财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）超1.12亿美元，较上一季度增长14%，可分配现金流达1.07亿美元，创公司上市以来单季度现金流最高水平 [8] - 上周宣布第二季度每单位分配0.42美元，较上一季度增长5%，比去年第二季度高出68% [9] - 第二季度实际价格上涨32% [10] - 若2022 - 2023年生产水平持平，预计明年可分配现金流将增加超5000万美元 [31] - 截至本季度末总债务余额为8600万美元，目前降至5400万美元 [39] 各条业务线数据和关键指标变化 谢尔比槽区（Haynesville/Bossier Shelby Trough） - 2019年总产量（特许权使用费和工作权益）峰值超5万桶油当量/天，目前约为3.4万桶油当量/天，工作权益产量从约1万桶油当量/天降至目前约3000桶油当量/天 [11][13] - 特许权使用费产量较2019年下降约5000桶油当量/天，但增长势头良好，预计该地区将迅速恢复 [17] 二叠纪盆地（Permian） - 2019年底至2020年初产量峰值超6000桶油当量/天，目前日均产量约3500桶油当量 [18] 东德克萨斯奥斯汀白垩层（East Texas Austin Chalk） - 自2019年重启以来已钻18口井，未来12个月有望实现每年开钻25 - 30口井的目标 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 第二季度原油平均价格超100美元，天然气平均价格约7美元 [9] - 第二季度实际价格实现率与上一季度一致，原油接近西德克萨斯中质原油（WTI）平均价格的100%，天然气为亨利枢纽（Henry Hub）平均价格的120% [29] - 天然气套期保值互换价格从2022年到2023年上涨超50%，石油套期保值互换价格明年上涨近30%，按当前期货价格和现有套期保值，明年实际价格将上涨11% [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦现有土地的有机增长，以保持资产负债表稳健并利用价格上涨机遇 [23] - 与Aethon Energy达成开发协议，增加谢尔比槽区的钻井数量，提高特许权使用费率 [15][16] - 持续与大型私营和公共勘探与生产（E&P）公司讨论，扩大东德克萨斯奥斯汀白垩层的开发范围 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 宏观环境若保持有利，且关键运营商按计划执行，预计2023年实现产量增长，年底产量接近4万桶油当量/天 [24] - 认为石油和天然气行业前景良好，全球经济对能源需求增长，行业正朝着更环保的方向转型 [26] - 公司已知库存按过去12个月的产量计算超过20年，还有数百万英亩未开发土地未纳入库存计算 [27][28] 其他重要信息 - 公司在财报电话会议中会作出前瞻性陈述，实际结果可能与陈述存在重大差异，相关风险可参考昨日新闻稿和2021年10 - K报告中的风险因素部分 [4][5] - 公司会提及某些非公认会计原则（non - GAAP）财务指标，其与最直接可比的公认会计原则（GAAP）指标的调节及其他信息可在公司网站查询 [6] - 公司全年业绩预计处于原指引范围低端，部分活跃产区的增产面临全球供应链中断和井位时间调整的挑战，但认为这些是暂时问题 [37][38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请详细介绍东德克萨斯奥斯汀白垩层的情况以及该地区的运营商 - 公司与现有运营商合作加速其在现有租约上的活动，并引入新参与者开展新开发活动 过去一年多该地区已开钻19口井，11口井正在生产 新完井技术使部分区域取得了稳定且强劲的成果，最近一口井产量可观，预计2023年及以后该地区将成为公司的增长领域 [41][42][43] 问题2: 下半年分配覆盖率预计如何 - 公司预计随着时间推移，分配覆盖率会下降，派息率会上升，因为资产负债表状况良好，优先考虑向投资者返还多余现金 第二季度覆盖率为1.21倍，高于预期，是为了平衡全年情况，未来覆盖率会下降 [45][46][47] 问题3: 2023年及以后是否考虑使用领口期权（collars）而非互换期权（swaps）进行套期保值 - 公司每次进行交易时都会考虑领口期权和互换期权，目前认为互换期权水平有吸引力，套期保值计划可能仍以互换期权为主，但如果领口期权能在保留一定上行空间的同时提供良好的下行保护，也会考虑使用 公司倾向于保持套期保值策略的简单性，以稳定分配 [48][49][50] 问题4: 公司对油气产量的套期保值比例是多少 - 历史上，公司会对未来一年的预期产量进行约70%的套期保值，对未来两年的预期产量进行30% - 50%的套期保值，并会定期进行套期保值操作 从总资源基础来看，公司大部分产量未进行套期保值 [51][52][53]

公司资产与运营 - 公司在美国41个州拥有矿产和特许权权益，涵盖超过70,000口生产井[120] - 公司在Shelby Trough地区有8口井已投产，6口井正在开发中[122] - 公司在Austin Chalk地区有12口新水平井正在测试，7家运营商参与该地区的重新开发[123] 商品价格与市场趋势 - 2022年第二季度WTI原油现货价格为107.76美元/桶，同比上涨46.6%[130] - 2022年第二季度Henry Hub天然气现货价格为6.54美元/MMBtu，同比上涨72.6%[130] - 2022年上半年美国液化天然气（LNG）净出口量平均为11.2 Bcf/天，同比增长15%[131] - 2022年第二季度美国旋转钻机总数为753台，同比增长60.2%[133] - 2022年第二季度美国天然气库存总量为2,251 Bcf，同比下降12%[137] - 公司预计2022年10月天然气库存将达到3.5 Tcf，较五年平均水平低6%[136] 财务表现 - 公司2022年第二季度净收入为1.31788亿美元，同比增长131,788%[158] - 2022年第二季度调整后EBITDA为1.12838亿美元，同比增长44.1%[158] - 2022年第二季度可分配现金流为1.06567亿美元，同比增长47.8%[158] - 2022年第二季度石油和凝析油销售量为899 MBbls，同比增长4.5%[160] - 2022年第二季度天然气销售量为12,895 MMcf，同比下降17.7%[160] - 2022年第二季度石油和凝析油实现价格为每桶104.89美元，同比增长67.2%[160] - 2022年第二季度天然气实现价格为每Mcf 8.62美元，同比增长139.4%[160] - 2022年第二季度石油和凝析油销售收入为9.4296亿美元，同比增长74.8%[160] - 2022年第二季度天然气和天然气液体销售收入为1.11181亿美元，同比增长96.8%[160] - 2022年第二季度商品衍生工具损失减少至2734.9万美元，同比下降54.0%[160] - 2022年上半年总收入增加，主要由于石油、凝析油、天然气和NGL销售额增加，部分被商品衍生工具损失增加所抵消[176] - 2022年上半年石油和凝析油销售额增加，主要由于商品价格上涨[177] - 2022年上半年天然气和NGL销售额增加，主要由于商品价格上涨，部分被产量下降所抵消[179] - 2022年上半年商品衍生工具损失增加，主要由于石油和天然气远期价格曲线的变化[180] 成本与费用 - 2022年第二季度租赁奖金和其他收入较2021年同期下降，主要由于Austin Chalk地区的租赁活动减少[166] - 2022年第二季度租赁运营费用下降，主要由于TLW资产剥离导致的工作权益产量减少[167] - 2022年第二季度生产和从价税增加，主要由于商品价格上涨导致的生产税增加[168] - 2022年第二季度折旧、损耗和摊销减少，主要由于天然气产量下降[170] - 2022年上半年租赁运营费用下降，主要由于工作权益产量减少[182] - 2022年上半年生产和从价税增加，主要由于商品价格上涨导致的生产税增加[183] 现金流与融资 - 公司经营活动产生的现金流量为160,139千美元，同比增长34,560千美元[196] - 公司投资活动产生的现金流量为-145千美元，同比增加12,609千美元[196] - 公司融资活动使用的现金流量为-156,712千美元，同比减少43,134千美元[196] - 公司信用额度为10亿美元，截至2022年6月30日，未偿还借款为8600万美元，加权平均利率为4.12%[198] - 公司借款基础每半年重新确定一次，最近一次重新确定在2022年4月，借款基础维持在4亿美元[199] - 公司信用协议包含财务维护条款，要求总债务与EBITDAX比率不超过3.5:1.0，流动比率不低于1.0:1.0[202] - 公司截至2022年6月30日的未偿还借款为8600万美元，利率每增加1%，将导致利息支出增加40万美元[211] 风险管理 - 公司使用衍生工具（如固定价格互换合约和无成本领口合约）来管理油价和天然气价格的波动[127] - 公司主要市场风险为石油、天然气和NGL价格波动，使用商品衍生工具减少价格波动对收入的影响[207] - 公司估计，如果SEC商品价格下降10%，将导致已探明储量减少约1%[208] - 公司有7个交易对手，均为Moody's评级Baa1或以上的机构，且为公司信用额度的贷款人[209]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）近1亿美元，较2021年第四季度增长27% [8] - 第一季度可分配现金流超9200万美元 [8] - 第一季度油气当量（Boe）实现价格超每桶51美元，较上一季度提高16% [22] - 第一季度油气总收入较2021年第四季度增长18% [23] - 第一季度每单位可分配现金流（Bcf）上涨0.10美元 [24] - 本季度每单位分配额为0.40美元，较2021年第四季度增长48% [24] - 季度末总债务为6900万美元，目前降至4400万美元，循环信贷额度借款基数上月重申为4亿美元 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度特许权使用产量较上一季度有所下降，主要来自谢尔比槽谷地区，第一季度特许权使用量总计29600桶油当量/天，较第四季度特许权使用量下降16% [9][19] - 石油产量下降主要是由于本季度收到的暂停收入量低于上一季度 [21] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司在谢尔比槽谷与Aethon有单独开发协议，预计未来两年该地区整体活动水平将迅速增加，Aethon每年将钻探20 - 30口井；XTO Energy已恢复在圣奥古斯丁县的三口井钻探工作 [11][12][13] - 公司致力于将更多运营商资本引入东德克萨斯的大量矿产，去年与多家运营商达成协议钻探奥斯汀白垩井，测试项目结果令人鼓舞，目前有四家运营商积极参与该油田的再开发，已有七口采用现代完井技术的井投产，另有五口正在钻探或完井 [15][16] - 公司在并购活动上保持谨慎，高度关注能带来更高回报的项目，将精力集中在吸引生产商到现有土地上，待市场情况正常化后再考虑并购 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 近期世界事件凸显了美国天然气储备的全球战略重要性，公司认为海恩斯维尔页岩是最有利于从液化天然气出口量持续增长中受益的项目 [14] - 公司处于有利地位，有机增长项目逐步推进，定价环境良好，杠杆率为0.2倍，这些因素使得公司能够大幅提高分配额 [18] - 尽管第一季度产量有所下降，但由于行业环境总体积极以及有机增长计划的推进，预计全年产量增长轨迹将恢复，公司坚持全年产量指导为34000 - 37000桶油当量/天 [21][22] 其他重要信息 - 第一季度租赁奖金近500万美元，财务结果受益于此 [23] - 公司约65% - 70%的2022年产量已进行套期保值，2023年约为10% - 20% [46] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 第一季度停产对产量的影响量化是多少？ - 由于XTO钻探三口井，仅第一季度的停产影响预计约为500桶油当量/天左右 [28] 问题2: 第一季度是否是全年产量的底部，二季度及后续产量是否会开始回升？ - 从产量指导来看，预计产量将在全年攀升至3.5万桶油当量/天左右，并有望保持一定的增长轨迹 [29] 问题3: 当前并购环境如何，在高油价环境下交易是否价格昂贵？ - 市场上有很多交易，但公司在并购活动上保持谨慎，团队专注于能带来更高回报的项目，在当前价格环境下进行交易风险更大，公司将专注于推动现有土地的更多活动，待市场情况正常化后再考虑并购 [30] 问题4: 奥斯汀白垩地区测试井项目的表现与过去结果相比如何？ - 三口测试井项目结果令人鼓舞，其中一口井在五个月内产出12.5亿立方英尺天然气和21.8万桶油，另一口井生产两个月，产量可观，第三口井生产三个月，表现优于未增产的对比井；该地区采用较新完井技术的最老井已生产25个月，产出43亿立方英尺天然气和62.5万桶油，老生产商仍保持健康的产量 [34][35] 问题5: XTO三口井的完井时间预期以及是否会有更多活动？ - 不确定三口井的完井时间表，但预计年底前完工；XTO可能会将该地区作为灵活调配钻机的区域，目前没有具体的钻探计划 [36][38] 问题6: 考虑到第一季度的影响和巴肯地区近期事件，如何看待第二季度的石油产量？ - 希望第二季度石油产量能从第一季度有所恢复，但不会达到第四季度因团队解决暂停生产问题而提升的产量水平 [39] 问题7: 如何看待当前油气市场的现货溢价情况，公司进行套期保值的原因及对收益的影响，以及套期保值的产量比例是多少？ - 公司一直是持续的套期保值者，套期保值为现金流带来稳定性，这是公司的企业理念，董事会认可这种稳定性；对于生产商自我限制产量以维持高价的观点不完全认同，行业存在资本限制，且供需受多种因素影响；2022年约65% - 70%的产量已套期保值，2023年约为10% - 20% [43][44][46] 问题8: 本季度分配额增加后，未来计划是维持较高的派息率还是维持当前水平并积累更多现金？ - 如果对产量持平或增长有信心，且保持低债务水平，公司会考虑提高派息率，目标是实现平稳且增长的分配，而非纯粹的可变分配 [50][51] 问题9: 第一季度租赁奖金较第四季度翻倍，是由于现有租约到期还是未租赁土地被租赁？ - 大部分租赁奖金来自2020年因行业低迷到期的租约，公司能够迅速重新租赁这些土地 [52]

公司资产与生产情况 - 公司在美国41个州拥有矿产和特许权权益，涵盖超过70,000口生产井[116] - 公司在Shelby Trough地区有6口井已投产，另有4口井正在开发中[118] - 公司在Austin Chalk地区有7口井已投产，另有5口井正在钻探或完井中[119] - 2022年第一季度天然气产量同比下降14.4%，主要由于生产井的自然递减[155][160] 商品价格与市场情况 - 2022年第一季度WTI原油现货价格为100.53美元/桶，较2021年同期的59.19美元/桶大幅上涨[125] - 2022年第一季度Henry Hub天然气现货价格为5.46美元/MMBtu，较2021年同期的2.52美元/MMBtu显著上涨[125] - 2022年第一季度美国天然气出口量平均为11.5 Bcf/天，同比增长18%[126] - 2022年第一季度美国旋转钻机总数为670台，较2021年同期的417台大幅增加[128] - 公司预计2022年10月天然气库存将达到3.5 Tcf，较五年平均水平低4%[131] 财务表现与现金流 - 2022年第一季度原油和凝析油销售同比增长71.7%，达到7583.1万美元，主要由于价格上涨[155][156] - 2022年第一季度天然气和天然气液体销售同比增长76.6%，达到7575.4万美元，主要由于价格上涨[155][160] - 2022年第一季度租赁奖金和其他收入同比增长103.7%，达到485.9万美元[155][162] - 2022年第一季度调整后EBITDA为9875.6万美元，同比增长64.7%[153] - 2022年第一季度可分配现金流为9263.5万美元，同比增长72.2%[153] - 2022年第一季度经营活动产生的现金流为8257.6万美元，同比增长2689万美元，主要由于原油和天然气销售价格上涨[175][179] - 2022年第一季度投资活动使用的净现金流为96万美元，同比减少118万美元，主要由于石油和天然气资产的转租收入[176][179] - 2022年第一季度融资活动使用的现金流为8470.3万美元，同比增加3122万美元，主要由于向股东分配的增加和信贷额度的额外还款[177][179] 资本支出与信贷情况 - 公司2022年非运营工作权益的资本支出预算为450万美元，其中2022年第一季度已投资10万美元，主要用于现有油井的修井和重新完井[178] - 公司截至2022年3月31日的信贷额度借款余额为6900万美元，加权平均利率为2.94%[181] - 公司信贷额度的借款基础为4亿美元，最近一次借款基础重新确定在2022年4月完成[182] - 公司信贷协议包含两个财务契约：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[185] - 公司预计从LIBOR向SOFR的过渡不会对其产生重大影响[186] 风险管理与衍生工具 - 公司使用衍生工具（如固定价格互换合约和无成本领口合约）来管理商品价格波动对现金流的影响[122][143] - 公司已对冲2022年92%的可用原油和凝析油产量，以及2023年6%的可用原油和凝析油产量[147] - 公司已对冲2022年72%的可用天然气产量，以及2023年16%的可用天然气产量[147] - 2022年第一季度商品衍生工具亏损增加，实现亏损3120万美元，未实现亏损8880万美元[161] - 公司使用商品衍生工具来减少原油和天然气价格波动对收入的影响，所有衍生工具合同均未指定为公允价值或现金流对冲[190] - 公司截至2022年3月31日有6个衍生工具交易对手，均获得Moody's Baa1或更高的信用评级[192] 折旧与摊销 - 2022年第一季度折旧、损耗和摊销费用同比下降30.2%，主要由于成本基础减少[155][166]

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]