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目录
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
☒根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条提交的年度报告
*截至本财年的年度预算12月31日, 2020
    
或
☐根据1934年证券交易法第13或15(D)条提交的过渡报告
佣金档案编号001-35700 
响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)
(注册人的确切姓名载于其约章)
德
45-4502447
(法团或组织的州或其他司法管辖区)
(国际税务局雇主识别号码)
500个西德克萨斯
套房1200
米德兰泰克斯
79701
(主要行政办公室地址)
(邮政编码)
(注册人电话号码，包括区号)：(432) 221-7400
根据该法第12(B)条登记的证券：
每节课的标题交易代码注册的每个交易所的名称
普通股，每股面值0.01美元方纳斯达克股票市场有限责任公司
(纳斯达克全球精选市场)
根据该法第12(G)条登记的证券：无
用复选标记表示注册人是否为证券法第405条规定的知名经验丰富的发行人。是  ☒*☐
如果注册人不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告，请用复选标记表示。☐    不是  ☒
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》(Securities Exchange Act)第13节或第15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否一直遵守此类提交要求。是  ☒*☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或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条例第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是  ☒*☐
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、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。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”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义：
大型加速文件服务器☒加速后的文件管理器☐
非加速文件管理器☐规模较小的新闻报道公司☐
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选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易法第13(A)条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提交了一份报告，证明其管理层根据“萨班斯-奥克斯利法案”(“美国联邦法典”第15编第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所提交的。(ff)☒
用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。☐*☒
截至2020年6月30日，注册人的非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值约为美元。6.6十亿美元。
截至2021年2月19日，158,015,647注册人的普通股已发行。
以引用方式并入的文件
响尾蛇能源公司在2021年股东年会上的委托书的部分内容通过引用并入本10-K表格第三部分第10、11、12、13和14项。


响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)
表格10-K
截至2020年12月31日的年度
目录
页面
石油和天然气术语词汇
II
某些其他术语的词汇表
四.
关于前瞻性陈述的警告性声明
v
第一部分
项目1和2.业务和物业
1
第1A项风险因素
28
第1B项。未解决的员工意见
52
项目3.法律诉讼
52
项目4.矿山安全信息披露
52
第二部分
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
52
项目6.精选财务数据
53
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
54
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
71
项目8.财务报表和补充数据
72
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
72
第9A项。管制和程序
72
第9B项。其他资料
75
第三部分
项目10.董事、高级管理人员和公司治理
75
项目11.高管薪酬
75
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及相关股东事项
75
项目13.某些关系和相关交易，以及董事独立性
75
项目14.首席会计师费用和服务
75
第四部分
项目15.证物和财务报表明细表
76
项目16.表格10-K总结
80
签名
S-1





目录
石油和天然气术语词汇
以下是本10-K表格年度报告(我们称为本年度报告或本报告)中使用的某些石油和天然气行业术语的词汇表：
三维地震以三维方式描述地下地层的地球物理数据。三维地震通常比二维或二维地震提供更详细、更准确的地下地层解释。
海盆在地球表面堆积沉淀物的一大块凹陷。
BBL或Barrel一个储油桶，或42美国加仑液体体积，在本报告中用来指原油或其他液态碳氢化合物。
教委会一桶油当量，六千立方英尺的天然气相当于一桶石油。
BoE/d每天的桶油当量。
布伦特
布兰特低硫轻质原油。
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。
完工处理已钻出的油井，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。
凝析油与主要是天然气的生产有关的液态碳氢化合物。
原油，原油从地下地质结构中提取的液态碳氢化合物，可提炼成燃料来源。
开发面积可分配给生产井的面积。
开发成本收购、开采和勘探已探明的石油和天然气储量所产生的资本成本。
差动对石油或天然气价格从既定的现货市场价格进行调整，以反映石油或天然气的质量和/或位置的差异。
干井或干井不能生产足够数量的碳氢化合物的油井，其销售收益超过生产费用和税收。
预计最终回收或欧元预计最终采收率是截至某一特定日期的剩余储量和截至该日期的累计产量之和。
开发可能以已探明或未探明储量(如可能或可能储量)为目标，但风险通常低于勘探项目的开发或其他项目。
字段由单一或多个储集层组成的区域，所有储集层都集中在同一地质构造特征和/或地层条件上，或与之相关。
查找和开发成本收购、开采和勘探已探明石油和天然气储量所发生的资本成本除以已探明储量的新增和修订。
压裂在储集岩中创建和保存裂缝或裂缝系统的过程，通常是通过井筒向目标地层注入有压力的流体。
总英亩或总井拥有工作权益的总英亩或油井(视属何情况而定)。
水平钻井在某些地层中使用的一种钻井技术，即将油井垂直钻至某一深度，然后按规定的间隔以直角钻入。
水平井水平井定向钻进，以便开发通过传统垂直钻井机构无法到达的结构。
MBBLS一千桶原油或其他液态碳氢化合物。
MBOE1000桶原油当量，使用6立方英尺的天然气与1桶原油、凝析油或天然气液体的比率来确定。
MCF一千立方英尺的天然气。
MCF/d每天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。
MMBtu100万英制热量单位。
MMCF百万立方英尺的天然气。
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。
净收入利息在扣除分配给特许权使用费的收益和压倒一切的利益之后，油井所有者对油井收入的兴趣。
II
目录
净特许权使用费英亩总种植面积乘以平均特许权使用费利息。
石油和天然气性质为开采石油和天然气资源而开发的大片土地。
运算符负责勘探和/或生产油井或天然气井或租赁的个人或公司。
玩一组已发现或预期的石油和/或天然气藏，具有相似的地质、地理和时间属性，如源岩、储层结构、时间、圈闭机制和碳氢化合物类型。
封堵和废弃指的是封堵被井穿透的地层中的流体，使一层中的流体不会泄漏到另一层或地表。所有州的法规都要求封堵废弃的油井。
布丁事实证明是不发达的。
生产井一口被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的油井，其销售收益超过了生产费用和税收。
展望根据地质、地球物理或其他数据以及使用合理预期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。
已探明开发储量在现有设备和作业方式下，可通过现有油井开采的储量。
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，未来几年可从已知油藏中商业开采石油、天然气和天然气液体。
已探明未开发储量已探明储量，预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。
重新完成重新进入正在生产或不生产的现有井筒并完成新油藏的过程，以试图建立或增加现有产量。
储量储量是指在某一特定日期，通过对已知矿藏实施开发项目，预计可在经济上生产的石油、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该项目所需的所有许可和融资。不应该将储量分配给被主要的、可能封闭的断层隔离的邻近油藏，直到这些油藏被渗透并被评估为经济上可以生产为止。不应将储量分配到非生产油藏与已知油藏明显隔开的区域(即，没有油藏、构造低油藏或测试结果为阴性)。这些区域可能包含有远景的资源(即，从未发现的堆积物中潜在地可开采的资源)。
储集层一种多孔的、可渗透的地下地层，含有可采天然气和/或原油的自然积聚，被不透水的岩石或水屏障所限制，并与其他储集层分开。
资源播放一组已发现或预期的石油和/或天然气藏，具有相似的地质、地理和时间属性，如源岩、储层结构、时间、圈闭机制和碳氢化合物类型。
特许权使用费权益一种权益，使所有者有权获得部分资源或收入，而不必承担任何可能到期的开发成本。
间距同一油层的油井之间的距离。间距通常以英亩为单位(例如，40英亩)，并且通常由监管机构确定。
紧密编队一种低渗透率的地层，可长时间生产流速非常低的天然气。
未开发面积未钻探或完成油井的租赁面积，无论该面积是否含有已探明储量，均可生产经济数量的石油和天然气。
工作兴趣一种经营权益，赋予所有者在该物业上钻探、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井和生产运营成本的份额。
WTI西德克萨斯中质油。

三、
目录

某些其他术语的词汇表
以下是本年度报告中使用的某些其他术语的词汇表。
ASU会计准则更新。
公司特拉华州的响尾蛇能源公司及其子公司。
多德-弗兰克法案
多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法(HR 4173)。
环境保护局
美国环保署。
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。
FERC
联邦能源管理委员会。
公认会计原则
美国普遍接受的会计原则。
2025年义齿与2025年优先债券有关的契约，日期为2016年12月20日，由本公司、其附属担保人一方和作为受托人的富国银行(Wells Fargo)共同签署，并经补充。
2025年高级债券
该公司5.375%的优先无担保票据将于2025年到期，本金总额为8亿美元。
2019年12月票据假牙与2019年12月5日的债券有关的契约，日期为2019年12月5日，由本公司、其附属担保人一方和作为受托人的富国银行(Wells Fargo)共同签署，并经补充。
2019年12月票据
公司2.875%的优先无担保票据将于2024年到期，本金总额为10亿美元；公司3.250%的优先无担保票据将于2026年到期，本金总额为8亿美元；公司3.500%的优先无担保票据将于2029年到期，本金总额为12亿美元。
2020年5月票据
本公司于2025年5月26日根据2019年12月票据契约(定义见上文)及相关第二补充契约发行的本金总额为5.0亿美元的4.750%优先债券将于2025年到期。
纽约商品交易所纽约商品交易所。
响尾蛇
特拉华州有限合伙企业Rattler Midstream LP。
响尾蛇的普通合伙人
Rattler Midstream GP LLC，特拉华州一家有限责任公司；Rattler Midstream LP的普通合伙人，本公司的全资子公司。
响尾蛇有限责任公司
Rattler Midstream Operating LLC是特拉华州的一家有限责任公司，也是Rattler的子公司。
响尾蛇LTIP
响尾蛇中流有限责任公司长期激励计划。
提供响尾蛇
响尾蛇的首次公开募股。
莱德·斯科特
莱德·斯科特公司，L.P.
证交会
美国证券交易委员会。
SEC价格截至本月1日的未加权算术平均石油和天然气价格，截至资产负债表日期的最近12个月的价格。
证券法
经修订的1933年证券法。
高级注释2025年高级债券、2019年12月债券和2020年5月债券。
毒蛇毒蛇能源合伙公司，特拉华州的一家有限合伙企业。
毒蛇的普通合伙人Viper Energy Partners GP LLC是特拉华州的一家有限责任公司，也是该合伙企业的普通合伙人。
毒蛇有限责任公司Viper Energy Partners LLC是特拉华州的一家有限责任公司，也是该合伙企业的子公司。
富国银行(Wells Fargo)
富国银行，全国协会。

四.
目录
关于前瞻性陈述的警告性声明

本年度报告中包含的各种陈述均为证券交易委员会定义的“前瞻性陈述”。这些前瞻性陈述受到许多风险、不确定性和假设的影响，其中许多风险、不确定因素和假设是我们无法控制的。除有关历史事实的陈述外，所有有关我们的战略、未来业务、财务状况、预计收入和亏损、预计成本、前景、计划和管理目标的陈述均为前瞻性陈述。在本报告中使用的“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”、“预测”、“潜在”、“项目”以及类似的表述都是为了识别前瞻性表述，尽管并不是所有的前瞻性表述都包含这样的标识性词语。

前瞻性陈述可能包括有关以下方面的陈述：

•已实现石油和天然气价格的波动，以及石油输出国组织(OPEC)成员国和其他石油出口国降价和增产的程度和持续时间；
•流行病或大流行性疾病的威胁、发生、潜在持续时间或其他影响，包括正在进行的新冠肺炎大流行、政府对此采取的任何应对措施以及正在进行的COVID-10大流行期间的后勤挑战和供应链中断；
•持续的新冠肺炎疫情对我们员工的健康和安全有任何影响；
•物流挑战和供应链中断；
•经济、商业或行业总体状况的变化；
•资本、金融和信贷市场的条件，以及我们以有利条件或根本没有条件获得开发和勘探作业所需资金的能力；
•美国石油和天然气行业的状况以及美国能源、货币和贸易政策的影响；
•美国和全球经济状况以及政治和经济发展，包括最近美国总统和国会选举对能源和环境政策的影响；
•我们执行业务和财务战略的能力；
•勘探开发钻探前景、库存、项目和方案；
•生产水平；
•钻探活动减少对我们的勘探和开发钻探前景、库存、项目和计划的影响；
•地区供需因素、生产延误、减产、延误或中断，以及任何可能实施限产的政府命令、规章；
•我们取代石油和天然气储备的能力；
•我们识别、完成和有效整合物业或业务收购的能力，包括我们即将与QEP Resources，Inc.或QEP合并，以及即将进行的Guidon收购(定义如下)；
•石油和天然气行业的竞争；
•标题我国石油和天然气性质的缺陷；
•关于已确定的钻探地点和储量估计的不确定性；
•钻井平台、设备、原材料、供应品、油田服务或人员的可获得性或费用；
•恶劣天气条件，包括最近二叠纪盆地的冬季风暴对我们生产的影响；
•限制用水；
•运输、管道和储存设施的可用性；
•我们有能力遵守适用的政府法律法规，并获得许可和政府批准；
•与水力压裂相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；
v
目录
•我们的环保措施和目标；
•未来经营业绩；
•未来分红给我们的股东；
•任何减损费用的影响；
•租赁经营费用、一般和行政费用以及发现和开发费用；
•操作危险；
•内乱、恐怖袭击和网络威胁；
•与我们即将合并的QEP相关的诉讼的影响以及未来的任何诉讼；
•我们跟上技术进步的能力；
•资本支出计划；
•其他计划、目标、期望和意图；以及
•本报告其他部分讨论的某些其他因素。

所有前瞻性陈述仅表示截至本报告发表之日，或者，如果更早，仅表示截至报告发表之日。除非证券法要求，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。您不应该过分依赖这些前瞻性陈述。此外，我们的运营环境竞争激烈，变化迅速。新的风险时有出现。我们的管理层不可能预测所有风险，也不能评估所有因素对我们业务的影响，也不能评估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陈述中包含的结果大不相同的程度。尽管我们认为本报告中的前瞻性陈述反映或暗示的我们的计划、意图和期望是合理的，但我们不能保证这些计划、意图或期望一定会实现或发生，实际结果可能与前瞻性陈述中预期或暗示的结果大不相同。
VI
目录
第一部分
除特别说明外，在这份10-K表格年度报告中，我们将响尾蛇及其合并子公司称为“我们”、“我们”、“我们”或“公司”。本年度报告包括石油和天然气行业中常用的某些术语，这些术语在上面的“石油和天然气术语词汇表”中进行了定义。

项目1和2.业务和物业

概述

我们是一家独立的石油和天然气公司，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。该盆地是美国主要的生产盆地之一，具有生产历史广泛、运营环境有利、基础设施成熟、储量寿命长、生产层位多、开采潜力增强、作业人员多等特点。我们报告了两个运营部门的运营情况：(I)上游业务部门和(Ii)中游业务部门，包括中游服务和房地产业务。

我们的活动主要集中在米德兰盆地的Spraberry和WolfCamp地层以及特拉华盆地的WolfCamp和bone Spring地层的横向开发上，这两个地层都是德克萨斯州西部和新墨西哥州较大的二叠纪盆地的一部分。这些地层具有富含天然气的油液浓度高、纵向和横向目标层位多、生产历史广泛、储量寿命长、钻井成功率高等特点。

截至2020年12月31日，我们在二叠纪盆地的总种植面积约为449,642亩(净额378,678英亩)，主要包括米德兰盆地约215,956英亩(净额194,591英亩)和特拉华州盆地约192,697英亩(净额152,587英亩)。

此外，我们的上市子公司Viper Energy Partners LP(我们称之为Viper)拥有二叠纪盆地和鹰滩页岩的矿产权益。我们拥有Viper Energy Partners GP LLC，Viper的普通合伙人，我们称之为Viper的普通合伙人，我们拥有Viper约58%的有限合伙人权益。

此外，我们的上市子公司Rattler Midstream Partners LP(我们称为Rattler)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。我们拥有Rattler Midstream GP LLC，Rattler的普通合伙人，我们称之为Rattler的普通合伙人，我们拥有在Rattler的有限合伙人权益的大约72%。

截至2020年12月31日，我们的估计已探明石油和天然气储量为1,316,441MBOE(其中包括可归因于Viper拥有的矿产权益的估计储量99,392MBOE)。在这些储量中，约62%被归类为已探明开发生产。已探明未开发(或PUD)储量包括在本估计中的628口水平井(559口净储量)和38口我们通过子公司Viper仅拥有矿产权益的水平井。截至2020年12月31日，我们估计的已探明储量约为58%的石油、22%的天然气液体和20%的天然气。

即将与QEP Resources，Inc.合并。

2020年12月20日，我们QEP Resources，Inc.或QEP与我们的全资子公司Bohemia Merge Sub，Inc.或Merge Sub，Inc.签订了一项合并协议和合并计划，称为合并协议，根据该协议，Merge Sub将与QEP合并并并入QEP，QEP将作为我们的全资子公司继续存在，我们将其称为即将进行的合并。如果即将进行的合并完成，作为交换，在紧接即将进行的合并结束之前持有的每股QEP普通股，将获得我们普通股的0.050股。

待完成的合并取决于某些惯常的相互完成条件的满足或豁免，包括(A)收到QEP股东所需的批准，(B)根据经修订的1976年Hart-Scott-Rodino反托拉斯改进法案或HSR法案的等待期届满或终止，(C)没有任何政府命令或法律规定完成待完成的合并是非法的或以其他方式被禁止的，(D)关于我们普通股股份的S-4表格登记声明的有效性。(C)没有任何政府命令或法律规定完成待定合并是非法的或以其他方式禁止的，(D)关于我们普通股股份的S-4表格登记声明的有效性该注册声明于2021年2月10日被SEC宣布生效，以及(E)该普通股在纳斯达克全球精选市场上市的授权。每一方完成即将进行的合并的义务也以另一方的陈述和担保是真实和正确的(某些重大例外除外)为条件，另一方在所有实质性方面履行了其义务。
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根据合并协议，并收到另一方的高级职员证书，表明这一点。有关即将进行的合并的更多信息以及我们对合并后公司的期望，请参见“第七项管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。”

待完成的Guidon收购

2020年12月18日，我们和我们的全资子公司Diamondback E&P LLC与Guidon Operating LLC(Guidon)以及Guidon的某些附属公司签订了一项最终的买卖协议，收购北米德兰盆地约32,500英亩的净英亩以及某些相关的石油和天然气资产，我们称之为即将进行的Guidon收购。即将进行的Guidon收购的对价包括3.75亿美元的现金和1060万股我们的普通股，可以进行调整。悬而未决的Guidon收购预计将于2021年2月26日完成。

新冠肺炎

3月11日，世界卫生组织将新型冠状病毒新冠肺炎在全球范围内的爆发定性为“大流行”。为了限制新冠肺炎的传播，各国政府采取了各种行动，包括发布居家订单和社交疏远指南，导致一些企业暂停运营，直接或最终客户对许多产品的需求减少。尽管许多居家订单已经过期，对开展业务的某些限制也已经取消，但新冠肺炎疫情导致了一场广泛的健康危机，导致国际和美国经济活动迅速史无前例地减少，这反过来又对石油和天然气的需求产生了不利影响，并造成了金融市场的大幅波动和混乱。

2020年3月初，油价大幅下跌，随后继续下跌，达到负值水平。2020年，NYMEX WTI原油和凝析油期货合约平均价格为每桶39.34美元，天然气Henry Hub期货合约平均价格为每百万英热单位(MMBtu)2.13美元，分别比2019年可比平均期货价格下降了31%和16%。这些下降是影响全球石油和天然气市场供需的多种因素的结果，包括欧佩克成员国和其他出口国采取的影响大宗商品价格和产量水平的行动，以及持续的新冠肺炎疫情导致需求大幅下降。虽然欧佩克成员国和其他某些国家在2020年4月同意减产，随后将减产延长至2020年12月，这有助于减少市场上部分过剩供应，改善原油价格，但他们同意从2021年1月开始每天增产50万桶。我们无法预测大宗商品价格是否或何时会企稳，以及稳定在什么水平。

由于上述因素导致原油需求减少，在2020年，我们下调了2020年的资本预算和生产指引，削减了近期产量和减少了钻机数量，如果大宗商品市场和宏观经济状况恶化，所有这些都可能进一步减少或削减。尽管我们已经恢复了减产，但针对新冠肺炎疫情和低迷的大宗商品价格环境采取的行动已经并预计将继续对我们的业务、财务业绩和现金流产生不利影响。有关更多详细信息，请参阅“项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-概述.”

鉴于上述事件的动态性质，我们无法合理估计持续的新冠肺炎大流行、大宗商品价格低迷、石油需求下降以及不利的宏观经济状况将持续多久、它们将对我们的行业和业务、财务状况、运营业绩或现金流产生多大程度的影响，或随后任何复苏的速度或程度。

我们的业务战略

我们的业务战略是通过以下方式继续有利可图地发展我们的业务：

•通过发展我国丰富的石油资源基础，增加产量和储量。我们打算钻探和开发我们的种植基地，以最大限度地发挥其价值和资源潜力。通过未开发储量向已开发储量转化，在提高投资回报的同时，提高产量、储量和现金流。

•利用我们在二叠纪盆地作业的经验。我们的管理团队平均每人拥有超过25年的行业经验，并在二叠纪盆地拥有丰富的经验，他们打算继续寻求通过精炼和提高我们的钻井和完井技术来最大限度地提高碳氢化合物回收率的方法。我们对高效钻井和完井技术的关注是连续
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我们已经为我们确定的潜在钻探地点的大量库存计划了钻探计划。我们相信，我们的管理团队在斜度和水平钻井和完井方面的经验有助于降低通常与这些复杂井径相关的执行风险。此外，随着我们评估和实施水力压裂实践，我们的完井技术也在不断发展，这些实践已经并有望继续提高采收率和降低完井成本。我们的执行团队定期将我们的运营结果与该地区其他运营商的运营结果进行评估，以努力将我们的业绩与表现最好的运营商进行比较，并评估和采用最佳实践。

•通过我们的低成本发展战略提高回报，专注于运营、资本配置和成本效率的持续改善。我们的种植面积通常是连续的区块，这使得我们可以通过利用规模经济并使用集中生产和流体处理设施的“制造”战略有效地开发这一种植面积。我们是大约98%的种植面积的运营商。这种运营控制使我们能够更有效地管理开发活动的步伐以及我们的生产和营销的收集和营销，并控制运营成本和技术应用，包括水平开发。我们在我们的种植面积中平均84%的工作权益使我们能够实现这些活动的大部分好处和成本效益。

•寻求具有巨大资源潜力的战略性收购。我们有在二叠纪盆地收购租赁权的历史，这些租赁权具有巨大的石油加权资源潜力。我们的高管团队在二叠纪盆地拥有丰富的经验，在确定收购目标和评估资源潜力方面具有我们认为的竞争优势。最近一次是在2020年12月，我们与QEP达成合并协议，以价值约22亿美元的全股票交易收购QEP，其中包括截至2020年9月30日QEP 16亿美元的净债务。即将进行的合并完成后，将增加米德兰盆地一级库存。于2020年12月，我们亦与Guidon及Guidon的若干联属公司订立最终买卖协议，收购北米德兰盆地约32,500英亩净地及若干相关石油及天然气资产。我们定期审查收购机会，并打算进行符合我们战略和财务目标的收购。

•保持财务灵活性。我们力求保持保守的财务状况。截至2020年12月31日，我们的借款基数定为20亿美元，我们有19.8亿美元可供借款。截至2020年12月31日，Viper LLC在其循环信贷安排下有8400万美元的未偿还借款，4.96亿美元可供借款。截至2020年12月31日，Rattler LLC在其循环信贷安排下有7900万美元的未偿还借款，5.21亿美元可供借款。

我们的优势

我们相信以下优势将帮助我们实现业务目标：

•拥有丰富的石油资源基础，是北美领先的资源产业之一。我们所有的租赁面积都位于北美最高产的石油产区之一，即德克萨斯州西部的二叠纪盆地。我们目前的大部分物业都位于二叠纪盆地的核心地带。截至2020年12月31日的一年，我们的产量约为60%的石油，20%的天然气液体和20%的天然气。截至2020年12月31日，我们估计的净探明储量约为58%的石油，22%的天然气液体和20%的天然气。

•北美主要石油资源公司之一的多年钻探库存。我们已经为我们的石油加权储量确定了一份潜在钻探地点的多年清单，我们认为这些地点提供了有吸引力的增长和回报机会。以每桶WTI约60.00美元的假设价格计算，根据我们对适用地质和工程数据的评估，我们目前在我们的土地上大约有10,413个总(6,863个净额)确定的经济潜力水平钻探地点。这些总确定的经济潜力水平位置的平均横向长度约为8200英尺，实际长度取决于租赁几何形状和其他考虑因素。这些位置存在于我们的大多数种植面积区块和多个地平线上。由于不同的因素，最终的井间间距可能因不同的因素而不同，这将导致更高或更低的位置计数。此外，我们拥有约3610平方英里的专有三维地震数据，覆盖了我们的种植面积。这些数据有助于评估我们现有的钻探库存，并提供对未来开发活动的洞察，包括更多的水平钻探机会和战略租赁收购。

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•经验丰富、有激励作用且久经考验的管理团队。我们的执行团队在执行多钻井平台开发钻井项目方面有着良好的记录，并在二叠纪盆地拥有丰富的经验。此外，除了水平井储集层和地质专业知识外，我们的执行团队在水平井钻井和完井方面都拥有丰富的经验，这对于我们扩大水平钻井活动具有重要的战略意义。

•良好的经营环境。我们的钻探和开发业务集中在二叠纪盆地，这是美国运营时间最长的碳氢化合物盆地之一，拥有悠久而完善的生产历史和发达的基础设施。我们认为，二叠纪盆地的地质和监管环境更加稳定和可预测，与新兴的油气盆地相比，我们在二叠纪盆地面临的运营风险较小。

•高度的运营控制力。我们是大约98%的二叠纪盆地面积的运营商。这种操作控制使我们能够更好地执行我们的战略，即通过不断改进我们的钻井技术、完井方法和储层评估过程，通过提高运营和成本效益来提高回报，并提高最终的碳氢化合物回收率。此外，作为我们几乎所有种植面积的运营商，我们保留根据大宗商品价格前景增加或减少资本支出计划的能力。这种操作控制还使我们能够获得有效勘探水平前景所需的数据。

•进入中游基础设施和集输管道。通过我们的上市子公司Rattler，我们获得了中游基础设施和原油集输管道的使用权，这些管道是根据我们预期的产量增长而量身定做的，以便我们能够灵活地运营，以执行我们的增长计划。响尾蛇是为我们提供中游服务的主要供应商，其占地总面积约为395,000英亩，横跨所有响尾蛇的服务线以及米德兰和特拉华州盆地的核心。

我们的酒店

位置和土地

二叠纪盆地地区覆盖了德克萨斯州西部和新墨西哥州东部的很大一部分地区，被认为是美国主要的产油盆地之一。截至2020年12月31日，我们在二叠纪盆地的总种植面积约为449,642亩(净额378,678英亩)，主要包括米德兰盆地约215,956英亩(净额194,591英亩)和特拉华州盆地约192,697英亩(净额152,587英亩)。我们是大约98%的二叠纪盆地面积的运营商。此外，我们的上市子公司Viper在二叠纪盆地和鹰滩页岩拥有约787,264英亩的矿产权益和24,350英亩的净特许权使用费英亩。这些净特许权使用费英亩中约有52%由我们经营。

我们一直在通过水平钻井在二叠系盆地开发多个产层段，并相信在整个地层柱中有机会瞄准更多的层段。我们相信，我们丰富的钻井、完井和操作水平井的经验将使我们能够有效地开发剩余库存，并最终瞄准迄今开发有限的其他油气田。下表列出了截至2020年12月31日我们拥有工作利益的水平生产井：
海盆水平井数量
米德兰1,408 
特拉华州917 
其他55 
总计(1)
2,380 
(1)在这2380口水平井中，我们是1694口井的运营商，在另外686口井中拥有未作业的权益。


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下表列出了在截至2020年12月31日的一年中，我们能够将水平井钻至以下指定总深度的平均天数：
到总深度的平均天数
米德兰盆地
侧向7500英尺12 
横向10000英尺13 
横向13,000英尺17 
特拉华州盆地
侧向7500英尺16 
横向10000英尺18 
横向13,000英尺26 

钻井和完井技术的进一步进步可能会导致目前不可行的地区的经济发展。

此外，我们的子公司Rattler专注于二叠纪盆地米德兰和特拉华盆地中游基础设施资产的所有权、运营、开发和收购。截至2020年12月31日，Rattler拥有并运营927英里的原油收集管道、天然气收集管道和覆盖我们七个核心米德兰和特拉华州盆地开发区的完全集成的供水系统。为了方便水和碳氢化合物从生产井口向外输送，以确保原油或天然气井的高效运营，Rattler的中游基础设施包括一个收集管道网络，收集和运输我们在米德兰和特拉华盆地业务的原油、天然气和产出水。
截至2020年12月31日，Rattler还拥有(I)Epic原油控股有限公司10%的股权，该公司拥有和运营一条从二叠纪盆地和鹰福特页岩到德克萨斯州科珀斯克里斯蒂的长途原油管道，该管道每天可输送约60万桶原油，该管道于2020年4月开始全面运营，被称为Epic管道；(Ii)灰橡树管道有限责任公司10%的股权，该公司拥有并运营一条长途原油管道包括：(Iii)Wink to Webster Pipeline LLC 4%的股权，该管道正在开发一条原油管道，预计在2021年第四季度全面商业运营后，将能够从二叠纪盆地Wink和Midland的起点每天输送约150万桶石油，运往休斯顿地区的多个地点；(Iv)OLC的60%股权；(Iii)位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂的海运码头连接于2020年4月开始全面运营，被称为灰色Oak管道；(Iii)Wink to Webster Pipeline LLC 4%的股权，该公司正在开发一条原油管道，预计在2021年第四季度全面商业运营后，该管道将能够从二叠纪盆地的Wink和Midland的起点输送约150万桶/日，输送到休斯顿地区的多个地点；(V)拥有和运营黄玫瑰天然气收集和处理系统的Amarillo Rattler LLC的50%股权，该系统位于德克萨斯州的Dawson、Martin和Andrews县，估计总产能为40,000立方米/天，并拥有超过84英里的收集和区域运输管道。(V)Amarillo Rattler LLC拥有和运营黄玫瑰天然气收集和处理系统，估计总产能为40,000立方米/天，以及超过84英里的收集和区域运输管道。有关截至2020年12月31日我们的权益法投资的更多信息，请参阅注10-权益法投资我们的综合财务报表包含在本年度报告的其他部分。

Rattler还在德克萨斯州米德兰拥有和运营某些房地产资产，包括法斯肯中心(Fasken Center)，该中心在其两座写字楼内拥有超过42.1万平方英尺的可净租赁平方英尺。

区域历史记录

我们已探明的储量位于得克萨斯州西部的二叠纪盆地，特别是在Clearfork、Spraberry、bone Spring、WolfCamp、Strawn、Atoka和Barnett地层中。斯普拉贝利戏剧始于20世纪40年代末和50年代初几个新发现的油田的生产。人们最终认识到，随着油田在中部米德兰盆地的大片区域延伸和融合，出现了区域生产趋势。在接下来的几十年里，由于产量通常较低的油井，Spraberry油田的开发是零星的，经济依赖于油价和钻井成本。


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WolfCamp地层是德克萨斯州西部的一个历史悠久的储层，最早发现于20世纪50年代，当时旨在寻找更深目标的油井偶尔会与储集层性质良好的崩塌区块或泥石流相交。使用二维地震数据的勘探定位了更多的油田，但直到20世纪90年代三维地震数据的使用，才揭示出沃尔夫坎普地层的更大范围。直到最近，人们才认识到该地层中页岩作为储集层的额外潜力，而不仅仅是作为烃源岩。

到2010年年中，大约一半活跃在二叠纪盆地的钻井平台在二叠纪的Spraberry、Dean和WolfCamp地层钻探，我们统称为Wolfberry Play。从那时起，我们和大多数其他运营商几乎都在钻探水平井，以开发二叠纪盆地的非常规油藏。截至2020年12月31日，我们在4326口(净额3401口)生产油井中持有工作权益，在另外4553口油井中仅持有特许权使用费权益。

地质学

大二叠纪盆地是受马拉松隆起和原始落基山脉的动态构造影响而形成的宾夕法尼亚-二叠纪快速沉降区。它是美国产量最高的沉积盆地之一，已确定的石油和天然气产量来自几个不同年龄范围的叠置储集层，其中最著名的是二叠纪古老的沉积物。特别值得一提的是，几十年来，二叠纪时代的沃尔夫坎普、斯普拉贝利和骨泉地层一直是严重的目标。首先，通过垂直合并这些地带，最近，通过水平开发每个单独的层位。在沃尔夫坎普(WolfCamp)、斯普拉贝利(Spraberry)和骨泉(Bone Spring)地层沉积之前，今天的二叠纪盆地是一个连续的沉积特征，称为塔博萨盆地。在此期间，奥陶纪、志留纪、泥盆纪和密西西比纪的沉积物基本上是在开阔的海洋陆架环境中沉积的。然而，一些时间框架看到了更严格的环境，这有利于有机质丰富的泥岩的沉积，如泥盆纪伍德福德和密西西比州巴尼特/梅拉梅克(Barnett/Meramec)。这些地层是当今大二叠纪盆地内重要的物源和最近的储集层。

斯普拉贝利组和骨泉组是在深水盆地环境中与远洋泥岩一起沉积的硅质碎屑岩、碳酸盐浊积岩和泥石流，而沃尔夫坎普储层由泥石流、颗粒流和细粒远洋沉积物组成，也是在盆地环境下沉积的。WolfCamp、Spraberry和bone Spring中最好的碳酸盐岩储层一般位于中央盆地台地附近，而泥岩储层则向盆地方向增厚，远离中央盆地台地。这些储层中的泥岩有机质丰富，当埋藏到足够的深度以进行热成熟时，成为泥岩内部以及常规碎屑岩和碳酸盐岩互层储层中发现的碳氢化合物的来源。由于这种复杂性，沃尔夫坎普、斯普拉贝利和骨泉段是一个兼具非常规油藏和常规油藏特征的混合型油藏系统，因此，沃尔夫坎普(WolfCamp)、斯普拉贝利(Spraberry)和骨泉(Bone Spring)段是一个混合油藏系统，兼具非常规油藏和常规油藏的特征。

自2012年开始水平钻井以来，我们已经成功地在Clearfork、Spraberry/bone Spring、WolfCamp和Barnett/Meramec地层中开发了几个混合储集层段。泥岩和一些碎屑岩表现出低渗透率，这就需要水力压裂刺激来解锁这些目标中巨大的碳氢化合物储藏。

我们拥有或正在获取几乎所有主要资产领域的三维地震数据。我们庞大的地球物理数据库目前包括大约3610平方英里的3D数据。这些数据将继续用于我们水平钻井计划的开发和识别待开采的更多资源。

生产状态

在截至2020年12月31日的一年中，我们种植面积的净产量为109,921 MBOE，平均为300,331 BOE/d，其中约60%为石油，20%为天然气液体，20%为天然气。

 
最近和未来的活动

2021年期间，我们预计在我们的种植面积上完成215至235口总作业水平井(197至215口净作业水平井)。我们目前估计，2021年用于钻探和基础设施的资本支出将在14亿至16亿美元之间，包括水平钻井和完井(包括非运营活动)的资本支出在12亿至14亿美元之间，中游投资(不包括合资投资)的资本支出在6000万至8000万美元之间，不包括任何租赁和矿产权益收购成本的基础设施和其他支出将在7000万至9000万美元之间。在截至2020年12月31日的年度内，我们共钻井208口(净额195口)，完成171口(净额159口)作业水平井。在截至2020年12月31日的一年中，我们用于钻井、完井和装备油井的资本支出为16亿美元。此外，我们在石油和天然气中游和基础设施方面花费了2.48亿美元。
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截至2020年12月31日，我们正在运营8个钻井平台，目前计划在2021年平均运营8至12个钻井平台。我们将继续监测正在进行的大宗商品价格环境，并预计将保留财务灵活性，以根据市场状况调整我们的钻井和完井计划。
根据我们对适用地质和工程数据的评估，我们目前在我们的土地上的多个水平井中确定了大约10,413个总(6,863个净额)的经济潜力水平钻探位置，假设价格约为每桶WTI约60.00美元。根据我们目前的发展计划，我们预计将在2021年继续我们强劲的PUD转换率，将估计30%的PUD转换为经证实的已开发类别，并在2023年底之前开发约80%的2020年年末PUD综合储量。

石油和天然气数据

探明储量

储量评估与复核

我们截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的历史储量估计是由莱德·斯科特(Ryder Scott)就我们和Viper的资产编制的。莱德斯科特是一家独立的石油工程公司。负责编制我们的探明储量估算的技术人员符合石油工程师协会颁布的“石油和天然气储量信息估算与审计标准”中关于资质、独立性、客观性和保密性的要求。莱德斯科特是一家第三方工程公司，在我们的任何物业中都没有权益，也不是我们的临时雇员。

 
根据SEC的规定，已探明储量是指通过对地学和工程数据的分析，在提供经营权的合同到期之前，根据已知油藏和现有的经济条件、运营方法和政府法规，可以合理确定地估计从给定日期起可经济生产的石油和天然气数量，除非有证据表明续签是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。如果使用确定性方法，SEC将已探明储量的合理确定性定义为“对数量将被回收的高度信心”。截至2020年12月31日，我们所有的已探明储量都是使用确定性方法估计的。

储量的估算涉及两个截然不同的决定。第一个确定结果是估计可采石油和天然气的数量，第二个确定结果是根据证券交易委员会规则确定的定义估计与这些估计数量相关的不确定性。估计可采石油和天然气储量的过程依赖于使用某些普遍接受的分析方法。这些分析方法大致分为三大类或方法：(1)基于性能的方法，(2)基于体积的方法和(3)类比。在储量评估过程中，这些方法可以单独使用，也可以结合使用。约90%的已探明可归因于生产井的生产储量是用动态方法估算的。这些动态方法包括但可能不限于递减曲线分析，它利用了现有历史产量和压力数据的外推。其余10%的探明储量采用类比法或动态法和类比法相结合的方法进行估算。当没有足够的历史业绩数据来确定确定的趋势，并且使用生产业绩数据作为储量估计的基础被认为是不合适的情况下，使用类比法。用类比法对已探明的未动用储量和未开发储量进行了估算。

为了估计经济上可开采的探明储量和相关的未来净现金流，莱德·斯科特考虑了许多因素和假设，包括使用从地质、地球物理和工程数据中得出的无法直接测量的油藏参数，基于当前成本的经济标准，以及证券交易委员会的定价要求和对未来生产率的预测。为建立对我们已探明储量估计的合理确定性，用于评估已探明储量的技术和经济数据包括生产和试井数据、井下完井信息、地质数据、电测井、放射性测井、岩心分析、可用地震数据以及历史油井成本和运营费用数据。

估计石油、天然气和天然气液体储量的过程是复杂的，需要重要的判断，如中所讨论的那样。第1A项风险因素“这份报告的内容。因此，我们拥有一支由石油工程师和地球科学专业人员组成的内部员工，他们与我们的独立储备工程师密切合作，以确保用于计算我们在二叠纪盆地资产的已探明储量的数据的完整性、准确性和及时性。在储量报告所涵盖的期间，我们的内部技术团队成员定期与我们的独立储量工程师会面，讨论已探明储量估算过程中使用的假设和方法。我们提供历史记录
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向独立储备工程师提供有关我们物业的信息，如所有权权益、石油和天然气产量、油井测试数据、大宗商品价格以及运营和开发成本。

我们的执行副总裁兼总工程师主要负责监督我们所有储量估计的准备工作。我们的执行副总裁兼总工程师是一名石油工程师，拥有30多年的油藏和运营经验，我们的地球科学员工平均每人拥有约20年的行业经验。我们的技术人员使用历史信息来确定我们的资产，例如所有权权益、石油和天然气产量、油井测试数据、大宗商品价格以及运营和开发成本。

我们已探明储量估计的准备工作是根据我们的内部控制程序完成的。这些程序旨在确保储量估计的可靠性，包括以下内容：

•对历史生产数据进行审核，数据以我司上报的实际产量为依据；
•由执行副总裁兼总工程师或在其直接监督下编制储量估算；
•我们的执行副总裁兼总工程师在每个季度末对我们报告的所有已探明储量进行审查，包括审查所有重大储量变化和所有新增的已探明未开发储量；
•执行副总裁兼总工程师直接向首席执行官汇报职责；
•由地政总署核实物业业权；及
•任何员工的薪酬都不会与预订的准备金金额挂钩。

下表列出了我们截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的估计已探明石油和天然气净储量(包括可归因于Viper的储量)，这是基于Ryder Scott根据SEC的规则和规定编制的储量报告。我们在储量报告中包含的所有已探明储量都位于美国大陆。截至2020年12月31日，我国已探明储量总量无一被归类为已探明开发未生产。
截止到十二月三十一号，
202020192018
估计已探明开发储量：
石油(MBbls)443,464 457,083 403,051 
天然气(MMCF)1,085,035 824,760 705,084 
天然气液体(MBBLS)192,495 165,173 125,509 
总计(MBOE)816,798 759,716 646,074 
已探明未开发储量估计值：
石油(MBbls)315,937 253,820 223,885 
天然气(MMCF)522,029 294,051 343,565 
天然气液体(MBBLS)96,701 65,030 64,782 
总计(MBOE)499,643 367,859 345,928 
已探明储量净估计值：
石油(MBbls)759,401 710,903 626,936 
天然气(MMCF)1,607,064 1,118,811 1,048,649 
天然气液体(MBBLS)289,196 230,203 190,291 
总计(MBOE)(1)
1,316,441 1,127,575 992,001 
已证实已开发的百分比62%67%65%
(1)根据SEC的指导方针，截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的储量估计数是使用平均价格编制的，该平均价格等于分别截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的12个月期间内每个油田每月第一天收到的碳氢化合物价格的未加权算术平均值。储量估计不包括任何可能存在的或可能存在的储量的价值，也不包括任何未开发面积的价值。储量估计代表了我们对我们物业的净收入兴趣，所有这些物业都位于美国大陆。尽管我们认为这些估计是合理的，但未来的实际产量、现金流、税收、开发支出、运营费用以及可采石油和天然气储量可能与这些估计有很大差异。请参阅“第1A项风险因素“有关我们对已探明储量及相关因素的估计所涉及的风险及不确定因素的讨论，请参阅附注20-关于石油和天然气业务的补充信息以进一步讨论我们的储量估计和定价。

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已探明未开发储量(PUD)

截至2020年12月31日，我们已探明的未开发储量总计315,937百万桶石油，522,029百万立方米天然气和96,701百万立方米天然气液体，总计499,643百万桶。当适用的油井开始生产时，PUD将从未开发转为已开发。

下表包括2020年PUD储量变动情况(MBOE)：
2019年12月31日开始探明未开发储量367,859 
未开发储量转入已开发储量(89,133)
修订(15,742)
购买964 
资产剥离(14)
扩展和发现235,709 
已探明未开发储量于2020年12月31日结束499,643 

已探明未开发储量的增加主要是由于我们拥有工作权益的277口总(236净)油井增加了220,023MBOE，以及Viper拥有特许权使用费权益的299口总油井增加了15,686MBOE。在277口总工作利益井中，98口位于特拉华州盆地。89,133 MBOE从未开发储量转移到已开发储量是钻探或参与102口总水平井(94口净额)和82口总水平井的结果，我们在这些水平井中拥有工作权益，我们通过Viper拥有特许权使用费权益或矿产权益。我们拥有82口毒蛇油井中78口的工作权益。15,742 MBOE的下调是由于(I)由于产品定价降低而下调了4,226 MBOE，这些下调被与租赁运营费用减少相关的1,494 MBOE的正面修订部分抵消，导致总的负面定价修订为2,732 MBOE，以及(Ii)PUD下调26,329 MBOE主要是由于公司发展计划的变化。这些负面修订被13,319 MBOE的积极修订所抵消，这与天然气燃烧减少以及收缩的天然气和天然气液体回收率相应增加有关。

2020年，与开发PUD相关的成本约为3.81亿美元。预计2021年与PUD开发相关的未来开发成本约为6.76亿美元，2022年为7.64亿美元，2023年为8.59亿美元，2024年为5.31亿美元。自2011年成立以来，我们的平均钻井成本和钻井次数都有所减少，我们相信，随着我们在未来几年将PUD转化为已探明的已开发储量，我们将继续实现成本节约，并降低相对钻井和完井成本。

截至2020年12月31日，我们所有已探明的未开发储量都计划在最初记录之日起五年内开发。


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我们已经为我们的石油加权储量确定了一份潜在钻探地点的多年清单，我们认为这些地点提供了有吸引力的增长和回报机会。以每桶WTI约60.00美元的假设价格计算，根据我们对适用地质和工程数据的评估，我们目前在我们的土地上大约有10,413个总(6,863个净额)确定的经济潜力水平钻探地点。下表列出了按盆地确定的经济潜力水平钻探地点的数量：
确定的经济潜力水平井位置数
米德兰盆地
下部斯巴拉莓(1)
1,015
中浆浆果(2)
1,074
沃尔夫坎普A(3)
909
沃尔夫坎普B(3)
1,006
其他2,111
整个米德兰盆地6,115
特拉华州盆地
第二骨泉(4)
870
第三骨泉(4)
1,222
沃尔夫坎普A(5)
854
沃尔夫坎普B(6)
755
其他597
特拉华州盆地总数4,298
总计10,413
(1)我们目前的位置计数基于米德兰、马丁、安德鲁斯东北部、霍华德和格拉斯考克县的660英尺到880英尺的间距，这取决于潜在的地区和所有其他县的880英尺的间距。
(2)我们目前的位置统计是基于米德兰、马丁和安德鲁斯东北部县的660英尺间距，这取决于前景区域和所有其他县的880英尺间距。
(3)我们目前的位置计数基于米德兰、马丁、安德鲁斯东北部、霍华德和格拉斯考克县的660英尺到880英尺的间距，这取决于潜在的地区和所有其他县的880英尺的间距。
(4)我们目前的位置计数是根据880英尺到1320英尺的间距计算的。
(5)我们目前的位置计数是根据880英尺到1056英尺的间距计算的。



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石油和天然气生产价格和生产成本

生产和价格历史

下表列出了我们按盆地划分的石油、天然气和天然气液体净产量在所示每个时期的信息：
米德兰盆地特拉华州盆地
其他(1)(2)
总计
(单位：千)
生产数据：
截至2020年12月31日的年度
石油(MBbls)38,313 27,703 166 66,182 
天然气(MMCF)68,529 61,606 414 130,549 
天然气液体(MBBLS)12,597 9,295 89 21,981 
总计(MBOE)62,332 47,266 324 109,921 
截至2019年12月31日的年度
石油(MBbls)41,156 25,951 1,411 68,518 
天然气(MMCF)48,109 48,447 1,057 97,613 
天然气液体(MBBLS)10,485 7,826 187 18,498 
总计(MBOE)59,659 41,852 1,774 103,285 
截至2018年12月31日的年度
石油(MBbls)24,698 9,288 381 34,367 
天然气(MMCF)21,674 12,416 579 34,669 
天然气液体(MBBLS)5,493 1,866 106 7,465 
总计(MBOE)33,803 13,223 584 47,610 
(1)截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度产量数据包括中央盆地平台、鹰滩页岩和落基山脉。
(2)截至2018年12月31日的年度产量数据包括鹰福特页岩。

下表列出了所示每个时期的某些价格和成本信息：
截至十二月三十一日止的年度，
202020192018
平均价格：
石油(每桶$)$36.41 $51.87 $54.66 
天然气(每立方英尺$)$0.82 $0.68 $1.76 
天然气液体(每桶$)$10.87 $14.42 $25.47 
合并(每BOE$)$25.07 $37.63 $44.73 
石油，套期保值(每桶$)(1)
$40.34 $51.96 $51.20 
天然气，套期保值($/MMbtu)(1)
$0.67 $0.86 $1.72 
天然气液体，套期保值(每桶$)(1)
$10.83 $15.20 $25.46 
套期保值平均价格(每BOE$)(1)
$27.26 $38.00 $42.20 
每个京东方的平均成本：
租赁运营费用$3.87 $4.74 $4.31 
生产税和从价税1.77 2.40 2.79 
集散费和交通费1.27 0.86 0.55 
一般和行政-现金部分0.46 0.54 0.79 
总运营费用-现金$7.37 $8.54 $8.44 
一般和行政--非现金组成部分$0.34 $0.46 $0.57 
耗尽11.30 13.54 12.50 
利息支出，净额1.79 1.66 1.83 
兼并整合费用— — 0.77 
总费用$13.43 $15.66 $15.67 
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(1)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损益，我们没有将其指定为对冲会计。

2020年钻井和完工的油井

下表列出了截至2020年12月31日的年度内钻完的已操作水平井总数：
截至2020年12月31日的年度
钻透已完成
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米德兰盆地133 125 93 85 
特拉华州盆地75 70 78 74 
总计208 195 171 159 

截至2020年12月31日，我们作业了以下油井：
直井水平井总计
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米德兰盆地1,745 1,641 1,102 1,008 2,847 2,649 
特拉华州盆地25 22 592 557 617 579 
总计1,770 1,663 1,694 1,565 3,464 3,228 

生产井

截至2020年12月31日，我们在4326口总(3401净额)生产井中平均拥有未加权79%的工作权益，在另外4553口井中平均拥有1.8%的特许权使用费权益。通过我们的子公司Viper，我们在7167口总产油井中平均拥有3.8%的净收入权益。生产井包括生产井和能够生产的井，包括等待管道连接开始输送的天然气井和等待连接到生产设施的油井。总油井是我们感兴趣的生产井的总数，净油井是我们在总油井中拥有的部分工作利益的总和。

下表列出了截至2020年12月31日按盆地划分的生产井信息：
格罗斯·韦尔斯网井
油天然气总计油天然气总计
米德兰盆地5,397 29 5,426 2,740 10 2,750 
特拉华州盆地1,904 158 2,062 630 19 649 
其他1,316 75 1,391 2 — 2 
总产油井数8,617 262 8,879 3,372 29 3,401 


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钻探结果

下表列出了有关盆地所示时期内完井数量的信息。这些井中的每一口都是在德克萨斯州西部的二叠纪盆地钻探的。这些信息不应被认为是未来业绩的指示，也不应假设钻井的生产井数量、发现的储量数量或经济价值之间必然存在任何关联。生产井是那些生产商业数量的碳氢化合物的井，无论它们是否产生合理的回报率。
截至2020年12月31日的年度
米德兰盆地特拉华州盆地总计
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发展：
生产效率高87 81 26 25 113 106 
干的— — — — — — 
探索性：
生产效率高46 44 49 45 95 89 
干的— — — — — — 
共计：
生产效率高133 125 75 70 208 195 
干的— — — — — — 

截至2019年12月31日的年度
米德兰盆地特拉华州盆地总计
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发展：
生产效率高75 68 31 28 106 96 
干的— — — — — — 
探索性：
生产效率高96 86 128 114 224 200 
干的— — — — — — 
共计：
生产效率高171 154 159 142 330 296 
干的— — — — — — 

截至2018年12月31日的年度
米德兰盆地特拉华州盆地总计
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发展：
生产效率高67 58 21 20 88 78 
干的— — — — — — 
探索性：
生产效率高50 43 38 35 88 78 
干的— — — — — — 
共计：
生产效率高117 101 59 55 176 156 
干的— — — — — — 

截至2020年12月31日，我们在钻井过程中有20口毛(净)作业井，在完井或待完井过程中有151口毛(净141口)。

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种植面积

下表列出了截至2020年12月31日与我们的租赁面积相关的信息：
开发面积(1)
未开发面积
总种植面积(2)
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米德兰119,073 99,751 96,883 94,840 215,956 194,591 
特拉华州103,712 77,263 88,985 75,324 192,697 152,587 
探索107 107 38,097 28,838 38,204 28,945 
常规二叠系40 38 2,745 2,517 2,785 2,555 
总计222,932 177,159 226,710 201,519 449,642 378,678 
(1)不包括根据租赁条款由生产部门持有的未钻探面积。根据SEC指导方针开发的很大一部分面积是用在同一层位的直井或水平井开发的。我们相信，在水平井的一个或多个区段，这一面积的大部分都有很大的剩余开发潜力。
(2)不包括Viper的矿产权益，但包括我们在矿产权益下拥有的租赁英亩土地。

未开发面积到期

截至2020年12月31日，以下未开发总英亩和净未开发英亩将根据其合同租赁到期日在未来四年到期，除非(I)在覆盖英亩的间距单位内建立生产，或(Ii)在合同到期日之前根据持续钻探条款续签或延长租约。

即将到期的英亩土地
特拉华州米德兰探索性的总计
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202113,727 8,149 24,099 21,093 23,474 22,063 61,300 51,305 
20229,634 1,063 3,294 813 659 165 13,587 2,041 
2023966 410 1,951 1,597 — — 2,917 2,007 
2024370 59 — — — — 370 59 
总计24,697 9,681 29,344 23,503 24,133 22,228 78,174 55,412 

属性标题

按照石油和天然气行业的惯例，我们最初只对我们物业的所有权进行了粗略的审查。当我们决定对该等物业进行钻探作业时，我们会在钻探作业开始前进行彻底的业权审查，并就重大缺陷进行补救工作。只要业权意见或其他调查反映了这些物业的业权缺陷，我们通常有责任自费修复任何业权缺陷。我们一般不会开始对某一物业进行钻探作业，直到我们修复了该物业的任何重大所有权缺陷。我们已取得几乎所有生产物业的所有权意见书，并相信根据石油及天然气行业普遍接受的标准，我们对我们的生产物业拥有令人满意的所有权。在完成对生产石油和天然气租约的收购之前，我们会对最重要的租约进行业权审查，并根据物业的重要性，我们可能会获得业权意见、获得最新的业权审查或意见或审查之前获得的业权意见。我们的石油和天然气资产受习惯特许权使用费和其他权益、当期税收留置权和其他负担的影响，我们认为这些资产的使用不会对我们的资产账面价值造成实质性的干扰或影响。

营销与客户

我们通常向相对较少的客户销售产品，这在勘探、开发和生产业务中是惯例。在截至2020年12月31日的一年中，四家采购商各占我们营收的10%以上。在截至2019年12月31日和2018年12月31日的每一年中，三家采购商分别占我们收入的10%以上。我们不需要抵押品，也不相信失去任何一家买家会对我们的经营业绩产生重大影响，因为原油和天然气是具有良好市场和众多买家的可替代产品。有关我们客户集中度的更多信息，请参阅注3-与客户签订合同的收入包括在本年度报告其他部分的综合财务报表附注中。


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交付承诺

我们某些确定的石油销售协议包括交货承诺，其中规定了固定和可确定数量的交货。我们相信，我们目前的产量和储量足以履行这些交付承诺，我们预计这些储量将继续是履行我们未来承诺的主要手段。然而，如果产量不足以满足我们的承诺，这些合同提供了交付第三方数量或支付资金缺口罚款的选择。有关承诺的更多信息，请参见附注17-承诺和或有事项包括在本年度报告其他部分的综合财务报表附注中。

竞争

石油和天然气行业竞争激烈，在我们的上游领域，我们与其他拥有更多资源的公司竞争。其中许多公司不仅勘探和生产石油和天然气，还在地区、国家或全球范围内进行中游和炼油业务，并销售石油和其他产品。这些公司可能会为石油和天然气的生产性资产和勘探前景支付更高的价格，或者能够定义、评估、竞标和购买比我们的财政或人力资源允许的更多的资产和前景。此外，在石油和天然气市场价格低迷时期，这些公司可能会有更大的能力继续勘探活动。我们更大或更一体化的竞争对手可能比我们更容易承受现有的联邦、州和地方法律法规的负担，以及对这些法律法规的任何修改，这将对我们的竞争地位产生不利影响。我们未来获得更多物业和发现储量的能力，将取决于我们评估和选择合适物业的能力，以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力。此外，由于我们的财力和人力资源比我们行业中的许多公司都少，我们在竞标勘探前景和生产石油和天然气资产方面可能处于劣势。此外，石油和天然气与客户可用的其他形式的能源竞争，主要是基于价格。这些替代能源包括电力、煤和燃料油。石油和天然气或其他形式能源的可获得性或价格的变化，以及商业条件、节约、立法、法规和转换为替代燃料和其他形式能源的能力，可能会影响对石油和天然气的需求。

在我们的中游业务领域，随着Rattler寻求扩大其原油、天然气和与水相关的中游服务，它面临着高度的竞争，包括大型综合原油和天然气公司、州际和州际管道以及收集、压缩、处理、加工、运输、储存或销售石油和天然气的公司。随着Rattler寻求扩张，为第三方生产商提供中游服务，它同样面临着高度的竞争。在生产商大力钻探的地理区域，以及原油、天然气或天然气液体大宗商品价格居高不下的时期，竞争往往是最激烈的。在Rattler为我们提供的土地范围内，由于我们的关系和对Rattler中游资产的长期奉献，Rattler不会与其他中游公司竞争，为我们提供中游服务。但是，我们可能会继续使用第三方服务提供商提供此类专用区域内的某些中游服务，直到某些预先存在的专用服务期满或终止。

交通运输

在我们油田的初始开发期间，我们评估我们生产区域内的所有收集和交付基础设施。目前，我们在米德兰和特拉华州盆地的大部分产品都是通过管道运输给买家的。

下表列出了通过管道销售的产油量的平均百分比，以及通过管道连接到盐水处理的产油量的平均百分比：
米德兰盆地特拉华州盆地总计
通过管道销售的产油量的%95 %93 %94 %
通过管道输送的产出水的百分比97 %98 %98 %

我们已经与Rattler签订了多项收费商业协议，每个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达成的协议包括在米德兰和特拉华州盆地的所有Rattler服务线上总共约395,000英亩的土地。

15
目录
石油和天然气租赁

涵盖我们物业的典型石油和天然气租赁协议规定，向矿产所有者支付在租赁场所钻探的任何油井生产的所有石油和天然气的特许权使用费。出租人特许权使用费和我们物业的其他租赁负担一般在12.5%到30.0%之间，导致我们的净收益利息通常在70.0%到87.5%之间。

业务的季节性

一般来说，对石油的需求在夏季增加，在冬季减少，而天然气在夏季减少，在冬季增加。某些天然气用户利用天然气储存设施，在夏季购买一些他们预期的冬季需求，这可以减少季节性需求波动。在我们的勘探和生产业务中，季节性天气条件(例如，最近二叠纪盆地的严冬风暴)和租约条款可能会限制我们在部分作业区的钻探和生产活动以及其他石油和天然气业务。这些季节性异常可能对实现我们的钻井目标构成挑战，并可能在春夏两个月加剧对设备、供应和人员的竞争，这可能导致短缺，增加成本或延误运营。在我们的中游运营业务中，Rattler加工设施生产的凝析油产量会出现季节性波动，由于天然气和混合液体的物理性质，冬季产量通常会增加，夏季则会减少。严酷或长时间的夏季可能会对我们中游业务部门的运营结果产生不利影响。

调节

像我们这样的石油和天然气业务受到政府当局颁布的各种法律、法规和其他法律要求的约束。这项影响石油和天然气行业的立法和法规正在不断进行审查，以进行修订或扩大。其中一些要求如果不遵守，会受到很大的惩罚。石油和天然气行业的监管负担增加了我们的经营成本，因此影响了我们的盈利能力。

环境问题与监管

我国的石油、天然气勘探、开发和生产活动，无论是向环境排放物质还是其他与环境保护有关的问题，都受到严格的法律法规的约束。许多联邦、州和地方政府机构，如环境保护局，发布的法规往往要求采取困难且代价高昂的合规措施，这些措施会带来重大的行政、民事和刑事处罚，并可能导致对不遵守行为的强制令义务。这些法律和法规可能要求在开始钻探前获得许可证，限制与钻探和生产活动有关的各种物质的种类、数量和浓度，限制或禁止在荒野、湿地、生态或地震敏感地区和其他保护区内的某些土地上进行建筑或钻探活动，要求采取行动防止或补救当前或以前作业造成的污染，如封堵废弃油井或关闭矿井，导致暂停或吊销必要的许可证、执照和授权，要求安装额外的污染控制，并对我们的运营造成的污染或与我们拥有或运营的设施相关的污染施加重大责任。此类法律法规规定的责任通常是严格的(即不要求出示“过错”)，可以是连带责任。此外，邻近的土地所有者和其他第三方就据称因向环境中排放危险物质、碳氢化合物或其他废物而造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。环境法律法规经常发生变化，任何导致更严格和更昂贵的污染控制或废物处理、储存、运输的变化, 处置或清理要求可能会对我们的运营和财务状况以及整个石油和天然气行业产生实质性的不利影响。我们的管理层相信，我们基本上遵守了适用的环境法律和法规，我们没有因为遵守这些环境要求而经历任何实质性的不利影响。然而，这一趋势在未来可能不会继续下去。

废物处理。修订后的“资源保护和回收法”(RCRA)及其颁布的类似州法规通过对危险和非危险废物的产生、运输、处理、储存、处置和清理提出要求，从而影响石油和天然气的勘探、开发和生产活动。有了联邦政府的批准，各州可以管理RCRA的部分或全部条款，有时还会与它们自己更严格的要求结合起来。尽管与原油和天然气的勘探、开发和生产相关的大多数废物都不受RCRA规定的危险废物的监管，但这类废物可能构成“固体废物”，受到非危险废物要求不那么严格的约束。此外，环境保护局或州或地方政府可能会对非危险废物的处理采取更严格的要求，或者
16
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将一些非危险废物归类为危险废物，以供未来监管。事实上，国会不时提出立法，将某些石油和天然气勘探、开发和生产废物重新归类为“危险废物”。此外，2016年12月，美国环保署在一项同意法令中同意审查其对石油和天然气废物的监管。然而，2019年4月，美国环保署得出结论，目前没有必要修改联邦石油和天然气废物管理条例。这些法律法规的任何变化都可能对我们的资本支出和运营费用产生实质性的不利影响。

如果不遵守废物处理要求，可能会受到行政、民事和刑事处罚。我们相信，我们基本上遵守了与废物处理相关的适用要求，并且我们持有所有必要的和最新的许可证、登记和其他授权，以满足我们的运营根据此类法律和法规的要求。虽然我们认为现时管理废物的成本不会很高，但对石油和天然气勘探及生产废物的任何立法或监管重新分类，都可能增加我们管理及处置这类废物的成本。

有害物质的治理。修订后的“综合环境反应、补偿和责任法”，我们称之为“环境影响、赔偿和责任法”或“超级基金”法，以及类似的州法律，一般规定被认为对向环境中释放“危险物质”负有责任的各类人员承担责任，而不考虑原始行为的过错或合法性。这些人包括受污染设施的现任拥有者或运营者、污染发生时该设施的前任拥有者或运营者，以及在该设施处置或安排处置危险物质的人。根据CERCLA和类似的州法规，被视为“责任方”的人要承担严格的责任，在某些情况下，这些责任可能是连带的，用于清除或补救先前处置的废物(包括先前所有者或经营者处置或释放的废物)或财产污染(包括地下水污染)，以及对自然资源的损害和某些健康研究的费用。此外，邻近的土地所有者和其他第三方就据称排放到环境中的有害物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。在我们的操作过程中，我们使用的材料，如果发布，将受到CERCLA和类似的州法规的约束。因此，根据CERCLA和类似的州法规，政府机构或第三方可能会要求我们承担清理这些“危险物质”释放地点的全部或部分费用。

排出的水。1972年修订的“联邦水污染控制法”(又称“清洁水法”或CWA)、“安全饮用水法”、“油污法”或“OPA”，以及据此颁布的类似的州法律和法规，对未经授权向美国的通航水域和州水域排放污染物(包括产出水和其他油气废物)施加了限制和严格的控制。禁止向受管制水域排放污染物，但按照环保局或国家颁发的许可证条款的除外。根据联邦法律的泄漏预防、控制和对策计划要求，需要适当的围挡护堤和类似的结构，以帮助防止在发生石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时污染通航水域。CWA及其实施的条例还禁止向受管制水域(包括管辖湿地)排放疏浚和填埋材料，除非获得适当颁发的许可证的授权。

2015年6月29日，EPA和美国陆军工程兵团(U.S.Army Corps of Engineers，简称Corps)联合发布了最终规则，重新定义了CWA保护的水域范围。然而，2019年10月22日，这些机构发布了废除2015年规则的最终规则。2015年的规定和2019年的废除面临着几个持续不断的法律挑战。此外，2020年4月21日，EPA和军团发布了一项最终规则，取代了2015年的规则，大大减少了受CWA联邦监管的水域。由于最近的这些事态发展，受CWA保护的水域的范围存在很大的不确定性。几个州和环境组织对替代规则提出了挑战，2021年1月20日，拜登政府指示EPA和军团审查该规则。如果这些规定扩大了CWA管辖的物业范围，我们在获得湿地地区疏浚和填埋活动许可证方面可能会面临更高的成本和延误。

环保局还通过了法规，要求某些石油和天然气勘探和生产设施获得个人许可证或一般雨水排放许可证下的覆盖范围。此外，2016年6月28日，美国环保署发布了一项最终规定，禁止将陆上非常规石油和天然气开采设施的废水排放到公有污水处理厂，该规定将在下文的标题“-水力压裂法规”下进行更详细的讨论。费用可能与废水处理或制定和实施雨水污染预防计划有关，以及监测和采样我们某些设施的雨水径流。一些州还维持着地下水保护计划，这些计划要求排放或操作可能影响地下水条件的许可。

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OPA是石油泄漏责任的主要联邦法律。OPA包含了许多关于防止和应对石油泄漏到美国水域的要求，包括要求近海设施和某些靠近或跨越水道的陆上设施的运营商必须制定和维护设施应急计划，并保持一定的财务保证水平，以支付潜在的环境清理和恢复成本。OPA要求设施所有者承担严格的责任，在某些情况下，这些责任可能是连带的，包括因石油泄漏到地表水而造成的所有遏制和清理费用以及某些其他损害，包括但不限于应对泄漏到地表水的费用。

不遵守CWA或OPA可能会导致重大的行政、民事和刑事处罚，以及强制令义务。我们相信，我们在实质上遵守了这些法律的每一项要求。

空气排放。修订后的联邦清洁空气法案，或CAA，以及类似的州法律和法规，通过发放许可证和施加其他要求来监管各种空气污染物的排放。环境保护局已经制定并将继续制定严格的法规，管制特定来源的空气污染物排放。新的设施可能需要在开工前获得许可，现有的设施可能需要获得额外的许可并产生资本成本，以保持合规。例如，2012年8月16日，美国环保署公布了联邦CAA下的最终法规，为石油和天然气生产和加工操作建立了新的排放控制，下文的“-水力压裂法规”将对此进行更详细的讨论。此外，2016年5月12日，美国环保署发布了一项最终规则，涉及将多个小型地表地点聚合为单一来源的标准，用于石油和天然气行业的空气质量许可目的。这一规定可能导致小型设施总体上被视为主要污染源，从而触发更严格的空气许可程序和要求。这些法律法规可能会增加我们拥有或运营的一些设施的合规成本，联邦和州监管机构可以对不遵守联邦CAA和相关州法律法规的航空许可或其他要求施加行政、民事和刑事处罚。我们相信，我们基本上遵守了所有适用的空气排放法规，并持有所有必要和有效的施工和运营许可证。获得或续签许可证有可能推迟石油和天然气项目的开发。

气候变化。近年来，联邦、州和地方政府已采取措施减少温室气体排放。美国环保署已经敲定了一系列针对石油和天然气行业的温室气体监测、报告和排放控制规则，美国国会也不时考虑通过立法来减少排放。几乎一半的州已经采取措施减少温室气体排放，主要是通过制定温室气体排放清单和/或地区性温室气体限额交易计划。此外，各州对石油和天然气作业期间的天然气排放或燃烧提出了越来越严格的要求。例如，2020年11月4日，德克萨斯州铁路委员会通过了关于何时允许燃烧的新指导方针，要求运营商提交更具体的信息，证明燃烧或排放天然气的必要性是合理的。

在国际层面，2015年12月，美国参加了在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会。由此产生的“巴黎协定”要求缔约方采取“雄心勃勃的努力”来限制全球平均气温，并保护和加强温室气体的汇和库。该协议于2016年11月4日生效。该协定为缔约方建立了合作和报告减少温室气体排放行动的框架。尽管美国退出了2020年11月4日生效的《巴黎协定》，但拜登总统于2021年1月20日发布行政命令，要求重新加入于2021年2月19日生效的《巴黎协定》。美国已经表示，计划在2021年4月22日气候峰会之前宣布其国家决定的贡献，或承诺减少国家温室气体排放，以实现这一目标。此外，许多州和地方领导人已经表示，他们打算加强努力，支持国际协议中提出的承诺。

对甲烷或二氧化碳排放的限制可能会对我们的产品和储备的需求、价格和价值产生不利影响。由于我们的业务也直接排放温室气体，当前和未来限制此类排放的法律或法规可能会增加我们自己的成本。目前，无法准确估计未来针对温室气体排放的潜在法律或法规将如何影响我们的业务。

此外，近年来还努力影响投资界，包括投资顾问和某些主权财富、养老金和捐赠基金，这些基金推动剥离化石燃料股票，并向贷款机构施压，要求其限制对从事化石燃料储备开采的公司的融资。这种旨在限制气候变化和减少空气污染的环保行动和倡议可能会干扰我们的商业活动、运营和获得资本的能力。此外，一些能源公司被指控，根据联邦和/或州普通法，石油和天然气作业产生的温室气体排放构成公共滋扰。因此，私人或公共实体可能寻求执行针对我们的环境法律和法规，并可能要求我们承担人身伤害、财产损失或其他责任。虽然我们的企业不是任何
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在这样的诉讼中，我们可能会在诉讼中被点名，提出类似的指控。在任何此类情况下，不利的裁决都可能严重影响我们的运营，并可能对我们的财务状况产生不利影响。

此外，气候变化可能与极端天气条件有关，如更强烈的飓风、雷暴、龙卷风和冰雪风暴，以及海平面上升。气候变化的另一个可能后果是季节性温度的波动性增加。一些研究表明，气候变化可能会导致一些地区的气温比历史平均水平高出或低出很多。极端天气条件，例如最近在二叠纪盆地的严重冬季风暴，可能会干扰我们的生产，并增加我们的成本，而极端天气造成的损失可能无法完全投保。然而，目前我们无法确定气候变化可能在多大程度上导致风暴或天气灾害增加，影响我们的运营。

水力压裂规程

水力压裂是一种重要的常见做法，用于刺激致密地层(包括页岩)的碳氢化合物生产。这一过程涉及在压力下向地层注入水、沙子和化学品，以压裂围岩并刺激生产，通常受到国家石油和天然气委员会的监管。然而，最近几届国会提出了一项立法，修改《安全饮用水法案》，废除水力压裂不受“地下注入”定义的限制，要求联邦政府对水力压裂进行许可和监管，并要求披露压裂过程中使用的流体的化学成分。此外，几个联邦机构已经声称对这一过程的某些方面拥有监管权力。例如，美国环保署的立场是，用含有柴油的液体进行水力压裂必须受到地下注水控制计划的监管，特别是根据安全饮用水法案被定为“II类”地下注水控制井。

2016年6月28日，美国环保署发布了一项最终规定，禁止将陆上非常规石油和天然气开采设施的废水排放到公有污水处理厂。美国环保署还在对接受石油和天然气开采废水的私人废水处理设施(也称为集中废物处理设施，或CWT设施)进行研究。环保署现正收集有关污水处理设施接受这类废水的程度、现有的处理技术(及其相关成本)、污水排放特性、污水处理设施的财务特性，以及污水处理设施排放对环境的影响的数据和资料。

2012年8月16日，美国环保署公布了联邦CAA下的最终规定，为石油和天然气生产以及天然气加工作业建立了新的空气排放控制。具体地说，EPA的一揽子规则包括新的污染源性能标准，以解决二氧化硫和挥发性有机化合物的排放问题，以及一套单独的排放标准，以解决经常与石油和天然气生产和加工活动相关的危险空气污染物。最终的规则寻求通过要求在2015年1月1日之后建造或重新压裂的所有水力压裂井使用减少的排放完井或“绿色完井”，来实现挥发性有机化合物排放量减少95%。这些规定还对压缩机、控制器、脱水器、储罐和其他生产设备的排放提出了具体的新要求。EPA收到了许多来自工业界和环境界的要求重新考虑这些规则的请求，法院也对这些规则提出了质疑。作为回应，环保局已经发布了修订后的规则，并可能继续发布，以回应一些复议请求。特别是，2016年5月12日，美国环保署修订了法规，对石油和天然气行业的某些新的、改装和改造的设备、工艺和活动实施了甲烷和挥发性有机化合物排放的新标准。然而，在2017年3月28日的一项行政命令中，特朗普政府指示美国环保署审查2016年的法规，并在适当的情况下启动规则制定，以废除或修订这些法规，以符合促进国家能源资源清洁和安全发展的既定政策，同时避免不必要地阻碍能源生产的监管负担。因此，2020年8月13日, 美国环保署发布了对2012年和2016年新源性能标准的最终修正案，以减轻监管负担，包括取消适用于传输或存储部分的标准，并完全取消甲烷要求。多个州、市和环境团体对修正案提出了质疑，2021年1月20日，拜登总统发布了一项行政命令，指示环保局审查符合几个政策目标的修正案，包括减少温室气体排放。因此，石油和天然气作业的新污染源绩效标准的范围存在很大的不确定性。在实施的范围内，2012和2016年的新污染源性能标准，以及未来的任何法律及其实施条例，可能要求我们在扩建或修改现有设施或建设预计会产生空气排放的新设施时事先获得批准，实施严格的空气许可要求，或强制使用特定设备或技术来控制排放。


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此外，某些政府审查正在进行中或正在提出，这些审查侧重于水力压裂实践的环境方面。2016年12月13日，美国环保署发布了一项研究，调查了水力压裂活动影响饮用水资源的可能性，发现在某些情况下，水力压裂活动中的用水可能会影响饮用水资源。此外，2015年2月6日，美国环保署发布了一份报告，其中包含与公众对处置井诱发地震活动的担忧相关的调查结果和建议。该报告建议了管理和最大限度地减少由注入引起的重大地震事件的可能性的策略。其他政府机构，包括美国能源部、美国地质调查局和美国政府问责局，已经或正在评估水力压裂的其他各个方面。这些正在进行或拟议中的研究可能会刺激进一步规范水力压裂的举措，并最终可能使我们实施压裂变得更加困难或成本更高，并增加我们的合规和开展业务的成本。

包括德克萨斯州在内的几个州和地方司法管辖区已经或正在考虑采用在某些情况下可能限制或禁止水力压裂的法规，实施更严格的操作标准和/或要求披露水力压裂液的组成。德克萨斯州立法机构通过了一项立法，自2011年9月1日起生效，要求石油和天然气运营商公开披露水力压裂过程中使用的化学品。德克萨斯州铁路委员会通过了实施这项立法的规则和法规，适用于德克萨斯州铁路委员会在2012年2月1日之后颁发初始钻探许可证的所有油井。法律要求油井运营商在互联网网站上披露符合OSHA要求的化学成分清单，并将化学成分清单与完井报告一起提交给德克萨斯州铁路委员会。用来水力压裂一口井的水的总量也必须向公众披露，并提交给德克萨斯州铁路委员会。此外，2013年5月，德克萨斯州铁路委员会通过了管理油井套管、固井和其他标准的规定，以确保水力压裂作业不会污染附近的水资源。这些规定于2014年1月生效。此外，2014年10月28日，德克萨斯州铁路委员会通过了处置井规则修正案，其中包括要求新处置井的申请者必须利用美国地质调查局(U.S.Geological Survey)进行地震活动搜索，这些处置井将接收无害的产出水和水力压裂排液。搜索旨在确定拟议中的新处置井周围100平方英里圆形区域内发生地震的可能性。《处置井规则》修正案, 该法案于2014年11月17日生效，还明确了德克萨斯州铁路委员会有权修改、暂停或终止处置井许可证，如果科学数据表明处置井可能有助于地震活动的话。德克萨斯州铁路委员会已经利用这一权力拒绝了垃圾处理井的许可。

在压裂液的使用、诱发的地震活动、对饮用水供应的影响、水的使用以及对地表水、地下水和环境的潜在影响等方面，关于水力压裂的公众争议越来越多。全国各地已经发起了一些涉及水力压裂实践的诉讼和执法行动。如果通过新的法律或法规，大幅限制水力压裂，这些法律可能会使我们更难或成本更高地进行压裂，以刺激致密地层的生产，并使反对水力压裂过程的第三方更容易根据压裂过程中使用的特定化学品可能对地下水产生不利影响的指控提起法律诉讼。此外，如果在联邦、州或地方层面进一步监管水力压裂，我们的压裂活动可能会受到额外的许可和财务保证要求、更严格的施工规范、更多的监测、报告和记录义务、封堵和废弃要求以及许可延迟和潜在的成本增加的约束。这些变化可能会导致我们产生大量合规成本，而合规或我们任何不遵守的后果可能会对我们的财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。目前，无法估计新颁布的或潜在的管理水力压裂的联邦、州或地方法律对我们业务的影响。

濒危物种

联邦濒危物种法案(ESA)和类似的州法律限制了可能影响列入名单的濒危或受威胁物种或它们的栖息地的活动。如果濒危物种位于我们经营的地区，我们的行动或与之相关的任何工作可能会被禁止，或者可能需要延迟，或者可能需要代价高昂的缓解措施。虽然我们的一些行动可能位于被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区，但我们相信我们遵守了欧空局的规定。2019年8月12日，美国鱼类和野生动植物管理局(U.S.Fish and Wildlife Service)和美国国家海洋和大气管理局(National Ocean And Air Administration)国家海洋渔业服务局联合发布了最终规则，其中包括收紧关键栖息地指定过程，并取消未来对受威胁物种的某些自动保护。然而，在我们作为受威胁或濒危行动的地区指定以前未受保护的物种可能会导致我们的行动受到限制，从而对我们的业务产生实质性的不利影响。

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石油和天然气行业的其他法规

石油和天然气行业受到众多联邦、州和地方当局的广泛监管。影响石油和天然气行业的立法经常受到修订或扩大的审查，经常增加监管负担。此外，联邦和州的许多部门和机构都得到了法规的授权，可以发布对石油和天然气行业及其个别成员具有约束力的规则和法规，其中一些规则和法规如果不遵守，将受到实质性的惩罚。尽管石油和天然气行业的监管负担增加了我们的经营成本，从而影响了我们的盈利能力，但这些负担对我们的影响通常不会有任何不同，也不会比该行业中其他具有类似类型、数量和生产地点的公司受到的影响更大或更小。

可获得性、运输条件和运输成本对石油和天然气的销售有很大影响。州际运输和转售石油和天然气受联邦监管，包括对州际运输、储存和各种其他事项的条款、条件和费率的监管，主要由FERC监管。联邦和州的法规管理着石油和天然气管道运输的价格和条款。FERC对州际石油和天然气运输的规定在某些情况下也可能影响石油和天然气的州内运输。

尽管石油和天然气价格目前不受监管，但国会历史上一直活跃在石油和天然气监管领域。我们无法预测是否会提出监管石油和天然气的新立法，国会或各州立法机构实际上可能会通过哪些提案(如果有的话)，以及这些提案可能会对我们的运营产生什么影响(如果有的话)。凝析油以及石油和天然气液体的销售目前不受监管，按市场价格销售。

钻探和生产。我们的业务受到联邦、州和地方各级的各种监管。这些类型的监管包括要求钻探油井的许可证、钻探保证金和有关作业的报告。我们经营业务的州和一些县市也对以下一项或多项进行监管：油井的位置；钻井和套管井的方法；施工或钻井活动的时间，包括季节性野生动物封井；产量或“允许”的比率；地面使用和恢复钻井的财产；油井的封堵和废弃；以及通知地面所有者和其他第三方并与其协商。

州法律规定了钻井和间隔单位或按比例分配单位的大小和形状，这些单位管理着石油和天然气属性的汇集。一些州允许强制汇集或整合土地，以促进勘探，而另一些州则依赖自愿汇集土地和租约。在某些情况下，第三方可能会强制合并或单位化，这可能会降低我们对单元化物业的兴趣。此外，州保护法规定了油井和天然气井的最高产量，一般禁止天然气的排放或燃烧，并对产量的可获得性提出了要求。这些法律法规可能会限制我们的油井可以生产的石油和天然气的数量，或者限制我们可以钻探的油井数量或地点。此外，每个州通常对其管辖范围内的石油、天然气和天然气液体的生产和销售征收生产税或遣散税。各州不监管井口价格或进行其他类似的直接监管，但我们不能向你保证，它们未来不会这样做。这种未来法规的影响可能是限制我们油井可能生产的石油和天然气的数量，对这些油井的生产经济性产生负面影响，或者限制我们可以钻探的地点的数量。

联邦、州和地方法规对封堵和废弃油井、关闭或退役生产设施和管道以及在我们运营的地区进行现场恢复提供了详细的要求。虽然兵团不需要保证金或其他财务担保，但一些州机构和市政当局确实有这样的要求。

天然气销售和运输。从历史上看，联邦立法和监管控制影响着我们生产的天然气的价格和我们销售产品的方式。根据1938年的天然气法案和1978年的天然气政策法案，FERC对天然气公司在州际商业中运输和转售天然气拥有管辖权。自1978年以来，颁布了多项联邦法律，彻底取消了对在“首次销售”中销售的国内天然气(包括我们自己生产的所有天然气)销售的所有价格和非价格控制。根据2005年的能源政策法案，FERC拥有实质性的执行权，可以禁止操纵天然气市场，并执行其规则和命令，包括评估重大民事处罚的能力。

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FERC还监管州际天然气运输费率和服务条件，并确定我们可以使用州际天然气管道能力的条款，这会影响我们生产的天然气的营销，以及我们通过销售天然气和释放天然气管道能力而获得的收入。从1985年开始，FERC颁布了一系列命令、法规和规则制定，极大地促进了天然气运输和营销业务的竞争。今天，州际管道公司被要求向生产商、营销者和其他托运人提供非歧视性的运输服务，无论这些托运人是否隶属于州际管道公司。FERC的举措促进了天然气采购和销售市场的竞争、开放准入的发展，允许所有天然气买家直接从管道以外的第三方卖家购买天然气。然而，天然气行业在历史上一直受到非常严格的监管；因此，我们不能保证FERC和国会目前奉行的不那么严格的监管方法将无限期地持续下去，也不能确定未来的监管变化可能会对我们的天然气相关活动产生什么影响(如果有的话)。

根据FERC的现行监管制度，传输服务是在开放接入、无歧视的基础上按成本费率或协商费率提供的。收集服务发生在管辖传输服务的上游，由各州在岸上和州水域进行监管。尽管FERC的政策仍在变化，但FERC过去曾将某些管辖范围内的传输设施重新归类为非管辖范围内的收集设施，这有增加我们将天然气运输到销售点地点的成本的趋势。

天然气收集。尽管FERC还没有对Rattler LLC认为是天然气收集管道的设施做出正式决定，但Rattler相信其天然气收集管道符合FERC用来确定管道主要是收集功能的传统测试，因此不受FERC管辖。然而，FERC监管的州际运输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别一直是重大诉讼的主题，FERC根据具体情况确定设施是否为收集设施，因此收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会未来的决定而改变。如果FERC考虑单个设施的状况，并确定其提供的设施或服务不受1938年天然气法案(NGA)下的FERC监管，并且该设施提供州际运输服务，则此类设施提供的服务的费率以及条款和条件将受到FERC根据NGA或天然气政策法案(NGPA)的监管。这种监管可能会减少收入，增加运营成本，并根据相关设施的不同，对运营结果和现金流产生不利影响。此外，如果任何设施被发现提供服务或以其他方式违反NGA或NGPA的运营，这可能导致施加重大民事处罚，以及要求交出为此类服务收取的收入超过FERC规定的最高税率。
尽管Rattler LLC认为其天然气收集管道不受NGA下FERC的管辖，但FERC对州际天然气运输管道的监管可能会间接影响收集服务。FERC在其天然气监管活动范围内的政策和做法，包括州际开放通道运输、费率制定、运力释放和市场中心推广等政策，可能会间接影响州内市场和收集服务。近年来，FERC在对州际天然气管道的监管中奉行有利于竞争的政策。然而，不能保证FERC会继续采取这种做法，因为它正在考虑可能间接影响天然气收集服务的管道费率和规则和政策等问题。
天然气收集可能会在州一级受到更严格的监管审查；因此，如果Rattler LLC的天然气收集业务受到州政府对费率和服务的监管，可能会受到不利影响。收集作业还可以遵守与收集设施的设计、建造、测试、操作、更换和维护有关的安全和操作规定。我们无法预测这样的变化会对Rattler或我们的运营产生什么影响(如果有的话)，但根据未来的立法和法规变化，可能会导致额外的资本支出和运营成本增加。
石油销售和运输部。原油、凝析油和天然气液体的销售目前不受监管，是按照谈判价格进行的。然而，国会可以在未来重新实施价格管制。

我们的原油销售受到可获得性、运输条件和运输成本的影响。公共运输管道中的石油运输也受到运价管制。FERC根据州际商法管理州际石油管道运输费率，我们的子公司Rattler LLC向FERC提交了一份关税档案，以便在州际商业中提供收集服务。州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内输油管道监管的基础，以及对州内输油管道费率的监管和审查程度，因州而异。只要有效的州际和国内费率同样适用于所有可比较的托运人，我们相信，对石油运输费率的监管不会以任何实质性不同的方式影响我们的运营，就像这种监管将影响我们竞争对手的运营一样。

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此外，州际和州内公共输油管道，包括我们的子公司Rattler LLC，必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放存取标准，公共承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有要求服务的托运人提供服务。当输油管道满负荷运行时，通道由管道公布的价格中规定的按比例分配条款管理。因此，我们相信，与我们的竞争对手一样，我们一般都可以获得石油管道运输服务。

“安全和维护条例”。在我们的中游业务中，Rattler LLC受到美国交通部(DOT)的监管，根据 1979年的“危险液体管道安全法”(HLPSA)，以及与管道设施的设计、安装、测试、施工、操作、更换和管理相关的州法规。HLPSA涵盖石油和石油产品，包括天然气液体和凝析油，并要求拥有或运营管道设施的任何实体遵守这些规定，允许查阅和复制记录，并按照美国交通部长的要求提交某些报告和提供信息。这些规定包括潜在的罚款和对违规行为的处罚。我们相信，我们在所有实质性方面都遵守了这些HLPSA规定。

响尾蛇有限责任公司还必须遵守1968年的天然气管道安全法案(NGPSA)和2002年的管道安全改善法案。NGPSA规定了天然气管道设施的设计、建设、运营和维护方面的安全要求，而管道安全改善法案则规定，在十年内对所有美国原油和天然气运输管道以及高后果地区的一些收集管道进行强制性检查。DOT通过管道和危险材料安全管理局(PHMSA)制定了实施管道安全改善法案的法规，要求管道运营商实施完整性管理计划，包括在潜在管道事故后果对人和财产构成最大风险的地区进行更频繁的检查和其他安全保护。

2011年颁布的管道安全和就业创造法案，以及2016年颁布的保护我们的管道基础设施和加强安全法案，也被称为管道法案，修订了HLPSA和NGPSA，并加强了安全监管。管道安全和创造就业法案将违反安全的最高行政罚款增加了一倍，从单一违规的10万美元增加到20万美元，以及相关一系列违规的最高罚款从100万美元增加到200万美元(现在经通胀因素分别增加到218,647美元和2,186,465美元)，并规定这些最高处罚上限不适用于民事执法行动，为新建管道建立了额外的安全要求，并要求对可能导致对现有管道采用新的监管要求的某些安全问题进行研究，包括扩大完整性溢流阀的使用、最大允许工作压力的验证、事故通知和其他与管道安全相关的要求。管道法案确保PHMSA完成管道安全和创造就业法案的要求；将PHMSA改革为一个更具活力、数据驱动的监管机构；并弥合联邦标准中的差距。

PHMSA已经着手制定规则，以解决这项立法的许多领域。例如，2019年10月1日，PHMSA发布了最终规则，以扩大其完整性管理要求，并对受监管的管道(包括高后果区域以外的某些管段)施加新的压力测试要求。这些规定一旦生效，还将报告要求扩大到某些以前不受监管的收集线路。安全增强要求和《管道安全与就业创造法案》和《管道法案》的其他条款，以及PHMSA规则在其下的任何实施和/或相关规则制定程序，可能要求我们安装新的或修改的安全控制、实施额外的资本项目或加速实施维护计划，任何或所有这些任务都可能导致我们的运营成本增加，从而可能对我们的运营结果或财务状况产生重大不利影响。此外，根据这些或其他法律、规则、法规或命令向我们发出的任何重大处罚或罚款都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。

联邦法律在很大程度上先发制人，不让各州监管管道安全，但可能会承担执行州内管道法规的责任，至少与联邦标准一样严格，许多州已经承担了执行联邦标准的责任。德克萨斯州铁路委员会是在德克萨斯州拥有州内天然气管道监管和执法权力的机构。欧盟委员会的条例参考通过了天然气运输的最低联邦安全标准。此外，2019年12月17日，欧盟委员会通过了规则，要求集输管道的运营商采取“适当的”行动来解决安全隐患。我们预计在遵守德克萨斯州适用的联邦和州法律法规方面不会出现任何重大问题。我们的收集管道有持续的检查和合规计划，旨在使设施符合管道安全和污染控制要求。


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此外，我们还必须遵守联邦职业安全与健康法案(OSHA)和类似的州法规的要求，这些法规的目的是保护工人的健康和安全。此外，OSHA危险通信标准、联邦超级基金修正案和重新授权法案第三章下的EPA社区知情权条例以及类似的州法规要求保留有关我们运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。Rattler LLC及其拥有权益的实体还必须遵守OSHA工艺安全管理条例，该条例旨在防止或最大限度地减少有毒、活性、易燃或易爆化学品灾难性泄漏的后果。本规例适用于任何涉及化学品达到或超过指定门槛的工序，或任何涉及易燃液体或气体、加压罐、洞穴和在不同地点超过10,000磅的井的工序。储存在低于正常沸点的常压储罐中的易燃液体，如果没有冷藏或冷藏的好处，则不受这些标准的约束。此外，国土安全部和其他机构，如环境保护局，继续制定有关工业设施安全的法规。, 包括原油和天然气设施。我们受到许多要求的约束，必须准备联邦响应计划才能遵守。我们还必须根据环境保护局颁布的法规制定风险管理计划，以实施CAA的要求，防止极端危险物质的意外泄漏。我们有一个内部检查计划，旨在监督和执行对保障和安全要求的遵守情况。我们相信，我们在所有实质性方面都遵守与安全和安保有关的所有适用法律和法规。

国家法规。德克萨斯州对石油和天然气的钻探以及生产、收集和销售进行监管，包括征收遣散税和获得钻探许可证的要求。德克萨斯州目前对石油生产征收4.6%的遣散费，对天然气生产征收7.5%的遣散费。各国还对开发新油田的方法、井的间距和操作以及防止石油和天然气资源的浪费进行了规定。各国可以根据市场需求或资源节约，或两者兼而有之，调整产量，并确定油井和天然气井允许的最高日产量。各州不监管井口价格或从事其他类似的直接经济监管，但我们不能向你保证，它们未来不会这样做。这些规定的影响可能是限制我们的油井可能生产的石油和天然气的数量，并限制我们可以钻探的油井或地点的数量。

石油行业还必须遵守其他各种联邦、州和地方法规和法律。其中一些法律与资源保护和平等就业机会有关。我们不相信遵守这些法律会对我们造成实质性的不利影响。

操作危险和保险

石油和天然气行业涉及各种运营风险，包括火灾、爆炸、爆裂、管道故障的风险，在某些情况下，可能导致石油泄漏、天然气泄漏和有毒气体排放等环境危害的异常高压地层。如果发生其中任何一种情况，我们可能会招致法律辩护费用，并可能被要求支付因受伤、生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、污染或环境破坏、监管调查和处罚以及暂停运营而产生的金额。

根据我们认为的行业惯例，我们为我们的业务所面临的部分(但不是全部)经营风险提供保险。我们目前为选定地点的陆上财产(石油租赁财产/生产设备)投保，钻机实物损害保护，选定油井的油井保护控制，综合一般责任，商用汽车，工人赔偿，污染责任(在保单追溯日期下提出的索赔)，超额保护伞责任和其他保险。

我们的保险是受排除和限制的，不能保证这种保险能充分或充分地保护我们免受所有潜在后果、损害和损失的责任。这些运营风险中的任何一个都可能对我们的业务造成重大干扰。保险未能完全覆盖的损失可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。见第1A项。“风险因素--与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险--经营风险和未投保的风险可能导致重大损失，并可能阻碍我们实现盈利.”

我们每年都会重新评估购买保险、保单条款和限额。我们行业未来的保险覆盖范围可能会增加成本，并可能包括更高的免赔额或扣除额。此外，一些形式的保险可能会在未来变得不可用，或者无法以我们认为在经济上可以接受的条款获得。不能保证我们将来能够以我们认为合理的费率投保，我们可以选择维持最低的投保范围或不投保。我们可能无法获得新的政府法规可能要求的额外保险或保证金。这可能会导致我们限制运营，这可能会严重影响我们的
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财务状况。重大事件的发生，如果没有完全保险，可能会对我们的财务状况和经营业绩产生实质性的不利影响。

一般来说，我们还要求我们的第三方供应商签署主服务协议，其中他们同意赔偿我们对服务提供商的员工以及服务提供商雇用的承包商和分包商的伤亡进行赔偿。

人力资本

我们已经形成了一种基于我们核心价值观(领导力、正直、卓越、人和团队精神)的坚实基础上的文化，这些价值观在整个公司都得到了坚持。我们为所有员工设立了一个很高的标准，无论是在办公室内还是在外地，他们如何运作和互动。我们向他们提出挑战，要求他们找到新的方法，为自己和我们创造更美好的未来。

截至2020年12月31日，我们约有732名全职员工。我们的员工都没有工会代表，也没有任何集体谈判协议涵盖的范围。我们还利用涉及土地、技术、监管和其他领域的独立承包商和顾问来帮助我们的全职员工。

多样性和包容性

平等的就业机会是我们的核心原则之一，因此，我们的就业决定是基于功绩、资历、能力和贡献。我们积极寻求吸引和留住日益多样化的劳动力，并继续培养包容和尊重的工作环境。我们非常重视来自我们不同团队的观点和经验，并为我们的团队感到自豪，他们拥有丰富的种族、文化和意识形态背景。我们近三分之一的员工是女性，25%的员工认为自己是少数族裔。在2020年期间，我们采取了各种行动来增加我们候选者库中的多样性，并通过各种学生组织支持这一包容努力，扩大我们的外联范围，特别是在我们的实习生计划中。

健康与安全

保护员工、公众和环境是我们运营和管理资产的首要任务。我们专注于将工作场所事故的风险降至最低，并为紧急情况做好准备，这是我们企业责任中不可磨灭的一部分。我们还努力遵守所有适用的健康、安全和环境标准、法律和法规。

通过一个名为联合盆地的统一导向计划，我们和其他石油和天然气运营商承诺减少我们行业的伤亡。我们正在将我们的员工和独立承包商团结在国际石油和天然气生产商协会(International Association of Oil&Gas Producers)的生命节约规则、安全文化改进、安全领导行动和人类绩效原则周围。我们的安全委员会还包括来自各个运营层面的员工，该委员会根据OSHA的规定，根据车辆和人员事故审查、运营地点的安全和环境审计以及对响尾蛇危险沟通计划的审计和监督，为整体安全计划提供改进建议，并建议采取预防措施。

从2016年到2020年，我们没有员工因工死亡。我们的员工OSHA可记录的病例，包括需要急救以外的医疗的工伤和疾病，2020年总计3例，与2019年的3例持平。我们2020年的员工总可记录事故率(TRIR)与2019年持平，而损失时间事故率(LTIR)在2020年有所下降。我们已经设定了短期目标，将员工的TRIR维持在0.5或更低。

培训与发展

我们支持员工寻求培训机会，以拓展他们的专业技能。我们2020年的内部课程包括一系列主题，如Excel Power午餐、绩效管理、新冠肺炎安全培训，以及各种广泛的安全和其他合规培训课程。2020年，我们团队完成了近8000小时的训练。此外，我们的员工每年还接受有关法规遵从性、行业标准和创新机会的培训和教育，以有效管理开发我们资源的挑战。

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我们的设施

我们的公司总部位于德克萨斯州米德兰的法斯肯中心。我们还在德克萨斯州的休斯顿、得克萨斯州的米德兰和俄克拉何马州的俄克拉何马城租赁了额外的办公空间。

公司报告的可用性

我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及对这些报告的所有修订都可以在以电子方式提交给SEC或以电子方式提交给SEC后，在合理可行的情况下尽快在我们网站的投资者关系页面上免费获取，网址是www.Diamondbackenergy.com。我们网站上包含或与之相关的信息不会以引用方式并入本年度报告中，也不应被视为本报告或我们向SEC提交或提供给SEC的任何其他报告的一部分。

风险因素摘要

以下是可能对我们的业务、运营和财务业绩产生不利影响的主要风险的摘要。请参阅下面表格10-K中的第1A项“风险因素”，以进一步讨论本风险因素摘要中汇总的风险。

与即将进行的合并和即将完成的合并后的响尾蛇有关的风险

•即将进行的合并可能无法完成，合并协议可能会根据其条款终止，这可能会对我们的普通股价格和我们的业绩产生负面影响。
•我们将因即将进行的合并而产生重大的交易和合并相关成本。
•我们和我们的子公司将在即将进行的合并生效后背负巨额债务，这可能会限制我们的财务灵活性，并对我们的财务业绩产生不利影响。
•在与合并相关的未决或任何未来诉讼中做出不利裁决，可能会导致禁制令阻止合并完成，和/或给我们和QEP带来巨额成本。
•我们可能无法实现即将进行的合并的预期收益，也可能无法在预期的时间框架内实现这一目标，而且它可能不会增加我们的每股收益，甚至可能稀释我们的每股收益。
•在即将进行的合并完成后，我们普通股的市场价格将继续波动，如果即将进行的合并的收益不符合金融分析师的预期，我们的普通股市场价格可能会下降。
•在即将进行的合并完成后，我们可能会将QEP的对冲活动并入我们的业务，因此可能面临由此类对冲产生的额外大宗商品价格风险。
•合并后的公司可能会记录商誉和其他无形资产，这些资产可能会减值，并导致对合并后公司未来的运营结果产生重大的非现金费用。
•合并后的公司可能无法留住客户或供应商，客户或供应商可能寻求修改与合并后公司的合同义务，这两种情况中的任何一种都可能对合并后公司的业务和运营产生不利影响。

与石油天然气行业和我们的业务相关的风险

•我们的业务和运营已经并可能继续受到持续的新冠肺炎疫情的不利影响。
•市场情况，特别是石油和天然气价格的波动，可能会继续对我们的收入、现金流、盈利能力、增长、产量和我们估计储量的现值产生不利影响。
•我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，或者根本无法为我们的收购或开发活动提供资金，这可能导致财产损失，我们的石油和天然气储量以及未来的产量下降。
•我们未能成功识别、完成和整合待完成的和未来的物业或业务收购，可能会减少我们的收益，我们投资的物业的所有权缺陷可能会导致亏损。
•我们确定的潜在钻探地点容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会大幅改变其钻探的发生或时机。
•尽管我们进行了对冲活动，但我们可能会受到油价持续和长期下跌的不利影响，并可能面临其他风险，包括交易对手信用风险。
•如果我们二叠纪盆地的产量减少，我们可能无法履行我们的石油采购合同中规定的交付石油数量的义务，这可能会对我们的运营产生不利影响。
•我们的一个或多个客户无法履行他们的义务，或者失去一个或多个我们的重要买家，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
•我们对石油和天然气资产投资的会计核算方法可能会导致资产价值减值。
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•这些储备估计或基本假设如有任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。
•我们很容易受到集中在单一地理区域的主要业务相关风险的影响。
•如果我们无法控制的运输或其他设施，或者钻井平台、设备、原材料、石油服务或人员无法使用，我们的运营可能会中断，收入可能会减少。
•我们的运营受到各种政府法律法规的约束，这些法律法规要求遵守，这可能会带来负担和成本，并可能对我们的运营施加限制。
•最近和未来的美国税法可能会对我们的业务、经营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
•钻探和生产石油和天然气是具有许多不确定性的高风险活动，可能导致全部投资损失，并对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
•恐怖袭击或武装冲突可能会损害我们的业务，并可能对我们的业务造成不利影响。
•网络事件可能导致信息被盗、数据损坏、运营中断和/或财务损失。

与我们的负债有关的风险

•我们庞大的负债水平可能会对我们的财务状况产生不利影响，并阻止我们履行负债义务，我们和我们的子公司未来可能会产生大量额外债务。
•我们循环信贷安排下可用资金的减少，以及无法以其他方式为我们的资本计划获得融资，可能需要我们削减资本支出。
•某些现有及未来债务工具的限制性条款，可能会限制我们因应市况变化或寻求商机的能力。
•我们依靠子公司支付股息、分配和其他款项。
•如果我们遇到流动性问题，我们可能面临债务评级下调，这可能会限制我们获得当前或未来融资或贸易信贷的机会，并对其条款产生负面影响。
•我们、Viper LLC和Rattler LLC的循环信贷安排下的借款使我们面临利率风险。

与我们普通股相关的风险

•我们公司注册证书中的公司机会条款可以使我们的关联公司受益于我们原本可能获得的公司机会。
•如果我们普通股的价格大幅波动，你的投资可能会贬值。
•宣布分红和回购我们的普通股都在我们董事会的自由裁量权之内，不能保证我们将来会支付任何红利或回购我们的普通股，也不能保证我们会在股东预期的水平上支付任何红利或回购我们的普通股。
•控制权的改变可能会限制我们对净营业亏损的使用。
•如果我们的经营业绩不符合证券或行业分析师的预期，我们的股价可能会下跌。
•我们可能会发行优先股，其条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。
•我们的公司注册证书、章程和特拉华州法律中的条款使公司控制权的变更变得更加困难，这可能会对我们普通股的价格产生不利影响。

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第1A项。危险因素

我们商业活动的性质使我们面临一定的危险和风险。以下是与我们的业务活动有关的一些重大风险的摘要。其他风险在第1项中描述。“商业和物业”，项目7。“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析”和项目7A。“关于市场风险的定量和定性披露。”这些风险并不是我们面临的唯一风险。我们还可能面临更多的风险和不确定性，这些风险和不确定性目前我们不知道，或者我们目前认为是无关紧要的。如果这些风险中的任何一项实际发生，都可能对我们的业务、财务状况或运营结果造成实质性损害，我们股票的交易价格可能会下跌。
与即将进行的合并相关的风险

待完成的合并可能无法完成，合并协议可以按照合并协议的条款终止。如果不能完成即将进行的合并，可能会对我们普通股的股价以及我们未来的业务和财务业绩产生负面影响。

待完成的合并须符合若干必须满足的条件，包括QEP股东对合并协议建议的批准，或在适用法律允许的范围内，在待完成的合并完成之前放弃。完成待完成合并的条件，其中一些是我们无法控制的，可能不能及时或根本不被满足或免除，因此，尚未完成的合并可能会被推迟或可能无法完成。

此外，如果悬而未决的合并没有在2021年6月30日之前完成，或者在某些情况下，在2021年9月30日或之前完成，我们或QEP可以选择通过终止合并协议来不继续进行悬而未决的合并，双方可以在股东批准之前或之后的任何时间共同决定终止合并协议。此外，在合并协议规定的某些其他情况下，我们或QEP均可选择终止合并协议。如果合并协议考虑的交易因任何原因未能完成，我们正在进行的业务、财务状况和财务业绩可能会受到不利影响。在没有意识到完成交易的任何好处的情况下，我们将面临许多风险，包括：

•无论交易是否完成，我们都可能被要求支付与交易相关的巨额费用，如法律、会计、财务咨询和印刷费；
•我们管理层在与交易有关的事项上投入的时间和资源本来可以用来寻找其他有益的机会；
•我们可能会遇到金融市场的负面反应，包括对我们普通股价格的负面影响，包括目前的市场价格反映了市场对交易将完成的假设；
•我们可能会遇到员工、客户或供应商的负面反应；以及
•由于合并协议限制我们在即将完成的合并之前进行业务，我们可能无法在合并悬而未决期间采取某些本可使我们作为一家独立公司受益的行动，因此我们可能不再有机会采取这些行动。

在合并悬而未决期间，我们将受到业务不确定性的影响，这可能会对我们的业务产生不利影响。

即将进行的合并对员工、行业联系人和商业伙伴的影响的不确定性可能会对我们产生不利影响。这些不确定性可能会削弱我们吸引、留住和激励关键人员的能力，直到即将完成的合并完成，并可能在此后一段时间内削弱我们的能力，并可能导致行业联系人、业务合作伙伴和其他与我们打交道的人寻求改变他们与我们之间的现有业务关系。此外，合并协议限制合并协议各方在未经对方同意的情况下进行某些公司交易和采取其他指定行动。这些限制可能会阻止我们寻求在即将完成的合并之前可能出现的有吸引力的商机。

我们将产生与即将进行的合并相关的巨额交易和合并相关成本，这可能会超出我们的预期。

我们已经并预计将继续产生一些与谈判和完成即将进行的合并、合并两家公司的业务以及实现预期的协同效应相关的非经常性成本。这些费用和成本一直很高，将来也会很高。绝大多数非经常性支出将包括与即将进行的合并相关的交易成本，其中包括员工留任成本、支付给财务、法律和会计顾问的费用、遣散费和福利成本以及备案费用。


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我们还将产生与公司整合相关的交易费和成本，这可能是相当可观的。此外，我们可能会产生与即将进行的合并和整合相关的额外意外费用，包括与与即将进行的合并相关的任何股东诉讼相关的费用。虽然我们预计，消除重复成本，以及实现与业务整合相关的其他效率，应使我们能够随着时间的推移抵消与整合相关的成本，但这种净收益可能不会在短期内实现，或者根本不会实现。上述成本，以及其他意想不到的成本和支出，可能会在即将完成的合并完成后对合并后公司的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

我们和我们的子公司将在即将进行的合并生效后背负巨额债务，这可能会限制我们的财务灵活性，并对我们的财务业绩产生不利影响。

根据合并协议，QEP的未偿债务(不包括其现有信贷安排)将保持未偿债务，截至2020年12月31日，这些债务约为16亿美元，包括QEP优先票据项下的未偿债务。截至2020年12月31日，我们的长期债务总额约为56亿美元，主要包括我们的循环信贷安排下的未偿还金额、我们的优先无担保票据、我们的子公司Energen Corporation发行的票据、我们的上市子公司Viper和Rattler发行的优先票据以及Viper和Rattler循环信贷安排下的未偿还金额。

假设即将完成的合并在2020年12月31日完成，并且QEP的优先票据仍然未偿还，我们截至2020年12月31日的预计负债将约为74亿美元，与我们在最近历史基础上的负债相比有所增加。我们相信，合并后，我们将保留我们的投资级信用评级，并以比任何一家公司在没有即将合并的情况下更快的速度偿还合并后公司的形式债务。然而，我们负债的任何增加都可能对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响，包括：

•履行债务义务的难度增加，包括在债务义务下可能产生的任何回购义务；
•将我们的很大一部分现金流用于偿还债务，这可能会减少我们可用于运营和其他目的的资金；
•增加我们在一般不利经济和行业条件下的脆弱性；
•与杠杆率较低的竞争对手相比，这使我们处于竞争劣势，因此可能能够利用我们因负债而无法追求的机会；
•限制我们以优惠条件进入资本市场筹集资金的能力；
•削弱我们在未来为营运资金、资本支出、收购、一般公司或其他目的获得额外融资的能力；以及
•增加了我们对利率上升的脆弱性，因为我们在循环信贷安排下的借款利率是可变的。

我们相信，合并后的公司将具有偿还、再融资、回购、赎回、交换或以其他方式终止我们大部分未偿债务的灵活性。然而，不能保证我们能够以优惠的条款或根本不能保证进行此类再融资，而且高水平的债务增加了我们可能违约的风险，包括QEP的债务义务。我们履行债务义务和降低负债水平的能力取决于我们未来的表现。我们未来的业绩取决于许多与即将进行的合并无关的因素，其中一些因素是我们无法控制的，比如总体经济状况和石油和天然气价格。我们可能无法产生足够的现金流来支付债务利息，未来的营运资金、借款或股权融资可能无法支付或再融资此类债务。

与合并有关的QEP、US、Merge Sub和QEP董事会成员已被提起诉讼，未来可能还会提起更多诉讼。任何此类诉讼的不利裁决都可能导致禁制令，阻止完成合并和/或给我们和QEP带来巨额成本。

证券集体诉讼和衍生品诉讼通常是针对签订了收购、合并或其他商业合并协议(如合并协议)的上市公司提起的。即使这样的诉讼没有可取之处，对这些索赔进行辩护也可能导致巨额成本，并转移管理时间和资源。

截至2021年2月22日，所谓的QEP股东已向美国地区法院提起了9起与拟议中的合并有关的个人诉讼。所有九起诉讼都将QEP和QEP董事会成员列为被告，九起诉讼中有两起将我们和合并子公司列为被告。起诉书指控(其中包括)，吾等于2021年1月22日提交的表格S-4登记声明(经于2021年2月3日提交的表格S-4/A修订)以及QEP于2021年2月10日提交的附表14A最终委托书未能提供有关拟议合并的某些据称的重要信息，违反了交易所法案第14(A)和20(A)条及其颁布的第14a-9条。除上述指控外，部分投诉指QEP股东在合并中所收取的合并代价是不公平的，因为QEP的共同价值
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合并协议中的“不得招揽”条款不恰当，以及合并协议预期的终止费过高。 其中一些投诉还声称，QEP董事会个人成员违反了州法律规定的受托责任索赔。在其他补救措施中，原告寻求责令完成拟议的合并，撤销完成的合并或撤销损害赔偿，对原告遭受的损害进行核算，裁决原告的费用和律师费，以及其他救济。

我们和QEP都认为投诉中的指控是没有根据的。未来还可能会提起更多因合并而引起的诉讼。

完成合并的条件之一是，在任何一种情况下，对我们、QEP或Merge Sub拥有管辖权的任何政府实体均未发出并继续有效的禁令，也未通过任何禁止合并的法律。因此，如果原告成功获得禁止完成合并的禁令，该禁令可能会延误或阻止合并在预期的时间框架内完成，甚至根本无法完成，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

此外，不能保证任何被告都会在到目前为止提起的诉讼或未来任何潜在的诉讼中胜诉。对合并完成时仍未解决的任何诉讼或索赔的辩护或和解可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。

与即将完成的合并后响尾蛇相关的风险因素

QEP与我们业务的整合可能不会像预期的那样成功，我们可能无法实现预期的好处，也可能无法在预期的时间框架内实现这一目标。

即将进行的合并涉及许多运营、战略、财务、会计、法律、税务和其他风险，与被收购业务相关的潜在负债，以及与QEP财务报告内部控制的设计、运营和整合相关的不确定性。将QEP整合到我们的业务中的困难可能会导致我们的表现与预期不同、运营挑战，或者无法实现预期的与费用相关的效率。除其他外，整合过程中可能遇到的潜在困难包括：

•无法成功地将QEP整合到我们的业务中，使我们能够从即将进行的合并中实现预期的全部收入和成本节约；
•与管理规模更大、更复杂、更综合的业务相关的复杂性；
•未实现预期的经营协同效应；
•整合两家公司的人员和关键员工的流失；
•与即将进行的合并相关的潜在未知负债和不可预见的费用、延误或监管条件；
•整合与行业联系人和商业伙伴的关系；
•由于完成即将完成的合并并将QEP的业务整合到我们的业务中而导致管理层注意力转移而导致的业绩不足；以及
•正在进行的业务中断或失去动力，或标准、控制、程序和政策不一致。

此外，即将进行的合并的成功在一定程度上将取决于我们能否通过合并我们和QEP的业务实现预期的收益和成本节约，包括我们相信合并后的公司将实现的运营和其他协同效应。即将进行的合并的预期收益和成本节约可能无法完全实现或根本无法实现，可能需要比预期更长的时间才能实现，或者可能产生我们目前无法预见的其他不利影响。

如果我们在即将进行的合并之后不能有效地管理我们扩大的业务，我们的业绩可能会受到影响。

即将进行的合并能否成功，在一定程度上取决于我们能否通过合并我们和QEP来实现预期的收益和成本节约 QEP的业务范围包括高效和及时地将QEP的运营和业务整合到我们现有的业务中，整合系统和管理控制，以及整合与客户、供应商、行业联系人和业务合作伙伴的关系。

即将进行的合并的预期收益和成本节约可能没有完全实现，或者根本没有实现，可能需要比预期更长的时间才能实现，或者可能产生我们目前没有预见到的其他不利影响。我们已经做出的一些假设，比如实现运营协同效应，可能无法实现。此外，与即将进行的合并相关的未知负债和不可预见的费用也可能是每家公司在签订合并协议之前进行的尽职审查中没有发现的。
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即将进行的合并可能不会增加我们的每股收益，而可能会稀释每股收益，这可能会对我们普通股的市场价格产生负面影响。

由于我们普通股的股票将在即将进行的合并中发行，尽管我们目前预计合并将增加每股收益，但合并可能会稀释我们的每股收益，这可能会对我们普通股的市场价格产生负面影响。

关于即将完成的合并，根据截至2021年2月22日QEP普通股的已发行和已发行股票数量，以及合并后我们普通股目前估计将支付的QEP股本奖励数量，我们将发行最多约1240万股我们的普通股。我们普通股的这些新股的发行可能会通过稀释每股收益或其他方式压低我们普通股的市场价格。我们每股收益的任何稀释或增加的任何延迟都可能导致我们普通股的股价以较低的速度下降或上升。

此外，我们目前的股东可能不希望继续投资于合并后公司的额外业务，或出于其他原因可能希望出售他们在合并后公司的部分或全部权益，因此可能会在即将完成的合并完成后或预期完成后出售他们持有的普通股。合并协议不限制前QEP股东在即将进行的合并完成后出售这些普通股的能力。因此，这些出售(或认为这些出售可能发生)，再加上我们普通股流通股数量的增加，可能会以不利的方式影响我们普通股的市场和市场价格。

如果即将完成的合并完成，我们的股东，包括前QEP股东，在即将完成的合并完成后，在公开市场出售大量我们的普通股，我们普通股的市场价格可能会下降。这些出售也可能使我们更难通过以它认为合适的时间和价格出售股权或与股权相关的证券来筹集资金。

在即将进行的合并之后，我们普通股的市场价格将继续波动，如果即将进行的合并的收益不符合金融分析师的预期，我们的普通股市场价格可能会下降。

待合并完成后，获得合并对价的QEP普通股持有者将成为我们普通股的持有者。我们普通股的市场价格可能会在即将完成的合并完成后大幅波动，QEP普通股的持有者可能会损失他们在我们普通股投资的部分或全部价值。此外，股票市场最近经历了重大的价格和成交量波动，如果这种波动继续发生，无论我们的实际经营业绩如何，都可能对我们普通股的市场或流动性产生重大不利影响。

我们普通股的市场价格可能会受到不同于历史上影响QEP普通股或我们普通股的因素的影响。

我们的业务在某些方面与QEP不同，因此，我们的财务状况或经营业绩和/或现金流在即将完成的合并完成后，以及我们普通股的市场价格，可能会受到与目前影响我们作为独立公司的财务状况或经营业绩和/或现金流的因素不同的因素的影响。

在即将进行的合并完成后，我们可能会将QEP的对冲活动并入我们的业务，因此可能面临由此类对冲产生的额外大宗商品价格风险。

为了减轻对大宗商品价格变化的风险敞口，QEP不时对石油和天然气价格进行对冲，主要是通过使用某些衍生品工具。如果我们假设QEP的现有衍生工具，或如果QEP在即将完成的合并完成之前签订额外的衍生工具，我们将承担即将完成的合并完成后合同带来的经济影响。实际原油和天然气价格可能与合并后公司的预期不同，因此，此类衍生工具可能会对我们的业务产生负面影响。

合并后的公司可能会记录商誉和其他无形资产，这些资产可能会减值，并导致对合并后公司未来的运营结果产生重大的非现金费用。

根据公认会计原则，即将进行的合并将作为我们的收购入账。根据收购会计方法，QEP及其附属公司的资产及负债将于待完成合并时按其各自的公允价值入账，并计入吾等的资产及负债。我们报告的待完成合并完成后的财务状况和经营业绩将反映待完成合并完成后的QEP余额和结果。
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但将不会追溯重述，以反映QEP及其附属公司在即将进行的合并完成前一段时间的历史财务状况或经营业绩，但将不会追溯重述，以反映QEP及其子公司在即将完成的合并之前的历史财务状况或运营结果。

根据收购会计方法，总收购价将根据QEP的有形资产和负债以及可确认无形资产的公允价值分配给QEP的有形资产和负债以及截至待完成合并之日的公允价值。超出这些公允价值的购买价格将被记录为商誉。我们预计即将进行的合并可能导致基于会计收购方法的应用而产生商誉。如果商誉或无形资产被记录，价值被减值，合并后的公司可能被要求确认与此类减值相关的重大非现金费用。合并后的公司的经营业绩可能会受到减值和引发减值的业务的潜在趋势的重大影响。

合并后的公司可能无法留住客户或供应商，客户或供应商可能寻求修改与合并后公司的合同义务，这两种情况中的任何一种都可能对合并后公司的业务和运营产生不利影响。第三方可能会因即将进行的合并而终止或更改与我们的现有合同或关系。

由于即将进行的合并，合并后的公司可能会对与客户和供应商的关系产生影响，这可能会损害合并后公司的业务和经营业绩。某些客户或供应商可能会在未决合并完成后寻求终止或修改合同义务，无论合同权利是否因未决合并而触发。不能保证客户和供应商将继续与合并后的公司保持或继续保持关系，或在即将完成的合并结束后按相同或类似的合同条款这样做。如果任何客户或供应商试图终止或修改合同义务，或者中断与合并后公司的关系，那么合并后公司的业务和经营结果可能会受到损害。如果合并后公司的供应商寻求终止或修改与合并后公司的安排，则合并后的公司可能无法以及时、有效率和可接受的条件从其他供应商获得必要的供应或服务，或者根本无法获得所需的供应或服务。

QEP还与供应商、房东、许可方和其他商业伙伴签订了合同，这可能要求QEP在即将进行的合并中获得这些其他各方的同意。如果不能获得这些同意，合并后的公司可能遭受未来潜在收入的损失，产生成本和/或失去对合并后公司的业务可能具有重大意义的权利。此外，目前与响尾蛇或QEP有关系的第三方可能会因预期即将完成的合并而终止或以其他方式缩小与任何一方的关系范围。任何此类干扰都可能限制合并后的公司实现即将合并的预期利益的能力。任何此类干扰的不利影响也可能因延迟完成待完成的合并或终止合并协议而加剧。

宣布、支付和分配给我们股东的股息数额(如果有的话)将是不确定的。
虽然我们过去曾对我们的普通股支付过现金股息，但我们的董事会可能决定未来不宣布分红，或者可能减少未来支付的股息金额。未来股息的支付将由我们的董事会自行决定，并将取决于我们的运营结果、财务状况、现金需求、未来前景以及董事会认为相关的其他考虑因素。

与石油天然气行业和我们的业务相关的风险

我们的业务和运营已经并可能继续受到持续的新冠肺炎疫情的不利影响。

新冠肺炎的蔓延已经并将继续对全球和美国经济造成严重破坏，包括导致全球和国内对石油和天然气的需求下降，这已经并可能继续对我们的业务、财务状况和运营业绩产生不利影响。此外，自2020年1月初以来，新冠肺炎大流行已经对全球和美国的金融市场造成了重大扰乱。新冠肺炎的持续传播还可能对我们开展业务所需的关键人员的可用性产生负面影响。如果新冠肺炎继续传播，或者通过开发和提供有效的治疗和疫苗(包括美国食品和药物管理局最近批准用于美国的紧急使用的疫苗)来遏制或缓解新冠肺炎疫情的应对措施不成功，我们可能会继续对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。由于这一形势的快速发展和变化无常，我们无法预测新冠肺炎疫情对我们的业务、财务状况和经营业绩产生的最终实质性不利影响。


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石油和天然气价格的大幅下跌以及石油和天然气市场的持续波动已经并可能继续对我们的勘探和生产活动产生负面影响，这对我们的业务、财务状况和运营业绩产生了不利影响。此外，较低的石油和天然气价格可能会对我们的循环信贷安排下的借款基数和对我们已探明储量的估计产生不利影响。.

2020年3月初，油价大幅下跌，随后继续下跌，达到负值水平。这是多种因素影响全球石油和天然气市场供需的结果，包括欧佩克成员国和其他出口国采取的行动影响大宗商品价格和产量水平，以及持续的新冠肺炎疫情导致需求大幅下降。虽然欧佩克成员国和其他某些国家在2020年4月同意减产，随后将减产延长至2020年12月，这有助于减少市场上部分过剩供应，改善原油价格，但他们同意从2021年1月开始每天增产50万桶。 因此，大宗商品价格的下行压力一直持续，并可能在可预见的未来持续下去。我们无法预测大宗商品价格是否或何时会企稳，以及稳定在什么水平。

由于上述因素导致原油需求减少，我们下调了2020年的资本预算和生产指引，削减了近期产量，并减少了钻机数量，如果大宗商品市场和宏观经济状况恶化，所有这些都可能进一步减少或削减。尽管我们已经恢复了减产，但针对新冠肺炎疫情和低迷的大宗商品价格环境采取的行动已经并预计将继续对我们的业务、财务业绩和现金流产生不利影响。

根据季度上限测试的结果，我们被要求在截至2020年12月31日的一年中记录我们已探明的石油和天然气权益的减值。如果大宗商品价格跌破当前水平，我们可能需要在未来一段时间内记录减值，这种减值可能是实质性的。此外，如果大宗商品价格下跌，我们的产量、已探明储量和现金流将受到不利影响。

其他可能在未来一段时间继续影响大宗商品价格的重要因素包括但不限于，美国能源、货币和贸易政策的影响，美国和全球政治经济发展，包括拜登政府的能源和环境政策，以及正在发生的新冠肺炎疫情对美国石油和天然气行业状况的影响，所有这些都是我们无法控制的。

我们的运营结果也可能受到未来政府规则、法规或命令的不利影响，这些规则、法规或命令可能会在我们运营的二叠纪盆地施加产量限制、管道容量和存储限制。

我们无法预测这些因素对我们的业务、财务状况和经营结果的最终影响。

资金成本的增加可能会对我们的业务产生不利影响。

我们的业务可能会受到资金可获得性、条款和成本、利率上升或信用评级下调等因素的影响。这些因素中的任何一个或多个的变化都可能导致我们的经营成本增加，限制我们获得资本的机会，限制我们寻求收购机会的能力，减少我们可用于钻探的现金流，并使我们处于竞争劣势。全球金融市场的持续中断和波动可能导致利率上升或信贷供应收缩，影响我们为活动融资的能力。信贷供应的大幅减少可能会对我们实现业务战略和现金流的能力产生实质性的不利影响。
石油和天然气的市场情况，特别是石油和天然气价格的波动，过去曾对我们的收入、现金流、盈利能力、增长、产量和估计储备的现值产生不利影响，将来也可能产生不利影响。

我们的收入、经营业绩、盈利能力、未来增长率以及石油和天然气资产的账面价值在很大程度上取决于石油和天然气的现行价格。从历史上看，石油和天然气价格一直不稳定，容易受到供求变化、市场不确定性以及各种我们无法控制的额外因素的影响，这些因素包括：石油和天然气的国内外供应；石油和天然气的价格水平和对未来价格的预期；全球石油和天然气的勘探和生产水平；勘探、开发、生产和输送石油和天然气的成本；外国进口的价格和数量；产油国的政治和经济状况，包括中东、非洲和南非。石油输出国组织(Organization of Petroleum Exporting Countries，简称欧佩克)成员国同意并维持油价和生产控制的能力；原油和天然气衍生品合约的投机性交易；消费者的水平
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这些因素包括：石油和天然气需求的持续威胁；极端天气条件及其他自然灾害；与操作钻井平台相关的风险；影响能源消耗的技术进步；替代燃料的价格和供应；国内外政府的规章制度和税收；恐怖主义的持续威胁以及军事和其他行动(包括美国在中东的军事行动)的影响；全球或国家的健康问题，包括大流行病或传染性疾病的爆发，例如新冠肺炎的爆发；石油和天然气管道及其他运输设施的邻近程度、成本、可用性和能力；以及整个国内和全球经济状况。

这些因素和能源市场的波动性使得预测未来石油和天然气价格走势变得极其困难。2020年，NYMEX WTI的价格从每桶37.63美元到63.27美元不等，NYMEX Henry Hub的天然气价格从每MMBtu 1.48美元到3.35美元不等。如果石油和天然气价格进一步下跌，我们的石油和天然气储备的运营、财务状况和支出水平可能会受到实质性的不利影响。

此外，较低的石油和天然气价格可能会减少我们在经济上可以生产的石油和天然气数量。这可能导致我们不得不大幅下调我们估计的已探明储量。如果发生这种情况，或者如果我们的产量估计发生变化，或者我们的勘探或开发活动减少，全成本会计规则可能要求我们将石油和天然气资产的账面价值减记为收益的非现金费用。我们储备的减少也可能对我们循环信贷安排下的借款基础产生负面影响，这可能会进一步限制我们的流动性和进行额外勘探和开发活动的能力。

我们的净租赁面积有很大一部分是未开发的，该面积最终可能无法开发或成为商业生产力，这可能导致我们失去租约权利，并对我们的石油和天然气储量以及未来的生产以及我们未来的现金流和收入产生重大不利影响。

我们的净租赁面积中有很大一部分是未开发的，或没有钻探或完成油井的面积，无论这些面积是否包含已探明储量，都可以生产商业数量的石油和天然气。此外，我们的许多石油和天然气租约要求我们钻探具有商业产量的油井，如果我们不能成功钻探这些油井，我们可能会失去根据这些租约获得的权利。我们未来的石油和天然气储量和产量，以及我们未来的现金流和收入，高度依赖于成功开发我们未开发的租赁面积。

我们的开发和勘探业务以及我们完成收购的能力需要大量资本，我们可能无法以令人满意的条款或根本无法获得所需的资本或融资，这可能导致财产损失和我们的石油和天然气储量下降。

石油和天然气行业是资本密集型行业。我们预计将继续在我们的业务和运营中投入大量资本支出，用于石油和天然气储量的勘探和开发、生产和收购。2020年，我们的总资本支出约为19亿美元，包括钻探、基础设施和增加中游资产的支出。我们2021年用于钻井、完井和基础设施的资本预算，包括对水处理基础设施和集水管道项目的投资，目前估计约为14亿至16亿美元，比2020年的资本预算减少了50%。自2012年10月完成首次公开募股以来，我们主要通过循环信贷安排下的借款、运营产生的现金以及普通股和优先票据公开发行的净收益为资本支出提供资金。

我们打算用运营的现金流为我们未来的钻井业务的资本支出提供资金，而未来的收购也可能来自运营以及我们发行债务和股权证券的收益，以及我们循环信贷安排下的借款。我们的运营现金流和获得资本的机会受到许多变量的影响，包括：我们已探明的储量；我们能够从现有油井生产的石油和天然气的数量；我们石油和天然气的销售价格；我们获得、定位和生产经济上新的储量的能力；以及我们在信贷安排下借款的能力。

我们不能向您保证，我们的业务和其他资本资源将提供足够的现金，以维持计划或未来的资本支出水平。此外，我们2021年的实际资本支出可能会超过我们的资本支出预算。如果我们的资本支出要求在任何时候超过我们的可用资本金额，我们可能被要求寻求额外的资本来源，其中可能包括传统的储备基础借款、债务融资、合资企业伙伴关系、生产付款融资、出售资产、发行债务或股权证券或其他方式。我们不能向您保证，我们将能够以对我们有利的条款获得债务或股权融资，或者根本不能。

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如果我们无法为我们的资本需求提供资金，我们可能会被要求削减与勘探和开发我们的前景相关的业务，这反过来可能导致我们的财产损失和石油和天然气储量的下降，或者我们可能无法实施我们的发展计划、完成收购或利用商机或应对竞争压力，其中任何一项都可能对我们的生产、收入和运营结果产生重大不利影响。此外，推迟或未能完成拟议或未来的基础设施项目可能会推迟或消除潜在的效率和相关的成本节约。

我们的成功取决于发现、开发或获得更多储量。

我们未来的成功取决于我们发现、开发或获得更多经济上可开采的石油和天然气储量的能力。我们的已探明储量一般会随着储量的耗尽而下降，除非我们成功进行勘探或开发活动或收购含有已探明储量的物业，或两者兼而有之。为了增加储量和产量，我们进行开发、勘探和其他置换活动，或使用第三方来完成这些活动。我们已经并预计将在我们的业务和运营中投入大量资本支出，用于石油和天然气储量的开发、生产、勘探和收购。我们可能没有足够的资源来获得额外的储量或进行勘探、开发、生产或其他替代活动，这些活动可能不会产生大量的额外储量，我们可能无法以较低的发现和开发成本成功钻探生产井。如果我们无法取代目前的产量，我们的储量价值将会下降，我们的业务、财务状况和经营业绩将受到不利影响。此外，尽管如果当前石油和天然气价格大幅上涨，我们的收入可能会增加，但我们寻找额外储量的成本也可能会增加。

我们未能成功识别、完成和整合待完成的和未来的物业或业务收购，可能会减少我们的收益，减缓我们的增长。

我们这个行业对收购机会的竞争非常激烈。成功收购生产资产需要对几个因素进行评估，包括：可采储量、未来石油和天然气价格及其适用的差额、运营成本以及潜在的环境和其他负债。

这些评估的准确性本质上是不确定的，我们可能无法确定有吸引力的收购机会。与这些评估相关的是，我们对我们认为总体上符合行业惯例的科目属性进行了审查。我们的审查不会揭示所有现有的或潜在的问题，也不会允许我们充分熟悉这些物业，以充分评估它们的不足之处和能力。不一定要对每口井都进行检查，即使进行了检查，也不一定能观察到地下水污染等环境问题。即使发现了问题，卖方也可能不愿意或无法针对全部或部分问题提供有效的合同保护。即使我们确实找到了有吸引力的收购机会，我们也可能无法完成收购，或者无法以商业上可以接受的条件完成收购。

收购竞争可能会增加完成收购的成本，或者导致我们避免完成收购。我们完成收购的能力取决于我们获得债务和股权融资的能力，在某些情况下，还取决于监管部门的批准。如果这些收购包括我们目前没有开展业务的地理区域，就像即将与QEP合并的情况一样，我们可能会遇到意想不到的运营困难，以及协调地理上分散的业务、人员和设施的困难。此外，如果我们进入新的地理市场，我们可能会受到额外和陌生的法律和监管要求的约束。遵守法规要求可能会给我们和我们的管理层带来大量额外义务，导致我们在合规活动上花费更多时间和资源，并增加我们因不遵守这些额外法律要求而面临的惩罚或罚款。此外，任何已完成的收购的成功将取决于我们是否有能力将收购的业务有效地整合到我们现有的业务中。整合被收购企业的过程可能涉及不可预见的困难，并可能需要我们不成比例的管理和财政资源。此外，未来可能的收购规模可能会更大，收购价格也可能比之前收购时支付的价格高得多。
不能保证我们能够找到更多合适的收购机会、谈判可接受的条款、以可接受的条款获得收购融资或成功收购已确定的目标。我们未能实现合并节约，未能成功地将收购的业务和资产整合到我们现有的业务中，或未能将任何不可预见的运营困难降至最低，可能会对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。无法有效管理收购整合，包括我们即将进行的收购，可能会减少我们对后续收购和当前业务的关注，进而可能对我们的收益和增长产生负面影响。我们的财务状况和经营结果可能会根据特定时期是否完成重大收购而在不同时期大幅波动。

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我们可能会因所投资物业的业权瑕疵而蒙受损失。

我们收购石油和天然气租约或权益的做法是不会招致聘请律师审查矿产权益所有权的费用。相反，我们依赖于石油和天然气租赁经纪人或地主的判断，他们在试图获得特定矿产权益的租约之前，会在适当的政府办公室进行实地工作，检查记录。重大所有权缺失的存在可能会使租约变得毫无价值，并可能对我们的运营结果和财务状况产生不利影响。

然而，在钻探油井或天然气井之前，担任油井经营者的个人或公司在钻探油井或天然气井之前，通常会获得初步的所有权审查，以确保油井的所有权没有明显的缺陷。通常，由于这些检查的结果，必须进行某些治疗工作，以纠正标题在可销售性上的缺陷，而这种治疗工作是需要费用的。我们未能解决任何所有权缺陷可能会延误或阻止我们利用相关的矿产权益，这可能会对我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。此外，未开发的土地面积比已开发的土地面积有更大的所有权缺陷风险。如果我们持有权益的物业的租赁权转让有任何业权瑕疵或瑕疵，我们会蒙受经济损失。

我们的项目地区正处于不同的开发阶段，可能无法生产出商业上可行的石油或天然气。

我们的项目区域处于不同的开发阶段，从目前有钻探或生产活动的项目区域，到由最近获得的租赁面积或钻探或生产历史有限的项目区域组成的项目区域，不一而足。如果未来的油井或正在完工的油井没有产生足够的收入来回报利润，或者如果我们未来钻探干井，我们的业务可能会受到实质性的影响。

我们确定的潜在钻探地点是我们预期的未来钻探计划的一部分，这些地点容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会大幅改变其钻探的发生或时机。

假设每桶WTI的价格约为60.00美元，我们目前在我们的土地上的多个地平线上约有10,413个总(6,863个净额)已确定的经济潜力水平钻探地点。截至2020年12月31日，我们总共确定的潜在水平钻探地点中，只有628个归因于已探明储量。这些钻探地点，包括那些没有已探明未开发储量的地点，是我们增长战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多不确定性，包括资本的可用性、基础设施的建设、恶劣的天气、监管改革和批准、石油和天然气价格、成本、钻探结果和水的供应。此外，我们确定的潜在钻探地点正处于不同的评估阶段，从准备钻探的地点到需要大量额外解释的地点。此外，我们已经确定了大约2708个水平钻井地点，在这些地点我们只打了很少的井或没有打井，这必然更具投机性，而且是基于其他运营商的结果，这些运营商的种植面积可能与我们的不一致。我们不能在钻探和测试之前预测某一特定钻探地点的石油或天然气产量是否足以收回钻井或完井成本，或者是否具有经济可行性。技术的使用和对同一地区生产油田的研究将不能使我们在钻探之前确定是否存在石油或天然气，或者如果存在的话，是否有足够数量的石油或天然气存在，以便在经济上可行。即使有足够数量的石油或天然气, 在钻井或完井过程中，我们可能会损坏潜在的含油气地层或遇到机械故障，可能会导致油井减产或废弃。如果我们在当前和未来的钻井地点钻探更多被我们认定为干井的油井，我们的钻井成功率可能会下降，并对我们的业务造成实质性损害。截至2020年12月31日，我们是在我们的土地上完成的总计2380口水平井的运营商，已经参与或获得了工作利益，但我们不能向您保证，我们从这些或其他油井、更全面勘探的地点或生产油田的现有数据中得出的类比将适用于我们的钻井地点，因此我们不能向您保证，我们从这些或其他油井、更全面勘探的地点或生产油田获得的数据得出的类比将适用于我们的钻井地点。此外，我们或其他运营商在二叠纪盆地报告的初始生产率可能不能代表未来或长期的生产率。由于这些不确定性，我们不知道我们确定的潜在钻探地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在钻探地点生产石油或天然气。因此，我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动大不相同，这可能会对我们的业务产生不利影响。

多井垫钻可能会导致我们的运营结果波动。

在可行的情况下，我们使用多井垫钻。由于在垫板上钻出的油井只有在垫板上的所有油井都钻完并将钻机移离现场后才会投产，因此多井垫板钻探会推迟投产，这可能会导致我们的运营结果出现波动。
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我们的土地必须在租约到期前钻探，一般在三到五年内，才能保持产量。在土地面积竞争激烈的市场中，如果没有钻探足够的油井来容纳土地，可能会导致巨额的租约续签成本，或者如果续签不可行，我们的租约和潜在的钻探机会就会丧失。

石油和天然气资产的租约通常有三到五年的期限，之后到期，除非在到期之前，在覆盖未开发英亩的间隔单位内建立生产。续签这些租约的成本可能会大幅增加，我们可能无法以商业上合理的条款续签这些租约，甚至根本无法续签。我们当前钻探计划的任何削减，无论是通过减少资本支出还是通过钻机不可用，都可能导致租约到期造成的土地面积损失。此外，为了让我们目前的租约在2021年到期，我们至少需要运营一个钻井平台项目。我们不能向你保证，我们将有足够的流动性在这一时间框架内部署这些钻井平台，也不能保证大宗商品价格会保证运营这样的钻井计划。任何此类租赁损失都可能对我们的资产基础、现金流和经营业绩的增长产生重大不利影响。

我们已经为我们的一部分生产签订了商品价格衍生品。尽管我们已经对2021年和2022年预计产量的一部分进行了对冲，但我们仍可能受到油价持续和长期下跌的不利影响，并可能面临其他风险，包括交易对手信用风险。
我们使用大宗商品价格衍生品来降低与我们某些石油和天然气销售相关的价格波动。如果石油和天然气价格保持在当前水平或进一步下降，我们可能无法在经济上对未来的产量进行与当前对冲相同的水平的对冲，我们的运营业绩和财务状况可能会受到负面影响。

在结算时，商品的市场价格可能会超过我们商品价格衍生品协议中的合同价格，导致我们需要向交易对手支付大量现金。此外，通过使用商品衍生品工具，如果我们在合同结算时处于积极地位，而交易对手未能按照衍生品合同的条款履行，我们就会面临信用风险。我们不需要我们的交易对手提供抵押品。

有关我们截至2020年12月31日的未平仓衍生品合约的更多信息，请参见附注15-衍生物我们的合并财务报表包括在本报告的其他部分。

如果我们二叠纪盆地的产量因开发活动减少、生产相关困难或其他原因而减少，我们可能无法履行我们的石油采购合同规定的特定数量的石油交付义务，这将导致向交易对手付款不足，并可能对我们的运营产生不利影响。

我们是长期原油协议的一方，根据这些协议，在某些条款和条件的约束下，我们有义务向这些公司交付特定数量的石油。我们在这些协议下的最大交付义务在不同时期有所不同，在某些情况下取决于我们无法控制的某些条件。如果我们二叠纪盆地面积的产量因开发活动减少而减少，由于大宗商品价格较低的环境、生产相关的困难或其他原因，我们可能无法履行我们的石油采购协议下的义务，这可能导致向某些交易对手付款不足或此类协议下的违约，并可能对我们的公司产生不利影响。

如果我们的一个或多个客户无法履行他们的义务，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。

除了与商品衍生品合约应收账款相关的信用风险外，我们对信用风险的主要敞口是通过共同利益所有者对我们运营物业的应收账款(截至2020年12月31日约为5600万美元)，以及来自我们石油和天然气生产买家的应收账款(截至2020年12月31日约为2.81亿美元)。共同利息应收账款产生于在我们经营的油井中拥有部分权益的账单实体。这些实体主要根据它们在我们希望钻探的租约中的所有权参与我们的油井。我们通常无法控制哪些共同所有者参与我们的油井。

由于我们的石油和天然气应收账款集中在几个重要客户手中，我们还面临信用风险。在截至2020年12月31日的一年中，四家采购商各占我们营收的10%以上。在截至2019年12月31日和2018年12月31日的每一年中，三家采购商分别占我们收入的10%以上。客户的集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能会受到经济和其他条件变化的类似影响。当前的经济环境可能会进一步增加这些风险。我们不要求我们的客户提供抵押品。我们的重要客户或共同工作权益所有者不能或不能履行他们对我们的义务，或者他们的破产或清算可能会对我们的财务业绩产生重大不利影响。


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我们对石油和天然气资产投资的会计核算方法可能会导致资产价值减值。

我们使用全成本会计方法对我们的石油和天然气生产活动进行核算。因此，收购、勘探及开发已探明石油及天然气资产所产生的所有成本，包括废弃物业成本、干井成本、地球物理成本及年度租赁租金，均记入资本化。我们还利用内部拥有的钻井和油井维修设备提供的服务的直接运营成本。所有与钻井活动无关的一般和行政公司成本均计入已发生费用。石油和天然气资产的销售或其他处置计入资本化成本调整，除非成本与已探明储量的比率发生重大变化，否则不记录损益。向我们也拥有权益的物业的营运权益拥有人提供的服务所得收入，只要超过所产生的相关成本，将计入石油和天然气资产资本化成本的减少。评估的石油和天然气属性的损耗是以生产方法为单位计算的，即资本化成本加上估计的未来开发成本在总探明储量上摊销。截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度，每桶当量产量的平均损耗率分别为11.30美元、13.54美元和12.62美元。截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度，石油和天然气资产的损耗分别为12亿美元、14亿美元和5.95亿美元。

已探明石油和天然气资产的净资本化成本受完全成本上限的限制，在该上限内，成本不得超过其相关的预计未来净收入，预计未来净收入折现10%。如果评估石油和天然气资产的资本化成本(扣除累计折旧、损耗、摊销和减值)超过已探明石油和天然气储量的贴现未来净收入，则超出的资本化成本计入费用。我们使用计算日期前12个月石油和天然气价格的未加权算术平均第一天来估计贴现的未来净收入。

截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度，已探明石油和天然气资产的减值分别为60亿美元和7.9亿美元。截至2018年12月31日的年度，已探明的石油和天然气属性没有减值记录。见第7项。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--关键会计政策和估计--石油和天然气资产的会计核算方法”，以了解我们的会计方法的更详细说明。

我们估计的外汇储备和欧元汇率是基于许多可能最终被证明是不准确的假设。这些储备估计或基本假设如有任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。

石油和天然气储备工程不是一门精确的科学，需要对石油和天然气地下储量的主观估计，以及对未来石油和天然气价格、产量水平、最终采收率以及运营和开发成本的假设。因此，已探明储量的估计数量、对未来生产率的预测以及开发支出的时间可能是不正确的。我们水平井的EUR值是基于管理层的内部估计。随着时间的推移，我们可能会考虑到实际钻探、测试和生产的结果，对储量估计进行实质性修改。此外，有关未来石油和天然气价格、产量水平以及运营和开发成本的某些假设可能被证明是不正确的。这些假设与实际数字的任何重大差异都可能极大地影响我们对储量的估计、可归因于任何特定资产组的经济上可开采的石油和天然气数量、基于开采风险的储量分类以及对未来净现金流的估计。我们的很大一部分储量估计是在没有受益于漫长的生产历史的情况下做出的，与基于漫长的生产历史的估计相比，这种估计的可靠性较低。如上所述，随着时间的推移，我们储量估计所依据的假设发生了许多变化，往往导致我们最终回收的石油和天然气的实际数量与我们的储量估计不同。储量估计不包括可能存在的或可能存在的储量的任何价值，也不包括未探明的未开发面积的任何价值。储量估计代表我们在物业中的净收入利息。

我们生产的时间以及与石油和天然气资产的开发和生产相关的成本将影响已探明储量未来实际净现金流的时间。

我们估计探明储量的标准化衡量标准和我们的PV-10不一定与我们估计探明石油储量的当前市场价值相同。

我们已探明储量的未来净现金流的现值，或标准化衡量标准，以及我们相关的PV-10计算，可能不代表我们估计的已探明石油储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，我们估计的已探明储量的估计贴现未来净现金流基于12个月平均石油指数价格，该价格计算为每个月的月初价格和截至估计日期的有效成本的未加权算术平均价格，使价格和成本在物业的整个生命周期内保持不变。
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未来的实际价格和成本可能与净现值估计中使用的价格和成本有很大不同，使用当时的价格和成本估计的未来净现值可能比当前估计的要少得多。此外，根据财务会计准则委员会代码932“采掘活动-石油和天然气”，我们在计算符合财务会计准则委员会代码932“采掘活动-石油和天然气”的报告要求时使用的10%折现率可能不是最合适的折现率，这是基于不时生效的利率和与我们或整个石油和天然气行业相关的风险。

我们已探明的未开发储量的开发可能需要比我们目前预期更长的时间，并可能需要更高水平的资本支出。

截至2020年12月31日，我们估计的已探明储量总额中，约有38%是已探明的未开发储量，可能不会最终开发或生产。开采已探明的未开发储量需要巨额资本支出和成功的钻井作业。我们独立石油工程师的储量报告中包含的储量数据假设，开发这些储量需要大量的资本支出。我们不能肯定开发这些储备的估计成本是准确的，开发是否会如期进行，或者开发的结果是否会如估计的那样。我们的储量开发延迟，钻探和开发这些储量的成本增加，或大宗商品价格进一步下跌，都将减少我们估计已探明的未开发储量未来的净收入，并可能导致一些项目变得不经济。此外，储量开发的延误可能迫使我们将某些已探明储量重新归类为未探明储量。

我们的生产基地位于德克萨斯州西部的二叠纪盆地，这使得我们很容易受到与在单一地理区域运营相关的风险的影响。此外，我们有大量已探明储量，可归因于该地区少数生产层位。

我们的生产基地目前地理上集中在德克萨斯州西部的二叠纪盆地。由于这种集中，我们可能特别容易受到区域供需因素的影响，由于政府监管、加工或运输能力限制，这一地区的油井生产受到延误或中断，设备、设施、人员或服务的供应受到市场限制，原油、天然气或天然气液体的加工或运输中断，以及极端天气条件(如最近在二叠纪盆地发生的严冬风暴)及其对产量、电力供应、道路通行和交通设施的不利影响。此外，波动对供需的影响可能在二叠纪盆地等特定地理石油和天然气产区变得更加明显，这可能导致这些情况出现的频率更高，或者放大这些条件的影响。由于我们物业组合的集中性质，我们的多个物业可能会同时经历任何相同的情况，从而对我们的经营业绩产生相对更大的影响，而不是对拥有更多元化物业组合的其他公司造成的影响。这种延误或中断可能会对我们的财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

除了上述生产资产的地理集中度外，截至2020年12月31日，我们已探明储量的大部分集中在米德兰盆地的Wolfberry Play。这种将资产集中在少数生产层位的做法使我们面临额外的风险，例如油田规章制度的变化可能导致我们永久或暂时关闭油田内的所有油井。

我们的大部分石油和天然气产品的销售依赖于几个重要的采购商。失去一个或多个这样的买家，除了其他因素外，可能会限制我们进入我们生产的石油和天然气的合适市场。

我们生产的任何石油和/或天然气是否有现成的市场可供使用，取决于许多我们管理层无法控制的因素，包括但不限于国内石油生产和进口的范围、天然气管道的邻近程度和容量、熟练劳动力、材料和设备的可用性、州和联邦政府对石油和天然气生产的监管以及联邦政府对州际商业中销售的天然气的监管。此外，我们的大部分石油和天然气产品的销售依赖于几个重要的采购商。在截至2020年12月31日的一年中，四家采购商各占我们营收的10%以上。在截至2019年12月31日和2018年12月31日的每一年中，三家采购商分别占我们收入的10%以上。我们不能向您保证，我们将继续随时为我们未来的石油和天然气生产进入合适的市场。失去其中一个或多个客户，以及我们无法以我们认为可以接受的条件向其他客户销售我们的产品，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。


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钻井平台、设备、原材料、供应品、油田服务或人员的不可用、高成本或短缺可能会限制我们的运营。

石油和天然气行业是周期性的，这可能导致钻机、设备、原材料(特别是沙子和其他支撑剂)、供应和人员短缺。当出现短缺时，钻机、设备和供应的成本和交付时间会增加，对合格钻机人员的需求和工资率也会随着需求的增加而上升。我们无法预测这些情况未来是否会存在，如果存在，它们的时间和持续时间将是什么。按照行业惯例，我们依赖独立的第三方服务提供商提供钻探新油井所需的大部分服务。如果我们不能以合理的成本获得足够数量的钻井平台，我们的财务状况和运营结果可能会受到影响，我们可能无法在租约到期之前钻探我们所有的土地。此外，我们没有确保使用现有钻井平台的长期合同，这些钻井平台的运营商可能会选择停止向我们提供服务。钻机、设备、原材料(尤其是砂和其他支撑剂)、供应、人员、卡车运输服务、管材、水力压裂和完井服务以及生产设备的短缺可能会推迟或限制我们的勘探和开发业务，进而可能损害我们的财务状况和运营结果。

我们的行动在很大程度上依赖于水的可获得性。对我们取水能力的限制可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。

在钻井和水力压裂过程中，水是深层页岩油和天然气生产的重要组成部分。从历史上看，我们一直能够从当地土地所有者那里购买水，用于我们的运营。在过去的几年里，德克萨斯州经历了极端干旱的情况。由于这场严重的干旱，一些当地水区已经开始限制使用其管辖范围内的水进行水力压裂，以保护当地的供水。如果我们无法从当地来源获得用于运营的水，或者我们无法有效利用回流水，我们可能无法经济地钻探或生产石油和天然气，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。

我们可能难以管理业务的增长，这可能会对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。

自2012年10月首次公开募股以来，我们的业务运营大幅增长，我们预计未来我们的业务运营将继续增长。随着我们扩大我们的活动，增加我们正在评估或参与的项目的数量，将对我们的财务、技术、运营和管理资源产生额外的需求。未能继续升级我们的技术、行政、运营和财务控制系统，或发生意想不到的扩张困难，包括未能招聘和留住石油和天然气行业的经验丰富的经理、地质学家、工程师和其他专业人员，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果以及我们及时执行业务计划的能力产生重大不利影响。

自我们成立以来，我们在某些时期的运营中出现了亏损，未来也可能出现这种情况。

我们开发和参与越来越多的钻井地点已经需要并将继续需要大量的资本支出。本报告中描述的不确定性和风险可能会阻碍我们在经济上发现、开发和获取石油和天然气储量的能力。因此，我们未来可能无法从我们的经营活动中实现或维持盈利能力或正现金流。

我们战略的一部分涉及使用最新可用的水平钻井和完井技术在现有或新兴页岩区块进行钻探；因此，我们计划在这些区块进行的勘探钻探结果可能会受到与钻井和完井技术相关的风险的影响，钻探结果可能达不到我们对储量或产量的预期。

我们的业务包括利用我们和我们的服务提供商开发的最新钻井和完井技术。我们在钻井过程中面临的风险包括但不限于：将我们的井筒降落在所需的钻井区，在水平钻穿地层时停留在所需的钻井区，在整个井筒长度内打入我们的套管，以及能够在水平井筒中始终如一地运送工具和其他设备。我们在完井过程中面临的风险包括，但不限于，能够压裂刺激计划的阶段数，能够在完井作业过程中下钻工具整个井筒长度，以及在最后的压裂刺激阶段完成后成功清理井筒。此外，就我们从事水平钻探的程度而言，这些活动可能会对我们在一个或多个已确定的垂直钻探地点成功钻探的能力产生不利影响。此外，我们正在采用的某些新技术，如加密钻井和多井垫钻，可能会造成生产中的不规范或中断，因为在加密钻井的情况下，偏移井被关闭，在加密钻井的情况下，
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多井垫钻，即在多口井开始生产之前钻完多口井所需的时间。我们在新的或新兴地层的钻探结果最初比在更发达和有更长生产历史的地区的钻探结果更不确定。较新或新兴的地层和地区往往生产历史有限或没有生产历史，因此我们更难预测这些地区未来的钻探结果。

归根结底，这些钻井和完井技术的成功与否只能随着时间的推移而评估，因为在足够长的时间内钻出了更多的油井，建立了生产剖面。如果我们的钻探结果低于预期，或者由于资本限制、租约到期、获取收集系统和/或天然气和石油价格下跌而无法执行钻探计划，我们在这些领域的投资回报可能不像我们预期的那样有吸引力。此外，任何这些发展都可能导致我们的石油和天然气资产出现重大减记，我们未开发土地的价值未来可能会下降。

保护措施和技术进步可能会减少对石油和天然气的需求。

节油措施、替代燃料要求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加、燃油经济性和能源发电设备的技术进步可能会减少对石油和天然气的需求。石油和天然气服务和产品需求变化的影响可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生实质性的不利影响。

我们产品的适销性取决于交通和其他设施，其中某些设施是我们无法控制的。如果这些设施不可用，我们的运营可能会中断，收入可能会减少。
我们石油和天然气生产的适销性在一定程度上取决于第三方拥有的运输设施的可用性、近似性和运力。我们的石油生产通过我们的集油系统从井口输送到我们的油箱电池，该系统与第三方管道互连。我们的天然气生产一般是通过我们的集气管道从井口输送到与购买者的互联点。我们不控制第三方交通设施，我们使用这些设施可能会受到限制或被拒绝。我们油井的产量不足以支持我们的买家建设管道设施，或者我们或第三方运输设施或其他生产设施的可用性严重中断，都可能对我们向市场输送或生产我们的石油和天然气的能力造成不利影响，从而导致我们的运营严重中断。例如，在某些情况下，由于我们所在地区的天然气收集系统无法支持二叠纪盆地天然气产量的增加，我们的坦克电池出现了高线路压力，偶尔还会燃起火焰。如果在未来一段时间内，我们不能执行可接受的交货或运输安排，或遇到与生产有关的困难，我们可能会被要求关闭或减产。此外，在我们无法控制的某些其他情况下，可以生产和销售的石油和天然气的数量可能会受到限制，例如由于维修造成的管道中断、过高的压力、下游加工设施接受未加工天然气的能力。, 收集或运输系统的物理损坏或此类系统的合同能力不足。这些情况及类似情况所引致的缩减可能由数天至数月不等，而在很多情况下，我们所获的通知有限(如果有的话)，说明何时会出现这些情况及其持续时间。任何这样的关闭或削减，或者无法获得从我们油田生产的石油和天然气的有利交付条件，都将对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。

我们的运营受到各种政府法律法规的约束，这些法规要求遵守，这可能是繁重和昂贵的。

我们的石油和天然气业务受到各种联邦、州和地方政府法规的约束，这些法规可能会根据经济和政治条件而不时改变。受监管的事项包括钻井作业的排放许可证、钻井保证金、有关作业的报告、井间距、财产的单位和合并以及税收。监管机构不时通过将油井和天然气井的流速限制在实际产能以下，对产量实施价格控制和限制，以节约石油和天然气的供应。此外，石油和天然气及其副产品的生产、处理、储存、运输、补救、排放和处置，以及与石油和天然气作业有关的其他物质和材料的生产、处理、储存、运输、补救、排放和处置均受联邦、州和地方法律法规的监管，这些法规主要与保护人类健康和环境有关。不遵守这些法律和法规可能会导致评估制裁，包括行政、民事或刑事处罚，撤销许可证，要求额外的污染控制，以及限制或禁止我们部分或全部业务的禁令。此外，这些法律法规对水和大气污染控制以及固体废物管理提出了严格的要求。重大支出可能需要遵守适用于我们的政府法律法规。此外，与水力压裂相关的联邦和州立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的操作限制或延误。即使联邦监管负担暂时减轻，但更广泛和更严格的环境立法和
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从长远来看，监管可能会继续下去，在州和地方层面上也是如此。参见第1项。有关影响我们的某些法律法规的详细说明，请参阅《商业规则》。

对旨在保护某些野生动物物种的钻探活动的限制，可能会对我们在某些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。

我们作业区的石油和天然气作业可能会受到季节性或永久性限制钻探活动的不利影响，这些限制旨在保护各种野生动物。季节性限制可能会限制我们在保护区内作业的能力，并可能加剧对钻机、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能导致允许钻探时出现周期性短缺。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会推迟我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。为保护受威胁或濒危物种而施加的永久性限制可能会禁止在某些地区进行钻探，或者要求实施代价高昂的缓解措施。在我们作为受威胁或濒危物种运营的地区指定以前未受保护的物种可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或者可能导致我们的勘探和生产活动受到限制，从而可能对我们开发和生产储备的能力产生不利影响。

衍生品改革立法和相关法规可能会对我们对冲与我们业务相关的风险的能力产生不利影响。

2010年7月的《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》(Dodd-Frank Wall Street改革and Consumer Protection Act)，即我们所称的《多德-弗兰克法案》(Dodd-Frank Act)，规定联邦政府对场外衍生品市场和参与该市场的实体进行监管，并要求商品期货交易委员会(CFTC)、美国证券交易委员会(SEC)和金融机构的联邦监管机构(我们称为审慎监管机构)通过实施《多德-弗兰克法案》(Dodd-Frank Act)的规则或条例，并对《多德-弗兰克法案》(Dodd-Frank Act)中使用的术语进行定义。多德-弗兰克法案(Dodd-Frank Act)规定了保证金要求，并要求某些市场参与者的清算和交易执行做法，并可能导致某些市场参与者需要削减或停止其衍生品活动。

尽管实施多德-弗兰克法案所需的一些规则仍有待采用，但CFTC、SEC和保诚监管机构已经发布了许多规则来实施多德-弗兰克法案，包括我们称为强制清算规则的规则，该规则要求对受其约束的对冲或掉期进行清算(目前，只有特定的利率和信用违约掉期规则，我们称为最终用户例外，建立强制清算规则的最终用户例外，该规则，规定了与未清算的掉期有关的抵押品要求，以及针对非金融最终用户的保证金规则的例外情况(我们称为非金融最终用户例外情况)，以及施加头寸限制的规则(我们称为头寸限制规则)，以及针对掉期的头寸限制规则的例外情况，该掉期在头寸限制规则的定义下构成了“真正的套期保值交易或头寸”，但要求豁免的一方必须遵守适用的备案、记录和报告要求

吾等符合强制性结算规则的最终用户例外规定，吾等符合非金融最终用户例外规定，并且将不会被要求根据保证金规则公布与未清算掉期相关的保证金，而吾等现有及预期的对冲头寸均构成持仓限额规则下的“真诚对冲交易或头寸”，吾等拟根据持仓限额规则承担利用善意对冲例外规定所需的备案、记录保存及报告，因此吾等预计不会受到任何此等规则的直接影响。然而，我们的对冲交易对手中的大多数(如果不是全部)将就其与不符合最终用户例外条件的交易方的对冲活动进行强制性结算，并将被要求就其与其他掉期交易商、主要掉期参与者、金融最终用户和其他不符合非金融最终用户例外条件的人士的对冲活动公布保证金。此外，欧盟和其他非美国司法管辖区已颁布法律法规(包括法律法规，授权欧盟金融当局减记我们在与受此类法律法规约束的交易对手达成的套期保值协议中可能欠我们的金额，和/或要求我们接受此类交易对手的股权，以代替支付此类金额的现金)，我们统称为外国法规，这些法规可能适用于我们与受此类外国法规约束的交易对手(我们称为外国交易对手)的交易，以及美国通过的法律和规则。我们称之为美国决议暂缓规则，澄清了美国银行当局对受其监管的银行机构的类似权利。多德-弗兰克法案，已经通过但没有被取消的规则, 限制规则和美国决议暂缓规则可能会大幅增加我们衍生品合同的成本，大幅改变我们衍生品合同的条款，减少我们历史上用来防范业务中遇到的风险的衍生品的可获得性，降低我们将现有衍生品合同货币化或重组的能力，并增加我们对信誉较差交易对手的风险敞口。外国法规可能会产生类似的效果。如果我们由于多德-弗兰克法案和监管、美国决议搁置规则和外国监管而减少对衍生品的使用，我们的运营结果可能会
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我们的现金流变得更加不稳定，我们的现金流可能更难预测，这可能会对我们计划资本支出和为资本支出提供资金的能力产生不利影响。最后，多德-弗兰克法案在一定程度上意在降低石油和天然气价格的波动性，一些议员将此归因于与石油和天然气相关的衍生品和大宗商品合约的投机性交易。因此，如果多德-弗兰克法案(Dodd-Frank Act)和法规的结果是降低大宗商品价格，我们的收入可能会受到不利影响。这些后果中的任何一个都可能对我们、我们的财务状况和我们的运营结果产生实质性的不利影响。

最近颁布的美国税法以及未来的美国税法可能会对我们的 业务、经营结果、财务状况和现金流。
不时有人提出立法，如果成为法律，将对影响石油和天然气行业的美国联邦和州所得税法律做出重大改变，包括(I)取消无形钻探和开发成本的立即扣除，(Ii)废除石油和天然气资产的百分比损耗津贴，以及(Iii)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。我们无法准确预测日后会否建议或制定任何这类法例修订，或如获通过，任何这类法例的具体条文或生效日期为何。美国税法的这些拟议变化如果被采纳，或其他类似的变化，将对我们的活动征收额外税收，或者减少或取消目前与天然气和石油勘探、开发或类似活动相关的扣除额，可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。

如果与Rattler LLC中游系统互连的第三方管道或其他设施部分或完全不可用，或者如果我们收集或处理的量不符合此类管道或设施的质量要求，我们的中游运营可能会受到不利影响。

我们的子公司Rattler LLC的中游系统连接到其他管道或设施，其中大部分由第三方拥有。这些第三方管道或设施的持续运营不在我们的控制范围之内。如果这些管道或设施中的任何一个 无法运输、处理或加工天然气或原油，或者如果我们收集或运输的数量不符合 如果不能满足此类管道或设施的质量要求，我们的中游作业可能会受到不利影响。

我们在行业活动频繁的地区开展业务，这可能会影响我们招聘、培训或留住管理和运营资产所需的合格人员的能力。

我们的业务和钻探活动集中在德克萨斯州西部的二叠纪盆地，该地区的行业活动迅速增加。因此，过去几年来，由于竞争，对这方面人才的需求以及吸引和留住这些人才的成本都有所增加，未来可能会大幅增加。此外，我们的竞争对手可能会提供比我们更好的薪酬方案来吸引和留住合格的人才。

任何延误或无法确保我们继续或完成目前和计划中的开发活动所需的人员，都可能导致生产量的减少。任何此类对生产量的负面影响，或成本的大幅增加，都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

我们依赖于少数关键员工，他们的缺席或流失可能会对我们的业务产生不利影响。

我们业务中的许多关键职责都被分配给了少数员工。失去他们的服务可能会对我们的业务产生不利影响。特别是，我们管理团队的一名或多名成员，包括首席执行官特拉维斯·D·斯泰斯(Travis D.Stice)，失去服务可能会扰乱我们的运营。我们没有与高管签订雇佣协议，可能无法保证留住他们。此外，我们不为我们的任何员工维持“关键人物”人寿保险单。因此，我们不为关键员工的死亡所造成的任何损失投保。

钻探和生产石油和天然气是具有许多不确定性的高风险活动，可能导致全部投资损失，并对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。

我们的钻探活动有很多风险。例如，我们不能向您保证我们钻探的新油井将会生产，也不能保证我们将收回在这些油井上的全部或部分投资。石油和天然气的钻探往往涉及无利可图的努力，不仅来自干井，而且来自那些产量高，但在扣除钻井、运营和其他成本后，没有生产足够的石油或天然气，无法以当时实现的价格回报利润的油井。地震数据和
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我们使用的其他技术不允许我们在钻探油井之前确凿地知道是否存在石油或天然气，或者是否可以经济地生产。勘探、开采和开发活动的成本受到许多我们无法控制的不确定因素的影响，这些成本的增加可能会对项目的经济产生不利影响。此外，我们的钻探和生产业务可能会由于其他因素而受到缩短、延迟、取消或其他负面影响，这些因素包括：异常或意外的地质构造；钻井液流通中断；所有权问题；设施或设备故障；意外的操作事件；设备和服务的短缺或交付延迟；遵守环境和其他政府要求；以及不利的天气条件。

这些风险中的任何一种都可能造成重大损失，包括人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、污染、环境污染或油井损失以及其他监管处罚。

我们的开发和勘探钻探工作以及我们的油井运营可能无法盈利或实现我们的目标回报。

从历史上看，我们收购了大量未经证实的资产，以进一步推动我们的开发努力，并预计未来将继续进行收购。开发和勘探钻探生产活动面临许多风险，包括不会发现具有商业价值的油气藏的风险。我们收购未经证实的物业，并租赁未开发的土地，我们相信这些土地将增强我们的增长潜力，并随着时间的推移增加我们的收益。然而，我们不能向你保证所有的前景在经济上都是可行的，或者我们不会放弃我们的投资。此外，我们不能向您保证，我们收购的未探明财产或我们租赁的未开发面积将会有利可图地开发，我们在我们追求的前景中钻探的新油井将会产生效益，或者我们将收回对该等未探明财产或油井的全部或任何部分投资。

经营风险和未投保的风险可能会导致重大损失，并可能使我们无法实现利润。

我们的业务面临与石油和天然气钻探和生产相关的所有危险和操作风险，包括火灾、爆炸、井喷、地面塌陷、天然气、石油和地层水的无法控制流动、管道或管道故障、异常压力地层、套管坍塌以及石油泄漏、天然气泄漏和破裂或有毒气体排放等环境危险。此外，我们的作业还面临与水力压裂相关的风险，包括任何处理不当、地面泄漏或压裂液(包括化学添加剂)可能在地下迁移的风险。任何此类事件的发生都可能导致我们遭受重大损失，原因包括受伤或生命损失、财产、自然资源和设备的严重损坏或破坏、污染或其他环境破坏、清理责任、监管调查和处罚、暂停运营以及恢复运营所需的维修。

我们努力在我们和为我们提供服务和货物的各方之间签约分配潜在的责任和风险，这些服务和货物包括压力泵和水力压裂、钻井和固井服务以及用于地面、中间和生产套管的管材。根据我们与我们的供应商签订的协议，在双方之间分配环境责任的范围内，(I)我们的供应商一般承担控制和清除污染或污染的所有责任，这些污染或污染源于地面以上，并与供应商的设备在其控制下直接相关；(Ii)我们一般承担控制和清除在我们的运营期间可能发生的所有其他污染或污染的责任，包括先前存在的污染和可能由火灾、井喷、凹陷、渗漏或任何其他不受控制的石油、天然气或其他物质流动引起的污染。(Ii)我们通常承担控制和清除在我们的运营过程中可能发生的所有其他污染或污染的责任，包括火灾、井喷、凹陷、渗漏或任何其他不受控制的石油、天然气或其他物质的流动可能导致的污染或污染。此外，我们通常同意赔偿供应商在井孔中发生的供应商财产的损失或破坏(但供应商按胶片而不是按日工作时发生的损坏除外)或因使用设备、某些腐蚀性液体、添加剂、化学品或支撑剂而造成的损失。然而，尽管我们对风险进行了总体分配，但我们可能无法成功执行此类合同分配，可能会招致超出此类分配范围的不可预见的责任，或者可能需要以与上述风险分配不同的条款签订合同安排。因此，我们可能会蒙受重大损失，这可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

根据我们认为的惯常行业惯例，我们历来都为部分(但不是全部)业务风险投保。我们的保险可能不足以支付我们可能遭受的任何损失或责任。此外，我们可能不再获得保险，或者，如果是，其可获得性的保费水平可能不足以证明其购买的合理性。发生重大未投保索赔、超出我们的保险承保限额或在我们无法获得责任保险的情况下提出索赔，可能会对我们进行正常业务运营的能力以及我们的财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。此外，我们可能无法获得新的政府法规可能要求的额外保险或保证金。这可能会导致我们限制运营，这可能会严重影响我们的财务状况。我们也可能要承担以下责任
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由我们购买的物业的前业主造成的环境损害，这些责任可能不在保险范围内。

由于水力压裂活动是我们业务的一部分，我们继续投保人身伤害和财产损失索赔，该保险包括因突发和意外污染事件而产生的清理费用。然而，如果我们不知道污染事件，并且不能在我们保单规定的时间内向我们的保险公司报告“事件”，我们可能不会获得保险。我们对渐进的、长期的污染事件的报道有限。此外，这些保单并不承保所有责任，我们不能向您保证承保范围足以覆盖可能出现的索赔，或者我们能够以我们认为合理的费率维持足够的保险。保险未能完全覆盖的损失可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

我们使用的2-D和3-D地震数据可能会受到解释，可能无法准确识别石油和天然气的存在，这可能会对我们的钻井作业结果产生不利影响。

即使正确使用和解释，二维和三维地震数据和可视化技术也只是用来协助地球科学家识别地下构造和碳氢化合物指示物的工具，并不能使解释人员知道这些构造中是否确实存在碳氢化合物。此外，与传统的钻井策略相比，使用三维地震和其他先进技术需要更多的钻井前支出，我们可能会因此而蒙受损失。因此，我们的钻探活动可能不会成功或不经济。

我们可能跟不上本行业的技术发展。

石油和天然气工业的特点是快速和重大的技术进步以及采用新技术的新产品和服务的推出。当其他人使用或开发新技术时，我们可能会处于竞争劣势，或者可能会在竞争压力下被迫以高昂的成本实施这些新技术。此外，其他石油和天然气公司可能拥有更大的财力、技术和人才资源，使它们能够享受技术优势，并在未来使它们能够在我们之前实施新技术。我们可能无法应对这些竞争压力，或无法及时或以可接受的成本实施新技术。如果我们现在或将来使用的一项或多项技术过时，我们的业务、财务状况或运营结果可能会受到实质性的不利影响。

我们必须遵守萨班斯-奥克斯利法案第404条的某些要求。如果我们未能遵守第404条的要求，或者如果我们或我们的审计师发现并报告了财务报告内部控制中的重大缺陷，我们的投资者可能会对我们报告的信息失去信心，我们的股价可能会受到负面影响。

我们必须遵守2002年“萨班斯-奥克斯利法案”(Sarbanes-Oxley Act)第404条或“萨班斯-奥克斯利法案”(Sarbanes-Oxley Act)的某些条款。第404条要求我们记录和测试我们的财务报告内部控制，以及发行管理层对我们财务报告内部控制的评估。这一节还要求我们的独立注册会计师事务所对这些内部控制发表意见。如果我们未能遵守萨班斯-奥克斯利法案第404条的要求，或者如果我们或我们的审计师发现并报告了财务报告内部控制中的重大缺陷，我们提交年度和季度报告的准确性和及时性可能会受到重大不利影响，并可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心，这可能会对我们普通股的交易价格产生负面影响。此外，我们对财务报告的内部控制的有效性存在重大缺陷，可能会导致欺诈和客户流失的可能性增加，降低我们获得融资的能力，并需要额外支出来满足这些要求，这些要求中的每一项都可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生重大不利影响。

资金成本的增加可能会对我们的业务产生不利影响。

我们的业务可能会受到资金可获得性、条款和成本、利率上升或信用评级下调等因素的影响。这些因素中的任何一个或多个的变化都可能导致我们的经营成本增加，限制我们获得资本的机会，限制我们寻求收购机会的能力，减少我们可用于钻探的现金流，并使我们处于竞争劣势。全球金融市场的持续中断和波动可能导致利率上升或信贷供应收缩，影响我们为活动融资的能力。我们需要持续获得资金。信贷供应的大幅减少可能会对我们实现计划增长和现金流的能力产生实质性的不利影响。

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2020年美国总统和国会选举的结果可能会给石油和天然气行业带来监管不确定性。环境法的变化可能会增加我们的运营成本，并对我们的业务、财务状况和现金流产生不利影响。

2020年美国总统大选的结果，以及分歧严重的国会，可能会给石油和天然气行业带来监管不确定性。在上任的头几周，拜登总统发布了几项行政命令，推动各种旨在遏制气候变化、控制新建和现有石油和天然气作业的甲烷排放，以及暂停公共土地上新的石油和天然气租赁的计划和倡议。目前还不清楚拜登总统将采取哪些额外行动，以及他将获得国会对任何潜在的立法修改的支持。此外，任何新的环境法律或法规，或任何现有环境法律或法规的废除，都不确定会在多大程度上影响我们的业务或运营。然而，这样的行动可能会大幅增加我们的运营成本，或削弱我们探索和开发其他项目的能力，这可能会对我们的业务、财务状况和现金流产生不利影响。

我们的运营在很大程度上依赖于电力、互联网和电信基础设施以及信息和计算机系统。如果这些系统中的任何一个被破坏或不可用，我们的业务可能会受到不利影响。

我们严重依赖电力、互联网和电信基础设施以及我们的信息系统和基于计算机的程序，包括我们的油井作业信息、地震数据、电子数据处理和会计数据。如果任何此类基础设施、系统或程序出现故障、变得不可用或受损，或在我们的硬件或软件网络基础设施中创建错误信息，我们安全有效运营业务的能力将受到限制，任何此类后果都可能对我们的业务产生重大不利影响。

恐怖袭击或武装冲突可能会损害我们的业务。

恐怖主义活动、反恐努力和其他涉及美国或其他国家的武装冲突可能会对美国和全球经济产生不利影响，并可能阻止我们履行我们的金融和其他义务。如果这些事件中的任何一个发生，由此产生的政治不稳定和社会动荡可能会减少对石油和天然气的总体需求，导致我们的收入减少。石油和天然气相关设施可能成为恐怖袭击的直接目标，如果客户运营所需的基础设施被摧毁或损坏，我们的运营可能会受到不利影响。由于这些威胁，保险和其他保障的成本可能会增加，一些保险覆盖范围(如果有的话)可能会变得更难获得。

我们面临着网络安全风险。网络事件可能会导致信息被盗、数据损坏、运营中断和/或财务损失。

石油和天然气行业越来越依赖数字技术来进行某些勘探、开发、生产和加工活动。例如，石油和天然气行业依靠数字技术来解释地震数据，管理钻井平台、生产设备和采集系统，进行储层建模和储量估计，以及处理和记录财务和运营数据。与此同时，包括蓄意攻击或无意事件在内的网络事件也有所增加。美国政府发布公开警告，表明能源资产可能是网络安全威胁的具体目标。我们的技术、系统、网络以及我们的供应商、供应商和其他业务合作伙伴的技术、系统、网络可能成为网络攻击或信息安全漏洞的目标，这些攻击或信息安全漏洞可能导致未经授权发布、收集、监控、误用、丢失或破坏专有信息和其他信息，或对我们的业务运营造成其他干扰。此外，某些网络事件(如监控)可能会在较长时间内保持不被检测到。我们防范网络安全风险的系统可能还不够。随着网络事件的不断发展，我们可能需要花费额外的资源来继续修改或加强我们的保护措施，或者调查和补救任何易受网络事件影响的漏洞。我们为我们的资产受到网络攻击可能导致的责任提供专门的保险，但是，我们不能向您保证保险覆盖范围是否足以覆盖可能出现的索赔，或者我们是否能够以我们认为合理的费率维持足够的保险。保险未能完全覆盖的损失可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

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与我们的负债有关的风险

除非另有说明，否则在本节中提及的“我们”、“我们”或“我们的”应指响尾蛇能源公司和响尾蛇O&G有限责任公司，统称为“响尾蛇能源公司”和“响尾蛇O&G有限责任公司”。

我们过去一直依赖，将来也可能不时依赖循环信贷安排下的借款，为我们的部分资本支出提供资金。除非我们能够用运营现金流以及股权或债券发行的收益偿还循环信贷安排下的借款，否则实施我们的资本计划可能需要通过额外的债务发行来增加我们的总杠杆率。此外，我们循环信贷安排下的可用性减少，以及无法以其他方式为我们的资本计划获得融资，可能需要我们削减资本支出。

我们历史上一直依赖循环信贷安排下的可用性来为我们的资本支出的一部分提供资金。我们预计，我们将继续通过循环信贷安排下的借款、运营现金流以及债务和股票发行的收益，为我们的资本支出的一部分提供资金。过去，我们通过发行债券或股票的收益偿还未偿还借款，在循环信贷安排下创造了可获得性。我们不能向您保证，我们将选择或能够进入资本市场偿还任何此类未来借款。相反，我们可能被要求或选择通过发行额外的债务来为我们的资本支出融资，这将增加我们的未偿债务总额。如果循环信贷安排下的可获得性减少，而我们无法获得其他融资来源，我们可能需要削减资本支出，这可能会限制我们为钻探活动和收购提供资金或以其他方式为更换储备所需的资本支出提供资金的能力。

我们的巨额债务可能会对我们的财务状况产生不利影响，并使我们无法履行我们的债务义务。

截至2020年12月31日，我们的综合未偿本金债务总额为58亿美元，其中包括优先票据下的46亿美元未偿债务和循环信贷安排下的2300万美元未偿债务，我们的循环信贷安排下可供借款的资金为19.8亿美元。截至2020年12月31日，我们的子公司之一Viper LLC在其循环信贷安排下有8,400万美元的未偿还借款，可供借款的有4.96亿美元，2027年到期的5.375优先票据下有4.8亿美元的未偿还债务。截至2020年12月31日，我们的子公司之一Rattler LLC在其循环信贷安排下有7,900万美元的未偿还借款，有5.21亿美元可供借款，在2025年到期的5.625优先票据下有5亿美元的未偿还债务。

为了进行收购、开发我们的物业或用于其他目的，我们可能在未来根据我们的循环信贷安排或其他方式招致重大的额外债务。我们的负债水平可能会对贵公司产生重要后果，并在几个方面影响我们的运营，包括：我们的高负债可能使我们更难履行与债务工具有关的义务，包括由此可能产生的任何回购义务；我们的现金流中有很大一部分可能用于偿还债务，这可能会减少我们可用于运营和其他目的的资金；我们的高负债可能会增加我们在普遍不利的经济和行业条件下的脆弱性；管理我们某些债务工具的协议中包含的契诺，可能会增加我们在一般不利经济和行业条件下的脆弱性；我们的债务水平可能会增加我们在一般不利经济和行业条件下的脆弱性；我们的债务水平可能会使我们更难履行与债务工具有关的义务，包括可能产生的任何回购义务与杠杆率较低的竞争对手相比，我们的高负债可能会使我们处于竞争劣势，因此可能会利用我们的负债会阻碍我们追求的机会；我们的债务契约也可能限制管理层在经营业务时的酌处权，以及我们在规划和应对经济和行业变化方面的灵活性；我们的高负债可能会限制我们以有利的条件进入资本市场筹集资金的能力；我们的高负债可能会削弱我们在未来获得额外融资以进行运营的能力。我们可能很容易受到利率上升的影响，因为我们在循环信贷安排下的借款利率是可变的。

我们未来仍有可能承担大量额外债务，这可能会进一步加剧我们和我们的补贴面临的风险。

某些现有及未来债务工具的限制性条款，可能会限制我们因应市况变化或寻求商机的能力。

我们的某些债务工具包含限制性契约，而未来任何负债的条款也可能包含这些限制性契约，这些契约限制了我们的能力，其中包括：招致或担保额外债务；进行某些投资；创造
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这些业务包括留置权；出售或转让资产；发行优先股；与另一实体合并或合并；支付股息或进行其他分配；创建不受限制的子公司；以及与关联公司进行交易。

根据我们的循环信贷安排，除其他事项外，我们可以将我们的一家或多家子公司指定为不受循环信贷安排所载某些限制的“不受限制的子公司”。根据我们的循环信贷安排，吾等指定Viper、Viper的普通合伙人、Viper的子公司、Rattler、Rattler的普通合伙人和Rattler的子公司为不受限制的附属公司，一旦指定，他们将自动解除循环信贷安排下的任何和所有义务，包括相关担保。此外，Viper、Viper的普通合伙人、Viper的子公司、Rattler、Rattler的普通合伙人和Rattler的子公司被指定为管理我们未偿还优先票据的契约下的不受限制的子公司。

我们和我们的子公司可能会因为我们和我们子公司的债务工具中所载的限制性契诺和金融契诺对我们施加的限制而无法利用出现的商机。例如，我们的循环信贷安排要求我们保持总净债务与资本比率。要求我们和我们的子公司遵守这些规定，可能会对我们和我们的子公司应对市场状况变化、利用我们认为可取的商业机会、获得未来融资、为必要的资本支出提供资金或承受业务持续或未来低迷的能力产生重大不利影响。

根据适用的债务工具，违反这些限制性公约中的任何一项都可能导致违约。如果在我们的循环信贷安排下发生违约，贷款人可以选择宣布所有未偿还的借款，连同应计利息和其他费用，立即到期和支付，这将导致我们优先票据契约下的违约事件。在这种情况下，贷款人也将有权终止他们必须提供进一步借款的任何承诺。如果我们的循环信贷安排和优先票据项下的债务加速，我们不能向您保证我们的资产足以全额偿还这笔债务。

我们的债务在结构上从属于我们子公司的债务和其他债务，我们的义务不是我们任何子公司的义务。

我们的优先债务只是响尾蛇能源公司和响尾蛇O&G LLC的债务，而不是我们任何其他子公司的债务。我们的子公司都不是我们优先债务的担保人。我们子公司的任何资产将不能直接用于满足我们债权人的债权，包括我们循环信贷安排下的贷款人和优先票据的持有人。除本公司是对本公司附属公司有公认债权的债权人外，就该等附属公司的资产而言，本公司附属公司债权人的所有债权将优先于本公司于该等附属公司的权益(以及本公司债权人的债权，包括我们循环信贷安排下的贷款人及优先票据持有人)。即使我们被确认为我们一家或多家子公司的债权人，我们的债权实际上仍将从属于任何此类子公司资产的任何担保权益，以及任何此类子公司的任何债务或其他债务。因此，我们的优先债务在结构上将从属于我们的任何子公司和我们未来可能收购或设立的任何子公司的所有债务和其他负债。有关截至2020年12月31日我们子公司未偿债务的更多信息，请参见注11-债务我们的合并财务报表包括在本报告的其他部分。

偿还我们的债务需要大量的现金，而我们可能没有足够的现金流来偿还我们的巨额债务。

我们是否有能力按计划支付本金、支付利息或为我们的债务(包括优先票据)进行再融资，取决于我们未来的表现，而未来的表现受到经济、金融、竞争和其他我们无法控制的因素的影响。我们的业务可能不会从未来的运营中产生足够的现金流来偿还债务和进行必要的资本支出。如果我们无法产生这样的现金流，我们可能需要采取一个或多个替代方案，例如减少或推迟资本支出、出售资产、重组债务或以可能繁重或高度稀释的条款获得额外的股本。然而，我们不能向您保证，如有必要，实施替代融资计划将使我们能够履行我们的债务义务。如果没有这样的现金流，我们可能会面临严重的流动性问题，并可能被要求出售重大资产或业务，以试图履行我们的偿债和其他义务。管理2025年高级债券的契约限制了我们使用资产出售所得资金的能力。我们可能无法完成这些资产出售，以筹集资金或以我们认为公平的价格出售资产，而且我们确实收到的收益可能不足以偿还当时到期的任何偿债义务。我们对债务进行再融资的能力将取决于资本市场和我们当时的财务状况。我们可能无法从事这些活动中的任何一项或以理想的条款从事这些活动，这可能导致我们的债务违约，并对我们的财务状况产生不利影响。

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我们依靠子公司支付股息、分配和其他款项。

我们依靠子公司支付股息、分配和其他款项。我们是一个独立于我们的运营子公司的法人实体。我们的某些子公司向我们支付股息或分红是有法律和法规限制的。如果我们的子公司无法向我们支付股息或分派，并且没有足够的现金或流动性，我们可能无法向我们的股东支付股息或支付未偿债务的本金和利息。

我们和我们的子公司未来仍可能产生大量额外债务，这可能会进一步加剧我们和我们的子公司面临的风险。

我们和我们的子公司未来可能会产生大量的额外债务。我们和我们子公司的循环信贷安排和契约的条款限制了我们这样做，但在任何情况下都不是完全禁止我们这样做。此外，管理我们和我们子公司票据的契约允许我们发行额外票据，招致某些其他额外债务，以及拥有不为优先票据提供担保并可能产生额外债务的子公司，这些债务在结构上将优先于优先票据。此外，规管优先票据的契约并不妨碍我们招致其他不构成负债的负债。如果吾等或担保人招致与优先票据(或其担保)同等的任何额外债务，包括额外的无担保债务或贸易应付款项，则该债务的持有人将有权与优先票据持有人按比例分享与吾等或担保人的任何破产、清算、重组、解散或其他清盘有关的任何收益。如果在我们目前的债务水平上再增加新的债务或其他债务，我们和我们的子公司现在面临的相关风险可能会加剧。

如果我们遇到流动性问题，我们可能面临债务评级下调，这可能会限制我们获得当前或未来融资或贸易信贷的机会，并对其条款产生负面影响。

我们获得融资和贸易信贷的能力，以及任何融资或贸易信贷的条款，在一定程度上取决于独立信用评级机构对我们债务的信用评级。我们不能保证我们目前的任何评级将在任何给定的时间内保持有效，或者如果评级机构认为情况需要的话，我们不能保证评级机构不会完全下调或撤销评级。可能影响我们信用评级的因素包括债务水平、计划中的资产购买或出售以及短期和长期生产增长机会、流动性、资产质量、成本结构、产品组合和大宗商品定价水平。评级下调可能会对我们获得融资或贸易信贷的能力产生不利影响，并增加我们的借款成本。

我们、Viper LLC和Rattler LLC的循环信贷安排下的借款使我们面临利率风险。

我们的收益面临与我们和我们子公司的循环信贷安排下的借款相关的利率风险。我们和我们子公司的循环信贷安排的条款规定，借款利息的浮动利率等于与伦敦银行间同业拆借利率挂钩的替代基准利率。伦敦银行间同业拆借利率(Libor)往往基于多个事实而波动，包括一般短期利率、美国联邦储备委员会(Federal Reserve)和其他央行设定的利率、伦敦银行间市场的信贷供求以及总体经济状况。我们使用利率掉期来降低浮息债务的利率敞口。在截至2020年12月31日的年度内，我们循环信贷安排下的加权平均借款利率为2.02%。在截至2020年12月31日的一年中，Viper LLC从其循环信贷安排借款的加权平均利率为2.20%。在截至2020年12月31日的一年中，Rattler LLC从其循环信贷安排借款的加权平均利率为2.10%。如果利率上升，我们的利息成本也会增加，这可能会对我们的经营业绩和财务状况产生实质性的不利影响。

2017年7月27日，英国金融市场行为监管局(负责监管LIBOR的机构)宣布，打算在2021年之后停止强制银行提交计算LIBOR的利率。目前尚不清楚是否会建立新的LIBOR计算方法，也不清楚LIBOR在2021年之后是否会继续存在。美国联邦储备委员会(Federal Reserve)与另类参考利率委员会(Alternative Reference Rate Committee)正在考虑用一个新创建的指数取代美元伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)。无法预测这些变化、其他改革或在美国或其他地方建立替代参考利率的效果。

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与我们普通股相关的风险

我们公司注册证书中的公司机会条款可以使我们的关联公司受益于我们原本可能获得的公司机会。

受适用法律的限制，除其他事项外，我们的公司注册证书允许我们与我们的一名或多名高级管理人员或董事在财务或其他方面有利害关系的实体进行交易；允许我们的任何股东、高级管理人员或董事开展与我们竞争的业务，并对我们可能投资的任何类型的财产进行投资；并规定，如果我们某一关联公司的任何董事或高级管理人员(同时也是我们的高级管理人员之一)意识到潜在的商业机会、交易或其他事项(仅以我们的董事或高级管理人员的身份以书面明确向该董事或高级管理人员提出的除外)，该董事或高级管理人员将没有义务向我们传达或提供该机会。并将获准向该等联属公司传达或提供该机会，该董事或高级职员不会被视为(I)以不符合其就该机会对吾等负有的受信责任或其他责任的方式行事，或(Ii)以不守信用或不符合吾等最佳利益的方式行事。

这些条款创造了一种可能性，即我们原本可以获得的公司机会可能被用于我们的一家附属公司的利益。

我们已经从事了过去的工作，未来可能会与我们的附属公司进行交易。此类交易的条款和可能出现的任何冲突的解决方案可能并不总是符合我们或我们股东的最佳利益。

过去，我们曾与关联公司进行交易，未来可能还会这样做。这些交易以及与此类关联方交易相关的任何冲突的解决，包括定价、期限或其他服务条款，可能并不总是符合我们或我们股东的最佳利益。

如果我们普通股的价格大幅波动，你的投资可能会贬值。

虽然我们的普通股在纳斯达克全球精选市场上市，但我们不能向您保证，我们的普通股将继续活跃的公开市场。如果我们普通股的活跃公开市场不能持续下去，我们普通股的交易价格和流动性将受到实质性的不利影响。如果我们的股票有一个清淡的交易市场或“浮动”，我们普通股的市场价格可能会比整个股市的波动大得多。如果没有大的流通股，我们的普通股的流动性将低于更广泛的公有制公司的股票，因此，我们的普通股的交易价格可能会更不稳定。此外，在没有活跃的公开交易市场的情况下，投资者可能无法变现他们在美国的投资。此外，股票市场会受到价格和成交量大幅波动的影响，我们普通股的价格可能会因几个因素而大幅波动，这些因素包括：我们的季度或年度经营业绩；我们的收益预期的变化；跟踪我们业务或行业的证券分析师提出的投资建议；关键人员的增减；我们的竞争对手的业务、收益预期或市场看法的变化；我们未能实现与证券分析师预测一致的经营业绩；行业、总体市场或经济状况的变化；以及立法或监管变化的宣布。

近年来，股票市场经历了极端的价格和成交量波动，极大地影响了许多公司的证券报价，包括我们行业的公司。这些变化似乎经常出现，而不考虑具体的操作性能。我们普通股的价格可能会根据与我们公司几乎没有关系的因素而波动，这些波动可能会大幅降低我们的股价。

宣布股息和回购普通股均由我们的董事会根据相关考虑因素自行决定，不能保证我们在未来或在股东预期的水平上支付任何股息或回购我们普通股的股票。
2018年2月13日，我们启动了从2018年第一季度开始支付普通股季度现金股息的行动。然而，支付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。本公司董事会对任何此类股息(包括记录日期、支付日期和实际股息金额)的决定将取决于本公司的盈利能力和财务状况、合同限制、适用法律施加的限制以及董事会认为在做出该决定时相关的其他因素。根据对这些因素的评估，董事会可能决定不宣布股息，或宣布低于目前预期的股息率，这两种情况都可能减少我们股东的回报。
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2019年5月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，在2020年12月31日之前收购我们最多20亿美元的已发行普通股。本回购计划由本公司董事会自行决定，并可由本公司董事会随时暂停、修改、延长或终止。回购计划从2020年第一季度开始暂停，并于2020年12月31日到期。

控制权的改变可能会限制我们对净营业亏损的使用。

截至2020年12月31日，出于联邦所得税的目的，我们有大约23亿美元的净营业亏损(NOL)结转。如果我们经历“所有权变更”(根据“守则”第382条的规定)，我们用所有权变更前产生的NOL来抵销所有权变更后产生的应税收入的能力将是有限的，可能是相当大的。一般来说，所有权变更将对我们在未来任何纳税年度可以用来抵消应税收入的变更前NOL的金额设定年度限制，其金额一般等于所有权变更前我们的股票价值乘以美国国税局(IRS)定期公布的利率，称为长期免税利率。一般而言，如果一个或多个“5%股东”(根据守则的定义)在三年滚动期间的任何时候累计增加我们股票的所有权总数超过50个百分点，就会发生所有权变更。

如果证券或行业分析师不发表关于我们业务的研究或报告，如果他们对我们的股票做出不利的改变，或者如果我们的经营业绩不符合他们的预期，我们的股票价格可能会下跌。

我们普通股的交易市场将受到行业或证券分析师发布的关于我们或我们业务的研究和报告的影响。如果其中一位或多位分析师停止对我们公司的报道，或未能定期发布有关我们的报告，我们可能会失去在金融市场的可见度，这反过来可能导致我们的股价或交易量下降。此外，如果跟踪我们公司的一位或多位分析师下调了我们的股票评级，或者如果我们的经营业绩没有达到他们的预期，我们的股价可能会下跌。

我们可能会发行优先股，其条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。
本公司的公司注册证书授权本公司在未经股东批准的情况下发行一种或多种类别或系列的优先股，这些优先股具有董事会可能决定的指定、优先、限制和相对权利，包括关于股息和分配的优先于普通股的优先股。一个或多个类别或系列优先股的条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。例如，我们可以授予优先股持有者在所有情况下或在特定事件发生时选举一定数量的董事的权利，或否决特定交易的权利。同样，我们可能分配给优先股持有人的回购或赎回权利或清算优先权可能会影响普通股的剩余价值。

我们的公司注册证书、章程和特拉华州法律中的条款使公司控制权的变更变得更加困难，这可能会对我们普通股的价格产生不利影响。

我们的公司注册证书、章程和特拉华州公司法中存在的一些条款可能会推迟或阻止我们公司控制权的变更，即使这种变更对我们的股东有利。我们的公司注册证书和章程包含的条款可能会使我们难以获得对公司的控制权，包括：规范我们的股东提名董事选举或在我们的股东年会上提出行动的能力的条款；对我们的股东召开特别会议并经书面同意采取行动的能力的限制；我们的董事会通过、修改或废除章程的能力，以及要求股东必须获得至少占所有已发行股本投票权66-2/3%的股东的赞成票。要求必须获得占所有已发行股本投票权至少66%至2/3%的股东的赞成票才能罢免董事；要求必须获得占所有已发行股本投票权至少66%至2/3%的股东的赞成票才能修改我们的公司注册证书；以及授权我们的董事会在未经股东批准的情况下发行和设定优先股条款。


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这些规定还可能阻碍委托书竞争，并使您和其他股东更难选举董事和采取其他公司行动。因此，这些规定可能会使第三方更难收购我们，即使这样做会让我们的股东受益，这可能会限制投资者未来愿意为我们的普通股支付的价格。

1B项。未解决的员工意见

没有。

项目3.法律诉讼

我们是业务过程中出现的各种法律诉讼、纠纷和索赔的当事人，包括因解释影响天然气和原油行业的联邦和州法律法规而引起的索赔、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而不再是我们当前业务一部分的资产的索赔。虽然待决法律程序、争议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、现金流或经营业绩产生重大不利影响。

有关或有事项的更多信息，请参阅本年度报告其他部分的合并财务报表附注中的附注17--承付款和或有事项。

项目4.矿山安全披露

不适用。

第二部分

项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券

上市及纪录持有人
我们的普通股在纳斯达克全球精选市场上市，代码为“FANG”。截至2021年2月19日，我们普通股的登记持有者有2564人。

股利政策：

2018年2月13日，我们宣布启动年度现金股息，金额为普通股每股0.50美元，按季度支付，从2018年第一季度开始。从2019年第一季度开始，年度现金股息定为普通股每股0.75美元。然后，从2019年第四季度开始，我们普通股的年度现金股息提高到每股1.50美元，从2020年第四季度开始，我们的普通股年度现金股息进一步增加到每股1.60美元。支付任何未来股息的决定完全由我们的董事会酌情决定，并须经董事会批准。本公司董事会对任何此类股息(包括记录日期、支付日期和实际股息金额)的决定将取决于本公司的盈利能力和财务状况、合同限制、适用法律施加的限制以及董事会认为在做出该决定时相关的其他因素。

未登记的股权证券销售

正如我们在2020年12月21日提交给证券交易委员会的当前8-K表格报告中披露的那样，我们与Guidon及其某些附属公司签订了日期为2020年12月18日的最终买卖协议，将收购北米德兰盆地约32,500英亩的净英亩土地以及某些相关的石油和天然气资产。即将进行的Guidon收购的对价包括3.75亿美元的现金和1060万股我们的普通股，可以进行调整。即将进行的Guidon收购中将发行的股票将根据证券法第4(A)(2)节规定的证券法注册要求豁免发行，作为不涉及任何公开发行的发行人的销售。我们已同意在预计于2021年2月26日完成的Guidon收购结束后60天内，向SEC提交一份货架登记声明，并尽我们合理的最大努力，使其宣布生效，登记这些股票供转售。

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股票证券的回购

截至2020年12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
每股平均支付价格(1)
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(2)
(百万美元，不包括每股金额，股票以千股为单位)
2020年10月1日-2020年10月31日—$— —$1,304 
2020年11月1日-2020年11月30日—$— —$1,304 
2020年12月1日-2020年12月31日—$— —$— 
总计—$— —
(1)每股支付的平均价格是扣除回购股票的佣金后的价格。
(2)2019年5月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，在2020年12月31日之前收购我们最多20亿美元的已发行普通股。这项回购计划从2020年第一季度开始暂停，并于2020年12月31日到期。

项目6.精选财务数据

[保留。]

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项目7.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年度报告其他部分的综合财务报表及其附注一并阅读。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。见第1A项。“风险因素”和“关于前瞻性陈述的告诫声明”。

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。

上游运营

在我们的上游部分，我们的活动主要针对米德兰盆地的WolfCamp和Spraberry地层以及特拉华盆地的WolfCamp和bone Spring地层的水平开发。我们打算继续开发我们的储量，通过在我们已确定的潜在钻探地点的多年库存上进行开发、钻探和开采和勘探活动，以及通过收购以石油加权储量为目标，满足我们的战略和财务目标，来继续开发我们的储量和增加产量。

截至2020年12月31日，我们的净英亩约为378,678英亩，其中主要包括米德兰盆地约194,591英亩净英亩和特拉华州盆地约152,587英亩净英亩。截至2020年12月31日，我们估计有10,413个总水平位置，我们认为每个Bbl WTI 60.00美元是经济的。

此外，我们的上市子公司Viper在二叠纪盆地和鹰滩页岩拥有约787,264英亩的矿产权益和24,350英亩的净特许权使用费英亩。这些净特许权使用费英亩中约有52%由我们经营。

中游作业

在我们的中游业务部门，Rattler的原油基础设施资产由收集管道和计量设施组成，这些设施共同为客户收集原油。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五石地区的水平井和垂直井收集原油。Rattler的天然气收集和压缩系统由收集管道、压缩和计量设施组成，这些设施共同服务于我们在二叠纪盆地内的佩科斯地区资产的生产。Rattler的水资源来源和分配资产由水井、压裂坑、管道和水处理设施组成，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517英里，由收集管道以及产出水处理(PWD)井和设施组成，这些井和设施共同收集和处理我们整个二叠纪盆地英亩地区的生产水。

我们已经与Rattler签订了多项收费商业协议，每个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。

2020年的交易和最新发展

新冠肺炎与物价暴跌

3月11日，世界卫生组织将新型冠状病毒新冠肺炎在全球范围内的爆发定性为“大流行”。为了限制新冠肺炎的传播，各国政府采取了各种行动，包括发布居家订单和社交疏远指南，导致一些企业暂停运营，直接或最终客户对许多产品的需求减少。尽管许多全职订单已经过期，对开展业务的某些限制也已经取消，但新冠肺炎大流行导致了
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大范围的健康危机以及国际和美国经济活动的迅速和前所未有的减少，反过来又对石油和天然气的需求产生了不利影响，并造成了金融市场的严重波动和混乱。

2020年3月初，油价大幅下跌，并继续下跌，达到负值水平。2020年期间，WTI原油的公布价格从每桶37.63美元到63.27美元不等，NYMEX Henry Hub的天然气价格从每MMBtu 1.48美元到3.35美元不等。2021年1月29日，NYMEX WTI原油价格为每桶52.20美元，NYMEX Henry Hub天然气价格为每MMBtu 2.56美元。为应对近期大宗商品价格的波动，许多生产商削减了资本支出预算。这是多种因素影响全球石油和天然气市场供需的结果，包括欧佩克成员国和其他出口国采取的行动影响大宗商品价格和产量水平，以及持续的新冠肺炎疫情导致需求大幅下降。虽然欧佩克成员国和其他某些国家在2020年4月同意减产，随后将减产延长至2020年12月，这有助于减少市场上部分过剩供应，改善原油价格，但他们同意从2021年1月开始每天增产50万桶。 我们无法预测大宗商品价格是否或何时会企稳，以及稳定在什么水平。

由于上述因素导致原油需求减少，在2020年，我们降低了2020年的资本预算和生产指导，削减了近期产量和减少了钻机数量，如果大宗商品市场和宏观经济状况恶化，所有这些都可能进一步减少或削减。 尽管我们已经恢复了减产，但针对新冠肺炎疫情和低迷的大宗商品价格环境采取的行动已经并预计将继续对我们的业务、财务业绩和现金流产生不利影响。

此外，由于2020年3月初大宗商品价格大幅下跌，以及2020年第二季度和第三季度油价持续低迷，我们在截至2020年12月31日的一年中记录了60亿美元的总非现金上限测试减值。这些减值费用对我们的经营业绩产生了不利影响，但并没有减少我们的现金流。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继续下跌，我们将在接下来的几个季度出现实质性减记。我们的产量、已探明储量和现金流也将受到不利影响。在我们运营的二叠纪盆地，任何可能施加产量限制、管道容量和存储限制的政府规定、法规或命令，都可能进一步对我们的运营结果产生不利影响。

鉴于这些事件的动态性，我们无法合理估计新冠肺炎疫情、大宗商品价格低迷和不利的宏观经济状况将持续多久、它们将对我们的行业和业务、财务状况、运营业绩或现金流产生多大程度的影响，或者后续任何复苏的速度或程度。

即将与QEP Resources，Inc.合并。

于2020年12月20日，吾等与合并子公司订立合并协议，根据该协议，合并子公司将与合并子公司合并为合并子公司，而合并子公司将作为我们的全资附属公司继续存在。如果即将进行的合并完成，每位合格投资者股东将获得每股合格投资者在紧接即将进行的合并结束前持有的合格投资者普通股的0.050股普通股。即将完成的合并取决于满足或放弃某些惯常的相互成交条件，包括收到QEP股东所需的批准。即将进行的合并预计将在QEP股东特别会议(定于2021年3月16日召开)之后不久完成，这取决于QEP股东的批准和其他惯常的完成条件。请参阅“项目1和2.业务和物业-概述-即将与QEP Resources，Inc.合并了解有关即将进行的合并的更多信息。

我们预计即将进行的合并将：

•增加物料一级米德兰盆地库存；
•在考虑协同效应之前，应增加所有相关的2021年每股指标，包括每股现金流、每股自由现金流和杠杆率；
•降低2021年再投资比率，提高产生自由现金流、去杠杆化和向股东返还资本的能力；以及
•实现每年6,000万至8,000万美元的显著、有形的协同效应，包括节省一般和行政费用、节省资本成本和利息支出、通过高级别开发提高资本效率
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合并的种植面积，物理邻接，以增加横向长度和重要的相邻二叠纪盆地中游资产。
此外，在即将完成的合并完成后，我们预计将保持我们的投资级信用评级。

待完成的Guidon收购

于2020年12月18日，我们与Guidon及Guidon的若干联属公司订立最终买卖协议，收购北米德兰盆地约32,500英亩净地及若干相关石油及天然气资产，我们称之为待完成的Guidon收购。即将进行的Guidon收购的对价包括3.75亿美元的现金和1060万股我们的普通股，可以进行调整。这笔交易的现金部分预计将通过手头现金和我们信贷安排下的借款相结合的方式筹集资金。悬而未决的Guidon收购预计将于2021年2月26日完成。

2020年第四季度股息宣布和增加

2021年2月18日，我们的董事会宣布2020年第四季度的现金股息为每股普通股0.40美元，于2021年3月11日支付给2021年3月4日收盘时登记在册的股东，比之前支付的季度股息增加了6.7%。

毒蛇通用单元回购程序的实现

2020年11月6日，Viper的普通合伙人董事会批准扩大Viper的资本返还计划，实施普通单位回购计划，在2021年12月31日之前收购Viper最多1亿美元的未偿还普通股。在截至2020年12月31日的一年中，Viper根据其回购计划回购了约2400万美元的普通单位。截至2020年12月31日，在毒蛇的普通单位回购计划下，仍有7600万美元可用于回购普通单位。

Rattler通用单位回购程序的实现

2020年10月29日，Rattler的普通合伙人董事会批准了一项普通单位回购计划，将在2021年12月31日之前收购最多1亿美元的Rattler的未偿还普通单位。在截至2020年12月31日的一年中，Rattler根据其回购计划回购了约1500万美元的普通股。截至2020年12月31日，根据Rattler的公共单位回购计划，仍有8500万美元可用于回购公共单位。

2020年5月债券发售

2020年5月26日，我们完成了本金总额为5亿美元的2025年到期的4.750%优先债券的发行，我们称之为2020年5月债券。我们从发售2020年5月份的债券中获得了约4.96亿美元的净收益，其中包括，我们曾向Energen提供股本，根据收购要约购买Energen公司4.625%优先债券的本金总额2.09亿美元。有关此次票据发售的更多信息，请参阅下面的“-流动性和资本资源-负债-2020年5月对Energen公司4.625%的优先债券和回购Energen公司7.35%中期债券的债券和投标要约”。

提供响尾蛇票据服务

2020年7月14日，响尾蛇完成了2025年到期的5.625%优先债券的发售，本金总额为5亿美元，我们将其称为响尾蛇债券。Rattler从发行Rattler票据中获得约4.9亿美元的净收益，并将发行Rattler票据的总收益借给Rattler LLC，以偿还其循环信贷安排下的借款。欲了解有关响尾蛇债券发售的更多信息，请参见下面的“-流动性和资本资源-负债-响尾蛇债券”。


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运营更新

我们的开发计划完全集中在二叠纪盆地内，在那里我们继续专注于长边多井垫的开发。我们的横向开发包括多个目标区间，主要在米德兰盆地的WolfCamp和Spraberry地层以及特拉华州盆地的WolfCamp和bone Springs地层内。

截至2020年12月31日，我们正在运营8个钻井平台，目前计划在2021年平均运营8至12个钻井平台，覆盖我们目前在米德兰和特拉华州盆地的种植面积。

在米德兰盆地，我们在米德兰、马丁、霍华德、格拉斯考克和安德鲁斯等县的核心开发区继续取得积极成果，这些地区的开发主要集中在钻探针对Spraberry和WolfCamp地层的长边多井垫。

在特拉华州盆地，我们现在已经在佩科斯、里夫斯和沃德县钻探并完成了大量针对WolfCamp A的油井，我们相信这些油井已经降低了我们总种植面积的很大一部分的风险，仍然是我们的主要开发目标。2021年，我们预计将重点发展这些领域。

2020年第四季度，我们执行了我们的业务战略，为2021年持续稳健的运营业绩奠定了基础。我们开始看到我们削减活动和高品位发展战略的好处，重点放在我们最具生产力的领域，即资本效率和早期良好业绩。虽然最近二叠纪盆地冬季风暴对2021年第一季度产量的影响预计将是巨大的(净产量损失总额的4至5天)，但我们预计2021年全年将克服这一不利影响。油井成本和现金运营成本保持在历史低点附近，随着近几个月大宗商品价格的上涨，我们的股东获得了更高的回报。2021年，我们打算继续专注于低成本运营和一流的执行，目前计划保持2020年第四季度的产量持平，同时产生用于支付股息和偿还债务的自由现金流。*为了应对服务成本的潜在波动，我们一直致力于实施新的、更高效的钻井和完井方法，并将继续寻找机会，在可能的情况下控制额外的油井成本。我们的2021年钻井和完井预算计入了我们预计将在年内发生的资本成本。

2021年，我们将继续专注于通过保持纪律、改善行业领先的成本结构、维持生产和提高环境透明度来应对行业挑战。

环境责任倡议和要点

2021年2月，我们宣布大幅加强对环境、社会责任和治理(ESG)、绩效和披露的承诺，包括范围1和甲烷排放强度降低目标。我们的目标包括在2019年的基础上，到2024年，将第一类温室气体排放强度降低至少50%，将甲烷排放强度降低至少70%。为了进一步强调我们对碳中性的承诺，我们还在实施我们的“立即净零”计划，根据该计划，从2021年1月1日起，我们生产的每个碳氢化合物分子预计都将在零排放范围1生产。 只要我们的温室气体和甲烷强度目标不能消除我们的碳足迹，我们就打算购买碳信用来抵消剩余的排放。我们还计划在我们的年度短期激励薪酬计划中增加ESG指标的权重，以激励我们的高管推进我们的环境责任目标。

在燃烧方面，我们在2020年第四季度燃烧了天然气总产量的0.9%。 截至2020年的全年，我们燃烧了2.0%的天然气总产量，比2019年下降了64%。

2021年基本建设预算

我们目前预算的2021年资本支出总额为14亿至16亿美元，其中12亿至14亿美元用于水平钻井和完井，包括非运营活动，6,000万至8,000万美元用于中游投资(不包括合资投资)，7,000万至9,000万美元用于基础设施和其他支出，不包括任何租赁和矿产权益收购的成本。我们预计在2021年钻完215至235口总水平井。如果大宗商品价格走软，我们打算采取负责任的行动，并与之前的做法保持一致，减少资本支出。如果大宗商品价格走强，我们打算在2021年的预算内增加石油产量，偿还债务，并向股东返还现金。



57
目录
经营成果

*有关截至2019年12月31日的年度与截至2018年12月31日的年度的经营结果的讨论，请参阅在我们的Form 10-K年报中，“第二部分，第七项.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”截至2019年12月31日的年度(2020年2月27日提交给证券交易委员会)，这一讨论通过引用之前的Form 10-K报告并入本报告。下表列出了所示期间的选定历史运行数据：
截至十二月三十一日止的年度，
20202019
收入(百万)：
石油销售$2,410 $3,554 
天然气销售107 66 
天然气液体销售239 267 
石油、天然气和天然气液体总收入$2,756 $3,887 
生产数据(以千为单位)：
石油(MBbls)66,182 68,518 
天然气(MMCF)130,549 97,613 
天然气液体(MBBLS)21,981 18,498 
合并卷(MBOE)109,921 103,285 
日产油量(BO/d)180,825 187,721 
日合并量(BOE/d)300,331 282,972 
平均价格：
石油(每桶$)$36.41 $51.87 
天然气(每立方英尺$)$0.82 $0.68 
天然气液体(每桶$)$10.87 $14.42 
合并(每BOE$)$25.07 $37.63 
石油，套期保值(每桶$)(1)
$40.34 $51.96 
天然气，套期保值($/MMbtu)(1)
$0.67 $0.86 
天然气液体，套期保值(每桶$)(1)
$10.83 $15.20 
套期保值平均价格(每BOE$)(1)
$27.26 $38.00 
(1)套期保值价格反映了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损益，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产生的损益。

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。下表列出了我们截至2020年12月31日和2019年12月31日的生产数据：
截至十二月三十一日止的年度，
20202019
石油(MBbls)60 %66 %
天然气(MMCF)20 %16 %
天然气液体(MBBLS)20 %18 %
100 %100 %
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截至2020年12月31日和2019年12月31日止年度比较

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。

价格变动的净美元效应如下：
价格变动
生产量(1)
变化的总净美元效应
(单位：百万)
价格变动的影响：
油$(15.46)66,182 $(1,023)
天然气$0.14 130,549 $18 
天然气液体$(3.55)21,981 $(77)
因价格变动而产生的总收入$(1,082)
生产量的变化(1)
上期均价变化的总净美元效应
(单位：百万)
生产量变化的影响：
油(2,336)$51.87 $(121)
天然气32,936 $0.68 $22 
天然气液体3,483 $14.42 $50 
收入的总变动$(49)
$(1,131)
(1)石油和天然气液体的产量以MBBL为单位，天然气的产量以MMCF为单位。

我们的石油、天然气和天然气液体收入在截至2020年12月31日的年度内减少了约11亿美元，降幅为29%，从截至2019年12月31日的年度的39亿美元降至28亿美元，这主要是由于石油平均销售价格下降，这在很大程度上是由于新冠肺炎大流行的影响以及上文“新冠肺炎和大宗商品价格暴跌”中讨论的全球大宗商品价格的其他波动。

在截至2020年12月31日的一年中，平均日销售量增加了17,359 BOE/d，从截至2019年12月31日的一年的282,972 BOE/d增加到300,331 BOE/d，这主要是由于天然气液体和天然气产量的增加，这一增长被2020年期间暂时削减一部分石油产量所部分抵消，以应对新冠肺炎大流行导致的石油需求和价格的突然下降。

中游服务收入。下表显示了截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度中游服务收入：
截至十二月三十一日止的年度，
20202019
(单位：百万)
中游服务$50 $64 

我们的中游服务收入是指向我们的共同利益所有者和第三方收取的石油和天然气运输费用，以及水收集和相关处置设施的费用。与截至2019年12月31日的年度相比，截至2020年12月31日的年度中游服务收入减少了1400万美元，主要原因是2020年钻探和完井活动水平较低导致水源水量减少。

租赁运营费用。下表显示了截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度租赁运营费用：
截至十二月三十一日止的年度，
20202019
(单位为百万，不包括每BOE金额)金额每个京东方金额每个京东方
租赁运营费用$425 $3.87 $490 $4.74 
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目录

与截至2019年12月31日的年度相比，截至2020年12月31日的年度租赁运营费用减少了6500万美元，或每个京东方减少了0.87美元。租赁运营费用下降的原因是通过整体效率的提高减少了超负荷工作和油井维护活动，以及基础设施的改善降低了发电成本和卡车运输费用。除了这些效率外，在当前行业活动水平下降的推动下，我们还看到2020年的服务定价会有所下降。我们预计未来服务价格可能会上涨，特别是如果当前行业活动水平上升的话。

生产和从价税费用。下表显示了截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度的生产和从价税费：
截至十二月三十一日止的年度，
20202019
(单位为百万，不包括每BOE金额)金额每个京东方金额每个京东方
生产税$135 $1.23 $184 $1.78 
从价税60 0.54 64 0.62 
生产总费用和从价费用$195 $1.77 $248 $2.40 
生产税占石油、天然气和天然气液体收入的百分比4.9 %4.7 %

一般来说，生产税与生产收入直接相关，并以当年商品价格为基础。由于当前的大宗商品价格，截至2020年12月31日的一年的生产税与截至2019年12月31日的年度相比减少了4900万美元，或每个京东方减少了0.55美元。截至2020年12月31日的一年，生产税占生产收入的百分比与截至2019年12月31日的年度保持一致。

集散费和交通费。下表显示了截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度收集和运输费用：

截至十二月三十一日止的年度，
20202019
(单位为百万，不包括每BOE金额)金额每个京东方金额每个京东方
集散费和交通费$140 $1.27 $88 $0.86 

在截至2020年12月31日的一年中，每个京东方用于收集和运输费用的增加主要归因于2020年记录的最低产量承诺费，以及我们天然气生产费用的增加和我们产品结构的整体变化，天然气和天然气液体产量在整体产量中所占比例更大。

中游服务费用。下表显示了截至2020年12月31日和2019年12月31日的中游服务费用：
截至十二月三十一日止的年度，
20202019
(单位：百万)
中游服务费用$105 $91 

中游服务费用是指运营和维护我们的石油和天然气收集和运输系统、天然气提升机、压缩基础设施和水上运输设施的成本。与截至2019年12月31日的年度相比，截至2020年12月31日的一年的中游服务支出增加了1400万美元，这主要是由于数量增加和Rattler系统的扩建。


60
目录
折旧、损耗和摊销。下表提供了截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度的折旧、损耗和摊销费用的组成部分：
截至十二月三十一日止的年度，
(单位：百万，不包括京东方金额)20202019
已探明石油和天然气性质的枯竭$1,242 $1,398 
中游资产折旧44 33 
其他财产和设备的折旧18 16 
折旧、损耗和摊销费用$1,304 $1,447 
单位京东方的石油和天然气性质耗竭$11.30 $13.54 

与截至2019年12月31日的年度相比，截至2020年12月31日的年度已探明石油和天然气资产的损耗减少1.56亿美元，主要是由于我们的石油和天然气资产在2020年的平均损耗率下降，这是由于我们的资产的账面净值因2020年前三季度录得的全部成本上限减值以及2020年的产量水平低于2019年而下降。

石油和天然气性质的减损。由于2020年和2019年大宗商品价格下跌，我们在截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度分别记录了60亿美元和7.9亿美元的非现金上限测试减值，这些减值计入了我们综合资产负债表的累计损耗、折旧、摊销和减值。减值费用影响了我们的经营业绩，但没有减少现金流。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继续下跌，我们将在接下来的几个季度继续进行重大减记。

一般和行政费用。下表显示了截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度的一般和行政费用：
截至十二月三十一日止的年度，
20202019
(单位为百万，不包括每BOE金额)金额每个京东方金额每个京东方
一般和行政费用$51 $0.46 $56 $0.54 
非现金股票薪酬37 0.34 48 0.46 
一般和行政费用总额$88 $0.80 $104 $1.00 

与截至2019年12月31日的年度相比，截至2020年12月31日的年度的一般和行政费用减少了1600万美元，这主要是由于非现金股票薪酬的减少。

净利息支出。下表显示了截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度净利息支出：
截至十二月三十一日止的年度，
20202019
(单位：百万)
利息支出，净额$197 $172 

与截至2019年12月31日的年度相比，截至2020年12月31日的年度净利息支出增加了2500万美元。这一增长主要是由于2020年5月债券和Rattler债券的发行导致借款增加。见注11-债务了解有关未偿还借款和利息支出的更多细节。


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目录
衍生品。下表为截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度衍生工具净收益(亏损)和衍生工具结算收到(支付)的现金净额：

截至十二月三十一日止的年度，
20202019
(单位：百万)
衍生工具净收益(亏损)$(81)$(108)
结算时收到(支付)的现金净额$250 $80 

我们的收益受到我们衍生品投资组合在不同时期的价值变化以及这些衍生品的相关现金结算的影响。如果未来大宗商品价格前景在两个测量期之间下降，我们将获得按市值计价的收益；而如果未来大宗商品价格前景在两个测量期之间上升，我们将出现按市值计价的损失。

截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度，衍生工具结算收到(支付)的净现金包括在合同到期前终止的合同收到的现金，分别为与大宗商品合同有关的1700万美元和与利率掉期合同有关的4300万美元。

所得税准备金(受益于)所得税。下表显示了截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度所得税拨备(受益)：
截至十二月三十一日止的年度，
20202019
(单位：百万)
所得税拨备(受益于)$(1,104)$47 

我们所得税拨备的变化主要是由于截至2020年12月31日的年度的税前亏损与截至2019年12月31日的年度的税前收入相比，以及在截至2020年12月31日的年度内对Viper的递延税项资产计入估值津贴的影响。

流动性与资本资源

从历史上看，我们的主要流动资金来源一直是运营现金流、公开发行股票的收益、循环信贷安排下的借款以及发行优先票据的收益。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。

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。由于新冠肺炎疫情、商品市场低迷和/或不利的宏观经济条件，资本、金融和/或信贷市场持续的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。

流动性与现金流

截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度，我们的现金流如下：
截至十二月三十一日止的年度，
20202019
(单位：百万)
经营活动提供(用于)的现金净额$2,118 $2,739 
投资活动提供(用于)的现金净额(2,101)(3,888)
融资活动提供(用于)的现金净额(37)1,062 
现金净变动$(20)$(87)


62
目录
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。地区和世界范围内的经济活动、天气和其他重大可变因素影响着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。见“--我们的收入来源”和项目1A。上面的“风险因素”。
截至2020年12月31日的年度，经营活动提供的净现金减少至21亿美元，而截至2019年12月31日的年度为27亿美元，这主要是由于我们的石油和天然气收入下降，但这一下降被租赁运营费用和其他运营费用的减少以及通过结算我们的衍生品合同而收到的现金增加部分抵消。
投资活动

在截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度中，购买和开发石油和天然气资产及相关资产，以及对权益法投资的贡献，分别占我们用于投资活动的21亿美元和39亿美元现金支出的大部分。

在截至2020年12月31日的一年中，对股权方法投资的贡献降至1.02亿美元，而截至2019年12月31日的一年为4.85亿美元，因为2019年需要大量资金的Epic管道和灰橡树管道的建设在2020年4月期间完成。截至2020年12月31日，Rattler对其股权方法投资的预期未来资本承诺总额为7200万美元。有关我们权益法投资的更多信息，请参见附注10-权益法投资包括在本年度报告其他部分的综合财务报表附注中。

非经常开支活动

我们的资本支出(不包括收购和权益法投资)(按现金计算)如下：
截至十二月三十一日止的年度，
20202019
(单位：百万)
石油和天然气属性的钻井、完井和非操作添加(1)(2)
$1,611 $2,557 
增加石油和天然气资产的基础设施108 120 
增加中游资产140 244 
总计$1,859 $2,921 
(1)在截至2020年12月31日的一年中，配合我们的开发计划，我们共钻了208口总操作水平井(净195口)，其中75口总操作水平井(净70口)位于特拉华州盆地，其余井位于米德兰盆地，并将171口总操作水平井(净159口)转为生产，其中78口总操作水平井(净74口)位于特拉华州盆地，其余井位于米德兰盆地。
(2)在截至2019年12月31日的一年中，配合我们的开发计划，我们共钻了330口总作业水平井(净作业井296口)，其中159口总作业水平井(净作业井142口)位于特拉华州盆地，其余井位于米德兰盆地，并将317口总作业水平井(净作业289口)转为生产，其中139口总作业水平井(净作业井126口)位于特拉华盆地，其余水平井位于米德兰盆地。

融资活动

在截至2020年12月31日的一年中，用于融资活动的金额主要归因于我们的信贷安排扣除借款后的3.48亿美元的偿还，Energen Notes和Viper Notes的总计2.39亿美元的偿还，支付给股东的2.36亿美元的股息，作为我们股票回购计划一部分的9800万美元的股票回购，以及9300万美元的非控股权益分配。这些现金支出部分被2020年5月发行的票据和Rattler票据的净收益9.97亿美元所抵消。

于截至2019年12月31日止年度内，融资活动所提供的款项主要来自Viper于2019年3月1日完成的公开发售所得款项净额3.41亿美元、Rattler发售所得款项净额7.2亿美元、合营企业所得款项3,900万美元及2019年12月票据所得款项22亿美元，扣除偿还款项后，部分由我们信贷安排项下的14亿美元偿还(扣除借款净额)、4400万美元的债务清偿溢价、1.22亿美元的分派予我们的非-
63
目录
预扣税款的回购，作为我们股票回购计划一部分的5.93亿美元的股票回购，以及向股东支付1.12亿美元的股息。

负债

第二次修订和重新调整的信贷安排

截至2020年12月31日，根据我们的信贷协议，可获得的最大信贷额度为20亿美元，到期日为2022年11月1日。截至2020年12月31日，我们的循环信贷安排下约有2300万美元的未偿还借款，我们相信这为未来的借款提供了充足的可用性，包括为2021年第一季度收购Guidon的现金部分提供资金。截至2020年12月31日，根据我们的信贷协议，未偿还信用证总额为300万美元，这减少了按美元对美元计算的可用借款。截至2020年12月31日止年度的信贷协议加权平均利率为2.02%。
信贷协议包含一项金融契约，要求我们将总净负债与资本比率(如信贷协议中所定义)维持在不超过65%的水平。我们的非担保人受限附属公司可能因借款而产生本金总额高达综合有形资产净值(定义见信贷协议)的15%的债务，如果由此类留置权担保的债务总额不超过合并有形资产净额的15%，我们和我们的受限附属公司可能会产生留置权。

截至2020年12月31日，我们遵守了当时生效的信贷协议下的所有财务维护契约。在任何违约事件发生和持续期间，贷款人可以加速我们循环信贷安排项下的所有债务。信贷协议包含常规违约事件，包括不付款、违反契约、重大错误陈述、交叉违约、破产和控制权变更。

2020年5月Energen公司4.625%高级债券的票据和投标要约以及7.35%的Energen公司优先债券和回购
中期票据

2020年5月26日，我们完成了本金总额为5亿美元的注册发行，2025年到期的4.750%优先债券。2020年5月债券的利息从2020年5月26日开始计息，从2020年11月30日开始，每半年以现金支付一次，时间分别为每年5月31日和11月30日。2020年5月发行的债券将於2025年5月31日期满。我们从此次发行中获得了大约4.96亿美元的净收益。

除其他事项外，我们将净收益用于向Energen进行股权出资，根据收购要约购买Energen 4.625%优先票据的本金总额为2.09亿美元。截至2020年12月31日，Energen 4.625优先票据的本金总额仍未偿还1.91亿美元。

在2020年第三季度，我们以本金总额的120%的价格回购了Energen于2027年7月28日到期的未偿还7.350%中期票据的全部1,000万美元本金。

有关其他资料，请参阅附注11-债务包括在本年度报告其他部分的综合财务报表附注中。

《能源笔记》(Energen Notes)

2018年11月29日，Energen成为我们的全资子公司，并仍然是本金总额为5.3亿美元的票据的发行人，我们称之为Energen Notes。截至2020年12月31日，Energen债券的本金总额已减少至3.11亿美元，其中包括：(A)本金总额1.91亿美元，4.625%的优先债券将于2021年9月1日到期；(B)1亿美元的7.125%债券将于2028年2月15日到期；以及(C)2000万美元的7.32%债券将于2022年7月28日到期。

有关Energen Notes的更多信息，请参见注释11-债务包括在本年度报告其他部分的综合财务报表附注中。
毒蛇信贷协议

根据Viper信贷协议，Viper信贷协议规定最高信贷额度为20亿美元的循环信贷安排，以及基于Viper LLC的石油和天然气储量和其他因素的5.8亿美元的借款基数(“借款基数”)，取决于预定的每半年一次和其他选择性借款基数的重新确定。在此之前，Viper信贷协议规定最高信用额度为20亿美元，借款基数为5.8亿美元，基于Viper LLC的石油和天然气储量和其他因素。借款基数计划每半年重新确定一次，生效日期分别为5月1日和11月1日，并由美联储重申为5.8亿美元。
64
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贷款人在2020年11月的2020年秋季定期(半年度)重新确定期间。截至2020年12月31日，Viper LLC根据Viper信贷协议，有8400万美元的未偿还借款和4.96亿美元的未来借款可用。截至2020年12月31日止年度，Viper的循环信贷安排加权平均利率为2.20%。

截至2020年12月31日，Viper LLC遵守了当时生效的Viper信贷协议下的所有财务维护契约。

毒蛇笔记

2019年10月16日，Viper完成了发行，发行了2027年到期的5.375%高级债券，本金总额为5亿美元。Viper从票据发行中获得约4.9亿美元的净收益，并将总收益借给Viper LLC，以偿还Viper信贷协议下的借款。Viper债券的利息年利率为5.375%，从2020年5月1日开始每半年支付一次，分别在每年的5月1日和11月1日支付。毒蛇纸币将于2027年11月1日到期。

在截至2020年12月31日的一年中，毒蛇回购了2000万美元毒蛇票据的未偿还本金，现金价格从97.5%至98.5%因清偿债务而获得非实质收益的本金总额，以及4.8亿美元截至2020年12月31日，本金总额仍未偿还。

请参阅附注11中的其他讨论-债务包括在本年度报告其他部分的综合财务报表附注中。

响尾蛇信贷协议

关于Rattler的发行，Rattler作为母公司，Rattler LLC作为借款人，于2019年5月28日与富国银行(Wells Fargo Bank)作为行政代理，一个银行银团作为贷款方签订了一项信贷协议，我们称之为Rattler信贷协议。

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，到期日为2024年5月28日。截至2020年12月31日，Rattler LLC根据Rattler信贷协议，有7900万美元的未偿还借款和5.21亿美元的未来借款可用。截至2020年12月31日止年度，Rattler LLC循环信贷安排的加权平均利率为2.10%。
截至2020年12月31日，Rattler LLC遵守了Rattler信贷协议下的所有财务维护契约。

响尾蛇笔记

2020年7月14日，Rattler完成了本金总额为5亿美元的2025年到期的5.625%优先债券的发行，即Rattler Notes发行。响尾蛇票据的利息从2021年1月15日开始，分别在每年的1月15日和7月15日支付。响尾蛇纸币将于2025年7月15日到期。Rattler从Rattler Notes发行中获得了约4.9亿美元的净收益。Rattler根据附属本票的条款将毛收入借给Rattler LLC，日期为2020年7月14日。本票要求Rattler LLC以与Rattler票据相同的条款和金额向Rattler偿还公司间贷款，并具有相同的到期日、利率、控制权变更回购和赎回条款。Rattler LLC使用Rattler Notes发售的收益偿还了Rattler信贷协议下的部分未偿还借款。

有关本公司负债的其他资料，请参阅附注11-债务包括在本年度报告其他部分的综合财务报表附注中。

资本要求和流动性来源

最近，我们的董事会批准了2021年钻井、中游和基础设施的资本预算为14亿至16亿美元，比我们2020年的资本预算减少了50%。我们估计，在这些开支中，约有：

•我们将花费12亿至14亿美元钻探和完成215至235口(197至215净)水平井，横跨我们在北米德兰和南特拉华州盆地运营的租赁面积，平均侧向长度约为10,100英尺；
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•中游基建将耗资6,000万至8,000万美元，不包括合资企业投资；以及
•7000万至9000万美元将用于基础设施和其他支出，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2020年12月31日的一年中，我们在钻井和完井方面花费了16亿美元，在中游方面花费了1.4亿美元，在基础设施上花费了1.08亿美元，在非运营物业上花费了5800万美元，资本支出总额为19亿美元。

2019年5月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，在2020年12月31日之前收购我们最多20亿美元的已发行普通股。在截至2020年12月31日的一年中，在该计划到期之前，我们根据该计划回购了约9800万美元的普通股。

我们的非经常开支的数额和时间在很大程度上是可酌情决定的，并在我们的控制范围之内。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、钻井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8个钻机和9个完井人员。我们将继续监测大宗商品价格和整体市场状况，并根据大宗商品价格和整体市场状况的变化，调整钻井平台的节奏。

根据目前的石油和天然气价格以及对2021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为我们的运营提供资金，直至2021年底。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。此外，我们的2021年资本支出预算没有分配任何资金用于租赁利息和物业收购。

我们根据钻探活动的结果、价格变化、融资可获得性、钻井和收购成本、行业状况、监管批准的时间、钻井平台的可获得性、合同义务、内部产生的现金流以及我们控制之外的其他因素来监控和调整我们预计的资本支出。如果我们需要额外资本，我们可以通过传统的储备基础借款、合资伙伴关系、生产支付融资、资产出售、发行债券和/或股权证券或其他方式寻求此类资本。我们不能保证所需的资金能在可接受的条件下获得，或者根本不能。如果我们无法在需要时或在可接受的条件下获得资金，我们可能会被要求缩减钻探计划，这可能会导致租约到期造成面积损失。此外，我们可能无法完成可能对我们有利的收购，也无法为取代储备所需的资本支出提供资金。如果大宗商品价格下跌，我们的收入、现金流、经营业绩、流动性和储备可能会受到实质性的不利影响。

担保人财务信息

截至2020年12月31日，响尾蛇O&G LLC是管理2019年12月票据的2019年12月票据契约、2020年5月票据和管理2025年高级票据的2025年契约的唯一担保人。

按照S-X条例第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2019年12月的票据契约和2025年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，例如：(1)如果Diamondback O&G LLC(或其全部或基本上所有资产)被出售或处置，(2)如果Diamondback O&G LLC不再是一家公司，(2)如果Diamondback O&G LLC不再是相关契约的法律无效或清偿和解除。

Diamondback O&G LLC对2019年12月债券、2020年5月债券和2025年优先债券的担保是优先无抵押债务，在偿付权利上优先于其任何未来的次级债务，与其所有现有和未来的优先债务(包括其在循环信贷安排下的义务)同等，并且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和未来的有担保债务。


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针对响尾蛇O&G LLC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 O&G LLC的责任限制在其可能招致的最大金额内，而不会导致其担保项下的义务成为欺诈性运输。不过，我们不能保证法庭在裁定响尾蛇O&G有限责任公司的最高法律责任时，会采用甚麽标准。此外，这项条文未必能有效保障保函不会因欺诈的转易法而被作废。有可能整个担保被撤销，在这种情况下，整个责任可能被消灭。

下表列出了作为母公司的Diamondback Energy公司和作为担保人子公司的Diamondback O&G LLC在合并的基础上的财务信息摘要，这些信息在剔除了(I)母公司和担保人子公司之间的公司间交易和余额以及(Ii)任何非担保人子公司的收益和投资的股本后，在合并的基础上进行了汇总。(I)母公司和担保人子公司之间的公司间交易和余额消除后，Diamondback能源公司作为母公司，Diamondback O&G LLC作为担保子公司。这些信息是根据美国证券交易委员会S-X规则下的规则13-01的要求提供的。如果担保人子公司作为独立实体经营，财务信息不一定能说明经营结果或财务状况。

2020年12月31日
汇总资产负债表：(单位：百万)
资产：
流动资产$308 
财产和设备，净额$6,934 
其他非流动资产$6 
负债：
流动负债$355 
公司间应付帐款，非担保人子公司$335 
长期债务$4,293 
其他非流动负债$886 

截至2020年12月31日的年度
操作摘要表：(单位：百万)
收入$1,618 
营业收入(亏损)$(3,466)
净收益(亏损)$(2,344)

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合同义务
下表汇总了截至2020年12月31日我们的合同义务和承诺：
按期到期付款
20212022-20232024-2025此后总计
(单位：百万)
有担保循环信贷安排(1)
$— $23 $— $— $23 
高级注释191 20 2,300 2,100 4,611 
与优先票据相关的利息支出(2)
181 342 279 212 1,014 
DrillCo协议— — — 79 79 
Viper的担保循环信贷安排(1)
— 84 — — 84 
毒蛇的高级笔记— — — 480 480 
与毒蛇高级票据相关的利息支出26 52 52 52 182 
拉特勒(氏)有担保循环信贷安排(1)
— — 79 — 79 
响尾蛇的高级笔记— — 500 — 500 
与响尾蛇高级票据相关的利息支出28 56 55 — 139 
资产报废义务(3)
1 — — 108 109 
钻探承诺(4)
29 — — — 29 
供沙协议18 36 36 5 95 
运输承诺60 111 95 133 399 
权益法投资出资(5)
57 15 — — 72 
产出水处理承诺5 9 9 33 56 
经营租赁义务(6)
6 3 — — 9 
$602 $751 $3,405 $3,202 $7,960 
(1)除循环信贷安排项下的未偿还本金金额外，该表并不包括根据此浮动利率安排应付的承诺费、利息开支或其他费用，因为我们无法预测未来借款及偿还的时间或收取的利率。
(2)利息代表优先票据和Energen票据的预定现金支付。
(3)金额代表我们对未来资产报废义务的估计。由于这些成本通常持续到未来数年，估计这些未来成本需要管理层根据众多因素(包括通货膨胀率、不断变化的技术以及政治和监管环境)做出估计和判断，这些估计和判断可能会在未来进行修订。见本年度报告其他部分综合财务报表附注中的附注9-资产报废义务。
(4)钻探承诺是指根据该公司于2020年12月31日签署的合同，未来钻机服务的最低支出承诺。
(5)申请资本承诺的时间可能会有所不同。
(6)经营租赁义务是指未来对建筑物、设备和车辆租赁的承诺。

上表不包括与某些数量承诺相关的估计缺额费用，因为这些费用是基于未来的数量交付和我们无法预测的与市场定价的差异。

关键会计政策和估算

对我们财务状况和经营结果的讨论和分析是以我们的合并财务报表为基础的，这些合并财务报表是根据美国公认的会计原则编制的。

我们的合并财务报表和相关披露中包含或影响的某些金额必须由我们的管理层估计，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我们在合并财务报表日期报告的资产和负债额以及我们对或有资产和负债的披露。关键会计政策涵盖本质上不确定的会计估计，因为这些问题的未来解决方案是未知的，实际结果可能与这些估计不同。

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这些估计的修订对我们的业务、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。受该等估计及假设规限的重大项目包括(I)石油及天然气资产的会计方法；(Ii)已探明石油及天然气储量的估计及由此产生的未来现金流量净额的相关现值估计；(Iii)石油及天然气资产的账面价值减值；(Iv)商品衍生工具的公允价值估计及(V)所得税估计。

下面，我们对我们更重要的会计政策、估计和判断进行了更广泛的讨论。

石油和天然气性质的核算方法

我们使用全成本会计方法对我们的石油和天然气生产活动进行核算。因此，收购、勘探及开发已探明石油及天然气资产所产生的所有成本，包括废弃物业成本、干井成本、地球物理成本及年度租赁租金，均记入资本化。我们还利用内部拥有的钻井和油井维修设备提供的服务的直接运营成本。计入全部成本池的内部成本是管理层对与勘探和开发活动直接相关的成本的估计，例如与监督勘探和开发活动相关的地质和其他行政成本。所有与钻井活动无关的内部成本均计入已发生费用。石油和天然气资产的销售或其他处置计入资本化成本调整，除非成本与已探明储量的比率发生重大变化，否则不记录损益。向我们也拥有权益的物业的营运权益拥有人提供的服务所得收入，只要超过所产生的相关成本，将计入石油和天然气资产资本化成本的减少。

评估的石油和天然气属性的损耗是以生产方法为单位计算的，即资本化成本加上估计的未来开发成本在总探明储量上摊销。如果我们的产量每年保持在大致相同的水平，如果我们对剩余储量或未来开发成本的估计发生重大变化，消耗费用可能会有很大不同。

在我们确定是否存在已探明储量之前，与未评估物业相关的成本不包括在全部成本池中。我们每年评估所有被归类为未评估财产的项目，以确定可能出现的减值。我们以个人为基础评估财产，如果财产单独无关紧要，我们也会将其作为一个群体进行评估。评估包括考虑以下因素，其中包括：钻探意向；剩余租赁期；地质和地球物理评估；钻探结果和活动；已探明储量的转让；以及如果已探明储量被转让，开发的经济可行性。在该等因素显示减值的任何期间内，该物业迄今产生的累计钻探成本以及全部或部分相关租赁成本将转移至全部成本池，然后进行摊销。

油气储量与未来净收益的标准化测算

我们的独立工程师和技术人员准备我们对石油和天然气储量以及相关未来净收入的估计。美国证交会将已探明储量定义为石油和天然气的估计数量，地质和工程数据显示，在现有的经济和运营条件下，这些储量在未来几年可以合理确定地从已知的油藏中开采出来。估计石油和天然气储量的过程很复杂，需要在评估现有的地质、地球物理、工程和经济数据时做出重大决定。由于许多因素，包括额外的开发活动、不断演变的生产历史以及在不断变化的经济条件下不断重新评估生产的可行性，特定物业的数据也可能随着时间的推移而发生重大变化。因此，对现有储量估计进行重大修订的情况时有发生。尽管已尽一切合理努力确保报告的储量估计数尽可能反映最准确的评估，但各种物业的主观决定和现有数据的差异增加了这些估计数发生重大变化的可能性。如果这些变化是实质性的，它们可能会对未来资本化成本的摊销产生重大影响，并导致可能是实质性的资产减值。

在估计已探明的石油和天然气储量时，存在许多固有的不确定性。石油天然气储量工程是对无法精确测量的地下油气储量进行估计的主观过程，任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程地质解释和判断的质量。估计日期之后的钻井、测试和生产结果可能证明修订该估计是合理的。因此，储量估计往往与最终开采的石油和天然气数量不同。

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损损

在全成本计算法下，我们每季度都要进行一次上限测试。这项测试确定了已探明石油和天然气属性的账面价值的限制或上限。净资本化成本限于扣除递延所得税的未摊销成本净额或成本中心上限中的较低者。成本中心上限的定义是：(A)根据每月第一天价格的过去12个月未加权平均值(经任何合同条款调整并不包括资产负债表上记录的有资产报废义务的物业的估计放弃成本)，从已探明储量中以10%的年利率折现的估计未来净收入的总和；(B)未摊销的物业的成本(如果有的话)；以及(C)包括在正在摊销的成本中的未探明物业的成本或市值的较低者，(B)未摊销的物业的成本(如果有的话)和(C)包括在摊销成本中的未经探明的物业的成本或市值的较低值，(C)包括在正在摊销的成本中的未探明物业的成本或市值的较低者。如果账面净值(包括相关递延税金)超过上限，则需要减值或非现金减记。我们评估的石油和天然气属性的损害是不可逆转的。

衍生物

我们不时使用能源衍生工具，以减低原油和天然气市场价格波动所带来的风险。我们在决定将使用的工具类型、我们的商品衍生品合约中包括的生产量水平、我们签订商品衍生品合约的价格以及交易对手的信誉时做出重大判断。

吾等并无指定我们的衍生工具作为会计上的对冲，因此，我们的衍生工具按公允价值计价，并在综合经营报表中确认每期衍生工具的现金及非现金公允价值变动。我们亦须将综合资产负债表上的衍生工具确认为按公允价值计算的资产或负债，并根据预期结算日期将该等金额分类为当期或长期。衍生工具公允价值变动的会计处理取决于衍生工具的预期用途和由此产生的指定，一般采用既定指数价格和其他来源(其中包括期货价格和到期时间)来确定。该等公允价值以净额计算资产及负债仓位(包括任何递延保费)入账，该等资产及负债仓位由同一交易对手持有，并须受有关净结算的合约条款所规限。我们商品衍生工具的公允价值变动对我们的净收入有重大影响，因为我们采用按市值计价的会计方法，并确认该等工具在发生期间的收益中的所有损益。

所得税

我们记录的所得税数额需要解释联邦、州和省级税收管辖区的复杂规则和条例。我们采用资产负债法核算所得税，在这种方法下，递延税项资产和负债被确认为(1)财务报表账面金额与现有资产和负债的计税基础之间的暂时性差异和(2)营业亏损和税收抵免结转的未来税收后果。递延所得税资产和负债是根据适用于预期收回或结算这些临时差额的未来期间的制定税率计算的。税率变动对递延税项资产和负债的影响在税率变动颁布期间的收入中确认。当递延税项资产更有可能无法变现时，会为递延税项资产拨备估值拨备。

递延税项资产和负债的应计项目通常是基于假设的，这些假设受到管理层大量判断的影响。这些假设和判断会随着事实和情况的变化而进行审查和调整。根据正在进行的审计的进展、法律的变化或悬而未决的问题的解决，我们的所得税应计项目未来可能会发生重大变化。

有关我们的重要会计政策的全面讨论，请参阅本年度报告其他部分包括的综合财务报表附注的附注2-重要会计政策摘要。

近期会计公告

有关最近会计声明的资料，请参阅附注2-重要会计政策摘要包括在本年度报告其他部分的综合财务报表附注中。
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表外安排

截至2020年12月31日，我们没有表外安排。请阅读附注17-合并财务报表附注中包含的承付款和或有事项，这些附注包含在本表格10-K的其他部分，以讨论我们的承付款和或有事项，其中一些未在公认会计准则下的资产负债表中确认。

第7A项。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在于适用于我们石油和天然气生产的定价。已实现的价格主要是由当时的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的。几年来，石油和天然气生产的定价一直波动不定，不可预测，我们预计这种波动将在未来持续下去。我们收到的生产价格取决于许多我们无法控制的因素。

我们使用衍生品，包括掉期、基差掉期、掉期、滚动对冲和无成本套期，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2020年12月31日，我们与大宗商品价格风险衍生品相关的净负债衍生品头寸为2.55亿美元。利用截至2020年12月31日我们的大宗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2.84亿美元，增加2900万美元，而与基础商品相关的远期曲线减少10%，将使净负债衍生品头寸减少至2.26亿美元，减少2900万美元。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消。

在我们的中游运营业务中，我们间接暴露于大宗商品价格风险，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供收集和加工的数量。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，我们中游业务部门的收入可能会减少，因为Rattler的商业协议不包含最低产量承诺。

有关我们截至2020年12月31日的未平仓大宗商品衍生品工具的更多信息，请参见附注15-衍生物.

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我们的石油和天然气生产的应收账款集中(截至2020年12月31日约为2.81亿美元)，其次是来自联合利息应收账款的应收账款(截至2020年12月31日约为5600万美元)。

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。在截至2020年12月31日的一年中，四家采购商各占我们营收的10%以上。在截至2019年12月31日和2018年12月31日的每一年中，三家采购商分别占我们收入的10%以上。在此期间，没有其他客户占我们收入的10%以上。截至2020年12月31日，我们的信贷损失拨备微不足道。

联合业务应收账款产生于向在我们经营的油井中拥有部分权益的实体开具账单。这些实体主要根据它们在租约中的所有权参与我们的油井，我们打算在这些租约上钻探。我们几乎没有能力控制这些实体是否会参与我们的油井。

持续的新冠肺炎大流行、低迷的大宗商品价格环境和不利的宏观经济状况可能会增加我们的客户信用风险。

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利率风险

在我们的循环信贷安排下，我们的债务利率发生变化，我们面临着与此相关的市场风险敞口。我们的循环信贷安排条款规定，借款利息的浮动利率等于另一个基准利率(等于最优惠利率中最大的一个，即联邦基金有效利率加0.5%和3个月期伦敦银行同业拆借利率加1.0%)或伦敦银行同业拆借利率，在每种情况下都加适用的保证金。就另类基本利率而言，适用的保证金每年由0.125%至1.0%不等，而就伦敦银行同业拆息而言，适用的保证金则由1.125%至2.0%不等，两者视乎未偿还贷款额与借款基数的比例而定。从历史上看，我们曾使用利率掉期和国库锁来减少与我们的循环信贷安排相关的可变利率支付的风险敞口。

下表汇总了该公司截至2020年12月31日的利率互换情况：
类型生效日期合同终止日期名义金额(百万)利率，利率
利率互换2024年12月31日2054年12月31日$250 1.692 %
利率互换2024年12月31日2054年12月31日$250 1.8361 %
利率互换2024年12月31日2054年12月31日$250 1.852 %
利率互换2024年12月31日2054年12月31日$250 1.722 %

有关我们截至2020年12月31日的浮动利率债务的更多信息，请参见附注11-债务。见附注18-后续事件用于讨论2020年12月31日之后发生的衍生品交易。

项目8.财务报表和补充数据
    
本项目所需信息从本报告F-1页开始。

项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧

没有。

第9A项。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《交易所法案》规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义，旨在确保我们在根据《交易所法案》提交或提交的报告中要求披露的信息在SEC的规则和表格指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。披露控制和程序还旨在确保积累这些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，无论设计和操作得多么好，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2020年12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(包括首席执行官和首席财务官)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营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2020年12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2020年12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，这些变化已经或合理地可能对财务报告的内部控制产生重大影响。
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管理层关于财务报告内部控制的报告

公司管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。公司对财务报告的内部控制是在公司首席执行官和首席财务官的监督下设计的程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和公司对外财务报表的编制提供合理保证。

管理层根据特雷德威委员会赞助组织委员会发布的《2013年内部控制-综合框架》框架，对公司财务报告内部控制的有效性进行了评估。根据2013年《内部控制-综合框架》框架下的评估，管理层未发现本公司财务报告内部控制存在任何重大缺陷，并确定本公司截至2020年12月31日对财务报告保持有效的内部控制。

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有这样的风险，即由于条件的变化，控制措施可能会变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。

独立注册会计师事务所均富会计师事务所(Grant Thornton LLP)审计了本Form 10-K年度报告中包含的公司综合财务报表，该公司于2020年12月31日发布了关于公司财务报告内部控制有效性的报告。该报告对本公司截至2020年12月31日财务报告内部控制的有效性发表了无保留意见，列入本项目标题为《独立注册会计师事务所报告》。

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独立注册会计师事务所报告

董事会和股东
响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)

财务报告内部控制之我见

我们根据2013年建立的标准，审计了截至2020年12月31日响尾蛇能源公司(特拉华州的一家公司)及其子公司(以下简称“公司”)的财务报告内部控制内部控制-集成框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布。我们认为，根据2013年制定的标准，截至2020年12月31日，公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制内部控制-集成框架由COSO发布。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2020年12月31日及截至12月31日年度的综合财务报表，我们于2021年2月25日的报告对该等财务报表表达了无保留意见。

意见基础

本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的管理层财务报告内部控制报告中。我们的责任是根据我们的审计对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定是否在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制。我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和操作有效性，以及执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

财务报告内部控制的定义及局限性

公司对财务报告的内部控制是一个过程，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，保证交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收支只有按照公司管理层和董事的授权才能进行；(2)提供合理的保证，以便于根据公认的会计原则编制财务报表，以及公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(2)提供合理的保证，以记录必要的交易，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并确保公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)对可能对财务报表产生重大影响的擅自收购、使用、处置公司资产的行为的预防或及时发现提供合理保证。

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有这样的风险，即由于条件的变化，控制措施可能会变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。

/s/均富律师事务所

俄克拉何马城，俄克拉何马州
2021年2月25日
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目录
第9B项。其他信息

没有。

第三部分

项目10.董事、高级管理人员和公司治理

有关第10项的信息将在我们的最终委托书中阐述，该委托书将根据第14A条在截至2020年12月31日的年度结束后120天内提交给证券交易委员会。

我们已经通过了适用于我们的首席执行官、首席财务官、首席会计官和财务总监以及执行类似职能的人员的商业行为和道德准则。对商业行为和道德准则的任何修改或豁免都将在我们的网站上公布。该公司还在我们的网站http://ir.diamondbackenergy.com.的“公司治理”栏目下提供了“商业行为和道德准则”。我们打算通过在我们的网站上上述指定地址张贴此类信息来满足Form 8-K第5.05项中关于修订或豁免商业行为和道德准则条款的披露要求。

项目11.高管薪酬

有关第11项的信息将在我们的最终委托书中阐述，该委托书将根据第14A条在截至2020年12月31日的年度结束后120天内提交给证券交易委员会。

项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项

有关第12项的信息将在我们的最终委托书中阐述，该委托书将根据第14A条在截至2020年12月31日的年度结束后120天内提交给证券交易委员会。

项目13.某些关系和相关交易，以及董事独立性

关于第13项的信息将在我们的最终委托书中阐述，该委托书将根据第14A条在截至2020年12月31日的年度结束后120天内提交给证券交易委员会。

项目14.主要会计费用和服务

有关第14项的信息将在我们的最终委托书中阐述，该委托书将根据第14A条在截至2020年12月31日的年度结束后120天内提交给证券交易委员会。


75
目录
第四部分

项目15.证物和财务报表附表
(a)本报告中包括的文件：
1.财务报表
独立注册会计师事务所报告书
F-1
合并资产负债表
F-3
合并业务报表
F-4
股东权益合并报表
F-5
合并现金流量表
F-6
合并财务报表附注
F-8
2.财务报表附表
财务报表明细表已被省略，因为这些明细表要么不是必需的，要么不适用，要么需要呈报的信息已包括在公司的综合财务报表和相关附注中。
3.展品
展品编号
描述
2.1#
截至2020年12月20日，由响尾蛇能源公司、波希米亚合并子公司和QEP Resources，Inc.签署的、日期为2020年12月20日的合并协议和计划(合并内容参考该公司于2020年12月21日提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件附件2.1)。
3.1
修订和重订的公司注册证书(通过参考本公司于2012年11月16日提交给证券交易委员会的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(通过引用本公司于2016年12月12日提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件附件3.1并入本公司)。
3.3
第二次修订和重新修订公司章程(通过引用本公司于2019年11月19日提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件附件3.1并入本公司)。
4.1
公司证券说明(参考公司于2020年2月27日提交给证券交易委员会的10-K表格第000-35700号文件附件4.1)。
4.2
本公司普通股股票样本，每股票面价值$0.01(通过参考本公司于2012年8月20日提交给证券交易委员会的S-1表格第333-179502号文件的注册说明书第4号修正案附件4.1合并而成)。
4.3
于2016年12月20日，由作为其担保方的响尾蛇能源公司和作为受托人的富国银行全国协会之间的契约(包括响尾蛇能源公司2025年到期的5.375%优先票据的形式)(通过参考该公司于2016年12月21日提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件附件4.1并入)，该契约于2016年12月20日由响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)担保方和作为受托人的富国银行(Wells Fargo Bank)作为受托人(包括响尾蛇能源公司2025年到期的5.375%优先票据的形式)合并。
4.4
2025年到期的5.375%高级债券的第一补充契约，日期为2018年1月29日，由响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)、其担保方和作为受托人的富国银行全国协会(Wells Fargo Bank，National Association)作为受托人(通过参考公司于2018年1月30日提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件附件4.3合并而成)。
4.5
本公司的子公司Sidewinder Merge Sub Inc.、本公司、其他担保人以及作为受托人的富国银行(Wells Fargo Bank，National Association)(通过参考本公司于2019年2月25日提交给证券交易委员会的10-K表格第001-35700号文件附件4.8并入)，于2025年到期的5.375%高级债券的第二次补充契约，日期为2018年10月12日。
4.6
本公司的直接或间接子公司Energen Corporation、Energen Resources Corporation和EGN Services，Inc.(分别为本公司的直接或间接子公司)、本公司、该契约下的其他担保人以及作为受托人的富国银行(Wells Fargo Bank)(通过引用本公司于2019年2月25日提交给证券交易委员会的10-K表格第001-35700号文件附件4.9合并)，于2019年1月28日到期的2025年到期的5.375%优先债券的第三次补充契约。
4.7
契约，日期为2019年12月5日，由响尾蛇能源公司和富国银行全国协会作为受托人(通过参考公司于2019年12月5日提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件的附件4.1合并而成)。
76
目录
3.展品
展品编号
描述
4.8
第一补充契约，日期为2019年12月5日，由响尾蛇能源公司、响尾蛇O&G有限责任公司和富国银行全国协会作为受托人(包括2024年票据、2026年票据和2029年票据的形式)(通过引用公司于2019年12月5日提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件附件4.2并入)。
4.9
第二份补充契约，日期为2020年5月26日，由响尾蛇能源公司、响尾蛇O&G有限责任公司和富国银行全国协会作为受托人(包括票据形式)(通过引用该公司于2020年5月26日提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件附件4.2并入)。
4.10
截至2019年10月16日，Viper Energy Partners LP作为发行人，Viper Energy Partners LLC作为担保人，富国银行(Wells Fargo Bank，National Association)作为受托人(包括Viper Energy Partners LP于2019年10月17日提交的当前8-K报表(File001-36505)附件4.1的形式)(包括Viper Energy Partners LP 2027年到期的5.375%优先债券的形式)。
4.11
2019年8月28日，响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)作为母担保人，响尾蛇O&G LLC作为借款人，响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)的某些其他子公司作为担保人，富国银行(Wells Fargo Bank)作为行政代理，以及贷款人之间的同意书，日期为2019年8月28日。(引用本公司于2019年9月4日提交的当前报告Form 8-K(File001-35700)的附件10.1)。
4.12
附属本票，日期为2019年10月16日，由Viper Energy Partners LLC以Viper Energy Partners LP为收款人(通过引用Viper Energy Partners LP于2019年10月17日提交的当前8-K报表(File001-36505)附件10.2并入)。
4.13
Rattler Midstream LP作为发行人，Rattler Midstream Operating LLC，Tall City Towers LLC，Rattler Ajax Processing LLC和Rattler Omog LLC作为担保人，以及Wells Fargo Bank National Association作为受托人之间的契约，日期为2020年7月14日(包括Rattler Midstream LP的5.625%高级票据2025年到期的形式)(通过引用8-K表格第001-38919号文件的附件4.1并入本文
4.14
Energen和纽约银行作为受托人签署的1996年9月1日的Indenture Form(通过参考Energen的S-3表格注册声明(注册号：3333-11239)附件4(I)合并，于1996年8月30日提交给证券交易委员会)。
10.1
响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)2019年修订和重新启动的股权激励计划(通过引用该公司于2020年4月26日提交给证券交易委员会的DEFA 14A附表附录A并入)。
10.2+
2020年时间授予限制性股票奖励协议表格(参照本公司于2020年2月27日提交的10-K表格年度报告(File001-35700)附件10.2并入)。
10.3+
2020年业绩归属限制性股票奖励协议表格(参照本公司于2020年2月27日提交的10-K表格年度报告(文件001-35700)附件10.3并入)。
10.4+*
2021年时间授予限制性股票单位奖励协议形式。
10.5+*
2021年履约归属限制性股票单位协议格式。
10.6+
时间授予限制性股票奖励协议表格(通过引用附件10.1并入本公司于2014年3月5日提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件)。
10.7+
基于业绩的限制性股票奖励协议表格(参照公司于2014年3月5日提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件附件10.2并入)。
10.8+
董事及高级人员弥偿协议表格(以参考方式并入
本公司于2012年8月20日向证券交易委员会提交的S-1表格，档案号为第333-179502号的注册表第4号修正案的附件10.15)。
10.9+
响尾蛇能源公司高级管理人员离职计划(包括作为附表C-1和C-2所附的参与协议表格)(通过引用公司于2020年2月27日提交的Form 10-K年度报告(File001-35700)附件10.5并入)。
10.10+
2014年高管年度激励薪酬计划(通过引用附件10.1并入公司于2014年4月2日提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件)。
10.11+*
2021年2月通过的高管年度激励薪酬计划。
10.12
于2013年11月1日，响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)作为母担保人，响尾蛇O&G有限责任公司(Diamondback O&G LLC)作为借款人，富国银行全国协会(Wells Fargo Bank)作为行政代理，与贷款方之间的第二次修订和重新签署的信贷协议，日期为2013年11月1日(通过引用附件10.3并入该公司于2013年11月5日提交给证券交易委员会的10-Q表格第001-35700号文件)。
77
目录
3.展品
展品编号
描述
10.13
本公司于二零一四年六月九日对原日期为二零一三年十一月一日的第二次修订及重订信贷协议作出第一修正案，由本公司作为母担保人Diamondback O&G LLC(作为借款人)、每一担保方、每一贷款方以及Wells Fargo Bank National Association(作为行政代理)(通过参考本公司于2014年8月7日提交给证券交易委员会的10-Q表格第001-35700号文件附件10.4并入本公司)。
10.14
第二次修订和重新签署的信贷协议的第二修正案，日期为2014年11月13日，由响尾蛇能源公司作为母担保人，响尾蛇O&G有限责任公司作为借款人，担保人，富国银行全国协会作为行政代理，以及贷款方(通过参考公司于2014年11月18日提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号文件附件10.2并入)。
10.15
对日期为2013年11月1日的第二次修订和重新签署的信贷协议的第三修正案，日期为2013年11月1日，由Diamondback Energy，Inc.作为母担保人，Diamondback O&G LLC作为借款人，Diamondback Energy，Inc.的某些其他子公司作为担保人，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及贷款方(通过引用本公司当前报告8-K表的附件10.1合并而成，
10.16
第四修正案，日期为2016年12月15日，由响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)作为父担保人，响尾蛇O&G有限责任公司(Diamondback O&G LLC)作为借款人，响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)的某些其他子公司作为担保人，富国银行(Wells Fargo Bank)全国协会(Wells Fargo Bank，National Association)作为行政代理，以及贷款方(通过引用本公司当前报告8-K表的附件10.2合并)，于2013年11月1日对第二次修订和重新签署的信贷协议进行了第四次修正。
10.17
第五修正案，日期为2017年11月28日，由响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)作为父担保人，响尾蛇O&G有限责任公司(Diamondback O&G LLC)作为借款人，响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)的某些其他子公司作为担保人，富国银行(Wells Fargo Bank)全国协会(Wells Fargo Bank，National Association)作为行政代理，以及贷款方(通过引用公司当前报告8-K表的附件10.1合并)，于2013年11月1日对第二份修订和重新签署的信贷协议进行了修订和重新签署。
10.18
对第二次修订和重新签署的信贷协议的第八项修正案，日期为2018年10月26日，由Diamondback Energy，Inc.作为父担保人Diamondback O&G LLC作为借款人，Diamondback Energy，Inc.的某些其他子公司作为担保人，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及贷款方(通过引用该公司提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号附件10.1合并而成)，日期为2018年10月26日，由Diamondback Energy，Inc.作为父担保人，Diamondback O&G LLC作为借款人，Diamondback Energy，Inc.的某些其他子公司作为担保人，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及贷款方(通过引用该公司于
10.19
由响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)作为父担保人，响尾蛇O&G有限责任公司(Diamondback O&G LLC)作为借款人，响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)的某些其他子公司作为担保人，富国银行(Wells Fargo Bank)，全国协会(National Association)作为行政代理，以及其贷款方(通过引用表格8-K的表10.1合并而成)，于2018年11月29日由响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)作为父担保人的修订和重新签署的信贷协议的第九修正案和修订和重新签署的担保和抵押品协议的第四修正案。
10.20
第二次修订和重新签署的信贷协议第十修正案，日期为2019年3月25日，由响尾蛇公司作为父担保人，响尾蛇O&G有限责任公司作为借款人，响尾蛇能源公司的某些其他子公司作为担保人，富国银行全国协会作为行政代理，以及贷款方之间的第二次修订和重新签署的信贷协议(通过参考公司于2019年3月29日提交给证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-35700)附件10.1合并而成
10.21
第十一次修订和重新签署的信贷协议，日期为2019年6月28日，由Diamondback Energy，Inc.作为父担保人，Diamondback O&G LLC作为借款人，Diamondback Energy，Inc.的某些其他子公司作为担保人，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及其贷款方(通过引用该公司于7月3日提交给证券交易委员会的8-K表格第001-35700号附件10.1并入，
10.22
修订和重新签署的信贷协议，日期为2018年7月20日，由Viper Energy Partners LLC作为借款人，Viper Energy Partners LP作为担保人，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及贷款方(通过引用Viper Energy Partners LP于2018年7月26日提交的当前报告8-K表(File001-36505)的附件10.1并入)，其中包括：Viper Energy Partners LLC作为借款人，Viper Energy Partners LP作为担保人，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及贷款方(通过参考Viper Energy Partners LP于2018年7月26日提交的当前报告的附件10.1合并)。
10.23
修订和重新签署的高级担保循环信贷协议第二修正案，日期为2019年9月24日，由Viper Energy Partners LLC作为借款人，Viper Energy Partners LP作为父担保人，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及贷款人(通过参考Viper Energy Partners LP于2019年9月30日提交的8-K表格(File001-36505)附件10.1合并)。
78
目录
3.展品
展品编号
描述
10.24
修订和重新签署的高级担保循环信贷协议的第三修正案，日期为2019年10月8日，由Viper Energy Partners LLC作为借款人，Viper Energy Partners LP作为父担保人，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及贷款人(通过参考Viper Energy Partners LP于2019年10月10日提交的8-K表格(File001-36505)附件10.1合并)。
10.25
修订和重新签署的高级担保循环信贷协议第四修正案，日期为2019年11月29日，由Viper Energy Partners LLC作为借款人，Viper Energy Partners LP作为父担保人，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及贷款方(通过引用2019年12月5日提交的合伙企业当前报告8-K表(文件编号001-36505)的附件10.1并入)。
10.26
修订和重新签署的高级担保循环信贷协议第五修正案，日期为2020年5月11日，借款人为Viper Energy Partners LLC，母担保人为Viper Energy Partners LP，行政代理为富国银行(Wells Fargo Bank)，以及贷款方(通过引用2020年5月15日提交的合伙企业当前8-K报表(File001-36505)附件10.1并入)。
10.27
修订和重新签署的高级担保循环信贷协议第六修正案，日期为2020年11月6日，借款人为Viper Energy Partners LLC，母担保人为Viper Energy Partners LP，行政代理为富国银行(Wells Fargo Bank)，以及贷款方(通过引用2020年11月12日提交的合伙企业当前报告8-K表(File001-36505)附件10.1并入)。
10.28
信贷协议，日期为2019年5月28日，由Rattler Midstream Operating LLC作为借款人，Rattler Midstream LP作为母公司，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及某些贷款人不时与之合作(通过引用附件10.2并入Rattler Midstream LP的Form 8-K，文件号001-38919，由Rattler Midstream LP于2019年5月29日提交给证券交易委员会)。
10.29
信贷协议第一修正案，日期为2019年10月23日，由Rattler Midstream Operating LLC作为借款人，Rattler Midstream LP作为母公司，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及某些贷款人不时与之合作(通过参考Rattler Midstream LP于2019年10月28日提交的Form 8-K(File001-38919)附件10.1合并)。
10.30
截至2020年11月2日的信贷协议第二修正案，日期为2019年5月28日，由Rattler Midstream Operating LLC作为借款人，Rattler Midstream LP作为母公司，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及某些贷款人不时与其签约。(引用合伙企业于2020年11月5日提交的Form10-Q季度报告(File001-38919)附件10.3)。
10.31+
Energen Corporation股票激励计划(修订后于2017年11月7日生效)(通过引用附件10(B)并入Energen公司截至2017年9月30日的季度报告Form 10-Q中)。
10.32+
2018年11月27日的Energen Corporation股票激励计划修正案(通过引用公司于2018年11月30日提交给证券交易委员会的S-8表格登记说明书附件4.7，文件编号333-228637)。
10.33+
根据Energen Corporation股票激励计划(通过参考Energen截至2012年12月31日止年度的Form 10-K年度报告附件10(R)并入)的股票期权协议表格。
10.34+
根据Energen Corporation股票激励计划(通过参考Energen截至二零一二年十二月三十一日止年度的Form 10-K年度报告附件10(S)并入)的限制性股票协议表格。
10.35+
根据Energen公司股票激励计划(通过引用附件10.2并入Energen公司于2013年12月12日提交的Form 8-K的当前报告)下的限制性股票单位协议表。
21.1*
注册人的子公司。
23.1*
均富律师事务所同意。
23.2*
莱德斯科特公司同意将响尾蛇能源公司的储量报告列入附件99.1。
23.3*
莱德斯科特公司同意将Viper Energy Partners LP的储量报告列入附件99.2。
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*
根据修订后的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。
79
目录
3.展品
展品编号
描述
32.1**
根据修订后的1934年证券交易法颁布的第13a-14(B)条和美国法典第18章第63章第1350节的规定，对注册人的首席执行官进行认证。
32.2**
根据1934年修订的《证券交易法》(Securities Exchange Act)颁布的第13a-14(B)条以及美国法典第18章第63章第1350节的规定，对注册人的首席财务官进行认证。
99.1*
莱德斯科特公司(Ryder Scott Company，L.P.)2021年1月7日的报告，涉及对截至2020年12月31日响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)某些租赁权益的已探明储量、未来产量和收入的估计。
99.2*
莱德斯科特公司(Ryder Scott Company，L.P.)日期为2021年1月7日的报告，涉及对响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)子公司Viper Energy Partners LP截至2020年12月31日的已探明储量、未来产量和可归因于某些特许权使用费权益的收入的估计。
101
以下财务信息来自公司截至2020年12月31日的年度报告Form 10-K，格式为Inline XBRL：(I)综合资产负债表，(Ii)综合经营报表，(Iii)综合股东权益变动表，(Iv)综合现金流量表和(V)综合财务报表附注。
104
封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。
_______________
*
谨此提交。
**
作为附件32.1和附件32.2所附的证书，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)附在本10-K表格年度报告中，不应被视为注册人就修订后的1934年证券交易法第18节的目的进行了“备案”。
+
管理合同、补偿计划或安排。
#
根据S-K条例第601(B)(2)项，本协议中提及的附表(或类似附件)已被省略。任何遗漏的时间表(或类似附件)的副本将根据要求补充提供给美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)。

项目16.表格10-K总结
没有。

80
目录
签名

根据1934年证券交易法的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。
响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)
日期：2021年2月25日
/s/Travis D.Stice
特拉维斯·D·斯泰斯
首席执行官
(首席行政主任)

根据1934年证券交易法的要求，本报告已由以下人员以注册人的身份在指定日期代表注册人签署。
签名标题日期
/s/史蒂文·E·韦斯特董事会主席兼董事2021年2月25日
史蒂文·E·韦斯特
/s/Travis D.Stice首席执行官兼董事2021年2月25日
特拉维斯·D·斯泰斯(首席行政主任)
/s/文森特·K·布鲁克斯导演2021年2月25日
文森特·K·布鲁克斯
/s/Michael P.Cross导演2021年2月25日
迈克尔·P·克罗斯
/s/大卫·L·休斯顿导演2021年2月25日
大卫·L·休斯顿
/s/斯蒂芬妮·K·梅恩斯导演2021年2月25日
斯蒂芬妮·K·梅恩斯
/s/Mark L.Plaumann导演2021年2月25日
马克·L·普莱曼
/s/Melanie M.Trent导演2021年2月25日
梅勒妮·M·特伦特
/s/凯斯·范特霍夫首席财务官兼业务发展执行副总裁2021年2月25日
凯斯·范特霍夫(首席财务官)
/s/特蕾莎·L·迪克首席会计官、执行副总裁兼助理秘书2021年2月25日
特蕾莎·L·迪克(首席会计官)

S-1
目录
独立注册会计师事务所报告

董事会和股东
响尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)

对财务报表的几点看法

我们审计了响尾蛇能源公司(特拉华州一家公司)及其子公司(统称为“公司”)截至2020年12月31日和2019年12月31日的合并资产负债表，以及截至2020年12月31日的三个年度内各年度的相关综合经营报表、股东权益和现金流量表以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为，财务报表在所有重要方面都公平地反映了本公司截至2020年12月31日和2019年12月31日的财务状况，以及截至2020年12月31日的三个年度的运营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。

我们还根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据2013年建立的标准，对公司截至2020年12月31日的财务报告内部控制进行了审计内部控制-集成框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布，我们于2021年2月25日发布的报告表达了无保留意见。

意见基础

这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

关键审计事项

下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的事项，该事项已传达或要求传达给审计委员会：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变我们对整个财务报表的意见，我们也不会通过沟通下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。

探明储量估算与枯竭费用的计算、确认和减值评估

如财务报表附注2所述，本公司采用全成本会计方法核算其石油及天然气资产，该方法要求管理层对已探明储量及未来收入作出估计，以记录损耗费用并计量其石油及天然气资产的潜在减值。为估计已探明储量及未来收入，管理层作出重大估计及假设，包括预测已探明未开发物业的产量递减率，以及预测与本公司已探明未开发物业发展计划有关的产量时间及产量。此外，已探明储量的估计亦受管理层对与已探明储量相关的油井财务表现的判断及估计所影响，以确定油井是否在估计耗竭开支及潜在减值计量所需的适当定价假设下，以合理确定性预期为经济。由于油气资产已探明储量的估算对耗竭费用和减值评估的影响，我们将其确定为一项重要的审计事项。

F-1
目录
我们确定已探明储量的估计是一项重要审计事项的主要考虑因素是，某些投入和假设的相对微小变化(这些变化需要高度的主观性)估计本公司已探明储量的数量和未来收入可能会对损耗费用或减值费用的计量产生重大影响。反过来，审计这些输入和假设需要审计人员主观而复杂的判断。

我们与已探明储量估算相关的审计程序包括以下内容。

•我们测试了与上限测试准备、计算和管理层对已探明储量的估计有关的关键控制措施的设计和运行有效性，目的是估计消耗费用和评估公司的石油和天然气属性的潜在减值。具体地说，这些控制涉及利用历史信息评估从公司会计记录中得出的已探明储量，以及对提供给油藏工程专家的信息的管理审查控制，以及对公司专家编制的最终探明储量报告的管理审查控制。

•我们评估了公司油藏工程专家的知识、技能和能力水平以及他们与公司的关系，向油藏工程师询问了估算公司探明储量的过程和判断，并阅读了公司专家编写的储量报告。

•由于用于确定已探明储备量和其他现金流输入和假设的关键、敏感的输入和假设来自公司的会计记录，如历史定价差异、运营成本、估计资本成本以及营运和净收入利益，我们在抽样的基础上测试了管理层确定假设的过程，包括检查基础支持。具体地说，我们的审计程序涉及测试管理层的假设，如下所示：

–将储备金报告中使用的估计价差与本年度记录的与收入交易有关的实际价格进行比较，并审查了对价差的合同支持情况；

–与历史运营成本相比，评估用于估算年终运营成本的模型；

–比较用于确定未来资本支出的模型，并将储备报告中使用的估计未来资本支出与最近在类似地点钻井和完井的支出金额进行比较；

–通过检查土地和区划订单记录样本，评估储量报告中使用的工作利益和净收入利益；

–通过审查历史转换率和对公司或经营者开发已探明未开发物业意向的支持，评估公司支持储量报告中反映的已探明未开发物业数量的证据；

–评估已探明未开发属性的预计最终采收率与可比已探明已开发生产属性的预计最终采收率；以及

–通过与历史实际结果和上一年的储备报告进行比较，将分析程序应用于储备报告。

/s/均富律师事务所

自2009年以来，我们一直担任本公司的审计师。

俄克拉何马城，俄克拉何马州
2021年2月25日

F-2
目录
响尾蛇能源公司及其子公司
合并资产负债表



十二月三十一日，
20202019
(以百万为单位，面值和股份除外)
资产
流动资产：
现金和现金等价物$104 $123 
受限现金4 5 
应收账款：
共同权益及其他，净额56 186 
石油和天然气销售，净额281 429 
盘存33 37 
衍生工具1 46 
应收所得税100 19 
预付费用和其他流动资产23 24 
流动资产总额602 869 
财产和设备：
石油和天然气属性，全成本会计方法(#美元7,493百万美元和$9,207分别于2020年12月31日和2019年12月31日从摊销中剔除的百万美元)
27,377 25,782 
中游资产1,013 931 
其他财产、设备和土地138 125 
累计损耗、折旧、摊销和减值(12,314)(5,003)
财产和设备，净额16,214 21,835 
托管资金51 — 
权益法投资533 479 
衍生工具— 7 
递延所得税，净额73 142 
房地产投资净额101 109 
其他资产45 90 
总资产$17,619 $23,531 
负债与股东权益
流动负债：
应付帐款-贸易$71 $179 
应计资本支出186 475 
长期债务的当期到期日191 — 
其他应计负债302 304 
应支付的收入和特许权使用费237 278 
衍生工具249 27 
流动负债总额1,236 1,263 
长期债务5,624 5,371 
衍生工具57 — 
资产报废义务108 94 
递延所得税783 1,886 
其他长期负债7 11 
总负债7,815 8,625 
承付款和或有事项(附注17)  
股东权益：
普通股，$0.01面值，200,000,000授权股份，158,088,182和159,002,338已发行和未偿还日期分别为2020年12月31日和2019年12月31日
2 2 
额外实收资本12,656 12,357 
留存收益(累计亏损)(3,864)890 
总计响尾蛇能源公司股东权益8,794 13,249 
非控股权益1,010 1,657 
总股本9,804 14,906 
负债和权益总额$17,619 $23,531 
请参阅合并财务报表附注。
F-3
目录
响尾蛇能源公司及其子公司
合并业务报表


截至十二月三十一日止的年度，
202020192018
(除每股金额外，以百万股为单位，以千股为单位)
收入：
石油销售$2,410 $3,554 $1,879 
天然气销售107 66 61 
天然气液体销售239 267 190 
中游服务50 64 34 
其他营业收入7 13 12 
总收入2,813 3,964 2,176 
成本和费用：
租赁运营费用425 490 205 
生产税和从价税195 248 133 
集运140 88 26 
中游服务费用105 91 72 
折旧、损耗和摊销1,304 1,447 623 
石油和天然气性质的减损6,021 790 — 
一般和行政费用88 104 65 
资产报废债务增加7 7 2 
兼并整合费用— — 36 
其他运营费用4 4 3 
总成本和费用8,289 3,269 1,165 
营业收入(亏损)(5,476)695 1,011 
其他收入(费用)：
利息支出，净额(197)(172)(87)
其他收入(费用)，净额2 4 89 
衍生工具净收益(亏损)(81)(108)101 
投资重估得(损)(9)5 (1)
债务清偿损失(5)(56)— 
股权投资的收益(亏损)(10)(6)— 
其他收入(费用)合计(净额)(300)(333)102 
所得税前收入(亏损)(5,776)362 1,113 
所得税拨备(受益于)(1,104)47 168 
净收益(亏损)(4,672)315 945 
非控股权益应占净收益(亏损)(155)75 99 
可归因于响尾蛇能源公司的净收益(亏损)$(4,517)$240 $846 
普通股每股收益(亏损)：
基本信息$(28.59)$1.47 $8.09 
稀释$(28.59)$1.47 $8.06 
加权平均已发行普通股：
基本信息157,976 163,493 104,622 
稀释157,976 163,843 104,929 
宣布的每股股息$1.5250 $0.9375 $0.50 




请参阅合并财务报表附注。
F-4
目录
响尾蛇能源公司及其子公司
股东权益合并报表

普通股额外实收资本留存收益(累计亏损)非控股权益
股票金额总计
(百万美元，千股)
2017年12月31日的余额98,167 $1 $5,291 $(38)$327 $5,581 
采用ASU 2016-01年度税后净额的影响— — — (9)(7)(16)
发行普通单位的净收益-Viper Energy Partners LP— — — — 303 303 
基于单位的薪酬— — — — 3 3 
基于股票的薪酬— — 34 — — 34 
为企业合并发行的普通股63,126 1 7,069 — — 7,070 
企业合并中假定的股票期权— — 14 — — 14 
企业合并中假设的限制性股票单位— — 52 — — 52 
回购股份代扣税款(140)— (14)— — (14)
分配给非控股权益— — — — (98)(98)
为Ajax发行的普通股2,584 — 340 — — 340 
支付的股息— — — (37)— (37)
股票期权的行使和限制性股票单位的归属536 — — — — — 
合并子公司所有权变更，净额— — 150 — (160)(10)
净收入— — — 846 99 945 
余额2018年12月31日164,273 2 12,936 762 467 14,167 
发行普通单位的净收益-Viper Energy Partners LP— — — — 341 341 
发行普通单位的净收益-Rattler Midstream LP— — — — 720 720 
基于单位的薪酬— — — — 7 7 
为采购而发行的通用单位— — — — 124 124 
基于股票的薪酬— — 57 — — 57 
回购股份代扣税款(125)— (13)— — (13)
根据回购计划回购的股票(6,385)— (598)— — (598)
分配给非控股权益— — — — (122)(122)
支付的股息— — — (112)— (112)
股票和单位期权的行使以及限制性股票的奖励1,239 — 8 — — 8 
合并子公司所有权变更，净额— — (33)— 45 12 
净收入— — — 240 75 315 
2019年12月31日的余额159,002 2 12,357 890 1,657 14,906 
基于单位的薪酬— — — — 10 10 
分配等价权付款— — — (1)(2)(3)
基于股票的薪酬— — 43 — — 43 
回购股份代扣税款(75)— (5)— (2)(7)
根据回购计划回购的股票(1,280)— (98)— — (98)
回购计划下的回购单位— — — — (39)(39)
分配给非控股权益— — — — (93)(93)
支付的股息— — — (236)— (236)
股票期权的行使和限制性股票单位的归属441 — 1 — — 1 
合并子公司所有权变更，净额— — 358 — (366)(8)
净收益(亏损)— — — (4,517)(155)(4,672)
2020年12月31日的余额158,088 $2 $12,656 $(3,864)$1,010 $9,804 




请参阅合并财务报表附注。
F-5
目录
响尾蛇能源公司及其子公司
合并现金流量表

截至十二月三十一日止的年度，
202020192018
(单位：百万)
经营活动的现金流：
净收益(亏损)$(4,672)$315 $945 
对净收益(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)(1,042)47 168 
石油和天然气性质的减损6,021 790 — 
折旧、损耗和摊销1,304 1,447 623 
提前清偿债务损失5 56 — 
衍生工具(收益)损失，净额81 108 (101)
衍生工具结算时收到(支付)的现金250 80 (121)
股权薪酬费用37 48 27 
其他37 15 18 
营业资产和负债变动情况：
应收账款217 (187)13 
应收所得税(62)— — 
预付费用和其他费用2 29 25 
应付账款和应计负债(20)(129)(7)
应支付的收入和特许权使用费(41)135 12 
其他1 (15)(37)
经营活动提供(用于)的现金净额2,118 2,739 1,565 
投资活动的现金流：
石油和天然气属性的钻井、完井和非操作添加(1,611)(2,557)(1,359)
增加石油和天然气资产的基础设施(108)(120)(102)
增加中游资产(140)(244)(204)
收购租赁权益(119)(443)(1,371)
收购矿产权益(66)(333)(440)
托管资金(51)— 11 
出售资产所得收益63 300 80 
房地产投资— (1)(111)
对权益法投资的贡献(102)(485)— 
其他33 (5)(7)
投资活动提供(用于)的现金净额(2,101)(3,888)(3,503)
融资活动的现金流：
信贷安排下的借款收益1,130 2,350 2,652 
信贷安排项下的还款(1,478)(3,718)(1,242)
偿还Energen的信贷安排— — (559)
优先债券收益997 3,469 1,062 
优先票据的偿还(239)(1,250)— 
合资企业收益40 39 — 
债务清偿的保费(2)(44)— 
发债成本(11)(18)(25)
公开募股成本— (41)(3)
公开发行股票所得收益— 1,106 305 
根据回购计划回购的股票(98)(593)— 
回购计划下的回购单位(39)— — 
向股东分红(236)(112)(37)
对非控股权益的分配(93)(122)(98)
其他(8)(4)(14)
融资活动提供(用于)的现金净额(37)1,062 2,041 
现金及现金等价物净增(减)(20)(87)103 
期初现金、现金等价物和限制性现金128 215 112 
期末现金、现金等价物和限制性现金$108 $128 $215 

请参阅合并财务报表附注。
F-6
目录
响尾蛇能源公司及其子公司
合并现金流量表-续

截至十二月三十一日止的年度，
202020192018
(单位：百万)
补充披露现金流信息：
支付的利息，扣除资本化利息后的净额$235 $237 $114 
非现金交易的补充披露：
应计资本支出$213 $553 $437 
为AJAX发行的普通股$— $— $340 
为企业合并发行的普通股(1)
$— $— $7,136 
已获得的资产报废债务$2 $4 $111 
(1)包括$7为企业合并发行的10亿股普通股，$14所假设的股票期权为百万美元和$52假设限制性股票单位为百万美元。












































请参阅合并财务报表附注。
F-7
目录
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表附注


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(“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2020年12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，特拉华州有限责任公司Diamondback O&G LLC，特拉华州有限责任公司Viper Energy Partners GP LLC(以下简称为Viper的普通合伙人)，特拉华州的有限责任公司Rattler Midstream GP LLC(简称为Rattler的普通合伙人)，以及阿拉巴马州的Energen Corporation(以下简称Energen Corporation合并后的子公司包括这些全资子公司以及特拉华州有限合伙企业Viper Energy Partners LP、特拉华州有限责任公司Viper Energy Partners LLC、特拉华州有限责任公司Rattler Midstream LP(前身为Rattler Midstream Partners LP)、特拉华州有限合伙企业Rattler Midstream Operating LLC(前身为Rattler Midstream LLC)、特拉华州有限责任公司Rattler Midstream Operating LLC(前身为Rattler Midstream LLC特拉华州的有限责任公司Rattler Omog LLC、Energen的全资子公司Energen Resources Corporation、阿拉巴马州的一家公司(“Energen Resources”)、EGN服务公司、阿拉巴马州的一家公司以及特拉华州的波希米亚合并子公司。

陈述的基础

合并财务报表包括本公司及其子公司在合并时注销所有重大公司间余额和交易后的账目。

Viper和Rattler在公司的财务报表中合并。截至2020年12月31日，公司拥有约58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2020年12月31日，公司拥有约72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非控股权益的运营结果在股本和净收入中列示，并与公司应占股本和净收入分开列示。

公司在以下时间报告其运营情况二业务部门：(I)上游业务部门，主要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，主要位于得克萨斯州西部的二叠纪盆地；(Ii)中游业务部门，包括中游服务和房地产业务。

重新分类

某些前期金额已重新分类，以符合本期财务报表列报。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或影响的某些金额必须由管理层进行估计，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作出某些假设。这些估计和假设影响公司报告的资产和负债金额，以及公司在合并财务报表日期披露的或有资产和负债。实际结果可能与这些估计不同。

F-8

目录
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)

做出准确的估计和假设尤其困难，因为石油和天然气行业面临着挑战，这些挑战来自于新冠肺炎的影响带来的负面定价压力，以及欧佩克成员国和其他出口国对全球石油和天然气市场供需的行动。石油和天然气行业的公司已经改变了近期业务计划，以应对不断变化的市场状况。上述情况普遍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。

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，持续评估这些估计。然而，实际结果可能与该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。受该等估计及假设规限的重大项目包括对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值估计、资产报废责任、假设的收购资产及负债的公允价值厘定、基于权益的补偿、衍生工具的公允价值估计及所得税估计。
现金和现金等价物

该公司将购买的期限在三个月或以下的所有高流动性投资和货币市场基金视为现金等价物。该公司在银行存款账户中保留现金和现金等价物，有时可能会超过联邦保险的限额。该公司并未因该等投资而蒙受任何重大亏损。

应收帐款

应收账款包括共同利益所有人对该公司经营的物业的应收账款，以及销售交付给买方的石油和天然气生产的应收账款。采购商直接将生产货款汇给公司。大多数生产付款是在生产日期后三个月内收到的。

本公司采纳了2016-13年度会计准则更新(“ASU”)及随后适用的修订
该规则将于2020年1月1日生效。应收账款按连带权益所有人或购买者应付的金额，扣除本公司在收款存疑时估计的预期损失准备后的净额列报。对于共同利益所有人的应收账款，公司通常有能力扣留未来的收入支出，以追回任何不支付共同利息账单的款项。超过合同付款期限的共同权益所有者或购买者的应收账款被视为逾期未付。本公司在厘定每类应收账款的拨备时，会考虑多项因素，包括应收账款逾期的时间长短、本公司过往的亏损纪录、债务人目前向本公司支付债务的能力、整体经济状况及整个行业的状况。当特定应收账款无法收回时，公司将其注销，随后收到的应收账款将计入预期损失拨备。于2020年12月31日、2020年12月31日及2019年12月31日，本公司分别就与应收联息有关的信贷亏损及与石油及天然气生产销售有关的信贷亏损入账无形拨备。

衍生工具

本公司须按公允价值确认其在综合资产负债表上的衍生工具为资产或负债，并根据预期结算日期将该等金额分类为流动或长期。衍生工具公允价值变动的会计处理取决于衍生工具的预期用途和由此产生的名称。本公司并未就会计目的指定其衍生工具作为对冲，因此，其衍生工具按公允价值计价，并在综合经营报表中确认衍生工具各期间的现金及非现金公允价值变动。有关本公司衍生工具的其他资料，请参阅附注15-衍生物.

石油和天然气性质

该公司使用全成本法核算其石油和天然气资产。根据这一方法，所有收购、勘探和开发成本，包括某些内部成本，都按基于已探明石油、天然气液体和天然气储量的综合生产法单位资本化和摊销。将内部成本资本化到
F-9

目录
响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)

全部成本池指管理层对与勘探和开发活动直接相关的成本的估计，例如与监督勘探和开发活动相关的地质和其他行政成本。与物业生产和经营相关的成本(包括相关员工成本)在发生时计入费用。与勘探和开发活动没有直接关联的所有其他内部成本在发生时计入费用。出售石油及天然气资产，不论目前是否已摊销，均按资本化成本调整入账，不确认损益，除非该等调整会显著改变资本化成本与石油、天然气液体及天然气已探明储量之间的关系。子公司向本公司也拥有权益的物业的营运权益所有者提供服务的任何收入，只要超过发生的相关成本，将计入与本公司对子公司的投资成比例的石油和天然气资产资本化成本的减少额。评估的石油和天然气属性的损耗是以生产方法为单位计算的，即资本化成本加上估计的未来开发成本在总探明储量上摊销。每桶当量生产单位的平均消耗率为#美元。11.30, $13.54及$12.62分别截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度。石油和天然气资产的耗尽费用为#美元。1.2亿美元，1.410亿美元和595截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为100万美元。

根据这种会计方法，该公司必须每季度进行一次上限测试。这项测试确定了已探明石油和天然气属性的账面价值的限制或上限。净资本化成本限于扣除递延所得税的未摊销成本净额或成本中心上限中的较低者。成本中心上限的定义是：(A)预计未来净收入的总和，折现为10(B)未摊销物业的成本(如有的话)；及(C)摊销成本中包括未探明物业的成本或市值较低者(如有的话)；及(C)摊销成本中包括的未探明物业的成本或市值(以未经探明物业的成本或市值较低者为准)；及(C)摊销成本中未经探明物业的成本或市值较低者，包括因石油及天然气物业的账面与课税基准之间的差异而产生的相关递延税项(包括因石油及天然气物业的账面与课税基准之间的差异而产生的相关递延税项)。如果账面净值(包括相关递延税金)超过上限，则需要减值或非现金减记。有关本公司已探明石油及天然气资产减值的其他资料，请参阅附注8-财产和设备.

在本公司确定是否存在已探明储量之前，与未评估物业相关的成本不包括在全部成本池中。本公司至少每年对归类为未评估财产的所有项目进行评估，以确定可能出现的减值。本公司对物业进行个人评估，如果物业对个人影响不大，则对物业进行整体评估。评估包括考虑以下因素，其中包括：钻探意向；剩余租赁期；地质和地球物理评估；钻探结果和活动；已探明储量的转让；以及如果已探明储量被转让，开发的经济可行性。在该等因素显示减值的任何期间内，该物业迄今产生的累计钻探成本以及全部或部分相关租赁成本将转移至全部成本池，然后进行摊销。

房地产资产

房地产资产按成本减去累计折旧和摊销。本公司考虑每项资产的未来受益期以确定适当的使用年限，并在分配的使用年限内使用直线法计算折旧和摊销。

收购房地产时，购买价格将分配给有形资产(包括土地和建筑物)以及已确认的无形资产和负债，其中可能包括高于市价和低于市价的租赁价值以及原地租赁的价值。购买价格的分配是基于物业每个组成部分的公允价值。虽然独立评估可用于协助厘定公允价值，但在许多情况下，该等价值将基于管理层对每项物业的评估、可比物业的售价及资产现金流量的折现值。有关本公司房地产资产的其他资料，请参阅附注7-房地产资产.


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合并财务报表附注-(续)

其他财产、设备和土地

其他财产、设备和土地按成本入账。本公司在发生的期间内承担维护和维修费用。当资产报废或处置时，成本和相关累计折旧将从综合资产负债表中扣除，由此产生的损益(如有)将反映在运营中。其他财产和设备的折旧是在其估计使用年限内使用直线法计算的，其范围为三至15好几年了。

资产报废义务

本公司计量其有形长期资产报废的未来成本，并将该成本确认为因收购、建造或正常运营长期资产而产生的与长期资产报废相关的法律义务的负债。

资产报废债务代表有形资产(即油井)未来的废弃成本。资产报废负债的公允价值，如能对公允价值作出合理估计，则计入发生负债的期间，相应成本作为相关长期资产账面价值的一部分进行资本化。每期负债增加到当时的现值，资本化成本在相关资产的使用年限内折旧。如果清偿负债的金额不是记录金额，或者如果估计负债发生变化，则差额计入石油和天然气资产。

按公允价值计算资产报废负债的初始计量采用贴现现金流技术，并基于对与未来封堵和废弃油井及相关设施相关的未来报废成本的内部估计。有关本公司资产报废义务的其他资料，请参阅附注9-资产报废义务.

长期资产减值

每当事件或情况显示一项资产的账面金额可能无法收回时，运营和中游资产中使用的其他财产和设备都会得到审查。只有当长期资产的账面金额无法从其估计的未来未贴现现金流中收回时，才会确认减值损失。减值损失是资产的账面价值和公允价值之间的差额。该公司拥有不是截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度的重大减值亏损。

资本化利息

该公司将与不受当前摊销影响的勘探和开发项目有关的支出的利息资本化。利息只在活动进行期间资本化，以使这些未评估的财产达到其预期用途。资本化利息不能超过总利息支出。见注11-债务了解更多细节。

盘存

库存以成本或市场中较低者为准，包括截至2020年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的管状货物和设备。该公司的管材和设备主要包括石油和天然气钻探或维修项目，如油管、套管和抽油机。

发债成本

长期债务包括与优先票据相关的资本化成本，扣除累计摊销后的成本。与优先票据相关的成本从优先票据余额中扣除，并使用实际利息法在优先票据期限内摊销。见注11-债务了解更多细节。与公司信贷融资相关的成本包括在综合资产负债表的其他资产中，并在融资期限内摊销。


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其他应计负债

其他应计负债包括以下内容：
十二月三十一日，
20202019
(单位：百万)
应付租赁经营费$115 $119 
应缴从价税57 68 
应付利息37 27 
应付衍生负债30 3 
应付中游运营费用18 22 
共同权益合伙人预付钻探费用的责任5 12 
其他40 53 
其他应计负债总额$302 $304 

应支付的收入和特许权使用费

对于公司作为经营者的某些石油和天然气资产，公司从购买者那里获得生产收益，并进一步将这些收益分配给其他收入和特许权使用费所有者。公司尚未分配给其他收入和特许权使用费所有者的生产收益在随附的综合资产负债表中反映为应支付的收入和特许权使用费。该公司只确认其在石油和天然气资产中的净收入权益的收入。

非控制性权益

所附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示。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。由于在Viper和Rattler的所有权权益的这些变化不会导致控制权的变更，这些交易被列为ASC主题810“合并”项下的股权交易，该主题要求本公司在Viper和Rattler的基础资产的账面价值与收到的对价的公允价值之间的任何差异都应直接在股权中确认，并归因于控股权益。见附注12-股本与每股收益关于公司的变化的讨论合并子公司的所有权权益在截至2020年12月31日的年度内。

收入确认

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。实际上，该公司合同中的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。

石油销售

该公司的石油销售合同一般是在合同约定的交货点向买方交付石油，买方在该地点取得产品的保管权、所有权和损失风险。根据这一安排，公司或第三方将产品运输到交货点，并从购买者那里收到指定的指数价格，不扣除任何费用。在这种情况下，当控制权在交货点转移给购买者时，公司根据从购买者那里收到的价格确认收入。石油收入是在公司的综合经营报表中扣除任何第三方运输费和其他适用差额后记录的。

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天然气和天然气液体销售

根据该公司的天然气加工合同，该公司向位于井口、电池设施或中游加工实体系统入口处的中游加工实体输送天然气。中游加工实体收集和加工天然气，并将收益汇给本公司，用于销售天然气液体和残余气。在这些情况下，公司会评估自己是交易中的委托人还是代理人。对于该公司已确定为委托人、最终第三方为其客户的合同，该公司按毛数确认收入，运输、收集、加工、处理和压缩费用在其综合经营报表中作为支出列报。

在某些天然气加工协议中，本公司可能选择在中游实体的加工厂的后门将其残渣气体和/或天然气液体实物运往市场。通过营销过程，该公司在合同约定的交货点将产品交付给最终的第三方购买者，并从购买者那里收到指定的指数价格。在这种情况下，当控制权在交货点转移给购买者时，公司根据从购买者那里收到的指数价格确认收入。天然气加工合同产生的收集、加工、处理和压缩费用，以及向买方交付产品所产生的任何运输费用，在其综合经营报表中作为运输、收集、加工、处理和压缩费用列示。

中游收入

采集、压缩、水处理、处理和处理业务的几乎所有收入都来自Rattler为勘探和生产业务提供的服务的部门间交易。公司合并财务报表中显示的费用部分是向公司运营油井的利息所有者收取的金额，以及向其他第三方收取的由Rattler公司提供的水处理和处理服务或使用Rattler公司的收集和压缩系统的费用。对于收集和压缩收入，Rattler履行其性能义务，并在低压容量被交付到指定的交货点时确认收入。收入根据每MMbtu采集费或Rattler根据采集和压缩协议收取的每桶采集费确认。对于水处理和处理收入，Rattler履行其履约义务，并在特定井垫的水量已交付至压裂水表，且废水流量已在公司设施下游计量时确认收入。对于通过第三方提供商签约的服务，当第三方提供商提供的服务完成时，Rattler的履约义务即告履行。收入根据Rattler根据供水服务协议收取的每桶输水量或废水收集和处理费确认。

分配给剩余履约义务的交易价格

该公司的上游产品销售合同在生产发生后才开始生效，因此，在每天的生产之后不会被视为存在。因此，我们的任何产品销售合同都没有剩余的履约义务。
根据其收入协议，每次交付通常代表一项独立的履约义务；因此，未来交付的数量完全未得到满足，因此无需披露分配给剩余履约义务的交易价格。

合同余额

根据公司的产品销售合同，一旦履行了履行义务，公司有权向客户开具发票，在这一点上，付款是无条件的。因此，公司的产品销售合同不会产生合同资产或负债。

上期履约义务

本公司在产品交付给买方的当月记录收入。然而，天然气和天然气液体销售的买方和结算单可能在生产交付之日后30至90天内不会收到，因此，公司需要估计交付给买方的生产数量和销售产品将收到的价格。该公司记录了其
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在收到买方付款的当月，估计和实际收到的产品销售金额。该公司对其收入估计过程和相关应计项目有现有的内部控制，其收入估计与历史上收到的实际收入之间的任何已确定的差异并不显著。截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度，报告期内确认的与前几个报告期履行的履约义务相关的收入并不重要。该公司认为，其石油、天然气和天然气液体合同的定价条款是业内惯例。在特定报告期内，由于时间或未从第三方收到信息而无法获得石油和天然气销售的实际数量和价格，估计和记录与这些物业的预期销售量和价格相关的收入。

投资

对公司有重大影响但没有控制权的被投资人的投资低于50%，采用权益法核算。此外，对本公司没有重大影响或控制的被投资人超过50%的投资也采用权益法核算。根据权益法，公司在被投资方收益或亏损中的份额在综合经营报表中确认。

对每种权益方法投资的影响程度的判断包括考虑关键因素，如所有权利益、在董事会的代表性、参与决策、重大公司间交易以及投资者相对于其他股权集中的所有权程度。此外，一个对有限责任公司的投资，如果对每个投资者都有特定所有权账户的投资，应当被视为与对有限合伙企业的投资类似，以便确定非控制性投资是采用成本法还是权益法进行核算。本公司已确定其有能力对其所有权权益低于20%的投资施加重大影响，而对其所有权权益超过50%的投资没有重大影响，因此占其权益法下的所有投资。

该公司审查其投资，以确定是否发生了非暂时性下降的价值损失。如果发生此类亏损，本公司将确认减值准备。有不是截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度本公司股权投资的重大减值。有关公司投资的其他资料，请参阅附注10-权益法投资.

股权薪酬的会计核算

公司已授予包括股票期权和限制性股票单位在内的各种类型的股票奖励。Viper和Rattler已经向为各自实体提供服务的Viper普通合伙人、Rattler普通合伙人和公司的员工、高级管理人员和董事授予各种单位奖励，包括单位期权和幻影单位。关于物质奖励的这些计划和相关会计政策在附注13中有更全面的定义和描述-基于股权的薪酬。股权补偿奖励以授予日的公允价值计量，并在规定的服务期内支出。对这些奖励的没收将在发生时予以确认。

环境合规性和补救措施

环境合规性和补救成本，包括持续维护和监测，在发生时计入费用。当可能进行环境评估和补救，并且成本可以合理估计时，应计负债。

所得税

本公司采用资产负债法核算所得税，根据该方法，递延税项资产和负债应确认为(I)财务报表账面金额与现有资产和负债的计税基础之间的暂时性差异以及(Ii)营业亏损和税收抵免结转的未来税务后果。递延所得税资产和负债是根据适用于预期收回或结算这些临时差额的未来期间的制定税率计算的。税率变动对递延税项资产和负债的影响在税率变动颁布期间的收入中确认。当递延税项资产更有可能无法变现时，会为递延税项资产拨备估值拨备。有关所得税的其他资料，请参阅附注14-所得税.
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近期会计公告

最近通过的声明

2016年6月，美国财务会计准则委员会(FASB)发布了ASU 2016-13年度“金融工具-信贷损失”。这一更新影响到持有金融资产和租赁净投资的实体，这些租赁没有通过净收入按公允价值核算。这些修订影响到贷款、债务证券、应收贸易账款、租赁净投资、表外信用敞口、再保险应收账款，以及不排除在合同范围内有权获得现金的任何其他金融资产。本公司自2020年1月1日起采用此更新。采用这一更新对公司的财务状况、经营结果或流动资金没有实质性影响，因为该公司没有信贷损失的历史。

尚未采用的会计公告

2019年12月，美国财务会计准则委员会发布了ASU 2019-12，“所得税(专题740)简化所得税会计”，此次更新旨在通过删除某些例外情况以及澄清和修改现有指南来简化所得税会计。此更新从2020年12月15日之后开始对公共业务实体生效，允许提前采用。该公司认为，采用这一更新不会对其财务状况、经营业绩或流动资金产生影响。

公司考虑所有华硕的适用性和影响力。以上未列出的华硕被评估并确定为不适用，或对华硕先前披露的内容进行了澄清。

3.    与客户签订合同的收入

收入的分类

下表列出了该公司从与客户签订的合同中获得的按产品类型和盆地分类的收入：
截至2020年12月31日的年度
米德兰盆地特拉华州盆地其他总计
(单位：百万)
石油销售$1,393 $1,011 $6 $2,410 
天然气销售56 50 1 107 
天然气液体销售138 100 1 239 
总计$1,587 $1,161 $8 $2,756 

截至2019年12月31日的年度
米德兰盆地特拉华州盆地其他总计
(单位：百万)
石油销售$2,139 $1,351 $64 $3,554 
天然气销售32 33 1 66 
天然气液体销售154 110 3 267 
总计$2,325 $1,494 $68 $3,887 

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截至2018年12月31日的年度
米德兰盆地特拉华州盆地其他总计
(单位：百万)
石油销售$1,350 $508 $21 $1,879 
天然气销售38 22 1 61 
天然气液体销售140 47 3 190 
总计$1,528 $577 $25 $2,130 

顾客

由于原油和天然气销售以及应收账款集中在几个重要买家手中，该公司面临风险。在截至2020年12月31日的一年中，四家买家各占我们收入的10%以上：Vitol Inc.(以下简称Vitol)(26%)；壳牌贸易(美国)公司(“壳牌”)(22%)；Plains Marketing LP(“Plains”)(20%)；托克贸易有限公司(Trafigura Trading LLC)(11%)。截至2019年12月31日止年度，三家买家各占本公司营收的10%以上：壳牌(27%)；平原(23%)；和Vitol(15%)。截至2018年12月31日止年度，三家买家各占公司营收的10%以上：壳牌(26%)；Koch Supply&Trading LP(15%)；和西方能源营销公司(11%)。该公司不需要抵押品，也不相信失去任何一位买家会对其经营业绩产生重大影响，因为原油和天然气是具有良好市场和众多买家的可替代产品。

4.    收购和资产剥离
2020年活动

Viper收购某些矿产和特许权使用费权益

在截至2020年12月31日的年度内，Viper从无关的第三方卖家手中收购了代表矿产和特许权使用费权益的4,948总额(417净特许权使用费)英亩的二叠纪盆地，总收购价约为$642000万美元，有待收盘后的调整。Viper用手头的现金和Viper LLC循环信贷安排下的借款为这些收购提供资金。

待完成的收购

    见附注18-后续事件对于2020年达成的收购协议，预计将于2021年完成。

2019年活动

剥离从Energen收购的某些常规和非核心资产

2019年5月23日，公司完成资产剥离6,589净英亩某些常规和非核心二叠纪资产，由该公司在与Energen合并时收购(如下所述)，销售总价为#美元37百万美元。这次资产剥离做到了不是不会导致损益，因为它不会对公司的储备基数或折旧、损耗和摊销比率产生重大影响。

2019年7月1日，公司完成资产剥离103,750净英亩某些常规和非核心二叠纪资产，由公司在与Energen的合并中收购(如下所述)，销售总价为#美元285百万美元。这次资产剥离做到了不是不会导致损益，因为它不会对公司的储备基数或折旧、损耗和摊销比率产生重大影响。

2019年下拉式交易
2019年7月29日，本公司签订了一项最终购买协议，将某些矿产和特许权使用费权益剥离给Viper，价格约为18毒蛇公司新发行的100万台B级设备，大约18毒蛇有限责任公司新发行的百万个单位公允价值为$497百万美元和$190在实施净头衔福利结账调整(“下拉菜单”)后，现金为100万美元。下拉列表中剥离的矿产和特许权使用费权益约占
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5,490整个米德兰和特拉华州盆地的净特许权使用费英亩，其中超过95%由本公司运营，平均净特许权使用费利息约为3.2%(“下拉资产”)。下拉于2019年10月1日关闭，自2019年7月1日起生效。Viper通过手头的现金和Viper LLC循环信贷安排下的借款，为Drop Down资产收购价的现金部分提供资金。
2018年活动

Tall City Towers LLC

2018年1月31日，公司的子公司Tall City完成了对公司办公室所在的德克萨斯州米德兰的Fasken Center写字楼的收购，净收购价为1美元。110百万美元。

AJAX Resources，LLC

2018年10月31日，本公司完成对Ajax Resources，LLC租赁权益及相关资产的收购，其中包括约25,493北米德兰盆地的净租赁英亩，价格为$900百万美元现金和大约2.6100万股公司普通股(“阿贾克斯收购”)。本交易自2018年7月1日起生效。本次交易的现金部分资金来自手头现金、向Viper出售矿产权益所得款项(下文标题为“2018年下拉交易”)、本公司循环信贷安排下的借款以及本公司2018年9月发行优先票据的部分收益。见注11-债务获取与此次发行相关的信息。

2018年下拉交易

2018年8月15日，本公司完成了一项出售Viper矿藏相关权益的交易32,424总额(1,696净特许权使用费)英亩，主要在二叠纪盆地的德克萨斯州佩科斯县，大约80其中%由本公司经营，费用为$175百万美元。
ExL石油管理有限责任公司和EnergyQuest II有限责任公司

2018年10月31日，本公司完成了对租赁权益及相关资产的收购，其中一项与ExL Petroleum Management，LLC和ExL Petroleum Operating，Inc.的收购，另一项与EnergyQuest II LLC的收购，总金额约为3,646北米德兰盆地净租赁英亩，总计#美元313百万现金。这些交易于2018年8月1日生效，资金来源包括手头现金、向Viper出售资产所得款项以及本公司循环信贷安排下的借款。

Energen公司合并

2018年11月29日，公司以全股票交易方式完成了对Energen的收购(以下简称合并)，该交易作为业务合并入账。合并完成后，Energen资产的增加使公司的资产增加到：(I)273,000二叠纪盆地净一级英亩，(Ii)大约7,200估计的二叠纪净水平位置总数，以及(Iii)大约394,000整个米德兰和特拉华州盆地的净英亩。根据合并条款，每股Energen普通股被转换为0.6442公司普通股的一部分。该公司发行了大约62.8百万股普通股，价格为#美元。112.00本公司于截止日期每股支付约1,000,000美元，因此本公司向前Energen股东支付的总代价约为$7.1十亿美元。

随着合并的完成，该公司偿还了Energen循环信贷安排下的未偿还本金，并承担了Energen的全部长期债务。见注11-债务以获取更多信息。

购进价格分配

使用收购方法，此次合并已作为业务合并入账。下表列出了Energen的总收购价分配给收购的可识别资产和根据收购日的公允价值承担的负债，从而不产生商誉或讨价还价的购买收益。


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下表为公司采购价格分配情况：
(单位：百万)
考虑事项：
公司已发行普通股的公允价值$7,136 
总对价$7,136 
承担负债的公允价值：
流动负债$388 
资产报废义务105 
长期债务1,099 
非流动衍生工具17 
递延所得税1,425 
其他长期负债7 
可归因于承担的负债的数额$3,041 
收购资产的公允价值：
流动资产总额$298 
石油和天然气性质9,361 
中游资产253 
房地产投资11 
其他财产、设备和土地58 
资产报废义务105 
其他退休后资产3 
应收非流动所得税净额76 
其他长期资产12 
可归因于购置资产的金额$10,177 

该公司已计入的收入为#美元。102百万美元的直接运营费用17由于此次收购，其2018年12月1日至2018年12月31日期间的合并运营报表中显示了100万美元。

备考财务信息

以下是响尾蛇截至2018年12月31日和2017年12月31日的年度未经审计的摘要预计综合运营报表数据，已准备好使合并生效，就好像合并发生在2017年1月1日一样。以下信息反映了发行公司普通股以换取Energen已发行普通股的预计调整，以及基于现有信息和公司认为合理的某些假设进行的预计调整，包括(I)公司为转换Energen截至合并结束日的已发行普通股和股权奖励而发行的普通股，(Ii)Energen的公允价值已探明石油和天然气资产的耗尽，以及(Iii)预计调整对税收的影响。

此外，预计收益进行了调整，以不包括该公司发生的大约#美元的收购相关成本。37截至2018年12月31日的年度为100,000,000美元，Energen产生的与收购相关的成本为59百万美元。预计的经营结果不包括合并可能产生的任何成本节约或其他协同效应，也不包括公司整合Energen资产已经或将发生的任何估计成本。预计财务数据不包括在报告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。


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预计合并运营报表数据仅用于比较目的，不一定指示如果合并发生在2017年1月1日可能发生的结果，也不打算作为对未来业绩的预测。
截至十二月三十一日止的年度，
20182017
(单位：百万，每股除外)
收入$3,532 $2,196 
营业收入$1,559 $900 
净收入$1,320 $875 
普通股基本每股收益$7.54 $5.26 
稀释后每股普通股收益$7.53 $5.24 

5.    毒蛇能源合作伙伴有限责任公司

Viper是特拉华州一家公开交易的有限合伙企业，其共同部门在纳斯达克全球精选市场上市，代码为“VNOM”。Viper是由响尾蛇公司(Diamondback)成立的，目的之一是拥有、收购和开发北美二叠纪盆地的石油和天然气资产。

在截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的年度内，响尾蛇收到了$62百万，$133百万美元和$155就其在Viper和Viper LLC的权益而言，分别为600万欧元。

Viper在截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度内完成了以下股票发行：
日期公用事业单位销售量发行给承销商的公用股数量毒蛇公司收到的收益Viper LLC信贷安排偿还的金额
(单位：百万)
2018年7月10,080,000 1,080,000 $303 $362 
2019年3月10,925,000 1,425,000 $341 $314 

有不是在截至2020年12月31日的年度内进行股票发行。

本公司在Viper的持股比例在Viper的合并财务报表中反映为非控股权益。由于Viper公开发行股票、发行收购单位、发放基于单位的补偿、回购普通单位以及对其单位支付的分销等价权，公司在Viper的所有权百分比发生了变化。所有权百分比的这些变化，以及在Viper的税务地位改变后的一段设定时间内，Viper的合伙协议下对本公司的不成比例的净收入分配，导致本公司在各自的合伙企业共同单位交易前后在Viper的相关账面净值中所占份额的差异。见附注12-股本与每股收益了解更多细节。

资本重组， 按Viper列出的纳税状况选择和关联交易

2018年3月，Viper的普通合伙人董事会一致通过了一项法案，将Viper的联邦所得税地位从直通式合伙企业变更为应税实体。关于作出此项选择，Viper于2018年5月9日(I)修订及重述其第一份经修订及重订的合伙协议、(Ii)修订及重述营运公司的第一份经修订及重订的有限责任公司协议、(Iii)修订及重述其与本公司的现有登记权协议及(Iv)与本公司、普通合伙人及营运公司订立交换协议。在这些协议生效的同时，公司交付并指派给毒蛇公司73,150,000公司拥有的普通单位以换取(I)73,150,000毒蛇公司新发行的B级单位和(Ii)73,150,000根据截至2018年5月9日修订的2018年3月28日资本重组协议(“资本重组协议”)的条款，运营公司新发行的单位。在那次交换之后，Viper立即继续担任运营公司的管理成员，对其运营拥有独家控制权。公司拥有的运营公司单位和Viper的B类单位可随时交换为Viper的公共单位(即一个运营公司单位和一个合伙企业B类单位加在一起可交换为一个合伙企业公共单位)。
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2018年5月10日，随着Viper所得税地位的变更生效，本公司除其他事项外，731,500B类单位和731,500运营公司中的单位731,500毒蛇的普通单位。在税收地位选举生效和相关交易完成后，Viper的矿产业务继续通过运营公司进行，运营公司继续作为合伙企业为联邦和州所得税目的征税。该公司是与Viper公司的伙伴关系协议和税收分享协议的一方，该协议分别管理各种费用的报销以及州、地方税和其他税的报销。在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度内，这些协议下没有发生重大交易。

毒蛇通用单元回购程序的实现

2020年11月6日，Viper的普通合伙人董事会批准扩大Viper的资本返还计划，实施普通单位回购计划，收购金额最高可达美元100截至2021年12月31日，毒蛇公司优秀的普通单位为1.8亿美元。在截至2020年12月31日的一年中，Viper回购了约美元24根据其回购计划，其普通单位为100万套。截至2020年12月31日，美元76根据毒蛇的普通单位回购计划，仍有100万美元可用于回购毒蛇的普通单位。

Viper LLC的循环信贷安排

Viper已与富国银行(Wells Fargo Bank，National Association)签订了一项有担保的循环信贷安排，作为行政代理、唯一簿记管理人和牵头安排人。见注11-债务关于这项信贷安排的描述。
6.    响尾蛇中游LP

Rattler是特拉华州一家公开交易的有限合伙企业，其共同部门在纳斯达克全球精选市场上市，代码为“RTLR”。响尾蛇成立于2018年7月，拥有、运营、开发和收购米德兰和特拉华盆地的中游基础设施资产。 二叠纪盆地。响尾蛇的全资子公司Rattler Midstream GP LLC(“响尾蛇的普通合伙人”)是响尾蛇的普通合伙人。截至2020年12月31日，响尾蛇拥有约72占响尾蛇未完成总单位的百分比。

在2019年5月响尾蛇首次公开募股(“Rattler IPO”)完成之前，响尾蛇拥有响尾蛇的所有普通和有限合伙人权益。响尾蛇的供品包括43,700,000公共单位代表大约29向公众出售Rattler有限合伙人权益的%，价格为$17.50每个普通单位。响尾蛇收到的净收益约为#美元。720在扣除发售费用以及承销折扣和佣金后，这些普通单位的销售收入为100万美元。

在完成Rattler发行之际，Rattler(I)发布了107,815,152代表集合体的B类单位71%投票权有限合伙人在Rattler的权益换取$1响尾蛇的百万现金贡献，(Ii)向响尾蛇的普通合伙人发行了普通合伙人的权益，以换取$1来自Rattler普通合伙人的百万现金捐助和(Iii)导致Rattler LLC分配约$727一百万给响尾蛇。

该公司是与Rattler签订的伙伴关系协议、服务和借调协议以及税收分享协议的一方，这些协议分别管理各种费用的偿还以及州、地方和其他税收的偿还。在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度内，这些协议下没有发生重大交易。

Rattler通用单位回购程序的实现

2020年10月29日，Rattler的普通合伙人董事会批准了一项普通单位回购计划，收购金额最高可达美元100截至2021年12月31日，雷特勒杰出的普通单位将达到100万。在截至2020年12月31日的一年中，Rattler回购了约美元15根据其回购计划，其普通单位为100万套。截至2020年12月31日，美元85根据Rattler的公共单位回购计划，仍有100万可用于回购公共单位。


F-20

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Rattler LLC的循环信贷安排

Rattler LLC已与富国银行(Wells Fargo)签订了一项有担保的循环信贷安排，作为行政代理、唯一簿记管理人和牵头安排人。见注11-债务关于这项信贷安排的描述。
7.    房地产资产增长。

在响尾蛇收购法斯肯中心的同时，该公司拨出了$110房地产资产与与现地租赁和高于市场租赁相关的微不足道的无形租赁资产之间的百万收购价。以下附表列出了响尾蛇公司房地产资产的成本和相关累计折旧或摊销(视情况而定)：
预计使用寿命十二月三十一日，
20202019
(年)(单位：百万)
建筑物
20-30
$102 $102 
租户改进155 5 
土地不适用2 2 
土地改良151 1 
房地产总资产110 110 
减去：累计折旧(13)(9)
土地和建筑总投资(净额)$97 $101 

8.    财产和设备

物业和设备包括以下内容：
十二月三十一日，
20202019
(单位：百万)
石油和天然气属性：
容易耗尽$19,884 $16,575 
不受耗尽的影响7,493 9,207 
石油和天然气的总性质27,377 25,782 
累计耗竭(4,237)(2,995)
累计减损(7,954)(1,934)
石油和天然气属性，净值15,186 20,853 
中游资产1,013 931 
其他财产、设备和土地138 125 
累计折旧(123)(74)
财产和设备合计(净额)$16,214 $21,835 
不受耗尽影响的费用余额：
2020年发生的费用$71 
在2019年发生421 
2018年发生的费用5,090 
2017年发生的费用1,682 
2016年发生的费用229 
不受耗尽影响的总数$7,493 

F-21

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资本化的内部成本约为$53百万，$49百万美元和$29截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为100万美元。在本公司确定是否存在已探明储量之前，与未评估物业相关的成本不包括在全部成本池中。将公司的未评估成本计入摊销基数的工作预计将于年内完成。五年.

由于2020年大宗商品价格下跌，本公司于截至2020年12月31日止年度录得非现金上限测试减值$6.010亿美元，计入综合资产负债表的累计损耗、折旧、摊销和减值。减值费用影响了该公司报告的净收入，但没有减少其现金流。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、未评估资产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。如果过去12个月的商品价格与前几个季度的商品价格相比继续下跌，该公司在随后的几个季度可能会出现重大减记。该公司还记录了已探明石油和天然气资产的非现金上限测试减值#美元。790截至2019年12月31日的年度为100万美元。不是此类减值是在截至2018年12月31日的年度记录的。鉴于上述影响石油及天然气行业的变动率，未来过渡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入账。

截至2020年12月31日，有$85百万美元的勘探成本和开发成本，以及51百万美元的资本化利息，不会被耗尽。截至2019年12月31日，有$228百万美元的勘探成本和开发成本，以及118不会被耗尽的百万资本利息。

9.    资产报废义务

下表描述了公司资产报废义务负债在以下时期的变化：
截至十二月三十一日止的年度，
20202019
(单位：百万)
资产报废义务，期初$94 $136 
已招致的额外负债13 8 
已获得的负债2 4 
已结清和剥离的负债(8)(61)
增值费用7 7 
修订估计负债1 — 
资产报废义务，期末109 94 
减：当前部分(1)
1 — 
资产报废义务--长期$108 $94 
(1)资产报废负债的当期部分计入公司综合资产负债表中的其他应计负债。

该公司的资产报废义务主要涉及未来封堵和废弃油井和相关设施。本公司估计油井未来的封堵和废弃成本、物业的最终生产寿命、经风险调整的贴现率和通货膨胀因素，以确定这项债务的当前现值。如果未来对这些假设的修订影响现有资产报废债务负债的现值，则对石油和天然气财产余额进行相应调整。
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10.    权益法投资

在2020年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日，Rattler进行了以下投资：
所有权权益2020年12月31日2019年12月31日
(单位：百万)
Epic原油控股有限公司10 %$121 $110 
灰橡树管道有限责任公司10 %130 115 
眨眼到韦伯斯特管道有限责任公司4 %83 34 
Omog合资有限责任公司60 %194 219 
阿马里洛·拉特勒(Amarillo Rattler)，有限责任公司50 %5 1 
总计$533 $479 

下表汇总了各期权益法被投资人的收益(亏损)：
截至十二月三十一日止的年度，
20202019
(单位：百万)
Epic原油控股有限公司$(9)$(6)
灰橡树管道有限责任公司10 1 
眨眼到韦伯斯特管道有限责任公司(2)(1)
Omog合资有限责任公司(9)— 
总计$(10)$(6)

2019年2月1日，Rattler LLC收购了一家10Epic原油控股有限公司(“Epic”)拥有并运营一条管道(“Epic”)，该管道横跨德克萨斯州输送原油和天然气液体，然后交付到科珀斯克里斯蒂市场。Epic管道于2020年4月全面运营。

2019年2月15日，Rattler LLC收购了一家10Gray Oak Pipeline，LLC(“Gray Oak”)拥有并运营一条管道(“Gray Oak管道”)的%股权，该管道将原油从二叠纪输送到得克萨斯州墨西哥湾沿岸的科珀斯克里斯蒂(Corpus Christi)。灰橡树管道于2020年4月全面投入运营。

2019年3月29日，Rattler LLC向Gray Oak执行了一张短期本票。这张钞票允许灰色橡树公司借入最高可达$的资金。123百万美元2.52利率为%，到期日为2022年3月31日。该短期期票于2019年5月31日兑付，2020年第三季度终止。

2019年7月30日，Rattler LLC加入Wink to Webster Pipeline LLC担任4%会员，以及埃克森美孚、Plains All American Pipeline、Delek US、MPLX LP和Lotus Midstream的附属公司。该合资企业正在开发一条原油管道，起点位于二叠纪盆地的Wink和Midland，输油点位于休斯顿地区的多个地点(“Wink to Webster管道”)。温克至韦伯斯特管道的主要部分于2020年第四季度开始临时服务运营，合资企业预计将于2021年第四季度开始全面商业运营。建成后，这条管道将能够输送大约1,500,000Bbl/d.

2019年10月1日，Rattler LLC收购了一家。60Omog合资有限责任公司(“Omog”)的股权百分比。2019年11月7日，Omog收购了100Reliance Gathering，LLC在二叠纪拥有和运营原油收集系统，并在收购后更名为Oryx Midland Oil Gathering LLC。而响尾蛇的股权是60由于Rattler不控制经营活动，且控股少数股东拥有实质性的参与权，因此这项投资被计入权益法投资。

2019年12月20日，Rattler LLC收购了一家。50Amarillo Rattler LLC目前拥有和运营黄玫瑰天然气收集和处理系统，估计总处理能力为40,000Mcf/d及以上84德克萨斯州道森县、马丁县和安德鲁斯县长达数英里的集输和地区性运输管道。这家合资企业还打算建造和运营一座新的60,000马丁的MCF/d低温天然气加工厂
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德州县城，以及增量式天然气收集和压缩以及区域运输管道。然而，新加工厂的开发已被推迟，等待大宗商品价格和活动水平的复苏。该公司已经签订了多达30,000根据与合营公司订立的一项天然气收集及加工协议，新加工厂的产能将以MCF/d出售，以换取本公司将若干租赁权益奉献予该协议。而雷特勒的股权是50由于Rattler不控制经营活动，且控股投资者拥有实质性的参与权，因此，这项投资作为权益法投资入账。

Rattler审查其投资，以确定是否发生了非临时性的价值损失。如果发生了这样的损失，Rattler会确认减值准备。不是截至2020年12月31日、2019年或2018年12月31日的年度，Rattler的权益法投资录得重大减值。Rattler的投资者都是为石油和天然气行业的客户服务的，如上所述，该行业一直在经历经济挑战。长期的行业挑战可能会导致需要减值测试的情况，这可能会导致在未来的过渡期内产生潜在的重大减值费用。

11.    债务
截至所示日期，该公司的债务包括以下内容：
十二月三十一日，
20202019
(单位：百万)
4.6252021年到期的票据百分比
$191 $399 
7.3202022年到期的A系列中期票据百分比
20 21 
2.8752024年到期的优先债券百分比
1,000 1,000 
4.7502025年到期的优先债券百分比
500 — 
5.3752025年到期的优先债券百分比
800 800 
3.2502026年到期的优先债券百分比
800 800 
7.350中期票据百分比，A系列，2027年到期
— 11 
7.1252028年到期的B系列中期票据百分比
100 108 
3.5002029年到期的优先债券百分比
1,200 1,200 
DrillCo协议79 39 
未摊销债务发行成本(29)(19)
未摊销贴现成本(27)(31)
未摊销保费成本15 9 
循环信贷安排(1)
23 13 
Viper循环信贷安排(1)
84 97 
毒蛇5.3752027年到期的优先债券百分比
480 500 
响尾蛇循环信贷安排(2)
79 424 
响尾蛇5.6252025年到期的优先债券百分比
500 — 
总债务，净额5,815 5,371 
减去：长期债务的当前到期日(191)— 
长期债务总额$5,624 $5,371 
(1)这些循环信贷安排中的每一项都将于2022年11月1日到期。
(2)响尾蛇循环信贷安排将于2024年5月28日到期。


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截至2020年12月31日的债务到期日(不包括债务发行成本、溢价和折扣)如下：

截至十二月三十一日止的年度：总计
(单位：百万)
2021$191 
2022127 
2023— 
20241,079 
20251,800 
此后2,659 
总计$5,856 

响尾蛇笔记

2020年5月债券发售

2020年5月26日，该公司完成了1美元的债券发行500其本金总额为百万美元4.7502025年到期的优先债券百分比(“2020年5月债券”)。2020年5月债券的利息从2020年5月26日开始计息，从2020年11月30日开始，每半年以现金支付一次，时间分别为每年5月31日和11月30日。2020年5月发行的债券将於2025年5月31日期满。该公司收到的净收益约为#美元。496从2020年5月发行的债券中获得100万美元。2020年5月的票据是公司的优先无担保债务，由Diamondback O&G LLC(“担保人”)担保，但不由公司的任何其他子公司担保。2020年5月发行的票据优先于本公司及担保人的任何未来次级债务，并与本公司及担保人的所有现有及未来优先债务享有同等的偿债权利。2020年5月的票据实际上从属于本公司和担保人现有和未来的有担保债务(如果有的话)，以担保该等债务的抵押品价值为限，在结构上从属于除担保人以外的本公司子公司的所有现有和未来债务及其他负债。

4.750高级注释百分比

2016年10月28日，公司发行了美元500本金总额为百万元4.7502024年到期的优先债券百分比(“4.750优先票据“)，根据本公司、其附属担保方和作为受托人的富国银行之间的契约。2018年9月25日，公司发行美元750百万美元的新贷款本金总额4.750%优先票据作为同一契约项下的附加票据，并受该契约条款的约束4.750%高级票据。

2019年12月20日，本公司赎回了所有未偿还的4.750%优先票据，其中包括$1.2520亿美元的未偿还本金总额，赎回价格为103.563%加上截至赎回日未偿还本金的应计及未付利息，导致清偿债务亏损$562000万。2019年12月5日，管理4.750优先票据得到充分偿付和解除，担保人解除了对4.750%高级票据。公司用发行2019年12月债券的部分净收益为赎回提供资金。

2025年高级债券

2016年12月20日，公司发行美元500本金总额为百万元5.375%2025年到期的优先票据，根据我们之间的契约，附属担保方和富国银行(Wells Fargo)作为受托人(“2025年契约”)。2018年1月29日，公司额外发行了$300百万美元的新贷款本金总额5.3752025年到期的优先票据，作为2025年契约项下的额外票据，并收到约$308扣除折扣和提供费用后的净收益为100万美元，但不计应计利息。该公司利用这些净收益偿还其循环信贷安排下未偿还借款的一部分。总而言之，总计$8001,000,000,000,000,000本金5.3752025年到期的优先票据称为2025年优先票据。
所有2025年优先债券将于2025年5月31日到期，5.375年息每半年派息一次，于每年5月31日及11月30日到期支付。目前，2025年的优先债券不受任何
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除其限制性附属公司Diamondback O&G LLC外，本公司的所有附属公司均不得持有该等股份，而本公司未来的任何非限制性附属公司均不会为其提供担保。这些票据可能会由未来的限制性子公司提供担保。
本公司可于2020年5月31日或之后的任何时间一次或多次赎回部分或全部2025年优先票据，赎回价格(以本金的百分比表示)为104.031从2020年5月31日开始的12个月内，102.688从2021年5月31日开始的12个月内，101.344自2022年5月31日起计的12个月期间100.000自2023年5月31日起及其后任何时间，连同赎回日(但不包括赎回日)的任何累算及未付利息。

2019年12月发售的债券

2019年12月5日，公司发行美元1.0本金总额为10亿美元2.8752024年到期的优先债券百分比(“2024年债券”)，$800本金总额为百万元3.2502026年到期的优先债券百分比(“2026年债券”)，和$1.2十亿美元的本金总额3.5002029年到期的优先票据(“2029年票据”，与2024年票据和2026年票据一起，称为“2019年12月票据”)。2024年的票据将于2024年12月1日到期，2026年的票据将于2026年12月1日到期，2029年的票据将于2029年12月1日到期。利息每半年计息一次，从2020年6月1日开始，每年6月1日和12月1日拖欠。2019年12月发行的票据由Diamondback O&G LLC提供全面和无条件担保，不受本公司任何其他子公司的担保。

2019年12月票据由本公司与作为受托人的富国银行(Wells Fargo)以日期为2019年12月5日的契约发行，并由日期为2019年12月5日的第一个补充契约(“2019年12月票据契约”)补充。
C级公司可在2024年11月1日(2024年债券到期日前一个月)之前的任何时间赎回全部或部分2024年债券，(Ii)在2026年10月1日(2026年债券到期日之前两个月)之前的任何时间赎回2026年债券的全部或部分，以及(Iii)在2029年9月1日(2029年债券到期日之前3个月)之前的任何时间赎回2029年债券的全部或部分(各自如此)在每种情况下，赎回价格均为管理2019年12月债券的契约中规定的赎回价格。如其中任何一批债券于2019年12月债券的票面赎回日或之后赎回，则在每种情况下，该批债券将按相等于以下价格的赎回价格赎回100% 截至赎回日(但不包括赎回日)应累算的本金和利息。

一旦发生控制权变更触发事件(如管理2019年12月票据的契约所定义)，持有人可要求本公司以相当于以下价格的价格购买部分或全部2019年12月票据 101% 正在购买的2019年12月债券的本金金额，另加截至购买日的应计和未付利息(如有)。

管理2019年12月债券的契约包含惯例条款和契诺，包括对公司产生留置权的能力和其某些子公司产生留置权以确保融资债务的能力的限制，以及对公司合并、合并或出售、转让、转让或租赁其全部或几乎所有资产的能力的限制。

第二次修订和重新调整的信贷安排

本公司和Diamondback O&G LLC作为借款人，于2013年11月1日签订了经修订的第二份修订和重述信贷协议，包括富国银行(Wells Fargo)在内的一个银行财团作为行政代理，其附属公司富国银行(Wells Fargo Securities，LLC)作为唯一账簿管理人和牵头安排人。2019年6月28日，根据第十一项修正案对信贷协议进行了修订，该修正案对我们的无担保债务获得两家评级机构的投资级评级并满足信贷协议中的某些其他条件(“投资级转换日期”)之日及之后的期间内的信贷安排进行了某些更改。2019年11月20日，响尾蛇O&G LLC导致响尾蛇O&G LLC作为循环信贷安排下的借款人提交了一份通知，以触发“投资级转换日期”。截至2020年12月31日，根据信贷协议，可获得的最高信贷金额为$2.0十亿美元。截至2020年12月31日，该公司约有23其循环信贷安排下的未偿还借款为100万美元，1.9810亿美元，可用于循环信贷安排下的未来借款。截至2020年12月31日，总金额为3根据信贷协议，未偿还信用证金额为100万美元，这减少了以美元对美元为基础的可用借款。

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Diamondback O&G LLC是信贷协议的借款人，截至2020年12月31日，信贷协议由Diamondback Energy，Inc.担保。该公司的其他子公司都不是循环信贷安排下的担保人。

信贷协议项下的未偿还借款按我们选择的年利率计息，年利率等于替代基准利率(等于最优惠利率中的最大者，联邦基金有效利率加0.5%，3个月伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)加1.0%)或LIBOR，在每种情况下加上适用的保证金。适用边距，范围为0.125%至1.0年率及由1.125%至2.0在每种情况下，LIBOR的年利率都取决于定价水平，而定价水平又取决于评级机构对我们无担保债务的评级。我们有义务支付每季度的承诺费，从0.125%至0.350根据定价水平，承诺的未使用部分每年%，而定价水平又取决于评级机构对我们无担保债务的评级。信贷工具的加权平均利率为2.02%, 4.10%和3.75截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的年度分别为2%。
贷款本金可随时偿还，无需支付溢价或违约金(除惯常的LIBOR破坏外)。贷款本金需要在以下情况下偿还：(A)如果贷款金额超过了由于终止或减少总最高信贷金额而导致的承诺，以及(B)在2022年11月1日的到期日。
信贷协议包含一项财务契约，要求我们将总净债务与资本比率(如信贷协议中所定义)维持在不超过65%。我们的非担保人限制性子公司可能会因借入的资金而产生债务，本金总额最高可达15综合有形资产净额(如信贷协议所界定)的百分之百，而我们及我们的受限制附属公司如由该等留置权担保的债务总额不超过该等留置权的总额，则可产生留置权。15合并有形资产净值的百分比。

截至2020年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日，本公司遵守了当时有效的循环信贷安排下的所有财务维护契约。在任何违约事件发生和持续期间，贷款人可以加速循环信贷安排下的所有债务。信贷协议包含常规违约事件，包括不付款、违反契约、重大错误陈述、交叉违约、破产和控制权变更。由于不支付本金和违反负面和金融契约而导致的违约事件没有治疗期，但不支付利息和违反某些肯定公约则受到惯常治疗期的约束。

《能源笔记》(Energen Notes)

在合并生效时，Energen成为公司的全资子公司，并仍然是本金总额为#美元的发行人530根据一份日期为1996年9月1日、由纽约银行作为受托人的契约发行的百万元纸币(“Energen票据”)(“Energen Indenture”)。截至2020年12月31日，Energen票据的本金总额已降至美元。311百万美元，包括：(1)$191本金总额为百万美元4.6252021年9月1日到期的优先债券%，(2)$100百万美元7.1252028年2月15日到期的%债券和(3)$20百万美元7.322022年7月28日到期的%债券。
该公司利用2020年5月发行债券的净收益，除其他事项外，向Energen提供股权，以购买$209之前未偿还的Energen的本金总额为百万美元4.625%优先票据根据投标要约。
在2020年第三季度，公司回购了$10未偿还能源本金300万美元7.352027年7月28日到期的中期票据%，价格为120本金总额的%，这导致了债务清偿造成的非实质性损失。
Energen票据是Energen的优先无担保债务，合并后，Energen作为一家全资子公司，继续是Energen票据的唯一发行人和义务人。Energen票据与Energen的所有其他优先无担保债务(如有)享有同等的偿付权，并且在担保该等债务的抵押品价值的范围内，实际上从属于Energen的优先担保债务(如果有的话)。该公司的其他子公司都没有为Energen Notes提供担保。
Energen Indenture包含某些契约，除某些例外和限制条件外，这些契约限制Energen产生或忍受现有留置权、进行出售和回租交易、合并或合并的能力
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响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)

向任何其他实体转让、转让或租赁其财产和资产，并将其财产和资产实质上作为一个整体转让、转让或租赁给任何个人或实体。Energen Indenture不包括对支付股息的限制。
2018年11月29日，Energen根据其信贷安排为本公司的债务提供担保，并对其某些资产授予留置权，以担保该等债务；2018年12月21日，Energen的子公司根据其信贷协议为本公司的债务提供担保，并授予对其某些资产的留置权，以担保该等债务。
毒蛇信贷协议

2018年7月20日，Viper LLC作为借款人，与作为担保人的Viper、作为行政代理的富国银行(Wells Fargo)和其他贷款人签订了修订和重述的信贷协议。经修订的信贷协议(“毒蛇信贷协议”)规定循环信贷安排的最高信贷金额为#美元。2.0以Viper LLC的石油和天然气储量和其他因素为基础的借款基数(“借款基数”)为#美元。580100万，取决于预定的半年一次和其他可选借款基数的重新确定。借款基数计划每半年重新确定一次，生效日期分别为5月1日和11月1日。此外，Viper LLC和富国银行(Wells Fargo)各自可能会要求三任何期间借款基数的临时重新确定12-月期。借款基数重申为#美元。580在2020年11月定期(每半年一次)的2020年秋季重新确定期间，贷款人将提供100万美元。截至2020年12月31日，Viper LLC拥有84百万未偿还借款和美元496根据毒蛇信贷协议，未来可供借款的资金为100万美元。Viper信贷协议下的加权平均借款利率为2.20%, 4.51%和4.37%用于截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的年度，分别为。

Viper信贷协议下的未偿还借款按Viper LLC选定的年利率计息，该利率等于替代基准利率(等于最优惠利率中的最大者，联邦基金有效利率加0.5利率和3个月期伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)加1.0%)或LIBOR，在每种情况下加上适用的保证金。适用的保证金范围为0.75%至1.75在替代基本利率的情况下，年利率为%，并且从1.75%至2.75在伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)的情况下，每一种情况都取决于与承诺相关的未偿还贷款和信用证的金额，其定义为最高贷款额和借款基数中较小的一个。Viper LLC有义务支付季度承诺费，从0.375%至0.500承诺书未使用部分的年利率，这一费用还取决于与承诺书相关的未偿还贷款和信用证的金额。贷款本金可随时选择偿还，而无需支付溢价或罚款(习惯的LIBOR破坏除外)，并且需要(I)在贷款额超过承诺或借款基数的范围内(无论是由于借款基数的重新确定或其他原因(在某些情况下受到治疗期的限制)，(Ii)在信贷协议下存在借款基数不足或违约的情况下，偿还相当于出售财产的现金净收益的金额，以及(Iii)在2022年11月1日的到期日偿还贷款本金。这笔贷款基本上由Viper和Viper LLC的所有资产担保。

毒蛇信贷协议包含各种肯定、否定和财务维持契约。该等契约(其中包括)限制额外负债、额外留置权、出售资产、合并及合并、股息及分派、与联属公司的交易及订立若干掉期协议，并要求维持下述财务比率。
财务契约要求的比率
毒蛇信贷协议中定义的总净债务与EBITDAX的比率
不大于4.0至1.0
流动资产与负债的比率，如Viper信贷协议所定义
不少于1.0至1.0

禁止额外负债的公约允许发行最高可达#美元的无担保债务。1.0以优先无担保票据的形式，以及与任何此类发行有关的借款基数减少25每次发行的声明本金的%。与这种发行相关的借款基数的减少可能需要偿还贷款未偿还本金的一部分。

截至2020年12月31日，Viper LLC遵守了当时生效的Viper信贷协议下的所有财务维护契约。在任何违约事件发生和持续期间，贷款人可以加速毒蛇信贷协议下的所有债务。Viper信贷协议包含常规违约事件，包括不付款、违反契约、重大错误陈述、交叉违约、破产和控制权变更。除某些特定的例外情况外，信贷协议的条款和规定通常可以在持有大部分未偿还贷款或贷款承诺的贷款人同意下进行修改。

F-28

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响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)

毒蛇笔记

2019年10月16日，Viper完成了一次发行，在这次发行中，它发布了自己的5.3752027年到期的高级债券，本金总额为$500百万(“毒蛇笔记”)。毒蛇获得的毛收入为#美元。500从这样的发行中获得了100万美元，并借给了Viper LLC。Viper LLC支付了此次发行的费用，导致此次发行的净收益为#美元。490万美元，Viper LLC用来偿还Viper信贷协议下的借款。

Viper票据是根据一份日期为2019年10月16日的契约发行的，发行人Viper LLC作为担保人，富国银行(Wells Fargo)作为受托人(“Viper Indenture”)。根据Viper Intenture及Viper Notes，Viper Notes的利息应计利率为5.375未偿还本金的年利率，自2020年5月1日起，每半年支付一次，分别于每年5月1日和11月1日支付。毒蛇债券将于2027年11月1日到期。

在截至2020年12月31日的一年中，毒蛇回购了$20百万毒蛇票据的未偿还本金，现金价格从97.5%至98.5%因清偿债务而获得非实质收益的本金总额，以及$480百万截至2020年12月31日，本金总额仍未偿还。

Viper LLC根据Viper Intenture为Viper Notes提供担保。本公司或其任何其他附属公司均不为Viper Notes提供担保。

Viper Indenture包含某些契诺，除其他事项外，这些契诺限制Viper及其受限子公司产生或担保额外债务的能力或发行某些可赎回或优先股、进行某些投资、宣布或支付股息或对股权进行分配或赎回、回购或注销股权或次级债务、转让或出售资产、同意影响其受限子公司的支付限制、合并、合并、出售或以其他方式处置所有或这些公约有许多例外，其中一些是实质性的。其中某些公约在某些事件发生时即可终止。

响尾蛇信贷协议

关于Rattler发行，Rattler作为母公司，Rattler LLC作为借款人，于2019年5月28日与富国银行(Wells Fargo)签订了一项信贷协议，其中富国银行(Wells Fargo)作为行政代理人，一个银行银团作为贷款人(“Rattler信贷协议”)。

Rattler信贷协议规定了循环信贷安排，最高信贷额度为#美元。600百万美元。贷款本金可随时选择偿还，无需支付溢价或罚金(习惯性的LIBOR破坏除外)，并要求在2024年5月28日到期日支付。Rattler的信贷协议由Rattler，Tall City，Rattler Omog LLC和Rattler Ajax Processing LLC担保。截至2020年12月31日，Rattler LLC拥有79百万未偿还借款和美元521根据Rattler信贷协议，未来可供借款的金额为100万英镑。Rattler信贷协议下的加权平均借款利率为2.10%和3.13截至2020年和2019年12月31日止年度的百分比，分别为。

Rattler信贷协议下的未偿还借款按Rattler LLC选择的年利率计息，该利率基于最优惠利率或LIBOR，在每种情况下都加上适用的保证金。适用的保证金范围为0.250%至1.250最优惠贷款年利率及1.250%至2.250LIBOR贷款的年利率，在每种情况下都取决于综合总杠杆率(如Rattler信贷协议中所定义)。Rattler LLC有义务支付季度承诺费，从0.250%至0.375承诺未使用部分的年利率，该费用也取决于综合总杠杆率。

Rattler信贷协议包含各种肯定和否定的契约。除其他事项外，这些契约限制了额外的债务、额外的留置权、出售资产、合并和合并、分销和其他限制性付款、与附属公司的交易，以及签订某些掉期协议，对Rattler、Rattler LLC及其受限子公司的每一种情况都是如此。这些契约受到Rattler信贷协议中规定的例外情况的限制，包括允许Rattler LLC或Rattler发行无担保债务证券的例外情况，以及如果不存在违约则允许支付分配的例外情况。响尾蛇信贷协议可以用来为资本支出提供资金，为工作提供资金。
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资本，用于一般公司目的，支付与信贷协议相关的费用和开支，并进行Rattler信贷协议允许的分配。

Rattler信贷协议还包含财务维护契约，要求维护以下所述的财务比率：
财务契约要求的比率
从截至2019年9月30日的财季开始的综合总杠杆率
不大于5.00到1.00(或不大于5.50在某些收购后的3个会计季度内降至1.00)，但如果综合高级担保杠杆率(如Rattler信贷协议中定义的)适用，则不大于5.25至1.00)
综合高级担保杠杆率，从进行财务契约选举(定义见Rattler信贷协议)的任何财政季度的最后一天开始
不大于3.50至1.00
综合利息覆盖率(根据Rattler信贷协议中的定义)，从截至2019年9月30日的财季开始
不少于2.50至1.00

截至2020年12月31日，Rattler LLC遵守了Rattler信贷协议下的所有财务维护契约。在任何违约事件发生和持续期间，贷款人可以加速Rattler信贷协议下的所有债务。Rattler信贷协议包含常规违约事件，包括不付款、违反契约、重大错误陈述、交叉违约、破产和控制权变更。
响尾蛇笔记

2020年7月14日，Rattler完成了1美元的发行500其本金总额为百万美元5.6252025年到期的高级票据百分比(“响尾蛇票据”)。响尾蛇债券将于2025年7月15日到期，利息从2021年1月15日开始，分别在每年的1月15日和7月15日支付。响尾蛇收到的净收益约为#美元。490该公司已从响尾蛇票据中提取600万美元，并将所得款项总额借给响尾蛇有限责任公司，以偿还响尾蛇信贷协议下当时未偿还的借款。Rattler票据是Rattler的优先无担保债务，与Rattler现有和未来的所有优先债务具有同等的支付权，最初由Rattler LLC、Tall City、Rattler Omog LLC和Rattler Ajax Processing LLC在优先无担保的基础上提供担保。本公司和Rattler的普通合伙人都不为Rattler Notes提供担保。未来，响尾蛇的每一家受限附属公司，只要(1)担保其或担保人的任何其他债务，或(2)根据管理响尾蛇票据的契约被归类为国内受限制子公司，并且是任何信贷安排下的任何债务的义务人，都将被要求为响尾蛇票据提供担保。

发行响尾蛇债券的契约载有若干契诺，除其他事项外，除若干例外及限制条件外，限制响尾蛇及其受限制附属公司招致或担保额外债务或发行若干可赎回或优先股、作出若干投资、宣布或派发股息或作出股权分配或赎回、回购或注销股权或次级债务、转让或出售资产、同意影响其受限制附属公司的付款限制、合并、合并、出售、转让或出售资产、作出若干投资、宣布或派发股息或分派股权或赎回、回购或注销股权或次级债务、转让或出售资产、同意影响其受限制附属公司的付款限制、合并、合并、出售或分派股权或赎回股权或次级债务、转让或出售资产、同意影响其受限制附属公司的付款限制、合并、合并、出售这些公约有许多例外，其中一些是实质性的。其中某些公约在某些事件发生时即可终止。

与黑曜石资源公司结盟，L.L.C.

本公司于2018年9月10日与黑曜石资源有限责任公司(“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。CEMOF及其附属公司管理的基金已同意承诺从CEMOF的净生产收入中为某些成本提供资金，并在一段时间内，如果不是由这些收入提供资金，则最高可额外提供$300100万美元，用于资助公司提供的地点的钻探计划。根据选定钻探计划的资产特征和回报预期进行调整，CEMOF将提供最多85根据DrillCo协议钻探的新油井相关成本的%，预计将获得80这些油井的工作权益百分比，直到达到一定的派息门槛，等于累计9%
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然后13内部收益率%。在达到最终内部回报率目标后，CEMOF的利息将降至15%，而本公司的权益将增加至85%。截至2020年12月31日，与这一联盟相关的欠CEMOF的金额为$79百万美元。截至2020年12月31日，十五联合油井已经钻完。

利息支出

以下金额已发生并计入截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度的利息支出：
截至十二月三十一日止的年度，
202020192018
(单位：百万)
利息支出$250 $235 $110 
其他费用和开支6 4 10 
减去：利息收入4 1 1 
减去：资本化利息55 66 32 
利息支出，净额$197 $172 $87 

12.    股本和每股收益

本公司于截至2020年12月31日、2019年及2018年12月31日止年度并无完成任何股权发行。

Viper股票发行

有关Viper在截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度内完成的股票发行的信息，请参阅注5-Viper Energy Partners LP.

响尾蛇的首次公开募股(IPO)

有关响尾蛇在截至2019年12月31日的年度内首次公开募股(IPO)的信息，请参阅注6-响尾蛇中流有限责任公司.

股票回购计划

2019年5月，公司董事会批准了一项股票回购计划，收购金额最高可达美元。2截至2020年12月31日，公司已发行普通股的20亿美元。回购计划下的购买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。回购计划并不要求该公司收购任何具体数量的股票。在截至2020年12月31日及2019年12月31日的年度内，本公司回购了$98百万美元和$598根据回购计划，分别持有100万股普通股。回购计划从2020年第一季度开始暂停，并于2020年12月31日到期。

每股收益

该公司的基本每股收益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稀释流通股的影响。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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下表对普通股基本收益和稀释后每股收益的组成部分进行了对账：
截至十二月三十一日止的年度，
202020192018
(除每股金额外，以百万股为单位，以千股为单位)
普通股应占净收益(亏损)$(4,517)$240 $846 
加权平均已发行普通股：
基本加权平均未偿还公用事业单位157,976 163,493 104,622 
稀释证券的影响：
潜在可发行普通股(1)
— 350 307 
稀释加权平均已发行普通股157,976 163,843 104,929 
可归因于普通股的基本净收入(亏损)$(28.59)$1.47 $8.09 
普通股摊薄净收益(亏损)$(28.59)$1.47 $8.06 
(1)截至2020年12月31日的年度，有696,223潜在普通股不包括在稀释每股收益的计算中，因为由于记录了净亏损，它们的计入将是反稀释的。

合并子公司的所有权变更

下表汇总了在此期间合并子公司所有权权益的变化：

截至十二月三十一日止的年度，
202020192018
(单位：百万)
公司应占净收益(亏损)$(4,517)$240 $846 
合并子公司的所有权变更(1)
358 (33)150 
公司股东应占净收益(亏损)的变化及向非控股权益的转移$(4,159)$207 $996 
(1)截至2020年12月31日的年度包括对Rattler非控股权益的调整，金额为$3291000万美元，并增加实收资本$3292000万美元，以反映于2020年6月30日生效的所有权结构。这一调整对收益没有影响。

13.    基于股权的薪酬

下表列出了股权和基于股票的薪酬计划以及相关成本的影响：
截至十二月三十一日止的年度，
202020192018
(单位：百万)
一般和行政费用$37 $48 $27 
根据全成本法对石油和天然气资产进行资本化的股权补偿$16 $17 $10 

限售股单位

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行限制性股票和限制性股票单位。公司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内支出。


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下表列出了在截至2020年12月31日的一年中，公司在股权计划下的限制性股票奖励和单位活动：
限制性股票
奖项和单位		加权平均授予日期
公允价值
未授权日期为2019年12月31日505,867 $96.01 
授与921,730 $35.38 
既得(283,330)$86.81 
没收(30,787)$80.94 
未归属于2020年12月31日1,113,480 $48.58 

截至2020年12月31日、2019年及2018年12月31日止年度，归属的限制性股票单位的公允价值合计为$25百万，$45百万美元和$19分别为百万美元。截至2020年12月31日，公司与未归属限制性股票奖励和单位相关的未确认补偿成本为$41百万美元。此类成本预计将在以下加权平均期内确认2.3好几年了。

截至2020年12月31日止年度，本公司修改少量限制性股票单位，以计入归属期间的股息等价权，不会导致任何增量补偿成本。

基于业绩的限制性股票单位

为提供长期激励，激励高管向公司股东提供有竞争力的回报，公司向符合条件的员工授予基于业绩的限制性股票单位。这些有条件限制性股票单位授予的最终股份数量是基于对公司普通股(“TSR”)的股东总回报(“TSR”)的衡量，相对于一个指定的同业集团而言三-年度业绩期间。

2018年2月，符合条件的员工共获得业绩限制性股票单位奖励117,423单位中至少有0%，最大值为200在2018年1月1日至2020年12月31日的绩效期间，可根据TSR授予%个单位，但须继续雇用。这一赠款悬崖下的所有剩余奖项均于2020年12月31日授予。

2019年3月，符合条件的员工共获得业绩限制性股票单位奖励199,723单位中至少有0%，最大值为200如果继续受雇，可以根据2019年1月1日至2021年12月31日的业绩期间的TSR和2021年12月31日的悬崖背心授予百分比的单位。2019年3月，符合条件的员工共获得业绩限制性股票单位奖励32,958单位中至少有0%，最大值为200可以奖励%个单位。该奖项的表演期为2019年1月1日至2021年12月31日，并授予五等额分期付款，从2025年3月1日开始。

2020年3月，符合条件的员工获得了总计225,047单位中至少有0%，最大值为200在此期间，可根据TSR授予%个单位三-年度业绩期限为2020年1月1日至2022年12月31日，悬崖背心为2022年12月31日，但须继续受雇。2020年3月奖金的初始支付将由TSR修改器进一步调整，该修改器可能会减少支付或将支付增加到最高250%.

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

下表汇总了授予业绩限制性股票单位的授予日期公允价值和相关假设：
202020192018
授予日期公允价值$70.17 $137.22 $170.45 
授予日期公允价值(5年归属)$132.48 
无风险利率0.86 %2.55 %1.99 %
公司波动性36.70 %35.00 %35.90 %
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下表列出了公司在截至2020年12月31日的年度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权日公允价值
未授权日期为2019年12月31日271,819 $147.07 
授与(1)
281,519 $88.41 
既得(133,355)$139.43 
没收(8,396)$170.45 
未归属于2020年12月31日(2)
411,587 $99.10 
(1)包括根据业绩期间的TSR排名授予的满足既有业绩限制性股票单位最终支付的单位。
(2)最多935,698单位可根据公司最终的TSR排名进行奖励。

截至2020年12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$22百万美元，预计将在加权平均期间确认2.1好几年了。

响尾蛇长期激励计划

2019年5月22日，Rattler普通合伙人董事会通过了Rattler Midstream LP Long Term奖励计划(Rattler LTIP)，面向为Rattler提供服务的Rattler普通合伙人及其任何附属公司(包括响尾蛇)的员工、顾问和董事。Rattler LTIP规定授予单位期权、单位增值权、受限单位、单位奖励、虚拟单位、分配等价权、现金奖励、绩效奖励、其他单位奖励和替代奖励。

根据Rattler LTIP，Rattler普通合伙人的董事会有权向符合条件的员工和非员工董事发行影子单位。Rattler估计幻影单位的公允价值为授予日Rattler普通单位的收盘价，这笔费用将在适用的授权期内支出。在授予之后，幻影单位赋予接受者每个幻影单位一个普通的响尾蛇单位的权利。接受者还有权获得分配等价权，即有权在授予日期和归属日期之间获得等于在一个虚拟单元上支付的分配价值的现金付款的权利。

下表列出了截至2020年12月31日的年度响尾蛇LTIP下的虚拟单位活动：
幻影
单位		加权平均
授予日期
公允价值
未授权日期为2019年12月31日2,226,895 $19.14 
授与348,379 $6.51 
既得(460,781)$19.06 
没收(24,825)$17.54 
未归属于2020年12月31日2,089,668 $17.07 

于截至2020年12月31日止年度内归属的虚拟单位之总公允价值为$9百万美元。截至2020年12月31日，与未归属幻影单位相关的未确认补偿成本为美元。30百万美元，预计将在加权平均期内确认3.2好几年了。

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14.    所得税

递延所得税反映了用于财务报告目的的资产和负债的账面价值与用于所得税目的的金额之间的临时差异的净税收影响。该公司需缴纳公司所得税和德克萨斯州保证金税。除Viper、Viper LLC、Rattler和Rattler LLC外，该公司及其子公司在合并的基础上提交联邦企业所得税申报单。如下文进一步讨论的那样，Viper是联邦所得税的应税实体，自2018年5月10日起生效，因此提交了一份联邦企业所得税申报单，其中包括其在Viper LLC的投资活动。自2019年5月24日起，Rattler当选为联邦所得税公司后，Rattler也是一个应税实体，因此提交了一份联邦企业所得税申报单，其中包括其在Rattler LLC的投资活动。Viper和Rattler的所得税拨备计入本公司的综合所得税拨备，并在适用范围内计入可归因于非控股权益的净收入。

公司的实际所得税税率为19.1%, 13.0%和15.1截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的年度分别为2%。截至2020年12月31日的年度的所得税优惠总额不同于将美国联邦法定税率应用于该期间税前亏损所计算的金额，这主要是由于对Viper的递延税项资产记录估值津贴的影响，部分被扣除联邦福利的州所得税净额和联邦净营业亏损结转产生的税收优惠所抵消。截至2019年12月31日的年度所得税总支出不同于将美国联邦法定税率应用于该期间税前收入计算的金额，主要原因是Viper改变税收地位和扣除联邦福利后的州所得税净额确认的递延税款的影响。截至2018年12月31日的年度所得税总支出不同于将美国联邦法定税率应用于该期间税前收入计算的金额，主要原因是由于Viper公司税务地位的变化而确认的递延税款的影响，可归因于非控股利息的净收入，以及扣除联邦福利后的州所得税。

冠状病毒援助、救济和经济安全法案(“CARE法案”)于2020年3月27日颁布。这项立法包括一些适用于美国公司所得税的条款，包括规定某些净营业亏损的结转，加快退还最低税收抵免，以及修改限制商业利息费用扣除的规则。该公司在制定期间考虑了这项立法的影响，导致目前的所得税优惠为#美元。62百万美元，由递延所得税费用#美元抵消38在截至2020年12月31日的一年中，与大约美元的结转有关的百万美元179该公司的联邦净营业亏损为35%的纳税年度。在CARE法案于2020年第一季度颁布之前，本公司不能就其亏损退税，导致与联邦净营业亏损相关的递延税项资产按法定21%的企业所得税税率结转。 由于与此类结转相关的退款以及最低税收抵免的加速退款，该公司目前的应收联邦税款总额约为美元100截至2020年12月31日，100万。

公司截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的年度持续经营所得税综合拨备的组成部分如下：
截至十二月三十一日止的年度，
202020192018
(单位：百万)
现行所得税拨备(福利)：
联邦制$(62)$— $— 
状态— — — 
当期所得税拨备总额(福利)(62)— — 
递延所得税拨备(福利)：
联邦制(1,010)40 160 
状态(32)7 8 
递延所得税拨备总额(福利)(1,042)47 168 
所得税拨备总额(受益于)$(1,104)$47 $168 

F-35

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响尾蛇能源公司及其子公司
合并财务报表附注-(续)

持续经营的法定联邦所得税金额与记录的费用的对账如下：
截至十二月三十一日止的年度，
202020192018
(单位：百万)
按联邦法定税率计算的所得税支出(21%)$(1,213)$76 $234 
免税非控股权益的影响— — (5)
与净营业亏损结转相关的所得税优惠(25)— — 
州所得税支出，扣除联邦税收影响后的净额(30)6 8 
不可扣除的补偿6 4 5 
更改估值免税额153 — — 
与Viper LP税务状态变化相关的递延税款— (42)(73)
其他，净额5 3 (1)
所得税拨备(受益于)$(1,104)$47 $168 

公司截至2020年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的递延税项资产和负债构成如下：
十二月三十一日，
20202019
(单位：百万)
递延税项资产：
净营业亏损和其他结转$524 $453 
衍生工具60 — 
基于股票的薪酬7 7 
Viper对Viper LLC的投资150 134 
Rattler对Rattler LLC的投资58 — 
其他8 11 
递延税项资产807 605 
估值免税额(166)(7)
递延税项资产，扣除估值免税额后的净额641 598 
递延税项负债：
石油和天然气的性质和设备1,156 2,275 
中游投资192 50 
衍生工具— 6 
Rattler对Rattler LLC的投资— 8 
其他3 3 
递延税项负债总额1,351 2,342 
递延税项净负债$710 $1,744 

该公司的递延税金净负债约为#美元。0.710亿美元和1.7分别为2020年12月31日和2019年12月31日的10亿美元。2018年11月29日，公司完成对Energen的收购。出于联邦所得税的目的，此次收购是一次免税合并，因此该公司在能源资产和负债方面的纳税基础不受此次收购的影响。截至2019年12月31日，公司已完成此次收购的收购价分配，包括递延税项负债#美元。1.4与收购的资产相关的10亿美元。

该公司本年度出现税净营业亏损(“NOL”)，主要原因是根据现行法律有能力支付某些无形钻探和开发成本。由于亏损，该公司不能退税，目前也没有任何应付的联邦所得税。截至2020年12月31日，该公司约为0.42032年至2037年到期的10亿联邦NOL，以及1.9数十亿美元的联邦NOL，无限期结转
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生命，包括从Energen获得的NOL。该公司主要在得克萨斯州运营，需缴纳德克萨斯州保证金税，目前不包括NOL结转条款。该公司从Energen收购的联邦税收属性受1986年修订的美国国税法第382节规定的年度限制，该条款涉及在任何三年回顾期间实体所有权变更50%或更多的税务属性限制。本公司相信，第382条的适用不会对本公司未来NOL和信用的使用产生不利影响。

除了如上所述根据CARE法案对本公司某些联邦NOL的结转外，由于CARE法案的颁布和美国财政部于2020年7月发布的最终法规，对有关扣除业务利息支出的规则进行了修改，从而减少了公司业务利息支出的结转，并相应增加了其联邦净营业亏损结转。在此基础上，根据CARE法案，本公司的部分联邦NOL得以结转，而美国财政部于2020年7月发布的最终法规对有关业务利息支出扣除的规则进行了修改，从而减少了公司业务利息支出的结转，并相应增加了结转的联邦净营业亏损。

截至2020年12月31日，公司的估值津贴为$5100万美元主要与某些州的NOL结转有关，公司认为这些结转是无法实现的，因为公司预计这些州未来不会运营，并获得#美元的估值津贴161与Viper的递延税项资产相关的百万美元，如下所述。管理层在每个资产负债表日期的评估包括考虑所有可用的正面和负面证据，包括预期的递延税项负债冲销的时间。管理层认为，公司净资产余额在未来的应税收入范围内是可以变现的，这主要与物业账面账面价值超过各自税基有关。截至2020年12月31日，管理层认定公司更有可能变现其剩余的递延税项资产。

如附注5中进一步讨论的那样-Viper Energy Partners LP2018年3月29日，Viper宣布，其普通合伙人董事会一致通过将Viper的联邦所得税地位从直通合伙企业变更为应税实体，变更于2018年5月10日生效。与Viper税务地位变更有关的交易不应向本公司征税。在Viper的税务地位改变后，Viper的所得税拨备包括在公司的综合财务报表中，并在适用的情况下计入可归因于非控股权益的净收入。

截至2020年12月31日，该公司的递延税项净负债包括约1美元的递延税项资产。11与毒蛇的NOL结转有关的百万美元和大约$150与Viper在Viper LLC的投资相关的百万美元，约合美元115其中100万美元是由于毒蛇的税务地位改变而记录下来的。根据现有的关于单位持有人的信息；纳税基础，Viper LLC在税务地位变更之日修订了其纳税基础与其财务会计基础之间的差额估计，导致递延所得税收益为#美元。42百万美元和$73分别计入本公司截至2019年12月31日及2018年12月31日止年度的综合所得税拨备的百万元。截至2020年12月31日，Viper的联邦NOL结转金额约为$50100万美元，可能会无限期结转，以抵消未来的应税收入。

截至2020年12月31日，毒蛇的估值津贴约为美元。161与Viper认为不太可能变现的递延税项资产相关的100万美元。 管理层会考虑毒蛇的NOL和其他递延税金属性在到期前使用的可能性(如果适用)。 记录估值津贴的决定是基于管理层对所有可用证据(包括正面和负面的)的评估，这些证据支持Viper公司递延税项资产的可变现能力，符合适用的会计准则的要求。 根据这些确认递延税项资产税收优惠的标准，评估结果是针对Viper公司截至2020年3月31日的联邦递延税项资产以及随后的资产负债表日期(截至2020年12月31日)适用估值津贴。

如附注6中进一步讨论的那样-响尾蛇中流有限责任公司2019年5月28日，Rattler完成首次公开募股。尽管根据州法律，Rattler被组织为有限合伙企业，但在Rattler被选为美国联邦所得税公司的生效日期之后，Rattler仍需按公司税率缴纳美国联邦和州所得税。因此，Rattler的所得税拨备包括在公司的综合财务报表中，并在适用的范围内计入可归因于非控股权益的净收入。

截至2020年12月31日，公司的递延税项净负债包括一项约为美元的递延税项资产。58与Rattler在Rattler LLC的投资相关的100万美元。在2020年第二季度，公司通过股东权益增加了其在Rattler LLC的投资的账面价值。对非控股权益的相应调整导致Rattler与其在Rattler LLC的投资相关的递延税负减少，以及
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Rattler的递延税净资产余额合计。响尾蛇在本年度发生了NOL，主要原因是Rattler LLC对加速折旧的减税，这超过了它的其他应税收入项目。截至2020年12月31日，Rattler的联邦净营业亏损结转约为$75100万美元，可能会无限期结转，以抵消未来的应税收入。

管理层会考虑雷特勒的NOL和其他递延税金属性在到期前使用的可能性(如果适用)。 截至2020年12月31日，Rattler的评估包括考虑所有可用的正面和负面证据，包括Rattler预计的未来应纳税所得额和预期的扭转递延税项资产的时间。 作为评估的结果，管理层确定，Rattler更有可能在2020年12月31日实现其递延税项资产。

下表列出了该公司未确认的税收优惠的变化：
十二月三十一日，
20202019
(单位：百万)
年初余额$7 $7 
上期税收头寸带来的增长— — 
本期纳税头寸导致的增加— — 
年终余额7 7 
减去：临时项目的效果(5)(5)
总计，如果确认，将影响到年底的实际所得税税率。$2 $2 

本公司只有在税务机关根据税务仓位的技术价值审核后更有可能维持该税务仓位的税务优惠时，才会确认该税务仓位的税务优惠。 于截至2020年12月31日止年度内，与本公司不确定税务状况有关的诉讼时效已到期，到期时本公司确认税项优惠为#美元。0.31000万美元，并记录了利息支出减少了不到$0.12000万。 公司2012年至本纳税年度的联邦和州所得税申报单仍然开放，并接受美国国税局(IRS)和主要州税收管辖区的审查。Energen目前正在接受美国国税局(IRS)对其2014年和2016年的联邦合并所得税申报单的审查。因此，由于各种审计和诉讼时效到期，不确定税收状况的准备金可能会发生重大变化，这是合理的。虽然税务审查的时间和结果非常不确定，但本公司预计未来12个月内未确认税收优惠的变化不会对财务报表产生重大影响。

该公司将继续将与所得税有关的利息和罚款分别确认为利息费用和一般及行政费用。 在截至2020年12月31日和2019年12月31日的几年中，0.2上亿美元的利息和不是与公司合并财务报表中确认的不确定税务状况相关的每个时期的罚款。

15. 衍生品

所有衍生金融工具均按公允价值记录在随附的资产负债表中。该公司没有将其衍生工具指定为会计上的套期，因此，将其衍生工具标记为公允价值，并在综合经营报表中“衍生工具净收益(亏损)”项下确认公允价值中的现金和非现金变化。

商品合约

该公司已签订多种原油、天然气、天然气液体和柴油衍生产品，与下表所示的相应指数挂钩，以降低与其某些石油和天然气销售相关的价格波动。

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敞口，该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。当衍生合同的公允价值为正时，交易对手欠公司
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造成信用风险。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。该公司不需要来自其交易对手的抵押品。本公司只与交易对手订立衍生工具，而交易对手亦是我们信贷安排的贷款人，并已被视为可接受的信用风险。

截至2020年12月31日，本公司有以下未平仓衍生合约。聚合多个合同时，披露加权平均合同价格：

掉期领子
结算月结算年合同类型Bbls/MMBtu/加仑/天索引加权平均微分加权平均固定价格加权平均楼面价格加权平均最高限价
油
1月至3月2021无成本的衣领37,000西德克萨斯中质原油库欣$—$—$34.95$45.17
4-6月2021无成本的衣领15,000西德克萨斯中质原油库欣$—$—$33.00$45.33
7月至12月2021无成本的衣领10,000西德克萨斯中质原油库欣$—$—$30.00$43.05
1-6月2021
滚动对冲(2)
12,000WTI$(0.07)$—$—$—
1月至3月2021掉期5,000WTI$—$45.46$—$—
4-6月2021掉期2,000WTI$—$47.35$—$—
1-6月2021基差互换8,000
WTI米德兰(1)
$0.52$—$—$—
1月至12月2021掉期5,000WTI休斯顿阿古斯$—$37.78$—$—
1月至12月2021掉期5,000布伦特$—$41.62$—$—
1月至3月2021无成本的衣领82,000布伦特$—$—$39.04$48.51
4-6月2021无成本的衣领80,000布伦特$—$—$39.26$48.62
7月至12月2021无成本的衣领60,000布伦特$—$—$39.43$48.12
7月至12月2021交换5,000布伦特$—$51.00$—$—
天然气
1月至12月2021掉期200,000亨利·哈布$—$2.65$—$—
1月至12月2021基差互换230,000
娃哈枢纽(1)
$(0.69)$—$—$—
1月至12月2022基差互换100,000
娃哈枢纽(1)
$(0.42)$—$—$—
(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天然气价格的降幅。
(2)本公司拥有滚动对冲基差掉期，以换取纽约商品交易所历月平均价格与现货原油交割月之间的差价。加权平均差额代表滚动对冲基差掉期合约覆盖的名义交易量对俄克拉荷马州库欣油价的减幅。

结算月结算年合同类型Bbls/mcf/天索引看跌期权价格
油
1月至12月2022选择权5,000布伦特$35.00



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利率互换

该公司目前使用利率掉期来减少公司对与公司循环信贷安排相关的可变利率利息支付的风险。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。

类型生效日期合同终止日期名义金额(百万)利率，利率
利率互换2024年12月31日2054年12月31日$250 1.692 %
利率互换2024年12月31日2054年12月31日$250 1.8361 %
利率互换2024年12月31日2054年12月31日$250 1.852 %
利率互换2024年12月31日2054年12月31日$250 1.722 %

见附注18-后续事件用于讨论2020年12月31日之后发生的衍生品交易。

资产负债表中衍生资产和负债的抵销

掉期的公允价值一般根据既定指数价格和其他来源(其中包括期货价格和到期时间)确定。该等公允价值以净额计算资产及负债仓位(包括任何递延保费)入账，该等资产及负债仓位由同一交易对手持有，并须受有关净结算的合约条款所规限。见附注16-公允价值计量了解更多细节。

衍生工具的得失

该公司的衍生品均未被指定为套期保值。因此，公允价值的所有变化都会立即在收益中确认。下表汇总了综合经营报表中包括的衍生工具的损益：

截至十二月三十一日止的年度，
202020192018
(单位：百万)
衍生工具净收益(亏损)
商品合约$(32)$(151)$101 
利率互换(49)43 — 
总计$(81)$(108)$101 
结算时收到(支付)的现金净额
商品合约(1)
250 37 (121)
利率互换(2)
— 43 — 
总计$250 $80 $(121)
(1)截至2020年12月31日的年度包括在合同到期日之前终止的大宗商品合同收到的现金1美元。172000万。
(2)截至2019年12月31日的年度包括在合约到期前终止的利率互换合约收到的现金$432000万。

16.    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有序交易中出售资产或转移负债所收到的价格。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。

公允价值层次结构基于三个级别的输入，其中前两个级别被认为是可观察的，而
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最后一个不可察觉的，可以用来衡量公允价值的。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。该公司使用基于现有投入的适当估值技术来衡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。这些是除一级活跃市场报价外的其他信息，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。

该公司使用贴现现金流技术，基于对未来大宗商品价格的市场假设、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。鉴于投入的不可观测性，假设的石油和天然气属性的估计公允价值被视为使用第3级投入。作为业务合并的一部分而承担的资产报废债务是按照附注2所述的相同假设和方法估算的-重要会计政策摘要。

资产和负债按公允价值经常性计量

某些资产和负债按公允价值经常性报告，包括本公司的衍生工具和Viper的投资。Viper利用公允价值期权计量了其先前未偿还的投资，这些投资于2019年12月31日计入合并资产负债表上的其他资产，因此这项投资在公允价值层次中被归类为1级。本公司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。这些估值是二级投入。

下表提供了(一)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；已确认衍生资产和负债的总额，(Iii)根据与交易对手的主要净额结算安排抵销的金额，以及(Iv)在本公司综合资产负债表中列报的由此产生的净额自.起2020年12月31日和2019年12月31日. 衍生工具净额根据预期结算日期分为流动或非流动。

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截至2020年12月31日
1级2级3级总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净值
(单位：百万)
资产：
目前：
衍生工具$— $43 $— $43 $(42)$1 
非当前：
衍生工具$— $187 $— $187 $(187)$— 
负债：
目前：
衍生工具$— $291 $— $291 $(42)$249 
非当前：
衍生工具$— $244 $— $244 $(187)$57 

截至2019年12月31日
1级2级3级总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净值
(单位：百万)
资产：
目前：
衍生工具$— $64 $— $64 $(18)$46 
非当前：
投资$19 $— $— $19 $— $19 
衍生工具$— $7 $— $7 $— $7 
负债：
目前：
衍生工具$— $45 $— $45 $(18)$27 


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非经常性基础上按公允价值计量的资产和负债

下表提供了合并资产负债表中未按公允价值计入的金融工具的公允价值：
2020年12月31日2019年12月31日
携载携载
价值(1)
公允价值
价值(1)
公允价值
(单位：百万)
债务：
循环信贷安排$23 $23 $13 $13 
4.6252021年到期的票据百分比
$191 $193 $399 $411 
7.3202022年到期的A系列中期票据百分比
$21 $22 $21 $22 
2.8752024年到期的优先债券百分比
$993 $1,053 $992 $1,012 
4.7502025年到期的优先债券百分比
$496 $565 $— $— 
5.3752025年到期的优先债券百分比
$799 $824 $799 $840 
3.2502026年到期的优先债券百分比
$793 $857 $792 $812 
7.350中期票据百分比，A系列，2027年到期
$— $— $11 $12 
7.1252028年到期的B系列中期票据百分比
$107 $119 $108 $116 
3.5002029年到期的优先债券百分比
$1,187 $1,286 $1,186 $1,226 
Viper循环信贷安排$84 $84 $97 $97 
毒蛇的5.3752027年到期的优先债券百分比
$472 $501 $490 $521 
响尾蛇循环信贷安排$79 $79 $424 $424 
响尾蛇的5.6252025年到期的优先债券百分比
$491 $528 $— $— 
DrillCo协议$79 $79 $39 $39 
(1)账面价值包括相关的递延贷款成本和任何剩余的折扣或溢价。

循环信贷安排、Viper信贷协议和Rattler信贷协议的公允价值根据本公司可用于类似条款和期限的银行贷款的借款利率近似其账面价值，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使用2020年12月31日的报价市场价格确定的，这是公允价值等级中的一级分类。


F-43

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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、代管资金、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。

17.    承诺和或有事项

该公司是其业务过程中出现的各种法律诉讼、纠纷和索赔的一方，包括那些因解释影响原油和天然气行业的联邦和州法律法规而引起的诉讼、纠纷和索赔。虽然悬而未决的诉讼、纠纷或索赔的最终结果以及由此对本公司的任何影响都无法确切预测，但本公司管理层相信，如果最终做出不利决定，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未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。当现有信息表明可能发生损失，并且损失金额可以合理估计时，公司记录与未决法律诉讼、纠纷或索赔相关的或有事项准备金。
承付款

以下是截至2020年12月31日，承诺初始或剩余不可取消期限超过一年的最低未来付款时间表：
截至十二月三十一日止的年度：
运输承诺(1)
供沙协议(2)
产出水处理承诺(3)
(单位：百万)
2021$60 $18 $5 
202260 18 5 
202351 18 5 
202448 18 5 
202547 18 5 
此后133 5 31 
总计$399 $95 $56 
(1)该公司已承诺根据各种合同在各种管道上运输原油总量，包括吞吐量和按需付费协议。如果公司未能购买最低数量，它将需要支付差额费用，最高金额为上表所列的原始每月承诺额。
(2)该公司已承诺购买最低数量的沙子用于其钻井作业。如果我们不能购买最低数量，我们将需要支付不超过上表所列承诺额的差额费用。
(3)响尾蛇签订了购买产出水处理服务的最低数量承诺，根据14从2021年开始的一年协议。

截至2020年12月31日，该公司的交付承诺涵盖以下石油总量：

截至十二月三十一日止的年度：石油产量承诺(桶/日)
2021175,000
2022175,000
2023175,000
2024125,000
2025125,000
此后400,000
总计1,175,000
F-44

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截至2020年12月31日，Rattler对其权益法投资的预期未来资本承诺总额为美元。72总计300万美元。申请资本承诺的时间可能会有所不同，但在2020年12月31日，大约为57剩余承诺中的1.8亿美元预计将在2021年提供资金，72022年为2000万美元，2022年为82023年将达到600万人。

18.    后续事件

宣布收购QEP Resources

    2020年12月21日，该公司宣布达成一项最终协议，以全股票交易方式收购QEP Resources Inc.(简称QEP)，交易价值为$2.230亿美元，其中包括QEP的净债务美元1.6根据2020年10月16日的收盘价，截至2020年9月30日的10亿美元。对价将包括0.050每股QEP普通股换1股响尾蛇普通股，相当于每股QEP股东的隐含价值$2.29每股以响尾蛇普通股2020年12月18日收盘价计算。这笔交易获得了两家公司董事会的一致批准。这笔交易预计将在QEP股东特别会议(定于2021年3月16日召开)之后不久完成，这取决于QEP股东的批准和其他惯常的完成条件。看见第1A项“风险因素”以进一步讨论与QEP收购相关的风险。

宣布收购Guidon Operating LLC

于2020年12月21日，本公司宣布一项最终购买协议，收购Guidon Operating LLC(“Guidon”)的所有租赁权益及相关资产，以换取10.62000万股响尾蛇普通股和1美元375300万美元的现金。根据购买协议的条款，公司存入$50这笔资金将于2020年12月存入托管账户，交易完成后将存入Guidon。这笔交易的现金部分预计将通过手头现金和该公司信贷安排下的借款提供资金。这笔交易预计将于2021年2月26日完成。

2020年第四季度分红宣言
2021年2月18日，公司董事会宣布2020年第四季度现金股息为美元。0.40每股普通股，于2021年3月11日支付给2021年3月4日收盘时登记在册的股东。


F-45

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商品合约

在2020年12月31日之后，本公司签订了新的固定价格掉期和基差掉期、无成本套期和滚动套期保值。该公司的衍生品合约以下表所示商品交易所的报告结算价格为基础。当聚合多个合同时，披露加权平均合同价格。下表为本公司在2021年1月1日至2021年2月19日期间签订的衍生品合约：

掉期领子
结算月结算年合同类型BBLS/MMBTU/天索引加权平均微分加权平均固定价格加权平均楼面价格加权平均最高限价
油
7-9月2021无成本衣领2,000WTI$—$—$45.00$52.30
10月至12月2021无成本衣领9,000WTI$—$—$45.00$59.22
7-9月2021无成本衣领5,000WTI休斯顿阿古斯$—$—$45.00$57.90
4-9月2021无成本衣领2,000IPE布伦特原油$—$—$45.00$57.72
10月至12月2021无成本衣领4,000IPE布伦特原油$—$—$45.00$60.64
3月至12月2021
滚动对冲(2)
25,000WTI$0.32$—$—$—
3月至12月2021互换20,000亨利·哈布$—$2.95$—$—
1-6月2021基差互换15,000
WTI米德兰(1)
$0.95$—$—$—
7月至12月2021基差互换18,000
WTI米德兰(1)
$0.93$—$—$—
1月至3月2022无成本衣领18,000IPE布伦特原油$—$—$45.00$61.35
4-12月2022无成本衣领2,000IPE布伦特原油$—$—$45.00$60.00
天然气
4-12月2021基差互换20,000
娃哈枢纽(1)
$(0.255)$—$—$—
1月至12月2022基差互换30,000
娃哈枢纽(1)
$(0.34)$—$—$—
天然气液体
2月至12月2021互换84,000贝尔维尤山$—$0.70$—$—
(1)本公司就WTI Midland原油价格与NYMEX WTI原油价格之间的价差以及Waha Hub天然气价格与Henry 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天然气价格的降幅。
(2)本公司拥有滚动对冲基差掉期，以换取纽约商品交易所历月平均价格与现货原油交割月之间的差价。加权平均差额代表滚动对冲基差掉期合约覆盖的名义交易量对俄克拉荷马州库欣油价的降幅。

利率互换

下表为本公司在2021年1月1日至2021年2月19日期间终止的利率互换合约：

类型生效日期合同终止日期名义金额(百万)利率，利率
利率互换2024年12月31日2054年12月31日$250 1.8361 %
利率互换2024年12月31日2054年12月31日$250 1.852 %

F-46

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19.    细分市场信息

公司在以下时间报告其运营情况二业务部门：(I)上游业务部门，主要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，主要位于得克萨斯州西部的二叠纪盆地；(Ii)中游业务部门，包括中游服务和房地产业务。该公司的所有权益法投资都包括在中游业务部门。这些部门构成了其首席运营决策者(“CODM”)用来做出关键运营决策和评估业绩的结构。

下表汇总了公司各业务部门在报告期间的业绩：
上游中游作业淘汰总计
(单位：百万)
截至2020年12月31日的年度：
第三方收入$2,756 $57 $— $2,813 
部门间收入— 367 (367)— 
总收入$2,756 $424 $(367)$2,813 
租赁运营费用$425 $— $— $425 
折旧、损耗和摊销$1,251 $53 $— $1,304 
石油和天然气性质的减损$6,021 $— $— $6,021 
营业收入(亏损)$(5,562)$182 $(96)$(5,476)
利息支出，净额$(180)$(17)$— $(197)
其他收入(费用)$(87)$(10)$(6)$(103)
所得税拨备(受益于)$(1,114)$10 $— $(1,104)
非控股权益应占净收益(亏损)$(190)$35 $— $(155)
可归因于响尾蛇能源公司的净收益(亏损)$(4,525)$110 $(102)$(4,517)
总资产$16,128 $1,809 $(318)$17,619 

上游中游作业淘汰总计
(单位：百万)
截至2019年12月31日的年度：
第三方收入$3,891 $73 $— $3,964 
部门间收入— 375 (375)— 
总收入$3,891 $448 $(375)$3,964 
租赁运营费用$490 $— $— $490 
折旧、损耗和摊销$1,405 $42 $— $1,447 
石油和天然气性质的减损$790 $— $— $790 
营业收入(亏损)$790 $219 $(314)$695 
利息支出，净额$(171)$(1)$— $(172)
其他收入(费用)$(149)$(6)$(6)$(161)
所得税拨备(受益于)$21 $26 $— $47 
非控股权益应占净收益(亏损)$75 $91 $(91)$75 
可归因于响尾蛇能源公司的净收益(亏损)$374 $95 $(229)$240 
总资产$22,125 $1,636 $(230)$23,531 
F-47

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上游中游作业淘汰总计
(单位：百万)
截至2018年12月31日的年度：
第三方收入$2,132 $44 $— $2,176 
部门间收入— 140 (140)— 
总收入$2,132 $184 $(140)$2,176 
租赁运营费用$205 $— $— $205 
折旧、损耗和摊销$598 $25 $— $623 
营业收入(亏损)$1,071 $80 $(140)$1,011 
利息支出，净额$(87)$— $— $(87)
其他收入(费用)$189 $— $— $189 
所得税拨备(受益于)$151 $17 $— $168 
非控股权益应占净收益(亏损)$99 $— $— $99 
可归因于响尾蛇能源公司的净收益(亏损)$923 $63 $(140)$846 
总资产$21,096 $604 $(104)$21,596 

20. 关于石油和天然气业务的补充信息(未经审计)

该公司的石油和天然气储量完全归因于美国境内的资产。

资本化石油和天然气成本

与石油和天然气生产活动有关的资本化总成本(包括适用的累计折旧、损耗、摊销和减值)如下：
十二月三十一日，
20202019
(单位：百万)
石油和天然气属性：
证明性质$19,884 $16,575 
未证明的性质7,493 9,207 
石油和天然气的总性质27,377 25,782 
累计耗竭(4,237)(2,995)
累计减损(7,954)(1,934)
石油和天然气净资产资本化$15,186 $20,853 



F-48

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石油和天然气活动的成本

石油和天然气财产收购、勘探和开发活动发生的费用如下：
截至十二月三十一日止的年度，
202020192018
(单位：百万)
采购成本：
证明性质$13 $194 $5,665 
未证明的性质106 418 5,818 
开发成本381 956 493 
勘探成本1,098 1,915 1,090 
总计$1,598 $3,483 $13,066 

石油和天然气生产活动的经营成果

有关石油、天然气和天然气液体生产和销售的收入和费用，请参阅附注19中公司上游业务分部的业绩-段信息.

石油和天然气储量

截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的探明石油和天然气储量估计是由独立石油工程师莱德·斯科特公司(Ryder Scott Company，L.P.)编制的。已探明储量是根据SEC制定的指导方针进行估计的，该指导方针要求在现有经济和运营条件下，根据月初价格的12个月未加权平均值来编制储量估计。

在估计已探明的石油和天然气储量时，存在许多固有的不确定性。石油天然气储量工程是对无法精确测量的地下油气储量进行估计的主观过程，任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程地质解释和判断的质量。估计日期之后的钻井、测试和生产结果可能证明修订该估计是合理的。因此，储量估计往往与最终开采的石油和天然气数量不同。


F-49

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已探明储量估算变动情况如下：
油
(MBBLS)		天然气
液体
(MBBLS)		天然气
(MMCF)
已探明的已开发储量和未开发储量：
截至2017年12月31日233,181 54,609 285,369 
扩展和发现143,256 33,152 154,088 
对先前估计数的修订3,689 11,138 3,642 
购买储备到位281,333 98,865 640,761 
资产剥离(156)(8)(543)
生产(34,367)(7,465)(34,668)
截至2018年12月31日626,936 190,291 1,048,649 
扩展和发现256,569 66,572 318,874 
对先前估计数的修订(84,789)(8,166)(149,657)
购买储备到位13,974 3,813 19,830 
资产剥离(33,269)(3,809)(21,272)
生产(68,518)(18,498)(97,613)
截至2019年12月31日710,903 230,203 1,118,811 
扩展和发现191,009 58,410 316,035 
对先前估计数的修订(78,244)21,927 300,160 
购买储备到位2,124 778 3,512 
资产剥离(209)(141)(905)
生产(66,182)(21,981)(130,549)
截至2020年12月31日759,401 289,196 1,607,064 
已探明的已开发储量：
(2017年12月31日)141,246 35,412 190,740 
2018年12月31日403,051 125,509 705,084 
2019年12月31日457,083 165,173 824,760 
2020年12月31日443,464 192,495 1,085,035 
已探明的未开发储量：
(2017年12月31日)91,935 19,198 94,629 
2018年12月31日223,885 64,782 343,565 
2019年12月31日253,820 65,030 294,051 
2020年12月31日315,937 96,701 522,029 

修正代表先前储量估计的变化，无论是向上或向下，是由于通常从开发钻探和生产历史获得的新信息，或者是由于大宗商品价格、运营成本或开发成本等经济因素的变化。

在截至2020年12月31日的年度内，公司的扩展和发现302,092MBOE主要是由于钻探682新油井和新油井298新增了已探明的未开发地点。考虑到毒蛇特许权使用费的利益8扩展卷的%。本公司向下修订先前估计的6,290MBoe是由于降低产品定价而进行负面修订的结果54,645MBOE，这部分被积极的修订所抵消23,066MBoe与租赁运营费用的减少相关，导致定价修订总额为负31,579姆博。降级31,074MBOE主要来自企业发展计划的变化。这些修订被以下项目的积极业绩修订所抵消56,362MBO与较少的天然气燃烧和相应的天然气液体采收率的增加有关。

F-50

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在截至2019年12月31日的年度内，公司的扩展和发现总计376,287MBOE主要是由于钻探283新油井和新油井291新增了已探明的未开发地点。考虑到毒蛇特许权使用费的利益5%的延伸量。-公司向下修订的117,898MBOE是收购Energen后与库存精炼相关的事实证明的未开发降级的结果，以及更新的开发计划和较低的实现价格。购买21,092MBOE的结果是10,939工作利息购买和购买的MBoe10,153不包括矿产权益的毒蛇特许权使用费购买量下降到了毒蛇。

在截至2018年12月31日的年度内，公司的扩展和发现202,089MBOE主要是由于钻探135新油井和新油井138新增本公司拥有营运权益的已探明未开发地点。考虑到毒蛇特许权使用费的利益10扩展卷的%。该公司对以前估计的修订主要是由于积极的技术和业绩修订的结果14,218MBOE，向上修订6,032由于更高的定价和向下修正的4,815由于时间原因，来自PUD重新分类的MBOE。购买486,992MBOE的结果是477,686工作权益购买，主要归因于Energen，以及9,306毒蛇版税购买的MBoe。

截至2020年12月31日，公司估计的PUD储量约为499,643Mboe，a131,784MBoe比2019年12月31日的储量估计增加367,859姆博。下表包括2020年PUD储量变动情况(MBOE)：
2019年12月31日开始探明未开发储量367,859 
未开发储量转入已开发储量(89,133)
修订(15,742)
购买964 
资产剥离(14)
扩展和发现235,709 
已探明未开发储量于2020年12月31日结束499,643 

已探明未开发储量的增加主要是由于延长了220,023MBOE发件人277总额(236NET)油井，该公司在这些油井中拥有工作权益，并且15,686MBOE发件人299毒蛇拥有特许权使用费权益的总油井。中的277总工作利息井，98都在特拉华盆地。转让89,133MBOE是钻探或参与的结果102总额(94NET)水平井，该公司在该水平井中拥有工作权益，并且82公司通过Viper拥有特许权使用费权益或矿产权益的总油井。该公司在以下方面拥有营运权益78的82粗暴的毒蛇油井。向下修订15,742MBOE是(I)负面修订的结果4,226由于产品定价较低，部分抵消了1,494MBoe与租赁运营费用的减少相关，导致定价修订总额为负2,732MBoe，以及(Ii)PUD降级26,329Mboe主要来自于公司发展计划的变化。这些修订被以下各项的积极业绩修订所抵消13,319MBO与较少的气体燃烧和相应的收缩气体和天然气液体采收率的增加有关。

截至2020年12月31日，公司已探明的所有未开发储量计划在五年从它们最初被记录的日期开始。2020年间，大约381100万美元的资本支出用于开发已探明的未开发储量，其中包括钻井、完井和与开发已探明的未开发油井相关的其他设施成本。

未来净现金流量贴现的标准化计量

贴现未来净现金流的标准化衡量标准是基于未加权平均的月初价格。这些预测不应被视为对未来现金流的现实估计，“标准化措施”也不应被解释为代表公司的当前价值。对已探明储量估计的重大修订可能在未来发生；储量的开发和生产可能不会在假设的期间发生；实际实现的价格预计与使用的价格有很大差异；实际成本可能不同。


F-51

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下表列出了截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日，可归因于公司已探明石油和天然气储量的贴现未来净现金流的标准化衡量标准。
十二月三十一日，
202020192018
(单位：百万)
未来现金流入$32,173 $40,681 $43,578 
未来开发成本(3,585)(3,809)(3,560)
未来生产成本(10,763)(9,319)(7,727)
未来的生产税(2,354)(2,905)(2,935)
未来所得税费用(727)(2,635)(3,913)
未来净现金流14,744 22,013 25,443 
10%的折扣以反映现金流的时间安排(7,986)(11,829)(13,767)
未来净现金流量贴现的标准化计量(1)
$6,758 $10,184 $11,676 
(1)包括$1.030亿美元，1.330亿美元，以及1.1截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度，分别归因于本公司的合并子公司Viper，其中有42截至2020年12月31日的非控股权益百分比。

下表列出了用于计算未来现金流入的石油、天然气和天然气液体的未加权算术平均月初价格。
十二月三十一日，
202020192018
油(每桶)$38.06 $51.88 $59.63 
天然气(每立方英尺)$0.09 $0.18 $1.47 
天然气液体(每桶)$10.83 $15.65 $24.43 

对可归因于该公司已探明储备的未来现金流量折现净额的标准化计量的主要变化如下：
截至十二月三十一日止的年度，
202020192018
(单位：百万)
期初贴现未来净现金流量的标准化计量$10,184 $11,676 $3,757 
石油和天然气销售(扣除生产成本)(2,225)(3,334)(1,786)
收购储备30 309 5,520 
储备资产的剥离(4)(500)(2)
扩展和发现(扣除未来开发成本)1,514 4,004 3,287 
在此期间发生的先前估计的开发成本704 120 535 
价格和生产成本的净变动(5,273)831 1,805 
估计未来发展成本的变动526 (3,190)(81)
对先前数量估计数的修订(462)(1,242)271 
增加折扣1,126 1,344 380 
所得税净变动807 693 (1,728)
生产时间和其他方面的净变化(169)(527)(282)
期末贴现未来净现金流量的标准化计量$6,758 $10,184 $11,676 
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