财务数据和关键指标变化 - 第四季度石油、天然气和天然气液体收入为8390万美元，环比第三季度增长21.2%，创公司纪录 [11] - 第四季度综合调整后EBITDA为6900万美元，环比增长约24%，创纪录 [13] - 第四季度净收入约为1780万美元，归属于普通单位的净收入约为980万美元，而上一季度分别为1850万美元和1360万美元 [31] - 第四季度一般及行政费用为910万美元，其中现金G&A费用为580万美元，扣除约80万美元与第三季度收购相关的整合费用后，现金G&A每桶油当量为2.25美元 [31] - 截至2023年12月31日，公司拥有约2.558亿美元未提取的循环信贷额度 [14] - 2023年全年，公司支付了每普通单位1.73美元的税收优惠季度分配，并偿还了约4990万美元的信贷额度 [9] - 公司宣布第四季度每普通单位现金分配为0.43美元，相当于可分配现金的75%，剩余25%将用于偿还部分循环信贷借款 [32] - 公司净债务与过去12个月综合调整后EBITDA的比率为1倍 [117] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度日均产量为24,332桶油当量（按6:1换算），创纪录，环比第三季度有机增长3.4% [30] - 截至2023年12月31日，公司主要资产拥有807口总待完工井（DUCs）或4.55口净待完工井，以及727口总许可井位或3.83口净许可井位 [30] - 不包括小型资产，待完工井和许可井位估计可额外增加15% [12] - 公司净待完工井和许可井位为8.4，而维持产量平坦所需的水平为5.8，表明有充足的增产机会 [20] - 2024年产量指引中点为每日24,000桶油当量 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度末，公司土地上活跃的钻井平台数量为98台，约占美国大陆所有陆地钻井平台市场份额的16.3% [12] - 目前活跃钻井平台中，略超50%位于二叠纪盆地，17%位于中陆地区，13%位于海恩斯维尔，8%位于鹰福特，6%位于威利斯顿 [97] - 与第三季度相比，二叠纪盆地减少了6台钻机，但鹰福特盆地增加了6台钻机 [94] - 海恩斯维尔盆地在公司业务中的占比已降低，目前仅占运行钻机的13% [88] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司认为其仍处于行业整合的早期阶段，并将积极寻找符合其收购标准的标的 [10] - 公司估计美国石油和天然气矿产权益市场总规模接近1万亿美元，而公开上市公司仅占整体市场规模的低个位数百分比 [19][116] - 公司致力于成为美国高度分散的油气矿产权益领域的主要整合者 [116] - 公司收购策略没有地理或商品限制，专注于为投资者寻找风险调整后回报最佳的资产 [50][70] - 公司注意到，近期家族办公室越来越多地参与矿产投资，推动了小型交易的整合 [61] - 公司认为，运营商的整合将带来更自律的增长方式，并最终使矿产所有者受益 [43][66] - 公司发现，规模较小的地面收购交易竞争激烈、价格昂贵，而一些较大的交易机会在定价上反而更具效率 [68][80] - 对于收购标的，公司更看重资产当前现金流的增值性以及未来的上升潜力，而非单纯的资产规模 [78][102] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对行业和公司前景非常乐观，认为持续增长和提升股东价值的机会具有长期前景 [33] - 鉴于活跃钻井平台数量以及从多个运营商处听到的关于2024年（尤其是二叠纪盆地）预期开发活动的评论，公司对持续强劲开发的前景充满信心 [14] - 管理层对近期资产开发的催化剂感到比以往任何时候都更有信心 [20] - 公司认为二叠纪盆地的生产商总体将保持产量持平，部分会增长，而公司的资产增长预计将优于平均水平 [21] - 在天然气方面，管理层看到一些运营商削减资本支出和产量指引，这在该价格环境下被认为是合理的，可能导致天然气产量增长放缓或维持产量持平的能力下降 [53] - 公司2024年的产量指引反映了对当前市场环境（特别是天然气价格低迷和波动）的保守且现实的看法 [64][82][106] - 由于公司资产组合中拥有大量待完工井，即使钻井活动不增加，也有望在2024年保持天然气产量大致持平 [88] 其他重要信息 - 公司自首次公开募股以来，日均产量已从3,116桶油当量增长至24,332桶油当量，增幅达681% [116] - 2023年，公司完成了迄今为止最大规模的收购，该收购立即增加了每普通单位的可分配现金流，并极大地巩固了二叠纪盆地作为其领先产区的地位 [27] - 2023年12月8日，公司将循环信贷融资的借款基础和总承诺额度从4亿美元提高至5.5亿美元 [117] - 截至2023年12月31日，公司循环信贷项下未偿债务约为2.942亿美元 [117] - 公司上一季度分配中93%为非应税收入，但未来税收情况将取决于油价和气价走势，因此不再提供具体税收指引 [107][108] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于并购机会和市场看法 [49][60] - 公司认为行业整合仍在早期阶段，并将继续受益于活跃的卖方渠道，包括越来越多的家族办公室 [10][37][61] - 公司收购策略没有地理限制，但近期二叠纪盆地交易活跃，公司因此受益，而天然气资产持有者可能因价格低迷而暂缓出售 [50][63][71] - 今年并购起步较慢，未看到特别有吸引力的大型资产包，但去年初情况类似，最终2023年却是公司历史上最活跃的一年 [51] 问题: 关于运营商整合对公司业务的影响 [41][66] - 公司认为运营商整合将带来更自律的增长方式，有利于资产由资产负债表更强、流动性更好的公司开发，最终使矿产所有者受益 [43][66] - 预计整合后的运营商更有能力维持产量水平，但除非发生重大宏观事件推高油价气价，否则很难再现过去几年页岩气的爆发式增长 [66] 问题: 关于Long Point资产整合后的机会 [44][45] - Long Point资产整合顺利，团队专业且支持度高 [45] - 未观察到小型并购机会因此增加，小型交易价格竞争依然激烈 [45] - 对该资产的未来产量和价值增长充满信心，因其拥有大量待完工井和许可井位 [46] 问题: 关于2024年活动预期和待完工井情况 [72][73] - 从运营商处听到的主要信息是希望维持产量水平，尤其是在二叠纪盆地的石油方面 [73] - 由于公司近年收购的资产拥有相对于维持产量所需水平不成比例的大量待完工井，预计其资产组合的表现将相对优于美国本土48州的整体增长水平 [74] - 历史上看，预计净待完工井在未来12至18个月内（更接近12个月）会接近100%完成，但当前市场环境下的指引考虑了波动性，显得相对保守 [81][82] 问题: 关于天然气价格低迷对生产和资产的影响 [86][88] - 由于公司在天然气盆地拥有大量待完工井，即使不增加钻井，也有望在2024年保持天然气产量大致持平 [88] - 海恩斯维尔盆地目前对公司业务的重要性已降低 [88] - 阿巴拉契亚地区产量占比较小，预计未来12-18个月运营商也将以维持产量水平为目标 [106] 问题: 关于税收优势分配的未来预期 [107][108] - 公司已停止提供具体的税收指引，因为其取决于波动的油价和气价 [108] - 建议以第四季度的数据（93%非应税）为基准，并根据未来的油气价格走势进行调整 [108] 问题: 关于鹰福特盆地活动增加的原因 [109][94] - 鹰福特盆地的运营商主要是私人公司，而非上市公司 [94] - 第四季度，二叠纪盆地减少了6台钻机，但鹰福特盆地增加了6台钻机，显示出多元化矿产权益业务的优势 [94][110] 问题: 关于理想的收购标的规模 [56][78] - 对公司而言，资产规模不如资产当前现金流的增值性和未来的上升潜力重要 [78] - 规模低于2500万或5000万美元的交易因吸引大量买家关注而竞争激烈，公司常被挤出这些交易 [102] - 公司希望与卖家达成双赢，并重视与重复卖家的合作关系 [79]

财务数据关键指标变化：收入与利润 - 第四季度2023年石油、天然气和NGL收入为8390万美元，较第三季度2023年增长21.2%[6] - 2023年第四季度石油、天然气和NGL总收入为8394.9万美元，较2022年同期的6442.1万美元增长30.4%[41] - 2023年全年总营收为29.4069亿美元，较2022年的24.8059亿美元增长18.5%[43] - 2023年第四季度归属于普通单位的净收入为977.3万美元，摊薄后每股收益为0.14美元[41] - 2023年全年净收入为8.3006亿美元，较2022年的13.0794亿美元下降36.5%[43] - 2023年第四季度净收入为1.7828亿美元，较2022年同期的3.5248亿美元下降49.4%[51] - 第四季度2023年合并调整后EBITDA为6900万美元，较第三季度2023年增长23.7%[6] - 2023年第四季度归属于公司的调整后EBITDA为5.3805亿美元，较2022年同期的3.7197亿美元增长44.7%[48] - 2023年第四季度普通单位可分配现金为4.2393亿美元，较2022年同期的3.4616亿美元增长22.4%[49] 财务数据关键指标变化：成本与费用 - 2023年第四季度折旧与折耗费用为3619.6万美元，生产与从价税为565.8万美元[41] - 2023年全年折旧与折耗费用为9.6477亿美元，较2022年的5.0086亿美元增长92.6%[43] - 2023年全年利息支出为2.5951亿美元，较2022年的1.3818亿美元增长87.8%[43] - 2023年全年油气资产减值损失为1.822亿美元，而2022年无此项损失[43] 运营表现：产量与产能 - 第四季度2023年运行速率日产量达到创纪录的24,332桶油当量/天，较第三季度2023年有机增长3.4%[2][6] - 公司优越的五年平均已证实已开发产量递减率仅为14%，每年仅需约5.8口净井即可维持产量持平[2][28] - 公司2024年净产量指导范围为每日22.5至25.5千桶油当量，其中石油占比32%至36%，天然气占比48%至52%[32] 运营表现：资产与储备 - 截至2023年12月31日，公司主要资产拥有8.38口净已钻未完井及获许可井位，高于维持产量持平所需的5.8口净井[6] - 2023年底已证实已开发储量同比增长约41%，超过6500万桶油当量[25] - 公司投资组合审查确定12,417口总井和79.09口净井为主要上行钻井位置，加上次要资产估计总净位置达93.05个[27] - 截至2023年12月31日，公司主要资产净井位库存总计79.09个，其中二叠纪盆地净井位最多，为32.14个[29] 运营表现：市场与合约 - 截至2023年12月31日，公司地块上有98台活跃钻机，占美国大陆钻机市场份额的16.3%[6][22] - 截至2023年12月31日，公司固定价格互换合约覆盖2024年第一季度石油143,871桶，加权平均固定价格为每桶81.92美元[31] 财务与资本结构 - 公司担保循环信贷额度借款基础增至5.5亿美元，净债务与过去十二个月合并调整后EBITDA比率约为1.0倍[2][12][19] - 截至2023年12月31日，公司总资产为13.3779亿美元，其中油气资产净值为12.2166亿美元[39] - 截至2023年12月31日，公司长期债务为2.942亿美元[39] - 截至2023年12月31日，净债务为26.92亿美元，与过去十二个月合并调整后EBITDA的比率为1.0倍[55] 股东回报与分配政策 - 宣布第四季度2023年每普通单位现金分配为0.43美元，基于2024年2月20日收盘价年化收益率约为11.2%[12] - 2023年第四季度普通单位可分配现金为每股0.57美元，但宣布的分配额为每股0.43美元[51] - 公司计划将每个季度预计可分配现金的75%用于季度分配，25%用于偿还循环信贷额度下的借款[32] 管理层讨论和指引 - 2024年单位成本指导中，现金G&A为每桶油当量2.50至2.70美元，折旧与折耗为每桶油当量10.00至14.00美元[32]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度收入为69.2百万美元,较上季度增加21.5% [18] - 第三季度日均产量为19,777 BOE/天,较上季度增加13% [18] - 第三季度产品组合中液体占比为49%,较上季度46%有所提升 [12] - 第三季度现金G&A费用为每BOE 2.55美元,创下公司历史新低 [23] - 第三季度调整后EBITDA为55.8百万美元,较上季度45百万美元有大幅增长 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在主要资产上拥有909口在钻井(5.4口净井)和805口已获得许可的井位(3.94口净井) [20] - 公司在美国陆地钻井市场的份额达到17%,创历史新高 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在最近收购的中部地区资产方面,尚未有足够数据评估许可转化为投产的情况 [98][99] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将继续扮演油气版税资产领域的主要整合者角色 [14][15] - 公司在M&A市场上保持谨慎和选择性,寻找最佳资产以最大化股东回报 [89][90][91][92][93][94][95] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对未来增长前景持乐观态度,但在发布指引时仍保持谨慎 [39][40][41][42][43] - 公司将继续保持稳健的资产负债表,维持75%的分红支付比例 [72][73][74][75][76][77][78][79][80][81] - 公司将继续保持系统性的套期保值策略,以管理财务杠杆风险 [78][79][80][81] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Derrick Whitfield 提问** 公司未来的增长轨迹如何,鉴于现有的在手井数远超维持产量所需 [36][37][40][41][42][43] **Davis Ravnaas 回答** 公司对未来增长前景持乐观态度,但在发布指引时仍保持谨慎,因为作为版税公司无法完全控制产量变化 [39][40][41][42][43] 问题2 **John Abbott 提问** 公司分红中非税部分的未来走势如何 [58][59][60][61][62][63][64][65][66][67] **Davis Ravnaas 和 Blayne Rhynsburger 回答** 非税分红比例将随商品价格波动而变化,公司可以考虑提供更多未来指引 [61][62][63][64][65] 问题3 **Trafford Lamar 提问** 随着负债率下降,公司是否考虑提高分红支付比例 [72][73][74][75][76][77] **Davis Ravnaas 回答** 公司目前维持75%的分红支付比例,未来可能会适当提高,但目前仍希望优先偿还债务 [72][73][74][75]

资产与矿区权益 - 截至2023年9月30日，公司拥有约1220万英亩的总矿产和特许权权益，以及约470万英亩的总覆盖特许权权益[127] - 公司约55%的总英亩数位于二叠纪盆地和中大陆地区[127] - 截至2023年9月30日，公司权益覆盖超过12.7万口总井，其中二叠纪盆地超过4.9万口[130] - 截至2023年9月30日，公司权益土地上总已钻未完井为909口，总已获许可位置为805口[131] 产量与运营数据 - 截至2023年9月30日，公司平均日产量为19,777桶油当量/天[130] - 二叠纪盆地是最大产区，平均日产量为7,493桶油当量/天，拥有49,735口总井[130] - 截至2023年9月30日，公司土地上活跃钻机总数为99台，较2022年同期的79台增长25.3%[160] - 第三季度总产量为1,819,457桶油当量，同比增长440,813桶或32.0%[182] - 前三季度总产量为5,051,030桶油当量，同比增长909,362桶或22.0%[195] 收入与利润（同比变化） - 2023年第三季度净收入为1848万美元，较2022年同期的4385万美元下降57.8%[168] - 2023年前九个月净收入为6518万美元，较2022年同期的9555万美元下降31.8%[168] - 第三季度油气及NGL收入为6920万美元，同比下降470万美元或6.4%[179] - 前三季度油气及NGL收入为1.836亿美元，同比下降3390万美元或15.6%[194] 成本与费用（同比变化） - 2023年第三季度折旧和折耗费用为2306万美元，是2022年同期1133万美元的两倍以上[168] - 第三季度折旧与折耗费用为2310万美元，同比增长1180万美元或104.2%[187] - 第三季度利息费用为670万美元，同比增长82.2%，主要因加权平均利率上升3.1%及债务余额增加[192] - 生产及从价税：截至2023年9月30日的九个月为1470万美元，较去年同期的1350万美元增加120万美元[201] - 折旧与折耗费用：截至2023年9月30日的九个月为6030万美元，较去年同期的3340万美元增加2690万美元[202] - 营销及其他扣减：截至2023年9月30日的九个月为920万美元，较去年同期的1060万美元减少140万美元[204] - 一般及行政费用：截至2023年9月30日的九个月为2660万美元，较去年同期的2190万美元增加470万美元[205] - 利息支出：截至2023年9月30日的九个月为1850万美元，较去年同期的990万美元增加，主要因加权平均利率上升3.8%及债务余额增加[208] - 所得税费用：截至2023年9月30日的九个月为240万美元，去年同期为190万美元[209] 现金流 - 经营活动现金流：截至2023年9月30日的九个月为1.150亿美元，较去年同期的1.280亿美元减少1300万美元[217][218] - 投资活动现金流：截至2023年9月30日的九个月，现金使用为2.461亿美元，主要用于MB Minerals和LongPoint收购相关成本4.901亿美元[217][219] 调整后EBITDA与可分配现金 - 2023年第三季度调整后EBITDA为5577万美元，较2022年同期的4752万美元增长17.4%[168] - 2023年第三季度归属于Kimbell Royalty Partners, LP的调整后EBITDA为4349万美元，较2022年同期的4157万美元增长4.6%[168] - 2023年第三季度普通单位可分配现金为3808万美元，较2022年同期的3791万美元微增0.4%[168] - 2023年前九个月调整后EBITDA为1.4307亿美元，较2022年同期的1.4503亿美元下降1.4%[168] - 2023年前九个月归属于Kimbell Royalty Partners, LP的调整后EBITDA为1.1178亿美元，较2022年同期的1.2684亿美元下降11.9%[168] - 2023年前九个月普通单位可分配现金为9839万美元，较2022年同期的1.1671亿美元下降15.7%[168] 实现价格与折耗率 - 第三季度平均实现油价为81.53美元/桶，同比下降12.0%；天然气为2.21美元/Mcf，同比下降68.1%[183] - 第三季度每桶油当量折耗率为12.62美元，同比增加4.56美元[188] - 前三季度平均实现油价为76.17美元/桶，同比下降19.7%；天然气为2.66美元/Mcf，同比下降57.3%[196][197] - 平均折耗率：截至2023年9月30日的九个月，每桶平均折耗率为11.88美元，较去年同期的每桶7.84美元增加4.04美元[203] 收购与融资活动 - 2023年5月17日，公司完成MB Minerals Acquisition，现金对价约4880万美元，并发行了5,369,218个OpCo普通单位等[136] - 2023年9月13日，公司完成LongPoint Acquisition，现金交易价值约4.55亿美元[137] - 2023年9月13日，公司完成325,000个A系列优先单位的私募，获得总收益3.25亿美元[138] - A系列优先单位的持有人有权获得每年6.0%的累积季度分派[139] - A系列优先股转换价格设定为每股15.07美元，转换触发条件为普通股收盘价至少达到转换价格的130%[142] - 公司有权在A系列优先股发行两周年后强制转换，条件之一是普通股收盘价至少达到转换价格的160%[143] - A系列优先股的最低内部收益率要求为：发行后五年内12.0%，第五至第六年13.0%，第六年后14.0%[145] - 公司于2023年8月7日完成公开发行，出售8,337,500个普通单位，获得净收益约1.107亿美元[148] - 公司将2023年股权融资净收益中的约9000万美元用于偿还担保循环信贷下的借款[148] 分配与分派 - 公司宣布截至2023年9月30日的季度，普通单位及运营公司普通单位的季度现金分配为每单位0.51美元[149] - 公司宣布截至2023年9月30日的季度，A系列优先股的季度现金分配约为100万美元[150] 商品价格环境 - 2023年前九个月，WTI原油价格区间为每桶66.61美元至93.67美元，亨利港天然气价格区间为每百万英热单位1.74美元至3.78美元[154] - 2023年第三季度，WTI原油平均价格为每桶82.25美元，天然气平均价格为每百万英热单位2.59美元[156] 其他收入与损益项目 - 前三季度租赁奖金及其他收入为500万美元，同比增加300万美元[199] - 商品衍生工具净收益：截至2023年9月30日的九个月，按市值计价收益为1100万美元，结算损失为480万美元；而去年同期为按市值计价损失300万美元，结算损失4320万美元[200] 资产减值与会计政策 - 公司在截至2023年9月30日的三个月和九个月内未记录油气资产减值[174] - 公司关键会计政策及相关估计与2022年10-K表披露相比无重大变化[233] - 公司对收益和分配的税务处理估计基于对运营公司资本结构、收益及其分配金额的假设[229] 债务与利率风险 - 截至2023年9月30日，公司担保循环信贷项下未偿还借款总额为3.104亿美元[242] - 利率每上升1%，公司年利息支出可能增加约310万美元[242] 风险与风险管理 - 公司商品衍生品合约涉及五个交易对手方，其中四个也是其担保循环信贷的贷款方[239] - 公司未将任何衍生品合约指定为会计对冲工具，其公允价值变动将计入当期损益[238] - 公司面临商品价格风险，已通过固定价格互换合约来降低油价和天然气价格波动对收入的影响[235][236] - 公司作为矿产和特许权权益所有者，无法控制基础资产的油气产量或销售方式[241] 其他重要事项 - 截至2023年9月30日，公司无任何表外安排[234] - 2022年1月1日至2023年9月30日期间，美国通胀未对公司经营业绩产生重大影响[243]

Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended June 30, 2023 OR ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission file number: 001-38005 Kimbell Royalty Partners, LP (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware (State or other jurisd ...

Kimbell Royalty Partners, LP (NYSE:KRP) Q2 2023 Results Conference Call August 2, 2023 11:00 AM ET Company Participants Rick Black - IR Bob Ravnaas - Chairman and CEO Davis Ravnaas - President and CFO Matthew Daly - COO Conference Call Participants Derrick Whitfield - Stifel Trafford Lamar - Raymond James Operator Greetings, and welcome to the Kimbell Royalty Partners Second Quarter Earnings Conference Call. [Operator Instructions] As a reminder, this conference is being recorded. It is now my pleasure to i ...

矿产和特许权权益 - 公司拥有约1150万英亩矿产和特许权权益及约470万英亩覆盖特许权权益[113] - 公司约52%的总面积位于二叠纪盆地和中陆地区[113] - 公司权益覆盖124,977口总井数，其中二叠纪盆地有48,407口井[114] - 二叠纪盆地拥有416口总已钻未完井(DUCs)和369口总许可井[115] 产量和运营数据 - 公司日均产量为17,215桶油当量/天，其中Terryville/Cotton Valley/Haynesville地区产量最高达4,555桶油当量/天[114] - 总产量同比增长12.7%至158.04万桶油当量，日均产量达1.72万桶油当量[153][155] - 2023年3月31日美国陆地活跃钻机数量为736台，较2022年同期的657台增长12.0%[132] - 公司矿区活跃钻机总数从2022年3月的73台增至2023年3月的94台，增长28.8%[133] - 二叠纪盆地活跃钻机数量从32台增至45台，增长40.6%[133] 企业并购与资本活动 - Kimbell Tiger Acquisition Corporation将赎回所有A类普通股，每股赎回价格约10.56美元[123] - 公司以4880万美元现金加发行5,369,218个OpCo普通单位和557,302个普通单位收购MB Minerals资产[124] - TGR首次公开募股及私募配售共筹集2.369亿美元存入信托账户[121] - 哈奇收购案（Hatch Acquisition）导致资本化油气资产增加，成为多项费用变动主因[155][162][163] 分配与赎回 - 董事会宣布季度现金分配为每普通单位0.35美元，每OpCo普通单位0.346516美元[125] - OpCo普通单位分配中0.003484美元对应公司2023年第一季度收到的税收退款[126] 商品价格与销售收入结构 - 2023年第一季度石油平均价格为每桶75.93美元，较2022年同期的95.18美元下降20.2%[130] - 2023年第一季度天然气平均价格为每MMBtu 2.64美元，较2022年同期的4.67美元下降43.5%[130] - 石油平均售价同比下降14.0%至73.99美元/桶，天然气售价同比下降26.3%至3.51美元/Mcf[156][158] - 石油销售收入占比从2022年第一季度的52%提升至2023年第一季度的58%[134] - NGL销售收入占比从2022年第一季度的13%下降至2023年第一季度的8%[134] 收入与利润 - 2023年第一季度石油、天然气和NGL收入为5741.68万美元，较2022年同期的6508.39万美元下降11.8%[153][154] - 商品衍生工具实现净收益906.24万美元（2022年同期亏损3198.35万美元），含1250万美元市值计价收益与340万美元结算亏损[153][160] - 2023年第一季度净收入为28,899,538美元，较2022年同期的8,407,244美元增长243.7%[141] - 2023年第一季度归属于Kimbell Royalty Partners, LP的调整后EBITDA为34,132,134美元[141] - 2023年第一季度普通股可分配现金为30,632,266美元[141] 成本和费用 - 折旧折耗费用同比增长63.2%至1756.36万美元，单位折耗率升至11.05美元/桶[153][162][163] - 利息支出同比增长90.0%至546.34万美元，主要因加权平均利率上升4.2%[153][168] - 所得税费用同比增长416.2%至140.30万美元，反映2023年度预估应税收入增长[153][169] - 未记录油气资产减值损失（2023年及2022年第一季度均未发生）[149] 现金流 - 经营活动现金流为4705万美元，同比增长1110万美元或30.8%[178][179] - 投资活动现金流使用32万美元，同比减少2.37亿美元[178][180] - 融资活动现金流使用5258万美元，去年同期为提供2.08亿美元[178][181] - 董事会将2023年第一季度25%的可分配现金（940万美元）用于偿还循环信贷额度[172] 债务与流动性 - 循环信贷额度从3亿美元增至3.5亿美元[184] - 未偿还循环信贷借款2.239亿美元，可用额度1.261亿美元[185] - 利率每上升1%将增加年利息支出约220万美元[200] - 维持债务与EBITDAX比率不超过3.5:1的财务契约[185] 衍生品与风险管理 - 衍生品合约未指定为套期工具，公允价值变动直接影响当期收益[196] - 商品价格风险通过固定价格互换合约管理[194] - 拥有三个衍生品交易对手方，均为信贷机构[197]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度油气及NGL总收入为5740万美元 环比下降10.9% 主要原因是实现商品价格下降 [25] - 第一季度平均日产量为17,215桶油当量/天 其中201桶油当量/天是前期产量在本季度确认 剩余17,014桶油当量/天是常态运行产量 [26] - 第一季度平均实现价格：原油74.99美元/桶 天然气3.16美元/千立方英尺 NGL 25.82美元/桶 综合桶油当量价格为36.19美元 [50] - 第一季度净收入约为2890万美元 调整后息税折旧摊销前利润为4230万美元 [53] - 第一季度一般及行政费用为830万美元 其中现金G&A为510万美元 即3.34美元/桶油当量 基于股权的非现金薪酬为320万美元 即2.07美元/桶油当量 [28] - 截至3月31日 公司有约2.239亿美元债务 净债务与过去12个月调整后EBITDA之比为1倍 [30] - 公司宣布第一季度现金分红为每普通单位0.35美元 占可分配现金的75% 剩余25%用于偿还循环信贷 [29] - 自2020年5月以来 公司已用可分配现金偿还了约9920万美元借款 自2017年IPO以来 累计向普通单位持有人分配现金为每单位8.80美元 [54] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度常态运行日产量为17,014桶油当量/天 环比增长10.5% 其中天然气约占58% 液体约占42% 其中原油占29% NGL占13% [51] - 第一季度实现的天然气价格比亨利港基准价高出19% 主要得益于DJ盆地和巴肯盆地的溢价 [19][50] - 不包括MB Minerals收购 截至3月31日 公司主要资产拥有749口总已钻未完井和3.55口净已钻未完井 以及750口总许可和3.19口净许可 [27] - 次要资产可能为已钻未完井和许可库存再增加约20% [52] - 截至季度末 公司土地上活跃钻机数量达到创纪录的94台 占美国大陆活跃陆上钻机的约12.8% [52] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地现已成为公司在产量、库存、钻机数量和可见井数方面的领先盆地 [18] - 海恩斯维尔核心区的钻机数量环比增加 主要由私营运营商推动 截至季度末公司在该区域有21台活跃钻机 占整个海恩斯维尔盆地钻机数量的三分之一 [44][81] - 预计MB Minerals收购完成后 公司原油产量占比将从29%提升至34% [21][75] - 收购预计将增加约1,900桶油当量/天的产量 其中77%为原油 12%为天然气 11%为NGL [20] - 收购预计将增加2.06口净已钻未完井和净许可位置 [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司增长将通过有机开发和纪律严明的收购策略双轮驱动 [48] - 公司定位为美国高度分散的油气矿产权益领域的主要整合者 并对长期整合前景持乐观态度 [48] - 近期收购的MB Minerals资产位于北米德兰盆地 集中在霍华德县北部 约6万英亩总面积 [45] - 管理层认为MB Minerals收购是一次非常有利且高增值的交易 预计从第二季度开始将显著提升业绩 [31] - 公司维持约13%的领先同业五年已证实储量递减率 [22][95] - 公司收购标准注重资产质量、开发活动和现金流增值 而非简单地以每英亩价格作为底线 [69][92] - 与过去周期中的超增长模式不同 当前能源投资的主题是产量稳定性、盈利能力和库存质量 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管天然气价格处于低位 但海恩斯维尔钻机活动增加证明了公司土地的质量 [44] - 许多运营商短期内将继续专注于补充已钻未完井库存 但钻井、完井和劳动力方面的通胀压力将继续抑制2023年的石油产量增长 [22] - 预计美国石油运营商的生产增长将保持相对平稳 这基于与运营商的沟通以及美国已钻未完井数量自2020年以来急剧下降且未恢复的事实 [47] - 海恩斯维尔钻机活动增加可能受到运营商能够以期货升水曲线进行套期保值的推动 例如可以对2024年和2025年的天然气以3.50美元和4.15美元的价格进行套期保值 这在当地具有高回报 [35] - 公司对未来的机会感到非常乐观 并预计这些机会将持续多年 [23] - 公司确认了此前披露的2023年全年指引 并将在MB Minerals收购完成后更新指引 [49] 其他重要信息 - MB Minerals收购对价包括4880万美元现金 约540万新发行的Kimbell Royalty Operating普通单位 价值8540万美元 以及约60万新发行的Kimbell Royalty Partners普通单位 价值890万美元 [56] - 收购预计将于本月晚些时候完成 生效日期为第二季度初 因此第二季度将获得全季产量 [100] - 收购预计将至少增加5000万美元的借款基础 完成后流动性将达到约1.3亿美元 备考杠杆率约为1倍 [103] - 截至3月31日 公司在循环信贷额度下尚有约1.261亿美元的未提取额度 [55] 问答环节所有的提问和回答 问题: 在海恩斯维尔地区，面对较低的天然气价格和行业关于推迟完井及进一步减少活动的评论，钻机增加的趋势将如何维持？ [58] - 管理层表示难以预测运营商活动 但指出海恩斯维尔钻机增加可能由期货升水曲线套期保值驱动 该区域21台活跃钻机占整个盆地钻机的三分之一 除非曲线趋平 否则预计不会出现大幅放缓 [34][35][81] - 管理层认为钻机活动增加证明了公司土地质量优于平均水平 [34] 问题: 在排除MB交易的情况下，公司如何看待未来几个季度的遗产产量趋势？鉴于可见库存远高于维持需求，是否意味着存在超出持平产量的增长潜力？ [36] - 管理层确认 公司土地上的净已钻未完井和许可数量相对于维持产量持平所需的数量处于公司历史最佳水平 因此预计产量有可能增长到维持水平之上 但商品价格目前是一个不利因素 [37] - 管理层指出 虽然绝大多数许可最终都会开发 但公司无法控制时间安排 因此不排除看到完井被推迟的可能性 这会影响未来产量 但目前没有证据表明这一点 [62][82] 问题: 过去六个月完成了超过4亿美元的收购，而此前四年年均收购额仅略高于1亿美元。是什么变化创造了更有利的环境，使公司能够完成近期这些规模更大、质量更好的交易？ [87] - 管理层解释 几年前二叠纪盆地（尤其是特拉华盆地）的矿产资产大多不成熟 产量很低 买家主要是押注未来开发增长的现金充裕的私募股权基金 这与公司追求立即增值、成熟资产的策略不符 [64][65][89][90] - 近期情况变化：盆地资产变得更成熟 私募股权现金竞争减少 融资环境变化 以及公司建立了良好的关系 使得公司能够竞争并成功收购像Hatch和MB这样既立即增值又有增长潜力的优质资产 [66][91][92][94] - 管理层强调 公司的承销标准和分析流程25年来基本未变 近期的成功是多种因素共同作用的结果 公司恰逢其时 [67][92] 问题: 如果一项交易在所有关键指标上都增值，但伴随的储量递减率明显更高，并会显著影响公司的整体递减率，公司是否会考虑？ [95] - 管理层表示会持开放态度 但这样的交易对公司来说更具挑战性 如果高递减率会显著提高公司的整体递减率 那么公司需要看到在增值方面有更大的影响 以及对单位现金流有更直接的提升 才会更有吸引力 [71][72][96] 问题: MB收购完成后，原油占比是否将达到34%？这是否可以作为从第三季度开始的常态运行比例？ [100] - 管理层确认 收购生效日期为第二季度初 因此第二季度将获得全季产量 原油占比34%适用于整个第二季度及以后 上下浮动几个百分点 [75][100] 问题: 关于MB收购，其定价非常有吸引力，看起来更像一个已证实储量收购。管理层如何看待该资产未来两到三年的增长？收购时对长期增长有何预期？ [76] - 管理层解释 MB资产是一个相对偏重已证实储量的资产 但并非产量已达峰值或正在下降的资产 其拥有已钻未完井和许可库存以及正在运行的钻机 因此仍有增长空间 只是其库存增长潜力不如Hatch资产那样大 [77][101][102] - 管理层认为Hatch和MB资产是很好的互补 MB提供更多的近期现金流增值 Hatch则提供更长期的库存增长潜力 [110] 问题: 关于流动性，在考虑此次收购之前，公司有1.261亿美元未提取额度和2.24亿美元已提取额度。收购完成后，借款基础重估的时间安排以及流动性将如何变化？ [112] - 管理层表示 银行会议将在5月中旬举行 此次交易预计将至少增加5000万美元的借款基础 完成后流动性将达到约1.3亿美元 备考杠杆率约为1倍 [103]

业绩总结 - Kimbell在2022年第四季度的油、天然气和NGL收入为6440万美元[4] - 2022年第四季度净收入约为3520万美元，归属于普通单位的净收入约为2840万美元[8] - 2022年第四季度的油、天然气和NGL的年化收入为6180万美元，较2022年第三季度下降16%[8] - Kimbell在2022年第四季度的调整后EBITDA为4620万美元[4] - Kimbell在2022年第四季度的调整后EBITDA为221,724,002美元[25] - Kimbell的年化现金分配收益率为13.2%[25] - Kimbell的现金分配为每个普通单位0.48美元[24] 用户数据 - Kimbell的日均生产量自IPO以来增长超过5倍，达到15,394 Boe/d[28] - Kimbell在2022年第四季度的平均日生产量为15,394桶油当量（Boe），较2022年第三季度增长2.7%[180] - Kimbell的整体生产中约18%来自常规资产，包括某些增强油气回收（EOR）项目[49] - Kimbell的PDP（已开发可生产储量）年均下降率约为12%[96] - Kimbell的PDP储量在2022年末为45,474 MBoe[150] 未来展望 - Kimbell在2022年达到了目标净杠杆比率低于1.0倍[14] - Kimbell的主要资产预计有19年的钻探库存[53] - Kimbell的市场份额在2022年第四季度达到12.1%[66] - Kimbell的净位置库存为66.94口井[57] - Kimbell的市场规模约为7190亿美元，且在公开交易的矿产和特许权公司中数量较少[161] 新产品和新技术研发 - Kimbell的Permian EOR/水驱属性历史上表现出非常低的下降生产特征[82] - Kimbell的平均水平井间距（DSU）为8.3口井[58] 市场扩张和并购 - Kimbell在2022年进行了12亿美元的并购投资[10] - Kimbell在2022年收购了价值271百万美元的矿产和特许权利益[123] - Kimbell的投资组合包括超过124,000个总井，覆盖超过1600万英亩的土地[22] 负面信息 - 2022年第四季度的油、天然气和NGL的年化收入较2022年第三季度下降16%，主要由于油价下跌[8] - Kimbell的净负债比率为2.3倍[31] 其他新策略和有价值的信息 - Kimbell自首次公开募股以来已通过现金分红返还约47%的18.00美元/单位的IPO价格[27] - Kimbell的现金一般和行政费用每桶减少约60%[27] - Kimbell在其土地上活跃钻探的钻机数量创下92台的记录[48] - Kimbell的净债务与过去12个月调整后EBITDA的比率为0.9倍[22]

Table of Contents f UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-K ☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended: December 31, 2022 ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission file number: 001-38005 Kimbell Royalty Partners, LP (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware (State or other jurisdicti ...