财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度石油产量环比增长9% 现金可分配金额增长20% [7] - 公司全年石油产量指引上调4% 中点比初始指引高出1000桶/天 [8] - 尽管Diamondback和其他Permian盆地运营商在过去一年中采取了维持资本计划 但公司的石油产量仍增长了20% [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度Diamondback创纪录地完成了4.8口净井的投产 主要集中在中北部Midland盆地的高浓度矿区 [8] - 第三方运营商的活动水平保持强劲 预计下半年会有更高的兴趣 支持全年生产概况 [18][19] 各个市场数据和关键指标变化 - Diamondback将继续专注于中北部Midland盆地的高矿区 预计未来会有强劲的井投产 [19] - Robertson Ranch区块预计未来几年会有3-4台钻机持续运行 支持未来的生产增长 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 董事会批准了每年每单位1美元的基础分配 提供3.3%的竞争性收益率 并承诺将至少75%的现金可分配金额用于资本回报 [10][11] - 公司计划通过可变分配和机会性单位回购来补充基础分配 以利用市场波动和资产长期内在价值的错位 [12] - 公司将继续专注于为股东创造最高价值 无论是通过增加基础分配 可变分配还是机会性单位回购 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对未来的前景充满信心 预计将产生无与伦比的单位增长和回报 [14] - 公司认为当前市场对石油资产的价值存在错位 将继续利用回购机会 [27][42] 其他重要信息 - 公司计划在第三季度开始实施新的资本回报计划 包括基础分配和可变分配 [10][11] - 公司将继续寻找合并机会 并在没有合适交易的情况下积极偿还债务 [22][23] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于记录井投产的持续性和第三方运营商的机会 - 公司预计不会保持第二季度的记录井投产速度 但预计全年仍会有11口左右的净井投产 第三方运营商的活动预计会在下半年增加 [17][18][19] 问题: 关于资本回报和债务偿还的平衡 - 公司计划通过基础分配和可变分配来平衡资本回报和债务偿还 并保留25%的灵活性用于合并交易或偿还债务 [21][22][23] 问题: 关于2023年Robertson Ranch区块的贡献 - Robertson Ranch区块预计未来几年会有3-4台钻机持续运行 支持未来的生产增长 [30] 问题: 关于第三方运营商活动的变化 - 第三方运营商的活动在过去9个月到一年内保持稳定 预计下半年会有更高的净井投产 [35][36] 问题: 关于股票回购与可变分配的平衡 - 公司倾向于通过可变分配回报股东 但在股票价格低迷时会增加回购 [41][42][43] 问题: 关于并购市场的看法 - 公司认为当前并购市场的资产价值过高 更倾向于通过Diamondback的关系获取更便宜的资产 [45][46][47][48][49]

股权结构 - 截至2022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90,709,946个B类流通单位，约占总流通单位的55%[101] 能源价格 - 2021年至2022年第一季度，NYMEX WTI原油价格在每桶47.62 - 123.70美元之间，NYMEX亨利中心天然气价格在每百万英热单位2.45 - 6.31美元之间；2022年4月13日，NYMEX WTI原油收盘价为每桶104.25美元，天然气收盘价为每百万英热单位7.00美元[102] 矿产和特许权权益 - 2022年第一季度，公司出售325个第三方运营净特许权面积，总售价2930万美元，截至2022年3月31日，矿产和特许权权益总面积达26,708个净特许权面积[105] 普通股单位现金分配 - 2022年4月27日，普通合伙人董事会宣布2022年第一季度普通股单位现金分配为每股0.67美元，维持2021年第四季度70%的可分配现金比例，将于2022年5月19日支付[106] - 2022年第一季度普通股单位分配为每股0.67美元，将于2022年5月19日支付给2022年5月12日营业结束时登记在册的普通股单位持有人[147] 投产井数量与钻机作业情况 - 2022年第一季度，第三方运营的净投产井数量为2019年第二季度以来最高，毛投产井数量为公司历史最高；目前有44台钻机在公司矿产和特许权面积上作业，其中8台由Diamondback运营[107] 业务收入变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，石油收入从78,344千美元增至155,051千美元，天然气收入从9,044千美元增至15,190千美元，天然气液体收入从9,124千美元增至22,848千美元，特许权收入从96,512千美元增至193,089千美元[111] 产量变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，石油产量从1,395千桶增至1,633千桶，天然气产量从3,262百万立方英尺增至3,729百万立方英尺，天然气液体产量从407千桶增至586千桶[112] - 2022年3月31日和2021年12月31日止三个月，石油产量分别为163.3万桶和169万桶，天然气产量分别为37.29亿立方英尺和38.44亿立方英尺[123] 平均销售价格变化 - 2022年第一季度与2021年同期相比，石油平均销售价格从每桶56.16美元增至94.95美元，天然气平均销售价格从每百万立方英尺2.77美元增至4.07美元，天然气液体平均销售价格从每桶22.42美元增至38.99美元[112] 特许权收入增长原因 - 2022年第一季度特许权收入较2021年同期增加9660万美元，其中约7790万美元归因于油价创新高及天然气和天然气液体价格回升，1870万美元归因于产量增长21%[114][115] - 2022年第一季度特许权使用费收入较第四季度增加2920万美元，油价创新高及天然气和天然气液体价格回升贡献3280万美元，产量下降2%抵消360万美元[126][127] 税费占比变化 - 2022年第一季度生产税占特许权收入的比例与2021年同期持平，从价税占比因商品价格上涨导致油气权益估值提高而增加[117] - 2022年3月31日和2021年12月31日止三个月，生产和从价税分别为1387万美元和913.2万美元，占特许权使用费收入的比例分别为7.2%和5.6%[129] 折耗费用变化 - 2022年第一季度折耗费用较2021年同期增加250万美元，增幅10%，主要因产量增加，折耗率从10.61美元降至9.65美元部分抵消了该增长[118] - 2022年第一季度折耗费用较第四季度减少130万美元，降幅5%，主要因产量下降和折耗率从9.97美元降至9.65美元[130] 衍生工具情况 - 2022年3月31日和2021年3月31日止三个月，衍生工具净亏损分别为1835.9万美元和3150.4万美元，衍生工具净现金支出分别为1026.4万美元和1494.2万美元，2022年包含提前终止商品合同支付的420万美元[119] 营业收入与净收入 - 2022年3月31日和2021年12月31日止三个月，营业收入分别为2.01903亿美元和1.65787亿美元，净收入分别为1.28041亿美元和1.16995亿美元[122] 租赁奖金收入 - 2022年第一季度租赁奖金收入增加，主要因将Swallowtail收购中获得的部分资产租赁给Diamondback[128] 公司流动性 - 截至2022年3月31日，公司流动性约为2.851亿美元，包括3310万美元现金及现金等价物和2.52亿美元运营公司信贷协议可用额度[133] 现金流量情况 - 2022年和2021年3月31日止三个月，经营活动净现金分别为1.35838亿美元和5465.9万美元，投资活动净现金分别为3195.7万美元和 - 7.4万美元，融资活动净现金分别为 - 1.74177亿美元和 - 6197.9万美元[137] - 2022年第一季度经营活动提供的净现金为1.35838亿美元，2021年同期为5465.9万美元[137] - 2022年第一季度投资活动提供的净现金为3195.7万美元，2021年同期为-7.4万美元[137] - 2022年第一季度融资活动使用的净现金为1.74177亿美元，2021年同期为6197.9万美元[137] 资金分配与使用 - 2022年第一季度向单位持有人分配7890万美元，回购普通股单位3930万美元，运营公司循环信贷安排净还款5600万美元[141] - 2021年第一季度运营公司循环信贷安排还款2700万美元，向单位持有人分配2190万美元，回购普通股单位1300万美元[142] 运营公司循环信贷安排 - 运营公司循环信贷安排最高信贷额度为20亿美元，截至2022年3月31日借款基数为5.8亿美元，已选承诺金额为5亿美元，未偿还借款为2.48亿美元[143] - 2022年第一季度运营公司循环信贷安排借款加权平均利率为2.58%[143] 普通股单位回购计划 - 2021年11月15日，普通合伙人董事会批准将普通股单位回购计划授权增加至1.5亿美元并无限期延长，2022年第一季度回购约3930万美元普通股单位，截至2022年3月31日，还有4070万美元可用于回购[145] 关键会计估计 - 公司关键会计估计与2021年12月31日年度报告披露的相比无变化[148]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度每普通单位分配金额环比增长43%至0.67美元 基于昨日收盘价 年化收益率为9.5% [6] - 第一季度回购160万普通单位 平均价格为24.84美元/单位 总成本为3900万美元 结合分配 向单位持有人返还约95%的自由现金流 [6] - 2022年全年石油产量指引中值上调约1.5% [8] - 基于2022年全年产量指引中值 假设WTI价格为95美元 预计每单位可分配现金流超过3.75美元 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 目前有23.5口净井可见开发 创公司记录 [8] - 预计2022年Diamondback侧净井数为11-12口 非运营侧净井数为5%-6% [23] - 2023年预计需要约16口净井/年以维持产量持平 当前活动水平和前景预计将带来增长 [23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 专注于最大化单位持有人的长期回报 凭借最佳成本结构 使投资者能够通过最高利润率参与近期大宗商品价格的强势 [7] - 无资本要求 仅有有限的运营成本 不会面临行业和更广泛经济中出现的通胀成本压力 [7] - 随着Swallowtail交易的开发 Diamondback增长的信心进一步增强 预计到2025年净产量将达到5000桶/天 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第一季度是创纪录的季度 几乎每个指标都创下纪录 突显了优质资产基础 最佳成本结构和整体差异化商业模式 [11] - 鉴于资产负债表实力 已调整对冲策略 以最大化对大宗商品价格的上行敞口 同时保护极端下行风险 [11] - 预计2023年及以后 Viper将成为重要的现金税纳税人 [28] 其他重要信息 - 第一季度单位成本低于指引 预计全年将保持良好状态 [40][41] - 对冲策略演变为购买看涨期权和保护极端下行风险 而不是更宽的领口 [45] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于回购和分配的思考 - Viper是北美油气行业最早的现金分配工具之一 目前市场交易困难 因此有大量额外现金用于偿还债务 使循环贷款接近零 然后讨论更多股东回报 [15] - 回购授权对故事非常积极 在市场波动中提供了防御机制 70%是基线 随着资产负债表改善和单位价格上涨 将在季度基础上积极分配更多 [16] 问题: 提高产量的信心来源 - 主要来自非运营侧增加的可见性 通常提供6个月的滚动指引 因为这是从钻井到生产的大致时间线 随着活动保持强劲 对下半年有进一步可见性 因此有信心提高展望 [18] 问题: 回购和可变股息回报的基线 - 回购将是机会主义的 不设定每月或每季度的单位数量 市场提供了很多机会主义回购的机会 预计80%或85%的总现金将通过股息加回购返还 但如果出现像第一季度Blackstone交易这样的大规模回购机会 也会考虑 [20] 问题: 第三方位置和净完井数量 - 可以假设大多数运营商使用与Diamondback相似的间距和经济区域 因此可以汇总非运营侧的库存 对Diamondback侧的开发速度更有信心 因此非运营侧的速度稍慢 但库存仍然存在 [22] - 2022年预计Diamondback侧净井数为11-12口 非运营侧净井数为5%-6% 2023年预计需要约16口净井/年以维持产量持平 当前活动水平和前景预计将带来增长 [23] 问题: Ward County收购的增量NRI - 预计未来会讨论将其下放给Viper 但目前不是第二季度的优先事项 [27] 问题: 现金税暴露 - 随着大宗商品价格上涨 今年的税收保护将用完 因此2023年及以后 Viper将成为重要的现金税纳税人 [28] - 2022年有效现金税率为10%-15% 仅适用于Viper LP层面保留的收入 85%的税前收入进入Diamondback 由他们支付税款 2023年Diamondback将获得54%-55%的税前收入 因此LP层面将有更多绝对美元 税率可能略高 [29][30] 问题: 矿产市场现状 - 矿产市场整合较多 随着大宗商品价格上涨 矿产所有者每月收到巨额支票 作为买家 保持纪律 不会支付高倍数 因此在较大交易中仍具有竞争力 但2022年尚未完成重大交易 [34][35] - 仍在看到交易 但大多数交易是具有可见性的包裹 由于生产将在较高价格下上线 因此仍以较低价格进行承销 并尝试在长期内增加库存 [36] 问题: 回购和分配比例的决定 - 70%是固定分配 其余部分根据内部NAV观点和市场价格决定 目前私人市场非常热 因此通过单位价格购买储备比通过地面交易更有信心 [38] 问题: 单位成本趋势 - 第一季度单位成本低于指引 预计全年将保持良好状态 如果能够继续偿还利息费用或积极竞标循环贷款 则可能处于利息费用指引的低端 [40][41] - 大多数成本项目相当稳定 没有面临通胀 如果表现继续优于预期 则每BOE美元成本可能下降 但如果按绝对值建模 则相当公平 [43] 问题: 对冲策略 - 演变为购买看涨期权和保护极端下行风险 而不是更宽的领口 不希望回到必须考虑分配政策变化的世界 因此购买50-55美元以上的看涨期权 保护极端下行风险 并通过购买看跌期权最大化上行敞口 [45] 问题: 类似Blackstone交易的机会 - 对价格敏感 不打算仅仅为了完成回购计划而进行交易 市场回调提供了机会 [47] 问题: 现金税率的澄清 - 母公司向公众单位持有人的收入保护将在明年消失 因此今年现金税较少 但明年将大幅增加 [48]

业绩总结 - 2022年第一季度现金分配为每单位0.67美元，环比增长43%[7] - 2022年第一季度平均产量为18,144桶油当量/天[10] - 2022年全年产量指引上调至18,000 – 19,250桶油当量/天，中位数增长1.4%[13] - 2022年第一季度的现金流为3300万美元，流动性为2.85亿美元[62] - 2022年第一季度，Viper共完成275口水平井的生产，净产量为3.9口[36] 用户数据 - 截至2021年12月31日，已探明储量为127.9百万桶油当量，同比增长29%[18] - 2021年净探明储量增加38.8百万桶油当量，储量替换率为378%[76] - 2022年预计的可分配现金流占收入的比例为80%，而E&P行业的平均为49%[33] 未来展望 - Viper预计在2022年全年的指导中，若WTI油价为95美元，生产保持在中点水平，每个LP单位可产生超过3.75美元的可分配现金流，年化收益率超过13%[26] - 2022年第二季度和第三季度的净油产量预期为18.25至19.00千桶/日[62] - 2022年全年的净油产量预期为18.00至19.25千桶/日[62] 新产品和新技术研发 - 目前在活跃开发中的水平井数量为473口，其中10.5口为净100%特许权[14] - Viper的工作进展井数量为77口，预计在未来六到八个月内投入生产[36] 市场扩张和并购 - 26,708英亩的净特许权面积位于二叠纪盆地和鹰福德页岩的核心区域，目前有44台钻机在Viper的土地上作业[16] 负面信息 - 2022年第一季度的单位成本（每桶油当量）中，折旧费用为9.75至10.75美元[62] - 预计生产和财产税占收入的7%至8%[62] 其他新策略和有价值的信息 - 将普通单位回购计划的授权额度从1.5亿美元增加至2.5亿美元[9] - Viper的有效现金税率为12.5%[26] - Viper的现金回报收益率为70%[32] - Viper的单位回购计划进一步提升了每单位的财务指标[28] - 强劲的自由现金流生成能力，限制了对成本通胀的暴露[109]

钻机与储量分布 - 截至2021年12月31日，二叠纪盆地有293台水平钻机在作业，占美国陆上水平钻机活动总数的50%[34] - 2021年末二叠纪盆地含公司总探明储量的15%以上[45] 已证实储量数据 - 截至2021年12月31日，公司估计的已证实已开发储量中，石油为49280MBbls，天然气为134485MMcf，天然气凝液为19476MBbls，总计91170MBOE[40] - 截至2021年12月31日，公司估计的已证实未开发储量中，石油为19960MBbls，天然气为49205MMcf，天然气凝液为8557MBbls，总计36718MBOE[40][41] - 截至2021年12月31日，公司估计的净已证实储量中，石油为69240MBbls，天然气为183690MMcf，天然气凝液为28033MBbls，总计127888MBOE[40] - 2021 - 2019年，公司已证实储量中已开发储量的百分比分别为71%、73%、78%[40] - 约90%的与生产井相关的已证实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相结合的方法估算[35] - 2021年已证实未开发储量期初为26845MBOE，未开发储量转为已开发为 - 8349MBOE，修订为 - 10468MBOE，购买为3990MBOE，扩展和发现为24700MBOE，期末为36718MBOE[42] - 公司已证实未开发储量来自490口水平井，其中Diamondback是473口井的运营商[41] - 公司所有已证实未开发钻井位置计划在最初记录日期起五年内钻探[44] - 2021年12月31日，公司约29%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[110] - 2021年12月31日，公司所有已探明储量均来自米德兰和特拉华盆地以及鹰福特页岩[114] 人员经验情况 - 公司主要储备工程师分别有超过30年和18年的油藏和运营经验，地球科学工作人员平均每人约有15年行业经验[37] 产量与价格情况 - 2021年石油产量6068千桶，天然气产量13672百万立方英尺，天然气液产量1913千桶，合计产量10260千桶油当量[45] - 2021年石油平均价格为每桶65.51美元，天然气为每百万立方英尺3.60美元，天然气液为每桶28.66美元，合计为每桶油当量48.88美元[47] - 2022年1月18日，纽约商品交易所西德克萨斯中质原油（NYMEX WTI）价格收于每桶85.43美元[96] 权益与面积情况 - 截至2021年12月31日，公司在9095口总生产井中拥有平均3.3%的净收入权益[48] - 截至2021年12月31日，公司总特许权面积为930871英亩，净特许权面积为27027英亩[49] 市场需求特点 - 石油需求夏季增加冬季减少，天然气需求夏季减少冬季增加[53] 行业监管法规 - 石油和天然气运营受政府立法、监管和其他法律要求约束，监管负担增加运营成本[55] - 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，违规会面临处罚[56] - 《资源保护和回收法》及其相关法规影响石油和天然气勘探、开发和生产活动中的废物处理[58] - 《综合环境响应、赔偿和责任法》及其类似州法律对“危险物质”释放相关方施加严格责任[60] - 美国设定到2030年将温室气体排放量在2005年水平基础上减少50 - 52%的目标，还承诺到2030年至少减少30%的全球甲烷排放[68] - 2012年8月16日EPA发布规则，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% [74] - 2020年8月13日EPA修订2012和2016年新源性能标准以减轻监管负担，2021年6月30日该修订被撤销，原标准恢复[74] - 2021年11月15日EPA发布拟议规则，将扩大和加强石油和天然气行业新老排放源的减排要求[74] - 2011年9月1日起，德州要求石油和天然气运营商公开水力压裂过程中使用的化学品[76] - 2012年2月1日后，德州铁路委员会对其颁发初始钻井许可证的所有油井实施化学品披露规则[76] - 2013年5月德州铁路委员会通过规则，确保水力压裂作业不污染附近水资源，规则于2014年1月生效[76] - 2014年10月28日德州铁路委员会通过处置井规则修正案，要求新处置井申请人进行地震活动搜索，规则于2014年11月17日生效[76] - 2021年9月德州铁路委员会削减二叠纪盆地部分油井的注水量，此后无限期暂停部分许可证并扩大限制范围[76] - 违反CWA或OPA可能导致重大行政、民事和刑事处罚以及禁令义务[65] - 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[90] - 石油和天然气行业受联邦、州和地方当局广泛监管，监管负担增加了行业经营成本[79] - 自1978年以来，美国国内天然气“首次销售”的所有价格和非价格控制已完全取消[85] - 原油、凝析油和天然气液体的销售目前不受监管，按协商价格进行交易，但美国国会未来可能重新实施价格控制[87] 行业市场动态 - 2022年1月4日，OPEC+同意在2月继续逐步提高月产量，将日产量目标提高40万桶[96] - OPEC预计2022年世界石油需求将每天增加415万桶[97] 公司产量趋势 - 2021年公司未记录任何减值，但如果商品价格低于当前水平，未来可能需记录重大减值[99] - 2021年Diamondback等运营商在公司土地上的产量保持相对平稳，Diamondback打算在2022年维持2021年第四季度的石油产量水平[98] 公司运营管理 - 公司没有员工，由普通合伙人的董事会和高管管理运营，相关业务人员由Diamondback雇佣[92] 公司减值情况 - 公司在2020年记录了6920万美元的减值费用，2021年和2019年未记录已探明石油和天然气资产的减值[122] 公司现金分配政策 - 公司现金分配政策会使季度分配给单位持有人的金额可能大幅波动甚至为零，且限制了公司对业务再投资或进行收购的可用现金[104][105] 公司套期保值风险 - 公司使用衍生工具对商品价格变化进行经济套期保值，面临信用风险和市场风险[107] 公司运营依赖风险 - 公司依赖少数运营商进行矿产权益相关开发和生产，运营商的表现会影响公司预期增长和经营业绩[108] 公司未来发展挑战 - 公司未来成功取决于寻找、开发或收购更多经济可采的石油和天然气储量，但可能面临资源不足等问题[111] 公司资产集中风险 - 公司生产性资产集中在西德克萨斯二叠纪盆地，易受该地区相关风险影响[113] 公司收购业务风险 - 公司收购业务面临竞争激烈、评估不确定、融资和整合困难等问题，可能影响公司增长和经营业绩[115][116][117] 公司成本核算风险 - 公司对石油和天然气资产采用完全成本法核算，资本化成本受成本上限限制，若油气价格持续下跌可能需进一步减记资产价值[120][121][122] 环保影响风险 - 环保措施和技术进步或降低石油和天然气需求，影响公司业务、财务状况、运营结果和可分配现金[124] - 拜登相关环保举措或增加运营商成本，影响公司业务、财务状况和现金流[125] 公司基础设施依赖风险 - 公司依赖电力、互联网、电信基础设施及信息和计算机系统，系统故障或影响业务[126] 公司网络安全风险 - 公司面临网络安全风险，网络攻击可能导致信息泄露、运营中断和财务损失，保险可能不足以覆盖损失[127] 公司借款风险 - 公司预计未来会通过运营公司的循环信贷安排借款，若无法偿还可能增加杠杆或削减资本支出[128] - 运营公司循环信贷安排、债券契约和未来债务工具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[130] - 运营公司循环信贷安排的借款基础显著减少可能影响公司运营资金，公司可能无法偿还超额借款[134] - 偿还债务需要大量现金，公司可能没有足够现金流支付债务，可能需采取替代融资计划[135] - 公司若出现流动性问题，债务评级可能下调，影响融资渠道和成本[136] - 运营公司循环信贷安排的借款使公司面临利率风险，LIBOR变化或导致借款成本上升[137] 公司股权投票规则 - 移除公司普通合伙人需至少66 2/3%的所有已发行单位持有人投票通过[150] - 持有公司20%或以上单位的持有人（除普通合伙人及其关联方等）投票权受限[151] 公司股权持有情况 - 截至2021年12月31日，Diamondback约持有公司54%的已发行总单位[158] 公司股权收购与发行规则 - 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所有普通股单位[157] - 公司可在未经单位持有人批准的情况下发行无限数量的额外权益，包括普通股单位，会稀释现有单位持有人的所有权权益[159] - 公司合伙协议对发行优先于普通股单位的单位无限制[160] 公司业务依赖风险 - 公司依赖Diamondback的员工管理业务，若其员工关注不足，公司财务业绩可能受影响[140] 公司合伙协议相关 - 公司合伙协议取代了普通合伙人对单位持有人的信托义务[141] - 公司合伙协议限制了单位持有人对普通合伙人可能构成信托义务违约行为的补救措施[143] 公司竞争风险 - Diamondback及其关联方可能与公司竞争，影响公司运营结果和可分配现金[146] 公司上市相关规定 - 公司普通单位在纳斯达克全球精选市场上市，作为公开交易合伙企业，纳斯达克不要求公司普通合伙人董事会多数为独立董事，也无需设立薪酬委员会或提名与公司治理委员会[162] 公司诉讼相关规定 - 购买普通单位的有限合伙人需同意合伙协议中关于索赔、诉讼等的专属管辖条款，若诉讼未获实质成功需赔偿公司相关费用[163] 公司合伙协议修改与赎回规定 - 公司普通合伙人可按需修改合伙协议，赎回特定有限合伙人的单位，赎回价格为赎回日前20个连续交易日的每日单位收盘价平均值[164] 公司纳税情况 - 自2018年5月10日起，公司选择按美国联邦所得税法作为公司纳税，适用21%的公司税率[165] - 公司作为公司纳税，向普通单位持有人的分配可能作为股息纳税，非公司制美国单位持有人满足条件可享受优惠税率[166] 税收立法影响 - 未来美国税收立法可能对公司业务、经营成果、财务状况和现金流产生不利影响，如取消无形资产钻探和开发成本的即时扣除等[167]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度公司实现了创纪录的财务和运营业绩，每单位可分配现金达到0.67美元，超过之前记录10%以上 [6] - 2022年公司预计将产生超过5.5亿美元的自由现金流，假设WTI油价为85美元 [10] - 2022年自由现金流收益率约为11%（基于企业价值）或13%（基于当前市值） [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年公司预计日均产量将达到18,000桶油当量，其中70%的产量将来自Diamondback的完井活动，平均净收益率为6% [9] - 第三方运营的产量部分，尽管活动水平增加了20%以上，但公司在生产指导中仍保持保守的时间假设 [10] - 2021年公司通过收购增加了超过1,800英亩的净特许权土地，资产基础开发率不到25% [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计2022年将受益于Diamondback在Midland盆地的高质量开发计划，特别是70%的产量将来自Diamondback的完井活动 [9] - 第三方运营的产量部分，尽管活动水平增加，但公司仍保持保守的生产指导 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过收购增加了对Diamondback运营土地的杠杆，2021年增加了超过1,800英亩的净特许权土地 [12] - 公司计划通过70%的派息率和机会性单位回购计划，提供具有竞争力的现金回报收益率 [11] - 公司将继续通过收购和开发高净收益率的土地来增强其资产基础 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计2022年将受益于商品价格的上涨，同时由于2020年的防御性对冲策略到期，公司将获得更多的价格上行空间 [7] - 公司预计Diamondback的开发计划将支持其生产概况，并带来额外的上行空间 [8] - 公司预计2022年将产生超过5.5亿美元的自由现金流，假设WTI油价为85美元 [10] 其他重要信息 - 公司在2021年通过收购增加了超过1,800英亩的净特许权土地，资产基础开发率不到25% [12] - 公司计划通过70%的派息率和机会性单位回购计划，提供具有竞争力的现金回报收益率 [11] 问答环节所有提问和回答 问题: 公司如何在行业整体生产持平的情况下实现增长 - 公司通过Swallowtail收购和Diamondback的开发计划实现了增长，特别是在非运营部分的表现超出预期 [16] 问题: 公司的派息策略和目标 - 公司过去几个季度的派息率为70%，并计划在未来可能提高派息率，同时减少债务 [19][20] 问题: 第四季度收购的现金流收益率 - 公司通过收购增加了对Diamondback运营土地的杠杆，预计将在2022年底获得14口井的开发，带来1.3口净井的产量 [24][25] 问题: 公司对未来生产可见性的看法 - 公司保持保守的非运营假设，但预计如果行业活动保持当前水平，可能会有超出预期的表现 [30][31] 问题: 公司的现金税暴露 - 公司预计2022年现金税较低，但2023年将有所增加 [33] 问题: 并购环境 - 当前并购环境较为活跃，但公司计划保持谨慎，专注于收购尚未获得许可的土地 [38][39] 问题: 2022年生产指导的保守性 - 公司对非运营部分保持保守假设，但预计如果行业活动增加，可能会有超出预期的表现 [40][41] 问题: 公司的对冲策略 - 公司计划通过宽幅领口期权保护极端下行风险，同时保留价格上行的潜力 [53][54] 问题: 私人运营商活动的可持续性 - 公司在Midland盆地和Delaware盆地的私人运营商活动预计将保持稳定，部分高净收益率的土地将继续带来收益 [56][57]

业绩总结 - 2021年第四季度每单位可分配现金为0.67美元，创公司纪录[7] - 2021年第四季度平均生产量为18,370桶油当量/天[9] - 截至2021年12月31日，公司的已探明储量为127.9百万桶油当量，同比增加29%[19] - 2021年第四季度的现金边际率为88%，高于同行业矿业和E&P公司的平均水平[49] - 2021年净探明储量增加38.8百万桶油当量，储量替代率为378%[40] 未来展望 - 2022年上半年平均生产指导为17,750至18,500桶油当量/天[12] - 2022财年生产指导为17,750至19,000桶油当量/天[13] - 2022年预计在85美元WTI油价下，Viper预计将产生超过5.5亿美元的自由现金流，或超过12%的自由现金流收益率[28] - 预计2022年生产和财产税占收入的7%至8%[82] - 2022年预计自由现金流占收入的比例为30%[51] 用户数据 - 2021年第四季度共完成179口水平井的生产，净井数为5.1口[55] - 618个水平井正在积极开发中，预计未来将有563个井具备开发潜力[14][15] - 目前在Viper的土地上有39个钻井平台在运营，净矿权面积为27,027英亩[16] - 目前在Viper的土地上运营的钻机数量为39台，其中6台由Diamondback运营[55] 新产品和新技术研发 - Viper在德克萨斯州Midland盆地的预计活动包括25-30个总完井，平均净权益为11.0%[66] - Viper在德克萨斯州Delaware盆地的预计活动包括20个总完井，平均净权益为11.8%[72] 财务状况 - 截至2021年第四季度，公司的长期债务为7.84亿美元，净债务为7.44亿美元[23] - Viper的借款基础为5亿美元，其中已提取3.04亿美元[82] - 2021年第四季度回购了574,200个普通单位，平均价格为每单位21.66美元，总成本约为1200万美元[8] 其他新策略 - Viper的现金管理策略为每季度分配可分配现金的70%[82] - Viper的对冲策略包括2022年第一季度的成本无上限期权为2500桶/天，底价为45美元/桶[84] - 预计2022年约90%的分配将被合理估计为非应税的税基减少，而非股息[88]

业绩总结 - 2021年第三季度每单位可分配现金为0.54美元，董事会批准的分配为0.38美元，环比增长15%，占可分配现金的约70%[8] - 2021年第三季度平均生产量为16,087桶油当量/天[10] - 2021年第三季度共转产223口总毛井，平均水平长度为10,163英尺[11] - 截至2021年第三季度末，总长期债务为5.72亿美元，净债务为5.3亿美元[17] - 截至2020年12月31日的已探明储量为9940万桶油当量，同比增加12%[21] - 2021年第三季度的现金流收益率为0.60美元[34] - 2021年第三季度的分配支付率为可用现金流的70%[86] 未来展望 - 预计2021财年的生产指导上调至16,250 – 16,500桶油当量/天，中点上调2.3%[14] - 2021年第四季度和2022年第一季度的平均生产指导为17,000 – 17,750桶油当量/天[13] - 预计在75美元WTI油价下，2022年第一季度将产生超过4.75亿美元的年化自由现金流，年化自由现金流收益率超过11%[30] - 预计2021年全年的净油生产为16.25至16.50百万桶/日，净总生产为27.25至27.75百万桶油当量/日[86] 用户数据与市场扩张 - 26,681净特许权面积位于二叠纪盆地和鹰福德页岩的核心区域，目前在Viper的土地上有35台钻机在运营[18] - 预计未来五年将在Swallowtail地区完成超过400口井，代表Viper在此期间的17口净井[56] - 目前正在积极开发的净井库存为9.5口，另有9.3口在视线内但尚未开发[41] 财务状况 - 截至2021年第三季度结束时，公司的净债务为5.3亿美元，债务与LTM EBITDA比率为1.8倍[86] - 公司的借款基础为5亿美元，截至2021年9月30日仅提取9200万美元[86] - Viper的现金边际为每桶油当量为84%，高于矿产同行的80%和E&P同行的78%[37] - Viper的运营成本在同行中处于领先地位，显示出行业领先的现金边际[36] 负面信息 - 2021年第三季度的现金一般管理费用为每桶油当量0.60至0.80美元[86] - 预计2022年第一季度的天然气成本无上限的对冲价格为每百万英热单位2.50美元，最高价格为4.62美元[88]

股权结构 - 截至2021年9月30日，公司普通合伙人持有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59%[107] 市场价格 - 2020 - 2021年，西德克萨斯中质低硫原油（NYMEX WTI）价格在 - 37.63美元/桶至80.64美元/桶之间，亨利枢纽天然气（NYMEX Henry Hub）价格在1.48美元/百万英热单位至6.31美元/百万英热单位之间；2021年10月13日，NYMEX WTI原油收盘价为80.44美元/桶，NYMEX亨利枢纽天然气收盘价为5.59美元/百万英热单位[108] 资产收购 - 2021年10月1日，公司完成从Swallowtail Royalties LLC和Swallowtail Royalties II LLC收购某些矿产和特许权权益，支付约1525万个普通股单位和约2.25亿美元现金，收购的权益约2313个净特许权英亩，约62%由Diamondback运营[111] - 由于Swallowtail收购，截至2021年10月1日，公司矿产和特许权权益总面积增至26,281个净特许权英亩[112] 现金分配 - 2021年10月27日，公司普通合伙人董事会宣布2021年第三季度普通股单位现金分配为0.38美元/单位，维持第二季度70%的可分配现金比例[113] - 2021年第三季度公司向普通股持有人分配0.38美元/股，将于11月18日支付[139] 钻井作业 - 2021年第三季度，第三方在公司土地上投产的净井数量达到2020年第一季度以来的最高水平，目前有35台钻机在公司矿产和特许权土地上作业，其中5台由Diamondback运营[114] - 2021年第三季度，水平井投产总数为223口，其中Diamondback运营44口，第三方运营179口；截至2021年10月11日，水平生产井总数为5577口，其中Diamondback运营1295口，第三方运营4282口[116] 运营与净收入 - 2021年第三季度，公司运营收入为128,004千美元，2020年同期为62,942千美元；2021年前九个月运营收入为339,130千美元，2020年同期为174,303千美元[120] - 2021年第三季度，公司净收入为73,445千美元，2020年同期为16,184千美元；2021年前九个月净收入为139,682千美元，2020年同期为 - 140,722千美元[120] - 2021年第三季度，归属于公司的净收入为16,832千美元，2020年同期为 - 764千美元；2021年前九个月归属于公司的净收入为18,474千美元，2020年同期为 - 164,685千美元[120] 特许权使用费收入 - 2021年第三季度和前九个月，公司特许权使用费收入分别增加6510万美元和1.658亿美元，其中高平均价格分别贡献约6340万美元和1.647亿美元，产量增加分别贡献约170万美元和110万美元[126] 产量数据 - 2021年第三季度石油产量为148万桶，天然气产量为33.47亿立方英尺，天然气凝析液产量为50.3万桶；前九个月石油产量为437.8万桶，天然气产量为98.28亿立方英尺，天然气凝析液产量为135.9万桶[122] - 2021年第三季度产量较2020年同期增长5%，前九个月较同期增长3%，主要归因于新增油井[126] 销售价格 - 2021年第三季度石油平均销售价格为67.67美元/桶，天然气为3.61美元/千立方英尺，天然气凝析液为30.66美元/桶；前九个月石油为62.23美元/桶，天然气为3.12美元/千立方英尺，天然气凝析液为25.40美元/桶[122] 生产和从价税 - 2021年第三季度生产和从价税总计862.5万美元，占特许权使用费收入的6.8%；前九个月总计2342.6万美元，占6.9%[127] 净利息费用 - 2021年第三季度和前九个月，公司净利息费用与2020年同期相比基本持平，但未来可能因1.9亿美元的收购借款而增加[129] 衍生品工具 - 2021年第三季度和前九个月，公司衍生品工具净亏损分别为959.9万美元和7064.9万美元，净现金支出分别为2530.6万美元和6118.8万美元[130] 投资重估损失 - 2020年第三季度和前九个月，公司投资重估损失分别为200万美元和870万美元，2021年无此类损益[131] 所得税费用 - 2021年第三季度和前九个月，公司所得税费用均为90万美元，2020年第三季度无费用，前九个月为1.425亿美元[132][133] 调整后EBITDA等指标 - 公司定义调整后EBITDA为归属于Viper Energy Partners LP的净收入加归属于非控股权益的净收入，不包括利息、非现金单位补偿、损耗等费用[135] - 2021年前三季度归属于公司的净利润为1.85亿美元，2020年同期亏损1.65亿美元[138] - 2021年前三季度调整后EBITDA为2.49亿美元，2020年同期为1.37亿美元[138] - 2021年前三季度可分配现金为9221.9万美元，2020年同期为4820.3万美元[138] 现金流量 - 2021年前三季度经营活动净现金流入1.997亿美元，2020年同期为1.432亿美元[143] - 2021年前三季度投资活动净现金流出672.8万美元，2020年同期为5714.8万美元[143] - 2021年前三季度融资活动净现金流出1.405亿美元，2020年同期为8228.6万美元[143] 债务情况 - 截至2021年9月30日，公司债务包括4.799亿美元的票据和9200万美元的循环信贷借款[149] - 截至2021年9月30日，公司未偿还借款为9200万美元[161] 商品价格衍生品 - 截至2021年9月30日，公司商品价格衍生品净负债头寸为3610万美元，10%的正向曲线变动会使净负债头寸增减1000 - 1050万美元[159] - 截至2021年9月30日，公司商品价格衍生品的净负债头寸为3610万美元[159] - 若相关基础商品远期曲线上涨10%，净负债头寸将增加1050万美元至4660万美元[159] - 若相关基础商品远期曲线下跌10%，净负债衍生头寸将减少1000万美元至2610万美元[159] 普通股回购 - 2021年前三季度公司回购约3360万美元普通股，授权计划最高可回购1亿美元，截至9月30日已支出约5760万美元[148] 循环信贷安排利率 - 2021年第三季度和前九个月，运营公司循环信贷安排的加权平均利率分别为1.98%和2.14%[161] 信贷协议规定 - 信贷协议规定借款利率为浮动利率，替代基准利率适用利差范围为1.00% - 2.00%，LIBOR适用利差范围为2.00% - 3.00%[161] 季度承诺费 - 公司需按年支付0.375% - 0.500%的季度承诺费，基于借款基数未使用部分[161] 企业资源规划系统 - 2021年7月，公司实施企业资源规划系统，涉及财务和会计流程[164] 披露控制和程序 - 截至2021年9月30日，公司披露控制和程序有效[163] 财务报告内部控制 - 2021年第三季度，公司财务报告内部控制无重大影响的变化[164]

业绩总结 - 2021年第三季度每单位可分配现金为0.54美元，董事会批准的分配为0.38美元，环比增长15%，占可分配现金的约70%[8] - 2021年第三季度平均生产量为16,087桶油当量/天[10] - 2021年第三季度末总长期债务为5.72亿美元，净债务为5.3亿美元[17] - 预计2021财年的生产指导上调至16,250至16,500桶油当量/天，中点上调2.3%[14] - 2021年第三季度的现金一般管理费用为每桶0.60至0.80美元[86] 用户数据 - 截至2020年12月31日，已探明储量为9940万桶油当量，同比增加12%[21] - 2021年第三季度共转产223口水平井，平均水平长度为10,163英尺[11] - Viper在德克萨斯州的净特许权面积为26,681英亩，其中Midland地区8,990英亩，Delaware地区5,233英亩[41] - Viper的未开发资源集中在Midland和Delaware盆地，分别有14,678和11,323英亩的净特许权面积[57][60] 未来展望 - 预计2021年第四季度和2022年第一季度的平均生产指导为17,000至17,750桶油当量/天[13] - 预计在2022年第一季度，若WTI油价为75美元，Viper预计将产生超过4.75亿美元的年化自由现金流，年化自由现金流收益率超过11%[31] - 预计未来五年，Diamondback将在Viper的土地上完成超过400口井，Viper将获得超过17口的净井[56] - Viper的工作进展井数量为570口，预计在未来六到八个月内投入生产[41] 新产品和新技术研发 - Viper的现金边际为每桶油当量（Boe）84%，高于行业平均水平[37] - Viper的生产成本在同行中处于领先地位，显示出行业领先的现金边际[36] 负面信息 - 2021年第三季度末，公司的净债务为5.3亿美元，债务与LTM EBITDA比率为1.8倍[86] - 2021年分配中约60%被合理确定为不构成美国联邦所得税目的的股息，而是非应税的税基减少[92] 其他新策略 - 公司的对冲策略旨在最大化商品价格的上行暴露，同时保护免受极端下行风险[89] - 62%的近期库存井由公共运营商负责，38%由私人运营商负责[48]