资产收购与出售 - 2021年2月26日完成Guidon收购，获得约32,500净英亩土地，代价为1068万股公司普通股和3.75亿美元现金[173] - 2021年3月17日完成对QEP的收购，增加约49,000净英亩土地，向原QEP股东发行约1212万股普通股，总价值约9.87亿美元[174] - 2021年5月3日签署协议出售约95,000净英亩Williston盆地资产，售价约7.45亿美元，预计2021年第三季度末完成交易[176] - 2021年6月3日和7日完成出售非核心二叠纪资产，包括超7000净英亩非核心南米德兰盆地土地和约1300净英亩非核心、非运营的特拉华盆地资产，总价8200万美元[177] 债券发行与赎回 - 2021年3月24日完成债券发行，净收益21.8亿美元，用于回购QEP债券和2025年高级债券，预计每年节省利息成本约4000万美元[178] - 2021年6月赎回剩余1.91亿美元本金的Energen 4.625%高级债券[180] - 2021年7月23日选择赎回2025年到期的5.375%高级债券，本金4.32亿美元，赎回价格为面值的102.688%加应计利息[181] - 2021年3月，公司发行2023年、2031年和2051年票据，净收益21.8亿美元，扣除2400万美元债务发行成本和折扣[246] - 2021年3月，公司回购约16.5亿美元QEP票据，现金对价17亿美元，债务清偿损失约4700万美元；回购3.68亿美元2025年高级票据，现金对价3.81亿美元，债务清偿损失1400万美元[248][249] - 2021年6月，公司赎回剩余1.91亿美元2021年9月1日到期的Energen 4.625%优先票据[253] - 2021年7月23日，公司选择于8月24日赎回全部2025年到期的5.375%优先票据，本金总额4.32亿美元，赎回价格为面值的102.688%加应计利息[254] 财务关键指标 - 2021年第二季度净收入3.11亿美元，平均产量401.5千桶油当量/天，资本支出（不包括收购）3.66亿美元[189][190] - 截至2021年6月30日，公司拥有约542,242净英亩土地，包括约264,777净英亩米德兰盆地和约149,309净英亩特拉华盆地土地[194] - 公司预计2022年将50%的自由现金流返还给股东[187] - 2021年和2020年截至6月30日的三、六个月，中游业务部门的收入和运营费用对合并运营报表影响不大[201] - 2021年Q2石油、天然气和天然气液体总营收16.67亿美元，2020年同期为4.12亿美元；2021年上半年总营收28.39亿美元，2020年同期为12.95亿美元[202] - 2021年Q2石油产量2206.7万桶，2020年同期为1604.5万桶；2021年上半年产量3864.5万桶，2020年同期为3437万桶[202] - 2021年Q2石油平均价格为63.22美元/桶，2020年同期为21.99美元/桶；2021年上半年为60.53美元/桶，2020年同期为34.31美元/桶[202] - 2021年Q2油气和天然气液体营收较2020年同期增加13亿美元，增幅305%；2021年上半年较2020年同期增加15亿美元，增幅119%[207] - 2021年Q2油气和天然气液体营收增加主要因平均油价上涨贡献11亿美元，销量增加36%；2021年上半年平均油价上涨贡献14亿美元，销量增加15%[207] - 2021年Q2租赁运营费用较2020年同期增加5400万美元，每桶油当量增加0.45美元；2021年上半年较2020年同期增加2900万美元，每桶油当量增加0.08美元[209] - 2021年上半年租赁运营成本增加部分被基础设施改进带来的发电成本约1200万美元的减少所抵消[211] - 2021年生产增加主要源于一季度的Guidon收购和QEP合并，以及2020年二季度减产之后钻探和生产活动的整体恢复[208] - 2021年Q2生产税8700万美元，每桶油当量2.38美元；2020年同期为1900万美元，每桶油当量0.73美元；2021年上半年生产税1.47亿美元，每桶油当量2.29美元；2020年同期为6100万美元，每桶油当量1.09美元；2021年Q2生产税占油气收入比例为5.2%，2020年同期为4.6%；2021年上半年为5.2%，2020年同期为4.7%[212] - 2021年Q2从价税较2020年同期增加1500万美元；2021年上半年与2020年同期基本持平[213] - 2021年Q2集输费用5600万美元，每桶油当量1.53美元；2020年同期为3600万美元，每桶油当量1.35美元；2021年上半年集输费用8700万美元，每桶油当量1.36美元；2020年同期为7200万美元，每桶油当量1.29美元[214] - 2021年Q2探明油气资产折耗3.18亿美元，2020年同期为3.3亿美元；2021年上半年为5.75亿美元，2020年同期为7.22亿美元[216] - 2021年Q2和上半年未记录油气资产减值费用；若未获SEC豁免，2021年第一季度将记录约11亿美元减值费用；2020年Q2和上半年分别记录25亿美元和35亿美元非现金上限测试减值[218][219] - 2021年Q2一般及行政费用3600万美元，每桶油当量0.99美元；2020年同期为2000万美元，每桶油当量0.74美元；2021年上半年为6100万美元，每桶油当量0.95美元；2020年同期为4400万美元，每桶油当量0.79美元[221] - 2021年Q2和上半年一般及行政费用增加主要因QEP合并和Guidon收购带来额外薪资等成本900万美元和1100万美元，股权薪酬各增加400万美元[223] - 2021年Q2合并与整合费用200万美元，2020年同期无；2021年上半年为7700万美元，2020年同期无；其中QEP合并费用6800万美元，Guidon收购费用900万美元[224] - 2021年Q2净利息费用5700万美元，2020年同期为4600万美元；2021年上半年为1.13亿美元，2020年同期为9400万美元[225] - 2021年Q2和上半年净利息费用增加主要因2020年5月票据、Rattler 2025年到期5.625%优先票据等利息费用，部分被2021年3月回购2.025亿美元2025年票据本金节省利息成本和循环信贷协议借款减少抵消[225] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月和六个月，衍生品工具净收益（损失）分别为-4.97亿美元、-3.61亿美元、-6.61亿美元和1.81亿美元；结算净现金收入（支出）分别为-3.23亿美元、2.10亿美元、-4.25亿美元和2.97亿美元[226] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月和六个月，所得税拨备（收益）分别为0.94亿美元、-6.81亿美元、1.59亿美元和-5.98亿美元[230] - 截至2021年6月30日，公司信贷协议下未来借款可用额度为16亿美元，手头现金约3.44亿美元[231] - 2021年和2020年截至6月30日的六个月，经营活动净现金流量分别为15.78亿美元和11.73亿美元；投资活动净现金流量分别为-8.98亿美元和-15.35亿美元；融资活动净现金流量分别为-3.92亿美元和2.93亿美元；现金净增加（减少）分别为2.88亿美元和-0.69亿美元[233] - 2021年和2020年截至6月30日的六个月，不包括收购和权益法投资的资本支出分别为6.62亿美元和13.52亿美元[239] - 截至2021年6月30日，公司债务包括约73亿美元高级票据本金、6700万美元循环信贷安排借款和6800万美元DrillCo协议欠款[243] - 截至2021年6月30日，信贷协议下最大信贷额度为16亿美元，无未偿还借款，可用借款额度为16亿美元，有300万美元未偿还信用证，三个月和六个月加权平均利率分别为1.68%和1.67%[244] - 截至2021年6月30日，Viper信贷协议下有6200万美元未偿借款，4.38亿美元可用于未来借款，三、六个月加权平均借款利率分别为1.93%和1.90%[255] - 截至2021年6月30日，Rattler信贷协议下有500万美元未偿借款，5950万美元可用于未来借款，三、六个月加权平均借款利率分别为1.36%和1.39%[257] - 公司将2021年资本预算更新为15 - 16亿美元，中点较原预算增加9%，后因成本控制和开发计划表现超预期，打算将预算中点降低6%[260][263] - 2021年上半年，公司在钻探和完井、中游、非运营资产和基础设施方面分别支出6.03亿、1700万、2000万和2200万美元，总资本支出6.62亿美元[261] - 截至2021年6月30日，公司合并资产负债表显示，流动资产7.74亿美元，固定资产净值143.14亿美元，流动负债16.59亿美元，长期债务62.04亿美元[271] - 2021年上半年，公司合并利润表显示，收入21.96亿美元，运营收入11.6亿美元，净利润3.14亿美元[271] 商业协议 - 公司与Rattler签订多项基于费用的商业协议，初始期限至2034年，涉及大量土地使用权[200] 衍生品与风险管理 - 截至2021年6月30日，公司因商品价格衍生品产生7.83亿美元净负债头寸，若基础商品远期曲线上涨或下跌10%，净负债头寸将分别增加或减少7700万美元[278] - 截至2021年6月30日，公司有利率互换协议，名义金额12亿美元，用于管理市场利率对利息费用的影响[285] - 公司商品价格衍生品在2021年6月30日的净负债头寸为7.83亿美元，相关远期曲线上升10%，净负债头寸将增至8.6亿美元，增加7700万美元；下降10%，净负债头寸将减至7.06亿美元，减少7700万美元[278] - 公司利率互换协议名义金额为12亿美元，用于管理市场利率对利息费用的影响，这些互换被指定为公司2029年到期的12亿美元3.50%固定利率优先票据的公允价值套期[285] - 公司利率互换将收取固定利率，支付基于三个月伦敦银行同业拆借利率加2.1865%的平均可变利率[287] - 公司信贷协议借款利率为替代基准利率（等于优惠利率、联邦基金有效利率加0.5%和三个月伦敦银行同业拆借利率加1.0%中的最高值）或伦敦银行同业拆借利率加适用利差，替代基准利率适用利差为每年0.25%至1.125%，伦敦银行同业拆借利率适用利差为每年1.25%至2.125%[284] - 公司使用包括掉期、基差掉期、看跌期权、互换期权、滚动掉期和无成本领口期权等衍生品，以降低部分石油和天然气销售的价格波动[277] 市场风险 - 公司勘探和生产业务的主要市场风险是石油和天然气生产的定价，价格多年来一直波动且不可预测，近期虽因能源使用增加、疫情缓解和美国经济活动改善而上涨，但未来仍不确定[276] - 公司中游运营业务间接面临商品价格风险，持续的低商品价格可能导致公司或其他客户延迟钻井或停产，从而减少基础设施资产的集输和处理量，降低该业务板块的收入[279] 客户风险 - 公司不要求客户提供抵押品，重要客户因流动性问题、破产、资不抵债或清算而无法履行义务，可能对公司财务业绩产生不利影响[282] 应收账款风险 - 公司石油和天然气生产销售应收账款在2021年6月30日约为5.79亿美元，联合权益应收账款约为7800万美元[281] - 联合运营应收账款来自向拥有公司运营油井部分权益的实体的账单，公司对这些实体是否参与油井的控制能力有限[283] 契约修订 - 2021年3月，公司获得QEP票据持有人同意，修订契约，消除大部分限制性契约、相关条款和特定违约事件[251]

高级无担保（抵押）票据信息 - 2025年到期的高级无担保票据本金总额为8亿美元，利率5.375%[11] - 2024年到期的高级无担保票据本金总额为10亿美元，利率2.875%[11] - 2026年到期的高级无担保票据本金总额为8亿美元，利率3.250%[11] - 2029年到期的高级无担保票据本金总额为12亿美元，利率3.500%[11] - 2025年到期的高级票据本金总额为5亿美元，利率4.750%[11] - 2023年到期的高级票据本金总额为6.5亿美元，利率0.900%[11] - 2031年到期的高级票据本金总额为9亿美元，利率3.125%[11] - 2051年到期的高级票据本金总额为6.5亿美元，利率4.400%[11] - 2025年到期的高级无抵押票据本金总额8亿美元，利率5.375%[11] - 2024年到期的高级无抵押票据本金总额10亿美元，利率2.875%[11] - 2026年到期的高级无抵押票据本金总额8亿美元，利率3.250%[11] - 2029年到期的高级无抵押票据本金总额12亿美元，利率3.500%[11] - 2025年到期的高级票据本金总额5亿美元，利率4.750%，于2020年5月26日发行[11] - 2023年到期的高级票据本金总额6.5亿美元，利率0.900%[11] - 2031年到期的高级票据本金总额9亿美元，利率3.125%[11] - 2051年到期的高级票据本金总额6.5亿美元，利率4.400%[11] 前瞻性陈述相关 - 报告中包含的前瞻性陈述受诸多风险、不确定性和假设影响，实际结果可能与预期有重大差异[13] - 前瞻性陈述涉及已实现的石油和天然气价格波动、疫情对油气行业的影响等多方面内容[13] 油气行业单位及概念解释 - 1桶油当量（BOE）中，六千立方英尺天然气相当于1桶油[9] - 1千桶原油及其他液态烃用MBbl表示[9] - 1千桶油当量/天用MBOE/d表示[9] - 1千立方英尺天然气用Mcf表示[9] - 1百万英热单位用MMBtu表示[9] - 探明储量指在现有经济和运营条件下，地质和工程数据合理确定未来几年可商业开采的石油、天然气和天然气液的估计数量[9] - 储量指截至给定日期，通过开发项目应用于已知油气藏预计可经济开采的石油、天然气及相关物质的估计剩余数量[9] - 工作权益指所有者有权在该物业上进行钻探、生产和运营活动并获得产量份额，同时需支付部分钻探和生产运营成本的运营权益[9]

公司收购与合并 - 2020年12月18日，公司拟以3.75亿美元现金和1060万股普通股收购Guidon约32500净英亩土地及相关油气资产，预计2021年2月26日完成交易[30] - 2020年12月，公司与QEP达成全股票交易合并协议，交易价值约22亿美元，包括QEP截至2020年9月30日的16亿美元净债务[38] - 若并购未能在2021年6月30日完成，或特定情况下在9月30日前未完成，公司或QEP可终止协议[192] - 公司将产生大量交易和并购相关成本，可能超出预期[194] - 并购需满足多项条件，部分条件不可控，可能导致并购延迟或无法完成[191] - 若并购未完成，公司需承担交易成本，还可能面临市场、员工等负面反应[192] - 并购期间公司面临业务不确定性，可能影响人员和业务关系，限制业务机会[193] - 公司和子公司并购后将有大量债务，可能限制财务灵活性并影响财务结果[198] - 截至2021年2月22日，有9起由QEP股东发起的诉讼，其中2起将公司和Merger Sub列为被告[204] - 诉讼不利裁决可能阻止并购完成并使公司和QEP承担巨额成本[202] - 公司将发行至多约1240万股普通股用于完成待定合并[217] - 待定合并可能无法实现预期收益和成本节约，或需更长时间实现[212][214] - 待定合并可能无法实现每股收益增值，反而可能稀释每股收益，影响公司普通股市场价格[216] - 待定合并后公司整合QEP业务可能不成功，无法在预期时间内实现预期效益[210] - 整合QEP业务可能面临诸多困难，如无法实现预期营收和成本节约、管理复杂业务等[211] - 若公司股东在合并完成后大量出售普通股，市场价格可能下降，且融资难度可能增加[219] - 合并完成后，公司普通股市场价格将继续波动，若未达分析师预期可能下跌[220] - 公司可能承担QEP现有或新增衍生品工具的经济影响，商品价格差异或产生负面影响[225] - 合并后公司可能记录商誉和无形资产，未来可能减值并产生非现金费用[226] - 待定合并按GAAP作为收购处理，合并后财务状况和经营成果将反映QEP情况但不追溯重述[227][229] 市场价格数据 - 2020年，NYMEX WTI原油和凝析油期货合约均价为39.34美元/桶，Henry Hub天然气期货合约均价为2.13美元/百万英热单位，较2019年分别下降31%和16%[32] - 2020年石油平均价格为36.41美元/桶，天然气为0.82美元/Mcf，天然气液体为10.87美元/桶[86] 公司借款情况 - 截至2020年12月31日，公司借款基数为20亿美元，可用借款额度为19.8亿美元；Viper LLC未偿还借款为8400万美元，可用借款额度为4.96亿美元；Rattler LLC未偿还借款为7900万美元，可用借款额度为5.21亿美元[39] 公司产量与储量结构 - 截至2020年12月31日，公司产量约60%为石油，20%为天然气液，20%为天然气；估计净探明储量约58%为石油，22%为天然气液，20%为天然气[40] - 2020年全年，公司净产量为109921千桶油当量，平均日产量为300331桶油当量，其中约60%为石油，20%为天然气凝析液，20%为天然气[61] - 2020年石油净产量为66,182 MBbls，天然气为130,549 MMcf，天然气液体为21,981 MBbls[86] - 截至2020年12月31日，公司估计的净已证实石油和天然气储量中，已证实开发储量为816798千桶油当量，已证实未开发储量为499643千桶油当量，总计1316441千桶油当量[77] - 截至2020年12月31日，公司已证实未开发储量总计为315937千桶石油、522029百万立方英尺天然气和96701千桶天然气凝析液，共计499643千桶油当量[79] - 2020年末已探明未开发储量为499,643 MBOE，较2019年末的367,859 MBOE增加[80] 公司钻井位置与计划 - 假设WTI价格约为60美元/桶，公司目前有约10413个（净6863个）已确定的经济潜在水平钻井位置[41] - 假设西德克萨斯中质原油价格约为每桶60美元，公司目前在多个层位拥有约10413个毛（6863个净）已确定经济潜力的水平钻井位置[65] - 假设WTI价格约为60美元/桶，公司目前有10,413个总（6,863个净）已确定的经济潜在水平钻井位置[84] - 2021年，公司预计完成215 - 235口毛井（197 - 215口净井）的运营水平井，2021年钻井和基础设施资本支出预计在14 - 16亿美元之间[62] - 2020年，公司钻了208口毛井（195口净井），完成了171口毛井（159口净井）的运营水平井，2020年钻井、完井和装备井的资本支出为16亿美元，另外在油气中游和基础设施上花费了2.48亿美元[62] - 2020年12月31日公司运营8台钻机，2021年平均计划运营8 - 12台钻机[64] - 2021年公司预计将30%的待开发储量（PUDs）转化为已证实开发储量类别，并在2023年底前开发约80%的2020年末合并PUD储量[65] 公司土地与井相关情况 - 截至2020年12月31日，公司在二叠纪盆地的总土地面积约为449642英亩（净378678英亩），其中约98%由公司运营[47] - 截至2020年12月31日，公司拥有工作权益的水平生产井总数为2380口，其中公司运营1694口[48] - 截至2020年12月31日，公司持有4326口毛产量井（3401口净产量井）的工作权益，另外4553口井仅持有特许权权益[56] - 截至2020年12月31日，Rattler拥有并运营927英里的原油、天然气收集管道和综合水系统[51] - 截至2020年12月31日，Rattler拥有EPIC Crude Holdings LP 10%股权、Gray Oak Pipeline LLC 10%股权、Wink to Webster Pipeline LLC 4%股权、OMOG JV LLC 60%股权和Amarillo Rattler LLC 50%股权[51] - 公司拥有约3610平方英里的3D地震数据[60] - 2020年运营的水平井中，总钻井数为208口，净钻井数为195口，总完井数为171口，净完井数为159口[89] - 截至2020年12月31日，公司运营的井总数为3,464口（总）和3,228口（净）[89] - 截至2020年12月31日，公司在4,326个总（3,401个净）生产井中拥有平均79%的工作权益[90] - 截至2020年12月31日，公司生产井总数为8,879口（总）和3,401口（净）[91] - 2020年末，公司有20口（净19口）运营井正在钻探，151口（净141口）正在完井或等待完井[94] - 2020年，米德兰盆地和特拉华盆地生产性开发井总数为208口（净195口），2019年为330口（净296口），2018年为176口（净156口）[94] - 截至2020年12月31日，公司总租赁面积为449,642英亩（净378,678英亩），其中已开发面积222,932英亩（净177,159英亩），未开发面积226,710英亩（净201,519英亩）[96] - 2021 - 2024年，未开发面积到期总数为78,174英亩（净55,412英亩），其中2021年到期面积最多，为61,300英亩（净51,305英亩）[99] 公司成本与费用 - 2020年PUD开发成本约为3.81亿美元，预计2021 - 2024年分别为6.76亿、7.64亿、8.59亿和5.31亿美元[81] - 2020年总运营现金成本为7.37美元/BOE，总费用为13.43美元/BOE[86] 公司销售与协议 - 2020年有四个买家各自占公司收入超10%，2019年和2018年分别有三个买家各自占公司收入超10%[101] - 公司生产的石油平均94%通过管道销售，生产的水平均98%通过管道输送至盐水处理处，米德兰盆地和特拉华盆地情况分别为95%、97%和93%、98%[106] - 公司与Rattler的协议涵盖约395,000英亩的土地，初始期限至2034年[106] 公司租赁权益 - 公司租赁物业的出租人特许权使用费和其他租赁负担一般在12.5% - 30.0%，公司净收入权益一般在70.0% - 87.5%[108] 公司业务季节性与法规影响 - 石油需求夏季增加冬季减少，天然气需求相反，公司勘探生产和中游业务受季节影响[109] - 石油和天然气业务受政府法规约束，监管负担增加公司运营成本并影响盈利能力[110] - 公司认为自身基本符合适用环境法律法规，暂未因合规要求受到重大不利影响，但未来趋势不确定[111] - 2016年12月EPA同意审查油气废物监管规定，2019年4月结论为此时无需修订联邦法规，法规变化可能影响公司资本支出和运营费用[114] - 2015年6月29日EPA和美国陆军工程兵团重新定义《清洁水法》保护水域范围，2019年10月22日废除该规则，2020年4月21日发布替代规则，规则范围扩大可能增加公司湿地疏浚和填埋活动的许可成本和时间[118] - 近一半州已采取措施减少温室气体排放，如2020年11月4日德克萨斯铁路委员会对气体燃烧发布新指导[124] - 2015年12月美国参与巴黎气候大会，《巴黎协定》2016年11月4日生效，2020年11月4日美国退出，2021年2月19日重新加入，美国计划在2021年4月22日气候峰会前宣布减排目标[125] - 气候相关环保行动和倡议可能干扰公司业务活动、运营和获取资本的能力，公司虽未涉相关诉讼，但可能被卷入，不利裁决会影响运营和财务状况[127][129] - 气候变化可能导致极端天气，干扰公司生产、增加成本，且损失可能无法完全保险，但目前无法确定影响程度[130] - 国会曾提议修订《安全饮用水法》，对水力压裂进行联邦许可和监管，并要求披露压裂液化学成分，EPA认为含柴油的水力压裂受相关项目监管[131] - 2016年6月28日EPA发布规则禁止陆上非常规油气开采设施废水排入公共污水处理厂，还在对接受油气开采废水的私人污水处理设施进行研究[132] - EPA 2012 年规则旨在通过要求 2015 年 1 月 1 日后新建或再压裂的水力压裂井使用减排完井法，实现挥发性有机化合物排放减少 95% [133] - 2016 年 5 月 12 日，EPA 修订法规，对石油和天然气行业的某些新设备、工艺和活动的甲烷和挥发性有机化合物排放设定新标准 [133] - 2020 年 8 月 13 日，EPA 发布对 2012 年和 2016 年新源性能标准的最终修订，以减轻监管负担，包括取消适用于传输或存储环节的标准和甲烷要求 [133] - 2016 年 12 月 13 日，EPA 发布研究，指出水力压裂活动在某些情况下会影响饮用水资源 [135] - 2015 年 2 月 6 日，EPA 发布报告，就处置井诱发地震活动提出管理和最小化潜在重大地震事件的策略建议 [135] - 2011 年 9 月 1 日起生效的得克萨斯州立法，要求石油和天然气运营商公开披露水力压裂过程中使用的化学品 [136] - 2014 年 1 月，得克萨斯州铁路委员会关于确保水力压裂作业不污染附近水资源的套管、固井等标准规则生效 [136] - 2014 年 11 月 17 日，得克萨斯州铁路委员会关于处置井规则修正案生效，要求新处置井申请人进行地震活动搜索 [136] - 自 1978 年以来，各项联邦法律使国内天然气“首次销售”的所有价格和非价格控制完全取消 [146] - 1985 年起，FERC 颁布一系列命令、法规和规则制定，促进天然气运输和营销业务的竞争 [148] - 德州对石油生产征收4.6%的开采税，对天然气生产征收7.5%的开采税[164] - 2011年《管道安全与就业创造法案》将单次安全违规的最高行政罚款从10万美元提高到20万美元，相关系列违规的最高行政罚款从100万美元提高到200万美元，目前因通货膨胀分别提高到218,647美元和2,186,465美元[159] 公司员工情况 - 截至2020年12月31日，公司约有732名全职员工，无员工由工会代表或受集体谈判协议覆盖[172] - 近三分之一的员工为女性，25%的员工自我认定为少数民族[173] - 2016 - 2020年，公司员工无工作相关死亡事故[176] - 2020年员工OSHA可记录案例（需医疗处理的工伤和疾病）总数为3起，与2019年持平[176] - 2020年员工总可记录事故率（TRIR）与2019年持平，损失工时事故率（LTIR）下降，短期目标是将员工TRIR维持在0.5或更低[176] - 2020年公司团队完成近8000小时的培训[177] 公司办公地点与报告披露 - 公司总部位于德克萨斯州

商品价格变化 - 2020年前9个月，原油和凝析油的NYMEX WTI期货合约平均价格为38.21美元/桶，天然气的Henry Hub期货合约平均价格为1.92美元/百万英热单位，较2019年同期分别下降33%和25%[184] - 2020年第三季度石油平均价格为38.75美元/桶，2019年同期为51.71美元/桶；2020年前九个月石油平均价格为35.69美元/桶，2019年同期为50.86美元/桶[216] - 2020年第三季度天然气平均价格为1.11美元/千立方英尺，2019年同期为0.62美元/千立方英尺；2020年前九个月天然气平均价格为0.63美元/千立方英尺，2019年同期为0.52美元/千立方英尺[216] - 2020年第三季度天然气液体平均价格为12.09美元/桶，2019年同期为11.61美元/桶；2020年前九个月天然气液体平均价格为9.56美元/桶，2019年同期为14.14美元/桶[216] 非现金上限测试减值 - 2020年9月30日止9个月，公司记录了约50亿美元的非现金上限测试减值，其中6月30日止6个月约35亿美元，9月30日止3个月约15亿美元[187] - 2020年第三季度，公司净亏损11亿美元，反映了因12个月平均商品价格下跌导致的油气资产减值约15亿美元[196] - 2020年第三季度和前九个月，公司分别记录了15亿美元和50亿美元的非现金上限测试减值，2019年前九个月无此类减值[235] 产量与运营数据 - 2020年第三季度，公司平均产量为28.73万桶油当量/天，钻了32口总水平井，投产41口总运营水平井，资本支出2.81亿美元[197] - 2020年第三季度，公司完成井的平均水平段长度为9881英尺，在米德兰盆地每个完井队平均每天完成超3300英尺水平段[199][200] - 2020年第三季度，公司火炬燃烧率为0.5%，较2019年下降74%；9个月火炬燃烧率为0.9%，较2019年下降54%[200] - 2020年第三季度，公司完井作业用水回收率为25.1%，较2019年提高24%；9个月回收率为21.4%，较2019年提高53%[201] - 2020年第三季度石油产量1563.9万桶，2019年同期为1706.4万桶；2020年前九个月石油产量5000.9万桶，2019年同期为5058.1万桶[216] - 2020年第三季度天然气产量3250500万立方英尺，2019年同期为2627100万立方英尺；2020年前九个月天然气产量9648200万立方英尺，2019年同期为6939400万立方英尺[216] - 2020年第三季度天然气液体产量537.7万桶，2019年同期为497.4万桶；2020年前九个月天然气液体产量1632.6万桶，2019年同期为1342万桶[216] 财务指标变化 - 2020年第三季度，公司现金运营成本为7.61美元/桶油当量，米德兰盆地当前钻完井成本约450美元/水平英尺，特拉华盆地为600 - 700美元/水平英尺[207][208] - 2020年第三季度石油、天然气和天然气液体总营收7.07亿美元，2019年同期为9.56亿美元，下降2490万美元，降幅26%；2020年前九个月总营收20.02亿美元，2019年同期为27.98亿美元，下降7960万美元，降幅28%[216][223] - 2020年第三季度中游服务收入为1200万美元，较2019年同期减少400万美元；前九个月为3700万美元，较2019年同期减少1400万美元[225] - 2020年第三季度租赁运营费用为1.02亿美元，较2019年同期减少2600万美元，每桶油当量减少0.99美元；前九个月为3.32亿美元，较2019年同期减少3200万美元，每桶油当量减少0.79美元[226] - 2020年第三季度生产和从价税总费用为5500万美元，较2019年同期减少600万美元；前九个月为1.48亿美元，较2019年同期减少3200万美元[227] - 2020年第三季度从价税较2019年同期增加300万美元，前九个月与2019年同期基本持平[228][230] - 2020年第三季度集输费用为3300万美元，较2019年同期增加800万美元；前九个月为1.05亿美元，较2019年同期增加5100万美元[231] - 2020年前九个月中游服务费用为8100万美元，较2019年同期增加2100万美元[232] - 2020年第三季度折旧、损耗和摊销费用为2.86亿美元，较2019年同期减少7900万美元；前九个月为10.36亿美元，较2019年同期减少1000万美元[233] - 2020年第三季度一般和行政总费用为2000万美元，较2019年同期增加100万美元；前九个月为6400万美元，较2019年同期减少400万美元[236] - 2020年第三季度和前九个月净利息支出分别为5300万美元和1.47亿美元，较2019年同期分别增加1500万美元和1400万美元[237] - 2020年第三季度和前九个月衍生工具净收益（损失）分别为-9900万美元和8200万美元，2019年同期分别为1.77亿美元和300万美元；净现金收入（支出）分别为-900万美元和2.88亿美元，2019年同期分别为1100万美元和3300万美元[238] - 2020年第三季度和前九个月所得税拨备（收益）分别为-3.04亿美元和-9.02亿美元，2019年同期分别为1.02亿美元和1.71亿美元[240] - 2020年前九个月经营活动、投资活动和融资活动产生的净现金分别为17.15亿美元、-18.55亿美元和1.11亿美元，2019年同期分别为18.52亿美元、-27.44亿美元和7.77亿美元[243] - 2020年前九个月资本支出（不包括收购和权益法投资）为16.33亿美元，2019年同期为21.73亿美元[248] - 截至2020年9月30日九个月，公司营业收入11.85亿美元，运营亏损26.27亿美元，净亏损15.35亿美元[278] 债务与融资情况 - 2020年7月，Rattler完成5亿美元5.625%优先票据发行，所得款项净额约4.9亿美元用于偿还循环信贷安排下的未偿还借款[202] - 截至2020年9月30日，公司在循环信贷安排下有20亿美元的未来借款额度，手头现金约9200万美元[206] - 2020年5月26日，公司完成5亿美元4.750%高级票据发行，净收益约4.96亿美元，用于购买2.09亿美元Energen 4.625%高级票据，截至9月30日，Energen该票据还有1.91亿美元未偿还[252][253] - 2020年第三季度，公司以120%本金价格回购Energen全部1000万美元7.350%中期票据[254] - 截至2020年9月30日，Viper信贷协议下借款基础降至5.8亿美元，有1.27亿美元未偿还借款，4.53亿美元可用于未来借款，三个月和九个月加权平均利率分别为2.14%和2.66%[255] - 截至2020年9月30日，Rattler信贷协议下有8500万美元未偿还借款，5.15亿美元可用于未来借款，三个月和九个月加权平均利率分别为1.46%和2.18%[260] - 2020年7月14日，Rattler完成5亿美元5.625%优先票据发行，净收益约4.9亿美元[262] - 截至2020年9月30日，公司信贷协议下可用最高信贷额度为20亿美元，无未偿还借款，有300万美元信用证未偿还，加权平均利率三个月和九个月分别为1.83%和2.27%[251] 资本预算与股票回购 - 公司董事会批准2020年钻探、中游和基础设施资本预算从28 - 30亿美元更新为18 - 19亿美元，较2019年减少36%[264] - 2020年第三季度，公司资本支出2.81亿美元；截至9月30日的九个月，资本支出16亿美元[266] - 2019年5月，董事会批准最高20亿美元股票回购计划，截至2020年9月30日九个月回购约9800万美元，剩余约13亿美元，已暂停该计划[267] 资产负债情况 - 截至2020年9月30日，公司合并资产负债表显示，流动资产3.03亿美元，固定资产净值79.23亿美元，流动负债2.14亿美元，长期债务42.68亿美元[278] 业务风险情况 - 持续的新冠疫情、低迷的商品价格环境和不利的宏观经济状况可能增加公司客户信用风险[290] - 公司勘探和生产业务主要市场风险是油气生产定价，2020年3月油价暴跌至负数，虽4月OPEC等国减产使油价有所改善，但价格仍有下行压力[283] - 公司中游业务间接面临商品价格风险，持续低价可能使客户延迟钻井或停产，导致该业务收入减少[286] - 公司油气应收账款集中于少数大客户，客户若无法履约将影响财务结果[289] - 新冠疫情、商品价格低迷和宏观经济不利可能增加公司客户信用风险[290] 业务合作与业务范围 - 公司开发项目聚焦二叠纪盆地，专注长水平段多井平台开发[212] - Rattler中游业务包括原油、天然气收集压缩、水源供应分配和产出水处理等，产出水收集处理系统约508英里[213] - 公司与Rattler签订多项基于费用的商业协议，初始期限至2034年[214] 衍生品相关情况 - 公司使用多种衍生品降低油气销售价格波动风险[284] - 截至2020年9月30日，公司商品价格衍生品净负债头寸为1.15亿美元，相关远期曲线10%的涨跌会使净负债头寸分别变为1.51亿美元和净资产头寸7800万美元[285] - 截至2020年9月30日，公司商品价格衍生品净负债头寸为1.15亿美元，相关远期曲线上升10%，净负债头寸增至1.51亿美元，增加3600万美元；下降10%，净负债头寸转为净资产头寸7800万美元，变化3700万美元[285] - 截至2020年9月30日，公司有多笔利率互换合约，名义金额均为2.5亿美元，利率分别为1.551%、1.5575%、1.297%、1.195%[293] 应收款情况 - 截至2020年9月30日，公司联合权益应收款约6700万美元，油气销售应收款约2.24亿美元[288] - 截至2020年9月30日，公司联合权益应收款约6700万美元，油气生产销售应收款约2.24亿美元[288] 担保情况 - 截至2020年9月30日，Diamondback O&G LLC是相关票据契约的唯一担保人[272] 借款利率情况 - 公司循环信贷安排的借款利率为浮动利率，替代基准利率适用保证金范围为0.25% - 1.25%，LIBOR适用保证金范围为1.25% - 2.25%[292]

财务数据关键指标变化 - 减值与亏损 - 2020年上半年公司记录了约35亿美元的非现金上限测试减值，其中2020年第二季度约25亿美元，第一季度约10亿美元[194] - 2020年第二季度公司净亏损24亿美元，反映了因大宗商品价格暴跌导致的油气资产减值约25亿美元[205] - 2020年第二季度和上半年，公司分别记录25亿美元和35亿美元非现金上限测试减值，计入累计损耗，2019年上半年无此类减值[248][250] 财务数据关键指标变化 - 产量与成本 - 2020年第二季度公司平均产量为294,100桶油当量/天[206] - 2020年第二季度公司现金运营成本为每桶油当量6.44美元，较第一季度的8.52美元下降24%[208][209] - 2020年第二季度公司削减了5%的石油产量，目前已恢复生产[198] 财务数据关键指标变化 - 现金流与借款额度 - 截至2020年6月30日，公司循环信贷额度下有19亿美元的未来借款额度，手头约有1亿美元现金[207] - 公司预计2020年下半年和2021年将产生大量自由现金流，若2021年维持资本支出情景，预计在支出比2020年资本预算低25% - 35%的情况下，保持2020年第四季度石油产量持平[201] 财务数据关键指标变化 - 产量对冲 - 公司已对冲约100%的2020年剩余预计石油产量和约50%的2021年预计石油产量[203][204] 财务数据关键指标变化 - 土地面积 - 截至2020年6月30日，公司拥有约379,277英亩净土地面积，其中米德兰盆地约199,349英亩，特拉华盆地约152,883英亩[216] 财务数据关键指标变化 - 商业协议 - 公司与Rattler签订多项基于费用的商业协议，初始期限至2034年[224] 财务数据关键指标变化 - 销售收入与产量对比 - 2020年Q2石油销售收入3.52亿美元，2019年同期为9.47亿美元；2020年上半年为11.79亿美元，2019年同期为16.9亿美元[227] - 2020年Q2天然气销售收入2100万美元，2019年同期亏损900万美元；2020年上半年为2500万美元，2019年同期为2000万美元[227] - 2020年Q2天然气液体销售收入3900万美元，2019年同期为6200万美元；2020年上半年为9100万美元，2019年同期为1.32亿美元[227] - 2020年Q2油气及天然气液体总收入4.12亿美元，较2019年同期的10亿美元下降5880万美元，降幅59%；2020年上半年为12.95亿美元，较2019年同期的18.42亿美元下降5470万美元，降幅30%[227][236][237] - 2020年Q2石油产量1604.5万桶，2019年同期为1740.2万桶；2020年上半年为3437万桶，2019年同期为3351.7万桶[227] - 2020年Q2天然气产量3185.7万立方英尺，2019年同期为2143.9万立方英尺；2020年上半年为6397.7万立方英尺，2019年同期为4312.3万立方英尺[227] - 2020年Q2天然气液体产量541.1万桶，2019年同期为453.8万桶；2020年上半年为1094.9万桶，2019年同期为844.6万桶[227] 财务数据关键指标变化 - 价格对比 - 2020年Q2平均油价为21.99美元/桶，2019年同期为54.41美元/桶；2020年上半年为34.31美元/桶，2019年同期为50.42美元/桶[227] - 2020年Q2天然气平均价格为0.63美元/千立方英尺，2019年同期为 - 0.41美元/千立方英尺；2020年上半年为0.39美元/千立方英尺，2019年同期为0.46美元/千立方英尺[227] 财务数据关键指标变化 - 中游服务收入 - 2020年第二季度中游服务收入降至1100万美元，上半年降至2500万美元，主要因Diamondback钻探和完井活动减少致水源水量下降[239][240] 财务数据关键指标变化 - 各项费用变化 - 2020年第二季度租赁运营费用较2019年同期减少2400万美元，每桶油当量减少1.13美元；上半年较2019年同期减少600万美元，每桶油当量减少0.69美元[241] - 2020年第二季度生产税和从价税总费用为2200万美元，上半年为9300万美元；从价税第二季度较2019年同期减少1500万美元，上半年与2019年同期基本持平[242][243][245] - 2020年第二季度集输费用为3600万美元，每桶油当量1.35美元；上半年为7200万美元，每桶油当量1.29美元，每桶油当量费用增加主要因记录最低量承诺费等[245] - 2020年第二季度中游服务费用为3200万美元，上半年为5500万美元，较2019年增加主要因部分中游资产扩建致业务量增加[246] - 2020年第二季度折旧、损耗和摊销费用为3.43亿美元，上半年为7.5亿美元；第二季度探明油气资产损耗较2019年同期减少1500万美元，上半年增加6600万美元[247] - 2020年第二季度一般及行政费用为2000万美元，较2019年同期减少200万美元；上半年为4400万美元，较2019年同期减少500万美元[251] 财务数据关键指标变化 - 费用比例与支出平稳情况 - 生产税占油气及天然气液收入的比例在2020年第二季度和上半年与2019年同期均保持在4.6%和4.7%[242] - 2020年和2019年截至6月30日的三个月净利息支出分别为4600万美元和4900万美元，六个月分别为9400万美元和9500万美元，支出相对平稳[252] 财务数据关键指标变化 - 衍生品与所得税情况 - 2020年和2019年截至6月30日的三个月衍生品工具净损益分别为亏损3.61亿美元和盈利9400万美元，六个月分别为盈利1.81亿美元和亏损1.74亿美元；同期三个月结算净现金收入分别为2.1亿美元和500万美元，六个月分别为2.97亿美元和2200万美元[253] - 2020年和2019年截至6月30日的三个月所得税拨备（收益）分别为收益6.81亿美元和拨备1.02亿美元，六个月分别为收益5.98亿美元和拨备6900万美元[255] 财务数据关键指标变化 - 现金流量情况 - 2020年和2019年截至6月30日的六个月经营活动净现金流量分别为11.73亿美元和10.43亿美元，投资活动净现金使用量分别为15.35亿美元和17.72亿美元，融资活动净现金流量分别为2.93亿美元和8.4亿美元，现金净增减分别为减少6900万美元和增加1.11亿美元[263] 财务数据关键指标变化 - 信贷协议情况 - 截至2020年6月30日，公司信贷协议下最高信贷额度为20亿美元，未偿还借款约1.19亿美元，可用借款额度为19亿美元，信用证未偿还总额为300万美元；三个月和六个月加权平均利率分别为2.02%和2.42%，信贷协议于2022年11月1日到期[270] - 截至2020年6月30日，Viper信贷协议下借款基础从7.75亿美元降至5.8亿美元，未偿还借款为1540万美元，可用借款额度为4260万美元；三个月和六个月加权平均利率分别为2.41%和2.82%[275] - 截至2020年6月30日，Rattler信贷协议下最高信贷额度为6亿美元，可扩展至10亿美元，未偿还借款为5.23亿美元，可用借款额度为7700万美元；三个月和六个月加权平均利率分别为2.43%和2.64%，信贷协议于2024年5月28日到期[278] 财务数据关键指标变化 - 票据发行与回购 - 2020年5月26日，公司完成5亿美元4.750%高级票据发行，净收益约4.96亿美元；用部分净收益以2.09亿美元购买Energen 4.625%高级票据，截至6月30日，Energen该票据未偿还本金为1.91亿美元[272][273] - 2019年10月16日，Viper发行5亿美元5.375%高级票据，净收益约4.9亿美元；2020年第二季度回购140万美元票据，截至6月30日，未偿还本金为4.86亿美元[277] - 2020年7月14日，Rattler完成5亿美元5.625%高级票据发行，净收益约4.9亿美元，用收益偿还部分信贷协议下借款[280] 财务数据关键指标变化 - 未来计划支出 - 公司计划在北米德兰和南特拉华盆地运营租赁土地上花费15.65亿至16.3亿美元，钻探和完井170至200口（净153至180口）水平井，平均水平段长度约10000英尺[284] - 公司将花费1.25亿至1.5亿美元用于中游基础设施建设（不包括合资企业投资），花费1.1亿至1.2亿美元用于基础设施和其他支出（不包括租赁和矿产权益收购成本）[284] 财务数据关键指标变化 - 股票回购计划 - 2019年5月董事会批准最高20亿美元的股票回购计划，截至2020年6月30日的六个月内回购约9800万美元，目前剩余约13亿美元额度，但已暂停该计划[286] 财务数据关键指标变化 - 资产负债与运营报表 - 截至2020年6月30日，公司合并资产负债表显示，流动资产3.77亿美元，固定资产净值90.01亿美元，流动负债1.43亿美元，长期债务43.86亿美元[296] - 截至2020年6月30日的六个月内，公司合并运营报表显示，收入7.78亿美元，运营亏损15.78亿美元，净亏损6.66亿美元[296] 财务数据关键指标变化 - 商品价格衍生品头寸 - 截至2020年6月30日，公司商品价格衍生品净负债头寸为1900万美元，若基础商品远期曲线上涨10%，净负债头寸将增至7800万美元；若下降10%，将转为净资产头寸3900万美元[303] - 2020年6月30日，公司商品价格衍生品的净负债头寸为1900万美元，相关商品远期曲线上升10%，净负债头寸将增至7800万美元，增加5900万美元；下降10%，净负债头寸将转变为3900万美元的净资产衍生头寸，变化5900万美元[303] 财务数据关键指标变化 - 应收款情况 - 截至2020年6月30日，公司联合权益应收款约1.11亿美元，油气销售收入应收款约2.31亿美元[306] - 2020年6月30日，公司联合权益应收款约为1.11亿美元，油气生产销售应收款约为2.31亿美元[306] 财务数据关键指标变化 - 利率互换合约 - 公司使用利率互换和国债锁定工具降低循环信贷融资的可变利率利息支付风险，截至2020年6月30日有多笔利率互换合约，名义本金均为2.5亿美元，利率在1.195% - 1.5575%之间[310][311] - 截至2020年6月30日，公司有多笔利率互换协议，名义金额均为2.5亿美元，利率分别为1.551%、1.5575%、1.297%、1.195%，生效日期均为2020年12月31日，终止日期均为2030年12月31日[311] 财务数据关键指标变化 - 市场风险 - 公司主要市场风险包括油气价格波动、交易对手和客户信用风险以及利率风险[301][306][310] - 公司勘探和生产业务的主要市场风险是油气生产定价，价格波动且不可预测，2020年3月初油价大幅下跌并降至负值[301] - 公司中游运营业务间接面临商品价格风险，持续低价可能导致客户延迟钻井或停产，减少营收[304] - 公司油气应收账款集中于少数大客户，客户因流动性等问题无法履约可能影响财务结果[307] - 新冠疫情、商品价格低迷和宏观经济不利可能增加公司客户信用风险[309] 财务数据关键指标变化 - 风险管理措施 - 公司使用价格互换衍生品降低油气销售价格波动，衍生品合约基于商品交易所报告的结算价格[302] - 公司使用利率互换和国债锁定减少循环信贷安排下可变利率利息支付的风险[310] 财务数据关键指标变化 - 借款利率 - 公司循环信贷安排下的借款利率为浮动利率，替代基准利率适用利差范围为0.25% - 1.25%，LIBOR适用利差范围为1.25% - 2.25%[310] 各条业务线数据关键指标变化 - 钻探情况 - 2020年第二季度公司在米德兰盆地钻了37口水平井，在特拉华盆地钻了21口水平井[206] 各条业务线数据关键指标变化 - 运营调整 - 公司可根据多种因素调整资本支出计划，目前运营6台钻机和3个完井团队[287]

高级无担保票据信息 - 公司2024年到期的2.875%高级无担保票据本金总额为10亿美元，2026年到期的3.250%高级无担保票据本金总额为8亿美元，2029年到期的3.500%高级无担保票据本金总额为12亿美元[14] - 公司2025年到期的5.375%高级无担保票据本金总额为8亿美元[14] - 高级票据包括2025年高级票据和2019年12月票据[14] - 2025年到期的高级无担保票据本金总额为8亿美元，利率为5.375%[14] - 2024年到期的高级无担保票据本金总额为10亿美元，利率为2.875%[14] - 2026年到期的高级无担保票据本金总额为8亿美元，利率为3.250%[14] - 2029年到期的高级无担保票据本金总额为12亿美元，利率为3.500%[14] 前瞻性陈述风险 - 前瞻性陈述涉及油价和天然气价格波动、疫情影响、供应链挑战等多方面风险[17] - 前瞻性陈述仅代表报告日期观点，公司无义务更新除非证券法律要求[20] 报告内容信息 - 报告包含合并财务报表、管理层讨论与分析等财务信息[22][7] - 报告涵盖法律诉讼、风险因素等其他信息[7] 术语定义 - 定义了油和气术语，如1桶油当量（BOE）中六千立方英尺天然气相当于1桶油[9] - 定义了其他术语，如工作权益赋予所有者钻探、生产等权利并需承担部分成本[11] 财务报表页码 - 合并资产负债表在报告第1页[7] - 合并运营报表在报告第3页[7] - 合并股东权益报表在报告第4页[7] - 合并现金流量表在报告第5页[7]

财务数据关键指标变化 - 2019年12月31日止年度，公司记录了7.9亿美元已探明石油和天然气资产减值，2017和2018年无此类减值[241] - 2019 - 2017年公司分别产生6500万美元、3700万美元和3400万美元的股票薪酬费用，分别资本化1700万美元、1000万美元和900万美元[344] - 截至2019年12月31日，公司总长期债务为54亿美元，其中包括43亿美元2025年到期的5.375%优先票据等[354] - 截至2019年12月31日，公司循环信贷安排下有1300万美元未偿还借款，有19.9亿美元可借款额度[354] - 截至2019年12月31日，子公司Energen有5.39亿美元票据[354][364] - 截至2019年12月31日，子公司Viper LLC循环信贷安排下有9700万美元未偿还借款，6.78亿美元可借款额度，还有5亿美元2027年到期的5.375%优先票据[354][364] - 截至2019年12月31日，子公司Rattler LLC循环信贷安排下有4.24亿美元未偿还借款，1.76亿美元可借款额度[354][364] - 截至2019年12月31日，公司循环信贷安排下有1300万美元未偿还借款，有19.9亿美元可供借款；Viper LLC有9700万美元未偿还借款，有6.78亿美元可供借款；Rattler LLC有4.24亿美元未偿还借款，有1.76亿美元可供借款[367][372] - 2019年12月31日，公司循环信贷安排下借款的加权平均利率为3.20%；截至2019年12月31日的年度，Viper LLC循环信贷安排借款的加权平均利率为4.30%，Rattler LLC为2.98%[372] - 2019年5月，公司董事会批准一项股票回购计划，到2020年12月31日最多回购20亿美元已发行普通股[385] - 截至2019年12月31日，公司联邦所得税净经营亏损（NOL）结转约为17亿美元，其中包括收购Energen获得的7.48亿美元[388] - 公司Energen收购前活动产生的NOL和300万美元税收抵免受《国内税收法》第382条年度限制，但预计该限制不会对这些金额的使用产生重大影响[388] - 2019年公司总资本支出约31亿美元，2020年钻探、完井和基础设施资本预算估计约28 - 30亿美元，较2019年预算增加1%[204] - 截至2019年12月31日，公司来自合资权益所有者的应收账款约为1.86亿美元，来自油气产品购买者的应收账款约为4.29亿美元[236] 各条业务线数据关键指标变化 - 2019年，壳牌、Plains和Vitol三家采购商分别占公司收入的27%、23%和15%；2018年，壳牌、Koch和西方能源营销公司分别占26%、15%和11%；2017年，壳牌、Koch和Enterprise Crude Oil LLC分别占31%、19%和11%[256] - 2019年12月31日，公司约33%的总估计已探明储量为已探明未开发储量，可能无法最终开发或生产[251] - 假设WTI每桶约60美元，公司目前有12310个总（8141个净）已确定的经济潜在水平钻井位置，截至2019年12月31日，只有477个总已确定潜在水平钻井位置归因于已探明储量，此外还有约3382个水平钻井位置[223] - 截至2019年12月31日，公司共运营、参与或收购了1770口在其土地上完成的水平井[225] - 截至2019年12月31日，公司有代表42421净英亩的租约将于2020年到期，7626净英亩将于2021年到期，2387净英亩将于2022年到期，4919净英亩将于2023年到期，2024年无净英亩租约到期[228] 储量相关风险 - 公司估计储量基于诸多假设，可能不准确，实际油气开采量可能与储量估计不同[242][243] - SEC规则可能限制公司未来记录额外已探明未开发储量的能力，若未在规定时间内钻井，可能需减记相关储量[249] 业务区域风险 - 公司生产物业集中在西得克萨斯州二叠纪盆地，易受地区供需、政府监管等因素影响[252][253] - 公司运营和钻井活动集中在西得克萨斯州的二叠纪盆地，该地区对合格人员的需求和成本在过去几年中增加[318] 行业周期性风险 - 油气行业周期性可能导致钻机、设备等短缺，增加成本和交付时间，影响公司运营[258][259] 水资源供应风险 - 公司运营依赖水供应，得克萨斯州干旱导致部分地区限制水力压裂用水，可能影响公司财务状况和运营结果[260][261] 技术应用风险 - 公司采用最新钻井和完井技术，结果存在不确定性，若未达预期或无法执行钻井计划，可能导致资产减记[266][270] 政府法规影响 - 2015年1月1日后新建或重新压裂的水力压裂井，需使用减排完井或“绿色完井”，以实现挥发性有机化合物排放减少95% [279] - 2016年6月28日，美国环保署发布最终规则，禁止陆上非常规油气开采设施的废水排放到公共污水处理厂 [278] - 2012年8月16日，美国环保署根据联邦《清洁空气法》发布最终法规，为油气生产和天然气加工运营制定新的空气排放控制措施 [279] - 2016年12月13日，美国环保署发布研究报告，指出在某些情况下，水力压裂活动用水会影响饮用水资源 [279] - 2015年2月6日，美国环保署发布报告，就处置井诱发地震活动的公众担忧提出调查结果和建议 [279] - 《多德 - 弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》为场外衍生品市场及参与者提供联邦监管，规定保证金要求、清算和交易执行规范 [288] - 商品期货交易委员会、美国证券交易委员会和审慎监管机构已发布多项实施《多德 - 弗兰克法案》的规则，包括强制清算规则、终端用户例外规则、保证金规则等 [290] - 最新拟议的头寸限制规则的意见征询期将于2020年4月29日结束，该规则为“善意套期保值头寸”的掉期交易提供豁免 [290] - 公司运营受各级政府法律法规约束，不遵守可能面临制裁，且合规成本可能很高 [274] - 《多德 - 弗兰克法案》及相关规则或增加公司衍生品合约成本、改变合约条款、减少衍生品可用性等，外国法规也可能有类似影响，若减少衍生品使用，公司经营业绩或更不稳定，现金流更难预测，还可能影响资本支出规划和资金筹集[291] - 2017年12月22日签署的《减税与就业法案》将美国企业所得税最高税率从35%降至21%，但法案部分内容不明，最终影响可能与估计不同，或对公司业务、经营业绩、财务状况和现金流产生不利影响[292] - 美国曾提出多项影响油气行业的税收立法提案，如取消无形钻井和开发成本即时扣除、废除油气财产百分比耗竭津贴、延长某些地质和地球物理支出摊销期等，若通过可能对公司产生不利影响[294] - 美国联邦、州和地方政府采取措施减少温室气体排放，国际上有《巴黎协定》，但美国宣布退出；限制甲烷或二氧化碳排放可能影响公司产品需求、价格和价值，增加运营成本，环保行动和相关诉讼也可能干扰公司业务和获取资本的能力，气候变化导致的极端天气或影响公司生产并增加成本[296][297][298][299] - 州和联邦监管机构关注水力压裂活动与地震活动的联系，部分州寻求对生产废水处置井施加额外要求，若新法规限制公司使用水力压裂或处置生产废水的能力，可能对公司业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响[302][303] - 公司认为子公司Rattler LLC的天然气集输管道不受FERC管辖，但分类和监管可能因FERC、法院或国会的未来决定而改变，若被认定需受FERC监管，可能导致收入减少、运营成本增加，还可能面临民事处罚和退还超额收入[305] - FERC对州际天然气运输管道的监管政策可能间接影响公司的天然气集输服务，且天然气集输业务在州层面可能受到更严格监管，公司可能需承担额外资本支出和运营成本[306][307][308] - 美国运输部和州机构执行管道安全法规，要求管道运营商实施完整性管理计划，包括更频繁检查等措施，还对人员资质和泄漏应急计划有要求，这可能使公司面临更高资本成本、运营延误和运营成本[310] - 管道安全违规最高罚款从每次违规每天10万美元提高到20万美元，相关系列违规从100万美元提高到200万美元，2019年7月31日因通胀分别提高到218,647美元和218.6465万美元[311] - 2019年10月1日，PHMSA发布最终规则，扩大完整性管理要求并对受监管管道施加新的压力测试要求[312] - 子公司Rattler LLC的费率需接受联邦监管机构审查，可能对公司收入产生不利影响[315] 人员相关风险 - 公司依赖少数关键员工，他们的缺席或流失可能对业务产生不利影响，且公司未为员工购买“关键人物”人寿保险[320] 业务运营风险 - 公司历史上收购了大量未探明财产，开发和勘探性钻探及生产活动面临诸多风险，无法保证所有前景都经济可行[325] - 公司运营面临火灾、爆炸、井喷等多种风险，可能导致重大损失，虽努力分配风险但可能无法成功执行[330] - 公司按行业惯例购买部分业务风险保险，但保险可能不足以覆盖损失，且可能无法获得或保费过高[332] - 石油和天然气行业竞争激烈，公司竞争对手资源更丰富，可能影响公司获取资产和发现储量的能力[335] - 公司使用的2 - D和3 - D地震数据存在解释问题，可能影响钻井作业结果，且使用先进技术需更高的预钻支出[336] - 公司需遵守2002年《萨班斯 - 奥克斯利法案》第404条规定，若不遵守或发现重大内部控制缺陷，会影响报告准确性和及时性，打击投资者信心[340] - 资本成本增加、全球金融市场动荡可能导致利率上升或信贷紧缩，影响公司业务[341] - 信息和计算机系统故障、恐怖袭击或武装冲突、网络安全风险等会对公司业务造成不利影响[345][346][347] - 公司债务契约中的限制性条款会限制公司应对市场变化、把握业务机会的能力，违反条款可能导致违约[358][360] 利率相关风险 - 公司循环信贷安排借款利率为浮动利率，与替代基准利率或LIBOR挂钩，适用利差在0.125% - 1.0%（替代基准利率）和1.125% - 2.0%（LIBOR）之间[372] - 2017年7月27日，英国金融行为监管局宣布2021年后将停止强制银行提交LIBOR计算利率，尚不清楚新计算方法或LIBOR是否会继续存在[373] 股价与股息风险 - 公司普通股价格波动可能受季度或年度经营业绩、盈利预测变化、分析师投资建议等多种因素影响[381] - 公司董事会有权决定是否支付股息和回购普通股，无保证未来会支付股息或按股东预期水平回购[383][384] 股东权益相关 - 公司章程和细则规定，股东修改细则、罢免董事、修改公司章程需至少66 2/3%有表决权的流通股股东赞成票[392] 油气价格波动 - 过去五年，WTI原油期货合约1价格从2016年2月的每桶26.21美元到2018年10月的每桶76.41美元；天然气期货合约1现货价格从2016年3月的每百万英热单位1.64美元到2018年11月的每百万英热单位4.84美元[196] - 2019年，WTI原油期货合约1价格在每桶46.54 - 66.30美元，天然气期货合约1现货价格在每百万英热单位2.07 - 3.59美元；2020年1月31日，WTI原油价格为每桶51.56美元，天然气价格为每百万英热单位1.84美元，较2019年高点分别下降22%和49%[196] - 油和气价格受国内外供应、全球勘探生产水平、政治经济状况等多种因素影响，难以预测未来价格走势[195] 业务综合风险 - 公司业务活动面临多种风险，包括油和气市场条件、价格波动、经济状况、未开发土地、资本获取等，可能对业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[191] 公司未来发展风险 - 公司未来成功取决于能否找到、开发或收购经济可采的油和气储量，若无法替换当前产量，储量价值将下降[210] 收购相关风险 - 行业收购竞争激烈，公司可能无法识别有吸引力的收购机会、完成收购或进行有效整合，影响财务状况和经营成果[211] - 收购油和气资产时，评估存在不确定性，可能无法发现所有问题，且难以获得卖方对潜在负债的有效保护[217] - 公司收购油和气租赁或权益时依赖经纪人或土地测量员判断，产权缺陷可能使租赁无效并影响经营和财务状况[218] 钻井与租约风险 - 公司项目区域处于不同开发阶段，可能无法产出商业可行数量的石油或天然气[220] - 公司确定的潜在钻井位置易受不确定性影响，可能会改变钻井的发生或时间[222] - 多井平台钻井可能导致公司运营结果波动[226] - 公司土地必须在租约到期前（一般为三到五年）钻探，否则可能导致大量租约续约成本或失去租约和潜在钻探机会[227] - 为持有2020年到期的现有租约，公司需要至少运营一个钻机项目[228] 套期保值风险 - 公司使用固定价格互换合约等进行套期保值，但仍可能受油价持续下跌的不利影响，且衍生品交易使公司面临交易对手信用风险[229][233]

高级无担保票据信息 - 2024年高级无担保票据年利率为4.750%，本金总额为12.5亿美元[13] - 2025年高级无担保票据年利率为5.375%，本金总额为8亿美元[13] - 2024年高级无担保票据契约日期为2016年10月28日[13] - 2025年高级无担保票据契约日期为2016年12月20日[13] - 2024年高级无担保票据利率为4.750%，本金总额为12.5亿美元[13] - 2025年高级无担保票据利率为5.375%，本金总额为8亿美元[13] 首次公开募股协议信息 - Rattler首次公开募股相关协议为2019年5月28日修订和重述的有限合伙协议[13] - Viper首次公开募股相关协议为2018年5月9日修订、2018年5月10日再次修订的有限合伙协议[13] 财务报表位置信息 - 合并资产负债表在报告第1页[7] - 合并经营报表在报告第3页[7] - 合并股东权益报表在报告第4页[7] - 合并现金流量表在报告第6页[7] 前瞻性陈述内容信息 - 前瞻性陈述涵盖业务战略、油气储备、财务战略等多方面内容[16] 报告财务信息内容 - 报告包含合并财务报表、管理层讨论与分析等财务信息[18] 术语定义信息 - 定义了如BOE（6000立方英尺天然气相当于1桶油）等油气术语[9] - 明确了工作权益等其他术语的含义[11]

公司基本信息 - 公司为Diamondback Energy, Inc.，是一家特拉华州公司[14] 公司债务信息 - 2024年高级无担保票据本金总额为12.5亿美元，利率4.750%[14] - 2025年高级无担保票据本金总额为8亿美元，利率5.375%[14] - 2016年10月28日，公司发行5亿美元2024年到期4.750%高级票据；2018年9月25日，发行7.5亿美元新的2024年到期4.750%高级票据，净收益约7.41亿美元[139][140][142] - 2016年12月20日，公司发行5亿美元2025年到期5.375%高级票据；2018年1月29日，发行3亿美元新的2025年到期5.375%高级票据，净收益约3.08亿美元[146][147] - 公司预计在2019年8月完成新2024年高级票据的交换要约[145] - 公司可在2020年5月31日后赎回2025年优先票据，2020 - 2021年赎回价格为面值104.031%，2021 - 2022年为102.688%，2022 - 2023年为101.344%，2023年5月31日起为100%[151] - Energen发行的Energen票据本金总额为5.3亿美元，包括4亿美元4.625%的2021年到期高级票据、1亿美元7.125%的2028年到期票据、2000万美元7.32%的2022年到期票据和1000万美元7.35%的2027年到期票据[152] 公司收购与资产交易信息 - 公司近期收购了Ajax Resources, LLC的某些租赁土地和其他资产以及Energen Corporation[16] - 2019年5月23日，公司出售从Energen收购的6589净英亩常规和非核心二叠纪资产，总价3700万美元[82] - 2018年11月29日，公司完成对Energen的全股票收购，发行约6280万股普通股，每股价值112美元，总代价约70亿美元[84] - 截至2019年6月30日，公司初步分配Energen收购总价71.36亿美元，其中承担负债30.01亿美元，收购资产101.37亿美元[88] - 2018年1月31日，公司子公司Tall City以1.1亿美元净价收购Fasken Center办公楼[83] 公司待完成交易信息 - 公司有与子公司Viper Energy Partners LP的待完成下拉交易[16] 公司财务关键指标变化 - 截至2019年6月30日和2018年12月31日，公司现金及现金等价物分别为3.26亿美元和2.15亿美元[20] - 截至2019年6月30日和2018年12月31日，公司总资产分别为231.71亿美元和215.96亿美元[21] - 截至2019年6月30日和2018年12月31日，公司总负债分别为77.21亿美元和74.29亿美元[24] - 2019年和2018年上半年，公司总营收分别为18.85亿美元和10.06亿美元[26] - 2019年和2018年上半年，公司总成本和费用分别为11.55亿美元和4.58亿美元[26] - 2019年和2018年上半年，公司运营收入分别为7.3亿美元和5.48亿美元[26] - 2019年和2018年上半年，公司净收入分别为3.99亿美元和4.79亿美元[26] - 2019年和2018年上半年，归属于公司的净收入分别为3.59亿美元和3.82亿美元[26] - 2019年和2018年上半年，基本每股收益分别为2.18美元和3.87美元[26] - 2019年和2018年上半年，每股股息分别为0.375美元和0.25美元[26] - 2018年12月31日至2019年6月30日，普通股数量从164,273增至163,949，额外实收资本从12,936百万美元变为12,933百万美元，累计赤字从762千美元变为1,069千美元，非控股权益从467百万美元变为1,446百万美元，总计从14,167百万美元变为15,450百万美元[29] - 2019年上半年净收入为399百万美元，2018年同期为479百万美元[32] - 2019年上半年经营活动提供的净现金为1,043百万美元，2018年同期为764百万美元[32] - 2019年上半年投资活动使用的净现金为1,772百万美元，2018年同期为1,198百万美元[32] - 2019年上半年融资活动提供的净现金为840百万美元，2018年同期为436百万美元[33] - 2019年上半年现金及现金等价物净增加111百万美元，2018年同期为2百万美元[34] - 2019年上半年期初现金及现金等价物为215百万美元，期末为326百万美元；2018年上半年期初为112百万美元，期末为114百万美元[34] - 2019年上半年支付的利息净额为76百万美元，2018年同期为44百万美元[34] - 2019年上半年应计资本支出变动为78百万美元，2018年同期为149百万美元[34] - 2019年上半年资本化的基于股票的薪酬为10百万美元，2018年同期为5百万美元[34] - 2019年和2018年截至6月30日的三个月，公司资本化内部成本分别约为1100万美元和700万美元；六个月分别为2400万美元和1400万美元[122] - 2019年6月30日，有8100万美元勘探与开发成本和8600万美元资本化利息无需进行折耗；2018年12月31日，对应金额分别为6800万美元和5500万美元[127] - 2019年和2018年6月30日止六个月末，公司资产退休义务负债期末余额分别为1.42亿美元和2300万美元[129] - 2019年6月30日和2018年12月31日，公司长期债务总额分别为44.72亿美元和44.64亿美元[138] 公司持股信息 - 截至2019年6月30日，公司拥有Viper约54%的已发行总单位[39] - 截至2019年6月30日，公司拥有Rattler约71%的已发行总单位[40] - 截至2019年6月30日，公司拥有Viper约54%的总流通单位[95] - 截至2019年6月30日，公司持有Rattler约71%的总流通单位[108] 准则影响信息 - 2018年1月1日起，Viper采用新准则，对投资按公允价值计量，向下调整1900万美元[48] - 2019年1月1日起，公司采用新租赁准则，确认约1300万美元使用权资产[49] - 2016 - 13号准则将于2019年12月15日后财年生效，公司认为无重大影响[59] - 2018 - 13号准则将于2019年12月15日后财年生效，公司评估无重大影响[60] - 2018 - 15号准则将于2019年12月15日后财年生效，公司认为无影响[61][64] - 2018 - 19号准则将于2019年12月15日后财年生效，公司认为无影响[65] - 2019 - 04号准则将于2019年12月15日后财年生效，公司认为无影响[66] - 2019 - 05号准则将于2019年12月15日后财年生效，公司认为无影响[67] Viper业务线相关信息 - 2019年3月1日，Viper完成1092.5万份普通股单位的承销公开发行，净收益约3.41亿美元[96] - 2019年上半年，公司在Viper的非控股权益减少7400万美元，增加额外实收资本[97] - 2018年5月9日，Viper进行资本重组等交易，公司交付7315万份Viper普通股单位，换取相应的B类单位和Viper LLC单位[98] - 2018年5月10日，公司和Viper普通合伙人分别向Viper现金出资100万美元，可获8%年度分红[102] - 2018年5月10日，公司用731,500个B类单位和731,500个Viper LLC单位换731,500个Viper普通股单位和1万美元现金[102] - 2019年和2018年截至6月30日的三个月，Viper普通合伙人向Viper分配费用均少于100万美元；六个月均为100万美元[103] - Viper信贷协议最高信贷额度为20亿美元，借款基数为6亿美元，2019年6月27日借款基数从5.55亿美元增至6亿美元，截至2019年6月30日，未偿还借款为2.13亿美元，可用借款额度为3.87亿美元[171] - Viper信贷协议适用利差：替代基准利率为0.75% - 1.75%，LIBOR为1.75% - 2.75%，需按季度支付承诺费，费率为0.375% - 0.500%[172] - 截至2019年6月30日和2018年12月31日，Viper遵守循环信贷安排下所有财务契约[176] - 2019年3月1日，Viper完成1092.5万份普通股单位的公开发行，公司拥有Viper约54%的总单位，Viper获得约3.41亿美元净收益[189] Rattler业务线相关信息 - 2019年5月Rattler发行4370万个普通股单位，占有限合伙人权益约29%，净收益约7.2亿美元[109] - 完成Rattler发行后，Rattler向公司分配约7.27亿美元，公司和普通合伙人可获8%年度分红[110] - 2019年截至6月30日的三个月和六个月，Rattler普通合伙人向Rattler分配费用37,907美元[111] - 2019年截至6月30日的三个月和六个月，Rattler及其普通合伙人分别向公司支付100万美元和200万美元[112] - 2019年截至6月30日的三个月和六个月，Rattler计提州所得税费用31,814美元[117] - 2019年2月1日，Rattler LLC获得EPIC 10%的股权，截至2019年6月30日，总投资7200万美元，上半年记录利息费用3000美元[132] - 2019年2月15日，Rattler LLC获得Gray Oak 10%的股权，截至2019年6月30日，总投资1.15亿美元，上半年记录净利息费用6.1万美元[135] - 2019年3月29日，Rattler LLC向Gray Oak出具短期本票，允许其最多借款1.23亿美元，利率2.52%，2019年6月30日止三个月内，Gray Oak借款并偿还2300万美元，截至6月30日无未偿还借款[136] - Rattler信贷协议提供最高6亿美元循环信贷额度，截至2019年6月30日，Rattler LLC有100万美元未偿还借款，5.99亿美元可用于未来借款[178] - Rattler信贷协议规定综合总杠杆率不超过5.00比1.00（特定收购后3个财季不超过5.50比1.00，适用综合高级有担保杠杆率时不超过5.25比1.00），综合高级有担保杠杆率不超过3.50比1.00，综合利息覆盖率不低于2.50比1.00[184] 公司其他投资信息 - 2014年10月，公司获得HMW LLC 25%的权益；2018年6月30日，公司不再确认对HMW LLC的权益投资，而是合并其在HMW LLC拥有的盐水处理资产中的未分割权益[130][131] 公司信贷协议信息 - 公司信贷协议最高信贷额度为50亿美元，2019年6月28日借款基数从26.5亿美元增至34亿美元，截至2019年6月30日，选定承诺总额为25亿美元，循环信贷安排下未偿还借款约16亿美元，可用借款额度为8.61亿美元[156][159] - 投资评级转换日前，公司信贷协议适用利差：替代基准利率为0.25% - 1.25%，LIBOR为1.25% - 2.25%；投资评级转换日后，替代基准利率为0.125% - 1.0%，LIBOR为1.125% - 2.0%[161] - 投资评级转换日前，公司需按季度支付承诺费，费率为0.375% - 0.500%；投资评级转换日后，费率为0.125% - 0.350%[161] - 投资评级转换日前，公司信贷协议财务契约要求总净债务与EBITDAX比率不超过4.0:1.0，流动资产与负债比率不低于1.0:1.0；投资评级转换日后，要求总净债务与资本比率不超过65%[164][168] - 截至2019年6月30日和2018年12月31日，公司遵守循环信贷安排下所有财务契约[169] - 2018年11月29日Energen为公司信贷安排下债务提供担保，12月21日其附属公司也提供担保，因此Energen还为2024年和2025年优先票据提供担保[155] - 公司信贷协议规定总净债务与EBITDAX之比不超过4.0比1.0，流动资产与负债之比不低于1.0比1.0，允许发行最高4亿美元无担保债务，每次发行借款基数减少25%[175] 公司合作与资金协议信息 - 公司与Obsidian Resources达成协议，CEMOF及其附属公司管理的基金承诺出资，最多额外出资3亿美元，为钻井项目提供资金，CEMOF将承担高达85%的成本，截至2019年6月30日已出资约3000万美元[187] 公司股票回购计划信息 - 2019年5月，公司董事会批准最高20亿美元的股票回购计划

产量占比情况 - 截至2019年3月31日，公司石油、天然气、天然气液体产量占比分别为68%、15%、17%，2018年分别为74%、12%、14%[274] 股息与股票回购计划 - 2019年第一季度公司宣布每股0.1875美元的现金股息，6月4日支付[275] - 2019年5月董事会批准最高20亿美元的股票回购计划，至2020年12月31日[276] - 2019年5月董事会批准股票回购计划，至2020年12月31日可回购至多20亿美元普通股[346] 资产出售情况 - 2019年5月公司签订协议出售103,423净英亩资产，总价3.22亿美元，预计7月1日前完成交易[278] 股权发行情况 - 2019年3月Viper完成10,925,000普通股单位公开发行，公司持有约54%，Viper获净收益约3.41亿美元[279] 钻完井情况 - 2019年第一季度米德兰盆地和特拉华盆地分别钻完井83口和82口（毛井），73口和74口（净井）[280] - 2019年第一季度资本支出5.69亿美元，钻了83口总井（73口净井），投产82口总井（74口净井）；2018年第一季度资本支出2.8亿美元，钻了41口总井（36口净井），投产35口总井（30口净井）[315][316] 产量与收入占比变化 - 2019年第一季度平均日产量262,633桶油当量，较2018年同期增加160,026桶油当量，增幅156.0%[282] - 2019年第一季度石油、天然气、天然气液体销售收入占比分别为88%、3%、9%，2018年分别为90%、3%、7%[285] 财务收入情况 - 2019年第一季度总收入8.64亿美元，2018年为4.79亿美元[289] - 2019年第一季度净收入4300万美元，归属于公司的净收入为1000万美元；2018年分别为1.78亿美元和1.63亿美元[289] - 2019年第一季度油气及凝析油收入达8.42亿美元，较2018年同期的4.66亿美元增加3.76亿美元，增幅81%[293] - 2019年第一季度日均产量为262,633桶油当量/天，较2018年同期的102,607桶油当量/天增加160,026桶油当量/天[293] - 价格下降使收入减少约2.95亿美元，产量增加使收入增加约6.71亿美元，综合使收入增加3.76亿美元[294][295] - 2019年第一季度租赁奖金收入为100万美元，2018年同期无此项收入[296] - 2019年第一季度中游服务收入为1900万美元，较2018年同期的1100万美元增加800万美元[297] 费用情况 - 2019年第一季度租赁运营费用为1.09亿美元（每桶油当量4.61美元），较2018年同期的3700万美元（每桶油当量4.04美元）增加[299] - 2019年第一季度生产和从价税费用为5500万美元，较2018年同期的2700万美元增加2800万美元，增幅104%[300] - 2019年第一季度折旧、损耗和摊销费用为3.22亿美元，较2018年同期的1.15亿美元增加2.07亿美元，增幅180%[302] - 2019年第一季度净利息费用为4600万美元，较2018年同期的1400万美元增加3200万美元[305] - 2019年第一季度记录所得税收益3300万美元，2018年同期为所得税费用4700万美元[308] 现金流量情况 - 2019年第一季度经营活动提供的净现金为3.77亿美元，2018年同期为3.39亿美元，同比增长约11.2%[311][312] - 2019年第一季度投资活动使用的净现金为9.37亿美元，2018年同期为5.85亿美元，同比增长约60.2%[311][314] - 2019年第一季度融资活动提供的净现金为4.71亿美元，2018年同期为2.06亿美元，同比增长约128.6%[311][319] - 2019年第一季度现金净减少8900万美元，2018年同期为4000万美元[311] 资本支出与预算情况 - 2019年第一季度开发项目资本支出为5.69亿美元，租赁权益和矿权收购现金支出约为1.57亿美元[345] - 2019年钻井和基础设施资本预算约为27亿至30亿美元，其中23亿至25.5亿美元用于钻完井，2.25亿至2.5亿美元用于中游基础设施，1.75亿至2亿美元用于基础设施及其他支出[344] 票据发行情况 - 2016年10月发行5亿美元2024年到期4.750%高级票据，2018年9月又发行7.5亿美元同类型票据[320] - 2016年12月发行5亿美元2025年到期5.375%高级票据，2018年1月又发行3亿美元同类型票据[324] - 合并后Energen仍发行总计5.3亿美元票据，包括4亿美元2021年到期4.625%高级票据等[327] 信贷额度情况 - 2019年3月25日公司将循环信贷额度承诺从20亿美元增至30亿美元，截至3月31日，借款基数为30亿美元，未偿还借款20亿美元，可用额度10亿美元[330] - 截至2019年3月31日，Viper循环信贷额度借款基数为5.55亿美元，未偿还借款1.57亿美元，可用额度3.98亿美元[338] 衍生工具与应收款情况 - 截至2019年3月31日，净负债衍生工具头寸为6900万美元，较2018年12月31日的2.16亿美元净资产衍生工具头寸下降[357] - 截至2019年3月31日，联合权益应收款约为1.07亿美元，油气销售收入应收款约为3.56亿美元[359] 客户占比情况 - 2019年第一季度，三家采购商占公司收入超10%，分别为Shell Trading (US) Company（25%）、Plains Marketing LP（25%）和Occidental Energy Marketing Inc（10%）[360] - 截至2019年3月31日，九家客户占联合运营应收款约70%，2018年12月31日，四家客户占比约82%[361] 借款与信贷协议情况 - 截至2019年3月31日，循环信贷安排下未偿还借款为20亿美元，加权平均借款利率为4.24%[363] - 信贷协议规定总净债务与EBITDAX之比不大于4.0:1.0，流动资产与负债之比不小于1.0:1.0[342] - 信贷协议允许发行至多4亿美元无担保债务，每次发行需将借款基数减少25%[342]