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