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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
 
表格10-Q
☒根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条规定的季度报告
截至本季度末March 31, 2022
或
☐根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
佣金文件编号001-35700
 
响尾蛇能源公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
德
45-4502447
(法团或组织的州或其他司法管辖区)
(国际税务局雇主身分证号码)
500个西得克萨斯州
套房1200
米德兰，TX
79701
(主要行政办公室地址)
(邮政编码)
(432) 221-7400
(注册人的电话号码，包括区号)
 根据1934年《证券交易法》第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题交易代码注册的每个交易所的名称
普通股方纳斯达克股市有限责任公司
(纳斯达克全球精选市场)

用复选标记表示注册人是否：(1)在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。   是  ☒ No ☐

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则405规定必须提交的每一份交互数据文件。   是  ☒ No ☐

用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。(勾选一项)：
大型加速文件服务器☒加速文件管理器☐
非加速文件管理器☐较小的报告公司☐
新兴成长型公司☐

如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。 ☐

用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。 是☐ No ☒ 

截至2022年4月29日，注册人拥有177,492,631已发行普通股的股份。


响尾蛇能源公司。
表格10-Q
截至2022年3月31日的季度
目录
页面
石油和天然气术语汇编
II
某些其他术语的词汇
三、
关于前瞻性陈述的警告性声明
四.
第一部分财务信息
项目1.简明合并财务报表(未经审计)
1
简明综合资产负债表
1
简明综合业务报表
3
股东权益简明合并报表
4
现金流量表简明合并报表
5
合并财务报表简明附注
6
项目2.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析
27
项目3.关于市场风险的定量和定性披露
47
项目4.控制和程序
48
第二部分：其他信息
项目1.法律诉讼
49
第1A项。风险因素
49
第二项股权证券的未经登记的销售和收益的使用
50
项目6.展品
51
签名
52


i
目录表
石油和天然气术语词汇
以下是本季度报告Form 10-Q(本报告)中使用的某些石油和天然气行业术语的词汇表：
海盆在地球表面堆积沉积物的一大块凹陷。
Bbl或Barrel一个储油桶，或42美国加仑液体体积，在本报告中指的是原油或其他液态碳氢化合物。
波波一桶原油。
教委会一桶石油当量，六千立方英尺天然气相当于一桶石油。
BoE/d每天一次。
英国热量单位(简写为Btu)将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。
完成处理已钻出的油井，然后安装用于生产天然气或石油的永久性设备的过程，或在干井的情况下，向适当的机构报告废弃情况。
寻找和开发成本收购、开采和勘探已探明石油和天然气储量所产生的资本成本除以已探明储量的增加和修订。
总英亩或总井一块土地或一口井的总面积(视属何情况而定)，其中有一块土地或一口井。
水平井油井采用水平定向钻进，以开发传统垂直钻井机构无法触及的结构。
Mbbl1000桶原油和其他液态碳氢化合物。
MBO/d每天一千个BO。
MBOE/d每天一千BOE。
麦克夫一千立方英尺的天然气。
矿产权益资源所有权和矿业权的利益，赋予所有者从开采的资源中获利的权利。
MMBtu一百万英制热量单位。
净英亩或净井以总英亩为单位拥有的零碎工作权益的总和。
石油和天然气性质包括为开采石油和天然气资源而开发的地产的大片土地。
展望根据地质、地球物理或其他数据以及利用合理预期的价格和成本进行的初步经济分析，被认为具有发现商业碳氢化合物潜力的特定地理区域。
已探明储量石油、天然气和天然气液体的估计数量，地质和工程数据合理确定地表明，在现有的经济和运营条件下，未来几年可从已知的油气藏中进行商业开采。
储量在某一特定日期，通过对已知矿藏实施开发项目，预计可经济地生产的石油、天然气和相关物质的估计剩余量。此外，必须存在或必须合理预期将会存在生产的合法权利或生产中的收入利益、向市场输送石油和天然气或相关物质的已安装手段以及实施项目所需的所有许可和融资。储量不会分配给被主要的、可能封闭的断层隔开的邻近油气藏，直到这些油气藏被渗透并被评估为经济上可以生产为止。不应将储量分配到与非生产油藏的已知油藏明显隔开的地区(即，没有油藏、油藏结构较低或测试结果为阴性)。这些地区可能含有潜在的资源(即从未发现的堆积物中潜在地可开采的资源)。
水库一种多孔、可渗透的地下地层，含有可开采的天然气和/或原油的自然聚集，被不透水的岩石或水屏障所限制，与其他储集层分开。
专利权使用费权益一种权益，使所有者有权获得资源或收入的一部分，而不必承担任何可能到期的开发成本。
工作利益一种经营权益，赋予所有者在该财产上钻探、生产和进行经营活动的权利，并获得生产份额，并要求所有者支付钻探和生产运营成本的份额。
WTI西德克萨斯中质油。
II
目录表
某些其他术语的词汇
以下是本报告中使用的某些其他术语的词汇表：
ASC会计准则编撰。
ASU会计准则更新。
2019年12月票据根据IG契约和相关的第一补充契约发行的本公司2026年到期的3.250%优先无抵押票据和2029年到期的3.500%优先无抵押票据。
股权计划公司股权激励计划。
《交易所法案》经修订的1934年《证券交易法》。
FASB财务会计准则委员会。
公认会计原则美国普遍接受的会计原则。
IG义齿该契约日期为2019年12月5日，由本公司、其附属担保人一方及受托人富国银行作为受托人，并补充有关未偿还2019年12月票据(定义见下文)、2021年3月票据(定义见下文)及2022年3月票据(定义如下)的补充契约。
伦敦银行同业拆借利率伦敦银行同业拆借利率。
2021年3月发行的债券公司发行的2023年到期的0.900%的优先债券、2031年到期的3.125%的优先债券和根据IG契约及相关的第三补充契约发行的2051年到期的4.400%的优先债券。
2022年3月发行的债券本公司2052年到期的4.250%优先债券，根据IG契约和相关的第三次补充契约发行。
纽约商品交易所纽约商品交易所。
欧佩克石油输出国组织。
响尾蛇特拉华州有限合伙企业Rattler Midstream LP。
响尾蛇有限责任公司响尾蛇中流运营有限责任公司，特拉华州的一家有限责任公司，也是响尾蛇的子公司。
美国证券交易委员会美国证券交易委员会。
高级附注未偿还的2019年12月债券、2021年3月债券和2022年3月债券。
毒蛇Viper Energy Partners LP，特拉华州的一家有限合伙企业。
Viper LLCViper Energy Partners LLC是特拉华州的一家有限责任公司，也是Viper的子公司。
富国银行(Wells Fargo)富国银行，全国协会。

三、
目录表
关于前瞻性陈述的警告性声明

本报告中包含的各种陈述均为《证券法》第27A条和《交易法》第21E条所指的“前瞻性陈述”，涉及风险、不确定性和假设。除有关历史事实的表述外，本新闻稿中所含的所有表述，包括与以下方面有关的表述：未来业绩；业务战略；未来运营(包括钻井计划和资本计划)；收入、亏损、成本、支出、回报、现金流和财务状况的估计和预测；储量估计及其替代或增加储量的能力；战略交易的预期收益(包括收购和资产剥离)；以及管理计划和目标(包括运营的未来现金流计划和执行环境战略的计划)，均为前瞻性表述。在本报告中使用时，“目标”、“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“未来”、“指导”、“打算”、“可能”、“模型”、“展望”、“计划”、“定位”、“潜力”、“预测”、“项目”、“寻求”、“应该，”“Target”、“Will”、“Will”以及与该公司有关的类似表述(包括此类词语的否定)旨在识别前瞻性陈述，尽管并不是所有前瞻性陈述都包含此类识别词语。特别是，本报告中讨论并在下详述的因素第II部，第1A项。风险因素 在这份报告和我们的表格10-K的年报截至2021年12月31日的年度，我们的实际结果可能会影响我们的实际结果，并导致我们的实际结果与此类前瞻性陈述中表达、预测或暗示的预期、估计或假设大不相同。除文意另有所指外，凡提及“本公司”、“本公司”、“本公司”或“本公司”，均指本公司及其合并附属公司的业务及运作。

可能导致我们的结果大不相同的因素包括(但不限于)以下因素：

•石油、天然气和天然气液体的供需水平变化及其对这些商品价格的影响；
•公共卫生危机的影响，包括流行病或大流行性疾病，如新冠肺炎大流行，以及任何相关公司或政府的政策或行动；
•欧佩克成员国和俄罗斯采取的影响石油生产和定价以及其他国内和全球政治、经济或外交发展的行动；
•总体经济、商业或行业状况的变化，包括外币汇率、利率和通货膨胀率的变化；
•区域供需因素，包括生产延迟、减产延迟或中断，或实施限产的政府命令、规则或条例；
•与水力压裂有关的联邦和州立法和法规倡议，包括现有和未来法律和政府法规的影响；
•对用水的限制，包括德克萨斯铁路委员会最近为控制二叠纪盆地诱发的地震活动而实施的对采出水的使用限制和暂停新的采出水井许可证；
•石油、天然气或天然气液体价格大幅下降，这可能需要确认重大减值费用；
•美国能源、环境、货币和贸易政策的变化；
•资本、金融和信贷市场的条件，包括钻探和开发业务以及我们的环境和社会责任项目的资金供应和定价；
•由于持续的劳动力短缺或新冠肺炎疫情导致的人员流动增加，在留住员工和劳动力市场竞争日益激烈方面面临的挑战；
•钻井平台、设备、原材料、供应品、油田服务的可获得性或成本的变化；
•安全、健康、环境、税收和其他法规或要求的变化(包括针对空气排放、水管理或全球气候变化影响的法规或要求)；
•安全威胁，包括网络安全威胁以及我们的信息技术系统或与我们有业务往来的第三方的信息技术系统被破坏而对我们的业务和运营造成的中断；
•我们的石油、天然气和天然气液体缺乏或中断获得足够和可靠的运输、加工、储存和其他设施；
•现有和未来的石油和天然气开发未能或延迟达到预期的储量或产量水平，包括由于操作风险、钻井风险或预测储量和储集层动态的内在不确定性；
四.
目录表
•难以获得必要的批准和许可；
•恶劣的天气条件；
•战争行为或恐怖主义行为以及政府或军方对此的反应；
•我们信贷协议和套期保值合同对手方财务实力的变化；
•我们的信用评级发生变化；以及
•本报告披露的其他风险和因素。

鉴于这些因素，我们的前瞻性陈述中预期的事件可能不会在预期的时间发生，或者根本不会发生。此外，我们的运营环境竞争激烈，变化迅速，新的风险不时出现。我们无法预测所有风险，也无法评估所有因素对我们业务的影响，或任何因素或因素组合可能导致实际结果与我们可能做出的任何前瞻性声明预期的结果大不相同的程度。因此，您不应过分依赖本报告中的任何前瞻性陈述。所有前瞻性陈述仅表示截至本报告之日，或如早于本报告发表之日，则为截至报告之日。除非适用法律要求，否则我们不打算也不承担任何更新或修改任何前瞻性陈述的义务。
v
目录表

第一部分财务信息


项目1.简明合并财务报表(未经审计)
响尾蛇能源公司及其子公司
简明综合资产负债表
(未经审计)
3月31日，十二月三十一日，
20222021
(单位：百万，不包括票面价值和共享数据)
资产
流动资产：
现金和现金等价物$149 $654 
受限现金18 18 
应收账款：
共同权益及其他，净额113 72 
石油和天然气销售，净额966 598 
盘存62 62 
衍生工具6 13 
应收所得税— 1 
预付费用和其他流动资产33 28 
流动资产总额1,347 1,446 
财产和设备：
石油和天然气性质，全成本会计方法(#美元8,512百万美元和美元8,496不包括在2022年3月31日和2021年12月31日摊销的百万美元)
33,645 32,914 
中游资产1,118 1,076 
其他财产、设备和土地185 174 
累计损耗、折旧、摊销和减值(13,840)(13,545)
财产和设备，净额21,108 20,619 
以托管方式持有的资金— 12 
权益法投资643 613 
衍生工具37 4 
递延所得税，净额37 40 
房地产投资，净额88 88 
其他资产71 76 
总资产$23,331 $22,898 
















见简明合并财务报表附注。
1
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
简明综合资产负债表--(续)
(未经审计)
3月31日，十二月三十一日，
20222021
负债与股东权益(单位：百万，不包括票面价值和共享数据)
流动负债：
应付帐款--贸易$49 $36 
应计资本支出301 295 
长期债务当期到期日45 45 
其他应计负债411 419 
应付收入和特许权使用费578 452 
衍生工具339 174 
递延所得税149 17 
流动负债总额1,872 1,438 
长期债务5,803 6,642 
衍生工具94 29 
资产报废债务254 166 
递延所得税1,421 1,338 
其他长期负债35 40 
总负债9,479 9,653 
承付款和或有事项(附注14)
股东权益：
普通股，$0.01票面价值；400,000,000授权股份；177,550,589和177,551,347分别于2022年3月31日及2021年12月31日发行及发行的股份
2 2 
额外实收资本14,067 14,084 
留存收益(累计亏损)(1,326)(1,998)
总计响尾蛇能源公司股东权益12,743 12,088 
非控制性权益1,109 1,157 
总股本13,852 13,245 
负债和权益总额$23,331 $22,898 





















见简明合并财务报表附注。
2
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
简明综合业务报表
(未经审计)
截至3月31日的三个月，
20222021
(除每股金额外，以百万计，以千股计)
收入：
石油销售$1,946 $944 
天然气销售154 104 
天然气液体销售289 124 
中游服务17 11 
其他营业收入2 1 
总收入2,408 1,184 
成本和支出：
租赁运营费用149 102 
生产税和从价税161 75 
集散和运输59 31 
中游服务费用22 28 
折旧、损耗、摊销和增值313 273 
一般和行政费用36 25 
兼并整合费用— 75 
其他运营费用8 4 
总成本和费用748 613 
营业收入(亏损)1,660 571 
其他收入(支出)：
利息支出，净额(40)(56)
其他收入(费用)，净额1 1 
衍生工具净收益(亏损)(552)(164)
清偿债务所得(损)(54)(61)
股权投资的收益(亏损)9 (3)
其他收入(费用)合计，净额(636)(283)
所得税前收入(亏损)1,024 288 
所得税准备金(受益于)221 65 
净收益(亏损)803 223 
可归因于非控股权益的净收益(亏损)24 3 
响尾蛇能源公司的净收益(亏损)$779 $220 
普通股每股收益(亏损)：
基本信息$4.39 $1.34 
稀释$4.36 $1.33 
加权平均已发行普通股：
基本信息177,565 164,169 
稀释178,555 164,926 
宣布的每股股息$3.05 $0.40 




见简明合并财务报表附注。
3
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
股东权益简明合并报表
(未经审计)
普通股额外实收资本留存收益(累计亏损)非控制性权益总计
股票金额
(百万美元，千股)
余额2021年12月31日177,551 $2 $14,084 $(1,998)$1,157 $13,245 
基于单位的薪酬— — — — 3 3 
分配等价权付款— — — — (1)(1)
基于股票的薪酬— — 16 — — 16 
为既得股权奖励预扣税款支付的现金— — (15)— — (15)
根据回购计划回购的股份(58)— (7)— — (7)
回购计划下的回购单位— — — — (42)(42)
对非控股权益的分配— — — — (47)(47)
已支付的股息— — — (107)— (107)
行使股票期权、发行限制性股票单位和奖励58 — 1 — — 1 
合并子公司所有权变更，净额— — (12)— 15 3 
净收益(亏损)— — — 779 24 803 
余额2022年3月31日177,551 $2 $14,067 $(1,326)$1,109 $13,852 


普通股额外实收资本留存收益(累计亏损)非控制性权益总计
股票金额
(百万美元，千股)
余额2020年12月31日158,088 $2 $12,656 $(3,864)$1,010 $9,804 
基于单位的薪酬— — — — 3 3 
分配等价权付款— — — (1)— (1)
为收购而发行的通用单位22,795 — 1,727 — — 1,727 
基于股票的薪酬— — 11 — — 11 
为既得股权奖励预扣税款支付的现金— — (6)— — (6)
回购计划下的回购单位— — — — (24)(24)
对非控股权益的分配— — — — (17)(17)
已支付的股息— — — (68)— (68)
行使股票期权、发行限制性股票单位和奖励101 — — — — — 
合并子公司所有权变更，净额— — (4)— 4 — 
净收益(亏损)— — — 220 3 223 
余额2021年3月31日180,984 $2 $14,384 $(3,713)$979 $11,652 









见简明合并财务报表附注。
4
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
现金流量表简明合并报表
(未经审计)
截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
经营活动的现金流：
净收益(亏损)$803 $223 
将净收益(亏损)与经营活动提供(用于)的现金净额进行调整：
递延所得税准备金(受益于)89 64 
折旧、损耗、摊销和增值313 273 
债务清偿损失(收益)54 61 
(收益)衍生工具损失，净额552 164 
衍生工具结算时收到(支付)的现金(420)(178)
基于股权的薪酬费用15 10 
其他5 10 
经营性资产和负债变动情况：
应收账款(403)(137)
应收所得税1 100 
预付费用和其他2 22 
应付账款和应计负债(13)(26)
应付所得税132 — 
应付收入和特许权使用费125 50 
其他(3)(12)
经营活动提供(用于)的现金净额1,252 624 
投资活动产生的现金流：
钻探、完井和增加石油和天然气资产的基础设施(418)(289)
增加中游资产(19)(7)
物业收购(296)(346)
出售资产所得收益35 — 
对权益法投资的贡献(29)(4)
权益法投资的分配— 9 
其他11 50 
投资活动提供(用于)的现金净额(716)(587)
融资活动的现金流：
信贷安排下的借款收益79 432 
信贷安排项下的还款(100)(455)
优先票据的收益750 2,200 
优先票据的偿还(1,500)(1,916)
合资企业的收益(偿还)5 (4)
债务清偿的保费(47)(166)
根据回购计划回购的股份(7)— 
回购计划中的回购单位(42)(24)
向股东分红(107)(68)
对非控股权益的分配(47)(17)
衍生工具收到(支付)的现金净额中的融资部分— 76 
其他(25)(29)
融资活动提供(用于)的现金净额(1,041)29 
现金及现金等价物净增(减)(505)66 
期初现金、现金等价物和限制性现金672 108 
期末现金、现金等价物和限制性现金(1)
$167 $174 
(1) 看见附注2--主要会计政策摘要






见简明合并财务报表附注。
5
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注
(未经审计)


1.    业务描述和陈述依据

业务的组织和描述

响尾蛇能源公司及其子公司(除非上下文另有要求，统称为“响尾蛇”或“公司”)是一家独立的石油和天然气公司，目前专注于收购、开发、勘探和开采德克萨斯州西部二叠纪盆地的非常规陆上石油和天然气储量。

截至2022年3月31日，响尾蛇的全资子公司包括特拉华州有限责任公司Diamondback E&P LLC(“Diamondback E&P”)、特拉华州有限责任公司Viper Energy Partners GP LLC、特拉华州有限责任公司Rattler Midstream GP LLC和特拉华州QEP Resources，Inc.(“QEP”)。

陈述的基础

简明综合财务报表包括本公司及其附属公司在合并时注销所有重大公司间结余及交易后的账目。

响尾蛇的上市子公司Viper Energy Partners LP(“Viper”)和Rattler Midstream LP(“Rattler”)合并在公司的财务报表中。截至2022年3月31日，该公司拥有约55毒蛇未完成单位总数的%。该公司的全资子公司Viper Energy Partners GP LLC是Viper的普通合伙人。截至2022年3月31日，该公司拥有约74占响尾蛇未完成总单位的百分比。该公司的全资子公司Rattler Midstream GP LLC是Rattler的普通合伙人。可归因于Viper和Rattler的非控股权益的经营结果在权益和净收入中列报，并与公司应占权益和净收入分开列示。

这些简明合并财务报表是本公司根据美国证券交易委员会的规则和规定未经审计编制的。它们反映了管理层认为在与年度经审计财务报表一致的基础上对中期结果进行公允陈述所需的所有调整。所有这些调整都是正常的经常性调整。根据美国证券交易委员会规则和条例，按照公认会计原则编制的财务报表中通常包含的某些信息、会计政策和脚注披露已被遗漏，尽管该公司相信所披露的信息足以使所提供的信息不具误导性。本Form 10-Q季度报告应与公司最新的Form 10-K年度报告一起阅读，该报告包含公司重要会计政策和其他披露的摘要。

重新分类

某些前期金额已重新分类，以符合本期财务报表的列报方式。这些重新分类对以前报告的总资产、总负债、股东权益、经营业绩或现金流产生了非实质性影响。

2.    重要会计政策摘要

预算的使用

公司合并财务报表和相关披露中包含的或影响的某些金额必须由管理层估计，这要求对编制合并财务报表时不能确切知道的价值或条件做出某些假设。这些估计和假设影响公司报告的资产和负债额，以及截至合并财务报表之日公司的或有资产和负债的披露。实际结果可能与这些估计不同。

鉴于石油和天然气价格波动带来的挑战，以及新冠肺炎疫情的影响，在石油和天然气行业做出准确的估计和假设尤其困难。这种情况通常增加了公司会计估计的不确定性，特别是涉及财务预测的估计。
6
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)

本公司根据历史经验、咨询专家及本公司认为在特定情况下合理的其他方法，持续评估该等估计。然而，实际结果可能与公司的估计大不相同。这些估计的修订对公司业务、财务状况或经营结果造成的任何影响，都记录在引起修订的事实为人所知的期间。须受该等估计及假设规限的重大项目包括已探明石油及天然气储量的估计及未来现金流量净额的相关现值估计、石油及天然气资产的账面价值、所假设收购资产及负债的公允价值厘定、衍生工具的公允价值估计及所得税估计。

现金、现金等价物和限制性现金

下表将截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月期间终了时简明综合现金流量表中报告的现金、现金等价物和限制性现金与简明综合资产负债表中的项目进行对账：

截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
现金和现金等价物$149 $121 
受限现金18 19 
托管资金中包含的受限现金— 34 
现金总额、现金等价物和限制性现金$167 $174 

近期会计公告

最近通过的声明

目前还没有最近采纳的声明。

尚未采用的会计公告

2021年10月，美国财务会计准则委员会发布了ASU 2021-08《企业合并(主题805)--与客户签订合同的合同资产和合同负债的会计处理》。此次更新要求企业合并中的收购方在收购时按照主题606-《与客户的合同收入》记录合同资产和负债，就像它发起了合同一样，而不是按公允价值。这一更新对2022年12月15日之后开始的公共企业实体有效，允许提前采用。该公司继续评估此更新的条款，但不认为采用会对其财务状况、运营结果或流动性产生实质性影响。

本公司考虑所有华硕的适用性和影响力。上述未讨论的华硕被评估并确定为不适用，采用的影响预计不是实质性的，或者是先前披露的华硕的澄清。

7
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
3.    与客户签订合同的收入

与客户签订合同的收入

石油、天然气和天然气液体的销售在产品控制权转移到客户手中时确认。该公司合同中的几乎所有定价条款都与市场指数挂钩，并根据油井是否输送到集输管道、石油或天然气的质量以及当前的供需状况等因素进行某些调整。因此，石油、天然气和天然气液体的价格波动，以保持与其他可用石油、天然气和天然气液体供应的竞争力。下表显示了该公司从与客户签订的合同中获得的按产品类型和流域分列的收入：

截至2022年3月31日的三个月截至2021年3月31日的三个月
米德兰盆地特拉华州盆地其他总计米德兰盆地特拉华州盆地其他总计
(单位：百万)
石油销售$1,398 $545 $3 $1,946 $569 $358 $17 $944 
天然气销售98 56 — 154 41 61 2 104 
天然气液体销售191 97 1 289 75 47 2 124 
总计$1,687 $698 $4 $2,389 $685 $466 $21 $1,172 

4.    收购和资产剥离

2022年第一季度收购

2022年1月18日，本公司从一家无关的第三方卖家手中收购了大约6,200特拉华州盆地的净英亩价格为$232现金100万美元，包括惯常的结账后调整数。此次收购的资金来自手头的现金。

Guidon运营有限责任公司

于2021年2月26日，本公司完成对Guidon Operating LLC所有租赁权益及相关资产的收购(“Guidon收购”)，包括约32,500北米德兰盆地的净英亩面积换取10.68百万股公司普通股和美元375上百万的现金。这笔交易的现金部分通过手头现金和公司信贷安排下的借款提供资金。由于收购了Guidon，该公司增加了大约210总产油井。

下表列出了在收购Guidon时支付的收购对价(单位为百万股，每股数据除外，股份单位为千股)：

考虑事项：
收盘时发行的响尾蛇普通股10,676
响尾蛇普通股于收市日每股收市价$69.28 
已发行响尾蛇普通股的公允价值$740 
现金对价375 
总对价(包括已发行响尾蛇普通股的公允价值)$1,115 

购进价格分配

收购Guidon被视为使用收购方法的业务合并。下表列出了在收购Guidon时支付的购买总价与根据收购之日的公允价值收购的可识别资产的分配情况。截至2022年第一季度，收购价格分配完成。


8
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
下表列出了公司的收购价格分配(单位：百万)：

总对价$1,115 
承担的负债的公允价值：
资产报废债务9 
收购资产的公允价值：
油气性质1,110 
中游资产14 
可归因于购入资产的金额1,124 
取得的净资产和承担的负债$1,115 

石油和天然气资产的估值采用收益法，该方法利用贴现现金流方法，该方法考虑了产量预测、预计的大宗商品价格和定价差异以及对未来资本和运营成本的估计，然后利用行业市场参与者的估计加权平均资本成本对这些估计进行贴现。收购的中游资产的公允价值以成本法为基础，该方法利用资产清单和成本记录，并考虑到资产的报告年龄、状况、使用情况和经济支持。大多数对购置资产和承担的负债的计量是以市场上看不到的投入为基础的，因此被视为第三级投入。

随着对Guidon的收购完成，该公司收购了已探明的财产#美元。537百万美元和未经证实的财产573百万美元。自收购之日起可归因于收购Guidon的经营业绩已列入简明综合经营报表，并包括#美元。28总收入的百万美元和16截至2021年3月31日的三个月的净收入为100万美元。

QEP Resources，Inc.

2021年3月17日，公司以全股票交易方式完成了对QEP的收购(即QEP合并)。QEP资产的增加使公司在米德兰盆地的净种植面积增加了约49,000净英亩。根据QEP合并的条款，在紧接生效时间之前发行和发行的每股合格QEP普通股转换为收受权利0.050一股响尾蛇普通股，以现金代替任何零碎股份(“合并对价”)。

下表列出了在QEP合并中支付给QEP股东的收购对价(以百万为单位，除每股数据外，以千股为单位)：

考虑事项：
符合条件的QEP普通股转换为响尾蛇普通股238,153 
合并前对价中包含的QEP股权奖励份额4,221 
符合合并对价条件的QEP普通股总股份242,374 
兑换率0.050 
作为合并对价发行的响尾蛇普通股12,119 
响尾蛇普通股每股收盘价$81.41 
总对价(公司已发行普通股的公允价值)$987 

购进价格分配

QEP合并已被视为使用收购方法的业务合并。下表显示收购QEP的总收购价按收购日的公允价值对收购的可识别资产和承担的负债的初步分配。截至2022年第一季度，收购价格分配完成。


9
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
下表列出了公司的收购价格分配(单位：百万)：

总对价$987 
承担的负债的公允价值：
应付帐款--贸易$26 
应计资本支出38 
其他应计负债107 
应付收入和特许权使用费67 
衍生工具242 
长期债务1,710 
资产报废债务54 
其他长期负债63 
可归因于承担的负债的数额$2,307 
收购资产的公允价值：
现金、现金等价物和限制性现金$22 
应收账款--连带利息和其他，净额87 
应收账款--石油和天然气销售净额44 
盘存18 
应收所得税33 
预付费用和其他流动资产7 
石油和天然气性质2,922 
其他财产、设备和土地16 
递延所得税39 
其他资产106 
可归因于购入资产的金额3,294 
取得的净资产和承担的负债$987 

上述收购价分配是根据QEP合并完成日QEP的资产和负债的公允价值计算的。大多数对购置资产和承担的负债的计量是以市场上看不到的投入为基础的，因此被视为第三级投入。购置的财产和设备，包括归类在石油和天然气财产中的中游资产，其公允价值是基于成本法，该方法利用资产清单和成本记录，并考虑到资产的报告年龄、状况、使用情况和经济支持。石油和天然气资产的估值采用收益法，该方法利用贴现现金流方法，该方法考虑了产量预测、预计的大宗商品价格和定价差异以及对未来资本和运营成本的估计，然后利用行业市场参与者的估计加权平均资本成本对这些估计进行贴现。QEP的未偿还优先无担保票据的公允价值是基于活跃市场的未调整报价，这被视为1级投入。衍生工具的价值以可观察到的投入为基础，包括被视为第二级投入的远期商品价格曲线。递延所得税是指取得的资产和承担的负债的税基和合并日期公允价值不同所产生的税收影响。

随着QEP合并的完成，该公司收购了已探明的财产$2.010亿美元和未经证实的财产价值733100万，主要在米德兰盆地和威利斯顿盆地。于2021年10月，本公司完成剥离威利斯顿盆地物业，该物业是作为QEP合并的一部分收购的，包括约95,000净英亩，卖给绿洲石油公司，净现金收益约为$586百万美元，经过惯例的结账调整后。见下文“-威利斯顿盆地资产剥离”。

自收购日起可归因于QEP合并的经营业绩已计入简明综合经营报表，并包括#美元。54总收入的百万美元和23截至2021年3月31日的三个月的净收入为100万美元。

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目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
备考财务信息

以下是截至2021年3月31日的三个月的未经审计的备考摘要财务信息，旨在使QEP合并和Guidon收购生效，就像它们发生在2020年1月1日一样。未经审计的备考财务信息并不表示如果这些交易发生在指定日期，合并后公司的经营结果会是什么，也不表示合并后公司未来的财务状况或经营结果。

以下信息反映了发行公司普通股以换取QEP普通股流通股的预计调整，以及基于现有信息和公司认为合理的某些假设的预计调整，包括基于全成本会计法和分配给房地产、厂房和设备的购买价格的折旧、损耗和摊销调整，以及利息支出和所得税拨备(收益)的调整。

此外，预计收益进行了调整，以不包括该公司因QEP合并和Guidon收购而发生的与收购相关的成本约为$75截至2021年3月31日的三个月为百万美元，QEP产生的收购相关成本为31截至QEP合并的完成日期。这些与收购相关的成本主要包括一次性遣散费、根据与QEP合并有关的合并协议条款对前QEP员工的某些QEP股票奖励的加速或控制权变更归属，以及其他银行、法律和咨询费用。预计的经营业绩不包括QEP合并和收购Guidon可能产生的任何成本节约或其他协同效应，也不包括公司为整合收购资产而已经或将产生的任何估计成本。预计财务数据不包括在列报期间进行的任何其他收购的经营结果，因为这些收购主要是面积收购，其结果不被认为是重大的。

截至2021年3月31日的三个月
(单位：百万，每股除外)
收入$1,481 
营业收入(亏损)$684 
净收益(亏损)$146 
普通股基本收益(亏损)$0.81 
稀释后每股普通股收益(亏损)$0.80 

威利斯顿盆地资产剥离

2021年10月21日，公司完成了对其威利斯顿盆地石油和天然气资产的剥离，包括大约95,000净英亩，卖给绿洲石油公司，净现金收益约为$586百万美元，经过惯例的结账调整后。本次交易并未导致本公司资本化成本与已探明储量之间的关系发生重大变化，因此，本公司将所得款项记为减少其全部成本池不是在出售时确认的收益或损失。该公司将这笔交易的净收益用于减少债务。

2021年下拉交易

2021年12月1日，响尾蛇完成了向响尾蛇出售某些水中游资产的交易，以换取约1美元的现金收益164在一个下拉交易(“下拉”)中，包括结账后调整在内的100万美元。中游资产主要包括采出水收集及处置系统、采出水回收设施，以及本公司透过收购Guidon及QEP合并而收购的原水收集及储存资产，账面价值约为$164百万美元。该公司和响尾蛇还共同同意修改他们的商业协议，包括生产水收集和处置以及来源水收集服务，以增加响尾蛇的某些租赁面积。Drop Down交易被视为共同控制下的实体之间的交易。

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合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
毒蛇收购燕尾蛇

2021年10月1日，Viper根据一份最终买卖协议，从燕尾实体收购了若干矿产和特许权使用费权益15.25毒蛇的普通单位和大约100万美元225百万现金(“燕尾收购”)。收购燕尾矿所取得的矿产及特许权使用费权益约2,313净特许权使用费英亩主要在米德兰盆地北部，其中约62%是由响尾蛇运营的。收购燕尾酒的生效日期为2021年8月1日。这笔交易的现金部分通过Viper手头的现金和大约#美元的组合提供资金。190Viper LLC循环信贷安排下的百万借款。

5.    财产和设备

截至所示日期，财产和设备包括以下内容：

3月31日，十二月三十一日，
20222021
(单位：百万)
石油和天然气属性：
容易耗尽$25,133 $24,418 
不受耗尽的影响8,512 8,496 
石油和天然气的总资产33,645 32,914 
累计耗竭(5,716)(5,434)
累计减值(7,954)(7,954)
石油和天然气属性，净值19,975 19,526 
中游资产1,118 1,076 
其他财产、设备和土地185 174 
累计折旧和减值(170)(157)
财产和设备合计(净额)$21,108 $20,619 

根据全成本会计方法，该公司必须每季度进行一次上限测试，以确定已探明石油和天然气资产的账面价值的上限。不是截至2022年3月31日或2021年3月31日止三个月的减值支出乃根据各自季度上限测试的结果入账。

关于QEP合并和Guidon收购，公司根据ASC 820公允价值计量，根据各自交易完成日存在的远期条带石油和天然气定价，记录以公允价值收购的石油和天然气资产。根据美国证券交易委员会指引，本公司确定在QEP合并及Guidon收购中收购的物业的公允价值明显超过相关的无合理疑点的全部成本上限限制。因此，本公司请求并获得美国证券交易委员会的豁免，将截至2021年3月31日的季度的上限测试计算中收购的物业排除在外。结果,不是与QEP合并和收购Guidon相关的减值支出记录在截至2021年3月31日的三个月。如果公司没有收到美国证券交易委员会的豁免，减值费用约为#美元1.1在这段时间里，应该会有10亿美元的记录。管理层确认，这些收购资产的公允价值没有下降。在QEP合并和Guidon收购中获得的物业在2021年3月31日的未摊销成本总额为$3.010亿美元1.1分别为10亿美元。

除大宗商品价格外，公司的生产率、已探明储量水平、未来开发成本、未评估物业的转让和其他因素将决定其未来期间的实际上限测试计算和减值分析。如果未来12个月的大宗商品价格与前几个季度的大宗商品价格相比有所下降，公司可能会在随后的几个季度进行重大减记。未来中期可能会出现需要额外减值测试的情况，这可能会导致潜在的重大减值费用被记录。

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响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
6.    资产报废债务

下表描述了公司资产报废债务负债在以下期间的变化：

截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
资产报废债务，期初$171 $109 
产生的额外负债21 2 
已获得的负债2 63 
已结清和剥离的负债(5)(1)
吸积费用3 2 
估计负债的修订75 20 
资产报废债务，期末267 195 
较小电流部分(1)
13 5 
资产报废债务--长期$254 $190 
(1)资产报废负债的当期部分计入本公司简明综合资产负债表的其他应计负债。

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合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
7.    债务

截至所示日期，长期债务包括以下内容：

3月31日，十二月三十一日，
20222021
(单位：百万)
5.3752022年到期的优先债券百分比(1)
$25 $25 
7.3202022年到期的A系列中期票据百分比(2)
20 20 
5.2502023年到期的优先债券百分比(1)
10 10 
2.8752024年到期的优先债券百分比
— 1,000 
4.7502025年到期的优先债券百分比
— 500 
3.2502026年到期的优先债券百分比
800 800 
5.6252026年到期的优先债券百分比(1)
14 14 
7.1252028年到期的B系列中期票据百分比(2)
100 100 
3.5002029年到期的优先债券百分比
1,200 1,200 
3.1252031年到期的优先债券百分比
900 900 
4.4002051年到期的优先债券百分比
650 650 
4.7502052年到期的优先债券百分比
750 — 
DrillCo协议(3)
64 58 
未摊销债务发行成本(30)(31)
未摊销贴现成本(30)(28)
未摊销保费成本7 8 
利率互换协议的公允价值(4)
(90)(18)
循环信贷安排— — 
Viper循环信贷安排248 304 
毒蛇5.3752027年到期的优先债券百分比
480 480 
响尾蛇循环信贷安排230 195 
响尾蛇5.6252025年到期的优先债券百分比
500 500 
总债务，净额5,848 6,687 
减去：长期债务的当前到期日(45)(45)
长期债务总额$5,803 $6,642 
(1)于QEP合并生效时，QEP成为本公司的全资附属公司，并继续为该等优先票据的发行人。
(2)于2018年11月，Energen成为本公司的全资附属公司，并继续为该等优先票据的发行人。在与E&P合并有关的情况下，响尾蛇E&P成为该契约下的后续发行人。
(3)本公司于2018年9月10日与黑麻岩资源有限公司(“CEMOF”)订立参与及开发协议(“DrillCo协议”)，为石油及天然气开发提供资金。截至2022年3月31日，欠CEMOF的与这一联盟有关的金额为#美元64百万美元。截至2022年3月31日，20根据这项协议，联合油井已经钻探并完成。
(4)公司拥有二本公司美元的利率互换协议已到位1.2十亿3.5002029年到期的固定利率优先债券的百分比。见注11-衍生品有关公司指定为公允价值对冲的利率互换的更多信息。

除非另有说明，本节中提及的本公司应指响尾蛇能源公司和响尾蛇公司。

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目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
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(未经审计)
第二次修订和重新修订的信贷安排

截至2022年3月31日，作为借款人的Diamondback E&P和作为母担保人的Diamondback Energy，Inc.有一份修订后的信贷协议，其中规定最高可用信贷金额为#美元。1.610亿美元，除总额为#美元外，全部可供未来借款3未偿信用证100万美元，这在美元对美元的基础上减少了信贷协议下的可用借款。有几个不是截至2022年3月31日止三个月内信贷协议项下的借款。于截至二零二一年三月三十一日止三个月内，信贷协议项下借款之加权平均利率为1.65%.

截至2022年3月31日，本公司遵守了信贷协议下的所有财务维护契约。

2022年3月发售债券

2022年3月17日，响尾蛇能源公司发行了美元750本金总额为百万美元4.2502052年3月15日到期的优先债券(“2022年3月债券”)，并收到净收益$739百万美元，扣除债务发行成本和贴现#美元11百万美元，承销折扣和发售费用。2022年3月债券的利息每半年派息一次，日期为每年3月15日及9月15日，由2022年9月15日开始。

2022年3月的票据是本公司的优先无抵押债务，并由Diamondback E&P提供全面和无条件的担保。2022年3月的票据具有优先于公司未来的任何次级债务的偿付权，并与公司现有和未来的所有优先债务具有同等的偿付权。

公司可以在2051年9月15日之前的任何时间全部或部分赎回2022年3月发行的债券，赎回价格为IG Indenture的第五个补充契约中规定的赎回价格。

债券的赎回

2022年3月18日，公司赎回了总额为500未偿还本金百万美元4.750%2025高级债券，总现金代价为$540百万美元，包括整份保费$33100万美元，导致截至2022年3月31日的三个月的债务清偿亏损$35百万美元。该公司用2022年3月发行债券的部分净收益为赎回提供资金。

2022年3月23日，公司赎回了总额为1.0其未偿还本金为10亿美元2.875%2024高级债券，总现金代价为$1.010亿美元，包括1美元的全额保费14100万美元，导致截至2022年3月31日的三个月的债务清偿亏损$19百万美元。该公司用2022年3月发行债券的剩余收益和手头现金为赎回提供资金。

Viper‘s信贷协议

Viper LLC的信贷协议经修订后，规定了最高信贷金额为#美元的循环信贷安排。2.010亿美元，借款基数为580万美元，基于Viper LLC的石油和天然气储量等因素。借款基数计划在5月和11月每半年重新确定一次。截至2022年3月31日，当选的承诺额为500百万美元248百万未偿还借款和美元252百万美元，可供未来借款。截至2022年3月31日及2021年3月31日止三个月内，Viper信贷协议项下借款的加权平均利率为2.58%和1.88%。Viper信贷协议将于2025年6月2日到期。截至2022年3月31日，Viper LLC遵守了Viper信贷协议下的所有财务维护契约。

《响尾蛇信贷协议》

Rattler LLC的信贷协议经修订后，规定了最高信贷金额为#美元的循环信贷安排。600百万美元，可扩展至$1.010亿美元，条件是获得额外的贷款人承诺和满足惯例条件。截至2022年3月31日，Rattler LLC拥有230百万未偿还借款和美元370根据Rattler信贷协议，可供未来借款的金额为100万英镑。在截至2022年和2021年3月31日的三个月内，Rattler信贷协议下的加权平均借款利率分别为，1.40%。循环信贷安排将于2024年5月28日到期。截至2022年3月31日，Rattler LLC遵守了Rattler信贷协议下的所有财务维护契约。
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合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)

8.    股东权益和每股收益

股票回购计划

2021年9月，公司董事会批准了一项股票回购计划，收购金额最高可达2公司已发行普通股的10亿美元。回购计划下的购买可能会不时在公开市场或私下协商的交易中进行，并受市场条件、适用的法律要求、合同义务和其他因素的制约。回购计划不要求公司购买任何具体数量的股票。本回购计划可随时由董事会暂停、修改、延长或终止。在截至2022年3月31日的三个月内，公司回购了约$7根据这项回购计划，将有100万股普通股。截至2022年3月31日，大约1.6根据公司的普通股回购计划，仍有10亿美元可用于回购股票。

合并子公司的所有权变更

随附的简明合并财务报表中的非控股权益代表了Viper和Rattler的少数股权所有权，并作为股本的一个组成部分列报。当公司在Viper和Rattler的相对所有权权益发生变化时，将对非控股权益和额外的实收资本进行调整，并缴纳税款。下表汇总了本报告所述期间合并子公司所有权权益的变化：

截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
公司应占净收益(亏损)$779 $220 
合并子公司的所有权变更(12)(4)
公司股东应占净收益(亏损)的变化及向非控股权益的转移$767 $216 

每股收益(亏损)

该公司的基本每股收益(亏损)金额是根据当期已发行普通股的加权平均数计算得出的。稀释后每股收益包括当期潜在摊薄流通股的影响。此外，Viper和Rattler的每股收益包括在基于合并集团持有的子公司的合并每股收益计算中。

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响尾蛇能源公司及其子公司
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(未经审计)
对普通股基本收益和稀释后每股收益组成部分的核对如下表所示：

截至3月31日的三个月，
20222021
(百万美元，每股金额除外，股份千股)
普通股应占净收益(亏损)$779 $220 
加权平均已发行普通股：
基本加权平均已发行普通股177,565 164,169 
稀释性证券的影响：
潜在可发行普通股(1)
990 757 
稀释加权平均已发行普通股178,555 164,926 
普通股的基本净收益(亏损)$4.39 $1.34 
普通股摊薄后净收益(亏损)$4.36 $1.33 
(1)截至2022年3月31日的三个月，不是潜在普通股不包括在稀释每股收益的计算中，因为根据库存股方法，将其计入将是反稀释的。截至2021年3月31日的三个月，241,091潜在普通股被排除在稀释每股收益的计算之外，因为在库存股方法下，它们的计入将是反稀释的。

9.    基于股权的薪酬

2021年6月3日，公司股东批准并通过了公司2021年修订和重述的股权激励计划(“股权计划”)，其中包括增加了从8.3百万美元至11.8百万美元。截至2022年3月31日，公司拥有5.1百万股普通股，可用于未来的授予。

根据董事会批准的股权计划，公司有权向符合条件的员工发放激励性和非法定股票期权、限制性股票奖励和限制性股票单位、业绩奖励和股票增值权。截至2022年3月31日，本公司拥有股权计划项下的未偿还限制性股票单位和基于业绩的限制性股票单位。该公司还拥有根据与先前完成的合并相关的假设计划发行的非实质性金额的限制性股票奖励、股票期权和未偿还的股票增值权。公司将这些归类为基于股权的奖励，并估计限制性股票奖励和单位的公允价值为授予奖励之日公司普通股的收盘价，这笔费用将在适用的归属期间支出。该公司使用布莱克-斯科尔斯期权估值模型对其股票期权进行估值。

除了股权计划外，Viper和Rattler还维持着自己的长期激励计划，这些计划对公司来说并不重要。

下表列出了股权补偿计划和相关费用对财务报表的影响：
截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
一般和行政费用$15 $10 
根据全成本法对石油和天然气资产进行资本化的权益补偿$4 $4 


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(未经审计)
限售股单位

下表列出了公司在截至2022年3月31日的三个月内根据股权计划进行的限制性股票单位活动：
限制性股票
单位		加权平均授予日期
公允价值
未归属于2021年12月31日1,079,589 $62.09 
授与309,535 $131.72 
既得(157,534)$87.10 
被没收(15,041)$62.98 
未归属于2022年3月31日1,216,549 $75.71 

截至2022年3月31日止三个月内归属的限制性股票单位的总公平价值为$14百万美元。截至2022年3月31日，公司与未归属限制性股票单位相关的未确认补偿成本为$81百万美元，预计将在加权平均期间确认2.2好几年了。

基于业绩的限制性股票单位

下表列出了公司在截至2022年3月31日的三个月的股权计划下的业绩限制性股票单位活动：

业绩限制性股票单位加权平均授予日期公允价值
未归属于2021年12月31日456,459 $100.17 
授与126,905 $237.13 
未归属于2022年3月31日(1)
583,364 $129.96 
(1)最多1,408,973单位可根据公司最终的TSR排名进行奖励。

截至2022年3月31日，公司未确认的与基于业绩的限制性股票奖励和单位相关的未确认薪酬成本为$52百万美元，预计将在加权平均期间确认1.9好几年了。

2022年3月，符合条件的员工获得了总计126,905单位中至少有0%和最大200%的单位可根据公司普通股相对于指定同业集团的股东总回报在3年制履约期限为2022年1月1日至2024年12月31日，悬崖背心为2024年12月31日，但须继续受雇。2022年3月奖金的初始支出将由TSR修改器进一步调整，该修改器可能会减少支出或将支出增加到最高250%.

每个业绩限制性股票单位发行的公允价值是在授予之日使用蒙特卡洛模拟法估计的，这导致在业绩期间赚取单位的预期百分比。

下表汇总了在本报告所述期间授予的业绩限制性股票单位的授予日期公允价值以及授予奖励的相关假设：

2022
授予日期公允价值$237.13 
无风险利率1.44 %
公司波动性72.10 %


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(未经审计)
10.    所得税

该公司的有效所得税税率为21.6%和22.6分别截至2022年和2021年3月31日止三个月。在截至2022年和2021年3月31日的三个月中，持续经营业务的所得税支出总额不同于对税前收入适用美国联邦法定税率计算的金额，主要原因是(I)扣除联邦福利的州所得税，以及(Ii)账面和应纳税收入之间的永久性差异的影响，但被(Iii)由于该期间的税前收入而减少Viper递延税项资产估值免税额而产生的税收优惠部分抵消。截至2022年3月31日和2021年3月31日，Viper基于对所有支持Viper递延税项资产变现的可用证据的评估，维持了针对其递延税项资产的估值拨备。

在截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月内，公司的独立所得税支出或福利项目并不重要。

2021年3月17日，公司完成对QEP的收购。就联邦所得税而言，该交易符合免税合并的条件，公司由此获得QEP资产和负债的结转税基。截至2022年3月31日，公司的期初资产负债表递延税项净资产为$39主要包括与从QEP收购的税项属性有关的递延税项资产(由估值津贴部分抵销)，以及因石油和天然气资产及从QEP收购的其他资产的财务报告账面值超过计税基准而产生的递延税项负债。获得的所得税属性，包括联邦净营业亏损和信贷结转，受国内收入法典第382节的年度限制。本公司已考虑有关这些联邦税务属性可变现的正面和负面证据，包括先前结转年度的应税收入、第382条施加的年度限制，以及预期其递延税项负债转回的时间，导致QEP的部分联邦税务属性估计不太可能在到期前实现的估值津贴。此外，收购的税务属性包括已为其提供估值拨备的州营业净亏损结转，因为本公司不认为根据其对这些州预期未来业务的评估，州营业净亏损更有可能实现。

11.    衍生品

截至2022年3月31日，该公司拥有未偿还的大宗商品衍生品合约和固定收受、支付浮动利率对冲。所有衍生金融工具均按公允价值入账。

商品合同

本公司已订立多种原油及天然气衍生工具，与下表所示的各指数挂钩，以减少与若干石油及天然气销售有关的价格波动。本公司并未就会计目的将其商品衍生工具指定为对冲工具，因此，其商品衍生工具按公允价值计价，并在简明综合经营报表“衍生工具净收益(亏损)”项下确认公允价值中的现金及非现金变动。

通过使用衍生工具在经济上对冲大宗商品价格变化的风险，本公司将自己暴露在信用风险和市场风险之下。信用风险是指交易对手未能按照衍生品合同的条款履行义务。当衍生品合同的公允价值为正时，交易对手欠公司债务，这就产生了信用风险。本公司的交易对手是经修订及重述的第二项有担保信贷协议的参与者，该协议以担保人附属公司的实质全部资产作抵押，因此，本公司无须提供任何抵押品。本公司仅与交易对手订立商品衍生工具，而交易对手亦为其信贷安排下的贷款人，并已被视为可接受的信贷风险。因此，本公司不需要其交易对手的抵押品。

本公司于2021年成立时拥有若干商品衍生合约，其中包含非微不足道的融资元素，因此，现金收入在截至2021年3月31日止三个月的简明综合现金流量表中被分类为融资活动的现金流量。

19
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
截至2022年3月31日，该公司有以下未平仓商品衍生品合约。当汇总多个合同时，披露加权平均合同价格。
掉期领子
结算月份结算年合同类型BBLS/MMBTU/天索引加权平均差分加权平均固定价格加权平均楼面价格加权平均上限价
油
4-6月2022交换1,000WTI$—$45.00$—$—
4-6月2022交换13,900布伦特原油$—$67.54$—$—
4-6月2022
基差互换(1)
17,000阿古斯WTI米德兰$0.66$—$—$—
7月至12月2022
基差互换(1)
10,000阿古斯WTI米德兰$0.84$—$—$—
4月至12月2022滚动互换55,000WTI$0.89$—$—$—
4-6月2022无成本衣领5,000WTI$—$—$50.00$80.44
4-6月2022无成本衣领24,000布伦特原油$—$—$46.67$77.49
4-6月2022无成本衣领20,000阿古斯WTI休斯顿$—$—$47.50$75.25
7月至9月2022无成本衣领4,000WTI$—$—$45.00$92.65
7月至9月2022无成本衣领19,000布伦特原油$—$—$53.95$98.59
7月至9月2022无成本衣领11,000阿古斯WTI休斯顿$—$—$50.00$89.28
10月至12月2022无成本衣领4,000WTI$—$—$50.00$128.01
10月至12月2022无成本衣领15,000布伦特原油$—$—$55.00$103.06
10月至12月2022无成本衣领7,000阿古斯WTI休斯顿$—$—$50.00$95.55
1-6月2023无成本衣领6,000布伦特原油$—$—$60.00$114.57
天然气
4-6月2022
基差互换(1)
230,000娃哈枢纽$(0.36)$—$—$—
4-6月2022无成本衣领390,000亨利·哈勃$—$—$2.65$5.20
7月至12月2022
基差互换(1)
330,000娃哈枢纽$(0.68)$—$—$—
7月至12月2022无成本衣领380,000亨利·哈勃$—$—$2.79$6.24
1-6月2023
基差互换(1)
270,000娃哈枢纽$(1.12)$—$—$—
1月至3月2023无成本衣领270,000亨利·哈勃$—$—$2.95$7.59
4-6月2023无成本衣领230,000亨利·哈勃$—$—$2.96$7.07
7月至12月2023
基差互换(1)
250,000娃哈枢纽$(1.17)$—$—$—
7月至12月2023无成本衣领210,000亨利·哈勃$—$—$2.96$7.01
(1)本公司就库欣原油价格与米德兰WTI原油价格之间的价差以及Henry Hub天然气价格与Waha Hub天然气价格之间的价差进行固定价格基础掉期。加权平均差额代表基差掉期合约涵盖的名义交易量对俄克拉荷马州库欣油价和Waha Hub天然气价格的减幅。

20
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
结算月份结算年合同类型BBLS/天索引执行价加权平均差分递延保险费
油
4-6月2022放10,000WTI$47.50$—$1.49
4-6月2022放24,000布伦特原油$50.00$—$1.80
4-6月2022放8,000阿古斯WTI休斯顿$50.00$—$1.87
7月至9月2022放8,000WTI$47.50$—$1.52
7月至9月2022放36,000布伦特原油$50.00$—$1.83
7月至9月2022放12,000阿古斯WTI休斯顿$50.00$—$1.89
10月至12月2022放32,000布伦特原油$50.00$—$1.83
10月至12月2022放10,000阿古斯WTI休斯顿$50.00$—$1.85
4月至12月2022
基础看跌期权(1)
50,000布伦特原油$—$(10.40)$0.78
(1)本公司拥有布伦特原油价格与NYMEX WTI原油价格之间的基准看跌期权。

于截至二零二二年三月三十一日止三个月内，本公司于合约到期日前终止若干商品衍生产品合约，从而完成若干对冲重组，导致现金结算净额达$135百万美元。下表列出了被终止的大宗商品衍生品：

掉期领子
结算月份结算年合同类型BBLS/天索引加权平均固定价格加权平均楼面价格加权平均上限价
油
4-6月2022无成本衣领8,000WTI$—$45.00$71.60
4-6月2022无成本衣领8,000布伦特原油$—$45.00$74.78
4-6月2022无成本衣领6,000阿古斯WTI休斯顿$—$45.00$69.53
4-9月2022无成本衣领2,000布伦特原油$—$50.00$80.00
4-9月2022无成本衣领2,000阿古斯WTI休斯顿$—$50.00$76.70
7月至9月2022无成本衣领4,000阿古斯WTI休斯顿$—$50.00$75.00
7月至12月2022交换8,250布伦特原油$68.62$—$—

利率互换

于二零二一年第二季，本公司订立二名义金额为#美元的利率互换协议600每笔100万欧元，以限制公司因LIBOR利率变动而发生的债务公允价值变化。这些利率掉期已被指定为该公司美元的公允价值对冲1.2十亿3.502029年到期的固定利率优先债券(“2029年债券”)，据此，公司将收到固定利率，并将支付基于三个月LIBOR加3个月的平均浮动利率2.1865%。由于利率掉期公允价值变动而产生的损益完全抵消了相关债务对冲部分的公允价值变动，总额为$90截至2022年3月31日的三个月的百万美元，如附注7进一步讨论的-债务。

在2021年第一季度，该公司使用利率互换来减少与公司循环信贷安排相关的可变利率利息支付的风险。这些利率掉期并未被指定为对冲工具，因此，本公司立即在收益中确认公允价值的所有变化。于2021年第一季度，本公司终止了所有以前未偿还的利率掉期，这些掉期导致在结算时收到现金$80在截至2021年3月31日的三个月中，扣除费用后的净额为100万美元。利息互换在开始时包含一个不是微不足道的融资元素，因此，现金收入在截至2022年3月31日的三个月的简明综合现金流量表中被归类为融资活动的现金流量。


21
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
资产负债表衍生资产和负债的抵销

衍生工具的公允价值一般以既定指数价格及其他来源(其中包括期货价格及到期日)厘定。该等公允价值以净额计提资产及负债头寸，包括与同一交易对手有关并受有关净结算的合约条款所规限的任何递延保费。见附注12-公允价值计量了解更多细节。

衍生工具的得失

下表汇总了简明综合经营报表中未被指定为对冲工具的衍生工具的损益：
截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
衍生工具收益(亏损)，净额：
商品合同$(552)$(294)
利率互换— 130 
总计$(552)$(164)
在和解中收到(支付)的现金净额：
商品合同(1)
$(420)$(182)
利率互换(2)
— 80 
总计$(420)$(102)
(1)截至2022年3月31日的三个月包括在合同到期日之前终止的商品合同支付的现金#美元。135百万美元。
(2)截至2021年3月31日的三个月包括在合同到期前终止的利率互换合同收到的现金80百万美元。

12.    公允价值计量

公允价值被定义为在计量日期在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产或支付转移一项负债而收到的价格。用于计量公允价值的估值技术必须最大限度地利用可观察到的投入，最大限度地减少使用不可观察到的投入。

公允价值等级是基于三个级别的投入，其中前两个被认为是可观察到的，最后一个是不可观察的，可用于计量公允价值。本公司对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断，并可能影响正在计量的资产和负债的估值及其在公允价值层次中的位置。本公司使用基于可用投入的适当估值技术来计量其资产和负债的公允价值。

第1级--反映截至报告日期活跃市场上相同资产或负债的未调整报价的可观察投入。

第2级--市场数据证实的可观察到的基于市场的投入或不可观察到的投入。这些是第一级所包括的活跃市场的报价以外的信息，在报告日期可直接或间接观察到。

第三级-未经市场数据证实的不可观察的投入，可能与内部开发的方法一起使用，从而导致管理层对公允价值的最佳估计。

金融资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低投入水平进行分类。

22
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
本公司采用贴现现金流技术，并根据市场对未来商品价格的假设、对未来石油和天然气储量数量的内部估计、未来估计的产量、预期回收率和风险调整折扣，估计在企业合并中假设的已探明石油和天然气资产的公允价值。未评估石油及天然气资产的估计公允价值乃根据地点、工程及地质研究、历史油井表现及适用的矿产租赁条款而厘定。鉴于投入的不可察觉性质，假设的石油和天然气属性的估计公允价值被视为使用第三级投入。

按公允价值经常性计量的资产和负债

若干资产及负债按公允价值经常性列报，包括本公司的商品衍生工具及利率互换。本公司商品衍生合约的公允价值是根据信誉良好的第三方提供的标的商品的既定商品期货价格条、合同名义成交量和到期时间在内部计量的。被指定为公允价值套期保值的利率互换和未被指定为套期保值的利率互换是根据公开市场上随时可以获得的、可以从公开报价市场上获得的信息或由交易这些合约的金融机构提供的投入来确定的。这些估值是二级投入。利率互换的公允价值在简明综合资产负债表中作为资产或负债入账，而本公司指定为对冲的利率互换的公允价值净变动由简明综合资产负债表内的对冲项目长期债务的价值变动所抵销。

下表提供了(1)按公允价值经常性计量的金融资产和负债的公允价值计量信息，(2)已确认衍生工具资产和负债总额；(Iii)根据与交易对手的主要净额结算安排抵销的金额；及(Iv)在本公司简明综合资产负债表中列报的相应净额截至2022年3月31日和2021年12月31日. 衍生工具的净额根据预期结算日期分为流动或非流动。

截至2022年3月31日
1级2级3级总公允价值资产负债表中的总金额抵销资产负债表中的公允价值净值
(单位：百万)
资产：
当前：
衍生工具$— $83 $— $83 $(80)$3 
被指定为对冲的利率掉期$— $6 $— $6 $(3)$3 
非当前：
衍生工具$— $56 $— $56 $(19)$37 
被指定为对冲的利率掉期$— $— $— $— $— $— 
负债：
当前：
衍生工具$— $419 $— $419 $(80)$339 
被指定为对冲的利率掉期$— $3 $— $3 $(3)$— 
非当前：
衍生工具$— $20 $— $20 $(19)$1 
被指定为对冲的利率掉期$— $93 $— $93 $— $93 
23
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
截至2021年12月31日
1级2级3级总公允价值资产负债表中的总金额抵销资产负债表中的公允价值净值
(单位：百万)
资产：
当前：
衍生工具$— $60 $— $60 $(57)$3 
被指定为对冲的利率掉期$— $10 $— $10 $— $10 
非当前：
衍生工具$— $12 $— $12 $(8)$4 
被指定为对冲的利率掉期$— $1 $— $1 $(1)$— 
负债：
当前：
衍生工具$— $231 $— $231 $(57)$174 
非当前：
衍生工具$— $9 $— $9 $(8)$1 
被指定为对冲的利率掉期$— $29 $— $29 $(1)$28 

未按公允价值记录的资产和负债

下表列出了未在简明综合资产负债表中按公允价值计入的金融工具的公允价值：

March 31, 20222021年12月31日
携带携带
价值公允价值价值公允价值
(单位：百万)
债务$5,848 $5,966 $6,687 $7,148 

本公司信贷协议、Viper信贷协议及Rattler信贷协议的公允价值根据本公司可用于类似条款及期限的银行贷款的借款利率而接近其账面值，并被归类为公允价值等级中的第二级。未偿还票据的公允价值是根据每个期末的报价市场价格确定的，公允价值等级属于一级分类。

按公允价值非经常性基础计量的资产和负债

在某些情况下，某些资产和负债在非经常性基础上按公允价值计量。这些资产和负债可以包括在企业合并、库存、已探明和未探明的油气资产以及其他长期资产中获得的资产，这些资产在减值或持有以供出售时减记为公允价值。请参阅注4-收购和资产剥离及附注5-财产和设备关于非经常性公允价值调整的额外讨论。

金融资产公允价值

由于票据的短期性质，现金和现金等价物、应收账款、托管资金、预付费用和其他流动资产、应付款项和其他应计负债的账面价值接近其公允价值。


24
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
13.    现金流量表的补充资料

截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
非现金交易的补充披露：
应计资本支出计入应付账款和应计费用$293 $252 
为企业合并发行的普通股$— $1,727 

14.    承付款和或有事项

本公司是各种常规法律程序、纠纷和索赔的一方，这些诉讼、纠纷和索赔是在其正常业务过程中产生的，包括因解释影响原油和天然气行业的联邦和州法律法规、人身伤害索赔、所有权纠纷、特许权使用费纠纷、合同索赔、与石油和天然气勘探和开发有关的污染索赔以及环境索赔，包括涉及以前出售给第三方且不再属于公司当前业务的资产的索赔。虽然尚不能确切预测未决诉讼、纠纷或索赔的最终结果以及由此对本公司产生的任何影响，但本公司管理层相信，如果最终作出不利决定，这些事项都不会对本公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。本公司的评估基于有关待决事项的已知信息及其在争辩、诉讼和解决类似事项方面的经验。实际结果可能与公司的评估大不相同。当现有资料显示可能出现损失且损失金额可合理估计时，本公司将记录与未决法律诉讼、纠纷或索赔相关的或有事项准备金。

15.    后续事件

2022年第一季度股息宣言
2022年4月27日，公司董事会宣布2022年第一季度现金股息为$3.05普通股每股，于2022年5月23日支付给2022年5月12日收盘时登记在册的股东。股息包括基本季度股息#美元。0.70每股普通股和可变季度股息$2.35每股普通股。未来的基础股息和可变股息由公司董事会酌情决定。

25
目录表
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表简明附注--(续)
(未经审计)
16.    细分市场信息

该公司报告其运营情况为二中游业务部门：(I)上游业务部门，主要在得克萨斯州西部的二叠纪盆地从事非常规陆上石油和天然气储量的收购、开发、勘探和开采；(Ii)中游业务部门，专注于拥有、运营、开发和收购二叠纪盆地米德兰和特拉华盆地的中游基础设施资产。该公司的所有权益法投资都包括在中游业务部门。

下表汇总了公司各业务部门在所述期间的业绩：

上游中游运营淘汰总计
(单位：百万)
截至2022年3月31日的三个月：
第三方收入$2,391 $17 $— $2,408 
部门间收入— 87 (87)— 
总收入2,391 104 (87)2,408 
折旧、损耗、摊销和增值292 21 — 313 
营业收入(亏损)1,637 39 (16)1,660 
利息支出，净额(31)(9)— (40)
其他收入(费用)(600)9 (5)(596)
所得税准备金(受益于)219 2 — 221 
可归因于非控股权益的净收益(亏损)16 8 — 24 
响尾蛇能源公司的净收益(亏损)771 29 (21)779 
截至2022年3月31日：
总资产$21,727 $1,996 $(392)$23,331 

上游中游运营淘汰总计
(单位：百万)
截至2021年3月31日的三个月：
第三方收入$1,172 $12 $— $1,184 
部门间收入— 87 (87)— 
总收入1,172 99 (87)1,184 
折旧、损耗、摊销和增值262 11 — 273 
营业收入(亏损)552 38 (19)571 
利息支出，净额(49)(7)— (56)
其他收入(费用)(222)(3)(2)(227)
所得税准备金(受益于)63 2 — 65 
可归因于非控股权益的净收益(亏损)(3)6 — 3 
响尾蛇能源公司的净收益(亏损)221 20 (21)220 
截至2021年12月31日：
总资产$21,329 $1,942 $(373)$22,898 
26
目录表
项目2.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

以下讨论和分析应与本报告中提出的未经审计的综合财务报表及其附注以及我们的已审计综合财务报表及其附注一起阅读表格10-K的年报截至2021年12月31日的年度。以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的“前瞻性陈述”。由于许多因素，实际结果和事件的时间可能与这些前瞻性陈述中包含的内容大不相同。请参阅“第II部第1A项风险因素” and “关于前瞻性陈述的警告性声明.”

概述

我们经营两个业务部门：(I)上游业务部门，主要在得克萨斯州西部的二叠纪盆地收购、开发、勘探和开采非常规陆上石油和天然气储量；(Ii)通过我们的子公司Rattler经营中游业务部门，专注于拥有、运营、开发和收购二叠纪盆地米德兰和特拉华盆地的中游基础设施资产。

最新发展动态

2022年3月发售债券

2022年3月17日，我们发行了2022年3月的债券，本金总额为7.5亿美元，扣除1100万美元的债务发行成本和折扣以及承销折扣和发售费用后，净收益为7.39亿美元。

赎回债券

2022年3月18日，我们赎回了2022年3月发行的未偿还4.750%优先债券的本金总额5亿美元，赎回了2022年3月发行债券的部分净收益。

2022年3月23日，我们赎回了2022年3月发行的未偿还2.875%优先债券的本金总额10亿美元，赎回了2022年3月债券发行的剩余净收益和手头现金。

有关我们在2022年第一季度的债务交易的更多讨论，请参见注7-债务本报告其他部分所列合并财务报表的简明附注。

股票和单位回购计划

在截至2022年3月31日的三个月中，我们回购了约700万美元的响尾蛇普通股，截至2022年3月31日，根据我们的普通股回购计划，仍有16亿美元可用于未来的普通股购买。

在截至2022年3月31日的三个月里，Viper根据其回购计划回购了约3900万美元的普通单位。截至2022年3月31日，根据毒蛇的普通单位回购计划，仍有4100万美元可用于未来购买普通单位。2022年4月27日，Viper将其普通单位回购计划的授权从1.5亿美元提高到2.5亿美元。

在截至2022年3月31日的三个月里，Rattler根据其回购计划回购了约300万美元的普通单位。截至2022年3月31日，根据Rattler的公共单位回购计划，仍有8500万美元可用于未来购买公共单位。

请参阅“-流动资金和资本资源” 下面提供更多讨论。

大宗商品价格

在2021年和2022年第一季度，纽约商品交易所公布的WTI原油价格从每桶47.62美元到123.70美元不等，纽约商品交易所Henry Hub的天然气价格从每桶2.45美元到6.31美元不等。2022年4月13日，纽约商品交易所WTI原油价格为每桶104.25美元，纽约商品交易所Henry Hub天然气价格为每桶7美元。随着行业和市场参与者评估全球需求和生产前景，俄罗斯和乌克兰的军事冲突以及新冠肺炎疫情在2022年第一季度导致经济和价格波动。2022年3月31日，
27
目录表
欧佩克及其非欧佩克盟友，统称为欧佩克+，同意继续他们(始于2021年8月)的月度逐步增产计划，将2022年5月的日产量目标提高43.2万桶，预计这将进一步增加石油供应，以应对不断增长的需求。欧佩克在其4月12日发布的报告中指出，预计2022年世界石油需求将增加370万桶/天，比之前预测的减少48万桶/天，原因是俄罗斯和乌克兰军事冲突的影响，通胀上升以及奥密克戎冠状病毒变异在中国的卷土重来。尽管这种需求前景预计将支撑油价，但我们无法预测未来大宗商品价格或原油需求的波动或水平。油价已在2022年2月创下7年来的新高。

尽管大宗商品价格回升，需求上升，但我们预计2022年我们的石油产量水平将保持不变，将多余的现金流用于偿还债务和/或回报给我们的股东，而不是扩大我们的钻探计划。

2022年第一季度和最近的运营以及环境和社会责任(ESG)要点

•2022年第一季度，我们录得净收入7.79亿美元。

•2022年第一季度，我们的平均产量为381.4 MBOE/d。

•2022年第一季度，我们在米德兰盆地钻了47口水平井，在特拉华盆地钻了14口水平井。

•2022年第一季度，我们将69口总作业水平井(54口在米德兰盆地，15口在特拉华盆地)投入生产，不包括收购，资本支出为4.37亿美元。

•2022年第一季度完成的油井平均侧向长度为9658英尺。

•我们2022年第一季度的现金运营成本为11.36美元/京东方，包括租赁运营费用4.34美元/京东方，现金一般和行政费用0.61美元/京东方，以及生产和从价税以及收集和运输费用6.41美元/京东方。

•2022年4月27日，我们的董事会宣布2022年第一季度的现金股息为每股普通股3.05美元，于2022年5月23日支付给2022年5月12日收盘时登记在册的股东。红利包括每股普通股0.70美元的基本季度红利和每股2.35美元的可变季度红利。未来的基础股息和可变股息由我们的董事会决定。

•2022年1月，我们在德克萨斯州沃德县以2.32亿美元的收购价从第三方卖家手中收购了约6,200英亩的净地，扣除常规的成交后调整后，2022年第一季度的平均产量为1.3MBO/d(2.3MBOE/d)。此次收购的资金来自手头的现金，包括58个估计总(43净)水平位置，平均横向长度超过10,300英尺。收购的种植面积100%由我们运营，平均74%的工作权益和66%的净收入利息(85%的有效净收入利息)。

•在2022年第一季度，我们燃烧了大约1.5%的天然气总产量。

•截至2022年4月30日，我们已经安装了连续排放监测系统，覆盖了我们运营石油产量的约70%，并实时监测甲烷排放、一氧化碳和硫化氢(H2S)。我们打算到2023年底将这一监测效果提高到覆盖90%以上的运营石油产量。

•通过对我们高活动地区的基础设施进行投资，我们现在有能力在可预见的未来运营一支专门的电子压裂机队。我们已经与哈里伯顿公司合作，以确保我们的第一个电子机队压裂堆芯，它将在我们的马丁县占地面积上运行，从一个中心位置产生并通过现有线路输送电力，减少我们的Scope 1排放概况。这一合作预计将降低我们的每英尺成本，这主要是因为节省了燃料，减少了我们在现场的足迹，并由于维护和非生产时间的减少而提高了我们的运营效率。我们预计这支舰队将于2022年第四季度投入运营。

上游网段

在我们的上游部分，我们的活动主要针对二叠纪盆地内米德兰盆地的WolfCamp和Spraberry建造以及特拉华盆地的WolfCamp和bone Spring建造的水平开发。我们打算继续开发我们的储量，通过开发钻探和增加产量
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目录表
根据我们已确定的潜在钻探地点的多年库存进行开采和勘探活动，并通过收购来满足我们的战略和财务目标，目标是石油加权储量。此外，我们的上市子公司Viper专注于拥有和收购主要位于二叠纪盆地的石油和天然气资产的矿产权益和特许权使用费权益，并从这些权益中获得特许权使用费收入和租赁奖金收入。

截至2022年3月31日，我们拥有约451,295净英亩，其中主要包括米德兰盆地约268,850净英亩和特拉华盆地约153,782净英亩。

下表列出了2022年第一季度钻完的可操作水平井总数：

截至2022年3月31日的三个月
钻透
已完成(1)
面积毛收入网络毛收入网络
米德兰盆地47 46 54 50 
特拉华州盆地14 13 15 13 
总计61 59 69 63 
(1)2022年第一季度完成的油井平均侧向长度为9658英尺。2022年第一季度的已完成作业包括19口下Spraberry井、15口WolfCamp A井、11口Jo Mill井、10口中Spraberry井、6口WolfCamp B井、6口第二骨弹簧井、1口骨弹簧井和1口Barnett井。


截至2022年3月31日，我们运营了以下油井：

截至2022年3月31日
垂直井水平井总计
面积毛收入网络毛收入网络毛收入网络
米德兰盆地2,278 2,114 1,803 1,674 4,081 3,788 
特拉华州盆地48 44 703 655 751 699 
其他— — — — — — 
总计2,326 2,158 2,506 2,329 4,832 4,487 

截至2022年3月31日，我们持有11,289口总油井(净额4,601口)的权益，其中包括我们没有运营的油井。

中游运营

在我们的中游业务部门，Rattler的原油基础设施资产包括收集管道和计量设施，这些设施共同为其客户收集原油。Rattler的设施从我们的奖励、西班牙小径、佩科斯和二叠纪盆地内的Fiestone地区的水平井和垂直井中收集原油。Rattler的水资源来源和分配资产包括水井、水力压裂坑、管道以及水处理和回收设施，这些设施集中收集二叠纪盆地含水层的水，并通过地下管道和临时地面管道将水分配到钻井和完井地点。响尾蛇的收集和处理系统跨越约600英里，由收集管道以及产出水处理井和设施组成，这些设施共同收集和处置我们整个二叠纪盆地种植面积内的生产废水。

我们已经与Rattler签订了多项收费商业协议，每项协议的初始期限都将于2034年结束，利用Rattler的基础设施资产或计划中的基础设施资产，提供对我们在特拉华州和米德兰盆地的上游运营至关重要的一系列基本服务。我们与Rattler的协议包括大量的种植面积。

中游业务部门的收入和运营费用对我们截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的精简综合运营报表并不重要。见附注16-段信息请参阅本报告其他部分所列综合财务报表的简明附注，以了解有关收购的进一步详情。

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目录表
经营成果

下表列出了选定的2022年第一季度和2021年第一季度的业务数据：

截至3月31日的三个月，
20222021
收入(单位：百万)：
石油销售$1,946 $944 
天然气销售154 104 
天然气液体销售289 124 
石油、天然气和天然气液体收入总额$2,389 $1,172 
生产数据：
石油(MBbls)20,055 16,578 
天然气(MMCF)42,645 34,109 
天然气液体(MBBLS)7,161 5,405 
组合卷(MBOE)(1)
34,324 27,668 
日产油量(BO/d)222,833 184,200 
日合并量(BOE/d)381,378 307,422 
平均价格：
石油(每桶$)$97.03 $56.94 
天然气(每立方英尺$)$3.61 $3.05 
天然气液体(每桶$)$40.36 $22.94 
合计(每京东方$)$69.60 $42.36 
石油，套期(每桶$)(2)
$83.47 $46.81 
天然气，套期保值(每立方米)(2)
$3.31 $2.64 
天然气液体，套期保值(每桶$)(2)
$40.36 $22.76 
套期保值平均价格(每京东方$)(2)
$61.30 $35.75 
(1)Bbl当量是使用每一bbl六个Mcf的转换率来计算的。
(2)套期保值价格反映我们的商品衍生品交易对我们平均销售价格的影响，并包括到期商品衍生品现金结算的收益和亏损，我们没有将其指定为对冲会计。套期保值价格不包括商品衍生品合约提前结算所产生的收益或损失。

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目录表
生产数据

我们几乎所有的收入都来自石油、天然气和天然气液体产品的销售。下表列出了我们2022年第一季度和2021年第一季度按产品和流域划分的生产数据组合：

截至3月31日的三个月，
20222021
石油(MBbls)58 %60 %
天然气(MMCF)21 %21 %
天然气液体(MBBLS)21 %19 %
100 %100 %

截至2022年3月31日的三个月截至2021年3月31日的三个月
米德兰盆地特拉华州盆地
其他(1)
总计米德兰盆地特拉华州盆地
其他(2)
总计
生产数据：
石油(MBbls)13,921 6,101 33 20,055 9,840 6,436 302 16,578 
天然气(MMCF)26,873 15,681 91 42,645 18,457 15,055 597 34,109 
天然气液体(MBBLS)4,750 2,390 21 7,161 3,236 2,069 100 5,405 
总计(MBOE)23,150 11,105 69 34,324 16,152 11,014 502 27,668 
(1)包括鹰福特页岩和落基山脉。
(2)包括鹰滩页岩、落基山脉和高平原。

截至2022年3月31日及2021年3月31日止三个月的比较

石油、天然气和天然气液体收入。我们的收入是石油、天然气和天然气液体产量以及这些产量的平均销售价格的函数。

2022年第一季度，我们的石油、天然气和天然气液体收入增加了12亿美元，增幅为104%，从2021年同期的12亿美元增至24亿美元。较高的平均石油价格，以及较小程度的天然气和天然气液体价格，贡献了总增长的10亿美元。总体变化的其余部分是由于总销量增加了24%。

2022年第一季度大宗商品价格较2021年同期上涨，主要反映了经济从新冠肺炎疫情中复苏以及其他宏观经济因素(如文中讨论的俄乌军事冲突)导致的石油需求增加。—最新发展动态“上图。与2021年同期相比，2022年第一季度的产量增加主要是由于确认了2022年第一季度与Guidon收购和QEP合并有关的整个季度的产量，这一合并发生在2021年第一季度末。

其他收入。下表显示了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的其他微不足道的收入：

截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
中游服务$17 $11 
其他营业收入$2 $1 


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目录表
租赁运营费用。下表显示了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的租赁运营费用：

截至3月31日的三个月，
20222021
金额按京东方金额按京东方
(以百万为单位，不包括每BOE金额)
租赁运营费用$149 $4.34 $102 $3.69 
与2021年第一季度相比，2022年第一季度的租赁运营费用增加了4700万美元，或每个京东方增加了0.65美元。这一增长主要是由于在2022年第一季度记录了收购Guidon和合并QEP的整整一个季度的生产和运营费用。每个京东方基础上的增长主要是由于收购Guidon和合并QEP所获得的产量的影响，平均而言，每个京东方的租赁运营费用高于我们的历史物业，其次是修井活动的增加。

生产和从价税费用。下表显示了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的生产和从价税支出：

截至3月31日的三个月，
20222021
金额按京东方金额按京东方
(以百万为单位，不包括每BOE金额)
生产税$120 $3.50 $60 $2.17 
从价税41 1.19 15 0.54 
生产总费用和从价费用$161 $4.69 $75 $2.71 
生产税占石油、天然气和天然气液体收入的百分比5.0 %5.1 %

一般来说，生产税与生产收入直接相关，并以当年的商品价格为基础。与2021年同期相比，2022年第一季度生产税占生产收入的百分比保持不变。

除其他因素外，从价税是基于前一年大宗商品价格推动的房地产价值。与2021年同期相比，2022年第一季度的从价税增加了2600万美元，主要是由于在两个估值期之间商品价格上涨导致整体估值较高。

采集费和交通费。下表显示了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的集散和运输费用：

截至3月31日的三个月，
20222021
金额按京东方金额按京东方
(以百万为单位，不包括每BOE金额)
集散费和交通费$59 $1.72 $31 $1.12 

与2021年同期相比，2022年第一季度收集和运输费用增加的主要原因是两个时期之间的产量增加。京东方基础上的增长主要是由于几个独立的微不足道的因素，包括2021年第四季度与出售某些天然气收集资产相关的第三方天然气收集费用的增加，QEP合并带来的产量增加，每个京东方的平均收集和运输成本高于我们的历史物业，以及年度合同率上升。


32

目录表
折旧、损耗、摊销和增值。下表提供了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的折旧、损耗、摊销和增值费用的组成部分：

截至3月31日的三个月，
20222021
(单位为百万，不包括京东方的金额)
已探明石油和天然气性质的枯竭$286 $257 
中游资产折旧20 11 
其他财产和设备折旧4 3 
资产报废债务增加3 2 
折旧、损耗、摊销和增值费用$313 $273 
单位京东方的石油和天然气物性损耗率$8.33 $9.29 

与2021年同期相比，2022年第一季度已探明石油和天然气资产的损耗增加了2900万美元，这主要是由于产量增加，部分被较低的平均消耗率所抵消。费率下降的主要原因是2022年期间储量计算中使用的美国证券交易委员会价格上涨，延长了储量基础的经济寿命，并导致我们油井的预计剩余储量较高。

石油和天然气性质的减值。2022年第一季度未记录减值支出。于2021年第一季度，与QEP合并及收购Guidon相关，我们记录了以公允价值收购的石油和天然气资产。根据美国证券交易委员会指引，吾等厘定在QEP合并中收购的物业的公允价值，而Guidon收购明显超出相关的全部成本上限限制，而有关限制毋庸置疑。因此，我们请求并收到了美国证券交易委员会的豁免，将收购的物业排除在2021年第一季度的上限测试计算之外。因此，截至2021年3月31日的三个月，没有记录与QEP合并和收购Guidon相关的减值费用。如果我们没有收到美国证券交易委员会的豁免，2021年第一季度就会计入约11亿美元的减值准备。截至2021年3月31日，QEP合并和Guidon收购中收购的物业的未摊销成本总额分别为30亿美元和11亿美元。

减值费用会影响我们的经营业绩，但不会减少我们的现金流。除大宗商品价格外，我们的生产率、已探明储量水平、未来开发成本、未评估物业的转让和其他因素将决定我们未来期间的实际上限测试计算和减值分析。如果过去12个月的大宗商品价格与前几个季度的大宗商品价格相比大幅下降，我们可能会在随后的几个季度出现重大减记。见注5-财产和设备关于影响石油和天然气资产减值的因素的进一步详情，请参阅本报告其他部分所列合并财务报表的简要说明。

一般和行政费用。下表显示了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的一般和行政费用：

截至3月31日的三个月，
20222021
金额按京东方金额按京东方
(以百万为单位，不包括每BOE金额)
一般和行政费用$21 $0.61 $15 $0.54 
非现金股票薪酬15 0.44 10 0.36 
一般和行政费用总额$36 $1.05 $25 $0.90 

与2021年同期相比，2022年第一季度的一般和行政费用增加，主要是由于我们的员工人数增加以及本年度工资和奖金成本增加导致薪酬成本上升。此外，与2021年同期相比，2022年第一季度的股权薪酬增加了500万美元，这主要是由于2022年第一季度发行的绩效股票单位的授予日期公允价值较高，以及与QEP合并相关的过渡员工持有的限制性股票加速归属。

33

目录表
合并和整合费用。下表显示了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的合并和整合费用：

截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
兼并整合费用$— $75 

2021年第一季度的合并和整合总支出包括QEP合并产生的6700万美元成本和收购Guidon产生的800万美元成本。与QEP合并相关的支出主要包括3,800万美元的遣散费以及2,300万美元的银行、法律和咨询费，而与Guidon收购相关的支出主要包括咨询和法律费用。见注4-收购和资产剥离关于QEP合并和收购Guidon的进一步细节，请参阅本报告其他部分所列合并财务报表的简要说明。

其他经营成本和费用。下表显示了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的其他微不足道的运营成本和支出：


截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
中游服务费用$22 $28 
其他运营费用8 4 

净利息支出。下表显示了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的净利息支出构成：

截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
循环信贷协议$4 $3 
高级笔记61 61 
债务发行成本和折价摊销5 4 
其他1 4 
资本化利息(31)(14)
总计40 58 
减去：利息收入— 2 
利息支出，净额$40 $56 

与2021年同期相比，2022年第一季度的净利息支出减少了1600万美元，这主要是由于资本化利息成本的增加。见注7-债务请参阅本报告其他部分所列综合财务报表的简明附注，以了解有关未偿借款的进一步详情。


34

目录表
衍生品公司。下表显示截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月衍生工具净收益(亏损)和衍生工具结算净现金收入(付款)：

截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
衍生工具净收益(亏损)$(552)$(164)
结算时收到(支付)的现金净额(1)(2)
$(420)$(102)
(1)截至2022年3月31日的三个月包括在合同到期前终止的1.35亿美元大宗商品合同支付的现金。
(2)截至2021年3月31日的三个月包括在8000万美元的合同到期前终止的利率互换合同收到的现金。

我们必须确认资产负债表上的所有衍生工具为按公允价值计量的资产或负债。我们并未将我们的商品衍生工具指定为会计上的对冲工具。因此，我们将我们的衍生工具标记为公允价值，并在我们的简明综合经营报表中“衍生工具净收益(亏损)”项下确认衍生工具的现金和非现金公允价值变化。

出于会计目的，我们已将我们的某些利率掉期指定为公允价值对冲。因此，利率掉期公允价值变动所产生的损益完全抵销相关债务对冲部分的公允价值变动，不会因套期保值效应而确认损益。公允价值变动在简明综合资产负债表中记录为对2029年票据账面价值的调整。自2021年12月1日起，这些利率互换的半年度现金结算将在精简的综合经营报表中计入利息支出。

其他收入(费用)。下表显示了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的其他微不足道的收入和支出：

截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
其他收入(费用)，净额$1 $1 
清偿债务所得(损)$(54)$(61)
股权投资的收益(亏损)$9 $(3)

见注7-债务关于2022年第一季度债务清偿损益的进一步详情，请参阅本报告其他部分所列合并财务报表的简明附注。

所得税拨备(受益于)下表显示了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的所得税拨备：

截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
所得税准备金(受益于)$221 $65 

与2021年同期相比，我们2022年第一季度所得税拨备的变化主要是由于税前收入的增加，这主要是由于石油、天然气和天然气液体收入、衍生品收益(亏损)和上文讨论的其他费用的变化。见附注10-所得税合并财务报表的简明附注包括在本报告的其他部分，以进一步讨论我们的所得税支出。

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目录表
截至2022年3月31日的三个月与2021年12月31日的比较

如“—最新发展动态,石油和天然气市场波动很大，受到许多因素的影响，这些因素可能会导致我们的经营业绩和管理层每季度的经营战略发生重大变化。因此，从2022年第一季度开始，我们选择改变运营结果讨论，将重点放在本季度运营结果与上一季度运营结果的比较上。我们相信，我们讨论的变化将为投资者提供更有意义的分析，根据当前的市场和运营趋势，对本季度发生的重大运营和财务变化进行分析。

经营成果

下表列出了截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月的精选运营数据：

截至三个月
March 31, 20222021年12月31日
收入(单位：百万)：
石油销售$1,946 $1,551 
天然气销售154 206 
天然气液体销售289 254 
石油、天然气和天然气液体收入总额$2,389 $2,011 
生产数据：
石油(MBbls)20,055 20,819 
天然气(MMCF)42,645 45,220 
天然气液体(MBBLS)7,161 7,254 
组合卷(MBOE)(1)
34,324 35,610 
日产油量(BO/d)222,833 226,293 
日合并量(BOE/d)381,378 387,065 
平均价格：
石油(每桶$)$97.03 $74.50 
天然气(每立方英尺$)$3.61 $4.56 
天然气液体(每桶$)$40.36 $35.02 
合计(每京东方$)$69.60 $56.47 
石油，套期(每桶$)(2)
$83.47 $58.70 
天然气，套期保值(每立方米)(2)
$3.31 $3.12 
天然气液体，套期保值(每桶$)(2)
$40.36 $34.46 
套期保值平均价格(每京东方$)(2)
$61.30 $45.30 
(1)Bbl当量使用每bbl六个Mcf的转换率来计算。
(2)套期保值价格反映我们的商品衍生品交易对我们平均销售价格的影响，并包括到期商品衍生品现金结算的收益和亏损，我们没有将其指定为对冲会计。套期保值价格不包括商品衍生品合约提前结算所产生的收益或损失。
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目录表
生产数据

我们几乎所有的收入都来自石油、天然气和天然气液体产品的销售。下表提供了截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月的生产组合信息：

截至三个月
March 31, 20222021年12月21日
石油(MBbls)58 %59 %
天然气(MMCF)21 %21 %
天然气液体(MBBLS)21 %20 %
100 %100 %

截至2022年3月31日的三个月截至2021年12月31日的三个月
米德兰盆地特拉华州盆地
其他(1)
总计米德兰盆地特拉华州盆地
其他(2)
总计
生产数据：
石油(MBbls)13,921 6,101 33 20,055 14,047 6,598 174 20,819 
天然气(MMCF)26,873 15,681 91 42,645 26,261 18,531 428 45,220 
天然气液体(MBBLS)4,750 2,390 21 7,161 4,864 2,311 79 7,254 
总计(MBOE)23,150 11,105 69 34,324 23,288 11,998 324 35,610 
(1)包括鹰福特页岩和落基山脉。
(2)包括鹰滩页岩、落基山脉和高平原。

石油、天然气和天然气液体收入。我们的收入是石油、天然气和天然气液体产量以及这些产量的平均销售价格的函数。

2022年第一季度，我们的石油、天然气和天然气液体收入增加了3.78亿美元，增幅为19%，从2021年第四季度的20亿美元增至24亿美元。较高的平均石油价格，以及较小程度的液化天然气价格，贡献了4.5亿美元的总增长。总体变化的其余部分是由于总销量下降了4%。
2022年期间大宗商品价格比2021年期间更高，主要反映了由于经济从新冠肺炎大流行中复苏以及其他宏观经济因素，如文中讨论的俄罗斯-乌克兰军事冲突，对石油的需求增加。—最新发展动态“上图。产量下降的主要原因是，与2021年第四季度相比，2022年第一季度的生产天数减少了两天。

其他收入。下表显示了截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月的其他微不足道的收入：

截至三个月
March 31, 20222021年12月31日
(单位：百万)
中游服务$17 $10 
其他营业收入$2 $1 


37

目录表
租赁运营费用。下表显示了截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月的租赁运营费用：

截至三个月
March 31, 20222021年12月31日
金额按京东方金额按京东方
(以百万为单位，不包括每BOE金额)
租赁运营费用$149 $4.34 $150 $4.21 

租赁运营费用总额保持不变，与2021年第四季度相比，2022年第一季度每个京东方的租赁运营费用增加了0.13美元。每个京东方基础上的增长主要与服务成本上涨以及可用于分配固定租赁运营费用的两个工作日减少的影响有关。

生产和从价税费用。下表显示了截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月的生产和从价税支出：

截至三个月
March 31, 20222021年12月31日
金额按京东方金额按京东方
(以百万为单位，不包括每BOE金额)
生产税$120 $3.50 $104 $2.92 
从价税41 1.19 17 0.48 
生产总费用和从价费用$161 $4.69 $121 $3.40 
生产税占石油、天然气和天然气液体收入的百分比5.0 %5.2 %

一般来说，生产税与生产收入直接相关，并以当年的商品价格为基础。2022年第一季度的生产税占生产收入的百分比与2021年第四季度保持一致。

除其他因素外，从价税是根据上一年大宗商品价格推动的房地产价值，2022年第一季度根据与2020年相比2021年大宗商品价格的回升而向上调整。此外，2021年第四季度还根据收到的实际纳税评估向下修订了我们2021年的全部从价税应计项目，这导致同期每BOE税率的从价税较低。这些调整导致2022年第一季度的从价税支出与2021年第四季度相比总体增加了2400万美元。

采集费和交通费。下表显示了截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月的集散和运输费用：

截至三个月
March 31, 20222021年12月31日
金额按京东方金额按京东方
(以百万为单位，不包括每BOE金额)
集散费和交通费$59 $1.72 $58 $1.63 

收集和运输费用总额保持相对一致，与2021年第四季度相比，2022年第一季度每个京东方的支出增加了0.09美元。这一增长主要与2021年第四季度剥离某些天然气收集资产后产生的额外第三方天然气收集费用有关。


38

目录表
折旧、损耗、摊销和增值。下表提供了截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月的折旧、损耗、摊销和增值费用的组成部分：

截至三个月
March 31, 20222021年12月31日
(单位为百万，不包括京东方的金额)
已探明石油和天然气性质的枯竭$286 $303 
中游资产折旧20 11 
其他财产和设备折旧4 4 
资产报废债务增加3 2 
折旧、损耗、摊销和增值费用$313 $320 
单位京东方的石油和天然气物性损耗率$8.33 $8.51 

与2021年第四季度相比，2022年第一季度已探明石油和天然气资产的损耗减少了1700万美元，这主要是由于2022年第一季度产量下降以及平均消耗率下降所致。费率下降的主要原因是2021年期间储量计算中使用的美国证券交易委员会价格上涨，这延长了储量基数的经济寿命，并导致我们油井的预计剩余储量较高。

一般和行政费用。下表显示了截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月的一般和行政费用：

截至三个月
March 31, 20222021年12月31日
金额按京东方金额按京东方
(以百万为单位，不包括每BOE金额)
一般和行政费用$21 $0.61 $33 $0.93 
非现金股票薪酬15 0.44 14 0.39 
一般和行政费用总额$36 $1.05 $47 $1.32 

与2021年第四季度相比，2022年第一季度一般和行政费用减少的主要原因是，2021年第四季度对年度奖金进行了与薪酬有关的应计调整。2022年第一季度的股权薪酬与2021年第四季度保持一致。

其他经营成本和费用。下表显示了截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月的其他微不足道的运营成本和支出：


截至三个月
March 31, 20222021年12月31日
(单位：百万)
中游服务费用$22 $19 
兼并整合费用$— $1 
其他运营费用$8 $(5)


39

目录表
净利息支出。下表显示了截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月的净利息支出构成：

截至三个月
March 31, 20222021年12月31日
(单位：百万)
循环信贷协议$4 $4 
高级笔记61 55 
债务发行成本和折价摊销5 5 
其他1 2 
资本化利息(31)(37)
总计40 29 
减去：利息收入— — 
利息支出，净额$40 $29 

与2021年第四季度相比，2022年第一季度的净利息支出增加了1100万美元。增加的主要原因是(I)2021年第四季度的利息支出反映了我们的公允价值利率掉期收到了700万美元的现金结算，这抵消了我们2029年票据的部分利息支出，以及(Ii)资本化利息成本的减少。我们的公允价值利率掉期在12月和6月每半年结算一次。见注7-债务请参阅本报告其他部分所列综合财务报表的简明附注，以了解有关未偿还借款和利息支出的进一步详情。

衍生品公司。下表为截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月衍生工具净收益(亏损)和衍生工具结算现金净收入(付款)：

截至三个月
March 31, 20222021年12月31日
(单位：百万)
衍生工具净收益(亏损)$(552)$47 
结算时收到(支付)的现金净额(1)
$(420)$(403)
(1)2022年第一季度包括在合同到期前终止的商品合同支付的现金1.35亿美元。

我们必须确认资产负债表上的所有衍生工具为按公允价值计量的资产或负债。我们并未将我们的商品衍生工具指定为会计上的对冲工具。因此，我们将我们的衍生工具标记为公允价值，并在我们的简明综合经营报表中“衍生工具净收益(亏损)”项下确认衍生工具的现金和非现金公允价值变化。

出于会计目的，我们已将我们的某些利率掉期指定为公允价值对冲。因此，利率掉期公允价值变动所产生的损益完全抵销相关债务对冲部分的公允价值变动，不会因套期保值无效而确认损益。公允价值变动在简明综合资产负债表中记录为对2029年票据账面价值的调整。自2021年12月1日起，这些利率互换的半年度现金结算将在精简的综合经营报表中计入利息支出。


40

目录表
其他收入(费用)。下表显示了截至2022年3月31日和2021年12月31日的三个月的其他收入和支出：

截至三个月
March 31, 20222021年12月31日
(单位：百万)
其他收入(费用)，净额$1 $(6)
清偿债务所得(损)$(54)$(2)
股权投资的收益(亏损)$9 $9 

见注7-债务关于债务清偿损益的进一步细节，请参阅本报告其他部分所列合并财务报表的简明附注。

所得税拨备(受益于)下表显示了2022年第一季度和2021年第四季度所得税拨备(受益)：

截至三个月
March 31, 20222021年12月31日
(单位：百万)
所得税准备金(受益于)$221 $279 

与2021年第四季度相比，我们2022年第一季度所得税拨备的变化主要是由于两个时期之间税前收入的减少，这主要是由于上文讨论的衍生品和石油、天然气和天然气液体收入的损益变化造成的。见附注10-所得税以进一步讨论我们的所得税支出。

流动性与资本资源

现金来源及用途概述

从历史上看，我们的主要流动资金来源包括运营现金流、公开发行股票的收益、循环信贷安排下的借款、发行优先票据的收益和出售非核心资产的收益。我们资本的主要用途是收购、开发和勘探石油和天然气资产。截至2022年3月31日，我们拥有约17亿美元的流动性，其中包括1亿美元的现金和现金等价物，以及我们的信贷安排下可用的16亿美元。如下文所述，我们2022年的资本预算为17.5亿至19.亿美元。此外，我们还有4500万美元的优先票据将在未来12个月到期。

我们的营运资金需求得到我们的现金和现金等价物以及我们的信贷安排的支持。我们可能会利用我们的循环信贷安排来满足短期现金需求，或者发行债务或股权证券，作为我们长期流动性和资本管理计划的一部分。由于我们有如上所述的其他选择，我们相信我们的短期和长期流动资金不仅足以为我们目前的业务提供资金，还可以为我们的短期和长期资金需求提供资金，包括我们的资本支出计划、股息支付、偿债义务和偿还债务到期日、回购股权或债务证券以及最终可能与或有事项相关的其他金额。

未来的现金流受到许多变量的影响，包括石油和天然气的生产水平和价格，需要大量额外的资本支出才能更充分地开发我们的物业。为了缓解这种波动，我们与多家金融机构签订了衍生品合同，所有这些金融机构都是我们信贷安排的参与者，对2023年底之前我们估计的未来原油和天然气产量的一部分进行了对冲，这在附注11中进一步讨论-衍生品和项目3.关于市场风险的定量和定性披露--商品价格风险。我们的对冲活动水平和所用金融工具的持续时间取决于我们所希望的现金流保护、可用的对冲价格、我们资本计划的规模和我们的运营战略。

41

目录表
在执行我们的业务和财务战略时，我们会定期考虑哪些资本资源，包括现金流以及股权和债务融资，可以满足我们未来的财务义务、计划中的资本支出活动和流动性要求。我们未来增加已探明储量和产量的能力将高度依赖于我们可用的资本资源。由于俄罗斯-乌克兰军事冲突、新冠肺炎疫情和/或其他不利的宏观经济条件，资本、金融和/或信贷市场持续长期波动，可能会限制我们获得资金的渠道，或增加我们的成本，或者使我们无法以我们可以接受的条款获得资金，或者根本无法获得资金。尽管本公司预计其资金来源将足以满足其短期和长期流动资金需求，但我们不能向您保证所需资金将以可接受的条款或根本不存在。

现金流

我们截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的现金流如下：
截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
经营活动提供(用于)的现金净额$1,252 $624 
投资活动提供(用于)的现金净额(716)(587)
融资活动提供(用于)的现金净额(1,041)29 
现金净增(减)$(505)$66 

经营活动

我们的运营现金流对许多变量很敏感，其中最重要的是我们生产的石油和天然气价格的波动。这些商品的价格主要由当时的市场状况决定。区域和全球经济活动、天气和其他重大可变因素会影响这些产品的市场状况。这些因素超出了我们的控制范围，很难预测。

与2021年同期相比，截至2022年3月31日的三个月的运营现金流增加，主要原因是我们的总收入增加了12亿美元，但被以下现金流出部分抵消：(I)2022年第一季度我们的衍生品合同的现金净支付为4.2亿美元，而2021年第一季度我们的衍生品合同的现金净支付为1.78亿美元，(Ii)我们的现金运营费用增加了约9000万美元，主要是由于QEP合并和收购Guidon，(Iii)支付利息的现金增加3,100万美元，这主要是由于2021年发行的优先票据的利息支付以及(Iv)其他营运资本变化，包括石油和天然气销售和收入的应收账款增加，以及2022年商品价格上涨导致的应付收入和特许权使用费的部分抵消，以及与前一年与联邦净营业亏损结转和加快退还2020年CARE法案允许的最低税收抵免相关的应收所得税相比，预计将于2022年支付的所得税增加3,100万美元。请参阅“—经营成果讨论我们的收入和支出的重大变化。

投资活动

投资活动中使用的净现金为7.16亿美元，而截至2022年和2021年3月31日的三个月分别为5.87亿美元。在截至2022年3月31日的三个月内，我们用于投资活动的大部分净现金用于与我们的开发计划相关的钻井和完井成本，以及购买石油和天然气资产，这在附注4中有进一步的讨论-收购和资产剥离.

在截至2021年3月31日的三个月内，我们用于投资活动的大部分净现金用于购买和开发石油和天然气资产及相关资产，包括作为收购Guidon的一部分收购某些租赁权益。我们每个时期的资本支出将在下面进一步讨论。


42

目录表
非经常开支活动

本公司不包括收购和权益法投资的资本支出(按现金计算)如下：

截至3月31日的三个月，
20222021
(单位：百万)
石油和天然气属性的钻井、完井和非作业增加(1)(2)
$374 $281 
增加石油和天然气资产的基础设施44 8 
增加中游资产19 7 
总计$437 $296 
(1)在截至2022年3月31日的三个月内，结合我们的开发计划，我们共钻了61口总作业水平井(59口净作业水平井)，其中47口总作业水平井(46口净作业水平井)位于米德兰盆地，14口总作业水平井(13口净作业井)位于特拉华盆地，69口总作业水平井(63口净作业水平井)投入生产，其中54口总作业水平井(50口净作业井)位于米德兰盆地，15口总作业水平井(13口净作业井)位于特拉华盆地。
(2)在截至2021年3月31日的三个月内，结合我们的开发计划，我们共钻了49口总作业水平井(47口净作业井)，其中41口总作业水平井(40口净作业井)位于米德兰盆地，8口总作业水平井(7口净作业井)位于特拉华盆地，67口总作业水平井(60口净作业水平井)投入生产，其中42口总作业水平井(37口净作业井)位于米德兰盆地，25口总作业水平井(23口净作业井)位于特拉华盆地。

融资活动

截至2022年3月31日的三个月，用于融资活动的净现金为10亿美元，而截至2021年3月31日的三个月，融资活动提供的净现金为2900万美元。于截至二零二二年三月三十一日止三个月内，用于融资活动的金额主要是由于(I)已支付15亿美元回购若干优先票据的未偿还本金，详情见“--2022年债务交易”(Ii)支付给股东的股息1.07亿美元，(Iii)分配给非控股权益的4700万美元，以及(Iv)作为股份和单位回购计划的一部分的4900万美元的回购，以及(V)扣除借款后的2100万美元的信贷安排偿还。这些现金流出被2022年3月债券的7.5亿美元收益部分抵消。

在截至2021年3月31日的三个月中，融资活动提供的现金净额主要归因于2021年3月债券的22亿美元收益和7600万美元收益，这些收益主要与利率掉期的提前结算有关，利率掉期包含非微不足道的融资因素。融资活动产生的这些净增现金流被用于回购部分合格债券和2025年优先债券的19亿美元，以及与回购相关的1.66亿美元额外保费，向股东支付的6800万美元股息，作为毒蛇和响尾蛇单位回购计划一部分的2400万美元单位回购，以及我们信贷安排下2300万美元的偿还(扣除借款)部分抵消。

资本资源

循环信贷安排和其他债务工具

截至2022年3月31日，我们的债务，包括Viper和Rattler的债务，包括优先票据的未偿还本金总额约54亿美元，循环信贷安排下的未偿还借款总额4.78亿美元，以及根据我们的DrillCo协议到期的未偿还金额6400万美元。

截至2022年3月31日，根据我们的信贷协议，最高可用信贷金额为16亿美元，没有未偿还借款，16亿美元可用于未来借款。截至2022年3月31日，未偿还信用证总额为300万美元，这减少了我们按美元对美元计算的信贷协议下的可用借款。在截至2022年3月31日的三个月内，我们的信贷协议下没有借款。

43

目录表
Viper‘s信贷协议

到目前为止经过修订的Viper信贷协议规定，循环信贷安排的最高信贷金额为20亿美元，截至2022年3月31日的借款基数为5.8亿美元，尽管Viper LLC根据Viper LLC的石油和天然气储量和其他因素选择了5亿美元的承诺额。借款基数计划在5月和11月每半年重新确定一次，预计贷款人将在2022年5月重新确定时重申为5.8亿美元。截至2022年3月31日，根据Viper信贷协议，有2.48亿美元的未偿还借款和2.52亿美元的未来借款可用。截至2022年3月31日止三个月内，Viper信贷协议下的加权平均借款利率为2.58%。Viper信贷协议将于2025年6月2日到期。

《响尾蛇信贷协议》

迄今为止已修订的Rattler信贷协议规定，循环信贷安排的最高信贷金额为6亿美元，在Rattler当选后可扩展至10亿美元，条件是获得额外的贷款人承诺并满足惯例条件。截至2022年3月31日，根据Rattler信贷协议，有2.3亿美元的未偿还借款和3.7亿美元的未来借款可用。截至2022年3月31日止三个月内，Rattler信贷协议下的加权平均借款利率为1.40%。响尾蛇信贷协议将于2024年5月28日到期。

2022年债务交易

2022年3月17日，响尾蛇能源公司发行了7.5亿美元的2022年3月债券，净收益为7.39亿美元，与手头现金一起用于赎回2025年到期的所有未偿还的4.750%优先债券和2024年到期的2.875%优先债券，本金总额为15亿美元。2022年3月债券的利息每半年派息一次，日期为每年3月15日及9月15日，由2022年9月15日开始。

有关我们截至2022年3月31日的未偿债务的更多讨论，请参见附注7-债务本报告其他部分所列合并财务报表的简明附注。

受制于市况及其他因素，我们预期未来会继续不时发行债务证券，为即将到期的债务再融资。任何新借款的可获得性、利率和其他条款将取决于信用评级机构赋予的评级等因素。

我们目前正在遵守，并预计将继续遵守我们债务工具中的所有财务维持契约。

债务评级

我们接受美国主要评级机构的债务评级。在确定我们的债务评级时，这些机构考虑了许多定性和定量项目，包括但不限于大宗商品定价水平、我们的流动性、资产质量、储备组合、债务水平、成本结构、计划中的资产出售和生产增长机会。我们来自标准普尔全球评级服务的信用评级为BBB-。我们来自惠誉投资者服务公司的信用评级为BBB。穆迪投资者服务公司对我们的信用评级为Baa3。任何评级下调都可能导致根据某些合同安排发布额外的信用证或现金抵押品。

资本要求

除了中讨论的未来运营费用和营运资本承诺外--经营成果,我们的主要短期和长期流动资金需求主要包括(I)资本支出，(Ii)支付其他合同债务，以及(Iii)用于支付股息和证券回购的现金，如下所述。

根据目前的石油和天然气价格以及2022年的产量预期，我们相信我们的运营现金流、手头现金和循环信贷安排下的借款将足以在提交本报告后的12个月内以及之后为我们的运营提供资金。然而，未来的现金流受到许多变量的影响，包括石油和天然气的生产水平和价格，需要大量额外的资本支出才能更充分地开发我们的物业。我们不能向您保证，所需的资本将在可接受的条件下获得，或者根本不能。此外，我们的2022年资本支出预算没有为租赁利息和物业收购分配任何资金。

44

目录表
2022年资本支出计划

我们的董事会批准了2022年用于钻井、中游和基础设施的资本预算，约为17.5亿至19.亿美元，维持了我们在2021年11月提出的2021年第四季度现金资本支出年化指导。我们估计，在这些支出中，大约有：

•15.6亿至16.7亿美元将主要用于钻探270至290口(净248至267口)水平井，并在我们在北部米德兰和特拉华州南部盆地运营和未运营的租赁面积上完成260至280口(240至258净额)水平井，平均横向长度约为10,200英尺；

•8,000万至1亿美元将用于中游基础设施，不包括合资企业投资；以及

•1.1亿至1.3亿美元将用于基础设施和环境支出，不包括任何租赁和矿产权益收购的成本。

我们没有具体的收购预算，因为收购的时间和规模无法准确预测。

在截至2022年3月31日的三个月中，我们在钻井和完井方面的支出为3.74亿美元，中游项目的支出为1900万美元，基础设施支出为4400万美元，不包括收购在内的总资本支出为4.37亿美元。

我们的资本开支的数额和时间在很大程度上是可自由支配的，并在我们的控制之内。我们可以根据各种因素选择推迟部分计划的资本支出，这些因素包括但不限于我们钻探活动的成功、石油和天然气的当前和预期价格、必要设备、基础设施和资本的可用性、所需监管许可和批准的接收和时间、季节性条件、钻探和收购成本以及其他利益所有者的参与程度。我们目前正在运营10个钻机和4个完井人员。我们继续执行我们的战略，保持石油生产不变，同时利用运营现金流减少债务，加强我们的资产负债表，并将资本返还给我们的股东。我们将继续监测大宗商品价格和整体市场状况，并可以根据大宗商品价格和整体市场状况的变化调整我们的钻井平台节奏和资本支出预算。

证券的分红和回购

在截至2022年和2021年3月31日的三个月里，我们分别支付了1.07亿美元和6800万美元的普通股股息。除了我们的基本股息计划外，我们还启动了可变股息战略，根据该战略，我们可以支付高达上一季度支付基本股息后剩余自由现金流的50%的季度可变股息。2022年4月27日，我们的董事会宣布2022年第一季度的现金股息为每股普通股3.05美元，于2022年5月23日支付给2022年5月12日收盘时登记在册的股东。支付任何未来股息的决定完全由我们的董事会酌情决定，并须得到董事会的批准。红利包括每股普通股0.70美元的基本季度红利和每股2.35美元的可变季度红利。

自由现金流是一种非公认会计准则的财务计量。本公司使用的自由现金流定义为营运资本变动前的经营活动现金流量超过现金资本支出。本公司认为，自由现金流对投资者是有用的，因为它提供了一种衡量标准，可以持续地比较不同时期的经营活动现金流和石油和天然气资产的新增现金流。

未来的基础股息和可变股息由我们的董事会酌情决定，如果宣布，董事会可能会根据公司对大宗商品价格、流动性、债务水平、资本资源、自由现金流和其他因素的前景来改变股息金额。本公司不能保证未来将批准或宣布派息，也不能保证任何未来派息的金额。任何未来的可变股息，如果宣布和支付，其性质将根据公司的自由现金流而波动，而自由现金流将取决于许多公司无法控制的因素，包括商品价格。

2021年9月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，收购我们高达20亿美元的已发行普通股。在截至2022年3月31日的三个月里，我们根据该计划回购了约700万美元的普通股，并在2022年3月31日根据回购计划剩余16亿美元用于未来的回购。我们打算继续根据这项回购计划机会性地购买股票，可用的资金主要来自运营和资产出售等流动性事件的现金流，同时保持足够的流动性为我们的资本支出计划提供资金。见附注8-股东权益与每股收益本报告其他部分包括综合财务报表的简明附注，以供进一步讨论回购计划。
45

目录表

我们也可能不时在公开市场购买或私下协商的交易中，机会性地回购我们的一批或多批或系列的一些未偿还优先债券。

所得税

我们预计，在截至2022年12月31日的财年，我们的现金税率将为税前收入的10%至15%。见附注10-所得税本报告其他部分包括综合财务报表的简明附注，以供进一步讨论我们的所得税。

担保人财务信息

截至2022年3月31日，响尾蛇E&P是管理2019年12月未偿还债券、2021年3月债券和2022年3月债券的契约的唯一担保人。

按照S-X规则第3-10(B)(3)条中使用的术语，担保是“完全和无条件的”，但此类担保将在IG契约中规定的某些情况下解除或终止，例如，除某些例外情况外，(1)如果响尾蛇E&P(或其全部或几乎所有资产)被出售或处置，(2)如果响尾蛇E&P不再是某些其他债务的担保人或以其他方式成为债务人，以及(3)在任何契约失效时，相关契约的法律失效或清偿和解除。
响尾蛇对2019年12月未偿还债券、2021年3月债券及2022年3月债券的担保为优先无抵押债务，其偿付权优先于其任何未来的次级债务，与其所有现有及未来的优先债务(包括其循环信贷安排下的债务)具有同等的偿付权，并在担保该等债务的抵押品价值的范围内实际上从属于其任何现有及未来的有担保债务。
针对响尾蛇E&P的高级票据持有人的权利可能受到美国破产法或州欺诈性转让或转让法的限制。每项担保都包含一项条款，旨在将Diamondback E&P的责任限制在其可能产生的最大金额内，而不会导致其担保项下的义务成为欺诈性运输。然而，我们不能保证法庭在裁定响尾蛇的最高法律责任时会采用甚麽标准。此外，这项条文未必能有效地保障担保不会因欺诈的运输法而被作废。有一种可能是整个担保被撤销，在这种情况下，整个责任可能被消灭。

下表汇总了作为母公司的Diamondback Energy公司和作为担保子公司的Diamondback E&P公司在扣除(I)母公司和担保子公司之间的公司间交易和余额以及(Ii)来自非担保人的任何子公司的收益和投资的股本后，在合并基础上的财务信息。该信息是根据美国证券交易委员会S-X规则下规则13-01的要求提供的。如果担保人子公司作为一个独立实体运作，财务信息不一定能说明其经营结果或财务状况。

March 31, 20222021年12月31日
汇总资产负债表：(单位：百万)
资产：
流动资产$967 $1,148 
财产和设备，净额$15,339 $14,778 
其他非流动资产$67 $55 
负债：
流动负债$1,629 $1,221 
公司间应付帐款，非担保人子公司$1,637 $1,440 
长期债务$4,270 $5,093 
其他非流动负债$1,758 $1,549 

46

目录表
截至2022年3月31日的三个月
运营摘要表：(单位：百万)
收入$1,855 
营业收入(亏损)$1,253 
净收益(亏损)$436 

关键会计估计

我们的关键会计估计与我们在我们的表格10-K的年报截至2021年12月31日的年度。

近期会计公告

见注2-重要会计政策摘要包括在本季度报告其他部分的综合财务报表的简明附注中，用于最近尚未采用的会计声明和会计政策(如有)。

项目3.关于市场风险的定量和定性披露

商品价格风险

我们在勘探和生产业务中的主要市场风险敞口是适用于我们石油和天然气生产的定价。已实现价格主要受当时全球原油价格和适用于我们天然气生产的现货市场价格推动。多年来，石油和天然气生产的价格一直波动不定，不可预测。尽管石油和天然气的需求和市场价格最近有所上涨，但我们无法预测可能导致未来价格波动的事件，包括俄罗斯和乌克兰军事冲突的结果，或者新冠肺炎疫情，近期能源前景仍然受到高度不确定性的影响。此外，我们收到的生产价格取决于许多其他我们无法控制的因素。

我们使用衍生品，包括掉期、基差掉期、滚动掉期、无成本环、看跌期权和基差看跌期权，以降低与我们某些石油和天然气销售相关的价格波动。

截至2022年3月31日，我们的净负债衍生品头寸为3亿美元，与我们的大宗商品价格风险衍生品相关。利用截至2022年3月31日我们的商品价格衍生品项下的实际衍生品合同量，与基础商品相关的远期曲线增加10%将使净负债头寸增加1.28亿美元至4.28亿美元，而与基础商品相关的远期曲线减少10%将使净负债头寸减少1.05亿美元至1.95亿美元。然而，任何现金衍生工具的收益或亏损将分别由衍生工具涵盖的产品的实际销售价值的减少或增加大幅抵销。有关我们截至2022年3月31日的未平仓商品衍生工具的其他资料，请参阅附注11-衍生品包括在本季度报告其他部分的综合财务报表的简明附注中。

在我们的中游运营业务中，我们间接面临大宗商品价格风险，因为持续的低大宗商品价格可能会导致我们或Rattler的其他客户推迟钻探或停产，这将减少我们基础设施资产可用于收集和加工的数量。如果我们或Rattler的其他客户因大宗商品价格持续低迷或任何其他原因而推迟钻探或暂时停产，我们在中游业务部门的收入可能会下降，因为Rattler的商业协议不包含最低产量承诺。

交易对手和客户信用风险

我们对信用风险的主要敞口是由于出售石油和天然气生产的应收账款集中(截至2022年3月31日约为9.66亿美元)，其次是来自联合利息应收账款的应收账款(截至2022年3月31日约为1.13亿美元)。

我们不要求我们的客户提供抵押品，我们的重要客户由于流动性问题、破产、资不抵债或清算而未能或无法履行对我们的义务，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。

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目录表
联合业务应收账款来自对我们经营的油井拥有部分权益的实体的账单。这些实体主要根据它们在我们打算钻探的租约中的所有权参与我们的油井。我们几乎没有能力控制这些实体是否会参与我们的油井。

利率风险

我们的循环信贷安排下的债务利率的变化以及我们的固定利率债务的公允价值的变化，都会使我们受到市场风险的影响。信贷协议的条款规定，借款利息的浮动利率等于替代基本利率(等于最优惠利率、联邦基金实际利率加0.5%和3个月期伦敦银行同业拆借利率加1.0%中的最大者)或伦敦银行同业拆借利率，在每种情况下加适用保证金。就替代基本利率而言，适用的保证金由年息0.25厘至1.125厘不等，而就伦敦银行同业拆息而言，适用的保证金则由年息1.25厘至2.125厘不等，两者均根据定价水平而定。定价水平取决于某些评级机构对我们的长期优先无担保债务的评级。我们相信，重大的利率变化不会对我们未来的收益或现金流产生实质性的短期影响。有关我们截至2022年3月31日的浮动利率债务的更多信息，请参见附注7-债务包括在本季度报告其他部分的综合财务报表的简明附注中。

从历史上看，我们有时会使用利率掉期来管理我们对(I)浮动利率日的利率变化和(Ii)我们固定利率债务的公允价值变化的风险敞口。截至2022年3月31日，我们签订了名义金额为12亿美元的利率互换协议，以管理市场利率对利息支出的影响。这些利率掉期已被指定为本公司于2029年到期的12亿美元3.50%固定利率优先票据的公允价值对冲，据此，我们将获得固定利率，并将支付基于三个月伦敦银行同业拆借利率加2.1865%的平均浮动利率。有关利率掉期的其他资料，请参阅附注11-衍生品包括在本季度报告其他部分的综合财务报表的简明附注中。

项目4.控制和程序

信息披露控制和程序的评估。在我们首席执行官和首席财务官的指导下，我们已经建立了披露控制和程序，如1934年修订的《证券交易法》或《交易法》下的规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义，旨在确保我们根据交易法提交或提交的报告中要求我们披露的信息在美国证券交易委员会的规则和表格中指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。披露控制和程序也旨在确保积累此类信息并将其传达给管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官(视情况而定)，以便及时就所需披露做出决定。在设计和评估披露控制和程序时，管理层认识到，任何控制和程序，无论设计和操作多么良好，都只能为实现预期的控制目标提供合理的保证。此外，披露控制和程序的设计必须反映这样一个事实，即存在资源限制，要求管理层在评估可能的控制和程序相对于其成本的益处时作出判断。

截至2022年3月31日，在包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，根据《交易法》第13a-15(B)条，对我们的披露控制程序和程序的设计和运作的有效性进行了评估。根据我们的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2022年3月31日，我们的披露控制和程序是有效的。

财务报告内部控制的变化。在截至2022年3月31日的季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生任何变化，对财务报告的内部控制产生了重大影响，或有合理的可能性对财务报告的内部控制产生重大影响。

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第II部
项目1.法律程序

我们是各种常规法律程序、纠纷和索赔的当事人，这些诉讼、纠纷和索赔是在我们的正常业务过程中产生的，包括因解释影响天然气和原油行业的联邦和州法律法规、人身伤害索赔、所有权纠纷、特许权使用费纠纷、合同索赔、与石油和天然气勘探和开发有关的污染索赔以及环境索赔，包括涉及以前出售给第三方且不再属于我们当前业务的资产的索赔。虽然未决法律程序、纠纷或索赔的最终结果以及由此对我们造成的任何影响无法确切预测，但我们相信，如果最终做出不利决定，这些事项都不会对我们的财务状况、运营业绩或现金流产生重大不利影响。见附注14-承付款和或有事项包括在本季度报告其他部分的综合财务报表的简明附注中。

第1A项。危险因素

我们的业务面临许多风险。本报告和美国证券交易委员会提交的其他文件中讨论的任何风险都可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生实质性影响。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定性也可能对我们的业务运营、财务状况或未来业绩造成重大影响。

截至本文件提交之日，我们仍须遵守先前于第I部，第1A项。我们年报10-K表格中的风险因素截至2021年12月31日的年度，我们于2022年2月24日向美国证券交易委员会提交了文件，在随后提交给美国证券交易委员会的文件中也是如此。除以下规定外，我们的风险因素与我们的表格10-K的年报截至2021年12月31日的年度。

我们无法预测俄罗斯和乌克兰之间持续的军事冲突以及相关的人道主义危机对全球经济、能源市场、地缘政治稳定和我们的业务的影响。

我们的租赁面积主要位于德克萨斯州西部的二叠纪盆地。然而，俄罗斯-乌克兰冲突的更广泛后果可能包括进一步的制裁、禁运、供应链中断、区域不稳定和地缘政治变化，可能会对全球宏观经济状况产生不利影响，增加石油和天然气价格和需求的波动，增加网络攻击的风险，造成全球供应链中断，外汇波动加剧，对资本市场造成制约或破坏，限制流动性来源。我们无法预测冲突对我们的业务和业务结果以及对全球经济和能源市场的影响程度。

我们与可持续性和减排倡议相关的目标，包括我们关于这些目标的公开声明和披露，可能会使我们面临许多风险。

我们已经并将继续制定与我们的ESG倡议相关的目标，包括我们的减排目标和战略。我们在提交给美国证券交易委员会的本报告和其他报告中的声明以及与这些倡议相关的其他公开声明反映了我们当前的计划和预期，并不保证这些目标将在当前预期的时间表内实现或实现。我们能否实现我们的ESG目标，包括减排，受到许多因素和条件的制约，其中一些是我们无法控制的，如果不能实现我们宣布的目标或遵守道德、环境或其他标准，包括报告标准，可能会使我们面临政府执法行动或私人诉讼，并对我们的业务产生不利影响。此外，我们继续努力研究、建立、实现和准确报告这些目标可能会造成额外的运营风险和费用，并使我们面临声誉、法律和其他风险。

投资者和监管机构对ESG事项的关注继续增加。如果我们的ESG计划不能满足投资者或其他利益相关者不断变化的期望和标准，对我们股票的投资可能会被视为吸引力降低，我们的声誉、合同、就业和其他业务关系可能会受到不利影响。

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目录表
第二项股权证券的未经登记的销售和收益的使用

股权证券的未登记销售

没有。

发行人回购股权证券

截至2022年3月31日的三个月，我们的普通股回购活动如下：

期间
购买的股份总数(1)
每股平均支付价格(2)
作为公开宣布的计划的一部分购买的股票总数
根据该计划可能尚未购买的股份的大约美元价值(3)
(百万美元，每股金额除外，股份千股)
2022年1月1日-2022年1月31日15$109.89 15$1,567 
2022年2月1日-2022年2月28日—$— —$1,567 
March 1, 2022 - March 31, 2022151$132.99 43$1,562 
总计166$130.92 58
(1)包括108,508股从员工手中回购的普通股，以满足预扣税要求。该等股份于回购后立即注销及注销。
(2)每股支付的平均价格包括回购股票所支付的任何佣金。
(3)2021年9月，公司董事会批准了一项20亿美元的普通股回购计划。股票回购计划没有时间限制，董事会可以随时暂停、修改或终止。

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目录表
项目6.展品
展品索引
展品编号
描述
3.1
修订重订的《公司注册证书》(参照公司2012年11月16日向美国证券交易委员会提交的10-Q表格第001-35700号文件附件3.1并入)。
3.2
修订后的公司注册证书第1号修正案(参照公司2016年12月12日向美国证券交易委员会提交的8-K表格第001-35700号文件附件3.1并入)。
3.3
修订后的公司注册证书第2号修正案(参照公司于2021年6月8日向美国证券交易委员会提交的8-K表格第001-35700号文件附件3.1并入)。
3.4
第二次修订和重新修订公司章程(通过引用公司于2019年11月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件附件3.1并入)。
4.1
本公司普通股股票样本，每股面值$0.01(通过参考本公司于2012年8月20日提交给美国证券交易委员会的S-1表格登记说明书修正案第4号附件4.1，文件第333-179502号成立)。
4.2
注册权协议，日期为2021年2月26日，由本公司、Guidon Operating LLC和Guidon Energy Holdings LP之间签订(通过引用本公司于2021年5月3日提交给美国证券交易委员会的本公司S-3表格注册说明书第333-255731号文件附件4.3注册成立)。
4.3
本公司、Guidon Operating LLC和Guidon Energy Holdings LP之间于2021年4月27日签署的关于注册权协议的信函协议(通过引用本公司于2021年5月3日提交给美国证券交易委员会的S-3表格注册说明书第333-255731号文件的附件4.4并入)。
4.4
第五份补充契约，日期为2022年3月17日，由响尾蛇能源公司、响尾蛇E&P有限责任公司和全美计算机信托公司作为受托人(包括2022年3月票据的格式)(通过引用公司于2022年3月17日提交给美国证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件的附件4.2并入)。
10.1
响尾蛇能源公司修订和重新启动的高级管理层离职计划，于2022年2月21日通过(包括作为附表C随附的参与协议表格)(通过引用公司于2022年2月24日提交给美国证券交易委员会的10-K表格第001-35700号文件附件10.9并入)。
22.1
发行人和担保人子公司名单(参照本公司于2021年8月5日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格第001-35700号文件附件22.1并入)。
31.1*
根据修订后的1934年《证券交易法》颁布的第13a-14(A)条对注册人首席执行官的证明。
31.2*
根据经修订的1934年《证券交易法》颁布的第13a-14(A)条，对注册人的首席财务官进行证明。
32.1**
根据修订后的1934年证券交易法颁布的规则13a-14(B)和美国法典第18章第63章第1350节对注册人首席执行官的证明。
32.2**
根据经修订的1934年《证券交易法》颁布的第13a-14(B)条和《美国法典》第18编第63章第1350节，对注册人的首席财务官进行认证。
101
以下财务信息来自公司截至2022年3月31日的季度报告Form 10-Q，格式为Inline XBRL：(I)简明综合资产负债表，(Ii)简明综合经营报表，(Iii)简明股东权益变动表，(Iv)简明现金流量表和(V)综合财务报表简明说明。
104
封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。
______________
*
现提交本局。
**
作为附件32.1和附件32.2所附的证书，是根据《美国法典》第18编第1350节(根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过)提交的10-Q表格季度报告，不应被视为注册人根据修订后的《1934年证券交易法》第18节的规定而提交的。
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目录表
签名

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式安排由正式授权的下列签署人代表其签署本报告。

响尾蛇能源公司。
日期：May 5, 2022/s/特拉维斯·D·斯迪斯
特拉维斯·D·斯泰斯
首席执行官
(首席行政主任)
日期：May 5, 2022/s/Kaes Van‘t Hof
凯斯·范特霍夫
首席财务官
(首席财务官)

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