Diamondback erzielt im Q3 bereinigten freien Cashflow von 2,15 Milliarden US-Dollar, aktualisiert Ausblick für 2026

Diamondback Energy (NASDAQ: FANG) erwirtschaftete im dritten Quartal 2026 einen bereinigten freien Cashflow von 2,15 Milliarden US-Dollar und hob seine vierteljährliche Basisdividende an, während das Unternehmen seine Prognosen für die Jahresproduktion und die Kapitalausgaben aktualisierte. Der Förderer aus dem Perm-Becken rechnet für 2026 nun mit rund 1,015 Millionen Barrel Öläquivalent pro Tag (Boe/d) – nach einer vorherigen Prognose von mehr als 1 Million Boe/d –, da die Gesamtkapitalausgaben voraussichtlich 3,95 bis 4,00 Milliarden US-Dollar erreichen werden.

Das Unternehmen wies für das dritte Quartal einen auf Diamondback entfallenden Nettogewinn von 1,60 Milliarden US-Dollar aus. Das konsolidierte bereinigte EBITDA, eine Nicht-GAAP-Kennzahl, lag bei 3,75 Milliarden US-Dollar, wovon 3,39 Milliarden US-Dollar auf Diamondback entfielen.

Der operative Cashflow vor Veränderungen des Nettoumlaufvermögens belief sich auf insgesamt 3,17 Milliarden US-Dollar. Nach barwirksamen Investitionsausgaben von 1,03 Milliarden US-Dollar lag der freie Cashflow bei 2,15 Milliarden US-Dollar, während der bereinigte freie Cashflow nach Ausklammerung von Fusions- und Transaktionskosten in Höhe von 2 Millionen US-Dollar ebenfalls rund 2,15 Milliarden US-Dollar betrug. In den ersten neun Monaten des Jahres 2026 erreichte der bereinigte freie Cashflow 6,22 Milliarden US-Dollar.

Im Quartal förderte Diamondback täglich 525.000 Barrel Öl sowie 1,034 Millionen Boe pro Tag. Für das Gesamtjahr prognostiziert das Unternehmen nun eine Ölförderung von etwa 524.000 Barrel pro Tag, verglichen mit der vorherigen Prognose von mehr als 522.000 Barrel pro Tag.

Höhere Dividende und fortgesetzter Schuldenabbau

Diamondback beschloss eine vierteljährliche Basis-Bardividende von 1,18 US-Dollar je Aktie, was einem Anstieg von 7 % gegenüber dem Vorquartal und einem Plus von 18 % im Jahresvergleich entspricht. Die neue Rate entspricht auf Jahresbasis 4,72 US-Dollar je Aktie. Wie das Unternehmen mitteilte, könnte das erforderliche Kapital zur Aufrechterhaltung der für 2026 prognostizierten Ölförderung und zur Finanzierung der jährlichen Basisdividende bei einem WTI-Ölpreis von 36 US-Dollar pro Barrel gedeckt werden. Dabei werden ein Henry-Hub-Gaspreis von 3 US-Dollar pro Mcf sowie Erdgaskondensate (NGL) von 20 US-Dollar pro Barrel angenommen, wobei aktuelle Absicherungsgeschäfte unberücksichtigt bleiben.

Im Rahmen seiner Aktienrückkaufprogramme hat Diamondback 44,2 Millionen Aktien für 6,35 Milliarden US-Dollar zurückgekauft. Zum 30. Oktober verblieben aus der aktuellen Ermächtigung über 16 Milliarden US-Dollar noch rund 9,65 Milliarden US-Dollar.

Zudem räumte das Unternehmen dem Schuldenabbau weiterhin Priorität ein. Diamondback gab bekannt, seine eigenständigen Schulden im Jahr 2026 bis zum Vorlagendatum um rund 2,4 Milliarden US-Dollar reduziert zu haben. Dies beinhaltet die Tilgung vorrangiger Anleihen mit Fälligkeit 2026 im Wert von 698 Millionen US-Dollar im Oktober sowie Rückkäufe über den freien Markt im vierten Quartal in Höhe von 195 Millionen US-Dollar Nennwert. Die konsolidierte Nettoverschuldung belief sich am 30. September auf 12,82 Milliarden US-Dollar, was dem 0,9-Fachen des hochgerechneten bereinigten EBITDA des dritten Quartals entspricht. Die eigenständige Liquidität lag bei rund 3,55 Milliarden US-Dollar.

Produktionsausblick geht mit höheren Investitionsausgaben einher

Diamondback hob seine Prognose für die Investitionsausgaben des Gesamtjahres von zuvor rund 3,90 Milliarden US-Dollar auf 3,95 bis 4,00 Milliarden US-Dollar an. Für Bohr- und Komplettierungsausgaben in Eigenregie wird nun mit 3,35 bis 3,40 Milliarden US-Dollar gerechnet, verglichen mit zuvor etwa 3,31 Milliarden US-Dollar. Die prognostizierte fertiggestellte Netto-Horizontallänge stieg auf eine Spanne von 6,2 bis 6,6 Millionen Fuß.

Für das vierte Quartal erwartet das Management eine Ölförderung von 518.000 bis 528.000 Barrel pro Tag und eine Gesamtförderung von 1,025 bis 1,045 Millionen Boe pro Tag. Die Investitionsausgaben werden auf 1,00 bis 1,05 Milliarden US-Dollar geschätzt, bei barwirksamen Ertragssteuern von 500 bis 560 Millionen US-Dollar.

Das Unternehmen grenzte die erwarteten Betriebskosten (Lease Operating Expenses) von zuvor 5,90 bis 6,40 US-Dollar auf 5,95 bis 6,20 US-Dollar pro Boe ein. Die Kosten für Sammel-, Aufbereitungs- und Transportleistungen werden nun auf 1,30 bis 1,50 US-Dollar pro Boe geschätzt (vorherige Spanne: 1,40 bis 1,60 US-Dollar), während die Förder- und Ad-Valorem-Steuern voraussichtlich etwa 6,5 % des Umsatzes entsprechen dürften statt der zuvor veranschlagten rund 7 %.

Auf Basis der Rohstoff-Terminpreise (Strip Prices) vom 30. Oktober rechnet Diamondback für 2026 mit der Generierung eines freien Cashflows von rund 9,2 Milliarden US-Dollar. Diese zukunftsgerichtete Nicht-GAAP-Schätzung basiert auf dem aktuellen Betriebsplan des Unternehmens und enthält keine Überleitungsrechnung auf eine vergleichbare GAAP-Kennzahl, da mehrere Einflussfaktoren – wie etwa Veränderungen des Nettoumlaufvermögens und künftige Rohstoffpreise – nicht verlässlich vorhergesagt werden können.

Kosten und Standorte im Midland-Becken

Diamondback rechnet für 2026 im Midland-Becken mit Bohr-, Komplettierungs- und Ausrüstungskosten von rund 550 US-Dollar pro Horizontalfuß, was 2 % unter dem Niveau von 2025 und 12 % unter dem von 2023 liegt. Das Entwicklungsmodell des Unternehmens konzentriert sich auf die gleichzeitige Erschließung mehrerer Formationen (Multi-Zone Co-Development), was laut Unternehmen die Ressourcenförderung unterstützt und gleichzeitig Beeinträchtigungen durch spätere Bohrungen begrenzt.

Das Unternehmen meldete ein Netto-Areal von rund 901.000 Acre im Midland- und Delaware-Becken und identifizierte 8.854 Brutto-Bohrstandorte, die nach Einschätzung des Unternehmens bei einem Ölpreis von 50 US-Dollar pro Barrel eine Rendite von mindestens 10 % erzielen können – basierend auf festgelegten Annahmen zu Erdgas- und NGL-Preisen sowie den veranschlagten Bohrkosten für 2026.

Diamondback hob zudem seine im Aufbau befindliche Position im Barnett-Shale des Midland-Beckens hervor, die sich über rund 224.000 Netto-Acre erstreckt und ein Portfolio von 878 Brutto- bzw. 561 Netto-Bohrstandorten umfasst. Das Unternehmen gab an, dass seine Barnett-Bohrungen mit Förderbeginn im Jahr 2025 über einen Zeitraum von 12 Monaten kumuliert etwa 50 % mehr Öl produzierten als der Durchschnitt im Kernbereich des Midland-Beckens. Das Management geht davon aus, dass eine Vollfeldenwicklung die Bohrkosten im Barnett-Bereich um etwa 20 % senken wird, wenngleich diese Prognosen von der künftigen Umsetzung abhängen.

Viper Energy, die börsennotierte Lizenz- und Mineralrechte-Tochtergesellschaft von Diamondback, förderte im Quartal durchschnittlich 69.100 Barrel Öl pro Tag und erwirtschaftete einen freien Cashflow von 520 Millionen US-Dollar. Von den 135 Bohrungsfertigstellungen von Diamondback im dritten Quartal entfielen 101 auf Flächen von Viper, an denen Viper eine durchschnittliche Nettoerlösbeteiligung (Net Revenue Interest) von 8,9 % hielt.

Der Ausblick von Diamondback bleibt weiterhin der Volatilität der Rohstoffpreise, den Zeitplänen für Bohrungen, der Kosteninflation sowie der Verfügbarkeit von Bohranlagen, Ausrüstung und Ölfelddienstleistungen ausgesetzt. Zudem nannte das Unternehmen regulatorische Einschränkungen, darunter Beschränkungen bei der Entsorgung von Produktionswasser, sowie Unterbrechungen der Infrastruktur, Unsicherheiten bezüglich der Lagerstättenentwicklung, die Integration von Übernahmen und die erhebliche Verschuldung als Faktoren, die dazu führen könnten, dass die tatsächliche Produktion, die Ausgaben und der Cashflow von den Prognosen abweichen.