第三季現金流為何超出預期？

  • Diamondback 第三季每股現金流為11.34美元，分別高於摩根大通預測和市場共識約2%及4%；EBITDAX 為37.52億美元，分別高出約3%及6%。
  • 原油日均產量為52.49萬桶，大致符合預期；總產量為日均103.4萬桶油當量，較摩根大通預測高約2%，其中一個原因是天然氣產量高於該行預測。
  • 現金生產成本為每桶油當量10.91美元，較摩根大通預測低0.87美元，支撐了現金流表現。但資本支出也高於該行預測，自由現金流為21.48億美元，僅略高於預測的21.21億美元。

第四季指引為何令業績喜憂參半？

  • 公司預計第四季原油日均產量為52.3萬桶，低於摩根大通預測的約52.8萬桶及市場共識的約52.6萬桶；全年資本支出指引則從39億美元上調至約39.8億美元。
  • 新增支出反映公司將更多作業轉向 Barnett 和 Wolfcamp D 層位。摩根大通認為，增加 Barnett 作業有助擴大二疊紀盆地資源基礎，因此預計強勁財務表現和增加派息可抵銷指引偏弱的影響，股價反應將喜憂參半。
  • 公司將基本股息上調7%，至年化每股4.72美元；第三季還以平均每股186美元回購了130萬股。

新增開發支出能否帶來可觀回報？

  • 公司表示，如果 Barnett 單井成本降至每英尺800美元，其回報率可與米德蘭盆地核心開發項目相當；目前最新鑽井和完井成本正向這一目標靠攏。
  • 公司於2025年完工的自營 Barnett 井，投產12個月後的表現較米德蘭盆地核心原油典型井曲線高約50%。Barnett 和 Wolfcamp D 約佔第四季開發計劃的20%。
  • 效率提升抵銷了柴油、水和砂成本上漲，使已完成作業的單位成本年增率持平。公司預計，若油價持續遠高於週期中段水平，2027年油田服務成本仍會上漲，但速度慢於2022年。

公司如何規劃天然氣和資源開發？

  • 公司自2019年轉向協同開發，並採用更長的水平井段和更密集的壓裂配置，以提高資源採收率。化學驅油仍在測試，目前觀察到的結果差異較大。
  • 公司持續增加天然氣外運能力，包括計劃於2029年投運、日輸送能力為45億立方英尺的 Solitude 管道，以加強對下游天然氣流向的控制，並可能面向液化天然氣市場。
  • 公司認為自身的天然氣資源、地表土地及既有水資源投資，使其適合成為資料中心項目的合作夥伴。