收入和利润 - 第三季度实现净利润10亿美元[194] - 2025年第三季度总石油、天然气和天然气液体收入为34.47亿美元，较第二季度的33.16亿美元增长1.31亿美元（约4%）[214][218] - 2025年第三季度总收入为34.47亿美元，较第二季度的33.16亿美元增长1.31亿美元，增幅约4%[214][218] - 2025年前九个月总油气收入104.2亿美元，较2024年同期的66.29亿美元增长57%，增加38亿美元[236][240] - 2025年前九个月总营收为104.2亿美元，较2024年同期的66.29亿美元增长57%，增加37.91亿美元[236][240] - 2025年前九个月石油销量为8.885亿美元，较2024年同期的60.25亿美元增长47.5%[236] 产量表现 - 第三季度平均产量为942.9千桶油当量/天[194] - 2025年第三季度合并产量为86,751 MBOE，较第二季度的83,709 MBOE增长3,042 MBOE（约4%）[214][218] - 2025年第三季度合并产量为8675.1万桶油当量，环比增长4%，其中约53%的增长来自Sitio收购[214][218][219] - 2025年前九个月石油销量增长79%至13.43万MBbls，天然气销量增长94%至32.61亿MMcf，NGL销量增长94%至5.84万MBbls[236] - 产量增长中56%来自Endeavor收购，8%来自Double Eagle收购，其余增长主要来自新井[241] 实现价格 - 2025年第三季度石油平均实现价格为每桶64.60美元，较第二季度的63.23美元上涨1.37美元[214] - 2025年第三季度套期后的平均实现价格为每BOE 40.58美元，较第二季度的39.89美元上涨0.69美元[214] - 2025年第三季度石油销量为4634.5万桶，平均实现价格为每桶64.60美元，环比上涨2.2%[214] - 2025年前九个月平均实现油价为每桶66.16美元，较2024年同期的75.75美元下降13%[236] - 2025年前九个月平均实现油价为每桶66.16美元，较2024年同期的每桶75.75美元下降12.7%[236] - 2025年前九个月WTI原油平均价格为每桶66.65美元[201] 成本和费用（运营相关） - 现金运营成本为每桶油当量10.05美元[194] - 矿区作业费用从第二季度的4.4亿美元增至第三季度的4.9亿美元，每BOE成本从5.26美元升至5.65美元[219] - 2025年第三季度租赁运营费用为每桶油当量5.65美元，总额为4.9亿美元，环比增长11.4%[219] - 生产税和从价税支出从第二季度的2.14亿美元微降至第三季度的2.12亿美元，占收入百分比从6.5%降至6.2%[220] - 2025年第三季度生产税和从价税支出占总收入的6.2%，略低于第二季度的6.5%[220] - 2025年第三季度收集、加工和运输费用为每桶油当量1.41美元，总额为1.22亿美元，环比下降18.6%[222] - 2025年前九个月租赁运营费用13.38亿美元，每BOE成本5.42美元，低于2024年同期的5.99美元[243] - 2025年前九个月租赁运营费用为13.38亿美元，较2024年同期的8.25亿美元增长62.2%[243] - 2025年前九个月生产及从价税费用为6.54亿美元，较2024年同期的4.13亿美元增长58.4%[244] - 集输处理与运输费用增加1.17亿美元至3.78亿美元，但每BOE费率从1.90美元降至1.53美元，主要因Endeavor收购带来3600万美元额外产量费用[246] 折旧、折耗及摊销 - 折旧、折耗及摊销从第二季度的12.66亿美元增至第三季度的12.86亿美元，但每BOE成本从15.12美元降至14.82美元[223] - 2025年第三季度折旧、折耗及摊销为每桶油当量14.82美元，总额为12.86亿美元[223] - 2025年前九个月折旧折耗摊销及增值费用36.49亿美元，每BOE成本14.77美元，高于2024年同期的12.30美元[247] - 折旧折耗及摊销费用增加19.55亿美元至36.49亿美元，每BOE成本从12.30美元升至14.77美元，主因产量增长（13亿美元）和收购导致折耗率上升（6.05亿美元）[247] - 已探明油气资产折耗增加19亿美元，其中13亿美元来自产量增长，6.05亿美元来自折耗率上升[247] 一般行政及交易费用 - 一般及行政费用总额增至2.1亿美元，每BOE成本降至0.85美元，主要因员工薪酬增加4500万美元及软件等成本增加1100万美元[249] - 行政管理费用增加6900万美元至2.1亿美元，主要受Endeavor收购导致员工薪酬福利增加4500万美元影响[249] - 并购及交易费用降至9400万美元，主要包含Endeavor收购相关员工遣散费3800万美元及各类咨询法律费用[250] - 并购交易费用减少1.79亿美元至9400万美元，2024年费用主要与Endeavor收购相关，2025年含Endeavor收购相关遣散费3800万美元[250] 衍生品活动 - 衍生品工具从第二季度的1.97亿美元净亏损转为第三季度的1.2亿美元净收益，主要因天然气合约价值增加3.3亿美元[225][226] - 2025年第三季度衍生工具净收益为1.2亿美元，而第二季度净亏损为1.97亿美元，实现由亏转盈[225][226] - 2025年第三季度衍生工具结算净现金收入为6000万美元，相比第二季度净现金支付3700万美元，增长1.51倍[225][226] - 衍生工具净收益增至1.49亿美元，主要因天然气合同结算现金收入增加1.77亿美元及利率互换合约价值增加4000万美元[253][254] - 衍生品工具净收益增加4800万美元至1.49亿美元，主因天然气合约结算现金收入增加1.77亿美元及利率互换价值增加4000万美元[253][254] 利息支出 - 净利息支出从第二季度的5600万美元增至第三季度的7000万美元，主要因Viper新票据发行[228][229] - 2025年第三季度利息净支出为7000万美元，较第二季度的5600万美元增长25%，主要受新发行票据影响[228][229] - 净利息支出增加6500万美元至1.66亿美元，主要因利息收入减少1.29亿美元及新发行债券利息支出增加[255] - 净利息费用增加6500万美元至1.66亿美元，主因用于Endeavor收购的资金利息收入减少1.29亿美元及新发行债务利息增加[255] 其他收入/损失 - 其他收入从第二季度的200万美元净支出转为第三季度的1.08亿美元净收入[228] - 2025年第三季度其他收入净额增加主要由于出售权益法投资获得9900万美元收益，以及与WTG中游交易相关的额外收益2300万美元[231] - 2025年第三季度其他收入净额为1.08亿美元，相比第二季度的200万美元亏损大幅改善，主要由于出售股权投资获得9900万美元收益[228][231] - 2025年第三季度债务清偿损失为3200万美元，而第二季度因回购2.52亿美元优先票据产生清偿收益，现金对价约1.96亿美元[233] - 2025年第三季度债务清偿损失为3200万美元，而第二季度收益为5500万美元，差异主要因赎回Viper 2031票据所致[228][233] 所得税 - 2025年第三季度所得税准备金为2.87亿美元，较第二季度的2.04亿美元增长，主要因税前收入增加[234] - 所得税费用增加2.09亿美元至8.94亿美元，主要因Endeavor收购带来应税收入增长[259] - 所得税费用增加2.09亿美元至8.94亿美元，主要由于Endeavor收购带来应税收入增长[259] 现金流 - 经营活动现金流增至64.15亿美元，主要因收入增加38亿美元及衍生品结算现金收入增加1.44亿美元[262][263] - 运营现金流增加23.43亿美元至64.15亿美元，主因收入（不包括采购原油）增加38亿美元及衍生品结算现金收入增加1.44亿美元[262][263] - 投资活动现金流出76.91亿美元，主要用于钻探完井成本及Double Eagle和Sitio收购[264] - 投资活动现金流出减少16.75亿美元至76.91亿美元，2024年流出主要与Endeavor收购相关[262][264] - 融资活动现金流入主要来自2035年票据及Viper 2025年票据发行获资28亿美元，以及定期贷款获资20亿美元[266] - 2025年前九个月融资活动现金流入主要来自发行2035年票据和Viper 2025年票据筹集的28亿美元，以及2025年定期贷款和Viper定期贷款筹集的20亿美元[266] 资本支出与投资 - 第三季度现金资本支出为7.74亿美元[194] - 资本支出增至25.8亿美元，其中钻井完井支出达22.03亿美元[265] - 2025年前九个月资本支出为25.8亿美元，较2024年同期的19.34亿美元增长33.4%[265] - 公司2025年资本支出预算为34.5亿至35.5亿美元，其中29.3亿至29.5亿美元用于运营的水平钻井和完井作业[274] - 公司2025年资本支出预算指导范围为34.5亿至35.5亿美元，其中29.3亿至29.5亿美元用于运营水平钻井和完井[274] 资产出售 - 以约5.04亿美元现金及9600万美元或有对价出售了EPIC 27.5%的股权[192] - 以6.94亿美元前期净现金对价及最高2亿美元或有对价出售了水务资产EDS[193] 债务与流动性 - 公司流动性达24亿美元，包括1.06亿美元现金及23亿美元信贷额度可用资金[260] - 截至2025年9月30日，公司总债务约为161.35亿美元，包括141亿美元优先票据、15亿美元2025年定期贷款、5亿美元Viper定期贷款及3.35亿美元循环信贷[270] - 公司循环信贷协议总额度25亿美元，截至2025年9月30日已使用1.75亿美元，剩余23亿美元可用[271] - 子公司Viper的循环信贷额度为15亿美元，截至2025年9月30日已使用1.6亿美元，剩余13亿美元可用[272] - 截至2025年9月30日，公司流动性为24亿美元，其中现金及等价物1.06亿美元，信贷额度可用资金23亿美元[260] - 截至2025年9月30日，公司债务总额约为161.35亿美元，包括141亿美元高级票据、15亿美元2025年定期贷款、5亿美元Viper定期贷款及3.35亿美元循环信贷[270] 股东回报 - 公司宣布派发第四季度每股1.00美元的基础现金股息[194] - 股票回购计划授权增至80亿美元，第三季度回购了6.03亿美元[194] - 公司董事会宣布2025年第三季度每股普通股基准现金股息为1.00美元，并承诺将至少50%的经调整自由现金流通过回购和股息返还给股东[279] - 2025年第三季度宣布的每股基本现金股息为1.00美元[279] - 股票回购计划授权总额从60亿美元增至80亿美元，截至2025年10月31日已回购价值50亿美元的3610万股，剩余约30亿美元授权额度[281] - 截至2025年10月31日，公司股票回购计划授权总额增至80亿美元，已回购36.1百万股股票，成本50亿美元，剩余约30亿美元可用于未来回购[281] 运营活动与指引 - 公司计划在2025年钻探约445至465口总水平井（净412至430口），并完成约510至520口总水平井（净471至481口），平均水平段长度约11,500英尺[274] - 2025年第三季度，公司运营13台钻机和5个完井队，钻探108口总水平井（净98口），完成137口总水平井（净127口）[206][209] - 公司计划在2025年钻探约445至465口总水平井，完井约510至520口总水平井，平均水平段长度约为11,500英尺[274] 产量与税务指引 - 修订后的2025年全年净产量指导为910-920千桶油当量/天[211] - 公司将2025年净产量指引上调至每日91万-92万桶油当量，此前为89万-91万桶油当量[211] - 2025年第四季度石油产量指引为每日50.5万-51.5万桶，总产量指引为每日92.7万-96.3万桶油当量[211] - 2025年第四季度现金税项支出预计为2.7亿-3.5亿美元，其中包含资产剥离产生的约1.75亿美元税务影响[211] 土地资产 - 截至2025年9月30日，公司在二叠纪盆地拥有约862,019净英亩土地，其中米德兰盆地约751,146净英亩，特拉华盆地约110,873净英亩[205] 债务发行与利息成本 - 公司于2025年3月发行12亿美元2035年票据，预计2025年第四季度产生3300万美元现金利息成本，2026-2027年累计1.33亿美元，2028-2029年累计1.33亿美元，2030-2035年累计3.66亿美元[276] - 发行12亿美元2035年票据，预计2025年第四季度产生3300万美元现金利息成本，2026年至2035年累计利息成本为632亿美元[276] - Viper发行16亿美元2025年票据，预计2026年至2035年累计现金利息成本为75亿美元[277] - 2025年第四季度以1.67亿美元总对价回购面值2.03亿美元的2051年和2052年到期高级票据，平均价格为面值的82.3%[278]

公司概况与市场地位 - Diamondback Energy是一家专注于美国境内勘探和生产的油气行业重要参与者，属于Zacks石油和天然气-勘探和生产-美国行业 [1] - 公司当前市值约为398.3亿美元，在行业中具有重要地位 [5] 财务业绩表现 - 第三季度每股收益为3.08美元，超出Zacks共识预期2.85美元，实现8.07%的盈利惊喜，但低于去年同期的3.38美元 [2] - 公司在过去四个季度中持续超出每股收益预期，展现出超越市场预期的能力 [2] - 截至2025年9月的季度营收达到39.2亿美元，超出Zacks共识预期13.36%，较去年同期的26.5亿美元显著增长 [3] - 强劲的营收增长凸显了公司有效的运营能力和在行业内的战略定位 [3] 股票表现与交易动态 - Roth Capital于2025年11月4日重申对公司“买入”评级，当时股价约为138.21美元，并将其目标价从160美元上调至162美元 [1] - 当前股价约为137.60美元，较前一日下跌约2.60%，当日交易区间为137.50美元至141.59美元 [4] - 过去一年中，股价最高达到186.07美元，最低为114美元，显示出一定的市场波动性 [4] - 在纳斯达克交易所的当日成交量为784,605股，表明投资者兴趣活跃 [5]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度资本支出指引为9.25亿美元，预计第四季度资本支出在8.75亿至9.75亿美元范围内，以维持新的产量基线 [16] [17] [18] - 2025年年初预算为40亿美元资本支出，随后削减5亿美元，反映出对宏观环境的防御性调整 [17] [18] - 在油价下跌14%的背景下，公司年内每股自由现金流增长15%，凸显资本效率提升 [37] - 年内再投资率为36%，处于行业领先水平 [8] [37] - 公司完成15亿美元的非核心资产出售，交易估值高于公司自身交易倍数，有助于优化资产负债表 [40] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司专注于二叠纪盆地米德兰区块的开发，平均每个区段钻探更多井数，并实现更高的单井和整体区段回报率 [11] [12] - 2025年钻井计划中，超过3英里的长水平井占比约为20%-25%，其中约6%为超过17500英尺的超长水平井 [112] - 公司正在测试巴奈特和伍德福德等更深层位，这些层位有望成为未来一级开发区域 [57] [65] - 通过连续泵送等完井技术创新，公司预计每日可完成更多的侧向进尺，提升作业周期效率 [27] [29] [73] - 对老井进行酸化、氧化增产等作业，优化现有产量递减曲线，这部分资本投入回报率较高 [98] [99] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司天然气销售目前对瓦哈价格的暴露度超过70%，但通过新的管道协议和电力项目，预计到2026年底该比例将降至40%左右 [33] [81] [92] - 公司已承诺向CPV的巴斯兰奇电厂供应最高5000万立方英尺/日的天然气，该电厂预计2029年投运，天然气价格与德州电力可靠性委员会指数挂钩 [32] [33] - 公司计划利用布莱克科姆等新管道将天然气输送至更多元化的市场，以减少对瓦哈价格的依赖 [81] [92] - 公司积极探索利用自身天然气、地表土地和水资源吸引数据中心落户米德兰盆地的机会 [33] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司坚持严格的资本纪律，在"黄灯"宏观环境下优先维持产量稳定并生成自由现金流，而非盲目增产 [7] [8] [9] [37] [38] - 开发策略的核心是优化每个钻井单元的整体回报，采用多层位协同开发模式，而非仅追求单井最高回报 [11] [12] [48] [86] - 与Endeavor的合并显著提升了公司资产质量和未来五年的预估井位价值近20%，实现了规模与效率的协同效应 [20] [21] - 公司拥有约5500个核心井位，按当前年钻探约500口井的节奏，可维持约10年的库存 [85] - 公司认为其拥有北美最令人垂涎的资产组合，并凭借其执行力和数据优势（如通过Viper获得的私有数据）在行业中保持竞争优势 [41] [78] [79] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层将当前宏观环境描述为"黄灯"状态，前景不明朗，但焦点已从需求担忧转向供应过剩程度的辩论 [36] [37] [54] - 公司对油价持谨慎态度，认为在当前市场明显供过于求的情况下增加原油产量并非审慎之举 [46] - 若油价持续处于50美元区间，公司会重新评估资本计划，但目前凭借低成本结构和强劲财务状况处于有利位置 [103] [104] - 长期来看，公司相信当宏观环境改善（油价回到70-80美元区间）时，行业有能力加速，但资本效率将是关键 [46] - 公司对天然气市场的中长期前景持乐观态度，正积极采取措施改善天然气实现价格 [33] [92] 其他重要信息 - 公司持有水处理公司Deep Blue约30%的股权，认为其在第三方业务拓展和潜在的电厂用水协同效应方面价值显著 [61] [62] - 公司面临钢材关税带来的成本压力，钢材成本上涨约20%，但通过运营效率提升抵消了部分影响 [26] - 公司计划将自由现金流优先用于支付基础股息，其次是以每季度回购至少1%流通股为目标，剩余资金用于进一步降低债务 [107] - 公司将继续进行小规模的资产互换或补强型收购，但对大规模并购持选择性态度 [107] [108] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于资本纪律和开发策略差异 [7] [10] - 回答: 公司坚持自身计划，专注于每股自由现金流增长，再投资率行业领先，开发策略优势在于通过协同开发实现更高的单区段回报和资本效率 [8] [9] [11] [12] 问题: 关于第四季度资本支出指引和2026年维持产量水平的资本要求 [16] [17] - 回答: 第四季度资本支出范围是维持新基线产量（原油50.5万桶/日）的良好参考，合并后资产基础提升了资本效率 [17] [18] [20] [21] 问题: 关于运营效率提升和连续泵送技术 [25] [26] - 回答: 在钢材成本上涨背景下仍通过提升钻机一致性（十分之一井钻时低于5天）和连续泵送技术（提升20%日完井进尺）来提高效率，主要受益于生产恢复周期缩短 [26] [27] [28] [29] 问题: 关于发电机会和天然气营销策略 [30] [31] [32] - 回答: 已签署天然气供应协议用于新建电厂，是减少瓦哈暴露的创意解决方案之一，目标是到2026年底将瓦哈暴露降至40%多，并探索更多电力项目 [32] [33] [81] 问题: 关于宏观展望和并购策略 [36] [39] - 回答: 宏观环境不明朗（黄灯），但公司通过提升效率在低油价下仍增长自由现金流，已完成大规模非核心资产出售以强化资产负债表，对自身资产质量和执行能力充满信心 [37] [38] [40] [41] 问题: 关于行业资本效率和绿色灯情景 [46] - 回答: 行业有能力加速，但在更高油价下资本回报会更佳，当前增加供应不审慎，公司资产负债表和股数减少为未来增长奠定更好基础 [46] 问题: 关于区段开发优势的地质与工程因素 [47] [48] - 回答: 地质是关键，但开发风格差异显著，公司通过优化钻井单元内层位开发和避免遗留次级井来最大化区段现值 [48] [49] [86] 问题: 关于资本支出决策对比解放日时期 [52] [53] - 回答: 当前环境更趋于典型下行周期，公司应对更为从容，关注点从潜在需求冲击转向供应辩论，目标是通过周期行动证明新商业模式（低再投资率、高自由现金流）可降低波动性 [53] [54] [55] 问题: 关于非主力层位钻探策略 [56] [57] - 回答: 上斯普拉贝里、沃尔夫坎普D等层位正转入开发，巴奈特和伍德福德等更深层位是资源扩展重点，正在进行 delineation，结果令人鼓舞 [56] [57] [65] 问题: 关于Deep Blue股权战略和资本调用 [61] - 回答: 对30%持股满意，肯定其第三方业务建设，关注水管理和潜在电力协同价值，未来可能 monetize，但目前其在创造价值，近期无重大资本调用预期 [61] [62] [63] 问题: 关于2026年活动分配和新区测试 [64] [65] - 回答: 特拉华盆地关注度降低，米德兰盆地将继续调整层位资本分配，巴奈特和伍德福德测试将继续，其占比预计将上升 [64] [65] [66] 问题: 关于维持资本定义和已钻未完井库存 [69] [72] - 回答: 以第四季度资本支出乘以4作为年度维持资本参考是合理方法，已钻未完井库存仍处于有利水平，连续泵送技术可能减少所需压裂队数量，提供灵活性 [70] [71] [72] [73] [74] 问题: 关于Viper并购除现金流外的益处 [77] [78] - 回答: 主要优势在于获得二叠纪盆地一半井的私有数据，使公司能快速研究、复制行业最佳实践，加速开发优化 [78] [79] 问题: 关于减少瓦哈暴露的具体途径 [80] [81] - 回答: 已确保在新管道上的空间，包括明年投运的布莱克科姆管道，并与Energy Transfer合作将部分天然气东输，保留西输选项，致力于改善天然气实现价格 [81] [92] 问题: 关于核心库存年限和开发节奏 [84] [85] - 回答: 约5500个核心位置，按年500口井节奏约10年以上库存，开发设计优先高回报层位，并通过协同开发优化整体钻井单元价值，避免遗留次级井 [85] [86] [88] [89] 问题: 关于改善天然气实现价格的自身解决方案 [90] [91] - 回答: 通过收购获得更多分子自由决策权，现具规模可贡献于不同管道以进入多元市场，长期结合电力项目，近期已用套期保值管理风险 [91] [92] 问题: 关于连续泵送技术部署计划和老井增产作业进展 [96] [98] - 回答: 目前2支队伍实施连续泵送，目标尽快转换所有队伍，预计最终运行4支全职队伍加1支机动队伍，老井增产作业结果鼓舞人心，是潜在高回报资本用途，有望未来降低整体再投资率 [96] [97] [98] [99] 问题: 关于红灯情景定义和黄色灯下资本使用优先级 [102] [105] [106] - 回答: 红灯情景指油价持续处于50美元区间，公司凭借低成本、强资产负债表和股息安全垫可从容应对，黄色灯下自由现金流优先用于基础股息、至少1%季度回购，剩余降债，同时进行价值增值型小交易和资产互换，对大规模并购保持选择性 [103] [104] [107] [108] 问题: 关于长水平井占比展望和轻质支撑剂等新技术 [111] [112] [113] - 回答: 长水平井占比预计将继续增长，关注同行U型井等技术以进一步延长水平段，公司持续测试各种技术以提升采收率，当前开发成果和成本结构已证明其有效性 [112] [113] [114] [115] [116] [118]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度资本支出为8.75亿至9.75亿美元，以维持新的产量基准线[17][18] - 2025年全年资本支出预算从40亿美元削减了5亿美元，削减后为35亿美元[17] - 公司年度再投资率为36%，在油价60多美元的环境中表现强劲[8] - 尽管油价下跌14%，但每股自由现金流同比增长15%[39] - 公司执行了15亿美元的非核心资产出售，主要是不生产或低产资产，估值高于公司自身交易倍数[42] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司专注于米德兰盆地的联合开发，所有区域均在共同开发中[11] - 2025年钻井计划中，三英里及以上长度的水平井占比约为20%-25%，其中约6%为17500英尺或更长的超长水平井[114] - 公司正在测试巴奈特和伍德福德等更深层位，这些层位有望成为一级开发区[59][91] - 通过连续泵送技术，每日完井的侧向英尺数增加了20%[27] - 本季度约有十分之一的钻井在5天内完成，钻井效率持续提升[27] - 公司继续投资于老井的酸化、氧化增产等井下作业，以优化已探明开发储量（PDP）的后期产量，这部分被视为回报率最高的资本支出之一[100][101] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司原油产量基准线为每日51万桶，在出售部分Viper资产后，将于第一季度降至每日50.5万桶[17] - 目前公司70%的天然气销量指向瓦哈市场，但预计到2026年底，该比例将降至略高于40%[33][84] - 公司已承诺向Competitive Power Ventures新建的13吉瓦巴斯兰奇发电厂供应每日5000万立方英尺的天然气，该厂计划于2029年投入运营[32] - 公司正致力于通过Whistler、Blackcomb和Hugh Brinson等管道将天然气输送至更多元化的市场，以减少对瓦哈市场的依赖[84][94] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略核心是维持资本纪律，专注于每股自由现金流的增长，而非在宏观环境不明朗时盲目增长现金流[8][9] - 开发重点从单井回报转向每个区段（section/DSU）的整体回报，通过增加每区段钻井数量和优化单井性能来实现更高的资本效率[11][12] - 与Endeavor的合并带来了协同效应，使公司未来五年的平均每口井PV10估值提升了近20%[20] - 公司拥有约5500个核心井位，按每年500口井的完井速度，可维持约10年的核心库存[88] - 公司利用其持有50%Permian盆地私有井数据的优势（通过Viper），能够快速研究并复制其他运营商成功的开发方案[81][82] - 面对行业可能出现的供应过剩，公司采取防御姿态，认为在当前市场环境下增加原油供应并非审慎之举[18][49] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层将当前宏观环境描述为"黄灯"状态，前景不明朗，但争论焦点集中在供应侧，预计未来几个季度将见分晓[38][39] - 公司对需求强度持乐观态度，但对供应过剩的程度存在争议[18][39] - 公司强调其不控制产品价格，但专注于以更低的成本生产更多石油，从而在宏观逆风中创造更多价值[39][40] - 公司认为，如果油价持续处于50美元区间，所有运营商都应重新评估其资本计划，但公司凭借其成本结构和财务状况处于有利地位[105][106] - 长期来看，公司相信当油价回到70-80美元区间时，资本支出将获得更高的回报率[49] 其他重要信息 - 公司持有深蓝水务（Deep Blue Water）30%的股份，认为其在盆地水资源管理和未来与电力项目相关的潜在机会方面具有价值[64] - 公司拥有大量的已钻未完井（DUC）库存，这为其提供了运营灵活性，并被视为一种结构性优势[76][77] - 自由现金流的优先用途依次是：支付基础股息、每季度回购至少1%的流通股、进一步降低债务，剩余部分可用于小型并购或增值交易[109] - 尽管面临钢材关税导致钢材成本上涨约20%的不利因素，公司仍通过效率提升控制了单井成本[26] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于资本纪律和行业活动 - 公司表示会关注其他运营商的行为，但对其自身的计划和低成本结构有坚定信心，强调专注于每股自由现金流的增长[7][8] - 公司认为其开发风格（联合开发、关注每区段回报）以及合并Endeavor后带来的协同效应是其表现优异的关键[10][11][12] 问题: 关于第四季度资本支出指引和2026年展望 - 公司确认第四季度资本支出指引（约9.25亿美元）可作为维持每日50.5万桶原油产量平坦的运行速率参考[16][17] - 公司解释了2025年资本支出削减的背景和原因，并指出效率提升和钢材价格等因素可能对未来资本支出产生积极影响[17][18] 问题: 关于Endeavor资产整合后的油井生产率 - 管理层表示，整合Endeavor资产后，预计2026年的油井性能将与2024年和2025年的计划非常一致，并强调了合并带来的库存质量提升[19][20][21] 问题: 关于效率提升和连续泵送技术 - 公司介绍了在钻井和完井方面的效率提升，包括更一致的顶级钻井表现和连续泵送技术带来的周期时间改善[25][26][27][29] - 连续泵送技术目前部署在2个压裂队，计划尽快转换其他队伍，目标是长期运行4个全职队伍，第5个队伍作为机动[98][99] 问题: 关于发电和天然气市场化战略 - 公司展示了在电力项目开发方面的进展，视其为解决盆地内天然气外输问题的创造性方案，并暗示有更多项目在推进中[30][31][32][33] 问题: 关于宏观环境看法 - 管理层重申"黄灯"观点，认为环境不明朗，但公司将通过专注成本控制和效率提升来应对，并相信公司将成为长期的赢家[38][39][40] 问题: 关于并购和非核心资产出售 - 公司对已完成15亿美元非核心资产出售感到满意，认为这加强了资产负债表，并强调其资产组合的优质性，对大型并购持选择性态度[41][42][43] 问题: 关于行业资本效率和"绿灯"情景 - 公司认为行业有能力在油价回升时增加活动，但资本效率是关键，届时资本将投入回报率更高的项目，且基于更精简的资本结构和股数[49] 问题: 关于公司在油井生产率上领先的原因 - 管理层承认地质条件的重要性，但也强调其开发风格的差异性，即优化每个DSU的整体回报，避免留下"子井"或滞留储量[50][51][52][90] 问题: 关于"黄灯"与"解放日"后环境的对比 - 公司表示对当前典型的油价下行周期比"解放日"后的突发状况更为适应，并对需求持更乐观态度[55][56] 问题: 关于多区域开发策略 - 公司解释了其开发策略是优先开发回报率最高的层位，并联合开发可能产生干扰的层位，以优化整个DSU的价值[58][59] 问题: 关于对Deep Blue Water的投资战略 - 公司对持有Deep Blue Water 30%的股份表示满意，认为其价值在增长，并存在未来货币化的可能性，相关资本支出不在主要资本支出范围内[63][64][66] 问题: 关于2026年活动分配和新区测试 - 公司表示特拉华盆地的活动将减少，重点仍在米德兰盆地，并将继续 delineate 巴奈特和伍德福德等新层位[67][68] 问题: 关于维持性资本的定义和相关产量水平 - 公司指出第四季度资本支出范围乘以4可作为维持每日50.5万桶原油产量平坦的参考，并强调了资本效率的提升[72][73][74] 问题: 关于已钻未完井（DUC）库存和连续泵送的影响 - 公司表示DUC库存仍处于有利位置，连续泵送技术可能减少对压裂队伍的需求，DUC杠杆是公司的结构性优势[75][76][77] 问题: 关于Viper收购带来的益处 - 管理层强调了获得大量私有井数据带来的优势，使其能够快速研究、复制盆地内其他运营商的成功开发方案[80][81][82] 问题: 关于天然气外输计划的具体构成 - 公司详细说明了将利用Whistler、Matterhorn、Blackcomb以及Hugh Brinson等管道来降低对瓦哈市场的依赖[83][84] 问题: 关于核心库存年限和开发节奏 - 公司核心库存约5500个位置，按每年约500口井的完井速度，可维持约10年，但库存是动态的，新层位的成功可能增加库存[87][88][91] 问题: 关于改善天然气实现价格的策略 - 公司解释了通过历史收购积累的管输合约限制，以及通过Endeavor合并获得分子灵活性，未来将通过管道多样化和电力项目改善实现价格[92][93][94] 问题: 关于老井增产工作的进展 - 公司表示继续投资于老井增产措施，并试验新的化学剂，早期结果令人鼓舞，这可能是未来降低再投资率的一个途径[100][101] 问题: 关于"红灯"情景的定义和应对 - 管理层认为若油价连续数月处于50美元区间，或接近50美元/桶，所有运营商都应重新评估计划，但公司凭借其财务状况和成本处于有利位置[104][105][106] 问题: 关于自由现金流的使用和并购 - 公司自由现金流优先用于基础股息、股票回购（目标每季度至少1%流通股）和降债，之后可能进行小型并购或增值交易[107][108][109] 问题: 关于长水平井占比展望和新技术应用 - 公司表示长水平井占比未来会增长，并关注其他运营商在延长水平井长度方面的技术创新，公司具备快速部署成功技术的能力[113][114][116][117] - 对于客户提及的专有增产技术，公司表示不会低估自身测试和应用新技术以提升采收率的能力[115]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度资本支出指引为9.25亿美元，预计以此水平可维持约50.5万桶/日的原油产量 [17] - 2025年初始预算为40亿美元，后削减5亿美元，资本支出削减后产量略有下降 [18] - 公司年内实现了36%的再投资率，在油价约60多美元的环境下，每单位自由现金流增长15% [8][39] - 公司已执行约10亿美元的非核心资产出售，改善了资产负债表状况 [42] 各条业务线数据和关键指标变化 - 在米德兰盆地，公司采用多区域共同开发模式，专注于每个区域和钻井单元的整体回报，而非单井回报 [12] - 2025年钻井计划中，约20%-25%为3英里或更长的水平井，其中约6%为超过1.7万英尺的超长水平井 [123] - 公司正在测试巴奈特层和伍德福德层等更深层位，预计这些层位未来可能成为一级开发区域 [61][95] - 完井作业推广连续泵送技术，预计可使单日压裂进尺提升20%，缩短生产周期 [29][30] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司天然气销售对瓦哈市场的敞口目前超过70%，预计到2026年底将降至略高于40% [34] - 公司已承诺向新的1.3吉瓦巴斯兰奇发电厂供应高达5000万美元/日的天然气，该厂预计2029年投产 [33] - 公司计划将天然气输送至Whistler、Matterhorn和Blackcomb等新管道，以寻求市场多元化 [86][87] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略核心是专注于在不确定的宏观环境下实现每股自由现金流的增长，而非单纯扩大现金流 [9] - 开发策略强调通过增加每区块钻井数量和优化共同开发，实现更高的每区块资本效率和整体回报 [12][52] - 公司认为其拥有北美最令人垂涎的资产组合，并凭借其执行力和低成本结构在行业中保持领先地位 [43][44] - 面对行业资本纪律问题，公司坚持其"停止信号"情景，暂不加速生产以免加剧市场供应过剩 [7][8] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层将当前宏观环境描述为"黄灯"状态，前景不明朗，主要不确定性在于供应侧 [38][48] - 公司对需求强度持乐观态度，但担忧供应过剩问题，预计未来几个季度市场情况将更清晰 [19][39] - 公司强调其不控制产品价格，但专注于以更低成本生产更多石油，并通过效率提升应对宏观逆风 [39][40] - 管理层认为，如果油价持续数月处于50美元区间，整个行业可能需要重新评估资本计划 [110] 其他重要信息 - 公司通过其持有30%股权的Viper公司，能够获取二叠纪盆地近一半井的私有数据，这为开发研究提供了巨大优势 [83][84] - 公司正投资于老井的酸化、氧化增产等井下作业，优化现有产量递减曲线，这被视为高回报的资本配置 [104][105] - 尽管面临钢材关税导致成本上升约20%的逆风，公司仍通过效率提升实现了成本控制 [26][27] - 公司计划将自由现金流优先用于基础股息，其次是每季度回购约1%的流通股，剩余部分用于进一步降低债务 [114] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于资本纪律和活动计划 - 尽管其他二叠纪盆地运营商在当前油价下加速生产，公司表示将坚持其资本纪律计划，专注于每股自由现金流增长，并相信其低成本结构和灵活性能使其在宏观环境变化时处于有利位置 [7][8][9] 问题: 关于开发风格的区别 - 公司强调其开发模式的核心是优化每个钻井单元的整体回报，通过增加每区块钻井数量和共同开发来实现更高的资本效率和产量，这得益于与Endeavor合并后产生的协同效应 [11][12][21] 问题: 关于第四季度资本支出指引和2026年展望 - 公司指出第四季度约9.25亿美元的资本支出可作为维持50.5万桶/日原油产量的参考基准，并预计与Endeavor资产整合后，2026年的单井性能将与近期表现保持一致 [17][20][22] 问题: 关于效率提升和连续泵送技术 - 公司在钻井方面通过提升作业一致性降低成本，本季度约十分之一的井钻井时间少于5天；在完井方面，连续泵送技术虽未立即带来显著成本节约，但能提升作业效率并缩短生产恢复时间 [26][28][29][30] 问题: 关于PowerGen战略和天然气市场多元化 - 公司正积极推动天然气市场多元化，减少对瓦哈市场的依赖，包括参与新建发电厂项目以及探索利用自身天然气和地表资源吸引数据中心到米德兰盆地的机会 [31][32][33][34] 问题: 关于宏观前景和并购活动 - 管理层认为当前宏观环境不明朗（"黄灯"），但公司通过资产出售强化了资产负债表，并强调其拥有优质的资产基础，在并购上将保持选择性，主要关注能创造价值的交易 [38][41][42][116] 问题: 关于行业加速生产的能力和资本效率 - 公司认为行业具备在宏观改善时加速生产的能力，但在当前供应过剩的环境下增加产量并非审慎之举；当油价回到70-80美元区间时，资本支出将具有更高的回报率 [48][49] 问题: 关于核心库存和开发策略 - 公司拥有约5500个核心井位，可支持约10年的开发；开发策略是优先开发回报率最高的层位，并通过优化布井避免产生"遗留井"或价值受损的井 [92][93][94] 问题: 关于维持性资本和DUC库存 - 公司第四季度资本支出水平可作为未来维持生产的参考；公司保持了相当的已钻未完井库存，这为其在生产决策上提供了灵活性 [75][78][79] 问题: 关于Viper的资产价值和数据优势 - 除了现金流贡献，Viper拥有的私有井级数据为公司提供了巨大的竞争优势，使其能够快速洞察盆地内的开发变化并复制成功经验 [83][84] 问题: 关于天然气实现价格的改善途径 - 公司计划通过参与新建管道项目（如Blackcomb）和探索向西输送或用于发电等方案，来改善天然气实现价格，预计未来12个月情况仍具挑战，但长期措施已就位 [85][87][98][99] 问题: 关于连续泵送技术的部署计划 - 公司目前有2支压裂队实施连续泵送，计划在未来季度内尽快完成其余队伍的转换，最终目标是维持4支全职队伍和1支机动队伍 [103] 问题: 关于老井增产措施 - 公司持续投资于老井的增产措施，如酸化、氧化刺激等，并试验新的化学剂，这些被视为高回报的资本配置，未来可能成为资本部署的重要组成部分 [104][105][106] 问题: 关于"红灯"情景和资本使用优先级 - 公司认为若油价持续处于50美元区间将触发"红灯"情景，需重新评估计划；自由现金流的优先用途是股息、股票回购（目标每季度回购1%流通股）和降债，并购上将保持选择性 [110][114][115] 问题: 关于长水平井占比和技术应用 - 2025年计划中长水平井占比约20%-25%；公司关注同业在延长水平井长度方面的技术创新，并准备在可行时快速部署以进一步降低盈亏平衡成本 [120][123][125][126]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度资本支出指引为9.25亿美元，预计维持每日50.5万桶原油产量的季度资本支出运行率在8.75亿至9.75亿美元之间 [14][15] - 2025年至今，公司在每桶60多美元的油价下，再投资率为36% [6] - 尽管油价同比下降14%，但公司每股自由现金流同比增长15% [35] - 2025年原始资本支出预算为40亿美元，后削减5亿美元 [14] - 公司执行了15亿美元的非核心资产出售，主要针对非主力产区 [38] 各条业务线数据和关键指标变化 - 在米德兰盆地，公司每段钻井数量更多，且每段整体开发回报更高 [9] - 2025年计划中，三英里及以上长度的水平井占比约为20%-25%，其中约6%为超过17500英尺的超长水平井 [111] - 公司正将上斯普雷伯里和沃尔夫坎普D层等新层位纳入联合开发，这些层位在2025年钻井计划中占比约6% [54][55] - 公司专注于优化已投产井的后期生产，通过酸化、氧化增产等措施看到了令人鼓舞的结果 [97][98] - 公司平均每段开发约4个层位，主力层位为中下斯普雷伯里和沃尔夫坎普A/B [54] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司目前约70%的天然气销往瓦哈市场，预计到2026年底该比例将降至略高于40% [30][79] - 公司已承诺向Competitive Power Ventures的新建发电厂供应每日5000万立方英尺天然气 [29] - 公司获得了Whistler、Matterhorn管道容量，并承诺将部分天然气供应给Hugh Brinson东向管道 [80][81] - 公司探索利用自身天然气和地表资源，吸引数据中心落户米德兰盆地的可能性 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略核心是维持资本纪律，专注于提升每股自由现金流，而非在不明朗的宏观环境下盲目增长现金流 [6][7] - 公司采用联合开发模式，专注于提升每段土地（DSU）的回报，而非单井回报 [9][10] - 公司通过并购Endeavor，使未来五年平均每口井的PV10价值提升了近20% [17] - 公司拥有约5500个核心钻井位，按当前每年约500口的钻井速度，可维持约10年的库存 [85] - 公司认为其拥有北美最令人垂涎的资产组合，并以其执行力和低成本结构作为长期竞争优势 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对当前宏观环境持谨慎态度，将其比作"黄灯"状态，认为前景不明朗，争论焦点集中在供应侧 [34][35] - 管理层认为行业有能力在油价回升时加速生产，但在当前油价下向明显供过于求的市场增加原油供应并非审慎之举 [44] - 管理层强调公司不控制产品价格，但专注于以更低的成本生产更多石油 [35] - 管理层认为，如果油价持续处于50美元区间，所有公司都应重新评估其计划 [103] - 管理层对长期需求持乐观态度，认为整体需求表现强劲 [15] 其他重要信息 - 公司正在推广连续泵送压裂技术，预计可使单个平台每日压裂进尺增加20%，并可能减少所需压裂队伍数量 [23][72] - 公司持有中游公司Deep Blue约30%的股权，认为其在供水和地表管理方面存在价值创造机会 [60] - 公司通过其关联公司Viper拥有大量私有井级数据，这有助于其快速研究并复制盆地内成功的开发方案 [77][78] - 尽管面临钢材关税导致钢材成本上升约20%的逆风，公司通过提升效率仍实现了钻井成本的下降 [22] - 本季度公司约十分之一的钻井项目在5天内完成，钻井效率持续提升 [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于资本纪律和行业活动水平 - 公司表示会关注同行行为，但坚信自身计划，强调其拥有最低的成本结构和再投资率，专注于每股自由现金流增长，并保留在宏观变化时的灵活性 [5][6][7] 问题: 关于开发风格差异和幻灯片8的重要性 - 公司解释其优势在于不仅每段钻井更多，且每段整体开发更资本高效，回报更高，这得益于与Endeavor合并后形成的"最佳组合" [8][9][10] - 公司表示并购Endeavor后资产基础得到改善，预计2026年钻井表现将与2024-2025年计划保持一致 [16][17][18] 问题: 关于效率提升和连续泵送技术 - 公司表示在钢材成本上升的逆风下仍通过效率提升降低了成本，连续泵送技术主要优势在于缩短生产恢复周期，当前未计入显著成本节约 [22][23][26] 问题: 关于发电和天然气营销战略 - 公司展示了对发电项目的兴趣，视其为具有创造性的盆地内天然气解决方案，并正努力减少对瓦哈市场的依赖 [27][28][29][30] 问题: 关于宏观展望和2026年规划 - 公司认为宏观环境"不明朗"，争论在供应侧，但公司专注于控制成本，无论宏观如何都将成为长期赢家 [34][35][36] - 公司认为行业在油价回升时有能力加速，但资本效率是关键，届时将基于更低的股数和债务进行投资 [44] 问题: 关于并购和非核心资产出售 - 公司对以高于自身交易倍数的价格出售非核心资产感到满意，这增强了资产负债表，并强调其资产组合的珍贵性 [37][38][39] 问题: 关于核心库存定义和开发策略 - 公司拥有约5500个核心位，开发策略是优先开发回报最高的层位，并进行整体优化以避免留下"子井"或滞留井 [84][85][86][87] 问题: 关于天然气实况改善计划 - 公司计划通过新增管道容量和潜在发电项目来改善天然气实况，承认近期面临挑战但已进行对冲保护 [79][80][81][90][91][92] 问题: 关于连续泵送技术部署和后期生产优化 - 公司目前有2支队伍实施连续泵送，计划尽快转换其他队伍，目标是长期运行4支全职队伍 [96] - 公司持续投资于老井优化，尝试新的增产化学剂，并视其为潜在的高回报资本用途 [97][98][99] 问题: "红灯"情景定义和资本使用优先级 - 公司认为若油价持续处于50美元区间即为"红灯"，但公司财务状况良好可应对，资本使用优先级依次为基股股息、股票回购（目标每季度回购流通股1%）、债务偿还 [103][105][106] 问题: 关于水平井长度和技术应用 - 公司三英里及以上水平井占比约20%-25%，并关注同行在延长水平井长度方面的创新，未来占比有望提升但挑战仍存 [110][111][113][114] - 公司关注盆地内各种新技术测试，并自信其开发决策和成本结构能最大化回报 [111][112]

业绩总结 - Diamondback在2025年第三季度的净收入为10.18亿美元，非控股权益的净收入为6500万美元[108] - 2025年第三季度的调整后EBITDA为26.38亿美元，前九个月的调整后EBITDA为80.27亿美元[108] - 2025年第三季度的每股基本加权收益为7.52美元[108] 自由现金流与股东回报 - 2025年第三季度自由现金流为18亿美元，每股6.09美元，调整后的自由现金流同样为18亿美元，每股6.20美元[16] - 2024年第二季度自由现金流的约50%已返还给股东[15] - 自2018年以来，Diamondback已向股东返还约118亿美元的资本[74] 资本支出与生产指导 - 2025年资本支出预算为34.5亿至35.5亿美元，现金资本支出预计为8.75亿至9.75亿美元[54] - 2025年油气生产预计为910至920 Mboe/d，其中石油生产为495至498 Mbo/d[52] - 2025年第三季度的油气生产为503.8 Mbo/d，较2024年同期增长11%[22] 财务健康状况 - Diamondback的市值为410.28亿美元，净债务为158.93亿美元，企业价值为634.67亿美元[16] - Diamondback的总债务与自由现金流比率为2.6倍，显示出良好的财务健康状况[33] - 截至2025年9月30日，公司的总债务为164.32亿美元，较2024年9月30日的131.14亿美元增长了约25.3%[111] 未来展望 - 预计2025年将继续产生自由现金流，预计约58亿美元的调整后自由现金流，基于当前商品价格[16] - 预计2025年每股自由现金流收益率（企业价值）约为9%至10%[36] - 预计2025年将产生约47.09亿美元的自由现金流，2025年每股自由现金流预计为19美元至21美元[36] 成本与效率 - 2025年第三季度的可控现金成本为每桶10.05美元，较2024年同期的6.66美元有所下降[22] - 2024年，Diamondback的回收比率为3.3倍，显示出资本效率的持续提升[69] - 2024年，Diamondback的现金边际为每桶油当量$34.46，占实现价格的77%[71] 股息与回购 - 宣布每股现金基础股息为1.00美元，预计于2025年11月20日支付[16] - Diamondback在2025年第三季度回购了430万股股票，约占起始流通股的1.5%[40] - Diamondback的基础股息自2018年首次支付以来，平均季度复合年增长率为7.2%[16] 其他重要信息 - Diamondback计划在2025年钻探445至465口水平井，完成510至520口水平井[51] - Diamondback计划到2025年消除常规燃烧，减少温室气体强度至少50%[85] - 截至2025年9月30日，公司的现金及现金等价物为5.39亿美元，较2025年6月30日的2.19亿美元增长了约145.2%[111]

财务表现 - 第三季度实现利润10.2亿美元 [1] - 去年同期利润为6.59亿美元 [1] - 利润同比增长约55% [1]

收入和利润 - 第三季度总收入为39.24亿美元，同比增长48.4%，九个月总收入为116.5亿美元，同比增长58.4%[32] - 第三季度归属于Diamondback Energy, Inc.的净收入为10.18亿美元，同比增长54.5%[32] - 第三季度归属于Diamondback Energy, Inc.的净收入为10.18亿美元，调整后净收入为8.95亿美元[13] - 第三季度归属于Diamondback Energy, Inc.的净收入为10.18亿美元，九个月累计为31.22亿美元[40] - 第三季度调整后EBITDA为24.08亿美元，九个月累计为75.2亿美元[40] - 第三季度调整后归属于公司的净收入为8.95亿美元，每股摊薄收益为3.08美元[43] 产量表现 - 第三季度平均石油产量为503.8千桶/日，总产量为942.9千桶油当量/日[5] - 第三季度石油产量为每日503,750桶，环比增长1.6%，同比增长56.9%[36] - 公司将2025年全年石油产量指引上调至495-498千桶/日，全年油气当量产量指引上调至910-920千桶油当量/日[10] - 2025年第四季度石油产量指引为505-515千桶/日，现金资本支出指引为8.75-9.75亿美元[10] - 2025年净产量指引上调至910-920 MBOE/天，此前为890-910 MBOE/天[22] - 2025年石油产量指引上调至495-498 MBO/天，此前为485-492 MBO/天[22] 现金流和资本支出 - 第三季度经营活动产生的净现金为24亿美元，营运现金流（扣除营运资本变动前）为25亿美元[5] - 第三季度现金资本支出为7.74亿美元，自由现金流为18亿美元[5] - 第三季度运营活动产生的净现金为23.83亿美元，同比增长97.1%[34] - 第三季度投资活动使用的净现金为20.59亿美元，主要由于财产收购支出15.36亿美元[34] - 第三季度运营现金流为23.83亿美元，扣除营运资本变动前为25.34亿美元[46] - 第三季度自由现金流为17.6亿美元，九个月累计为45.47亿美元[46] - 第三季度调整后自由现金流为17.92亿美元，九个月累计为47.09亿美元[46] - 第三季度现金资本支出为7.74亿美元，九个月累计为25.8亿美元[46] 股东回报 - 公司宣布第三季度每股基础现金股息1.00美元，基于2025年10月31日收盘价年化收益率为2.8%[5] - 第三季度以约6.03亿美元回购4,286,080股普通股，加权平均价格为每股140.70美元[5] - 第三季度实现的总资本回报为8.92亿美元，占调整后自由现金流的50%[20] - 九个月内股份回购总额达15.76亿美元[34] 债务和现金状况 - 截至2025年9月30日，公司合并总债务为164.32亿美元，合并净债务为158.93亿美元[16] - 截至2025年9月30日，公司现金及现金等价物为15.9亿美元，其中5.3亿美元归属于Viper[30] - 期末现金及现金等价物和受限现金总额为5.52亿美元[34] - 截至2025年9月30日，公司总债务为164.32亿美元，净债务为158.93亿美元[49] - 截至2025年9月30日，现金及现金等价物为5.39亿美元，其中包含3.8亿美元用于赎回优先票据的限制性现金[49][50] 成本和费用 - 第三季度每桶油当量现金运营成本为10.05美元，环比下降0.5%[36] - 第三季度折旧、折耗及摊销为每桶油当量14.82美元[36] - 第三季度折旧、折耗及摊销费用为12.86亿美元，九个月累计为36.49亿美元[40] - 2025年单位租赁运营费用（包括修井）为每BOE 5.40-5.70美元，此前为5.30-5.70美元[22] - 2025年折旧、损耗及摊销（DD&A）为每BOE 14.50-15.50美元[22] - 2025年公司现金税率预计为税前收入的15%-18%[22] 资本支出指引 - 2025年总资本支出指引为34.5-35.5亿美元，此前为34-36亿美元[22] - 2025年运营的钻探和完井资本预算为29.25-29.5亿美元，此前为28.5-29.5亿美元[22] 运营成本指引 - 2025年米德兰盆地每侧向英尺钻井成本为550-580美元[22] - 2025年特拉华盆地每侧向英尺钻井成本为860-910美元[22] 套期保值活动 - 原油布伦特看跌期权规模从Q4 2025的46,000桶/日降至Q3 2026的5,000桶/日，执行价约为52.50-53.91美元/桶[52] - 原油WTI看跌期权规模从Q4 2025的276,000桶/日（合计）降至Q3 2026的25,000桶/日，执行价在49.53-53.79美元/桶范围[52] - 原油WTI米德兰基差互换规模从Q4 2025的76,000桶/日降至后续季度的25,000-30,000桶/日，价格约为0.95-1.05美元/桶[52] - 原油WTI展期互换仅在Q4 2025有65,000桶/日的规模，价格为1.07美元/桶[52] - 亨利港天然气成本less collar规模在FY 2026为840,000 Mmbtu/日，地板价2.87美元/Mmbtu，天花板价6.35美元/Mmbtu[52] - 亨利港天然气成本less collar规模在FY 2027为580,000 Mmbtu/日，地板价2.91美元/Mmbtu，天花板价6.37美元/Mmbtu[52] - Waha枢纽天然气基差互换规模从FY 2026的650,000 Mmbtu/日降至FY 2027的300,000 Mmbtu/日，价格从-1.69改善至-1.35美元/Mmbtu[52] - 休斯顿Ship Channel天然气基差互换规模从FY 2026的100,000 Mmbtu/日增至FY 2027的120,000 Mmbtu/日，价格从-0.35改善至-0.25美元/Mmbtu[52] - 所有原油看跌期权均有递延保费，范围在每桶-1.64至-1.83美元之间[52] - Q4 2025亨利港天然气成本less collar规模为690,000 Mmbtu/日，地板价2.49美元/Mmbtu，天花板价5.28美元/Mmbtu[52]

财务业绩 - 公司季度利润超出市场预期 [1] - 计划以6.7亿美元出售其子公司Viper Energy的非二叠纪盆地资产 [1] 资产交易 - 资产买方为GRP Energy Capital和Warw的关联公司 [1]