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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
| | | | | |
| ☒ | 根据1934年《资产交换法》第13或15（d）节提交的年度报告 |
截至本财政年度止12月31日, 2023
或
| | | | | |
| ☐ | 根据1934年《财产交换法》第13条或第15（d）条提交的过渡报告 |
佣金文件编号001-36505
毒蛇能源公司
（注册人的确切名称，如其章程所述）
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
德 | | | 46-5001985 |
| (法团或组织的州或其他司法管辖区) | | | (国际税务局雇主身分证号码) |
| | | | | |
| 西德克萨斯州500号 | | | | | |
| 100套房 | | | | | |
| 米德兰， | TX | | | | | 79701 |
| (主要执行办公室地址) | | | | | (邮政编码) |
（注册人的电话号码，包括区号）： (432) 221-7400
根据1934年《证券交易法》第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | | 交易代码 | 注册的每个交易所的名称 | |
| A类普通股，面值0.000001美元 | | vnom | 纳斯达克股市有限责任公司 | |
| | | | (纳斯达克全球精选市场) | |
| | | | | |
| 根据该法第12(G)条登记的证券： |
| 没有。 |
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法案第13条或第15条（d）款提交报告，则用复选标记进行标记。 是的 ☐ 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》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。是 ☒*☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第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、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 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)条对其财务报告的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进行的。☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示备案中包括的注册人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要根据第240.10D-1(B)节的第240.10D-1(B)节，对注册人的任何高管在相关恢复期间收到的基于激励的薪酬进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如交易法第12b-2条所定义)。☐ 不是 ☒
截至2023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$1.9十亿美元。
截至2024年2月16日，86,144,273A类普通股和90,709,946注册人的B类普通股股份尚未发行。
以引用方式并入的文件
Viper Energy，Inc. 2024年股东周年大会的委托书以引用方式纳入本表格10—K第三部分第10、11、12、13和14项。
VIPER ENERGY，INC.
表格10-K
截至2023年12月31日止的年度
目录
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| 页面 |
石油和天然气术语汇编 | II |
某些其他术语的词汇 | 四. |
关于前瞻性陈述的警告性声明 | v |
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第一部分 |
项目1和2.业务和物业 | 1 |
第1A项。风险因素 | 15 |
项目1B。未解决的员工意见 | 27 |
项目1C。网络安全 | 27 |
项目3.法律诉讼 | 28 |
项目4.矿山安全信息披露 | 28 |
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第II部 |
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 | 29 |
第六项。[已保留] | 31 |
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析 | 32 |
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露 | 44 |
项目8.财务报表和补充数据 | 45 |
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧 | 76 |
第9A项。控制和程序 | 76 |
项目9B。其他信息 | 78 |
项目9C。披露妨碍检查的外国司法管辖区。 | 78 |
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第三部分 |
项目10.董事、高级管理人员和公司治理 | 79 |
项目11.高管薪酬 | 79 |
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 | 79 |
第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性 | 79 |
项目14.首席会计师费用和服务 | 79 |
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第四部分 |
项目15.证物和财务报表附表 | 80 |
项目16.表格10-K摘要 | 83 |
签名 | 84 |
石油和天然气术语表
以下是本年报表格10—K（“年报”或本“报告”）中使用的若干石油和天然气行业术语的词汇表：
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| 阿古斯WTI米德兰 | 作为德克萨斯州米德兰石油基准价格的石油等级。 |
| 海盆 | 在地球表面堆积沉积物的一大块凹陷。 |
| Bbl或桶 | 一个储油罐桶，或42美国加仑液体体积，在本报告中用于参考原油或其他液态烃。 |
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| 博 | 一桶油。 |
| BO/d | 每天BO。 |
| 教委会 | 一桶石油当量，六千立方英尺天然气相当于一桶石油。 |
| BoE/d | 每天桶油当量。 |
| 英国热力单位或Btu | 将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。 |
| 完成 | 对钻井进行处理，然后安装永久性设备以生产天然气或石油的过程，或者在干井的情况下，向有关机构报告废弃情况的过程。 |
| 凝析油 | 与主要是天然气的生产有关的液态烃。 |
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| 确定性方法 | 储量或资源的估算方法，在储量估算程序中，对储量计算中的每个参数（来自地球科学、工程或经济数据）使用单一值。 |
| 已开发种植面积 | 分配给或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。 |
| 开发井 | 在天然气或油储层的探明区域内钻的井，其深度为已知可生产的地层层位。 |
| 差动 | 对石油或天然气价格从既定的现货市场价格进行的调整，以反映石油或天然气的质量和/或位置的差异。 |
干井 | 被发现不能生产足够数量的碳氢化合物的油井，因此销售这种生产的收益超过了生产费用和税收。 |
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| 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。 |
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| 字段 | 由单一储集层或多个储集层组成的区域，所有这些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。 |
查找费用 | 收购已探明石油及天然气储量所产生的资本成本除以已探明储量的增加及已探明储量的修订。 |
| 压裂 | 在储集层岩石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 | 一块土地或一口井的总面积(视属何情况而定)，其中有一块土地或一口井。 |
亨利·哈勃 | 作为NYMEX天然气期货基准价的天然气集聚点。 |
| 水平钻井 | 在某些地层中使用的一种钻井技术，即将一口井垂直钻到一定深度，然后以一定的间隔以直角钻。 |
| 水平井 | 油井采用水平定向钻进，以开发传统垂直钻井机构无法触及的结构。 |
| MBBLS | 千桶原油或其他液态烃。 |
MBO | 一千桶原油。 |
MBO/d | 每天一千桶原油。 |
| MBOE | 1000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。 |
MBOE/d | 每天一千BOE。 |
| 麦克夫 | 一千立方英尺的天然气。 |
| 矿产权益 | 资源所有权和矿业权的利益，赋予所有者从开采的资源中获利的权利。 |
| MMBtu | 一百万英制热量单位。 |
| MMCF | 百万立方英尺的天然气。 |
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| 净版税英亩 | 净矿产英亩乘以平均租赁特许权使用费利息和其他负担。 |
| 石油和天然气性质 | 包括为开采石油和天然气资源而开发的地产的大片土地。 |
| 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。 |
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| 封堵与废弃 | 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。各州的法规都要求封堵废弃的油井。 |
| 布丁 | 被证明未开发。 |
| 高产井 | 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利用合理预期的价格和成本进行的初步经济分析，被认为具有发现商业碳氢化合物潜力的特定地理区域。 |
| 已探明已开发储量 | 在现有设备和作业方法下，可通过现有油井开采的储量。 |
| 已探明储量 | 石油、天然气和天然气液体的估计数量，地质和工程数据合理确定地表明，在现有的经济和运营条件下，未来几年可从已知的油气藏中进行商业开采。 |
| 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 | 储量是估计石油、天然气和相关物质的剩余量，预计在某一特定日期，通过对已知矿藏实施开发项目，在经济上是可以生产的。此外，必须存在或必须合理预期将会存在生产的合法权利或生产中的收入利益、向市场输送石油和天然气或相关物质的已安装手段以及实施项目所需的所有许可和融资。不应将储量分配给被主要的、可能封闭的断层隔开的邻近油气藏，直到这些油气藏被渗透并被评估为经济上可以生产为止。不应将储量分配到与非生产油藏的已知油藏明显隔开的地区(即，没有油藏、油藏结构较低或测试结果为阴性)。这些地区可能含有潜在的资源(即从未发现的堆积物中潜在地可开采的资源)。 |
| 水库 | 一种多孔、可渗透的地下地层，含有可开采的天然气和/或原油的自然聚集，被不透水的岩石或水屏障所限制，与其他储集层分开。 |
| 资源实战 | 一组已发现或潜在的石油和/或天然气藏，具有相似的地质、地理和时间性质，如源岩、储集层结构、时间、圈闭机制和碳氢化合物类型。 |
| 专利权使用费权益 | 一种权益，使所有者有权获得资源或收入的一部分，而不必承担任何可能到期的开发成本。 |
| 间距 | 同一储集层的油井之间的距离。间距通常以英亩为单位(例如，40英亩)，通常由管理机构确定。 |
| 土豆 | 开始实际钻井作业。 |
| 标准化测量 | 根据美国证券交易委员会的规则和法规（使用截至估计日期有效的价格和成本）确定的预计未来净收入的现值，减去未来开发、生产和所得税费用，并以每年10%的贴现率反映未来净收入的时间。 |
| 紧密编队 | 一种低渗透率的地层，可长时间以极低的流速生产天然气。 |
| 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。 |
| 娃哈枢纽 | 天然气收集点，作为天然气基准价格在西部Teas和新墨西哥州。 |
| 井筒 | 在已完工的油井上，用于生产石油或天然气的钻头钻的孔。 |
| 工作利益 | 一种经营权益，赋予所有者在该财产上钻探、生产和进行经营活动的权利，并获得生产份额，并要求所有者支付钻探和生产运营成本的份额。 |
WTI | 西德克萨斯中质原油是一种从德克萨斯州西部油田生产的轻甜混合油，是NYMEX石油基准等级。 |
| 西德克萨斯中质原油库欣 | 作为俄克拉荷马州库欣石油基准价格的石油等级。 |
某些其他术语的词汇
以下是本报告中使用的若干其他术语的汇编：
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| 调整后的EBITDA | 综合调整后EBITDA，一个非公认会计原则的衡量标准，一般等于净收入（亏损）应占毒蛇能源，公司。另加非控股权益应占净收入（亏损）（扣除利息开支前）净额、非现金股份补偿开支、耗减开支、衍生工具的非现金（收益）亏损、其他非现金经营开支、其他非经常开支及拨备所得税（受益），管理层使用该方法更有效地评估经营表现及厘定股息金额，以执行股息政策。 |
| ASU | 会计准则更新。 |
| 特拉华州法案 | 特拉华州修订后的统一有限合伙企业法。 |
Diamondback E&P LLC | Diamondback Energy，Inc. |
| 环境保护局 | 美国环保署。 |
| 《交易所法案》 | 经修订的1934年《证券交易法》。 |
| 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。 |
| 普通合伙人 | Viper Energy Partners GP LLC，特拉华州的有限责任公司；合伙企业的普通合伙人，以及在合伙企业转变为特拉华州公司之前的Diamondback的全资子公司。 |
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备注 | Viper Energy，Inc.根据Viper Energy Partners LLC作为唯一担保人的契约发行，包括2027年到期的5.375%优先票据和2031年到期的7.375%优先票据。 |
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| LTIP | Viper Energy，Inc长期奖励计划，经修订及重列至今。 |
纳斯达克 | 纳斯达克全球精选市场。 |
纽约商品交易所 | 纽约商品交易所。 |
| 欧佩克 | 石油输出国组织。 |
| 运营公司 | Viper Energy Partners LLC是一家特拉华州的有限责任公司，也是Viper Energy，Inc.的合并子公司。 |
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| 伙伴关系 | Viper Energy Partners LP，公司的前身，在转换中转换为公司。 |
| 伙伴关系协定 | 第二次修订和重述的合伙企业有限合伙协议，日期为2018年5月9日，于2018年5月10日修订，并于2023年11月2日进一步修订。 |
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| 莱德·斯科特 | 莱德斯科特公司，L.P. |
标准普尔500指数 | 标准普尔500指数 |
| 美国证券交易委员会 | 证券交易委员会 |
美国证券交易委员会价格 | 截至资产负债表日期最近12个月的未加权算术平均石油和天然气价格。 |
| 证券法 | 经修订的1933年《证券法》。 |
| 软性 | 有担保的隔夜融资利率。 |
XOP | 标准普尔油气勘探与生产行业指数。 |
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关于前瞻性陈述的警告性声明
这份Form 10-K年度报告包含《证券法》第27A节和《交易法》第21E节所指的“前瞻性陈述”，其中涉及风险、不确定性和假设。除有关历史事实的表述外，其他所有表述，包括与以下方面有关的表述：未来业绩；业务战略；未来运营；运营收入、亏损、成本和支出、回报、现金流和财务状况的估计和预测；我们拥有矿产和特许权使用费权益的物业的产量水平；其他运营商的开发活动；储量估计和我们取代或增加储量的能力；战略交易的预期收益(包括收购和资产剥离)；以及管理计划和目标(包括响尾蛇发展我们的种植面积计划和我们的现金股息政策以及我们普通股和/或优先票据的回购)，均为前瞻性表述。在本报告中使用时，“目标”、“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“未来”、“指导”、“打算”、“可能”、“模型”、“展望”、“计划”、“定位”、“潜力”、“预测”、“项目”、“寻求”、“应该，”“Target”、“Will”、“Will”以及与我们相关的类似表达(包括此类术语的否定)旨在识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词汇。尽管我们认为前瞻性陈述中反映的预期和假设在作出时是合理的，但它们包含难以预测的风险和不确定因素，在许多情况下，这些风险和不确定因素超出了我们的控制。因此，前瞻性陈述并不能保证我们未来的业绩，实际结果可能与我们在前瞻性陈述中所表达的大不相同。
可能导致结果大不相同的因素包括(但不限于)以下因素：
•石油、天然气和天然气液体的供需水平变化及其对这些商品价格的影响；
•公共卫生危机的影响，包括流行病或大流行性疾病，以及任何相关公司或政府的政策或行动；
•欧佩克成员国和俄罗斯采取的影响石油生产和定价以及其他国内和全球政治、经济或外交发展的行动；
•总体经济、商业或行业状况的变化，包括外币汇率、利率、通货膨胀率的变化，金融部门的不稳定，以及对潜在经济下滑或衰退的担忧；
•区域供需因素，包括我们矿产和特许权使用费种植面积的生产延迟、减产延迟或中断，或对此类种植面积施加生产限制的政府命令、规则或条例；
•与水力压裂有关的联邦和州立法和法规倡议，包括现有和未来法律和政府法规的影响；
•与气候变化有关的物质风险和过渡风险；
•对用水的限制，包括对我们运营商使用产出水的限制，以及德克萨斯铁路委员会最近为控制二叠纪盆地诱发的地震活动而暂停发放新的生产水井许可证；
•石油、天然气或天然气液体价格大幅下降，这可能需要确认重大减值费用；
•美国能源、环境、货币和贸易政策的变化；
•资本、金融和信贷市场的状况，包括我们运营商钻探和开发以及响尾蛇和我们其他运营商承担的环境和社会责任项目的资金供应和定价；
•影响我们运营商的钻井平台、设备、原材料、供应和油田服务的可获得性或成本的变化；
•影响我们或我们的运营商的安全、健康、环境、税收和其他法规或要求的变化(包括处理空气排放、水管理或全球气候变化影响的法规或要求)；
•安全威胁，包括网络安全威胁和我们的业务因响尾蛇的信息技术系统被攻破，或我们的运营商或与我们交易的第三方的信息技术系统被攻破而造成的业务中断；
•无法或无法获得足够和可靠的运输、加工、存储和其他影响我们运营商的设施；
•恶劣的天气条件；
•战争行为或恐怖主义行为以及政府或军方对此的反应；
•我们经营子公司的信贷安排和套期保值合同交易对手的财务实力发生变化；
•我们的信用评级发生变化；以及
•本报告披露的其他风险和因素。
鉴于这些因素，我们的前瞻性陈述中预期的事件可能不会在预期的时间发生，或者根本不会发生。此外，新的风险不时出现。我们无法预测所有风险，也无法评估所有因素对我们业务的影响，或任何因素或因素组合可能导致实际结果与我们可能做出的任何前瞻性声明预期的结果大不相同的程度。因此，您不应过分依赖本报告中的任何前瞻性陈述。所有前瞻性陈述仅表示截至本报告之日，或如早于本报告发表之日，则为截至报告之日。除非适用法律要求，否则我们不打算也不承担任何更新或修改任何前瞻性陈述的义务。
第一部分
2023年11月13日，Viper Energy Partners LP(“合伙”)从特拉华州的一家有限合伙企业转变为特拉华州的一家名为“Viper Energy，Inc.”的公司(“转换”)。本年度报告中提及的“Viper”、“本公司”、“我们”或类似术语是指(I)Viper Energy，Inc.及其子公司Viper Energy Partners LLC，视上下文需要，在转换之前，(Ii)Viper Energy Partners LP与其子公司Viper Energy Partners LLC个别或共同。本年报中提及(I)“营运公司”或“OpCo”指Viper Energy Partners LLC及(Ii)“响尾蛇”统称为响尾蛇能源公司及其附属公司(本公司除外)。本年度报告中提及转换前的股份或每股金额是指普通单位和B类单位或单位金额。除另有说明外，凡提及转换后的股份或每股金额，均指A类普通股及B类普通股的股份或每股金额。凡提及转换前的股息，均指分派。见注1-陈述的组织和基础项目8.本报告的财务报表和补充数据，以进一步讨论换算情况。
项目1和2.业务和财产
概述
我们是特拉华州的一家上市公司，专注于拥有和收购石油和天然气资产的矿产和特许权使用费权益，主要是在二叠纪盆地。由于合伙企业在转换前已经被视为美国联邦所得税公司，因此转换不会影响我们作为美国联邦所得税公司的地位，也不会对我们普通股持有人的美国联邦所得税待遇产生实质性影响。
我们的主要业务目标是通过专注于业务结果、产生强劲的自由现金流、减少债务和保护我们的资产负债表，同时保持我们认为是同类中最好的成本结构，为我们的股东提供有吸引力的回报。我们的资产包括主要位于德克萨斯州西部二叠纪盆地的石油和天然气资产的矿产和特许权使用费权益，这些资产基本上全部出租给承担运营和开发成本的营运权益所有者。
我们目前主要关注二叠纪盆地的石油和天然气资产，该盆地是北美历史最悠久、产量最高的盆地之一。二叠纪盆地以德克萨斯州米德兰为中心，面积约为7.5万平方英里，自20世纪20年代以来一直是重要的石油生产来源。众所周知，二叠纪盆地各地都有许多含油和含天然气的岩带。
2023年重大收购
GRP收购
于2023年11月1日，吾等根据一项最终买卖协议，向Royalty Asset Holdings，LP，Royalty Asset Holdings II，LP及Saxum Asset Holdings，LP，Warwick Capital Partners及GRP Energy Capital(统称为“GRP”)的联属公司收购若干矿产及特许权使用费权益，涉及约9，02万股普通股及759.6,000,000美元现金，包括交易成本，并须按惯例于完成交易后作出调整(“GRP收购”)。在GRP收购中获得的矿产和特许权使用费权益在二叠纪盆地约为4,600英亩净特许权使用费英亩，加上其他主要盆地约2,700英亩额外特许权使用费英亩。
下拉式交易
于2023年3月8日，我们完成以约7,450万美元现金向响尾蛇的附属公司收购若干矿产权益及特许权使用费权益，包括按惯例调整所有权权益净额(“下拉”)。在Drop Down获得的矿产和特许权使用费权益约为特拉华州南部沃德县约660英亩的净特许权使用费英亩，其中100%由响尾蛇运营，平均净特许权使用费权益约为7.2%，目前的产量约为300桶/日。
其他收购
于截至2023年12月31日止年度，吾等从不相关的第三方卖方以个别微不足道的交易收购二叠纪盆地286英亩的矿产及特许权使用费权益，总购买价约为7,040万美元，须按惯例在完成交易后作出调整。
我们的物业
截至2023年12月31日，我们的资产包括主要位于二叠纪盆地的1,197,638英亩和34,217英亩净特许权使用费英亩的矿产权益和特许权使用费权益。响尾蛇是我们约49%的净特许权使用费的运营商。截至2023年12月31日，该地区共有14,893口毛产油井，其中2,756口由响尾蛇运营。2023年第四季度的净产量约为43,783 BOE/d，截至2023年12月31日的年度平均净产量为39,244 BOE/d。截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，这些矿产和特许权使用费权益产生的特许权使用费收入分别为7.171亿美元、8.38亿美元和5.015亿美元。
截至2023年12月31日，根据我们内部油藏工程师编制并经独立石油工程公司莱德斯科特审计的储量估计，我们估计的已探明石油和天然气储量总计179,249MBOE。截至2023年12月31日，我们约80%的已探明储量被归类为已探明开发生产储量。已探明的未开发储量或PUD储量来自529个总水平井位置。截至2023年12月31日，我们的探明储量约为50%的石油、25%的天然气液体和25%的天然气。
我们与响尾蛇的关系
截至2023年12月31日，响尾蛇拥有我们A类普通股7,946,507股，并实益拥有我们所有90,709,946股已发行B类普通股，合计约占我们总流通股的56%。我们相信，响尾蛇对我们的重大所有权可能会促使其在未来向我们提供更多石油和天然气资产的矿物和其他权益，尽管响尾蛇没有义务这样做，并可能选择处置此类资产中的矿物和其他权益，而不给我们提供获得它们的机会。
我们相信响尾蛇将我们的公司视为其商业战略的一部分，并且响尾蛇可能会受到激励，在未来与我们共同寻求收购。然而，响尾蛇将定期评估收购，并可能选择收购物业，而不向我们提供参与此类交易的机会。此外，响尾蛇在识别潜在收购方面可能不会成功。响尾蛇可以自由地以有利于其利益的方式行事，而不考虑我们的利益，这可能包括选择不向我们提供收购或处置机会。
此外，我们和我们的运营公司都没有任何员工。根据服务及借调协议，响尾蛇为我们提供管理、营运及行政服务，包括行政人员及其他雇员的服务，其方式与转换前向普通合伙人提供的大致相同。请阅读项目7.管理层的讨论和分析-#年的财务状况和经营业绩以及综合财务报表和相关附注项目8.财务报表和补充数据这份报告的。
商业战略
我们的主要业务目标是通过产生强劲的自由现金流、减少债务和保护我们的资产负债表，专注于增加每股长期增长和回报，为我们的股东创造最高的价值主张。我们打算通过执行以下战略来实现这一目标：
•利用作为我们矿产权益基础的物业的开发来增加我们的现金流。我们预计，随着响尾蛇和我们的其他运营商继续钻探、完成和开发我们的种植面积，我们的矿产权益的产量将会增加。我们预计将利用这一发展，这不需要我们的资本支出资金，并相信我们的特许权使用费收入总额预期的增加将使我们能够增加现金流。
•利用我们与响尾蛇的关系，参与从第三方收购矿产或生产物业的其他权益，并扩大我们潜在第三方收购目标的规模和范围。我们过去一直并打算继续机会性地收购具有相当大的石油加权资源潜力和有机增长潜力的矿产和其他权益。通过我们与响尾蛇及其附属公司的关系，我们可以接触到他们庞大的管理人才库和行业
我们相信，这为我们在寻求潜在的第三方收购机会方面提供了竞争优势。例如，我们和Diamondback可能会寻求收购，其中Diamondback收购物业的工作和收入权益，我们在相同或随后的交易中收购该等物业的矿产或特许权使用费权益，类似于Diamondback从Guidon Operating LLC收购某些资产，以及我们于2021年10月从Swlowail Royalties LLC和Swlowail Royalties II LLC收购某些矿产和特许权使用费权益，我们在本报告中将其称为燕尾收购。
•寻求不时从响尾蛇收购矿产或其他生产石油和天然气资产的权益，以满足我们的收购标准。自我们成立以来，我们已经获得，并可能在未来不时获得从响尾蛇直接生产石油和天然气资产的矿产或其他权益。我们相信响尾蛇可能会受到激励，将资产出售给我们，因为这样做可能会通过将长期生产的资产货币化，同时可能通过分红响尾蛇在我们的控股权来保留一部分由此产生的现金流，从而提高响尾蛇的经济回报。然而，响尾蛇及其任何附属公司都没有合同义务向我们提供或出售任何物业权益。
•我们的资产基础是高档次的。我们打算继续对我们的资产基础进行高评级，并在谈判金额超过我们预计的总价值时有选择地剥离具有有限选择权的非核心矿产，然后将收益重新部署到我们的核心重点领域。
•保持保守的资本结构，以实现财务灵活性。自成立以来，我们一直保持保守的资本结构，使我们能够机会主义地购买增值矿物和其他权益。我们致力于保持保守的杠杆形象，并将继续寻求机会性地为增值收购提供资金。除了根据我们的股息政策通过基本和可变股息向我们的股东返还资本，以及根据我们的股票回购计划进行股票回购外，我们还打算继续使用自由现金流偿还债务，以确保我们有能力在具有挑战性的商业和商品价格环境中成功运营。
•对冲以管理大宗商品价格风险并保护我们的资产负债表和现金流。我们使用衍生品工具的组合，在经济上对冲大宗商品价格变化的风险敞口，并保持金融和资产负债表的灵活性。
竞争优势
我们相信，以下竞争优势将使我们能够成功地执行我们的业务战略，实现我们的主要业务目标：
•北美主要资源企业之一的石油丰富的资源基地。截至2023年12月31日，有302个水平钻井平台在二叠纪盆地作业，占美国陆上水平钻井平台活动总量的49%。我们目前的大部分物业都位于二叠纪盆地的米德兰和特拉华盆地的核心地带。截至2023年12月31日的一年，我们物业的产量和我们估计的已探明净储量主要以石油为主。
•可持续的高利润率业务，不受资本费用的负担，运营费用最低。我们的矿产和特许权使用费权益为我们提供现金流，而无需支付钻井和完井成本或租赁运营费用。我们的运营成本包括某些特许权使用费、收集、加工、营销和运输成本以及一般和行政费用，为我们提供了低成本结构和高运营利润率，从而在价格稳定或上涨的环境下产生不断增长的自由现金流与我们的特许权使用费利益相关的潜在产量继续增长。
•经验丰富、久经考验的管理团队。我们的管理团队成员拥有丰富的行业经验，其中大部分都专注于资源开发，主要是在二叠纪盆地。该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，主要是在二叠纪盆地拥有丰富的经验。此外，我们的执行团队在物业收购方面拥有丰富的经验。我们希望从管理团队的行业关系中受益。我们相信，我们管理团队的经验对于执行我们的业务战略至关重要。
•良好稳定的经营环境。我们主要专注于二叠纪盆地的增长，这是美国最古老、最高产的碳氢化合物盆地之一，具有悠久的生产历史
发展基础设施。我们认为，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。我们相信，与新兴的碳氢化合物盆地相比，新技术的成熟应用以及现有的关于二叠纪盆地的大量地质信息的影响，也降低了开发和勘探活动对我们的矿产和特许权面积的风险。
石油和天然气数据
已探明储量
储量的评估和复核
截至2023年12月31日、2023年和2022年的估计储量是基于我们内部油藏工程师准备的储量估计，并由独立石油工程公司莱德斯科特审计。截至2021年12月31日的估计储量是由莱德·斯科特准备的。负责编制或审计我们已探明储量估算的内部和外部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计和审计准则》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。莱德·斯科特审计的目的是进一步保证内部编制的2023年和2022年准备金估计数的合理性。莱德斯科特在2023年和2022年进行的探明储量审计涵盖了我们各自年度探明储量总额的100%。莱德·斯科特编写的审计摘要报告的副本作为本年度报告的附件99.1包括在内。
根据美国证券交易委员会规则，已探明储量是指通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出在提供经营权的合同到期之前，从给定日期起、从已知油藏中以及在现有经济条件、运营方法和政府法规下，具有经济可行性的石油和天然气储量，除非有证据表明，无论使用确定性方法还是概率方法进行估计，续签都是合理确定的。如果使用确定性方法，美国证券交易委员会将已探明储量的合理确定性定义为“对数量将被收回的高度信心”。截至2023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美国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度。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。这些分析方法分为三大类或方法：(一)基于性能的方法，(二)基于体积的方法和(三)类比。在估算储量数量的过程中，储量评估者可以单独或结合使用这些方法。总体而言，我们的已探明生产井储量是通过动态方法估算的。这些动态方法包括但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。在某些情况下，如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估计的基础被认为是不合适的，则通过类比或业绩和类比方法的组合来估计已探明的生产储量。在没有足够的历史业绩数据来确定确定的趋势，以及使用生产业绩数据作为储量估计的基础被认为是不适当的情况下，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。
为了估计经济上可采的探明储量和相关的未来现金流净值，我们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美国证券交易委员会的定价要求和对未来产量的预测。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。
估算石油、天然气和天然气液体储量的过程很复杂，需要作出重大判断，如 第1A项。风险因素和项目7.管理层讨论和分析--关键会计估计这份报告的。因此，我们的石油工程师和地球科学专业人员有一个内部控制程序，以确保用于计算已探明储量的数据的完整性、准确性和及时性，这些数据主要与我们在二叠纪盆地的资产有关。我们的内部技术人员在审计期间定期与我们的独立储备金审计师会面
在储量报告所涵盖的期间，讨论我们已探明储量估算过程中使用的假设和方法。作为审计过程的一部分，我们向独立储备审计师提供我们资产的历史信息，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。响尾蛇的执行副总裁总裁和总工程师主要负责监督我们所有储量估计的准备工作，并监督与我们的独立储量审计师的沟通。响尾蛇的执行副总裁兼总工程师总裁是一名石油工程师，拥有20多年的油藏和运营经验，我们的地学人员平均每人拥有约15年的行业经验。我们的技术人员使用我们物业的历史信息，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，用于估计我们物业的经济寿命。莱德斯科特在审计我们2023年的估计储量时进行了一项独立分析，并与响尾蛇的执行副总裁总裁和总工程师一起审查了任何差异。对于2023年，我们的储备审计师对我们已探明储量的估计与我们的估计相差不超过10%的既定审计容忍度指导方针。
在编制我们的探明储量估算时使用的内部控制程序旨在确保储量估算的可靠性，包括但不限于以下内容：
•审查和核实历史生产数据，这是基于我们的操作员报告的实际生产数据；
•由初级储量工程师或在其直接监督下编制储量估算；
•首席储量工程师在每个季度末对我们所有报告的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；
•审查历史已实现商品价格以及与指数价格的差额与储备数据库中使用的差额的差额；
•响尾蛇执行副总裁总裁和总工程师直接向首席执行官汇报职责，现任首席后备工程师向总裁汇报职责；
•在完成储量报告之前，响尾蛇的总裁和首席财务官，响尾蛇的执行副总裁总裁和首席运营官，响尾蛇的执行副总裁总裁和总工程师以及我们的一级储量工程师每年都会对我们的初步探明储量估计进行审查；
•我们的审计委员会与我们的执行团队和Ryder Scott每年审查我们的已探明储量估计；
•由我们的土地部门核实物业业权；以及
•雇员的补偿并不与已登记的储备金挂钩。
关于我们已探明的已开发和已探明的未开发储量的估计和进一步讨论，见附注14-关于石油和天然气业务的补充资料项目8.本报告的财务报表和补充数据
石油和天然气生产价格和生产成本
生产和价格历史
我们的物业主要位于德克萨斯州二叠纪盆地的米德兰和特拉华盆地。截至2023年12月31日、2022年和2021年，米德兰盆地和特拉华盆地分别拥有我们总探明储量的15%或更多。
下表列出了我们的运营商在这些油田的石油、天然气和天然气液体净产量中所占份额的信息，以及我们运营商在探明总储量低于15%的油田中的净产量份额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 米德兰 | | 特拉华州 | | 其他(2)(3) | | 总计 |
| 生产数据： | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | | |
| 石油(MBbls) | 5,789 | | | 2,210 | | | 29 | | | 8,028 | |
| 天然气(MMCF) | 13,088 | | | 5,984 | | | 58 | | | 19,130 | |
| 天然气液体(MBbl) | 2,323 | | | 782 | | | 3 | | | 3,108 | |
组合卷(MBOE)(1) | 10,293 | | | 3,989 | | | 42 | | | 14,324 | |
| | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | |
| 石油(MBbls) | 5,219 | | | 1,765 | | | 113 | | | 7,097 | |
| 天然气(MMCF) | 10,648 | | | 4,864 | | | 356 | | | 15,868 | |
| 天然气液体(MBbl) | 1,859 | | | 617 | | | 64 | | | 2,540 | |
组合卷(MBOE)(1) | 8,853 | | | 3,193 | | | 236 | | | 12,282 | |
| | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | |
| 石油(MBbls) | 4,220 | | | 1,730 | | | 118 | | | 6,068 | |
| 天然气(MMCF) | 8,756 | | | 4,570 | | | 346 | | | 13,672 | |
| 天然气液体(MBbl) | 1,351 | | | 490 | | | 72 | | | 1,913 | |
组合卷(MBOE)(1) | 7,030 | | | 2,982 | | | 248 | | | 10,260 | |
(1)Bbl当量使用每一Bbl 6 Mcf的换算率计算。
(2)生产数据包括鹰福特页岩，截至2022年10月1日，该等物业被剥离的生效日期。
(3)生产数据包括Eagle Ford页岩，阿巴拉契亚，巴尼特，丹佛—朱尔斯堡，Mid—Con和威利斯顿，从2023年11月1日开始，即收购物业的生效日期。
下表载列所示各期间之若干价格及成本资料：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 平均价格： | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 77.13 | | | $ | 94.02 | | | $ | 65.51 | |
| 天然气(按MCF计算) | $ | 1.62 | | | $ | 5.24 | | | $ | 3.60 | |
| 天然气液体(每桶) | $ | 21.55 | | | $ | 34.47 | | | $ | 28.66 | |
| 合并(按京东方) | $ | 50.06 | | | $ | 68.23 | | | $ | 48.88 | |
| | | | | |
石油，对冲(美元/桶)(1) | $ | 76.05 | | | $ | 92.85 | | | $ | 50.25 | |
天然气，套期保值(美元/mcf)(1) | $ | 1.37 | | | $ | 4.20 | | | $ | 3.60 | |
天然气液体(美元/桶)(1) | $ | 21.55 | | | $ | 34.47 | | | $ | 28.66 | |
合并价格，套期(美元/BOE)(1) | $ | 49.13 | | | $ | 66.21 | | | $ | 39.86 | |
(1)套期保值价格反映我们的商品衍生产品交易对我们的平均销售价格的影响。我们对此类影响的计算包括到期商品衍生品现金结算的已实现收益和亏损，我们没有将其指定为对冲会计。
生产井
截至2023年12月31日，我们在14,893口毛产井中平均拥有2.5%的净收入权益，其中14,093口毛产井平均拥有2.6%的净收入权益，800口毛产气井平均拥有1.3%的净收入权益。截至2023年12月31日，我们在响尾蛇钻探过程中拥有11口毛井，平均净收入4.8%。我们预计的油井时间主要基于第三方运营商的许可或响尾蛇目前的预期完工时间表。生产井包括能够生产的生产井，包括等待管道连接开始输送的天然气和等待连接到生产设施的油井。总井数是指我们感兴趣的生产井总数。
种植面积
下表列出了截至2023年12月31日与我们矿产权益的毛收入和净使用费面积相关的信息：
| | | | | | | | | | | |
| 海盆 | 总特许权使用费面积 | | 净版税面积 |
| 特拉华州 | 458,370 | | | 13,630 | |
| 米德兰 | 496,240 | | | 17,865 | |
| 其他 | 243,028 | | | 2,722 | |
| 总面积 | 1,197,638 | | | 34,217 | |
我们从矿产权益中获得的生产净权益是基于租赁特许权使用费条款，这些条款因物业而异。我们对大多数这类物业的权益本质上是永久的，然而，我们的净特许权使用费面积中有很小一部分是最重要的特许权使用费权益，可能会到期。净特许权使用费英亩的定义是净矿产英亩乘以平均租赁特许权使用费利息和其他负担。
物业的标题
在钻探油井或天然气井之前，作为油井运营商的个人或公司进行初步所有权审查，以确保油气井的所有权没有明显缺陷，这是我们行业的正常做法。通常，由于这种检查的结果，必须进行某些治疗工作，以纠正标题在可销售性上的缺陷，并且这种治疗工作需要费用。我们的经营者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存在任何所有权瑕疵或瑕疵，我们的业务和可用于分红的现金可能会受到不利影响。
竞争
石油和天然气行业竞争激烈，我们与其他可能拥有更多资源的公司竞争。其中许多公司勘探和生产石油和天然气，进行中游和炼油业务，并在地区、国家或全球范围内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、矿产权益和勘探前景支付更高的价格，或者能够确定、评估、竞标和购买比我们的财务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较低的时期，这些公司可能比我们的矿产和特许权使用费运营商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联邦、州和地方法律法规的负担，以及对其进行任何更改，这将对我们的竞争地位产生不利影响。
我们未来获得额外矿产、特许权使用费、最高特许权使用费、净利润和类似权益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，我们在竞标这些和其他石油和天然气资产时可能会处于劣势。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。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、保护、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。
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。季节性天气条件，如2021年初二叠纪盆地的严冬风暴，以及租赁条款，可能会限制我们部分作业区的钻探和生产活动以及其他石油和天然气作业。这些季节性异常可能会给我们的运营商在实现钻井目标方面带来挑战，并可能在春季和夏季加剧对设备、供应和人员的竞争，这可能会导致短缺，增加成本或延误运营。
监管
以下披露描述了与石油和天然气资产运营商(包括我们目前的运营商)以及石油和天然气资产工作权益的其他所有者更直接相关的法规。如果我们未来选择从事石油和天然气资产的勘探、开发和生产，我们将直接受到下文所述的相同法规的约束。就本节而言，在适用的情况下，所提及的“我们”、“我们”和“我们”指的是Viper Energy，Inc.以及我们物业的任何运营商，包括我们目前的运营商。
石油和天然气业务受到政府当局颁布的各种立法、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条例正在不断进行审查，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经营成本。
环境问题。石油和天然气的勘探、开发和生产作业受到严格的法律和法规的约束，这些法规涉及向环境排放材料或其他与环境保护有关的问题。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，这些措施会带来大量的行政、民事和刑事处罚，并可能导致对不遵守行为的强制令义务。这些法律和条例可要求在钻探开始之前获得许可证，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施工或钻探活动，要求采取行动防止或补救当前或以前作业造成的污染，例如封堵废弃的水井或关闭矿井，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措施，并对作业造成的污染承担重大责任。
这类法律和条例规定的责任通常是严格的(即不要求显示“过错”)，并且可以是连带责任。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，任何导致更严格和成本更高的污染控制或废物处理、储存、运输、处置或清理要求的变化都可能对我们的业务和前景产生实质性的不利影响。
废物处理。 经修订的《资源保护和回收法》以及根据其颁布的类似的州法规通过对危险和非危险废物的产生、运输、处理、储存、处置和清理施加要求，从而影响石油和天然气勘探、开发和生产活动。在联邦政府的批准下，各州管理RCRA的部分或全部条款，有时与各自更严格的要求相结合。尽管与勘探、开发和生产原油和天然气有关的大多数废物都不受《区域风险评估条例》规定的危险废物的管制，但这类废物可能构成受非危险废物要求不那么严格的“固体废物”。此外，环保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，或将一些非危险废物归类为危险废物，以供未来监管。事实上，美国国会不时地提出立法，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，环保局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，美国环保局得出结论，目前没有必要修改联邦石油和天然气废物管理条例。此类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。对石油和天然气勘探和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和处置这类废物的成本。
有害物质的补救措施。经修订的《综合环境反应、补偿和责任法》，即我们所称的《环境影响、赔偿和责任法》或“超级基金”法，以及类似的州法律，一般都会对被认为对向环境中排放“危险物质”负有责任的各类人员施加责任，而不考虑最初行为的过错或合法性。这些人包括受污染设施的现任所有人或运营者、污染发生时该设施的前所有人或运营者，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，政府机构或第三方可能会要求我们根据《环境影响、危害和责任法案》和类似的州法规，对已释放此类“危险物质”的场所进行清理的全部或部分费用负责。
排出的水。1972年修订的《联邦水污染控制法》，也被称为《清洁水法》，或《清洁水法》、《安全饮用水法》、《石油污染法》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，包括产出水和其他气体和石油废物，施加限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或国家颁发的许可证条款。根据联邦法律的泄漏预防、控制和对策计划要求，需要适当的围堵护堤和类似结构，以帮助防止在发生石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时对通航水域的污染。《海洋法公约》及其实施的条例还禁止向包括管辖湿地在内的受管制水域排放疏浚和填埋材料，除非得到适当颁发的许可证的授权。
近些年来，CWA监管的水域范围一直在波动。2015年6月29日，美国环保局和美国陆军工程兵团联合发布了最终规则，扩大了CWA保护水域的范围。然而，2019年10月22日，这些机构发布了一项最终规则，废除了2015年的规则，然后，2020年4月21日，环保局和兵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。2021年8月30日，一家联邦法院推翻了替代规则，2023年1月18日，环保局和兵团公布了一项最终规则，将恢复2015年前的水保护。然而，2023年5月25日，最高法院发布了一项意见，大幅缩小了《保护美国水域公约》保护的范围。2023年9月8日，环保局和兵团发布了一项最终规则，使其法规符合该决定。最近的这些行动提供了一些明朗的信息。然而，如果环保局和军团广泛解释其管辖权并扩大受CWA管辖的物业范围，我们或第三方运营商在获得湿地区域疏浚和填埋活动许可证方面可能面临更多成本和延误。
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，美国环保局公布了一项最终规则，禁止将来自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，该规则将在下文的标题“-水力压裂法规”下进行更详细的讨论。成本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，要求排放或可能影响地下水条件的操作获得许可。
OPA是石油泄漏责任的主要联邦法律。《海上石油保护法》载有许多与防止和应对石油泄漏进入美国水域有关的要求，包括要求近海设施和某些靠近或跨越水道的陆上设施的经营者必须制定和维护设施应急计划，并保持一定程度的财务保证，以支付潜在的环境清理和恢复费用。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，对泄漏造成的所有遏制和清理费用以及某些其他损害负责，包括但不限于应对向地表水泄漏石油的费用。
不遵守《公民权利和政治权利国际公约》或《反海外腐败法》可能导致重大的行政、民事和刑事处罚以及强制令义务。
空气排放。 修订后的联邦《清洁空气法》或《清洁空气法》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。环保局已经制定了并将继续制定严格的法规，管理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，美国环保局公布了联邦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，以下将在《水力压裂法规》中进行更详细的讨论。此外，2016年5月12日，美国环保局发布了一项最终规则，涉及将多个小型地表站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。此外，2023年4月17日，环保局在一项同意法令中同意在2024年12月10日之前发布一项拟议的规则，要么修订其石油和天然气生产活动中有害空气污染物的排放标准，要么确定没有必要修改。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。获得或续签许可证可能会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。例如，2021年基础设施投资和就业法案和2022年通胀降低法案，或称爱尔兰共和军，包括数十亿美元的激励措施，用于发展可再生能源、清洁氢气、清洁燃料、电动汽车、投资先进生物燃料以及支持基础设施以及碳捕获和封存。此外，美国环保局还提出了雄心勃勃的规定，从2027年开始减少轻型、中型和重型车辆的有害空气污染物排放，包括温室气体。这些激励措施和法规可能会加速经济转型，从使用化石燃料转向更低或零碳排放的替代品，这可能会减少对我们生产和销售的石油和天然气的需求，进而降低价格，并对我们的业务产生不利影响。此外，爱尔兰共和军首次对通过甲烷排放收费的温室气体排放征收联邦费用。IRA修订了CAA，对要求向EPA报告温室气体排放的来源排放的甲烷超过适用废物排放门槛的甲烷征收费用，包括海上和陆上石油和天然气生产以及收集和提高来源类别的来源。甲烷排放费将从2024年开始，每吨甲烷900美元，2025年增加到1200美元，2026年及以后每年定为1500美元。费用的计算是根据爱尔兰共和军确定的某些门槛计算的。2024年1月12日，环保局宣布了一项实施甲烷排放收费的拟议规则。甲烷排放费可能会增加我们的运营成本，这可能会对我们的业务、财务状况和现金流产生不利影响。
环保局还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，近一半的州已采取措施，主要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来减少温室气体排放。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，以证明需要燃烧或排放天然气。
在国际一级，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》要求各缔约方做出“雄心勃勃的努力”，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。2021年4月21日，美国宣布，它正在设定一个经济范围的目标，即在2030年将温室气体排放量在2005年的基础上减少50%至52%。2021年11月，结合在苏格兰格拉斯哥举行的第26次缔约方大会，美国和其他世界领导人进一步承诺减少温室气体排放，包括到2030年将全球甲烷排放量在2020年的基础上至少减少30%。目前已有150多个国家签署了这一承诺。最近，在阿拉伯联合酋长国举行的第28次缔约方大会上，世界各国领导人同意以公正、有序和公平的方式放弃化石燃料，并在2030年之前在全球范围内将可再生能源增加两倍，能源效率提高一倍。此外，许多州和地方领导人已经表示，他们打算加强努力，支持国际气候承诺。
可能对甲烷或二氧化碳排放施加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。
水力压裂的规范。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、沙子和化学物质，以压裂围岩并刺激生产，通常由国家石油和天然气委员会监管。然而，美国国会最近几届会议提出了一项立法，修改《安全饮用水法案》，废除水力压裂不属于“地下注入”定义的豁免，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，使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》，被称为“II类”地下注水控制井。
2016年6月28日，美国环保局公布了一项最终规定，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。环保局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。环保局正在收集与污水处理设施接受此类废水的程度、可用的处理技术(及其相关成本)、排放特征、污水处理设施的财务特征以及污水处理设施排放对环境的影响有关的数据和信息。
2012年8月16日，美国环保局公布了联邦CAA下的最终法规，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，环保局的一揽子规则包括解决二氧化硫和挥发性有机化合物排放的新来源性能标准，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。环保局收到了许多来自行业和环境界的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，美国环保局修订了其法规，对石油和天然气行业的某些新的、改装和重建的设备、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，2020年8月13日，为了回应前总裁·特朗普审查和修订不堪重负的法规的行政命令，美国环保局修改了2012年和2016年的新源性能标准，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。2021年6月30日，总裁·拜登签署了一项美国国会联合决议，否决了2020年的修正案(除一些技术性变化外)，从而恢复了2012年和2016年的新源性能标准。环保局希望受管制污染源的所有者和运营者立即采取措施遵守这些标准。此外，2023年12月2日，美国环保署宣布了一项最终规则，将扩大和加强石油和天然气行业新的和现有来源的减排要求，要求加强对逃逸排放的监测，对气动控制器和油罐电池提出新的要求，并禁止在某些情况下排放天然气。这些新标准，在实施的范围内，以及任何未来的法律及其实施条例，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，施加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。我们无法确切地预测最终的监管要求或遵守这些要求的成本。
此外，正在进行或正在提议的某些政府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，水力压裂活动中的水使用可能会影响饮用水资源。此外，2015年2月6日，环保局发布了一份报告，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。报告建议了管理和最大限度地减少注入引起的重大地震事件的可能性的战略。包括美国能源部和内政部在内的其他政府机构已经或正在评估水力压裂的其他各个方面。这些正在进行的或拟议的研究可能会刺激进一步的倡议
监管水力压裂，最终可能会使我们进行压裂变得更加困难或成本更高，并增加我们的合规和业务成本。
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通过法规，在某些情况下限制或禁止水力压裂，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联邦职业安全与健康法案要求的化学品清单，并将化学品清单与油井完工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进行地震活动搜索，这些处置井将接收非危险产出水和水力压裂回流液。搜索的目的是确定拟议中的新处置井周围100平方英里的圆形区域内发生地震的可能性。2014年11月17日生效的处置井规则修正案还明确了德克萨斯州铁路委员会在科学数据表明处置井可能有助于地震活动的情况下修改、暂停或终止处置井许可证的权力。德克萨斯州铁路委员会已经利用这一权力拒绝了许可，并暂时停止了垃圾处理井的运营。例如，2021年9月，德克萨斯铁路委员会限制了允许公司向二叠纪盆地米德兰和敖德萨附近的一些油井注入水的数量，随后暂停了那里的一些许可，并将限制扩大到其他地区。此外，德克萨斯州铁路委员会已经对二叠纪盆地允许的任何新的处置井实施了监测和报告要求。这些对产出水处理的限制、暂停新的产出水井以及额外的监测和报告要求可能会导致运营成本增加，迫使我们的运营商或其供应商用卡车运送产出水、回收或通过管网或其他方式泵送，所有这些都可能成本高昂。我们的运营商或他们的供应商也可能限制处理井的数量、处理速度和压力或位置，或者要求他们关闭或减少向处理井注入产出水。这些因素可能会使二叠纪盆地受影响地区的钻探活动变得不那么经济，并对我们的业务产生不利影响。
关于水力压裂的公众争议越来越多，涉及压裂液的使用、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、地下水和一般环境的潜在影响。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。如果通过显著限制水力压裂的新法律或法规，这些法律可能会使我们更难或更昂贵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基于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，如果在联邦或州一级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、报告和记录保存义务、封堵和废弃要求以及许可延迟和潜在的成本增加的影响。此类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重大不利影响。目前，无法估计新颁布的或可能颁布的管理水力压裂的联邦、州或地方法律对我们业务的影响。
石油和天然气行业的其他规定。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正在不断地接受修订或扩大，这往往会增加监管负担。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条例，其中一些规则和条例如果不遵守，将受到重大处罚。尽管石油和天然气行业的监管负担增加了经营成本，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。运输的可获得性、条件和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，包括监管州际运输、储存和各种其他事项的条款、条件和费率，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，但美国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，美国国会或各州立法机构实际上可能会通过哪些提案，以及这些提案可能对我们的运营产生什么影响。凝析油、石油和天然气液体的销售目前不受监管，按市场价格进行。
钻探和生产。我们运营商的运营受到联邦、州和地方各级的各种监管。这些类型的监管包括要求获得钻井许可、钻探债券和有关作业的报告。我们经营业务的州和一些县市还管理以下一项或多项；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关闭；生产率或“允许”；地面使用和恢复钻井所在的财产；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资产的汇集。一些州允许强制合并或整合土地，以促进勘探，而另一些州则依赖自愿合并土地和租赁。在某些情况下，强制合用或单位化可能由第三方实施，可能会降低我们对单位化物业的兴趣。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，并对产量的可估计性提出了要求。这些法律和法规可能会限制我们的运营商从我们的油井中生产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，但我们不能向我们的股东保证，他们未来不会这样做。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该地区进行现场恢复作出了详细要求。尽管军团不要求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。从历史上看，联邦立法和监管控制影响了天然气的价格和营销。根据1938年的《天然气法》和1978年的《天然气政策法》，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，已经颁布了各种联邦法律，导致完全取消了对以首次销售方式销售的国内天然气的所有价格和非价格控制。根据2005年的《能源政策法案》，FERC拥有禁止操纵天然气市场和执行其规则和命令的实质性执行权，包括评估重大民事处罚的能力。
石油销售和运输. 原油、凝析油和天然气液体的销售目前不受监管，按谈判价格进行。尽管如此，美国国会未来可能会重新制定价格控制措施。
原油销售受运输可用性、条款和成本的影响。在普通输送管道中的石油运输也受费率管制。联邦能源管理委员会根据《州际商业法》（Interstate Commerce Act）监管州际石油管道运输费率，州际石油管道运输费率受州监管委员会监管。州内石油管道监管的基础，以及对州内石油管道费率的监管监督和审查程度，各州不尽相同。由于有效的州际和州内费率同样适用于所有可比托运人，我们相信，石油运输费率的监管不会对我们的运营产生任何重大影响，就像该监管会影响我们竞争对手的运营一样。
此外，州际和州内公共输油管道必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放获取标准，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，通道由管道公布的关税中规定的按比例分配条款管理。因此，我们相信，我们的运营商将与我们或他们的竞争对手一样，普遍获得石油管道运输服务。
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。各国还规定了开发新油田的方法、井的间距和作业以及防止浪费石油和天然气资源。各州可能会管制利率
可根据市场需求或资源节约，或两者兼而有之，确定油井和天然气井的最高日产量。各国不监管井口价格或进行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。这些规定的效果可能是限制我们的油井可能生产的石油和天然气的数量，并限制我们的运营商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。我们不认为遵守这些法律会对我们产生实质性的不利影响。
员工
我们没有任何员工。自转换生效之日起，本公司的业务及事务由我们的董事会监督，而不是由普通合伙人作为其普通合伙人监督我们的前身合伙企业的业务及事务。此外，转换后，根据服务及借调协议，响尾蛇继续向本公司提供人事及一般及行政服务，包括行政人员及其他雇员的服务，其方式与响尾蛇先前向普通合伙人提供的大致相同。请看项目7.管理层的讨论和分析-#年的财务状况和经营业绩以及综合财务报表和相关附注项目8.财务报表和补充数据这份报告的。所有经营我们业务的人，包括我们的高管，都受雇于响尾蛇。
设施
我们的主要执行办事处位于得克萨斯州米德兰，由响尾蛇所有。我们相信，这些设施对我们目前的业务来说是足够的。
公司报告的可用性
我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、8-K表格当前报告以及对该等报告的所有修订，在以电子方式提交给美国证券交易委员会或以电子方式提交给美国证券交易委员会后，可在合理可行的情况下尽快在我们网站www.viperenergy.com的投资者关系页面上免费查阅。我们网站上包含的或与我们网站相关的信息不会以引用的方式并入本年度报告，因此不应被视为本报告或我们提交给美国证券交易委员会的任何其他报告的一部分。提交给美国证券交易委员会的报告也可以在其网站www.sec.gov上查阅。
第1A项。风险因素
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。其他风险也在项目1和2.业务和物业, 项目7.管理层的讨论和分析—财务状况及经营业绩及第7A项。关于市场风险的定量和定性披露这份报告的。这些风险并不是我们面临的唯一风险。我们还可能面临目前不为我们所知或我们目前认为无关紧要的额外风险和不确定因素。如果这些风险中的任何一项实际发生，可能会对我们的业务、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。
与我们的业务相关的风险
此前，我们的业务受到新冠肺炎疫情和石油和天然气市场波动的不利影响，再加上乌克兰战争和以色列-哈马斯战争的全球影响。在未来一段时间内，我们可能会继续经历这种不利影响。
在2023年、2022年和2021年期间，纽约商品交易所WTI的价格从每桶47.62美元到123.70美元不等，纽约商品交易所亨利中心的天然气价格从每MMBtu 1.99美元到9.68美元不等，2022年达到了七年来的最高水平。乌克兰战争、以色列-哈马斯战争、新冠肺炎大流行、利率上升、全球供应链中断、对潜在经济低迷或衰退的担忧、最近打击持续通胀的措施，以及欧佩克及其非欧佩克盟友采取的行动--统称为欧佩克+--继续加剧了2023年期间的经济和价格波动。
响尾蛇和我们的某些其他运营商在2023年增加了我们种植面积的产量，但继续执行资本纪律，将大部分过剩现金流用于偿还债务和/或返还给股东，而不是扩大他们的钻探计划。我们无法合理地预测产量水平是否会保持在当前水平，也无法预测上述事件对我们的行业和业务可能产生的全面影响。
根据目前的大宗商品定价环境和行业状况，我们在2023年没有记录任何减值。然而，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。较低的石油和天然气价格也可能导致运营公司循环信贷安排下的借款基数减少，这可能由我们的贷款人酌情决定。
未来可能继续影响大宗商品价格的其他重要因素包括但不限于，美国能源、货币和贸易政策的影响，美国和全球经济状况，美国和全球政治和经济发展，包括拜登政府的能源和环境政策，所有这些都不是我们所能控制的。我们的业务也可能受到任何未来政府规则、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拥有矿产和特许权使用费利益的二叠纪盆地施加产量限制、管道能力和存储限制。我们无法预测这些因素对我们的业务、财务状况和可供股东分红的现金的最终影响。
我们无法预测正在进行的乌克兰战争或以色列-哈马斯战争对全球经济、能源市场、地缘政治稳定和我们的业务的影响。
我们的矿产和特许权使用量主要位于德克萨斯州西部的二叠纪盆地。然而，乌克兰战争和以色列-哈马斯战争的更广泛后果可能会增加石油和天然气价格和需求的波动性，增加受到网络攻击的风险，扰乱全球供应链，增加外汇波动，造成资本市场的制约或扰乱，限制流动性来源，并对全球宏观经济条件产生不利影响。我们无法预测冲突对我们的业务、运营结果、全球经济或能源市场的影响程度。
我们的商品价格衍生工具可能导致财务损失，可能无法保护我们免受商品价格下跌的影响，阻止我们从商品价格上涨中充分受益，并可能使我们面临其他风险，包括交易对手信用风险。
我们使用固定价格掉期合同、固定价格基础掉期合同和无成本领口合同以及相应的看跌期权和看涨期权，以减少与我们某些特许权使用费收入相关的价格波动。我们的衍生品合约基于商品交易所报告的结算价，原油衍生品结算基于NYMEX WTI定价
(库欣和米德兰-库欣)以及基于NYMEX Henry Hub和Waha Hub定价的天然气衍生品结算。通过使用衍生品工具在经济上对冲大宗商品价格变化的风险敞口，我们将自己暴露在信用风险和市场风险之下。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，而交易对手未能根据衍生合同的条款履行义务，我们将面临信用风险。我们的交易对手已确定具有可接受的信用风险；因此，我们不需要从交易对手那里获得抵押品。通过使用衍生品工具，我们可能无法充分实现石油、天然气液体和天然气价格高于用于管理价格风险的商品价格衍生品的价格水平的好处。
有关我们使用大宗商品价格衍生品和截至2023年12月31日的未偿还衍生品合约的更多信息，请参阅注10-衍生品在项目8.财务报表和补充数据，项目7.管理层的讨论和分析-财务状况和经营业绩，以及第7A项。关于市场风险的定量和定性披露-本报告的大宗商品价格风险。
爱尔兰共和军和其他与气候变化有关的风险可能会加速向低碳经济的过渡，并可能给我们的业务带来新的成本，这可能会对我们产生实质性的不利影响。
近年来，政府和监管机构、投资者、消费者、行业和其他利益攸关方越来越关注气候变化问题。这一重点，加上消费者和工业/商业行为、偏好和态度在能源的产生和消耗、碳氢化合物的使用以及使用碳氢化合物制造的产品或由碳氢化合物提供动力的产品方面的变化，可能导致；(1)各国政府、投资者和其他公司颁布与气候变化有关的法规、政策和倡议，包括替代能源或“零碳”要求和燃料或能源节约措施；(2)在能源的产生、传输、储存和消费方面的技术进步(包括风能、太阳能和氢能发电以及电池技术的进步)；(3)增加消费者和工业对石油和天然气以外的能源(包括风能、太阳能、核能和地热以及电动汽车)的供应和需求；以及(4)开发，消费者和工业对低排放产品和服务(包括电动汽车和可再生住宅和商业电源)以及更高效的产品和服务的需求增加。
任何这些发展都可能减少对碳氢化合物制造的产品的需求，以及对我们生产和销售的石油和天然气的需求，进而降低石油和天然气的价格，这可能会对我们产生实质性的不利影响。与气候变化相关的法规、政策和倡议的颁布也可能导致我们的合规成本和其他运营成本增加，并产生其他不利影响，例如更大的政府调查或诉讼的可能性。
近年来，联邦、州和地方政府已采取措施减少温室气体排放。例如，基础设施投资和就业法案和爱尔兰共和军包括数十亿美元的激励措施，用于发展可再生能源、清洁氢气、清洁燃料、电动汽车、投资先进生物燃料、支持基础设施以及碳捕获和封存。此外，美国环保局还提出了雄心勃勃的规定，从2027年开始减少轻型、中型和重型车辆的有害空气污染物排放，包括温室气体。这些激励措施和法规可能会加速经济转型，从使用化石燃料转向更低或零碳排放的替代品，这可能会减少对我们生产和销售的石油和天然气的需求，进而降低价格，并对我们的业务产生不利影响。此外，爱尔兰共和军首次通过甲烷排放收费对温室气体排放征收联邦费用，这可能会增加我们的运营成本，从而对我们的业务、财务状况和现金流产生不利影响。
除可能减少(I)对石油及天然气的需求及(Ii)油田服务及中下游客户的供应外，上述任何发展项目亦可能带来与碳氢化合物勘探及生产相关的声誉风险，从而对我们的资金供应及成本造成不利影响。例如，一些知名投资者已公开宣布，他们打算不再投资石油和天然气行业，以回应与气候变化有关的担忧，其他金融机构和投资者可能会决定在未来也这样做。如果金融机构和其他投资者未来因为这些声誉风险而拒绝投资于石油和天然气行业或向其提供资本，那可能导致我们无法获得资金，或者只会大幅增加成本。
有关气候变化相关法规、政策和倡议对我们的风险的进一步讨论，请参阅项目1和2.业务和物业-监管--本报告的气候变化。
与气候变化和其他环境、社会和治理因素有关的持续的政治和社会关切可能导致重大诉讼和相关费用。
对全球气候变化的日益关注导致投资者的关注增加，公共和私人诉讼的风险增加，这可能会增加我们的成本或以其他方式对我们产生不利影响。例如，股东激进主义最近在我们的行业中不断增加，股东可能会试图改变我们的业务或治理，以应对与气候变化相关的问题，无论是通过股东提案、公开活动、委托书征集或其他方式，这可能会导致严重的管理分心和潜在的巨额费用。
此外，投资者和监管机构对环境、社会和治理(“ESG”)事项的关注继续增加。例如，除气候变化外，人们越来越关注公司自身运营及其供应链中的多样性和包容性、人权以及人力和自然资本等主题。此外，关于ESG考虑的有效性的观点仍在继续发展，我们目前无法预测监管机构、投资者和其他利益相关者对ESG事项的看法可能会如何影响监管和投资格局，并影响我们的业务、财务状况和运营结果。如果我们不适应或不遵守投资者或利益相关者在ESG问题上的期望和标准，我们可能会遭受声誉损害，我们的业务、财务状况和运营结果可能会受到重大不利影响。
2022年3月，美国证券交易委员会提出了一系列气候相关风险等信息披露的新规则。如果按照提议最终确定这一规则，我们和/或我们的客户可能会因评估和披露与气候有关的信息而产生更多费用。提高气候披露要求还可能加速某些利益攸关方和资本提供者限制某些碳密集型部门的融资或寻求更严格的条件的任何趋势。
此外，美国几个州的市、县和其他政府实体已经对能源公司提起诉讼，要求与气候变化有关的损害赔偿。类似的诉讼可能会在其他司法管辖区提起。如果对我们提起任何此类诉讼，我们可能会产生大量的法律辩护费用，如果任何此类诉讼被不利裁决，我们可能会招致重大损害赔偿。任何这些与气候变化相关的诉讼风险都可能导致意想不到的成本、对我们公司的负面情绪、我们业务的中断以及我们运营费用的增加，这反过来可能对我们的业务、财务状况和现金流产生不利影响。
保护措施和技术进步可能会减少对石油和天然气的需求。
节约燃料的措施、替代燃料的要求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加、燃料经济性的技术进步和能源发电设备可能会减少对石油和天然气的需求。对石油和天然气服务和产品不断变化的需求的影响可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和可返还给我们股东的现金产生实质性的不利影响。
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供应、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，影响我们为活动提供资金的能力。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。
我们可能没有足够的可用现金来支付普通股的任何季度股息，我们可用于股息的现金可能在每个季度之间发生重大变化，我们的董事会未来可能会随时酌情修改或撤销我们的现金股息政策。我们的股息政策可能会限制我们增长和进行收购的能力。
我们可能没有足够的现金向我们的普通股股东支付每个季度的基本股息或可变股息。此外，我们的现金股利政策并不要求我们按季度或以其他方式支付股息。我们每个季度必须分配的现金数量主要取决于我们产生的特许权使用费收入，这取决于我们销售的产品数量和我们的运营商从销售这些产品中实现的价格。此外，根据我们的现金股利政策，我们每个季度必须分配的实际现金数额将因以下方面的支付而减少：所得税、偿债和其他合同义务和固定费用、董事会可能认为适当的未来运营或资本需求准备金的增加、租赁红利收入、分配等价权支付和优先股息(如果有)以及任何普通股回购。董事会可以进一步修改
或在未来任何时候由其酌情撤销我们的股息政策。在2022年期间，董事会批准了一项股息政策，从公司2022年第三季度应支付的股息开始生效，包括基准股息和可变股息，其中考虑了通过我们的普通股回购计划向股东返还的资本。有关我们的股息政策和最近的调整的信息，请参阅项目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S--现金股利政策与项目7.管理层的讨论和分析-本报告的财务状况和经营结果。因此，支付给我们股东的季度股息可能在不同季度之间差异很大，可能为零。
由于我们的现金股利政策，我们可用于再投资于我们的业务或为收购提供资金的现金将是有限的，我们将主要依靠外部融资来源，包括商业银行借款和发行债务和股权证券，为我们的收购和增长资本支出提供资金。因此，如果我们无法从外部为增长融资，我们的股息政策将显著削弱我们的增长能力。
只要我们发行与任何收购或增长资本支出相关的额外股票或作为实物股息，支付这些额外股票的股息可能会增加我们无法维持或提高每股股息水平的风险。
我们依赖少数运营商进行相当一部分的开发和生产，依赖于作为我们矿产权益基础的财产。这些运营商减少在我们的种植面积上钻探的预期油井数量，或运营商未能充分和有效地开发和运营我们的种植面积，可能会对我们的预期增长和我们的运营结果产生不利影响。
我们运营商的失败充分或有效地进行运营或运营商未能以最符合我们利益的方式行事可能会减少产量和收入。对我们酒店的任何开发和生产活动均受我们的经营者的合理酌情处理。在我们的物业上钻探和开发活动的水平、成功和时机，以及运营商是否选择在我们的土地上额外钻探任何油井，取决于一些在很大程度上不是我们所能控制的因素，包括：大宗商品价格；我们的运营商的资本支出的时间和金额，这可能远远超过预期；我们的运营商获得资本的能力；钻井平台和其他合适的钻井设备、原材料、供应和油田服务的可用性、高成本或短缺；生产和运输基础设施的可用性和合格的运营人员；监管限制；运营商的专业知识、运营效率和财务资源；其他参与者对钻探油井的批准；运营商在我们的面积上钻探的油井与其他地区的机会相比的预期投资回报；技术的选择；销售产量的交易对手的选择；以及储量的开采率。
运营商可能选择不从事开发活动，或可能以意想不到的方式进行此类活动，这可能导致我们的特许权使用费收入和可供我们股东分红的现金大幅波动。如果运营商的减产在我们的物业上实施并持续下去，我们的收入可能也会受到重大影响。此外，如果运营商遇到财务困难，运营商可能无法支付专利税或继续运营，这可能会对我们产生重大不利影响。
我们已探明的未开发储量的开发可能需要更长的时间，运营商可能需要比我们目前预期的更高水平的资本支出。
截至2023年12月31日，我们估计的总探明储量中约有20%是已探明的未开发储量，可能最终不会开发或生产。回收已探明的未开发储量需要巨额资本支出，以及运营商在我们的矿产和特许权使用费面积上成功开展钻探作业。我们独立石油工程师的储量报告中包含的储量数据假定，开发这种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。我们储量开发的延迟，钻探、完成和开发此类储量的成本增加，或大宗商品价格的进一步下跌，将减少我们估计的已探明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。
如果我们的任何运营商宣布破产，我们可能无法终止租约，我们可能会遇到延误，无法取代不支付特许权使用费的运营商。
如果经营者未能支付特许权使用费，我们就有权终止租约，收回物业，并履行租约规定的付款义务。如果我们收回我们的任何财产，我们将寻求
替换运算符。然而，我们可能无法找到替代运营商，如果我们找到了，我们可能无法在合理的时间内以优惠条款签订新的租约。此外，即将离任的运营商可能会面临破产程序，这可能会阻止执行新的租约或将现有租约转让给另一家运营商。此外，如果我们签订新的租约，取代的经营者可能无法达到与其取代的经营者相同的产量水平或以相同的价格出售石油或天然气。
我们拥有矿产和特许权使用费权益的生产资产主要集中在德克萨斯州西部的二叠纪盆地，这使得我们很容易受到与单一地理区域相关的风险(包括与天气有关的风险)的影响。此外，我们的大量已探明储量可归因于这一区域内的少数生产层位。
我们拥有矿产和特许权使用费权益的生产资产目前主要集中在德克萨斯州西部的二叠纪盆地。由于这种集中，我们可能会受到以下因素的影响：地区供需因素，该地区油井的生产延迟或中断，由政府监管，我们的运营商或其客户面临的加工或运输能力限制，设备、设施、人员或服务的可用性，市场限制或原油、天然气或天然气液体的加工或运输中断，我们的矿产和特许权使用费面积，以及极端天气条件，如2021年2月的二叠纪盆地严重冬季风暴，及其对我们矿产和特许权使用费面积的生产量、电力供应、道路交通和运输设施的不利影响。
可能会发生影响我们运营商的供应商或客户的极端地区性天气事件，这可能会对我们造成不利影响。例如，一场严重的飓风或类似的天气事件可能会破坏德克萨斯州和路易斯安那州墨西哥湾沿岸的炼油和其他与石油和天然气相关的设施，这(如果足够严重)可能会限制德克萨斯州各地收集和运输设施的可用性，然后可能导致二叠纪盆地的生产(可能包括我们矿产和特许权使用费面积的生产)被削减或关闭或(就天然气而言)燃烧。随着时间的推移，气候变化还可能增加重大天气事件的频率和严重性。此外，由于天气相关事件或其他原因，我们矿产和特许权使用费面积上天然气产量的任何增加都可能使我们面临声誉风险，并对我们或我们的运营商的合同和其他业务关系产生不利影响。上述任何事件都可能对我们产生实质性的不利影响。同样，像2021年2月二叠纪盆地冬季严重风暴这样的天气事件可能会减少电力、道路通达性和交通设施的可用性，这可能会对我们的矿产和特许权使用量产生不利影响(从而对我们的财务状况和运营结果产生不利影响)。
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，这可能导致这些条件更频繁地发生或放大这些条件的影响。由于我们的矿产和特许权使用费面积集中，我们可能会同时经历这些情况中的任何一种，导致对我们的影响相对更大，而不是对拥有更多元化资产组合的其他公司的影响。此类延误或中断可能会对我们的业务、财务状况和现金流产生实质性的不利影响。
除了我们矿产和特许权使用费面积的地理集中度外，截至2023年12月31日，我们大部分已探明储量都集中在米德兰盆地的Wolfberry资源区块。资产集中在少数产油区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的运营商永久或暂时关闭我们矿产和特许权使用费面积上的所有油井。
我们未来的成功有赖于额外储备的开发或获取，而我们未能成功识别、完成和整合收购物业或业务可能会减缓我们的增长，并对我们的运营业绩和可用于股息的现金产生不利影响。
我们未来的成功取决于开发或获得更多经济上可开采的石油和天然气储量，因为我们已探明的储量通常会随着储量的枯竭而下降。为了增加储量和产量，我们将需要进行替换活动，或者使用第三方运营商进行开发、勘探和其他替换活动，这需要大量的资本支出。我们和我们的第三方运营商都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。我们第三方运营商的此类活动可能不会产生显著的额外储量，以低发现成本钻探生产井的努力可能不会成功。此外，我们预计不会保留运营现金用于替代资本支出。此外，尽管如果当前石油和天然气价格大幅上涨，我们可用于分红的收入和现金可能会增加，但寻找额外储量的成本也可能会增加。
在我们的行业中，对收购机会的竞争非常激烈。成功收购生产资产需要对若干因素进行评估，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。关于这些评估，我们对我们认为与行业实践大体一致的主题属性进行了审查。我们的审查将不会揭示所有现有的或潜在的问题，包括业权缺陷，如果是实质性的，可能会使权益变得毫无价值或环境问题，也不会允许我们足够熟悉物业以全面评估其缺陷和能力。不一定对每口井都进行检查，即使进行检查，也不一定能观察到地下水污染等环境问题，这可能会对我们的运营结果、财务状况和可用于分红的现金产生不利影响。即使发现了问题，卖方也可能不愿意或不能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以商业上可接受的条款完成收购。除非我们的运营商进一步开发我们现有的物业，否则我们将依赖收购来增加我们的储量、产量和现金流。
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。此外，这些收购可能位于我们目前没有物业的地理区域。如果我们进入新的地域市场，我们可能会受到额外和不熟悉的法律和监管要求以及其他不可预见的困难的影响。遵守法规要求可能会对我们和我们的管理层施加大量额外义务，导致我们在合规活动中花费额外的时间和资源，并增加我们因不遵守此类额外法律要求而面临的惩罚或罚款。此外，任何已完成收购的成功将取决于我们将收购的业务有效地整合到我们现有业务中的能力，这一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务资源。此外，未来可能的收购可能会更大，而且收购价格明显高于之前收购的价格。上述任何不利情况都可能对我们的财务状况、经营业绩和可用于分红的现金产生重大不利影响。无法有效地管理收购的整合可能会减少我们对后续收购和当前业务的关注，这反过来可能会对我们的增长、运营结果和可用于分红的现金产生负面影响。
我们物业的项目区处于不同的开发阶段，可能无法生产商业上可行的石油或天然气。
我们物业上的项目区处于不同的开发阶段，从目前有钻探或生产活动的项目区到钻探或生产历史有限的项目区。如果正在完工的油井在我们的财产上，没有产生足够的收入，或者如果钻探了干井，我们的财务状况、运营结果和可用于分红的现金可能会受到重大影响。
我们估计的储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储备估计或基本假设中的任何重大错误，都会对我们的储备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(如果有的话)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。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，对储量估计进行重大修改。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之间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石油和天然气的经济可采数量、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，也不包括任何未探明的未开发面积的价值。
我们依赖电力、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遭到破坏或不可用，我们的业务可能会受到不利影响。
我们依赖电力、互联网和电信基础设施以及响尾蛇的信息系统和基于计算机的程序。如果任何该等基础设施、系统或程序出现故障、不可用或受损，或在我们的硬件或软件网络基础设施中产生错误信息，我们安全有效地开展业务的能力将受到限制，任何该等后果都可能对我们的业务产生重大不利影响。
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。
我们广泛依赖Diamondback的信息技术系统，包括内部开发的软件、数据托管平台、实时数据采集系统、第三方软件、云服务和其他内部或外部托管的硬件和软件平台，以(I)估计我们的石油和天然气储量，(Ii)处理和记录财务和运营数据，以及(Iii)与我们的管理层和董事会以及我们的供应商、供应商和其他第三方进行沟通。此外，由于个人设备、远程通信和在家工作或混合工作实践的使用增加，我们对技术的依赖有所增加。
网络安全威胁的风险没有、目前预计也不会对我们的公司产生实质性影响，包括我们的业务战略、运营结果和财务状况。然而，我们的系统和网络(由Diamondback提供)及其供应商、服务提供商和其他第三方提供商的系统和网络可能成为网络安全攻击的目标，包括但不限于拒绝服务攻击；恶意软件；内部人员或其他授权访问的人违反数据隐私；网络或网络钓鱼攻击；勒索软件；试图未经授权访问我们的数据和Diamondback的系统；以及其他电子安全漏洞。如果这些安全漏洞中的任何一个发生，我们的运营、正常业务功能和业务的其他方面可能会受到干扰。
响尾蛇为我们提供人员、一般和行政服务，包括作为我们网络安全风险管理计划基础的人员和基础设施。在这方面，响尾蛇已经实施并投资于，并将继续实施和投资于旨在保护其系统的控制、程序和保护措施(包括内部和外部人员)；定期确定和补救其系统和相关基础设施中的漏洞，并监测和减轻数据丢失风险和其他网络安全威胁。响尾蛇还聘请了第三方顾问进行渗透测试和风险评估。响尾蛇的网络安全治理计划由国家标准与技术研究所(NIST)网络安全框架提供信息，并通过与NIST网络安全框架和能力成熟度模型集成相关的成熟度和风险评估评级进行衡量。然而，这些措施不能完全消除网络安全威胁，可能会被证明是无效的。随着网络事件的不断发展，响尾蛇可能需要花费额外的资源(我们可能对此负有部分责任)，以继续修改或加强保护措施，或调查和补救网络事件的任何漏洞。响尾蛇为其资产遭受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范围是否足以覆盖可能出现的索赔，或者响尾蛇是否能够以我们认为合理的费率维持足够的保险。保险没有完全覆盖的损失可能会对我们的业务、财务状况和现金流产生实质性的不利影响。
与我们的负债有关的风险
在某些情况下，实施我们的资本计划可能需要通过发行额外的债务来增加我们的总杠杆率。此外，循环信贷安排下可用资金的显著减少，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。
由于我们的现金股利政策，我们可用于再投资于我们的业务或为收购提供资金的现金有限，并且历来依赖运营公司循环信贷安排的可用性来为我们的部分资本支出和其他目的提供资金。我们预计，我们将继续通过循环信贷安排下的借款以及债务和股票发行的收益，为我们的部分资本支出和其他需求提供资金。过去，我们通过用股权和债券发行所得偿还未偿还借款，在循环信贷安排下创造了可获得性。我们不能向您保证，我们将选择或能够通过资本市场偿还任何此类未来借款。如果循环信贷安排下的可用资金减少，我们无法获得其他融资来源，我们可能需要削减我们的资本支出，这可能导致无法完成收购或为更换我们的储备所需的资本支出提供资金。
营运公司的循环信贷安排中的限制性契约、管理票据及未来债务工具的契约，可能会限制我们回应市况变化或寻求商机的能力。
运营公司的循环信贷安排和管理未偿还债券的契约包含限制性契诺，未来任何债务的条款可能包含限制我们和运营公司能力的限制性契约，这些契约限制了我们和运营公司产生或担保额外债务；进行某些投资；设立额外留置权；出售或转让资产；作为承租人租赁财产；发行可赎回或优先股；自愿赎回或预付债务(包括票据)；与另一实体合并或合并；支付或宣布股息；将我们的某些子公司指定为不受限制的子公司；创建不受限制的子公司；与关联公司进行交易；达成气体失衡、接管或支付及类似协议；并签订某些互换协议特克斯。
由于循环信贷安排所载限制性契诺及管理票据的契约对吾等及营运公司施加的限制，吾等可能会被阻止利用因此而出现的商机。此外，循环信贷安排要求我们保持一定的财务比率和测试。我们遵守这些规定的要求可能会对我们应对市场状况变化、利用我们认为可取的商业机会、获得未来融资、为所需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。
我们和运营公司未来遵守这些限制和契约的能力是不确定的，并将受到我们运营的现金流水平和其他我们无法控制的事件或情况的影响。如果市场或其他经济状况恶化，我们遵守这些公约的能力可能会受到损害。违反这些限制性契约中的任何一项都可能导致循环信贷安排下的违约。如出现违约，循环信贷安排下的贷款人可选择宣布所有未偿还借款连同累算利息及其他费用即时到期及须予支付，从而导致在管限票据的契约下发生违约事件。在这种情况下，贷款人还将有权终止他们必须提供进一步借款的任何承诺。如本行及营运公司未能在到期时偿还未偿还的借款，循环信贷安排下的贷款人亦有权就其获授予的抵押品进行抵押品诉讼，以取得该笔债务。若循环信贷安排及票据项下的债务加速，吾等不能向阁下保证本公司的资产足以全数偿还该笔债务。
任何因定期重新厘定借款基数而导致营运公司循环信贷安排下的借款基数大幅减少，或因其他原因而大幅减少，可能会对我们为业务提供资金的能力造成负面影响，而如因借款基数重新厘定而需要偿还循环信贷安排下的借款，我们可能没有足够的资金偿还借款。
大宗商品价格的下跌可能会导致重新确定利率，从而降低借款基数。由于该等借款基数重新厘定或其他原因而导致的借款基数大幅减少，可能会对我们的流动资金及为我们的业务提供资金的能力造成负面影响，因而可能对我们的财务状况、经营业绩及现金流产生重大不利影响。此外，如循环信贷融资项下的未偿还借款因任何该等重新厘定而超过借款基数，吾等及营运公司将须偿还超出的款项。我们可能没有足够的资金来偿还这些款项。如果我们没有足够的资金，而且我们无法谈判续借或安排新的融资，我们可能不得不出售大量资产。任何此类出售都可能对我们的业务和财务业绩产生实质性的不利影响。
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支付我们的巨额债务。
我们是否有能力按计划支付本金、支付债务利息或为债务进行再融资，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。我们依赖运营公司产生的现金流来偿还票据。运营公司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。如果运营公司无法产生这样的现金流，我们可能被要求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琐或高度稀释的条款获得额外资本。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债务义务。在缺乏此类现金流的情况下，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，以试图偿还债务和其他债务。运营公司的循环信贷安排和管理未偿还票据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本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。我们再融资的能力
负债情况将视乎资本市场及当时的财政状况而定。我们可能无法从事任何该等活动或以合适的条款从事该等活动，这可能导致我们的债务违约并对我们的财务状况造成不利影响。
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段内保持有效，或者如果评级机构认为情况需要，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造成不利影响，并增加我们或运营公司的借款成本。
运营公司的循环信贷安排下的借款使我们面临利率风险。
我们的收益面临与运营公司循环信贷安排下的借款相关的利率风险。运营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替代基准利率，自2022年11月以来一直与SOFR挂钩。SOFR往往基于多种因素而波动，包括一般短期利率、美国联邦储备委员会(Federal Reserve)设定的利率以及其他央行和总体经济状况。我们没有对浮动利率债务的利率敞口进行对冲。截至2023年12月31日止年度，营运公司在其循环信贷安排下的加权平均借款利率为7.41%。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。
在美国投资的内在风险
响尾蛇控制着我们，它的利益未来可能会与我们或你们的利益发生冲突。
响尾蛇实益拥有我们股本约56%的投票权。只要响尾蛇继续对我们相当大比例的股本拥有投票权，即使投票权低于50%，它仍将能够显著影响我们董事会的组成和需要股东批准的行动的批准。虽然我们普通股的持有人有权就公司股东根据特拉华州一般公司法(“DGCL”)一般有权表决的所有事项投票，包括选举我们的董事会，但根据我们的公司注册证书，只要响尾蛇及其任何子公司共同实益拥有我们已发行普通股的至少25%，(I)响尾蛇有权指定最多三人担任我们的董事会成员，以及(Ii)我们的董事会不得任命响尾蛇借调员工以外的任何人作为我们公司的执行董事，除非该任命获得批准。事先，(X)响尾蛇(批准不得被无理地拒绝或附加条件)或(Y)持有我们股本至少80%投票权的持有者投赞成票。目前，我们的董事会中有两名响尾蛇成员--特拉维斯·斯迪斯和凯斯·范特霍夫。此外，关于转换，我们与Diamondback E&P LLC和OpCo签订了一项服务和借调协议，根据该协议，Diamondback继续向我们和OpCo提供人事、一般和行政服务，包括高管和其他员工的服务，其方式与Diamondback在转换前向我们提供的基本相同。因此，响尾蛇将对我们的董事会、管理、业务计划和政策产生重大影响，包括我们官员的任免。特别是，只要响尾蛇继续实益拥有我们相当大比例的股本，它将能够导致或阻止我们公司的控制权变更或董事会组成的变化，并可能阻止对我们公司的任何主动收购。所有权的集中可能会剥夺您在出售我们公司时获得普通股溢价的机会，并最终可能影响我们普通股的市场价格。
我们没有任何员工，我们完全依靠响尾蛇的员工来管理我们的业务。响尾蛇的管理团队，包括管理我们的个人，也为响尾蛇及其某些附属公司提供类似的服务，因此并不只专注于我们的业务。
我们没有任何员工，我们完全依靠响尾蛇来运营我们的资产，并根据服务和借调的条款和条件为我们提供其他管理、行政和运营服务
上文讨论的协议。由于响尾蛇为我们提供的服务类似于它为自己及其附属公司提供的服务，因此它可能没有足够的人力、技术和其他资源来提供这些服务，而如果它只专注于我们的业务和运营，它就无法向我们提供这些服务。与响尾蛇的利益相比，响尾蛇可能会就如何分配其可用的资源和专业知识做出内部决定，这些资源和专业知识可能并不总是符合我们的最佳利益。没有要求响尾蛇在提供服务时偏袒我们自己或其他人。如果响尾蛇没有对我们业务的管理和运营给予足够的关注，或者以其他方式违反服务和借调协议的规定，我们的财务业绩可能会受到影响，我们向股东支付股息的能力可能会降低。我们业务中的许多关键职责都被分配给了一小部分人。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，失去一名或多名高管团队成员的服务可能会扰乱我们的业务。此外，我们不会为我们的任何高管团队或其他关键人员保留“关键人物”人寿保险单。因此，我们不为这些关键人员的死亡造成的任何损失投保。
由于响尾蛇公司向我们支付的州和地方税份额以及由响尾蛇公司承担的其他税收，应由响尾蛇公司偿还的州和地方收入和其他税收将减少可用于向我们的普通股股东分红的现金。
我们已经与响尾蛇签订了税收分享协议，根据该协议，由于我们的业绩被包含在响尾蛇提交的合并或综合纳税申报单中，我们必须偿还响尾蛇所承担的我们的州和地方收入份额以及其他税款。我们的州和地方收入份额的偿还以及响尾蛇承担的其他税收将减少我们可用于分红的现金数额，从我们的普通股股东。
我们A类普通股的市场价格可能会因在公开或非公开市场出售大量A类普通股而受到不利影响。
持有我们大量A类普通股的持有者在公开市场上出售，或认为可能发生此类出售，可能会对我们A类普通股的价格产生重大不利影响，或可能削弱我们通过发行股权证券获得资本的能力。此外，我们还为响尾蛇提供了注册权。根据这些登记权，我们已根据证券法登记了响尾蛇拥有的所有A类普通股，以供转售(包括根据相关交换协议可就B类普通股发行的A类普通股)。
美国税法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。
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。无法准确预测将来是否会提出或制定任何此类立法修改，或者如果通过，任何此类立法的具体条款或生效日期将是什么。美国税法的这些拟议变化如果被采纳，或者其他类似的变化，将对我们的活动征收额外税收，或者减少或取消与天然气和石油勘探、开发或类似活动有关的现有扣减，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。
2022年8月16日，总裁·拜登签署了《爱尔兰共和法》，其中包括对某些大公司(通常是在其合并财务报表中报告的平均调整后税前净收入至少为10亿美元的公司)征收15%的公司替代最低税，以及从2022年12月31日之后的纳税年度开始对某些上市公司股票回购的公平市场价值征收1%的消费税。如果我们受到CAMT的约束，包括由于我们与响尾蛇的关系，我们对美国联邦所得税的现金纳税义务可能会大大加快。如果1%的消费税适用于我们根据普通股回购计划回购的股票，我们回购的股票数量和我们的现金流可能会受到影响。
预计美国财政部、美国国税局和其他标准制定机构将就CAMT、股票回购消费税和爱尔兰共和军其他条款的适用或管理方式发布指导意见，这些规定可能与我们的解释不同。我们继续评估爱尔兰共和军及其对我们的财务业绩和运营现金流的影响。
由于我们是纳斯达克上市标准中定义的“受控公司”，您可能不会受到纳斯达克规则所要求的某些公司治理要求的保护。
根据纳斯达克的规定，控股公司是指在董事选举中，个人、集团或其他公司拥有超过50%的投票权的公司。我们是一家控股公司，因为响尾蛇及其全资子公司响尾蛇E&P LLC总共持有我们50%以上的投票权。只要我们仍然是一家受控公司，我们就不需要遵守某些公司治理要求，并被允许选择依赖于或可能依赖于某些公司治理要求的豁免，包括我们的董事会不需要由多数独立董事组成；我们的董事会不受薪酬委员会的要求，并且我们不受董事被提名人必须由独立董事或完全由独立董事组成的提名委员会遴选的要求。
我们没有利用豁免来拥有独立董事的多数。然而，我们最初打算依赖的是免除设立薪酬委员会和免除董事提名的人由独立董事挑选。因此，就我们利用这些豁免的程度而言，您将不会获得向遵守所有纳斯达克公司治理要求的公司股东提供的相同保护。尽管除上文所述外，我们目前不打算利用受控公司豁免，但我们不能向您保证，未来我们不会寻求利用这些豁免。如果我们未来不再是一家“受控公司”，我们将被要求遵守纳斯达克上市标准，这可能需要制定其他某些与治理相关的政策和做法。这些行动以及为遵守这些规则而采取的任何其他必要行动可能会增加我们的法律和行政成本，使一些活动更加困难、耗时和成本高昂，还可能给我们的资源带来额外的压力。
规定我们的公司注册证书要求在特拉华州衡平法院为某些类型的诉讼提供专属地点，可能会阻止针对我们和我们的董事、高级管理人员和股东的诉讼。
我们的公司注册证书要求，在法律允许的最大范围内，任何索赔、要求、诉讼、诉讼或程序，无论是民事、刑事、行政或调查，无论是正式的还是非正式的，包括以任何方式引起或与我们的公司注册证书或我们的任何股票有关的任何索赔、要求、诉讼、诉讼或诉讼，只能提交给特拉华州衡平法院，如果该法院对此没有标的管辖权，则只能在特拉华州任何其他具有标的管辖权的法院提起诉讼。这一规定可能具有阻止针对我们和我们的董事、高级管理人员和股东的诉讼的效果。
我们的公司注册证书不限制响尾蛇及其某些董事、负责人、高级管理人员、员工和他们各自的关联公司与我们竞争的能力。
我们的公司注册证书规定，响尾蛇、其任何董事、负责人、高级管理人员、雇员或各自的关联公司均无义务不直接或间接从事与我们经营的相同业务活动或类似业务活动或业务线。在正常的业务活动过程中，这些人可能从事其利益与我们或其他股东的利益相冲突的活动。
这些人士也可能寻求与我们的业务相辅相成的收购机会，因此，公司可能无法获得这些收购机会。此外，这些人士可能与我们进行的收购、资产剥离和其他交易有利害关系，即使这些交易可能会给我们的普通股股东带来风险，但他们认为这些交易可能会增加他们的投资。
我们的组织文件和特拉华州法律中的反收购条款可能会阻止或推迟您可能认为对我们有利的收购尝试。
我们的公司注册证书和章程包含的条款可能会使我们公司的合并或收购在没有董事会批准的情况下变得更加困难。除其他事项外，这些规定将允许我们授权发行一个或多个优先股系列的股票，包括与股东权利计划、融资交易或其他方面有关的优先股，其条款可以建立，其股票可以在没有股东批准的情况下发行，其中可能包括超级投票权、特别批准、股息或其他高于普通股持有人权利的权利或优惠；禁止股东以书面同意的方式采取行动，除非这种行动得到董事会的同意；规定召开特别股东大会的某些限制；规定(I)董事会被明确授权制定、更改或废除我们的章程，以及(Ii)我们的股东只能修改我们的章程
经至少大多数有权投票的股本流通股批准；并规定提名我们的董事会成员或提出可由股东在股东大会上采取行动的事项的提前通知要求。
此外，作为一家特拉华州公司，我们还必须遵守特拉华州法律的条款，这些条款可能会阻碍或阻止我们的股东可能认为有益的收购尝试。这些反收购条款和特拉华州法律下的其他条款可能会阻止、推迟或阻止涉及我们公司控制权变更的交易，包括我们的股东可能认为有利或可能对我们普通股的交易价格产生负面影响的行为。这些规定还可能阻止委托书竞争，使您和其他股东更难选举您选择的董事，并导致我们采取您希望采取的其他公司行动。
我们可能无法实现转换的预期收益，或者这些收益可能需要比预期更长的时间才能实现，或者不能抵消转换的成本，这可能会对我们证券的交易价格产生重大不利影响。
我们相信，转换将改善我们的交易流动性，为我们的股东提供更好的公司治理权利，扩大我们的投资者基础，并随着时间的推移为我们的股东带来更大的价值。然而，投资者对我们A类普通股的兴趣水平可能达不到我们的预期。例如，基准股票指数可能会以对我们不利的方式改变其资格要求，或者以其他方式决定不纳入我们的A类普通股。此外，即使我们成功地将我们的A类普通股纳入主要股票指数，这也可能不会导致对我们股票的需求增加，这是我们预期的。因此，我们可能无法实现转换的预期好处，或者这些好处可能需要比我们预期的更长时间才能实现。此外，不能保证转换的预期收益将抵消其成本。我们未能完全或及时实现转换的预期收益，或未能实现任何收益来抵消其成本，可能会对我们证券的交易价格产生重大不利影响。
我们向A类普通股持有者支付基本股息和可变股息或根据我们的回购计划进行股票回购的能力可能受到我们公司注册证书、我们的控股公司结构、特拉华州法律适用条款以及合同限制或义务的要求的限制。
我们目前的股息政策与转换前的分配政策是一致的。也就是说，我们打算支付基本股息，以及考虑到通过股票回购计划返还给股东的资本的可变股息。根据我们的公司注册证书，我们必须就我们的B类普通股支付季度优先股息，总金额为每季度20,000美元，这与合伙企业转换前的优先分配要求一致。除优先股息要求外，我们不需要按季度或其他基础向股东支付股息，未来宣布任何其他股息将完全由我们的董事会酌情决定，这可能会随时改变我们的股息政策。我们向A类普通股持有者支付现金股息的能力取决于许多因素，其中包括总体经济和商业状况、我们的战略计划和前景、我们的业务和投资机会、我们的财务状况和经营业绩、资本要求和其他预期的现金需求、合同限制和义务、法律、税收和监管限制以及其他因素。
此外，作为一家控股公司，我们支付股息或回购A类普通股的能力取决于我们的运营子公司OpCo和任何未来子公司向我们提供现金的能力。Viper Energy，Inc.除了在OpCo的会员权益外，没有其他实质性资产，OpCo持有我们资产负债表上合并的所有矿产和特许权使用费权益和其他资产。
根据DGCL，吾等只可从(I)根据DGCL的条文界定及计算的盈余或(Ii)宣布派息的财政年度及/或上一财政年度的纯利中向股东派发股息。如果我们没有足够的盈余或净利润，法律将禁止我们支付任何此类股息。此外，OpCo的循环信贷安排的条款包括，任何其他债务工具或融资安排可能不时包括契诺或其他限制，可能会限制我们支付股息、作出其他分派或回购A类普通股股份的能力。我们的公司注册证书包含授权我们发行一系列优先股的条款，这些优先股可能具有不同于A类普通股的指定、优先、权利、权力和义务，甚至可能高于适用于我们A类普通股的优先股。
有关股东权益和我们的回购计划的更多信息，请参阅注7-股东权益项目8.本报告的财务报表和补充数据
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目1C。网络安全
网络安全风险管理策略
根据服务和借调协议，响尾蛇为我们提供人员以及一般和行政服务，包括作为我们网络安全风险管理计划基础的人员和基础设施。在这方面，响尾蛇已经实施并投资于，并将继续实施和投资于旨在保护响尾蛇系统的控制、程序和保护措施(包括内部和外部人员)，定期识别和补救响尾蛇系统和相关基础设施中的漏洞，监测和减轻数据丢失和其他网络安全威胁的风险。响尾蛇还聘请了第三方顾问进行渗透测试和风险评估。响尾蛇的网络安全计划由国家标准与技术研究所(NIST)网络安全框架提供信息，并通过与NIST网络安全框架和能力成熟度模型集成相关的成熟度和风险评估评级进行衡量。
响尾蛇的网络安全风险管理计划被整合到其整体企业风险管理计划中，并分享了适用于整个企业风险管理计划的通用方法、报告渠道和治理流程，以及适用于我们的其他法律、合规、战略、运营和财务风险领域。
响尾蛇根据服务和借调协议向我们提供的网络安全风险管理计划包括：
•风险评估，旨在帮助确定关键系统、信息、产品、服务和更广泛的企业IT环境面临的重大网络安全风险；
•一个主要负责管理(I)网络安全风险评估过程、(Ii)安全控制和(Iii)对网络安全事件作出反应的安全团队；
•酌情利用外部服务提供商评估、测试、培训或以其他方式协助其安全控制的各个方面；
•部署在信息技术环境中的安全工具，以防范和监测可疑活动；
•对其员工进行网络安全意识培训，包括事件响应人员和高级管理人员，包括为我们提供这些服务的人员；
•为其网络安全事件反应小组和法律部成员进行网络安全桌面演习；
•网络安全事件应对计划，其中包括应对网络安全事件的程序；以及
•服务提供商、供应商和供应商的第三方风险管理流程。
网络安全治理
响尾蛇的网络安全治理项目由副总裁和首席信息官领导，内部信息技术部门提供支持。响尾蛇副总裁总裁兼首席信息官在石油和天然气行业拥有20多年的技术领导经验，负责监督所有信息技术学科，包括网络安全、网络、基础设施、应用以及数据管理和保护。响尾蛇副总裁总裁和首席信息官及其团队由拥有认证信息系统安全专业人员、认证信息系统审核员、CompTIASecurity+和国防部网络安全总监的个人组成，负责领导企业范围的网络安全战略、政策、标准、架构和流程。此外，响尾蛇的网络安全事件响应团队负责根据其计算机安全事件响应计划应对网络安全事件。响尾蛇网络安全治理计划的进展和发展将传达给ITS成员和我们的执行团队。董事会审计委员会每季度收到关于响尾蛇网络安全治理计划状况的最新信息，包括与新的或正在开发的计划有关的最新情况，以及与我们的计划相关的任何可能发生的安全事件。董事会成员听取响尾蛇副总裁总裁和首席信息官关于网络安全主题的演讲，这是董事会关于影响上市公司的主题的继续教育的一部分。此外，响尾蛇的商业行为和道德准则要求所有员工保护包括我们在内的响尾蛇及其子公司的电子通信系统和相关技术，使其免受盗窃、欺诈、未经授权的访问、更改或其他损坏，并要求他们向响尾蛇首席法律和行政官、副总裁和首席信息官报告任何网络攻击或事件、不当访问或盗窃。响尾蛇的网络安全治理计划还包括评估与第三方供应商和供应商有关的网络安全风险的程序。
网络安全威胁的风险没有，目前预计也不会对我们的公司产生重大影响，包括我们的业务战略、运营结果或财务状况。然而，请看，第1A项。风险因素有关我们面临的网络安全风险及其对我们的业务战略、运营结果和财务状况的潜在影响的更多信息，请参阅本报告。
项目3.法律程序
由于我们的业务性质，我们不时会卷入与我们的业务活动相关的例行诉讼或纠纷或索赔。本公司管理层认为，任何针对本公司的未决诉讼、纠纷或索赔，如判决不利，均不会对本公司的财务状况、现金流或经营业绩造成重大不利影响。见附注12-承付款和或有事项项目8.本报告的财务报表和补充数据
项目4.矿山安全披露
不适用。
第II部
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“VNOM”。2024年2月16日，我们普通股的持有者有8人。
现金股利政策
我们目前的股息政策与合伙企业的转换前分配政策是一致的。也就是说，我们打算支付基本股息，以及考虑到通过股票回购计划返还给股东的资本的可变股息。我们目前打算支付至少75%的季度可变股息，减去宣布的基本股息和股票回购金额，作为我们适用季度回购计划的一部分。我们的董事会还批准将2023年11月从GRP进行的2870万美元的一次性股票回购排除在2023年第四季度可供分配的现金计算之外。
我们的可用现金和运营公司每个季度的可用现金由我们的董事会在该季度结束后确定。我们预计，我们的可用现金总体上将等于适用季度我们应占的调整后EBITDA(定义见下文)，减去应付所得税、偿债、合同义务、固定费用和董事会认为必要或适当的未来运营或资本需求的准备金、租赁红利收入(扣除适用税项)、分配等价权付款和优先分配所需的现金。
根据分配政策，运营公司可用于向我们分配的现金百分比可能会按季度变化，以使运营公司能够保留现金流，以帮助加强我们的资产负债表，同时还通过我们的股票回购计划扩大资本返还计划。
我们必须就我们的B类普通股支付季度优先股息，总额为每季度20,000美元，这与合伙企业转换前的优先分配要求是一致的。除优先股息要求外，我们不需要按季度或其他基础向股东支付股息，未来宣布任何其他股息将完全由我们的董事会酌情决定。
调整后的EBITDA是我们财务报表的管理层和外部用户(如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构)使用的补充非GAAP财务指标。我们将经调整EBITDA定义为本公司应占净收益(亏损)加上扣除利息支出、基于非现金股份的净补偿支出、亏损、衍生工具的非现金(收益)亏损、债务清偿(收益)亏损、其他非现金运营费用、其他非经常性支出和所得税(收益)拨备前的非控制权益(净收益(亏损))。
股票证券的回购
截至2023年12月31日的前三个月，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)(3) | | 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)(3) |
| | (单位为千，不包括份额) |
| 2023年10月1日-2023年10月31日 | | — | | $ | — | | | — | | $ | 462,861 | |
| 2023年11月1日-2023年11月30日 | | 1,000,000 | | $ | 28.70 | | | 1,000,000 | | $ | 434,161 | |
| 2023年12月1日-2023年12月31日 | | — | | $ | — | | | — | | $ | 434,161 | |
| 总计 | | 1,000,000 | | $ | 28.70 | | | 1,000,000 | | |
(1)普通股支付的平均价格包括回购普通股所支付的任何佣金。
(2)2022年7月26日，董事会将我们当时生效的回购计划的授权从2.5亿美元增加到750.0美元。这项回购计划仍受市场状况、适用的法律要求、合同义务和其他因素的影响，董事会可能会随时暂停、修改、延长或终止。
(3)2022年8月16日颁布的《2022年通胀降低法案》对2022年12月31日之后进行的某些股票回购的净值征收不可抵扣的1%的消费税。提交的所有美元金额均不包括适用的消费税。
股票表现图表
下面的业绩图表比较了我们在五年期间的累计股东总回报与标准普尔500股票指数(或S指数)和SPDR S油气勘探与生产ETF(或XOP指数)的累计总回报。该图假设2018年12月31日的投资为100美元，所有股息都进行了再投资。
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| 截至12月31日， |
| 计算值 | 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 |
| 毒蛇能源公司 | $100.00 | | $100.64 | | $49.59 | | $96.25 | | $155.73 | | $163.16 |
| 标准普尔500指数 | $100.00 | | $131.47 | | $155.65 | | $200.29 | | $163.98 | | $207.04 |
| XOP | $100.00 | | $90.56 | | $57.67 | | $96.18 | | $139.78 | | $144.74 |
最近出售的未注册证券
没有。
第六项。[已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下讨论及分析应与我们于2009年12月呈列的综合财务报表及其附注一并阅读。 项目8.财务报表和补充数据这份报告的。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”。由于进一步讨论的一些因素，实际结果和事件的时间可能与这些前瞻性陈述中包含的情况大不相同第1A项。风险因素和关于前瞻性陈述的警告性声明这份报告的。
概述
我们是特拉华州的一家上市公司，专注于拥有和收购石油和天然气资产的矿产和特许权使用费权益，主要是在二叠纪盆地。我们在一个可报告的细分市场运营。
以下讨论包括对我们的运营结果进行比较，包括我们在2023财年和2022财年的运营收入、流动性和资本资源的变化。本报告省略了对2022财年与2021财年相比我们的运营结果变化的讨论，但可以在项目7.管理层对截至2022年12月31日的财政年度Form 10-K财务状况和经营成果的讨论和分析于2023年2月23日提交给美国证券交易委员会，并通过引用从该先前的10-K表格年度报告中并入本报告。
2023年交易和最新发展
转变为公司化
2023年11月13日，我们从特拉华州的有限合伙企业转变为特拉华州的公司。见注1-陈述的组织和基础项目8.本报告的财务报表和补充数据，以进一步讨论换算情况。
发行2031年债券
2023年10月19日，我们发行了本金总额为400.0美元的7.375厘优先债券，将于2031年11月1日到期。在扣除2031年债券的初始购买者折扣和交易成本后，我们获得了约394.0美元的净收益。见附注6-债务项目8.本报告的财务报表和补充数据，以供进一步详述。
收购动态
GRP收购
于2023年11月1日，我们以约902万个普通单位及759.6,000美元现金收购了GRP收购中的若干矿产及特许权使用费权益，包括交易成本，并须按惯例在完成交易后作出调整。在GRP收购中获得的矿产和特许权使用费权益在二叠纪盆地约为4,600英亩净特许权使用费英亩，加上其他主要盆地约2,700英亩额外特许权使用费英亩。这笔交易的现金对价的资金来源包括手头现金和托管、运营公司循环信贷安排下的借款、2031年债券的收益以及根据共同单位购买协议向响尾蛇发行共同单位的200.0美元收益。
下拉式交易
2023年3月8日，我们以约7450万美元的现金从响尾蛇的子公司收购了某些矿产和特许权使用费权益，包括惯例的成交调整。我们通过手头的现金和运营公司循环信贷安排下的借款为Drop Down提供资金。Drop Down被视为在共同控制下的实体之间的交易。
其他收购
在.期间截至2023年12月31日的年度，我们从不相关的第三方卖家那里以微不足道的交易收购了二叠纪盆地286英亩的矿产和特许权使用费权益，净购买价总计约7,040万美元，包括惯常的成交调整。我们用手头的现金和运营公司循环信贷安排下的借款为这些收购提供资金。
截至2023年12月31日，我们的矿产和特许权使用费权益总计约34,217英亩净特许权使用费英亩，其中约49%由响尾蛇运营。
见注4-收购和资产剥离项目8.本报告的财务报表和补充数据，以供进一步了解。
大宗商品价格和某些其他市场因素
石油、天然气和天然气液体的价格主要由当时的市场状况决定。区域和全球经济活动，包括已经发生或未来可能发生的任何经济衰退或衰退，极端天气条件和其他重大可变因素影响这些产品的市场状况。这些因素超出了我们的控制范围，很难预测。2023年、2022年和2021年，NYMEX WTI的平均价格分别为每桶77.60美元、94.33美元和68.11美元，NYMEX Henry Hub的平均价格分别为每MMBtu 2.66美元、6.54美元和3.71美元。乌克兰战争、以色列-哈马斯战争、利率上升、全球供应链中断、对潜在经济低迷或衰退的担忧、应对持续通胀的措施以及金融部门的不稳定，导致了最近的经济和价格波动，并可能在整个2024年继续影响定价。此外，欧佩克及其非欧佩克盟友，统称为欧佩克+，继续定期开会，评估全球石油供应、需求和库存水平的状况。
由于大宗商品价格和行业状况的改善，根据季度上限测试的结果，我们没有必要在截至2023年12月31日的年度内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可能会受到不利影响。我们的业务还可能受到任何管道容量和存储限制的不利影响。
现金分配更新
2023年7月，董事会批准将我们的年度基本分配增加到每普通单位1.08美元，从2023年第二季度应支付的分配开始。此外，我们的董事会已批准将2023年11月从GRP进行的2870万美元一次性股票回购排除在2023年第四季度可供分配的现金计算之外。
2024年指南
下表列出了我们目前对全年某些财务和经营业绩的估计，以及2024年第一季度的生产和现金税收指导：
| | | | | |
| 2024年指南 |
2024年第一季度净产量-MBO/d | 25.00 - 25.50 |
2024年第1季度净产量-MB/d | 44.75 - 45.50 |
2024年全年净产量-MBO/d | 25.50 - 27.50 |
2024年全年净产量-MB/d | 45.50 - 49.00 |
| |
| 分享成本(美元/boe) | |
| 耗尽 | $11.00 - $11.50 |
| |
现金一般和行政费用 | $0.80 - $1.00 |
非现金股份酬金 | $0.10 - $0.15 |
利息支出 | $4.00 - $4.50 |
| |
生产税和从价税（占收入的百分比） | ~7% |
现金税率(Viper Energy，Inc.可归因于税前收入的% | 20% - 22% |
2024年第一季度现金税(-百万美元)(1) | $10.0 - $15.0 |
(1)归因于Viper Energy，Inc.
生产和运营最新情况
截至2023年12月31日，在我们的矿产和特许权使用费面积上运营的钻井平台有75个，其中12个由响尾蛇运营。在截至2023年12月31日的一年中，平均石油产量比前一年增长了13%。虽然预计2024年第一季度将是今年最疲软的季度，主要原因是大片土地的时机，但我们继续看到我们整个种植面积的强劲活动水平，并预计整个2024年将出现显著增长。这种持续的产量增长，加上我们认为是同类中最好的成本结构，应该使我们能够继续向股东返还大量资本，主要是通过我们的基数加可变股息。
下表汇总了我们截至2023年12月31日的总油井信息，除非另有说明：
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| 响尾蛇手术 | | 第三方运营 | | 总计 |
水平井投产(2023年第四季度)(1): | | | | | |
| 总油井 | 48 | | 198 | | 246 |
| 净100%特许权使用费利息油井 | 2.1 | | 0.9 | | 3.0 |
| 平均净版税利息百分比 | 4.4 | % | | 0.5 | % | | 1.2 | % |
| | | | | |
水平井投产（截至二零二三年十二月三十一日止年度）(2): | | | | | |
| 总油井 | 232 | | 750 | | 982 |
| 净100%特许权使用费利息油井 | 13.6 | | 7.3 | | 20.9 |
| 平均净版税利息百分比 | 5.9 | % | | 1.0 | % | | 2.1 | % |
| | | | | |
| 水平生产井数： | | | | | |
| 总油井 | 1,844 | | 9,433 | | 11,277 |
| 净100%特许权使用费利息油井 | 127.7 | | 107.5 | | 235.2 |
| 平均净版税利息百分比 | 6.9 | % | | 1.1 | % | | 2.1 | % |
| | | | | |
水平主动开发井数(3): | | | | | |
| 总油井 | 114 | | 673 | | 787 |
| 净100%特许权使用费利息油井 | 5.2 | | 8.2 | | 13.4 |
| 平均净版税利息百分比 | 4.6 | % | | 1.2 | % | | 1.7 | % |
| | | | | |
视线井(4): | | | | | |
| 总油井 | 171 | | 591 | | 762 |
| 净100%特许权使用费利息油井 | 10.8 | | 9.2 | | 20.0 |
| 平均净版税利息百分比 | 6.3 | % | | 1.6 | % | | 2.6 | % |
(1)平均横向长度为10688英尺。
(2)平均横向长度为10869英尺。
(3)目前正在积极开发的总共787口总井是已进行钻探的井，预计将在大约未来六至八个月内投产。
(4)总共762口视距井是目前尚未积极开发的油井，但Viper有理由相信这些油井将在大约15至18个月内投入生产。这些视线井的预期时间主要基于第三方运营商的许可或Diamondback目前的预期完工时间表。鉴于油价波动，现有许可证或积极开发我们的净特许权使用权面积并不能确保这些油井能够投产。
经营成果
下表概述我们于所示期间的收入及开支：
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | |
| | (单位：千) |
| | | | | |
| 营业收入： | | | | | |
| 石油收入 | $ | 619,181 | | | $ | 667,281 | | | |
| 天然气之收入 | 30,953 | | | 83,149 | | | |
| 天然气液体收入 | 66,976 | | | 87,546 | | | |
| 特许使用费收入 | 717,110 | | | 837,976 | | | |
| 租赁奖金收入相关方 | 107,823 | | | 23,367 | | | |
| 租赁奖金收入 | 1,855 | | | 4,424 | | | |
| 其他营业收入 | 909 | | | 700 | | | |
| 营业总收入 | 827,697 | | | 866,467 | | | |
| 成本和支出： | | | | | |
| 生产税和从价税 | 50,401 | | | 56,372 | | | |
| | | | | |
| 耗尽 | 146,118 | | | 121,071 | | | |
| | | | | |
| 一般和行政费用 | 10,603 | | | 8,542 | | | |
| | | | | |
| 其他运营费用 | 356 | | | — | | | |
| 总成本和费用 | 207,478 | | | 185,985 | | | |
| 营业收入(亏损) | 620,219 | | | 680,482 | | | |
| 其他收入(支出)： | | | | | |
| 利息支出，净额 | (48,907) | | | (40,409) | | | |
| | | | | |
| 衍生工具净收益(亏损) | (25,793) | | | (18,138) | | | |
| | | | | |
| 其他收入，净额 | 1,774 | | | 416 | | | |
| 其他费用合计(净额) | (72,926) | | | (58,131) | | | |
| 所得税前收入(亏损) | 547,293 | | | 622,351 | | | |
| 所得税准备金(受益于) | 45,952 | | | (32,653) | | | |
| 净收益(亏损) | 501,341 | | | 655,004 | | | |
| 可归因于非控股权益的净收益(亏损) | 301,253 | | | 503,331 | | | |
| Viper Energy，Inc.应占净收入（亏损） | $ | 200,088 | | | $ | 151,673 | | | |
下表概述我们于所示期间的生产数据、平均销售价格及平均成本：
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | |
| 生产数据： | | | | | |
| 石油(MBbls) | 8,028 | | | 7,097 | | | |
| 天然气(MMCF) | 19,130 | | | 15,868 | | | |
| 天然气液体(MBBLS) | 3,108 | | | 2,540 | | | |
组合卷(MBOE)(1) | 14,324 | | | 12,282 | | | |
| | | | | |
| 平均日油量（BO/d） | 21,995 | | | 19,444 | | | |
| 平均日合并交易量（BOE/d） | 39,244 | | | 33,649 | | | |
| | | | | |
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| 平均售价： | | | | | |
| 石油(美元/桶) | $ | 77.13 | | | $ | 94.02 | | | |
| 天然气(美元/mcf) | $ | 1.62 | | | $ | 5.24 | | | |
| 天然气液体(美元/桶) | $ | 21.55 | | | $ | 34.47 | | | |
合计（美元/京东方）(2) | $ | 50.06 | | | $ | 68.23 | | | |
| | | | | |
石油，对冲(美元/桶)(3) | $ | 76.05 | | | $ | 92.85 | | | |
天然气，套期保值(美元/mcf)(3) | $ | 1.37 | | | $ | 4.20 | | | |
天然气液体(美元/桶)(3) | $ | 21.55 | | | $ | 34.47 | | | |
合并价格，套期(美元/BOE)(3) | $ | 49.13 | | | $ | 66.21 | | | |
| | | | | |
| 平均费用（美元/京东方）： | | | | | |
| 生产税和从价税 | $ | 3.52 | | | $ | 4.59 | | | |
| | | | | |
一般和行政--现金构成部分(4) | 0.65 | | | 0.59 | | | |
| 总运营费用--现金 | $ | 4.17 | | | $ | 5.18 | | | |
| | | | | |
| 一般和行政—非现金库存补偿费用 | $ | 0.09 | | | $ | 0.11 | | | |
| 利息支出，净额 | $ | 3.41 | | | $ | 3.29 | | | |
| 耗尽 | $ | 10.20 | | | $ | 9.86 | | | |
(1)Bbl当量使用每一Bbl 6 Mcf的换算率计算。
(2)已实现收货、运输、加工所有扣款的净价。
(3)套期保值价格反映了我们的到期商品衍生品交易的现金结算对我们的平均销售价格的影响。
(4)不包括各列报期间的非现金股票薪酬。
截至2023年、2023年和2022年12月31日止年度比较
版税收入。 我们的特许权使用费收入是石油、天然气和天然气液体产量以及这些产量的平均价格的函数。
在截至2023年12月31日的一年中，特许权使用费收入比2022年减少了1.209亿美元。2023年期间平均价格的变化主要是由于我们2023年生产收到的石油、天然气和天然气液体平均价格下降，导致总降幅约为2.451亿美元。由于截至2023年12月31日的年度生产量较2022年同期增长17%，特许权使用费收入增加1.242亿美元，部分抵消了定价下降的影响。在这一产量增长中，4.1%与收购GRP有关，其余来自Viper在两个时期之间拥有较高特许权使用费权益的地区的新油井开发。
租赁红利收入—关联方。 在截至2023年12月31日的一年中，响尾蛇的租赁奖金收入增加了8450万美元，这主要是由于我们在德克萨斯州米德兰县的西班牙小径前景中的一份9,580万美元的租约，德克萨斯州马丁、米德兰、佩科斯和惠勒县的其他九份新租约，以及德克萨斯州马丁县的两份租约延期，而2022年同期德克萨斯州马丁和米德兰县有七份新租约。
生产税和从价税。 下表列出了生产税和从价税。对于 截至二零二三年十二月三十一日止年度和2022年:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的三个月， |
| 2023 | | 2022 |
| 金额
(单位：千) | | 按京东方 | | 特许权使用费收入百分比 | | 金额
(单位：千) | | 按京东方 | | 特许权使用费收入百分比 |
| 生产税 | $ | 35,976 | | | $ | 2.51 | | | 5.0 | % | | $ | 42,857 | | | $ | 3.49 | | | 5.1 | % |
| 从价税 | 14,425 | | | 1.01 | | | 2.0 | | | 13,515 | | | 1.10 | | | 1.6 | |
| 总产量税和从价税 | $ | 50,401 | | | $ | 3.52 | | | 7.0 | % | | $ | 56,372 | | | $ | 4.59 | | | 6.7 | % |
一般来说，生产税与生产收入直接相关，并以当年的商品价格为基础。生产截至2023年12月31日的年度税收占特许权使用费收入的百分比与2022年保持一致。除其他因素外，从价税是基于前一年大宗商品价格推动的房地产价值。从价税占特许权使用费收入的百分比略有上升，主要是由于2022年大宗商品平均价格上涨推动了一段时期内对我们石油和天然气权益的估值上升。
耗尽。 截至2023年12月31日止年度的损耗开支较2022年同期增加2,500万美元，包括(I)产量增长17%后增加2,010万美元，及(Ii)截至2023年12月31日止年度的损耗率较高，为每京东方10.20美元，较截至2022年12月31日止年度的每京东方9.86美元为高，主要是由于开发成本较高的租约并移入可耗尽基础。
净利息支出。与2022年同期相比，截至2023年12月31日的年度的利息支出增加了850万美元，主要包括(I)由于加权平均利率上升和2022年期间未偿还的平均借款比2022年增加，运营公司的循环信贷安排增加了510万美元，(Ii)2023年10月发行的2031年债券产生了480万美元的额外支出，以及(Iii)部分抵消130万美元，原因是债务发行成本的摊销成本减少，原因是运营公司的循环信贷安排在2022年和2023年都延长了到期日，并增加了成本摊销的时间框架。
衍生品公司。 下表显示了所列期间衍生工具的净收益(亏损)和衍生工具的现金净收入(付款)：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
| 衍生工具的收益(损失) | $ | (25,793) | | | $ | (18,138) | |
衍生工具的现金净收入(付款)(1) | $ | (13,319) | | | $ | (31,319) | |
| | | |
| | | |
(1)截至2022年12月31日的年度包括在合同到期前终止的大宗商品合同支付的现金660万美元。
我们在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度中记录了衍生品工具的亏损，主要是由于市场价格高于我们衍生品合同的执行价格。见附注10-衍生品项目8.本报告的财务报表和补充数据，以进一步讨论我们截至2023年12月31日的未平仓合约。
所得税拨备(受益于) 在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，我们分别记录了4600万美元的所得税支出和3270万美元的福利。我们所得税拨备的变化主要是由于2023年第四季度和2022年第三季度我们的递延税项资产估值准备减少的影响。截至2023年12月31日的年度所得税拨备总额不同于将联邦法定税率应用于这一时期的税前收入所计算的金额，这主要是由于非控股权益的净收入以及维持部分估值准备对我们的递延税项资产的影响。见注9-所得税项目8.本报告的财务报表和补充数据，以了解更多详情。
非控股权益应占净收益(亏损)。 与2022年同期相比，截至2023年12月31日的年度非控股权益净收益减少2.021亿美元，主要是由于特别收入分配于2022年12月31日到期。
流动性与资本资源
现金来源及用途概述
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和流动性要求。我们未来增加已探明储量的能力将高度依赖于我们可用的资本资源。我们的流动资金的主要来源是运营现金流、出售非核心资产的收益、股票和债券发行以及在以下方面的借款运营公司的循环信贷安排。我们现金的主要用途是向股东分红，偿还债务，用于收购我们的矿产权益和石油和天然气资产的特许权使用费权益的资本支出，以及回购我们的普通股。截至2023年12月31日，我们拥有约6.129亿美元的流动性，其中包括2590万美元的现金和现金等价物，以及5.87亿美元的可用现金和现金等价物运营公司的循环信贷安排。请参阅关于我们现金来源变化的进一步讨论。—资本资源“下面。
我们的营运资金需求由我们的现金和现金等价物以及运营公司的循环信贷安排。我们可能会利用运营公司的循环信贷安排来满足短期现金需求，或者发行债务或股权证券，作为我们长期流动性和资本管理计划的一部分。由于我们有如上所述的其他选择，我们相信我们的短期和长期流动资金不仅足以为我们目前的业务提供资金，还可以为我们的短期和长期资金需求提供资金，包括我们收购矿产和特许权使用费权益、股息、偿债义务和偿还债务到期日、普通股和优先票据回购以及任何最终可能与或有事项相关的支付金额。
为了缓解石油和天然气价格的波动，我们签订了大宗商品衍生品合约，详见第7A项。关于市场风险的定量和定性披露-本报告的大宗商品价格风险。
由于乌克兰战争、以色列-哈马斯战争、大宗商品市场低迷和/或不利的宏观经济状况(包括持续的通胀、利率上升、全球供应链中断以及对潜在经济下滑或衰退的日益担忧)，资本、金融和/或信贷市场持续长期波动，可能会限制我们获得资本的机会，或增加我们的成本，或者使我们无法以我们可以接受的条款获得资金，或者根本无法获得资金。尽管我们预计我们的资金来源将足以满足我们的短期和长期流动资金需求，但我们不能向您保证，所需资金将以可接受的条件提供或根本不存在。
现金流
下表列出了我们在所示期间的现金流：
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | |
| (单位：千) |
现金流数据： | | | | | |
| 经营活动提供(用于)的现金净额 | $ | 638,192 | | | $ | 699,796 | | | |
| 投资活动提供(用于)的现金净额 | (908,365) | | | 47,571 | | | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | 277,863 | | | (768,636) | | | |
| 现金及现金等价物净增(减) | $ | 7,690 | | | $ | (21,269) | | | |
经营活动
我们的运营现金流对许多变量很敏感，其中最重要的是石油和天然气价格的波动以及我们生产商的石油和天然气销售量。与2022年同期相比，在截至2023年12月31日的年度内，经营活动提供的现金净额减少，主要原因是2023年特许权使用费收入下降，所得税支付的现金增加，利息支出支付的现金增加。现金流的减少被来自关联方的租赁红利收入增加和用于衍生品结算的现金减少部分抵消。请参阅“—经营成果以进一步讨论我们的收入和支出的重大变化。
投资活动
在截至2023年12月31日的年度内，投资活动中使用的现金净额主要与从第三方收购石油和天然气权益有关，其中包括为收购GRP支付的759.6美元现金，以及为收购Drop Down中的其他石油和天然气权益支付的7,450万美元现金。
在截至2022年12月31日的一年中，投资活动提供的净现金主要与剥离石油和天然气权益(包括我们的Eagle Ford物业)的收益有关，但部分被收购石油和天然气权益的支出所抵消。
融资活动
在截至2023年12月31日的年度内，融资活动提供的现金净额主要来自(I)2031年债券的净收益394.0美元，(Ii)向响尾蛇发行股票的收益2.0亿美元，以及(Iii)运营公司循环信贷安排下的净借款1.11亿美元。这些现金流入被支付给股东的3.248亿美元股息和9520万美元的普通股回购部分抵消，因为我们继续向股东返还资本。
在截至2022年12月31日的一年中，用于融资活动的现金净额主要用于向我们的股东分红4.169亿美元和回购我们的普通股1.506亿美元。此外，我们通过偿还运营公司循环信贷安排下1.52亿美元的未偿还借款，以及回购4900万美元的票据，减少了我们的债务。
资本资源
运营公司的循环信贷安排
在……上面2023年9月22日vt.的.营运公司对现有信贷安排作出第十一项及第十二项修订，其中包括：(I)将到期日由2025年6月2日延长至2028年9月22日，(Ii)维持20亿美元的最高信贷金额，(Iii)于完成GRP收购后，将借款基数由10亿元增加至13亿元，(Iv)将选定承诺额总额由750.0,000,000元增加至850.0,000,000元，及(V)放弃因完成2031年票据而自动减少借款基数。
截至2023年12月31日，运营公司的未偿还借款为2.63亿美元，循环信贷安排的可用资金为5.87亿美元。
发行2031年债券
2023年10月19日，我们发行了本金总额为400.0美元的7.375厘优先债券，将于2031年11月1日到期。
截至2023年12月31日，运营公司遵守并预计将遵守其信贷安排下的所有财务维护契约。见附注6-债务项目8.本报告的财务报表和补充数据，以进一步讨论我们截至2023年12月31日的未偿债务。
资本要求
高级附注
截至2023年12月31日，我们有4.304亿美元的未偿还票据本金在2027年到期，此后将到期4.00亿美元。 此外，我们还有3.285亿美元的剩余总利息支出债务，其中5,260万美元将于2024年到期，总计105.3美元将于2025年至2026年到期，总计8,210万美元将于2027年至2028年到期，8,850万美元将于其后到期。债券不受任何强制性赎回或偿债基金规定的规限。见附注6-债务项目8.本报告的财务报表和补充数据，以获得关于附注的进一步资料。
证券回购
在我们目前的普通股回购计划下，董事会已授权我们收购最多750.0美元，我们的普通股，不包括消费税。截至2023年12月31日，仍有4.342亿美元可用可用于根据该回购计划回购股票，不包括消费税。见注7-股东权益项目8.本报告的财务报表和补充数据，以供进一步讨论股票回购计划。
我们亦可能不时在公开市场购买或私下协商的交易中，机会性回购部分未偿还债券。
现金股利
于2023年及2022年，我们分别就长期投资协议项下的普通股及参与证券及营运公司的营运单位支付了总计3.248亿美元及4.169亿美元的分派或股息(视何者适用而定)。
2023年第四季度的股息为每股A类普通股0.56美元，每股公司运营单位0.69美元，每种情况下都将于2024年3月12日支付给2024年3月5日交易结束时符合条件的记录持有人。我们A类普通股的股息包括每股0.27美元的基本季度股息和每股0.29美元的可变季度股息。见注7-股东权益项目8.本报告的财务报表和补充数据，以进一步讨论我们的股息。我们预计将继续为我们的普通股支付季度现金股息。未来的基础股息和可变股息不是必需的，由董事会决定，董事会可以随时改变股息政策。
关键会计估计
对我们的财务状况和经营结果的讨论和分析以我们的合并财务报表为基础，这些报表是根据公认会计准则编制的。
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。在下列情况下，会计估计被视为关键：(I)由于对高度不确定的事项或该等事项的变动敏感性作出解释所需的主观性及判断程度，估计及假设的性质属重大；及(Ii)估计及假设对财务状况或经营业绩的影响属重大。我们利用历史经验、咨询专家和其他我们认为在特定情况下合理的方法，不断评估这些估计数。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。
我们认为以下是我们最关键的会计估计，并已与我们董事会的审计委员会审查了这些关键会计估计。
特许权使用费收入和收入确认
我们在产品交付给购买者的月份记录收入。然而，可能在生产交付后30至90天内不会收到来自响尾蛇以外的第三方运营商销售的某些石油、天然气和天然气液体的结算单。在特定报告期内，由于时间安排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，与这些物业的预期销量和价格相关的特许权使用费是根据公司的权益进行估计和记录的。在可获得的情况下，使用历史实际数据来计算由第三方运营的油井的产量估计。如果没有这些油井的历史实际数据，则使用工程估计来计算预期产量。因此，期末特许权使用费收入应计项目的估计使用量可能会随着获得更多实际数据而进行修订，这些修订可能会对我们的经营业绩和我们的特许权使用费收入应收账款产生重大影响。定价估计是根据一个地区的实际价格，通过逐个流域调整与市场平均差额的市场价格来实现的。我们记录在从生产商收到付款的当月，我们估计的与从第三方收到的特许权使用费金额之间的差额。我们对特许权使用费收入估计过程和相关应计项目有现有的内部控制，但未来期间的实际第三方特许权使用费收入可能与估计金额有很大差异。截至2023年12月31日，我们第三方特许权使用费收入的应计收入约为8,560万美元。2023年从第三方获得的前几年生产的实际收入约为1190万美元，比2022年12月31日的应计金额高出18%。
石油和天然气核算与储量
我们使用完全成本会计方法对石油和天然气生产活动进行会计核算，这取决于对已探明储量的估计，以确定我们记录石油和天然气资产的损耗率，以及我们评估的石油和天然气资产的价值是否根据季度完全成本上限减值测试而永久减值。此外，我们利用估计的已探明储量向已收购的矿产权益和特许权使用费权益分配公允价值。因此，我们认为已探明储量的估计是一项关键的会计估计。
石油和天然气储量工程是对无法精确测量的地下石油和天然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和地质解释和判断的质量。已探明的石油和天然气储量估计及其相关的未来净现金流由我们的内部油藏工程师编制，并由独立石油工程师Ryder Scott审计，截至2023年12月31日和2022年12月31日，由Ryder Scott编制。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。在计算未来净现金流量时包括的重要投入包括已探明储量的预期产量和其他相关数据。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，对现有储量估计的实质性修订时有发生，储量估计往往与最终开采的石油和天然气数量不同。尽管已尽一切合理努力确保报告的储量估计数代表尽可能准确的评估，但各种财产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。如果这种变化是重大的，它们可能会对未来资本化成本的耗尽产生重大影响，并导致可能是重大的资产减值。对先前数量估计的修订约占我们2022年12月31日至2023年12月31日期间储备总标准化衡量变化的1%，主要与积极的业绩修订有关。在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，我们已探明的石油和天然气资产没有减值。根据石油和天然气在整个2023年到2024年的12个月历史平均美国证券交易委员会往绩价格，我们目前预计2024年第一季度不会出现全面的成本上限减损。未来的任何减值都可能对我们的合并财务报表产生重大影响。
此外，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。我们至少每年评估所有被归类为未评估财产的项目(以个人为基础，或如果财产单独无关紧要，则作为一个组)，以确定可能的减值。这项评估是主观的，包括考虑以下因素，其中包括：(I)为未来钻探计划而从我们的面积第三方运营商那里获得的监测信息，(Ii)运营商在我们的面积上钻探的成功程度，(Iii)已探明储量的分配，以及(Iv)我们主要盆地内矿产面积的当前市场价格。截至2023年12月31日，我们的未评估房产总额为18亿美元。在截至2023年12月31日的年度内，我们没有对我们的未评估物业记录任何减值，但任何此类未来的减值都可能对我们的合并财务报表产生重大影响。
收购矿产和特许权使用费权益
矿产特许权使用费权益的收购被计入资产收购，从而将购买价格和相关交易成本资本化并分配给所收购的矿产和特许权使用费权益。分配乃根据所收购权益是否与已探明或未探明石油及天然气资产有关而厘定，并采用已探明储量于收购日期的估计公允价值。已探明储量的估值是基于对未来现金流的预测，采用客观的未来定价假设和与我们在收购时的估计资本成本一致的贴现率。剩余的资本化收购成本分配给收购的未经证实的物业。
衍生工具
为了减少石油和天然气运营商生产所收到的大宗商品价格的不确定性，我们不时签订大宗商品价格衍生品合同。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含的生产量水平、我们签订商品衍生品合约的价格以及交易对手的信誉时行使重大判断。
吾等并无就会计目的将衍生工具指定为对冲工具，因此，我们将衍生工具按公允价值计入，并在综合经营报表中确认衍生工具于每一期间的现金及非现金公允价值变动。我们亦须按公允价值确认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及由此产生的指定，一般按既定指数价格及其他来源厘定，而该等价格及来源乃基于(其中包括)期货价格及到期时间而厘定。该等公允价值以净额计提资产及负债头寸(包括任何递延保费)入账，该等资产及负债头寸由同一交易对手持有，并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，因为我们采用按市价计价的会计方法，并在该等工具发生期间的收益中确认所有损益。
看见第7A项。关于市场风险的定量和定性披露-本报告的大宗商品价格风险，以了解我们截至2023年12月31日的未平仓衍生品头寸的额外敏感性分析。
所得税
我们记录的所得税金额需要解释联邦、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来核算所得税，在这种方法下，递延税项资产和负债被确认为(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。当在考虑所有有关我们的递延税项资产变现的所有正面和负面证据后，递延税项资产很可能不会变现，则为递延税项资产计提估值拨备。积极的证据可能包括对未来应税收入的预测、对未来业务假设的评估以及公司可用的任何适用的税务筹划策略。负面证据可能包括最近几年的亏损(如果有的话)，或对未来亏损的预测。估计未来应课税收入需要许多判断和假设，包括对未来经营状况的预测，这些状况可能会受到我们石油、天然气和天然气生产的未来价格波动的影响，未来产量的预期时间和数量，以及我们的商品衍生工具对我们收入的影响。这些假设在题为《关键会计估计》中有进一步讨论“-特许权使用费收入和收入确认”和“--石油和天然气会计和储备。”由于这些不同的假设和估计可能会对我们对应纳税所得额的估计产生影响，估计对变化的敏感性是不可行的。
2023年，管理层根据适用会计准则的要求对所有支持公司递延税项资产变现的现有证据进行了评估，结果确认了700万美元的递延所得税收益，因为公司递延税项资产部分被认为更有可能实现而不是不实现。评估的积极证据包括部分由于商品价格上涨而产生的近期累计收入，以及根据最近实际和预测的生产量和价格对未来应纳税收入的预期。本公司对其递延税项资产保留了部分估值准备金，主要原因是大宗商品价格未来可能出现波动，以及在相对较短的时间内固有地缺乏对某些基础经营者活动的可见性。
可能会影响未来实现的可能性。截至2023年12月31日，公司的递延税项资产为1.702亿美元，由1.135亿美元的拨备抵消。
递延税项资产和负债的应计项目往往基于管理层作出大量判断的假设。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。
近期会计公告
见注2-重要会计政策摘要项目8.本报告的财务报表和补充数据，以讨论最近的会计声明和我们的重要会计政策的完整清单。
表外安排
我们目前没有表外安排。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
我们面临市场风险，包括大宗商品价格和利率不利变化的影响，如下所述。以下信息的主要目的是提供有关我们潜在的市场风险敞口的定量和定性信息。市场风险是指因石油、天然气价格和利率的不利变化而产生的损失风险。这些披露并不是对未来预期损失的准确指标，而是对合理可能的损失的指标。
商品价格风险
我们面临的主要市场风险是适用于我们运营商的石油和天然气生产的定价。实际价格主要是由当时的全球原油价格和美国的天然气价格推动的。原油和天然气的实际价格也受到产品质量、当地实物市场的供需平衡以及到需求中心的运输可用性的影响。石油和天然气生产的价格在历史上一直不稳定和不可预测，我们运营商的生产价格取决于许多我们或他们无法控制的因素，例如乌克兰战争、以色列-哈马斯战争、利率上升、全球供应链中断、潜在的经济低迷或衰退，以及欧佩克成员国和其他出口国采取的行动。我们无法预测可能导致未来价格波动的事件，近期能源前景仍受到高度不确定性的影响。
我们历来使用固定价格掉期合约、固定价格基础掉期合约和无成本项圈，以及相应的看跌期权和看涨期权，以减少与我们某些特许权使用费收入相关的价格波动，如附注10所述-衍生品项目8.本报告的财务报表和补充数据
截至2023年12月31日，我们与大宗商品价格衍生品合约相关的净负债衍生品头寸为270万美元。利用截至2023年12月31日我们合同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%将使净负债头寸减少90万美元至180万美元，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增加90万美元至360万美元。然而，任何现金衍生工具的收益或损失将分别由Prod的实际销售价值的减少或增加大幅抵消衍生工具所涵盖的贷款。
信用风险
我们面临着将特许权使用费收入集中在生产石油和天然气资产以及与有限数量的几个重要买家的应收账款上所产生的风险。在截至2023年12月31日的一年中，两个买家占我们收入的10%以上。在截至2022年、2022年和2021年12月31日的年度中，两个和三个买家分别占我们收入的10%以上。见注2-重要会计政策摘要项目8.本报告的财务报表和补充数据，以了解更多详情。我们不需要抵押品，我们的主要买家由于流动性问题、破产、资不抵债或清算而未能或无法履行对我们的义务，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。大宗商品定价环境和宏观经济状况的波动可能会增加我们的买家的信用风险。
利率风险
根据营运公司的循环信贷安排，本公司须承受与本公司债务利率变动有关的市场风险。信贷安排的条款目前规定借款利息的浮动利率等于(I)期限SOFR加0.10%(“经调整期限SOFR”)，或(Ii)替代基本利率(等于最优惠利率、联邦基金实际利率加0.50%和1个月经调整期限SOFR加1.00%中的最大者)，在每种情况下加适用保证金。就替代基本利率而言，适用保证金每年介乎1.00%至2.00%，而就经调整期限SOFR而言，适用保证金则介乎2.00%至3.00%之间，两者均视乎与承诺额有关的未偿还贷款金额而定，而承诺额乃以最高信贷金额、选定承诺额总额及借款基数中的最小者计算。我们有义务为承诺中未使用的部分支付每年0.375%至0.500%的季度承诺费。截至2023年12月31日，我们有2.63亿美元的未偿还借款。截至2023年12月31日止年度，加权平均利率为7.41%。
项目8.财务报表和补充数据
| | | | | | | | |
| (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(PCAOB ID号248) | 46 |
| 合并资产负债表 | 49 |
| 合并业务报表 | 50 |
| 股东权益合并报表 | 51 |
| 合并现金流量表 | 53 |
| 合并财务报表附注 | 54 |
| | |
| 2.财务报表附表 |
| 财务报表附表已被省略，因为它们要么不是必需的、不适用的，要么是要求列报的信息已包括在公司的综合财务报表和相关附注中。 | |
独立注册会计师事务所报告
董事会和股东
毒蛇能源公司
对财务报表的几点看法
我们已审计随附的Viper Energy，Inc.合并资产负债表。本公司于二零二三年及二零二二年十二月三十一日止三年各年之相关综合经营报表、股东权益及现金流量，以及相关附注（统称为“财务报表”）。我们认为，财务报表在所有重大方面公允列报了贵公司于2023年及2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日止三个年度各年的经营成果和现金流量，符合美利坚合众国公认的会计原则。
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，审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制内部控制--综合框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会（“COSO”）发布的声明，我们2024年2月22日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舞弊。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与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价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
关键的审计问题 下面传达的是一件事 (1)涉及对财务报表有重大影响的账目或披露，(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财务报表的整体看法，我们也不会因为沟通关键审计事项而改变 下面，提供了一个 不同意见 关于关键审计问题 或其所关乎的账目或披露。
已探明储量的估计，因为它涉及计算和确认消耗费用，以及与收购GRP的矿产和特许权使用费权益有关的已获得储量的估值
如财务报表附注2进一步所述，本公司采用全成本会计方法对其石油及天然气资产进行会计核算，这要求管理层对已探明储量和未来收入进行估计，以记录损耗费用。此外，如财务报表附注4所述，本公司于年内透过收购GRP收购重大矿产及特许权使用费权益。为估计已探明储量及未来收入，管理层须作出重大估计及假设，包括预测与经营者的开发计划有关的产量时间及产量，以及相应的产量递减率。由于对损耗费用和收购会计的影响，我们将石油和天然气权益的已探明储量(包括在GRP收购中已获得的已探明储量)的估计确认为一项重要的审计事项。
我们决定对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，估计本公司已探明储量的数量和未来收入所需的某些投入和假设的变化需要高度主观性，可能会对消耗费用和已探明石油和天然气权益的公允价值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师主观而复杂的判断。
我们与估算已探明储量有关的审计程序包括以下内容。
•我们测试了与管理层估计已探明储量相关的关键控制措施的设计和运行有效性，目的是估计耗竭费用和管理层对GRP收购中收购的石油和天然气权益的公允价值的估计。
•我们评估了公司油藏工程专家和独立石油工程专家的知识、技能和能力水平，向该等油藏工程师询问了估计公司已探明储量的过程和判断，并阅读了由独立石油工程专家审计的年终报告。
•确定对期末已探明储量确定具有重要意义的投入和假设，并测试管理层确定重要投入和假设的过程，如下：
◦将准备金报告中使用的估计定价和定价差额与本年度记录的与收入交易有关的实际实现价格进行比较；
◦在抽样的基础上，将储备报告中使用的净收入利息担保到相关的土地和分区订单记录；
◦通过以下方式评估预测产量估计：(1)将上一年度的预测产量与当年的实际结果进行比较，(2)将当年储量报告中的预测产量与本年度的实际历史产量进行比较，包括总数和个别井的样本；
◦获得支持储量报告中反映的已探明未开发物业开发的证据，并将未来开发计划与历史转换率进行比较，以评估与已探明未开发物业相关的开发可能性；以及
◦通过与历史实际结果和上一年储备金报告进行比较，对储备金报告的投入采用分析程序
•确定对GRP收购中收购的石油和天然气权益的估计公允价值具有重大意义的投入和假设，并测试管理层确定重大投入和假设的过程，如下所示：
◦评估已探明储量公允价值储备报告中使用的公允价值定价(包括定价差异)的适当性，方法是将定价预测与收购结束时公布的产品定价进行比较，并将定价差异与实际历史已实现定价进行比较；
◦通过与独立预期进行比较，评估证实储量公允价值储备报告中使用的贴现率的适当性；
◦在抽样基础上，将证明储量的公允价值储备报告中使用的净收入权益与买卖协议进行比较；
◦透过比较个别油井样本的预测产量与实际历史产量，测试公平值储备报告中预测产量估计的准确性；
◦对公允价值储备报告的预测产量应用分析程序，通过与年末储备报告的预测产量进行比较；以及
◦将每英亩分配的未经证实的种植面积价值与最近在相同或类似地点进行的其他收购进行了比较。
/s/ 均富律师事务所
自2013年以来，我们一直担任本公司的审计师。
俄克拉荷马城，俄克拉荷马州
2024年2月22日
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| (单位为千，不包括份额) |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 25,869 | | | $ | 18,179 | |
| | | |
| 应收版税收入（扣除信贷亏损拨备） | 108,681 | | | 81,657 | |
| 应收特许权使用费收入—关联方 | 3,329 | | | 6,260 | |
| 应收所得税 | 813 | | | 728 | |
| 衍生工具 | 358 | | | 9,328 | |
| | | |
| 预付费用和其他流动资产 | 4,467 | | | 2,468 | |
| 流动资产总额 | 143,517 | | | 118,620 | |
| 物业： | | | |
石油和天然气权益，全部成本会计法（美元1,769,341及$1,297,221分别于2023年12月31日及2022年12月31日不计入耗尽） | 4,628,983 | | | 3,464,819 | |
| 土地 | 5,688 | | | 5,688 | |
| 累计损耗和减值 | (866,352) | | | (720,234) | |
| 财产，净值 | 3,768,319 | | | 2,750,273 | |
| | | |
| 衍生工具 | 92 | | | 442 | |
| 递延所得税（扣除备抵） | 56,656 | | | 49,656 | |
| 其他资产 | 5,509 | | | 1,382 | |
| 总资产 | $ | 3,974,093 | | | $ | 2,920,373 | |
| 负债与股东权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付帐款 | $ | 19 | | | $ | 1,129 | |
| 应付帐款-关联方 | 1,330 | | | 306 | |
| 应计负债 | 27,021 | | | 19,600 | |
| 衍生工具 | 2,961 | | | — | |
| 应付所得税 | 1,925 | | | 911 | |
| 流动负债总额 | 33,256 | | | 21,946 | |
| 长期债务，净额 | 1,083,082 | | | 576,895 | |
| | | |
| 衍生工具 | 201 | | | 7 | |
| 总负债 | 1,116,539 | | | 598,848 | |
承付款和或有事项(附注12) | | | |
| | | |
| 股东权益： | | | |
| | | |
| 普通合伙人 | — | | | 649 | |
常用单位(73,229,645截至2022年12月31日已发行及未发行单位） | — | | | 689,178 | |
B类单位（90,709,946截至2022年12月31日已发行及未发行单位） | — | | | 832 | |
A类普通股，0.000001面值：1,000,000,000授权股份；86,144,273截至2023年12月31日的已发行和已发行股票 | — | | | — | |
B类普通股， 0.000001面值：1,000,000,000授权股份；90,709,946截至2023年12月31日的已发行和已发行股票 | — | | | — | |
| 额外实收资本 | 1,031,078 | | | — | |
| 留存收益(累计亏损) | (16,786) | | | — | |
| Total Viper Energy，Inc.股东权益 | 1,014,292 | | | 690,659 | |
| 非控制性权益 | 1,843,262 | | | 1,630,866 | |
| 总股本 | 2,857,554 | | | 2,321,525 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 3,974,093 | | | $ | 2,920,373 | |
见合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (以千为单位，每股除外) |
| 营业收入： | | | | | |
| 特许使用费收入 | $ | 717,110 | | | $ | 837,976 | | | $ | 501,534 | |
| 租赁奖金收入相关方 | 107,823 | | | 23,367 | | | 2,763 | |
| 租赁奖金收入 | 1,855 | | | 4,424 | | | — | |
| 其他营业收入 | 909 | | | 700 | | | 620 | |
| 营业总收入 | 827,697 | | | 866,467 | | | 504,917 | |
| 成本和支出： | | | | | |
| 生产税和从价税 | 50,401 | | | 56,372 | | | 32,558 | |
| | | | | |
| 耗尽 | 146,118 | | | 121,071 | | | 102,987 | |
| | | | | |
| 一般和行政费用 | 10,603 | | | 8,542 | | | 7,800 | |
| | | | | |
| 其他运营费用 | 356 | | | — | | | — | |
| 总成本和费用 | 207,478 | | | 185,985 | | | 143,345 | |
| 营业收入(亏损) | 620,219 | | | 680,482 | | | 361,572 | |
| 其他收入(支出)： | | | | | |
| 利息支出，净额 | (48,907) | | | (40,409) | | | (34,044) | |
| | | | | |
| 衍生工具净收益(亏损) | (25,793) | | | (18,138) | | | (69,409) | |
| | | | | |
| 其他收入，净额 | 1,774 | | | 416 | | | 79 | |
| 其他费用合计(净额) | (72,926) | | | (58,131) | | | (103,374) | |
| 所得税前收入(亏损) | 547,293 | | | 622,351 | | | 258,198 | |
| 所得税准备金(受益于) | 45,952 | | | (32,653) | | | 1,521 | |
| 净收益(亏损) | 501,341 | | | 655,004 | | | 256,677 | |
| 可归因于非控股权益的净收益(亏损) | 301,253 | | | 503,331 | | | 198,738 | |
| Viper Energy，Inc.应占净收入（亏损） | $ | 200,088 | | | $ | 151,673 | | | $ | 57,939 | |
| | | | | |
| 普通股应占净收入（亏损）： | | | | | |
| 基本信息 | $ | 2.69 | | | $ | 2.00 | | | $ | 0.85 | |
| 稀释 | $ | 2.69 | | | $ | 2.00 | | | $ | 0.85 | |
| 已发行普通股加权平均数： | | | | | |
| 基本信息 | 74,176 | | | 75,612 | | | 68,319 | |
| 稀释 | 74,176 | | 75,679 | | 68,391 |
见合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 有限合伙人 | | 普通合伙人 | | 非控制性权益 | | |
| 普普通通 | | | | B类 | | | | 金额 | | 金额 | | |
| 单位 | | 金额 | | 单位 | | 金额 | | | | 总计 |
| (单位：千) |
| 2020年12月31日余额 | 65,817 | | | $ | 633,415 | | | 90,710 | | | $ | 1,031 | | | $ | 809 | | | $ | 1,225,578 | | | $ | 1,860,833 | |
| 基于单位的薪酬 | — | | | 1,172 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,172 | |
| 为购置发放的共同单位 | 15,250 | | | 336,872 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 336,872 | |
| 有限制股份单位的归属 | 92 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 分配等价权付款 | — | | | (193) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (193) | |
| 向公众分发 | — | | | (75,749) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (75,749) | |
| 关于Diamondback | — | | | (803) | | | — | | | (100) | | | — | | | (99,782) | | | (100,685) | |
| 分配给普通合伙人 | — | | | — | | | — | | | — | | | (80) | | | — | | | (80) | |
| 合并子公司所有权变更，净额 | — | | | (93,473) | | | — | | | — | | | — | | | 93,473 | | | — | |
| 已归属普通单位预扣税支付的现金 | — | | | (20) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (20) | |
| 回购单位作为单位回购的一部分 | (2,613) | | | (45,999) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (45,999) | |
| 净收益(亏损) | — | | | 57,939 | | | — | | | — | | | — | | | 198,738 | | | 256,677 | |
| 2021年12月31日的余额 | 78,546 | | | 813,161 | | | 90,710 | | | 931 | | | 729 | | | 1,418,007 | | | 2,232,828 | |
| 基于单位的薪酬 | — | | | 1,304 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,304 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 有限制股份单位的归属 | 79 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 分配等价权付款 | — | | | (365) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (365) | |
| 向公众分发 | — | | | (182,470) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (182,470) | |
| 关于Diamondback | — | | | (1,785) | | | — | | | (99) | | | — | | | (232,219) | | | (234,103) | |
| 分配给普通合伙人 | — | | | — | | | — | | | — | | | (80) | | | — | | | (80) | |
| 合并子公司所有权变更，净额 | — | | | 58,253 | | | — | | | — | | | — | | | (58,253) | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 回购单位作为单位回购的一部分 | (5,395) | | | (150,593) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (150,593) | |
| 净收益(亏损) | — | | | 151,673 | | | — | | | — | | | — | | | 503,331 | | | 655,004 | |
| 2022年12月31日的余额 | 73,230 | | | $ | 689,178 | | | 90,710 | | | $ | 832 | | | $ | 649 | | | $ | 1,630,866 | | | $ | 2,321,525 | |
见合并财务报表附注。
目录表
Viper Energy Partners LP
综合股东权益表—（续）
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 一般信息 | | | | | | 额外实收资本 | | 留存收益(累计亏损) | | 非控制性权益 | | |
| 有限合伙人 | | 合作伙伴 | | 普通股(1) | | | | | |
| 普普通通
单位 | | 金额 | | B类
单位 | | 金额 | | 金额 | | A类
股票 | | B类
股票 | | | | | |
| | | | | | | | | | | 总计 |
| (单位：千) |
| 2022年12月31日的余额 | 73,230 | | | $ | 689,178 | | | 90,710 | | | $ | 832 | | | $ | 649 | | | — | | | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 1,630,866 | | | $ | 2,321,525 | |
| 将Viper Energy合作伙伴单位转换为Viper Energy Inc.普通股 | (78,126) | | | (937,468) | | | (90,710) | | | (757) | | | — | | | 78,126 | | | 90,710 | | | 938,225 | | | — | | | — | | | — | |
| 普通合伙人的清算 | — | | | — | | | — | | | — | | | (559) | | | — | | | — | | | (591) | | | — | | | — | | | (1,150) | |
| 为收购而发行的普通股/单位 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 9,018 | | | — | | | 254,600 | | | — | | | — | | | 254,600 | |
| 向关联方发行的普通股/单位 | 7,215 | | | 200,000 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 200,000 | |
| 基于股权的薪酬 | — | | | 1,098 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 204 | | | — | | | — | | | 1,302 | |
| 受限制股票股份/单位的归属 | 73 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 分配等价权付款 | — | | | (163) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (48) | | | — | | | (211) | |
| 股息/股东分配 | — | | | (84,018) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (44,548) | | | — | | | (128,566) | |
| Division/Distribution to Diamondback | — | | | (862) | | | — | | | (75) | | | — | | | — | | | — | | | (20) | | | (4,530) | | | (190,489) | | | (195,976) | |
| 分配给普通合伙人 | — | | | — | | | — | | | — | | | (90) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (90) | |
| 合并子公司所有权变更，净额 | — | | | 31,668 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (133,300) | | | — | | | 101,632 | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 作为股份/单位回购的一部分的回购 | (2,392) | | | (67,181) | | | — | | | — | | | — | | | (1,000) | | | — | | | (28,040) | | | — | | | — | | | (95,221) | |
| 净收益(亏损) | — | | | 167,748 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 32,340 | | | 301,253 | | | 501,341 | |
| 2023年12月31日的余额 | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | $ | — | | | 86,144 | | | 90,710 | | | $ | 1,031,078 | | | $ | (16,786) | | | $ | 1,843,262 | | | $ | 2,857,554 | |
(1)截至2023年12月31日，A类普通股和B类普通股的流通股面值每轮为零，.
见合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 经营活动的现金流： | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 501,341 | | | $ | 655,004 | | | $ | 256,677 | |
| 将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额： | | | | | |
| 递延所得税准备金(受益于) | (7,000) | | | (49,656) | | | — | |
| 耗尽 | 146,118 | | | 121,071 | | | 102,987 | |
| | | | | |
| (收益)衍生工具损失，净额 | 25,793 | | | 18,138 | | | 69,409 | |
| 衍生工具的现金净收入(付款) | (13,319) | | | (31,319) | | | (92,585) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 其他 | 3,442 | | | 5,070 | | | 4,710 | |
| 经营性资产和负债变动情况： | | | | | |
| | | | | |
| 应收版税收入 | (27,379) | | | (13,089) | | | (36,358) | |
| 应收特许权使用费收入—关联方 | 2,931 | | | (4,116) | | | (146) | |
| 应付账款和应计负债 | 6,311 | | | 151 | | | 2,273 | |
| 应付帐款-关联方 | 1,024 | | | 306 | | | — | |
| | | | | |
| 应付所得税 | 1,014 | | | 440 | | | 471 | |
| | | | | |
| 其他 | (2,084) | | | (2,204) | | | (324) | |
| 经营活动提供(用于)的现金净额 | 638,192 | | | 699,796 | | | 307,114 | |
| 投资活动产生的现金流： | | | | | |
| | | | | |
| 收购石油和天然气权益相关方 | (75,073) | | | — | | | — | |
| 收购石油和天然气权益 | (830,128) | | | (64,131) | | | (281,176) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 出售石油和天然气权益所得 | (3,164) | | | 111,702 | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| 投资活动提供(用于)的现金净额 | (908,365) | | | 47,571 | | | (281,176) | |
| 融资活动的现金流： | | | | | |
| 信贷融资项下借款所得款项 | 573,000 | | | 272,000 | | | 330,000 | |
| 偿还信贷安排 | (462,000) | | | (424,000) | | | (110,000) | |
| | | | | |
| 优先票据的收益 | 400,000 | | | — | | | — | |
| 优先票据的偿还 | — | | | (48,963) | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 向Diamondback公开发售所得 | 200,000 | | | — | | | — | |
| | | | | |
| 根据回购计划回购的股份/单位 | (95,221) | | | (150,593) | | | (45,999) | |
| 股息/股东分配 | (128,777) | | | (182,835) | | | (75,942) | |
| Division/Distribution to Diamondback | (195,976) | | | (234,103) | | | (100,685) | |
| 其他 | (13,163) | | | (142) | | | (2,985) | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | 277,863 | | | (768,636) | | | (5,611) | |
| 现金及现金等价物净增(减) | 7,690 | | | (21,269) | | | 20,327 | |
| 期初现金、现金等价物和限制性现金 | 18,179 | | | 39,448 | | | 19,121 | |
| 期末现金、现金等价物和限制性现金 | $ | 25,869 | | | $ | 18,179 | | | $ | 39,448 | |
| | | | | |
| 补充披露现金流量信息： | | | | | |
| 支付的利息 | $ | (40,187) | | | $ | (36,868) | | | $ | (30,784) | |
| 收缴所得税的现金(已支付) | $ | (51,345) | | | $ | (16,990) | | | $ | (1,050) | |
| 非现金交易的补充披露： | | | | | |
| | | | | |
| 为收购而发行的普通股/单位 | $ | (254,600) | | | $ | — | | | $ | (336,872) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
见合并财务报表附注。
1. 陈述的组织和基础
转变为公司化
自2023年11月13日(“生效时间”)起，Viper Energy Partners LP(“合伙”)根据转换计划(“转换”)从特拉华州一家公开交易的有限合伙企业转换为特拉华州的一家公司，并将名称从Viper Energy Partners LP更改为Viper Energy，Inc.。此外，Viper Energy，Inc.的注册证书和章程也生效。本年度报告包括转换前的合伙企业和转换后的Viper Energy，Inc.(以下简称“公司”)的业绩。凡提及“公司”，指(I)Viper Energy，Inc.及其于转换后的合并附属公司，及(Ii)于转换前的合伙企业及其合并附属公司。凡提及转换前的股份或每股金额，即指单位或单位金额。除另有说明外，凡提及转换后的股份或每股金额，均指下文所界定的普通股股份或每股金额。凡提及转换前的股息，指的是分派。由于Viper Energy Partners LP出于税务目的被视为一家公司，因此转换不会产生任何税务影响。
在生效时间，在紧接生效时间之前发出和未偿还的、代表合伙企业有限合伙权益的每个共同单位按单位折算为一A类普通股的已发行和已发行、已缴足和不可评估的股份，$0.000001本公司每股面值(“A类普通股”)，(Ii)在紧接生效日期前发行及发行的代表合伙企业有限合伙权益的每个B类单位，按单位按单位转换为一B类普通股的已发行和已发行、已缴足和不可评估的股份，$0.000001公司每股面值(“B类普通股”，连同A类普通股，“普通股”)；及(Iii)在紧接生效日期前已发行及已发行的普通合伙人权益(100由普通合伙人持有的)已被取消，不再未清偿。于生效时，作为转换的结果，普通股持有人成为A类普通股持有人，而B类单位持有人则成为B类普通股持有人。与转换前的B类单位类似，B类普通股的每股可交换，由B类普通股持有人酌情决定，连同一运营公司的单位，进入一转换后的A类普通股股份。B类普通股持有人享有与合伙协议规定的B类单位持有人相同的优先股息和清算优先权利。于生效日期，响尾蛇能源公司(“响尾蛇”)及其全资附属公司响尾蛇E&P LLC是B类普通股的唯一持有人，并集体所有约56普通股流通股的百分比。因此，本公司是纳斯达克公司治理标准所指的“受控公司”，并因此有资格获得某些豁免，不受纳斯达克公司治理规则的约束。
转换后，前有限合伙人拥有本公司流通股的百分比与他们之前拥有的合伙企业流通股权益的百分比相同。
于生效时，本公司的公司注册证书及附例一般给予本公司股东与有限责任合伙人在合伙协议中所拥有的大致相同或更大的权利及大致相同或较少的义务。以前，有限合伙人在合伙企业的治理方面一般没有投票权，但《合伙企业协定》规定的少数事项除外。转换后，除公司注册证书另有明文规定外，普通股持有人有权就公司股东根据特拉华州公司法一般有权表决的所有事项投票，包括公司董事会的选举。
自生效日期起，公司的业务和事务由董事会监督，而不是由普通合伙人监督，后者以前作为普通合伙人监督合伙企业的业务和事务。 紧接生效时间前的普通合伙人的董事及行政人员于生效时间成为本公司的董事及行政人员。此外，普通合伙人董事会的审计委员会及其成员在紧接生效时间之前在本公司生效时间复制。此外，转换后，根据服务及借调协议，响尾蛇继续向本公司提供人事及一般及行政服务，包括行政人员及其他雇员的服务，其方式与响尾蛇先前向普通合伙人提供的大致相同。此外，只要响尾蛇及其任何子公司共同实益拥有至少25%的已发行普通股，(I)响尾蛇将有权指定最多三担任本公司董事的人士及。(Ii)
除响尾蛇借调员工外，公司董事会不得任命任何人为公司高管，除非这种任命事先得到(X)响尾蛇(不得无理拒绝批准或附加条件)或(Y)至少80公司股本投票权的%。目前，有以下几种二响尾蛇被任命为公司董事会成员--特拉维斯·斯迪斯和凯斯·范特霍夫。
于2023年11月13日开业时，纳斯达克停止买卖普通股，并开始在纳斯达克买卖A类普通股，现有股票代码为“VNOM”，公司成为该合伙企业的继任注册人。不需要共同单位的现任持有者采取行动。 已为A类普通股发布了新的CUSIP编号，该编号于生效时间生效。由于合伙企业在转换前已经被视为美国联邦所得税公司，因此转换不会影响公司作为美国联邦所得税公司的地位，也不会对其普通股持有者的美国联邦所得税待遇产生实质性影响。
组织
该公司是特拉华州的一家上市公司，专注于拥有和收购主要位于二叠纪盆地的石油和天然气资产的矿产权益和特许权使用费权益。
截至2023年12月31日，响尾蛇实益拥有约56占公司已发行普通股总数的百分比。
陈述的基础
所附综合财务报表及其相关附注乃根据美国公认会计原则(“公认会计原则”)编制。所有重要的公司间余额和交易在合并中被冲销。
重新分类
某些前期金额已重新分类，以符合本期财务报表的列报方式。这些重新分类对以前报告的总资产、总负债、股东权益、经营业绩或现金流量没有影响。
2. 重要会计政策摘要
预算的使用
包括在公司财务报表和相关披露中或影响公司财务报表和相关披露的某些金额必须由管理层估计，这要求对编制财务报表时不能确切知道的价值或条件做出某些假设。这些估计和假设影响公司报告的资产和负债金额，以及公司截至财务报表日期披露的或有资产和负债。
鉴于石油和天然气价格波动带来的挑战，在石油和天然气行业做出准确的估计和假设尤其困难。例如，乌克兰战争和以色列-哈马斯战争、利率上升、全球供应链中断、对潜在经济低迷或衰退的担忧，以及应对持续通胀和金融部门不稳定的措施，都是最近价格和经济波动的原因之一。由于市场状况的变化，石油和天然气行业公司的财务业绩已经并可能继续受到重大影响。这种情况通常增加了公司会计估计的不确定性，特别是涉及财务预测的估计。
本公司利用历史经验、咨询专家及本公司认为在每一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。受这种估计和假设制约的重要项目包括：已探明石油和天然气储量的估计
未来现金流量净值及相关现值估计、石油及天然气权益的账面值、与预期销售量及价格有关的第三方营运专利权使用费收入估计、未评估物业成本的可回收性、资产及负债(包括本公司收购的资产及负债)的公允价值厘定、商品衍生工具的公允价值估计及所得税估计(包括递延税项估值免税额)。
现金和现金等价物
现金和现金等价物是指手头无限制的现金，包括所有购买的期限为三个月或以下的高流动性投资和货币市场基金。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。
应收使用费收入
应收特许权使用费收入包括该公司第三方运营商和响尾蛇公司销售石油和天然气的应收账款。经营者将生产款项直接汇给公司。大多数生产付款是在生产日期后三个月内收到的。对以有机方式或通过收购方式增加的新油井的付款可能会进一步推迟，因为所有权意见工作要求运营商在发放付款之前完成。
应收特许权使用费收入按应由经营者支付的金额，扣除本公司在收款被认为有问题时估计的预期损失准备后的净额列报。超过合同付款期限的应收特许权使用费被视为逾期未付。本公司采用损失率法厘定其拨备，该方法会考虑多项因素，包括本公司过往的亏损历史、债务人现时向本公司支付债务的能力、整体经济及整个行业的状况。当特定特许权使用费收入应收账款无法收回时，本公司予以注销，随后收到的该等应收账款计入预期损失拨备。于2023年12月31日及2022年12月31日，本公司的预期亏损拨备并不重要。
衍生工具
本公司须按公允价值在综合资产负债表上确认其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名称。本公司并未将其衍生工具指定为会计上的对冲工具，因此将其衍生工具按公允价值计入，并在综合经营报表“衍生工具净收益(亏损)”项下确认每一期间衍生工具的现金及非现金公允价值变动。
与客户签订合同的收入
特许权使用费收入是指公司拥有特许权使用费权益的油井运营商从石油、天然气和天然气液体销售中获得收入的权利。特许权使用费收入在产品控制权转移到购买者手中时确认。该公司合同中几乎所有的定价条款都与市场指数挂钩。
石油、天然气和天然气液体销售的特许权使用费收入
本公司的石油、天然气和天然气液体销售合同的一般结构是，本公司拥有特许权使用费权益的物业的生产商将本公司在石油、天然气和天然气液体生产中的比例份额出售给买方，本公司根据产生的收入收取其百分比特许权使用费。在这种情况下，当控制权转移给井口或天然气处理设施的购买者时，公司根据公司在收入中的所有权份额百分比，扣除收集和运输方面的任何扣除，确认收入。
分配给剩余履约债务的交易价格
该公司获得特许权使用费收入的权利在生产发生之前并不存在，因此，在每天的生产之后不被认为存在。因此，公司的任何特许权使用费收入合同下都没有剩余的履约义务。
合同余额
根据该公司的特许权使用费收入合同，它有权在生产发生后从生产商那里获得特许权使用费收入，此时支付是无条件的。因此，根据会计准则汇编606，公司的特许权使用费收入合同不产生合同资产或负债。
上期履约义务
公司在产品交付给购买者的当月记录收入。然而，某些石油、天然气和天然气液体销售的结算报表可能在生产交付日期后30至90天内收不到，因此，公司需要根据公司的利益估计将收到的特许权使用费收入金额。在收到生产商付款的当月，该公司记录了估计数与实际收到的特许权使用费数额之间的差额。它的收入估计和历史上实际收到的收入之间的任何确定的差异都不是很大。该公司认为，其石油、天然气和天然气液体合同的定价条款在行业中是惯例。在特定报告期内，由于未从第三方收到时间或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特许权使用费。
石油和天然气的性质
该公司采用全成本法核算其石油和天然气资产。根据这种方法，所有收购成本都根据已探明的石油、天然气液体和天然气储量的综合单位进行资本化和摊销。石油和天然气资产的销售，无论目前是否摊销，均作为资本化成本调整入账，不确认损益，除非此类调整将显著改变资本化成本与石油、天然气液体和天然气已探明储量之间的关系。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，该公司的石油和天然气资产仅包括石油和天然气资产中的矿产权益。
评估的石油和天然气属性的损耗是按生产方法的单位计算的，即资本化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。10.20, $9.86及$10.04截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度。石油和天然气财产的损耗为#美元。146.1百万，$121.1百万美元和美元103.0截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。
在完全成本会计方法下，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资产账面价值的上限。净资本化成本限于扣除递延所得税或成本中心上限后的未摊销石油和天然气权益中的较低者。成本中心上限的定义是：(I)估计未来净收入的总和，折现为10(Ii)未摊销物业的成本(如有)及(Iii)未经探明物业的成本或市值中较低者(包括因石油及天然气资产的账面及税务基准之间的差异而计及的递延税项)。如果包括相关递延税项在内的账面净值超过上限，则需要减值或非现金减记。见注5-石油和天然气权益有关该公司石油和天然气资产的更多讨论。
在本公司就探明储量的存在作出决定之前，与未评估物业相关的成本将不计入全部成本池。本公司至少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。本公司以个别物业为基础进行评估，如物业个别并不重要，则按整体进行评估。评估包括考虑以下因素，其中包括：运营商的钻探意图；与当前运营商的剩余租约期限；地质和地球物理评估；钻井结果和活动；已探明储量的分配；以及如果已探明储量被转让，开发的经济可行性。在任何时间段内
若该等因素显示减值，则该物业迄今产生的累计钻探成本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。
发债成本
其他资产包括与信贷安排有关的资本化成本，15.5百万美元和美元9.72000万美元的信贷额度内累计摊销这些费用10.0百万美元和美元9.5截至2023年12月31日和2022年12月31日，
长期债务包括与t相关的资本化成本他公司的5.3752027年到期的优先票据百分比， 7.375% 2031年到期的优先票据（统称，（e "说明"）.与该等票据有关的成本乃从该等票据结余中扣除，并于该等票据年期内采用实际利率法摊销。见附注6—债务了解更多细节。
关联方交易
应收使用费收入
截至2023年12月31日和2022年12月31日，Diamondback直接或通过其合并子公司欠公司美元，3.3百万美元和美元6.32000万美元，用于公司生产从第三方收到的特许权使用费收入，但尚未汇回公司。
租赁红利收入
截至2023年12月31日止年度，Diamondback直接或通过其合并附属公司向公司支付了美元，107.8租赁红利收入中有数百万美元主要与二叠纪盆地的新租赁有关。截至2023年12月31日止年度的租赁红利收入包括支付租赁红利$95.8根据与响尾蛇一间附属公司订立的涵盖若干二叠纪盆地种植面积的租赁协议，营运公司向营运公司支付百万元，租赁条款与营运公司与响尾蛇的其他租赁安排大体相同。这笔交易由董事会冲突委员会审议并批准。于截至2022年12月31日止年度，响尾蛇直接或透过其合并附属公司向本公司支付$23.4租赁红利收入主要与租赁批准和收购燕尾酒时获得的某些租赁有关。
其他关联方交易
见注4-收购和资产剥离用于重大关联方收购石油和天然气权益。
见注7-股东权益关于与关联方的股权交易的进一步细节。
与响尾蛇或其关联公司的所有其他关联方交易已分别在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度内在合并财务报表中列报或微不足道。
应计负债
本公司的应计负债是账面价值接近公允价值的金融工具。
截至2023年12月31日和2022年12月31日，应计负债包括以下内容：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
| 应付利息 | $ | 11,036 | | | $ | 3,972 | |
| 应缴从价税 | 13,299 | | | 12,492 | |
| 应付衍生工具 | 1,279 | | | 1,684 | |
| 其他 | 1,407 | | | 1,452 | |
| 应计负债总额 | $ | 27,021 | | | $ | 19,600 | |
浓度
由于公司的特许权使用费收入集中在生产石油和天然气资产以及与几个重要买家的应收账款上，该公司面临风险。在截至2023年12月31日的一年中，两家买家各占特许权使用费收入的10%以上：Vitol Midstream Pipeline LLC(16%)和DK Trading and Supply LLC(15%)。在截至2022年12月31日的一年中，两家买家各占特许权使用费收入的10%以上：壳牌贸易(美国)公司(14%)和Vitol中游管道有限责任公司(14%)。在截至2021年12月31日的一年中，三家买家各自占特许权使用费收入的10%以上：托克贸易公司(Trafigura Trading LLC)(T.N：行情)(T.N：行情)17%)、壳牌贸易(美国)公司(16%)和Vitol中游管道有限责任公司(12%)。本公司不需要抵押品，亦不相信失去任何一名买家会对本公司的经营业绩造成重大影响，因为原油和天然气是市场稳固和买家众多的可替代产品。
所得税
本公司采用资产负债法对所得税进行会计处理，根据该方法，递延所得税资产和负债是针对（i）财务报表账面值与现有资产和负债的税基之间的暂时性差异以及（ii）经营亏损和税收抵免结转的未来税务后果而确认的。递延所得税资产及负债乃根据适用于预期可收回或结算该等暂时差额之未来期间之已颁布税率计算。税率变动对递延税项资产及负债的影响于税率变动生效期间在收入中确认。倘递延税项资产很可能无法变现，则会就递延税项资产计提估值拨备。
本公司将与所得税有关的利息和罚金分别确认为利息费用和一般及行政费用。在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，有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利息或罚款。见注9-所得税了解更多细节。
非控制性权益
所附合并财务报表中的非控股权益代表响尾蛇公司在运营公司净资产中的所有权。当响尾蛇在运营公司的相对所有权权益发生变化时，将对非控股权益和股东权益进行调整，影响税收。由于公司在运营公司的所有权权益的这些变化没有导致控制权的变化，这些交易被列为ASC主题810“合并”下的股权交易。本指引要求，本公司在营运公司的基础账面价值与所收代价的公允价值之间的任何差异均应直接在权益中确认，并归属于控股权益。见注7-股东权益以进一步讨论所有权权益的变化。
近期会计公告
最近通过的声明
目前还没有最近采纳的声明。
尚未采用的会计公告
2023年11月，FASB发布了ASU 2023-07《分部报告(主题280)--可报告分部披露的改进》，主要通过加强对重大分部费用和用于评估分部业绩的信息的披露，更新了可报告分部披露要求。修正案适用于2023年12月15日之后开始的财政年度，以及2024年12月15日之后开始的财政年度内的过渡期。允许及早领养。这些修正应追溯适用于财务报表中列报的以前所有期间。管理层目前正在评估这一ASU，以确定其对公司披露的影响。采用最新版本不会影响公司的财务状况、经营结果或流动资金。
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09《所得税(主题740)--所得税披露的改进》，其中要求对报告实体税率调节中的某些信息进行分类，并对已支付的所得税提出了额外要求。这些修正案在2024年12月15日之后的年度期间生效，允许提前采用，并应前瞻性或追溯地实施。管理
目前正在评估这一ASU，以确定其对公司披露的影响。采用最新版本不会影响公司的财务状况、经营结果或流动资金。
本公司考虑所有华硕的适用性和影响力。上面没有列出的ASU被评估和确定为不适用、先前披露或在采用时不是重要的。
3. 与客户签订合同的收入
特许权使用费收入是指公司拥有特许权使用费权益的油井运营商从石油、天然气和天然气液体销售中获得收入的权利。特许权使用费收入在采购点确认，产品的控制权根据公司在收入中的所有权份额百分比，扣除收集和运输方面的任何扣除，转移到井口或天然气加工设施的购买者手中。该公司合同中几乎所有的定价条款都与市场指数挂钩。
在截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度，本报告期间确认的在前几个报告期间履行的履约义务的任何收入都不是实质性的。
下表按产品类型细分了公司的总特许权使用费收入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 石油收入 | $ | 619,181 | | | $ | 667,281 | | | $ | 397,513 | |
| 天然气之收入 | 30,953 | | | 83,149 | | | 49,197 | |
| 天然气液体收入 | 66,976 | | | 87,546 | | | 54,824 | |
| 特许权使用费总收入 | $ | 717,110 | | | $ | 837,976 | | | $ | 501,534 | |
4. 收购和资产剥离
2023年活动
收购
GRP收购
于2023年11月1日，本公司及营运公司根据最终买卖协议，向Royalty Asset Holdings，LP，Royalty Asset Holdings II，LP及Saxum Asset Holdings，LP，Warwick Capital Partners及GRP Energy Capital的联属公司(统称为GRP)收购若干矿产及特许权使用费权益。9.021000万个普通单位和1美元759.63.6亿美元现金，包括交易费用，并须按惯例在完成交易后进行调整(“GRP收购”)。在GRP收购中获得的矿产和特许权使用费权益约为4,600二叠纪盆地的净特许权使用费英亩，加上大约2,700在其他主要流域增加净特许权使用费英亩。收购GRP的现金代价的资金来源包括手头现金和托管、运营公司循环信贷安排下的借款、2031年债券的收益(定义见附注6-债务)和所得款项。200.0在注7中进一步讨论了向响尾蛇发行100万个普通单位-股东权益.
下拉式交易
2023年3月8日，该公司从响尾蛇的子公司手中收购了某些矿产和特许权使用费权益，价格约为$74.5百万现金，包括对净头衔福利的惯常结账调整(“下拉”)。在下拉菜单中获得的矿产和特许权使用费权益约代表660特拉华盆地南部沃德县的净特许权使用费英亩，100其中%由响尾蛇运营，平均净特许权使用费利息约为7.2%，目前的产量约为300BO/d。该公司通过手头现金和运营公司循环信贷安排下的借款为Drop Down提供资金。Drop Down被视为在共同控制下的实体之间的交易，所获得的财产记录在响尾蛇
本公司综合资产负债表中的历史账面价值。这些物业的历史账面价值接近首期收购价。
其他收购
此外，在截至2023年12月31日的年度内，公司从不相关的第三方卖家那里以单独微不足道的交易收购了矿产和特许权使用费权益，这些权益286二叠纪盆地净特许权使用费英亩，总收购价格约为$70.4100万美元，包括惯常的结账调整。该公司用手头的现金和运营公司循环信贷安排下的借款为这些收购提供资金。
2022年活动
收购
于截至2022年12月31日止年度内，在个别微不足道的交易中，本公司向不相关的第三方卖家收购矿产及特许权使用费权益375二叠纪盆地净特许权使用费英亩，总净买入价约为#美元65.8100万美元，包括惯常的结账调整。该公司用手头的现金和运营公司循环信贷安排下的借款为这些收购提供资金。
资产剥离
2022年第四季度，公司剥离了其在Eagle Ford页岩的全部头寸，包括681第三方经营面积的净特许权使用费英亩，总净销售价格为$53.72000万美元，包括惯常的结账调整。
2022年第三季度，公司剥离93净特许权使用费英亩第三方经营的面积完全位于特拉华州盆地的洛夫县，总净销售价格为$29.92000万美元，包括惯常的结账调整。
2022年第一季度，该公司剥离了325第三方经营的净特许权使用费英亩完全位于米德兰盆地的厄普顿县和里根县，总净销售价格为$29.32000万美元，包括惯常的结账调整。
2021年收购
燕尾捕获
在……上面2021年10月1日，本公司及营运公司根据最终买卖协议，向燕尾特许权使用费有限公司及燕尾特许权使用费II有限公司(“燕尾实体”)收购若干矿产及特许权使用费权益补偿大约为15.252000万股普通股和大约美元225.31000万美元现金(“燕尾收购”))。收购燕尾的矿产和特许权使用费权益代表2,313净特许权使用费英亩主要在米德兰盆地北部，其中62%是由响尾蛇运营的。收购燕尾酒的生效日期为2021年8月1日。这笔交易的现金部分是通过手头现金和大约美元的组合提供的，190.0 根据经营公司的循环信贷安排，百万美元的借款。
2021年的其他收购
此外，于截至2021年12月31日止年度，本公司向不相关的第三方卖方收购矿产及特许权使用费权益， 392二叠纪盆地净特许权使用费英亩，总收购价格约为$55.1 1000万美元，经过调整后。本公司以手头现金和经营公司循环信贷融资下的借贷为这些收购提供资金。
5. 石油和天然气利益
石油和天然气的利益包括：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
| 石油和天然气利益： | | | |
| 容易耗尽 | $ | 2,859,642 | | | $ | 2,167,598 | |
| 不受耗尽的影响 | 1,769,341 | | | 1,297,221 | |
| 石油和天然气总权益 | 4,628,983 | | | 3,464,819 | |
| 累计损耗和减值 | (866,352) | | | (720,234) | |
| 石油和天然气权益，净额 | 3,762,631 | | | 2,744,585 | |
| 土地 | 5,688 | | | 5,688 | |
| 财产，扣除累计损耗和减值后的净额 | $ | 3,768,319 | | | $ | 2,750,273 | |
| | | |
| 不受耗尽影响的费用余额： | | | |
| 在2023年发生 | $ | 720,529 | | | |
| 在2022年发生 | 33,781 | | | |
| 2021年发生的费用 | 429,991 | | | |
| 之前 | 585,040 | | | |
| 不受耗尽限制的总数 | $ | 1,769,341 | | | |
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，公司拥有矿产和特许权使用费权益34,217和26,315净特许权使用费英亩。
在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。八至十年.
根据季度上限测试的结果，该公司不要求在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度记录公司已探明的石油和天然气权益的减值。除大宗商品价格外，该公司的生产率、已探明储量水平、未评估资产的转让和其他因素将决定其在未来期间的实际上限测试限制和减值分析。如果过去12个月的大宗商品价格与COM相比有所下降根据前几个季度使用的商品价格，本公司可能在随后几个季度进行减记，这可能是重大减记。
6. 债务
截至所示日期，长期债务包括以下内容：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
5.3752027年到期的优先无担保票据百分比 | $ | 430,350 | | | $ | 430,350 | |
7.3752031年到期的优先无担保票据百分比 | 400,000 | | | — | |
| 循环信贷安排 | 263,000 | | | 152,000 | |
| 未摊销债务发行成本 | (6,903) | | | (1,306) | |
| 未摊销折扣 | (3,365) | | | (4,149) | |
| 长期债务总额 | $ | 1,083,082 | | | $ | 576,895 | |
发行2031年债券
2023年10月19日，该公司完成了1美元的发行400.02,000,000美元本金总额7.375于2031年11月1日到期的优先债券(下称“2031年债券”)公司收到的净收益约为#美元。394.02031年债券扣除最初购买者的折扣和交易成本后，为3.5亿欧元。该公司将毛收入借给运营公司，运营公司用所得资金为收购GRP的现金部分提供资金。
笔记
该批债券为本公司的优先无抵押债务，最初由营运公司按优先无抵押基准提供担保，每半年支付一次利息。响尾蛇不会为票据提供担保。日后，本公司的每一间受限制附属公司如(I)担保其或担保人的任何债务，或(Ii)为境内受限制附属公司，并在任何信贷安排下为任何债务的债务人，将须为票据提供担保。
运营公司的循环信贷安排
2023年5月31日，运营公司对现有信贷安排进行了第十次修正，其中包括：(1)维持最高信贷金额#美元2.0亿美元，(Ii)增加借款基数，从580.02000万美元至2000万美元1.030亿美元和(3)增加当选承诺额总额，从#美元500.02000万美元至2000万美元750.01000万美元。
2023年9月22日，运营公司对现有信贷安排进行了第十一次和第十二次单独修订，其中包括：(I)将到期日从2025年6月2日延长至2028年9月22日；(Ii)维持最高信贷金额#美元。2.0亿美元，(Iii)进一步增加借款基数，从1.030亿美元至50亿美元1.3在完成对GRP的收购后，(Iv)进一步增加了选定的承诺额总额，从750.02000万美元至2000万美元850.0以及(V)免除在2031年票据发行完成后自动减少借款基数。
AS截至2023年12月31日，运营公司拥有$263.0百万未偿还借款和美元587.0根据运营公司的循环信用，可用于未来借款的百万美元IT设施。截至2023年12月31日的年度，2022年和2021年，营运公司循环信贷安排下的加权平均借款利率为7.41%, 4.22%，以及2.35%，分别为。
信贷安排项下的未偿还借款按运营公司选定的利率计息，利率等于(I)期限SOFR加0.10%(“调整后期限SOFR”)，或(Ii)替代基本利率(等于最优惠利率中的最大者，联邦基金有效利率加0.50%和1个月调整后期限SOFR PLUS1.00%)，在每种情况下加上适用的保证金。适用的保证金范围为1.00%至2.00就替代性基本利率而言，年利率为2.00%至3.00在调整期限SOFR的情况下，每年%取决于与承诺额有关的未偿还贷款的金额，该金额是使用最高贷款额、选定的总承诺额和借款基数中的最低值计算得出的。运营公司有义务支付每季度承诺费，范围为0.375%至0.500对承诺中未使用的部分每年支付%。信贷安排以本公司及营运公司的几乎所有资产作抵押。
信贷安排包括各种肯定的、否定的和金融维持契约。除其他事项外，这些契约限制额外负债、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、超额现金及订立某些掉期协议，并要求维持下述财务比率。
| | | | | | | | |
| 财务契约 | | 需比例 |
总净债务与EBITDAX的比率，如信贷安排中所定义 | 不大于4.0至1.0 |
流动资产与负债的比率，如信贷安排中所界定 | 不少于1.0至1.0 |
担保债务与EBITDAX的比率，如信贷安排所定义 | 不大于2.5至1.0 |
截至2023年12月31日，经营公司已遵守其信贷融资项下的所有财务维持契诺。
利息支出
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度已产生并计入利息开支的金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 利息支出 | $ | 48,222 | | | $ | 37,539 | | | $ | 31,384 | |
| 其他费用和开支 | 836 | | | 2,883 | | | 2,662 | |
| 减去：利息收入 | 151 | | | 13 | | | 2 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 利息支出，净额 | $ | 48,907 | | | $ | 40,409 | | | $ | 34,044 | |
7. 股东权益
于2023年12月31日，本公司共有 86,144,273A类普通股已发行及发行在外， 90,709,946B类普通股已发行和发行，其中 7,946,507A类普通股和90,709,946B类普通股由响尾蛇实益拥有，约占56占公司总流通股的百分比。响尾蛇也受益于拥有90,709,946运营公司股票，代表51%的非控股所有权权益运营公司。经营中的公司股票和响尾蛇实益拥有的公司B类普通股可不时交换为公司的A类普通股(即，一运营公司股份和一公司B类普通股加在一起，将可交换为一公司A类普通股)。
毒蛇向响尾蛇发行通用单位
2023年10月31日，公司发布了约7.22300万个普通单位以美元的价格出售给响尾蛇27.72每单位净收益总额约为$200.0根据2023年9月4日与响尾蛇签订的共同单位购买和销售协议，这一共同单位发行的净收益用于支付收购GRP的部分现金对价。
普通股回购计划
普通合伙人的董事会此前授权$750.0万普通单位回购计划，已由公司董事会批准并继续进行，涉及在一段时间内无限期回购公司的A类普通股，不包括消费税。公司拟购买A类普通股在回购计划中，机会性地利用手头现金的资金，来自运营的自由现金流NS与潜在的L资产出售等流动性事件。本回购计划可由本公司董事会不时暂停、修改、延长或终止公司在任何时候都可以。
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，回购计划下的回购总额为95.2百万，$150.6百万美元，以及$46.0分别为100万美元。截至2023年12月31日的年度回购包括约$28.7百万美元用于回购1.02023年第四季度，GRP在一项私下谈判的交易中出售了100万股A类普通股。截至2022年12月31日的年度回购包括约$37.3百万美元用于回购1.5在一项私下谈判的交易中，从一名大股东手中获得2000万股A类普通股。截至2023年12月31日，美元434.2根据回购计划，仍有100万美元可用，不包括消费税。
合并附属公司的所有权变更
所附合并财务报表中的非控股权益代表响尾蛇公司在运营公司净资产中的所有权。由于公司公开发售股份、发行收购股份、发行基于股份的补偿、回购普通股以及就公司股份支付的分配等价权，响尾蛇在经营公司的相对所有权权益可能会发生变化。所有权百分比的这些变化导致对非控股权益和股东权益的调整，影响了税收，但不影响收益。
下表汇总了在此期间由于所有权权益变化而导致的股东权益变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 公司应占净收益(亏损) | $ | 200,088 | | | $ | 151,673 | | | $ | 57,939 | |
| | | | | |
| 合并子公司的所有权变更 | (101,632) | | | 58,253 | | | (93,473) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 公司股东应占净收益(亏损)和非控股权益转让的变化 | $ | 98,456 | | | $ | 209,926 | | | $ | (35,534) | |
现金股利
公司董事会制定了与转换前分配政策一致的股息政策，根据这一政策，运营公司按季度将其全部或部分可用现金分配给其单位持有人(包括响尾蛇和公司)，而公司又将其从运营公司获得的全部或部分可用现金分配给其A类普通股的股东。公司目前打算支付季度可变股息至少75可用现金的百分比减去宣布的基本股息和作为公司适用季度回购计划的一部分在股票回购中支付的金额。此外，公司董事会批准不包括美元28.7根据2023年第四季度可供分配的现金计算，于2023年11月从GRP进行的一次性股票回购100万股。
公司的可用现金和运营公司每个季度的可用现金是一种非公认会计原则的衡量标准，由公司董事会在该季度结束后确定。公司预期其可用现金将大致相当于适用季度公司应占的经调整EBITDA，减去应付所得税、偿债、合同义务、固定费用以及公司董事会认为必要或适当的未来运营或资本需求的准备金、租赁红利收入(扣除适用税项)、分配等价权支付和优先分配所需的现金。
根据分配政策，运营公司可用于分配的现金百分比可能会按季度变化，以使运营公司能够保留现金流，以帮助加强公司的资产负债表，同时还通过公司的股票回购计划扩大资本返还计划。
该公司还必须就其B类普通股支付季度优先股息，总额为#美元。20,000每季度，这符合伙伴关系转换前的优先分配要求。除优先股息要求外，本公司不需要按季度或其他基础向普通股股东支付股息，未来宣布任何其他股息将完全由公司董事会酌情决定。
下表列出了截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日终了年度的现金分配和支付的股息(千元，单位金额除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 期间 | | 每个运营单位的金额 | | 经营公司分配给Diamondback | | 每个共同单位数额 | | 普通单位持有人(1) | | 申报日期 | | 基金单位持有人记录日期 | | 付款日期 | | |
| Q4 2020 | | $ | 0.14 | | | $ | 12,699 | | | $ | 0.14 | | | $ | 9,162 | | | 2021年2月19日 | | 2021年3月4日 | | 2021年3月11日 | | |
| Q1 2021 | | $ | 0.25 | | | $ | 22,678 | | | $ | 0.25 | | | $ | 16,230 | | | 2021年4月27日 | | 2021年5月13日 | | 2021年5月20日 | | |
| Q2 2021 | | $ | 0.33 | | | $ | 29,936 | | | $ | 0.33 | | | $ | 21,235 | | | 2021年7月28日 | | 2021年8月12日 | | 2021年8月19日 | | |
| Q3 2021 | | $ | 0.38 | | | $ | 34,469 | | | $ | 0.38 | | | $ | 30,118 | | | 2021年10月27日 | | 2021年11月11日 | | 2021年11月18日 | | |
| Q4 2021 | | $ | 0.47 | | | $ | 42,634 | | | $ | 0.47 | | | $ | 36,238 | | | 2022年2月16日 | | 2022年3月4日 | | 2022年3月11日 | | |
| Q1 2022 | | $ | 0.70 | | | $ | 63,497 | | | $ | 0.67 | | | $ | 51,680 | | | 2022年4月27日 | | 2022年5月12日 | | 2022年5月19日 | | |
| Q2 2022 | | $ | 0.87 | | | $ | 78,918 | | | $ | 0.81 | | | $ | 60,626 | | | 2022年7月26日 | | 2022年8月16日 | | 2022年8月23日 | | |
| Q3 2022 | | $ | 0.52 | | | $ | 47,170 | | | $ | 0.49 | | | $ | 36,076 | | | 2022年11月3日 | | 2022年11月17日 | | 2022年11月25日 | | |
| Q4 2022 | | $ | 0.54 | | | $ | 48,983 | | | $ | 0.49 | | | $ | 35,683 | | | 2023年2月15日 | | 2023年3月3日 | | 2023年3月10日 | | |
| Q1 2023 | | $ | 0.42 | | | $ | 38,097 | | | $ | 0.33 | | | $ | 23,797 | | | 2023年4月26日 | | 2023年5月11日 | | 2023年5月18日 | | |
| Q2 2023 | | $ | 0.44 | | | $ | 39,912 | | | $ | 0.36 | | | $ | 25,563 | | | 2023年7月25日 | | 2023年8月10日 | | 2023年8月17日 | | |
| Q3 2023 | | $ | 0.70 | | | $ | 63,497 | | | $ | 0.57 | | | $ | 49,126 | | | 2023年11月2日 | | 2023年11月16日 | | 2023年11月24日 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
(1)在转换之前支付的款项包括支付给响尾蛇的731,500普通单位当时由响尾蛇实益拥有。转换后支付的款项包括支付给A类普通股股东的金额，包括7,946,507响尾蛇拥有的A类普通股。
现金股利将在适用的记录日期向登记在册的普通股股东支付，一般在60每个季度结束后的几天。
净收入分配e
作为运营公司的前管理成员，合伙企业有一项于2021年12月28日修订的协议，根据该协议，运营公司的收入以及亏损和扣除后的收益(但在耗尽之前)将特别分配给响尾蛇，直至2022年12月31日。这些特别收入分配减少了2022年至2021年期间分配给伙伴关系共同单位持有人的应税收入。
8. 普通股每股收益
综合经营报表上的A类普通股每股净收益(亏损)是基于截至2023年12月31日的年度公司A类普通股应占净收益(亏损)以及截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度普通股单位的净收益(亏损)。在截至2022年、2022年和2021年12月31日的年度，由于普通合伙人没有经济利益，合伙企业的净收益(亏损)全部分配给共同单位持有人。向公司股东支付的款项是根据附注7所述的现金股息政策厘定的-股东权益.
公司A类普通股的基本每股收益和稀释后每股收益采用两级法计算。两级法是一种收益分配方法，与A类普通股和参与证券的持有者之间的所有权成比例。A类普通股每股基本净收益(亏损)的计算方法是用净收益(亏损)除以当期已发行的A类普通股的加权平均股份。A类普通股的每股摊薄净收益(亏损)在适用时适用于根据LTIP授予的A类普通股的未归属股份。
对普通股基本收益和稀释后每股收益组成部分的核对如下表所示：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (以千为单位，每股除外) |
| 可归因于该期间的净收益(亏损) | $ | 200,088 | | | $ | 151,673 | | | $ | 57,939 | |
减去：分配给参与证券的净收益(亏损)(1) | 299 | | | 365 | | | 193 | |
| 普通股股东应占净收益(亏损) | $ | 199,789 | | | $ | 151,308 | | | $ | 57,746 | |
| 加权平均已发行普通股： | | | | | |
| 基本加权平均已发行普通股 | 74,176 | | | 75,612 | | | 68,319 | |
| 稀释性证券的影响： | | | | | |
潜在可发行普通股(2) | — | | | 67 | | | 72 | |
| 稀释加权平均已发行普通股 | 74,176 | | | 75,679 | | | 68,391 | |
每股普通股净收益(亏损)，基本 | $ | 2.69 | | | $ | 2.00 | | | $ | 0.85 | |
稀释后每股普通股净收益(亏损) | $ | 2.69 | | | $ | 2.00 | | | $ | 0.85 | |
(1)已授予的包含不可没收分配等价权的未归属限制性股票被视为参与证券，因此计入根据两类法计算的每股收益。
(2)截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度预算，不是重大潜在普通股被排除在普通股稀释后每股收益的计算之外。截至2021年12月31日的年度，10,160潜在普通股被排除在普通股每股稀释收益的计算之外，因为它们被包括在内将是反稀释的。
9. 所得税
公司在截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度的所得税支出和收益总额，不同于对这一时期的税前收入应用美国联邦法定税率计算的金额，这主要是由于非控制权益的净收入以及2023年和2022年估值津贴减少的影响。在截至2021年12月31日的一年中，所得税支出总额不同于将美国联邦法定税率应用于该期间的税前收入所计算的金额，这主要是由于非控股权益的净收入和维持对公司递延税项资产的估值津贴。
关于2023年、2023年、2022年和2021年12月31日终了年度所得税和实际税率的准备金构成如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 现行所得税拨备(福利)： | | | | | |
| 联邦制 | $ | 50,414 | | | $ | 15,929 | | | $ | 1,218 | |
| 状态 | 2,538 | | | 1,074 | | | 303 | |
| 当期所得税拨备总额(福利) | 52,952 | | | 17,003 | | | 1,521 | |
| 递延所得税准备(福利)： | | | | | |
| 联邦制 | (6,532) | | | (49,656) | | | — | |
| 状态 | (468) | | | — | | | — | |
| 递延所得税准备总额(福利) | (7,000) | | | (49,656) | | | — | |
| 所得税拨备(利益)总额 | $ | 45,952 | | | $ | (32,653) | | | $ | 1,521 | |
| | | | | |
| 实际税率 | 8.4 | % | | (5.2) | % | | 0.6 | % |
法定联邦所得税金额与记录开支的对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 按联邦法定税率计算的所得税支出(福利)(21%) | $ | 114,931 | | | $ | 130,694 | | | $ | 54,221 | |
| | | | | |
| 非控制性权益的影响 | (63,263) | | | (105,699) | | | (41,735) | |
| | | | | |
| 扣除联邦税收影响的州所得税支出(福利) | 1,657 | | | 846 | | | 262 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 更改估值免税额 | (7,281) | | | (58,443) | | | (11,175) | |
| 其他，净额 | (92) | | | (51) | | | (52) | |
| 所得税准备金(受益于) | $ | 45,952 | | | $ | (32,653) | | | $ | 1,521 | |
公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的递延税项资产和负债构成如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
| 递延税项资产： | | | |
| 净营业损失和资本损失结转 | $ | 15 | | | $ | 70 | |
| 对运营公司的投资 | 170,164 | | | 148,003 | |
| | | |
| | | |
| 递延税项资产总额 | 170,179 | | | 148,073 | |
| 估值免税额 | (113,523) | | | (98,417) | |
| 递延税项净资产 | 56,656 | | | 49,656 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 递延税项净资产(负债) | $ | 56,656 | | | $ | 49,656 | |
于2023年12月31日，本公司的递延税项资产净额约为2023年12月31日，56.7百万美元，包括2026年到期的非重大联邦资本损失结转， 非物质的国家经营损失结转。递延税项是根据公司财务会计基准与联邦所得税基准之间的差额拨备的。
截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度，本公司确认离散所得税利益为美元，7.0百万美元和美元49.7于二零一九年十二月三十一日，本集团于二零一九年十二月三十一日，于二零二零年十二月三十一日，本集团于二零一九年十二月三十一日将递延税项资产变现之判断变动，分别为百万元，与部分解除年度估值拨备有关，乃基于其递延税项资产于未来年度变现之判断变动。
本公司主要在德克萨斯州经营。截至2023年及2022年12月31日止年度，本公司确认美元2.51000万美元和300万美元1.1州所得税支出，主要是由于该公司的业绩所应占的德克萨斯州保证金税，这些收入包括在响尾蛇提交的合并纳税申报单中。于2023年12月31日，本公司并无任何重大不确定税务状况需要在财务报表中确认。该公司2020至2023年的纳税年度仍可接受税务机关的审查。
2022年8月16日颁布了《2022年通胀降低法案》(IRA)，从2022年12月31日之后的纳税年度开始，对某些上市公司股票回购的公平市场价值征收1%的消费税，并包括其他几项适用于美国企业所得税的条款。在截至2023年12月31日的年度内，由于股票发行超过本年度的股票回购，公司没有应计消费税。
10. 衍生品
于2023年期间，本公司使用固定价格掉期合约、固定价格基准掉期合约及无成本挂钩及相应的看跌期权及看涨期权，以减少与若干特许权使用费收入相关的价格波动。截至2023年12月31日，本公司有看跌期权、无成本项圈和固定价格基础掉期合同未平仓。
该公司的衍生品合约以商品交易所报告的结算价为基础，以WTI库欣为基础的石油看跌合约和以WTI库欣原油价格与Argus WTI Midland原油价格之间的价差为基础的石油固定价格基础掉期合约。该公司的天然气固定价格基础掉期是Waha Hub天然气价格与Henry Hub天然气价格之间的价差。加权平均差表示
基差互换合同涵盖的名义交易量的WTI库欣油价和Waha Hub天然气价格的减幅。根据公司的无成本领子合同，每个领子都有一个既定的底价和最高价格。当结算价低于底价时，要求交易对手向本公司付款；当结算价高于上限价格时，要求本公司向交易对手付款。当结算价在下限和上限之间时，不需要付款。
通过使用衍生工具在经济上对冲大宗商品价格变化的风险，本公司将自己暴露在信用风险和市场风险之下。信用风险是指交易对手未能按照衍生品合同的条款履行义务。当衍生品合同的公允价值为正时，交易对手欠公司债务，这就产生了信用风险。本公司的交易对手均为经修订及重述信贷安排的参与者，该信贷安排以营运公司的几乎所有资产作抵押；因此，本公司无须提供任何抵押品。本公司的交易对手已被确定具有可接受的信用风险；因此，本公司不需要其交易对手的抵押品。
截至2023年12月31日，该公司有以下未偿还衍生品合同。当汇总多个合同时，披露加权平均合同价格。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 掉期 | | 领子 | 看跌期权 |
| 结算月份 | 结算年 | 合同类型 | BBLS/MMBTU/天 | 索引 | 加权平均差 | | 加权平均底价 | 加权平均最高限价 | 执行价 | 递延保险费 |
| 油 | | | | | | | | | | |
1月至3月 | 2024 | 看跌期权 | 16,000 | 西德克萨斯中质原油库欣 | $— | | $— | $— | $58.13 | $(1.54) |
4-6月 | 2024 | 看跌期权 | 14,000 | 西德克萨斯中质原油库欣 | $— | | $— | $— | $59.29 | $(1.51) |
7月至12月 | 2024 | 看跌期权 | 2,000 | 西德克萨斯中质原油库欣 | $— | | $— | $— | $55.00 | $(1.53) |
一月-六月。 | 2024 | 无成本项圈 | 6,000 | 西德克萨斯中质原油库欣 | $— | | $65.00 | $95.55 | $— | $— |
| | | | | | | | | | |
7月至12月 | 2024 | 无成本项圈 | 4,000 | 西德克萨斯中质原油库欣 | $— | | $55.00 | $93.66 | $— | $— |
| 天然气 | | | | | | | | | | |
1月至12月 | 2024 | 基差互换 | 30,000 | 娃哈枢纽 | $(1.20) | | $— | $— | $— | $— |
| 1月至12月 | 2025 | 基差互换 | 40,000 | 娃哈枢纽 | $(0.68) | | $— | $— | $— | $— |
资产负债表衍生资产和负债的抵销
衍生工具之公平值一般采用既定指数价格及其他来源厘定，该等来源乃基于（其中包括）期货价格及到期时间。该等公平值乃按净额入账，该等资产及负债头寸（包括任何递延保费）乃与同一对手方订立，并须遵守规定净额结算之合约条款。见附注11—公允价值计量了解更多细节。
衍生工具的得失
下表概述综合经营报表所列衍生工具之收益及亏损以及所呈列期间衍生工具之现金收入（付款）净额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 衍生工具的收益(损失) | $ | (25,793) | | | $ | (18,138) | | | $ | (69,409) | |
衍生工具的现金净收入(付款)(1) | $ | (13,319) | | | $ | (31,319) | | | $ | (92,585) | |
| | | | | |
| | | | | |
(1)截至2022年12月31日止年度包括就合约到期前终止的商品合约支付的现金，6.6百万美元。
11. 公允价值计量
公允价值被定义为在计量日期在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产或支付转移一项负债而收到的价格。用于计量公允价值的估值技术必须最大限度地利用可观察到的投入，最大限度地减少使用不可观察到的投入。
公允价值等级是基于三个级别的投入，其中前两个被认为是可观察到的，最后一个是不可观察的，可用于计量公允价值。本公司对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断，并可能影响正在计量的资产和负债的估值及其在公允价值层次中的位置。本公司使用基于可用投入的适当估值技术来计量其资产和负债的公允价值。
第1级--反映截至报告日期活跃市场上相同资产或负债的未调整报价的可观察投入。
第2级--市场数据证实的可观察到的基于市场的投入或不可观察到的投入。这些是第一级所包括的活跃市场的报价以外的信息，在报告日期可直接或间接观察到。
第三级-未经市场数据证实的不可观察的投入，可能与内部开发的方法一起使用，从而导致管理层对公允价值的最佳估计。
金融资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低投入水平进行分类。
按公允价值经常性计量的资产和负债
若干资产及负债在本公司的综合资产负债表(包括本公司的衍生工具)中按公允价值经常性列报。本公司衍生工具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。这些估值为2级。进入公允价值层次结构。净额根据预期结算日分为当期或非当期。
下表提供了(1)按公允价值经常性计量的金融资产和负债的公允价值计量信息，(2)已确认衍生工具资产和负债的总金额；(Iii)根据与交易对手的主要净额结算安排抵销的金额；及(Iv)在本公司综合资产负债表中列报的相应净额截至2023年12月31日和2022年12月31日。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日 |
| 1级 | 2级 | 3级 | 公允价值总额 | 资产负债表中的总金额抵销 | 资产负债表中的公允价值净值 |
| (单位：千) |
| 资产： | | | | | | |
| 当前： | | | | | | |
| 衍生工具 | $ | — | | $ | 7,040 | | $ | — | | $ | 7,040 | | $ | (6,682) | | $ | 358 | |
| 非当前： | | | | | | |
| | | | | | |
| 衍生工具 | $ | — | | $ | 1,269 | | $ | — | | $ | 1,269 | | $ | (1,177) | | $ | 92 | |
| 负债： | | | | | | |
| 当前： | | | | | | |
| 衍生工具 | $ | — | | $ | 9,643 | | $ | — | | $ | 9,643 | | $ | (6,682) | | $ | 2,961 | |
| 非当前： | | | | | | |
| 衍生工具 | $ | — | | $ | 1,378 | | $ | — | | $ | 1,378 | | $ | (1,177) | | $ | 201 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日 |
| 1级 | 2级 | 3级 | 公允价值总额 | 资产负债表中的总金额抵销 | 资产负债表中的公允价值净值 |
| (单位：千) |
| 资产： | | | | | | |
| 当前： | | | | | | |
| 衍生工具 | $ | — | | $ | 13,296 | | $ | — | | $ | 13,296 | | $ | (3,968) | | $ | 9,328 | |
| 非当前： | | | | | | |
| | | | | | |
| 衍生工具 | $ | — | | $ | 1,911 | | $ | — | | $ | 1,911 | | $ | (1,469) | | $ | 442 | |
| 负债： | | | | | | |
| 当前： | | | | | | |
| 衍生工具 | $ | — | | $ | 3,968 | | $ | — | | $ | 3,968 | | $ | (3,968) | | $ | — | |
| 非当前： | | | | | | |
| 衍生工具 | $ | — | | $ | 1,476 | | $ | — | | $ | 1,476 | | $ | (1,469) | | $ | 7 | |
未按公允价值记录的资产和负债
下表列出了综合资产负债表中未按公允价值计入的金融工具的公允价值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 账面价值 | | 公允价值 | | 账面价值 | | 公允价值 |
| (单位：千) |
| 债务： | | | | | | | |
| 循环信贷安排 | $ | 263,000 | | | $ | 263,000 | | | $ | 152,000 | | | $ | 152,000 | |
5.3752027年到期的优先票据百分比(1) | $ | 425,949 | | | $ | 422,122 | | | $ | 424,895 | | | $ | 411,634 | |
7.3752031年到期的优先票据百分比(1) | $ | 394,133 | | | $ | 418,408 | | | $ | — | | | $ | — | |
(1)账面值包括相关递延贷款成本和任何贴现。
营运公司的循环信贷融资的公允价值根据本公司可供类似条款及期限的银行贷款的借款利率计算，与账面价值相若，并在公允价值架构中被列为第二级。票据的公允价值是使用2023年12月31日之前的报价市场价格确定的，这是公允价值等级中的第一级分类。
按公允价值非经常性基础计量的资产和负债
在某些情况下，某些资产和负债在非经常性基础上按公允价值计量。这些资产和负债可以包括在资产收购中获得的矿产和特许权使用费权益，以及在减值或持有出售时将公司已探明的石油和天然气权益减记至公允价值的后续减记。
见注2-重要会计政策摘要及附注5-石油和天然气权益关于非经常性公允价值调整的进一步讨论。
金融资产公允价值
该公司还有其他金融工具，包括现金和现金等价物、应收特许权使用费收入、应收所得税、预付费用、其他资产、应付账款、应计负债和应付所得税。由于这些工具的短期性质，这些工具的账面价值接近其公允价值。
12. 承付款和或有事项
本公司是在其日常业务过程中不时出现的各种例行法律程序、纠纷和索赔的一方。虽然任何悬而未决的法律程序、纠纷或索偿的最终结果，以及由此对本公司造成的任何影响，都不能确切地预测，但本公司管理层相信，如果最终作出不利决定，这些事项均不会对本公司的财务状况、经营业绩或
现金流。本公司的评估基于有关待决事项的已知信息及其在争辩、诉讼和解决类似事项方面的经验。实际结果可能与公司的评估大不相同。当现有资料显示可能出现损失且损失金额可合理估计时，本公司将记录与未决法律诉讼、纠纷或索赔相关的或有事项准备金。
13. 后续事件
现金股利
2024年2月15日，公司董事会批准2023年第四季度现金分红0.56每股A类普通股和美元0.69每个经营单位，在每种情况下，于2024年3月12日支付给2024年3月5日交易结束时登记在册的股东。A类普通股的股息包括基本季度股息#美元。0.27每股股息和可变季度股息$0.29每股。
14. 关于石油和天然气业务的补充资料(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。
资本化的石油和天然气成本
与石油和天然气生产活动有关的资本化总成本以及适用的累计折旧、损耗和摊销如下：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
| 石油和天然气利益： | | | |
| 证明了 | $ | 2,859,642 | | | $ | 2,167,598 | |
| 未经证实 | 1,769,341 | | | 1,297,221 | |
| 石油和天然气总权益 | 4,628,983 | | | 3,464,819 | |
| 累计损耗和减值 | (866,352) | | | (720,234) | |
| 石油和天然气净资本化权益 | $ | 3,762,631 | | | $ | 2,744,585 | |
石油和天然气活动产生的成本
石油及天然气物业收购活动产生的成本如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 采购成本： | | | | | |
| 已证明的性质 | $ | 402,659 | | | $ | 46,307 | | | $ | 138,882 | |
| 未证明的性质 | 758,342 | | | 16,624 | | | 479,041 | |
| 总计 | $ | 1,161,001 | | | $ | 62,931 | | | $ | 617,923 | |
石油和天然气生产活动的经营成果
公司的生产活动基本上都来自石油和天然气活动，并包括在"—合并业务报表”上面。
石油和天然气储量
经证实的石油和天然气储量估计及其相关的未来净现金流量由我们的内部油藏工程师编制，并由莱德斯科特公司审计，独立石油工程师，截至2023年12月31日和2022年12月31日，由Ryder Scott编制，截至2021年12月31日。储备估计数代表公司在公司物业中的净收入权益。已探明储量是根据SEC制定的指导方针估算的，该指导方针要求在现有的经济和运营条件下，根据SEC价格，
截至2023年、2022年及2021年12月31日止期间。储量估计不包括任何可能存在的可能或可能储量的价值，也不包括任何未开发面积的价值。储量报告中所列的公司所有探明储量均位于美国大陆。尽管估计被认为是合理的，但实际未来产量、现金流量、税项、开发开支、经营开支以及可收回石油及天然气储量的数量可能与该等估计有重大差异。
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。石油和天然气储量工程是对无法精确测量的地下石油和天然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和地质解释和判断的质量。估计日期之后的钻探、测试和生产结果可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。
下表列出了根据SEC规则和条例编制的估计探明储量的变化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 油
（兆字节） | | 天然气
(MMcf) | | 天然气液体
（兆字节） | | 总计(MBOE)(1) |
| 已探明的已开发和未开发储量： | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日 | 57,530 | | | 119,450 | | | 21,953 | | | 99,392 | |
| 购买到位准备金 | 5,246 | | | 9,549 | | | 2,264 | | | 9,102 | |
| 扩展和发现 | 17,256 | | | 39,256 | | | 7,182 | | | 30,981 | |
| 对先前估计数的修订 | (4,544) | | | 29,788 | | | (1,339) | | | (918) | |
| 资产剥离 | (180) | | | (681) | | | (114) | | | (409) | |
| 生产 | (6,068) | | | (13,672) | | | (1,913) | | | (10,260) | |
| 截至2021年12月31日 | 69,240 | | | 183,690 | | | 28,033 | | | 127,888 | |
| 购买到位准备金 | 599 | | | 1,186 | | | 209 | | | 1,006 | |
| 扩展和发现 | 15,714 | | | 29,177 | | | 5,281 | | | 25,858 | |
| 对先前估计数的修订 | 1,453 | | | 15,248 | | | 4,483 | | | 8,477 | |
| 资产剥离 | (905) | | | (3,469) | | | (564) | | | (2,047) | |
| 生产 | (7,097) | | | (15,868) | | | (2,540) | | | (12,282) | |
| 截至2022年12月31日 | 79,004 | | | 209,964 | | | 34,902 | | | 148,900 | |
| 购买到位准备金 | 10,469 | | | 27,011 | | | 4,006 | | | 18,977 | |
| 扩展和发现 | 13,636 | | | 34,632 | | | 6,150 | | | 25,558 | |
| 对先前估计数的修订 | (5,178) | | | 11,101 | | | 3,466 | | | 138 | |
| | | | | | | |
| 生产 | (8,028) | | | (19,130) | | | (3,108) | | | (14,324) | |
| 截至2023年12月31日 | 89,903 | | | 263,578 | | | 45,416 | | | 179,249 | |
| | | | | | | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 49,280 | | | 134,485 | | | 19,476 | | | 91,170 | |
| 2022年12月31日 | 54,817 | | | 161,119 | | | 25,621 | | | 107,291 | |
| 2023年12月31日 | 69,043 | | | 221,462 | | | 37,417 | | | 143,371 | |
| | | | | | | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 19,960 | | | 49,205 | | | 8,557 | | | 36,718 | |
| 2022年12月31日 | 24,187 | | | 48,845 | | | 9,281 | | | 41,609 | |
| 2023年12月31日 | 20,860 | | | 42,116 | | | 7,999 | | | 35,878 | |
（1） 包括已探明储量总额 91,417Mboe，81,895Mboe，69,060MBoe和57,647于2023年12月31日、2022年12月31日、2022年12月31日、2021年12月31日及2020年12月31日，分别归因于本公司的非控股权益。
修正代表先前储量估计的变化，无论是向上或向下，由于新的信息通常从开发钻探和生产历史中获得，或由于经济因素的变化，如大宗商品价格、运营成本或开发成本。
在截至2023年12月31日的年度内，公司的总扩展和发现25,558MBOE主要是由于钻探904新油井和新油井179新增了已探明的未开发地点。该公司对先前估计数量的全部积极修订138MBOE由积极的修订版本组成5,688主要归因于业绩修正，但这在很大程度上被PUD下调评级所抵消5,548MBoe。购买储备以取代18,977MBOE主要来自对GRP的收购以及对某些矿产和特许权使用费权益的其他收购。
在截至2022年12月31日的年度内，公司的总扩展和发现25,858MBOE主要是由于钻探636新油井和新油井199新增了已探明的未开发地点。该公司对先前估计数量的全部积极修订8,477MBoe是由于对15,484MBoe归因于价格和业绩修正，但这在很大程度上被PUD下调评级所抵消7,007MBoe。购买储备以取代1,006MBOE源于对某些矿产和特许权使用费权益的多次收购。
在截至2021年12月31日的年度内，公司的总扩展和发现30,981MBOE主要是由于钻探407新油井和新油井336新增了已探明的未开发地点。该公司对先前估计数量的全部负面修订918MBoe是由于PUD下调了11,263MBOE在很大程度上被积极的10,345MBoe可归因于价格和性能修订。购买储备以取代9,102MBOE是对某些矿产和特许权使用费权益的多次收购，包括对燕尾的收购。
已探明未开发储量
截至2023年12月31日，公司的PUD储量总计20,860成百万桶的石油，42,116天然气和天然气的MMCF7,999MBbls天然气液体，总共35,878MBoe。随着适用的油井开始生产，PUD将从未开发转换为已开发。该公司的PUD储备来自529水平井，所有这些井都是响尾蛇作业的。在水平位置中，154是中Spraberry/Jo Mill Well，140是沃尔夫坎普A井，120是下斯普拉贝利油井，74是沃尔夫坎普B井 35是骨泉井， 六是迪恩·威尔斯
下表包括二零二三年PUD储备变动：
| | | | | |
| (MBOE) |
2022年12月31日开始探明未开发储量 | 41,609 | |
| 未开发储量转为已开发储量 | (13,021) | |
| 修订版本 | (5,341) | |
| 购买 | 2,534 | |
| |
| 扩展和发现 | 10,097 | |
截至2023年12月31日止已探明未开发储量 | 35,878 | |
PUD储备减少主要由于 13,021PUD储量为探明已开发储量的MBOE及向下修正 5,341MBOE主要归因于PUD降级， 5,548MBOE。PUD储量的减少部分被正增加， 10,097MBOE，主要来自 179新的水平井位置可归因于战略性钻井以划定我们的面积位置和收购， 2,534MBOE。
该公司的所有PUD钻井地点计划在 五年从最初记录的日期开始截至2023年12月31日， 无在该公司已探明的总储量中，被归类为已探明的已开发非生产储量。
未来净现金流量贴现的标准化计量
贴现未来净现金流量的标准化衡量是基于SEC价格。该预测不应被视为对未来现金流量的现实估计，也不应解释为代表公司的现值。今后可能会对已探明储量估计数作出重大修订；在假定的时期内可能不会开发和生产储量；预计实际实现的价格与使用的价格有很大差异；实际成本可能会有所不同。
下表列出了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021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现金流量净额的标准化衡量标准：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 未来现金流入 | $ | 8,493,617 | | | $ | 10,072,969 | | | $ | 5,763,433 | |
| 未来的生产税 | (593,840) | | | (729,256) | | | (416,761) | |
| 未来所得税支出 | (934,392) | | | (1,465,160) | | | (572,991) | |
| 未来净现金流 | 6,965,385 | | | 7,878,553 | | | 4,773,681 | |
| 9%折扣以反映现金流的时间安排 | (3,778,499) | | | (4,424,457) | | | (2,680,564) | |
未来净现金流量贴现的标准化计量(1) | $ | 3,186,886 | | | $ | 3,454,096 | | | $ | 2,093,117 | |
（1） 包括 51%, 55%和54于2023年、2022年及2021年12月31日，本公司的非控股权益分别为%。
下表列示SEC价格，并就计算未来现金流入所用的差额及合约安排作出调整：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| |
| |
| 油(每桶) | $ | 77.93 | | | $ | 95.04 | | | $ | 64.87 | |
| 天然气(按MCF计算) | $ | 1.54 | | | $ | 5.74 | | | $ | 2.97 | |
| 天然气液体(每桶) | $ | 23.79 | | | $ | 38.95 | | | $ | 25.93 | |
对可归因于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： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 期初贴现未来净现金流量的标准化计量 | $ | 3,454,096 | | | $ | 2,093,117 | | | $ | 1,023,594 | |
| 就地购买矿物 | 473,742 | | | 30,331 | | | 170,205 | |
| 剥离储备 | — | | | (30,076) | | | (4,402) | |
| 石油和天然气销售，扣除生产成本 | (666,709) | | | (781,604) | | | (468,976) | |
| 扩展和发现 | 626,854 | | | 844,010 | | | 615,762 | |
| 价格和生产成本的净变动 | (1,405,205) | | | 1,131,202 | | | 863,458 | |
| 对先前数量估计数的修订 | 2,726 | | | 309,338 | | | 45,788 | |
| 所得税净变动 | 212,391 | | | (393,652) | | | (243,186) | |
| 折扣的增加 | 427,998 | | | 234,717 | | | 103,446 | |
| 生产时间和其他方面的净变化 | 60,993 | | | 16,713 | | | (12,572) | |
| 期末贴现未来净现金流量的标准化计量 | $ | 3,186,886 | | | $ | 3,454,096 | | | $ | 2,093,117 | |
项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
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，如交易法下规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义，旨在确保我们根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会的规则和表格指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。披露控制和程序也旨在确保积累此类信息并酌情传达给管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时就所需披露做出决定。在设计和评估披露控制和程序时，管理层认识到，任何控制和程序，无论设计和操作多么良好，都只能为实现预期的控制目标提供合理的保证。此外，披露控制和程序的设计必须反映这样一个事实，即存在资源限制，要求管理层在评估可能的控制和程序相对于其成本的益处时作出判断。
截至2023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2023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2023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，对财务报告的内部控制产生了重大影响，或有合理的可能性对财务报告的内部控制产生重大影响。
管理层关于财务报告内部控制的报告
本公司管理层负责建立和维护对本公司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。
管理层根据特雷德韦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的财务报告内部控制存在任何重大弱点，并确定本公司截至2023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可能因条件的变化而出现控制不足的风险，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，该公司已发布了截至2023年12月31日的公司财务报告内部控制有效性报告。该报告对本公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制的有效性表达了无保留意见，列入本项目的标题为“独立注册会计师事务所报告”。
独立注册会计师事务所报告
董事会和股东
毒蛇能源公司
对财务报告内部控制的几点看法
我们根据2013年建立的标准，审计了Viper Energy，Inc.(特拉华州的一家公司)及其子公司(“公司”)截至2023年12月31日的财务报告内部控制内部控制--综合框架由Treadway委员会赞助组织委员会（“COSO”）发布。我们认为，截至2023年12月31日，公司在所有重大方面均按照2013年制定的标准对财务报告进行了有效的内部控制。 内部控制--综合框架由COSO发布。
我们亦已根据上市公司会计监督委员会（美国）（“PCAOB”）的准则审计了贵公司截至2023年12月31日止年度的综合财务报表，我们日期为2024年2月22日的报告对该等财务报表发表了无保留意见。
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，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。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运作有效性，以及执行我们认为在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程序，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。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、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，即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，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)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
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可能因条件的变化而出现控制不足的风险，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
俄克拉荷马城，俄克拉荷马州
2024年2月22日
项目9B。其他信息
该公司的董事或高级管理人员通过或已终止a规则10b5—1交易安排或非规则10b5—1交易安排在截至2023年12月31日的财政年度。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
项目10.董事、高管和公司治理
关于第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2023年12月31日的年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
我们已采纳适用于我们的首席执行官、首席财务官、主要会计官及控制人以及履行类似职能的人士的商业行为及道德守则。对商业行为和道德准则的任何修订或豁免将在我们的网站上披露。本公司亦已于本公司网站www. example.com“投资者—企业管治”一节内公布《商业行为及道德守则》。本公司拟在本公司网站上按上述地址张贴有关资料，以符合表格8—K第5.05项下有关修订或豁免《商业行为及道德准则》条文的披露要求。
项目11.高管薪酬
关于第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2023年12月31日的年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
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
关于第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2023年12月31日的年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
项目13.某些关系和相关交易，以及董事的独立性
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2023年12月31日的年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
项目14.首席会计师费用和服务
关于第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2023年12月31日的年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
第四部分
项目15.证物和财务报表附表
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展品编号 | | 描述 |
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| 2.1# | | 2021年8月6日由燕尾特许权使用费有限公司、燕尾特许权使用费II有限责任公司(统称为卖方)、Viper Energy Partners LLC(作为买方)和Viper Energy Partners LP(作为母公司，作为买方与Viper Energy Partners LLC共同作为买方)签订的买卖协议(通过参考2021年8月12日提交的合伙企业当前8-K报表(文件001-36505)的附件2.1合并而成)。 |
2.2# | | 于2023年9月4日，由Royalty Asset Holdings，LP，Royalty Asset Holdings II，LP及Saxum Asset Holdings，LP(统称为卖方)、Viper Energy Partners LLC(作为买方)及Viper Energy Partners LP(作为母公司，并与Viper Energy Partners LLC共同作为买方)订立的买卖协议(通过参考Viper Energy Partners LP于2023年9月7日提交给美国证券交易委员会的8-K表格当前报告附件2.1而合并)。 |
| 3.1 | | Viper Energy Partners LP转换证书(通过引用附件99.2并入Viper Energy Partners LP于2023年11月2日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告中)。 |
| 3.2 | | Viper Energy，Inc.的注册证书(通过引用附件99.3并入Viper Energy Partners LP于2023年11月2日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告中)。 |
| 3.3 | | Viper Energy，Inc.的章程(通过引用附件99.4并入由Viper Energy Partners LP于2023年11月2日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告中)。 |
| 3.4 | | 第二次修订和重新签署的Viper Energy Partners LLC有限责任公司协议，日期为2018年5月9日(通过参考2018年5月15日提交的合伙企业当前报告8-K表的附件3.3(文件001-36505)合并而成)。 |
| 3.5 | | Viper Energy Partners LLC第二次修订和重新签署的有限责任公司协议的第一修正案，日期为2020年3月30日(通过引用2020年3月31日提交的该合伙企业当前8-K表格报告(File001-36505)的附件3.1并入)。 |
| 3.6 | | 《Viper Energy Partners LLC第二次修订和重新签署的有限责任公司协议》第二修正案，日期为2021年12月27日(通过参考2021年12月28日提交的合伙企业当前8-K表格报告的第3.1条(第001-36505号文件)合并)。 |
| 4.1 | | 公司证券说明(参考公司于2023年11月13日提交的Form 8-K(File001-36505)附件99.1)。 |
| 4.2 | | 第二次修订和重新签署的注册权协议，日期为2023年11月10日，于2023年11月13日生效，由Viper Energy Partners LP和Diamondback Energy，Inc.(通过引用2023年11月13日提交的公司当前报告8-K表(文件001-36505)的附件10.3合并而成)。 |
| 4.3 | | 第一补充契约，日期为2023年11月13日，由Viper Energy，Inc.作为Viper Energy Partners LP的继任者，以及ComputerShare Trust Company，National Association作为受托人，涉及2027年到期的5.375%优先债券(通过参考2023年11月17日提交的合伙企业当前报告8-K表(文件001-36505)的附件10.2并入)。 |
| 4.4 | | 于2019年10月16日，Viper Energy Partners LP作为发行人，Viper Energy Partners LLC作为担保人和计算机股份信托公司全国协会，作为富国银行全国协会的继任受托人(包括Viper Energy Partners LP于2027年到期的5.375%优先债券的形式)(通过参考于2019年10月17日提交的当前8-K表格报告(文件001-36505)的附件4.1并入)。 |
| 4.5 | | Viper Energy Partners LP作为发行方、Viper Energy Partners LLC作为担保人和ComputerShare Trust Company National Association作为受托人(包括Viper Energy Partners LP于2031年到期的7.375%高级票据的形式)(通过参考2023年10月25日提交的当前8-K表格(文件001-36505)的附件4.1并入)。 |
| 4.6 | | 第一补充契约，日期为2023年11月13日，由Viper Energy Inc作为Viper Energy Partners LP的继任者Viper Energy，Inc.和作为受托人的National Association ComputerShare Trust Company之间发行，涉及2031年到期的7.375%优先债券(通过参考本公司于2023年11月17日提交的8-K表格(文件001-36505)的附件10.3并入)。 |
10.1+ | | 服务和借调协议，日期为2023年11月2日，由Diamondback E&P LLC、Viper Energy Partners LP、Viper Energy Partners GP LLC和Viper Energy Partners LLC之间签署(通过引用Viper Energy Partners LP于2023年11月2日提交的当前8-K表格报告的附件10.1并入)。 |
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展品编号 | | 描述 |
| 10.2 | | 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(通过参考2018年7月26日提交的伙伴关系当前报告8-K表(文件001-36505)的附件10.1并入)。 |
10.3+ | | Viper Energy，Inc.修订并重新制定了2014年长期激励计划(合并内容参考了公司于2023年11月13日提交的8-K表格(文件编号001-36505)附件10.5)。 |
10.4+* | | 修订并重新修订的2014年长期激励计划第一修正案。 |
10.5+* | | 赔偿协议格式。 |
| 10.6 | | 修订和重新签署的税收分享协议，日期为2023年11月10日，自2023年11月13日起生效，由Viper Energy Partners LLC和Diamondback Energy，Inc.(通过引用2023年11月13日提交的公司当前报告8-K表(文件编号001-36505)的附件10.2合并而成)。 |
10.7+* | | 限制性股票单位协议格式。 |
10.8+* | | 基于业绩的限制性股票单位协议的形式。 |
| 10.9 | | 幻影单位协议表(参考合伙企业于2020年2月18日提交的10-K表格年度报告(第001-36505号文件)附件10.8)。 |
| 10.10 | | 由响尾蛇能源公司、Viper Energy Partners LLC、Viper Energy Partners GP LLC和Viper Energy Partners LP签署的资本重组协议，日期为2018年3月28日(通过参考2018年4月17日提交的合伙企业关于附表14C的最终信息声明(文件编号001-36505)的附件C合并而成)。 |
| 10.11 | | 截至2018年5月9日，响尾蛇能源公司、Viper Energy Partners LLC、Viper Energy Partners GP LLC和Viper Energy Partners LP之间的资本重组协议第一修正案。(通过引用伙伴关系于2018年5月15日提交的当前8-K表报告(第001-36505号文件)附件10.4并入)。 |
| 10.12 | | 修订和重新签署的交换协议，日期为2023年11月10日，由响尾蛇能源公司、Viper Energy Partners LLC、Viper Energy Partners GP LLC和Viper Energy Partners LP之间签署。(通过参考2023年11月13日提交的伙伴关系当前8-K表报告(第001-36505号文件)的附件10.4并入)。 |
| 10.13 | | 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，借款人为Viper Energy Partners LLC，父担保人为Viper Energy Partners LP，行政代理为富国银行，其贷款方为富国银行(Wells Fargo Bank)(通过引用2019年9月30日提交的合伙企业当前报告8-K表(文件001-36505)的附件10.1并入)。 |
| 10.14 | | 修订和重新签署的高级担保循环信贷协议第三修正案，日期为2019年10月8日，借款人为Viper Energy Partners LLC，父担保人为Viper Energy Partners LP，行政代理为富国银行，其贷款人为富国银行(Wells Fargo Bank)及其贷款方(通过参考2019年10月10日提交的合伙企业当前报告8-K表(文件001-36505)的附件10.1并入)。 |
| 10.15 | | 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，借款人为Viper Energy Partners LLC，父担保人为Viper Energy Partners LP，行政代理为富国银行，贷款方为富国银行(Wells Fargo Bank)，贷款方(合并内容参考合伙企业于2019年12月5日提交的当前8-K报表(文件编号001-36505)附件10.1)。 |
| 10.16 | | 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，以及贷款方(通过引用2020年5月15日提交的合伙企业当前报告8-K表(File001-36505)附件10.1并入)。 |
| 10.17 | | 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，父担保人为Viper Energy Partners LP，行政代理为富国银行，贷款方为富国银行(Wells Fargo Bank)和贷款方(通过引用2020年11月12日提交的合伙企业当前报告8-K表(文件编号001-36505)的附件10.1并入)。 |
| 10.18 | | 修订和重新签署的高级担保循环信贷协议第七修正案和担保和抵押品协议第二修正案，日期为2021年6月2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2021年6月8日提交的合伙企业当前报告8-K表(文件001-36505)的附件10.1并入)。 |
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展品编号 | | 描述 |
| 10.19 | | 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(通过引用于2021年11月18日提交的当前8-K表格报告(文件编号001-36505)的附件10.1并入)，于2021年11月15日由Viper Energy Partners LLC签署并重新修订的高级担保循环信贷协议第八修正案和担保和抵押品协议第二修正案。 |
| 10.20 | | 修订和重新签署的高级担保循环信贷协议第九修正案和担保和抵押品协议第二修正案，日期为2022年11月18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2023年2月23日提交的合伙企业当前报告10-K表(文件001-36505)的附件10.18并入)。 |
| 10.21 | | 修订和重新签署的高级担保循环信贷协议第十修正案和担保和抵押品协议第二修正案，日期为2023年5月31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2023年6月6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)。 |
| 10.22 | | 截至2023年9月22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2023年9月28日提交的合伙企业当前报告的附件10.1(文件编号001-36505)合并而成)修订和重新签署的高级担保循环信贷协议的第十一项修正案。 |
| 10.23 | | 截至2023年9月22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2023年9月28日提交的合伙企业当前报告的附件10.2(文件编号001-36505)合并而成)修订和重新签署的高级担保循环信贷协议的第十二次修正案。 |
| 10.24 | | 附属本票，日期为2019年10月16日，由Viper Energy Partners LLC以Viper Energy Partners LP为受益人(通过引用2019年10月17日提交的合伙企业当前8-K报表(File001-36505)附件10.2并入)。 |
| 10.25 | | 附属本票，日期为2023年10月19日，由Viper Energy Partners LLC出具，应付给Viper Energy Partners LP(通过引用2023年10月25日提交的合伙企业当前8-K表格报告(File001-36505)附件10.2并入)。 |
| 21.1* | | Viper Energy Inc.的子公司名单。 |
| 23.1* | | 均富律师事务所同意。 |
| 23.2* | | 莱德斯科特公司，LP同意。 |
| 31.1* | | 根据修订后的1934年《证券交易法》颁布的规则13a-14(A)颁发的首席执行官证书。 |
| 31.2* | | 根据修订后的1934年《证券交易法》颁布的第13a-14(A)条对首席财务官的证明。 |
| 32.1++ | | 根据1934年《证券交易法》(经修订)颁布的第13a-14(B)条和《美国法典》第18编第63章第1350节颁发的首席执行官和首席财务官证书。 |
| | |
97.1* | | Viper Energy，Inc.追回政策。 |
99.1* | | 莱德斯科特公司2024年1月16日的审计报告，涉及截至2023年12月31日的Viper Energy，Inc.已探明储量、未来产量和可归因于某些租赁权益的收入的审计。 |
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展品编号 | | 描述 |
| 101 | | 注册人以内联XBRL格式编制的截至2023年12月31日的10-K表格年度报告中的以下财务信息：(I)合并资产负债表，(Ii)合并经营报表，(Iii)合并股东权益变动表，(Iv)合并现金流量表和(V)合并财务报表附注。 |
| 104 | | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。 |
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* | 现提交本局。 |
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+ | 管理合同、补偿计划或安排。 |
++ | 附件32.1中所附的证书随附于本年度报告中，根据18 U.S.C.的表格10—K。根据2002年《萨班斯—奥克斯利法案》第906条采纳的第1350条，并不应视为注册人根据《1934年证券交易法》第18条（经修订）之目的“提交”。 |
| # | 根据S—K条例第601（a）（5）项，附表（或类似附件）已被省略，并应要求提供给证券交易委员会。 |
项目16.表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本年度报告由以下正式授权的签署人代表其签署。
| | | | | | | | | | | |
| | VIPER ENERGY，INC. |
| 日期： | 2024年2月22日 | |
| | 发信人： | VIPER ENERGY，INC. |
| | | |
| | 发信人： | /S/特拉维斯·D·斯迪斯 |
| | 姓名： | 特拉维斯·D·斯泰斯 |
| | 标题： | 首席执行官 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本年度报告由以下人员代表注册人以所示的身份和日期签署。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 签名 | | 标题 | | 日期 |
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| /S/特拉维斯·D·斯迪斯 | | 董事首席执行官兼首席执行官 | | 2024年2月22日 |
| 特拉维斯·D·斯泰斯 | | (首席行政主任) | | |
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| /S/特蕾莎·L·迪克 | | 首席财务官 | | 2024年2月22日 |
| 特蕾莎·L·迪克 | | (首席财务会计官) | | |
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| /S/史蒂文·E·韦斯特 | | 董事会主席和董事 | | 2024年2月22日 |
| 史蒂文·E·韦斯特 | | | | |
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/S/凯斯·范特霍夫 | | 董事 | | 2024年2月22日 |
凯斯·范特霍夫 | | | | |
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| /s/W.韦斯利·佩里 | | 董事 | | 2024年2月22日 |
| W.韦斯利·佩里 | | | | |
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| /s/Spencer D.盔甲 | | 董事 | | 2024年2月22日 |
| 斯宾塞·D盔甲 | | | | |
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| /s/James L.鲁宾 | | 董事 | | 2024年2月22日 |
| James L.鲁宾 | | | | |
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| /s/Frank C.胡 | | 董事 | | 2024年2月22日 |
| 胡 | | | | |
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/s/Laurie H. Argo | | 董事 | | 2024年2月22日 |
劳里·H. Argo | | | | |
