文章核心观点 公司宣布2025年第一季度财务结果发布计划及相关会议安排 [1][2] 分组1：财务结果发布计划 - 公司计划于2025年5月5日市场收盘后发布2025年第一季度财务结果 [1] 分组2：会议安排 - 公司将于2025年5月6日上午8点（中部时间）举行电话会议和网络直播，供投资者和分析师讨论2025年第一季度业绩 [2] - 可通过指定链接和公司网站“投资者关系”板块获取直播和回放 [2] 分组3：公司介绍 - 公司是一家独立石油和天然气公司，总部位于得克萨斯州米德兰，专注于西得克萨斯州二叠纪盆地非常规陆上石油和天然气储量的收购、开发、勘探和开采 [3] 分组4：投资者联系方式 - 投资者可联系Adam Lawlis，电话+1 432.221.7467，邮箱alawlis@diamondbackenergy.com [3]

文章核心观点 文章围绕Diamondback Energy公司展开，介绍其股价表现、财务预期、估值情况等，并提及相关行业排名，为投资者提供投资参考 [1][2][7] 股价表现 - 公司近期收盘价为142.70美元，较前一日收盘价下跌1.61%，表现逊于当日标普500指数1.12%的涨幅、道指1.14%的涨幅和纳斯达克指数1.46%的涨幅 [1] - 过去一个月公司股价下跌12.78%，逊于石油能源板块5.86%的跌幅和标普500指数4.13%的跌幅 [1] 财务预期 即将发布财报 - 分析师预计公司即将发布的财报中每股收益为3.78美元，同比下降16% [2] - 预计营收为35.8亿美元，较去年同期增长60.71% [2] 年度预期 - Zacks共识预期公司年度每股收益为15.57美元，较去年下降6.04% [3] - 预计年度营收为150.3亿美元，较去年增长35.84% [3] 分析师预测 - 投资者应关注分析师对公司预测的近期修订，向上修订表明分析师对公司业务和盈利能力持积极态度 [4] - 过去一个月Zacks共识每股收益预期上调0.97%，公司目前Zacks排名为3（持有） [6] 估值情况 - 公司目前远期市盈率为9.31，高于行业平均的7.97，处于溢价交易状态 [7] - 公司目前PEG比率为1.12，与美国油气勘探与生产行业昨日收盘价时的平均PEG比率持平 [8] 行业排名 - 美国油气勘探与生产行业属于石油能源板块，目前Zacks行业排名为25，处于250多个行业的前10% [9] - Zacks行业排名基于行业内个股平均Zacks排名计算，研究显示排名前50%的行业表现是后50%的两倍 [9]

文章核心观点 - 美国能源运营商Diamondback Energy 2024年第四季度财报显示，因产量强劲和成本降低，调整后每股收益超预期，但净利润同比大幅下降，同时营收增长且超预期，公司还进行了股票回购并提高了股息 [1][2][3] 财务表现 - Diamondback Energy 2024年第四季度调整后每股收益3.64美元，超Zacks共识预期的3.26美元，但低于去年同期调整后利润4.74美元，主要因整体实现价格下降 [1][2] - 公司营收37亿美元，较去年同期增长67%，超Zacks共识预期9.2% [2] - ConocoPhillips 2024年第四季度调整后每股收益1.98美元，超Zacks共识预期的1.89美元，得益于油气当量产量增加，部分被实现油价下降抵消 [11] - EQT Corporation持续经营业务每股收益69美分，超Zacks共识预期的50美分，受销量增加、平均实现价格上涨和总运营成本降低推动 [13] - Magnolia Oil & Gas 2024年第四季度净利润每股49美分，超Zacks共识预期的46美分，得益于产量健康增长 [15] 股票回购与股息 - Diamondback Energy第四季度回购4.02亿美元股票，本季度又回购2.1亿美元股票，董事会宣布每股1美元的季度现金股息，环比增长11% [3] 生产与价格 - Diamondback Energy油气产量平均每天883,424桶油当量，其中石油占54%，较去年同期增长91%，超预期，原油、天然气和天然气液产量分别同比增长74%、112%和118% [4] - 该公司近期季度平均实现油价为每桶69.48美元，较去年同期下降9%，但高于预期；平均实现天然气价格从去年同期的每千立方英尺1.29美元降至48美分，但远高于预期；整体每桶实现价格为42.71美元，去年为50.87美元 [5] - EQT销售体积从去年同期的5640亿立方英尺当量增至6050亿立方英尺当量，超预期，天然气销售体积从去年的5328亿立方英尺增至5658亿立方英尺，也超预期 [14] - Magnolia Oil & Gas日均总产量从去年同期的85,414桶油当量增至93,096桶油当量，略超预期，油气产量同比增长9% [16] 成本与财务状况 - Diamondback Energy第四季度现金运营成本为每桶油当量10.30美元，低于去年同期的10.83美元和预期的11.55美元，租赁运营成本下降，但现金G&A费用和生产及从价税上升 [6] - 该公司资本支出9.33亿美元，第四季度自由现金流14亿美元，截至12月31日，现金及现金等价物约1.61亿美元，长期债务121亿美元，债务资本比30.6% [7] - 截至2024年12月31日，ConocoPhillips现金及现金等价物56亿美元，长期债务233亿美元，短期债务10.4亿美元，资本支出和投资总计33亿美元，经营活动提供的净现金45亿美元 [12] - Magnolia Oil & Gas本季度经营活动净现金2.226亿美元，自由现金流9030万美元，截至12月31日，现金及现金等价物2.6亿美元，长期债务3.925亿美元，总债务与总资本比16.6% [15][16] 业绩指引 - Diamondback Energy考虑到去年9月10日完成的Endeavor合并和2025年4月1日起对Double Eagle的待定收购，预计2025年油气产量约88.3 - 90.9万桶油当量/天，其中石油产量预计在48.5 - 49.8万桶/天，资本支出预算在38 - 42亿美元 [8]

分析师背景 - Samuel Smith有多元化背景 曾在多家知名股息股票研究公司担任首席分析师和副总裁 还运营自己的股息投资YouTube频道 [1] - Samuel Smith是专业工程师和项目管理专业人士 拥有西点军校土木工程与数学学士学位以及德州农工大学工程硕士学位 专注于应用数学和机器学习 [1] 投资团队与服务 - Samuel领导High Yield Investor投资团队 与Jussi Askola和Paul R. Drake合作 专注于在安全 增长 收益和价值之间找到平衡 [2] - High Yield Investor提供实盘核心 退休和国际投资组合 还提供定期交易提醒 教育内容和活跃的投资者聊天室 [2]

储量与审计情况 - 2024年公司储备审计师对已探明储量的估计与公司估计的差异未超过10%的既定审计容忍准则[61] 潜在钻井位置 - 假设WTI价格约为每桶50美元，公司目前有9188个总（7130个净）已确定的经济潜在水平钻井位置[64] - 截至2024年12月31日，公司约有9188个（净7130个）已确定经济潜力的水平钻井位置，假设WTI油价约为每桶50美元，其中仅1381个有工作权益的位置归因于已探明储量[188] - 截至2024年12月31日，公司已确定约1657个水平钻井位置，这些位置所在区间很少或未钻井，更具投机性[188] 产量数据 - 2024年公司净产油量为123325千桶，天然气为275680百万立方英尺，天然气液体为49700千桶，总产量为218972千桶油当量[67] - 主要因收购，公司预计2025年第四季度产量水平将提高[154] 水平井作业情况 - 2024年公司运营的水平井中，钻了372口总井（351口净井），完成了410口总井（386口净井）[68] - 2024年公司在米德兰盆地和特拉华盆地开发和勘探的生产井总数为372口总井（351口净井）[72] - 截至2024年12月31日，公司有49口总（47口净）运营井正在钻探，358口总（336口净）井正在完井或等待完井[72] 生产井权益情况 - 截至2024年12月31日，公司拥有30928口总生产井权益，平均无加权工作权益为77%的有10277口总井（7891口净井），平均特许权权益为2.1%的有20651口井[69] - 截至2024年12月31日，公司是6590口水平生产井的运营商、参与者或拥有工作权益[188] 员工经验情况 - 执行副总裁兼总工程师有超21年油藏和运营经验，地球科学员工平均每人约16年行业经验[61] 产品价格情况 - 2024年油平均价格为每桶73.52美元，天然气为每百万立方英尺0.32美元，天然气液体为每桶18.99美元，综合为每桶油当量46.12美元[67] - 2022年初至2024年底，NYMEX WTI油价每桶在65.75 - 123.70美元之间，NYMEX亨利枢纽天然气价格每百万英热单位在1.58 - 9.68美元之间[153] 成本情况 - 2024年每桶油当量平均运营现金成本为11.09美元，非现金成本为15.32美元，生产成本为7.50美元[67] - 2024年公司总资本支出约29亿美元，2025年资本预算预计为38 - 42亿美元，较2024年增加40%[177] 租赁面积情况 - 截至2024年12月31日，公司总租赁面积为1077697英亩（毛面积）和860719英亩（净面积），其中米德兰盆地910991英亩（毛面积）和737181英亩（净面积），特拉华盆地161981英亩（毛面积）和123218英亩（净面积），其他地区4725英亩（毛面积）和320英亩（净面积）[73] - 2024 - 2029年，公司未开发土地到期面积总计29764英亩（毛面积）和23309英亩（净面积），其中2025年到期5515英亩（毛面积）和4290英亩（净面积），2026年到期8461英亩（毛面积）和6708英亩（净面积）等[76] 买家情况 - 2024年和2023年，各有四个买家占公司收入超10%；2022年，有两个买家占公司收入超10%[78] 权益情况 - 公司物业的出租人特许权使用费和其他租赁负担一般在15% - 35%，公司净收入权益一般在65% - 85%[81] 监管法规对运营成本和盈利能力影响 - 公司石油和天然气运营受各类立法、监管和法律要求约束，监管负担增加公司经营成本并影响盈利能力[83] 环境法规约束 - 公司石油和天然气勘探、开发和生产运营受严格环境法律法规约束，不合规会面临行政、民事和刑事处罚[84] - 《资源保护和回收法》及其相关州法规影响公司油气活动，废物处理法律和法规变化可能对公司资本支出和运营费用产生重大不利影响[86] - 《综合环境反应、赔偿和责任法》及其类似州法律使公司可能承担危险物质清理成本责任[88] - 《联邦水污染控制法》《安全饮用水法》《油污法》等对公司废水排放和石油泄漏有严格限制和控制，不合规会面临处罚[89][93] - 2023年1月18日，EPA和美国陆军工程兵团扩大《清洁水法》保护水域范围；5月25日，美国最高法院缩小其保护范围；9月8日，EPA和工程兵团发布规则使其规定符合最高法院决定[90] - 2016年6月28日，EPA发布最终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[102] - 2012年EPA规则旨在通过要求2015年1月1日后新建或重新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%[103] 排放费及目标 - 2024年甲烷排放费为每吨900美元，2025年涨至1200美元，2026年及以后为1500美元[97] - 美国设定目标，到2030年将温室气体排放量在2005年水平基础上减少50 - 52%，到2035年减少61 - 66%[99] - 美国承诺到2030年将全球甲烷排放量在2020年水平基础上至少减少30%[99] 能源相关法案及规则 - 2021年美国基础设施投资和就业法案及2022年降低通胀法案包含数十亿美元可再生能源等发展激励资金[96] - 2024年3月EPA最终确定从2027年款车型开始减少车辆有害空气污染物排放的规则[96] 地方法规要求 - 2011年9月1日起，德州立法要求油气运营商公开水力压裂过程中使用的化学物质[106] - 2014年11月17日起，德州铁路委员会处置井规则修正案要求新处置井申请人进行地震活动搜索[106] 濒危物种影响 - 若运营区域出现濒危物种，公司运营可能被禁止、延迟或需昂贵缓解措施[109] 开采税情况 - 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[128] 管道安全法规 - 《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，一系列相关违规的最高行政罚款从100万美元提高到200万美元，现因通货膨胀分别提高到272,926美元和2,729,245美元[123][124] - 《管道安全改进法案》要求在十年内对美国所有原油和天然气运输管道以及高后果地区的部分集输管道进行强制检查[122] - 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实施新的压力测试要求[125] - 2021年11月15日，PHMSA发布最终规则，将报告要求扩展到所有陆上天然气集输运营商，并为某些大直径、高运行压力的天然气集输管道制定了一套最低安全要求[125] - 2022年8月24日，PHMSA发布最终规则，加强陆上天然气传输线的完整性管理要求，强化腐蚀控制标准和修复标准，并对极端天气事件后的检查提出新要求[125] - 2025年1月17日，PHMSA发布最终规则以减少新老天然气管道、地下天然气储存设施和液化天然气设施的甲烷排放，但该规则已被撤回并需进一步审查和批准[125] - 2019年12月17日，德州铁路委员会通过规则，要求集输管道运营商采取“适当”行动解决安全隐患[126] 安全管理法规 - OSHA过程安全管理法规适用于涉及特定阈值以上化学品、易燃液体或气体、超过10,000磅的加压罐、洞穴和井的工艺[127] 保险情况 - 公司每年重新评估保险购买、保单条款和限额，未来保险成本可能增加，部分保险可能无法获得或条款不合算[133] - 公司历史上仅对部分业务风险投保，保险可能不足，重大未保险索赔等情况会影响业务和财务状况[228] 员工数量及构成 - 截至2024年12月31日，公司有1983名全职员工，无员工由工会代表或受集体谈判协议覆盖[136] - 截至2024年12月31日，超24%的员工为女性，超42%的员工自我认定为少数民族[138] 员工流失率 - 2024年公司员工年流失率约为15%[139] 员工安全指标 - 2024年公司员工OSHA可记录案例总数为11起，高于2023年的3起；总可记录事故率（TRIR）为0.88，高于2023年的0.30；损失工时事故率（LTIR）为0.40，高于2023年的0.10 [142] - 2024年底，公司短期目标是将员工TRIR维持在0.25或更低[142] 套期保值情况 - 公司已对2025年和2026年部分预计产量进行套期保值[156] 减值风险 - 若大宗商品价格低于当前水平，公司未来可能需记录重大减值[155] - 2024年、2023年和2022年，公司已探明油气资产未记录减值，若油气价格下跌，未来可能需进一步减记资产价值[195] 衍生品风险 - 公司使用商品价格衍生品可能导致财务损失，无法保护其免受商品价格下跌影响，也无法充分受益于价格上涨，还面临交易对手信用风险[156] 气候变化影响 - 气候变化相关法规和激励措施或减少公司油气产品需求和价格，增加运营成本[160][163] ESG目标风险 - 公司ESG目标的实现受多种因素影响，未达成目标或不合规可能面临政府执法或诉讼[169] 需求降低风险 - 燃料节约措施和技术进步可能降低油气需求，对公司业务和财务产生不利影响[174] 未开发土地风险 - 公司大量净租赁土地未开发，可能无法开发或商业化生产，影响油气储量和未来现金流[175] 租赁期限风险 - 油气租赁期限通常为3 - 5年，续租成本可能大幅增加，不续租或租赁损失会影响资产基础和现金流[176] 资金获取风险 - 公司发展和勘探运营及收购需要大量资本，可能无法按满意条件获得资金[177] 收购风险 - 公司未能成功识别、完成和整合收购可能降低收益并减缓增长[183] 钻井位置不确定性 - 公司潜在钻井位置受不确定性影响，可能改变钻井时机或导致无利可图[187] 已探明储量情况 - 截至2024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[199] 资产集中情况 - 公司生产性资产集中在西得克萨斯州二叠纪盆地，截至2024年12月31日，大部分已探明储量集中在米德兰盆地的Wolfberry油藏[200][203] 买家依赖风险 - 公司依赖几个重要买家销售大部分油气产品，失去一个或多个买家可能限制市场渠道，对业务和财务状况产生不利影响[204] 行业周期性风险 - 油气行业周期性可能导致钻机、设备、原材料、供应品和人员短缺，影响公司运营和财务状况[205] 水供应风险 - 公司运营严重依赖水的供应，若无法从当地获取水或有效利用返排液，可能对财务状况和经营成果产生不利影响[206] 协议履行风险 - 公司参与长期原油协议，若二叠纪盆地产量下降，可能无法履行交付义务，导致向交易对手支付短缺款项或违约[189] 监管增加成本风险 - 2021年9月德州铁路委员会削减二叠纪盆地部分油井采出水注入量，无限期暂停部分许可证并扩大限制范围，相关监管或增加公司运营成本[207] 作业风险 - 公司钻探面临井间距、井眼定位等风险，完井面临压裂级数、工具运行等风险，新技术可能导致生产不规则或中断[208][209][210] 运输设施风险 - 公司油气生产的销售依赖第三方运输设施，设施不可用会导致运营中断和收入减少，减产可能持续数天到数月[212] 法规违规风险 - 公司油气运营受政府法律法规约束，违反规定会面临制裁，相关立法和监管举措可能增加成本和运营限制[213] 钻探限制风险 - 保护野生动物的钻探限制可能影响公司钻探活动，季节性限制会加剧资源竞争，永久性限制可能禁止钻探或增加成本[214] 衍生品合约法规风险 - 《多德 - 弗兰克法案》及相关规则可能增加公司衍生品合约成本或减少其可用性，外国法规也有类似影响[215][216][217] 税法立法风险 - 美国税法立法若改变，如取消无形钻探和开发成本扣除等，可能对公司业务、财务状况和现金流产生不利影响[218][219] 法案税收影响 - 2022年8月16日拜登签署IRA法案，对特定大公司征收15%的公司替代最低税，公司2024年未产生该税负债，还对股票回购征收1%的消费税[220][221] 人员成本和短缺风险 - 公司运营集中在二叠纪盆地，行业活动增加导致合格人员需求和成本上升，人员不足会影响生产和财务状况[223][224] 关键员工风险 - 公司依赖少数关键员工，其流失可能影响业务，且公司未与高管签订协议和购买“关键人”人寿保险[225] 股东决策影响 - 截至2024年12月31日，Endeavor的股东持有公司约36%的普通股，公司决策需获其多数股东同意，可能影响交易及股价[243] 供应商负债风险 - 公司虽与供应商约定分配潜在负债和风险，但可能无法执行，或承担意外负债，影响财务状况和经营业绩[227] 技术识别风险 - 公司使用2D和3D地震数据可能无法准确识别油气，且先进技术需更多预钻支出，可能导致钻探活动不成功或不经济[230] 合资企业风险 - 公司在某些管道项目和合资企业有权益，但控制权受限，合资伙伴可能不履行义务，影响公司收益[231] 技术发展风险 - 公司可能无法跟上行业技术发展，面临竞争劣势，新技术实施成本高，现有技术过时会影响业务[234] 外部事件影响 - 恐怖袭击或武装冲突会影响美国和全球经济，减少油气需求，增加保险成本，影响公司运营[

财务数据和关键指标变化 - 目前约67美元/桶油价产生的自由现金流与去年76美元/桶时相同，显示资本效率提升或完成增值交易 [9][10][12] - 70美元油价下，2025年公司业务每股可产生20美元自由现金流，当前价格下收益率约12.5 - 13% [26] 各条业务线数据和关键指标变化 钻探与完井业务 - 今年计划进行显著的DUC（已钻但未完井）井压降，若进度提前且资本支出情况良好，可能减少压降并多钻一些井 [16][17] - 今年用15 - 16台钻机钻了超400口井，高于年初预计的280口井 [17] - 压裂车队单队年完井数从去年的80口提升至约100口，公司还在探索提升至110 - 120口的方法 [18] 中游业务 - 中游基础设施预算约4.15亿美元，其中包括6000万美元与Endeavor水业务相关的传统中游资本支出，若该业务并入Deep Blue JV，将减轻资本支出负担 [35][36] - 今年有6000 - 7000万美元的一次性加速环境资本支出 [37] 电力业务 - 过去五六年，公司每年在电力方面平均支出7000 - 1亿美元，今年预算中有7000 - 7500万美元用于电力需求 [51] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 完成Double Eagle收购后，公司可能暂停并购，将更多转向股票回购和降低企业价值 [23][24][25] - 目标是通过提高每股指标，让公司股票看起来更具价值 [27] - 公司希望将基础设施和其他预算占总资本的比例降至5% - 7% [38] - 公司致力于保持资本效率，特别是在单位石油产量的资本支出方面 [66][67] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 市场对锁定期到期情况反应过度，公司大股东Stephens家族是长期耐心投资者，鼓励公司进行股票回购 [29][30] - 公司有能力在出售非核心资产和降低净债务的同时，灵活执行至少50%的资本回报承诺，具体执行情况将取决于市场条件 [45][46][47] - 公司认为自身在电力项目上具有灵活性和快速执行能力，有望为股东带来收益 [54] 其他重要信息 - 公司在电话会议中提及的前瞻性陈述可能与实际结果存在重大差异，相关风险因素可在公司向SEC提交的文件中查看 [4] - 会议中提及的非GAAP指标与相应GAAP指标的对账可在昨日下午发布的收益报告中找到 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 67美元/桶油价产生与去年76美元/桶相同自由现金流的驱动因素是什么 - 该数字类似股息盈亏平衡，油价降低但自由现金流相同意味着资本效率提高或完成增值交易。公司在Endeavor交易后实现了每股自由现金流的增长，未来目标是通过降低股数、成本结构和优质库存来继续改善 [11][12][13] 问题2: 公司的钻探与完井计划如何，为何完井数多于钻井数 - 由于去年钻井超预期以及Endeavor和TRP交易获得大量DUC井，今年资本支出预算中有显著的DUC井压降计划。若进度提前且资本支出情况良好，可能减少压降并多钻一些井。目前钻井成本较低，且压裂效率提升，单队年完井数从80口增至约100口 [16][17][18] 问题3: 完成Double Eagle收购后是否会暂停并购，如何看待股票回购 - 公司认为Double Eagle交易可能是核心地区的最后一次重大机会，未来需消化现有库存，将更多转向股票回购和降低企业价值。在当前估值水平下，股票回购是很好的资本运用方式 [23][24][25] 问题4: 如何应对大股东潜在的减持，市场应如何看待大股东 - 公司大股东Stephens家族是长期耐心投资者，熟悉该地区业务，鼓励公司进行股票回购。市场对锁定期到期情况反应过度，公司有资产负债表能力和自由现金流，可在回购股票的同时灵活应对 [29][30][31] 问题5: 中游基础设施预算中是否有与Double Eagle或Endeavor交易相关的一次性支出 - 预算中有6000万美元与Endeavor水业务相关的传统中游资本支出，若该业务并入Deep Blue JV，将减轻资本支出负担。此外，今年有6000 - 7000万美元的一次性加速环境资本支出 [35][36][37] 问题6: 完成Double Eagle交易后公司的DUC井数量情况 - 交易前公司共有约200 - 250口DUC井，Double Eagle将带来约50口井，还有一些“在建井”将在交易完成前后上线 [40] 问题7: 如何看待在当前股价下实现超过50%资本回报的灵活性，是否需等待净债务触发条件 - 至少50%的资本回报承诺将保持不变，具体执行情况取决于市场条件。例如在2024年第四季度，由于市场波动，公司准备超过50%的自由现金流回报 [45][46][47] 问题8: 如何考虑为自身电力需求融资，何时会有相关解决方案的公告 - 公司过去五六年每年在电力方面平均支出7000 - 1亿美元，今年预算中有7000 - 7500万美元用于电力需求。公司正在与大型IPP合作，计划在盆地建设燃气发电厂，为数据中心供电，同时自身也将获得部分电力。目前正在与超大规模数据中心运营商进行保密讨论，尚未有具体公告时间 [51][52][54] 问题9: Double Eagle交易的资产出售计划如何，主要涉及哪些资产 - 公司认为可以在不出售运营地块的情况下完成非核心资产出售，主要价值将来自一些股权法投资和Endeavor的中游业务（EDS水业务），可能并入Deep Blue JV。此外，Delaware盆地的一个较大头寸可能是最后一个变现候选资产，以达到15亿美元的出售目标 [59][60][61] 问题10: 2025年资本支出计划中，与去年相比，传统资产和Double Eagle资产的资本支出有何变化 - 公司为Double Eagle的Q2 - Q4分配了1亿美元资本支出，对应约2.7万桶/日的石油产量。整体来看，2025年资本支出计划更具资本效率，Q1的计划与2024年Q4相似 [82][83][84] 问题11: 出售资产是否有相关资本支出 - 主要的资本支出是约6000万美元的中游资本支出，Delaware的非运营资产也有一些资本支出，但整体数额不大 [87][88] 问题12: DUC井压降预计节省多少资本支出，项目节奏如何 - 预计今年DUC井压降可节省约2亿美元资本支出。公司认为每年约500口井的运行率是一个不错的数字，加上Double Eagle的30口井，整体产量较为稳定，不刻意考虑井在不同季度的分布 [93][96][97] 问题13: Double Eagle交易的协同效应如何量化，包括钻井与完井成本和运营成本 - Double Eagle是不错的运营商，其钻井成本约在625 - 650美元/英尺，公司将按照自身成本结构进行建模。由于资产相邻，无需建设过多基础设施。此外，交易时机合适，获得了大量有潜力的资产，符合公司未来十年的规划 [104][105][106] 问题14: 资本利息是否包含在2025年资本预算中 - 资本利息不包含在公司的资本支出预算中，但在股东承诺和回报计算中会考虑。随着未来几年偿还大量债务，该问题将得到解决 [109][110][111] 问题15: 按照当前筛选标准和价格，公司十年库存情况如何，若应用当前期货价格筛选回报，该数字会如何变化 - 行业目前的黄金标准是低于40美元的盈亏平衡，公司专注于此。库存会随着商品价格上涨而显著增加，但公司希望保持资产负债表实力，优先进行股票回购，而不是钻探低回报库存 [115][116] 问题16: DUC井相关资本在2026年的回流节奏如何 - 资本回流较为平稳。公司目前钻机数量将降至15台左右，并保持该节奏。若全年情况良好且接近指导范围下限，可能会多钻30 - 50口井，保持较高的DUC井余额，以提供运营灵活性 [118][119][120] 问题17: 公司首次披露Permian地区地表面积，暗示接近达成数据中心交易，财务收益将如何体现 - 土地付款是重要的收益来源，公司拥有约1000英亩土地。此外，公司将从电厂的股权参与和电力供应中受益，具体收益结构正在与合作伙伴讨论，可能采用固定价格、区间价格或指数价格等方式 [126][127][128] 问题18: 如何看待Endeavor股票的潜在减持，是否有创造性的交换机会 - 公司对在BEM的持股感到满意，认为该股票表现良好，公司在其中拥有75 - 80亿美元的独特头寸。交易结构考虑了合并净债务，使Viper保持低杠杆，以继续巩固市场 [130][131]

业绩总结 - 2024年第四季度自由现金流为13.27亿美元（每股4.55美元），调整后的自由现金流为13.57亿美元（每股4.65美元）[16] - 2024年总自由现金流超过36亿美元（每股17.05美元），调整后的自由现金流超过40亿美元（每股18.76美元）[16] - 2024年净收入为3,701百万美元，较2023年增长了10.9%[117] - 2024年第四季度的经营活动提供的净现金为2,341百万美元，较2023年同期的1,624百万美元增长44%[118] - 2024年全年经营现金流在工作资本变动前为6,509百万美元，较2023年的5,624百万美元增长16%[118] 用户数据 - 2023年油气生产为475.9 Mbo/d，较2022年增长7%[22] - 每百万股的油气生产为1,631 Bo/d，较2022年增长7%[22] - 2024年第四季度Viper的平均石油生产为29.9 Mbo/d，产生每股0.86美元的可分配现金流[111] 未来展望 - 预计2025年自由现金流至少为58亿美元，基于当前商品价格[16] - 2025年油气生产预计为485至498 Mbo/d，净生产为883至909 Mboe/d[70] - 2025年全年油气生产指导为470 – 475 Mbo/d（860 – 875 boe/d）[72] - 2025年预计每百万美元资本支出产生的油气生产为44.8 Mbo[25] 新产品和新技术研发 - 2025年预计每英尺的D,C&E井成本为580美元，较2024年减少195美元[38] - 2025年Midland盆地的每英尺井成本预计为$555至$605，Delaware盆地为$860至$910[69] 市场扩张和并购 - 2024年资本支出（CAPEX）预计为43亿美元，较2023年增长21%[22] - 2024年合并和整合费用为303百万美元，较2023年无此费用增加[118] 负面信息 - 截至2024年12月31日，公司的总债务为13,160百万美元，较2023年12月31日的6,790百万美元增长94%[120] - 截至2024年12月31日，公司的现金及现金等价物为161百万美元，较2023年12月31日的582百万美元减少72%[120] - 截至2024年12月31日，公司的净债务为12,999百万美元，较2023年12月31日的6,208百万美元增长109%[120] 其他新策略和有价值的信息 - 公司计划在2025年继续回购股票，已授权回购60亿美元的股票，其中约35亿美元已使用[16] - 自2018年以来，公司已向股东返还超过93亿美元[77] - 2024年基础股息提高11%至每股4.00美元[22]

公司财务表现 - 2024年12月季度营收37.1亿美元 同比增长66.6% 超Zacks共识预期34亿美元9.18% [1] - 同期每股收益3.64美元 去年同期为4.74美元 超共识预期3.26美元11.66% [1] 公司股价表现 - 过去一个月公司股价回报率为-9.9% 而Zacks标准普尔500综合指数变化为-0.5% [3] - 股票目前Zacks排名为3（持有） 表明短期内表现可能与大盘一致 [3] 公司关键指标表现 - 日均产量/日综合产量883424桶油当量/日 高于八位分析师平均预期848018.4桶油当量/日 [4] - 总生产体积（综合产量）81275千桶油当量 高于五位分析师平均预期77953.35千桶油当量 [4] - 天然气液体对冲平均价格19.27美元/桶 略低于五位分析师平均预期19.37美元/桶 [4] - 石油总生产体积43785千桶 略高于五位分析师平均预期43547.94千桶 [4] - 天然气总生产体积107249百万立方英尺 高于五位分析师平均预期103083.7百万立方英尺 [4] - 天然气对冲平均价格0.82美元/千立方英尺 低于五位分析师平均预期0.88美元/千立方英尺 [4] - 石油对冲平均价格68.72美元/桶 低于五位分析师平均预期69.35美元/桶 [4] - 天然气液体总生产体积19615千桶 高于五位分析师平均预期17224.76千桶 [4] - 天然气平均价格0.48美元/千立方英尺 高于四位分析师平均预期0.38美元/千立方英尺 [4] - 天然气液体平均价格19.27美元/桶 高于四位分析师平均预期18.42美元/桶 [4] - 石油、天然气和天然气液体收入34.7亿美元 高于四位分析师平均预期33.7亿美元 同比增长60.3% [4] - 其他营业收入1500万美元 高于两位分析师平均预期707万美元 与去年同期相比变化+36.4% [4]

文章核心观点 - 介绍Diamondback Energy季度财报情况、股价表现及未来展望，提及同行业Gulfport Energy业绩预期 [1][3][9] 分组1：Diamondback Energy季度财报情况 - 该公司本季度每股收益3.64美元，击败Zacks共识预期的3.26美元，去年同期为4.74美元，本季度财报盈利惊喜为11.66% [1] - 上一季度公司预期每股收益3.80美元，实际为3.38美元，盈利惊喜为 - 11.05% [1] - 过去四个季度公司三次超越共识每股收益预期 [2] - 截至2024年12月季度，公司营收37.1亿美元，超越Zacks共识预期9.18%，去年同期为22.3亿美元，过去四个季度公司四次超越共识营收预期 [2] 分组2：Diamondback Energy股价表现 - 自年初以来，公司股价下跌约4.7%，而标准普尔500指数上涨2.2% [3] 分组3：Diamondback Energy未来展望 - 股票近期价格走势和未来盈利预期的可持续性主要取决于管理层在财报电话会议上的评论 [3] - 公司盈利前景可帮助投资者判断股票走向，包括当前对未来季度的共识盈利预期及预期变化 [4] - 近期盈利预估修正趋势与短期股价走势有强相关性，投资者可自行跟踪或依靠Zacks Rank评级工具 [5] - 财报发布前，公司盈利预估修正趋势喜忧参半，当前Zacks Rank为3（持有），预计股票短期内表现与市场一致 [6] - 未来季度和本财年的盈利预估变化值得关注，当前未来季度共识每股收益预估为3.91美元，营收35.6亿美元，本财年共识每股收益预估为15.67美元，营收149.9亿美元 [7] 分组4：行业情况 - 美国石油和天然气勘探生产行业在Zacks行业排名中处于前20%，研究显示排名前50%的行业表现比后50%的行业高出两倍多 [8] 分组5：Gulfport Energy业绩预期 - 该公司尚未公布2024年12月季度财报，预计2月25日发布，预计本季度每股收益3.90美元，同比变化 + 25.8%，过去30天该季度共识每股收益预估上调1.3% [9] - 公司预计营收3.2454亿美元，较去年同期下降33.7% [10]

产量数据 - 2024年第四季度平均产量为475.9千桶油/日（883.4千桶油当量/日），全年平均产量为337.0千桶油/日（598.3千桶油当量/日）[4] - 2025年全年石油产量指导为48.5 - 49.8千桶油/日（883 - 909千桶油当量/日），现金资本支出指导为38 - 42亿美元[9] - 2025年净产量指引为883 - 909MBOE/d，石油产量指引为485 - 498MBO/d[30] - 2025年第一季度石油产量指引为470 - 475MBO/d（总计860 - 875MBOE/d）[30] - 2024年全年石油产量1.23325亿桶，2023年为0.96176亿桶，同比增长28.23%[44] - 2024年全年天然气产量2756.8亿立方英尺，2023年为1981.17亿立方英尺，同比增长39.15%[44] - 2024年全年天然气凝析液产量4970万桶，2023年为3421.7万桶，同比增长45.25%[44] 现金流数据 - 2024年第四季度经营活动提供的净现金为23亿美元，全年为64亿美元[4,12] - 2024年第四季度现金资本支出为9.33亿美元，全年为29亿美元[4,13] - 2024年第四季度自由现金流为13亿美元，调整后自由现金流为14亿美元；全年自由现金流为36亿美元，调整后自由现金流为40亿美元[4,15] - 2024年第四季度经营活动提供的净现金为23.41亿美元，2023年同期为16.24亿美元；2024年全年为64.13亿美元，2023年为59.2亿美元[57] - 2024年第四季度营运资金变动前经营现金流为22.6亿美元，2023年同期为15.59亿美元；2024年全年为65.09亿美元，2023年为56.24亿美元[57] - 2024年第四季度自由现金流为13.27亿美元，2023年同期为9.1亿美元；2024年全年为36.42亿美元，2023年为29.23亿美元[57] - 2024年第四季度调整后自由现金流为13.57亿美元，2023年同期为9.1亿美元；2024年全年为40.07亿美元，2023年为29.87亿美元[57] 股息与回购数据 - 2024年全年基础股息提高11%至每股4.00美元，宣布2024年第四季度基础现金股息为每股1.00美元，按2025年2月21日收盘价计算年化收益率为2.6%[4] - 2024年第四季度回购约230万股普通股，花费约4.02亿美元；2024年全年回购552.5276万股普通股，花费9.59亿美元[4] - 2024年第四季度资本返还总额为6.94亿美元，占调整后自由现金流的约51%；全年资本返还总额为23亿美元，占2024财年调整后自由现金流的约57%[4] 储量数据 - 截至2024年12月31日，探明储量为35.57亿桶油当量，同比增长63%；探明已开发生产储量为23.85亿桶油当量，同比增长59%[9,23] - 2024年净探明储量增加15.99亿桶油当量，储量替换率为730%，有机储量替换率为68%[24] - 截至2024年12月31日，石油储量1761049MBbls，天然气储量5024915MMcf，液体储量958881MBbls，MBOE储量3557416[27] 成本数据 - 2024年勘探与开发成本为32亿美元，PD F&D成本为10.51美元/BOE，钻头F&D成本为19.12美元/BOE[27] - 2024年收购成本总计400.29亿美元，2023年为57.45亿美元，2022年为45.78亿美元[28] - 2025年租赁运营费用为5.90 - 6.30美元/BOE，现金G&A为0.60 - 0.75美元/BOE[30] - 2025年生产和从价税约占收入的7%，企业税率占税前收入的23%，现金税率占税前收入的17% - 20%[30] - 2025年第一季度现金税指引为2.8 - 3.4亿美元，总资本支出指引为38 - 42亿美元[30] 资产负债数据 - 截至2024年12月31日，总资产为672.92亿美元，总负债为274.30亿美元，股东权益为398.62亿美元[38] - 2024年发行并流通的普通股为290984373股，2023年为178723871股[38] 营收与利润数据 - 2024年全年总营收110.66亿美元，2023年为84.12亿美元，同比增长31.55%[40] - 2024年全年净利润37.01亿美元，2023年为33.36亿美元，同比增长10.94%[40] - 2024年第四季度调整后EBITDA为26.22亿美元，2023年同期为16.7亿美元；2024年全年为76.93亿美元，2023年为63.89亿美元[48] - 2024年第四季度调整后归属于公司的EBITDA为25.04亿美元，2023年同期为15.88亿美元；2024年全年为72.82亿美元，2023年为60.99亿美元[48] - 2024年第四季度调整后净收入为12.73亿美元，摊薄后每股收益4.35美元；2024年全年为37.43亿美元，摊薄后每股收益17.43美元[50] - 2024年第四季度调整后归属于公司的净收入为10.67亿美元，摊薄后每股收益3.64美元；2024年全年为35.6亿美元，摊薄后每股收益16.57美元[50] 价格数据 - 2024年石油平均价格为73.52美元/桶，2023年为75.68美元/桶，同比下降2.85%[44] - 2024年天然气平均价格为0.32美元/千立方英尺，2023年为1.32美元/千立方英尺，同比下降75.76%[44] 净债务数据 - 公司将非GAAP指标净债务定义为总债务减去现金及现金等价物，用于确定未偿还债务义务[58] - 截至2024年12月31日，Diamondback Energy公司净债务为129.99亿美元，较9月30日的127.44亿美元有所增加[60] - 截至2024年12月31日，Viper Energy公司净债务为10.91亿美元，较9月30日的8.3亿美元有所增加[60] - 截至2024年12月31日，公司总债务为131.6亿美元，较9月30日的131.14亿美元略有增加[60] 衍生品合约数据 - 2025年第一季度，公司原油长看跌期权（布伦特原油）合约数量为52000桶/日，长看跌价格为60美元/桶[62] - 2025年第一季度，公司原油长看跌期权（WTI Magellan East Houston）合约数量为83000桶/日，长看跌价格为55.84美元/桶[62] - 2025年第一季度，公司原油长看跌期权（WTI Cushing）合约数量为142000桶/日，长看跌价格为56.58美元/桶[62] - 2025年第一季度，公司天然气无成本领口期权（Henry Hub）合约数量为750000 Mmbtu/日，长看跌价格为2.52美元/Mmbtu[62] - 2025年第一季度，公司天然气基础互换（Waha Hub）合约数量为670000 Mmbtu/日，价格为 - 0.82美元/Mmbtu[62] - 截至2025年2月21日，公司有未结算的综合衍生品合约，原油衍生品结算基于纽约商品交易所西德克萨斯中质原油定价和布伦特原油定价，天然气衍生品结算基于纽约商品交易所亨利枢纽定价[61] - 公司在2025年各季度及2026财年有不同数量和价格的原油及天然气衍生品合约[62] 稀释加权平均流通普通股数据 - 2024年第四季度和全年稀释加权平均流通普通股分别为2.91851亿股和2.13545亿股[50][53]