财务数据和关键指标变化 - 2021年第三季度公司产生6000万美元自由现金流，尽管产量下降，但团队通过管理费用和限制资本支出抵消了对自由现金流的影响 [5] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年下拉资产EBITDA预计为2500 - 3500万美元，2023年随着资本投入建设回收系统将大幅增加 [10] - OMOG合资企业系统的产量比一年前增长了40% [10] - 本季度23%的源水体积来自回收采出水 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司宣布一系列战略交易，使投资组合与Diamondback向米德兰盆地开发的转变保持一致，目前其75%的钻探资本分配在该地区 [5] - WTG交易使公司涉足北米德兰盆地不断发展的天然气收集和加工业务，新建工厂将助力生产商开发 [6] - 与Diamondback的下拉交易主要是出售互补相邻资产，使公司在米德兰盆地扩大规模 [6] - 购买可用水资源资产并增加在采出水和源水领域对Diamondback开发的风险敞口，预计可限制产量和收益的波动性 [6] - 出售佩科斯天然气系统，以有吸引力的倍数剥离预期增长不大的资产，为收购提供资金并保持保守财务管理 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管行业面临通胀压力，但公司运营中实施的最佳实践开始显现成效，预计将为单位持有人带来长期利益 [5] - 经过1.5年的成本削减、资本支出限制和专注自由现金流生成，公司再次找到符合运营专长和战略的有吸引力投资 [7] 其他重要信息 - 会议参与者可能会做出前瞻性陈述，实际结果可能因多种因素与陈述有重大差异，相关因素信息可在公司向美国证券交易委员会的文件中找到 [3] - 会议将提及非GAAP指标，与适当GAAP指标的对账可在昨日下午发布的收益报告中找到 [3] 问答环节所有提问和回答 问题1: FANG 2022年处于维护模式且活动区域转移，对Rattler产量有何影响，预计产量是否会比FANG指导的更好？ - 下拉交易后，合并基础上的产量肯定会上升，从目前到2022年预计会有大幅增加，下拉交易也将提高产量表现的一致性 [9] 问题2: 交易的倍数指导情况，下拉资产EBITDA预期已知，能否分享合资企业和资产出售的细节？ - 2022年下拉资产EBITDA预计为2500 - 3500万美元，2023年将大幅增加；股权法下，2023年EBITDA贡献将因WTG交易、Wink to Webster全面投产和OMOG合资企业满负荷运转而上升，预计今年4000 - 4500万美元的分配额明年将增长20% - 30% [10] 问题3: 能否增加回收水的量，潜在增长幅度如何？ - 公司在米德兰盆地大力投入回收项目，已在特拉华启动回收计划；Diamondback和Rattler承诺到2024 - 2025年至少回收55%的水，关键是在米德兰盆地建设大型回收坑，明年将继续建设；合同设置激励回收，因为Diamondback使用回收水成本更低且利润率更高 [12] 问题4: Rattler增加并延长了股票回购计划，如何平衡未来股息增长和回购？ - 本季度未调整分红，因为下拉交易和WTG交易有大量现金流出，部分资产出售有现金流入；需观察交易后杠杆情况再考虑调整分红；股票回购是公司的有效手段，董事会认为在市场疲软时是一种防御信号，上季度使用情况良好，预计未来将保持一定频率 [13]

业绩总结 - Rattler Midstream在2021年第三季度的合并净收入为3890万美元[5] - 合并调整后EBITDA为7500万美元[5] - 合并自由现金流为5950万美元，常规自由现金流为6000万美元[5] - 第三季度每单位现金分配为0.25美元，年化收益率为8.4%[5] - 2021年第三季度的年化EBITDA为3亿美元，净债务与年化EBITDA的比率为1.6倍[41] - 2021年净收入预计在1.4亿至1.8亿美元之间，调整后的EBITDA预计在2.8亿至3.2亿美元之间[44] 用户数据 - Rattler的生产水收集系统在2021年第三季度的收集量为85%[30] - Rattler的生产水回收和存储设施数量为七个，新增的专用面积为35,000英亩[19] - Rattler在OMOG系统中拥有60%的原油收集系统，覆盖超过150,000英亩的专用土地[25] 市场扩张与并购 - Rattler Midstream在2021年10月宣布以1.04亿美元进入Midland Basin的天然气收集和处理合资企业[5] - 签署了以1.6亿美元现金收购Diamondback Energy某些水中游资产的交易协议，预计在2021年第四季度完成[5] - 2021年11月，完成了Pecos天然气收集系统的出售，潜在总对价为9300万美元，其中8300万美元为现金[5] - 收购的资产包括九个活跃的盐水处置井，具有330 MBbl/d的许可能力[18] - 预计2022年来自收购资产的调整后EBITDA贡献为2500万至3500万美元[17] 财务状况 - Rattler的市场资本化为18亿美元，净债务为4.87亿美元，企业价值为23亿美元[10] - Rattler的流动性为6.13亿美元，其中6亿美元可用于循环信贷额度[40] - Rattler的净债务与调整后EBITDA的比率为1.6倍[5] - Rattler的高利润、自由现金流生成业务依赖于长期合同，确保了稳定性和可见性[45] 未来展望 - Diamondback在WTG中拥有100,000 Bbl/d的承诺能力，预计将推动新处理厂的发展[27] - 2021年指导中，生产水收集量预计为750至800 MBbl/d，原油收集量为75至85 MBbl/d[43] - Diamondback自IPO以来的收购交易总额约为190亿美元，支持Rattler的业务发展[32]

资产收购与出售 - 2021年2月26日完成Guidon收购，获约32,500净英亩土地，支付1068万股普通股和3.75亿美元现金[180] - 2021年3月17日完成QEP收购，增加约49,000净英亩土地，发行约1212万股普通股，价值约9.87亿美元[181] - 2021年10月19日拟出售价值约1.6亿美元水中游资产给Rattler，预计四季度完成[183] - 2021年10月21日完成出售威利斯顿盆地油气资产，获约5.86亿美元净现金[184] - 2021年11月1日完成出售部分天然气收集资产给Brazos Delaware Gas，获约5400万美元[184] 票据赎回与股票回购 - 2021年8月赎回剩余4.32亿美元2025年到期5.375%高级票据，11月1日赎回6.5亿美元2023年到期高级票据[188] - 2021年9月董事会批准最高20亿美元股票回购计划，截至9月30日已回购约2200万美元，剩余19.8亿美元[190] - 2021年9月董事会批准最高20亿美元的股票回购计划，前9个月已回购约2200万美元，剩余约19.8亿美元可用于未来回购[273] - 2021年第三季度提前赎回剩余本金4.32亿美元的2025年高级票据，2025年契约终止[276] 财务关键指标（季度） - 2021年第三季度净收入6.49亿美元，平均产量404.3千桶油当量/天，资本支出3.91亿美元[197][198] - 2021年第三季度油气及凝析油收入为19亿美元，较2020年同期的7.07亿美元增加12亿美元，增幅168%，价格上涨贡献9亿美元，销量增长41%[213] - 2021年第三季度石油产量2205.8万桶，天然气产量45571百万立方英尺，凝析油产量754万桶，合计产量3719.3千桶油当量[209] - 2021年第三季度租赁经营费用为1.56亿美元，较2020年同期增加5400万美元，每桶油当量增加0.33美元[217] - 2021年第三季度生产税和从价税总费用为1.24亿美元，每桶油当量3.33美元[218] - 2021年第三季度生产税占油气及凝析油收入的5.2%[218] - 2021年第三季度从价税较2020年同期增加700万美元[219] - 2021年三季度集输费用为6700万美元，较2020年同期的3300万美元增加，主要因产量增加及QEP合并带来的新增产量单位成本较高[221] - 2021年三季度探明油气资产折耗增加5100万美元，主要受产量和折耗率影响，2021年折耗率下降因SEC油价提高[223][224] - 2021年三季度未记录油气资产减值费用，若未获SEC豁免，2021年一季度将记录约11亿美元减值费用；2020年同期记录15亿美元减值费用[225][226] - 2021年三季度一般及行政费用为3800万美元，较2020年同期的2000万美元增加，主要因QEP合并和Guidon收购带来的人力成本及股权薪酬增加[229] - 2021年三季度净利息费用为5700万美元，较2020年同期增加400万美元，主要因新发行票据利息增加，部分被回购票据和减少借款的利息节省抵消[232] - 2021年三季度衍生品工具净损失为2.34亿美元，2020年同期为9900万美元；现金收支方面，2021年同期支出3.97亿美元，2020年同期支出900万美元[233] - 2021年三季度集输费用每桶油当量为1.80美元，2020年同期为1.25美元[221] - 2021年三季度油气资产折耗率每桶油当量为8.71美元，2020年同期为10.33美元[223] - 2021年第三季度所得税拨备为1.93亿美元，2020年同期为 - 3.04亿美元[237] 财务关键指标（前九个月） - 2021年前九个月油气及凝析油收入为47亿美元，较2020年同期的20亿美元增加27亿美元，增幅137%，价格上涨贡献23亿美元，销量增长23%[214] - 2021年前九个月石油产量6070.3万桶，天然气产量124186百万立方英尺，凝析油产量1999.2万桶，合计产量10139.3千桶油当量[209] - 2021年前九个月租赁经营费用为4.15亿美元，较2020年同期增加8300万美元，每桶油当量增加0.06美元[217] - 2021年前九个月生产税和从价税总费用为3.04亿美元，每桶油当量3.00美元[218] - 2021年前九个月生产税占油气及凝析油收入的5.2%，较2020年同期略有增加[218] - 2021年前九个月从价税较2020年同期增加800万美元，主要因收购额外物业[219] - 2021年前九个月集输费用为1.54亿美元，较2020年同期的1.05亿美元增加，主要因产量增加及QEP合并带来的新增产量单位成本较高[221] - 2021年前九个月探明油气资产折耗减少9600万美元，主要受产量和折耗率影响，2021年折耗率下降因SEC油价提高[223][224] - 2021年前九个月未记录油气资产减值费用，2020年同期记录50亿美元减值费用[225][226] - 2021年前九个月一般及行政费用为9900万美元，较2020年同期的6400万美元增加，主要因QEP合并和Guidon收购带来的人力成本及股权薪酬增加[229] - 2021年前九个月合并及整合费用为7700万美元，其中QEP合并费用6800万美元，Guidon收购费用900万美元[230] - 2021年前九个月净利息费用为1.7亿美元，较2020年同期增加2300万美元，主要因新发行票据利息增加，部分被回购票据和减少借款的利息节省抵消[232] - 2021年前九个月衍生品工具净损失为8.95亿美元，2020年同期为收益8200万美元；现金收支方面，2021年同期支出8.22亿美元，2020年同期收入2.88亿美元[233] - 2021年前九个月集输费用每桶油当量为1.52美元，2020年同期为1.27美元[221] - 2021年前九个月油气资产折耗率每桶油当量为8.87美元，2020年同期为12.07美元[223] - 2021年前九个月所得税拨备为3.52亿美元，2020年同期为 - 9.02亿美元[237] - 2021年前九个月经营活动净现金流入27.77亿美元，2020年同期为17.15亿美元；投资活动净现金流出13.23亿美元，2020年同期为18.55亿美元；融资活动净现金流出10.21亿美元，2020年同期为净流入1.11亿美元；现金净增加4.33亿美元，2020年同期为减少0.29亿美元[240] - 2021年前九个月经营现金流增加主要因总收入增加27亿美元和收到所得税退款1.52亿美元，部分被衍生品合约净现金支出、现金运营费用增加等因素抵消[242] - 2021年前九个月投资活动净现金流出13亿美元，2020年同期为19亿美元，主要用于油气资产的购买和开发[244] - 2021年前九个月资本支出（不包括收购和权益法投资）为10.53亿美元，2020年同期为16.33亿美元[246] - 2021年前九个月融资活动净现金流出10亿美元，2020年同期为净流入1.11亿美元，2021年主要因回购高级票据等支出，部分被票据发行收入等抵消[247] - 2021年前9个月，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9.48亿美元、2300万美元、3900万美元和4300万美元，总资本支出（不包括收购）为10.53亿美元[269] - 2021年前9个月，公司合并运营报表显示，收入35.16亿美元，运营收入19.64亿美元，净利润6.58亿美元[281] 产量与价格趋势 - 2021年油气价格上涨主要是从2020年历史低价中恢复，产量增加主要源于收购和业务活动恢复[215] - 公司预计在可预见的未来保持石油生产水平不变[217] 资本预算与指导 - 2021年资本指导较4月下降10%，预计2022年保持原油产量平稳，将分配50%季度自由现金流给股东[195] - 2021年第四季度更新2021年资本预算至14.9 - 15.3亿美元，中点较之前宣布的预算降低4% [268] 债务与信贷协议 - 截至2021年9月30日，公司信贷协议下未来借款额度为16亿美元，手头现金约4.57亿美元[238] - 截至2021年9月30日，公司债务包括约69亿美元高级票据、9200万美元循环信贷额度借款和6500万美元DrillCo协议欠款[249] - 2021年3月公司发行21.8亿美元票据，净收益用于回购其他高级票据；2021年进行多次票据回购和赎回操作[254][255][256][259][260][261] - 截至2021年9月30日，Viper信贷协议下最大信贷额度为20亿美元，借款基数为5.8亿美元，有9200万美元未偿还借款和4.08亿美元可用借款额度；2021年第四季度部分收购通过该信贷协议借款融资[263] - Rattler信贷协议最高信贷额度为6亿美元，可扩展至10亿美元，截至2021年9月30日无未偿还借款，可用额度6亿美元，3个月和9个月加权平均利率分别为1.34%和1.38%，协议于2024年5月28日到期[265] - 循环信贷安排下的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3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，再加适用利差，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%[294] 资产负债表与应收账款 - 截至2021年9月30日，公司合并资产负债表显示，流动资产9.79亿美元，固定资产净值145.58亿美元，流动负债16.75亿美元，长期债务57.48亿美元[281] - 截至2021年9月30日，公司因QEP合并新增约6800万美元的运输、收集和采购承诺[282] - 截至2021年9月30日，公司石油和天然气生产销售应收账款约为7.12亿美元，联合权益应收账款约为9900万美元[291] 衍生品工具与利率互换 - 公司需按公允价值在资产负债表确认所有衍生品工具，商品衍生品未指定为套期，利率互换部分指定为公允价值套期[234][235] - 截至2021年9月30日，公司商品价格衍生品净负债头寸为6.18亿美元，基础商品远期曲线上涨10%，净负债头寸将增至8.74亿美元，下跌10%，净负债头寸将减至4亿美元[288] - 截至2021年9月30日，公司有名义金额为12亿美元的利率互换协议，用于管理市场利率对利息支出的影响[295] - 公司将收到固定利率利息，并支付基于3个月伦敦银行同业拆借利率加2.1865%的平均可变利率利息[297]

财务数据和关键指标变化 - 公司将2021年运营中游资本支出（CapEx）指引中点下调超40%，至3000万 - 5000万美元，远低于2019年的2.4亿美元和2020年的1.4亿美元 [9] - 自去年第三季度末以来，公司用自由现金流还清约8500万美元循环信贷余额，同时支付9000万美元分红并回购3000万美元普通股 [10] - 公司将普通股年化分红提高25%至每股1美元，截至昨日收盘，股息收益率近10% [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 自疫情爆发以来，公司和Diamondback重新聚焦自由现金流生成而非增长，削减运营费用和资本支出以适应生产商产量增长受限的环境 [8] - 公司将继续关注向股东返还资本和审慎的资本配置，为投资者创造价值 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第二季度表现强劲，在第一季度天气事件影响后，产量和运营恢复正常，成本得到控制，运营业务和股权法合资企业的产量和收益均回归趋势 [7] - 尽管过去一年行业面临巨大挑战，但公司凭借员工努力和保守战略，已处于优势地位 [12] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 提高股息后股票回购策略是否改变 - 公司认为股票流通量有限，回购规模受限，但过去一个月仍积极进行回购，回购将作为资本返还的辅助选项，与稳定增长的基础股息并存，董事会对延长回购持开放态度 [13][14][15] 问题: 资本配置目标及净债务目标 - 公司认为循环信贷是短期融资方式，对债券方面5亿美元的未偿债务感到安心，因运营资本支出大幅下降，且有能力用现金完成从Diamondback的资产注入而不增加杠杆，债券交易情况良好，若明年利率不变，可更低成本再融资，为股东带来更多自由现金流 [16][17][18] 问题: 资产注入的资金来源及是否增值 - 公司不会使用股权融资，可利用循环信贷余额，也可考虑增加现有债券规模或采取折衷方式，因公司流动性充足、自由现金流良好且认为股权融资成本高 [20] 问题: 资本支出减少的原因及未来计划 - 主要是团队年初削减预算范围，项目成本也略低于预期，FANG产量增长放缓以及公司注重成本控制，若资产注入完成，2022年有一次性资本支出用于新区域的水循环和处理，长期来看，公司资本支出维持在3000万 - 5000万美元甚至更低的年运行率是不错的选择 [21][22]

业绩总结 - 公司2021年第二季度的合并净收入为5450万美元[5] - 公司2021年第二季度的合并调整后EBITDA为7600万美元[5] - 公司2021年第二季度的合并自由现金流为8100万美元，重复自由现金流为5100万美元[5] - 2021年第二季度的年化EBITDA为3.04亿美元，净债务与年化EBITDA的比率为1.6倍[38] - 2021年分配增加25%至每单位0.25美元（年化1.00美元）[40] 用户数据 - 公司在2021年第二季度的油气收集量为840 MBbl/d，天然气收集量为142 BBtu/d[5] - Rattler在各个中游业务领域的毛利率表现强劲，预计2021年将实现850万桶/天的产水收集量[16] 未来展望 - Rattler的2021年调整后EBITDA预计将实现每单位1.00美元的年度分配[23] - Rattler的现金流在2020年实现正增长，预计未来将继续增长[25] - Rattler的固定费用合同覆盖约400,000英亩的Permian Basin核心区域，预计未来调整后EBITDA和现金流将持续增长[29] 新产品和新技术研发 - Rattler与Oryx Midstream共同收购了Midland Basin的Reliance Gathering系统，交易金额为3.56亿美元[31] - Rattler在OMOG系统中拥有60%的原油收集系统，覆盖超过150,000英亩的长期合同[31] 市场扩张和并购 - Diamondback自2012年IPO以来，通过收购实现了约190亿美元的整合[18] - 截至2021年6月30日，Rattler已对三条管道的资本贡献约为3.67亿美元，预计将再贡献2000万至2500万美元以满足剩余资本需求[33] 负面信息 - Rattler的资本贡献至今为2.19亿美元，预计未来贡献为0[13] 其他新策略和有价值的信息 - 公司通过固定费用合同获得的收入、利润和自由现金流来自于与Diamondback的15年专属合同[5] - Rattler的自筹资金商业模式强调最大化利益相关者回报，且不计划通过资本市场融资[35] - 截至2021年6月30日，Rattler的流动性为6.13亿美元，其中595百万美元可用于循环信贷额度[36] - Rattler的市场资本化为15.4亿美元，总债务为5.05亿美元，净债务为4.87亿美元[38]

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]