公司股权结构与合作伙伴关系 - Diamondback持有公司约56%的总单位，包括731,500普通单位和90,709,946 B类单位[52] - 公司计划通过与Diamondback的合作，参与第三方矿产权益的收购，以扩大潜在收购目标的规模和范围[54] - 公司计划从Diamondback收购符合标准的矿产权益，以增强现金流和回报[55] - 公司依赖Diamondback的员工进行管理和运营，Diamondback可能无法提供足够的资源来专注于公司的业务，这可能导致财务表现不佳[133] - Diamondback及其附属公司可能与公司竞争，Diamondback拥有比公司更多的资源，这可能使公司在商业活动和潜在收购中处于不利地位[135] 矿产权益与储量管理 - 公司预计通过Diamondback和其他运营商的开发活动，矿产权益的生产将增加，从而推动现金流增长[53] - 公司计划通过高资产质量策略，选择性剥离非核心矿产，并将收益重新部署到核心领域[57] - 公司的矿产和权益业务无需承担资本支出，运营成本低，利润率高，能够在稳定或上涨的价格环境中产生自由现金流增长[61] - 公司2022年的探明储量由内部工程师评估，并由独立工程公司Ryder Scott审计，覆盖100%的总探明储量[64][65] - 2022年公司已探明储量中，石油为79,004 MBbls，天然气为209,964 MMcf，天然气液体为34,902 MBbls，总计148,900 MBOE[68] - 2022年公司已探明开发储量占总储量的72%，较2021年的71%有所提升[68] - 2022年公司未开发储量（PUD）为41,609 MBOE，较2021年增加14,957 MBOE，主要来自199口水平井的扩展[69] - 2022年公司未开发储量（PUD）中，Wolfcamp A层占166口井，Lower Spraberry层占141口井[69] - 2022年公司未开发储量（PUD）向下修正3,675 MBOE，主要由于7,007 MBOE的PUD降级[70] - 2022年公司未开发储量（PUD）计划在未来五年内完成钻井[70] - 截至2022年12月31日，公司约28%的已探明储量是未开发储量，开发这些储量需要大量资本支出和成功的钻井作业[108] - 公司未来成功依赖于发现、开发或收购更多经济可采的石油和天然气储量，现有储量将随着开采而减少[109] - 公司矿产和特许权权益集中在西德克萨斯州的二叠纪盆地，地理集中使其更容易受到单一地区风险的影响，包括天气相关风险[112] - 公司大部分已探明储量集中在Midland盆地的Wolfberry资源区，资产集中在少数生产层中增加了风险[113] 财务与资本管理 - 公司保持保守的资本结构，以支持财务灵活性，并计划通过自由现金流偿还债务[58] - 公司使用衍生工具管理商品价格风险，保护资产负债表和现金流[59] - 公司可能没有足够的可用现金来支付每季度的普通单位分配[103] - 公司的分配政策可能限制其增长和收购能力[103] - 公司2022年第三季度开始实施新的分配政策，包括基础和可变分配，考虑通过普通单位回购计划返还给单位持有人的资本[105] - 公司使用全成本法核算石油和天然气生产活动，未来可能因价格下跌而需要进一步减记资产价值[116] - 公司可能因资本计划增加总杠杆，依赖循环信贷额度为资本支出提供资金，若信贷额度减少，可能被迫削减资本支出[122] - 公司受限于循环信贷额度和债券契约中的限制性条款，可能限制其应对市场变化或追求商业机会的能力[123] - 公司需维持循环信贷额度中的财务比率，若市场或经济条件恶化，可能影响其遵守这些条款的能力[124] - 商品价格下跌可能导致借款基础重新确定，进而影响公司的流动性和运营资金[125] - 公司偿还债务的能力取决于未来现金流，若现金流不足，可能被迫削减资本支出或出售资产[128] - 公司债务评级若被下调，可能限制其融资和贸易信贷的获取，并增加借款成本[130] - 公司循环信贷额度的借款利率为浮动利率，2022年加权平均利率为4.22%，利率上升可能对财务结果产生重大不利影响[130] 环保法规与合规风险 - 石油和天然气行业受到严格的环保法规约束，违反法规可能导致高额行政、民事和刑事处罚[79] - 公司可能面临因环境问题引发的第三方索赔，包括个人伤害和财产损失[80] - 废物处理法规可能增加公司资本支出和运营成本，特别是如果废物被重新分类为危险废物[80] - 公司可能因CERCLA（超级基金法）承担清理污染场地的责任，包括地下水污染[81] - 清洁水法（CWA）和石油污染法（OPA）对水排放和石油泄漏有严格规定，违反可能导致高额罚款[81] - 空气排放法规可能增加公司合规成本，特别是新设施需要获得许可[82] - 气候变化相关法规，如《通胀削减法案》（IRA），可能增加公司运营成本，特别是甲烷排放费用[82] - 公司可能因温室气体排放控制法规面临更高的运营成本和合规要求[82] - 温室气体排放限制可能增加公司运营成本，并影响产品需求和价格[83] - 水力压裂法规可能增加公司运营成本，并限制其活动[85] - 极端天气条件可能干扰公司生产并增加成本[83] - 美国环保署要求减少95%的挥发性有机化合物排放[85] - 德克萨斯州铁路委员会要求公开水力压裂过程中使用的化学品[85] - 德克萨斯州铁路委员会对废水处理井实施了新的监测和报告要求[85] - 美国环保署正在研究废水处理设施的环境影响[85] - 美国环保署提议加强油气行业的排放监测和控制[85] - 德克萨斯州铁路委员会暂停了部分废水处理井的许可[85] - 美国环保署修订了2012年和2016年的新源性能标准[84] 商品价格与市场风险 - 2022年NYMEX WTI原油价格范围为每桶$(37.63)至$123.70，NYMEX Henry Hub天然气价格范围为每MMBtu $1.48至$9.68[94] - 2022年公司未记录任何资产减值，但如果商品价格下跌，未来可能需要进行减值[94] - 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合约来管理价格波动风险[98] - 公司可能面临气候变化相关法规、政策和倡议带来的合规成本增加和其他运营成本增加的风险[99] - 公司可能面临资本成本增加的风险，包括利率上升或信用评级下降[102] 公司治理与股东权益 - 公司普通合伙人的控制权可能在不经股东同意的情况下转让给第三方，这可能导致公司控制权的变更[141] - 公司普通合伙人拥有回购权，如果其及其附属公司持有超过80%的股份，可以要求非关联股东以特定价格出售其股份[144] - 公司可以未经股东批准发行额外的普通股和其他权益，这将稀释现有股东的持股比例[145] - 公司可以发行优先于普通股的权益，这可能减少普通股股东的现金分配，削弱其投票权，或在清算时使其资产索赔处于次要地位[145] - 大量普通股在公开或私人市场的出售可能对公司普通股的市场价格产生不利影响[146] - 公司作为公开交易的合伙企业，不受纳斯达克某些公司治理要求的约束，例如独立董事多数要求或设立薪酬委员会[147] - 公司合伙协议规定，任何未成功的法律行动将由提起诉讼的股东承担公司因此产生的所有费用，包括律师费[148] - 公司合伙协议允许普通合伙人根据需要对协议进行修订，以允许赎回某些股东的股份，赎回价格为赎回前20个交易日的平均收盘价[150] 税收与法规变化 - 公司自2018年5月10日起被美国联邦所得税法视为公司，适用21%的企业税率，可能导致可分配现金流大幅减少[151] - 公司向普通股东的分配可能被视为股息，需缴纳美国联邦所得税[151] - 美国税收立法可能对公司业务、经营结果、财务状况和现金流产生不利影响，包括取消无形钻探和开发成本的即时扣除[152] - 2022年8月16日，拜登总统签署了《通胀削减法案》，对某些大公司征收15%的公司替代最低税（CAMT），并对某些股票回购征收1%的消费税[152] - 如果公司受到CAMT的影响，其美国联邦所得税的现金税义务可能会显著加速[153] - 公司正在评估《通胀削减法案》对其财务结果和运营现金流的影响[153] 运营与技术风险 - 公司依赖少数运营商进行大部分矿产权益的开发和生产，运营商减少钻井数量或效率低下可能对公司增长和运营结果产生不利影响[106] - 公司未能成功识别、完成和整合资产或业务收购可能减缓增长并对运营结果和可分配现金产生不利影响[114] - 公司依赖电力、互联网、电信基础设施以及信息和计算机系统，若这些系统受损或不可用，业务将受到重大不利影响[118] - 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[119] - 公司已实施并投资于网络安全控制和保护措施，但无法完全消除网络安全威胁[120] 德克萨斯州税收政策 - 德克萨斯州对石油和天然气生产征收4.6%的石油开采税和7.5%的天然气开采税[89]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度矿石产量创下公司历史新高，连续第三个季度在绝对值和单位基础上创纪录 [6] - 第四季度净债务减少1亿美元，回购约100万单位，并计划支付年化收益率超过6%的分配 [7] - 2023年全年平均产量指引显示同比增长8%，且无需任何资本支出 [8] - 2022年通过非核心资产销售获得超过1亿美元收益，包括Eagle Ford资产的销售，该资产日产量约为250桶，占当前产量的1% [9] - 第四季度单位分配为0.49美元，与上一季度持平，尽管油价同期下跌10% [10] - 2023年预计年化自由现金流收益率接近10%，假设WTI油价为75美元 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - Eagle Ford资产销售后，公司完全转向Permian盆地，预计Permian盆地将继续保持高增长 [17] - 公司在Permian盆地的资产基础吸引了大量活动，预计2023年产量将继续增长 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - Permian盆地的活动水平保持平稳，大多数运营商的活动水平大致持平 [8] - 公司在Permian盆地的资产基础吸引了大量活动，预计2023年产量将继续增长 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过资本回报计划积极回购单位，特别是在第三季度，第四季度回购速度有所放缓 [9] - 公司计划通过非核心资产销售和单位回购来优化资本结构，并继续专注于Permian盆地的高增长机会 [9][17] - 公司在Permian盆地的资产基础吸引了大量活动，预计2023年产量将继续增长 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计2023年产量将同比增长8%，且无需任何资本支出 [8] - 公司预计2023年自由现金流收益率接近10%，假设WTI油价为75美元 [11] - 公司认为其资产基础在市场上具有竞争优势，特别是在Permian盆地 [14] 其他重要信息 - 公司将继续执行资本回报计划，包括单位回购和分配 [9] - 公司预计2023年产量将继续增长，特别是在Permian盆地 [10] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于股东分配和单位回购的看法 - 公司认为在市场上回购单位比在私人市场购买矿产更具成本效益，特别是在单位价格较低时 [13] - 公司将继续根据市场情况调整回购策略，特别是在单位价格较低时 [13] 问题: 关于Eagle Ford资产销售和Permian盆地增长的看法 - 公司认为Eagle Ford资产的增长潜力有限，因此决定出售该资产并专注于Permian盆地的高增长机会 [15][17] - 公司预计Permian盆地的产量将继续增长，尽管其他运营商的活动水平保持平稳 [17] 问题: 关于2023年产量增长的预期 - 公司预计2023年产量将在第二季度末至第三季度初达到22,000桶/天的水平，主要得益于Diamondback的活动 [18][19] - 公司预计2023年产量将在下半年显著增长，特别是在第二季度 [20] 问题: 关于Permian盆地深层开发的机会 - 公司认为Permian盆地的深层开发（如Wolfcamp D、Barnett和Woodford）将为公司带来长期机会 [22] - 公司预计这些深层开发将在未来几年内为公司带来额外收益 [22] 问题: 关于并购市场的看法 - 公司认为当前矿产市场的买卖价差仍然较大，特别是在油价波动的情况下 [24] - 公司预计随着时间推移，买卖价差可能会缩小，但目前仍保持谨慎态度 [25] 问题: 关于第三方运营节奏的看法 - 公司认为第三方运营节奏在过去几个季度保持稳定，预计2023年将继续保持稳定 [26] - 公司预计2023年第三方活动水平将继续改善，特别是在高NRI资产开发方面 [27]

业绩总结 - 2022年第四季度净收入为34,022万美元，同比增长104%[55] - 2022年第四季度调整后EBITDA为186,742万美元，同比增长51%[55] - 2022年第四季度可分配现金为30,734万美元，同比增长23%[55] - 2022年第四季度每单位可分配现金为0.45美元，同比略有下降[55] - 2022年第四季度的利息支出为10,731万美元，同比增长11%[55] 用户数据 - 2022年末的证明储量为1.489亿桶油当量，同比增长16%[23] - 2022年净证明储量增加为3,330万桶油当量，储量替换比率为271%[23] - 2022年公司生产的272口水平井中，100%净收入权井为4.6口[35] - 截至2022年12月31日，公司的已探明储量为79,004万桶油、209,964百万立方英尺天然气和34,902万桶NGL，总计148,900万桶油当量[24] 未来展望 - 2023年第一季度和第二季度的平均产量指导为19,750至20,750桶油当量/天[10] - 2023财年的平均产量指导为20,000至22,000桶油当量/天，同比增长8%[11] - 预计2023年全年的单位成本为每桶油当量9.75至10.75美元[43] - 预计2023年全年的净油生产在20.00至22.00 Mbo/d之间[43] 新产品和新技术研发 - 2023年，Diamondback预计在Viper的特许权区域内进行85-90口的总完工井[36] - Viper的对冲策略旨在最大化商品价格的上行潜力，同时保护免受极端下行风险[53] 市场扩张和并购 - Diamondback在油价为50美元/桶时，经济可行的水平井数量超过3,400口[40] - 在Midland盆地，油价为40美元/桶时，经济可行的净位置为128个，而在Delaware盆地为45个，总计174个[41] 负面信息 - 2022年第四季度的债务服务、合同义务和固定费用为(5,367)万，较2021年同期显著增加[55] - 2022年第四季度的非现金单位基础补偿费用为362万美元，同比增长12%[55] 其他新策略和有价值的信息 - 2022年第四季度宣布的可变分配为每单位0.24美元，年化收益率为6.5%[16] - 2022年第四季度回购了100万普通单位，总金额为3,170万美元，平均回购价格为每单位32.40美元[17] - Viper的资本回报框架承诺至少将75%的现金可分配回报给持有人[27] - 公司的自由现金流生成能力强，财务灵活性高[56] - 公司的矿产所有权提供了在石油行业中最可靠的安全保障[56]

市场价格波动情况 - 2022年和2021年，NYMEX WTI油价每桶在47.62 - 123.70美元之间，NYMEX亨利中心天然气价格每百万英热单位在2.45 - 9.68美元之间，2022年达到七年高位[106] 矿权和特许权权益变动 - 2022年第三季度，公司以约4010万美元收购二叠纪盆地165净英亩矿权和特许权权益，以2990万美元出售特拉华盆地93净英亩第三方运营土地的矿权和特许权权益，截至9月30日，矿权和特许权权益总面积达26789净英亩[108] 产量预测 - 预计2023年公司由Diamondback运营的全年石油产量较2022年增长约10%[110] 水平井数据 - 2022年第三季度，水平井投产总数为273口，其中Diamondback运营52口，第三方运营221口；截至10月20日，水平生产井总数为6342口，水平活跃开发井总数为570口，视线内井总数为520口[111] 各业务线收入季度对比 - 2022年第三季度与第二季度相比，石油收入从19119.5万美元降至16793.4万美元，天然气收入从2379.3万美元增至2863.8万美元，天然气凝析液收入从2384.2万美元降至2333.7万美元，特许权使用费收入从23883万美元降至21990.9万美元，租赁奖金收入从32.9万美元增至149.7万美元，其他营业收入从16.3万美元增至21.1万美元[115] 各业务线产量季度对比 - 2022年第三季度与第二季度相比，石油产量从179.8万桶增至182.8万桶，天然气产量从389800万立方英尺增至408600万立方英尺，天然气凝析液产量从60.7万桶增至66.4万桶，综合产量从305.4千桶油当量增至317.3千桶油当量[116] 各业务线平均销售价格季度对比 - 2022年第三季度与第二季度相比，石油平均销售价格从每桶106.34美元降至91.87美元，天然气平均销售价格从每千立方英尺6.10美元增至7.01美元，天然气凝析液平均销售价格从每桶39.28美元降至35.15美元，综合平均销售价格从每桶油当量78.20美元降至69.31美元[116] 特许权使用费收入季度变动原因 - 2022年第三季度特许权使用费收入较第二季度减少1890万美元，平均价格变化导致减少约2550万美元，主要因平均油价降低，天然气凝析液价格也有一定下降，虽天然气平均价格有所上升但影响较小；产量增长4%使收入增加660万美元[119] 税费季度对比 - 2022年第三季度与第二季度相比，生产税从1202.3万美元降至1159.1万美元，从价税从401.6万美元增至404.7万美元，生产和从价税总额从1603.9万美元降至1563.8万美元[120] 税费占比季度对比 - 2022年第三季度与第二季度相比，生产税占特许权使用费收入的比例从5.0%升至5.3%，从价税占比从1.7%升至1.8%，生产和从价税总额占比从6.7%升至7.1%[120] 折耗费用季度对比 - 2022年第三季度折耗费用较第二季度减少150万美元，即5%，平均折耗率从10.47美元降至9.60美元[121] 衍生工具收益和现金支出季度对比 - 2022年第三季度衍生工具净收益为88.2万美元，第二季度净损失为188.9万美元；第三季度衍生品净现金支出为1026.3万美元，第二季度为676.5万美元[122] 所得税费用季度对比 - 2022年第三季度所得税费用较第二季度减少5260万美元[124] 营业收入和净利润年度对比 - 2022年前九个月与2021年同期相比，营业收入从3.3913亿美元增至6.62842亿美元，净利润从1396.82万美元增至5097.63万美元[125] 各业务线产量年度对比 - 2022年前九个月与2021年同期相比，石油产量从437.8万桶增至525.9万桶，天然气产量从98.28亿立方英尺增至117.13亿立方英尺[126] 特许权使用费收入年度变动原因 - 2022年前九个月与2021年同期相比，特许权使用费收入增加3.142亿美元，其中约2.409亿美元归因于价格上涨，7330万美元归因于产量增长23%[129][130] 折耗费用年度对比 - 2022年前九个月折耗费用较2021年同期增加1560万美元，即21%，平均折耗率从10.07美元降至9.91美元[133] 衍生工具净损失和现金支出年度对比 - 2022年前九个月衍生工具净损失为1936.6万美元，2021年同期为7064.9万美元；2022年前九个月衍生品净现金支出为2729.2万美元，2021年同期为6118.8万美元[134] 净利息费用年度对比 - 2022年前九个月净利息费用较2021年同期增加600万美元[136] 公司流动性情况 - 截至2022年9月30日，公司拥有约2.666亿美元的流动性，包括1160万美元的现金及现金等价物和2.55亿美元的运营公司信贷协议可用额度[138] 现金流量年度对比 - 2022年前九个月经营活动净现金为5.13241亿美元，2021年同期为1.99672亿美元[143] - 2022年前九个月投资活动净现金为1961.1万美元，2021年同期为 - 672.8万美元[143] - 2022年前九个月融资活动净现金为 - 5.60684亿美元，2021年同期为 - 1.40525亿美元[143] - 2022年前九个月现金及现金等价物净减少2783.2万美元，2021年同期净增加5241.9万美元[143] 资金分配和回购情况 - 2022年前九个月向单位持有人分配3.337亿美元，回购普通股单位花费1.189亿美元，其中3730万美元用于从重要单位持有人处回购150万普通股单位[146] - 2022年前九个月回购5.375% 2027年高级票据本金4960万美元，现金对价4900万美元[149] 运营公司信贷协议情况 - 截至2022年9月30日，运营公司循环信贷协议承诺金额为5亿美元，未偿还借款为2.45亿美元[148] 普通股单位回购计划 - 2022年7月26日，普通合伙人董事会将普通股单位回购计划授权从2.5亿美元提高到7.5亿美元，截至9月30日，还有5.61亿美元可用于回购[151] 股息情况 - 2022年第三季度股息为每股0.49美元，其中基本季度股息为每股0.25美元，可变季度股息为每股0.24美元[152] 关键会计估计情况 - 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[154]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度石油产量创下历史新高，连续两个季度在绝对值和单位基础上均实现增长 [6] - 单位石油产量环比增长2%，尽管绝对产量保持相对平稳 [7] - 单位石油产量同比增长超过15%，主要得益于单位回购计划和去年第四季度完成的Swallowtail收购 [7] - 自2020年第四季度授权单位回购计划以来，公司已回购超过900万个单位，约占初始单位数量的6%，平均价格为每股约21美元 [8] - 第三季度每单位分配为0.49美元，年化收益率接近6% [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - Diamondback运营的产量占公司总产量的60%，预计2023年Diamondback运营的净石油产量将同比增长约10% [10] - 公司预计2023年整体石油产量将实现中高个位数增长 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计第四季度和2023年第一季度的产量将相对平稳，主要由于运营商转向开发更大的平台，导致季度间产量波动 [10] - 2023年第二季度和第三季度，随着大型平台的投产，产量将开始增长 [37] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于通过核心业务创造价值，并通过单位回购和分配资本来增加长期单位增长和回报 [12] - 公司将继续扩大Diamondback运营的产量，并优先购买Diamondback运营的矿产 [27] - 公司对FireBird资产的开发持乐观态度，并计划在该地区进行更多矿产收购 [28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计2023年产量增长主要来自Diamondback运营的部分，第三方运营商的产量预计将保持平稳 [20] - 公司认为自由现金流收益率比资本回报收益率更为重要，因为自由现金流的现值是驱动价值的关键 [24] 其他重要信息 - 公司在第三季度回购了超过180万个单位，平均价格略低于每股28美元 [6] - 公司预计2023年Diamondback运营的产量将增长10%，整体石油产量将实现中高个位数增长 [21] 问答环节所有的提问和回答 问题: 单位回购计划的决定因素 - 单位回购计划主要受市场波动影响，公司在第三季度积极回购单位，特别是在宣布分配和支付分配之间的时间段 [15] - 公司倾向于将更多现金用于资本回报，但回购计划将在股价疲软时提供支持 [16] 问题: 2023年活动水平展望 - 公司预计2023年活动水平将保持稳定，Diamondback运营的产量将增长10%，第三方运营商的产量预计将保持平稳 [19][20] 问题: 单位回购与分配的平衡 - 公司认为自由现金流收益率比资本回报收益率更为重要，回购计划旨在在市场波动时提供支持 [24] 问题: 未来矿产收购策略 - 公司将继续优先购买Diamondback运营的矿产，并计划在FireBird资产区域进行更多收购 [27][28] 问题: FireBird资产的矿产收购展望 - 公司预计短期内不会有来自FireBird资产的矿产收购，但未来可能会考虑一些小规模的收购 [33] 问题: 未来产量增长展望 - 公司预计2023年第二季度和第三季度产量将开始增长，主要由于大型平台的投产 [37]

业绩总结 - 2022年第三季度每单位可分配现金为1.07美元，承诺将75%的总可分配现金返还给股东，结果为每单位返还0.80美元[7] - 2022年第三季度平均产量为19,870桶油当量/天，较2022年第二季度增长1%，同比增长24%[8] - 2022年第三季度对冲现金利润为每桶57.95美元，约占实现价格的87%[11] - 截至2022年第三季度末，净债务为6.64亿美元，净债务与过去12个月的息税折旧摊销前利润比率为0.9倍[11] - 2022年第三季度回购了180万普通单位，总金额为5070万美元，平均价格为每单位27.91美元[20] - 2022年第三季度的支付比率为75%[33] - Viper自IPO以来已向持有人分配累计11.27美元/单位的现金[42] 用户数据 - 2022年第三季度，Viper向LP持有人分配的现金总额为79.2百万美元，每单位分配1.07美元[33] - Viper的现金税率预计在11%至16%之间，第四季度现金税支出为200万至500万美元[74] - 2023年第三季度的现金可分配给Viper Energy Partners LP的单位持有者为26,491美元，较2022年同期下降8.1%[105] - 每个有限合伙单位的可分配现金为0.38美元，较上一季度下降19%[1] 未来展望 - 预计2023年，Viper将从Diamondback的高质量开发计划中获得显著收益，主要集中在Midland盆地[51] - Viper预计2022年第四季度和2023年第一季度的净油生产为19.25至20.25 Mbo/d，总生产为33.25至35.00 Mboe/d[74] - Viper预计在WTI油价为90美元的情况下，每个LP单位可分配现金流约为3.50美元，年化收益率超过10%[29] 新产品和新技术研发 - Viper的矿产和特许权利益提供了对高利润、主要未开发资产的显著曝光，且没有资本要求以支持其可持续的自由现金流[25] - Viper的运营商承担资本负担，减轻了通货膨胀成本压力的影响[74] 市场扩张和并购 - 目前在Viper的土地上运营的钻机数量为49台，净特许权面积为26,789英亩，主要位于二叠纪盆地[21] - Diamondback在Viper的土地上运营的完井数量为2,636个，平均水平为151.2[70] - Viper在Diamondback运营的完井中拥有的平均净收入权益为60%[70] 负面信息 - 2023年第三季度的净收入为40,705美元，较2022年同期下降76.3%[105] - 2023年第三季度的调整后EBITDA为87,665美元，相较于2022年同期下降10.8%[105] - 2023年第三季度的利息支出为10,731美元，较2022年同期上升9.7%[105] - 2023年第三季度的非控制性权益的净收入为130,762美元，较2022年同期下降5%[105] 其他新策略和有价值的信息 - Viper的财务结构有利于主要非应税分配[107] - 公司的特许权资产提供了有机增长，而无需资本成本或运营费用，从而限制了成本通胀的风险[107] - 2022年分配的现金中，约55%预计为非应税分配，降低了税基[108]

股权结构 - 截至2022年6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，并实益拥有全部90,709,946个已发行B类单位，约占已发行总单位的55%[107] 市场价格 - 2021年至2022年上半年，NYMEX WTI油价每桶在47.62 - 123.70美元之间，NYMEX亨利枢纽天然气价格每百万英热单位在2.45 - 9.32美元之间，2022年达到七年高点[108] 业务规模 - 2022年公司无重大收购，截至6月30日，矿产和特许权权益总面积达26,718个净特许权英亩[111] 现金分配政策 - 2022年7月26日，普通合伙人董事会宣布2022年第二季度普通股单位现金分配为每股0.81美元，将于第三季度支付[112] - 2022年7月，普通合伙人董事会批准分配政策，自2022年第三季度后支付分配起生效，计划通过基础分配、可变分配和回购有限合伙人单位，向单位持有人返还至少75%可分配现金，基础分配初始为每季度每股0.25美元（每年每股1.00美元）[113][114] 票据回购 - 2022年第二季度，合伙企业回购了总计4960万美元本金的2027年到期5.375%高级票据[115] - 2022年第二季度，运营公司回购了本金总额4960万美元的5.375% 2027年高级票据[154] 产量指引 - 2022年公司将全年石油产量指引中点提高约4%[116] 各业务线收入变化（季度对比） - 2022年第二季度与第一季度相比，石油收入从155,051千美元增至191,195千美元，天然气收入从15,190千美元增至23,793千美元，天然气液体收入从22,848千美元增至23,842千美元，特许权使用费收入从193,089千美元增至238,830千美元，租赁奖金收入从8,682千美元降至329千美元[121] 各业务线产量变化（季度对比） - 2022年第二季度与第一季度相比，石油产量从1,633千桶增至1,798千桶，天然气产量从3,729百万立方英尺增至3,898百万立方英尺，天然气液体产量从586千桶增至607千桶[122] 特许权使用费收入增长原因（季度对比） - 2022年第二季度特许权使用费收入较第一季度增加4570万美元，其中约2850万美元归因于油价上涨，其余1720万美元源于产量增长8%[124][125] 折耗费用变化（季度对比） - 2022年第二季度与第一季度相比，折耗费用增加460万美元，增幅17%，主要因产量增加及平均折耗率从9.65美元升至10.47美元[128] 所得税费用变化（季度对比） - 2022年第二季度与第一季度相比，所得税费用增加360万美元，主要因特许权使用费收入增加和衍生品合约损失减少使税前净收入增加[131] 特许权使用费收入增长原因（半年度对比） - 2022年上半年与2021年同期相比，特许权使用费收入增加2.219亿美元，其中油价创新高及天然气和天然气液体价格回升贡献约1.794亿美元，产量增长22%贡献剩余4250万美元[135][136] 折耗费用变化（半年度对比） - 2022年上半年与2021年同期相比，折耗费用增加1050万美元，增幅22%，主要因产量增长，平均折耗率保持在10美元左右[139] 衍生品工具情况（半年度对比） - 2022年上半年与2021年同期相比，衍生品工具净亏损从6105万美元降至2024.8万美元，净现金支出从3588.2万美元降至1702.9万美元[140] 所得税费用情况（半年度） - 2022年上半年所得税费用为880万美元，因特许权使用费收入和租赁奖金收入增加以及衍生品合约损失减少使税前收入增加[142] 公司流动性 - 2022年6月30日，公司流动性约为2.543亿美元，包括430万美元现金及现金等价物和运营公司信贷协议下可用的2500万美元[143] 生产税和从价税（季度对比） - 2022年第二季度生产税为1202.3万美元，从价税为401.6万美元，总计1603.9万美元；第一季度生产税为987万美元，从价税为400万美元，总计1387万美元[127] 各业务线产量和价格（半年度对比） - 2022年上半年石油产量为343.1万桶，天然气产量为76.27亿立方英尺，天然气液体产量为119.3万桶；2021年同期分别为289.8万桶、64.81亿立方英尺和85.6万桶[133] - 2022年上半年石油平均销售价格为100.92美元/桶，天然气为5.11美元/千立方英尺，天然气液体为39.14美元/桶；2021年同期分别为59.45美元/桶、2.87美元/千立方英尺和22.31美元/桶[133] 现金流量情况（半年度对比） - 2022年和2021年上半年经营活动净现金分别为299020千美元和129680千美元，投资活动净现金分别为31198千美元和 - 819千美元，融资活动净现金分别为 - 365354千美元和 - 105560千美元，现金及现金等价物净增加（减少）分别为 - 35136千美元和23301千美元[147] 经营活动净现金变化原因（半年度） - 2022年上半年经营活动净现金增加主要因特许权使用费收入增加、租赁奖金收入增加和衍生品结算现金支出减少，部分被营运资金账户变化、生产和从价税费用增加以及税金现金支出增加抵消[149] 投资活动净现金变化原因（半年度） - 2022年上半年投资活动净现金流入主要来自油气权益剥离所得，2021年同期无重大油气权益收购或剥离[150] 融资活动净现金流出原因（半年度对比） - 2022年上半年融资活动净现金流出主要用于向单位持有人分配1.941亿美元、回购6820万美元普通股单位、回购4900万美元票据本金以及偿还5400万美元运营公司循环信贷安排借款[151] - 2021年上半年融资活动净现金流出主要用于偿还2200万美元运营公司循环信贷安排借款、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[152] 运营公司循环信贷协议情况 - 运营公司循环信贷协议最高信贷额度为20亿美元，截至2022年6月30日借款基数为5.8亿美元，已选择承诺金额5亿美元，未偿还借款2.5亿美元，2022年第二季度和上半年加权平均借款利率分别为3.20%和2.88%[153] 普通股单位回购计划 - 2022年4月27日，普通合伙人董事会将普通股单位回购计划授权增加至2.5亿美元并无限期延长，7月26日进一步增加至7.5亿美元，截至6月30日，有1.118亿美元可用于回购[156] 现金分配支付情况 - 2022年第二季度现金分配为每股0.81美元，将于8月23日支付给8月16日登记在册的普通股单位持有人[158] 关键会计估计 - 公司关键会计估计与2021年12月31日年度报告披露相比无变化[159]

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]