财务数据和关键指标变化 - 第四季度石油、天然气和NGL收入为6440万美元，环比下降13%，主要由于实现商品价格下降[21] - 第四季度平均实现价格：石油每桶82.04美元，天然气每Mcf 5.02美元，NGL每桶30.55美元，BOE综合价格为43.65美元[22] - 第四季度运行速率日产量为15394 BOE/天(6:1基准)，环比增长3%，其中天然气占61%，液体占39%(石油26%，NGL 13%)[22] - 包括Hatch收购的完整季度影响后，运行速率日产量达到17176 BOE/天，创历史新高[23] - 第四季度净利润约为3520万美元，调整后EBITDA为4620万美元[26] - 宣布第四季度每普通单位现金分配0.48美元，占可分配现金的75%，剩余25%用于偿还债务[27] - 自2020年5月以来，已偿还担保循环信贷额度下约8610万美元借款[28] - 截至12月31日，债务余额约为2.33亿美元，净债务与过去12个月调整后EBITDA比率为0.9倍[29] - 循环信贷额度未动用能力约为1.17亿美元[30] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司主要资产拥有882口总井和3.67口净已钻未完井(DUC)，以及675口总井和3.27口净许可井[24] - 包括次要资产，DUC和许可库存可能增加20%[24] - 年末净DUC和许可井总数为6.94口，高于维持产量平稳所需的4.5口净井[25] - 第四季度一般行政费用为720万美元，其中现金G&A费用为420万美元(每BOE 2.97美元)[26] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司拥有估计19年的钻井库存，优越的五年平均PDP递减率12%，每年仅需4.5口净井即可维持产量平稳[14] - 公司设计具有浅递减率特点，便于在各种市场环境和周期中实现有机增长和稳定生产[15] - 采用严格且经过时间检验的收购标准，专注于增加高质量产量、低PDP递减率和具有上升潜力的钻井位置[16] - 作为纯特许权公司，在钻井和生产成本方面具有零通胀风险，同时能从更高商品价格中获益[17] - 估计美国油气特许权行业规模超过7000亿美元，高度分散，公司将继续发挥主要整合者作用[17] - 只有少数上市公司拥有完成大型多盆地收购的财务资源、基础设施网络和技术专长[18] - 2023年指导方针预计日均产量与2022年第四季度运行速率基本持平[64] - 预计2023年石油产量贡献将略高于去年，主要由于以液体为主的Hatch收购[65] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 年末公司地块上有创纪录的92台活跃钻机，占美国大陆所有钻机市场份额的12.1%[11] - 美国DUC数量自2020年以来急剧下降，二叠纪盆地从2020年7月高峰的3500多口降至仅1000多口[12] - 预计钻井、完井和劳动力方面的通胀压力将在2023年继续抑制石油产量增长[13] - 生产稳定性、盈利能力和库存质量将继续是能源投资的主要主题，而非过去的超增长模式[13] - 长期看好石油结构性牛市，原因是非美国能源公司多年极低投资和强劲全球需求趋势[17] - 天然气现货价格跌至2美元，对公司以天然气为主的收入和产量构成挑战[43][71] - 自12月中旬以来天然气价格暴跌65%[71] 其他重要信息 - 2017年IPO时日产量为3116 BOE/天，现已增长5.5倍至17176 BOE/天[9] - 自成为上市公司以来，向普通单位所有者分配的总现金为每单位8.45美元[10] - 2022年支付了1.88美元的税收优惠季度分配，并偿还了4150万美元信贷额度[67] - 预计2022年第四季度分配的约68%将被视为资本回报，不缴纳联邦所得税，其余部分视为合格股息[65] - 税收结构在为单位持有人创造卓越税后回报方面具有高度吸引力的竞争优势[66] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于2023年生产指导的保守性以及整个投资组合的表现 - 公司历史上在提供指导方面一直保持保守模式，认为这是谨慎和正确的经营方式[40] - 净DUC和许可井与维持平稳生产所需井数的比率从未如此高，这表明今年可能会有一些有机增长[41][42] - 在天然气价格低迷的环境下，公司保持保守是合理的，如果运营商更积极地加速完井或钻新井，产量可能会超过指导数字[44] - 2022年指导中点为14400 BOE/天，而年底达到17176 BOE/天，表明指导确实保守[45] 问题: Hatch收购对PDP递减率的影响 - Hatch收购的现有PDP基础对可分配现金流有增值作用，但由于不是生产组合中的主要组成部分，不会显著拖累整体公司递减率[48] - Hatch资产开发催化剂实现后，由于初始产量较高，递减率会增加，但公司投资组合中更成熟的部分递减率已经平缓，从而抵消了Hatch资产增加的递减率[50] - 净效应实际上不足以产生重大差异，递减率变化不超过50-60个基点[75] 问题: 最优杠杆比率以及达到该比率后的现金使用 - 首要任务始终是向单位持有人支付季度分配[82] - 目前政策是将75%现金流用于分配，25%用于偿还债务[82][83] - 投资者对杠杆的偏好持续降低，在利率快速上升的环境下，偿还循环贷款获得8%的资本成本回报是不错的资本配置方式[84] - 可能考虑股票回购或将资本配置给第三方收购，权衡购买外部资产与购买自身资产或股票的相对收益[85] 问题: 公司在矿产空间整合中的作用以及最具吸引力的盆地 - Hatch对公司来说是一笔极好的交易，在合适的时间获得了合适的资产，由于石油表现优于天然气，比承销时更具增值性，产量略高于承销预期[73] - 二叠纪盆地仍然具有竞争力，但很难购买天然气资产，因为价格低迷时人们不愿出售[32] - 不太受欢迎的盆地如Eagle Ford或Mid-Con可能提供价值机会，二叠纪显然将继续是大交易来源，但竞争更激烈[56][57] - 公司不是运营商，如果能在其他盆地获得更具增值性的收购并通过所有筛选标准，就会这样做，不会为了规模增长而进行稀释性交易[58][59] - 筛选标准包括增值性、长寿命(即使在低价格情况下也有30-40年经济寿命)和重大开发空间[60] 问题: Hatch收购对资产基础和市场前景的影响 - 公司不会过于选择性，而是会审视所有机会，不局限于某一盆地或天然气与石油，这是公司的一大优势[90] - 希望购买低递减率的传统石油资产，但这类交易更难达成，因为资产所有者通常不愿分割特许权，且大型矿权往往由家族世代拥有[92][100] - 公司将审视尽可能多的机会，以保守价格承销交易，购买在更大范围内提供最高最佳资本回报的机会[99] 问题: 净DUC和许可井数量回升至4.5口的原因 - 如果没有Hatch，维持产量平稳所需的净井数可能接近4.1-4.2口，Hatch增加了约0.3口[97] - 新井和Hatch的所有DUC投产是主要原因[88]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度石油、天然气和NGL总收入为7390万美元，环比第二季度下降6%，主要原因是实现商品价格下降 [17] - 第三季度平均实现价格：石油每桶92.65美元，天然气每千立方英尺6.92美元，NGL每桶35.50美元，综合每桶油当量53.58美元 [18] - 第三季度平均日产量达到创纪录的14,985桶油当量/天（按6:1换算），环比增长0.2% [18] - 产量构成：约62%来自天然气（按6:1换算），约38%来自液体（其中25%为石油，13%为NGL） [18] - 第三季度一般及行政费用为750万美元，其中现金G&A费用为450万美元，即每桶油当量3.26美元 [18] - 第三季度净利润约为4380万美元 [19] - 第三季度经调整的合并EBITDA为4750万美元，可供分配的现金为每普通单位0.66美元 [19] - 宣布第三季度现金分配为每普通单位0.49美元，占可供分配现金的75%，剩余25%将用于偿还部分循环信贷额度下的借款 [19] - 自2020年5月以来（不包括即将支付的第三季度款项），公司已通过分配部分可供分配现金偿还了约7520万美元的循环信贷额度借款 [20] - 截至9月30日，公司循环信贷额度下债务余额约为2.039亿美元，净债务与过去12个月经调整合并EBITDA之比约为1.0倍，符合所有财务契约 [21] - 循环信贷额度下尚有约9610万美元的未动用额度 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度创纪录的日产量主要由二叠纪盆地和鹰福特地区加速的以石油为主的活动推动，带动石油产量环比增长8% [7] - 上一季度的产量记录则由海恩斯维尔地区天然气产量激增推动 [7] - 公司现在认为每年仅需完成4.0口净井即可维持产量持平，较之前估计的每年4.5口净井减少了11% [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至2022年9月30日，有79台钻机在公司土地上积极钻井，环比增长7%，占美国大陆所有钻井钻机市场份额的10.6%以上，这是自2019年以来的最高水平 [8] - 截至第三季度末，净已钻未完井（DUC）和许可数量达到创纪录的5.44口 [11] - 公司拥有地理多样性优势，例如本季度石油产量增长主要来自二叠纪和鹰福特，而上季度记录则来自海恩斯维尔的天然气 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是拥有一套严格且经过时间检验的收购标准，包括显著的上游钻井库存，这持续推动其商业模式和增长 [10] - 自2018年以来，公司在美国主要盆地完成了超过9亿美元的收购，当前的运营成功是过去五年播种的结果 [9] - 公司认为能源行业处于其40多年职业生涯中最好的状态，资产负债表杠杆率低，自由现金流强劲，管理团队自律，估值具有吸引力 [12][13] - 作为纯粹的矿产权益公司，公司拥有零通胀风险（在钻井和生产成本方面），同时能从更高的商品价格中获益，这是其最强的竞争优势之一 [14] - 由于多年来投资严重不足（尤其是美国以外的能源公司）以及强劲的全球需求趋势（预计2023年将加速），公司对石油和天然气的长期前景保持结构性看涨 [15] - 公司认为矿产权益行业规模巨大，是一个快速整合的领域，公开上市的矿产公司仅占整个市场的低个位数百分比，整合正在发生且需要发生 [35] - 公司专注于为有限合伙人（unitholder）创造长期价值，在并购方面非常挑剔，坚持一套评估交易的标准，平均每年执行约1笔交易 [35][37] - 公司在部署资本时对天然气/石油和盆地类型保持中立，这使其能够更有效地在回报最高的地方进行投资 [38][39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 进入2022年最后一个季度，公司看到持续的增长势头，这得到了第三季度末创纪录的DUC和许可数量的支持 [9] - 许多人预计中期内钻井活动将因成本（尤其是劳动力成本）上升而放缓 [13] - 公司对2023年全球需求加速持乐观态度 [15] - 公司重申了之前在2021年第四季度新闻稿中披露的2022年全年指引 [17] - 公司对业务的基本面感到非常好，但若股价持续处于管理层认为被大幅低估的水平，特别是相对于第三方并购机会而言，则会考虑股票回购 [25] - 公司对未来采取一种深思熟虑的积极方法，以优化投资者通过现金流获得回报的方式，这可能包括股票回购、偿还债务、第三方并购或提高派息率，具体取决于环境和背景 [26] - 公司从未对拥有的净DUC和许可数量相对于维持产量持平所需井数的比例感到如此满意，这支持了产量可能实现高个位数增长的基本面 [32][33] 其他重要信息 - 公司宣布第三季度分配为每普通单位0.49美元 [9] - 公司需要每年完成4.0口净井以维持产量持平，而目前拥有5.44口净DUC和许可，比维持产量所需多出约35% [11][32] - 公司是领先的石油和天然气矿产权益整合者，对未来的角色感到兴奋 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于在杠杆率接近1倍后，对提高派息率或股票回购的最新看法 [24] - 管理层经常讨论此话题，投资者希望公司继续去杠杆，理想情况下希望在中周期水平将杠杆率长期降至0.5倍左右，这样当价格从周期中值跌至低谷（例如下跌50%）时，杠杆率仍能回到1倍左右，因此去杠杆是重要的考虑 [24] - 同时，管理层也会考虑整体环境和背景，如果对公司基本面感到非常好，但股价持续处于被认为被大幅低估的水平（特别是相对于第三方并购机会），则尽管专注于降低杠杆，也会考虑回购股票 [25] - 未来公司将采取一种深思熟虑的积极方法，优化投资者通过现金流获得回报的方式，这可能包括股票回购、偿还债务、第三方并购或提高派息率，具体取决于环境和背景，所有选项都在考虑之中 [26] 问题: 关于将维持产量持平所需的净井数下调至每年4口的原因 [27] - 公司每年（或每年两次）评估此数据，关注上游模型的可持续性和已证实已开发储量（PDP）的递减率 [28][29] - 下调的原因：过去几年公司的产量增长主要来自非常规资产，这些资产天生具有较高的PDP递减率，随着这些井逐渐成熟以及新井投产，基础的PDP递减率有所降低，因此维持产量持平所需的井数减少 [30] - 公司目前拥有5.44口净DUC和许可（创纪录），而仅需4口井来维持产量持平，这意味着拥有的即时开发催化剂比抵消递减所需多出约35%，公司对此比例感到前所未有的满意 [31][32][33] - 这支持了产量可能实现高个位数增长的基本面，但公司通常在指引上保持保守，倾向于看到低个位数或高个位数的增长 [33] 问题: 关于对明年交易环境的看法，以及两家同行考虑合并是否会改变竞争格局或公司对规模竞争力的看法 [35] - 管理层对并购前景的看法没有改变，公司一直非常挑剔，有一套严格的交易评估标准，并已坚持近30年 [35] - 关于竞争格局，矿产权益行业规模巨大（近1万亿美元），涉及2000万美国人，但公开上市的矿产公司仅占整个市场的低个位数百分比，因此整合正在发生且需要发生 [35] - 矿产领域常被忽视，因为美国是唯一存在私人矿产所有权的国家，因此这是一个被低估且处于早期增长阶段的资产类别，没有一家甚至半打公司能够收购所有现有资产 [36] - 公司专注于自己的策略，不担心竞争对手的举动，有些年份可能零交易，有些年份可能3-4笔，平均每年执行约1笔交易，预计明年将继续如此 [37] - 公司目标是为有限合伙人（unitholder）最有效地部署资本，追求最高的投资资本回报率，而不局限于最热门的盆地，这给了公司巨大的优势 [38] 问题: 关于在当前环境下，公司是否更关注某些特定盆地 [39] - 答案是否定的，公司对天然气/石油和盆地类型保持中立，这是其独特之处，自IPO以来就是少数能在美国所有盆地成功进行收购的买家之一 [39] - 这种中立性使公司能够更有效地部署资本，因为不受投资地域的限制，公司会评估市场上几乎所有主要交易，但只有很小一部分符合其评估标准，一旦发现合适机会就会行动 [39]

资产与矿区权益概况 - 截至2022年9月30日，公司拥有约1140万英亩的矿产和开采权权益，以及约470万英亩的附加开采权权益[125] - 公司约62%的总英亩位于二叠纪盆地、中陆地区和巴肯/威利斯顿盆地[125] - 公司权益覆盖超过12.2万口总井，其中二叠纪盆地超过4.6万口[125] - 截至2022年9月30日，公司权益区域内有682口总已钻未完井和575个总已获许可井位[127] - 二叠纪盆地有299口总已钻未完井和265个总已获许可井位[127] 产量数据 - 截至2022年9月30日，公司平均日产量为14,985桶油当量/天[126] - 二叠纪盆地平均日产量为2,431桶油当量/天，拥有46,933口总井[126] - 第三季度总产量为1,378,644桶油当量，同比增长16,120桶或1.2%，其中天然气占62%，石油占25%，NGL占13%[169] - 前九个月总产量为4,141,668桶油当量，同比增长234,534桶或6.0%[183] 市场与价格环境 - 2022年前九个月WTI原油价格区间为每桶75.99美元至123.64美元，亨利港天然气价格区间为每百万英热单位3.73美元至9.85美元[142] - 2022年第三季度原油平均价格为每桶93.06美元，高于2021年同期的70.58美元；天然气平均价格为每百万英热单位8.03美元，高于2021年同期的4.35美元[144] - 2022年前九个月原油平均价格为每桶98.96美元，高于2021年同期的65.05美元；天然气平均价格为每百万英热单位6.74美元，高于2021年同期的3.61美元[144] - 第三季度平均实现价格：石油每桶92.65美元（同比+37.3%），天然气每千立方英尺6.92美元（同比+81.2%），NGL每桶35.50美元[170] - 前九个月平均实现价格：石油每桶94.84美元（同比+53.0%），天然气每千立方英尺6.23美元（同比+89.9%），NGL每桶40.71美元[184] 收入与构成 - 2022年第三季度收入构成：石油销售占43%，天然气销售占48%，NGL销售占9%[149] - 2022年前九季度收入构成：石油销售占46%，天然气销售占43%，NGL销售占10%[149] - 第三季度石油、天然气和NGL收入为7387万美元，同比增长2630万美元或55.2%[166] - 前九个月石油、天然气和NGL收入为2.175亿美元，同比增长9470万美元或77.1%[182] - 前九个月租赁奖金和其他收入为204万美元，同比减少97万美元或32.2%，主要因上年同期包含150万美元的Permian Basin租赁奖金[186] 利润与现金流关键指标 - 2022年第三季度归属于公司的调整后EBITDA为4157万美元，较2021年同期的2342万美元大幅增长[155] - 2022年前九季度归属于公司的调整后EBITDA为1.268亿美元，较2021年同期的6040万美元大幅增长[155] - 2022年第三季度普通股可分配现金为3791万美元，2022年前九季度为1.167亿美元[155] - 第三季度经营活动净现金流为5155.025万美元，同比增长105.2%[156] - 第三季度调整后EBITDA为4752.401万美元，同比增长43.9%[156] - 第三季度归属于Kimbell Royalty Partners, LP的调整后EBITDA为4156.9984万美元，同比增长77.5%[156] - 第三季度普通单位可分配现金为3791.3583万美元，同比增长75.0%[156] - 前九个月经营活动净现金流为1.2800589亿美元，同比增长85.3%[156] - 前九个月调整后EBITDA为1.45025602亿美元，同比增长66.5%[156] - 前九个月归属于Kimbell Royalty Partners, LP的调整后EBITDA为1.26837895亿美元，同比增长110.0%[156] - 前九个月普通单位可分配现金为1.16711938亿美元，同比增长115.4%[156] 成本与费用 - 第三季度折旧和折耗费用为1133万美元，同比增长250万美元或28.3%，主要由于基石收购[174] - 第三季度利息费用为367万美元，同比增长117万美元或46.9%，主要因用于赎回A类优先股和基石收购的债务[180] - 生产及从价税：截至2022年9月30日的九个月为1350万美元，较2021年同期的810万美元增加540万美元[188] - 折旧及折耗费用：截至2022年9月30日的九个月为3340万美元，较2021年同期的2510万美元增加830万美元[189] - 平均折耗率：截至2022年9月30日的九个月，每桶平均折耗率为7.84美元，较2021年同期的每桶6.18美元增加1.66美元[190] - 营销及其他扣减：截至2022年9月30日的九个月为1060万美元，较2021年同期的880万美元增加180万美元[191] - 利息支出：截至2022年9月30日的九个月为990万美元，2021年同期为670万美元，加权平均利率上升0.95%[193] - 所得税费用：截至2022年9月30日的九个月记录所得税费用190万美元[194] 衍生品活动与风险管理 - 第三季度衍生品工具净收益为1338.81万美元，去年同期为净损失1125.177万美元[156] - 第三季度商品衍生工具净亏损为112万美元，包含1670万美元的按市值计价收益和1780万美元的结算亏损[172] - 商品衍生工具亏损：截至2022年9月30日的九个月，按市值计价的亏损为300万美元，商品衍生工具结算亏损为4320万美元；而2021年同期分别为3540万美元和1050万美元[187] - 公司通过终止利率互换协议，在截至2022年9月30日的三个月和九个月内分别确认了340万美元和640万美元的收益[238] - 公司商品衍生品合约的对手方数量为3个，且这些对手方同时也是其担保循环信贷额度的贷款人[234][235] - 公司未将任何衍生品合约指定为会计对冲工具，其公允价值变动计入当期损益[233] - 公司通过固定价格互换合约来管理商品价格风险，以收取固定价格并支付浮动市场价格[231] 资本活动与公司行动 - 公司特殊目的收购公司TGR于2022年2月8日完成首次公开募股，发行2300万个单位，筹集约2.3亿美元[128] - TGR首次公开募股产生约1270万美元的发行成本，包括810万美元的递延承销佣金[130] - 公司董事会宣布2022年第三季度现金分红为每普通单位0.49美元，将于2022年11月21日支付[135] - 可赎回非控制性权益代表TGR首次公开募股中出售的A类普通股，可按面值赎回[227] 行业运营活动 - 2022年9月30日美国陆地活跃钻机数量为745台，较2021年同期的513台大幅增长，较2022年6月30日的730台增长2.1%[146] - 公司矿区活跃钻机总数从2021年9月30日的60台增至2022年9月30日的79台，其中二叠纪盆地从24台增至39台[147] 现金流活动 - 投资活动现金流：截至2022年9月30日的九个月为-2.33997215亿美元，2021年同期为-75.5777万美元[203][205] - 融资活动现金流：截至2022年9月30日的九个月为1.16045612亿美元，2021年同期为-6543.3098万美元[203][206] 财务结构与债务 - 公司有未偿还的担保循环信贷额度借款总额为2.039亿美元[237] - 利率每上升1%，可能导致年度利息支出增加约200万美元[237] 会计政策与评估 - 公司在2022年及2021年截至9月30日的三个及九个月期间未对油气资产进行减值[161] - 公司持有的信托账户投资被归类为公允价值层级中的第一级，按活跃市场报价确定[226] - 公司评估其是否为可变利益实体的主要受益人，需同时拥有指导活动的权力以及承担潜在重大损失或获得收益的义务[222] - 公司认为近期发布但尚未生效的会计准则若被采纳，不会对其财务报表产生重大影响[228]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度实现创纪录的石油、天然气和NGL收入，达到7860万美元，较2022年第一季度增长21% [11] - 第二季度平均实现价格：石油每桶107.96美元，天然气每千立方英尺6.93美元，NGL每桶46.10美元，综合每桶油当量57.78美元 [11] - 第二季度平均日产量为14,948桶油当量/日（按6:1基准计算），较第一季度增长4%，其中天然气约占63%，液体约占37%（石油24%，NGL 13%）[11] - 第二季度总务及行政费用为790万美元，其中现金G&A为490万美元，即每桶油当量3.61美元 [12] - 第二季度净利润约为4330万美元，创下新纪录 [12] - 第二季度调整后EBITDA为5350万美元，较上一季度增长22%，创下新纪录 [12] - 公司宣布第二季度每普通单位现金分配为0.55美元，创下新高，占可分配现金的75%，剩余25%将用于偿还循环信贷额度 [12] - 自2020年5月以来（不包括即将进行的第二季度支付），公司已通过分配部分可分配现金偿还了约6300万美元的循环信贷额度借款 [12] - 截至6月30日，公司循环信贷额度下未偿还债务约为2.161亿美元，净债务与过去12个月调整后EBITDA之比约为1.2倍，拥有约8390万美元的未提取额度 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度有机产量增长4%，主要受海恩斯维尔地区多口高权益新井的显著新产量推动 [6] - 公司维持生产平稳每年仅需约4.5口净井完井，而目前的净已钻未完井和许可数量超过了此水平，为2022年剩余时间提供了持续有机产量增长的潜力 [8] - 截至2022年6月30日，公司土地上有74台活跃钻机，较上一季度增长1%，占美国大陆所有钻机市场份额超过10% [8] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国汽油需求下降，导致油价从2022年3月高点大幅下跌，但上游运营商普遍限制产量增长，为油价下行提供了支撑，美国石油产量今年仅增长约2% [7] - 天然气价格在6月高点大幅回调后再次上涨，反映出创纪录的电力需求和温和的产量增长，尽管因主要LNG出口设施下线导致每日约20亿立方英尺的需求暂时损失 [8] - 较高的油气价格支持了所有主要盆地的活动增加，表现为租赁奖金活动增加以及净已钻未完井和许可数量创纪录 [8] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司对行业整体前景非常乐观，并对自己作为油气矿产权益领域领先整合者的角色感到兴奋，认为存在为长期单位持有人创造价值的重大机会 [9] - 公司业务模式在高度周期性的能源行业中表现良好，创纪录的业绩很大程度上源于多年前商品价格较低时完成的几项收购 [14][15] - 公司高度专注于为未来多年创造长期单位持有人价值的目标 [15] - 公司对并购持机会主义态度，注重资本配置效率，对盆地和商品类型（石油或天然气）持不可知论，更关注总回报 [59][60] - 公司认为其投资组合在适度增长情景下，至少能跟上美国本土48州的平均增长水平，甚至可能超过，特别是在海恩斯维尔地区的资产 [37] - 公司认为其独特之处在于不仅关注非常规资产，也关注成熟盆地（如中央盆地台地）的收购机会，这些市场可能竞争较少，并能提供稳定的产量基础 [65] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 衰退担忧已蔓延至整个经济，美国汽油需求下降导致油价从高位大幅下跌，但上游运营商普遍限制产量增长，为油价提供了支撑 [7] - 天然气价格在回调后再次上涨，反映了创纪录的电力需求和温和的产量增长 [8] - 尽管价格较高，公司仍看到运营商保持纪律，预计2022年剩余时间产量仅会温和增长 [8] - 公司对2022年及以后的行业整体前景非常乐观 [9] - 公司确认了2021年第四季度新闻稿中披露的2022年全年指引 [10] - 对于下半年，管理层感觉良好，基于对开发活动的可见性以及目前大量的已钻未完井和许可库存，尽管海恩斯维尔地区高权益井的转化时间比预期稍长，但下半年可能加速 [32] - 公司认为其资产基础非常优质，维持产量平稳所需的净井数可能低于4.5口，这使有机增长更容易实现 [36] 其他重要信息 - 公司第二季度净已钻未完井和许可数量达到创纪录水平，反映了活动增加和对土地前景的可见性 [6] - 公司注意到，随着价格波动，并购市场的卖方期望获得高油价的估值认可，导致买卖双方价格预期存在差距 [23][26] - 公司认为，在当前股价下，回购自身股票（17%的自由现金流收益率）比进行第三方收购更具吸引力 [23][24] - 公司讨论了未来资本配置选项，包括提高派息率、股票回购或进一步偿还债务，目标是将净债务与EBITDA之比降至1倍以下 [20] - 公司的套期保值策略保持一致，旨在保护业务中的杠杆部分，第二季度为2024年第二季度增加了约17%的产量套期，石油互换价格为每桶82美元 [48][49] - 第二季度现金G&A每桶油当量成本上升至3.61美元，主要原因是与6月举行的首次IPO后年度股东大会相关的代理准备和征集专业费用，预计下半年该成本将回落至3.20-3.40美元的指导区间内 [67] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于股票回购和资本配置的考虑 [19] - 管理层表示，随着资产负债表持续增强，会考虑所有最大化股东价值的选项，包括未来提高派息率、股票回购或继续偿还债务 [20] - 公司没有明确的杠杆率红线，但希望将净债务与EBITDA之比降至1倍以下，目前距离不远 [20] - 当前股价下，年化股息收益率为12.5%，自由现金流收益率明显更高（约17%），股票具有吸引力，回购是边际美元的重要考虑选项 [20][21] 问题: 关于并购市场的买卖双方价格预期差距 [22] - 管理层承认并购市场具有挑战性，卖方期望获得高油价的估值认可，而商品价格曲线处于深度贴水状态，波动性对交易不利 [23] - 在当前环境下，公司认为回购自身股票（17%的自由现金流收益率）比收购第三方资产更具吸引力 [23][24] - 经验表明，当价格从高位回落时，卖方的出售意愿可能会增强，管理层对接下来几个季度的并购机会持谨慎乐观态度 [26] 问题: 关于下半年及长期的有机增长展望 [31] - 公司确认了全年指引，并对下半年感觉良好，基于大量的已钻未完井和许可库存，海恩斯维尔地区的产量转化可能在下半年加速 [32] - 在石油产量增长2%、天然气产量增长1%的市场中，公司实现低个位数有机增长是积极的 [33] - 公司资产基础优质，维持产量平稳所需的净井数可能低于4.5口，这使得有机增长更容易实现 [36] - 从历史记录和近期趋势看，特别是在天然气开发方面，公司预计其投资组合的增长至少能匹配甚至超过美国本土48州的平均水平 [37] 问题: 关于战略评估或替代方案的可能性 [38] - 管理层认为，通过股票回购来增强价值是首要考虑，以此掌控自身命运 [39] - 公司始终在思考价值最大化的方式，但对具体的战略替代方案不予置评 [39] 问题: 关于当前的套期保值策略 [47] - 公司认为最重要的是保持套期保值政策的一致性，不预测价格走势 [48] - 策略是保护业务中的杠杆部分，即根据债务与企业价值的比例对部分产量进行套期保值 [48] - 公司不是运营公司，没有资本支出计划需要保护，因此只对适度的财务杠杆进行套期保值 [48] - 第二季度为2024年第二季度增加了约17%的产量套期，石油互换价格为每桶82美元，公司从未对超过三分之一的产量进行套期保值 [49] 问题: 关于Tiger Acquisition Corp. 和直接经营策略的机会 [50] - 公司表示继续评估多项机会，对Tiger及其成功能力充满信心，但没有更多信息可以披露 [50] 问题: 关于并购中感兴趣的特定盆地 [58] - 公司对并购持机会主义态度，注重资本配置效率和总回报，对盆地和商品类型（石油或天然气）持不可知论 [59] - 公司避免在无活动或仅依赖已钻未完井短期增长的盆地（如DJ盆地）进行收购，也因政治气候对加州持谨慎态度 [62][63] - 公司也关注成熟盆地（如中央盆地台地）的收购机会，这些市场可能竞争较少，并能提供稳定的产量基础 [65] 问题: 关于现金G&A每桶油当量成本近期上升的原因和展望 [66] - 第二季度现金G&A每桶油当量成本上升至3.61美元，主要原因是与6月举行的首次IPO后年度股东大会相关的代理准备和征集专业费用 [67] - 预计这些成本不会在下半年持续，现金G&A将回落至3.20-3.40美元的指导区间内 [67]

资产与权益规模 - 公司拥有矿产和特许权权益的总面积约为1140万英亩，覆盖权益总面积约为470万英亩[128] - 约62%的总面积位于二叠纪盆地、中陆区和巴肯/威利斯顿盆地[128] - 公司权益覆盖超过12.2万口总井，其中二叠纪盆地有超过4.6万口井[128] 产量表现 - 截至2022年6月30日，公司平均日产量为14,948桶油当量/天[129] - 二叠纪盆地平均日产量为2,395桶油当量/天，占总产量的约16%[129] - 海恩斯维尔地区平均日产量为4,236桶油当量/天，占总产量的约28%[129] - 第二季度总产量为1,360,264桶油当量，同比增长3.9%（50,545桶油当量）[169] - 上半年总产量为2,763,025桶油当量，同比增长8.6%（218,416桶油当量）[185] 钻探活动与库存 - 截至2022年6月30日，公司权益区域内有693口总已钻未完井和708口总许可井[130] - 二叠纪盆地有253口总已钻未完井和331口总许可井[130] 市场价格表现 - 2022年第二季度石油平均价格为每桶108.83美元，较2021年同期的66.19美元上涨64.4%[147] - 2022年第二季度天然气平均价格为每MMBtu 7.50美元，较2021年同期的2.95美元上涨154.2%[147] - 2022年上半年石油平均价格为每桶102.01美元，较2021年同期的62.21美元上涨64.0%[147] - 2022年上半年天然气平均价格为每MMBtu 6.08美元，较2021年同期的3.22美元上涨88.8%[147] - 第二季度平均实现油价为每桶107.96美元，同比上涨70.1%；天然气价格为每Mcf 6.93美元，同比上涨157.6%[172] - 上半年平均实现油价为每桶95.91美元，同比上涨62.2%；天然气价格为每Mcf 5.88美元，同比上涨96.7%[186] 行业钻机活动 - 截至2022年6月30日，美国陆地活跃钻机数量为730台，较2021年同期的459台增长59.0%[149] - 2022年第二季度末活跃钻机数量为730台，较2022年第一季度末的657台增长11.1%[149] - 公司矿区活跃钻机总数从2021年6月的50台增至2022年6月的74台，增长48.0%[150] 收入与利润 - 第二季度石油、天然气和NGL收入为7860万美元，同比增长102.4%（3980万美元）[168] - 第二季度运营收入为4390万美元，相比去年同期的560万美元大幅增长[167] - 上半年石油、天然气和NGL收入为1.437亿美元，同比增长91.1%（6850万美元）[184] - 租赁奖金和其他收入为190万美元，较2021年同期的130万美元增长46.2%[187] 现金流与EBITDA - 2022年第二季度净运营活动提供的现金为4042.3万美元，相比2021年同期的2847.9万美元增长42.0%[159] - 2022年上半年净运营活动提供的现金为7645.6万美元，相比2021年同期的4396.0万美元增长73.9%[159] - 2022年第二季度调整后EBITDA为4679.2万美元，较2021年同期的1990.0万美元增长135.1%[158] - 2022年上半年调整后EBITDA为8526.8万美元，较2021年同期的3697.5万美元增长130.6%[158] - 2022年第二季度调整后EBITDA为5349.4万美元，相比2021年同期的2806.7万美元增长90.6%[159] - 2022年第二季度归属于公司的调整后EBITDA为4679.2万美元，相比2021年同期的1990.0万美元增长135.1%[159] - 2022年上半年调整后EBITDA为9750.2万美元，相比2021年同期的5406.4万美元增长80.3%[159] - 经营活动产生的现金流量净额为7645.6万美元，较2021年同期的4396.0万美元增长73.9%[205][206] 可分配现金与分红 - 2022年第二季度普通股可分配现金为4229.9万美元，较2021年同期的1779.2万美元增长137.7%[158] - 2022年第二季度普通股可分配现金为4229.9万美元，相比2021年同期的1779.2万美元增长137.7%[159] - 2022年上半年普通股可分配现金为7879.8万美元，相比2021年同期的3250.8万美元增长142.4%[159] - 公司宣布2022年第二季度每普通单位现金分红为0.55美元[138] - 公司宣布每运营公司普通单位分红为0.580177美元，其中0.030177美元对应于2022年第二季度缴纳的税款[138][139] - 2022年第二季度约50%的分配额预计构成单位持有人普通单位税基的非应税减少[215] 成本与费用 - 生产和从价税为900万美元，较2021年同期的500万美元增长80.0%[190] - 折旧和折耗费用为2200万美元，较2021年同期的1620万美元增长35.8%[191] - 第二季度折旧和折耗费用为1130万美元，同比增长35.6%（300万美元），主要因收购导致[176] - 平均每桶折耗率为7.73美元，较2021年同期的6.16美元增长25.5%[192] - 第二季度每桶折耗率为8.07美元，同比增加1.96美元[177] - 营销和其他扣除额为760万美元，较2021年同期的580万美元增长31.0%[193] - 一般及行政费用为1450万美元，较2021年同期的1350万美元增长7.4%[194] - 利息费用为620万美元，较2021年同期的420万美元增长47.6%[195] 衍生品活动 - 2022年第二季度衍生品工具净收益为656.4万美元，而2021年同期为净亏损1104.3万美元[159] - 第二季度商品衍生工具损失为710万美元，包含880万美元的按市价计值收益和1590万美元的结算损失[174] - 商品衍生工具亏损包括1370万美元的按市值计价损失和2530万美元的结算损失，而2021年同期分别为2420万美元和410万美元[189] - 公司未将任何衍生品合同指定为套期会计，公允价值变动计入当期损益[234] - 截至2022年6月30日，公司衍生品合同对手方数量为4个[235] 债务与利率管理 - 截至2022年6月30日，公司担保循环信贷设施未偿还借款总额为2.161亿美元[238] - 利率每上升1%，公司年度利息支出将增加约220万美元[238] - 公司与花旗银行签订利率互换，锁定7500万美元名义本金利率至2024年1月29日，固定利率约为3.9%[239] - 利率互换覆盖了截至2022年6月30日约35%的未偿还债务[239] - 2022年第二季度公司确认利率互换收益90万美元，上半年确认460万美元[239] 投资与收购活动 - 投资活动使用的现金流量净额为2.34亿美元，而2021年同期为102.3万美元[205][207] - 公司完成了来自Caritas Royalty Fund LLC及其关联公司的基石收购，该收购影响了2022年和2021年上半年的业绩可比性[161] 资产与投资会计 - 公司在截至2022年6月30日的三个月和六个月内未记录油气资产减值[164] - 合并可变利益实体持有的信托投资为交易性证券，按公允价值计量，归类为公允价值层级第1级[225][227] - 可赎回非控制权益初始按发行价扣除发行成本和单独交易认股权证公允价值后记录，并在2022年6月30日摊销至全额赎回价值[228]

资产与矿区权益 - 截至2022年3月31日，公司拥有约1140万英亩的矿产和开采权权益，以及约470万英亩的附加开采权权益[125] - 公司约62%的总英亩数位于二叠纪盆地、中陆和巴肯/威利斯顿盆地[125] - 公司权益覆盖超过12.2万口总井，其中二叠纪盆地超过4.6万口井[125] - 二叠纪盆地是公司最大产区，净英亩23,560英亩，平均日产量2,451桶油当量/天，拥有46,933口井[126] - 截至2022年3月31日，公司权益区域内有705口已钻未完井和683个已获许可的井位[127] - 二叠纪盆地有260口已钻未完井和312个已获许可井位，净权益分别为0.53和0.86[127] 产量与运营数据 - 截至2022年3月31日，公司平均日产量为14,482桶油当量/天[126] - 2022年第一季度总产量为1,402,761桶油当量，同比增长13.6%[166][168] - 美国陆地活跃钻机数在2022年3月31日达到657台，较2021年3月31日的416台增长约57.9%[145] - 公司矿区活跃钻机总数从2021年3月31日的49台增至2022年3月31日的73台，增长约49.0%[146] 收入与利润 - 公司2022年第一季度净收入为8,407,244美元，同比2021年第一季度的537,194美元大幅增长[154] - 2022年第一季度运营收入为813.77万美元，较2021年同期的198.44万美元大幅增长[166] - 2022年第一季度归属于普通单位的净收入为733.10万美元，而2021年同期为净亏损70.44万美元[166] - 2022年第一季度石油、天然气和NGL总收入为6508.39万美元，较2021年同期的3636.85万美元增长78.8%[166][167] - 2022年第一季度收入构成：原油销售占51%，天然气销售占35%，NGL销售占13%[148] 成本与费用 - 2022年第一季度折旧和折耗费用为1075.92万美元，同比增长36.0%[166][174] - 2022年第一季度每桶平均折耗率为7.41美元，较2021年同期的6.22美元增长1.19美元[175] - 2022年第一季度生产和从价税为402.09万美元，同比增长65.4%[166][173] - TGR IPO产生约1270万美元的发行成本，其中包含810万美元的递延承销佣金[130] 现金流与财务指标 - 公司2022年第一季度调整后EBITDA为43,929,146美元，同比2021年第一季度的25,996,803美元增长约69.0%[154] - 归属于Kimbell Royalty Partners, LP的调整后EBITDA为38,397,396美元，同比2021年第一季度的17,075,073美元增长约124.8%[154] - 2022年第一季度普通单位可分配现金为36,421,007美元，同比2021年第一季度的14,716,397美元增长约147.5%[154] - 2022年第一季度经营活动产生的现金流量为3603万美元，较2021年同期的1548万美元增加2050万美元[187][188] - 2022年第一季度投资活动使用的现金流量为2.373亿美元，其中2.369亿美元为与TGR相关的可交易证券投资[187][189] - 2022年第一季度融资活动提供的现金流量为2.078亿美元，主要包括TGR首次公开募股筹集的2.276亿美元以及有担保循环信贷额度下新增的1910万美元借款[187][190] - 2021年同期融资活动使用的现金流量为1635万美元，其中包括向各类单位持有人支付的1230万美元分配款[191] 商品价格与衍生品 - 2022年第一季度WTI原油平均价格为每桶95.18美元，同比2021年第一季度的58.09美元上涨约63.8%[143] - 2022年第一季度天然气平均价格为每MMBtu 4.67美元，同比2021年第一季度的3.50美元上涨约33.4%[143] - 2022年第一季度平均实现油价为每桶86.08美元，同比增长57.9%；天然气为每千立方英尺4.76美元，同比增长43.8%[170] - 2022年第一季度商品衍生工具净亏损为3198.35万美元，其中2250万美元为市价计值亏损，950万美元为结算亏损[172] - 公司使用商品衍生品合约（固定价格互换）来降低油价和天然气价格波动对收入的影响[214][215] - 衍生品合约未指定为套期工具，其公允价值变动将计入当期损益，可能显著影响当期收益[217] - 截至2022年3月31日，衍生品合约有四个交易对手方，它们同时也是公司有担保循环信贷额度的贷款人[220] 债务与融资活动 - 截至2022年3月31日，公司在有担保循环信贷额度下的未偿借款为2.265亿美元，可用额度为4850万美元[195] - 有担保循环信贷额度的总承诺金额从2.25亿美元增加至2.65亿美元，借款基础在2021年11月1日重定时提高至2.75亿美元[194] - 截至2022年3月31日，有担保循环信贷额度下的未偿借款总额为2.265亿美元[222] - 假设债务全年保持不变，利率每上升1%，公司年利息费用将增加约230万美元[222] - 公司于2021年1月27日与花旗银行签订利率互换协议，将1.5亿美元名义本金（约占2022年3月31日未偿余额的66%）的利率固定于约3.9%，期限至2024年1月29日[223] - 在截至2022年3月31日的三个月内，公司确认了370万美元的利率互换收益[223] - 2022年4月29日，公司从高级有担保循环信贷额度中提取了1710万美元用于支付特定运营费用[195] - 公司董事会批准将2022年第一季度可用于普通单位分配的现金中的25%用于偿还有担保循环信贷额度下的1040万美元未偿借款[181] - 2022年第一季度用于偿还有担保循环信贷额度下借款的金额为970万美元[190] 子公司与资本运作 - 子公司TGR于2022年2月8日完成首次公开募股，发行2300万个单位，每股10美元，募集资金约2.3亿美元[128] - 截至2022年3月31日，公司拥有TGR约20%的普通股，TGR的财务业绩已合并入公司报表[134] 分配与股东回报 - 公司宣布季度现金分配为每普通单位0.47美元，于2022年5月9日支付[136] - 2022年第一季度向普通单位及运营公司普通单位持有人支付的分配款为2400万美元[190] 收购与业务整合 - 基石收购于2021年12月完成，显著增加了公司的资本化石油和天然气资产净值，并影响了多项财务数据的可比性[159][173][174][175] 风险因素 - 公司面临商品价格风险，主要与运营商生产的石油、天然气和NGL定价相关[214] 其他财务事项 - 截至2022年3月31日，公司无任何表外安排[213]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度实现创纪录的石油、天然气和NGL收入6510万美元，环比增长25% [7][18] - 第一季度调整后EBITDA为4390万美元，环比增长34% [7][20] - 第一季度宣布创纪录的现金分配，每普通单位047美元，占可分配现金的75% [7][20] - 第一季度平均实现价格为：石油每桶9201美元，天然气每Mcf 448美元，NGL每桶4324美元，综合每BOE 4569美元 [19] - 第一季度平均日产量为14,482 BOE/天，其中61%来自天然气，39%来自液体 [19] - 第一季度总G&A费用为660万美元，其中现金G&A为440万美元 [20] - 截至3月31日，公司有约2265百万美元债务，净债务与过去12个月调整后EBITDA之比约为15倍 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 活跃钻井平台数量环比增长20%，达到73个，占美国大陆钻井平台市场份额的111% [8][12] - 上市公司在活跃钻井平台中的占比从2021年底的57%上升至67% [13] - 主要资产的可见库存（净DUC和许可）环比增长6%，达到503个净DUC和许可 [9] - 第一季度租赁奖金收入约为65万美元，主要来自二叠纪盆地 [50] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地在钻井平台数量增长方面领先所有盆地 [9] - 海恩斯维尔地区在净DUC数量方面领先所有区域 [9] - 美国天然气库存约为14万亿立方英尺，低于2021年水平和5年平均水平 [10] - NGL实现价格接近WTI原油价格的50% [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司定位为石油和天然气特许权使用费领域的领先整合者，行业市场规模超过9000亿美元 [14] - 公司通过其SPAC Kimbell Tiger Acquisition Corporation瞄准北美能源和自然资源行业的收购机会 [15] - 特许权使用费行业在通胀周期中处于有利地位，能受益于商品价格上涨而无需承担服务成本通胀 [14] - 公司计划利用股票进行杠杆中性或去杠杆化的收购 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球能源行业基本面持续改善，库存水平低，钻井平台数量稳步增长 [12] - 强劲的天然气价格预计将推动海恩斯维尔、马塞勒斯和中大陆地区活动的改善 [9] - 液化天然气出口创纪录及石油导向钻井带来的伴生天然气减少，预计将为2022年天然气价格提供支撑 [10] - 公司对行业和自身前景非常乐观，其多元化的资产组合有利于持续产生强劲现金流 [13] 其他重要信息 - 公司确认其2022年全年指引，与2021年第四季度披露的一致 [17] - 自2020年5月以来，公司已使用部分可分配现金偿还了约5250万美元的循环信贷设施借款 [20] - 截至季度末，公司循环信贷设施尚有约4850万美元的未提取容量 [21] - 自2017年IPO以来，公司已分配每普通单位693美元，日产量增长超过360% [22] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于并购活动的看法 - 公司目前交易流创纪录，但较大规模资产包的买家有限，公司计划利用股票进行收购，并对收购持谨慎态度 [27] 问题: 关于杠杆率和股票回购的潜在可能 - 当前15倍的杠杆率感觉良好，目标是将杠杆率降至1倍或更低，届时将权衡外部并购机会与股票回购等选项 [31] - 去杠杆化进程因高天然气价格而快于预期，达到1倍杠杆率后，公司将考虑提高派息率、回购股票或完全偿还债务等选项 [32] 问题: 关于对冲策略，特别是成本less collar - 公司倾向于保持对冲策略的一致性，使用简单的互换合约，不计划短期内改变策略 [39] - 对冲比例正在迅速下降，2022年剩余时间对冲比例为29%，2023年降至19%，2024年约为17% [41] - 利率互换的收益有助于抵消商品对冲的损失 [40] 问题: 2022年租赁奖金的潜力 - 在高商品价格环境下，预计租赁奖金活动将增加，但难以预测，第一季度奖金主要来自二叠纪盆地，第二季度活动集中在海恩斯维尔和中大陆地区 [49][50] 问题: 第一季度石油产量的显著驱动因素 - 石油产量增长主要来自鹰福特和二叠纪盆地的开发，特别是迪米特县的7口新井 [51] 问题: 关于Kimbell Tiger SPAC的更新及对KRP的长期影响 - 对找到SPAC合并目标感到鼓舞，SPAC为KRP提供了与运营工作权益伙伴合作的机会，可能开辟新的收购领域 [57] - SPAC为工作权益集团提供了流动性途径，KRP可以成为其融资伙伴，这对KRP单位持有人具有战略利益 [57] 问题: 高商品价格环境下现金税负的时间框架是否会提前 - 随着收入和盈利能力的提高，税务抵免盾可能会更快耗尽，公司将在第二季度财报中更新税务指引 [60][61]

财务数据关键指标变化：收入和利润 - 2021年净利润为4243.8万美元，而2020年和2019年分别净亏损2.5609亿美元和1.5821亿美元[555] - 2021年调整后EBITDA为1.1986亿美元，较2020年的6587.4万美元增长81.9%，较2019年的8071.4万美元增长48.5%[555] - 2021年归属于Kimbell Royalty Partners, LP的调整后EBITDA为8425.6万美元，较2020年的4195.9万美元增长100.8%，较2019年的3848.5万美元增长119.0%[555] - 2021年普通单位可分配现金为7550.4万美元，较2020年的3542.0万美元增长113.1%，较2019年的3232.5万美元增长133.6%[555] - 2021年经营活动提供的净现金为9144.2万美元，较2020年的6224.5万美元增长46.9%，较2019年的8070.2万美元增长13.3%[556] - 2021年原油实现价格为每桶64.86美元，较2020年的36.98美元上涨75.4%[143] - 2021年天然气实现价格为每千立方英尺3.51美元，较2020年的1.79美元上涨96.1%[143] 财务数据关键指标变化：成本和费用 - 2021年折旧与折耗费用为3680.0万美元，较2020年的4798.9万美元下降23.3%，较2019年的5211.8万美元下降29.4%[555] - 2021年利息费用为918.2万美元，较2020年的643.0万美元增长42.8%，较2019年的581.4万美元增长58.0%[555] - 2021年衍生品工具净亏损（扣除结算后）为2034.4万美元，较2020年的708.5万美元增长187.1%，较2019年的342.3万美元增长494.3%[555] - 2020年油气资产减值费用为2.5156亿美元，2019年为1.6915亿美元，2021年无此项费用[555] 业务线表现：产量与储量 - 2021年总产量为5,239,165桶油当量，平均日产量为14,354桶油当量/天[143] - 根据Ryder Scott储量报告，公司权益对应的已证实油气储量为45,474千桶油当量，其中液体占比42.2%（石油65.2%，天然气凝析液34.8%），全部为已开发已证实储量[114] - Ryder Scott评估的2021年12月31日证实已开发储量为：石油12,511千桶，天然气157,764百万立方英尺，天然气液6,669千桶，总计45,474千桶油当量[137] - 证实储量中已开发部分占比在2021年和2020年均为100%，2019年为94%[137] - 2021年证实储量全部为已开发储量，证实未开发储量为零[137] - 2020年公司探明未开发储量发生负向修订，减少约2,651千桶油当量[140] - 截至2019年底，探明未开发储量约占公司总探明储量的6.1%[140] - 截至2020年底，公司储量结构转变为100%探明已开发储量[141] - 公司证实储量全部位于美国本土[139] - 用于储量评估的2021年12月31日油价为每桶66.56美元，天然气价格为每MMBtu 3.60美元[136] 业务线表现：收入构成与客户 - 2021年公司收入构成：石油销售占49%，天然气销售占37%，天然气凝析液销售占12%，其他销售占2%[106] - 公司前五大客户收入占比在2021年、2020年和2019年分别约为6.0%、7.1%和6.0%[105] - 2021年，公司最大采购商贡献了约6.0%的油气及NGL收入[546] 业务线表现：资产与矿权 - 截至2021年12月31日，公司拥有约1140万总英亩的矿产和特许权权益，以及约470万总英亩的附加特许权权益[114] - 截至2021年12月31日，公司总净矿权面积为94,196英亩，总租赁率为99.2%[122] - 截至2021年12月31日，公司总净ORRI（超额特许权使用费权益）面积为55,393英亩，其中生产面积占比为99.5%[125] - 截至2021年底，公司矿产权益总面积约11,368,095英亩，其中已开发面积约11,274,336英亩，未开发面积约93,759英亩[145] - 截至2021年底，公司非参与性开采权益总面积约4,677,833英亩，其中已开发面积约4,655,955英亩，未开发面积约21,878英亩[147] - 公司认为其资产所有权在所有重大方面均令人满意，但受限于行业常规的留置权、限制和负担[197] 业务线表现：运营活动 - 截至2021年12月31日，公司矿区运营的钻机数量为61台，较2020年同期的39台有所增加[105] - 公司于2021年12月7日完成基石收购，涉及约26,000口总生产井[107] - 截至2021年12月31日，公司约22%的总产量来自常规资产（包括部分提高采收率项目）[128] - 截至2021年底，公司拥有超过122,000口总生产井，其中超过88,000口为油井，超过34,000口为天然气井[144] - 公司拥有权益的总井数为122,899口，其中二叠纪盆地有46,933口[127] 地区表现 - 截至2021年12月31日，公司67%的井数和61%的总面积位于二叠纪盆地、中陆和海恩斯维尔地区[112] - 公司矿产和特许权权益分布在28个州，覆盖超过122,000口总井，其中二叠纪盆地超过46,000口井[116] - 二叠纪盆地净矿权面积为19,654英亩，租赁率为99.2%[122] 管理层讨论和指引：财务与风险 - 公司拥有一笔2.75亿美元的担保循环信贷额度，借款基础目前也为2.75亿美元，可增至最高5亿美元[110] - 2021年董事会批准偿还2750万美元的循环信贷借款，其中800万美元与第四季度分配相关，将在2022年第一季度偿还[110] - 截至2021年12月31日，公司有担保循环信贷项下的未偿还借款总额为2.171亿美元[547] - 利率每上升1%，将导致公司年利息支出增加约220万美元[547] - 公司于2021年1月27日签订利率互换协议，将1.5亿美元名义本金（约占年末债务余额的69%）的利率锁定在约3.9%，直至2024年1月29日[548] - 2021财年，公司确认了160万美元的利率互换收益[548] - 截至2021年12月31日，公司通过商品衍生品合约对其约32%的日均油气产量进行了经济对冲[542] - 截至2021年12月31日，公司有4个衍生品合约交易对手方，它们同时也是公司信贷额度的贷款方[545] - 2021年非控股权益对应的调整后EBITDA为3560.9万美元，2020年为2391.5万美元，2019年为4222.9万美元[555] 管理层讨论和指引：法规与政策 - 若2015年《美国水域》规则最终实施，将导致公司部分设施的合规成本增加，并需加强监测、记录和报告[160] - 2020年8月，EPA发布两项最终规则，撤销了针对生产和加工环节的甲烷特定要求，并将传输和存储环节从源类别中移除，但相关规则正面临法律挑战[164] - 根据2021年1月的行政命令，EPA考虑发布规则以暂停、修订或撤销2020年的甲烷相关规则[164] - 拜登总统宣布了新的国家自主贡献目标，计划到2030年将全经济范围的温室气体净排放量在2005年基础上减少50%至52%[167] - 美国与欧盟联合发起《全球甲烷承诺》，目标到2030年将全球甲烷排放量在2020年基础上至少减少30%[168] - 根据2012年EPA最终规定，要求对2015年1月1日后新建或重复压裂的天然气井使用减排完井技术，旨在将挥发性有机化合物排放减少95%[173] - 2016年5月，EPA最终确定了类似规则，对先前未受监管的某些油气作业（包括水力压裂油井）实施VOC排放限制，并对某些新的或改造的排放源实施甲烷排放限制[173] - 2021年1月，内政部代理部长签署命令，暂停联邦土地上的新化石燃料租赁和许可60天[180] - 2021年1月，拜登总统发布行政命令，指示内政部长“尽可能”暂停公共土地或近海水域的新油气租赁，并审查现有租赁和许可实践[180] - 联邦和州法规监管着石油和天然气管道运输的价格和接入条款[181] - 德克萨斯州对石油产量征收4.6%（提高采收率项目为2.3%）的采掘税，对天然气产量征收7.5%的采掘税[193] 其他没有覆盖的重要内容：员工与运营 - 截至2021年12月31日，金贝尔运营公司约有28名员工为公司提供服务，其中女性约占32%，男性约占68%[200]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度总收入创纪录，达到5570万美元，净利润创纪录，达到3070万美元，归属于普通单位的净利润也创纪录，为2000万美元，即每股0.46美元 [12] - 第四季度调整后EBITDA为32.8亿美元，而上一季度为3300万美元 [16] - 第四季度石油、天然气和天然气液体收入为5220万美元，较第三季度环比增长9.7% [13] - 第四季度平均实现价格创纪录，石油为每桶74.79美元，天然气为每千立方英尺4.19美元，天然气液体为每桶38.31美元，综合每桶油当量价格为39.11美元 [14] - 截至2021年12月31日，公司净债务与过去12个月调整后EBITDA之比约为1.7倍 [17] - 2021年全年，公司支付了1.14美元的税收优惠季度分配，并通过将25%的可分配现金用于偿还债务，偿还了约2330万美元的信贷额度 [7] - 自2020年5月以来，公司已偿还了约4450万美元的未偿借款 [13] - 公司预计在2021年至2027年期间无需支付大量联邦所得税，并且预计2022年至2025年支付给普通单位持有人的现金分配将基本免除股息所得税，被视为资本回报 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度平均日产量为14，479桶油当量/天（按6：1换算），其中包括456桶油当量/天的前期产量确认和14，023桶油当量/天的运行率产量 [14] - 若包含2021年12月7日完成的5700万美元收购的完整第四季度产量影响，运行率日产量为14，521桶油当量/天 [15] - 第四季度一般及行政费用为670万美元，其中现金G&A为430万美元，即每桶油当量3.33美元，基于单位的薪酬（非现金G&A费用）为240万美元，即每桶油当量1.89美元 [16] - 截至第四季度末，公司主要资产拥有794口总井和2.25口净井的已钻探但未完成井，以及670口总井和2.48口净井的已获许可井，次要资产可能额外增加约20%的库存 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至2021年12月31日，公司有61台钻机在其矿区活跃作业，高于第三季度末的60台，占美国本土钻机市场份额的10.7% [8][15] - 活跃钻机中，私营运营商占43%，上市公司运营商占57% [9] - 二叠纪盆地和海恩斯维尔盆地是钻机活动的主要区域 [15] - 公司认为美国土地钻机数量仍远低于疫情前水平，且主要勘探与生产公司的评论表明，美国石油产量在2022年将再次大致持平 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司定位为美国石油和天然气矿产权益领域的主要整合者，认为矿产权益资产类别市场规模超过7000亿美元，但只有少数几家上市公司有资源进行大规模多盆地收购，整合仍处于早期阶段 [10] - 公司将继续寻求符合其严格收购标准的标的，但指出由于整个板块估值偏低，并购环境具有挑战性，完成交易需要私营卖家愿意接受股票作为对价 [38][40] - 公司对商品类型持中立态度，注重资产质量和价值，而非石油或天然气的侧重 [61] - 公司看到了更多多盆地资产包的机会，这是其专业领域 [63] - 公司赞助的特殊目的收购公司Kimbell Tiger Acquisition Corporation已成功在纽约证券交易所进行首次公开募股，筹集了约2.3亿美元，旨在北美能源和自然资源行业寻找目标公司 [21] - 通过SPAC，公司希望与一家运营公司建立关系，从而获得开发可见性，并可能通过联合竞标等方式以更具竞争力的资本成本购买矿产权益或净收入权益，这被视为一个潜在的战略方向 [66][67][69][70] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球能源行业顺风持续，美国能源综合体的基本面持续改善，库存水平低，钻机数量增长缓慢，运营商继续关注资产负债表实力和自由现金流产生 [8] - 私营运营商的钻探活动超过了上市公司运营商，因为他们更快地利用更高的商品价格和扩大规模 [8] - 矿产权益公司特别有能力从通胀周期中受益，因为它们分享了商品价格上涨的好处，而没有受到目前影响上游领域的服务成本通胀的显著影响 [9] - 管理层认为，生产稳定性和平缓的递减率将成为能源投资的新主题，而非过去的超高速增长模式，公司的高质量、低递减率和多元化的矿产权益组合正是为此环境打造 [11] - 管理层认为，这一能源上行周期将比以往的周期持续更长时间，预计2022年美国运营商投资的适度增长将主要用于补充已钻探未完成井的显著消耗，而非导致美国本土明年产量大幅增长 [20] - 公司提供了2022年全年产量指引，其中点值大致与第四季度日产量持平（包含完整季度的收购产量），预计大多数运营商将把2022年预算重点放在维持产量递减上，目标是2022年产量持平或低个位数增长 [18] 其他重要信息 - 公司于2021年12月完成了对5700万美元资产的收购 [6][15] - 公司增加了借款基础，并将信贷额度的承诺额度从2.65亿美元提高到2.75亿美元 [6][17] - 公司赎回了所有剩余的A系列累积可转换优先单位，简化了资本结构并降低了资本成本 [6][18] - 截至2021年12月31日，公司有约2.171亿美元的未偿债务，以及约57.9亿美元的未提取信贷额度 [17] - 公司于2021年5月发布了详细的投资组合评估，确定了大约19年的钻探库存，按每年完成4.5口净井计算，公司认为在此水平上产量将保持平稳 [7] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于杠杆率降至1倍以下后，长期派息率是否会从75%提高 [25] - 回答: 75%的派息率将在2022年维持，随着现金流增加，杠杆率将继续加速下降，董事会经常讨论此话题，过去认为矿产公司低于2倍债务/EBITDA是合理的，但现在最佳实践可能已变为低于1倍，接近1倍时将成为重要讨论点，尚未做出决定，一切皆有可能，包括提高派息率或尝试将杠杆降至零（可能过于保守），并欢迎投资者反馈 [26] 问题: 关于连续几个季度出现前期产量向上修正的原因 [27] - 回答: 部分原因是过去几年通过收购增加了大量高权益资产，特别是在海恩斯维尔等地区，随着钻探活动增加，产量季度波动会更大，高权益井投产后可能使一个季度产量上升，然后因自然递减而略有下降，这是资产组合变化和增长的一部分，并非会计方法改变，公司一直保持保守估计，因此出现向上修正 [28][29] - 补充回答: 具体到第四季度，有4口EOG在Lea County， New Mexico的井获得了追溯至2020年的产量付款，这是过去几个季度的常见情况，主要原因在于公司投资了专门人员来寻找那些未正确支付权益的运营商，这项投资已持续产生回报 [30] 问题: 关于当前矿产权益领域的并购竞争格局以及最大的机会所在 [37] - 回答: 从上市公司角度看，并购一直很困难，因为整个板块被低估，这限制了支付能力，去年包括公司在内的同行完成了三笔超过5000万美元的大型交易，但总体并购活动令人失望，挑战在于公司的自由现金流收益率在13%-15%，这意味着支付现金流的倍数较低，资本成本高于预期，随着时间的推移，作为矿产公司上市的壁垒越来越高，许多价值在5亿至7.5亿美元的投资组合可能需要通过与上市公司合并来实现退出，这通常需要接受大量股票作为对价，公司过去曾成功进行过股票交易，未来这一趋势将继续，最大的机会在于大型收购（超过5000万美元），因为私人买家更难消化，目前市场上有一些交易在评估，但达成交易的门槛很高，公司不需要必须进行交易，目前状况良好，但仍希望进行增值并购以实现规模经济和增加流动性，小型交易（尤其在二叠纪盆地）竞争仍然激烈 [38][39][40][41][42][43] 问题: 关于第四季度钻机数量市场份额从11.7%微降至10.7%的原因，以及在哪些地区市场份额表现突出或不足 [44] - 回答: 公司不喜欢任何季度的产量下降，但作为矿产权益业务，产量会有波动，第三季度表现异常出色，第四季度面临艰难的环比比较，高产井的投产会使当季产量飙升，然后下降，公司已看到一些高权益井即将带来现金流，没有特定的主要趋势，运营商普遍保持纪律，专注于维持产量持平或微增 [45][46] - 补充回答: 钻机数量市场份额在2020年第一季度以来一直在11%-12%之间波动，第四季度为10.7%，第三季度为11.7%，截至当天，贝克休斯钻机数量为630台，公司有60台钻机，预计第一季度市场份额将维持在11%-12%，因此钻机数量应会上升，公司钻机组合中57%为上市公司，43%为私营运营商，私营运营商（尤其是私募支持的公司）即使在疫情期间也持续积极钻探以扩大规模或持有租约，这为钻机数量提供了稳定性，公司喜欢这种公私混合的组合 [50][51] 问题: 关于当前并购机会中天然气与石油资产的侧重 [61] - 回答: 公司对商品类型持中立态度，自1998年成立以来一直如此，注重质量和价值，如果能通过海恩斯维尔的天然气交易为投资者带来更高回报，公司宁愿选择它而不是二叠纪或鹰福特更偏油的交易，目前正在评估的收购管道中，商品类型分布相当均衡，过去18个月，随着天然气价格从低位回升，海恩斯维尔的交易活动有所增加，但总体而言，两种商品的机会分布公平，可操作性也类似 [61][62] - 补充回答: 公司也看到了更多多盆地资产包的机会，这是其专业领域，并且交易流依然非常庞大，目前正在评估大约15到20笔交易 [63][65] 问题: 关于Kimbell Tiger SPAC对Kimbell Royalty整体的更广泛战略影响 [66] - 回答: SPAC的任务广泛，目标是找到一家能产生真实现金流、估值有吸引力的公司，如果成功完成De-SPAC，将为KRP单位持有人带来可观的意外收益，更重要的是，从战略层面看，公司希望找到优质的运营资产，与一家运营公司建立关系，从而首次获得开发可见性，矿产模式最大的风险之一是缺乏开发控制权，因此，如果能够与一家关联公司或运营商合作，共同购买矿产权益或从高净收入权益资产中分得覆盖权益，将开辟全新的战略方向，公司喜欢常规资产的现金流可预测性，其特许权使用费率通常较低，净收入可达87.5%或更高，通过联合竞标，公司作为矿产公司可以以更低的资本成本进行股权融资，从而在不损害钻探经济性的情况下分享净收入流并实现增长，同时获得资产开发的可视性，这将是一个理想的结果，尽管De-SPAC环境充满挑战，但公司正在努力推进 [66][67][69][70] 问题: 关于在推进Tiger SPAC期间，Kimbell Royalty是否会暂停自身的并购活动 [78] - 回答: 不会，Kimbell Royalty的一切运营照常，职责分配完全相同，没有任何干扰，公司一直在评估15到20笔交易，SPAC只是另一个潜在的收购机会，Kimbell的机器将继续像过去20年一样运转，公司已为SPAC战略方向配备了专门资源 [81] 问题: 关于2022年产量指引范围两端的主要驱动因素，以及指引是否包含了未来收购 [82] - 回答: 产量指引从未包含未来收购，公司一贯在指引上保持保守，喜欢设定预期然后达到或超越它，作为矿产权益业务，保守更为重要，因为公司没有开发控制权，完全取决于运营商，在当前环境下，运营商仍坚持维持财务纪律，是否会坚持维持性资本支出或在油价高企时增加支出还有待观察，总体目标是保持指引的保守性，不排除会超越指引，许多同行也采取类似做法 [83][84] - 补充回答: 指引的低端可能源于商品价格大幅回调或新冠疫情再次爆发，高端则可能源于当前现货油价（如97美元）全年维持，而不是远期曲线显示的后期降至84美元，如果价格保持高位，钻机数量预计将继续增长，此外，海恩斯维尔地区在天然气价格支撑下，一些高净收入权益井也可能带来上行潜力，公司对今年的指引感到满意，并保持了保守态度 [85]

业绩总结 - Kimbell在2021年第三季度的油、天然气和天然气液体收入为4760万美元，较2021年第二季度增长23%[21] - 第三季度净收入为750万美元，较第二季度增长101%[21] - 第三季度的综合调整EBITDA为3300万美元，较第二季度增长18%[21] - Kimbell在2021年第三季度的现金可分配总额为每个普通单位0.50美元，总共向普通合伙人分配约2290万美元的现金[21] - Kimbell的年化现金分配收益率为9.7%[20] - Kimbell的市场资本化为9.19亿美元[15] - Kimbell的净债务为1.8亿美元[16] - Kimbell的企业价值为11.24亿美元[18] 用户数据 - Kimbell在2021年第三季度日均生产量为14,083桶油当量，较第二季度增长1%[21] - Kimbell的五年PDP（已开发生产）衰退率为12%，显示出其资产的优越性[41] - Kimbell的主要资产组合中，Permian、Eagle Ford和Haynesville盆地占据约80%的未钻净库存[31] - Kimbell的钻探维护需求为每年仅需4.5个净井，以维持平稳的生产水平，预计可提供约19年的钻探库存[42] 未来展望 - Kimbell预计在2021年至2027年期间将支付的联邦企业所得税将低于其预税可分配现金流的5%[55] - Kimbell预计在2021年至2025年期间，几乎所有支付给普通单位持有者的分配将不被视为应税股息收入[58] - Kimbell在未开发的矿产资源中，预计可增加20%的净钻探库存[90] 新产品和新技术研发 - Kimbell在其矿区内有60台钻机在积极钻探，较第二季度增加20%[21] - Kimbell的活跃钻机数量为60台，其中Permian盆地占40%[44] 市场扩张和并购 - Kimbell的市场规模估计约为6250亿美元，且公共参与者数量有限[58] - Kimbell的矿产市场高度分散，当前市场中仅有少量公开交易的矿产和特许权公司[87] 负面信息 - Kimbell的EOR油生产在过去20年中保持平稳，20年复合年增长率为0.0%[56] - Kimbell的长期债务截至2021年9月30日为192710千美元，净债务为180011千美元，净债务与过去12个月调整后EBITDA的比率为1.7倍[92] 其他新策略和有价值的信息 - Kimbell自首次公开募股以来，已通过现金分红回报约34%的投资，基于每单位18.00美元的IPO价格[54] - Kimbell的现金分配收益率约为10%，显著高于其他公共公司和大型E&P公司[89] - Kimbell的历史储量与产量比率为8.3年，显示出其在矿产行业中的强劲表现[78]