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]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度现金分配增加50%至每股0.54美元，并支付每股0.38美元的分配 [5] - 公司预计2021年第四季度和2022年第一季度平均日产量将超过17,000桶，2021年全年石油产量指导上调超过2% [7] - 假设WTI价格为75美元，公司预计2021年第四季度将产生约3.75亿美元的年化自由现金流，2022年第一季度将产生超过4.75亿美元的年化自由现金流 [7][8] - 2022年自由现金流预计将超过企业价值的11%，或市值的近13% [8] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司通过Swallowtail收购获得了Diamondback未来开发计划的高可见性，预计将在未来5年内完成超过400口井的开发，其中Viper将获得超过17口净井 [6] - 公司预计2022年和2023年Diamondback的开发和第三方活动将推动产量增长 [34][35] 各个市场数据和关键指标变化 - 私人运营商的活动水平逐月增加，预计将对公司未来的产量增长产生一定影响 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续通过减少债务和增加对股东的回报来利用自由现金流 [9] - 公司计划在未来几个季度内偿还Swallowtail收购带来的债务，并在2022年以较低的利率进行再融资 [20] - 公司将继续寻找高可见性的Diamondback运营资产进行并购 [22][27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对未来的石油增长充满信心，预计即使Diamondback保持产量持平，Viper的产量仍将增长 [40] - 公司将继续通过谨慎的对冲策略保护极端下行风险，同时最大化对商品价格的上行敞口 [9][13] 其他重要信息 - 公司计划在2022年加速与Diamondback的税收共享协议，以更好地利用税收基础 [28] - 公司将在2022年优先考虑债务偿还，而不是股票回购 [42][43] 问答环节所有提问和回答 问题: 私人运营商活动对公司的影响 - 私人运营商的活动水平逐月增加，预计将对公司未来的产量增长产生一定影响 [12] 问题: 分配政策的未来展望 - 公司希望保持70%的现金分配比例，并在未来几个季度内偿还债务后逐步提高这一比例 [13] 问题: 债务管理和杠杆水平 - 公司计划在未来几个季度内偿还Swallowtail收购带来的债务，并在2022年以较低的利率进行再融资 [20] 问题: Swallowtail收购对并购策略的影响 - Swallowtail收购不会改变公司的并购策略，公司将继续寻找高可见性的Diamondback运营资产 [22] 问题: 当前并购市场的看法 - 小型交易在Permian盆地仍然非常竞争，Swallowtail收购是近年来最大的矿产交易之一 [27] 问题: 现金税的处理 - 公司计划在2022年加速与Diamondback的税收共享协议，以更好地利用税收基础 [28] 问题: 2022年产量增长展望 - 公司预计2022年Diamondback的开发和第三方活动将推动产量增长 [34][35] 问题: 长期石油增长展望 - 公司预计即使Diamondback保持产量持平，Viper的产量仍将增长 [40] 问题: 股票回购与债务偿还的优先级 - 公司将在2022年优先考虑债务偿还，而不是股票回购 [42][43]

公司股权结构 - 截至2021年6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，实益持有90,709,946个B类流通单位，约占总流通单位的59%[103] 能源价格情况 - 2020 - 2021年，西德克萨斯中质原油价格在 - 37.63美元至75.25美元/桶之间，亨利中心天然气价格在1.48美元至3.75美元/百万英热单位之间；2021年7月16日，西德克萨斯中质原油收盘价为71.81美元/桶，亨利中心天然气收盘价为3.67美元/百万英热单位[104] 矿产和特许权权益情况 - 2021年第二季度公司矿产和特许权权益的收购和剥离规模不大，截至6月30日，矿产和特许权权益总面积达24,341个净特许权英亩[107] 普通股单位现金分配 - 2021年7月28日，公司普通合伙人董事会宣布2021年第二季度普通股单位现金分配为0.33美元/单位，使该季度分配比例提高至可分配现金的70%[108] - 2021年第二季度普通股单位分配为每股0.33美元，将于2021年8月19日支付给2021年8月12日营业结束时登记在册的普通股单位持有人[133] 钻机作业情况 - 截至2021年7月12日，公司矿产和特许权土地上有36台钻机作业，其中5台由Diamondback运营[109] 水平井投产与生产情况 - 2021年第二季度，水平井投产总数为184口，其中Diamondback运营24口，第三方运营160口[110] - 截至2021年7月12日，水平生产井总数为4,860口，其中Diamondback运营1,189口，第三方运营3,671口[110] 石油收入情况 - 2021年第二季度，公司石油收入为93,952千美元，2020年同期为27,617千美元；2021年上半年石油收入为172,296千美元，2020年同期为99,817千美元[113] 石油产量情况 - 2021年第二季度，公司石油产量为1,503千桶，2020年同期为1,315千桶；2021年上半年石油产量为2,898千桶，2020年同期为2,902千桶[115] 石油平均销售价格情况 - 2021年第二季度，公司石油平均销售价格为62.51美元/桶，2020年同期为21.00美元/桶；2021年上半年石油平均销售价格为59.45美元/桶，2020年同期为34.39美元/桶[115] 特许权使用费收入情况 - 2021年第二季度和上半年特许权使用费收入分别增加8100万美元和1.007亿美元，其中较高的平均价格分别贡献约7700万美元和1.013亿美元，产量增加12%在第二季度贡献约400万美元[118] 生产和从价税情况 - 2021年第二季度生产和从价税总计815.2万美元，占特许权使用费收入的7.2%；上半年总计1480.1万美元，占比7.0%；与2020年同期相比，从价税占比下降[119] 折耗费用情况 - 2021年第二季度折耗费用增加120万美元，即5%，主要因产量增加12%，但平均折耗率从每桶油当量10.21美元降至9.63美元部分抵消了增长；上半年折耗费用和折耗率与2020年相比基本持平[120][121] 净利息费用情况 - 2021年上半年净利息费用为1580万美元，2020年为1660万美元，减少80万美元，主要因偿还借款和回购票据[123] 衍生工具净亏损情况 - 2021年第二季度和上半年衍生工具净亏损分别为2954.6万美元和6105万美元，2020年分别为3444.3万美元和4238.5万美元；净现金支出分别为2094万美元和3588.2万美元，2020年分别为210.1万美元和255.4万美元[124] 投资重估损益情况 - 2021年上半年未记录投资重估损益，2020年上半年记录亏损670万美元[125] 所得税费用情况 - 2021年第二季度未记录所得税费用或收益，上半年记录了微不足道的所得税费用；2020年上半年记录所得税费用1.425亿美元[126][127] 调整后EBITDA情况 - 2021年第二季度和上半年调整后EBITDA分别为8327.3万美元和1.5679亿美元，归属于公司的调整后EBITDA分别为3463.6万美元和6537.4万美元[128][132] 可分配现金情况 - 2021年第二季度和上半年可用于向公司单位持有人分配的现金分别为3034.9万美元和5791.6万美元，每有限合伙人单位可分配现金分别为0.47美元和0.90美元[132] 现金流量情况 - 2021年和2020年上半年经营活动提供的净现金分别为129680千美元和115863千美元，投资活动使用的净现金分别为819千美元和65272千美元，融资活动使用的净现金分别为105560千美元和44530千美元，现金净增加分别为23301千美元和6061千美元[136] 2021年上半年融资活动现金使用情况 - 2021年上半年融资活动使用的净现金主要与运营公司循环信贷安排下2200万美元借款的净偿还、向单位持有人分配6080万美元以及回购1980万美元普通股单位有关[139] 2020年上半年融资活动现金使用情况 - 2020年上半年融资活动使用的净现金主要与向单位持有人分配8730万美元和回购总计1380万美元的票据有关，部分被运营公司循环信贷安排下5700万美元的借款净收益抵消[140] 普通股单位回购计划情况 - 2020年11月6日，公司普通合伙人董事会批准实施普通股单位回购计划，最多回购1亿美元流通在外的普通股单位，2021年上半年已回购约1980万美元，截至2021年6月30日，还有5620万美元可用于回购[141] 公司债务情况 - 截至2021年6月30日，公司债务包括4.799亿美元未偿还票据本金和运营公司循环信贷安排下6200万美元借款，运营公司循环信贷安排最高信贷额度为20亿美元，借款基数为5800万美元，已选承诺金额为5000万美元，有6200万美元未偿还借款和4380万美元可用于未来借款[142] 运营公司循环信贷安排利率情况 - 2021年3月和6月，运营公司循环信贷安排的加权平均利率分别为1.93%和1.90%，该信贷安排将于2025年6月2日到期[142][154] 商品价格衍生品净负债头寸情况 - 截至2021年6月30日，公司商品价格衍生品的净负债衍生头寸为5180万美元，相关基础商品远期曲线上升10%，净负债头寸将增至5690万美元，增加520万美元；下降10%，净负债头寸将降至4660万美元，减少520万美元[151] 市场风险情况 - 公司面临市场风险，包括商品价格和利率不利变化的影响，主要市场风险暴露于运营商的石油和天然气生产定价[148][149] 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部分特许权使用费收入的价格波动[150] 信用风险情况 - 公司面临信用风险，特许权使用费收入集中在少数重要购买方和生产商，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[152]

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]