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]

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]