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]

股权结构 - 截至2020年6月30日，公司普通合伙人拥有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个已发行B类单位，约占总发行单位的58%[111] 收购与权益面积 - 2020年第二季度公司未完成任何收购，矿产和特许权权益总面积为24,714英亩[117] 现金分配 - 2020年7月29日，公司普通合伙人董事会宣布2020年第二季度普通股单位现金分配为每股0.03美元，8月20日支付给8月13日登记在册的合格普通股持有人[118] - 2020年7月29日批准2020年二季度现金分配，每股0.03美元，8月20日支付[151] 生产井情况 - 2020年第二季度，公司估计有134口总井（2.4口净100%特许权权益井）投入生产，平均横向长度为8,648英尺，平均特许权权益为1.8%[119] - 截至2020年7月14日，共有4,480口水平生产井，其中Diamondback运营1,079口，第三方运营3,401口，平均净特许权权益为3.0%[122] - 截至2020年7月14日，共有485口水平活跃开发井，预计未来六到八个月投入生产，平均净特许权权益为1.7%[122] - 截至2020年7月14日，共有440口视线内井，预计未来15到18个月投入生产，平均净特许权权益为2.0%[122] 特许权收入与净亏损 - 2020年第二季度，公司特许权收入为32,444,000美元，2019年同期为70,442,000美元；上半年特许权收入为109,273,000美元，2019年同期为130,870,000美元[124] - 2020年第二季度，公司净亏损33,056,000美元，2019年同期净利润为47,274,000美元；上半年净亏损156,906,000美元，2019年同期净利润为121,585,000美元[124] - 2020年第二季度，公司归属于Viper Energy Partners LP的净亏损为21,752,000美元，2019年同期净利润为2,265,000美元；上半年归属于Viper Energy Partners LP的净亏损为163,921,000美元，2019年同期净利润为36,044,000美元[124] 产量与售价 - 2020年Q2公司石油产量1315MBbls，天然气2685MMcf，天然气凝析液467MBbls，综合产量2230MBOE，较2019年同期分别增长9.4%、63.7%、51.6%、25.1%[125] - 2020年上半年公司石油产量2902MBbls，天然气5344MMcf，天然气凝析液947MBbls，综合产量4740MBOE，较2019年同期分别增长23.5%、52.2%、68.2%、35.6%[125] - 2020年Q2公司石油平均售价21美元/Bbl，天然气0.46美元/Mcf，天然气凝析液7.69美元/Bbl，综合售价14.55美元/BOE，较2019年同期分别下降61.7%、170.8%、57%、63.2%[125] - 2020年上半年公司石油平均售价34.39美元/Bbl，天然气0.3美元/Mcf，天然气凝析液8.32美元/Bbl，综合售价23.06美元/BOE，较2019年同期分别下降31.4%、62%、54.4%、38.4%[125] 特许权使用费收入变动 - 2020年Q2公司因价格变动导致特许权使用费收入减少4645.5万美元，因产量变动增加845.7万美元，总收入减少3799.8万美元[127] - 2020年上半年公司因价格变动导致特许权使用费收入减少5778.9万美元，因产量变动增加3619.2万美元，总收入减少2159.7万美元[135] 生产和从价税 - 2020年Q2生产和从价税总计311万美元，占特许权使用费收入的9.6%，较2019年同期的438.9万美元和6.3%有所变化[130] - 2020年上半年生产和从价税总计925.7万美元，占特许权使用费收入的8.5%，较2019年同期的808.1万美元和6.1%有所变化[138] 净利息费用 - 2020年Q2公司净利息费用为770万美元，较2019年同期的270万美元增加500万美元；上半年净利息费用为1660万美元，较2019年同期的730万美元增加930万美元[132][141] 衍生品工具损失 - 2020年Q2公司在衍生品工具上损失3440万美元，其中包括210万美元的商品衍生品合约结算现金支付，2019年同期无衍生品工具[133] - 2020年上半年衍生品工具损失4240万美元，含商品衍生品合约现金结算支出260万美元，2019年同期无衍生品工具[142] 所得税费用 - 2020年和2019年上半年所得税费用分别为1.425亿美元和收益3440万美元[143] 调整后EBITDA - 2020年二季度和上半年调整后EBITDA分别为2656.3万美元和9678万美元，2019年同期分别为6710.1万美元和1.24365亿美元[147] 单位持有人分配政策 - 2020年一季度起运营公司将每季度可用现金的25%分配给单位持有人，此前为100%[150] 普通股单位公开发行 - 2019年3月完成1092.5万个普通股单位公开发行，净收益约3.406亿美元[152] 经营活动净现金 - 2020年和2019年上半年经营活动净现金分别为1.15863亿美元和1.0172亿美元[154] 融资活动净现金 - 2020年上半年融资活动净现金使用4453万美元，主要因向单位持有人分配8730万美元和回购票据1380万美元[157] 循环信贷额度与借款 - 运营公司循环信贷额度最高20亿美元，截至2020年6月30日借款基数5.8亿美元，未偿还借款1.535亿美元[159] - 截至2020年6月30日，公司有1.535亿美元的未偿还借款[172] 高级票据 - 2019年10月发行5亿美元5.375%高级票据，截至2020年7月31日剩余未偿还本金4.799亿美元[161][162] 商品价格衍生品净负债头寸 - 2020年6月30日，公司商品价格衍生品的净负债衍生头寸为3980万美元[170] - 以2020年6月30日固定价格互换的实际衍生合同交易量计算，相关基础商品的远期曲线上涨10%，净负债头寸将增至4620万美元，增加640万美元；下跌10%，净负债衍生头寸将降至3340万美元，减少640万美元[170] 债务利率风险 - 公司运营公司信贷协议下的债务面临利率变动的市场风险，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%[172] - 2020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2.41%和2.82%[172] 市场风险敞口 - 公司主要市场风险敞口在于运营商的石油和天然气生产定价，价格受全球原油价格、美国天然气价格等多种因素影响且历史上波动大[168] - 2020年3月初油价大幅下跌并持续降至负值，4月OPEC等国同意减产改善了部分油价，但价格下行压力仍可能持续[168] 价格波动应对措施 - 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领口期权来降低部分特许权使用费收入的价格波动[169] 信用风险 - 公司面临特许权收入集中在油气生产权益以及应收账款集中于少数重要购买方和生产商的信用风险[171] - 新冠疫情、大宗商品价格低迷和宏观经济不利状况可能增加公司购买方的信用风险[171]

股权结构 - 截至2020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个普通股单位和全部90,709,946个已发行B类单位，约占已发行总单位的58%[126] - 2019年3月完成1092.5万股普通股公开发行，Diamondback持股约54%，净收益约3.406亿美元[161] 循环信贷安排 - 运营公司循环信贷安排的行政代理人建议将借款基数降至5.8亿美元，预计2020年5月中旬生效，按新借款基数，截至2020年3月31日，运营公司循环信贷安排下未来借款额度为4.065亿美元[130] - 运营公司循环信贷额度最高为20亿美元，2020年3月31日借款基数为7.75亿美元，预计降至5.8亿美元[166][167] - 2020年3月31日循环信贷额度未偿还借款为1.735亿美元，加权平均利率2.78%，利率变动1%影响利息费用约170万美元[183] 资产收购 - 2020年第一季度，公司以约6340万美元收购二叠纪盆地4948英亩（净特许权面积410英亩）的矿产和特许权权益，截至2020年3月31日，拥有净特许权面积24,714英亩[131] 现金分配与股息 - 2020年4月30日，普通合伙人董事会宣布2020年第一季度普通股单位现金分配为每股0.10美元，5月21日支付，占可分配现金总额的25%[132] - 2020年第一季度公司批准向普通股股东每股派发现金股息0.10美元，于5月21日支付[160] 产量数据 - 2020年第一季度平均日产量为27,575桶油当量/天（63%为石油），较2019年第一季度平均日石油产量增长6%，平均实现价格为30.62美元/桶油当量[133] - 公司预计2020年全年日产量在22,500 - 27,000桶油当量/天之间，截至2020年4月22日，Diamondback和第三方运营商共有569口（净100%特许权权益9.5口）井正在积极开发，另有429口（净100%特许权权益8.2口）有开发预期的井尚未开始开发[135] - 2020年第一季度与2019年第一季度相比，石油产量分别为158.7万桶和114.7万桶，天然气产量分别为265800万立方英尺和187200万立方英尺，天然气液产量分别为47.9万桶和25.4万桶[138] 井投产情况 - 2020年第一季度，公司估计有192口（净100%特许权权益4.6口）水平井投产，平均侧长9306英尺，Diamondback运营78口，平均特许权权益3.8%，第三方运营114口，平均特许权权益1.4%[134] 收入对比 - 2020年第一季度与2019年第一季度相比，特许权收入分别为7680万美元和6040万美元，综合销量增长46%部分抵消了平均价格下降的影响[137][140][141] - 2020年第一季度租赁奖金收入较2019年同期增加50万美元，2020年收到160万美元，2019年收到114.4688万美元[143] 净亏损与净收入对比 - 2020年第一季度与2019年第一季度相比，净亏损分别为1.42169亿美元和净收入3377.9万美元[137] 收入变动因素 - 价格变动导致公司收入减少919.8万美元，产量变动使收入增加2559.9万美元，总收入变动为增加1640.1万美元[142] 税费情况 - 2020年和2019年第一季度单位产量生产税分别为1.43美元和1.75美元，从价税分别为1.02美元和0.40美元[144] - 2020年和2019年第一季度所得税费用分别为1.425亿美元和收益3460万美元[150] 费用情况 - 2020年第一季度损耗费用较2019年同期增加840万美元，达到2460万美元[146] - 2020年和2019年第一季度一般及行政费用分别为270万美元和170万美元，增加100万美元[147] - 2020年和2019年第一季度净利息费用分别为900万美元和450万美元，增加440万美元[148] 衍生品情况 - 2020年第一季度衍生品亏损790万美元，2019年同期无衍生品[149] - 2020年3月31日商品价格衍生品净负债头寸为750万美元，10%价格变动影响为±580万美元[181] EBITDA对比 - 2020年和2019年第一季度调整后EBITDA分别为3004.2万美元和2655.6万美元[154] 现金流情况 - 2020年和2019年第一季度经营活动净现金流分别为9611.1万美元和4645.1万美元[162] - 2020年和2019年第一季度投资活动净现金流分别为-6462.6万美元和-8192.3万美元[162][164] - 2020年和2019年第一季度融资活动净现金流分别为518.4万美元和2292.9万美元[162][165] 票据发行 - 2019年10月发行5亿美元5.375%优先票据，净收益约4.9亿美元[171] 特许权使用费收入占比 - 2020年第一季度，Trafigura Trading LLC、Vitol Midstream Pipeline LLC和Shell Trading (US) Company占特许权使用费收入超10%，分别为28%、16%和16%[182] 信贷协议规定 - 信贷协议规定总净债务与EBITDAX比率不超4:1，流动资产与负债比率不低于1:1[169]

钻机作业与潜在钻探位置 - 截至2019年12月31日，二叠纪盆地有373台水平钻机作业，占美国陆上水平钻机活动总数的53%[34] - 截至2019年12月31日，Diamondback运营公司约50%的土地面积，在假设WTI价格为每桶60美元的情况下，确定了约5348个潜在经济水平钻探位置[34] 产量与储量结构 - 2019年全年公司物业产量约65%为石油，19%为天然气凝析液，16%为天然气；截至2019年12月31日，估计净探明储量约61%为石油，21%为天然气凝析液，18%为天然气[34] 团队经验 - 公司执行团队成员平均拥有超过25年行业经验[34] 储量估算方法 - 截至2019年12月31日，约85%的已生产探明储量通过性能方法估算，其余15%通过类比或性能与类比结合的方法估算；所有已探明开发未生产和未开发储量通过类比方法估算[36] 不同类型储量数据（2019 - 2017年） - 2019 - 2017年，公司估计的已探明开发储量中，石油分别为40857、29526、18788 MBbls，天然气分别为80737、49681、29256 MMcf，天然气凝析液分别为14994、7965、4536 MBbls，总计分别为69307、45771、28200 MBOE[41] - 2019 - 2017年，公司估计的已探明未开发储量中，石油分别为13563、12352、7097 MBbls，天然气分别为15037、11916、7139 MMcf，天然气凝析液分别为3570、3027、1759 MBbls，总计分别为19639、17365、10046 MBOE[41] - 2019 - 2017年，公司估计的净探明储量中，石油分别为54420、41878、25885 MBbls，天然气分别为95774、61597、36395 MMcf，天然气凝析液分别为18564、10992、6295 MBbls，总计分别为88946、63136、38246 MBOE；已探明开发储量占比分别为78%、72%、74%[41] 已探明开发储量井数情况 - 截至2019年12月31日，公司已探明开发储量来自2026口垂直井和3781口水平井，其中Diamondback运营472口垂直井和993口水平井[42] PUD储量情况 - 截至2019年12月31日，公司PUD储量总计19639 MBOE，来自228口水平井，其中Diamondback运营206口水平井[44] 产量数据（2019 - 2017年） - 2019年石油产量为5123千桶，2018年为4399千桶，2017年为2899千桶；天然气产量2019年为7657百万立方英尺，2018年为5840百万立方英尺，2017年为3549百万立方英尺；天然气液体产量2019年为1459千桶，2018年为933千桶，2017年为533千桶[45] 价格数据（2019 - 2017年） - 2019年石油平均价格为每桶51.61美元，2018年为56.13美元，2017年为48.36美元；天然气平均价格2019年为每千立方英尺1.06美元，2018年为2.22美元，2017年为2.62美元；天然气液体平均价格2019年为每桶14.63美元，2018年为24.41美元，2017年为20.02美元[45] 生产井工作权益 - 截至2019年12月31日，公司运营商在拥有矿权的土地上拥有5807口生产井的工作权益[46] PUDs变化情况 - 2019年PUDs变化包括新增7591千桶油当量，降级3153千桶油当量，转化约5618千桶油当量为已探明开发储量，收购约3347千桶油当量，正向修订约107千桶油当量[46] 矿权面积情况 - 截至2019年12月31日，特拉华盆地毛面积为321308英亩，净矿权面积为11380英亩；米德兰盆地毛面积为372563英亩，净矿权面积为12243英亩；鹰福特页岩毛面积为120353英亩，净矿权面积为681英亩；总面积为814224英亩，净矿权面积为24304英亩[47] - 约18%的净矿权面积为可能到期的超额矿权权益[47] 季节性与运营限制 - 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，季节性天气和租赁规定会限制部分运营区域的钻探和生产活动[49] 监管与成本 - 石油和天然气运营受各种立法、监管和法律要求约束，监管负担增加了行业经营成本[51] 环保法规约束 - 石油和天然气勘探、开发和生产运营受严格的环保法律法规约束，不遵守可能面临重大处罚[52] - 废物处理、有害物质修复、水排放、空气排放等方面的法律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[53][55][56][60] EPA法规相关 - 2012年8月16日，EPA发布最终规定，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% [69] - 2016年5月12日，EPA修订法规，对石油和天然气行业某些新设备、工艺和活动的甲烷和挥发性有机化合物排放设定新标准 [69] - 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的废水排放到公共污水处理厂 [67] - 2016年12月13日，EPA发布研究，指出水力压裂活动在某些情况下会影响饮用水资源 [70] - 2017年3月28日，特朗普总统下令EPA审查2016年法规，必要时撤销或修订 [69] - 2017年6月16日，EPA发布拟议规则，暂停2016年法规的某些要求两年 [69] - 2018年10月15日，EPA发布拟议规则，大幅减少2016年法规带来的监管负担 [69] - 2019年8月28日，EPA提议修订2012年和2016年新源性能标准，减轻监管负担 [69] 得克萨斯州法规相关 - 2011年9月1日，得克萨斯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 [71] - 2014年11月17日，得克萨斯州铁路委员会修订处置井规则，要求新处置井申请人进行地震活动搜索 [71] 税费情况 - 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[86] 期货价格波动 - 过去五年，WTI期货合约1原油价格从2016年2月的每桶26.21美元低点涨至2018年10月的每桶76.41美元高点；天然气期货合约1现货市场价格从2016年3月的每百万英热单位1.64美元低点涨至2018年11月的每百万英热单位4.84美元高点[100] - 2019年，WTI期货合约1价格在每桶46.54 - 66.30美元之间，天然气期货合约1现货市场价格在每百万英热单位2.07 - 3.59美元之间[100] - 2020年1月31日，WTI期货合约1原油公布价格为每桶51.56美元，天然气期货合约1现货市场价格为每百万英热单位1.84美元[100] 特许权使用费收入来源 - 2019年公司约57%和16%的特许权使用费收入分别来自Diamondback和Concho Resources, Inc. [104] 分红相关 - 公司可能没有足够现金支付季度分红，分红金额取决于特许权使用费收入、现金流而非仅盈利情况，且可能大幅波动[93][94][95] - 公司普通合伙人董事会可随时修改或撤销现金分配政策，合伙协议不要求必须分红[96][97] 油气价格影响 - 油气价格波动及下跌影响公司财务状况、运营结果和可分配现金，价格受多种因素影响难以预测[99][100] 套期保值风险 - 若不进行套期保值，公司将受油气价格下跌影响；若进行套期保值，将面临信用风险[102] 运营商依赖风险 - 公司大部分开发和生产依赖两个运营商，运营商表现不佳会影响公司预期增长和运营结果[103] 未开发储量风险 - 截至2019年12月31日，公司约22%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[107] 运营商钻探情况 - 2019年，Diamondback作为公司约50%相关土地面积的运营商，共钻探184口总井，其中56口处于不同完井阶段[118] 平均耗竭率数据（2019 - 2017年） - 2019年、2018年和2017年，公司每桶当量产量的平均耗竭率分别为9.95美元、9.33美元和10.07美元[119] 资产减值情况 - 2019年、2018年和2017年，公司对已探明石油和天然气资产未计提减值，但2016年和2015年曾计提减值[121] 储量估计编制依据 - 2019年、2018年和2017年12月31日的储量估计，是按照SEC准则，使用各年12个月内每月第一天按油田计算的碳氢化合物价格的未加权算术平均价格编制[123] SEC规则限制 - SEC规则要求，除有限例外情况外，已探明未开发储量只有与预订日期后五年内计划钻探的油井相关时才能入账，这限制了公司未来记录额外已探明未开发储量的能力[124] 资产集中风险 - 公司生产资产主要集中在西德克萨斯的二叠纪盆地，截至2019年12月31日，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，资产集中使公司面临额外风险[109][110] 未来发展资源风险 - 公司未来成功取决于能否找到、开发或收购更多经济可采的石油和天然气储量，但公司或第三方运营商可能没有足够资源进行相关活动[111] 成本核算与限制 - 公司采用完全成本法核算油气生产活动，净资本化成本受完全成本上限限制，若资本化成本超过已探明油气储量的未来净收入折现值，超额部分将计入费用[119][120] 关键人员依赖风险 - 公司依赖少数关键人员，若他们离职或失去服务，可能对公司业务产生不利影响，且公司未为高管团队或其他关键人员购买“关键人物”人寿保险[127] 长期债务情况 - 截至2019年12月31日，公司总长期债务为5.868亿美元，包括5亿美元本金的5.375%高级票据和9650万美元运营公司循环信贷安排下的未偿借款[132] 循环信贷安排情况 - 截至2019年12月31日，运营公司循环信贷安排下的借款基数为7.75亿美元，可用借款能力为6.785亿美元[132] - 截至2019年12月31日，运营公司循环信贷安排的最高信贷额度为20亿美元，借款基数为7.75亿美元，需定期重新确定[141] - 运营公司循环信贷安排下的借款利率为浮动利率，适用利差在替代基准利率下为0.75% - 1.75%，在LIBOR下为1.75% - 2.75% [146] - 截至2019年12月31日，循环信贷安排下未偿借款为9650万美元，加权平均利率为4.30% [146] 竞争风险 - 公司在石油和天然气行业竞争激烈，竞争对手资源更丰富，可能影响公司获取资产和发现储量的能力[128] 信息系统风险 - 公司依赖信息系统和计算机程序，系统故障可能对业务产生重大不利影响[129] 借款偿还风险 - 公司需用现金流和股权发行收益偿还循环信贷安排下的借款，否则可能增加杠杆或削减资本支出[130] 高额债务风险 - 公司高额债务可能影响财务状况，限制经营灵活性，增加违约风险[133] 限制性条款风险 - 运营公司循环信贷安排和高级票据契约中的限制性条款可能限制公司应对市场变化和把握业务机会的能力[136] LIBOR替代风险 - 英国金融行为监管局计划在2021年后停止强制银行提交用于计算LIBOR的利率，美联储正考虑用新指数取代美元LIBOR[147] 开发勘探资金风险 - 开发和勘探业务需大量资本，运营商可能无法获得所需资金，导致资产损失和油气储量下降[149] 产权缺陷风险 - 公司可能因物业产权缺陷遭受损失，未开发土地比已开发土地产权缺陷风险更大[151][152] 钻井不确定性风险 - 潜在钻井地点存在不确定性，可能影响钻井的发生或时间，若钻出干井，会损害公司业务[153] 租约损失风险 - 油气物业租约一般为三到五年，运营商未能钻足够的井可能导致租约损失和潜在钻井机会丧失[155] 供应与成本风险 - 钻机、设备、原材料等的供应不足、成本高或短缺，可能限制公司物业的运营[156] 水资源获取风险 - 运营商获取水资源受限可能对公司现金流产生不利影响[157] 页岩气勘探风险 - 页岩气勘探钻井结果受技术和结果不确定性影响，可能无法达到储量或产量预期[158] 销售设施依赖风险 - 油气生产的销售依赖运输等设施，若设施不可用，公司运营和财务结果会受影响[161] 政府法规风险 - 油气运营受政府法律法规约束，合规成本高，可能导致重大负债[162] 环保法规相关（重复提及部分） - 2016年6月28日，美国环保署发布最终规则，禁止陆上非常规油气开采设施向公有污水处理厂排放废水[168] - 2012年8月16日，美国环保署根据联邦《清洁空气法》发布最终法规，对油气生产和天然气加工作业制定新的空气排放控制措施，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或“绿色完井”，以实现挥发性有机化合物排放减少95% [169] 州法规相关 - 多个州已通过或正在考虑通过法规，限制或禁止在某些情况下进行水力压裂，实施更严格的运营标准，并要求披露压裂液成分[170] 温室气体排放法规 - 近年来，近一半的州已采取措施减少温室气体排放，主要通过制定温室气体排放清单和/或区域温室

股权结构变化 - 截至2019年9月30日，公司普通合伙人拥有100%普通合伙人权益，Diamondback持有731,500个普通股单位和72,418,500个B类单位，约占总流通单位的54%；10月1日收购完成后，Diamondback持有731,500个普通股单位和90,709,946个B类单位，约占总流通单位的60%[129] - 2019年3月，公司完成1092.5万个普通股单位的包销公开发行，净收益约3.406亿美元，发行后Diamondback约占总流通单位的54%[192] 业务收入占比 - 2019年第三季度和前九个月，石油销售运营收入占比分别为90%和89%，天然气销售分别为3%和2%，天然气液体销售分别为6%和7%，租赁奖金收入分别为1%和2%[132] 期货合约价格 - 2019年9月30日，WTI原油期货合约1价格为每桶54.07美元，天然气期货合约1价格为每百万英热单位2.33美元；2019年前三季度，原油期货合约最高价为每桶66.30美元，最低价为每桶46.54美元，天然气期货合约最高价为每百万英热单位3.59美元，最低价为每百万英热单位2.07美元[133] 资产收购情况 - 2019年10月1日，公司完成Drop - Down Acquisition，以约1830万个新发行B类单位、约1830万个运营公司新发行单位和1.902亿美元现金收购资产，交易估值7.402亿美元，收购资产约5490个净特许权英亩，平均净特许权权益约3.2%[134] - 2019年第三季度，公司从第三方收购二叠纪盆地101,520个总（1,281个净特许权）英亩矿产权益，总价约1.936亿美元[135] - 2019年前九个月，公司从第三方收购2,309个净特许权英亩，总价3.205亿美元，截至9月30日，总矿产权益达17,151个净特许权英亩[136] - 预计2019年10月31日完成Pending Santa Elena Acquisition，收购约1,358个净特许权英亩资产，平均净特许权权益约5.6%，交易对价约1.5亿美元，预计发行约520万个普通股单位[138][139] 储量变化 - 考虑Drop - Down Acquisition和Pending Santa Elena Acquisition，截至2019年9月30日，公司矿产权益将达23,999个净特许权英亩，51%由Diamondback运营[140] - 考虑近期收购和Pending Santa Elena Acquisition，截至2018年12月31日，公司估计已探明开发储量从45,771千桶油当量增至60,254千桶油当量，已探明未开发储量从17,365千桶油当量增至20,389千桶油当量，净探明储量从63,136千桶油当量增至80,643千桶油当量[141] 票据发行情况 - 2019年10月16日，公司完成5.375%、2027年到期的高级票据发行，本金总额5亿美元，净收益约4.92亿美元，所得款项用于偿还运营公司循环信贷安排下的借款[146] - 2019年10月16日完成5亿美元5.375%的2027年到期高级票据发行，净收益约4.92亿美元[203] - 票据年利率为5.375%，2020年5月1日起每年5月1日和11月1日付息，2027年11月1日到期[204] - 2022年11月1日前可赎回不超过发行本金40%的票据，赎回价格为105.375%[206] - 控制权变更需以101%的价格回购票据，出售特定资产未按规定使用收益需以100%的价格回购[207] 产量及价格情况 - 2019年第三季度公司平均日产量为21,266桶油当量/天，其中石油占比64%，每桶油平均实现价格51.53美元，每桶天然气凝析液9.84美元，每千立方英尺天然气1.28美元，每桶油当量平均实现价格36.33美元[147] - 2019年第三季度较2018年第三季度，公司平均售价下降，但运营商销售的合并产量增加16%，部分抵消了价格下降的影响[159] - 2019年第三季度实现价格较第二季度改善，预计2019年剩余时间实现约88% - 92%的WTI价格，2020年实现约100%的WTI价格[161] - 2019年第三季度，德州佩科斯县WAHA枢纽销售的天然气较亨利枢纽的NYMEX报价平均差价为 - 1.14美元/千立方英尺[147][156] 井相关情况 - 2019年第三季度，公司现有土地上171口（净4.7口100%矿权权益）水平井投产，平均矿权权益2.7%，平均水平段长度8,898英尺；还收购1,281净矿权英亩，总价约1.936亿美元，新增240口（净1.9口100%矿权权益）生产水平井，平均矿权权益0.8%[149] - 截至2019年9月30日，公司有1,682口垂直井和3,166口水平井生产，综合平均净矿权权益3.6%；约445口毛水平井正在开发，预计平均净矿权权益1.9%；未来12个月预计另有326口（净9.3口100%矿权权益）井投产，平均矿权权益2.8%[149] 钻机数量变化 - 2019年前九个月二叠纪盆地钻机数量下降20%，但公司矿区仍有开发活动[149] 税费计提情况 - 2019年和2018年第三季度，公司分别计提德州边际税不足0.1百万美元和 - 0.1百万美元；2019年和2018年前九个月，分别计提0.2百万美元和0.1百万美元[154] 特许权使用费收入情况 - 2019年和2018年第三季度，公司特许权使用费收入分别为7108万美元和7349.7万美元；2019年和2018年前九个月，分别为2.0195亿美元和2.09902亿美元[155] - 2019年和2018年截至9月30日的九个月，特许权使用费收入分别为2.02亿美元和2.099亿美元，2019年平均价格下降部分被运营商销售总量增加23%抵消[170][171] 租赁奖金收入情况 - 2019年第三季度租赁奖金收入较2018年第三季度减少350万美元，2019年第三季度收到0.6百万美元用于延长三个租约期限，0.1百万美元用于三个新租约；2018年第三季度收到4.2百万美元用于延长13个租约期限[162] - 2019年和2018年截至9月30日的九个月，租赁奖金收入分别为360万美元和510万美元，减少150万美元[173] 单位产量税情况 - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，单位产量生产税分别为1.77美元和2.14美元，从价税分别为0.65美元和0.83美元，2019年单位产量生产税下降主要因产量增加16%，收入同比下降2%，从价税下降因产量增幅高于油气权益估值增幅[164] - 2019年和2018年截至9月30日的九个月，单位产量生产税分别为1.78美元和2.28美元，从价税分别为0.57美元和0.90美元，2019年单位产量生产税下降主要因产量增加23%，收入同比下降3%，从价税下降因产量增幅高于油气权益估值增幅[175] 税费总额情况 - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，生产税总额分别为3455万美元和3615万美元，从价税总额分别为1276万美元和1412万美元，生产和从价税总额分别为4731万美元和5027万美元[165] 损耗费用情况 - 2019年截至9月30日的三个月，损耗费用从1650万美元增至1870万美元，增加220万美元，主要因产量提高和新增储量账面价值增加[166] 一般及行政费用情况 - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，一般及行政费用分别为180万美元和130万美元，增加50万美元，主要因根据合伙协议从普通合伙人分配的费用增加[167] 净利息费用情况 - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，净利息费用分别为380万美元和370万美元[168] 所得税情况 - 2019年和2018年截至9月30日的三个月，所得税收益分别为750万美元和所得税费用80万美元，变化主要因2019年联邦所得税状态变更导致估计递延税项调整[169] 调整后EBITDA情况 - 2019年和2018年截至9月30日的九个月，调整后EBITDA归属于公司的部分分别为8840.3万美元和1.12539亿美元[184] 净油气和天然气凝析液销售情况 - 2019年第三季度末，净油气和天然气凝析液销售（GAAP）为7.108亿美元，2018年同期为7.3497亿美元；2019年前九个月为20.195亿美元，2018年同期为20.9902亿美元[186] 现金流量情况 - 2019年前九个月，经营活动提供净现金1.64228亿美元，2018年同期为1.76414亿美元；投资活动使用净现金3.27196亿美元，2018年同期为5.09964亿美元；融资活动提供净现金1.60244亿美元，2018年同期为3.26182亿美元[193] 现金分红情况 - 2019年第三季度现金分红为每股0.46美元，将于2019年11月15日支付给2019年11月8日收盘时登记在册的合格单位持有人[191] 循环信贷安排情况 - 运营公司的循环信贷安排最高信贷额度为20亿美元，截至2019年9月30日，借款基数为6亿美元，未偿还借款4.095亿美元，可用借款额度1.905亿美元[197][198] - 2019年10月1日收购完成后，运营公司循环信贷安排的借款基数从6亿美元增至7.25亿美元；10月16日，未偿还借款为9450万美元，可用借款额度为6.305亿美元[197][198] - 2019年11月预计借款基数将从7.25亿美元增至7.75亿美元，需经必要贷款人批准[198] 信贷协议规定情况 - 信贷协议规定的未使用额度承诺费为每年0.375% - 0.500%，贷款利率为替代基准利率或LIBOR加适用利差[199] - 信贷协议要求总净债务与EBITDAX之比不超过4.0:1.0，流动资产与负债之比不低于1.0:1.0[200] - 允许发行最高4亿美元的无担保债务，每次发行需将借款基数减少发行本金的25%[201] 信贷协议遵守情况 - 2019年9月30日，运营公司遵守信贷协议的财务契约，有4.095亿美元未偿还借款，加权平均利率为5.98%[202][217] 利率影响情况 - 利率增减1%，利息费用相应增减约410万美元[217] 购买商占比情况 - 2019年前九个月，三家购买商占特许权使用费收入超10%，分别为Trafigura Trading LLC（29%）、Concho Resources, Inc.（17%）和Shell Trading (US) Company（13%）[215] - 2018年前九个月，两家购买商占特许权使用费收入超10%，分别为Shell Trading (US) Company（41%）和RSP Permian LLC（16%）[215] 信贷协议借款利率情况 - 信贷协议借款利率为浮动利率，替代基准利率适用利差为0.75% - 1.75%，LIBOR适用利差为1.75% - 2.75%[216] 公司资金情况 - 公司主要资金来源为经营现金流、股权发行所得和信贷协议借款，主要现金用途为向单位持有人分配和资本支出[187]

股东权益与股权交易 - 截至2019年6月30日，Diamondback持有公司731,500个普通股单位和全部72,418,500个B类流通单位，约占总流通单位的54%；待完成待定交易后，将持有731,500个普通股单位和90,709,946个B类单位，约占60%[111] - 公司拟以1830万个新发行B类单位、1830万个运营公司新发行单位和1.5亿美元现金从Diamondback子公司收购特定矿产权和特许权权益，交易估值7亿美元，预计2019年第四季度完成[117] - 2018年3月，公司将联邦所得税状态从穿透式合伙企业变更为应税实体；2018年5月9日完成相关协议修订和交易，Diamondback交付并转让73,150,000个普通股单位，换取等数量新发行B类单位和运营公司单位[122] - 2018年5月10日，所得税状态变更生效，普通合伙人与Diamondback分别向公司现金出资100万美元，有权获得8%年度季度分配[123] - 2019年2月完成1092.5万个普通股单位的承销公开发行，Diamondback持有约54%的已发行单位，净收益约3.406亿美元[166] 产量与价格数据 - 2019年第二季度，公司平均日产量为19,597桶油当量/天（67%为石油），石油每桶平均售价54.81美元，天然气液每桶18.33美元，天然气每千立方英尺 - 0.65美元，每桶油当量平均实现价格39.50美元[119] - 2019年第二季度石油、天然气和天然气液体产量分别为120.2万桶、1640万立方英尺和30.8万桶，2018年为105.2万桶、1280万立方英尺和22.1万桶[130] - 预计2019年剩余时间实现约88% - 92%的WTI价格，2020年实现约100%的WTI价格[135] 矿产权收购与权益 - 2019年上半年，公司从无关第三方收购1,028个净特许权英亩，总价1.269亿美元，截至6月30日，总矿产权权益达15,870个净特许权英亩[116] - 2019年第二季度，公司估计有198口毛井（4.1个净100%特许权权益）水平井投产，平均特许权权益2.1%；收购401个净特许权英亩，新增18口毛井（0.2个净100%特许权权益）生产水平井，平均特许权权益1.3%[120] 信贷安排与借款 - 待定交易完成后，运营公司循环信贷安排下的借款基数将从2019年6月30日的6亿美元增加1.25亿美元至7.25亿美元[118] - 信贷协议修订后，最高信贷额度为20亿美元，借款基数为6亿美元，2019年6月27日借款基数从5.55亿美元增至6亿美元，6月30日有2.125亿美元未偿还借款和3.875亿美元可用借款额度[171][172] - 信贷协议规定未偿还借款利率为可选的替代基准利率或LIBOR加适用利差，适用利差分别为0.75% - 1.75%和1.75% - 2.75%，需按季度支付0.375% - 0.500%的承诺费[173] - 信贷协议包含多项契约，要求总净债务与EBITDAX之比不超过4:1，流动资产与负债之比不低于1:1，允许发行最高4亿美元无担保债务[174] - 截至2019年6月30日，公司有2.125亿美元未偿还借款，加权平均利率为4.41%，利率增减1%将使利息费用相应增减约210万美元[182] 股息分配 - 2019年第二季度，公司宣布每股普通股现金股息为0.47美元，于2019年8月21日支付给8月14日收盘时的在册股东[121] - 2019年第二季度现金分红为每股0.47美元，8月21日支付给8月14日收盘时登记在册的单位持有人[165] - 公司普通合伙人董事会政策为运营公司每季度将可用现金全部分配给单位持有人，公司再将收到的可用现金全部分配给普通单位持有人[163] 税费情况 - 2019年6月30日和2018年同期的三个月，公司分别计提不到10万美元和20万美元的德州边际税；2019年和2018年上半年，分别计提10万美元和20万美元[128] - 2019年第二季度生产和从价税每单位产量分别降至1.80美元和0.66美元，2018年为2.36美元和0.92美元，主要因产量增加[138] - 2019年第二季度记录所得税费用20万美元，2018年为所得税收益7190万美元，变化因联邦所得税地位改变[143] - 2019年和2018年上半年每单位产量的生产税分别为1.78美元和2.37美元，2019年下降主要因产量增加27%，收入同比下降4%；从价税分别为0.53美元和0.93美元，2019年下降主要因产量增幅高于油气权益估值增幅[149] - 2019年和2018年上半年所得税收益分别为3440万美元和7190万美元，变化主要因2018年上半年联邦所得税状态变更确认递延收益[154] 收入情况 - 2019年和2018年第二季度特许权使用费收入分别为7040万美元和7430万美元，收入下降因价格降低，但销量增长20%部分抵消影响[131,133] - 2019年上半年和2018年上半年特许权使用费收入分别为1.309亿美元和1.364亿美元，收入下降因价格降低，但销量增长27%部分抵消影响[144,145] - 2019年第二季度租赁奖金收入较2018年增加80万美元，2019年收到3.9万美元用于续租，170万美元用于四份新租约[136] - 2019年上半年租赁奖金收入较2018年同期增加200万美元，2019年收到不足10万美元用于延长六项租约，平均每英亩754美元，280万美元用于十项新租约，平均每英亩14,689美元；2018年收到90万美元用于延长两项租约，平均每英亩6,111美元[147] - 2019年和2018年上半年油气及天然气凝析液净销售额（GAAP）分别为1.3087亿美元和1.36405亿美元，毛销售额（非GAAP）分别为1.32535亿美元和1.36813亿美元[161] 费用情况 - 2019年第二季度损耗费用增至1650万美元，较2018年增加330万美元，主要因产量增加和新储备净账面价值增加[140] - 2019年第二季度一般及行政费用降至170万美元，较2018年减少50万美元，主要因2018年法律费用高和基于单位的补偿费用略有下降[141] - 2019年第二季度净利息费用降至270万美元，较2018年减少约50万美元，因借款减少但平均利率升高部分抵消[142] - 2019年上半年耗竭费用从2018年同期的2480万美元增至3270万美元，增加790万美元，主要因产量提高和新增储量账面价值增加[151] - 2019年和2018年上半年一般及行政费用分别为340万美元和490万美元，2019年减少150万美元，主要因2018年税务结构变更导致法律费用增加及单位补偿费用略有下降[152] - 2019年和2018年上半年净利息费用分别为730万美元和540万美元，增加190万美元，因2019年上半年利率较高[153] 现金流情况 - 2018年和2019年上半年经营活动产生的净现金流分别为1.0172亿美元和1.12212亿美元，投资活动使用的净现金分别为1.38446亿美元和2.5249亿美元，融资活动提供的净现金分别为2685.4万美元和1.48967亿美元[167] - 2019年和2018年上半年投资活动使用的净现金分别为1.384亿美元和2.525亿美元，用于收购石油和天然气权益及土地[169] - 2019年上半年融资活动提供的净现金为2690万美元，主要来自普通股单位公开发行净收益3.406亿美元，被信贷安排还款1.985亿美元和向单位持有人分配1.147亿美元抵消；2018年上半年为1.49亿美元，主要来自信贷安排借款所得2.565亿美元，部分被向单位持有人分配1.071亿美元抵消[170] 其他财务指标 - 2019年和2018年上半年调整后EBITDA分别为5767.4万美元和8235.1万美元[158] 主要购买方情况 - 2019年上半年，三家购买方占特许权使用费收入超10%，分别为Trafigura Trading LLC（31%）、Concho Resources, Inc.（18%）和Shell Trading (US) Company（11%）；2018年上半年为Shell Trading (US) Company（46%）和RSP Permian LLC（20%）[181] 公司流动性与资金用途 - 公司主要流动性来源为经营现金流、股权发行所得和信贷协议借款，主要现金用途为向单位持有人分配和资本支出，未来收购将通过多种方式融资[162]