资产剥离与权益情况 - 2021年第三季度公司完成全资子公司TLW Investments的剥离，总收益为20万美元[124] - 截至2021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7万口生产井的所有权[122] 市场数据 - 2021年第三季度WTI现货油价为75.22美元/桶，Henry Hub现货天然气价格为5.58美元/百万英热单位[133] - 2021年第三季度美国石油钻机数量为421台，天然气钻机数量为99台，其他钻机数量为1台，总计521台[135] - EIA估计2021年10月天然气库存注入季节结束时为3.6万亿立方英尺，比前五年平均水平低5%[138] - 2021年各季度末天然气总存储量分别为第一季度1763、第二季度2558、第三季度3170，2020年对应季度分别为1987、3078、3756[139] 项目进展 - Aethon已成功将最初两口项目井投入销售，并在安吉丽娜县开发协议下开始了另外四口井的作业；2021年10月，Aethon在圣奥古斯丁县单独开发协议下开钻了前三口井[125] - 公司已与多个运营商达成协议，在东德克萨斯州奥斯汀白垩岩地区钻井，已有一口井投入销售，另有五口井正在钻探[126] 风险管理 - 公司使用固定价格互换合约和无成本领口合约等衍生工具管理油气销售现金流的可变性[129] - 公司通过衍生品工具对冲商品价格波动影响，截至2021年9月30日，已对冲2021年和2022年可用石油和凝析油对冲量的100%和71%，以及2021年、2022年和2023年可用天然气对冲量的84%、72%和17%[150][154] - 公司可对预期未来月度产量的一定比例进行套期保值，前24个月最高90%，25至36个月最高70%，37至48个月最高50%[153][154] - 公司不进行投机性衍生品交易，会持续监测资产生产和商品价格环境并适时增加套期保值[155] - 公司主要市场风险是石油、天然气和NGLs定价，价格历史上波动大且未来预计持续不可预测，使用商品衍生工具降低价格波动影响[214] - 若将2021年9月30日止九个月的SEC商品定价降低10%，已探明储量将比未调整情况减少约2%[215] - 截至2021年9月30日，公司有七个衍生品合约交易对手，均被穆迪评为Baa1或更高，其中六个是信贷安排下的贷款人[216] - 公司主要信用风险来自运营商生产活动产生的应收账款，但认为与运营商和客户相关的信用风险可接受[217] 运营表现评估 - 公司通过产量、商品价格、调整后EBITDA和可分配现金流评估运营表现[141] - 调整后EBITDA定义为净收入（亏损）加回或调整多项费用，可分配现金流定义为调整后EBITDA加或减某些非现金经营活动等金额[157] - 调整后EBITDA和可分配现金流有局限性，计算方法可能与其他公司不同[159] 财务数据对比 - 2020年第一季度公司确认油气资产减值5100万美元；2020年11月3日，信贷安排下的借款基数从4.3亿美元降至4亿美元；2021年4月和10月借款基数重新确定为4亿美元[132] - 2021年第三季度石油和凝析油产量922MBbls，较2020年同期减少31MBbls，降幅3.3%；天然气产量15,467MMcf，较2020年同期增加247MMcf，增幅1.6%[163] - 2021年第三季度石油和凝析油实现价格为67.15美元/桶，较2020年同期增长31.12美元，增幅86.4%；天然气实现价格为4.73美元/Mcf，较2020年同期增长2.82美元，增幅147.6%[163] - 2021年第三季度总营收59,827千美元，较2020年同期增加16,085千美元，增幅36.8%，主要因油气销售及租赁奖金等收入增加，部分被商品衍生品工具损失增加抵消[163][164] - 2021年第三季度商品衍生品工具损失77,561千美元，较2020年同期增加56,475千美元，增幅267.8%，其中已实现损失3410万美元，未实现损失4340万美元[163][168] - 2021年前三季度石油和凝析油产量2,610MBbls，较2020年同期减少370MBbls，降幅12.4%；天然气产量46,053MMcf，较2020年同期减少5,869MMcf，降幅11.3%[179] - 2021年前三季度石油和凝析油实现价格为61.31美元/桶，较2020年同期增长23.78美元，增幅63.4%；天然气实现价格为3.75美元/Mcf，较2020年同期增长1.90美元，增幅102.7%[179] - 2021年前三季度总营收179,837千美元，较2020年同期减少85,488千美元，降幅32.2%，主要因商品衍生品工具损失增加[179] - 2021年前三季度商品衍生品工具损失164,923千美元，较2020年同期增加214,674千美元[179] - 2021年第三季度租赁运营费用3,303千美元，较2020年同期增加143千美元，增幅4.5%，主要因非经常性服务相关费用增加[163][170] - 2021年前三季度利息费用4,197千美元，较2020年同期减少4,858千美元，降幅53.6%，因信贷安排下平均未偿还借款减少[176][179] - 2021年前三季度总营收下降，商品衍生品工具亏损是主因，石油和凝析油、天然气和NGL销售及租赁奖金等收入增加部分抵消了下降[181] - 2021年前三季度石油和凝析油销售因价格上涨而增加，但产量下降部分抵消，二叠纪盆地产量下降是因2020年第三季度剥离部分矿产和特许权财产，矿权和特许权权益产量占比92% [183] - 2021年前三季度天然气和NGL销售因价格上涨而增加，但产量下降部分抵消，海恩斯维尔/博西尔地区产量下降是主因，矿权和特许权权益产量占比2021年为83%、2020年为76% [184] - 2021年前三季度商品衍生品工具亏损，实现亏损5600万美元、未实现亏损1.089亿美元，而2020年同期实现收益6680万美元、未实现亏损1700万美元[185] - 2021年前三季度租赁奖金和其他收入高于2020年同期，主要来自奥斯汀白垩和沃尔夫坎普地区租赁活动及太阳能开发地表使用豁免收入[186] - 2021年前三季度经营和其他费用有增有减，租赁经营费用、折旧等减少，生产成本和从价税、一般和行政费用等增加[187][188][190][193] - 2021年前三季度经营活动现金流减少3798.8万美元，投资活动由提供现金变为使用现金，融资活动使用现金减少2.09049亿美元[199] 信贷与资本支出 - 截至2021年9月30日，信贷安排下未偿还借款9900万美元，加权平均利率2.59%，借款基础为4亿美元[196][204] - 2021年非经营工作权益资本支出预算约500万美元，前三季度已投资410万美元[202] - 信贷安排将于2024年11月1日到期，包含多项契约条款，截至2021年9月30日公司遵守所有债务契约[204][208] - 截至2021年9月30日，公司信贷安排下有9900万美元未偿还借款，加权平均利率为2.59%[218] - 若利率提高1%，假设债务在2021年9月30日止九个月内保持不变，利息费用将增加70万美元，运营结果相应减少[218] 疫情影响 - 由于新冠疫情新变种导致病例增加，公司员工恢复远程工作安排，但预计不会对运营能力产生负面影响[128] 价格影响因素 - 石油销售价格受质量和位置差异影响，天然气价格受亨利枢纽NYMEX价格及质量和位置差异影响[144][146] 调整后EBITDA与可分配现金流数据 - 2021年9月30日结束的三个月，调整后EBITDA为76498千美元，可分配现金流为70235千美元；2020年对应数据分别为65505千美元和58848千美元[161] - 2021年九个月，调整后EBITDA为214845千美元，可分配现金流为196114千美元；2020年对应数据分别为209004千美元和189481千美元[161]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第二季度产量为38.2 MBoe/天，其中特许权使用产量较上季度增长5%，达到32.5 MBoe/天，工作权益产量与上季度持平，为5.7 MBoe/天 [7] - 第二季度调整后EBITDA为7840万美元，较上季度增长31%，较2020年第二季度增长8% [10] - 第二季度可分配现金流为7210万美元，相当于每单位0.35美元，较上季度增长超30% [10] - 2022年平均对冲价格较今年天然气高11%，石油高54% [21] - 第二季度末总债务为9600万美元，总债务与EBITDA比率为0.4倍，截至上周五，债务余额降至8100万美元 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 特许权使用产量增长主要得益于米德兰和特拉华州的资产，主要页岩气产区以外的产量也有所增加 [8] - 奥斯汀白垩纪地区的高价格环境、钻井活动增加和租赁努力，促成公司自2019年以来最佳财务表现 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 大宗商品价格自去年年中以来显著反弹，目前远高于疫情前水平 [8] - 第二季度末公司土地上有64台钻机在运行，较上季度略有增加，是去年年中时的两倍多 [9] - WTI和亨利枢纽价格大幅上涨，实现价格较上季度上涨21% [19] - 石油差价自去年年中以来持续上升，天然气差价飙升至亨利枢纽价格的127% [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 吸引开发资本到现有土地是公司主要关注点，新加入团队的Carrie Clark将助力推动相关工作 [16] - 公司利用地表使用豁免权收益支持太阳能开发，并计划用部分收益购买碳信用额度，以实现环保目标 [17] - 公司优先考虑增加向投资者的分配，同时也会考虑偿还债务、为收购储蓄资金或进行股票回购 [28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业总体状况持续改善，过去几年的开发工作开始取得回报，有望在2022年为单位持有人带来更多现金流 [18] - 尽管第二季度钻机数量增加，但预计今年剩余时间内这一趋势将趋于平稳，因为运营商会保持资本纪律 [25] - 对Aethon在该地区的业务发展持乐观态度，有望恢复到2020年前BP和XTO的综合水平 [14] 其他重要信息 - 2021年公司从地表使用豁免权中获得约110万美元收益，并计划用部分收益购买碳信用额度，以抵消谢尔比槽和安吉丽娜县现有生产的直接二氧化碳排放 [17] - 公司更新了2021年业绩指引，上半年产量超出原预期，预计下半年产量将下降，同时调整了租赁奖金范围、生产成本占收入比例和预计现金一般及行政费用 [24][25] 问答环节所有提问和回答 问题: 考虑到目前的资产负债表状况，公司如何看待明年的分配支出或覆盖率，特别是在吸引力较低的对冲合约到期后，与并购和其他潜在现金用途相比如何？ - 公司长期以来认为大幅减债的好处之一是能够优先增加支出，目前优先考虑增加分配，预计今年下半年产量下降时，覆盖率会自然下降，但进入2022年，由于债务水平较低，覆盖率将维持在较低水平 [28] 问题: 公司新的可持续发展倡议和地表使用豁免权支持矿产开发的举措有多大的发展空间，能否量化未来几个季度的潜在收益？公司是否拥有可用于此类举措的大量地表土地？ - 公司在这方面的工作尚处于起步阶段，正在探索多种方式，公司目前没有大量地表土地，但在得克萨斯州和其他地区，矿产权是主导权，太阳能开发商需要获得矿产权所有者的地表使用豁免权，公司认为矿产权和地表权所有者有机会合作，促进太阳能农场建设，此外，公司还在研究鼓励承租人减轻碳排放的方法 [30][31] 问题: 上半年产量好于预期，下半年相对较弱，是什么原因导致上半年产量强劲，下半年的预测是否过于保守？ - 公司在制定产量指引时尽量基于可预见的因素，上半年资产基础上有很多意外之喜，一些成熟产区的表现持续超出预期，但这种情况不会永远持续，公司给出的指引较为保守，不过0.20美元的基础分配是考虑到下半年产量水平制定的，即使产量表现不佳，也应该能够维持该分配水平，如果有超出预期的表现，公司将有更多灵活性用于偿还债务等 [34][35] 问题: 新活动何时能开始抵消产量下降？ - 公司预计2022年出现拐点，目前谢尔比槽地区现有产量处于高下降曲线，Aethon的早期成果令人鼓舞，但项目需要时间才能真正发挥作用，此外，奥斯汀白垩纪地区今年将有4 - 5口井开钻，公司对该地区的所有权范围感到兴奋，如果合同情况完全合规，谢尔比槽地区每年可能有多达30口井，奥斯汀白垩纪地区如果项目成功，每年可能有20 - 30口井 [36][37][38]

公司资产收购与权益情况 - 2021年第二季度，公司完成北米德兰盆地矿产和特许权土地收购，总价2080万美元，含1000万美元现金和1080万美元合伙企业普通股[116] - 截至2021年6月30日，公司矿产和特许权权益位于美国41个州，拥有超70000口生产井[115] 项目开发协议钻井要求 - 安吉丽娜县开发协议规定，Aethon在2021年9月结束的首个项目年需在公司土地上至少钻4口井，从第三年起每年至少15口井[118] - 圣奥古斯丁县协议要求Aethon在2021年第三季度开始的首个项目年至少钻5口井，从第四年起每年至少12口井[119] 区域测试与开发协议 - 2021年4月，公司与运营商达成协议测试和开发东德克萨斯奥斯汀白垩层区域，参与3口测试井，2口正钻探，1口已获许可[121] 油气价格数据 - 2021年第二季度末WTI现货油价为73.52美元/桶，亨利枢纽现货天然气价为3.79美元/百万英热单位；2020年第二季度末WTI现货油价为39.27美元/桶，亨利枢纽现货天然气价为1.76美元/百万英热单位[127] - 2021年第一季度末WTI现货油价为59.19美元/桶，亨利枢纽现货天然气价为2.52美元/百万英热单位；2020年第一季度末WTI现货油价为20.51美元/桶，亨利枢纽现货天然气价为1.71美元/百万英热单位[127] - 2021年7月油气价格恢复到2018年水平，但因新冠病毒新变种和疫情应对措施演变，当前价格环境仍不确定[133] 公司可持续发展倡议 - 2021年7月，公司宣布可持续发展倡议，用矿产土地地表使用豁免收益购买碳信用额度，以抵消部分矿产生产相关碳排放[124] 公司现金流管理工具 - 公司使用固定价格互换合约和无成本领口合约等衍生工具管理油气生产销售现金流的可变性[132] 公司资产减值与借款基数调整 - 2020年第一季度公司确认油气资产减值5100万美元[134] - 2020年11月3日，信贷安排下的借款基数从4.3亿美元降至4亿美元，2021年4月30日再次确认借款基数为4亿美元[134] 钻机数量数据 - 2021年第二季度末，美国石油钻机数量为372台，天然气钻机数量为98台，其他钻机数量为0台，总计470台[137] 天然气库存估计 - EIA估计2021年10月天然气库存将达到3.6万亿立方英尺，比过去五年平均水平低3%[139] 公司油气对冲情况 - 截至2021年6月30日，公司已对冲2021年可用石油和凝析油对冲量的96%以及可用天然气对冲量的84%[155] - 截至2021年6月30日，公司已对冲2022年可用石油和凝析油对冲量的68%以及天然气对冲量的67%[155] 公司调整后EBITDA与可分配现金流数据 - 2021年第二季度末，公司调整后EBITDA为7.8363亿美元，可分配现金流为7.2107亿美元[162] - 2021年上半年，公司调整后EBITDA为13.8347亿美元，可分配现金流为12.5879亿美元[162] - 2020年第二季度末，公司调整后EBITDA为7.239亿美元，可分配现金流为6.4429亿美元[162] - 2020年上半年，公司调整后EBITDA为14.3499亿美元，可分配现金流为13.0633亿美元[162] 公司第二季度营收及各业务收入变化 - 2021年第二季度总营收为5.8442亿美元，较2020年同期的3.8529亿美元增长51.7%，主要因油气销售及租赁奖金等收入增加，部分被商品衍生品工具损失增加抵消[164][165] - 2021年第二季度石油和凝析油销售收入为5.3936亿美元，较2020年同期的2.5417亿美元增长112.2%，主要因实现价格上涨[164][166] - 2021年第二季度天然气和天然气液体销售收入为5.6481亿美元，较2020年同期的3.0311亿美元增长86.3%，因实现价格上涨，部分被产量下降抵消[164][168] - 2021年第二季度租赁奖金和其他收入为750.5万美元，较2020年同期的197.5万美元增长280.0%，主要来自奥斯汀白垩层租赁活动及密西西比州太阳能开发地表使用豁免收益[164][170] - 2021年第二季度商品衍生品工具损失为5948万美元，较2020年同期的1917.4万美元增长210.2%，其中实现损失1740万美元，未实现损失4210万美元[164][169] - 2021年第二季度租赁运营费用为383.7万美元，较2020年同期的329.3万美元增长16.5%，主要因非经常性服务相关费用增加[164][171] 公司第二季度产量及价格变化 - 2021年第二季度石油和凝析油产量86万桶，较2020年同期的86.4万桶下降0.5%；天然气产量1567.6万立方英尺，较2020年同期的1809万立方英尺下降13.3%[164] - 2021年第二季度石油和凝析油实现价格为62.72美元/桶，较2020年同期的29.42美元/桶增长113.2%；天然气实现价格为3.60美元/千立方英尺，较2020年同期的1.68美元/千立方英尺增长114.3%[164] 公司上半年营收及各业务情况 - 2021年上半年总营收为12.001亿美元，较2020年同期的22.1583亿美元下降45.8%，主要因商品衍生品工具损失大幅增加[178] - 2021年上半年总营收较去年同期下降，主要因商品衍生品工具亏损，不过石油、凝析油、天然气和NGL销售及租赁奖金等收入增加部分抵消了下降[182] - 2021年上半年石油和凝析油销售因价格上涨而增加，但产量下降部分抵消了增长，其中矿产和特许权权益产量占比92%[183] - 2021年上半年天然气和NGL销售因价格上涨而增加，但产量下降部分抵消了增长，矿产和特许权权益产量占比分别为82%（2021年）和74%（2020年）[184] - 2021年上半年商品衍生品工具亏损，实现亏损2190万美元，未实现亏损6550万美元，而2020年同期实现收益4550万美元，未实现收益2530万美元[185] - 2021年上半年租赁奖金和其他收入高于去年同期，主要来自奥斯汀白垩层租赁活动和密西西比州太阳能开发地表使用豁免收益[186] 公司上半年产量变化 - 2021年上半年石油和凝析油产量168.9万桶，较2020年同期的202.7万桶下降16.7%；天然气产量3058.6万立方英尺，较2020年同期的3670.2万立方英尺下降16.7%[178] 公司上半年经营和其他费用情况 - 2021年上半年经营和其他费用有增有减，其中租赁经营费用、生产成本和从价税、折旧损耗和摊销减少，勘探费用增加，一般和行政费用因现金和股权薪酬增加而增加，利息费用因平均借款减少而降低[187][188][189][190][193][194] 公司上半年现金流量情况 - 2021年上半年现金流量中，经营活动现金流量减少3239万美元，投资活动使用现金1275.4万美元，融资活动使用现金减少5127.7万美元[199] 公司非经营工作权益资本支出情况 - 2021年非经营工作权益资本支出预算约500万美元，上半年已投资260万美元[202] 公司信贷安排借款情况 - 截至2021年6月30日，信贷安排下未偿还借款9600万美元，加权平均利率2.60%，借款基数为4亿美元[195][203][205] - 截至2021年6月30日，公司信贷安排下有9600万美元未偿还借款，加权平均利率为2.60%[218] 公司债务契约遵守情况 - 信贷协议包含多项契约，截至2021年6月30日，公司遵守所有债务契约[208] 公司关键会计政策情况 - 截至2021年6月30日，公司关键会计政策及相关估计与2020年10 - K年度报告披露相比无重大变化[212] SEC商品定价对储量的影响 - 降低2021年6月30日止十二个月SEC商品定价10%，会使已探明储量较未调整的2021年6月30日SEC定价情景减少约3%[215] 公司衍生品合约交易对手方情况 - 截至2021年6月30日，公司有七家衍生品合约交易对手方，均被穆迪评为Baa1或更高评级，其中六家是信贷安排下的贷款人[216] 利率变动对公司经营业绩的影响 - 假设债务在2021年上半年保持不变，利率提高1%会使利息费用增加50万美元，相应减少经营业绩[218]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度总产量为36.8 MBoe/天，矿权和特许权使用产量相对平稳，作业权益产量下降17% [25] - 第一季度油气实现价格在套期保值前显著改善，天然气差价因2月风暴期间高气价和NGL价格上涨而改善 [26] - 第一季度LOE和生产成本略低于指导水平，总G&A成本因法律和专业费用增加及非现金G&A增加而略有上升 [27] - 第一季度调整后EBITDA为6000万美元，可分配现金流为5380万美元，分配覆盖率约为1.5倍，超额现金流使公司偿还了1000万美元未偿债务 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 作业权益产量主要集中在谢尔比槽谷，为5.7 MBoe/天 [7] - 2015年上市时产量处于2.6万多MBoe/天的高位，2019年底产量超过4.5万MBoe/天，其中约7000 MBoe/天为作业权益产量 [8] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度天然气产量受2月冬季风暴影响，约减少1.6 MBoe/天 [26] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于高权益遗留土地，通过与生产商创造性交易吸引外部资本开发现有土地 [10] - 与Aethon Energy在谢尔比槽谷的安吉丽娜和圣奥古斯丁县达成开发协议，预计未来五年每年至少钻探27口井 [11][12][13] - 与XTO Energy就布伦特米勒开发区的作业权益进行分割，分割后的作业权益包含在与Aethon的开发协议中 [13] - 在东德克萨斯州奥斯汀白垩层达成多项开发协议，有望解锁该地区潜力，增加公司产量 [20][21][22] - 收购北米德兰盆地的矿权和特许权使用财产，预计第二季度完成交易 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管过去一年环境困难，但公司取得重大进展，对未来增长充满信心 [24] - 奥斯汀白垩层开发若成功，将为公司带来长期有意义的产量提升 [23] - 收购市场在疫情后有所回暖，公司对未来收购机会感到兴奋 [30][38] 其他重要信息 - 公司在电话会议中会做出前瞻性陈述，这些陈述存在风险，实际结果可能与陈述有重大差异 [4] - 公司可能提及非GAAP财务指标，相关指标与GAAP指标的调节及其他信息可在公司网站查询 [5] - 公司延长了现有循环信贷安排的到期日至2024年11月 [29] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 奥斯汀白垩层新交易的潜在成功情况、涉及土地面积、公司权益及未来钻井计划 - 未来12个月，假设成功，预计完成8 - 12口井，后续年份数量会增加；财团涉及100多个现有单元，测试井计划有助于划定该区域，若成功，每个运营商每年将钻3 - 5口井 [33][34] 问题: 目前交易是否聚焦奥斯汀白垩层含油窗口 - 目前提及的交易位于富气窗口，公司在含油窗口也有大量土地，且富气窗口下倾区域有望开发更多气井 [36] 问题: 公司在当前环境下进行增量并购的意愿 - 2020年并购环境不佳，随着价格和股价回升，当前环境更有利；此次收购是公司喜欢的类型，未来将继续寻找增值、有良好IRR和ROI的交易，不限于二叠纪盆地 [37][38][50] 问题: 新开发协议是否会在2021年下半年贡献产量 - 2021年下半年可能有少量初始井产量，但主要是为未来产量增长奠定基础 [42] 问题: 生产商活动增加对基础产量的影响及与2021年初始指导的对比 - 评论反映了整体钻机活动情况，二叠纪地区钻机活动增加明显，其他地区也有稳定或增长；年初新井增加受2020年年中许可和钻井活动不足影响，随着活动增加，预计对产量有益，目前暂不调整指导，通常年中进行调整 [43] 问题: Aethon协议是否完全解锁谢尔比槽谷土地潜力 - 除XTO在布伦特米勒地区的土地外，Aethon已介入原由BP和部分XTO运营的土地，有望解锁潜力 [45] 问题: 奥斯汀白垩层参与和开发协议中激励措施及公司对12口井的净敞口 - 激励措施包括早期井的特许权使用激励和减少前期奖金支付；从历史净井数看，不同盆地每年钻2 - 6口净井，奥斯汀白垩层交易成功后，预计有40 - 50口净井 [47][48] 问题: 米德兰交易涉及的县和运营商 - 主要位于北霍华德县，运营商包括SM等 [49] 问题: 公司是否有意愿在二叠纪盆地以外进行并购 - 公司对盆地相对无偏好，会寻找对NAV增值、有良好IRR和ROI的交易，不限于二叠纪盆地 [50] 问题: LOE在本季度低于指导，未来是否会回升 - LOE有时会因修井活动等出现波动，预计不会大幅上升，若持续低于指导，可能会下调指导 [51] 问题: 公司对套期保值的看法及对天然气套期保值的计划 - 公司将继续系统地进行套期保值，不会试图把握市场时机，近期会按正常业务流程增加2022年天然气套期保值头寸 [54]

公司资产分布与收购情况 - 截至2021年3月31日，公司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[114] - 2021年5月，公司签订协议以2070万美元收购米德兰盆地北部的矿产和特许权土地，其中现金支付1000万美元，以普通股单位支付1070万美元，预计二季度完成收购[122] 资产减值与信贷安排借款基数变化 - 2020年第一季度，公司确认油气资产减值5100万美元[128] - 2020年11月3日，信贷安排下的借款基数从4.3亿美元降至4亿美元；2021年4月30日，借款基数重新确认为4亿美元[128] - 2020年11月3日，信贷安排下的借款基数从4.3亿美元降至4亿美元，2021年4月30日，借款基数重申为4亿美元，信贷安排期限延长至2024年11月1日[185] 市场价格数据 - 2021年第一季度WTI现货油价为59.19美元/桶，2020年第一季度为20.51美元/桶；2021年第一季度亨利枢纽现货天然气价格为2.52美元/百万英热单位，2020年第一季度为1.71美元/百万英热单位[129] 钻机数量变化 - 2021年第一季度美国旋转钻机总数为417台，2020年第一季度为728台，其中2021年第一季度石油钻机324台，2020年第一季度为624台；2021年第一季度天然气钻机92台，2020年第一季度为102台；2021年第一季度其他钻机1台，2020年第一季度为2台[131] 钻井协议情况 - 安吉丽娜县开发协议中，Aethon在2021年第一个项目年将在公司土地上至少钻4口井，从第三个项目年起每年至少钻15口井[115] - 圣奥古斯丁县与Aethon的协议中，2021年第三季度开始的初始项目年至少钻5口井，从第四个项目年起每年至少钻12口井[119] - 奥斯汀白垩层协议中，运营商将参与3口目标为奥斯汀白垩层地层的测试井[120] - 2021年，公司与一家大型私人独立运营商签订协议，在东德克萨斯州公司土地上钻探和完井多口奥斯汀白垩层井，若初始井成功，运营商可选择扩大开发计划[121] 天然气库存情况 - 2021年3月天然气库存约1.8万亿立方英尺，比前五年平均水平低2%[135] 产量数据变化 - 2021年第一季度总产量为1763，2020年第一季度为1987[136] - 2021年第一季度石油和凝析油产量为829千桶，2020年为1163千桶，降幅28.7%；天然气产量为14911百万立方英尺，2020年为18612百万立方英尺，降幅19.9%[160] 产品对冲情况 - 截至2021年3月31日，公司已对冲2021年100%的可用石油和凝析油对冲量以及81%的可用天然气对冲量，还对冲了2022年22%的可用石油和凝析油对冲量[150] 财务关键指标变化 - 2021年第一季度净收入为16186千美元，2020年为76112千美元；调整后EBITDA为59984千美元，2020年为71109千美元；可分配现金流为53772千美元，2020年为66204千美元[157] - 2021年第一季度石油和凝析油实现价格为53.29美元/桶，2020年为44.79美元/桶，涨幅19.0%；天然气实现价格为2.88美元/百万立方英尺，2020年为1.97美元/百万立方英尺，涨幅46.2%[160] - 2021年第一季度石油和凝析油销售收入为44176千美元，2020年为52093千美元，降幅15.2%；天然气和天然气液体销售收入为42889千美元，2020年为36642千美元，涨幅17.0%[160] - 2021年第一季度合同客户收入为89450千美元，2020年为93043千美元，降幅3.9%；商品衍生品工具损益为 - 27882千美元，2020年为90011千美元[160] - 2021年第一季度总营收为61568千美元，2020年为183054千美元，降幅66.4%[160] - 2021年第一季度租赁运营费用为2664千美元，2020年为3827千美元，降幅30.4%；勘探费用为1073千美元，2020年为1千美元，涨幅100.0%[160] - 2021年第一季度公司商品衍生品工具出现亏损，实现损失450万美元，未实现损失2340万美元，而2020年同期实现收益900万美元，未实现收益8110万美元[166] - 2021年第一季度公司一般及行政费用较2020年同期增加，主要因股权薪酬增加640万美元，部分被2020年第一季度重组费用减少480万美元和现金薪酬减少100万美元所抵消[173] - 2021年第一季度公司经营活动现金流为5.5686亿美元，较2020年同期的7.145亿美元减少1.5764亿美元[178] - 2021年第一季度公司投资活动使用净现金21.4万美元，而2020年同期提供净现金139.1万美元[178] - 2021年第一季度公司融资活动使用现金流为5347.9万美元，较2020年同期的7792万美元减少2444.1万美元[178] 资本支出情况 - 2021年公司与非经营工作权益相关的资本支出预算预计约为500万美元，截至3月31日已投资20万美元[183] 信贷安排利率与契约情况 - 2021年4月30日起，LIBOR利差提高至2.50% - 3.50%，替代基准利率利差提高至1.50% - 2.50%[186] - 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，截至2021年3月31日，公司遵守所有债务契约[190] 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LIBOR利率，在2023年6月30日后停止其余美元LIBOR利率，公司信贷安排有确定替代利率的条款，预计LIBOR过渡无重大影响[191] 公司合同与会计政策情况 - 截至2021年3月31日，公司合同义务与2020年年报相比无重大变化[192] - 截至2021年3月31日，公司无重大表外安排[193] - 截至2021年3月31日，公司关键会计政策和相关估计与2020年年报相比无重大变化[194] 公司市场与信用风险情况 - 公司主要市场风险是油气和NGLs价格波动，使用商品衍生工具降低价格波动影响[195] - 将截至2021年3月31日的SEC商品定价降低10%，证实储量将比未调整情况减少约4%[196] - 截至2021年3月31日，公司有7个衍生品交易对手方，穆迪评级均为Baa1或更高，且是信贷安排的贷款人[198] - 公司主要信用风险来自运营商应收账款，但认为相关信用风险可接受[199] 信贷安排未偿借款与利率影响 - 截至2021年3月31日，公司信贷安排下未偿还借款为1.11亿美元，加权平均利率为2.37%[184] - 截至2021年3月31日，公司信贷安排下有1.11亿美元未偿借款，加权平均利率2.37%[200] - 利率提高1%，2021年第一季度利息费用将增加30万美元，经营业绩相应减少[200]

财务数据和关键指标变化 - 2020年全年偿还信贷安排项下未偿还借款2.73亿美元，资金来自7月完成的两笔资产出售所得款项和留存现金流 [9] - 截至12月31日，总债务余额降至1.21亿美元，在支付第四季度分配之前进一步降至低于1亿美元，目前流动性超过2.5亿美元 [10] - 2020年第四季度，实现矿产和特许权使用费产量3.2万桶油当量/天，较上一季度增长3%；总产量3.9万桶油当量/天，较第三季度增长3%；全年总产量41.6千桶油当量/天，处于修订后指引范围的上限 [18] - 第四季度，实现油价平均为40.20美元/桶，天然气实现价格平均为2.68美元/百万英热单位，略高于亨利枢纽平均价格 [19] - 第四季度，对冲投资组合产生1460万美元现金结算收益；总G&A成本为1020万美元，全年为4300万美元，较2019年下降32% [20] - 第四季度，调整后EBITDA为7230万美元，可分配现金流为6590万美元，均较第三季度增长超10%；分配覆盖率为1.8倍，偿还债务2600万美元 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年，特许权使用产量预计较2020年下降13%，反映出巴肯和鹰福特成熟产区的产量下降、二叠纪资产出售的全年影响以及主要页岩产区以外钻探活动的减少 [22] - 2021年，工作权益产量预计下降约25%，特许权使用产量预计占总产量的83% [22][23] - 预计2021年租赁奖金约为1000万美元，与2020年水平一致 [23] - 预计2021年租赁运营费用和生产成本与2020年水平一致，总G&A费用与2020年降低后的水平相当，但现金G&A成本降低，非现金成本略有上升 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至2020年底，公司土地上有38台钻机活跃，到1月底增至50台，高于第三季度末的29台，但远低于去年同期水平 [15] - 第四季度新增2口净井，主要位于二叠纪和海恩斯维尔，高于第三季度，但比2019年第四季度少1口 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2020年战略重点是加强流动性和资产负债表，降低成本和债务；吸引生产商开发现有土地，特别是非主要页岩产区 [8][10] - 与Aethon Energy达成协议，恢复谢尔比槽海恩斯维尔/博西尔地区的开发，首年计划钻4口井，第三年增至每年15口井 [11][12] - 与XTO达成激励协议，完成其在圣奥古斯丁县的现有钻井库存，13口井已投产；正努力达成互利协议，引入另一家运营商 [12] - 与一家大型上市公司达成协议，在东德克萨斯奥斯汀白垩地层钻探、测试和完井，若成功可扩大钻探计划 [13] - 长期目标是以负责任的方式最大化特许权使用产量，为单位持有人创造分配增长 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年石油和天然气行业经历极端变化和波动，公司采取措施应对挑战，目前财务状况良好，进入2021年具有较强的流动性 [8][10] - 2021年是从旧租户活动向新租户活动过渡的一年，新项目需要时间恢复到以前的高峰水平 [28] - 尽管2021年产量预计下降，但资产负债表改善使公司能够提高派息率，将更多现金返还给单位持有人 [25][26] 其他重要信息 - 公司在电话会议中会作出前瞻性陈述，涉及风险可能导致实际结果与陈述有重大差异，相关风险讨论可参考昨日新闻稿和即将提交的10 - K文件中的风险因素部分 [4] - 公司可能提及非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上的收益新闻稿中找到 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待2021年生产轨迹，特别是天然气方面，以及产量反弹与PDP下降的节奏 - 预计全年产量主要受天然气产量影响呈下降趋势，年初XTO已完成的13口DUC井产量影响将逐渐减弱，谢尔比槽地区新活动带来的产量增长将在后期体现 [27] 问题2: 如何看待第一季度产量相对于第四季度产量的情况 - 第一季度起始产量预计与第四季度指导水平相当，约为30多千桶油当量/天 [29] 问题3: 随着大宗商品宏观前景改善，今年是否有其他地区可能达成增量租赁或开发协议 - 公司在改善的大宗商品价格环境下积极推进各方面工作，重点关注谢尔比槽的圣奥古斯丁一侧、奥斯汀白垩地层的多个区域、路易斯安那海恩斯维尔等地 [30][31][32] 问题4: 能否提供2021年指导中可见活动的相关信息，包括净许可证和净DUC井，以及指导中考虑的天气影响和压裂冲击程度 - 压裂冲击预计使2021年生产指导减少700 - 800桶油当量/天，主要集中在年初；钻机和许可证活动呈上升趋势，但仍低于去年同期；公司根据现有可见数据进行预测，不考虑未来许可证，天气影响仍在评估中 [36][37] 问题5: 与XTO合作吸引另一家运营商开发圣奥古斯丁土地的协议可能如何形成，该地区的兴趣程度如何 - 该地区有兴趣，但XTO目前事务繁忙且有其他关注领域；公司与XTO共同拥有圣奥古斯丁县的核心区域，希望达成协议，让XTO按自己的时间表开发一部分，同时引入另一家运营商更积极地开发另一部分；公司在圣奥古斯丁还有大量开放土地，希望整合更大的项目吸引运营商 [38][39][40] 问题6: 对天然气套期保值的看法，是否希望在未来12个月保持一定的套期保值比例 - 公司历史上一直采用系统性套期保值方法，预计短期内开始建立2022年石油和天然气的套期保值头寸，并在年内逐步增加，到2022年达到传统的70 - 80%以上的套期保值范围 [43][44] 问题7: 能否提供更多关于奥斯汀白垩地层的信息，生产商在那里看到了什么 - 奥斯汀白垩地层是凝析油和天然气的良好组合，近期多阶段压裂井数据良好，第一口成功的井在300多天的生产中产出30万桶和20亿立方英尺，而未增产的邻井产出约5万桶和10亿立方英尺，公司希望该地区实现油田再开发 [45] 问题8: 2021年指导是否假设二叠纪维持2020年水平，海恩斯维尔活动是否会在2021年第二和第三季度大幅下降，能否大致量化2021年海恩斯维尔的净投产井数量 - 天然气产量方面，1月完成的13口DUC井产量会被因压裂冲击而进行修井的几口井部分抵消；谢尔比槽地区Aethon的井将在今年晚些时候上线，届时产量将有所增加；全年天然气产量呈下降趋势，后期趋于稳定；公司在路易斯安那的协议将有助于提高未来产量 [48] 问题9: 公司在资产负债表清理后，在当前A&D市场环境下进行收购的意愿如何 - 公司有收购意愿，但市场存在卖家和买家预期不匹配的情况，卖家希望在更活跃的并购环境中出售资产，而买家的资本成本较高；收购交易需在长期增值、分配和净资产增值方面对公司有意义；在此期间，从现有资产中获得新的现金流对公司和单位持有人来说是巨大的胜利 [50][51] 问题10: 7500万美元回购计划的实施理念是什么，是否有特定的未来12个月股权收益率目标 - 回购计划是为了把握机会，但近期重点是提高派息率，将更多现金返还给股东；如果市场出现重大错位，回购计划将重新评估 [53] 问题11: 公司投资组合中联邦土地的暴露情况如何，特别是在二叠纪地区 - 公司有联邦土地暴露的区域，拜登政府对公共土地的限制可能会使更多活动转向公司的私人土地，这是积极因素；但在部分有联邦土地所有权的区域，可能会增加开发难度；在二叠纪，新墨西哥州不是公司的主要阵地，该州联邦土地占比较高，总体而言，联邦土地因素对公司影响不大 [55]

现金流与分配 - 公司预计将分配大部分运营产生的现金，可能限制其增长和收购能力[243][244] - 公司依赖外部融资（如银行贷款和发行债务及股权证券）来支持收购和资本支出[244][246] - 公司油气产量的下降可能导致运营现金流和分配能力受到不利影响[248][249] - 公司合伙协议允许董事会随时修改或撤销现金分配政策，普通单位持有人的分配可能受到影响[298][299] - 公司现金分配受一般合伙人决策影响，包括资产买卖、现金支出、借贷和单位发行等[312] - 公司可能因不符合美国联邦所得税法下的“合格收入”要求而被视为公司，导致现金分配大幅减少[322][323] - 公司可能因未来立法或税收政策变化而面临额外的实体级税收，减少现金分配[328][329] - 公司可能因IRS审计调整而减少现金分配，并要求现有和前任普通单位持有人赔偿相关税款[332][333] - 普通单位持有人即使未收到现金分配，仍需缴纳其应占公司应税收入的税款[334][335] - 公司2020年应税年度的调整后应税收入限制从30%提高到50%，除非公司选择不适用此调整[341] 市场风险与价格波动 - 公司的主要市场风险是石油、天然气和NGLs的价格波动，这些价格受全球石油价格和美国天然气及NGLs价格的影响[526] - 公司预计未来石油和天然气价格将继续波动，因此使用衍生金融工具来管理价格风险[526] - 公司使用商品衍生金融工具来减少对石油和天然气价格波动的风险敞口，合约每月以现金结算，基于固定合约价格与市场结算价格之间的差异[526] - 公司未将任何衍生金融工具指定为公允价值或现金流量对冲，因此其公允价值变化直接计入当期净收入[526] - 商品价格近年下降，公司对2020年12月31日结束的12个月SEC商品价格应用10%折扣，导致探明储量减少约4%[527] 信贷与利率风险 - 如果无法达成LIBOR替代利率协议，公司信贷额度下的借款将转为浮动利率，可能对财务状况和现金流产生重大不利影响[242] - 公司预计LIBOR过渡不会对其产生重大影响，但如果市场标准未明确，可能难以达成可接受的替代利率[242] - 截至2020年12月31日，公司信贷额度下未偿还借款为1.21亿美元，加权平均利率为2.4%[531] - 利率每上升1%，公司2020年利息支出将增加120万美元，假设债务水平保持不变[531] - 公司未来可能使用衍生工具对冲可变利率风险，但目前未实施任何利率对冲[531] 运营与生产风险 - 公司油气产量的市场性依赖于第三方控制的运输、管道和精炼设施，任何限制都可能影响其运营和现金流[257][258] - 公司2020年13%的特许权使用费和54%的工作权益收入来自Shelby Trough地区，该地区钻井活动减少可能影响其运营和现金流[270] - 公司油气储量估计基于多种假设，任何重大不准确性都可能影响其储量和未来现金流的估值[259][260] - 公司依赖第三方运营商进行勘探、开发和生产，运营商的决定可能显著影响其运营和现金流[266][267] - 公司油气储量的开发可能因钻井和开发成本增加或商品价格下降而变得不经济[251] 环境与法规风险 - 燃料节约措施、替代燃料需求增加以及技术进步可能减少对石油和天然气的需求，进而影响公司的业务和财务状况[274] - 石油和天然气业务受到气候变化相关法律法规的约束，合规成本高昂，可能导致现金分配减少[275] - 水力压裂技术的使用受到联邦和州法律的严格监管，可能导致运营成本增加和生产延迟[283][284][288] - 公司可能因环境损害而承担次要责任，且保险覆盖范围有限，无法完全覆盖潜在损失[290][291][294] 矿权与产权风险 - 公司在路易斯安那州拥有数十万英亩的矿权，若未在十年内进行矿产勘探或生产，矿权将归还给地表所有者[282] - 公司持有的矿权可能存在产权缺陷，可能导致财务损失[297] 人员与治理风险 - 公司依赖少数关键人员，若其离职或失去服务，可能对业务产生不利影响[295] - 公司合伙协议限制了普通单位持有人的投票权，特别是持有15%以上单位的持有人[304] 单位与股权结构 - 公司截至2020年12月31日拥有206,748,889普通单位和14,711,219 Series B累积可转换优先单位[314] - 公司可能发行额外的普通单位和其他权益，稀释现有普通单位持有人的所有权比例[309] - 公司未经Series B累积可转换优先单位持有人批准，不得发行优先于或与Series B累积可转换优先单位同等的证券[310][311] - 公司普通单位市场价格可能因大量单位在公开或私人市场出售而受到不利影响[313] - 公司普通单位市场价格可能因利率上升而下降[315] 信用与对手方风险 - 公司衍生品合约存在对手方信用风险，截至2020年12月31日，所有8个对手方信用评级均为Baa1或更高[528] - 公司主要信用风险来自运营方产生的应收账款，运营方无法履行义务可能对公司财务结果产生不利影响[529][530]

公司业务布局 - 截至2020年9月30日，公司矿产和特许权权益位于美国大陆41个州，拥有约69000口生产井[118] 资产出售交易 - 2020年7月，公司完成二笔二叠纪盆地特定矿产和特许权物业出售交易，总收益1.502亿美元，用于减少信贷安排下未偿还借款[120] - 其中一笔交易于2020年5月1日生效，出售德州米德兰县特定地段矿产和特许权权益，净收益约5450万美元；另一笔于2020年7月1日生效，出售特拉华盆地和米德兰盆地部分未分割权益，净收益约9570万美元，出售物业当时总产量约1800桶油当量/天[121] 业务合作协议 - 2020年5月4日，公司与Aethon Energy附属公司就德州安吉丽娜县未开发的谢尔比槽海恩斯维尔和博西尔页岩面积签订开发协议，初始计划年至少钻4口井，第三计划年起每年至少钻15口井[125] - 2020年6月10日，公司与XTO Energy Inc.就德州圣奥古斯丁县谢尔比槽部分已钻未完井签订新激励协议，若XTO在2021年3月31日前完成并投产13口现有已钻未完井，可享受特许权减免[126] 市场环境与价格走势 - 2020年第一季度至第二季度，受疫情和沙特、俄罗斯相关举措影响，油价大幅下跌；OPEC+减产和美国产量下降有助于纠正供需失衡，但短期内难以抵消疫情导致的库存增加；2020年第四季度和2021年全年天然气现货和期货价格较第二季度显著改善[129] - 2020年第三季度末，WTI现货油价为40.05美元/桶，亨利枢纽现货天然气价格为1.66美元/百万英热单位；2019年第二季度，WTI现货油价为58.20美元/桶，亨利枢纽现货天然气价格为2.42美元/百万英热单位[131] - 2020年第三季度美国旋转钻机总数为261台，天然气钻机数为75台[133] - 2020年10月31日天然气库存为4.0 Tcf，比过去五年平均水平高8%；预计2021年3月库存为1.7 Tcf，比五年平均水平低6%[136] 对冲情况 - 截至2020年9月30日，公司已对冲2020年全部可用石油和凝析油对冲量以及81%的可用天然气对冲量；已对冲2021年69%的可用石油和凝析油对冲量以及73%的可用天然气对冲量[150] - 公司允许在未来1 - 24个月内对冲最多90%的预期月产量，25 - 36个月内对冲70%，37 - 48个月内对冲50%[150] 财务关键指标变化（季度对比） - 2020年第三季度净收入为23,733千美元，2019年同期为70,247千美元[158] - 2020年第三季度调整后EBITDA为65,505千美元，2019年同期为96,162千美元[158] - 2020年第三季度可分配现金流为58,848千美元，2019年同期为85,817千美元[158] - 2020年第三季度总营收4.3742亿美元，较2019年同期的13.7369亿美元减少9.3627亿美元，降幅68.2%[161] - 2020年第三季度石油和凝析油产量95.3万桶，较2019年同期的120.7万桶减少25.4万桶，降幅21.0%[161] - 2020年第三季度天然气产量1522万立方英尺，较2019年同期的1981.6万立方英尺减少459.6万立方英尺，降幅23.2%[161] - 2020年第三季度商品衍生品工具亏损2108.6万美元，2019年同期盈利2429万美元[161] - 2020年第三季度租赁经营费用316万美元，较2019年同期的435.6万美元减少119.6万美元，降幅27.5%[161] 财务关键指标变化（前三季度对比） - 2020年前九个月净收入为91,474千美元，2019年同期为174,351千美元[158] - 2020年前九个月调整后EBITDA为209,004千美元，2019年同期为299,430千美元[158] - 2020年前九个月可分配现金流为189,481千美元，2019年同期为265,164千美元[158] - 2020年前三季度总营收26.5325亿美元，较2019年同期的38.4793亿美元减少11.9468亿美元，降幅31.0%[175] - 2020年前三季度石油和凝析油产量298万桶，较2019年同期的363.1万桶减少65.1万桶，降幅17.9%[175] - 2020年前三季度天然气产量5192.2万立方英尺，较2019年同期的5902.5万立方英尺减少710.3万立方英尺，降幅12.0%[175] - 2020年前三季度商品衍生品工具盈利4975.1万美元，较2019年同期的1229.4万美元增加3745.7万美元，增幅304.7%[175] - 2020年前三季度租赁经营费用1028万美元，较2019年同期的1349.7万美元减少321.7万美元，降幅23.8%[175] - 2020年前三季度总营收下降，主要因油气销售及租赁奖金等收入减少，商品衍生品工具收益增加部分抵消下降幅度[178] - 2020年前三季度油气销售下降，Bakken/Three Forks产量降低是主因，2020年和2019年矿权和特许权油气产量分别占总产量的92% [179] - 2020年前三季度天然气和NGL销售下降，Haynesville/Bossier产量降低是主因，2020年和2019年矿权和特许权天然气产量分别占总产量的76%和68% [180] - 2020年前三季度商品衍生品工具收益增加，实现收益6680万美元、未实现损失1700万美元，2019年同期分别为1830万美元和600万美元[181] - 2020年前三季度油气资产减值5100万美元，2019年同期无减值[189] - 2020年前三季度一般及行政费用减少，现金薪酬减少690万美元、股权薪酬减少1490万美元，部分被重组费用和应收款拨备增加抵消[190] - 2020年前三季度经营活动现金流为22.1414亿美元，2019年同期为30.631亿美元，减少8.4896亿美元[195] - 2020年前三季度投资活动现金流为15.064亿美元，2019年同期为-4.8833亿美元，增加19.9473亿美元[195] - 2020年前三季度融资活动现金流为-37.7116亿美元，2019年同期为-26.0925亿美元，减少11.6191亿美元[195] 信贷与债务情况 - 2020年第一季度，公司确认油气资产减值5100万美元；信贷安排下借款基数于2020年5月1日从6.5亿美元降至4.6亿美元，7月21日降至4.3亿美元，11月3日降至4亿美元[124] - 截至2020年9月30日，信贷安排下未偿还借款为1.47亿美元，加权平均利率为2.15% [201] - 信贷协议包含两项财务契约，总债务与EBITDAX之比为3.5:1.0或更低，流动比率为1.0:1.0或更高[207] - 截至2020年9月30日，公司遵守所有债务契约[207] - 若无法就LIBOR替代利率达成协议，信贷安排下未偿还借款将转为浮动利率，替代基准利率适用利差在1.00%至2.00%之间[208] - 截至2020年9月30日，公司信贷安排下未偿还借款为1.47亿美元，加权平均利率为2.15%[220] - 利率提高1%，2020年前九个月利息费用将增加110万美元[220] - 公司目前未进行利率套期保值，但未来可能使用衍生品工具对冲利率风险[220] 其他情况 - 截至2020年9月30日，公司合同义务、关键会计政策及相关估计与2019年年报相比无重大变化[209][211] - 截至2020年9月30日，公司无重大表外安排[210] - 将2020年前九个月SEC商品定价降低10%，探明储量将减少约4.2%[217] - 截至2020年9月30日，公司有九家衍生品交易对手方，穆迪评级均为Baa1或更高[218]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度公司产生31,100桶油当量/天的矿产和特许权使用费产量，较上一季度下降9%，季度总产量为37.9万桶油当量/天，产量下降符合公司修订后的年度指引 [17] - 第三季度油气实现价格较上一季度的低点有所上涨，但因Permian地区产量的支票处理时与WTI平均价格的差价扩大，公司石油收入受到一定影响 [19] - 第三季度公司确认了2130万美元的现金套期结算收益，费用总体符合预期，现金一般及行政费用降至760万美元，总一般及行政费用低于1000万美元 [20] - 第三季度公司调整后息税折旧摊销前利润为6550万美元，可分配现金流为5880万美元，基于每股0.15美元的分配方案，分配覆盖率为1.9倍 [21] - 截至第三季度末，公司债务余额为1.47亿美元，较年初的近4亿美元减少了超过60%，杠杆率约为0.5倍的过去12个月调整后息税折旧摊销前利润，流动性超过2.5亿美元 [8][21][22] - 秋季借款基数重新确定后，借款基数从4.3亿美元降至4亿美元，信贷安排的利率利差提高了25个基点，根据利用率不同，为伦敦银行同业拆借利率加200至300个基点 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度，因XTO处理已钻未完井库存，部分现有Shelby Trough气井临时关闭，估计影响产量超过2000桶油当量/天，均为干气产量 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至9月30日，公司租地上有29台钻机处于活跃状态，与上一季度持平，但较去年同期大幅下降 [12] - 天然气远期价格超过3美元/百万英热单位，市场存在一定乐观情绪；国内外石油项目投资不足，加上欧佩克影响力减弱，为需求恢复后的油价上涨奠定了基础 [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续致力于将天然气资产投入开发或再开发，Aethon本月将在Angelina县的Shelby Trough、Haynesville地区启动钻井计划；在San Augustine县，公司与XTO Energy保持建设性对话，推进该地区的开发工作 [9][10] - 公司继续推进新的Austin Chalk开发工作，包括在租地上增加井位，以测试现代完井技术在该区域的有效性 [11] - 公司表示目前没有必要剥离额外资产，新闻稿提及的资产相关内容更多是关于业务增长，即随着天然气价格上涨，公司在Chalk和Haynesville地区与现有和潜在新运营商的讨论取得了进展 [30][31] - 公司核心工作是将目前未开发的大量租地投入开发，以创造现金流，而不是急于进行大规模收购或使用股权作为收购货币 [45][46] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 宏观环境依然充满挑战，油价持续低迷，新冠疫情限制了需求，利比亚等地区的新增供应也对市场造成了压力，这导致公司租地上的活动水平下降 [12] - 许多运营商的资产负债表紧张，银行和股权市场对大多数勘探与生产公司关闭，加上行业对现金回报的关注增加，限制了美国本土48州的新钻井资本投入，影响了公司的产量水平 [13] - 由于新冠疫情的影响，石油和天然气需求的受限时间和程度尚不确定，同时，潜在的政府管理变化对油气行业监管环境的长期影响也不明朗 [14] - 公司通过降低成本结构、大幅减少债务余额以及拥有大量天然气开发机会，认为自身能够在当前的经济低迷期保持健康，并继续支付可观的分红 [15] - 公司长期致力于恢复和增长生产基础，目前团队在推动核心资产进入钻井队列方面取得了进展，但产量恢复需要时间 [16][34] 其他重要信息 - 公司在电话会议中会做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中表达或暗示的结果存在重大差异，相关风险讨论可参考昨日的新闻稿和稍后将提交的10 - Q报告中的风险因素部分 [3][4] - 公司可能会提及某些非公认会计原则的财务指标，这些指标与最直接可比的公认会计原则指标的调节以及其他相关信息可在公司网站blackstoneminerals.com上的昨日收益新闻稿中找到 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司提到因天然气价格改善，考虑出售Haynesville和Austin Chalk的资产，出售规模如何，出售原因是什么？ - 公司表示新闻稿只是想说明随着天然气价格上涨，在Chalk和Haynesville地区推动现有资产开发的工作取得了更多进展，并非要进行资产剥离，目前公司资产负债表状况良好，不需要剥离额外资产 [30][31] 问题2: 如何看待第四季度和2021年的产量情况？ - 公司对年中发布的更新后的指引仍有信心，暗示第四季度产量约为3.5万桶油当量/天；2021年的产量指引将在2月的下一次电话会议中公布，产量受多种市场因素影响，Aethon的项目将在2021年加速推进，但公司也面临一些不利因素，预计2020年底至2021年将是产量的恢复期 [32][33] 问题3: 公司杠杆率较低，利用率约为31%，何时考虑提高分红比例，依据的指标有哪些？ - 公司核心投资者重视分红的稳定性和可预测性，目前设定的每股0.15美元/季度的分红水平在广泛的市场环境下具有可持续性；虽然公司在偿还债务方面表现出色，但增加分红比例需要对市场走势有更多的可见性；董事会将每季度评估分红情况，公司希望在产量恢复的同时，保守且合理地增加分红 [36][37][38] 问题4: 目前公司资产的基础递减率情况如何，预计明年会怎样？ - 公司资产的基础递减率仍处于20%多至30%左右的水平，随着部分产量的下降，递减率可能会略有下降，但仍在该范围内 [40] 问题5: 在当前环境下，公司在收购方面是否有机会，是否会考虑回购自己的股份？ - 市场上有更多资产进入交易市场，但公司认为卖家期望的价格与公司为实现长期价值增值所需支付的价格之间存在较大差距，因此不会在当前环境下进行大规模的再杠杆收购；公司目前也不倾向于使用股权作为收购货币，主要精力放在推动现有未开发租地的开发上 [44][45][46] 问题6: 关于Austin Chalk地区的PepperJack项目有何更新，在当前定价环境和银行市场对勘探与生产公司关闭的情况下，与运营商的合作进展如何？ - 公司对Austin Chalk地区老Brooklyn油田的核心区域感到兴奋，一些运营商在该区域钻的井显示出良好的生产潜力，但由于资本市场和行业现状，开发进度受到影响；公司正在与运营商合作，推动开发工作，预计2021年上半年该地区将有更多活动；PepperJack项目由于缺乏足够的常规3D地震数据，短期内难以取得进展 [49][50][52] 问题7: 在Haynesville地区，除了Shelby Trough，是否有其他净收入权益足够推动活动的区域？ - 公司在路易斯安那州的净收入权益排名其次，虽然在该地区的权益相对较少，但在某些区域有一定的集中度；公司最近在路易斯安那州进行了一些交易，激励关键运营商尽快钻探原本不在计划内的4 - 5口井，这是一个有意义的机会 [54] 问题8: XTO关闭的2000桶油当量/天的产量是否会延续到第四季度？ - 这部分产量将延续到第四季度，XTO将在明年第一季度末前完成13口井的完井工作，在此期间，相关井位将继续关闭，预计第四季度和2021年第一季度都会受到影响，但这些井投产后产量将回升 [55][56]

公司基本情况 - 公司是美国最大的油气矿产权益所有者和管理者之一，截至2020年6月30日，矿产和特许权权益位于美国41个州，拥有约69000口生产井[121][122] 资产出售 - 2020年7月，公司完成两项二叠纪盆地矿产和特许权资产出售交易，总收益1.501亿美元，用于偿还信贷额度借款[124] - 出售资产的总产量约为1800桶油当量/天[125] 疫情及市场对公司影响 - 受新冠疫情影响，油气价格下跌，公司2020年第一季度确认油气资产减值5100万美元，信贷额度借款基数从6.5亿美元降至4.6亿美元，7月21日进一步降至4.3亿美元[127][128] - 2020年第一、二季度，受新冠疫情和沙特、俄罗斯增产影响，油价大幅下跌，虽OPEC+减产和美国产量下降，但短期内难以抵消库存增加[134] 开发与合作协议 - 2020年5月4日，公司与Aethon Energy达成开发协议，初始计划年最少钻4口井，第三计划年起每年最少钻15口井[129] - 2020年6月10日，公司与XTO Energy就谢尔比槽地区13口已钻未完井达成激励协议，若2021年3月31日前完井销售可获特许权减免[130] 股票回购 - 2018年11月5日，董事会授权回购最多7500万美元普通股，截至2020年6月30日，已回购420万美元，2020年上半年未进行回购[132] 油气价格与库存 - 2020年6月30日，WTI现货油价为39.27美元/桶，3月31日为20.51美元/桶；亨利枢纽现货天然气价格为1.76美元/百万英热单位，3月31日为1.71美元/百万英热单位[136] - 截至2020年6月30日，美国旋转钻机总数为265台，较2020年3月31日的728台、2019年6月30日的967台和2019年3月31日的1006台均有下降[139] - EIA估计2020年10月31日天然气库存将达到4.0 Tcf，比过去五年平均水平高8%[141] - 截至2020年6月30日，天然气总存储量为3078，高于2020年3月31日的1987、2019年6月30日的2390和2019年3月31日的1130[142] 套期保值与衍生品管理 - 公司使用固定价格互换合约和无成本领口合约等衍生品管理油气销售现金流波动[135] - 截至2020年6月30日，公司已对冲2020年全部可用石油和凝析油对冲量以及83%的可用天然气对冲量；已对冲2021年70%的可用石油和凝析油对冲量以及57%的可用天然气对冲量[157] - 公司可对预期未来月度产量的一定比例进行套期保值，前24个月最高可对冲90%，第25至36个月为70%，第37至48个月为50%[157] - 公司通过衍生工具部分减轻商品价格波动对运营现金流的影响，未平仓衍生合约包括固定价格互换合约和无成本领口合约[152][153] 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、调整后EBITDA和可分配现金流[143] 营收与产量情况 - 2020年二季度总营收3.8529亿美元，较2019年同期的16.3618亿美元下降76.5%，主要因商品衍生品工具亏损、油气销售及租赁奖金和其他收入减少[167][168] - 2020年二季度石油和凝析油产量86.4万桶，较2019年同期的131.6万桶下降34.3%，销售2.5417亿美元，较2019年同期的7.4072亿美元下降65.7%[167] - 2020年二季度天然气产量1809万立方英尺，较2019年同期的2059.4万立方英尺下降12.2%，天然气及凝析液销售3.0311亿美元，较2019年同期的5.3642亿美元下降43.5%[167] - 2020年二季度商品衍生品工具亏损1917.4万美元，而2019年同期盈利2918.7万美元[167] - 2020年二季度租赁奖金和其他收入197.5万美元，较2019年同期的671.7万美元下降70.6%[167] - 2020年二季度运营费用下降，租赁运营费用329.3万美元，较2019年同期下降14.4%；生产和从价税955.5万美元，下降33.9%；勘探费用2.3万美元，下降92.4%[167] - 2020年上半年总营收22.1583亿美元，较2019年同期的24.7424亿美元下降10.4%[184] - 2020年上半年石油和凝析油产量202.7万桶，较2019年同期的242.4万桶下降16.4%，销售7751万美元，较2019年同期的1.31776亿美元下降41.2%[184] - 2020年上半年天然气产量3670.2万立方英尺，较2019年同期的3920.9万立方英尺下降6.4%，天然气及凝析液销售6695.3万美元，较2019年同期的1.15282亿美元下降41.9%[184] - 2020年上半年商品衍生品工具盈利7083.7万美元，而2019年同期亏损1199.6万美元[184] - 2020年上半年总营收下降，主要因油气销售及租赁奖金等收入减少，商品衍生品工具收益部分抵消下降幅度[185] - 2020年上半年油气销售下降，主要因价格和产量降低，Bakken/Three Forks产量下降是主因，矿权和特许权权益油气产量占比分别为92%和93%[186][188] - 2020年上半年天然气和NGL销售下降，主要因价格和产量降低，Haynesville/Bossier产量下降是主因，矿权和特许权权益天然气产量占比分别为74%和67%[189] - 2020年上半年商品衍生品工具实现收益，其中已实现收益4550万美元，未实现收益2530万美元，而2019年同期为亏损[190] - 2020年上半年多项运营及其他费用下降，包括租赁运营、生产成本、折旧等，同时油气资产减值5100万美元[192][193][194][195] 现金流情况 - 2020年第二季度调整后EBITDA为72390千美元，2019年同期为108336千美元；2020年上半年调整后EBITDA为143499千美元，2019年同期为203268千美元[164] - 2020年第二季度可分配现金流为64429千美元，2019年同期为97988千美元；2020年上半年可分配现金流为130633千美元，2019年同期为179347千美元[164] - 2020年上半年经营活动现金流减少4.3007亿美元，投资活动现金流由负转正，融资活动现金流使用增加8384万美元[202] 资本支出 - 2020年非运营工作权益相关的开发资本支出预算约350万美元，上半年已投入90万美元[207] 信贷安排 - 截至2020年6月30日，信贷安排下未偿还借款为3.23亿美元，7月资产出售后降至1.53亿美元，借款基数降至4.3亿美元[199] - 截至2020年6月30日，信贷安排下未偿还借款3.23亿美元，加权平均利率2.43%，借款基数多次下调，下次预计秋季重新确定[208][209] - 公司需按季度支付未使用借款基数0.375% - 0.500%的承诺费，本金可选择偿还或到期偿还，信贷安排以油气生产和资产作担保[210][212] - 信贷协议包含两项财务契约，总债务与EBITDAX之比为3.5:1.0或更低，流动比率为1.0:1.0或更高，截至2020年6月30日，公司遵守所有债务契约[213] - 若在2021年后无法就LIBOR替代利率达成协议，信贷安排下未偿还借款将转为浮动利率，替代基准利率适用利差在0.75%至1.75%之间[214] 其他情况 - 截至2020年6月30日，公司的合同义务、表外安排、关键会计政策及相关估计与2019年年报相比无重大变化[215][216][217] - 公司主要市场风险是油气及NGLs价格波动，使用商品衍生工具降低价格波动影响，未指定任何合约为公允价值或现金流套期[219] - 将2020年6月30日止六个月的SEC商品定价降低10%，探明储量将减少约4.3%[223] - 截至2020年6月30日，公司有九家衍生品合约交易对手，均被穆迪评为Baa1或更高评级，且为信贷安排下的贷款人[224] - 截至2020年6月30日，公司信贷安排下有3.23亿美元未偿还借款，加权平均利率为2.43%，利率上升1%将使半年利息费用增加160万美元[226]