利率相关风险 - 英国金融行为监管局拟在2021年后停止说服或强制银行提交LIBOR利率，若届时无明确市场标准和替代方法，公司信贷安排可能难以达成可接受替代利率，未达成则未偿借款将按替代基准利率加0.75% - 1.75%的适用利差计算[268] - 利率上升可能导致公司普通单位市场价格下跌，需求减少[299] - 截至2019年12月31日，公司信贷安排下有3.94亿美元未偿还借款，加权平均利率为4.05%，利率提高1%将使2019年利息费用增加390万美元[501] 气候变化风险 - 气候变化威胁使公司面临监管、政治、诉讼和财务等风险，可能增加运营成本、限制油气生产区域、降低产品需求，影响公司盈利能力[269][270][276] 运营风险 - 公司运营存在火灾、爆炸等多种风险，虽有部分保险但可能不足以覆盖损失，未投保索赔、超额索赔等情况会对公司经营和财务状况产生重大不利影响[277][278][279] 产权风险 - 公司所拥有权益的物业产权可能因产权缺陷受损，未开发土地比已开发土地有更大产权缺陷风险，产权缺陷会导致财务损失[282] 安全风险 - 公司面临网络攻击等安全风险，可能导致数据损坏或丢失、生产或交付延迟等后果，应对风险的努力可能增加成本且不一定能防止攻击或泄露发生[283][284] 现金分配与增长风险 - 公司预计每季度将运营产生的大部分现金用于分配，这会限制公司业务再投资和收购能力，若无法外部融资，分配政策将严重影响公司增长[285][286] - 若为收购或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会增加利息支出和本金偿还要求，减少可分配给单位持有人的现金[287] 合伙协议相关风险 - 公司合伙协议规定，系列B累积可转换优先股持有人在分配上优先于普通股持有人，董事会可随时修改或撤销现金分配政策[288][289] - 公司合伙协议消除了普通合伙人及其董事和高管的信托责任，限制了单位持有人对违约行为的补救措施和普通合伙人及其相关人员的潜在责任[290][291][292] - 公司合伙协议限制持有15%或以上单位的单位持有人的投票权，普通合伙人的决策会影响可分配给单位持有人的运营现金金额[293][294][295] 股权相关风险 - 公司发行额外普通单位或其他同等或高级别的股权权益，会使普通单位持有人的所有权比例、现金分配、相对投票权下降，应税收入与分配比例上升，市场价格可能下跌[301] 费用与内部控制风险 - 作为公开交易合伙企业，公司会持续产生更高的法律、会计等费用，影响可分配给单位持有人的现金[307] - 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，损害公司业务和单位交易价格[309] 单位赎回风险 - 若投资者不是合格持有人，其持有的普通单位可能会被公司按当时市场价格赎回[316] 税务风险 - 若美国国税局将公司视为公司法人进行联邦所得税处理或公司需缴纳州级实体税，公司向普通单位持有人的现金分配将大幅减少[317] - 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，对普通单位投资价值产生负面影响[323] - 未来立法可能取消石油和天然气勘探生产的某些联邦所得税扣除项目，或征收新税或提高税费，影响公司财务状况和现金流[325] - 若美国国税局对公司的联邦所得税立场提出异议，可能对普通单位市场和交易价格产生不利影响，减少可分配现金[327] - 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缴税或向普通股持有人发布修订信息声明，但普通股持有人可能承担审计调整产生的部分或全部税务责任，且可分配现金可能大幅减少[330] - 即使普通股持有人未收到现金分配，也需对其在公司应税收入中的份额缴纳美国联邦所得税，某些情况下还需缴纳州和地方所得税[331][332] - 出售普通股单位时，税务收益或损失可能与预期不同，且出售所得的很大一部分可能按普通收入征税，净资本损失每年最多可抵消3000美元普通收入[335][336] - 免税实体投资公司普通股单位可能面临独特税务问题，2017年12月31日后开始的年份，可能无法用一项投资损失抵消另一项无关业务的应税收入[337] - 非美国普通股持有人需就其从公司普通股单位获得的收入和收益缴纳美国税款并进行预扣，转让时受让方通常需预扣转让方所得金额的10%[338][339] - 2017年12月31日后开始且在2025年12月31日或之前结束的纳税年度，个人普通股持有人有权扣除其可分配的公司“合格业务收入”的20%，但特许权使用费收入能否适用该扣除存在疑问[350] 商品市场风险 - 公司主要市场风险是石油、天然气和NGLs的定价，为降低价格波动对收入的影响，使用商品衍生金融工具，且未将任何合同指定为公允价值或现金流套期[496] - 对2019年12月31日结束的12个月的SEC商品定价应用10%折扣，与未折扣的定价情景相比，探明储量体积约减少2%[497] 衍生品交易对手风险 - 截至2019年12月31日，公司有9个衍生品合同交易对手方，均被穆迪评为Baa1或更高评级，且是公司信贷安排下的贷款人[499] 单位流通情况 - 截至2019年12月31日，公司有205,959,790个普通单位和14,711,219个B系列累积可转换优先股单位流通在外[304]

财务数据和关键指标变化 - 2019年调整后EBITDA为4亿美元 [18] - 截至2019年底未偿借款为3.94亿美元，较年中减少超4000万美元，当前债务与EBITDA比率为1倍 [13] - 2020年预计特许权使用产量为3.2 - 3.4万桶油当量/天，较2019年下降9% [18][19] - 2020年预计工作权益产量较去年下降约25%，特许权使用产量占总产量的比例将增至近80% [21] - 2020年总G&A指导为3900 - 4300万美元，中点较2019年降低35%，预计现金和非现金G&A成本各减少超1000万美元，还将产生约500万美元一次性费用 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2019年新增19.3口净井，略低于2018年的21口；Permian地区新增6.7口净井，高于2018年的5口；Shelby Trough - 主导的Haynesville项目新增3.5口净井，高于2018年的2.8口；Bakken/Three Forks和Eagle Ford分别新增2.3口和1.3口净井 [6][7] - 2019年Permian地区Midland/Delaware项目产量占比约13% - 14%，Haynesville/Bossier约0.5%，Bakken约10%，Eagle Ford约3% - 4% [45] 各个市场数据和关键指标变化 - 自2018年底以来钻机数量下降27%，2020年2月天然气近月合约价格年初以来一直低于2美元，远期合约价格在可预见未来低于2.5美元 [14] - 2019年公司土地上新增约1875个许可证，比2018年多5%，超半数在Midland/Delaware；第四季度新增约450个水平许可证，与第三季度基本持平 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 收购方面更加谨慎，优先用多余现金流偿还债务 [10] - 考虑将Shelby Trough部分土地投入开发，部分保留以获取天然气市场回升时的收益，并在2021 - 2022年增加现金流对冲分红 [29] - 停止对工作权益业务的投资，将其作为促进特许权使用业务的手段，若有机会促进特许权使用产量会重新考虑 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业环境艰难，钻机数量下降，天然气价格低迷，但公司业务基本面坚实，财务状况良好 [14] - 预计2020年通过留存现金流进一步减少未偿借款，维持健康的覆盖比率，增强财务灵活性 [15][24] - 对Shelby Trough和East Texas Austin Chalk地区前景乐观，认为随着价格回升，生产商兴趣将增加 [12] 其他重要信息 - 2019年第四季度分红降至0.3美元/股，若当前条件持续，2020年目标总派息为1美元/股 [15] - 大幅降低G&A成本，包括降低高管薪酬和裁员约20% [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2020年计划中隐含的净井增加情况及Haynesville新增净井数量 - 公司未按具体区域细分预期净井数量，预测未假设Shelby Trough有净井增加，Haynesville 2019年新增59口井，预计2020年减少 [26] - 从上行可能性看，预测中Haynesville井数量极少，尤其是Shelby Trough为零，有大量已钻未完井（DUCs），可通过降低特许权使用费率激励运营商钻井，但不确定周期如何发展 [27] 问题: 当前市场对低于2美元/Mcf环境下释放土地的兴趣及公司动机 - 公司计划今年将Shelby Trough部分土地投入开发，部分保留，以获取市场回升时的收益，并在2021 - 2022年增加现金流对冲分红 [29] 问题: 如何管理信贷额度的使用水平，是否会维持当前水平，以及对春季借款基数重新确定的看法 - 公司关注债务与EBITDA比率等指标，历史杠杆率在1 - 1.2倍，打算继续保持在该范围 [34][35] - 考虑到价格下跌和银行市场变化，预计行业借款基数会面临压力，公司采取保守的资产负债表管理方法，通过调整2020年分红水平维持覆盖比率，降低债务 [35][36] 问题: 未来股息覆盖率是否维持在过去五年的1.3倍左右 - 公司认为1.2 - 1.3倍的覆盖率比较舒适，上一季度略高是为了进一步降低债务水平 [37] 问题: 产量下降在2020年的节奏 - 工作权益产量会继续下降，特许权使用产量占比将上升，由于现有Shelby Trough产量下降，整体产量可能呈前重后轻态势，若引入新运营商，新井可能在2020年末或2021年开始投产 [38] 问题: 停止对工作权益井投资是永久转变还是暂时的，以及投资组合中是否有其他非工作权益可出售资产 - 停止投资工作权益井是永久性转变，工作权益业务主要用于促进特许权使用产量，若有机会促进特许权使用产量会重新考虑 [39] - 公司日常会出售个别工作权益井，但规模不影响业务，无意出售Shelby Trough的矿产土地，对该地区长期产量贡献有信心 [41] 问题: 2021年的套期保值计划及目标套期保值比例 - 由于远期市场困难，尚未建立2021年初始套期保值头寸，预计不久后会机会性地增加头寸，不会在2021年不进行套期保值 [43] 问题: 2019年各地区产量占比及2020年Permian产量占比预期 - 2019年Midland/Delaware产量占比约13% - 14%，Haynesville/Bossier约0.5%，Bakken约10%，Eagle Ford约3% - 4% [45] - 公司预计Permian地区产量将继续增长，明年可能实现两位数增长，但未给出具体指导 [46] 问题: 2020年分红金额是否有足够覆盖，以及是否会调整季度派息以维持覆盖率 - 公司会保持分红稳定，除非覆盖率出现重大偏离，设定的分红目标相对于可分配现金流和调整后EBITDA预算有舒适的覆盖范围，考虑到套期保值，分红更可能有上行空间 [50]

资产收购与回购 - 2019年前九个月，公司收购二叠纪盆地和东得克萨斯州的矿产和特许权权益，现金支付4300万美元，用普通股支付90万美元[143] - 截至2019年9月30日，公司在回购计划下已回购136,665股普通股，总成本220万美元[144] - 2019年前九个月收购矿产和特许权权益花费约4300万美元，并发行价值90万美元的普通股[215] 钻探活动调整 - 东得克萨斯州谢尔比槽地区的钻探活动放缓，XTO Energy打算将2019年剩余的钻探和完井活动推迟到2020年或更晚，BPX Energy减少开发并释放超10万英亩土地[145][146] 油价与气价预测 - EIA预测2019年WTI现货油价平均为56.26美元/桶，2020年为54.43美元/桶；2019年亨利枢纽现货天然气价格平均为2.57美元/百万英热单位，2020年为2.52美元/百万英热单位[148] - EIA预测2020年3月31日美国天然气库存将达1.8万亿立方英尺，比前五年平均水平高11%，比2019年3月水平高35%[153][155] 市场数据 - 2019年第三季度末，WTI现货油价为54.09美元/桶，亨利枢纽现货天然气价格为2.37美元/百万英热单位[150] - 2019年第三季度末，美国石油钻机数量为713台，天然气钻机数量为146台，总数为860台[151] 资产基础管理 - 公司通过积极管理现有矿产和特许权资产并进行收购来扩大资产基础，长期目标是增加储量、产量和运营现金流[141] - 截至2019年9月30日，公司的矿产和特许权权益位于美国41个州，拥有超6万口生产井的权益[142] 套期保值与衍生工具 - 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销售现金流的波动性[149] - 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个月最多90%，25 - 36个月最多70%，37 - 48个月最多50%；截至2019年9月30日，已对2019年和2020年可用石油和凝析油套期保值量的94%和71%、天然气套期保值量的87%和62%进行了套期保值[170] - 公司通过衍生工具部分减轻商品价格波动对运营现金流的影响，未来可能采用其他合约安排[166][168] 财务指标（季度） - 2019年第三季度调整后EBITDA为9616.2万美元，可分配现金流为8581.7万美元；2019年前九个月调整后EBITDA为2.9943亿美元，可分配现金流为2.65164亿美元[177] - 2019年第三季度石油和凝析油产量120.7万桶，同比降3.5%；天然气产量1981.6万立方英尺，同比增3.5%；当量产量45.1万桶油当量，同比增1.5%[179] - 2019年第三季度未含衍生品的石油和凝析油实现价格为56.55美元/桶，同比降14.5%；天然气实现价格为2.09美元/千立方英尺，同比降36.5%；当量实现价格为24.30美元/桶油当量，同比降25.9%[179] - 2019年第三季度石油和凝析油销售收入6825.5万美元，同比降17.5%；天然气和天然气液体销售收入4134万美元，同比降34.5%；租赁奖金和其他收入348.4万美元，同比降72.0%；客户合同收入1.13079亿美元，同比降28.5%；商品衍生品工具收益2429万美元，同比增长231.2%；总收入1.37369亿美元，同比降1.7%[179] - 2019年第三季度租赁运营费用435.6万美元，同比增3.0%；生产成本和从价税1587.7万美元，同比降10.0%；勘探费用6.4万美元，同比增88.2%；折旧、损耗和摊销2737.5万美元，同比降6.5%；一般和行政费用1418.9万美元，同比降35.7%[179] - 2019年第三季度总收入下降，原因是石油和凝析油销售、天然气和NGL销售以及租赁奖金和其他收入减少，商品衍生品工具收益部分抵消了总收入的下降[180] - 2019年第三季度石油和凝析油销售低于2018年第三季度，原因是商品价格和产量下降；2019年第三季度矿产和特许权使用费权益的石油和凝析油产量较2018年同期降2%，主要因Bakken/Three Forks和Eagle Ford产区产量下降[181] - 2019年第三季度天然气和NGL销售额低于2018年第三季度，因商品价格下降，不过产量增加部分抵消了影响，2019年和2018年9月30日止季度，矿权和特许权使用费权益产量分别占天然气产量的71%和60%[182] - 2019年第三季度商品衍生品工具实现收益，而2018年同期为亏损，2019年第三季度油气商品合约实现收益1360万美元、未实现收益1060万美元，2018年同期实现亏损980万美元、未实现亏损870万美元[184] - 2019年第三季度租赁奖金和其他收入低于2018年同期，2019年主要来自二叠纪盆地和巴肯/三叉趋势的租赁活动，2018年部分来自奥斯汀白垩、巴肯/三叉等趋势[185] - 2019年9月30日止季度租赁运营费用略有增加，主要因非运营工作权益井的非经常性服务相关费用增加[186] - 2019年9月30日止季度生产成本和从价税减少，主要因油气和凝析油、天然气和NGL销售额下降[187] - 2019年和2018年9月30日止三个月勘探费用极少[188] - 2019年9月30日止季度折旧、损耗和摊销减少，主要因损耗率降低的影响，部分被产量增加抵消[189] 财务指标（九个月） - 2019年9月30日止九个月与2018年同期相比，石油和凝析油产量增加0.2%、天然气产量增加13.1%、当量产量增加9.3%，但实现价格下降，石油和凝析油下降14.3%、天然气下降18.7%、当量下降19.0%[192] - 2019年9月30日止九个月总营收增加5.9%，主要因商品衍生品工具收益，不过油气和凝析油、天然气和NGL销售及租赁奖金和其他收入减少部分抵消了增长[192][194] 流动性与现金使用 - 公司主要流动性来源为运营产生的现金、信贷安排下的借款及股权和债务发行所得，主要现金用途为向单位持有人分配及业务投资[207] - 2017年4月1日至2018年3月31日替换资本支出估计为1300万美元，2018年4月1日至2019年3月31日为1100万美元，2019年3月31日后不再设定[209] - 2019年前九个月经营活动现金流为306310千美元，较2018年增加16591千美元；投资活动现金流使用为48833千美元，较2018年减少94892千美元；融资活动现金流使用为260925千美元，较2018年增加113730千美元[212] - 2019年非经营工作权益相关的总开发资本支出预算预计约为500万美元，截至9月30日已投资400万美元[214] - 信贷安排借款基数于2018年5月4日增至6亿美元，10月31日增至6.75亿美元，2019年10月23日降至6.5亿美元，截至9月30日未偿还借款为4.13亿美元，加权平均利率为4.30%[216] 储量与利率影响 - 降低2019年前九个月SEC商品定价10%，已探明储量将减少约1.9%[228] - 截至9月30日，衍生品合约有九个交易对手，穆迪评级均为Baa1或更高[229] - 截至9月30日，信贷安排未偿还借款4.13亿美元，利率每增加1%，九个月利息费用将增加310万美元[231] 普通股分配政策 - 董事会通过政策，在有足够运营现金且满足优先股分配后，每季度向普通股支付最低分配，但无法律或合同义务，且可随时更改政策[208] 未来融资计划 - 公司计划用运营现金、信贷安排借款、股权和债务发行收益为未来收购融资，长期用农场协议和内部现金流满足工作权益资本需求[209] 销售价格影响因素 - 公司石油销售价格受质量和位置差异影响，天然气销售价格因质量和位置差异与NYMEX报价不同[159][163]

公司概况 - 美国最大纯油气矿产和特许权所有者，拥有超2000万英亩矿产和特许权土地，权益覆盖41个州，集中在二叠纪、海恩斯维尔和巴肯地区[4] - 企业价值约37亿美元，2019年第二季度产量52.2万桶油当量/日，分销收益率约10.3%，现金流收益率约13.3%，内部人士持股超25%，传统所有者持股超80%[4] 市场分析 - 美国矿产市场规模约5000亿美元，上市公司企业价值占比2%，市场机会为98%[7] - 行业整合处于早期，市场高度分散，卖方有多种变现选择，私募股权需求将推动持续整合[8] 运营情况 - 2019年第二季度总产量44.7万桶油当量/日，较2018年第二季度增长约17%；特许权产量39.7万桶油当量/日，增长约28%[10] - 实现价格26.9美元/桶油当量，较2018年第二季度下降约17%；调整后息税折旧摊销前利润1.003亿美元，下降约8%；可分配现金流8720万美元，下降约12%[10] 股东回报 - 过去20年通过分红向投资者返还超33亿美元，至今投资资本回报率约3倍[14] 收购情况 - 自2017年初至2019年第二季度，通过多种方式进行收购，2018年收购1.5亿美元，二叠纪占比56%，海恩斯维尔占比36%；2019年上半年收购4200万美元，二叠纪占比53%，海恩斯维尔占比47%[16][17] 管理策略 - 拥有2000万英亩土地，约28%已租赁，72%未租赁，团队积极向运营商推广土地[18] 财务状况 - 融资来源多样，保持强大资产负债表，债务与过去12个月息税折旧摊销前利润比率低于同行平均水平[21][22] 关键优势 - 投资者可接触行业领先矿产组合，受益于商品价格上涨、开发加速和未来新兴项目[25][26] - 管理团队经验丰富[27]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度总产量首次突破50,000桶油当量/天，同比增长19% [8] - 2019年全年产量指引上调5%，预计为475,000至505,000桶油当量/天 [9] - 第二季度可分配现金流为9800万美元，每股0.48美元，维持每股0.37美元的分配，覆盖率为1.3倍 [13] - 第二季度调整后EBITDA为1.08亿美元 [24] - 债务总额为4.36亿美元，杠杆率为1.1倍 [25] - 第二季度石油和天然气收入为1.28亿美元，租赁奖金为670万美元 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度总产量为52.2桶油当量/天，环比增长12% [20] - 特许权使用费产量环比增长近20%，而工作权益产量按计划下降 [21] - 二叠纪盆地的产量增长显著，尤其是Delaware和Midland地区 [21] - 天然气价格环比下降16%，NGL价格也大幅下降 [22] - 第二季度新增5.25口净井，主要集中在Midland Delaware、Haynesville、Bakken和Eagle Ford地区 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地的钻井活动活跃，Midland和Delaware盆地各占三分之一 [10] - Shelby Trough地区的天然气价格低于2.20美元/百万英热单位，导致XTO和BP放缓活动 [15] - XTO计划暂停钻井12个月，专注于完成已钻未完成的井 [16] - BP将释放约100,000英亩的土地，公司计划吸引新运营商开发该地区 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过保持分配覆盖率和避免增量债务来改善业务 [14] - 公司计划吸引新运营商开发Shelby Trough地区，利用其多TCF的潜力 [19] - 公司对二叠纪盆地的长期增长持乐观态度，尽管近期市场波动 [33] - 公司将继续通过收购和回购活动优化资本结构 [13][52] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气价格低迷对Shelby Trough地区的经济性造成压力，但公司对其长期潜力保持信心 [15][18] - 公司预计二叠纪盆地的产量将继续增长，尽管Eagle Ford和Bakken地区可能面临下降 [32] - 公司对2020年的天然气价格持谨慎态度，目前仅对冲了50%的可用量 [49][50] 其他重要信息 - 公司第二季度新增471个水平钻井许可，主要集中在Midland和Delaware盆地 [12] - 公司通过回购计划回购了约400万美元的股票，并计划在未来季度继续回购 [52][53] 问答环节所有的提问和回答 问题: Shelby Trough地区的生产增长预期 - XTO的产量预计从2.5亿立方英尺/天增加到4亿立方英尺/天，预计在未来三个季度逐步实现 [30][31] - BP的产量预计在年底达到3.3亿立方英尺/天 [17] - 公司预计Shelby Trough地区的产量在2021年之前不会显著下降 [42] 问题: 二叠纪盆地的生产增长前景 - 公司预计二叠纪盆地的产量将继续增长，尽管Eagle Ford和Bakken地区可能面临下降 [32] - 公司对二叠纪盆地的长期增长持乐观态度，尽管近期市场波动 [33] 问题: 石油实现价格是否会随管道开通而改善 - 公司预计随着管道约束的缓解，二叠纪盆地的石油实现价格将有所改善 [34] 问题: 收购市场的现状 - 收购市场在夏季有所波动，Delaware盆地的价格高于Midland盆地 [38] - 公司今年80%的收购资金用于Delaware盆地 [39] 问题: Shelby Trough地区的净产量 - 公司Shelby Trough地区的产量几乎全部来自XTO和BP [40] 问题: 2020年生产增长展望 - 公司预计Shelby Trough地区的产量在2021年之前不会显著下降 [42] - 公司对Shelby Trough地区的长期潜力保持信心，尽管短期内可能面临挑战 [43][44] 问题: BP释放土地后的重新租赁进展 - 公司已与其他运营商进行初步接触，但尚未确定具体计划 [46] 问题: 上游行业的M&A活动 - 公司尚未看到上游行业M&A活动的显著增加 [48] 问题: 2020年对冲策略 - 公司目前仅对冲了50%的2020年天然气可用量，计划继续寻找机会 [49][50] 问题: 股票回购计划 - 公司计划在未来季度继续执行7500万美元的回购计划 [52][53]

公司股权与收购 - 2019年上半年，公司收购二叠纪盆地和东德克萨斯的矿产和特许权权益，现金支付4070万美元，以普通股支付90万美元[145] - 2019年第一季度支付分红后，96328836份次级单位于5月24日转换为普通股，普通股不再享有欠款权[146] - 截至2019年6月30日的六个月内，公司以220万美元回购136665份普通股，授权回购金额最高为7500万美元[147][148] - 截至2019年6月30日的六个月，公司在收购矿产和特许权权益上花费约4070万美元，并发行价值90万美元的普通股单位[220] 钻探活动与资源释放 - 预计东德克萨斯谢尔比海槽的钻探活动将暂时放缓，XTO Energy将暂停新钻探至2020年第三季度，BPX Energy释放超10万英亩土地[149] 能源价格预测与实际情况 - EIA预测2019年WTI原油现货均价为59.58美元/桶，2020年为63美元/桶；2019年亨利中心天然气现货均价为2.62美元/百万英热单位，2020年为2.77美元/百万英热单位[151] - 2019年第二季度末，WTI原油现货价格为58.20美元/桶，亨利中心天然气现货价格为2.42美元/百万英热单位[153] - 2019年第二季度未含衍生品的石油和凝析油实现价格为56.3美元/桶，天然气为2.6美元/千立方英尺，较2018年同期分别下降13.8%和16.4%[182] 钻机与库存情况 - 2019年第二季度末，美国石油钻机数量为793台，天然气钻机数量为173台，总钻机数量为967台[154] - EIA预计到10月底美国天然气库存将达3.8万亿立方英尺，比2018年10月高17%，比五年平均水平高2%[157] - 2019年第二季度末，美国天然气总存储量为2390（单位未提及）[158] 公司业绩评估指标 - 公司使用产量、商品价格、调整后息税折旧摊销前利润和可分配现金流等指标评估业绩[159] 公司对冲情况 - 截至2019年6月30日，公司已对冲2019年和2020年可用石油和凝析油对冲量的91%和72%，以及2019年和2020年可用天然气对冲量的86%和50%[172] 公司季度财务数据 - 2019年第二季度调整后EBITDA为1.08336亿美元，可分配现金流为9798.8万美元；2018年同期分别为1.0027亿美元和8723.8万美元[179] - 2019年第二季度石油和凝析油产量为131.6万桶，天然气产量为2059.4万立方英尺，较2018年同期分别增长11.2%和19.0%[182] - 2019年第二季度总收入为1.63618亿美元，较2018年同期的1.09309亿美元增长49.7%，主要因商品衍生品工具收益增加[182][183] - 2019年第二季度石油和凝析油销售为7407.2万美元，较2018年同期减少4.1%，因价格下降部分被产量增加抵消[182][184] - 2019年第二季度天然气和天然气液体销售为5364.2万美元，较2018年同期减少0.4%，因价格下降部分被产量增加抵消[182][185] - 2019年第二季度租赁奖金和其他收入为671.7万美元，较2018年同期减少42.0%[182] - 2019年第二季度商品衍生品工具收益为2918.7万美元，而2018年同期亏损3334.7万美元[182] - 2019年第二季度运营费用较2018年同期有所减少，其中勘探费用降幅达95.5%[182] - 2019年第二季度公司商品衍生工具实现收益，而2018年同期为亏损，2019年第二季度油气商品合约未实现收益2630万美元，2018年同期未实现亏损2710万美元[187] 公司上半年财务数据 - 2019年上半年总营收2.47424亿美元，较2018年同期的2.23803亿美元增长10.6%，主要因商品衍生工具亏损减少和天然气及天然气液体销售增加[196][197] - 2019年上半年油气产量增长，石油和凝析油产量242.4万桶，较2018年同期增长2.2%；天然气产量39209百万立方英尺，较2018年同期增长18.6%[196] - 2019年上半年石油和凝析油销售1.31776亿美元，较2018年同期下降12.3%，主要因实现价格下降，部分被产量增加抵消[196][198] - 2019年上半年天然气和天然气液体销售1.15282亿美元，较2018年同期增长7.6%，因产量增加，部分被实现价格下降抵消[196][200] - 2019年上半年商品衍生工具亏损1199.6万美元，较2018年同期的4968万美元减少75.9%[196] - 2019年上半年租赁奖金及其他收入1236.2万美元，较2018年同期下降23.6%[196] - 2019年上半年勘探费用30.8万美元，较2018年同期的674.8万美元下降95.4%，主要因费用构成不同[196][191][205] 公司资金情况 - 公司主要资金来源为运营现金流、信贷安排借款、股权和债务发行所得，主要用途为向单位持有人分配和业务投资[210] - 2019年上半年运营现金流增加，主要因运营资产和负债变动产生的现金流净增加以及商品衍生工具结算收到现金[213] - 2019年上半年经营活动产生的现金流为20097.6万美元，较2018年同期的17632.6万美元增加2465万美元[218] - 2019年上半年投资活动使用的现金流为4601.3万美元，较2018年同期的9125.9万美元减少4524.6万美元[218] - 2019年上半年融资活动使用的现金流为15647.1万美元，较2018年同期的8363.8万美元增加7283.3万美元[218] - 2019年非运营工作权益相关的总开发资本支出预算预计约为1000万美元，截至2019年6月30日的六个月已投资350万美元[216] 公司信贷与债务情况 - 截至2019年6月30日，公司信贷安排下的未偿还借款为4.36亿美元，加权平均利率为4.66%[221] - 截至2019年6月30日，公司信贷安排下有4.36亿美元未偿还借款，利率每增加1%，六个月的利息费用将增加220万美元[235] - 截至2019年6月30日，公司遵守所有债务契约[225] 公司衍生品交易对手情况 - 截至2019年6月30日，公司有九家衍生品合约交易对手，均被穆迪评为Baa1或更高评级[233] 价格变动对探明储量的影响 - 若将2019年6月30日止六个月的SEC商品定价降低10%，探明储量将比未调整的6月30日SEC定价情景减少约2%[232]

业绩总结 - Black Stone Minerals在2019年第一季度的总生产量为46.8 MBoe/d，同比增长约10%[11] - 2019年第一季度的特许权生产量为33.5 MBoe/d，同比增长约18%[11] - 2019年第一季度的可分配现金流为8170万美元，同比下降约2%[11] - 2019年第一季度的每单位普通分配（年化）为1.48美元，同比增长约18%[11] - 2019年第一季度的可分配现金流为81,660千美元，相较于2018年第一季度的83,416千美元下降了2.1%[54] - 2019年第一季度的可分配现金流每单位为0.397美元，较2018年第一季度的0.414美元下降了4.1%[54] 用户数据 - Black Stone Minerals在美国拥有超过2000万英亩的矿产和特许权，净权益为740万英亩[5] - BSM在2019年第一季度的净特许权使用费面积约为62,000英亩[26] - BSM在Midland和Delaware盆地的总矿产和特许权使用费面积约为725,000英亩[41] - 2019年第一季度，BSM在Haynesville/Bossier地区的净特许权使用费面积约为405,000英亩[36] - 在过去12个月中，BSM的许可证申请数量约为2,200个，占美国下48州总申请的约8%[31] 未来展望 - Black Stone Minerals的企业价值约为44亿美元，当前分配收益率约为8.3%[5] - Black Stone Minerals的运营成本和资本支出要求为零，提供了对未来油气开发活动的永久性看涨期权[6] - 截至2019年3月31日，BSM在Midland和Delaware盆地的钻井平台上分别有44和28个钻井机在运作[42] 新产品和新技术研发 - Black Stone Minerals的内部团队积极推动其20百万英亩的矿产资源与行业运营商合作[19] 市场扩张和并购 - 2018年，Black Stone Minerals的收购活动总额为4.98亿美元，2019年第一季度为2100万美元[16] - 自2018年以来，通过ATM发行的资金约为7300万美元[23] - 2017年11月发行的可转换优先股总额为3亿美元[23] - 自2017年初以来，直接向卖方发行的股权约为9500万美元[23] 负面信息 - 2019年第一季度的可分配现金流显示出下降趋势[54] - 2019年第一季度的总管理费用预计在6600万至7000万美元之间[51] - 2019年第一季度的折旧、耗竭和摊销费用未在文中具体列出，但对调整后的EBITDA有影响[54] - 2019年第一季度的利息费用和所得税费用未在文中具体列出，但对调整后的EBITDA有影响[54] - 2019年第一季度的资产退休义务的增值未在文中具体列出，但对调整后的EBITDA有影响[54] - 2019年第一季度的股权基础补偿未在文中具体列出，但对调整后的EBITDA有影响[54]

财务数据和关键指标变化 - 2019年第一季度总生产量为46,800桶油当量/天，处于全年指导范围中间，但较上一季度有所下降，主要因一次性费用影响，若剔除该影响，生产量将略高于全年指导范围上限48,000桶油当量/天 [14] - 第一季度现货油气价格较2018年第四季度下降，油价差异扩大，实现价格环比下降约15%，不过年初以来原油价格显著反弹，差异也有所收窄 [16] - 第一季度油气收入约1.2亿美元，租赁奖金560万美元，租赁奖金低于全年3000 - 4000万美元的指导范围 [17] - 第一季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为9500万美元，可分配现金流为8200万美元，季度单位分配为0.37美元/单位，年化后为1.48美元/单位，分配覆盖率略低于1.1倍 [18] - 截至季度末，公司债务为4.35亿美元，债务与过去12个月EBITDAX比率低于1.1倍，流动性为2.4亿美元，基于6.75亿美元的借款基础，上周五循环信贷余额已降至4亿美元以下 [18][19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2019年第一季度净新增油井6.1口，较2018年同期的5.3口增加15%，其中约一半来自米德兰、特拉华和海恩斯维尔地区，巴肯和鹰福特地区贡献次之，其余来自其他资产组合 [7] - 第一季度末，共有119台钻机在作业，其中三分之一以上在米德兰盆地，四分之一在特拉华盆地，海恩斯维尔地区有15台钻机，巴肯、鹰福特和SCOOP/STACK地区共有20台钻机，其他地区有15台钻机 [8][9] - 第一季度收购了约2100万美元的资产，其中约60%在东得克萨斯州，其余在特拉华盆地 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续寻找收购机会，预计2019年可轻松投入1.5亿美元进行收购 [10][22] - 公司尝试调整租赁交易结构，减少前期租赁奖金，增加明确的油井承诺，以实现双赢，但可能影响租赁奖金收入 [17] - 随着2015年IPO时发行的次级单位转换期结束，次级单位将按1:1转换为普通股，这将简化公司资本结构，增加单位交易流动性 [12] - 行业内对矿产和特许权业务的关注度增加，公司认为这将为其带来机会 [13][19] - 尽管行业竞争激烈，但公司过去五年成功部署资本，购买了高质量资产，表现优于预期，目前尚未受到竞争影响 [41] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第一季度表现稳健，基础业务运营良好，对未来发展充满信心，认为公司资产优质，管理团队经验丰富，财务状况良好 [7][13] - 预计2019年米德兰和特拉华地区全年活动活跃，公司处于发展曲线前端 [35] - 若天然气价格在未来五年保持在250 - 350区间，公司对谢尔比槽地区的油井钻探数量有较好的预期 [46] 其他重要信息 - 胡椒杰克油井已完成钻探并生产数周，目前因安装油管而关闭，预计本周末恢复生产，下次财报电话会议将提供更多数据 [36][37] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 次级单位转换后，分配政策和覆盖率是否有变化？ - 公司分配政策无实质变化，虽本季度覆盖率较以往略低，但仍会保留部分现金流用于资产负债表管理和收购资金，以实现稳定且增长的分配 [21] 问题2: 收购市场前景如何，2019年收购规模是否与2018年相似，收购资金来源是现金还是股权？ - 第一季度收购市场较预期缓慢，但目前市场有所开放，预计2019年可轻松投入1.5亿美元进行收购 股权一直是收购资金的一部分，过去几年公司使用股权收购取得了很大成功，卖方接受股权有诸多好处，公司希望未来继续利用股权进行收购 [22][23][24] 问题3: 收入应计调整是否包含在全年指导范围内，下次指导更新的重点关注内容有哪些？ - 应计调整未包含在指导范围内，公司需在年内加快进度弥补影响 指导范围内预计谢尔比槽地区会有部分油井关闭，目前重点关注租赁奖金情况，将在第二季度更新指导 [28] 问题4: 放弃部分前期租赁奖金以换取更多开发保障的策略实施了多久？ - 该策略不仅涉及透明度和控制权，还与不同地区的经济情况有关 公司在历史上，尤其是大型交易中，会采用与行业不同的钻探承诺结构，有时会减少奖金收入以换取更多油井承诺 [32][33] 问题5: 二叠纪地区的活动情况如何，是否与其他E&P公司的完井计划一致？ - 公司在二叠纪地区全年活动稳定，随着全面开发的推进，活动可能会变得更加集中 预计2019年米德兰和特拉华地区全年活动活跃 [35] 问题6: 胡椒杰克油井的最新情况如何？ - 油井已完成钻探并生产数周，目前因安装油管而关闭，预计本周末恢复生产，下次财报电话会议将提供更多数据 [36][37] 问题7: 次级单位转换后，分配增长预期如何？ - 公司此前表示，预计未来可预见的时间内分配增长率为3% - 5%，公司会努力实现更好的增长 [40] 问题8: 行业竞争是否影响公司的投资机会和回报率？ - 尽管行业竞争激烈，但公司过去五年成功部署资本，购买了高质量资产，表现优于预期，目前尚未受到竞争影响 [41] 问题9: 新闻稿中提到的奥斯汀白垩层位于哪里？ - 位于得克萨斯州泰勒县，公司在该地区拥有大量矿产资源，同时在路易斯安那州也有重要的白垩层资源 [44] 问题10: 公司对谢尔比槽地区的运营商活动有多少可见性？ - 公司与谢尔比槽地区的运营商合同以油井数量为基础，并设有相关激励机制 若天然气价格在未来五年保持在250 - 350区间，公司对该地区的油井钻探数量有较好的预期 [46] 问题11: 自第四季度更新以来，钻机数量有何变化，运营商在公共和私人公司之间的分布情况如何，过去6 - 12个月有何变化？ - 公司整体活跃钻机数量较上一季度略有增加，主要资源产区（二叠纪、海恩斯维尔、巴肯和鹰福特）的钻机数量增加，其他地区略有减少 二叠纪地区以公共公司为主，路易斯安那州海恩斯维尔地区以私募股权支持的公司为主，谢尔比槽地区主要有BP和埃克森美孚XTO两家运营商，巴肯地区公私混合但公共公司占主导，鹰福特地区主要由公共公司主导，传统领域则以私人运营商为主 [49][50][51]

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，涵盖超过60,000口生产井[138] - 2019年第一季度，公司以2000万美元现金和90万美元普通单位收购了Permian盆地和东德克萨斯的矿产和特许权权益[139] - 公司与开发合作伙伴达成协议，转让PepperJack A1井75%的工作权益，获得640万美元的钻井成本补偿和100万美元的期权费用[141] 商品价格预测 - 公司预计2019年WTI原油平均价格为58.80美元/桶，2020年为58.00美元/桶；2019年Henry Hub天然气平均价格为2.82美元/MMBtu，2020年为2.77美元/MMBtu[146] 钻机和库存数据 - 2019年第一季度美国旋转钻机总数为1,006台，其中石油钻机816台，天然气钻机190台[151] - 截至2019年3月31日，美国天然气库存为1.2万亿立方英尺，为2014年以来的最低水平[153] - 公司预计2019年10月31日天然气库存将达到3.7万亿立方英尺，比五年平均水平低1%[153] 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）来管理石油和天然气销售现金流的波动性[147] - 公司2019年第一季度已对冲92%的可用石油和凝析油产量以及92%的可用天然气产量[169] - 2019年第一季度，公司因石油商品合约的未实现亏损，导致商品衍生工具净亏损3930万美元，其中包括460万美元的现金收入，而2018年同期净亏损为1450万美元[183] 财务表现 - 公司2019年第一季度石油和凝析油产量为1,108 MBbls，同比下降6.9%[178] - 2019年第一季度天然气产量为18,615 MMcf，同比增长18.3%[178] - 2019年第一季度石油和凝析油销售收入为5.77亿美元，同比下降20.9%[178] - 2019年第一季度天然气和天然气液体销售收入为6.16亿美元，同比增长15.8%[178] - 公司2019年第一季度总收入为8.38亿美元，同比下降26.8%[178] - 公司2019年第一季度石油和凝析油实现价格为每桶52.08美元，同比下降15.1%[178] - 公司2019年第一季度天然气实现价格为每Mcf 3.31美元，同比下降2.1%[178] - 公司2019年第一季度调整后EBITDA为9.49亿美元，与2018年同期基本持平[175] - 公司2019年第一季度可分配现金流为8.14亿美元，同比下降2.5%[175] 成本和费用 - 2019年第一季度，公司租赁奖金和其他收入较2018年同期有所增加，主要来自Woodbine、Haynesville Shale和Wolfcamp地区的租赁活动[184] - 2019年第一季度，公司租赁运营费用增加，主要由于非运营工作权益井的维修和其他服务相关费用增加[185] - 2019年第一季度，公司生产成本和从价税减少，主要由于税收抵免、商品价格下降以及年末应收款余额的调整，部分被天然气产量增加所抵消[186] - 2019年第一季度，公司折旧、损耗和摊销减少，主要由于损耗率下降，部分被产量增加所抵消[188] - 2019年第一季度，公司一般和行政费用增加，主要由于激励薪酬计划相关成本增加[189] - 2019年第一季度，公司利息费用增加，主要由于信贷额度借款增加和利率上升[191] 现金流 - 2019年第一季度，公司经营活动产生的现金流增加，主要由于运营资产和负债的变化以及商品衍生工具结算的现金流入[195] - 2019年第一季度，公司投资活动使用的净现金减少，主要由于收购和油气资产支出减少以及农场协议收入增加[196] - 2019年第一季度，公司融资活动使用的现金流增加，主要由于向普通和次级单位持有人的分配增加以及信贷额度净借款减少[197] 信用和债务 - 公司有9个交易对手方，均获得Moody's评级Baa1或以上[216] - 公司主要信用风险来自运营商的应收账款[217] - 截至2019年3月31日，公司有4.35亿美元的未偿还借款，加权平均利率为4.75%[218] - 利率每上升1%，将导致利息支出增加110万美元，假设债务保持不变[218] 公司战略 - 公司董事会授权回购最多7500万美元的普通单位，截至2019年3月31日尚未进行任何回购[144] - 公司的主要业务目标是通过积极管理和收购矿产和特许权权益来增加储量、产量和运营现金流，同时向股东支付增长的季度分配[137]

业绩总结 - Black Stone Minerals在2018年总生产量为46.3 MBoe/d，同比增长约25%[11] - 2018年特许权生产量为32.1 MBoe/d，同比增长约45%[11] - 2018年调整后EBITDA为4.19亿美元，同比增长约35%[11] - 2018年可分配现金流为3.68亿美元，同比增长约35%[11] - 2018年每单位普通分配为1.39美元，同比增长约13%[11] - 2018年全年净收入为19,360千美元，相较于2017年的164,138千美元下降了88.2%[54] - 2018年可分配现金流为69,395千美元，较2017年的96,737千美元下降了28.3%[54] - 2018年资本支出估算为11,000千美元，较2017年的13,000千美元有所减少[54] 用户数据 - Black Stone Minerals在美国拥有超过2000万英亩的矿产和特许权，净权益为740万英亩，涉及41个州和64个生产盆地[5] - BSM在Midland和Delaware盆地的净特许权使用面积约为62000英亩[26] - BSM在Haynesville/Bossier地区的净特许权使用面积约为405000英亩，过去12个月内申请的许可证为123个，占25%[36] - BSM在Bakken/Three Forks地区的净特许权使用面积约为114000英亩，过去12个月内申请的许可证为237个，占17%[45] - BSM在Eagle Ford地区的净特许权使用面积约为35000英亩，过去12个月内申请的许可证为73个，占4%[49] 市场扩张与并购 - 2018年收购总额为4.98亿美元，其中Permian地区占56%[16] - 自IPO以来，BSM在Permian的收购已购买超过4.4亿美元的资产[26] - BSM在过去12个月内的总许可证申请约为2100个，其中约8%是在BSM的土地上申请的[31] 财务状况 - Black Stone Minerals的企业价值约为44亿美元，当前分配收益率约为8.3%[5] - BSM在2018年保持了强劲的资产负债表，债务与TTM EBITDA比率为2.5倍[23] - 自2018年以来，通过ATM发行的资金约为7300万美元[23] - 2017年11月发行的可转换优先股总额为3亿美元[23] - 自2017年初以来，直接向卖方发行的股权约为9500万美元[23] 负面信息 - 2018年三个月的未实现（损失）收益为(11,691)千美元[54] - 2018年三个月的资产销售净损失为(1)千美元[54] - 2018年三个月的现金利息支出为(5,250)千美元[54] 其他信息 - 公司在过去20年中向投资者返还超过30亿美元的分配[12] - Black Stone Minerals的矿产市场规模约为5000亿美元，市场机会为98%[8]