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石油储备成员BSM：第四季度二千二万四会员bsm: swapsContract 会员US-GAAP：后续活动成员US-GAAP: SWAP 会员US-GAAP：非指定成员2023-10-012023-10-310001621434SRT: 石油储备成员BSM：第四季度二千二万四会员bsm: swapsContract 会员US-GAAP：后续活动成员US-GAAP: SWAP 会员US-GAAP：非指定成员2023-10-310001621434US-GAAP：公允价值计量常任成员US-GAAP：公允价值输入 1 级会员US-GAAP：大宗商品合同成员2023-09-300001621434US-GAAP：公允价值输入二级会员US-GAAP：公允价值计量常任成员US-GAAP：大宗商品合同成员2023-09-300001621434US-GAAP：公允价值计量常任成员US-GAAP：公允价值输入三级会员US-GAAP：大宗商品合同成员2023-09-300001621434US-GAAP：公允价值计量常任成员US-GAAP：大宗商品合同成员2023-09-300001621434US-GAAP：公允价值计量常任成员US-GAAP：公允价值输入 1 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最大成员US-GAAP：循环信贷机制成员美国公认会计准则：信用额度成员2023-01-012023-09-300001621434BSM：R成员的隔夜融资利率有保障SRT: 最低成员US-GAAP：循环信贷机制成员美国公认会计准则：信用额度成员2023-01-012023-09-300001621434BSM：R成员的隔夜融资利率有保障SRT: 最低成员US-GAAP：循环信贷机制成员美国公认会计准则：信用额度成员2022-01-012022-12-310001621434SRT: 最大成员BSM：R成员的隔夜融资利率有保障US-GAAP：循环信贷机制成员美国公认会计准则：信用额度成员2023-01-012023-09-300001621434SRT: 最大成员BSM：R成员的隔夜融资利率有保障US-GAAP：循环信贷机制成员美国公认会计准则：信用额度成员2022-01-012022-12-310001621434美国公认会计准则：信用额度成员US-GAAP：循环信贷机制成员2022-12-310001621434SRT: 最低成员US-GAAP：循环信贷机制成员美国公认会计准则：信用额度成员2023-01-012023-09-300001621434美国公认会计准则：信用额度成员US-GAAP：循环信贷机制成员2023-01-012023-09-300001621434BSM：借款基础利用率低于百分之五十会员US-GAAP：循环信贷机制成员美国公认会计准则：信用额度成员2023-01-012023-09-300001621434BSM：借款基础利用率等于大于百分之五十的会员US-GAAP：循环信贷机制成员美国公认会计准则：信用额度成员2023-01-012023-09-300001621434SRT: 最大成员US-GAAP：循环信贷机制成员美国公认会计准则：信用额度成员2023-01-012023-09-30bsm: lender0001621434US-GAAP：一般和管理费用会员2023-07-012023-09-300001621434US-GAAP：一般和管理费用会员2022-07-012022-09-300001621434US-GAAP：一般和管理费用会员2023-01-012023-09-300001621434US-GAAP：一般和管理费用会员2022-01-012022-09-300001621434bsm：受限制的普通单位成员US-GAAP：一般和管理费用会员2023-07-012023-09-300001621434bsm：受限制的普通单位成员US-GAAP：一般和管理费用会员2022-07-012022-09-300001621434bsm：受限制的普通单位成员US-GAAP：一般和管理费用会员2023-01-012023-09-300001621434bsm：受限制的普通单位成员US-GAAP：一般和管理费用会员2022-01-012022-09-300001621434US-GAAP：一般和管理费用会员US-GAAP：限制性股票单位 RSU 成员2023-07-012023-09-300001621434US-GAAP：一般和管理费用会员US-GAAP：限制性股票单位 RSU 成员2022-07-012022-09-300001621434US-GAAP：一般和管理费用会员US-GAAP：限制性股票单位 RSU 成员2023-01-012023-09-300001621434US-GAAP：一般和管理费用会员US-GAAP：限制性股票单位 RSU 成员2022-01-012022-09-300001621434bsm：CommonUnits 成员SRT：董事会主席成员US-GAAP：一般和管理费用会员2023-07-012023-09-300001621434bsm：CommonUnits 成员SRT：董事会主席成员US-GAAP：一般和管理费用会员2022-07-012022-09-300001621434bsm：CommonUnits 成员SRT：董事会主席成员US-GAAP：一般和管理费用会员2023-01-012023-09-300001621434bsm：CommonUnits 成员SRT：董事会主席成员US-GAAP：一般和管理费用会员2022-01-012022-09-300001621434BSM：11 月 2,000 二万一十八回购计划会员bsm：CommonUnits 成员2023-01-012023-09-30bsm: 普通单位UTR: mmboe0001621434BSM：Performance CashaWard2023-01-012023-09-300001621434US-GAAP：绩效股成员2023-01-012023-09-300001621434BSM：B 系列累积可转换首选单位会员BSM：贵族收购会员2017-11-282017-11-280001621434BSM：B 系列累积可转换首选单位会员2017-11-280001621434BSM：B 系列累积可转换首选单位会员2017-11-282017-11-280001621434BSM：B 系列累积可转换首选单位会员SRT: 场景预测成员US-GAAP：美国财政部利率成员2023-11-280001621434SRT: 场景预测成员BSM：B 系列累积可转换首选单位会员2023-11-280001621434SRT: 场景预测成员2023-11-280001621434SRT: 场景预测成员2023-11-282023-11-280001621434US-GAAP：B系列优先股会员bsm：CommonUnits 成员2023-07-012023-09-300001621434US-GAAP：B系列优先股会员bsm：CommonUnits 成员2022-07-012022-09-300001621434US-GAAP：B系列优先股会员bsm：CommonUnits 成员2023-01-012023-09-300001621434US-GAAP：B系列优先股会员bsm：CommonUnits 成员2022-01-012022-09-300001621434BSM：B 系列累积可转换首选单位会员2023-01-012023-09-300001621434bsm：CommonUnits 成员US-GAAP：后续活动成员2023-10-182023-10-180001621434BSM: A2023 单位回购计划会员US-GAAP：后续活动成员2023-10-300001621434BSM: 2018 年单位回购计划会员US-GAAP：后续活动成员2023-10-29

美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
表单10-Q
（Mark One）
☒根据1934年《证券交易法》第13或15 (d) 条提交的季度报告
截至的季度期间 2023年9月30日
或者
☐根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的过渡报告
在过渡期间 _______________ 到 _______________
委员会档案编号： 001-37362
黑石矿业，L.P.
（注册人的确切姓名如其章程所示）
 
特拉华 47-1846692
（州或其他司法管辖区
公司或组织）		 （美国国税局雇主
证件号）
   
范宁街 1001 号，2020 套房 
休斯顿，德州77002
（主要行政办公室地址） （邮政编码）
(713) 445-3200
（注册人的电话号码，包括区号）
 
根据该法第12（b）条注册的证券：
每个班级的标题交易品种注册的每个交易所的名称
代表有限合伙人利益的普通单位BSM纽约证券交易所
用勾号指明注册人 (1) 在过去 12 个月（或注册人必须提交此类报告的较短期限）中是否已提交了 1934 年《证券交易法》第 13 或 15 (d) 条要求提交的所有报告，以及 (2) 在过去 90 天内是否遵守了此类申报要求。是的 ☒ 没有 ☐
用复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（或者在要求注册人提交和发布此类文件的较短时间内）以电子方式提交了根据第 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。 是的 ☒没有 ☐
用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。
大型加速过滤器☒ 加速过滤器☐
非加速过滤器☐规模较小的申报公司☐
新兴成长型公司☐
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。 ☐
用勾号指明注册人是否为空壳公司（定义见该法第 12b-2 条）。是的 ☐没有☒
截至2023年10月27日，有 209,990,924常用单位和 14,711,219已发行注册人的B系列累积可转换优先单位。


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
合并运营报表
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 2 项。
管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
19
第 3 项。
关于市场风险的定量和定性披露
31
第 4 项。
控制和程序
32
第二部分 — 其他信息
第 1 项。
法律诉讼
33
第 1A 项。
风险因素
33
第 2 项。
未注册的股权证券销售和所得款项的使用
33
第 5 项。
其他信息
33
第 6 项。
展品
34
 
签名
35




ii

第一部分 — 财务信息

第 1 项。财务报表 


黑石矿业、有限责任公司和子公司
合并资产负债表
（未经审计）
（以千计）
 2023年9月30日2022年12月31日
资产  
流动资产  
现金和现金等价物$56,030 $4,307 
应收账款87,725 135,697 
大宗商品衍生资产21,218 31,472 
预付费用和其他流动资产1,979 1,905 
流动资产总额166,952 173,381 
财产和设备  
使用成功的会计方法，按成本计算，石油和天然气的资产包括未经证实的美元特性898,768和 $909,344分别在2023年9月30日和2022年12月31日
3,008,650 3,003,907 
累计折旧、损耗、摊销和减值(1,950,326)(1,916,919)
石油和天然气的净资产1,058,324 1,086,988 
扣除累计折旧后的其他财产和设备13,988和 $13,461分别在2023年9月30日和2022年12月31日
1,090 1,259 
净财产和设备1,059,414 1,088,247 
递延费用和其他长期资产7,615 9,454 
总资产$1,233,981 $1,271,082 
负债、夹层权益和权益 
流动负债 
应付账款$4,502 $6,773 
应计负债13,597 19,729 
商品衍生负债14,513 3,243 
其他流动负债1,173 989 
流动负债总额33,785 30,734 
长期负债 
信贷额度— 10,000 
应计激励补偿1,368 1,884 
商品衍生负债6,770 16 
资产报废债务15,497 15,030 
其他长期负债3,178 3,606 
负债总额60,598 61,270 
承付款项和或有开支（注7）
夹层股权  
合作伙伴权益 — B 系列累积可转换优先单位， 14,711截至2023年9月30日和2022年12月31日的未偿还单位
298,361 298,361 
公平 
合伙人权益 — 普通合伙人权益— — 
合伙人权益 — 普通单位， 209,986和 209,407分别截至2023年9月30日和2022年12月31日的未偿还单位
875,022 911,451 
总权益875,022 911,451 
总负债、夹层权益和权益$1,233,981 $1,271,082 
所附附附注是这些未经审计的合并财务报表不可分割的一部分。
1


黑石矿业、有限责任公司和子公司
合并运营报表
（未经审计）
（以千计，单位金额除外）
截至9月30日的三个月截至9月30日的九个月
 2023202220232022
收入  
石油和冷凝水销售$85,724 $80,240 $208,184 $250,367 
天然气和液化天然气销售48,815 137,756 147,857 324,691 
租赁奖金和其他收入2,180 3,159 8,682 10,262 
与客户签订合同的收入136,719 221,155 364,723 585,320 
大宗商品衍生工具的收益（亏损）(26,922)(4,726)36,652 (152,095)
总收入109,797 216,429 401,375 433,225 
运营（收入）支出  
租赁运营费用2,615 2,896 8,149 9,256 
制作成本和从价税16,441 17,856 41,952 51,309 
勘探费用1,711 10 1,719 192 
折旧、损耗和摊销12,367 12,208 33,935 35,018 
一般和行政14,448 13,044 38,950 39,326 
增加资产报废债务254 209 749 616 
出售资产的（收益）亏损，净额(73)— (73)(17)
运营支出总额47,763 46,223 125,381 135,700 
运营收入（亏损）62,034 170,206 275,994 297,525 
其他收入（支出） 
利息和投资收入511 20 1,041 22 
利息支出(621)(1,693)(2,080)(4,264)
其他收入（支出）143 (58)(53)(22)
其他支出总额33 (1,731)(1,092)(4,264)
净收益（亏损）62,067 168,475 274,902 293,261 
B系列累积可转换优先单位的分配(5,250)(5,250)(15,750)(15,750)
归属于普通合伙人和普通单位的净收益（亏损）$56,817 $163,225 $259,152 $277,511 
净收益（亏损）的分配：   
普通合伙人权益$— $— $— $— 
常用单位56,817 163,225 259,152 277,511 
 $56,817 $163,225 $259,152 $277,511 
每个普通单位归属于有限合伙人的净收益（亏损）：  
每个普通单位（基本）$0.27 $0.78 $1.23 $1.33 
每普通单位（稀释）$0.27 $0.75 $1.22 $1.31 
加权平均未偿普通单位：
未偿普通单位加权平均值（基本）209,982 209,402 209,963 209,374 
已发行普通单位加权平均值（摊薄）209,982 224,371 224,932 224,343 
 所附附附注是这些未经审计的合并财务报表不可分割的一部分。
2


黑石矿业、有限责任公司和子公司
合并权益表
（未经审计）
（以千计）
常用单位合伙人的股权
截至2022年12月31日的余额209,407 $911,451 
回购普通单位(358)(5,496)
已授予的限制单位，扣除没收额914 — 
基于股权的薪酬— 5,052 
分布— (99,600)
对合伙人权益收取的应计分配等值权利的费用— (733)
B系列累积可转换优先单位的分配— (5,250)
净收益（亏损）— 134,443 
截至2023年3月31日的余额209,963 $939,867 
已授予的限制单位，扣除没收额5 — 
基于股权的薪酬— 2,076 
分布— (99,734)
对合伙人权益收取的应计分配等值权利的费用— (471)
B系列累积可转换优先单位的分配— (5,250)
净收益（亏损）— 78,392 
截至 2023 年 6 月 30 日的余额209,968 $914,880 
已授予的限制单位，扣除没收额18 — 
基于股权的薪酬— 3,530 
分布— (99,744)
对合伙人权益收取的应计分配等值权利的费用— (461)
B系列累积可转换优先单位的分配— (5,250)
净收益（亏损）— 62,067 
截至 2023 年 9 月 30 日的余额209,986 $875,022 
所附附附注是这些未经审计的合并财务报表不可分割的一部分。
3


黑石矿业、有限责任公司和子公司
合并权益表
（未经审计）
（以千计）
 
常用单位合伙人的股权
截至 2021 年 12 月 31 日的余额208,666 $765,268 
回购普通单位(262)(2,991)
已授予的限制单位，扣除没收额988 — 
基于股权的薪酬— 6,659 
分布— (56,462)
对合伙人权益收取的应计分配等值权利的费用— (434)
B系列累积可转换优先单位的分配— (5,250)
净收益（亏损）— (7,002)
截至2022年3月31日的余额209,392 $699,788 
已授予的限制单位，扣除没收额7 — 
基于股权的薪酬— 2,273 
分布— (83,759)
对合伙人权益收取的应计分配等值权利的费用— (513)
B系列累积可转换优先单位的分配— (5,250)
净收益（亏损）— 131,788 
截至 2022 年 6 月 30 日的余额209,399 $744,327 
已授予的限制单位，扣除没收额3 — 
基于股权的薪酬— 4,084 
分布— (87,949)
对合伙人权益收取的应计分配等值权利的费用— (460)
B系列累积可转换优先单位的分配— (5,250)
净收益（亏损）— 168,475 
截至2022年9月30日的余额209,402 $823,227 
所附附附注是这些未经审计的合并财务报表不可分割的一部分。
4


黑石矿业、有限责任公司和子公司
合并现金流量表
（未经审计）
（以千计）
截至9月30日的九个月
 20232022
来自经营活动的现金流  
净收益（亏损）$274,902 $293,261 
为将净收益（亏损）与经营活动提供的净现金进行对账而进行的调整： 
折旧、损耗和摊销33,935 35,018 
增加资产报废债务749 616 
递延费用的摊销775 1,041 
商品衍生工具的（收益）亏损(36,652)152,095 
商品衍生工具结算时收到的净现金（已支付）65,658 (162,567)
基于股权的薪酬8,412 11,809 
出售资产的（收益）亏损，净额(73)(17)
运营资产和负债的变化：
应收账款48,146 (60,345)
预付费用和其他流动资产(74)(281)
应付账款、应计负债及其他(8,435)(1,592)
资产报废债务的结算(208)(488)
经营活动提供的净现金387,135 268,550 
来自投资活动的现金流  
收购石油和天然气财产(932)(132)
增加石油和天然气特性(3,720)(11,811)
石油和天然气物业租赁成本的增加(9)(32)
购买其他财产和设备(358)(50)
出售石油和天然气物业的收益73 17 
来自农场石油和天然气房产的收益— 11,331 
用于投资活动的净现金(4,946)(677)
来自融资活动的现金流量  
向普通单位持有人分配(299,078)(228,170)
向B系列累积可转换优先单位持有人分配(15,750)(15,750)
回购普通单位(5,496)(2,991)
信贷额度下的借款64,000 237,000 
信贷额度下的还款(74,000)(266,000)
债务发行成本和其他(142)— 
用于融资活动的净现金(330,466)(275,911)
现金和现金等价物的净变化51,723 (8,038)
现金及现金等价物——期初4,307 8,876 
现金及现金等价物——期末$56,030 $838 
补充披露  
已付利息$1,330 $3,203 
 所附附附注是这些未经审计的合并财务报表不可分割的一部分。
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未经审计的合并财务报表附注


注释 1- 业务和演示基础
业务描述
Black Stone Minerals, L.P.（“BSM” 或 “合伙企业”）是一家上市的特拉华州有限合伙企业，拥有占资产基础的绝大多数的石油和天然气矿产权益。合伙企业的资产还包括非参与特许权使用费权益和压倒一切的特许权使用费权益。这些权益基本上不计成本，统称为 “矿产和特许权使用费权益”。该合伙企业的矿产和特许权使用费权益位于 41美国大陆的州（“美国”），包括所有主要的陆上生产盆地。该合伙企业还拥有某些石油和天然气物业的非经营性工作权益。该合伙企业的普通单位在纽约证券交易所上市，股票代码为 “BSM”。
演示基础
随附的未经审计的合伙企业中期合并财务报表是根据美国公认的会计原则（“GAAP”）和美国证券交易委员会（“SEC”）的规章制度编制的。这些未经审计的中期合并财务报表是根据10-Q表的说明编制的，因此不包括根据公认会计原则编制的财务报表所需的所有披露。因此，随附的未经审计的中期合并财务报表和相关附注应与合伙企业截至2022年12月31日的10-K表年度报告（“2022年10-K表年度报告”）中包含的合伙企业合并财务报表一起阅读。
未经审计的中期合并财务报表包括合伙企业的合并业绩。截至2023年9月30日的九个月的经营业绩不一定表示全年业绩的预期。
管理层认为，公允列报所有期间财务业绩所必需的所有调整均已反映出来，这些调整是正常和经常性的。所有公司间余额和交易均已消除。
合伙企业评估其投资的重要条款，以确定适用于每项投资的会计方法。合伙企业的投资少于 20如果公允价值不容易确定，则使用公允价值或成本减去减值来计入没有控制权或行使重大影响力的百分比所有权权益。合伙企业行使控制权的投资经过合并，此类投资的非控股权益不直接或间接归因于合伙企业，则作为净收益（亏损）和权益的单独组成部分列报。
未经审计的中期合并财务报表包括石油和天然气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合并资产负债表、运营报表和现金流量表的相关项目中报告其在资产、负债、收入、成本和现金流中所占的比例来核算其在石油和天然气产权中的份额。
分部报告
该伙伴关系在单一的运营和可报告的细分市场中运营。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绩效时定期评估其单独的财务信息。伙伴关系的首席执行官已被确定为首席运营决策者，并根据合并后的财务信息分配资源和评估业绩。
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未经审计的合并财务报表附注

注意事项 2- 重要会计政策摘要
重要会计政策
重要的会计政策在合伙企业的2022年年度报告中披露了10-K表。在截至2023年9月30日的九个月中，此类政策或此类政策的适用没有任何变化。
应收账款

下表列出了有关合伙企业应收账款的信息：
2023年9月30日2022年12月31日
（以千计）
应收账款：
与客户签订合同的收入$80,018 $129,078 
其他7,707 6,619 
应收账款总额$87,725 $135,697 
注释 3- 石油和天然气的特性
资产剥离
该合伙企业在2022年或截至2023年9月30日的九个月期间没有实质性资产剥离活动。
收购
收购已探明的石油和天然气财产及营运权益通常被视为企业合并，并按收购之日的估计公允价值入账。包含全部或几乎所有未经证实的石油和天然气资产的收购通常被视为资产收购，按成本入账。
2023年第三季度，该合伙企业从多家卖家手中收购了东德克萨斯州的矿产和特许权使用费土地，总现金对价为美元0.9百万。这些收购被视为资产收购，资金来自经营活动的现金。在截至2022年9月30日的九个月中，该合作伙伴关系没有实质性收购活动。
农场协议
该伙伴关系已达成农场出让安排，旨在减少其营运利息资本支出，从而大幅降低除矿产和特许权使用费利息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工作利益机会的权利转让给了外部资本提供者，同时以额外的特许权使用费收入或保留的经济利益的形式保留这些权益的价值。
圣奥古斯丁农场
2021 年 5 月，BSM 和 Aethon Energy（“Aethon”）达成协议，开发该伙伴关系在圣奥古斯丁县的部分未开发土地。该协议规定了Aethon的最低油井承诺，以换取更低的特许权使用费率和独家使用BSM在合同区的矿产和租赁土地。该协议要求至少 五将在2021年第三季度开始的初始计划年度钻探油井， 10将在第二和第三个计划年度钻井，此后至少要钻出 12从第四个计划年度开始，每年的油井数。该伙伴关系与Aethon达成的开发协议以及涵盖其圣奥古斯丁县面积的相关钻探承诺与下文讨论的涵盖安吉丽娜县的开发协议和相关承诺无关。
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2021年5月，该合作伙伴关系与迦南签订了分包协议（“迦南农场”），并于2021年12月与Azul-SA, LLC（“Azul”）签订了分包协议（“Azul Farmout”）。2022年4月，该合作伙伴关系修订了迦南农场，并与JWM石油和天然气有限责任公司（“JWM”）签订了分包协议（“JWM Farmout”）。这些协议涵盖了Aethon在德克萨斯州圣奥古斯丁县积极开发的该伙伴关系的所有工作权益，并将持续一段时间 10一年期限，除非根据协议条款提前终止。Canaan、Azul和JWM将分别从Aethon在合同区域内钻探和运营的油井中获得合伙企业营运权益的一定百分比，但须遵守协议。Canaan、Azul和JWM有义务在最初的计划年度为Aethon钻探的油井的开发提供资金，此后，他们拥有一定的权利和选择权，可以在每份分包协议有效期内继续为合伙企业的工作权益提供资金。该合伙企业将在付款前获得压倒一切的特许权使用费利息（“ORRI”），在支付根据分包协议钻探的所有油井后，将获得增加的ORRI。截至 2023 年 9 月 30 日， 17Aethon在受迦南、阿祖尔和JWM Farmouts管辖的合同区挖了油井。
下表列出了根据圣奥古斯丁农场农场协议，每位农场合作伙伴将在合同区域内获得的工作利益：
布伦特·米勒区
Farmout 合作伙伴合伙企业工作利益的百分比以八分之八为基准的最大百分比
迦南64.0 %32.0 %
阿祖尔20.0 %10.0 %
JWM16.0 %8.0 %
总计100.0 %50.0 %
其他区域
Farmout 合作伙伴合伙企业工作利益的百分比以八分之八为基准的最大百分比
迦南40.0 %10.0 %
阿祖尔50.0 %12.5 %
JWM10.0 %2.5 %
总计100.0 %25.0 %

安吉丽娜·法莫特
2020年5月，该伙伴关系与Aethon签订了开发协议，开发德克萨斯州安吉丽娜县BPX Energy没收的部分区域。该协议规定了Aethon的最低油井承诺，以换取更低的特许权使用费率和独家使用合伙企业在合同区的矿产和租赁土地。该协议要求至少 四将在2020年第三季度开始的初始计划年度钻井， 10将在第二个计划年度钻井, 而且, 从第三个计划年度开始, 15此后每年的油井数。
2020年11月，该合作伙伴关系与Pivotal签订了分包协议（“Pivotal Farmout”）。Pivotal Farmout涵盖了Aethon在德克萨斯州安吉丽娜县积极开发的合作伙伴关系中的工作权益份额，除非根据协议条款提前终止，否则将持续到2028年4月。Pivotal 将获利 100合伙企业工作利益的百分比（约为 12.5% 至 25Aethon在合同区域内钻探和运营的油井的百分比（按八分之一计算）。Pivotal有义务为Aethon在最初的计划年度钻探的所有油井的开发提供资金，此后，Pivotal拥有一定的权利和选择权，可以在Pivotal Farmout期间继续为合作伙伴关系的工作利益提供资金。一旦Pivotal实现了指定油井群的特定收益，该合伙企业将获得该油井组的大部分原始营运权益。截至2023年9月30日， 45Aethon在受Pivotal Farmout约束的合同区挖了水井。
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石油和天然气特性的损害
当事件和情况表明已证实和未经证实的石油和天然气财产的账面价值可收回性可能下降时，将对这些财产进行减值审查。在评估生产物业的减值时，合伙企业将生产物业的预期未贴现未来现金流与生产物业的账面金额进行比较，以确定可收回性。当账面金额超过其估计的未贴现未来现金流时，账面金额将减记为其公允价值，公允价值以此类房产预计未来现金流的现值来衡量。
伙伴关系做到了 不确认截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月中石油和天然气财产的任何减值。有关进一步讨论，请参阅附注5——公允价值计量。
注释 4- 商品衍生金融工具
该伙伴关系的持续业务使其面临石油和天然气市场价格变动的影响。为了降低与其业务相关的固有大宗商品价格风险，该伙伴关系使用石油和天然气商品衍生金融工具。此类工具可能不时包括浮动到固定价格的互换、无成本项圈、固定价格合同和其他合同安排。合伙企业与交易对手之间的固定价格互换合约规定了固定的大宗商品价格和未来的结算日期。合伙企业与交易对手之间的无成本项圈合同规定了商品价格的最低和最高限额以及未来的结算日期。该合伙企业与每个交易对手签订了包含净额结算安排的石油和天然气衍生品合同。合伙企业不为投机目的签订衍生工具。
截至2023年9月30日，该合伙企业的未平仓衍生品合约由固定价格的掉期合约组成。合伙企业未将其任何合同指定为公允价值或现金流套期保值。因此，合同公允价值的变动包含在变更期间的合并经营报表中。合伙企业衍生合约的所有衍生收益和亏损已在合伙企业随附的合并运营报表中确认为收入。截至2023年9月30日和2022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合并资产负债表中反映为衍生资产或负债。有关进一步讨论，请参阅附注5——公允价值计量。
如果交易对手不履约，可能会对合伙企业大宗商品衍生资产的公允价值产生不利影响，合伙企业的衍生合约使其面临信用风险。尽管合伙企业不要求其衍生合约交易对手提供抵押品，但合伙企业确实会酌情评估此类交易对手的信用状况。该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 2023 年 9 月 30 日，该伙伴关系已经 七交易对手，所有这些交易对手都被穆迪评为Baa1或更高，并且是信贷额度下的贷款人。
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未经审计的合并财务报表附注

下表汇总了合伙企业衍生工具的公允价值和分类，以及截至每个日期合并资产负债表中已确认的衍生资产、负债和抵消的总金额：
2023年9月30日
分类资产负债表地点格罗斯
公允价值		交易对手净额结算的影响资产负债表上的净账面价值
  （以千计）
资产：
    
流动资产
大宗商品衍生资产$26,896 $(5,678)$21,218 
长期资产
递延费用和其他长期资产5 (5)— 
总资产
 $26,901 $(5,683)$21,218 
负债：
    
当前负债
商品衍生负债$20,191 $(5,678)$14,513 
长期责任
商品衍生负债6,775 (5)6,770 
负债总额
 $26,966 $(5,683)$21,283 
2022年12月31日
分类资产负债表地点格罗斯
公允价值		交易对手净额结算的影响资产负债表上的净账面价值
  （以千计）
资产：
    
流动资产
大宗商品衍生资产$41,648 $(10,176)$31,472 
长期资产
递延费用和其他长期资产797 (69)728 
总资产
 $42,445 $(10,245)$32,200 
负债：
    
当前负债
商品衍生负债$13,419 $(10,176)$3,243 
长期责任
商品衍生负债85 (69)16 
负债总额
 $13,504 $(10,245)$3,259 
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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）公允价值的变化在随附的合并运营报表和合并现金流量表中按净值列报，包括报告期内的以下内容：
 截至9月30日的三个月截至9月30日的九个月
未被指定为对冲工具的衍生品2023202220232022
（以千计）
商品衍生工具的期初公允价值$51,046 $(107,218)$28,941 $(53,545)
石油衍生工具的收益（亏损）(36,013)32,022 (21,232)(33,096)
天然气衍生工具的收益（亏损）9,091 (36,748)57,884 (118,999)
在石油衍生工具结算中支付（收到）的净现金(2,659)23,275 (4,431)65,512 
天然气衍生工具结算中支付（收到）的净现金(21,530)45,596 (61,227)97,055 
商品衍生工具公允价值的净变动(51,111)64,145 (29,006)10,472 
商品衍生工具的终止公允价值$(65)$(43,073)$(65)$(43,073)
截至2023年9月30日，该合伙企业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 Bbl）
合同期限和类型音量 (Bbl)低高
石油互换合约：    
2023    
第三季度180,000 $80.80 $73.00 $89.50 
第四季度540,000 80.80 73.00 89.50 
2024
第一季度450,000 $68.98 $67.00 $72.82 
第二季度450,000 68.98 67.00 72.82 
第三季度450,000 68.98 67.00 72.82 
第四季度450,000 68.98 67.00 72.82 

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未经审计的合并财务报表附注

截至2023年9月30日，该合伙企业拥有以下未平仓天然气衍生品合约：
 加权平均价格（每百万英热单位）范围（每百万英热单位）
合同期限和类型音量 (百万英热单位)低高
天然气互换合约：    
2023    
第四季度8,280,000 5.15 3.28 6.59 
2024
第一季度10,010,000 $3.57 $3.48 $3.76 
第二季度10,010,000 3.57 3.48 3.76 
第三季度10,120,000 3.57 3.48 3.76 
第四季度10,120,000 3.57 3.48 3.76 
自2023年9月30日起，该合伙企业签订了以下石油衍生合约：
 加权平均价格（每桶）范围（每 Bbl）
合同期限和类型音量 (Bbl)低高
石油互换合约：    
2024
第一季度120,000 $80.71 $80.35 $81.00 
第二季度120,000 80.71 80.35 81.00 
第三季度120,000 80.71 80.35 81.00 
第四季度120,000 80.71 80.35 81.00 
注意 5- 公允价值测量
公允价值的定义是市场参与者在计量日通过有序交易可以购买（或支出）或出售（或结算）资产（或负债）的金额。此外，ASC 820 公允价值测量，建立衡量公允价值的框架，根据用于衡量公允价值的投入的质量建立公允价值层次结构，并包括某些披露要求。公允价值估算基于（i）实际市场数据或（ii）其他市场参与者在对资产或负债进行定价时将使用的假设，包括风险估计。
ASC 820 为披露公允价值衡量标准建立了三级估值层次结构。估值层次结构将以公允价值计量的资产和负债分为三个不同级别之一，具体取决于计量中使用的投入的可观测性。这三个级别的定义如下：
第 1 级—活跃市场中相同资产或负债的未经调整的报价。
第 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可以直接或间接观察到的资产或负债的投入 金融工具的。
第 3 级—不可观察且对公允价值衡量具有重要意义的输入（包括合伙企业自己在确定公允价值方面的假设）。
金融工具在估值层次结构中的分类基于对公允价值衡量至关重要的最低投入水平。合伙企业评估特定投入对整个公允价值计量的重要性需要进行判断，并考虑资产或负债的特定因素。
由于工具的短期性质，合伙企业的现金和现金等价物、应收账款和应付账款的账面价值接近公允价值。截至2023年9月30日和2022年12月31日，所有债务的估计账面价值近似于可变市场利率下的公允价值。这些债务公允价值为三级
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未经审计的合并财务报表附注

衡量标准是根据伙伴关系在没有报价市场价格的情况下对类似类型借款安排的递增借款利率估算的。伙伴关系金融工具的估计公允价值不一定表示当前市场交易所将实现的金额。
经常性以公允价值计量的资产和负债
伙伴关系使用市场方法估算了商品衍生金融工具的公允价值，该模型使用在市场上可观察到的投入或可从可观测数据中得出或得到其证实的投入。进一步讨论见附注4——商品衍生金融工具。
下表列出了定期按公允价值计量的合伙企业资产和负债的信息：
 使用公允价值测量交易对手净额结算的影响总计
 第 1 级第 2 级第 3 级
 （以千计）
截至2023年9月30日     
金融资产     
大宗商品衍生工具$— $26,901 $— $(5,683)$21,218 
金融负债     
大宗商品衍生工具$— $26,966 $— $(5,683)$21,283 
截至2022年12月31日     
金融资产     
大宗商品衍生工具$— $42,445 $— $(10,245)$32,200 
金融负债     
大宗商品衍生工具$— $13,504 $— $(10,245)$3,259 
按非经常性公允价值计量的资产和负债
按非经常性公允价值计量的非金融资产和负债包括企业合并中可能收购的某些非金融资产和负债以及用于评估减值的石油和天然气财产价值的衡量标准。
企业合并中收购的已证房产和未经证实的房产的公允价值的确定是通过折扣预计的未来现金流来估算的。用于确定公允价值的因素包括经济储备估计、未来运营和发展成本、未来大宗商品价格、未来生产时间和风险调整后的贴现率。伙伴关系已将这些衡量标准指定为第三级。在截至2023年9月30日的九个月或截至2022年12月31日的年度中，该合伙企业没有业务合并。参见注释 3-石油和天然气特性。
石油和天然气财产在评估减值时使用收益方法以非经常性的公允价值计量。用于确定公允价值的因素包括探明储量的估计值、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后的贴现率。
该伙伴关系的公允价值估计是根据相关的市场数据在不同的时间点确定的。这些估计涉及不确定性，尤其是在当前动荡的市场中，无法精确确定。这些估计值的变化，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，可能会导致未来的额外减值费用。截至2023年9月30日或2022年12月31日，估值技术或相关投入没有重大变化。在截至2023年9月30日的九个月或截至2022年12月31日的年度中，没有按非经常性公允价值计量的资产。
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注释 6- 信贷额度
合伙企业维持经修订的优先担保循环信贷协议（“信贷额度”）。信贷额度的最大总信贷额为 $1.0十亿。贷款人的承诺等于总最高信贷额度、当时生效的借款基础和选定承诺总额中的最小值，因为可能会不时进行调整。借款基础的金额每半年重新确定一次，通常在10月和4月，由贷款集团根据合伙企业石油和天然气资产的价值确定，其定价假设通常与当前的未来价格市场不同。合伙企业和贷款人（在三分之二的贷款人的指导下）都有权在预定的两次重新确定之间申请重新确定借款基础一次。在收购超过以下金额的石油和天然气财产后，合伙企业还有权要求重新决定 10收购前夕借款基础价值的百分比。如果我们终止对冲头寸或出售合并价值超过的石油和天然气房地产权益，借贷基础也会进行调整 5当前借款基础的百分比。在这种情况下，借款基础将根据已终止的套期保值头寸或最近借款基础中出售的石油和天然气财产权益的价值进行调整。2022年10月，该伙伴关系修订并修订了信贷额度，将到期日从2024年11月1日延长至2027年10月31日。在信贷额度修正案的同时，信贷额度下的借款基础增加到美元550.0百万美元和合伙企业选择将信贷额度下的承诺从美元降低400.0百万到美元375.0百万。2023年4月的借款基础重新确定再次确认了借款基础为美元550.0百万美元，承诺的现金为美元375.0百万。2023 年 10 月的借款基础重新确定将借款基础提高到美元580.0百万美元，现金承诺没有变化。下一次半年度重新决定定于2024年4月进行。
2022 年 10 月，对信贷额度进行了修订，用纽约联邦储备银行（“SOFR”）公布的担保隔夜融资利率取代了伦敦银行同业拆借利率。信贷额度下的未偿借款按合伙企业选择的浮动利率计息，该利率等于基准利率（即年利率）等于（a）当天有效的最优惠利率，（b）当天有效的联邦基金利率加上其中最高利率 0.50%，以及 (c) 该日起生效的一个月期限的调整后期限SOFR 1.00%）或调整后的期限SOFR，在每种情况下，再加上适用的利润率。截至2022年12月31日和2023年9月30日，替代基准利率的适用利润率范围为 1.50% 至 2.50百分比和调整后的期限SOFR利润率范围为 2.50% 至 3.50百分比，取决于未偿借款相对于借款基础的借款。
信贷额度的加权平均利率为 7.33截至2023年9月30日的九个月中的百分比以及 6.92截至2022年12月31日的百分比。应计利息应在每个日历季度末或每个利息期结束时支付，除非利息期长于 90天数，在这种情况下，利息应在每年年底支付 90 天时期。此外，承诺费应在每个日历季度末支付，费率为 0.375%，如果借款基础利用率百分比小于 50%，或 0.500如果借款基础利用率等于或大于 50%。信贷额度由合伙企业几乎所有的石油和天然气生产和资产担保。
信贷额度包含对未来借款、租赁、套期保值和出售资产的各种限制。此外，信贷额度要求合伙企业将当前比率维持在不低于 1.0:1.0，总债务与息税折旧摊销前利润（扣除利息、税项、折旧、摊销和勘探前的收益）的比率不超过 3.5:1.0。如果信贷额度出现违约（包括未能履行其中一项财务契约），如果信贷额度下的可用性低于，则不允许进行分配 10贷款人承诺的百分比，或者如果EBITDAX的总债务大于 3.0。截至2023年9月30日，该伙伴关系遵守了信贷额度中的所有财务契约。
未偿本金余额总额为 零和 $10.0截至2023年9月30日和2022年12月31日，分别为百万人。信贷额度下可用借款的未使用部分为美元375.0百万和美元365.0截至2023年9月30日和2022年12月31日，分别为百万美元。
注意 7- 承付款和意外开支
环境问题
该伙伴关系的业务包括在空气、土地和水质以及其他环境问题方面受美国联邦、州和地方环境法规约束的活动。
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黑石矿业、有限责任公司和子公司
未经审计的合并财务报表附注

伙伴关系认为，任何环境场地评估中发现的问题可能产生的潜在补救费用对合并财务报表不重要，也没有记录潜在补救费用准备金。
诉讼
合伙企业不时参与正常业务过程中出现的法律诉讼和索赔。该合伙企业认为，截至2023年9月30日的现有索赔将在不对合伙企业的财务状况或运营产生重大不利影响的情况下得到解决。 
注释 8- 激励补偿
下表汇总了所列期间合并运营报表一般和管理项目中记录的激励性薪酬支出：
 截至9月30日的三个月截至9月30日的九个月
2023202220232022
 （以千计）
现金——短期和长期激励计划$1,303 $1,422 $3,236 $4,381 
基于权益的薪酬——受限制的普通单位976 1,054 2,872 3,030 
基于权益的薪酬——限制性绩效单位2,282 2,949 3,968 7,186 
董事会激励计划519 531 1,572 1,593 
激励薪酬支出总额
$5,080 $5,956 $11,648 $16,190 
在截至2023年9月30日的九个月中，该合伙企业回购了 357,761普通单位，平均价格为美元15.36每单位用于履行我们的执行官和某些其他员工持有的某些长期激励性股权奖励后的预扣税义务。具体而言，当员工的股权奖励归属时，合伙企业会扣留部分股份以支付员工的纳税义务。
2022年第一季度，合伙企业普通合伙人（“董事会”）董事会批准向所有员工发放奖励，前提是实现了将在2025年第四季度衡量的理想生产目标（“抱负奖”）。理想奖励包括绩效现金奖励和限制性绩效单位形式的绩效股权奖励。就所获得的范围而言，每个绩效单位代表领取的权利 一普通单位。如果达到最低绩效指标，绩效现金奖励和绩效单位有资格在2025年12月31日的必要服务期结束时获得。最低性能指标至少为 422025 年第四季度或 12 月每日平均特许权使用费产量的 mboe，同时保持净负债与 EBITDA 的比率小于或等于 1.02025 年 12 月 31 日。平均每日特许权使用费产量不包括业绩期内完成的收购所产生的产量。与抱负奖励相关的薪酬支出将在服务期内入账，前提是绩效条件有可能得到满足。在理想奖项有效期内获得认可的总薪酬支出包括 $5.7百万美元用于绩效现金奖励和 $14.9百万美元用于绩效股权奖励 (1,244,945加权平均拨款日期公允价值为 $ 的绩效单位11.93每单位）。截至2023年9月30日，该合作伙伴关系确定尚不可能实现业绩条件， 不费用已确认。
注释 9- 首选单位
B 系列累积可转换优先单位
2017 年 11 月 28 日，合伙企业以私募方式发行和出售 14,711,219代表合伙企业有限合伙人权益的B系列累积可转换优先单位，现金收购价为美元20.3926每个 B 系列累积可转换优先单位，总收益约为 $300.0百万。
B系列累积可转换优先单位的年度分配额为 7.0%，按季度支付拖欠款；前提是分配率调整如下：从 2023 年 11 月 28 日开始，此后每两年重新调整一次（每年 “调整日期”），税率将等于 (i) 中分配率中较大者
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黑石矿业、有限责任公司和子公司
未经审计的合并财务报表附注

在相关调整日期前夕生效，(ii) 截至该调整日的10年期美国国债利率加上 5.5每年百分比；但是，前提是对于季度分配已应计但未支付的任何季度，则当时的分配率应增加 2.0该季度的年百分比。
B系列累积可转换优先单位可由每个持有人选择全部或部分转换为公用单位 一-以一元为基准，购买价格为美元20.3926，经调整以使截至最近申报日适用的B系列累积可转换优先单位的任何应计但未付的累积分配生效。但是，如果任何此类转换请求不涉及至少 $的普通单位的潜在价值，则合伙企业没有义务接受此类转换的请求10.0百万美元基于转换通知日前一个交易日普通单位的收盘交易价格，或者在此类行使涵盖持有人所有B系列累积可转换优先单位的前提下较低的金额。
合伙企业可以选择赎回全部或部分（等于或大于美元）100a 的 B 系列累积可转换优先单位中的百万) 90天期从 2023 年 11 月 28 日开始，赎回价格为 $21.41每个 B 系列累积可转换首选单位，等于 105面值的百分比。此后，合伙企业可以在a内按面值赎回B系列累积可转换优先单位 902023 年 11 月 28 日之后的每两周年为一天。
B 系列累积可转换优先单位的账面价值为 $298.4百万，包括美元的应计分配5.3百万，截至 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 12 月 31 日。由于某些赎回条款不在合伙企业的控制范围内，B系列累积可转换优先股在合并资产负债表上被归类为夹层股权。
注释 10- 每单位收入    
合伙企业采用两类方法来计算每单位收益（“EPU”）。合伙企业限制性普通单位的持有人拥有单位持有人的所有权利，包括不可没收的分配权。作为参与证券，限制性普通单位包含在每单位基本收益的计算中。在报告所述期间，分配给这些参与单位的收入数额不大。
归属于合伙企业的净收益（亏损）将在该期间宣布的分配（如果有）生效后，按比例分配给合伙企业的普通合伙人和普通单位持有人。
合伙企业在转换后的基础上评估B系列累积可转换优先单位，以计算摊薄后的EPU。合伙企业的限制性绩效单位奖励是或有可发行的单位，在计算摊薄后的EPU时会考虑这些单位。伙伴关系评估了在报告期结束时应急期结束时根据安排条款可以发行的单位数量（如果有）。
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黑石矿业、有限责任公司和子公司
未经审计的合并财务报表附注

下表列出了每普通单位基本收益和摊薄收益的计算方法：
 截至9月30日的三个月截至9月30日的九个月
 2023202220232022
 （以千计，单位金额除外）
净收益（亏损）$62,067 $168,475 $274,902 $293,261 
B系列累积可转换优先单位的分配(5,250)(5,250)(15,750)(15,750)
归属于普通合伙人和普通单位的净收益（亏损）$56,817 $163,225 $259,152 $277,511 
净收益（亏损）的分配：  
普通合伙人权益$— $— $— $— 
常用单位56,817 163,225 259,152 277,511 
 $56,817 $163,225 $259,152 $277,511 
分子：
基本EPU的分子——归属于普通单位持有人的净收益（亏损）$56,817 $163,225 $259,152 $277,511 
稀释性证券的影响— 5,250 15,750 15,750 
摊薄后EPU的分子——摊薄证券影响后归属于普通单位持有人的净收益（亏损）$56,817 $168,475 $274,902 $293,261 
分母：
基本EPU的分母——未偿公用单位的加权平均值（基本）209,982 209,402 209,963 209,374 
稀释性证券的影响
— 14,969 14,969 14,969 
摊薄后EPU的分母——扣除摊薄证券影响后的已发行普通单位的加权平均数209,982 224,371 224,932 224,343 
每个普通单位归属于有限合伙人的净收益（亏损）：  
每个普通单位（基本）$0.27 $0.78 $1.23 $1.33 
每普通单位（稀释）$0.27 $0.75 $1.22 $1.31 

以下单位的潜在摊薄证券被排除在摊薄后的加权平均已发行单位的计算范围之外，因为它们的纳入将具有反摊薄作用：
 截至9月30日的三个月截至9月30日的九个月
2023202220232022
（以千计）
潜在稀释性证券（普通单位）：
B 系列累计可转换优先单位（按转换后计算）
14,969 — — — 

注意 11- 常用单位

常用单位

共同单位代表合伙企业中有限合伙人的权益。普通单位的持有人有权参与分配，行使合伙协议下向持有普通单位的有限合伙人提供的权利和特权。

合伙协议限制了单位持有人的投票权，规定拥有的个人或团体持有的任何单位 15除Black Stone Minerals Company的有限合伙人外，任何类别的未偿还单位的百分比或更多，
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未经审计的合并财务报表附注

首次公开募股前的有限责任公司、其受让人、经董事会事先批准收购此类单位的人、与将B系列累积可转换优先单位作为单独类别进行任何投票、同意或批准有关的B系列累积可转换优先单位的持有人，以及拥有该单位的人 15由于赎回或购买任何其他人的单位或合伙企业的类似行动，或者根据合伙企业的选择或与控制权变更有关的任何B系列累积可转换优先股的转换，任何类别的百分比或更多，不得对任何事项进行投票。

合伙协议通常规定，任何分配都按以下方式每季度支付：
• 第一，向B系列累积可转换优先单位的持有人发放，金额等于 7每年百分比，但须进行某些调整；以及
•第二，适用于共同单位的持有者。

下表提供了有关合伙企业向普通单位持有人分配的每单位分配的信息：
截至9月30日的三个月截至9月30日的九个月
2023202220232022
按普通单位申报和支付的分配$0.4750 $0.4200 $1.4250 $1.0900 

注意 12- 后续事件
2023 年 10 月 18 日，董事会批准了截至 2023 年 9 月 30 日的三个月的分配 $0.475每个普通单位。分红将于2023年11月16日支付给2023年11月9日营业结束时登记在册的单位持有人。

2023 年 10 月 30 日，董事会批准了 $150百万单位回购计划，终止其现有的美元752018 年批准了百万个项目。单位回购计划授权合伙企业根据管理层的决定全权进行回购，但须视市场状况、适用的法律要求、可用流动性和其他适当因素而定。所有或部分回购均可根据第10b5-1条计划进行，该计划将允许在适用法律禁止合伙企业回购普通股的情况下进行回购。回购计划不要求合伙企业收购任何特定数量的普通单位，可以随时修改或暂停，并可能在完成之前终止。伙伴关系将定期报告回购的普通单位的数量。该计划将由合作伙伴关系的手头现金或信贷额度下的借款提供资金。所有回购的单位都将被取消。
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第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
以下对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析应与我们在本10-Q表季度报告中列出的未经审计的合并财务报表及其附注以及截至2022年12月31日止年度的10-K表年度报告（“2022年10-K表年度报告”）中包含的经审计的合并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。由于多种因素，包括 “关于前瞻性陈述的警示性说明” 和 “第二部分，第1A项” 中列出的因素，实际结果可能与这些前瞻性陈述中的预期存在重大差异。风险因素。”
关于前瞻性陈述的警示说明
本10-Q表季度报告中的某些陈述和信息可能构成 “前瞻性陈述”。“相信”、“期望”、“预期”、“计划”、“打算”、“预见”、“应该”、“将”、“可以” 或其他类似表达方式旨在识别前瞻性陈述，这些陈述本质上通常不是历史性陈述。这些前瞻性陈述基于我们当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，但无法保证影响我们的未来事态发展会符合我们的预期。所有关于我们对未来收入和经营业绩预期的评论均基于我们对现有业务的预测，不包括未来任何收购的潜在影响。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）以及可能导致实际业绩与我们的历史经验和目前的预期或预测存在重大差异的假设。可能导致实际业绩与前瞻性陈述中存在重大差异的重要因素包括但不限于以下总结的因素：
•我们执行业务战略的能力；

•已实现的石油和天然气价格的波动；

•我们物业的生产水平；

•石油和天然气的总体供应和需求、区域供需因素、生产延误或中断；

•我们替代石油和天然气储备的能力；

•总体经济、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；

•我们的运营商的钻探活动水平，尤其是在诸如谢尔比海槽等我们集中种植面积的地区；

•我们的运营商获得开发和勘探业务所需的资本或融资的能力；

•我们投资的物业的产权缺陷；

•钻机、设备、原材料、用品、油田服务或人员的可用性或成本；

•限制使用水进行水力压裂；

•管道容量和运输设施的可用性；

•我们的运营商遵守适用的政府法律和法规以及获得许可和政府批准的能力；

•与水力压裂有关的联邦和州立法和监管举措；

•未来的经营业绩；
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•未来的现金流和流动性，包括我们产生足够现金以支付季度分配的能力；

•勘探和开发钻探前景、库存、项目和计划；

•我们的运营商面临的运营危险；

•我们的运营商跟上技术进步的能力；

•保护措施以及对矿物燃料生产和使用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

•本文件的其他地方讨论了某些因素。
有关可能导致我们的实际业绩与预计业绩不同的已知重大因素的更多信息，请参阅我们 2022 年 10-K 表年度报告和本 10-Q 表季度报告中的 “风险因素”。
提醒读者不要过分依赖前瞻性陈述，前瞻性陈述仅代表截至本文发布之日。我们没有义务在任何前瞻性陈述发布之日后公开更新或修改这些陈述，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因。
概述
我们是美国最大的石油和天然气矿产权益的所有者和管理者之一。我们的主要业务是通过积极管理最大限度地提高我们现有的矿产和特许权使用费资产组合的价值，并通过收购额外的矿产和特许权使用费权益来扩大我们的资产基础。我们通过销售待租赁的矿产资产、创造性地构建租赁条款以鼓励和加快钻探活动，以及在工作利益的基础上有选择地与承租人一起参与来实现价值最大化。我们认为，随着时间的推移，我们庞大、多元化的资产基础以及寿命长、不计成本的矿产和特许权使用费权益可以提供稳定的产量和储量，从而使产生的大部分现金流可以分配给单位持有人。
截至2023年9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。这些不计成本的权益包括超过68,000口生产油井的所有权。我们还拥有非运营的营运权益，其中很大一部分位于我们的持仓上，我们还拥有矿产和特许权使用费权益。当生产的石油和天然气的控制权移交给客户并且销售价格的可收性得到合理保证时，我们确认来自矿产和特许权使用费的石油和天然气收入，以及油井中非运营的营运利益。我们的其他收入来源包括矿产租赁奖金和延期租金，根据租赁协议的条款，这些收入被确认为收入。
最近的事态发展
谢尔比槽开发更新
根据我们的开发协议，Aethon继续在钻井和完井方面表现出色。Aethon 目前在谢尔比槽的土地上有六台钻机。截至2023年9月30日，根据涵盖安吉丽娜县的开发协议，Aethon已成功将18口油井转为销售，并已开始运营另外27口油井。截至2023年9月30日，根据涵盖圣奥古斯丁县的单独开发协议，Aethon已成功将十口油井转为销售，另有七口油井等待完工。此外，XTO Energy目前有两口油井正在等待完工运营。
奥斯汀粉笔更新
我们已经与多家运营商签订协议，在东德克萨斯州的奥斯汀查尔克地区钻井，那里有大量的土地。2021年布鲁克兰油田三口油井测试项目的结果表明，与奥斯汀查克地层的老式未受刺激的油井相比，现代完井技术有可能极大地提高产量并增加储量。八名运营商正在积极参与该油田的重建。截至2023年9月30日，该油田正在生产26口现代完井的油井，另外三口油井目前正在钻探或完工。
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商业环境
以下信息旨在广泛概述影响我们的石油和天然气商业环境。
大宗商品价格和需求
石油和天然气价格历来因供需动态而波动。为了管理与预计出售石油和天然气产量相关的现金流的可变性，我们使用了各种衍生工具，这些工具最近包括固定价格掉期合约。
截至2023年9月30日的九个月中，大宗商品的平均价格较上年同期有所下降，这归因于多种因素，包括天然气需求减少和全球石油库存增加。天然气价格在2022年第四季度和2023年第一季度大幅下跌，原因是干天然气产量增加，冬季天气条件温和导致消费量低于平均水平，以及由此产生的储存库存高于平均水平。由于产量增长跟不上液化天然气出口的增长以及今年夏天电力行业创纪录的消费，天然气价格在接下来的两个季度开始回升。尽管第三季度的储量低于平均水平，但天然气库存仍高于五年平均水平，美国能源信息管理局（“EIA”）预计，天然气供应将足以满足冬季需求。在截至2023年9月30日的九个月的大部分时间里，油价都低于前一同期。2023年9月，沙特阿拉伯将自愿原油减产延长至年底，美国商业原油库存降至2022年初以来的最低水平，油价上涨。环境影响评估预计，石油输出国组织成员及其更广泛的合作伙伴（“欧佩克+”）将在2024年继续降低产量目标，同时抵消非欧佩克+生产国的产量增长。鉴于这些事件的动态性质，以及乌克兰和中东动荡的地缘政治冲突，我们无法合理估计这些市场状况将持续多长时间。虽然我们使用衍生工具来部分减轻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。
下表反映了所列每个季度末的大宗商品价格：
20232022
基准价格1
第三季度第二季度第一季度第三季度第二季度第一季度
西德克萨斯中质原油现货价格（美元/桶）$90.77 $70.66 $75.68 $79.91 $107.76 $100.53 
Henry Hub 现货天然气（美元/mmBTU）$2.68 2.48 2.10 6.40 6.54 5.46 
1 资料来源：环境影响评估
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进行钻探取决于租赁我们土地的勘探和生产公司。除了向运营商寻求钻探计划外，我们还监控钻机数量，以确定我们土地上现有和未来的租赁和钻探活动。
下表显示了每季度末的钻机数量：
20232022
美国旋转钻机数量1
第三季度第二季度第一季度第三季度第二季度第一季度
石油502 545 592 604 594 531 
天然气116 124 160 159 157 137 
其他5 5 3 2 2 2 
总计623 674 755 765 753 670 
1 资料来源：贝克休斯公司
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天然气储存
我们收入的很大一部分来自归属于我们利益的石油产量的销售；但是，我们的大部分产量是天然气。天然气价格受到全年储量水平的显著影响。因此，在评估我们的业务及其前景时，我们会定期监测天然气储存报告。
从历史上看，天然气的供应和需求是按季节性波动的。从4月到10月，天气转暖，天然气需求较低，天然气储量通常会增加。从11月到3月，储量通常会下降，因为公用事业公司从储存库中提取天然气以满足天气寒冷导致的供暖需求增加。为了维持足够的储量以满足季节性需求的增长，夏季天然气产量的一部分必须用于储量注入。每年用于存储的产量份额各不相同，具体取决于去年冬天的需求以及夏季用于冷却的电力的需求。环境影响评估估计，天然气库存在2023年10月结束时为3.9万亿立方英尺，比之前的五年平均水平高出6％。
下表显示了每季度末按地区划分的天然气储存量：
20232022
区域1
第三季度第二季度第一季度第三季度第二季度第一季度
东方847 643 335 756 461 268 
中西部991 705 421 916 535 317 
山239 173 80 184 134 89 
太平洋278 216 73 247 235 161 
中南部1,090 1,141 921 1,003 886 581 
总计3,445 2,878 1,830 3,106 2,251 1,416 
1 资料来源：环境影响评估

天然气出口

环境影响评估预计，三个液化天然气出口项目定于2024年开始运营，美国液化天然气出口将增加。2023年第三季度的天然气净出口量平均为每天114亿立方英尺，较2022年的平均水平增长了7％。环境影响评估预测，2023年剩余时间的平均出口量为每天119亿立方英尺，2024年为每天131亿立方英尺。环境影响评估的预测反映了这样的假设，即产量保持平稳，预计美国液化天然气的额外出口能力将上线。
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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。管理层考虑的措施包括：
•石油和天然气的生产量；
•商品价格，包括衍生工具的影响；以及
•调整后的息税折旧摊销前利润和可分配现金流。
石油和天然气的产量
为了跟踪和评估我们资产的表现，我们监测和分析构成我们庞大资产基础的各个盆地和矿区的产量。我们还定期将预计交易量与实际报告的交易量进行比较，并调查意外差异。
大宗商品价格
影响石油和天然气销售价格的因素
我们收到的石油、天然气和液化天然气的价格因地理区域而异。这些产品的相对价格由影响全球和区域供需动态的因素决定，例如经济状况、生产水平、运输可用性、天气周期和其他因素。此外，已实现价格受产品质量以及与消费和炼油市场的距离的影响。已实现价格与纽约商品交易所（“NYMEX”）价格之间的任何差异均被称为差异。我们所有的产品都来自位于美国的房产。
•石油。我们的绝大多数石油产量都是按现行市场价格出售的，而现行市场价格会因我们无法控制的许多因素而波动。纽约商品交易所轻质低硫原油，通常被称为西德克萨斯中质原油（“WTI”），是国内主要的石油定价指数。我们的大部分石油产量按现行市场价格定价，最终实现价格受质量和地点差异的影响。
石油的化学成分在其提炼和随后作为石油产品销售中起着重要作用。因此，相对于基准油（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石油的密度（以其美国石油协会（“API”）的重力为特征），以及硫等杂质的存在和浓度。
地点差异通常是由运输成本造成的，其依据是所生产的石油与消费和炼油市场以及主要贸易点的距离。
•天然气。亨利枢纽的纽约商品交易所报价是美国广泛使用的天然气定价基准。由于质量和地点的差异，销售天然气实现的实际体积价格与纽约商品交易所的报价不同。
质量差异是由在 Btus 中测得的天然气的热值以及硫化氢、二氧化碳和氮气等杂质的存在造成的。含有乙烷和较重碳氢化合物的天然气具有更高的Btu值，并且其体积价格将高于主要是甲烷（Btu值较低）的天然气。杂质浓度较高的天然气将实现较低的体积价格，这是因为出售时天然气中存在杂质，或者处理天然气以满足管道质量规格的成本很高。
天然气目前的全球运输系统有限，价格差异取决于当地的供求条件以及向最终用户市场运输天然气的成本。
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套期保值
我们进入衍生工具是为了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。此类工具可能不时包括浮动到固定价格的互换、固定价格合同、无成本项圈和其他合同安排。这些衍生工具的影响可能会影响我们最终实现的收入金额。
我们的开放式衍生合约由固定价格的掉期合约组成。根据固定价格掉期合约，如果结算价格低于掉期行使价，则交易对手必须向我们付款。相反，如果结算价格高于掉期行使价，则我们需要向交易对手付款。如果我们与单个交易对手有多份未完成的合同，除非受到协议的限制，否则我们将以净额结算合同款项。
将来，我们可能会使用固定价格互换合约以外的合同安排来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部分减轻价格下跌对我们未来收入的影响。我们截至2023年9月30日的未平仓石油和天然气衍生品合约详见本季度报告其他部分所列未经审计的合并财务报表附注4——大宗商品衍生金融工具。
根据我们的信贷额度的条款，我们可以对冲未来预期月产量的某些百分比，等于（i）内部预测的产量和（ii）最近三个月报告的平均产量中较小者。
允许但不要求我们在前24个月对冲高达90％的此类交易量，在第25至36个月中对冲70％，在第37至48个月进行50％的套期保值。截至2023年9月30日，我们分别对2023年和2024年可用石油和凝析油套期保值量的67％和56％进行了套期保值。截至2023年9月30日，我们还分别对2023年和2024年可用天然气套期保值量的63％和77％进行了套期保值。
我们打算持续监测我们的资产产量和大宗商品价格环境，并将不时在上述与此类生产相关的百分比范围内增加额外的套期保值。我们不以投机为目的订立衍生工具。
非公认会计准则财务指标
调整后的息税折旧摊销前利润和可分配现金流是我们的管理层和财务报表外部用户（例如投资者、研究分析师等）使用的补充非公认会计准则财务指标，用于评估我们资产的财务表现以及我们在不考虑融资方式、资本结构或历史成本基础的情况下长期维持分配的能力。
我们将调整后的息税折旧摊销前利润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），根据石油和天然气资产的减值（如果有）、资产退休义务的增加、大宗商品衍生工具的未实现损益、基于现金权益的薪酬以及资产出售的损益（如果有）进行调整。我们将可分配现金流定义为调整后的息税折旧摊销前利润加上或减去某些非现金运营活动的金额、现金利息支出、对优先单位持有人的分配以及重组费用（如果有）。
调整后的息税折旧摊销前利润和可分配现金流不应被视为净收益（亏损）、运营收入（亏损）、经营活动现金流或根据美国公认会计原则（“GAAP”）列报的衡量我们财务业绩的任何其他财务业绩指标的替代品或更有意义。
调整后的息税折旧摊销前利润和可分配现金流作为分析工具存在重要局限性，因为它们排除了影响净收益（亏损）的部分但不是所有项目，净收益（亏损）是最直接可比的GAAP财务指标。我们对调整后息税折旧摊销前利润和可分配现金流的计算可能与其他公司类似标题的指标的计算不同。
24

下表显示了所示期间净收益（亏损）（最直接可比的GAAP财务指标）与调整后的息税折旧摊销前利润和可分配现金流的对账情况：
截至9月30日的三个月截至9月30日的九个月
2023202220232022
（以千计）
净收益（亏损）$62,067 $168,475 $274,902 $293,261 
为与调整后的息税折旧摊销前利润保持一致而进行的调整：
折旧、损耗和摊销12,367 12,208 33,935 35,018 
利息支出621 1,693 2,080 4,264 
所得税支出（福利）(109)140 177 229 
增加资产报废债务254 209 749 616 
基于股权的薪酬3,777 4,534 8,412 11,809 
大宗商品衍生工具的未实现（收益）亏损51,111 (64,145)29,006 (10,472)
出售资产的（收益）亏损，净额(73)— (73)(17)
调整后 EBITDA130,015 123,114 349,188 334,708 
为调节可分配现金流而进行的调整：
递延收入的变化(1)(8)(8)(23)
现金利息支出(359)(1,346)(1,305)(3,223)
首选单位分布(5,250)(5,250)(15,750)(15,750)
可分配现金流$124,405 $116,510 $332,125 $315,712 

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运营结果
截至2023年9月30日的三个月与截至2022年9月30日的三个月相比
下表显示了我们在报告所述期间的生产、收入和运营费用：
 截至9月30日的三个月
 20232022方差
（以千美元计，已实现价格除外）
制作：    
石油和冷凝水 (mbbls)
1,092 844 248 29.4 %
天然气 (mmcF)1
16,980 16,994 (14)(0.1)%
等价物 (mBoE)3,922 3,676 246 6.7 %
等价物/天 (mBOE)42.6 40.0 2.6 6.5 %
已实现价格，不含衍生品：
石油和冷凝水（美元/桶）$78.50 $95.07 $(16.57)(17.4)%
天然气 ($/mcf)1
2.87 8.11 (5.24)(64.6)%
等价物（美元/英国央行）$34.30 $59.30 $(25.00)(42.2)%
收入：
石油和冷凝水销售$85,724 $80,240 $5,484 6.8 %
天然气和液化天然气销售1
48,815 137,756 (88,941)(64.6)%
租赁奖金和其他收入2,180 3,159 (979)(31.0)%
与客户签订合同的收入136,719 221,155 (84,436)(38.2)%
大宗商品衍生工具的收益（亏损）(26,922)(4,726)(22,196)469.7 %
总收入$109,797 $216,429 $(106,632)(49.3)%
运营费用：  
租赁运营费用$2,615 $2,896 $(281)(9.7)%
制作成本和从价税16,441 17,856 (1,415)(7.9)%
勘探费用1,711 10 1,701 17,010.0 %
折旧、损耗和摊销12,367 12,208 159 1.3 %
一般和行政14,448 13,044 1,404 10.8 %
其他费用：
利息支出621 1,693 (1,072)(63.3)%
1 作为矿产和特许权使用费权益所有者，我们的运营商经常向我们提供的液化天然气量数据不足且不一致。因此，我们无法可靠地确定与我们的土地上天然气生产相关的液化天然气总量。因此，我们报告的产量中不包括液化天然气量；但是，归属于液化天然气的收入包含在我们的天然气收入和我们对天然气已实现价格的计算中。
收入
截至2023年9月30日的季度总收入与截至2022年9月30日的季度相比有所下降。同期总收入的下降主要是由于天然气和液化天然气销售的减少以及我们的大宗商品衍生工具的亏损增加，但被石油和凝析油销售的小幅增长部分抵消。
石油和凝析油的销售。 与2022年同期相比，截至2023年9月30日的季度石油和凝析油销售量有所增加，这主要是由于产量的增加被已实现大宗商品价格的下降部分抵消。石油和凝析油产量的增长是由二叠纪盆地、巴肯页岩和伊格尔福特矿产和特许权使用费产量的增加所推动的。我们的矿产和特许权使用费利息石油和凝析油量占 分别占机油和冷凝水总量的 96% 和 94% 季度已结束 2023年9月30日 和 分别为 2022 年。
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天然气和液化天然气的销售。 截至2023年9月30日的季度天然气和液化天然气销售额与上一同期相比有所下降。下降的主要原因是比较期之间已实现的商品价格下降。截至2023年9月30日和2022年9月30日的季度，矿产和特许权使用费利息产量分别占我们天然气产量的94％和93％。
商品衍生工具的收益（亏损）。 在2023年第三季度，我们确认与2022年同期相比，我们的大宗商品衍生工具的亏损更大。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大宗商品衍生工具相关的已实现亏损。除现金结算外，我们还确认每个报告期内大宗商品衍生工具的公允价值变化。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，以及合约价格与相关远期曲线之间的关系。在截至2023年9月30日的三个月中，我们确认了石油和天然气大宗商品合约的已实现收益2,420万美元和5,110万美元的未实现亏损，而2022年同期的已实现亏损为6,890万美元，未实现收益为6,410万美元。2023年第三季度我们的大宗商品合约的未实现亏损和2022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。
租赁奖金和其他收入。 当我们租赁矿产权益时，我们通常会获得预付的现金付款或租赁奖金。租赁奖金收入在不同时期之间可能会有很大差异，因为它来自与运营商的个人交易，其中一些交易可能很可观。2023年第三季度的租赁奖金和其他收入低于2022年同期。海恩斯维尔/波西尔和巴肯/三叉油田的租赁活动占2023年第三季度租赁奖金和其他收入的大部分，而2022年第三季度的大部分活动来自海恩斯维尔/波西尔油田和二叠纪盆地的租赁活动。
运营费用
租赁运营费用。租赁运营费用包括与我们在石油和天然气井中生产碳氢化合物所需的非运营营运权益相关的经常性费用，以及某些非经常性费用，例如油井维修。与2022年同期相比，截至2023年9月30日的季度的租赁运营支出有所下降，这主要是由于包括工作在内的非经常性服务相关费用减少。
制作成本和从价税。生产税包括各州税收实体从我们的生产收入中扣除的法定金额。根据生产来源州的法规，这些税收可能基于已实现价值的百分比或每个生产单位的固定金额。该类别还包括加工我们的产品并将其运送到相应销售点的成本。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、计算财产价值的方法和付款时间因税收机构而异。在截至2023年9月30日的季度中，与截至2022年9月30日的季度相比，生产成本和从价税有所下降，这主要是由于大宗商品价格下降和从价税估算。
勘探费用。勘探费用通常包括钻孔费用、延迟租金以及地质和地球物理成本，包括地震成本，是根据成功努力会计方法产生的开支。截至2023年9月30日的季度勘探费用主要与获取与我们的矿产和特许权使用费有关的地震信息所产生的成本有关。2022年前一相应时期的勘探费用微乎其微。
折旧、损耗和摊销。消耗量是指一段时间内石油和天然气资产的成本基础金额，按生产单位计算，可归因于碳氢化合物的开采量。对已探明的已开发生产储量的估计是计算消耗量的主要组成部分。我们根据年中和年终储备金报告每半年调整一次我们的枯竭率，除非情况表明储备金或成本发生了重大变化。截至2023年9月30日的季度与2022年同期相比，折旧、损耗和摊销保持不变。
一般和行政。一般和管理费用是指与石油和天然气生产无直接相关的成本，包括诸如以下成本之类的费用 员工工资 以及相关的福利, 办公开支和专业服务费.对于 截至2023年9月30日的季度，一般和管理费用与去年同期相比有所增加 2022年，主要是由于与内部项目相关的咨询成本增加了130万美元。
利息支出。与 2023 年第三季度相比，利息支出有所降低 这 由于我们的信贷额度下没有借款，2022年的相应期限。2023年第三季度的利息支出包括承诺费和债务发行成本的摊销。
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截至2023年9月30日的九个月与截至2022年9月30日的九个月相比
下表显示了我们在报告所述期间的产量、收入、定价和支出：
 截至9月30日的九个月
 20232022方差
（以千美元计，已实现价格除外）
制作：    
石油和冷凝水 (mbbls)2,731 2,574 157 6.1 %
天然气 (mmcF)1
48,101 42,648 5,453 12.8 %
等价物 (mBoE)10,748 9,682 1,066 11.0 %
等价物/天 (mBOE)39.4 35.5 3.9 11.0 %
已实现价格，不含衍生品：
石油和冷凝水（美元/桶）$76.23 $97.27 $(21.04)(21.6)%
天然气 ($/mcf)1
3.07 7.61 (4.54)(59.7)%
等价物（美元/英国央行）$33.13 $59.39 $(26.26)(44.2)%
收入：
石油和冷凝水销售$208,184 $250,367 $(42,183)(16.8)%
天然气和液化天然气销售1
147,857 324,691 (176,834)(54.5)%
租赁奖金和其他收入8,682 10,262 (1,580)(15.4)%
与客户签订合同的收入364,723 585,320 (220,597)(37.7)%
大宗商品衍生工具的收益（亏损）36,652 (152,095)188,747 124.1 %
总收入$401,375 $433,225 $(31,850)(7.4)%
运营费用：  
租赁运营费用$8,149 $9,256 $(1,107)(12.0)%
制作成本和从价税41,952 51,309 (9,357)(18.2)%
勘探费用1,719 192 1,527 795.3 %
折旧、损耗和摊销33,935 35,018 (1,083)(3.1)%
一般和行政38,950 39,326 (376)(1.0)%
其他费用：
利息支出2,080 4,264 (2,184)(51.2)%
1 作为矿产和特许权使用费权益所有者，我们的运营商经常向我们提供的液化天然气量数据不足且不一致。因此，我们无法可靠地确定与我们的土地上天然气生产相关的液化天然气总量。因此，我们报告的产量中不包括液化天然气量；但是，归属于液化天然气的收入包含在我们的天然气收入和我们对天然气已实现价格的计算中。
收入
截至2023年9月30日的九个月的总收入与上一同期相比有所下降。总收入的下降是由于天然气和液化天然气销售、石油和凝析油销售以及租赁奖金和其他收入的减少，与2022年同期的亏损相比，我们的大宗商品衍生工具收益部分抵消了这些下降。
石油和凝析油的销售。 截至2023年9月30日的九个月中，石油和凝析油的销售量与前一同期相比有所下降，这是由于已实现大宗商品价格的下降被产量的增加部分抵消。石油和凝析油产量的增长是由巴肯页岩、二叠纪盆地和伊格尔福特的矿产和特许权使用费生产推动的。我们的矿产和特许权使用费利息石油和凝析油量占 为 94% 以及石油和冷凝水总量的 93% 分别截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月。
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天然气和液化天然气的销售。 由于已实现大宗商品价格的下降被产量的增加部分抵消，截至2023年9月30日的九个月中，天然气和液化天然气的销售额与前一同期相比有所下降。天然气和液化天然气产量的增长是由特许权使用费产量的增加所推动的，主要是在海恩斯维尔/波西尔油田内，包括来自谢尔比海槽Aethon开发计划的新活动。截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中，矿产和特许权使用费利息产量分别占我们天然气产量的94％和91％。
商品衍生工具的收益（亏损）。 在截至2023年9月30日的九个月中，与2022年同期的亏损相比，我们确认了大宗商品衍生工具的收益。在截至2023年9月30日的九个月中，我们确认了石油和天然气大宗商品合约的已实现收益6,570万美元和2,900万美元的未实现亏损，而2022年同期的已实现亏损为1.626亿美元，未实现收益为1,050万美元。在截至2023年9月30日的九个月中，我们的大宗商品合约的未实现亏损以及2022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。
 
租赁奖金和其他收入。 截至2023年9月30日的九个月的租赁奖金和其他收入低于2022年同期。截至2023年9月30日的九个月中，海恩斯维尔/波西尔和巴肯/三叉子油田的租赁活动占租赁奖金和其他收入的大部分，而前一同期的很大一部分活动来自海恩斯维尔/波西尔油田和二叠纪盆地的租赁活动。
运营和其他费用
租赁运营费用。截至2023年9月30日的九个月中，租赁运营费用与2022年同期相比有所下降，这主要是由于包括工作在内的非经常性服务相关费用减少。
制作成本和从价税。在截至2023年9月30日的九个月中，与截至2022年9月30日的九个月相比，生产成本和从价税有所下降，这主要是由于大宗商品价格下跌和从价税估算值降低。
勘探费用。截至2023年9月30日的九个月的勘探费用主要与获取与我们的矿产和特许权使用费有关的地震信息所产生的成本有关。2022年前一相应时期的勘探费用微乎其微。
折旧、损耗和摊销。截至2023年9月30日的九个月中，折旧、损耗和摊销与2022年同期相比略有下降，这主要是由于成本基础下降以及已探明已开发生产储备量的相应减少被产量的增加部分抵消。成本基础的降低主要是由于过去十二个月中记录的折旧、损耗和摊销。
一般和行政。在截至2023年9月30日的九个月中，一般和管理费用与去年同期相比有所下降 2022年，主要是由于股权薪酬减少了340万美元，但部分被现金薪酬增加的140万美元和与内部项目相关的咨询成本增加的140万美元所抵消。股权激励薪酬的减少是由于我们在前一同期的普通单位价格上涨导致基于绩效的激励奖励的确认成本降低。现金薪酬的增加是由2023年第一季度与高级管理人员离职相关的工资增加和离职补助金推动的。这一增长被我们的短期现金激励计划下确认的较低成本部分抵消，这是由于预计相对于前一时期的绩效目标将跑赢大盘。
利息支出。截至2023年9月30日的九个月中，利息支出低于前一时期，这主要是由于我们的信贷额度下的平均未偿借款减少。
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流动性和资本资源
概述
我们的主要流动性来源是运营产生的现金、信贷额度下的借款以及发行股权和债务的收益。我们对现金的主要用途是向单位持有人进行分配，减少信贷额度下的未偿借款，投资我们的业务，特别是收购矿产和特许权使用费权益，以及在非运营营运利息的基础上选择性参与石油和天然气物业的开发。截至2023年9月30日，信贷额度下没有未清余额。从 2023 年 11 月 28 日起，我们可以选择兑换 B 系列累积可转换优先单位。同样自2023年11月28日起生效，此后每两年（均为 “调整日”），B系列累积可转换优先股的分配利率将调整为（i）相关调整日前生效的分配利率和（ii）截至该调整日的10年期国债利率加上每年5.5％的两者中的较大值。有关更多信息，请参阅本10-Q表季度报告中其他地方包含的未经审计的中期合并财务报表附注9——优先单位。
董事会通过了一项政策，根据该政策，在建立现金储备（如果有）以及向未偿还优先单位的持有人进行必要分配之后，我们的运营产生了足够的现金，则至少将支付每个普通单位每季度的分配。但是，我们没有法律或合同义务按季度或以任何其他方式支付普通单位的分配，也无法保证我们会在任何季度向普通单位持有人支付分配。董事会可以随时不时地更改上述分配政策。
我们打算用运营产生的现金、信贷额度的借款、未来任何股权和债务发行的收益以及资产出售的收益为未来的任何收购提供资金。从长远来看，我们打算通过已执行的农场退出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，例如信贷额度下的借款，为这些支出提供部分资金。
现金流
下表显示了我们在所述期间的现金流量：
 截至9月30日的九个月
 20232022改变
（以千计）
经营活动提供的现金流$387,135 $268,550 $118,585 
投资活动中使用的现金流(4,946)(677)(4,269)
用于融资活动的现金流量(330,466)(275,911)(54,555)
经营活动。我们的运营现金流在很大程度上取决于我们的生产、已实现的大宗商品价格、衍生品结算、租赁奖金收入和运营支出。与2022年同期相比，截至2023年9月30日的九个月中，经营活动提供的现金流有所增加。增长的主要原因是与2022年同期支付的现金结算相比，我们的大宗商品衍生工具收到的现金结算有所增加。
投资活动。截至2023年9月30日的九个月中，用于投资活动的净现金与2022年同期相比有所增加。增长的主要原因是，在截至2023年9月30日的九个月中，石油和天然气资产的增建量与前一同期相比有所增加。
融资活动。与2022年同期相比，截至2023年9月30日的九个月中，用于融资活动的现金流有所增加。增长的主要原因是截至2023年9月30日的九个月中，对单位持有人的分配与前一同期相比有所增加。
开发资本支出
扣除分包报销后，我们2023年与非运营营运权益相关的资本支出预算预计约为410万美元，其中370万美元已在截至2023年9月30日的九个月中投资。这笔资金的大部分用于我们在奥斯汀查尔克油田的矿产面积上钻探的一口井
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趋势是我们在该领域的有机举措的一部分。剩余的资金用于我们拥有营运权益的现有油井的修井和补井。
信贷额度
我们维持经修订的优先担保循环信贷协议（“信贷额度”）。信贷额度的最大信贷总额为10亿美元。贷款人的承诺等于最高信贷总额、当时有效的借款基础和选定承诺总额中的最小值，可能会不时进行调整。借款基础金额每半年重新确定一次，通常在4月和10月。2022年10月，我们修订并修订了信贷额度，将到期日从2024年11月1日延长至2027年10月31日。在信贷额度修正案的同时，信贷额度下的借款基础增加到5.5亿美元，我们选择将信贷额度下的承付额从4亿美元降至3.75亿美元。2023年4月的借款基础重新确定了借款基础为5.5亿美元，现金承诺为3.75亿美元。2023年10月的借款基础重新确定将借款基础增加到5.8亿美元，现金承诺没有变化。下一次半年度重新决定定于2024年4月进行。
我们受各种肯定、否定和财务维护契约的约束，这些契约对未来的借款、租赁、套期保值和资产出售等构成了限制。截至2023年9月30日，我们遵守了所有债务契约。
有关更多信息，请参阅本10-Q表季度报告中其他地方包含的未经审计的中期合并财务报表的附注6——信贷额度。
合同义务
截至2023年9月30日，我们之前在2022年10-K表年度报告中披露的合同义务没有重大变化。
关键会计政策及相关估计
截至2023年9月30日，我们之前在2022年10-K表年度报告中披露的关键会计政策和相关估计没有重大变化。
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
大宗商品价格风险
我们的主要市场风险敞口是运营商生产的石油、天然气和液化天然气的定价。已实现价格主要由当前的全球石油价格以及美国天然气和液化天然气的价格驱动。从历史上看，石油、天然气和液化天然气的价格一直波动不定，我们预计这种不可预测性将在未来持续下去。我们的运营商获得的生产价格取决于我们或他们无法控制的许多因素。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工具来减少受石油和天然气价格波动影响的风险。合同的交易对手是无关的第三方。合约根据指定的浮动价格每月以现金结算。指定的浮动价格基于纽约商品交易所的石油和天然气基准。我们没有将任何合约指定为公允价值或现金流对冲。因此，合同公允价值的变动包含在变更期间的净收益中。有关更多信息，请参阅本10-Q表季度报告其他地方包含的未经审计的中期合并财务报表附注4——商品衍生金融工具和附注5——公允价值衡量标准。
历史上，由于供需动态，大宗商品价格一直波动不定。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2023年9月30日的三个月的美国证券交易委员会大宗商品价格下调了10％。与未经调整的2023年9月30日美国证券交易委员会定价情景相比，这导致探明储量减少了约2％。
交易对手和客户信用风险
如果交易对手不履约，我们的衍生合约使我们面临信用风险。虽然我们不要求衍生品合约的交易对手提供抵押品，但我们会酌情评估此类交易对手的信用状况。该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
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2023年9月30日，我们有七个交易对手，均被穆迪评为Baa1或以上，并且是我们的信贷额度下的贷款机构。
我们的主要信用风险敞口来自运营商生产活动产生的应收账款。我们的重要运营商无法或未能履行对我们的义务或其破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。但是，我们认为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
我们面临债务利率变动的影响。在截至2023年9月30日的九个月中，我们的信贷额度下有460万美元的加权平均未偿还借款，加权平均利率为7.33％。假设我们的负债在整个期间保持不变，那么在截至2023年9月30日的九个月中，利率提高1％对这笔债务的影响将导致利息支出增加，相应的经营业绩下降不到10万美元。我们将来可能会使用某些衍生工具来对冲我们的浮动利率敞口，但我们目前没有任何利率套期保值。 
第 4 项。控制和程序
评估披露控制和程序
根据1934年《证券交易法》（“交易法”）第13a-15（b）条的要求，我们在普通合伙人（包括我们的普通合伙人的首席执行官和首席财务官）的监督和管理层的参与下，评估了我们的披露控制和程序（定义见《交易法》第13a-15（e）条和第15d-15（e）条）的设计和运作的有效性本10-Q表季度报告所涵盖期的结束。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保我们在根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息会被收集并传达给管理层，包括我们的普通合伙人的首席执行官和首席财务官，以便及时就所需的披露做出决定，并在美国证券交易委员会规则和表格规定的时间内记录、处理、汇总和报告。根据该评估，我们的普通合伙人的首席执行官兼首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序自2023年9月30日起生效，以提供合理的保证。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年9月30日的季度中，我们对财务报告的内部控制没有发生任何对我们对财务报告的内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
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第二部分 — 其他信息
第 1 项。法律诉讼
由于我们的业务性质，我们不时参与例行诉讼或遭受与我们的业务活动相关的争议或索赔。我们的管理层认为，针对我们的任何未决诉讼、争议或索赔，如果作出不利的裁决，都不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生重大不利影响。
第 1A 项。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2022年10-K表年度报告中 “风险因素” 标题下的风险。除下文更新的范围外，与2022年10-K表年度报告中描述的风险因素相比，我们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性可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用

近期未注册证券的销售

没有。
发行人及关联买家购买股权证券
没有。
第 5 项。其他信息

在截至2023年9月30日的三个月中，我们的董事或执行官均未出席 采用要么 终止a “规则 10b5-1 交易安排” 或 “非规则 10b5-1 交易安排”，每个术语的定义见第 S-K 法规第 408 (a) 项。
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第 6 项。展品
展品编号 描述
   
3.1
黑石矿业有限合伙企业证书（参照黑石矿业公司于2015年3月19日提交的S-1表格注册声明（美国证券交易委员会文件编号333-202875）的Black Stone Minerals附录3.1纳入此处）。
   
3.2
 黑石矿业有限合伙企业证书修正证书（参照黑石矿业公司于2015年3月19日提交的S-1表格注册声明（美国证券交易委员会文件编号333-202875）的附录3.2纳入此处）。
   
3.3
 Black Stone Minerals GP, L.L.C. 和黑石矿业公司和L.P. 于2015年5月6日签订的第一份经修订和重述的黑石矿业有限合伙协议（参照黑石矿业公司于2015年5月6日提交的8-K表最新报告（美国证券交易委员会文件编号001-37362）的附录3.1纳入此处）。
3.4
截至2016年4月15日，黑石矿业有限合伙企业第一次修订和重述协议第1号修正案（参照黑石矿业公司于2016年4月19日提交的8-K表最新报告（美国证券交易委员会文件编号001-37362）的附录3.1纳入此处）。
3.5
截至2017年11月28日的Black Stone Minerals, L.P. 首次修订和重述的有限合伙协议第2号修正案（参照黑石矿业公司于2017年11月29日提交的8-K表最新报告（美国证券交易委员会文件编号001-37362）的附录3.1纳入此处）。
3.6
截至2017年12月11日，黑石矿业有限合伙企业首次修订和重述协议的第3号修正案（参照黑石矿业公司于2017年12月12日提交的8-K表最新报告（美国证券交易委员会文件编号001-37362）的附录3.1纳入此处）。
3.7
截至2020年4月22日的《黑石矿业有限合伙企业第一次修正和重述协议》第4号修正案（参照黑石矿业L.P. 附录3.1纳入此处）s 2020年4月24日提交的8-K表最新报告（美国证券交易委员会文件编号001-37362））。
4.1
Black Stone Minerals, L.P. 与Mineral Royalties One, L.L.C. 签订的注册权协议，日期为2017年11月28日（美国证券交易委员会文件编号001-37362）的Black Stone Minerals附录4.1，截至2017年11月28日）。
31.1*
 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对Black Stone Minerals, L.P. 首席执行官进行认证
   
31.2*
 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对Black Stone Minerals, L.P. 首席财务官进行认证
   
32.1*
 根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18章第1350条对Black Stone Minerals, L.P. 首席执行官兼首席财务官进行认证
   
101.INS* 行内 XBRL 实例文档-实例文档未出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在行内 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 演示链接库文档
   
101.DEF* 内联 XBRL 定义链接库文档
104*封面交互式数据文件-封面页 ixBRL 标签嵌入在 Inline XBRL 文档中。
* 随函提交或提供。
34

签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使经正式授权的下列签署人代表其签署本报告。
 
 黑石矿物，L.P.
  
 来自： 黑石矿业 GP，L.L.C.
它的普通合伙人
    
日期：2023 年 10 月 31 日来自： /s/Thomas L. Carter，Jr
   小托马斯·L·卡特
   总裁、首席执行官兼董事长
   （首席执行官）
    
日期：2023 年 10 月 31 日来自： /s/Evan M. Kiefer
   埃文·基弗
   高级副总裁、首席财务官兼财务主管
   （首席财务官）

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