公司面积情况 - 公司各地区总净面积为140,103英亩，其中墨西哥湾沿岸地区净面积最大为80,696英亩[92] - 公司未开发净面积为11,170英亩，其中2023年无延期选择权的净面积为4,222英亩[93] 油井状态 - 截至2022年12月31日，公司没有处于钻探、完井、脱水过程中或等待基础设施的油井[94] 公司占比情况 - 2022年XTO Energy Inc.占比为12%，2021年为19%，2020年为20%[114] 现金分配相关 - 公司季度现金分配主要取决于收入，会受债务本息支付、营运资金需求等因素影响[121] - 公司单位持有人的现金分配主要取决于运营产生的现金而非盈利能力[122] - 公司预计每季度将运营产生的大部分现金进行分配，这可能限制其增长和收购能力[179] - 公司预计每季度将运营产生的大部分现金用于分配，再投资和收购资金主要依赖外部融资，若无法外部融资，分配政策将影响增长[193] - 公司董事会可随时修改或撤销现金分配政策，B系列累积可转换优先股股东在分配上优先于普通股股东，分配比例为每年7%[212][213] 油气价格相关 - 公司的收入、经营成果、向单位持有人的现金分配以及油气资产的账面价值很大程度上取决于油气的现行价格[123] - 2022年12月31日，WTI原油现货市场价格为80.16美元/桶，近十年最高价为2022年的123.64美元/桶，最低价为2020年的8.91美元/桶[127] - 2022年12月31日，亨利枢纽天然气现货市场价格为3.52美元/百万英热单位，近十年最高价为2021年的23.86美元/百万英热单位，最低价为2020年的1.33美元/百万英热单位[154] - 油价和天然气价格波动大，难以准确预测未来走势，低价可能致公司油气资产减值、减少可采储量估值、影响借款能力和运营资金[125][126][128][150][154] 资产收购与审查 - 公司在收购油气资产前会对高价值地块进行产权审查，收购后会审查转让文件并进行必要更正[111] 人才招聘与管理 - 公司招聘时会从内部寻找人才、寻求团队推荐或与专业招聘人员合作[117] - 2020年3月起公司为多数员工实施远程工作安排，获得员工积极反馈并有助于人才保留和招聘[118] - 截至2022年12月31日，公司有98名全职员工和10名承包商，会计和土地管理部门全职员工分别为32人和26人[140] - 公司关键人员流失可能对业务产生不利影响，且未为高管团队或其他关键人员购买“关键人员”人寿保险[209][210] 公司收入来源 - 2022年公司从超1000个运营商处获得收入[136] - 2022年公司石油和凝析油销售占油气收入约44%，天然气和天然气液体销售占约56%[151][153] - 2022年，公司13%的特许权使用费收入和35%的工作权益收入来自东德克萨斯州海恩斯维尔油气田谢尔比海槽地区的三家运营商[175] 公司运营风险 - 公司对未来钻探时间控制有限，项目开发结果不确定，若井产量不足或出现干井，会影响财务状况和股东分红[130][131][132] - 油气行业周期性导致设备、人员等短缺，会增加成本、延误开发，影响公司财务状况和股东分红[133] - 公司已开发未开发储量的开发存在不确定性，开发延迟、成本增加或商品价格下跌会减少未来净收入[157] - 钻机、设备、原材料等的供应不足或成本高可能限制运营商开发和运营公司资产，并导致成本增加[159] - 公司油气产量的销售受运输、加工和精炼设施的可用性、容量及质量规格等因素影响，可能导致产量削减[160] - 油气储量工程存在主观性，估计的储量数量、未来产量和开发支出时间可能不准确[161] - 运营商可能不开展开发活动或开展方式意外，导致公司经营业绩和向单位持有人的现金分配大幅波动[163] - 公司运营面临多种风险，如经营危害、未投保风险、环境责任等，可能导致重大损失，影响经营成果和现金分配[204][205] 公司办公地点 - 公司主要办公室位于得克萨斯州休斯顿，租赁面积为55,862平方英尺[142] 公司借款情况 - 截至2022年12月31日，公司有1000万美元未偿还借款，贷款人的总最高信贷额度为10亿美元，2022年10月确定的借款基数为5.5亿美元，未偿还承付款为3.75亿美元[167] 公司信贷限制 - 公司信贷安排有诸多限制和财务契约，可能限制其业务、融资活动和支付分配的能力[166] 法律法规影响 - 油气运营受政府法律法规约束，合规成本高，违规可能导致重大负债，减少向单位持有人的现金分配[184] - 公司业务受联邦、州和地方法规监管，法规变化可能增加成本、限制生产或导致运营受限，水力压裂相关法规变化影响难以估计[222][225] - 美国证券交易委员会拟发布气候风险报告最终规则，可能增加公司运营成本[229] 公司股份情况 - 截至2022年12月31日，公司有209,406,927份普通股和14,711,219份B系列累积可转换优先股流通在外[238] 股东权益相关 - 公司可能无法产生足够现金支付普通股分红，B系列累积可转换优先股股东在分红上有优先权[144] - 公司合伙协议限制了股东的投票权，持有15%或以上单位的股东投票权受限，发行额外单位可能导致普通股股东权益稀释[217][219] - 公司合伙协议限制拥有15%或以上任何类别流通在外单位的人或团体的投票权[254] - 公司发行额外普通股或其他同等或高级别权益可能稀释普通股持有人权益[235] - 非美国普通股持有人的分配将按最高适用有效税率和10%的综合预扣税率纳税[251] - 非合格持有人的普通股单位可能会被公司按当时市价赎回[261] - 若公司被视为公司制实体或需缴纳大量实体层面税收，向普通股持有人的现金分配将大幅减少[262][264] - 普通股持有人需就其应占的公司应税收入缴纳美国联邦所得税，可能出现应税收入与现金分配不匹配情况[274] - 出售普通股单位时，持有人需确认收益或损失，可能产生超出出售所得现金的税务负债[275] - 合伙企业权益受让人通常需代扣转让人10%的“实现金额”，除非转让人证明非外国人士[279] 税务相关 - 公司“商业利息”扣除额限于商业利息收入与“调整后应税收入”的30%之和[249] - 若未满足“合格收入”要求或法律变更，公司可能被视为美国联邦所得税目的的公司并被征税[242] - 美国国会成员不时提议修改联邦所得税法，可能影响公司作为合伙企业的税务待遇[267] - 未来立法可能取消油气勘探生产相关税收抵扣或增加税费[268][269] - 若美国国税局对公司2017年12月31日后的所得税申报表进行审计调整，可直接向公司征收税款，可能减少可分配现金[271] - 若美国国税局质疑公司的收入、收益、损失和扣除项目的分摊方法，公司可能需更改分配方式[280] - 公司认为普通股持有人有权获得20%的合格业务收入扣除，但特许权使用费收入的扣除存在不确定性[285] ESG相关 - 对环境、社会和治理（ESG）事项的关注增加，可能导致公司成本上升、需求下降、利润减少等，还可能面临诉讼风险[206] - 不利的ESG评级可能对公司单位价格和资本获取及成本产生负面影响[230] 保险相关 - 公司可能因未在保险政策规定时间内向保险公司报告突发意外污染事件而无保险覆盖，且无长期渐进污染事件保险[228] 公司增长策略 - 公司主要增长策略是增加现有资产储备，不时会收购矿产和特许权权益，但收购可能导致单位现金分配减少，并面临多种潜在风险[197] 油气需求影响 - 燃料节约措施、技术进步等可能降低油气需求，对公司业务、财务状况、经营成果和单位现金分配产生重大不利影响[199] 发行融资风险 - 发行额外单位或增加商业借款为增长融资，可能增加无法维持或提高单位分配水平的风险，还会增加利息支出和本金偿还，减少可分配现金[194]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为1.23亿美元，较第二季度增长9% [11] - 第三季度可分配现金流为1.16亿美元，较上一季度增长8% [11] - 第三季度宣布每单位分配0.45美元，创黑石新高 [11] - 第三季度油气收入2.18亿美元，较上一季度增长6% [16] - 预计全年租赁运营费用处于1000万 - 1200万美元指导范围高端，生产成本占油气收入百分比低于10% - 12%指导范围 [18] - 预计现金一般及行政费用（G&A）符合3300万 - 3400万美元原指导范围，非现金G&A处于1300万 - 1500万美元范围高端 [18] - 截至第三季度末，信用额度借款余额为6000万美元，截至上周五降至1900万美元 [20] - 信用额度借款基础从4亿美元提高到5.5亿美元，公司自愿将该额度下总承诺限制为3.75亿美元 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度总生产 volumes 为4万桶油当量/天，较第二季度增长19%，增长全部来自特许权使用 volume，其增长23%至3.73万桶油当量/天 [7] - 第三季度末，公司土地上有92台钻机运行，较第二季度末的81台增加14%，远高于去年同期的59台 [10] - 第三季度特许权使用 production 增长23%至3.73万桶油当量/天，增长由天然气 volume 增加驱动，主要来自路易斯安那州海恩斯维尔地区生产商 [16] - 公司在谢尔比槽地区，Aethon已将14口井投入销售，另有10口井正在钻探或等待完井，正朝着每年27口井的合同要求推进 [11] - 东德克萨斯奥斯汀白垩地区，已钻探并完成超20口高强度完井井，另有5口正在开发，还引入4家新运营商 [12][13] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司实现油价较第二季度有所下降，但仍保持在每桶95美元以上，天然气实现价格超过每百万英热单位8美元 [16] - 石油差价较上一季度有所改善，天然气实现价格因差价扩大和NGL价格下跌而下降 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司商业战略聚焦吸引开发资金，以最大化现有土地价值，无需额外股权或债务收购来增加产量，这使其区别于同行并实现高资本回报率 [14] - 继续专注谢尔比槽和东德克萨斯奥斯汀白垩地区开发，同时探索其他土地组合区域以推动新开发 [12][14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 开发活动活跃，预计全年总产量将达到或超过原2022年指导范围中点，意味着第四季度产量约3.6万桶油当量/天或更高，且有进一步提升潜力 [9] - 预计类似第三季度的收入影响将在未来季度持续，对进入第四季度和明年的发展势头感到兴奋，乐观认为向股东返还现金的趋势将持续到2023年 [9][14] - 即使不考虑产量增加的好处，仅因对冲价格大幅提高，公司也能在2023年实现更高现金流 [19] 其他重要信息 - 公司在电话会议中会作出有关未来业绩的前瞻性陈述，这些陈述存在风险，实际结果可能与陈述有重大差异，相关风险讨论可参考昨日新闻稿和2021年10 - K报告风险因素部分 [4] - 公司提及某些非GAAP财务指标，其与最直接可比GAAP指标的调节及其他信息可在公司网站blackstoneminerals.com上的昨日收益新闻稿中找到 [5] 问答环节所有提问和回答 问题1: 关于第三季度生产优势评论的微妙之处，以及谢尔比槽地区对第四季度产量的影响 - 公司对Aethon在谢尔比槽地区的活动感到鼓舞，认为这是一个长期项目，会使产量受益多年，该项目已纳入预测，时间上的小变动未超出原指导范围 [24] - 第三季度令人意外的是路易斯安那州海恩斯维尔地区一些大型新井的高产，这些井的高产带来了额外收入影响 [24][25] 问题2: 基于参与奥斯汀白垩趋势的七个运营商的许可证，未来6 - 12个月的活动预期 - 公司希望未来12个月奥斯汀白垩地区的活动数量达到20多至30少，存在一些变量，如与新老运营商的区域重组，但趋势是上升的，且认为更多活动将转向该地区核心区域 [26]

公司业务布局与运营情况 - 截至2022年9月30日，公司的矿产和特许权权益位于美国大陆41个州，拥有超70000口生产井[121] - Aethon在安吉丽娜县成功投产10口井并对另外8口井开展作业，在圣奥古斯丁县投产4口井，正在钻探1口井，另有1口井等待完井；XTO Energy在圣奥古斯丁县的谢尔比槽地区投产3口2019年开钻的井[123] - 公司在东得克萨斯州的奥斯汀白垩层与多个运营商达成钻井协议，三口井测试项目表明现代完井技术可提高产量和储量；已钻18口新水平井，22口采用现代完井技术的井正在生产，另有5口正在钻探或完井[124] 市场价格与供需数据 - 2022年第三季度末，WTI现货油价为79.91美元/桶，亨利枢纽现货天然气价格为6.40美元/百万英热单位[131] - 2022年前9个月，美国净天然气出口平均为108亿立方英尺/天，较2021年平均水平增长11%；EIA预测2022年剩余时间平均出口量为118亿立方英尺/天，2023年为123亿立方英尺/天[132] - 2022年第三季度末，美国石油钻机数量为604台，天然气钻机数量为159台，其他钻机数量为2台，总计765台[134] - EIA估计2022年10月天然气注入季节结束时库存为3.5万亿立方英尺，比前五年平均水平低6%[137] - 2022年第三季度末，东部地区天然气存储量为756，中西部为916，山区为184，太平洋地区为247，中南部为1003，总计3106[138] 公司业绩评估指标 - 公司使用多种运营和财务指标评估业绩，包括油气产量、商品价格及衍生工具影响、调整后息税折旧摊销前利润和可分配现金流[140] - 公司通过监测和分析各盆地和油气藏的产量来跟踪和评估资产表现，并对比预测产量和实际产量[141] 公司套期保值情况 - 截至2022年9月30日，公司已对冲2022年和2023年可用石油和凝析油对冲量的98%和66%，以及可用天然气对冲量的72%和65%[153] - 公司允许对预期未来月度产量进行套期保值，前24个月可套期保值比例最高为90%，第25至36个月为70%，第37至48个月为50%[153] 公司季度财务数据对比（2022年Q3与2021年Q3） - 2022年第三季度，公司净收入为168,475千美元，2021年同期为16,178千美元；2022年前九个月净收入为293,261千美元，2021年同期为47,793千美元[159] - 2022年第三季度，公司调整后EBITDA为123,114千美元，2021年同期为76,498千美元；2022年前九个月调整后EBITDA为334,708千美元，2021年同期为214,845千美元[159] - 2022年第三季度，公司可分配现金流为116,510千美元，2021年同期为70,235千美元；2022年前九个月可分配现金流为315,712千美元，2021年同期为196,114千美元[159] - 2022年第三季度，公司石油和凝析油产量为844千桶，较2021年同期的922千桶下降8.5%；天然气产量为16,994百万立方英尺，较2021年同期的15,467百万立方英尺增长9.9%[161] - 2022年第三季度，公司石油和凝析油实现价格为95.07美元/桶，较2021年同期的67.15美元/桶增长41.6%；天然气实现价格为8.11美元/百万立方英尺，较2021年同期的4.73美元/百万立方英尺增长71.5%[161] - 2022年第三季度，公司石油和凝析油销售收入为80,240千美元，较2021年同期的61,916千美元增长29.6%；天然气和天然气液体销售收入为137,756千美元，较2021年同期的73,167千美元增长88.3%[161] - 2022年第三季度，公司总营收为216,429千美元，较2021年同期的59,827千美元增长261.8%，主要因油气销售增加、商品衍生品未实现收益及租赁奖金和其他收入增加[161][162] - 2022年第三季度，公司租赁运营费用为2,896千美元，较2021年同期的3,303千美元下降12.3%；折旧、损耗和摊销费用为12,208千美元，较2021年同期的14,925千美元下降18.2%[161] - 2022年第三季度，公司油气商品合约实现损失6890万美元，未实现收益6410万美元；2021年同期实现损失3410万美元，未实现损失4340万美元[166] 公司前三季度财务数据对比（2022年前三季度与2021年前三季度） - 2022年前三季度，公司石油和凝析油产量257.4万桶，同比下降1.4%；天然气产量4264.8万立方英尺，同比下降7.4%；当量产量96.82万桶油当量，同比下降5.9%[176] - 2022年前三季度，公司石油和凝析油实现价格97.27美元/桶，同比增长58.7%；天然气实现价格7.61美元/千立方英尺，同比增长102.9%；当量实现价格59.39美元/桶油当量，同比增长83.7%[176] - 2022年前三季度，公司石油和凝析油销售收入2.50367亿美元，同比增长56.5%；天然气和天然气液体销售收入3.24691亿美元，同比增长88.2%；租赁奖金和其他收入1026.2万美元，同比下降15.9%[176] - 2022年前三季度，公司商品衍生工具损失1.52095亿美元，较2021年同期的1.64923亿美元有所减少，降幅为7.8%[176] - 2022年前三季度，公司总营收4.33225亿美元，同比增长140.9%[176] - 2022年前三季度，公司租赁运营费用925.6万美元，同比下降5.6%；生产成本和从价税5130.9万美元，同比增长44.7%；勘探费用19.2万美元，同比下降82.2%[176] - 2022年前三季度，公司折旧、损耗和摊销费用3501.8万美元，同比下降24.5%；一般和行政费用3932.6万美元，同比增长5.3%；利息费用426.4万美元，同比增长1.6%[176] 公司信贷与资金安排 - 截至2022年9月30日，公司信贷安排下的未偿借款为6000万美元[190] - 公司计划用运营产生的现金、信贷安排借款、未来股权和债务发行所得以及资产出售所得为未来收购提供资金[192] - 2022年前9个月经营活动现金流为268550千美元，2021年同期为183426千美元，增加85124千美元[194][198] - 2022年前9个月投资活动净现金流为 -677千美元，2021年同期为 -13891千美元，减少13214千美元[195][198] - 2022年前9个月融资活动现金流为 -275911千美元，2021年同期为 -168067千美元，增加 -107844千美元[196][198] - 2022年非运营工作权益相关资本支出预算预计约为200万美元，截至2022年9月30日前9个月已投入50万美元[197] - 截至2022年9月30日，信贷安排未偿还借款为6000万美元，加权平均利率为5.50%[200] - 2022年10月，信贷安排借款基数从4亿美元提高到5.5亿美元，公司选择将承诺额度从4亿美元降至3.75亿美元[201] - 信贷安排需按0.375% - 0.500%的年化利率支付季度承诺费[202] - 信贷协议包含两项财务契约：总债务与EBITDAX之比不超过3.5:1.0，流动比率不低于1.0:1.0[203] 价格与债务变动影响 - 将2022年第三季度SEC商品定价降低10%，探明储量将比未调整情况减少约1%[208] - 截至2022年9月30日，债务增加1%将使利息支出增加50万美元[211]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）超1.12亿美元，较上一季度增长14%，可分配现金流达1.07亿美元，创公司上市以来单季度现金流最高水平 [8] - 上周宣布第二季度每单位分配0.42美元，较上一季度增长5%，比去年第二季度高出68% [9] - 第二季度实际价格上涨32% [10] - 若2022 - 2023年生产水平持平，预计明年可分配现金流将增加超5000万美元 [31] - 截至本季度末总债务余额为8600万美元，目前降至5400万美元 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 谢尔比槽区（Haynesville/Bossier Shelby Trough） - 2019年总产量（特许权使用费和工作权益）峰值超5万桶油当量/天，目前约为3.4万桶油当量/天，工作权益产量从约1万桶油当量/天降至目前约3000桶油当量/天 [11][13] - 特许权使用费产量较2019年下降约5000桶油当量/天，但增长势头良好，预计该地区将迅速恢复 [17] 二叠纪盆地（Permian） - 2019年底至2020年初产量峰值超6000桶油当量/天，目前日均产量约3500桶油当量 [18] 东德克萨斯奥斯汀白垩层（East Texas Austin Chalk） - 自2019年重启以来已钻18口井，未来12个月有望实现每年开钻25 - 30口井的目标 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 第二季度原油平均价格超100美元，天然气平均价格约7美元 [9] - 第二季度实际价格实现率与上一季度一致，原油接近西德克萨斯中质原油（WTI）平均价格的100%，天然气为亨利枢纽（Henry Hub）平均价格的120% [29] - 天然气套期保值互换价格从2022年到2023年上涨超50%，石油套期保值互换价格明年上涨近30%，按当前期货价格和现有套期保值，明年实际价格将上涨11% [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦现有土地的有机增长，以保持资产负债表稳健并利用价格上涨机遇 [23] - 与Aethon Energy达成开发协议，增加谢尔比槽区的钻井数量，提高特许权使用费率 [15][16] - 持续与大型私营和公共勘探与生产（E&P）公司讨论，扩大东德克萨斯奥斯汀白垩层的开发范围 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 宏观环境若保持有利，且关键运营商按计划执行，预计2023年实现产量增长，年底产量接近4万桶油当量/天 [24] - 认为石油和天然气行业前景良好，全球经济对能源需求增长，行业正朝着更环保的方向转型 [26] - 公司已知库存按过去12个月的产量计算超过20年，还有数百万英亩未开发土地未纳入库存计算 [27][28] 其他重要信息 - 公司在财报电话会议中会作出前瞻性陈述，实际结果可能与陈述存在重大差异，相关风险可参考昨日新闻稿和2021年10 - K报告中的风险因素部分 [4][5] - 公司会提及某些非公认会计原则（non - GAAP）财务指标，其与最直接可比的公认会计原则（GAAP）指标的调节及其他信息可在公司网站查询 [6] - 公司全年业绩预计处于原指引范围低端，部分活跃产区的增产面临全球供应链中断和井位时间调整的挑战，但认为这些是暂时问题 [37][38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请详细介绍东德克萨斯奥斯汀白垩层的情况以及该地区的运营商 - 公司与现有运营商合作加速其在现有租约上的活动，并引入新参与者开展新开发活动 过去一年多该地区已开钻19口井，11口井正在生产 新完井技术使部分区域取得了稳定且强劲的成果，最近一口井产量可观，预计2023年及以后该地区将成为公司的增长领域 [41][42][43] 问题2: 下半年分配覆盖率预计如何 - 公司预计随着时间推移，分配覆盖率会下降，派息率会上升，因为资产负债表状况良好，优先考虑向投资者返还多余现金 第二季度覆盖率为1.21倍，高于预期，是为了平衡全年情况，未来覆盖率会下降 [45][46][47] 问题3: 2023年及以后是否考虑使用领口期权（collars）而非互换期权（swaps）进行套期保值 - 公司每次进行交易时都会考虑领口期权和互换期权，目前认为互换期权水平有吸引力，套期保值计划可能仍以互换期权为主，但如果领口期权能在保留一定上行空间的同时提供良好的下行保护，也会考虑使用 公司倾向于保持套期保值策略的简单性，以稳定分配 [48][49][50] 问题4: 公司对油气产量的套期保值比例是多少 - 历史上，公司会对未来一年的预期产量进行约70%的套期保值，对未来两年的预期产量进行30% - 50%的套期保值，并会定期进行套期保值操作 从总资源基础来看，公司大部分产量未进行套期保值 [51][52][53]

公司资产与运营 - 公司在美国41个州拥有矿产和特许权权益，涵盖超过70,000口生产井[120] - 公司在Shelby Trough地区有8口井已投产，6口井正在开发中[122] - 公司在Austin Chalk地区有12口新水平井正在测试，7家运营商参与该地区的重新开发[123] 商品价格与市场趋势 - 2022年第二季度WTI原油现货价格为107.76美元/桶，同比上涨46.6%[130] - 2022年第二季度Henry Hub天然气现货价格为6.54美元/MMBtu，同比上涨72.6%[130] - 2022年上半年美国液化天然气（LNG）净出口量平均为11.2 Bcf/天，同比增长15%[131] - 2022年第二季度美国旋转钻机总数为753台，同比增长60.2%[133] - 2022年第二季度美国天然气库存总量为2,251 Bcf，同比下降12%[137] - 公司预计2022年10月天然气库存将达到3.5 Tcf，较五年平均水平低6%[136] 财务表现 - 公司2022年第二季度净收入为1.31788亿美元，同比增长131,788%[158] - 2022年第二季度调整后EBITDA为1.12838亿美元，同比增长44.1%[158] - 2022年第二季度可分配现金流为1.06567亿美元，同比增长47.8%[158] - 2022年第二季度石油和凝析油销售量为899 MBbls，同比增长4.5%[160] - 2022年第二季度天然气销售量为12,895 MMcf，同比下降17.7%[160] - 2022年第二季度石油和凝析油实现价格为每桶104.89美元，同比增长67.2%[160] - 2022年第二季度天然气实现价格为每Mcf 8.62美元，同比增长139.4%[160] - 2022年第二季度石油和凝析油销售收入为9.4296亿美元，同比增长74.8%[160] - 2022年第二季度天然气和天然气液体销售收入为1.11181亿美元，同比增长96.8%[160] - 2022年第二季度商品衍生工具损失减少至2734.9万美元，同比下降54.0%[160] - 2022年上半年总收入增加，主要由于石油、凝析油、天然气和NGL销售额增加，部分被商品衍生工具损失增加所抵消[176] - 2022年上半年石油和凝析油销售额增加，主要由于商品价格上涨[177] - 2022年上半年天然气和NGL销售额增加，主要由于商品价格上涨，部分被产量下降所抵消[179] - 2022年上半年商品衍生工具损失增加，主要由于石油和天然气远期价格曲线的变化[180] 成本与费用 - 2022年第二季度租赁奖金和其他收入较2021年同期下降，主要由于Austin Chalk地区的租赁活动减少[166] - 2022年第二季度租赁运营费用下降，主要由于TLW资产剥离导致的工作权益产量减少[167] - 2022年第二季度生产和从价税增加，主要由于商品价格上涨导致的生产税增加[168] - 2022年第二季度折旧、损耗和摊销减少，主要由于天然气产量下降[170] - 2022年上半年租赁运营费用下降，主要由于工作权益产量减少[182] - 2022年上半年生产和从价税增加，主要由于商品价格上涨导致的生产税增加[183] 现金流与融资 - 公司经营活动产生的现金流量为160,139千美元，同比增长34,560千美元[196] - 公司投资活动产生的现金流量为-145千美元，同比增加12,609千美元[196] - 公司融资活动使用的现金流量为-156,712千美元，同比减少43,134千美元[196] - 公司信用额度为10亿美元，截至2022年6月30日，未偿还借款为8600万美元，加权平均利率为4.12%[198] - 公司借款基础每半年重新确定一次，最近一次重新确定在2022年4月，借款基础维持在4亿美元[199] - 公司信用协议包含财务维护条款，要求总债务与EBITDAX比率不超过3.5:1.0，流动比率不低于1.0:1.0[202] - 公司截至2022年6月30日的未偿还借款为8600万美元，利率每增加1%，将导致利息支出增加40万美元[211] 风险管理 - 公司使用衍生工具（如固定价格互换合约和无成本领口合约）来管理油价和天然气价格的波动[127] - 公司主要市场风险为石油、天然气和NGL价格波动，使用商品衍生工具减少价格波动对收入的影响[207] - 公司估计，如果SEC商品价格下降10%，将导致已探明储量减少约1%[208] - 公司有7个交易对手，均为Moody's评级Baa1或以上的机构，且为公司信用额度的贷款人[209]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）近1亿美元，较2021年第四季度增长27% [8] - 第一季度可分配现金流超9200万美元 [8] - 第一季度油气当量（Boe）实现价格超每桶51美元，较上一季度提高16% [22] - 第一季度油气总收入较2021年第四季度增长18% [23] - 第一季度每单位可分配现金流（Bcf）上涨0.10美元 [24] - 本季度每单位分配额为0.40美元，较2021年第四季度增长48% [24] - 季度末总债务为6900万美元，目前降至4400万美元，循环信贷额度借款基数上月重申为4亿美元 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度特许权使用产量较上一季度有所下降，主要来自谢尔比槽谷地区，第一季度特许权使用量总计29600桶油当量/天，较第四季度特许权使用量下降16% [9][19] - 石油产量下降主要是由于本季度收到的暂停收入量低于上一季度 [21] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司在谢尔比槽谷与Aethon有单独开发协议，预计未来两年该地区整体活动水平将迅速增加，Aethon每年将钻探20 - 30口井；XTO Energy已恢复在圣奥古斯丁县的三口井钻探工作 [11][12][13] - 公司致力于将更多运营商资本引入东德克萨斯的大量矿产，去年与多家运营商达成协议钻探奥斯汀白垩井，测试项目结果令人鼓舞，目前有四家运营商积极参与该油田的再开发，已有七口采用现代完井技术的井投产，另有五口正在钻探或完井 [15][16] - 公司在并购活动上保持谨慎，高度关注能带来更高回报的项目，将精力集中在吸引生产商到现有土地上，待市场情况正常化后再考虑并购 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 近期世界事件凸显了美国天然气储备的全球战略重要性，公司认为海恩斯维尔页岩是最有利于从液化天然气出口量持续增长中受益的项目 [14] - 公司处于有利地位，有机增长项目逐步推进，定价环境良好，杠杆率为0.2倍，这些因素使得公司能够大幅提高分配额 [18] - 尽管第一季度产量有所下降，但由于行业环境总体积极以及有机增长计划的推进，预计全年产量增长轨迹将恢复，公司坚持全年产量指导为34000 - 37000桶油当量/天 [21][22] 其他重要信息 - 第一季度租赁奖金近500万美元，财务结果受益于此 [23] - 公司约65% - 70%的2022年产量已进行套期保值，2023年约为10% - 20% [46] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 第一季度停产对产量的影响量化是多少？ - 由于XTO钻探三口井，仅第一季度的停产影响预计约为500桶油当量/天左右 [28] 问题2: 第一季度是否是全年产量的底部，二季度及后续产量是否会开始回升？ - 从产量指导来看，预计产量将在全年攀升至3.5万桶油当量/天左右，并有望保持一定的增长轨迹 [29] 问题3: 当前并购环境如何，在高油价环境下交易是否价格昂贵？ - 市场上有很多交易，但公司在并购活动上保持谨慎，团队专注于能带来更高回报的项目，在当前价格环境下进行交易风险更大，公司将专注于推动现有土地的更多活动，待市场情况正常化后再考虑并购 [30] 问题4: 奥斯汀白垩地区测试井项目的表现与过去结果相比如何？ - 三口测试井项目结果令人鼓舞，其中一口井在五个月内产出12.5亿立方英尺天然气和21.8万桶油，另一口井生产两个月，产量可观，第三口井生产三个月，表现优于未增产的对比井；该地区采用较新完井技术的最老井已生产25个月，产出43亿立方英尺天然气和62.5万桶油，老生产商仍保持健康的产量 [34][35] 问题5: XTO三口井的完井时间预期以及是否会有更多活动？ - 不确定三口井的完井时间表，但预计年底前完工；XTO可能会将该地区作为灵活调配钻机的区域，目前没有具体的钻探计划 [36][38] 问题6: 考虑到第一季度的影响和巴肯地区近期事件，如何看待第二季度的石油产量？ - 希望第二季度石油产量能从第一季度有所恢复，但不会达到第四季度因团队解决暂停生产问题而提升的产量水平 [39] 问题7: 如何看待当前油气市场的现货溢价情况，公司进行套期保值的原因及对收益的影响，以及套期保值的产量比例是多少？ - 公司一直是持续的套期保值者，套期保值为现金流带来稳定性，这是公司的企业理念，董事会认可这种稳定性；对于生产商自我限制产量以维持高价的观点不完全认同，行业存在资本限制，且供需受多种因素影响；2022年约65% - 70%的产量已套期保值，2023年约为10% - 20% [43][44][46] 问题8: 本季度分配额增加后，未来计划是维持较高的派息率还是维持当前水平并积累更多现金？ - 如果对产量持平或增长有信心，且保持低债务水平，公司会考虑提高派息率，目标是实现平稳且增长的分配，而非纯粹的可变分配 [50][51] 问题9: 第一季度租赁奖金较第四季度翻倍，是由于现有租约到期还是未租赁土地被租赁？ - 大部分租赁奖金来自2020年因行业低迷到期的租约，公司能够迅速重新租赁这些土地 [52]

公司资产与生产情况 - 公司在美国41个州拥有矿产和特许权权益，涵盖超过70,000口生产井[116] - 公司在Shelby Trough地区有6口井已投产，另有4口井正在开发中[118] - 公司在Austin Chalk地区有7口井已投产，另有5口井正在钻探或完井中[119] - 2022年第一季度天然气产量同比下降14.4%，主要由于生产井的自然递减[155][160] 商品价格与市场情况 - 2022年第一季度WTI原油现货价格为100.53美元/桶，较2021年同期的59.19美元/桶大幅上涨[125] - 2022年第一季度Henry Hub天然气现货价格为5.46美元/MMBtu，较2021年同期的2.52美元/MMBtu显著上涨[125] - 2022年第一季度美国天然气出口量平均为11.5 Bcf/天，同比增长18%[126] - 2022年第一季度美国旋转钻机总数为670台，较2021年同期的417台大幅增加[128] - 公司预计2022年10月天然气库存将达到3.5 Tcf，较五年平均水平低4%[131] 财务表现与现金流 - 2022年第一季度原油和凝析油销售同比增长71.7%，达到7583.1万美元，主要由于价格上涨[155][156] - 2022年第一季度天然气和天然气液体销售同比增长76.6%，达到7575.4万美元，主要由于价格上涨[155][160] - 2022年第一季度租赁奖金和其他收入同比增长103.7%，达到485.9万美元[155][162] - 2022年第一季度调整后EBITDA为9875.6万美元，同比增长64.7%[153] - 2022年第一季度可分配现金流为9263.5万美元，同比增长72.2%[153] - 2022年第一季度经营活动产生的现金流为8257.6万美元，同比增长2689万美元，主要由于原油和天然气销售价格上涨[175][179] - 2022年第一季度投资活动使用的净现金流为96万美元，同比减少118万美元，主要由于石油和天然气资产的转租收入[176][179] - 2022年第一季度融资活动使用的现金流为8470.3万美元，同比增加3122万美元，主要由于向股东分配的增加和信贷额度的额外还款[177][179] 资本支出与信贷情况 - 公司2022年非运营工作权益的资本支出预算为450万美元，其中2022年第一季度已投资10万美元，主要用于现有油井的修井和重新完井[178] - 公司截至2022年3月31日的信贷额度借款余额为6900万美元，加权平均利率为2.94%[181] - 公司信贷额度的借款基础为4亿美元，最近一次借款基础重新确定在2022年4月完成[182] - 公司信贷协议包含两个财务契约：总债务与EBITDAX比率不超过3.5:1.0，流动比率不低于1.0:1.0[185] - 公司预计从LIBOR向SOFR的过渡不会对其产生重大影响[186] 风险管理与衍生工具 - 公司使用衍生工具（如固定价格互换合约和无成本领口合约）来管理商品价格波动对现金流的影响[122][143] - 公司已对冲2022年92%的可用原油和凝析油产量，以及2023年6%的可用原油和凝析油产量[147] - 公司已对冲2022年72%的可用天然气产量，以及2023年16%的可用天然气产量[147] - 2022年第一季度商品衍生工具亏损增加，实现亏损3120万美元，未实现亏损8880万美元[161] - 公司使用商品衍生工具来减少原油和天然气价格波动对收入的影响，所有衍生工具合同均未指定为公允价值或现金流对冲[190] - 公司截至2022年3月31日有6个衍生工具交易对手，均获得Moody's Baa1或更高的信用评级[192] 折旧与摊销 - 2022年第一季度折旧、损耗和摊销费用同比下降30.2%，主要由于成本基础减少[155][166]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度实现油价为每桶73美元，天然气价格为每Mcf 5.40美元，Boe价格较第三季度上涨14%，较2020年第四季度翻倍 [8] - 第四季度调整后EBITDA为7760万美元，较上一季度略有上升，可分配现金流为7130万美元，较上一季度增加 [26] - 2021年全年调整后EBITDA为2.92亿美元，总产量为3.8万Boe/天，全年分配总额为每单位0.945美元，保留了约7000万美元用于收购和债务偿还 [27] - 2022年预计特许权产量与2021年持平，预计Permian和Louisiana Haynesville产量增加，但Shelby Trough的产量下降 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度特许权产量为35.2 MBoe/天，较第三季度增长7%，主要来自Bakken、Louisiana Haynesville和Midland Delaware产量的增加 [9] - 特许权产量占公司总产量的90%，工作权益产量继续下降 [10] - 2021年特许权产量与2020年持平，主要由于Shelby Trough地区的天然气产量下降 [11] - Aethon Energy在Shelby Trough地区的活动增加，预计未来两年每年将钻探20至30口井 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度油价和天然气价格持续上涨，推动公司油气收入超过1.5亿美元 [24] - 天然气现货价格与合同结算价格出现较大差异，现货价格为475，合同结算价格为583，公司实现的天然气价格为5.40美元，为现货价格的114% [25] - 2022年预计天然气产量占比从74%降至72%，主要由于Shelby Trough地区的天然气产量下降 [46] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司优先考虑有机增长战略，通过吸引资本或与现有运营商合作加速钻探活动 [16] - 公司认为在当前高商品价格环境下，有机增长策略更为合适，因为收购可能带来更多下行风险 [17] - Austin Chalk地区是公司增长的重要组成部分，公司正在与现有运营商合作并营销未租赁的地块 [18] - 公司正在积极寻找其他矿物组合，以利用商品价格上涨和技术改进带来的机会 [20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对未来的前景持乐观态度，拥有强劲的资产负债表、丰富的增长机会和专注于将这些机会转化为额外产量的团队 [21] - 公司预计2022年Shelby Trough产量将恢复增长路径，Aethon的钻探活动将抵消XTO和BP遗留井的产量下降 [28] - 公司预计2022年G&A费用将略有增加，主要由于成本通胀和选择性招聘 [30] 其他重要信息 - 公司2022年指导中预计特许权产量与2021年持平，预计Permian和Louisiana Haynesville产量增加，但Shelby Trough的产量下降 [28] - 公司预计2022年租赁奖金、运营费用和生产成本将与2021年水平大致持平 [29] - 公司预计2022年G&A费用将略有增加，主要由于成本通胀和选择性招聘 [30] 问答环节所有的提问和回答 问题: 第四季度的产量调整是否与前期调整有关 - 公司确认第四季度约有4000 Boe/天的产量受到新井活动的影响，主要是由于新井投产后的首次付款延迟 [33] 问题: 2022年产量是否会受到新井活动的影响 - 公司预计2022年Shelby Trough地区的产量将继续下降，但Aethon的钻探活动将抵消这一下降 [36] 问题: 公司对并购的看法 - 公司目前更倾向于通过有机增长策略释放现有地块的价值，而不是进行并购 [38] 问题: Austin Chalk地区的井表现如何 - Austin Chalk地区的井表现存在较大差异，过去表现良好的地区在新技术的应用下表现优异，而过去表现不佳的地区仍然表现不佳 [40] 问题: Shelby Trough地区的开发进展 - Aethon在Shelby Trough地区的钻探活动进展顺利，预计未来几年每年将钻探27口井 [42] 问题: 2022年天然气产量占比下降的原因 - 天然气产量占比下降主要由于Shelby Trough地区的天然气产量下降，而Bakken和Permian地区的石油产量增加 [46] 问题: 2022年G&A费用增加的原因 - G&A费用增加主要由于成本通胀和选择性招聘，公司没有计划进行大规模资产剥离 [48] 问题: 公司对2022年分配比率的看法 - 随着债务减少，公司预计分配比率将上升，更多现金流将返还给股东 [49]

LIBOR过渡影响 - 英国金融行为监管局计划在2021年12月31日后停止说服或强制银行提交1周和2个月期美元伦敦银行间同业拆借利率（LIBOR），在2023年6月30日后停止其余美元LIBOR设置，公司信贷安排有确定LIBOR替代利率的条款，目前预计LIBOR过渡不会产生重大影响[245] 现金分配与增长能力 - 公司预计每季度将运营产生的大部分现金进行分配，这可能限制其增长和收购能力，且需依赖外部融资来支持收购和增长资本支出，若无法外部融资，分配政策将严重损害增长能力[246][247] - 若为收购或增长资本支出发行额外单位，可能增加无法维持或提高每单位分配水平的风险，增加商业借款或其他债务融资会导致利息费用和本金偿还增加，减少可分配给单位持有人的现金[248][250] 石油和天然气储量风险 - 若无法替换已开采的石油和天然气储量，公司运营产生的现金和向普通股单位持有人分配的能力可能受到不利影响，生产井产量会下降，若产量不如预期或无法找到替代储量，将影响业务和财务状况[250][251] - 公司对矿产和特许权使用费权益以及非运营工作权益的未来钻探时间几乎没有控制权，已探明未开发储量可能无法开发或生产，开发延迟、成本增加或商品价格下降会降低未来净收入，甚至使项目不经济[252][253] - 公司物业项目区域处于不同开发阶段，可能无法产出商业可行数量的石油或天然气，若完井井未产生足够收入或钻干井，将影响财务状况和现金分配[254][255] 运营成本与销售风险 - 钻机、设备、原材料、供应品或人员的供应不足、成本高或短缺，可能限制或增加运营商开发和运营物业的成本，影响公司财务状况和运营结果[256][257] - 石油和天然气生产的销售取决于运输、管道和精炼设施，这些设施的可用性限制可能干扰销售能力，影响业务，运输选择和价格还受法规、经济条件和供需变化影响[258][261] 储量估计风险 - 公司2021 - 2019年的储量估计由第三方石油工程公司NSAI编制，基于许多可能不准确的假设，实际储量和未来现金可能与估计不同，储量估计采用特定平均价格，不包括可能储量和未探明未开发土地价值[263][264] 业务集中风险 - 2021年，公司16%的特许权使用费收入和40%的工作权益收入来自东德克萨斯州海恩斯维尔油气田谢尔比槽地区的三家运营商，地理和运营商集中增加运营风险，若生产未被替代，将减少运营现金和可分配现金[273] 矿产权地役权风险 - 公司在路易斯安那拥有覆盖几十万亩的矿产权地役权，该地役权若十年未使用将归地表所有者[286] 法规政策风险 - 科罗拉多州2020年11月修订多项法规，新油气开发设置2000英尺退距（原为500英尺），并消除新井或现有井常规天然气燃烧和排放[290] - 公司运营受各类政府法规影响，不遵守可能面临制裁，且法规要求趋严[280] - 公司经营者从事水力压裂，该活动面临监管及公众争议，新法规或增加成本和限制[288][292] 保险与风险应对 - 公司运营存在多种风险，虽有部分保险但可能不足，未保险索赔或影响业务和财务状况[293][295] ESG影响 - 对环境、社会和治理（ESG）事项的关注增加，可能影响公司业务、股价和融资[297] 关键人员依赖风险 - 公司依赖少数关键人员，失去他们的服务可能对业务产生不利影响，且未为其购买“关键人员”人寿保险[301][302] 物业产权风险 - 公司所涉物业产权可能因产权缺陷受损，未开发土地风险更大[303] 现金分配政策与股东权益 - 董事会可随时修改或撤销现金分配政策，若分配，B系列累积可转换优先股股东优先于普通股股东[304][305] - 公司合伙协议消除了普通合伙人及其董事和高管根据特拉华州法律可能对合伙企业及其合伙人承担的信托责任[305] - 公司合伙协议限制持有15%或以上单位的持有人投票权，有特定例外情况[310][311] - 公司可在无普通股持有人批准下发行额外普通股单位和其他股权权益，可能稀释普通股持有人权益[314][315] - 普通合伙人的决策会影响可供分配给持有人的运营现金金额，如资产买卖、现金支出等决策[318] 市场价格与利率风险 - 利率上升可能导致公司普通股市场价格下跌，因会降低对股权投资的需求[321] 普通股单位赎回风险 - 若持有人不符合合格持有人要求，其普通股单位可能被公司按当时市场价格赎回[326] 税务风险 - 公司税务处理取决于作为美国联邦所得税目的的合伙企业身份，若被视为公司或实体层面征税，会大幅减少现金分配[327][330] - 美国联邦所得税法或其解释的修改可能追溯适用，影响公司作为合伙企业的资格[332][333] - 若美国国税局对公司所得税申报进行审计调整，可能直接向公司征收税款，减少可分配现金，当前和前普通股持有人可能需赔偿[339] - 2017年12月31日后开始的纳税年度，若IRS对公司所得税申报表进行审计调整，公司普通合伙人可选择直接向IRS缴税或向普通单位持有人发布修订信息声明，当前普通单位持有人可能承担部分或全部税务责任，且分配现金可能大幅减少[340] - 普通单位持有人需对公司应税收入份额纳税，即使未收到现金分配，如公司出售资产偿债或支出资本，单位持有人可能被分配应税收入但无现金分配增加[342][343] - 出售普通单位时，税务收益或损失可能与预期不同，超过可分配净应税收入的分配会降低单位税务基础，出售价格高于税务基础时，超额分配部分可能成为应税收入，且可能产生超过出售所得现金的税务负债[344] - 2017年12月31日后开始的纳税年度，公司“业务利息”扣除限于业务利息收入与“调整后应税收入”的30%之和，单位持有人扣除利息费用能力可能受限[346][347] - 非美国普通单位持有人需就收入和收益缴纳美国税款并代扣，出售单位需缴纳联邦所得税，受让方通常需代扣转让方所得金额的10%，2023年1月1日后通过经纪人转让需代扣[350][352][353] - 2017年12月31日后至2025年12月31日止的纳税年度，个人普通单位持有人有权扣除其可分配“合格业务收入”的20%，但特许权使用费收入能否适用存在疑问[363] 费用与可分配现金 - 作为公开交易合伙企业，公司持续产生法律、会计等费用，在向单位持有人分配前需支付或预留这些费用，影响可分配现金[365] 普通股价格波动风险 - 公司普通股价格可能大幅波动，受多种不可控因素影响，单位持有人可能损失全部或部分投资[367] 内部控制风险 - 若公司未能建立或维持有效的内部控制系统，可能无法准确报告财务结果或防止欺诈，损害公司声誉和经营业绩，影响单位交易价格[368][369] 安全风险 - 公司面临各种安全风险，包括网络安全威胁、数据泄露等，可能对公司产生重大影响[371] - 公司依赖电子系统和网络管理业务，面临网络攻击等安全风险，可能导致数据损坏或丢失等后果[372] - 随着网络攻击日益复杂和数据隐私法规不断演变，公司可能需承担安全措施升级成本[372] 储量与价格关系 - 对2021年12月31日SEC商品定价应用10%折扣，证实储量较未折扣情况减少约2%[512] 借款与利率情况 - 截至2021年12月31日，公司有8900万美元未偿还借款，加权平均利率为2.61%[515] - 利率提高1%，2021年利息费用将增加90万美元，运营结果相应减少[515] 市场风险与应对 - 公司主要市场风险是运营商生产的石油、天然气和NGLs定价，价格波动预计将持续[511] - 公司使用商品衍生金融工具降低石油和天然气价格波动对收入的影响[511] 衍生品合约风险 - 公司衍生品合约面临交易对手违约的信用风险，截至2021年12月31日有六个交易对手，评级均为Baa1或更高[513] 信用风险 - 公司主要信用风险来自运营商生产活动产生的应收账款，但认为相关信用风险可接受[514] 衍生品会计处理 - 公司未指定任何合约为公允价值或现金流套期，合约公允价值变动计入当期净收入[511] 流通单位情况 - 截至2021年12月31日，公司有208,665,648个普通股单位和14,711,219个B系列累积可转换优先股单位流通在外[320]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度实现价格为每桶油当量38.61美元，是2020年第三季度18.18美元的两倍多 [9] - 第三季度调整后EBITDA为7650万美元，较上一季度下降2%，较2020年第三季度增长17% [12] - 第三季度可分配现金流为7020万美元，相当于每单位0.34美元 [12] - 上周宣布第三季度每单位分配0.25美元，与第二季度持平，比原预期高25%，比2020年第三季度高67%，比年初高43%，第三季度分配覆盖率为1.35倍 [12] - 截至第三季度末总债务为9900万美元，债务与EBITDA比率为0.3倍，截至上周五债务余额降至8600万美元 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度总产量为3.8万桶油当量/天，其中特许权使用产量从上一季度增加2%至3.3万桶油当量/天，主要来自二叠纪的米德兰和特拉华地区以及路易斯安那州海恩斯维尔的资产 [10] - 工作权益产量较上一季度下降11%至5100桶油当量，特许权使用产量占本季度总产量的87% [11] - 第三季度末公司土地上有59台钻机作业，略低于上季度末，但自去年年中以来运营商活动呈上升趋势，截至10月底钻机数量跃升至72台 [11] - 第三季度公司土地上约有400个许可证，与今年第二季度大致相当，远高于2020年第三季度的约250个 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 10月油价升至每桶80美元以上，为2014年以来的最高水平，天然气价格涨幅更大，达到2009年以来的最高水平 [8] - 第三季度石油基准价格平均每桶超过70美元，未进行套期保值前的实现价格与上一季度持平，为WTI价格的95% [19] - 亨利枢纽的天然气价格平均每百万英热单位超过4美元，本季度未进行套期保值前的实现价格为该价格的118%，主要受强劲的NGL价格推动 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于开发核心土地，吸引新资本，从现有土地中产生新的产量和现金流 [13] - 在谢尔比槽和奥斯汀白垩两个地区的有机增长计划取得成功 [14] - 除海恩斯维尔和奥斯汀白垩外，公司将专注于整个核心土地，与行业合作将有吸引力的土地置于行业资本配置的优先位置 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球需求反弹、生产商削减资本支出和持续的资本纪律导致油气价格大幅上涨 [8] - 价格上涨对本季度财务结果的影响有所减弱，因为去年对约70%的产量进行了套期保值，但公司在未套期保值的30%产量上直接受益，并在其他方面间接受益 [9] - 公司认为2021年全年产量将达到或接近上季度修订后指导范围3.45 - 3.7万桶油当量/天的高端 [21] - 预计租赁运营费用和生产成本占油气收入的百分比将分别处于修订后指导范围1000 - 1200万美元和10% - 12%的低端 [21] - 预计现金和非现金一般及行政费用将略高于上季度修订后的指导范围，主要由于2021年迄今财务和运营业绩超出原目标 [21] 其他重要信息 - 电话会议中会做出有关未来业绩的前瞻性陈述，这些陈述涉及风险，实际结果可能与陈述中表达或暗示的结果存在重大差异 [4] - 公司将提及某些非GAAP财务指标，相关指标与最直接可比的GAAP指标的对账以及其他信息可在公司网站上的收益新闻稿中找到 [5] 问答环节所有提问和回答 问题: 第三季度石油产量环比增长6%的原因是什么 - 主要是二叠纪米德兰 - 特拉华盆地的产量略高于预期 [22] 问题: 能否提供奥斯汀白垩地区油井改善结果的更多细节 - 奥斯汀白垩核心区域只有两口采用高强度完井技术的生产井，即汉考克和胡珀油井，这两口井的表现非常强劲，约为该地区老式、低增产水平井的2 - 3倍，另外还有五口采用类似完井技术的油井将在未来几个月投产 [23] 问题: 基于二叠纪和奥斯汀白垩的开发情况，如何看待年底前的石油产量趋势 - 公司对第四季度数据仍持谨慎态度，希望二叠纪的良好表现能够持续，对巴肯地区持相对谨慎的看法 [25] 问题: 已投产的两口井和已开钻的五口井所覆盖的区域面积有多大 - 已投产的两口井都在泰勒县，老油田分布在四到五个县，目前在波尔克、泰勒和牛顿县都有活动，从面积范围来看，涉及超过20万英亩，还有更多大片土地跟进 [26][28]