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目錄
美國
美國證券交易委員會
華盛頓特區，20549
 
表格10-Q
☒根據1934年“證券交易法”第13或15(D)條規定的季度報告
在截至本季度末的季度內2021年9月30日
或
☐根據1934年“證券交易法”第13或15(D)條提交的過渡報告
佣金檔案編號001-35700
 
響尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)
(註冊人的確切姓名載於其約章)
德
45-4502447
(法團或組織的州或其他司法管轄區)
(國際税務局僱主識別號碼)
500個西德克薩斯
套房1200
米德蘭TX
79701
(主要行政辦公室地址)
(郵政編碼)
(432) 221-7400
(註冊人電話號碼，包括區號)
 根據1934年證券交易法第12(B)條登記的證券：
每節課的標題交易代碼註冊的每個交易所的名稱
普通股方納斯達克股票市場有限責任公司
(納斯達克全球精選市場)

用複選標記表示註冊人是否：(1)在過去12個月內(或註冊人被要求提交此類報告的較短時間內)，(1)已提交了1934年《證券交易法》(Securities Exchange Act)第13或15(D)節要求提交的所有報告；(2)在過去90天內，註冊人一直遵守此類提交要求。   是  ☒*☐

用複選標記表示註冊人是否在過去12個月內(或在註冊人被要求提交此類文件的較短時間內)以電子方式提交了根據S-T規則405規定必須提交的每個交互數據文件。   是  ☒*☐

用複選標記表示註冊人是大型加速申報公司、加速申報公司、非加速申報公司、較小的報告公司或新興成長型公司。參見“交易法”第12b-2條中“大型加速申報公司”、“加速申報公司”、“較小報告公司”和“新興成長型公司”的定義。(勾選一項)：
大型加速文件服務器☒加速後的文件管理器☐
非加速文件管理器☐規模較小的新聞報道公司☐
新興成長型公司☐

如果是一家新興的成長型公司，用複選標記表示註冊人是否選擇不使用延長的過渡期來遵守根據交易法第13(A)條提供的任何新的或修訂的財務會計準則。 ☐

用複選標記表示註冊人是否是空殼公司(如交易法第12b-2條所定義)。 是☐*☒ 

截至2021年10月29日，註冊人擁有181,174,549已發行普通股的股份。

目錄
響尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)
表格10-Q
截至2021年9月30日的季度
目錄
頁面
石油和天然氣術語詞彙
II
某些其他術語的詞彙表
四.
關於前瞻性陳述的警告性聲明
v
第一部分財務信息
項目1.簡明合併財務報表(未經審計)
1
簡明綜合資產負債表
1
簡明合併操作報表
3
股東權益簡明合併報表
4
現金流量表簡明合併報表
6
合併財務報表的簡明附註
7
第二項：管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析
32
項目3.關於市場風險的定量和定性披露
48
項目4.控制和程序
49
第二部分：其他信息
項目1.法律訴訟
50
第1A項。風險因素
50
第二項未登記的股權證券銷售和收益的使用
50
項目6.展品
51
簽名
52


i
目錄
石油和天然氣術語詞彙
以下是本季度報告Form 10-Q(以下簡稱“報告”)中使用的某些石油和天然氣行業術語的詞彙表：
海盆在地球表面堆積沉澱物的一大塊凹陷。
BBL或Barrel一個儲油桶，或42美國加侖液體體積，在本報告中用來指原油或其他液態碳氫化合物。
波波一桶原油。
教委會一桶油當量，六千立方英尺的天然氣相當於一桶石油。
BoE/d每天一次。
英制熱量單位(簡寫為Btu)將一磅水的温度提高1華氏度所需的熱量。
完成處理已鑽出的油井，然後安裝用於生產天然氣或石油的永久性設備的過程，或在乾井的情況下，向適當的機構報告廢棄情況。
查找和開發成本收購、開採和勘探已探明石油和天然氣儲量所發生的資本成本除以已探明儲量的新增和修訂。
總英畝或總井擁有工作權益的總英畝或油井(視屬何情況而定)。
水平井水平井定向鑽進，以便開發通過傳統垂直鑽井機構無法到達的結構。
Mbbl一千桶原油和其他液態碳氫化合物。
MBO/d每天一千個BO。
MBOE/d每天一千BOE。
MCF一千立方英尺的天然氣。
礦產權益資源所有權和礦業權的利益，賦予所有者從開採的資源中獲利的權利。
MMBtu100萬英制熱量單位。
淨英畝或淨井以總英畝為單位擁有的零碎工作權益的總和。
淨收入利息在扣除分配給特許權使用費的收益和壓倒一切的利益之後，油井所有者對油井收入的興趣。
石油和天然氣性質為開採石油和天然氣資源而開發的大片土地。
封堵和廢棄指的是封堵被井穿透的地層中的流體，使一層中的流體不會泄漏到另一層或地表。所有州的法規都要求封堵廢棄的油井。
展望根據地質、地球物理或其他數據以及使用合理預期價格和成本進行的初步經濟分析，被認為具有發現商業碳氫化合物潛力的特定地理區域。
探明儲量石油、天然氣和天然氣液體的估計數量，地質和工程數據合理確定地表明，在現有的經濟和運營條件下，未來幾年可從已知油藏中商業開採石油、天然氣和天然氣液體。
儲量在某一特定日期，通過對已知礦藏實施開發項目，預計可在經濟上生產的石油、天然氣和相關物質的估計剩餘量。此外，必須存在或必須合理預期將會存在生產的合法權利或生產中的收入利益、向市場輸送石油和天然氣或相關物質的已安裝手段以及實施該項目所需的所有許可和融資。儲量不會分配給被主要的、可能封閉的斷層隔離的鄰近油藏，直到這些油藏被滲透並被評估為經濟上可以生產為止。不應將儲量分配到非生產油藏與已知油藏明顯隔開的區域(即，沒有油藏、構造低油藏或測試結果為陰性)。這些區域可能包含有遠景的資源(即，從未發現的堆積物中潛在地可開採的資源)。
水庫一種多孔的、可滲透的地下地層，含有可採天然氣和/或原油的自然積聚，被不透水的巖石或水屏障所限制，並與其他儲集層分開。
II
目錄
特許權使用費權益一種權益，使所有者有權獲得部分資源或收入，而不必承擔任何可能到期的開發成本。
工作興趣一種經營權益，賦予所有者在該物業上鑽探、生產和進行經營活動的權利，並獲得生產份額，並要求所有者支付鑽井和生產運營成本的份額。
三、
目錄
某些其他術語的詞彙表
以下是本報告中使用的某些其他術語的詞彙表：
2019年義齒本公司與富國銀行(Wells Fargo)作為受託人於2019年12月5日簽訂了日期為2019年12月5日的契約，並補充了日期為2019年12月5日的第一份補充契約、日期為2020年5月26日的第二份補充契約、日期為2021年3月24日的第三份補充契約以及日期為2021年6月30日的第四份補充契約，涉及2019年12月的票據(上文定義)、2020年5月的票據(定義如下)和2021年3月的票據(定義如下)
2025年義齒與2025年優先債券(定義見下文)有關的契約，日期為2016年12月20日，由本公司、其附屬擔保方和作為受託人的富國銀行(Wells Fargo)共同簽署，並經補充。
2025年高級債券公司根據2025年契約發行的2025年到期的5.375%優先無擔保票據。
ASC會計準則編撰。
ASU會計準則更新。
2019年12月票據本公司2024年到期的2.875的優先無抵押票據、2026年到期的本公司3.250的優先無抵押票據以及本公司根據2019年契約發行的2029年到期的3.500的優先無抵押票據。
股權計劃公司股權激勵計劃。
《交易所法案》經修訂的1934年證券交易法。
FASB財務會計準則委員會。
公認會計原則美國普遍接受的會計原則。
倫敦銀行間同業拆借利率倫敦銀行間同業拆借利率。
2020年5月票據本公司根據2019年契約發行的2025年到期的4.750釐優先債券。
2021年3月票據本公司於2023年到期的0.900釐優先票據、本公司於2031年到期的3.125釐優先票據及本公司根據2019年契約發行的2051年到期的4.400釐優先票據。
紐約商品交易所紐約商品交易所。
歐佩克石油輸出國組織。
響尾蛇特拉華州有限合夥企業Rattler Midstream LP。
響尾蛇的普通合夥人Rattler Midstream GP LLC，特拉華州一家有限責任公司；Rattler Midstream LP的普通合夥人，本公司的全資子公司。
響尾蛇有限責任公司Rattler Midstream Operating LLC是特拉華州的一家有限責任公司，也是Rattler的子公司。
美國證券交易委員會美國證券交易委員會。
高級註釋2025年高級債券、2019年12月債券、2020年5月債券和2021年3月債券。
毒蛇毒蛇能源合夥公司，特拉華州的一家有限合夥企業。
毒蛇有限責任公司Viper Energy Partners LLC是特拉華州的一家有限責任公司，也是Viper的子公司。
富國銀行(Wells Fargo)富國銀行，全國協會。

四.
目錄
關於前瞻性陳述的警告性聲明

本報告包含的各種表述均為美國證券交易委員會定義的“前瞻性表述”。這些前瞻性陳述受到許多風險、不確定性和假設的影響，其中許多風險、不確定因素和假設是我們無法控制的。除有關歷史事實的陳述外，所有有關我們的戰略、未來業務、財務狀況、預計收入和虧損、預計成本、前景、計劃和管理目標的陳述均為前瞻性陳述。在本報告中使用的“可能”、“相信”、“預期”、“打算”、“估計”、“預期”、“可能”、“繼續”、“預測”、“潛在”、“項目”以及類似的表述都是為了識別前瞻性表述，儘管並不是所有的前瞻性表述都包含這樣的標識性詞語。特別是，本報告中討論並在下文中詳細説明的因素第II部，第1A項。風險因素 在這份報告和我們的表格10-K的年報在截至2020年12月31日的一年中，我們的實際結果可能會影響我們的實際結果，並導致我們的實際結果與此類前瞻性陳述中表達、預測或暗示的預期、估計或假設大不相同。除文意另有所指外，凡提及“本公司”、“本公司”、“本公司”或“本公司”，均指本公司及其合併附屬公司的業務及運作。

前瞻性陳述可能包括有關以下方面的陳述：
•已實現的石油和天然氣價格波動；
•流行病或大流行性疾病的影響和後勤挑戰，包括新冠肺炎大流行及其對石油和天然氣行業、石油和天然氣的定價和需求以及供應鏈物流的影響；
•物流挑戰和供應鏈中斷；
•總體經濟、商業或行業狀況的變化，包括美國石油和天然氣行業的狀況以及美國能源、環境、貨幣和貿易政策的影響；
•資本、金融和信貸市場的條件，以及我們以有利條件或根本沒有條件獲得開發和勘探作業所需資金的能力；
•美國石油和天然氣行業的狀況以及美國能源、貨幣和貿易政策對我們工業和商業的影響；
•我們執行業務和財務戰略的能力；
•勘探開發鑽探前景、庫存、項目和方案；
•生產水平；
•鑽探活動減少對我們的勘探和開發鑽探前景、庫存、項目和計劃的影響；
•區域供需因素，生產的任何延誤、減產延誤或中斷，以及可能實施限產的任何政府命令、規則或規定；
•我們取代石油和天然氣儲備的能力；
•收購和出售資產以及我們從這些交易中預期的協同效應和成本節約；
•石油和天然氣行業的競爭；
•關於已確定的鑽探地點和儲量估計的不確定性；
•惡劣天氣對我們生產的影響；
•我們有能力遵守適用的政府法律法規，並獲得許可和政府批准；
•我們的環保措施和目標；
•未來經營業績；
•未來分紅給我們的股東；
•任何減損費用的影響；
•租賃經營費用、一般和行政費用以及發現和開發費用；
•資本支出計劃；
•資產剝離所得的使用；
•影響我國普通股回購計劃中普通股回購時機和回購金額的條件；
v
目錄
•其他計劃、目標、期望和意圖；以及
•本報告其他部分討論的某些其他因素。

所有前瞻性陳述僅表示截至本報告發表之日，或者，如果更早，僅表示截至報告發表之日。除非證券法要求，否則我們不打算也不承擔任何更新或修改任何前瞻性陳述的義務。您不應該過分依賴這些前瞻性陳述。此外，我們的運營環境競爭激烈，變化迅速。新的風險時有出現。我們的管理層不可能預測所有風險，也不能評估所有因素對我們業務的影響，也不能評估任何因素或因素組合可能導致實際結果與我們可能做出的任何前瞻性陳述中包含的結果大不相同的程度。儘管我們認為本報告中的前瞻性陳述反映或暗示的我們的計劃、意圖和期望是合理的，但我們不能保證這些計劃、意圖或期望一定會實現或發生，實際結果可能與前瞻性陳述中預期或暗示的結果大不相同。
VI
目錄

第一部分財務信息


第一項--簡明合併財務報表(未經審計)
響尾蛇能源公司及其子公司
簡明綜合資產負債表
(未經審計)
9月30日，十二月三十一日，
20212020
(單位：百萬，不包括票面價值和共享數據)
資產
流動資產：
現金和現金等價物$457 $104 
受限現金18 4 
應收賬款：
共同權益及其他，淨額99 56 
石油和天然氣銷售，淨額712 281 
盤存53 33 
衍生工具14 1 
應收所得税— 100 
持有待售資產83 — 
預付費用和其他流動資產28 23 
流動資產總額1,464 602 
財產和設備：
石油和天然氣屬性，全成本會計方法(#美元8,214百萬美元和$7,493不包括在2021年9月30日和2020年12月31日攤銷的百萬美元)
32,554 27,377 
中游資產922 1,013 
其他財產、設備和土地164 138 
累計損耗、折舊、攤銷和減值(13,234)(12,314)
財產和設備，淨值20,406 16,214 
託管資金66 51 
權益法投資509 533 
衍生工具4 — 
遞延所得税，淨額25 73 
房地產投資淨額89 101 
其他資產76 45 
總資產$22,639 $17,619 













見簡明合併財務報表附註。
1
目錄
響尾蛇能源公司及其子公司
簡明綜合資產負債表-(續)
(未經審計)
9月30日，十二月三十一日，
20212020
負債與股東權益(單位：百萬，不包括票面價值和共享數據)
流動負債：
應付帳款-貿易$21 $71 
應計資本支出308 186 
長期債務的當期到期日20 191 
其他應計負債476 302 
應支付的收入和特許權使用費561 237 
衍生工具610 249 
流動負債總額1,996 1,236 
長期債務6,925 5,624 
衍生工具36 57 
資產報廢義務178 108 
遞延所得税1,068 783 
其他長期負債14 7 
總負債10,217 7,815 
承擔和或有事項(附註13)
股東權益：
普通股，$0.01票面價值；400,000,000授權股份；180,791,028和158,088,182分別於2021年9月30日和2020年12月31日發行和發行的股票
2 2 
額外實收資本14,389 12,656 
留存收益(累計虧損)(2,908)(3,864)
總計響尾蛇能源公司股東權益11,483 8,794 
非控股權益939 1,010 
總股本12,422 9,804 
負債和權益總額$22,639 $17,619 























見簡明合併財務報表附註。
2
目錄
響尾蛇能源公司及其子公司
簡明合併操作報表
(未經審計)
截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
(除每股金額外，以百萬股為單位，以千股為單位)
收入：
石油銷售$1,506 $606 $3,845 $1,785 
天然氣銷售152 36 363 61 
天然氣液體銷售239 65 528 156 
中游服務12 12 35 37 
其他營業收入1 1 4 5 
總收入1,910 720 4,775 2,044 
成本和費用：
租賃運營費用156 102 415 332 
生產税和從價税124 55 304 148 
集運67 33 154 105 
中游服務費用19 26 70 81 
折舊、損耗、攤銷和增值341 288 955 1,041 
石油和天然氣性質的減損— 1,451 — 4,999 
一般和行政費用38 20 99 64 
兼併整合費用— — 77 — 
其他運營費用1 1 11 4 
總成本和費用746 1,976 2,085 6,774 
營業收入(虧損)1,164 (1,256)2,690 (4,730)
其他收入(費用)：
利息支出，淨額(57)(53)(170)(147)
其他收入(費用)，淨額2 (2)(4)(8)
衍生工具淨收益(虧損)(234)(99)(895)82 
出售權益法投資的損益— — 23 — 
清償債務所得(損)(12)(2)(73)(5)
股權投資的收益(虧損)4 3 6 (10)
其他收入(費用)合計(淨額)(297)(153)(1,113)(88)
所得税前收入(虧損)867 (1,409)1,577 (4,818)
所得税撥備(受益於)193 (304)352 (902)
淨收益(虧損)674 (1,105)1,225 (3,916)
非控股權益應佔淨收益(虧損)25 8 45 (138)
可歸因於響尾蛇能源公司的淨收益(虧損)$649 $(1,113)$1,180 $(3,778)
普通股每股收益(虧損)：
基本信息$3.59 $(7.05)$6.73 $(23.91)
稀釋$3.56 $(7.05)$6.68 $(23.91)
加權平均已發行普通股：
基本信息181,027 157,833 175,464 157,984 
稀釋182,149 157,833 176,553 157,984 
宣佈的每股股息$0.50 $0.375 $1.35 $1.125 



見簡明合併財務報表附註。
3
目錄
響尾蛇能源公司及其子公司
股東權益簡明合併報表
(未經審計)

普通股額外實收資本留存收益(累計虧損)非控股權益總計
股票金額
(百萬美元，千股)
餘額2020年12月31日158,088 $2 $12,656 $(3,864)$1,010 $9,804 
基於單位的薪酬— — — — 3 3 
分配等價權付款— — — (1)— (1)
為收購而發行的通用單位22,795 — 1,727 — — 1,727 
基於股票的薪酬— — 11 — — 11 
為既得股權獎勵預扣税款支付的現金— — (6)— — (6)
回購計劃下的回購單位— — — — (24)(24)
對非控股權益的分配— — — — (17)(17)
支付的股息— — — (68)— (68)
行使股票期權、發行限制性股票單位和獎勵101 — — — — — 
合併子公司所有權變更，淨額— — (4)— 4 — 
淨收益(虧損)— — — 220 3 223 
餘額2021年3月31日180,984 2 14,384 (3,713)979 11,652 
基於單位的薪酬— — — — 3 3 
分配等價權付款— — — (1)(1)(2)
基於股票的薪酬— — 15 — — 15 
為既得股權獎勵預扣税款支付的現金— — — — (2)(2)
回購計劃下的回購單位— — — — (12)(12)
對非控股權益的分配— — — — (24)(24)
支付的股息— — — (72)— (72)
股票期權的行使以及限制性股票單位和獎勵的歸屬65 — 3 — — 3 
合併子公司所有權變更，淨額— — (3)— 4 1 
淨收益(虧損)— — — 311 17 328 
餘額2021年6月30日181,049 2 14,399 (3,475)964 11,890 
基於單位的薪酬— — — — 3 3 
分配等價權付款— — — — (1)(1)
基於股票的薪酬— — 17 — — 17 
根據回購計劃回購的股票(268)— (22)— — (22)
回購計劃下的回購單位— — — — (27)(27)
對非控股權益的分配— — — — (31)(31)
支付的股息— — — (82)— (82)
股票期權的行使以及限制性股票單位和獎勵的歸屬10 — 1 — — 1 
合併子公司所有權變更，淨額— — (6)— 6 — 
淨收益(虧損)— — — 649 25 674 
餘額2021年9月30日180,791 $2 $14,389 $(2,908)$939 $12,422 
見簡明合併財務報表附註。
4
目錄
響尾蛇能源公司及其子公司
股東權益簡明合併報表-(續)
(未經審計)

普通股額外實收資本留存收益(累計虧損)非控股權益總計
股票金額
(百萬美元，千股)
餘額2019年12月31日159,002 $2 $12,357 $890 $1,657 $14,906 
基於單位的薪酬— — — — 5 5 
分配等價權付款— — — — (1)(1)
基於股票的薪酬— — 10 — — 10 
為既得股權獎勵預扣税款支付的現金— — (5)— — (5)
用於股票回購計劃的回購股份(1,280)— (98)— — (98)
分配給非控股權益— — — — (43)(43)
支付的股息— — — (59)— (59)
股票期權的行使和限制性股票單位的歸屬93 — 1 — — 1 
淨收益(虧損)— — — (272)(128)(400)
餘額2020年3月31日157,815 2 12,265 559 1,490 14,316 
分配等價權付款— — — — (1)(1)
基於股票的薪酬— — 11 — — 11 
用於股票回購計劃的回購股份— — — — (2)(2)
分配給非控股權益— — — — (19)(19)
支付的股息— — — (59)— (59)
股票期權的行使和限制性股票單位的歸屬9 — — — — — 
合併子公司所有權變更，淨額— — 329 — (329)— 
淨收益(虧損)— — — (2,393)(18)(2,411)
餘額2020年6月30日157,824 2 12,605 (1,893)1,121 11,835 
基於單位的薪酬— — — — 3 3 
基於股票的薪酬— — 10 — — 10 
為既得股權獎勵預扣税款支付的現金— — — — — — 
分配給非控股權益— — — — (15)(15)
支付的股息— — — (59)— (59)
股票期權的行使和限制性股票單位的歸屬26 — — — — — 
淨收益(虧損)— — — (1,113)8 (1,105)
餘額2020年9月30日157,850 $2 $12,615 $(3,065)$1,117 $10,669 












見簡明合併財務報表附註。
5
目錄
響尾蛇能源公司及其子公司
現金流量表簡明合併報表
(未經審計)
截至9月30日的9個月，
20212020
(單位：百萬)
經營活動的現金流：
淨收益(虧損)$1,225 $(3,916)
對淨收益(虧損)與經營活動提供(用於)的現金淨額進行調整：
遞延所得税準備金(受益於)348 (840)
石油和天然氣性質的減損— 4,999 
折舊、損耗、攤銷和增值955 1,041 
債務清償損失(收益)73 5 
衍生工具(收益)損失，淨額895 (82)
衍生工具結算時收到(支付)的現金(847)288 
股權薪酬費用37 27 
權益法投資銷售損失(收益)(23)— 
其他39 31 
營業資產和負債變動情況：
應收賬款(307)265 
應收所得税152 (62)
預付費用和其他費用23 (1)
應付賬款和應計負債(39)(18)
應支付的收入和特許權使用費257 (59)
其他(11)37 
經營活動提供(用於)的現金淨額2,777 1,715 
投資活動的現金流：
鑽探、完井和增加石油和天然氣資產的基礎設施(1,030)(1,500)
增加中游資產(23)(133)
物業收購(438)(154)
出售資產所得收益112 2 
對權益法投資的貢獻(7)(90)
權益法投資的分配9 27 
其他54 (7)
投資活動提供(用於)的現金淨額(1,323)(1,855)
融資活動的現金流：
信貸安排下的借款收益759 917 
信貸安排項下的還款(853)(1,238)
優先債券收益2,200 997 
優先票據的償還(2,540)(239)
債務清償的保費(178)(2)
合資企業的收益(償還)(14)47 
根據回購計劃回購的股票(22)(98)
回購計劃下的回購單位(63)— 
向股東分紅(221)(177)
對非控股權益的分配(72)(77)
衍生工具收到(支付)的現金淨額中的融資部分25 — 
其他(42)(19)
融資活動提供(用於)的現金淨額(1,021)111 
現金及現金等價物淨增(減)433 (29)
期初現金、現金等價物和限制性現金108 128 
期末現金、現金等價物和限制性現金(1)
$541 $99 
非現金交易的補充披露：
應計資本支出計入應付賬款和應計費用$269 $352 
為企業合併發行的普通股$1,727 $— 
(1)見附註2-主要會計政策摘要

見簡明合併財務報表附註。
6
目錄
響尾蛇能源公司及其子公司
合併財務報表的簡明附註
(未經審計)


1.    業務描述和陳述依據

業務的組織和描述

響尾蛇能源公司及其子公司(除非上下文另有要求，統稱為“響尾蛇”或“公司”)是一家獨立的石油和天然氣公司，目前專注於收購、開發、勘探和開採得克薩斯州西部二疊紀盆地的非常規陸上石油和天然氣儲量。

截至2021年9月30日，響尾蛇的全資子公司包括特拉華州有限責任公司Diamondback E&P LLC(Diamondback E&P)、特拉華州有限責任公司Viper Energy Partners GP LLC、特拉華州有限責任公司Rattler Midstream GP LLC和特拉華州QEP Resources，Inc.(簡稱QEP)。作為公司子公司內部重組的一部分，響尾蛇以前的全資子公司Diamondback O&G LLC(“O&G”)、Energen Corporation(“Energen”)、Energen Resources Corporation和EGN Services，Inc.從2021年6月30日起與Diamondback E&P LLC合併，並併入Diamondback E&P LLC(“E&P合併”)。

陳述的基礎

簡明合併財務報表包括本公司及其子公司在合併後註銷所有重大公司間餘額和交易後的賬目。

響尾蛇公司的上市子公司Viper Energy Partners LP(“Viper”)和Rattler Midstream LP(“Rattler”)合併在公司的財務報表中。截至2021年9月30日，公司擁有約59毒蛇未完成單位總數的%。該公司的全資子公司Viper Energy Partners GP LLC是Viper的普通合夥人。截至2021年9月30日，公司擁有約73佔響尾蛇未完成總單位的百分比。該公司的全資子公司Rattler Midstream GP LLC是Rattler的普通合夥人。可歸因於Viper和Rattler非控股權益的運營結果在股本和淨收入中列示，並與公司應佔股本和淨收入分開列示。

這些簡明合併財務報表是本公司根據美國證券交易委員會的規章制度未經審計編制的。它們反映管理層認為在與年度經審計財務報表一致的基礎上對中期業績進行公允陳述所需的所有調整。所有這些調整都是正常的經常性調整。根據美國證券交易委員會規則和條例，通常包含在根據公認會計原則編制的財務報表中的某些信息、會計政策和腳註披露已被省略，儘管該公司相信這些披露足以使所提供的信息不具誤導性。本Form 10-Q季度報告應與公司最新的Form 10-K年度報告(截至2020年12月31日的會計年度)一起閲讀，其中包含公司重要會計政策和其他披露的摘要。

重新分類

某些前期金額已重新分類，以符合本期財務報表列報。這些重新分類對以前報告的總資產、總負債、股東權益、經營業績或現金流產生了非實質性影響。

2.    重要會計政策摘要

預算的使用

公司合併財務報表和相關披露中包含或影響的某些金額必須由管理層進行估計，這要求對編制合併財務報表時不能確切知道的價值或條件作出某些假設。這些估計和假設影響公司報告的資產和負債金額，以及公司截至合併財務報表之日的或有資產和負債的披露。實際結果可能與這些估計不同。

7
目錄
響尾蛇能源公司及其子公司
合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)
鑑於石油和天然氣價格波動帶來的挑戰，在石油和天然氣行業做出準確的估計和假設尤其困難。例如，2020年，新冠肺炎以及歐佩克成員國和其他出口國的行動對全球石油和天然氣市場供需的影響導致2020年上半年價格出現重大負面壓力，隨後價格回升，需求在2020年下半年和2021年增加。然而，新冠肺炎三角洲變體出現在2021年3月，並在2021年7月變得高度可傳播性，這導致了2021年第三季度額外的價格波動。由於市場狀況的變化，石油和天然氣行業公司的財務業績受到了實質性的影響。這種情況通常會增加公司會計估計的不確定性，特別是涉及財務預測的估計。

本公司根據歷史經驗、諮詢專家及本公司認為在特定情況下合理的其他方法，持續評估這些估計。然而，實際結果可能與該公司的估計大不相同。這些估計的修訂對公司業務、財務狀況或經營結果造成的任何影響都記錄在引起修訂的事實為人所知的期間。受該等估計及假設規限的重大項目包括對已探明石油及天然氣儲量的估計及未來現金流量淨額的相關現值估計、石油及天然氣資產的賬面值估計、資產報廢責任、假設的收購資產及負債的公允價值釐定、基於權益的補償、衍生工具的公允價值估計及所得税估計。

現金、現金等價物和限制性現金

下表提供了截至2021年9月30日和2020年9月30日的9個月的簡明綜合現金流量表中報告的期末現金、現金等價物和限制性現金與簡明綜合資產負債表中的項目的對賬：

截至9月30日的9個月，
20212020
(單位：百萬)
現金和現金等價物$457 $92 
受限現金18 7 
託管資金中包含的受限現金(1)
66 — 
**包括現金總額、現金等價物和限制性現金。$541 $99 
(1)截至2021年9月30日，壓縮綜合資產負債表上託管資金中包含的限制性現金與威利斯頓盆地外部各方之間的所有權糾紛存入托管賬户的現金有關，以及與Viper收購燕尾蛇有關的託管存款，定義見附註14-後續事件.

近期會計公告

最近通過的聲明

2019年12月，FASB發佈了ASU 2019-12年度的“所得税(主題740)-簡化所得税的會計處理”。這一更新旨在通過消除某些例外情況以及澄清和修改現有指導方針來簡化所得税的會計處理，並從2020年12月15日之後開始對公共企業實體有效，允許提前採用。本公司自2021年1月1日起採用此更新。採用這一更新對其財務狀況、經營結果或流動資金沒有產生實質性影響。

尚未採用的會計公告

2021年10月，美國財務會計準則委員會發布了ASU 2021-08《企業合併(主題805)--與客户簽訂合同的合同資產和合同負債會計》。此次更新要求企業合併中的收購方在收購時記錄合同資產和負債，就像它發起了合同一樣，而不是按公允價值。此更新適用於2022年12月15日以後允許提前採用的公共企業實體。本公司繼續評估本更新的條款，但不相信。

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響尾蛇能源公司及其子公司
合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)
公司考慮所有華碩的適用性和影響力。以上未討論的華碩被評估並確定為不適用，採用的影響預計不是實質性的，或者是對華碩先前披露的澄清。

3.    與客户簽訂合同的收入

與客户簽訂合同的收入

石油、天然氣和天然氣液體的銷售在產品控制權轉移到客户手中時確認。實際上，該公司合同中的所有定價條款都與市場指數掛鈎，並根據油井是否輸送到集輸管道、石油或天然氣的質量以及當前的供需狀況等因素進行某些調整。因此，石油、天然氣和天然氣液體的價格波動，以保持與其他可用石油、天然氣和天然氣液體供應的競爭力。下表列出了該公司從與客户簽訂的合同中獲得的按產品類型和盆地分類的收入：

截至2021年9月30日的三個月截至2020年9月30日的三個月
米德蘭盆地特拉華州盆地其他總計米德蘭盆地特拉華州盆地其他總計
(單位：百萬)
石油銷售$983 $419 $104 $1,506 $348 $257 $1 $606 
天然氣銷售91 57 4 152 19 17 — 36 
天然氣液體銷售150 73 16 239 36 28 1 65 
總計$1,224 $549 $124 $1,897 $403 $302 $2 $707 

截至2021年9月30日的9個月截至2020年9月30日的9個月
米德蘭盆地特拉華州盆地其他總計米德蘭盆地特拉華州盆地其他總計
(單位：百萬)
石油銷售$2,428 $1,185 $232 $3,845 $1,030 $750 $5 $1,785 
天然氣銷售207 145 11 363 32 29 — 61 
天然氣液體銷售327 172 29 528 88 67 1 156 
總計$2,962 $1,502 $272 $4,736 $1,150 $846 $6 $2,002 

4.    收購和資產剝離

Guidon Operating LLC

於二零二零年十二月二十一日，本公司訂立最終購買協議，收購Guidon Operating LLC的所有租賃權益及相關資產(“Guidon收購”)，包括約32,500在北部米德蘭盆地的淨英畝，以換取10.68百萬股公司普通股和$375300萬美元的現金。對Guidon的收購於2021年2月26日完成。這筆交易的現金部分是通過手頭現金和公司信貸安排下的借款提供資金的。作為收購Guidon的結果，該公司增加了大約210總產油井。

下表列出了在收購Guidon時支付的收購對價(除每股數據外，以百萬股為單位，以千股為單位)：

考慮事項：
收盤時發行的響尾蛇普通股10,676
響尾蛇普通股於收市日每股收市價$69.28 
已發行響尾蛇普通股的公允價值$740 
現金對價375 
總對價(包括已發行響尾蛇普通股的公允價值)$1,115 
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響尾蛇能源公司及其子公司
合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)

購進價格分配

收購Guidon被視為使用收購方法的業務合併。下表列出了Guidon收購中支付的總購買價根據收購日的公允價值分配給收購的可識別資產的情況，收購價格超過收購的可識別淨資產的估計公允價值的部分。儘管截至本文件提交之日，收購價格分配已基本完成，但收購的某些資產和承擔的負債的公允價值可能會有進一步的調整，包括但不限於該公司的石油和天然氣資產。公司預計在收購日期之後的12個月內完成收購價格分配，並可能在該時間框架內適當修訂資產和負債的價值。截至2021年9月30日，在2021年5月7日提交給美國證券交易委員會的2021年3月31日10-Q報告中提供的分配沒有實質性變化。

下表列出了公司的初步採購價格分配(單位：百萬)：

總對價$1,115 
承擔負債的公允價值：
資產報廢義務9 
收購資產的公允價值：
油氣性質1,110 
中游資產14 
可歸因於購置資產的金額1,124 
取得的淨資產和承擔的負債$1,115 

石油和天然氣資產的估值採用收益法，該方法利用貼現現金流方法，該方法考慮了產量預測、預計的大宗商品價格和定價差異以及對未來資本和運營成本的估計，然後利用行業市場參與者的估計加權平均資本成本對這些估計進行貼現。收購的中游資產的公允價值基於成本法，該方法利用資產清單和成本記錄，並考慮到資產的報告年齡、狀況、使用情況和經濟支持。對購置的資產和承擔的負債的大部分計量是基於市場上看不到的投入，因此被認為是第三級投入。

隨着對Guidon的收購完成，該公司收購了已探明的財產#美元。537百萬美元和未經證實的財產573百萬美元。自收購之日起，可歸因於收購Guidon的經營業績已包括在簡明綜合經營報表中，幷包括#美元。107百萬美元和$240分別佔截至2021年9月30日的三個月和九個月總收入的100萬美元和52百萬美元和$117截至2021年9月30日的三個月和九個月的淨收入分別為100萬美元。

QEP Resources，Inc.

2021年3月17日，公司以全股票交易方式完成了對QEP的收購(簡稱QEP合併)。QEP資產的增加使公司在米德蘭盆地的淨種植面積增加了約49,000淨英畝。根據QEP合併的條款，在緊接生效時間之前發行和發行的每股合格QEP普通股轉換為接受權0.050以現金代替任何零碎股份(“合併對價”)，換取一股響尾蛇普通股(“合併對價”)。在QEP合併的完成日期，QEP未償債務的賬面價值約為$1.6十億美元。見注7-債務以供進一步討論。

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響尾蛇能源公司及其子公司
合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)
下表列出了在QEP合併中支付給QEP股東的收購對價(單位為百萬股，每股數據除外，股份數以千股為單位)：

考慮事項：
符合條件的QEP普通股轉換為響尾蛇普通股238,153 
合併前對價中包括的QEP股權獎勵份額4,221 
符合合併對價條件的QEP普通股總股份242,374 
兑換率0.050 
作為合併對價發行的響尾蛇普通股12,119 
響尾蛇普通股每股收盤價$81.41 
總對價(公司已發行普通股的公允價值)$987 

購進價格分配

QEP併購案已被計入採用收購方式的業務合併。下表為收購QEP的總收購價初步分配至收購日的可識別資產和基於收購日的公允價值承擔的負債，收購價格超過收購的可識別淨資產的估計公允價值的部分。儘管截至本文件提交之日，收購價分配已基本完成，但尚未獲得完成收購價分配所需的某些數據，這些數據包括但不限於提供QEP資產和負債基本税基的最終納税申報單。因此，收購的某些資產和承擔的負債(包括公司的石油和天然氣資產)的公允價值可能會有進一步的調整。該公司預計在收購日期之後的12個月內完成收購價格分配。截至2021年9月30日，在2021年5月7日提交給美國證券交易委員會的2021年3月31日10-Q報告中提供的分配沒有實質性變化。

下表列出了公司的初步採購價格分配(單位：百萬)：

總對價$987 
承擔負債的公允價值：
應付帳款-貿易$26 
應計資本支出38 
其他應計負債108 
應支付的收入和特許權使用費67 
衍生工具242 
長期債務1,710 
資產報廢義務54 
其他長期負債47 
可歸因於承擔的負債的數額$2,292 
收購資產的公允價值：
現金、現金等價物和限制性現金$22 
應收賬款--連帶利息和其他淨額87 
應收賬款-石油和天然氣銷售淨額44 
盤存18 
應收所得税33 
預付費用和其他流動資產7 
石油和天然氣性質2,936 
其他財產、設備和土地9 
遞延所得税17 
其他資產106 
可歸因於購置資產的金額3,279 
取得的淨資產和承擔的負債$987 
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響尾蛇能源公司及其子公司
合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)
上述收購價分配是基於對QEP合併結束日QEP資產和負債的公允價值的初步估計。對購置的資產和承擔的負債的大部分計量是基於市場上看不到的投入，因此被認為是第三級投入。收購物業及設備(包括歸類於石油及天然氣物業的中游資產)的公允價值基於成本法，該方法利用資產清單及成本記錄，並考慮資產的報告年齡、狀況、使用情況及經濟支持。石油和天然氣資產的估值採用收益法，該方法利用貼現現金流方法，該方法考慮了產量預測、預計的大宗商品價格和定價差異以及對未來資本和運營成本的估計，然後利用行業市場參與者的估計加權平均資本成本對這些估計進行貼現。QEP的未償還優先無擔保票據的公允價值是基於活躍市場的未調整報價，這被認為是1級投入。衍生工具的價值基於可觀察到的投入，包括被視為二級投入的遠期商品價格曲線。遞延所得税是指取得的資產和承擔的負債的税基和合並日期公允價值不同造成的税收影響。

隨着QEP合併的完成，該公司收購了已探明的財產$。2.3200億美元和未經證實的物業價值442100萬，主要分佈在米德蘭盆地和威利斯頓盆地。自收購日起可歸因於QEP合併的經營結果已包括在簡明綜合經營報表中，幷包括$422百萬美元和$835總收入的百萬美元，以及162百萬美元和$301截至2021年9月30日的三個月和九個月的淨收入分別為100萬美元。

備考財務信息

以下截至2021年和2020年9月30日的三個月和九個月的未經審計的概念性財務信息摘要已準備好，以使QEP合併和Guidon收購生效，就像它們發生在2020年1月1日一樣。未經審計的備考財務信息並不表明如果這些交易發生在指定日期，合併後公司的經營結果會是什麼，也不能説明合併後公司未來的財務狀況或經營結果。

以下信息反映了發行公司普通股以換取QEP普通股流通股的預計調整，以及基於現有信息和公司認為合理的某些假設的預計調整，包括基於全成本會計法和分配給房地產、廠房和設備的購買價格的折舊、損耗和攤銷調整，以及利息支出和所得税撥備(受益)的調整。

此外，預計收益進行了調整，以不包括該公司因QEP合併和Guidon收購而發生的大約$的收購相關成本77截至2021年9月30日的9個月為100萬美元，QEP產生的收購相關成本為31截至QEP合併結束之日，為100萬美元。這些與收購相關的成本主要包括一次性遣散費，以及根據與QEP合併有關的合併協議條款，對前QEP員工的某些QEP股票獎勵的加速或控制權變更歸屬，以及其他銀行、法律和諮詢費用。預計的經營結果不包括QEP合併和收購Guidon可能帶來的任何成本節約或其他協同效應，也不包括公司為整合收購的資產已經或將發生的任何估計成本。預計財務數據不包括在報告期間進行的任何其他收購的經營結果，因為這些收購主要是面積收購，其結果不被認為是重大的。

截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
(單位：百萬，每股除外)
收入$1,910 $942 $5,047 $2,705 
營業收入(虧損)$1,164 $(1,244)$2,870 $(4,780)
淨收益(虧損)$649 $(1,124)$1,183 $(3,593)
普通股基本收益(虧損)$3.59 $(6.22)$6.54 $(19.88)
稀釋後每股普通股收益(虧損)$3.56 $(6.22)$6.50 $(19.88)

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響尾蛇能源公司及其子公司
合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)
資產剝離

分別於2021年6月3日和2021年6月7日，該公司完成了剝離某些非核心二疊紀資產的交易，包括7,000德克薩斯州厄普頓縣非核心南米德蘭盆地面積的淨英畝1,300位於新墨西哥州利縣的非核心、未運營的特拉華盆地淨資產，合計售價為$822000萬美元，扣除慣常的購買價格調整後的淨額。這些資產估計2021年全年淨產量約為900BO/d(2,650BoE/d)從140生產井。該公司將這些交易的淨收益用於減少債務。

見附註14-後續事件以進一步討論2021年第四季度的收購和資產剝離。

5.    財產和設備

截至所示日期，物業和設備包括以下內容：

9月30日，十二月三十一日，
20212020
(單位：百萬)
石油和天然氣屬性：
容易耗盡$24,340 $19,884 
不受耗盡的影響8,214 7,493 
石油和天然氣的總性質32,554 27,377 
累計耗竭(5,136)(4,237)
累計減損(7,954)(7,954)
石油和天然氣屬性，淨值19,464 15,186 
中游資產922 1,013 
其他財產、設備和土地164 138 
累計折舊和減值(144)(123)
財產和設備合計(淨額)$20,406 $16,214 

根據全成本會計方法，該公司必須每季度進行一次上限測試，以確定已探明石油和天然氣資產賬面價值的上限或上限。不是在截至2021年9月30日的三個月和九個月記錄了減值費用。該公司記錄了$1.510億美元和5.0根據各自季度上限測試的結果，截至2020年9月30日的三個月和九個月的減值支出分別為10億美元。

關於QEP合併和Guidon收購，該公司根據ASC 820公允價值計量，根據各自交易結束日存在的遠期條帶石油和天然氣定價，記錄了以公允價值收購的石油和天然氣資產。根據美國證券交易委員會指引，本公司確定在優質環保計劃合併及Guidon收購中收購的物業的公允價值明顯超過相關的無合理疑慮的全部成本上限限制。因此，本公司請求並獲得美國證券交易委員會的豁免，將截至2021年3月31日的季度從上限測試計算中獲得的物業排除在外。結果,不是在截至2021年3月31日的三個月裏，記錄了與QEP合併和Guidon收購相關的減值費用。如果公司沒有收到美國證券交易委員會的豁免，減值費用約為$1.1在這段時間裏，應該會有1000億美元的記錄。管理層確認，這些收購資產的公允價值沒有下降。在QEP合併和Guidon收購中獲得的物業在2021年3月31日的未攤銷成本總額為$。3.030億美元和30億美元1.1分別為20億美元。

除大宗商品價格外，公司的生產率、已探明儲量水平、未來開發成本、未評估資產的轉讓和其他因素將決定其未來期間的實際上限測試計算和減值分析。如果未來12個月的商品價格與前幾個季度的商品價格相比有所下降，該公司可能會在隨後的幾個季度進行重大減記。未來過渡期可能會出現需要額外減值測試的情況，這可能會導致潛在的重大減值費用被記錄。
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合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)

6.    資產報廢義務

下表描述了公司資產報廢義務負債在以下時期的變化：

截至9月30日的9個月，
20212020
(單位：百萬)
資產報廢義務，期初$109 $94 
已招致的額外負債9 12 
已獲得的負債64 3 
已結清和剝離的負債(17)(1)
增值費用7 5 
修訂估計負債13 — 
資產報廢義務，期末185 113 
較少電流部分(1)
7 1 
資產報廢義務--長期$178 $112 
(1)資產報廢負債的當期部分計入本公司簡明綜合資產負債表的其他應計負債。

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(未經審計)
7.    債務

截至所示日期，長期債務包括以下內容：

9月30日，十二月三十一日，
20212020
(單位：百萬)
4.6252021年到期的票據百分比
$— $191 
5.3752022年到期的優先債券百分比(1)
25 — 
7.3202022年到期的A系列中期票據百分比
20 20 
0.9002023年到期的優先債券百分比(2)
650 — 
5.2502023年到期的優先債券百分比(1)
10 — 
2.8752024年到期的優先債券百分比
1,000 1,000 
4.7502025年到期的優先債券百分比
500 500 
5.3752025年到期的優先債券百分比
— 800 
3.2502026年到期的優先債券百分比
800 800 
5.6252026年到期的優先債券百分比(1)
18 — 
7.1252028年到期的B系列中期票據百分比
100 100 
3.5002029年到期的優先債券百分比
1,200 1,200 
3.1252031年到期的優先債券百分比
900 — 
4.4002051年到期的優先債券百分比
650 — 
DrillCo協議(3)
65 79 
未攤銷債務發行成本(35)(29)
未攤銷貼現成本(29)(27)
未攤銷保費成本9 15 
利率互換協議的公允價值(4)
(10)— 
循環信貸安排— 23 
Viper循環信貸安排92 84 
毒蛇5.3752027年到期的優先債券百分比
480 480 
響尾蛇循環信貸安排— 79 
響尾蛇5.6252025年到期的優先債券百分比
500 500 
總債務，淨額6,945 5,815 
減去：長期債務的當前到期日(20)(191)
長期債務總額$6,925 $5,624 
(1)自QEP合併生效時起，QEP成為本公司的全資附屬公司，並繼續為票據的發行人。
(2)請參閲附註14-後續事件關於贖回的進一步討論0.9002021年第四季度2023年到期的優先債券百分比。
(3)在此之前，公司於2018年9月10日與黑曜石資源有限責任公司(“CEMOF”)簽訂了一份參與和開發協議(“DrillCo協議”)，為石油和天然氣開發提供資金。截至2021年9月30日，與這一聯盟相關的欠CEMOF的金額為$65百萬美元。
(4)公司已建立了多個分支機構二關於本公司美元的利率互換協議已到位1.2十億3.5002029年到期的固定利率優先債券百分比。見注11-衍生品有關公司指定為公允價值對衝的利率掉期的更多信息。

除非另有説明，本節中提及的本公司應指響尾蛇能源公司和響尾蛇E&P，統稱為響尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)和響尾蛇E&P公司。

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(未經審計)
第二次修訂和重新調整的信貸安排

2021年6月2日，響尾蛇能源公司(作為父母擔保人)和O&G作為借款人(“借款人”)與作為行政代理(“行政代理”)的富國銀行全國協會(Wells Fargo Bank National Association)作為行政代理(“行政代理”)和貸款方(修訂、補充或以其他方式修改，並經修訂進一步修訂)簽訂了日期為2013年11月1日的第二份修訂和重新簽署的信貸協議的第十二次修訂(“修訂”)，該修訂和重新簽署的信貸協議由富國銀行全國協會(Wells Fargo Bank National Association)作為行政代理(“行政代理”)及其貸款方(修訂、補充或以其他方式修改並經修訂進一步修訂)。修正案除其他事項外，(I)將到期日延長至2026年6月2日，可進一步延長二一年期根據信貸協議規定的條款延期，(2)循環貸款承諾額總額從#美元減少。2.010億美元至30億美元1.610億美元，最高可增加至$1.0億美元(總最高承諾額為#美元2.600億)在根據信貸協議中規定的條款選擇借款人(須獲得額外的貸款人承諾和滿足習慣條件)後，(Iii)增加了借款人最高可產生#美元的能力100(I)將信貸協議項下的貸款中的600萬美元用作Swingline貸款，及(Iv)更改信貸協議項下適用於貸款的利率及若干應付費用。信貸協議項下的未償還借款按借款人選擇的年利率計息，該利率等於替代基準利率(等於最優惠利率中的最大者，聯邦基金有效利率加0.50%，3個月期倫敦銀行同業拆借利率(LIBOR)加1.0%)或LIBOR，在每種情況下加上適用的保證金。在修正案生效後，(I)適用的保證金範圍為0.250%至1.125在替代基本利率的情況下，年利率為%，並且從1.250%至2.125就倫敦銀行同業拆息而言，年利率以定價水平為基礎；及(Ii)承諾費由0.150%至0.350根據定價水平，承諾的日均未使用部分的年利率。定價水平取決於某些評級機構對該公司長期優先無擔保債務的評級。

2021年6月30日，響尾蛇能源公司(Diamondback E&P)作為繼任借款人，響尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)作為母公司擔保人，與行政代理就E&P合併事宜簽訂了繼任借款人聯合協議(“聯合協議”)。根據聯合協議，響尾蛇E&P承擔了O&G作為借款人的所有義務(包括但不限於所有債務)，這是根據信貸協議、由O&G與Diamondback Energy，Inc.於2019年11月20日簽訂的第二份修訂和重新簽署的擔保協議以及與此相關的其他文件承擔的。

截至2021年9月30日，根據信貸協議，可獲得的最大信貸金額為$1.630億美元，除總額為#美元外，全部可供未來借款31.6億美元的未償還信用證，這在美元對美元的基礎上減少了信貸協議下的可用借款。有幾個不是截至2021年9月30日的三個月內，信貸協議下的未償還借款。截至2020年9月30日止三個月，信貸協議項下借款之加權平均利率為1.83%。截至2021年及2020年9月30日止九個月內，信貸協議項下借款的加權平均利率為1.67%和2.27%。

截至2021年9月30日，本公司遵守了信貸協議下的所有財務維護契約。

2021年3月發售債券

2021年3月24日，響尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)發行了650本金總額為百萬美元0.9002023年3月24日到期的優先債券百分比(“2023年債券”)，$900本金總額為百萬美元3.1252031年3月24日到期的優先債券百分比(“2031年債券”)及$650本金總額為百萬美元4.4002051年3月24日到期的優先債券(“2051年債券”，連同2023年債券和2031年債券，即“2021年3月債券”)，並收到收益淨額$24百萬美元的債券發行成本和折扣，為2.18十億美元。所得款項淨額主要用於回購下文進一步討論的其他未償還優先票據。2021年3月債券的利息由2021年9月開始，每半年在3月和9月支付一次。

2021年3月的票據是公司的優先無擔保債務，由Diamondback E&P提供全面和無條件的擔保。2021年3月的票據優先於公司未來的任何次級債務，並與公司現有和未來的所有優先債務並列。2021年3月的票據實際上從屬於本公司現有和未來的有擔保債務(如果有的話)，以擔保該等債務的抵押品價值為限，並且在結構上從屬於本公司附屬公司除響尾蛇E&P以外的所有現有和未來的債務和其他負債。

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合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)
公司可能不會在2021年9月24日之前的任何時間全部或部分贖回2023年債券。公司可以(I)在2030年12月24日之前的任何時間全部或部分贖回2031年債券，以及(Ii)在2050年9月24日之前的任何時間贖回全部或部分2051年債券，每種情況下都可以2019年契約中規定的贖回價格贖回。如在上述日期或之後贖回2021年3月的債券，則在任何情況下，2021年3月的債券均可按相等於以下的贖回價格贖回100將於2021年3月贖回的債券本金的百分比，另加截至(但不包括)贖回日應累算的利息。

在發生2019年契約中定義的控制權變更觸發事件時，持有人可要求本公司以相當於以下價格的價格購買部分或全部2021年3月票據101正在購買的2021年3月債券本金的百分比，另加截至購買日為止的應計及未付利息(如有的話)。

購回債券

2021年3月17日，在附註4中討論的QEP合併時-收購和資產剝離，QEP有公允價值為$的未償債務478百萬美元5.3752022年到期的優先債券百分比(“2022年合格債券”)，$673百萬美元5.2502023年到期的優先債券百分比(“2023年合格債券”)及$558百萬美元5.6252026年到期的高級債券百分比(“合格債券2026年債券”，連同合格債券2022年債券和合格債券2023年債券，稱為“合格債券債券”)。

在QEP合併後，於2021年3月，本公司根據本公司提出的投標要約進行回購，回購金額約為$1.65QEP債券的公允價值賬面值為10億美元，總現金代價為$1.710億美元，包括贖回和提前保費$1522000萬美元，導致截至2021年9月30日的9個月內債務清償損失約為美元47百萬美元。購回的合格債券的公平值總額為(I)元。453百萬美元，或94.65%，佔合格債券2022年債券未償還公允價值賬面值的百分比，。(Ii)元。663百萬美元，或98.43%，合格債券2023年債券的未償還公允價值賬面值及。(Iii)元。538百萬美元，或96.35%，佔合格債券2026年債券未償還公允價值賬面值的百分比。

2021年3月，該公司還回購了總額為#美元的股票。368百萬美元的ITS本金5.375%2025高級債券，約佔45.972025年未償還優先債券的百分比，總現金代價為$381百萬美元，包括贖回和提前保費$132000萬。這導致截至2021年9月30日的9個月的債務清償虧損為$。14百萬美元。該公司用上文討論的2021年3月發行債券的收益為回購合格債券和2025年優先債券提供資金。

關於上文討論的回購優質環保債券的投標要約，本公司亦徵求優質環保債券持有人的同意，以修訂優質環保債券的契據，其中包括取消發行優質環保債券所依據的契據所載的所有限制性契諾及相關條文，以及若干失責事件。本公司收到所需數目的同意書，並於二零二一年三月二十三日就採納此等修訂的合格投資者債券訂立補充契約。

2021年6月，公司贖回了剩餘的美元191百萬未償還能源本金4.6252021年9月1日到期的2%優先債券。該公司記錄了與贖回有關的債務清償的無形税前虧損，其中包括與贖回票據相關的未攤銷債務折價的沖銷。本公司以營運所得的內部產生現金流及剝離若干非核心資產所得款項(如附註4所述)為贖回提供資金-收購和資產剝離.

2021年8月，公司贖回了剩餘的美元432未償還本金百萬美元5.375%2025高級債券，總現金代價為$449百萬美元，包括贖回和提前保費$12100萬美元，導致截至2021年9月30日的9個月內債務清償虧損美元。12百萬美元。該公司用手頭的現金和循環信貸安排下的借款為贖回提供資金。

《能源筆記》(Energen Notes)

在與E&P合併有關的情況下，響尾蛇E&P成為該契約的後續發行人，日期為1996年9月1日，根據該契約，Energen發行了$100本金總額為，000,000,000,000美元7.1252028年到期的B系列中期票據百分比和$20本金總額為，000,000,000,000美元7.32中期票據百分比，A系列2022年到期。

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響尾蛇能源公司及其子公司
合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)
毒蛇信貸協議

Viper LLC的現有信貸協議經2021年6月2日的第七修正案(“Viper修正案”)修訂後，規定了最高信貸金額為#美元的循環信貸安排。2.010億美元，借款基數為$580根據Viper LLC的石油和天然氣儲量和其他因素，該公司的石油和天然氣儲量為100萬美元。在其他變化中，Viper修正案增加了新的條款，允許Viper LLC選擇一個低於貸款人確定的借款基數的承諾額。截至2021年9月30日，當選的承諾額為美元。500百萬美元92百萬未償還借款和美元408100萬美元可供未來借款。借款基數計劃在5月和11月每半年重新確定一次，預計將重申為#美元。580在2021年11月的重新確定期間，貸款人提供了100萬美元。截至2021年及2020年9月30日止三個月及九個月內，Viper信貸協議項下借款的加權平均利率為1.98%, 2.14%, 2.14%和2.66%。毒蛇信貸協議將於2025年6月2日到期。截至2021年9月30日，Viper LLC遵守了Viper信貸協議下的所有財務維護契約。

響尾蛇信貸協議

Rattler LLC的信貸協議經修訂後，規定了最高信貸金額為#美元的循環信貸安排。600百萬美元，可擴展至$1.0在Rattler當選後達到10億美元，這取決於獲得額外的貸款人承諾和滿足慣例條件。截至2021年9月30日，Rattler LLC不是未償還借款和美元600根據Rattler信貸協議，未來可供借款的金額為100萬英鎊。截至2021年和2020年9月30日止的三個月和九個月內，Rattler信貸協議項下借款的加權平均利率為1.34%, 1.38%, 1.46%和2.18%。循環信貸安排將於2024年5月28日到期。截至2021年9月30日，Rattler LLC遵守了Rattler信貸協議下的所有財務維護契約。

8.    股本和每股收益

在截至2021年9月30日和2020年9月30日的9個月裏，響尾蛇沒有完成任何股票發行。如附註4所述-收購和資產剝離，響尾蛇發行12.12百萬股公司股票作為QEP合併的代價10.68在截至2021年9月30日的9個月內，公司股票中有100萬股作為收購Guidon的代價。

股票回購計劃

2021年9月，公司董事會批准了一項股票回購計劃，收購金額最高可達美元。2公司已發行普通股的10億美元。回購計劃下的購買可能會不時在公開市場或私下協商的交易中進行，並受市場條件、適用的法律要求、合同義務和其他因素的制約。回購計劃不要求該公司收購任何具體數量的股票。董事會可隨時暫停、修改、延長或終止本回購計劃。在截至2021年9月30日的三個月和九個月內，公司回購了約$22根據這項回購計劃，分別持有100萬股普通股。截至2021年9月30日，美元1.98根據公司的普通股回購計劃，仍有10億美元可用於回購股票。

每股收益(虧損)

該公司的基本每股收益(虧損)金額是根據當期已發行普通股的加權平均數計算的。稀釋後每股收益包括當期潛在稀釋流通股的影響。此外，Viper和Rattler的每股收益包括在基於合併集團持有的子公司的合併每股收益計算中。

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響尾蛇能源公司及其子公司
合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)
下表對普通股基本收益和稀釋後每股收益的組成部分進行了對賬：

截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
(百萬美元，不包括每股金額，股票以千股為單位)
普通股應佔淨收益(虧損)$649 $(1,113)$1,180 $(3,778)
加權平均已發行普通股：
基本加權平均已發行普通股181,027 157,833 175,464 157,984 
稀釋證券的影響：
潛在可發行普通股(1)
1,122 — 1,089 — 
稀釋加權平均已發行普通股182,149 157,833 176,553 157,984 
可歸因於普通股的基本淨收入(虧損)$3.59 $(7.05)$6.73 $(23.91)
普通股攤薄淨收益(虧損)$3.56 $(7.05)$6.68 $(23.91)
(1)在截至2021年9月30日的三個月和九個月的調查中，有58,522和69,199潛在的普通股分別被排除在稀釋每股收益的計算之外，因為在庫存股方法下，它們的計入將是反稀釋的。截至2020年9月30日的三個月和九個月，不是潛在的普通股被計入稀釋後每股收益的計算中，因為它們被計入將是反攤薄的。

合併子公司的所有權變更

隨附的簡明合併財務報表中的非控股權益代表了Viper和Rattler的少數股權所有權，並作為股本的一個組成部分列示。當公司在Viper和Rattler的相對所有權權益發生變化時，將對非控股權益和額外的實收資本進行調整，並繳納税款。下表彙總了報告期間合併子公司所有權權益的變化：

截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
(單位：百萬)
公司應佔淨收益(虧損)$649 $(1,113)$1,180 $(3,778)
合併子公司的所有權變更(6)— (13)329 
公司股東應佔淨收益(虧損)的變化及向非控股權益的轉移$643 $(1,113)$1,167 $(3,449)

9.    基於股權的薪酬

2021年6月3日，公司股東批准並通過了公司2021年修訂和重述的股權激勵計劃(“股權計劃”)，其中包括增加了從8.32000萬至11.8百萬美元。截至2021年9月30日，公司擁有8.3百萬股普通股，可用於未來的授予。

根據董事會批准的股權計劃，本公司有權向符合條件的員工發放激勵性和非法定股票期權、限制性股票獎勵和限制性股票單位、業績獎勵和股票增值權。於2021年9月30日，本公司擁有與QEP合併有關的已發行限制性股票單位、基於業績的限制性股票單位、無形金額的限制性股票獎勵和限制性股票單位，以及無形金額的股票期權和股票增值權。該公司將這些歸類為基於股權的獎勵，並估計限制性股票獎勵和單位的公允價值為授予獎勵之日公司普通股的收盤價，這筆費用將在適用的歸屬期內支出。該公司使用Black-Scholes期權估值模型對其股票期權進行估值。

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合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)
除了股權計劃，Viper和Rattler還維持着自己的長期激勵計劃，這些計劃對公司來説並不重要。

下表列出了股權補償計劃和相關成本對財務報表的影響：
截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
(單位：百萬)
一般和行政費用$14 $9 $37 $27 
根據全成本法對石油和天然氣資產進行資本化的股權補償$5 $4 $14 $12 

限售股單位

下表列出了在截至2021年9月30日的9個月中，公司在QEP合併中承擔的股權計劃和QEP股權激勵計劃下的限制性股票單位活動：
限制性股票
三個單位		加權平均授予日期
公允價值
未歸屬於2020年12月31日1,113,480 $48.58 
授與(1)
655,634 $80.06 
既得(323,459)$77.21 
沒收(67,450)$50.23 
未歸屬於2021年9月30日1,378,205 $56.76 
(1)範圍包括：164,088與QEP合併相關的替換限制性股票單位獎勵，其中大部分在QEP合併結束時授予。有關QEP合併的更多信息，請參見注4-收購和資產剝離.

在截至2021年9月30日的9個月內，歸屬的限制性股票單位的公允價值合計為$。25百萬美元。截至2021年9月30日，公司與未歸屬限制性股票單位相關的未確認補償成本為美元。53百萬美元，預計將在加權平均期間確認2.0好幾年了。

基於業績的限制性股票單位

下表列出了公司在截至2021年9月30日的9個月中根據股權計劃開展的業績限制性股票單位活動：

業績限制性股票單位加權平均授權日公允價值
未歸屬於2020年12月31日411,587 $99.10 
授與198,454 $131.06 
未歸屬於2021年9月30日(1)
610,041 $109.49 
(1)最多1,431,833單位可根據公司最終的TSR排名進行獎勵。

截至2021年9月30日，公司未確認的與基於業績的限制性股票獎勵和單位相關的未確認薪酬成本為$32百萬美元，預計將在加權平均期間確認1.7好幾年了。

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(未經審計)
2021年3月，符合條件的員工獲得了總計198,454單位中至少有0%，最大值為200%的單位可根據本公司普通股相對於指定同業集團的股東總回報在三年制表演期為2021年1月1日至2023年12月31日，懸崖背心為2023年12月31日，但須繼續受僱。2021年3月獎勵的初始支付將由TSR修改器進一步調整，該修改器可能會減少支付或將支付增加到最高250%.

每個業績限制性股票單位發行的公允價值是在授予之日使用蒙特卡洛模擬方法估計的，這導致在業績期間賺取的單位的預期百分比。

下表彙總了在本報告所述期間授予的業績限制性股票單位的授予日期公允價值以及授予獎勵的相關假設：

2021
授予日期公允價值$131.06 
無風險利率0.15 %
公司波動性69.60 %

10.    所得税

公司的實際所得税税率為22.3%和21.6分別為截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月的22.3%和18.7分別為截至2021年9月30日和2020年9月30日的九個月。在截至2021年9月30日的3個月和9個月，持續經營的所得税支出總額不同於對税前收入適用美國聯邦法定税率計算的金額，主要原因是(I)扣除聯邦福利後的州所得税，以及(Ii)賬面收入和應税收入之間永久性差異的影響，但被(Iii)由於這一時期的税前收入而減少了Viper公司遞延税項資產估值免税額而產生的税收優惠部分抵消。

在截至2021年9月30日的9個月裏，公司的獨立所得税支出或福利項目並不重要。

2021年3月17日，公司完成對QEP的收購。就聯邦所得税而言，該交易符合免税合併的條件，公司由此獲得QEP資產和負債的結轉税基。截至2021年9月30日，公司期初資產負債表淨遞延税項資產為$172000萬美元，主要包括與從QEP收購的税收屬性相關的遞延税項資產，部分被估值津貼抵消，以及因石油和天然氣資產以及從QEP收購的其他資產的財務報告賬面值超過税基而產生的遞延税項負債。獲得的所得税屬性，包括聯邦淨營業虧損和信貸結轉，受國內收入法典第382條的年度限制。該公司已經考慮了有關這些聯邦税收屬性可變現性的正面和負面證據，包括以前結轉年度的應税收入、第382條規定的年度限制以及預期的遞延税項負債的沖銷時間，導致QEP的聯邦税收屬性中估計不太可能在到期前實現的部分獲得估值津貼。此外，收購的税務屬性包括已為其提供估值津貼的州淨營業虧損結轉，因為本公司不認為根據其對這些州預期未來業務的評估，州淨營業虧損更有可能實現。

截至2020年9月30日的3個月和9個月，持續經營的所得税支出總額與將美國聯邦法定税率應用於税前虧損計算的金額不同，這主要是由於(I)對Viper的遞延税項資產記錄估值津貼的影響，(Ii)州所得税和(Iii)賬面和應税收入之間永久性差異的影響，部分被聯邦淨營業虧損結轉產生的税收利益所抵消。

截至2020年9月30日的9個月，公司記錄的離散所得税支出為1美元143由於第一季度應用Viper公司年初遞延税項資產的估值津貼(主要包括其在Viper LLC的投資和結轉的聯邦淨營業虧損)，該公司的淨營業虧損為100萬美元。截至2021年9月30日和2020年9月30日，Viper基於對所有支持Viper遞延税項資產變現的現有證據(包括正面和負面)的評估，維持了針對其遞延税項資產的估值津貼。此外，截至今年頭九個月，
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(未經審計)
2020年9月30日，公司記錄了一項離散所得税優惠為$25百萬美元，與可將某些聯邦淨營業虧損結轉到企業所得税税率為35%.

該公司考慮了2021年3月11日頒佈的美國救援計劃的影響，得出結論，該計劃中與公司美國所得税有關的條款不會對公司的當期或遞延税款餘額產生實質性影響。在頒佈期間，公司還考慮了2020年3月27日頒佈的CARE法案的影響，導致離散所得税淨收益為#美元。25截至2020年3月31日的三個月為100萬美元，與結轉約$179如上所述，該公司聯邦淨營業虧損為100萬美元。由於與此類結轉相關的退款以及可用於最低税收抵免的加速退款，公司在2021年第一季度收到了大約$的聯邦税款退款100百萬美元。此外，該公司在2021年第三季度收到了大約$的聯邦退税50與從QEP獲得的某些聯邦淨營業虧損結轉產生的可退還最低税收抵免有關的百萬美元。

11.    衍生品

截至2021年9月30日，該公司擁有未償還的大宗商品衍生品合約和固定收受、支付可變利率對衝。所有衍生金融工具均按公允價值入賬。

商品合約

本公司已訂立多種原油、天然氣及天然氣液體衍生工具，並按下表所示的各指數編制指數，以減少與其若干石油及天然氣銷售有關的價格波動。公司沒有將其商品衍生工具指定為會計上的套期，因此將其商品衍生工具標記為公允價值，並在簡明綜合經營報表中“衍生工具淨收益(虧損)”項下確認公允價值中的現金和非現金變化。

通過使用衍生工具在經濟上對衝大宗商品價格變化的風險敞口，該公司將自己暴露在信用風險和市場風險之下。信用風險是指交易對手未能按照衍生品合同的條款履行義務。當衍生產品合同的公允價值為正時，交易對手欠公司債務，這就產生了信用風險。本公司的交易對手是經修訂及重述的第二項有擔保信貸協議的參與者，該協議以擔保人附屬公司的實質全部資產作抵押，因此本公司無須提供任何抵押品。該公司不需要來自其交易對手的抵押品。本公司只與交易對手訂立商品衍生工具，而交易對手亦為其信貸安排下的貸款人，並已被視為可接受的信用風險。

該公司擁有多個商品衍生合約，這些合約在開始時包含非微不足道的融資因素，因此，在截至2021年9月30日的三個月和九個月的簡明綜合現金流量表中，現金收入被歸類為融資活動的現金流量。

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合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)
截至2021年9月30日，該公司有以下未平倉商品衍生品合約。當聚合多個合同時，披露加權平均合同價格。
掉期領子
結算月結算年合同類型BBLS/MMBTU/天索引加權平均微分加權平均固定價格加權平均樓面價格加權平均最高限價
油
10月至12月2021交換30,674WTI$—$42.36$—$—
10月至12月2021交換5,000阿古斯WTI休斯頓$—$37.78$—$—
10月至12月2021
交換(1)
5,000布倫特原油$—$41.62$—$—
10月至12月2021
基差互換(2)
34,000阿古斯WTI米德蘭$0.91$—$—$—
10月至12月2021
滾輪互換(3)(4)
64,000WTI$0.56$—$—$—
10月至12月2021無成本衣領29,663WTI$—$—$39.83$56.45
10月至12月2021無成本衣領5,000阿古斯WTI休斯頓$—$—$45.00$78.75
10月至12月2021
無成本衣領(5)
54,000布倫特原油$—$—$41.04$52.86
1-6月2022交換1,000WTI$—$45.00$—$—
1月至12月2022
基差互換(2)
10,000阿古斯WTI米德蘭$0.84$—$—$—
1月至12月2022
滾輪互換(3)
25,000WTI$0.56$—$—$—
1月至3月2022無成本衣領19,500WTI$—$—$46.28$72.67
1月至3月2022無成本衣領55,000布倫特原油$—$—$45.55$71.08
1月至3月2022無成本衣領22,000阿古斯WTI休斯頓$—$—$45.91$70.95
4-6月2022無成本衣領13,000WTI$—$—$46.92$75.00
4-6月2022無成本衣領34,000布倫特原油$—$—$46.47$77.00
4-6月2022無成本衣領26,000阿古斯WTI休斯頓$—$—$46.92$72.78
7-9月2022無成本衣領11,000布倫特原油$—$—$47.73$78.65
7-9月2022無成本衣領10,000阿古斯WTI休斯頓$—$—$50.00$76.66
10月至12月2022無成本衣領5,000布倫特原油$—$—$45.00$75.56
天然氣
10月至12月2021交換245,000亨利·哈布$—$2.65$—$—
10月至12月2021交換50,000娃哈樞紐$—$1.92$—$—
10月至12月2021
基差互換(2)
250,000娃哈樞紐$(0.66)$—$—$—
1月至12月2022
基差互換(2)
210,000娃哈樞紐$(0.34)$—$—$—
1-6月2022無成本衣領350,000亨利·哈布$—$—$2.65$4.68
7月至12月2022無成本衣領240,000亨利·哈布$—$—$2.67$5.00
1月至12月2023無成本衣領60,000亨利·哈布$—$—$2.75$5.72
天然氣液體
10月至12月2021交換2,000貝爾維尤丙烷山$—$29.40$—$—
(1)**不包括以下項目的掉期交易13,9002022年上半年的BO/d，以及8,2502022年下半年的BO/D，據此交易對手有權以加權平均價#美元行使套期保值。67.54/bbl 2022年上半年和$68.62/bbl在2022年下半年。
(2)此外，本公司就庫欣原油價格與米德蘭WTI原油價格之間的價差以及Henry Hub天然氣價格與Waha Hub天然氣價格之間的價差進行固定價格基差掉期。加權平均差額代表基差掉期合約涵蓋的名義交易量對俄克拉荷馬州庫欣油價和Waha Hub天然氣價格的降幅。
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(未經審計)
(3)此外，該公司有滾動對衝基差掉期，以換取NYMEX日曆月平均價格與現貨原油交割月之間的差價。加權平均差額代表滾動對衝基差掉期合約覆蓋的名義交易量對俄克拉荷馬州庫欣油價的降幅。
(4)價格包括一份滾動對衝基差掉期合約，用於WTI庫欣和WTI CMA日曆月的NYMEX價格之間的差價，名義數量為4,000日產量，加權平均差額為$0.00.
(5)預算不包括約$4.8重組產生的遞延保費1.8億美元5,0002021年第四季度對衝的BO/d。

結算月結算年合同類型BBLS/天索引執行價遞延保險費
油
1月至3月2022放9,500WTI$47.51$1.57
1月至3月2022放8,000布倫特原油$50.00$1.70
1-9月2022放2,000阿古斯WTI休斯頓$50.00$2.06
4-6月2022放8,000WTI$47.50$1.55
4-6月2022放10,000布倫特原油$50.00$1.76
7-9月2022放6,000布倫特原油$50.00$1.87
10月至12月2022放2,000布倫特原油$50.00$1.89

利率互換

2021年第二季度，本公司簽訂了二名義金額為#美元的利率互換協議600各500萬美元，以限制公司因LIBOR利率變動而導致的債務公允價值變化的風險敞口。這些利率掉期已被指定為公司#美元的公允價值對衝。1.2十億3.50%2029年到期的固定利率優先債券(“2029年債券”)，據此，公司將收到固定利率，並將支付基於三個月倫敦銀行同業拆借利率加3個月的平均浮動利率2.1865%。利率掉期公允價值變化導致的損益完全抵消了標的債務對衝部分公允價值的變化，在截至2021年9月30日的三個月和九個月內並不重要。這些利率互換被認為是完全有效的，並被確定為符合“捷徑”會計方法的資格。掉期將於2029年12月1日到期，另一個提前終止日期為2029年9月1日，這反映了2029年債券中的看漲期權。

在2020年和2021年第一季度，該公司利用利率互換減少了與公司循環信貸安排相關的可變利率利息支付的風險敞口。這些利率掉期沒有被指定為對衝工具，因此，公司立即在收益中確認了公允價值的所有變化。在2021年第一季度，本公司終止了之前所有未償還的利率掉期，這些掉期導致在結算時收到現金$80在截至2021年9月30日的9個月中，扣除費用後的淨額為100萬美元。利息互換在開始時包含一個不是微不足道的融資因素，因此，現金收入在截至2021年9月30日的9個月的簡明綜合現金流量表中被歸類為融資活動的現金流量。

資產負債表中衍生資產和負債的抵銷

衍生工具的公允價值一般以既定指數價格及其他來源(其中包括期貨價格及到期日)釐定。該等公允價值以淨額計入資產及負債倉位，包括與同一交易對手有關並受規定淨額結算的合約條款所規限的任何遞延保費。見附註12-公允價值計量瞭解更多細節。

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(未經審計)
衍生工具的得失

下表彙總了簡明綜合經營報表中未指定為套期保值工具的衍生工具的損益：

截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
(單位：百萬)
衍生工具的收益(虧損)，淨額：
商品合約$(234)$(104)$(1,025)$147 
利率互換— 5 130 (65)
總計$(234)$(99)$(895)$82 
結算時收到(支付)的現金淨額：
商品合約(1)(2)
$(397)$(9)$(902)$288 
利率互換(3)
— — 80 — 
總計$(397)$(9)$(822)$288 
(1)截至2021年9月30日的三個月和九個月包括在合同到期日之前終止的大宗商品合同支付的現金。16百萬美元。
(2)截至2020年9月30日的三個月和九個月包括在合同到期日之前終止的大宗商品合同收到的現金，金額為1美元。6百萬美元和$17分別為百萬美元。
(3)截至2021年9月30日的9個月包括在合同到期前終止的利率掉期合同收到的現金1美元。80百萬美元。

12.    公允價值計量

公允價值被定義為在計量日期在市場參與者之間有序交易中出售資產或轉移負債所收到的價格。用於計量公允價值的估值技術必須最大限度地利用可觀察到的投入，最大限度地減少使用不可觀察到的投入。

公允價值層次結構基於三個級別的投入，其中前兩個被認為是可觀察到的，最後一個是不可觀察的，可以用來衡量公允價值。本公司對公允價值計量的特定投入的重要性的評估需要判斷，並可能影響正在計量的資產和負債的估值及其在公允價值層次中的位置。該公司使用基於現有投入的適當估值技術來衡量其資產和負債的公允價值。

第1級-反映截至報告日期活躍市場上相同資產或負債的未調整報價的可觀察投入。

第2級-市場數據證實的可觀察到的基於市場的投入或不可觀察到的投入。這些是除一級活躍市場報價外的其他信息，在報告日期可直接或間接觀察到。

第三級-未經市場數據證實的不可觀察的投入，可能與內部開發的方法一起使用，從而導致管理層對公允價值的最佳估計。

金融資產和負債根據對公允價值計量有重要意義的最低投入水平進行分類。

該公司使用貼現現金流技術，基於對未來大宗商品價格的市場假設、對未來石油和天然氣儲量數量的內部估計、未來估計的產量、預期回收率和風險調整折扣，估計在企業合併中假設的已探明石油和天然氣資產的公允價值。未評估的石油和天然氣屬性的估計公允價值是基於地點的，
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合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)
工程和地質研究、歷史油井動態和適用的礦產租賃條款。鑑於投入的不可觀測性，假設的石油和天然氣屬性的估計公允價值被視為使用第3級投入。

資產和負債按公允價值經常性計量

某些資產和負債按公允價值經常性報告，包括本公司的商品衍生工具和利率掉期。本公司商品衍生合約的公允價值是根據信譽良好的第三方提供的標的商品的既定商品期貨價格條、合同名義成交量和到期時間在內部計量的。被指定為公允價值套期保值的利率掉期和未被指定為套期保值的利率掉期是根據公開市場上隨時可以獲得的、可以從公開報價市場上獲得的信息得出的投入，或者由交易這些合約的金融機構提供的投入來確定的。這些估值是二級投入。本公司指定為對衝的利率掉期的公允淨值計入綜合資產負債表的長期債務。

下表提供了(一)按公允價值經常性計量的金融資產和負債的公允價值計量信息，(二)已確認衍生資產和負債的總額，(Iii)根據與交易對手的主要淨額結算安排抵銷的金額，以及(Iv)在本公司簡明綜合資產負債表中列報的由此產生的淨額自.起2021年9月30日和2020年12月31日. 衍生工具淨額根據預期結算日期分為流動或非流動。

截至2021年9月30日
1級2級3級總總公允價值資產負債表中的總金額抵銷資產負債表中的公允淨值
(單位：百萬)
資產：
當前：
衍生工具$— $94 $— $94 $(94)$— 
指定為套期保值的利率掉期$— $14 $— $14 $— $14 
非當前：
衍生工具$— $16 $— $16 $(12)$4 
指定為套期保值的利率掉期$— $13 $— $13 $(13)$— 
負債：
當前：
衍生工具$— $704 $— $704 $(94)$610 
非當前：
衍生工具$— $24 $— $24 $(12)$12 
指定為套期保值的利率掉期$— $37 $— $37 $(13)$24 
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(未經審計)
截至2020年12月31日
1級2級3級總總公允價值資產負債表中的總金額抵銷資產負債表中的公允淨值
(單位：百萬)
資產：
當前：
衍生工具$— $43 $— $43 $(42)$1 
非當前：
衍生工具$— $187 $— $187 $(187)$— 
負債：
當前：
衍生工具$— $291 $— $291 $(42)$249 
非當前：
衍生工具$— $244 $— $244 $(187)$57 

未按公允價值記錄的資產和負債

下表提供了未在簡明綜合資產負債表中按公允價值計入的金融工具的公允價值：

2021年9月30日2020年12月31日
攜帶攜帶
價值公允價值價值公允價值
(單位：百萬)
債務$6,945 $7,448 $5,815 $6,213 

本公司信貸協議、Viper信貸協議和Rattler信貸協議的公允價值根據本公司可用於類似條款和期限的銀行貸款的借款利率近似其賬面價值，並被歸類為公允價值等級中的第二級。未償還票據的公允價值是使用2021年9月30日報價的市場價格確定的，公允價值等級中的1級分類。

非經常性基礎上按公允價值計量的資產和負債

在某些情況下，某些資產和負債在非經常性基礎上按公允價值計量。這些資產和負債可以包括在企業合併、庫存、已探明和未探明的油氣資產以及其他長期資產中獲得的資產，這些資產在減值或持有出售時減記為公允價值。請參閲附註4-收購和資產剝離及注5-財產和設備有關非經常性公允價值調整的其他討論。

金融資產公允價值

由於票據的短期性質，現金和現金等價物、應收賬款、託管資金、預付費用和其他流動資產、應付款項和其他應計負債的賬面價值接近其公允價值。

13.    承諾和或有事項

該公司是其正常業務過程中出現的各種例行法律程序、糾紛和索賠的當事人，包括因解釋影響原油和天然氣行業的聯邦和州法律法規、人身傷害索賠、所有權糾紛、特許權使用費糾紛、合同索賠、與石油和天然氣勘探開發有關的污染索賠以及環境索賠，包括涉及以前出售給第三方且不再屬於公司當前業務的資產的索賠。雖然懸而未決的訴訟的最終結果是，
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(未經審計)
雖然爭議或索賠以及由此對本公司造成的任何影響無法確切預測，但本公司管理層相信，如果最終作出不利決定，這些事項都不會對本公司的財務狀況、經營業績或現金流產生重大不利影響。本公司的評估基於有關未決事項的已知信息及其在爭辯、訴訟和解決類似事項方面的經驗。實際結果可能與公司的評估大不相同。當現有信息表明可能發生損失並且損失金額可以合理估計時，公司記錄與未決法律訴訟、糾紛或索賠相關的或有事項的準備金。

該公司在QEP合併過程中獲得了某些合同義務，包括總額約為$68在各種運輸、收集和採購承諾方面的投資為1.6億美元。

14.    後續事件

2021年第三季度股息宣言
2021年10月28日，公司董事會宣佈2021年第三季度現金股息為美元。0.50每股普通股，於2021年11月18日支付給2021年11月11日收盤時登記在冊的股東。

下拉事務

2021年10月19日，響尾蛇與Rattler簽訂了買賣協議，將某些水中游資產出售給Rattler，以換取約美元的現金收益。160300萬美元，在下拉交易中。中游資產主要包括採油污水收集及處置系統、採油廢水循環設施，以及本公司透過收購Guidon及QEP合併而收購的原水收集及儲存資產，賬面價值約為$。1602000萬。下拉交易將作為共同控制的實體之間的交易入賬，預計在符合慣例成交條件的情況下於2021年第四季度完成。

威利斯頓盆地資產剝離

2021年10月21日，公司完成了對其威利斯頓盆地石油和天然氣資產的剝離，包括約95,000淨英畝，賣給綠洲石油公司，淨現金收益約為$5862000萬美元，經過慣例的收盤調整後。這項交易並未導致本公司資本化成本與已探明儲量之間的關係發生重大變化，因此，本公司將所得款項記為其全部成本池的減少額。不是在出售時確認的收益或損失。

集氣資產剝離

2021年11月1日，該公司完成了向Braos Delware Gas，LLC出售某些天然氣收集資產的交易，所得收益約為$542000萬美元，經過慣例的收盤調整後。

贖回2023年發行的債券

2021年11月1日，公司贖回了全部未償還的2023年債券，本金總額為$6501000萬美元，贖回價格相當於100本金的%，另加截至贖回日(但不包括贖回日)的2023年債券的應計及未付利息。該公司用剝離其威利斯頓盆地資產所得的收益和手頭現金為贖回提供資金。

毒蛇的燕尾收購

於2021年10月1日，Viper根據一份最終買賣協議，向燕尾礦特許權使用費有限公司及燕尾礦特許權使用費II有限公司(“燕尾礦特許權使用費實體”)收購若干礦產及特許權使用費權益。15.25毒蛇的普通單位和大約300萬美元2252000萬美元現金(“燕尾收購”)。收購燕尾礦所取得的礦產及特許權使用費權益約佔2,313淨特許權使用費英畝主要在北部米德蘭盆地，其中大約62%由響尾蛇運營。收購燕尾酒的生效日期為2021年8月1日。根據購買協議的條款，公司存入$302021年8月，300萬美元存入托管賬户，交易完成後，這筆資金被釋放給燕尾巴。這筆錢的現金部分
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(未經審計)
這筆交易的資金來自手頭的現金和大約#美元。190Viper LLC循環信貸安排下的1.8億美元借款。

Rattler收購Remuda合資企業

2021年10月5日，Rattler和一家投資基金的私人附屬公司成立了合資實體Remuda Midstream Holdings LLC(簡稱Remuda合資公司)。響尾蛇貢獻了大約$1042000萬美元的現金換來了一個25Remuda合資公司隨後完成了從西德克薩斯天然氣公司及其附屬公司手中收購WTG Midstream LLC(“WTG Midstream”)多數股權的交易。WTG Midstream的資產主要包括一個互聯的天然氣收集系統和六為米德蘭盆地提供服務的主要天然氣加工廠925總處理能力為MMCF/d，並計劃進行額外的天然氣收集和處理擴建。

響尾蛇集氣資產剝離

2021年11月1日，Rattler完成了將其天然氣收集資產出售給Braos Delware Gas，LLC的交易，總潛在對價總額為美元932000萬美元，包括(I)美元83成交時到期的2000萬澳元，經過慣例的結賬調整後，(二)澳元5如果公司及其附屬公司和/或代表公司及其附屬公司在2022年期間向天然氣收集系統實際交付的天然氣總量超過某些指定門檻，則將於2023年支付600萬美元或有付款；以及(Iii)a$5如果公司及其附屬公司和/或代表公司及其附屬公司在2022年和2023年期間向天然氣收集系統交付的天然氣總量超過某些指定門檻，將於2024年支付1000萬或有付款。或有付款在可變現時將被記錄。

15.    細分市場信息

公司在以下時間報告其運營情況二中游業務部門：(I)上游業務部門，主要在得克薩斯州西部的二疊紀盆地從事非常規陸上石油和天然氣儲量的收購、開發、勘探和開採；(Ii)中游業務部門，專注於擁有、運營、開發和收購二疊紀盆地米德蘭和特拉華盆地的中游基礎設施資產。該公司的所有權益法投資都包括在中游業務部門。

下表彙總了公司各業務部門在報告期間的業績：

上游中游作業淘汰總計
截至2021年9月30日的三個月：(單位：百萬)
第三方收入$1,896 $14 $— $1,910 
部門間收入— 95 (95)— 
總收入1,896 109 (95)1,910 
折舊、損耗、攤銷和增值324 17 — 341 
營業收入(虧損)1,126 54 (16)1,164 
利息支出，淨額(50)(7)— (57)
其他收入(費用)(243)4 (1)(240)
所得税撥備(受益於)190 3 — 193 
非控股權益應佔淨收益(虧損)16 9 — 25 
可歸因於響尾蛇能源公司的淨收益(虧損)627 39 (17)649 
截至2021年9月30日：
總資產$21,192 $1,806 $(359)$22,639 

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(未經審計)
上游中游作業淘汰總計
截至2020年9月30日的三個月：(單位：百萬)
第三方收入$706 $14 $— $720 
部門間收入— 83 (83)— 
總收入706 97 (83)720 
折舊、損耗、攤銷和增值277 11 — 288 
石油和天然氣性質的減損1,451 — — 1,451 
營業收入(虧損)(1,282)44 (18)(1,256)
利息支出，淨額(47)(6)— (53)
其他收入(費用)(103)4 (1)(100)
所得税撥備(受益於)(307)3 — (304)
非控股權益應佔淨收益(虧損)(1)9 — 8 
可歸因於響尾蛇能源公司的淨收益(虧損)(1,124)30 (19)(1,113)
截至2020年12月31日：
總資產$16,128 $1,809 $(318)$17,619 

上游中游作業淘汰總計
截至2021年9月30日的9個月：(單位：百萬)
第三方收入$4,737 $38 $— $4,775 
部門間收入— 281 (281)— 
總收入4,737 319 (281)4,775 
折舊、損耗、攤銷和增值911 44 — 955 
中游資產減值準備— 3 — 3 
營業收入(虧損)2,605 131 (46)2,690 
利息支出，淨額(147)(23)— (170)
其他收入(費用)(967)29 (5)(943)
所得税撥備(受益於)344 8 — 352 
非控股權益應佔淨收益(虧損)18 27 — 45 
可歸因於響尾蛇能源公司的淨收益(虧損)1,129 102 (51)1,180 
截至2021年9月30日：
總資產$21,192 $1,806 $(359)$22,639 

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響尾蛇能源公司及其子公司
合併財務報表簡明附註-(續)
(未經審計)
上游中游作業淘汰總計
截至2020年9月30日的9個月：(單位：百萬)
第三方收入$2,002 $42 $— $2,044 
部門間收入— 273 (273)— 
總收入2,002 315 (273)2,044 
折舊、損耗、攤銷和增值1,005 36 — 1,041 
石油和天然氣性質的減損4,999 — — 4,999 
營業收入(虧損)(4,787)134 (77)(4,730)
利息支出，淨額(137)(10)— (147)
其他收入(費用)73 (10)(4)59 
所得税撥備(受益於)(910)8 — (902)
非控股權益應佔淨收益(虧損)(163)25 — (138)
可歸因於響尾蛇能源公司的淨收益(虧損)(3,778)81 (81)(3,778)
截至2020年12月31日：
總資產$16,128 $1,809 $(318)$17,619 
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第二項：調查公司管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析

以下討論和分析應與本報告中提出的未經審計的綜合財務報表及其附註以及本報告中包括的經審計的綜合財務報表及其附註一併閲讀。表格10-K的年報截至2020年12月31日的年度。以下討論包含反映我們未來計劃、估計、信念和預期業績的“前瞻性陳述”。由於許多因素，實際結果和事件的時間可能與這些前瞻性陳述中包含的內容大不相同。請參閲“第II部第1A項風險因素“和”關於前瞻性陳述的警告性聲明.”

概述

我們經營兩個業務部門：(I)上游業務部門，主要在得克薩斯州西部的二疊紀盆地收購、開發、勘探和開採非常規陸上石油和天然氣儲量；(Ii)通過我們的子公司Rattler經營中游業務部門，專注於擁有、運營、開發和收購二疊紀盆地米德蘭和特拉華盆地的中游基礎設施資產。

Guidon收購和QEP合併

2021年2月26日，我們完成了對Guidon的收購，其中包括北米德蘭盆地約32,500英畝的淨面積，以換取公司1068萬股普通股和3.75億美元現金。

2021年3月17日，我們根據截至2020年12月20日的合併協議和計劃完成了對QEP的收購，收購方包括響尾蛇、我們的某些子公司和QEP。QEP資產的增加使我們在米德蘭盆地的淨種植面積增加了約49,000英畝。根據合併協議的條款，我們向前QEP股東發行了約1212萬股普通股(成交日價格為每股81.41美元)，總價值約為9.87億美元。

見注4-收購和資產剝離有關收購Guidon和QEP合併的其他討論。

最新發展動態

最近和即將進行的收購和資產剝離

2021年10月19日，我們與Rattler簽訂了一項買賣協議，將賬面價值約為1.6億美元的某些水中游資產出售給Rattler，以換取約1.6億美元的現金收益。根據慣例的成交條件，下拉交易預計將在2021年第四季度完成。

2021年10月21日，我們完成了對威利斯頓盆地石油和天然氣資產的剝離，其中包括在QEP合併中收購的約95,000英畝淨面積，在常規關閉調整後的現金淨收益約為5.86億美元。

2021年11月1日，我們完成了將某些天然氣收集資產出售給Braos Delware Gas，LLC的交易，經過慣例的成交調整，收益約為5400萬美元。

2021年10月1日，毒蛇完成了對燕尾蛇的收購，其中包括毒蛇1525萬個普通單位的某些礦產和特許權使用費權益，以及大約2.25億美元的現金。收購價格的現金部分是通過手頭現金和Viper LLC循環信貸安排下約1.9億美元的借款提供資金的。

2021年10月5日，Rattler出資約1.04億美元現金購買了Remuda合資企業25%的會員權益，Remuda合資企業隨後完成了對WTG Midstream多數股權的收購。

2021年11月1日，Rattler完成了將其天然氣收集資產出售給Braos Delware Gas，LLC，成交時的收益約為8300萬美元，取決於慣例的成交調整，以及總計1000萬美元的或有付款。

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目錄
贖回債券

2021年8月，我們用手頭的現金和循環信貸安排下的借款贖回了2025年未償還的5.375%優先債券的本金總額總計4.32億美元。

2021年11月1日，我們用剝離威利斯頓盆地資產和手頭現金所得的收益贖回了2023年未償還優先票據的本金總額6.5億美元。

見附註14-後續事件有關2021年第四季度完成的交易的更多討論。

股票回購計劃

2021年9月，我們的董事會批准了一項股票回購計劃，收購我們高達20億美元的已發行普通股。這項回購計劃是我們資本返還計劃的另一個組成部分，該計劃還包括我們的季度股息。我們預計回購計劃的資金將主要來自運營和資產出售等流動性事件產生的自由現金流。回購計劃下的購買可能會不時在公開市場或私下協商的交易中進行，並受市場條件、適用的法律要求、合同義務和其他因素的制約。回購計劃不要求我們收購任何具體數量的股票，董事會可能會隨時暫停、修改、延長或終止回購計劃。在截至2021年9月30日的三個月和九個月裏，我們回購了約2200萬美元的普通股，截至2021年9月30日，根據我們的普通股回購計劃，仍有19.8億美元可用於未來的購買。

新冠肺炎與商品價格

2020年3月初，由於影響全球石油和天然氣市場供求的多種因素，包括(I)歐佩克成員國和其他出口國採取的影響大宗商品價格和產量水平的行動，以及(Ii)持續的新冠肺炎疫情導致需求大幅下降，油價大幅下跌並繼續下跌，短暫達到負值。此外，達美航空的變體出現在2021年3月，並在2021年7月變得高度可傳播性，這導致了2021年第三季度的額外定價和需求波動。然而，隨着新冠肺炎的改進治療和疫苗接種自2020年末以來在全球推出，為應對新冠肺炎疫情而實施的某些業務限制已經取消。因此，2021年石油和天然氣市場價格因應總體需求增加而有所改善。

2020年至2021年期間，NYMEX WTI公佈的原油價格從每桶37.63美元到80.64美元不等，NYMEX Henry Hub的天然氣價格從每MMBtu 1.48美元到6.31美元不等。2021年10月13日，NYMEX WTI原油價格為每桶80.44美元，NYMEX Henry Hub天然氣價格為每MMBtu 5.59美元。大宗商品價格歷史上一直不穩定，我們無法預測可能導致這些價格未來波動的事件。

除了大宗商品價格的波動和新冠肺炎疫情對我們商業和行業的影響外，我們的運營結果可能會受到任何政府規則、法規或命令的不利影響，這些規則、法規或命令可能會對我們運營的二疊紀盆地實施產量限制，以及管道能力和存儲限制。

由於上述因素導致原油需求減少，在2020年，我們下調了2020年的資本預算和生產指引。自那以後，我們在2020年下半年恢復了減產，以遏制產量下降，並對需求改善和大宗商品價格上漲做出迴應，但我們選擇在2021年剩餘時間內保持生產相對平穩，重點是控制成本，並將多餘的現金流用於償還債務和向股東返還資金。

在2021年第三季度，我們繼續以我們的執行記錄為基礎，在控制資本成本的同時產生自由現金流，我們的效率收益，特別是米德蘭盆地鑽井和完井計劃的效率提高，能夠緩解油井成本的某些通脹壓力，並導致我們在2021年第二次降低資本指引，目前比我們在2021年4月提出的指引下降了10%。我們預計2022年將繼續實行資本紀律，並保持石油產量持平，並相信這可以通過花費與我們2021年第四季度指引類似的資本來實現。這一資本區間解釋了今年和預計2022年的通脹壓力。我們預計將能夠繼續實施最近宣佈的增強資本返還計劃，從2021年第四季度開始，我們預計將把我們季度自由現金流的50%分配給我們的股東。我們的資本返還計劃目前專注於我們可持續和不斷增長的股息，以及股票回購和可變股息的組合，預計這些股息將被互換使用，這取決於我們認為在相關時間為我們的股東提供最佳資本回報的選項。


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目錄
2021年第三季度運營亮點

•我們在2021年第三季度錄得6.49億美元的淨收入。

•2021年第三季度，我們的平均產量為404.3 MBOE/d。

•2021年第三季度，我們在米德蘭盆地鑽了47口總水平井，在特拉華盆地鑽了11口總水平井。

•2021年第三季度，我們將73口總作業水平井(63口在米德蘭盆地，10口在特拉華盆地)投入生產，不包括收購，資本支出為3.91億美元。

•2021年第三季度完成的油井的平均側向長度為11,225英尺。

•我們2021年第三季度的現金運營成本為9.97美元/京東方，包括租賃運營費用4.19美元/京東方，現金一般和行政費用0.65美元/京東方，以及生產和從價税以及收集和運輸費用5.13美元/京東方。

•2021年10月28日，我們的董事會宣佈2021年第三季度的現金股息為每股普通股0.50美元，於2021年11月18日支付給2021年11月11日收盤時登記在冊的股東。

上游網段

在我們的上游部分，我們的活動主要針對米德蘭盆地的WolfCamp和Spraberry建造以及二疊紀盆地內特拉華盆地的WolfCamp和bone Spring建造的水平開發。我們打算繼續開發我們的儲量，通過在我們已確定的潛在鑽探地點的多年庫存上進行開發、鑽探和開採和勘探活動，以及通過收購以石油加權儲量為目標，滿足我們的戰略和財務目標，來繼續開發我們的儲量和增加產量。此外，我們的上市子公司Viper專注於擁有和收購主要位於二疊紀盆地的石油和天然氣資產的礦產權益和特許權使用費權益，並從這些權益中獲得特許權使用費收入和租賃獎金收入。

截至2021年9月30日，我們的淨英畝約為540,915英畝，其中主要包括米德蘭盆地約263,208淨英畝和特拉華州盆地約149,405淨英畝。此外，於2021年10月完成了對威利斯頓盆地所有資產的剝離，總淨面積約為95,000英畝。

下表列出了截至2021年9月30日的三個月和九個月內鑽完的操作水平井總數：

截至2021年9月30日的三個月
截至2021年9月30日的9個月
鑽透
已完成(1)
鑽透
已完成(2)
面積毛收入網絡毛收入網絡毛收入網絡毛收入網絡
米德蘭盆地47 44 63 59 135 127 152 140 
特拉華州盆地11 10 10 9 28 26 49 46 
其他— — — — — — 4 3 
總計58 54 73 68 163 153 205 189 
(1)2021年第三季度完成的油井的平均側向長度為11,225英尺。2021年第三季度的運營完井包括23口WolfCamp A井、21口下Spraberry井、10口中Spraberry井、8口Jo Mill井、4口WolfCamp B井、4口Dean井、2口第二骨泉井和1口骨泉井。
(2)2021年前9個月完成的油井平均側向長度為10906英尺。2021年前9個月的已完成作業包括61口WolfCamp A井、50口下Spraberry井、25口中Spraberry井、21口Jo Mill井、17口WolfCamp B井、10口第二骨泉井、9口第三骨泉井、7口Dean井、2口Bakken井、2口Forks井和1口Barnett井。



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目錄
截至2021年9月30日，我們作業了以下油井：

截至2021年9月30日
直井水平井總計
面積毛收入網絡毛收入網絡毛收入網絡
米德蘭盆地2,298 2,142 1,689 1,565 3,987 3,707 
特拉華州盆地28 25 656 613 684 638 
其他— — 412 356 412 356 
總計2,326 2,167 2,757 2,534 5,083 4,701 

截至2021年9月30日，我們持有11,214口總油井(淨額4844口)的權益，其中包括我們沒有運營的油井。2021年第一季度，作為QEP合併的一部分，我們收購了1,671口總油井(淨值為1,240口)的權益。

中游作業

在我們的中游業務部門，Rattler的原油基礎設施資產由收集管道和計量設施組成，這些設施共同為客户收集原油。Rattler的設施從我們的獎勵、西班牙小徑、佩科斯和二疊紀盆地內的Glasscock地區的水平井和垂直井收集原油。Rattler的水資源來源和分配資產包括水井、水力壓裂坑、管道和水處理設施，這些設施集中收集二疊紀盆地含水層的水，並通過地下管道和臨時地面管道將水分配到鑽井和完井地點。響尾蛇的收集和處理系統跨越約521英里，由收集管道以及產出水處理井和設施組成，這些設施共同收集和處理我們整個二疊紀盆地種植面積內的生產廢水。

我們已經與Rattler簽訂了多項收費商業協議，每個協議的初始期限都將於2034年結束，利用Rattler的基礎設施資產或計劃中的基礎設施資產，提供對我們在特拉華州和米德蘭盆地的上游運營至關重要的一系列基本服務。我們與Rattler的協議包括大量的種植面積。

中游業務部門的收入和運營費用對我們截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月和九個月的精簡合併運營報表並不重要。見附註15-段信息有關收購的更多詳細信息，請訪問。

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目錄
經營成果

下表列出了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月和九個月的精選運營數據：

截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
收入(百萬)：
石油銷售$1,506 $606 $3,845 $1,785 
天然氣銷售152 36 363 61 
天然氣液體銷售239 65 528 156 
石油、天然氣和天然氣液體總收入$1,897 $707 $4,736 $2,002 
生產數據：
石油(MBbls)22,058 15,639 60,703 50,009 
天然氣(MMCF)45,571 32,505 124,186 96,482 
天然氣液體(MBBLS)7,540 5,377 19,992 16,326 
組合卷(MBOE)(1)
37,193 26,433 101,393 82,415 
日產油量(BO/d)239,761 169,989 222,355 182,515 
日合併量(BOE/d)404,272 287,315 371,403 300,785 
平均價格：
石油(每桶$)$68.27 $38.75 $63.34 $35.69 
天然氣(每立方英尺$)$3.34 $1.11 $2.92 $0.63 
天然氣液體(每桶$)$31.70 $12.09 $26.41 $9.56 
合併(每BOE$)$51.00 $26.75 $46.71 $24.29 
石油，套期保值(每桶$)(2)
$53.81 $38.17 $50.46 $41.31 
天然氣，套期保值($/MMBtu)(2)
$2.04 $0.95 $2.13 $0.57 
天然氣液體，套期保值(每桶$)(2)
$31.30 $12.09 $26.16 $9.56 
套期保值平均價格(每BOE$)(2)
$40.76 $26.22 $37.97 $27.63 
(1)使用每一BBL六個MCF的轉換率來計算BBL當量。
(2)套期保值價格反映了我們的商品衍生品交易對我們平均銷售價格的影響，幷包括到期商品衍生品現金結算的損益，我們沒有將其指定為對衝會計。套期保值價格不包括商品衍生品合約提前結算產生的損益。

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目錄
生產數據

我們幾乎所有的收入都來自石油、天然氣和天然氣液體產品的銷售。下表列出了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月和九個月我們按產品和盆地劃分的生產數據組合：

截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
石油(MBbls)59 %59 %60 %61 %
天然氣(MMCF)21 %21 %20 %19 %
天然氣液體(MBBLS)20 %20 %20 %20 %
100 %100 %100 %100 %

截至2021年9月30日的三個月截至2020年9月30日的三個月
米德蘭盆地特拉華州盆地
其他(1)
總計米德蘭盆地特拉華州盆地
其他(2)
總計
生產數據：
石油(MBbls)14,265 6,247 1,546 22,058 8,971 6,627 41 15,639 
天然氣(MMCF)26,246 16,210 3,115 45,571 17,403 15,003 99 32,505 
天然氣液體(MBBLS)4,547 2,301 692 7,540 3,087 2,268 22 5,377 
總計(MBOE)23,186 11,250 2,757 37,193 14,958 11,395 80 26,433 

截至2021年9月30日的9個月截至2020年9月30日的9個月
米德蘭盆地特拉華州盆地
其他(1)
總計米德蘭盆地特拉華州盆地
其他(2)
總計
生產數據：
石油(MBbls)38,065 19,074 3,564 60,703 28,864 21,013 132 50,009 
天然氣(MMCF)69,822 47,503 6,861 124,186 50,285 45,871 326 96,482 
天然氣液體(MBBLS)12,146 6,438 1,408 19,992 9,281 6,975 70 16,326 
總計(MBOE)61,848 33,429 6,116 101,393 46,525 35,633 257 82,415 
(1)包括鷹灘頁巖、落基山脈和高平原。
(2)包括中央盆地平臺、鷹灘頁巖和落基山脈。

截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月和截至2021年9月30日和2020年9月30日的九個月的比較

石油、天然氣和天然氣液體收入。我們的收入是石油、天然氣和天然氣液體產量以及這些產量的平均銷售價格的函數。

在截至2021年9月30日的三個月裏，我們的石油、天然氣和天然氣液體收入增加了12億美元，增幅為168%，從截至2020年9月30日的三個月的7.07億美元增加到19億美元。較高的平均油價，以及較小程度的天然氣和天然氣液體價格，貢獻了9億美元的總增幅。總體變化的其餘部分是由於總銷量增加了41%。

截至2021年9月30日的9個月，我們的石油、天然氣和天然氣液體收入增加了27億美元，增幅為137%，從截至2020年9月30日的9個月的20億美元增至47億美元。較高的平均石油價格，以及較小程度的天然氣和天然氣液體價格，貢獻了總增長的23億美元。總體變化的其餘部分是由於總銷量增加了23%。

在這兩種情況下，2021年期間的大宗商品價格比2020年期間更高，主要反映了從2020年由於新冠肺炎大流行而經歷的歷史低位價格的復甦，如中所討論的那樣。— 最新發展動態“上圖。與2020年相比，2021年期間的產量增加主要是由於2021年第一季度Guidon收購和QEP合併，以及我們鑽探和生產活動的全面復甦。
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目錄
在2020年第二季度為應對新冠肺炎大流行而削減開支之後。我們預計，在可預見的未來，我們的石油產量水平將保持不變。

租賃運營費用。下表顯示了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月和九個月的租賃運營費用：

截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
金額每個京東方金額每個京東方金額每個京東方金額每個京東方
(單位為百萬，不包括每BOE金額)
租賃運營費用$156 $4.19 $102 $3.86 $415 $4.09 $332 $4.03 

與2020年第三季度相比，2021年第三季度的租賃運營費用增加了5400萬美元，或每股京東方0.33美元；與截至2020年9月30日的9個月相比，截至2021年9月30日的9個月增加了8300萬美元，或每股京東方0.06美元。在這兩種情況下，這一增長主要是由於2021年第一季度收購Guidon和合並QEP期間產量的增加。每京東方基礎上的增長主要與QEP合併中收購的Williston盆地資產有關，這些資產的平均租賃運營成本高於我們的歷史物業。

生產和從價税費用。下表顯示了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月和九個月的生產和從價税費：

截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
金額每個京東方金額每個京東方金額每個京東方金額每個京東方
(單位為百萬，不包括每BOE金額)
生產税$98 $2.63 $36 $1.36 $245 $2.42 $97 $1.18 
從價税26 0.70 19 0.72 59 0.58 51 0.62 
生產總費用和從價費用$124 $3.33 $55 $2.08 $304 $3.00 $148 $1.80 
生產税佔石油、天然氣和天然氣液體收入的百分比5.2 %5.1 %5.2 %4.8 %

一般來説，生產税與生產收入直接相關，並以當年商品價格為基礎。與2020年同期相比，截至2021年9月30日的三個月和九個月的生產税佔生產收入的百分比略有上升，這是由於收購的威利斯頓盆地物業的生產收入增加，這些物業的生產税率高於我們的其他物業。我們於2021年10月完成了對威利斯頓盆地物業的剝離。

除其他因素外，從價税是基於前一年大宗商品價格推動的房地產價值。與2020年同期相比，截至2021年9月30日的三個月和九個月的從價税分別增加了700萬美元和800萬美元，這主要是由於收購Guidon和QEP合併獲得的額外物業。

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目錄
集散費和交通費。下表顯示了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月和九個月的集散和運輸費用：

截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
金額每個京東方金額每個京東方金額每個京東方金額每個京東方
(單位為百萬，不包括每BOE金額)
集散費和交通費$67 $1.80 $33 $1.25 $154 $1.52 $105 $1.27 

與2020年同期相比，截至2021年9月30日的三個月和九個月的收集和運輸費用增加，主要是由於期間間產量的增加。此外，與我們的歷史資產相比，QEP合併後增加的產量比每個京東方的平均收集和運輸成本更高。

折舊、損耗、攤銷和增值。下表提供了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月和九個月的折舊、損耗、攤銷和增值費用的組成部分：

截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
(單位：百萬，不包括京東方金額)
已探明石油和天然氣性質的枯竭$324 $273 $899 $995 
中游資產折舊11 9 37 29 
其他財產和設備的折舊4 4 12 12 
資產報廢債務增加2 2 7 5 
折舊、損耗和攤銷費用$341 $288 $955 $1,041 
單位京東方的石油和天然氣性質損耗率$8.71 $10.33 $8.87 $12.07 

與截至2020年9月30日的三個月相比，截至2021年9月30日的三個月已探明石油和天然氣資產的損耗增加了5100萬美元，這主要是由於產量增加，部分被較低的平均消耗率所抵消。費率下降的主要原因是，2021年期間儲量計算中使用的美國證券交易委員會價格上漲，延長了儲量基地的經濟壽命，導致我們油井預計剩餘儲量較高。

與截至2020年9月30日的9個月相比，截至2021年9月30日的9個月已探明石油和天然氣資產的枯竭減少了9600萬美元，這主要是由於平均枯竭速度的降低，部分被2021年產量的增加所抵消。費率下降的主要原因是2021年期間儲量計算中使用的美國證券交易委員會油價上漲，延長了儲備基地的經濟壽命，導致我們油井預計剩餘儲量增加。

石油和天然氣性質的減損。截至2021年9月30日的三個月和九個月沒有記錄減值費用。關於QEP合併和Guidon收購，我們記錄了以公允價值收購的石油和天然氣資產。根據美國證券交易委員會指引，吾等釐定在優質環保計劃合併中收購的物業的公允價值，而Guidon收購明顯超出相關的無合理疑慮的全部成本上限限制。因此，我們請求並收到美國證券交易委員會的豁免，將收購的房產排除在2021年第一季度的上限測試計算之外。因此，在截至2021年3月31日的三個月裏，沒有記錄與QEP合併和Guidon收購相關的減值費用。如果我們沒有收到美國證券交易委員會的豁免，2021年第一季度就會記錄大約11億美元的減值費用。截至2021年3月31日，QEP合併和Guidon收購中收購的物業的未攤銷成本總額分別為30億美元和11億美元。

由於2020年大宗商品價格大幅下跌，我們在截至2020年9月30日的三個月和九個月分別記錄了15億美元和50億美元的非現金上限測試減值，這些減值分別計入了我們濃縮綜合資產負債表的累計損耗、折舊、攤銷和減值。

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目錄
減損費用會影響我們的經營業績，但不會減少我們的現金流。除大宗商品價格外，我們的生產率、已探明儲量水平、未來開發成本、未評估物業的轉讓和其他因素將決定我們未來期間的實際上限測試計算和減值分析。如果過去12個月的大宗商品價格與前幾個季度的大宗商品價格相比有所下降，我們可能會在接下來的幾個季度出現重大減記。見注5-財產和設備有關影響石油和天然氣屬性減損的因素的更多詳細信息，請參閲。

一般和行政費用。下表顯示了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月和九個月的一般和行政費用：

截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
金額每個京東方金額每個京東方金額每個京東方金額每個京東方
(單位為百萬，不包括每BOE金額)
一般和行政費用$24 $0.65 $11 $0.42 $62 $0.61 $37 $0.45 
非現金股票薪酬14 0.37 9 0.34 37 0.37 27 0.33 
一般和行政費用總額$38 $1.02 $20 $0.76 $99 $0.98 $64 $0.78 

與截至2020年9月30日的三個月和九個月相比，截至2021年9月30日的三個月和九個月的一般和行政費用增加，主要是由於與QEP合併和收購Guidon相關的額外工資和其他員工驅動的成本分別為1100萬美元和2100萬美元。此外，與2020年同期相比，截至2021年9月30日的三個月和九個月的股權薪酬分別增加了500萬美元和1000萬美元。

合併和整合費用。下表顯示了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月和九個月的合併和整合費用：

截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
(單位：百萬)
兼併整合費用$— $— $77 $— 

截至2021年9月30日的9個月的合併和整合總支出包括QEP合併產生的6800萬美元成本和收購Guidon產生的900萬美元成本。與QEP合併相關的費用主要包括3800萬美元的遣散費以及3000萬美元的銀行、法律和諮詢費，與Guidon收購相關的費用主要包括諮詢費和律師費。見注4-收購和資產剝離有關QEP合併和收購Guidon的更多細節。

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目錄
淨利息支出。下表顯示了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月和九個月的淨利息支出構成：
截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
(單位：百萬)
循環信貸協議$2 $4 $7 $17 
高級註釋66 57 197 155 
債務發行成本和折價攤銷5 4 13 9 
其他1 2 5 7 
資本化利息(16)(14)(51)(41)
總計58 53 171 147 
減去：利息收入1 — 1 — 
利息支出，淨額$57 $53 $170 $147 

與2020年同期相比，截至2021年9月30日的三個月和九個月的淨利息支出分別增加了400萬美元和2300萬美元。在這兩種情況下，增加的主要原因是與我們的2020年5月債券、Rattler公司2025年到期的5.625%高級債券、新發行的2021年3月債券有關的利息支出，以及較小程度上與2021年3月完成QEP合併後仍未償還的QEP債券相關的利息支出。這些增長被2021年3月和2021年8月回購我們2025年優先票據的利息成本節省以及2021年期間我們循環信貸協議下借款的減少部分抵消。見注7-債務瞭解有關未償還借款和利息支出的更多細節。

衍生品公司。下表為截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月和九個月衍生工具淨收益(虧損)和衍生工具結算現金淨收(付)額：

截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
(單位：百萬)
衍生工具淨收益(虧損)$(234)$(99)$(895)$82 
結算時收到(支付)的現金淨額(1)(2)(3)
$(397)$(9)$(822)$288 
(1)截至2021年9月30日的三個月和九個月包括在1600萬美元的合同到期日之前終止的大宗商品合同支付的現金。
(2)截至2020年9月30日的三個月和九個月包括在合同到期前終止的大宗商品合同收到的現金，分別為600萬美元和1700萬美元。
(3)截至2021年9月30日的9個月包括在8000萬美元的合同到期前終止的利率掉期合同收到的現金。

我們必須確認資產負債表上的所有衍生工具為按公允價值計量的資產或負債。我們沒有將我們的商品衍生工具指定為會計上的套期保值工具。因此，我們將我們的衍生工具標記為公允價值，並在我們的簡明綜合經營報表中“衍生工具淨收益(虧損)”項下確認衍生工具的現金和非現金公允價值變化。作為QEP合併的一部分，我們通過更新從QEP獲得了某些衍生工具，這些工具截至2021年9月30日包括在我們的資產負債表上。

出於會計目的，我們已將某些利率掉期指定為公允價值對衝。因此，利率掉期公允價值變動帶來的損益完全抵消了相關債務對衝部分的公允價值變動，不會因套期保值無效而確認損益。公允價值變動在簡明綜合資產負債表中記錄為對2029年票據賬面價值的調整。自2021年12月1日起，這些利率互換每半年進行一次的現金結算將在精簡的綜合經營報表中計入利息支出。

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目錄
所得税準備金(受益於)所得税。下表顯示了截至2021年9月30日和2020年9月30日的三個月和九個月的所得税撥備(受益)：
截至9月30日的三個月，截至9月30日的9個月，
2021202020212020
(單位：百萬)
所得税撥備(受益於)$193 $(304)$352 $(902)

與2020年同期相比，我們截至2021年9月30日的三個月和九個月的所得税撥備發生了變化，這主要是由於截至2021年9月30日的三個月和九個月的税前收入增加，部分抵消了因記錄截至2021年9月30日的九個月的Viper遞延税項資產估值津貼而產生的所得税支出。

流動性與資本資源

截至2021年9月30日，根據信貸協議，我們有16億美元的未來借款可用，手頭約有4.57億美元的現金。從歷史上看，我們的主要流動性來源是運營現金流、我們公開發行股票的收益、信貸協議下的借款以及我們發行優先票據的收益。我們資本的主要用途是收購、開發和勘探石油和天然氣資產，並將資本返還給我們的股東。

在執行我們的業務和財務戰略時，我們會定期考慮哪些資本資源，包括現金流以及股權和債務融資，可以滿足我們未來的財務義務、計劃中的資本支出活動和流動性要求。我們未來增加已探明儲量和產量的能力將高度依賴於我們可用的資本資源。由於新冠肺炎疫情、大宗商品定價環境和不確定的宏觀經濟狀況，資本、金融和/或信貸市場持續的長期波動可能會限制我們獲得資金的渠道，或增加我們的成本，或者使我們無法以我們可以接受的條款獲得資金，或者根本無法獲得資金。

流動性與現金流

我們截至2021年9月30日和2020年9月30日的9個月的現金流如下：
截至9月30日的9個月，
20212020
(單位：百萬)
經營活動提供(用於)的現金淨額$2,777 $1,715 
投資活動提供(用於)的現金淨額(1,323)(1,855)
融資活動提供(用於)的現金淨額(1,021)111 
現金淨增(減)$433 $(29)

經營活動

我們的運營現金流對許多變量很敏感，其中最重要的是我們生產的石油和天然氣價格的波動。這些商品的價格主要由當時的市場狀況決定。地區和世界範圍內的經濟活動、天氣和其他重大可變因素影響着這些產品的市場狀況。這些因素超出了我們的控制範圍，很難預測。

與2020年同期相比，截至2021年9月30日的9個月的運營現金流增加，主要原因是(I)我們的總收入增加了27億美元，(Ii)收到了1.52億美元的應收所得税退款，這與聯邦淨營業虧損的結轉和2020年CARE法案允許的最低税收抵免的加速退還有關。這些現金淨流入被以下因素部分抵消：(I)與截至2020年9月30日的9個月的2.88億美元淨現金相比，在截至2021年9月30日的9個月中，我們的衍生品合約支付了8.47億美元的現金淨額，因此減少了11億美元；(Ii)我們的現金運營費用增加了約3.96億美元，這主要是由於QEP合併和收購Guidon所致；(Iii)我們支付的利息現金增加了7700萬美元，這主要是由於支付優先票據的利息。主要是由於記錄了2021年3月QEP合併中收購的營運資金、資產和負債的活動。請參閲“-經營成果“討論我們收入和支出的重大變化。
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目錄

投資活動

投資活動中使用的淨現金為13億美元，而截至2021年9月30日和2020年9月30日的9個月分別為19億美元。在截至2021年9月30日的9個月中，我們用於投資活動的大部分淨現金用於購買和開發石油和天然氣物業及相關資產，包括作為收購Guidon的一部分收購某些租賃權益。這些支出由附註4中討論的出售租賃面積的收益部分抵消-收購和資產剝離.

在截至2020年9月30日的9個月中，我們用於投資活動的大部分淨現金用於與我們的開發計劃相關的鑽井和完井成本。我們每個時期的資本支出將在下面進一步討論。

非經常開支活動

我們的資本支出(不包括收購和權益法投資)(按現金計算)如下：

截至9月30日的9個月，
20212020
(單位：百萬)
石油和天然氣屬性的鑽井、完井和非操作添加(1)(2)
$987 $1,404 
增加石油和天然氣資產的基礎設施43 96 
增加中游資產23 133 
總計$1,053 $1,633 
(1)在截至2021年9月30日的9個月中，結合我們的開發計劃，我們共鑽了163口總作業水平井(153口淨作業井)，其中135口總作業水平井(127口淨作業井)位於米德蘭盆地，28口總作業水平井(26口淨作業井)位於特拉華盆地，205口總作業水平井(189口淨作業水平井)投入生產，其中152口總作業水平井(140口淨作業井)位於米德蘭盆地，49口總作業水平井(46口淨額)位於特拉華盆地。
(2)在截至2020年9月30日的9個月中，配合我們的開發計劃，我們共鑽了183口總作業水平井(173口淨作業井)，其中114口總作業水平井(108口淨作業井)位於米德蘭盆地，69口總作業水平井(65口淨作業井)位於特拉華盆地，136口總作業水平井(124口淨作業水平井)投入生產，其中69口總作業水平井(61口淨作業井)位於米德蘭盆地，67口總作業水平井(63口淨作業井)位於特拉華盆地。

融資活動

截至2021年9月30日的9個月，用於融資活動的淨現金為10億美元，而截至2020年9月30日的9個月，融資活動提供的淨現金為1.11億美元。於截至二零二一年九月三十日止九個月內，用於融資活動的金額主要是由於(I)已支付25億美元回購若干優先票據的未償還本金，詳情見“-購回債券”(I)向股東支付2.21億美元的股息；(Iii)扣除借款後我們信貸安排項下的9400萬美元的償還；(Iv)向非控股權益分配的7200萬美元；以及(V)作為股份和單位回購計劃的一部分的8500萬美元的回購。(V)作為股份和單位回購計劃的一部分，向股東支付的額外溢價為1.78億美元；(Iii)扣除借款後，我們信貸安排項下的償還金額為9400萬美元；以及(V)作為股份和單位回購計劃的一部分的8500萬美元回購。這些現金流出被2021年3月債券的22億美元收益和提前結算利率掉期和大宗商品衍生品合約的2500萬美元現金淨收入部分抵消，這些合約包含一個非微不足道的融資元素。

截至2020年9月30日的9個月，融資活動提供的淨現金主要歸因於7.58億美元的優先票據收益(扣除償還後)和4700萬美元的合資企業收益。這些現金流入被(I)3.21億美元的償還(扣除借款後)、(I)向股東支付1.77億美元的紅利、(Ii)作為我們先前股票回購計劃的9800萬美元的股票回購以及(Iii)向非控股權益分配的7700萬美元所部分抵消。

負債

在… 截至2021年9月30日，我們的債務，包括Viper和Rattler的債務，包括優先票據的未償還本金總額約69億美元，循環信貸安排下的未償還借款總額9200萬美元，以及根據我們的DrillCo協議到期的未償還金額6500萬美元。我們的循環信貸安排和
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目錄
在截至2021年9月30日的9個月內，我們的未償債務發生了重大變化，下面將進一步討論。見注7-債務有關我們未償債務的更多討論，請訪問2021年9月30日.

第二次修訂和重新調整的信貸安排

正如“— 最新發展動態“2021年6月2日，我們達成了一項信貸協議修正案。截至2021年9月30日，信貸協議規定的最高信貸額度為16億美元，沒有未償還借款，16億美元可用於未來借款。截至2021年9月30日，未償還信用證總額為300萬美元，這減少了按美元對美元計算的信貸協議下的可用借款。在截至2021年9月30日的九個月內，信貸安排的加權平均利率為1.67%。

截至2021年9月30日，我們遵守了信貸協議下的所有財務維護契約。

2021年3月發售債券

2021年3月24日，我們發行了6.5億美元的2023年債券，9億美元的2031年債券和6.5億美元的2051年債券，扣除2400萬美元的債券發行成本和折扣後，我們獲得了21.8億美元的收益。所得款項淨額主要用於回購下文進一步討論的其他未償還優先票據。2021年3月債券的利息由2021年9月開始，每半年在3月和9月支付一次。

購回債券

在QEP合併後，於2021年3月，我們根據吾等提出的投標要約，以總現金代價17億美元(包括贖回及初步保費)，按公平價值回購QEP債券約16.5億美元，導致截至2021年3月31日止三個月的債務清償虧損約4,700萬美元。購回的合格投資者債券的公允價值總額包括(I)4.53億美元，佔優質債券2022年債券的未償還公允價值賬面金額的94.65%；(Ii)6.63億美元，或優質債券2023年債券的未償還公允價值賬面金額的98.43%；及(Iii)5.38億美元，或優質債券2026債券的未償還公允價值賬面金額的96.35%。

2021年3月，我們還回購了總計3.68億美元的2025年5.375優先債券本金，約佔2025年未償還優先債券的45.97%，總現金代價為3.81億美元，包括贖回和提前溢價費用。這導致截至2021年9月30日的9個月內債務清償虧損1400萬美元。

我們用上文討論的2021年3月發行債券的收益為回購合格債券和2025年高級債券提供資金。

關於上文討論的回購合格環保債券的投標要約，我們亦徵詢合格環保債券持有人的同意，修訂合格環保債券的契據，其中包括刪除發行優質環保債券所依據的契據所載的所有限制性契諾及相關條文，以及若干失責事件。吾等收到所需數目的同意書，並於二零二一年三月二十三日就採納該等修訂的合格投資者資格證書附註訂立補充契約。

2021年6月，我們贖回了2021年9月1日到期的未償還Energen 4.625優先票據的剩餘本金1.91億美元。我們記錄了與贖回相關的債務清償的無形税前虧損，其中包括與贖回票據相關的未攤銷債務折扣的沖銷。我們用內部產生的運營現金流以及剝離某些非核心資產的收益為贖回提供資金，如附註4所述-收購和資產剝離.

2021年8月，我們贖回了2025年到期的未償還5.375%優先債券的剩餘本金4.32億美元，總現金代價為4.49億美元，包括贖回和提前保費1,200萬美元，導致截至2021年9月30日的三個月和九個月的債務清償虧損1,200萬美元。我們用手頭的現金和其循環信貸安排下的借款為贖回提供資金。

2021年11月1日，我們贖回了2023年未償還優先債券的本金總額6.5億美元，贖回價格相當於本金的100%，外加截至(但不包括)贖回日的應計和未付利息。我們用剝離威利斯頓盆地資產所得的收益和手頭的現金為贖回提供資金。
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目錄

毒蛇信貸協議

到目前為止修訂的Viper信貸協議規定，循環信貸安排的最高信貸金額為20億美元，截至2021年9月30日的借款基數為5.8億美元，儘管Viper LLC根據Viper LLC的石油和天然氣儲量和其他因素選擇了5億美元的承諾額。借款基數計劃在5月和11月每半年重新確定一次，預計貸款人將在2021年11月重新確定時重申為5.8億美元。截至2021年9月30日，根據毒蛇信貸協議，有9200萬美元的未償還借款和4.08億美元的未來借款可用。2021年第四季度，現金部分約190.0美元收購燕尾蛇的資金來自Viper信貸協議下的借款，這使得截至2021年10月1日，根據這一安排，未來可供借款的金額降至2.18億美元。截至2021年9月30日止三個月及九個月內，Viper信貸協議項下借款的加權平均利率分別為1.98%及2.14%。毒蛇信貸協議將於2025年6月2日到期。

截至2021年9月30日，Viper LLC遵守了Viper信貸協議下的所有財務維護契約。

響尾蛇信貸協議

迄今為止修訂的Rattler信貸協議規定，循環信貸安排的最高信貸金額為6億美元，在Rattler當選後可擴展至10億美元，條件是獲得額外的貸款人承諾並滿足慣例條件。截至2021年9月30日，根據Rattler信貸協議，沒有未償還借款和6億美元可供未來借款。在截至2021年9月30日的三個月和九個月期間，Rattler信貸協議下的借款加權平均利率分別為1.34%和1.38%。響尾蛇信貸協議將於2024年5月28日到期。

截至2021年9月30日，Rattler LLC遵守了Rattler信貸協議下的所有財務維護契約。

資本要求和流動性來源

我們的主要短期和長期流動資金需求主要包括(I)資本支出，(Ii)支付合同義務，包括債務到期日，(Iii)股息和股票回購，以及(Iv)營運資本義務。

在2021年第四季度，我們將2021年資本預算更新為約14.9億至15.3億美元，比之前宣佈的資本預算中值減少了4%。這一下降是由於我們的2021年發展計劃的成本控制和銷量表現優異。我們打算以比我們2021年發展計劃中最初預期的更少的資本和更少的完工油井來維持目前的產量水平。我們估計，在這些開支中，約有：

•13.9億至14.2億美元將主要用於鑽探和完井以及265至275口總水平井(246至256口淨額)水平井，覆蓋我們在北米德蘭和南特拉華州盆地運營的租賃面積，平均側向長度約為10500英尺；

•4,000萬元將用於中游基礎設施建設，不包括合資企業投資；以及

•6000萬至7000萬美元將用於基礎設施和環境支出，不包括任何租賃和礦產權益收購的成本。

他説：我們沒有具體的收購預算，因為收購的時間和規模無法準確預測。

在截至2021年9月30日的9個月中，我們在鑽井和完井上花費了9.48億美元，在中游花費了2300萬美元，在非運營物業上花費了3900萬美元，在基礎設施上花費了4300萬美元，不包括收購在內的總資本支出為10.53億美元。

我們的非經常開支的數額和時間在很大程度上是可酌情決定的，並在我們的控制範圍之內。我們可以根據各種因素選擇推遲部分計劃的資本支出，這些因素包括但不限於我們鑽探活動的成功、石油和天然氣的當前和預期價格、必要設備、基礎設施和資本的可用性、所需監管許可和批准的接收和時間、季節性條件、鑽井和收購成本以及其他利益所有者的參與程度。我們目前正在操作九個鑽機。
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目錄
還有三個完工隊。我們目前繼續執行我們的戰略，保持石油生產持平，同時利用運營現金流減少債務，加強我們的資產負債表，並將資本返還給我們的股東。我們將繼續監測大宗商品價格和整體市場狀況，並可以根據大宗商品價格和整體市場狀況的變化調整鑽井平臺節奏和資本支出預算。

2021年9月，我們的董事會批准了一項股票回購計劃，收購我們高達20億美元的已發行普通股。在截至2021年9月30日的9個月裏，我們回購了約2200萬美元的普通股，剩餘約19.8億美元可用於該計劃的未來回購。我們打算繼續根據這一回購計劃機會性地購買股票，可用的資金主要來自運營和資產出售等流動性事件的現金流，同時保持足夠的流動性為我們的資本支出計劃提供資金。

根據目前的石油和天然氣價格以及2021年的產量預期，我們相信，我們的運營現金流、手頭現金和循環信貸安排下的借款將足以在提交本報告後的12個月內為我們的運營提供資金。然而，未來的現金流受到許多變量的影響，包括石油和天然氣的生產水平和價格，需要大量額外的資本支出才能更充分地開發我們的物業。我們不能保證所需的資金能在可接受的條件下獲得，或者根本不能。此外，我們的2021年資本支出預算沒有分配任何資金用於租賃利息和物業收購。

擔保人財務信息

與2021年6月30日公司若干全資子公司合併為內部子公司重組有關，Diamondback E&P根據信貸協議成為O&G的繼任借款人，Energen中期票據的繼任發行人，以及管理2019年12月票據、2020年5月票據、2025年優先票據和2021年3月票據的契約項下的唯一擔保人。

按照S-X規則第3-10(B)(3)條中使用的術語，擔保是“完全和無條件的”，但在2019年和2025年契約中規定的某些情況下，此類擔保將被解除或終止，例如，除某些例外，(1)如果響尾蛇E&P(或其全部或基本上所有資產)被出售或處置，(2)如果響尾蛇E&P不再是其擔保人或不再是其擔保人，(2)如果響尾蛇E&P不再是其擔保人或不再是其擔保人，則此類擔保將被解除或終止，但某些例外情況除外，例如(1)如果響尾蛇E&P(或其全部或基本上所有資產)被出售或處置相關契約的法律無效或清償和解除。由於2025年優先債券的剩餘4.32億美元本金在2021年第三季度提前贖回，2025年債券契約被終止。
響尾式E&P對2019年12月債券、2020年5月債券和2021年3月債券的擔保是優先無抵押債務，其償付權優先於其任何未來的次級債務，與其所有現有和未來的優先債務(包括其循環信貸安排下的義務)同等的償付權，並在擔保該等債務的抵押品價值的範圍內，實際上從屬於其任何現有和未來的有擔保債務。
響尾蛇E&P高級票據持有人的權利可能受到美國破產法或州欺詐性轉讓或轉讓法的限制。每項擔保都包含一項條款，旨在將響尾蛇公司的責任限制在它可能招致的最大金額內，而不會導致其擔保項下的義務成為欺詐性運輸。不過，我們不能保證法庭會採用甚麼標準來釐定響尾蛇的最高法律責任。此外，這項條文未必能有效保障擔保不會因欺詐的運輸法而被作廢。有可能整個擔保被撤銷，在這種情況下，整個責任可能被消滅。

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目錄
下表列出了作為母公司的Diamondback Energy公司和作為擔保人子公司的Diamondback E&P公司在綜合基礎上的財務信息摘要，這些信息在剔除了(I)母公司和擔保人子公司之間的公司間交易和餘額以及(Ii)任何非擔保人子公司的收益和投資的股本後，在合併的基礎上進行了彙總。(I)母公司和擔保人子公司之間的公司間交易和餘額消除後，Diamondback能源公司作為母公司，Diamondback E&P公司作為擔保子公司。該信息是根據美國證券交易委員會S-X規則第13-01條的要求提供的。如果擔保人子公司作為獨立實體經營，財務信息不一定能説明經營結果或財務狀況。

2021年9月30日2020年12月31日
彙總資產負債表：(單位：百萬)
資產：
流動資產$979 $308 
財產和設備，淨值$14,558 $6,934 
其他非流動資產$44 $6 
負債：
流動負債$1,675 $355 
公司間應付帳款，非擔保人子公司$468 $335 
長期債務$5,748 $4,293 
其他非流動負債$1,270 $886 

截至2021年9月30日的9個月
操作摘要表：(單位：百萬)
收入$3,516 
營業收入(虧損)$1,964 
淨收益(虧損)$658 

合同義務

除了在中討論的債務變化之外“-負債”在上文及附註7中-黛布在本報告其他部分包括的簡明合併財務報表附註中，我們在截至2021年9月30日的9個月內與QEP合併一起獲得了某些合同義務，包括總計約6800萬美元的各種運輸、收集和採購承諾。我們的合同義務與我們的合同義務中披露的那些相比，沒有其他重大變化。表格10-K的年報截至2020年12月31日的年度。

關鍵會計政策和估算

我們的關鍵會計政策與我們的10-K表格年報截至2020年12月31日的年度。

表外安排

截至2021年9月30日，我們沒有實質性的表外安排。請閲讀附註13-承諾和或有事項在本報告其他部分的簡明合併財務報表附註中，我們將對我們的承諾和或有事項進行討論，這些承諾和或有事項未在公認會計準則下的資產負債表中確認。

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目錄
第三項：加強關於市場風險的定量和定性披露

商品價格風險

我們在勘探和生產業務中的主要市場風險敞口在於適用於我們石油和天然氣生產的定價。已實現的價格主要是由當時的全球原油價格和適用於我們天然氣生產的現貨市場價格推動的。幾年來，石油和天然氣生產的價格一直不穩定，不可預測。儘管由於能源使用的增加、新冠肺炎疫情的緩解以及美國經濟活動的改善，石油和天然氣的需求和市場價格最近有所上升，但我們無法預測可能導致未來價格波動的事件，近期能源前景仍然受到高度不確定性的影響。此外，我們收到的生產價格取決於許多我們無法控制的其他因素。

我們使用衍生品，包括掉期、基差掉期、看跌期權、掉期、滾動掉期和無本價環，以降低與我們某些石油和天然氣銷售相關的價格波動。

截至2021年9月30日，我們擁有與我們的大宗商品價格衍生品相關的淨負債衍生品頭寸6.18億美元，與我們的大宗商品價格風險衍生品相關。利用截至2021年9月30日我們的大宗商品價格衍生品下的實際衍生品合同量，與基礎商品相關的遠期曲線增加10%，將使淨負債頭寸增加2.56億美元，至8.74億美元，而與基礎商品相關的遠期曲線減少10%，將使淨負債頭寸減少2.18億美元，至4億美元。然而，任何現金衍生工具的收益或虧損將分別由衍生工具涵蓋的產品的實際銷售價值的減少或增加大幅抵消。

在我們的中游運營業務中，我們間接暴露於大宗商品價格風險，因為持續的低大宗商品價格可能會導致我們或Rattler的其他客户推遲鑽探或停產，這將減少我們基礎設施資產可供收集和加工的數量。如果我們或Rattler的其他客户因大宗商品價格持續低迷或任何其他原因而推遲鑽探或暫時停產，我們中游業務部門的收入可能會減少，因為Rattler的商業協議不包含最低產量承諾。

有關我們截至2021年9月30日的未平倉商品衍生品工具的更多信息，請參見附註11-衍生品.

交易對手和客户信用風險

我們對信用風險的主要敞口是由於出售我們的石油和天然氣生產的應收賬款集中(截至2021年9月30日約為7.12億美元)，其次是來自聯合利息應收賬款的應收賬款(截至2021年9月30日約為9900萬美元)。

我們不要求我們的客户提供抵押品，我們的重要客户由於流動性問題、破產、資不抵債或清算而未能或無法履行對我們的義務，可能會對我們的財務業績產生不利影響。

聯合業務應收賬款產生於向在我們經營的油井中擁有部分權益的實體開具賬單。這些實體主要根據它們在租約中的所有權參與我們的油井，我們打算在這些租約上鑽探。我們幾乎沒有能力控制這些實體是否會參與我們的油井。

利率風險

在我們的循環信貸安排下，我們的債務利率發生變化，我們的固定利率債務的公允價值發生變化，我們面臨着與此相關的市場風險敞口。信貸協議的條款規定，借款利息的浮動利率等於替代基準利率(等於最優惠利率、聯邦基金實際利率加0.5%和3個月期LIBOR加1.0%中的最大者)或LIBOR，在每種情況下都加適用的保證金。就另類基本利率而言，適用的保證金由年息0.25釐至1.125釐不等，而就倫敦銀行同業拆息而言，適用的保證金則由年息1.25釐至2.125釐不等，兩者均視乎定價水平而定。定價水平取決於某些評級機構對我們的長期優先無擔保債務的評級。我們相信，重大的利率變化不會對我們未來的收益或現金流產生實質性的短期影響。有關我們截至2021年9月30日的浮動利率債務的更多信息，請參見注7-債務.

從歷史上看，我們有時會使用利率掉期來管理以下風險敞口：(I)浮動利率日的利率變化和(Ii)固定利率債務的公允價值變化。在2021年9月30日，我們有名義金額為12億美元的利率互換協議，以管理市場利率對利息支出的影響。這些利率掉期已被指定為本公司到期的12億美元3.50%固定利率優先票據的公允價值對衝
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目錄
2029年，我們將獲得固定利率，並將支付基於三個月倫敦銀行同業拆借利率加2.1865%的平均浮動利率。有關我們的利率掉期的其他資料，請參閲附註11-衍生品.

項目4.行政管理、行政管理、行政控制和程序

信息披露控制和程序的評估。在我們首席執行官和首席財務官的指導下，我們建立了披露控制程序和程序，如1934年修訂的“證券交易法”或“交易法”下的規則13a-15(E)和15d-15(E)所定義，旨在確保我們根據交易法提交或提交的報告中要求披露的信息在美國證券交易委員會的規則和表格中指定的時間段內得到記錄、處理、彙總和報告。披露控制和程序還旨在確保積累這些信息並將其傳達給管理層，包括我們的首席執行官和首席財務官(視情況而定)，以便及時就所需披露做出決定。在設計和評估披露控制和程序時，管理層認識到，任何控制和程序，無論設計和操作得多麼好，都只能為實現預期的控制目標提供合理的保證。此外，披露控制和程序的設計必須反映這樣一個事實，即存在資源限制，要求管理層在評估可能的控制和程序相對於其成本的益處時作出判斷。

截至2021年9月30日，在包括我們的首席執行官和首席財務官在內的管理層的監督和參與下，根據交易法第13a-15(B)條，對我們的披露控制程序和程序的設計和運營的有效性進行了評估。根據我們的評估，我們的首席執行官和首席財務官得出結論，截至2021年9月30日，我們的披露控制和程序是有效的。

財務報告內部控制的變化。2021年7月，我們實施了涵蓋各種財務和會計流程的企業資源規劃系統。作為這一實施的結果，對財務報告的某些內部控制已被自動化、修改或實施，以應對與該系統實施相關的新環境。我們相信，在實施過程中，我們對財務報告保持了適當的內部控制，並相信這一新制度將加強我們的內部控制制度。然而，實施任何新的制度都存在固有的風險，我們將繼續評估這些控制變化，作為我們對整個2021年財務報告內部控制評估的一部分。在截至2021年9月30日的季度內，我們對財務報告的內部控制沒有發生任何變化，這些變化已經或合理地可能對財務報告的內部控制產生重大影響。

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目錄
第二部分
項目1.法律訴訟

我們是各種日常法律程序、糾紛和索賠的當事人，這些訴訟、糾紛和索賠是在我們的日常業務過程中產生的，包括因解釋影響天然氣和原油行業的聯邦和州法律法規、人身傷害索賠、所有權糾紛、特許權使用費糾紛、合同索賠、與石油和天然氣勘探開發有關的污染索賠以及環境索賠，包括涉及以前出售給第三方而不再是我們當前業務一部分的資產的索賠。雖然待決法律程序、爭議或索賠的最終結果以及由此對我們造成的任何影響無法確切預測，但我們相信，如果最終做出不利決定，這些事項都不會對我們的財務狀況、經營業績或現金流產生重大不利影響。見附註13-承諾和或有事項.

第1A項。危險因素

我們的業務面臨許多風險。本報告和我們提交給美國證券交易委員會的其他文件中討論的任何風險都可能對我們的業務、財務狀況或運營結果產生實質性影響。我們目前不知道或我們目前認為無關緊要的其他風險和不確定因素也可能對我們的業務運營、財務狀況或未來業績造成重大影響。

截至本文件提交之日起，我們將繼續受到之前在以下文件中披露的風險因素的影響第I部，第1A項。我們年報10-K表格中的風險因素截至2020年12月31日的一年，於2021年2月25日提交給美國證券交易委員會，以及在隨後提交給美國證券交易委員會的文件中。我們的風險因素與我們的表格10-K的年報截至2020年12月31日的年度。

第二項未登記的股權證券銷售和收益的使用

未登記的股權證券銷售

沒有。

發行人回購股票證券

截至2021年9月30日的前9個月，我們的普通股回購活動如下：

期間
購買的股份總數(1)
每股平均支付價格(2)
作為公開宣佈的計劃的一部分購買的股票總數
根據該計劃可能尚未購買的股份的大約美元價值(3)
(百萬美元，不包括每股金額，股票以千股為單位)
2021年7月1日-2021年7月31日—$— —$— 
2021年8月1日-2021年8月31日—$— —$— 
2021年9月1日-2021年9月30日268$82.02 268$1,978 
總計268$82.02 268
(1)包括為滿足預扣税金要求而從員工手中回購的普通股。該等股份在回購後立即註銷及註銷。
(2)每股支付的平均價格包括回購股票所支付的任何佣金。
(3)2021年9月，公司董事會批准了一項20億美元的普通股回購計劃。股票回購計劃沒有期限，董事會可以隨時暫停、修改或者終止。

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目錄
項目6.所有展品
展品索引
展品編號
描述
3.1
修訂重訂的《公司註冊證書》(參照公司於2012年11月16日向美國證券交易委員會備案的10-Q表格第001-35700號附件3.1併入)。
3.2
修訂後的公司註冊證書第1號修正案(參照公司2016年12月12日向美國證券交易委員會備案的8-K表格第001-35700號文件附件3.1併入)。
3.3
修訂後的公司註冊證書第2號修正案(參照公司於2021年6月8日向美國證券交易委員會提交的8-K表格第001-35700號文件附件3.1併入)。
3.4
第二次修訂和重新修訂公司章程(通過引用公司於2019年11月19日提交給美國證券交易委員會的8-K表格第001-35700號文件附件3.1併入)。
4.1
本公司普通股股票樣本，每股票面價值$0.01(通過參考本公司2012年8月20日提交給美國證券交易委員會的S-1表格登記説明書第4.1號修正案第4號文件成立)。
4.2
註冊權協議，日期為2021年2月26日，由本公司、Guidon Operating LLC和Guidon Energy Holdings LP(通過引用本公司於2021年5月3日提交給美國證券交易委員會的本公司S-3表格註冊説明書第333-255731號文件附件4.3註冊成立)簽署。
4.3
本公司、Guidon Operating LLC和Guidon Energy Holdings LP之間於2021年4月27日簽署的關於註冊權協議的信函協議(通過引用本公司於2021年5月3日提交給美國證券交易委員會的S-3表格的第333-255731號文件的註冊權協議附件4.4併入本協議)，其中包括本公司、Guidon Operating LLC和Guidon Energy Holdings LP之間的關於註冊權協議(見本公司於2021年5月3日提交給美國證券交易所(Sequoia Capital)的S-3表格的第333-255731號文件的附件4.4)。
22.1
發行人及擔保人子公司名單(參照本公司於2021年8月5日提交美國證券交易委員會的10-Q表第001-35700號文件附件22.1併入)。
31.1*
根據修訂後的1934年證券交易法頒佈的第13a-14(A)條對註冊人首席執行官的證明。
31.2*
根據修訂後的1934年證券交易法頒佈的第13a-14(A)條，對註冊人的首席財務官進行證明。
32.1**
根據修訂後的1934年證券交易法頒佈的第13a-14(B)條和美國法典第18章第63章第1350節的規定，對註冊人的首席執行官進行認證。
32.2**
根據修訂後的1934年證券交易法頒佈的規則13a-14(B)和美國法典第18章第63章第1350節，對註冊人的首席財務官進行認證。
101
以下財務信息來自公司截至2021年9月30日的季度報告Form 10-Q，格式為內聯XBRL：(I)簡明綜合資產負債表，(Ii)簡明綜合經營報表，(Iii)簡明股東權益變動表，(Iv)簡明現金流量表和(V)綜合財務報表簡明説明。
104
封面交互數據文件(格式為內聯XBRL，包含在附件101中)。
______________
*
謹此提交。
**
附件32.1和32.2所附的證書是根據美國法典第18編第1350節(根據2002年薩班斯-奧克斯利法案第906節通過)提交的10-Q表格季度報告，不應被視為註冊人根據修訂後的1934年證券交易法第18節的規定進行了“備案”。
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目錄
簽名

根據1934年證券交易法的要求，註冊人已正式促使本報告由正式授權的簽署人代表其簽署。
響尾蛇能源公司(Diamondback Energy，Inc.)
日期：2021年11月4日/s/Travis D.Stice
特拉維斯·D·斯泰斯
首席執行官
(首席行政主任)
日期：2021年11月4日/s/凱斯·範特霍夫
凱斯·範特霍夫
首席財務官
(首席財務官)

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