财务数据和关键指标变化 - 第四季度平均日产量达到创纪录的12,828 Boe/天 其中液体占比38%(原油26% NGLs12%) 天然气占比62% [17] - 第四季度油气收入同比增长18%至2720万美元 全年调整后EBITDA达8070万美元 较2018年4420万美元增长35 9% [18][19] - 现金G&A费用降至312美元/Boe 创历史新低 低于指引下限 [19] - 第四季度每单位可分配现金为035美元 但宣布分配038美元 差额包含收购相关现金流 [20] - 截至2019年底 公司债务为101亿美元 杠杆率为12倍 目标长期杠杆率维持在15倍以下 [22][23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 业务覆盖Permian Delaware Basin DJ Basin Haynesville STACK Eagle Ford等主要盆地 2019年底活跃钻机数达81台(Permian占24台) [9][10] - 收购Springbok后将增加2533 Boe/天产量 其中70%为液体 平均实现现金毛利2192美元/Boe [10] - 五大区域中有三个实现产量增长 主要来自Permian Appalachia和Eagle Ford的超预期表现 [50][52] - Haynesville产量环比下降 主要因Q3高产井的自然递减 [52] 各个市场数据和关键指标变化 - 2019年底证实储量同比增长22%至4100万Boe 其中8%为有机增长 [7][24] - 合并后净矿区面积将达146万英亩 覆盖美国96%的活跃钻井县区 [24][25] - 五年平均PDP递减率仅为13% 处于同业最低水平 [26] - 商品价格实现:原油5495美元/桶 天然气192美元/Mcf NGLs 1356美元/桶 综合2295美元/Boe [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 定位为矿产行业整合者 2019年完成218亿美元收购 2020年宣布175亿美元Springbok收购 [11][14] - 上市以来产量增长超4倍 净矿区面积增长128% 钻机数量增长238% 市场份额从3%提升至104% [13] - 采用"资产管理"模式 通过收购实现经营杠杆 每Boe现金G&A较IPO时下降60% [12][42] - 行业面临5500亿美元市场规模 但公开市场参与者有限 存在整合机会 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 认为当前商品价格波动导致交易价差扩大 但私募股权退出压力和运营商困境将创造并购机会 [31][34] - 预计疫情过后需求复苏将带动价格反弹 进而激活出售意愿 [36] - 维持3%-6%的有机产量增长预期 对实现目标信心增强 [78][79] - 2019年总回报率37% 跑赢标普油气指数(下跌9%) 认为在行业低迷期表现优异 [27] 其他重要信息 - 税收优势显著 预计2020-2023年分配收入的绝大部分可享受非应税待遇 [21] - 完成系列A优先股6100万美元赎回 优化资本结构 剩余部分计划未来继续清理 [92][93] - 维持1500万美元微型合资企业投资 已部署400万美元 用于小型资产收购 [83] 问答环节所有提问和回答 关于并购市场动态 - 认为当前价差扩大导致交易难度增加 但私募股权退出和运营商困境将带来"必要交易流" 预计2020年仍是并购大年 [31][34] - 偏好150-200亿美元规模的多盆地资产 避免300亿美元规模的纯干气交易 [61][63] - 要求收购资产质量门槛为8倍现金流倍数 低于2019年行业12倍水平 [37][39] 关于运营细节 - Q4产量超预期主要来自Permian(特别是Lea县Mewbourne作业的7口新井) 以及Bakken和Appalachia [50][52] - Springbok收购仅需2个月TSA过渡期 不增加常设人员 预计Q2现金G&A会短暂上升 [41][43] - 钻机数量从Q3的82台略降至Q4的81台 但市场份额从98%升至104% 合并Springbok后将达93台(12%份额) [54] 关于财务策略 - 优先使用股权融资进行收购 当前市场环境下暂不考虑债务驱动型交易 [83] - 税收优势分析基于现有资产 未来收购可能进一步延长免税期 [65] - 系列A优先股赎回旨在简化资本结构 降低资本成本 剩余部分将视增长情况处理 [92][93]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量达到创纪录的12,785桶油当量/天(Boe/d)，环比增长8% [6][11] - 总产量为14,838 Boe/d，其中包括2,053 Boe/d的前期产量调整 [7][12] - 总收入同比增长79%至创纪录的3,300万美元 [14] - 调整后EBITDA达2,280万美元，环比增长6%，同比增长63% [14][15] - 现金G&A费用为390万美元(3.30美元/Boe)，环比下降14%，同比下降42% [15][16] - 每单位现金分配为0.42美元，年化收益率约12%，税后等效收益率高达19% [16][17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 产量结构：64%为液体(57%原油+7%NGLs)，36%为天然气 [12] - 实现价格：原油54.47美元/桶，天然气2.06美元/Mcf，NGLs 13.01美元/桶，综合22.22美元/Boe [18] - 套期保值覆盖未来两年19%的油气产量 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度末活跃钻机数达82台，Permian盆地新增4台钻机 [8] - 公司在Lower 48地区钻机市场份额从9.5%提升至9.8% [8] - 近期完成俄克拉荷马州收购：186英亩净矿区，产量202 Boe/d，价格986万美元 [9] - 即将完成Eagle Ford收购：约3,000万美元全股票交易，84%为原油产量 [36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 商业模式强调低PDP递减率(12%)和多元化资产组合 [7][8] - 聚焦非Permian盆地收购机会，竞争较少且估值更具吸引力 [9] - 通过专职团队持续发掘"悬置产量"，年内已回收60万美元 [12][27] - 与埃克森美孚、西方石油、先锋自然资源等顶级运营商合作 [8] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计2019-2025年联邦所得税可忽略不计，2023年前分配收入基本免税 [17] - 上调Q4产量指引至11,600-12,800 Boe/d(原指引11,000-12,200 Boe/d) [20] - 租赁奖金收入超预期，但未来季度预计回落至37.5万美元左右 [32][34] - 资产负债表稳健：债务9,130万美元，未使用信贷额度1.337亿美元 [19] 其他重要信息 - 公司在纽交所5,000家上市公司中，是唯一一家市值超5亿美元、杠杆率低于2倍且提供免税高股息(12%)的企业 [21] - 新增土地部门人员专职追查悬置产量，预计每季度可带来约50万美元额外收入 [27][30] 问答环节所有的提问和回答 问题：前期产量调整和悬置产量回收机制 - 通过系统性地向运营商发函确认悬置产量，已建立专职团队加强回收力度 [27] - 除一次性追缴款外，悬置产量将带来持续现金流，预计未来每季度可能贡献50万美元 [30] 问题：租赁奖金收入来源及展望 - Q3奖金收入100万美元，主要来自Howard县(50万美元)和Bakken地区(20万美元) [32] - 预计未来季度平均奖金收入将降至37.5万美元左右 [34] 问题：收购战略对产品结构的影响 - 即将完成的Eagle Ford收购(84%原油)将改善因Haynesville气井投产导致的天然气比例上升问题 [36]

矿产和特许权权益 - 截至2019年9月30日，公司拥有约870万英亩的矿产和特许权权益，以及约430万英亩的覆盖特许权权益，其中48%位于二叠纪盆地和中大陆地区[110] - 公司在2019年9月20日同意以约990万美元收购俄克拉荷马州的矿产和特许权权益，涉及约279,680英亩的总面积和186英亩的净特许权面积[113] - 截至2019年9月30日，公司在二叠纪盆地拥有40,191口生产井，占公司总生产井数的43%[112] 分红支付 - 2019年第三季度，公司支付了190万美元的季度现金分红给A系列优先单位持有人[115] - 2019年11月8日，公司宣布每股普通单位派发现金分红0.42美元，将于2019年11月11日支付[118] - 公司在2019年11月6日支付了季度现金分红，A系列优先股的分红金额为190万美元[190] - 公司在2019年11月8日向OpCo普通股持有人支付了季度现金分红，每股0.428494美元，其中0.008494美元对应2019年第三季度的税款支付[191] - 公司在2019年11月8日向B类股东支付了季度现金分红，总额约为23,388美元，占每位B类股东出资额的2.0%[192] - 公司在2019年10月25日宣布了季度现金分红，每股普通股分红0.42美元，并于2019年11月11日支付[193] 商品价格 - 2019年前九个月，原油价格波动范围为每桶46.31美元至66.24美元，天然气价格波动范围为每MMBtu 2.02美元至4.25美元[120] - 2019年前九个月，原油平均价格为每桶56.75美元，天然气平均价格为每MMBtu 2.62美元[122] - 2019年9月30日原油12个月平均价格为57.77美元/桶，较2018年底下降11.9%[142] - 2019年9月30日天然气12个月平均价格为2.87美元/Mcf，较2018年底下降7.4%[142] - 2019年第三季度石油平均价格为54.87美元/桶，较2018年同期下降15.3%[159] - 2019年第三季度天然气平均价格为2.05美元/Mcf，较2018年同期下降19.9%[159] - 2019年前九个月平均油价为54.65美元/桶（同比下降13.7%），天然气价格为2.33美元/Mcf（同比下降10%），NGL价格为16.83美元/桶（同比下降36.7%）[175] 生产和销售 - 截至2019年9月30日，公司资产上的活跃钻机数量为82台，较2018年同期增长15.5%[125] - 2019年第三季度，公司收入中54%来自石油销售，36%来自天然气销售，7%来自NGL销售[128] - 公司通过衍生品协议锁定部分石油、天然气和NGL的销售价格，协议期限至2021年6月[129] - 2019年第三季度石油、天然气和NGL收入为2950万美元，较2018年同期增长40%（增加840万美元）[156] - 2019年第三季度产量为1,365,109桶油当量，较2018年同期增长86.7%（增加633,856桶）[157] - 2019年前九个月石油、天然气和NGL收入为8030万美元，较2018年同期的4270万美元增加3760万美元，其中Haymaker Acquisition贡献2350万美元，Phillips Acquisition和Dropdown分别贡献1530万美元和870万美元[171][173] - 2019年前九个月产量为3,342,391桶油当量（12,243桶/天），较2018年同期的1,390,404桶（8,611桶/天）增加1,951,987桶，其中Haymaker Acquisition贡献1,309,397桶，Phillips Acquisition和Dropdown合计贡献843,006桶[174] 财务表现 - 公司2019年第三季度净亏损为2891万美元，2018年同期净亏损为99.9万美元[135] - 2019年前九个月净亏损为5462万美元，较2018年同期的5244万美元亏损扩大4.2%[135] - 2019年第三季度油气资产减值损失达3488万美元，而2018年同期无减值[135][142] - 2019年前九个月油气资产减值损失累计6583万美元，较2018年同期的5475万美元增长20.2%[135][142] - 2019年第三季度调整后EBITDA为2276万美元，较2018年同期的1399万美元增长62.7%[135] - 2019年前九个月调整后EBITDA达6041万美元，较2018年同期的2928万美元增长106.3%[135] - 2019年第三季度可分配现金为981万美元，较2018年同期的622万美元增长57.7%[135] - 2019年前九个月可分配现金达2411万美元，较2018年同期的2053万美元增长17.4%[135] 信贷和债务 - 公司2017年信贷协议经修订后，循环信贷额度从5000万美元增至2亿美元，借款基础也设定为2亿美元[147] - 2019年5月重新确定后，信贷协议总承诺额度从2亿美元增至2.25亿美元，借款基础从2亿美元增至3亿美元[147] - 截至2019年9月30日，公司高级担保信贷设施下未偿还借款约为9130万美元[148] - 2019年第三季度利息支出为150万美元，较2018年同期的180万美元下降16.7%[148] - 2019年前九个月利息支出为430万美元，较2018年同期的270万美元增长59.3%[148] - 截至2019年11月1日，公司循环信贷设施未偿还余额为9130万美元，总承诺额度从2亿美元增至2.25亿美元[186] - 公司截至2019年9月30日，在担保循环信贷额度下的未偿还借款为9,130万美元，可用额度为2.087亿美元[202] - 公司利率风险敞口显示，利率每上升1%，年利息支出将增加约90万美元[214] 衍生品收益 - 2019年第三季度商品衍生工具净收益为250万美元，而2018年同期为亏损304万美元[155] - 2019年前九个月商品衍生工具收益包括90万美元的市值计价损失和110万美元的结算收益，而2018年同期为350万美元的市值计价损失和40万美元的结算损失[176] 折旧和折耗 - 公司2019年第三季度折旧和折耗费用为1510万美元，较2018年同期的760万美元增加750万美元，主要归因于Haymaker Acquisition、Dropdown和Phillips Acquisition增加了4.008亿美元的可折耗成本[162][178] - 2019年第三季度平均每桶折耗率为11.03美元，较2018年同期的10.37美元增加0.66美元，主要由于Haynesville Basin高收益井的钻探使未评估资产转入折耗基础[164][179] 资产减值 - 公司2019年第三季度录得石油和天然气资产减值费用3490万美元，主要由于12个月平均油价和天然气价格下跌，而2018年同期未记录减值[165][180] 费用 - 2019年前九个月一般及行政费用为1720万美元，较2018年同期的1170万美元增加550万美元，主要由于基于单位的薪酬费用增加350万美元[182] 现金流 - 公司在截至2019年9月30日的九个月内，经营活动产生的现金流为6,397.9961万美元，同比增长4,540万美元[196] - 公司在截至2019年9月30日的九个月内，投资活动使用的现金流为597.4089万美元，同比减少1.944亿美元[197] - 公司在截至2019年9月30日的九个月内，融资活动使用的现金流为5,348.1877万美元，而去年同期为融资活动提供的现金流1.927亿美元[198] - 公司在截至2019年9月30日的九个月内，资本支出包括120万美元用于Phillips收购，以及100万美元用于俄克拉荷马州矿产和特许权收购的定金[199] 收购融资 - Haymaker Acquisition通过发行1000万普通单位和从修订信贷协议借款1.24亿美元融资，Phillips Acquisition和Dropdown分别通过发行940万和650万OpCo普通单位融资[188]

CONFIDENTIAL | NOT FOR DISTRIBUTION KIM B E L L R O Y A L T Y P A R T N E R S WINTER 2019 INVESTOR PRESENTATION Disclaimer This presentation includes forward-looking statements relating to the business, financial performance, results, plans, objectives and expectations of Kimbell Royalty Partners, LP ("KRP" or "Kimbell"). Statements that do not describe historical or current facts, including statements about beliefs and expectations and statements about the federal income tax treatment of future earnings an ...

资产与矿区权益 - 截至2019年6月30日，公司拥有约870万英亩的矿产和特许权权益，以及约430万英亩的覆盖特许权权益，其中约48%位于二叠纪盆地和中大陆地区[99] - 截至2019年6月30日，公司权益覆盖超过9.2万口总生产井，其中二叠纪盆地超过4万口[99] - 截至2019年6月30日，公司总净英亩数为144,117英亩，日均总产量为11,807桶油当量/天（6:1换算）或6,640桶油当量/天（20:1换算）[101] - 截至2019年6月30日，公司资产上活跃的钻机数量为89台，较2018年6月30日的25台显著增加[115] 收入与利润 - 2019年第二季度石油、天然气和NGL总收入为2791.40万美元，同比增长171.06万美元[143][144] - 2019年上半年油气及NGL收入为5070万美元，较2018年同期的2170万美元增长133.6%[156] - 2019年第二季度公司净亏损为2036.55万美元，而2018年同期净利润为137.83万美元[123] - 2019年上半年公司净亏损扩大至2571.09万美元，而2018年同期净亏损为5144.62万美元[123] - 2019年第二季度调整后EBITDA为2155.11万美元，较2018年同期的767.45万美元增长显著[123] - 2019年上半年调整后EBITDA为3764.78万美元，较2018年同期的1529.06万美元增长146%[123] - 2019年第二季度归属于Kimbell Royalty Partners, LP的调整后EBITDA为1061.01万美元，2018年同期为767.45万美元[123] 产量与价格 - 2019年第二季度总产量为1,074,405桶油当量，同比增长743,784桶油当量[143][145] - 2019年上半年产量为1,977,282桶油当量，较2018年同期的659,151桶油当量增长200.0%[157] - 2019年第二季度平均实现油价为每桶57.55美元，同比下降9.3%或5.90美元[146] - 2019年上半年平均实现油价为每桶54.51美元，较2018年同期的62.20美元下降12.4%[158] 成本与费用 - 2019年第二季度生产及从价税为190万美元，较2018年同期的80万美元增长137.5%[148] - 2019年第二季度折旧及折耗费用为1230万美元，较2018年同期的340万美元增长261.8%[149] - 2019年第二季度平均每桶折耗率为11.45美元，较2018年同期的10.24美元增长11.8%[150] - 2019年上半年折旧及折耗费用为2260万美元，较2018年同期的790万美元增长186.1%[161] - 2019年第二季度利息支出为144.17万美元，2018年同期为48.36万美元[136] 资产减值 - 2019年第二季度油气资产减值费用高达2814.67万美元，而2018年同期为零[123] - 2019年上半年油气资产减值费用为3094.89万美元，2018年同期为5475.34万美元[123] - 2019年第二季度石油和天然气资产减值2814.67万美元，主要因12个月平均油价和气价下跌所致，而2018年同期无减值[131] - 2019年上半年石油和天然气资产减值3094.89万美元，2018年同期为5475.34万美元[131] - 2019年第二季度油气资产减值费用为2810万美元，而2018年同期为零[151] - 2019年上半年油气资产减值费用为3090万美元，2018年同期为5480万美元[163] 现金流 - 2019年第二季度可用于分配的现金为905.57万美元，略高于2018年同期的717.17万美元[123] - 截至2019年6月30日的六个月，经营活动产生的现金流量为3914.45万美元，较2018年同期的1418.88万美元增加2490万美元[176][177] - 截至2019年6月30日的六个月，投资活动使用的现金流量为140.53万美元，较2018年同期的1047.73万美元减少910万美元[176][178] - 截至2019年6月30日的六个月，融资活动使用的现金流量为3662.54万美元，较2018年同期的100.24万美元增加3560万美元[176][179] 债务与信贷 - 修订后的信贷协议承诺额度从5000万美元增至2亿美元，借款基础设定为2亿美元[134] - 2019年5月借款基础重定后，信贷协议总承诺额度从2亿美元增至2.25亿美元，借款基础从2亿美元增至3亿美元[135] - 截至2019年6月30日，高级担保信贷设施下未偿还借款约为8730万美元[136] - 截至2019年8月2日，公司在有担保循环信贷额度下的未偿余额为8730万美元[168] - 截至2019年6月30日，公司在有担保循环信贷额度下的未偿还借款为8730万美元，可用额度为2.127亿美元[183] - 经修订的信贷协议将总承诺额度从2亿美元提高至2.25亿美元，借款基础从2亿美元提高至3亿美元[182] - 利率每上升1%，公司每年利息支出将增加约90万美元[194] 现金分配 - 2019年第二季度，公司宣布并支付了每普通单位0.39美元的季度现金分配[108] - 2019年第二季度，公司向A系列优先单位支付了190万美元的季度现金分配[106] - 2019年第二季度，公司向B类单位持有人支付了总计约23,414美元的季度现金分配[107] - 公司于2019年8月7日向OpCo普通单位持有人支付季度现金分配，每单位0.411452美元，其中0.021452美元对应2019年第二季度的税款支付[172] - 公司将于2019年8月9日支付A系列优先单位季度现金分配，总额为190万美元[173] - 公司将于2019年8月9日支付B类单位季度现金分配，总额约为23,414美元[173] - 公司董事会于2019年7月26日宣布普通单位季度现金分配为每单位0.39美元，于2019年8月12日支付[174] 业务运营与投资 - 2019年第二季度，公司签订了额外的商品衍生品合约，包括59,423桶石油的固定价格互换（54.52美元/桶）和836,381 MMBtu天然气的固定价格互换（2.43美元/MMBtu）[104] - 2019年第二季度商品衍生工具净收益为273.36万美元，而2018年同期为净损失53.84万美元[143][147] - 2019年6月19日，公司成立了一家合资企业，持股49.3%，总资本承诺不超过1500万美元，截至报告日已支付220万美元资本出资[103] - 2019年4月10日及7月29日，Haymaker Minerals & Royalties, LLC分别用360万及40万运营公司普通单位和B类单位交换了等额的公司普通单位[102] 收入构成 - 2019年第二季度运营收入构成中，石油销售占比53%，天然气销售占比34%，NGL销售占比9%[118] - 2019年上半年运营收入构成中，石油销售占比52%，天然气销售占比36%，NGL销售占比10%[118]

资产与权益概况 - 截至2019年3月31日，公司拥有约870万总英亩的矿产和特许权权益，以及约430万总英亩的附加特许权权益[95] - 公司权益资产中约48%位于二叠纪盆地和中大陆地区[95] - 公司权益资产覆盖超过9.2万口总生产井，其中二叠纪盆地超过4万口[95] 收购活动 - 2019年3月25日，公司完成Phillips Acquisition，总对价约为1.716亿美元[98] - 该收购资产包括约866,528总英亩和12,210净特许权英亩[98] - 资本支出约50万美元用于Phillips收购，去年同期无资本支出[162] 股东分红 - 2019年第一季度，公司宣布普通股每单位季度现金分红为0.37美元[100] - 2019年第一季度，公司A系列优先股季度现金分红总额为190万美元[99] - 2019年第一季度，公司B类单位持有人的季度现金分红总额约为23,800美元[99] - 公司宣布2019年第一季度普通股每单位现金分红为0.37美元[155] 运营活动与产量 - 截至2019年3月31日，公司权益资产上的活跃钻机数为89台，较2018年12月31日的77台增长16%[108] - 2019年第一季度总产量为902,877桶油当量，日均10,032桶油当量，较2018年同期的328,530桶油当量增长174.6%[135][138] 收入构成与价格 - 2019年第一季度，公司收入构成中，石油销售占50%，天然气销售占39%，NGL销售占10%[110] - 2019年第一季度平均实现油价为每桶50.89美元，较2018年同期的60.97美元下降16.5%[139] 收入与利润（同比） - 2019年第一季度石油、天然气和NGL总收入为2283.3万美元，较2018年同期的1080.8万美元增长111.0%[135] - 2019年第一季度净亏损为534.5万美元，而2018年同期净亏损为5282.4万美元[115] - 2019年第一季度归属于普通单位的净亏损为368.7万美元，较2018年同期的5282.4万美元大幅收窄93.0%[135] - 2019年第一季度经调整EBITDA为1609.7万美元，归属于公司的部分为669.0万美元；2018年同期为761.6万美元[115] 成本和费用（同比） - 2019年第一季度折旧、折耗及摊销费用为1028.1万美元，较2018年同期的445.6万美元增长130.7%[135][142] - 2019年第一季度油气资产减值费用为280.2万美元，而2018年同期高达5475.3万美元[115][123] - 2019年第一季度石油和天然气资产减值费用为280.2万美元，远低于2018年同期的5475.3万美元[135][144] - 2019年第一季度利息支出为142.3万美元，2018年同期为35.0万美元[115][128] - 2019年第一季度商品衍生工具亏损为497.0万美元，主要包括520万美元的市价计价亏损[135][140] 现金流（同比） - 2019年第一季度运营活动产生的现金流为1581.2万美元，较2018年同期的729.4万美元增长116.8%[157] - 经营活动现金流为1580万美元，较去年同期730万美元增长850万美元[159] - 投资活动现金流使用增加80万美元，其中50万美元用于Phillips收购，30万美元用于办公室改造[160] - 融资活动现金流使用1720万美元，较去年同期610万美元增加1110万美元，主要用于向各类单位持有人支付1700万美元的分配款[161] - 2019年第一季度可分配现金为524.2万美元，2018年同期为714.1万美元[115] 债务与融资 - 截至2019年3月31日，公司高级担保信贷设施未偿还借款约为8730万美元[128] - 修订后的信贷协议将承诺额度从5000万美元提高至2亿美元，借款基础设定为2亿美元[125][126] - 截至2019年5月3日，公司在有担保循环信贷额度下的未偿余额为8730万美元[149] - 修订后信贷协议总承诺额度增至2亿美元，最高可用额度为2亿美元，并可进一步增至5亿美元[164] - 截至2019年3月31日，公司有8730万美元的未偿还循环信贷借款，可用额度为1.127亿美元[165] - 信贷协议要求维持债务与EBITDAX比率不超过4.0:1，流动比率不低于1.0:1[165] 公允价值与衍生品 - 2019年第一季度未平仓商品衍生品工具公允价值变动为516.6万美元，2018年同期为21.2万美元[115] - 衍生品合约按公允价值计量，其价值变动直接影响当期收益[173] 风险管理 - 公司通过商品衍生品合约（固定价格互换）管理油价和天然气价格波动风险[170][171] - 利率每上升1%，公司每年利息支出将增加约90万美元[176] 税务与会计政策 - 公司于2018年9月24日生效，将联邦所得税身份从穿透实体变更为应税实体[119] - 公司预计未来将不再确认未开发探明储量，这可能在未来收购中导致额外的减值费用[123]

资产与储量概况 - 截至2018年12月31日，公司拥有约780万英亩的总矿产和特许权权益，以及约440万英亩的总覆盖特许权权益[82] - 截至2018年12月31日，公司矿产和特许权权益下约98%的英亩已出租给经营权益所有者，且几乎所有租约均已投产[82] - 截至2018年12月31日，公司已证实油气储量估计为37,651 MBoe，其中43.7%为液体（65.7%为原油，34.3%为NGL）[82] - 在2018年已证实储量中，89.3%为已证实已开发正生产储量，10.7%为已证实未开发储量[82] - 截至2018年12月31日，公司拥有超过86,000口总生产井，其中二叠纪盆地超过38,000口[82] - 截至2018年12月31日，公司探明已开发储量为：原油9,183千桶，天然气116,321百万立方英尺，天然气液体5,063千桶，总当量33,633千桶油当量[105] - 截至2018年12月31日，公司探明未开发储量为：原油1,612千桶，天然气10,940百万立方英尺，天然气液体583千桶，总当量4,018千桶油当量[105] - 截至2018年12月31日，公司总探明储量为：原油10,795千桶，天然气127,261百万立方英尺，天然气液体5,646千桶，总当量37,651千桶油当量[105] - 2018年探明储量中已开发部分占比为89%[105] - 截至2018年12月31日，公司拥有超过86,000口生产井，包括超过64,000口油井和超过21,000口气井[113] - 截至2018年12月31日，公司矿产和矿区使用费权益下的总面积为7,811,567英亩，其中已开发7,725,611英亩，未开发85,956英亩[115] - 截至2018年12月31日，公司油气总收入权益下的总面积为4,350,325英亩，其中已开发4,326,993英亩，未开发23,332英亩[116] 主要盆地资产分布 - 公司约48%的总英亩数位于二叠纪盆地和中陆地区[82] - 在二叠纪盆地，公司拥有约2,271,276英亩总矿产权益，其中约1,036,148英亩位于Wolfcamp/Bone Spring[91] - 在巴肯/威利斯顿盆地，公司拥有约1,007,526英亩总矿产权益，其中约896,984英亩位于Bakken/Three Forks[91] - 在阿巴拉契亚盆地，公司拥有约380,941英亩总矿产权益，其中约156,165英亩位于Marcellus/Utica[91] 储量评估与变动 - 2018年用于储量评估的油价为每桶65.56美元，天然气价为每百万英热单位3.10美元[104] - 2018年探明未开发储量期初余额为5,551千桶油当量，期内有789千桶油当量转为已开发储量，经修订减少744千桶油当量，期末余额为4,018千桶油当量[108] - 2018年公司钻探了612个井位（480个水平井，132个垂直井），导致约789千桶油当量的PUD储量转为已开发储量[111] - 公司决定自愿并逐步消除现有PUD储量，且自2017年12月31日后获得的储量不再计入PUD，导致2018年PUD储量出现约744千桶油当量的负向修订[111] - 公司所有PUD钻井位置计划在2023年12月31日前完成钻探[108] - 储量估算采用确定性方法，并基于SEC规定的价格（年内各月首日价格的算术平均值）[102][104] 产量与运营数据 - 2018年全年石油和凝析油产量为591,072桶，天然气产量为7,873,694千立方英尺，天然气液体产量为310,361桶，总产量（6:1换算）为2,213,715桶油当量[112] - 2017年2月8日至12月31日期间，石油和凝析油产量为379,182桶，天然气产量为3,184,861千立方英尺，天然气液体产量为157,177桶，总产量（6:1换算）为1,067,169桶油当量[112] - 2017年1月1日至2月7日期间，石油和凝析油产量为3,696桶，天然气产量为32,961千立方英尺，天然气液体产量为1,220桶，总产量（6:1换算）为10,410桶油当量[112] - 2016年全年石油和凝析油产量为55,587桶，天然气产量为496,778千立方英尺，天然气液体产量为22,360桶，总产量（6:1换算）为160,743桶油当量[112] - 2018年全年平均日产量（6:1换算）为6,065桶油当量/天，2017年（合伙期间）为3,264桶油当量/天，2017年（前身期间）为274桶油当量/天，2016年为440桶油当量/天[112] 实现价格与单位成本 - 2018年全年平均实现价格：石油和凝析油每桶60.17美元，天然气每千立方英尺2.84美元，天然气液体每桶25.14美元[112] - 2018年全年平均单位成本（每桶油当量，6:1换算）：生产和从价税为1.99美元[112] 监管与环境风险 - 联邦法规要求水力压裂天然气井的挥发性有机化合物排放减少95%[141] - 美国环保署于2016年5月最终确定了针对先前未受监管的油气作业（包括水力压裂油井）的排放规则[141] - 美国环保署2016年12月的最终报告发现，存在可能影响饮用水源的情况，包括大体积泄漏和井筒机械完整性不足[142] - 俄克拉荷马州针对SCOOP/STACK地区可能由水力压裂活动引起的异常地震活动，向运营商发布了管理指南[146] - 联邦法规要求某些陆上油气生产源每年监测和报告温室气体排放[135] - 根据《巴黎协定》，美国最早的生效退出日期是2020年11月[136] - 美国土地管理局2015年3月通过的规则要求向该局公开披露水力压裂作业中使用的化学品，但该规则于2017年12月被废除[140] - 联邦和州法规为油井废弃、生产设施和管道关闭或退役以及场地恢复提供了详细要求[153] - 不遵守《清洁水法》或《石油污染法》可能导致运营商面临重大的行政、民事和刑事处罚[133] 税务 - 各州通常对在其管辖范围内生产和销售的石油、天然气和天然气液体征收生产税或开采税[152] - 德克萨斯州对石油和天然气生产征收的从价税分别为4.6%和7.5%[161] 融资与信贷 - 公司拥有2亿美元的循环信贷额度，截至2018年12月31日已提取8,730万美元[82] - 公司截至2018年12月31日的担保循环信贷融资项下未偿还借款总额为8730万美元[502] - 利率每上升1%，公司年度利息支出将增加约90万美元[502] 客户集中度 - 2018年，公司最大采购商占其石油、天然气和NGL收入约10%[501] - 2017年（2月8日至12月31日），单一采购商占公司石油、天然气和NGL收入约14%[501] - 2016年，公司前身三大采购商占其石油、天然气和NGL收入比例分别为20%、13%和10%[501] 衍生品与风险管理 - 公司商品衍生品合约为固定价格互换，以对冲油气价格波动风险[496][497] - 衍生品合约未指定为套期保值，其公允价值变动计入当期损益[499] - 公司衍生品合约对手方同时也是其信贷融资的贷款方[500] 关联方运营服务 - 公司运营服务由Kimbell Operating提供，截至2018年12月31日约有17名员工为公司提供服务[166]