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]

公司业务布局与运营情况 - 截至2022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70000口生产井[121] - Aethon在安吉丽娜县成功投产10口井并对另外8口井开展作业，在圣奥古斯丁县投产4口井，正在钻探1口井，另有1口井等待完井；XTO Energy在圣奥古斯丁县的谢尔比槽地区投产3口2019年开钻的井[123] - 公司在东得克萨斯州的奥斯汀白垩层与多个运营商达成钻井协议，三口井测试项目表明现代完井技术可提高产量和储量；已钻18口新水平井，22口采用现代完井技术的井正在生产，另有5口正在钻探或完井[124] 市场价格与供需数据 - 2022年第三季度末，WTI现货油价为79.91美元/桶，亨利枢纽现货天然气价格为6.40美元/百万英热单位[131] - 2022年前9个月，美国净天然气出口平均为108亿立方英尺/天，较2021年平均水平增长11%；EIA预测2022年剩余时间平均出口量为118亿立方英尺/天，2023年为123亿立方英尺/天[132] - 2022年第三季度末，美国石油钻机数量为604台，天然气钻机数量为159台，其他钻机数量为2台，总计765台[134] - EIA估计2022年10月天然气注入季节结束时库存为3.5万亿立方英尺，比前五年平均水平低6%[137] - 2022年第三季度末，东部地区天然气存储量为756，中西部为916，山区为184，太平洋地区为247，中南部为1003，总计3106[138] 公司业绩评估指标 - 公司使用多种运营和财务指标评估业绩，包括油气产量、商品价格及衍生工具影响、调整后息税折旧摊销前利润和可分配现金流[140] - 公司通过监测和分析各盆地和油气藏的产量来跟踪和评估资产表现，并对比预测产量和实际产量[141] 公司套期保值情况 - 截至2022年9月30日，公司已对冲2022年和2023年可用石油和凝析油对冲量的98%和66%，以及可用天然气对冲量的72%和65%[153] - 公司允许对预期未来月度产量进行套期保值，前24个月可套期保值比例最高为90%，第25至36个月为70%，第37至48个月为50%[153] 公司季度财务数据对比（2022年Q3与2021年Q3） - 2022年第三季度，公司净收入为168,475千美元，2021年同期为16,178千美元；2022年前九个月净收入为293,261千美元，2021年同期为47,793千美元[159] - 2022年第三季度，公司调整后EBITDA为123,114千美元，2021年同期为76,498千美元；2022年前九个月调整后EBITDA为334,708千美元，2021年同期为214,845千美元[159] - 2022年第三季度，公司可分配现金流为116,510千美元，2021年同期为70,235千美元；2022年前九个月可分配现金流为315,712千美元，2021年同期为196,114千美元[159] - 2022年第三季度，公司石油和凝析油产量为844千桶，较2021年同期的922千桶下降8.5%；天然气产量为16,994百万立方英尺，较2021年同期的15,467百万立方英尺增长9.9%[161] - 2022年第三季度，公司石油和凝析油实现价格为95.07美元/桶，较2021年同期的67.15美元/桶增长41.6%；天然气实现价格为8.11美元/百万立方英尺，较2021年同期的4.73美元/百万立方英尺增长71.5%[161] - 2022年第三季度，公司石油和凝析油销售收入为80,240千美元，较2021年同期的61,916千美元增长29.6%；天然气和天然气液体销售收入为137,756千美元，较2021年同期的73,167千美元增长88.3%[161] - 2022年第三季度，公司总营收为216,429千美元，较2021年同期的59,827千美元增长261.8%，主要因油气销售增加、商品衍生品未实现收益及租赁奖金和其他收入增加[161][162] - 2022年第三季度，公司租赁运营费用为2,896千美元，较2021年同期的3,303千美元下降12.3%；折旧、损耗和摊销费用为12,208千美元，较2021年同期的14,925千美元下降18.2%[161] - 2022年第三季度，公司油气商品合约实现损失6890万美元，未实现收益6410万美元；2021年同期实现损失3410万美元，未实现损失4340万美元[166] 公司前三季度财务数据对比（2022年前三季度与2021年前三季度） - 2022年前三季度，公司石油和凝析油产量257.4万桶，同比下降1.4%；天然气产量4264.8万立方英尺，同比下降7.4%；当量产量96.82万桶油当量，同比下降5.9%[176] - 2022年前三季度，公司石油和凝析油实现价格97.27美元/桶，同比增长58.7%；天然气实现价格7.61美元/千立方英尺，同比增长102.9%；当量实现价格59.39美元/桶油当量，同比增长83.7%[176] - 2022年前三季度，公司石油和凝析油销售收入2.50367亿美元，同比增长56.5%；天然气和天然气液体销售收入3.24691亿美元，同比增长88.2%；租赁奖金和其他收入1026.2万美元，同比下降15.9%[176] - 2022年前三季度，公司商品衍生工具损失1.52095亿美元，较2021年同期的1.64923亿美元有所减少，降幅为7.8%[176] - 2022年前三季度，公司总营收4.33225亿美元，同比增长140.9%[176] - 2022年前三季度，公司租赁运营费用925.6万美元，同比下降5.6%；生产成本和从价税5130.9万美元，同比增长44.7%；勘探费用19.2万美元，同比下降82.2%[176] - 2022年前三季度，公司折旧、损耗和摊销费用3501.8万美元，同比下降24.5%；一般和行政费用3932.6万美元，同比增长5.3%；利息费用426.4万美元，同比增长1.6%[176] 公司信贷与资金安排 - 截至2022年9月30日，公司信贷安排下的未偿借款为6000万美元[190] - 公司计划用运营产生的现金、信贷安排借款、未来股权和债务发行所得以及资产出售所得为未来收购提供资金[192] - 2022年前9个月经营活动现金流为268550千美元，2021年同期为183426千美元，增加85124千美元[194][198] - 2022年前9个月投资活动净现金流为 -677千美元，2021年同期为 -13891千美元，减少13214千美元[195][198] - 2022年前9个月融资活动现金流为 -275911千美元，2021年同期为 -168067千美元，增加 -107844千美元[196][198] - 2022年非运营工作权益相关资本支出预算预计约为200万美元，截至2022年9月30日前9个月已投入50万美元[197] - 截至2022年9月30日，信贷安排未偿还借款为6000万美元，加权平均利率为5.50%[200] - 2022年10月，信贷安排借款基数从4亿美元提高到5.5亿美元，公司选择将承诺额度从4亿美元降至3.75亿美元[201] - 信贷安排需按0.375% - 0.500%的年化利率支付季度承诺费[202] - 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[203] 价格与债务变动影响 - 将2022年第三季度SEC商品定价降低10%，探明储量将比未调整情况减少约1%[208] - 截至2022年9月30日，债务增加1%将使利息支出增加50万美元[211]

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]