公司第三季度业绩表现 - 市场环境持续充满挑战 [1] - 美国、中东和亚洲市场实现增长 显示出积极的势头 [2] - 集团净费用表现实现温和的连续改善 得益于上述地区的增长以及强劲的续约率 [3] 主要市场面临的挑战 - 公司在欧洲大陆的两个最大市场 德国和荷兰 面临挑战 抵消了其他地区的增长 [3] 技术改进计划进展 - 技术改进计划接近完成 第三季度新增2个市场上线新平台 全球11个市场中已有10个上线 [3] - 计划在第四季度完成该计划在整个组织的推广 [4] - 该计划将公司转型为数字化优先的STEM劳动力咨询公司 新的数字骨干已开始显现可扩展性和效率提升的早期迹象 [4]

演示文稿概述 - 本次为Black Stone Minerals公司2025年9月的投资者演示文稿 [1] - 演示文稿及电话会议录音将在公司网站上提供 [2] 财务信息说明 - 演示中将包含关于公司未来业绩计划、预期和假设的前瞻性陈述 [3] - 前瞻性陈述涉及风险 可能导致实际结果与陈述产生重大差异 [3] - 演示中可能引用管理层认为对评估业绩有用的非GAAP财务指标 [5] - 非GAAP指标与GAAP指标的对账及相关信息请参考演示文稿附录 [5]

公司业务发展 - 公司负责所有与业绩电话会议文稿相关的项目开发 [1] - 公司目前每季度在其网站上发布数千份季度业绩电话会议文稿 [1] - 公司的业务覆盖范围正在持续增长和扩大 [1] 公司沟通目的 - 公司设立此简介旨在与读者分享文稿相关的新动态 [1]

公司交易动态 - Ellipsis完成两项交易 进一步扩大在美国关键陆上盆地的业务布局 包括收购非运营工作权益和大规模农场协议[1] - 第一项交易中 Ellipsis收购了二叠纪盆地的高质量非运营油气资产 包括当前净产量约4000桶油当量/日 以及600多个总剩余钻井位置的上行潜力[2] - 第二项交易是与Black Stone Minerals达成的农场协议 覆盖东德州约27万英亩土地 Ellipsis获得独家权利获取BSM在Haynesville地区的非运营工作权益 包括约10万英亩未开发净面积[3] 资产与产能 - 交易后Ellipsis在北特拉华盆地拥有超过8200英亩净面积 预计2025年剩余时间平均日产量将达到2万桶油当量[2] - 农场协议采用分级承诺结构 从2026年至少6口井开始 五年内逐步增加到每年25口井[3] 战略布局 - 公司战略是通过高利润 低成本的非运营资产扩大规模 强化在特拉华盆地的基础 同时以资本高效方式扩大在Haynesville的业务[4] - 母公司Westlawn表示 Ellipsis持续执行聚焦北美优质资源区的战略 目标是建立规模化高利润的非运营资产组合[4] 公司背景 - Ellipsis成立于2023年 总部位于达拉斯 专注于收购和开发美国大规模生产性油气资产 目标是非运营工作权益收购超过1亿美元[5] - Westlawn成立于2021年 总部位于休斯顿 投资领域涵盖全球油气行业上下游资产和技术 地域覆盖美国 加拿大 拉美 加勒比和中东[6]

公司动态 - Black Stone Minerals将季度分红削减20%并下调2025年产量指引约14%（以指引中值计算）[2] - 自2023年9月以来公司已投入1.72亿美元收购主要针对非生产性资产（以天然气为主的矿权和特许权权益）[2] 分析师背景 - Aaron Chow拥有15年以上分析经验 在TipRanks平台被评为顶级分析师[2] - 曾联合创办移动游戏公司Absolute Games（后被PENN Entertainment收购） 为两款合计安装量超3000万的移动应用设计游戏内经济模型[2] - 现任投资研究机构Distressed Value Investing创始人 重点关注能源领域的价值投资和困境证券机会[2] 研究服务 - Distressed Value Investing提供包含100家公司逾1000份历史研究报告的独家投资组合[1] - 目前开放为期两周的免费试用期 可获取公司研究和投资机会分析[1]

公司财务表现 - Black Stone Minerals第二季度收益产生足够分配覆盖 目前分配水平经过调整已处于合适规模[1] - 当前分配水平使公司能够将资本用于增加库存水平[1] - 公司正在管理产量下降问题[1] 行业背景与作者资质 - 作者为持牌专业工程师 在核电行业工作 具备电力能源行业专业工作知识[1] - 作者使用专业知识评估适合长期投资的股票[1] - 作者投资于产生收入的股票和租赁房地产 追求现金流和长期增值[1]

矿产和特许权权益 - 公司在美国41个州拥有矿产和特许权权益，包括约71,000口生产井[82] 业务线表现 - Aethon Energy在Shelby Trough地区第二季度成功投产2口总井（净权益0.10口），另有15口总井（净权益0.93口）预计2025年底至2026年初投产[83] - 路易斯安那Haynesville地区通过加速钻井协议（ADAs）第二季度投产3口总井（净权益0.09口），累计ADA计划井数达7口，预计第三季度再投产2口总井（净权益0.13口）[84][86] - 二叠纪盆地Culberson县大型开发计划包含34口总井（净权益1.20口），已开钻30口，预计2025年下半年投产22口总井[87] - Aethon在2025年第二季度末前在San Augustine和Angelina县的两个联合勘探协议下共钻探22口井，其中15口井预计在2025年剩余时间和2026年初开始生产[153] - Aethon计划在2025年7月开始的下一个计划年度钻探15口井，并使用其11口储备井中的1口来满足承诺[153] - 与Revenant的联合勘探协议要求在五年内逐年增加钻井承诺，从2026年的6口井增加到2030年及以后的25口井[156] 合作协议 - 2025年5月与Revenant Energy签订联合勘探协议，覆盖27万英亩土地，要求2026年起年钻井量从6口递增至2030年的25口[88] - 2025年5月修订与Aethon的协议，将合同区域缩减至21万英亩，年钻井承诺降至16口[89] 商品价格 - 2025年第二季度WTI原油现货价格66.30美元/桶，同比下降20%（2024年同期82.83美元/桶），Henry Hub天然气现货价格3.26美元/MMBtu，同比上涨35%[94] - 2025年第二季度石油实现价格为64.67美元/桶，同比下降16.6%，天然气实现价格为3.37美元/千立方英尺，同比上升51.1%[116] - 2025年上半年天然气实现价格同比上涨53.1%（3.66美元/千立方英尺 vs 2.39美元/千立方英尺），带动天然气和NGL销售收入增长33.0%（10.44亿美元 vs 7.85亿美元）[129][132] 市场趋势 - 2025年上半年美国天然气净出口量达14.2 Bcf/日，同比增长19%，预计2025年下半年升至15.1 Bcf/日[99] - 2025年第二季度美国活跃钻机总数547台（石油432台，天然气109台），较2024年同期下降6%[96] - EIA预计2025年10月天然气库存将达3.9 Tcf，较五年平均水平高3%[97] 收入和利润 - 2025年第二季度净收入为1.2亿美元，较2024年同期的6832万美元增长75.6%[115] - 2025年第二季度调整后EBITDA为8415万美元，较2024年同期的1.002亿美元下降16%[115] - 2025年第二季度天然气和NGL销售额为4619万美元，同比增长26.6%，主要由于价格上升[116][120] - 公司非GAAP指标调整后EBITDA和可分配现金流分别排除衍生品未实现损益4964万美元（2025年Q2）和1737万美元（2024年Q2）影响[115][121] 产量 - 2025年第二季度石油和凝析油产量为86.3万桶，同比下降9.4%，天然气产量为137.1亿立方英尺，同比下降16.1%[116] - 2025年上半年石油和凝析油产量同比下降15.8%（157.9万桶 vs 187.6万桶），天然气产量下降13.0%（28.563亿立方英尺 vs 32.820亿立方英尺）[129] 成本和费用 - 2025年第二季度租赁运营费用为299万美元，同比增加15.9%，主要由于非常规维修费用增加[123] - 2025年第二季度生产和从价税费用为903万美元，同比下降33%，主要由于产量下降和油价降低[124] - 2025年第二季度勘探费用增加，主要由于Shelby Trough地区地震数据采集项目成本增加，2024年同期费用极低[125] - 2025年上半年勘探费用激增（680万美元 vs 2024年1.7万美元），包含一次性400万美元地震数据采购成本[129][137] - 折旧折耗摊销同比下降20.3%（1830万美元 vs 2300万美元），主要因产量下降[129][137] - 利息费用同比暴涨192.2%（370万美元 vs 130万美元），源于信贷额度平均借款余额增加[129][139] 衍生品 - 2025年第二季度衍生品工具实现收益5278万美元，而2024年同期亏损555万美元，主要由于石油远期价格曲线变化[116][121] - 公司通过固定价格互换合约对冲未来24个月90%的预期产量，25-36个月70%，37-48个月50%[109] - 商品衍生工具损失减少80.9%（2025年损失320万美元 vs 2024年损失1680万美元），主要因天然气远期价格曲线变化[129][133] - 公司有七家衍生品交易对手，均被Moody's评为Baa2或更高等级，并且是公司信贷设施的贷款方[164] 现金流和融资 - 2025年上半年经营活动现金流同比下降29.1%（1.45亿美元 vs 2.05亿美元），主要因石油销售减少[145] - 公司以4540万美元收购墨西哥湾沿岸矿权权益，其中3800万美元现金来自经营活动，740万美元通过发行普通单位支付[149] - 董事会授权1.5亿美元单位回购计划，可通过信贷额度融资[144] - 公司信贷设施的最高信用额度为10亿美元，截至2025年6月30日的借款基础为5.8亿美元，现金承诺维持在3.75亿美元[157] - 截至2025年6月30日，公司加权平均未偿还借款为7160万美元，加权平均利率为7.10%，利率每上升1%将导致利息支出增加40万美元[166] 储备评估 - 公司应用10%的折扣来估算商品价格对储备的影响，导致与未折扣的SEC价格情景相比，已探明储备量减少约1.3%[163]

公司业绩发布会基本信息 - 黑石矿物公司于2025年8月5日举行2025年第二季度收益电话会议 [1] - 公司高管包括首席执行官Thomas L Carter 首席财务官H Taylor DeWalch和财务总监Mark Meaux [1] - 会议通过电话和网络方式向投资者开放 并提供录音回放和财报文件 [3] 财务披露说明 - 会议内容包含基于公司计划和预期的前瞻性陈述 [4] - 公司可能引用非GAAP财务指标进行业绩评估 [5] - 具体风险因素说明参考2024年年报10-K文件 [4]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度矿产特许权产量为33,200桶油当量/天 总产量为34,600桶油当量/天 [9] - 第二季度净利润为1.2亿美元 调整后EBITDA为8,420万美元 [9] - 55%的油气收入来自原油和凝析油生产 [9] - 季度分配为每单位0.30美元 年化1.2美元 [9] - 可分配现金流为7,480万美元 覆盖率为1.18倍 [10] - 2025年全年产量指引下调至33,000-35,000桶油当量/天 [10] - 预计2026年产量将比2025年增加3,000-5,000桶油当量/天 [11] 业务线数据和关键指标变化 - 海恩斯维尔-博西尔地区的天然气产量增长放缓 [10] - 二叠纪盆地Cotera项目按计划推进 预计将增加大量原油产量 [11] - 原油产量占比预计将从2025年Q1水平回升至25%-26% [35] 市场数据和关键指标变化 - 谢尔比海槽区域面积扩大并向西延伸至西海恩斯维尔 [5][18] - 新增18万英亩区域正在向知名资本充足运营商进行营销 [5] - 本季度新增3,100万美元特许权收购 自2023年9月以来累计收购1.72亿美元 [6] 公司战略和发展方向 - 通过与Revenant的开发协议及谢尔比海槽扩展 预计未来五年钻井义务将翻倍 [6] - 目标实现资产全面开发 包括针对性收购和与运营商合作 [7] - 正在将谢尔比海槽西部与西海恩斯维尔东部区域进行整合开发 [20] 经营环境和前景评论 - 天然气需求前景强劲 受全球LNG需求增长支撑 [7] - 多元化资产基础为长期增长提供路径 [10] - 预计2026年起产量和分配将恢复增长 [7][11] 问答环节 问题1: 关于天然气活动复苏迹象和2026年产量前景 [14] - 观察到海恩斯维尔-博西尔地区部分油井投产 但重点关注开发协议下的活动 [15] - Revenant预计2026年开始钻探首批6口井 [17] 问题2: 谢尔比海槽新区地质特征 [18] - 地层增厚且加深 但存在多深度开发潜力 [19] - 与西海恩斯维尔存在相似地质特征 可能最终连成一体 [20][21] 问题3: 产量指引与行业活动差异 [25][26] - 2023年底Aethon放缓钻井导致2024-2025产量下降 [27] - 与Aethon协议从年均20+口井调整至10+口井 但新增Revenant等运营商 [28] - 预计2028-2030年钻井量将显著增加 [29] 问题4: 未来钻井节奏目标 [32] - 目标超过年均40-50口井的开发节奏 [33] 问题5: 2026年产品结构 [34] - 预计原油占比回升至25%-26% 接近2024年水平 [35]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度矿物权益产量为33,200桶油当量/天 总产量为34,600桶油当量/天 [10] - 第二季度净利润为1.2亿美元 调整后EBITDA为8,420万美元 [10] - 55%的油气收入来自原油和凝析油生产 [10] - 宣布季度分红为每单位0.3美元 年化1.2美元 [10] - 可分配现金流为7,480万美元 覆盖率为1.18倍 [11] - 2025年全年产量指引下调至33,000-35,000桶油当量/天 [11] - 预计2026年产量将比2025年增加3,000-5,000桶油当量/天 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 在Shelby Trough和Haynesville-Bossier地区的天然气产量增长低于预期 [11] - Permian盆地Cotera项目进展顺利 预计将为原油产量带来显著增长 [12] - 原油和凝析油占总收入的55% [10] - 预计2026年原油占比将回升至25-26%左右 [37] 各个市场数据和关键指标变化 - Shelby Trough地区新增18万英亩面积正在向知名资本充足的运营商进行营销 [6] - 本季度新增3,100万美元权益收购 自2023年9月以来累计收购1.72亿美元 [7] - 与Revenant达成开发协议 预计2026年开始钻探首批6口井 [17] - 西部Haynesville地区与Shelby Trough西部的地质特征相似 开发潜力大 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 通过开发协议和活跃钻探活动 预计未来五年该地区钻井义务将增加一倍以上 [6] - 保持稳健的资产负债表和充足流动性 继续实施包括目标收购和全油田开发在内的商业战略 [8] - 正在重组与Aethon的协议 从每年20多口井降至10多口井 同时引入新运营商 [29] - 目标是在Shelby Trough地区实现每年40-50口井的钻探节奏 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气需求前景乐观 特别是LNG全球需求增长 [8] - 尽管上半年天然气产量增长放缓 但对长期价值创造充满信心 [12] - 预计随着开发协议实施和钻探活动增加 未来分红将恢复到历史高点 [12] - Shelby Trough向西部扩展与Haynesville向东部扩展的地质特征相似 开发潜力大 [22] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于天然气钻探活动复苏和2026年产量前景 - 观察到Haynesville和Bossier地区钻探活动有所恢复 但重点关注与Revenant等公司的开发协议 [16] - Revenant预计2026年开始钻探首批6口井 同时Shelby Trough其他运营商活动也将增加 [17] - 预计2026年产量将比2025年增加3,000-5,000桶油当量/天 [12] 问题: Shelby Trough西部与Haynesville东部的地质比较 - Shelby Trough西部与Haynesville东部地质特征相似 地层更厚更深 [20] - 西部Haynesville的生产效率和EUR提高 这些经验可应用于Shelby Trough开发 [20] - 与主要运营商交流证实两个区域的地质特征相似 可能最终连成一体 [22] 问题: 产量指引下调原因及与行业趋势的差异 - 2023年底天然气价格低迷导致Aethon放缓钻探 影响18-24个月后的产量 [27] - 与Aethon协议从每年20多口井降至10多口井 同时重新打包部分区块给新运营商 [29] - 目标是引入4-5个活跃运营商 累计钻井义务将远超之前水平 [29] 问题: 关于未来钻探节奏和2026年产品结构 - 目标是在Shelby Trough地区实现每年40-50口甚至更多井的钻探节奏 [34] - 2026年原油占比预计将回升至25-26% 接近2024年水平 [37] - Cotera项目和其他原油资产将帮助改善产品结构 [37]