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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
________________________________________
表格10-K
________________________________________
(标记一)
| | | | | |
| x | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至本财政年度止12月31日, 2023
或
| | | | | |
| o | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
在过渡时期， 到
佣金文件编号001-41849
________________________________________
马赫自然资源有限公司
________________________________________
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | |
特拉华州 | 93-1757616 |
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) | (国际税务局雇主身分证号码) |
| |
14201无线路, 300套房, 俄克拉荷马城, 俄克拉荷马州 | 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)条登记的证券：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | | 交易代码 | | 注册的每个交易所的名称 |
| 代表有限合伙人利益的共同单位 | | 移动电话 | | 纽约证券交易所 |
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是o 不是 x
如果不要求注册人根据法案第13条或第15（d）条提交报告，则勾选。 是的 o 不是 x
用复选标记表示注册人是否：(1)在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)，(1)已提交1934年《证券交易法》第13条或第15(D)条要求提交的所有报告；以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。是 x*o
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交和张贴此类文件的较短时间内)以电子方式提交并张贴在其公司网站上(如果有)，根据S-T条例(本章232.405节)第405条要求提交和张贴的每个交互数据文件。是 x*o
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司还是较小的报告公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”和“较小申报公司”的定义。(勾选一项)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 大型加速文件服务器 | o | | 加速文件管理器 | o |
非加速文件服务器 | x | | 规模较小的报告公司 | o |
| | | 新兴成长型公司 | x |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。o
用复选标记表示注册人是否已提交报告并证明其管理层对
根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国法典》第15编)第404(B)条对财务报告进行内部控制的有效性。
7262(B))，由编制或出具审计报告的注册会计师事务所提供。o
如果证券是根据该法第12（b）条登记的，则用复选标记标明，
提交文件中的登记人反映了对以前发布的财务报表的错误的更正。 o
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要恢复分析
注册人的任何行政人员在相关恢复期内收到的奖励性补偿
根据第240.10D-1(B)节。o
用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。是o*x
根据纽约证券交易所报告的注册人普通单位的收盘价19.12美元，注册人的非关联公司于2024年3月15日持有的普通单位的总市值约为美元。191.2万注册人选择使用2024年3月15日作为计算日期，因为注册人的前身是2023年6月30日（注册人最近完成的第二财政季度的最后一个工作日）的私人控股公司。
注册人有95,000,000截至2024年3月15日的普通单位。
目录表
| | | | | | | | |
| | 页面 |
第一部分 | |
| 项目1和2.业务和物业 | 1 |
| 第1A项。风险因素 | 20 |
| 项目1B。未解决的员工意见 | 56 |
| 项目1C。网络安全 | 56 |
| 项目3.法律诉讼 | 57 |
| 项目4.矿山安全信息披露 | 57 |
第II部 | |
| 项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券 | 58 |
| 第六项。[已保留] | 59 |
| 项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析 | 59 |
| 经营成果 | 62 |
| 流动性与资本资源 | 67 |
| 关键会计政策和估算 | 70 |
| 第7A项。关于市场风险的定量和定性披露 | 71 |
| 项目8.财务报表和补充数据 | 73 |
| 项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧 | 106 |
| 第9A项。控制和程序 | 106 |
| 项目9B。其他信息 | 106 |
| 项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 106 |
第三部分 | |
| 项目10.董事、高级管理人员和公司治理 | 107 |
| 项目11.高管薪酬 | 111 |
| 项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项 | 115 |
| 第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性 | 117 |
| 项目14.首席会计师费用和服务 | 120 |
第四部分 | |
| 项目15.证物和财务报表附表 | 121 |
| 项目16.表格10-K摘要 | 122 |
签名 | 123 |
石油和天然气术语及其他术语
本节中定义的术语和缩略语在本年报表格10—K（本“年报”）中使用：
“调整后的EBITDA."未计入（1）利息开支、（2）折旧、损耗、摊销及增值开支、（3）衍生工具公平值之非现金变动、（4）权益补偿开支、（5）或然代价亏损及（6）出售资产收益之净收入。
“海盆“地球表面的一大片天然凹地，通常由水带来的沉淀物在其中堆积。
“Bbl."一个贮油罐桶，42美国加仑液体容积，用于原油、凝析油或NGL。
“Bbtu."十亿英热单位。
“Bcf."十亿立方英尺。
“BCE“或”赞助商."由Bayou City Energy Management LLC及其附属公司管理的投资基金。
“BCE—马赫." BCE—Mach LLC，特拉华州的有限责任公司。
“BCE—Mach信贷机构." BCE—Mach于2022年9月2日与包括MidFirst Bank在内的一个银团银行订立的以准备金为基础的循环信贷安排，该银行作为唯一的账簿管理人和主要的贷款人，于2026年9月到期。
“BCE—马赫II." BCE—Mach II LLC，特拉华州的有限责任公司。
“BCE—Mach II信贷机构." BCE—Mach II与包括东西银行在内的一个银行辛迪加订立的基于准备金的循环信贷安排，后者是唯一的簿记管理人和主要的簿记人。
“BCE—马赫III“或”前身." BCE—Mach III LLC，特拉华州的有限责任公司。
“BCE—Mach III信贷机构."前身与包括MidFirst银行在内的一个银行辛迪加签订的以准备金为基础的循环信贷安排，后者作为行政代理人和发卡银行。
“BCE—Mach聚合器." BCE—Mach Aggregator LLC，特拉华州的有限责任公司。
“BCE—堆栈." BCE—Stack Development LLC，特拉华州的有限责任公司。
“英国央行."一桶石油当量，将天然气转化为石油的比例为6 Mcf天然气与1 Bbl石油。
“英制热量单位“或”BTU“将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。
“代码." 1986年《国内税收法》，经修订。
“完成.”对钻井进行处理，然后安装永久性设备以生产天然气或石油的过程，或者在干井的情况下，向有关机构报告废弃情况的过程。
“信贷协议."同时，定期贷款信贷协议和循环信贷协议。
“已开发种植面积.”分配或可分配给生产井或有生产能力的井的英亩数。
“已开发油气储量."开发的石油和天然气储量是指预期可在以下情况下开采的任何类别的储量：㈠通过现有设备和作业方法的现有油井开采，或与新油井的成本相比，相关设备的成本相对较小；及（ii）在储量估计时，通过已安装的提取设备及运作的基础设施（如提取并非使用油井）。
“开发井“在石油或天然气储集层的探明区域内钻到已知可生产的地层层位深处的井。
“干井.”发现无法生产足够数量的碳氢化合物的井，因此销售此类产品的收益超过生产费用和税收。
“现有业主“统称为BCE和管理成员。
“探井“为了寻找新的油田或在以前发现的另一个储集层中有石油或天然气的油田中发现新的储集层而钻探的井。一般来说，探井是指S-X规程中规定的不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的井。
“延伸井“为扩大已知储集层的范围而钻的井。
“字段“由一个或多个水库组成的区域，这些水库都集中在同一地质构造特征或地层条件上，或与之相关。该字段名称指的是表面积，虽然它可以同时指地表和地下的生产层。关于字段的完整定义，请参考美国证券交易委员会的规范S-X，规则4-10(A)(15)。
“形成“具有不同于邻近岩石的明显特征的一层岩石。
“压裂“或”压裂刺激技术“一种提高油井产量或注入速度的技术，方法是将混合的流体泵入地层，使岩石破裂，形成一条人工通道。作为这项技术的一部分，还可以向地层中注入沙子或其他材料，以保持通道畅通，以便流体或天然气可以更容易地流经地层。
“普通合伙人协议“Mach Natural Resources GP LLC修订和重新签署的有限责任公司协议。
“总英亩或总井“一块土地或一口井的总面积(视属何情况而定)，其中有一块土地或一口井。
“由生产部门持有“矿产租约所涵盖的面积，该租约使一家公司永久化地经营一处物业，只要该物业生产的石油或天然气的最低支付数量。
“霍尔德科“马赫自然资源控股有限责任公司，特拉华州的一家有限责任公司。
“水平钻井“在某些地层中使用的一种钻井技术，即将一口井垂直钻至某一深度，然后在某一特定间隔内以直角钻入。
“水力压裂“一种提高油井产量或注入速度的技术，方法是将混合的流体泵入地层，使岩石破裂，形成一条人工通道。作为这项技术的一部分，还可以向地层中注入沙子或其他材料，以保持通道畅通，以便流体或天然气可以更容易地流经地层。
“中级“马赫自然资源中级有限责任公司，特拉华州一家有限责任公司。
“租赁经营费用“将石油或天然气从生产地层输送到地面的费用，构成工作权益当前运营费用的一部分，还包括人工、监督、供应、维修、短期资产、维护、分配的间接费用、修井、从价税、保险和其他与生产有关的费用，但不包括租赁购置或钻井或完井费用。
“液化天然气“液化天然气。
“Loe“租赁运营费用。
“管理成员."统称为我们目前拥有Mach Companies间接股权的管理人员和员工，包括与Ward先生附属的某些信托持有的股权。
“马赫公司."统称为BCE—Mach、BCE—Mach II和BCE—Mach III。
“马赫公司B级机组."马赫公司的B类单位。
“马赫资源." Mach Resources LLC.
“Mbbl“1000桶原油、凝析油或NGL。
“MBOE“一千波。
“MBOE/d."每天一千波伊。
“麦克夫“一千立方英尺的天然气。
“MMBtu."一百万英热单位。
“MMCF“100万立方英尺的天然气。
“MMCF/d."每天100万立方英尺的天然气。
“NGL."天然气中发现的碳氢化合物，可提取为液化石油气和天然汽油。
“净英亩或净井."一个拥有者拥有的总英亩或井在特定数量的英亩或特定土地中的百分比。拥有100英亩土地50%权益的所有者拥有50英亩净土地。
“2023年11月信贷融资."于二零二三年十一月十日，Holdco与MidFirst Bank订立的新的以准备金为基础的循环信贷融资。
“纽约商品交易所“纽约商品交易所。
“纽交所."纽约证券交易所.
“OGT." ONEOK气体传输。
“OPEC +."石油输出国组织。
“伙伴关系协定." Mach Natural Resources LP有限合伙公司修订和重申的协议。
“PCAOB“上市公司会计监督委员会。
“PDP“生产已证明是成熟的。
“首次公开募股前信贷安排“统称为BCE-Mach信贷机制、BCE-Mach II信贷机制和BCE-Mach III信贷机制。
“高产井.”发现能够生产足够数量的碳氢化合物的井，从而使产品销售的收益超过生产费用和税收。
“已探明储量“已探明的石油和天然气储量是指在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计为经济上可生产的石油和天然气储量--从已知油藏的给定日期起，在现有的经济条件、运营方法和政府法规下--除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续签都是合理确定的。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。已探明原油和天然气储量的完整定义，请参考美国证券交易委员会S-X规则第4-10(A)(22)条。
“已探明未开发储量(“PUD”)“已探明储量，预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。只有在通过了一项开发计划，表明这些地点计划在五年内钻探的情况下，未钻探的地点才可被归类为已探明的未开发储量，除非具体情况证明需要更长的时间。
“PV-10“当用于石油和天然气储量时，PV-10代表已探明石油和天然气储量的估计未来现金流入的现值减去未来开发和生产成本，以10%的年利率贴现以反映未来现金流的时间。PV-10的计算不会对衍生品交易产生影响。我们的PV-10历来都是基于与我们的标准化衡量标准相同的基础计算的，这是GAAP下最具可比性的衡量标准。PV-10不是根据公认会计准则计算或列报的财务计量，通常不同于最直接可比的公认会计准则财务计量--标准计量，因为它不包括油井遗弃成本或所得税对未来净收入的影响。PV-10和标准化措施都不代表对我们石油和天然气资产的公平市场价值的估计。我们和业内其他公司使用PV-10作为一种衡量标准，以比较公司持有的已探明储量的相对规模和价值，而不考虑此类实体的具体税务特征。
“重新完成“重新进入正在生产或不生产的现有井筒并完成油藏的过程，以试图建立或增加现有产量。
“水库“一种多孔、可渗透的地下地层，含有可采石油和/或天然气的自然聚集，被不透水的岩石或水屏障所限制，是独立的，与其他储集层分开。
“循环信贷协议“指本公司、贷款方和MidFirst银行之间的优先担保循环信贷协议，日期为2023年12月28日，MidFirst银行作为行政代理。
“美国证券交易委员会定价“现行“美国证券交易委员会”指导方针确定的石油和天然气价格参数，包括使用有效平均价格，其计算方法是根据地点和质量差异调整前12个月中每个月的未加权算术平均数，即前12个月中每个月的未加权算术平均价格，但如有合同安排界定价格，不包括根据未来条件上调的价格。
“标准化的测量“标准化计量是我们对贴现未来净现金流量的标准化计量，它是根据财务会计准则委员会要求的假设编制的。这些假设包括使用12个月石油和天然气平均价格，以该期间每个月的月初价格为基础，以及估计未来开发和生产支出的年终费用，以生产年终估计的已探明储量。贴现的未来净现金流使用10%的比率计算。由于我们未来的净现金流不需要纳税，因此不包括联邦所得税拨备。然而，我们的业务需要缴纳德克萨斯州的特许经营税。估计的废弃油井成本，扣除残值后，使用年终成本从标准计量中扣除，并按10%的比率贴现。标准化的衡量标准并不代表管理层对我们未来现金流或已探明石油和天然气储量价值的估计。未来可能探明的可能储量和可能储量不包括在计算中。此外，用于确定标准衡量标准的价格受近期经济状况以及其他因素影响的供求情况的影响，在估计未来收入或储备数据时可能不是最具代表性的。
“定期贷款信贷协议“指本公司与贷款方德克萨斯资本银行作为代理人，钱伯斯能源管理公司作为安排人之间的优先担保定期贷款信贷协议，日期为2023年12月28日。
“未开发面积“未钻探或完成油井的租赁面积，无论该面积是否含有已探明储量，均可生产商业数量的石油和天然气。
“井筒“在已完成的油井上为生产石油和天然气而配备的钻头所钻的孔。也称为井或井眼。
“工作利益“授予财产承租人勘探、生产和拥有石油、天然气或其他矿物的权利。作业权益所有人以现金、罚金或进账的方式承担勘探、开发和运营成本。
“修井“为恢复或增加产量而在生产井上进行的作业。
“WTI“西德克萨斯中质油。
关于前瞻性陈述的警告性声明
本年度报告中的信息包含或参考包含或基于《证券法》第27A条和《交易法》第21E条所指的“前瞻性陈述”的信息。除本年度报告中包含的有关我们的战略、未来业务、财务状况、预计收入和亏损、预计成本、前景、计划和管理目标的历史事实的陈述外，所有陈述均为前瞻性陈述。在本年度报告中使用的“可能”、“假设”、“预测”、“可能”、“应该”、“将”、“计划”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“项目”、“预算”等词汇用于识别前瞻性表述，尽管并非所有前瞻性表述都包含此类识别词汇。这些前瞻性陈述是基于管理层目前对作出该陈述时未来事件的结果和时机的现有信息所持有的信念。在考虑前瞻性陈述时，您应牢记本年度报告中“风险因素”项下描述的风险因素和其他警告性陈述。
前瞻性陈述可能包括有关以下方面的陈述：
•我们的经营战略；
•我们估计的已探明储量；
•我们有能力分配可供分配的现金，并实现或维持某些财务和运营指标；
•我们的钻探前景、库存、项目和计划；
•一般经济状况；
•欧佩克+就石油、天然气和天然气的全球供需和价格采取的行动；
•我们有能力通过钻探和房地产收购来取代我们生产的储量；
•我们的财务战略、杠杆、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；
•我们已实现的石油和天然气价格；
•我们未来生产天然气的时间和数量；
•我们的套期保值策略和结果；
•我们的竞争和政府法规；
•我们获得许可和政府批准的能力；
•我们的天然气营销；
•我们的租赁或业务收购；
•我们开发物业的成本；
•信贷市场；
•我们的石油和天然气资产的下降率；
•对我们未来经营业绩的不确定性；以及
•我们在本年度报告中包含的非历史性的计划、目标、期望和意图。
我们提醒您，这些前瞻性陈述会受到与石油、天然气和天然气的勘探、开发和生产有关的所有风险和不确定性的影响，其中大部分风险和不确定性很难预测，许多风险和不确定性超出了我们的控制范围。我们披露了可能导致我们的实际结果与我们的预期大不相同的重要因素，如本年度报告第I部分第1A项中的“风险因素”所述。可能导致我们的实际结果与此类前瞻性陈述预期的结果大不相同的因素包括：
•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的业务的相关影响；
•我们估计的石油、天然气和天然气储量的不确定性，包括大宗商品价格下跌对这些储量的经济生产能力的影响，以及对未来生产率的预测；
•我们的行动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；
•因供过于求、政府监管等因素导致运输和储存能力不足的；
•缺乏钻井和生产设备和服务；
•由于我们的大宗商品价格风险管理计划或无法管理我们的大宗商品风险而导致的潜在财务损失或收益减少；
•未能通过财产收购和交易实现预期的价值创造；
•获得资本和发展支出的时间安排；
•环境、天气、钻井等经营风险；
•监管变化，包括德克萨斯州铁路委员会要求的潜在关闭或减产；
•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生产而丧失的生产和租赁权；
•我们偿还债务的能力；
•我们信用评级的任何下调都可能对我们的资本成本和获得资金的能力产生负面影响；
•成本膨胀;
•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、中国和俄罗斯的状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的人违反数据隐私、网络或网络钓鱼攻击、勒索软件、社会工程、物理入侵或其他行动；以及
•与我们扩大业务的能力有关的风险，包括通过招聘和保留合格人员。
储量工程是一种估计地下石油和天然气储量的过程，这些储量无法以准确的方式测量。任何储量估计的准确性取决于可用数据的质量、对这些数据的解释以及油藏工程师所做的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果可能证明对先前估计数的修订是合理的。如果意义重大，这样的修改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估计可能与最终回收的石油、天然气和NGL的数量有很大不同。
如果一个或多个风险或不确定性成为现实，或者潜在的假设被证明是不正确的，我们的实际结果和计划可能与任何前瞻性陈述中表达的结果和计划大不相同。
本年度报告中包含的所有前瞻性陈述，无论是明示的还是暗示的，都明确地受到本警示声明的限制。本警示性声明还应与我们或代表我们行事的人可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明一并考虑。
除非适用法律另有要求，否则我们没有义务更新任何前瞻性陈述，以反映本年度报告日期之后的事件或情况。
风险因素摘要
以下是可能对我们的业务、运营和财务业绩产生不利影响的主要风险的摘要。请参阅下文本年度报告第I部分第1A项中的“风险因素”，以进一步讨论本风险因素摘要中概述的风险。
现金分配的相关风险
•在支付费用、资助开发成本和建立现金储备之后，我们可能没有足够的可用现金来支付我们共同单位的任何季度分配。
•我们从可用现金中分配的季度现金金额(如果有)可能在季度和每年都有很大不同，并将直接取决于我们的业务表现。我们将不会有最低季度分配，也不会支付任何特定季度的分配。
与我们的业务相关的风险
•石油、天然气和天然气价格波动很大。价格的持续下降可能会对我们的业务、财务状况、经营结果、流动性、履行我们的财务承诺的能力、使我们计划的资本支出和我们的现金可供分配的能力产生不利影响。
•目前，我们的生产资产集中在阿纳达科盆地，这使得我们很容易受到在有限地理区域运营的风险的影响。
•钻探和生产石油、天然气和天然气是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
•我们已确定的钻探地点计划在多年后进行，这使得它们容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会实质性地改变其钻探的发生或时间。
•我们估计的已探明未开发储量的开发可能需要更长的时间，并可能需要比我们目前预期的更高水平的资本支出。因此，我们估计的已探明未开发储量可能最终不会被开发或生产。
•我们产品的可销售性取决于收集、处理、加工和运输设施，其中一些设施是我们无法控制的。如果这些设施不可用，我们的运营可能会中断，收入可能会下降。
•储备估计取决于许多假设，这些假设可能最终被证明是不准确的。储备估计或基本假设的任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。
•我们依赖马赫资源为我们提供运营业务所需的服务。如果马驰资源无法或不愿提供这些服务，将导致我们的业务中断，可能对我们的财务状况、财务业绩和现金流产生不利影响。
•钻机、压裂人员、设备、供应、人员和油田服务无法使用或成本高昂，可能会对我们在预算范围内及时执行开发计划的能力造成不利影响。
•我们现有和未来债务协议中的限制可能会限制我们的增长和我们从事某些活动的能力。
•如果发生非我们所能控制的事件，包括大范围的公共卫生危机、流行病和新冠肺炎等传染病的爆发或其威胁，以及任何相关的经济衰退威胁和其他经济影响，都可能对我们的业务、流动性、财务状况、经营业绩、现金流和支付共同单位的分配能力产生实质性的不利影响。
•我们的业务面临与气候有关的风险，包括不断变化的气候变化立法、节油措施、技术进步以及市场对石油和天然气行业看法的负面转变，这可能导致运营费用和资本成本增加、财务风险以及对石油和天然气需求的减少。
•加强对环境、社会和治理(“ESG”)事项的审查可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响，并损害我们的声誉。
在美国投资的内在风险
•我们的普通合伙人及其关联公司拥有我们的控股权，与我们有利益冲突，对我们负有有限的责任，这可能允许他们偏袒自己的利益，损害我们和我们的单位持有人。
•我们的合伙协议并不限制赞助商(定义如下)与我们竞争。我们的某些董事和高级管理人员未来可能会花费大量时间为与我们竞争的投资合伙企业或其他私人实体服务，并可能对其负有重大责任，因此，在分配时间或追求商业机会方面可能存在利益冲突。
•我们的合伙协议用管理其责任的合同标准取代了普通合伙人对我们和我们的单位持有人的受托责任，并限制了单位持有人对我们的普通合伙人采取的可能构成违反受托责任的行动的补救措施。
•我们的单位持有人投票权有限，无权选举我们的普通合伙人或其董事会，这可能会降低我们共同单位的交易价格。
•我们的普通合伙人拥有有限的赎回权利，这可能要求您以不受欢迎的时间或价格出售您的普通单位。
•即使我们的单位持有人不满意，他们也不能在没有得到我们普通合伙人同意的情况下将其除名。
•我们可以不限数量地发放额外的单位，包括比普通单位更高的单位，而不需要单位持有人的批准。
普通单位持有人的税务风险
•我们的税务待遇取决于我们作为合伙企业在美国联邦所得税方面的地位，以及我们不受个别州实体层面的大量税收的影响。如果美国国税局出于美国联邦所得税的目的将我们视为一家公司，或者如果我们以其他方式受到实体层面的大量税收，那么可用于分配给我们单位持有人的现金可能会减少。
•我们的基金单位持有人可能须就其在我们收入中的份额缴税，即使他们没有收到我们的任何现金分派。
第一部分
项目1和2.业务和物业
业务概述
Mach Natural Resources LP(或单独或连同其合并子公司，视情况而定，“公司”或“Mach”)是一家独立的上游石油和天然气公司，专注于收购、开发和生产俄克拉荷马州西部、堪萨斯州南部和得克萨斯州狭长地带的阿纳达科盆地地区的石油、天然气和天然气储量。
在我们的经营区域内，我们的资产有望用于多种地层，最著名的是奥斯威戈、伍德福德、Meramec/Osage和密西西比州石灰地层。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下从这些不断下降的资产中产生大量可供分配的现金。我们还拥有广泛的补充中游资产组合，这些资产与我们的上游业务整合在一起。这些资产包括收集系统、加工厂和供水基础设施。
企业重组
于2023年10月25日，本公司进行了一次公司重组(“公司重组”)，其中(A)发行前直接持有马赫公司会员制权益的业主(“现有拥有人”)出资100%其在各马赫公司的会员制权益，按比例分配本公司100%的有限合伙人权益，BCE-Mach III被确定为BCE-Mach和BCE-Mach II通过业务合并的净资产和业务的会计收购人，(B)本公司将其在Mach公司的100%会员权益贡献予Intermediate，以换取Intermediate的100%会员权益；及(C)Intermediate将其于Mach公司的100%会员权益贡献予Holdco，以换取Holdco的100%会员权益。
我们截至2022年12月31日和截至2022年12月31日的历史财务和运营数据反映了马赫自然资源有限公司的会计前身BCE-Mach III LLC。我们截至2023年12月31日的年度财务和运营数据包括整个期间的BCE-Mach III，以及2023年10月25日(公司重组后的收购生效日期)的BCE-Mach LLC和BCE-Mach II LLC。
首次公开募股
2023年10月27日，该公司完成了以每单位19.00美元的价格向公众发售1000万个普通股。出售公司的普通股给公司带来了1.9亿美元的毛收入和1.685亿美元的净收益，扣除承销费和发售费用后。公司于2023年10月26日根据经修订的1933年证券法(“证券法”)第424(B)(4)条向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提交的最终招股说明书中对此次发行的重要条款进行了描述。
本公司用所得款项中的1.022亿美元偿还其营运附属公司的现有信贷安排(“首次公开发售前信贷安排”)，并用所得款项中的6630万美元按比例向现有共有单位拥有人购买3,750,000个普通单位。于发售及相关交易生效后，本公司共有95,000,000个已发行及未偿还普通单位。
收购Paloma
于2023年11月10日，本公司与特拉华州有限责任公司Paloma Partners IV，LLC及其联属公司(“Paloma Sellers”)订立买卖协议(“Paloma PSA”)，据此，本公司同意向Paloma卖方购买位于俄克拉荷马州Blaine、Caddo、Canada、Custer、Dewey、Grady、翠鸟及McClain县的石油及天然气物业、权利及相关资产的若干权益(“Paloma Assets”)。
2023年12月28日，本公司根据Paloma PSA的条款完成了对Paloma资产的收购(“资产收购”)，收购价约为815,000,000美元(取决于惯例成交调整)，现金支付给Paloma卖方以换取Paloma资产。资产收购规定了基于2023年9月1日生效日期对收购价格进行的成交后惯例调整。
关于我们的信息
我们在以电子方式将材料存档或提供给美国证券交易委员会后，在合理可行的范围内尽快在我们的网站ir.machnr.com上免费提供我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、8-K表格当前报告以及对这些报告的任何修订。除了最近发布的所有新闻稿的副本外，我们还不时在我们的网站上发布公告、更新、活动、投资者信息和演示文稿。我们网站上的文件和信息不包含在此作为参考。
美国证券交易委员会保留了一个网站www.sec.gov，其中包含以电子方式向美国证券交易委员会提交的报告、委托书和信息声明以及其他有关发行人(包括我们)的信息。
属性
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，由大约4600口总运营的PDP油井组成。在截至2023年12月31日的一年中，我们的平均净日产量约为50MBOe/d。我们的油井几乎完全位于阿纳达科盆地，与成熟程度较低的盆地相比，该盆地的产量状况更可预测。
此外，我们拥有支持我们租赁的中游资产组合，包括拥有四个加工厂的所有权，这些加工厂的总处理能力为353MMcf/d，以及1210英里的天然气收集管道。此外，我们还拥有由880英里长的收集管道和55口处理井组成的供水基础设施。
发展计划和基本建设预算
从历史上看，我们的商业计划一直专注于收购，然后利用我们资产的开发和生产。我们收购的资金来源包括我们循环信贷安排下的借款收益、我们股权合作伙伴的贡献和经营活动的现金流。2023年，我们在开发成本上花费了约3.028亿美元，我们2024年的预算在250.0至2.75亿美元之间。为了计算可用于分配的现金，我们将开发成本定义为除收购外的所有资本支出。鉴于奥斯威戈油井的高石油储量和低盈亏平衡成本，我们2024年的开发努力和资本预计将集中在钻探奥斯威戈油井上。
在截至2023年12月31日的年度内，我们花费了约2.616亿美元钻探79.3口净井和相关设备，2,880万美元用于补救修井和其他资本项目，1,240万美元用于中游和其他房地产和设备资本项目，以及7.749亿美元用于收购。
根据目前的大宗商品价格和我们迄今的钻探成功率，我们预计能够从运营现金流中为我们的2024年资本发展计划提供资金。
我们的发展计划和资本预算是基于管理层目前对未来事件的预期和假设。虽然我们认为这些预期和假设是合理的，但它们受到重大的商业、经济、竞争、监管和其他风险、意外情况和不确定性的影响，其中大部分难以预测，许多超出了我们的控制范围。这些资本开支的数额和时间在很大程度上是可自由支配的，在我们的控制范围内。我们可以根据各种因素选择推迟部分计划的资本支出，这些因素包括但不限于我们钻探活动的成功、当前和预期的大宗商品价格、必要设备、基础设施、钻机、劳动力和资本的可用性、所需监管许可和批准的接收和时间、季节性条件以及钻井和完井成本。
石油和天然气储量
保留数据
下文所载基于“美国证券交易委员会”定价的已探明储量估算资料乃根据“美国证券交易委员会”的规章制度编制。
储备列报
下表提供了我们估计的探明储量以及截至2022年12月31日、2023年和2022年探明储量的相关PV-10摘要，使用美国证券交易委员会定价，基于我们的独立储量工程师Cawley，Gillesbie&Associates Inc.准备的评估。关于已探明储量及其估算中使用的技术和经济数据的定义，见“--储量估算的编制”。价格根据质量、能量含量、运输费和市场差异进行了适当的调整。本年报所载风险因素包括“风险因素-
与我们的业务相关的风险-石油、天然气和天然气价格波动较大。价格持续下跌可能会对我们的业务、财务状况、可供分配的现金和经营结果、流动性和我们履行财务承诺的能力产生不利影响，或导致我们推迟计划的资本支出“和”风险因素--与我们的业务-储备估计相关的风险--取决于许多最终可能被证明是不准确的假设。储量估计或基本假设中的任何重大不准确将对我们的储量数量和现值产生重大影响，“本年度报告第I部分第1A项包含更多与价格和储量估计相关的不确定性信息。
备付金汇总数据
我们的历史美国证券交易委员会储量、PV-10和已探明储量的标准化衡量标准是使用当前美国证券交易委员会指导方针建立的石油和天然气价格参数计算的，包括使用平均有效价格，该价格等于12个月来未加权的每月第一天的算术平均价格，该价格对位置和质量差异进行了调整，除非价格由合同安排定义，不包括根据未来条件升级的价格(“美国证券交易委员会定价”)。这些价格是根据每个物业的差额进行调整的，其中可能包括当地基差、燃料成本和收缩。所有价格在房产的整个生命周期内保持不变。
见本年度报告第二部分项目7所列“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”和“--石油、天然气和天然气生产价格和生产成本”，以评价下列材料。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
基于美国证券交易委员会定价的储备数据(1)(2) | | 2023 | | 2022 |
| 已被证明是发达的： | | | | |
| 石油(MBbl) | | 49,629 | | | 29,984 | |
| 天然气(MMCF) | | 909,372 | | | 527,369 | |
| 天然气液体(MBbl) | | 69,193 | | | 39,239 | |
| 总当量(MBOE) | | 270,384 | | | 157,117 | |
PV-10(百万)(3) | | $ | 2,090 | | | $ | 2,343 | |
| 证明是未开发的： | | | | |
| 石油(MBbl) | | 25,944 | | | 18,596 | |
| 天然气(MMCF) | | 197,102 | | | 102,251 | |
| 天然气液体(MBbl) | | 16,472 | | | 7,594 | |
| 总当量(MBOE) | | 75,266 | | | 43,232 | |
PV-10(百万)(3) | | $ | 487 | | | $ | 611 | |
| 已证明的总数： | | | | |
| 石油(MBbl) | | 75,573 | | | 48,580 | |
| 天然气(MMCF) | | 1,106,474 | | | 629,620 | |
| 天然气液体(MBbl) | | 85,665 | | | 46,833 | |
| 总当量(MBOE) | | 345,650 | | | 200,349 | |
PV-10(百万)(3) | | $ | 2,577 | | | $ | 2,954 | |
标准化衡量标准(单位：百万)(3) | | $ | 2,577 | | | $ | 2,954 | |
__________
(1)我们估计的已探明净储量是根据美国证券交易委员会规定，使用前12个月的月初平均价格确定的。2022年12月31日，石油和天然气的未加权算术平均价格分别为每桶93.67美元和6.36美元，2023年12月31日，石油和天然气的未加权算术平均价格分别为每桶78.22美元和2.64美元。这些基本价格是根据每个物业的差额进行调整的，其中可能包括当地基差、燃料成本和收缩。
(2)2022年12月31日的储量仅反映了作为前身的BCE-Mach III的储量。
(3)PV-10是非美国公认会计准则的财务指标，代表已探明石油和天然气储量的估计未来现金流入的现值减去未来开发和生产成本，以10%的年利率贴现以反映
未来现金流的时机。有关我们如何计算PV-10以及已探明储量PV-10与其最接近的GAAP计量的对账的更多信息，请参阅本年度报告第二部分项目7中的“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--非GAAP财务计量--PV-10与标准化计量的对账”。
储备金估计数的编制
本年度报告中包括的截至2023年12月31日、2023年和2022年的储量估计是基于独立石油工程公司Cawley，Gillesbie&Associates Inc.根据石油评估工程师协会颁布的关于石油和天然气储量信息估计和审计的准则以及美国证券交易委员会制定的定义和指南编制的评估。我们的独立储备工程师之所以被选中，是因为他们在设计类似资源方面的历史经验和地理专业知识。
根据美国证券交易委员会规则，已探明储量是指通过对地学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出，在现有经济条件、运营方法和政府法规下，在提供经营权的合同到期之前，已知油藏从给定日期起具有经济可行性的储量，除非有证据表明可以合理确定续签。“合理确定性”一词意味着对实际开采的石油或天然气的数量将等于或超过估计的高度信心。为了实现合理的确定性，我们和独立的储备工程师使用了已经证明能够产生一致性和可重复性结果的技术。用于评估我们已探明储量的技术和经济数据包括但不限于测井记录、地质图和现有的井下和生产数据以及试井数据。
储量工程是，而且必须承认，是一种主观的过程，估计经济上可开采的天然气的数量，而不能以准确的方式衡量。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释的质量。因此，不同工程师的估计往往不同。此外，钻探、测试和生产的结果可能证明对这些估计进行修订是合理的。因此，储量估计往往与最终开采的天然气数量不同。对经济上可开采的天然气和未来净现金流的估计基于一些变量和假设，所有这些变量和假设都可能与实际结果不同，包括地质解释、价格和未来产量和成本。见本年度报告第一部分第1A项所列“风险因素”。
对储量估计的内部控制
我们的内部石油工程师和地球科学专业人员与我们的独立储备工程师密切合作，以确保在我们的独立储备工程师准备储量估计时向他们提供的数据的完整性、准确性和及时性。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释的质量。因此，不同工程师的估计往往不同。此外，钻探、测试和生产的结果可能证明对这些估计进行修订是合理的。因此，储量估计往往与最终开采的石油、天然气和天然气的数量不同。见“风险因素-与我们的业务相关的风险-储备估计取决于许多可能最终被证明是不准确的假设。储量估计或基本假设中的任何重大不准确将对我们的储量数量和现值产生重大影响“，请参阅本年度报告第I部分第1A项，以获取更多信息。储量工程小组负责储量估计的内部审查，主要负责监督我们储量估计编制的技术人员拥有超过16年的储量工程经验，并自公司成立以来一直在公司工作。储备工程集团独立于我们的任何业务领域。储量工程小组与我们的第三方石油顾问Cawley，Gillesbie&Associates，一家独立的石油工程公司一起审查估计。
Cawley，Gillesbie&Associates是一家德克萨斯州注册的工程公司(F-693)，由独立注册的专业工程师和地质学家组成，他们为石油和天然气行业提供石油咨询服务已有60多年。
已探明未开发储量（PUDs）
截至2023年12月31日，我们的已探明未开发储量包括25，944亿立方米石油、197，102亿立方米天然气及16，472亿立方米天然气液化石油，合共75，266亿立方米石油当量。当适用的油井开始生产时，PUD将从未开发转换为已开发。
下表概述我们截至2023年12月31日止年度的PUD变动（以MBoe计）：
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| 余额，2022年12月31日（1） | | 43,232 | |
| 购买储备金 | | 48,663 | |
| 对先前估计数的修订 | | (14,991) | |
| 转移到已证实的开发阶段 | | (1,638) | |
| 平衡，2023年12月31日 | | 75,266 | |
__________
(1)2022年12月31日的余额为前身为BCE-Mach III的余额，购买储量包括收购BCE-Mach、BCE-Mach II和Paloma的储量。
在截至2023年12月31日的年度内，对先前估计的-14,991 MBOe的修订包括增加186 PUD(23,014 MBOE)，这是基于我们在已探明的开发区域内增加钻探活动，以及由于公司发展计划的变化和大宗商品价格下降(-115 MBOE)而删除235 PUD(-36,762 MBOE)。此外，反映租赁运营费用和产品价差的当前市场状况的变化总计-1,128 MB。
2023年，我们将1638 MB的已探明已开发储量转化为已探明的已开发储量。在截至2023年12月31日的年度内，与开发所有石油和天然气储备相关的成本为2.616亿美元。
在2023年期间，我们共钻了89口井。我们预计在2024年期间钻探或参与钻探约83口总油井。
我们所有的PUD钻探地点计划在2023年12月31日之前的五年内进行钻探。我们预计在2024年期间钻探和完成或参与钻探和完成约83个PUD地点，2025年期间72个，2026年期间66个，2027年期间40个，2028年期间18个。这些PUD位置涉及75,266 Mboe的PUD储量。截至2023年12月31日，我们与PUD开发相关的开发成本预计在2024年约为2.1亿美元，2025年约为1.925亿美元，2026年约为2.252亿美元，2027年约为1.332亿美元，2028年约为5460万美元，未来开发成本总计为8.155亿美元。所有这些PUD钻井地点都是每年审查并由管理层通过的发展计划和预算的一部分。我们预期我们现有油井产生的可观现金流，加上循环信贷协议的可用性，将足以为我们的钻井计划、维护资本支出以及根据我们的开发计划将PUD转换为已探明的已开发储量提供资金。请参阅“风险因素-与我们的业务相关的风险-储备估计取决于许多可能最终被证明是不准确的假设。储备估计或基本假设的任何重大误差，都会对储备的数量和现值造成重大影响。“载于本年度报告第I部分第1A项。
石油、天然气和天然气生产价格和生产成本
生产和价格历史
我们目前只在阿纳达科盆地生产。下表列出了我们在所指时期的生产量和实现价格的信息。
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| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 净生产量： | | | | | | |
| 石油(MBbl) | | 5,445 | | | 4,801 | | | 2,777 | |
| 天然气(MMCF) | | 59,378 | | | 47,561 | | | 32,313 | |
| NGL（MBBL） | | 3,068 | | | 2,812 | | | 2,180 | |
| 总计(MBOE) | | 18,409 | | | 15,539 | | | 10,343 | |
| 平均日产量(MBOE/d) | | 50.44 | | | 42.57 | | | 28.34 | |
| 平均已变现价格（不包括已变现衍生工具的影响）： | | | | | | |
| 石油(MBbl) | | $ | 77.57 | | | $ | 93.43 | | | $ | 68.35 | |
| 天然气(MMCF) | | $ | 2.52 | | | $ | 6.34 | | | $ | 4.08 | |
| NGL（MBBL） | | $ | 24.52 | | | $ | 39.27 | | | $ | 34.80 | |
| 平均已实现价格（包括已实现衍生工具的影响）： | | | | | | |
| 石油(MBbl) | | $ | 76.51 | | | $ | 82.94 | | | $ | 49.69 | |
| 天然气(MMCF) | | $ | 2.76 | | | $ | 5.49 | | | $ | 3.79 | |
| NGL（MBBL） | | $ | 24.52 | | | $ | 39.27 | | | $ | 34.80 | |
运行数据
下表载列截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的收入及经营开支的资料：
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| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 收入： | | | | | | |
| 油 | | $ | 422,312 | | | $ | 448,567 | | | $ | 189,827 | |
| 天然气 | | 149,795 | | | 301,423 | | | 131,819 | |
| 天然气液体 | | 75,245 | | | 110,398 | | | 75,854 | |
| 石油、天然气和NGL总销售额 | | 647,352 | | | 860,388 | | | 397,500 | |
| 石油和天然气衍生产品收益（损失）净额 | | 57,272 | | | (67,453) | | | (67,549) | |
| 中游收入 | | 26,328 | | | 44,373 | | | 31,883 | |
| 产品销售 | | 31,357 | | | 100,106 | | | 30,663 | |
| 总收入 | | $ | 762,309 | | | $ | 937,414 | | | $ | 392,497 | |
| 运营成本和支出： | | | | | | |
| 收集和处理费用 | | $ | 39,449 | | | $ | 47,484 | | | $ | 27,987 | |
| 租赁经营费用 | | 127,602 | | | 95,941 | | | 45,391 | |
| 生产税 | | 31,882 | | | 47,825 | | | 21,165 | |
| 中游运营费用 | | 10,873 | | | 15,157 | | | 12,248 | |
| 产品销售成本 | | 28,089 | | | 94,580 | | | 28,687 | |
| 折旧、损耗、摊销和增值费用—石油和天然气 | | 131,145 | | | 84,070 | | | 37,537 | |
| 折旧和摊销费用—其他 | | 6,472 | | | 4,519 | | | 3,148 | |
| 一般和行政 | | 27,653 | | | 25,454 | | | 60,927 | |
| 运营成本和费用（每个Boe）： | | | | | | |
| 收集和处理费用 | | $ | 2.14 | | | $ | 3.06 | | | $ | 2.71 | |
| 租赁经营费用 | | $ | 6.93 | | | $ | 6.17 | | | $ | 4.39 | |
| 生产税（石油、天然气和NGL销售额的百分比） | | 4.9 | % | | 5.6 | % | | 5.3 | % |
| 折旧、损耗、摊销和增值费用—石油和天然气 | | $ | 7.12 | | | $ | 5.41 | | | $ | 3.63 | |
| 折旧和摊销费用—其他 | | $ | 0.35 | | | $ | 0.29 | | | $ | 0.30 | |
| 一般和行政 | | $ | 1.50 | | | $ | 1.64 | | | $ | 5.89 | |
已开发及未开发土地
下表载列有关截至2023年12月31日我们拥有权益的已开发及未开发总面积的若干资料：
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| | 已开发英亩 | | 未开发的英亩 | | 总英亩 |
| 毛收入 | | 2,767,909 | | | 21,929 | | | 2,789,838 | |
| 网络 | | 1,060,907 | | | 16,308 | | | 1,077,215 | |
未开发的土地面积到期
下表载列截至2023年12月31日的净未开发英亩总数，将于2024年、2025年、2026年、2027年及2028年到期，除非在到期日前涵盖面积的间隔单位内建立生产，或除非该租赁权被延长或续期。这一未开发的面积约包括
928英亩的PUD位置已被分配；然而，在2024年内，我们已经钻探或计划钻探几乎所有这些英亩。
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| | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 2028 |
| 总计 | | 2,668 | | | 7,906 | | | 2,794 | | | 562 | | | — | |
我们所有的土地都位于阿纳达科盆地。
钻探结果
下表载列我们于所示期间经营钻探活动的业绩。这些资料不应被认为是未来业绩的指示，也不应假定钻探的生产油井数量、发现的储量数量或经济价值之间必然存在任何相关性。生产井是指生产或能够生产商业数量的碳氢化合物的井，无论它们是否产生合理的回报率。干井是指那些证明不能生产足够数量的碳氢化合物以证明完成的井。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 开发井运行： | | | | | | | | | | | | |
| 多产 | | 91 | | | 81.0 | | | 88 | | | 76.0 | | | 20 | | | 17.7 | |
| 干井 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | | 91 | | | 81.0 | | | 88 | | | 76.0 | | | 20 | | | 17.7 | |
| 未操作的开发井： | | | | | | | | | | | | |
| 多产 | | 19 | | | 2.6 | | | 14 | | | 1.7 | | | — | | | — | |
| 干井 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | | 19 | | | 2.6 | | | 14 | | | 1.7 | | | — | | | — | |
| 勘探井： | | | | | | | | | | | | |
| 多产 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 干井 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总井数： | | | | | | | | | | | | |
| 多产 | | 110 | | | 83.6 | | | 102 | | | 77.7 | | | 20 | | | 17.7 | |
| 干井 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | | 110 | | | 83.6 | | | 102 | | | 77.7 | | | 20 | | | 17.7 | |
下表载列截至2023年12月31日有关我们钻探活动的资料，包括我们已开始钻探及已钻探及待完成的已营运油井。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2023年12月31日 |
| | 毛收入 | | 网络 |
| 钻探 | | 3 | | | 2.9 | |
| 已钻孔并等待完工 | | 2 | | | 2.0 | |
截至2023年12月31日，本公司正在钻探3口粗井（净2. 9口），2口粗井（净2. 0口）已完成钻探，正在完成或等待完成。截至2023年12月31日，本公司无重大正在进行的非作业钻井及完井活动。
截至2023年12月31日，我们并非任何长期钻机合同的一方。
生产井
截至2023年12月31日，我们拥有以下数量的生产油井的权益：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 生产井 | | 平均工作利息 |
| | 毛收入 | | 网络 | |
| 天然气 | | 5,669 | | | 2,184 | | | 39 | % |
| 油 | | 4,021 | | | 1,876 | | | 47 | % |
| 总计 | | 9,690 | | | 4,060 | | | 42 | % |
市场营销和客户
我们为我们及该等物业的其他工作权益拥有人的账户销售来自我们经营的物业的产品。我们以市场价格将产品出售给买家。
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，以下公司的采购额超过我们石油、天然气及天然气销售收入的10%：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 欣克尔石油天然气公司 | | * | | 31.5 | % | | 13.3 | % |
| NextEra能源营销有限责任公司 | | 12.9 | % | | 17.0 | % | | 20.2 | % |
| 飞利浦66公司 | | 52.6 | % | | 16.9 | % | | 33.5 | % |
| OneOK碳氢化合物L.P. | | 10.4 | % | | * | | 13.9 | % |
__________
*采购商占全年石油、天然气和NGL销售额的比例不超过10%。
收集和加工协议和公司运输
在某些地区，我们拥有自己的采集和/或加工资产，但在其他地区，我们根据与第三方中游供应商签订的各种采集和/或加工协议，产生采集和加工费用。我们的采集和/或加工协议中只有一项包括最低数量承诺。
我们签署了四项明确的运输协议，以帮助将我们的天然气从加工厂运输到不同的市场。如果市场条件允许，任何未利用的产能都将通过释放产能或运输第三方天然气来实现货币化。在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，我们根据这些协议分别产生了约100万美元、40万美元和30万美元的运输费。
下表列出了有关我们某些公司运输协议的某些信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 中洲快递 | | 南方之星 | | OGT-林肯 | | OGT-埃尔莫尔市 |
| 日数量(MMBtu) | | 25,000 | | | 150,000 | | | 25,000 | | | 5,000 | |
| 平均费率(每MMBtu) | | $ | 0.33 | | | $ | 0.09 | | | $ | 0.17 | | | $ | 0.05 | |
| 期满 | | 2024年7月31日 | | 2025年1月1日 | | 2024年5月31日 | | 2024年10月31日 |
竞争
石油和天然气行业竞争激烈，我们与其他拥有更多资源的公司竞争。其中许多公司不仅勘探和生产天然气，还在地区、国家或全球范围内进行中游和炼油业务，并销售石油和其他产品。这些公司可能会支付更高的价格购买生产性的石油和天然气资产，或者定义、评估、竞标和购买比我们的财政或人力资源允许的更多数量的资产和前景。此外，在天然气市场价格较低的时期，这些公司可能会有更大的能力继续勘探活动。我们有能力获得更多
未来我们将评估和选择合适的物业，并在竞争激烈的环境中完成交易，这将取决于我们是否有能力评估和选择合适的物业并在未来发现储量。此外，由于我们的财力和人力资源比我们行业中的许多公司都少，我们在评估和竞标石油和天然气资产方面可能处于劣势。
石油和天然气生产商以及其他生产能源和燃料的行业之间也存在竞争。此外，竞争条件可能会受到美国政府和我们所在司法管辖区不时考虑的各种形式的能源立法和/或法规的重大影响。我们无法预测最终可能通过的任何此类立法或法规的性质，或其对我们未来运作的影响。这种法律和法规可能会大大增加天然气开发的成本，并可能阻止或推迟某一特定作业的开始或继续。我们更大或更一体化的竞争对手可能比我们更容易承受现有联邦、州和地方法律法规的负担，以及对其进行任何更改，这将对我们的竞争地位产生不利影响。
业务的季节性
一般来说，天然气、石油和天然气的需求在春季和秋季减少，而在夏季和冬季增加。然而，某些天然气和天然气市场利用储存设施，并在夏季购买一些预期的冬季需求，这可以减少季节性需求波动。此外，温和的冬季或温和的夏季等季节性异常可能对价格产生重大影响。这些季节性异常可能对实现我们的钻井目标构成挑战，并可能在春季和夏季加剧对设备、供应和人员的竞争，这可能导致短缺、成本增加或延迟运营。
物业的标题
按照石油和天然气行业的惯例，我们最初仅对与收购租赁面积有关的物业的所有权进行粗略审查。当我们决定对该等物业进行钻探作业时，我们会进行彻底的所有权审查，并在钻探作业开始前对重大缺陷进行补救工作。如果产权意见或其他调查反映了这些物业的产权缺陷，我们通常负责修复任何产权缺陷，费用由我们承担。我们一般不会开始对物业进行钻探作业，直至我们已修复有关物业的任何重大所有权缺陷。吾等已就绝大部分生产性物业取得所有权意见，并相信吾等已根据石油及天然气行业公认的标准对生产性物业拥有令人满意的所有权。
在完成生产租约的收购之前，我们会对最重要的租约进行业权审查，并根据物业的重要性，我们可能会获得业权意见、获得最新的业权审查或意见或审查之前获得的业权意见。我们的天然气资产受惯例特许权使用费和其他权益、当期税项留置权和其他负担的约束，我们认为这些资产的使用不会对我们的资产账面价值造成实质性干扰或影响。
我们相信，我们对我们所有的物质资产都有令人满意的所有权。虽然这些物业的所有权在某些情况下会受到产权负担的影响，例如一般与收购房地产有关的习惯权益、习惯特许权使用费权益及合同条款和限制、经营协议下的留置权、与历史业务相关的环境责任有关的留置权、当期税项及其他负担的留置权、地役权、限制及石油和天然气行业中惯常的小产权负担，但我们相信，这些留置权、限制、地役权、负担及产权负担均不会大幅减损这些物业的价值或我们在这些物业中的权益，或对我们在业务运作中使用这些物业造成重大干扰。此外，我们相信，我们已经从公共当局和私人机构获得了足够的通行权赠款和许可，使我们能够在本年度报告所述的所有实质性方面经营我们的业务。
立法和监管环境
我们的天然气、石油和NGL勘探、开发、生产以及相关的运营和活动受到广泛的联邦、州和地方法律、法规和法规的约束。不遵守这些规则和条例可能导致行政、民事或刑事处罚、强制补救和施加自然资源损害或其他责任。尽管天然气和石油行业的监管负担增加了我们的经营成本，从而影响了我们的盈利能力，但我们相信，这些义务对我们的影响通常不会不同，也不会比它们对天然气和石油行业中具有类似运营和类型、数量和生产地点的其他运营商的影响更大或更小。
生产调控
在许多州，石油和天然气公司通常被要求获得钻探作业许可证，提供钻探保证金，提交有关作业的报告，并满足与天然气、石油和天然气的勘探、开发和生产有关的其他要求。这些州还制定了涉及保护问题的法规和条例，包括关于天然气和石油权益、权利和财产的统一或汇集、地面使用和修复钻探油井的财产以及处理钻井和完井过程中产生或使用的水的规定。这些条例包括确定天然气和油井的最高产量，关于井的间距、封堵和废弃的规则，对天然气排放或燃烧的限制和关于生产的稳定性的要求，以及关于地面使用和恢复钻井所依据的财产的规则。
这些法律和法规可能会限制我们拥有权益的油井可以生产的天然气、石油和天然气的数量，并可能限制油井的数量、可以钻探的地点或钻井的方法。此外，根据这些法律和法规必须遵循的程序可能会导致延迟获得我们运营所需的许可和批准，因此我们预期的钻探、完井和生产时间可能会受到负面影响。作为我们租赁权的经营者，这些规定直接适用于我们。如果不遵守这些规章制度，可能会受到重罚。
对液体的销售和运输的监管
凝析油和天然气凝析油的销售目前不受监管，是按谈判价格生产的。然而，国会过去曾制定过价格控制措施，未来可能会重新实施此类控制措施。
我们的NGL销售受到可获得性、条款和运输成本的影响。NGL在公共载体管道中的运输受到费率和准入规定的约束。联邦能源管理委员会(“FERC”)根据州际商法监管州际石油、天然气和其他液体管道运输费率。一般来说，州际液体管道费率是使用年度指数法确定的，但是，在某些情况下，管道也可以使用服务成本法、结算费率或基于市场的费率。
州内液体管道运输费率受州监管委员会的监管。州内液体管道监管的基础以及对州内液体管道费率的监管监督和审查程度因州而异。只要有效的州际和州内费率和有关准入的规定同样适用于所有可比较的托运人，我们相信，对液体运输的监管不会以任何方式影响我们的运营，与我们处于类似情况的竞争对手的运营存在实质性差异。
天然气运输和销售管理办法
从历史上看，州际商业中天然气的运输和转售一直受到美国联邦政府机构的监管，主要是FERC。过去，联邦政府对天然气的销售价格进行了监管。虽然天然气生产商目前可以不受控制的市场价格进行销售，但国会未来可能会重新实施价格管制。解除对井口天然气销售的管制始于1978年颁布的《天然气政策法案》(下称《NGPA》)，最终通过了《天然气井口解除控制法案》，该法案从1993年1月1日起取消了影响井口天然气销售的管制。州际商业中天然气的运输和转售主要受1938年《天然气法》(NGA)和NGPA以及FERC颁布的法规和命令的监管。在某些有限的情况下，天然气的州内运输和批发销售也可能直接或间接受到国会颁布的法律和FERC条例的影响。
2005年《能源政策法》(《2005年EP法》)修订了《国家能源法》和《国家环境保护法》，增加了一项反市场操纵条款，规定任何实体从事FERC规定的被禁止行为都是违法的。2005年的《环境保护法》还赋予FERC评估违反NGA和NGPA的民事罚款的权力，每天最高可达1,000,000美元(每年根据通货膨胀调整)。截至2023年，新调整的最高罚款金额为每次违规每天1,496,035美元。民事处罚条款适用于从事销售和运输天然气以在州际商业中转售的实体。
2006年1月19日，FERC发布了第670号命令，执行了2005年EPAct中的反市场操纵条款，随后否认重审。由此产生的规则规定，任何实体直接或间接地：(I)使用或使用任何装置、计划或诡计进行欺诈；(Ii)对重大事实作出任何不真实的陈述，或不作出任何必要的陈述，以使所作的陈述不具误导性；或(Iii)从事对任何人的欺诈或欺骗的任何行为或做法，在购买或销售受联邦能源管制委员会管辖的天然气或运输服务方面，均属违法。反市场
操纵规则不适用于仅与州内或其他非FERC管辖范围内的销售或收集有关的活动，但适用于提供州际服务的天然气管道和储存公司的活动。FERC还解释了其接触其他非管辖实体的权力，只要活动是在受FERC管辖的天然气销售、购买或运输的范围内进行的，其中包括下文所述第704号命令下的年度报告要求。然而，2022年10月，第五巡回法院裁定，FERC监管市场操纵的管辖权仅限于州际交易，不涉及州内天然气交易。
2007年12月26日，FERC发布了第704号命令，这是关于年度天然气交易报告要求的最终规则，经随后的重审命令修订。由于这些订单，上一历年超过220万MMBtus实物天然气的批发买家和卖家，包括石油和天然气生产商、采集商和营销者，现在必须在每年5月1日之前报告上一历年批发购买或销售的天然气总量，只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。报告实体有责任根据联邦经济、社会和文化权利委员会提供的指导，确定应报告哪些个别交易。市场参与者还必须表明他们是否向任何指数出版商报告价格，如果是，他们的报告是否符合FERC关于价格报告的政策声明。
收集服务发生在管辖运输服务的上游，由各州在岸上和州水域进行管理。NGA第1(B)条豁免天然气收集设施受FERC监管。尽管FERC规定了确定设施是执行非辖区收集设施收集功能还是执行辖区运输功能的一般测试，但FERC对设施分类的确定是在个案基础上进行的。如果FERC发布命令，将某些管辖范围内的运输设施重新归类为非管辖范围的收集设施，并且根据该决定的范围，我们将天然气输送到销售点地点的成本可能会增加。我们相信，我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确立管道收集者地位的传统测试，而不受天然气公司的监管。然而，FERC监管的运输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别可能会成为正在进行的诉讼的主题，因此我们收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会未来的裁决而发生变化。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种职业安全、环境要求，在某些情况下，还包括非歧视性的取气要求。尽管这样的规定还没有得到国家机构的普遍肯定，但天然气收集在未来可能会受到更严格的监管审查。
此外，我们所依赖的收集系统中的管道可能受到美国交通部的监管。管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)建立了一种基于风险的方法，以确定哪些收集管道受监管，以及受监管的收集管道必须满足哪些安全标准。在过去的几年里，PHMSA已采取措施扩大对农村集输管道的监管，并对受监管的管道提出了一些报告和检查要求，预计未来还会有更多要求。2021年11月15日，PHMSA发布了一项最终规则，扩大了受监管收集管道的定义，并对某些目前不受监管的收集管道实施了安全措施。最后的规则还对所有收集管道提出了报告要求，并特别要求运营商向PHMSA报告安全信息。未来采用更全面或更严格的安全标准的法律或法规可能会增加我们为收集服务而产生的费用。
我们销售天然气的价格目前不受联邦费率监管，而且在很大程度上也不受州监管。然而，对于我们对这些能源商品的实物和金融销售，我们必须遵守FERC根据2005年EPAct以及商品期货交易委员会(CFTC)根据经多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法修订的商品交易法(“CEA”)执行的反市场操纵法律和相关法规以及根据其颁布的法规。CEA禁止任何人在州际贸易中操纵或试图操纵任何商品的价格或对此类商品的期货进行操纵。《商品交易法》还禁止故意提供或导致提交关于影响或倾向于影响商品价格的市场信息或情况以及某些破坏性交易行为的虚假或误导性或故意不准确的报告。如果我们违反了反市场操纵法律和法规，我们还可能受到卖家、特许权使用费所有者和税务当局等相关第三方损害索赔的影响。
州内的天然气运输也受到州监管机构的监管。州内天然气运输监管的基础以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。由于某一州的此类监管通常会在可比基础上影响该州内的所有天然气运输商，因此我们认为，在我们运营和运输天然气的任何州，对类似情况的州内天然气运输的监管不会在任何方面影响我们的运营，与我们的竞争对手的运营存在任何重大差异。就像是对
除了州际运费，对州内运费的监管影响我们生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售中获得的收入。
法律和FERC、PHMSA、CFTC或州政策和法规的变化可能会对州际和州际管道上固定和/或可中断运输服务的可用性和可靠性产生不利影响，我们无法预测FERC、PHMSA、CFTC或州监管机构未来将采取什么行动。然而，我们认为，任何监管变化对我们的影响都不会与对我们竞争的其他石油和天然气生产商和营销者的影响有实质性的不同。
对环境及职业安全及健康事宜的一般规管
我们的运营受到许多严格的联邦、地区、州和地方法规和法规的约束，这些法规和法规涉及环境保护、职业安全和健康，以及向环境中释放、排放或处置材料，其中一些法规如果不遵守，将受到重大的行政、民事和刑事处罚。适用的美国联邦环境法包括但不限于《全面环境响应、补偿和责任法案》(“CERCLA”)、CWA和CAA。此外，国家和地方法律法规对钻井的具体标准、钻井或操作井的粘结要求的维持、井的间距和位置、钻井和套井的方法、钻井的地面使用和修复、井的封堵和废弃、防止和清除污染物等事项作出了规定。除其他事项外，这些法律和法规可能要求获得进行勘探、钻井和生产作业的许可证；限制钻井、生产和通过管道运输过程中可能释放到环境中的各种物质的类型、数量和浓度；管理钻井和完井过程中用水的来源和处置；限制或禁止在荒野、湿地、边境和其他保护区等敏感地区的建筑或钻井活动；要求采取调查或补救行动，以防止或减轻我们的作业造成的污染条件；规定填海和废弃井场和矿井的义务；制定针对工人保护的具体安全和健康标准；并对运营或未遵守监管备案文件造成的污染追究重大责任。此外，国会以及联邦和州机构经常修订环境法律和法规，任何导致延迟或更严格和成本更高的石油和天然气行业许可、废物处理、处置和清理要求的变化都可能对我们的运营成本产生重大影响。尽管预计未来的环境义务不会对我们的运营结果或财务状况产生实质性影响，但不能保证未来的发展，如日益严格的环境法律或其执行，不会导致我们产生重大的环境责任或成本。
不遵守这些法律和法规可能会导致对行政、民事和刑事罚款和处罚的评估，租约的损失，施加调查或补救义务，以及发布命令禁止我们在受影响地区的部分或全部业务。这些法律和法规还可能将石油和天然气的生产速度限制在原本可能达到的水平以下。石油和天然气行业的监管负担增加了在该行业开展业务的成本，从而影响了盈利能力。随着时间的推移，环境法规可能会演变为对可能影响环境的活动施加更多限制和限制，因此，环境法律法规的任何变化或对执法政策的重新解释，导致钻井、建设、完井或水管理活动或废物处理、储存、运输、处置或补救要求更严格且成本更高，可能需要我们投入巨额支出来实现和维持合规，否则可能对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。我们可能无法将增加的合规成本转嫁给我们的客户。此外，在我们的运营过程中可能会发生意外泄漏或泄漏，我们不能确保不会因此类泄漏或泄漏而招致重大成本和责任，包括任何第三方对财产、自然资源或人员损害的索赔。尽管我们相信我们基本上遵守了适用的环境法律和法规，并且继续遵守现有的要求不会对我们的业务产生实质性的不利影响，但不能保证这种情况在未来会继续下去。
以下是经不时修订的更重要的现行环境和职业健康安全法律和法规的摘要，我们的业务运营必须遵守这些法规，遵守这些法规可能会对我们的资本支出、运营结果或财务状况产生重大不利影响。
危险物质和废物
CERCLA，也被称为“超级基金”法，以及类似的州法律，在不考虑过错或原始行为的合法性的情况下，对向环境中排放“危险物质”的某些类别的人施加责任。这些类别的人，或者按照《环境影响及责任法案》的定义，可能是责任方，包括发生释放的处置地点或地点的现任和过去的所有者或经营者，以及处置或安排
处置在这类场所发现的危险物质。根据《环境与环境保护法》，这些人可能要对已排放到环境中的有害物质的清理费用以及对自然资源的损害承担连带的严格责任。邻近的土地所有者和其他第三方就据称排放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。我们只能直接控制我们作为操作员的那些油井的运行。尽管我们对他人运营的油井缺乏直接控制，但在某些情况下，我们以外的运营商未能遵守适用的环境法规可能要归咎于我们。我们在运营过程中产生的材料可能根据CERCLA和其他环境法被监管为危险物质，但我们不知道我们可能要对任何可能对我们的业务运营产生实质性和不利影响的责任负责。虽然石油和原油馏分在CERCLA及其类似物中通常不被视为危险物质，但由于所谓的“石油排除”，含有其他危险物质的掺假石油产品过去曾被视为危险物质。
我们还产生固体和危险废物，这些废物可能受到修订后的《资源保护和回收法》(“RCRA”)和类似州法律的要求。RCRA规定了无害和有害固体废物的产生、处理、储存、处理、运输和处置。RCRA明确将与原油、天然气或地热能的开发或生产相关的钻井液、产出的水和其他废物排除在法规之外，作为危险废物。在环境保护局的批准下，各州可以管理RCRA的部分或全部条款，一些州已经采取了自己的更严格的要求。然而，不时有人提出立法，不同的环保组织也提起诉讼，如果成功，可能会导致某些天然气和石油勘探和生产废物被重新归类为“危险废物”，这将使这些废物受到更严格的处理、处置和清理要求。如果未来失去RCRA对钻井液、产出水和相关废物的排除，可能会导致我们管理和处置产生的废物的成本增加，这可能会对我们的运营业绩和财务状况产生重大不利影响。此外，在我们的业务过程中，我们产生了一些普通的工业废物，如油漆废物、废溶剂、实验室废物和废压缩机油，如果确定这些废物具有危险特性，这些废物可能会被监管为危险废物。尽管管理危险废物的成本可能很高，但我们不认为我们在这方面的成本比处境类似的公司的成本更沉重。
我们目前拥有、租赁或运营许多资产，这些资产可能已被以前的所有者或运营商用于石油和天然气开发和生产活动多年。尽管我们相信我们采用了当时行业标准的运营和废物处理做法，但危险物质、废物或石油碳氢化合物可能已经在我们拥有或租赁的物业上、下或从我们拥有或租赁的物业上、下或从其他地点释放，包括这些物质已被回收或处置的场外地点。此外，我们的一些物业可能由第三方或之前的所有者或运营商运营，他们对危险物质、废物或石油碳氢化合物的处理和处置不在我们的控制之下。这些性质以及在其上、之下或从其上处置或释放的物质可能受CERCLA、RCRA和/或类似的州法律的约束。根据这些法律，我们可能被要求采取应对或纠正措施，其中可能包括清除以前处置的物质和废物、清理受污染的财产或进行补救封堵或关闭坑的操作，以防止未来的污染。
水的排放
《联邦水污染控制法案》(Federal Water Pollution Control Act，又称CWA)和类似的州法律对污染物的排放施加了限制和严格的控制，包括石油和其他天然气废物的泄漏和泄漏，进入美国水域或州水域或附近水域。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或类似的国家机构颁发的许可证的条款。此外，除非获得美国陆军工程兵团(“陆军工程兵团”)的许可，否则禁止将疏浚和填埋材料排放到包括湿地在内的受管制水域。美国环保局和美国海军陆战队在2015年发布了一项关于美国水域联邦管辖范围的最终规则，该规则在2020年被《可航行水域保护规则》(NWPR)取代之前从未生效。一个由州和城市、环保组织和农业团体组成的联盟挑战了NWPR，该联盟于2021年8月被一家联邦地区法院撤销。2023年1月，环保局和兵团发布了一项最终规则，将WOTUS的定义基于2015年前的定义。另外，2023年5月，美国最高法院最近在萨克特诉环境保护局案2023年9月，美国环保局和美国海军陆战队公布了一项最终规则，将“美国水域”的定义与美国最高法院#年的裁决相一致。萨克特诉环境保护局案。在……里面
此外，美国最高法院在2020年4月发布的一项裁决中界定了CWA的范围，该裁决是在NWPR公布几天后发布的，该裁决认为，在某些情况下，从点源通过地下水向WOTUS排放需要许可证，如果排放相当于直接排放，则需要许可证。最高法院驳回了环保局和军团的主张，即地下水应完全排除在CWA之外。2023年11月，环保局发布了指导意见草案，描述了功能等效分析和应用于确定哪些通过地下水排放可能需要许可证的信息。如果最终敲定，该指导意见可能会使以前不受监管的排放受到CWA许可要求的约束。因此，目前还不确定未来的实施情况。
获得许可的过程也有可能延误我们的行动。例如，2020年4月，美国蒙大拿州地区法院取消了全国范围的许可证(NWP)12，这是兵团为管道和公用事业项目颁发的一般许可证。2020年5月11日，法院缩小了裁决范围，取消并禁止使用NWP 12，仅限于与新油气管道建设有关的项目。该兵团向美国第九巡回上诉法院提出上诉。2020年7月6日，美国最高法院部分批准和部分拒绝了兵团要求暂停地区法院发布的命令的申请。美国最高法院暂停了下级法院的命令，除非它适用于Keystone XL管道。2021年1月5日，该兵团发布了一项规则的最终版本，更新了包括NWP 12在内的12个NWP。新规则于2021年3月15日生效，将NWP 12分为三个部分；NWP 12将继续适用于石油和天然气管道。2022年3月28日，该兵团发布了一份通知，宣布正在对NWP 12进行正式审查，并征求公众意见。兵团的审查已经结束，预计将在2024年发出修订某些核动力源的拟议规则制定通知，包括核动力源12。NWP 12的任何进一步变化都可能对我们的业务产生影响。目前我们无法预测新的兵团规则将如何实施，因为许可证是由当地兵团地区办事处颁发的。如果新的石油和天然气管道项目无法利用NWP 12或找出遵守《公约》的替代手段，这类项目可能会被大大推迟。此外，联邦法律还要求制定与现场储存大量石油有关的泄漏预防、控制和对策计划，也称为“SPCC计划”。遵守规定可能需要适当的安全壳护堤和类似的结构，以帮助防止石油碳氢化合物储罐溢出、破裂或泄漏对可航行水域的污染。
《安全饮用水法案》
当地下饮用水水源受到污染威胁，对人类构成迫在眉睫的实质性危害时，SDWA授予环境保护局广泛的权力，可以采取行动保护公众健康。SDWA还根据地下注水控制计划对海水处理井进行管理。2005年联邦能源政策法案修订了SDWA的地下注水控制条款，明确将某些水力压裂排除在“地下注水”的定义之外，但不排除处置水力压裂液和采出水或将其注入以提高石油采收率。2014年，美国环保局发布了关于柴油水力压裂的许可指南。虽然我们目前在我们的水力压裂液中不使用柴油，但如果我们的压裂配方发生变化，我们可能会受到SDWA的联邦许可。
空气排放
CAA和类似的州法律通过发放许可证和其他要求，限制包括压缩机站在内的许多来源的空气污染物排放。这些法律和法规可能要求我们在建设或修改某些预计会产生或大幅增加空气排放的项目或设施时，必须事先获得批准，获得并严格遵守严格的空气许可要求，或利用特定的设备或技术来控制某些污染物的排放。获得许可的需要可能会推迟石油和天然气项目的开发。在未来几年，我们可能需要为空气污染控制设备或其他与空气排放有关的问题支付一定的资本支出。例如，2015年10月，环保局将臭氧的国家环境空气质量标准(NAAQS)从百万分之75降至70ppm。2020年12月，环保局宣布打算将臭氧NAAQS保持在70ppb不变。此外，2016年6月，环保局还敲定了适用于石油和天然气行业的关于将多个小型地表站点聚合为单一来源以用于空气质量许可目的的标准的规则。这些规则可能导致小型设施总体上被视为主要来源，从而触发更严格的空气许可程序和要求。
国家实施修订后的NAAQS可能会导致更严格的许可要求，推迟或禁止我们获得此类许可，并导致污染控制设备支出增加，其成本可能会很高。此外，环保局还根据CAA通过了新的规则，要求减少某些进行完井作业的压裂和再压裂天然气井的挥发性有机化合物和甲烷排放，并进一步要求大多数油井使用减少的排放完井，也被称为“绿色完井”。这些规定还对与生产相关的湿式密封和往复式压缩机以及气动控制器和储存容器的排放提出了具体的新要求。此外，法规对在某些井场和压缩机站检测和修复挥发性有机化合物和甲烷提出了新的要求。
2021年11月，环保局发布了一项拟议的规则，旨在减少石油和天然气来源的甲烷排放。拟议的规则对石油和天然气行业的新来源和现有来源实施减排标准，通过使OOOa子部分的法规更加严格并创建OOOb子部分来扩大对新的、修改后的和重建的石油和天然气来源的减排要求，扩大CAA监管的范围，包括侧重于从未受CAA监管的某些来源类型的标准，并强制实施减排目标，以满足美国联邦政府规定的目标。2022年11月，环保局发布了补充2021年11月拟议规则的拟议规则。其中，2022年11月的补充拟议规则取消了仅限小井口地点的排放监测豁免，并创建了一个新的第三方监测计划，以标记大型排放事件，在拟议规则中被称为“超级排放者”。2023年12月，美国环保署宣布了一项最终规则，其中要求逐步停止新建油井的常规天然气燃烧(除一些例外情况外)，并在所有井场和压缩机站进行例行泄漏监测。值得注意的是，环保局将OOOOb和OOOc分部分的适用日期更新为2022年12月6日，这意味着根据州计划，在该日期之前建造的来源将被视为合规截止日期较晚的现有来源。最终的规定给各州以及希望监管现有来源的联邦部落两年时间来制定和提交减少现有来源甲烷排放的计划。OOOOc分部下的最终排放指南规定，自计划提交截止日期起三年内，现有污染源必须遵守。遵守这些和其他空气污染控制和许可要求可能会推迟天然气项目的开发，并增加我们的开发成本，这可能是巨大的成本。
气候变化
与气候变化和温室气体(“温室气体”)有关的更严格的法律和法规可能会被采纳，并可能导致我们为遵守这些法律和法规而产生重大费用。这些要求可能会对我们的运营产生不利影响，并限制或推迟我们获得新来源或修改来源的空中许可的能力。
我们无法预测任何最终甲烷监管要求的范围或遵守这些要求的成本。然而，考虑到加强监管的长期趋势，未来石油和天然气行业的联邦温室气体法规仍有很大的可能性。还有一些州和地区的努力，以管制石油和天然气来源类别中新的和现有来源的甲烷排放。遵守这些规则将需要加强记录做法，购买新设备，并增加维护和维修活动的频率，以解决某些井场和压缩机站的排放泄漏问题，还可能需要雇用更多人员支持这些活动，或聘请第三方承包商协助和核查遵守情况。
此外，国会不时考虑通过立法减少温室气体排放，现任美国总统政府已经采取并支持旨在限制温室气体排放的行动。国会于2021年11月通过的1万亿美元立法基础设施一揽子计划，包括一系列以气候为重点的支出倡议，旨在应对气候变化，加强应对极端天气事件的准备，以及清洁能源和交通投资。此外，2022年8月，总裁·拜登签署了《通胀削减法案》，使之成为法律，该法案的重点是激励减少甲烷排放，并将对石油和天然气设施生产的超过指定门槛的甲烷征收费用等举措。在国际一级，2021年2月，本届政府宣布美国重新加入《巴黎协定》(21世纪的一项国际协定ST在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》缔约方会议上，达成了一项协议，由签署国在国家范围内确定其贡献并设定温室气体减排目标)，同时对美国的温室气体排放作出新的“国家决定的贡献”，到2030年实现比2005年水平至少减少50%的排放量。此外，在《联合国气候变化框架公约》第28次缔约方大会上，成员国达成了一项协议，呼吁采取行动，到2030年在全球范围内实现可再生能源产能增加两倍，能效提高一倍。该协议的目标之一是加快逐步淘汰有增无减的燃煤发电的努力，逐步取消低效的化石燃料补贴，并采取其他措施，推动能源系统摆脱化石燃料。
2022年8月，总裁·拜登签署了降低通胀法案，使之成为法律，该法案的重点是激励减少甲烷排放，并将对石油和天然气设施生产的超过指定门槛的甲烷征收费用，以及其他举措。通胀削减法案修订了CAA，纳入了甲烷排放和减少废物激励计划，该计划要求环保局对已经要求根据环保局的温室气体报告计划报告的某些天然气和石油来源征收“废物排放费”。为了实施该计划，《降低通货膨胀法案》要求修订石油和天然气的温室气体报告条例
到2024年的系统(W分部)。2023年7月，美国环保局建议根据《降低通货膨胀法案》的要求，扩大石油和天然气设施温室气体报告计划的范围。除其他事项外，拟议的规则将扩大受报告要求约束的排放事件，将“其他大型排放事件”包括在内，并将报告要求适用于某些新的污染源和行业。目前预计该规则将于2024年最终敲定，并在2024年温室气体报告截止日期(2025年3月)之前于2025年1月1日生效。2024年1月，环保局提出了一项实施通胀削减法案甲烷排放收费的规则。拟议的规则包括计算设施报告的甲烷排放量低于或超过废物排放阈值的潜在方法，并考虑实施《通胀削减法案》规定的某些豁免的方法。根据2024年甲烷排放和减少废物激励计划征收的甲烷排放费将是超过年度甲烷排放门槛的每吨900美元，到2025年将增加到1200美元，到2026年将增加到1500美元。
另外，美国许多州和地方领导人以及外国政府都加强或表示打算加强努力，支持国际气候承诺和条约，并制定了旨在减少温室气体排放的计划，例如通过限额和交易计划、碳税、鼓励使用可再生能源或替代低碳燃料，或实施与气候相关的新报告要求。例如，总量管制和交易计划通常要求主要温室气体排放源获得并交出排放限额，以换取这些温室气体的排放。
金融机构可能被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资金的效果的政策。总裁·拜登签署了一项行政命令，呼吁制定一项“气候融资计划”。另外，美联储在2020年宣布，它加入了绿色金融体系网络，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融领域与气候相关的风险。2022年，美联储启动了一项气候情景分析试点工作，以了解某些大型银行组织的气候风险管理做法和挑战，并帮助确保受监管的机构适当地管理与气候变化相关的重大金融风险。限制对化石燃料能源公司的投资和融资可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消。
此外，2024年3月6日，美国证券交易委员会通过了关于加强和规范对投资者的气候相关信息披露的新规则(《美国证券交易委员会气候规则》)。《美国证券交易委员会气候规则》将要求登记人在其登记声明和定期报告中披露某些与气候有关的信息，包括但不限于与气候有关的重大风险的信息；登记人对与气候有关的风险和相关风险管理进程的治理；与气候有关的重大目标和目标；以及恶劣天气事件和其他自然条件造成的某些财务影响(受最低限度门槛限制)。 较大的注册者还将被要求披露有关材料范围1和2温室气体排放的信息，这将受到分阶段保证要求的约束。我们目前正在评估《美国证券交易委员会》气候规则的影响，这些规则是否能经受住悬而未决和未来的法律挑战仍存在不确定性。此外，包括加利福尼亚州在内的州一级也颁布或提出了要求披露与气候有关的信息的法规。
此外，2024年1月，总裁·拜登宣布暂停尚未做出的向非自由贸易协定国家出口液化天然气的决定，直到能源部能够更新授权的基本分析，包括评估温室气体排放的影响。
任何旨在减少温室气体排放、更广泛地应对气候变化或要求披露气候相关信息的立法或监管计划都可能增加我们生产的天然气的消费成本，从而减少对天然气的需求，或者以其他方式对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
水力压裂
水力压裂是一种常见的做法，用于刺激低渗透率地下岩层的石油和/或天然气生产，对我们的业务非常重要。水力压裂过程包括在压力下向目标地下地层注入水、支撑剂和化学品，以压裂含烃岩层并刺激碳氢化合物的生产。我们经常使用水力压裂作为我们行动的一部分。目前，水力压裂主要由州一级监管，通常由州天然气委员会监管，但在该国某些地区，这种做法已变得越来越有争议，导致审查和监管力度加大。例如，环保局根据SDWA对涉及使用柴油的某些水力压裂活动确立了联邦监管机构，并于2014年2月发布了关于使用柴油进行此类活动的许可指南。
此外，公众对水力压裂对含水层造成损害的担忧加剧，未来有可能制定法规来解决这些担忧。2016年12月，美国环保署发布了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的最终报告。最后报告的结论是，在某些情况下，与水力压裂有关的某些活动可能会影响饮用水资源。
在州一级，有几个州已经通过或正在考虑法律要求，要求石油和天然气运营商披露用于水力压裂油井的化学成分和水量，以及更严格的油井建设和监测要求。地方政府还可在其管辖范围内通过法令，管理一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会产生潜在的巨额额外成本来满足这些要求，在勘探、开发或生产活动中遇到延误或削减，甚至可能被禁止钻探油井。
如果在我们的经营地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们的压裂活动可能会受到额外的许可和财务保证要求、更严格的施工规范、更高的监控、报告和记录保存义务、封堵和废弃要求以及随之而来的许可延误和潜在的成本增加的影响。该等变动可能导致我们产生重大合规成本，而合规或我们任何不合规的后果可能对我们的财务状况及经营业绩造成重大不利影响。目前，无法估计新颁布或潜在管理水力压裂的法例或法规对我们业务的影响，而上述任何风险均可能损害我们管理业务的能力，并对我们的营运、现金流量及财务状况造成重大不利影响。
石油污染法
1990年《石油污染法》(以下简称《OPA》)规定了向美国水域排放石油的设施的所有者和运营者的严格责任。OPA及其相关法规对责任方提出了各种要求，包括某些释放石油的设施的所有者和运营者，涉及防止石油泄漏和此类泄漏造成的损害赔偿责任。虽然责任限额在某些情况下适用，但如果漏油是由严重疏忽或故意不当行为造成的，违反了联邦安全、建筑或运营法规，或者当事人未能报告漏油事件或在清理工作中充分合作，则当事人不能利用责任限额。对于OPA强加的责任，几乎没有什么防御措施。OPA对责任方提出了持续不断的要求，包括准备漏油应急计划和证明财务责任，以支付可能因漏油而产生的环境清理和修复费用。
《国家环境政策法》
联邦土地上的石油和天然气勘探和生产活动受《国家环境政策法》(“国家环境政策法”)的约束。《国家环境政策法》要求联邦机构评估可能对环境产生重大影响的主要机构行动。这一过程包括准备一份环境评估，如有必要，还要准备一份环境影响说明书，这取决于围绕拟议的联邦行动的具体情况是否有可能对环境产生重大影响。《国家环境政策法》进程涉及通过评论提供公众意见，这些意见可以通过限制项目的范围或要求针对具体资源的缓解来改变拟议项目的性质。程序参与者可以通过法院系统对《国家环境政策法》的裁决提出上诉。这一过程可能会导致项目的批准和开发延迟，可能会增加某些设施的许可和开发成本，并可能导致某些情况下现有租约的取消。2020年7月，环境质量委员会修订了《国家环境政策法》实施细则，使《国家环境政策法》进程更加高效、有效和及时。该规则要求联邦机构在规则生效之日起一年内(于2021年6月延长至两年)内制定与新规则一致的程序。这些法规正在几个联邦地区法院进行诉讼，2021年10月，CEQ发布了一份拟议规则制定通知，分两个阶段修订2020年通过的《国家环境政策法》监管变化。环境质量委员会规则制定程序的第一阶段于2022年4月完成，大体上恢复了2020年前有效的条款。2023年7月，环境质量委员会提出了一项第二阶段规则，该规则将加快对《国家环境政策法》的审查，同时保持对相关环境、气候变化和环境正义影响的考虑。最终规则预计将于2024年4月出台。然而，几个州和环保组织已经对这一规则制定提出了挑战，CEQ的修正案可能会重新考虑，并可能在拜登政府的领导下被推翻或改变。此外，2021年11月签署的《基础设施和投资就业法案》将2020年7月的一些修正案编纂为成文法。这些修正案必须落实到每个机构的实施条例中，每一项单独的规则制定都可能受到法律挑战。此外，2023年6月，总裁·拜登签署了2023年财政责任法案，其中包括
《国家环境政策法》的重要变化，以简化环境审查程序。因此，《国家环境政策法》法规和法规文本的变化的影响仍然不确定，并可能对我们的业务和我们获得政府许可的能力产生影响。
《濒危物种法》和《候鸟条约法》
欧空局限制可能影响濒危或受威胁物种或其栖息地的活动。根据《候鸟条约法》(MBTA)，对候鸟也提供了类似的保护。我们可以在已知存在某些被列为或可能被列为受威胁或濒危物种的地区进行天然气租赁业务。2016年2月，美国鱼类和野生动物管理局发布了一项最终政策，改变了它可能指定关键栖息地和合适的栖息地的方式，它认为这些栖息地和合适的栖息地是受威胁或濒危物种生存所必需的。关键的栖息地或适当的栖息地指定可能导致对土地使用的进一步实质性限制，并可能实质性地推迟或禁止为天然气开发提供土地。2021年1月，内政部最终确定了一项限制适用MBTA的规则。2021年10月，拜登政府发布了两项推翻这些变化的规则，2022年6月和7月，FWS发布了最终规则，废除了特朗普时代关于“栖息地”定义和关键栖息地排除的规定。2023年6月，美国鱼类和野生动物管理局发布了三项拟议规则，管理关键栖息地指定和扩大根据欧空局被列为受威胁物种的保护选择。这些规则的评议期于2023年8月结束，最终规则预计将于2024年4月结束。在我们开展业务的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，或指定新的关键或合适的栖息地，可能会导致我们的业务受到限制或被禁止，并可能对我们的业务产生不利影响，新规则可能会增加我们租赁区域中可被指定为关键栖息地的部分。2021年10月的规定可能会增加我们的租赁区被指定为关键栖息地的部分。如果我们的租约中有一部分被指定为关键或合适的栖息地，可能会对我们的租约价值产生不利影响。
内政部还在2017年12月发布了一项意见，根据MBTA，将缩小对候鸟的某些保护。MBTA规定，除其他事项外，未经许可狩猎、捕获、杀死、拥有、出售或购买候鸟、巢或蛋是非法的，并同时敲定了一项限制MBTA申请的规则。内政部于2021年10月废除了这一规则，并发布了一份拟议规则制定的预先通知，征求对内政部制定法规的计划的意见，该法规授权在某些规定的条件下附带采取。2021年10月，FWS发布了拟议规则制定的提前通知，征求对该部制定法规的计划的意见，这些法规授权在某些规定的条件下根据MBTA附带采取。拟议规则制定的通知最初预计在2023年10月，最终规则将在2024年4月之前发布；然而，拟议规则制定的通知尚未发布。在进行基础物业业务的地区将以前未受保护的物种识别或指定为受威胁或濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或者可能导致我们的开发活动受到限制，从而可能对我们开发和生产保护区的能力产生不利影响。如果我们的租约中有一部分被指定为关键或合适的栖息地，可能会对我们的租约价值产生不利影响。人们对受保护物种以外的与自然有关的问题也越来越感兴趣，例如一般的生物多样性，这可能同样需要我们或我们的客户产生成本或采取其他可能对我们的业务或运营产生不利影响的措施。
工人健康与安全
我们受制于多项联邦和州法律和法规，包括修订后的联邦《职业安全与健康法》(“OSHA”)和类似的州法规，其目的是保护工人的健康和安全。例如，OSHA危险通信标准、应急计划和社区知情权法案以及类似的州法规和任何实施条例要求我们维护、组织和/或披露有关在我们的运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局和公民。OSHA的其他标准规定了我们运营中特定的工人安全方面。如果不遵守OSHA的要求，可能会受到处罚。
相关许可证和授权书
许多环境法要求我们在开始某些钻探、建设、生产、运营或其他石油和天然气活动之前，必须获得州和/或联邦机构的许可或其他授权，并保持这些许可，并遵守他们对持续运营的要求。这些许可证通常会遭到抗议、上诉或诉讼，在某些情况下可能会推迟或停止项目，并停止油井、管道和其他作业的生产或运营。
相关保险
我们为与我们的开发活动相关的一些污染风险提供保险，包括对逐渐污染事件的承保政策。然而，这项保险仅限于井场的活动，不能保证这项保险将继续在商业上获得，也不能保证这项保险的保费水平将证明我们购买该保险是合理的。重大事件的发生，如果没有得到充分的保险或赔偿，可能会对我们的财务状况和运营产生实质性的不利影响。
人力资本资源
我们的目标是为所有员工提供一个安全、健康、尊重和公平的工作场所。我们相信，员工的才华和幸福感是实现公司战略的基础，有目的的人力资本管理战略使我们能够吸引、发展、留住和奖励我们敬业的员工。
截至2023年12月31日，马赫资源共有员工444人，其中442人为全职员工。我们不时地利用独立承包商的服务来执行各种现场和其他服务。我们和马赫资源都不是任何集体谈判协议的一方，也没有经历过任何罢工或停工。总的来说，我们认为员工关系是令人满意的。
员工安全与健康
我们员工的健康、安全和福祉是重中之重。除了承诺遵守所有适用的安全、健康和环境法律法规外，我们还专注于将工作场所事故的风险降至最低，并将应急准备作为我们文化的优先元素。我们致力于减少业务中的安全事件，并积极寻找机会，以改进安全文化和程序。
第1A项。风险因素
我们的业务涉及很高的风险。有限合伙人的利益本质上不同于公司的股本，尽管我们面临的许多商业风险与从事类似业务的公司所面临的风险相似。此外，新的风险随时可能出现，我们无法预测这些风险或估计它们可能影响财务业绩的程度。
如果实际发生以下任何风险，我们的业务、财务状况或经营结果可能会受到重大不利影响。在这种情况下，我们可能无法支付我们的共同单位的分配，我们的共同单位的交易价格可能会下降，我们的单位持有人可能会损失他们的全部或部分投资。
现金分配的相关风险
在支付费用、资助开发成本和建立现金储备之后，我们可能没有足够的可用现金来支付我们共同单位的任何季度分配。
我们每个季度可能没有足够的可用现金来支付我们共同单位的分配。根据我们的合伙协议条款，可供分配的现金金额将减去我们的运营费用、现金利息、开发成本和我们的普通合伙人为未来运营、未来资本支出(包括开发、优化和开采我们的石油和天然气资产)、未来偿债要求和未来向我们的单位持有人分配的现金储备的金额。我们分配给单位持有人的可用现金数量将主要取决于我们从运营中产生的现金，这将取决于其他因素：
•我们生产的石油、天然气和天然气的数量；
•我们出售石油、天然气和天然气产品的价格；
•我们商品衍生品合约的结算金额和时间；
•我们的资本支出水平，包括计划和意外的维护支出；
•我们的运营成本水平，包括向我们的普通合作伙伴及其附属公司支付的一般和行政费用；
•定期贷款信贷协议和循环信贷协议(统称为“信贷协议”)及其他管理债务的协议中的限制性条款，限制了我们就股权支付股息或分派的能力；以及
•我们的利息支出水平，这将取决于我们的未偿债务金额和适用的利率。
此外，我们可供分配的现金量主要取决于我们的现金流，包括来自财务储备和营运资本或其他借款的现金，而不仅仅是盈利能力，这将受到非现金项目的影响。因此，我们可能会在为财务会计目的而记录亏损的期间进行现金分配，而在为财务会计目的记录净收益的期间可能不进行现金分配。
我们从可用现金中分配的季度现金金额(如果有)可能在季度和每年都有很大不同，并将直接取决于我们的业务表现。我们将不会有最低季度分配，也不会支付任何特定季度的分配。
我们未来的业务表现可能不稳定，我们的现金流可能不稳定。我们没有最低的季度分销额度。由于我们的季度分配将与我们在支付固定和可变费用后每个季度产生的现金密切相关，因此未来支付给单位持有人的季度分配将因季度而异，可能为零。
与我们的业务相关的风险
石油、天然气和天然气价格波动很大。价格的持续下降可能会对我们的业务、财务状况、经营结果、流动性、履行我们的财务承诺的能力、使我们计划的资本支出和我们的现金可供分配的能力产生不利影响。
我们的收入、经营业绩、可供分配的现金、流动性和增长能力主要取决于我们销售的天然气、石油和NGL的价格。我们需要大量支出来替换我们的天然气、石油和天然气储备，维持生产，并为我们的业务计划提供资金，包括我们的开发和勘探钻探工作。从历史上看，天然气、石油和天然气市场一直不稳定，它们可能会继续波动。天然气、石油和天然气价格的大幅波动可能是由于天然气、石油和天然气供应或需求的相对较小变化、市场不确定性和其他我们无法控制的因素造成的，包括：
•影响石油、天然气和天然气供应和需求的全球和区域经济状况；
•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、中国和俄罗斯的状况以及恐怖主义或破坏行为；
•石油输出国组织及其盟国（“欧佩克+”）的行动，包括欧佩克+成员国和其他出口国同意并维持油价和产量控制的能力和意愿；
•季节性气温的变化，包括冬季的暖度天数和夏季的冷度天数；
•石油、天然气和天然气勘探、开发和生产水平；
•石油、天然气和天然气库存水平；
•美国液化天然气出口水平；
•流行病、爆发或其他公共卫生事件对全球经济活动的影响
•我们经营所在地区当地价格指数的现行价格;
•收集和加工设施的距离、容量、成本和可用性；
•本地和全球供需基本面和运输可用性;
•勘探、开发、生产和运输储量的成本；
•世界市场上液化天然气的现货价格；
•海运能力的变化，可能对LNG运输能力造成不利影响，或导致LNG运输中断或中断；
•主要液化天然气消费地区或国家，特别是亚洲和欧洲的政治和经济状况或影响这些地区或国家的政治和经济状况；
•天气条件和自然灾害，包括受气候变化影响的灾害；
•影响能源消耗的技术进步;
•节能工作的影响；
•替代燃料的价格和可获得性；
•限制石油和天然气的勘探、开发和生产以尽量减少温室气体(“温室气体”)排放的活动；
•石油和天然气衍生合约的投机性交易；
•增加终端用户的资源节约；
•美国的国际贸易政策及其对美国石油和天然气出口的影响；
•对未来大宗商品价格的预期；以及
•美国联邦、州、地方和非美国政府的监管和税收，包括解决温室气体排放或要求报告温室气体排放或气候相关信息的立法或法规。
这些因素和能源市场的波动性使得准确预测未来石油和天然气价格走势变得极其困难。大宗商品价格下跌可能会降低我们的营业利润率、现金流和借款能力。如果我们不能以令人满意的条件获得所需的资本或融资，我们开发未来储备或进行收购的能力可能会受到不利影响。此外，使用较低的价格来估计已探明储量可能会由于经济限制而导致探明储量和储量的减少。此外，石油和天然气价格持续低于当前WTI和Henry Hub露天价格的水平可能会对我们的钻井经济性、现金流和我们的融资能力产生不利影响，这可能需要我们重新评估价格，推迟或大幅限制我们的开发计划，并导致我们一些已探明的未开发储量和相关的PV-10减少。因此，大宗商品价格的大幅或持续下跌可能会对我们未来的业务、财务状况、经营业绩、可供分配的现金、流动性和履行我们财务承诺的能力产生重大不利影响，或导致我们推迟计划的资本支出。
目前，我们的生产资产集中在阿纳达科盆地，这使得我们很容易受到在有限地理区域运营的风险的影响。
由于我们的地理位置集中，我们经营区域内的不利行业发展对我们的财务状况和运营结果的影响可能比我们在地理上更加多样化的情况更大。我们还可能不成比例地受到地区供需因素、政府法规或中游产能限制的影响。这种不利发展造成的延误或中断可能会对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。
同样，我们的资产集中在少数几个生产油层使我们面临风险，例如整个油田规则的变化，这可能对与这些油层有关的开发活动或生产产生不利影响。此外，在勘探和生产活动增加的地区，就像我们的作业区域最近的情况一样，我们面临着对钻机、修井机、管材和其他油井设备、服务、供应的竞争日益激烈，以及劳动力成本增加和合格人员减少，这可能导致周期性短缺或延误。这些和类似情况引起的削减可能持续几天到几个月甚至更长时间，在许多情况下，我们可能只得到关于这些情况何时发生及其持续时间的有限通知(如果有的话)。
钻探和生产石油、天然气和天然气是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
我们未来的财务状况和经营结果将取决于我们的开发、生产和收购活动的成功，这些活动受到许多我们无法控制的风险的影响。例如，我们不能向您保证我们钻探的油井将是高产的，也不能保证我们将收回在这些油井上的全部或部分投资。石油、天然气和NGL的钻探往往涉及来自油井的无利可图的努力，这些油井没有生产足够的石油、天然气和NGL，无法在扣除钻井、运营和其他成本后以当时实现的价格回报利润。此外，我们钻井、完井和运营油井的成本往往是不确定的。
我们开发或购买前景或资产的决定将在一定程度上取决于对通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究获得的数据的评估，这些数据往往是不确定的或受到不同解释的影响。有关这些过程中涉及的不确定性的讨论，请参见—美联储的估计取决于许多可能最终被证明是不准确的假设。储备估计或基本假设的任何重大误差，都会对储备的数量和现值造成重大影响。“
此外，许多因素可能会增加、削减、推迟或取消我们预定的钻井项目的成本，包括：
•石油、天然气和天然气价格下降；
•支撑剂、酸、设备、服务和合格人员的供应成本增加，或水力压裂活动用水短缺或延误；
•设备故障、事故或其他突发作业事件；
•收集系统、处理和处理设施或其他相关中游基础设施的能力或压力限制；
•未来在互连输电管道方面是否缺乏可用的能力；
•遵守法规要求造成的或由其造成的延误，包括对淡水来源、废水处理、温室气体排放和水力压裂的限制；
•地质构造中的压力或不规则；
•以可接受的条件获得融资的机会有限；
•与遵守环境法律法规或根据环境法律法规承担责任有关的问题；
•环境危害，如天然气泄漏、石油泄漏、管道和储罐破裂，以及未经授权向空气、地面和地下环境排放盐水、油井增产和完井液、有毒气体或其他污染物；
•遵守合同要求；
•与其他运营商争夺地表位置，这些运营商可能拥有在我们的租赁权部分特定深度钻探的权利；
•缺乏可用的收集设施或收集设施建设延误的；
•恶劣天气条件，如飓风、雷暴、洪水、龙卷风、雪或冰暴以及天气模式的变化；
•提供并及时发放所需的政府许可证和许可证；
•关于租赁权的所有权问题或法律纠纷；以及
•我们行业的其他市场限制。
我们已确定的钻探地点计划在多年后进行，这使得它们容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会实质性地改变其钻探的发生或时间。
我们已特别确定并安排了某些钻探地点，作为对我们现有土地上未来多年钻探活动的内部估计。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多不确定因素，包括石油和天然气价格、资本的可用性和成本、钻井和生产成本、钻井服务和设备的可用性、水力压裂作业中使用的砂和其他支撑剂的可用性和成本、用于酸刺激的酸的供应和成本、钻井结果、收集系统和管道运输的限制、获取和获得水源及分配和处置系统、获取和获得海水处理系统、监管批准、其他工作利益所有者的合作以及其他因素。由于这些不确定的因素，我们不知道我们确定的钻探地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他钻探地点生产石油和天然气。因此，我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动大不相同。
由于本年度报告中描述的限制，我们可能无法在我们确定的许多地点进行钻探。此外，尽管我们计划完全通过运营现金流为钻探计划提供资金，但如果我们的现金流低于我们的预期，或者我们改变了钻探计划，我们可能需要根据循环信贷协议借入比我们预期更多的资金，或者发行新的债务或股权证券以进行这些地点的开发，我们可能无法筹集或产生这样做所需的资本。请参阅“—*我们的开发项目和收购需要
大量的资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得任何所需的资本或融资，这可能导致我们的产量和储量下降。我们能够在这些地点进行的任何钻探活动可能不会成功，可能不会产生产量或增加我们的估计探明储量，并可能导致我们的估计探明储量向下修正，进而可能对循环信贷协议项下的借款基础或我们未来的业务和经营业绩产生重大不利影响。此外，如果我们削减或取消我们的钻探计划，我们可能被要求减少我们的估计已探明储量，这反过来可能会减少循环信贷协议下的借款基数。
我们决定钻探的油田可能无法以商业上可行的数量生产石油和天然气。
我们决定钻探的资产不能以商业上可行的数量生产石油或天然气，将对我们的运营结果和财务状况产生不利影响。在钻探和测试之前，无法预测任何特定的勘探是否会产生足够数量的石油或天然气，以收回钻井和完井成本，或者在经济上是可行的。使用地质数据和其他技术，以及对同一地区的生产油田进行研究，将不能使我们在钻探之前确定是否存在石油或天然气，或者如果存在，是否存在商业数量的石油或天然气。我们不能向您保证，我们从其他油井、更全面勘探的前景或生产油田的现有数据中得出的类比将适用于我们的钻探前景。
我们收购的物业可能不会产生预期的结果，我们可能无法确定储备潜力，无法确定与我们收购的物业相关的负债，或无法获得针对此类负债的卖家保护。
收购石油和天然气资产要求我们评估可采储量、未来石油和天然气价格及其适用的差额、开发和运营成本以及潜在的负债，包括环境负债。关于这些评估，我们对我们认为总体上符合行业惯例的主题属性进行了审查，但此类审查可能不会揭示所有现有或潜在的问题。这样的评估是不准确的，而且本质上是不确定的。在我们的尽职调查过程中，我们可能不会审查每一口油井、管道或相关设施。在进行审查时，我们不一定要观察到结构和环境问题，如地下水污染或管道腐蚀。我们也可能无法从卖方那里获得合同赔偿，以赔偿我们在购买物业之前产生的责任。我们可能被要求承担物业实际状况的风险，以及物业可能不符合我们预期的风险。出于这些原因，我们已经收购或将在未来收购的物业可能不会产生预期的结果，或者可能不会增加我们可用于分配的现金。
我们估计和已探明的未开发储量的开发可能需要更长的时间，并可能需要比我们目前预期的更高水平的资本支出。因此，我们估计的已探明或未开发的储量可能最终不会开发或生产。
截至2023年12月31日，我们估计的已探明储量总额中约有22%使用美国证券交易委员会定价被归类为PUD。开发这些未开发的储备可能需要比我们目前预期的更长时间和更高水平的资本支出。2023年12月31日与我们的PUD开发相关的未来开发成本估计在未来五年内约为8.155亿美元。我们为这些支出提供资金的能力受到许多风险的影响。见“--我们的开发项目和收购需要大量的资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得任何所需的资本或融资，这可能导致我们的产量和储量下降。我们PUD开发的延迟、钻探和开发此类储量的成本增加或大宗商品价格下降将降低我们估计的PUD的PV-10价值和此类储量的未来净现金流，并可能导致一些项目变得不经济。此外，储量开发的拖延可能会导致我们不得不将我们的一些PUD重新归类为未探明储量。此外，我们是否能够将未开发的储量转化为已开发的储量，或者我们的PUD是否在经济上或技术上是可行的，也不确定。
此外，美国证券交易委员会的规定要求，除有限的例外情况外，PUD只有在与预定在预订之日起5年内钻探的油井有关的情况下，才能被预订。这一要求限制了并可能继续限制我们在进行钻探计划时预订额外PUD的能力。因此，如果我们不在所需的五年时间框架内钻探这些油井，我们可能需要对某些PUD进行重新分类。
我们的部分业务战略涉及使用一些最新的水平钻井和完井技术，这些技术的应用存在风险和不确定性。
我们在完成油井作业时面临的困难包括：
•压裂能力用支撑剂的计划量刺激计划级数；
•为我们的酸化增产完井技术寻找酸源的能力；
•在完井作业期间将工具送入井筒全长的能力；以及
•在最后一次压裂增产阶段完成后成功清理井筒的能力。
此外，我们正在采用的某些新技术可能会由于关闭补偿井以及在任何此类井开始生产之前钻探和完成多口井所需的时间而导致生产不规范或中断。如果我们的开发和生产结果低于预期，我们对特定油井或地区的投资回报可能没有我们预期的那么有吸引力，我们可能会对我们的未开发面积进行重大减记，未来其价值可能会下降。
我们产品的可销售性取决于收集、处理、加工和运输设施，其中一些设施是我们无法控制的。如果这些设施不可用，我们的运营可能会中断，收入可能会下降。
我们石油和天然气生产的适销性在一定程度上取决于收集、处理、加工和运输管道、工厂和其他中游设施的可用性、邻近程度和能力，其中很大一部分由第三方拥有。我们的一些石油和天然气生产是通过第三方的集气管道从井口收集起来的，然后运输到天然气加工或处理设施或传输管道。我们不控制这些第三方安全设施，我们对它们的访问可能会受到限制、限制或拒绝。管道、工厂和其他中游设施可能会因为测试、周转、线路维修、维护、操作压力降低、操作能力不足、监管要求以及由于能力不足或恶劣天气条件或其他操作问题造成的收货或交付减少而变得不可用。由于我们无法控制的各种原因，第三方工厂可能会发生计划外停机或维护，我们的生产可能会因此类停机而受到实质性的负面影响。我们没有运营的物业的油井产量不足，无法支持第三方建设管道设施，或者我们或第三方的中游设施或其他生产设施的可用性严重中断，都可能对我们向市场输送或生产我们的天然气的能力造成不利影响，从而导致我们的运营严重中断。如果今后我们在任何持续的时期内不能实施收集、处理、加工或运输安排，或者遇到与生产有关的困难，我们可能被要求关闭或减产。任何此类关闭或削减，或无法获得从我们油田生产的石油和天然气的有利交付条件，都将对我们的财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
如果与我们的收集系统互连的第三方管道或其他中游设施部分或完全不可用，我们的收入和现金流以及我们向单位持有人分配现金的能力可能会受到重大不利影响。
我们的收集系统连接到第三方输油管道和其他中游设施，如加工厂、铁路终点站和产出水处理设施。这种第三方天然气管道和其他中游设施的持续运营不在我们的控制范围内。这些管道和其他中游设施可能会变得不可用，原因包括但不限于测试、周转、线路维修、操作压力降低、操作能力不足、监管要求、由于能力不足或其他危险造成的损坏导致接收或交付减少。此外，我们没有与所有这些管道和其他设施达成互联互通协议，我们确实有的协议可能在某些情况下和/或在短时间内终止。如果其中任何一条管道或其他中游设施因任何原因不可用，或者如果这些第三方不愿接收或运输我们收集和/或处理的石油、天然气和采出水，我们的收入、现金流和向我们的单位持有人分配现金的能力可能会受到实质性的不利影响。
储备估计取决于许多假设，这些假设可能最终被证明是不准确的。储备估计或基本假设的任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。
估计石油和天然气储量的过程很复杂。它需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与当前和未来经济状况以及大宗商品价格有关的假设。这些解释或假设中的任何重大不准确都可能对估计数量和现状产生重大影响
我们储备的价值。为了准备储量估算，我们必须预测产量和开发支出的时间。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性各不相同。这一过程还需要对石油和天然气价格、钻探和运营费用、资本支出、税收和资金可获得性等事项进行经济假设。
未来的实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采石油和天然气储量可能与我们的估计大不相同。例如，我们或其他运营商报告的初始生产率可能不能反映未来或长期的生产率，我们的采油效率可能比预期更差，产量降幅可能比我们估计的更大，与初始生产率相比可能更快和更不规律。此外，我们可能会调整已探明储量的储量估计，以反映额外的生产历史、开发活动的结果、当前的大宗商品价格和其他现有因素。任何重大改变都可能对我们储备的估计数量和现值产生重大影响。此外，我们的开发计划要求使用更紧密的井距和酸刺激来完成水平井，这可能会增加这些井干扰相同间距段和层位中现有或未来井的生产的风险，这反过来可能导致可采储量减少。我们不能保证我们的储量最终会得到生产，也不能保证我们已探明的未开发储量会在预期的时期内得到开发。
阁下不应假设本年度报告所载来自本公司储备的未来现金流量净值为本公司估计储备的当前市场价值。未来的实际价格和成本可能与我们使用美国证券交易委员会定价进行现值估计时使用的价格和成本存在实质性差异。如果现货价格或未来实际价格低于我们目前储量估计中使用的价格，使用这些价格来估计已探明储量可能会因经济限制而导致探明储量减少。您不应假设我们已探明储量的标准化衡量标准和我们估计储量的PV-10价值是对我们估计的石油、天然气和NGL储量当前公允价值的准确估计。
我们估计的已探明储量的标准化量度，未必与我们估计的已探明储量的现时市值相同。
我们已探明储量的未来净现金流现值，或标准化衡量标准，可能不代表我们估计的已探明石油和天然气储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，我们根据我们估计的已探明储量估计的贴现未来净现金流，基于12个月的石油和天然气指数平均价格，计算为每月第一天的未加权算术平均价格和截至估计日期的有效成本，使价格和成本在物业的整个生命周期内保持不变。
未来的实际价格和成本可能与净现值估计中使用的价格和成本有很大差异，使用当时的价格和成本估计的未来净现值可能比当前估计的要少得多。例如，我们截至2023年12月31日的估计探明储量是根据美国证券交易委员会规则计算的，使用了前12个月的未加权算术平均价格，天然气为2.637美元/MMBtu，石油为78.22美元/桶，在此期间的某些时期，这与可用的现货价格有很大不同。此外，我们在计算符合会计准则汇编932《石油和天然气开采活动》报告要求的贴现未来现金流量时使用的10%贴现率，可能不是基于不时生效的利率和与我们或整个石油和天然气行业相关的风险而得出的最合适的贴现率。
除非我们以收购或开发的新储量取代已生产的储量，否则我们的储量和产量将会下降，这将对我们未来的现金流、经营业绩和可供分配的现金产生不利影响。
生产石油和天然气的储集层通常以产量下降为特征，这取决于储集层的特征和其他因素。除非我们进行成功的持续开发活动或不断收购含有已探明储量的物业，否则我们的已探明储量将随着这些储量的产生而下降。我们未来的储量和产量，以及我们未来的现金流和经营结果，高度依赖于我们能否有效地开发我们现有的储量，并在经济上找到或获得更多的可采储量。我们可能无法开发、找到或获得足够的额外储量来取代我们目前和未来的产量。如果我们无法更换现有和未来的产量，我们的储量价值将会下降，我们的业务、财务状况和经营业绩将受到重大不利影响。
石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们更难获得资产、销售天然气、获得训练有素的人员和筹集更多资本。
我们未来能否获得更多的石油和天然气资产以及发现和开发储量，将取决于我们评估和选择合适资产的能力，以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力。
用于收购财产、销售天然气和获得训练有素的人员。此外，石油和天然气行业对可供投资的资本也存在激烈的竞争。我们的许多竞争对手拥有并聘用比我们更多的财务、技术和人员资源。这些公司可能会为石油和天然气资产支付更高的价格，并能够评估、竞标和购买比我们的财力或人力资源允许的更多的资产。这些较大的公司也可能有更大的能力在低油价时期继续开发活动，并吸收目前和未来的联邦、州、地方和其他法律和法规的负担。此外，其他公司可能会提供比我们更好的薪酬方案，以吸引和留住合格的人才。我们未来可能无法在收购天然气资产、开发储量、营销我们的产品、吸引和留住优质人才以及筹集额外资本方面取得成功，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。
我们的中游服务合同通常是短期和长期的固定费用合同，这可能会在石油和天然气价格较低的时期对我们的运营利润率和现金流产生负面影响。
我们与第三方签订了收集、加工和运输服务的短期合同和长期固定费用合同，包括四份确定的运输合同，其中三份已全部使用，一份部分使用，其余部分释放给其他托运人或未使用。本合同未使用部分的影响在准备金中的加权平均销售价格下假定。截至2023年12月31日，根据确定的运输合同，剩余付款总额为700万美元。此外，在这些短期协议和长期固定费用安排下，我们的收集和加工费用一般是在适用合同期限内按单位固定的，不会因应石油和天然气价格的下降而自动调整。如果大宗商品价格长期走低，我们的收入将会下降，而我们为天然气收集、处理和压缩服务支付的单位费用一般不会下降，这将对我们的运营利润率和现金流产生负面影响。此外，在石油和天然气价格低迷期间，此类服务的市场价格可能低于我们目前向第三方和中游服务提供商支付的合同义务。此外，如果对我们使用的某些中游资产征收某些未来的税收或评估，在某些情况下，我们的中游服务合同可能要求我们向中游服务提供商偿还此类税收或评估，这可能会对我们的运营利润率和现金流产生负面影响。我们的第三方和中游服务提供商没有义务与我们重新谈判他们的合同。如果我们不能以有竞争力的条件获得这些服务，可能会对我们的业务造成严重损害。
高级管理人员或技术人员的流失可能对业务产生不利影响。
我们依靠我们的高级管理人员和技术人员的服务。我们不会为这些人的损失提供任何保险，也不打算购买任何保险。失去高级管理人员或技术人员的服务可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
我们依赖马赫资源为我们提供运营业务所需的服务。如果马驰资源无法或不愿提供这些服务，将导致我们的业务中断，可能对我们的财务状况、财务业绩和现金流产生不利影响。
我们不直接雇用董事、高级管理人员或员工。根据2023年10月27日与马赫资源签订的与发售结束相关的新管理服务协议(“MSA”)，马赫资源是Tom L.Ward及其家族全资拥有的实体，我们所有的执行管理人员都是马赫资源的员工，我们使用马赫资源的大量员工来运营我们的物业，并为我们提供一般和行政服务。如果Mach Resources无法或不愿意提供此类服务，我们将需要在内部开发这些服务，或者从其他服务提供商那里安排服务。在内部或通过保留其他服务提供商来开发功能可能会对我们的业务产生不利影响，并且在开发或保留服务时，其质量可能与Mach Resources向我们提供的服务质量不同。此外，如果MSA终止，我们将失去关键人员。
某些因素可能需要我们减记物业的账面价值，包括商品价格下降到这样一个水平，即我们未来来自物业的未贴现现金流低于它们的账面价值。
会计规则要求我们定期审查我们财产的账面价值，以确定可能的减值。根据当时的商品价格及进行预期减值评估时的特定市场因素及情况，以及对开发计划、钻井及完井结果、生产数据、经济及其他因素的持续评估，吾等可能须减记物业的账面价值。减记费用构成了收益的非现金减值费用。未来大宗商品价格下跌可能会导致我们的房产减值，
这可能会对我们收取此类费用期间的运营结果产生实质性的不利影响。由于其他因素，包括生产业绩较低或租赁运营费用、资本支出或运输费较高，我们可能会经历进一步的重大减记。
我们可能会因所投资物业的业权瑕疵而蒙受损失。
重大所有权缺失的存在可能会使租约变得毫无价值，并对我们的运营结果和财务状况产生不利影响。虽然我们通常在根据租约或在一个单位开始钻探作业之前获得所有权意见，但所有权的失败可能要到钻井完成后才会被发现，在这种情况下，我们可能会失去租约和生产该物业下全部或部分矿物的权利。
我们在第三方开发和运营的物业中拥有非经营性权益，我们的一些租赁面积可以由第三方运营商共享。因此，我们无法或可能因集合而无法控制此类物业的运营和盈利能力。
我们与第三方石油运营商一起参与钻井和完井，这些运营商对此类作业行使独家控制权。作为参与者，我们依赖第三方运营商根据联合运营协议和其他合同安排成功运营这些物业。同样，根据州法律，我们在俄克拉何马州和德克萨斯州的种植面积可能会由第三方土地运营商共享。如果我们的耕地是根据州强制汇集法规不由自主地汇集起来的，这将减少我们对此类耕地的控制，我们可能会失去对我们计划开发的一部分耕地的经营权。
我们可能无法最大化与我们拥有的种植面积相关的价值，但没有以我们认为合适的方式运营，或者根本没有。我们无法控制第三方运营物业的钻探和开发活动的成功与否，这取决于第三方石油运营商控制的多个因素，包括该运营商对钻探和运营活动的性质和时机、资本支出的时机和金额以及合适技术的选择等方面的决定。此外，第三方石油运营商的运营专长和财力，以及其获得其他钻井参与者批准的能力，将以我们无法控制的方式影响钻探和开发活动的时机和潜在成功。第三方电信运营商未能充分开展运营、违反适用协议或未能以有利于我们的方式行事，可能会减少我们的生产和收入，对我们的流动性产生负面影响，并导致我们花费超过当前计划的资本，并对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
我们可能无法进行增值收购，也可能进行机会主义处置。任何此类收购，如果整合或进行得不成功，或此类处置，如果进行得不成功，都可能扰乱我们的业务，阻碍我们的增长潜力。
我们可能无法进行增值收购，也可能进行机会主义处置。任何此类收购，如果没有成功整合或进行，或此类处置，如果没有成功进行，可能会扰乱我们的业务，阻碍我们的增长潜力。我们增长和增加对单位持有人分配的能力在一定程度上取决于我们进行收购的能力，这导致可用于分配的现金增加。未来，我们可能会收购资产或业务，以补充或扩大我们目前的业务。我们的行业对收购机会的竞争非常激烈，我们可能无法找到有吸引力的收购机会。然而，不能保证我们能够找到有吸引力的收购机会。如果我们能够找到有吸引力的收购机会，我们可能无法完成收购或以商业上可接受的条款完成收购。收购竞争也可能会增加完成收购的成本，或者导致我们避免完成收购。此外，我们可能会不时考虑机会主义处置，包括处置非经营性房地产，有可能进一步限制未来的产量。
完成收购的成功将取决于我们将被收购的业务有效地整合到我们现有业务中的能力。整合被收购企业的过程可能涉及不可预见的困难，并可能需要我们不成比例的管理和财政资源。此外，未来可能的收购可能会更大，而且收购价格明显高于之前收购的价格。不能保证我们将能够找到更多合适的收购机会、谈判可接受的条款、以可接受的条款获得收购融资或成功收购已确定的目标。我们未能实现合并节约，未能成功地将收购的业务和资产整合到我们现有的业务中，或未能将任何不可预见的运营困难降至最低，可能会对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。
此外，信贷协议对我们进行合并或合并交易以及产生某些债务的能力施加了某些限制，这可能会限制我们收购资产和业务的能力。
我们的开发项目和收购需要大量的资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得任何所需的资本或融资，这可能导致我们的产量和储量下降。
石油和天然气行业是资本密集型行业。许多因素可能导致我们的现金流低于我们的预期，包括我们的钻井和完井计划的结果。此外，我们的资本预算基于一系列假设，包括工作利益合作伙伴的预期选举、钻井和完井成本、中游服务成本、石油和天然气价格以及钻井结果，因此可能会发生变化。如果我们的现金流低于我们的预期，我们决定进行收购，或者我们改变了资本预算，我们可能需要在信贷安排下借入比我们预期更多的资金，或者发行债务或股票证券来完成此类收购或为我们的钻井和完井计划提供资金。若出现额外债务，不论是透过循环信贷协议下的借款、发行额外债务证券或其他方式，将需要我们的营运现金流的一部分用于支付负债的利息和本金，从而降低我们利用营运现金流为资本开支、我们的发展计划、收购和向单位持有人分配现金的能力。此外，近几年来，市场对主有限合伙企业发行的股本的需求明显低于历史上的水平，这可能会使我们通过发行额外股本来为资本支出融资更具挑战性。我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计大不相同，原因包括石油和天然气价格；实际钻探结果；钻机和劳动力以及其他服务和设备的可用性和成本；中游收集、加工、压缩和运输基础设施的可用性、成本和充分性；以及监管、技术和竞争方面的发展。
我们来自运营的现金流和获得资本的机会受到许多变量的影响，包括：
•我们产品的销售价格；
•我们已探明储量的数量；
•我们现有油井能够生产的碳氢化合物的数量；
•我们获得、定位和生产新储量的能力；
•本公司的运营费用数额；
•衍生业务的现金结算；
•我们根据循环信贷协议借款的能力；以及
•我们进入债务和股权资本市场或出售非核心资产的能力。
如果我们的收入或循环信贷协议下的借款基础因大宗商品价格下跌、经营困难、储备下降或任何其他原因而减少，我们获得进行收购或维持目前水平运营所需的资本的能力可能有限。如果需要额外的资本，我们可能无法以我们可以接受的条件获得债务或股权融资，如果真的有的话。如果我们业务产生的现金流或循环信贷协议下的可用借款不足以满足我们的资本要求，未能获得额外融资可能会导致我们物业的开发减少，进而可能导致我们的储量和产量下降，并可能对我们的业务、财务状况和运营业绩产生重大和不利影响。
资金成本的增加可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的业务可能会受到资金供应、条款和成本、利率上升或信用评级下调等因素的影响。例如，自2022年3月以来，美联储多次上调联邦基金利率目标区间，可能会继续出现额外的加息。这些因素中的任何一个或多个的变化都可能导致我们的经营成本增加，限制我们获得资本的机会，限制我们寻求收购机会的能力，减少我们可用的现金流，并使我们处于竞争劣势。全球金融市场的持续中断和波动可能导致利率上升或信贷供应收缩，影响我们为活动提供资金的能力。信贷供应的大幅减少可能会对我们实现业务战略和现金流的能力产生实质性的不利影响。
如果大宗商品价格上涨，我们可能会经历成本上升的时期。这些增长可能会降低我们的盈利能力、现金流和按计划完成开发活动的能力。
从历史上看，在石油、天然气和天然气价格上涨以及我们的作业区和全美其他主要页岩盆地的钻探活动期间，资本和运营成本都会上升。这些成本的增加导致了
由于各种我们无法控制的因素，例如水力压裂作业中使用的沙子和其他支撑剂或用于酸刺激的酸以及我们和我们的供应商所依赖的钢铁和其他原材料的成本增加；随着钻井活动的增加，对劳动力、服务和材料的需求增加；以及税收增加。如果大宗商品价格上涨，此类成本的增长速度可能会快于我们收入的增长，从而对我们的盈利能力、现金流和按计划和预算完成开发活动的能力产生负面影响。这种影响可能会被放大，以至于我们参与大宗商品价格上涨的能力受到我们衍生品活动的限制。此外，高油价在历史上导致了以石油为主的页岩盆地的更多开发活动，并导致美国所有页岩盆地的服务成本上涨，包括我们的作业区域。从历史上看，以石油为主的页岩盆地开发活动水平较高，也导致伴生天然气产量较高，从而给天然气价格带来下行压力。如果天然气价格因伴生天然气产量增加而下降，而我们在此期间经历服务成本上涨，我们的现金流、盈利能力和向单位持有人分配的能力可能会受到重大不利影响。
钻机、压裂人员、设备、供应、人员和油田服务无法使用或成本高昂，可能会对我们在预算范围内及时执行开发计划的能力造成不利影响。
对钻机、压裂人员、管道和其他设备和用品的需求，包括用于水力压裂作业的砂和其他支撑剂和用于酸刺激的酸，以及对合格和经验丰富的现场人员、地质学家、地球物理学家、工程师和石油和天然气行业其他专业人员的需求，可能会大幅波动，往往与我们作业区和美国其他页岩盆地的大宗商品价格或钻探活动相关，导致供应和所需人员定期短缺，成本迅速上升。钻探活动的增加可能会大幅增加对这些商品和服务的需求和价格，我们可能会遇到成本上升以及延迟或无法确保我们进行钻探和开发活动所需的人员、设备、电力、服务、资源和设施的访问，这可能导致产量低于我们的预测量。此外，任何此类对生产量的负面影响，或成本的大幅增加，都可能对我们的现金流和盈利能力产生重大不利影响。
我们的大部分石油、天然气和NGL产品的销售依赖于几个重要的采购商。失去这些买家中的一个或多个，除其他因素外，可能会限制我们进入我们生产的石油和天然气的合适市场。
在截至2023年12月31日的一年中，有三家买家分别占我们收入的10%以上：Phillips 66 Company(52.6%)、NextEra Energy Marketing，LLC(12.9%)和Oneok Carbon L.P.(10.4%)。我们与客户没有长期的销售合同；相反，我们将绝大多数期限为12个月或更短的生产合同出售给相对较少的客户，包括按月销售。这些买家中的任何一个的损失、我们的重要买家不能或不能履行他们对我们的义务，或者他们的破产或清算可能会对我们的财务状况、经营结果和向我们的单位持有人进行分配的能力产生重大不利影响。我们不能向您保证，我们的任何客户将继续与我们做生意，或者我们将继续为我们未来的生产准备好进入合适的市场。见本年报第I部分第1及第2项所载的“商业及物业市场推广及客户”。
我们生产的任何碳氢化合物是否有现成的市场，取决于许多我们无法控制的因素，包括但不限于国内石油生产和进口的范围、石油、天然气和天然气管道的距离和容量、熟练劳动力、材料和设备的可用性、州和联邦政府对石油、天然气和天然气生产的监管以及联邦政府对跨州商业销售的石油、天然气和天然气的监管。
我们的杠杆和偿债义务可能会对我们的财务状况、经营结果和业务前景产生不利影响。
截至2023年12月31日，根据我们的信贷协议，我们有8.25亿美元的未偿还款项。在未来，我们和我们的子公司可能会产生大量的额外债务。信贷协议包含对产生额外债务的限制，这些限制将被豁免，以及一些重要的限制和例外，遵守这些限制所产生的债务可能是巨大的。此外，信贷协议允许我们承担一定数额的额外债务。
我们的负债水平可能会在几个方面影响我们的业务，包括：
•要求我们将运营现金流的很大一部分用于偿还债务，从而减少了为我们的运营和投资活动提供资金的现金；
•限制管理层在经营业务时的自由裁量权，以及限制我们在规划或应对业务和我们所在行业的变化方面的灵活性；
•增加我们对业务和行业衰退和不利发展的脆弱性；
•限制我们以优惠条件筹集资金的能力；
•限制我们筹集可用资金、进行投资、租赁设备、出售资产和从事业务合并的能力；
•使我们容易受到利率上升的影响；
•使我们相对于竞争对手处于竞争劣势；以及
•由于我们的信贷协议（包括财务契约）所载的契约，限制了我们在规划和应对业务变化（包括可能的收购机会）方面的灵活性。
我们现有和未来债务协议中的限制可能会限制我们的增长和我们从事某些活动的能力。
信贷协议载有多项重大契诺，包括限制性契诺，该等契诺在若干条件下限制我们（其中包括）：
•作出某些付款，包括就我们的股权支付股息或分派；
•招致额外的债务；
•向他人发放贷款；
•进行某些收购和投资；
•如果存在违约或借款基础不足的事件，对我们的普通单位进行或支付分派；
•与其他主体合并或合并；
•对冲未来的产量或利率；
•产生留置权；
•出售资产；以及
•在未经贷款人事先同意的情况下从事某些其他交易。
此外，信贷协议要求我们遵守某些金融契约。
信贷协议中的限制也影响了我们获得资金以抵御业务或整体经济低迷的能力，或以其他方式进行必要的公司活动。我们也可能因为债务安排下的限制性公约对我们施加的限制而无法利用出现的商机。
违反信用协议中的任何约定将导致我们的信用协议下的违约，如果没有宽限期或如果此类违约在任何适用的宽限期内没有得到纠正，则将导致违约事件。违约事件如未获豁免，可能会导致适用协议下未清偿的债务加速，以及在吾等所属的任何其他债务协议下的未清偿债务出现违约及加速的情况下。任何这种加速的债务都将立即到期并支付。如果发生这种情况，我们可能无法支付所需的所有款项，也无法借入足够的资金为此类债务进行再融资。即使当时有新的融资，也可能不是我们可以接受的条款。
由于定期借款基数重新确定或其他原因，根据循环信贷融资协议，我们的借款基数出现任何重大减少，都可能对我们为业务提供资金的能力产生负面影响。
循环信贷协议将我们可以借款的金额限制在某些借款基础金额，行政代理本着善意并根据其在特定时间评估石油和天然气贷款及相关资产的惯常程序和以其他方式自行决定的程序，将根据我们的天然气资产的预计收入、我们获得贷款的商品衍生品合同和某些其他信息(包括但不限于，在借款基础增加的情况下适用的情况下，每半年一次)确定并批准所需的贷款人或所有贷款人批准的借款基础金额。关于石油和天然气资产的所有权信息状况以及是否存在任何其他债务、负债、固定费用、现金流、业务、
物业、前景、管理及拥有权、对冲及非对冲风险对价格、价格及生产情况、利率及营运成本变动的影响)。除预定的重新厘定外，本公司及所需贷款人可在预定的重新厘定之间，要求不超过一次的借款基数非预定中期重新厘定。借款基数的任何增加都需要得到所有贷款人(违约贷款人除外)的同意。如果在借款基数增加的情况下，所需必要数目的贷款人或所有贷款人不同意拟议的借款基数，则借款基数将是这些贷款人可以接受的最高借款基数。我们将被要求偿还超出借款基数的未偿还借款。一旦发生某些事件，借款基数也可能自动减少。
在未来，我们可能无法根据循环信贷协议获得足够的资金，原因是我们的借款基数因发行新的债务而减少，借款基数重新确定的结果，或贷款对手方不愿或没有能力履行其资金义务，以及其他贷款人无法提供额外资金来弥补违约贷款人的部分。此外，如果我们未来出售资产，我们的借款基数可能会减少。大宗商品价格下跌可能导致我们决心降低借款基数，在这种情况下，我们可能被要求偿还超过重新确定的借款基数的任何债务。因此，我们可能无法执行我们的钻探和开发计划、进行收购、向我们的单位持有人进行分配或以其他方式执行业务计划，这将对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。
我们的浮动利率负债使我们面临利率风险，这可能导致我们的偿债义务显著增加。
信贷协议下的借款按浮动利率计息，使我们面临利率风险。如果利率上升，我们的浮动利率债务的偿债义务将增加，即使借款金额保持不变，我们的业务、财务状况和经营业绩以及可供分配的现金也保持不变。
金融机构的信用风险可能会对我们产生不利影响。
我们已经与金融服务业的交易对手进行了交易，包括商业银行、投资银行、保险公司和其他机构。这些交易使我们在交易对手违约的情况下面临信用风险。信贷市场的恶化可能会影响我们当前和潜在交易对手的信用评级，并影响他们履行对我们的现有义务的能力，以及他们与我们进行未来交易的意愿。我们对金融机构的风险敞口以衍生交易的形式与我们的对冲相关，保险公司以我们保单下的索赔和地区银行持有的存款账户的形式存在。此外，如果循环信贷协议下的任何贷款人无法为其承诺提供资金，我们的流动资金将被减少，金额最高为该贷款人在信贷协议下的承诺总额。
该公司的一些存款账户存放在地区性银行。最近涉及硅谷银行、签名银行和第一共和国银行的备受瞩目的银行倒闭事件造成了巨大的市场波动，尤其是对地区性银行。虽然财政部、美联储和FDIC已发表声明，确保最近破产银行的储户可以访问他们的存款，包括没有保险的存款账户，但不能保证未来破产银行将继续采取此类行动，包括持有我们存款账户的地区性银行。
我们以我们可以接受的条件获得融资的能力，在未来可能会受到利率上升等因素的限制。
我们需要持续获得资本，我们的业务和经营业绩可能会受到资本的可用性、条款和成本、利率上升或信用评级下调等因素的影响。我们可能会使用循环信贷协议为我们未来增长的一部分提供资金，这些因素可能会导致我们的业务成本增加，限制我们寻求收购机会的能力，减少用于钻探的现金流，并使我们处于竞争劣势。全球金融市场的波动，金融机构在美国的能源贷款组合的重大损失，或环境和社会担忧，可能会导致信贷供应收缩，影响我们为业务融资的能力，或我们为信贷协议或其他未偿债务进行再融资的能力。利率上升可能会增加我们的利息支出，并对我们的财务状况产生实质性的不利影响。运营现金流的大幅减少或信贷的可获得性可能会对我们执行发展计划的能力、我们可用于分配的现金和经营业绩产生实质性的不利影响。
我们的衍生品活动可能导致财务损失或减少我们的收益。
为了实现更可预测的现金流，并减少我们对石油和天然气价格不利波动的风险敞口，我们为我们预计的石油和天然气产量的一部分签订了衍生品合同，主要包括掉期。见《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析--关于市场风险的定量和定性披露--关于商品价格风险--关于商品衍生活动的讨论与分析》。因此，我们的收益可能会因衍生工具的公允价值变化而大幅波动。
衍生工具在某些情况下也使我们面临财务损失的风险，包括在以下情况下：
•产量低于衍生工具覆盖的数量；
•衍生工具的交易对手不履行其合同义务；
•衍生工具的标的价格与出售我们的产品所收到的实际价格之间的差额增加；或
•这类文书的法律可执行性存在问题。
在某些情况下，使用衍生品可能需要向交易对手提供现金抵押品。如果我们进入需要现金抵押品的衍生工具，而大宗商品价格以对我们不利的方式发生变化，我们在运营中可用的现金将会减少，这可能会限制我们未来进行资本支出、偿还债务和向单位持有人进行分配的能力，这也可能限制我们借款基础的规模。未来的抵押品要求将取决于与我们交易对手的安排以及石油和天然气价格。
在石油和天然气价格上涨的时候，钻探和完成油气井的成本往往会增加。如果我们的钻井和完井成本增加，但我们的衍生品安排限制了我们从石油和天然气价格上涨中获得的好处，我们的利润率可能会受到限制，这可能会对我们的财务状况产生重大不利影响。此外，我们支付的遣散税金额是在计算时不考虑我们的衍生品安排，如果我们的衍生品安排限制了我们从石油和天然气价格上涨中获得的好处，我们支付的遣散费的实际税率可能会增加。
如果交易对手未能履行合同，我们的衍生品合约将使我们面临财务损失的风险。金融市场的中断可能会导致交易对手的流动性突然下降，这可能会使交易对手无法根据合同条款履行义务，我们可能无法实现合同的好处。我们无法预测交易对手的信誉或履约能力的突然变化。即使我们确实准确地预测了突然的变化，我们否定风险的能力也可能是有限的，这取决于市场状况。
在大宗商品价格下跌期间，我们的衍生品合约应收账款头寸通常会增加，这会增加我们的交易对手信用敞口。如果我们交易对手的信誉恶化并导致他们无法履行，我们可能会在我们的衍生品合同方面招致重大损失。
如果我们的对冲交易对手、重要客户或工作利益持有人未能履行他们对我们的义务，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们的套期保值交易使我们面临交易对手无法履行衍生品合同的风险。金融市场的混乱可能会导致交易对手的流动性突然减少，这可能会使该交易对手无法根据衍生品合同的条款履行义务，我们可能无法实现衍生品合同的好处。这些衍生工具合约到期时，交易对手的任何违约都可能对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们从向客户销售石油和天然气中收取付款的能力取决于我们客户的支付能力，其中包括几个重要客户。如果我们的任何一个或多个重要客户因任何原因未能向我们付款，我们可能会遭受重大损失。此外，如果我们的任何重要客户停止购买我们的石油和天然气或减少他们从我们购买的石油和天然气的数量，损失或减少可能会对我们的收入产生不利影响，并可能导致我们的石油和天然气销售暂时中断或价格下降。
我们还通过联合应收利息面临信用风险。共同利息应收账款产生于在我们经营的油井中拥有部分工作权益的账单实体。虽然我们经常有能力扣留未来的收入支出，以追回因共同利息账单而未支付的款项，但工作利息持有人无法或未能履行其对我们的义务，或他们的破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们无法控制的事件，包括大范围的公共卫生危机、流行病和传染病暴发，或其威胁，以及任何相关的衰退威胁和其他经济影响，都可能对我们的业务、流动性、财务状况、运营结果、现金流和支付共同单位的分配能力产生实质性的不利影响。
广泛的公共卫生危机、流行病和传染病的爆发可能会引起经济衰退的威胁和相关的经济影响，可能会在全球经济和石油和天然气行业造成巨大的波动性、不确定性和动荡，就像新冠肺炎在2020年至2022年初所做的那样。这些变数是我们无法控制的，可能会扰乱许多企业的正常运营，包括暂时关闭或缩减业务运营和/或通过政府命令或自愿对员工实施隔离或远程工作或满足要求。虽然新冠肺炎疫情的影响已经减弱，但广泛的公共卫生危机、流行病和传染病的爆发在全美和全球蔓延，包括新冠肺炎的新一轮爆发，可能会导致我们的业务严重中断。全球经济、我们的市场和我们的业务已经并可能继续受到广泛的公共卫生危机、流行病和传染病爆发的实质性和不利影响，这些危机可能会严重扰乱我们的业务和运营计划，并对我们的流动性、财务状况、运营业绩、现金流和支付共同单位的分配能力产生不利影响。
下降的一般经济、商业或行业状况以及通货膨胀可能会对我们的经营业绩、流动资金和财务状况产生重大不利影响。
对全球经济状况、能源成本、供应链中断、需求增加、与充分就业的美国劳动力相关的劳动力短缺、地缘政治问题、通胀、信贷可获得性和成本以及美国金融市场等因素的担忧，加剧了经济不确定性，降低了对全球经济的预期。尽管美国的通货膨胀率多年来一直处于相对较低的水平，但从2021年下半年开始，通货膨胀率大幅上升，一直持续到2023年，原因是货币供应量大幅增加，刺激性财政政策，随着新冠肺炎限制的放松，消费者需求显著反弹，俄罗斯和乌克兰的战争以及新冠肺炎导致的经济收缩和封锁随后快速复苏导致的全球供应链中断。通胀率从2022年1月的7.5%升至2022年6月的峰值9.1%，然后在2022年12月降至6.5%。2023年12月，通胀率为3.4%。我们继续采取行动和实施计划，以加强我们的供应链，以应对这些压力，并保护获得商品和服务的必要机会。
然而，我们预计在可预见的未来，我们的成本结构将面临供应链限制和通胀压力。我们还可能面临这些商品和劳动力的短缺，这可能会阻碍我们充分执行我们的发展计划。这些供应链限制和通胀压力可能会继续对我们的运营成本产生不利影响，如果我们无法管理我们的供应链，它可能会影响我们以及时和具有成本效益的方式采购材料和设备的能力(如果有的话)，这可能会影响我们分配可用现金的能力，并导致利润率下降和生产延迟，因此，我们的业务、财务状况、运营结果和现金流可能会受到重大和不利的影响。
我们继续采取行动缓解供应链和通胀压力。我们正在与其他供应商和承包商密切合作，以确保现场供应的可用性，特别是对我们许多业务至关重要的燃料、钢铁和化学品供应商。然而，这些缓解努力可能不会成功或可能不够。
此外，与俄罗斯入侵乌克兰以及在美国或其他国家发生或威胁发动恐怖袭击有关的持续敌对行动可能会对全球经济造成不利影响。这些因素以及其他因素，如新冠肺炎案件再次激增或中国需求下降，再加上大宗商品价格波动，以及企业和消费者信心下降，可能会导致经济放缓和衰退。最近对全球经济增长的担忧与日俱增，对全球金融市场和大宗商品价格产生了重大不利影响。如果美国或国外的经济环境恶化，全球对石油产品的需求可能会减少，这可能会影响我们销售产品的价格，影响我们的供应商、供应商和客户继续运营的能力，并最终对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
石油和天然气勘探和生产公司经常受到土地所有者、特许权使用费所有者和其他相关方的诉讼索赔，特别是在大宗商品价格下跌的时期。
石油和天然气资产的所有权往往不明确，并受到第三方索赔的影响。此外，石油和天然气公司经常因少付特许权使用费、危害环境和引起争议而受到索赔。
财产所有权，特别是在商品价格下降，因此收入和特许权使用费支付下降的时期。油气勘探和生产业务尤其容易受到资本成本上升、对冲亏损和收入下降的影响，这可能导致第三方债务违约。这些风险和其他风险可能导致巨额律师费和在起诉或辩护诉讼中发生的其他费用。
我们可能会因我们的运营而蒙受重大损失并承担重大责任索赔。此外，我们可能没有投保，或我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险。
我们为部分(但不是全部)经营风险和损失提供保险。未投保和投保不足事件产生的损失和责任可能会对我们的业务、财务状况或经营结果产生重大和不利的影响。
我们的业务受到与钻探和生产石油、天然气和天然气以及运营收集和加工设施相关的所有风险的影响，包括以下可能性：
•环境危害，如向环境排放污染物，包括地下水、地表水、土壤和空气污染；
•异常压力地层；
•机械故障，如油田钻井和维修工具卡住、套管坍塌等；
•破裂、起火和爆炸；
•龙卷风、洪水、冰冻、火灾和其他自然灾害对管道、加工厂、压缩资产、水利基础设施以及相关设备和周围财产造成的损害；
•建筑、车辆、农场和公用事业设备造成的意外损坏；
•人身伤害和死亡；
•自然灾害；以及
•针对石油和天然气相关设施和基础设施的恐怖袭击。
任何这些事件都可能对我们的运营能力造成不利影响，或因政府机构或第三方就以下事项提出索赔而导致我们遭受重大损失：
•造成人员伤亡的；
•财产、自然资源和设备的损坏和毁坏；
•污染和其他环境破坏；
•监管调查和处罚；以及
•维修和补救费用。
这些事件还可能导致我们的收集和处理设施缩减或暂停。影响我们和我们的第三方客户所在地区的自然灾害或任何如上所述的事件都可能对我们的运营产生实质性的不利影响。事故或其他运营风险可能会进一步导致我们和我们的第三方客户失去可用的服务。这种情况，包括维护和维修活动引起的情况，可能会导致我们的部分或所有收集设施的服务中断。
如果我们认为可获得保险的成本相对于所呈现的风险而言过高，我们可以选择不为其中某些风险投保。此外，在某些情况下，某些保险可能无法投保或只能投保金额较少的保险，包括污染和其他环境风险。如果发生保险未完全覆盖的事件，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
极端天气条件和气候变化的实际风险可能会对我们在作业区域进行钻探活动的能力以及我们的收集和加工设施的运营产生不利影响，并对我们的业务和运营结果产生负面影响。
科学界大多数人的结论是，气候变化可能导致更频繁和/或更极端的天气事件，温度和降水模式的变化，地下水和地表水供应的变化，以及其他相关现象，这可能会影响我们的部分或全部业务。如果发生任何这样的影响，它们可能会对石油或天然气产品的需求产生不利影响或延迟，或者导致我们在
为气候事件本身的影响做准备或作出反应，而气候事件本身可能没有完全投保。例如，我们的开发、优化和开采活动和设备可能受到极端天气条件的不利影响，如飓风、雷暴、龙卷风和雪或冰暴，或其他与气候有关的事件，如野火和洪水，在每种情况下，都可能因临时停止活动或设施和设备丢失或损坏而导致运营效率或生产损失。此外，此类中断可能导致我们收集系统的供应量减少，恶劣天气造成的延误和关闭可能会对我们收集和处理设施的持续运营产生重大负面影响，包括服务中断。这些类型的中断可能会对我们履行对第三方客户的合同义务的能力产生负面影响，从而导致我们合同下的某些终止权或其他责任。这种极端天气条件和事件也可能影响我们业务的其他领域，包括保险的成本或可用性、使用我们的钻井和生产设施进行常规操作、维护和维修以及我们是否可以获得必要的资源，如水，以及收集、处理、压缩和运输服务等第三方服务。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会延迟或暂时停止我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本，这可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。鉴于我们的业务仅集中在阿纳达科盆地，我们的许多物业可能会同时经历任何相同的天气条件，从而对我们的运营结果产生相对更大的影响，而不是对其他拥有更多元化物业组合的公司。我们减轻气候变化不利物质影响的能力在一定程度上取决于我们的备灾和应对能力以及业务连续性规划。
我们的业务受到与气候有关的过渡风险的影响，包括不断变化的气候变化立法、节约燃料的措施、技术进步以及市场对石油和天然气行业看法的负面转变，这可能导致运营费用和资本成本增加、财务风险以及对石油和天然气需求的减少。
政府和监管机构、投资者、消费者、行业和其他利益攸关方对应对气候变化的日益关注，以及消费者和工商业行为的变化，公司应对气候变化的社会压力，投资者和社会对与气候有关的自愿披露的期望，关于能源生产和消费、碳氢化合物的使用以及使用碳氢化合物制造或由碳氢化合物制造或提供动力的产品的偏好和态度，可能会导致在政府、监管机构、公司和/或投资者社区各级颁布与气候变化有关的法规、政策和倡议，包括替代能源要求、新的燃料消耗标准、节能减排措施和负责任的能源开发；能源生产、传输、储存和消费方面的技术进步(包括风能、太阳能和氢能以及电池技术的进步)；除石油和天然气以外的能源(包括风能、太阳能、核能、地热以及电动汽车)的供应增加，消费者和工业对其的需求增加；以及消费者和工业对低排放能源产品和服务(包括电动汽车、可再生住宅和商业电源)以及更高效的产品和服务的开发和需求增加。未来，这些事态发展可能会对石油产品制造或由石油产品提供动力的产品的需求，以及对石油和天然气产品的需求，进而对价格产生不利影响。这些发展还可能对我们的股价和进入资本市场的机会以及我们所依赖的必要的第三方服务和设施的可用性产生不利影响，这可能会增加我们的运营成本，并对我们成功实施业务战略的能力产生不利影响。与气候变化相关的事态发展也可能影响能源和水等原材料的市场价格或我们获得这些原材料的机会，从而导致我们的业务成本增加。
更广泛地说，与气候变化相关的立法和监管举措的颁布可能会在未来导致我们的合规成本和其他运营成本增加。有关与气候变化相关的立法和监管举措给我们带来的风险的进一步讨论，请参阅--气候变化立法或法规限制温室气体排放或要求报告温室气体排放或与气候有关的信息可能会导致运营成本增加，影响我们生产的石油和天然气的需求，并对我们的业务产生不利影响。
对公司行业的负面看法和相关的声誉风险也可能在未来对公司成功执行公司业务战略的能力产生不利影响，从而对公司获得资本的途径产生不利影响。例如，近年来一直在努力影响投资界，包括投资顾问、保险公司以及某些主权财富、养老和捐赠基金以及其他团体，方法是推动撤资化石燃料股票，并向贷款人施压，要求其限制资金和保险承保人，将承保范围限制在从事化石燃料储备开采的公司。某些金融机构和投资界成员已经转移，其他人可能会选择在未来将部分或全部投资转移到非化石燃料相关行业。还有一个风险是，金融机构可能被要求采取具有
减少向化石燃料部门提供资金的影响。一些国内和国际的投资银行和资产管理公司已宣布，它们正在为其银行和投资活动采纳气候变化指导方针。向能源公司等能源公司提供融资的机构贷款机构也变得更加关注可持续的贷款做法，一些机构可能选择不向传统能源生产商或支持此类生产商的公司提供资金。最终，这可能使为勘探和生产活动获得资金变得更加困难，或对公司及其客户的资金成本产生不利影响，从而可能对公司证券的需求和价格产生不利影响。限制对能源公司的投资和融资也可能导致基础设施项目和能源生产活动的限制、拖延或取消。
更广泛地说，倡导团体对气候变化或其他可持续发展相关问题提出的担忧等导致公众对我们和/或我们的行业的负面看法，也可能导致声誉和诉讼风险以及监管、立法和司法审查的增加，这反过来可能导致针对我们行业的新法律、法规、指导方针和执法解释。石油和天然气行业的公司往往是个人和非政府组织维权努力的目标，这种维权行动可能会对我们运营业务和筹集资金的能力产生实质性的不利影响。上述因素可能会对包括本公司在内的石油和天然气公司的股价造成下行压力，并导致运营延误或限制、运营成本增加、额外的监管负担和诉讼风险增加。例如，一些当事人根据联邦或州普通法对涉及石油和天然气生产的某些公司提起公害索赔，或声称这些公司已经意识到气候变化的不利影响一段时间了，但没有向其投资者或客户充分披露这种影响。尽管本公司不是任何此类诉讼的一方，但我们可能会在提出类似指控的诉讼中被点名，这可能会导致成本，并以不利的方式对我们的财务状况造成实质性影响。
我们的运营受到严格的环境法律法规的约束，这可能会影响我们的运营，并使我们面临可能超出当前预期的重大成本和责任。
我们的运营受到严格而复杂的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规涉及环境保护、向环境中释放、处置或排放材料，以及我们运营的职业健康和安全方面。这些法律和法规可能会规定许多适用于我们作业的义务，包括在进行受监管的钻探活动之前获得许可证或其他批准；限制可释放到环境中的材料的类型、数量和浓度；禁止产生噪音的作业活动；限制或禁止在位于荒野、湿地和其他保护区(包括受威胁和濒危物种栖息地)内的某些土地上的钻探活动；适用针对工人保护的特定健康和安全标准；以及对我们的作业造成的污染追究重大责任。政府当局，如美国环境保护局(EPA)和类似的州机构，有权强制遵守这些法律和法规以及根据这些法律和法规颁发的许可证。这类执法行动往往涉及采取困难和代价高昂的遵约措施或纠正行动。我们可能被要求在我们的油井和物业上进行巨额资本和运营支出，或采取补救或其他纠正措施，以遵守这些环境法律和法规的要求或根据该等要求颁发的许可证的条款或条件。不遵守这些法律和法规可能会导致评估制裁，包括行政、民事或刑事处罚、自然资源损害、施加调查或补救义务，以及发布限制或禁止我们部分或全部业务的命令。此外，我们可能会在获得或无法获得所需许可方面遇到延误，这可能会延误或中断我们的运营，并限制我们的增长和收入。
由于我们对危险物质和废物的处理、与我们业务相关的空气排放和废水排放以及历史业务(包括封堵和废弃义务)和废物处理做法，存在着在我们的业务执行中产生重大环境成本和责任的固有风险。泄漏或其他受管制物质的泄漏，包括未来可能发生的此类泄漏和泄漏，可能会使我们面临适用环境法律法规规定的重大损失、支出和责任。根据某些此类法律和法规，我们可能被要求对先前释放的材料或财产污染的移除或补救承担严格责任，无论我们是否对释放或污染负责，即使我们的运营符合当时的行业标准。例如，在我们经营业务的州，土地所有者起诉所有权链中的每一家运营商对其财产造成环境损害的诉讼并不少见。在与某些收购有关的情况下，我们可能会获得环境责任，或被要求提供赔偿，以应对可能使我们遭受重大损失的环境责任。在某些情况下，公民团体也有能力就我们遵守环境法的问题对我们提起法律诉讼，或者挑战我们获得运营所需的环境许可证的能力。此外，对人身或财产的损害索赔，包括
自然资源，可能源于我们业务的环境、健康和安全影响，或我们业务区历史上的石油和天然气生产，在某些情况下，几十年来一直在生产石油。我们的保险可能不包括所有环境风险和成本，或者如果对我们提出环境索赔，我们的保险可能不会提供足够的保险。
对石油和天然气行业适用更广泛和更严格的环境立法和法规的长期趋势可能会继续下去，特别是考虑到拜登政府将重点放在应对气候变化上，这导致做生意的成本增加，从而影响盈利能力。例如，2021年1月，总裁·拜登签署了一项行政命令，指示美国内政部在完成对联邦政府现有石油和天然气租赁和许可计划的全面审查之前，暂停在联邦土地和水域上新的石油和天然气租赁。2021年6月，一家联邦地区法院禁止能源部实施暂停租赁，并在受到某些限制的情况下恢复租赁，尽管有关租赁暂停的诉讼仍在进行中。因此，很难预测这些地区是否以及何时可能可用于未来的勘探活动。此外，2021年11月，环保局发布了一项拟议的规则，旨在减少石油和天然气来源的甲烷排放。拟议的规则对石油和天然气行业的新来源和现有来源实施减排标准，通过使OOOa子部分的法规更加严格并创建OOOb子部分来扩大对新的、修改后的和重建的石油和天然气来源的减排要求，扩大了《清洁空气法》(CAA)监管的范围，包括专注于从未受CAA监管的某些来源类型的标准，并强制实施减排目标，以满足美国联邦政府的既定目标。此外，拟议的规则将建立“排放指南”，创建一个子部分OOOOC，要求各州制定计划，减少现有来源的甲烷排放，这些计划必须至少与EPA设定的推定标准一样有效。2022年11月，环保局发布了补充2021年11月拟议规则的拟议规则。其中，2022年11月的补充拟议规则取消了仅限小井口地点的排放监测豁免，并创建了一个新的第三方监测计划，以标记大型排放事件，在拟议规则中被称为“超级排放者”。2023年12月，美国环保署宣布了一项最终规则，其中要求逐步停止新建油井的常规天然气燃烧(除一些例外情况外)，并在所有井场和压缩机站进行例行泄漏监测。值得注意的是，环保局将OOOOb和OOOc分部分的适用日期更新为2022年12月6日，这意味着根据州计划，在该日期之前建造的来源将被视为合规截止日期较晚的现有来源。最终的规定给各州以及希望监管现有来源的联邦部落两年时间来制定和提交减少现有来源甲烷排放的计划。OOOOc分部下的最终排放指南规定，自计划提交截止日期起三年内，现有污染源必须遵守。此外，2021年9月，总裁·拜登公开宣布了全球甲烷承诺，这是一项国际公约，旨在到2030年将全球甲烷排放量减少到比2020年至少30%的水平；2022年8月，总裁·拜登签署了2022年通胀削减法案，使之成为法律，该法案激励减少甲烷排放，并将对石油和天然气设施生产的超过指定门槛的甲烷征收费用等举措。通胀削减法案修订了CAA，纳入了甲烷排放和减少废物激励计划，该计划要求环保局对已经要求根据环保局的温室气体报告计划报告的某些天然气和石油来源征收“废物排放费”。为了实施该计划，《通胀削减法案》要求在2024年前修订石油和天然气系统的温室气体报告规定(W分部分)。2023年7月，美国环保局建议根据《降低通货膨胀法案》的要求，扩大石油和天然气设施温室气体报告计划的范围。除其他事项外，拟议的规则将扩大受报告要求约束的排放事件，将“其他大型排放事件”包括在内，并将报告要求适用于某些新的污染源和行业。目前预计该规则将于2024年最终敲定，并在2024年温室气体报告截止日期(2025年3月)之前于2025年1月1日生效。2024年1月，环保局提出了一项实施通胀削减法案甲烷排放收费的规则。拟议的规则包括计算设施报告的甲烷排放量低于或超过废物排放阈值的潜在方法，并考虑实施《通胀削减法案》规定的某些豁免的方法。根据2024年甲烷排放和减少废物激励计划征收的甲烷排放费将是超过年度甲烷排放门槛的每吨900美元，到2025年将增加到1200美元，到2026年将增加到1500美元。环境法律法规的变化频繁发生，任何导致钻井、施工、完井或水管理活动或废物处理、储存、运输、处置或清理要求更严格或成本更高的变化，都可能要求我们花费大量资金来达到和保持合规，否则可能对我们的行业以及我们自己的运营结果、竞争地位或财务状况产生实质性的不利影响。
只要颁布法律或采取其他政府行动限制钻探或施加更严格和更昂贵的运营、废物处理、处置和清理要求，我们的业务、前景、财务状况或运营结果可能会受到重大不利影响。
限制温室气体排放或要求报告温室气体排放或气候相关信息的气候变化立法或法规可能会导致运营成本增加，影响我们生产的石油和天然气的需求，并对我们的业务产生不利影响。
可能会通过与气候变化和温室气体有关的更严格的法律和法规，并可能导致我们为遵守这些法律和法规而产生物质费用。针对二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放对公众健康和环境构成危害的调查结果，以及在缺乏关于温室气体排放控制的全面联邦立法的情况下，环境保护局根据CAA通过了法规，以监测、报告和/或减少各种来源的温室气体排放。我们无法预测任何最终甲烷监管要求的范围或遵守这些要求的成本。然而，考虑到加强监管的长期趋势，未来石油和天然气行业的联邦温室气体法规仍有很大的可能性。
此外，国会不时考虑通过减少温室气体排放的立法，并出现了一些旨在跟踪和/或减少温室气体排放的州和地区努力，例如通过总量管制和交易计划。总量管制和交易计划通常要求温室气体排放的主要来源获得并交出排放限额，以换取排放这些温室气体。在国际一级，根据《巴黎协定》，本届政府于2021年2月宣布美国重新加入《巴黎协定》(21世纪的一项国际协定ST在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》缔约方会议上，达成了一项协议，由签署国在国家范围内确定其贡献并设定温室气体减排目标)，同时对美国的温室气体排放作出新的“国家决定的贡献”，到2030年实现比2005年水平至少减少50%的排放量。2021年9月，总裁·拜登公开宣布了《全球甲烷承诺》，这是一项国际公约，旨在到2030年将全球甲烷排放量减少到比2020年至少低30%的水平。到目前为止，已有150多个国家加入了这一承诺。此外，在《联合国气候变化框架公约》第28次缔约方大会上，成员国达成了一项协议，呼吁采取行动，到2030年在全球范围内实现可再生能源产能增加两倍，能效提高一倍。该协议的目标之一是加快逐步淘汰有增无减的燃煤发电的努力，逐步取消低效的化石燃料补贴，并采取其他措施，推动能源系统摆脱化石燃料。各州和地方政府也誓言要继续制定法规，以履行《巴黎协定》规定的相应义务。
任何针对温室气体排放的立法或监管计划都可能增加我们生产的天然气的消费成本，从而减少对天然气的需求，并可能要求我们产生更高的运营成本，如购买和运营排放控制系统的成本，获得排放额度或遵守新的监管要求，以及监测和报告温室气体排放。任何适用于发电厂或炼油厂的温室气体排放立法或监管计划也可能增加消耗成本，从而减少对我们生产的石油和天然气的需求。此外，节约能源、使用替代能源、减少产品供应链中的温室气体排放、增加对低碳燃料或零排放汽车的需求等激励措施或要求，可能会减少对我们生产的石油和天然气的需求。例如，《2022年通胀削减法案》为低碳能源生产方法、碳捕获和其他旨在应对气候变化的项目的研发提供了大量资金和激励措施。此外，美国证券交易委员会于2024年3月通过了《美国证券交易委员会气候规则》，将要求某些上市公司详细披露与气候相关的重大风险以及相关治理和风险管理流程等项目。此外，2024年1月，总裁·拜登宣布暂停尚未做出的向非自由贸易协定国家出口液化天然气的决定，直到能源部能够更新授权的基本分析，包括评估温室气体排放的影响。
虽然目前还无法预测这些行政命令、国家承诺或国会、各州或多州地区及其各自监管机构颁布的任何拟议或未来的温室气体或气候变化立法或法规将如何影响我们的业务，但任何可能在我们开展业务的地区或我们运营的资产上实施的温室气体排放立法或法规都可能导致合规或运营成本增加、额外的运营限制或对我们产品的需求减少，并可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。关于某些现有和拟议的与气候有关的规则和条例的进一步讨论，见本年度报告第一部分项目1和2中所列的“商业和物业--立法和监管环境”。
加强对ESG事宜的审查可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响，并损害我们的声誉。
近年来，所有行业的公司都面临着来自各种利益相关者越来越多的审查，包括投资者倡导团体、代理咨询公司、某些机构投资者和贷款人、投资基金和其他
有影响力的投资者和评级机构，与他们的ESG和可持续发展实践相关。如果我们不适应或遵守投资者或其他利益相关者对ESG事项的期望和标准，因为它们在不断演变，或者如果我们被认为没有对日益关注的ESG和可持续性问题做出适当或足够快的反应，无论是否有监管或法律要求这样做，我们可能会遭受声誉损害，我们的业务、财务状况和/或股票价格可能会受到实质性和不利的影响。此外，向投资者提供关于公司治理和相关事项的信息的组织已经制定了评级程序，以评估公司对ESG事项的处理方式。这样的评级被一些投资者用来为他们的投资和投票决定提供信息。不利的ESG评级可能会导致投资者对我们和我们的行业的负面情绪增加，并导致投资转向其他行业，这可能会对我们的股价以及我们获得资金的机会和成本产生负面影响。
此外，我们的运营、项目和增长机会要求我们与各种关键利益相关者保持牢固的关系，包括我们的股东、员工、供应商、客户、当地社区和其他人。我们可能会面临来自利益相关者的压力，他们中的许多人越来越关注气候变化，要求我们优先考虑可持续能源做法，减少我们的碳足迹，促进可持续发展，同时保持一家成功运营的公司。如果我们不能成功地管理这些不同利益相关者的预期，可能会侵蚀利益相关者的信心，从而影响我们的品牌和声誉。这种信心的侵蚀可能会通过减少需求和增长机会、项目延误、增加法律行动和监管监督、不利的新闻报道和其他不利的公开声明、难以招聘和留住顶尖人才、难以及时以可接受的条件从政府和监管机构获得必要的批准和许可，以及难以获得投资者和获得资本的困难来对我们的业务产生负面影响。
与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加和额外的运营限制或延误，限制我们可以运营的区域，并减少我们的石油和天然气产量，这可能会对我们的生产和业务产生不利影响。
水力压裂是从致密的地下岩层中刺激石油和/或天然气生产的一种常见做法，对我们的业务非常重要。水力压裂过程包括在压力下向目标地下地层注入水、支撑剂和化学品，以压裂围岩并刺激生产。我们和我们的第三方石油运营商将水力压裂作为我们业务的一部分。最近，公众越来越关注据称水力压裂可能对饮用水供应造成不利影响或引发地震活动。有人提议单独制定联邦、州和地方立法，以增加对水力压裂施加的监管负担。
目前，水力压裂主要由州一级监管，通常由州石油和天然气委员会及类似机构监管。地方政府可寻求在其管辖范围内通过法令，管理一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式，或禁止一般钻井或特别是水力压裂作业。如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会产生潜在的巨额额外成本来满足这些要求，在追求开发活动的过程中遇到延误或削减，甚至可能被禁止钻探油井。
此外，环保局还根据《安全饮用水法》对涉及使用柴油的某些水力压裂活动确立了联邦监管机构，并于2014年2月发布了关于此类活动执行情况的许可指南。美国环保局还在2016年6月敲定了《清洁水法》(CWA)下的规则，禁止将水力压裂和某些其他天然气作业产生的废水排放到公有污水处理厂。此外，2016年12月，环保局发布了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的最终报告。最后报告的结论是，在某些情况下，与水力压裂有关的某些活动可能会影响饮用水资源。2016年3月，美国职业安全与健康管理局发布了一项最终规则，对工人接触二氧化硅实施更严格的标准，该规则于2018年6月生效，适用于使用沙子作为水力压裂的支撑剂。美国内政部土地管理局于2015年3月敲定了在联邦和美国印第安人土地上实施水力压裂的新标准或更严格的标准。经过多年的诉讼，BLM于2017年12月废除了这一规定。然而，加州和多个环保组织于2018年1月提起诉讼，挑战BLM废除该规则的决定，并于2020年3月，美国加州北区地区法院维持了BLM撤销该规则的决定。然而，关于BLM规则的诉讼仍在进行中，目前这些规则的未来实施还不确定。2022年11月，BLM发布了一项拟议的规则，以减少联邦和印度租约上的石油和天然气生产活动中因泄气、燃烧和泄漏造成的天然气浪费。尽管最终规则预计将于2024年1月出台，但最终规则尚未发布。
对水力压裂施加新义务或大幅限制水力压裂的新法律或法规，可能会使我们进行水力压裂活动变得更加困难或成本更高，从而影响我们对油井是否具有商业可行性的判断，并增加我们的业务成本。此类成本增加以及我们生产活动的任何延迟或削减都可能对我们的业务、前景、财务状况、运营结果和流动资金产生重大不利影响。
旨在解决我们钻探活动中收集的盐水处置问题的立法或监管举措可能会限制我们经济地生产石油和天然气的能力，并对我们的业务产生重大不利影响。
我们根据监督此类处置活动的政府当局向我们发放的许可证，通过将从我们的钻井和生产作业中收集的大量盐水注入油井来处置这些咸水。虽然这些许可证是根据现行法律和条例发放的，但这些法律要求可能会发生变化，这可能导致实施更严格的业务限制或新的监测和报告要求，原因除其他外，公众或政府当局对这种收集或处置活动感到担忧。通过和实施任何新的法律或法规，通过限制水量、处置速度、处置井位置或其他方式来限制我们处置从钻探和生产活动中收集的盐水的能力，或要求我们关闭处置井，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
我们负责我们设施的退役、废弃和回收成本，这可能会减少我们可用于分配的现金。
我们有责任遵守所有适用的法律和法规，这些法律和法规涉及我们的设施在其经济寿命结束时的退役、废弃和回收，其成本可能很高。不可能确切地预测这些成本，因为它们将是退役、废弃和填海时监管要求的函数。未来，我们可能会认为设立一个或多个退役、废弃和填海储备基金并为之提供资金，以支付未来的退役、废弃和填海成本，这可能会减少我们可用于分配的现金，这可能是谨慎的，或者适用的法律或法规要求我们设立和资助一个或多个退役、废弃和填海储备基金。此外，这些储备即使成立，也可能不足以应付日后的退役、弃置和填海费用，我们会负责支付该等费用的余额。
对旨在保护某些野生动物物种的钻探活动的限制可能会对我们在我们作业的地区进行钻探活动的能力产生不利影响。
我们作业区的石油和天然气作业可能会受到季节性或永久性限制钻探活动的不利影响，这些活动旨在保护各种野生动物和/或栖息地。制定了《濒危物种法》(“欧空局”)和(在某些情况下)类似的州法律来保护濒危和受威胁的物种。美国鱼类和野生动物管理局(FWS)可以指定其认为对受威胁或濒危物种的生存所必需的关键栖息地和合适的栖息地。关键的栖息地或适当的栖息地指定可能导致对土地使用的实质性限制，并可能实质性地推迟或禁止为天然气开发提供土地。2021年1月，内政部最终确定了一项限制适用MBTA的规则。2021年10月，拜登政府发布了两项推翻这些变化的规则，2022年6月和7月，FWS发布了最终规则，废除了特朗普时代关于“栖息地”定义和关键栖息地排除的规定。2023年6月，美国鱼类和野生动物管理局发布了三项拟议规则，管理关键栖息地指定和扩大根据欧空局被列为受威胁物种的保护选择。这些规则的评议期于2023年8月结束，最终规则预计将于2024年4月结束。在我们开展业务的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，或指定新的关键或合适的栖息地，可能会导致我们的业务受到限制或被禁止，并可能对我们的业务产生不利影响，新规则可能会增加我们租赁区域中可被指定为关键栖息地的部分。根据MBTA，对候鸟也提供了类似的保护，该协定规定，除其他外，未经许可狩猎、捕获、杀死、拥有、出售或购买候鸟、巢或蛋是违法的。这项禁令涵盖了美国的大多数鸟类。2021年10月，FWS发布了拟议规则制定的提前通知，征求对该部制定法规的计划的意见，这些法规授权在某些规定的条件下根据MBTA附带采取。拟议规则制定的通知预计将于2023年10月发出，最终规则将于2024年4月出台；然而，拟议规则制定的通知尚未发布。为保护受威胁或濒危物种而实施的永久性限制可能禁止在某些地区进行钻探，或要求实施代价高昂的缓解措施。在我们作为受威胁或濒危物种运营的地区指定以前未受保护的物种，或法规的进一步变化可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或者可能导致我们的活动受到限制，从而可能对我们开发和生产我们的储备的能力产生重大和不利的影响。人们对受保护以外的与自然有关的问题也越来越感兴趣
物种，如一般生物多样性，这可能同样需要我们或我们的客户产生成本或采取其他措施，可能对我们的业务或运营产生不利影响。
颁布衍生工具法例可能会对我们使用衍生工具以减低商品价格、利率及其他与我们业务相关风险的影响的能力造成不利影响。
2010年7月21日颁布的《多德-弗兰克法案》确立了对场外衍生品市场以及我们等参与该市场的实体的联邦监督和监管。多德-弗兰克法案要求CFTC颁布实施多德-弗兰克法案的规则和法规。在2013年11月根据《多德-弗兰克交易法》制定的规则中，CFTC提出了新的规则，将限制某些核心期货以及某些实物大宗商品的等值掉期合约的头寸，或与某些实物大宗商品挂钩，但某些真正的对冲交易除外。由于这些新的持仓限制规则尚未最终确定，这些条款对我们的影响目前还不确定。《多德-弗兰克法案》的掉期监管条款和CFTC的相关规则对我们业务的全面影响，要等到根据《多德-弗兰克法案》通过并全面实施的所有规则被采纳和全面实施，以及衍生品合约市场进行调整后才能知道。多德-弗兰克法案和任何新法规可能会大幅增加衍生品合约的成本，大幅改变衍生品合约的条款，减少衍生品的可获得性以防范我们遇到的风险，并降低我们将现有衍生品合约货币化或重组的能力。如果我们因多德-弗兰克法案和CFTC规则而减少衍生品的使用，我们的运营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难预测，这可能会对我们计划资本支出和为资本支出提供资金的能力产生不利影响。这些后果中的任何一个都可能对我们、我们的财务状况或我们的运营结果产生实质性的不利影响。
此外，欧盟和其他非美国司法管辖区已经实施并继续实施有关衍生品市场的法规。就我们与外国司法管辖区的交易对手进行交易而言，我们可能会受到此类法规的约束，这可能会对我们的业务产生不利影响，类似于多德-弗兰克法案的掉期监管条款和CFTC规则对我们业务的可能影响。
我们可能会卷入可能导致重大责任的法律和监管程序。
像许多石油和天然气公司一样，在我们的日常业务过程中，我们正在或可能不时卷入各种法律和其他程序，例如所有权、特许权使用费或合同纠纷、监管合规问题、涉嫌违反联邦或州证券法以及人身伤害、环境损害或财产损害问题。此外，我们的管理层成员和董事可能会不时卷入针对本公司的各种法律和其他诉讼程序，将这些高级管理人员或董事列为共同被告。这样的法律和监管程序本质上是不确定的，其结果也无法预测。无论结果如何，由于法律费用、管理层和其他人员分流等因素，此类诉讼可能会对我们产生不利影响。此外，一个或多个此类诉讼的解决可能会导致责任、处罚或制裁，以及需要改变我们的业务做法的判决、同意法令或命令，这可能会对我们的业务、经营业绩和财务状况产生实质性的不利影响，并影响我们共同单位的价值。此种赔偿责任、处罚或制裁的应计费用可能不足，确定与法律程序和其他程序有关的应计费用或损失范围的判决和估计可能在不同时期有所不同，这种变化可能是实质性的。对我们或我们的高管或董事提起的任何法律诉讼的辩护，可能会从我们的运营中夺走资源，并转移管理层的注意力。截至本年度报告日期，本公司并不知悉任何拟对本公司或其管理层提起的重大法律或环境诉讼。
我们的信息和计算机系统的丢失可能会对我们的业务造成不利影响。我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁和其他中断。
我们严重依赖我们的信息系统和基于计算机的管理程序，包括我们的油井作业信息、地质数据、电子数据处理和会计数据。如果任何此类程序或系统出现故障或在我们的硬件或软件网络基础设施中创建错误信息，或者我们受到网络空间入侵或攻击，可能的后果包括我们失去通信链接，无法找到、生产、加工和销售天然气，无法自动处理商业交易或从事类似的自动化或计算机化商业活动。任何此类后果都可能对我们的业务产生实质性的不利影响。
作为一家石油和天然气生产商，我们面临各种安全威胁，包括网络安全威胁、未经授权访问敏感信息或使数据或系统无法使用的威胁、对我们员工安全的威胁、对我们设施和基础设施或第三方基础设施和基础设施的安全的威胁，如加工厂和管道，以及恐怖主义行为的威胁。尤其是网络安全攻击正在演变，包括但不限于恶意软件、试图未经授权访问数据以及其他可能导致
关键系统中断、未经授权发布机密或受其他保护的信息以及数据损坏。虽然我们利用各种程序和控制措施来监测和防范这些威胁，并减少我们对这些威胁的暴露，但不能保证这些程序和控制措施足以防止安全威胁成为现实。如果这些事件中的任何一项成为现实，都可能导致我们运营所必需的敏感信息、关键基础设施、人员或能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。
我们须遵守多项与处理个人资料有关的私隐及资料保护法律、规则及指示(统称为资料保护法)。
围绕数据保护法的监管环境是不确定的。不同的司法要求可能会增加遵守此类法律的成本和复杂性，违反适用的数据保护法可能会导致重大处罚。如果确定存在违反适用的数据保护法的行为，可能会使我们面临重大损害赔偿、罚款和其他处罚，这可能会对我们的业务和声誉造成实质性损害。
我们未能或被认为未能遵守适用的数据保护法，可能会导致政府实体或其他人对我们提起诉讼或采取行动，使我们面临巨额罚款、处罚、判决和负面宣传，要求我们改变我们的业务做法，增加合规成本和复杂性，并对我们的业务产生不利影响。如上所述，我们还可能受到安全和隐私侵犯的影响，这本身可能导致违反这些法律。此外，收购一家不遵守适用数据保护法的公司可能会导致违反这些法律。
在美国投资的内在风险
我们的普通合伙人及其关联公司拥有我们的控股权，与我们有利益冲突，对我们负有有限的责任，这可能允许他们偏袒自己的利益，损害我们和我们的单位持有人。
我们的普通合伙人拥有与我们运营相关的所有决策的控制权。发起人和Tom L.Ward通过他对Mach Resources的所有权拥有我们普通合伙人的所有会员权益，这些权益彼此之间的比例与他们在我们的有限合伙人权益所有权的比例相同。保荐人和Tom L.Ward通过其对Mach Resources的所有权，还分别拥有截至2023年12月31日我们未偿还的共同单位约68,226,633美元和13,639,511美元。此外，与Ward先生有关联的某些信托基金的受托人是马赫资源公司的一名雇员，这些信托基金拥有我们约1,599,133个未偿还的共同单位。虽然我们的普通合伙人有责任以不损害我们和我们的单位持有人的最大利益的方式管理我们，但我们普通合伙人的高管和董事也有责任在保荐人和Tom L.Ward的指导下通过他对Mach Resources的所有权来管理我们的普通合伙人。由于这些关系，未来保荐人Tom L.Ward以普通合伙人的身份持有Mach Resources及其各自的联营公司(包括我们的普通合伙人)，与我们和我们的单位持有人之间可能会产生利益冲突；然而，根据我们的商业行为准则，我们管理层的任何成员，只要他们是高管，在每种情况下都必须避免个人利益冲突，并且不与我们竞争，除非得到董事会的批准。在解决这些利益冲突时，我们的普通合伙人可能会偏向于自己的利益及其附属公司的利益，而不是我们和我们共同单位持有人的利益。除其他外，这些冲突包括：
•我们的合伙协议用管理其责任的合同标准取代了我们普通合伙人所应承担的受托责任，限制了我们普通合伙人的责任，并限制了我们的单位持有人对如果没有限制可能构成违反受托责任的行为的补救措施；
•我们的合伙协议和任何其他协议都不要求发起人(不包括我们的普通合伙人)采取有利于我们的商业战略；
•保荐人不限于与我们竞争的能力，包括未来的收购机会，也没有义务向我们提供或出售资产；
•我们的普通合伙人决定我们的开发业务和相关资本支出、资产购买和出售、借款、发行额外的合伙权益、其他投资，包括我们普通合伙人所属或可能与之关联的其他合伙企业的投资资本支出，以及现金储备的金额和时间，每一项都可能影响分配给单位持有人的现金金额；
•除有限情况外，我们的普通合伙人有权和授权在没有单位持有人批准的情况下经营我们的业务；
•我们的普通合伙人决定它及其附属公司产生的哪些费用可以由我们报销；
•我们的合伙协议不限制我们的普通合伙人向我们或其关联公司支付向我们提供的任何服务，或代表我们与这些实体中的任何实体签订额外的合同安排；
•我们的普通合伙人打算限制其对我们的合同义务和其他义务的责任，在某些情况下，有权得到我们的赔偿；
•如果我们的普通合伙人及其附属公司拥有95%以上的普通单位，则普通合伙人可以行使其有限的赎回和购买普通单位的权利；
•我们的普通合伙人控制我们普通合伙人及其关联公司对我们所欠义务的执行；以及
•我们的普通合伙人决定是否保留单独的律师、会计师或其他人为我们提供服务。
请阅读本年报第三部分第13项所载“若干关系及关联方交易与董事独立性”。
我们的合作伙伴协议并不限制赞助商与我们竞争。我们的某些董事和高级管理人员未来可能会花费大量时间为与我们竞争的投资合伙企业或其他私人实体服务，并可能对其负有重大责任，因此，在分配时间或追求商业机会方面可能存在利益冲突。
我们的合伙协议规定，除作为我们的普通合伙人以外，我们的普通合伙人不得从事任何商业活动，以及与其拥有我们的权益相关的活动。我们普通合伙人的关联公司不被禁止拥有项目或从事与我们直接或间接竞争的业务。同样，我们的合作伙伴协议不限制赞助商与我们竞争的能力，赞助商没有任何义务向我们展示商业机会。
此外，我们的某些高管和董事未来可能会在投资合伙企业或其他私人实体中担任类似的职位，这些实体从事识别和收购矿产和特许权使用费权益的业务。在这种情况下，这些个人可能会将大量时间投入到此类其他企业中，并将因向他们提供的服务而得到此类其他企业的补偿。这些董事和高级职员的职位可能会产生与我们应尽的职责相冲突的职责。此外，这些个人可能会意识到可能适合向我们以及他们所属或可能关联的其他实体展示的商机。由于这些潜在的未来从属关系，他们可能有责任在向我们展示潜在的商业机会之前向这些实体展示这些机会，这可能会导致额外的利益冲突。赞助商将没有义务向我们提供任何收购机会。
根据我们合伙协议的条款，公司机会原则或任何类似原则不适用于我们的普通合伙人或其任何附属公司。任何意识到潜在交易、协议、安排或其他可能为我们带来机会的个人或实体将没有任何义务与我们沟通或向我们提供此类机会。任何此等人士或实体将不会因下述事实而对吾等或任何有限责任合伙人违反任何受信责任或其他责任：该等人士或实体自行追逐或获取该等机会、将该机会导向另一人或实体或不将该机会或信息传达给吾等。这可能会在我们和我们普通合伙人的关联公司之间造成实际和潜在的利益冲突，并导致我们和我们共同单位的持有者得不到优待。
我们的合伙协议用管理其责任的合同标准取代了普通合伙人对我们和我们的单位持有人的受托责任，并限制了普通合伙人采取的可能构成违反受托责任的行动对单位持有人可用的补救措施。
我们的合伙协议包含一些条款，这些条款取消了我们的普通合伙人在其他情况下应由国家受托责任法规定的受托标准，并以不同的合同标准取而代之。例如，我们的伙伴关系协议规定：
•当我们的普通合伙人(以我们普通合伙人的身份行事)、董事会或其任何委员会(包括冲突委员会)以各自的身份作出决定或采取或拒绝采取任何其他行动时，我们的普通合伙人、董事会及其任何委员会(包括冲突委员会)必须本着善意做出该决定、采取或拒绝采取该等其他行动，这意味着它主观上认为该决定不会损害我们的最佳利益，并且，除非我们的合伙协议特别规定，否则将不受我们的合伙协议施加的任何其他或不同标准的约束。特拉华州法律，或任何其他法律、规则或条例，或公平原则；
•我们的普通合伙人可以个人身份做出许多决定，而不是以我们普通合伙人的身份做出决定，而不是对我们和我们的单位持有人负有任何责任，这意味着法院将强制执行合伙人在我们的合伙协议签订时的合理期望，如果合伙协议中的语言没有明确的行动方向。此条款赋予我们的普通合伙人仅考虑其希望的利益和因素的权利，并免除其对吾等、我们的联属公司或我们的有限责任合伙人的任何利益或影响因素给予任何考虑的任何义务或义务。我们的普通合伙人可能以个人身份作出的决定包括：
•如何在我们及其附属公司之间分配企业机会；
•是否行使其有限的赎回权；
•是否寻求董事会冲突委员会批准解决利益冲突；但条件是，MSA将要求我们的普通合伙人寻求董事会冲突委员会的批准，以修改MSA，该修正案在我们普通合伙人的合理酌情权下，对我们的单位持有人产生不利影响；
•对所属单位如何行使表决权；
•是否出售或以其他方式处置其拥有的任何单位或其他合伙企业权益；以及
•是否同意合伙企业的合并、合并或者合伙企业协议的修改。
•我们的普通合伙人将不会因违反与以普通合伙人身份作出的决定有关的任何义务而对我们或我们的单位持有人承担任何责任，只要它本着善意行事(这意味着它主观上认为该决定不会损害我们的最佳利益)；
•我们的普通合伙人及其高级管理人员和董事不会为任何行为或不作为对我们、我们的有限责任合伙人或受让人造成的金钱损害承担责任，除非具有司法管辖权的法院做出了一项不可上诉的最终判决，裁定我们的普通合伙人或其高级管理人员和董事的行为是恶意行为，或从事故意欺诈或故意不当行为，或者在刑事案件中，在明知行为是犯罪的情况下行事；以及
•如果与关联公司的交易或利益冲突的解决符合以下条件，我们的普通合伙人将不会违反其在合伙协议下的义务(包括对我们或我们的单位持有人的任何责任)：
•由董事会的冲突委员会批准，尽管我们的普通合伙人没有义务寻求这种批准；
•经多数未完成的共同单位表决通过，不包括我们的普通合伙人及其附属公司拥有的任何共同单位；
•董事会确定对我们有利的条款不低于通常向无关第三方提供或可从无关第三方获得的条款；或
•经考虑有关各方之间的整体关系，包括可能对吾等特别有利或有利的其他交易后，董事会认为对吾等公平合理。
在涉及与附属公司的交易或利益冲突的情况下，我们的普通合伙人或冲突委员会的任何决定都必须本着善意做出。如果联营公司交易或利益冲突的解决方案未经我们的共同单位持有人或冲突委员会批准，而董事会确定就联属公司交易或利益冲突采取的解决方案或行动方案符合上文第三和第四个分项要点所载标准之一，则董事会将推定董事会在作出决定时本着善意行事，并且在任何有限合伙人或合伙企业或其代表对该决定提出质疑的任何诉讼中，提起或起诉该诉讼的人将承担推翻该推定的责任。
我们的合作协议要求我们分配所有可用现金，这可能会限制我们增加储量和产量以及进行收购的能力。
我们的合伙协议规定，我们在每个季度分配所有可用现金，我们将其定义为每个季度末的手头现金，减去我们普通合伙人建立的准备金。因此，我们预计将主要依靠我们的现金储备和外部融资来源，包括根据我们的循环信贷协议发行额外的共同单位和其他合伙证券和借款，为未来的收购和我们的增长提供资金。在我们无法用现金储备和外部资本来源为增长提供资金的情况下，我们的合作协议中要求分配我们所有可用现金的要求可能会削弱我们的增长能力。
许多因素将影响我们发行证券和借钱为增长融资的能力，以及此类融资的成本，包括：
•一般经济和市场状况，包括我们希望发行证券或借入资金时的利率；
•石油和天然气行业的状况；
•我们共同单位的市场价格和需求；
•我们的经营业绩和财务状况;以及
•石油、天然气和天然气的价格。
此外，由于我们分配所有可用现金，我们的增长可能没有将可用现金再投资于扩大持续运营的企业的增长速度快。如果我们发行与任何收购或资本支出相关的额外单位，支付这些额外单位的分配可能会增加我们无法维持或提高每单位分配水平的风险。在我们的合作伙伴协议或信贷协议中，我们发行额外单位的能力没有限制，包括优先于共同单位的单位。为我们的业务战略融资而产生的额外商业借款或其他债务将导致利息支出增加，这反过来可能会影响我们必须分配给单位持有人的可用现金。
利率上升可能会对我们的单位价格以及我们发行额外股本和产生债务的能力产生不利影响。
未来信贷安排和债券发行的利率可能高于当前水平，导致我们的融资成本增加。此外，与其他收益率导向型证券一样，我们的单价受到我们向单位持有人分配的现金水平和隐含分配收益率的影响。这一隐含分配收益率经常被投资者用于比较和排名类似的收益率导向型证券，以供投资决策之用。因此，利率的变化，无论是积极的还是消极的，都可能影响投资于我们共同单位的投资者的收益率要求，而不断上升的利率环境可能会对我们的单位价格以及我们发行额外股本或产生债务的能力产生不利影响。见--资金成本增加可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的普通合伙人可以修改我们的合伙协议，以允许普通合伙人赎回某些非公民单位持有人的单位。
我们的普通合伙人可以在其认为必要或适宜的情况下修改我们的合伙协议，以获得我们的有限合伙人(及其所有者，在相关范围内)的美国联邦所得税地位和/或国籍、公民身份或其他相关身份的证明，并允许我们的普通合伙人赎回由以下任何人持有的单元：(I)其国籍、公民身份或相关身份导致我们的任何财产有被取消或没收的重大风险，和/或(Ii)未能遵守为获得此类证明而建立的程序。在这种赎回的情况下，赎回价格将是紧接设定的赎回日期之前连续20个交易日每单位的每日收盘价的平均值。
我们的单位持有人投票权有限，无权选举我们的普通合伙人或其董事会，这可能会降低我们共同单位的交易价格。
与公司普通股持有人不同，单位持有人对影响我们业务的事项只有有限的投票权，因此影响管理层关于我们业务决策的能力有限。
我们的单位持有人无权每年或持续选举我们的普通合伙人或其董事会。董事会，包括独立董事，完全由发起人和Tom L.Ward通过他对Mach Resources的所有权选择，因为他们拥有我们的普通合伙人，而不是我们的单位持有人。请阅读本年报第三部分第10项中的“马赫自然资源管理”和本年报第三部分第13项中的“某些关系和关联方交易与董事独立性”。与上市公司不同，我们不会举行单位持有人年度会议来选举董事，也不会进行公司股东年度会议上例行进行的其他事项。由于这些限制，共同单位的交易价格可能会因为交易价格中没有或减少收购溢价而降低。
我们的普通合伙人拥有与我们运营相关的所有决策的控制权。由于截至2023年12月31日，我们普通合伙人(包括发起人和Tom L.Ward通过其对Mach Resources的所有权)的关联公司共同拥有和控制我们总计约86.2%的未偿还普通单位的投票权，其他单位持有人没有能力影响任何运营决策，也无法阻止我们进行任何交易。然而，我们的合伙协议一般可以在我们普通合伙人的同意和我们大多数未偿还共同单位(包括我们普通合伙人的关联公司持有的共同单位(包括发起人和Tom L.Ward通过他对Mach Resources的所有权)持有的共同单位)的持有者的批准下进行修改。假设我们不发行任何额外的普通合伙人(包括发起人和Tom L.Ward通过他对Mach Resources的所有权)的任何普通单位，我们普通合伙人(包括发起人和Tom L.Ward通过他对Mach Resources的所有权)的任何普通单位不转让，我们普通合伙人(包括发起人和Tom L.Ward通过他对Mach Resources的所有权)一般将有能力控制对我们合伙协议的任何修订，包括我们将我们的所有可用现金分配给我们的单位持有人的政策。此外，我们的普通合伙人(包括发起人和Tom L.Ward通过他对Mach Resources的所有权)持有我们与我们相关的共同单位的附属公司的目标和目的可能与大多数其他单位持有人的目标和目的不一致。请阅读“-我们的普通合伙人及其附属公司拥有我们的控股权，与我们有利益冲突，并对我们负有有限的责任，这可能允许他们偏袒自己的利益，损害我们和我们的单位持有人。”
即使我们的单位持有人不满意，他们也不能在没有得到我们普通合伙人同意的情况下将其除名。
公共单位持有人最初不能在未经其同意的情况下删除我们的普通合伙人，因为我们的普通合伙人的关联公司(包括发起人和Tom L.Ward通过他对Mach Resources的所有权)拥有足够的单位来防止我们的普通合伙人被免职。我们的普通合伙人不得被除名，除非有至少66个⅔%的持股人投票罢免我们的普通合伙人，因为我们的普通合伙人必须作为一个单一类别进行投票。截至2023年12月31日，我们普通合伙人的附属公司(包括发起人和Tom L.Ward通过他对Mach Resources的所有权)拥有我们约86.2%的未偿还普通单位，这使得这些持有人能够共同防止我们的普通合伙人被免职。
我们普通合伙人的控制权可能会在没有单位持有人同意的情况下转让给第三方。
我们的普通合伙人可以不经单位持有人同意，将其普通合伙人权益转让给第三方。此外，我们的合伙协议不限制发起人或Tom L.Ward通过其对控制我们普通合伙人的Mach Resources的所有权，将他们在我们普通合伙人中的全部或部分所有权权益转让给第三方的能力。我们普通合伙人的新所有者将能够用他们自己的选择取代董事会和普通合伙人的高级职员，从而影响董事会和高级职员的决定。
我们可以不限数量地发放额外的单位，包括比普通单位更高的单位，而不需要单位持有人的批准。
我们的合伙协议不限制我们可以在任何时候不经我们的单位持有人批准而发行的额外公共单位的数量。此外，我们还可以发行不限数量的优先于普通单位的分配、清算和投票权的单位。如本公司增发普通股或其他同等或高级股权，将会产生下列影响：
•我们的单位持有人对我们的比例所有权权益将会减少；
•每个单位可供分配的现金数量可能会减少；
•应纳税所得额与分配额的比率可能会提高;
•每个先前尚未完成的单位的相对投票权力量可能会减弱；以及
•我们共同单位的市场价格可能会下降。
我们的合伙协议限制持有20%或以上普通单位的单位持有人的投票权。
我们的合伙协议限制了单位持有人的有限投票权，规定拥有当时未偿还的任何类别的共同单位20%或以上的个人、实体或集团持有的任何共同单位，不包括我们的普通合伙人、其联属公司、其受让人和事先经董事会批准获得该等共同单位的人，不能就任何事项投票。我们的伙伴关系协定还包含限制共同单位持有人召开会议或获取关于我们业务的信息的能力的条款，以及限制我们共同单位持有人影响管理方式或方向的能力的其他条款。
我们普通合伙人的关联公司可能会在公开市场上销售普通单位，这可能会对普通单位的交易价格产生不利影响。
截至2023年12月31日，保荐人拥有约68,226,633个普通股，约占我们有限合伙人权益的71.8%，管理层拥有约16,773,367个普通股，约占我们有限合伙人权益的17.7%。根据我们的合伙协议，我们同意根据证券法和适用的州证券法登记转售我们的普通合伙人或其任何关联公司(包括保荐人和Tom L.Ward通过其对Mach Resources的所有权)建议出售的任何共同单位或其他合伙权益。在公开市场出售这些单位可能会对普通单位的价格或可能发展的任何交易市场产生不利影响。
我们的普通合伙人拥有有限的赎回权利，这可能要求您以不受欢迎的时间或价格出售您的普通单位。
如果在任何时候，我们的普通合伙人及其联营公司拥有当时尚未发行的普通单位超过95%，我们的普通合伙人将有权，但不是它可能转让给其任何关联公司或我们的义务，以不低于其当时市场价格的价格(根据我们的合伙协议的条款计算)收购非关联人士持有的所有但不少于所有的普通单位。因此，您可能被要求以不理想的时间或价格出售您的公用单元，并且可能无法从您的投资中获得任何回报。您也可能在出售您的公共单位时产生纳税义务。我们的普通合伙人在行使有限认购权时，没有义务就其将回购的普通单位的价值获得公平意见。在我们的合伙协议中，没有任何限制阻止我们的普通合伙人导致我们发行额外的共同单位，然后行使其赎回权。如果我们的普通合伙人行使其有限赎回权利，其效果将是将我们私有化，如果这些单位随后被取消注册，我们将不再受修订后的1934年《交易法》(“交易法”)的报告要求的约束。截至2023年12月31日，我们普通合伙人的附属公司(包括发起人和Tom L.Ward通过其对Mach Resources的所有权)拥有我们共同单位约86.2%的股份。此外，与沃德先生有关联的某些信托基金的受托人是马赫资源公司的一名员工，这些信托基金拥有并控制着我们已发行公有单位总计约1.7%的投票权。
我们的合伙协议指定特拉华州衡平法院为我们的单位持有人可能提起的某些类型的诉讼和诉讼的独家法庭，这将限制我们的单位持有人选择司法法庭处理与我们或我们的普通合伙人或其董事、高级职员或其他员工的纠纷的能力。
我们的合伙协议规定，除某些有限的例外情况外，特拉华州衡平法院(或，如果该法院没有标的管辖权，则是特拉华州任何其他具有标的管辖权的法院)将是以任何方式引起或与我们的合伙协议有关的任何索赔、诉讼、诉讼或法律程序的独家法院(1)(包括解释、适用或强制执行我们的合伙协议的规定或有限合伙人或有限合伙人对我们的责任、义务或责任，或有限合伙人或我们的权利或权力或对我们的限制的任何索赔、诉讼或诉讼)，(2)以衍生方式代表吾等提起诉讼，(3)主张违反董事或吾等普通合伙人或普通合伙人对吾等或有限责任合伙人的责任，(4)主张根据经特拉华州修订的统一有限合伙企业法的任何条款而产生的索赔，或(5)主张受内部事务原则管辖的针对我们的索赔。上述规定将不适用于衡平法院认定存在不受该法院管辖的不可或缺的一方、属于该法院以外的法院或法院的专属管辖权的任何索赔(包括根据《交易法》产生的索赔)，或者该法院没有管辖权的索赔
除非我们书面同意选择替代法院，否则美国联邦地区法院将是解决根据证券法提出索赔的任何诉讼的唯一和独家法院。证券法第22条规定，联邦法院和州法院对为执行证券法或其下的规则或法规所产生的任何义务或责任而提起的所有诉讼拥有同时管辖权。因此，州法院和联邦法院都有管辖权受理此类证券法索赔。为了避免不得不在多个司法管辖区对索赔提起诉讼，以及不同法院做出不一致或相反裁决的威胁，以及其他考虑因素，合伙协议规定，除非我们书面同意选择替代法院，否则美国联邦地区法院应是解决根据证券法提出的任何诉因的独家法院。对于法院是否会执行关于联邦证券法下的索赔的法院规定，存在不确定性。如果法院发现我们修订和重述的有限合伙协议中的这些条款不适用于或不能就一种或多种指定类型的诉讼或诉讼程序执行，我们可能会在其他司法管辖区产生与解决此类问题相关的额外费用，这可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
我们的合伙协议还规定，在适用法律允许的最大范围内，每个有限合伙人放弃在任何此类索赔、诉讼、诉讼或诉讼中接受陪审团审判的权利，包括根据美国联邦证券法提出的任何索赔。如果根据我们的合伙协议对我们提起诉讼，只能由适用的初审法院的法官或法官审理，这将根据不同的民事程序进行，并可能导致与陪审团审判不同的结果，包括在任何此类诉讼中可能对原告不利的结果。任何单位持有人都不能放弃遵守美国联邦证券法及其颁布的规则和法规。如果合伙企业或其中一个合伙企业单位持有人反对陪审团基于弃权的审判要求，适用法院将根据适用的州和联邦法律，根据案件的事实和情况确定豁免是否可强制执行。据我们所知，根据美国联邦证券法提出的索赔，合同纠纷前和陪审团审判豁免的可执行性尚未由美国最高法院最终裁决。然而，我们认为，合同纠纷前和陪审团审判豁免条款通常是可执行的，包括根据管理我们的伙伴关系协议的特拉华州法律。通过购买共同单位，有限合伙人不可撤销地同意这些关于索赔、诉讼、诉讼或诉讼的限制、条款和义务，并接受特拉华州衡平法院(或此类其他法院)对任何此类索赔、诉讼、诉讼或诉讼的专属管辖权。这些规定可能会阻止针对我们、我们的普通合伙人和我们的普通合伙人的董事和高级管理人员的诉讼。
根据MSA向我们或代表我们提供的服务向我们的普通合作伙伴及其附属公司支付的费用报销将减少可用于分配给我们的单位持有人的现金。我们的合伙协议没有对我们的普通合伙人及其附属公司可以报销的费用金额设定上限。报销的金额和时间将由我们的普通合伙人决定。
我们和我们的普通合作伙伴已经与马赫资源签订了一项MSA，根据该协议，马赫资源将管理和执行我们石油天然气和中游业务的所有方面以及其他一般和行政职能，以换取某些费用的报销。根据MSA，我们将按月向我们的普通合伙人及其附属公司报销他们所发生的某些费用以及他们代表我们支付的款项。我们的合伙协议没有对我们的普通合伙人及其附属公司报销的费用金额设定上限。这些费用包括支付给为我们或代表我们提供服务的人员的工资、奖金、激励性薪酬和其他金额，以及其关联公司分配给我们的普通合伙人的费用。我们的合伙协议规定，我们的普通合伙人将决定可分配给我们的费用。向我们的普通合伙人及其附属公司报销费用将减少可用于分配给我们的单位持有人的现金数量。于截至2023年12月31日止年度，吾等向Mach Resources支付5,230万美元，其中包括480万美元的管理费及4,750万美元，以偿还Mach Resources、本公司及Mach公司之间的管理服务协议项下的成本及开支。
纽交所不要求像我们这样的上市有限合伙企业遵守，我们也不打算遵守其通常适用于公司的某些治理要求。
由于我们是一家公开交易的有限合伙企业，纽约证券交易所不要求我们在普通合伙人的董事会中拥有多数独立董事，也不要求我们设立薪酬委员会或提名和公司治理委员会。因此，单位持有人没有受到纽约证券交易所所有公司治理要求约束的某些公司的股东所享有的同等保护。请阅读本年度报告第三部分第10项中的“马赫自然资源管理”。
如果法院发现单位持有人的行为构成了对我们业务的控制，我们的单位持有人的责任可能不会受到限制。
特拉华州有限合伙企业的普通合伙人通常对合伙企业的义务负有无限责任，但合伙企业明确规定的、不向普通合伙人追索的合同义务除外。我们的合作伙伴关系是根据特拉华州的法律建立的，我们在其他一些州开展业务。在我们开展业务的其他一些州，对有限合伙人权益持有人对有限合伙义务的责任的限制还没有明确规定。在以下情况下，单位持有人可以像普通合伙人一样对我们的义务负责：
•法院或政府机构认定我们在一个州开展业务，但没有遵守该州的合伙企业法规；或
•单位持有人有权批准对我们合伙协议的一些修改或根据我们的合伙协议采取其他行动，这构成了对我们业务的“控制”。
我们的单位持有人可能有责任偿还错误分配给他们的分配。
在某些情况下，单位持有人可能需要偿还错误退还或分配给他们的金额。根据特拉华州修订后的统一有限合伙企业法案第17-607节，如果分配会导致我们的负债超过我们资产的公允价值，我们不得向单位持有人进行分配。由于合伙人的合伙权益而欠合伙人的债务以及对我们没有追索权的负债不计算在确定是否允许进行分配的目的。特拉华州法律规定，自不允许的分配之日起三年内，收到分配并且在分配时知道这违反了特拉华州法律的有限合伙人将对有限合伙承担分配金额的责任。因合伙企业权益而欠合伙人的负债以及对合伙企业无追索权的负债不计入确定是否允许分配的目的。
如果我们的普通单位价格下降，我们的单位持有人可能会损失很大一部分投资。
我们共同单位的市场价格可能会因一些我们无法控制的因素而大幅波动，包括：
•商品价格变动情况；
•证券分析师的建议和他们对我们财务业绩的估计的变化；
•公众对我们向美国证券交易委员会提交的新闻稿、公告和文件的反应；
•更广泛的证券市场价格和交易量的波动，特别是石油和天然气公司的证券以及上市合伙企业和有限责任公司的证券；
•同类公司的市场估值变化；
•关键人员离任；
•开始诉讼或者参与诉讼；
•我们的季度经营业绩或其他石油和天然气公司业绩的变化；
•我们向单位持有人分配的季度现金数额的变化；
•税法的变化；
•由我们的普通合伙人选择将我们转换或重组为应税实体；
•未来我们共同单位的发行和销售；以及
•美国经济、金融市场或石油和天然气行业总体状况的变化。
近年来，证券市场经历了价格和成交量的极端波动。这种波动对许多公司发行的证券的市场价格产生了重大影响，原因与这些公司的经营业绩无关。未来的市场波动可能会导致我们普通单位的价格更低。
只要我们是一家新兴的成长型公司，我们就不会被要求遵守适用于其他上市公司的某些报告要求，包括与审计标准和披露我们高管薪酬相关的要求。利用采用新的或经修订的新的或修订的阶段较长的时间
适用于新兴成长型公司的财务会计准则可能会降低我们的共同部门对投资者的吸引力。
JOBS法案包含了一些条款，其中包括放宽对“新兴成长型公司”的某些报告要求，包括与审计标准和薪酬披露有关的某些要求。我们被归类为新兴成长型公司。只要我们是一家新兴的成长型公司，与其他上市公司不同，我们就不会被要求(1)提供一份关于管理层根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第404(B)节对我们的财务报告内部控制制度的有效性进行评估的审计师证明报告，(2)遵守PCAOB通过的任何要求强制审计公司轮换的新要求，或对审计师报告的补充，其中审计师将被要求提供有关审计和发行人财务报表的额外信息，(3)遵守PCAOB在2012年4月5日后通过的任何新的审计规则，除非美国证券交易委员会另有决定，或(4)就大型上市公司的高管薪酬要求提供一定的披露。
我们已经选择利用JOBS法案下新兴成长型公司所有降低的报告要求和豁免，包括根据JOBS法案第107节采用新的或修订的财务会计准则的较长分阶段期限，直到我们不再是一家新兴成长型公司。如果我们随后选择遵守这些上市公司的生效日期，根据就业法案第107节，这种选择将是不可撤销的。
我们选择使用这次选举允许的分阶段期限，可能会使我们的财务报表很难与非新兴成长型公司和其他新兴成长型公司的财务报表进行比较，这些公司已经根据《就业法案》第107条选择退出较长的分阶段期限，并将遵守新的或修订的财务会计准则。我们无法预测投资者是否会因为我们选择依赖这些豁免而发现我们的共同单位不那么有吸引力。如果一些投资者因此发现我们的共同单位不那么有吸引力，我们的共同单位可能会有一个不那么活跃的交易市场，我们的共同单位价格可能会更加波动。根据《就业法案》，新兴成长型公司可以推迟采用新的或修订后的会计准则，直到这些准则适用于私营公司。
如果我们不能发展或维持一个有效的内部控制系统，我们可能无法准确地报告我们的财务结果或防止欺诈。因此，现有和潜在的单位持有人可能会对我们的财务报告失去信心，这将损害我们的业务和我们单位的交易价格。
有效的内部控制对于我们提供可靠的财务报告、防止欺诈和作为一家上市公司成功运营是必要的。如果我们不能提供可靠的财务报告或防止欺诈，我们的声誉和经营业绩将受到损害。我们不能确定我们开发和维护内部控制的努力是否会成功，我们是否能够在未来对我们的财务流程和报告保持足够的控制，或者我们是否能够履行2002年生效的萨班斯-奥克斯利法案第404节规定的义务。作为一家新上市公司，我们没有被要求根据第404节对我们的财务报告内部控制进行第一次年度评估，直到我们向美国证券交易委员会提交第一份年报的第二年，但我们被要求每季度披露我们的内部控制程序和程序的重大变化。我们将不会被要求让我们的独立注册会计师事务所证明我们对财务报告的内部控制的有效性，直到我们不再是证券法第2(A)(19)节所指的“新兴成长型公司”后的第一份年度报告。任何未能发展或维持有效的内部控制，或在实施或改善我们的内部控制方面遇到困难，都可能损害我们的经营业绩或导致我们未能履行我们的报告义务。无效的内部控制还可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心，这可能会对我们单位的交易价格产生负面影响。
我们的普通合伙人可以选择将我们从合伙企业转换或重组为实体，作为公司在美国联邦所得税方面征税，而无需单位持有人的同意。
根据我们的合伙协议，我们的普通合伙人可以在没有单位持有人批准的情况下，使我们被视为应作为公司征税的实体，或者为了美国联邦所得税的目的而被视为实体，无论是通过选择合伙企业或转换合伙企业，还是通过任何其他方式或方法。此外，作为此类决定的一部分，我们普通合伙人的关联公司可以选择保留他们在我们的合伙企业权益，并促使我们进行一项交易，将我们由其他人持有的权益转换为新实体的权益或交换新实体的权益，该新实体作为公司应纳税或为美国联邦目的缴纳实体级税收，其唯一资产是我们的权益。普通合伙人可以采取上述任何行动，如果它真诚地确定(这意味着它主观上认为)这样的行动不会对我们的最大利益不利。任何此类事件都可能对我们的单位持有人征税或免税，这取决于交易的形式。由于这种事件，单位持有人的纳税义务(如果有的话)对该单位持有人来说可能是实质性的，并可能因单位持有人的具体情况而异，也可能因税收而异
我们或我们普通合伙人的任何关联公司选择保留其在我们的合伙权益的责任。然而，我们的普通合伙人将没有责任或义务做出任何此类决定或采取任何此类行动，并且可以拒绝这样做，而不承担对我们或我们的有限合伙人的任何责任或义务，包括以不违背我们或我们的有限合伙人的最佳利益的方式行事的任何责任。
作为公开交易的合伙企业，我们的成本增加了。
我们作为公开交易的合伙企业运营的历史有限。作为一家上市合伙企业，我们产生了大量的法律、会计和其他费用，这是我们在首次公开募股之前没有发生的。此外，2002年通过的萨班斯-奥克斯利法案，以及美国证券交易委员会和纽约证券交易所实施的规则，要求上市实体采用各种公司治理做法，这将进一步增加我们的成本。我们的费用或费用准备金的金额，包括作为上市合伙企业的成本，将减少我们可以分配给单位持有人的现金数量。因此，我们可用于分配给单位持有人的现金数量将受到上市公司相关成本的影响。
我们受制于《交易所法案》的公开报告要求。这些规则和法规增加了我们的某些法律和财务合规成本，并使活动更加耗时和昂贵。例如，由于成为一家上市公司，我们被要求至少有三名独立董事，成立一个审计委员会，并通过关于内部控制和披露控制程序的政策，包括编制财务报告内部控制报告。
为了获得董事和高级职员责任保险，我们还会产生额外的费用。由于对董事的报道范围有限，我们可能比首次公开募股之前更难吸引和留住合格的人担任董事会成员或高管。
如果证券或行业分析师没有发表关于我们业务的研究或报告，如果他们改变了对我们部门的建议，或者如果我们的经营业绩不符合他们的预期，我们的单价可能会下降。
我们共同单位的交易市场受到行业或证券分析师发布的关于我们或我们业务的研究和报告的影响。如果这些分析师中的一位或多位停止对我们公司的报道，或未能定期发布有关我们的报告，我们可能会在金融市场失去可见性，这反过来可能导致我们的单价或交易量下降。此外，如果跟踪我们公司的一名或多名分析师下调了我们的普通部门的评级，或者如果我们的经营业绩没有达到他们的预期，我们的单价可能会下降。
普通单位持有人的税务风险
我们的税收待遇取决于我们作为美国联邦所得税合伙企业的地位，以及我们不受个别州实体层面的大量税收的影响。如果美国国税局(IRS)出于美国联邦所得税的目的将我们视为一家公司，或者如果我们以其他方式受到实体层面的大量税收，那么可用于分配给我们单位持有人的现金可能会减少。
对我们共同单位的投资预期的税后和经济效益在很大程度上取决于我们是否被视为美国联邦所得税目的的合伙企业。尽管根据特拉华州法律，我们被组织为有限合伙企业，但我们将被视为符合美国联邦所得税目的的公司，除非我们满足“符合资格的收入”要求。根据我们目前的业务，我们相信我们满足了合格的收入要求。不符合资格收入要求或现行法律的变化可能导致我们被视为美国联邦所得税目的的公司，或以其他方式使我们作为实体纳税。我们没有也不打算要求美国国税局就我们作为美国联邦所得税目的的合伙企业的分类做出裁决。
如果我们被视为一家公司，用于美国和联邦所得税目的，我们将按公司税率为我们的应税收入支付美国联邦所得税，我们还可能按不同的税率支付额外的州和地方所得税。分配给我们的单位持有人通常将作为公司股息再次征税，任何收入、收益、损失或扣减都不会流向我们的单位持有人。由于我们作为一家公司将被征税，可供分配给我们单位持有人的现金可能会减少。因此，将我们作为公司对待可能会导致预期现金流减少，并导致我们单位持有人的税后回报，这将导致我们共同单位的价值减少。
在州一级，几个州一直在评估如何通过征收州所得税、特许经营税、资本税和其他形式的营业税来对合伙企业征税，以及通过征收预扣义务和复合、合并、集团、整体或类似申报来对非居民合伙人征税。
非居民合伙人获得国家“来源”收入的分配份额的义务。我们目前在俄克拉何马州、堪萨斯州和德克萨斯州等州拥有房产或开展业务。在我们拥有资产或开展业务的司法管辖区向我们征收任何此类税收或提高现有税率可能会导致预期现金流减少，并导致我们的单位持有人税后回报减少，这将导致我们共同单位的价值减少。
公开交易的合伙企业或对我们共同单位的投资的税务处理可能会受到潜在的立法、司法或行政变动和不同解释的影响，可能会追溯到。
目前美国联邦政府对包括我们在内的上市合伙企业或对我们共同单位的投资的联邦所得税待遇可能会因立法、司法或行政方面的变化和不同的解释而被修改。国会议员不时建议并考虑对影响上市合伙企业或对我们共同单位的投资的现行美国联邦所得税法进行实质性修改，包括取消对某些上市合伙企业的合伙企业税收待遇。例如，最近几年，拜登政府提议在其每年公布的预算中，废除对“化石燃料”上市合伙企业免征企业所得税的规定。
对美国联邦所得税法或其解释的任何更改可能具有追溯力，也可能不具有追溯力，并可能使我们更难或不可能被视为合伙企业，以符合美国联邦所得税的目的，或以其他方式对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。美国联邦所得税法或其解释的任何此类变化都可能对我们共同单位的投资价值产生不利影响。
由于未来的立法，目前在石油和天然气勘探和生产方面可用的某些美国联邦所得税优惠可能会减少或取消。
近年来，有人提出立法，如果获得通过，将对美国联邦税法进行重大修改，包括减少或取消目前石油和天然气勘探和生产公司可以获得的某些关键的美国联邦所得税优惠。这些变化包括但不限于：(I)取消石油和天然气资产的百分比损耗拨备；(Ii)取消无形钻探和开发成本的现行扣除额；(Iii)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。目前尚不清楚这些或类似的变化是否会生效，以及如果通过，任何此类变化多久才能生效。由于这些提案或美国联邦所得税法任何其他类似变化而导致的任何立法的通过，可能会取消或推迟目前可用于石油和天然气勘探和开发的某些税收减免，任何此类变化都可能增加可分配给单位持有人的应税收入，并对我们共同单位的投资价值产生负面影响。
我们每月根据我们共同单位的所有权，而不是根据特定共同单位的转让日期，在我们共同单位的转让方和受让方之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目。
我们通常在每个月的第一天，根据共同单位的所有权，而不是根据特定共同单位的转让日期，在我们共同单位的转让方和受让方之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目。财政部法规允许类似的月度简化惯例，但此类法规并未明确授权我们按比例分配方法的所有方面。如果美国国税局成功挑战我们的按比例分配方法，我们可能需要改变收入、收益、损失和扣除项目在单位持有人之间的分配。
美国国税局对我们所持联邦所得税头寸的成功竞争可能会对我们共同单位的市场产生不利影响，任何国税局竞争的成本都将减少我们可用于分配给单位持有人的现金。
美国国税局尚未就我们作为美国联邦所得税合作伙伴的地位做出决定。国税局可能会采取与我们不同的立场，甚至是在律师建议下采取的立场。可能有必要诉诸行政或法院程序来维持我们所采取的部分或全部立场，而这些立场最终可能无法维持。法院可能不会同意我们的部分或全部立场。因此，与美国国税局的任何这种竞争都可能对我们共同单位的市场和我们共同单位的交易价格产生实质性的不利影响。此外，我们与美国国税局竞争的任何费用，主要是法律、会计和相关费用，将由我们的单位持有人间接承担，因为这些成本将减少我们可用于分配的现金。
如果美国国税局对我们的所得税申报单进行审计调整，它(和一些州)可能会评估并直接从我们那里收取因此类审计调整而产生的任何税收(包括任何适用的罚款和利息)。如果我们承担这种支付，我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。
根据2015年两党预算法，如果美国国税局对我们的所得税申报单(包括我们或马赫公司就我们首次公开募股结束前开始的期间提交的任何所得税申报单)进行审计调整，它(和一些州)可以评估和收取因此类审计调整直接从我们那里产生的任何税收(包括任何适用的罚款和利息)。一般而言，我们期望我们的单位持有人及前单位持有人在审核的税务年度内，会根据彼等在吾等的权益考虑该等审核调整，但不能保证该等选择会在任何情况下作出或有效。如果我们不能让我们的单位持有人和前单位持有人在审计年度内根据他们在我们的权益考虑该审计调整，我们现有的单位持有人可能会承担该审计调整所产生的部分或全部税务责任，即使该等单位持有人在审计年度内并不拥有我们的共同单位。如果由于任何此类审计调整，我们被要求支付税款、罚款和利息，我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。
我们的基金单位持有人可能须就其在我们收入中的份额缴税，即使他们没有收到我们的任何现金分派。
由于我们的单位持有人将被视为我们将向其分配应税收入的合作伙伴，因此我们的单位持有人可能被要求为他们在我们应税收入中的份额支付美国联邦所得税，在某些情况下，州和地方所得税，无论他们是否从我们那里获得任何现金分配。我们的单位持有人从我们那里获得的现金分配可能不等于他们在我们应税收入中的份额，甚至不等于他们在我们应税收入中的份额所产生的实际纳税义务。
处置我们共同单位的税务收益或亏损可能比预期的多或少。
如果我们的单位持有人出售他们的共同单位，他们将确认等于变现金额与他们在这些共同单位的纳税基础之间的差额的收益或损失。由于超过单位持有人应税收入净额可分配份额的分配减少了单位持有人在单位持有人的共同单位中的纳税基础，因此，如果单位持有人以高于单位持有人在这些共同单位中的纳税基础的价格出售这些共同单位，则单位持有人出售的关于共同单位的这种先前超额分配的金额(如果有的话)实际上将成为单位持有人的应税收入，即使收到的价格低于单位持有人的原始成本。由于潜在的回收项目，如折旧、损耗、摊销和增值费用以及无形钻探成本，已实现金额的很大一部分(无论是否代表收益)可能作为普通收入纳税。此外，由于变现的金额可能包括单位持有人在我们无追索权债务中的份额，出售普通单位的单位持有人可能会产生超过从出售中获得的现金的纳税义务。
单位持有人扣除我们所产生的利息支出的能力可能受到限制。
在某些情况下，我们扣除可适当分配给某一行业或企业的债务所支付或应计的利息(“商业利益”)的能力可能有限。如果我们扣除商业利息的能力受到限制，在限制生效的纳税年度分配给我们的单位持有人的应纳税所得额可能会增加。然而，在某些情况下，在未来的纳税年度，单位持有人可能能够在受这一限制的情况下利用部分商业利息扣除。未来的单位持有人应咨询他们的税务顾问，了解这一业务利息扣除限制对我们共同单位投资的影响。
免税实体因拥有我们的共同单位而面临独特的税收问题，这可能会给它们带来不利的税收后果。
免税企业实体对我们共同单位的投资，如个人退休账户(IRA)或其他退休计划，提出了它们特有的问题。例如，我们分配给单位持有人的几乎所有收入都是免除美国联邦所得税的组织，包括IRA和其他退休计划，将是无关的企业应税收入，并将向他们征税。拥有一项以上不相关贸易或业务(包括在我们这样的合伙企业中的投资归属)的免税实体必须就每一项此类贸易或业务单独计算该免税实体的不相关业务应纳税所得额(包括为确定任何净营业亏损扣除的目的)。因此，免税实体可能无法利用对我们合伙企业的投资亏损来抵消来自另一不相关贸易或业务的不相关业务应税收入，反之亦然。免税实体应就这些规则对我们共同单位投资的影响咨询税务顾问。
非美国单位持有人将缴纳美国个人所得税，并就其收入和拥有我们共同单位的收益预扣。
非美国的单位持有人通常要对与美国国际贸易或企业有效相关的收入征税，并遵守美国的所得税申报要求(“有效相关收入”)。分配给我们单位持有人的收入和出售我们共同单位的任何收益通常将被认为与美国的贸易或业务“有效相关”。因此，对非美国单位持有人的分配将按最高适用的边际税率预扣，出售或以其他方式处置共同单位的非美国单位持有人也将对出售或处置该共同单位所获得的收益缴纳美国联邦所得税。
此外，在非美国单位持有人出售、交换或以其他方式处置共同单位时，如果从此类出售、交换或其他处置中获得的任何部分将被视为与美国的贸易或业务有效相关，则受让人通常被要求扣留该出售、交换或其他处置所实现的金额的10%。美国财政部和美国国税局发布了最终法规，为转让某些公开交易的合伙企业利益，包括转让我们的共同单位，提供了适用这些规则的指导。根据这些规定，转让我们的共同单位的“变现金额”通常是支付给代表转让人进行适用转让的经纪人的总收益金额，该经纪人通常将对相关的扣缴义务负责。根据这些规则，对非美国单位持有人的分配也可能受到额外预扣的限制，前提是分配的一部分可归因于超过我们之前未曾分配的累计净收入的金额。非美国单位持有人应咨询他们的税务顾问，了解这些规则对我们共同单位投资的影响。
我们将对待购买我们共同单位的每个购买者享有同等的税收优惠，而不考虑购买的共同单位。美国国税局可能会对这种待遇提出质疑，这可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。
由于我们无法匹配普通单位的出让方和受让方，我们将采用折旧、损耗、摊销和增值头寸，这些头寸可能不符合现有财政部法规的所有方面。美国国税局对这些职位的成功挑战可能会对单位持有人可获得的税收优惠金额产生不利影响。它还可能影响这些税收优惠的时间或出售共同单位的收益金额，并可能对我们共同单位的价值产生负面影响，或导致对单位持有人纳税申报单的审计调整。
我们的单位持有人可能会在他们不因投资我们的共同单位而居住的州接受州和地方税和报税表的要求。
除了美国联邦所得税外，我们的单位持有人可能还需要缴纳其他税收，例如州和地方所得税、非公司营业税和遗产税、遗产税或我们现在或将来拥有财产的各个司法管辖区征收的无形资产税，即使单位持有人不住在这些司法管辖区。我们的单位持有人可能会被要求提交州和地方所得税申报单，并在这些不同的司法管辖区中的一些或全部地区缴纳州和地方所得税。此外，我们的单位持有人可能会因未能遵守这些要求而受到惩罚。我们目前在俄克拉何马州、堪萨斯州和德克萨斯州拥有房产或开展业务。俄克拉荷马州和堪萨斯州分别征收个人所得税。德克萨斯州目前不对个人征收个人所得税，但它确实对公司和其他实体征收实体税(我们将受到影响)。当我们进行收购或扩大业务时，我们可能会控制资产或在其他州开展业务，这些州征收个人或实体层面的所得税。如果适用，每个单位持有人都有责任提交自己的美国联邦、州和地方纳税申报单。
其共同单位为证券贷款标的的单位持有人(例如，借给“卖空者”以弥补共同单位卖空的贷款)可被视为已处置这些共同单位。如果是这样的话，在贷款期间，单位持有人将不再被视为这些共同单位的合伙人，并可以确认处置的收益或损失。
由于没有具体的规则来规范美国联邦所得税对借出合伙企业权益的后果，因此其共同单位是证券贷款标的的单位持有人可能被认为已经处置了借出的单位。在这种情况下，在贷款期间，单位持有人可能不再被视为那些共同单位的合伙人，并且单位持有人可以确认这种处置的收益或损失。此外，在贷款期间，我们关于这些共同单位的任何收入、收益、损失或扣除可能不会被单位持有人报告，并且单位持有人收到的关于这些共同单位的任何现金分配可以作为普通收入全额纳税。希望确保其作为合伙人的地位并避免从证券贷款中获得承认的风险的单位持有人应咨询税务顾问，以确定是否可取地修改任何适用的经纪账户协议，以禁止他们的经纪人借出他们的普通单位。
我们采用了某些估值方法来确定单位持有人对收入、收益、损失和扣减的分配。国税局可能会对这些方法或由此产生的拨款提出质疑，而这种质疑可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。
在确定分配给我们的单位持有人的收入、收益、损失和扣除项目时，我们必须例行地确定我们各自资产的公平市场价值。尽管我们可能会不时就估值事宜咨询专业评估师，但我们自己进行了许多相对公平的市场价值估计。美国国税局可能会对这些估值方法以及由此产生的收入、收益、损失和扣除的分配提出质疑。美国国税局对这些方法或分配的成功挑战可能会对分配给我们的单位持有人的应税收入或损失的金额、性质和时间产生不利影响。它还可能影响我们的单位持有人出售共同单位的收益金额，并可能对共同单位的价值产生负面影响，或者导致我们的单位持有人在没有额外扣除的情况下对纳税申报单进行审计调整。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目1C。网络安全
马赫的网络安全姿态是积极和多方面的，反映了我们对保护我们的组织免受网络威胁的优先考虑。通过实施先进技术和遵守严格标准，我们建立了分层防御战略，以保护我们的信息和计算机系统，并与行业最佳实践保持一致。
风险管理和战略
我们对网络安全的方法是全面的，包括持续的风险管理战略，以保护我们的数字资产，并确保我们数据的完整性和保密性。
我们采用国家标准与技术研究所(NIST)网络安全框架、国际标准化组织(ISO)和互联网安全中心(CIS)最佳实践标准的战略组合，以基准和增强我们的网络安全措施。这种多方面的方法使我们能够保持强大的安全态势，管理风险，并应对不断变化的网络威胁。
我们的网络安全实践包括：
数据监控和防丢失：我们持续扫描和监控我们的系统，以检测和防止数据泄露，确保敏感信息保持安全。
-网络漏洞测试： 通过经过认证的第三方测试员对我们的网络安全进行定期评估，以识别和修复漏洞。
-强大的加密：实施强大的加密协议以保护传输中和静止的数据，降低未经授权访问的风险。
-持续监控： 我们正在持续监控我们的数字环境，以快速检测和响应潜在的安全事件。
-定期更新： 对我们的安全系统进行系统更新，以应对新的威胁和漏洞，确保我们的防御保持有效。
管理
网络安全是最大的企业风险，需要警惕关注和战略规划。我们的首席信息官在石油和天然气行业拥有20多年的技术和领导经验，负责监管信息技术的各个方面，包括网络安全、网络、基础设施、应用程序、数据管理和保护。由首席信息官领导的网络安全团队评估和管理网络安全威胁，监督全面的网络安全风险管理计划，并监督内部IT人员和外部网络安全顾问。
网络安全小组在向首席信息官报告重大事件方面发挥关键作用。网络安全团队与我们的首席信息官一起，每周至少召开一次会议，审查与数字安全相关的任何事件和相应的应对行动，分析组织面临的新威胁
网络安全格局，并审议和讨论预防战略。我们的内部网络安全团队接收来自各种私营能源部门和联邦安全工作组和组织的网络安全新闻和更新。
治理
网络安全风险与公司的其他企业风险一起管理，由董事会监督。公司的信息技术安全工作，包括网络安全，受董事会内部审计委员会的监督。该公司的网络安全战略每季度接受审计委员会的审查。在这些会议期间，首席信息官向委员会提供关于网络安全和数据保护事项的全面最新情况。这包括对该公司识别和降低网络安全风险的行动进行评估。此外，公司遵守向审计委员会或董事会报告重大网络安全事件的既定程序。
到目前为止，公司尚未经历任何重大网络安全事件，我们也不知道有任何网络安全风险可能会对我们的业务战略、业绩或财务状况产生重大影响。 有关公司网络安全风险的进一步讨论，请参阅本年度报告中Form 10-K中第1A项的“风险因素”。
项目3.法律诉讼
我们可能会不时涉及其正常业务运作所引起的诉讼和索偿。我们目前不是任何实质性法律程序的一方。此外，吾等并不知悉任何拟对本公司提出的重大法律诉讼。有关我们法律或有事项的更多信息，请参阅注10在本年度报告的“财务报表和补充数据”项目中。
作为石油和天然气资产的所有者和运营商，我们必须遵守与向环境排放材料和保护环境有关的各种联邦、州和地方法律法规。除其他事项外，这些法律和条例可规定石油和天然气租赁承租人对作业产生的污染清理费用承担责任，并使承租人承担污染损害赔偿责任。在某些情况下，我们可能被指示暂停或停止在受影响地区的行动。我们维持行业惯例的保险范围，尽管我们没有为所有环境风险提供全面保险。
截至2023年12月31日，我们不知道有任何环境索赔。然而，不能保证目前的监管要求不会改变，或者不会在我们的石油和天然气资产上发现过去不遵守环境问题的情况。
项目4.矿山安全信息披露
不适用。
第II部
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
我们的共同单位在纽约证券交易所上市和交易，股票代码为“MNR”。截至2024年3月15日，由8名记录保持者持有的未偿还普通单位数量为9500万个。由于我们的许多共同单位是由经纪人和其他机构代表单位持有人持有的，我们无法估计这些记录持有人代表的单位持有人的总数。
现金分配政策
我们的合作协议要求我们每季度分配我们所有的可用现金。我们的现金分配政策反映了一个基本判断，即在扣除成本、费用和准备金后，我们分配可用现金通常会更好地服务于我们的单位持有人，而不是保留它。然而，除了我们的合伙协议中要求每季度分配我们所有可用现金外，我们没有法律义务从我们的可用现金中进行上述或任何其他金额的季度现金分配，我们的普通合伙人有相当大的自由裁量权来决定每个季度可供分配的现金数量。
由于我们的政策将是分配我们每个季度产生的所有可用现金，而不是为未来的分配预留现金，也不在收入较低的时期借钱支付分配，因此我们的单位持有人将直接受到我们业务产生的现金数量波动的影响。我们的可用现金的季度现金分配(如果有的话)将不稳定，而且将因我们运营商的业绩变化以及石油和天然气价格波动导致的收入变化而在每个季度有所不同。这样的差异可能会很大。
可用现金一般指任何季度末手头的所有现金和现金等价物：
较少，由我们的普通合伙人建立的现金储备金额：
·为我们的业务提供适当的运作，这将包括但不限于为资本支出、周转资本和运营费用预留的金额；
·遵守适用法律、我们的任何债务文书或其他协议；或
·为未来四个季度中的任何一个或多个季度向我们的单位持有人提供分配资金；
加确定日的所有现金和现金等价物，这些现金和现金等价物是在季度结束后从子公司以外的任何人的股权中收到的股息或分配所产生的，这些股息和现金等价物是关于该人在该季度内开展的业务的；
加，如果我们的普通合伙人这样决定，在确定日期手头的全部或部分现金和现金等价物，是由于在季度末后进行的营运资金借款而产生的。
以上最后一个要点的目的和效果是允许我们的普通合伙人在季度末之后但在确定该季度可用现金之日或之前使用营运资本借款的现金向单位持有人支付分派。营运资金借款一般指根据信贷安排、商业票据借贷或类似融资安排而作出的借款，而在所有情况下，该等借款仅用于营运资金用途或支付分派予合伙人，借款人拟于十二个月内从额外营运资金借款以外的来源偿还该等借款。
未登记的股权证券销售
于二零二三年十月二十五日，本公司进行公司重组，其中(A)直接持有Mach公司会籍权益的现有业主将其于Mach公司的会籍权益100%出资，以按比例分配本公司100%的有限责任合伙人权益；(B)本公司将其于Mach公司的100%会籍权益出资予Intermediate，以换取Intermediate的100%会籍权益；及(C)Intermediate将其于Mach公司的会籍权益100%出资予Holdco，以换取Holdco的100%会籍权益。
上述发行并不涉及任何承销商、承销折扣或佣金或任何公开发售，而吾等相信，根据证券法第4(A)(2)节及/或根据证券法颁布的法规D，该等发行可获豁免遵守证券法的注册要求。
收益的使用
2023年10月24日，美国证券交易委员会宣布注册说明书(第333-274662号文件)对本次发行生效，根据该发行，本公司注册并以每普通单位19.00美元的价格向公众出售总计10,000,000个普通单位。出售普通股给公司带来了1.9亿美元的毛收入和1.685亿美元的净收益，扣除承销费和发售费用后。
本公司将所得款项中的1.022亿美元用于偿还其运营子公司的首次公开募股前信贷安排，并将所得款项中的6630万美元用于按比例从现有普通单位所有者手中购买3,750,000个普通单位。
发行人及关联购买人购买股权证券
没有。
第六项。[已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
《管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析》旨在从管理层的角度为财务报表的读者提供财务状况、经营业绩、流动性以及其他可能影响公司经营业绩的因素的叙述。以下讨论和分析应结合本年度报告第II部分第8项所列历史审计综合财务报表和相关附注以及本年度报告第I部分第1A项所列“风险因素”一并阅读。我们引用了S-K《美国证券交易委员会快速行动现代化和简化条例》的规定，该规定将讨论限制在最近两个财政年度。 以下信息更新了我们在之前提交的文件中提供的关于我们财务状况的讨论，并分析了截至2023年12月31日至2022年12月31日的年度运营结果的变化。请参阅我们根据证券法第424(B)(4)条于2023年10月26日提交给美国证券交易委员会的最终招股说明书，以讨论和分析截至2022年12月31日至2021年12月31日的年度经营业绩变化。
以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的前瞻性陈述，这些陈述可能会影响我们未来的经营业绩和财务状况。这些前瞻性声明取决于可能超出我们控制范围的事件、风险和不确定性。实际结果和活动的时间可能与这些前瞻性声明中讨论的内容大不相同。可能导致或导致这种差异的因素包括但不限于石油、天然气和天然气的市场价格、产量、已探明储量的估计、资本支出、经济、通胀和竞争条件、钻探结果、监管变化和其他不确定因素，以及本年度报告下文和其他部分讨论的因素，特别是在“风险因素”和“关于前瞻性声明的警示声明”下讨论的因素，所有这些因素都很难预测。鉴于这些风险、不确定性和假设，讨论的其他前瞻性事件可能不会发生。除非适用法律另有要求，否则我们不承担公开更新任何前瞻性声明的义务。
概述
我们是一家独立的上游石油和天然气公司，专注于在俄克拉荷马州西部、堪萨斯州南部和德克萨斯州狭长地带的阿纳达科盆地地区收购、开发和生产石油、天然气和NGL储量，我们运营着大约4600口PDP油井。
在我们的经营区域内，我们的资产有望用于多种地层，最著名的是奥斯威戈、伍德福德、Meramec/Osage和密西西比州石灰地层。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下从这些不断下降的资产中产生大量可供分配的现金。我们还拥有广泛的补充中游资产组合，这些资产与我们的上游业务整合在一起。这些资产包括收集系统、加工厂和供水基础设施。我们的中游资产使我们能够优化定价、提高流量保证并消除第三方成本和效率低下，从而提高了我们物业的价值。此外，我们拥有的中游系统还产生了第三方收入。
市场展望
我们的财务结果取决于许多因素，特别是大宗商品价格，以及我们以具有经济吸引力的条件寻找、开发和营销我们的产品的能力。大宗商品价格受到许多我们无法控制的因素的影响，包括市场供求的变化。石油和天然气行业是周期性的，大宗商品价格是
波动性很大，我们预计原油和天然气市场的价格波动性将继续上升。油价受到需求增加、国内供应减少、OPEC控制措施以及俄乌战争和对俄制裁造成的市场混乱的影响。例如，在2020年12月31日至2023年12月31日期间，原油和天然气价格分别达到123.64美元/桶和23.86美元/MMBtu的高位，低点分别为47.47美元/桶和1.74美元/MMBtu。从2022年开始，纽约商品交易所石油和天然气期货价格在减少与大流行相关的石油限制和加强欧佩克+合作后走强。2023年第一季度，由于全球石油市场库存水平上升，原油价格下降；然而，价格仍高于2010年至2019年的10年平均水平。库存水平增加之后，欧佩克+产油国在6月初宣布进一步减少石油产量。美国能源情报署(EIA)预测，未来五个季度，全球石油库存都将略有下降，这些增长将给原油价格带来上行压力，特别是在2023年末和2024年初。同样在2023年第一季度，天然气价格仍高于10年价格区间，尽管该季度天然气价格大幅下降，原因是天气转暖缓解了对天然气供暖的需求，使美国和欧洲的天然气储存水平高于历史平均水平。EIA预计，由于电力行业天然气使用量上升和产量增长放缓，美国基准Henry Hub天然气现货价格将在夏季和未来几个月上涨，这两个因素加在一起，导致未来几个月的储气量低于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处于相对较低的水平，但从2021年下半年开始，通货膨胀率大幅上升，一直持续到2023年，原因是货币供应量大幅增加，刺激性财政政策，随着新冠肺炎限制的放松，消费者需求显著反弹，俄罗斯和乌克兰的战争以及新冠肺炎导致的经济收缩和封锁随后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9.1%的峰值，然后在2022年12月降至6.5%。2023年12月，通胀率为3.4%。我们无法预测未来的通货膨胀率，但在通货膨胀率居高不下的情况下，我们的运营成本可能会增加，包括钻机、修井机、油管和其他油井设备的成本，以及劳动力成本的增加。我们继续评估缓解供应链和通胀压力的行动，并与其他供应商和承包商密切合作，确保现场供应，特别是对我们许多业务至关重要的燃料、钢铁和化学品供应。然而，这些缓解努力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，我们目前的收入来源、对未来储备的估计、借款基数的计算、石油和天然气资产的减值评估以及买卖交易中的物业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：
•生产量；
•石油、天然气和天然气销售的实际价格；
•租赁经营费用(“LOE”)；
•调整后的EBITDA；以及
•可供分配的现金。
影响我们未来经营结果与历史经营结果可比性的因素
我们未来的经营结果可能无法与我们所述时期的历史经营结果相媲美，主要原因如下。
收购
自2021年以来，我们已经完成了11笔收购。这些收购反映在我们在每次收购完成之日及之后的运营业绩中。因此，每次此类收购之前的期间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的运营结果的可比性。我们可以在经济的情况下通过收购继续扩大我们的业务，包括根据我们的循环信贷协议为此类收购提供资金。
2023年1月1日，我们承担了相当数量的物业的运营，在这些物业中，我们以前是物业的非经营性合作伙伴，并提供中游服务。作为这些物业运营的结果
与非运营物业相比，发生了抵销会计变化，从而减少了中游运营费用，减少了中游收入，增加了LOE，并增加了价格变现。
企业重组
本年报所载的历史综合财务报表为本公司重组前的历史综合财务报表及本公司重组后的历史综合财务报表。我们在此提供的历史财务数据并不代表我们在整个会计期间的综合业绩。
上市公司费用
在完成首次公开募股后，我们已产生并预计将继续产生与我们向上市合伙企业过渡相关的增量非经常性成本，包括我们首次公开募股的成本以及与我们内部控制实施和测试的初始实施相关的成本。我们还预计，作为上市合伙企业，我们还将产生额外的重大和经常性费用，包括与雇用更多人员、遵守《交易法》规定、向单位持有人提交年度和季度报告、纳税申报单和K-1报告准备时间表、独立审计师费用、投资者关系活动、登记和转让代理费、增量董事和高级管理人员责任保险成本以及独立董事补偿相关的成本。
经营成果
截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较
收入
下表提供了我们收入的组成部分，扣除运输和营销成本，以及每个时期各自的平均实现价格和净生产量。由于四舍五入的原因，以下部分的某些合计和更改可能无法求和或重新计算。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日止的年度， | | 变化 |
| (千美元) | | 2023 | | 2022 | | 金额 | | 百分比 |
| 收入： | | | | | | | | |
| 油 | | $ | 422,312 | | | $ | 448,567 | | | $ | (26,255) | | | (6 | %) |
| 天然气 | | 149,795 | | | 301,423 | | | (151,628) | | | (50 | %) |
| 天然气液体 | | 75,245 | | | 110,398 | | | (35,153) | | | (32 | %) |
| 石油、天然气和NGL总销售额 | | 647,352 | | | 860,388 | | | (213,036) | | | (25 | %) |
| 石油和天然气衍生产品收益（损失）净额 | | 57,272 | | | (67,453) | | | 124,725 | | | (185 | %) |
| 中游收入 | | 26,328 | | | 44,373 | | | (18,045) | | | (41 | %) |
| 产品销售 | | 31,357 | | | 100,106 | | | (68,749) | | | (69 | %) |
| 总收入 | | $ | 762,309 | | | $ | 937,414 | | | $ | (175,105) | | | (19 | %) |
平均售价(1): | | | | | | | | |
| 石油(美元/桶) | | $ | 77.57 | | | $ | 93.43 | | | $ | (15.86) | | | (17 | %) |
| 天然气(美元/mcf) | | $ | 2.52 | | | $ | 6.34 | | | $ | (3.82) | | | (60 | %) |
| NGL（美元/桶） | | $ | 24.52 | | | $ | 39.27 | | | $ | (14.75) | | | (38 | %) |
| 合计（美元/英国央行）—未计入已变现衍生工具的影响 | | $ | 35.16 | | | $ | 55.37 | | | $ | (20.21) | | | (36 | %) |
| 合计（美元/英国央行）—扣除已实现衍生工具的影响 | | $ | 35.62 | | | $ | 49.53 | | | $ | (13.91) | | | (28 | %) |
| 净生产量： | | | | | | | | |
| 石油(MBbl) | | 5,445 | | | 4,801 | | | 644 | | | 13 | % |
| 天然气(MMCF) | | 59,378 | | | 47,561 | | | 11,817 | | | 25 | % |
| NGL(MBbl) | | 3,068 | | | 2,812 | | | 256 | | | 9 | % |
| 总计(MBOE) | | 18,409 | | | 15,539 | | | 2,870 | | | 18 | % |
| 日均总量(MBOE/d) | | 50.44 | | | 42.57 | | | 7.87 | | | 18 | % |
____________
(1)以上反映的平均销售价格不包括收集和加工费用。
收入和其他营业收入
石油、天然气和NGL销售
与截至2022年12月31日的财年相比，截至2023年12月31日的财年，石油、天然气和NGL销售收入减少了2.13亿美元，降幅为25%。这主要是由于石油平均售价下降17%导致石油销售收入减少7620万美元，天然气平均销售价格下降60%导致天然气销售收入减少1.814亿美元，以及天然气平均销售价格下降38%导致天然气销售收入减少4150万美元。与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度产量增加了2870 MBoe，导致石油、天然气和NGL收入增加了8600万美元。
石油、天然气和天然气生产。
与截至2022年12月31日的财年相比，截至2023年12月31日的财年产量增加了2,870 MBoe，增幅为18%。这一增长主要是由于以下因素导致产量增加1,239兆博
2023年完成的收购带来的额外产量，以及2022年12月31日之后钻探的油井的产量，被我们现有生产油井的自然产量下降所抵消。
石油和天然气衍生品
在截至2023年12月31日的一年中，我们在衍生工具上实现了840万美元的收益，未实现收益4890万美元，总收益为5730万美元。在截至2022年12月31日的一年中，我们在衍生工具上实现了9080万美元的亏损，未实现收益2330万美元，总亏损6750万美元。已实现收益的增加主要来自2023年石油和天然气价格的整体下降。
中游收入
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度中游收入减少1,800万美元，降幅为41%，主要是由于我们的中游设施的非运营吞吐量减少。在减少的总额中，1,020万美元涉及收集和处理费用收入的减少，780万美元是由于咸水收集和处理收入的减少。
产品销售
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度产品销售额下降了6870万美元，降幅为69%。这一下降主要是由于非运营产量的减少导致整体产品销售额下降，再加上天然气和天然气的平均售价下降。这些下降与我们产品销售成本的下降相对应，如下所示。
运营费用
下表概述了我们于所示期间的开支，并包括按英国央行基准列报的若干开支，因为我们使用该等资料评估我们相对于同行的表现，并识别和衡量我们认为可能需要额外分析的趋势：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日止的年度， | | 变化 |
| (千美元) | | 2023 | | 2022 | | 金额 | | 百分比 |
| 运营费用： | | | | | | | | |
| 收集和处理费用 | | $ | 39,449 | | | $ | 47,484 | | | $ | (8,035) | | | (17 | %) |
| 租赁经营费用 | | 127,602 | | | 95,941 | | | 31,661 | | | 33 | % |
| 生产税 | | 31,882 | | | 47,825 | | | (15,943) | | | (33 | %) |
| 中游运营费用 | | 10,873 | | | 15,157 | | | (4,284) | | | (28 | %) |
| 产品销售成本 | | 28,089 | | | 94,580 | | | (66,491) | | | (70 | %) |
| 折旧、损耗、摊销和增值费用—石油和天然气 | | 131,145 | | | 84,070 | | | 47,075 | | | 56 | % |
| 折旧和摊销费用—其他 | | 6,472 | | | 4,519 | | | 1,953 | | | 43 | % |
| 一般和行政 | | 27,653 | | | 25,454 | | | 2,199 | | | 9 | % |
| 业务费用（美元/Boe） | | | | | | | | |
| 收集和处理费用 | | $ | 2.14 | | | $ | 3.06 | | | $ | (0.92) | | | (30 | %) |
| 租赁经营费用 | | $ | 6.93 | | | $ | 6.17 | | | $ | 0.76 | | | 12 | % |
| 生产税（石油、天然气和NGL销售额的百分比） | | 4.9 | % | | 5.6 | % | | (0.7 | %) | | (13 | %) |
| 折旧、损耗、摊销和增值费用—石油和天然气 | | $ | 7.12 | | | $ | 5.41 | | | $ | 1.71 | | | 32 | % |
| 折旧和摊销费用—其他 | | $ | 0.35 | | | $ | 0.29 | | | $ | 0.06 | | | 21 | % |
| 一般和行政 | | $ | 1.50 | | | $ | 1.64 | | | $ | (0.14) | | | (9) | % |
收集和处理费用
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度收集和加工费用减少了800万美元，降幅为17%，主要是由于天然气价格下降导致燃料成本下降。采集
由于随着商品天然气价格的下降而波动的费用降低，每个BOE生产的加工费用减少了0.92美元。
租赁经营费用
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度租赁运营费用增加了3170万美元，增幅为33%，每个BOE增加了0.76美元。租赁运营费用增加的主要原因是2022年12月31日之后的钻探活动导致更多油井上线。此外，在截至2022年12月31日的一年中，我们完成了四笔收购，在截至2023年12月31日的一年中完成了四笔收购，这些收购都具有独特的成本和生产概况。因此，2023年包括2022年完成的收购的全年租赁运营费用，以及2023年收购的新租赁运营费用。
生产税
与截至2022年12月31日的财年相比，截至2023年12月31日的财年，生产税减少了1590万美元，降幅为33%。这一减少主要是由于所有产品的平均售价下降，导致生产税减少2,230万美元，但被产量增加所抵消，导致生产税增加640万美元。生产税占收入的比例从截至2022年12月31日的年度的5.6%下降到截至2023年12月31日的年度的4.9%。由于总体产品组合和每种产品的相关税收减免，有效税率可能会有微小的波动。
中游运营费用
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度中游运营费用减少了430万美元，或28%，这主要是由于水处理成本减少了240万美元，集合运营费用减少了130万美元，这两者都是因为我们从2023年1月1日开始接管了大量油井的运营商。
产品销售成本。
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度产品销售成本下降了6650万美元，降幅为70%。这一下降主要是由于非运营生产的减少导致产品销售的总体成本降低，再加上天然气和天然气的平均售价下降。这些减幅被上述产品销售额的减幅所抵销。
折旧、损耗、摊销和增值费用
截至2023年12月31日的一年，石油和天然气资产的折旧、损耗、摊销和增值费用比截至2022年12月31日的年度增加了4,710万美元，增幅为56%。这一增长主要是由于2022年和2023年的额外钻探活动和收购增加了可耗竭基础，以及在耗竭计算中使用的储量投入的整体变化。与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度，其他资产的折旧和摊销费用增加了200万美元，或43%，主要是由于收购和年内收购的额外资产。
一般和行政成本下降。
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度一般和行政成本增加了220万美元，增幅为9%。一般和行政成本的增加主要是由于薪酬和福利增加了530万美元，这是由2023年首次公开募股所确认的450万美元的控制权变更奖金支付推动的，但与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度录得的股权薪酬支出减少了410万美元。
非公认会计准则--财务指标
调整后的EBITDA
我们在本年度报告中包括了补充的非GAAP财务业绩指标调整后的EBITDA，并提供了我们对调整后EBITDA的计算以及调整后EBITDA与净收入的对账，这是我们根据GAAP计算和列报的最直接的可比财务指标。我们将调整后的EBITDA定义为扣除(1)利息支出、(2)折旧、损耗和摊销、(3)衍生产品的未实现(收益)损失之前的净收益
和解，(4)基于股权的补偿费用，(5)或有对价损失和(6)出售资产的(收益)损失。
经调整的EBITDA被我们的管理层和我们财务报表的外部使用者(如行业分析师、投资者、贷款人、评级机构和其他人)用作补充财务业绩衡量标准，以更有效地评估我们的经营业绩和我们在不同时期以及相对于我们的同行的经营结果，而不考虑融资方式、资本结构或历史成本基础。我们将上述项目从调整后EBITDA的净收入中剔除，因为这些金额可能因本行业内不同公司的会计方法和资产账面价值、资本结构和收购资产的方法而有很大差异。调整后的EBITDA不是根据GAAP对我们财务业绩的衡量，不应被视为根据GAAP确定的净收入的替代品，或比根据GAAP确定的净收入更有意义的指标，或作为我们经营业绩的指标。调整后EBITDA中不包括的某些项目是了解和评估公司财务业绩的重要组成部分，如公司的资本成本和税负，以及折旧资产的历史成本，这些都没有反映在调整后的EBITDA中。我们对调整后EBITDA的列报不应被解读为我们的业绩不会受到不寻常项目的影响。我们对调整后EBITDA的计算可能与其他公司的其他类似名称的衡量标准不同。
可分配现金
可供分配的现金不是由GAAP确定的由经营活动提供或使用的净收入或净现金流的衡量标准。可供分配的现金是我们的管理层和我们财务报表的外部用户(如行业分析师、投资者、贷款人、评级机构和其他人)使用的补充非GAAP财务业绩衡量标准，以评估我们为勘探和开发活动提供内部资金、支付分配以及偿还或产生额外债务的能力。我们将可供分配的现金定义为净收益减去(1)利息支出，(2)折旧、损耗和摊销，(3)衍生产品结算的未实现(收益)损失，(4)基于股权的补偿支出，(5)或有对价损失，(6)资产出售损失，(7)资产报废债务的结算，(8)现金利息支出净额，(9)开发成本，(10)或有对价的结算和(11)应计已实现衍生产品结算的变化。开发成本包括我们除收购外的所有资本支出。可供分配的现金不会反映营运资金余额的变化。可供分配的现金不是根据GAAP对我们的财务业绩或流动性的衡量，也不应被视为根据GAAP确定的由经营活动提供或使用的净收入或净现金的替代或更有意义的指标，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是经营活动提供的净收入和净现金。可供分配的现金不应被视为业务活动提供的净收入或净现金的替代品，或比其更有意义。
GAAP财务计量与调整后的EBITDA和可分配现金的对账
下表列出了我们对经营活动提供的净收益和净现金的GAAP财务计量与适用的非GAAP财务计量调整后EBITDA和可分配现金(如适用)的核对。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日止的年度， |
| (单位：千) | | 2023 | | 2022 |
| 调整后EBITDA的净收入对账： | | | | |
| 净收入 | | $ | 346,558 | | | $ | 516,841 | |
| 利息支出，净额 | | 9,546 | | | 4,852 | |
| 折旧、损耗和摊销 | | 137,617 | | | 88,589 | |
| 衍生产品投资的未实现(收益)损失 | | (48,826) | | | (23,335) | |
| 基于股权的薪酬费用 | | 3,440 | | | 7,527 | |
| 信贷损失 | | 1,746 | | | — | |
| (收益)出售资产的损失 | | (1) | | | (45) | |
| 调整后的EBITDA | | $ | 450,080 | | | $ | 594,429 | |
| 净收入与可供分派现金对账： | | | | |
| 净收入 | | $ | 346,558 | | | $ | 516,841 | |
| 利息支出，净额 | | 9,546 | | | 4,852 | |
| 折旧、损耗和摊销 | | 137,617 | | | 88,589 | |
| 衍生产品投资的未实现(收益)损失 | | (48,826) | | | (23,335) | |
| 基于股权的薪酬费用 | | 3,440 | | | 7,527 | |
| 信贷损失 | | 1,746 | | | — | |
| (收益)出售资产的损失 | | (1) | | | (45) | |
| 清偿资产报废债务 | | (537) | | | (49) | |
| 现金利息支出净额 | | (7,596) | | | (4,477) | |
| 开发成本 | | (302,799) | | | (271,999) | |
| 或有对价的结算 | | — | | | (13,547) | |
| 应计已实现衍生工具结算的变动 | | (4,029) | | | (3,413) | |
| 可分配现金 | | $ | 135,119 | | | $ | 300,944 | |
| 经营活动提供的现金净额与可供分派现金对账： | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | | $ | 491,742 | | | $ | 553,542 | |
| 经营性资产和负债变动 | | (53,824) | | | 19,401 | |
| 开发成本 | | (302,799) | | | (271,999) | |
| 可分配现金 | | $ | 135,119 | | | $ | 300,944 | |
将PV-10与标准化测量进行协调
本年度报告中包括的某些石油和天然气储量披露是以PV-10为基础的。PV-10是一项非GAAP财务指标，代表未来现金流的估计现值减去我们已探明的所得税前储量的未来开发和生产成本，并使用10%的贴现率进行贴现。已探明储量的PV-10一般不同于已探明石油和天然气储量产量的未来现金流量贴现的标准化计量(“标准化计量”)，这是公认会计准则财务计量中最直接的可比性，因为它不包括未来所得税的影响，这是公认会计准则在计算标准化计量时所要求的。然而，我们使用美国证券交易委员会定价的探明储量的PV-10与探明储量的标准化衡量标准是等同的，因为我们不需要缴纳实体层面的税。因此，标准化措施中没有规定联邦或州所得税，因为应纳税所得额被转嫁给我们的单位持有人。
我们相信，税前PV-10价值的列报提供了相关和有用的信息，因为它被投资者和分析师广泛用作比较我们已探明储量与其他石油和天然气公司的相对规模和价值的基础。由于许多个别公司独有的因素可能会影响未来所得税的数额和时间，因此在评估石油和天然气公司时，使用PV-10值可以提供更大的可比性。PV-10值不是根据公认会计准则衡量财务或经营业绩的指标，也不打算代表已探明石油和天然气储量的当前市场价值。然而，上面定义的PV-10值的定义可能与其他公司用来计算类似测量的定义有很大不同。因此，定义的PV-10值可能无法与其他公司提供的类似衡量标准相比较。
投资者应注意，PV-10或已探明储量的标准化衡量都不代表对我们已探明储量的公平市场价值的估计。我们和业内其他公司使用PV-10作为一种衡量标准，以比较公司持有的估计储量的相对规模和价值，而不考虑这些实体的具体税务特征。
流动性与资本资源
我们流动性和资本的主要来源是经营活动产生的现金流和根据我们的信贷协议借款产生的现金流。截至2023年12月31日，我们的信用协议下的未偿还借款为8.25亿美元，截至2023年12月31日，我们的信用协议下的剩余可用金额为7000万美元。于2023年10月完成发售后，吾等利用所得款项偿还本公司营运附属公司的首次公开发售前信贷安排(“首次公开发售前信贷安排”)，并按比例向现有普通单位拥有人购买3,750,000个普通单位。
作为一家上市合伙企业，我们的流动资金和资本资源的主要来源是经营活动产生的现金流、信贷协议下的借款以及发行股票和债务的收益。从历史上看，我们的主要流动性来源还包括我们的股权持有人的出资，但我们预计未来不会依赖管理层或我们的合作伙伴提供资本。我们可能需要利用公开股权或债务市场以及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，我们共同单位的交易价格可能会下降。我们预计在市场条件允许的情况下，能够不时发行额外的股权和债务证券，以促进未来的收购。我们为运营提供资金的能力，包括为资本支出和收购提供资金，履行我们的债务义务或为我们的债务进行再融资的能力，将取决于我们未来产生现金的能力。我们产生现金的能力受到许多因素的影响，其中一些因素是我们无法控制的，包括大宗商品价格，特别是石油和天然气的价格，我们持续努力管理运营成本和维护资本支出，以及一般经济、金融、竞争、立法、监管、天气和其他因素。
我们的合伙协议要求我们在每个季度末分配我们手头的所有现金，减去我们普通合伙人建立的准备金，我们称之为“可用现金”。我们的季度现金分配可能会因季度不同而不同，这直接是由于我们的业务表现不同，包括商品价格波动造成的结果。任何这样的变化都可能是重大的，因此，我们可能会向单位持有人支付有限的现金分配，甚至不支付现金分配。
从历史上看，我们的商业计划一直专注于收购，然后利用我们资产的开发和生产。2023年，我们在开发成本上花费了约3.028亿美元，我们2024年的预算在250.0至2.75亿美元之间。为了计算可用于分配的现金，我们将开发成本定义为除收购外的所有资本支出。鉴于奥斯威戈油井的高石油储量和低盈亏平衡成本，我们2024年的开发努力和资本预计将集中在钻探奥斯威戈油井上。
在截至2023年12月31日的年度内，我们花费了约2.616亿美元钻探79.3口净井和相关设备，2,880万美元用于补救修井和其他资本项目，1,240万美元用于中游和其他房地产和设备资本项目，以及7.749亿美元用于收购。
我们的2024年资本支出计划在很大程度上是可自由支配的，在我们的控制范围内。我们可以选择推迟2024年计划的资本支出的一部分，这取决于各种因素，包括但不限于我们钻探活动的成功、石油和天然气的当前和预期价格、必要设备的可用性(包括用于酸液吞吐完井的酸液)、基础设施和资本、所需监管许可和批准的接收和时间、季节性条件、钻井和收购成本以及其他营运权益所有者的参与程度。推迟计划的资本支出，特别是钻探和完成新油井的支出，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。
基于目前的石油和天然气价格预期，我们相信，我们的运营现金流，加上循环信贷协议下不时发生的借款，将足以为我们的运营提供资金，直至2024年和可预见的未来。然而，未来的现金流受到许多变量的影响，包括石油和天然气的生产水平和价格，需要大量额外的资本支出才能更充分地开发我们的物业。例如，我们预计未来资本支出的一部分将来自在我们2023年12月31日的储量报告中未被归类为已探明储量的钻井位置上钻探的油井所产生的现金流。如果这些油井未能实现预期的产量和现金流，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的能力。我们不能向您保证，运营和其他所需资金将以可接受的条款或根本不存在。
现金流
下表汇总了所示期间的现金流：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日止的年度， |
| (单位：千) | | 2023 | | 2022 |
| 经营活动提供的净现金 | | $ | 491,742 | | | $ | 553,542 | |
| 用于投资活动的现金净额 | | (1,027,157) | | | (372,660) | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | | 658,790 | | | (210,737) | |
经营活动提供的净现金。
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度，经营活动提供的净现金减少了6180万美元。经营活动提供的现金净额减少的主要原因是所有产品的已实现价格下降。已实现价格的下降部分被产量的同比增长所抵消。此外，我们在2023年收到了与衍生品和解相关的440万美元现金，而2022年支付了9420万美元的衍生品和解，导致衍生品和解的净变化为9860万美元。
用于投资活动的净现金。
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度，用于投资活动的净现金增加了6.545亿美元。用于投资活动的现金净额的增加主要是由于用于收购的现金增加了6.21亿美元，以及从2023年到2022年我们的石油和天然气资产的资本支出增加了6880万美元。
由融资活动提供(用于)的现金净额。
与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的一年，融资活动提供(用于)的现金净额增加了8.695亿美元。融资活动提供的现金净额增加的主要原因是，扣除偿还和发行成本后的借款收益净额增加6.388亿美元，以及扣除交易所会员回购净额1.022亿美元后从发行单位中收到的现金增加。此外，与2022年相比，在2023年发行173.5-100万美元之前，向公司成员分配的金额有所减少。
债务协议
我们的前身BCE-Mach和BCE-Mach-II是循环信贷安排的一方。我们利用首次公开发售所得款项净额的一部分(I)悉数偿还BCE-Mach信贷安排，(Ii)悉数偿还BCE-Mach第二阶段信贷安排及(Iii)偿还BCE-Mach第二阶段信贷安排的一部分。2023年11月10日，我们签订了2023年11月的信贷安排，我们使用2023年11月的信贷安排下的借款全额偿还了BCE-Mach第三期信贷安排，并终止了每一项IPO前的信贷安排。
先前的信贷安排
BCE-MACH第三代国际信贷安排。BCE-Mach III与包括MidFirst Bank在内的银行银团签订了一项循环信贷安排的信贷协议，MidFirst Bank担任行政代理和开证行。BCE-Mach III信贷安排提供的最高未偿还金额为400.0美元，截至2023年11月10日的承诺为100.0美元。BCE-Mach III信贷安排原定于2026年5月到期。BCE-Mach III信贷安排下的未偿还债务以BCE-Mach III的几乎所有资产为抵押。这个
BCE-Mach III信贷安排下可借入的金额取决于借款基数，该基数每年5月和11月重新确定一次，金额由贷款人确定。截至2023年11月10日，BCE-Mach III信贷安排下有9190万美元未偿还，这笔款项已在我们签订2023年11月的信贷安排时偿还并终止。
BCE-Mach的信贷安排。中国。BCE-Mach已与包括MidFirst Bank在内的银行银团达成循环信贷安排，MidFirst Bank担任唯一账簿管理人和牵头安排人，将于2026年9月到期。BCE-Mach信贷安排下的未偿还债务以BCE-Mach的几乎所有资产为抵押。信贷协议规定，循环信贷安排的最高未偿还金额为200.0美元，截至2023年10月25日的承诺为100.0美元。截至2023年10月25日，BCE-Mach国际信贷安排下的未偿还金额为6,500万美元，以及500万美元的未偿还信用证，这减少了信贷安排下按美元对美元计算的可用性。于2023年11月10日，本公司偿还了BCE-Mach信贷安排下的所有未偿还款项，并于2023年11月签订了BCE-Mach信贷安排，并终止了BCE-Mach信贷安排。
BCE-MACH第二代信贷安排。BCE-Mach II与包括东西银行在内的银行银团达成了一项循环信贷安排，后者是唯一的账簿管理人和牵头安排人，将于2024年9月到期。BCE-Mach II信贷安排下的未偿还债务以BCE-Mach II的几乎所有资产为抵押。信贷协议规定，循环信贷安排的最高未偿还金额为250.0美元，截至2023年10月25日的借款基数为2,600万美元。截至2023年10月25日，BCE-Mach II信贷安排下的未偿还金额为1710万美元。2023年10月31日，该公司偿还了BCE-Mach II信贷安排下的所有未偿还款项。2023年11月10日，本公司签订了2023年11月的信贷安排，并终止了BCE-Mach II信贷安排。
2023年11月信贷融资
2023年11月10日，Holdco与包括MidFirst银行在内的银行银团签订了2023年11月的信贷安排，MidFirst银行是唯一的账簿管理人和牵头安排人。2023年11月信贷安排下的未偿债务以Holdco的几乎所有资产为抵押。就订立2023年11月信贷安排而言，每项首次公开招股前信贷安排均已终止。
截至2023年11月10日，2023年11月信贷安排下的未偿还贷款本金总额为1.3亿美元，其中包括500万美元的已签发信用证。2023年11月的信贷安排提供了一个循环信贷安排，总额最高为10亿美元，初始借款基数为6.0亿美元，但承诺额为2.0亿美元。于2023年12月28日，吾等订立了如下所述的定期贷款信贷协议及循环信贷协议，并于2023年11月终止信贷安排。
定期贷款信贷协议和循环信贷协议
于二零二三年十二月二十八日，本公司与贷款方(代理)德州资本银行及钱伯斯能源管理有限公司(安排方)订立(I)定期贷款信贷协议，及(Ii)与贷款方及MidFirst Bank订立循环信贷协议。
根据定期贷款信贷协议向本公司预贷的贷款以我们几乎所有资产的优先担保权益为抵押。定期贷款信贷协议(I)本金总额为8.25亿美元，(Ii)到期日为2026年12月31日及(Iii)利率相等于三个月SOFR加6.50%加信用息差调整相等于0.15%，惟三个月SOFR不得低于3.00%。6190万美元、8250万美元和6.806亿美元的强制本金将分别在2024年、2025年和2026年到期。定期贷款信贷协议包括习惯契约、强制性偿还和此类融资违约事件。
根据循环信贷协议预支给本公司的贷款以我们几乎所有资产的超级优先担保权益为抵押。循环信贷协议具有(I)最高可用本金金额7,500万美元，(Ii)到期日为2026年12月28日及(Iii)利率相等于一个月、三个月或六个月SOFR(由本公司选择)，另加信贷息差调整分别相等于0.10%、0.15%或0.25%加3.00%，惟适用期限SOFR不得低于3.50%。循环信贷协议包括习惯契约、强制性偿还和此类融资违约事件。本公司使用定期贷款信贷协议的借款，连同手头现金，偿还2023年11月的信贷安排。截至2023年12月31日，循环信贷协议未提取，未偿还信用证金额为500万美元。
我们没有担保任何其他方的债务或义务，也没有与其他实体达成任何可能导致合并债务或损失的其他安排或关系。
合同义务和承诺
确定的运输合同
我们是签订天然气运输合同的一方。在截至2023年12月31日的一年中，我们支付了约100万美元的固定运输合同，预计到2025年将支付约700万美元的固定运输合同。有关确定运输合同的更多信息，请参阅本年度报告第二部分第8项所列我们已审计财务报表的附注。
经营租赁义务
我们的经营租赁义务包括与勘探、开发和生产活动相关的办公空间、车辆、设备的长期租赁付款。在截至2023年12月31日的财年，我们支付了约1,430万美元的运营租赁付款，预计到2027年将支付约1,830万美元的运营租赁付款。有关本公司经营租赁责任的进一步资料，请参阅本年度报告第II部分第8项内本公司经审核财务报表的附注。
关键会计政策和估算
按照美国普遍接受的会计原则编制财务报表，需要我们做出估计和假设。我们认为对我们的财务报表最重要的会计估计和假设如下所述。
石油和天然气核算与储量
我们使用全成本会计方法对我们的石油和天然气生产活动进行会计核算，这取决于对已探明储量的估计，以确定我们记录石油和天然气资产枯竭的速度。每季度，我们使用已探明储量的估计来评估我们的石油和天然气属性，以确定它们是否已使用完全成本上限减值测试进行减值。此外，我们利用估计的已探明储量对已获得的已探明石油和天然气资产进行公允价值分配。因此，我们认为已探明储量的估计是一项关键的会计估计。
对天然气和石油储量及其价值、未来生产率、未来开发成本和商品价格差异的估计是我们最重要的估计。任何储量估计的准确性取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断。此外，储量估计可根据实际产量、其后勘探及开发活动的结果、近期商品价格、经营成本及其他因素作出修订。这些修订可能会对我们的财务报表产生重大影响。商品价格的波动增加了这些估计和假设中固有的不确定性。天然气、石油或NGL价格的变化可能导致实际结果与我们的估计有很大差异。看到 附注16我们的合并财务报表以获取更多信息。
企业合并
我们使用收购法核算业务合并，这是FASB ASC Theme to 805-35 Business Companies允许的唯一方法，并涉及重大判断的使用。在收购会计方法下，企业合并以所给对价的公允价值为基础，按收购价格入账。收购的资产和负债按其公允价值计量，收购价格根据这些公允价值分配给资产和负债。
最重要的假设涉及分配给我们已探明石油和天然气资产的估计公允价值。在进行该等估值时所作的假设包括未来产量、未来商品价格及成本、未来营运及开发活动、石油及天然气储量预测及加权平均资本成本率。不能保证与估值相关的基本假设或估计将如最初预期的那样发生。
分配给收购资产的估计公允价值可能对未来的经营结果产生重大影响。此外，收购资产时的未来大宗商品价格与计算上游资产上限测试减值的历史12个月平均往绩价格之间的差异可能会影响净收益。看见注3我们的合并财务报表，以便进一步讨论业务合并。
近期发布的会计公告
最近会计声明的摘要以及我们对这些声明的任何预期影响的评估(如果知道)包括在注：2本年度报告第二部分第8项所列我们经审计的综合财务报表。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
我们面临市场风险，包括商品价格及利率不利变动的影响，详情如下。以下资料的主要目的是提供有关我们潜在市场风险的定量及定性资料。“市场风险”一词是指商品价格和利率的不利变动所产生的损失风险。这些披露并非是预期未来损失的准确指标，而是合理可能损失的指标。
商品价格风险
石油和天然气收入
我们来自运营的收入和现金流受到许多变量的影响，其中最重要的是大宗商品价格的波动。大宗商品价格受到许多我们无法控制的因素的影响，包括受全球经济因素、管道产能限制、库存水平、基差、天气状况和其他因素影响的市场供求变化。大宗商品价格长期以来一直波动且不可预测，我们预计这种波动将在未来持续下去。
不能保证大宗商品价格在未来不会继续大幅波动。此类价格的大幅或持续下跌可能对我们的财务状况、经营业绩、现金流以及可能经济生产的石油和天然气储量数量产生重大不利影响，可能导致我们的石油和天然气资产减值。
商品衍生活动
为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，我们历来使用商品衍生工具，主要是掉期，以对冲与我们预期产量的一部分相关的价格风险。我们的对冲工具使我们能够减少但不是消除因大宗商品价格波动而导致的运营现金流变化的潜在影响，并为我们的钻井计划和偿债要求提供更高的现金流确定性。这些工具仅对价格下跌提供部分价格保护，并可能部分限制我们从未来价格上涨中获得的潜在收益。我们不会以投机交易为目的订立衍生品合约。信贷协议包含各种契约和限制性条款，除其他外，这些条款限制了我们达成超过一定生产百分比的商品价格对冲的能力。
我们的对冲活动旨在支持石油和天然气价格达到目标水平，并管理我们对天然气价格波动的敞口。根据掉期合约，如结算价格低于掉期价格，交易对手须就合约所指定的掉期价格与结算价格之间的差额向吾等支付款项。如果掉期价格低于结算价，我们需要向交易对手支付掉期价格与结算价之间的差额。看见注7请参阅本年度报告第II部分第8项所载综合财务报表附注，以获取有关本公司未平仓衍生工具头寸的进一步资料。
交易对手和客户信用风险
通过使用衍生品工具对冲大宗商品价格变化的风险敞口，我们将自己暴露在交易对手的信用风险之下。信用风险是交易对手在合同条款下可能无法履行的行为。当衍生品合约的公允价值为正时，交易对手预计会欠我们债务，这就产生了信用风险。为将衍生工具的信贷风险减至最低，我们的政策是只与管理层认为有能力及具竞争力的市场庄家的信誉良好的金融机构订立衍生工具合约。我们交易对手的信誉将受到定期审查。截至2023年12月31日，我们与三个不同的交易对手建立了衍生工具，摩根士丹利约占公允价值的89%。我们认为，我们的交易对手目前存在可接受的信用风险。根据目前的合同，我们不需要向我们的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权益所有人在我们经营的物业中所欠的金额。我们的采购商和共同利益合作伙伴最近都经历了上文“-大宗商品价格风险--石油和天然气收入”中讨论的大宗商品价格大幅波动的影响。客户和共同利益所有人的集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能会同样受到大宗商品价格以及经济和其他条件变化的影响。在共同利益所有人的情况下，我们通常有能力扣留未来的收入支出，以收回联合利息账单的未付款。
利率风险
可变利率债务
截至2023年12月31日，根据定期贷款信贷协议，我们有8.25亿美元的未偿债务。截至2023年12月31日，定期贷款信贷协议下的未偿还借款的实际利率为13.1%。假设未偿还金额不变，根据我们截至2023年12月31日的未偿还借款，假设可变利率债务加权平均利率每增加或减少1%(或100个基点)对利息支出的影响将约为每年830万美元。
利率衍生活动
截至2023年12月31日，我们没有任何衍生品安排来防范适用于我们的未偿债务的利率波动，但我们可能会在未来达成此类衍生品安排。只要我们订立任何这类利率衍生工具安排，我们便要承担财务损失的风险。
项目8.财务报表和补充数据
财务报表索引
马赫自然资源有限责任公司
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| | 页面 |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID号248) | 74 |
| 合并财务报表： | |
| 截至2023年12月31日和2022年12月的合并资产负债表 | 75 |
| 截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的综合业务报表 | 76 |
| 截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的合伙人资本和成员权益综合变动表 | 77 |
| 截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的合并现金流量表 | 78 |
| 合并财务报表附注 | 79 |
独立注册会计师事务所报告
普通合伙人及单位持有人
马赫自然资源有限公司
对财务报表的几点看法
我们已审计所附马赫自然资源有限公司(特拉华州有限合伙企业)及其附属公司(“本公司”)于2023年12月31日、2023年及2022年12月31日的综合资产负债表、截至2023年12月31日期间各年度的相关综合营运报表、合伙人资本及成员权益及现金流量，以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为，财务报表在所有重要方面都公平地反映了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的前三个年度的运营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。
意见基础
这些财务报表是公司管理层的责任。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会（“PCAOB”）注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须独立于公司。
我们是按照标准进行审计的 PCAOB的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。本公司并无被要求对其财务报告的内部控制进行审计，我们也没有受聘进行审计。作为我们审计的一部分，我们被要求了解财务报告的内部控制，但不是为了表达对公司财务报告内部控制有效性的意见。因此，我们不表达这样的意见。
我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
/s/ 均富律师事务所
自2018年以来，我们一直担任本公司的审计师。
俄克拉荷马城，俄克拉荷马州
2024年4月1日
马赫自然资源有限责任公司
合并资产负债表
(单位：千)
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2023 | | 2022 |
资产 | | | |
流动资产： | | | |
现金和现金等价物 | $ | 152,792 | | | $ | 29,417 | |
| 应收账款—连带利息及其他，净额 | 54,155 | | | 21,797 | |
应收账款—石油、天然气和NGL销售 | 78,051 | | | 108,277 | |
短期衍生资产 | 24,802 | | | — | |
盘存 | 31,377 | | | 24,700 | |
其他流动资产 | 2,425 | | | 2,459 | |
流动资产总额 | 343,602 | | 343,602 | | 186,650 | |
石油和天然气属性，采用全额成本法： | | | |
已探明的石油和天然气性质 | 2,097,540 | | | 749,934 | |
减去：累计折旧、损耗和摊销 | (265,895) | | | (139,514) | |
石油和天然气属性，净值 | 1,831,645 | | | 610,420 | |
其他财产、厂房和设备 | 105,302 | | | 82,125 | |
减去：累计折旧 | (15,642) | | | (9,198) | |
其他财产、厂房和设备，净额 | 89,660 | | | 72,927 | |
长期衍生资产 | 15,112 | | | — | |
其他资产 | 7,102 | | | 3,052 | |
经营性租赁资产 | 17,394 | | | 14,809 | |
总资产 | $ | 2,304,515 | | | $ | 887,858 | |
负债和权益 | | | |
流动负债： | | | |
应付帐款 | $ | 44,577 | | | $ | 19,429 | |
| 应付帐款-关联方 | 2,867 | | | 417 | |
应计负债 | 44,529 | | | 60,169 | |
应付收入 | 110,296 | | | 52,196 | |
短期衍生负债 | — | | | 10,080 | |
长期债务的当期部分 | 61,875 | | | — | |
经营租赁负债的当期部分 | 10,765 | | | 10,767 | |
流动负债总额 | 274,909 | | | 153,058 | |
长期债务 | 745,140 | | | 84,900 | |
资产报废债务 | 85,094 | | | 52,359 | |
经营租赁的长期部分 | 6,705 | | | 4,042 | |
其他长期负债 | 943 | | | 269 | |
长期负债总额 | 837,882 | | | 141,570 | |
承付款和或有事项(附注10) | | | |
合伙人资本及成员权益： | | | |
| 合伙人资本 | 1,191,724 | | | — | |
| 会员权益 | — | | | 593,230 | |
负债和合伙人资本和成员权益共计 | $ | 2,304,515 | | | $ | 887,858 | |
附注是这些财务报表不可分割的一部分。
马赫自然资源有限责任公司
合并业务报表
(以千为单位，每个通用单位数据除外)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
收入 | | | | | |
石油、天然气和NGL销售 | $ | 647,352 | | | $ | 860,388 | | | $ | 397,500 | |
石油和天然气衍生产品收益（损失） | 57,272 | | | (67,453) | | | (67,549) | |
中游收入 | 26,328 | | | 44,373 | | | 31,883 | |
产品销售 | 31,357 | | | 100,106 | | | 30,663 | |
总收入 | 762,309 | | | 937,414 | | | 392,497 | |
| | | | | |
运营费用 | | | | | |
采集和处理 | 39,449 | | | 47,484 | | | 27,987 | |
租赁经营费用 | 127,602 | | | 95,941 | | | 45,391 | |
生产税 | 31,882 | | | 47,825 | | | 21,165 | |
中游运营费用 | 10,873 | | | 15,157 | | | 12,248 | |
产品销售成本 | 28,089 | | | 94,580 | | | 28,687 | |
折旧、损耗、摊销和增值—石油和天然气 | 131,145 | | | 84,070 | | | 37,537 | |
折旧和摊销—其他 | 6,472 | | | 4,519 | | | 3,148 | |
一般和行政 | 22,861 | | | 23,491 | | | 60,927 | |
一般当事人和行政关联方 | 4,792 | | | 1,963 | | | — | |
总运营费用 | 403,165 | | | 415,030 | | | 237,090 | |
营业收入 | 359,144 | | | 522,384 | | | 155,407 | |
| | | | | |
其他(费用)收入 | | | | | |
利息支出 | (11,201) | | | (4,852) | | | (1,656) | |
其他(费用)收入，净额 | (1,385) | | | (691) | | | 1,023 | |
或有代价损失 | — | | | — | | | (16,400) | |
其他费用合计 | (12,586) | | | (5,543) | | | (17,033) | |
净收入 | 346,558 | | | $ | 516,841 | | | $ | 138,374 | |
| 减：归属于前任者的净收入 | (278,040) | | | | | |
| 归属于Mach Natural Resources LP的净收入 | $ | 68,518 | | | | | |
| 归属于马赫自然资源有限责任公司的公共单位净收入 | | | | | |
| 基本信息 | $ | 0.72 | | | | | |
| 稀释 | $ | 0.72 | | | | | |
| 加权平均未偿还公用事业单位： | | | | | |
| 基本信息 | 94,907 | | | | | |
| 稀释 | 94,907 | | | | | |
附注是这些财务报表不可分割的一部分。
马赫自然资源有限责任公司
合伙人资本及成员权益综合报表
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前身 | | 马赫自然资源有限公司 | | |
| 会员权益 | | 公共单位 | | 合伙人资本 | | 合伙人资本和成员权益合计 |
| 2020年12月31日余额 | $ | 139,561 | | | — | | | $ | — | | | $ | 139,561 | |
| 投稿 | 101,461 | | | — | | | — | | | 101,461 | |
| 分配 | (146,000) | | | — | | | — | | | (146,000) | |
| 股权补偿 | 45,303 | | | — | | | — | | | 45,303 | |
| 净收入 | 138,374 | | | — | | | — | | | 138,374 | |
| 2021年12月31日的余额 | $ | 278,699 | | | — | | | $ | — | | | $ | 278,699 | |
| 投稿 | 65,000 | | | — | | | — | | | 65,000 | |
| 分配 | (274,837) | | | — | | | — | | | (274,837) | |
股权补偿 | 7,527 | | | — | | | — | | | 7,527 | |
| 净收入 | 516,841 | | | — | | | — | | | 516,841 | |
| 2022年12月31日的余额 | $ | 593,230 | | | — | | | $ | — | | | $ | 593,230 | |
| 投稿 | 20,000 | | | — | | | — | | | 20,000 | |
| 分配 | (101,350) | | | — | | | — | | | (101,350) | |
| 股权补偿 | 2,595 | | | — | | | — | | | 2,595 | |
| 公司重组前净收入 | 278,040 | | | — | | | — | | | 278,040 | |
| BCE—Mach III LLC现有拥有人公司重组中发行的普通单位（注1） | (792,515) | | | 76,769 | | | 792,515 | | | — | |
| 为收购BCE—Mach I LLC和BCE—Mach II LLC而发行的共同单位（注3） | — | | | 11,981 | | | 227,644 | | | 227,644 | |
| 发行中发行的普通单位，扣除承销费用及发行费用（注1） | — | | | 10,000 | | | 168,465 | | | 168,465 | |
| 从交换会员购回的共同单位（注1） | — | | | (3,750) | | | (66,263) | | | (66,263) | |
| 公司重组后的股权补偿 | — | | | — | | | 845 | | | 845 | |
| 公司重组后净收入 | — | | | — | | | 68,518 | | | 68,518 | |
| 2023年12月31日的余额 | $ | — | | | 95,000 | | | $ | 1,191,724 | | | $ | 1,191,724 | |
附注是这些财务报表不可分割的一部分。
马赫自然资源有限责任公司
合并现金流量表
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Year ended December 31, |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
经营活动的现金流 | | | | | |
净收入 | $ | 346,558 | | | $ | 516,841 | | | $ | 138,374 | |
将净收入与业务活动提供的现金进行核对的调整 | | | | | |
折旧、损耗和摊销 | 137,617 | | | 88,589 | | | 40,685 | |
衍生工具的(收益)损失 | (57,272) | | | 67,453 | | | 67,549 | |
衍生品合同结算的现金收入（付款）净额 | 4,417 | | | (94,201) | | | (59,381) | |
债务发行成本摊销 | 1,950 | | | 375 | | | 312 | |
或有代价损失 | — | | | — | | | 16,400 | |
或有对价的结算 | — | | | (13,547) | | | (9,553) | |
基于权益的薪酬 | 3,440 | | | 7,527 | | | 45,303 | |
| 信贷损失 | 1,746 | | | — | | | — | |
出售资产的收益 | (1) | | | (45) | | | (85) | |
清偿资产报废债务 | (537) | | | (49) | | | (35) | |
经营资产及负债变动增加（减少）现金： | | | | | |
应收账款、存货、其他资产 | 29,065 | | | (30,671) | | | (74,462) | |
应付收入 | 19,029 | | | (908) | | | 24,389 | |
应付账款和应计负债 | 5,730 | | | 12,178 | | | 8,966 | |
经营活动提供的净现金 | 491,742 | | | 553,542 | | | 198,462 | |
| | | | | |
投资活动产生的现金流 | | | | | |
石油和天然气资产的资本支出 | (302,376) | | | (233,584) | | | (37,789) | |
其他财产和设备的资本支出 | (12,428) | | | (9,441) | | | (3,219) | |
收购资产 | (754,847) | | | (96,620) | | | (154,419) | |
资产购置—关联方 | — | | | (37,242) | | | — | |
| 收购业务所得现金 | 39,153 | | | — | | | — | |
出售石油和天然气资产所得收益 | 3,305 | | | 3,996 | | | 599 | |
出售其他物业及设备所得款项 | 36 | | | 231 | | | 85 | |
用于投资活动的现金净额 | (1,027,157) | | | (372,660) | | | (194,743) | |
| | | | | |
融资活动产生的现金流 | | | | | |
定期票据借款所得款项 | 811,000 | | | — | | | — | |
发行单位所得款项 | 168,465 | | | — | | | — | |
从交换会员处购买单位 | (66,263) | | | — | | | — | |
信贷融资借款所得款项 | 68,000 | | | — | | | 72,900 | |
偿还信贷融资借款 | (235,000) | | | (900) | | | (30,800) | |
发债成本 | (6,062) | | | — | | | (245) | |
成员的捐款 | 20,000 | | | 65,000 | | | 101,461 | |
分发给成员 | (101,350) | | | (274,837) | | | (146,000) | |
或有对价的结算 | — | | | — | | | (1,900) | |
融资活动提供(用于)的现金净额 | 658,790 | | | (210,737) | | | (4,584) | |
现金及现金等价物净增(减) | 123,375 | | | (29,855) | | | (865) | |
期初现金及现金等价物 | 29,417 | | | 59,272 | | | 60,137 | |
期末现金和现金等价物 | $ | 152,792 | | | $ | 29,417 | | | $ | 59,272 | |
附注是这些财务报表不可分割的一部分。
目录表
马赫自然资源有限责任公司
合并财务报表附注
(除在每个脚注披露中注明的情况外，这些脚注披露中表格数据中所列的美元金额以数千美元为单位。)
除另有说明或文意另有所指外，在公司重组前一段时间内对“公司”的所有提及均指BCE-Mach III LLC及其附属公司，即为会计目的公司的前身。对于公司重组后的期间，本术语是指马赫自然资源有限公司及其子公司。
1.业务性质
马赫自然资源有限公司(“本公司”)是特拉华州的一家有限合伙企业，成立的目的是完成2023年10月完成的首次公开募股(“招股”)。该公司代表有限合伙利益的普通单位(“普通单位”)在纽约证券交易所上市，代码为“MNR”。该公司是一家独立的上游石油和天然气公司，专注于收购、开发和生产位于俄克拉荷马州西部、堪萨斯州南部和得克萨斯州狭长地带的阿纳达科盆地地区的石油、天然气和天然气储量。
于发售及公司重组后，本公司成为控股合伙企业，其唯一重大资产包括于Mach Natural Resources Intermediate LLC(“Intermediate”)的会员权益。中级全资拥有Mach Natural Resources Holdco LLC(“Holdco”)，而Holdco全资拥有公司的三家运营子公司--BCE-Mach LLC(“BCE-Mach”)、BCE-Mach II LLC(“BCE-Mach II”)和BCE-Mach III LLC(统称为“Mach Companies”)。BCE-Mach III LLC(“前身”)是本公司上市前所有期间的会计前身，如本文所述。
本公司的业务受其合伙协议的条款管辖，该协议由其普通合伙人Mach Natural Resources GP LLC(“普通合伙人”)和有限责任合伙人签署。普通合伙人由普通合伙人的董事会和高级管理人员管理和运营。普通合伙人的董事会成员由普通合伙人、BCE-Mach Aggregator和Mach Resources的成员根据各自持有本公司的有限合伙股权的比例任命。
管理层评估了公司的组织和管理方式，并确定了单一的可报告部门，即石油、天然气和天然气的勘探和生产。管理层认为，该公司的收集、加工和营销职能是其石油和天然气生产活动的辅助职能。该公司的所有业务和资产都位于美国，其收入可归因于美国客户。
企业重组
于2023年10月25日，本公司进行了一次公司重组(“公司重组”)，其中(A)在发售前直接持有Mach公司会员权益的业主(“现有业主”)作出贡献100他们在每个马赫公司的会员权益的百分比，按比例分配100BCE-Mach III被确定为BCE-Mach和BCE-Mach II通过业务合并的净资产和业务的会计收购人的有限合伙人权益的百分比：(B)公司出资100其会员权益的%以马赫公司为交换媒介100会员权益的百分比为中级，及(C)中级100将其在马赫公司的%会员权益转让给Holdco，以换取100持有Holdco的会员权益的%。
首次公开募股
2023年10月27日，公司完成发行10,000,000普通单位，价格为$19.00每单位向公众开放。出售公司的普通单位产生了#美元的毛收入。190.0上百万美元，净收益为$168.5百万美元，扣除承销费和发行费用后。公司于2023年10月26日根据经修订的1933年证券法(“证券法”)第424(B)(4)条向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提交的最终招股说明书中对此次发行的重要条款进行了描述。
该公司使用了$102.2以所得款项偿还其营运附属公司的现有信贷安排(“首次公开招股前信贷安排”)及66.3百万美元的收益用于购买3,750,000按比例从现有共有单位业主中提取共有单位。于发行及相关交易生效后，本公司拥有95,000,000已发行和未偿还的普通单位。
2.主要会计政策的列报依据和摘要
陈述的基础
本文件所包括的综合财务报表编制自 根据美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)编制的本公司记录，包括本公司全资子公司的账目。合并后，公司间账户和交易已注销。管理层认为，所有调整都已列入，这些调整主要由正常经常性应计项目组成，这些项目被认为是公平陈述财务信息所必需的。
我们截至2022年12月31日和截至2022年12月31日的年度的历史财务数据反映了马赫自然资源有限公司的会计前身BCE-Mach III LLC。我们截至2023年12月31日的年度财务和运营数据包括整个期间的BCE-Mach III，以及2023年10月25日(公司重组后的收购生效日期)的BCE-Mach LLC和BCE-Mach II LLC。
预算的使用
根据美国公认会计原则编制财务报表时，管理层须作出估计及假设，以影响于财务报表日期呈报的资产及负债额及披露或有资产及负债，以及报告期内呈报的收入及开支。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不同。本公司根据历史经验、咨询专家及本公司认为在特定情况下合理的其他方法，持续评估该等估计。然而，实际结果可能与公司的估计大不相同。这些估计的修订对公司业务、财务状况或经营结果造成的任何影响，都记录在引起修订的事实为人所知的期间。
须受该等估计及假设规限的重要项目包括但不限于对已探明石油及天然气储量的估计及未来现金流量净额的相关现值估计、在业务合并中假设的收购资产及负债的公允价值厘定及商品衍生工具的公允价值估计。
重新分类
某些前期金额已重新分类，以符合本期财务报表的列报方式。这些重新分类对以前报告的总资产、总负债、合伙人资本、业务结果或现金流产生了非实质性影响。
现金和现金等价物
本公司将所有原始到期日为三个月或以下的高流动性投资视为财务报表中的现金等价物。该公司在金融机构持有的现金有时可能超过联邦保险的金额。本公司并无在该等账户上蒙受任何损失，并相信在这方面并无任何重大信贷风险。
应收帐款
应收账款主要包括共同利益所有人对本公司经营物业的应收账款，以及向买方出售石油和天然气产品所得的应收账款。采购商直接将生产货款汇给公司。大多数生产付款是在生产日期后三个月内收到的。
应收账款是按共同利益所有人或购买者应付的金额，扣除信贷损失准备后的净额列报的。该公司向共同权益所有者提供信贷，通常不需要抵押品，但通常有能力扣留未来的收入支出，以追回因共同利息账单而未支付的任何款项。超过合同付款期限的应收账款被视为逾期。
本公司根据历史损失率分析，确定其信贷损失准备等于预计将无法收回的应收账款的可估算部分。本公司根据一系列因素估计无法收回的金额，包括应收账款逾期的时间长短、本公司过往的亏损纪录、债务人向本公司支付债务的预期能力、整体经济状况及整个行业的状况。该公司考虑对未来经济状况的预测
估计预期信贷损失，并在必要时调整其预期信贷损失拨备。当特定应收账款无法收回时，本公司予以注销，随后就该等应收账款收到的款项计入信贷损失准备。截至2023年12月31日，与应收联合利息有关的信贷损失准备为#美元。1.71000万美元，与出售石油和天然气资产有关的信贷损失并不是实质性的。
衍生工具
本公司须按公允价值在资产负债表上确认其衍生工具为资产或负债，并根据预期结算日期将该等金额分类为流动或长期资产。衍生工具公允价值变动的会计处理取决于衍生工具的预期用途和由此产生的名称。本公司并无就会计目的将其衍生工具指定为对冲，因此，其衍生工具按公允价值计价，并于经营报表中确认衍生工具的现金及非现金及公允价值变动。
石油和天然气业务
该公司对其勘探和开发活动采用全成本会计方法。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都作为财产和设备资本化。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有关的任何成本，这些成本在发生时计入费用。资本化成本采用单位生产法折旧。在这种方法下，在每个期间结束时，通过将该期间的总产量乘以衰减率来计算消耗。损耗率通过将未摊销总成本基数加上未来开发成本除以期初的净等值探明储量来确定。每桶当量生产单位的平均消耗率为#美元。6.86, $5.18及$3.46截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的三个年度。石油和天然气财产的折旧、损耗和摊销费用为#美元。126.4百万，$80.5百万美元和美元35.8截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的三个年度分别为100万美元。
根据全额成本法，石油和天然气资产的资本化成本，扣除累计折旧、损耗和摊销后，在每个报告期结束时不得超过全额成本“上限”。这一上限是根据已探明油气储量的估计未来净现金流的现值计算的，折现率为10%。估计的未来净收入不包括与清偿资产报废债务相关的未来现金流出，这些债务包括在石油和天然气资产的账面净值中。估计未来现金流量净额是根据每月第一个月第一天的收盘价，使用之前12个月的平均价格计算的。账面净值每季度与最高限额进行比较。超过最高限额的账面净值的超出部分，在发生期间计入费用，随后不会恢复。上限计算是在不考虑所得税的情况下确定的，这是因为美国国税局确认本公司为流动实体。不是截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，已探明石油和天然气属性的减值均有记录。
在本公司就探明储量的存在作出决定之前，与未评估物业相关的成本将不计入全部成本池。本公司按季度评估所有被归类为未评估财产的项目，以确定可能出现的减值。本公司以个别物业为基础进行评估，如物业个别并不重要，则按整体进行评估。评估包括考虑以下因素，其中包括：钻探意向；剩余租赁期；地质和地球物理评估；钻探结果和活动；已探明储量的分配；以及如果已探明储量被转让，开发的经济可行性。截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司没有物业被排除在全部成本池之外。在该等因素显示减值的任何期间内，该物业迄今产生的累计钻探成本及全部或部分相关租赁成本将转移至全部成本池，然后进行摊销。
已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的石油、天然气和天然气液体(“NGL”)储量之间的关系。通常情况下，如果出售的储量少于成本中心已探明储量的25%，则不会发生重大变化。
其他财产和设备，净额
其他财产和设备主要由收集系统、加工厂和盐水处理系统组成。财产和设备按成本资本化和入账，而维护和维修则计入费用。折旧
此类财产和设备是在资产的估计使用年限内使用直线推算法计算的，估计使用年限范围为二至39好几年了。其他财产和设备的折旧费用为#美元。6.5百万，$4.5百万美元和美元3.1截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的三个年度分别为100万美元。
减值损失计入经营中使用的财产和设备，以及当存在减值指标且该等资产估计产生的未贴现现金流少于资产账面金额时持有和使用的其他长期资产。减值是根据账面价值超过资产公允价值来计量的。不是截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的四个年度均录得减值。
盘存
库存按成本或可变现净值中较低者列报，包括截至2023年12月31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包括石油和天然气钻探或维修项目，如油管、套管和抽水机组，以及用于中游作业的管道。
发债成本
其他资产包括与循环信贷协议有关的资本化成本#美元。2.2百万美元，扣除累计摊销净额$1.6截至2023年12月31日，为100万。截至2022年12月31日，其他资产包括与BCE-Mach III信贷安排相关的资本化成本$1.0百万美元，扣除累计摊销净额$0.8百万美元。这些成本将根据相关信贷协议的条款进行摊销，并在公司的运营报表中列为利息支出。
债务发行成本和与本公司定期贷款相关的折价在本公司资产负债表上作为长期债务账面价值的减值列示。截至2023年12月31日，公司有未摊销债务发行成本和贴现$18.0与定期贷款有关的100万美元。
所得税
本公司是一家有限合伙企业，出于联邦和州所得税的目的被视为合伙企业，但德克萨斯州除外，本公司的所得税义务和/或福利将转移给合伙人。因此，除德克萨斯州外，我们不是一个应税实体，我们不直接支付联邦和州所得税，我们的业务也没有确认联邦和州所得税，但如下所述除外。
在德克萨斯州，有限合伙企业需缴纳州所得税。由于非实质性，与德克萨斯州特许经营税相关的所得税已包括在营业报表的一般和行政费用中，没有计算递延税额。
本公司不允许确认不被视为符合适用税务机关维持的“更有可能”门槛的税务头寸。该公司的政策是反映与一般不确定的税收状况和行政费用相关的利息和罚款，如果它们适用的话。该公司在截至2023年12月31日的年度财务报表中未确认任何潜在的利息或罚款。该公司的纳税年度2022、2021和2020仍开放供国家当局审查。
资产报废债务
本公司于产生资产报废债务(“ARO”)期间(于钻井或收购油井时)记录资产报废债务(“ARO”)未来法律责任的公允价值，并抵销物业成本的增加。这些财产成本是在全部成本池内按生产单位折旧的。债务在每一段时间内不断增加，直到结清或出售油井为止，在这一时期，债务得到清偿。
本公司估计其拥有权益的每口油井的债务的公允价值，方法是确定与未来井下封堵、拆除和移除生产设备和设施相关的成本，以及将油田表面恢复和填海至类似于石油和天然气开采或盐水处置开始之前的状况的成本。
一般来说，ARO的金额和资本化的成本将等于使用当前价格偿还放弃债务的估计未来成本，当前价格由假设的通胀因素上升到估计结算日，然后贴现回到使用估计信贷产生放弃债务的日期。
调整后的汇率。如果估计的ARO发生重大变化，则对ARO和长期资产都进行调整。退休费用估计数的变化、估计的通货膨胀率的修正以及估计的放弃时间的变化，都可能导致对估计的ARO的修正。以下是截至2023年12月31日和2022年12月31日的ARO活动对账(单位：千)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
期初资产报废债务 | $ | 52,359 | | | $ | 25,620 | |
收购中承担的负债 | 27,637 | | | 21,385 | |
已发生的负债 | 518 | | | 1,660 | |
已结清的债务 | (497) | | | (136) | |
修订的负债 | 313 | | | 218 | |
吸积费用 | 4,764 | | | 3,612 | |
期末资产报废债务 | $ | 85,094 | | | $ | 52,359 | |
收入确认
当生产以固定或可厘定的价格出售予买方、已交付、控制权已转让及收入可能可收取时，石油、天然气及天然气销售予以确认。公司的履约义务在某个时间点得到履行。当在特定地点交付合同规定的生产量时，控制权转移到买方时，就会发生这种情况。该公司合同中的定价条款与市场指数挂钩，并根据油井是否输送到集输管道、石油或天然气的质量以及当前的供需状况等因素进行某些调整。因此，石油、天然气和天然气的价格波动，以保持与其他可用石油、天然气和天然气供应的竞争力。
我们的主要市场风险敞口在于适用于我们石油和天然气生产的定价。已实现价格主要受当时全球原油价格和适用于我们天然气生产的现货市场价格推动。石油和天然气生产的定价几年来一直不稳定和不可预测，该公司预计这种波动将在未来继续下去。公司收到的生产价格取决于许多我们无法控制的因素。看见注：7用于本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，它将石油交付给井口的购买者，购买者在那里获得产品的保管权、所有权和损失风险。根据这一安排，当控制权在交货点转移给买方时，公司将根据从买方收到的价格确认收入。石油收入是在公司的经营报表中扣除任何第三方、运输费和其他适用差额后记录的。
天然气和天然气销售
根据该公司的天然气和NGL销售合同，它首先向中游加工实体输送湿天然气。加工后，残渣气体在某些天然气管道的入口处被输送给购买者，在那里购买者承担产品的控制权、所有权和损失风险。NGL在中游加工厂的后门交付给买家，买家在那里承担产品的控制权、所有权和损失风险。对于天然气销售和天然气销售，该公司都会评估自己是交易的委托人还是代理人。就本公司已订立为委托人而最终第三方为其客户的合约而言，本公司按毛数确认收入，并在其经营报表中将收集及加工费列为开支。
中游收入和产品销售
该公司的收集和加工收入来自在公司收购中收购的拥有的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传输的每MMBTU收取收集、压缩和加工率。该公司还通过拥有的管道系统和处置井收集和处理生产井中的盐水。公司对每个人收取固定的费用
一桶待处理的水。费用根据执行相关服务时在指定交货点的测量量确认为收入。
产品销售来自公司销售从第三方购买的天然气、石油和天然气生产，然后通过公司拥有的中游设施进行收集和加工。产品销售包括某些第三方的活动和合同收益的百分比，根据合同，公司保留天然气销售和NGL生产收益的合同百分比，作为加工第三方天然气的付款。在交付给买方之前，公司保留对购买的天然气和天然气的控制权，并通过转移交货点对产品的控制权来履行其履行义务，并根据从买方收到的合同价格确认收入。从第三方托运人购买天然气、石油和天然气生产的成本在经营报表上计入产品销售成本。
分配给剩余履约义务的交易价格
对于本公司合同期限为一年或以下的短期产品销售，如果履行义务是最初预期期限为一年或更短的合同的一部分，本公司已利用实际权宜之计，豁免其披露分配给剩余履行义务的交易价格。对于合同期限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。交付给客户的每一单位产品代表一项单独的履约义务；因此，未来的成交量完全没有得到满足，因此不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。
上期未履行债务
公司在产品交付和控制权移交给客户的月份记录收入。然而，在生产发生后的30至90天内，可能无法收到和解声明和付款，因此，公司需要估计交付的生产量和将收到的产品销售价格。本公司在收到付款的当月记录其估计和实际收到的金额之间的差异，从历史上看，这种差异并不大。
浓度
由于原油和天然气销售以及应收账款集中在几个重要买家手中，该公司面临风险。在所述时期内，以下买家分别占公司收入的10%以上：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 欣克尔石油天然气公司 | | * | | 31.5 | % | | 13.3 | % |
| NextEra能源营销有限责任公司 | | 12.9 | % | | 17.0 | % | | 20.2 | % |
| 飞利浦66公司 | | 52.6 | % | | 16.9 | % | | 33.5 | % |
| OneOK碳氢化合物L.P. | | 10.4 | % | | * | | 13.9 | % |
__________
*采购商占全年石油、天然气和NGL销售额的比例不超过10%。
截至2023年12月31日和2022年12月31日，该公司来自石油和天然气销售的应收款项集中于上述相同的交易对手。本公司不相信任何单一买家的亏损会对其经营业绩造成重大影响，因为原油及天然气是具有完善市场及众多买家的可替代产品。
截至2023年12月31日，该公司有三个客户， 23.5%, 16.2%，以及12.6占我们的共同应收利息总额的%。截至2022年12月31日，该公司有一个客户， 20.8占我们的共同应收利息总额的%。
收入分解
下表显示分类收入，并将分类收入与报告收入进行对账（千）：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
收入： | | | | | |
油 | $ | 421,737 | | | $ | 447,997 | | | $ | 189,390 | |
天然气 | 150,962 | | | 300,785 | | | 131,784 | |
NGL | 74,815 | | | 109,756 | | | 75,081 | |
石油、天然气和天然气销售总额 | 647,514 | | | 858,538 | | | 396,255 | |
运输、集聚和营销 | (162) | | | 1,850 | | | 1,245 | |
石油、天然气和天然气净销售额 | $ | 647,352 | | | $ | 860,388 | | | $ | 397,500 | |
每普通单位收益
公司的每单位基本收益(“EPU”)是根据该期间已发行的普通股的加权平均数计算的。稀释后的EPU包括公司的虚拟单位的影响，如果这些单位的包含是稀释的。看见注13有关公司EPU的更多信息，请访问。
补充现金流信息
现金流量表的补充披露如下(以千计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Year ended December 31, |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
补充披露现金流量信息： | | | | | |
支付利息的现金 | $ | 8,373 | | | $ | 4,339 | | | $ | 1,150 | |
非现金投资和融资活动： | | | | | |
应计资本支出变动 | $ | (19,104) | | | $ | 29,363 | | | $ | 12,392 | |
资产报废成本资本化 | $ | 518 | | | $ | 1,660 | | | $ | 240 | |
以租赁负债换取的使用权资产 | $ | 10,767 | | | $ | 22,266 | | | $ | — | |
为换取在企业合并中获得的净资产而发行的股本 | $ | 227,644 | | | $ | — | | | $ | — | |
最近通过的会计公告
2016年6月，FASB发布了会计准则更新2016-13《金融工具-信用损失：金融工具信用损失的计量》，其中修订了某些金融工具的信用损失报告指南。本公司信用损失的主要风险与我们经营的油气井的共同权益所有者的应收账款有关。本指引于2022年12月15日之后生效，本公司自2023年1月1日起实施，对我们的合并财务报表没有实质性影响。
尚未采用的会计公告
2023年11月，FASB发布了ASU 2023-07《分部报告(主题280)--可报告分部披露的改进》，主要通过加强对重大分部费用和用于评估分部业绩的信息的披露，更新了可报告分部披露要求。修正案在2023年12月15日之后的年度期间和2024年12月15日之后的财政年度内的过渡期内生效。允许及早领养。这些修正应追溯适用于财务报表中列报的以前所有期间。管理层目前正在评估这一ASU，以确定其对公司披露的影响。采用最新版本不会影响公司的财务状况、经营结果或流动资金。
3.收购
2023年收购
Paloma Partners IV，LLC
于2023年11月10日，本公司与Paloma Partners IV，LLC订立买卖协议(“Paloma PSA”)，据此，本公司同意购买位于俄克拉荷马州布莱恩、卡多、加拿大、卡斯特、杜威、格雷迪、翠鸟及麦克莱恩县的油气物业、权利及相关资产的若干权益(“Paloma Assets”)。
2023年12月28日，本公司根据Paloma PSA的条款完成了对Paloma资产的收购(“Paloma收购”)，收购价格约为#美元815,000,000用现金支付。Paloma PSA规定，根据2023年9月1日的生效日期，在成交后对购买价格进行惯例调整。该公司预计将根据Paloma PSA的条款在2024年第二季度完成所有此类调整并完成收购价格分配。本公司预计关闭后的调整不会是实质性的，它们将影响已探明石油和天然气资产的价值。该公司利用定期贷款信贷协议下的借款为收购Paloma提供资金。
Paloma收购被视为一项资产收购，因为Paloma资产的公允价值毛值几乎全部集中在已探明的石油和天然气资产中，这些资产被认为是一组类似的可识别资产。下表反映了截至收购日收购资产和承担负债的初步公允价值估计。虽然初步收购价格分配已基本完成，但收购Paloma时收购的资产和承担的负债可能会有进一步的调整。这些金额将在收购的测算期内敲定，该测算期不晚于收购之日起一年。看见注：8有关公允价值计量的其他信息。以下是收购的资产和承担的负债的对账(单位：千)：
| | | | | |
| 收购Paloma |
| 转移的对价： | |
| 现金对价 | $ | 748,587 | |
| 资本化交易成本 | 1,695 | |
| 减去：采购价格调整应收 | (15,160) | |
| 收购总对价 | 735,122 | |
| 收购的资产： | |
| 应收账款 | 4,239 | |
| 盘存 | 166 | |
| 已探明的石油和天然气性质 | 750,476 | |
| 拟收购的总资产 | 754,881 | |
| 承担的负债： | |
| 应付收入 | 18,295 | |
| 资产报废债务 | 1,464 | |
| 承担的总负债 | 19,759 | |
| 取得的净资产 | $ | 735,122 | |
BCE—Mach LLC和BCE—Mach II LLC
于2023年10月25日，作为公司重组的一部分，现有拥有人将其于BCE—Mach、BCE—Mach II及前身的所有股权出资予本公司，以换取 100%的有限合伙权益，以实现收购。虽然Mach公司有高度的共同所有权，但就财务报告而言，Mach公司并不处于共同控制之下。会计取得人被认定为会计取得人
BCE—Mach及BCE—Mach II已根据美国公认会计原则下的收购会计法入账为业务合并。
下表呈列本公司就各项收购转让代价之公平值（金额以千计，单位及单位金额除外）：
| | | | | | | | | | | |
| BCE—马赫 | | BCE—马赫II |
| 为购置发放的共同单位 | 7,765,625 | | | 4,215,625 | |
| 普通单位发售价 | $ | 19.00 | | | $ | 19.00 | |
| 收购总对价 | $ | 147,547 | | | $ | 80,097 | |
下表反映于收购日期所收购资产及所承担负债之公平值估计。看到 注：8有关公允价值计量的其他信息。以下为自首次披露至最终购买价分配期间所收购资产与所承担负债的对账（千）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 首字母 | | | | 最终 |
| BCE—马赫 | | 调整 | | BCE—马赫 |
| 收购的资产： | | | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 25,370 | | | $ | 4,980 | | (a) | $ | 30,350 | |
| 应收账款 | 32,573 | | | (531) | | (a) | 32,042 | |
| 其他流动资产 | 16,605 | | | 1,698 | | (a) | 18,303 | |
| 已探明的石油和天然气性质 | 174,915 | | | 9,925 | | (b) | 184,840 | |
| 其他长期资产 | 12,381 | | | (1,205) | | (a) | 11,176 | |
| 拟收购的总资产 | 261,844 | | | 14,867 | | | 276,711 | |
| 承担的负债： | | | | | |
| 应付账款和应计负债 | 16,900 | | | 412 | | (a) | 17,312 | |
| 应付收入 | 28,808 | | | 582 | | (a) | 29,390 | |
| 其他流动负债 | 1,754 | | | (393) | | (a) | 1,361 | |
| 长期债务 | 65,000 | | | — | | (a) | 65,000 | |
| 资产报废债务 | — | | | 14,369 | | (b) | 14,369 | |
| 其他长期负债 | 1,835 | | | (103) | | (a) | 1,732 | |
| 承担的总负债 | 114,297 | | | 14,867 | | | 129,164 | |
| 取得的净资产 | $ | 147,547 | | | $ | — | | | $ | 147,547 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 首字母 | | | | 最终 |
| BCE—马赫II | | 调整 | | BCE—马赫II |
| 收购的资产： | | | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 9,127 | | | $ | (324) | | (a) | $ | 8,803 | |
| 应收账款 | 11,312 | | | 229 | | (a) | 11,541 | |
| 其他流动资产 | 2,236 | | | 95 | | (a) | 2,331 | |
| 已探明的石油和天然气性质 | 87,991 | | | 10,809 | | (b) | 98,800 | |
| 其他长期资产 | 7,655 | | | 156 | | (a) | 7,811 | |
| 拟收购的总资产 | 118,321 | | | 10,965 | | | 129,286 | |
| 承担的负债： | | | | | |
| 应付账款和应计负债 | 4,192 | | | (533) | | (a) | 3,659 | |
| 应付收入 | 15,370 | | | (53) | | (a) | 15,317 | |
| 其他流动负债 | 450 | | | (4) | | (a) | 446 | |
| 长期债务 | 17,100 | | | — | | (a) | 17,100 | |
| 资产报废债务 | — | | | 11,589 | | (b) | 11,589 | |
| 其他长期负债 | 1,112 | | | (34) | | (a) | 1,078 | |
| 承担的总负债 | 38,224 | | | 10,965 | | | 49,189 | |
| 取得的净资产 | $ | 80,097 | | | $ | — | | | $ | 80,097 | |
a.调整反映了截至购置日会计数据的最后确定。 最初的购买价格分配考虑了披露时的可用数据。
b.资产报废成本乃于初始购买价分配中扣除已证实石油及天然气资产后呈列。 调整反映单独呈列假设资产报废负债的呈列方式。
自收购日期至2023年12月31日，BCE—Mach收购应占的经营业绩已纳入截至2023年12月31日止年度的综合经营报表，其中包括美元。26.3总收入的百万美元和6.8百万美元的净收入。从收购之日起至2023年12月31日，可归因于BCE-Mach II收购的经营业绩已包括在截至2023年12月31日的年度综合经营报表中，其中包括$5.1总收入的百万美元和22上千美元的净收入。
欣克尔石油天然气公司。
2023年6月28日，公司与Hinkle Oil and Gas，Inc.签署了一份买卖协议，以#美元的价格出售俄克拉荷马州的某些石油和天然气资产20.01000万美元，但须按惯例作出某些调整。这笔交易于2023年8月11日完成。这笔购买被记为资产购置，因为几乎所有收购资产的公允价值都可以分配给已探明的石油和天然气资产的单一确定资产组。
业务合并备考披露
下表汇总了该公司未经审计的预计合并财务信息，好像BCE-Mach和BCE-Mach II的业务合并发生在2022年1月1日(单位：千)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| 总收入 | $ | 914,400 | | | $ | 1,197,036 | |
| 净收入 | 351,967 | | | 610,415 | |
未经审计的备考财务信息不一定表明如果业务合并于2022年1月1日完成将会出现的经营结果，也不一定表明合并后公司未来的经营结果。未经审计的备考财务信息使2023年发生的业务合并生效，就像交易发生在2022年1月1日一样。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度的未经审计的备考财务信息是将公司的运营报表与BCE-Mach和BCE-Mach II的收购前业绩以及收入和支出的备考调整合并在一起的结果。未经审计的预计财务信息不包括任何因收购而预期的成本节约。
未经审计的备考财务信息包括以下调整：
•截至2023年12月31日的年度：增加折旧、消耗和增值--石油和天然气#美元27.81000万美元和减少的折旧和摊销-其他为$7.4万
•截至2022年12月31日的年度：增加折旧、消耗和增值--石油和天然气#美元16.71000万美元和减少的折旧和摊销-其他为$8.1万
管理层相信估计和假设是合理的，收购的影响得到了适当的反映。
2022年收购
卡米诺自然资源有限责任公司
2022年5月17日，公司与卡米诺自然资源有限责任公司签署了一份买卖协议，以美元的价格出售俄克拉荷马州的某些石油和天然气资产。22.0百万美元，但需要进行某些调整。该交易于2022年6月30日完成，自2022年1月1日起生效。此次收购的资金来自成员的贡献和运营现金流。这笔购买被记为资产购置，因为几乎所有被收购资产的公允价值都可以分配给一个单一的可识别资产组。收购的资产主要包括#美元的石油和天然气资产。15.8百万美元，扣除承担的资产报废债务净额$2.2百万美元的收入和暂记负债0.4百万美元。截至2023年12月31日，为资产支付的现金为$15.4百万美元。
Scout Energy，LP
2022年5月6日，公司与Scout Energy Group、LP和其他附属公司签署了一份买卖协议，以美元的价格出售俄克拉荷马州和德克萨斯州的某些石油和天然气资产。66.0百万美元，但需要进行某些调整。该交易于2022年6月30日完成，自2022年3月1日起生效。此次收购的资金来自成员的贡献和运营现金流。这笔购买被记为资产购置，因为几乎所有被收购资产的公允价值都可以分配给一个单一的可识别资产组。中游资产的公允价值采用包括收入和成本法在内的各种估值方法进行评估。以下是获得的资产和承担的负债的对账(单位：千)：
| | | | | |
取得的资产和承担的负债 | |
石油和天然气性质 | $ | 69,103 | |
其他财产和设备 | 3,000 | |
其他资产 | 147 | |
收入暂记 | (1,415) | |
承担的资产报废债务 | (11,841) | |
收购的总资产，扣除承担的负债 | $ | 58,994 | |
截至2023年12月31日，为资产支付的现金为$59.0百万美元。
伍尔西能源公司
2021年12月1日，公司与伍尔西能源公司和其他附属公司签署了一项买卖协议，以美元的价格出售堪萨斯州、俄克拉何马州和德克萨斯州的某些石油和天然气资产。26.0百万美元，但需要进行某些调整。该交易于2022年1月31日完成，自2021年12月1日起生效。此次收购的资金来自运营现金流。这笔购买被记为资产购置，因为几乎所有被收购资产的公允价值都可以分配给一个单一的可识别资产组。收购的资产主要包括#美元的石油和天然气资产。23.2百万美元，扣除承担的资产报废债务净额$6.4百万美元，库存为$1.5百万美元。截至2023年12月31日，为资产支付的现金为$24.7百万美元。
BCE-Stack开发有限责任公司
2021年11月12日，公司与BCE-Stack和Development LLC签署了一份买卖协议，以美元的价格出售俄克拉荷马州的某些石油和天然气资产。40.5百万美元，但需要进行某些调整。该交易于2022年2月28日完成，自2022年1月1日起生效。此次收购的资金来自运营现金流。这笔购买被记为资产购置，因为几乎所有被收购资产的公允价值都可以分配给一个单一的可识别资产组。收购的资产主要包括#美元的石油和天然气资产。37.2百万美元，扣除承担的资产报废债务净额$0.5百万美元。截至2023年12月31日，为资产支付的现金为$37.2百万美元。
2021年收购
奇泽姆石油天然气经营有限责任公司
2021年12月30日，公司与Chisholm Oil and Gas Operating，LLC签署了一份买卖协议，以美元的价格出售俄克拉荷马州的某些石油和天然气资产33.0百万美元，但需要进行某些调整。该交易于2022年12月31日完成，自2021年10月1日起生效。此次收购的资金来自运营现金流。这笔购买被记为资产购置，因为几乎所有被收购资产的公允价值都可以分配给一个单一的可识别资产组。收购的资产主要包括#美元的石油和天然气资产。28.9百万美元，扣除承担的资产报废债务净额$1.1百万美元。
MEP-Mid-Con III，LLC
2021年6月15日，公司与MEP Mid-Con III，LLC签署了一份买卖协议，以美元的价格出售俄克拉荷马州的某些石油和天然气资产34.0百万美元，但需要进行某些调整。该交易于2021年7月29日完成，并于2021年3月1日生效。此次收购的资金主要来自其成员的股本贡献。这笔收购被记为资产收购，因为几乎所有被收购的公允价值
可以将资产分配给单个可识别的资产组。收购的资产主要包括#美元的石油和天然气资产。25.7百万美元，扣除承担的资产报废债务净额$0.1百万美元。
Cimarex Energy Co.
2021年4月26日，公司与Cimarex Energy Co.(“XEC”)签署了一份买卖协议，出售俄克拉荷马州和德克萨斯州的某些石油和天然气资产，二天然气处理厂和一个收集系统，购买价为#美元。95.7百万美元，但需要进行某些调整。与xec的交易于2021年6月18日完成，并于2021年3月1日生效。此次出售的资金主要来自其成员的捐款。根据收购方法，是次收购作为一项业务合并入账，本公司透过取得买卖协议所包括的石油及天然气资产的合法使用权及可用于提升业务价值的额外石油及天然气相关资产而取得对业务的控制权。收购的石油和天然气资产的公允价值是通过使用公允价值储备报告进行评估的，该报告使用了未来定价和其他常用的估值方法。
中游资产的公允价值采用包括收入和成本法在内的各种估值方法进行评估。以下是获得的资产和承担的负债的对账(单位：千)：
| | | | | |
取得的资产和承担的负债 | |
石油和天然气性质 | $ | 85,959 | |
其他财产和设备 | 13,474 | |
库存 | 122 | |
线型填充物 | 465 | |
气体失衡 | (149) | |
收入暂记 | (931) | |
承担的资产报废债务 | (12,440) | |
收购的总资产，扣除承担的负债 | $ | 86,500 | |
4.财产和设备
公司的财产和设备包括以下（千）：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2023 | | 2022 |
石油和天然气性质 | | | |
已证明的性质 | $ | 2,097,540 | | | $ | 749,934 | |
累计折旧和损耗 | (265,895) | | | (139,514) | |
石油和天然气属性，净值 | $ | 1,831,645 | | | $ | 610,420 | |
其他财产和设备 | | | |
集气系统 | $ | 32,873 | | | $ | 24,713 | |
气加工厂 | 34,888 | | | 33,858 | |
水处理资产 | 26,088 | | | 21,029 | |
其他资产 | 11,453 | | | 2,525 | |
其他财产和设备合计 | 105,302 | | | 82,125 | |
累计折旧、损耗和摊销 | (15,642) | | | (9,198) | |
其他财产和设备合计，净额 | $ | 89,660 | | | $ | 72,927 | |
5.应计负债
应计负债包括以下内容(以千计)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2023 | | 2022 |
运营费用 | $ | 15,686 | | | $ | 10,198 | |
资本支出 | 15,042 | | | 37,375 | |
工资成本 | 5,989 | | | 2,450 | |
衍生产品结算 | — | | | 898 | |
遣散费和其他税 | 3,438 | | | 3,662 | |
应付中游发货人 | 1,247 | | | 5,157 | |
常规、管理和其他 | 3,127 | | | 429 | |
应计负债总额 | $ | 44,529 | | | $ | 60,169 | |
6.长期债务
定期贷款信贷协议和循环信贷协议
于二零二三年十二月二十八日，本公司订立（i）优先有抵押定期贷款信贷协议，（「定期贷款信贷协议」）与贷款方，德州资本银行（作为代理人）及钱伯斯能源管理有限责任公司（Chambers Energy Management，LP）作为贷款方，及（ii）高级有抵押循环信贷协议（“循环信贷协议”，连同定期贷款信贷协议，统称“信贷协议”）与包括MidFirst银行作为行政代理人的贷款人辛迪加。
根据定期贷款信贷协议向本公司预贷的贷款以我们几乎所有资产的优先担保权益为抵押。定期贷款信贷协议有：(一)本金总额为#美元825.0百万美元，(Ii)到期日为2026年12月31日，以及(Iii)利率等于三个月SOFR加6.50%加上信用利差调整等于0.15%，前提是三个月的SOFR不低于3.00%。定期贷款信贷协议包括习惯契约、强制性偿还和此类融资违约事件。强制偿还本金$61.9百万，$82.5百万美元，以及$680.6100万美元将分别在2024年、2025年和2026年到期。截至2023年12月31日，有美元825.0定期贷款信贷协议项下未偿还借款的百万美元。截至2023年12月31日的有效利率为13.1%.
根据循环信贷协议预支给本公司的贷款以我们几乎所有资产的超级优先担保权益为抵押。循环信贷协议有(1)最高可用本金金额为#75.0100万美元，目前最高承付款为#美元75.01000万美元，(Ii)到期日为2026年12月28日及(Iii)利率相当于一个月、三个月或六个月SOFR，由公司选择，外加相当于以下金额的信用利差调整0.10%, 0.15%，或0.25在每种情况下，分别为%，加上3.00%，前提是适用的男高音SOFR不小于3.50%。循环信贷协议包括习惯契约、强制性偿还和此类融资违约事件。本公司使用定期贷款信贷协议的借款，连同手头现金，偿还2023年11月的信贷安排。截至2023年12月31日，循环信贷协议未提取，有5.0百万美元的未偿还信用证。
我们没有担保任何其他方的债务或义务，也没有与其他实体达成任何可能导致合并债务或损失的其他安排或关系。
先前的信贷安排
BCE—Mach III信贷机构
2020年5月19日，前身与包括MidFirst银行(“MidFirst”)在内的一个银行银团签订了一项循环信贷安排(“BCE-Mach III信贷安排”)的信贷协议，MidFirst Bank(“MidFirst”)担任行政代理行和开证行。BCE-Mach III信贷安排最高提供#美元300.0百万美元，但承诺金额为$100.0100万美元，计划于2026年5月到期。BCE-Mach III信贷机制下的未偿债务基本上以前身的所有资产作担保。根据BCE-Mach III可借入的金额
信贷安排的借款基数每年5月和11月重新确定一次，数额由贷款人确定。截至2022年12月31日，有1美元84.9在BCE-Mach III信贷安排下未偿还的百万美元。
信贷协议包含各种肯定的、否定的和财政维持契约。除其他事项外，这些契约限制额外负债、额外留置权、出售资产、合并及合并、股息及分派、与联属公司的交易及订立某些掉期协议，并要求维持财务比率。当前身的综合现金余额超过#美元时，BCE-Mach III信贷安排要求强制付款。20.0百万美元。
在前任选举时，信贷协议下的未偿还借款按前任选定的年利率计息，该利率等于另一种基本利率(等于最近最优惠利率中最大的一种，联邦基金有效利率加0.5%，1个月伦敦银行同业拆借利率加1.0%)或LIBOR，在每种情况下，加上适用的保证金。适用的边际范围为2.0%至3.0在替代基本利率的情况下，3.25%至4.25在伦敦银行同业拆借利率的情况下，每种情况下取决于贷款金额和未偿还的信用证。前任有义务支付每季度承诺费#0.50承诺额中未使用部分的年利率，这一费用也取决于贷款和未付信用证的金额。截至2022年12月31日的有效利率为7.7%.
2023年11月10日，有1美元91.9BCE-Mach III信贷安排下的未偿还贷款1,000,000,000美元，该贷款已于本公司订立2023年11月信贷安排时偿还并终止。终止BCE-Mach III信贷安排被视为债务修改，原因是每个信贷安排辛迪加中的银行组成。本公司注销与银行退出信贷安排相关的发行成本，并评估与剩余银团成员的借款能力变化，并确定不需要额外的发行成本注销。发行成本的注销总额为#美元。141,000美元，并计入公司经营报表的利息支出。
BCE-Mach信贷安排
2023年10月25日，本公司承担了BCE-Mach与包括MidFirst银行在内的多家银行之间的循环信贷安排(“BCE-Mach信贷安排”)，MidFirst银行担任唯一账簿管理人和牵头安排人。BCE-Mach信贷安排下的未偿还债务以BCE-Mach的几乎所有资产为抵押。信贷协议规定循环信贷安排的最高未偿还金额为#美元。200.0百万美元，但承诺金额为$100.0百万美元。截至2023年10月25日，美元65.0在BCE-Mach国际信贷安排下，有100万美元未偿还，还有5.0300万美元的未偿信用证，这减少了以美元对美元为基础的信贷安排下的可获得性。于2023年11月10日，本公司偿还了BCE-Mach信贷安排下的所有未偿还款项，并于2023年11月签订了BCE-Mach信贷安排，并终止了BCE-Mach信贷安排。
BCE-Mach II信贷安排
2023年10月25日，本公司承担了BCE-Mach II与包括东西银行在内的多家银行之间的循环信贷安排(“BCE-Mach II信贷安排”)，后者担任唯一账簿管理人和牵头安排人。BCE-Mach II信贷安排下的未偿还债务以BCE-Mach II的几乎所有资产为抵押。信贷协议规定循环信贷安排的最高未偿还金额为#美元。250.0百万美元，借款基数为#美元26.0百万美元。截至2023年10月25日，美元17.1在BCE-Mach II信贷安排下，有100万美元未偿还。2023年10月31日，该公司偿还了BCE-Mach II信贷安排下的所有未偿还款项。2023年11月10日，本公司签订了2023年11月的信贷安排，并终止了BCE-Mach II信贷安排。
2023年11月信贷融资
2023年11月10日，本公司的子公司Holdco与包括MidFirst Bank在内的多家银行银团签订了2023年11月的信贷安排，MidFirst Bank担任唯一账簿管理人和牵头安排人。2023年11月信贷安排下的未偿还债务以Holdco的几乎所有资产为抵押，包括Mach公司的资产。就订立2023年11月信贷安排而言，每项首次公开招股前信贷安排均已终止。
截至2023年11月10日，信贷安排下的未偿还贷款本金总额为125.0百万美元，此外还有$5.0开具的百万份信用证。2023年11月的信贷安排提供了一项循环信贷安排，总额最高为#美元。1.0亿美元，初始借款基数为#美元600.0百万美元，但承诺金额为$200.0百万美元。于2023年12月28日，本公司订立信贷协议并终止2023年11月的信贷安排。2023年11月信贷安排的终止被视为债务修改，原因是每个信贷安排辛迪加中的银行组成。本公司注销与银行退出信贷安排相关的发行成本，并评估与剩余银团成员的借款能力下降的情况，以与借款能力下降相比，注销发行成本的比例金额。发行成本的注销总额为#美元。1.5百万美元，并计入公司经营报表的利息支出。
7.衍生工具合约
该公司使用衍生品合约，以减少受大宗商品价格波动的影响。这些交易以固定价格掉期的形式进行。虽然这些工具的使用限制了不利价格变化的下行风险，但它们的使用也可能限制未来有利价格变化的收入。本公司无意持有或发行衍生金融工具作投机交易用途，并已选择不指定其任何衍生工具进行对冲会计处理。
根据固定价格掉期合同，公司收到合同的固定价格，并在特定期限内就合同数量向交易对手支付浮动市场价格。固定价格支付和浮动价格支付被净额计算，产生欠对方或来自对方的净额。
本公司根据个别交易预期未来现金流量的时间，在资产负债表上按衍生工具合约资产及衍生工具合约负债报告衍生工具的公允价值为流动或非流动。看见注：8有关公允价值计量的其他信息。
下表汇总了我们截至2023年12月31日的未平仓金融衍生品头寸，与石油生产相关：
| | | | | | | | | | | | | | |
期间 | | 卷
(Mbbl) | | 加权
平均值
固定价格 |
| Q1 2024 | | 1,094 | | $ | 78.92 | |
| Q2 2024 | | 1,083 | | 74.10 | |
| Q3 2024 | | 712 | | 72.64 | |
| Q4 2024 | | 658 | | 73.16 | |
| Q1 2025 | | 307 | | 71.80 | |
| Q2 2025 | | 289 | | 71.80 | |
| Q3 2025 | | 274 | | 71.80 | |
| Q4 2025 | | 260 | | 71.80 | |
下表概述我们截至2023年12月31日与天然气生产有关的未平仓金融衍生工具头寸：
| | | | | | | | | | | | | | |
期间 | | 卷
（Bbtu） | | 加权
平均值
固定价格 |
| Q1 2024 | | 2,393 | | $ | 3.10 | |
| Q2 2024 | | 2,248 | | 2.94 | |
| Q3 2024 | | 10,653 | | 2.96 | |
| Q4 2024 | | 10,158 | | 3.73 | |
| Q1 2025 | | 4,860 | | 4.34 | |
| Q2 2025 | | 4,680 | | 3.69 | |
| Q3 2025 | | 4,510 | | 3.92 | |
| Q4 2025 | | 4,360 | | 4.36 | |
资产负债表列报。 本公司与其所有衍生交易对手订立总净额结算协议，并于资产负债表内按净额基准呈列与同一交易对手的衍生资产及负债。 下表呈列已确认衍生资产的总额、根据总净额结算安排须予抵销的金额及资产负债表确认的记录公允价值净额（千）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， | | | | |
| 2023 | | 2022 | | | | |
衍生工具合约—流动，毛额 | $ | 24,802 | | | $ | — | | | | | |
编网安排 | — | | | — | | | | | |
衍生工具合约—流动，净额 | $ | 24,802 | | | $ | — | | | | | |
| | | | | | | |
衍生品合约—长期，毛额 | $ | 15,112 | | | $ | — | | | | | |
编网安排 | — | | | — | | | | | |
衍生品合约—长期，净额 | $ | 15,112 | | | $ | — | | | | | |
下表列出了已确认衍生负债的总额、根据主要净额结算安排须抵销的数额以及资产负债表上确认的已记录公允价值净额(以千计)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2023 | | 2022 |
衍生工具合约—流动，毛额 | $ | — | | | $ | 10,080 | |
编网安排 | — | | | — | |
衍生工具合约—流动，净额 | $ | — | | | $ | 10,080 | |
有得有失。中国股市下跌。下表列出了石油和天然气衍生品的结算和按市值计价的损益，在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的经营报表中作为衍生品损益列示(单位：千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
石油衍生品的结算 | $ | (5,750) | | | $ | (50,352) | | | $ | (51,832) | |
| 天然气衍生产品的结算 | 14,196 | | | (40,436) | | | (9,432) | |
石油衍生品的MTM净收益(亏损) | 27,559 | | | 17,771 | | | (2,753) | |
| 天然气衍生产品的MTM收益(亏损)，净额 | 21,267 | | | 5,564 | | | (3,532) | |
衍生品合约的总收益(亏损) | $ | 57,272 | | | $ | (67,453) | | | $ | (67,549) | |
8.公允价值计量
公允价值计量由计量公允价值时使用的投入的层次结构确定，该层次结构最大限度地利用可观察到的投入，并通过要求在可用时使用最可观察到的投入来最大限度地减少使用不可观察到的投入。可观察到的投入是指市场参与者根据从本公司以外的来源获得的市场数据为资产或负债定价时所使用的投入。不可观察到的投入是反映公司对市场参与者将使用什么来为根据当时可获得的最佳信息制定的资产或负债定价的假设。根据输入的可靠性，层次结构分为三个级别，如下所示：
第1级-在活跃的市场上提供报价，这些市场在计量日期可获得相同的、不受限制的资产或负债。
第2级-对活跃市场中类似资产或负债的报价，或对非活跃市场中资产或负债的可观察投入的报价。
第3级-基于价格或估值模型的计量，该价格或估值模型需要对公允价值计量具有重要意义且较难从客观来源观察到的投入。
按公允价值计量的资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低投入水平进行分类。本公司对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断，这可能会影响资产和负债的公允价值的估值及其在公允价值层级中的配置。
经常性公允价值
衍生品合约。交易完成。该公司使用行业标准模型来确定其衍生合约的公允价值，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、时间价值和不履行风险。在整个合同期限内，几乎所有这些投入都可以在市场上观察到，并可以得到可观察到的数据的支持。
下表提供了截至2023年12月31日和2022年12月31日按公允价值经常性计量的金融资产和负债的公允价值计量信息(单位：千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 1级 | | 2级 | | 3级 | | 公允价值 |
| 截至2023年12月31日 | | | | | | | |
资产： | | | | | | | |
商品衍生工具 | $ | — | | | $ | 39,914 | | | $ | — | | | $ | 39,914 | |
| 截至2022年12月31日 | | | | | | | |
| 负债： | | | | | | | |
商品衍生工具 | $ | — | | | $ | 10,080 | | | $ | — | | | $ | 10,080 | |
在非经常性基础上的公允价值
本公司通过使用第3级投入计算与堵塞和放弃负债相关的估计现金流量现值，以确定其资产报废债务的估计公允价值。用于计算此类负债的重要数据包括对将发生的成本的估计、公司的信贷调整贴现率、通货膨胀率和估计的放弃日期。资产报废负债在每个期间增加到其现值，资本化资产报废成本以已探明的石油和天然气资产为单位，使用生产单位法进行耗尽。
企业合并
因业务合并而取得的已探明物业，以收购日的基本储量预测为基础，采用收益法进行估值。收益法被视为第3级公允价值估计，并包括对未来生产、商品价格、运营和资本成本估计、行业同行的加权平均资本成本(代表贴现系数)以及基于储备类别的风险调整系数的重大假设。价格假设是基于可观察到的市场定价，并根据历史差异进行了调整，而成本估计是基于基于历史和预期未来通胀而膨胀的当前可见成本。
其他金融工具的公允价值
由于这些工具的短期到期日，公司的现金和现金等价物、应收账款、应付账款、应付收入、应计利息和其他流动负债的账面价值接近公允价值。
由于当前借款基本利率与类似借款的市场利率并无重大差异，因此本公司信贷协议的账面价值大致为公允价值。
9.股权补偿计划
基于股权的薪酬包括以单位为基础的薪酬奖励，发放给员工和非员工，以换取向公司提供的服务。按股权分类的单位付款奖励在授予日按公允价值确认，并在必要的服务期内摊销。对于仅以服务为基础的归属条件的奖励，公司使用直线归属来确认补偿成本。该公司对包含市场或基于业绩的归属条件的奖励使用加速归因。公司在发生没收行为时予以确认。基于权益的薪酬在我们的综合经营报表的一般和行政费用中列报。
发售后补助金
2023年10月27日，公司通过了与此次发行相关的新的员工、顾问和董事长期激励计划，并发布了约710,137向Mach Resources LLC(“Mach Resources”)的某些员工和公司董事支付幻影单位，作为对向公司提供的服务的补偿。Mach Resources所有员工的幻影单位奖在第一天按比例授予三授予之日的周年纪念日，但以雇员是否继续受雇为条件。在60在虚拟单位归属的天数内，员工将获得一个公司的公共单位。每个虚拟单位被授予相应的分配等价权，这使参与者有权获得相当于公司向其普通股支付的总分配的付款
单位持有者期间幻影单位是杰出的。分配等价权的支付发生在虚拟单元归属时，如果单元被没收，则相应的分配权也被没收。
| | | | | | | | | | | |
| 幻影单位 | | 加权
平均值
授予日期
公允价值 |
批准日期：2023年10月27日 | 710,137 | | | $ | 18.80 | |
既得 | — | | | — | |
| 被没收 | (592) | | | $ | 18.80 | |
| 未归属于2023年12月31日 | 709,545 | | | $ | 18.80 | |
与虚拟单位有关的非现金补偿费用总额为#美元。0.8截至2023年12月31日的财年为100万美元。截至2023年12月31日，有1美元12.5与虚拟单位有关的未确认补偿成本，预计将在加权平均期间确认约2.8好几年了。
前辈补助金
作为前任修订和重述的LLC协议的一部分，截至2021年3月25日，向Mach Resources的某些员工发放了激励单位(B类单位)和A-2类单位，作为对向前任提供服务的补偿。在确定适当的会计处理时，前身考虑了奖励在作为股票基础的薪酬待遇方面的特点。
奖励单位在大约一段时间内接受分级归属3年限(按奖励单位协议的定义须加速归属)，而奖励单位持有人于不再是马赫资源的雇员时，将丧失未归属的奖励单位，但有限例外情况除外。奖励单位的持有者能够在前人达到前人修正后的有限责任公司协定中所界定的某一必要的财务内部回报率门槛时参与分配。
要确定裁决的公允价值，除其他事项外，还需要对评估裁决的适当方法以及这些评估方法所要求的相关投入作出判断和估计。对于在截至2021年12月31日的年度内授予的前任赔偿金，薪酬支出的公允价值是使用Black-Scholes估值模型估计的，主要假设如下：
•预期波动率基于最能代表前身业务的类似规模公司的历史波动性53%
•7年度预期期限由管理层根据与类似组织的公司的经验和对未来业务出售的预期确定
•基于美国国债收益率曲线的无风险利率1.40%
截至2023年12月31日，前任奖励单位奖励情况摘要如下：
| | | | | | | | | | | |
| 前身为B类
单位 | | 加权
平均值
授予日期
公允价值 |
2021年3月25日授予 | 20,000 | | $ | 2,378.80 | |
既得 | (9,667) | | 2,378.80 | |
| 未归属于2021年12月31日 | 10,333 | | 2,378.80 | |
既得 | (3,665) | | 2,378.80 | |
| 未归属于2022年12月31日 | 6,668 | | 2,378.80 | |
既得 | (6,668) | | $ | 2,378.80 | |
| 未归属于2023年12月31日 | — | | | 不适用 |
于2023年10月25日，所有未归属的B类基金单位立即归属并交换为本公司普通单位，作为企业重组的一部分。交换B类基金单位转让之总代价
通用单位为$302.7 万所有未确认补偿成本于B类基金单位归属时支销。与奖励单位有关的非现金补偿费用总额为美元2.6百万，$7.5百万美元和美元37.4截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的净资产分别为百万美元。截至2023年12月31日， 不是与激励单位相关的未确认薪酬成本。
2021年3月25日，前任发布了1,349在授予日授予员工截至2021年12月31日的年度，按季度向员工发放A-2级单位和额外的A-2单位。2022年，更新了A-2级债券发行协议，有不是授予员工的其他单位。
有几个不是未归属的A-2类单位数和不是截至2023年12月31日的未确认赔偿成本。曾经有过不是截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度与A-2类单位有关的非现金补偿成本。与A-2级机组有关的非现金补偿费用为#美元。7.8截至2021年12月31日的年度为百万美元。
10.承付款和或有事项
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的影响。当未来可能产生成本且该等成本可合理估计时，本公司应计负债。这些应计项目是基于迄今的事态发展和公司对这些事项结果的估计。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，公司未确认任何重大负债。管理层预计该等事项的影响不会对本公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
环境问题
本公司须遵守与环境保护有关的各种联邦、州和地方法律法规。这些经常变化的法律规范了向环境中排放材料，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。
本公司根据与或有事项会计相关的会计准则对环境或有事项进行会计处理。与当前业务有关的环境支出酌情计入费用或资本化。与过去业务造成的现有状况有关的支出，不会对当前或未来的收入产生贡献，将计入支出。当可能进行环境评估和/或清理，并且可以合理估计成本时，记录负债。
NGL销售和天然气运输承诺
该公司是NGL销售合同的一方，其中包括在公司选择不减少其承诺数量的情况下的某些NGL数量承诺。如果该公司没有提供足够数量的NGL数量来履行承诺，并且没有选择减少其承诺数量，它将被要求支付缺陷费。该公司目前正在交付至少最低数量的产品。此外，该公司还有天然气公司的运输协议将于2024年终止。在截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，公司产生了约1.0百万，$0.4百万美元和美元0.3根据这些协议，运输费分别为100万美元。这些合同下的剩余付款总额约为#美元。7.0截至2023年12月31日。
对401(K)计划的贡献
该公司发起了一项401(K)计划，根据该计划，符合条件的员工可以通过延期支付工资，贡献其总薪酬的一部分，最高可达税前最高门槛。该计划提供了与公司相匹配的100不超过的延期薪资的百分比10赔偿金的%。我们贡献了$1.71000万，$1.02000万美元，和美元0.7截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度分别为2.5亿美元。
11.租契
自2022年1月1日起，公司通过了ASU编号：2016-02，租赁(主题：842)。新标准取代了以前的租赁指导，要求承租人在资产负债表上确认所有人的使用权、资产和租赁负债
租赁期限超过一年的租赁，同时对融资租赁和经营租赁保持基本相似的分类。
租契的性质
该公司对剩余租期超过一年的各种车辆和压缩机拥有运营租赁。这些租约的到期日各不相同，一直到2027年。这些车辆用于实地作业，并从第三方租赁。对于租期超过一年的所有租约，公司在资产负债表上确认使用权、资产和租赁负债。初始期限为一年或更短的短期租赁不资本化。
贴现率
由于本公司的大部分租约并未提供隐含利率，本公司根据开始日期可得的资料，采用递增借款利率来厘定租赁付款的现值。该公司的递增借款利率反映了在类似的经济环境下，在类似期限内以抵押方式借款的估计利率，其数额相当于租赁付款。
截至2023年12月31日，根据经营租赁负债到期的未来金额如下(以千为单位)：
| | | | | |
| 2024 | $ | 11,325 | |
| 2025 | 4,796 | |
| 2026 | 1,586 | |
| 2027 | 604 | |
| 租赁付款总额 | 18,311 | |
| 减去：推定利息 | (841) | |
| 总计 | $ | 17,470 | |
下表汇总了截至2022年12月31日、2023年和2022年的年度，在从我们的共同利益合作伙伴那里收回金额之前，我们的总租赁成本(以千为单位)：
| | | | | | | | | | | |
| Year ended December 31, |
| 2023 | | 2022 |
经营租赁成本 | $ | 14,309 | | | $ | 7,462 | |
短期租赁成本 | 11,579 | | | 9,300 | |
总租赁成本 | $ | 25,888 | | | $ | 16,762 | |
截至2023年12月31日的加权平均剩余租期为1.87好几年了。截至2023年12月31日，用于确定经营租赁负债的加权平均折现率为5.07%.
| | | | | | | | | | | |
| Year ended December 31, |
| 2023 | | 2022 |
来自经营租赁的经营现金流 | $ | 14,066 | | | $ | 6,707 | |
12.合伙人资本和会员权益
合伙人资本
本公司成立的目的是完成公司重组、发售及相关交易，如注1。业务性质。2023年10月25日，本公司发布88,750,000公共单位给马赫公司的现有所有者。看见注3有关收购BCE-Mach和BCE-Mach II的合并交易的更多信息。2023年10月27日，公司完成发售并发布10,000,000公共单位给公共单位持有者。同时，本公司将部分收益用于
回购要约3,750,000来自马赫公司某些现有所有者的公共单位。截至2023年12月31日，公司拥有95,000,000公用事业单位突出。
会员权益
前身的成员权益最初由单一类别的共同权益组成，全部由BCE-Mach和Intermediate Holdings III LLC拥有。2021年3月25日，根据前任修订和重述的有限责任公司协议和A-2类债券发行协议，前任发布了150,000A-1类单位向其初始成员提供服务，以及1,349A-2类服务单位授予马赫资源公司的一名员工，以换取为其前任提供的服务。在2021年全年，将按季度向员工发放额外的A-2级单位，总计3,504A-2级已授予的单位，基本拥有与初始成员相同的权利。作为针对某些员工的长期激励计划的一部分，20,000截至2022年12月31日，B类单位已发行并未偿还。B类单位代表在公司中的无投票权权益，一旦前身的A类单位根据前身的有限责任公司协议达到一定的必要财务内部回报率，持有人就可以参与分配。看见注9有关前任提供的股权赠款的更多信息。作为公司重组的一部分，前身的所有股权被交换为本公司的普通股。
公司前任成员的捐款为#美元。20.0百万，$65.0百万美元和美元101.5截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的三个年度分别为100万美元。分配给公司前任成员的金额为#美元101.4百万，$274.8百万美元和美元146.0截至2023年、2022年和2021年12月31日的三个年度分别为百万美元.
13.每普通单位收益
该公司只有一类代表有限合伙利益的共同单位。截至2023年12月31日，本公司拥有潜在摊薄证券，由根据本公司长期激励计划发行的虚拟单位组成。截至2023年12月31日，所有709,545幻影单位被排除在单位收益的计算之外，因为这些单位被认为是反稀释的。
以下是截至2023年12月31日的年度普通单位基本收益和摊薄收益的计算方法(单位为千，单位数据除外)：
| | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 |
归属于Mach Natural Resources LP的净收入 | $ | 68,518 | |
加权平均未偿还公用事业单位 | 94,907 | |
| 普通单位收益--基本收益和摊薄收益 | $ | 0.72 | |
14.关联方交易
《管理服务协议》。在前身成立后，前身与马赫资源公司签订了管理服务协议(“前身MSA”)。于2023年10月27日，就招股结束，本公司与Mach Resources订立新的管理服务协议(“MSA”，并连同前身MSA，“MSA”)，并终止前身MSA。根据MSA，Mach Resources为公司管理和履行石油和天然气业务的所有方面以及其他一般和行政职能，(I)将向Mach Resources支付每年约#美元的管理费7.4及(Ii)偿还Mach Resources所提供服务的成本及开支。在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，公司向马赫资源支付了$52.3百万美元(包括$4.8经营报表中列报的一般管理费和行政费用百万美元)，33.7百万美元(包括$2.0业务报表中一般列报的管理费和行政费用）和美元23.6百万（包括 不是管理费）分别。截至2023年12月31日及2022年12月31日，本公司拖欠美元。2.9百万美元和美元0.42000万美元，分别以应付账款列示。
BCE—Stack Development LLC. BCE堆栈开发有限责任公司（“BCE堆栈”）是该成员的附属公司，以前是该公司油井的一个子集的工作和收入权益的所有者。BCE—Stack出售了他们的
于2022年2月28日将该等油井之权益转让予本公司。看到 注：3以获取有关收购的更多信息。截至2023年及2022年12月31日，本公司已 不是与BCE—Stack的应收款或应付款。
BCE—Mach和BCE—Mach II BCE—Mach和BCE—Mach II是之前与Mach资源公司签订MSA的两个相关方。该等实体于二零二三年十月二十五日进行企业重组前与本公司共有所有权，但并非受共同控制。看到 注1和注：3进一步讨论涉及这些实体的交易。截至2023年12月31日以及公司重组后的一段时间，公司与这些实体之间的所有账户余额和活动已作为公司间交易注销。截至2022年12月31日，公司从这些关联方获得的应收账款约为美元0.7百万美元计入应收账款--连带利息和其他。
15.后续事件
2024年2月15日，公司宣布其2023年第四季度的季度分配为$0.95每个普通单位，于2024年3月14日支付。
2023年12月31日之后，本公司签订了以下衍生产品合同：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 期间 | | 卷 | | 加权平均固定价格 |
| 油 | | Mbbl | | |
| Q2 2024 | | 16 | | $ | 78.01 | |
| Q3 2024 | | 7 | | $ | 76.25 | |
| Q4 2024 | | 2 | | $ | 74.56 | |
| Q1 2025 | | 306 | | $ | 72.91 | |
| Q1 2026 | | 245 | | $ | 68.70 | |
本公司已对截至该等财务报表发布日期的后续事件进行评估，以确保符合本年度报告确认和披露标准的任何后续事件均已适当计入。
16.石油及天然气生产活动的补充财务资料(未经审计)
下表提供了该公司完全位于美国的石油和天然气业务的历史成本信息：
与石油和天然气生产活动相关的资本化成本
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
(单位：千) | | 2023 | | 2022 |
已证明的性质 | | $ | 2,097,540 | | | $ | 749,934 | |
累计折旧、损耗、摊销和减值 | | (265,895) | | | (139,514) | |
净资本化成本 | | $ | 1,831,645 | | | $ | 610,420 | |
石油和天然气财产收购和开发活动产生的成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
(单位：千) | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
采办 | | $ | 774,887 | | | $ | 130,866 | | | $ | 130,959 | |
发展 | | 290,371 | | | 262,889 | | | 51,886 | |
探索性的 | | — | | | — | | | — | |
已招致的费用 | | $ | 1,065,258 | | | $ | 393,755 | | | $ | 182,845 | |
生产活动的运营结果
下表包括与生产及销售石油、天然气及天然气液化石油有关的收益及开支。它不包括任何衍生活动、利息成本或一般和行政成本。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
(单位：千) | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
收入 | | $ | 647,352 | | | $ | 860,388 | | | $ | 397,500 | |
生产成本 | | (198,933) | | | (191,250) | | | (94,543) | |
折旧、耗减、摊销和增值 | | (131,145) | | | (84,070) | | | (37,537) | |
生产活动的经营成果 | | $ | 317,274 | | | $ | 585,068 | | | $ | 265,420 | |
已探明储量
我们已探明的石油和天然气储量是由独立的石油工程师估计的。已探明储量是指在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计，从某一特定日期起，从已知油气藏和在现有经济条件、运营方法和政府监管的情况下，石油和天然气的储量是经济可行的，除非有证据表明可以合理确定续签。已探明已开发储量是指在现有设备和作业方法下，通过现有油井预计可回收的数量，其中所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小。由于储集层数据固有的不确定性和有限的性质，随着获得更多信息，这种估计可能会发生变化。实际回收的储量和这些储量的生产时间可能与最初的估计有很大不同。修订主要是从开发、钻井和生产历史以及经济因素的变化中获得的新信息。
已探明储量。通过分析储集层的生产历史和/或通过对充分的地质和工程数据进行体积分析，已证明具有高度确定性的石油和天然气储量。
探明的已开发储量。他们发现了已探明的储量，这些储量可以通过现有的油井和设施以及现有的运营方法来开采。
已探明的未开发储量或PUD。这些已探明储量预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能重新完井的现有油井中回收。
标准化的测量
对贴现未来净现金流和此类现金流变化的标准化计量是根据美国公认会计原则要求的假设编制的。这些假设包括使用12个月的石油和天然气平均价格，基于该期间每个月的每月第一天的价格，以及估计的未来开发和生产支出的年末成本，以产生年末估计的已探明储量。贴现的未来净现金流使用10%的比率计算。由于我们未来的净现金流不需要纳税，因此不包括联邦所得税拨备。
估计的废弃油井成本，扣除残值后，使用年终成本从标准化计量中扣除，并按10%的比率贴现。该等放弃成本在综合资产负债表中记为负债，使用截至预计放弃日期的估计价值，并在钻井或收购油井时使用经风险调整的利率贴现。看见注：2获取与资产报废义务相关的其他信息。
标准化衡量标准并不代表管理层对我们未来现金流的估计，也不代表已探明石油和天然气储量的公允价值。未来可能探明的可能储量和可能储量不包括在计算中。此外，用于确定标准衡量标准的价格受供求影响，受近期经济状况以及其他因素的影响，在估计未来收入或储备数据时可能不是最具代表性的。
已探明储量摘要
该公司的所有储备都位于美国。下表载列本公司截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度净探明储量（包括已开发及未开发储量）的变动情况。截至2023年12月31日及2022年12月31日的储量估计由我们的独立石油咨询公司Cawley，Gillespie & Associates，Inc.估计。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
已探明储量 | | 油
(Mbbl) | | 天然
燃气
(MMcf) | | NGL
(Mbbl) | | 油
等价物
（MBoe） |
| 2020年12月31日 | | 14,800 | | 139,745 | | 9,194 | | 47,285 |
对先前估计数的修订 | | 18,685 | | 122,349 | | 9,541 | | 48,618 |
购买到位 | | 5,064 | | 207,338 | | 13,500 | | 53,121 |
扩展、发现和其他添加 | | — | | — | | — | | — |
销售到位 | | — | | — | | — | | — |
生产 | | (2,775) | | (32,313) | | (2,180) | | (10,340) |
| 2021年12月31日 | | 35,775 | | 437,120 | | 30,055 | | 138,683 |
对先前估计数的修订 | | 15,675 | | 167,606 | | 11,360 | | 54,969 |
购买到位 | | 1,919 | | 72,451 | | 8,230 | | 22,224 |
扩展、发现和其他添加 | | — | | — | | — | | — |
销售到位 | | — | | — | | — | | — |
生产 | | (4,789) | | (47,557) | | (2,812) | | (15,527) |
| 2022年12月31日 | | 48,580 | | 629,620 | | 46,833 | | 200,349 |
对先前估计数的修订 | | (724) | | (95,816) | | (13,768) | | (30,461) |
购买到位 | | 33,198 | | 632,049 | | 55,668 | | 194,208 |
扩展、发现和其他添加 | | — | | — | | — | | — |
销售到位 | | (36) | | — | | — | | (36) |
生产 | | (5,445) | | (59,378) | | (3,068) | | (18,409) |
| 2023年12月31日 | | 75,573 | | 1,106,475 | | 85,665 | | 345,650 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
已探明已开发储量 | | 油
(Mbbl) | | 天然
燃气
(MMcf) | | NGL
(Mbbl) | | 油
等价物
（MBoe） |
| 2021年12月31日 | | 22,794 | | 415,141 | | 29,736 | | 121,719 |
| 2022年12月31日 | | 29,984 | | 527,369 | | 39,239 | | 157,117 |
| 2023年12月31日 | | 49,629 | | 909,372 | | 69,193 | | 270,384 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
已探明未开发储量 | | 油
(Mbbl) | | 天然
燃气
(MMcf) | | NGL
(Mbbl) | | 油
等价物
（MBoe） |
| 2021年12月31日 | | 12,981 | | 21,979 | | 319 | | 16,964 |
| 2022年12月31日 | | 18,596 | | 102,251 | | 7,594 | | 43,232 |
| 2023年12月31日 | | 25,944 | | 197,103 | | 16,472 | | 75,266 |
2021年，53,121MBoe收购指于二零二一年完成的多项收购所收购的储备。看到 注3for more information.的 48,618已探明储量的MBoe向上修正是大宗商品价格上涨的结果，20,900MBOE（MBOE）表示，产量预测出现积极变化（4,600MBOE（MBOE）、产品定价差异和租赁运营费用的调整（5,900MBoe）和根据钻探结果添加PUD（17,000MBoe）。
2022年，22,224MBOE收购指于2022年完成的多项收购所收购的储备。看到 注3for more information.的 54,969已探明储量的MBoe向上修正是大宗商品价格上涨的结果，9,000MBOE），添加PUDs（35,800MBoe）和添加已开发的生产，
与在上一年年底未登记为PUD的已探明区域内钻探油井相关的储量（7,200MBoe）。其余部分与修订有关，以反映当前租赁运营费用和生产定价差异。
2023年 194,208MBoe收购指从2023年完成的多项收购中获得的储备。看到 注3for more information.的 30,461已探明储量的MBoe向下修正是大宗商品价格下跌的结果（—20,408MBoe），在已证明的发展领域增加PUD（23,014MBoe），由于公司发展计划的变化而删除PUD（—36,762MBoe（MBoe）及增加与在上一年年底未入账为PUD的已探明区域内钻探油井相关的已探明开发生产储量（8,672MBoe）。其余部分与修订有关，以反映当前租赁运营费用和生产定价差异。
下表列出了本公司石油和天然气储量预计产量的贴现未来净现金流量的标准化计量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
未来净现金流量贴现的标准化计量 (单位：千) | | 截至12月31日， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
未来现金流入 | | $ | 9,729,149 | | | $ | 9,666,636 | | | $ | 4,482,198 | |
未来费用： | | | | | | |
生产(1) | | (3,831,083) | | | (3,143,467) | | | (1,670,421) | |
发展(2) | | (1,097,667) | | | (876,115) | | | (290,564) | |
所得税 | | — | | | — | | | — | |
未来净现金流 | | 4,800,399 | | | 5,647,054 | | | 2,521,213 | |
10%的年度折扣 | | (2,223,540) | | | (2,693,549) | | | (1,107,602) | |
标准化测量 | | $ | 2,576,859 | | | $ | 2,953,505 | | | $ | 1,413,611 | |
____________
(1)生产成本包括生产遣散费、从价税和运营费用。
(2)开发成本包括封堵费用，扣除剩余物和净资本投资。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
贴现未来净现金流量标准化计量的变化 (单位：千) | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
标准化计量，期初 | | $ | 2,953,505 | | | $ | 1,413,611 | | | $ | 319,372 | |
对先前数量估计数的修订 | | (509,130) | | | 962,927 | | | 574,343 | |
未来开发费用估计数的变化 | | 4,361 | | | 169,405 | | | 89,648 | |
就地购买矿物 | | 1,374,144 | | | 201,135 | | | 319,488 | |
价格和生产成本的净变动 | | (1,248,485) | | | 442,599 | | | 379,219 | |
| 剥离储备 | | (1,207) | | | — | | | — | |
折扣的增加 | | 295,351 | | | 141,361 | | | 31,937 | |
生产的石油和天然气的销售，扣除生产成本 | | (448,419) | | | (669,138) | | | (302,957) | |
本期发生的开发费用 | | 56,064 | | | 261,650 | | | 51,281 | |
估计未来产量和其他 | | 100,675 | | | 29,955 | | | (48,720) | |
标准化计量、期末 | | $ | 2,576,859 | | | $ | 2,953,505 | | | $ | 1,413,611 | |
价格和成本修订主要是根据年初储备估计的价格变动的净结果。未来开发成本修订主要是由于已探明储量的经济寿命延长，以及由于开发活动增加而增加的已探明未开发储量。
在估计已探明储量和计算标准化措施时使用的平均油价为美元。78.22, $93.67及$66.56截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度。平均已实现天然气价格为1美元2.64, $6.36及$3.60截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度。我们使用了12个月的石油和天然气平均价格，基于这段时间内每个月的月初平均价格。
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
信息披露控制和程序的评估
公司首席执行官和首席财务官评估了截至2023年12月31日公司披露控制和程序(该术语在《交易法》下的规则13a-15(E)和15d-15(B)中定义)的设计和运行的有效性。基于这样的评估，这些高级管理人员得出的结论是，截至2023年12月31日，公司的披露控制和程序是设计和有效的，以确保根据交易所法案提交或提交的公司报告中要求纳入的信息在美国证券交易委员会规则和表格指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并且根据交易所法案提交或提交的公司报告中要求披露的信息经过积累并传达给公司管理层，包括其主要高管和主要财务官，或视情况执行类似职能的人员，以便及时就所需披露做出决定。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年12月31日的季度内，公司对财务报告的内部控制(根据交易法规则13a-15(F)和15d-15(F)的定义)没有发生重大影响或合理地很可能对公司财务报告的内部控制产生重大影响的变化。
管理层对财务报告内部控制的评价
由于美国证券交易委员会规则对新上市公司规定的过渡期，本年度报告不包括管理层对财务报告内部控制的评估报告，也不包括公司注册会计师事务所的认证报告。
项目9B。其他信息
不适用。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
项目10.董事、高级管理人员和公司治理
马赫自然资源的管理
我们由我们的普通合伙人管理和运营，普通合伙人由我们普通合伙人的董事会和高管管理。我们普通合伙人的成员是由我们的赞助商控制的BCE-Mach Aggregator和由Tom L.Ward控制的Mach Resources。我们的单位持有人无权选举我们的普通合伙人或其董事或以其他方式直接参与我们的管理或运营。我们的普通合伙人对我们及其所有者负有一定的合同义务。
我们的普通合伙人有五名董事，每一位董事都是由发起人和Tom L.Ward通过他对Mach Resources的所有权而任命的，作为我们普通合伙人的成员。纽交所不要求像我们这样的上市上市有限合伙企业在董事会中拥有多数独立董事，也不需要设立薪酬委员会或提名委员会。然而，我们的普通合伙人必须有一个至少由三名成员组成的审计委员会，其所有成员都必须符合纽约证券交易所和交易所法案建立的独立性和经验标准，并在本次发行完成后的一年内获得一定的过渡性减免。
我们的业务是通过不同的子公司进行的，我们的资产由这些子公司拥有。然而，我们没有任何员工。我们的普通合伙人单独负责提供开展我们运营所需的人员，无论是通过直接雇用人员还是通过获得第三方雇用的人员的服务，例如根据MSA，但我们有时将这些个人称为我们的员工，仅为起草方便，因为他们直接向我们提供服务。
根据MSA，我们业务的管理、维护和运营职能目前由Mach Resources提供。 MSA规定，我们将补偿Mach Resources与此类服务相关的直接和间接成本，并支付每年约740万美元的管理费。我们的普通合伙人和保荐人目前都没有收到任何关于我们业务管理的管理费或其他补偿；但是，如果他们未来确实提供服务，他们将有权根据合伙协议获得补偿。我们的合伙协议规定，我们的普通合伙人将真诚地决定可分配给我们的费用。这些费用包括工资、福利、奖金、长期奖励和支付给为我们或代表我们提供服务的人员的其他金额。
在评估董事候选人时，我们的普通合伙人会评估候选人是否具备可能增强董事会管理和指导我们的事务和业务的能力，包括在适用时提高董事会委员会履行职责的能力的诚信、判断力、知识、经验、技能和专业知识。
我们普通合伙人的高级管理人员和董事
下表列出了有关我们普通合伙人现任高管和董事的某些信息。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 年龄 | | 职位 |
| 汤姆·L·沃德 | | 64 | | 董事首席执行官兼首席执行官 |
| 凯文·R·怀特 | | 66 | | 首席财务官 |
| Daniel T.Reineke，Jr. | | 41 | | 总裁常务副总裁，业务拓展 |
| 迈克尔·E·雷尔 | | 38 | | 总法律顾问兼秘书 |
| 威廉·麦克马伦 | | 38 | | 董事会主席 |
| 埃德加·R·吉辛格 | | 67 | | 董事 |
| 斯蒂芬·佩里奇 | | 44 | | 董事 |
| 弗朗西斯·A·基廷二世 | | 80 | | 董事 |
汤姆·L·沃德-董事首席执行官。自我们于2017年成立以来，沃德先生一直担任我们的首席执行官，自上市以来一直担任董事的一员。在加入本公司之前，他曾于2013年至2017年担任泰普斯通能源公司的董事长兼首席执行官，并于2006年至2013年担任桑德里奇能源公司(纽约证券交易所股票代码：SD)的董事长兼首席执行官。在加入沙岭能源之前，他曾担任切萨皮克能源公司首席运营官兼董事董事总裁
自1989年与他人共同创立公司至2006年2月，他一直在纽约证券交易所(NYSE：CHK)任职。沃德先生于1981年毕业于俄克拉荷马大学，获得石油土地管理工商管理学士学位。
我们相信，沃德先生广泛的行业背景、他之前担任董事和上市公司高管的经验，以及作为创始人对我们业务的深入了解，使他非常适合担任我们的董事会成员。
凯文·R·怀特--首席财务官。怀特先生自2017年3月以来一直担任我们的首席财务官。在加入本公司之前，他于2016年6月至2017年3月担任Petroflow Energy Corporation的首席财务官，并于2008年1月至2013年9月担任SandRidge Energy的高级副总裁-业务发展和投资者关系。自1993年起，怀特先生担任路易达孚天然气公司负责企业发展和战略规划的执行副总裁总裁，直至2001年该公司被出售。他就读于俄克拉荷马州立大学，1979年获得会计学学士学位，1980年获得会计学硕士学位和注册会计师资格。
小Daniel·T·莱因克。-执行副总裁总裁，业务发展部。自2017年成立以来，赖因克先生一直担任总裁常务副总裁，负责业务发展。在加入本公司之前，他自2013年起担任TLW Trading的首席投资官。在加入TLW Trading之前，Reineke先生在加拿大皇家银行财富管理公司担任总裁副法律顾问，在Stampede Farm担任总裁副法律顾问，并在湾港能源公司(纽约证券交易所代码：GPOR)担任副总法律顾问。Reineke先生毕业于俄克拉荷马大学法学院，于2007年获得法学博士学位，2004年在俄克拉荷马大学获得金融工商管理学士学位。
迈克尔·E·里尔--总法律顾问兼秘书。Reel先生于2017年7月加入公司，目前担任总法律顾问兼秘书。在加入公司之前，他曾担任Accelerate Resources的高级法律顾问。在加入Accelerate Resources之前，Reel先生曾担任White Star石油有限责任公司、American Energy Partners、LP和切萨皮克能源公司的内部法律顾问。Reel先生于2008年毕业于俄克拉荷马州立大学政治学学士学位，并于2011年在俄克拉荷马城市大学法学院获得法学博士学位。
威廉·W·麦克马伦--董事会主席。麦克马伦先生自上市以来一直担任董事会主席，并自2015年以来担任BCE的创始人和管理合伙人，领导公司的投资战略和资本分配决策。在2015年创立BCE之前，麦克马伦先生于2012年至2014年在白鹿能源工作。在此之前，麦克马伦于2010年至2012年在德纳姆资本管理公司工作，并于2008年至2010年在瑞银投资银行的全球能源集团工作。麦克马伦先生以优异的成绩在哈佛大学获得经济学学士学位。
我们相信，麦克马伦先生的行业经验、他之前的领导职位和金融相关职位，以及他对我们业务的深入了解，使他非常适合担任我们的董事会成员。
埃德加·R·吉辛格-董事。自首次公开募股以来，吉辛格一直担任董事的角色。吉辛格于2015年从毕马威会计师事务所的管理合伙人职位上退休。自2015年11月以来，吉辛格先生一直在地球空间技术公司(纳斯达克：GEOS)的董事会任职，该公司是一家上市公司，主要从事石油和天然气行业使用的仪器和设备的设计和制造。吉辛格先生自2017年5月以来一直担任Solaris油田基础设施公司(纽约证券交易所代码：SOI)的董事会成员，该公司是一家为油气井场地提供支撑剂管理系统的上市公司。2017年8月至2019年2月，吉辛格先生担任上市原油和天然气勘探生产公司Newfield Explore Company的董事会成员，直到2019年2月该公司被出售给Encana Corporation。他有35年的会计和财务经验，主要是在上市公司工作。多年来，他曾为多家客户提供会计和财务事务、融资、国际扩张以及与美国证券交易委员会打交道的咨询服务。虽然与不同行业的公司合作，但他的主要重点一直是能源和制造业客户。吉辛格先生是德克萨斯州的注册会计师，曾任全国公司董事协会德克萨斯州TriCities分会主席。他曾就涉及金融风险、控制和财务报告的各种主题进行演讲和主持研讨会。吉辛格先生毕业于德克萨斯大学，获得会计工商管理学士学位。
我们相信，吉辛格先生丰富的财务和会计经验，包括与能源和制造业有关的经验，使他有资格有效地担任董事会成员。
斯蒂芬·佩里奇-董事。自上市以来，佩里奇一直担任董事的推荐人。佩里奇曾在2018年8月至2023年11月期间担任瑞银投资银行美洲能源投资银行业务主管。作为首席执行官
作为瑞银能源投资银行业务的经理，他一直是一支专注于资本市场执行和并购咨询服务的专业团队的经理。他与能源公司的管理团队和董事会保持定期的战略对话，协助他们进行融资和战略增长计划。自2024年1月以来，他一直在私营科技公司Visuray PLC的董事会任职。他曾就能源基本面和资本市场等各种主题发表演讲并主持会议。佩里奇先生于2001年毕业于乔治城大学，获得金融学学士学位，并于2006年获得德克萨斯大学奥斯汀分校工商管理硕士学位。
我们相信，佩里奇先生在金融市场、石油和天然气、资本市场和并购方面的丰富经验，包括与能源和制造业相关的经验，使他有资格有效地担任董事会成员。
弗朗西斯·A·基廷二世-董事。自上市以来，基廷州长一直扮演着董事的角色。基廷州长是俄克拉荷马州前州长，他曾在1995年至2003年担任这一职位。最近，他自2017年以来一直在俄克拉荷马大学董事会任职，并于2022年当选为主席。基廷先生自2017年以来一直担任Citizens Inc.(纽约证券交易所代码：CIA)的董事会成员，自2016年以来一直担任BancFirst Corporation(纳斯达克代码：BANFP)的董事会成员。此前，他于2016年2月至2018年12月期间担任荷兰与奈特律师事务所的合伙人。他于2011年至2016年担任美国银行家协会总裁兼首席执行官，2003年至2011年担任寿险和退休保障行业行业协会美国人寿保险协会总裁兼首席执行官。
基廷先生在公共和私营部门都担任过重要的领导职务，这使他成为我们董事会的宝贵补充。除了担任俄克拉何马州州长外，他令人印象深刻的职业生涯还包括在总裁·罗纳德·里根手下担任财政部助理部长和司法部副部长。他后来在总裁领导下担任住房和城市发展部(“住房和城市发展部”)总法律顾问和代理副部长。在财政部和住房和城市发展部任职期间，他致力于影响保险、银行和金融服务业的重大问题。除了现任公共董事会外，基廷州长还曾于2006年至2017年1月在斯图尔特信息服务公司的全资子公司斯图尔特信息服务公司的董事会任职，斯图尔特信息服务公司是一家上市的所有权保险和房地产服务公司，他在那里担任提名和公司治理委员会主席。基廷先生毕业于乔治城大学，获得历史学学士学位，并在俄克拉荷马大学法学院获得法学博士学位。
我们认为，基廷先生令人印象深刻的法律和公共服务生涯进一步加强了我们董事会的治理和监督职能，并使他有资格有效地担任董事会成员。
董事会
我们的普通合伙人有一个五人董事会。我们普通合伙人的成员为(I)BCE-Mach Aggregator，其大部分成员权益由Bayou City Energy Management LLC及其联营公司管理的投资基金拥有，以及(Ii)由Tom L.Ward控制的Mach Resources，该等成员的成员权益和董事会委任权按其各自持有的有限合伙权益的比例持有。Tom L.Ward的这种比例会员权益包括与Ward先生有关联的信托的某些所有权，这些会员权益目前约占我们已发行的共同单位的1.7%。具体而言，BCE-MACH聚合器和马赫资源各自应分别有权任命(I)其成员权益大于0%但等于或小于25%的董事一名董事，(Ii)其成员权益大于25%但等于或少于50%的两名董事，(Iii)其成员权益大于50%但等于或小于75%的三名董事，(Iv)如果其成员权益大于75%但小于100%的四名董事，以及(V)如果其成员权益为100%的话五名董事。此外，在BCE-MACH聚合器和马赫资源各自有权任命一名董事的范围内，各自仅有权任命一名非独立的董事(定义见普通合作伙伴协议)。因此，赞助商控制了我们的普通合伙人，并有权任命四名董事会成员，马赫资源有权任命一名董事会成员。
在评估董事候选人时，我们普通合伙人的唯一成员会评估候选人是否具备可能增强董事会管理和指导我们的事务和业务的能力，包括在适用时提高董事会委员会履行职责的能力的诚信、判断、知识、经验、技能和专业知识。
本公司普通合伙人的董事任期至其去世、辞职、退休、丧失资格或被免职的较早者为止，或直至其继任者被正式选举并合格为止。
此外，根据一般合伙人协议，董事会有权向BCE-Mach Aggregator及Mach Resources发出书面通知，要求本公司、董事会及BCE-Mach Aggregator及Mach Resources采取一切必要行动，将本公司普通合伙人的所有未清偿会员权益转让予本公司，无需额外代价，并修订吾等的合伙协议，让共同单位持有人在选举董事会成员作为本公司的普通合伙人时拥有投票权。
董事独立自主
我们的独立董事符合纽约证券交易所上市规则确立的独立标准。
商业行为和道德准则
我们的董事会已经通过了一项道德准则，该准则可在我们的网站ir.machnr.com上免费获取。我们打算通过在上面指定的网站地址和位置上张贴此类信息来满足表格8-K第5.05项中关于修订或豁免我们的道德守则条款的披露要求。
董事会各委员会
董事会有一个审计委员会、一个薪酬委员会和一个冲突委员会。《纽约证交所上市规则》并不要求上市有限合伙企业设立薪酬委员会或提名和公司治理委员会。然而，我们已经建立了一个薪酬委员会，该委员会的职责如下。
审计委员会
我们被要求有一个至少由三名成员组成的审计委员会，其所有成员都必须符合纽约证券交易所上市规则和美国证券交易委员会规则所确立的独立性和经验标准。审计委员会协助董事会监督我们的财务报表的完整性，以及我们遵守法律和法规要求以及合作伙伴关系政策和控制的情况。审计委员会有权(1)保留和终止我们的独立注册会计师事务所，(2)批准由我们的独立注册会计师事务所提供的所有审计服务和相关费用及其条款，以及(3)预先批准由我们的独立注册会计师事务所提供的任何非审计服务和税务服务。审计委员会还负责确认我们独立注册会计师事务所的独立性和客观性。我们的独立注册会计师事务所可以不受限制地接触审计委员会和我们的管理层。埃德加·R·吉辛格、斯蒂芬·佩里奇和弗朗西斯·A·基廷二世是审计委员会的成员。埃德加·R·吉辛格担任审计委员会主席。美国证券交易委员会的相关规定还要求，上市公司披露其审计委员会是否有“审计委员会财务专家”为成员。董事会已决定埃德加·R·吉辛格符合S-K条例第407(D)项对“审计委员会财务专家”的定义。
冲突委员会
根据我们的伙伴关系协议的条款，董事会的两名或更多成员在我们的冲突委员会任职，以审查可能涉及利益冲突的具体事项。我们的冲突委员会的成员不能是我们普通合伙人的高级管理人员或员工，也不能是其附属公司的董事、高级管理人员或员工，并且必须符合纽约证券交易所和交易所法案建立的独立性和经验标准，才能在董事会的冲突委员会任职。此外，我们的冲突委员会成员不能在我们的普通合伙人或其附属公司中拥有任何权益，也不能在我们或我们的子公司中拥有任何权益，但根据我们的激励薪酬计划，除了共同单位或奖励(如果有)之外。埃德加·R·吉辛格、斯蒂芬·佩里奇和弗朗西斯·A·基廷二世是我们冲突委员会的成员。
薪酬委员会
我们薪酬委员会的成员是埃德加·R·吉辛格、斯蒂芬·佩里奇和威廉·麦克马伦。斯蒂芬·佩里奇担任薪酬委员会主席。根据纽约证券交易所适用的规则和条例，我们薪酬委员会的每一位成员都是独立的，并且是根据交易所法案颁布的第16b-3条规则所定义的“非雇员董事”。薪酬委员会根据符合美国证券交易委员会和纽约证交所适用标准的书面章程运作。
薪酬委员会的职责包括：
•每年检讨及批准与首席执行官及其他行政人员薪酬有关的企业目标及目标；
•每年审查并向董事会提出有关首席执行官薪酬的建议，并确定其他高管的薪酬；
•检讨董事薪酬并向董事会提出建议；及
•监督和管理我们的股权激励计划。
我们的薪酬委员会可能会不时聘请外部薪酬顾问来帮助它分析我们的薪酬计划，并确定适当的薪酬和福利水平。薪酬委员会将至少每年审查和评估薪酬委员会及其成员的业绩，包括薪酬委员会遵守其章程的情况。
董事会领导结构
我们的普通合伙人的董事会的领导权属于董事会主席。威廉·麦克马伦先生是董事的董事兼董事会主席。我们没有关于董事会主席和首席执行官职位分离的政策。相反，这种关系是由我们普通合伙人的普通合伙人协议定义和管理的，该协议允许同一人同时担任这两个职位。董事会董事由发起人和Tom L.Ward作为我们普通合伙人的成员通过他对Mach Resources的所有权指定或选举产生。因此，与公司普通股持有人不同，我们的单位持有人对影响我们业务或治理的事项只有有限的投票权，在任何情况下都受我们的合伙协议中包含的任何特定单位持有人权利的约束。
董事会在风险监管中的作用
我们的企业管治指引规定，董事会负责检讨评估我们所面对的主要风险的程序及纾缓这些风险的方案。我们的审计委员会在很大程度上履行了这项责任，该委员会负责与管理层和我们的独立注册会计师事务所审查和讨论我们的主要风险敞口，以及管理层为监测这些敞口而实施的政策，包括我们的财务风险敞口和风险管理政策。.
拖欠款项第16(A)条报告
没有。
项目11.高管薪酬
我们不直接雇用董事、管理人员或员工；相反，所有负责我们业务的员工要么受雇于马赫资源或其子公司，要么受雇于马赫资源。我们依赖马赫资源和这样的员工为我们和我们的普通合作伙伴提供运营我们业务所需的服务。根据MSA，我们业务的管理、维护和运营职能目前由Mach Resources提供。 MSA规定，我们将补偿Mach Resources与此类服务相关的直接和间接成本，并支付每年约740万美元的管理费。我们的普通合伙人和赞助商目前都没有收到任何关于我们业务管理的管理费或其他补偿；但是，如果他们未来确实提供服务，他们将有权根据合伙协议获得补偿。我们的合伙协议没有对我们的普通合伙人及其附属公司可以报销的费用金额设定上限。这些费用包括支付给为我们或代表我们提供服务的人员的工资、奖金、激励性薪酬和其他金额，以及其关联公司分配给我们的普通合伙人的费用。我们的合伙协议规定，我们的普通合伙人将决定可分配给我们的费用。向我们的普通合伙人及其附属公司报销费用将减少可用于分配给我们的单位持有人的现金金额。于截至2023年12月31日止年度内，吾等向Mach Resources支付5,230万美元，其中包括480万美元的年度管理费及4,750万美元，以偿还其根据前身MSA及MSA与BCE-Mach及BCE-Mach II各自于发售前生效的MSA的成本及开支。
有关我们与关联公司的其他关系的说明，请阅读本年报第三部分第13项中的“某些关系及关联方交易与董事独立性”。尽管管理我们业务的所有员工都受雇于马赫资源，但我们有时在本年度报告中将这些人称为我们的员工。
新兴成长型公司的地位
就美国证券交易委员会的高管薪酬披露规则而言，我们目前被认为是证券法所指的“新兴成长型公司”。因此，我们被要求在财政年度年终表格中提供一份薪酬汇总表和一份杰出的股权奖励，以及关于我们上一个完成的财政年度的高管薪酬的有限叙述性披露。此外，我们的报告义务只适用于我们的“指名高管”，他们是在2023年担任我们的首席执行官和2023年底薪酬最高的两名高管的个人。因此，我们2023年的“被提名的执行官员”是：
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| 名字 | 主体地位 |
| 汤姆湖病房 | 首席执行官 |
| 凯文·R·怀特 | 首席财务官 |
| Daniel T.小雷内克 | 执行副总裁—业务发展 |
2023薪酬汇总表
下表概述截至2023年12月31日止财政年度授予、赚取或支付予指定行政人员的补偿。
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| 名称和主要职位 | 年 | 薪金1 | 奖金2 | 股票大奖3 | 非股权激励计划薪酬4 | 所有其他补偿5 | 总计 |
| 汤姆湖病房 | 2023 | $ | 600,000 | | $ | — | | $ | 2,077,889 | | $ | 4,056,656 | | $ | 329,304 | | $ | 7,063,849 | |
| 首席执行官 | 2022 | $ | 600,000 | | $ | — | | $ | — | | $ | — | | $ | 337,396 | | $ | 937,396 | |
| 凯文·R·怀特 | 2023 | $ | 546,250 | | $ | 81,937 | | $ | 1,292,594 | | $ | 205,086 | | $ | 30,000 | | $ | 2,155,867 | |
| 首席财务官 | 2022 | $ | 475,000 | | $ | 47,500 | | $ | — | | $ | — | | $ | 27,000 | | $ | 549,500 | |
| Daniel T.小雷内克 | 2023 | $ | 760,100 | | $ | 114,016 | | $ | 1,292,594 | | $ | 205,086 | | $ | 22,500 | | $ | 2,394,296 | |
| 执行副总裁—业务发展 | 2022 | $ | 660,960 | | $ | 66,096 | | $ | — | | $ | — | | $ | 20,500 | | $ | 747,556 | |
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| (1) | 本栏中的数额反映了每个指定执行干事在2023和2022财政年度赚取的基薪。 |
| (2) | 本栏中的金额代表2023年和2022年财政年度每年支付的可自由支配的短期现金奖励。奖金数额的确定在“简要薪酬表的叙述性披露--年度奖金”一节中进行了更具体的讨论。 |
| (3) | 本栏中报告的金额代表根据长期激励计划(定义见下文)于2023年10月27日授予我们指定的管理人员的奖励单位(定义见下文)的授予日期公允价值。本栏所列金额是根据财务会计准则委员会(“FASB”)会计准则编纂(“ASC”)主题718计算的。有关详情，请参阅本年度报告第II部分第8项所载经审核综合财务报表附注9。这些金额不一定与我们指定的执行干事将实现的实际价值相对应。 |
| (4) | 就完成发售事宜而言，当时持有BCE-Mach III B类单位的每名指定行政人员均收到一笔奖金，该红利是根据根据BCE-Mach III的经营协议于该控制权变更时分配予BCE-Mach III B类单位持有人的累计金额计算。 |
| (5) | 本栏中的金额反映了公司在2023年和2022财年每年对公司401(K)计划中被任命的高管的相应贡献。对于沃德来说，这些金额包括在截至2023年12月31日和2022年12月31日的财年中，个人使用价值30万美元的包机。 |
薪酬汇总表的叙述性披露
没有雇佣协议和/或聘书
我们没有与我们的任何指定高管签订任何雇佣协议、聘书或类似的雇佣合同。
基本工资
每个被任命的执行干事的基本工资是履行特定工作职责和职能的报酬的固定组成部分。基本工资一般设定在吸引和留住优秀人才所必需的水平。
与他们的相对专业知识和经验相称。怀特的基本工资在2023年1月1日从47.5万美元增加到546,250美元，赖因克的基本工资在2023年1月1日从660,960美元增加到760,100美元。
年度奖金
年度现金奖金用于激励和奖励我们的高管和其他员工。本公司于2023年及2022年财政年度向我们指定的行政人员(Ward先生除外)支付的年度花红为酌情发放的花红，最终由Ward先生厘定，与本公司的任何业绩指标或其他指标无关。从历史上看，沃德没有被考虑获得年度奖金，因此，沃德在2023年或2022年没有获得年度奖金。怀特和莱因克的目标年度奖金机会没有在任何书面计划或其他文件中记录下来，但历史上一直约为他们基本工资的10%。2023年，怀特和莱因克的年度奖金分两期支付，其中一半将于2023年7月支付，其余一半将于2024年1月支付。
股权激励
马赫公司的B级机组
在每一家马赫公司的组建过程中，我们的每一位被任命的高管都一次性获得了每一家马赫公司的B类单位。马赫公司的B类单位是股权激励奖励，旨在符合美国联邦所得税的“利润利益”资格，沃德先生在3年内、怀特先生和莱因克先生在2年内接受基于服务的归属。根据各获指名行政人员与马赫公司之间适用的股权协议，如获指名行政人员因身故或残疾而被终止聘用，则该获指名行政人员将于终止日期后的下一个归属日期转归的下一批未归属的马赫公司乙类单位(视何者适用而定)将于终止日期起立即归属。此外，每名获提名行政总裁的未归属马赫公司乙类单位将在紧接“控制权变更”(定义见马赫公司的适用经营协议，包括首次公开招股)前全数归属，但须受该获任命行政总裁在控制权变更期间继续受雇的规限。就公司重组而言，Mach Companies B类单位全数归属及交换其各自按比例持有的本公司公用单位，其后Mach Companies B类单位被注销及不复存在。见本年度报告第二部分第8项所载经审计综合财务报表附注9及12。
2023年长期激励计划
关于完成发售，董事会通过了一项长期激励计划(“长期激励计划”)，我们指定的高管、雇员、顾问和董事有资格参加该计划。长期奖励计划规定授予现金奖励、购买本公司普通单位的选择权、单位增值权、受限单位、幻影单位(“奖励单位”)、单位奖励、分配等价权(“DER”)以及旨在使服务提供商(包括我们的指定高管)的利益与我们的单位持有人的利益保持一致的其他基于单位的奖励。现将《长期激励计划》作为附件10.1存档。
为完成发售，我们根据长期奖励计划授出奖励。授予我们的指定行政人员的奖励由奖励单位组成，每个奖励单位均与相应的优先认股权一并发行，授权指定行政人员在相应奖励单位未偿还期间收取现金，金额相等于本公司就共同单位支付的总分派。奖励单位于授出日期起计首三个周年的每一个按比例归属，惟指定行政人员在适用归属日期继续受雇，而奖励单位的相应DER在奖励单位归属的同时归属。指定行政人员持有的奖励单位（及其相应的衍生收益）须加速归属，详情见“额外叙述披露—终止或控制权变动时的潜在付款”。
2023财年年末未偿还股权奖
下表列出了截至2023年12月31日，我们每位被任命的高管持有的所有未偿还股权激励奖的信息。 | | | | | | | | | | | |
| 名字 | 授予日期 | 尚未归属的单位数量1 | 未归属单位的市值2 |
| 汤姆湖病房 | 10/27/2023 | 110,526 | | $ | 1,822,574 | |
| 凯文·R·怀特 | 10/27/2023 | 68,755 | | $ | 1,133,770 | |
| Daniel T.小雷内克 | 10/27/2023 | 68,755 | | $ | 1,133,770 | |
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| (1) | 代表将在2024年、2025年和2026年的10月27日授予三分之一的奖励单位，条件是被任命的执行干事在每个适用的归属日期之前继续受雇。每个奖励单位是与相应的奖励单位一起授予的，这使被任命的高管有权获得相当于公司在相应奖励单位尚未结清期间就共同单位支付的总分派的现金付款。奖励单位的相应授予人在奖励单位授予的同时授予。被任命的高管所持有的奖励单位(及其相应的DER)将被加速授予，如“额外的叙述披露--终止或控制权变更后的潜在付款”中所述。 |
| (2) | 本专栏中的金额是根据我们的普通单位在纽约证券交易所的收盘价16.49美元计算的，这是2023年12月29日，也就是2023财年的最后一个交易日。 |
其他叙述性披露
退休福利
我们没有固定收益养老金计划或非限定递延补偿计划。我们目前维持一项退休计划，旨在根据守则第401(K)条提供福利，根据该计划，雇员，包括指定的行政人员，可自愿作出税前供款。我们为我们任命的高管提供100%的可选延期，最高可达工资的10%。我们的雇主配对供款在参与者开始服务的头四个周年日以等额的年度分期付款形式授予，我们指定的高管将100%归属于雇主配对供款。退休计划下的所有缴费都受到一定的年度美元限制，并根据生活费用的变化定期进行调整。
终止或控制权变更时的潜在付款
根据与每位获提名行政人员订立的适用奖励单位授予协议，如本公司普通合伙人或其一名联属公司(包括本公司)在“控制权变更”(定义见长期奖励计划)发生后两年内，因“充分理由”(定义见下文)而被本公司普通合伙人或其附属公司(包括本公司)终止，或获提名行政人员因“充分理由”(定义见下文)而辞职，则所有未获授权及尚未完成的奖励单位(以及与该等奖励单位相对应的所有奖励单位)将于终止时全数归属。此外，董事会的薪酬委员会可在被提名的高管离职后30天内酌情加快奖励单位的归属。
“因由”一般定义为(除第(Iii)、(Iv)及(V)款的通知及补救条文另有规定外)：(I)定罪或认罪或Nolo Contenere任何重罪或任何涉及盗窃、贪污、不诚实或道德败坏的犯罪；(Ii)任何构成对公司、普通合伙人或其关联公司履行员工职责的盗窃、挪用公款、欺诈或类似行为的行为；(Iii)构成对公司、普通合伙人或其关联公司履行员工职责的故意不当行为、故意渎职或严重疏忽的任何行为；(Iv)故意和持续不履行员工的任何职责；或(V)雇员重大违反长期奖励计划、该计划下的任何奖励协议或雇员与本公司、普通合伙人或其关联公司之间的任何其他协议。
“充分理由”的定义一般是指(除惯常的通知和补救规定外)：(1)头衔、职位或职责的大幅减少；(2)雇员补偿的任何部分的大幅减少(但为清楚起见，作为补偿给予雇员的任何共同单位或其他股权证券的公平市场价值的减少不应被视为补偿的减少)；(3)将雇员的主要办公地点搬迁50英里以上；或(Iv)本公司、普通合伙人或其一名联营公司在每种情况下均实质性违反雇员与本公司、普通合伙人或其一名联营公司之间的任何协议，除非双方以书面方式达成协议。
非员工董事薪酬
董事会通过了一项针对非雇员董事的薪酬计划，即“非雇员董事薪酬政策”。非员工董事薪酬政策自2023年10月27日起生效。根据非董事薪酬政策，非我们雇员的每位董事会成员将因董事会服务获得以下适用的现金薪酬：
a.担任董事局成员，每年75,000元；以及
b.作为审计委员会主席，每年额外支付25 000美元。
此外，根据非雇员董事薪酬政策，每年在董事会决定的日期，每个在该日期担任非雇员董事的个人将获得授予日期价值约为150,000美元的奖励单位，并为每个此类奖励单位授予一名相应的DER，这使董事有权获得相当于公司在相应奖励单位悬而未决期间就一个共同单位支付的全部分配的现金支付。奖励单位(及其相应的DER)将于(I)授予日期一周年及(Ii)控制权变更(定义见长期奖励计划)两者中较早的日期授予，但须受该董事直至该日期或控制权变更(视何者适用而定)的持续服务所限。我们的非雇员董事薪酬政策规定，奖励单位和相应的DER应根据长期激励计划的条款和条款授予，并应受到奖励协议的签署和交付的制约。
董事薪酬表
下表汇总了截至2023年12月31日的财政年度授予或支付给董事会某些非雇员成员的薪酬。有关提供的计划和方案的摘要信息，请参阅紧靠此表前面的“非员工董事薪酬”讨论。
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| 名字 | 以现金支付或赚取的费用1 | 股票大奖2 | 所有其他补偿 | 总计 |
| 埃德加·R·吉辛格 | $ | 25,000 | | $ | 148,426 | | $ | — | | $ | 173,426 | |
| 斯蒂芬·佩里奇 | $ | 18,750 | | $ | 148,426 | | $ | — | | $ | 167,176 | |
| 弗朗西斯·A·基廷二世 | $ | 18,750 | | $ | 148,426 | | $ | — | | $ | 167,176 | |
威廉·麦克马伦3 | $ | — | | $ | — | | $ | — | | $ | — | |
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| (1) | 代表我们的非雇员董事在2023年为服务赚取或支付的费用，包括我们子公司董事会的服务。 |
| (2) | 2023年10月27日，我们的每位非雇员董事(麦克马伦先生除外)都获得了7895个奖励单位的奖励，每个奖励单位都获得了相应的奖励。本栏反映的金额代表根据长期激励计划授予每位非雇员董事的奖励单位授予日期的公允价值，该奖励单位是根据FASB ASC主题718计算的。有关详情，请参阅本年度报告第II部分第8项所载经审核综合财务报表附注9。 |
| (3) | 根据非雇员董事薪酬政策，麦克马伦不会因担任董事会成员而获得薪酬，因为他是Bayou City Energy，L.P.或其附属公司的服务提供商。 |
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项
下表根据交易法第13(D)和13(G)条提交的文件，列出了我们已知的某些信息，这些信息涉及截至2024年3月15日我们共同单位的实益所有权：
•据我们所知，每个人或一组关联人实益拥有我们共同单位5%以上的股份；
•我们普通合伙人的每一位董事会成员；
•我们的普通合伙人的每一位高管；以及
•作为一个集团，我们普通合伙人的所有董事和高管。
实益所有权根据美国证券交易委员会的规则确定，一般包括对证券的投票权或投资权。除非另有说明，列出的每个持有人对其实益拥有的共同单位拥有唯一投票权和投资权，并受适用的社区财产法的约束。除非
另外，下面列出的每个受益人的地址是14201 Wireless Way，Suite300，Oklahoma City，OK 73134。
截至2024年3月15日，共有9500万套公用事业单位未结清。
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| | 实益拥有的共同单位 |
| | 公共单位 | | 通用单位百分比 |
| 实益拥有人姓名： | | | | |
八友城市能源管理有限责任公司管理的投资基金(1) | | 68,226,633 | | | 71.8 | % |
汤姆湖病房(2) | | 13,639,511 | | | 14.4 | % |
| 凯文·R·怀特 | | 698,299 | | | * |
| Daniel T.小雷内克 | | 698,299 | | | * |
| 迈克尔·里尔 | | 138,125 | | | * |
威廉·麦克马伦(1) | | 68,226,633 | | | 71.8 | % |
| 埃德加·R·吉辛格 | | — | | | — | % |
| 斯蒂芬·佩里奇 | | — | | | — | % |
| 弗兰克·A·基廷 | | — | | | — | % |
| 全体执行干事和董事(8人) | | 83,400,867 | | | 87.8 | % |
____________
*低于1%。
(1)代表由BCE-MACH聚合器有限责任公司(“BCE聚合器”)持有的公共单位。由Bayou City Energy Management LLC管理的投资基金控制着BCE Aggregator的投资决策，William McMullen对这些投资基金拥有管理控制权，因此可能被视为分享BCE Aggregator持有的公共单位的实益所有权。威廉·麦克马伦否认对此类共同单位的实益所有权。上述每个实体的主要地址是C/o Bayou City Energy，L.P.，1201 Louisiana Street Suite3308，Houston，TX 77002。
(2)包括由沃德先生控制的通过马赫资源公司持有的共同单位，以及通过汤姆·L 1992年可撤销信托基金以信托形式持有的共同单位。不包括与沃德有关联的某些其他信托拥有的普通单位，这些信托并不由沃德控制，但马赫资源公司的一名员工担任受托人。与沃德先生有关联的信托公司拥有的此类普通单位目前约占我们已发行普通单位的1.7%。不包括长期奖励计划下的赠款，奖励的共同单位数为110,526个共同单位。
股权薪酬计划信息
下表提供了截至2023年12月31日，根据我们现有的股权补偿计划可能发行的共同单位的信息。
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| 计划类别 | | 行使尚未行使的期权、认股权证和权利时应发行的共同单位数量 | | 未偿还期权、权证和权利的加权平均行权价 | | 根据股权补偿计划未来可供发行的公用股数量(不包括(A)栏所反映的证券) |
| | (a) | | (b) | | (c) |
| 单位持有人批准的股权补偿计划 | | | | | | |
| 马赫自然资源有限责任公司2023长期激励计划(1) | | 715,000 | | $— | | 8,785,000 |
| 未经单位持有人批准的股权补偿计划 | | | | | | |
无 | | — | | $— | | — |
| 总计 | | 715,000 | | $— | | 8,785,000 |
____________
(1)所有悬而未决的奖励代表奖励单位(每个奖励单位与对应的授予人一起授予，这使被任命的执行人员有权获得相当于公司在相应奖励单位未完成期间就共同单位支付的总分派的现金支付)，受基于时间的归属的限制，不具有行使价格。
本年度报告第三部分第11项“高管薪酬-股权激励-2023年长期激励计划”中包含了截至2023年12月31日根据长期激励计划授予我们指定高管的奖励单位(以及相应的DER)的实质性条款的描述，该描述被纳入本股权薪酬计划的信息披露中，以供参考。通过引用将长期激励计划并入本文，作为表10.1。
第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性
截至本文日期，保荐人拥有68,226,633个普通股，相当于我们约71.8%的有限合伙人权益，由保荐人控制的BCE-Mach Aggregator拥有我们普通合伙人80.3%的股份。Tom L.Ward实益拥有13,639,511个普通股，相当于我们约14.4%的有限合伙人权益，并通过他对Mach Resources的所有权实益拥有我们普通合伙人19.7%的股份。保荐人拥有BCE-Mach聚合器，Tom L.Ward通过其对Mach Resources的所有权间接任命了我们普通合伙人的所有董事，该普通合伙人拥有我们的非经济普通合伙人权益。
关联方交易审查政策和程序
“关联方交易”指吾等或吾等的任何附属公司曾经、现在或将会参与的交易、安排或关系，所涉及的金额将或可能超过120,000美元，而任何关连人士曾经、拥有或将会拥有直接或间接的重大利益。“关系人”是指：
•（自公司上一个完成的财政年度开始以来，即使他们目前没有担任该职位）公司董事或董事提名人的人；
•（a）目前或曾经是（自公司上一个完成的财政年度开始以来，即使他们目前没有担任该职位）公司高级管理人员，其中包括根据《交易法》第16条规定进行报告的公司每一位副总裁和高级管理人员；
•代表有限合伙人权益的公司普通单位的实益拥有人超过5%(“5%的单位持有人”)；
•是上述任何人的直系亲属的人，指董事、董事被提名人、高级官员或5%单位持有人的子女、继子女、父母、继父母、配偶、兄弟姐妹、婆婆、岳父、女婿、内媳、嫂子，以及与董事、董事代理人、高级军官或5%单位持有人合住的任何人(租户或雇员除外)；或
•由上述人士拥有或控制的实体、上述人士拥有实质性所有权权益或控制权的实体、或上述人士担任执行官或普通合伙人的实体，或担任类似职务的实体。
我们的关联方交易政策(RPT政策)于2023年10月由我们的董事会通过。RPT政策要求，在进行关联方交易之前，审计委员会应事先审查拟议交易的重要事实。若事先审核委员会审核及批准关联方交易并不可行，则该等关联方交易将获审核及考虑，并于审核委员会认为适当且不违反本公司及其股东利益的情况下，于审核委员会的下一次定期会议上批准。在决定是否批准或批准该等关联方交易时，审核委员会将考虑其认为适当的其他因素，包括(1)关联方交易的条款是否不低于非关联第三方在相同或相似情况下普遍可得的条款；(2)关联方在交易中的权益程度；及(3)关联方交易对本公司是否属重大。
除另有说明外，下文讨论的每项关联方交易均在我们采纳RPT政策前获授权或完成。
向我们的普通合伙人及其附属公司分发和付款
下表汇总了我们将向我们的普通合伙人及其附属公司支付的与我们持续运营和清算相关的分配和付款。这些分配和付款是由关联实体和关联实体之间确定的，因此，不是公平谈判的结果。
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| 运营阶段 | | |
| 将可用现金分配给我们普通合伙人的关联公司 | | 我们向我们的单位持有人，包括我们的普通合伙人的附属公司，按比例进行现金分配。
我们普通合伙人(发起人和Tom L.Ward通过他在Mach Resources的所有权)的关联公司实益拥有81,866,144个普通股，约占我们未偿还普通股的86.2%，并按比例获得我们就此分配的现金分配百分比。 |
| 向我们的普通合伙人及其附属公司付款 | | 根据MSA，我们业务的管理、维护和运营职能目前由Mach Resources提供。MSA规定，我们将补偿Mach Resources与此类服务相关的直接和间接成本，并支付每年约740万美元的管理费。我们的普通合伙人和赞助商目前都没有收到任何关于我们业务管理的管理费或其他补偿；但是，如果他们未来确实提供服务，他们将有权根据合伙协议获得补偿。我们的合伙协议规定，我们的普通合伙人将决定可分配给我们的费用。 |
| 我们普通合伙人的退出或除名 | | 如果我们的普通合伙人退出或被除名，其非经济普通合伙人权益将以现金出售给新的普通合伙人或转换为普通单位，每种情况下的金额都等于这些权益的公平市场价值。 |
| 清算阶段 | | |
| 清算 | | 在我们清算时，合伙人，包括我们的普通合伙人，对于我们普通合伙人当时持有的任何普通单位或其他单位，将有权根据各自的资本账户余额获得清算分配。 |
与管理层签订的协议
我们的首席执行官Tom L.Ward和Ward先生的某些关联实体在我们的某些油井中拥有特许权使用费和工作权益。截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度，与这些特定权益相关的付款分别为440,302美元、595,474美元和451,933美元。
管理服务协议
马赫公司此前已与马赫资源公司签订管理服务协议，根据该协议，马赫资源公司管理和履行马赫公司所有方面的石油和天然气业务以及其他一般和行政职能。根据现有的管理服务协议，马赫公司每月向马赫资源偿还某些费用和开支。于截至2023年12月31日止年度，本公司向Mach Resources支付5,230万美元，其中包括480万美元管理费及4,750万美元以偿还其根据现有管理服务协议支付的成本及开支。在截至2022年12月31日的一年中，前任向Mach Resources支付了3370万美元，其中包括200万美元的管理费和3170万美元的费用和根据现有管理服务协议偿还的费用。在截至2021年12月31日的一年中，前任向Mach Resources支付了2360万美元，其中仅包括根据现有管理服务协议对其费用和支出的偿还。关于此次发行，与Mach Resources的现有管理服务协议被终止，取而代之的是MSA。
与关联人的其他交易
BCE-Stack是BCE-Mach Aggregator的子公司，BCE-Mach Aggregator是我们前身的成员之一，之前是我们前身油井子集的工作和收入权益的所有者。BCE-Stack将他们在油井中的权益出售给了我们
前身是2022年2月28日。截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月，我们没有BCE-Stack的应收账款或应付款。
与关联公司达成的与公司重组有关的协议
于发售结束时，吾等、吾等的普通合伙人及其联属公司订立各项文件及协议，以完成公司重组。这些协议是在关联方之间谈判达成的，因此，不是保持距离谈判的结果。
捐款协议
于发售结束时，吾等订立一项供款协议(“供款协议”)，根据该协议，BCE将透过其联属控股公司将其于尚未由BCE-MACH聚合器拥有的马赫公司的会员权益100%出资予BCE-MACH聚合器，以换取BCE-MACH聚合器的额外会员权益。BCE-Mach Aggregator、管理层成员及Mach Resources各自将各自于Mach公司的会员权益100%出资予本公司，以换取按比例分配本公司100%的有限合伙权益。于发售完成后，根据出资协议，本公司以部分发售所得款项向出资方购入彼等于本公司的部分有限合伙权益作为现金。
虽然我们认为这项协议的条款对任何一方都不比与独立的第三方谈判的条款更有利，但它并不是保持距离谈判的结果。
新的管理服务协议
我们还与Mach Resources签订了一项管理服务协议(“MSA”)，规定了下文所述的运营服务安排。马驰资源由首席执行官汤姆·L·沃德通过汤姆·L·沃德1992可撤销信托基金持有50.5%，由WCT Resources LLC拥有49.5%，后者由与沃德先生有关联的某些信托拥有，马赫资源的一名员工是该信托的受托人。Mach Resources将提供与我们的资产相关的某些管理、维护和运营功能，如MSA(“服务”)中所述。我们将(I)向Mach Resources支付约740万美元的年度管理费，(Ii)偿还Mach Resources所提供服务的成本和支出，包括但不限于(A)Mach Resources或其关联公司在履行服务时发生或支付的所有合理第三方成本和支出，包括服务提供商根据MSA条款聘用的任何人员的成本，以及(B)所有一般、行政和监督成本和支出。我们将按季度或我们与马赫资源公司可能不时商定的其他时间间隔向马赫资源公司进行补偿。在截至2023年12月31日的一年中，根据MSA向Mach Resources支付的款项为5230万美元。除其他因素外，我们预计对马赫资源的补偿金额将随着我们业务的规模和规模而变化。MSA的初始期限为两年，并自动连续延长一年，除非任何一方根据MSA终止。在MSA中，我们和我们的普通合伙人的关联公司Mach Resources以及我们各自的关联公司都同意赔偿另一方因本协议产生或与之相关的任何和所有损失，但因(I)另一方的欺诈、严重疏忽或故意不当行为、(Ii)故意违反另一方或(Iii)Mach Resources员工提出的雇佣索赔而造成的损失除外。
项目14.首席会计师费用和服务
我们的独立注册会计师事务所是均富会计师事务所，俄克拉荷马城，俄克拉荷马城，审计师事务所ID：248。
下表列出了均富律师事务所在截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度内为公司提供的专业服务的费用总额。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：千) | | 2023 | | 2022 |
| 审计费 | | $ | 1,884 | | | $ | 183 | |
| 审计相关费用 | | — | | | — | |
| 税费 | | 110 | | | 125 | |
| 所有其他费用 | | — | | | — | |
| 总计 | | $ | 1,994 | | | $ | 307 | |
审计委员会已确定均富律师事务所就向本公司提供外部审计服务而言是独立的。
审计委员会关于预先批准审计、审计相关、税务和允许的非审计服务的政策
审计委员会通过了预先核准其独立会计师事务所提供的所有审计和非审计服务的程序。这些程序包括审查审计服务和允许的经常性非审计服务的费用估计，并授权公司执行列明此类费用的书面协议。独立会计师事务所执行的任何服务如未在函件协议中列明，均须经审计委员会批准。审计委员会已将审批权授予审计委员会主席，但任何行使这种权力的行为都将在下次会议上向审计委员会报告。
与关联人交易的审查、批准或批准程序
董事会通过了审查、核准和批准与相关人士的交易的政策。董事会已采用关联方交易政策，根据该政策，董事应提请我们的总法律顾问注意董事以其个人身份或董事的任何关联公司以其个人身份与吾等或吾等的普通合伙人之间可能产生的任何冲突或潜在利益冲突。任何此类冲突或潜在冲突的解决应由董事会根据情况酌情由我们的冲突委员会或审计委员会(视情况而定)决定。
如果我们的普通合伙人或其关联公司与我们或我们的单位持有人之间产生冲突或潜在的利益冲突，董事会应根据我们的合伙协议的规定解决任何此类冲突或潜在的冲突。董事会可根据情况酌情决定该决议的全部内容、董事会的冲突委员会或我们的单位持有人(普通合伙人及其关联方除外)的批准。
根据我们的关联方交易政策，除非得到董事会的批准，否则任何高管都必须避免个人利益冲突。
上述关联方交易政策是于发售结束时采用的，因此，上述交易并未根据该等程序进行审核。
第IV部
项目15.证物和财务报表附表
(A)作为本年度报告一部分提交的财务报表和财务报表附表列于本年度报告第二部分第8项所列索引。所有估值及合资格帐目附表均已被遗漏，原因是该等附表并非重大、非必需或不适用，或须呈列的资料已包括在我们的合并及综合财务报表及相关附注内。
(b)展品以下是作为本年度报告第15（b）项的一部分要求存档的证物清单。
| | | | | | | | |
展品
数 | | 描述 |
| 2.1*† | | 买卖协议，日期为2023年11月10日，卖方为Excalbur Resources，LLC、Travis Peak Resources，LLC、Paloma Partners IV、LLC和TPR MidContinent LLC，买方为Mach Natural Resources LP(通过引用2023年11月13日提交的8-K表格附件2.1合并)。 |
| 3.1* | | 马赫自然资源有限责任公司有限合伙证书(于2023年9月22日提交的S-1合伙表格附件3.1(文件编号333-274662))。 |
| 3.2* | | 修订和重新签署的马赫自然资源有限合伙协议(通过参考2023年10月27日提交的合伙企业8-K表格的附件3.1合并而成)。 |
| 3.3* | | Mach Natural Resources GP，LLC修订和重新签署的有限责任公司协议(通过参考2023年12月7日提交的合伙企业10-Q表格的附件3.3合并而成)。 |
| 10.1*†† | | 马赫自然资源有限责任公司2023年长期激励计划(通过引用2023年10月27日提交的合伙企业8-K表格的附件10.4并入)。 |
| 10.2* | | 马赫自然资源有限公司2023年长期激励计划影子单位协议(非雇员董事)表格(参考2023年10月27日提交的合伙企业S-8表格附件4.4并入) |
| 10.3* | | 马赫自然资源有限公司2023年长期激励计划影子单位协议(高管)表格(引用合伙企业于2023年10月27日提交的S-8表格附件4.5) |
| 10.4* | | Mach Natural Resources LP、Mach Natural Resources Holdco LLC、Mach Natural Resources Intermediate LLC和其他出资人之间于2023年10月13日签署的《出资协议》(通过参考2023年10月27日提交的合伙企业8-K表格附件10.1并入)。 |
| 10.5* | | 马赫自然资源有限责任公司和马赫资源有限责任公司之间于2023年10月27日签署的管理服务协议(通过引用2023年10月27日提交的合伙企业8-K表格附件10.2合并而成)。 |
| 10.6* | | 赔偿协议表(参照合伙企业登记说明书第1号修正案附件10.3于2023年9月29日提交的S-1表格，第333-274662号文件)。 |
| 10.7* | | 定期贷款信贷协议，日期为2023年12月28日，由Mach Natural Resources LP、担保方、贷款方、管理代理德克萨斯资本银行和贷款承诺安排方钱伯斯能源管理公司(通过参考2023年12月29日提交的8-K表格的附件10.1并入)签订。 |
| 10.8* | | Mach Natural Resources LP、担保方、贷款方和MidFirst Bank作为行政代理人于2023年12月28日签署的循环信贷协议(通过参考2023年12月29日提交的合伙企业8-K表格附件10.2合并而成)。 |
| 10.9* | | BCE-Mach III LLC作为借款人，BCE-Mach III Midstream Holdings LLC作为担保人，几个贷款人，以及MidFirst银行作为行政代理、抵押品代理开证行和贷款人之间的信贷协议第三修正案，日期为2023年1月27日(通过参考2023年9月22日提交的合伙企业表格S-1(文件编号333-274662)附件10.14并入)。 |
| 10.10* | | 修订和重新签署的信贷协议，日期为2023年11月10日，Mach Natural Resources Holdco LLC作为借款人，不时与几个贷款人和MidFirst银行作为贷款人的行政代理和抵押品代理(通过参考2023年11月10日提交的合伙企业8-K表格的附件10.1合并)。 |
| 21.1** | | 马赫自然资源有限公司子公司名单。 |
| 23.1** | | 均富律师事务所同意。 |
| 23.2** | | 经Cawley，Gillesbie&Associates同意。 |
| 31.1** | | 规则13a-14(A)/15d-14(A)首席执行干事的认证。 |
| 31.2** | | 细则13a-14(A)/15d-14(A)首席财务干事的证明。 |
| | | | | | | | |
| 32.1*** | | 根据《美国法典》第18编第1350节对首席执行官的认证。 |
| 32.2*** | | 根据《美国法典》第18编第1350节对首席财务官的认证。 |
| 97.1** | | 马赫自然资源有限公司的追回政策。 |
| 99.1** | | Cawley，Gillesbie&Associates of Mach Natural Resources LP，截至2023年12月31日的报告。 |
| 101.INS** | | 内联XBRL实例文档-实例文档不会显示在交互数据文件中，因为XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中 |
| 101.SCH** | | 内联XBRL分类扩展架构文档 |
| 101.卡尔** | | 内联XBRL分类扩展计算链接库文档 |
| 101.定义** | | 内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
| 101.实验室** | | 内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档 |
| 101.前** | | 内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 |
| 104** | | 封面交互数据文件(嵌入内联XBRL文档中) |
____________
| | | | | | | | |
| * | | 如上所述通过引用并入本文。 |
| ** | | 现提交本局。 |
| *** | | 随信提供。 |
| † | | 根据第S—K条第601（a）（5）项，协议的某些附表和附件已被省略。任何遗漏的时间表或展品的副本将应要求提供给SEC。 |
| †† | | 补偿计划或协议的管理合同。 |
项目16.表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | |
| 马赫自然资源有限公司
(注册人) |
| | |
| 发信人： | Mach Natural Resources GP LLC，
其普通合伙人 |
| | |
日期：2024年4月1日 | 发信人： | /S/汤姆·L·沃德 |
| 姓名： | 汤姆·L·沃德 |
| 标题： | 首席执行官 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告由以下人士代表注册人并于2024年4月1日以所示身份签署。
| | | | | | | | |
名字 | | 标题 |
| | |
| /S/汤姆·L·沃德 | | 董事首席执行官兼首席执行官 |
| 汤姆·L·沃德 | | (首席行政主任) |
| | |
| /s/Kevin R.白色 | | 首席财务官 |
| 凯文·R·怀特 | | (首席财务官和负责人
会计主任) |
| | |
| /s/William McMullen | | 董事会主席 |
| 威廉·麦克马伦 | | |
| | |
| /s/Edgar R.吉辛格 | | 董事 |
| 埃德加·R·吉辛格 | | |
| | |
| /s/Stephen Perich | | 董事 |
| 斯蒂芬·佩里奇 | | |
| | |
| /S/弗朗西斯·A·基廷二世 | | 董事 |
| 弗朗西斯·A·基廷二世 | | |