assumendo che la curva forward dei prezzi delle materie prime a partire dal 123114). Antero ha prudenzialmente comprato superficie adiacente alla sua posizione attuale del territorio, la creazione di blocchi contigui di terra all'interno del Marcellus e Utica. Questo permette di laterali più lunghi, nonché l'efficienza operativa che migliorano l'economia pure. Nel corso degli ultimi 3 anni, la produzione di gas da scisti Marcellus e Utica è cresciuto mentre la produzione da tutti gli altri bacini degli Stati Uniti uniti è diminuito. Dati i bassi costi del Marcellus e Utica, questa tendenza sembra destinata a continuare. Nel corso del tempo, come la fornitura incrementale disponibile dal MarcellusUtica decelera mentre la domanda di gas naturale continua a crescere (in particolare dalle esportazioni di GNL), vi è la prospettiva che i prezzi del gas naturale sono fissati da bacini di costi più elevati (gt5mcf). Si noti che il prezzo ora viene impostata da una combinazione dei costi all-in dei bacini a basso costo e di costi in corso (escl. Costi di perforazione) dei bacini di costi più elevati. Dovrebbe gas prezzi essere impostati dal costo all-in dei bacini di costi più elevati, i produttori Marcellus e Utica avrebbero ricevuto profitti eccezionali. Basso Profilo di rischio delle Riserve: roccia Shale è molto più prevedibile rispetto foratura convenzionale. Tra i pozzi perforati nelle Marcello, Antero ha perforato lo zero pozzi sterili. Il MarcellusUtica sta già producendo 25 della fornitura di gas degli Stati Uniti. Mentre nuova, Marcellus è ben lungi dall'essere una risorsa non dimostrata. Indipendentemente dal profilo di rischio di un potenziale bene, pozzi che non sono previsti da forare entro i prossimi 5 anni non può essere prenotato come riserve certe (PDP o PUD). Queste riserve sono iscritti come riserve probabili (o possibili). Si noti che la spesa Anterorsquos ldquoexplorationrdquo è molto bassa. costi di ricerca esplorativa nel 2014 era 28 millimetri. Trasporti Azienda Sicuro: Sulla base della fornitura di gas e di infrastrutture di trasporto in un determinato bacino (o regione di un bacino), così come la domanda di gas in una particolare regione, i mercati regionali del gas vendono ad un premio o sconto a Henry Hub (NYMEX ) gas. Pertanto, i ricavi Anterorsquos sono legati ai prezzi del gas regionale piuttosto che direttamente al NYMEX. Il management ha rinchiuso accordi trasporto di tipo continuo a più mercati, al fine di minimizzare il rischio di base diretto ad una particolare regione, oltre a fornire opzionalità dovrebbe avere una regione particolarmente forte domanda. A differenza di alcune aziende EampP nella regione, Antero è assicurata una capacità più che sufficiente da asporto e quelle offerte scade nel 2017-2025. Altre aziende EampP quali Sud, che ha recentemente acquistato Chesapeakersquos superficie nel Marcellus, stanno avendo raccolta e trasporto sfide a breve termine e può essere eseguito solo 1-4 impianti di perforazione di quest'anno. Antero ha abbastanza capacità di eseguire almeno 14 impianti di perforazione nel 2015 e ancora di più impianti in anni successivi. Uno svantaggio per garantire il trasporto a lungo termine è che ci sono minimi di volume che devono essere soddisfatte. Se la produzione Anterorsquos non soddisfa i minimi di volume, l'azienda può acquistare 3 ° gas parti per adempiere ai suoi impegni di volume o vendere la capacità di altri produttori EampP. Antero ha avuto successo nel ridurre al minimo i costi legati alla capacità inutilizzata o spese di marketing. Q1 2015 di marketing spesa è di 0,12 per MCFE rispetto al 2015 guida di grande e attraente Hedge libro: A causa delle curve alte declino e aumento delle perforazioni onshore degli Stati Uniti, una quota significativa di Stati Uniti la produzione di gas naturale ogni anno ha bisogno di essere alimentata da nuovi pozzi. Le curve declino sono così ripida che la maggior parte del valore di un pozzo viene dai primi 5 anni di produzione anche se i pozzi probabilmente produrre per 30-40 anni. Questa curva declino permette ai produttori di costi (trasporto e foratura) mentre anche copertura prezzi delle materie prime per i primi anni di trivellazione lock-in. Circa il 25 della produzione Anterorsquos Marcello wellsrsquo arriva nei primi 2 anni, e 40 nei primi 5 anni. Questo permette ai produttori, come Antero per mitigare in modo significativo il rischio di prezzo delle materie prime, se lo desiderano, de-rischiando il valore delle companyrsquos resourceassets. Antero ha coperto una quantità significativa della sua produzione 2015-2021 e ha forse il più grande libro di copertura tra tutte le aziende EampP. Attualmente, Anterorsquos siepe-libro vale 2,1 miliardi. Si noti l'azienda copre gran parte del gas naturale, ma ha iniziato a coprire la propria produzione di NGL e l'olio pure. Antero ha coperto 94 del 2015 la produzione e hanno volumi simili oggetto di copertura per il 2016 al 2021. contratti Anterorsquos di copertura sono con le grandi banche, rinomati tra cui BNP, CS, JPM, fx, Citi, Wells, DB e Toronto Dominion. Il rischio di controparte sembra basso. Low Financial Risk Profile: Antero ha e continua ad ottenere un finanziamento molto interessante. Anterorsquos base di prestito (cioè le dimensioni della linea di credito) è rideterminato semestrale e si basa su flussi di cassa da riserve certe a condizioni di prezzo delle materie prime correnti tenendo anche conto delle operazioni di copertura dei prezzi delle materie prime. Anterorsquos LOC è L 150 bps a 250bps a seconda del suo utilizzo di base prestito con un prelievo massimo di 4 miliardi. Vale la pena notare che Anterorsquos base di prestito è stata ribadita a 4,0 miliardi impegni recentemente e creditore sotto la struttura in realtà è aumentato di 1.0bn, anche nell'ambiente dei prezzi todayrsquos. Il tasso medio su questa struttura era 2. Nota che la LOC è finanziata da un pool di 16 banche. Inoltre, Antero è assicurata un finanziamento a lungo termine attraverso diverse offerte titoli senior con tassi che variano tra 5.1 e 6.0. Anterorsquos LOC matura nel 2019 e la prima maturità di titoli senior si verifica nel 2020. Si noti che nessuna delle tranche di debito Anterorsquos ha alleanze debtEBITDA e la società ha un ampio margine rispetto al suo patto copertura degli interessi 2.25x. Il 3 marzo 2015, Antero ha annunciato il prezzo di un 750 millimetri di 5.625 senior unsecured notes scadenza 2023 alla pari. Antero ha attualmente leva finanziaria netta di 3.2x, che è più alto rispetto ad altre società EampP gas. Tuttavia, data la produzione oggetto di copertura e basso rischio la natura delle sue operazioni, non vediamo Antero sperimentare problemi con il suo carico di debito. Antero si è posizionata molto bene a beneficio dall'uso di debito prezzo interessante per aumentare in modo aggressivo la sua produzione a IRR attraente. L'elevata domanda di volumi Stati Uniti gas naturale: L'aumento dei regolamenti e bassi prezzi del gas stanno causando molte centrali a carbone negli Stati Uniti per diventare antieconomica. La legislazione recente più significativo è MATS (mercurio e Air Toxics standard), che limita le emissioni della centrale elettrica di particolari tossine ndash mercurio, arsenico e metalli. Il rispetto MATS è richiesto di quest'anno. A causa dei costi elevati e dei tempi necessari per aggiornare le centrali a carbone non conformi accoppiato con margini di centrale a carbone già bassi e bassi prezzi del gas, la capacità di gas è più economica rispetto a re-tooling esistenti centrali a carbone. le esportazioni di GNL sono suscettibili di guidare un aumento significativo della domanda di gas naturale nei prossimi anni. 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