響尾蛇能源第三季調整後自由現金流達 21.5 億美元，更新 2026 年展望

Diamondback Energy (NASDAQ: FANG) 於 2026 年第三季產生 21.5 億美元的調整後自由現金流，並調升其季度基本股利，同時更新其全年產量與資本支出預測。這家二疊紀盆地 (Permian Basin) 生產商目前預計 2026 年每日石油當量產量約為 101.5 萬桶，高於先前超過 100 萬桶石油當量的展望，而總資本支出預計將達到 39.5 億至 40.0 億美元。

該公司公布第三季歸屬於 Diamondback 的淨利為 16.0 億美元。合併調整後 EBITDA（非 GAAP 指標）為 37.5 億美元，其中歸屬於 Diamondback 的部分為 33.9 億美元。

營運資本變動前的營運現金流總計 31.7 億美元。扣除 10.3 億美元的現金資本支出後，自由現金流為 21.5 億美元，而在排除 200 萬美元的合併與交易費用後，調整後自由現金流亦約為 21.5 億美元。2026 年前九個月，調整後自由現金流達到 62.2 億美元。

Diamondback 在該季度每日生產 52.5 萬桶原油及 103.4 萬桶石油當量。該公司目前預測全年原油日產量約為 52.4 萬桶，高於先前超過 52.2 萬桶的展望。

股利調升與持續削減債務

Diamondback 宣布發放每股 1.18 美元的季度基本現金股利，較上一季增加 7%，同比成長 18%。新股利水平折合年化為每股 4.72 美元。該公司表示，在不計入當前避險且假設亨利港 (Henry Hub) 天然氣價格為每千立方英呎 (Mcf) 3 美元、液化天然氣為每桶 20 美元的前提下，若西德州中級原油 (WTI) 價格為每桶 36 美元，即可滿足維持其預計 2026 年原油產量及支付年度基本股利所需的資金。

Diamondback 已根據其股票回購計畫以 63.5 億美元回購 4,420 萬股，截至 10 月 30 日，在其目前的 160 億美元回購授權下仍剩餘約 96.5 億美元。

該公司亦持續將削減債務列為優先事項。Diamondback 表示，在 2026 年截至簡報日期間，已減少約 24 億美元的獨立債務，包括 10 月贖回的 6.98 億美元 2026 年到期優先債券，以及第四季於公開市場回購的 1.95 億美元本金。截至 9 月 30 日，合併淨債務為 128.2 億美元，相當於第三季年化調整後 EBITDA 的 0.9 倍。獨立流動資金約為 35.5 億美元。

產量展望伴隨資本支出增加

Diamondback 將全年資本支出預測從約 39.0 億美元上調至 39.5 億至 40.0 億美元之間。目前預計營運的鑽井與完井支出為 33.5 億至 34.0 億美元，而先前約為 33.1 億美元。預測完成的淨水平進尺升至 620 萬至 660 萬英呎的範圍。

針對第四季，管理層預計原油日產量為 51.8 萬至 52.8 萬桶，總產量為 102.5 萬至 104.5 萬桶石油當量。資本支出預計為 10.0 億至 10.5 億美元，現金稅支出為 5.0 億至 5.6 億美元。

該公司將預計的租賃營運費用從每桶石油當量 5.90 至 6.40 美元收窄至 5.95 至 6.20 美元。目前預測集輸、處理與運輸成本為每桶石油當量 1.30 至 1.50 美元，低於先前 1.40 至 1.60 美元的範圍；而生產稅與從價稅預計約佔營收的 6.5%，低於原先預估的約 7%。

以截至 10 月 30 日的大宗商品遠期價格計算，Diamondback 預計 2026 年將產生約 92 億美元的自由現金流。該前瞻性非 GAAP 估算假設採用公司目前的營運計畫，且未附帶與可比 GAAP 指標的調節表，因為包含營運資金變動與未來大宗商品價格在內的多項輸入變數無法被可靠預測。

米德蘭盆地成本與庫存

Diamondback 預計 2026 年米德蘭盆地 (Midland Basin) 每水平英呎鑽井、完井與設備成本約為 550 美元，較 2025 年下降 2%，較 2023 年下降 12%。其開發模式以多地層共同開發為核心，該公司表示這有助於資源採收，同時能限制後續井產能下降的情況。

該公司報告在米德蘭與德拉瓦 (Delaware) 盆地擁有約 90.1 萬淨英畝土地，並確認了 8,854 個總井位。根據指定的天然氣與液化天然氣假設以及 2026 年預算井成本，估計在原油價格為每桶 50 美元時，這些井位可產生至少 10% 的報酬率。

Diamondback 還特別提到其新興的米德蘭盆地 Barnett 地區佈局，包含約 22.4 萬淨英畝土地以及 878 個總井位（或 561 個淨井位）的儲備。該公司表示，其在 2025 年首次投產的 Barnett 井在 12 個月內的累計原油產量，比其米德蘭盆地核心平均水準高出約 50%。管理層預計全油田開發將使 Barnett 井成本降低約 20%，但這些預測仍取決於未來的執行情況。

Viper Energy 為 Diamondback 旗下公開上市的礦產與特許權使用費子公司，該季度平均每日生產 6.91 萬桶原油，並產生 5.2 億美元的自由現金流。在 Diamondback 第三季完工的 135 口井中，有 101 口位於 Viper 的地塊上，Viper 在這些地塊持有的平均淨收益權益為 8.9%。

Diamondback 的展望仍面臨大宗商品價格波動、鑽井時程、成本通膨以及鑽機、設備和油田服務可用性的風險。該公司還指出，法規限制（包括對採出水處置的限制）、基礎設施中斷、油氣層表現的不確定性、收購整合以及龐大的債務等因素，均可能導致實際產量、支出與現金流與其預測產生偏差。