mnr-2023093000019800882023Q312-31假的0.333300019800882023-01-012023-09-3000019800882023-12-07xbrli: 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成员美国公认会计准则：信用额度成员2023-09-300001980088MNR：BCE MachiiiiCredit Facility 成员美国公认会计准则：信用额度成员2022-12-310001980088美国公认会计准则：信用额度成员US-GAAP：后续活动成员MNR：新信贷机构成员2023-11-100001980088美国公认会计准则：信用额度成员MNR：R会员的隔夜融资利率US-GAAP：后续活动成员MNR：新信贷机构成员SRT: 最低成员2023-11-102023-11-100001980088美国公认会计准则：信用额度成员MNR：R会员的隔夜融资利率US-GAAP：后续活动成员MNR：新信贷机构成员SRT: 最大成员2023-11-102023-11-100001980088SRT：原油会员MNR：大宗商品合约期限OneMber2023-01-012023-09-30utr: mbbls0001980088SRT：原油会员MNR：大宗商品合约期限OneMber2023-09-300001980088MNR：大宗商品合约期两名成员SRT：原油会员2023-01-012023-09-300001980088MNR：大宗商品合约期两名成员SRT：原油会员2023-09-300001980088SRT：天然气储备会员2023-01-012023-09-30UTR: mmbbls0001980088SRT：原油会员2023-07-012023-09-300001980088SRT：原油会员2022-07-012022-09-300001980088SRT：原油会员2023-01-012023-09-300001980088SRT：原油会员2022-01-012022-09-300001980088SRT：天然气储备会员2023-07-012023-09-300001980088SRT：天然气储备会员2022-07-012022-09-300001980088SRT：天然气储备会员2022-01-012022-09-3000019800882020-04-022020-04-0200019800882020-04-020001980088US-GAAP：公允价值输入 1 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证券交易委员会
华盛顿特区 20549
表单 10-Q
（Mark One）
| | | | | |
| x | 根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的季度报告 |
在截至的季度期间 2023年9月30日
或者
| | | | | |
| o | 根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的过渡报告 |
在从 ______ 到 ______ 的过渡时期
委员会档案编号 001-41849
Mach 自然资源唱片
（注册人的确切姓名如其章程所示）
| | | | | |
| 特拉华 | 93-1757616 |
（州或其他司法管辖区 公司或组织） | （美国国税局雇主 证件号） |
| |
14201 无线方式, 300 套房, 俄克拉荷马城, 俄克拉何马州 | 73134 |
| （主要行政办公室地址） | （邮政编码） |
(405) 252-8100
注册人的电话号码，包括区号
根据该法第12（b）条注册的证券：
| | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | 交易品种 | 注册的每个交易所的名称 |
| 常用单位 | MNR | 纽约证券交易所 |
用复选标记表明注册人是否：(1) 在过去的12个月中（或注册人被要求提交此类报告的较短时间）提交了1934年《证券交易法》第13或15（d）条要求提交的所有报告；以及（2）在过去的90天内受此类申报要求的约束。是的 ☐ 没有x
用复选标记指明注册人是否在过去 12 个月内（或注册人必须提交和发布此类文件的较短时间）中根据第 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交和发布的每个互动数据文件（如果有），以电子方式提交并发布在公司网站上（如果有）。 是的 x没有o
用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人还是小型申报公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报人” 和 “小型申报公司” 的定义。（选一个）：
| | | | | | | | | | | |
| 大型加速过滤器 | o | 加速过滤器 | o |
| 非加速过滤器 | x | 规模较小的申报公司 | o |
| | 新兴成长型公司 | x |
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。 o
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见该法第12b-2条）。是的 o没有 x
注册人有 95,000,000截至2023年12月7日未偿还的普通单位。
目录
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| 页面 |
| |
第一部分-财务信息 | 1 |
第 1 项。财务报表 | 1 |
合并资产负债表 | 1 |
合并运营报表 | 2 |
成员权益合并报表 | 3 |
合并现金流量表 | 4 |
合并财务报表附注 | 5 |
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析 | 22 |
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露 | 34 |
第 4 项。控制和程序 | 36 |
第二部分-其他信息 | 37 |
第 1 项。法律诉讼 | 37 |
第 1A 项。风险因素 | 37 |
第 2 项股权证券的未注册销售、所得款项的使用和发行人购买股权证券 | 37 |
第 3 项。优先证券违约 | 37 |
第 4 项。矿山安全披露 | 37 |
第 5 项。其他信息 | 37 |
第 6 项。展品 | 38 |
签名 | 39 |
定义
盆地。地球表面的大型天然凹陷通常由水带来的沉积物积聚在那里。
Bbl。一桶液体容量为42美制加仑的储罐，用于原油、凝析油或液化天然气。
公元前.由河口城市能源管理有限责任公司及其附属公司管理的投资基金。
bce-Mach。BCE-Mach LLC，一家特拉华州有限责任公司。
BCE-Mach 信贷额度.BCE-Mach于2022年9月2日与包括担任独家账簿管理人和牵头安排人的MidFirst Bank在内的银行集团签订的基于储备的循环信贷额度将于2026年9月到期。
BCE-Mach II。BCE-Mach II LLC，一家特拉华州有限责任公司。
BCE-Mach II 信贷额度.BCE-Mach II与包括担任唯一账簿管理人和牵头安排人的华美银行在内的银行集团签订的储备循环信贷额度。
BCE-Mach III 或者公司。BCE-Mach III LLC，一家特拉华州有限责任公司。
BCE-Mach III 信贷额度.公司与包括担任行政代理人和发卡银行的MidFirst Bank在内的银行集团签订的基于储备的循环信贷额度。
BCE-Mach 聚合器。BCE-Mach Aggregator LLC，一家特拉华州有限责任公司。
BCE-stack。BCE-Stack Development LLC，一家特拉华州有限责任公司。
Boe。一桶石油当量，按6立方英尺天然气与一桶石油的比例将天然气转化为石油。
完成。处理钻井的过程，然后安装用于生产天然气或石油的永久设备，或者如果是干孔，则向有关机构报告废弃情况。
现有信贷额度。包括发行前存在的BCE-Mach信贷额度、BCE-Mach III信贷额度和BCE-Mach III信贷额度。
现有所有者。统指 BCE 和管理成员。
Holdco。Mach Natural Resources Holdco LLC，一家特拉华州有限责任公司。
中级。马赫自然资源中间有限责任公司，特拉华州的一家有限责任公司。
租赁运营费用。将石油或天然气从生产地层开采到地表的费用，构成营运单位当前运营费用的一部分，还包括劳动力、监管、供应、维修、短期资产、维护、分配的管理费用、修理、从价税、保险和其他与生产相关的费用，但不包括租赁收购或钻探或完工费用。
爱。租赁运营费用。
马赫公司。统称为 BCE-Mach、bce-Mach II 和 BCE-Mach III。
马赫资源。马赫资源有限责任公司
管理层成员。统指我们在Mach公司拥有间接股权的现任高管和员工。
mbbL。一千桶原油、凝析油或液化天然气。
mBoE。一千英镑。
mboe/d。每天一千英镑。
Mcf。一千立方英尺的天然气。
mmbbL。一百万桶石油。
mmBoe。一百万英镑。
mmBTU。一百万英热单位。
mmcf。一百万立方英尺的天然气。
mmcf/D。每天一百万立方英尺的天然气。
液化天然气。天然气中发现的碳氢化合物，可作为液化石油气和天然汽油提取。
全新 信用 设施。指Holdco和MidFirst Bank于2023年11月10日签订的新储备循环信贷额度。
NYMEX。纽约商品交易所。
纽约证券交易所。纽约证券交易所。
欧佩克+。石油输出国组织。
合伙协议。经修订和重述的Mach Natural Resources LP有限合伙协议。
正在工作 利息。授予房产承租人勘探、生产和拥有石油、天然气或其他矿产的权利。营运权益所有者以现金、罚款或附带方式承担勘探、开发和运营成本。
修井作业。在生产井上进行操作以恢复或提高产量。
本10-Q表季度报告（本 “报告”）中的某些信息可能包含 “前瞻性陈述”。除本报告中包含的历史事实陈述外，有关我们的战略、未来运营、财务状况、估计收入和亏损、预计成本、前景、计划和管理目标的所有陈述均为前瞻性陈述。在本报告中使用诸如 “可能”、“假设”、“预测”、“可能”、“应该”、“将”、“计划”、“相信”、“预测”、“打算”、“估计”、“预期”、“预期”、“项目”、“预算” 等词语以及类似的表述用于识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词。这些前瞻性陈述基于管理层目前对发表此类声明时未来事件的结果和时间的信念，基于当前可用信息。在考虑前瞻性陈述时，您应记住我们在2023年10月24日根据第424（b）（4）条向美国证券交易委员会提交的最终招股说明书（“最终招股说明书”）中 “风险因素” 下描述的风险因素和其他警示性陈述。
前瞻性陈述可能包括有关以下内容的陈述：
• 我们的业务战略；
• 我们估计的探明储量；
• 我们分配可供分配的现金以及实现或维持某些财务和运营指标的能力；
• 我们的钻探前景、库存、项目和计划；
• 总体经济状况，包括 COVID-19 疫情等全球健康危机的影响；
• 欧佩克+在石油、天然气和液化天然气的全球供需和价格方面采取的行动；
• 我们通过钻探和物业收购取代我们生产的储量的能力；
• 我们的财务战略、杠杆作用、流动性和发展计划所需的资本；
• 我们悬而未决的法律或环境问题；
• 我们的已实现石油和天然气价格；
• 我们未来生产天然气的时间和数量；
• 我们减少或抵消温室气体（“GHG”）排放的能力，包括我们实现碳中和的能力；
• 我们的对冲策略和结果；
• 我们的竞争和政府法规；
• 我们获得许可证和政府批准的能力；
• 我们的天然气营销；
• 我们的租赁地产或业务收购；
• 我们开发房产的成本；
• 信贷市场；
• 我们石油和天然气资产的下降率；
• 我们未来经营业绩的不确定性；以及
• 我们在本报告中包含的非历史计划、目标、期望和意图。
我们提醒您，这些前瞻性陈述受所有风险和不确定性的影响，其中大多数风险和不确定性难以预测，其中许多是我们无法控制的，这些风险和不确定性都发生在石油、天然气和液化天然气的勘探、开发和生产中。如最终招股说明书中 “风险因素” 中所述，我们披露了可能导致我们的实际业绩与预期存在重大差异的重要因素。可能导致我们的实际业绩与此类前瞻性陈述所设想的业绩存在重大差异的因素包括：
• 商品价格波动；
• 流行病、疫情或其他公共卫生事件的影响，以及对金融市场、全球经济活动和我们运营的相关影响；
• COVID-19 及相关政府措施对全球石油和天然气需求以及我们业务运营的影响；
• 我们估计的石油、天然气和液化天然气储量的不确定性，包括大宗商品价格下跌对此类储量经济可生产性的影响，以及对未来产量预测的影响；
• 我们的业务集中在阿纳达科盆地；
• 国内和全球资本和信贷市场的困难和不利条件；
• 由于供过于求、政府监管或其他因素导致运输和储存能力不足；
• 缺乏钻探和生产设备及服务；
• 由于我们的商品价格风险管理计划或任何无法管理大宗商品风险而导致的潜在财务损失或收益减少；
• 未能通过房地产收购和交易实现预期的价值创造；
• 获得资本的机会和发展支出的时机；
• 环境、天气、钻探和其他运营风险；
• 监管变化，包括德克萨斯州铁路委员会规定的潜在停产或减产；
•石油和天然气行业的竞争；
• 由于机械故障或油井枯竭以及我们无法恢复其生产而导致的生产和租赁权的损失；
• 我们偿还债务的能力；
• 任何可能对我们的资本成本和获得资本的能力产生负面影响的信用评级下调；
• 成本通胀；
• 外国石油和天然气生产国的政治和经济状况和事件，包括禁运、中东持续的敌对行动和其他持续的军事行动、乌克兰战争和对俄罗斯的相关经济制裁、南美洲、中美洲、中国和俄罗斯的情况，以及恐怖主义或破坏行为；
• 不断变化的网络安全风险，例如涉及未经授权的访问、拒绝服务攻击、恶意软件、员工、内部人员或其他授权访问者的数据隐私泄露、网络或网络钓鱼攻击、勒索软件、社会工程、物理漏洞或其他行为；以及
• 与我们扩展业务能力相关的风险，包括招聘和留住合格人员。
储量工程是估算地下石油和天然气储量的过程，无法以精确的方式进行测量。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量、对此类数据的解释以及储层工程师做出的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果可能证明修改先前作出的估计是合理的。如果意义重大，此类修订将改变任何进一步生产和开发钻探的时间表。因此，我们的储量和 PV-10 估计值可能与最终回收的石油、天然气和液化天然气的数量有显著差异。
如果一项或多项风险或不确定性成为现实，或者基本假设被证明不正确，我们的实际业绩和计划可能与任何前瞻性陈述中表达的结果和计划存在重大差异。
本报告中包含的所有明示或暗示的前瞻性陈述均受本警示声明的全部明确限制。在我们或代表我们行事的个人随后可能发布的任何书面或口头前瞻性陈述时，还应考虑本警示声明。
除非适用法律另有要求，否则我们不承担更新任何前瞻性陈述以反映本报告发布之日之后的事件或情况的责任，本节中的陈述均明确限定了所有前瞻性陈述。
第一部分-财务信息
第 1 项。财务报表
BCE-MACH III 有限责任公司
合并资产负债表（未经审计）
（以千计）
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日
2023 | | 十二月三十一日
2022 |
| 资产 | | | |
| 流动资产 | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 58,737 | | | $ | 29,417 | |
| 应收账款——共同利息及其他 | 21,957 | | | 21,490 | |
| 应收账款——石油、天然气和液化天然气的销售 | 68,160 | | | 108,277 | |
| 库存 | 17,647 | | | 24,700 | |
| 其他流动资产 | 3,450 | | | 2,349 | |
| 流动资产总额 | 169,951 | | | 186,233 | |
| | | |
| 使用全额成本法的石油和天然气特性： | | | |
| 久经考验的石油和天然气特性 | 1,018,171 | | | 749,934 | |
| 减去：累计折旧、损耗和摊销 | (225,604) | | | (139,514) | |
| 石油和天然气的净资产 | 792,567 | | | 610,420 | |
| | | |
| 其他不动产、厂房和设备 | 91,146 | | | 82,125 | |
| 减去：累计折旧 | (13,722) | | | (9,198) | |
| 其他不动产、厂房和设备，净额 | 77,424 | | | 72,927 | |
| | | |
| 其他资产 | 2,846 | | | 3,052 | |
| 经营租赁资产 | 11,995 | | | 14,809 | |
| 总资产 | $ | 1,054,783 | | | $ | 887,441 | |
| | | |
| 负债和权益 | | | |
| 流动负债 | | | |
| 应付账款 | $ | 34,106 | | | $ | 19,429 | |
| 应计负债 | 36,774 | | | 60,169 | |
| 应付收入 | 52,955 | | | 52,196 | |
| 经营租赁负债的流动部分 | 8,820 | | | 10,767 | |
| 短期衍生合约 | 3,547 | | | 10,080 | |
| 流动负债总额 | 136,202 | | | 152,641 | |
| | | |
| 长期债务 | 91,900 | | | 84,900 | |
| 资产报废债务 | 55,973 | | | 52,359 | |
| 经营租赁负债的长期部分 | 3,296 | | | 4,042 | |
| 其他长期负债 | 603 | | | 269 | |
| 长期负债总额 | 151,772 | | | 141,570 | |
| | | |
承付款和意外开支 (注意事项 11) | | | |
会员’公正 | 766,809 | | | 593,230 | |
负债总额和成员’公正 | $ | 1,054,783 | | | $ | 887,441 | |
所附附附注是这些财务报表的组成部分。
BCE-MACH III 有限责任公司
合并运营报表（未经审计）
（以千计）
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月已结束
9月30日 | | 九个月已结束
9月30日 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 收入 | | | | | | | |
| 石油、天然气和液化天然气的销售 | $ | 166,706 | | | $ | 258,431 | | | $ | 479,319 | | | $ | 666,873 | |
| 中游收入 | 6,683 | | | 12,045 | | | 20,001 | | | 31,929 | |
| 石油和天然气衍生物的收益（亏损） | (4,900) | | | (1,720) | | | 10,842 | | | (74,577) | |
| 产品销售 | 6,900 | | | 26,988 | | | 24,321 | | | 74,948 | |
| 总收入 | 175,389 | | | 295,744 | | | 534,483 | | | 699,173 | |
| | | | | | | |
| 运营费用 | | | | | | | |
| 收集和处理 | 7,962 | | | 15,147 | | | 25,472 | | | 35,959 | |
| 租赁运营费用 | 28,879 | | | 28,431 | | | 89,494 | | | 68,023 | |
| 中游运营费用 | 2,725 | | | 4,029 | | | 8,263 | | | 11,006 | |
| 产品销售成本 | 6,024 | | | 25,355 | | | 21,599 | | | 70,313 | |
| 生产税 | 7,660 | | | 14,484 | | | 23,186 | | | 37,159 | |
| 贬值、耗尽和增量 — 石油和天然气 | 31,277 | | | 26,446 | | | 89,372 | | | 55,820 | |
| 折旧和摊销 — 其他 | 1,758 | | | 1,217 | | | 4,551 | | | 3,225 | |
| 一般和行政 | 5,360 | | | 5,799 | | | 15,265 | | | 19,447 | |
| 运营费用总额 | 91,645 | | | 120,908 | | | 277,202 | | | 300,952 | |
| 运营收入 | 83,744 | | | 174,836 | | | 257,281 | | | 398,221 | |
| | | | | | | |
| 其他（支出）收入 | | | | | | | |
| 利息支出 | (2,054) | | | (1,317) | | | (5,843) | | | (3,193) | |
| 其他（支出）收入，净额 | 1,795 | | | (1,299) | | | 1,550 | | | (178) | |
| 其他支出总额 | (259) | | | (2,616) | | | (4,293) | | | (3,371) | |
| 净收入 | $ | 83,485 | | | $ | 172,220 | | | $ | 252,988 | | | $ | 394,850 | |
所附附附注是这些财务报表的组成部分。
BCE-MACH III 有限责任公司
成员权益合并报表（未经审计）
（以千计）
| | | | | |
| 成员总数 公平 |
| 截至2022年12月31日的余额 | $ | 593,230 | |
| 净收入 | 91,694 | |
| 分布 | (59,000) | |
| 股权补偿 | 647 | |
| 截至2023年3月31日的余额 | $ | 626,571 | |
| 净收入 | 77,809 | |
| 分布 | (15,500) | |
| 股权补偿 | 647 | |
| 截至 2023 年 6 月 30 日的余额 | $ | 689,527 | |
| 净收入 | 83,485 | |
| 分布 | (26,850) | |
| 捐款 | 20,000 | |
| 股权补偿 | 647 | |
| 截至 2023 年 9 月 30 日的余额 | $ | 766,809 | |
| |
| 2021 年 12 月 31 日的余额 | $ | 278,699 | |
| 净收入 | 68,625 | |
| 股权补偿 | 1,882 | |
| 截至2022年3月31日的余额 | $ | 349,206 | |
| 净收入 | 154,005 | |
| 分布 | (91,337) | |
| 捐款 | 65,000 | |
| 股权补偿 | 1,882 | |
| 截至2022年6月30日的余额 | $ | 478,756 | |
| 净收入 | 172,220 | |
| 分布 | (88,500) | |
| 股权补偿 | 1,882 | |
| 2022 年 9 月 30 日的余额 | $ | 564,358 | |
所附附附注是这些财务报表的组成部分。
BCE-MACH III 有限责任公司
合并现金流量表（未经审计）
（以千计）
| | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的九个月 |
| 2023 | | 2022 |
| 来自经营活动的现金流 | | | |
| 净收入 | $ | 252,988 | | | $ | 394,850 | |
| 为使净收入与经营活动提供的现金进行对账而进行的调整 | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 93,923 | | | 59,045 | |
| 衍生工具的（收益）亏损 | (10,842) | | | 74,577 | |
| 衍生品合约结算的现金收入（付款），净额 | 5,207 | | | (85,507) | |
| 债务发行成本摊销 | 232 | | | 280 | |
| 或有对价的结算 | — | | | (12,925) | |
| 基于股权的薪酬 | 1,941 | | | 5,646 | |
| 出售资产的（收益）亏损 | (1) | | | 22 | |
| 资产报废债务的结算 | (445) | | | (49) | |
| 运营资产和负债的变化（减少）增加的现金： | | | |
| 应收账款、存货、其他资产 | 35,334 | | | (63,338) | |
| 应付收入 | 6,394 | | | 14,258 | |
| 应付账款和应计负债 | (2,764) | | | 11,443 | |
| 经营活动提供的净现金 | 381,967 | | | 398,302 | |
| | | |
| 来自投资活动的现金流 | | | |
| 石油和天然气物业的资本支出 | (251,538) | | | (160,557) | |
| 其他财产和设备的资本支出 | (9,083) | | | (6,835) | |
| 收购资产 | (20,613) | | | (91,282) | |
| 收购资产-关联方 | — | | | (37,242) | |
| 出售石油和天然气物业的收益 | 3,305 | | | 3,429 | |
| 出售其他财产和设备的收益 | 36 | | | 18 | |
| 用于投资活动的净现金 | (277,893) | | | (292,469) | |
| | | |
| 来自融资活动的现金流 | | | |
| 向成员分配 | (101,350) | | | (179,836) | |
| 支付其他融资费用 | (404) | | | — | |
| 长期债务的收益 | 7,000 | | | — | |
| 偿还借款 | — | | | (900) | |
| 成员的捐款 | 20,000 | | | 65,000 | |
| 用于融资活动的净现金 | (74,754) | | | (115,736) | |
| 现金和现金等价物的净增加（减少） | 29,320 | | | (9,903) | |
| 现金和现金等价物，期初 | 29,417 | | | 59,272 | |
| 现金和现金等价物，期末 | $ | 58,737 | | | $ | 49,369 | |
所附附附注是这些财务报表的组成部分。
目录
BCE-MACH III 有限责任公司
合并财务报表附注（未经审计）
1.组织与业务性质
BCE-Mach III LLC（“公司”、“我们”、“我们的”）成立于2019年12月28日，是一家根据特拉华州法律成立的有限责任公司。2019年12月28日，公司与其初始成员签订了有限责任公司协议（“有限责任公司协议”）。有限责任公司协议于2021年3月25日进行了修订和重申，允许向公司的某些员工发行额外的股权。该公司全资拥有一家子公司，即BCE-Mach III Midstream Holdings LLC。2020年4月9日，公司完成收购，随后开始运营。该公司主要在俄克拉荷马州和德克萨斯州拥有并经营开采油井和未开发的土地。该公司还拥有天然气收集线、天然气处理设施和盐水处置设施。
Mach Natural Resources LP（“MNR”）是特拉华州的一家有限合伙企业，成立的目的是实现MNR于2023年10月结束的首次公开募股（“发行”）。MNR的运营受合伙协议条款的约束，该协议由普通合伙人Mach Natural Resources GP LLC（“普通合伙人”）和有限合伙人执行。普通合伙人由普通合伙人的董事会和执行官管理和运营。普通合伙人董事会成员由普通合伙人、BCE-Mach Aggregator和Mach Resources的成员按其各自在MNR的有限合伙所有权比例任命。
在本次发行及其相关交易之后，MNR成为控股合伙企业，其唯一的物质资产包括马赫自然资源中间有限责任公司（“中级”）的会员权益，后者全资拥有Mach Natural Resources Holdco LLC（“Holdco”）。Holdco全资拥有MNR的三家运营子公司，即BCE-Mach LLC、BCE-Mach II LLC和BCE-Mach III LLC和BCE-Mach III LLC（统称为 “Mach Companies”）。如本文所述，BCE-Mach III LLC是MNR在发行前所有时期的会计前身。
首次公开募股
2023 年 10 月 27 日，MNR 完成了本次发行 10,000,000普通单位，价格为 $19.00每单位向公众公开。出售MNR的普通单位产生的总收益为 $190.0百万至 MNR，净收益为 $170.0百万，扣除承保费和发行费用后。根据经修订的1933年《证券法》（“证券法”）第424（b）（4）条，MNR于2023年10月26日向美国证券交易委员会（“SEC”）提交的最终招股说明书中描述了本次发行的实质性条款。
MNR 使用了 $103.7百万美元的收益用于偿还其运营子公司的现有信贷额度（“现有信贷额度”），以及美元66.3百万的收益用于购买 3,750,000按比例从现有共同单位所有者那里获得的普通单位。在本次发行及其相关交易生效后，MNR 95,000,000普通单位已发放和未付款。
企业重组
2023年10月25日，MNR进行了公司重组（“公司重组”），其中（a）直接持有Mach公司会员权益的现有所有者出资 100他们在Mach公司的会员权益的百分比，按比例分配为 100用于将此类实体合并为MNR并入MNR的有限合伙人权益的百分比，BCE-Mach III被确定为会计收购方，（b）MNR出资 100其在Mach公司的会员权益的百分比转为中级股权以换取 100中级会员权益的百分比，以及（c）中级出资 100将其在Mach公司的会员权益的百分比交给了Holdco，以换取 100Holdco会员权益的百分比。
2.重要会计政策的列报基础和摘要
演示基础
此处包含的未经审计的合并财务报表编制自 公司根据美国公认会计原则（“美国公认会计原则”）进行的记录，包括我们全资子公司的账目。合并后，公司间账户和交易已被清除。这些财务报表应与经审计的合并财务报表及其附注一起阅读，以便
目录
BCE-MACH III 有限责任公司
合并财务报表附注（未经审计）
截至2022年12月31日的财年，如MNR根据《证券法》第424（b）（4）条向美国证券交易委员会提交的2023年10月24日的最终招股说明书所示。中期业绩不一定表示截至2023年12月31日的全年业绩预期。管理层认为，所有调整都包括在内，这些调整主要包括被认为是公允列报财务信息所必需的正常经常应计费用。
估算值的使用
按照美国公认会计原则编制财务报表要求管理层做出估算和假设，这些估计和假设会影响财务报表日报告的资产负债金额和或有资产负债的披露以及报告期内报告的收入和支出金额。尽管管理层认为这些估计是合理的，但实际结果可能与这些估计有所不同。公司利用历史经验、与专家的磋商以及公司认为在特定情况下合理的其他方法，持续评估这些估计。尽管如此，实际业绩可能与公司的估计有很大差异。修订这些估计数对公司业务、财务状况或经营业绩产生的任何影响均记录在导致修订的事实公布的时期内。
受此类估计和假设影响的重要项目包括但不限于对已探明石油和天然气储量的估计以及对未来净现金流量的相关现值估计、收购资产和负债的公允价值确定、基于股票的薪酬、或有对价的公允价值以及大宗商品衍生品的公允价值估计。
现金和现金等价物
就财务报表而言，公司将原始到期日为三个月或更短的所有高流动性投资视为现金等价物。公司在金融机构存放的现金有时可能超过联邦保险金额。该公司在这些账户中没有遭受任何损失，并认为在这方面没有面临任何重大信用风险。
应收账款
应收账款包括来自共同利益所有者的公司经营房产的应收账款以及向买方出售石油和天然气产品的应收账款。购买者将生产费用直接汇给公司。大多数生产付款是在生产日期后的三个月内收到的。
应收账款按共同利益所有者或购买者的应付金额列报，在公司认为收款有疑问时，扣除信贷损失备抵额。公司向共同利益所有者提供信贷，通常不需要抵押品。对于来自共同利益所有者的应收账款，公司通常能够预扣未来的收入支出，以收回未支付的共同利息账单。超过合同付款期限的未清应收账款被视为逾期未付账款。公司通过考虑多种因素来确定备抵额，包括应收账款的逾期时间、公司以前的亏损记录、债务人目前向公司偿还债务的能力、总体经济和整个行业的状况。当特定应收账款无法收回时，公司注销这些应收账款，随后收到的此类应收账款记入信贷损失备抵金。截至2023年9月30日和2022年12月31日，公司的信贷损失备抵并不重要。
衍生工具
公司必须将其资产负债表上的衍生工具按公允价值确认为资产或负债，其金额根据其预期结算日期归类为当期或长期债务。衍生品公允价值变动的核算取决于衍生品的预期用途和由此产生的名称。出于会计目的，公司未将其衍生工具指定为套期保值，因此将其衍生工具标记为公允价值，并在运营报表中确认衍生工具公允价值的现金和非现金变化。
目录
BCE-MACH III 有限责任公司
合并财务报表附注（未经审计）
石油和天然气业务
该公司使用全额成本法核算其勘探和开发活动。根据这种会计方法，成功和不成功的勘探和开发活动的成本均作为已探明的石油和天然气财产资本化。这包括与勘探和开发活动直接相关的任何内部成本，但不包括与生产、一般公司间接费用或类似活动相关的任何成本，这些费用在发生时记作支出。资本化成本使用生产单位法进行折旧。根据这种方法，在每个周期结束时通过将该周期的总产量乘以耗尽率来计算消耗量。耗尽率的确定方法是将未摊销成本基础总额加上未来开发成本除以期初的净等值探明储量。每桶当量产量的平均耗尽率为美元6.52和 $4.72分别在截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中。每桶当量产量的平均耗尽率为美元6.64和 $5.79分别在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月。石油和天然气物业的折旧，损耗和摊销费用为美元86.1百万和美元53.3截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中分别为百万美元。石油和天然气物业的折旧，损耗和摊销费用为美元30.2百万和美元25.5截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月，分别为百万美元。
根据全额成本法，石油和天然气财产的资本化成本，扣除累计折旧、损耗和摊销，在每个报告期结束时不得超过全部成本 “上限”。上限是根据来自探明石油和天然气储量的预计未来净现金流的现值计算得出的，折现率为10％。预计的未来净收入不包括与结算石油和天然气资产账面净值中包含的资产报废义务相关的未来现金流出。预计的未来净现金流是根据每月第一天的收盘价使用前 12 个月的平均价格计算的。每季度将账面净值与上限限制进行比较。账面净值中超过上限的部分（如果有）在发生时记作支出，随后不予恢复。由于美国国税局（“IRS”）承认公司为流通实体，因此计算上限时不考虑所得税。 没有在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三九个月中，已探明的石油和天然气资产出现减值。
在公司确定探明储量存在之前，与未评估房产相关的成本不包括在全部成本池中。公司每季度对所有归类为未评估财产的项目进行评估，以确定是否存在减值情况。如果财产个体微不足道，公司会对财产进行个人评估，也可以作为一个群体进行评估。评估包括考虑以下因素：钻探意向；剩余租期；地质和地球物理评估；钻探结果和活动；探明储量的分配；以及分配探明储量后的经济可行性。截至2023年9月30日和2022年12月31日，该公司没有任何房产被排除在全部成本池中。在这些因素显示减值的任何时期，迄今为止此类财产产生的累计钻探成本以及全部或部分相关的租赁成本将转移到全部成本池中，然后进行摊销。
摊销的石油和天然气资产的销售计入对全部成本池的调整，不确认损益，除非调整将显著改变资本化成本与已探明石油、天然气和液化天然气（“NGL”）储量之间的关系。出售的储量低于成本中心探明储量的 25%，通常不会发生重大变化。
其他财产和设备，净额
其他财产和设备主要包括收集系统、处理厂和盐水处理系统。财产和设备列为资本并按成本入账，而保养和维修则列为费用。此类财产和设备的折旧是使用直线法计算的，资产的估计使用寿命为 4到 37年份。其他财产和设备的折旧费用为美元4.6百万和美元3.2截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中分别为百万美元。其他财产和设备的折旧费用为美元1.8百万和美元1.2截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月，分别为百万美元。
减值损失记录在运营中使用的财产和设备以及持有和使用的其他长期资产，前提是存在减值指标，且这些资产产生的未贴现现金流估计低于资产账面金额。减值是根据账面金额超过公允金额来衡量的
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资产的价值。没有在截至2023年9月30日或2022年9月30日的三到九个月中，记录了其他财产和设备的减值。
库存
库存按成本或可变现净值中较低者列报，包括截至2023年9月30日和2022年12月31日尚未投入使用的生产和中游设备。该公司的生产设备主要由石油和天然气钻探或维修物品组成，例如油管、套管和抽油机，以及用于中游作业的管道。
债务发行成本
其他资产包括与BCE-Mach III信贷额度相关的资本化成本（美元）1.4百万美元，扣除累计摊销额1.1截至 2023 年 9 月 30 日，百万人。截至2022年12月31日，其他资产包括与BCE-Mach III信贷额度相关的资本化成本（美元）1.0百万美元，扣除累计摊销额0.8百万。这些成本将在BCE-Mach III信贷额度的期限内摊销，并在公司的运营报表中列为利息支出。
所得税
公司作为有限责任公司运营，以合伙企业的形式纳税，任何相关的纳税义务均由个人成员负责。因此，合并财务报表中没有为所得税编列经费。
在德克萨斯州，有限责任公司需要缴纳州所得税。由于不重要性，与德克萨斯州利润税相关的所得税已包含在经营报表的一般和管理费用中，没有计算递延税金额。截至2023年9月30日的九个月中，公司尚未在其财务报表中确认任何潜在的利息或罚款。该公司的2022年、2021年和2020纳税年度仍开放供州当局审查。
资产退休义务
公司记录资产报废债务（“ARO”）在负债发生期间（钻探或收购油井时）的未来法律负债的公允价值，抵消了财产成本的增加。这些财产成本在全部成本池中按生产单位折旧。负债每隔一段时间都会增加，直到结算或油井出售，这时负债得到偿付。
该公司通过确定与未来井下堵漏、拆除和拆除生产设备和设施以及将油田表面恢复和回收到与石油和天然气开采或盐水处置开始之前相似的状态相关的成本，估算其持有权益的每口油井债务的公允价值。
通常，ARO金额和资本化成本将等于使用当前价格偿还放弃债务的未来估计成本，该价格按假定通货膨胀系数上涨至预计结算日期，然后使用估计的信贷调整后利率将折回放弃债务发生之日。如果估计的ARO发生重大变化，则将记录对ARO和长期资产的调整。估计的ARO的修订可能源于退休成本估算值的变化、估计通货膨胀率的修订以及
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预计放弃时间的变化。以下是截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月ARO的对账情况（以千计）：
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日
2023 | | 9月30日
2022 |
| 期初的资产报废义务 | $ | 52,359 | | | $ | 25,620 | |
| 收购中承担的负债 | 214 | | | 18,397 | |
| 产生的负债 | 284 | | | 1,310 | |
| 负债已结算 | (479) | | | (9) | |
| 已修订的负债 | 313 | | | 141 | |
| 增值费用 | 3,282 | | | 2,518 | |
| 期末资产退休债务 | $ | 55,973 | | | $ | 47,977 | |
收入确认
石油、天然气和液化天然气的销售在以下情况下得到确认：产量以固定或可确定的价格出售给买方，已经交货，控制权已经转移，收入有可能收取。公司的履约义务已在某个时间点得到履行。当在指定点交付合同规定的产量后，控制权移交给购买者时，就会发生这种情况。公司合同中的定价条款与市场指数挂钩，并根据油井是否向集油或输电线路输送、石油或天然气的质量以及当前的供需条件等因素进行某些调整。因此，石油、天然气和液化天然气的价格波动，以保持与其他可用的石油、天然气和液化天然气供应相比的竞争力。
我们的主要市场风险敞口在于适用于我们的石油和天然气生产的定价。已实现定价主要由当前的全球原油价格和适用于我们天然气生产的现货市场价格驱动。几年来，石油和天然气生产的价格一直波动不定且不可预测，该公司预计这种波动将在未来持续下去。公司收到的生产价格取决于我们无法控制的许多因素。参见 注意事项 8我们的合并财务报表，用于讨论公司对价格波动的管理。
石油销售
该公司的石油销售合同的结构是向井口的购买者交付石油，买方负责产品的保管、所有权和损失风险。根据这种安排，当控制权在交货点转移给买方时，公司根据从购买者那里获得的价格来确认收入。石油收入在扣除公司运营报表中的任何第三方运输费和其他适用差额后入账。
天然气和液化天然气销售
根据该公司的天然气和液化天然气销售合同，它首先向中游加工实体提供湿天然气。处理后，残留气体在某些天然气管道的入口处输送给购买者，购买者在那里控制产品，拥有所有权并承担产品的损失风险。液化天然气在中游加工厂的尾门处交付给购买者，购买者在那里获得产品的控制权、所有权和损失风险。对于天然气销售和液化天然气销售，公司都会评估其是交易的委托人还是代理人。对于公司订立为委托方且最终第三方是其客户的合同，公司按总额确认收入，收款和手续费在运营报表中列为支出。
中游收入和产品销售
公司的收集和加工收入来自于在公司收购中收购的自有收集和压缩系统以及加工厂。该公司对通过收集系统和加工厂运输的每百万英热单位收取收集、压缩、处理费率。该公司还通过自有管道系统和处置井收集和处置来自生产井的盐水。该公司按每桶固定费率收取处置费。
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产品销售来自公司出售从第三方购买的天然气、石油和液化天然气产品，随后通过公司自有的中游设施进行收集和处理。 产品销售包括某些第三方收益百分比合同中的活动，在这些合同中，公司根据合同保留天然气和液化天然气生产销售收益的百分比，作为第三方加工天然气的报酬。从第三方托运人那里购买天然气、石油和液化天然气产品的成本作为产品销售成本列在运营报表中。
分配给剩余履约义务的交易价格
对于公司合同期限为一年或更短的短期产品销售，如果履约义务是最初预期期限为一年或更短的合同的一部分，则公司采用了切实可行的权宜之计，即免于披露分配给剩余履约义务的交易价格。对于合同期超过一年的公司产品销售，公司采用了实际权宜之计，即如果将可变对价完全分配给完全未履行的履约义务，则公司无需披露分配给剩余履约义务的交易价格。交付给客户的每单位产品都代表一项单独的履约义务；因此，未来的销量完全无法满足，也不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。
前期履约义务
公司在产品交付和控制权移交给客户的当月记录收入。但是，在生产之日后的30至90天内可能无法收到结算单和付款，因此，公司必须估算交付的产量和产品销售将收到的价格。公司记录了其估算值与收到付款当月收到的实际金额之间的差异，这种差异历来并不大。
浓度
由于其原油和天然气销售和应收账款集中在几个重要买家手中，该公司面临风险。在截至2023年9月30日的九个月中，三名购买者各占公司收入的10％以上：菲利普斯66公司（53.6%); Nextera 能源营销有限责任公司 (13.2%)；以及 ONEOK, INC.（10.7%)。在截至2023年9月30日的三个月中，一位买方占公司收入的10％以上：菲利普斯66公司（60.2%)。在截至2022年9月30日的九个月中，三名购买者各占公司收入的10％以上：欣克尔石油和天然气公司（30.3%); 菲利普斯66公司 (18.5%）；以及 Nextera 能源营销有限责任公司（16.7%)。在截至2022年9月30日的三个月中，三名购买者各占公司收入的10％以上：欣克尔石油和天然气公司（33.6%); Nextera 能源营销有限责任公司 (17.2%)；以及 Phillips 66 公司 (16.1%）。截至2023年9月30日和2022年12月31日，公司来自石油和天然气销售的应收账款集中在上述相同的交易对手中。该公司认为，任何单一买家的损失都不会对其经营业绩产生重大影响，因为原油和天然气是可替代的产品，拥有完善的市场和众多的购买者。
截至 2023 年 9 月 30 日，该公司有一位客户代表大约 45占我们应收共同利息总额的百分比。截至2022年12月31日，该公司有一位客户代表大约 21占我们应收共同利息总额的百分比。
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收入分类
下表显示了分列的收入，并将分类收入与报告的收入（以千计）进行了对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的三个月 | | 截至9月30日的九个月 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 收入： | | | | | | | |
| 石油 | $ | 112,970 | | | $ | 123,405 | | | $ | 321,056 | | | $ | 342,272 | |
| 天然气 | 36,564 | | | 104,678 | | | 106,263 | | | 234,269 | |
| NGL | 17,017 | | | 29,783 | | | 51,561 | | | 88,811 | |
| 石油、天然气和液化天然气销售总额 | 166,551 | | | 257,866 | | | 478,880 | | | 665,352 | |
| 运输、集会和营销 | 155 | | | 565 | | | 439 | | | 1,521 | |
| 石油、天然气和液化天然气净销售额 | $ | 166,706 | | | $ | 258,431 | | | $ | 479,319 | | | $ | 666,873 | |
最近通过的会计声明
2016年6月，财务会计准则委员会发布了2016-13年度会计准则更新，“金融工具信贷损失：金融工具信用损失的衡量”，该报告修订了某些金融工具的信用损失报告指南。公司的主要信用损失风险与其从我们运营的石油和天然气井的共同利益所有者那里收取的应收账款有关。该指导方针在2022年12月15日之后的时期内有效，公司自2023年1月1日起实施，对财务报表没有重大影响。
3.收购
资产负债表日之后，作为公司重组的一部分，2023年10月25日，发行前的现有所有者将其在BCE-Mach LLC、BCE-Mach II LLC和BCE-Mach III LLC和BCE-Mach III LLC的所有股权捐赠给了MNR，以换取 100用于实现收购的MNR合伙权益的百分比。尽管有很高的共同所有权，但出于财务报告的目的，马赫公司并不处于共同控制之下。BCE-Mach III LLC已被确定为BCE-Mach和BCE-Mach II的会计收购方，根据美国公认会计原则，根据收购会计方法，BCE-Mach和BCE-Mach II被列为业务合并。
下表列出了MNR因收购而转让的对价的公允价值（金额以千计，股份金额除外）：
| | | | | | | | | | | |
| BCE-Mach 有限责任公司 | | BCE-Mach II 有限责任公司 |
| MNR 发行的用于收购的普通单位 | 7,765,625 | | | 4,215,625 | |
| 普通单位的发行价格 | $ | 19.00 | | | $ | 19.00 | |
| 总收购对价 | $ | 147,547 | | | $ | 80,097 | |
下表反映了截至收购之日收购资产和承担的负债的初步公允价值估计。尽管截至本文件提交之日，初步收购价格分配已基本完成，但MNR的石油和天然气资产可能会进一步调整。这些金额将在以下时间内最终确定
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收购的评估期将不迟于收购之日起一年。 以下是收购资产和承担的负债（以千计）的对账表：
| | | | | | | | | | | |
| BCE-Mach 有限责任公司 | | BCE-Mach II 有限责任公司 |
| 收购的资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 25,370 | | | $ | 9,127 | |
| 应收账款 | 32,573 | | | 11,312 | |
| 其他流动资产 | 16,605 | | | 2,236 | |
| 已证明的石油和天然气特性，扣除ARO | 174,915 | | | 87,991 | |
| 其他长期资产 | 12,381 | | | 7,655 | |
| 待收购的总资产 | 261,844 | | | 118,321 | |
| | | |
| 假设的负债： | | | |
| 应付账款和应计负债 | 16,900 | | | 4,192 | |
| 应付收入 | 28,808 | | | 15,370 | |
| 其他流动负债 | 1,754 | | | 450 | |
| 长期债务 | 65,000 | | | 17,100 | |
| 其他长期负债 | 1,835 | | | 1,112 | |
| 承担的负债总额 | 114,297 | | | 38,224 | |
| | | |
| 收购的净资产 | $ | 147,547 | | | $ | 80,097 | |
根据截至收购之日的基础储量预测，使用收益方法对已探明房产进行估值。收益方法被视为三级公允价值估计，包括对未来产量、大宗商品价格、运营和资本成本估算值的重要假设、代表折扣系数的行业同行的加权平均资本成本以及基于储备类别的风险调整系数。价格假设基于可观察到的市场定价，并根据历史差异进行了调整，而成本估算则基于根据历史和预期的未来通货膨胀而膨胀的当前可观测成本。
下表汇总了公司未经审计的预计合并财务信息，就好像收购发生在2022年1月1日一样（以千计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月已结束
9月30日 | | 九个月已结束
9月30日 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 总收入 | $ | 216,761 | | | $ | 376,178 | | | $ | 670,017 | | | $ | 891,705 | |
| 净收入 | $ | 91,704 | | | $ | 210,916 | | | $ | 281,978 | | | $ | 477,441 | |
未经审计的预计财务信息不一定代表收购于2022年1月1日完成后本应出现的经营业绩，也不一定代表合并后的公司未来的经营业绩。未经审计的预计财务信息使收购生效，就好像交易发生在2022年1月1日一样。截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月未经审计的预计财务信息是将公司的运营报表与BCE-Mach和BCE-Mach II的收购前业绩合并在一起的结果，并对收入和支出进行了预计调整。未经审计的预计财务信息不包括收购带来的任何预期成本节省以及任何收购相关成本的影响。
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未经审计的预计财务信息包括以下调整：
•在截至2023年9月30日的三个月中：石油和天然气的折旧、损耗和增量减少了美元15.0千，减少折旧和摊销——以美元为其他2.2百万，并增加了一般和管理费用 $0.4百万。
•在截至2022年9月30日的三个月中：石油和天然气的折旧、损耗和增量增加均为美元0.2百万美元，减少了折旧和摊销——其他美元2.0百万，并减少了一般和管理费用 $0.9百万。
•在截至2023年9月30日的九个月中：石油和天然气的折旧、损耗和增量减少了1美元1.6百万美元，减少了折旧和摊销——其他美元6.6百万，并增加了一般和管理费用 $1.1百万。
•在截至2022年9月30日的九个月中：石油和天然气的折旧、损耗和增量增加均为美元2.1百万美元，减少了折旧和摊销——其他美元6.0百万，并减少了一般和管理费用 $2.6百万。
管理层认为，估计和假设是合理的，收购的影响也得到了适当反映。
2023年6月28日，公司与欣克尔石油天然气公司签订了买卖协议，以美元的价格出售俄克拉荷马州的某些石油和天然气物业20.0百万，但须作某些调整。该交易于 2023 年 8 月 11 日完成。此次收购被视为资产收购，因为收购资产的几乎所有公允价值都可以分配给已确定的已探明石油和天然气资产组。
4. 补充现金流信息
现金流量表的补充披露如下（以千计）：
| | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的九个月 |
| 2023 | | 2022 |
| 现金流信息的补充披露： | | | |
| 支付利息的现金 | $ | 5,326 | | | $ | 2,841 | |
| 非现金交易的补充披露： | | | |
| 应计资本支出的变化 | $ | (13,263) | | | $ | 30,475 | |
| 资产报废成本资本化 | $ | 284 | | | $ | 1,310 | |
| 为换取租赁负债而获得的使用权资产 | $ | 6,449 | | | $ | 19,820 | |
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5. 财产和设备
该公司的财产和设备包括以下内容（以千计）：
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日
2023 | | 十二月三十一日
2022 |
| 石油和天然气特性 | | | |
| 经过验证的特性 | $ | 1,018,171 | | | $ | 749,934 | |
| 累计折旧和损耗 | (225,604) | | | (139,514) | |
| 石油和天然气的净资产 | 792,567 | | | 610,420 | |
| 其他财产和设备 | | | |
| 气体收集系统 | 26,510 | | | 22,366 | |
| 天然气处理厂 | 34,710 | | | 33,858 | |
| 水处理资产 | 24,910 | | | 21,029 | |
| 其他资产 | 5,016 | | | 4,872 | |
| 其他财产和设备共计 | 91,146 | | | 82,125 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | (13,722) | | | (9,198) | |
| 其他财产和设备共计，净额 | $ | 77,424 | | | $ | 72,927 | |
6. 应计负债
应计负债包括以下内容（以千计）：
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日
2023 | | 十二月三十一日
2022 |
| 运营费用 | $ | 13,631 | | | $ | 10,198 | |
| 资本支出 | 14,965 | | | 37,375 | |
| 工资成本 | 1,943 | | | 2,450 | |
| 对冲结算 | 1,797 | | | 898 | |
| 遣散费和其他税 | 2,370 | | | 3,662 | |
| 中游托运人应付款 | 1,280 | | | 5,157 | |
| 一般、行政和其他 | 788 | | | 429 | |
| 应计负债总额 | $ | 36,774 | | | $ | 60,169 | |
7. 长期债务
2020年5月19日，BCE-Mach III与包括担任行政代理人和发卡银行的MidFirst Bank在内的银行集团签订了循环信贷额度（“BCE-Mach III信贷额度”）信贷协议。BCE-Mach III 信贷额度规定的最高金额为 $400.0百万美元，但须承付美元100.0截至 2023 年 9 月 30 日，百万元，并于 2026 年 5 月到期。信贷额度下的未清债务几乎由BCE-Mach III的所有资产担保。BCE-Mach III信贷额度下的可用借款额度受借款基础的约束，该借款基础每年5月和11月重新确定一次，金额由贷款机构决定。截至 2023 年 9 月 30 日和 2022 年 12 月 31 日，有 $91.9百万和美元84.9根据BCE-Mach III信贷额度，未偿还额度分别为100万英镑，该公司遵守了所有债务契约。截至2023年9月30日和2022年12月31日，实际利率为 8.7% 和 7.7分别为％。2023年11月10日，BCE-Mach III信贷额度已偿还，现有信贷额度终止。
新的信贷额度
2023年11月10日，Holdco与包括担任唯一账簿管理人和牵头安排人的MidFirst Bank在内的银行集团签订了新的循环信贷额度（“新信贷额度”）。新信贷额度下的未偿债务由Holdco的几乎所有资产担保。与新信贷额度有关的所有现有信贷额度均已终止。
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截至2023年11月10日，新信贷额度下未偿贷款的本金总额为美元130百万（其中包括 $5百万张已签发的信用证）。新信贷额度提供循环信贷额度，最高总额为美元1.0十亿美元，初始借款基础为美元600.0百万美元，但须承付美元200.0百万。信贷额度下的可用借款额度视借款基础而定，借款基础每年5月和11月每半年重新确定一次，金额由贷款人决定。新信贷额度下的某些关键条款和条件包括（但不限于）：
•到期日为2027年11月10日；
•贷款的年利率应等于期限SOFR加上适用的利息。适用的利润率范围为 3% 至 4％取决于未偿还的贷款和信用证的金额；
•新信贷额度下的未用承付款将累计承付费，按季度拖欠支付；
•某些惯常财务契约，每种情况均从截至2023年12月31日的财政季度开始的每个财政季度的最后一天确定；以及可供分配的现金；以及
•某些违约事件，包括但不限于：不付款；违反陈述和保证；不遵守契约或其他协议；对物质债务的交叉违约；判决；控制权变更；自愿和非自愿破产。
新信贷额度包括对MNR及其子公司承担额外债务、授予额外留置权以及进行投资、收购、处置、分配和其他付款的能力的某些惯常限制，但新信贷额度中更具体地描述了某些例外情况。
新信贷额度包含惯常的违约事件。如果违约事件发生并仍在继续，那么除其他外，贷款人可以宣布新信贷额度下的任何未清债务立即到期并应付，并对抵押品行使权利和补救措施。新信贷额度下的债务由MNR几乎所有资产的第一优先担保权益担保（受允许的留置权限制）。
8. 衍生合约
该公司使用衍生合约来减少大宗商品价格波动的风险。这些交易采用固定价格互换的形式。尽管使用这些工具限制了不利价格变动的下行风险，但它们的使用也可能限制未来从有利的价格变动中获得的收入。公司不打算持有或发行用于投机交易目的的衍生金融工具，并选择不将其任何衍生工具指定用于对冲会计处理。
根据固定价格互换合约，公司获得合约的固定价格，并在指定期限内向交易对手支付合约交易量的浮动市场价格。固定价格付款和浮动价格付款是净额的，从而得出应付或来自交易对手的净金额。
根据个人交易未来预期现金流的时机，公司将衍生合约资产和衍生合约负债资产资产负债表上衍生品的公允价值报告为流动或非流动性。参见 注意事项 9关于我们的合并财务报表，以获取有关公允价值计量的更多信息。
下表汇总了截至2023年9月30日与石油生产相关的未平仓金融衍生品头寸：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 时期 | | 音量
(Mbbl) | | 加权
平均值
固定价格 |
2023 年 10 月 — 2023 年 12 月 | | 700 | | $ | 82.81 | |
2024 年 1 月 — 2024 年 6 月 | | 508 | | $ | 83.61 | |
截至2023年9月30日，该公司已经 不由于抵消了等量的掉期头寸，天然气交易量被套期保值。
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资产负债表介绍。该公司与所有衍生品交易对手签订了主净额结算协议，并在资产负债表上按净额向同一个交易对手展示其衍生资产和负债。 下表列出了已确认的衍生负债总额、在主净额结算安排下需要抵消的金额以及资产负债表上确认的入账公允价值净额（以千计）：
| | | | | | | | | | | |
| 9月30日
2023 | | 十二月三十一日
2022 |
| 衍生合约 — 当前、总额 | $ | 3,547 | | | $ | 10,080 | |
| 净额结算安排 | — | | | — | |
| 衍生合约 — 流动负债，净额 | $ | 3,547 | | | $ | 10,080 | |
有 不2023 年 9 月 30 日或 2022 年 12 月 31 日认可的衍生资产。
收益和损失。下表列出了在运营报表中以衍生品损益形式列报的结算和按市值计价（“MTM”）损益（以千计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的三个月 | | 截至9月30日的九个月 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 衍生品结算 | $ | (3,222) | | | $ | (26,583) | | | $ | 4,308 | | | $ | (82,705) | |
| 衍生品的MTM收益（亏损），净额 | (1,678) | | | 24,863 | | | 6,534 | | | 8,128 | |
| 衍生品合约的总收益（亏损） | $ | (4,900) | | | $ | (1,720) | | | $ | 10,842 | | | $ | (74,577) | |
下表列出了所附经营报表中确认的石油和天然气衍生品的损益（以千计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的三个月 | | 截至9月30日的九个月 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 石油衍生物 | $ | (5,759) | | | $ | 15,063 | | | $ | (1,852) | | | $ | (27,581) | |
| 天然气衍生物 | 859 | | | (16,783) | | | 12,694 | | | (46,996) | |
| 衍生品合约的总收益（亏损），净额 | $ | (4,900) | | | $ | (1,720) | | | $ | 10,842 | | | $ | (74,577) | |
9. 公允价值测量
公允价值衡量由用于衡量公允价值的输入层次结构建立，通过要求在可用时使用最可观测的输入，最大限度地利用可观测的输入，最大限度地减少不可观测输入的使用。可观察的输入是市场参与者在对资产或负债进行定价时使用的输入，这些输入是根据从独立于公司的来源获得的市场数据得出的资产或负债进行定价。不可观察的输入是反映公司假设市场参与者将使用什么来定价资产或负债的输入，这些假设是根据当时情况可用的最佳信息得出的。根据输入的可靠性，层次结构分为三个级别，如下所示：
级别 1 — 活跃市场提供报价，相同的、不受限制的资产或负债在计量之日即可获得报价。
第 2 级 — 活跃市场中类似资产或负债的报价或非活跃市场中资产或负债的可观察投入。
第 3 级 — 基于价格或估值模型的衡量，这些模型需要的投入既对公允价值衡量很重要，又不容易从客观来源观察。
按公允价值计量的资产和负债是根据对公允价值计量重要的最低投入水平进行分类的。公司对特定投入对公允价值衡量的重要性的评估需要判断，这可能会影响资产和负债公允价值的估值及其在公允价值层次结构中的地位。
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经常性公允价值
衍生合约。公司使用行业标准模型确定其衍生品合约的公允价值，这些模型考虑了各种假设，包括标的工具的当前市场和合同价格、时间价值和不履约风险。基本上，所有这些投入在整个合同期限内都可以在市场上观察，并且可以得到可观测数据的支持。
特遣队 压倒特许权使用费的利息。2020年1月15日，公司与Alta Mesa Holdings, LP（“AMH”）签署了出售俄克拉荷马州某些石油和天然气资产的买卖协议，并与翠鸟中游有限责任公司（“KFM”）签订了出售主要为AMH石油和天然气资产提供服务的中游采集和加工资产（“AMH收购”）。2020年4月2日，公司与AMH和KFM签订了第一份购买和销售协议修正案。作为购买和销售协议第一修正案的一部分，考虑 5当石油市场价格的某些条件得到满足时，将保留百分比或有压倒性特许权使用费利息（“ORRI”）。最高应付对价为美元25百万美元与ORRI有关，ORRI将以较早的美元终止25支付了百万美元或 三年自收购之日起。截至2022年9月30日的九个月中，与该负债相关的付款为美元12.9百万。在截至2022年12月31日的年度中，公司的最高对价达到了美元25因此，一百万 不与ORRI有关的责任仍然存在。
下表提供了截至2023年9月30日和2022年12月31日定期按公允价值计量的金融资产和负债的公允价值计量信息（以千计）。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 第 1 级 | | 第 2 级 | | 第 3 级 | | 公允价值 |
| 截至2023年9月30日 | | | | | | | |
| 负债： | | | | | | | |
| 衍生工具 | $ | — | | | $ | 3,547 | | | $ | — | | | $ | 3,547 | |
| 截至2022年12月31日 | | | | | | | |
| 负债： | | | | | | | |
| 衍生工具 | $ | — | | | $ | 10,080 | | | $ | — | | | $ | 10,080 | |
非经常性公允价值
公司通过使用三级输入计算与填补和放弃负债相关的估计现金流的现值，来确定其资产报废义务的初始估计公允价值。用于计算此类负债的重要投入包括对将产生的成本的估计、公司的信贷调整后贴现率、通货膨胀率和预计的放弃日期。资产报废负债每期按其现值累计，使用生产单位法探明的石油和天然气特性，资本化资产报废成本将耗尽。
其他金融工具的公允价值
由于这些工具的短期到期，公司现金和现金等价物、应收账款、应付收入、应计应付利息和其他流动负债的账面金额接近公允价值。
新信贷额度的账面金额接近公允价值，因为当前的借款基准利率与类似借款的市场利率没有实质性差异。
10. 股权薪酬和递延薪酬计划
作为截至2021年3月25日公司经修订和重述的有限责任公司协议的一部分，向某些员工发放了激励单位（“B类单位”），作为对向公司提供的服务的补偿。在确定适当的会计处理方式时，公司考虑了奖励在股票薪酬待遇方面的特征。美国公认会计原则通常要求向员工发放的所有股权奖励均按公允价值核算，并确认为归属期内的薪酬成本。
激励单位须在一段时间内进行分级归属 3要么 4年（根据激励单位协议的定义，可加速归属），激励单位的持有人在停止归属后将没收未归属的激励单位
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公司的员工，有限的例外情况除外。公司在没收行为发生时予以认可。激励单位的持有人在公司达到修订后的有限责任公司协议中规定的特定必要财务内部收益率门槛时参与分配。
确定裁决的公允价值需要对裁决进行判断和估计，除其他外，包括估值裁决时应遵循的适当方法以及这些估值方法所要求的相关投入。对于截至2021年12月31日的年度发放的奖励，薪酬支出所依据的公允价值是使用Black-Scholes估值模型估算的，主要假设如下：
•预期波动率基于最接近公司业务的类似规模公司的历史波动率 53%;
•7年预期期限由管理层根据与组织结构相似的公司的经验以及对未来出售业务的预期来确定；以及
•基于美国国债收益率曲线的无风险利率为 1.40%.
2021 年 3 月 25 日，所有 20,000授予了授权的激励单位。与激励单位相关的非现金薪酬总成本为 $1.9百万和美元5.6截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中分别为百万美元，以及美元0.6百万和美元1.9截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月，分别为百万美元。截至 2023 年 9 月 30 日，有 $0.7百万美元与激励单位相关的未确认薪酬成本。
截至2023年9月30日和2022年9月30日的激励单位奖励摘要如下：
| | | | | | | | | | | |
| B 类单位 | | 加权平均值
拨款日期
公允价值 |
| 截至 2021 年 12 月 31 日未归属 | 10,333 | | $ | 2,378.80 | |
| 既得 | (3,665) | | $ | 2,378.80 | |
| 截至 2022 年 9 月 30 日未归属 | 6,668 | | $ | 2,378.80 | |
| | | |
| 截至 2022 年 12 月 31 日未归属 | 6,668 | | $ | 2,378.80 | |
| 既得 | (3,667) | | $ | 2,378.80 | |
| 截至2023年9月30日未归属 | 3,001 | | $ | 2,378.80 | |
2023年10月25日，作为公司重组的一部分，所有未归属的B类单位立即归属并交换为MNR的普通单位。所有未确认的补偿费用均在归属B类单位时支出。
2023年10月27日，在发行结束之际，MNR为员工、顾问和董事通过了一项与本次发行相关的新的长期激励计划，并发布了大约 715,000向员工和董事赠送幻影单元。所有员工的幻影单位奖励每年在发放之日的前三个周年纪念日发放（每年1/3），但要视员工的持续就业情况而定。在里面 60在幻影单位归属的几天后，员工将获得一个普通的MNR单位。每个虚拟单位都被授予相应的分配等值权，这使参与者有权获得相当于MNR在幻像单位未偿还期间为MNR普通单位支付的总分配款的款项。
11. 承付款和或有开支
法律事务。在正常业务过程中，公司有时可能会受到索赔和法律诉讼。当未来可能产生成本并且可以合理估计此类成本时，公司应计负债。此类应计费用基于迄今为止的事态发展以及公司对这些事项结果的估计。截至2023年9月30日或2022年12月31日，公司未确认任何物质责任。管理层预计此类事项的影响不会对公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
环境问题。公司受与环境保护有关的各种联邦、州和地方法规的约束。这些法律经常发生变化，规范将材料排放到
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环境，并可能要求公司消除或减轻在不同地点处置或释放石油或化学物质对环境的影响。
公司根据与意外开支会计相关的会计指导对环境突发事件进行核算。与当前业务相关的环境支出酌情记作支出或资本化。与过去业务造成的现有状况相关的支出不利于当前或未来的创收，均列为支出。当可能进行环境评估和/或清理并且可以合理估计成本时，将记录负债。
12. 租赁
租赁的性质
该公司拥有办公空间、各种车辆和压缩机的运营租约，剩余租赁期限超过一年。这些租约在2026年有不同的到期日期。这些车辆用于外勤作业，从第三方租用。公司在资产负债表上确认所有租赁期超过一年的租赁的使用权资产和租赁负债。初始期限为一年或更短的短期租赁不计入资本。
折扣率
由于公司的大多数租赁不提供隐含利率，因此公司使用美国五年期国债利率来确定租赁付款的现值。贴现率的微小变化不会对负债的计算产生重大影响，因此公司将把它用于所有资产类别。
截至2023年9月30日，经营租赁负债下的未来到期金额如下（以千计）：
| | | | | |
| 剩余 2023 | $ | 3,530 | |
| 2024 | 6,402 | |
| 2025 | 1,733 | |
| 2026 | 628 | |
| 2027 | 182 | |
| 租赁付款总额 | $ | 12,475 | |
| 减去：估算利息 | (359) | |
| 总计 | $ | 12,116 | |
下表汇总了截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中我们在向共同利益伙伴收回款项之前的总租赁成本（以千计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至9月30日的三个月 | | 截至9月30日的九个月 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 运营租赁成本 | $ | 3,429 | | | $ | 2,413 | | | $ | 10,047 | | | $ | 5,054 | |
| 短期租赁成本 | 2,600 | | | 1,745 | | | 7,744 | | | 7,297 | |
| 总租赁成本 | $ | 6,029 | | | $ | 4,158 | | | $ | 17,791 | | | $ | 12,351 | |
截至2023年9月30日，加权平均剩余租期为 1.52年份。截至2023年9月30日，用于确定经营租赁负债的加权平均折扣率为 4.0%.
13. 会员权益
该公司成立于 一BCE-Mach Holdings III LLC成员。成立后，公司包括 一共同利益阶层，全部归该成员所有。经修订和重述的有限责任公司协议于2020年2月18日签署，将BCE-Mach Holdings III LLC替换为BCE-Mach Intermediate Holdings III LLC作为唯一的初始成员。该成员的捐款为 $150.0截至2020年12月31日的年度为百万美元。2021年3月25日，根据修订和重述的有限责任公司协议和A-2类发行协议，公司发行了 150,000A-1 类单位分配给初始成员，以及 1,349向 Mach Resources 的员工提供 A-2 级单位以供服务
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为公司演出。此外，在2021年全年，每季度向员工发放A-2类单位。截至 2023 年 9 月 30 日，有 3,504发放给员工的 A-2 类单位总数，其权利与初始成员基本相同。2022年，A-2类发行协议进行了更新，有 不向员工发放额外单位。作为针对某些员工的长期激励计划的一部分， 20,000截至 2023 年 9 月 30 日，B 类单位未偿还。B类单位代表公司的无表决权益，允许持有人在公司的A类股票根据有限责任公司协议达到一定必要的内部财务回报率后参与分配。2023年10月25日，随着公司重组的结束，B类单位被交换为公司的普通单位。
向成员分配的金额为 $101.4百万和美元179.8截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中分别为百万美元。成员的捐款为 $20.0百万和美元65.0截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中分别为百万美元。
14. 关联方
管理服务协议。BCE-Mach III成立后，BCE-Mach III与Mach Resources签订了管理服务协议（“原始MSA”）。根据最初的MSA，Mach Resources管理和履行了石油和天然气业务的各个方面以及BCE-Mach III的其他一般和管理职能。BCE-Mach III每月向Mach Resources分配资金，用于根据最初的MSA进行表演。在截至2023年9月30日的九个月中，BCE-Mach III向Mach Resources支付了美元35.0百万，其中包括 $3.2百万的管理费。在截至2022年9月30日的九个月中，BCE-Mach III向Mach Resources支付了美元27.0百万，其中包括 $1.5百万的管理费。在截至2023年9月30日的三个月中，BCE-Mach III向Mach Resources支付了美元13.9百万，其中包括 $1.1百万的管理费。在截至2022年9月30日的三个月中，BCE-Mach III向Mach Resources支付了美元11.3百万，其中包括 $0.5百万的管理费。截至 2023 年 9 月 30 日，BCE-Mach III 有 $1.4Mach Resources 拥有数百万美元的预付资产。截至2022年12月31日，BCE-Mach III的欠款为美元0.4百万到马赫资源。2023年10月27日，随着本次发行的结束，MNR与Mach Resources签订了新的管理服务协议，并终止了最初的MSA。
捐款协议。2023年10月25日，MNR签订了一项实施公司重组的出资协议。
BCE-Stack 开发有限责任公司BCE-Stack Development LLC（“BCE-Stack”）是该成员的子公司，此前曾是该公司部分油井的营运权益和收入权益的所有者。BCE-stack于2022年2月28日将其在油井中的权益出售给了该公司。为房产支付的现金为 $37.4百万。
BCE-Mach LLC 和 BCE-Mach II LLC。BCE-Mach LLC和BCE-Mach II LLC是两个关联方，它们还与Mach Resources签订了管理服务协议。这些实体与公司共享所有权，主要在与公司不同的地理位置开展业务。截至2023年9月30日，公司欠这些实体美元0.8百万美元包含在应付账款中。截至2022年12月31日，公司从这些关联方收取的应收款约为美元0.7百万美元计入应收账款——共同利息等。
15. 后续事件
首次公开募股和公司重组
2023 年 10 月 27 日，MNR 完成了本次发行和相关重组交易，如中所述 注意事项 1我们的合并财务报表。
收购帕洛玛
2023年11月10日，MNR与Paloma Partners IV, LLC签署了一项协议，以收购位于俄克拉荷马州的石油和天然气财产、权利和相关资产的某些权益，总现金对价为美元815.0百万，视惯例收盘调整而定。此次收购预计将于2023年12月完成，资金由新债务融资以美元形式提供825.0百万高级有担保定期贷款。
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新的信贷额度
2023 年 11 月 10 日，Holdco 与 MidFirst 银行签订了新的信贷额度，现有信贷额度已终止，如中所述 注意事项 7我们的合并财务报表。
衍生合约
2023年9月30日之后，公司签订了以下衍生合约：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 时期 | | 音量
| | 加权
平均值
固定价格 |
| 石油 | | Mbbl | | |
| 2024 | | 1,140 | | $ | 73.95 | |
| 2025 | | 1,130 | | $ | 71.80 | |
| 天然气 | | mmbtu | | |
| 2024 | | 23,320 | | $ | 3.34 | |
| 2025 | | 18,410 | | $ | 4.08 | |
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
以下讨论和分析应与本报告第一部分第一项中包含的未经审计的合并财务报表和相关附注一起阅读。以下讨论包含前瞻性陈述，这些陈述反映了我们未来的计划、估计、信念和期望。我们警告说，对未来事件的假设、预期、预测、意图或信念可能与实际结果存在重大差异。一些可能导致实际结果与预期不同的关键因素包括下文和本报告其他地方讨论的那些因素，所有这些因素都难以预测。鉴于这些风险、不确定性和假设，所讨论的前瞻性事件可能不会发生。有关可能影响我们未来经营业绩或财务状况的项目的更多信息，请参阅本报告其他地方标题为 “关于前瞻性陈述的警示声明” 的部分和公司最终招股说明书中的 “风险因素” 部分。除非适用法律另有要求，否则我们不承担任何义务公开更新任何前瞻性陈述。除非另有说明，否则 “管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析” 中提供的截至2023年9月30日以及截至2023年9月30日的三个月和九个月的历史财务信息仅涉及BCE-Mach III，并不对我们所述的公司重组产生形式上的影响—影响我们未来经营业绩与历史经营业绩可比性的因素——企业重组。”
提醒投资者，本节和本报告其他部分中包含的前瞻性陈述涉及风险和不确定性。一些重要因素可能导致实际结果与这些声明所预期的结果存在重大差异。这些陈述中有许多本质上是宏观经济的，因此是管理层无法控制的。请参阅上面的 “关于前瞻性陈述的警示声明” 和注册声明。
概述
我们是一家独立的上游石油和天然气公司，专注于俄克拉荷马州西部的阿纳达科盆地地区、堪萨斯州南部和德克萨斯州狭长地带的石油、天然气和液化天然气储量的收购、开发和生产。我们的资产遍布俄克拉荷马州西部、堪萨斯州南部和德克萨斯州的狭长地带。
在我们的运营区域内，我们的资产有望建立多个编队，最著名的是奥斯威戈和梅拉梅克/欧塞奇编队。我们在阿纳达科盆地和这些地层的经验使我们能够在各种大宗商品价格环境中从这些低下跌的资产中产生大量可用于分配的现金。我们还拥有广泛的互补性中游资产组合，这些资产与我们的上游业务相结合。这些资产包括收集系统、处理厂和水利基础设施。我们的中游资产使我们能够优化定价，增加流量保障，消除第三方成本和效率低下，从而提高房产的价值。此外，我们自有的中游系统产生第三方收入。
市场展望
我们的财务业绩取决于许多因素，尤其是大宗商品价格以及我们以具有经济吸引力的条件寻找、开发和销售产品的能力。大宗商品价格受到我们无法控制的许多因素的影响，包括市场供需的变化。石油和天然气行业是周期性的，大宗商品价格波动很大，我们预计原油和天然气市场的定价波动将持续并加剧。石油价格受到需求增加、国内供应减少、欧佩克+控制措施以及俄罗斯-乌克兰战争和对俄罗斯制裁造成的市场混乱的影响。例如，在2020年12月31日至2023年9月30日期间，原油和天然气价格分别达到每桶123.64美元和每百万英热单位23.86美元的高点，以及每桶47.47美元和每百万英热单位1.74美元的低点。从2022年开始，在减少与大流行相关的限制和加强欧佩克+合作之后，纽约商品交易所的石油和天然气期货价格走强。在2023年第一季度，由于全球石油市场的库存水平增加，原油价格下跌；但是，从2010年到2019年，价格仍高于10年平均水平。库存水平增加之后，欧佩克+石油生产商于6月初宣布进一步减少石油产量。美国能源信息管理局（“EIA”）预测，全球石油库存将在未来五个季度中每个季度略有下降，预计这些抽签将给原油价格带来上行压力，尤其是在2023年底和2024年初。同样在2023年第一季度，天然气价格仍保持在10年区间以上，尽管由于温和的天气缓解了对天然气供暖的需求，该季度大幅下跌，使美国和欧洲的储量升至历史平均水平以上。环境影响评估预计，由于电力行业天然气使用量增加和产量增长趋于平缓，美国基准Henry Hub天然气现货价格将在夏季上涨，这两个因素共同导致未来几个月的储量注入低于2018年至2022年的五年平均水平。
此外，尽管美国的通货膨胀率多年来一直相对较低，但由于通货膨胀率大幅上升，通货膨胀率从2021年下半年开始大幅上升，一直持续到2023年
货币供应、刺激性财政政策、因放松 COVID-19 限制而导致的消费者需求大幅反弹、俄罗斯-乌克兰战争以及由 COVID-19 和封锁导致的经济收缩以及随后的快速复苏导致的全球供应链中断。通货膨胀率从2022年1月的7.5％上升到2022年6月的9.1％的峰值，然后在2022年12月降至6.5％。2023 年 9 月，通货膨胀率为 3.7%。我们无法预测未来的通货膨胀率，但如果通货膨胀率居高不下，我们的运营成本可能会增加，包括钻机、修井机、管道和其他油井设备的成本，以及劳动力成本的增加。我们将继续评估缓解供应链和通货膨胀压力的行动，并与其他供应商和承包商密切合作，确保现场供应的供应，尤其是对我们的许多业务至关重要的燃料、钢铁和化学品供应。但是，这些缓解措施可能不会成功或可能不够。此外，如果我们无法通过大宗商品价格上涨来收回更高的成本，那么我们目前的收入来源、对未来储备的估计、借款基础计算、石油和天然气资产的减值评估以及买卖交易中的房产价值都将受到重大影响。
我们如何评估我们的运营
我们使用各种财务和运营指标来评估我们的运营业绩，包括以下收入来源、成本结构的主要组成部分和其他财务指标：
•产量；
•石油、天然气和液化天然气销售的已实现价格；
•爱;
•调整后的息税折旧摊销前利润；以及
•可用于分配的现金。
非公认会计准则财务指标
调整后 EBITDA
我们在本报告中纳入了补充的非公认会计准则财务业绩指标调整后息税折旧摊销前利润，并提供了调整后息税折旧摊销前利润与净收益的对账表，这是我们根据公认会计原则计算和列报的最直接可比的财务指标。我们将调整后的息税折旧摊销前利润定义为扣除（1）利息支出和利息收入，（2）折旧、损耗、摊销和增加，（3）衍生品结算的未实现（收益）损失，（4）股权薪酬支出和（5）出售资产的收益（收益）亏损前的净收益。
调整后的息税折旧摊销前利润被我们的管理层和财务报表的外部用户（例如行业分析师、投资者、贷款机构、评级机构等）用作补充财务业绩衡量标准，以便在不考虑融资方法、资本结构或历史成本基础的情况下，更有效地评估我们的经营业绩和经营业绩，以及与同行对比。我们在计算调整后息税折旧摊销前利润时，将上述项目排除在净收益中，因为这些金额可能因会计方法和资产账面价值、资本结构和资产收购方法而异，具体取决于会计方法和资产账面价值、资本结构和资产收购方法。调整后的息税折旧摊销前利润不能衡量我们在公认会计原则下的财务业绩，不应被视为根据公认会计原则确定的净收益或作为经营业绩指标的净收益的替代方案，或更有意义的收益。调整后息税折旧摊销前利润中排除的某些项目是理解和评估公司财务业绩的重要组成部分，例如公司的资本成本和税收负担，以及折旧资产的历史成本，这些都未反映在调整后的息税折旧摊销前利润中。不应将我们对调整后息税折旧摊销前利润的列报解释为推断我们的业绩不会受到异常项目的影响。我们对调整后息税折旧摊销前利润的计算可能与其他公司的其他类似标题的指标不同。
可供分配的现金
可供分配的现金不能衡量GAAP确定的经营活动提供或用于经营活动的净收入或净现金流。可供分配的现金是我们的管理层和财务报表的外部用户（例如行业分析师、投资者、贷款机构、评级机构等）使用的补充性非公认会计准则财务业绩指标，用于评估我们在内部为勘探和开发活动提供资金、支付分配以及偿还或承担额外债务的能力。我们将可供分配的现金定义为净收益减去 (1) 利息支出和利息收入，(2) 折旧、损耗、摊销和增加，(3) 未实现（收益）亏损
衍生品结算，（4）股权薪酬支出，（5）资产出售损失，（6）资产报废义务的结算，（7）现金利息支出和现金利息收入，（8）开发成本，（9）或有对价的结算和（10）应计已实现衍生品结算的变动。开发成本包括我们除收购以外的所有资本支出。可供分配的现金不会反映营运资金余额的变化。可供分配的现金不能衡量我们在公认会计原则下的财务业绩或流动性，不应被视为根据公认会计原则确定的经营活动提供或用于经营活动的净收入或净现金的替代品，或更有意义的现金或净现金，或作为我们财务业绩和流动性的指标。与可供分配的现金最直接可比的GAAP指标是净收入和经营活动提供的净现金。可供分配的现金不应被视为经营活动提供的净收入或净现金的替代品，或更有意义。
调整后的息税折旧摊销前利润和可供分配的现金与公认会计准则财务指标的对账
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月已结束
9月30日 | | 九个月已结束
9月30日 |
| （以千美元计） | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 净收入 | $ | 83,485 | | | $ | 172,220 | | | $ | 252,988 | | | $ | 394,850 | |
| 利息支出 | 2,054 | | | 1,317 | | | 5,843 | | | 3,193 | |
| 利息收入 | (387) | | | — | | | (881) | | | — | |
| 折旧、损耗、摊销和增值 | 33,035 | | | 27,663 | | | 93,923 | | | 59,045 | |
| 衍生品结算的未实现（收益）亏损 | 1,678 | | | (24,863) | | | (6,534) | | | (8,128) | |
| 基于股权的薪酬支出 | 647 | | | 1,882 | | | 1,941 | | | 5,646 | |
| 出售资产的（收益）亏损 | — | | | — | | | (1) | | | 22 | |
| 调整后 EBITDA | $ | 120,512 | | | $ | 178,219 | | | $ | 347,279 | | | $ | 454,628 | |
| | | | | | | |
| 净收入 | $ | 83,485 | | | $ | 172,220 | | | $ | 252,988 | | | $ | 394,850 | |
| 利息支出 | 2,054 | | | 1,317 | | | 5,843 | | | 3,193 | |
| 利息收入 | (387) | | | — | | | (881) | | | — | |
| 折旧、损耗、摊销和增值 | 33,035 | | | 27,663 | | | 93,923 | | | 59,045 | |
| 衍生品结算的未实现（收益）亏损 | 1,678 | | | (24,863) | | | (6,534) | | | (8,128) | |
| 基于股权的薪酬支出 | 647 | | | 1,882 | | | 1,941 | | | 5,646 | |
| 出售资产的（收益）亏损 | — | | | — | | | (1) | | | 22 | |
| 资产报废债务的结算 | (366) | | | — | | | (445) | | | (49) | |
| 现金利息支出 | (2,023) | | | (1,223) | | | (5,611) | | | (2,913) | |
| 现金利息收入 | 387 | | | — | | | 881 | | | — | |
| 开发成本 | (66,052) | | | (82,389) | | | (258,944) | | | (197,763) | |
| 或有对价的结算 | — | | | (4,814) | | | — | | | (12,925) | |
| 应计已实现衍生品结算的变动 | 1,183 | | | (5,168) | | | 899 | | | (2,802) | |
| 可供分配的现金 | $ | 53,641 | | | $ | 84,625 | | | $ | 84,059 | | | $ | 238,176 | |
| | | | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 106,822 | | | $ | 170,366 | | | $ | 381,967 | | | $ | 398,302 | |
| 经营资产和负债的变化 | 12,871 | | | (3,352) | | | (38,964) | | | 37,637 | |
| 开发成本 | (66,052) | | | (82,389) | | | (258,944) | | | (197,763) | |
| 可供分配的现金 | $ | 53,641 | | | $ | 84,625 | | | $ | 84,059 | | | $ | 238,176 | |
影响我们未来经营业绩与历史经营业绩可比性的因素
由于以下原因，我们的历史财务状况和所列期间的经营业绩在不同时期或未来都可能不具有可比性：
首次公开募股
2023年10月27日，MNR完成了首次公开募股（“发行”），在此期间，它以每单位19.00美元的公开发行价格发行和出售了1,000万套普通股。扣除承保折扣和佣金以及我们承担的发行费用后，MNR获得了1.7亿美元的净收益。注册声明中描述了本次发行的实质性条款。MNR利用其首次公开募股的收益偿还了1.037亿美元的现有信贷额度，并以约6,630万美元的价格从现有持有人手中回购了普通单位。在本次发行及其相关交易生效后，MNR发行和未偿还了95,000,000个普通股。
本次发行完成后，作为上市合伙企业，MNR已经产生并将继续承担额外的巨额经常性费用，包括与雇用更多人员、遵守《证券法》和《交易法》、向单位持有人提交的年度和季度报告、纳税申报表和附表K-1的编制、独立审计费、投资者关系活动、注册和过户代理人费用、增量董事和高级管理人员责任保险费用以及独立董事薪酬。直接、递增的一般和管理费用不包括在BCE-Mach III历史财务报表中。
企业重组
2023年10月25日，MNR进行了公司重组（“企业重组”），其中（a）直接持有马赫公司会员权益的现有所有者出资其在马赫公司的100％的成员权益，按比例分配MNR的100％有限合伙人权益，以实现此类实体合并为MNR，BCE-Mach III被确定为会计收购方，（b）MNR出资100％ 将其在Mach公司的会员权益转为中级，以换取100％的会员资格中级股权和（c）中级股权将其在Mach公司的100％会员权益捐给了Holdco，以换取Holdco的100％会员权益。
截至2023年9月30日和2022年12月31日的BCE-Mach III以及截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月的未经审计的财务报表不包括来自BCE-Mach或BCE-Mach II的任何信息。因此，截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月的财务信息可能无法准确表明如果本次发行和公司重组在报告期初完成，我们的实际业绩将如何，也无法准确表明我们未来的经营业绩。
收购
我们在2022年1月1日至2023年9月30日期间完成了五次收购。其中四项收购发生在2022年，总收购价约为1.55亿美元，另一项收购发生在2023年，收购价格为2000万美元。在所有五次收购中，几乎所有的收购价格都分配给了已探明的石油和天然气财产。这些收购反映在我们截至每项此类收购完成之日及之后的经营业绩中。因此，每次此类收购之前的时段将不包含此类收购资产的结果，这将影响我们在某些历史时期内经营业绩的可比性。
2023年1月1日，我们接管了大量物业的运营，而我们以前是这些物业的非运营合作伙伴，并提供了中游服务。由于这些物业变成了运营物业，而不是非运营物业，抵消了会计变动，导致中游运营费用减少，中游收入减少，LOE增加，价格变现增加。2023 年 8 月，我们以大约 2,000 万美元的价格收购了该非运营合作伙伴的权益。
运营结果
截至2023年9月30日的三个月，与截至2022年9月30日的三个月相比
收入
下表提供了公司收入的组成部分，扣除所示期间的运输和营销成本，以及每个时期各自的平均已实现价格和净产量。由于四舍五入，以下部分中的一些总数和变动可能无法相加或重新计算。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至9月30日的三个月 | | 改变 |
| （以千美元计） | | 2023 | | 2022 | | 金额 | | 百分比 |
| 收入： | | | | | | | | |
| 石油 | | $ | 113,112 | | | $ | 123,583 | | | (10,471) | | | (8) | % |
| 天然气 | | 36,489 | | | 104,921 | | | (68,432) | | | (65) | % |
| 液化天然气 | | 17,105 | | | 29,927 | | | (12,822) | | | (43) | % |
| 石油、天然气和液化天然气销售总额 | | 166,706 | | | 258,431 | | | (91,725) | | | (35) | % |
| 石油和天然气衍生物的收益（亏损），净额 | | (4,900) | | | (1,720) | | | (3,180) | | | 185 | % |
| 中游收入 | | 6,683 | | | 12,045 | | | (5,362) | | | (45) | % |
| 产品销售 | | 6,900 | | | 26,988 | | | (20,088) | | | (74) | % |
| 总收入 | | $ | 175,389 | | | $ | 295,744 | | | $ | (120,355) | | | (41) | % |
| 平均销售价格 (1)： | | | | | | | | |
| 石油（美元/桶） | | $ | 81.31 | | | $ | 92.11 | | | $ | (10.80) | | | (12) | % |
| 天然气 ($/mcf) | | $ | 2.51 | | | $ | 7.65 | | | $ | (5.14) | | | (67) | % |
| 液化天然气 ($/Bbl) | | $ | 23.37 | | | $ | 39.06 | | | $ | (15.69) | | | (40) | % |
| 总计（美元/英国央行）——扣除已实现衍生品影响前 | | $ | 36.69 | | | $ | 58.81 | | | $ | (22.12) | | | (38) | % |
| 总计（美元/英国央行）——已实现衍生品的影响后 | | $ | 35.98 | | | $ | 52.76 | | | $ | (16.78) | | | (32) | % |
| 净产量： | | | | | | | | |
| 石油 (mbBL) | | 1,391 | | 1,342 | | 49 | | 4 | % |
| 天然气 (mmcF) | | 14,527 | | 13,718 | | 809 | | 6 | % |
| NGL (mbBL) | | 732 | | 766 | | (34) | | (4 | %) |
| 总计 (mBoE) | | 4,544 | | 4,394 | | 150 | | 3 | % |
| 平均每日总交易量 (mboE/D) | | 49.39 | | 47.76 | | 1.63 | | 3 | % |
____________
(1)上面反映的平均销售价格不包括收集和处理费用以及第三方中游收入的单独收益。
收入和其他营业收入
石油、天然气和液化天然气的销售
与截至2022年9月30日的三个月期间相比，石油、天然气和液化天然气销售收入减少了9,170万美元，下降了35％。下降的主要原因是石油的平均销售价格下降了12％，导致石油销售收入减少了1450万美元，天然气的平均销售价格下降了67％，导致天然气销售收入减少了7,050万美元，液化天然气的平均销售价格下降了40％，导致液化天然气销售收入减少了1,200万美元。与截至2022年9月30日的三个月期间相比，截至2023年9月30日的三个月期间产量增加了150MBOe，这使石油、天然气和液化天然气收入增加了520万美元。
石油和天然气衍生物
在截至2023年9月30日的三个月期间，该公司已实现衍生工具亏损320万美元，未实现亏损170万美元，总亏损为490万美元。在截至2022年9月30日的三个月期间，该公司已实现衍生工具亏损2660万美元，未实现收益为2,490万美元，总亏损为170万美元。已实现亏损的减少主要是由于截至2023年9月30日的三个月期间与截至2022年9月30日的三个月期间相比，石油和天然气价格的总体下跌。
制作
与截至2022年9月30日的三个月期间相比，截至2023年9月30日的三个月期间，产量增长了150MBOE，增长了3％。这一增长主要归因于2022年9月30日之后钻探活动增加而上线的油井的新产量增加，但部分被我们现有油井的自然产量下降所抵消。
产品销售
与截至2022年9月30日的三个月期间相比，截至2023年9月30日的三个月期间，产品销售额下降了2,010万美元，下降了74％。这种下降的主要原因是非运营产量下降导致整体产品销售下降，再加上天然气和液化天然气平均销售价格的下降。这些下降与下文所述的产品销售成本的下降相对应。
中游收入
与截至2022年9月30日的三个月期间相比，截至2023年9月30日的三个月期间中游收入减少了540万美元，下降了45％，这主要是由于我们的中游设施的非运营量减少。在总减少额中，290万美元与收集和加工相关的费用收入减少有关，250万美元是由于盐水收集和处置收入减少所致。
运营费用
下表汇总了公司在所述期间的支出，包括按英国央行列报的某些支出，因为我们使用这些信息来评估我们相对于同行的业绩，并确定和衡量我们认为可能需要进一步分析的趋势：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至9月30日的三个月 | | 改变 |
| （以千美元计） | | 2023 | | 2022 | | 金额 | | 百分比 |
| 运营费用： | | | | | | | | |
| 收集和处理费用 | | $ | 7,962 | | | $ | 15,147 | | | $ | (7,185) | | | (47 | %) |
| 租赁运营费用 | | $ | 28,879 | | | $ | 28,431 | | | $ | 448 | | | 2 | % |
| 中游运营费用 | | $ | 2,725 | | | $ | 4,029 | | | $ | (1,304) | | | (32 | %) |
| 产品销售成本 | | $ | 6,024 | | | $ | 25,355 | | | $ | (19,331) | | | (76 | %) |
| 生产税 | | $ | 7,660 | | | $ | 14,484 | | | $ | (6,824) | | | (47 | %) |
| 折旧、损耗、摊销和增值费用——石油和天然气 | | $ | 31,277 | | | $ | 26,446 | | | $ | 4,831 | | | 18 | % |
| 折旧和摊销费用——其他 | | $ | 1,758 | | | $ | 1,217 | | | $ | 541 | | | 44 | % |
| 一般和行政 | | $ | 5,360 | | | $ | 5,799 | | | $ | (439) | | | (8) | % |
| 运营费用（美元/英国央行） | | | | | | | | |
| 收集和处理费用 | | $ | 1.75 | | | $ | 3.45 | | | $ | (1.70) | | | (49 | %) |
| 租赁运营费用 | | $ | 6.36 | | | $ | 6.47 | | | $ | (0.11) | | | (2 | %) |
| 生产税（石油、天然气和液化天然气销售额的百分比） | | 4.6 | % | | 5.6 | % | | (1.0) | % | | (18 | %) |
| 折旧、损耗、摊销和增值费用——石油和天然气 | | $ | 6.88 | | | $ | 6.02 | | | $ | 0.86 | | | 14 | % |
| 折旧和摊销费用——其他 | | $ | 0.39 | | | $ | 0.28 | | | $ | 0.11 | | | 39 | % |
| 一般和行政 | | $ | 1.18 | | | $ | 1.32 | | | $ | (0.14) | | | (11) | % |
收集和处理费用
与截至2022年9月30日的三个月期相比，截至2023年9月30日的三个月期间，收集和加工费用减少了720万美元，下降了47％，这主要是由于天然气价格下跌导致燃料成本降低。由于燃料费用随着大宗商品天然气价格的下跌而波动，每桶英国央行的采集和加工费用减少了1.70美元。
租赁运营费用
与截至2022年9月30日的三个月期间相比，截至2023年9月30日的三个月期间的租赁运营费用增加了40万美元，增长了2％。英国央行每股租赁运营费用下降了0.12美元，这主要是由于截至2023年9月30日的三个月期间与截至2022年9月30日的三个月期间相比，产量有所增加。
中游运营费用
与截至2022年9月30日的三个月期间相比，中游运营支出减少了130万美元，下降了32％，这主要是由于采集运营费用减少了40万美元，水处理成本减少了60万美元，水处理成本减少了60万美元，这两者都是由于我们从2023年1月1日起接管大量油井的运营商而下降的。
产品销售成本
与截至2022年9月30日的三个月期相比，截至2023年9月30日的三个月期间，产品销售成本下降了1,930万美元，下降了76％。这种下降的主要原因是非运营产量减少导致产品销售总成本降低，再加上天然气和液化天然气平均销售价格的下降。这些下降被上述产品销售的下降所抵消。
生产税
与截至2022年9月30日的三个月期相比，截至2023年9月30日的三个月期间的生产税减少了680万美元，下降了47％。下降的主要原因是所有产品的平均销售价格下降，但部分被产量的增加所抵消。生产税占收入的百分比从截至2022年9月30日的三个月期间的5.6％下降到截至2023年9月30日的三个月期间的4.6％。由于整体产品组合和每种产品的相关税收减免，有效税率可能会有细微的波动。
折旧、损耗、摊销和增值费用
与截至2022年9月30日的三个月期相比，石油和天然气物业的折旧、损耗、摊销和增值支出增加了480万美元，增长了18％。增长主要归因于钻探活动和收购的增加，这增加了可耗用基础和总产量的增加。与截至2022年9月30日的三个月期间相比，其他资产的折旧和摊销费用增加了50万美元，增长了44％，这主要是由于该年度收购了更多资产。
一般费用和管理费用
与截至2022年9月30日的三个月期相比，截至2023年9月30日的三个月期间的一般和管理成本减少了40万美元，下降了8％。一般和管理成本的减少主要是由于截至2023年9月30日的三个月期间与截至2022年9月30日的三个月期间相比，截至2023年9月30日的三个月期间的股权薪酬支出减少了120万美元，但与截至2022年9月30日的三个月期相比，截至2023年9月30日的三个月期间管理费增加了60万美元，部分抵消了这一减少。
截至2023年9月30日的九个月与截至2022年9月30日的九个月相比
收入
下表提供了公司收入的组成部分，扣除所示期间的运输和营销成本，以及每个时期各自的平均已实现价格和净产量。由于四舍五入，以下部分中的一些总数和变动可能无法相加或重新计算。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至9月30日的九个月 | | 改变 |
| （以千美元计） | | 2023 | | 2022 | | 金额 | | 百分比 |
| 收入： | | | | | | | | |
| 石油 | | $ | 321,427 | | | $ | 342,708 | | | (21,281) | | | (6) | % |
| 天然气 | | 106,069 | | | 234,815 | | | (128,746) | | | (55) | % |
| 液化天然气 | | 51,823 | | | 89,350 | | | (37,527) | | | (42) | % |
| 石油、天然气和液化天然气销售总额 | | 479,319 | | | 666,873 | | | (187,554) | | | (28) | % |
| 石油和天然气衍生物的收益（亏损），净额 | | 10,842 | | | (74,577) | | | 85,419 | | | (115 | %) |
| 中游收入 | | 20,001 | | | 31,929 | | | (11,928) | | | (37) | % |
| 产品销售 | | 24,321 | | | 74,948 | | | (50,627) | | | (68) | % |
| 总收入 | | $ | 534,483 | | | $ | 699,173 | | | $ | (164,690) | | | (24) | % |
| 平均销售价格 (1)： | | | | | | | | |
| 石油（美元/桶） | | $ | 77.42 | | | $ | 98.40 | | | $ | (20.98) | | | (21) | % |
| 天然气 ($/mcf) | | $ | 2.54 | | | $ | 6.85 | | | $ | (4.31) | | | (63) | % |
| 液化天然气 ($/Bbl) | | $ | 24.62 | | | $ | 42.79 | | | $ | (18.17) | | | (42) | % |
| 总计（美元/英国央行）——扣除已实现衍生品影响前 | | $ | 36.30 | | | $ | 59.09 | | | $ | (22.79) | | | (39) | % |
| 总计（美元/英国央行）——已实现衍生品的影响后 | | $ | 36.63 | | | $ | 51.76 | | | $ | (15.13) | | | (29) | % |
| 净产量： | | | | | | | | |
| 石油 (mbBL) | | 4,151 | | 3,483 | | 668 | | 19 | % |
| 天然气 (mmcF) | | 41,685 | | 34,287 | | 7,398 | | 22 | % |
| NGL (mbBL) | | 2,105 | | 2,088 | | 17 | | 1 | % |
| 总计 (mBoE) | | 13,204 | | 11,285 | | 1,919 | | 17 | % |
| 平均每日总交易量 (mboE/D) | | 48.37 | | 41.34 | | 7.03 | | 17 | % |
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(1)上面反映的平均销售价格不包括收集和处理费用以及第三方中游收入的单独收益。
收入和其他营业收入
石油、天然气和液化天然气的销售
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，石油、天然气和液化天然气销售收入减少了1.876亿美元，下降了28％。下降的主要原因是石油的平均销售价格下降了21％，导致石油销售收入减少了7,310万美元，天然气的平均销售价格下降了63％，导致天然气销售收入减少了1.476亿美元，液化天然气的平均销售价格下降了42％，导致液化天然气销售收入减少了3,790万美元。与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间，产量增加了1919MBOe，这使石油、天然气和液化天然气收入增加了7,100万美元。
石油和天然气衍生物
在截至2023年9月30日的九个月期间，该公司已实现衍生工具收益430万美元，未实现收益650万美元，总收益为1,080万美元。在截至2022年9月30日的九个月期间，该公司已实现衍生工具亏损8,270万美元，未实现收益810万美元，总亏损为7,460万美元。已实现亏损的减少主要来自石油的总体减少
以及截至2023年9月30日的九个月期间的天然气价格，而截至2022年9月30日的九个月期间的天然气价格。
制作
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间，产量增长了1,919个MBOE，增长了17％。这一增长主要是由于2022年9月30日之后钻探活动增加而上线的油井的新产量增加，但部分被我们现有油井的自然产量下降所抵消。此外，在截至2022年9月30日的九个月期间，我们完成了五次收购。因此，截至2023年9月30日的九个月期间包括这些油井整整九个月的产量，而2022年仅包括这些收购油井的部分生产期。
产品销售
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间，产品销售额下降了5,060万美元，下降了68％。这种下降的主要原因是非运营产量下降导致整体产品销售下降，再加上天然气和液化天然气平均销售价格的下降。这些下降与下文所述的产品销售成本的下降相对应。
中游收入
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间，中游收入减少了1190万美元，下降了37％，这主要是由于我们的中游设施的非运营量减少。在总减少额中，630万美元与收集和加工相关的费用收入减少有关，560万美元是由于盐水收集和处置收入减少所致。
运营费用
下表汇总了公司在所述期间的支出，包括按英国央行列报的某些支出，因为我们使用这些信息来评估我们相对于同行的业绩，并确定和衡量我们认为可能需要进一步分析的趋势：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至9月30日的九个月 | | 改变 |
| （以千美元计） | | 2023 | | 2022 | | 金额 | | 百分比 |
| 运营费用： | | | | | | | | |
| 收集和处理费用 | | $ | 25,472 | | | $ | 35,959 | | | $ | (10,487) | | | (29 | %) |
| 租赁运营费用 | | $ | 89,494 | | | $ | 68,023 | | | $ | 21,471 | | | 32 | % |
| 中游运营费用 | | $ | 8,263 | | | $ | 11,006 | | | $ | (2,743) | | | (25 | %) |
| 产品销售成本 | | $ | 21,599 | | | $ | 70,313 | | | $ | (48,714) | | | (69 | %) |
| 生产税 | | $ | 23,186 | | | $ | 37,159 | | | $ | (13,973) | | | (38 | %) |
| 折旧、损耗、摊销和增值费用——石油和天然气 | | $ | 89,372 | | | $ | 55,820 | | | $ | 33,552 | | | 60 | % |
| 折旧和摊销费用——其他 | | $ | 4,551 | | | $ | 3,225 | | | $ | 1,326 | | | 41 | % |
| 一般和行政 | | $ | 15,265 | | | $ | 19,447 | | | $ | (4,182) | | | (22) | % |
| 运营费用（美元/英国央行） | | | | | | | | |
| 收集和处理费用 | | $ | 1.93 | | | $ | 3.19 | | | $ | (1.26) | | | (39 | %) |
| 租赁运营费用 | | $ | 6.78 | | | $ | 6.03 | | | $ | 0.75 | | | 12 | % |
| 生产税（石油、天然气和液化天然气销售额的百分比） | | 4.8 | % | | 5.6 | % | | (0.8) | % | | (14 | %) |
| 折旧、损耗、摊销和增值费用——石油和天然气 | | $ | 6.77 | | | $ | 4.95 | | | $ | 1.82 | | | 37 | % |
| 折旧和摊销费用——其他 | | $ | 0.34 | | | $ | 0.29 | | | $ | 0.05 | | | 17 | % |
| 一般和行政 | | $ | 1.16 | | | $ | 1.72 | | | $ | (0.56) | | | (33) | % |
收集和处理费用。
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间，收集和加工费用减少了1,050万美元，下降了29％，这主要是由于天然气价格下跌导致燃料成本降低。由于燃料费用随着大宗商品天然气价格的下跌而波动，每桶英国央行的采集和加工费用减少了1.26美元。
租赁运营费用
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间，租赁运营费用增加了2150万美元，增长了32％。租赁运营费用增加的主要原因是2022年9月30日之后的钻探活动导致更多油井上线。此外，在截至2022年9月30日的九个月期间，我们完成了五次收购。因此，截至2023年9月30日的九个月期限包括这些油井的整整九个月的租赁运营费用，而2022年仅包括这些收购油井的部分租赁运营费用。英国央行的每股租赁运营费用增加了0.75美元，这主要是由于与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间的产量有所增加。
中游运营费用
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，中游运营支出减少了270万美元，下降了25％，这主要是由于工厂运营费用减少了120万美元，水处理成本减少了140万美元，水处理成本减少了140万美元，这两者都是由于我们从2023年1月1日起接管大量油井的运营商而下降的。
产品销售成本
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间，产品销售成本下降了4,870万美元，下降了69％。这种下降的主要原因是非运营产量减少导致产品销售总成本降低，再加上天然气和液化天然气平均销售价格的下降。这些下降被上述产品销售的下降所抵消。
生产税
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间的生产税减少了1,400万美元，下降了38％。下降的主要原因是所有产品的平均销售价格下降，但部分被产量的增加所抵消。生产税占收入的百分比从截至2022年9月30日的九个月期间的5.6％下降到截至2023年9月30日的九个月期间的4.8％。由于整体产品组合和每种产品的相关税收减免，有效税率可能会有细微的波动。
折旧、损耗、摊销和增值费用。
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间，石油和天然气物业的折旧、损耗、摊销和增值支出增加了3,360万美元，增长了60％。增长主要归因于钻探活动和收购的增加，这增加了可耗用基础和总产量的增加。与截至2022年9月30日的九个月期间相比，其他资产的折旧和摊销费用增加了130万美元，增长了41％，这主要是由于该年度收购了更多资产。
一般费用和管理费用
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间的一般和管理成本减少了420万美元，下降了22％。一般和管理成本的减少主要是由于与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间的股权薪酬支出减少了370万美元，以及由于收购新产油井和新钻井而开支的运营商管理费用增加。与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间管理费增加了170万美元，部分抵消了这些下降。
流动性和资本资源
我们的流动性和资本资源的主要来源是经营活动和信贷额度下的借款产生的现金流。截至2022年12月31日，BCE-Mach III信贷额度下的未偿借款为8,490万美元，截至2023年9月30日为9,190万美元。2023年11月10日，BCE-Mach III信贷额度已偿还，现有信贷额度终止。从历史上看，我们的主要流动性来源还包括股东的资本出资，但我们预计不会依赖管理层或合作伙伴的资本。MNR可能需要利用公开股权或债务市场和银行融资来为未来的收购或资本支出提供资金，但由于单位持有人的投票权有限，我们的普通单位的交易价格可能会降低。在市场条件允许的情况下，MNR预计能够不时发行额外的股权和债务证券，以促进未来的收购。MNR预计将减少为完成此类收购而产生的任何债务，以实现保持低杠杆率并使用经营活动产生的现金流为发展计划提供资金的长期目标。MNR为运营融资，包括为资本支出和收购提供资金，以履行其负债义务或为债务再融资的能力将取决于MNR未来产生现金的能力。MNR产生现金的能力受许多因素的影响，其中一些因素是其无法控制的，包括大宗商品价格，尤其是石油和天然气的价格，及其为管理运营成本和维护资本支出所做的持续努力，以及总体经济、金融、竞争、立法、监管、天气和其他因素。
MNR的合作协议要求其在每个季度末分配所有手头现金，减去普通合伙人设立的储备金，称为 “可用现金”。尽管如此，季度现金分配可能因季度而异，这是MNR业务表现变化的直接结果，包括大宗商品价格波动造成的变化。任何此类差异都可能很大，因此，MNR可能向单位持有人支付有限甚至不支付现金分配。
我们的业务计划侧重于收购然后利用我们资产的开发和生产。在截至2023年9月30日的九个月期间，我们在开发成本上花费了约2.589亿美元，2023年的预算约为3.162亿美元。为了计算可供分配的现金，我们将开发成本定义为除收购之外的所有资本支出。鉴于奥斯威戈油井的高石油储量和较低的盈亏平衡成本，我们在2023年的开发工作和资金集中在钻探奥斯威戈油井上。
在截至2023年9月30日的九个月期间，我们在钻探、完井和相关设备上花费了约2.258亿美元，开采了58.9口净井并使61.1口净井投入生产，2410万美元用于补救工程和其他资本项目，900万美元用于中游和其他不动产和设备资本项目，2,130万美元用于收购。
MNR的2024年资本支出计划在很大程度上是自由裁量的，在我们的控制范围内。我们可以选择推迟2024年计划中的部分资本支出，具体取决于多种因素，包括但不限于我们的钻探活动的成功、石油和天然气的现行和预期价格、包括用于酸刺激完成的酸在内的必要设备的可用性、基础设施和资本、所需监管许可和批准的获得和时间、季节性条件、钻探和收购成本以及其他营运权益所有者的参与水平。推迟计划资本支出，特别是与钻探和完井有关的资本支出，可能会导致预期产量和现金流减少，并减少我们可用于分配给单位持有人的现金。
根据目前对2024年的石油和天然气价格预期，我们认为，我们的运营现金流以及新信贷额度下的不时借款，将足以为2024年的运营提供资金。但是，未来的现金流受许多变量的影响，包括石油和天然气的生产水平和价格，为了更全面地开发我们的房产，将需要大量的额外资本支出。例如，我们预计未来资本支出的一部分将由在当前储量报告中未归类为探明储量的钻探地点钻探的油井产生的业务现金流来融资。这些油井未能实现预期的产量和运营现金流可能会导致未来的资本支出减少和/或我们向单位持有人支付分配款的能力。我们无法向您保证，运营和其他所需资金将以可接受的条件提供，或者根本无法提供。
现金流
下表汇总了公司在指定期间的现金流量：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至9月30日的九个月 |
| （以千计） | | 2023 | | 2022 |
| 经营活动提供的净现金 | | $ | 381,967 | | | $ | 398,302 | |
| 用于投资活动的净现金 | | $ | (277,893) | | | $ | (292,469) | |
| 用于融资活动的净现金 | | $ | (74,754) | | | $ | (115,736) | |
经营活动提供的净现金
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间，经营活动提供的净现金减少了1,630万美元。经营活动提供的净现金减少主要归因于截至2023年9月30日的九个月期间的已实现定价与截至2022年9月30日的九个月期间相比有所下降。已实现价格的下降被同期产量的增加部分抵消。此外，在截至2023年9月30日的九个月期间，我们收到了520万美元与衍生品结算相关的现金，而在截至2023年9月30日的九个月期间，我们支付的衍生品结算金额为8,550万美元，衍生品结算的净变动为9,070万美元。
用于投资活动的净现金
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间，用于投资活动的净现金减少了1,460万美元。用于投资活动的净现金减少的主要原因是用于收购的现金减少了1.079亿美元，但部分被用于钻探、完井和修井活动的现金增加9,090万美元所抵消。
用于融资活动的净现金
与截至2022年9月30日的九个月期间相比，截至2023年9月30日的九个月期间，用于融资活动的净现金减少了4,100万美元。用于融资活动的净现金减少主要归因于对成员的分配减少了7,850万美元。2023年成员的捐款减少了4,500万美元，部分抵消了这一点。此外，BCE-Mach III信贷额度的借款也增加了700万美元。
债务协议
以前的信贷额度
该公司与包括担任行政代理人和发卡银行的MidFirst Bank在内的银行集团签订了循环信贷额度信贷协议。截至2023年9月30日，BCE-Mach III信贷额度规定的最高未偿金额为4亿美元，但承诺金额为1亿美元。BCE-Mach III 信贷额度于 2026 年 5 月到期。BCE-Mach III信贷额度下的未偿债务由我们的BCE-Mach III的几乎所有资产担保。截至2023年9月30日，BCE-Mach III信贷额度下的未偿还额为9190万美元。
管理BCE-Mach III信贷额度的信贷协议包含各种肯定、否定和财务维持承诺。除其他外，这些契约限制了额外债务、额外留置权、资产出售、合并和合并、分红和分配、与关联公司的交易以及签订某些互换协议，并要求维持财务比率。截至2023年9月30日和2022年12月31日，BCE-Mach III遵守了BCE-Mach III信贷额度下的所有适用契约。
BCE-Mach III信贷额度下的未偿借款按年利率计息，该利率等于定期SOFR利率加上适用的利润。BCE-Mach III有义务为承诺的未使用部分支付季度承诺费，该费用还取决于未偿还的贷款和信用证的金额。截至2023年9月30日和2022年12月31日，实际利率分别为8.7％和7.7％。十一月
2023 年 10 月 10 日，新信贷额度的收益部分用于偿还和终止 BCE-Mach III 信贷额度。
新的信贷额度
2023年11月10日，Holdco与一个银行集团签订了新的信贷额度，其中包括担任唯一账簿管理人和牵头安排人的MidFirst Bank。新信贷额度下的未偿债务由Holdco的几乎所有资产担保。与新信贷额度有关的所有现有信贷额度均已终止。
截至2023年11月10日，新信贷额度下的未偿贷款本金总额为1.3亿美元（其中包括已发行的500万美元信用证）。新信贷额度规定的循环信贷额度总额最高为10亿美元，初始借款基础为6亿美元，但承付额为2亿美元。新信贷额度下的可用借款额度视借款基础而定，借款基础每年5月和11月每半年重新确定一次，金额由贷款机构决定。新信贷额度下的某些关键条款和条件包括（但不限于）：
•到期日为2027年11月10日；
•贷款的年利率应等于期限SOFR加上适用的利息。适用的利润率从3％到4％不等，具体取决于未偿还的贷款和信用证的金额；
•新信贷额度下的未用承付款将累计承付费，按季度拖欠支付；
•某些惯常财务契约，每种情况均从截至2023年12月31日的财政季度开始的每个财政季度的最后一天确定；以及可供分配的现金；以及
•某些违约事件，包括但不限于：不付款；违反陈述和保证；不遵守契约或其他协议；对物质债务的交叉违约；判决；控制权变更；自愿和非自愿破产。
新信贷额度包括对MNR及其子公司承担额外债务、授予额外留置权以及进行投资、收购、处置、分配和其他付款的能力的某些惯常限制，但新信贷额度中更具体地描述了某些例外情况。
新信贷额度包含惯常的违约事件。如果违约事件发生并仍在继续，那么除其他外，贷款人可以宣布新信贷额度下的任何未清债务立即到期并应付，并对抵押品行使权利和补救措施。新信贷额度下的债务由MNR几乎所有资产的第一优先担保权益担保（受允许的留置权限制）。
合同义务和承诺
我们没有为任何其他方的债务或义务提供担保，我们也没有与其他实体有任何其他可能导致合并债务或损失的安排或关系。
经营租赁义务
如上所述，我们在正常运营过程中负有各种租赁义务 注意事项 12我们的合并财务报表。与最终招股说明书中披露的合同义务相比，我们的合同义务没有其他重大变化。
关键会计政策与估计
截至2023年9月30日，我们的关键会计政策与最终招股说明书中披露的政策相比没有重大变化。
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
我们面临市场风险，包括大宗商品价格和利率不利变动的影响，如下所述。以下信息的主要目的是提供定量和定性信息
关于我们潜在的市场风险敞口。“市场风险” 一词是指由于商品价格和利率的不利变化而产生的损失风险。披露的目的不是要精确地表明预期的未来损失，而是合理可能的损失的指标。
大宗商品价格风险
石油和天然气收入
我们的运营收入和现金流受许多变量的影响，其中最重要的是大宗商品价格的波动。大宗商品价格受到我们无法控制的许多因素的影响，包括市场供需的变化，这些变化受全球经济因素、管道容量限制、库存水平、基差、天气条件和其他因素的影响。大宗商品价格长期以来一直波动不定且不可预测，我们预计这种波动将在未来持续下去。
无法保证大宗商品价格未来不会受到持续大幅波动的影响。此类价格的大幅或长期下跌可能会对我们的财务状况、经营业绩、现金流和可能经济生产的石油和天然气储量产生重大不利影响，从而可能导致我们的石油和天然气资产减值。
大宗商品衍生活动
为了减少大宗商品价格波动对我们总收入和其他营业收入的影响，我们历来使用并预计将继续使用大宗商品衍生工具，主要是掉期，来对冲与部分预期产量相关的价格风险。我们的套期保值工具使我们能够减少但不能消除大宗商品价格波动导致的运营现金流波动的潜在影响，并为我们的钻探计划和还本付息需求提供更高的现金流确定性。这些工具仅提供部分价格保护，以防价格下跌，并可能部分限制我们从未来价格上涨中获得的潜在收益。我们不为投机交易目的订立衍生合约。现有信贷额度包含和新信贷额度包含各种契约和限制性条款，除其他外，这些契约和限制性条款限制了我们进行超过一定产量百分比的大宗商品价格套期保值的能力。
我们的套期保值活动旨在将石油和天然气价格维持在目标水平，并管理我们的天然气价格波动风险。根据掉期合约，如果结算价格低于掉期价格，则交易对手必须向我们支付合约中规定的掉期价格与结算价格之间的差额，结算价格基于结算日的市场价格。如果掉期价格低于结算价格，我们需要向交易对手支付掉期价格和结算价格之间的差额。参见 注意事项 8我们的合并财务报表，用于进一步讨论我们截至2023年9月30日的衍生品头寸和估值。
交易对手和客户信用风险
通过使用衍生工具对冲大宗商品价格变动的风险，我们使自己面临交易对手的信用风险。信用风险是交易对手可能未能履行合同条款的行为。当衍生品合约的公允价值为正值时，交易对手应该欠我们，这会带来信用风险。为了最大限度地降低衍生工具的信用风险，我们的政策是只与被管理层视为有能力和竞争力的做市商的信誉良好的金融机构的交易对手签订衍生品合约。我们的交易对手的信誉将接受定期审查。截至2023年9月30日，该公司与一个交易对手持有衍生工具。我们认为我们的交易对手目前存在可接受的信用风险。根据当前合同，我们无需向交易对手提供信贷支持或抵押品，他们也不需要向我们提供信贷支持或抵押品。
我们几乎所有的收入和应收账款都来自向在石油和天然气行业运营的第三方出售石油和天然气。我们的应收账款还包括共同利益所有者在我们经营的物业中所欠的款项。正如上文 “—大宗商品价格风险—石油和天然气收入” 中所讨论的那样，我们的买方和共同利益伙伴最近都经历了大宗商品价格大幅波动的影响。客户和共同利益所有者的这种集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能同样受到大宗商品价格以及经济和其他条件变化的影响。就共同利益所有者而言，我们通常有能力扣留未来的收入支出，以收回未支付的共同利息账单。
利率风险
浮动利率债务
截至2023年9月30日，我们在BCE-Mach III信贷额度下有9190万美元的未偿债务。截至2023年9月30日，在BCE-Mach III信贷额度下未偿还的借款的实际利率为8.7％。假设未偿还金额没有变化，根据我们截至2023年9月30日的未偿借款，假设可变利息债务的加权平均利率上升或下降1％，每年对利息支出的影响约为90万美元。
第 4 项。控制和程序
根据经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）第13a 15（b）条的要求，我们在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，评估了截至本年底我们的披露控制和程序（定义见《交易法》第13a 15（e）条和第15d 15（e）条）的设计和运作的有效性本报告涵盖的时期。
我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保我们在根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息会被收集并酌情传达给管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时就所需的披露做出决定，并在美国证券交易委员会规则和表格规定的时限内记录、处理、汇总和报告。根据该评估，我们的首席执行官兼首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序自2023年9月30日起生效。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年9月30日的季度中，我们的财务报告内部控制没有发生重大影响或合理可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
第二部分-其他信息
第 1 项。法律诉讼
在正常业务过程中，公司可能会不时参与因其运营而产生的诉讼和索赔。公司目前不是任何重大法律诉讼的当事方。此外，该公司不知道计划对该公司提起任何重大法律诉讼。
作为石油和天然气财产的所有者和经营者，公司受与向环境排放和保护材料有关的各种联邦、州和地方法规的约束。除其他外，这些法律法规可能要求承租人承担石油和天然气租赁产生的污染清理费用，并要求承租人承担污染损害赔偿责任。在某些情况下，可能会指示公司暂停或停止在受影响地区的运营。尽管公司没有为所有环境风险提供全额保险，但公司维持行业惯常的保险。
截至2023年9月30日，该公司尚无任何环境索赔。但是，无法保证当前的监管要求不会改变，也无法保证公司的石油和天然气财产不会被发现过去不遵守环境问题的情况。
第 1A 项。风险因素
如注册声明中所述，公司的 “风险因素” 没有重大变化。
第 2 项股权证券的未注册销售、所得款项的使用和发行人购买股权证券
未注册出售股权证券
2023年10月25日，MNR进行了公司重组，根据该重组，（a）直接持有马赫公司会员权益的现有所有者将其在马赫公司的100％成员权益按比例分配给了MNR的100％，以实现此类实体合并为MNR；（b）MNR将其在马赫公司的100％成员权益出资给中级公司，以换取100％的成员资格对 “中级” 和（c）“中级” 的兴趣贡献了其成员的100％Mach Companies的权益归Holdco所有，以换取Holdco100％的会员权益。
所提及的发行不涉及任何承销商、承保折扣或佣金或任何公开发行，我们认为，根据证券法第4（a）（2）条和/或根据该法颁布的D条例，此类发行不受《证券法》的注册要求的约束。
所得款项的用途
2023年10月24日，美国证券交易委员会宣布本次发行的注册声明（文件编号333-274662）生效，根据该声明，MNR以每普通单位19.00美元的价格向公众注册并出售了总计1,000万个普通单位。扣除承保费和2,000万美元的发行费用后，普通单位的出售为MNR带来了1.90亿美元的总收益，净收益为1.70亿美元。
MNR使用所得款项中的1.037亿美元偿还其运营子公司的现有信贷额度，并使用6,630万美元的收益按比例从现有普通单位所有者那里购买了3750,000套普通单位。
第 3 项。优先证券违约
没有。
第 4 项。矿山安全披露
没有。
第 5 项。其他信息
在截至2023年9月30日的三个月中，我们的任何董事或 “高级职员”（该术语的定义见《交易法》第16（a）-1（f）条） 采用要么 终止“第10b5-1条交易协议” 或 “非规则10b5-1交易安排”（各定义见S-K法规第408（a）和（c）项）。
第 6 项。展品
| | | | | | | | |
展览
数字 | | 描述 |
| 2.1 | | 自2023年11月10日起由神剑资源有限责任公司、特拉维斯峰资源有限责任公司、Paloma Partners IV, LLC和TPR Midcontinent, LLC以及作为买方的Mach Natural Resources LP于2023年11月10日签订的买卖协议（参照注册人于2023年11月13日向美国证券交易委员会提交的表格8-K最新报告附录2.1并入） |
| 3.1 | | 马赫自然资源有限合伙企业有限合伙企业证书，自2023年5月26日起生效（参照注册人于2023年9月22日向美国证券交易委员会提交的S-1表格（文件编号333-274662）上的注册声明附录3.1并入） |
| 3.2 | | 经修订和重述的Mach Natural Resources LP有限合伙协议，日期为2023年10月27日（参照注册人于2023年10月27日向美国证券交易委员会提交的关于8-K表的最新报告附录3.1并入） |
| 3.3* | | 经修订和重述的Mach Natural Resources GP, LLC的有限责任公司协议，日期为2023年10月27日 |
| 10.1 | | Mach Natural Resource LP 2023 年长期激励计划（参照注册人于 2023 年 10 月 27 日向美国证券交易委员会提交的 8-K 表最新报告附录 10.4 纳入） |
| 10.2 | | 2023年10月13日由Mach Natural Resources LP、Mach Natural Resources Holdco LLC、Mach Natural Resources Intermediate LLC及其其他捐款方签订的2023年10月13日签署的捐款协议（参照注册人于2023年10月27日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表报告的附录10.1纳入） |
| 10.3 | | 赔偿协议表格（参照注册人于2023年9月29日向美国证券交易委员会提交的S-1表格（文件编号 333-274662）注册声明第 1 号修正案附录 10.3 纳入） |
| 10.4 | | Mach Natural Resources LP 和 Mach Resources LLC 于 2023 年 10 月 27 日签订的管理服务协议（参照注册人于 2023 年 10 月 27 日向美国证券交易委员会提交的 8-K 表最新报告附录 10.2 纳入） |
| 10.5 | | Mach Natural Resources LP 2023 年长期激励计划幻影单位协议（非雇员董事）表格（参照注册人于 2023 年 10 月 27 日向美国证券交易委员会提交的 S-8 表格（文件编号 333-275200）注册声明附录 4.4 纳入） |
| 10.6 | | Mach Natural Resources LP 2023年长期激励计划幻影单位协议（高管）表格（参照注册人于2023年10月27日向美国证券交易委员会提交的S-8表格（文件编号333-275200）上的注册声明附录4.5纳入） |
| 10.7 | | 经修订和重述的信贷协议，日期为2023年11月10日，Mach Natural Resources Holdco LLC为借款人，多家贷款机构不时签订该协议的当事方，MidFirst Bank作为贷款人的行政代理人和抵押代理人（参照注册人于2023年11月21日向美国证券交易委员会提交的表格8-K最新报告的附录10.1） |
| 31.1* | | 根据《交易法》第13a-14（a）条和第15d-14（a）条对首席执行官进行认证 |
| 31.2* | | 根据《交易法》第13a-14（a）条和第15d-14（a）条对首席财务官进行认证 |
| 32.1** | | 根据经修订的1934年《证券交易法》第13a-14（b）条和《美国法典》第18编第63章第1350条颁布的注册人首席执行官的认证 |
| 32.2** | | 根据经修订的1934年《证券交易法》第13a-14（b）条和《美国法典》第18编第63章第1350条颁布的注册人首席财务官的认证 |
| 101.INS* | | 行内 XBRL 实例文档 — 实例文档未出现在交互式数据文件中，因为 XBRL 标签嵌入在行内 XBRL 文档中 |
| 101.SCH* | | 内联 XBRL 分类扩展架构文档 |
| 101.CAL* | | 内联 XBRL 分类扩展计算链接库文档 |
| 101.DEF* | | 内联 XBRL 分类法扩展定义链接库文档 |
| 101.LAB* | | 内联 XBRL 分类法扩展标签 Linkbase 文档 |
| 101.PRE* | | 内联 XBRL 分类扩展演示链接库文档 |
| 104* | | 封面交互式数据文件（嵌入在行内 XBRL 文档中） |
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* 随函提交。
** 随函提供。
签名
根据1933年《证券法》的要求，注册人已正式要求下列签署人代表其签署本报告，经正式授权。
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| Mach 自然资源唱片 |
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| 来自： | Mach 自然资源 GP LLC，
它的普通合伙人 |
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日期：2023 年 12 月 7 日 | 来自： | /s/ 凯文 R. 怀特 |
| 姓名： | 凯文 ·R· 怀特 |
| 标题： | 首席财务官 |