营收情况 - Black Stone Minerals (BSM) 2023年第四季度营收为1.9084亿美元，同比下降17.2%[1] - BSM的营收超出了Zacks Consensus Estimate的33.77%[1] 每股收益 - BSM每股收益为0.65美元，较去年同期的0.71美元有所下降[1] - BSM的每股收益超出了预期的30.00%[1] 销售价格和收入 - BSM的天然气和天然气液体的平均实现销售价格为3.17美元，略低于预期[6] - BSM的油和凝析油的平均实现销售价格为78.08美元，低于预期[7] - BSM的油和凝析油销售收入为80.11百万美元，低于预期[9] - BSM的租金奖金和其他收入为3.82百万美元，高于预期[10] - BSM的天然气和天然气液体销售收入为52.44百万美元，略低于预期[11] 股票表现 - BSM股票近一个月回报率为-6.5%，目前Zacks排名为5（强烈卖出）[12]

公司业绩 - Black Stone Minerals 公司在2023年第四季度和全年度的财务和运营业绩表现强劲[1] - 第四季度矿产和王室产量为38.9 MBoe/d，相比上一季度减少了3%；总产量为41.1 MBoe/d[2] - 第四季度净收入为1.476亿美元，调整后的EBITDA为1.255亿美元，可分配现金流为1.191亿美元，较第三季度减少了4%[2] - 公司宣布第四季度每单位分配0.475美元[2] - 全年矿产和王室产量增长9%，净收入和调整后的EBITDA分别为4.225亿美元和4.747亿美元[3] - 公司在2023年将现金分配提高了9%[3] - 公司在2023年清偿了所有未偿债务[3] - 公司董事长、首席执行官和总裁Thomas L. Carter, Jr.表示，尽管天然气市场面临挑战，但公司在2023年取得了强劲的季度业绩，并且预计在2024年仍将面临阻力[3] - 公司在2023年第四季度报告的矿产和王室产量为38.9 MBoe/d，其中95%为天然气[4] - 公司在2023年第四季度的工作权益产量为2.2 MBoe/d，较上一季度减少了4%[5] - 公司在2023年第四季度的总产量平均为41.1 MBoe/d，其中95%为矿产和王室产量，73%为天然气[5] - 公司在2023年第四季度的每桶油当期平均实现价格为35.03美元，较上一季度增加了2%[6] - 公司在2023年第四季度的石油和天然气收入为1.326亿美元，其中60%为石油和凝析油[7] - 公司在2023年第四季度的商品衍生工具收益为5450万美元，其中包括实现结算收益和非现金的未实现收益[8] - 公司在2023年第四季度的租赁奖金和其他收入为380万美元，主要与Granite Wash、Gulf Coast和Haynesville区块的租赁活动有关[9] - 公司在2023年第四季度没有出现任何减值[10] - 公司在2023年第四季度的净收入为1.476亿美元，较上一季度增加了62.1万美元[11] - 公司在2023年第四季度的调整后的EBITDA为1.255亿美元，可分配现金流为1.191亿美元[12] - 公司在2023年年末的预测石油和天然气储量为64.5 MMBoe，较年末2022年增加了1%[13] - 独立的第三方石油工程公司Netherland, Sewell and Associates, Inc.评估了公司在2023年12月31日的预测储量和PV-10[14] - 截至2023年12月31日，Black Stone Minerals的现金为7030万美元，信贷额度为5.8亿美元，信贷设施下的总承诺为3.75亿美元[15] - 截至2024年2月16日，公司信贷设施下没有未偿债务，现金为1.029亿美元[16] - 2023年第四季度，公司未回购任何单位[17] - 公司董事会批准了每个普通单位在2023年第四季度应得的现金分配为0.475美元，分配覆盖率约为1.19倍，将于2024年2月23日支付给截至2024年2月16日收益人[18][19] - 截至2023年12月31日，Black Stone在其占地位置拥有63个钻机，较2013年9月30日的钻机数量减少了17％，较2012年12月31日的钻机数量减少了42％，主要是由于海恩斯维尔和佩尔米安地区的钻机活动减少[20] - 公司与Aethon Energy签订了两项联合勘探协议，Aethon有权在东得克萨斯州的San Augustine County和Angelina County进行Shelby Trough开发，Aethon行使了与公司在Angelina和San Augustine县的联合勘探协议中的“暂停”规定，公司预计对此不会有重大变化[21][22][23] - 公司在东得克萨斯州的Brookeland Austin Chalk拥有大量矿产，已与多家运营商签订协议，在该地区进行钻井，现代完成技术的测试计划结果表明，与Austin Chalk地层中的老式未刺激井相比，现代完成有潜力提高产量和增加储量，迄今为止，已有29口现代完成的井在该地区生产[24][25] - 自2021年以来，公司的商业策略一直集中在吸引资本并获得公司已拥有的矿产上的钻井承诺，公司决定通过战略性、有针对性的努力扩大这一增长策略，主要集中在墨西哥湾地区，到2023年，公司通过收购额外的非生产矿产和皇室权益，总额达到1460万美元[26] - 公司预计2024年的关键假设包括矿产和皇室产量的增加，天然气占比预计为76%，皇室产量预计将比2023年全年增加约4%，工作权益产量预计将下降，总体而言，公司预计2024年的产量将保持稳定[27][28][29][30] - 公司已经制定了2024年的对冲计划，包括原油和天然气的衍生品合同，截至2024年2月16日，公司的对冲头寸概况已在文件中公布[32] - Black Stone Minerals将于2024年2月20日举行投资者和分析师电话会议，讨论2023年第四季度和全年的业绩[34] - Black Stone Minerals是美国最大的石油和天然气矿产权所有者和管理者之一，拥有41个州的矿产权和专有权益[35] - 公司发布了关于未来展望的声明，提到了可能影响业绩的因素，包括石油和天然气价格的波动、生产水平、供求关系、经济和行业状况等[36][37] - 公司公布了2023年第四季度和全年的财务数据，包括收入、成本、利润等方面的数据

合作协议相关 - [2023年12月公司收到Aethon Energy通知，其将行使与公司在东德克萨斯州安吉丽娜和圣奥古斯丁县联合勘探协议中的“暂停”条款，天然气价格低于指定阈值时，Aethon可最多连续暂停9个月、48个月内累计最多18个月的钻探义务][132] 信贷与融资相关 - [截至2023年12月31日，公司无未偿还借款，贷款人的总最高信贷额度为10亿美元，2023年10月信贷安排下的借款基数为5.8亿美元，公司选择维持3.75亿美元的现金承诺，下一次半年期重新确定时间为2024年4月][135] - [信贷安排对公司业务和融资活动有诸多限制，包括借款、授予留置权、进行收购和投资等，违反限制可能导致债务加速到期、无法分配现金和贷款人停止贷款，且公司资产为信贷安排提供担保，无法偿还债务时贷款人可处置资产][134][135][137] - [2023年12月31日止十二个月，公司信贷安排下加权平均未偿还借款为340万美元，加权平均利率为7.36%][291] - [假设2023年全年债务保持不变，利率提高1%，利息费用增加且经营业绩相应减少不到10万美元][291] - [公司未来可能使用某些衍生工具对冲可变利率风险，但目前未进行利率套期保值][291] 公司增长与策略相关 - [公司预计每季度将运营产生的大部分现金进行分配，这可能限制公司增长和进行收购的能力，且依赖外部融资来支持收购和增长资本支出，若无法获得外部融资，分配政策将严重影响公司增长][137][138] - [公司主要增长策略是增加现有资产储备，也会适时进行收购，但收购可能导致单位现金分配减少，且存在诸多潜在风险，如对储量、价格等假设的有效性问题、流动性降低、利息费用增加等][142] 市场与需求风险相关 - [燃料保护措施、替代燃料需求、消费者偏好变化和技术进步可能降低对石油和天然气的需求，影响公司业务、财务状况、运营结果和向单位持有人的现金分配，也可能减少愿意持有公司普通股的投资者数量，影响股价][144] 法律法规与监管相关 - [石油和天然气运营受政府法律法规约束，合规成本高，不遵守可能导致重大负债，减少向单位持有人的现金分配，且法规变化可能影响生产水平和运营成本][144][146][147] - [公司运营商进行水力压裂作业，众多联邦和州法律法规影响其进行水力压裂的能力，相关立法和监管举措可能导致成本增加、运营限制或延迟以及潜在钻探地点减少][148][149] - [水力压裂监管变化或增加公司运营难度和成本，目前无法估计相关立法影响][150] - [美国证券交易委员会（SEC）拟发布气候风险报告规则，可能增加公司成本和合规风险][154] 运营风险相关 - [公司在路易斯安那州拥有数十万亩的矿产地役权，这些地役权受十年未使用时效限制，若未在十年内进行善意运营，矿产权利将归地表所有者，可能对公司运营结果产生不利影响][148] - [地理和运营商集中加剧运营风险，包括运营商将钻探资金转移到其他地区、财务状况变化、地理或环境限制以及液化天然气出口设施建设或运营延迟或取消等，若风险实现，生产可能下降，减少运营现金和可分配现金][132] - [公司运营存在多种风险，保险可能不足以覆盖损失，或影响财务状况和现金分配][151] - [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、需求减少等负面影响][152] - [公司依赖少数关键人员，其流失可能对业务产生不利影响，且未为其购买“关键人”人寿保险][159] - [公司持有的物业产权可能存在缺陷，可能导致经济损失][161] - [公司面临网络安全等安全风险，可能影响业务并产生成本][210][211] 股权与分配政策相关 - [董事会可自行决定修改或撤销现金分配政策，Series B累积可转换优先股股东在分配上优先于普通股股东，2023年11月27日前按面值7.0%支付，之后调整为9.8%并每两年重新调整][163] - [合伙协议消除了普通合伙人及其董事和高管的信托责任，限制了对他们的潜在责任追究][165] - [合伙协议限制了持有15%或以上单位的有限合伙人的投票权][168] - [合伙协议指定特拉华州法院为专属管辖地，公司可在未经普通股股东批准的情况下发行额外普通股和其他股权，稀释普通股股东权益][170] - [截至2023年12月31日，公司有209,991,223个普通单位和14,711,219个B系列累积可转换优先股单位流通在外][176] - [发行额外普通单位或其他同等或更高级别的股权权益，会使普通单位持有人的所有权比例、现金分配、相对投票权可能降低，应税收入与分配的比率可能增加，普通单位市场价格可能下降][171] - [普通合伙人的决策会影响可分配给单位持有人的运营现金，包括资产买卖、现金支出、借贷等方面的决策][174] - [大量普通单位在公开或私人市场出售，可能对其市场价格产生不利影响；利率上升也可能导致普通单位市场价格下降][175][176] - [在某些情况下，单位持有人可能需偿还错误分配的款项，违反特拉华州法律接收分配的有限合伙人在三年内有偿还责任][177] - [公司作为公开交易合伙企业，纽交所不要求其遵守某些公司治理要求，如设置独立董事多数、薪酬委员会等][178] - [若投资者不是合格持有人，其持有的单位在某些情况下可能被公司按当时市场价格赎回][179] 税务相关 - [公司若被美国国税局视为公司纳税或需缴纳实体税，向普通单位持有人的现金分配将大幅减少][180][183] - [目前公开交易合伙企业的联邦所得税待遇可能被修改，20%的合格业务收入扣除将于2025年12月31日后到期][184] - [若美国国税局对公司的联邦所得税立场提出异议，可能影响普通单位市场，相关成本会减少可分配现金][187] - [非美国普通单位持有人分配需缴纳最高适用有效税率与10%的综合预扣税][197][198] - [个人普通单位持有人可享受20%合格业务收入扣除，但特许权使用费收入应用存疑][204][205] - [公司作为公开交易合伙企业，持续产生法律、会计等费用，影响可分配现金][206][207] 市场价格与投资风险相关 - [公司普通股价格可能大幅波动，单位持有人可能损失全部或部分投资][207] 内部控制相关 - [若无法建立有效内部控制，可能影响财务报告准确性和交易价格][208][209][210] 市场风险与衍生品相关 - [公司主要市场风险是油气及NGLs价格波动，使用商品衍生金融工具降低风险][288] - [对2023年12月31日SEC商品定价应用10%折扣，证实储量体积约减少2.0%][288][289] - [截至2023年12月31日，公司有七家衍生品合约交易对手方，均被穆迪评为Baa2或更高评级，且为信贷安排下的贷款人][290] 信用风险相关 - [公司主要信用风险来自运营商生产活动产生的应收账款，不过公司认为与运营商和客户相关的信用风险可接受][290]

BSM与Aethon合作关系 - Black Stone Minerals (NYSE:BSM)在圣诞节前夕收到了一个坏消息，其最大的天然气生产商Aethon宣布在Haynesville页岩中行使了与BSM签订的钻井合同中的“暂停”条款[1] - Aethon，Haynesville页岩中的顶级生产商，正在减少产量，宣布暂停与BSM的生产协议[6] - BSM表示预计Aethon将完成目前正在进行中的30口井，2024年的财务状况不会受到太大影响[8] 2025年天然气产量风险 - BSM表示，尽管2024年的天然气产量应该能够保持相对稳定，但未充分解释给投资者2025年的潜在风险[2] - Haynesville页岩的特点可能导致2025年天然气产量急剧下降，如果没有开发替代库存，可能会导致股息削减[2] - 根据Haynesville井的性能特点，这次“暂停”将导致产量出现9个月的间隙，可能导致天然气产量急剧下降[11] 公司财务状况和风险 - BSM的63%收入来自Q3的石油和凝析油销售，这为其提供了强大的后盾来缓解天然气部门产量下降的潜在后果[18] - 如果无法找到替代Aethon产量的方法，BSM可能会面临资金枯竭以维持当前股息的风险[19] - 公司的分配覆盖率约为1.0x，2025年产量急剧下降将要求公司动用现金储备来维持当前分配[22] 产量预测和风险因素 - 根据之前提到的类型曲线，对公司的生产情况进行建模，预计2025年第一季度的天然气产量将比2013年第三季度减少25%[20] - 有理由相信，预计的LNG出口需求增加将提高天然气价格底线，有助于抵消产量下降的损失[26] - 管理层在Q4的评论至关重要，如果只是简单地表示2024年将会很好，这将增加股票的风险因素[23]

公司概况 - Black Stone Minerals LP (BSM) 是美国最大的石油和天然气矿产权益所有者和管理者之一 其资产遍布美国41个州 涵盖主要陆上产区和活跃资源区 [1] - 公司拥有多元化的资产基础 矿产和特许权权益通常具有长期性且无需承担成本 [1] - BSM主要通过收取油井产量的特许权使用费获得收益 通常不承担成本 在某些情况下 公司可能选择承担工作权益并分担部分成本 但这种情况较少见 [2] 商业模式 - BSM的收益比能源生产商更具可预测性 因为其没有实际成本基础 即使能源价格下跌 公司仍能通过特许权使用费获利 但如果生产停止 公司将无法获得特许权使用费 [3] - 与石油生产商相比 BSM的利润更稳定 在油价为40美元/桶时 石油生产商亏损20美元/桶 而BSM仍能获得2美元/桶的收益 [5] 财务表现 - 2019-2023年 BSM的经营现金流在2.57亿至6亿美元之间 调整后EBITDA在2.81亿至4.8亿美元之间 2023年可能是特别强劲的一年 [8] - 公司资产组合中约60%为石油 40%为天然气 [7] - 未来几年 市场期货预计油价约为70美元/桶 天然气价格为3美元 因此未来业绩可能与过去相似 预计EBITDA可能维持在5亿美元左右 [9] 估值分析 - 假设公司估值为EBITDA的10倍 在基础情景下 EBITDA为5亿美元 企业价值为50亿美元 扣除优先股和债务后 单位估值为22.38美元/单位 [10] - 与当前16美元/单位的股价相比 潜在上涨空间为40% [10] 投资亮点 - 作为美国能源领域的无债务特许权公司 BSM具有吸引力 公司目前有1.5亿美元的单位回购计划 [11] - 如果对美国能源行业持乐观态度 BSM可能是一个有吸引力的投资 如果公司回购单位且能源价格继续向好 股价可能从当前水平上涨 [12] - 与其他能源投资相比 BSM风险相对较低 因其无债务资产负债表和特许权结构 使其比具有更高成本基础的运营企业更难亏损 [13] 催化剂 - 2024年能源价格保持在当前水平或以上 [14] - 2月19日和20日将举行的第四季度财报和电话会议 可能显示回购和强劲业务表现的证据 [14] 行业环境 - BSM的能源资产完全位于美国 代表了美国能源生产的主要区域 [6] - 公司最大的合作伙伴是埃克森美孚旗下的XTO Energy 任何中断都会影响业务 [16]

公司公告 - Black Stone Minerals L P 宣布了2023年第四季度的分配方案 每单位普通股的现金分配为0 475美元 与2023年第三季度持平 分配将于2024年2月23日支付给2024年2月16日登记在册的股东 [2] - 公司计划在2024年2月19日交易结束后发布2023年第四季度及全年业绩 并在2024年2月20日上午9 00 中部时间 10 00 东部时间 举行电话会议讨论业绩 电话会议将通过公司投资者关系网站进行直播 [3] - 电话会议的重播将在会议结束后约两小时通过公司投资者关系网站提供 [4] 公司概况 - Black Stone Minerals L P 是美国最大的石油和天然气矿产权益所有者之一 公司在美国大陆41个州拥有矿产权益和特许权权益 [4][5] - 公司认为其庞大且多样化的资产基础以及长期无成本的矿产和特许权权益将带来稳定或增长的生产和储量 从而使大部分现金流能够分配给股东 [5]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度调整后EBITDA为1.3亿美元,较上季度增加19% [9] - 公司第三季度总产量为每天42,600桶油当量,较上季度增加18% [10][11] - 公司预计全年产量将达到上限指引范围 [21] - 公司第三季度租赁分红和其他收入为220万美元,前三季度为870万美元 [18] - 公司第三季度实现油价约78美元/桶,较上季度增加8%;天然气价格约2.9美元/Mcf,较上季度增加1% [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司第三季度特许权使用费产量增加20%至40,300桶油当量/天,较去年同期增加8% [11] - 公司在Permian地区新井投产带动了油产量增加 [12] - 尽管路易斯安那州Haynesville地区今年钻井活动下降,但新井投产使得该地区产量较上季度增加13% [12] - 公司在Shelby Trough地区与Aethon的开发协议下,已有28口井投产,目前还有35口井处于钻井完井阶段 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司第三季度总体钻井活跃度环比增加4%,主要来自Haynesville和墨西哥湾地区,截至9月30日共有76口正在钻井 [13] - 公司第三季度钻井活跃度在8月达到峰值90口,之后有所下降,反映了公司多元化资产组合上的自然波动 [13] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司维持每单位0.475美元的分红,这是自上市以来最高水平,体现了公司在天然气价格挑战下仍保持强劲的财务状况 [14] - 公司启动1.5亿美元的股票回购计划,以灵活性地回购自身股票 [24][25] - 公司看好长期天然气价格前景,认为目前股价折价10.5%的收益率未能充分反映这一观点 [24] - 公司关注一些其他人可能未关注的并购机会,但总体M&A市场估值较高 [46][47] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对目前的正面势头和未来前景持乐观态度 [50] - 公司预计第四季度产量将有所下降,但对明年及以后的产量增长持积极看法 [33][34] - 公司认为Aethon在Shelby Trough的开发计划正在良好推进,未来可能会有一些时间上的波动,但整体是积极的 [43][44] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Tim Rezvan 提问** 公司为何决定启动股票回购计划,是否已经制定了具体的执行方案 [28][29] **Evan Kiefer 回答** 公司目前还没有具体的执行方案,这只是给予公司灵活性和机会去未来回购股票。公司关注优先股赎回价格与普通股价格的折价,希望通过回购普通股来抵消潜在的摊薄 [29][30][31][32] 问题2 **Derrick Whitfield 提问** 公司第三季度油产量大幅增加,是否主要来自当季新井投产 [40][41] **Evan Kiefer 回答** 是的,第三季度油产量增加主要来自2023年新井投产,之前期间的产量贡献较小 [41] 问题3 **Derrick Whitfield 提问** 公司与Aethon在Shelby Trough的开发计划进展如何,未来产能贡献预期如何 [42][43] **Tom Carter 回答** Aethon在Shelby Trough的开发计划进展良好,但由于采用更多的多井垂直井,导致投产时间可能会有一些波动。但整体来看,这种开发模式是积极的,公司将与Aethon密切合作 [43][44]

公司概况 - 公司是美国最大的石油和天然气矿权所有者和管理者[39] - 公司的矿权和皇家利益位于美国大陆的41个州，拥有超过68,000口生产井[39] 业务合作 - 公司与多家运营商签订协议，在东得克萨斯的奥斯汀白垩岩地区进行钻井[41] 商品价格影响 - 在2023年前九个月，原油和天然气的平均价格有所下降，其中天然气价格在第四季度和第一季度下降较为明显[43] - 公司的油气销售价格受到全球和地区供需动态等因素的影响，实际价格受到产品质量和市场接近度的影响[47] - 油价主要由WTI等因素决定，而天然气价格受到质量和地理位置差异的影响[48] - 天然气的价格受到热值和杂质等因素的影响，而地理位置差异主要由供需条件和运输成本决定[52] 财务表现 - 公司的租赁奖金和其他收入主要来自Haynesville/Bossier和Bakken/Three Forks地区的租赁活动[61] - 公司在2023年第三季度的财务表现受到商品价格波动和衍生工具损益的影响[59] - 公司在2023年9月30日拥有7家合作伙伴，所有合作伙伴均被穆迪评为Baa1级或更高，是我们信贷设施下的贷款人[79] - 公司在2023年9月30日的负债中，平均未偿还借款额为460万美元，平均利率为7.33%[80] - 如果利率上升1%，公司负债金额的利息支出将增加不到0.1万美元，同时导致运营结果相应减少[81]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度调整后EBITDA为1.092亿美元,与第一季度持平,这是公司连续第五个季度实现超过1亿美元的调整后EBITDA [8] - 公司第二季度的总产量为36,200桶油当量/天,较第一季度下降9%,主要是由于路易斯安那州Haynesville地区天然气产量下降 [9][16] - 公司第二季度油价平均为73美元/桶,实现价格为WTI价格的99%,天然气价格平均为2.10美元/MMBtu,实现价格为Henry Hub价格的135% [17][18] - 公司第二季度套期保值收益为2,820万美元,套期保值后实现价格为油76美元/桶,天然气4.50美元/MMBtu,较第一季度增加7% [19][20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在Shelby Trough地区的产量正在不断提升,Aethon公司在该区域持续增加钻井活动,预计到年底每年将完成至少27口井 [10][11] - 公司在东德克萨斯奥斯汀白垩系地区的26口新井已投产,并与一家现有运营商达成协议,未来两年将再钻10口井 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 第二季度美国整体钻井活动下降11%,但公司运营区域内钻井活动仅下降8%,主要集中在Permian盆地,截至6月30日共有73口在产钻井 [12] - 7月钻井活动有所回升,达到83口在产钻井,主要来自Permian盆地,抵消了第二季度的下降 [12] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司继续与Aethon等运营商签订长期开发协议,以维持公司高参与度区域的持续钻探活动 [12] - 公司正在寻求新的长期开发协议,以进一步加快公司资产的产量增长 [11] - 公司正在关注奥斯汀白垩系地区的高液体产量区域,以提高整体产品组合的液体占比 [32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司维持了2023年全年产量37,000-39,000桶油当量/天的指引,预计下半年产量将略有改善 [24][25] - 公司预计2024年套期保值价格为天然气3.50美元/MMBtu,原油69美元/桶,到年底将有约70%的2024年产量实现套期保值 [19][20] - 公司维持了第二季度0.475美元/单位的分配,连续第三个季度保持不变,体现了公司良好的现金流和财务实力 [13][35][36] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Tim Rezvan 提问** 公司2023年产品组合预计会更偏向天然气,是否主要来自于奥斯汀白垩系和Haynesville地区的变化 [28] **Evan Kiefer 回答** 主要是由于奥斯汀白垩系部分井的产品组合偏向天然气,加上Permian地区产量略有下降,而Haynesville地区产量有所增加,综合导致了2023年产品组合偏向天然气 [29][30][31] 问题2 **Derrick Whitfield 提问** 公司第二季度天然气实现价格远高于行业,主要原因是什么 [46] **Evan Kiefer 回答** 主要是由于公司在第四季度投产的部分新井在第二季度产生了较高的天然气收入,这些收入与第二季度的实现价格挂钩,从而拉高了整体的天然气实现价格 [47] 问题3 **Trafford Lamar 提问** 公司与Aethon的开发协议中,Aethon是否有完井的最低要求 [56] **Evan Kiefer 回答** 协议中有规定Aethon需要完成并投产最低数量的新井,而不仅仅是钻探,这有助于确保公司在Angelina县的产量增长 [57][58]

油气凝析液销售情况 - 2023年上半年油气凝析液销售较去年同期下降，主要因价格和产量降低，矿权和特许权权益油气凝析液量占比93%[222] 商品衍生品工具收益情况 - 2023年上半年商品衍生品工具实现收益，其中已实现收益4150万美元，未实现收益2210万美元；2022年同期为损失，已实现损失9370万美元，未实现损失5370万美元[223] 租赁运营费用变化 - 2023年上半年租赁运营费用较去年同期下降，主要因非经常性服务相关费用降低[224] 折旧、损耗和摊销变化 - 2023年上半年折旧、损耗和摊销较去年同期略有下降，主要因成本基础降低[225] 信贷与优先股情况 - 截至2023年6月30日，信贷安排下无未偿还余额，公司可从2023年11月28日起赎回B系列累积可转换优先股[227] 投资活动净现金使用情况 - 2023年上半年投资活动净现金使用较去年同期增加，主要因油气资产增加[229] 现金流情况 - 2023年上半年经营活动现金流为27.0425亿美元，2022年同期为16.0139亿美元；投资活动现金流为 - 263.3万美元，2022年同期为 - 14.5万美元；融资活动现金流为 - 2.25433亿美元，2022年同期为 - 1.56712亿美元[231] 替代基准利率适用保证金情况 - 截至2022年12月31日和2023年6月30日，替代基准利率适用保证金为1.50% - 2.50%，调整后定期SOFR保证金为2.50% - 3.50%[232] 信贷安排费用与契约情况 - 公司需按年化利率0.375% - 0.500%支付季度承诺费，信贷安排有多项契约，截至2023年6月30日公司遵守所有债务契约[233][234] 公司披露控制和程序情况 - 截至2023年6月30日，公司披露控制和程序有效[238]