公司资产与收益 - 公司持有净收益权益，有权获得来自德克萨斯州、路易斯安那州和新墨西哥州某些油田的石油和天然气销售净收益的80%[45] - 2023年5月，公司同意以约670万美元的价格出售部分位于二叠纪盆地的资产[51] - 2023年8月，公司完成了上述资产的出售，并解除了相关净收益权益[51] - 公司每月向信托单位持有人分配净收益权益的剩余收益[59] - 公司净收益权益的年度现金收益连续两年低于200万美元时，信托将解散[64] - 公司净收益权益的销售价格与赞助商收到的价格相同，但若经过处理，净收益将获得相同的处理升级或降级[62] - 公司净收益权益的销售价格通常基于区域价格，并根据交付地点和石油质量进行调整[63] - 公司出售了约30万美元的非生产性、非现金流动土地给一家私人石油公司，相关净收益权益已包含在2023年8月14日支付给信托单位持有人的分配中[93] - 公司作为基础物业的指定运营商，可以签订农场租赁、运营、参与等类似协议以开发物业，但任何转让均需受净收益权益的约束[94] - 公司有权放弃任何不再生产（或无法生产）碳氢化合物的基础物业权益，相关净收益权益也将被放弃[95] - 公司必须维护足够的账簿和记录以确定应支付给信托的净收益权益金额，并每月和每年向受托人提交净收益计算报表[96] 信托单位持有人权益 - 信托单位持有人需持有至少10%的信托单位才能召开会议[78] - 信托单位持有人需持有至少75%的信托单位才能批准解散信托、修改信托协议或出售信托资产[79] - 2017年9月，信托协议修订后，批准出售基础财产权益的门槛从75%降至50%[80] - 信托单位持有人无权获得基础财产出售或转让的收益[92] - 信托单位持有人每月有权获得现金分配，分配金额由信托人根据可用资金决定[71] - 信托单位持有人需在会议前20至60天收到会议通知[78] - 信托单位持有人需持有至少50%的信托单位才能批准出售基础财产权益[80] - 信托单位持有人对执行《转让协议》条款的能力有限，且发起人对信托的责任仅限于重大过失或故意不当行为[202] - 信托单位持有人即使未收到任何现金分配，仍需对其在信托收入中的份额缴纳税款[241] - 出售信托单位的部分税务收益可能被作为普通收入征税[243] - 信托单位持有人出售信托单位时将确认收益或损失，金额为实际所得与其税务基础的差额[243] - 由于潜在的回收项目（如耗竭回收），确认的收益中大部分可能被作为普通收入征税[243] 环境法规与合规 - 公司的基础物业运营受到严格的环境法律法规约束，包括获取许可、限制排放、启动调查和补救措施等[110] - 公司认为其当前运营基本符合所有现有环境法律法规，并预计持续合规不会对信托单位持有人的现金分配产生重大不利影响[111] - 公司可能因CERCLA和RCRA等法律要求承担清理和修复有害物质的责任，包括清理污染场地和防止未来污染[114][115] - 公司可能因CWA和类似州法律要求获得排放许可，并遵守严格的废水排放标准，特别是在东经98度以东地区[116] - 公司可能因CWA第404条要求获得疏浚和填充材料的排放许可，并可能面临更严格的许可要求或延迟[118] - 公司可能因EPA和USACE对“美国水域”定义的变更而面临不确定的监管义务和许可成本[119] - 公司可能因NWP 12的修订或不利裁决而面临更耗时的个别许可申请，增加项目成本和时间[120] - 公司已根据CWA要求制定并实施了SPCC计划，以防止和应对石油泄漏[121] - 公司可能因联邦和州对水力压裂的监管而面临额外的许可要求和运营限制，增加成本和延迟[122][124] - 公司可能因CAA和类似州法律要求获得空气排放许可，并遵守严格的空气排放标准[125] - 公司可能因EPA对现有和新石油天然气源的甲烷排放指南而面临额外的空气污染控制设备支出[126] - 公司可能因EPA对温室气体排放的限制和报告要求而面临额外的运营成本和合规要求[130] - 美国环保署（EPA）对石油和天然气源的污染控制标准进行了更新，要求减少挥发性有机化合物和甲烷排放，新规将于2029年对现有源生效[131] - 根据《通胀削减法案》（IRA），EPA将对年排放超过25,000吨二氧化碳当量的石油和天然气设施征收甲烷排放费用，2024年费用为每吨900美元，后续逐年增加[132] - 超过三分之一的州已开始采取措施控制和减少温室气体排放，主要通过建立排放清单和区域排放交易计划[133] - 气候变化法规可能增加公司的运营成本，并影响其产品的市场需求，具体影响取决于与竞争能源的排放对比[134] - 极端天气事件可能对公司的资产和运营产生不利影响，并增加应对成本[135] - 拜登政府对《国家环境政策法》（NEPA）的修订可能对公司的联邦审查流程产生重大影响，特别是在气候和环境正义方面[136] - 《濒危物种法》（ESA）的修订可能增加公司的运营成本，并限制其在某些地区的开发活动[137] - 2023年12月，美国环保署（EPA）通过新规，要求进一步减少石油和天然气源的挥发性有机化合物和甲烷排放，预计现有源的合规日期为2029年[212] - 信托将间接承担发起人80%的成本和费用，包括与环境合规和基础资产相关的责任，除非这些费用是由于运营方的过失或不当行为造成的[215] - 美国国会正在考虑立法，可能对涉及石油和天然气勘探和生产活动的公司施加额外的水力压裂监管和限制，并取消某些联邦税收优惠[219] - 美国环保署（EPA）已发布法规，限制温室气体排放，包括对某些新建、改造和重建的石油和天然气源的甲烷排放标准[220] - 2024年起，美国环保署将对石油和天然气行业中报告超过25,000吨二氧化碳当量排放的设施征收废物排放费，费用从每吨900美元逐年增加至1,500美元[222] - 超过三分之一的州已开始采取措施控制和/或减少温室气体排放，主要通过开发温室气体排放清单和/或区域温室气体限额与交易计划[224] - 2024年3月6日，美国证券交易委员会（SEC）发布最终规则，要求某些上市公司披露广泛的气候相关数据、风险和机会，包括财务影响、物理和过渡风险、治理和战略以及温室气体排放[226] - 水力压裂是刺激致密地层中碳氢化合物生产的重要且常见的做法，但联邦和州立法和监管举措可能导致成本增加和运营限制[228] - 美国环保署在2012年和2016年通过了联邦新源性能标准（NSPS），要求减少某些压裂和再压裂天然气井的挥发性有机化合物和二氧化硫排放，并要求大多数井使用减少排放的完井技术[229] 财务与税务 - 截至2023年12月31日，公司现金储备总额为941,386美元[58] - 公司计划逐步建立约230万美元的现金储备，以支付未来的已知、预期或或有费用[58] - 信托使用修改后的现金基础会计方法报告净利润和费用支付[90] - 公司作为信托的税务顾问，认为信托将被视为授予人信托，信托单位持有人将直接拥有信托资产的相应份额[100] - 信托根据记录所有权在每月记录日期向信托单位持有人分配收入、收益、损失、扣除和信贷项目[102] - 美国联邦所得税法对个人普通收入的最高边际税率为37%，长期资本利得和合格股息的最高边际税率为20%[103] - 根据《国内税收法》第1411条，对个人、遗产和信托的某些投资收入征收3.8%的医疗保险税[104] - 信托的财务报表未按照美国通用会计准则（GAAP）编制，而是采用修正的现金基础会计[203] - 信托作为小型报告公司，享有减少的披露要求，包括无需审计师对财务报告内部控制的有效性进行认证[204] - 如果信托不被视为美国联邦所得税目的的“授予人信托”，则可能面临更复杂和昂贵的税务报告要求，从而减少可用于分配给信托单位持有人的现金[236] 运营与风险管理 - 公司的主要客户包括Phillips 66（2023年占销售额的23%）、Pioneer Natural Resources USA（18%）和Occidental Petroleum（11%）[64] - 公司的基础资产集中在德克萨斯州、路易斯安那州和新墨西哥州，缺乏地理多样化，增加了运营和监管风险[174] - 公司的基础资产由第三方运营商管理，公司无法控制开发时间、相关成本或生产速度[163] - 石油和天然气价格的持续下跌可能导致公司基础资产的生产减少，进而影响现金分配[156] - 公司的基础资产是消耗性资产，随着时间的推移，产量将逐渐减少，且公司无法通过收购其他资产来替代[176] - 第三方运营商可能选择不进行开发活动，或开发活动方式与预期不符，导致资本支出和现金分配波动[166] - 设备、服务和合格人员的短缺可能增加开发和运营成本，减少现金分配[172] - 公司的基础资产对商品价格敏感，价格下跌可能导致某些井的运营成本超过收入，进而关闭或废弃这些井[155] - 信托的净收益来源于消耗性资产的销售，可能导致信托单位持有人的分配被视为资本回报而非投资回报，最终信托单位价值可能降至0[180] - 信托间接承担基础资产相关成本和费用的80%，包括直接运营和开发费用，这将减少信托可分配的现金[182] - 如果基础资产的直接运营和开发费用超过其生产的总利润，信托将无法获得净收益，直到未来总利润超过超额成本和应计利息[183] - 信托已建立现金储备以应对或有负债和支付费用，截至2023年12月31日，累计现金储备余额为941,386美元[185] - 信托的现金分配可能因未投保的索赔费用而减少，信托本身不持有任何类型的保险[186][187] - 赞助商的债务协议限制可能影响其履行对信托义务的能力，进而对信托产生重大不利影响[188] - 赞助商或第三方运营商的破产可能阻碍油井运营和未开发储量的开发，从而减少信托的现金分配[189][191] - 信托单位持有人无法影响赞助商或第三方运营商的活动，信托单位是被动投资，仅享有现金分配权[193] - 赞助商可在未经信托单位持有人同意的情况下转让基础资产，信托单位持有人无权投票决定此类转让或放弃[194][196] - 如果信托连续两年每年净收益现金收入低于200万美元，受托人必须出售净收益权益并解散信托[198] - 信托单位持有人的投票权有限，且更换受托人需要多数信托单位持有人的同意，这可能导致公众信托单位持有人难以更换受托人[201] - 如果信托无法满足纽约证券交易所的持续上市要求，信托单位可能被退市，过去信托曾因股价低于1美元而面临退市风险[206] - 截至2024年3月22日，发起人持有7,363,961信托单位，并可能通过公开或私人市场出售信托单位，这可能对信托单位的交易价格产生不利影响[207] - 信托单位的交易价格可能无法反映信托持有的净收益权益的价值，因为交易价格通常与现金分配水平挂钩[208] - 信托的基础资产运营受严格的环境法律法规约束，可能导致成本增加或运营受限，进而减少可供分配的现金[211] - 网络安全风险增加，公司依赖信息技术系统进行勘探、开发和生产活动，网络攻击可能导致信息盗窃、数据损坏和业务运营中断[232] 市场与价格波动 - 油价和天然气价格波动可能减少公司的现金分配，影响信托单位持有人的收益[142] - 信托单位的价值可能因基础资产储量减少而下降，且信托无法通过收购新资产来弥补储量减少[145] - 2023年12月31日，公司使用的NYMEX首月平均商品价格为每桶石油78.22美元，每千立方英尺天然气2.637美元[161] - 公司未对石油和天然气产量进行对冲，导致现金分配可能因价格波动而大幅波动[157] - 2023年，COVID-19疫情的影响持续，导致供应链中断、通胀上升和利率上升，影响了石油和天然气的供需[154]

资本支出与收益预期 - 公司预计2023年资本支出在800万至1200万美元之间，净归属于信托的净收益部分为640万至960万美元[84] - 公司预计2023年和2024年资本支出可能会因商品价格波动而继续调整[84] 商品价格变动 - 2023年前九个月，西德克萨斯中质原油价格从2022年12月30日的每桶80.26美元下降至2023年11月10日的每桶77.17美元[83] - 亨利港天然气现货价格从2022年12月30日的每MMBtu 3.52美元下降至2023年11月10日的每MMBtu 2.71美元[83] 资产出售与收益 - 公司出售了部分非生产性资产，获得约30万美元的收益，该收益已包含在2023年8月14日支付给信托单位持有人的分配中[91] - 公司完成了Permian盆地部分资产的出售，总售价约为670万美元，扣除费用后净收益约为650万美元[92] - 公司预计2023年和2024年可能会有进一步的资产剥离机会，尤其是在油价相对有利的背景下[86] 特别现金分配 - 公司宣布了两次特别现金分配，分别为每单位0.069670美元和0.077250美元，分别于2023年10月13日和11月22日支付[93] - 2023年10月13日，公司信托向单位持有人支付了每股0.003700美元的分配[112] - 2023年10月13日，公司信托支付了每股0.069670美元的特别现金分配[113] - 2023年11月6日，公司信托宣布每股0.077250美元的特别现金分配，将于2023年11月22日支付[114] 运营成本与费用 - 公司观察到2023年前九个月通胀压力和运营成本上升，特别是在Permian盆地的部分老油田[85] - 2023年第三季度租赁运营费用为675万美元，同比增长36%，部分由于与运营商的争议和解[94][96] - 2023年前九个月租赁运营费用为1796万美元，同比增长15%，部分由于与运营商的争议和解[98][100] 销售额与收入 - 2023年第三季度石油销售额为1150万美元，同比下降7%，主要由于实现价格下降[94][96] - 2023年第三季度天然气销售额为249万美元，同比下降48%，主要由于实现价格下降[94][96] - 2023年前九个月石油销售额为2987万美元，同比下降6%，主要由于实现价格下降[98][100] - 2023年前九个月天然气销售额为965万美元，同比下降24%，主要由于实现价格和产量下降[98][100] - 2023年第三季度可分配收入为248万美元，同比下降18%[94] 开发费用与项目进展 - 2023年第三季度开发费用为240万美元，同比下降62%，主要由于2022年Permian地区新井钻探成本较高[94][96] - 2023年前九个月开发费用为661万美元，同比下降31%，主要由于2022年Permian和Haynesville地区新井钻探成本较高[98][100] - 公司预计大部分正在进行的项目将在2023年底和2024年上半年完成并开始生产[90] 现金储备与流动性 - 截至2023年9月30日，公司已为未来负债预留84.1万美元现金储备[104] - 截至2023年9月30日，公司信托现金为1,332,263美元，较2022年12月31日的922,913美元有所增加[105] - 公司信托获得COERT提供的120万美元信用证，用于支付日常行政费用[105] - 公司信托未从任何外部借款，也未动用信用证[105] - 公司信托支付受托人年管理费20万美元，支付特拉华州受托人年费2,000美元[107] - 公司信托未与任何未合并实体或个人存在可能影响其流动性或资本资源的交易或安排[108] - 公司信托无表外安排，也未担保任何其他方的债务[109]

资本支出与资产剥离 - 公司预计2023年资本支出将从之前的600万至900万美元（净收益为480万至720万美元）增加到800万至1200万美元（净收益为640万至960万美元），主要由于Permian盆地大型运营商的活动增加[40] - 公司预计2023年将有进一步的资产剥离机会，特别是在油价有利的背景下[40] - 2023年5月3日，公司达成协议出售Permian盆地的部分资产，总购买价格约为670万美元，最终净收益约为650万美元，50%的净收益将在2023年9月22日前分配给信托单位持有人[44][45] 收入与分配 - 2023年5月，公司完成了三口井的首次收入转换，现金收入补足总额约为370万美元，净收益约为290万美元，这些收入将在2023年8月14日分配给信托单位持有人[41] - 2023年5月，公司以约30万美元的价格出售了非生产性、无现金流的土地，净收益约为24万美元，将在2023年8月14日分配给信托单位持有人[43] - 2023年7月14日，信托向截至2023年6月30日的单位持有人支付了每股0.012500美元的分配[68] - 2023年7月17日，信托宣布向截至2023年7月31日的单位持有人支付每股0.053500美元的分配，该分配将于2023年8月14日支付[68] 产量与销售额 - 2023年第二季度石油销售额为8,639,804美元，同比下降14%[46] - 2023年第二季度天然气销售额为2,691,517美元，同比下降36%[46] - 2023年第二季度石油产量为113,267桶，同比下降12%[47] - 2023年第二季度天然气产量为636,761千立方英尺，同比下降28%[47] - 2023年上半年石油销售额为18,369,023美元，同比下降5%[54] - 2023年上半年天然气销售额为7,158,304美元，同比下降9%[54] 开发费用与现金储备 - 2023年第二季度开发费用增加至1,603,000美元，同比增长14%[46] - 2023年上半年开发费用增加至4,207,000美元，同比增长28%[54] - 公司预计2023年将建立新的现金储备，用于未来的开发费用，类似于2022年建立的现金储备[40] - 截至2023年6月30日，公司已为未来负债预留了666,053美元的现金储备[63] - 信托的现金储备可以投资于美国政府债券、货币市场基金、回购协议或银行存单[64] 信托财务状况 - 公司为信托提供了120万美元的信用证，用于支付日常行政费用[64] - 截至2023年6月30日，信托的现金余额为1,240,033美元，较2022年12月31日的922,913美元有所增加[64] - 信托每年支付给受托人的行政费用为20万美元，支付给特拉华州受托人的费用为2,000美元[65] - 信托没有表外安排，也未担保任何其他方的债务[66] - 信托的披露控制和程序在截至2023年6月30日的期间内是有效的[69] - 在截至2023年6月30日的季度内，信托的财务报告内部控制没有发生重大变化[70] - 信托没有与未合并实体或个人进行任何可能影响其流动性或资本资源的交易或安排[65] - Permianville Royalty Trust没有主要执行官员、主要财务官员、董事会或类似职能的人员[74] 市场环境与通胀 - 2023年上半年，西德克萨斯中质原油价格从2022年12月30日的80.26美元/桶小幅上涨至2023年8月10日的82.82美元/桶，而亨利港天然气价格从3.52美元/MMBtu下降至2.83美元/MMBtu[40] - 2023年上半年，公司开始看到通胀压力和供应链瓶颈的缓解[40] 项目进展与生产 - 2023年第二季度，Midland地区的三口井开始产生收入，同时Haynesville地区的一口井也开始产生首次收入[42] - 公司预计2023年大部分在建项目将完成并开始生产[42]

财务数据对比 - 2023年第一季度与2022年同期相比，公司净利润收入从419.3538万美元增至487.1006万美元，增幅16%；可分配收入从293.7万美元增至439.56万美元，增幅50%[45] - 2023年第一季度石油和天然气销售情况：石油销售972.9219万美元，同比增4%；天然气销售446.6787万美元，同比增20%[45] - 2023年第一季度石油和天然气产量及价格情况：石油产量11.2271万桶，同比降11%；天然气产量69.0533万立方英尺，同比降16%；石油实现价格86.66美元/桶，同比增16%；天然气实现价格6.47美元/千立方英尺，同比增43%[46] - 2023年第一季度成本情况：直接运营费用932.5万美元，同比增3%；开发费用260.4万美元，同比增38%[45] - 2022年12月30日至2023年5月11日，西德克萨斯中质原油现货价格从80.26美元/桶降至70.78美元/桶；亨利枢纽天然气现货价格从3.52美元/百万英热单位降至2.12美元/百万英热单位[41] 财务数据变动原因 - 2023年第一季度净利润增加0.5万美元，主要因油价上涨使石油销售增加130万美元，部分被销量减少100万美元抵消[46] - 天然气销售增加80万美元，价格上涨使销售增加140万美元，产量下降使销售减少60万美元，2023年第一季度平均天然气价格较2022年同期增长43%，产量下降16%[47] - 租赁运营费用增加50万美元，主要因生产井数量增加；压缩、集输和运输成本减少60万美元，因天然气产量下降；生产、从价税和其他税费减少40万美元，因油气产量下降；开发费用增加70万美元，因在二叠纪和海恩斯维尔地区钻探新井[48] 资本支出与项目进展 - 2023年第一季度大宗商品价格环比下降，但基础资产开发活动总体稳定，公司预计资本支出在600万 - 900万美元，按80%净利润权益计算为480万 - 720万美元[41] - 目前部分资本项目仍在进行或等待首次收入，公司预计多数项目将在2023年完成并开始生产[43] 资产剥离相关 - 2023年5月12日，公司向美国证券交易委员会提交初步委托书，拟召开单位持有人特别会议，审议资产剥离等多项提案[44] - 公司认为2023年可能有更多资产剥离机会，因部分基础资产运营商希望在油价有利背景下以合理估值收购资产[41] 现金储备与费用支付 - 2023年第一季度，COERT从2022年设立的现金储备中释放90万美元用于未来开发费用；2023年第一季度，信托基金扣留40万美元并支付40万美元用于一般和行政费用，2022年同期扣留40万美元并支付20万美元[49] - 2022年2月起，受托人每月扣留37,833美元以建立约230万美元现金储备，2023年4月起每月扣留5万美元，截至2023年3月31日已扣留516,053美元[50] - COERT为信托提供120万美元信用证，若现金不足支付行政费用可使用，若超过120万美元，COERT同意贷款；截至2023年3月31日和2022年12月31日，信托分别有现金958,007美元和922,913美元[51] - 信托每年支付受托人行政费20万美元，支付特拉华受托人年费2000美元，还承担法律、会计等费用[52] 信托相关情况 - 信托无表外安排，未担保其他方债务，无可能导致表外债务、损失或或有义务的安排[53] - 2023年第一季度，信托关键会计政策和估计无重大变化[54] 股息支付 - 2023年4月14日，向3月31日登记在册的信托单位持有人支付每股0.019350美元的股息；4月17日，宣布向4月28日登记在册的持有人支付每股0.03美元股息，5月12日支付[55]

油气价格与销售情况 - 2022年分配所包含生产月份的平均NYMEX油价同比增长97%，天然气价格同比增长157%[149] - 2022年3月8日原油价格涨至123.70美元/桶，12月30日收于80.26美元/桶，较年初现货油价高5%[150] - 2022年天然气价格从年初3.59美元/百万英热单位涨至8月22日的9.84美元/百万英热单位，年末收于3.52美元/百万英热单位[151] - 2022年石油销售总量496,567桶，天然气销售总量3,357,233立方英尺；2021年石油销售总量732,927桶，天然气销售总量4,930,529立方英尺[154][156] - 2022年实现石油价格89.96美元/桶，天然气价格5.21美元/立方英尺；2021年实现石油价格45.67美元/桶，天然气价格2.03美元/立方英尺[156] - 2022年石油销售因价格上涨增加2200万美元，但销量下降32%使销售减少1080万美元，净增1120万美元，平均油价上涨97%[158] - 2022年天然气销售因价格上涨增加1070万美元，但销量下降32%使销售减少320万美元，净增750万美元，平均天然气价格上涨157%[159] 成本与费用情况 - 2022年生产月份的开发费用较2021年增长242%[149] - 2022年租赁运营费用较2021年减少470万美元，压缩、收集和运输费用从340万美元降至330万美元，生产、从价和其他税收增加10万美元，开发费用增加860万美元[160] - 2022年发起人从应付给信托的净利润中扣留100万美元用于建立现金储备，信托扣留170万美元并支付80万美元用于一般和行政费用[161] - 自2022年2月起受托人每月扣留37833美元，2023年4月起拟每月扣留5万美元以建立现金储备，截至2022年12月31日已扣留390497美元[162] - 信托每年支付受托人行政费20万美元，支付特拉华受托人年费2000美元，还承担法律、会计等费用[165] - 2022年和2021年，受托人分别从公司获得20万美元的行政费用和可报销费用[204] - 公司根据信托协议，每年向受托人支付20万美元行政费用，向特拉华州受托人支付2000美元[205] - 2022年，公司独立注册公共会计师事务所Weaver and Tidwell, LLP收取的总费用为9.8365万美元，低于2021年的18.944万美元[206] 收入与利润情况 - 2022年净利润权益收入为1615.7071万美元，可分配收入为1348.05万美元；2021年净利润权益收入为435.4611万美元，可分配收入为311.85万美元[155] - 2020年8月31日累计净利润权益缺口为270万美元，2021年9月消除该缺口及80万美元的发起人预支款[155] - 2022年归属于基础资产的净利润为2020万美元，2021年为540万美元，增长1480万美元[157][158] - 2022年净利润权益收入为15,027,041美元，2021年为4,196,655美元；2022年可分配收入为13,480,500美元，2021年为3,118,500美元；2022年每单位可分配收入为0.408500美元，2021年为0.094500美元[178] - 2022年信托本金期初为65,192,767美元，期末为60,564,545美元；2021年期初为70,945,850美元，期末为65,192,767美元[179] - 2022年单位总分配额为0.4085美元，2021年为0.0945美元[195] - 2022年12月31日后，公司宣布或支付了多笔分配，如2023年1月17日每单位0.058美元[197] 未来展望与项目情况 - 预计2023年基础资产的资本支出在600万美元至900万美元之间，按80%净利润权益计算为480万美元至720万美元[151] - 发起人预计2023年多数仍在进行或等待首次收入的项目将完成并开始生产[153] 现金储备与资金支持 - 发起人向信托提供120万美元信用证，若信托现金不足支付行政费用，发起人同意贷款，截至2022年和2021年12月31日，信托分别持有现金储备922913美元和67116美元[164] - COERT为公司提供120万美元信用证，2024年2月11日到期[195] 会计方法与报表情况 - 信托采用修正现金制会计方法编制财务报表，与GAAP编制的报表存在差异[167] - 没有新的会计公告会影响信托的财务报表[166] - 信托按产量单位法计算油气净利润权益摊销，储量估计存在不确定性，储量下调可能导致摊销率上升，摊销不影响信托现金收益[168] - 信托定期评估油气净利润权益减值，2021 - 2022年未发生减值，未来产量、成本、价格不利变化可能导致减值，减值为非现金费用，不影响可分配收入[168] - 信托采用修正现金制会计基础编制财务报表，不同于美国公认会计原则[170] - 信托净利润权益收入在收到分配时确认，向信托单位持有人的分配在支付时确认，一般及行政费用在支付时确认[182] - 公司财务报表按修正现金基础编制，与GAAP编制的报表不同[184] - 油气财产净利润权益按转让日公允价值入账，按产量单位法摊销[189][190] - 公司在2022年和2021年未记录减值，但未来产量、成本或价格变化可能导致减值[187][191] - 财务报表包含资产、负债和信托本金报表等，位于Form 10 - K的第56 - 66页[207] 信托基本情况与权益结构 - 信托成立于2011年，收购并持有油气净利润权益，有权获得80%净利润，业务活动受限[180] - 截至2022年12月31日，赞助商拥有8,145,800个信托单位，占已发行和流通信托单位的25%[181] - 信托可在特定条件下处置资产，赞助商出售底层资产权益需获至少50%流通信托单位批准，信托解散有多种触发条件[181][182] - 截至2023年3月23日，Permianville Holdings LLC和Jerry Roger Kent分别持有公司22.8%和5.7%的信托单位[204] 储备量与现金流情况 - 2022年12月31日，公司石油储备量为3976千桶，天然气储备量为8493百万立方英尺，总储备量为5392千桶油当量，较2021年有所增长[198] - 2022年，先前储备量估计值的修正使石油储备量增加36%，主要因平均油价上涨，2022年12月31日确定储备量所用的纽约商品交易所平均油价为每桶93.67美元，较2021年的66.56美元高出41%[199] - 2022年12月31日，与已探明石油和天然气储备相关的未来净现金流折现标准化衡量值为1.6316亿美元，较2021年的9159.9万美元有所增加[200] 公司运营与合规情况 - 受托人认为公司的披露控制和程序以及财务报告内部控制在2022年12月31日是有效的[201] - 德州对总收入减去特定扣除项按0.75%征收特许经营税，公司拟作为被动实体免税[194] 公司注册与协议情况 - 2022年6月22日，公司根据协议提交注册声明，注册COERT发售860万个信托单位[196] - 2022年6月22日，公司根据注册权协议提交了一份S - 3表格注册声明，注册COERT发售860万个信托单位，该声明于7月7日生效[205] - 2011年11月3日Enduro Royalty Trust与Enduro Texas LLC签订合并协议[208] - 2011年5月16日提交Form S - 1注册声明中的Enduro Royalty Trust信托证书[208] - 2018年9月5日Enduro Royalty Trust信托证书修订证书[208] - 2011年11月8日Enduro Resource Partners LLC与Enduro Royalty Trust签订注册权协议[208] - 2011年11月8日Enduro Operating LLC与Enduro Texas LLC签订净利润权益转让协议[209] - 2021年9月20日关于注册人认证会计师变更的安永会计师事务所信件[210] 报告相关情况 - 2023年3月23日由纽约银行梅隆信托公司作为受托人签署报告[213]

信托权益分配 - 信托有权获得底层资产油气生产净利润的80%[70] 能源价格变化 - 2022年第三季度，西德克萨斯中质原油现货价格从2021年12月31日的76.99美元/桶涨至2022年11月9日的85.70美元/桶，亨利枢纽天然气现货价格从3.66美元/百万英热单位涨至3.99美元/百万英热单位[75] - 2022年第三季度与2021年同期相比，实现的石油价格从61.60美元/桶增至103.87美元/桶，增幅69%；实现的天然气价格从2.54美元/立方英尺增至4.90美元/立方英尺，增幅93%[82] 资本支出计划 - 2022年资本支出计划为1000万 - 1500万美元，按信托80%净利润权益计算为800万 - 1200万美元，较之前预期增加[76] 业务项目进展 - 自2022年9月月度现金分配公告以来，底层资产的运营商已启动8个新项目，部分项目预计在年底前或2023年完成并开始生产[77][79] 财务数据对比（2022年第三季度与2021年同期） - 2022年第三季度与2021年同期相比，石油销售利润从7212993美元增至12315980美元，增幅71%；天然气销售利润从2210735美元增至4801883美元，增幅117%[81] - 2022年第三季度与2021年同期相比，总成本从7065000美元增至13395000美元，增幅90%，其中开发费用从911000美元增至6251000美元，增幅586%[81] - 2022年第三季度与2021年同期相比，可分配收入从429000美元增至3003000美元，增幅600%[81] - 2022年第三季度与2021年同期相比，石油产量从117087桶增至118574桶，增幅1%；天然气产量从868950立方英尺增至979552立方英尺，增幅13%[82] - 2022年第三季度，标的物业净利润为300万美元，2021年同期为190万美元，增长110万美元[83] 历史财务情况 - 2021年9月30日止三个月，净利润权益在该期间每月产生正收入，消除了截至2021年6月30日累计0.5百万美元的净利润权益短缺和累计0.8百万美元的发起人预支款项[81] 财务数据对比（2022年前三季度与2021年同期） - 2022年前三季度，标的物业净利润为1050万美元，2021年同期为310万美元，增长740万美元[88] - 2022年前三季度，石油销售增加1300万美元，天然气销售增加730万美元，主要因价格上涨[89] - 2022年前三季度，租赁运营费用增加200万美元，开发费用增加760万美元[89] 信托费用相关 - 2022年前三季度，信托为一般及行政费用预扣130万美元，支付60万美元[91] - 自2022年2月起，信托每月从可分配资金中预扣37,833美元，逐步建立约230万美元现金储备[93] - COERT为信托提供120万美元信用证，用于支付行政费用[94] 信托现金情况 - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，信托现金分别为720,501美元和67,116美元[94] 信托分配款支付 - 2022年10月17日，信托向9月30日登记在册的单位持有人支付每股0.050500美元的分配款[101] - 2022年10月17日，信托宣布向10月31日登记在册的单位持有人支付每股0.051000美元的分配款，于11月14日支付[101] 公司信息披露 - 公司作为“较小报告公司”无需提供本项要求信息[102] 公司投资情况 - 公司投资包括美国政府附息债务、仅投资美国政府证券的货币市场基金、以美国政府附息债务担保的回购协议或银行定期存单[102]

信托净盈利权益 - 信托净盈利权益可获油气生产净利润的80%[69] 能源价格变化 - 2022年二季度末WTI原油现货价格从2021年末的76.99美元/桶涨至92.51美元/桶，亨利枢纽天然气现货价格从3.66美元/MMBTU涨至7.76美元/MMBTU[74] 资本支出计划 - 2022年资本支出计划为600 - 800万美元，按信托80%净盈利权益计算为480 - 640万美元，目前预计支出将处高位甚至超预期[75] 2022年Q2业务数据对比2021年Q2 - 2022年Q2与2021年Q2相比，石油销售999.2万美元增长56%，天然气销售418.8万美元增长110%，总成本891.2万美元增长20%，净利润526.8万美元增长450%[77] - 2022年Q2与2021年Q2相比，石油产量128,057桶减少3%，天然气产量888,014立方英尺减少3%，综合产量276,059桶油当量减少3%[78] - 2022年Q2与2021年Q2相比，石油实现价格78.03美元/桶增长62%，天然气实现价格4.72美元/立方英尺增长117%[78] - 2022年Q2石油销售因价格上涨增加380万美元，因销量减少减少20万美元，净增360万美元[79] - 2022年Q2天然气销售因价格上涨增加230万美元，因销量减少减少10万美元，净增220万美元[79] 2022年Q2费用预留情况 - 2022年Q2 COERT为未来开发费用预留现金115万美元，2021年同期无预留[80] - 2022年Q2信托为一般及行政费用预留40万美元并支付20万美元，2021年同期预留0美元并支付20万美元[81] 2022年上半年业务数据对比2021年上半年 - 2022年上半年净利润为946.19万美元，较2021年上半年的153.21万美元增长518%[82] - 2022年上半年石油销售1937.94万美元，较2021年增长68%；天然气销售789.55万美元，较2021年增长144%[82] - 2022年上半年石油产量253894桶，较2021年下降6%；天然气产量1708660千立方英尺，较2021年增长1%[83] - 2022年上半年实现油价76.33美元/桶，较2021年增长79%；实现天然气价格4.62美元/千立方英尺，较2021年增长142%[83] 2022年上半年费用情况 - 2022年上半年开发费用增加220万美元，主要是在二叠纪和海恩斯维尔地区钻探多口新井的成本[84] - 2022年上半年公司为未来开发费用预留115万美元现金储备，2021年同期无预留[85] - 2022年上半年公司预扣0.9万美元并支付0.4万美元用于一般和行政费用，2021年同期预扣0万美元并支付0.5万美元[86] 现金储备建立计划 - 自2022年2月起，公司每月从可分配资金中预扣37833美元，逐步建立约230万美元现金储备[88] 信用证与贷款情况 - COERT为公司提供120万美元信用证，用于支付行政费用，若不足，COERT将贷款[89] 单位持有人分配情况 - 2022年7月18日，公司宣布向7月29日登记在册的单位持有人每股分配0.0215美元，8月12日支付[94]

信托权益盈利分配 - 信托净盈利权益可获底层资产油气生产净利润的80%[69] 能源价格变化 - 2022年第一季度末至5月12日，WTI原油现货价格从76.99美元/桶涨至106.13美元/桶，亨利枢纽天然气现货价格从3.66美元/百万英热单位涨至7.25美元/百万英热单位[73] 资本支出计划 - 2022年资本支出计划为600万 - 800万美元，按80%净盈利权益计为480万 - 640万美元，目前预计支出处于该范围高端[74] 业务销售数据变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，石油销售从511.9139万美元增至938.722万美元，增幅83%；天然气销售从123.9309万美元增至370.7288万美元，增幅199%[77] 直接运营费用变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，直接运营费用从578.5万美元增至903.1万美元，增幅56%[77] 净盈利变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，净盈利从57.3448万美元增至419.3538万美元，增幅609%[77] - 2022年第一季度底层资产净盈利330万美元，2021年同期为50万美元，增加280万美元[80] 产量数据变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，石油产量从137369桶降至125837桶，降幅8%；天然气产量从772831立方英尺增至820646立方英尺，增幅6%[78] 实现价格变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，实现的石油价格从37.27美元/桶增至74.6美元/桶，增幅100%；实现的天然气价格从1.6美元/立方英尺增至4.52美元/立方英尺，增幅183%[78] 信托流动性与资金用途 - 信托主要流动性来源为净盈利权益产生的现金流和信用证下的借款能力，现金主要用于向信托单位持有人分配[82] 现金储备建立 - 自2022年2月起，公司每月从可分配资金中扣留37,833美元，逐步建立约230万美元的现金储备[83] 信用证与贷款安排 - COERT为公司提供120万美元的信用证，若现金不足支付行政费用可使用；若超过120万美元，COERT同意贷款[84] 现金持有情况 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司现金分别为275,232美元和67,116美元[84] 行政费用支付 - 公司向受托人支付每年20万美元的行政费用，向特拉华州受托人支付每年2000美元的费用[86] 单位持有人分配情况 - 2022年4月18日，公司宣布向4月29日登记在册的单位持有人每股分配0.0315美元，于5月13日支付[90][93] - 2022年5月16日，公司宣布向5月31日登记在册的单位持有人每股分配0.032美元，预计6月14日支付[90][94] - 2022年4月14日，公司支付3月18日宣布的每股0.016美元的分配，对象为3月31日登记在册的单位持有人[93] 表外安排情况 - 公司无表外安排，未为其他方债务提供担保，无可能导致未合并债务、损失或或有义务的安排[91] 关键会计政策和估计情况 - 2022年第一季度，公司关键会计政策和估计无重大变化[92] 市场风险披露情况 - 作为“较小报告公司”，公司无需提供市场风险的定量和定性披露信息[95]

信托权益与收益分配 - 信托有权获得特定油气生产净利润的80%[45][52] - 每月计算的底层资产石油和天然气生产销售的总净利润的80%，将在下个月底前支付给信托[80] - 2021年和2020年，ConocoPhillips分别占信托“净利润利息收入”计算中底层资产销售额的29%和38%[62] - 2021年9月，赞助商就位于德克萨斯州博登县的部分底层资产的矿权签订租赁协议，预计总收益为82500美元，信托按80%净利润权益计算约为63000美元[88] - 2021年9月，发起人就德州博登县部分底层资产的矿权租赁安排，预计总收入82,500美元，信托净利润权益净额约63,000美元[181] 信托单位发行与持有 - 2011年11月8日信托合并后，Enduro将持有的Enduro Texas有限责任公司权益转换为3300万个信托单位[46] - 2011年11月Enduro完成1320万个信托单位的首次公开募股，发行价为每股22美元[47] - 2013年10月Enduro完成1120万个信托单位的二次发行，发行价为每股13.85美元，发行后Enduro持有860万个信托单位，占已发行和流通信托单位的26%[48] - 截至2022年3月25日，信托有3300万个信托单位流通在外[68] - 发起人持有860万份信托单位，其出售可能对信托单位交易价格产生不利影响[189] 信托协议修订 - 2017年修订信托协议，将出售底层资产需获得的批准门槛从已发行信托单位的75%降至50%[49] 信托资产收购 - 2018年8月31日，COERT完成对底层资产和Enduro持有的所有信托单位的收购[50] 信托费用与储备 - COERT为信托提供120万美元的信用证，用于支付行政费用[56] - 从2022年2月开始，信托每月预留37833美元，逐步建立约230万美元的现金储备[57] - 自2022年2月起，受托人每月从可分配资金中扣留37,833美元，逐步建立约230万美元的现金储备[171] 信托解散条件 - 信托将在满足特定条件时解散，如至少75%的流通信托单位持有人投票赞成等[58][64] - 若信托连续两年每年从净利润权益获得的现金收益少于200万美元，受托人须出售净利润权益并解散信托[183] - 若至少75%的流通信托单位持有人批准出售或投票解散信托，受托人须出售净利润权益并解散信托[183] 信托单位持有人会议 - 信托受托人或持有至少10%流通在外信托单位的信托单位持有人可召集信托单位持有人会议[75] - 信托单位持有人会议需有代表多数流通在外信托单位的持有人出席或代表出席才能达到法定人数[75] - 一般事项经有法定人数出席的会议上亲自或通过代理人出席的多数信托单位的赞成票即可批准或否决；出售底层资产需至少75%流通在外信托单位持有人的赞成票；2017年修订后，出售底层资产的批准门槛从75%降至50%[76] 赞助商相关权益与限制 - 赞助商可预留用于批准的开发支出项目的金额总计不超过200万美元[85] - 赞助商可在未经信托单位持有人同意的情况下，要求受托人释放与前12个月占底层资产总产量小于或等于0.25%的任何租约相关的净利润权益，但12个月内此类释放的净利润权益对信托的总公允价值不得超过50万美元[88] - 发起人有权放弃不再产油或出于健康、安全、环境原因的标的财产权益，相应净利润权益也会放弃[90] - 发起人需维护账簿记录，每月和每年向受托人提供净利润计算表，受托人有权检查[91] - 发起人可要求受托人释放占前12个月底层资产总产量0.25%或以下的租赁相关净利润权益，12个月内释放的净利润权益总公允价值不超50万美元[181] 税务相关 - 美国联邦个人普通收入最高边际所得税税率为37%，长期资本收益和合格股息最高边际所得税税率为20%，公司最高边际所得税税率为21%[97] - 美国联邦税法第1411条对个人、遗产和信托的某些投资收入征收3.8%的医疗保险税，对某些免税组织征收1.4%的税[99] - 若纳税人处置“第1254条财产”且调整后基础包含损耗扣除调整，需将损耗扣除额作为普通收入收回[100] - 信托被视为授予人信托，不缴纳美国联邦所得税，信托单位持有人按比例承担信托资产的收入、收益、扣除和费用[95] - 信托按月度记录日期的记录所有权分配收入、收益、损失、扣除和信贷项目，可能遭税务机关异议[96] - 信托被视为非抵押广泛持有的固定投资信托（WHFIT），受托人提供通用税务信息手册[102][103] - 若美国国税局认定信托不是“授予人信托”，信托可能面临更复杂、成本更高的税务报告要求，减少可分配给信托单位持有人的现金[220][221] - 信托单位持有人需对其在信托收入中的份额纳税，即使未收到现金分配，出售信托单位的部分收益可能按普通收入征税[225][226] 环境法规影响 - 发起人油气勘探和生产业务受严格环境法律法规约束，不遵守会受制裁，增加成本影响盈利[106][107] - 《综合环境响应、赔偿和责任法》（CERCLA）和《资源保护和回收法》（RCRA）等法规对发起人业务产生影响，部分废物分类可能改变[109][110] - 2018年，美国环保署完成对油气废水处理和排放的研究，可能导致第437部分下采出水排放要求的变化[112] - 2020年，美国环保署和美国陆军工程兵团发布最终规则，缩小了“美国水域”的定义；2021年8月，该规则被法院撤销，相关机构恢复使用2015年之前的定义；2021年12月发布拟议规则，预计2022年发布最终规则[115] - 美国陆军工程兵团全国许可证当前有效期至2026年2月，现政府有意重新审视，蒙大拿州联邦法院正在审理对NWP 12的挑战[116] - 2016年12月，美国环保署发布关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告，未发现广泛、系统性影响，但承认存在信息差距[118] - 2015年3月，美国土地管理局发布最终规则，对联邦和部落土地上的水力压裂作业制定新的或更严格的标准；2015年9月被法院初步禁令阻止执行，2016年6月被最终裁定废除；2017年12月，该规则被正式撤销[118] - 2012年8月，美国环保署发布最终规则，将新源性能标准和国家危险空气污染物排放标准扩展到某些勘探和生产作业，要求2015年1月1日后建设或重新压裂的所有水力压裂气井使用减排完井[119] - 2015年10月，美国环保署将臭氧国家环境空气质量标准从75亿分之一降至70亿分之一；2020年12月，保留2015年的标准未作修订[123] - 2015年12月，美国环保署最终确定规则，将新源纳入温室气体监测和报告规则范围；2016年6月发布最终规则，要求运营商减少2015年9月18日后建设、改造或重建的某些油气设施的甲烷排放[125] - 2020年最终规则取消了根据新源性能标准控制甲烷排放的义务，但2021年6月30日的国会审查法案决议重新恢复了对新的、改造的和重建的油气源甲烷的监管[125] - 2021年11月15日，美国环保署发布拟议规则，将首次根据《清洁空气法》为现有油气源制定甲烷排放控制指南，计划在2022年底前将其作为最终规则通过[125] - 美国于2020年11月4日退出《巴黎协定》，2021年2月重新加入，但相关排放承诺尚未更新[127] - 拜登政府要求审查上届政府颁布的可能与保护公共健康和环境目标不一致的法规等，跨部门工作组预计2022年初发布温室气体社会成本相关建议[128] - 对公司设备和运营实施温室气体报告义务或限制排放的法规，可能使公司承担减排成本或影响天然气需求[129] - 特朗普政府2020年修订《国家环境政策法》相关法规，拜登政府正在进行初步修订，后续还将进行更全面修订[131] - 特朗普政府2019年修订《濒危物种法》相关法规，拜登政府已撤销其中一项规则并打算修订其他规则[132] - 2016年11月，美国内政部土地管理局发布最终规则减少联邦和部落土地油气作业中的甲烷排放，2017年12月暂时暂停或推迟部分要求至2019年1月，2018年9月修订或撤销部分条款[205] - 超三分之一的州已开始采取行动控制和/或减少温室气体排放，主要通过制定温室气体排放清单和/或区域温室气体总量控制与交易计划[206] - 2020年11月4日美国退出巴黎协定，2021年2月重新加入，重新加入协定及相关承诺是否会产生新监管要求尚不确定[207] - 2012年美国环保署采用联邦新污染源性能标准，要求减少某些压裂和再压裂天然气井的挥发性有机化合物排放，2016年6月采用甲烷规则控制特定油气源的温室气体排放[212] - 2016年12月美国环保署发布水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告，未发现其对饮用水有广泛、系统性影响，但承认存在信息缺口[211] - 2014年12月纽约州州长宣布维持该州水力压裂禁令，部分地方政府（如得克萨斯州）对城市范围内的钻井许可证实施暂停措施[213] 市场因素影响 - 油价和天然气价格波动，低价会减少公司收益和向信托单位持有人的现金分配[137][139] - 新冠疫情及其相关经济动荡已影响并可能继续不利影响公司收益和季度现金分配[137][144] - 实际储量和未来产量可能低于当前估计，会减少信托现金分配和信托单位价值[137] - 欧佩克和其他石油出口国设定和维持产量水平的能力，会显著影响油气商品价格，进而减少可分配给信托单位持有人的现金[137] - 公司未就预计为信托生产的油气量签订对冲合同，现金分配受油气价格变化影响波动更大[143] - 新冠疫情导致全球经济收缩，油气行业低迷，2020年初以来西德克萨斯中质原油现货价格波动大，油气价格预计将持续波动[145] - 若油气商品价格持续波动且低于历史水平，向信托单位持有人的月度现金分配将大幅低于历史分配，某些时期可能无分配[146] - OPEC和其他石油出口国设定和维持产量水平的能力和意愿对油气商品价格有重大影响，可能减少可分配给信托单位持有人的现金[151] 运营风险与挑战 - 截至2021年12月31日，标的物业的所有油井均由第三方运营商运营，赞助商对这些物业运营的影响力和控制力有限[152] - 开发和生产油气井成本高、风险大，存在诸多不确定性，可能导致未来分配给信托单位持有人的资金减少[154] - 设备、服务和合格人员短缺会增加开发和运营标的物业的成本，减少可分配给信托单位持有人的现金[158] - 信托利润分配依赖于集输、运输和加工设施的使用，这些设施可用性受限会影响油气销售，减少信托收入和分配[159] - 标的物业运营集中在得克萨斯州、路易斯安那州和新墨西哥州，这些地区的不利发展会对运营结果和现金流产生重大影响[160] - 标的物业的储量是消耗性资产，产量会随时间减少，信托无法获取其他油气资产来替代，分配给信托单位持有人的现金将减少[162] - 信托间接承担底层资产80%的成本和费用，会减少可分配现金[167] - 若底层资产的直接运营和开发费用等超过毛利润，信托可能无法获得净利润及进行现金分配[168] - 底层资产价格与基准价格的差异增加，可能降低信托利润、现金分配和信托单位价值[166] - 发起人债务协议的限制可能影响其履行对信托的义务[174] - 发起人或第三方运营商破产可能阻碍油井运营和已探明未开发储量的开发，影响信托分配和净利润权益价值[175] - 信托单位持有人执行净利润权益条款的能力有限，发起人对信托的责任也有限[186] - 若公司连续30个交易日的平均收盘价低于1美元，将不符合纽交所最低价格要求，有6个月的补救期，若未达标将被摘牌[187] - 2020年9月25日信托收到纽交所通知，称其不符合最低价格要求，2021年2月26日恢复合规，但可能无法维持[188] - 网络攻击或电信、信息技术系统故障可能导致信息被盗、数据损坏，严重扰乱公司业务运营，影响公司声誉、财务状况和经营业绩[216][217][218][219] 储量与产量数据 - 截至2021年12月31日，标的资产已探明储量为1.25亿桶油当量，其中已探明开发储量的体积和PV - 10值占比分别为83%和88%[231] - 截至2021年12月31日，发起人在二叠纪盆地和东得克萨斯/北路易斯安那地区的标的资产中分别持有约22%和16%的平均工作权益，以及约18%和12%的平均净收入权益[232] - 2021年已生产的标的资产中，信托净利润权益的石油储量为269万桶、天然气储量为6220万立方英尺、总储量为372.7万桶油当量，PV - 10值为7733万美元；标的资产的石油储量为741.1万桶、天然气储量为1.6807亿立方英尺、总储量为1021.2万桶油当量，PV - 10值为9666.2万美元[237] - 2020年已生产的标的资产中，信托净利润权益的石油储量为219.6万桶、天然气储量为5404万立方英尺、总储量为309.7万桶油当量，PV - 10值为2859.8万美元；标的资产的石油储量为699.5万桶、天然气储量为1.7117亿立方英尺、总储量为984.8万桶油当量，PV - 10值为3574.7万美元[237] - 2021年估算储量使用的油价为每桶66.56美元，天然气价格为每百万立方英尺3.60美元；2020年油价为每桶39.57美元，天然气价格为每百万立方英尺1.99美元；2019年油价为每桶55.69美元，天然气价格为每百万立方英尺2.58美元[241] - 2021年，标的资产的已探明未开发储量增加220万桶油当量，原因是二叠纪盆地已登记的非作业页岩井数量增加，部分被路易斯安那州海恩斯维尔页岩已登记非作业井的估计储量小幅减少所抵消[242]

市场价格变化 - 2021年前三季度标的物业开发活动前景改善，WTI原油现货价格从2020年12月31日的48.52美元/桶涨至2021年11月10日的81.34美元/桶[76] - 2021年第三季度与2020年同期相比，石油实现价格61.6美元/桶，增长97%；天然气实现价格2.54美元/千立方英尺，增长92%[83] - 2021年前九个月，实现石油价格为每桶48.39美元，较2020年同期下降5%；实现天然气价格为每千立方英尺2.13美元，较2020年同期增加20%[87] 资本支出预计 - 2021年资本支出预计为200 - 400万美元，按80%净利润权益计算，公司预计为160 - 320万美元，且预计处于该区间高端[77] 毛利变化 - 2021年第三季度与2020年同期相比，石油销售毛利721.2993万美元，增长292%；天然气销售毛利221.0735万美元，增长422%；总毛利942.3728万美元，增长316%[80] 成本费用变化 - 2021年第三季度与2020年同期相比，租赁运营费用453万美元，增长169%；压缩、集输和运输费用75.1万美元，增长429%；生产、从价税和其他税费87.3万美元，增长411%；开发费用91.1万美元，增长1722%；总成本706.5万美元，增长245%[80] - 2021年第三季度，公司一般及行政费用预扣100万美元，支付20万美元；2020年同期预扣10万美元，支付10万美元[84] - 2021年第三季度，石油销售增加540万美元，天然气销售增加180万美元；租赁运营费用增加280万美元，压缩、集输和运输成本增加60万美元，生产、从价税和其他税费增加70万美元，开发费用增加90万美元[84] - 2021年前九个月，石油销售减少110万美元，天然气销售增加190万美元；租赁运营费用增加140万美元，压缩、集输和运输成本增加90万美元，生产、从价税和其他税费增加110万美元，开发费用增加40万美元[88] 净利润及可分配收入变化 - 2021年第三季度与2020年同期相比，净利润235.8728万美元，增长992%；可分配给净利润权益的净利润188.6982万美元，增长992%；可分配收入42.9万美元，增长242%[80] - 2021年前九个月，公司净利润为389.081万美元，较2020年同期的695.6269万美元下降44%；可分配收入为42.9万美元，较2020年同期的502.359万美元下降91%[85] - 2021年第三季度标的物业净利润240万美元，2020年同期为20万美元，增加220万美元[83] 累计缺口消除情况 - 截至2021年6月30日，累计净利润权益缺口0.5万美元和累计未偿还发起人预付款0.8万美元在2021年第三季度被消除[80] 历史净利润权益缺口情况 - 2020年8 - 9月无向信托单位持有人的分配，截至2020年8月30日，净利润权益缺口总计270万美元，截至2020年9月30日降至约220万美元[81] 产量变化 - 2021年第三季度与2020年同期相比，石油产量11.7087万桶，增长98%；天然气产量86.895万立方英尺，增长170%；总产量26.1912桶油当量，增长132%[83] - 2021年前九个月，石油产量为38.7074万桶，较2020年同期下降1%；天然气产量为255.9261万立方英尺，较2020年同期增加27%[87] 现金及未偿还预付款情况 - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司现金分别为1091美元和29639美元；截至2021年9月30日和2020年12月31日，未偿还预付款分别为0美元和348821美元[91][92] 股东及单位持有人分配情况 - 2021年10月18日，公司宣布向2021年10月29日登记在册的股东每股分配0.027美元，预计于2021年11月15日支付[97] - 2021年10月15日，向2021年9月30日登记在册的信托单位持有人支付了2021年9月17日宣布的每单位0.021美元的分配款项[100] - 2021年10月18日，信托宣布向2021年10月29日登记在册的单位持有人分配每单位0.027美元，预计于2021年11月15日支付[100] 行政费用情况 - 公司每年向受托人支付20万美元行政费用，向特拉华州受托人支付2000美元费用[93] 表外安排及交易情况 - 公司没有表外安排，也没有与未合并实体或个人的交易、安排或其他关系[98][94]