戴蒙德巴克第三季度调整后自由现金流达21.5亿美元，更新2026年展望

Diamondback Energy（NASDAQ：FANG）在2026年第三季度产生了21.5亿美元的调整后自由现金流，并提高了季度基础股息，同时更新了全年产量和资本支出预测。这家二叠纪盆地生产商目前预计2026年日产量约为101.5万桶油当量，高于此前超过100万桶油当量的预期，同时总资本支出预计将达到39.5亿至40.0亿美元。

该公司报告第三季度归属于Diamondback的净利润为16.0亿美元。综合调整后EBITDA（非GAAP指标）为37.5亿美元，其中归属于Diamondback的部分为33.9亿美元。

营运资金变动前的经营活动现金流总计为31.7亿美元。扣除10.3亿美元的现金资本支出后，自由现金流为21.5亿美元；在扣除200万美元的合并与交易费用后，调整后自由现金流同样约为21.5亿美元。2026年前九个月，调整后自由现金流达到62.2亿美元。

该公司在该季度日产原油52.5万桶，日产总产量为103.4万桶油当量。公司目前预计全年原油日产量约为52.4万桶，而此前预期为超过52.2万桶。

提高股息与持续削减债务

Diamondback宣布派发每股1.18美元的季度基础现金股息，较上一季度增长7%，同比增长18%。新股息标准折合年化为每股4.72美元。该公司表示，在不考虑当前对冲的情况下，假设亨利枢纽（Henry Hub）天然气价格为每千立方英尺3美元、液化天然气为每桶20美元，只要WTI原油价格达到每桶36美元，即可满足维持其预测的2026年原油产量并支付年度基础股息所需的资金。

截至10月30日，Diamondback已根据其股票回购计划耗资63.5亿美元回购了4420万股股票，目前在其160亿美元的授权额度下仍剩余约96.5亿美元。

该公司还继续将削减债务作为优先事项。Diamondback表示，从2026年初截至报告发布日，公司已将单体债务减少了约24亿美元，其中包括10月份赎回的6.98亿美元2026年到期的高级债券，以及第四季度在公开市场回购的1.95亿美元本金。截至9月30日，综合净债务为128.2亿美元，相当于第三季度年化调整后EBITDA的0.9倍。单体流动性约为35.5亿美元。

产量预期伴随资本支出增加

Diamondback将其全年资本支出预测从约39.0亿美元上调至39.5亿至40.0亿美元之间。目前预计自营钻井和完井支出为33.5亿至34.0亿美元，而此前约为33.1亿美元。预计完成的净水平进尺升至620万至660万英尺。

对于第四季度，管理层预计原油日产量为51.8万至52.8万桶，总日产量为102.5万至104.5万桶油当量。资本支出预计为10.0亿至10.5亿美元，现金税为5.0亿至5.6亿美元。

该公司将预期租赁作业费用范围从每桶油当量5.90至6.40美元收窄至5.95至6.20美元。目前预计集输、加工和运输成本为每桶油当量1.30至1.50美元，低于此前1.40至1.60美元的范围；而生产税和从价税预计约占收入的6.5%，低于先前的约7%。

按照截至10月30日的大宗商品远期曲线价格，Diamondback预计2026年将产生约92亿美元的自由现金流。该前瞻性非GAAP估计基于公司当前的运营计划，并且未附带与可比GAAP指标的调节表，因为包括营运资金变动和未来大宗商品价格在内的多项输入变量无法可靠预测。

米德兰盆地成本与井位储备

Diamondback预计2026年米德兰盆地的钻井、完井和设备成本约为每水平英尺550美元，比2025年低2%，比2023年低12%。其开发模式以多层系协同开发为核心，公司表示这有助于提高资源采收率，同时限制后续井带来的产能衰减。

该公司报告在米德兰盆地和特拉华盆地拥有约90.1万净英亩土地，并确定了8854个毛井位。根据特定的天然气和NGL假设以及2026年的预算单井成本，公司估算这些井位在原油价格为每桶50美元时可产生至少10%的回报率。

Diamondback还重点介绍了其在米德兰盆地新诞生的Barnett区块资产，包含约22.4万净英亩土地以及878个毛井位（或561个净井位）的储备。公司表示，其在2025年首次投产的Barnett井在12个月内的累计产油量比米德兰盆地核心区域的平均水平高出约50%。管理层预计全面油气田开发将使Barnett单井成本降低约20%，不过这些预测仍取决于未来的执行情况。

Viper Energy是Diamondback旗下的公开上市矿权和特许权使用费子公司，该季度平均日产原油6.91万桶，产生自由现金流5.20亿美元。在Diamondback第三季度完成的135口完井中，有101口位于Viper的租约土地上，Viper在其中的平均净收益权益为8.9%。

Diamondback的前景仍面临大宗商品价格波动、钻井计划、成本通胀以及钻机、设备和油田服务供应情况的影响。公司还指出，法规限制（包括对采出水处理的限制）、基础设施中断、储层表现的不确定性、收购整合以及其巨额债务，均可能导致实际产量、支出和现金流与预期产生差异。