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响尾蛇能源公司。公布2022年第三季度财务和运营业绩

德克萨斯州米德兰(2022年11月7日)-响尾蛇能源公司(纳斯达克：FANG)(以下简称“响尾蛇”或“公司”)今天公布了截至2022年9月30日的第三季度财务和经营业绩。

2022年第三季度亮点

·平均产量为224.3 MBO/d(390.6 MBOE/d)
·经营活动产生的现金流为19.3亿美元；营运资本变动前的经营现金流(定义如下)为16.5亿美元
·现金资本支出为4.91亿美元
·自由现金流(定义如下)为11.6亿美元
·宣布2022年第三季度基本现金股息为每股0.75美元，于2022年11月25日支付；这意味着基于2022年11月4日收盘价161.37美元的年化收益率为1.9%
·宣布于2022年11月25日支付每股1.51美元的可变现金股息；每股2.26美元的基数加可变股息总额意味着，根据2022年11月4日161.37美元的收盘价计算，年化收益率为5.6%
·2022年第三季度以4.72亿美元回购了3922,418股普通股(加权平均价为每股120.50美元)
·2022年第三季度股票回购和宣布的基数加可变股息的资本回报总额为8.74亿美元；占2022年第三季度自由现金流的约75%(定义如下)
·如之前宣布的，Rattler Midstream LP(“Rattler”)收购交易于2022年8月24日完成

最近的亮点

·已完成剥离特拉华盆地非核心种植面积，净收益为1.55亿美元；剥离的资产包括约3250英亩净面积，净产量约为550 BO/d(800 BOE/d)
·与之前宣布的到2023年年底至少出售5亿美元非核心资产的目标相结合，响尾蛇预计将利用这笔交易的净收益减少债务
·之前宣布以7.75亿美元现金和586万股收购火鸟能源有限责任公司(“火鸟”)的租赁权益和相关资产；交易预计将于2022年11月30日完成，取决于某些成交条件和调整
·先前宣布的目标是到2030年将范围1+2温室气体强度从2020年的水平降低至少50%



对于响尾蛇来说，第三季度是又一个稳健的季度。我们把重点放在成本控制上，通过改进运营技术，努力缓解与成本结构中可变组成部分相关的通胀压力。通过这样做，我们继续成为低成本运营的领导者，为我们的股东带来最大回报。我们的高现金利润率和一流的油井成本为我们带来了近12亿美元的自由现金流，其中约8.74亿美元，或约75%，将通过4.72亿美元的股票回购和约4.02亿美元的总股息返还给我们的股东。“响尾蛇董事长兼首席执行官特拉维斯·斯泰斯说。

斯泰斯先生继续说道：“本月早些时候，我们宣布即将以7.75亿美元现金和586万股响尾蛇普通股收购火鸟能源公司的资产。我们预计这项资产在完成交易后将立即争夺资本，并在米德兰盆地提供超过十年的高质量库存。与此同时，预计这笔交易将立即增加我们股东的每股回报，并改善公司现金回报的持续时间。与这项悬而未决的收购相结合，我们宣布了出售至少5亿美元非核心资产的目标，其中包括我们今天宣布的1.55亿美元非核心资产出售，确保我们保持我们的投资级资产负债表，并改善我们的整体财务状况。“

运营更新

下表提供了2022年第三季度的业务活动摘要。

总活动(经营总额)：
已钻井数完井井数
米德兰盆地48 42 
特拉华州盆地11 21 
总计59 63 

总活动(净经营)：
已钻井数完井井数
米德兰盆地44 40 
特拉华州盆地10 20 
总计54 60 

2022年第三季度，响尾蛇在米德兰盆地钻了48口水平井，在特拉华盆地钻了11口水平井。该公司在米德兰盆地有42口水平井投产，在特拉华盆地有21口水平井投产。第三季度完成的油井的平均侧向长度为11,289英尺。第三季度的运营完井包括26口WolfCamp A井、16口下Spraberry井、13口WolfCamp B井、3口第二骨弹簧井、两口第三骨弹簧井、两口Jo Mill井和一口中Spraberry井。

截至2022年第三季度，响尾蛇已在米德兰盆地钻了138口水平井，在特拉华盆地钻了34口水平井。该公司已在米德兰盆地将152口作业水平井投入生产，在特拉华盆地将42口作业水平井投入生产。2022年前9个月完成的井的平均侧向长度为10,439英尺，包括61口WolfCamp A井、50口下Spraberry井、32口WolfCamp B井、21口Jo Mill井、15口中Spraberry井、11口第二骨弹簧井、3口第三骨弹簧井和一口Barnett井。


财务最新消息

响尾蛇2022年第三季度的净收入为11.8亿美元，或每股稀释后收益6.72美元。调整后的净收入(定义如下)为11.4亿美元，或稀释后每股收益6.48美元。

2022年第三季度来自运营活动的现金流为19.3亿美元。2022年前9个月，响尾蛇的经营活动现金流为48.8亿美元。

2022年第三季度，响尾蛇在运营和非运营钻井和完井上花费了4.22亿美元，基础设施和环境支出为4200万美元，中游支出为2700万美元，现金资本支出总额为4.91亿美元。2022年第三季度基于活动的资本支出约为5.79亿美元。在2022年的前九个月，响尾蛇在运营和非运营的钻井和完井上花费了12.亿美元，在基础设施和环境方面花费了1.24亿美元，在中游花费了6900万美元，总现金资本支出为14亿美元。

2022年第三季度合并调整后EBITDA(定义和核对如下)为19.1亿美元。经调整的EBITDA非控股权益净额(定义及核对如下)为18.6亿美元。

响尾蛇2022年第三季度的自由现金流(定义如下)为11.6亿美元。截至2022年9月30日，响尾蛇的自由现金流(定义如下)为34.6亿美元。

2022年第三季度未套期保值的平均实现价格分别为每桶石油89.79美元、每立方英尺天然气6.46美元和每桶天然气液体(NGL)34.96美元，相当于每桶京东方的未套期保值实现价格为67.25美元。

2022年第三季度，响尾蛇的现金运营成本为每京东方11.97美元，包括租赁运营费用(LOE)每京东方5.09美元，现金一般和行政(G&A)支出每京东方0.56美元，生产和从价税每京东方4.34美元，收集和运输费用每京东方1.98美元。

截至2022年9月30日，响尾蛇在其循环信贷安排下有1500万美元的独立现金和2.35亿美元的未偿还借款，其中约13.6亿美元可用于未来的借款，总流动资金约为13.8亿美元。

股息声明

响尾蛇公司今天宣布，公司董事会宣布2022年第三季度每股普通股0.75美元的基本现金股息将于2022年11月25日支付给2022年11月17日收盘时登记在册的股东。

公司董事会还宣布，2022年第三季度每股普通股1.51美元的可变现金股息将于2022年11月25日支付给2022年11月17日收盘时登记在册的股东。

未来的基础股息和可变股息仍须由公司董事会酌情审查和批准。



普通股回购计划

2021年9月15日，响尾蛇公司董事会授权该公司收购至多20亿美元的普通股。2022年7月28日，响尾蛇公司董事会批准将授权的普通股回购总额增加到4亿美元。在2022年第三季度，响尾蛇以平均股价120.50美元的价格回购了3922,418股普通股，总成本约为4.72亿美元。迄今为止，响尾蛇已经以平均股价115.81美元的价格回购了10,518,556股普通股，总成本约为12.2亿美元。响尾蛇打算根据普通股回购计划，利用手头的现金、业务的自由现金流和出售资产等潜在流动性事件的收益，机会性地购买普通股。这项回购计划没有时间限制，董事会可随时暂停、修改、延长或终止。回购计划下的购买可根据1934年修订的《证券交易法》第10b-18条规定，不时以私下协商的交易或公开市场交易的形式进行，并将取决于市场状况、适用的法律要求和其他因素。作为该计划的一部分购买的任何普通股都将停用。

高级票据提供

2022年10月28日，响尾蛇完成了之前宣布的11亿美元的公开优先票据发行，并用此次发行的部分净收益全额赎回了在Rattler收购交易后仍未偿还的5亿美元的Rattler优先票据的本金总额，剩余的净收益将用于一般公司用途，包括为即将进行的Firebird收购提供部分现金对价的资金。


2022年全年指导

以下是响尾蛇对2022年全年的指导，其中包括第四季度的产量、现金税和资本指导。本指导已更新，以实施与待完成的Firebird收购有关的第四季度估计贡献，该收购预计将于2022年11月30日完成。

2022年指南2022年指南
响尾蛇能源公司Viper Energy Partners LP
净产量-MBOE/d385 - 38633.25 - 33.75
石油产量-MBO/d223 - 22419.25 - 19.50
2022年第四季度石油产量-MBO/d(TOTAL-MBOE/d)224 - 228 (386 - 393)
火鸟2022第四季度贡献-MBO/d(MBOE/d)5.7 (7.4)
单位成本(美元/BOE)
租赁运营费用，包括修井费用$4.50 - $5.00
G&A
现金并购$0.65 - $0.80$0.50 - $0.60
非现金股权薪酬$0.40 - $0.50$0.10 - $0.20
副署长及助理署长$8.75 - $9.75$9.75 - $10.75
利息支出(扣除利息收入)$1.10 - $1.30$3.25 - $3.75
集散和运输$1.80 - $1.90
生产税和从价税(占收入的百分比)(A)
~7%7%
公司税率(税前收入的%)23%
现金税率(税前收入的%)10% - 15%11% - 16%
2022年第四季度现金税(-百万美元)$145 - $175$2 - $5
非经常预算(-百万元)
钻井、完井、基建修井和非营运物业$1,700 - $1,715
中游(例如权益法投资)~$85
基础设施和环境~$150
2022年资本支出(火鸟部分)$1,935 - $1,950 ($30 - $45)
2022年第四季度资本支出(火鸟部分)$540 - $555 ($30 - $45)
已钻水平井总数(净额)(B)
~260 (~240)
总水平井完工量(净额)(B)
~275 (~253)
平均侧向长度(Ft.)~10,200'
2022财年米德兰盆地油井每侧向英尺成本(当前)~$580 ($620)
2022财年特拉华盆地油井每侧脚成本(当前)~$780 ($850)
米德兰盆地净侧尺(%)~80%
特拉华州盆地净侧尺(%)~20%
(A)包括原油4.6%的生产税和天然气7.5%的生产税以及从价税。
(B)包括尚未完成的Firebird收购的6口已钻油井和7口已完工油井，假设截止日期为2022年11月30日。


电话会议
响尾蛇将于2022年11月8日(星期二)上午8点主持电话会议和网络直播，供投资者和分析师讨论其2022年第三季度的业绩。CT.可以在这里找到仅限音频的现场网络直播和电话会议后的重播。收益电话会议的网络直播也将通过Diamondback公司的网站www.Diamondback energy.com的“投资者关系”部分进行收看。

关于响尾蛇能源公司

响尾蛇是一家总部设在得克萨斯州米德兰的独立石油和天然气公司，专注于非常规陆上石油和天然气储量的收购、开发、勘探和开采，主要位于德克萨斯州西部的二叠纪盆地。欲了解更多信息，请访问www.Diamondback energy.com。

前瞻性陈述

本新闻稿包含《证券法》第27A节和《交易法》第21E节所指的“前瞻性陈述”，其中涉及风险、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，包括有关响尾蛇的未来业绩、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(包括未来运营现金流计划和执行环境战略的计划)，均为前瞻性表述。在本新闻稿中使用的词语“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”、“目标”、“将”、“将”以及与响尾蛇有关的类似表述(包括此类术语的否定)旨在识别前瞻性表述，尽管并不是所有前瞻性表述都包含这样的识别词语。尽管响尾蛇公司认为其前瞻性陈述中反映的预期和假设在作出时是合理的，但它们包含难以预测的风险和不确定因素，在许多情况下超出了响尾蛇公司的控制范围。因此，前瞻性陈述并不是对未来业绩的保证，响尾蛇公司的实际结果可能与响尾蛇公司在其前瞻性陈述中所表达的内容大相径庭。

可能导致结果大不相同的因素包括(但不限于)：石油、天然气和天然气液体的供需水平的变化，及其对这些商品价格的影响；公共卫生危机，包括流行病或大流行性疾病，如新冠肺炎大流行的影响，以及任何相关公司或政府的政策或行动；欧佩克和俄罗斯成员国采取的影响石油生产和定价的行动，以及其他国内和全球政治、经济或外交事态发展，包括持续的乌克兰战争对全球能源市场和地缘政治稳定的任何影响；对潜在经济放缓或衰退的担忧；通货膨胀压力；利率上升及其对资本成本的影响；区域供需因素，包括生产延迟、减产延迟或中断，或实施生产限制的政府命令、规则或条例；与水力压裂有关的联邦和州立法和监管举措，包括现有和未来法律和政府条例的影响；与气候变化有关的过渡风险以及响尾蛇公司提交给证券交易委员会的文件中披露的风险和其他因素，包括其10-K、10-Q和8-K表格，这些表格可在证券交易委员会的网站上免费获得，网址为：http://www.sec.gov.



考虑到这些因素，响尾蛇公司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，响尾蛇的经营环境竞争激烈，变化迅速，新的风险不时出现。响尾蛇无法预测所有风险，也无法评估所有因素对其业务的影响，或任何因素或因素组合可能导致实际结果与其可能做出的任何前瞻性陈述所预期的大不相同的程度。因此，您不应过分依赖本新闻稿中所作的任何前瞻性陈述。所有前瞻性陈述仅在本新闻稿发布之日或(如果早些时候)截至发布之日发表。除非适用法律要求，响尾蛇公司不打算更新或修改任何前瞻性陈述，也不承担任何义务。



响尾蛇能源公司
简明综合资产负债表
(未经审计，单位为百万，不包括股份金额)
9月30日，十二月三十一日，
20222021
资产
流动资产：
现金和现金等价物$27 $654 
受限现金7 18 
应收账款：
共同权益及其他，净额115 72 
石油和天然气销售，净额669 598 
盘存59 62 
衍生工具98 13 
应收所得税2 1 
预付费用和其他流动资产54 28 
流动资产总额1,031 1,446 
财产和设备：
石油和天然气资产，全成本会计法(分别不包括2022年9月30日和2021年12月31日摊销的83.86亿和84.96亿美元)
35,019 32,914 
其他财产、设备和土地1,371 1,250 
累计损耗、折旧、摊销和减值(14,487)(13,545)
财产和设备，净额21,903 20,619 
以托管方式持有的资金5 12 
权益法投资674 613 
衍生工具11 4 
递延所得税，净额74 40 
房地产投资，净额87 88 
其他资产58 76 
总资产$23,843 $22,898 
负债与股东权益
流动负债：
应付帐款--贸易$139 $36 
应计资本支出371 295 
长期债务当期到期日10 45 
其他应计负债403 419 
应付收入和特许权使用费634 452 
衍生工具90 174 
应付所得税31 17 
流动负债总额1,678 1,438 
长期债务5,347 6,642 
衍生工具184 29 
资产报废债务325 166 
递延所得税1,737 1,338 
其他长期负债14 40 
总负债9,285 9,653 
股东权益：
普通股，面值0.01美元；授权发行400,000,000股；分别于2022年9月30日和2021年12月31日发行和发行175,631,465股和177,551,347股
2 2 
额外实收资本13,646 14,084 
留存收益(累计亏损)195 (1,998)
总计响尾蛇能源公司股东权益13,843 12,088 
非控制性权益715 1,157 
总股本14,558 13,245 
负债和权益总额$23,843 $22,898 


响尾蛇能源公司
简明综合业务报表
(未经审计，百万美元，不包括每股数据，股票以千股为单位)
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2022202120222021
收入：
石油、天然气和天然气液体销售$2,417 $1,897 $7,558 $4,736 
其他营业收入20 13 55 39 
总收入2,437 1,910 7,613 4,775 
成本和支出：
租赁运营费用183 156 491 415 
生产税和从价税156 124 495 304 
集散和运输71 67 191 154 
折旧、损耗、摊销和增值336 341 979 955 
一般和行政费用34 38 109 99 
兼并整合费用11 — 11 77 
其他运营费用32 20 85 81 
总成本和费用823 746 2,361 2,085 
营业收入(亏损)1,614 1,164 5,252 2,690 
其他收入(支出)：
利息支出，净额(43)(57)(122)(170)
其他收入(费用)，净额(5)2 (3)(4)
衍生工具净收益(亏损)(24)(234)(677)(895)
出售权益法投资的收益(亏损)— — — 23 
清偿债务所得(损)(1)(12)(59)(73)
股权投资的收益(亏损)19 4 56 6 
其他收入(费用)合计，净额(54)(297)(805)(1,113)
所得税前收入(亏损)1,560 867 4,447 1,577 
所得税准备金(受益于)290 193 913 352 
净收益(亏损)1,270 674 3,534 1,225 
可归因于非控股权益的净收益(亏损)86 25 155 45 
响尾蛇能源公司的净收益(亏损)$1,184 $649 $3,379 $1,180 
普通股每股收益(亏损)：
基本信息$6.72 $3.55 $18.99 $6.66 
稀释$6.72 $3.55 $18.99 $6.66 
加权平均已发行普通股：
基本信息174,406181,027176,169175,464
稀释174,408181,027176,171175,464
宣布的每股股息$2.26 $0.50 $8.36 $1.35 


响尾蛇能源公司
合并现金流量表
(未经审计，单位：百万)
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2022202120222021
经营活动的现金流：
净收益(亏损)$1,270 $674 $3,534 $1,225 
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)102 193 375 348 
折旧、损耗、摊销和增值336 341 979 955 
债务清偿损失(收益)1 12 59 73 
(收益)衍生工具损失，净额24 234 677 895 
衍生工具结算时收到(支付)的现金(96)(363)(816)(847)
股权投资的(收益)损失(19)(4)(56)(6)
基于股权的薪酬费用14 14 42 37 
权益法投资销售损失(收益)— — — (23)
其他21 30 57 45 
经营性资产和负债变动情况：
应收账款267 (135)(113)(307)
应收所得税(2)53 (1)152 
预付费用和其他(31)5 (16)23 
应付账款和应计负债(8)(13)(29)(39)
应付所得税28 — 14 — 
应付收入和特许权使用费19 157 182 257 
其他(1)1 (4)(11)
经营活动提供(用于)的现金净额1,925 1,199 4,884 2,777 
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(464)(385)(1,327)(1,030)
增加中游资产(27)(6)(69)(23)
物业收购(248)(33)(629)(454)
出售资产所得收益33 12 105 112 
以托管方式持有的资金(6)(1)6 50 
其他(8)(12)(38)22 
投资活动提供(用于)的现金净额(720)(425)(1,952)(1,323)
融资活动的现金流：
信贷安排下的借款收益2,521 98 4,100 759 
信贷安排项下的还款(2,556)(73)(4,119)(853)
优先票据的收益— — 750 2,200 
优先票据的偿还(45)(433)(1,910)(2,540)
合资企业的收益(偿还)(24)(4)(41)(14)
债务清偿的保费— (12)(49)(178)
根据回购计划回购的股份(472)(22)(782)(22)
回购计划中的回购单位(51)(27)(122)(63)
向股东分红(526)(81)(1,174)(221)
对非控股权益的分配(71)(31)(181)(72)
衍生工具收到(支付)的现金净额中的融资部分— (34)— 25 
其他(6)(10)(42)(42)
融资活动提供(用于)的现金净额(1,230)(629)(3,570)(1,021)
现金及现金等价物净增(减)(25)145 (638)433 
期初现金、现金等价物和限制性现金59 396 672 108 
期末现金、现金等价物和限制性现金$34 $541 $34 $541 



响尾蛇能源公司
选定的运行数据
(未经审计)
截至2022年9月30日的三个月截至2022年6月30日的三个月截至2021年9月30日的三个月
生产数据：
石油(MBbls)20,638 20,120 22,058 
天然气(MMCF)45,799 42,912 45,571 
天然气液体(MBBLS)7,667 7,349 7,540 
合并卷(MBOE)(1)
35,938 34,621 37,193 
日产油量(BO/d)224,326 221,099 239,761 
日合并量(BOE/d)390,630 380,451 404,274 
平均价格：
石油(每桶$)$89.79 $108.80 $68.27 
天然气(每立方英尺$)$6.46 $6.15 $3.34 
天然气液体(每桶$)$34.96 $40.69 $31.70 
合计(每京东方$)$67.25 $79.49 $51.00 
石油，套期(每桶$1)(2)
$87.41 $97.32 $53.81 
天然气，套期保值(每立方米升水)(2)
$5.50 $4.40 $2.04 
天然气液体，套期(每桶$1)(2)
$34.96 $40.69 $31.30 
套期保值平均价格(每BOE美元)(2)
$64.67 $70.65 $40.76 
每个京东方的平均成本：
租赁运营费用$5.09 $4.59 $4.19 
生产税和从价税4.34 5.14 3.33 
集散费和交通费1.98 1.76 1.80 
一般和行政--现金构成部分0.56 0.75 0.65 
总运营费用--现金$11.97 $12.24 $9.97 
一般和行政--非现金构成部分$0.39 $0.38 $0.37 
耗尽$8.79 $8.84 $8.71 
利息支出，净额$1.20 $1.13 $1.53 
(1)使用每一BBL六个MCF值的转换率来计算BBL当量。
(2)套期价格反映我们的商品衍生品交易对我们的平均销售价格的影响，并包括我们没有指定用于对冲会计的到期商品衍生品的现金结算的收益和亏损。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。



非公认会计准则财务衡量标准

调整后的EBITDA

调整后的EBITDA是我们财务报表的管理层和外部用户(如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构)使用的补充非GAAP财务指标。公司将调整后的EBITDA定义为可归因于响尾蛇能源公司的净收益(亏损)，加上扣除衍生工具非现金(收益)亏损、净利息支出、净利息支出、净折旧、折旧、摊销和增值、与权益法投资有关的折旧和利息支出、与权益法投资有关的减值和放弃、(收益)出售权益法投资的亏损、(收益)债务清偿损失、非现金股权补偿费用、资本化的股权薪酬费用、合并和整合费用、其他非现金交易和所得税准备金(如有)。调整后的EBITDA不是由美国公认会计原则(“GAAP”)确定的净收入的衡量标准。管理层认为，调整后的EBITDA是有用的，因为这一指标使其能够更有效地评估公司的经营业绩，并在不考虑其融资方式或资本结构的情况下，逐期比较其经营结果。本公司将上述项目加入净收益(亏损)以确定调整后的EBITDA，因为这些金额在其行业内的不同公司之间可能会有很大差异，这取决于资产的会计方法和账面价值、资本结构以及收购资产的方法。调整后的EBITDA不应被视为替代或更有意义, 净收益是根据公认会计原则确定的，或作为公司经营业绩或流动性的指标。从调整后的EBITDA中剔除的某些项目是了解和评估公司财务业绩的重要组成部分，例如公司的资本成本和税收结构以及折旧资产的历史成本。本公司的调整后EBITDA的计算可能无法与其他公司的其他类似名称的衡量标准或我们的信贷安排或任何其他合同中的此类衡量标准进行比较。



下表显示了可归因于Diamondback Energy，Inc.的GAAP财务指标与调整后EBITDA的非GAAP财务指标的对账：
响尾蛇能源公司
净收益(亏损)与调整后EBITDA的对账
(未经审计，单位：百万)
截至2022年9月30日的三个月截至2022年6月30日的三个月截至2021年9月30日的三个月
响尾蛇能源公司的净收益(亏损)$1,184 $1,416 $649 
可归因于非控股权益的净收益(亏损)86 45 25 
净收益(亏损)1,270 1,461 674 
衍生工具非现金(收益)损失，净额(72)(199)(163)
利息支出，净额43 39 57 
折旧、损耗、摊销和增值336 330 341 
与权益法投资相关的折旧和利息支出17 16 9 
与权益法投资相关的减值和放弃— 1 1 
债务清偿损失(收益)1 4 12 
非现金股权薪酬费用20 19 19 
资本化股权薪酬费用(6)(6)(5)
合并和整合费用11 — — 
其他非现金交易1 — (2)
所得税准备金(受益于)290 402 193 
合并调整后EBITDA1,911 2,067 1,136 
减去：对非控股权益的调整54 75 42 
调整后的EBITDA可归因于响尾蛇能源公司。$1,857 $1,992 $1,094 


调整后净收益
调整后净收益是一种非公认会计准则财务计量，等于响尾蛇能源公司应占净收益(亏损)加上非控制权益(“净收益(亏损)”)应占净收益(亏损)，经衍生工具的非现金(收益)亏损、物业、厂房和设备销售的净收益(收益)、与权益法投资有关的减值和放弃、债务清偿损失(收益)、合并和整合费用、其他非现金交易和相关所得税调整(如果有的话)。本公司对调整后净收益的计算可能无法与其他公司的其他类似名称的衡量标准或我们的信贷安排或任何其他合同中的此类衡量标准进行比较。管理层认为，调整后的净收入有助于石油和天然气行业的投资者衡量和比较公司与其他石油和天然气公司的业绩，因为计算项目可能因会计方法、资产账面价值和其他非运营因素的不同而因公司而异。
下表显示了响尾蛇能源公司可归因于净收益(亏损)的GAAP财务计量与调整后净收益的非GAAP计量的核对：
响尾蛇能源公司
调整后净收益
(未经审计，百万美元，不包括每股数据，股票以千股为单位)
截至2022年9月30日的三个月
金额稀释后每股金额
可归因于响尾蛇能源公司的净收益(亏损)(A)
$1,184 $6.72 
可归因于非控股权益的净收益(亏损)86 0.49 
净收益(亏损)(A)
1,270 7.21 
衍生工具非现金(收益)损失，净额(72)(0.41)
债务清偿损失(收益)1 0.01 
兼并整合费用11 0.06 
其他非现金交易1 0.01 
不包括上述项目的调整后净收入(A)
1,211 6.88 
上述项目的所得税调整11 0.06 
调整后净收入(A)
1,222 6.94 
减去：可归因于非控股权益的调整后净收入80 0.46 
调整后的可归因于响尾蛇能源公司的净收入(A)
$1,142 $6.48 
加权平均已发行普通股：
基本信息174,406 
稀释174,408 
(A)本公司的每股摊薄收益(亏损)金额已按公认会计原则采用两级法计算。两级法是一种反映普通股持有者和参与证券持有者各自所有权的收益分配方法。使用两级法的稀释每股收益的计算方法是：(I)响尾蛇能源公司的净收入，(Ii)加上参与证券的1200万美元的重新分配收益，除以(Iii)稀释的加权平均已发行普通股。



营运资本变动前的经营现金流量、自由现金流量和调整后的自由现金流量

营运资本变动前的营运现金流量是一项非公认会计准则财务计量，代表根据公认会计准则厘定的营运活动所提供的现金净额，而不考虑营运资产及负债的变动。该公司认为，营运资本变动前的经营现金流是衡量石油和天然气公司产生现金的能力的有用指标，这些现金用于为勘探、开发和收购活动提供资金，并偿还债务或支付股息。公司也采用这一衡量标准，因为调整后的营运现金流量与公司可能无法控制的现金收入和支出的时间有关，而可能与经营活动发生的期间无关。这使得该公司可以将其经营业绩与其他公司进行比较，而无需考虑融资方式和资本结构。

自由现金流是一种非公认会计准则财务指标，是指营运资本变动超过现金资本支出之前的经营活动产生的现金流量。调整自由现金流量是一项非公认会计准则财务指标，是根据商品衍生工具合约提前终止而调整的自由现金流量。本公司相信，自由现金流和调整后自由现金流对投资者是有用的，因为它们提供了衡量标准，以在一致的基础上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，并根据商品衍生品合同的非经常性早期结算进行调整。这些措施不应被视为业务活动提供的现金净额的替代指标，或比经营活动提供的现金净额更有意义的指标。本公司对营运资本变动前营业现金流量、自由现金流量和调整后自由现金流量的计算，可能无法与其他公司的其他类似名称的衡量标准进行比较。公司使用自由现金流来减少债务，并根据董事会的决定向股东返还资本。



下表显示了经营活动提供的现金净额与营运资本变动前的经营现金流量和自由现金流量之间的对账：

响尾蛇能源公司
营运资金变动前的营业现金流量、自由现金流量和调整后的自由现金流量
(未经审计，单位：百万)
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2022202120222021
经营活动提供的净现金$1,925 $1,199 $4,884 $2,777 
减去：因经营资产和负债变化而产生的现金变化：
应收账款267 (135)(113)(307)
应收所得税(2)53 (1)152 
预付费用和其他(31)5 (16)23 
应付账款和应计负债(8)(13)(29)(39)
应付所得税28 — 14 — 
应付收入和特许权使用费19 157 182 257 
其他(1)1 (4)(11)
营运资金变动总额272 68 33 75 
营运资本变动前的营运现金流1,653 1,131 4,851 2,702 
钻探、完井和增加石油和天然气资产的基础设施(464)(385)(1,327)(1,030)
增加中游资产(27)(6)(69)(23)
现金资本支出总额(491)(391)(1,396)(1,053)
自由现金流1,162 740 3,455 1,649 
衍生工具的提早终止3 — 138 — 
调整后自由现金流$1,165 $740 $3,593 $1,649 



净债务

公司将净债务定义为总债务减去现金和现金等价物。净债务不应被视为总债务的替代品，也不应被视为比总债务更有意义的指标，后者是公认会计准则最直接的可比性指标。管理层使用净债务来确定公司的未偿债务，这些债务不会轻易通过手头的现金和现金等价物来偿还。本公司相信，这一指标对分析师和投资者确定本公司的杠杆状况是有用的，因为本公司有能力并可能决定使用其现金和现金等价物的一部分来减少债务。
响尾蛇能源公司
净债务
(未经审计，单位：百万)
2022年9月30日
第三季度本金借款净额/(还款)
June 30, 2022March 31, 20222021年12月31日2021年9月30日
(单位：百万)
响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)
$4,340 $134 $4,206 $4,533 $5,277 $5,938 
Viper Energy Partners LP(A)
675 (5)680 728 784 572 
Rattler Midstream LP(A)
500 (232)732 730 695 500 
债务总额5,515 $(103)5,618 5,991 6,756 7,010 
现金和现金等价物(27)(43)(149)(654)(457)
净债务$5,488 $5,575 $5,842 $6,102 $6,553 
(A)不包括债务发行成本、折扣、溢价和公允价值对冲。



衍生品

截至2022年11月4日，公司拥有以下未完成的合并衍生合约，包括Viper Energy Partners LP的衍生合约。该公司的衍生品合约基于商品交易所的报告结算价，原油衍生品结算基于纽约商品交易所西德克萨斯中质原油定价和原油布伦特原油定价，天然气衍生品结算基于纽约商品交易所Henry Hub定价。当汇总多个合同时，披露加权平均合同价格。

原油(Bbls/day，$/Bbl)
Q4 2022Q1 2023Q2 2023Q3 2023Q4 2023FY 2024
无成本衣领-WTI(库欣)4,000—————
多头卖权价格(美元/桶)$50.00—————
最高限价(美元/桶)$128.01—————
无成本衣领-WTI(麦哲伦东休斯顿)7,000—————
多头卖权价格(美元/桶)$50.00—————
最高限价(美元/桶)$95.55—————
无成本的油环--布伦特原油15,0006,0006,000———
多头卖权价格(美元/桶)$55.00$60.00$60.00———
最高限价(美元/桶)$103.06$114.57$114.57———
多头卖权-WTI(库欣)8,0008,000————
多头卖权价格(美元/桶)$55.00$54.25————
递延保费(美元/桶)$-1.54$-1.90————
长头球-WTI(麦哲伦东休斯顿)20,00028,00014,0002,000——
多头卖权价格(美元/桶)$51.00$53.93$52.86$55.00——
递延保费(美元/桶)$-1.81$-1.78$-1.75$-1.86——
多头看跌期权--布伦特原油72,32669,00043,00011,000——
多头卖权价格(美元/桶)$51.20$53.33$52.79$51.82——
递延保费(美元/桶)$-1.78$-1.74$-1.80$-1.92——
基差互换-WTI(米德兰)10,00024,00024,00024,00024,000—
$0.84$0.90$0.90$0.90$0.90—
基差看跌期权-WTI(库欣)/布伦特原油50,000—————
价差价格(美元/桶)$-10.40—————
递延保费(美元/桶)$-0.78—————
滚动互换-WTI55,000—————
$0.89—————

天然气(MMBtu/天，美元/MMBtu)
Q4 2022Q1 2023Q2 2023Q3 2023Q4 2023FY 2024
无成本的衣领--亨利·哈勃380,000370,000330,000310,000310,000—
多头卖权价格(美元/MMBtu)$2.79$3.14$3.17$3.18$3.18—
最高限价(美元/MMBtu)$6.24$9.28$9.13$9.22$9.22—
天然气基础掉期-Waha Hub330,000350,000350,000330,000330,000270,000
$-0.68$-1.20$-1.20$-1.24$-1.24$-1.17



投资者联系方式：
亚当·劳利斯
+1 432.221.7467
邮箱：alawlis@Diamondback energy.com