BSM-20231231錯誤2023財年000162143411Http://fasb.org/us-gaap/2023#GainLossOnSaleOfPropertyPlantEquipment0.667P3Y00016214342023-01-012023-12-3100016214342023-06-30ISO 4217：美元0001621434bsm：CommonUnitsMember2024-02-16Xbrli：共享0001621434bsm：CumulativeConvertibleConvertiredUnitsMember2024-02-1600016214342023-10-012023-12-3100016214342023-12-3100016214342022-12-310001621434bsm：SeriesB累計可轉換轉換單位成員2023-12-310001621434bsm：SeriesB累計可轉換轉換單位成員2022-12-310001621434bsm：CommonUnitsMember2023-12-310001621434bsm：CommonUnitsMember2022-12-310001621434SRT：石油儲備成員2023-01-012023-12-310001621434SRT：石油儲備成員2022-01-012022-12-310001621434SRT：石油儲備成員2021-01-012021-12-310001621434SRT：天然氣儲備成員2023-01-012023-12-310001621434SRT：天然氣儲備成員2022-01-012022-12-310001621434SRT：天然氣儲備成員2021-01-012021-12-310001621434美國-GAAP：房地產成員2023-01-012023-12-310001621434美國-GAAP：房地產成員2022-01-012022-12-310001621434美國-GAAP：房地產成員2021-01-012021-12-3100016214342022-01-012022-12-3100016214342021-01-012021-12-31ISO 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美國證券交易委員會
華盛頓特區，20549
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☒ | 根據1934年《證券交易法》第13或15(D)條提交的年度報告 |
截至本財政年度止12月31日, 2023
或 | | | | | |
☐ | 根據1934年《證券交易法》第13或15(D)條提交的過渡報告 |
由_至_的過渡期
佣金文件編號001-37362
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黑石礦業公司，L.P. (註冊人的確切姓名載於其章程) |
| | | | | | | | |
特拉華州 | | 47-1846692 |
(述明或其他司法管轄權 公司或組織) | | (税務局僱主 識別號碼) |
範寧街1001號，套房2020 休斯敦, 德克薩斯州 | | 77002 |
| (主要行政辦公室地址) | | (郵政編碼) |
| | | | | |
(713) 445-3200 |
| (註冊人的電話號碼，包括區號) |
根據該法第12(B)條登記的證券： | | | | | | | | | | | | | | |
| 每個班級的標題 | | 交易代碼 | | 註冊的每個交易所的名稱 |
代表有限合夥人權益的共同單位 | | BSM | | 紐約證券交易所 |
如果註冊人是證券法規則405中定義的知名經驗豐富的發行人，請用複選標記表示。是 x編號：¨
如果註冊人不需要根據該法第13節或第15(D)節提交報告，請用複選標記表示。¨ 不是 x
用複選標記表示註冊人(1)是否在過去12個月內(或在要求註冊人提交此類報告的較短期限內)提交了1934年《證券交易法》第13條或15(D)節要求提交的所有報告，以及(2)在過去90天內一直遵守此類提交要求。是 x *¨
用複選標記表示註冊人是否在過去12個月內(或在註冊人被要求提交此類文件的較短時間內)以電子方式提交了根據S-T規則第405條(本章232.405節)要求提交的每個交互數據文件。是 x*¨
用複選標記表示註冊人是大型加速申報公司、加速申報公司、非加速申報公司、較小的報告公司或新興成長型公司。請參閲《交易法》第12b-2條規則中“大型加速申報公司”、“加速申報公司”、“較小申報公司”和“新興成長型公司”的定義。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 大型加速文件服務器 | x | | | 加速後的文件管理器 | ☐ | |
| 非加速文件管理器 | ¨ | | | 規模較小的新聞報道公司 | ☐ | |
| | | | | 新興成長型公司 | ☐ | |
如果是一家新興的成長型公司，用複選標記表示註冊人是否已選擇不使用延長的過渡期來遵守根據《交易所法》第13(A)節提供的任何新的或修訂的財務會計準則。☐
用複選標記表示註冊人是否提交了一份報告，證明其管理層根據《薩班斯-奧克斯利法案》(《美國聯邦法典》第15編，第7262(B)節)第404(B)條對其財務報告的內部控制的有效性進行了評估，該評估是由編制或發佈其審計報告的註冊會計師事務所進行的。☒
如果證券是根據該法第12(B)條登記的，應用複選標記表示登記人的財務報表是否反映了對以前發佈的財務報表的錯誤更正。☐
用複選標記表示這些錯誤更正中是否有任何重述需要對註冊人的任何執行人員在相關恢復期間根據第240.10D-1(B)條收到的基於激勵的補償進行恢復分析。☐
用複選標記表示註冊人是否是空殼公司(如《交易法》第12b-2條所定義)。如果是，則☐不是。x
非附屬公司持有的共同單位的總市值為#美元。2,692,990,4882023年6月30日，註冊人最近完成的第二財季的最後一個工作日，基於紐約證券交易所在該日期報告的每單位15.95美元的收盤價。截至2024年2月16日，210,313,477公共單位和14,711,219註冊人的B系列累計可轉換優先股表現突出。
引用成立為法團的文件：第三部分第10、11、12、13和14項中要求的某些信息通過參考納入了註冊人為單位持有人年度會議所作的最終委託書。
黑石礦物，L.P.
目錄
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第一部分 | |
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第1項和第2項. | 商業及物業 | 3 |
第1A項。 | 風險因素 | 23 |
項目1B。 | 未解決的員工意見 | 43 |
項目1C。 | 網絡安全 | 43 |
第三項。 | 法律程序 | 43 |
第四項。 | 煤礦安全信息披露 | 43 |
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第II部 | |
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第五項。 | 登記人的普通股市場、相關非優先事項和發行人購買股票 | 44 |
第六項。 | 已保留 | 47 |
第7項。 | 管理層對財務狀況和經營成果的討論與分析 | 48 |
第7A項。 | 關於市場風險的定量和定性披露 | 60 |
第八項。 | 財務報表和補充數據 | 61 |
第九項。 | 會計和財務披露方面的變化和與會計師的分歧 | 61 |
第9A項。 | 控制和程序 | 61 |
項目9B。 | 其他信息 | 62 |
項目9C。 | 關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露 | 62 |
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第三部分 | |
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第10項。 | 董事、行政人員和公司治理 | 63 |
第11項。 | 高管薪酬 | 63 |
第12項。 | 某些實益業主的擔保所有權和管理以及相關的單位持有人事項 | 63 |
第13項。 | 某些關係和相關交易，以及董事的獨立性 | 63 |
第14項。 | 主要會計費用及服務 | 64 |
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第四部分 | |
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第15項。 | 展品和財務報表附表 | 65 |
以下包括石油和天然氣行業中常用的某些術語的縮寫和含義，這些術語可能會在本年度報告的表格10-K(“年度報告”)中使用。
支出授權(AFE)。一種預算文件，通常由操作員準備，列出鑽井至特定深度、套管點或地質目標，然後完成或放棄該井的估計費用。在開始鑽探或後續作業之前，將這一費用估計數提供給合作伙伴審批。
盆地。在地球表面堆積沉積物的一大塊凹陷。
Bbl。一桶庫存，或42加侖液體體積。
Bbl/d。一天一次。
Bcf.10億立方英尺的天然氣。
英國央行。石油當量，6000立方英尺的天然氣相當於一桶石油。這一“Btu當量”換算標準是基於近似的能源當量，並不反映石油和天然氣之間的價格或價值關係。
Boe/d.每天一次。
英制熱量單位(Btu)。將一磅水的温度提高1華氏度所需的熱量。
完成了。處理鑽井，然後安裝用於生產天然氣或石油的永久設備的過程，或在乾井的情況下，向適當的機構報告廢棄情況。
凝析油。一種碳氫化合物的混合物，在原始儲集層温度和壓力下存在於氣相中，但在開採時，在表面壓力和温度下是液態。
原油。從地下地質結構中提取的液態碳氫化合物，可提煉成燃料來源。
特拉華州法案。特拉華州修訂後的統一有限合夥企業法。
延遲租房。在每年年終根據非生產石油和天然氣租約向出租人支付的款項，用於推遲鑽探義務，並在租約的主要期限內再續租一年。
確定性方法。估算儲量或資源的方法，在儲量估算過程中使用儲量計算中每個參數(來自地學、工程或經濟數據)的單一數值。
已開發的種植面積。分配給或可分配給生產井或能夠生產的井的英畝數。
開發成本。獲得已探明儲量並提供開採、處理、收集和儲存石油和天然氣的設施所產生的資本成本。
發展良好。在石油和天然氣儲集層的探明區域內鑽到已知可生產的地層層位深處的井。
差異化。對石油或天然氣價格從既定的現貨市場價格進行的調整，以反映石油或天然氣的質量和/或位置的差異。
乾井或乾井。被發現不能生產足夠數量的碳氫化合物的油井，因此銷售這種生產的收益超過了生產費用和税收。
經濟上是可以生產的。產生超過或合理預期超過運營成本的收入的資源。
剝削。可能以已探明或未探明儲量為目標的鑽井或其他項目(如 可能的儲量)，但通常比勘探項目的風險低。
探井。為了尋找新油田或在以前在另一個儲集層中發現石油或天然氣的油田中發現新儲集層而鑽探的井。
延長井。為擴大已知儲集層的範圍而鑽的井。
休會協議。 與作業權益所有者簽訂的一項協議，稱為“Farmor”，根據該協議，農場主同意將部分或全部作業權益轉讓給另一方，稱為“Farmmee”，以換取合同約定的有關此類土地的某些服務或在該土地上進行鑽探作業的報酬。
現場。由單一儲集層或多個儲集層組成的區域，所有這些儲集層都集中在同一地質構造特徵和/或地層條件上，或與之相關。
隊形。具有不同於附近其他巖石的明顯特徵的一層巖石。
總英畝或總井。擁有權益的總英畝或水井(視屬何情況而定)。
水平鑽井。在某些地層中使用的一種鑽井技術，即將一口井垂直鑽至某一深度，然後在某一特定間隔內水平鑽入。
水力壓裂。用來刺激碳氫化合物生產的過程。這一過程包括向地層中注入水、沙和壓力下的化學物質，以壓裂圍巖並刺激生產。
租賃獎金。 通常是作為執行石油和天然氣租賃的代價向礦產所有者一次性支付的款項。
租賃經營費用。 將油氣從生產層提升到地面並準備油氣以交付租賃的所有直接和分配的間接成本，構成工作權益的當前運營費用的一部分。此類成本包括人工、供應、維修、維護、分配的間接費用、修井成本、保險和其他生產附帶費用，但不包括租賃收購或鑽井或完井成本。
液化天然氣（LNG）。 為便於安全無壓儲存或運輸而冷卻至液態的天然氣。
日誌. 提供孔隙度、導水率和充液井中所鑽地層流體含量信息的測量。
MBbls。 一千桶石油或其他液態碳氫化合物。
MBoe。 1000 Boe
標準石油當量/日 每天MBoe。
Mcf。 一千立方英尺的天然氣。
礦產利益。 不動產權益，授予土地下的石油和天然氣的所有權，以及在該土地上勘探、開發和生產石油和天然氣的權利，或將這些勘探和開發權出租給第三方。
MMBtu。 百萬英制熱量單位。
MMcf.百萬立方英尺的天然氣。
天然氣。一種在大氣温度和壓力下以氣態存在的輕烴的混合物。在自然界中，它存在於地下堆積物中，可能溶解在石油中，也可能以氣態存在。
淨英畝或淨井。分別以總英畝或總油井為單位的部分權益的總和。
淨收益利息。在扣除分配給特許權使用費的收益、凌駕於特許權使用費和其他不承擔成本的利益之後，所有者在油井收入中的權益。
NGL。天然氣液體。
非參股特許權使用費權益(NPRI)。一種不計入成本的特許權使用費權益，它是從礦產權益中分割出來的，代表着獲得固定的、無成本的生產百分比或生產收入的權利，通常是永久的，沒有相關的租賃權。
紐約商品交易所。紐約商品交易所。
油。原油和凝析油。
石油和天然氣屬性。包括為開採石油和天然氣資源而開發的地產的大片土地。
接線員。負責勘探和/或生產油井或天然氣井或租賃的個人或公司。
最高特許權使用費權益(ORRI)。從特定的一個或多個地區生產的石油或天然氣，或在出售石油或天然氣所得收益中的零星、不可分割的權益或參與權，其期限限於現有租約的條款，不受開發、運營或維護費用的任何部分的限制。
封堵和拋棄。指的是封堵被井穿透的地層中的流體，使一層中的流體不會泄漏到另一層或地表。各州的法規都要求封堵廢棄的油井。
拼車。合用是指運營商合併多個相鄰的租賃區域，這些區域可能由多個出租人組成的多個租約覆蓋，以最大限度地提高鑽井效率或符合國家規定的井距要求。
生產成本。在開採、生產、儲存和運輸石油和/或天然氣時發生的生產或經營成本。通常，這些成本包括工人工資、設施租賃成本、設備維護、油井維修、後勤支持、適用税費和保險。
多產井。一口被發現能夠生產足夠數量的碳氫化合物的油井，其銷售收益超過了生產費用和税收。
探明的已開發儲量。已探明儲量可通過現有設備和作業方法的現有油井，或所需設備的成本與新油井的成本相比相對較小的已探明儲量，以及通過已安裝的開採設備和在儲量估計時運行的基礎設施開採(如果開採方式不涉及油井)。
探明已開發生產儲量(PDP)。已探明儲量預計可從現有油井的現有完井時間段中回收。
已探明儲量。在現有經濟條件、運營方法和政府法規下，地質和工程數據合理確定地證明在未來幾年從已知油藏中經濟地生產石油和天然氣的估計數量。
已探明未開發儲量(PUD)已探明儲量，預計將從未鑽井面積上的新油井或需要較大支出才能重新完井的現有油井中回收。
可靠的技術。 一種或多種技術（包括計算方法）的組合，這些技術已經過現場測試，並已被證明在被評估的地層或類似地層中提供具有一致性和可重複性的合理確定的結果。
預備隊。儲量是指在某一特定日期，通過對已知油氣藏實施開發項目，預計可經濟開採的石油、天然氣及相關物質的估計剩餘數量。此外，還必須存在或有理由預期將存在生產的合法權利或在生產中的收益權益，安裝向市場輸送石油和天然氣或有關物質的工具，以及實施項目所需的所有許可證和融資。儲量不應分配給被主要的、潛在的封閉斷層隔離的相鄰油藏，直到這些油藏被穿透並被評估為經濟上可開採的。不應將儲量分配給與已知的非生產性儲集層（即，不存在儲層、結構性低儲層或陰性測試結果）。這些區域可能包含潛在資源（即，從未發現的積累中潛在地可回收的資源）。
水庫 含有可開採天然氣和/或石油的自然聚集的多孔和可滲透地下地層，其被不可滲透的巖石或水屏障限制，並與其他儲層隔開。
資源遊戲或遊戲。 一組已發現或預期的石油和/或天然氣聚集，具有相似的地質、地理和時間特性，如源巖、儲層結構、時間、圈閉機制和烴類類型。
版税利息。 一種權益，賦予所有者獲得部分資源或收入的權利，而無需承擔任何開發或運營成本。
地震數據。 地震數據被科學家用來解釋地下巖石的成分、流體含量、範圍和幾何形狀。地震數據是通過將信號從能量源（例如炸藥或水）傳輸到地球中來獲取的。如此傳輸的能量隨後在地球表面下反射，並且接收器用於收集和記錄這些反射。
Shale. 一種細粒沉積巖，由粘土和粉砂大小的顆粒固結成相對不滲透的薄層而形成。與其他巖石類型相比，頁巖可以包括相對大量的有機物質，因此具有成為富烴源巖的潛力。其細粒度和缺乏滲透性可以使頁巖形成烴類圈閉的良好蓋層。
間隔。 同一儲層生產井之間的距離，通常由管理機構確定。
標準化測量。 根據美國證券交易委員會的規則及規例（使用於估計日期有效的價格及成本）釐定，扣除未來開發、生產及所得税開支，並按每年10%貼現以反映未來淨收入的時間。標準化措施不影響衍生工具交易。
緊密隊形。 一種低滲透率的地層，長時間以低流速生產石油和/或天然氣。
未開發的面積。未鑽探或完成油井的租賃面積，無論該面積是否含有已探明儲量，均可生產商業數量的石油和天然氣。
工作利益(Wi)。一種經營權益，賦予所有者在該財產上鑽探、生產和進行經營活動的權利，並獲得生產份額，並要求所有者支付鑽探和生產運營的一部分成本。
修繕一下。為恢復或增加產量而在生產井上進行的作業。
WTI。西德克薩斯中質原油是一種輕質低硫原油，其特點是美國石油學會(API)的比重在39至41之間，硫含量約為0.4%(重量比)，用作其他原油的基準。
風險因素摘要
以下是使投資美國具有投機性或風險性的主要因素的簡要摘要。有關可能導致我們的實際結果與我們的預測結果不同的已知重要因素的更多信息，請閲讀第一部分第1A項。“風險因素。”
•我們可能無法從運營中產生足夠的現金來支付我們共同單位的分配；
•石油和天然氣價格的波動，以及由於我們無法控制的因素可能導致石油和天然氣需求的實質性減少，極大地影響了我們的財務狀況、經營業績和現金分配；
•存在與我們勘探、開發和生產所依賴的非關聯運營商有關的風險，這些資產是我們礦產和特許權使用費權益以及非經營性工作權益的基礎，包括它們的效率、它們及時支付特許權使用費以及它們獲得所需資本或融資的能力；
•與生產相關的風險可能會影響我們的業務，包括：
◦產量遞減率和替代當前和未來產量的能力；
◦運營商開發或生產已探明的未開發鑽井地點的意願和能力；
◦我們物業不同開發階段項目區域的收益率；
◦某些材料、設備、運輸、管道和煉油設施的可用性；
◦我們儲量估計的準確性；以及
◦與頁巖勘探鑽井的鑽井和完井技術有關的風險；
•我們或我們的運營商可能無法獲得所需的資本；
•我們的信貸安排有實質性的限制和金融契約，可能會限制我們的業務和融資活動以及我們支付分配的能力；
•任何其他礦產和特許權使用費權益的收購都存在重大風險；
•我們面臨持續的環境、法律和監管風險，包括：
◦由於保護措施、技術進步和對環境的普遍關注，對石油和天然氣的需求可能減少；
◦遵守聯邦、州和地方各級現有和新通過的法律法規；
◦氣候變化威脅帶來的風險；以及
◦經營風險和未投保的風險，如對環境損害的次要責任；
•我們依賴於少數關鍵個人，他們的缺席或損失可能會對我們的業務造成不利影響；
•我們擁有權益的物業的所有權可能會因所有權瑕疵而受損；
•我們的合夥協議包括某些條款，這些條款限制了我們共同單位持有人的權利並對其構成其他風險，包括：
◦我們普通合夥人的董事會(“董事會”)是否有能力修改或撤銷我們的現金分配政策；
◦我們的普通合夥人、其董事和高管對我們的單位持有人負有的受託責任的限制和潛在的責任；
◦限制某些大型單位持有人的投票權；
◦專屬法院、地點和管轄權規定；以及
◦我們有能力授權發行額外的普通單位和其他股權，而無需普通單位持有人的批准；
•與税務有關的風險，包括：
◦我們的税務待遇取決於我們作為合夥企業的聯邦所得税地位，而不是繳納大量的實體級税收。如果我們由於國税局(IRS)將我們視為公司或立法、司法或行政方面的變化而受到實體級税收的影響，我們可用於分配給單位持有人的現金可能會大幅減少，如果直接對合夥企業施加任何審計調整，也可能會減少；
◦即使單位持有人沒有從我們那裏獲得任何現金分配，單位持有人也將被要求為他們在我們應納税所得額中的份額納税。由於美國國税局成功競爭了我們所採取的任何聯邦所得税立場，單位持有人在我們應納税所得額中的份額可能會增加；
◦免税實體和非美國單位持有人因擁有我們的共同單位而面臨獨特的税收問題，這可能會給他們帶來不利的税收後果。
•我們的單位持有人面臨的其他風險包括：
◦我們普通合夥人採取的行動可能會影響可分配給單位持有人的運營產生的現金金額；
◦我們共同單位的市場價格可能會受到某些事件的不利影響，包括利率上升和大量我們共同單位在公共或私人市場上的銷售；以及
◦根據特拉華州的法律，單位持有人可能有償還分配的責任，共同單位可能需要贖回；
•最後，我們的業務受到一般風險因素的影響，這些因素很可能是大多數上市發行人所共有的。
有關前瞻性陳述的警示説明
本年度報告中的某些陳述和信息可能構成“前瞻性陳述”。“相信”、“預期”、“預期”、“計劃”、“打算”、“預見”、“應該”、“將”、“可能”或其他類似表述旨在識別前瞻性陳述，這些前瞻性陳述是基於我們目前對未來發展及其對我們的潛在影響的預期和信念。雖然管理層認為這些前瞻性陳述在作出時是合理的，不能保證影響我們的未來發展將是我們預期的。所有關於我們對未來收入和經營業績的預期的評論都是基於我們對現有業務的預測，不包括任何未來收購的潛在影響。我們的前瞻性陳述涉及重大風險和不確定性(其中一些是我們無法控制的)和假設，可能導致實際結果與我們的歷史經驗和我們目前的預期或預測大不相同。可能導致實際結果與前瞻性陳述中的結果大不相同的重要因素包括但不限於以下總結：
•我們執行業務戰略的能力；
•已實現的石油和天然氣價格的波動；
•我們物業的生產水平；
•石油、天然氣的總體供需情況、區域供需因素、生產延誤或中斷情況；
•我們取代石油和天然氣儲備的能力；
•總體經濟、商業或行業狀況，包括國內和國際經濟放緩以及證券、資本或信貸市場的波動；
•石油和天然氣行業的競爭；
•我們運營商的鑽探活動水平，特別是在謝爾比海槽等我們集中種植面積的地區；
•我們運營商獲得開發和勘探業務所需資金或融資的能力；
•所投資物業的權屬瑕疵；
•鑽井平臺、設備、原材料、用品、油田服務或人員的可獲得性或費用；
•水力壓裂用水的限制；
•管道能力和運輸設施的可獲得性；
•我們運營商遵守適用的政府法律法規並獲得許可和政府批准的能力；
•與水力壓裂有關的聯邦和州立法和法規倡議；
•未來的經營業績；
•未來的現金流和流動性，包括我們產生足夠現金支付季度分配的能力；
•勘探和開發鑽探前景、庫存、項目和方案；
•我們的運營商面臨的經營危險；
•我們營運者跟上技術進步的能力；
•保護措施和對生產和使用化石燃料對環境的影響的普遍關切；
•網絡安全事件，包括數據安全漏洞或計算機病毒；以及
•本年度報告中其他部分討論的某些因素。
有關可能導致我們的實際結果與我們的預測結果不同的已知重要因素的更多信息，請閲讀第一部分第1A項。“風險因素。”
告誡讀者不要過度依賴前瞻性陳述，這些前瞻性陳述僅在本文發表之日起發表。我們沒有義務在前瞻性陳述發表後公開更新或修改任何前瞻性陳述，無論是由於新信息、未來事件或其他原因。
項目1和2.業務和財產
一般信息
Black Stone Minerals，L.P.(“BSM”，“合作伙伴”，“我們”或“我們”)是美國石油和天然氣礦產權益的最大所有者和管理者之一。我們的主要業務是通過積極的管理，使我們現有的礦產和特許權使用費資產組合的價值最大化。我們通過營銷我們出租的礦產資產並創造性地構建這些租約的條款來鼓勵和加速鑽探活動，從而實現價值最大化。我們相信，我們龐大、多元化的資產基礎，以及長期的、非成本承擔的礦產和特許權使用費權益，能夠隨着時間的推移提供穩定的生產和儲量，從而使大部分產生的現金流分配給單位持有人。
我們擁有約1680萬英畝的礦產權益，平均擁有該面積43.5%的所有權權益。我們還擁有180萬英畝的NPRIS和160萬英畝的Orris。這些不承擔成本的權益，我們統稱為“礦產和特許權使用費權益”，包括擁有約6.8萬口生產油井的所有權。我們的礦產和特許權使用費分佈在美國大陸的41個州，包括所有主要的陸上生產盆地。其中許多興趣都在活躍的資源領域，包括德克薩斯州東部/路易斯安那州西部的海恩斯維爾/博西爾頁巖，二疊紀盆地的WolfCamp/Spraberry/bone Springs，威利斯頓盆地的Bakken/Three Forks，以及德克薩斯州南部的Eagle Ford頁巖。我們廣泛的資產基礎、我們礦產和特許權使用費權益的長期、不承擔成本的性質，以及我們積極的管理，使我們在不需要投資額外資本的情況下，從新的和現有的業務中獲得潛在的額外產量和儲量。他説：
我們是特拉華州的一家上市有限合夥企業，成立於2014年9月16日。我們的共同單位在紐約證券交易所以“BSM”的代碼進行交易。
BSM向美國證券交易委員會(“美國證券交易委員會”)提交或提供Form 10-K年度報告、Form 10-Q季度報告、Form 8-K當前報告以及對這些報告的任何修訂。通過我們的網站http://www.blackstoneminerals.com，，我們提供我們向美國證券交易委員會提交或提供的文件的電子副本。這些電子檔案在存檔或提供給美國證券交易委員會後，可在合理可行的範圍內儘快免費獲取。
我們的資產
根據獨立第三方石油工程公司荷蘭休厄爾聯合公司(NSAI)編制的儲量報告，截至2023年12月31日，我們估計的已探明石油和天然氣總儲量為64,474 MBoe。截至2023年12月31日，在我們的總儲量中，約89%為已探明儲量，約11%為已探明未開發儲量。截至2023年12月31日，我們估計的探明儲量為30%的石油和70%的天然氣。
我們的石油和天然氣資產的位置顯示在下面的地圖上。與這些屬性相關的其他信息在下面的“我們的物業“按主要地理區域和物質資源情況分列，如下圖所示。
礦產和特許權使用費權益
礦產權益是一種不動產權益，通常是永久性的，授予對一大片土地下的石油和天然氣的所有權，以及在該土地上勘探、開發和生產石油和天然氣的權利，或將這些勘探和開發權利出租給第三方。當這些權利被租賃時，通常為期三年，我們通常會收到一筆預付現金，即所謂的租賃獎金，我們還保留特許權使用費權益，這使我們有權獲得生產或生產收入的免費百分比(通常在20%至25%之間)。承租人可以通過繼續鑽探、生產或其他經營活動，或通過支付延期付款，將租賃期限延長到初始租賃期限之後。當鑽探和生產停止時，租約終止，允許我們將勘探權和開發權出租給另一方。礦產利益創造了我們收入的大部分，也是我們最具影響力的資產。
除礦產權益外，我們還擁有其他類型的非成本承擔的特許權使用費權益，其中包括：
•非參與性特許權使用費權益(“NPRIS”)，這是從礦產區分割出來的特許權使用費權益，代表着獲得固定的、免費的生產百分比或生產收入的權利，這種權利通常是永久的，而沒有租賃或獲得租賃紅利的相關權利；以及
•凌駕於特許權使用費利益之上(“ORIS”)，是負擔工作利益的特許權使用費權益，代表從租賃中獲得固定的、免費的生產百分比或生產收入的權利。Orris將一直有效，直到相關租約到期。
我們可能在同一塊土地上擁有一種以上的礦產和特許權使用費權益。例如，如果我們在擁有礦產權益的同一塊土地上租賃了ORRI，那麼我們在該區域的ORRI將涉及與我們在該區域的礦產權益相同的總英畝。截至2023年12月31日，我們約25%的礦產和特許權使用費權益是租賃的，以所有三種礦產和特許權使用費權益的累計毛面積為基礎計算。
我們生產的大部分礦產和特許權使用費權益面積與第三方面積彙集在一起，形成彙集的單位。合用會按比例減少我們在合用單元中鑽探的油井的特許權使用費權益，也會按比例增加我們在其中具有如此降低的特許權使用費權益的油井數量。
非經營性工作利益
在我們的資產基礎上，我們擁有與我們的礦產權益相關的各種業務中的非經營性工作權益。我們的大部分工作利益敞口是在德克薩斯州聖奧古斯丁縣和德克薩斯州安吉麗娜縣的海恩斯維爾/博西爾戲劇中。我們已經為我們在該地區的整個工作權益頭寸制定了分包安排。2022年，我們與多家運營商達成協議，在德克薩斯州東部的奧斯汀粉筆地區鑽探油井，我們在那裏擁有大量的種植面積。我們還持有通過工作權益參與權獲得的工作權益，我們經常將這一權利包括在我們的租賃條款中。這一參與權補充了我們的核心礦產和特許權使用費權益業務，因為它允許我們從我們的礦產中實現額外的價值。根據有關租約的條款，吾等通常獲授一個單位或一個井一個井的選擇權，以非營運工作權益基準參與在我們的礦產面積上的鑽探機會。參與單元或油井的這一權利可由我們自行決定行使。當先前鑽探及生產活動的結果已大幅降低與開發鑽探有關的經濟風險，以及我們認為取得誘人經濟回報的可能性高時，我們會行使此選擇權。我們通常將這些參與權出租或出售給第三方，並經常在這些油井中保留某種形式的非成本承擔權益，如壓倒一切的特許權使用費權益。
當我們參與非運營工作權益機會時，我們被要求支付與鑽探和運營這些油井相關的我們部分成本。在截至2023年12月31日的年度內，工作利息產量佔我們總產量的6%。截至2023年12月31日，我們在3352口總(377口淨)油井中擁有非運營工作權益。
與我們的非運營工作利益相關的2024年資本支出預算預計約為230萬美元。這些資本的大部分預計將用於修井和重新完成現有油井的工作，我們在這些油井中擁有工作權益。
種植面積重疊
我們在以下部分提供了表格，介紹了我們的礦產和特許權使用費權益以及工作利益。其中一些表格包括按利息類型劃分的種植面積。我們可能在同一塊土地上擁有不止一種類型的權益。例如，如果我們收購了與我們在某一特定地區的礦產權益相關的非經營性工作權益，我們在該地區的工作權益面積將與我們在該地區的礦產權益面積相關。因此，當按興趣類型表示面積時，對於一種類型的興趣所示的一些面積也可以包括在針對另一種類型的興趣所示的面積中。由於我們的非經營性權益，工作權益面積與礦產和特許權使用費權益面積之間的重疊可能很大；不同類型的礦產和特許權使用費權益之間的重疊並不顯著。
外包協議
我們已經達成了分拆安排，旨在減少我們的營運利息資本支出，從而大幅降低我們的資本支出，但礦產和特許權使用費權益收購除外。根據該等協議，吾等將參與若干非營運營運權益機會的權利轉讓予外部資本提供者，同時以額外特許權使用費收入或保留經濟權益的形式保留該等權益的價值。
有關更多信息，請參閲本年度報告其他部分所列合併財務報表的“附註4--石油和天然氣資產”。
我們的物業
BSM陸地區域
我們將毗鄰的美國劃分為主要的地理區域，我們稱之為“BSM陸地區域”。以下是這些地區的概述：
•墨西哥灣沿岸。墨西哥灣沿岸地區包括沿墨西哥灣從南得克薩斯州到佛羅裏達州的陸地區域。這一地區包括西部海灣(陸上)、東得克薩斯盆地、路易斯安那-密西西比州鹽湖盆地和南佛羅裏達盆地。
•美國西南部美國西南部地區包括墨西哥和美國邊境以北的陸地區域，從德克薩斯州中部向西穿過亞利桑那州。該地區包括二疊紀盆地、沃斯堡盆地、本德拱形盆地、帕洛杜羅盆地、達爾哈特盆地和馬爾法盆地。
•落基山脈。 落基山脈地區包括從新墨西哥州北部到蒙大拿州和北達科他州的落基山脈沿線的陸地區域。該地區包括威利斯頓盆地、蒙大拿州沖斷帶、比格霍恩盆地、鮑德河盆地、大格林河盆地、丹佛-朱利斯堡盆地、烏伊塔-皮坎斯盆地、帕克盆地、悖論盆地、聖胡安盆地和拉頓盆地。
•美國東部美國東部地區包括密西西比河以東和墨西哥灣沿岸地區以北的陸地區域。該地區包括密歇根盆地、伊利諾伊盆地、阿巴拉契亞盆地和黑人勇士盆地。
•中大陸。中大陸地區從俄克拉何馬州向北延伸到明尼蘇達州。該地區包括阿納達科盆地、阿科馬盆地、森林城市盆地、切諾基臺地、瑪麗埃塔盆地和阿爾德莫爾盆地。
•美國西部美國西部地區包括落基山脈以西的陸地地區和美國西南部地區。該地區包括聖華金盆地、聖瑪麗亞盆地、文圖拉盆地、洛杉磯盆地、薩克拉門託盆地和東部大盆地。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至2023年12月31日的種植面積 |
| | | | 礦產和特許權使用費權益 | | | | 工作利益1 |
| BSM陸地區域 | | 礦產權益 | | NPRIS | | 奧里斯 | | | | |
| | 總英畝 | | 淨額百分比2 | | 總英畝 | | 淨額百分比3 | | 總英畝 | | 淨額百分比3 | | 總英畝 | | 淨英畝 |
| 墨西哥灣沿岸 | | 7,927,137 | | | 52.1 | % | | 553,369 | | | 4.8 | % | | 191,011 | | | 3.6 | % | | 325,500 | | | 76,242 | |
| 美國西南部 | | 2,764,885 | | | 25.3 | % | | 988,675 | | | 3.9 | % | | 193,734 | | | 1.7 | % | | 18,122 | | | 12,121 | |
| 落基山脈 | | 2,121,611 | | | 15.4 | % | | 243,295 | | | 3.4 | % | | 798,728 | | | 2.4 | % | | 90,328 | | | 15,210 | |
| 美國東部 | | 1,649,953 | | | 47.6 | % | | 1,727 | | | 4.0 | % | | 74,247 | | | 1.3 | % | | 13,468 | | | 1,375 | |
| 中部大陸 | | 1,307,718 | | | 34.6 | % | | 38,332 | | | 4.3 | % | | 269,750 | | | 3.6 | % | | 53,391 | | | 31,083 | |
| 美國西部 | | 1,025,864 | | | 89.1 | % | | 331 | | | 1.8 | % | | 28,029 | | | 3.3 | % | | — | | | — | |
| 總計 | | 16,797,168 | | | 43.5 | % | | 1,825,729 | | | 4.1 | % | | 1,555,499 | | | 2.6 | % | | 500,809 | | | 136,031 | |
1 這不包括我們有不完整賣家記錄的種植面積。
2 指的是我們的平均所有權權益。所有權權益是指我們在一塊土地上的不可分割的所有權權益佔整個土地的百分比。顯示的平均所有權權益反映了我們在BSM土地區域所有地塊的所有權權益的加權平均。我們所有礦產權益的加權平均特許權使用費權益約為21%，這可能乘以我們的所有權權益，從而近似計算出我們礦產權益的平均淨特許權使用費權益。
3 指的是我們的平均版税利息。平均特許權使用費利息等於我們有權在BSM地塊區域逐個獲得的生產或收入(未扣除運營成本)的加權平均百分比。NPRIS可以被命名為“部分特許權使用費”，它使所有者有權獲得總產量的規定部分，或“特許權使用費的部分”，其中規定的部分乘以租賃特許權使用費。在我們的土地文件沒有具體説明NPRI形式的情況下，我們假設了部分特許權使用費，用於上文所示的平均特許權使用費權益。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 礦產和特許權使用費權益 | | 工作利益 |
| | | 截至2023年12月31日的總油井數量1 | | 截至12月31日的年度的平均日產量(Boe/d)， | | 截至12月31日的年度的平均日產量(Boe/d)， |
| BSM陸地區域 | | 核磁共振波爾斯2 | | Wi-Wells | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 墨西哥灣沿岸 | | 14,771 | | | 1,461 | | | 23,600 | | | 21,019 | | | 19,539 | | | 1,614 | | | 2,108 | | | 3,820 | |
| 美國西南部 | | 26,048 | | | 631 | | | 6,417 | | | 5,703 | | | 5,442 | | | 67 | | | 69 | | | 134 | |
| 落基山脈 | | 15,422 | | | 839 | | | 4,609 | | | 4,545 | | | 5,138 | | | 519 | | | 534 | | | 585 | |
| 美國東部 | | 1,590 | | | 6 | | | 748 | | | 835 | | | 754 | | | 6 | | | 3 | | | 16 | |
| 中部大陸 | | 9,160 | | | 415 | | | 1,824 | | | 1,972 | | | 1,796 | | | 170 | | | 84 | | | 555 | |
| 美國西部 | | 565 | | | — | | | 238 | | | 261 | | | 267 | | | — | | | — | | | — | |
| 總計 | | 67,556 | | | 3,352 | | | 37,436 | | | 34,335 | | | 32,936 | | | 2,376 | | | 2,798 | | | 5,110 | |
1 我們在上面每個專欄中顯示的2,029口油井中擁有礦產和特許權使用費權益以及工作權益。
2 指礦產權益井和特許權使用費權益井。
素材資源實戰
以下列表概述了我們認為對當前和未來業務最重要的資源業務。這些劇本佔我們截至2023年12月31日的年度總產量的75%。
•巴肯/三叉路。巴肯頁巖及其下面的三福克斯地層位於威利斯頓盆地，該盆地覆蓋了美國北達科他州、南達科他州和蒙大拿州的部分地區，以及加拿大的薩斯喀徹温省和馬尼託巴省。Bakken/Three Forks Play的美國部分位於落基山脈BSM陸地地區。我們通過我們的礦產和特許權使用費以及我們的工作利益在這些戲劇中有很大的曝光率。
•海恩斯維爾/博西耶。海恩斯維爾/博西爾地層位於德克薩斯州東部和路易斯安那州西部，位於墨西哥灣沿岸BSM陸地區域內，是美國最大的天然氣生產層之一。該遊戲的預期面積平均分佈在德克薩斯州東部和路易斯安那州西部，雖然我們在整個遊戲中通過礦產和特許權使用費以及工作利益擁有大量風險敞口，但我們的大部分面積位於德克薩斯州東部，尤其集中在聖奧古斯丁、納科多奇斯和安吉利納縣多產的謝爾比海槽南部。
•二疊紀-米德蘭。米德蘭盆地是二疊紀盆地中的一個子盆地，位於美國西南部BSM陸地地區的德克薩斯州西部。它與特拉華州盆地以西被稱為中央盆地的碳酸鹽臺地隔開。我們將米德蘭盆地內的各種二疊紀資源區劃為二疊紀-米德蘭盆地。這些劇目包括Spraberry和WolfCamp陣型的各種成員。我們在二疊紀-米德蘭資源區塊中的利益幾乎完全是礦產和特許權使用費利益。
•二疊紀-特拉華州。特拉華盆地是二疊紀盆地中的一個子盆地，位於美國西南部BSM陸地地區的德克薩斯州西部和新墨西哥州東南部。它與米德蘭盆地以東被稱為中央盆地臺地的碳酸鹽臺地隔開。我們將特拉華盆地內的各種二疊紀資源區稱為二疊紀-特拉華盆地。這些劇目包括骨泉、阿瓦隆和狼營的各種成員。我們在二疊紀-特拉華州資源區塊的權益幾乎完全是礦產和特許權使用費權益。
•鷹福特。鷹福特頁巖位於得克薩斯州南部墨西哥灣沿岸的BSM陸地地區，從不同的深度開採，深度在4000至14000英尺之間。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至2023年12月31日的種植面積 |
| | | | 礦產和特許權使用費權益 | | | | 工作利益1 |
| 資源實戰 | | 礦產權益 | | NPRIS | | 奧里斯 | | | | |
| | 總英畝 | | 淨額百分比2 | | 總英畝 | | 淨額百分比3 | | 總英畝 | | 淨額百分比3 | | 總英畝 | | 淨英畝 |
巴肯/
三叉樹 | | 397,745 | | | 17.0 | % | | 38,624 | | | 1.4 | % | | 12,168 | | | 1.3 | % | | 52,043 | | | 6,671 | |
| 海恩斯維爾/博西耶 | | 401,763 | | | 61.5 | % | | 28,358 | | | 2.8 | % | | 26,676 | | | 5.3 | % | | 154,267 | | | 28,499 | |
| 二疊紀-米德蘭 | | 221,630 | | | 4.9 | % | | 128,401 | | | 2.3 | % | | 99,864 | | | 0.4 | % | | 160 | | | 4 | |
| 二疊紀-特拉華州 | | 134,287 | | | 9.3 | % | | 39,103 | | | 2.6 | % | | 5,163 | | | 3.1 | % | | 2,482 | | | 1,071 | |
| 鷹福特 | | 67,414 | | | 14.4 | % | | 106,301 | | | 1.3 | % | | 48,220 | | | 2.2 | % | | 1,147 | | | 87 | |
1 這不包括我們有不完整賣家記錄的種植面積。
2 指的是我們的平均所有權權益。所有權權益是指我們在一塊土地上的不可分割的所有權權益佔整個土地的百分比。顯示的平均所有權權益反映了我們在資源配置中所有區域的所有權權益的加權平均。我們所有礦產權益的加權平均特許權使用費權益約為21%，這可能乘以我們的所有權權益，從而近似計算出我們礦產權益的平均淨特許權使用費權益。
3 指的是我們的平均版税利息。平均特許權使用費利息等於我們有權在資源運作中逐個地區獲得的生產或收入(未扣除運營成本)的加權平均百分比。NPRIS可以被命名為“部分特許權使用費”，它使所有者有權獲得總產量的規定部分，或“特許權使用費的部分”，其中規定的部分乘以租賃特許權使用費。在我們的土地文件沒有具體説明NPRI形式的情況下，我們假設了部分特許權使用費，用於上文所示的平均特許權使用費權益。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 礦產和特許權使用費權益 | | 工作利益 |
| | | 截至2023年12月31日的總油井數量1 | | 截至12月31日的年度的平均日產量(Boe/d)， | | 截至12月31日的年度的平均日產量(Boe/d)， |
| 資源實戰 | | 核磁共振波爾斯2 | | Wi-Wells | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
巴肯/
三叉樹 | | 4,428 | | | 550 | | | 3,507 | | | 3,458 | | | 3,848 | | | 361 | | | 377 | | | 408 | |
| 海恩斯維爾/博西耶 | | 1,416 | | | 153 | | | 18,360 | | | 16,867 | | | 15,935 | | | 1,108 | | | 1,504 | | | 3,179 | |
| 二疊紀-米德蘭 | | 3,774 | | | 2 | | | 2,991 | | | 2,623 | | | 2,457 | | | — | | | — | | | — | |
| 二疊紀-特拉華州 | | 1,039 | | | 11 | | | 2,419 | | | 1,902 | | | 1,725 | | | 19 | | | 24 | | | 39 | |
| 鷹福特 | | 1,038 | | | 27 | | | 1,084 | | | 1,122 | | | 838 | | | 8 | | | 8 | | | 15 | |
1 我們在上面每一欄所示的659口油井中擁有礦產和特許權使用費權益以及工作權益。
2 指礦產權益井和特許權使用費權益井。
估算探明儲量
估算探明儲量的評價與複核
本文顯示的截至12月31日、2023年、2022年和2021年的儲量估計已由荷蘭Sewell&Associates，Inc.(NSAI)獨立評估，NSAI是為工業和金融組織以及政府機構進行石油財產分析的全球領先者。NSAI成立於1961年，在德克薩斯州專業工程師委員會註冊號為F-2699。在NSAI內部，主要負責編制NSAI彙總儲量報告中所載估計數的技術人員是Connor B.Riseden先生。Riseden先生是德克薩斯州註冊專業工程師(執業證號100566)，自2006年以來一直在美國國家石油學會從事石油工程諮詢業務，具有超過4年的行業經驗。他畢業於
2001年在德克薩斯A&M大學獲得石油工程學士學位，2005年在杜蘭大學獲得工商管理碩士學位。作為技術負責人，Riseden先生達到或超過了石油工程師協會頒佈的《石油和天然氣儲量信息估計與審計標準》中提出的教育、培訓和經驗要求，並精通於將行業標準實踐明智地應用於工程評估，以及應用美國證券交易委員會和其他行業儲量定義和指南。NSAI不擁有我們的權益或我們的任何財產，也不是我們的或有僱員。NSAI截至2023年12月31日的估計探明儲量報告的副本作為附件附在本年度報告之後。
我們擁有由石油工程師和地學專業人員組成的內部員工，他們與我們的第三方儲量工程師密切合作，以確保用於計算我們估計的已探明儲量的數據的完整性、準確性和及時性。在上述參考儲量報告所述期間，我們的內部技術團隊成員定期與我們的第三方儲量工程師會面，討論儲量估算過程中使用的假設和方法。我們向第三方儲備工程師提供了我們資產的歷史信息，如石油和天然氣產量、試井數據、已實現的大宗商品價格以及運營和開發成本。我們還提供了有關我們物業的所有權權益信息。我們的副工程師總裁主要負責監督我們2023年、2022年和2021年儲量估計的準備工作。格雷米姆是一名石油工程師，擁有大約14年的油藏工程經驗。
我們的歷史已探明儲量估計是根據我們的內部控制程序編制的。年內，我們的技術團隊與NSAI會面，根據我們規定的內部控制程序，審查資產並討論探明儲量估算中使用的評估方法和假設。我們對儲量估算過程的內部控制包括核實儲量評估軟件中使用的輸入數據，以及我們內部工程人員和管理層的審查，其中包括：
•將租賃業務報表中的歷史業務費用與準備金數據庫中輸入的業務成本進行比較；
•對照我們的油井所有權制度，審查儲量數據庫中的工作利益、淨收入利益和特許權使用費利益；
•審查歷史已實現商品價格以及與指數價格的差額與儲備數據庫中使用的差額的差額；
•評價根據收到的支出估計數管理局得出的基本建設費用假設；
•對照儲備報告中的預測，審查實際歷史生產量；
•內部油藏工程師與總裁副工程師之間物資儲備差異的討論；
•我們的高級管理層與我們的內部技術人員一起審查初步儲量估計。
探明儲量估算
根據美國證券交易委員會中適用於從事石油和天然氣生產活動的公司的規則和條例，探明儲量是指通過對地球科學和工程數據的分析，可以合理確定地估計出從特定日期起，從已知油氣藏出發，在現有經濟條件、運營方法和政府法規下，具有經濟可行性的石油和天然氣儲量。“合理確定性”一詞的意思是確定地説，石油和/或天然氣的數量更有可能實現，概率上，應至少有90%的概率回收等於或超過估計的數量。我們截至2023年12月31日、2022年和2021年的所有已探明儲量估計都是基於確定性方法。可以使用在同一油藏或類似油藏的項目中的實際生產證明有效的技術或通過使用可靠的技術來建立合理的確定性。可靠技術是指一種或多種技術(包括計算方法)的組合，這些技術經過現場測試，並已被證明在被評估的地層或類似的地層中提供具有一致性和重複性的合理確定的結果。
為了對我們估計的已探明淨儲量建立合理的確定性，NSAI使用了技術數據，包括但不限於油井測試數據和生產數據。使用適當的遞減曲線或其他動態關係估計了具有充分生產歷史的生產井的儲量。利用周圍地區類似油井的動態和地質數據來評估油氣藏的連續性，估計了可歸因於生產歷史有限的生產井和未開發地區的儲量。
已探明儲量估算彙總表
儲量估算使用的石油和天然氣價格等於編制估算年度內每個月未加權的每月首日價格的12個月算術平均值。對於石油儲量估算，截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年，WTI現貨石油的平均價格分別為每桶78.21美元、94.14美元和66.55美元。由於這些平均價格根據質量、運輸費和市場差異進行了調整。對於天然氣儲量估算，Henry Hub的平均價格分別為2.64美元、6.36美元和6.36美元。截至2021年12月31日、2023年、2022年和2021年，平均價格分別為每MMBtu 3.60美元。這些平均價格根據能源含量、運輸費和市場差異進行調整。*天然氣價格也進行了調整，以計入NGL收入，因為沒有足夠的數據在儲量估計中單獨説明NGL數量。*這些儲量估計不包括NGL數量。考慮到這些調整，截至2023年12月31日，按產量加權的調整後平均價格，截至2023年12月31日，石油每桶76.90美元，天然氣每立方米2.63美元，截至2022年12月31日，石油每桶92.01美元，天然氣每立方米6.50美元，截至2021年12月31日，石油每桶63.17美元，天然氣每立方米3.37美元。
儲量估計不包括可能存在的或可能存在的儲量的任何價值。儲量估計代表我們在物業中的淨收入利息和特許權使用費利息。儘管我們認為這些估計是合理的，但未來的實際產量、現金流、税收、開發支出、運營費用以及可採石油和天然氣的數量可能與這些估計有很大不同。
下表列出了我國已探明石油和天然氣儲量的估計值： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | (未經審計) |
| 估計已探明已開發： | | | | | |
| 石油(MBbls) | 19,091 | | | 19,184 | | | 19,111 | |
| 天然氣(MMCF) | 228,061 | | | 236,529 | | | 224,222 | |
| 總計(MBOE) | 57,101 | | | 58,606 | | | 56,481 | |
| 估計已證實未開發的： | | | | | |
| 石油(MBbls) | — | | | — | | | 60 | |
| 天然氣(MMCF) | 44,235 | | | 33,057 | | | 19,695 | |
| 總計(MBOE) | 7,373 | | | 5,509 | | | 3,343 | |
| 已探明儲量估算： | | | | | |
| 石油(MBbls) | 19,091 | | | 19,184 | | | 19,171 | |
| 天然氣(MMCF) | 272,296 | | | 269,586 | | | 243,917 | |
| 總計(MBOE) | 64,474 | | | 64,115 | | | 59,824 | |
| 已證實已開發的百分比 | 88.6 | % | | 91.4 | % | | 94.4 | % |
儲量工程是一個主觀的過程，估計經濟上可採的石油和天然氣的數量，不能以準確的方式測量。任何儲量估計的準確性都取決於現有數據的質量以及工程和地質解釋的質量。因此，不同工程師對同一房產的估計往往不同。此外，鑽探、測試和生產的結果可能會證明對這些估計進行修訂是合理的。因此，儲量估計往往與最終開採的石油和天然氣數量不同。對經濟上可開採的石油和天然氣以及未來淨收入的估計基於一些變量和假設，所有這些變量和假設都可能與實際結果不同，包括地質解釋、價格以及未來的產量和成本。請閲讀第I部分，第1A項。“風險因素。”
截至2023年12月31日的估計探明儲量報告作為本年度報告的展品包括在內。有關更多信息，請參閲綜合財務報表的“附註2--重要會計政策摘要”和本年度報告中其他部分包括的“補充石油和天然氣披露”。
已探明未開發儲量估算
截至2023年12月31日，我們的PUD包含44,235 MMcf天然氣，或7,373 MBoe。隨着適用的油井開始生產，PUD將從未開發轉換為已開發。
下表彙總了我們在截至2023年12月31日的一年中PUD的變化(單位為MBOE)： | | | | | |
| | 已探明未開發儲量估算 |
| | (未經審計) |
| 截至2022年12月31日 | 5,509 | |
| 儲備金的購置 | — | |
| 剝離儲備 | — | |
| 擴展和發現 | 7,373 | |
| 對先前估計數的修訂 | (488) | |
| 轉移到估計已探明的開發階段 | (5,021) | |
| 截至2023年12月31日 | 7,373 | |
在截至2023年12月31日的一年中，由於海恩斯維爾/博西耶的開發活動，新增了總計7,373 MBoe的PUD儲備。2023年，我們沒有收購或剝離任何PUD儲備。
在截至2023年12月31日的年度內，我們沒有上調PUD儲量，並將5,021 MBoe的PUD儲量轉換為PDP儲量。
在截至2023年12月31日的年度內，沒有發生與開發截至2022年12月31日被歸類為PUD的地點相關的成本。2023年開發的布丁主要是海恩斯維爾/博西爾布丁，我們的工作興趣被外包出去了。此外，在截至2023年12月31日的一年中，我們花費了410萬美元鑽探、完成和重新完成截至2022年12月31日未被歸類為PUD的其他油井。截至2023年12月31日，與我們的工作利益相關的PUD儲量的開發沒有預計的未來開發成本。截至2023年12月31日，我們所有的PUD鑽探地點計劃在儲量最初被登記為已探明未開發儲量之日起五年內進行鑽探。
我們一般沒有證據證明我們運營商的發展計劃得到了批准。因此，我們已探明的未開發儲量估計僅限於我們已收到並批准AFE的那些相對較少的地點。截至2023年12月31日，我們的PUD儲量包括26口處於不同鑽井或完井階段的油井。截至2023年12月31日，我們總探明儲量的約11%被歸類為PUD。
石油和天然氣生產價格和生產成本
生產和價格歷史
在截至2023年12月31日的年度，我們26%的產量和59%的石油和天然氣收入分別與石油和凝析油生產和銷售有關。在同一時期，天然氣和天然氣佔我們產量的74%，佔石油和天然氣收入的41%。
下表列出了有關石油和天然氣生產的信息，以及所示每個時期的某些價格和成本信息： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2013年12月31日的一年， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 生產： | | | | | | |
| 石油和凝析油(MBbls) | | 3,757 | | | 3,591 | | | 3,646 | |
天然氣(MMCF)1 | | 64,647 | | | 59,778 | | | 61,445 | |
| 總計(MBOE) | | 14,532 | | | 13,554 | | | 13,887 | |
| 平均日產量(MBOE/d) | | 39.8 | | | 37.1 | | | 38.0 | |
| 不含衍生工具的實際價格： | | | | | | |
| 油和凝析油(每桶) | | $ | 76.74 | | | $ | 93.65 | | | $ | 64.67 | |
天然氣和天然氣液體銷售額(按MCF計算)1 | | $ | 3.10 | | | $ | 7.28 | | | $ | 4.16 | |
| 每桶單位成本： | | | | | | |
| 生產成本和從價税 | | $ | 3.92 | | | $ | 4.89 | | | $ | 3.59 | |
1 作為礦產和特許權使用費權益的所有者，我們的運營商經常向我們提供不充分和不一致的數據。因此，我們無法可靠地確定與我們種植面積的天然氣生產相關的NGL總量。因此，我們的報告產量中不包括天然氣氣體量；然而，天然氣氣體量的收入包括在我們的天然氣收入和我們計算的天然氣實現價格中。
生產井
生產井包括生產井、能夠生產的井以及非乾井的勘探、開發或延伸井。
下表列出了有關我們的礦產和特許權使用費權益以及工作權益井的信息： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日的生產井1 |
| | | 礦產和特許權使用費權益 | | 工作利益 |
| 井型 | | 毛收入 | | 毛收入 | | 網絡 |
| 油 | | 38,775 | | | 2,052 | | | 129 | |
| 天然氣 | | 28,781 | | | 1,300 | | | 248 | |
| 總計 | | 67,556 | | | 3,352 | | | 377 | |
1 我們在2,029口總油井中擁有礦產和特許權使用費權益以及工作權益。
種植面積
礦產和特許權使用費權益
下表列出了截至2023年12月31日我們礦產和特許權使用費權益的相關面積信息： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| BSM陸地區域 | | 已開發種植面積1 | | 未開發面積1 | | 總種植面積1 |
| 墨西哥灣沿岸 | | 449,539 | | | 8,221,978 | | | 8,671,517 | |
| 美國西南部 | | 629,847 | | | 3,317,447 | | | 3,947,294 | |
| 落基山脈 | | 888,909 | | | 2,274,725 | | | 3,163,634 | |
| 美國東部 | | 84,242 | | | 1,641,685 | | | 1,725,927 | |
| 中部大陸 | | 524,762 | | | 1,091,038 | | | 1,615,800 | |
| 美國西部 | | 28,340 | | | 1,025,884 | | | 1,054,224 | |
| 總計 | | 2,605,639 | | | 17,572,757 | | | 20,178,396 | |
1 包括礦產權益、NPRIS和Orris的種植面積。
工作利益
下表列出了截至2023年12月31日我們非運營工作利益的面積信息： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 已開發種植面積 | | 未開發面積 | | 總種植面積 |
| BSM陸地區域 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 |
| 墨西哥灣沿岸 | | 310,166 | | | 71,433 | | | 15,334 | | | 4,809 | | | 325,500 | | | 76,242 | |
| 美國西南部 | | 18,122 | | | 12,121 | | | — | | | — | | | 18,122 | | | 12,121 | |
| 落基山脈 | | 89,492 | | | 15,210 | | | 836 | | | — | | | 90,328 | | | 15,210 | |
| 美國東部 | | 13,468 | | | 1,375 | | | — | | | — | | | 13,468 | | | 1,375 | |
| 中部大陸 | | 53,391 | | | 31,083 | | | — | | | — | | | 53,391 | | | 31,083 | |
| 美國西部 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 總計 | | 484,639 | | | 131,222 | | | 16,170 | | | 4,809 | | | 500,809 | | | 136,031 | |
未開發面積
下表列出了淨未開發英畝、截至12月31日、2024年、2025年和2026年到期的淨英畝，如果適用，還列出了受延期選項限制的到期淨英畝： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2024年到期 | | 2025年到期 | | 2026年到期 |
淨未開發
種植面積 | | 淨種植面積
沒有Ext.選擇。 | | 淨種植面積
與Ext.選擇。 | | 淨種植面積
沒有Ext.選擇。 | | 淨種植面積
與Ext.選擇。 | | 淨種植面積
沒有Ext.選擇。 | | 淨種植面積
與Ext.選擇。 |
| 4,809 | | | 1,392 | | | 1,754 | | | 64 | | | 1,596 | | | 3 | | | — | |
為我們的工作利益而鑽探結果
下表列出了我們擁有在指定期間內在我們物業上完成的工作權益的油井數量的信息，但不包括受我們分包協議約束的油井。這些信息不應被認為是未來業績的指標，也不應假定所鑽生產井的數量、已發現儲量的數量和經濟價值之間必然存在任何關聯。生產井是指那些生產商業數量的碳氫化合物的油井，無論它們是否產生合理的回報率。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2013年12月31日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 總開發井： | | | | | | |
| 多產 | | 1.0 | | | 1.0 | | | 2.0 | |
| 乾的 | | — | | | — | | | — | |
| 總計 | | 1.0 | | | 1.0 | | | 2.0 | |
| 淨開發井： | | | | | | |
| 多產 | | 0.2 | | | 0.1 | | | 0.2 | |
| 乾的 | | — | | | — | | | — | |
| 總計 | | 0.2 | | | 0.1 | | | 0.2 | |
| 總探井： | | | | | | |
| 多產 | | — | | | — | | | — | |
| 乾的 | | — | | | — | | | 1.0 | |
| 總計 | | — | | | — | | | 1.0 | |
| 淨探井數： | | | | | | |
| 多產 | | — | | | — | | | — | |
| 乾的 | | — | | | — | | | 1.0 | |
| 總計 | | — | | | — | | | 1.0 | |
截至2023年12月31日，我們沒有正在鑽井、完成或脱水過程中的油井，也沒有關閉等待基礎設施的油井。
環境問題
石油和天然氣的勘探、開發和生產作業受到嚴格的法律法規的約束，這些法規涉及向環境排放材料或其他與保護環境或職業健康和安全有關的問題。這些法律和法規有可能影響我們物業的生產，這可能會對我們的業務和我們的前景產生實質性的不利影響。許多聯邦、州和地方政府機構，如美國環境保護局(EPA)，發佈的法規具有重大的行政、民事和刑事處罰，並可能導致對不遵守規定的強制令義務。這些法律和法規可能會推遲或給運營商利用我們的資產勘探、開發和生產石油和天然氣的能力造成重大財務負擔。此類法律法規的嚴格、連帶和連帶責任性質可能會迫使我們的經營者或作為工作利益所有者的我們承擔責任，如果經營者未能履行義務，無論其有何過錯。此外，鄰近的土地所有者和其他第三方就據稱因向環境中排放危險物質、碳氫化合物或其他廢物而造成的人身傷害和財產損失提出索賠的情況並不少見。此外，許多環境法規包含公民訴訟條款，環保組織經常利用這些條款反對石油和天然氣勘探開發活動及相關項目。環境監管的長期趨勢是更嚴格的監管，任何影響我們的運營商並導致更嚴格和成本更高的污染控制或廢物處理、儲存、運輸、處置或清理要求的變化都可能對我們的業務和前景產生重大不利影響。以下是適用於我們酒店運營的環境法律摘要。
廢物處理
修訂後的《資源保護和回收法》(“RCRA”)及其頒佈的類似州法規通過對廢物處理提出要求，影響石油和天然氣的勘探、開發和生產活動。個別州管理RCRA的部分或全部條款，有時與它們自己的更嚴格的要求相結合。雖然石油和天然氣勘探、開發和生產產生的廢物通常是“固體廢物”，受到不那麼嚴格的非有害廢物要求的約束，但RCRA可以修改，或者環境保護局或州環境機構可以採取政策，要求這些廢物產品受到更嚴格的廢物處理要求。法律和法規的任何變化都可能對我們運營商的資本支出和運營費用產生重大不利影響，進而可能影響我們物業的生產，並對我們的業務和前景產生不利影響。
有害物質的治理
《全面環境反應、賠償和責任法》(簡稱CERCLA)，也被稱為超級基金法，以及類似的州法律，通常對向環境中排放“有害物質”施加嚴格的、連帶的和連帶的責任，而不考慮原始行為的過錯或合法性。受賠償責任的各方包括受污染設施的當前所有人或經營者(可包括工作利益所有人)、污染時該設施的前所有人或經營者，以及在該設施處置或安排處置危險物質的那些人。這些“責任方”可能對清除或補救以前處置的廢物(包括以前的所有者或經營者處置或釋放的廢物)或財產污染(包括地下水污染)的費用、對自然資源的損害以及某些健康研究的費用承擔嚴格的連帶責任。我們物業上的石油和天然氣勘探和生產活動使用的材料，如果釋放，將受到這些法律的約束。
水的排放
根據1972年頒佈的《聯邦水污染控制法》，也被稱為《清潔水法》(CWA)、《安全飲用水法》(《SDWA》)、《石油污染法》(《OPA》)以及據此頒佈的類似的州法律和法規，對未經授權向美國的通航水域和州水域排放污染物，包括生產水和其他氣體和石油廢物，施加了限制和嚴格的控制。
根據CWA，禁止向美國管轄的濕地或其他受聯邦監管的水域排放污染物，除非符合EPA或州政府頒發的許可證的條款。CWA及其實施的法規還禁止將疏浚和填充材料排放到受管制水域，除非獲得美國陸軍工程兵團(以下簡稱軍團)頒發的許可證授權。CWA的管轄權範圍目前仍不確定，任何範圍的擴大都可能導致我們的運營商在獲得某些活動的許可方面增加成本或延誤。此外，根據聯邦法律的泄漏預防、控制和對策計劃要求，需要適當的安全護堤和類似結構，以幫助防止發生石油碳氫化合物儲罐泄漏、破裂或泄漏時對通航水域的污染。環保局還通過了法規，要求
某些石油和天然氣勘探和生產設施，以獲得個人許可證或一般雨水排放許可證下的覆蓋範圍。.
OPA是石油泄漏責任的主要聯邦法律。《海上石油保護法》載有許多與防止和應對石油泄漏進入美國水域有關的要求，包括要求近海設施和某些靠近或跨越水道的陸上設施的經營者必須制定和維護設施應急計劃，並保持一定程度的財務保證，以支付潛在的環境清理和恢復費用。OPA要求設施所有者對泄漏引起的所有遏制和清理費用以及某些其他損害承擔嚴格的、連帶和連帶的責任，包括但不限於應對石油泄漏到地表水的費用。
SDWA授予環保局廣泛的權力，當地下飲用水來源受到危及人類的污染威脅時，可以採取行動保護公眾健康，這可能導致命令禁止或限制石油和天然氣生產設施的運營。環保局根據SDWA的地下注入控制(UIC)計劃，對涉及在壓裂液中使用柴油的水力壓裂活動確立了監管權力，併發布了有關此類活動的指導意見。SDWA還根據UIC計劃對海水處理井進行管理。由於擔心海水處理井的運行和誘發的地震活動，一些州對這些井可以處理的產出水總量施加限制，命令處理井停止運行，或限制新井的建設。這些地震事件還導致環保組織和當地居民對發生地震地區的運營商提起訴訟，要求損害賠償和限制或禁止海水處理、油井建設活動和作業的禁令。如果我們的運營商被迫通過卡車、管道或其他方式長距離運輸採出水，或者迫使他們減少運營，那麼生產區缺乏海水處理井可能會導致他們的處置成本增加。
不遵守清潔水法、SDWA或OPA可能會導致重大的行政、民事和刑事處罰，以及強制令義務，所有這些都可能影響我們物業的生產，並對我們的業務和前景產生不利影響。
空氣排放
聯邦《清潔空氣法》(CAA)和類似的州法律法規對各種空氣污染物的排放進行了監管。環保局已經制定了並將繼續制定嚴格的法規，管理特定來源的空氣污染物排放。新的設施可能需要在開工前獲得許可，現有的設施可能需要獲得額外的許可併產生資本成本，以保持合規。只要這些法律和法規適用於我們的運營商，它們可能會增加石油和天然氣生產商的合規成本，並影響我們的財產的生產，聯邦和州監管機構可以對不遵守聯邦《清潔空氣法》和相關州法律法規的空氣許可或其他要求的行為施加行政、民事和刑事處罰。此外，獲得或續簽許可證可能會推遲石油和天然氣勘探和開發項目的開發。所有這些因素都可能影響我們物業的生產，並對我們的業務和運營結果產生不利影響。
氣候變化
氣候變化的威脅繼續在美國和外國引起相當大的關注，已經提出了許多建議，並可能繼續在國際、國家、地區和州政府各級提出監測和限制現有温室氣體(“温室氣體”)排放以及限制或消除此類未來排放的建議。因此，我們的業務以及我們運營商的業務都受到與化石燃料的生產和加工以及温室氣體排放相關的一系列監管、政治、訴訟和財務風險的影響。
在美國，聯邦一級還沒有實施全面的氣候變化立法。然而，本屆政府強調應對氣候變化是優先事項，併發布了幾項應對氣候變化的行政命令，環境保護局通過了一些法規，對某些大型固定污染源的温室氣體排放進行建設和運營許可審查，並要求對美國某些石油和天然氣系統來源的温室氣體排放進行監測和年度報告。
近年來，對石油和天然氣設施中甲烷的監管一直存在不確定性。為了迴應拜登政府的一項行政命令，呼籲環保局修改有關甲烷的聯邦法規，環保局於2023年12月敲定了針對新建、改造和重建設施的更嚴格的甲烷規則，即OOOOb，以及有史以來第一次針對現有來源的標準，即OOOOc。這項規定很可能會受到法律挑戰。
與此相關的是，《2022年通脹削減法案》(IRA)為可再生能源倡議撥出了大量聯邦資金，同時修改了CAA，對要求向EPA報告温室氣體排放的來源的甲烷排放徵收首次費用。
此外，各個州和州集團已經通過或正在考慮通過立法、法規或其他監管舉措，重點關注温室氣體排放限額和交易計劃、碳税、報告和跟蹤計劃以及限制排放等領域。在國際層面，聯合國發起的《巴黎協定》要求成員國在2020年後每五年提交一次不具約束力的、各自確定的減排目標。在最近一次《聯合國氣候變化框架公約》(COP28)締約方大會上，締約方簽署了一項協議，將以公正、有序和公平的方式在能源系統中過渡使用化石燃料，並增加可再生能源的產能，以便在2050年實現淨零排放，儘管沒有設定這樣做的時間表。
政府、科學和公眾對温室氣體排放引起的氣候變化威脅的擔憂導致美國的政治風險增加，包括一些現任政治候選人做出的與氣候變化有關的承諾。這些措施包括承諾限制排放，減少石油和天然氣的某些生產，比如紐約州和華盛頓州都通過了立法(並在紐約市實施)，逐步要求新建建築必須是“零排放”或“全電動”。本屆政府可能採取的其他行動可能包括對建立管道基礎設施和允許液化天然氣出口設施施加更多限制性要求。2024年1月，拜登政府宣佈暫停批准某些新的液化天然氣設施的未決和未來申請，等待能源部(DOE)的審查，該審查旨在評估是否應該在此類液化天然氣出口項目的授權過程中更多地考慮氣候影響。現在知道這次審查的結果，以及這種審查結果可能對液化天然氣出口增長產生的任何影響還為時過早。隨着一些城市和其他地方政府試圖在州或聯邦法院對最大的石油和天然氣公司提起訴訟，訴訟風險也在增加，其中包括指控這些公司生產導致氣候變化的燃料造成公共滋擾，或者指控這些公司意識到氣候變化的不利影響已有一段時間，但未能向其投資者或客户充分披露此類影響。
化石燃料生產商的財務風險也越來越大，因為目前投資於化石燃料公司的股東可能會在未來選擇將部分或全部投資轉移到與能源無關的行業。向化石燃料能源公司提供融資的機構貸款人也變得更加關注可持續的貸款做法，其中一些可能會選擇不為化石燃料能源公司提供資金。美國許多最大的銀行已經做出了“淨零”碳排放承諾，並宣佈它們將評估其投資組合中的融資排放，並採取措施量化和減少這些排放。此外，可能要求金融機構採取能夠減少向化石燃料部門提供資金的政策。例如，2023年10月，美聯儲、貨幣監理署和聯邦存款保險公司發佈了一套最終的原則，指導資產在1000億美元或以上的金融機構管理與氣候變化相關的有形和過渡風險。限制對化石燃料能源公司的投資和融資可能會導致鑽探計劃或開發或生產活動的限制、延遲或取消。
氣候變化還可能導致各種物理風險，例如極端天氣事件強度的增加或氣象和水文模式的變化或其他物理幹擾，這可能對我們的業務以及我們運營商的業務產生不利影響。這種物質風險可能導致運營商的設施受損或以其他方式對其業務產生不利影響，例如，如果運營商因乾旱而減少用水，或對其產品的需求，例如，較暖和的冬季減少了對取暖目的的需求。
水力壓裂
我們的運營商從事水力壓裂，以刺激緻密地層(包括頁巖)中的碳氫化合物生產。這一過程包括在壓力下向地層中注入水、沙子和化學物質，以壓裂圍巖並刺激生產。這一過程通常由州石油和天然氣委員會監管，但最近EPA和其他聯邦機構聲稱對水力壓裂的某些方面擁有管轄權。
我們在石油和天然氣生產資產中擁有權益的幾個州，包括科羅拉多州、北達科他州、路易斯安那州、俄克拉何馬州、新墨西哥州和德克薩斯州，已經通過了一些法規，可以在某些情況下限制或禁止水力壓裂，或者要求披露水力壓裂液的組成。例如，德克薩斯州、俄克拉何馬州和新墨西哥州對誘發地震事件增加的地區的處置井的許可或操作施加了一定的限制。這些現有的或任何新的法律要求建立地震許可要求或對用於注入產出水的處置井的建造或操作進行類似的限制可能會導致增加成本
遵守並影響我們運營商的生產率，這反過來可能對我們的運營結果和財務狀況產生實質性的不利影響。
除了州法律之外，當地的土地使用限制，如城市條例，可能會限制或禁止一般的鑽井或特別是水力壓裂的執行。例如，科羅拉多州的立法包括對新的石油和天然氣開發設定更嚴格的限制(2000英尺，而不是500英尺)，並取消全州各地新建或現有油井的常規天然氣燃燒和排放，該州的環境監管委員會通過了旨在限制石油和天然氣作業甲烷排放的法規。我們無法預測，在我們擁有權益的州，未來可能會對石油和天然氣業務施加哪些額外的州或地方要求。如果在我們的運營商進行運營的地區採用州、地方或市政法律限制，我們的運營商可能會為遵守這些要求而產生鉅額成本，這可能是重大的，在勘探、開發或生產活動中可能會遇到延誤或削減，甚至可能被禁止鑽探油井。
隨着誘發地震風險的增加，壓裂液的使用，對飲用水供應的影響，水的使用，以及對地表水、地下水和一般環境的潛在影響，關於水力壓裂的公眾爭議越來越多。全國各地已經發起了一些涉及水力壓裂實踐的訴訟和執法行動。如果通過新的法律或法規，大幅限制水力壓裂，這些法律可能會使我們的運營商更難或更昂貴地進行壓裂，以刺激緻密地層的生產。此外，如果水力壓裂在聯邦或州一級得到進一步監管，我們物業上的壓裂活動可能會受到額外的許可和財務保證要求、更嚴格的施工規範、更多的監測、報告和記錄保存義務、封堵和廢棄要求，以及隨之而來的許可延誤和潛在的成本增加。立法改革可能會導致運營商招致鉅額合規成本。目前，無法估計新頒佈的或潛在的管理水力壓裂的聯邦或州立法對我們業務的影響。
《職業安全與健康法》
《職業安全與健康法》(“OSHA”)和類似的州法律法規管理着對僱員健康和安全的保護。此外，OSHA的危險通信標準、緊急情況規劃和社區知情權法案及其實施條例以及類似的州法規和法規要求維護有關在我們物業的運營中使用或生產的危險材料的信息，並將這些信息提供給員工、州和地方政府當局以及公民。
瀕臨滅絕的物種
《瀕危物種法》(ESA)和類似的州法律限制可能影響瀕危或受威脅物種或其棲息地的活動。我們的一些財產可能位於被指定為或可能被指定為瀕危或受威脅物種棲息地的地區，而以前未受保護的物種可能會在我們擁有權益的地區被指定為受威脅或瀕危物種。在我們擁有權益的地區列出物種，可能會導致我們的運營商因物種保護措施而產生的成本增加，推遲勘探和生產活動的完成，和/或導致經營活動受到限制，從而可能對我們的業務產生不利影響。
物業的標題
在完成對石油和天然氣資產的收購之前，我們會對高價值的地塊進行所有權審查。我們的所有權審查旨在確認正在收購的石油和天然氣資產的數量、租賃狀態和特許權使用費以及產權負擔和其他相關負擔。根據物業的重要性，如果我們認為有必要進行額外的業權盡職調查，我們可能會獲得業權意見。因此，我們的很大一部分物業都進行了產權審查。收購後，我們審查賣方的作業，以發現編寫者和其他錯誤，並根據需要執行和記錄更正作業。
除了我們最初的所有權工作外，我們的運營商在租賃和鑽探油井之前還會進行徹底的所有權審查。如果我們的業權工作發現任何業權缺陷，我們或我們的運營商將對這些缺陷進行補救工作。我們的運營商一般不會在物業上開始鑽探作業，直到該物業上的任何重大所有權缺陷得到修復。
我們相信，我們資產的所有權在所有實質性方面都令人滿意。雖然這些財產的所有權在某些情況下會受到產權負擔的影響，例如與不動產購置有關的通常保留的習慣權益、習慣特許權使用費權益和合同條款和限制、經營協議下的留置權、與環境保護有關的留置權
除了與歷史業務相關的負債、當期税金和其他負擔的留置權、地役權、限制以及石油和天然氣行業中常見的小產權負擔，我們相信這些留置權、限制、地役權、負擔和產權負擔不會對這些財產的價值或我們在這些財產中的權益造成實質性減損，也不會對我們在業務運營中使用這些財產造成實質性影響。此外，我們相信我們已經從公共當局和私人機構獲得了足夠的通行權贈款和許可，使我們能夠在所有實質性方面運營我們的業務。
市場營銷和主要客户
如果我們失去一位重要客户，這一損失可能會對我們來自礦產和特許權使用費權益或工作權益物業的收入產生負面影響。我們多樣化的客户基礎減輕了任何單一承租人的損失。2023年，沒有任何單一客户佔我們石油和天然氣總收入的10%以上。下表列出了我們的重要客户，這些客户在所述時期內佔我們石油和天然氣總收入的10%或更多：
競爭
石油和天然氣業務在勘探和獲得儲量、獲得礦物和石油和天然氣租約以及尋找和生產儲量所需的人員方面競爭激烈。許多公司不僅勘探和生產石油和天然氣，還在地區、國家或全球範圍內開展中游和煉油業務，並銷售石油和其他產品。我們的某些競爭對手可能擁有比我們大得多的財務或其他資源。我們未來收購更多礦產和資產以及發現儲量的能力將取決於我們識別和評估合適的收購前景以及在競爭激烈的環境中完成交易的能力。石油和天然氣產品與客户可用的其他能源競爭，主要是基於價格。這些替代能源包括煤、核能、太陽能和風能。石油和天然氣或其他能源的可獲得性或價格的變化，以及商業狀況、節約、立法、法規以及轉換為替代燃料和其他能源的能力，可能會影響對石油和天然氣的需求。
業務的季節性
天氣狀況會影響天然氣的需求和價格，也會延遲鑽探活動，擾亂我們的整體業務計劃。冬季對天然氣的需求通常較高，導致我們第一季度和第四季度天然氣生產的天然氣價格較高。某些天然氣用户利用天然氣儲存設施，並在夏季購買一些預期的冬季需求，這可以減少季節性需求波動。季節性天氣狀況可能會限制我們部分經營區域的鑽井和生產活動以及其他石油和天然氣業務。由於這些季節性波動，我們個別季度的經營業績可能無法反映我們每年可能實現的業績。
人力資本
概述和結構。 我們認為我們的員工是我們最重要的資產，我們一直在努力構建我們的招聘實踐，薪酬和福利計劃以及員工實踐，以吸引和留住高素質的人才，並提供舒適和合議的工作環境。我們繼續投資於僱員，提供培訓機會、促進多元化及包容性，並持續關注企業道德。我們由董事會和我們的普通合夥人的執行官管理和經營。我們的所有員工，包括我們的行政人員，都是黑石自然資源管理公司（“黑石管理”）的員工。
人數 我們主要依靠全職員工，但在需要時使用獨立承包商來協助特殊項目。截至2023年12月31日，黑石管理擁有108名全職僱員及18名承包商。我們最大的部門是會計和土地管理，分別佔我們全職員工的33和23。黑石管理公司的員工沒有工會代表，也沒有任何集體談判協議。
招募 作為一個緊密團結的小團體，我們的員工承擔着廣泛的責任，我們鼓勵他們在職業生涯中不斷髮展。 當我們的組織中出現新的機會時，我們有一個多方面的方法來填補這些職位，包括在我們的員工隊伍中尋找人才來滿足這些需求，要求我們的團隊推薦（瞭解有助於提供卓越成果的多樣化技能組合、高能量和前瞻性思維態度），在我們面向公眾的網站上發佈空缺職位，並與專門從事我們空缺領域的招聘人員合作。
補償。作為我們努力僱用和留住高素質員工的一部分，我們制定了薪酬和福利計劃，我們認為這些計劃極具競爭力，並獎勵出色的表現。除了為我們指定的執行官制定的激勵計劃外，我們還為非正式員工制定了一項現金獎金計劃，該計劃取決於員工的個人表現和我們作為一家公司的表現。我們的“擴展領導力”團隊由28名員工組成，還獲得了限制單位和績效單位獎勵，以鼓勵員工留任，並使薪酬與公司績效保持一致。
醫療保健和其他福利。 我們為員工提供一套涵蓋生活各個方面的強大福利，包括401（k）匹配，醫療保險選項以及鼓勵和支持整個人的計劃，包括身體，精神和情感，財務，社會，職業和社區服務計劃。在這些列出的計劃中，我們向所有員工免費提供覆蓋員工整個家庭的牙科和視力保險，護理人員支持福利，個人財務健康計劃，學費報銷計劃，建築物提供的健身中心，員工醫療保健倡導服務，一項健康計劃，為員工提供參與健康活動獲得生活方式獎勵的能力，以及最近推出的表彰計劃，以慶祝里程碑式的服務獎項和其他卓越的時刻。
混合工作環境.在過去三年，我們為大部分員工增加了額外的工作靈活性，這些安排在2023年成為我們工作環境的永久部分。 員工可以在週一和週五在辦公室外工作，而在週二至週四的核心工作時間在辦公室工作。 我們相信，這些決定以及我們穩健的薪酬及福利計劃，使我們得以保留大部分員工，並招聘到最優秀的員工。
設施
我們的主要辦公地點位於得克薩斯州休斯頓，租賃面積為55，862平方英尺。
項目1A. 風險因素
有限合夥人權益與公司的股本有本質的不同，儘管我們所面臨的許多業務風險與從事類似業務的公司所面臨的風險相似。倘發生以下任何風險，我們的財務狀況、經營業績、現金流量及作出分派的能力可能會受到重大不利影響。在這種情況下，我們可能無法對我們的共同單位進行分配，我們共同單位的交易價格可能會下降，我們單位的持有人可能會失去全部或部分投資。
現金分配
我們可能無法從運營中產生足夠的現金來支付我們共同單位的分配。如果我們進行分配，只要我們的B系列累積可轉換優先股單位尚未發行，我們的B系列累積可轉換優先股單位的持有人就有權優先於我們的普通單位持有人分享這些分配。
我們可能無法從每個季度的運營中產生足夠的現金來向我們的普通單位持有人支付股息。只要我們的B系列累積可轉換優先股單位尚未發行，我們的B系列累積可轉換優先股單位持有人就有權優先於我們的普通單位持有人分享分派。此外，我們的合夥協議並不要求我們按季度或以其他方式向我們的共同單位持有人支付分配。每季度分配的現金數額將由董事會決定。
我們每個季度能夠分配的現金數額主要取決於我們產生的收入數額，而這在很大程度上取決於我們的運營商從石油和天然氣銷售中實現的價格。我們每個季度能夠分配的實際現金數額將因我們未償債務的本金和利息支付、營運資本要求和其他現金需求而減少。此外，我們可能會限制全部或部分分配，以資助收購和參與工作利益。如果長期來看，我們沒有為資本支出保留必要的現金以維持我們的資產基礎，未來分配的一部分將代表我們資產的分配，我們共同單位的價值可能會受到不利影響。為我們的資本支出預扣現金可能會對預扣金額所在季度的現金分配產生不利影響。
有關可能影響我們進行現金分配能力的其他限制和因素的説明，請閲讀第二部分第5項。”《明史》（卷112）：“有其事，有其事。
我們分配給單位持有人的現金數量主要取決於我們從運營中產生的現金，而不是我們的盈利能力，這可能會阻止我們在記錄淨收入期間進行現金分配。
我們分配的現金數量主要取決於我們從運營中產生的現金，而不僅僅是盈利能力，這可能會受到非現金項目的影響。因此，我們可能會在我們為財務會計目的記錄淨虧損的期間進行現金分配，而在我們記錄淨收益的期間可能無法進行現金分配。
石油和天然氣價格
由於我們無法控制的因素導致的石油和天然氣價格的波動極大地影響了我們的財務狀況、經營業績和向單位持有人的現金分配。
我們的收入、經營業績、對單位持有人的現金分配以及我們石油和天然氣資產的賬面價值在很大程度上取決於石油和天然氣的現行價格。從歷史上看，石油和天然氣價格一直是波動的，並受供需變化、市場不確定性以及各種我們無法控制的其他因素的影響而波動，包括：
•國內外石油、天然氣供需情況；
•市場對未來石油和天然氣價格的預期；
•全球石油和天然氣的勘探和生產水平；
•勘探、開發、生產和輸送石油和天然氣的成本；
•對外進出口石油、天然氣的價格和數量；
•產油區的政治和經濟狀況，包括中東、非洲、南美和俄羅斯；
•石油輸出國組織成員國同意和維持石油價格和生產控制的能力；
•交易石油和天然氣衍生品合約；
•消費產品需求水平；
•天氣條件和自然災害；
•影響能源消耗的技術進步;
•國內外政府規章和税收；
•恐怖主義的持續威脅以及軍事和其他行動的影響，包括美國在中東的軍事行動；
•全球地緣政治衝突，包括正在進行的烏克蘭戰爭、中東衝突以及美國與其他國家的關係，如中國和俄羅斯；
•石油和天然氣管道及其他運輸設施的距離、成本、可獲得性和能力；
•替代燃料的價格和可得性;以及
•整體國內和全球經濟狀況。
這些因素和能源市場的波動性使得預測未來石油和天然氣價格走勢變得極其困難。下表顯示了所列期間的這種波動性。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2023年12月31日的年度 | | 在2023年之前的五年內 | | 截至12月31日， |
| | 高 | | 低 | | 高2 | | 低3 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
WTI現貨原油(美元/桶)1 | | $ | 93.67 | | | $ | 66.61 | | | $ | 123.64 | | | $ | 8.91 | | | $ | 71.89 | | | $ | 80.16 | | | $ | 75.33 | |
Henry Hub現貨天然氣(美元/MMBtu)1 | | 3.78 | | | 1.74 | | | 23.86 | | | 1.33 | | | 2.58 | | | 3.52 | | | 3.82 | |
1 來源：環評
2 WTI和Henry Hub的高價分別出現在2022年和2021年。
3 WTI和Henry Hub的低價是在2020年。不包括2020年4月WTI短暫處於負值區域的時期。
石油和天然氣價格的任何長期大幅下跌都可能對我們的財務狀況、運營結果和向單位持有人的現金分配產生實質性的不利影響。我們可能會在預期的石油和天然氣銷售中使用各種衍生工具，以將大宗商品價格波動的影響降至最低。然而，我們不能總是對衝我們業務的全部敞口，使其不受大宗商品價格波動的影響。如果我們不對衝大宗商品價格波動，或者我們的對衝無效，我們的運營業績和財務狀況可能會下降。
此外，較低的石油和天然氣價格也可能減少我們運營商能夠經濟地生產的石油和天然氣數量。這種情況可能會導致我們不得不大幅下調我們的估計已探明儲量，這可能會對我們的借款基礎和我們為運營提供資金的能力產生負面影響。如果發生這種情況，或者如果產量估計發生變化或勘探或開發結果惡化，成功的努力會計方法根據原則可能要求我們將石油和天然氣資產的賬面價值作為非現金費用計入收益。我們的運營商還可以在大宗商品價格較低的時期決定關閉或削減我們物業上油井的產量。此外，他們可以在大宗商品價格低迷期間決定封堵和放棄邊際油井，否則這些油井可能會被允許在價格較高的情況下繼續生產更長時間。具體地説，如果他們有理由相信任何油井不再能夠以商業價格生產石油或天然氣，他們可能會放棄任何油井。他説：
我們2023年石油和天然氣收入的約59%來自石油和凝析油銷售。未來油價的任何下跌都可能對我們的運營產生的現金、運營結果、財務狀況以及我們支付共同單位的季度分配的能力產生不利影響，可能是實質性的。
在2023年12月31日之前的十年裏，俄克拉荷馬州庫欣的WTI市場價格從2022年每桶123.64美元的高點到2020年每桶8.91美元的低點不等。2023年12月29日，也就是2023年的最後一個交易日，WTI石油現貨市場價格為71.89美元。石油價格的變化是由許多因素引起的，包括
這些因素包括：美國非常規(頁巖)儲量石油產量增加；美國石油和天然氣生產商的投資限制期；石油輸出國組織(OPEC+)成員國及其更廣泛合作伙伴採取的行動；以及新冠肺炎疫情引發的需求波動。如果油價長期低迷或未來出現下跌，我們可能需要減記我們的石油和天然氣資產的價值，我們的一些未開發地區可能不再具有經濟可行性。此外，油價持續低迷可能會對我們的估計已探明儲量的價值和我們在信貸安排下允許借入的金額產生負面影響，並減少我們本來可以用於支付費用、為資本支出提供資金、向我們的單位持有人進行分配以及償還我們的債務的現金數量。
我們2023年石油和天然氣收入的約41%來自天然氣和天然氣液體銷售。未來天然氣價格的任何下降都可能對我們的運營產生的現金、運營結果、財務狀況以及我們支付普通單位的季度分配的能力產生不利影響，可能是實質性的。
在2023年12月31日之前的十年裏，Henry Hub的天然氣價格從2021年每MMBtu 23.86美元的高位到2020年每MMBtu 1.33美元的低位不等。2023年12月29日，也就是2023年的最後一個交易日，Henry Hub天然氣現貨市場價格為每MMBtu 2.58美元。天然氣價格的變化是由許多因素造成的，包括美國非常規(頁巖)儲量天然氣產量增加的時期，美國石油和天然氣生產商的投資限制時期，居民和商業客户取暖需求的季節性變化，以及美國天然氣出口水平的上升。如果天然氣價格長期低迷或未來下跌，我們可能需要減記我們的石油和天然氣資產的價值，我們的一些未開發地區可能不再具有經濟可行性。此外，天然氣價格持續低迷可能會對我們估計的已探明儲量的價值和我們在信貸安排下允許借入的金額產生負面影響，並減少我們本來可以用來支付費用、向單位持有人分配和償還債務的現金金額。
生產
除非我們替換從我們的物業生產的石油和天然氣，否則我們從運營中產生的現金以及我們向普通單位持有人分配的能力可能會受到不利影響。
生產油井和天然氣井的特點是產量下降，這取決於儲集層特徵和其他因素。我們未來的石油和天然氣儲量及其運營商的生產，以及我們從運營中產生的現金和分配能力，高度依賴於我們儲量的成功開發和開採。如果我們物業上的油井沒有達到預期的產量，我們物業的產量遞減率可能會大大高於估計。我們也可能無法找到、獲得或開發額外的儲量，以經濟上可接受的條件取代我們物業的當前和未來生產，這將對我們的業務、財務狀況、經營業績和向我們的普通單位持有人的現金分配產生不利影響。
關於我們的礦產和特許權使用費權益以及非運營的工作權益，我們對未來鑽探的時間幾乎沒有或根本沒有控制權。
我們已探明的未開發儲量不得開發或生產。開採已探明的未開發儲量需要大量資本支出和成功的鑽探作業，而開發已探明的未開發鑽探地點的決定將由運營商而不是我們作出。我們工程師的儲備報告中包含的儲備數據假設，開發儲備需要大量的資本支出。我們不能確定開發這些儲量的估計成本是準確的，開發是否會如期進行，或者開發的結果是否會如估計的那樣。我們儲量開發的延遲、鑽探和開發儲量成本的增加或大宗商品價格的下降將減少我們估計的已探明未開發儲量未來的淨收入，並可能導致一些項目變得不經濟。此外，儲量開發的拖延可能迫使我們將某些未開發儲量重新歸類為未探明儲量。他説：
我們物業的項目區處於不同的開發階段，可能無法生產商業上可行的石油或天然氣。
我們物業上的項目區處於不同的開發階段，從目前有鑽探或生產活動的項目區到鑽探或生產歷史有限的項目區。如果正在完工的油井沒有產生足夠的收入，或者如果鑽探了乾井，我們的財務狀況、運營結果和向單位持有人的現金分配可能會受到不利影響。
鑽機、設備、原材料、用品或人員的不可用、高成本或短缺可能會限制或導致運營商與開發和運營我們的物業相關的成本增加。
石油和天然氣行業是週期性的，這可能導致鑽機、設備、原材料、供應和人員短缺。當出現短缺時，鑽機、設備和供應的成本和交付時間會增加，對合格鑽機人員的需求和工資率也會隨着需求的增加而上升。根據行業慣例，我們的運營商依賴獨立的第三方服務提供商提供鑽探新油井所需的許多服務和設備。如果我們的運營商無法以合理的成本獲得足夠數量的鑽井平臺，我們的財務狀況和運營結果可能會受到影響。鑽機、設備、原材料、供應品、人員、卡車運輸服務、管材、水力壓裂和完井服務以及生產設備的短缺可能會推遲或限制我們運營商的勘探和開發業務，進而可能對我們的財務狀況、運營結果和向單位持有人的現金分配產生重大不利影響。
石油和天然氣生產的市場化取決於運輸、管道和煉油設施，這些設施既不是我們控制的，也不是我們的許多運營商控制的。這些設施的可用性方面的任何限制都可能幹擾我們或我們的運營商銷售我們或我們運營商的產品的能力，並可能損害我們的業務。
我們或我們運營商生產的產品的適銷性在一定程度上取決於管道、油罐車和其他運輸方式以及第三方擁有的加工和精煉設施的可用性、接近性和能力。在某些情況下，可生產和銷售的石油數量可能會受到限制，例如由於計劃內和計劃外維護、壓力過大、物理損壞或這些系統上缺乏可用容量、油罐車可用性和極端天氣條件導致的管道中斷。此外，如果我們或我們運營商的石油和天然氣不符合管道所有者的質量規格，可能會減少或推遲第三方管道上的石油和天然氣運輸。這些情況和類似情況造成的削減可能持續幾天到幾個月。在許多情況下，我們或我們的運營商只得到有限的通知(如果有的話)，説明這些情況將於何時發生及其持續時間。收集系統或運輸、加工或煉油設施能力的任何重大削減都可能降低我們或我們的運營商銷售石油生產的能力，並對我們的財務狀況、運營結果和向單位持有人的現金分配產生重大不利影響。我們或我們的運營商獲得運輸選擇的機會以及我們或我們的運營商獲得的價格也可能受到聯邦和州監管--包括對石油生產、運輸和管道安全的監管--以及一般經濟狀況和供需變化的影響。此外，我們或我們的運營商所依賴的第三方運輸服務受到複雜的聯邦、州、部落和當地法律的約束，這些法律可能會對我們開展業務的成本、方式或可行性產生不利影響。他説：
2024年1月，拜登政府宣佈，暫停批准某些新液化天然氣設施的未決和未來申請，等待美國能源部的審查，該審查旨在評估是否應該在此類液化天然氣出口項目的授權過程中更多地考慮氣候影響。現在知道這次審查的結果以及審查結果可能對液化天然氣出口增長產生的任何影響還為時過早，但液化天然氣出口增長放緩可能會對我們的產品需求產生不利影響。
我們估計的儲量是基於許多可能被證明是不準確的假設。這些儲備估計或基本假設中的任何重大錯誤，都會對我們的儲備數量和現值造成重大影響。
石油和天然氣儲備工程不是一門精確的科學，需要對石油和天然氣地下儲量的主觀估計，以及對未來石油和天然氣價格、產量水平、最終採收率以及運營和開發成本的假設。因此，已探明儲量的估計數量、對未來生產率的預測以及開發支出的時間可能是不正確的。我們對截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年探明儲量和相關估值的估計是由第三方石油工程公司NSAI編制的，該公司使用我們提供的信息對其儲量報告所涵蓋期間的我們的財產進行了詳細審查。隨着時間的推移，我們可能會考慮到實際鑽探、測試和生產的結果，對儲量估計進行實質性修改。此外，有關未來石油和天然氣價格、產量水平以及運營和開發成本的某些假設可能被證明是不正確的。這些假設與實際數字之間的任何重大差異都可能極大地影響我們對儲備和未來運營產生的現金的估計。如上所述，隨着時間的推移，我們儲量估計所依據的假設發生了許多變化，往往導致最終開採的石油和天然氣的實際數量與我們的儲量估計不同。
截至2021年12月31日、2023年、2022年和2021年12月31日的儲量估計數是根據適用於儲量的《美國證券交易委員會》準則，使用等於分別截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年12月31日止年度內每個油田每月第一天收到的碳氫化合物價格的未加權算術平均的平均價格編制的
對這幾個時期的估計。儲量估計不包括任何可能存在的或可能存在的儲量的價值，也不包括任何未探明的未開發面積的價值。
頁巖勘探鑽探的結果將受到與鑽井和完井技術相關的風險的影響，鑽探結果可能不符合我們對儲量或產量的預期。
我們的運營商在其運營中使用最新的鑽井和完井技術，這些技術具有固有的風險，包括無法將井眼降落在所需的鑽井區域，無法按計劃的階段數進行壓裂增產，以及無法將工具穿過井眼。此外，就我們的運營商從事水平鑽井而言，這些活動可能會對他們在已確定的垂直鑽井位置成功鑽井的能力產生不利影響。此外，我們的運營商可能採用的某些新技術，如加密鑽井和多井場鑽井，可能會導致生產不規則或中斷，因為在加密鑽井的情況下，偏移井被關閉，而在多井場鑽井的情況下，在這些井開始生產之前，需要時間鑽和完成多口井。在新的或正在形成的地層中鑽探的結果最初比在更發達和有更長的生產歷史的地區鑽探的結果更不確定。較新或新興的地層和區域通常具有有限的生產歷史或沒有生產歷史，因此我們的運營商將無法預測這些區域的未來鑽井結果。
最終，這些鑽井和完井技術的成功只能隨着時間的推移進行評估，因為在足夠長的時間內鑽了更多的井，並建立了生產剖面。如果我們的運營商的鑽探結果弱於預期，或者他們無法在我們的物業上執行鑽探計劃，我們在這些領域的運營和財務業績可能會低於我們的預期。此外，由於任何這些發展，我們可能會招致我們的石油和天然氣資產的重大減記，我們未開發面積的價值可能會下降，我們的經營業績和向單位持有人的現金分配可能會受到不利影響。
我們依賴於各種非附屬運營商對我們的礦產和特許權使用費權益以及非經營性工作權益的基礎屬性進行所有勘探，開發和生產。我們的絕大部分收入來自出售我們擁有特許權使用費權益或非經營性工作權益的生產井的石油和天然氣產量。這些運營商在我們的面積上預計將鑽探的油井數量減少，或我們的運營商未能充分有效地開發和運營我們的面積，可能對我們的經營業績產生不利影響。
我們的資產包括礦產權益和特許權使用費權益以及非經營性工作權益。在截至2023年12月31日的一年中，我們從1000多家運營商那裏獲得了收入。如果我們的運營商未能充分或有效地進行運營，或者運營商未能以符合我們最佳利益的方式行事，可能會減少產量和收入。我們的經營者通常沒有義務進行任何開發活動，但需要維持他們在我們土地上的租約。在沒有具體合同義務的情況下，任何開發和生產活動都將受到其合理裁量權的制約。我們的運營商可以決定在我們的種植面積上鑽探和完成比目前預期的更少的油井。在我們的物業上鑽探和開發活動的成功和時機，以及運營商是否選擇在我們的土地上鑽探任何額外的油井，取決於許多基本上不在我們控制範圍內的因素，包括：
•我們運營商鑽探活動所需的資本成本，這可能比預期的要高得多；
•我們運營商獲得資本的能力；
•現行商品價格；
•是否有合適的鑽井設備、生產和運輸基礎設施以及合格的操作人員；
•經營者的專業知識、經營效率和財力；
•其他鑽井參與者的批准；
•與其他地區的機會相比，運營商在我們種植面積上鑽探的油井的預期投資回報；
•技術的選擇；
•選擇產品營銷和銷售的交易對手；以及
•儲量的生產速度。
運營商可能選擇不進行開發活動，或者可能以意想不到的方式進行這些活動，這可能導致我們的運營結果和向我們的單位持有人的現金分配出現重大波動。運營商對我們物業的持續減產也可能對我們的運營結果和向單位持有人的現金分配產生不利影響。
謝爾比海槽地區的活動停止或長期放緩可能會對我們的行動結果產生不利影響。
2023年，我們10%的特許權使用費收入和19%的工作利息收入來自德克薩斯州東部海恩斯維爾劇場謝爾比低谷地區的三家運營商，我們在那裏擁有集中的、相對高利率的特許權使用費頭寸。這些運營商中只有一家在這片土地上有活躍的鑽探計劃。地理位置和操作員集中度提高了運營風險的影響，包括：
•運營商將鑽井資本轉移到其他地區，我們的特許權使用費利益沒有太大意義或根本不存在；
•經營者財務狀況的不利變化；
•謝爾比海槽意外的地理或環境限制；或
•推遲或取消墨西哥灣液化天然氣出口設施的建設或運營。
2023年12月，我們接到通知，Aethon Energy(“Aethon”)正在德克薩斯州東部的Angelina縣和San Augustine縣行使其與我們的聯合勘探協議中的“超時”條款。當天然氣價格跌破規定的門檻時，Aethon可以選擇暫停鑽探義務，最長連續9個月，在任何48個月期間最多暫停18個月。Aethon此前沒有援引協議中的超時條款。更多信息，請閲讀第二部分，第7項。“管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析--最新發展。”
如果這些風險中的任何一個都實現了，產量可能會減少，從而減少運營產生的現金和可供分配的現金。
我們可能會遇到支付特許權使用費的延遲，無法更換不支付所需特許權使用費的運營商，如果這些租約上的任何運營商宣佈破產，我們可能無法與違約的承租人終止租約。
如果運營商未能支付特許權使用費，我們就有權終止租約，收回物業，並履行租約規定的付款義務。如果我們收回我們的任何財產，我們會尋找一個替代運營商。然而，我們可能無法找到替代運營商，如果我們找到了，我們可能無法在合理的時間內以優惠條款簽訂新的租約。此外，即將離任的運營商可能會面臨破產程序，在這種情況下，我們因任何違約(包括不付款)而強制執行或終止租賃的權利可能會大大推遲或以其他方式受損。
獲得資本和融資
我們的信貸安排有很大的限制和金融契約，可能會限制我們的業務和融資活動以及我們支付分配的能力。
我們的信貸安排將我們可以借入的金額限制為借款基礎金額，該金額由貸款人根據其對我們已探明儲量的估值及其內部標準自行決定。借款基數至少每半年重新確定一次，可用借款金額可能會因這種重新確定而減少。可用借款金額減少的原因可能是石油和天然氣價格下跌、經營困難或成本增加、儲備減少、貸款要求或法規或某些其他情況。截至2023年12月31日，我們沒有未償還的借款，貸款人的總最高信貸金額為10億美元。2023年10月，貸款人根據我們的信貸安排確定的借款基數為5.8億美元，我們選擇將現金承諾維持在3.75億美元。下一次半年度重新確定定於2024年4月。未來我們的借款基數可能會大幅下降，可能會低於當時未償還的借款水平。超出借款基數的未償還借款必須在接到新的或調整後的借款基數的行政代理通知後30天內，分五個月等額償還，或者我們被要求質押其他石油和天然氣資產作為額外抵押品。如果我們手頭沒有足夠的資金用於償還，我們可能被要求向貸款人尋求豁免或修改，為我們的信貸安排再融資，或出售資產、債務或股權。我們可能無法以我們可以接受的條款或根本無法獲得此類融資或完成此類交易。未能支付所需的還款可能會導致我們的信貸安排違約，這可能會對我們的業務、財務狀況、運營結果和對我們單位持有人的分配產生實質性的不利影響。
我們信貸安排中的經營和財務限制以及契約限制了我們為未來的運營或資本需求融資、從事、擴大或開展我們的業務活動或薪酬分配的能力，未來的任何融資協議可能也將限制我們的能力。我們的信貸安排限制了我們的能力，未來的任何信貸安排都可能限制我們的能力：
•招致債務；
•授予留置權；
•進行某些收購和投資；
•訂立套期保值安排；
•與我們的關聯公司進行交易；
•向我們的單位持有人進行分配；或
•進行資產的合併、合併或出售。
我們的信貸安排限制了我們向單位持有人或回購單位進行分配的能力，除非在實施此類分配或回購後，我們的信貸安排下沒有違約事件，並且我們的未償還借款沒有超過我們的借款基礎。雖然我們目前不受我們的信用機制的限制，不能宣佈分銷，但我們未來可能會受到限制，不能支付分銷。
我們還必須遵守信貸安排下的某些財務契約和比率。我們未來遵守這些限制和公約的能力是不確定的，並將受到我們運營的現金流水平和事件或我們無法控制的情況的影響，如石油和天然氣價格下跌。如果我們違反了我們信貸工具中的任何限制、契約、比率或測試，我們的大部分債務可能會立即到期並支付，我們的分發能力將受到限制，我們貸款人向我們提供進一步貸款的承諾可能會終止。我們可能沒有或沒有能力獲得足夠的資金來進行這些加速付款。此外，我們在信貸安排下的債務是以我們的所有資產作抵押的，如果我們無法償還我們在信貸安排下的債務，貸款人可以尋求取消我們的資產的抵押品贖回權。
我們預計每個季度將分配運營產生的大部分現金，這可能會限制我們增長和進行收購的能力。
我們預計每個季度將分配我們從運營中產生的大部分現金。因此，我們從運營中產生的現金將有限，用於再投資於我們的業務或為收購提供資金，我們將主要依賴外部融資來源，包括商業銀行借款和發行債務和股權證券，為我們的收購和增長資本支出提供資金。如果我們無法從外部為增長融資，我們的分配政策將嚴重削弱我們的增長能力。
如果我們發行與任何收購或增長資本支出相關的額外單位，就這些額外單位支付分配可能會增加我們無法維持或提高每單位分配水平的風險。除了限制我們發行優先股或與我們的B系列累積可轉換優先股平價的能力外，我們的合作協議對我們發行額外股的能力沒有限制，包括在分配方面優先於普通股的股。為我們的增長提供資金的額外商業借款或其他債務將導致利息支出增加，並需要償還本金，這反過來可能會減少我們可用於分配給單位持有人的現金。請閲讀第二部分，第5項。註冊人普通股市場、相關單位持有人事項和發行人購買股票證券-現金分配政策。
我們的運營商的租賃開發活動、為我們的非運營運營權益提供資金和收購將需要大量資本，而我們和我們的運營商可能無法以令人滿意的條款或根本無法獲得所需的資本或融資。
石油和天然氣行業是資本密集型行業。我們的大多數運營商都依賴外部債務和股權融資來源來維持他們的鑽探計劃。如果運營商無法以優惠的條款或根本不能獲得這些融資來源，我們預計我們的物業發展將受到不利影響。如果我們的物業開發受到不利影響，那麼我們的礦產和特許權使用費權益以及非運營工作權益的收入可能會下降。
過去，我們在收購礦產權益和特許權使用費權益以及在較小程度上參與我們的非運營運營權益方面投入了大量資本支出。到目前為止，我們已經為資本融資
支出主要來自運營產生的現金資金、我們的信貸安排下的有限借款、已執行的分拆協議以及發行股權證券。
雖然我們目前專注於現有資產的有機增長，並已將大部分非運營業務外包出去，但我們預計將進行機會性收購，以補充我們現有的種植面積狀況，未來可能需要為這些活動獲得資本。在這種情況下，我們可能會限制分配，以便為收購和參與我們的工作利益提供資金，但最終我們需要的資本可能會超過我們在業務中保留的金額或通過我們的信貸安排借入的金額。我們不能向您保證，我們將能夠以對我們有利的條款獲得外部資本，或者根本不能。如果我們無法為我們的資本需求提供資金，我們可能無法完成收購、利用商業機會或應對競爭壓力，其中任何一項都可能對我們的運營結果和向單位持有人的現金分配產生重大不利影響。
收購
任何額外的礦產和特許權使用費權益的收購都將面臨重大風險。
我們的主要增長戰略側重於在現有物業上增加儲備。然而，我們有時可能會獲得礦產和特許權使用費利益。如果我們確實進行了我們認為將增加我們從運營中產生的現金的收購，這些收購可能會導致我們每單位的現金分配減少。任何收購都涉及潛在風險，其中包括：
•我們關於已探明儲量估計、未來產量、價格、收入、資本支出、運營費用和成本的假設的有效性；
•通過使用我們從運營或借款能力產生的現金的很大一部分來為收購融資，導致我們的流動性下降；
•如果我們產生債務來為收購融資，我們的利息支出或財務槓桿將顯著增加；
•承擔未知的責任、損失或費用，而我們沒有得到賠償，或者我們收到的任何賠償是不充分的；
•對股權或債務總成本的錯誤假設；
•我們獲得所收購資產的滿意所有權的能力；
•無法僱用、培訓或留住合格人員來管理和運營我們不斷增長的業務和資產；以及
•發生其他重大變化，如石油和天然氣資產減值、商譽或其他無形資產、資產貶值或重組費用。
環境、法律和監管風險
保護措施、技術進步, 對生產和使用化石燃料對環境影響的普遍擔憂可能會大幅減少對石油和天然氣的需求，並對我們的運營結果和我們共同單位的交易市場產生不利影響。
節約燃料的措施、替代燃料的要求、消費者對石油和天然氣替代品的需求增加、燃料經濟性的技術進步以及能源發電設備可能會減少對石油和天然氣的需求。對石油和天然氣服務和產品不斷變化的需求的影響可能會對我們的業務、財務狀況、經營業績和向單位持有人的現金分配產生實質性的不利影響。對化石燃料生產和使用的擔憂也有可能減少願意擁有我們共同單位的投資者的數量，從而對我們共同單位的市場價格產生不利影響。
石油和天然氣業務受到各種政府法律法規的約束，包括那些針對氣候變化威脅的法律法規。遵守這些法律和法規可能是繁重和昂貴的，如果不遵守可能會導致重大債務，這可能會減少對我們單位持有人的現金分配。
我們持有權益的物業的運營受各種聯邦、州和地方政府法規的約束，這些法規可能會根據經濟和政治條件而不時改變。受監管的事項包括鑽井作業、生產和分配活動、污染物或廢物的排放或排放，
油井的封堵和廢棄、其他設施的維護和退役、油井的間距、財產的單位化和合並以及税收。監管機構不時對產量實施價格控制和限制，將油井和天然氣井的流速限制在低於實際產能的水平，以節省石油和天然氣的供應。此外，石油和天然氣的生產、處理、儲存和運輸，以及石油和天然氣廢物及其副產品的補救、排放和處置，以及與石油和天然氣作業有關的生產或使用的其他物質和材料，均受聯邦、州和地方法律和法規的監管，這些法規主要與保護工人的健康和安全、自然資源和環境有關。不遵守這些法律和法規可能會導致評估制裁，包括行政、民事或刑事處罰、許可證撤銷、額外污染控制的要求，以及限制或禁止在我們物業上的部分或全部業務的禁令。此外，這些法律法規在用水和處置、大氣污染控制和廢物管理方面的要求普遍越來越嚴格。
管理勘探和生產的法律法規也可能影響生產水平。我們的運營商必須遵守有關保護事宜的聯邦和州法律法規，包括：
•關於石油、天然氣財產的統一或合併的規定；
•確定油井的最高產量；
•井的間距；
•堵塞和廢棄油井；以及
•拆除相關生產設備。
此外，聯邦和州監管機構可以擴大或修改適用的管道安全法律和法規。遵守此類法規可能需要增加第三方石油和天然氣運輸商的資本成本。這些運輸商可能會試圖將此類成本轉嫁給我們的運營商，這反過來可能會影響我們擁有礦產和特許權使用費權益的物業的盈利能力。
我們的運營商還必須遵守禁止能源市場欺詐和市場操縱的法律和法規。只要我們物業的經營者是州際管道上的託運人，他們就必須遵守這些管道的關税和與使用州際能力相關的聯邦政策。
我們的運營商可能被要求支付鉅額費用來遵守上述政府法律法規，如果被發現違反這些法律和處罰，可能會受到罰款和處罰
規章制度。我們相信，更廣泛、更嚴格的環境立法和法規的趨勢將繼續下去。請閲讀第一部分，第一項和第二項。《商業和物業-環境問題》，介紹影響我們運營商和可能影響我們的法律和法規。這些和其他潛在的法規可能會增加我們運營商的運營成本，推遲生產，這可能會減少向我們的單位持有人分配的現金數量。
路易斯安那州的礦坑在停用十年後，可以歸還給地面所有者。
我們在路易斯安那州擁有佔地數十萬英畝的礦產地役權。在路易斯安那州，當礦業權與地表所有權分離時，無論是通過出售還是保留，都會產生礦產地役權。這些礦產地役權一旦被創造，就必須遵守十年的不使用規定。在這十年期間，礦產地役權所有者必須對發現和生產礦物的地役權進行誠信經營，或稱礦地役權，與地役權相關的礦業權歸還給地表權人。一個發現和生產礦產的誠信經營，即使是在十年內造成乾井的，也將中斷不使用的規定，重新開始十年規定的期間的運行。如果操作結果是生產，只要生產繼續或真誠地進行，以確保或恢復生產，處方中斷。如果路易斯安那州的法律規定了我們的任何礦物服務，我們的運營結果可能會受到不利影響。
與水力壓裂相關的聯邦和州立法和監管舉措可能會導致成本增加、額外的操作限制或延誤，以及潛在鑽探地點的減少。
我們的操作員從事水力壓裂。水力壓裂是一種常見的做法，用於刺激緻密地層(包括頁巖)中的碳氫化合物生產。這一過程包括在壓力下向地層中注入水、沙子和化學物質，以壓裂圍巖並刺激生產。眾多的聯邦和州法律法規影響着我們的運營商進行水力壓裂的能力。請閲讀第一部分，第一項和第二項。《商業和物業-環境問題-水力壓裂》，瞭解影響我們的
運營商，這可能會影響我們。
隨着誘發地震風險的增加，壓裂液的使用，對飲用水供應的影響，水的使用，以及對地表水、地下水和一般環境的潛在影響，關於水力壓裂的公眾爭議越來越多。全國各地已經發起了一些涉及水力壓裂實踐的訴訟和執法行動。如果通過新的法律或法規，大幅限制水力壓裂，這些法律可能會使我們的運營商更難或更昂貴地進行壓裂，以刺激緻密地層的生產。此外，如果水力壓裂在聯邦或州一級得到進一步監管，我們物業上的壓裂活動可能會受到額外的許可和財務保證要求、更嚴格的施工規範、更多的監測、報告和記錄保存義務、封堵和廢棄要求，以及隨之而來的許可延誤和潛在的成本增加。立法改革可能會導致運營商招致鉅額合規成本。目前，無法估計新頒佈的或潛在的管理水力壓裂的聯邦或州立法對我們業務的影響。
經營風險和未投保的風險可能會給我們或我們的運營商造成重大損失，任何損失都可能對我們的運營結果和向單位持有人的現金分配產生不利影響。
我們可能對我們的運營商造成的環境損害承擔次要責任。我們的運營商的運營將受到與石油和天然氣鑽探和生產相關的所有危害和運營風險的影響，包括火災、爆炸、井噴、地表坑洞、天然氣、石油和地層水不可控制的流動、管道或管道故障、異常壓力地層、套管坍塌以及石油泄漏、天然氣泄漏和破裂等環境危害的風險，或排放有毒氣體。此外，他們的作業將受到與水力壓裂相關的風險，包括任何操作不當、表面溢出或壓裂液（包括化學添加劑）的潛在地下遷移。任何這些事件的發生都可能導致我們的運營商遭受重大損失，原因包括人身傷害或死亡、財產、自然資源和設備的嚴重損壞或破壞、污染或其他環境損害、清理責任、監管調查和處罰、暫停運營以及恢復運營所需的維修。
根據我們認為是行業慣例的做法，我們為部分（而非全部）業務風險購買了保險。我們的保險可能不足以涵蓋我們可能遭受的任何損失或責任。此外，保險可能不再提供給我們，或者，如果是，它的可用性可能是在保費水平，不證明其購買。發生重大未投保索賠、超過我們所維持的保險限額的索賠或在我們無法獲得責任保險時發生的索賠，可能對我們進行正常業務運營的能力以及我們的財務狀況、經營業績或向基金單位持有人的現金分派產生重大不利影響。此外，我們可能無法獲得新政府法規可能要求的額外保險或擔保。這可能會導致我們限制我們的業務，這可能會嚴重影響我們的財務狀況。我們還可能對我們購買的物業的前業主造成的環境損害承擔責任，這些責任可能不在保險範圍內。
如果我們不知道發生了突發和意外的污染事件，並且不能在我們保單規定的時間範圍內向我們的保險公司報告“發生”，我們可能沒有承保。我們沒有，也不打算為循序漸進的長期污染事件提供保險。此外，這些保單並不涵蓋所有負債，我們不能向我們的單位持有人保證保險範圍足以覆蓋可能出現的索賠，或我們將能夠以我們認為合理的費率維持足夠的保險。保險沒有完全覆蓋的損失可能會對我們的財務狀況、運營結果和向單位持有人的現金分配產生實質性的不利影響。
對環境、社會和治理(ESG)問題的日益關注可能會影響我們的業務。
公司應對氣候變化及其他環境和社會影響的關注度和社會期望日益提高，投資者和社會對自願披露ESG的解釋，以及消費者對替代能源形式需求的增加，可能會導致成本上升，對我們產品的需求減少，利潤減少，調查和訴訟增加，以及對我們的單價和進入資本市場的負面影響。例如，對氣候變化和環境保護的日益關注，可能會導致對石油和天然氣產品的需求轉變，以及更多的政府調查和針對我們的私人訴訟。在涉及社會壓力或政治或其他因素的範圍內，可以施加這種責任，而不考慮我們對所聲稱的損害的因果關係或貢獻，或其他減輕因素。請閲讀第一部分，第一項和第二項。《業務和物業-環境問題》，瞭解可能影響我們、我們的運營商和/或更廣泛的石油和天然氣行業的許多ESG相關發展中的一些額外描述。
此外，我們可能會受到來自投資者、貸款人或其他團體的壓力，要求我們採取更積極的氣候或其他與ESG相關的目標，但我們不能保證由於潛在成本或技術或運營障礙，我們將能夠實現這些目標。2022年3月，美國證券交易委員會(“美國證券交易委員會”)發佈了一項擬議的規則，該規則將建立一個報告氣候風險、目標和指標的框架。最終規則預計將於#年發佈。 2024年。我們無法預測任何這樣的最終規則可能需要什麼。正如提議的那樣，美國證券交易委員會氣候規則將對我們的業務施加沉重且可能代價高昂的排放和其他數據收集和報告要求，包括但不限於與氣候變化實際影響(即洪水、水資源壓力、極端温度)給我們的運營商帶來的風險相關的要求。如果該規定規定了額外的報告義務，我們可能會面臨更高的成本。另外，美國證券交易委員會宣佈，它正在審查現有的公開申報文件中與氣候變化相關的披露，這增加了如果美國證券交易委員會聲稱發行人的氣候信息披露具有誤導性、欺騙性或缺陷時的執法可能性。這樣的機構行動還可能增加私人訴訟的可能性。與此相關的是，加利福尼亞州頒佈了新的法律，要求對某些與氣候有關的風險和温室氣體減排聲明進行額外披露。不遵守這些新法律可能會被處以鉅額罰款或處罰。其他州也在考慮類似的法律。任何新的法律或法規對我們的業務施加與氣候相關風險披露更嚴格的要求，如果他們不同意我們緩解氣候相關風險的方法，可能會導致某些利益相關者的聲譽損害，任何披露的發展導致合規成本增加，以及在我們無法滿足金融機構對氣候相關要求的任何期望的情況下，增加資金成本和獲取資金的限制。
與此相關的是，向投資者提供公司治理和相關事項信息的機構已經制定了評級程序，以評估公司對ESG事項的處理方式。這樣的評級被一些投資者用來為他們的投資和投票決定提供信息。不利的ESG評級可能會導致投資者對我們或我們的客户的負面情緒增加，並導致投資或其他行業分流，這可能對我們的單價和/或我們獲得資金的機會和成本產生負面影響。此外，基於與氣候變化相關的擔憂，機構貸款人可能決定不為化石燃料能源公司或相應的基礎設施項目提供資金，這可能會影響我們為潛在增長項目獲得資金。此外，如果ESG事件對我們的聲譽產生負面影響，我們可能無法有效競爭，也無法招聘或留住員工，這可能會對我們的運營產生不利影響。
最後，與ESG事項有關的公開聲明，如減排目標、其他環境目標或涉及某些社會問題的其他承諾，正越來越多地受到公眾和政府當局的更嚴格審查，這些審查涉及潛在的“洗綠”風險，即誤導性信息或誇大潛在ESG好處的虛假聲明。例如，2021年3月，美國證券交易委員會在執行司成立了氣候和可持續發展問題特別工作組，以識別和解決潛在的可持續發展問題相關不當行為，包括洗綠。某些非政府組織和其他私人行為者也根據各種證券和消費者保護法提起訴訟，聲稱某些ESG聲明、目標或標準具有誤導性、虛假或其他欺騙性。此外，聯邦貿易委員會在2022年8月表示，它打算髮布修訂後的“綠色指南”，其中可能會解決與ESG相關的事項所產生的綠色清洗風險。因此，我們可能面臨來自私人當事人和政府當局與我們的ESG努力相關的更多訴訟風險。此外，任何針對我們或我們行業內其他人的洗白指控都可能導致進一步的負面情緒和投資轉移。此外，當我們試圖遵守和引導進一步的監管重點和審查時，我們可能會面臨不斷增加的成本。
關鍵人物
我們依賴於少數關鍵個人，他們的缺席或損失可能會對我們的業務產生不利影響。
我們業務中的許多關鍵職責都被分配給了一小部分人。失去他們的服務可能會對我們的業務產生不利影響。特別是，失去一名或多名高管團隊成員的服務可能會擾亂我們的業務，如果我們無法管理有序的過渡，我們的業務可能會受到不利影響。
此外，我們不會為我們的任何高管團隊或其他關鍵人員保留“關鍵人物”人壽保險單。因此，我們不為這些關鍵人員的死亡造成的任何損失投保。
標題瑕疵
我們擁有權益的物業的所有權可能會因所有權瑕疵而受損。
不能保證我們不會因為所有權瑕疵或所有權失敗而蒙受金錢損失。此外，未開發的土地面積比已開發的土地面積有更大的所有權缺陷風險。如果我們持有權益的物業的租賃權轉讓存在任何所有權瑕疵或瑕疵，我們將遭受經濟損失。
我們的合夥協議給單位持有人帶來的風險
董事會可隨時酌情修改或撤銷我們的現金分配政策。我們的合夥協議根本不要求我們為我們的共同單位支付任何分配。如果我們進行分配，只要我們的B系列累計可轉換優先股未完成，我們的B系列累積可轉換單位持有人就擁有優先於我們的普通單位持有人在這些分配中分享的權利。
我們的合夥協議一般規定，任何分配每季度支付如下：(I)首先，向B系列累計可轉換優先股持有人支付相當於2023年11月27日之前優先股面值的7.0%，自2023年11月28日起調整至9.8%，此後每兩年重新調整一次；(Ii)第二，向普通單位持有人支付。然而，董事會可以選擇不支付一個或多個季度的薪酬分配，或者根本不支付。請閲讀第二部分，第5項。註冊人普通股市場、相關單位持有人事項和發行人購買股票證券-現金分配政策。
我們的合夥協議根本不要求我們為我們的共同單位支付任何分配。因此，投資者在作出投資決定時，切勿過分依賴任何分銷政策的持久性。對我們的現金分配政策的任何修改或撤銷都可能大幅減少或取消向我們的單位持有人分配的金額。我們分發的數量(如果有的話)以及是否分發的決定將由董事會決定。如果我們進行分配，只要我們的B系列累積可轉換優先股未償還，我們的B系列累積可轉換優先股持有人就擁有優先於我們的普通單位持有人在這些分配中分享的權利。請閲讀第二部分，第5項。註冊人普通股、相關單位持有人事項和發行人購買股票證券的市場-現金分配政策-B系列累積可轉換優先股。
我們的合夥協議免除了根據特拉華州法律，我們的普通合夥人及其董事和高管可能對合夥企業及其合作伙伴負有的受託責任。
我們的合夥協議包含條款，取消了我們的普通合夥人及其董事和高管可能承擔的受託責任。例如，我們的合夥協議規定，除合夥協議中明確規定外，我們的普通合夥人及其董事和高管對合夥企業或其合夥人不承擔任何責任。代替默認受託責任，我們的合夥協議強加了一項合同標準，要求我們的普通合夥人及其董事和高管真誠行事，這意味着他們不能導致普通合夥人採取他們主觀上認為對我們的利益不利的行動。這些合同標準使我們的普通合夥人及其董事和高管能夠更靈活地管理和運營我們的業務，並使我們普通合夥人及其董事和高管的行為和決定受到比適用州法律信託標準時更少的法律或司法審查。
我們的合夥協議限制了我們的單位持有人採取的可能構成違反特拉華州適用法律義務和違反我們的合夥協議中的合同義務的行動可以獲得補救的情況。
我們的合夥協議限制了我們的普通合夥人及其董事和高管對我們的單位持有人的潛在責任。例如，我們的合夥協議規定，我們的普通合夥人及其董事和高管將不會對我們或我們的有限合夥人的任何行為或不作為承擔金錢損害責任，除非具有司法管轄權的法院做出了不可上訴的最終判決，裁定普通合夥人或其他人惡意行為或參與故意不當行為或欺詐，或就任何刑事行為而言，明知其行為是非法的。
單位持有人受我們的合夥協議條款的約束，包括上述條款。
我們的合夥協議限制擁有我們單位15%或更多股份的單位持有人的投票權，但某些例外情況除外。
我們的合夥協議限制了單位持有人的投票權，規定擁有當時未償還的任何類別單位15%或以上的個人或團體持有的任何單位，除首次公開募股前BSMC的有限合夥人、其受讓人、事先經董事會批准收購此類單位的人、B系列累積可轉換優先股的持有人與任何投票、同意或批准作為單獨類別的B系列累積可轉換優先股有關的任何單位外，而由於我們贖回或購買任何其他人的單位或採取類似行動或根據我們的選擇或與控制權變更有關的B系列累積可轉換優先股的任何轉換而擁有任何類別15%或更多股份的人，不得就任何事項投票。
我們的夥伴關係協議包括獨家論壇、地點和管轄權條款。通過購買共同單位，有限合夥人不可撤銷地同意這些關於索賠、訴訟、訴訟或訴訟的條款，並服從特拉華州法院的專屬管轄權。
我們的合夥協議受特拉華州法律管轄。我們的合夥協議包括專屬論壇、地點和司法管轄權條款，指定特拉華州法院為以任何方式引起或與合夥協議相關的所有索賠、訴訟、訴訟或法律程序的獨家地點，以衍生方式代表合夥企業提起，主張違反合夥企業或普通合夥人的任何受託責任或其他責任，或普通合夥人欠合夥企業或合夥人的受託責任或其他責任，主張根據特拉華州法案的任何規定產生的索賠，或主張受內部事務原則管轄的索賠。通過購買共同單位，有限合夥人不可撤銷地同意這些關於索賠、訴訟、訴訟或訴訟的條款，並服從特拉華州法院的專屬管轄權。如果有限合夥人與我們或我們的高級管理人員、董事或員工之間發生糾紛，有限合夥人可能需要在特拉華州尋求法律補救，特拉華州可能是一個不方便或偏遠的地方，而且被認為是一個更有利於企業的環境。他説：
我們可能會在沒有普通股持有人批准的情況下發行額外的普通股和其他股權，這將稀釋普通股的持有者。然而，除某些例外情況外，我們的合作協議不授權我們在沒有獲得B系列累計可轉換優先股持有人批准的情況下，發行優先於或與我們的B系列累計可轉換優先股持平的單位。
根據我們的合夥協議，我們被授權發行無限數量的額外權益，包括普通單位，而不需要單位持有人的投票，在某些情況下，除非獲得我們B系列累積可轉換優先股持有人的批准。我們增發普通股或其他同等或高級股權將產生以下影響：
•發行前普通股持有者在美國的比例所有權權益將減少；
•每個共同單位的現金分配量可能會減少；
•我們的應税收入與分配的比例可能會增加；
•每個先前未完成的共同單位的相對投票實力可能會減弱；以及
•普通單位的市場價格可能會下降。
然而，除某些例外情況外，我們的合夥協議不授權我們在未經B系列累計可轉換優先股持有人批准的情況下，就分配權、贖回義務或贖回權發行優先於或與B系列累計可轉換優先股同等的優先權或權利的證券。
對單位持有人的分配；單位價格和其他風險
我們普通合夥人採取的行動可能會影響可分配給單位持有人的運營產生的現金金額。
可供分配給單位持有人的運營產生的現金金額受到我們普通合夥人關於以下事項的決定的影響：
•資產購買和出售的金額和時間；
•現金支出；
•當前和未來債務的借款和償還；
•贖回全部或部分B系列累計可轉換優先股；
•增發單位；以及
•在任何季度創造、減少或增加準備金。
此外，我們的借款並不違反我們的普通合夥人對我們的單位持有人所承擔的任何義務。
我們的共同單位的市場價格可能會因在公共或私人市場上大量出售我們的共同單位而受到不利影響。
截至2023年12月31日，我們擁有209,991,223個普通單位和14,711,219個B系列累計可轉換優先股。各持股人可選擇在一對一的基礎上將其B系列累計可轉換優先股的全部或任何部分轉換為普通股，但須遵守慣例的反稀釋調整、對已應計但到期未支付的任何分配的調整，以及某些其他限制。在某些情況下，我們可以選擇將B系列累計可轉換優先股的全部或任何部分轉換為普通股。截至2023年12月31日及截至本申請日期，吾等尚未滿足所有該等條件，因此無權行使我們對B系列累計可轉換優先股的轉換權。持有者在公開市場上出售我們的大量普通單位，或認為這些出售可能發生，可能會對我們普通單位的價格產生重大不利影響，或削弱我們通過發行股權證券獲得資本的能力。
利率的提高可能會導致我們共同單位的市場價格下降
利率上升可能會導致對股權投資的需求總體上相應下降，特別是對以收益為基礎的股權投資，如我們的共同單位。由於其他投資機會導致的利率上升或對我們共同單位的需求減少，可能會導致我們共同單位的交易價格下降。
單位持有人可能有償還分配的責任。
在某些情況下，單位持有人可能需要償還錯誤退還或分配給他們的金額。根據特拉華州法案第17-607節，如果分配會導致我們的負債超過我們資產的公允價值，我們不得向我們的單位持有人進行分配。特拉華州法律規定，自不允許的分配之日起三年內，收到分配並且在分配時知道這違反了特拉華州法律的有限合夥人將對有限合夥承擔分配金額的責任。為確定是否允許分配，對合夥人的合夥權益負債和對合夥企業無追索權的負債不計算在內。
紐約證交所不要求像我們這樣的上市合夥企業遵守其某些公司治理要求。
由於我們是一家公開交易的合夥企業，紐約證券交易所不要求我們在普通合夥人的董事會中擁有多數獨立董事，也不要求我們設立薪酬委員會或提名和公司治理委員會。此外，由於我們是公開交易的合夥企業，紐約證券交易所不要求我們在發行某些單位之前獲得單位持有人的批准。因此，單位持有人將不會得到與某些公司的股東相同的保護，這些公司受到紐約證券交易所所有公司治理要求的約束。
如果單位持有人不是合資格的持有人，則該單位持有人的共同單位可被贖回。
我們對可能擁有我們單位的投資者採取了某些要求。符合資格的持有人是有限合夥人(A)其或其所有者的美國聯邦所得税地位不會或合理地不太可能對我們向客户收取的税率產生重大不利影響，以及(B)其所有權不會導致我們失去對我們資產的任何重要部分的所有權，這是由我們的普通合夥人在律師的建議下確定的。如果投資者不是合格的持有人，在我們的合夥協議規定的某些情況下，我們可以按當時的市場價格贖回該投資者持有的單位。贖回價格將以現金或由我們的普通合夥人決定的本票交付方式支付。
涉税風險
我們的税務待遇取決於我們作為合夥企業在美國聯邦所得税方面的地位，並且不需要繳納大量的實體級税收。如果美國國税局出於美國聯邦所得税的目的將我們視為一家公司，或者出於州税收的目的，我們將受到實體級税收的影響，那麼我們向普通單位持有人分配的現金將大幅減少。
對我們共同部門的投資預期的税後經濟效益在很大程度上取決於我們是否被視為美國聯邦所得税目的的合夥企業。
儘管根據特拉華州法律，我們被組織為有限合夥企業，但我們將被視為符合美國聯邦所得税目的的公司，除非我們滿足美國國税法第7704(D)(1)(E)條中的“合格收入”要求。根據我們目前的業務和現行的財政部法規，我們相信我們滿足了合格的收入要求。然而，我們沒有，也不打算要求美國國税局對這件事或任何其他影響我們的事情做出裁決。不符合資格收入要求或現行法律的變化可能會導致我們被視為美國聯邦所得税目的的公司，或以其他方式使我們作為一個實體納税。
如果出於美國聯邦所得税的目的，我們被視為一家公司，我們將按公司税率為我們的應税收入繳納美國聯邦所得税。對我們普通單位持有人的分配通常會像公司分配一樣再次徵税，任何收入、收益、損失或扣減都不會流向我們的普通單位持有人。由於我們作為一家公司將被徵收實體層面的税，因此對我們普通單位持有人的現金分配將大幅減少。此外，當前州法律的變化可能會使我們受到個別州額外的實體級税收的影響。由於普遍存在的州預算赤字和其他原因，幾個州正在評估通過徵收州收入、特許經營權和其他形式的税收來對合夥企業徵收實體税的方法。徵收這些税中的任何一項都可能大大減少對我們共同單位持有人的現金分配。因此，將我們視為一家公司或評估一大筆實體級税收將導致我們運營產生的預期現金和我們共同單位持有人的税後回報大幅減少，可能導致我們共同單位的價值大幅下降。
對上市合夥企業或對我們共同單位的投資的税收待遇可能會受到潛在的立法、司法或行政變化和不同解釋的影響，可能會追溯適用。
包括我們在內的上市合夥企業或對我們共同單位的投資的現行美國聯邦所得税待遇，可能會隨時因行政、立法或司法變化或不同的解釋而改變。國會議員不時提出並考慮對現行美國聯邦所得税法進行實質性修改，以影響上市合夥企業，包括取消我們有資格享受合夥企業税收待遇的提案。最近的提案規定在某些情況下擴大上市交易合夥企業的合格收入例外，其他提案則規定完全取消我們的合夥企業税收待遇所依賴的合格收入例外。此外，儘管上市合夥企業的單位持有人是，
受某些限制的限制，一般有權獲得相當於其上市交易可分配份額的20%的扣減
合夥企業的“合格業務收入”(如下文進一步討論)，這項扣除將於下列項目到期
自2025年12月31日之後開始的應納税年度。
此外，財政部已經發布了法規，未來也可能發佈，解釋那些影響公開交易合夥企業的法律。不能保證美國聯邦所得税法或財政部對合格收入規則的解釋不會進一步改變，從而可能影響我們未來作為合夥企業的資格。
對美國聯邦所得税法或其解釋的任何修改都可能具有追溯力，可能會使我們更難或不可能滿足某些上市合夥企業被視為美國聯邦所得税合夥企業的例外。我們無法預測這些變化或其他建議最終是否會獲得通過或通過。任何此類變化都可能對我們共同單位的投資價值產生負面影響。我們敦促您就立法、法規或行政發展和建議的現狀及其對您在我們共同單位的投資的潛在影響諮詢您自己的税務顧問。
未來的立法可能會取消目前在石油和天然氣勘探和生產方面可獲得的某些美國聯邦所得税減免。此外，未來的聯邦或州立法可能會對石油和天然氣開採徵收新的或增加的税收或費用。
不時有人提出立法，如果成為法律，將對税法進行重大修改，包括對石油和天然氣公司目前可用的某些關鍵的美國聯邦所得税條款進行修改。這些法律變化包括但不限於：(I)廢除石油和天然氣資產的百分比損耗津貼；(Ii)取消目前扣除的無形鑽探和開發費用；以及(Iii)延長某些地質和地球物理支出的攤銷期限。國會可以考慮，並可以將這些提案中的一些或全部作為未來税制改革立法的一部分。此外，税收改革立法的其他更普遍的特徵，包括改變成本回收規則和利息支出扣除，也可能會改變石油和天然氣公司的税收。目前尚不清楚這些或類似的變化是否會生效，如果通過，任何此類變化將在多長時間內生效。由於這些提案或美國聯邦所得税法的任何類似變化而導致的任何立法的通過，可能會增加成本，或者取消或推遲我們目前可以獲得的某些税收減免，或者
我們在石油和天然氣開發方面的服務提供商。任何此類變化都可能對我們的財務狀況、經營業績和現金流產生不利影響。
如果美國國税局對我們所持的美國聯邦所得税立場提出異議，可能會對我們共同單位的市場產生不利影響，任何此類競爭的成本都將減少可用於分配給我們共同單位持有人的現金。
我們沒有要求美國國税局就我們作為合夥企業在美國聯邦所得税方面的待遇或任何其他影響我們的問題做出裁決。國税局可能會採取與我們不同的立場。可能有必要訴諸行政或法院程序來維持我們所採取的部分或全部立場。法院可能不會同意我們的部分或全部立場。與美國國税局的任何競爭都可能對我們共同單位的市場及其交易價格產生實質性的不利影響。此外，我們和國税局之間的任何競爭費用都將導致可用於分配給我們的普通單位持有人的現金減少，因此將由我們的普通單位持有人間接承擔。
如果美國國税局對我們的所得税申報單進行審計調整，它(和一些州)可以評估並直接從我們那裏收取因該審計調整而產生的任何税款(包括任何適用的罰款和利息)，在這種情況下，可用於分配給我們的普通單位持有人的現金可能會大幅減少，我們現在和以前的普通單位持有人可能被要求賠償我們因代表該等普通單位持有人支付的此類審計調整而產生的任何税款(包括任何適用的罰款和利息)。
如果美國國税局對我們的所得税申報單進行審計調整，它(和一些州)可能會評估並直接向我們收取因此類審計調整而產生的任何税款(包括任何適用的罰款和利息)。在可能的範圍內，我們的普通合夥人可以選擇直接向美國國税局繳納税款(包括任何適用的罰款和利息)，或者，如果我們有資格，向每一位普通單位持有人和前普通單位持有人發佈一份關於經審計和調整後的報税表的修訂信息聲明。雖然我們的普通合夥人可能會選擇讓我們的普通單位持有人和前普通單位持有人考慮此類審計調整，並在審計的納税年度內根據他們在我們的利益支付任何由此產生的税款(包括適用的罰款或利息)，但不能保證這種選擇在所有情況下都是實際的、允許的或有效的。因此，我們目前的共同單位持有人可能會承擔該審計調整產生的部分或全部税務責任，即使該等共同單位持有人在審計的納税年度內並不擁有我們的共同單位。如果由於任何此類審計調整，我們被要求支付税款、罰款和利息，可供分配給我們的普通單位持有人的現金可能會大幅減少，我們現在和以前的普通單位持有人可能需要就代表該等普通單位持有人支付的審計調整所產生的任何税款(包括任何適用的罰款和利息)向我們進行賠償。
即使您作為普通單位持有人沒有從我們那裏獲得任何現金分配，您也將被要求為您在我們應納税所得額中的份額納税。
您將被要求為您在我們應税收入中的份額繳納美國聯邦所得税，在某些情況下，還需要繳納州和地方所得税，無論您是否從我們那裏獲得現金分配。例如，如果我們出售資產並將所得用於償還現有債務或為資本支出提供資金，您可能會被分配應税收入和出售所產生的收益，我們可用於分配的現金不會增加。同樣，利用機會減少我們現有的債務，如債務交換、債務回購或修改我們現有的債務，可能會導致“取消債務收入”作為應税收入分配給我們的普通單位持有人，而不會增加我們可供分配的現金。您從我們那裏獲得的現金分配可能不等於您在我們應税收入中的份額，甚至不等於您就該收入應繳納的實際税款。
出售我們共同單位的税收收益或損失可能比預期的要多或少。
如果你出售你的普通單位，你將確認等於這些普通單位的變現金額和你的納税基礎之間的差額的收益或損失。由於超過您在我們應税收入淨額中可分配份額的分配減少了您在您的共同單位中的納税基礎，因此，如果您以高於您在這些共同單位中的納税基礎的價格出售您的共同單位，那麼先前相對於您出售的共同單位的超額分配金額(如果有)實際上將成為您的應税收入，即使您收到的價格低於您的原始成本。此外，由於變現的金額包括普通單位持有人在我們無追索權債務中的份額，如果您出售您的普通單位，您可能會產生超過您從出售中獲得的現金金額的納税義務。
出售您的公共單位所實現的金額的很大一部分，無論是否代表收益，可能會作為普通收入對您徵税，因為可能會重新獲得項目，包括重新計入折舊。因此，您可能會認識到
如果出售公用事業單位的變現金額低於公用事業單位的調整基礎，則包括出售公用事業單位的普通收入和資本損失。淨資本損失可能只會抵消資本收益，就個人而言，每年最多可抵消3,000美元的普通收入。在您出售公用事業單位的納税期間，您可以確認出售前我們對您的收入和收益的分配所產生的普通收入，以及通常不能被出售公用事業單位時確認的任何資本損失所抵消的收回項目的普通收入。
單位持有人扣除我們所產生的利息支出的能力可能受到限制。
一般來説，我們有權扣除在我們的納税年度內可適當分配給我們的貿易或業務的債務所支付或應計的利息。然而，我們對“商業利息”的扣除僅限於我們的商業利息收入和我們“調整後的應税收入”的30%之和。就這一限制而言，我們的調整後應納税所得額的計算不考慮任何業務利息支出或業務利息收入。
如果我們的“商業利益”受到這些規則的限制，我們的單位持有人在扣除分配給他們的任何利息費用的份額方面的能力將受到限制。因此，單位持有人扣除我們所產生的利息支出的能力可能會受到限制。
免税實體因擁有我們的共同單位而面臨獨特的税收問題，這可能會給它們帶來不利的税收後果。
免税實體對我們共同單位的投資，如員工福利計劃和個人退休賬户(稱為IRA)，帶來了它們特有的問題。例如，我們分配給免徵美國聯邦所得税的組織的幾乎所有收入，包括IRA和其他退休計劃，可能都是不相關的企業應税收入，可能需要向他們徵税。此外，該免税組織在出售或以其他方式處置我們的單位時確認的任何收益的全部或部分可能是與企業無關的應税收入，並可能對其徵税。免税實體在投資於我們的共同單位之前應諮詢税務顧問。
非美國普通單位持有者將被徵收美國税，並就其收入和擁有我們共同單位的收益預扣。
非美國普通單位持有人通常對與美國貿易或企業有效相關的收入(“有效相關收入”)徵税，並遵守美國的所得税申報要求。分配給我們共同單位持有人的收入和出售我們共同單位的任何收益通常被認為與美國的貿易或企業“有效地聯繫在一起”。因此，對非美國普通單位持有人的分配將按最高適用的有效税率預扣，出售或以其他方式處置共同單位的非美國普通單位持有人也將因出售或處置該共同單位而獲得的收益繳納美國聯邦所得税。除了對有效關聯收入的分配徵收預扣税外，對非美國普通單位持有人的分配也將對超過我們累計淨收入的任何分配金額徵收10%的預扣税。由於計算的複雜性和不清楚如何適用於我們，我們沒有為這些目的計算我們的累計淨收入，因此我們打算將我們的所有分配視為超過我們的累積淨收入，並繳納10%的預扣税。因此，對非美國普通單位持有人的分配將被徵收等於最高適用有效税率和10%之和的綜合預扣税率。
此外，在從事美國貿易或業務的合夥企業中，權益的受讓人通常被要求扣留轉讓人“變現金額”的10%，除非轉讓人證明該權益不是外國人。
雖然合夥人的“變現金額”的確定通常包括合夥人在合夥企業負債中所佔份額的任何減少，但財政部條例規定，在轉讓上市合夥企業(如我們的共同單位)的權益時，“變現金額”通常是支付給代表轉讓人進行適用轉讓的經紀人的總收益金額，因此在確定時將不考慮該合夥人在上市合夥企業的負債中所佔份額的任何減少。對於通過經紀人進行的公開交易合夥企業的權益轉讓，轉讓人的經紀人負有扣留義務。目前和未來預期的非美國普通單位持有人應諮詢他們的税務顧問，瞭解這些規則對我們共同單位投資的影響。
我們對待每個購買公共單位的人都享有相同的税收優惠，而不考慮實際購買的公共單位。美國國税局可能會對這一待遇提出質疑，這可能會對共同單位的價值產生不利影響。
由於我們無法匹配我們共同單位的轉讓方和受讓方，以及其他原因，我們採用了可能不符合現有財政部規定的所有方面的折舊和攤銷頭寸。一位成功的國税局
對這些職位的挑戰可能會對您獲得的税收優惠金額產生不利影響。它還可能影響這些税收優惠的時間或您出售公共單位的收益金額，並可能對我們公共單位的價值產生負面影響，或導致對您的納税申報單進行審計調整。
我們通常在每個月的第一天根據我們共同單位的所有權，而不是根據特定共同單位的轉讓日期，在我們共同單位的轉讓方和受讓方之間按比例分配我們的收入、收益、損失和扣除項目。美國國税局可能會對這種待遇提出質疑，這可能會改變我們共同的單位持有人之間收入、收益、損失和扣除項目的分配。
我們一般於每月第一天（“分配日期”）根據我們的共同單位的擁有權，而非根據特定共同單位的轉讓日期，每月在我們共同單位的轉讓人及受讓人之間按比例分配我們的收入、收益、虧損及扣減項目。同樣，我們通常分配（i）資本增加折舊的某些扣除，（ii）出售或其他處置我們資產的收益或損失，以及（iii）由普通合夥人酌情決定，基於分配日期的所有權的任何其他收入，收益，損失或扣除的特殊項目。《財政部條例》允許類似的月度簡化慣例，但此類條例並未具體授權我們的按比例分配方法的所有方面。如果美國國税局要挑戰我們的按比例分配方法，我們可能會被要求改變我們的共同單位持有人之間的收入，收益，損失和扣除項目的分配。
普通單位持有人 其共同單位是證券貸款的對象（例如，向“賣空者”提供貸款以涵蓋共同單位的賣空）可被視為已處置那些共同單位。如果是這樣的話，在貸款期間，這種共同單位持有人在税務上將不再被視為這些共同單位的合夥人，並可以確認處置的收益或損失。
由於沒有具體的規則來管理美國聯邦所得税的後果貸款的合夥利益，共同單位持有人的共同單位是證券貸款的主題可能被認為是已經處置了貸款的共同單位。在這種情況下，共同單位持有人可能不再被視為在貸款給賣空者期間與這些共同單位有關的税務目的的合夥人，共同單位持有人可能會確認這種處置的收益或損失。此外，在貸款期間，我們與這些共同單位有關的任何收入、收益、損失或扣除可能不需要由共同單位持有人報告，而共同單位持有人收到的與這些共同單位有關的任何現金分配可能作為普通收入全額徵税。希望確保其作為合夥人的地位並避免從證券貸款中獲得認可的風險的普通單位持有人應諮詢税務顧問，以確定是否應修改任何適用的經紀賬户協議，以禁止其經紀人借用其普通單位。
作為普通單位持有人，您可能會因投資我們的普通單位而在您不居住的司法管轄區繳納州和地方税以及申報要求。
除了美國聯邦所得税，您可能還需要繳納其他税收，包括州和地方税、非法人營業税以及遺產税、遺產税或無形税，這些税收是由我們現在或將來開展業務或擁有財產的各個司法管轄區徵收的，即使您不住在這些司法管轄區。我們在幾個州擁有資產並開展業務，其中許多州徵收個人所得税，並對公司和其他實體徵收所得税。您可能需要提交州和地方所得税申報表，並在這些司法管轄區繳納州和地方所得税。此外，您可能會因未能遵守這些要求而受到處罰。當我們進行收購或擴大業務時，我們可能會在徵收個人所得税的其他州或外國司法管轄區擁有資產或開展業務。您有責任提交所有美國聯邦、外國、州和地方納税申報表，並支付這些司法管轄區的任何税款。您應諮詢您自己的税務顧問，瞭解此類納税申報表的提交、此類税款的支付以及任何已支付税款的可扣除性。
雖然我們相信我們的普通單位持有人有權獲得與合格業務收入相關的20%扣除，但將扣除應用於特許權使用費收入並非毫無疑問。
在2017年12月31日之後至2025年12月31日或之前的納税年度，個人普通單位持有人有權獲得相當於其可分配份額的20%的扣除額。儘管我們預計我們的大部分收入都有資格享受這一扣減，但這些規則是否適用於礦產權益收入，如特許權使用費收入，並不完全清楚。美國國税局可能會質疑我們對特許權使用費收入的處理方式，因為它有資格扣除。
儘管我們的律師建議我們，根據現行法律，我們的特許權使用費收入應該有資格扣除，但不能保證國税局不會質疑我們對特許權使用費收入作為有資格扣除的待遇。
一般風險因素
作為公開交易的合夥企業，我們已經並將繼續招致成本增加。
作為一家上市合夥企業，我們已經並將繼續產生重大的法律、會計和其他費用，這些費用在首次公開募股之前沒有發生。此外，薩班斯-奧克斯利法案以及美國證券交易委員會和紐約證券交易所實施的規則要求上市實體維持各種進一步增加成本的公司治理實踐。在我們能夠向我們的單位持有人進行分配之前，我們必須首先支付或預留我們的費用，包括作為公開交易合夥企業的成本。因此，我們可以分配給單位持有人的現金數量將受到與上市合夥企業相關的成本的影響。
首次公開招股後，我們受制於1934年證券交易法(“交易法”)的公開報告要求。這些要求增加了我們的法律和財務合規成本。
我們共同單位的價格可能會大幅波動，單位持有人可能會損失他們的全部或部分投資。
我們共同單位的市場價格可能會受到許多因素的影響，其中一些因素是我們無法控制的，包括這些風險因素中其他地方描述的那些因素。
如果我們不能發展或維持一個有效的內部控制系統，我們可能無法準確地報告我們的財務結果或防止欺詐。因此，現有和潛在的單位持有人可能會對我們的財務報告失去信心，這將損害我們的業務和我們單位的交易價格。
有效的內部控制對於我們提供可靠的財務報告、防止欺詐以及作為上市合夥企業成功運營是必要的。如果我們不能提供可靠的財務報告或防止欺詐，我們的聲譽和經營業績將受到損害。我們不能確定我們開發和維護內部控制的努力是否會成功，我們是否能夠在未來對我們的財務流程和報告保持足夠的控制，或者我們是否能夠履行薩班斯-奧克斯利法案第404節規定的義務。例如，第404條要求我們每年審查和報告財務報告，並要求我們的獨立註冊會計師事務所證明我們對財務報告的內部控制的有效性。任何未能發展或維持有效的內部控制，或在實施或改善我們的內部控制方面遇到困難，都可能損害我們的經營業績或導致我們未能履行我們的報告義務。無效的內部控制還可能導致投資者對我們報告的財務信息失去信心，這可能會對我們共同單位的交易價格產生負面影響。
各種安全風險，包括網絡安全威脅、數據泄露和其他中斷，可能會對我們產生重大影響。
近年來，包括針對企業的網絡攻擊在內的各種安全風險不斷升級。作為美國石油和天然氣礦產權益的最大所有者和管理者之一，我們依靠電子系統和網絡來控制和管理我們的業務，並擁有多層安全來監控、緩解和管理這些風險。然而，這些系統和網絡，以及我們運營商的系統和網絡以及第三方基礎設施和運營，如管道和運輸設施，可能會受到複雜和故意的安全攻擊和安全漏洞，這可能導致腐敗或丟失敏感和有價值的數據或其他中斷。如果我們或我們的運營商遭遇攻擊或入侵，並且安全措施失敗，對我們的業務和我們所在的社區的潛在後果可能是嚴重的，包括腐敗或丟失敏感和有價值的數據、法律索賠或訴訟、保護個人信息隱私的法律責任、監管處罰、我們聲譽的損害以及我們業務的其他中斷，其中任何一項都可能對我們的業務產生不利影響。此外，隨着網絡攻擊變得日益複雜，以及全球數據隱私和安全監管框架的不斷演變和發展，我們可能會在修改、升級或增強我們的安全措施方面招致鉅額成本，我們在充分預測或實施足夠的安全措施或新的或修訂的授權流程以及在總體上減輕潛在傷害方面可能面臨困難。此外，任何實際或被認為不遵守任何新的或現有的法律、法規和其他義務的行為都可能導致罰款、處罰或其他責任。
項目1B。未解決的員工意見
沒有。
項目1C.網絡安全
隨着時間的推移，網絡安全威脅變得越來越多，越來越複雜，特別是石油和天然氣行業是惡意行為者的高度目標，他們試圖攻擊石油和天然氣基礎設施以破壞運營。由於我們專注於礦產和特許權使用費利益，因此我們不維護任何物質基礎設施;儘管如此，作為行業參與者，我們面臨的外部攻擊風險也會增加。我們致力於保護我們的信息技術系統和數據，管理與網絡安全威脅相關的風險，並實施旨在預防、檢測、調查和緩解任何可能構成網絡安全風險的事件的治理結構、流程和技術。
我們的信息技術副總裁（“信息技術副總裁”）在信息技術基礎設施團隊（“基礎設施團隊”）的支持下，與信息技術副總裁共同組成“網絡安全團隊”，主要負責評估和管理網絡安全威脅的風險。總的來説，網絡安全團隊的四名成員在私營和公共部門擁有超過75年的網絡安全相關經驗，包括外圍和內部網絡安全，安全電子郵件網關，B2B和B2C電子商務，內部和雲存儲環境安全以及勒索軟件保護解決方案。此外，網絡安全團隊的成員擁有與我們部署的技術相關的多項網絡安全認證。
我們的董事會負責監督整個企業的風險管理，包括網絡安全風險管理，而審計委員會則協助董事會監督網絡安全事宜。IT副總裁定期向高級管理層報告網絡安全事宜，並至少每年向審核委員會報告一次，如有需要，可更頻繁地報告。審核委員會則就相關網絡安全事宜定期向董事會作出報告。
我們的IT副總裁、基礎設施團隊經理和總法律顧問組成了信息安全委員會，該委員會最初負責根據我們的正式事件響應計劃評估和響應網絡安全事件。根據事故應對計劃，更嚴重的事故會上報給其他高級管理層成員，包括首席執行官、首席財務官和首席會計官，以及審核委員會和我們的外聘核數師（如適用）。
我們維持以下流程以評估、識別及管理網絡安全威脅的風險：
•持續威脅評估。我們維護多個威脅情報訂閲，並持續監控相關的網絡安全資源，以識別和預測我們的網絡基礎設施面臨的潛在威脅。
•分層安全。我們使用多個安全級別作為我們減少網絡攻擊風險的努力的一部分。我們利用並維護周邊網絡防禦解決方案，以阻止網絡入侵企圖。在我們的網絡中，我們利用終端安全和勒索軟件檢測和預防解決方案，並使用對警報和活動的持續監控來識別和響應任何可能與威脅相關的違規行為。
•培訓和意識。我們對員工進行意識培訓，作為使他們能夠識別和報告網絡安全威脅的努力的一部分。我們需要在員工和承包商入職期間進行網絡安全培訓，我們尋求通過至少每季度進行一次網絡釣魚測試來加強培訓，這是我們努力降低成功的網絡釣魚和社會工程攻擊可能性的一部分。
•網絡安全工具和流程以及行業標準。我們參考NIST和ISO發佈的行業標準，作為我們在整個環境中保持最佳實踐的努力的一部分，我們使用各種網絡安全工具和流程來管理網絡安全威脅，包括網絡和系統身份驗證、網絡和基礎設施架構安全、終端安全和操作系統補丁。
•第三方網絡安全評估。我們聘請第三方顧問至少每年進行一次外部滲透測試。我們的網絡安全流程會根據這些評估的結果根據需要進行調整。評估結果將報告給審計委員會和董事會，我們的外部審計師至少每年一次審查我們的網絡安全解決方案和狀況。
•第三方風險管理。在允許第三方託管敏感數據之前，我們會進行信息安全評估。我們還確保我們的第三方提供商符合SOC-1或SOC-2，包括我們的銀行、工資和股票計劃管理關係。
儘管我們和我們的服務提供商過去經歷過網絡安全事件，但截至本報告之日，我們未發現任何已對我們造成重大影響或有合理可能對我們造成重大影響的網絡安全威脅，包括我們的業務戰略、運營結果或財務狀況。有關我們面臨的風險的更多信息，請閲讀第一部分第1A項。風險因素-一般風險因素-各種安全風險，包括網絡安全威脅、數據泄露和其他中斷，可能會對我們產生重大影響。
項目3.法律程序
雖然本公司在正常業務運作過程中可能不時涉及各項法律索償，但我們並不認為這些事項的解決會對本公司的財務狀況或經營業績造成重大不利影響。
項目4.礦山安全信息披露
不適用。
項目5.註冊人普通股、相關單位持有人事項和發行人購買股權證券的市場
我們的共同單位在紐約證券交易所上市，代碼為“BSM”。截至2024年2月16日，共有210,313,477個普通單位未結清，由368個記錄持有人持有。由於我們的許多共同單位是由經紀人和其他機構代表單位持有人持有的，我們無法估計這些記錄持有人代表的單位持有人的總數。截至2024年2月16日，我們還擁有14,711,219個B系列累計可轉換優先股。目前尚無公開市場交易B系列累計可轉換優先股。
通用單位性能曲線圖
下圖將我們普通股單位持有人的五年累計總回報與S指數和S油氣勘探與生產指數的五年累計總回報進行了比較。該圖假設2018年12月31日我們共同單位的投資價值為100.00美元。累計回報是假設分配的再投資計算出來的。
累計總收益的比較
假設初始投資為100美元 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 |
| 黑石礦業公司，L.P. | | $ | 100.00 | | | $ | 90.20 | | | $ | 51.09 | | | $ | 84.40 | | | $ | 149.18 | | | $ | 153.17 | |
| 標準普爾500指數 | | 100.00 | | | 131.49 | | | 155.68 | | | 200.37 | | | 164.08 | | | 207.21 | |
| S石油天然氣E&P指數 | | 100.00 | | | 90.56 | | | 58.06 | | | 96.72 | | | 140.31 | | | 144.91 | |
本年度報告中“通用單位業績圖表”標題下的信息是根據S-K規則第201(E)項提供的，除S-K規則第201(E)項所規定外，不應被視為“徵集材料”或已在美國證券交易委員會或受第14A或14C規則的約束，也不應被視為交易所法案第18條的責任。
根據股權補償計劃獲授權發行的證券
請參閲“第III部分，第12項.某些實益擁有人和管理層及相關單位持有人的擔保所有權”下有關根據我們的股權補償計劃授權發行的證券的參考資料。
最近出售的未註冊證券
沒有。
發行人及關聯購買人購買股權證券
沒有。
現金分配政策
我們的合夥協議一般規定，任何分配每季度按以下方式支付：
•第一B系列累計可轉換優先股持有者，金額相當於優先股面值的7.0%，至2023年11月27日，自2023年11月28日起調整至9.8%，此後每兩年重新調整一次；以及
•第二，給共同單位的持有人。
每個季度分配的現金數額將由董事會在該季度結束後對我們在該季度的運營產生的現金進行審查後確定。我們預計，我們將在每個季度分配我們運營產生的大部分現金。每個季度的運營產生的現金一般等於本季度我們調整後的EBITDA，減去償還債務、其他合同義務、固定費用以及董事會可能認為適當的未來運營或資本需求的準備金所需的現金。我們的意圖是，至少在未來幾年內，通過運營產生的現金、我們的信貸安排下的借款、我們簽署的分拆協議以及在某些情況下未來股權和債務發行的收益，為我們的大部分收購和營運利息資本需求提供資金。我們也可以借錢向我們的單位持有人進行分配，例如，我們認為分配水平在長期內是可持續的，但短期因素可能導致運營產生的現金不足以支付當時對我們共同單位的分配水平的分配。董事會可隨時及不時更改季度分派金額(如有)。我們的合作協議不要求我們按季度或其他方式按共同單位支付現金分配。請閲讀第I部分，第1A項。“風險因素-在我們的投資中固有的風險-董事會可隨時酌情修改或撤銷我們的現金分配政策。我們的合夥協議根本不要求我們為我們的共同單位支付任何分配。如果我們進行分銷，只要我們的B系列累積可轉換優先股是優秀的，我們的B系列累積可轉換優先股持有人就擁有優先於我們普通單位持有人的分配權。“有關我們的B系列累計可轉換優先股對分銷的相對權利和特權的説明，請閲讀下面的“B系列累計可轉換優先股”。
現金分配的限制和我們改變現金分配政策的能力
不能保證我們會將現金分配給我們的單位持有人。董事會可隨時更改我們的現金分配政策，並受某些限制，包括：
•我們的普通單位持有人沒有按季度或其他基礎從我們那裏獲得現金分配的合同或其他法律權利，如果支付了分配，普通單位持有人將僅在分配金額超過必須支付給我們的B系列累積可轉換優先單位持有人的分配的範圍內才能獲得分配。
•在其他契約中，我們的信貸安排要求我們保持總債務與EBITDAX的比率為3.5：1.0或更低，以及流動比率為1.0：1.0或更高。如果我們的信貸工具下出現違約，如果我們的信貸工具下的可用性低於貸款人承諾的10%，或者如果總債務與EBITDAX之比大於3.0，我們的信貸工具將限制我們的分配。如果我們無法遵守這些財務契約，或者如果我們違反了我們的信貸安排或任何未來債務協議下的任何其他契約，我們可能會被禁止進行分發，儘管我們聲明瞭分發政策。
•我們的普通合夥人有權建立現金儲備，以謹慎地開展我們的業務，建立或增加這些儲備可能會減少向我們的單位持有人分配的現金。我們的合夥協議不限制我們的普通合夥人可以建立的現金儲備的數量。我們的普通合夥人做出的任何建立現金儲備的決定都將對我們的單位持有人具有約束力。
•根據特拉華州法案第17-607節，如果分配會導致我們的負債超過我們資產的公允價值，則我們不得進行分配。
•我們可能缺乏足夠的現金來向我們的單位持有人支付分配，這是由於許多運營、商業或其他因素導致的運營產生的現金短缺，以及我們的運營或一般及行政費用的增加、我們未償債務的本金和利息支付、部分或全部B系列累積可轉換優先股的贖回、營運資本要求以及預期的現金需求。
我們預計，在建立現金儲備等之後，我們將繼續按季度將我們運營現金的大部分分配給我們的單位持有人。為了給我們的增長提供資金，我們最終需要的資本可能會超過我們在業務中保留的金額或從我們的信貸安排下借入的金額。如果從外部獲取資本的努力不成功，我們的增長能力可能會受到嚴重損害。
我們共同單位就一個季度支付的任何分配將在該季度結束後60天內支付。
B系列累計可轉換優先股
B系列累積可轉換優先股的持有者最初有權獲得相當於優先股每年面值7.0%的累積季度分派(“分派率”)。2023年11月28日，分配率調整為9.8%，此後每兩年進行一次調整(每兩年為一個“調整日”)。在每個調整日期設定的利率等於(I)在緊接相關調整日期之前有效的分派利率和(Ii)截至該調整日期的10年期國庫券利率加5.5%年利率中的較大者；然而，對於任何應計但未支付季度分派的季度，該季度的當時分派利率應每年增加2.0%。在支付支付給優先股的季度分派之前，我們不能支付任何初級證券的任何分派，包括我們的任何共同單位，包括任何以前應計和未支付的分派。
B系列累計可轉換優先股可由每個持有者在其期權的基礎上一對一地全部或部分轉換為普通單位，購買價為20.39美元，並進行調整，以實施截至最近申報日期適用的B系列累計可轉換優先股的任何應計但未支付的累積分配。然而，吾等並無責任履行任何有關該等轉換的請求，前提是該等請求並不涉及基於緊接轉換通知日期前一個交易日的普通單位的收市價計算的至少1,000萬美元的普通單位的基本價值，或該較低金額(如該行使涵蓋持有人的所有B系列累積可轉換優先股)。
我們有權在2024年2月26日之前贖回全部或部分B系列累計可轉換優先股(等於或大於1億美元)，贖回價格為每B系列累計可轉換優先股21.41美元，相當於面值的105%。此後，我們可以在2023年11月28日之後的每兩個週年日的90天內，按面值贖回優先股，相當於20.39美元。
第6項：保留
項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析
以下對本公司財務狀況和經營結果的討論和分析應與本年度報告中其他地方提交的綜合財務報表及其附註一起閲讀。本討論和分析包含涉及風險、不確定性和假設的前瞻性陳述。由於一些因素，實際結果可能與這些前瞻性陳述中預期的結果大不相同，包括“關於前瞻性陳述的告誡”和“第一部分，第1A項”中所述的那些因素。風險因素。這一討論包括對我們2023年和2022年的運營結果以及流動性和資本資源進行比較。關於2022年至2021年的變化以及與2021年有關的其他財務信息的討論，見第二部分第7項。在我們於2023年2月22日提交給美國證券交易委員會的Form 10-K年報中，《管理層對財務狀況和經營成果的討論與分析》。
概述
截至2023年12月31日，我們的礦產和特許權使用費權益位於美國大陸的41個州，包括所有主要的陸上生產盆地。這些不承擔成本的權益包括擁有約6.8萬口生產油井的所有權。我們還擁有非運營的工作權益，其中很大一部分位於我們的頭寸上，我們還擁有礦產和特許權使用費權益。當所生產的石油和天然氣的控制權移交給客户並且銷售價格的可收集性得到合理保證時，我們確認來自我們的礦產和特許權使用費以及生產油井的非運營工作權益的石油和天然氣收入。我們的其他收入來源包括礦物租賃獎金和延遲租金，根據租賃協議的條款，這些收入被確認為收入。
最新發展動態
謝爾比海槽發展動態
在德克薩斯州的安吉利納縣，根據我們與Aethon的開發協議，目前有24口油井在生產，另有20口油井正在鑽探或完成。根據與德克薩斯州聖奧古斯丁縣Aethon達成的另一項開發協議，目前有13口油井正在生產，另有4口油井正在鑽探或等待完井作業。
2023年12月，我們接到通知，Aethon正在德克薩斯州東部的Angelina縣和San Augustine縣行使其與我們的聯合勘探協議中的“暫停”條款。當天然氣價格跌破規定的門檻時，Aethon可以選擇暫停鑽探義務，最長連續9個月，在任何48個月期間最多暫停18個月。Aethon此前沒有援引協議中的超時條款。
超時條款僅適用於2023年12月之後發生的鑽探義務和相關開發活動。根據與Aethon正在進行的討論，我們預計在2023年12月援引暫停時間之前已經開始鑽探作業的油井不會發生實質性變化。我們繼續與Aethon密切合作，最終敲定未來的發展計劃，並評估暫停鑽探義務的影響和任何潛在的較長期影響。
奧斯汀粉筆動態
我們在德克薩斯州東部的布魯克蘭奧斯汀粉筆遊戲中擁有大量的礦產頭寸。我們已經與多家運營商達成協議，在德克薩斯州東部的奧斯汀粉筆地區鑽探油井，我們在那裏擁有大量的種植面積。布魯克蘭油田的測試項目結果表明，與奧斯汀白堊層的老式未模擬油井相比，現代完井技術具有提高產量和增加儲量的潛力。到目前為止，有29口現代化完井正在油田生產。
營商環境
以下信息旨在提供對石油和天然氣商業環境的廣泛概述，因為它影響我們。
大宗商品價格和需求
根據供需動態，石油和天然氣價格歷來波動較大。為了管理與我們的石油和天然氣生產預計銷售相關的現金流的可變性，我們使用了各種衍生工具，最近包括固定價格掉期合同和無成本套頭合同。
由於幾個因素，包括天然氣需求減少和全球石油庫存增加，2023年期間商品價格比上一時期有所下降。美國能源情報署(EIA)預測，2024年天然氣價格將略高，原因是天然氣產量增長放緩，美國液化天然氣出口增加，特別是在預計將於年底增加新的出口能力之後。增長放緩反映出與二疊紀盆地石油鑽探相關的天然氣產量下降。然而，EIA預計，價格上漲壓力將受到電力行業天然氣消費相對持平和庫存持續高企的限制。在2023年的大部分時間裏，油價相對持平。2023年9月，在沙特將自願原油減產延長至年底，美國商業原油庫存降至2022年初以來的最低水平後，油價上漲。儘管歐佩克+成員國降低了產量目標，但由於對全球石油需求增長的持續擔憂以及全球石油庫存的增加，油價在第四季度有所下降。EIA預計，雖然歐佩克+減產將導致2024年第一季度全球石油庫存減少，但全球庫存將在2024年最後三個季度增加，因為需求增長放緩的速度再次超過了供應增長的增長速度。然而，自12月初以來，圍繞關鍵的紅海航道的緊張局勢加劇，以及中東的其他事態發展，增加了價格上漲的壓力，如果這些緊張局勢持續或升級，有可能擾亂全球石油貿易流動，進一步推高全球油價。鑑於這些事件的動態性質，以及烏克蘭動盪的地緣政治衝突，我們無法合理估計這些市場狀況將持續多久。雖然我們使用衍生品工具來部分緩解大宗商品價格波動的影響，但我們的收入和經營業績在很大程度上取決於石油和天然氣的現行價格。
下表反映了每個季度末的大宗商品價格： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023 |
| 基準價格 | | 第四季度 | | 第三季度 | | 第二季度 | | 第一季度 |
WTI現貨原油(美元/桶)1 | | $ | 71.89 | | | $ | 90.77 | | | $ | 70.66 | | | $ | 75.68 | |
Henry Hub現貨天然氣(美元/MMBtu)1 | | $ | 2.58 | | | $ | 2.68 | | | $ | 2.48 | | | $ | 2.10 | |
1 來源：環評
鑽機數量
由於我們不是任何生產資產的有記錄的運營商，因此我們土地上的鑽探依賴於租賃我們土地的勘探和生產公司。除了我們向運營商尋求的鑽探計劃外，我們還監控鑽機數量，以努力確定我們土地上現有和未來的租賃和鑽探活動。
下表顯示了每個季度末的鑽機數量： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023 |
美國旋轉鑽機數量1 | | 第四季度 | | 第三季度 | | 第二季度 | | 第一季度 |
| 油 | | 500 | | | 502 | | | 545 | | | 592 | |
| 天然氣 | | 120 | | | 116 | | | 124 | | | 160 | |
| 其他 | | 2 | | | 5 | | | 5 | | | 3 | |
| 總計 | | 622 | | | 623 | | | 674 | | | 755 | |
1 消息來源：貝克休斯公司
天然氣儲氣庫
我們收入的很大一部分來自於我們利益所致的石油生產的銷售；然而，我們的大部分生產是天然氣。天然氣價格受全年儲存水平的影響很大。因此，我們定期監測天然氣儲存報告，以評估我們的業務及其前景。
從歷史上看，天然氣供需是季節性波動的。4-10月，天氣較暖和，天然氣需求較低，天然氣儲氣量普遍增加。從11月到3月，隨着公用事業公司從庫存中提取天然氣，以滿足天氣變冷導致的供暖需求增加，庫存水平通常會下降。為了維持足夠的儲存水平以滿足增加的季節性需求，夏季月份天然氣產量的一部分必須用於儲存注入。用於儲存的生產部分每年都不同，這取決於前一個冬季的需求和夏季幾個月用於冷卻的電力需求。EIA預測，庫存將在2024年3月底的退出季節結束時達到1.9Tcf，比五年平均水平高出15%。EIA預計，2024年10月底，庫存將升至4.0Tcf，比五年平均水平高出6%。
下表顯示了每個季度末各地區的天然氣儲存量： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023 |
區域1 | | 第四季度 | | 第三季度 | | 第二季度 | | 第一季度 |
| | | (Bcf) |
| 東 | | 799 | | | 847 | | | 643 | | | 335 | |
| 中西部 | | 968 | | | 991 | | | 705 | | | 421 | |
| 高山 | | 228 | | | 239 | | | 173 | | | 80 | |
| 太平洋 | | 280 | | | 278 | | | 216 | | | 73 | |
| 中南部 | | 1,201 | | | 1,090 | | | 1,141 | | | 921 | |
| 總計 | | 3,476 | | | 3,445 | | | 2,878 | | | 1,830 | |
1 來源：環評
天然氣出口
EIA預計，2024年天然氣出口將增加，無論是通過管道還是液化天然氣。EIA預測，2024年的平均出口量為每天12.1bcf，比2023年的水平增長2%。
2024年1月，拜登政府宣佈，暫停批准某些新液化天然氣設施的未決和未來申請，等待美國能源部的審查，該審查旨在評估是否應該在此類液化天然氣出口項目的授權過程中更多地考慮氣候影響。現在知道這次審查的結果，以及這種審查結果可能對液化天然氣出口增長產生的任何影響還為時過早。
我們如何評估我們的運營
我們使用各種運營和財務指標來評估我們的業績。管理層考慮的措施如下：
•石油和天然氣的產量；
•商品價格，包括衍生工具的影響；以及
•調整後的EBITDA和可分配現金流。
石油和天然氣產量
為了跟蹤和評估我們資產的表現，我們從構成我們廣泛資產基礎的各種盆地和業務中監控和分析我們的產量。我們還定期將預計數量與實際報告數量進行比較，並調查意外差異。
大宗商品價格
影響石油和天然氣銷售價格的因素
我們收到的石油、天然氣和NGL的價格因地理區域而異。這些產品的相對價格由影響全球和區域供需動態的因素決定，如經濟狀況、生產水平、交通便利、天氣週期和其他因素。此外，實際價格還受到產品質量以及與消費和煉油市場的接近程度的影響。實現價格和紐約商品交易所價格之間的任何差異都稱為差額。我們所有的產品都來自位於美國的物業。
•油。我們生產的大部分石油是以現行市場價格出售的，市場價格會隨着許多我們無法控制的因素而波動。NYMEX輕質低硫原油，俗稱WTI，是國內流行的石油定價指數。我們的大部分石油生產是按現行市場價格定價的，最終實現價格受質量和區位差異的影響。
石油的化學成分在其提煉和隨後作為石油產品銷售方面發揮着重要作用。因此，相對於基準石油的化學成分的變化，通常是WTI，將導致價格調整，這通常被稱為質量差異。對質量差異影響最大的特徵包括油的密度，如API重力的特徵，以及硫等雜質的存在和濃度。
區位差異通常是基於生產的石油離消費和煉油市場以及主要交易點的距離而產生的運輸成本。
•天然氣。Henry Hub的NYMEX報價是美國天然氣定價的一個廣泛使用的基準。由於質量和地理位置的差異，天然氣銷售實現的實際體積價格與NYMEX報價不同。
質量差異源於以BTU為單位測量的天然氣熱值，以及硫化氫、二氧化碳和氮氣等雜質的存在。含有乙烷和較重碳氫化合物的天然氣的Btu值較高，將實現比以甲烷為主的天然氣更高的體積價格，而甲烷的Btu值較低。雜質濃度較高的天然氣將實現較低的體積價格，這是因為銷售時天然氣中存在雜質，或者處理天然氣以滿足管道質量規範的成本。
天然氣目前的全球運輸系統有限，它受到基於當地供需狀況和將天然氣運輸到終端用户市場的成本的價格差異的影響。
對衝
我們訂立衍生工具，以部分減輕商品價格波動對我們營運所產生現金的影響。有時，這類工具可能包括可變價格到固定價格的掉期、固定價格合同、無成本項圈和其他合同安排。這些衍生工具的影響可能會影響我們最終實現的收入數額。
我們的未平倉衍生品合約由固定價格掉期合約組成。根據固定價格掉期合約，如果結算價格低於掉期執行價，交易對手必須向我方付款。相反，如果結算價高於掉期執行價，我們需要向交易對手付款。如果我們與一個交易對手有多個未完成的合同，除非受到我們協議的限制，我們將淨結清合同款項。
未來我們可能會採用固定價格掉期合同以外的合同安排，以緩解價格波動的影響。如果未來大宗商品價格下跌，我們的對衝合約將在一定程度上緩解價格下跌對我們未來收入的影響。我們截至2023年12月31日的未平倉石油和天然氣衍生品合約在本年度報告其他部分包括的合併財務報表的附註5--商品衍生品金融工具中詳細介紹。
根據我們的信貸安排條款，我們被允許對衝預期未來月產量的某些百分比，該百分比等於(I)內部預測產量和(Ii)最近三個月報告產量的平均值中的較小者。
我們被允許(但不是必需的)在前24個月對衝高達90%的此類交易量，在第25至36個月對衝70%，在第37至48個月對衝50%。截至2023年12月31日，我們已經對衝了2024年可用石油和凝析油對衝交易量的73%和可用天然氣對衝交易量的66%。
我們打算根據我們的資產和大宗商品價格環境持續監測產量，並將不時在上述與此類產量相關的百分比內增加額外的對衝。我們不會為投機目的而訂立衍生工具。
非公認會計準則財務指標
調整後的EBITDA和可分配現金流量是我們的管理層和財務報表的外部使用者(如投資者、研究分析師和其他人)使用的補充非GAAP財務指標，用於評估我們資產的財務業績和我們長期維持分配的能力，而不考慮融資方法、資本結構或歷史成本基礎。
我們將經調整EBITDA定義為扣除利息支出、所得税和折舊、損耗及攤銷前的淨收益(虧損)，經調整後的淨收益(虧損)包括石油和天然氣資產的減值(如有)、資產報廢債務的增加、商品衍生工具的未實現損益、基於非現金股權的補償以及出售資產的損益(如有)。我們將可分配現金流量定義為調整後的EBITDA加上或減去某些非現金經營活動的金額、現金利息支出、對優先單位持有人的分配以及重組費用(如果有)。
調整後的EBITDA和可分配現金流量不應被視為淨收益(虧損)、運營收益(虧損)、運營活動現金流量或根據美國公認會計原則(“GAAP”)提出的任何其他財務業績衡量標準的替代指標，也不應被視為比這些指標更有意義的指標。
調整後的EBITDA和可分配現金流量作為分析工具有重要的侷限性，因為它們排除了一些但不是所有影響淨收益(虧損)的項目，淨收益(虧損)是最直接可比的GAAP財務衡量標準。我們對調整後EBITDA和可分配現金流的計算可能與其他公司類似名稱的衡量標準的計算不同。
下表列出了所示期間的淨收益(虧損)與調整後的EBITDA和可分配現金流量的對賬，這是GAAP財務指標中最直接的可比性指標： | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至12月31日的一年， |
| | | 2023 | | 2022 |
| | | (單位：千) |
| 淨收益(虧損) | | $ | 422,549 | | | $ | 476,480 | |
| 調整以對賬調整後的EBITDA： | | | | |
| 折舊、損耗和攤銷 | | 45,683 | | | 47,804 | |
| | | | |
| 利息支出 | | 2,754 | | | 6,286 | |
| 所得税支出(福利) | | 320 | | | 58 | |
| 資產報廢債務的增加 | | 1,042 | | | 861 | |
| 基於股權的薪酬 | | 10,829 | | | 17,388 | |
| 商品衍生工具的未實現(收益)損失 | | (8,394) | | | (82,486) | |
| (收益)出售資產損失，淨額 | | (73) | | | (17) | |
| 調整後的EBITDA | | 474,710 | | | 466,374 | |
| 對賬至可分配現金流的調整： | | | | |
| 遞延收入變動 | | (9) | | | (30) | |
| 現金利息支出 | | (1,715) | | | (4,282) | |
| 首選單位分佈 | | (21,776) | | | (21,000) | |
| 可分配現金流 | | $ | 451,210 | | | $ | 441,062 | |
經營成果
截至2023年12月31日的年度與截至2022年12月31日的年度比較
下表顯示了我們在上述期間的生產、收入和運營費用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2023 | | 2022 | | 方差 |
| | | (千美元，除已實現價格外) |
| 生產： | | | | | | | | |
石油和凝析油(MBbls) | | 3,757 | | | 3,591 | | | 166 | | | 4.6 | % |
天然氣(MMCF)1 | | 64,647 | | | 59,778 | | | 4,869 | | | 8.1 | % |
| 等價物(MBOE) | | 14,532 | | | 13,554 | | | 978 | | | 7.2 | % |
| 等當量/天(MBOE) | | 39.8 | | | 37.1 | | | 2.7 | | | 7.3 | % |
| 不含衍生品的實際價格： | | | | | | | | |
| 石油和凝析油(美元/桶) | | $ | 76.74 | | | $ | 93.65 | | | $ | (16.91) | | | (18.1) | % |
天然氣(美元/mcf)1 | | 3.10 | | | 7.28 | | | (4.18) | | | (57.4) | % |
| 等價物(美元/BOE) | | $ | 33.62 | | | $ | 56.90 | | | $ | (23.28) | | | (40.9) | % |
| 收入： | | | | | | | | |
| 石油和凝析油銷售 | | $ | 288,296 | | | $ | 336,287 | | | $ | (47,991) | | | (14.3) | % |
天然氣和天然氣液體銷售1 | | 200,297 | | | 434,945 | | | (234,648) | | | (53.9) | % |
| 租賃紅利和其他收入 | | 12,506 | | | 13,052 | | | (546) | | | (4.2) | % |
| 與客户簽訂合同的收入 | | 501,099 | | | 784,284 | | | (283,185) | | | (36.1) | % |
| 商品衍生工具收益（虧損） | | 91,117 | | | (120,680) | | | 211,797 | | | (175.5) | % |
| 總收入 | | $ | 592,216 | | | $ | 663,604 | | | $ | (71,388) | | | (10.8) | % |
| 運營費用： | | | | | | | | |
| 租賃經營費用 | | $ | 11,386 | | | $ | 12,380 | | | $ | (994) | | | (8.0) | % |
| 生產成本和從價税 | | 56,979 | | | 66,233 | | | (9,254) | | | (14.0) | % |
| 勘探費 | | 2,148 | | | 193 | | | 1,955 | | | 1013.0 | % |
| 折舊、損耗和攤銷 | | 45,683 | | | 47,804 | | | (2,121) | | | (4.4) | % |
| | | | | | | | |
| 一般和行政 | | 51,455 | | | 53,652 | | | (2,197) | | | (4.1) | % |
| 其他費用： | | | | | | | | |
| 利息支出 | | 2,754 | | | 6,286 | | | (3,532) | | | (56.2) | % |
1 作為礦產和特許權使用費權益所有者，我們的運營商經常向我們提供不充分和不一致的NGL量數據。因此，我們無法可靠地確定與我們面積上的天然氣生產相關的NGL總量。因此，我們報告的產量中不包括NGL產量;然而，NGL的收入包括在我們的天然氣收入和我們對天然氣實現價格的計算中。
收入
截至二零二三年十二月三十一日止年度的總收益較截至二零二二年十二月三十一日止年度減少。總收益較同期減少主要由於已實現商品價格下跌，部分被二零二三年產量增加及商品衍生工具收益（二零二二年為虧損）所抵銷。
石油和凝析油銷售。 截至2023年12月31日止年度的石油及凝析油銷售額低於2022年同期，原因是已實現商品價格下跌部分被產量增加所抵消。石油和凝析油產量的增加主要是由於二疊紀盆地產量的增加。我們的礦物
截至2023年及2022年12月31日止年度各年，石油及凝析油產量及特許權使用費權益分別佔石油及凝析油總量的94%及93%。
天然氣及液化天然氣銷售。 截至2023年12月31日止年度，天然氣及NGL銷售較截至2022年12月31日止年度減少，原因是已實現商品價格下跌被產量增加所抵銷。天然氣和NGL產量的增加是由Haynesville/Bossier趨勢的新發展推動的，包括謝爾比海槽Aethon開發計劃的新活動。礦產和特許權使用費權益產量佔94%， 我們92%的天然氣產量用於 截止的年數 2023年12月31日 和2022年。
商品衍生工具的損益。我們收到的現金結算代表已實現收益，而我們支付的現金結算代表與我們的大宗商品衍生品工具相關的已實現虧損。除現金結算外，我們還確認商品衍生工具在每個報告期的公允價值變化。公允價值的變化源於每個報告期內可能出現的新頭寸和結算，以及合同價格和相關遠期曲線之間的關係。2023年，我們從大宗商品衍生品中確認了8270萬美元的已實現收益和840萬美元的未實現收益，而2022年的已實現虧損和未實現收益分別為2.032億美元和8250萬美元。2023年我們大宗商品合約的未實現收益主要是由於天然氣遠期大宗商品價格曲線的變化，以及2022年石油和天然氣遠期大宗商品價格曲線的變化。
租賃紅利和其他收入. 當我們出租我們的礦產權益時，我們通常會收到一筆預付現金，或租賃獎金。租賃紅利收入在不同時期可能有很大差異，因為它來自與運營商的個別交易，其中一些可能是重大的。與2022年同期相比，截至2023年12月31日的年度的租賃獎金和其他收入略有下降。2023年和2022年，海恩斯維爾/博西耶和沃爾夫坎普的租賃活動構成了租賃獎金和其他收入的大部分。
運營費用
租賃經營費用。 租賃運營費用包括與從我們的油井和天然氣井生產碳氫化合物所需的非運營工作權益相關的經常性費用，以及某些非經常性費用，如油井維修。與2022年相比，2023年的租賃運營費用有所下降，這主要是由於我們的非運營工作權益物業的產量較低，導致可變成本降低。
生產成本和從價税。生產税包括各種國家徵税實體從我們的生產收入中扣除的法定金額。根據生產所在州的規定，這些税種可以按實現價值的百分比徵税，也可以按單位產量的固定税額徵税。這一類別還包括將我們的產品加工和運輸到適用的銷售點的成本。從價税是對石油和天然氣、礦物和儲量的價值徵收的管轄税。税率、計算房產價值的方法和付款時間因税務機關而異。在截至2023年12月31日的年度，由於大宗商品價格下跌，生產税和從價税與截至2022年12月31日的年度相比有所下降。
勘探費。勘探費用通常包括乾井費用、延遲租金、地質和地球物理成本，包括地震成本，並按成功努力法核算。由於獲取與我們的礦產和特許權使用費利益相關的地震信息所產生的成本，2023年的勘探費用大幅增加。
折舊、損耗和攤銷。損耗是指石油和天然氣性質的成本基礎金額，可歸因於在此期間開採的碳氫化合物的數量，按生產單位計算。已探明已開發生產儲量的估算是枯竭計算的主要組成部分。我們根據年中和年終儲備報告每半年調整我們的損耗率，除非情況表明儲備或成本發生了重大變化。截至2023年12月31日止年度的折舊、損耗及攤銷費用較2022年減少，主要是由於成本基礎減少及已探明的已開發生產儲量相應減少所致。成本基礎的減少主要是由於在前12個月內記錄的折舊、損耗和攤銷。
一般的和行政的。一般和行政費用是與石油和天然氣生產沒有直接關聯的費用，包括員工工資和相關福利、辦公室費用和專業服務費。在截至2023年12月31日的年度內，與2022年相比，一般和行政費用有所下降，主要是由於我們的共同單價在2023年期間向下變動，而我們的共同單價向上變動，導致基於業績的獎勵確認的成本較低，基於股權的薪酬減少了660萬美元。
2022年期間的普通單價。與內部項目有關的諮詢費用增加260萬美元，以及從2022年長期應收賬款中收回的非經常性津貼210萬美元，部分抵消了總體減少額。
其他費用
利息支出。截至2023年12月31日的年度，利息支出與2022年相比有所下降，主要是由於2023年第一季度全額償還我們的信貸安排導致平均未償還借款減少。2023年的利息支出主要包括承諾費和債務發行費用的攤銷。
流動性與資本資源
概述
我們的主要流動資金來源是我們的信貸安排下的運營和借款產生的現金。我們現金的主要用途是分配給我們的單位持有人，在適用的情況下減少我們信貸安排下的未償還借款，以及投資於我們的業務。我們有權在2024年2月26日之前贖回全部或部分B系列累計可轉換優先股(等於或大於1億美元)，贖回價格為每B系列累計可轉換優先股21.41美元，相當於面值的105%。此後，我們可以在2023年11月28日之後的每兩個週年日的90天內，按面值贖回優先股，相當於20.39美元。有關更多資料，請參閲本年度報告其他部分所載綜合財務報表的“附註12-優先股”。
董事會通過了一項政策，根據該政策，在建立現金儲備(如果有的話)後，以及在我們向我們的未償還優先股的持有人進行了所需的分配之後，我們將在我們的業務產生的足夠現金的範圍內，至少在每個季度向每個共同單位支付分配。然而，我們沒有法律或合同義務按季度或任何其他基礎向我們的共同單位支付分配，也不保證我們將在任何季度向我們的共同單位持有人支付分配。董事會可以隨時和不時地改變上述分銷政策。
我們打算用運營產生的現金、我們信貸工具的借款以及未來發行股票和債務的收益為未來的任何收購提供資金。從長遠來看，我們打算通過我們簽署的分拆協議和內部產生的現金流為我們的營運利息資本需求提供資金，儘管有時我們可能會通過其他融資來源為這些支出提供部分資金，例如我們的信貸安排下的借款。
2023年10月30日，董事會批准了一項1.5億美元的單位回購計劃，授權我們酌情進行回購。該計劃的資金將來自我們手頭的現金或通過信貸安排下的借款。任何回購的單位將被取消。有關更多信息，見本年度報告其他部分所列合併財務報表的“附註14--共同單位”。
現金流
截至2023年12月31日的年度與截至2022年12月31日的年度比較
下表顯示了我們在所列期間的現金流： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至12月31日的一年， |
| | | 2023 | | 2022 | | 變化 |
| | | (單位：千) |
| 經營活動提供的現金流 | | $ | 521,251 | | | $ | 424,983 | | | $ | 96,268 | |
| 由投資活動提供(用於)的現金流 | | (19,740) | | | (1,215) | | | (18,525) | |
| 由融資活動提供(用於)的現金流 | | (435,536) | | | (428,337) | | | (7,199) | |
經營活動。我們的運營現金流在很大程度上取決於我們的產量、已實現的大宗商品價格、衍生品結算、租賃紅利收入和運營費用。與2022年相比，2023年經營活動提供的現金有所增加。增加的主要原因是，與2022年同期支付的現金淨額相比，2023年商品衍生工具結算收到的現金淨額有所增加。由於已實現商品價格下降，石油和凝析油銷售收入以及天然氣和天然氣銷售收入減少，部分抵消了整體增長。
投資活動。與2022年相比，2023年用於投資活動的現金淨額有所增加。這一變化主要是由於與2022年同期相比，2023年收購活動增加以及石油和天然氣淨資本支出增加。
融資活動。與2022年相比，2023年用於融資活動的現金流有所增加。這一增長主要是由於支付給普通單位持有人的分配增加，部分抵消了2023年我們信貸安排項下與2022年相比淨還款額的下降。
發展資本支出
在每個日曆年的第一季度，我們建立資本預算，然後全年進行監督。我們的資本預算是基於我們對內部產生的現金流以及借款和籌集額外資本的能力的估計而制定的。實際資本支出水平將有所不同，部分取決於實際產生的現金、我們運營商建議我們參與的油井的經濟性，以及收購的成功完成。收購的時機、規模和性質是不可預測的。
與我們的非運營工作利益相關的2024年資本支出預算預計約為230萬美元。這些資本的大部分預計將用於修井和重新完成現有油井的工作，我們在這些油井中擁有工作權益。
我們在2023年和2022年分別花費了約480萬美元和60萬美元與我們的非運營工作利益相關的淨額。
收購
於截至2023年12月31日止年度內，我們以現金代價1,460萬美元收購礦產及特許權使用費權益，包括資本化的直接交易成本。這些收購的資金來自經營活動的現金，主要位於墨西哥灣沿岸陸地地區。我們目前的商業戰略包括繼續進行有意義的、有針對性的礦產和特許權使用費收購，以補充我們現有的地位。
在2022年期間，我們沒有實質性的收購活動。
2021年期間，我們完成了對米德蘭盆地北部礦產和特許權使用費面積的收購，總代價為2,080萬美元。收購價包括1000萬美元現金和1080萬美元普通單位。收購的資產包括490萬美元的已探明石油和天然氣資產，1560萬美元的未探明石油和天然氣資產，以及30萬美元的淨營運資本。
有關更多信息，請參閲本年度報告其他部分所列合併財務報表的“附註4--石油和天然氣資產”。
信貸安排
我們維持經修訂的優先擔保循環信貸協議(“信貸安排”)。該信貸安排的最高信貸總額為10億美元。貸款人的承諾等於總最高信貸金額、當時有效的借款基數和總選擇承諾中的最小者，因為它可能會不時調整。借款基數每半年重新確定一次，通常是在10月和4月。2022年10月，我們修訂和修訂了信貸安排，將到期日從2024年11月1日延長至2027年10月31日，將借款基數增加到5.5億美元，並選擇將信貸安排下的承諾額降低到3.75億美元。2023年4月的借款基數重新確定為5.5億美元，2023年10月的借款基數重新確定將借款基數增加到5.8億美元。在兩次重新決定之後，我們選擇將現金承諾額維持在3.75億美元。下一次半年度重新確定定於2024年4月。
我們受到各種積極的、消極的和金融維持契約的約束，這些契約對未來的借款、租賃、對衝和資產出售施加了限制。截至2023年12月31日，我們遵守了所有債務契約。
有關更多信息，請參閲本年度報告中其他部分包括的綜合財務報表的“附註8-信貸安排”。
合同義務
下表彙總了我們截至2023年12月31日的最低付款(以千為單位)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 按期間到期的付款 |
| | | 總計 | | 不到1年 | | 1-3年 | | 3-5年 | | 5年以上 |
| | | | | | | | | | |
| 經營租賃義務 | | $ | 2,463 | | | $ | 655 | | | $ | 1,764 | | | $ | 44 | | | $ | — | |
| 購買承諾 | | 660 | | | 450 | | | 205 | | | 5 | | | — | |
| 總計 | | $ | 3,123 | | | $ | 1,105 | | | $ | 1,969 | | | $ | 49 | | | $ | — | |
關鍵會計政策和相關估算
對我們的財務狀況和經營結果的討論和分析是以綜合財務報表為基礎的，這些報表是根據公認會計準則編制的。我們的某些會計政策涉及判斷和不確定因素，以至於在不同條件下或在使用不同假設的情況下，很可能會報告重大不同的金額。以下對關鍵會計估計數的討論，包括對或有事項的任何相關討論，涉及會計估計數或假設的性質可能具有重大意義的所有重要會計領域，這是由於對高度不確定的事項或此類事項的易變化性作出解釋所必需的主觀性和判斷力的程度。我們在下面對我們更重要的會計估計提供了更多的討論。有關更多信息，請參閲本年度報告其他部分包括的綜合財務報表內的“附註2--重要會計政策摘要”。
預算的使用
根據公認會計原則編制合併財務報表時，我們需要作出估計和假設，以影響在合併財務報表日期報告的資產和負債額以及或有資產和負債的披露，以及報告的收入和費用數額。實際結果可能與這些估計不同。
我們的綜合財務報表基於許多重大估計，包括石油和天然氣儲量，這些儲量是計算石油和天然氣資產折舊、損耗和攤銷(“DD&A”)和減值的基礎。油藏工程是估計石油和天然氣地下儲集量的主觀過程。在估計已探明的石油和天然氣儲量時，存在許多固有的不確定性。任何儲量估計的準確性都取決於現有數據的質量以及工程和地質解釋和判斷。因此，儲量估計可能與最終開採的石油和天然氣數量不同。我們的儲量估計是由一家獨立的石油工程公司決定的。
我們使用歷史經驗和其他因素，包括當前的經濟和大宗商品價格環境，持續評估估計和假設。商品價格的波動導致這種估計和假設固有的不確定性增加。石油或天然氣價格的大幅下跌可能導致我們的公允價值估計減少，並導致我們進行分析，以確定我們的石油和天然氣屬性是否受到損害。由於未來大宗商品價格無法準確預測，實際結果可能與估計大相徑庭。
石油和天然氣的性質
我們遵循成功的努力法來核算石油和天然氣業務。根據這一方法，收購石油和天然氣資產的礦產和特許權使用費權益以及工作權益、財產收購、成功探井、開發成本以及支持設備和設施的成本在發生時被資本化。收購已探明的石油和天然氣資產及工作權益一般被視為企業合併，並按其於收購日期的估計公允價值入賬。由全部或幾乎所有未探明石油和天然氣資產組成的收購通常被視為資產收購，並按成本入賬。
未探明的租賃權和未生產的礦產權益的成本在勘探和租賃工作取得結果之前作為未經探明的財產進行資本化。由於未探明的資產被確定為可生產，相關成本被轉移到已探明的石油和天然氣資產。在確定是否存在已探明的商業儲量之前，對與探井有關的成本進行資本化。如果沒有發現已探明的商業儲量，這類鑽探成本將被計入費用。在某些情況下，可能不確定在鑽探完成後是否發現了已探明的商業儲量。如果儲量足以證明完成生產井是合理的，並且在評估儲量和項目的經濟和運營可行性方面取得了足夠的進展，則此類探井鑽探成本可能會繼續資本化。其他勘探成本，包括年度延遲租金以及地質和地球物理成本，在發生時計入費用。
石油和天然氣屬性按照財務會計準則委員會會計準則編纂的採掘業-石油和天然氣專題進行分組。分組的基礎是具有共同地理位置的屬性的合理聚集，我們也稱為可耗盡單位。
隨着勘探和開發工作的進展以及與我們的石油和天然氣資產相關的儲量得到證實，歸屬於該等資產的資本化成本通過DD&A計入運營費用。資本化開發成本根據已探明的已開發儲量攤銷，而租賃收購成本和收購已探明物業的成本則根據所有已探明儲量和未開發儲量攤銷。已探明儲量是指估計的石油和天然氣儲量，地質和工程數據顯示，在現有的經濟和運營條件下，這些儲量在未來幾年可從已知的油氣藏中進行商業開採。截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度，與我們生產石油和天然氣資產相關的DD&A支出分別為4500萬美元、4720萬美元和6040萬美元。
當事件或環境變化顯示一項資產的賬面金額可能無法收回時，我們就評估生產型資產的減值。這項評價是以可耗盡單位為單位進行的。我們比較與可耗盡單位相關的未貼現預計未來現金流量與其未攤銷賬面金額，以確定可回收性。當可耗損單位的賬面金額超過其估計的未貼現未來現金流量時，賬面金額減記至其公允價值，公允價值作為該等物業的預計未來現金流量的現值計量。用於確定公允價值的因素包括對已探明儲量的估計、未來大宗商品價格、未來生產時間、運營成本、未來資本支出和經風險調整的貼現率。截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，已探明的石油和天然氣屬性沒有減值。
當事實及情況顯示賬面值可能無法收回時，亦會按可耗盡單位定期評估未探明物業的減值，當賬面值超過估計可收回價值時，便會確認減值損失。未探明物業(包括未批租礦業權)的賬面價值乃根據管理層使用與先前已探明物業相類似的因素以及地理及地質數據對公允價值的評估而釐定。在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度內，未探明物業沒有減值。
在出售一個完整的可耗盡單位時，其賬面價值減去收益或殘值，計入收入。於個別油井出售或退役後，或構成少於一個完整可耗竭單位之權益集合時，所得款項計入累計DD&A，除非此舉會大幅改變該可耗竭單位之DD&A比率，在此情況下會記錄損益。
我們無法比期貨市場更準確地預測未來的大宗商品價格。為了估計較低的價格將對我們的儲備產生的影響，我們對2023年12月31日儲備報告中使用的大宗商品價格應用了10%的折扣。與NSAI準備的2023年12月31日儲量報告中使用的未貼現定價方案相比，應用這一折扣導致估計的已探明儲量減少約2.0%。
與客户簽訂合同的收入
會計準則編纂(“ASC”)606，與客户簽訂合同的收入要求我們確定合同中代表不同履約義務的不同承諾貨物和服務，並確定分配給所確定的履約義務的交易價格。
石油和天然氣銷售
石油和天然氣的銷售是在點位確認的，產品的控制權轉移到客户手中，銷售價格的可收集性得到合理保證。石油在交貨日根據購買者公佈的現行價格定價，並根據石油質量和實際位置進行某些調整。我們收到的天然氣價格與市場指數掛鈎，根據油井是否輸送到集輸管道、天然氣的質量和熱含量以及當前的供需狀況等因素進行某些調整，從而使天然氣價格波動，以保持與其他可用天然氣供應的競爭力。由於每單位產品代表一項獨立的履約責任，而代價又因涉及石油及天然氣價格而有所變動，因此我們採用ASC 606中的實際權宜變動代價確認石油及天然氣銷售收入。
交易價格在剩餘履約債務中的分配
石油和天然氣銷售
我們利用了ASC 606中的實際權宜之計，該條款規定，如果可變對價完全分配給完全未履行的履約義務，我們不需要披露分配給剩餘履約義務的交易價格。由於吾等已確定每單位產品通常代表一項獨立的履約責任，故未來成交量完全未獲滿足，故無須披露分配至剩餘履約責任的交易價格。
上期履約義務
我們在生產交付給買家的月份記錄石油和天然氣的收入。作為非運營商，我們對新油井開始生產的時間以及在生產交付日期後30至90天或更長時間內可能無法收到生產報表的可見性有限。因此，我們需要估計交付給購買者的產品數量和銷售產品將收到的價格。這些物業的預期銷售量和價格是在所附綜合資產負債表的應收賬款項目中估計和記錄的。我們估計的石油和天然氣銷售金額與實際收到的金額之間的差額記錄在從第三方收到付款的月份。在截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度，在報告期間確認的與前幾個報告期間履行的履約義務有關的收入並不重要。
新修訂的財務會計準則
新會計聲明的影響在附註2--本年度報告其他部分包括的綜合財務報表內的重要會計政策摘要中討論。
第7A項。關於市場風險的定量和定性披露
商品價格風險
我們的主要市場風險敞口是我們運營商生產的石油、天然氣和NGL的定價。已實現的價格主要由當時的全球石油價格以及美國的天然氣和天然氣價格推動。石油、天然氣和天然氣的價格幾年來一直不穩定，我們預計這種不可預測性將在未來繼續下去。我們的運營商收到的生產價格取決於許多我們或他們無法控制的因素。為了減少石油和天然氣價格波動對我們收入的影響，我們使用大宗商品衍生金融工具來減少我們對石油和天然氣價格波動的敞口。合同的對手方是無關的第三方。合約按固定合約價格與市場結算價格之間的差額按月以現金結算。市場結算價是基於NYMEX的石油和天然氣基準。我們沒有將我們的任何合同指定為公允價值或現金流對衝。因此，合同公允價值的變動計入變動期間的淨收入。有關其他資料，請參閲本年報其他部分所載綜合財務報表的“附註5-商品衍生金融工具”及“附註6-公允價值計量”。
根據供需動態，商品價格在歷史上一直不穩定。為了估計較低的價格對我們外匯儲備的影響，我們對截至2023年12月31日的12個月的美國證券交易委員會大宗商品定價應用了10%的折扣。應用這一折扣後，與2023年12月31日未貼現的美國證券交易委員會定價方案相比，已探明儲量減少了約2.0%。
交易對手和客户信用風險
我們的衍生品合約使我們在交易對手違約的情況下面臨信用風險。雖然我們不要求衍生品合約的交易對手提供抵押品，但我們會評估我們認為適當的交易對手的信用狀況。這種評估包括審查交易對手的信用評級和最新的財務信息。截至2023年12月31日，我們有七個交易對手，所有這些交易對手都被穆迪評為Baa2或更高評級，都是我們信貸安排下的貸款人。
我們對信用風險的主要風險敞口來自我們運營商的生產活動產生的應收賬款。我們的重要運營商不能或不能履行他們對我們的義務，或者他們的破產或清算可能會對我們的財務業績產生不利影響。然而，我們相信與我們的運營商和客户相關的信用風險是可以接受的。
利率風險
我們有債務利率變化的風險敞口。截至2023年12月31日止十二個月內，本行信貸安排的加權平均未償還借款為340萬元，加權平均利率為7.36%。假設我們的債務在整個期間保持不變，利率每提高1%對這筆債務的影響將導致截至2023年12月31日的年度的利息支出增加，而我們的運營業績相應減少，不到10萬美元。我們可能會使用某些衍生工具來對衝未來對浮動利率的風險敞口，但我們目前沒有任何利率對衝措施。
項目8.財務報表和補充數據
此處所需的信息包括在本年度報告中，從第F-1頁開始。
項目9.會計和財務披露方面的變化和與會計師的分歧
沒有。
第9A項。控制和程序
信息披露控制和程序的評估
根據《交易所法案》第13a-15(B)條的要求，在我們的普通合夥人管理層(包括我們的普通合夥人的首席執行官和首席財務官)的監督和參與下，我們評估了截至本年度報告所述期間結束時，我們的披露控制和程序(如《交易所法案》第13a-15(E)和15d-15(E)條所定義)的設計和運作的有效性。我們的披露控制和程序旨在提供合理的保證，確保我們根據交易所法案提交或提交的報告中要求披露的信息已經積累並傳達給管理層，包括我們的普通合夥人的首席執行官和首席財務官，以便及時決定需要披露的信息，並在美國證券交易委員會規則和表格中指定的時間段內記錄、處理、彙總和報告。基於這一評估，我們的普通合夥人的首席執行官和首席財務官得出結論，我們的披露控制和程序自2023年12月31日起有效，以提供此類合理保證。
管理層財務報告內部控制年度報告
我們普通合夥人的管理層，包括我們普通合夥人的首席執行官和首席財務官，負責建立和維護對財務報告的充分內部控制，如《交易法》第13a-15(F)條所定義。我們對財務報告的內部控制旨在為財務報告的可靠性和根據公認會計原則編制外部財務報表提供合理保證。
財務報告內部控制的有效性存在固有的侷限性，包括可能無法防止或發現錯誤陳述。因此，即使對財務報告進行有效的內部控制，也只能在編制財務報表方面提供合理的保證。
在我們普通合夥人首席執行官和首席財務官的監督下，我們普通合夥人管理層使用特雷德韋委員會(COSO)贊助組織委員會發布的內部控制-綜合框架(2013)中的標準，評估了截至2023年12月31日我們對財務報告的內部控制的有效性。基於這一評估，我們的普通合夥人管理層認為，截至2023年12月31日，我們對財務報告的內部控制是有效的。
本年度報告包括我們的獨立註冊會計師事務所安永會計師事務所關於我們截至2023年12月31日財務報告內部控制的證明報告，該報告包含在F-2頁的年度報告中。
財務報告內部控制的變化
在截至2023年12月31日的季度內，我們的財務報告內部控制制度(根據《外匯法案》規則13a-15(F)和規則15d-15(F)的定義)沒有發生任何變化，這些變化對我們的財務報告內部控制產生了重大影響，或有合理的可能性對財務報告內部控制產生重大影響。
項目9B。其他信息
在截至2023年12月31日的三個月內，我們的董事或高管通過或已終止“規則10b5-1交易安排”或“非規則10b5-1交易安排”，每個術語在S-K條例第408(A)項中定義。
項目9C。關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露
沒有。
項目10.董事、執行幹事和公司治理
本項目要求且下文未另行提供的信息通過參考我們為有限合夥人2024年年會編制的委託書(下稱“2024年委託書”)中的材料合併而成，該委託書將於2023年12月31日後不遲於120天提交給美國證券交易委員會。
下表顯示了為普通合夥人的執行幹事和董事提供的信息。執行人員由董事會酌情決定。董事的任期直到他們的繼任者被正式選舉並獲得資格為止。我們的任何董事或高管之間都沒有家族關係。
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| 名字 | 年齡 | 普通合夥人職位 |
| 小託馬斯·L·卡特 | 72 | 董事長、首席執行官、總裁 |
| 埃文·M·基弗 | 36 | 首席財務官兼財務主管高級副總裁 |
| L·史蒂夫·普特曼 | 48 | 高級副總裁，總法律顧問兼祕書長 |
| 嘉莉·P·克拉克 | 47 | 高級副總裁，土地與商業 |
| 道恩·K·斯馬斯特拉 | 53 | 總裁副祕書長兼首席會計官 |
| 卡林·M·巴思 | 61 | 董事 |
| D.馬克·德沃奇 | 62 | 董事 |
| 小Jerry·V·凱爾 | 63 | 董事 |
| 邁克爾·C·林 | 72 | 董事 |
| 約翰·H·朗梅德 | 78 | 董事 |
| 威廉·N·馬西斯 | 57 | 董事 |
| 威廉·E·蘭德爾 | 57 | 董事 |
| 亞歷山大·D·斯圖爾特 | 73 | 董事 |
| James W.懷特黑德 | 48 | 董事 |
我們有一套適用於我們的董事、管理人員和員工的商業行為和道德準則，以及一套適用於我們的首席執行官、首席財務官、首席會計官和其他高級財務官的財務道德準則，每一套都符合SEC和NYSE規則的要求。上述各項均可在我們的網站上查閲，網址為 www.blackstoneminerals.com在“公司治理”部分。在收到Black Stone Minerals，L. P.的書面請求後，我們將免費提供上述任何文件的副本，1001 Fannin Street，Suite 2020，Houston，Texas 77002，Attn：Investor Relations.我們打算在我們的網站上披露我們的財務道德準則的修訂和豁免，如果有的話， www.blackstoneminerals.com，在任何該等修訂或放棄之日後立即作出。
項目11.高管薪酬
此項目所需的信息通過引用併入2024年代理聲明，該聲明將在2023年12月31日之後的120天內提交給SEC。
項目12.某些實益所有人和管理層的擔保所有權及有關單位持有人事項
此項目所需的信息通過引用併入2024年代理聲明，該聲明將在2023年12月31日之後的120天內提交給SEC。
項目13.某些關係和關聯交易與董事獨立性
此項目所需的信息通過引用併入2024年代理聲明，該聲明將在2023年12月31日之後的120天內提交給SEC。
項目14.主要會計費和服務
我們的獨立註冊公共會計師事務所是Ernst & Young LLP，Houston TX，Auditor Firm ID：42。
此項目所需的信息通過引用併入2024年代理聲明，該聲明將在2023年12月31日之後的120天內提交給SEC。
第四部分
項目15.展品和財務報表附表
(A)(1)財務報表
我們的綜合財務報表載於本年報第二部分第8項。有關該等報表及隨附附註的列表，請參閲本年報第F-1頁的“財務報表索引”。
(A)(2)財務報表附表
所有附表都被省略，因為它們要麼不適用，要麼不是必需的，或者其中要求的資料出現在合併財務報表或附註中。
(一)(三)展品
以下文件作為本年度報告的一部分提交，或通過引用併入： | | | | | | | | |
| 展品編號 | | 描述 |
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3.1 | | 黑石礦業有限合夥企業證書(本文參考黑石礦業股份有限公司S於2015年3月19日提交的S-1表格註冊表第3.1號文件(美國證券交易委員會檔案第333-202875號))。 |
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3.2 | | 黑石礦業有限責任合夥企業證書修正案(本文參考黑石礦業股份有限公司S於2015年3月19日提交的S-1表格註冊書附件3.2(美國證券交易委員會檔案第333-202875號))。 |
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3.3 | | 黑石礦業有限合夥協議，L.P.，由黑石礦業有限責任公司與黑石礦業公司於2015年5月6日首次修訂和重訂的協議(本文通過引用黑石礦業公司S於2015年5月6日提交的最新8-K表格報告(美國證券交易委員會文件第001-37362號)併入本文)。 |
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3.4 | | 於2016年4月15日首次修訂及重訂的黑石礦業有限合夥協議第001號修正案(本文參考黑石礦業股份有限公司S於2016年4月19日提交的8-K表格現行報告(美國證券交易委員會案卷第001-37362號)附件3.1併入)。 |
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3.5 | | 於2017年11月28日首次修訂及重訂的《黑石礦業有限合夥協議》第2號修正案(本文參考《黑石礦業有限合夥企業有限合夥協議》附件3.1，S於2017年11月29日提交的當前8-K表格報告(美國證券交易委員會案卷第001-37362號))。 |
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3.6 | | 於2017年12月11日首次修訂及重訂的《黑石礦業有限合夥協議》(本文參考《黑石礦業有限合夥企業有限合夥協議》附件3.1，S於2017年12月12日提交的最新8-K表報告(美國證券交易委員會案卷第001-37362號))。 |
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3.7 | | 日期為2020年4月22日的首次修訂和重訂的黑石礦業有限合夥協議第4號修正案(本文通過引用黑石礦業於2020年4月24日提交的S當前8-K表格報告(美國證券交易委員會案卷第001-37362號)附件3.1併入)。 |
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4.1 | | 證券説明書(在此引用黑石礦業公司於2020年2月25日提交的S年報10-K表(美國證券交易委員會案卷第4.1號)。 001-37362)). |
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4.2 | | 註冊權協議，日期為2017年11月28日，由Black Stone Minerals，L.P.與Minerals特許權使用費One，L.L.C.(通過引用黑石礦產，L.P.‘S於2017年12月12日提交的最新8-K表格報告(美國證券交易委員會案卷第001-37362號)附件4.1併入)。 |
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10.1^ | | 黑石礦業，L.P.於2015年5月6日製定的長期激勵計劃，由Black Stone Minerals GP，L.L.C.(本文引用附件10.1 Black Stone Minerals，L.P.‘S於2015年5月6日提交的當前8-K表格報告(美國證券交易委員會案卷第001-37362號)。 |
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10.2 | | 第四次修訂和重新簽署的信貸協議，由黑石礦業公司作為借款人，黑石礦業公司作為母公司，富國銀行，國民協會作為行政代理，美國銀行，N.A.和Compass銀行作為聯合辛迪加代理，ZB銀行，N.A.DBA和Amegy Bank National Association作為文件代理，貸款人簽字人，日期為2017年11月1日(通過引用附件10.1至Black Stone Minerals，L.P.，S於11月7日提交的當前表格8-K報告合併於此，2017年(美國證券交易委員會第001-37362號文件)。 |
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10.3 | | 第一修正案第四次修訂和重新簽署的信貸協議作為借款人，富國銀行，國家協會作為行政代理和Swingline貸款人，美國銀行，N.A.和指南針銀行作為聯合辛迪加代理，ZB銀行，N.A.，DBA Amegy銀行，國家協會作為文件代理，以及一個貸款人辛迪加，日期為2018年2月7日。 |
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10.4 | | 第二修正案第四次修訂及重新訂立借款人黑石礦業有限公司(借款人)與母公司黑石礦業有限公司(母公司黑石礦業有限公司)、美國富國銀行(行政代理)及貸款方銀團之間於2018年10月31日訂立的信貸協議第二修正案(合併於此參考於2018年11月5日提交的S‘Black Stone Minerals’Form 8-K現行報告(美國證券交易委員會案卷第001-37362號)附件10.1)。 |
| | | |
10.5 | | 第三修正案第四次修訂和重新簽署了借款人Black Stone Minerals Company，L.P.作為借款人，Black Stone Minerals，L.P.作為母公司MLP，Wells Fargo Bank，National Association作為行政代理，以及一個貸款人辛迪加之間的信貸協議，日期為2020年5月1日。 |
| | |
10.6 | | 第四修正案第四次修訂和重新簽署借款人Black Stone Minerals Company，L.P.作為借款人，Black Stone Minerals，L.P.作為母公司MLP，Wells Fargo Bank，National Association作為行政代理，以及一個貸款人辛迪加之間的信貸協議，日期為2020年11月3日。 |
| | |
10.7 | | 第五修正案第四次修訂和重新簽署了借款人Black Stone Minerals Company，L.P.作為借款人，Black Stone Minerals，L.P.作為母公司MLP，Wells Fargo Bank，National Association作為行政代理，以及一個貸款人辛迪加之間的信貸協議，日期為2021年4月30日。 |
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10.8 | | 第五次修訂和重新簽署的信貸協議：借款人為Black Stone Minerals，L.P.，母公司為MLP，Wells Fargo Bank，National Association，作為行政代理和Swingline貸款人，Bank of America，N.A.和PNC Capital Markets LLC，作為聯合辛迪加代理，Zion Bancorporation，N.A.，DBA Amegy Bank，作為文件代理，日期為2022年10月31日 |
| | |
10.9^ | | 非僱員董事單位授予通知書及獎勵協議表格(本文參考2015年4月13日提交的S黑石礦產註冊説明書附件10.11及S-1表格(美國證券交易委員會檔案號333-202875))。 |
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10.10^ | | 小託馬斯·L·卡特離職協議的格式。(本文通過引用黑石礦業股份有限公司S於2015年4月13日提交的S-1表格註冊説明書(美國證券交易委員會案卷第333-202875號)附件10.12併入本文)。 |
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10.11^* | | 高級副總裁離職協議的格式 |
| | | |
10.12^ | | 黑石礦業公司長期激勵計劃下的LTI獎勵授予通知和LTI獎勵協議(領導業績單位)的格式(在此引用附件10.12至
黑石礦業公司S於2023年2月23日提交的10-K表格年報(美國證券交易委員會文件編號
333-202875)). |
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10.13^ | | 黑石礦業公司長期激勵計劃下的LTI獎勵授予通知和LTI獎勵協議(領導層受限單位)的格式(通過引用附件10.13併入本文
致黑石礦業股份有限公司S於2023年2月23日提交的Form 10-K年報(美國證券交易委員會文件編號
333-202875)). |
| | |
10.14^ | | 黑石礦業長期激勵計劃項下的科技創新獎勵函(領導力)表格(本文通過參考黑石礦業於2018年2月28日提交的附件10.17黑石礦業‘S年報10-K表(美國證券交易委員會檔案第001-37362號)而併入)。 |
| | |
10.15^ | | 長期激勵計劃項下的長期激勵計劃下的授予通知和獎勵協議(績效現金獎勵)(合併於此，參考於2022年5月3日提交的《黑石礦業公司S季度報告10-Q表(美國證券交易委員會檔案第001-37362號)》附件10.1)。 |
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10.16^ | | 長期激勵計劃下的授予通知和獎勵協議(績效股權獎勵)(通過引用於2022年5月3日提交的《黑石礦業公司S季度報告10-Q表(美國證券交易委員會文件第001-37362號)》附件10.2併入本文)。 |
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10.17 | | B系列優先單位購買協議，日期為2017年11月22日，由Black Stone Minerals，L.P.與Minory Rovalty One，L.C.簽訂(合併於此，參考於2017年12月12日提交的《Black Stone Minerals，L.P.‘S目前的8-K表格報告(美國證券交易委員會案卷第001-37362號)第10.1號)。 |
| | |
10.18^ | | 分居協議和全面釋放索賠，日期為2023年3月2日，傑弗裏和傑弗裏之間
P.Wood，黑石自然資源管理公司和黑石礦產公司，L.L.C.
(在此引用黑石礦業，L.P.的附件10.1，S當前的表格報告
8-K於2023年3月3日提交)。 |
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21.1* | | 黑石礦業子公司名單，L.P. |
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23.1* | | 安永律師事務所同意 |
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23.2* | | 荷蘭休厄爾律師事務所同意。 |
| | | |
31.1* | | 根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第302節對黑石礦業公司首席執行官的認證 |
| | | |
31.2* | | 根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第302節對黑石礦業公司首席財務官的認證 |
| | | |
32.1* | | 根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第906節通過的《美國法典》第18編第1350節對黑石礦業公司首席執行官和首席財務官的認證 |
| | | |
97.1* | | 黑石礦業，L.P.基於激勵的薪酬補償政策，自2023年10月18日起採用。 |
| | |
99.1* | | 荷蘭休厄爾律師事務所報告。 |
| | | |
| 101.INS* | | 內聯XBRL實例文檔-實例文檔不顯示在交互數據文件中，因為其XBRL標記嵌入在內聯XBRL文檔中。 |
| | | |
| 101.Sch* | | 內聯XBRL分類架構文檔。 |
| | | |
| 101.卡爾* | | 內聯XBRL分類計算鏈接庫文檔。 |
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| 101.定義* | | 內聯XBRL分類定義Linkbase文檔。 |
| | | |
| 101.實驗所* | | 內聯XBRL分類標籤Linkbase文檔。 |
| | | |
| 101.前期* | | 內聯XBRL分類演示文稿Linkbase文檔。 |
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| 104* | | 封面交互數據文件-封面iXBRL標記嵌入到內聯XBRL文檔中。 |
簽名
根據1934年《證券交易法》的要求，註冊人已正式促使本報告由正式授權的簽署人代表其簽署。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 黑石礦物，L.P. | |
| | | | | | | |
| | | 發信人： | | 黑石礦業公司，L.L.C.， 其普通合夥人 | |
| | | | | | | |
日期：2024年2月20日 | | 發信人： | | /S/小託馬斯·L·卡特 | |
| | | | | 小託馬斯·L·卡特 | |
| | | | | 首席執行官兼董事長 | |
| | | | | | | |
根據1934年《證券交易法》的要求，本年度報告已由以下人員代表註冊人並以所示的身份和日期簽署如下。 | | | | | | | | | | | | | | |
| 簽名 | | 標題 | | 日期 |
| | | | | |
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| /S/小託馬斯·L·卡特 | | 首席執行官兼董事長總裁 | | 2024年2月20日 |
| 小託馬斯·L·卡特 | | (首席行政主任) | | |
| | | | |
| /S/埃文·M·基弗 | | 首席財務官兼財務主管高級副總裁 | | 2024年2月20日 |
| 埃文·M·基弗 | | (首席財務官) | | |
| | | | |
| /S/道恩·K·斯馬斯特拉 | | 總裁副祕書長兼首席會計官 | | 2024年2月20日 |
| 道恩·K·斯馬斯特拉 | | (首席會計主任) | | |
| | | | |
| 撰稿S/卡琳·M·巴思 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 卡林·M·巴思 | | | | |
| | | | |
| /S/D.馬克·德沃奇 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| D.馬克·德沃奇 | | | | |
| | | | |
| /S/Jerry V.Kyle，Jr. | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 小Jerry·V·凱爾 | | | | |
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| 邁克爾·C. Linn | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 邁克爾·C·林 | | | | |
| | | | |
| 約翰·H.朗梅德 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 約翰·H·朗梅德 | | | | |
| | | | |
| 威廉·N.馬西斯 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 威廉·N·馬西斯 | | | | |
| | | | |
| 威廉·E.蘭德爾 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 威廉·E·蘭德爾 | | | | |
| | | | |
| 亞歷山大·D.斯圖爾特 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 亞歷山大·D·斯圖爾特 | | | | |
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| James W.懷特黑德 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| James W.懷特黑德 | | | | |
合併財務報表索引
黑石礦物，L.P.
| | | | | | | | |
獨立註冊會計師事務所報告(PCAOB ID：42) | | F-2 |
| | | |
合併資產負債表 | | F-6 |
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合併業務報表 | | F-7 |
| | | |
合併權益表 | | F-8 |
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合併現金流量表 | | F-9 |
| | | |
合併財務報表附註 | | F-10 |
獨立註冊會計師事務所報告
致董事會審核委員會及基金單位持有人
Black Stone Minerals，L.P.及其子公司
對財務報表的幾點看法
吾等已審核隨附Black Stone Minerals，L.P.及附屬公司（合夥企業）於二零二三年及二零二二年十二月三十一日的綜合資產負債表、截至二零二三年十二月三十一日止三個年度各年的相關綜合經營報表、權益及現金流量表以及相關附註（統稱為“綜合財務報表”）。我們認為，合併財務報表在所有重大方面公允列報了合夥企業於2023年12月31日和2022年12月31日的財務狀況，以及截至2023年12月31日止三個年度各年的經營業績和現金流量，符合美國公認會計原則。
我們還根據美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)的標準，根據特雷德韋委員會贊助組織委員會發布的內部控制-綜合框架(2013框架)中確立的標準，審計了合夥企業截至2023年12月31日的財務報告內部控制，以及我們2024年2月20日的報告，對此發表了無保留意見。
意見基礎
這些財務報表是合夥企業管理層的責任。我們的責任是根據我們的審計對合夥企業的財務報表發表意見。我們是一家在PCAOB註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與合夥企業保持獨立。
我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些標準要求我們計劃和執行審計，以獲得關於財務報表是否沒有重大錯報的合理保證，無論是由於錯誤還是舞弊。我們的審計包括執行評估財務報表重大錯報風險的程序，無論是由於錯誤還是欺詐，以及執行應對這些風險的程序。這些程序包括在測試的基礎上審查與財務報表中的數額和披露有關的證據。我們的審計還包括評價管理層使用的會計原則和作出的重大估計，以及評價財務報表的整體列報。我們相信，我們的審計為我們的觀點提供了合理的基礎。
關鍵審計事項
下文所述的關鍵審計事項是指在對財務報表進行當期審計時產生的、已傳達或要求傳達給審計委員會的事項：(1)涉及對財務報表具有重大意義的賬目或披露；(2)涉及我們特別具有挑戰性的、主觀的或複雜的判斷。關鍵審計事項的傳達不會以任何方式改變我們對綜合財務報表的整體意見，我們也不會通過傳達下面的關鍵審計事項，就關鍵審計事項或與其相關的賬目或披露提供單獨的意見.
| | | | | |
| 石油和天然氣資產的折舊、耗盡和攤銷(“DD&A”) |
描述：
這件事
| 截至2023年12月31日，合夥企業的石油和天然氣資產的賬面淨值為10.64億美元，截至那時止年度，與合夥企業的石油和天然氣資產相關的折舊、損耗和攤銷(“DD&A”)支出為4500萬美元。如附註2所述，夥伴關係遵循成功努力法，對其石油和天然氣屬性進行核算。石油和天然氣性質的DD&A是根據生產單位法記錄的。資本化開發成本根據獨立石油工程師確定的已探明已開發儲量攤銷。取得租賃權的成本及取得已探明物業的成本按總探明儲量攤銷，該總儲量亦由獨立石油工程師釐定。已探明的石油和天然氣儲量是指估計的石油和天然氣儲量，地質和工程數據顯示，在現有的經濟和運營條件下，這些儲量在未來幾年有合理的確定性可從已知的油氣藏中進行商業開採。獨立的石油工程師在解釋用於估算已探明石油和天然氣儲量的數據時，需要主觀判斷。估計已探明的石油和天然氣儲量還需要選擇投入，包括歷史產量、石油和天然氣價格假設、未來運營成本假設和司法管轄區的税率等。由於估計已探明石油和天然氣儲量涉及的複雜性，管理層使用獨立的石油工程師來確定截至2023年12月31日的已探明石油和天然氣儲量估計。 |
| |
| 審計夥伴關係的石油和天然氣屬性DD&A計算特別複雜，因為使用了獨立石油工程師的工作，以及評估管理層對工程師在確定已探明石油和天然氣儲量時所使用的上述投入的確定。 |
| |
| 我們是如何在審計中解決這個問題的 | 我們達成了諒解，評估了設計，並測試了夥伴關係對其計算石油和天然氣屬性DD&A過程的控制的操作有效性，包括管理層對提供給工程師用於確定已探明石油和天然氣儲量的財務數據的準確性的控制。 |
| |
| 我們的審計程序包括評估用於確定已探明石油和天然氣儲量估計的獨立石油工程師的專業資格和客觀性。此外，在評估我們是否可以使用獨立石油工程師的工作時，我們通過評估確鑿和相反的證據，評估了工程師在確定已探明石油和天然氣儲量時使用的上述財務數據和投入的準確性。我們還測試了石油和天然氣性質DD&A計算的數學準確性，包括將計算中使用的已探明石油和天然氣儲量數量與夥伴關係的儲量報告進行比較。 |
| | | | | |
| 應計與客户的合同收入 |
| |
描述：
這件事
| 截至2023年12月31日，合作伙伴關係從與客户的合同中獲得了7760萬美元的應計收入。如附註2所述，合夥企業在生產交付給買方的月份記錄收入。作為一個非運營商，該夥伴關係對新油井開始生產的時間以及在生產交付日期後30至90天或更長時間內可能無法收到生產報表的可見性有限。因此，夥伴關係需要估計交付給購買者的生產量和銷售產品將收到的價格。這些物業的預期銷售量和價格在合併資產負債表的應收賬款項目中進行估計和記錄。 |
| |
| 審計合夥企業與客户合同的收入是複雜和判斷性的，因為它涉及到對計算中使用的主觀管理輸入和假設的評估。此外，審計與客户應計合同的收入具有挑戰性，因為該夥伴關係的礦產和特許權使用費權益包括大量生產井的所有權。 |
| |
| 我們是如何在審計中解決這個問題的 | 我們取得了瞭解，評估了設計，並測試了對夥伴關係過程的控制的操作有效性，以估計與客户的合同應計收入，包括管理層對重要假設以及計算中使用的數據的完整性和準確性的控制。 |
| |
| 我們的審計程序包括，通過評估確鑿和相反的證據，測試計算與客户合同應計收入的重要投入。這些投入包括石油和天然氣價格假設和產量估計。此外，我們通過回顧程序評估了與客户簽訂的合同收入的歷史準確性。 |
/s/ 安永律師事務所
自2016年以來，我們一直擔任該夥伴關係的審計師。
休斯敦，得克薩斯州
2024年2月20日
獨立註冊會計師事務所報告
致董事會審核委員會及基金單位持有人
Black Stone Minerals，L.P.及其子公司
財務報告內部控制之我見
我們根據特雷德韋委員會贊助組織委員會發布的《內部控制-綜合框架》(2013年框架)(COSO標準)中確立的標準，審計了Black Stone Minerals，L.P.及其子公司截至2023年12月31日的財務報告內部控制。我們認為，根據COSO標準，截至2023年12月31日，Black Stone Minerals，L.P.及其子公司(合夥企業)在所有重大方面對財務報告保持有效的內部控制。
我們還按照美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)的標準，審計了合夥企業截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的綜合資產負債表，截至2023年12月31日期間每一年的相關綜合經營報表、權益和現金流量表，以及2024年2月20日的相關附註和報告，對此表示了無保留意見。
意見基礎
該合夥企業的管理層負責維持對財務報告的有效內部控制，並負責對隨附的《管理層財務報告內部控制年度報告》中所包含的財務報告內部控制的有效性進行評估。我們的責任是根據我們的審計，就合夥企業對財務報告的內部控制發表意見。我們是一家在PCAOB註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與合夥企業保持獨立。
我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些標準要求我們計劃和執行審計，以獲得合理的保證，以確定財務報告的有效內部控制是否在所有重要方面都得到了維護。
我們的審計包括瞭解財務報告的內部控制，評估存在重大弱點的風險，根據評估的風險測試和評估內部控制的設計和運作有效性，以及執行我們認為在情況下必要的其他程序。我們相信，我們的審計為我們的觀點提供了合理的基礎。
財務報告內部控制的定義及侷限性
合夥企業對財務報告的內部控制是一個程序，旨在根據公認的會計原則，為財務報告的可靠性和為外部目的編制財務報表提供合理保證。合夥企業對財務報告的內部控制包括下列政策和程序：(1)關於保存合理詳細、準確和公平地反映合夥企業資產的交易和處置的記錄；(2)提供合理保證，保證交易被記錄為必要的，以便按照公認的會計原則編制財務報表，並且合夥企業的收入和支出僅根據合夥企業管理層和董事的授權進行；(三)提供合理保證，防止或及時發現可能對財務報表產生重大影響的未經授權獲取、使用或處置合夥企業的資產。
由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對未來期間進行任何有效性評估的預測都有可能因條件的變化而出現控制不足的風險，或者政策或程序的遵守程度可能會惡化。
/S/安永律師事務所
休斯敦，得克薩斯州
2024年2月20日
黑石礦產，L.P.及其子公司
合併資產負債表
(單位：千) | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 資產 | | | |
| 流動資產 | | | |
| 現金和現金等價物 | $ | 70,282 | | | $ | 4,307 | |
| 應收賬款 | 82,253 | | | 135,697 | |
| 商品衍生資產 | 38,273 | | | 31,472 | |
| 預付費用和其他流動資產 | 2,319 | | | 1,905 | |
| 流動資產總額 | 193,127 | | | 173,381 | |
| 財產和設備 | | | |
石油和天然氣資產按成本計算，採用成功努力會計方法，包括未探明的資產#美元。890,338及$909,344分別於2023年12月31日和2022年12月31日 | 3,026,394 | | | 3,003,907 | |
| 累計折舊、損耗、攤銷和減值 | (1,961,899) | | | (1,916,919) | |
| 石油和天然氣屬性，淨值 | 1,064,495 | | | 1,086,988 | |
其他財產和設備，扣除累計折舊#美元14,163及$13,461分別於2023年、2023年和2022年12月31日 | 1,007 | | | 1,259 | |
| 淨資產和設備 | 1,065,502 | | | 1,088,247 | |
| 遞延費用和其他長期資產 | 8,255 | | | 9,454 | |
| 總資產 | $ | 1,266,884 | | | $ | 1,271,082 | |
| 負債、夾層股權和股權 | | | |
| 流動負債 | | | |
| 應付帳款 | $ | 6,270 | | | $ | 6,773 | |
| 應計負債 | 17,003 | | | 19,729 | |
| 商品衍生品負債 | 1,229 | | | 3,243 | |
| 其他流動負債 | 1,334 | | | 989 | |
| 流動負債總額 | 25,836 | | | 30,734 | |
| 長期負債 | | | |
| 信貸安排 | — | | | 10,000 | |
| 應計激勵性薪酬 | 1,699 | | | 1,884 | |
| 商品衍生品負債 | 81 | | | 16 | |
| 資產報廢債務 | 19,030 | | | 15,030 | |
| 其他長期負債 | 2,893 | | | 3,606 | |
| 總負債 | 49,539 | | | 61,270 | |
| 承付款和或有事項(附註11) | | | |
| 夾層股權 | | | |
合夥人權益-B系列累計可轉換優先股，14,711和14,711截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的未償還單位 | 299,137 | | | 298,361 | |
| 股權 | | | |
| 合夥人權益--普通合夥人權益 | — | | | — | |
合夥人權益--共同單位，209,991和209,407截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的未償還單位 | 918,208 | | | 911,451 | |
| 總股本 | 918,208 | | | 911,451 | |
| 總負債、夾層權益和權益 | $ | 1,266,884 | | | $ | 1,271,082 | |
合併財務報表附註是這些財務報表的組成部分。
黑石礦產，L.P.及其子公司
合併業務報表
(in千人，單位數額除外） | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 收入 | | | | | |
| 石油和凝析油銷售 | $ | 288,296 | | | $ | 336,287 | | | $ | 235,771 | |
| 天然氣和天然氣液體銷售 | 200,297 | | | 434,945 | | | 255,671 | |
| 租賃紅利和其他收入 | 12,506 | | | 13,052 | | | 14,292 | |
| 與客户簽訂合同的收入 | 501,099 | | | 784,284 | | | 505,734 | |
| 商品衍生工具收益（虧損） | 91,117 | | | (120,680) | | | (146,474) | |
| 總收入 | 592,216 | | | 663,604 | | | 359,260 | |
| 營業(收入)費用 | | | | | |
| 租賃經營費用 | 11,386 | | | 12,380 | | | 13,056 | |
| 生產成本和從價税 | 56,979 | | | 66,233 | | | 49,809 | |
| 勘探費 | 2,148 | | | 193 | | | 1,082 | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 45,683 | | | 47,804 | | | 61,019 | |
| | | | | |
| 一般和行政 | 51,455 | | | 53,652 | | | 48,746 | |
| 資產報廢債務的增加 | 1,042 | | | 861 | | | 1,073 | |
| (收益)出售資產損失，淨額 | (73) | | | (17) | | | (2,850) | |
| | | | | |
| 總運營費用 | 168,620 | | | 181,106 | | | 171,935 | |
| 營業收入(虧損) | 423,596 | | | 482,498 | | | 187,325 | |
| 其他收入(費用) | | | | | |
| 利息和投資收入 | 1,867 | | | 53 | | | 1 | |
| 利息支出 | (2,754) | | | (6,286) | | | (5,638) | |
| 其他收入(費用) | (160) | | | 215 | | | 299 | |
| 其他費用合計 | (1,047) | | | (6,018) | | | (5,338) | |
| 淨收益(虧損) | 422,549 | | | 476,480 | | | 181,987 | |
| B系列累積可轉換優先股的分佈 | (21,776) | | | (21,000) | | | (21,000) | |
| 普通合夥人和共同單位應佔淨收益（損失） | $ | 400,773 | | | $ | 455,480 | | | $ | 160,987 | |
| 淨收入（虧損）分配： | | | | | |
| 普通合夥人權益 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 公共單位 | 400,773 | | | 455,480 | | | 160,987 | |
| | $ | 400,773 | | | $ | 455,480 | | | $ | 160,987 | |
| 每個共同單位可歸屬於有限合夥人的淨收入（損失）： | | | | | |
| 每個共同單位（基本） | $ | 1.91 | | | $ | 2.18 | | | $ | 0.77 | |
| 每常用單位（稀釋） | $ | 1.88 | | | $ | 2.12 | | | $ | 0.77 | |
| 加權平均常用單位： | | | | | |
| 加權平均未償普通股（基本） | 209,970 | | | 209,382 | | | 208,181 | |
| 已發行普通股加權平均數（攤薄） | 225,105 | | | 224,446 | | | 208,290 | |
合併財務報表附註是這些財務報表的組成部分。
黑石礦產，L.P.及其子公司
合併權益表
(單位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普普通通 單位 | | 合作伙伴的 股本─ 常見 單位 | | 總計 股權 |
| 2020年12月31日餘額 | 206,749 | | | $ | 760,606 | | | $ | 760,606 | |
| 普通單位回購 | (223) | | | (1,957) | | | (1,957) | |
| | | | | |
| 為物業收購發行通用單位 | 1,087 | | | 10,766 | | | 10,766 | |
| 已批出的受限制單位，扣除沒收後的淨額 | 1,053 | | | — | | | — | |
| 基於股權的薪酬 | — | | | 12,932 | | | 12,932 | |
| 分配 | — | | | (176,924) | | | (176,924) | |
| 對合夥人權益的應計分配等價權的收費 | — | | | (1,142) | | | (1,142) | |
| B系列累積可轉換優先股的分佈 | — | | | (21,000) | | | (21,000) | |
| 淨收益(虧損) | — | | | 181,987 | | | 181,987 | |
| 2021年12月31日的餘額 | 208,666 | | | 765,268 | | | 765,268 | |
| 普通單位回購 | (262) | | | (2,991) | | | (2,991) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 已批出的受限制單位，扣除沒收後的淨額 | 1,003 | | | — | | | — | |
| 基於股權的薪酬 | — | | | 18,146 | | | 18,146 | |
| 分配 | — | | | (322,403) | | | (322,403) | |
| 對合夥人權益的應計分配等價權的收費 | — | | | (2,049) | | | (2,049) | |
| B系列累積可轉換優先股的分佈 | — | | | (21,000) | | | (21,000) | |
| 淨收益(虧損) | — | | | 476,480 | | | 476,480 | |
| 2022年12月31日的餘額 | 209,407 | | | 911,451 | | | 911,451 | |
| 普通單位回購 | (358) | | | (5,496) | | | (5,496) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 已批出的受限制單位，扣除沒收後的淨額 | 942 | | | — | | | — | |
| 基於股權的薪酬 | — | | | 12,525 | | | 12,525 | |
| 分配 | — | | | (398,824) | | | (398,824) | |
| 對合夥人權益的應計分配等價權的收費 | — | | | (2,221) | | | (2,221) | |
| B系列累積可轉換優先股的分佈 | — | | | (21,776) | | | (21,776) | |
| 淨收益(虧損) | — | | | 422,549 | | | 422,549 | |
| 2023年12月31日餘額 | 209,991 | | | $ | 918,208 | | | $ | 918,208 | |
合併財務報表附註是這些財務報表的組成部分。
黑石礦產，L.P.及其子公司
合併現金流量表
(單位：千) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 經營活動的現金流 | | | | | |
| 淨收益(虧損) | $ | 422,549 | | | $ | 476,480 | | | $ | 181,987 | |
| 將淨收益(虧損)調整為經營活動提供的現金淨額： | | | | | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 45,683 | | | 47,804 | | | 61,019 | |
| | | | | |
| 資產報廢債務的增加 | 1,042 | | | 861 | | | 1,073 | |
| 遞延費用攤銷 | 1,039 | | | 1,954 | | | 1,579 | |
| 商品衍生工具的(收益)損失 | (91,117) | | | 120,680 | | | 146,474 | |
| 結算商品衍生工具收到的（已付）現金淨額 | 82,723 | | | (203,166) | | | (112,946) | |
| 基於股權的薪酬 | 10,829 | | | 17,388 | | | 12,218 | |
| 勘探乾井費用 | — | | | — | | | 1,048 | |
| | | | | |
| (收益)出售資產損失，淨額 | (73) | | | (17) | | | (2,850) | |
| 經營性資產和負債變動情況： | | | | | |
| 應收賬款 | 53,053 | | | (39,513) | | | (34,856) | |
| 預付費用和其他流動資產 | (414) | | | 51 | | | (289) | |
| 應付賬款、應計負債和其他 | (3,827) | | | 3,012 | | | 2,652 | |
| 清償資產報廢債務 | (236) | | | (551) | | | (229) | |
| 經營活動提供的淨現金 | 521,251 | | | 424,983 | | | 256,880 | |
| 投資活動產生的現金流 | | | | | |
| 收購石油和天然氣資產 | (14,605) | | | (149) | | | (10,043) | |
| 增加石油和天然氣的性質 | (4,213) | | | (11,894) | | | (4,066) | |
| 增加石油和天然氣資產租賃成本 | (545) | | | (32) | | | (98) | |
| 購置其他財產和設備 | (450) | | | (488) | | | (428) | |
| 出售石油和天然氣資產的收益 | 73 | | | 17 | | | 318 | |
| 石油和天然氣資產出租收益 | — | | | 11,331 | | | — | |
| 投資活動提供(用於)的現金淨額 | (19,740) | | | (1,215) | | | (14,317) | |
| 融資活動產生的現金流 | | | | | |
| | | | | |
| 分配給普通單位持有人 | (398,824) | | | (322,403) | | | (176,924) | |
| 對B系列累積可轉換優先股持有人的分配 | (21,000) | | | (21,000) | | | (21,000) | |
| 普通單位回購 | (5,496) | | | (2,991) | | | (1,957) | |
| 信貸安排下的借款 | 64,000 | | | 339,000 | | | 212,000 | |
| 信貸安排項下的還款 | (74,000) | | | (418,000) | | | (244,000) | |
| 債務發行成本和其他 | (216) | | | (2,943) | | | (3,602) | |
| 融資活動提供的現金淨額(已用) | (435,536) | | | (428,337) | | | (235,483) | |
| 現金及現金等價物淨變化 | 65,975 | | | (4,569) | | | 7,080 | |
| 現金和現金等價物--年初 | 4,307 | | | 8,876 | | | 1,796 | |
| 現金和現金等價物--年終 | $ | 70,282 | | | $ | 4,307 | | | $ | 8,876 | |
| 補充披露 | | | | | |
| 支付的利息 | $ | 1,736 | | | $ | 4,332 | | | $ | 4,035 | |
合併財務報表附註是這些財務報表的組成部分。
注1-業務和演示基礎
業務描述
Black Stone Minerals，L.P.(“BSM”或“合夥企業”)是特拉華州的一家上市有限合夥企業，擁有石油和天然氣礦產權益，這些權益構成了資產基礎的絕大多數。該夥伴關係的資產還包括非參與的特許權使用費權益和最重要的特許權使用費權益。這些權益基本上不承擔成本，統稱為“礦產和特許權使用費權益”。該夥伴關係的礦產和特許權使用費權益位於41美國大陸的各州(“美國”)，包括所有主要的陸上生產盆地。該夥伴關係還擁有某些石油和天然氣資產的非運營工作權益。該合夥公司的共同單位在紐約證券交易所交易，代碼為“BSM”。
陳述的基礎
隨附的合夥企業經審計的綜合財務報表是根據美國公認會計原則(“公認會計原則”)以及美國證券交易委員會(“美國證券交易委員會”)的規則和規定編制的。
管理層認為，為公平列報所有列報期間的財務結果所需的、屬於正常和經常性性質的所有調整都已反映。所有公司間餘額和交易均已註銷。
合夥企業對其投資的重要條款進行評估，以確定適用於每項投資的會計方法。合夥企業持有的投資少於20擁有權益且不具有控制權或行使重大影響的股東，如公允價值不能輕易釐定，則採用公允價值或成本減去減值入賬。合夥企業行使控制權的投資被合併，而非直接或間接歸屬於合夥企業的該等投資的非控股權益在隨附的合併財務報表中作為淨收入和權益的單獨組成部分列示。
合併財務報表包括石油和天然氣財產權的不可分割權益。合夥企業通過在隨附的合併資產負債表、經營表和現金流量表上報告其在相關項目內的資產、負債、收入、成本和現金流量的比例份額來核算其在石油和天然氣財產權中的份額。
細分市場報告
合作伙伴關係以單一的運營和可報告的部門運營。運營部門被定義為企業的組成部分，首席運營決策者在決定如何分配資源和評估業績時，定期對企業的單獨財務信息進行評估。該夥伴關係的首席執行官已被確定為首席業務決策者，並根據綜合一級的財務信息分配資源和評估業績。
注2-重要會計政策摘要
預算的使用
根據公認會計原則編制合併財務報表要求管理層作出估計和假設，以影響合併財務報表日期的已報告資產和負債額、或有資產和負債的披露以及本報告期間的收入和費用。實際結果可能與這些估計不同。
合夥企業的綜合財務報表基於一系列重大估計，包括石油和天然氣儲量，這些儲量是計算石油和天然氣資產折舊、損耗和攤銷(“DD&A”)和減值的基礎。油藏工程是估計石油和天然氣地下儲集量的主觀過程。在估計已探明石油和石油的數量時，存在許多固有的不確定性
天然氣儲量。任何儲量估計的準確性都取決於現有數據的質量以及工程和地質解釋和判斷。因此，儲量估計可能與最終開採的石油和天然氣數量不同。該夥伴關係的儲量估計是由一家獨立的石油工程公司確定的。其他須予估計及假設的項目包括石油及天然氣資產的賬面值、商品衍生金融工具的估值、應計收入的釐定及以權益為基礎的獎勵的公允價值釐定。
夥伴關係利用歷史經驗和其他因素，包括當前的經濟和商品價格環境，不斷評估估計數和假設。商品價格的波動導致這種估計和假設固有的不確定性增加。石油或天然氣價格的大幅下跌可能導致該夥伴關係的公允價值估計數減少，並導致該夥伴關係進行分析，以確定其石油和天然氣資產是否受損。由於未來大宗商品價格無法準確預測，實際結果可能與估計大相徑庭。
現金和現金等價物
合夥企業將所有購買的原始到期日為三個月或以下的高流動性投資視為現金等價物。
應收帳款
該夥伴關係的應收賬款餘額主要來自運營商向其客户銷售石油和天然氣。應收賬款按合同金額入賬，不計息。客户的任何集中都可能對合夥企業的整體信用風險產生積極或消極的影響，因為這些實體可能同樣受到影響石油和天然氣行業的經濟或其他條件變化的影響。
下表列出了關於夥伴關係應收賬款的信息： | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | (單位：千) |
| 應收賬款： | | | | |
| 與客户簽訂合同的收入 | | $ | 77,560 | | | $ | 129,078 | |
| 其他 | | 4,693 | | | 6,619 | |
| 應收賬款總額 | | $ | 82,253 | | | $ | 135,697 | |
商品衍生金融工具
該夥伴關係正在進行的業務使其受到石油和天然氣市場價格變化的影響。為減輕與其業務相關的既定價格風險，該合夥企業使用商品衍生金融工具。有時，這類工具可能包括可變價格到固定價格的掉期、無成本項圈、固定價格合同和其他合同安排。合夥企業不會為投機目的而訂立衍生工具。
衍生工具按公允價值確認。如果根據主要淨額結算安排存在抵銷權，並且符合某些其他標準，則與同一交易對手的衍生資產和負債將在綜合資產負債表中淨額結算。合夥企業並無特別將衍生工具指定為現金流量對衝，即使衍生工具可減少其受石油及天然氣價格變動影響的風險；因此，衍生工具公允價值變動所產生的損益按淨額在所附商品衍生工具損益內的綜合營運報表中確認。
信用風險集中
可能使合夥企業面臨信用風險的金融工具主要包括現金及現金等價物、應收賬款和商品衍生金融工具。
該夥伴關係與主要金融機構保持現金和現金等值餘額。有時，這些餘額會超過聯邦保險的限額；然而，沒有發生任何損失。
該夥伴關係的客户羣由其承租人組成，承租人包括從綜合石油和天然氣公司到獨立的生產商和運營商。該夥伴關係的信用風險還可能包括從該夥伴關係的財產生產的石油和天然氣的購買者。合夥企業試圖通過包括信貸審批、信貸限額和條款以及預付款在內的程序來限制對任何一家公司的信貸敞口。該夥伴關係認為，其客户羣的信貸質量很高，其應收賬款餘額沒有出現重大核銷。有關更多信息，請參閲“注意7-重要客户”。
商品衍生金融工具可能使合夥企業面臨信用風險；然而，合夥企業監督其交易對手的信譽。更多信息見“附註5--商品衍生金融工具”。
石油和天然氣的性質
該夥伴關係遵循成功的努力法，對石油和天然氣業務進行核算。根據這一方法，收購石油和天然氣資產的礦產和特許權使用費權益以及工作權益、財產收購、成功探井、開發成本以及支持設備和設施的成本在發生時被資本化。收購已探明的石油和天然氣資產及工作權益一般被視為企業合併，並按其於收購日期的估計公允價值入賬。由全部或幾乎所有未探明石油和天然氣資產組成的收購通常被視為資產收購，並按成本入賬。
未探明的租賃權和未生產的礦產權益的成本在勘探和租賃工作取得結果之前作為未經探明的財產進行資本化。由於未探明的資產被確定為可生產，相關成本被轉移到已探明的石油和天然氣資產。在確定是否存在已探明的商業儲量之前，對與探井有關的成本進行資本化。如果沒有發現已探明的商業儲量，這類鑽探成本將被計入費用。在某些情況下，可能不確定在鑽探完成後是否發現了已探明的商業儲量。如果儲量足以證明完成生產井是合理的，並且在評估儲量和項目的經濟和運營可行性方面取得了足夠的進展，則此類探井鑽探成本可能會繼續資本化。其他勘探成本，包括年度延遲租金以及地質和地球物理成本，在發生時計入費用。
石油和天然氣資產按照財務會計準則委員會(FASB)會計準則編碼(ASC)的採掘業-石油和天然氣專題進行分組。分組的基礎是具有共同地理位置的資產的合理集合，夥伴關係也將其稱為可耗盡單位。
隨着勘探及開發工作的進展以及與合夥企業的石油及天然氣資產相關的儲量得到探明，歸屬於該等資產的資本化成本通過DD&A計入運營費用。資本化開發成本根據已探明的已開發儲量攤銷，而租賃收購成本和收購已探明物業的成本則根據所有已探明儲量和未開發儲量攤銷。已探明儲量是指估計的石油和天然氣儲量，地質和工程數據顯示，在現有的經濟和運營條件下，這些儲量在未來幾年可從已知的油氣藏中進行商業開採。與該夥伴關係生產石油和天然氣資產有關的DD&A費用為#美元45.0百萬，$47.2百萬美元，以及$60.4截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度分別為100萬。
每當發生事件或情況變化表明一項資產的賬面價值可能無法收回時，該合夥企業就評估已生產和未探明財產的減值。曾經有過不是截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的已探明或未探明石油及天然氣資產減值。有關更多信息，請參閲“附註6--公允價值計量”。
在出售一個完整的可耗盡單位時，其賬面價值減去收益或殘值，計入收入。於個別油井出售或退役後，或構成少於一個完整可耗竭單位之權益集合時，所得款項計入累計DD&A，除非此舉會大幅改變該可耗竭單位之DD&A比率，在此情況下，將會入賬損益。
其他財產和設備
其他財產和設備包括傢俱、固定裝置、辦公設備、租賃改進和計算機軟件，並按歷史成本列報。折舊和攤銷是使用直線法計算預期使用壽命的，範圍為3幾年前7好幾年了。折舊和攤銷費用總額為#美元。0.7百萬，$0.6百萬美元，以及$0.6截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度分別為100萬。
維修和保養
正常維護和維修的費用在發生時計入費用。增加資產壽命的物質支出按資產的估計剩餘使用壽命或租賃期限(如適用)較短的時間進行資本化和折舊。
應計負債
應計負債包括以下內容： | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| | | 2023 | | 2022 |
| | *(單位：千) |
| 應計負債： | | | | |
| 應計資本支出 | | $ | 5 | | | $ | 162 | |
| 應計激勵性薪酬 | | 8,041 | | | 10,050 | |
| 應計財產税 | | 6,378 | | | 7,431 | |
| 應計其他 | | 2,579 | | | 2,086 | |
| 應計負債總額 | | $ | 17,003 | | | $ | 19,729 | |
發債成本
債務發行成本包括與從金融機構獲得信貸直接相關的成本。這些成本被資本化，並在信貸協議的有效期內按直線攤銷，這類似於有效利息法。任何未攤銷債務發行成本將在相關債務工具終止的當年支出。債務發行成本的攤銷費用為#美元。1.0百萬，$2.0百萬美元，以及$1.6截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度的利息支出，並在綜合經營報表中計入利息支出。
資產報廢債務
報廢和移除長期資產的法律義務的公允價值在債務發生時記錄，併成為可確定的。當負債最初被記錄時，合夥企業通過增加相關財產的賬面金額來資本化這一成本。隨着時間的推移，負債因其現值的變化而增加，石油和天然氣資產的資本化成本根據與相關資產一致的生產單位而耗盡。
租契
合夥企業通過考慮(1)明確或隱含確定的資產是否已在協議中部署，以及(2)合夥企業從使用標的資產中獲得幾乎所有經濟利益，並在協議期限內指示資產的使用方式和目的，來確定安排是否為租賃。經營租賃計入綜合資產負債表中的遞延費用和其他長期資產、其他流動負債和其他長期負債。截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，該合夥企業的租賃均未被歸類為融資租賃。
使用權(“ROU”)資產代表合夥企業在租賃期內使用標的資產的權利，經營租賃負債代表合夥企業支付租賃所產生的租賃款項的義務。確認ROU資產
於開始日期計算，包括租期內剩餘租賃付款的現值、初步直接成本、預付租賃付款減去任何租賃優惠。經營租賃負債於開始日期根據租賃期內剩餘租賃付款的現值確認。合夥企業使用易於確定的隱含利率或基於開始日期可用信息的遞增借款利率來確定租賃付款的現值。
租賃條款可以包括在合理確定合夥企業將行使該期權時延長租約的期權所涵蓋的期限，以及在不合理確定合夥企業將行使該期權時終止租賃的期權所涵蓋的期限。租賃付款的租賃費用在租賃期限內以直線法確認。合夥企業作出會計政策選擇，不在綜合資產負債表上確認期限少於12個月的租賃，而在綜合經營報表中以直線方式確認租賃期限內的租賃付款。如果合夥企業的假設和預期發生變化，它可能不得不修改其ROU資產和經營租賃負債。
與客户簽訂合同的收入
ASC 606，北京與客户簽訂合同的收入要求合夥企業確定合同中代表不同履約義務的不同承諾貨物和服務，並確定分配給確定的履約義務的交易價格。
石油和天然氣銷售
石油和天然氣的銷售是在點位確認的，產品的控制權轉移到客户手中，銷售價格的可收集性得到合理保證。石油在交貨日根據購買者公佈的現行價格定價，並根據石油質量和實際位置進行某些調整。夥伴關係收到的天然氣價格與市場指數掛鈎，除其他因素外，還根據油井是否輸送到集輸管道、天然氣的質量和熱含量以及當前的供需狀況進行某些調整，從而使天然氣價格波動，以保持與其他可用天然氣供應的競爭力。由於每單位產品代表一項獨立的履約責任，而代價又因涉及石油和天然氣價格而有所變動，因此合夥企業採用實際權宜之計確認石油和天然氣銷售收入，以根據ASC 606進行可變代價。
租賃紅利和其他收入
該夥伴關係還從租賃獎金和延遲租賃中賺取收入。該合夥企業通過將其礦產權益出租給勘探和生產公司來獲得租賃紅利收入。租賃協議代表合夥企業與客户的合同，一般轉讓發現的任何石油或天然氣的權利，授予合夥企業特定特許權使用費權益的權利，並要求鑽探和完井作業在指定時間段內開始。控制權轉移給承租人，合夥企業在簽訂租賃協議時已履行其履約義務，以便在收到租賃紅利時確認收入。在合夥企業簽署租賃協議時，合夥企業預計將在合理時間內收到租賃紅利付款，儘管在任何情況下不會超過一年，因此合夥企業沒有根據ASC 606中的實際權宜之計調整任何重大融資部分的預期對價金額。合夥公司亦確認延遲租金的收入，惟鑽探未於指定期間內開始，且已收到付款，合夥公司並無進一步退還款項的義務。
交易價格在剩餘履約債務中的分配
石油和天然氣銷售
合夥企業利用了ASC 606中的實際權宜之計，其中規定，如果可變對價完全分配給完全未履行的履約義務，則合夥企業不需要披露分配給剩餘履約債務的交易價格。由於合夥企業已確定每一單位產品通常代表一項獨立的履約義務，未來的成交量完全不能滿足要求，因此不需要披露分配給剩餘履約義務的交易價格。
租賃紅利和其他收入
鑑於在簽訂租賃協議之前，合夥企業不確認租賃紅利或其他收入，此時已履行其履約義務並收到付款，因此，截至本報告所述期間結束時，合夥企業不記錄未履行或部分未履行的履約義務的收入。
上期履約義務
合夥企業在產品交付給購買者的月份記錄收入。作為一個非運營商，該夥伴關係對新油井開始生產的時間以及在生產交付日期後30至90天或更長時間內可能無法收到生產報表的可見性有限。因此，夥伴關係需要估計交付給購買者的生產量和銷售產品將收到的價格。這些物業的預期銷售量和價格是在所附綜合資產負債表的應收賬款項目中估計和記錄的。夥伴關係估計數與實際收到的石油和天然氣銷售金額之間的差額記錄在從第三方收到付款的月份。在截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度，在報告期間確認的與前幾個報告期間履行的履約義務有關的收入並不重要。
所得税
出於所得税的目的，該合夥企業被組織為直通實體。因此，合夥企業的單位持有者負責繳納聯邦和州所得税，這可歸因於他們在合夥企業的應納税所得額中的份額。合作伙伴關係需要繳納其他基於州的税收；然而，這些税收並不是實質性的。有限合夥企業至少90%的總收入來自指定的被動來源，包括礦產特許權使用費和其他非運營礦物利息收入，而從經營主動貿易或業務中獲得的收入不超過10%，被歸類為“被動實體”，通常可免除德克薩斯州保證金税。該合夥公司認為，它符合被視為德克薩斯州保證金税目的“被動實體”的要求。因此，根據德克薩斯州保證金税被視為應税實體的每個單位持有人通常將被要求在其自己的德克薩斯州保證金税計算中包括其合夥企業收入的一部分。《德克薩斯州行政法》規定，此類收入的來源是合夥企業的主要營業地，即德克薩斯州。
金融工具的公允價值
由於現金和現金等價物、應收賬款、商品衍生金融工具和應付賬款，由於這些工具的短期到期日，夥伴關係當前金融工具的賬面價值接近其在2023年12月31日、2023年和2022年的公允價值。有關更多信息，請參閲“附註6--公允價值計量”。
激勵性薪酬
激勵性薪酬既包括責任獎勵，也包括股權獎勵。合夥企業根據授予日期的公允價值，在必要的服務期(通常是獎勵的授權期)內以直線或加速方式確認與其獎勵補償獎勵相關的補償費用，具體取決於獎勵條款。責任獎勵是指預計將在其歸屬日期以現金或未知數量的普通單位結算的獎勵。負債獎勵按授予日獎勵估計公允價值的歸屬部分記為應計負債，該部分可根據與獎勵計劃相關的某些業績條件的影響進行修訂。
激勵性薪酬支出記入合併業務報表上的一般和行政項目。有關更多信息，請參閲“附註9--激勵性薪酬”。
近期會計公告
2023年11月，FASB發佈了ASU 2023-07，對可報告分部披露的改進 (話題280)，更新了可報告的部門披露要求，主要是通過加強對重大部門費用的披露。此外，修訂為擁有單一可報告分部的實體提供了新的分部披露要求。該指南適用於2023年12月15日之後開始的財政年度，以及2024年12月15日之後開始的財政年度內的過渡期，並允許提前採用。該夥伴關係不打算及早通過，並預計新的指導方針不會對該夥伴關係的合併財務報表和相關披露產生實質性影響。
注3-資產報廢債務
資產報廢責任(“ARO”)負債反映拆除、搬遷、場地填海及與合夥企業的營運權益石油及天然氣資產相關的類似活動的估計成本現值。該夥伴關係利用當前的退休費用來估計預期的退休債務現金流出。該夥伴關係估計財產的最終生產年限、經信貸調整的無風險利率和通貨膨脹因素，以確定這項債務的當前現值。如果未來對這些假設的修訂影響現有ARO負債的現值，則對石油和天然氣財產餘額進行相應調整。
下表描述了所列期間合夥企業的ARO負債的變化：
| | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| | 2023 | | 2022 |
| | (單位：千) |
| 期初資產報廢債務 | $ | 16,019 | | | $ | 13,284 | |
| 已發生的負債 | 174 | | | 124 | |
| 已結清的債務 | (98) | | | (294) | |
| 吸積費用 | 1,042 | | | 861 | |
| 訂正估計費用 | 3,130 | | | 2,044 | |
| 性情 | — | | | — | |
| 期末資產報廢債務 | $ | 20,267 | | | $ | 16,019 | |
| 流動資產報廢債務 | $ | 1,237 | | | $ | 989 | |
| 非流動資產報廢債務 | $ | 19,030 | | | $ | 15,030 | |
注4-石油和天然氣資產
資產剝離
於二零二三年及二零二二年，合夥企業並無重大資產剝離活動。
於二零二一年第三季度，合夥企業完成出售其全資附屬公司TLW Investments，L.L.C.。（“TLW”），自2021年9月1日起生效，總收益為$0.2 萬TLW持有主要位於俄克拉荷馬州和德克薩斯州的非經營性工作權益和壓倒性特許權使用費權益。TLW的資產和負債包括石油和天然氣資產，賬面淨值為美元。3.0賬面價值為#億美元的資產報廢債務5.7在銷售時為100萬美元。合作伙伴關係承認了一美元2.9與資產剝離相關的收益，包括在(收益)出售資產的損失，截至2021年12月31日的年度綜合經營報表的淨行項目。
收購
收購已探明的石油和天然氣資產及工作權益一般被視為企業合併，並按其於收購日期的估計公允價值入賬。由全部或幾乎所有未探明石油和天然氣資產組成的收購通常被視為資產收購，並按成本入賬。
2023年收購
在截至2023年12月31日的年度內，合夥企業以現金代價#美元從各種賣方手中收購了被視為資產收購的礦產和特許權使用費權益。14.6百萬美元，包括資本化的直接交易成本。這些收購的資金來自經營活動的現金，主要位於墨西哥灣沿岸陸地地區。
2022年收購
該夥伴關係在2022年期間沒有實質性的採購活動。
2021年收購
2021年5月，該夥伴關係完成了對米德蘭盆地北部礦產和特許權使用費面積的收購，總代價為#美元。20.8百萬美元。購買價格為$。10.0百萬美元現金和美元10.8夥伴關係的普通單位為百萬美元。現金對價的資金來自信貸安排(定義見附註8--信貸安排)下的借款和業務活動的資金。這筆交易作為一項業務合併入賬，所收購的資產在收購日按其估計公允價值入賬。收購的資產包括#美元。4.9百萬已探明的石油和天然氣資產，$15.6百萬未探明的石油和天然氣資產，以及0.3淨營運資本為百萬美元。與收購相關的成本為$0.3已支出100萬美元，並列入截至2021年12月31日的年度綜合業務報表的總務和行政項目。
外包協議
該夥伴關係已達成分拆安排，旨在減少其營運利息資本支出，從而大幅降低其除礦產和特許權使用費權益收購以外的資本支出。根據這些協議，合夥企業將其參與某些非經營性營運權益機會的權利轉讓給外部資本提供者，同時以額外的特許權使用費收入或保留的經濟權益的形式保留這些權益的價值。
聖奧古斯丁農場
2021年3月，BSM和XTO達成協議，分割聖奧古斯丁縣Brent Miller開發區的共同擁有的工作權益。根據分割協議，BSM和XTO交換了某些現有和擬議的鑽井單位的工作權益，導致兩家公司持有100在各自分割的單位中的工作權益的百分比。
2021年5月，BSM和Aethon Energy(“Aethon”)達成了一項協議，開發該夥伴關係在聖奧古斯丁縣的某些未開發面積，包括討論的分割協議產生的工作利益
上面。該協議規定，Aethon將做出最低油井承諾，以換取更低的特許權使用費，並獨家獲得BSM在合同區的礦產和租賃面積。該協議要求至少五將在2021年第三季度開始的最初計劃年鑽探油井，10在第二個和第三個方案年鑽井，此後至少12從第四個方案年開始，每年的威爾斯數。該合夥公司與Aethon簽訂的開發協議和涉及聖奧古斯丁縣土地的相關鑽探承諾獨立於下文討論的涉及Angelina縣的開發協議和相關承諾。
2021年5月，夥伴關係與嘉楠科技簽訂了一項新的框架協議(“嘉楠科技框架協議”)，2021年12月，夥伴關係與阿祖爾-SA有限責任公司(“阿祖爾”)簽訂了框架協議(“阿祖爾框架協議”)。2022年4月，該合夥企業修改了嘉楠科技分包協議，並與JWM石油天然氣有限責任公司(“JWM”)簽訂了分包協議(JWM Farmout)。這些協議涵蓋了Aethon在德克薩斯州聖奧古斯丁縣積極開發的所有合夥企業的工作權益，並將持續10除非按照協議的條款提前終止，否則將在一年內終止。根據協議，嘉楠科技、阿祖爾和JWM將分別從Aethon在合同區域內鑽探和運營的油井中賺取合作伙伴關係工作權益的一定比例。嘉楠科技、阿祖爾和JWM有義務在最初的計劃年度為Aethon鑽探的油井的開發提供資金，此後有一定的權利和選擇權在每個分包協議期間繼續為合作伙伴的工作利益提供資金。合作伙伴將在支付之前獲得最高的特許權使用費權益(“ORRI”)，在大多數情況下，在根據分田協議鑽探的所有油井支付後，ORRI將增加。截至2023年12月31日，17威爾斯在嘉楠科技、阿祖爾和JWM的合同區被挖土。
下表列出了每個分拆合作伙伴在SAN下的合同區內獲得的工作利益
奧古斯丁租借協議：
布倫特·米勒地區
| | | | | | | | |
| 外展合作伙伴 | 合夥企業工作權益的% | 8/8基礎上的最大百分比 |
| 嘉楠科技 | 64.0 | % | 32.0 | % |
| 阿祖爾 | 20.0 | % | 10.0 | % |
| JWM | 16.0 | % | 8.0 | % |
| 總計 | 100.0 | % | 50.0 | % |
其他領域
| | | | | | | | |
| 外展合作伙伴 | 合夥企業工作權益的% | 8/8基礎上的最大百分比 |
| 嘉楠科技 | 40.0 | % | 10.0 | % |
| 阿祖爾 | 50.0 | % | 12.5 | % |
| JWM | 10.0 | % | 2.5 | % |
| 總計 | 100.0 | % | 25.0 | % |
安吉麗娜·法瑪特
2020年5月，該夥伴關係與Aethon簽訂了一項開發協議，以開發被BPX Energy在德克薩斯州安吉利納縣沒收的部分地區。該協議規定，Aethon將作出最低限度的油井承諾，以換取更低的特許權使用費，並獨家獲得合夥企業在合同區的礦產和租賃面積。該協議要求至少四將在2020年第三季度開始的最初計劃年鑽探油井，10將在第二個計劃年鑽井，並從第三個計劃年開始，15從那以後開始，每年的油井數。
2020年11月，夥伴關係與Pivotal簽訂了一項新的分拆協議(“Pivotal Farmout”)。Pivotal Farmout涵蓋該合夥企業在德克薩斯州安吉利娜縣Aethon積極開發的工作權益中所佔的份額，除非根據協議條款提前終止，否則將持續到2028年4月。Pivotal將獲得100合夥企業工作權益的%(從大約12.5%至25%，以八分之八為基礎)在由
在合同區內，以協議為準。Pivotal有義務在最初的計劃年度為Aethon鑽探的所有油井的開發提供資金，此後，Pivotal有一定的權利和選擇權在Pivotal Farmout期間繼續為夥伴關係的工作利益提供資金。一旦Pivotal實現了指定井組的指定支付，合夥企業將獲得該井組的大部分原始工作權益。截至2023年12月31日，共有45威爾斯已經在合同區域被挖土，受到關鍵的Farmout的影響。
Aethon超時
2023年12月，合夥公司收到通知，Aethon正在行使其與BSM在德克薩斯州東部的Angelina縣和San Augustine縣的聯合勘探協議中的“暫停”條款。當天然氣價格跌破規定的門檻時，Aethon可以選擇暫停鑽探義務，最長連續9個月，在任何48個月期間最多暫停18個月。每項協議下的當前方案年在暫停期間暫停，以便方案年可以延長到12個日曆月以上。Aethon此前沒有援引協議中的超時條款。
石油和天然氣性質的減損
當事件及情況顯示已探明及未經探明之石油及天然氣資產之賬面值可回收性可能下降時，已探明及未探明之石油及天然氣資產將被評估減值。在評估生產物業減值時，合夥企業將生產物業的預期未貼現預測未來現金流量與生產物業的賬面金額進行比較，以確定可回收性。當賬面值超過其估計未貼現的未來現金流量時，賬面值減記至其公允價值，公允價值作為該等物業的預計未來現金流量的現值計量。不是在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度確認了石油和天然氣資產減值。有關更多信息，請參閲“附註6--公允價值計量”。
注5-商品衍生金融工具
該夥伴關係正在進行的業務使其受到石油和天然氣市場價格變化的影響。為減輕與其業務相關的固有商品價格風險，該合夥企業使用石油和天然氣商品衍生金融工具。有時，這類工具可能包括可變價格到固定價格的掉期、無成本項圈、固定價格合同和其他合同安排。合夥企業和交易對手之間的固定價格互換合同規定了固定的商品價格和未來的結算日期。夥伴關係和對手方之間的無成本領子合同規定了商品價格的下限和上限以及未來的結算日期。該夥伴關係簽訂石油和天然氣衍生品合同，其中包含與每個交易對手的淨額結算安排。合夥企業不會為投機目的而訂立衍生工具。
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，該夥伴關係的未平倉衍生品合約由固定價格掉期合約組成。合夥企業沒有將其任何合同指定為公允價值或現金流對衝。因此，合同公允價值的變動計入變動期間的綜合經營報表。合夥企業衍生合約的所有衍生收益和虧損已在合夥企業隨附的綜合經營報表中的收入中確認。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，尚未以現金結算的衍生工具在合夥企業隨附的綜合資產負債表中反映為衍生資產或負債。有關更多信息，請參閲“附註6--公允價值計量”。
合夥企業的衍生品合同使其在交易對手不履行可能對合夥企業商品衍生品資產的公允價值產生不利影響的情況下面臨信用風險。雖然合夥公司並不要求其衍生合約交易對手提供抵押品，但合夥公司會在認為適當時評估該等交易對手的信用狀況。這種評估包括審查交易對手的信用評級和最新的財務信息。截至2023年12月31日，該夥伴關係已：七交易對手，所有這些交易對手都是穆迪評級為Baa2或更高的機構，都是信貸安排下的貸款人。
下表彙總了合夥企業衍生工具的公允價值和分類，以及截至每個日期綜合資產負債表中已確認的衍生工具資產、負債和抵銷總額： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至2023年12月31日 |
| 分類 | | 資產負債表位置 | | 總交易會 價值 | | 的效果 交易對手淨額結算 | | 淨載運 啟用價值 資產負債表 |
| | | | | (單位：千) |
| 資產： | | | | | | | | |
| *流動資產 | | 大宗商品和衍生品資產 | | $ | 41,485 | | | $ | (3,212) | | | $ | 38,273 | |
| *長期資產。 | | 遞延費用和其他長期資產 | | 498 | | | (126) | | | 372 | |
| *總資產 | | | | $ | 41,983 | | | $ | (3,338) | | | $ | 38,645 | |
| 負債： | | | | | | | | |
| * | | 大宗商品和衍生產品以及負債 | | $ | 4,441 | | | $ | (3,212) | | | $ | 1,229 | |
| *不願承擔長期責任。 | | 大宗商品和衍生產品以及負債 | | 207 | | | (126) | | | 81 | |
| *總負債 | | | | $ | 4,648 | | | $ | (3,338) | | | $ | 1,310 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至2022年12月31日 |
| 分類 | | 資產負債表位置 | | 總交易會 價值 | | 的效果 交易對手淨額結算 | | 淨載運 啟用價值 資產負債表 |
| | | | | (單位：千) |
| 資產： | | | | | | | | |
| *流動資產 | | 大宗商品和衍生品資產 | | $ | 41,648 | | | $ | (10,176) | | | $ | 31,472 | |
| *長期資產。 | | 遞延費用和其他長期資產 | | 797 | | | (69) | | | 728 | |
| *總資產 | | | | $ | 42,445 | | | $ | (10,245) | | | $ | 32,200 | |
| 負債： | | | | | | | | |
| * | | 大宗商品和衍生產品以及負債 | | $ | 13,419 | | | $ | (10,176) | | | $ | 3,243 | |
| *不願承擔長期責任。 | | 大宗商品和衍生產品以及負債 | | 85 | | | (69) | | | 16 | |
| *總負債 | | | | $ | 13,504 | | | $ | (10,245) | | | $ | 3,259 | |
合夥企業衍生工具(包括資產和負債)的公允價值變動在所附的綜合業務表和綜合現金流量表中按淨額列報，並在所列期間包括以下內容： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至12月31日止年度， |
| 衍生品未被指定為對衝工具 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (單位：千) |
| 商品衍生工具的期初公允價值 | | $ | 28,941 | | | $ | (53,545) | | | $ | (20,017) | |
| 石油衍生工具的收益(損失) | | 3,888 | | | (46,890) | | | (75,180) | |
| 天然氣衍生工具的損益 | | 87,229 | | | (73,790) | | | (71,294) | |
| 支付(收到)石油衍生工具結算的現金淨額 | | (2,653) | | | 77,790 | | | 66,418 | |
| 天然氣衍生工具結算支付(收到)現金淨額 | | (80,070) | | | 125,376 | | | 46,528 | |
| 商品衍生工具公允價值變動淨額 | | 8,394 | | | 82,486 | | | (33,528) | |
| 商品衍生工具期末公允價值 | | $ | 37,335 | | | $ | 28,941 | | | $ | (53,545) | |
截至2023年12月31日，該夥伴關係擁有以下開放式石油衍生品合約： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 體積（MBbl） | | 加權平均價格（每桶） | | 範圍（每Bbl） |
| 合同期限和類型 | | | | 低 | | 高 |
| 石油掉期合約： | | | | | | | | |
| 2023 | | | | | | | | |
| 第四季度 | | 180 | | | $ | 80.80 | | | $ | 73.00 | | | $ | 89.50 | |
| 2024 | | | | | | | | |
| 第一季度 | | 570 | | | 71.45 | | | 67.00 | | | 81.00 | |
| 第二季度 | | 570 | | | 71.45 | | | 67.00 | | | 81.00 | |
| 第三季度 | | 570 | | | 71.45 | | | 67.00 | | | 81.00 | |
| 第四季度 | | 570 | | | 71.45 | | | 67.00 | | | 81.00 | |
截至2023年12月31日，合夥企業擁有以下天然氣開放式衍生品合約： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 體積（BBtu） | | 加權平均價格（每MMBtu） | | 範圍(每MMBtu) |
| 合同期限和類型 | | | | 低 | | 高 |
| 天然氣互換合約： | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2024 | | | | | | | | |
| 第一季度 | | 10,010 | | | $ | 3.57 | | | $ | 3.48 | | | $ | 3.76 | |
| 第二季度 | | 10,010 | | | 3.57 | | | 3.48 | | | 3.76 | |
| 第三季度 | | 10,120 | | | 3.57 | | | 3.48 | | | 3.76 | |
| 第四季度 | | 10,120 | | | 3.57 | | | 3.48 | | | 3.76 | |
該夥伴關係在2023年12月31日之後擁有以下未平倉石油衍生品合約： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 體積（MBbl） | | 加權平均價格（每桶） | | 範圍（每Bbl） |
| 合同期限和類型 | | | | 低 | | 高 |
| 石油掉期合約： | | | | | | | | |
| 2025 | | | | | | | | |
| 第一季度 | | 210 | | | $ | 70.50 | | | $ | 70.16 | | | $ | 70.75 | |
| 第二季度 | | 210 | | | 70.50 | | | 70.16 | | | 70.75 | |
| 第三季度 | | 210 | | | 70.50 | | | 70.16 | | | 70.75 | |
| 第四季度 | | 210 | | | 70.50 | | | 70.16 | | | 70.75 | |
該合夥企業在2023年12月31日之後簽訂了以下天然氣衍生合同： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 體積（BBtu） | | 加權平均價格（每MMBtu） | | 範圍(每MMBtu) | | |
| 合同期限和類型 | | | | 低 | | 高 | | |
| 天然氣互換合約： | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 2024 | | | | | | | | | | |
| 第一季度 | | 300 | | | $ | 3.00 | | | $ | 3.00 | | | $ | 3.00 | | | |
| 第二季度 | | 455 | | | 3.00 | | | 3.00 | | | 3.00 | | | |
| 第三季度 | | 460 | | | 3.00 | | | 3.00 | | | 3.00 | | | |
| 第四季度 | | 460 | | | 3.00 | | | 3.00 | | | 3.00 | | | |
| 2025 | | | | | | | | | | |
| 第一季度 | | 900 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | |
| 第二季度 | | 910 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | |
| 第三季度 | | 920 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | |
| 第四季度 | | 920 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | |
注6-公允價值計量
公允價值定義為一項資產(或負債)於計量日期在市場參與者之間的有序交易中可被買賣(或產生)或出售(或結算)的金額。此外，ASC 820，公允價值計量，建立了計量公允價值的框架，建立了基於用於計量公允價值的投入質量的公允價值等級，幷包括了某些披露要求。公允價值估計基於(I)實際市場數據或(Ii)其他市場參與者將用於為資產或負債定價的假設，包括對風險的估計。
ASC 820為公允價值計量的披露建立了一個三級估值層次結構。估值層次將按公允價值計量的資產和負債分類為三個不同級別之一，具體取決於計量中採用的投入的可觀測性。這三個級別的定義如下：
1級-活躍市場中相同資產或負債的未調整報價。
2級-非活躍市場中類似資產或負債的報價，以及在金融工具的幾乎整個期限內直接或間接可觀察到的資產或負債的投入。
3級-無法觀察並對公允價值計量有重要意義的投入(包括合夥企業自己在確定公允價值時的假設)。
金融工具在估值層次中的分類是基於對公允價值計量有重要意義的最低投入水平。合夥企業對某一具體投入對整個公允價值計量的重要性的評估需要作出判斷，並考慮資產或負債特有的因素。在截至2022年12月31日、2023年和2022年12月31日終了的年度，沒有調入或調出公允價值等級的三個級別。
由於票據的短期性質，合夥企業的現金及現金等價物、應收賬款和應付賬款的賬面價值接近公允價值。由於市場利率的變動，截至2023年12月31日、2023年和2022年的所有債務的估計賬面價值接近公允價值。這些債務公允價值是根據夥伴關係對類似類型借款安排的遞增借款利率估算的，屬於第三級計量，當時沒有報價的市場價格。該夥伴關係的金融工具的估計公允價值不一定表明將在當前市場交易中實現的數額。
按公允價值經常性計量的資產和負債
合夥企業採用市場法估計商品衍生金融工具的公允價值，該模型使用市場上可觀察到的投入，或可從可觀察到的數據中得出或得到可觀察數據證實的投入。更多信息見“附註5--商品衍生金融工具”。
下表介紹了合夥企業按公允價值經常性計量的資產和負債情況： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 使用計量的公允價值 | | 的效果 | | |
| | | 第1級 | | 2級 | | 第三級 | | 交易對手淨額結算 | | 總計 |
| | | (單位：千) |
| 截至2023年12月31日 | | | | | | | | | | |
| 金融資產 | | | | | | | | | | |
| 商品衍生工具 | | $ | — | | | $ | 41,983 | | | $ | — | | | $ | (3,338) | | | $ | 38,645 | |
| 金融負債 | | | | | | | | | | |
| 商品衍生工具 | | — | | | 4,648 | | | — | | | (3,338) | | | 1,310 | |
| 截至2022年12月31日 | | | | | | | | | | |
| 金融資產 | | | | | | | | | | |
| 商品衍生工具 | | $ | — | | | $ | 42,445 | | | $ | — | | | $ | (10,245) | | | $ | 32,200 | |
| 金融負債 | | | | | | | | | | |
| 商品衍生工具 | | — | | | 13,504 | | | — | | | (10,245) | | | 3,259 | |
按公允價值非經常性基礎計量的資產和負債
按公允價值按非經常性基礎計量的非金融資產和負債包括可能在企業合併中收購的某些非金融資產和負債，以及為評估減值而計量的石油和天然氣財產價值。
在企業合併中收購的已探明和未探明物業的公允價值的確定，是通過對預計未來現金流量進行貼現來估計的。用於確定公允價值的因素包括對經濟儲備的估計、未來運營和開發成本、未來大宗商品價格、未來生產的時機，以及風險調整後的貼現率。合夥企業已將這些計量指定為3級。合夥企業對最近收購的公允價值評估包括在附註4--石油和天然氣資產中。
石油及天然氣資產在評估減值時採用收益法，按公允價值按非經常性基礎計量。當事件及情況顯示已探明及未經探明之石油及天然氣資產之賬面值可回收性可能下降時，已探明及未探明之石油及天然氣資產將被評估減值。這項評價是以可耗盡單位為單位進行的。
在評估生產物業的減值時，合夥企業會將與可耗盡單位有關的預期未貼現預期未來現金流量與其未攤銷賬面值進行比較，以確定可回收程度。當可耗損單位的賬面金額超過其估計的未貼現未來現金流量時，賬面金額減記至其公允價值，公允價值作為該等物業的預計未來現金流量的現值計量。用於確定公允價值的因素包括對已探明儲量的估計、未來大宗商品價格、未來生產時間、運營成本、未來資本支出和經風險調整的貼現率。在評估未探明物業的減值時，當可耗損單位內的賬面價值超過估計可收回價值時，確認減值損失。未探明物業(包括未批租礦業權)的賬面價值乃根據管理層使用與先前已探明物業相類似的因素以及地理及地質數據對公允價值的評估而釐定。
合夥企業對公允價值的估計是根據相關市場數據在不連續的時間點確定的。這些估計涉及不確定性，不能準確確定。截至2023年12月31日、2023年12月31日及2022年12月31日止年度，估值技術或相關投入並無重大變化。在初步確認後，2023年和2022年終了年度沒有按公允價值非經常性基礎計量的資產。
注7-重要客户
該合夥公司將礦產權益出租給勘探和生產公司，並在經濟條件有利時參與非運營的工作權益。12%和19分別佔截至2022年、2022年和2021年12月31日的年度石油和天然氣總收入的3%。在截至2023年12月31日的一年中，沒有任何客户超過石油和天然氣總收入的10%。
如果合夥企業失去了一位重要客户，這種損失可能會影響其礦產和特許權使用費權益以及工作權益的收入。該夥伴關係的多樣化客户基礎減輕了任何單一客户的流失。
注8-信貸安排
該合夥企業維持經修訂的優先擔保循環信貸協議(“信貸安排”)。信貸安排的最高信貸總額為#美元。1.0十億美元。貸款人的承諾等於總最高信貸金額、當時有效的借款基數和總選擇承諾中的最小者，因為它可能會不時調整。借款基數每半年重新確定一次，通常是在10月和4月，並根據貸款人辛迪加使用與當前市場對未來價格往往不同的定價假設確定的合夥企業的石油和天然氣資產的價值計算得出。合夥企業和貸款人(在三分之二貸款人的指導下)各自有權在預定的重新確定之間一次請求重新確定借款基數。合夥企業還有權在收購石油和天然氣資產超過10在緊接該項收購前的借款基礎價值的%。如果我們終止我們的對衝頭寸或出售石油和天然氣財產權益的總價值超過5目前借款基數的%。在這種情況下，借款基數將根據終止的對衝頭寸或最近借款基數中出售的石油和天然氣財產權益的價值進行調整。在10月份
2022年，夥伴關係修訂和修訂了信貸安排，將到期日從2024年11月1日延長至2027年10月31日。在修訂信貸安排的同時，信貸安排下的借款基數增加到#美元。550.01000萬美元和夥伴關係選擇將信貸安排下的承諾額從#美元下調400.02000萬美元至2000萬美元375.01000萬美元。2023年4月借款基數的重新確定重申借款基數為#美元。550.0和2023年10月借款基數的重新確定將借款基數增加到#美元。580.01000萬美元。在兩次重新確定之後，夥伴關係選擇將現金承諾額維持在#美元。375.01000萬美元。下一次半年度重新確定定於2024年4月。
2022年10月，修訂了信貸安排，以紐約聯邦儲備銀行公佈的有擔保隔夜融資利率取代LIBOR利率。信貸安排下的未償還借款按我們選擇的浮動利率計息，浮動利率等於基本利率(年利率等於(A)當日有效的最優惠利率，(B)當日有效的聯邦基金利率加0.50%；及(C)調整後期限SOFR，為期一個月，於該日起生效，另加1.00%)或調整後的期限SOFR，在每種情況下，加上適用的保證金。截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月，替代基本利率利差範圍為1.50%至2.50%，調整後期限SOFR利潤率範圍為2.50%至3.50%取決於相對於借款基數的未償還借款。
合夥企業有義務支付季度承諾費，從0.375%至0.500借款基數中未使用部分的年化利率，取決於相對於借款基數的未償還借款金額。本金可選擇性地不時償還，而無需支付溢價或罰金，但慣常的SOFR違約除外，並要求(A)如果未償還金額超過借款基數，無論是由於借款基數的重新確定或其他原因，在某些情況下受治療期的限制，或(B)在到期日償還。
信貸工具的加權平均利率為7.36在截至2023年12月31日的12個月內，加權平均利率為6.92截至2022年12月31日。應計利息應在每個日曆季度末或每個利息期末支付，除非利息期限長於90在此情況下須於每年月底支付利息的天數90天句號。信貸機制以該夥伴關係的幾乎所有石油和天然氣生產和資產作擔保。
信貸安排包含對未來借款、租賃、對衝和出售資產的各種限制。此外，信貸安排要求合夥企業保持不低於以下的流動比率1.0：1.0，總債務與EBITDAX(未計利息、税項、折舊、攤銷和勘探前收益)的比率不超過3.5：1.0。如果信貸協議下存在違約(包括未能滿足其中一項金融契約)，如果信貸安排下的可獲得性低於以下條件，則不允許分配10貸款人承諾的%，或者如果總債務與EBITDAX之比大於3.0。截至2023年12月31日，該夥伴關係遵守了信貸安排中的所有財務契約。
在2023年12月31日，有不是截至2022年12月31日的未償還本金餘額總額和未償還本金餘額總額為10.0*信貸安排下可用借款的未用部分為#美元。375.0百萬美元和美元365.0分別在2023年、2023年和2022年12月31日達到100萬。
注9-激勵性薪酬
概述
合夥企業普通合夥人董事會(“董事會”)制定了一項長期激勵計劃(“2015年長期激勵計劃”)，根據該計劃，合夥企業普通合夥人的非僱員董事以及合夥企業及其附屬公司的某些僱員和顧問有資格獲得關於合夥企業共同單位的獎勵。2015年LTIP允許授予單位期權、單位增值權、受限單位、單位獎勵、虛擬單位、與獎勵同時或作為單獨獎勵的分配等價權、現金獎勵和其他基於單位的獎勵。任何與獎勵獎勵相關的歸屬條款均基於董事會或其委員會批准的預定時間表。
獎勵性薪酬支出包括在合併業務報表的一般和行政項目中。與共同單位贈款有關的總補償支出的計算方法是：單位數乘以單位授予日期的公允價值。根據獎勵協議的具體條款，在必要的服務期(通常相當於授權期)內採用直線或加速歸屬的方式確認激勵性薪酬支出，實際沒收發生時予以確認。
現金獎
該夥伴關係還以年度短期獎勵獎金的形式為其執行幹事和其他僱員提供現金獎勵。這些獎勵是根據員工業績和年度財務目標的實現情況支付的，這些目標是根據我們在每個財年開始時制定的內部運營計劃衡量的。但是，薪酬委員會可根據個人和團隊在業績期間的表現減少或增加最終支出。
限量單位獎
授予的受限單位受可轉讓性限制、習慣沒收條款和時間歸屬條款的限制。獲獎者在合夥企業中享有單位持有人的所有權利，包括在合夥企業作出分派時獲得分派的權利。這些獎勵的授予日公允價值是使用直線歸屬法按比率確認的。
董事會的薪酬委員會(“薪酬委員會”)每年批准向合夥企業普通合夥人的每位高管和若干其他僱員授予獎勵。與之前的獎勵一致，2023年的贈款包括受限的公共單位，受轉讓限制、習慣沒收條款和2026年1月7日之前的基於服務的分級歸屬要求的限制。每年1月，合夥企業普通合夥人的非僱員董事在服務一年後，根據2015年長期合作伙伴投資協議，以完全歸屬共同單位的形式獲得補償。
下表彙總了截至2023年12月31日的年度限制單位的信息。 | | | | | | | | | | | | | | |
| | 單位數 | | 每單位加權平均授予日期公允價值 |
| 未歸屬於2022年12月31日 | | 823,278 | | | $ | 10.72 | |
| 授與 | | 284,772 | | | 16.03 | |
| 既得 | | (400,139) | | | 10.40 | |
| | | | |
| 被沒收 | | (110,736) | | | 11.18 | |
| 未歸屬於2023年12月31日 | | 597,175 | | | 13.38 | |
按單位計算的加權平均授予日每單位公允價值為#美元。16.03, $12.00、和$9.25截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度。截至2023年12月31日，與受限單位獎勵相關的未確認補償成本為$4.3百萬美元，夥伴關係預計將在加權平均期內確認1.72好幾年了。截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度歸屬單位的公允價值為6.2百萬，$4.0百萬美元，以及$2.3分別為100萬美元。有幾個不是在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度內為既有單位支付的現金。
表演單位獎
補償委員會還核準同時受基於業績和基於服務的授權條款約束的受限業績單位的贈款。在授予受限績效單位時向接受者發放的通用單位數量將根據與合作伙伴在每個三從第一個日曆期的1月1日開始的日曆年績效期間。受每個受限性能單位約束的公共單位的目標數量為一；但是，根據業績標準的實現情況，為結算每個受限制的業績單位而可收到的共同單位的數目可在以下範圍內零至二乘以目標數字。如果達到最低績效指標，則受限制的績效單位有資格在所需服務期結束時獲得收入。與受限業績單位獎勵有關的薪酬支出的計算方法是，根據合夥企業對業績指標的估計，乘以計量日期(即每個報告期日期的最後一天)的公允價值，並根據獎勵條款，採用加速或直線歸屬方法確認此類獎勵所依據的共同單位數。受限表演單位獎勵的分配等價權計入合夥人的資本。
下表彙總了截至2023年12月31日的年度的績效單位信息。他説： | | | | | | | | | | | | | | |
| 績效單位 | | 單位數 | | 加權平均授予日期 單位公允價值 |
| 未歸屬於2022年12月31日 | | 1,175,529 | | | $ | 10.40 | |
授與1 | | 376,832 | | | 14.54 | |
| 既得 | | (520,574) | | | 9.98 | |
| 被沒收 | | (109,748) | | | 11.20 | |
| 未歸屬於2023年12月31日 | | 922,039 | | | 12.24 | |
1其中包括92,060根據該期間所獲獎勵的最終業績乘數發放的額外業績單位。
業績單位獎勵的加權平均授予日每單位公允價值為#美元。14.54, $12.40、和$9.61截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度。與績效單位獎勵相關的未確認薪酬成本為$4.9截至2023年12月31日，該夥伴關係預計將在加權平均期內確認1.64好幾年了。截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度歸屬的業績單位公允價值為#美元。8.0百萬，$3.91000萬美元和300萬美元2.8分別為100萬美元。
理想表現單位獎
2022年第一季度，董事會批准向所有依賴於2025年第四季度衡量的期望產量目標的實現情況的員工發放獎勵(“期望獎勵”)。抱負獎包括以受限表演單位形式的表演現金獎勵和表現股權獎勵。在贏得的範圍內，每個表演單位代表着獲得一公共單位。如果達到最低績效指標，績效現金獎勵和績效單位有資格在2025年12月31日必要的服務期結束時獲得。最低性能指標至少是422025年第4季度或12月的平均每日特許權使用費日產量，同時保持淨債務與EBITDA的比率小於或等於1.02025年12月31日。平均每日特許權使用費產量不包括在業績期間完成的收購所產生的產量。
下表概述有關截至二零二三年十二月三十一日止年度的理想表現單位的資料。 | | | | | | | | | | | | | | |
| 理想績效單位 | | 單位數 | | 加權平均授予日期 單位公允價值 |
| 未歸屬於2022年12月31日 | | 1,412,008 | | | $ | 11.58 | |
| 授與 | | 123,308 | | | 16.62 |
| 既得 | | — | | | — | |
| 被沒收 | | (261,803) | | | 11.63 |
| 未歸屬於2023年12月31日 | | 1,273,513 | | | 12.06 |
在期望獎勵有效期內確認的總補償費用包括：5.8 2000萬美元用於績效現金獎勵，15.4 1000萬元用於績效股權獎勵。與理想獎勵有關的補償開支將於服務期內可能達致表現條件時入賬。截至2023年12月31日，該合夥企業確定實現業績條件的可能性不大，且未確認任何費用。
激勵性薪酬
下表概述截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度綜合經營報表中一般及行政開支項下記錄的獎勵薪酬開支。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度、 |
| 激勵報酬費用 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (單位：千) |
| 現金--短期和長期激勵計劃 | | $ | 4,442 | | | $ | 7,095 | | | $ | 6,824 | |
| 基於股權的補償-受限的普通單位 | | 3,852 | | | 4,089 | | | 4,146 | |
| 基於股權的薪酬-受限績效單位 | | 4,774 | | | 11,174 | | | 6,320 | |
| 董事會激勵計劃 | | 2,203 | | | 2,125 | | | 1,752 | |
| 激勵性薪酬支出總額 | | $ | 15,271 | | | $ | 24,483 | | | $ | 19,042 | |
附註10-員工福利計劃
黑石自然資源管理公司是該合夥企業的子公司，為該合夥企業的幾乎所有員工提供401(K)固定貢獻利潤分享計劃(“401(K)計劃”)。401(K)計劃於2001年1月1日生效，允許符合條件的員工在税前或税後繳納最多90年薪的%，不得超過國税局規定的年度限額。合夥企業提供100%員工繳費的等額繳費，最高可達5賠償金的%。這些匹配的出資受分級歸屬時間表的約束，33在此之後歸屬的百分比一年, 66在此之後歸屬的百分比兩年和100在此之後歸屬的百分比三年為合夥企業服務。跟隨三年服務，未來的合夥夥伴匹配繳款立即歸屬。該夥伴關係的捐款為#美元。0.6百萬，$0.6百萬美元，以及$0.5截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度分別為100萬。
注11-承付款和或有事項
環境問題
該夥伴關係的業務包括在空氣、土地和水質量以及其他環境問題上受美國聯邦、州和地方環境法規約束的活動。
夥伴關係不認為任何環境現場評估中發現的問題可能導致的潛在補救費用對合並財務報表有重大影響，不是潛在補救費用的撥備已入賬。
訴訟
合夥企業不時涉及日常業務過程中出現的法律訴訟和索賠。合夥企業相信，截至2023年12月31日的現有索賠將得到解決，不會對合夥企業的財務狀況或運營結果產生實質性不利影響。
附註12-首選單位
B系列累計可轉換優先股
2017年11月28日，合夥企業以定向增發方式發行並出售14,711,219代表合夥企業有限合夥人權益的B系列累計可轉換優先股出售給買方，現金收購價為$20.39每B系列累計可轉換優先股，總收益約為#美元300百萬美元。
B系列累計可轉換優先股最初有權獲得季度分配，金額相當於7.0優先單位面值之%（“分派率”）。2023年11月28日，發行
速率調節至 9.8%，並將每隔 兩年此後，各有各的調整。於各重新調整日期設定之利率相等於（i）緊接有關重新調整日期前生效之分派利率及（ii）於該重新調整日期之10年期國庫券利率加 5.5%;但是，對於應計季度分配但未支付的任何季度，當時的分配率應增加 2.0該季度的年利率。合夥企業在向優先單位支付季度分配之前，不能支付任何次級證券（包括普通單位）的任何分配，包括任何先前應計和未付的分配。
B系列累積可轉換優先單位可由各持有人選擇全部或部分轉換為普通單位， 一- 以購買價$計算20.39，調整以使適用的B系列累積可轉換優先單位的任何應計但未支付的累積分配生效至最近的聲明日期。但是，如果此類轉換請求不涉及至少$的普通單位的基礎價值，則合夥企業沒有義務履行此類轉換請求10.0根據轉換通知日期前一個交易日普通單位的收盤交易價計算，或在該行使涵蓋持有人的所有B系列累積可轉換優先單位的情況下，該較低金額。
合夥企業有權選擇贖回全部或部分（等於或大於$100.02024年2月26日之前，B系列累計可轉換優先單位的贖回價為美元，21.41每系列B累計可轉換優先單位，等於 105%的面值。此後，合夥企業可在 90天在2023年11月28日之後的每兩個週年期間。
B系列累計可轉換優先股的賬面價值為#美元。299.1百萬美元，包括應計分配#美元6.0百萬美元，截至2023年12月31日，賬面價值為298.4百萬美元，包括應計分配#美元5.3截至2022年12月31日，為100萬。B系列累計可轉換優先股在合併資產負債表上被歸類為夾層權益，因為某些贖回條款不在合夥企業的控制範圍之內。
注13-單位收益
合夥企業採用兩級法計算單位收益(“EPU”)。合夥企業有限共同單位的持有者擁有單位持有人的所有權利，包括不可沒收的分配權。受限普通單位作為參股證券計入單位基本收益。在本報告所述期間，分配給這些參與單位的收入數額並不重要。
合夥企業應佔淨收益(虧損)在實施期間宣佈的分配(如有)後，按比例分配給合夥企業的普通合夥人和普通單位持有人。
合夥企業按折算後的基準評估B系列累計可轉換優先股，以計算稀釋後的EPU。合夥企業的受限業績單位獎勵是在計算稀釋後的EPU時考慮的或有可發行單位。夥伴關係評估，如果報告期結束是應急期結束，根據該安排的條款可發放的單位數量。
下表列出了單位基本收益和攤薄收益的計算方法： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至12月31日止年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (以千元為單位，但不包括每單位美元金額) |
| 淨收益(虧損) | | $ | 422,549 | | | $ | 476,480 | | | $ | 181,987 | |
| B系列累積可轉換優先股的分佈 | | (21,776) | | | (21,000) | | | (21,000) | |
| 普通合夥人和共同單位應佔淨收益（損失） | | $ | 400,773 | | | $ | 455,480 | | | $ | 160,987 | |
| 淨收入（虧損）分配： | | | | | | |
| 普通合夥人權益 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 公共單位 | | 400,773 | | | 455,480 | | | 160,987 | |
| | | $ | 400,773 | | | $ | 455,480 | | | $ | 160,987 | |
| 分子： | | | | | | |
| 基本EPU分子-可歸因於普通單位持有人的淨收益(虧損) | | $ | 400,773 | | | $ | 455,480 | | | $ | 160,987 | |
| 稀釋證券的影響 | | 21,776 | | | 21,000 | | | — | |
| 稀釋EPU的分子--稀釋證券影響後普通股持有人應佔淨收益(虧損) | | $ | 422,549 | | | $ | 476,480 | | | $ | 160,987 | |
| 分母： | | | | | | |
| 基本EPU的分母-加權平均未償還公共單位(基本) | | 209,970 | | | 209,382 | | | 208,181 | |
稀釋證券的影響 | | 15,135 | | | 15,064 | | | 109 | |
| 稀釋EPU分母--稀釋證券影響後已發行公用事業單位的加權平均數 | | 225,105 | | | 224,446 | | | 208,290 | |
| 每個共同單位可歸屬於有限合夥人的淨收入（損失）： | | | | | | |
| 每個共同單位（基本） | | $ | 1.91 | | | $ | 2.18 | | | $ | 0.77 | |
| 每常用單位（稀釋） | | 1.88 | | | 2.12 | | | 0.77 | |
下列潛在攤薄證券單位被排除在未償還攤薄加權平均單位的計算之外，因為它們的納入將是反攤薄的： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (單位：千) |
| 潛在攤薄證券(通用單位)： | | | | | |
| B系列按折算後累計可轉換優先股 | — | | | — | | | 14,968 | |
| | | | | |
附註14-公共單位
共同單位代表夥伴關係中的有限合夥人利益。共有單位持有人有權參與分配，並行使合夥協議賦予持有共有單位的有限合夥人的權利和特權。
合夥協議限制了單位持有人的投票權，規定個人或團體持有的任何單位15當時尚未發行的任何類別單位的百分比或以上，但在首次公開招股前於Black Stone Minerals Company，L.P.的有限合夥人、其受讓人、事先經董事會批准而收購該等單位的人士、與B系列累積可轉換優先股作為獨立類別的任何投票、同意或批准有關的B系列累積可轉換優先股持有人，以及擁有15由於合夥公司贖回或購買任何其他人的單位或採取類似行動，或因合夥公司選擇轉換B系列累積可轉換優先股，或因控制權變更而導致的任何類別%或以上的股份，不得就任何事項投票。
合夥協議一般規定，任何分配按以下方式每季度支付：
•第一，支付給B系列累計可轉換優先股的持有者，金額相當於7.0截至2023年11月27日，每年首選單位面值的百分比調整為9.8自2023年11月28日起生效，每隔兩年其後；及
•第二，給共同單位的持有人。
下表提供了該夥伴關係向普通單位持有人提供的單位分配情況： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 按共同單位申報和支付的分配 | $ | 1.90 | | | $ | 1.54 | | | $ | 0.85 | |
共同單位回購計劃
2023年10月30日，董事會批准了一項150.0百萬單位回購計劃，終止其現有的美元75.02018年授權了100萬個計劃。單位回購計劃授權合夥企業根據市場狀況、適用的法律要求、可用的流動性和其他適當因素，在管理層決定的基礎上酌情進行回購。該合作伙伴關係在截至2023年12月31日的年度內沒有根據該計劃進行回購。該方案的資金來自該夥伴關係手頭的現金或通過信貸安排下的借款。任何回購的單位都將被取消。
附註15-後續事件
分佈
2024年1月31日，董事會批准了2023年10月1日至2023年12月31日期間的分配0.475每個普通單位。分配將於2024年2月23日支付給2024年2月16日收盤時登記在冊的單位持有人。
黑石礦產，L.P.及其子公司
補充石油和天然氣披露--未經審計
行動的地理區域：
該夥伴關係的所有已探明儲量都位於美國大陸，其中大部分集中在德克薩斯州、路易斯安那州和北達科他州。然而，該合夥公司還在美國其他幾個地區擁有礦產和特許權使用費權益以及在各種生產和非生產石油和天然氣資產中的非運營工作權益。因此，以下關於該合夥公司產生的成本和已探明儲量的披露是在綜合基礎上呈現的。
石油和天然氣資產收購、勘探和開發活動產生的成本
石油和天然氣財產購置、勘探和開發所發生的費用，無論是資本化的還是計入費用的，列示如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2013年12月31日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (單位：千) |
物業購置成本1: | | | | | | |
| 證明瞭 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 4,965 | |
| 未經證實 | | 14,605 | | | 149 | | | 15,559 | |
| 勘探成本 | | — | | | — | | | 1,049 | |
開發成本1 | | 4,601 | | | 11,293 | | | 3,964 | |
| 總計 | | $ | 19,206 | | | $ | 11,442 | | | $ | 25,537 | |
1 未探明的房產包括購買租賃前景。開發費用包括根據該夥伴關係的分田協議報銷的分田油井費用。有關其他信息，請參閲“附註4--石油和天然氣屬性”。
物業購置成本包括購買、租賃或以其他方式取得物業所產生的成本。開發成本包括進入和準備用於鑽井的開發井位置、鑽探和裝備開發井以及提供開採、處理和收集天然氣的設施所產生的成本。關於總資本化成本以及相關累計的DD&A和減值，請參閲下文。
石油和天然氣資本化成本
與石油和天然氣生產活動有關的資本化總成本以及適用的累計折舊、損耗和攤銷，包括減值如下： | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2013年12月31日， |
| | | 2023 | | 2022 |
| | | (單位：千) |
| 已證明的性質 | | $ | 2,136,056 | | | $ | 2,094,563 | |
| 未證明的性質 | | 890,338 | | | 909,344 | |
| 總計 | | 3,026,394 | | | 3,003,907 | |
| 累計折舊、損耗、攤銷和減值 | | (1,961,899) | | | (1,916,919) | |
| 石油和天然氣屬性，淨值 | | $ | 1,064,495 | | | $ | 1,086,988 | |
黑石礦產，L.P.及其子公司
補充石油和天然氣披露--未經審計
石油和天然氣儲量信息
下表列出了該夥伴關係已探明、已探明開發和已探明的未開發石油和天然氣儲量的估計淨數量。本報告所列期間的估計儲備是根據美國證券交易委員會和財務會計準則委員會提出的定義和指導方針，以1月至12月期間大宗商品價格的未加權平均值為基礎的。對於石油儲量的估計，WTI現貨石油的平均價格為#美元。78.21, $94.14、和$66.55每桶分別為2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日。這些平均價格根據質量、運輸費和市場差異進行了調整。對於天然氣儲量的估計，Henry Hub使用的平均價格為$2.64, $6.36、和$3.60每MMBtu分別為2023年、2023年、2022年和2021年12月31日。這些平均價格根據能源含量、運輸費和市場差異進行調整。*天然氣價格也進行了調整，以計入NGL收入，因為沒有足夠的數據在儲量估計中單獨説明NGL數量。這些儲量估計不包括夥伴關係擁有的微不足道的天然氣液體數量。考慮到這些調整，按產量加權的物業剩餘使用年限的平均調整價格為#美元。76.90每桶石油和美元2.63截至2023年12月31日的天然氣每立方米價格，$92.01每桶石油和美元6.50截至2022年12月31日的天然氣每立方米價格，和美元63.17每桶石油和美元3.37截至2021年12月31日的天然氣價格。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 原油(MBbl) | | 天然氣(MMCF) | | 總計(MBOE) |
截至2020年12月31日的淨探明儲量 | | 15,952 | | | 240,211 | | | 55,987 | |
對先前估計數的修訂 1 | | 4,817 | | | 38,537 | | | 11,240 | |
就地購買礦物2 | | 272 | | | 216 | | | 308 | |
礦產品銷售到位4 | | (135) | | | (6,194) | | | (1,167) | |
擴展、發現和其他添加3 | | 1,911 | | | 32,592 | | | 7,343 | |
| 生產 | | (3,646) | | | (61,445) | | | (13,886) | |
2021年12月31日的淨探明儲量 | | 19,171 | | | 243,917 | | | 59,824 | |
對先前估計數的修訂1 | | 1,422 | | | 6,455 | | | 2,498 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
擴展、發現和其他添加3 | | 2,182 | | | 78,992 | | | 15,347 | |
| 生產 | | (3,591) | | | (59,778) | | | (13,554) | |
2022年12月31日的淨探明儲量 | | 19,184 | | | 269,586 | | | 64,115 | |
對先前估計數的修訂1 | | 675 | | | (20,578) | | | (2,754) | |
| | | | | | |
| | | | | | |
擴展、發現和其他添加3 | | 2,989 | | | 87,935 | | | 17,645 | |
| 生產 | | (3,757) | | | (64,647) | | | (14,532) | |
2023年12月31日的淨探明儲量 | | 19,091 | | | 272,296 | | | 64,474 | |
| 淨探明開發儲量 | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | 19,111 | | | 224,222 | | | 56,481 | |
| 2022年12月31日 | | 19,184 | | | 236,529 | | | 58,606 | |
| 2023年12月31日 | | 19,091 | | | 228,061 | | | 57,101 | |
| 淨探明未開發儲量 | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | 60 | | | 19,695 | | | 3,343 | |
| 2022年12月31日 | | — | | | 33,057 | | | 5,509 | |
| 2023年12月31日 | | — | | | 44,235 | | | 7,373 | |
1 對先前估計數的修訂包括由於商品價格、歷史和預測業績以及其他因素的變化而作出的技術性修訂。最顯著的修訂涉及商品價格的變化。
2 包括收購礦產及特許權使用費儲備。2021年，這些主要位於二疊紀盆地。
3 包括與多個地區的鑽井活動相關的擴展和補充，主要是在Haynesville/Bossier區塊趨勢和二疊紀盆地內。
4 包括礦物和特許權使用費儲備的剝離。2021年，這些主要位於阿納達科盆地。
黑石礦產，L.P.及其子公司
補充石油和天然氣披露--未經審計
未來淨現金流量貼現的標準化計量
未來現金流入指根據所呈列期間每月首日商品價格的12個月未加權平均數計算的期末探明儲量產量的預期收入。所有價格都按質量、運輸費、能源含量和區域價格差異進行調整。未來現金流入的計算方法是將與合夥企業已探明儲量有關的適用價格應用於這些儲量的年終數量。未來生產、開發、場地修復及廢棄成本乃根據假設現有經濟狀況持續的現時成本計算。在計算標準化措施時，沒有從未來生產收入中扣除未來所得税費用，因為合夥企業不繳納聯邦所得税。合夥企業須繳納某些州税;然而，這些金額並不重要。有關額外資料，請參閲“附註2 -主要會計政策概要”。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2013年12月31日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (單位：千) |
| 未來現金流入 | | $ | 2,184,038 | | | $ | 3,518,494 | | | $ | 2,033,256 | |
| 未來生產成本 | | (211,826) | | | (339,603) | | | (206,785) | |
| 未來開發成本 | | (61,723) | | | (49,081) | | | (43,500) | |
| 未來所得税支出 | | (6,259) | | | (10,535) | | | (6,322) | |
| 未來淨現金流量(未貼現) | | 1,904,230 | | | 3,119,275 | | | 1,776,649 | |
預估時間每年有10%的折扣 | | (884,720) | | | (1,454,264) | | | (804,527) | |
| 總計 | | $ | 1,019,510 | | | $ | 1,665,011 | | | $ | 972,122 | |
以下概述了未來現金流量貼現的標準計量的主要變化來源： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2013年12月31日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (單位：千) |
| 標準化措施，年初 | | $ | 1,665,011 | | | $ | 972,122 | | | $ | 493,497 | |
| 扣除生產成本後的銷售額 | | (420,228) | | | (692,629) | | | (428,577) | |
| 與未來生產有關的價格和生產成本淨變化 | | (649,695) | | | 773,189 | | | 537,659 | |
| 延期、發現和提高採收率，扣除未來生產和開發費用 | | 295,413 | | | 476,342 | | | 148,732 | |
| 以前估計的這一期間發生的開發費用 | | — | | | 854 | | | 245 | |
| 對未來開發費用估計數的修訂 | | (4,221) | | | (1,986) | | | 2,254 | |
| 對先前數量估計數的修訂，扣除相關費用 | | (78,139) | | | 68,270 | | | 210,039 | |
| 折扣的增加 | | 167,064 | | | 97,553 | | | 49,530 | |
| 購買儲備到位，相關成本較低 | | — | | | — | | | 9,254 | |
| 出售現有儲備 | | — | | | — | | | (1,037) | |
| 時間和其他方面的變化 | | 44,305 | | | (28,704) | | | (49,474) | |
| 標準化措施淨增(減) | | (645,501) | | | 692,889 | | | 478,625 | |
| 標準化措施，年終 | | $ | 1,019,510 | | | $ | 1,665,011 | | | $ | 972,122 | |
所提供的數據不應被視為代表現有已探明儲量的預期現金流或現值，因為計算是基於大量估計和假設。隨着時間的推移，需要對生產和相關支出進行預測，需要進一步估計管道的可用性、需求率和政府控制。未來的實際價格和成本可能與計算報告金額時使用的歷史價格和成本有很大不同。對報告數額的任何分析或評價都應具體認識到所採用的計算方法及其固有的侷限性。
