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 ...

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]