财务数据和关键指标变化 - 二季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为7240万美元，较第一季度略有上升 [18] - 二季度可分配现金流为6440万美元，较上一季度略有下降，按每股0.15美元的分配计算，覆盖率约为2.1倍 [18] - 截至7月31日，未偿还债务降至1.53亿美元，较今年年初减少58% [18] - 截至7月底，总流动性约为2.8亿美元，借款基数在7月略降至4.3亿美元 [18] - 2020年全年总生产指导下调约4%，预计生产组合更偏向天然气 [19] - 租赁奖金指导从最初的2000万 - 3000万美元下调至全年不足1000万美元 [21] - 预计租赁运营成本略低，生产和从价税税率略高，未对一般及行政费用（G&A）指导进行修订，仍有望实现或降低全年G&A削减目标 [21][22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度矿产和特许权使用费产量为3.4万桶油当量/天，较上一季度下降7%，总产量为42.6千桶油当量/天 [16] - 二季度路易斯安那海恩斯维尔地区的天然气产量超出预期，是天然气产量超预期的最大单一贡献因素 [47] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司整体土地的许可活动、新井增加和活跃钻机数量较上一季度下降40% - 50% [9] - 二季度新增2.9口净井，较上一季度下降25%，其中二叠纪盆地的米德兰和特拉华盆地下降最为明显，从一季度的1.6口降至0.8口 [9] - 二季度末，公司土地上共有29台钻机在运营，低于一季度末的50台和去年同期的约100台，钻机活动的减少主要集中在米德兰和特拉华地区 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 采取积极行动降低内部成本，大幅减少未偿还债务，并加大在现有土地上推动新活动的力度 [8] - 6月初宣布出售二叠纪的两个资产包，7月完成交易，带来1.5亿美元净现金收入，加上运营留存的自由现金流，使总债务减少超2.3亿美元，较一季度末减少60% [12] - 与Aethon Energy签署新的开发协议，预计10月开钻第一口井；与XTO Energy合作，激励其完成并投产31口已钻未完井（DUC），预计部分井今年晚些时候投产，全部13口井将于2021年第一季度末投产 [13][14] - 董事会提高了派息率，认为每股0.15美元的二季度分配既能为投资者提供强劲现金回报，又能继续降低绝对债务水平 [15] - 行业内运营商对任何活动仍存在很大不确定性，天然气行业虽逐渐被接受，但仍有很长的路要走，液化天然气（LNG）出口仍需时日 [29] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司面临大宗商品价格下跌、生产商活动减少以及资本和信贷市场受限的影响，但天然气价格前景较为乐观，多家主要股权研究公司预计2021年天然气价格将远高于期货曲线 [12] - 虽然当前预测难度较大，但公司在多个重要领域取得了进展，未来有望实现生产增长 [15][28] 其他重要信息 - 公司在电话会议中会做出前瞻性陈述，这些陈述涉及风险，实际结果可能与陈述存在重大差异，相关风险讨论可参考昨日新闻稿和即将提交的10 - Q表格中的风险因素部分 [4] - 公司可能会提及某些非公认会计原则（GAAP）财务指标，相关指标与最直接可比的GAAP指标的调节以及其他信息可在公司网站blackstoneminerals.com上的收益新闻稿中找到 [5] 问答环节所有提问和回答 问题1: 二季度的停产水平如何？ - 公司建模显示约30%的停产集中在巴肯地区，预计这些停产井将在今年逐步复产 [23] 问题2: 近期大幅偿还债务后，是否有计划使派发现金比例接近100%？ - 公司目前的目标是在为投资者提供合理回报的同时继续偿还债务，会保持谨慎并优先考虑资产负债表。虽然近期债务大幅减少后提高了派息率，但认为每股0.15美元应是可持续水平，考虑到预期的产量下降和套期保值的展期，派息率可能会逐渐上升，但不太可能达到100% [24] 问题3: 鉴于近期谢尔比槽地区的开发和激励协议，未来一年天然气产量趋势如何？ - Aethon项目将在2021年逐步推进，并在2022年进一步提升。从矿产和特许权使用费产量来看，新产量将抵消谢尔比槽地区的产量下降，但工作权益产量（几乎全部为天然气）将继续下降，因为自2017年以来该业务未进行资本投入。2021年天然气业务有很多积极因素，但能否完全阻止产量下降或实现增长，还取决于其他产区的整体活动水平 [27] 问题4: 与上一季度相比，运营商对天然气土地的态度有何变化？ - 目前运营商对任何活动仍存在很大不确定性，行业对天然气的接受度在提高，但天然气行业仍有很长的路要走，大多数人认为LNG出口仍需时日，公司对预期保持谨慎，但看好天然气的长期前景 [29] 问题5: 除了完成13口DUC井，在东谢尔比槽地区推进开发交易为何在安吉莉娜县进展较快，而在圣奥古斯丁县较慢？是否有特定的天然气价格目标来推动相关讨论？ - 主要与公司在该地区与运营商的合同关系有关，目前即将达到合同中的一个节点，可以考虑引入其他运营商。公司正在努力推动该地区的开发，希望不久后能有明确进展 [32] 问题6: 何时可以接触其他运营商？ - 本月即可 [33] 问题7: 并购市场对派息率有多大影响？如何考虑为收购融资？ - 公司目前主要关注资产负债表、为投资者提供足够现金回报以及充分挖掘现有资产潜力。在当前市场环境下，会优先考虑这些方面。如果市场环境改善、银行市场放松、资本更易获取，公司会与董事会讨论利用留存现金流补充活跃的并购计划，但目前重点仍在资产负债表和现有资产上，并维持合适的派息率 [35][36] 问题8: 公司对套期保值的最新想法是什么？ - 公司今年早些时候进行了一轮重要的套期保值，未来将继续寻找机会增加套期保值水平。随着2021年价格水平改善，希望能继续提升。公司将按计划在年内逐步建立套期保值组合，并在接近年底时考虑为2022年进行初步套期保值，这种策略在本季度为公司提供了很大保护，有助于为派息提供一定的可见性和确定性 [37] 问题9: 如何定义资产负债表处于良好状态？何时认为资产负债表能够支持更高的派息？ - 公司历史上会关注多个指标，包括绝对债务水平、未偿还借款与借款基数之间的缓冲程度以及债务与滞后EBITDA的杠杆比率。在当前企业银行市场收紧的情况下，会更加保守地考虑这些因素，目前没有具体的目标指标，需要持续监测市场环境，优先考虑资产负债表 [39] 问题10: 能否量化二季度巴肯地区的停产规模（约为多少桶/天）？ - 公司估计巴肯地区的停产规模约为1300 - 1500桶油当量/天 [43] 问题11: 除海恩斯维尔地区外，公司在天然气盆地的潜在未租赁土地在更乐观的天然气环境下是否有可能转化为租赁奖金？ - 公司在天然气领域拥有大量土地，如德克萨斯州和路易斯安那州的白垩地区。虽然有一口井表现良好，但目前难以确定这将如何转化为租赁奖金。公司认为在当前环境下，与运营商建立合作伙伴关系更为重要，有时会放弃前期奖金以换取更明确的开发计划，更关注矿产和特许权使用费产量而非租赁奖金。随着天然气价格上涨，可能会看到租赁奖金有所回升 [44] 问题12: 二季度天然气产量好于预期的主要驱动因素是什么？ - 二季度路易斯安那海恩斯维尔地区的天然气产量出现了超出预期的增长，是天然气产量超预期的最大单一贡献因素，这也体现了拥有大规模土地组合的优势 [47] 问题13: 关于XTO公司13口DUC井的协议，是否意味着他们必须完成所有13口井才能获得特许权使用费减免？ - 是的，XTO公司需要在明年第一季度末前完成并投产这13口DUC井才能获得特许权使用费减免 [49] 问题14: 假设2021年第一季度这13口DUC井投产，加上Aethon公司的井，能否使谢尔比槽地区的产量在2021年第一季度至2022年第一季度保持平稳？ - 目前难以对此发表评论，公司希望能在正常时间框架内提供2021年的生产指导 [51]

财务数据和关键指标变化 - 公司撤回2020年生产和分配指引，因市场不确定性大 [8] - 2021年新增原油套期保值48万桶/季度，均价36.18美元/桶；天然气套期保值约73亿立方英尺/季度，均价2.60美元/千立方英尺，约占2020年第一季度油气产量的40% [9] - 上周五借款基数定为4.6亿美元，虽受大宗商品价格疲软影响，但银行定价未提高 [10] - 第一季度末总债务为3.88亿美元，截至当日降至3.5亿美元，杠杆率保持在健康的1倍 trailing EBITDA，公司将全年积极降低债务 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度米德兰和特拉华地区产量有所增加，但钻机数量从去年底的约64台降至第一季度末的47台；巴肯地区第一季度末仅有1台钻机运行 [33] - 第一季度新增415口井，高于2019年第一、二、三季度，略低于2019年第四季度 [33] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国钻机数量下降超50%，全球能源行业资本支出下降超30% [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采取措施应对市场低迷，包括裁员约20%、降低董事会和高管薪酬，预计2020年总G&A费用将处于或低于原指引范围下限 [14] - 董事会决定将普通股单位季度分配降至0.08美元/单位，以保留大量自由现金流，降低债务 [15] - 利用天然气价格相对乐观的预期，积极在公司土地上寻求新的开发机会，与Aethon签订协议重启得克萨斯州安吉莉娜县谢尔比槽地区的开发，若初期井项目进展顺利，2021年及以后将有大量钻探活动 [15][16] - 努力刺激谢尔比槽地区圣奥古斯丁一侧的额外活动，目标是在未来几年重启该大型资源 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业面临供需同时冲击的挑战环境，公司对生产商活动的可见度有限，难以确定市场低迷将持续多久，公司将做最坏的打算，同时希望快速复苏 [12][13] - 公司对干气项目如海恩斯维尔地区的活动增加持乐观态度，随着油价下跌和对天然气的相对乐观预期，预计会有更多资本回流到这些领域 [24][25] 其他重要信息 - 会议中会有前瞻性陈述，涉及风险，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预计今日晚些时候提交的10 - Q文件中的风险因素部分 [4] - 会议可能提及非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: 公司开始支付更多现金流需要满足什么条件 - 公司目前没有明确的债务指标，支付更多现金流取决于储量、产量、商品价格、借款基数等因素，在这些方面有清晰的情况且表明有足够的覆盖范围时，公司将增加分配支出 [19][20] 问题: Aethon交易中第一年四口初始井的净数量以及是否有最大范围 - 公司在整个地区通常是约50%的矿产所有者，可作为计算每口井净权益的基础；第四年井承诺数量将大幅增加，到第三年将增加到每年15口井，没有最大限制 [21] 问题: 与其他运营商相比，海恩斯维尔和谢尔比槽地区干气项目的兴趣水平与之前季度相比如何，以及运营商如何考虑干气活动 - 现在判断行业对干气项目的反应还为时过早，但公司对这些地区活动增加持乐观态度；公司看到对干气项目的兴趣有所增加，且公司作为高净矿产所有者，能够通过类似与Aethon的交易激励生产商活动 [24][25] 问题: 2021年套期保值的后续策略，是否有特定价格点增加套期保值 - 公司首先是为了降低风险，后续套期保值将继续有条不紊地进行，在当前专注于降低债务余额的情况下，更看重生产情况不明朗时现金流的确定性 [27] 问题: 是否有关于第二、三季度产量关闭和削减影响产量水平的大致范围 - 公司拥有广泛的土地位置，钻机数量、新井增加趋势下降，虽尚未出现大规模关闭，但情况难以预测 [29] 问题: 截至5月1日信用额度使用77%，预计该比例是否会下降，是否考虑发行债券偿还信用额度以改善流动性 - 公司预计将继续积极偿还债务，但没有具体目标，目标是确保借款基数有足够的缓冲；目前只要对信用额度的流动性管理感到满意，就可能维持现状，市场情况每天都在变化 [31][32] 问题: 第一季度包括钻机、许可证和新增净井在内的活动情况 - 第一季度米德兰和特拉华地区产量增加，但钻机数量下降；巴肯地区第一季度末仅有1台钻机运行；第一季度新增415口井，表现良好 [33] 问题: 随着商品价格环境改善，增加可分配现金流百分比的指导原则是什么 - 确保债务余额占借款基数的百分比比目前有显著降低，在明确这些指标后，将开始增加分配 [34]

公司业务布局与合作 - 截至2020年3月31日，公司矿产和特许权权益位于美国大陆41个州，拥有约69000口生产井[117] - 2020年5月4日，公司与Aethon Energy的附属公司就德克萨斯州安吉丽娜县未开发的谢尔比海恩斯维尔和博西尔页岩面积达成开发协议，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[122] 公司股票回购情况 - 2018年11月5日，董事会授权回购至多7500万美元普通股，截至2020年3月31日，已回购420万美元普通股，2020年第一季度未进行回购[123] 市场价格与钻机数量变化 - 2020年4月24日，WTI现货油价为15.99美元/桶，3月31日为20.51美元/桶，2019年3月31日为60.19美元/桶；亨利枢纽现货天然气价格2020年4月为1.81美元/百万英热单位，3月31日为1.71美元/百万英热单位，2019年3月31日为2.73美元/百万英热单位[128] - 2020年4月24日，美国石油钻机数量为378台，3月31日为624台，2019年3月31日为816台；天然气钻机数量4月24日为85台，3月31日为102台，2019年3月31日为190台；钻机总数4月24日为465台，3月31日为728台，2019年3月31日为1006台[130] 天然气库存与存储量情况 - 2020年3月31日天然气库存约2.0 Tcf，比前五年平均水平高17%[132] - 2020年4月24日各地区天然气总存储量为2211，3月31日为1987，2019年3月31日为1130[133] 公司套期保值情况 - 截至2020年3月31日，公司已对冲2020年可用石油和凝析油对冲量的91%，可用天然气对冲量的75%[148] - 公司可对未来预期月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%[148] 公司运营评估指标与风险应对 - 公司使用产量、商品价格、调整后EBITDA和可分配现金流等指标评估运营表现[135] - 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[144] - 公司使用商品衍生工具降低石油和天然气价格波动对收入的影响，未将任何合约指定为公允价值或现金流套期[194] 公司财务关键指标变化（2020年第一季度与2019年对比） - 2020年第一季度净收入为76112千美元，2019年为9017千美元[155] - 2020年第一季度调整后EBITDA为71109千美元，2019年为94932千美元[155] - 2020年第一季度可分配现金流为66204千美元，2019年为81359千美元[155] - 2018年4月1日至2019年3月31日董事会设定的更换资本支出估计为1100万美元[155] 各业务线产量、价格与收入变化（2020年第一季度与2019年对比） - 2020年第一季度石油和凝析油产量为116.3万桶，较2019年的110.8万桶增加5.5万桶，增幅5.0%；天然气产量为18612百万立方英尺，较2019年的18615百万立方英尺减少3百万立方英尺；油气当量产量为426.5万桶油当量，较2019年的421.1万桶油当量增加5.4万桶油当量，增幅1.3%[158] - 2020年第一季度石油和凝析油实现价格为44.79美元/桶，较2019年的52.08美元/桶下降7.29美元，降幅14.0%；天然气实现价格为1.97美元/千立方英尺，较2019年的3.31美元/千立方英尺下降1.34美元，降幅40.5%；油气当量实现价格为20.81美元/桶油当量，较2019年的28.34美元/桶油当量下降7.53美元，降幅26.6%[158] - 2020年第一季度石油和凝析油销售收入为5209.3万美元，较2019年的5770.4万美元减少561.1万美元，降幅9.7%；天然气和天然气液体销售收入为3664.2万美元，较2019年的6164万美元减少2499.8万美元，降幅40.6%；租赁奖金和其他收入为430.8万美元，较2019年的564.5万美元减少133.7万美元，降幅23.7%[158] 公司营收与费用变化（2020年第一季度与2019年对比） - 2020年第一季度总营收为1.83054亿美元，较2019年的8380.6万美元增加9924.8万美元，增幅118.4%，主要因商品衍生品工具收益增加，部分被油气销售收入和租赁奖金及其他收入减少抵消[158][159] - 2020年第一季度商品衍生品工具收益为9001.1万美元，2019年同期为亏损4118.3万美元，增加1.31194亿美元；其中2020年第一季度实现收益900万美元，未实现收益8110万美元，2019年同期实现收益170万美元，未实现亏损4290万美元[158][163] - 2020年第一季度租赁经营费用为382.7万美元，较2019年的529.2万美元减少146.5万美元，降幅27.7%；生产费用和从价税为1237.6万美元，较2019年的1459.2万美元减少221.6万美元，降幅15.2%；勘探费用为1000美元，较2019年的4000美元减少3000美元，降幅75.0%；折旧、折耗和摊销为2318.2万美元，较2019年的2783.3万美元减少465.1万美元，降幅16.7%；油气资产减值为5103.1万美元，2019年同期无减值；一般及行政费用为1185.6万美元，较2019年的2121.4万美元减少935.8万美元，降幅44.1%；利息费用为442.7万美元，较2019年的552.5万美元减少109.8万美元，降幅19.9%[158] 公司信贷安排情况 - 2020年第一季度，公司确认油气资产减值5100万美元，信贷安排下的借款基数从6.5亿美元降至4.6亿美元[121] - 截至2020年3月31日，公司信贷安排下未偿还借款为3.88亿美元，2020年5月1日，信贷安排下的借款基数降至4.6亿美元[174] - 信贷安排额度为10亿美元，截至2020年3月31日，未偿还借款为3.88亿美元，加权平均利率为3.22%[183] - 2019年10月23日，借款基数从6.75亿美元降至6.5亿美元；2020年5月1日，进一步降至4.6亿美元[184] - 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2020年3月31日，公司遵守所有债务契约[188] - 公司需按季度支付承诺费，年化利率在0.375%至0.500%之间，具体取决于未偿还借款与借款基数的比例[186] 公司现金流情况（2020年第一季度与2019年对比） - 2020年第一季度经营活动提供的现金流量为7145万美元，较2019年的9017.4万美元减少1872.4万美元；投资活动提供的现金流量为139.1万美元，2019年同期使用现金流量2437.9万美元；融资活动使用的现金流量为7792万美元，较2019年的6696.2万美元增加1095.8万美元[177] - 2020年第一季度经营活动现金流量减少主要因油气销售收入减少，部分被商品衍生品工具结算收到的净现金增加抵消；投资活动现金流量由负转正主要因油气资产收购和支出减少及出售油气资产收到款项[179][180] - 2020年第一季度融资活动现金流使用量较2019年同期增加，主要因2020年第一季度信贷安排净还款，而2019年第一季度为净借款[181] 公司资本支出情况 - 2020年非运营工作权益相关的总开发资本支出预算约为500万美元，扣除农场报销后，截至2020年3月31日的三个月仅投入少量资金[182] 公司储量估算情况 - 为估算较低价格对储量的影响，将截至2020年3月31日三个月的SEC商品定价降低10%，探明储量体积较未调整的2020年3月31日SEC定价情景减少约2.5%[196] 公司衍生品合约交易对手情况 - 截至2020年3月31日，公司有八个衍生品合约交易对手，均被穆迪评为Baa1或更高评级，且为信贷安排的贷款人[197] 公司利率影响情况 - 截至2020年3月31日，公司信贷安排下有3.88亿美元未偿还借款，利率每增加1%，在假设债务保持不变的情况下，截至2020年3月31日的三个月利息费用将增加100万美元[199] 公司融资计划 - 公司计划用经营活动产生的现金、信贷安排借款及未来股权和债务发行所得款项为未来收购融资；长期来看，用已执行的农场出协议和内部产生的现金流为工作权益资本需求融资[176]

利率相关风险 - 英国金融行为监管局拟在2021年后停止说服或强制银行提交LIBOR利率，若届时无明确市场标准和替代方法，公司信贷安排可能难以达成可接受替代利率，未达成则未偿借款将按替代基准利率加0.75% - 1.75%的适用利差计算[268] - 利率上升可能导致公司普通单位市场价格下跌，需求减少[299] - 截至2019年12月31日，公司信贷安排下有3.94亿美元未偿还借款，加权平均利率为4.05%，利率提高1%将使2019年利息费用增加390万美元[501] 气候变化风险 - 气候变化威胁使公司面临监管、政治、诉讼和财务等风险，可能增加运营成本、限制油气生产区域、降低产品需求，影响公司盈利能力[269][270][276] 运营风险 - 公司运营存在火灾、爆炸等多种风险，虽有部分保险但可能不足以覆盖损失，未投保索赔、超额索赔等情况会对公司经营和财务状况产生重大不利影响[277][278][279] 产权风险 - 公司所拥有权益的物业产权可能因产权缺陷受损，未开发土地比已开发土地有更大产权缺陷风险，产权缺陷会导致财务损失[282] 安全风险 - 公司面临网络攻击等安全风险，可能导致数据损坏或丢失、生产或交付延迟等后果，应对风险的努力可能增加成本且不一定能防止攻击或泄露发生[283][284] 现金分配与增长风险 - 公司预计每季度将运营产生的大部分现金用于分配，这会限制公司业务再投资和收购能力，若无法外部融资，分配政策将严重影响公司增长[285][286] - 若为收购或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会增加利息支出和本金偿还要求，减少可分配给单位持有人的现金[287] 合伙协议相关风险 - 公司合伙协议规定，系列B累积可转换优先股持有人在分配上优先于普通股持有人，董事会可随时修改或撤销现金分配政策[288][289] - 公司合伙协议消除了普通合伙人及其董事和高管的信托责任，限制了单位持有人对违约行为的补救措施和普通合伙人及其相关人员的潜在责任[290][291][292] - 公司合伙协议限制持有15%或以上单位的单位持有人的投票权，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金额[293][294][295] 股权相关风险 - 公司发行额外普通单位或其他同等或高级别的股权权益，会使普通单位持有人的所有权比例、现金分配、相对投票权下降，应税收入与分配比例上升，市场价格可能下跌[301] 费用与内部控制风险 - 作为公开交易合伙企业，公司会持续产生更高的法律、会计等费用，影响可分配给单位持有人的现金[307] - 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，损害公司业务和单位交易价格[309] 单位赎回风险 - 若投资者不是合格持有人，其持有的普通单位可能会被公司按当时市场价格赎回[316] 税务风险 - 若美国国税局将公司视为公司法人进行联邦所得税处理或公司需缴纳州级实体税，公司向普通单位持有人的现金分配将大幅减少[317] - 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，对普通单位投资价值产生负面影响[323] - 未来立法可能取消石油和天然气勘探生产的某些联邦所得税扣除项目，或征收新税或提高税费，影响公司财务状况和现金流[325] - 若美国国税局对公司的联邦所得税立场提出异议，可能对普通单位市场和交易价格产生不利影响，减少可分配现金[327] - 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缴税或向普通股持有人发布修订信息声明，但普通股持有人可能承担审计调整产生的部分或全部税务责任，且可分配现金可能大幅减少[330] - 即使普通股持有人未收到现金分配，也需对其在公司应税收入中的份额缴纳美国联邦所得税，某些情况下还需缴纳州和地方所得税[331][332] - 出售普通股单位时，税务收益或损失可能与预期不同，且出售所得的很大一部分可能按普通收入征税，净资本损失每年最多可抵消3000美元普通收入[335][336] - 免税实体投资公司普通股单位可能面临独特税务问题，2017年12月31日后开始的年份，可能无法用一项投资损失抵消另一项无关业务的应税收入[337] - 非美国普通股持有人需就其从公司普通股单位获得的收入和收益缴纳美国税款并进行预扣，转让时受让方通常需预扣转让方所得金额的10%[338][339] - 2017年12月31日后开始且在2025年12月31日或之前结束的纳税年度，个人普通股持有人有权扣除其可分配的公司“合格业务收入”的20%，但特许权使用费收入能否适用该扣除存在疑问[350] 商品市场风险 - 公司主要市场风险是石油、天然气和NGLs的定价，为降低价格波动对收入的影响，使用商品衍生金融工具，且未将任何合同指定为公允价值或现金流套期[496] - 对2019年12月31日结束的12个月的SEC商品定价应用10%折扣，与未折扣的定价情景相比，探明储量体积约减少2%[497] 衍生品交易对手风险 - 截至2019年12月31日，公司有9个衍生品合同交易对手方，均被穆迪评为Baa1或更高评级，且是公司信贷安排下的贷款人[499] 单位流通情况 - 截至2019年12月31日，公司有205,959,790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[304]

财务数据和关键指标变化 - 2019年调整后EBITDA为4亿美元 [18] - 截至2019年底未偿借款为3.94亿美元，较年中减少超4000万美元，当前债务与EBITDA比率为1倍 [13] - 2020年预计特许权使用产量为3.2 - 3.4万桶油当量/天，较2019年下降9% [18][19] - 2020年预计工作权益产量较去年下降约25%，特许权使用产量占总产量的比例将增至近80% [21] - 2020年总G&A指导为3900 - 4300万美元，中点较2019年降低35%，预计现金和非现金G&A成本各减少超1000万美元，还将产生约500万美元一次性费用 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2019年新增19.3口净井，略低于2018年的21口；Permian地区新增6.7口净井，高于2018年的5口；Shelby Trough - 主导的Haynesville项目新增3.5口净井，高于2018年的2.8口；Bakken/Three Forks和Eagle Ford分别新增2.3口和1.3口净井 [6][7] - 2019年Permian地区Midland/Delaware项目产量占比约13% - 14%，Haynesville/Bossier约0.5%，Bakken约10%，Eagle Ford约3% - 4% [45] 各个市场数据和关键指标变化 - 自2018年底以来钻机数量下降27%，2020年2月天然气近月合约价格年初以来一直低于2美元，远期合约价格在可预见未来低于2.5美元 [14] - 2019年公司土地上新增约1875个许可证，比2018年多5%，超半数在Midland/Delaware；第四季度新增约450个水平许可证，与第三季度基本持平 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 收购方面更加谨慎，优先用多余现金流偿还债务 [10] - 考虑将Shelby Trough部分土地投入开发，部分保留以获取天然气市场回升时的收益，并在2021 - 2022年增加现金流对冲分红 [29] - 停止对工作权益业务的投资，将其作为促进特许权使用业务的手段，若有机会促进特许权使用产量会重新考虑 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业环境艰难，钻机数量下降，天然气价格低迷，但公司业务基本面坚实，财务状况良好 [14] - 预计2020年通过留存现金流进一步减少未偿借款，维持健康的覆盖比率，增强财务灵活性 [15][24] - 对Shelby Trough和East Texas Austin Chalk地区前景乐观，认为随着价格回升，生产商兴趣将增加 [12] 其他重要信息 - 2019年第四季度分红降至0.3美元/股，若当前条件持续，2020年目标总派息为1美元/股 [15] - 大幅降低G&A成本，包括降低高管薪酬和裁员约20% [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2020年计划中隐含的净井增加情况及Haynesville新增净井数量 - 公司未按具体区域细分预期净井数量，预测未假设Shelby Trough有净井增加，Haynesville 2019年新增59口井，预计2020年减少 [26] - 从上行可能性看，预测中Haynesville井数量极少，尤其是Shelby Trough为零，有大量已钻未完井（DUCs），可通过降低特许权使用费率激励运营商钻井，但不确定周期如何发展 [27] 问题: 当前市场对低于2美元/Mcf环境下释放土地的兴趣及公司动机 - 公司计划今年将Shelby Trough部分土地投入开发，部分保留，以获取市场回升时的收益，并在2021 - 2022年增加现金流对冲分红 [29] 问题: 如何管理信贷额度的使用水平，是否会维持当前水平，以及对春季借款基数重新确定的看法 - 公司关注债务与EBITDA比率等指标，历史杠杆率在1 - 1.2倍，打算继续保持在该范围 [34][35] - 考虑到价格下跌和银行市场变化，预计行业借款基数会面临压力，公司采取保守的资产负债表管理方法，通过调整2020年分红水平维持覆盖比率，降低债务 [35][36] 问题: 未来股息覆盖率是否维持在过去五年的1.3倍左右 - 公司认为1.2 - 1.3倍的覆盖率比较舒适，上一季度略高是为了进一步降低债务水平 [37] 问题: 产量下降在2020年的节奏 - 工作权益产量会继续下降，特许权使用产量占比将上升，由于现有Shelby Trough产量下降，整体产量可能呈前重后轻态势，若引入新运营商，新井可能在2020年末或2021年开始投产 [38] 问题: 停止对工作权益井投资是永久转变还是暂时的，以及投资组合中是否有其他非工作权益可出售资产 - 停止投资工作权益井是永久性转变，工作权益业务主要用于促进特许权使用产量，若有机会促进特许权使用产量会重新考虑 [39] - 公司日常会出售个别工作权益井，但规模不影响业务，无意出售Shelby Trough的矿产土地，对该地区长期产量贡献有信心 [41] 问题: 2021年的套期保值计划及目标套期保值比例 - 由于远期市场困难，尚未建立2021年初始套期保值头寸，预计不久后会机会性地增加头寸，不会在2021年不进行套期保值 [43] 问题: 2019年各地区产量占比及2020年Permian产量占比预期 - 2019年Midland/Delaware产量占比约13% - 14%，Haynesville/Bossier约0.5%，Bakken约10%，Eagle Ford约3% - 4% [45] - 公司预计Permian地区产量将继续增长，明年可能实现两位数增长，但未给出具体指导 [46] 问题: 2020年分红金额是否有足够覆盖，以及是否会调整季度派息以维持覆盖率 - 公司会保持分红稳定，除非覆盖率出现重大偏离，设定的分红目标相对于可分配现金流和调整后EBITDA预算有舒适的覆盖范围，考虑到套期保值，分红更可能有上行空间 [50]

资产收购与回购 - 2019年前九个月，公司收购二叠纪盆地和东得克萨斯州的矿产和特许权权益，现金支付4300万美元，用普通股支付90万美元[143] - 截至2019年9月30日，公司在回购计划下已回购136,665股普通股，总成本220万美元[144] - 2019年前九个月收购矿产和特许权权益花费约4300万美元，并发行价值90万美元的普通股[215] 钻探活动调整 - 东得克萨斯州谢尔比槽地区的钻探活动放缓，XTO Energy打算将2019年剩余的钻探和完井活动推迟到2020年或更晚，BPX Energy减少开发并释放超10万英亩土地[145][146] 油价与气价预测 - EIA预测2019年WTI现货油价平均为56.26美元/桶，2020年为54.43美元/桶；2019年亨利枢纽现货天然气价格平均为2.57美元/百万英热单位，2020年为2.52美元/百万英热单位[148] - EIA预测2020年3月31日美国天然气库存将达1.8万亿立方英尺，比前五年平均水平高11%，比2019年3月水平高35%[153][155] 市场数据 - 2019年第三季度末，WTI现货油价为54.09美元/桶，亨利枢纽现货天然气价格为2.37美元/百万英热单位[150] - 2019年第三季度末，美国石油钻机数量为713台，天然气钻机数量为146台，总数为860台[151] 资产基础管理 - 公司通过积极管理现有矿产和特许权资产并进行收购来扩大资产基础，长期目标是增加储量、产量和运营现金流[141] - 截至2019年9月30日，公司的矿产和特许权权益位于美国41个州，拥有超6万口生产井的权益[142] 套期保值与衍生工具 - 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销售现金流的波动性[149] - 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个月最多90%，25 - 36个月最多70%，37 - 48个月最多50%；截至2019年9月30日，已对2019年和2020年可用石油和凝析油套期保值量的94%和71%、天然气套期保值量的87%和62%进行了套期保值[170] - 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，未来可能采用其他合约安排[166][168] 财务指标（季度） - 2019年第三季度调整后EBITDA为9616.2万美元，可分配现金流为8581.7万美元；2019年前九个月调整后EBITDA为2.9943亿美元，可分配现金流为2.65164亿美元[177] - 2019年第三季度石油和凝析油产量120.7万桶，同比降3.5%；天然气产量1981.6万立方英尺，同比增3.5%；当量产量45.1万桶油当量，同比增1.5%[179] - 2019年第三季度未含衍生品的石油和凝析油实现价格为56.55美元/桶，同比降14.5%；天然气实现价格为2.09美元/千立方英尺，同比降36.5%；当量实现价格为24.30美元/桶油当量，同比降25.9%[179] - 2019年第三季度石油和凝析油销售收入6825.5万美元，同比降17.5%；天然气和天然气液体销售收入4134万美元，同比降34.5%；租赁奖金和其他收入348.4万美元，同比降72.0%；客户合同收入1.13079亿美元，同比降28.5%；商品衍生品工具收益2429万美元，同比增长231.2%；总收入1.37369亿美元，同比降1.7%[179] - 2019年第三季度租赁运营费用435.6万美元，同比增3.0%；生产成本和从价税1587.7万美元，同比降10.0%；勘探费用6.4万美元，同比增88.2%；折旧、损耗和摊销2737.5万美元，同比降6.5%；一般和行政费用1418.9万美元，同比降35.7%[179] - 2019年第三季度总收入下降，原因是石油和凝析油销售、天然气和NGL销售以及租赁奖金和其他收入减少，商品衍生品工具收益部分抵消了总收入的下降[180] - 2019年第三季度石油和凝析油销售低于2018年第三季度，原因是商品价格和产量下降；2019年第三季度矿产和特许权使用费权益的石油和凝析油产量较2018年同期降2%，主要因Bakken/Three Forks和Eagle Ford产区产量下降[181] - 2019年第三季度天然气和NGL销售额低于2018年第三季度，因商品价格下降，不过产量增加部分抵消了影响，2019年和2018年9月30日止季度，矿权和特许权使用费权益产量分别占天然气产量的71%和60%[182] - 2019年第三季度商品衍生品工具实现收益，而2018年同期为亏损，2019年第三季度油气商品合约实现收益1360万美元、未实现收益1060万美元，2018年同期实现亏损980万美元、未实现亏损870万美元[184] - 2019年第三季度租赁奖金和其他收入低于2018年同期，2019年主要来自二叠纪盆地和巴肯/三叉趋势的租赁活动，2018年部分来自奥斯汀白垩、巴肯/三叉等趋势[185] - 2019年9月30日止季度租赁运营费用略有增加，主要因非运营工作权益井的非经常性服务相关费用增加[186] - 2019年9月30日止季度生产成本和从价税减少，主要因油气和凝析油、天然气和NGL销售额下降[187] - 2019年和2018年9月30日止三个月勘探费用极少[188] - 2019年9月30日止季度折旧、损耗和摊销减少，主要因损耗率降低的影响，部分被产量增加抵消[189] 财务指标（九个月） - 2019年9月30日止九个月与2018年同期相比，石油和凝析油产量增加0.2%、天然气产量增加13.1%、当量产量增加9.3%，但实现价格下降，石油和凝析油下降14.3%、天然气下降18.7%、当量下降19.0%[192] - 2019年9月30日止九个月总营收增加5.9%，主要因商品衍生品工具收益，不过油气和凝析油、天然气和NGL销售及租赁奖金和其他收入减少部分抵消了增长[192][194] 流动性与现金使用 - 公司主要流动性来源为运营产生的现金、信贷安排下的借款及股权和债务发行所得，主要现金用途为向单位持有人分配及业务投资[207] - 2017年4月1日至2018年3月31日替换资本支出估计为1300万美元，2018年4月1日至2019年3月31日为1100万美元，2019年3月31日后不再设定[209] - 2019年前九个月经营活动现金流为306310千美元，较2018年增加16591千美元；投资活动现金流使用为48833千美元，较2018年减少94892千美元；融资活动现金流使用为260925千美元，较2018年增加113730千美元[212] - 2019年非经营工作权益相关的总开发资本支出预算预计约为500万美元，截至9月30日已投资400万美元[214] - 信贷安排借款基数于2018年5月4日增至6亿美元，10月31日增至6.75亿美元，2019年10月23日降至6.5亿美元，截至9月30日未偿还借款为4.13亿美元，加权平均利率为4.30%[216] 储量与利率影响 - 降低2019年前九个月SEC商品定价10%，已探明储量将减少约1.9%[228] - 截至9月30日，衍生品合约有九个交易对手，穆迪评级均为Baa1或更高[229] - 截至9月30日，信贷安排未偿还借款4.13亿美元，利率每增加1%，九个月利息费用将增加310万美元[231] 普通股分配政策 - 董事会通过政策，在有足够运营现金且满足优先股分配后，每季度向普通股支付最低分配，但无法律或合同义务，且可随时更改政策[208] 未来融资计划 - 公司计划用运营现金、信贷安排借款、股权和债务发行收益为未来收购融资，长期用农场协议和内部现金流满足工作权益资本需求[209] 销售价格影响因素 - 公司石油销售价格受质量和位置差异影响，天然气销售价格因质量和位置差异与NYMEX报价不同[159][163]

公司概况 - 美国最大纯油气矿产和特许权所有者，拥有超2000万英亩矿产和特许权土地，权益覆盖41个州，集中在二叠纪、海恩斯维尔和巴肯地区[4] - 企业价值约37亿美元，2019年第二季度产量52.2万桶油当量/日，分销收益率约10.3%，现金流收益率约13.3%，内部人士持股超25%，传统所有者持股超80%[4] 市场分析 - 美国矿产市场规模约5000亿美元，上市公司企业价值占比2%，市场机会为98%[7] - 行业整合处于早期，市场高度分散，卖方有多种变现选择，私募股权需求将推动持续整合[8] 运营情况 - 2019年第二季度总产量44.7万桶油当量/日，较2018年第二季度增长约17%；特许权产量39.7万桶油当量/日，增长约28%[10] - 实现价格26.9美元/桶油当量，较2018年第二季度下降约17%；调整后息税折旧摊销前利润1.003亿美元，下降约8%；可分配现金流8720万美元，下降约12%[10] 股东回报 - 过去20年通过分红向投资者返还超33亿美元，至今投资资本回报率约3倍[14] 收购情况 - 自2017年初至2019年第二季度，通过多种方式进行收购，2018年收购1.5亿美元，二叠纪占比56%，海恩斯维尔占比36%；2019年上半年收购4200万美元，二叠纪占比53%，海恩斯维尔占比47%[16][17] 管理策略 - 拥有2000万英亩土地，约28%已租赁，72%未租赁，团队积极向运营商推广土地[18] 财务状况 - 融资来源多样，保持强大资产负债表，债务与过去12个月息税折旧摊销前利润比率低于同行平均水平[21][22] 关键优势 - 投资者可接触行业领先矿产组合，受益于商品价格上涨、开发加速和未来新兴项目[25][26] - 管理团队经验丰富[27]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度总产量首次突破50,000桶油当量/天，同比增长19% [8] - 2019年全年产量指引上调5%，预计为475,000至505,000桶油当量/天 [9] - 第二季度可分配现金流为9800万美元，每股0.48美元，维持每股0.37美元的分配，覆盖率为1.3倍 [13] - 第二季度调整后EBITDA为1.08亿美元 [24] - 债务总额为4.36亿美元，杠杆率为1.1倍 [25] - 第二季度石油和天然气收入为1.28亿美元，租赁奖金为670万美元 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度总产量为52.2桶油当量/天，环比增长12% [20] - 特许权使用费产量环比增长近20%，而工作权益产量按计划下降 [21] - 二叠纪盆地的产量增长显著，尤其是Delaware和Midland地区 [21] - 天然气价格环比下降16%，NGL价格也大幅下降 [22] - 第二季度新增5.25口净井，主要集中在Midland Delaware、Haynesville、Bakken和Eagle Ford地区 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地的钻井活动活跃，Midland和Delaware盆地各占三分之一 [10] - Shelby Trough地区的天然气价格低于2.20美元/百万英热单位，导致XTO和BP放缓活动 [15] - XTO计划暂停钻井12个月，专注于完成已钻未完成的井 [16] - BP将释放约100,000英亩的土地，公司计划吸引新运营商开发该地区 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过保持分配覆盖率和避免增量债务来改善业务 [14] - 公司计划吸引新运营商开发Shelby Trough地区，利用其多TCF的潜力 [19] - 公司对二叠纪盆地的长期增长持乐观态度，尽管近期市场波动 [33] - 公司将继续通过收购和回购活动优化资本结构 [13][52] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气价格低迷对Shelby Trough地区的经济性造成压力，但公司对其长期潜力保持信心 [15][18] - 公司预计二叠纪盆地的产量将继续增长，尽管Eagle Ford和Bakken地区可能面临下降 [32] - 公司对2020年的天然气价格持谨慎态度，目前仅对冲了50%的可用量 [49][50] 其他重要信息 - 公司第二季度新增471个水平钻井许可，主要集中在Midland和Delaware盆地 [12] - 公司通过回购计划回购了约400万美元的股票，并计划在未来季度继续回购 [52][53] 问答环节所有的提问和回答 问题: Shelby Trough地区的生产增长预期 - XTO的产量预计从2.5亿立方英尺/天增加到4亿立方英尺/天，预计在未来三个季度逐步实现 [30][31] - BP的产量预计在年底达到3.3亿立方英尺/天 [17] - 公司预计Shelby Trough地区的产量在2021年之前不会显著下降 [42] 问题: 二叠纪盆地的生产增长前景 - 公司预计二叠纪盆地的产量将继续增长，尽管Eagle Ford和Bakken地区可能面临下降 [32] - 公司对二叠纪盆地的长期增长持乐观态度，尽管近期市场波动 [33] 问题: 石油实现价格是否会随管道开通而改善 - 公司预计随着管道约束的缓解，二叠纪盆地的石油实现价格将有所改善 [34] 问题: 收购市场的现状 - 收购市场在夏季有所波动，Delaware盆地的价格高于Midland盆地 [38] - 公司今年80%的收购资金用于Delaware盆地 [39] 问题: Shelby Trough地区的净产量 - 公司Shelby Trough地区的产量几乎全部来自XTO和BP [40] 问题: 2020年生产增长展望 - 公司预计Shelby Trough地区的产量在2021年之前不会显著下降 [42] - 公司对Shelby Trough地区的长期潜力保持信心，尽管短期内可能面临挑战 [43][44] 问题: BP释放土地后的重新租赁进展 - 公司已与其他运营商进行初步接触，但尚未确定具体计划 [46] 问题: 上游行业的M&A活动 - 公司尚未看到上游行业M&A活动的显著增加 [48] 问题: 2020年对冲策略 - 公司目前仅对冲了50%的2020年天然气可用量，计划继续寻找机会 [49][50] 问题: 股票回购计划 - 公司计划在未来季度继续执行7500万美元的回购计划 [52][53]

公司股权与收购 - 2019年上半年，公司收购二叠纪盆地和东德克萨斯的矿产和特许权权益，现金支付4070万美元，以普通股支付90万美元[145] - 2019年第一季度支付分红后，96328836份次级单位于5月24日转换为普通股，普通股不再享有欠款权[146] - 截至2019年6月30日的六个月内，公司以220万美元回购136665份普通股，授权回购金额最高为7500万美元[147][148] - 截至2019年6月30日的六个月，公司在收购矿产和特许权权益上花费约4070万美元，并发行价值90万美元的普通股单位[220] 钻探活动与资源释放 - 预计东德克萨斯谢尔比海槽的钻探活动将暂时放缓，XTO Energy将暂停新钻探至2020年第三季度，BPX Energy释放超10万英亩土地[149] 能源价格预测与实际情况 - EIA预测2019年WTI原油现货均价为59.58美元/桶，2020年为63美元/桶；2019年亨利中心天然气现货均价为2.62美元/百万英热单位，2020年为2.77美元/百万英热单位[151] - 2019年第二季度末，WTI原油现货价格为58.20美元/桶，亨利中心天然气现货价格为2.42美元/百万英热单位[153] - 2019年第二季度未含衍生品的石油和凝析油实现价格为56.3美元/桶，天然气为2.6美元/千立方英尺，较2018年同期分别下降13.8%和16.4%[182] 钻机与库存情况 - 2019年第二季度末，美国石油钻机数量为793台，天然气钻机数量为173台，总钻机数量为967台[154] - EIA预计到10月底美国天然气库存将达3.8万亿立方英尺，比2018年10月高17%，比五年平均水平高2%[157] - 2019年第二季度末，美国天然气总存储量为2390（单位未提及）[158] 公司业绩评估指标 - 公司使用产量、商品价格、调整后息税折旧摊销前利润和可分配现金流等指标评估业绩[159] 公司对冲情况 - 截至2019年6月30日，公司已对冲2019年和2020年可用石油和凝析油对冲量的91%和72%，以及2019年和2020年可用天然气对冲量的86%和50%[172] 公司季度财务数据 - 2019年第二季度调整后EBITDA为1.08336亿美元，可分配现金流为9798.8万美元；2018年同期分别为1.0027亿美元和8723.8万美元[179] - 2019年第二季度石油和凝析油产量为131.6万桶，天然气产量为2059.4万立方英尺，较2018年同期分别增长11.2%和19.0%[182] - 2019年第二季度总收入为1.63618亿美元，较2018年同期的1.09309亿美元增长49.7%，主要因商品衍生品工具收益增加[182][183] - 2019年第二季度石油和凝析油销售为7407.2万美元，较2018年同期减少4.1%，因价格下降部分被产量增加抵消[182][184] - 2019年第二季度天然气和天然气液体销售为5364.2万美元，较2018年同期减少0.4%，因价格下降部分被产量增加抵消[182][185] - 2019年第二季度租赁奖金和其他收入为671.7万美元，较2018年同期减少42.0%[182] - 2019年第二季度商品衍生品工具收益为2918.7万美元，而2018年同期亏损3334.7万美元[182] - 2019年第二季度运营费用较2018年同期有所减少，其中勘探费用降幅达95.5%[182] - 2019年第二季度公司商品衍生工具实现收益，而2018年同期为亏损，2019年第二季度油气商品合约未实现收益2630万美元，2018年同期未实现亏损2710万美元[187] 公司上半年财务数据 - 2019年上半年总营收2.47424亿美元，较2018年同期的2.23803亿美元增长10.6%，主要因商品衍生工具亏损减少和天然气及天然气液体销售增加[196][197] - 2019年上半年油气产量增长，石油和凝析油产量242.4万桶，较2018年同期增长2.2%；天然气产量39209百万立方英尺，较2018年同期增长18.6%[196] - 2019年上半年石油和凝析油销售1.31776亿美元，较2018年同期下降12.3%，主要因实现价格下降，部分被产量增加抵消[196][198] - 2019年上半年天然气和天然气液体销售1.15282亿美元，较2018年同期增长7.6%，因产量增加，部分被实现价格下降抵消[196][200] - 2019年上半年商品衍生工具亏损1199.6万美元，较2018年同期的4968万美元减少75.9%[196] - 2019年上半年租赁奖金及其他收入1236.2万美元，较2018年同期下降23.6%[196] - 2019年上半年勘探费用30.8万美元，较2018年同期的674.8万美元下降95.4%，主要因费用构成不同[196][191][205] 公司资金情况 - 公司主要资金来源为运营现金流、信贷安排借款、股权和债务发行所得，主要用途为向单位持有人分配和业务投资[210] - 2019年上半年运营现金流增加，主要因运营资产和负债变动产生的现金流净增加以及商品衍生工具结算收到现金[213] - 2019年上半年经营活动产生的现金流为20097.6万美元，较2018年同期的17632.6万美元增加2465万美元[218] - 2019年上半年投资活动使用的现金流为4601.3万美元，较2018年同期的9125.9万美元减少4524.6万美元[218] - 2019年上半年融资活动使用的现金流为15647.1万美元，较2018年同期的8363.8万美元增加7283.3万美元[218] - 2019年非运营工作权益相关的总开发资本支出预算预计约为1000万美元，截至2019年6月30日的六个月已投资350万美元[216] 公司信贷与债务情况 - 截至2019年6月30日，公司信贷安排下的未偿还借款为4.36亿美元，加权平均利率为4.66%[221] - 截至2019年6月30日，公司信贷安排下有4.36亿美元未偿还借款，利率每增加1%，六个月的利息费用将增加220万美元[235] - 截至2019年6月30日，公司遵守所有债务契约[225] 公司衍生品交易对手情况 - 截至2019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[233] 价格变动对探明储量的影响 - 若将2019年6月30日止六个月的SEC商品定价降低10%，探明储量将比未调整的6月30日SEC定价情景减少约2%[232]

业绩总结 - Black Stone Minerals在2019年第一季度的总生产量为46.8 MBoe/d，同比增长约10%[11] - 2019年第一季度的特许权生产量为33.5 MBoe/d，同比增长约18%[11] - 2019年第一季度的可分配现金流为8170万美元，同比下降约2%[11] - 2019年第一季度的每单位普通分配（年化）为1.48美元，同比增长约18%[11] - 2019年第一季度的可分配现金流为81,660千美元，相较于2018年第一季度的83,416千美元下降了2.1%[54] - 2019年第一季度的可分配现金流每单位为0.397美元，较2018年第一季度的0.414美元下降了4.1%[54] 用户数据 - Black Stone Minerals在美国拥有超过2000万英亩的矿产和特许权，净权益为740万英亩[5] - BSM在2019年第一季度的净特许权使用费面积约为62,000英亩[26] - BSM在Midland和Delaware盆地的总矿产和特许权使用费面积约为725,000英亩[41] - 2019年第一季度，BSM在Haynesville/Bossier地区的净特许权使用费面积约为405,000英亩[36] - 在过去12个月中，BSM的许可证申请数量约为2,200个，占美国下48州总申请的约8%[31] 未来展望 - Black Stone Minerals的企业价值约为44亿美元，当前分配收益率约为8.3%[5] - Black Stone Minerals的运营成本和资本支出要求为零，提供了对未来油气开发活动的永久性看涨期权[6] - 截至2019年3月31日，BSM在Midland和Delaware盆地的钻井平台上分别有44和28个钻井机在运作[42] 新产品和新技术研发 - Black Stone Minerals的内部团队积极推动其20百万英亩的矿产资源与行业运营商合作[19] 市场扩张和并购 - 2018年，Black Stone Minerals的收购活动总额为4.98亿美元，2019年第一季度为2100万美元[16] - 自2018年以来，通过ATM发行的资金约为7300万美元[23] - 2017年11月发行的可转换优先股总额为3亿美元[23] - 自2017年初以来，直接向卖方发行的股权约为9500万美元[23] 负面信息 - 2019年第一季度的可分配现金流显示出下降趋势[54] - 2019年第一季度的总管理费用预计在6600万至7000万美元之间[51] - 2019年第一季度的折旧、耗竭和摊销费用未在文中具体列出，但对调整后的EBITDA有影响[54] - 2019年第一季度的利息费用和所得税费用未在文中具体列出，但对调整后的EBITDA有影响[54] - 2019年第一季度的资产退休义务的增值未在文中具体列出，但对调整后的EBITDA有影响[54] - 2019年第一季度的股权基础补偿未在文中具体列出，但对调整后的EBITDA有影响[54]