财务数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量为14,160桶油当量/天，其中天然气占比约59%，液体占比41%（原油28%，天然气凝析液13%）[31] - 第三季度石油、天然气和天然气凝析液总收入为2430万美元，平均实现价格为：原油38.30美元/桶，天然气1.76美元/千立方英尺，天然气凝析液13.42美元/桶，综合桶油当量实现价格为18.67美元[33] - 第三季度实现套期保值收益约67.5万美元[34] - 第三季度一般及行政费用为610万美元，其中现金G&A费用为370万美元，即每桶油当量2.81美元，创下公司现金G&A/桶油当量的历史新低[34] - 第三季度经调整的合并EBITDA为1710万美元，较2020年第二季度增长约41%[34] - 第三季度净亏损为2570万美元，归属于普通单位的净亏损为1780万美元，即每股普通单位0.50美元，净亏损反映了2220万美元的非现金上限测试减值费用[35] - 2020年第三季度每股普通单位分配0.19美元，反映了第三季度可用分配现金的75%支付率[36] - 截至2020年9月30日，公司循环信贷额度下未偿债务约为1.697亿美元，未提取额度为5500万美元，总债务与过去12个月经调整合并EBITDA之比约为2.2倍[38][39] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司是纯粹的矿区使用费模式，资产基础多元化，商品组合高度集中于天然气，拥有大量价格对冲，已探明已开发储量递减率非常低，在行业中名列前茅[18] - 公司矿产权益横跨28个州超过1300万英亩总土地，包括超过96,000口总井，其中二叠纪盆地有超过40,000口井[20] - 自首次公开募股以来，公司已实现有机产量增长，五年预测已探明已开发储量递减率仅为13%，是矿产同行中最低的之一[20] - 公司拥有强大的已钻未完井和许可库存，截至9月30日，拥有794口总已钻未完井和2.62口净已钻未完井，以及573口总许可和1.84口净许可[32][40] - 此数据不包括次要资产，根据经验估计，次要资产可能为已钻未完井和许可库存增加约20%[40] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度，许多运营商在今年早些时候疫情高峰期实施的产量削减在二叠纪盆地和鹰福特盆地大部分已恢复，但巴肯盆地的资产在第三季度大部分仍处于削减状态[10][11][27] - 希望由于商品价差和价格改善，巴肯盆地的削减能在2020年第四季度恢复，目前估计有90至100桶油当量/天的产量处于离线状态[11][56][57] - 活跃钻机数量从29台小幅增加至30台，最大的增长发生在海恩斯维尔，钻机数量从第二季度末的5台增加到第三季度末的8台[11][12] - 截至9月底，公司有30台钻机在其土地上活跃钻井，占当时美国本土48州所有钻机活动的12%市场份额[32] - 公司约59%的日产量来自天然气，天然气价格改善可能对未来现金流和季度分配支付产生非常重大的积极影响[13] - 今年以来天然气平均价格为2.02美元/千立方英尺，2021年全年预期平均天然气价格为3.03美元/千立方英尺，较年初至今价格上涨50%[13] - 公司拥有大量位于美国主要天然气盆地的未来钻井库存，主要集中在海恩斯维尔和马塞勒斯的核心区域[14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略高度差异化，是纯粹的矿区使用费模式，拥有多元化资产基础、高度集中于天然气的商品组合、大量的价格对冲以及极低的已探明已开发储量递减率[18] - 公司旨在成为美国所有主要盆地矿产和矿区使用费的整合者，不依赖于特定盆地或特定运营商，以避免不必要的特殊风险[19] - 目标是通过整合多元化和低已探明已开发储量递减率的矿产，继续推进其长期战略，为普通单位持有人分配产生大量自由现金流[22] - 公司相信其业务模式定位良好，能够应对任何严峻挑战并参与最终的经济复苏，因为约59%的日产量来自天然气，且大部分产量在未来几年通过合同进行了对冲[23] - 公司认为其提供了有吸引力的投资机会，具有增长机会和稳健的分配收益率，预计到2023年分配将基本免税，并被视为资本回报[24] - 公司密切关注关于水力压裂和政治 discourse，由于不到2%的矿区使用费土地位于联邦土地上，联邦土地上的潜在压裂禁令不会对公司的产量或未来钻井前景产生重大影响[16] - 这样的禁令可能会意外扰乱美国的石油和天然气供应，可能导致商品价格飙升[17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 基于期货曲线，对2020年第四季度和2021年全年天然气价格的预期改善感到兴奋[12] - 预计将从这一重要的天然气钻井库存中受益多年[15] - 强大的对冲组合和稳健的资产负债表为进行符合 accretive 增长标准的增值收购提供了进一步的灵活性[16] - 无论哪个政党控制华盛顿，相信美国在未来几十年仍将是石油和天然气行业的全球领导者[17] - 领导团队在过去几十年中成功度过了多个经济周期，公司定位良好，不仅能度过当前风暴，还能在未来出现合适机会时采取 opportunistic 行动[21] - 尽管美国能源领域仍存在重大不确定性，主要与2020年剩余时间和2021年新钻井和完井的速度有关，但对美国能源行业和公司业务的未来仍然非常乐观[25] - 对当前生产和价格的定位感到鼓舞，预计这些已钻未完井在完井作业恢复时将为其生产 profile 提供更多稳定性[29][30] - 公司继续以保守和审慎的方式管理公司，特别是考虑到今年能源行业和整体经济中前所未有的不确定事件[37] 其他重要信息 - 第三季度非现金上限测试减值费用预计不会影响公司产生的可用分配现金、其流动性或其未来进行收购的能力[35] - 将使用保留的分配金额来加强资产负债表并偿还部分循环信贷额度下的未偿借款[36] - 公司认为其拥有海恩斯维尔页岩区最好的位置之一，这主要得益于几年前收购的Haymaker资产，这些是切萨皮克能源公司的 legacy 资产[46] - 目前在海恩斯维尔钻探的许多井是更高权益的井，净收入权益接近1%，而平均井的净收入权益通常约为50个基点，当这些井在明年第三或第四季度投产时，有望从更高的净收入权益中受益[46][47] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于海恩斯维尔的动态和增长前景 [43] - 海恩斯维尔是公司最大的产区，第三季度有7口重要的新井，其中6口由Aethon运营，1口由Wine运营[43] - 由于市场不确定性，尚未准备好发布明年指引，预计将与年报一起发布[44] - 钻机数量快速增长，加上天然气价格大幅改善，公司对该资产感到非常乐观[45] - 公司认为其拥有海恩斯维尔页岩区最好的位置之一，这主要得益于Haymaker收购[46] - 目前钻探的许多井净收入权益更高（接近1%），预计在明年第三或第四季度投产后将从中受益[46][47] 问题: 关于现金成本（G&A）改善的可持续性以及第四季度及以后的 run rate [48] - 削减的成本很多与营销、投资者关系和会议差旅有关，由于疫情，这些活动基本取消，其中一部分可视为永久性或可持续的G&A削减[48][49] - 第二季度现金G&A为430万美元，其中30万美元与Springbok收购相关的过渡服务协议费用有关，因此第二季度的 run rate 为400万美元，第三季度为370万美元，下降了约30万美元[50] - 下降主要是由于整体活动减少导致专业费用降低[50] - 每桶油当量2.81美元的现金G&A是创纪录的低水平，但随着明年活动增加和考虑更多交易，该数字可能会有所上升，预计可持续水平会略高于此，将在2月份发布第四季度财报时提供更好的指引[50][51] 问题: 关于第三季度 shut-ins 的百分比以及正常的产量递减情况 [55][56] - 第二季度提到的6-7%的产量下降中，有6%与削减有关，这些削减在第三季度在鹰福特和二叠纪盆地均已恢复并重新上线[56] - 唯一尚未恢复的盆地是巴肯，估计目前有90至100桶油当量/天的产量处于离线状态[56] - 以当前日产量14,160桶油当量/天计算，目前削减的产量占比非常小，但仍有影响，希望能在第四季度恢复上线[57] 问题: 关于并购活动中对天然气与石油资产兴趣的分化 [58] - 公司近期在并购方面保持活跃，但无意在当前环境下使用现金，因为重点是清理资产负债表，且不愿以难以接受的折价进行股权融资来筹集现金[58] - 公司考虑直接向卖家发行单位，过去在这方面取得了很多成功，仍在进行报价[59] - 挑战在于公司股票仍被低估，交易股息收益率达12%，自由现金流收益率达16%-17%，因此进行增值并购的门槛很高[59] - 卖家需要调整预期，因为上市公司（本应是资本成本最低的）估值大幅下降，这最终会传导给卖家，但需要时间[60] - 收购私募股权支持的投资组合的机会仍然存在，公司认为自己是整合这些机会的最佳或最佳人选之一[61] - 关于油气资产兴趣，近期确实看到对天然气资产的竞争有所增加，但公司不会在当前环境下 overpay for gas assets，一些石油资产正变得越来越有吸引力[62] - 天然气方面的竞争加剧并未影响公司成功执行并购战略的能力，公司没有错过任何真正想要的资产交易[63][64]