净盈利权益计算相关 - 2025年4月净盈利权益计算代表2025年1月石油产量和2024年12月天然气产量，包含2025年2月应计成本[2] 净盈利缺口与分配情况 - 累计未偿净盈利缺口从上月约110万美元降至本月约60万美元，2025年5月不向4月30日登记在册的信托单位持有人支付分配款项[3] - 本月净盈利累计缺口将从下月净盈利权益计算中扣除，信托在累计净盈利缺口消除前不会获得收益[8] 净盈利权益收入情况 - 本月若排除当前缺口，净盈利权益收入约为50万美元，即每单位0.015941美元[3] 油气销售数据 - 本月石油销售37927桶，日均1264桶，平均井口价格72.92美元/桶；天然气销售379445立方英尺，日均12240立方英尺，平均井口价格2.66美元/立方英尺[5] - 上月石油销售37097桶，日均1197桶，平均井口价格75.52美元/桶；天然气销售474050立方英尺，日均15802立方英尺，平均井口价格1.90美元/立方英尺[5] 油气现金收入情况 - 本月石油现金收入280万美元，天然气现金收入100万美元，较上月增加10万美元[5][6] 费用与支出情况 - 总应计运营费用较上期减少20万美元至210万美元，资本支出维持在100万美元[7] 净盈利预期情况 - 基于当前商品价格，赞助商预计基础资产在2025年恢复产生正净盈利[8] 定期分配金额影响因素 - 信托定期分配金额预计会因实际产量、油气价格、资本支出金额和时间、管理费用等因素波动[9]

信托单位发行与持有情况 - 2011年11月8日，Enduro Texas与信托合并，Enduro持有的Enduro Texas有限责任公司权益转换为3300万个信托单位[47] - 2011年信托首次公开发行1320万个信托单位，发行价为每个单位22美元[48] - 2013年10月，Enduro完成二次发行1120万个信托单位，发行价为每个单位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%[49] - 2018年8月31日，COERT收购基础资产和Enduro持有的所有流通信托单位[51] - 截至2025年3月19日，公司有3300万个信托单位流通在外[70] - 截至2025年3月18日，发起人持有7363961个信托单位，2022年7月7日注册声明生效后，发起人已根据规则出售约120万个信托单位[207] 信托协议修订与相关规定 - 2017年9月，信托协议修订，将出售相关资产所需的批准门槛从持有75%流通信托单位的持有人降至50%[50] - 信托在特定情况下将解散，如经至少75%流通信托单位持有人批准出售净利润权益、连续两年年现金收益低于200万美元等[64] - 信托受托人或持有至少10%流通信托单位的信托持有人可召集信托持有人会议[78] - 信托持有人会议需有代表多数流通信托单位的持有人亲自出席或委托代表出席才能构成法定人数[78] - 需至少75%流通信托单位持有人的赞成票才能解散信托、修订信托协议或批准出售公司全部资产[79] - 2017年9月修订信托协议后，出售标的物业权益的批准门槛从75%降至50%[80] 资产出售情况 - 2023年5月3日，Sponsor通知出售二叠纪盆地部分资产，总价约670万美元，7月19日获信托单位持有人批准，8月9日完成出售[52] - 2023年5月，发起人出售约30万美元无生产、无现金流的土地，相关收益已计入8月14日分配[93] - 2023年5月，发起人向一家私人石油公司出售约30万美元的非生产性、无现金流的土地[197] 财务支持与现金储备 - COERT为信托提供120万美元信用证用于支付行政费用，若不足则同意贷款[57] - 2022年2月至2023年3月，受托人扣留37833美元，2023年4月起每月扣留50000美元以建立约230万美元现金储备，截至2024年12月31日，现金储备达1241386美元[58] - 2022年2月至2023年3月，受托人扣留37,833美元，自2023年4月起每月扣留50,000美元以建立约230万美元的现金储备，截至2024年12月31日，累计现金储备余额为1,241,386美元[186] 销售占比情况 - 2024年和2023年，Pioneer Natural Resources USA销售占比分别为23%和18%，Phillips 66分别为18%和23%，Holly Frontier分别为10%和9%[63] 收益分配与计算 - 每月计算的标的物业油气销售总净利润的80%将在次月月底前支付给信托[84] - 净收益计算中扣除的成本将被某些抵销金额减少，若抵销金额超过成本，超额部分可递延至下月使用[87] 会计方法与税务情况 - 信托使用修正现金制会计方法报告净利润收入和费用支出[90] - 美国联邦个人普通收入最高边际税率为37%，长期资本收益和合格股息最高边际税率为20%[103] - 美国联邦企业最高边际税率为21%，适用于普通收入和资本收益[103] - 美国联邦税法第1411条对特定投资收入征收3.8%的医疗保险税，对免税组织征收1.4%[104] - 处置“第1254条财产”时，纳税人需将耗竭扣除额作为普通收入收回[105] - 受托人认为信托为非抵押广泛持有的固定投资信托，代表将按规定提供税务信息[107] - 信托财务报表按修正现金制会计基础编制，与美国公认会计原则编制的报表不同[203] - 若IRS认定信托不符合美国联邦所得税“授予人信托”条件，信托将面临更复杂昂贵的税务报告要求，减少可分配现金[154] - 若IRS认定信托非“授予人信托”，将面临更复杂昂贵的税务报告要求，可能减少向信托单位持有人分配的现金[236] - 若信托按合伙企业处理，自2017年12月31日后开始的纳税年度，将适用新审计程序，可能对信托征收实体税[238] - 信托单位持有人需对信托收入份额纳税，即使未收到现金分配[241] - 出售信托单位的部分收益可能按普通收入征税[243] - 信托每月按月度记录日的信托单位所有权分配收入、收益、损失和扣除项目，可能遭IRS质疑[244] 环保法规情况 - 发起人油气勘探和生产业务受严格环保法律法规约束，不遵守将面临制裁[111] - 发起人认为其基本符合现有环保法规，持续合规不会对信托单位持有人现金分配产生重大不利影响[111] - 环保法规趋势趋于严格，可能对发起人开发费用、经营成果和财务状况产生重大不利影响[111] - 2018年EPA完成油气废水处理和排放研究，可能改变第437部分产出水排放要求[116] - 2023年EPA和USACE发布“2023规则”，后因最高法院判决修订，该规则在约一半州生效，另一半州被禁止[119] - NWP 12将于2026年3月到期并更换新版本，目前面临联邦法院挑战[120] - 2025年2月USACE开始实施紧急许可程序，能源项目获得第404号许可证时间可能大幅缩短[121] - 2016年12月EPA发布水力压裂对饮用水资源潜在影响报告，未发现广泛系统性影响，但存在信息缺口[123] - 2024年4月BLM发布最终规则，减少联邦和美国印第安人租赁土地上油气生产活动中天然气浪费[123] - 2012年和2016年EPA采用联邦新源性能标准，要求减少特定天然气井挥发性有机化合物和二氧化硫排放[127] - 2024年EPA通过最终规则，直接监管2022年12月后新建或改造油气源挥发性有机化合物和甲烷排放[127] - 2024年2月EPA宣布最终规则，将细颗粒物年标准从每立方米12微克降至每立方米9微克[128] - 2015年10月EPA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[128] - 2024年EPA通过最终规则，直接监管新油气源的挥发性有机化合物和甲烷排放，现有油气源排放指南预计2029年合规[132] - 《2022年降低通胀法案》规定，对年二氧化碳当量排放量超25000吨的油气设施征收废物排放费，2024年甲烷排放收费为每吨900美元，后续年份将涨至每吨1200美元和1500美元[134] - 2025年3月14日，特朗普签署决议，根据《国会审查法》废除EPA 2024年废物排放费规则[134] - 基础资产运营受环境法律法规约束，违反规定可能导致处罚和运营受限[211] - 基础资产运营受复杂法律法规约束，合规成本增加可能影响公司现金流[217] - 2024年EPA通过最终规则，直接监管新油气源挥发性有机化合物和甲烷排放，现有油气源排放指南预计2029年实施[222] - 2022年《降低通胀法案》规定，2024年起对年二氧化碳当量排放量超25000吨的油气设施收废排放费，2024年每吨900美元，后续提至1200美元和1500美元[223] - 2024年3月SEC发布最终规则，要求特定上市公司披露气候相关数据，2025年2月SEC表示将重新审视该规则[226] - 气候变化法律法规或增加公司运营成本、减少油气需求，气候变化的物理影响可能扰乱生产并导致成本增加[220] 市场风险与影响因素 - 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[145][153] - 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[145] - 第三方运营商运营底层资产所有油井，公司无法控制开发时机、成本和产量[148] - 开发和生产油气成本高、风险大，设备、服务和人员短缺会增加成本，减少可分配现金[148] - 信托单位价值可能因底层资产产权缺陷而受损[148] - 网络攻击或信息技术系统故障可能导致信息被盗、数据损坏，严重扰乱公司或受托人运营[151] - 能源市场波动使准确预测油气价格走势极为困难，价格大幅或持续下跌会减少公司利润和可分配现金[157] - 商品价格下降可能导致部分油井成本超过收入，运营商或决定关闭或废弃油井，减少未来现金分配[158] - 公司未签订油气套期保值合同，产量未套期保值，可分配现金量可能因价格变化波动更大[159] - 实际储量和未来产量可能低于当前估计，会减少公司现金分配和信托单位价值[160] - OPEC及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价格有重大影响，可能减少可分配现金[163] - 第三方运营商运营底层资产所有油井，公司对运营的影响力和控制力有限，可能影响产量和收入[165] - 开发和生产油气成本高、风险大，存在诸多不确定性，可能导致未来产量下降和收入减少[168] - 设备、服务和合格人员短缺会增加开发和运营成本，减少可分配现金[172] - 底层资产油气储量是消耗性资产，产量会随时间减少，且公司不能收购其他资产替代，可分配现金将下降[177] - 信托间接承担底层资产相关成本和费用的80%，会减少可分配给信托单位持有人的现金[182] - 若底层资产运营商破产，可能导致储量产量下降和信托单位持有人分配减少[193] - 若发起人破产，法院可能将净利润权益视为破产财产，信托可能成为无担保债权人[194] - 发起人可在未经信托单位持有人同意的情况下，转让全部或部分底层资产[196] - 发起人可要求受托人释放占前12个月底层资产总产量不超过0.25%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过50万美元[197] - 若信托每年从净利润权益获得的现金收益连续两年低于200万美元，受托人必须出售净利润权益并解散信托[199] - 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，受托人必须出售净利润权益并解散信托[199] - 信托由受托人管理，信托单位持有人需多数投票才能更换受托人，且需特殊会议[201] - 截至最近完成的第二财季末，非关联方持有的信托单位价值低于2.5亿美元，公司为较小报告公司[204] - 30个交易日内平均收盘价低于1美元，公司将不符合纽交所最低价格要求，最近一次发生在2020年，2025年3月18日结束的30个交易日内，信托单位收盘价在1.395 - 1.55美元之间[206] - 若公司无法满足纽交所持续上市要求，纽交所可能将信托单位摘牌，摘牌后股份可能转至场外交易市场[206] - 公司间接承担发起人支付的所有成本和费用的80%，包括环境合规和相关负债成本[215] - 公司承担基础资产运营方遵守法律法规成本的80% [217] - 网络攻击或信息技术系统故障可能导致公司信息被盗、数据损坏和业务运营严重中断[231] 适用价格情况 - 2024年适用价格为每桶石油75.48美元，每千立方英尺天然气2.130美元[162] 公司上市相关情况 - 较小报告公司可享受某些减少的治理和披露要求，如审计师无需对财务报告内部控制有效性进行鉴证[204]

石油和天然气产量 - 2025年1月的净收益计算显示，2024年10月的石油产量为36,977桶，2024年9月的天然气产量为386,922 Mcf[2] 现金收入和支出 - 当前月的石油现金收入为280万美元，较上月增加20万美元，天然气现金收入为60万美元，较上月减少10万美元[5][6] - 总运营费用从上期的240万美元减少至220万美元，资本支出从上期的340万美元减少至290万美元[7] 资本支出和分配 - 由于资本支出增加，2025年1月的直接运营和开发费用超过现金收入，导致约130万美元的短缺，因此2025年2月将不向股东支付月度分配[3] - 公司预计未来月度资本支出可能超过2024年及之前时期的平均水平，这可能减少可用于分配的现金[10] 净收益和财务状况 - 累计净收益短缺目前约为220万美元，公司预计在2025年恢复正净收益[8]

生产和销售情况 - 公司7月原油产量为52,287桶，天然气产量为1,105,204千立方英尺[2] - 7月原油平均售价为79.43美元/桶，天然气平均售价为2.44美元/千立方英尺[2] - 7月原油现金收入为4.2百万美元，天然气现金收入为2.7百万美元[2][3] - 新增5口佩米安盆地和2口海耶斯维尔盆地油气井产生首次收入[3] 未来资本支出和利润分配 - 预计未来12个月资本支出将增加，公司从本月净利润中预留50万美元作为未来开发费用准备[4] - 未来分配取决于油气价格波动、资本支出和管理费用等因素[6]

底层资产开发与资本支出 - 2024年前九个月底层资产开发活动较2023年同期增长超150%[48] - 2024年资本支出预期从500万 - 900万美元修订为1800万 - 2300万美元（信托净利润权益净额为1440万 - 1840万美元）[50] - 2024年剩余预期资本支出将集中在二叠纪和海恩斯维尔地区[50] 地区项目运营情况 - 海恩斯维尔地区一运营商近期启动钻探项目预计2025年开始销售[50] - 海恩斯维尔地区由Large Cap E&P 4运营的四口井在2024年第三季度开始产生收益[54] 租赁运营支出与生产情况 - 截至2024年9月30日前九个月租赁运营支出较2023年同期持续下降[51] - 部分传统生产资产面临运营成本和生产问题能否恢复前期状况尚不清楚[51] - 2024年9月30日前九个月新生产和收入抵消传统资产产量下降[51] 赞助商情况 - 赞助商有足够资本和流动性应对运营和资本支出[51] 资产处置计划 - 未来几个季度可能对部分或全部底层资产进行剥离和/或租赁[52] 不同时期销售额与成本盈利情况 - 2024年第三季度石油销售额为1457.7415万美元较2023年同期增长27%[56] - 2024年第三季度天然气销售额为295.078万美元较2023年同期增长19%[56] - 2024年第三季度总成本为963.8万美元较2023年同期降低10%[56] - 2024年第三季度净盈利为789.0195万美元较2023年同期增长121%[56] - 2024年第三季度可分配收入为151.8万美元较2023年同期降低39%[56] - 2024年前三季度石油销售额为4003.7899万美元较2023年同期增长34%[64] - 2024年前三季度天然气销售额为732.9539万美元较2023年同期降低24%[64] - 2024年前三季度总成本为4429.4万美元较2023年同期增长56%[64] - 2024年前三季度净盈利为321.9838万美元较2023年同期降低72%[64] - 2024年前三季度可分配收入为151.8万美元较2023年同期降低83%[64] 信托费用相关 - 2024年前9个月信托扣留50万美元支付70万美元用于一般和管理费用2023年前9个月扣留120万美元支付80万美元用于一般和管理费用[69] - 2022年2月起每月扣留37833美元构建约230万美元现金储备2023年4月起每月扣留50000美元构建储备截至2024年9月30日已扣留1091386美元[71] - 截至2024年9月30日和2023年12月31日信托分别有1808446美元和1394697美元用于未来信托费用[72] - 信托支付受托人每年20万美元行政费用特拉华受托人每年2000美元[76] 信托其他情况 - 信托没有表外安排[78] - 2024年前9个月信托关键会计政策或估计无重大变化[79] - 信托不需要提供市场风险的定量和定性披露[80]

收入和产量 - 公司本月收到的原油现金收入为7.9百万美元，较上月增加4.5百万美元，主要是因为包括15口新的Permian油井的产量和收入[6] - 公司本月收到的天然气现金收入为1.4百万美元，较上月增加0.4百万美元，部分原因也是因为上述15口新Permian油井的产量和收入[7] - 本月原油产量为97,721桶，天然气产量为961,635千立方英尺[5] - 本月原油实现价格为每桶80.84美元，天然气实现价格为每千立方英尺1.46美元[5] 费用和资本支出 - 本期总计提运营费用为3.2百万美元，较上月增加0.4百万美元[8] - 资本支出较上期减少0.5百万美元至0.4百万美元[8] 现金分配 - 本月分配给单位持有人的现金分红为每单位0.011美元[2] - 公司预计未来将继续按月进行现金分配[9] 其他 - 公司本月收回了约330万美元的累计净利润权益短缺和约70万美元的之前垫付的管理费用[3]

财务表现 - 油气销售总额增加63%，达1844.55万美元[78] - 原油销售额增加82%，达1575.50万美元[78] - 天然气销售额保持稳定，为269.06万美元[78] - 油气销售收入增加17%，其中油品销售收入增加39%，天然气销售收入下降39%[93] 资本支出和投资 - 资本支出大幅增加，预计2024年全年资本支出将达1800万至2300万美元，其中1440万至1840万美元归属于信托[68] - 2024年下半年资本支出预计将大幅下降，主要由于页岩气区域活动下降以及页岩油区域活动趋于平稳[67] - 信托持续关注潜在的资产剥离和租赁机会，以获取额外收益[70] - 部分新井已开始产生收益，但仍有多个项目正在施工或前期准备阶段[74] 运营成本 - 租赁运营费用增加34%，压缩、集输和运输费用增加102%，生产、从价税和其他税费增加40%[94] - 开发费用增加280%，主要由于在Permian地区钻井和完井成本增加[94,106] - 由于运营和开发费用超过收入，导致可分配利润为负，未向信托单位持有人分配利润[96] 产量和价格 - 油气产量分别增加42%和33%，但油价下降2%，天然气价格下降54%[97,98,99] 流动性和融资 - 信托继续保持充足的资金和流动性，以满足运营和资本支出需求[69] - 公司的主要流动性来源是净利润权益产生的现金流和信用证额度[108] - 公司可能会从任何人那里借款支付管理费用和偶发费用，包括受托人、特拉华州受托人或其关联方[110] - 公司已获得120万美元的信用证额度用于支付日常管理费用，如果需要超过120万美元的额度COERT也同意向公司贷款[110] - 公司持有的现金可能会被用作未来负债的储备金，截至2024年6月30日已累计储备991,386美元[109] 其他 - 通胀压力有所缓解，但部分老旧资产的运营成本和产量问题仍待解决[69] - 公司无任何表外安排[115] - 公司的披露控制和程序被认为是有效的[119,120] - 公司在2024年第二季度的内部控制未发生重大变化[121]

未支付分配金额 - 本月未支付给受益人的分配金额约为1.9百万美元[2] 累计净利润 - 当前月的累计净利润亏损约为450万美元[3] 销售量和现金收入 - 当前月的原油和天然气销售量分别为100,185桶和354,556 Mcf，较上月分别增加68,505桶和152,731 Mcf[4] - 当前月的原油和天然气现金收入分别为780万美元和1.1百万美元，较上月分别增加550万美元和700万美元[4] 应付运营费用 - 当前月的累计应付运营费用为290万美元，较上月增加40万美元[6] 资本支出 - 本月资本支出为85百万美元，较上月增加66百万美元[6] 租赁土地 - 本月赞助商向两家私人石油公司租赁了约100万美元的非生产、非现金流动的土地[7] 预期净利润 - 预计基于当前商品价格，Underlying Properties将在2024年晚些时候开始产生正面净利润[8] 未来资本支出 - 未来月度资本支出可能超过2023年和之前的平均水平，这可能会减少可分配给受益人的现金金额[12]

资本支出与开发活动 - 2024年第一季度，基础资产上的开发活动同比下降超过50%，主要由于商品价格波动导致运营商减少活动[73] - 2024年资本支出预计保持在500万至900万美元之间，净收益权益部分为400万至720万美元[74] - 2024年第一季度，Midland地区由大型资本运营商1号运营的9口井中，8口已投产，1口正在钻井中，累计资本支出为480.3万美元[80] - Haynesville地区由大型资本运营商4号运营的5口井正在钻井中，累计资本支出为278.2万美元[80] - 2024年资本支出主要集中在Permian盆地，主要由大型公共运营商进行[74] - 2024年第一季度开发费用增加18%至307.3万美元，主要用于Permian地区新井的钻探和完井成本[89] 商品价格波动 - 西德克萨斯中质原油价格从2023年12月31日的71.89美元/桶上涨至2024年5月6日的80.10美元/桶[73] - 亨利港天然气现货价格从2023年12月31日的2.58美元/MMBtu下降至2024年5月6日的1.88美元/MMBtu[73] - 2024年第一季度天然气实现价格下降63%至2.37美元/Mcf，石油实现价格下降3%至84.14美元/桶[83] 收入与成本 - 2024年第一季度净利润为21.17万美元，较2023年同期的487.1万美元下降96%[82] - 2024年第一季度石油销售额为970.55万美元，与2023年同期基本持平，天然气销售额下降62%至168.82万美元[82] - 2024年第一季度总成本增加20%至1118.2万美元，主要由于租赁运营费用增加16%至660.8万美元[82] - 2024年第一季度压缩、收集和运输成本增加152%至59.9万美元，主要由于Permian盆地运营商的调整[89] 产量与运营 - 2024年第一季度石油产量增长3%至115,343桶，天然气产量增长3%至711,124 Mcf[83] - 2024年第一季度，Midland地区由大型资本运营商1号运营的2口井和Delaware地区由私募基金支持的私人运营商1号运营的9口井开始产生收入[80] - 2024年第一季度，Midland地区由大型资本运营商1号运营的6口井完成产权工作，开始释放生产和收入[80] 财务状况 - 2024年第一季度公司未向股东分配利润，因累计净利润缺口导致净利润为负[84] - 截至2024年3月31日，公司现金储备为153.33万美元，较2023年底的139.47万美元有所增加[89] - 2024年第一季度公司未向现金储备中扣款，因净利润缺口导致无可用资金[88] 资产剥离与租赁机会 - 2024年可能存在基础资产的剥离或租赁机会，特别是石油加权资产[76]

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]