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]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度总产量为39.3 MBoe/d 同比下降8% 主要原因是Permian地区的石油产量减少 [16] - 第一季度调整后EBITDA为1.09亿美元 同比增长11% 可分配现金流为1.041亿美元 同比增长12% [19] - 第一季度每桶油当量实现价格为33美元 同比下降35% 主要由于第四季度价格为51美元 [10] - 第一季度租赁奖金收入接近400万美元 现金运营成本减少约300万美元 [22] - 第一季度对冲收益为1330万美元 平均天然气对冲价格为5美元/MMBtu 原油对冲价格为80美元/桶 [36] 各条业务线数据和关键指标变化 - Shelby Trough地区已有20口井投产 其中6口为今年新增 另有19口井处于钻探或完井阶段 [6] - East Texas Austin Chalk地区已有21口新一代多级完井井投产 预计今年还将增加14口井 [6] - Haynesville地区产量因天然气价格下跌而减少 但仍在全年预期范围内 [21] - Permian地区钻机数量从去年底的108台减少至78台 主要由于去年12月新增钻机在第一季度撤离 [35] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在美国钻机数量中占比约10%-15% 预计这一比例将持续 [7] - 第一季度新增400多个水平钻井许可 与第四季度持平 [7] - Austin Chalk地区预计第三、四季度产量将大幅增加 该地区已测试多个区块 运营商开始集中开发 [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续推进与Aethon等运营商的开发协议 预计今年将完成27口井的最低承诺 [17] - 公司正在建立新的长期开发协议 以加速产量增长 同时最小化资本需求 [32] - 公司正在增加2024年对冲头寸 目标覆盖70%以上的预计产量 平均天然气对冲价格为3.64美元/MMBtu 原油为69.79美元/桶 [36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临价格环境挑战 公司对全年指引保持信心 并维持了上市以来的最高分配水平0.475美元/单位 [19] - 公司预计随着Aethon开发协议和Austin Chalk地区产量增加 下半年产量将有所增长 [28] - 公司认为当前1.04倍的分配覆盖率是合适的 并寻求稳定至略有增长的分配政策 [27] 其他重要信息 - 公司第一季度末无债务 现金余额为6600万美元 [22] - 公司循环信贷额度借款基础确认为5.5亿美元 4月承诺金额为3.75亿美元 [11] - 公司正在考虑优先证券赎回问题 但尚未做出最终决定 [50] 问答环节所有的提问和回答 问题: 2023年指引更新计划 - 公司通常在年中更新指引 目前正在观察天然气价格环境和钻机数量 特别是Louisiana Haynesville地区的情况 计划在第二季度更新时发布修订后的指引数字 [23] 问题: Aethon和Exxon的运营行为变化 - 公司不预期Aethon和Exxon在Shelby Trough地区的开发节奏或完井计划会有重大变化 现有协议限制了从钻探到完井的时间 [25] 问题: 分配政策和支付比率 - 公司认为当前1.04倍的分配覆盖率是合适的 并寻求稳定至略有增长的分配政策 预计Aethon开发协议和Austin Chalk地区产量增加将缓解部分风险 [27][28] 问题: Austin Chalk地区产量影响 - 公司预计Austin Chalk地区产量将在第三、四季度大幅增加 该地区已测试多个区块 运营商开始集中开发 预计每年新增14口以上井 [29][44] 问题: 回购计划 - 公司正在考虑回购 但目前没有积极计划 更关注优先证券问题 但保持对回购选项的关注 [46] 问题: 租赁奖金收入来源 - 第一季度租赁奖金收入主要来自第三方运营商 而非Aethon [47][48] 问题: 优先证券处理 - 公司正在密切关注2024年第一季度到期的优先证券 但尚未做出最终决定 将根据全年进展做出决策 [50]

公司业务概况 - 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陆41个州，拥有超过68,000口生产井[39] - 公司与多家运营商签订协议，在东得克萨斯的奥斯汀白垩地区进行钻井[41] 商品价格和产量 - 原油价格和天然气价格在2023年第一季度分别为每桶75.68美元和每百万英热单位2.10美元[43] - 美国旋转钻机数量在2023年第一季度为755台，其中包括592台石油钻机和160台天然气钻机[43] - 预计2023年10月末，美国天然气库存将达到3.8万亿立方英尺，比过去五年平均水平高6%[44] 资金管理和风险控制 - 公司使用各种衍生工具来管理与预计销售的石油和天然气生产相关的现金流波动[43] - 公司监视天然气存储报告，以评估业务和前景[44] - 公司通过衍生工具来部分减轻商品价格波动对经营活动现金产生的影响[55] - 公司的固定价格互换合同占开放衍生合同的一部分，截至2023年3月31日，公司已对2023年和2024年的石油和天然气进行了部分对冲[55] 财务表现和指标 - 公司使用多种运营和财务指标来评估业绩，包括调整后的EBITDA和可分配现金流[45] - 调整后的EBITDA和可分配现金流是公司管理层和外部用户用来评估公司资产的财务表现的补充非GAAP财务指标[56] - 2023年第一季度公司总收入较2022年同期增加，主要是由于商品衍生工具的收益增加，部分抵消了石油和凝析油销售、天然气和天然气液体销售以及租金奖金和其他收入的减少[59] 销售和收入情况 - 石油和凝析油销售额因实现商品价格和产量下降而减少，矿产和特许权利凝析油销量占总销量的92%和94%[59] - 天然气和天然气液体销售额因实现商品价格下降而减少，但由于新开发项目的时机，产量有所增加[60] - 2023年第一季度公司的租金奖金和其他收入较2022年同期减少，主要是由于来自Haynesville/Bossier和Wolfcamp项目的租赁活动减少[61] 现金流和投资 - 2023年第一季度，公司经营活动产生的现金流为137,155千美元，较2022年同期增加54,579千美元[66] - 2023年第一季度，公司投资活动中净现金流为1,954千美元，较2022年同期减少1,854千美元[66] - 2023年第一季度，公司融资活动中现金流为120,358千美元，较2022年同期增加35,655千美元[66] 资本支出和信贷情况 - 公司2023年非经营性工作权益相关的资本支出预算约为7.9百万美元，其中已在2023年第一季度投资了1.9百万美元[67] - 公司维持着一份最大信贷额度为10亿美元的信贷协议，截至2023年3月31日，未有任何未偿还金额[68] - 公司信贷协议包含两个财务条款：总债务与EBITDAX比率不超过3.5:1.0，流动比率不低于1.0:1.0[70] 市场风险和利率敏感性 - 公司主要市场风险暴露在于原油、天然气和液化石油气的定价，为减少价格波动对收入的影响，公司使用商品衍生工具[73] - 2023年第一季度，公司平均未偿还借款额为12.2百万美元，利率加权平均为6.65%，若利率上升1%，将导致利息支出增加不到0.1百万美元[76]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度调整后EBITDA为1.31亿美元，可分配现金流为1.25亿美元，均较第三季度增长7% - 8% [4] - 2022年每单位分配1.75美元，较2021年增长85% [15] - 2022年全年油气收入7.71亿美元，较2021年增长57%；调整后EBITDA为4.66亿美元，全年总产量为37100桶油当量/天 [80] - 第四季度总产量为42000桶油当量/天，较第三季度增长5%；其中特许权使用产量为40000桶油当量/天，较上一季度增长7%，创历史最高水平 [87] - 天然气互换执行价格从2022年约3美元/百万英热单位提高到2023年超过5美元/百万英热单位，涨幅超60%；石油套期保值平均执行价格从2022年约65美元/桶提高到2023年超过80美元/桶，涨幅超20% [7] - 2024年天然气套期保值覆盖约150亿立方英尺产量，平均执行价格为3.67美元，目标是到年底覆盖70%以上预计产量 [82] - 第四季度分配覆盖率为1.26倍 [82] 各条业务线数据和关键指标变化 - 巴肯和米德兰、特拉华地区石油产量上升；天然气产量增加主要来自谢尔比槽海恩斯维尔/博西尔地区，该地区运营伙伴Aethon有4台钻机，本季度转租工作权益相关的超额权益贡献了约2800桶油当量/天的产量 [3] - 东得克萨斯奥斯汀白垩层有24口新一代多级完井井开钻，其中18口目前正在生产；预计随着与运营伙伴合作加速活动，该地区产量将增加 [6] - 与Aethon的开发协议下，谢尔比槽已有14口井投产，另有16口处于不同钻探或完井阶段 [71] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度实现油价约为85美元/桶，天然气约为6.50美元/百万英热单位，较前几个季度有所下降，但仍足以鼓励持续开发活动 [13] - 12月31日，公司土地上有108台钻机作业，较第三季度末增加17%，比2021年底高14% [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过创造性激励结构吸引运营商到现有集中土地位置，并通过与第三方资本提供商的转租协议最大化保留权益价值 [35] - 预计2023年租赁奖金、运营费用和生产成本与2022年水平大致相当；由于通胀成本和选择性招聘，一般及行政费用预计略有增加 [16] - 公司认为目前并购市场竞争激烈，难以找到规模和定价具有竞争力的项目，且不想大幅增加资产负债表杠杆，因此目前不认为并购是有效的增长方式，但不排除未来进行并购的可能性 [47][48] - 公司将继续推进套期保值计划，为2023年现金流提供支持，并开始建立2024年天然气套期保值头寸，以应对2025年液化天然气出口增加前可能出现的天然气价格困难时期 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023 - 2025年天然气市场可能面临挑战，在新的液化天然气出口设施上线之前，天然气增长将出现停滞 [33] - 尽管近期天然气价格回调，但公司认为奥斯汀白垩层对运营商仍具有经济吸引力，该地区仍有超过250个剩余开发位置 [21] - 公司对与Aethon的合作充满信心，该协议设定了最低开发节奏，即使天然气价格下跌，项目仍具有经济吸引力 [29][42] - 公司预计2023年全年特许权使用产量将较2022年略有上升，主要增长来自关键有机增长项目 [68] 其他重要信息 - 公司可能会提及某些非GAAP财务指标，相关指标与最直接可比的GAAP指标的调节以及其他信息可在公司网站blackstoneminerals.com上的昨日收益新闻稿中找到 [2] - 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 [11] - 公司宣布Jeff Wood将于下周辞去总裁兼首席财务官职务，Evan Kiefer将接任首席财务官一职 [36][79] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2023年指导中如何考虑DUCs转化为生产以及Haynesville Louisiana地区产量变化 - 公司对奥斯汀白垩层的一些开发协议有一定了解，预计由于价格原因，2023年路易斯安那海恩斯维尔地区天然气产量将较2022年略有下降，Comstock已宣布拆除两台钻机 [20] 问题: 奥斯汀白垩层2023年的活动预期和具体发展情况 - 尽管天然气价格回落，但奥斯汀白垩层对运营商仍具有经济吸引力，公司期待与现有和潜在新运营商合作继续开发该地区；目前该地区在当前价格下仍有超过250个剩余开发位置，且最近在核心区域钻探的两口井表现出色 [21][22] 问题: 如何看待本季度约80%的分配率以及未来是否会提高 - 公司制定分配政策时会考虑未来12 - 24个月行业整体活动、价格趋势等因素，以确定一个合理且可维持的分配率，尽管价格存在波动，但公司希望设定一个能够实现的分配水平 [45][46] 问题: 公司对并购的看法 - 历史上公司是一家收购型公司，但目前并购市场竞争激烈，公司会考虑生产效率与每股现金流或每股产量的关系，难以找到规模和定价具有竞争力的项目，且不想大幅增加资产负债表杠杆，因此目前不认为并购是有效的增长方式，但不排除未来进行并购的可能性 [47][48] 问题: Aethon协议在天然气价格下跌情况下的稳定性以及Aethon的套期保值情况 - 公司与Aethon的协议在当前价格和水平下对双方都具有经济吸引力，谈判时考虑了低于2美元的价格，因此有一定的灵活性和信心；公司通常不与Aethon讨论其套期保值情况 [29][75] 问题: Aethon协议在未来两到三年的钻井数量承诺 - 到今年年底，Aethon的开发计划将达到每年27口井的速度，该计划最初从安吉丽娜县每年4口井开始，逐步增加到10口、15口，圣奥古斯丁的开发协议也从每年5口增加到10口、12口 [54] 问题: 如何吸引生产商在公司土地上钻井以及奥斯汀白垩层的完井技术和机会 - 公司通过与生产商进行土地交易，不收取高额前期费用，并协商特许权使用费率来刺激活动；奥斯汀白垩层已钻探的核心区域井表现良好，还有更多潜力可挖掘 [32] 问题: 设定最近一次分配增加时，对天然气价格在2 - 2.50美元区间持续一段时间的考虑程度 - 公司认为未来一段时间天然气增长有限，但公司套期保值情况良好，且与运营商的协议使井数不会出现大幅波动 [57]

公司面积情况 - 公司各地区总净面积为140,103英亩，其中墨西哥湾沿岸地区净面积最大为80,696英亩[92] - 公司未开发净面积为11,170英亩，其中2023年无延期选择权的净面积为4,222英亩[93] 油井状态 - 截至2022年12月31日，公司没有处于钻探、完井、脱水过程中或等待基础设施的油井[94] 公司占比情况 - 2022年XTO Energy Inc.占比为12%，2021年为19%，2020年为20%[114] 现金分配相关 - 公司季度现金分配主要取决于收入，会受债务本息支付、营运资金需求等因素影响[121] - 公司单位持有人的现金分配主要取决于运营产生的现金而非盈利能力[122] - 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[179] - 公司预计每季度将运营产生的大部分现金用于分配，再投资和收购资金主要依赖外部融资，若无法外部融资，分配政策将影响增长[193] - 公司董事会可随时修改或撤销现金分配政策，B系列累积可转换优先股股东在分配上优先于普通股股东，分配比例为每年7%[212][213] 油气价格相关 - 公司的收入、经营成果、向单位持有人的现金分配以及油气资产的账面价值很大程度上取决于油气的现行价格[123] - 2022年12月31日，WTI原油现货市场价格为80.16美元/桶，近十年最高价为2022年的123.64美元/桶，最低价为2020年的8.91美元/桶[127] - 2022年12月31日，亨利枢纽天然气现货市场价格为3.52美元/百万英热单位，近十年最高价为2021年的23.86美元/百万英热单位，最低价为2020年的1.33美元/百万英热单位[154] - 油价和天然气价格波动大，难以准确预测未来走势，低价可能致公司油气资产减值、减少可采储量估值、影响借款能力和运营资金[125][126][128][150][154] 资产收购与审查 - 公司在收购油气资产前会对高价值地块进行产权审查，收购后会审查转让文件并进行必要更正[111] 人才招聘与管理 - 公司招聘时会从内部寻找人才、寻求团队推荐或与专业招聘人员合作[117] - 2020年3月起公司为多数员工实施远程工作安排，获得员工积极反馈并有助于人才保留和招聘[118] - 截至2022年12月31日，公司有98名全职员工和10名承包商，会计和土地管理部门全职员工分别为32人和26人[140] - 公司关键人员流失可能对业务产生不利影响，且未为高管团队或其他关键人员购买“关键人员”人寿保险[209][210] 公司收入来源 - 2022年公司从超1000个运营商处获得收入[136] - 2022年公司石油和凝析油销售占油气收入约44%，天然气和天然气液体销售占约56%[151][153] - 2022年，公司13%的特许权使用费收入和35%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海槽地区的三家运营商[175] 公司运营风险 - 公司对未来钻探时间控制有限，项目开发结果不确定，若井产量不足或出现干井，会影响财务状况和股东分红[130][131][132] - 油气行业周期性导致设备、人员等短缺，会增加成本、延误开发，影响公司财务状况和股东分红[133] - 公司已开发未开发储量的开发存在不确定性，开发延迟、成本增加或商品价格下跌会减少未来净收入[157] - 钻机、设备、原材料等的供应不足或成本高可能限制运营商开发和运营公司资产，并导致成本增加[159] - 公司油气产量的销售受运输、加工和精炼设施的可用性、容量及质量规格等因素影响，可能导致产量削减[160] - 油气储量工程存在主观性，估计的储量数量、未来产量和开发支出时间可能不准确[161] - 运营商可能不开展开发活动或开展方式意外，导致公司经营业绩和向单位持有人的现金分配大幅波动[163] - 公司运营面临多种风险，如经营危害、未投保风险、环境责任等，可能导致重大损失，影响经营成果和现金分配[204][205] 公司办公地点 - 公司主要办公室位于得克萨斯州休斯顿，租赁面积为55,862平方英尺[142] 公司借款情况 - 截至2022年12月31日，公司有1000万美元未偿还借款，贷款人的总最高信贷额度为10亿美元，2022年10月确定的借款基数为5.5亿美元，未偿还承付款为3.75亿美元[167] 公司信贷限制 - 公司信贷安排有诸多限制和财务契约，可能限制其业务、融资活动和支付分配的能力[166] 法律法规影响 - 油气运营受政府法律法规约束，合规成本高，违规可能导致重大负债，减少向单位持有人的现金分配[184] - 公司业务受联邦、州和地方法规监管，法规变化可能增加成本、限制生产或导致运营受限，水力压裂相关法规变化影响难以估计[222][225] - 美国证券交易委员会拟发布气候风险报告最终规则，可能增加公司运营成本[229] 公司股份情况 - 截至2022年12月31日，公司有209,406,927份普通股和14,711,219份B系列累积可转换优先股流通在外[238] 股东权益相关 - 公司可能无法产生足够现金支付普通股分红，B系列累积可转换优先股股东在分红上有优先权[144] - 公司合伙协议限制了股东的投票权，持有15%或以上单位的股东投票权受限，发行额外单位可能导致普通股股东权益稀释[217][219] - 公司合伙协议限制拥有15%或以上任何类别流通在外单位的人或团体的投票权[254] - 公司发行额外普通股或其他同等或高级别权益可能稀释普通股持有人权益[235] - 非美国普通股持有人的分配将按最高适用有效税率和10%的综合预扣税率纳税[251] - 非合格持有人的普通股单位可能会被公司按当时市价赎回[261] - 若公司被视为公司制实体或需缴纳大量实体层面税收，向普通股持有人的现金分配将大幅减少[262][264] - 普通股持有人需就其应占的公司应税收入缴纳美国联邦所得税，可能出现应税收入与现金分配不匹配情况[274] - 出售普通股单位时，持有人需确认收益或损失，可能产生超出出售所得现金的税务负债[275] - 合伙企业权益受让人通常需代扣转让人10%的“实现金额”，除非转让人证明非外国人士[279] 税务相关 - 公司“商业利息”扣除额限于商业利息收入与“调整后应税收入”的30%之和[249] - 若未满足“合格收入”要求或法律变更，公司可能被视为美国联邦所得税目的的公司并被征税[242] - 美国国会成员不时提议修改联邦所得税法，可能影响公司作为合伙企业的税务待遇[267] - 未来立法可能取消油气勘探生产相关税收抵扣或增加税费[268][269] - 若美国国税局对公司2017年12月31日后的所得税申报表进行审计调整，可直接向公司征收税款，可能减少可分配现金[271] - 若美国国税局质疑公司的收入、收益、损失和扣除项目的分摊方法，公司可能需更改分配方式[280] - 公司认为普通股持有人有权获得20%的合格业务收入扣除，但特许权使用费收入的扣除存在不确定性[285] ESG相关 - 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、需求下降、利润减少等，还可能面临诉讼风险[206] - 不利的ESG评级可能对公司单位价格和资本获取及成本产生负面影响[230] 保险相关 - 公司可能因未在保险政策规定时间内向保险公司报告突发意外污染事件而无保险覆盖，且无长期渐进污染事件保险[228] 公司增长策略 - 公司主要增长策略是增加现有资产储备，不时会收购矿产和特许权权益，但收购可能导致单位现金分配减少，并面临多种潜在风险[197] 油气需求影响 - 燃料节约措施、技术进步等可能降低油气需求，对公司业务、财务状况、经营成果和单位现金分配产生重大不利影响[199] 发行融资风险 - 发行额外单位或增加商业借款为增长融资，可能增加无法维持或提高单位分配水平的风险，还会增加利息支出和本金偿还，减少可分配现金[194]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为1.23亿美元，较第二季度增长9% [11] - 第三季度可分配现金流为1.16亿美元，较上一季度增长8% [11] - 第三季度宣布每单位分配0.45美元，创黑石新高 [11] - 第三季度油气收入2.18亿美元，较上一季度增长6% [16] - 预计全年租赁运营费用处于1000万 - 1200万美元指导范围高端，生产成本占油气收入百分比低于10% - 12%指导范围 [18] - 预计现金一般及行政费用（G&A）符合3300万 - 3400万美元原指导范围，非现金G&A处于1300万 - 1500万美元范围高端 [18] - 截至第三季度末，信用额度借款余额为6000万美元，截至上周五降至1900万美元 [20] - 信用额度借款基础从4亿美元提高到5.5亿美元，公司自愿将该额度下总承诺限制为3.75亿美元 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度总生产 volumes 为4万桶油当量/天，较第二季度增长19%，增长全部来自特许权使用 volume，其增长23%至3.73万桶油当量/天 [7] - 第三季度末，公司土地上有92台钻机运行，较第二季度末的81台增加14%，远高于去年同期的59台 [10] - 第三季度特许权使用 production 增长23%至3.73万桶油当量/天，增长由天然气 volume 增加驱动，主要来自路易斯安那州海恩斯维尔地区生产商 [16] - 公司在谢尔比槽地区，Aethon已将14口井投入销售，另有10口井正在钻探或等待完井，正朝着每年27口井的合同要求推进 [11] - 东德克萨斯奥斯汀白垩地区，已钻探并完成超20口高强度完井井，另有5口正在开发，还引入4家新运营商 [12][13] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司实现油价较第二季度有所下降，但仍保持在每桶95美元以上，天然气实现价格超过每百万英热单位8美元 [16] - 石油差价较上一季度有所改善，天然气实现价格因差价扩大和NGL价格下跌而下降 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司商业战略聚焦吸引开发资金，以最大化现有土地价值，无需额外股权或债务收购来增加产量，这使其区别于同行并实现高资本回报率 [14] - 继续专注谢尔比槽和东德克萨斯奥斯汀白垩地区开发，同时探索其他土地组合区域以推动新开发 [12][14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 开发活动活跃，预计全年总产量将达到或超过原2022年指导范围中点，意味着第四季度产量约3.6万桶油当量/天或更高，且有进一步提升潜力 [9] - 预计类似第三季度的收入影响将在未来季度持续，对进入第四季度和明年的发展势头感到兴奋，乐观认为向股东返还现金的趋势将持续到2023年 [9][14] - 即使不考虑产量增加的好处，仅因对冲价格大幅提高，公司也能在2023年实现更高现金流 [19] 其他重要信息 - 公司在电话会议中会作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有重大差异，相关风险讨论可参考昨日新闻稿和2021年10 - K报告风险因素部分 [4] - 公司提及某些非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上的昨日收益新闻稿中找到 [5] 问答环节所有提问和回答 问题1: 关于第三季度生产优势评论的微妙之处，以及谢尔比槽地区对第四季度产量的影响 - 公司对Aethon在谢尔比槽地区的活动感到鼓舞，认为这是一个长期项目，会使产量受益多年，该项目已纳入预测，时间上的小变动未超出原指导范围 [24] - 第三季度令人意外的是路易斯安那州海恩斯维尔地区一些大型新井的高产，这些井的高产带来了额外收入影响 [24][25] 问题2: 基于参与奥斯汀白垩趋势的七个运营商的许可证，未来6 - 12个月的活动预期 - 公司希望未来12个月奥斯汀白垩地区的活动数量达到20多至30少，存在一些变量，如与新老运营商的区域重组，但趋势是上升的，且认为更多活动将转向该地区核心区域 [26]