财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度自由现金流超过7500万美元 得益于强劲的产量和最佳的成本结构 [7] - 公司预计2021年下半年日均产量将达到16000桶 假设WTI油价为65美元 预计将产生约3.2亿美元的年化自由现金流 [9] - 预计2022年上半年自由现金流将超过3.6亿美元 相当于企业价值的11%以上 或当前市值的近13% [10] - 公司计划将70%的现金流分配给普通单位持有人 较第一季度分配增加32% [7] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司产量增长主要得益于Diamondback在Midland盆地的开发计划以及第三方运营商活动的增加 [6] - 公司预计第四季度将有8口西班牙Trail油井和2口Delaware高权益油井投产 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划保留30%的现金流 用于收购Diamondback运营的矿产和回购单位 [11] - 公司独特的收购策略基于对母公司未来开发计划的清晰理解 旨在进一步扩大对Diamondback的敞口 [12] - 公司认为矿产价值被市场低估 在商品价格上涨的环境下 能够将大部分现金流返还给单位持有人是一个很好的商业模式 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对Diamondback的活动水平感到满意 特别是第四季度的计划 [30] - 公司预计随着2022年预算的出台 第三方活动的可见性将增加 [48] - 公司认为在商品价格下跌5-10美元的情况下 Diamondback的计划不会改变 这为矿产购买提供了信心 [36] 其他重要信息 - 公司80%的2021年股息预计将构成非应税的税基减少 如果油价保持当前水平 2022年这一比例将降至约80% [34] - 公司不打算涉足太阳能和风能特许权使用费领域 [39] - 公司预计未来几年将出现更多的上市矿产公司 这将有利于行业 [43] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于现金流分配和矿产收购市场的看法 - 公司计划保留30%的现金流用于收购特许权使用费权益和继续回购 70%的派息率将成为常态 [15] - 公司目前仍专注于Diamondback运营的资产 如果没有大量交易机会 将继续使用现金回购单位 [16] 问题: 关于对冲策略的延续性 - 公司将继续提前几个季度建立对冲头寸 以确保不会再次陷入2020年第二季度的境地 [19] 问题: 关于收购计划的自筹资金能力 - 公司70%的派息率意味着明年将保留约1亿美元现金 但具体收购规模取决于交易机会的大小 [21] 问题: 关于公司差异化价值主张的看法 - 公司自2014年第四季度以来一直是可变股息支付者 作为矿产公司 公司可以在不需要股权融资的情况下分配70%的现金流 [23] 问题: 关于30%自由现金流的用途 - 30%的自由现金流将用于偿还债务或积累现金 公司希望将RBL视为临时融资而非永久融资 [28] 问题: 关于Diamondback以外活动的信心 - 公司对Diamondback的活动水平感到满意 预计第四季度将有8口西班牙Trail油井和2口Delaware高权益油井投产 [30] 问题: 关于税收结构的变化 - 随着商品价格上涨 2022年非应税股息比例预计将降至约80% [34] 问题: 关于收购时间框架 - 公司更关注未来12-24个月内开发的资产 因为可以获得更优惠的价格 [37] 问题: 关于太阳能和风能特许权使用费 - 公司目前不考虑涉足这一领域 [39] 问题: 关于私人矿产进入公开市场的速度 - 公司预计未来几年将出现更多的上市矿产公司 [43] 问题: 关于下半年产量轨迹 - 预计第三季度产量将略低于第二季度 但第四季度将因Diamondback的大型平台投产而强劲收官 [46] 问题: 关于2022年库存水平 - 15口净井的近期库存水平与Diamondback的2022年展望相符 预计第三方活动将有所增加 [48]

股权结构 - 截至2021年3月31日，普通合伙人持有公司100%普通合伙人权益，Diamondback持有731,500个普通股单位，实益持有全部90,709,946个流通B类单位，约占总流通单位的59%[97] 能源价格 - 2020 - 2021年，西德克萨斯中质低硫原油价格在-37.63至66.09美元/桶之间，天然气价格在1.48至3.35美元/百万英热单位之间；2021年4月12日，原油收盘价为59.70美元/桶，天然气收盘价为2.56美元/百万英热单位[98] 矿产和特许权权益 - 2021年第一季度公司对矿产和特许权权益的新增规模不大，截至3月31日，矿产和特许权权益总面积为24,350英亩[101] - 截至2021年4月12日，公司矿产和特许权土地上有29台钻机作业，其中4台由Diamondback运营[104] 现金分配 - 2021年4月27日，普通合伙人董事会宣布2021年第一季度普通股单位现金分配为0.25美元/单位，使该季度分配比例提高至可分配现金的60%[102] 水平井数据 - 2021年第一季度，水平井投产总数为134口（Diamondback 50口，第三方84口），平均净特许权权益为1.9%；截至4月12日，水平生产井总数为4,705口，平均净特许权权益为3.1%[105] 运营收入与净亏损 - 2021年第一季度运营收入为96,976,000美元，2020年同期为78,692,000美元；2021年第一季度净亏损为3,020,000美元，2020年同期为142,169,000美元[108] 油气产量 - 2021年第一季度石油产量为1,395,000桶，2020年同期为1,587,000桶；天然气产量为3,262,000,000立方英尺，2020年同期为2,658,000,000立方英尺[110] 特许权收入 - 与2020年同期相比，2021年第一季度特许权收入增加1970万美元，其中平均价格上涨贡献2900万美元，但运营商综合销量下降7%部分抵消了收入增长[113] 生产和从价税 - 2021年第一季度生产和从价税总额为6,649,000美元，占特许权收入的6.9%；2020年同期为6,147,000美元，占比8.0%[114] 折耗费用 - 2021年第一季度折耗费用增加0.2百万美元，增幅1%，平均折耗率从2020年同期的每桶油当量9.82美元增至10.61美元[115] 净利息费用 - 2021年和2020年第一季度净利息费用分别为7.9百万美元和9.0百万美元，减少1.1百万美元[116] 衍生品工具损失 - 2021年和2020年第一季度衍生品工具损失分别为31.5百万美元和7.9百万美元，其中商品衍生品合约现金结算支出分别为14.9百万美元和0.5百万美元[117] 投资重估损益 - 2021年第一季度未记录投资重估损益，2020年同期记录损失10.1百万美元[118] 所得税费用 - 2021年第一季度所得税费用不重大，2020年同期为142.5百万美元[119] 调整后EBITDA - 2021年和2020年第一季度调整后EBITDA分别为73.517百万美元和70.217百万美元，归属于公司的调整后EBITDA分别为30.738百万美元和30.042百万美元[124] 经营、投资和融资活动净现金 - 2021年和2020年第一季度经营活动净现金分别为54.659百万美元和96.111百万美元，投资活动净现金分别为-74千美元和-64.626百万美元，融资活动净现金分别为-61.979百万美元和5.184百万美元[128] 融资活动净现金使用原因 - 2021年第一季度融资活动净现金使用主要因偿还27.0百万美元借款、向股东分配21.9百万美元和回购13.0百万美元普通股[131] 公司债务情况 - 截至2021年3月31日，公司债务包括479.9百万美元票据本金和循环信贷安排借款，循环信贷安排最高额度20.0亿美元，借款基数580.0百万美元，已使用57.0百万美元，可用523.0百万美元[134] 普通股回购计划 - 2020年11月6日公司批准最高100.0百万美元普通股回购计划，2021年第一季度回购约13.0百万美元，截至3月31日剩余62.9百万美元额度[133] 商品价格衍生品净负债头寸 - 截至2021年3月31日，公司商品价格衍生品的净负债衍生头寸为4320万美元，相关基础商品远期曲线上涨10%，净负债头寸将增至4760万美元，增加440万美元；下跌10%，净负债头寸将降至3870万美元，减少440万美元[144] 信用风险 - 公司面临信用风险，特许权使用费收入集中于石油和天然气权益生产，应收账款集中于少数重要购买方和生产商，若购买方因流动性问题、破产等无法履行义务，可能对财务结果产生不利影响[145] 利率风险 - 公司面临利率风险，运营公司信贷协议下的债务受利率变化影响，适用保证金在替代基准利率下为0.75% - 1.75%，在LIBOR下为1.75% - 2.75% [146] - 截至2021年3月31日，公司运营公司信贷协议下的未偿还借款为5700万美元，在截至该日的三个月里，运营公司循环信贷安排的加权平均利率为1.88% [146] 披露控制和程序 - 公司建立了披露控制和程序，旨在确保按规定时间记录、处理、汇总和报告信息，并将信息传达给管理层以进行及时决策[147] - 截至2021年3月31日，经评估，公司的披露控制和程序有效[148] 财务报告内部控制 - 在截至2021年3月31日的季度里，公司财务报告内部控制没有发生重大影响或可能重大影响内部控制的变化[149] 市场风险 - 公司主要市场风险来自油气生产定价，实现价格受全球原油价格、美国天然气价格、产品质量、供需平衡和运输等因素影响[142] - 油价在2020年3月初大幅下跌并持续下降，曾短暂达到负值，近期虽有所上涨，但未来价格波动难以预测[142] 价格波动应对措施 - 公司历史上使用固定价格互换合约、固定价格基差互换合约和无成本领口期权来降低特许权使用费收入的价格波动[143]

业绩总结 - 2021年第一季度可分配现金为每单位0.42美元，董事会批准的分配为0.25美元，约占可分配现金的60%[8] - 2021年第一季度平均生产量为15,500桶油当量/天[10] - 截至2020年12月31日，公司的已探明储量为99.4百万桶油当量，73%为已开发生产[11] - 2021年第一季度偿还债务2700万美元，净债务降至5.25亿美元[10] - 2021年全年生产指导上调至15,000 – 16,250桶油当量/天，中点较之前指导范围上升1.6%[11] - 预计在60美元WTI油价下，2021年将产生约2.6亿美元的自由现金流，约占企业价值的8%[15] - 自2020年第一季度以来，总债务减少1.37亿美元，约20%的降幅[11] - 2021年第一季度回购了869,965个普通单位，平均价格为每单位14.97美元，总成本约为1300万美元[9] 用户数据与市场扩张 - 471口水平井正在积极开发中，8.7口为净100%特许权利[11] - 490口未来可开发的井具有未来开发的潜力，预计公司将拥有平均1.8%的净特许权利[11] - 2021年第一季度，Viper共完成134口水平井的生产，其中净产量为2.5口[17] - 目前在Viper的土地上运营的钻机总数为29台，其中6台由Diamondback运营[17] - 预计未来15到18个月内，490口井将被转为生产状态，其中包括83口在Midland地区[17] - Diamondback的开发计划将重点放在Viper拥有显著特许权利益的区域，尤其是Midland盆地[19] 财务展望与成本管理 - 截至2021年3月31日，借款基础为5.8亿美元，已提取5700万美元现金[61] - 2021年第一季度分配支付为可用现金流的60%，较2020年第四季度的50%有所上升[61] - 2021年全年的净油气生产预计为1500万至1625万桶/日[61] - 2021年全年的净总生产预计为2500万至2700万桶油当量/日[61] - 预计生产和财产税占收入的7%[61] - 现金一般管理费用预计在每桶油当量0.60至0.80美元之间[61] - 预计折旧费用在每桶油当量9.50至11.00美元之间[61] - 预计2021年利息支出在每桶油当量3.00至3.50美元之间[61] - 2021年第一季度的净债务与最近12个月的EBITDA比率为2.7倍[61] 负面信息与风险 - 预计第三方运营商的活动水平将随着商品价格的改善而增加，公共运营商占总近期期限库存的57%[23] - Viper的平均特许权收入在Midland盆地为3.5%[32] - 截至2020年12月31日，Viper的已探明储量为99.4百万桶油当量，较2019年增加12%[46]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度净现金来自运营活动达到近5500万美元 使债务减少了2700万美元 过去12个月内总债务减少了1.36亿美元 约20% [8] - 公司预计2021年将产生约2.6亿美元的自由现金流 假设WTI价格为60美元 这相当于企业价值的约8%自由现金流收益率 或当前市值的近10% [12] - 公司流动性为5.35亿美元 计划在未来几个季度继续减少杠杆并增加对股东的资本回报 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司提高了2021年全年的产量预期 石油产量中点比之前的2021年指导范围高出2% [10] - 公司第一季度完成了2.5口净井 预计下半年将加速 [23] - 公司预计2021年第四季度将有大量的TIL（投产）数量 预计2022年产量将略有增长 [28] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Permian盆地的第三方运营活动率继续正常化 但在产量指导中仍采用较慢的时间假设 [11] - 私人运营商的活动水平增长较快 特别是在Midland盆地 这对公司有利 [20][21] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划将2021年第一季度分配给普通单位持有人的分配比例提高到可分配现金的60% 相当于每单位0.25美元 [9] - 公司将继续减少债务 并通过单位回购计划或收购私人矿产来增加资本回报 [14] - 公司正在考虑在6至12个月内进行对冲 以保护极端下行风险 可能通过购买看跌期权或宽幅双向领子期权来实现 [25][26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2021年的前景充满信心 预计将产生大量自由现金流 并继续减少杠杆 [13] - 公司认为私人运营商的活动水平增长对行业宏观环境可能产生不利影响 但对公司有利 [20][21] - 公司预计2022年产量将略有增长 特别是在下半年活动水平强劲的情况下 [28] 其他重要信息 - 公司拥有大量未开发的土地 预计开发时间将以年为单位 [23] - 公司正在评估并购机会 并计划在年内增加一些土地 [43] 问答环节所有的提问和回答 问题: 现金使用的演变 - 公司计划在年底前将循环贷款余额降至接近0 同时将大部分现金以分配或回购的形式分配 [17][18] 问题: 私人运营商的活动水平 - 私人运营商的活动水平增长较快 特别是在Midland盆地 这对公司有利 [20][21] 问题: 未开发土地的开发时间 - 公司预计未开发土地的开发时间将以年为单位 [23] 问题: 对冲策略 - 公司正在考虑在6至12个月内进行对冲 以保护极端下行风险 [25][26] 问题: 2021年第四季度的产量水平 - 公司预计2021年第四季度将有大量的TIL数量 预计2022年产量将略有增长 [28] 问题: 未开发土地的比例 - 公司未开发土地中约2/3由Diamondback拥有 [30] 问题: 资本分配与收购机会的平衡 - 公司计划将70-75%的现金用于分配或回购 其余用于减少债务或进行小型收购 [34] 问题: 矿产领域的并购活动 - 矿产领域需要更多的私有到公开的整合 而不是公开到公开的整合 [36] 问题: 分配比例的长期方向 - 公司预计分配比例将逐步提高 [40] 问题: 并购活动的评估 - 公司正在评估并购机会 并计划在年内增加一些土地 [43] 问题: 私人运营商的活动水平对指导的影响 - 公司对私人运营商的活动水平持保守态度 预计不会对宏观环境产生重大影响 [47]

业务区域与钻机情况 - 截至2020年12月31日，二叠纪盆地有165台水平钻机在作业，占美国陆上水平钻机活动总数的55%[33] 产量与储量结构 - 2020年全年公司物业的产量中，石油约占61%，天然气凝液占19%，天然气占20%[33] - 截至2020年12月31日，公司估计的净探明储量中，石油约占58%，天然气凝液占22%，天然气占20%[33] 团队经验情况 - 公司执行团队成员平均拥有超过25年的行业经验，地质科学工作人员人均约有20年行业经验，负责监督储量估算的副总裁有超30年油藏和运营经验[33][36] 具体储量数据 - 截至2020年12月31日，公司估计的净探明石油储量为57530千桶，天然气为119450百万立方英尺，天然气凝液为21953千桶，总计99392千桶油当量[39] - 截至2020年12月31日，公司PUD储量总计为26845千桶油当量，包括17310千桶石油、25833百万立方英尺天然气和5229千桶天然气凝液[40] PUD储量变化情况 - 2020年PUD储量期初为19639千桶油当量，期末为26845千桶油当量[41] - 2020年未开发储量转为已开发储量为7362千桶油当量，修订减少1192千桶油当量，购买增加88千桶油当量，剥离减少14千桶油当量，扩展和发现增加15686千桶油当量[41] 探明已开发储量占比情况 - 截至2020年12月31日，探明已开发储量占比为73%，2019年为78%，2018年为72%[39] 储量估算方法 - 约90%的与生产井相关的探明生产储量通过性能方法估算，其余10%通过类比法或性能与类比结合的方法估算，所有探明已开发非生产和未开发储量通过类比法估算[34] 特定区域储量占比 - 2020年末Permian Basin含公司总探明储量的15%以上[44] 2020年产量数据 - 2020年石油产量为5956MBbls，天然气产量为11486MMcf，天然气液体产量为1848MBbl，合并产量为9718MBOE[44] 2020年价格数据 - 2020年石油平均价格为36.58美元/桶，天然气为0.79美元/Mcf，天然气液体为10.88美元/桶，合并价格为25.41美元/BOE[46] 净收入权益情况 - 截至2020年12月31日，公司在7167口总生产井中拥有平均3.8%的净收入权益[47] 矿区使用费面积情况 - 截至2020年12月31日，公司总矿区使用费面积为787264英亩，净矿区使用费面积为24350英亩，约13%的净矿区使用费面积为可能到期的额外矿区使用费权益[48] 季节性与运营限制情况 - 石油需求夏季增加冬季减少，天然气相反，季节性天气和租赁规定会限制部分运营地区的活动[52] 监管与法律约束情况 - 油气运营受政府立法、监管和法律要求约束，监管负担增加运营成本[54] - 油气勘探、开发和生产运营受严格环保法律法规约束，违规会面临处罚[55] - 《资源保护和回收法》及类似州法规影响油气活动的废物处理，废物分类变化可能增加成本[57] - 《综合环境响应、赔偿和责任法》及类似州法律对有害物质释放责任方严格追责[59] - 2012年8月16日，EPA发布联邦CAA最终法规，要求2015年1月1日后新建或重新压裂的水力压裂井使用“绿色完井”，实现挥发性有机化合物排放减少95% [73] - 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将废水排放到公有污水处理厂 [62][72] - 2016年5月12日，EPA发布最终规则，关于将多个小型地表场所汇总为单一空气许可源的标准，可能使小型设施触发更严格的空气许可程序 [65] - 2020年11月4日，德州铁路委员会通过新的火炬燃烧许可指南，要求运营商提交更具体信息 [66] - 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，减轻监管负担 [73] - 2021年1月20日，拜登发布行政命令，指示EPA审查修订内容以减少温室气体排放 [73] - 2011年9月1日，德州立法要求油气运营商公开披露水力压裂过程中使用的化学品 [75] - 2012年2月1日起，德州铁路委员会对其颁发初始钻井许可证的所有井实施化学品披露法规 [75] - 2014年1月，德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规则生效 [75] - 2014年11月17日，德州铁路委员会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 [75] - 德州对石油生产征收4.6%的severance税，对天然气生产征收7.5%的severance税[87] 疫情与油价影响情况 - 2020年初开始，COVID - 19疫情对公司业务、财务状况和现金流产生不利影响[94] - 2020年3月初油价暴跌至负数，OPEC等国4月同意减产并延至12月，2021年1月起日增产50万桶[96] - 因原油需求降低，Diamondback等运营商降低2020年资本预算和生产指引，削减近期产量和钻机数量[97] 减值处理情况 - 基于2020年12月31日季度上限测试结果，公司需对已探明油气权益进行减值处理[98] 业务影响因素情况 - 公司业务可能受OPEC行动、美国政策、经济和政治发展、COVID - 19疫情等因素影响[99] 资本与分红相关风险 - 资本成本增加、利率上升或信用评级降低可能损害公司业务[101] - 公司可能无足够现金支付季度分红，分红政策可能限制公司增长和收购能力[102] - 公司依赖外部融资进行收购和增长性资本支出，若无法外部融资将影响增长[103] - 发行额外单位可能增加无法维持或提高每单位分红水平的风险[104] 特许权使用费收入情况 - 2020年公司约64%和11%的特许权使用费收入分别来自Diamondback和Concho Resources运营的物业[107] 已探明未开发储量情况 - 截至2020年12月31日，公司约27%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开采[109] 成本核算方法 - 公司对石油和天然气生产活动采用完全成本法核算，已探明油气资产的净资本化成本受完全成本上限限制，按10%折现[121][122] 资产减值记录情况 - 公司在2020年12月31日止年度记录了减值，2019年和2018年未对已探明油气资产记录减值[123] 套期保值风险情况 - 公司使用衍生品工具对商品价格变化风险进行经济套期保值，面临信用风险和市场风险[105] 运营商依赖风险 - 公司依赖两家运营商进行大量物业开发和生产，运营商表现不佳可能影响公司增长和经营业绩[106] 区域风险情况 - 公司生产物业主要集中在西德克萨斯二叠纪盆地，资产集中在少数生产层位，面临区域风险[113][114] 业务发展风险 - 公司未来成功取决于寻找、开发或收购更多经济可采油气储量，但可能面临资源不足等问题[110] - 公司收购物业或业务若不成功，可能影响增长、经营业绩和可分配现金[115] 储量估计风险 - 公司估计储量基于诸多假设，可能不准确，会影响储量数量和现值[124] 长期债务情况 - 截至2020年12月31日，公司总长期债务为5.639亿美元，包括4.799亿美元本金的5.375%高级票据和运营公司循环信贷安排下的8400万美元未偿还借款，循环信贷安排最高信贷额度为20亿美元，借款基数设定为5.8亿美元[133] 基础设施依赖风险 - 公司依赖电力、互联网、电信基础设施及信息和计算机系统，若系统受损或不可用，业务将受不利影响[128] 网络安全风险 - 公司面临网络安全风险，网络事件可能导致信息盗窃、数据损坏、运营中断和财务损失，公司虽有相关保险，但不能确保保险覆盖所有索赔[129] 借款偿还风险 - 公司过去和未来预计会在运营公司的循环信贷安排下借款，若无法用运营现金流和股权发行收益偿还借款，可能需增加债务以实施资本计划[130] 现金分配政策影响 - 公司现金分配政策使可用于再投资和收购的现金有限，历史上依赖运营公司的循环信贷安排为部分资本支出和其他用途提供资金[131] 大量债务不利影响 - 公司大量债务可能影响财务状况，限制履行债务义务的能力，还会带来诸多不利后果，如难以满足票据义务、现金流用于偿债、增加经济和行业风险脆弱性等[133][134] 契约限制风险 - 运营公司循环信贷安排和票据契约中的限制性契约可能限制公司应对市场变化和把握业务机会的能力，违反契约可能导致违约[136][137][138][139] 借款基数减少风险 - 运营公司循环信贷安排下借款基数的任何重大减少可能对公司的运营资金能力产生负面影响，公司可能没有足够资金偿还借款[140] 债务偿还现金风险 - 偿还债务需要大量现金，公司可能没有足够的业务现金流来支付巨额债务，可能需采取减少资本支出、出售资产等替代方案[141] 利率风险 - 运营公司循环信贷安排下的借款使公司面临利率风险，利率上升会增加利息成本，影响经营业绩和财务状况[143][144] 赎回权情况 - 普通合伙人及其关联方持有超80%普通股单位时可行使赎回权[148] 普通合伙人罢免情况 - 需超66.67%已发行单位持有人投票才能罢免普通合伙人[159] 单位持有人投票权情况 - 持有20%及以上单位的持有人（除特定主体外）无投票权[160] 利益冲突情况 - 公司普通合伙人由Diamondback控制，存在利益冲突，可能优先考虑自身及关联方利益[147,148] 员工资源分配风险 - 公司依赖Diamondback员工管理业务，资源分配可能不利于公司[149] 合作协议责任限制情况 - 合作协议替换普通合伙人对有限合伙人的信托责任，限制其责任和有限合伙人的救济措施[150,152] 竞争风险情况 - Diamondback及其关联方可能与公司竞争，公司竞争难度大[155,156] 投票权与单位价格关系 - 公司单位持有人投票权有限，无法选举普通合伙人或其董事，可能降低单位交易价格[158] 服务费用报销影响 - 普通合伙人及其关联方服务费用报销无上限，会减少可分配给普通股持有人的现金[161] 权益转让情况 - 普通合伙人权益或控制权可不经单位持有人同意转让给第三方[163] 单位持有与收购情况 - 截至2020年12月31日，Diamondback约持有公司总流通单位的58%；若普通合伙人及其关联方持有超过80%的单位，普通合伙人有权按特定价格收购非关联方持有的全部普通股单位[166] 纳税情况 - 公司自2018年5月10日起选择按美国联邦所得税法被视为公司纳税，企业税率为21%[173] 合伙协议修改情况 - 普通合伙人可在认为必要或合适时修改合伙协议，以赎回特定有限合伙人的单位，赎回价格为赎回日前连续20个交易日的每日收盘价平均值[172] 股权发行影响情况 - 公司可在无需单位持有人批准的情况下发行额外普通股单位和其他股权权益，这会稀释现有单位持有人的所有权权益[167] 优先单位发行影响情况 - 公司合伙协议未限制发行优先于普通股单位的单位，发行此类单位可能减少普通股单位持有人的现金分配、削弱其投票权或使普通股单位持有人在清算时的资产索偿权处于次要地位[168] 燃料需求影响情况 - 燃料节约措施、替代燃料需求等可能减少石油和天然气需求，对公司业务、财务状况等产生重大不利影响[126] 大选监管不确定性情况 - 2020年美国大选结果可能给石油和天然气行业带来监管不确定性，新环境法规可能增加运营成本[127]

财务数据和关键指标变化 - 公司2020年全年运营现金流接近2亿美元，几乎全部转化为自由现金流，主要得益于业务模式的零资本需求 [8] - 第四季度石油产量环比增长10%，主要由于公司参与了母公司Diamondback 35口完井中的21口，且井的表现超出内部预期 [9] - 第四季度公司宣布每股0.14美元的分配，回购超过200万单位，并偿还超过4000万美元的债务，过去九个月总债务减少1.1亿美元，约占总债务的16% [11] - 2021年预计将产生约2.5亿美元的自由现金流，假设WTI油价为55美元，自由现金流收益率超过8% [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司预计2021年将有显著的业务暴露于Diamondback的高优先级开发项目，主要集中在Midland盆地 [13] - 第三方运营商的井表现和投产时间超出公司之前的保守预期，主要由于去年初油价波动带来的不确定性 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计2021年将有9到10口净Diamondback井投产，非运营井的净井数预计每季度约1口，且更多集中在2021年下半年 [19][20] - 公司预计2021年石油占比约为60%，净收入权益（NRI）约为6%至7% [22][23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续减少杠杆，同时增加对单位持有人的资本回报，未来几个季度将重点关注债务减少和资本回报 [15] - 公司计划通过选择性购买Diamondback开发计划下的矿产权来增加矿产权持有量 [25] - 公司将继续评估资本分配决策，包括回购股票、购买矿产权或出售非核心资产 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年是历史性的一年，尽管面临困难，公司展示了其差异化的业务模式和最佳的成本结构，展望未来前景积极 [15] - 公司预计2021年将保持强劲的自由现金流生成能力，并继续减少债务 [14][15] 其他重要信息 - 公司预计2021年第一季度将受到冬季风暴的影响，Diamondback运营的资产预计停工4到5天，非运营资产预计停工5到7天 [41] - 公司预计第一季度产量与2020年第二季度相似，但第二季度至第四季度将有显著增长 [42] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于2021年井的投产计划 - 公司预计2021年将有9到10口净Diamondback井投产，非运营井的净井数预计每季度约1口，且更多集中在2021年下半年 [19][20] 问题: 关于石油占比和净收入权益（NRI） - 公司预计2021年石油占比约为60%，净收入权益（NRI）约为6%至7% [22][23] 问题: 关于QEP和Guidon交易后的业务展望 - 公司预计QEP和Guidon交易不会显著改变Diamondback的净井数，但未来有机会通过选择性购买矿产权来增加净井数 [25] 问题: 关于自由现金流的分配 - 公司计划将50%的可分配现金流以分配形式返还给投资者，剩余部分将用于债务减少和股票回购 [29][30] 问题: 关于资产出售的细节 - 公司在第四季度完成了四笔资产出售交易，其中两笔较大，分别为1200万至1500万美元和接近2000万美元 [31] 问题: 关于杠杆率目标 - 公司目标杠杆率在1到1.5倍之间，预计2021年底将降至2倍以下 [34] 问题: 关于对冲策略 - 公司计划保留少量对冲以保护下行风险，但不会对所有产量进行对冲 [36] 问题: 关于冬季风暴对第一季度的影响 - 公司预计第一季度将受到冬季风暴的影响，Diamondback运营的资产预计停工4到5天，非运营资产预计停工5到7天 [41] - 公司预计第一季度产量与2020年第二季度相似，但第二季度至第四季度将有显著增长 [42]

业绩总结 - 2020年第四季度可分配现金为每单位0.28美元，董事会批准分配0.14美元，约占可分配现金的50%[8] - 2020年第四季度平均石油产量为17,359桶/天，环比增长10%[10] - 截至2020年12月31日，已探明储量为99.4百万桶油当量（73%为已开发储量），较2019年增长12%[19] - 2020年第四季度偿还债务4250万美元，净债务降至5.448亿美元[10] - 2020年已探明储量的净增加为20.2百万桶油当量，储量替换率为207%[40] - 2020年第四季度，Viper共转产80口水平井，净产量为2.1口[46] - 2020年第四季度，Viper的总生产井位置为4,631口，净产量为141.9口[46] - 2020年第四季度分配支付为可用现金流的50%[78] - 过去九个月内，总债务减少1.1亿美元，降幅为16%[78] 用户数据 - 2021年第一季度和第二季度的平均产量指导为14,250至15,750桶/天[12] - 2021财年的生产指导为14,750至16,000桶/天[13] - 2021年第一季度和第二季度的净油气生产预计为14.25至15.75 Mbo/d[78] - 2021年全年净油气生产预计为14.75至16.00 Mbo/d，净总生产为24.50至26.50 Mboe/d[78] 未来展望 - 预计2021年在55美元WTI油价下，预计将产生约2.5亿美元的自由现金流，或超过8%的自由现金流收益率[28] - 预计生产和财产税为收入的7%[78] - 现金一般和行政费用预计为每桶油当量0.60至0.80美元[78] 新产品和新技术研发 - 2021年第一季度的无成本保护措施为每日12000桶，底价为30.83美元，顶价为43.96美元[81] - 2021财年的无成本保护措施为每日10000桶，底价为30.00美元，顶价为43.05美元[81] 市场扩张和并购 - Viper的矿权和特许权总面积为24,350净特许权英亩，其中Midland地区占7,390净特许权英亩[46] - Viper在Midland盆地的平均特许权权益为3.5%[65] - Viper在Delaware盆地的平均特许权权益为3.7%[67] - 2020年第四季度，Viper divested 352个非核心净特许权英亩，专注于核心区域[46] 负面信息 - 截至2020年12月31日，借款基础为5.8亿美元，已提取8400万美元[78] - 预计将继续保持部分现金可用于分配以减少债务[78]

股权结构 - 截至2020年9月30日，普通合伙人持有公司100%普通合伙人权益，Diamondback持有731,500个普通股单位和全部90,709,946个流通B类单位，约占总流通单位的58%[107] - 2019年3月，公司完成1092.5万个普通股单位的承销公开发行，净收益约3.406亿美元，发行后Diamondback约占总单位的54%[146] 资产收购与剥离 - 2020年第三季度未完成任何收购，剥离少量土地，截至9月30日，矿产和特许权权益总面积为24,696英亩[113] 分红情况 - 2020年10月28日，普通合伙人董事会宣布2020年第三季度每股普通股现金分红0.10美元，分红比例从第二季度的25%提高至50%[114] - 2020年第一和二季度，运营公司向其单位持有人分配可用现金的25%；从第三季度起，分配比例提高至50%[142] - 2020年第三季度，公司批准向合格单位持有人每股分配0.10美元现金，于11月19日支付[144] 石油产量与投产井数据 - 2020年第三季度石油产量环比增长10%，估计有108口（净4.7口100%特许权权益）水平井投产，平均侧长10,022英尺[115] - 截至2020年10月14日，水平投产井总数4,548口（Diamondback运营1,121口，第三方运营3,427口），平均净特许权权益3.1%[118] - 截至2020年10月14日，水平活跃开发井总数486口（Diamondback运营71口，第三方运营415口），平均净特许权权益1.4%[118] - 截至2020年10月14日，视线内井总数431口（Diamondback运营110口，第三方运营321口），平均净特许权权益2.6%[118] 财务关键指标变化 - 2020年第三季度特许权收入62,584,000美元，2019年同期为71,080,000美元；2020年前九个月为171,857,000美元，2019年同期为201,950,000美元[121] - 2020年第三季度运营收入31,302,000美元，2019年同期为46,555,000美元；2020年前九个月为81,633,000美元，2019年同期为136,129,000美元[121] - 2020年第三季度净亏损764,000美元，2019年同期净利润7,946,000美元；2020年前九个月净亏损164,685,000美元，2019年同期净利润43,990,000美元[121] - 2020年第三季度和前九个月，公司运营商的合并销量较2019年同期分别增长24%和31%，部分抵消了平均价格下降的影响[127] - 2020年前三季度与2019年同期相比，价格变化使公司总收入减少7745.6万美元，产量变化使总收入增加4736.3万美元，总收入净减少3009.3万美元[126] - 2020年第三季度和前九个月，生产和从价税占特许权使用费收入的比例分别为8.1%和8.3%，较2019年同期有所上升[129] - 2020年第三季度和前九个月，公司的损耗费用分别为610万美元（增长33%）和2080万美元（增长40%），主要是由于损耗率提高[130][131] - 2020年前九个月，公司的一般和行政费用为620万美元，较2019年同期增加100万美元，主要是由于合作伙伴分配金额增加等[132] - 2020年第三季度和前九个月，公司的净利息费用分别为820万美元和2490万美元，较2019年同期分别增加440万美元和1380万美元[133][134] - 2020年第三季度和前九个月，公司在衍生工具上分别亏损510万美元和4750万美元，2019年同期无衍生工具[135] - 2020年第三季度公司未记录所得税费用或收益，2019年同期记录所得税收益750万美元；2020年前九个月记录所得税费用1.425亿美元，2019年同期记录所得税收益4190万美元[136][137] - 2020年第三季度和前九个月，公司调整后EBITDA分别为4.0401亿美元和13.7181亿美元，2019年同期分别为6.6254亿美元和19.0619亿美元[141] - 2020年前九个月，经营活动净现金为1.43206亿美元，投资活动净现金为 - 5714.8万美元，融资活动净现金为 - 8228.6万美元；2019年同期分别为1.64228亿美元、 - 3.27196亿美元和1.60244亿美元[147] 销售价格变化 - 2020年第三季度，石油、天然气和天然气液体的平均销售价格分别为36.80美元/桶、1.07美元/千立方英尺和12.44美元/桶，较2019年同期有所下降[123] - 2020年前九个月，石油、天然气和天然气液体的平均销售价格分别为35.20美元/桶、0.58美元/千立方英尺和9.66美元/桶，较2019年同期有所下降[123] 债务与融资 - 2019年10月16日，公司发行5.375%的高级票据，本金总额为5亿美元，净收益约4.9亿美元[154] - 2020年前九个月，公司分别回购600万美元和2010万美元的票据本金，剩余未偿还本金为4.799亿美元[155] - 截至2020年9月30日，运营公司循环信贷安排的借款基础为5.8亿美元，未偿还借款为1.265亿美元，可用借款为4.535亿美元，加权平均利率为2.66%[152] - 截至2020年9月30日，运营公司遵守其信贷协议下的财务维护契约[153] - 2020年9月30日，公司未偿还借款为1.265亿美元[167] - 截至2020年9月30日的三个月和九个月，运营公司循环信贷安排的加权平均利率分别为2.14%和2.66%[167] 衍生品情况 - 公司使用固定价格互换合约、固定价格基差互换合约和无成本利率区间合约及相应的看跌和看涨期权，以降低部分特许权使用费收入的价格波动[163] - 2020年9月30日，公司商品价格衍生品的净负债衍生头寸为2880万美元[164] - 以2020年9月30日固定价格互换的实际衍生合同交易量计算，相关基础商品远期曲线上涨10%，净负债头寸将增至3270万美元，增加390万美元；下跌10%，净负债衍生头寸将降至2490万美元，减少390万美元[164] - 公司在2020年2月之前没有任何衍生合约[164] 市场与信用风险 - 公司面临的主要市场风险是运营商石油和天然气生产的定价风险，实现价格受全球原油价格、美国天然气价格等多种因素影响[162] - 2020年3月初油价大幅下跌并降至负值，虽OPEC等国4月同意减产改善了油价，但原油需求仍低于历史水平，商品价格下行压力持续[162] - 公司面临信用风险，特许权使用费收入集中于少数石油和天然气生产商和购买方，购买方若无法履行义务会影响公司财务结果[165] - 公司面临利率风险，运营公司信贷协议下的借款利率为浮动利率，适用保证金在替代基准利率下为0.75% - 1.75%，在LIBOR下为1.75% - 2.75%[166] 资产负债表外安排 - 公司目前没有资产负债表外安排[159]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度石油产量增长10%，主要得益于Diamondback的38口井完成，平均特许权使用费净额约为10% [7] - 公司在过去六个月内将总债务减少了10%，并预计在2021年第一季度产生约2亿美元的自由现金流，相当于企业价值的11%或市值的18% [8][12] - 公司将第三季度的分配支付比例从25%提高到50%，每单位分配现金为0.21美元，基于当前单位价格的年化分配现金流收益率为12% [9][10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司预计2020年第四季度和2021年第一季度的平均日产量为15.25至16.25千桶石油 [10] - Diamondback在Viper矿区的运营活动预计在2020年第四季度和2021年第一季度略有下降，但将在2021年第二季度恢复至较高水平 [10] - 公司目前有3.5口净井处于工作进展阶段，预计在未来6至8个月内投产，另有7.4口净井预计在接下来的6至8个月内投产 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司对第三方运营的生产保持保守预测，尽管领先指标显示活动水平和运营时间有所增加 [12] - 公司在第三季度出售了少量第三方运营的Delaware盆地矿区，并正在考虑出售更多未开发的矿区 [18][19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续寻找加速去杠杆化的途径，以增加自由现金流的回报 [13] - 公司计划通过资产销售而非债务或外部融资来重启收购计划 [37] - 公司认为在中期油价为45至55美元/桶的情况下，杠杆率应保持在1.5倍以下 [42] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对未来的自由现金流生成充满信心，并预计在2021年第一季度实现更高的油价 [17] - 管理层认为行业应专注于维持生产而非快速增长，并希望Viper能从第三方生产的增加中受益 [25] - 管理层认为在油价下跌周期中，拥有债务的公司应进行更多的对冲 [44] 其他重要信息 - 公司目前拥有4.61亿美元的流动性，并计划继续减少对银行融资的依赖 [13][48] - 公司目前有21台钻机在运行，其中4台为Diamondback运营 [52] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于分配支付比例的增加和未来计划 - 公司计划在2021年底将杠杆率降至2倍，并预计在油价上涨的情况下进一步提高分配支付比例 [17] - 公司将继续通过资产销售来加速去杠杆化，并预计在2021年第一季度实现更高的自由现金流 [18][19] 问题: 关于第三方运营矿区的销售和行业整合的影响 - 公司认为行业整合并未影响其资产销售策略，但私人市场的强劲表现使其对出售部分资产充满信心 [19] - 公司正在考虑出售一些未开发的矿区，并正在与潜在买家讨论较大的资产包 [19] 问题: 关于2021年生产前景和非运营生产的预测 - 公司预计2021年的生产将相对平稳，尽管非运营生产的预测仍保持保守 [24] - 公司认为钻机数量和非运营生产的完成量已经触底，并希望行业能专注于维持生产而非快速增长 [25] 问题: 关于Viper与Diamondback的生产增长对比 - 公司预计Viper的生产增长将在2021年下半年超过Diamondback，并希望Viper的Diamondback运营生产能略微超过Diamondback的整体增长 [30] 问题: 关于收购和资产销售的策略 - 公司认为M&A对Viper实现规模至关重要，但更注重成为最好的矿区所有者而非最大的 [31] - 公司计划通过资产销售而非债务或外部融资来重启收购计划 [37] 问题: 关于杠杆率和分配支付比例的目标 - 公司认为在中期油价为45至55美元/桶的情况下，杠杆率应保持在1.5倍以下，并可能进一步提高分配支付比例 [42] 问题: 关于对冲策略的长期计划 - 公司认为在油价下跌周期中，拥有债务的公司应进行更多的对冲，以保护投资者的资本回报 [44] 问题: 关于现金储备的需求 - 公司认为减少对银行融资的依赖比积累现金更为重要，但仍认识到在能源公司中保留现金的必要性 [48] 问题: 关于钻机数量和合同的影响 - 公司目前有21台钻机在运行，其中4台为Diamondback运营，并预计这些长期合同不会对Viper的定价产生重大影响 [52][54] 问题: 关于2020年第四季度和2021年第一季度的生产预测 - 公司预计2020年第四季度的生产将略强于2021年第一季度，主要得益于Diamondback的高产井 [58] - 公司预计在油价恢复到45美元/桶以上时，分配支付比例可能会进一步提高 [61]

业绩总结 - 2020年第三季度可分配现金为每单位0.21美元，董事会批准的分配为0.10美元，占可分配现金的约50%[8] - 2020年第三季度平均石油产量为15,829桶/天，环比增长10%[9] - 2020财年生产指导上调2%，预计为15,750至16,000桶/天（26,000至26,500桶油当量/天）[12] - 截至2020年9月30日，流动性强劲，现金流为4.61亿美元[20] - 2020年第一季度预计在40美元WTI价格下，年化自由现金流约为2亿美元，年化自由现金流收益率超过11%[28] 用户数据 - 2020年第三季度，Viper共完成108口水平井的生产，净产量为4.7口[31] - 目前在Viper的土地上有21台钻机在运营，净特许权面积为24,696英亩[17] - 431口可视化井预计在未来几个季度内进行开发，Viper预计拥有平均2.6%的净特许权[23] - 目前正在积极开发的井库存为6.6口，另有11.2口井在视线范围内尚未开发[31] 未来展望 - 预计2020年第四季度和2021年第一季度的净石油产量为15.25至16.25千桶/日[61] - 预计2020年全年净石油产量为15.75至16.00千桶/日，净总产量为26.00至26.50千桶油当量/日[61] - 预计2021年全年无成本区间合约为10000桶/日，底价为30.00美元/桶，顶价为43.05美元/桶[63] 新产品和新技术研发 - Diamondback计划在2020年剩余时间内继续运行3-4个完井队[36] - Viper在Diamondback运营的完井中拥有的平均净收入权益为76%[34] 财务状况 - 截至2020年9月30日，借款基数预计维持在5.8亿美元，已提取127百万美元[19] - 自2020年第一季度以来，总债务减少6700万美元，减少幅度为10%[16] - 现金一般和行政费用为每桶油当量0.60至0.80美元[61] 其他新策略 - 2020年第一季度和第二季度，75%的可用现金被保留以增强资产负债表[61] - 2020年第三季度的分配支付比例为50%[61] - 2020年第四季度的WTI掉期合约为1000桶/日，价格为27.45美元/桶[63] - 2020年第四季度的无成本区间合约为14000桶/日，底价为28.86美元/桶，顶价为32.33美元/桶[63]