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]

公司股权结构 - 截至2019年3月31日，Diamondback拥有731,500个普通股单位和全部72,418,500个已发行的B类单位，约占公司总发行单位的54%[106] 业务收入占比变化 - 2019年第一季度与2018年相比，石油销售运营收入占比从90%降至84%，天然气销售占比从4%升至7%，天然气液体销售占比从6%降至7%，租赁奖金收入占比从0升至2%[109] 能源价格区间 - 2018年，西德克萨斯中质原油价格每桶在44.48 - 77.41美元之间，亨利枢纽天然气现货市场价格每百万英热单位在2.49 - 6.24美元之间；2019年前三个月，西德克萨斯中质原油价格每桶在46.31 - 60.19美元之间，亨利枢纽天然气现货市场价格每百万英热单位在2.54 - 4.25美元之间[110] 矿产权收购与规模 - 2019年第一季度，公司从无关第三方收购627个净特许权英亩，总价8270万美元，截至2019年3月31日，公司总矿产权增至15,469个净特许权英亩[111] 一季度产量与售价 - 2019年第一季度，公司平均日产量为19,042桶油当量/天（67%为石油），石油每桶平均售价45.31美元，天然气液体每桶18.09美元，天然气每千立方英尺2.05美元，平均实现价格为每桶油当量35.26美元[112] 股息宣布与支付 - 2019年第一季度，公司宣布普通股单位现金股息为每股0.38美元，于2019年5月20日支付给2019年5月13日收盘时登记在册的股东[114] 运营与净收入变化 - 2019年第一季度与2018年相比，运营收入从6217.8万美元降至6159万美元，净收入从4289.6万美元增至7431.1万美元，归属于公司的净收入从4289.6万美元降至3377.9万美元[122] 产量变化 - 2019年第一季度与2018年相比，石油产量从90.6万桶增至114.7万桶，天然气产量从11.62亿立方英尺增至18.72亿立方英尺，天然气液体产量从17.1万桶增至25.4万桶，综合产量从127.1万桶油当量增至171.4万桶油当量[123] 销售价格变化 - 2019年第一季度与2018年相比，石油平均销售价格从每桶61.41美元降至45.31美元，天然气从每千立方英尺2.11美元降至2.05美元，天然气液体从每桶23.47美元降至18.09美元，综合平均销售价格从每桶油当量48.88美元降至35.26美元[123] 产量与价格对收入影响 - 2019年第一季度与2018年相比，运营商销售的综合产量增加34.8%，部分抵消了平均价格下降的影响[125] - 价格变动导致总收入减少1995.7万美元，产量变动使总收入增加1825.7万美元，总体收入减少170万美元[126] 定价预期 - 2019年第二季度起实现定价有望改善，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[127] 租赁奖金收入变化 - 2019年第一季度租赁奖金收入较2018年同期增加120万美元，2019年第一季度收到相关款项[128] 损耗费用变化 - 2019年第一季度损耗费用增至1620万美元，较2018年同期增加470万美元[129] 一般及行政费用变化 - 2019年第一季度一般及行政费用为170万美元，较2018年同期减少100万美元[130] 净利息费用变化 - 2019年第一季度净利息费用为450万美元，较2018年同期增加约250万美元[131] 所得税收益情况 - 2019年第一季度记录所得税收益3460万美元，2018年第二季度前无所得税相关情况[132] 调整后EBITDA变化 - 2019年第一季度调整后EBITDA为5726.4万美元，2018年为5690.8万美元[136] 普通股单位公开发行 - 2019年2月完成公开发行1092.5万个普通股单位，净收益约3.406亿美元[141] 信贷协议借款情况 - 截至2019年3月31日，信贷协议借款基数为5.55亿美元，未偿还借款1570万美元，可用借款3.98亿美元[142] 合同义务与承诺情况 - 2018年12月31日止年度的合同义务和其他承诺无重大变化[151] 关键会计政策情况 - 2018年12月31日止年度的关键会计政策无变化[152] 资产负债表外安排情况 - 公司目前无资产负债表外安排[153] 特许权使用费收入占比变化 - 2019年第一季度，Trafigura Trading LLC、Concho Resources, Inc.和Shell Trading (US) Company分别占公司特许权使用费收入的38%、13%和11%[156] - 2018年第一季度，Shell Trading (US) Company和RSP Permian LLC分别占公司特许权使用费收入的47%和21%[156] 未偿还借款情况 - 截至2019年3月31日，公司有1.57亿美元未偿还借款[157] 借款加权平均利率及影响 - 公司循环信贷安排下借款的加权平均利率为4.49%[158] - 利率每变动1%，公司利息费用将相应变动约160万美元[158]

公司资产与储量结构 - 公司资产主要是德州二叠纪盆地和鹰滩页岩的矿产权益，2018年全年产量中约70%为石油，15%为天然气凝析液，15%为天然气[41] - 截至2018年12月31日，公司估计的净探明储量中约66%为石油，18%为天然气凝析液，16%为天然气[41] - 截至2018年12月31日，公司估计的探明已开发储量中，石油为29,526千桶，天然气为49,681百万立方英尺，天然气凝析液为7,965千桶，总计45,771千桶油当量[48] - 截至2018年12月31日，公司估计的探明未开发储量中，石油为12,352千桶，天然气为11,916百万立方英尺，天然气凝析液为3,027千桶，总计17,365千桶油当量[48] - 截至2018年12月31日，公司估计的净探明储量中，石油为41,878千桶，天然气为61,597百万立方英尺，天然气凝析液为10,992千桶，总计63,136千桶油当量[48] - 截至2018年12月31日，探明已开发储量占比为72%[48] 潜在经济水平井位 - 假设西德克萨斯中质原油价格为每桶55美元，Diamondback在德州佩科斯县运营的土地上确定了约596个潜在经济水平井位[39] - 假设西德克萨斯中质原油价格为每桶55美元，Diamondback在德州米德兰县西班牙小径地区运营的土地上确定了约201个潜在经济水平井位[41] 生产井与储量来源 - 截至2018年12月31日，生产储量来自1,127口垂直井和2,321口水平井，其中Diamondback运营296口垂直井和392口水平井[49] - 截至2018年12月31日，公司PUD储量总计17,365千桶油当量，来自183口水平井，其中Diamondback运营152口[51] - 截至2018年12月31日，公司运营商在拥有矿权的土地上拥有3448口生产井的工作权益[55] PUD储量变化 - 2018年PUD新增储量13674 MBOE，降级1161 MBOE，转化为已开发储量约5930 MBOE，收购约506 MBOE，正向修正约230 MBOE[53] 产量与价格 - 2018年石油产量4399 MBbls，天然气产量5840 MMcf，天然气液体产量933 MBbl，合计产量6305 MBOE，日产量17275 BOE/d[54] - 2018年石油平均价格为每桶56.13美元，天然气为每百万立方英尺2.22美元，天然气液体为每桶24.41美元，综合为每桶油当量44.83美元[54] 矿权面积 - 截至2018年12月31日，公司矿权总面积为532295英亩，净矿区使用费面积为14841英亩，其中约11.7%的净矿区使用费面积为可能到期的超额矿区使用费权益[56] 储量开发计划与状态 - 公司所有PUD钻井位置计划在最初记录日期起五年内完成钻探，截至2018年12月31日，总探明储量中无已探明未开发非生产储量[52] 运营影响因素 - 石油需求夏季增加冬季减少，天然气需求相反，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[59] 法规监管 - 油和气运营受各种立法、监管和法律要求约束，监管负担增加了经营成本[61] - 油和气勘探、开发和生产运营受严格环境法律法规约束，违规会面临重大处罚[62] - 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[63][66][67][72] - 2015年12月美国参与巴黎气候大会，《巴黎协定》2016年11月4日生效，2017年6月1日特朗普宣布美国将退出协定[76][77] - 2012年8月16日，EPA发布联邦清洁空气法案最终条例，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%[83] - 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；2017年3月28日特朗普要求EPA审查该法规；2017年6月16日EPA提议暂停部分要求两年；2018年10月15日提议大幅减轻该法规监管负担[84] - 2011年9月1日，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品；2012年2月1日起，德州铁路委员会相关规则适用于其颁发初始钻井许可证的所有油井[86] - 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2014年1月生效[86] - 2014年10月28日，德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，规则2014年11月17日生效[86] - 油气行业受联邦、州和地方当局广泛监管，立法不断审查修订，监管负担增加企业经营成本[89] - 油气州际运输和转售受联邦监管，联邦和州法规管理油气管道运输价格和准入条款，FERC法规在某些情况下会影响州内运输[90] - 公司运营商的运营受联邦、州和地方各级监管，包括钻井许可、钻井保证金和运营报告等要求[92] - 各州规定钻井和间距单元或配产单元的大小和形状，制定油气井最大产量，征收生产或 severance税，未来可能限制产量或钻井位置[92] - 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[100] 员工情况 - 截至2018年12月31日，Diamondback有711名全职员工，且无员工由工会代表或受集体谈判协议覆盖[103] 油气价格波动 - 过去五年，WTI原油价格从2016年2月的每桶26.19美元低点到2014年6月的每桶107.95美元高点；亨利枢纽天然气现货价格从2016年3月的每百万英热单位1.49美元低点到2014年2月的每百万英热单位8.15美元高点[115] - 2018年，WTI价格在每桶44.48 - 77.41美元之间，亨利枢纽天然气现货价格在每百万英热单位2.49 - 6.24美元之间[115] - 2019年1月28日，WTI原油价格为每桶51.79美元，亨利枢纽天然气现货价格为每百万英热单位3.05美元[115] 特许权使用费收入与合作方 - 2018年，公司约59%和16%的特许权使用费收入分别来自Diamondback和Concho Resources, Inc [118] - 公司依赖Diamondback和Concho Resources, Inc进行开发和生产，两家公司因当前商品价格环境打算减少钻井数量[118] 现金分配政策 - 公司季度现金分配可能因业务表现而大幅波动，且董事会可随时修改或撤销现金分配政策[109][110] 油气价格对公司的影响 - 油气价格波动及下跌会影响公司财务状况、运营结果和可分配现金，还可能导致储量下调和资产减值[112][115][116] 已探明未开发储量风险 - 截至2018年12月31日，公司约28%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[122] 运营商钻井情况 - 2018年，Diamondback作为公司约37%相关土地面积的运营商，共钻了104口总井，其中15口处于不同完井阶段[122] 生产平均折耗率 - 2018年、2017年和2016年，每桶当量生产的平均折耗率分别为9.33美元、10.07美元和12.67美元[133] 资产减值情况 - 2016年12月31日止年度，公司对已探明石油和天然气资产计提减值4750万美元，2018年和2017年未计提减值[135] 运营商对公司的影响 - 运营商可能不开展开发活动或意外开展活动，导致公司特许权使用费收入和可分配给单位持有人的现金大幅波动[121] 已探明未开发储量开发风险 - 公司已探明未开发储量的开发时间可能更长，资本支出可能高于目前预期[122] 运营商破产风险 - 若运营商破产，公司可能无法终止租赁，且更换不支付特许权使用费的运营商可能会遇到延误[123] 地理区域风险 - 公司生产性资产集中在西德克萨斯二叠纪盆地，易受单一地理区域运营风险影响[124] 公司未来发展 - 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[127] 资产收购风险 - 公司收购的资产可能无法按预期生产，且可能无法确定储量潜力、识别相关负债或获得卖方保护[131] 信贷协议情况 - 截至2018年12月31日，公司信贷协议借款基数为5.55亿美元，未偿还借款4.11亿美元，循环信贷额度下可用借款1.44亿美元[146] 关键人员依赖风险 - 公司依赖少数关键人员，失去他们的服务可能对业务产生不利影响，且未为高管团队或关键人员购买“关键人物”人寿保险[143] 行业竞争风险 - 石油和天然气行业竞争激烈，公司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[144] 信贷协议限制 - 公司信贷协议的运营和财务限制及契约可能限制业务和融资活动，以及向单位持有人支付分配的能力[145] 租赁权风险 - 若未来净租赁面积大部分未开发且最终未开发或无商业价值，公司可能失去租赁权，影响油气储量、生产和财务状况[149] 资金获取风险 - 开发和勘探业务需要大量资金，公司可能无法以满意的条件获得所需资金，导致资产损失和储量下降[151] 产权缺陷风险 - 公司获取工作权益时可能因未检查产权而遭受产权缺陷损失，未治愈产权缺陷可能影响生产和储量[153][154] 潜在钻井位置风险 - 确定的潜在钻井位置受多种不确定因素影响，实际钻井活动可能与预期不同，影响业务[155] 油气租赁期限风险 - 油气租赁通常有3 - 5年期限，未能钻足够井以维持租赁可能导致租赁续期成本增加或失去租赁权[157] 客户信用与销售风险 - 公司可能面临客户无法履行义务的信用风险，以及依赖少数重要购买者销售油气的风险[158][160][161] 水资源风险 - 德州部分地区干旱致当地水管理区限制水力压裂用水，若公司无法获取水源或有效利用返排液，可能影响油气生产及财务状况[163] 勘探钻井风险 - 公司勘探钻井面临多种风险，新地层钻井结果不确定性更高，若钻井结果不佳或无法执行钻井计划，可能导致资产减记[164][165] 运输设施风险 - 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，影响经营结果和可分配现金，减产情况可能持续数天至数月[166] 法规合规风险 - 公司油气运营受各级政府法规监管，合规成本高，违反规定会面临制裁，法规变化可能增加运营成本、减少流动性[167][170] 水力压裂法规风险 - 关于水力压裂的联邦和州立法及监管举措可能增加成本、带来运营限制或延误[171] - 2015年1月1日后新建或重新压裂的水力压裂井，EPA规则要求使用“绿色完井”以实现挥发性有机化合物排放减少95%[173] 水力压裂环境监管风险 - 多项政府研究关注水力压裂环境影响，可能促使进一步监管，增加公司合规和经营成本[174] 水力压裂作业法规风险 - 部分州已或考虑出台限制或禁止水力压裂的法规，新法规可能使公司压裂作业更困难、成本更高[175][176] 环境健康安全法规风险 - 公司运营受环境、健康和安全法规约束，违反规定会面临处罚和责任，法规趋严可能影响公司财务状况和经营结果[177] 野生动物保护风险 - 保护野生动物的钻井限制可能影响公司运营，导致运营延迟和成本增加，濒危物种保护措施可能限制勘探和生产活动[178] 温室气体排放法规风险 - 温室气体排放法规或使公司运营成本增加、产品需求降低，但目前运营未受现有气候变化举措不利影响[179][180][181] 环保行动风险 - 环保行动和倡议可能干扰公司业务活动、运营及获取资本的能力，公司可能面临相关诉讼风险[182] 气候变化风险 - 气候变化可能导致极端天气，干扰公司生产、增加成本，且极端天气造成的损失可能无法完全获得保险赔偿[183] 水力压裂与地震关联监管风险 - 监管机构关注水力压裂活动与地震活动的关联，部分州的监管机构正寻求施加额外要求[184] 收购工作权益风险 - 未来若收购工作权益，公司钻井活动面临诸多风险，可能导致重大损失并影响财务状况[186][187] 运营风险与保险 - 公司运营面临多种危险和未投保风险，虽会尝试分配潜在责任和风险，但可能无法成功执行或承担意外责任[188][189][190] - 公司预计为部分业务风险投保，但保险可能不足以覆盖损失，且可能无法获得或保费过高[191] 人员招聘与培训风险 - 未来若收购工作权益，公司可能难以招聘、培训或留住合格人员，这可能影响生产和财务状况[193][194] 地震数据风险 - 公司依赖的2 - D和3 - D地震数据可能无法准确识别油气存在，且使用先进技术会增加前期支出[195] 行业技术风险 - 公司可能无法跟上行业技术发展，面临竞争劣势，且新技术实施成本可能较高[196] 网络安全风险 - 公司面临网络安全风险，可能导致信息盗窃、数据损坏、运营中断和财务损失，且防护系统和保险可能不足[199] 利益冲突风险 - 公司普通合伙人及其关联方与公司和有限合伙人存在利益冲突，可能优先考虑自身利益[200] 现金分配政策影响 - 公司现金分配政策限制了业务增长和收购能力，需依赖外部融资[203] 融资风险 - 发行额外单位或举债融资会增加无法维持或提高单位分配水平的风险，且纳税会减少可分配现金[204] 业务管理风险 - 公司依赖Diamondback的员工管理业务，可能存在资源分配问题影响财务结果[205] 普通合伙人回购权 - 普通合伙人在拥有超过80%的普通股单位时可行使回购权[205] 单位持有与投票权 - 截至2018年12月31日，Diamondback拥有公司59%的总流通单位，移除普通合伙人需至少66 2/3%的流通单位投票同意[215] - 拥有20%或以上单位的有限合伙人（除普通合伙人及其关联方等）投票权受限[216]