资产剥离与权益情况 - 2021年第三季度公司完成全资子公司TLW Investments的剥离，总收益为20万美元[124] - 截至2021年9月30日，公司的矿产和特许权权益位于美国大陆41个州，拥有超7万口生产井的所有权[122] 市场数据 - 2021年第三季度WTI现货油价为75.22美元/桶，Henry Hub现货天然气价格为5.58美元/百万英热单位[133] - 2021年第三季度美国石油钻机数量为421台，天然气钻机数量为99台，其他钻机数量为1台，总计521台[135] - EIA估计2021年10月天然气库存注入季节结束时为3.6万亿立方英尺，比前五年平均水平低5%[138] - 2021年各季度末天然气总存储量分别为第一季度1763、第二季度2558、第三季度3170，2020年对应季度分别为1987、3078、3756[139] 项目进展 - Aethon已成功将最初两口项目井投入销售，并在安吉丽娜县开发协议下开始了另外四口井的作业；2021年10月，Aethon在圣奥古斯丁县单独开发协议下开钻了前三口井[125] - 公司已与多个运营商达成协议，在东德克萨斯州奥斯汀白垩岩地区钻井，已有一口井投入销售，另有五口井正在钻探[126] 风险管理 - 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可变性[129] - 公司通过衍生品工具对冲商品价格波动影响，截至2021年9月30日，已对冲2021年和2022年可用石油和凝析油对冲量的100%和71%，以及2021年、2022年和2023年可用天然气对冲量的84%、72%和17%[150][154] - 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个月最高90%，25至36个月最高70%，37至48个月最高50%[153][154] - 公司不进行投机性衍生品交易，会持续监测资产生产和商品价格环境并适时增加套期保值[155] - 公司主要市场风险是石油、天然气和NGLs定价，价格历史上波动大且未来预计持续不可预测，使用商品衍生工具降低价格波动影响[214] - 若将2021年9月30日止九个月的SEC商品定价降低10%，已探明储量将比未调整情况减少约2%[215] - 截至2021年9月30日，公司有七个衍生品合约交易对手，均被穆迪评为Baa1或更高，其中六个是信贷安排下的贷款人[216] - 公司主要信用风险来自运营商生产活动产生的应收账款，但认为与运营商和客户相关的信用风险可接受[217] 运营表现评估 - 公司通过产量、商品价格、调整后EBITDA和可分配现金流评估运营表现[141] - 调整后EBITDA定义为净收入（亏损）加回或调整多项费用，可分配现金流定义为调整后EBITDA加或减某些非现金经营活动等金额[157] - 调整后EBITDA和可分配现金流有局限性，计算方法可能与其他公司不同[159] 财务数据对比 - 2020年第一季度公司确认油气资产减值5100万美元；2020年11月3日，信贷安排下的借款基数从4.3亿美元降至4亿美元；2021年4月和10月借款基数重新确定为4亿美元[132] - 2021年第三季度石油和凝析油产量922MBbls，较2020年同期减少31MBbls，降幅3.3%；天然气产量15,467MMcf，较2020年同期增加247MMcf，增幅1.6%[163] - 2021年第三季度石油和凝析油实现价格为67.15美元/桶，较2020年同期增长31.12美元，增幅86.4%；天然气实现价格为4.73美元/Mcf，较2020年同期增长2.82美元，增幅147.6%[163] - 2021年第三季度总营收59,827千美元，较2020年同期增加16,085千美元，增幅36.8%，主要因油气销售及租赁奖金等收入增加，部分被商品衍生品工具损失增加抵消[163][164] - 2021年第三季度商品衍生品工具损失77,561千美元，较2020年同期增加56,475千美元，增幅267.8%，其中已实现损失3410万美元，未实现损失4340万美元[163][168] - 2021年前三季度石油和凝析油产量2,610MBbls，较2020年同期减少370MBbls，降幅12.4%；天然气产量46,053MMcf，较2020年同期减少5,869MMcf，降幅11.3%[179] - 2021年前三季度石油和凝析油实现价格为61.31美元/桶，较2020年同期增长23.78美元，增幅63.4%；天然气实现价格为3.75美元/Mcf，较2020年同期增长1.90美元，增幅102.7%[179] - 2021年前三季度总营收179,837千美元，较2020年同期减少85,488千美元，降幅32.2%，主要因商品衍生品工具损失增加[179] - 2021年前三季度商品衍生品工具损失164,923千美元，较2020年同期增加214,674千美元[179] - 2021年第三季度租赁运营费用3,303千美元，较2020年同期增加143千美元，增幅4.5%，主要因非经常性服务相关费用增加[163][170] - 2021年前三季度利息费用4,197千美元，较2020年同期减少4,858千美元，降幅53.6%，因信贷安排下平均未偿还借款减少[176][179] - 2021年前三季度总营收下降，商品衍生品工具亏损是主因，石油和凝析油、天然气和NGL销售及租赁奖金等收入增加部分抵消了下降[181] - 2021年前三季度石油和凝析油销售因价格上涨而增加，但产量下降部分抵消，二叠纪盆地产量下降是因2020年第三季度剥离部分矿产和特许权财产，矿权和特许权权益产量占比92% [183] - 2021年前三季度天然气和NGL销售因价格上涨而增加，但产量下降部分抵消，海恩斯维尔/博西尔地区产量下降是主因，矿权和特许权权益产量占比2021年为83%、2020年为76% [184] - 2021年前三季度商品衍生品工具亏损，实现亏损5600万美元、未实现亏损1.089亿美元，而2020年同期实现收益6680万美元、未实现亏损1700万美元[185] - 2021年前三季度租赁奖金和其他收入高于2020年同期，主要来自奥斯汀白垩和沃尔夫坎普地区租赁活动及太阳能开发地表使用豁免收入[186] - 2021年前三季度经营和其他费用有增有减，租赁经营费用、折旧等减少，生产成本和从价税、一般和行政费用等增加[187][188][190][193] - 2021年前三季度经营活动现金流减少3798.8万美元，投资活动由提供现金变为使用现金，融资活动使用现金减少2.09049亿美元[199] 信贷与资本支出 - 截至2021年9月30日，信贷安排下未偿还借款9900万美元，加权平均利率2.59%，借款基础为4亿美元[196][204] - 2021年非经营工作权益资本支出预算约500万美元，前三季度已投资410万美元[202] - 信贷安排将于2024年11月1日到期，包含多项契约条款，截至2021年9月30日公司遵守所有债务契约[204][208] - 截至2021年9月30日，公司信贷安排下有9900万美元未偿还借款，加权平均利率为2.59%[218] - 若利率提高1%，假设债务在2021年9月30日止九个月内保持不变，利息费用将增加70万美元，运营结果相应减少[218] 疫情影响 - 由于新冠疫情新变种导致病例增加，公司员工恢复远程工作安排，但预计不会对运营能力产生负面影响[128] 价格影响因素 - 石油销售价格受质量和位置差异影响，天然气价格受亨利枢纽NYMEX价格及质量和位置差异影响[144][146] 调整后EBITDA与可分配现金流数据 - 2021年9月30日结束的三个月，调整后EBITDA为76498千美元，可分配现金流为70235千美元；2020年对应数据分别为65505千美元和58848千美元[161] - 2021年九个月，调整后EBITDA为214845千美元，可分配现金流为196114千美元；2020年对应数据分别为209004千美元和189481千美元[161]