财务数据关键指标变化：收入和利润 - 2025年净产量：原油43,699 MBbl，天然气191.3 Bcf，总油气当量75,581 MBOE，日均207,070 BOE[91] - 2025年平均实现售价：原油（不含衍生品）64.99美元/Bbl，天然气（不含衍生品）2.08美元/Mcf[91] - 2025年主要产区Delaware Basin贡献总净产量的98.2%，其油气当量平均售价为43.27美元/BOE[93] - 2025年原油产量43,699 MBbl，较2024年的36,530 MBbl增长19.6%[91] - 2025年公司总油气当量产量约为7560万BOE，较2024年的约6250万BOE增长21%[104] - 2025年平均日产量为207,070 BOE/天，其中原油119,723桶/天（同比增长20%），天然气524.1 MMcf/天（同比增长23%）[104] - 2024年总油气当量产量约为6250万BOE，较2023年的约4810万BOE增长30%[105] - 2023年主要产区为特拉华盆地，其年净产量占公司总产量的96.1%，达46,253 MBOE[101] - 2023年特拉华盆地平均实现油价为每桶77.9美元，天然气为每Mcf 3.32美元，单位生产成本为每BOE 5.88美元[101] - 2025年归属于Matador股东的净利润为7.592亿美元，较2024年的8.853亿美元下降14.2%，主因折耗折旧摊销费用增加2.211亿美元等[498] - 2025年归属于Matador股东的调整后EBITDA为22.94551亿美元，与2024年的22.98777亿美元基本持平[497] 财务数据关键指标变化：成本和费用 - 2025年运营费用：租赁运营5.50美元/BOE，运输和处理0.88美元/BOE，中游运营2.75美元/BOE[91] - 2025年利息费用为2.0852亿美元，较2024年的1.71687亿美元增加3680万美元[497][498] - 2025年折耗、折旧及摊销费用为11.95358亿美元，较2024年的9.743亿美元增加22.1%[497][498] - 2025年所得税费用为1.72675亿美元，较2024年的2.92364亿美元减少1.197亿美元[497][498] 财务数据关键指标变化：现金流与资本支出 - 2025年投资活动现金净流出为21.6亿美元，较2024年的36.7亿美元减少15.1亿美元[489] - 2025年D/C/E资本支出增加3.194亿美元，主要由于Delaware Basin的钻探、完井和装备活动[489] - 2025年Ameredev收购相关支出减少18.3亿美元[489] - 2025年油气资产收购支出减少1.153亿美元[489] - 2025年资产出售收益增加1010万美元[489] - 2025年净融资活动现金净流出28.26亿美元，较2024年的净流入14.1亿美元增加17.0亿美元，主要由于债务和股权融资净收益减少12.7亿美元等[490] 各条业务线表现：上游生产（特拉华盆地） - 截至2025年底，公司在特拉华盆地的总净储量达6.622亿桶油当量，较2024年底的6.062亿桶油当量增长9%，占公司总探明储量的约99%[48] - 截至2025年底，公司在特拉华盆地确定了5,295个总（1,802个净）已规划的未来钻井位置，其总净水平段长度约为1910万英尺（3,801英里），较2024年底增长4%[49] - 公司特拉华盆地总净面积约为212,500英亩，其中约81%由现有生产维持权益（不包括双湖资产区，该比例约为90%）[46] - Antelope Ridge资产区在2025年投产了84口总井（73.2口净井）自营井和27口总井（0.5口净井）非自营井[51] - John Callahan单元的17口自营井在约4个月内累计产量约210万桶油当量，平均完井水平段长度约10,300英尺[52] - Antelope Ridge资产区另外67口自营井在平均约7个月内累计产量约900万桶油当量，平均完井水平段长度约10,600英尺[53] - Ranger资产区9口自营井在平均约5个月内累计产量约70万桶油当量，平均完井水平段长度约10,600英尺[54] - Arrowhead资产区22口自营井在约7个月内累计产量约550万桶油当量，平均完井水平段长度约10,000英尺[56] - Rustler Breaks资产区26口自营井在平均约6个月内累计产量约430万桶油当量，平均完井水平段长度约10,100英尺[57] - West Texas资产区9口自营井在约3个月内累计产量约40万桶油当量，平均完井水平段长度约10,100英尺[60] - 截至2025年底，公司运营井的平均权益约为85%，总净井数为1,194.3口，其中特拉华盆地净井数为1,137.1口[107][108] - 2025年钻探活动结果：开发井生产井254口（净117.5口），勘探井生产井16口（净11.9口），总生产井270口（净129.4口）[148] - 2024年钻探活动结果：开发井生产井253口（净106.9口），勘探井生产井9口（净4.9口），总生产井262口（净111.8口）[148] - 2023年钻探活动结果：开发井生产井222口（净84.1口），勘探井生产井24口（净16.9口），总生产井246口（净101.0口）[148] - 截至2025年12月31日，有150口毛开发井（净52.1口）和11口毛勘探井（净1.0口）正在钻探、完井或等待完井作业[149] 各条业务线表现：上游生产（其他地区） - 公司于2025年第一季度以2220万美元出售了其在南德克萨斯Eagle Ford页岩的剩余资产[62] - 截至2025年12月31日，西北路易斯安那州的资产贡献了约2%的平均日油气当量产量（3,635桶油当量/日），以及不到1%的估计总探明储量（480万桶油当量）[65] 各条业务线表现：中游业务（San Mateo） - Matador从San Mateo获得1.367亿美元现金分红，并从合资伙伴Five Point获得1300万美元绩效激励[34] - San Mateo的担保循环信贷额度在2025年12月修订，贷款承诺从8.5亿美元增加至11.0亿美元，并修订了弹性条款，允许贷款承诺最高可增至13.5亿美元[34] - 截至2025年底，San Mateo的中游资产包括：天然气日处理能力7.2亿立方英尺，约340英里天然气集输管道；三个原油集输点，日处理能力超过10万桶，约120英里原油集输管道；16口商业化盐水处理井及相关设施，日处理能力47.5万桶，约195英里采出水集输管道[35] - 2025年天然气日均集气量约为517 MMcf，较2024年的426 MMcf增长21%[83] - 2025年Black River处理厂日均处理天然气约502 MMcf，较2024年的403 MMcf增长25%[83] - 2025年San Mateo石油管道系统日均吞吐量约为52,900 Bbl，较2024年的52,600 Bbl增长1%[86] - 2025年日均处理采出水约418,000 Bbl，较2024年的462,400 Bbl下降10%[88] - 截至2025年底，San Mateo拥有设计处理能力约为475,000 Bbl/日的采出水处置容量[87] - 通过Pronto交易，公司从San Mateo获得了约2.198亿美元的特别分配，并有潜力在五年内从Five Point获得最高7500万美元的激励付款，其中2025年支付了1300万美元[73] 各地区表现 - 公司约33%的Delaware Basin租约和矿产面积位于联邦土地上，受制于可能限制运营的法规[175][176] - 公司在新墨西哥州的Rustler Breaks原油管道系统包含约70英里的原油管道，受FERC管辖[176] - 未来五年内到期的特拉华盆地土地权益中，约60%与公司位于新墨西哥州利县北部的Twin Lakes资产区相关[144] 储量与资产 - 截至2025年底，公司总证实储量达6.67047亿BOE，较2024年底的6.11536亿BOE增长9%[113][116] - 2025年证实原油储量为3.7598亿桶，较2024年增长4%；证实天然气储量为1.7464 Tcf，较2024年增长17%[113][116] - 2025年标准化度量（Standardized Measure）为69.866亿美元，PV-10值为82.378亿美元[113] - 2025年储量增加主要来自特拉华盆地的扩展与新发现，达1.35亿BOE，但部分被7280万BOE的向下修正所抵消[116] - 公司证实储量与产量比率从2024年12月31日的9.8下降10%至2025年12月31日的8.8[118] - 证实油气储量标准化计量值从2024年底的73.8亿美元下降5%至2025年底的69.9亿美元[119] - 证实油气储量PV-10值从2024年底的92.3亿美元下降11%至2025年底的82.4亿美元[119] - 用于估算储量的油价（未加权算术平均）同比下降14%至每桶61.82美元，天然气价格同比上涨59%至每MMBtu 3.39美元[119] - 证实已开发油气储量同比增长11%，从2024年底的3.668亿桶油当量增至2025年底的4.080亿桶油当量[122][123] - 2025年证实已开发石油储量增长8%至2.230亿桶，证实已开发天然气储量增长15%至1.11万亿立方英尺[123] - 证实未开发油气储量同比增长6%，从2024年底的2.447亿桶油当量增至2025年底的2.591亿桶油当量[127] - 2025年将7756.5万桶油当量的证实未开发储量转换为证实已开发储量，相关投资为10.13亿美元[129] - 截至2025年底，公司净证实储量主要位于特拉华盆地，为6.622亿桶油当量，其标准化计量值为69.690亿美元，PV-10值为82.170亿美元[132] - 公司总净证实储量为6.670亿桶油当量，其中石油占56%，天然气占44%[119][132] - 截至2025年12月31日，公司未来五年内未开发土地权益到期情况：2026年到期毛面积11,000英亩（净8,400英亩），2027年到期毛面积15,900英亩（净14,200英亩），2028年到期毛面积33,900英亩（净10,000英亩），2029年到期毛面积3,800英亩（净3,800英亩），2030年到期毛面积1,500英亩（净1,500英亩）[144] - 2031年及以后到期的未开发土地权益总计3,400净英亩，全部位于特拉华盆地[143] - 截至2025年12月31日，公司不到1%的已探明油气储量将受到未开发土地权益到期的影响[145] 环境、社会与管治（ESG）表现 - 公司2024年直接温室气体排放强度较2019年下降65%，甲烷排放强度下降88%，燃烧强度下降84%[36] - 2025年，公司总用水消耗中非淡水使用占比达98%，水力压裂作业总用水消耗中循环使用采出水占比达72%][36][41] - 2025年，公司通过管道运输了99%的运营采出水和97%的运营原油[41] - 公司主要通过连接电网供电，避免使用现场内燃发电机，以进一步减少排放[162] - 2025年，公司运营的原油总产量中97%已接入管道，运营的采出水总产量中99%已接入管道[165] - 2025年，公司运营的原油和采出水管道连接率分别达到97%和99%[165] - 2025年员工完成约26,800小时继续教育，人均约56小时[210] 监管与法律环境 - 2024年，EPA在最终规则中将温室气体社会成本估值从每公吨51美元提高至190美元[172] - 2026年2月，EPA发布最终规则，撤销了2009年关于六种温室气体危害公众健康与福利的“危害认定”[173] - 2024年4月，BLM最终确定了一项旨在减少天然气浪费的新规，但该规则在多个州的执行已被法院禁止[174] - 2025年9月，BLM发布了一份补充NEPA分析，提议维持先前已签发的租约，但该分析尚未最终确定[171] - 2025年2月，特朗普政府撤销了关于温室气体社会成本的行政命令，并指示EPA考虑取消其在联邦决策中的使用[172] - 2025年11月，内政部宣布将推迟执行原定于2025年12月生效的2024年天然气浪费规则部分条款[174] - PHMSA于2019年10月最终确定了Mega Rule第一部分，要求1970年以前建设的天然气输送管道运营商重新确认最大允许操作压力[183] - PHMSA于2021年11月发布了Mega Rule第二部分，将联邦安全要求扩展至大直径、高压力的陆上天然气集输管道[183] - PHMSA于2022年8月发布了Mega Rule第三部分，适用于陆上天然气输送管道，并更新了高后果区与非高后果区管道的修复标准[183] - 地下注入作业若被指控导致地震活动，可能面临更严格的监管要求[188] - 水力压裂活动若被移除《安全饮用水法》的豁免，或受到其他立法限制，可能对公司财务状况产生重大不利影响[190] - 若《资源保护与恢复法》对油气勘探生产废物的豁免被废除或修改，将增加公司需处理的危险废物量并导致运营费用上升[195] - 公司预计将在所有重大方面遵守当前适用的环境法律法规，且不认为这些法规会产生重大不利影响[191] - 根据《综合环境反应、赔偿和责任法》，公司可能需对有害物质释放承担连带责任，包括清理成本和自然资源损害赔偿[194] - 2025年新墨西哥州环境部因预算限制，暂停发放空气许可证的截止日期[199] - 2024年3月8日EPA发布最终规则，监管油气源排放[200] - 2025年12月3日EPA发布最终规则，延长了2024年3月8日规则中的部分合规期限[200] 资本结构与融资活动 - 公司于2025年4月实施股票回购计划，授权回购最多4.0亿美元普通股，当年以每股41.31美元的加权平均价格回购了1,351,328股，总成本为5580万美元[34] - 截至2025年末，公司总合同现金义务为69.29324亿美元，其中1年内到期3.24528亿美元，1-3年内到期13.80899亿美元[501] - 截至2025年末，公司高级无担保票据本金总额为21.5亿美元，其中5年内到期5亿美元，5年后到期16.5亿美元[501] - 截至2025年末，信贷协议项下未偿借款为3.98亿美元，预计年利息费用约2240万美元[501] - 截至2025年末，San Mateo信贷安排项下未偿借款为8.83亿美元，预计年利息费用约5050万美元[501] 运营风险与成本结构 - 公司约50%的水平井总成本用于完井活动，主要集中于水力压裂作业[190] - 公司约33%的Delaware Basin的租约和矿产面积位于联邦土地上[190] - 2025年、2024年和2023年，三大主要购买方分别占公司油气及天然气液体总收入的约72%、79%和76%[153] 人力资源 - 2025年公司拥有483名全职员工[208]