BSM-20210630
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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-Q
(标记一)
☒根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条规定的季度报告
截至本季度的季度报告2021年6月30日
或
☐根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条提交的过渡报告
过渡期_
委托文件编号：001-37362
黑石矿业公司(Black Stone Minerals，L.P.)
(注册人的确切姓名载于其章程)
 
特拉华州 47-1846692
(述明或其他司法管辖权
公司或组织)		 (税务局雇主
识别号码)
   
范宁街1001号套房，2020 77002
休斯敦,德克萨斯州
(主要行政办公室地址) (邮政编码)
(713) 445-3200
(注册人电话号码，包括区号)
 
根据该法第12(B)条登记的证券：
每节课的标题交易代码注册的每个交易所的名称
代表有限合伙人利益的共同单位BSM纽约证券交易所
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》(Securities Exchange Act)第13节或第15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)注册人在过去90天内是否遵守了此类提交要求。是 ☒ 不是☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或注册人被要求提交和张贴此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是 ☒不是☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》规则第312b-2条中的“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小的报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速滤波器☒ 加速的文件管理器☐
非加速文件服务器☐(不要检查是否有规模较小的报告公司)规模较小的新闻报道公司☐
新兴成长型公司☐
如果是新兴成长型公司，用勾号表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易所法案第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如该法规则第312b-2条所定义)。是 ☐*不是。☒
截至2021年7月30日，有208,642,990公共单位和14,711,219B系列累计可转换优先股注册人已发行。


目录
 
  页面
第一部分-财务信息
第1项。
财务报表(未经审计)
 
 
合并资产负债表
1
合并业务报表
2
 
合并权益表
3
 
合并现金流量表
5
 
未经审计的合并财务报表附注
6
第二项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
18
第三项。
关于市场风险的定量和定性披露
33
第四项。
管制和程序
33
第二部分-其他资料
第1项。
法律程序
35
第1A项。
风险因素
35
第二项。
未登记的股权证券销售和收益的使用
35
第五项。
其他信息
35
第6项
陈列品
36
 
签名
37




II

第一部分-财务信息

项目1.财务报表 


黑石矿产公司及其子公司
综合资产负债表
(未经审计)
(单位：千)
 2021年6月30日2020年12月31日
资产  
流动资产  
现金和现金等价物$1,043 $1,796 
应收账款68,381 61,908 
商品衍生资产— 1,149 
预付费用和其他流动资产2,116 1,668 
流动资产总额71,540 66,521 
财产和设备  
石油和天然气资产，按成本计算，采用成功努力会计方法，包括未探明的资产#美元。947,509及$937,464分别于2021年6月30日和2020年12月31日
3,187,176 3,157,818 
累计折旧、损耗、摊销和减值(2,025,503)(1,987,332)
石油和天然气属性，净值1,161,673 1,170,486 
其他财产和设备，扣除累计折旧#美元12,613及$12,292分别于2021年6月30日和2020年12月31日
1,393 1,650 
净资产和设备1,163,066 1,172,136 
递延费用和其他长期资产7,641 5,321 
总资产$1,242,247 $1,243,978 
负债、夹层权益和权益 
流动负债 
应付帐款$3,320 $3,407 
应计负债9,925 15,568 
商品衍生负债80,047 19,318 
其他流动负债1,792 1,654 
流动负债总额95,084 39,947 
长期负债 
信贷安排96,000 121,000 
应计激励性薪酬371 766 
商品衍生负债5,464 1,848 
资产报废义务17,741 17,377 
其他长期负债3,533 4,073 
总负债218,193 185,011 
承担和或有事项(附注7)
夹层股权  
合伙人股权-B系列累计可转换优先股，14,7112021年6月30日和2020年12月31日未偿还的单位
298,361 298,361 
股权 
合伙人权益-普通合伙人权益— — 
合伙人股权-包括共同单位，208,637和206,749分别在2021年6月30日和2020年12月31日未偿还的单位
725,693 760,606 
总股本725,693 760,606 
总负债、夹层股本和股本$1,242,247 $1,243,978 
附注是这些未经审计的综合财务报表的组成部分。
1


黑石矿产公司及其子公司
合并业务报表
(未经审计)
(单位为千，单位金额除外)
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
 2021202020212020
收入  
石油和凝析油销售$53,936 $25,417 $98,112 $77,510 
天然气和天然气液体销售56,481 30,311 99,370 66,953 
租赁红利和其他收入7,505 1,975 9,890 6,283 
与客户签订合同的收入117,922 57,703 207,372 150,746 
商品衍生工具的损益(59,480)(19,174)(87,362)70,837 
总收入58,442 38,529 120,010 221,583 
营业(收入)费用  
租赁经营费3,837 3,293 6,501 7,120 
生产成本和从价税9,296 9,555 21,138 21,931 
勘探费2 23 1,075 24 
折旧、损耗和摊销15,796 19,193 31,428 42,375 
石油和天然气性质的减损— — — 51,031 
一般事务和行政事务12,187 11,501 25,039 23,357 
资产报废债务的增加298 278 590 550 
总运营费用41,416 43,843 85,771 146,388 
营业收入(亏损)17,026 (5,314)34,239 75,195 
其他收入(费用) 
利息和投资收入— 3 — 34 
利息支出(1,628)(2,964)(2,838)(7,391)
其他收入(费用)31 (96)214 (97)
其他费用合计(1,597)(3,057)(2,624)(7,454)
净收益(亏损)15,429 (8,371)31,615 67,741 
B系列累积可转换优先股的分布(5,250)(5,250)(10,500)(10,500)
可归因于普通合伙人和共同单位的净收益(亏损)$10,179 $(13,621)$21,115 $57,241 
净收益(亏损)分配：  
普通合伙人权益$— $— $— $— 
公共单位10,179 (13,621)21,115 57,241 
 $10,179 $(13,621)$21,115 $57,241 
每普通单位可归因于有限合伙人的净收益(亏损)：  
每普通单位(基本)$0.05 $(0.07)$0.10 $0.28 
每普通单位(稀释)$0.05 $(0.07)$0.10 $0.28 
未完成的加权平均公用单位：
加权平均未偿还公用事业单位(基本)207,945 206,707 207,695 206,669 
加权平均未偿还公用事业单位(稀释)207,945 206,707 207,695 206,669 
 附注是这些未经审计的综合财务报表的组成部分。
2


黑石矿产公司及其子公司
合并权益表
(未经审计)
(单位：千)
公共单位合伙人权益--共同单位总股本
2020年12月31日的余额206,749 $760,606 $760,606 
普通单位回购(223)(1,957)(1,957)
已批出的限制单位，扣除没收后的净额1,016 — — 
基于股权的薪酬— 5,353 5,353 
分配— (36,272)(36,272)
就应计分销等价权向合伙人权益收取的费用— (237)(237)
B系列累积可转换优先股的分布— (5,250)(5,250)
净收益(亏损)— 16,186 16,186 
2021年3月31日的余额207,542 $738,429 $738,429 
发行物业收购通用单位1,088 10,766 10,766 
已批出的限制单位，扣除没收后的净额7 — — 
基于股权的薪酬— 2,820 2,820 
分配— (36,321)(36,321)
就应计分销等价权向合伙人权益收取的费用— (180)(180)
B系列累积可转换优先股的分布— (5,250)(5,250)
净收益(亏损)— 15,429 15,429 
2021年6月30日的余额208,637 $725,693 $725,693 
附注是这些未经审计的综合财务报表的组成部分。
3


黑石矿产公司及其子公司
合并权益表
(未经审计)
(单位：千)
 
公共单位合伙人权益--共同单位总股本
2019年12月31日的余额205,960 $798,443 $798,443 
普通单位回购(503)(5,029)(5,029)
已批出的限制单位，扣除没收后的净额1,238 — — 
基于股权的薪酬— 1,159 1,159 
分配— (61,641)(61,641)
就应计分销等价权向合伙人权益收取的费用— (68)(68)
B系列累积可转换优先股的分布— (5,250)(5,250)
净收益(亏损)— 76,112 76,112 
2020年3月31日的余额206,695 $803,726 $803,726 
普通单位回购— (6)(6)
已批出的限制单位，扣除没收后的净额14 — — 
基于股权的薪酬— 2,292 2,292 
分配— (16,679)(16,679)
就应计分销等价权向合伙人权益收取的费用— (31)(31)
B系列累积可转换优先股的分布— (5,250)(5,250)
净收益(亏损)— (8,371)(8,371)
2020年6月30日的余额206,709 $775,681 $775,681 
附注是这些未经审计的综合财务报表的组成部分。
4


黑石矿产公司及其子公司
合并现金流量表
(未经审计)
(单位：千)
截至6月30日的六个月，
 20212020
经营活动的现金流  
净收益(亏损)$31,615 $67,741 
对净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整： 
折旧、损耗和摊销31,428 42,375 
石油和天然气性质的减损— 51,031 
资产报废债务的增加590 550 
递延费用摊销884 519 
商品衍生工具的(收益)损失87,362 (70,837)
商品衍生工具结算时收到的现金净额(已支付)(21,868)45,506 
基于股权的薪酬6,533 (420)
勘探干井费用1,049 — 
营业资产和负债变动情况：
应收账款(6,159)33,544 
预付费用和其他流动资产(448)(1,163)
应付账款、应计负债和其他(5,247)(10,790)
清偿资产报废债务(160)(87)
经营活动提供的净现金125,579 157,969 
投资活动的现金流  
收购石油和天然气资产(10,064)(28)
增加石油和天然气的性质(2,606)(4,146)
增加石油和天然气资产租赁成本(21)(782)
购买其他财产和设备(63)(10)
出售石油和天然气资产所得收益— 1,266 
石油和天然气资产分拆所得收益— 4,067 
投资活动提供(用于)的现金净额(12,754)367 
融资活动的现金流  
分配给普通单位持有人(72,593)(78,320)
对B系列累计可转换优先股持有人的分配(10,500)(10,500)
普通单位回购(1,957)(5,035)
信贷安排下的借款84,000 89,000 
信贷安排项下的还款(109,000)(160,000)
债务发行成本和其他(3,528)— 
用于融资活动的净现金(113,578)(164,855)
现金及现金等价物净变动(753)(6,519)
期初的现金和现金等价物1,796 8,119 
期末现金和现金等价物$1,043 $1,600 
补充披露  
支付的利息$1,944 $6,934 
 附注是这些未经审计的综合财务报表的组成部分。
5

黑石矿产公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注


附注1-业务及呈报基础
业务描述
黑石矿业公司(“BSM”或“合伙企业”)是特拉华州的一家上市有限合伙企业，拥有石油和天然气矿产权益，这些权益构成了资产基础的绝大多数。该合作伙伴的资产还包括非参与的特许权使用费权益和最重要的特许权使用费权益。这些权益基本上不承担成本，统称为“矿产和特许权使用费权益”。该伙伴关系的矿产和特许权使用费权益位于41美国大陆各州(“美国”)，包括所有主要的陆上生产盆地。该伙伴关系还拥有某些石油和天然气资产的非运营工作权益。该合伙公司的共同单位在纽约证券交易所交易，代码为“BSM”。
陈述的基础
随附的合伙企业未经审计的中期综合财务报表是根据美国公认会计原则(“GAAP”)和美国证券交易委员会(“SEC”)的规则和规定编制的。这些未经审计的中期综合财务报表是根据10-Q表的说明编制的，因此不包括按照公认会计原则编制财务报表所需的所有披露。因此，未经审计的中期综合财务报表及相关附注应与合伙企业截至2020年12月31日止年度的10-K表格年度报告(“2020年10-K表格年度报告”)所载合伙企业的综合财务报表一并阅读。
未经审计的中期综合财务报表包括合伙企业的综合业绩。截至2021年6月30日的6个月的运营结果不一定表明全年的预期结果。
管理层认为，为公平列报所有列报期间的财务结果所需的正常和经常性的所有调整都已反映出来。所有公司间余额和交易均已注销。
合伙企业对其投资的重要条款进行评估，以确定适用于每项投资的会计方法。合伙企业拥有的投资少于20拥有权益且不具有控制权或行使重大影响力的股东，若公允价值不能轻易确定，则采用公允价值或成本减去减值计入。合伙企业行使控制权的投资被合并，该等投资的非控制性权益(不直接或间接归属于合伙企业)作为净收益(亏损)和权益的单独组成部分列示。
未经审计的中期合并财务报表包括石油和天然气财产权的不可分割权益。该合伙企业通过在随附的未经审计的中期综合资产负债表、经营表和现金流量表上报告其在相关项目中的资产、负债、收入、成本和现金流量的比例份额来核算其在石油和天然气财产权中的份额。
细分市场报告
合作伙伴关系以单一的运营和可报告的部门运营。运营部门被定义为企业的组成部分，首席运营决策者在决定如何分配资源和评估业绩时，定期评估不同的财务信息。该伙伴关系的首席执行官已被确定为首席运营决策者，并根据综合一级的财务信息分配资源和评估业绩。
6

黑石矿产公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注

附注2-主要会计政策摘要
重大会计政策
重要的会计政策在合伙企业2020年的Form 10-K年度报告中披露。在截至2021年6月30日的六个月里，这些政策或这些政策的应用没有任何变化。
应收帐款

下表列出了有关该合伙企业应收账款的信息：
2021年6月30日2020年12月31日
(单位：千)
应收账款：
与客户签订合同的收入$63,706 $58,181 
其他4,675 3,727 
应收账款总额$68,381 $61,908 

注3-中国石油和天然气属性指数
收购
收购已探明的石油和天然气资产及工作权益通常被视为企业合并，并按其截至收购日的估计公允价值入账。由全部或几乎所有未经探明的石油和天然气资产组成的收购通常被视为资产收购，并按成本入账。
2021年第二季度，该伙伴关系完成了对米德兰盆地北部矿产和特许权使用费面积的收购，总对价为#美元。20.82000万。购买价格由$组成。10.02000万美元现金和美元10.8该伙伴关系的共同单位为1.6亿美元。现金对价的资金来自信贷安排(定义见附注6-信贷安排)下的借款和经营活动的资金。这笔交易作为一项业务合并入账，收购的资产以其截至收购日的估计公允价值记录。收购的资产包括#美元。4.92000万已探明的石油和天然气资产，$15.62000万美元未探明的石油和天然气资产，以及0.3净营运资本3.5亿美元。与收购相关的成本为$0.32000万美元的支出包括在截至2021年6月30日的三个月和六个月的综合业务表的总行和行政行中。
资产剥离
2020年第三季度，合作伙伴关系结束二单独剥离二叠纪盆地的某些矿物和特许权使用费财产，关闭调整后的总收益为#美元150.6百万美元。其中一笔交易于2020年5月1日生效，涉及出售合伙企业在德克萨斯州米德兰县特定地块的矿产和特许权使用费权益，净收益约为$54.5百万美元。另一笔交易于2020年7月1日生效，涉及出售合伙企业特拉华州盆地和米德兰盆地部分头寸的不可分割权益，净收益约为美元。96.1百万美元。通过这些交易剥离的资产的账面价值总额为#美元。126.6在销售时为100万美元。合作伙伴关系承认了一美元24.02020年第三季度与资产剥离相关的百万美元收益。
分包协议
2017年，该伙伴关系签订了二分拆安排旨在减少其营运利息资本支出，从而大幅降低其除矿产和特许权使用费权益收购以外的资本支出。根据这些协议，合伙企业将其参与某些非经营性营运权益机会的权利转让给外部资本提供者，同时以额外的特许权使用费收入或保留的经济权益的形式保留这些权益的价值。
7

黑石矿产公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注

迦南农场主
2017年2月，该伙伴关系与Canaan Resource Partners(下称“Canaan”)签订了一项分拆协议(“First Canaan Farmout”)，涵盖与埃克森美孚公司(Exxon Mobil Corporation)子公司XTO Energy Inc.(“XTO”)共同拥有和运营的德克萨斯州圣奥古斯丁县的某些Haynesville和Bossier页岩面积。合作伙伴关系有一个大致的50在种植面积中的工作权益的百分比。根据第一届迦南农民大会的条款，迦南人资助了80合作伙伴的钻井和完井成本的%，并被分配80合作伙伴在有盖油井的工作权益的百分比(408/8的基础上的工作利息)，因为油井是被钻探的。合作伙伴在支付之前收到了ORRI，在第一次迦南农场下钻探的所有油井支付后，ORRI都增加了.
迦南参与合同区未来油井的权利和义务已于2021年第二季度终止，同时迦南和伙伴关系签订了一项新的分包协议，如下所述。迦南人总共参加了37在第一个迦南农场的威尔斯。
2019年，由于天然气价格较低，XTO能源公司(XTO Energy Inc.)暂停了在该地区的开发活动。2021年3月，BSM和XTO达成协议，分割圣奥古斯丁县开发区的共同拥有的工作权益。根据分割协议，BSM和XTO交换了某些现有和拟议钻井单位的工作权益，导致两家公司持有100其各自分割单位的工作权益的%。
2021年5月，BSM与Aethon Energy(“Aethon”)达成协议，开发该合伙企业在圣奥古斯丁县的若干未开发土地，包括上述分割协议产生的工作权益。该协议规定Aethon的最低油井承诺，以换取更低的特许权使用费，并独家获得BSM在合同区的矿产和租赁面积。该协议要求至少五在2021年第三季度开始的最初计划年度内要钻探的油井，增加到至少12从第四个计划年度开始，每年的威尔斯数。该合伙公司与Aethon签订的开发协议以及覆盖圣奥古斯丁县土地的相关钻探承诺独立于下文讨论的涉及Angelina县的开发协议和相关承诺。
2021年5月25日，伙伴关系与迦南签订了一项新的农事协议(第二次迦南农事)。第二个迦南农场取代了第一个迦南农场，涉及Aethon开发协议覆盖的圣奥古斯丁县地区。第二次迦南分红涵盖了合伙企业在德克萨斯州圣奥古斯丁县Aethon积极开发的部分工作权益，除非根据协议条款提前终止，否则将持续到2031年5月。迦南人会赚到80合伙企业在XTO划分的面积中的工作权益的%(最高可达408/8的基础上为%)和50合作伙伴在其他领域的工作利益的%(最高可达12.5根据开发协议由Aethon钻探和运营的油井中的8/8%)。迦南有义务为Aethon在最初计划年度钻探的所有油井的开发提供资金，此后，迦南有一定的权利和选择权在第二届迦南分会期间继续为合作伙伴的工作利益提供资金。截至2021年6月30日，第二个迦南农场下没有钻井。合作伙伴将在支付前获得ORRI，并在第二个迦南农场下钻探的所有油井支付后获得增加的ORRI。
Pivotal Farmout
2017年11月，该伙伴关系与尾水资本有限责任公司的投资组合公司Pivotal Petroleum Partners(“Pivotal”)达成了一项分拆协议(“First Pivotal Farmout”)。该分包协议涵盖了该伙伴关系在2025年11月之前在东得克萨斯州谢尔比海槽地区XTO Energy和BPX Energy运营的针对Haynesville和Bossier页岩面积的油井的几乎所有剩余工作权益(在实施Canaan Farmout之后)。Pivotal有义务为以下项目的开发提供资金80在指定的油井组中，这些油井分布在几个开发地区，然后可以选择在分包协议期间继续为伙伴关系在这些地区的工作利益提供资金。一旦Pivotal实现了指定井组的指定支付，合伙企业将获得该井组的大部分原始工作权益。截至2021年6月30日，共有68威尔斯已经在合同区被挖土，这是第一次关键的暂停。该伙伴关系与BPX Energy的开发协议于2019年终止，涉及该协议涵盖的该伙伴关系的大部分种植面积。因此，Pivotal保留与第一次Pivotal Farmout相关的区域的最低权利或义务。
2020年第二季度，该伙伴关系与Aethon达成了一项开发协议，以开发被BPX Energy在德克萨斯州安吉利纳县没收的部分地区。协议规定了最低油井
8

黑石矿产公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注

Aethon作出承诺，以换取降低特许权使用费和独家进入我们在合同区的矿产和租赁面积。该协议要求至少四在2020年第三季度开始的最初计划年度内要钻探的油井，增加到至少15从第三个计划年度开始，每年的工资。2020年11月，伙伴关系与Pivotal签订了一项新的分成协议(“第二个Pivotal Farmout”)。就Aethon开发协议覆盖的区域而言，第二个Pivotal Farmout取代并取代了第一个Pivotal Farmout。第二个Pivotal Farmout涵盖合伙企业在德克萨斯州安吉利娜县Aethon积极开发的工作权益中所占的份额，除非根据协议条款提前终止，否则将持续到2028年4月。Pivotal将获得100合伙企业工作权益的%(从大约12.5%至25根据开发协议由Aethon钻探和运营的油井中的8/8%)。Pivotal有义务为Aethon在最初计划年度钻探的所有油井的开发提供资金，此后，Pivotal有一定的权利和选择权在第二次Pivotal Farmout期间继续为合作伙伴的工作利益提供资金。一旦Pivotal实现了指定井组的指定支付，合伙企业将获得该井组的大部分原始工作权益。截至2021年6月30日，共有五威尔斯已经在合同区被挖土，受到第二次关键禁区的影响。
从暂停协议开始到2021年6月30日，伙伴关系已经收到了$90.2百万美元和$119.2根据协议，分别来自迦南和Pivotal的100万美元。当在将油井分配给迦南和Pivotal之前收到这种补偿时，伙伴关系将这些金额记录为石油和天然气资产以及其他长期负债的增加。当探明油井的工作权益分配给迦南和Pivotal时，合伙企业的石油和天然气资产以及其他长期负债将从报销的资本成本中减去。截至2021年6月30日和2020年12月31日，美元0.1在合并资产负债表的其他长期负债项目中，有100万美元用于偿还与尚未分配给迦南和Pivotal的外包工作权益有关的款项。
石油和天然气性质的损害
当事件及情况显示已探明及未探明之石油及天然气资产之账面值可回收性可能下降时，该等资产将被检视是否有减值。在评估生产物业减值时，合伙企业将生产物业的预期未贴现预计未来现金流与生产物业的账面金额进行比较，以确定可回收性。当账面值超过其估计未贴现的未来现金流量时，账面值减记至其公允价值，公允价值作为该等物业的预计未来现金流量的现值计量。
2020年第一季度，由于地缘政治事件导致供应增加，同时由于新冠肺炎疫情的影响，需求减弱，油价暴跌。合伙企业确定这些事件和情况表明某些已探明资产的账面价值的可回收性可能下降，可回收性测试确定某些由成熟产油资产组成的可耗尽单元受到损害。被认可的伙伴关系不是截至2021年6月30日的三个月和六个月以及截至2020年6月30日的三个月的石油和天然气资产减值。伙伴关系承认#美元51.0截至2020年6月30日的6个月石油和天然气资产减值100万美元。见附注5-公允价值计量以作进一步讨论。
附注4--商品衍生金融工具
该伙伴关系正在进行的业务使其受到石油和天然气市场价格变化的影响。为减轻与其业务相关的固有商品价格风险，该合伙企业使用石油和天然气商品衍生金融工具。时不时地，这类工具可能包括可变价格到固定价格的掉期、无成本的领子、固定价格合同和其他合同安排。该伙伴关系签订石油和天然气衍生品合同，其中包含与每个交易对手的净额结算安排。合伙企业不会为投机目的而订立衍生工具。
截至2021年6月30日，该伙伴关系的未平仓衍生品合约由固定价格掉期合约组成。合伙企业和交易对手之间的固定价格掉期合同规定了固定的商品价格和未来的结算日期。合伙企业没有将其任何合同指定为公允价值或现金流对冲。因此，合同公允价值的变动计入变动期间的综合经营报表。合伙企业衍生合同的所有衍生收益和损失已在合伙企业随附的综合经营报表中的收入中确认。截至2021年6月30日和2020年12月31日，尚未以现金结算的衍生工具在合伙企业随附的综合资产负债表中反映为衍生资产或负债。请参阅注5-公允价值计量以进行进一步讨论。
9

黑石矿产公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注

合伙企业的衍生品合同使其在交易对手不履行可能对合伙企业商品衍生品资产的公允价值产生不利影响的情况下面临信用风险。虽然合伙企业并不要求其衍生合约交易对手提供抵押品，但合伙企业会在认为适当时评估该等交易对手的信用状况。这种评估包括审查交易对手的信用评级和最新的财务信息。截至2021年6月30日，该合作伙伴关系已七所有交易对手都被穆迪评为Baa1级或更高评级，其中6家是信贷安排下的贷款人。
下表汇总了合伙企业衍生工具的公允价值和分类，以及截至每个日期在综合资产负债表中确认的衍生工具总资产、负债和抵销金额：
2021年6月30日
分类资产负债表位置毛收入
公允价值		交易对手净额结算的效果资产负债表上的账面净值
  (单位：千)
资产：
    
当前资产
大宗商品和衍生品资产$— $— $— 
长期资产
递延费用和其他长期资产977 (977)— 
*总资产
 $977 $(977)$— 
负债：
    
流动负债
大宗商品和衍生产品以及负债$80,047 $— $80,047 
长期负债
大宗商品和衍生产品以及负债6,441 (977)5,464 
总负债
 $86,488 $(977)$85,511 
2020年12月31日
分类资产负债表位置毛收入
公允价值		交易对手净额结算的效果资产负债表上的账面净值
  (单位：千)
资产：
    
当前资产
大宗商品和衍生品资产$6,362 $(5,213)$1,149 
长期资产
递延费用和其他长期资产— — — 
*总资产
 $6,362 $(5,213)$1,149 
负债：
    
流动负债
大宗商品和衍生产品以及负债$24,531 $(5,213)$19,318 
长期负债
大宗商品和衍生产品以及负债1,848 — 1,848 
总负债
 $26,379 $(5,213)$21,166 
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黑石矿产公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注

合伙企业衍生工具(包括资产和负债)的公允价值变动在所附的综合经营表和综合现金流量表中按净额列报，并在所述期间包括以下内容：
 截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
衍生品未被指定为对冲工具2021202020212020
(单位：千)
商品衍生工具的初始公允价值$(43,376)$96,278 $(20,017)$15,221 
石油衍生工具的损益(34,215)(21,647)(59,069)56,164 
天然气衍生工具的损益(25,265)2,473 (28,293)14,673 
石油衍生工具结算所支付(收到)的现金净额15,910 (26,776)20,412 (28,317)
天然气衍生工具结算支付(收到)现金净额1,435 (9,776)1,456 (17,189)
商品衍生工具公允价值净变动(42,135)(55,726)(65,494)25,331 
商品衍生工具的期末公允价值$(85,511)$40,552 $(85,511)$40,552 
截至2021年6月30日，该伙伴关系拥有以下未平仓石油衍生品合约：
 加权平均价格(每桶)范围(每桶)
合同期限和类型音量(BBL)低高
石油互换合约：    
2021    
第二季度220,000 $38.97 $32.64 $46.50 
第三季度660,000 38.97 32.64 46.50 
第四季度660,000 38.97 32.64 46.50 
2022
第一季度480,000 $60.14 $55.29 $65.50 
第二季度480,000 60.14 55.29 65.50 
第三季度480,000 60.14 55.29 65.50 
第四季度480,000 60.14 55.29 65.50 

截至2021年6月30日，该伙伴关系拥有以下天然气未平仓衍生品合同：
 加权平均价格(每MMBtu)范围(每MMBtu)
合同期限和类型音量(MMBtu)低高
天然气互换合约：    
2021    
第三季度10,120,000 $2.69 $2.52 $3.08 
第四季度10,120,000 2.69 2.52 3.08 
2022
第一季度7,920,000 $2.98 $2.80 $3.15 
第二季度8,000,000 2.99 2.80 3.15 
第三季度8,080,000 2.99 2.80 3.15 
第四季度8,080,000 2.99 2.80 3.15 

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黑石矿产公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注

附注5-公允价值计量
公允价值定义为一项资产(或负债)于计量日在市场参与者之间的有序交易中可买卖(或产生)或出售(或结算)的金额。此外，ASC 820，公允价值计量建立了计量公允价值的框架，建立了基于用于计量公允价值的投入质量的公允价值等级，并包括了某些披露要求。公允价值估计基于(I)实际市场数据或(Ii)其他市场参与者将用于为资产或负债定价的假设，包括对风险的估计。
ASC820为公允价值计量的披露建立了一个三级估值层次结构。估值层次将按公允价值计量的资产和负债分类为三个不同级别之一，具体取决于计量中采用的投入的可观测性。这三个级别的定义如下：
1级-活跃市场中相同资产或负债的未调整报价。
2级-非活跃市场中类似资产或负债的报价，以及基本上在整个期限内直接或间接可观察到的资产或负债的投入 金融工具的价值。
3级-无法观察到的、对公允价值计量有重要意义的投入(包括合伙企业自己在确定公允价值时的假设)。
金融工具在估值层次中的分类基于对公允价值计量有重要意义的最低投入水平。合伙企业对某一特定投入对整个公允价值计量的重要性的评估需要作出判断，并考虑资产或负债特有的因素。
由于票据的短期性质，合伙企业的现金及现金等价物、应收账款和应付款项的账面价值接近公允价值。由于市场利率的变化，截至2021年6月30日和2020年12月31日，所有债务的估计账面价值都接近公允价值。这些债务公允价值是根据伙伴关系对类似类型借款安排的递增借款利率估算的，属于第3级计量，当时没有报价的市场价格。该伙伴关系的金融工具的估计公允价值不一定表明将在当前市场交易中变现的金额。
资产和负债按公允价值经常性计量
合伙企业使用市场法通过一个模型估计商品衍生金融工具的公允价值，该模型使用市场上可观察到的投入，或可从可观察到的数据中得出或得到可观察数据证实的投入。进一步讨论见附注4--商品衍生金融工具。
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未经审计的合并财务报表附注

下表列出了合伙企业按公允价值经常性计量的资产和负债信息：
 公允价值计量和使用交易对手净额结算的效果总计
 1级2级3级
 (单位：千)
截至2021年6月30日     
金融资产     
商品衍生工具$— $977 $— $(977)$— 
金融负债     
商品衍生工具$— $86,488 $— $(977)$85,511 
截至2020年12月31日     
金融资产     
商品衍生工具$— $6,362 $— $(5,213)$1,149 
金融负债     
商品衍生工具$— $26,379 $— $(5,213)$21,166 
非经常性基础上按公允价值计量的资产和负债
按公允价值按非经常性基础计量的非金融资产和负债包括可能在企业合并中收购的某些非金融资产和负债，以及为评估减值而计量的石油和天然气财产价值。
在企业合并中收购的已探明和未探明物业的公允价值的确定是通过对预计的未来现金流量进行贴现来估计的。用于确定公允价值的因素包括对经济储备的预估、未来的运营和开发成本、未来的大宗商品价格、未来生产的时机，以及风险调整后的贴现率。合伙企业已将这些计量指定为3级。合伙企业最近收购的公允价值评估包括在附注3-石油和天然气资产中。
石油及天然气属性在评估减值时采用收益法，按公允价值在非经常性基础上计量。用于确定公允价值的因素包括对已探明储量的估计、未来大宗商品价格、未来生产时间、运营成本、未来资本支出和经风险调整的贴现率。该合伙企业使用截至2020年3月31日的测量日期公布的远期商品价格曲线，在回顾历史变现的基础上考虑位置和质量差异，并使用年度贴现率，估计了受损物业的公允价值。8%.
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未经审计的合并财务报表附注

下表列出了有关减值物业的非经常性公允价值计量的信息：
公允价值计量使用损损
1级2级3级
(单位：千)
截至2021年6月30日的三个月
受损的石油和天然气属性$— $— $— $— 
截至2020年6月30日的三个月
受损的石油和天然气属性$— $— $— $— 
截至2021年6月30日的6个月
受损的石油和天然气属性$— $— $— $— 
截至2020年6月30日的6个月
受损的石油和天然气属性$— $— $2,044 $51,031 
合伙企业对公允价值的估计是根据相关市场数据在离散的时间点上确定的。这些估计涉及不确定性，特别是在当前动荡的市场中，无法准确确定。这些估计的变化，特别是与经济储备、未来大宗商品价格和未来生产时间相关的变化，可能会导致未来产生额外的减值费用。截至2021年6月30日或2020年12月31日，估值技术或相关投入没有重大变化。
附注6-信贷安排
合伙企业维持经修订的优先担保循环信贷协议(“信贷安排”)。该信贷安排的最高信贷总额为#美元。1.010亿美元，并于2024年11月1日终止。贷款人的承诺等于总最高信贷金额和借款基数中较小的一个。借款基数每半年重新确定一次，通常是在10月和4月，并根据贷款人辛迪加使用与当前市场对未来价格往往不同的定价假设确定的合伙企业的石油和天然气资产的价值得出。合伙企业和贷款人(在三分之二贷款人的指导下)在预定的重新确定之间各有一次请求重新确定借款基数的自由裁量权。合伙企业还有权在收购超过以下的石油和天然气资产后要求重新确定10在紧接该项收购前的借款基础价值的%。自2020年11月3日起，借款基数重新确定将借款基数从1美元降至1美元。430.0百万至$400.0100万美元，自2021年4月30日起，借款基数重申为$400.0百万美元。下一次半年度重新确定定于2021年10月。
信贷安排项下的未偿还借款按合伙企业选择的浮动利率计息，该浮动利率等于替代基准利率(等于最优惠利率中的最大者，联邦基金实际利率加0.50%，或1个月期伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)加1.00%)或LIBOR，在每种情况下，加上适用的保证金。截至2020年12月31日，替代基本利率的适用利润率范围为1.00%至2.00%，LIBOR的适用利润率范围为2.00%至3.00%，取决于相对于借款基数的未偿还借款。截至2021年6月30日，替代基本利率利差范围为1.50%至2.50%，伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)利润率为2.50%至3.50%.
信贷工具的加权平均利率为2.60%和2.40截至2021年6月30日和2020年12月31日，应计利息分别在每个日历季度末或每个利息期末支付，除非利息期限长于90天，在这种情况下，利息在每隔一天结束时支付90天句号。此外，承诺费应在每个日历季度末按以下两种费率之一支付：0.375如果借用基数利用率百分比小于50%，或0.500如果借款基数利用率等于或大于，则每年%50信贷安排基本上由合伙企业的所有石油和天然气生产和资产担保。
信贷安排包含对未来借款、租赁、对冲和出售资产的各种限制。此外，信贷安排要求合伙企业保持不低于1.0：1.0，总债务与EBITDAX(未计利息、税项、折旧、摊销和勘探前收益)的比率不超过3.5：1.0。如果信贷安排下出现违约(包括未能履行其中一项金融契约)，如果信贷安排下的可获得性低于以下条件，则不允许分配10贷款人承诺的%，或者如果总债务与EBITDAX之比大于3.0。截至2021年6月30日，该伙伴关系遵守了信贷安排中的所有金融契约。
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未偿还本金余额总额为1美元。96.0百万美元和$121.0截至2021年6月30日和2020年12月31日，分别为100万美元。信贷安排下的可用借款中未使用的部分为$304.0百万美元和$279.02021年6月30日和2020年12月31日分别为100万。
2021年3月5日，英国金融市场行为监管局宣布，打算在2021年12月31日之后停止说服或强迫银行提交1周和2个月期美元设置的LIBOR利率，以及2023年6月30日之后提交其余美元设置的LIBOR利率。我们的信贷安排包括在期限内根据纽约联邦储备银行(“SOFR”)公布的有担保隔夜融资利率(“SOFR”)在必要时确定LIBOR的替代率的条款。我们目前预计，从伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)过渡不会对我们产生实质性影响。
附注7--承付款和或有事项
环境问题
该伙伴关系的业务包括符合美国联邦、州和地方有关空气、土地、水质和其他环境问题的环境法规的活动。
合伙企业不认为任何环境现场评估中发现的问题可能导致的潜在补救费用对合并财务报表有重大影响，也没有记录潜在补救费用的拨备。
诉讼
合伙企业不时涉及日常业务过程中出现的法律诉讼和索赔。合伙企业相信，截至2021年6月30日的现有索赔将得到解决，不会对合伙企业的财务状况或运营产生实质性不利影响。 
附注8--激励性薪酬
下表汇总了所示期间在合并操作报表的一般和行政行项目中记录的奖励补偿费用：
 截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2021202020212020
 (单位：千)
现金-短期和长期激励计划$1,729 $506 $3,114 $1,469 
股权补偿-限制性公用事业单位1,037 1,126 1,986 2,411 
基于股权的薪酬-限制性绩效单位1
1,697 1,098 3,858 (3,559)
董事会激励计划337 250 689 728 
*激励性薪酬支出总额
$4,800 $2,980 $9,647 $1,049 
1 与受限绩效奖励相关的补偿费用采用合伙企业共同单位的公允价值计量日期(即每个报告期日期的最后一天)确定。在截至2020年6月30日的6个月中确认的向下成本修正是由于该伙伴关系的普通单价期间有所下降。
注9-首选单位
B系列累计可转换优先股
2017年11月28日，合伙企业以定向增发方式发行并出售14,711,219B系列累计可转换优先股，代表有限合伙人在合伙企业中的权益，现金收购价为$20.3926每B系列累计可转换优先股，总收益约为$300.0百万美元。
B系列累计可转换优先股有权每年分配7%，每季度支付一次，拖欠。B系列累计可转换优先股可由每个持有者根据其选择权全部或部分转换为一-购买价格为$$的一对一基础20.3926，以实施任何已累算但
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未经审计的合并财务报表附注

截至最近申报日期，适用的B系列累计可转换优先股的未付累计分配。但是，如果任何此类转换请求不涉及至少$的公用事业单位的潜在价值，则合伙企业没有义务遵守此类转换请求10.0根据紧接转换通知日期前一个交易日普通单位的收盘价，或在该行使涵盖持有人的所有B系列累计可转换优先股的范围内，该较低数额。
B系列累计可转换优先股的账面价值为#美元。298.4百万美元，包括应计分配#美元5.3100万，截至2021年6月30日和2020年12月31日。B系列累计可转换优先股在合并资产负债表上被归类为夹层股权，因为某些赎回条款不在合伙企业的控制范围内。
注10-单位收益    
合伙企业采用两级法计算单位收益(“EPU”)。合伙企业有限共同单位的持有者拥有单位持有人的所有权利，包括不可没收的分配权。受限制的普通单位作为参股证券计入单位基本收益。在列报的期间内，分配给这些参与单位的收益金额并不重要。
合伙企业应占净收益(亏损)在实施期内宣布的分配(如果有的话)后，按比例分配给合伙企业的普通合伙人和普通单位持有人。
合伙企业在折算后的基础上评估B系列累计可转换优先股，以计算稀释后的EPU。合伙企业的受限业绩单位奖励是在计算稀释后的EPU时考虑的或有可发行单位。合伙企业评估如果报告期结束是应变期结束，根据安排条款可发行的单位数量(如果有的话)。
下表列出了普通单位基本收益和摊薄收益的计算方法：
 截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
 2021202020212020
 (以千元为单位，不包括每单位美元金额)
净收益(亏损)$15,429 $(8,371)$31,615 $67,741 
B系列累积可转换优先股的分布(5,250)(5,250)(10,500)(10,500)
可归因于普通合伙人和共同单位的净收益(亏损)10,179 (13,621)21,115 57,241 
净收益(亏损)分配： 
普通合伙人权益$— $— $— $— 
公共单位10,179 (13,621)21,115 57,241 
 $10,179 $(13,621)$21,115 $57,241 
每普通单位可归因于有限合伙人的净收益(亏损)：  
每普通单位(基本)$0.05 $(0.07)$0.10 $0.28 
每普通单位(稀释)0.05 (0.07)0.10 0.28 
未完成的加权平均公用单位：
加权平均未偿还公用事业单位(基本)207,945 206,707 207,695 206,669 
稀释证券的影响
— — — — 
加权平均未偿还公用事业单位(稀释)207,945 206,707 207,695 206,669 

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未经审计的合并财务报表附注

下列潜在摊薄证券单位被排除在未偿还摊薄加权平均单位的计算之外，因为它们的纳入将是反摊薄的：
 截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2021202020212020
(单位：万人)
潜在稀释证券(通用单位)：
B系列累计可转换优先股
折算基数
14,969 14,969 14,969 14,969 

注11-通用单位

公共单位

共同单位代表合伙企业中的有限合伙人利益。共有单位持有人有权参与分配，并行使合伙协议赋予持有共有单位的有限合伙人的权利和特权。

合伙协议限制了单位持有人的投票权，规定个人或团体持有的任何单位15当时未偿还的任何类别单位的百分比或以上，其受让人，事先经合伙企业的普通合伙人董事会(“董事会”)批准收购该等单位的人士，与投票、同意或批准作为独立类别的B系列累计可转换优先股有关的B系列累计可转换优先股的持有人，以及拥有15由于合伙企业赎回或购买任何其他人的单位或采取类似行动，或根据合伙企业的选择或与控制权变更相关的B系列累计可转换优先股的任何转换，任何类别的股份的百分比或以上不得就任何事项投票。

合伙协议一般规定，每季度支付任何分配的方式如下：
• 第一，支付给B系列累计可转换优先股的持有者，金额相当于7年利率，但须作出若干调整；及
•第二，给共同单位的持有者。

下表提供了有关伙伴关系向普通单位持有人进行单位分配的信息：
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2021202020212020
按共同单位申报和支付的分配$0.1750 $0.0800 $0.3500 $0.3800 

通用单位回购计划
2018年11月5日，董事会授权回购至多$75.0以普通单位计算的百万美元。回购计划授权合伙企业根据市场条件、适用的法律要求、可用的流动性和其他适当因素，在管理层决定的基础上酌情进行回购。已达成的合作伙伴关系不是在截至2021年6月30日的六个月内根据该计划进行回购。截至2021年6月30日，该伙伴关系已回购了$4.2自回购计划开始以来，回购计划下的普通单位为百万美元。回购计划的资金来自合作伙伴手头的现金或信贷安排上的可用性。任何回购的单位都将被取消。
注12-中国的后续事件。
2021年7月26日，董事会批准了截至2021年6月30日的三个月的分配金额为$0.25每个普通单位。在确定第二季度的分配水平时，审计委员会考虑了#美元的基本分配。0.20每单位，预计到2021年底将可持续到2021年底，外加#美元的特别分配0.05反映本季度某些积极的、非经常性项目的单位。分配将于2021年8月20日支付给2021年8月13日收盘时登记在册的单位持有人。
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第二项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下对我们财务状况和经营结果的讨论和分析应与我们在本Form 10-Q季度报告中提供的未经审计的综合财务报表及其附注，以及我们在截至2020年12月31日的Form 10-K年度报告(“2020年Form 10-K年度报告”)中包括的经审计的综合财务报表及其附注一起阅读。本讨论和分析包含涉及风险、不确定性和假设的前瞻性陈述。由于许多因素的影响，实际结果可能与这些前瞻性陈述中预期的结果大不相同，包括“关于前瞻性陈述的告诫”和“第二部分，第1A项”中陈述的那些因素。风险因素。“
有关前瞻性陈述的注意事项
本季度报告(Form 10-Q)中的某些陈述和信息可能构成“前瞻性陈述”。“相信”、“预期”、“预期”、“计划”、“打算”、“预见”、“应该”、“将会”、“可能”或其他类似表述旨在识别前瞻性陈述，这些前瞻性陈述通常不是历史性的。但这些前瞻性陈述是基于我们目前对未来发展及其对我们的潜在影响的预期和信念。尽管管理层认为这些前瞻性陈述在作出时是合理的，不能保证影响我们的未来发展将是我们预期的。*所有关于我们对未来收入和经营业绩预期的评论都是基于我们对现有业务的预测，不包括任何未来收购的潜在影响。*我们的前瞻性陈述涉及重大风险和不确定性(其中一些是我们无法控制的)和假设，这些假设可能导致实际结果与我们的历史经验和我们目前的预期或预测大不相同。可能导致实际结果与前瞻性陈述中的结果大不相同的重要因素包括
•我们执行业务战略的能力；
•新冠肺炎大流行的范围和持续时间，以及政府当局和其他各方为应对大流行所采取的行动；

•已实现的石油和天然气价格波动；

•我们物业的生产水平；

•石油、天然气的总体供需情况、区域供需因素、生产延误或中断情况；

•我们取代石油和天然气储备的能力；

•我们识别、完成和整合收购的能力；

•一般经济、商业或行业状况，包括国内和国际经济放缓以及证券、资本或信贷市场的波动；

•石油和天然气行业的竞争；

•我们运营商的钻探活动水平，特别是在谢尔比海槽等我们集中种植面积的地区；

•我们运营商获得开发和勘探运营所需资金或融资的能力；

•所投资物业的权属瑕疵；

•钻井平台、设备、原材料、供应品、油田服务或人员的可获得性或费用；

•水力压裂用水的限制；

•管道能力和运输设施的可用性；

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•我们运营商遵守适用的政府法律法规并获得许可和政府批准的能力；

•与水力压裂相关的联邦和州立法和法规倡议；

•未来经营业绩；

•未来的现金流和流动性，包括我们产生足够现金支付季度分配的能力；

•勘探开发钻探前景、库存、项目和方案；

•我们的经营者面临的经营危险；

•我们营运者跟上科技进步的能力；

•保护措施和对生产和使用化石燃料对环境影响的普遍关注；

•网络安全事件，包括数据安全漏洞或计算机病毒；以及

•这份文件中其他地方讨论的某些因素。
有关可能导致我们的实际结果与预期结果不同的已知重大因素的更多信息，请参阅我们2020年度报告Form 10-K和本季度报告Form 10-Q中的“风险因素”。
告诫读者不要过度依赖前瞻性陈述，这些前瞻性陈述仅在本文发表之日起发表。*我们没有义务在前瞻性陈述发表后公开更新或修改任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。
概述
我们是美国石油和天然气矿产权益的最大所有者和管理者之一。我们的主要业务是通过积极管理使我们现有的矿产和特许权使用费资产组合的价值最大化，并通过收购更多的矿产和特许权使用费权益来扩大我们的资产基础。我们通过营销我们待租赁的矿产资产、创造性地构建租约条款以鼓励和加速钻探活动，以及在工作利益的基础上有选择地与我们的承租人一起参与，从而最大限度地实现价值。我们相信，我们庞大、多元化的资产基础，以及长期的、非成本承担的矿产和特许权使用费权益，能够随着时间的推移提供稳定的生产和储备，使大部分产生的现金流能够分配给单位持有人。
截至2021年6月30日，我们的矿产和特许权使用费权益位于美国大陆的41个州，包括所有主要的陆上生产盆地。这些不承担成本的权益包括7万多口生产井的所有权。我们还拥有非经营性工作权益，其中很大一部分位于我们的职位上，我们还拥有矿产和特许权使用费权益。当所生产的石油和天然气的控制权移交给客户且销售价格的可收集性得到合理保证时，我们确认来自我们的矿产和特许权使用费以及生产油井的非运营工作权益的石油和天然气收入，以及我们的其他收入来源包括矿物租赁奖金和延迟租金，根据租赁协议的条款，这些收入被确认为收入。
最新发展动态
收购
2021年第二季度，我们完成了对米德兰盆地北部矿产和特许权使用费面积的收购，总对价为2080万美元。收购价格包括1000万美元的现金和1080万美元的伙伴关系普通单位。现金对价的资金来自信贷安排下的借款和经营活动的资金。收购的资产包括490万美元的已探明石油和天然气资产，1560万美元的未探明石油和天然气资产，以及30万美元的净营运资本。
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谢尔比槽更新
安吉丽娜县
Aethon已经成功地将最初的两口项目油井投入销售，并根据覆盖安吉利纳县的开发协议，开始在另外四口油井上运营。根据协议条款，在截至2021年9月的第一个计划年，Aethon必须在我们的种植面积上钻探至少4口井，从第三个计划年开始，每个计划年必须钻探至少15口井。
圣奥古斯丁县
2021年5月，我们与Aethon签订了一项协议，开发我们在圣奥古斯丁县的一些未开发的土地。该协议规定Aethon最低限度的油井承诺，以换取降低特许权使用费和独家获得Black Stone在合同区的矿产和租赁面积。该协议要求在2021年第三季度开始的最初计划年至少钻探5口井，从第四个计划年开始增加到每年至少12口井。我们与Aethon签署的开发协议以及覆盖圣奥古斯丁县土地的相关钻探承诺独立于涉及Angelina县的开发协议和相关承诺。
2021年5月，我们与迦南资源伙伴(“迦南”)签订了一项新的分包协议(“第二个迦南分包”)。关于Aethon开发协议覆盖的圣奥古斯丁县地区，第二个迦南农地协议取代了与迦南最初的农地协议。第二次迦南Farmout涵盖我们在德克萨斯州圣奥古斯丁县Aethon积极开发的工作权益的一部分，除非根据协议条款提前终止，否则将持续到2031年5月。根据开发协议，迦南将从XTO获得我们在分区面积中工作权益的80%(八分之八基础上最高可达40%)，并在Aethon根据开发协议钻探和运营的油井中赚取我们在其他地区工作权益的50%(八分之八基础上最高可达12.5%)。迦南有义务为Aethon在最初计划年度钻探的所有油井的开发提供资金，此后，迦南有一定的权利和选择权在第二次迦南分部期间继续为我们的工作利益提供资金。截至2021年6月30日，第二个迦南农场下没有钻井。我们将在支付前收到ORRI，并在第二个迦南农场下钻探的所有油井支付后收到增加的ORRI。
奥斯汀粉笔动态

2021年4月，我们与几家运营商达成了一项协议，测试和开发德克萨斯州东部的奥斯汀粉笔地区，我们在这些地区拥有重要的种植面积。最近的钻井结果表明，压裂和其他完井技术的进步可以极大地改善现有奥斯汀白垩油田的油井动态。根据协议条款，运营商将参与三口针对奥斯汀粉笔地层的测试油井。测试计划下的两口井目前正在钻探，第三口井已经获准。除了测试计划外，我们还与其中一家运营商签订了开发协议，并正在与剩余的每一家运营商谈判单独的协议，以进一步开发这片土地。
2021年4月，我们还与一家大型私人独立运营商达成协议，在我们位于东得克萨斯州的土地上钻探和完成多口奥斯汀粉笔油井。我们预计运营商将在2021年在这片土地上钻两口井。如果最初的油井成功，运营商可以选择在我们拥有的额外面积上扩大奥斯汀粉笔开发计划。

2021年2月，我们与一家大型公开交易的独立运营商达成了一项协议，根据该协议，运营商将承担一个项目，在我们在德克萨斯州东部的某些土地上钻探、测试和完成奥斯汀粉笔地层的油井。根据这项协议，第一口油井计划在2021年第三季度或第四季度开钻。如果最初的油井成功，运营商可以选择将奥斯汀粉笔钻井计划扩大到一个重要的面积位置，其中大部分由我们拥有和控制。
新的可持续发展倡议
2021年7月，我们宣布了一项新的可持续发展计划，我们将利用支持太阳能开发的矿产面积的地面使用豁免所得收入购买碳信用，以努力抵消部分CO。2与我们的矿产生产相关的排放。

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营商环境
下面的信息旨在让我们对影响我们的石油和天然气商业环境有一个概括性的了解。
新冠肺炎大流行与市场行情
新冠肺炎疫情对全球经济产生了不利影响，扰乱了全球供应链，并造成金融市场大幅波动。随着疫苗的广泛使用，美国疾病控制和预防中心(U.S.centers for Disease Control and Prevention)修改了指导方针，旅行限制开始取消，企业重新开业。我们暂时实施了混合工作方式，为员工提供了灵活的工作安排和与同事协作的能力。所有员工都被分配到远程工作日和办公室工作日。我们预计这些安排不会对我们维持运营的能力产生负面影响。我们继续按照联邦、州和地方官员的建议，通过经常清洁公共空间、适当的物理距离措施和其他最佳做法，优先考虑员工的健康和安全。我们继续关注新冠肺炎在社区中的传播，特别是新变种导致的传播，我们会相应调整工作场所政策。
商品价格和需求
根据供需动态，石油和天然气价格在历史上一直不稳定。为了管理与我们的石油和天然气生产预计销售相关的现金流的可变性，我们使用了各种衍生工具，最近包括固定价格掉期合同和无成本套头合同。
新冠肺炎疫情的影响对石油和天然气商业环境产生了负面影响，主要是导致全球商业活动和旅行减少，从而降低了能源需求。这反过来又导致石油、天然气和天然气液体(“NGL”)的市场价格大幅下降。2020年的价格环境导致我们的许多运营商减少了在我们土地上的钻探和完井活动，这对我们的产量产生了负面影响。大宗商品价格在2020年末有所改善，到2021年7月已完全回升至2018年的水平，反映出需求预期会上升，因为新冠肺炎疫苗接种率和全球经济活动都有所增加，再加上石油输出国组织(Organization of the Petroleum Exporting Countries，简称欧佩克)成员国及其更广泛的合作伙伴正在实施的原油限产。然而，当前的价格环境仍然不确定，因为新的病毒株正在推动报告病例的增加，以及对新冠肺炎大流行的反应继续演变。鉴于这些事件的动态性，我们无法合理估计新冠肺炎大流行和相关市场状况会持续多久。虽然我们使用衍生工具来部分缓解大宗商品价格波动的影响，但我们的收入和经营业绩在很大程度上取决于石油和天然气的现行价格。
2020年的价格环境，包括2020年3月开始的油价大跌，也让我们认定，截至2020年3月31日，某些由成熟产油资产组成的枯竭单元受损。因此，我们在2020年第一季度确认了5100万美元的石油和天然气资产减值。此外，信贷安排下的借款基数考虑了我们的石油和天然气资产的估计贷款价值。自2020年11月3日起，借款基数重新确定，借款基数从4.3亿美元降至4.0亿美元，自2021年4月30日起，借款基数重申为4.0亿美元。下一次借款基数的重新确定定于2021年10月。在大宗商品价格长期低迷的情况下，我们可能需要对额外的物业进行抵押，我们的信贷安排下的借款基数可能会进一步减少。
下表反映了截至每个季度最后一天的大宗商品价格：
20212020
基准价格1
第二季度第一季度第二季度第一季度
WTI现货油价(美元/桶)$73.52 $59.19 $39.27 $20.51 
Henry Hub现货天然气(美元/MMBtu)3.79 2.52 1.76 1.71 
1 来源：环评

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钻机数量
由于我们不是任何生产物业的记录运营商，因此在我们的土地上钻探依赖于租赁我们土地的勘探和生产公司。除了我们向运营商寻求的钻探计划外，我们还监测钻机数量，以努力确定我们土地上现有和未来的租赁和钻探活动。尽管钻机数量已从2020年的水平大幅回升，但随着运营商专注于更高的资本纪律和效率，这种复苏滞后于大宗商品价格的复苏。
下表显示了截至每个季度最后一天的钻机数量：
20212020
美国旋转钻机数量1
第二季度第一季度第二季度第一季度
油372 324 188 624 
天然气98 92 75 102 
其他— 1 2 2 
总计470 417 265 728 
1 消息来源：贝克休斯公司
天然气储气库
我们收入的很大一部分来自于我们利益所致的石油生产的销售；然而，我们的大部分生产是天然气。天然气价格受全年储存水平的影响很大。因此，我们定期监测天然气储存报告，以评估我们的业务及其前景。
从历史上看，天然气供需是季节性波动的。4-10月，天气转暖，天然气需求较低，天然气储存水平普遍提高。从11月到3月，库存水平通常会下降，因为公用事业公司从库存中提取天然气，以满足天气变冷导致的供暖需求增加。为了维持充足的储存水平，以满足增加的季节性需求，夏季月份天然气产量的一部分必须用于储存注入。用于储存的生产部分每年都不同，这取决于前一个冬季的需求和夏季几个月用于冷却的电力需求。EIA估计，天然气库存将在2021年10月结束注入季节，为3.6Tcf，比之前的五年平均水平低3%。
下表显示了截至每个季度最后一天按地区划分的天然气存储量：
20212020
区域1
第二季度第一季度第二季度第一季度
东513 307 639 382 
中西部623 401 740 476 
高山173 112 173 92 
太平洋244 194 304 197 
中南部1,005 749 1,222 840 
总计2,558 1,763 3,078 1,987 
1 来源：环评
我们如何评估我们的运营
我们使用各种运营和财务指标来评估我们的业绩。管理层考虑的措施如下：
•石油和天然气产量；
•商品价格，包括衍生工具的影响；以及
•调整后的EBITDA和可分配现金流。
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石油和天然气产量
为了跟踪和评估我们资产的表现，我们从构成我们广泛资产基础的各种盆地和业务中监控和分析我们的产量。我们还定期将预计数量与实际报告数量进行比较，并调查意外差异。
商品价格
影响石油和天然气销售价格的因素
我们收到的石油、天然气和天然气价格因地理区域而异。这些产品的相对价格是由影响全球和地区供需动态的因素决定的，如经济状况、生产水平、交通便利程度、天气周期和其他因素。此外，实际价格还受到产品质量以及与消费和炼油市场的接近程度的影响。实际价格和纽约商品交易所(“NYMEX”)价格之间的任何差异都称为差价。我们所有的产品都来自位于美国的物业。
•油。我们生产的大部分石油都是以当时的市场价格出售的，市场价格会随着许多我们无法控制的因素而波动。NYMEX轻质低硫原油，通常被称为西德克萨斯中质原油(WTI)，是国内流行的石油定价指数。我们的大部分石油生产都是按照现行的市场价格定价的，最终实现的价格受到质量和区位差异的影响。
石油的化学成分在其提炼和随后作为石油产品销售方面发挥着重要作用，因此，相对于基准石油(通常是WTI)的化学成分的变化将导致价格调整，这通常被称为质量差异。对质量差异影响最大的特征包括油的密度(以其美国石油学会(API)的重力为特征)，以及硫等杂质的存在和浓度。
区位差异通常是由运输成本造成的，运输成本取决于生产的石油离消费和炼油市场以及主要交易点的距离。
•天然气。Henry Hub的NYMEX报价是美国天然气定价的一个广泛使用的基准。由于质量和地理位置的差异，天然气销售实现的实际体积价格与NYMEX报价不同。
质量差异是由天然气的热值(以BTU为单位)和存在的杂质(如硫化氢、二氧化碳和氮气)造成的。含乙烷和重烃的天然气具有较高的Btu值，将实现比以甲烷为主的天然气更高的体积价格，而甲烷的Btu值较低。杂质浓度较高的天然气将实现较低的体积价格，这是由于销售时天然气中存在杂质或处理天然气以满足管道质量规范的成本。
天然气目前的全球运输系统有限，受到基于当地供需状况和将天然气运输到最终用户市场的成本的价格差异的影响。
套期
我们签订衍生品工具，部分缓解大宗商品价格波动对我们运营产生的现金的影响。有时，这类工具可能包括可变价格到固定价格的掉期、固定价格的合同、无成本的领子和其他合同安排。这些衍生工具的影响可能会影响我们最终实现的收入。
我们的未平仓衍生品合约由固定价格掉期合约组成。根据固定价格掉期合约，如果结算价格低于掉期执行价，交易对手必须向我方付款。相反，如果结算价高于掉期执行价，我们需要向交易对手付款。如果我们与一个交易对手有多个未完成的合同，除非我们的协议有限制，否则我们将净结清合同款项。
未来我们可能会采用固定价格掉期合约以外的合约安排，以减轻价格波动的影响。如果未来大宗商品价格下跌，我们的套期保值合约将在一定程度上缓解价格下跌的影响。
23

我们未来的收入。我们截至2021年6月30日的未平仓石油和天然气衍生品合约在本季度报告其他部分包括的未经审计的合并财务报表的附注4-商品衍生品金融工具中有详细说明。
根据我们的信贷安排条款，我们被允许对冲预期未来月度产量的某些百分比，该百分比等于(I)内部预测产量和(Ii)最近三个月报告产量的平均值中的较小者。
我们被允许在前24个月对冲高达90%的此类交易量，在第25至36个月对冲70%，在第37至48个月对冲50%。截至2021年6月30日，我们已经对2021年可用石油和凝析油对冲交易量的96%和可用天然气对冲交易量的84%进行了对冲。截至2021年6月30日，我们还对2022年可用石油和凝析油对冲交易量的68%和天然气对冲交易量的67%进行了对冲。
我们打算持续监测我们的资产和大宗商品价格环境的产量，并将在未来12至30个月内不时在上述百分比内增加与此类产量相关的额外对冲。我们不会为投机目的而订立衍生工具。
非GAAP财务指标
调整后的EBITDA和可分配现金流量是我们的管理层和财务报表的外部使用者(如投资者、研究分析师和其他人)使用的补充非GAAP财务指标，用于评估我们资产的财务表现和我们长期维持分配的能力，而不考虑融资方式、资本结构或历史成本基础。
我们将经调整EBITDA定义为扣除利息支出、所得税以及折旧、损耗和摊销前的净收益(亏损)，经石油和天然气资产减值、资产报废债务的增加、商品衍生工具的未实现损益、基于非现金股权的补偿以及出售资产的损益调整后的净收益(亏损)。我们将可分配现金流定义为调整后的EBITDA加上或减去某些非现金经营活动的金额、现金利息支出、对优先单位持有人的分配以及重组费用。
调整后的EBITDA和可分配现金流量不应被视为净收益(亏损)、运营收益(亏损)、运营活动现金流量或根据美国公认会计原则(“GAAP”)提出的任何其他财务业绩衡量标准的替代指标，也不应被视为比这些指标更有意义的指标，这些指标是根据美国公认会计原则(“GAAP”)提出的，作为我们财务业绩的衡量标准。
调整后的EBITDA和可分配现金流作为分析工具有重要的局限性，因为它们排除了一些但不是所有影响净收益(亏损)的项目，净收益(亏损)是最直接可比的GAAP财务衡量标准。我们对调整后EBITDA和可分配现金流的计算可能与其他公司类似名称的衡量标准的计算有所不同。
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下表列出了所指时期的净收益(亏损)(最直接可比的GAAP财务指标)与调整后的EBITDA和可分配现金流量的对账情况：
截至6月30日的三个月，截至6月30日的六个月，
2021202020212020
(单位：千)
净收益(亏损)$15,429 $(8,371)$31,615 $67,741 
调整以对帐调整后的EBITDA：
折旧、损耗和摊销15,796 19,193 31,428 42,375 
石油和天然气性质的减损— — — 51,031 
利息支出1,628 2,964 2,838 7,391 
所得税费用(福利)6 126 (151)162 
资产报废债务的增加298 278 590 550 
基于股权的薪酬3,071 2,474 6,533 (420)
商品衍生工具的未实现(收益)损失42,135 55,726 65,494 (25,331)
调整后的EBITDA78,363 72,390 138,347 143,499 
对账至可分配现金流的调整：
递延收入变动(5)(7)(14)(309)
现金利息支出(1,001)(2,704)(1,954)(6,872)
首选单位分布(5,250)(5,250)(10,500)(10,500)
重组费用1
— — — 4,815 
可分配现金流$72,107 $64,429 $125,879 $130,633 

1 重组费用包括与2020年第一季度广泛裁员相关的非经常性成本。
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经营成果
截至2021年6月30日的三个月与截至2020年6月30日的三个月
下表显示了我们在上述期间的产量、收入、定价和费用：
 截至6月30日的三个月，
 20212020方差
(千美元，除已实现价格外)
生产：    
石油和凝析油(MBbls)
860 864 (4)(0.5)%
天然气(MMCF)1
15,676 18,090 (2,414)(13.3)%
等价物(MBOE)3,473 3,879 (406)(10.5)%
当量/天(MBOE)38.2 42.6 (4.4)(10.3)%
不含衍生品的已实现价格：
石油和凝析油(美元/桶)$62.72 $29.42 $33.30 113.2 %
天然气(美元/mcf)1
3.60 1.68 1.92 114.3 %
等价物(美元/BOE)$31.79 $14.37 $17.42 121.2 %
收入：
石油和凝析油销售$53,936 $25,417 $28,519 112.2 %
天然气和天然气液体销售1
56,481 30,311 26,170 86.3 %
租赁红利和其他收入7,505 1,975 5,530 280.0 %
与客户签订合同的收入117,922 57,703 60,219 104.4 %
商品衍生工具的损益(59,480)(19,174)(40,306)210.2 %
总收入$58,442 $38,529 $19,913 51.7 %
运营费用：  
租赁经营费$3,837 $3,293 $544 16.5 %
生产成本和从价税9,296 9,555 (259)(2.7)%
勘探费2 23 (21)(91.3)%
折旧、损耗和摊销15,796 19,193 (3,397)(17.7)%
一般事务和行政事务12,187 11,501 686 6.0 %
其他费用：
利息支出1,628 2,964 (1,336)(45.1)%
1 作为矿产和特许权使用费的所有者，我们的运营商经常向我们提供关于NGL产量的不充分和不一致的数据。因此，我们无法可靠地确定在我们的种植面积上与天然气生产相关的NGL总量。因此，我们的报告产量中没有包括天然气气体量；但是，天然气气体量的收入包括在我们的天然气收入和我们对天然气实现价格的计算中。
收入
与截至2020年6月30日的季度相比，截至2021年6月30日的季度总收入有所增长。同期总收入增加是因为石油和凝析油销售、天然气和NGL销售以及租赁奖金和其他收入增加。总收入的整体增长部分被我们商品衍生工具亏损的增加所抵消。
石油和凝析油销售。由于实现的大宗商品价格上涨，截至2021年6月30日的季度，石油和凝析油销售额与2020年同期相比有所增长。我们的矿产和特许权使用费、石油和凝析油的数量占了 92% 和93%的石油和凝析油总量 季度结束 2021年6月30日 和 分别为2020年。
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天然气和天然气液体销售。截至2021年6月30日的季度，天然气和NGL的销售额与上一季度相比有所增长，原因是实现的大宗商品价格上涨，部分被产量下降所抵消。促成这一增长的原因是2021年第二季度确认的天然气收入增加了约560万美元，这是由于2021年2月风暴期间实现的价差超出了我们最初的预测。天然气和天然气产量的下降是由工作兴趣产量的下降推动的，主要是在海恩斯维尔/博西尔油田。截至2021年和2020年6月30日的季度，矿产和特许权使用费产量分别占我们天然气产量的83%和76%。
商品衍生工具的损益。2021年第二季度，我们确认，与2020年同期相比，我们的大宗商品衍生品工具亏损有所增加。我们收到的现金结算代表已实现收益，而我们支付的现金结算代表与我们的商品衍生工具相关的已实现亏损。除现金结算外，我们还确认商品衍生工具在每个报告期的公允价值变化。公允价值的变化源于每个报告期内可能出现的新头寸和结算，以及合同价格和相关远期曲线之间的关系。在截至2021年6月30日的三个月里，我们确认了石油和天然气大宗商品合同的已实现亏损1740万美元和未实现亏损4210万美元，而2020年同期的已实现收益和未实现亏损分别为3660万美元和5570万美元。2021年第二季度，我们大宗商品合约的未实现亏损主要是由石油和天然气远期大宗商品价格曲线的变化推动的。2020年同期的未实现亏损主要是由石油远期大宗商品价格曲线的变化推动的。
租赁红利和其他收入。当我们出租矿产权益时，我们通常会收到预付现金或租赁奖金。租赁红利收入在不同时期可能有很大差异，因为它来自与运营商的个别交易，其中一些交易可能会很重要。2021年第二季度的租赁奖金和其他收入高于2020年同期。奥斯汀粉笔的租赁活动，以及对我们支持密西西比州太阳能开发的矿产面积的地面使用豁免所得，构成了2021年第二季度的租赁奖金和其他收入的大部分，而2020年第二季度的活动有很大一部分来自二叠纪盆地。
运营费用
租赁经营费。租赁运营费用包括与我们从油井和天然气井生产碳氢化合物所需的非运营工作利益相关的经常性费用，以及某些非经常性费用，如油井维修。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的季度租赁运营费用有所增加，主要是由于包括修井在内的非经常性服务相关费用增加。
生产成本和从价税。生产税包括各种国家征税实体从我们的生产收入中扣除的法定金额。根据生产所在州的规定，这些税可以按实现价值的百分比征收，也可以按每个生产单位的固定金额征税。这一类别还包括将我们的产品加工和运输到适用销售点的成本。从价税是对石油和天然气、矿产和储量的价值征收的管辖税。税率、计算房产价值的方法和付款时间在不同的征税机关之间有所不同。在截至2021年6月30日的季度，生产成本和从价税与截至2020年6月30日的季度相比有所下降，主要原因是从价税估计下降，部分被大宗商品价格上涨导致的生产税增加所抵消。
勘探费。勘探费用通常由干井费用、延迟租金、地质和地球物理成本(包括地震成本)组成，按成功努力法核算。截至2021年6月30日的季度和2020年同期，勘探费用最低。
折旧、损耗和摊销。损耗是指石油和天然气性质的成本基础金额，可归因于一段时期内开采的碳氢化合物的数量，以生产单位计算。已探明生产储量估算是枯竭计算的重要组成部分。我们根据年中和年终储备报告每半年调整我们的损耗率，除非情况表明储备或成本发生了重大变化。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的季度的折旧、损耗和摊销有所下降，主要原因是产量下降和成本基础降低，已探明开发生产储量的相应减少也较少。成本基础的减少主要是由于前12个月录得的折旧、损耗和摊销。
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一般事务和行政事务。一般费用和行政费用是与石油和天然气生产没有直接联系的费用，包括以下费用： 员工工资 以及相关福利、办公费和专业服务费。对于 截至2021年6月30日的季度，与2021年同期相比，一般和行政费用增加 2020年，主要原因是现金薪酬增加了160万美元，股权薪酬增加了50万美元。现金薪酬的增加是由于我们的短期现金激励计划中相对于业绩目标的预期优异表现，而股权激励薪酬的增加是由于我们的普通单价期间的上涨导致基于业绩的激励奖励确认的成本增加。总增加额由上一次比较期间的未偿还长期应收账款记录的110万美元津贴部分抵消，没有类似的津贴记录。 截至2021年6月30日的季度。
利息支出。与2021年第二季度相比，2021年第二季度的利息支出较低 这个 2020年同期，由于我们的信贷安排下的平均未偿还借款减少。
截至2021年6月30日的6个月与截至2020年6月30日的6个月
下表显示了我们在上述期间的产量、收入、定价和费用：
 截至6月30日的六个月，
 20212020方差
(千美元，除已实现价格外)
生产：    
石油和凝析油(MBbls)1,689 2,027 (338)(16.7)%
天然气(MMCF)1
30,586 36,702 (6,116)(16.7)%
等价物(MBOE)6,787 8,144 (1,357)(16.7)%
当量/天(MBOE)37.5 44.7 (7.2)(16.1)%
不含衍生品的已实现价格：
石油和凝析油(美元/桶)$58.09 $38.24 $19.85 51.9 %
天然气(美元/mcf)1
3.25 1.82 1.43 78.6 %
等价物(美元/BOE)$29.10 $17.74 $11.36 64.0 %
收入：
石油和凝析油销售$98,112 $77,510 $20,602 26.6 %
天然气和天然气液体销售1
99,370 66,953 32,417 48.4 %
租赁红利和其他收入9,890 6,283 3,607 57.4 %
与客户签订合同的收入207,372 150,746 56,626 37.6 %
商品衍生工具的损益(87,362)70,837 (158,199)
NM2
总收入$120,010 $221,583 $(101,573)(45.8)%
运营费用：  
租赁经营费$6,501 $7,120 $(619)(8.7)%
生产成本和从价税21,138 21,931 (793)(3.6)%
勘探费1,075 24 1,051 4,379.2 %
折旧、损耗和摊销31,428 42,375 (10,947)(25.8)%
石油和天然气性质的减损— 51,031 (51,031)
NM2
一般事务和行政事务25,039 23,357 1,682 7.2 %
其他费用：
利息支出2,838 7,391 (4,553)(61.6)%
1 作为矿产和特许权使用费的所有者，我们的运营商经常向我们提供关于NGL产量的不充分和不一致的数据。因此，我们无法可靠地确定在我们的种植面积上与天然气生产相关的NGL总量。因此，我们的报告产量中没有包括天然气气体量；但是，天然气气体量的收入包括在我们的天然气收入和我们对天然气实现价格的计算中。
2 没有意义。
28

收入
截至2021年6月30日的6个月，总收入与上年同期相比有所下降。总收入的下降是由于截至2021年6月30日的6个月，与2020年同期的收益相比，我们的大宗商品衍生品工具出现了亏损。总收入的整体下降被石油和凝析油销售、天然气和天然气销售以及租赁奖金和其他收入的增长部分抵消。
石油和凝析油销售。在截至2021年6月30日的6个月里，石油和凝析油的销售额比上一季度有所增长，原因是实现的大宗商品价格上涨，部分被产量下降所抵消。石油和凝析油产量下降的主要原因是二叠纪盆地产量下降。我们的矿产和特许权使用费、石油和凝析油的数量占了 92% 占总石油和凝析油体积的比例 截至2021年6月30日的6个月 和 2020.
天然气和天然气液体销售。截至2021年6月30日的6个月，天然气和NGL的销售额与上一季度相比有所增长，原因是实现的大宗商品价格上涨，部分被产量下降所抵消。天然气和天然气产量的下降是由工作兴趣产量的下降推动的，主要是在海恩斯维尔/博西尔油田。截至2021年和2020年6月30日的六个月，矿产和特许权使用费产量分别占我们天然气产量的82%和74%。
商品衍生工具的损益。在截至2021年6月30日的六个月里，与2020年同期的收益相比，我们确认了大宗商品衍生品工具的亏损。在截至2021年6月30日的6个月中，我们确认了石油和天然气大宗商品合同的已实现亏损2190万美元和未实现亏损6550万美元，而2020年同期的已实现收益和未实现收益分别为4550万美元和2530万美元。在截至2021年6月30日的六个月里，我们大宗商品合约的未实现亏损主要是由石油和天然气远期大宗商品价格曲线的变化推动的。我们的大宗商品合约在2020年同期的未实现收益主要是由石油远期大宗商品价格曲线的变化推动的。
 
租赁红利和其他收入。截至2021年6月30日的六个月，租赁奖金和其他收入高于2020年同期。在截至2021年6月30日的六个月中，奥斯汀粉笔的租赁活动以及对我们支持密西西比州太阳能开发的矿产面积的地面使用豁免所得收入构成了租赁奖金和其他收入的大部分，而同期活动的很大一部分来自二叠纪盆地、格林河盆地和巴肯/三福克斯(Bakken/Three Forks)。
运营和其他费用
租赁经营费。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的六个月的租赁运营费用下降，主要是由于我们的非经营性工作权益物业产量下降导致可变成本下降。
生产成本和从价税。截至2021年6月30日的6个月，生产成本和从价税与截至2020年6月30日的6个月相比有所下降，主要原因是从价税估计降低，部分被大宗商品价格上涨导致的生产税增加所抵消。
勘探费。截至2021年6月30日的6个月的勘探费用主要与2021年第一季度钻探的一个干井有关。截至2020年6月30日的6个月的勘探费用微乎其微。
折旧、损耗和摊销。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的六个月的折旧、损耗和摊销有所下降，主要原因是产量下降和成本基础降低，已探明开发生产储量的相应减少也较少。成本基础的减少主要是由于前12个月录得的折旧、损耗和摊销。
石油和天然气性质的减损。每一类石油和天然气资产都会定期进行评估，以确定这些资产的账面净值是否已受损。管理层定期深入评估物业收购、成功探井、开发活动、未经证实的租赁权和矿产权益的成本，以确定减值。截至2020年6月30日的6个月，减值总额为5100万美元，主要原因是截至2020年3月31日的衡量日期大宗商品价格下跌导致未来预期可实现净现金流下降。截至2021年6月30日的6个月没有减值。
29

一般事务和行政事务。截至2021年6月30日的6个月，一般和行政费用与#年同期相比有所增加。 2020年，主要由于现金薪酬增加70万美元和股权激励薪酬增加700万美元。现金薪酬的增加是由我们的短期现金激励计划下相对于业绩目标的预期优异表现推动的，股权激励薪酬的增加是因为在截至2021年6月30日的6个月里，我们的共同单价上涨导致基于业绩的激励奖励确认的成本比上一时期的共同单价下降所导致的成本更高。截至2020年6月30日的6个月确认的费用部分抵消了整体增长。这包括2020年第一季度与裁员相关的480万美元重组成本，以及针对未偿还长期应收账款增加的110万美元津贴。
利息支出。截至2021年6月30日的6个月，利息支出低于上一季度，主要是由于我们的信贷安排下的平均未偿还借款减少。
流动性与资本资源
概述
我们的主要流动资金来源是运营产生的现金、我们信贷安排下的借款、发行股票和债券的收益以及出售资产的收益。我们现金的主要用途是分配给我们的单位持有人，减少我们信贷安排下的未偿还借款，以及投资于我们的业务，特别是收购矿产和特许权使用费权益，以及我们在非运营工作利息的基础上选择性地参与我们的石油和天然气资产的开发。截至2021年6月30日，我们在信贷安排下的未偿还借款为9600万美元。
30

董事会通过了一项政策，根据这一政策，在建立现金储备(如果有的话)之后，以及在我们向我们的未偿还优先股的持有人进行了必要的分配之后，我们将在我们的运营产生足够的现金的范围内，至少在每个季度向每个共同单位支付分配。然而，我们没有法律或合同义务按季度或任何其他基础向我们的共同单位支付分配，也不保证我们将在任何季度向我们的共同单位持有人支付分配。董事会可以随时和不时地改变上述分销政策。
我们打算用运营产生的现金、我们信贷工具的借款、未来发行股票和债务的收益以及出售资产的收益为我们未来的收购提供资金。从长远来看，我们打算通过我们签署的分拆协议和内部产生的现金流为我们的营运利息资本需求提供资金，尽管有时我们可能会通过其他融资来源(如我们的信贷安排下的借款)为这些支出提供部分资金。
现金流
下表显示了我们在所列期间的现金流：
 截至6月30日的六个月，
 20212020变化
(单位：千)
经营活动提供的现金流$125,579 $157,969 $(32,390)
投资活动提供(用于)的现金流(12,754)367 (13,121)
用于融资活动的现金流(113,578)(164,855)51,277 
经营活动。我们的运营现金流在很大程度上取决于我们的产量、已实现的大宗商品价格、衍生品结算、租赁红利收入和运营费用。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月，经营活动提供的现金流有所下降。减少的主要原因是，与2020年同期收到的净现金相比，在截至2021年6月30日的6个月中，为商品衍生工具结算支付的净现金。由于已实现商品价格上涨，石油和凝析油销售以及天然气和天然气销售增加，部分抵消了总体下降。
投资活动。在截至2021年6月30日的6个月里，投资活动使用了净现金，而2020年同期投资活动提供了净现金。这一变化主要是由于在截至2021年6月30日的6个月里，为收购石油和天然气资产支付的现金，而2020年同期为收购支付的现金最少。
融资活动。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月，用于融资活动的现金流下降。这主要是由于截至2021年6月30日的六个月，我们的信贷安排项下的净还款额比上一时期减少了。
发展资本支出
我们与非运营工作利益相关的2021年资本支出预算预计约为500万美元，剔除分期付款后的净额，其中260万美元已在截至2021年6月30日的6个月中投资。预计这笔资金的大部分将用于参与奥斯汀粉笔游戏中的测试油井的工作利益参与，其余资金将用于我们拥有工作利益的现有油井的修井工作。
信贷安排
根据我们经修订的10亿美元优先担保循环信贷协议(“信贷安排”)，贷款人的承诺等于贷款人的总最高信贷金额和借款基数中的较低者，后者是根据贷款人对我们的石油和天然气资产的估计价值确定的。信贷安排下的借款可用于购买财产、现金分配和其他一般公司用途。我们的信贷安排将于2024年11月1日终止。截至2021年6月30日，我们有9600万美元的未偿还借款，加权平均利率为2.60%。
借款基数每半年重新确定一次，通常是在每年的4月和10月，由行政机构考虑到我们的石油和天然气资产的估计贷款价值与行政法规一致。
31

代理人的正常贷款标准。行政机构建议重新厘定的借款基数必须得到所有贷款人的批准，以增加我们现有的借款基数，并获得三分之二的贷款人的批准，以维持或减少我们现有的借款基数。此外，我们和贷款人(在三分之二贷款人的指示下)各自有权在预定的重新确定之间请求一次借款基数重新确定。我们也有权在收购石油和天然气资产后要求重新确定，这些资产超过紧接收购前借款基地价值的10%。如果我们终止对冲头寸或出售总价值超过当前借款基数5%的石油和天然气财产权益，借款基数也会进行调整。在这种情况下，借款基数将根据终止的对冲头寸或最近借款基数中出售的石油和天然气财产权益的价值进行调整。自2020年11月3日起，借款基数重新确定，借款基数从4.3亿美元降至4.0亿美元，自2021年4月30日起，借款基数重申为4.0亿美元。下一次半年度重新确定定于2021年10月。
信贷安排项下的未偿还借款按我们选择的浮动利率计息，利率等于另一基准利率(等于最优惠利率、联邦基金有效利率中最大的一个加0.50%，或1个月期LIBOR加1.00%)或LIBOR，在每种情况下，加适用的保证金。截至2020年12月31日，替代基本利率的适用保证金为1.00%至2.00%，LIBOR的适用保证金为2.00%至3.00%，具体取决于与借款基础相关的未偿还借款。截至2021年6月30日，替代基准利率利差为1.50%至2.50%，LIBOR利差为2.50%至3.50%。
我们有义务为借款基数中未使用的部分支付季度承诺费，年利率从0.375%到0.500%不等，这取决于相对于借款基数的未偿还借款金额。本金可以选择不时偿还，而不需要溢价或罚款，习惯上打破LIBOR除外，并要求(A)如果未偿还金额超过借款基数，无论是由于借款基数重新确定或其他原因，在某些情况下受治疗期的限制，或(B)在到期日偿还。我们的信贷安排基本上是由我们所有的石油和天然气生产和资产担保的。
我们的信用协议包含各种肯定的、否定的和财务维持的契约。除其他事项外，这些公约限制额外负债、额外留置权、出售资产、合并及合并、股息及分派、与联属公司的交易，以及订立某些衍生工具协议，并要求维持某些财务比率。信贷协议包含两个财务契约：总债务与EBITDAX之比为3.5：1.0或更低，流动比率为1.0：1.0或更高，如信贷协议中所定义。如果信贷协议下出现违约(包括未能履行其中一项财务契约)，如果信贷安排下的可获得性低于贷款人承诺的10%，或者如果总债务与EBITDAX之比大于3.0，则不允许进行分配。在任何违约事件发生时和持续期间，贷款人有权加速信用协议项下的所有债务，并且信用协议包含常规违约事件，包括不付款、违反契约、重大错误陈述、交叉违约、破产和控制权变更。？由于不支付本金和违反负面和金融契约而导致的违约事件没有治疗期，但不支付利息和违反某些肯定公约则受到惯常治疗期的约束。截至2021年6月30日，我们遵守了所有债务契约。
2021年3月5日，英国金融市场行为监管局宣布，打算在2021年12月31日之后停止说服或强迫银行提交1周和2个月期美元设置的LIBOR利率，以及2023年6月30日之后提交其余美元设置的LIBOR利率。我们的信贷安排包括在期限内根据纽约联邦储备银行(“SOFR”)公布的有担保隔夜融资利率(“SOFR”)在必要时确定LIBOR的替代率的条款。我们目前预计，从伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)过渡不会对我们产生实质性影响。
合同义务
截至2021年6月30日，我们之前在Form 10-K年度报告中披露的合同义务没有实质性变化。
表外安排
截至2021年6月30日，我们没有任何实质性的表外安排。
关键会计政策及相关估算
截至2021年6月30日，我们之前在Form 10-K年报中披露的关键会计政策和相关估计没有重大变化。
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第三项关于市场风险的定量和定性披露
商品价格风险
我们的主要市场风险敞口是我们运营商生产的石油、天然气和NGL的定价。已实现的价格主要是由当前的全球石油价格以及美国的天然气和天然气价格推动的。石油、天然气和天然气的价格在历史上一直不稳定，我们预计这种不可预测性将在未来继续下去。我们的经营者收到的生产价格取决于许多我们或他们无法控制的因素。为了减少石油和天然气价格波动对我们收入的影响，我们使用大宗商品衍生品工具来减少我们对石油和天然气价格波动的敞口。合同的交易对手是无关的第三方。这些合约根据指定的浮动价格按月以现金结算。指定的浮动价格是基于NYMEX的石油和天然气基准。我们没有将我们的任何合同指定为公允价值或现金流对冲。因此，合同公允价值的变动计入变动期间的净收入。有关更多信息，请参阅本季度报告10-Q表格中其他部分包括的注释4-商品衍生金融工具和注释5-未经审计的中期综合财务报表的公允价值计量。
为了估计较低的价格将对我们的储备产生的影响，我们将截至2021年6月30日的12个月的SEC大宗商品定价下调了10%。与2021年6月30日未经调整的SEC定价方案相比，这导致已探明储量减少了约3%。
交易对手和客户信用风险
我们的衍生品合约使我们在交易对手不履行义务的情况下面临信用风险。虽然我们不要求衍生品合约的交易对手提供抵押品，但我们确实会评估我们认为适当的交易对手的信用状况。这种评估包括审查交易对手的信用评级和最新的财务信息。截至2021年6月30日，我们有7家交易对手，所有交易对手都被穆迪评为Baa1或更高评级，6家是我们信贷安排下的贷款人。
我们对信用风险的主要风险敞口来自我们运营商的生产活动产生的应收账款。我们的重要运营商不能或不能履行他们对我们的义务，或者他们的破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。然而，我们相信与我们的运营商和客户相关的信用风险是可以接受的。
利率风险
我们有债务利率变化的风险敞口。截至2021年6月30日，我们的信贷安排下有9600万美元的未偿还借款，加权平均利率为2.60%。假设我们的债务在整个期间保持不变，利率每提高1%对这笔债务的影响将导致截至2021年6月30日的6个月的利息支出增加50万美元，而我们的运营业绩相应减少50万美元。我们可能会使用某些衍生品工具来对冲未来对浮动利率的敞口，但我们目前没有任何利率对冲措施。 
项目4.控制和程序
信息披露控制和程序的评估
根据1934年“证券交易法”(“交易法”)第13a-15(B)条的要求，我们已在普通合伙人管理层(包括普通合伙人的首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，评估了截至本季度报告10-Q表格所涵盖期间结束时，我们的披露控制和程序(如交易法第13a-15(E)和15d-15(E)条所定义)的设计和运作的有效性。我们的披露控制和程序旨在提供合理保证，确保我们根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息已累计并传达给管理层，包括我们的普通合伙人的首席执行官和首席财务官(视情况而定)，以便及时做出有关要求披露的决定，并在美国证券交易委员会的规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告。基于这一评估，我们的普通合伙人的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序截至2021年6月30日是有效的，可以提供合理的保证。
33

财务报告内部控制的变化
在截至2021年6月30日的季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
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第二部分-其他资料
项目1.法律诉讼
由于我们的业务性质，我们不时会卷入日常诉讼或与我们的业务活动相关的纠纷或索赔。我们的管理层认为，任何针对我们的未决诉讼、纠纷或索赔，如果判决不利，都不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生实质性的不利影响。
项目1A。风险因素
除了本报告中列出的其他信息外，读者还应仔细考虑我们2020年度报告Form 10-K中“风险因素”项下的风险。除以下更新的程度外，我们的风险因素与我们在2020年10-K表格年度报告中描述的风险因素没有实质性变化。这些风险并不是我们面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定因素可能会对我们的业务、财务状况或经营结果产生重大不利影响。
第二项未登记的股权证券销售和收益的使用

最近出售的未注册证券

2021年5月28日，我们结束了对某些矿产权益的购买，使用价值1080万美元的1087,498个普通单位为部分收购价格提供资金。
共同单位的发行依赖于豁免1933年证券法(根据该法第4(A)(2)条修订)的注册要求。投资者为“认可投资者”(定义见D规例)，投资者购入普通单位只作投资用途，不得转售，我们已采取适当措施限制已发行普通单位的转让。
项目5.其他信息

没有。
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项目6.展品
展品编号 描述
   
3.1
黑石矿业有限公司有限合伙企业证书(本文通过参考黑石矿业公司于2015年3月19日提交的S-1表格的注册说明书附件3.1(证券交易委员会文件第333-202875号)并入本文)。
   
3.2
 黑石矿业有限公司有限合伙企业证书修正案证书(本文通过参考黑石矿业公司于2015年3月19日提交的S-1表格的注册说明书附件3.2(证券交易委员会文件第333-202875号)并入本文)。
   
3.3
 黑石矿业有限合伙协议“于2015年5月6日由Black Stone Minerals GP，L.L.C.与Black Stone Minerals Company，L.P.首次修订并重新签署(本文通过引用Black Stone Minerals，L.P.于2015年5月6日提交的最新8-K表格报告附件3.1(证券交易委员会文件第001-37362号)并入本文)。
3.4
日期为2016年4月15日的首次修订和重新签署的黑石矿业有限合伙协议的第1号修正案(本文通过引用黑石矿业公司于2016年4月19日提交的最新8-K表格报告附件3.1(美国证券交易委员会文件第001-37362号)并入本文)。
3.5
于2017年11月28日首次修订及重订的《黑石矿业有限合伙协议》第2号修正案(本文引用黑石矿业于2017年11月29日提交的现行8-K表格报告附件3.1(美国证券交易委员会文件第001-37362号))。
3.6
日期为2017年12月11日的首次修订和重新签署的黑石矿业有限合伙协议的第3号修正案(通过参考黑石矿业公司于2017年12月12日提交的最新8-K表格报告附件3.1(证券交易委员会文件第001-37362号)并入本文)。
3.7
日期为2020年4月22日的首次修订和重新签署的黑石矿业有限合伙协议第4号修正案(本文通过引用黑石矿业公司于2020年4月24日提交的最新8-K表格报告附件3.1(美国证券交易委员会文件第001-37362号)并入本文)。
4.1
注册权协议，日期为2017年11月28日，由Black Stone Minerals，L.P.与Minory Roomalties One，L.L.C.之间签订(本文引用Black Stone Minerals，L.P.于2017年11月29日提交的最新8-K表格报告附件4.1(证券交易委员会文件第001-37362号))。
10.1
第五修正案第四次修订和重新签署了借款人Black Stone Minerals Company，L.P.作为借款人，Black Stone Minerals，L.P.作为母公司MLP，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及一个贷款人辛迪加之间的信贷协议，日期为2021年4月30日。
31.1*
 根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302节对黑石矿业公司首席执行官的认证
   
31.2*
 根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302节对黑石矿业公司首席财务官的认证
   
32.1*
 根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906节通过的《美国法典》第18编第1350节对黑石矿业公司首席执行官和首席财务官的认证
   
101.INS* 内联XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。
   
101.SCH* 内联XBRL架构文档
   
101.CAL* 内联XBRL计算链接库文档
   
101.LAB* 内联XBRL标签Linkbase文档
   
101.PRE* 内联XBRL演示文稿链接库文档
   
101.DEF* 内联XBRL定义Linkbase文档
104*封面交互数据文件-封面iXBRL标签嵌入在内联XBRL文档中。
*随函存档或提供的申请书。
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签名
根据1934年证券交易法的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签名人代表其签署。
 
 黑石矿物，L.P.
  
 由以下人员提供： 黑石矿业公司(Black Stone Minerals GP，L.L.C.)
其普通合伙人
    
日期：2021年8月3日由以下人员提供： /s/小托马斯·L·卡特(Thomas L.Carter，Jr.)
   小托马斯·L·卡特(Thomas L.Carter，Jr.)
   首席执行官兼董事长
   (首席行政主任)
    
日期：2021年8月3日由以下人员提供： /s/Jeffrey P.Wood
   杰弗里·P·伍德
   总裁兼首席财务官
   (首席财务官)

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