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Lettre aux actionnaires publiée par Diamondback Energy, Inc.

Diamondback Energy, Inc.

Mar, 24 février 2026 à 6:01 AM GMT+9 18 min de lecture

Dans cet article :

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Diamondback Energy, Inc.

MIDLAND, Texas, 23 février 2026 (GLOBE NEWSWIRE) –

Chers actionnaires de Diamondback,

Cette lettre vient en complément de notre communiqué de résultats et est transmise à la Securities and Exchange Commission (SEC) et diffusée simultanément à nos actionnaires avec notre rapport financier. Veuillez consulter les informations concernant les déclarations prospectives et les informations financières non-GAAP en fin de lettre.

Avant de commencer, je tiens à remercier tous les travailleurs du secteur pétrolier américain qui ont bravé la tempête hivernale Fern pour maintenir le flux de pétrole et de gaz naturel, souvent dans des conditions difficiles et 24h/24. Les travailleurs américains du secteur pétrolier ne reçoivent pas assez de reconnaissance pour ce qu’ils font pour cette industrie et ce pays, alors merci aujourd’hui de la part de toute l’équipe de Diamondback.

2025 : Bilan de l’année
Nous avons décrit 2024 comme une année de transformation, ayant presque doublé la taille de l’organisation par fusion avec Endeavor. En 2025, nous avons converti cette croissance en excellence opérationnelle. Nous avons foré 463 puits avec en moyenne 15 plateformes de forage. Il y a deux ans, il aurait fallu environ 22 plateformes pour forer autant de puits, ce qui témoigne des gains d’efficacité réalisés dans toute l’organisation. De plus, nous avons terminé 503 puits avec une longueur latérale moyenne de plus de 12 100 pieds.

Au cours de l’année, nos équipes opérationnelles ont battu plusieurs records et ont réalisé des améliorations significatives en vitesse, cohérence et efficacité du capital. Nous avons foré des puits plus longs, plus rapidement et à moindre coût que jamais. Le temps moyen de début de forage (“spud”) à profondeur totale (“TD”) a été réduit à près de huit jours, notre puits latéral de 15 000 pieds le plus rapide a été foré en moins de six jours, et notre puits le plus long à ce jour dépasse 31 000 pieds TD. Sur le volet complétion, nous avons avancé notre programme e-fleet simulfrac et introduit la pompe continue, ce qui nous a permis de compléter en moyenne plus de 4 500 pieds latéraux par jour, avec des records récents dépassant 5 500 pieds. Ces gains d’efficacité devraient être permanents, se traduisant directement par une valeur accrue pour nos actionnaires.

En résumé, nous avons généré une production quotidienne moyenne de 497,2 MBO/j (921,0 MBOE/j, 54 % de pétrole) avec des dépenses en capital de 3,5 milliards de dollars. Cela s’est traduit par 8,8 milliards de dollars de flux de trésorerie net provenant des activités d’exploitation et un flux de trésorerie libre ajusté de 5,9 milliards de dollars, soit un taux de réinvestissement de 39 %. Malgré des vents contraires macroéconomiques importants, avec une baisse d’environ 15 % des prix du pétrole d’une année sur l’autre, nous avons réussi à augmenter le flux de trésorerie opérationnel par action de 1 %, le flux de trésorerie libre ajusté par action de 9 %, et à racheter près de 5 % de nos actions en circulation, témoignant de la qualité de nos actifs, de notre structure de coûts et de la résilience de notre nouveau modèle économique à faible taux de réinvestissement et à haute rentabilité.

Histoire à suivre

Mise à jour macroéconomique
Conformément à notre cadre de référence « feu de signalisation » de longue date, nous continuons à considérer le contexte macroéconomique actuel comme une situation « jaune », mais le scénario « rouge » semble moins probable qu’au cours des trois derniers trimestres de 2025. La vague de surabondance largement anticipée ces deux dernières années continue d’être repoussée – à un moment donné, le marché commencera lentement à trouver des raisons d’être moins baissier, car la demande est forte et l’économie mondiale croît. Par conséquent, nous restons positionnés avec une flexibilité maximale : nous disposons de la profondeur d’inventaire et de la capacité opérationnelle pour accélérer rapidement l’activité si le marché se resserre, tout en conservant la possibilité de modérer l’activité si les conditions se détériorent sensiblement par rapport aux niveaux actuels.

Prévisions et perspectives pour 2026
Compte tenu de l’incertitude concernant les prix du pétrole en 2026, nous continuerons à nous concentrer sur ce que nous pouvons contrôler. Conformément à nos communications précédentes, nous viserons un seuil de rentabilité en pétrole leader dans l’industrie en augmentant l’efficacité, en réduisant les coûts et en utilisant le flux de trésorerie libre pour réduire notre nombre d’actions et notre dette nette.

Notre plan pour 2026 est de maintenir l’activité et la production stables par rapport aux niveaux du 4e trimestre 2025 (ajustés pour la cession des actifs non-Permian de Viper), avec une prévision de production de 500 à 510 MBO/j (926 à 962 MBOE/j). Sur le plan du capital, nous maintenons un programme discipliné avec des dépenses en capital totales de 3,6 à 3,9 milliards de dollars. Ce plan inclut près de 150 millions de dollars d’investissements plus expérimentaux ou exploratoires, susceptibles de débloquer des ressources importantes et un potentiel de croissance supplémentaire sur nos actifs existants.

Expansion des ressources
À mesure que l’industrie du shale américain mûrit et que les meilleures ressources sont consommées, il sera crucial que Diamondback conserve son avantage en termes de qualité et de durée d’inventaire par rapport à ses concurrents, car cela constitue un moteur clé de création de valeur à long terme dans ce secteur.

Nous avons traditionnellement élargi notre inventaire par acquisitions et continuerons à rechercher des opportunités qui rivalisent pour le capital dans notre portefeuille existant. Mais, après des années de forte consolidation dans le Permian, ces opportunités étant devenues plus rares, nous avons commencé à consacrer plus de temps et de capitaux au développement de zones secondaires dans le Midland Basin. Il y a quelques années, nous avons ajouté le Spraberry supérieur et Wolfcamp D à notre stratégie de développement principale dans des zones où le terrain est prometteur. Récemment, nous avons commencé à tester de manière significative les zones de développement les plus profondes du Midland Basin, les shales Barnett et Woodford.

Il y a quelques années, nous avons noué un partenariat avec Double Eagle pour étendre notre position dans la nouvelle zone de Barnett et Woodford. À ce jour, nous avons acquis des droits sur près de 200 000 acres dans ce qui nous semble être l’un des meilleurs ressources de la zone. En utilisant les hypothèses d’espacement actuelles, cela représente l’ajout d’environ 900 emplacements bruts et 600 nets de haute qualité dans notre portefeuille.

Jusqu’à présent, nous avons foré et complété 24 puits dans ces zones et sommes très satisfaits des résultats, dont certains sont détaillés dans notre présentation aux investisseurs ce trimestre. Ces résultats montrent une délimitation réussie et économique des zones de Barnett et Woodford sur une grande partie du Midland Basin. Forts de cet élan, nous prévoyons d’allouer près de 125 millions de dollars de notre budget total 2026 à cette zone émergente, qui deviendra une partie centrale de notre plan de développement. Nous forons actuellement ces puits de délimitation à environ 1 000 dollars par pied latéral, et nous sommes confiants qu’en passant à une exploitation à grande échelle, nous pourrons réduire les coûts de forage d’au moins 20 % pour améliorer nos rendements.

Plus généralement, nous considérons cela comme un exemple du potentiel de croissance intégré dans la société. Nous testons également des méthodes pour augmenter la récupération totale en utilisant des surfactants et d’autres techniques d’amélioration de la récupération. Fin 2025, nous avons investi environ 30 millions de dollars dans un projet pilote testant 60 puits avec surfactants. Ces résultats ont été positifs, et nous prévoyons de poursuivre nos expérimentations cette année. Comme nos investisseurs l’ont vu tout au long de l’histoire de notre société, nous avons une culture d’amélioration continue où les opérations et l’exécution s’améliorent avec le temps, et nous n’attendons pas moins ici. Nous sommes impatients de continuer à tenir nos investisseurs informés de ces développements passionnants.

Performance opérationnelle du quatrième trimestre 2025
Nous avons réalisé un solide quatrième trimestre, avec une production moyenne de 513 MBO/j de pétrole, proche du haut de notre fourchette de prévision de 505 à 515 MBO/j.

Comme prévu dans la lettre du trimestre précédent, les dépenses en capital ont augmenté à 943 millions de dollars pour le trimestre, dans notre fourchette de 875 à 975 millions. Cette hausse est directement liée à la reprise de l’activité après les creux du deuxième trimestre, et nous prévoyons de maintenir ces niveaux d’activité globalement tout au long de 2026.

Concernant les coûts d’exploitation en cash, ceux-ci sont restés relativement stables d’une année sur l’autre et d’un trimestre à l’autre. Comme prévu, la principale variation trimestre après trimestre a été une augmentation des coûts d’exploitation des locations (“LOE”) suite à la vente de notre système d’élimination environnementale (“EDS”) à Deep Blue pour environ 694 millions de dollars de recettes initiales. Cela a augmenté le LOE d’environ 0,30 dollar par BOE, à 5,91 dollars par BOE. À l’avenir, nous prévoyons que le LOE se situera dans une fourchette de 5,90 à 6,40 dollars pour tenir compte des coûts de cession plus élevés ainsi que des coûts d’électricité plus importants.

Performance financière du quatrième trimestre 2025
Au quatrième trimestre, nous avons généré 2,3 milliards de dollars de flux de trésorerie net provenant des activités d’exploitation, ce qui s’est traduit par 1,0 milliard de dollars de flux de trésorerie libre et 1,2 milliard de dollars de flux de trésorerie libre ajusté.

Nous avons enregistré une dépréciation non monétaire de 3,7 milliards de dollars à la fin de 2025. Selon la méthode de comptabilisation en coûts complets, nous effectuons un test de plafond trimestriel comparant la valeur comptable de nos propriétés prouvées aux réserves SEC basées sur les prix des douze derniers mois. En 2025, les prix du pétrole ont chuté fortement et plusieurs acquisitions importantes (comme Endeavor) ont été initialement enregistrées dans un contexte de prix plus élevés, avec des hypothèses de clôture environ 19 % supérieures à celles utilisées pour les réserves de fin d’année 2025. Cette dépréciation est non monétaire, réduisant le résultat net, mais elle n’est due qu’à l’impact des prix des matières premières. Il est important de noter que nous restons prudents dans la comptabilisation de nos réserves non développées prouvées, et cette dépréciation ne modifie pas le fait que nous disposons d’un inventaire important de sites non développés de haute qualité qui ne sont pas reflétés dans les réserves SEC actuelles.

Rémunération du capital
Notre engagement envers la rémunération des actionnaires reste ferme, et notre Conseil d’administration a approuvé une augmentation de notre dividende trimestriel de base à 1,05 dollar par action à partir du quatrième trimestre (payable en mars 2026), soit une hausse de 5 % par rapport à 1,00 dollar par action auparavant. Notre dividende de base a été multiplié par 8,4 depuis que nous avons commencé à le verser en 2018.

Tout au long de 2025, un thème récurrent a été la perception d’un surpoids d’actions détenues par notre plus grand actionnaire. Bien que cela ne nous ait jamais semblé un problème, nous avons pris en compte les retours du marché et agi rapidement pour créer une voie ordonnée et transparente pour la liquidité, en accord avec notre cadre de retour de capital existant. Plus précisément, le 28 novembre 2025, Diamondback a conclu un accord avec SGF FANG Holdings, LP (“SGF”) qui lui donne le droit (mais pas l’obligation) de vendre jusqu’à 3 millions d’actions par trimestre calendaire directement à Diamondback jusqu’au 31 décembre 2026. Cette structure nous permet d’effectuer rapidement et efficacement des rachats, et nous avons déjà réalisé trois opérations avec SGF depuis novembre, rachetant 4 millions d’actions à ce jour.

En 2025, nous avons privilégié le rachat d’actions comme principal moyen de retour de capital. Nous avons racheté plus de 13,84 millions d’actions, soit environ 5 % des actions en circulation au début, pour 2 milliards de dollars à un prix moyen pondéré de 145,26 dollars par action. En 2025, nous avons racheté plus d’actions que en 2024 et 2023 combinés, ce qui témoigne de notre conviction à être des acheteurs actifs de nos propres actions lorsque nous percevons une dislocation significative par rapport à notre évaluation interne. Nous prévoyons de continuer à racheter agressivement nos actions tant que les prix des matières premières ne se redresseront pas.

Ventes d’actifs et bilan
Au quatrième trimestre, nous avons généré environ 1,2 milliard de dollars de produits de la vente de l’EDS et de notre participation dans le pipeline de pétrole brut EPIC. Avec la génération de flux de trésorerie libre, nous avons remboursé 950 millions de dollars de notre prêt à terme et racheté pour 203 millions de dollars d’obligations senior 2051 et 2052 pour 167 millions de dollars (82,3 % du nominal).

Trimestre après trimestre, la dette brute consolidée a diminué de 1,8 milliard de dollars et la dette nette consolidée d’environ 1,3 milliard de dollars. Nous avons terminé le trimestre avec une dette brute consolidée d’environ 14,7 milliards de dollars et une dette nette de 14,6 milliards.

Nous avons déjà réalisé des progrès supplémentaires en 2026. Viper a clôturé la vente de ses actifs non-Permian en février, recevant un produit net total de 617 millions de dollars. Conformément à nos priorités d’allocation de capital et à notre volonté de renforcer notre bilan, ces produits ont été immédiatement utilisés pour rembourser intégralement le prêt à terme de 500 millions de dollars de Viper échéant en 2027 et pour solder intégralement le solde de sa facilité de crédit renouvelable.

Gaz naturel et WAHA
Nos investisseurs méritent un meilleur rendement sur les molécules de gaz de Diamondback qu’ils n’en obtiennent aujourd’hui. Au quatrième trimestre, la maintenance des pipelines a fortement limité l’évacuation du gaz du Permian, élargissant la base et exerçant une pression sur le prix WAHA. Bien que le gaz contribue modestement à nos revenus consolidés aujourd’hui, nous prévoyons qu’il croîtra dans les années à venir.

Nous avons donc travaillé à diversifier notre exposition aux prix et à mieux contrôler nos molécules de gaz en aval, comme nous l’avons fait avec notre production de pétrole il y a quelques années. Aujourd’hui, nous disposons d’environ 350 000 MMBtu/j de contrats de pipelines longue distance, dont environ 70 % de nos volumes de gaz actuels sont liés au prix WAHA. À l’avenir, nous attendons qu’un déblocage significatif du gaz du Permian commence plus tard cette année avec l’arrivée de nouvelles capacités de pipelines. Nous prévoyons que nos engagements en pipelines de gaz longue distance augmenteront à environ 800 000 MMBtu/j à mesure que ces nouveaux pipelines seront opérationnels. En conséquence, nos molécules de gaz seront tarifées à plusieurs points de terminaison, offrant une flexibilité et un potentiel de hausse des prix réalisés, ce qui devrait améliorer notre résultat net.

Clôture
En conclusion, Diamondback continue de repousser les limites de l’efficacité opérationnelle sur le terrain, ce qui se traduit par une valeur accrue pour nos actionnaires. Comme vous pouvez le voir, nous travaillons sur tous les aspects de notre activité pour améliorer les rendements et positionner la société pour une réussite à long terme, quelles que soient les conditions macroéconomiques.

Nous vous remercions de votre intérêt pour Diamondback Energy.

Cordialement,

Kaes Van’t Hof
Directeur général et administrateur

Contact investisseurs :
Adam Lawlis
+1 432.221.7467
alawlis@diamondbackenergy.com

Déclarations prospectives :

Ce lettre contient des « déclarations prospectives » au sens de la Section 27A du Securities Act et de la Section 21E du Exchange Act, qui comportent des risques, incertitudes et hypothèses. Toutes les déclarations, autres que celles de faits historiques, y compris celles concernant la performance future de Diamondback ; la stratégie commerciale ; les opérations futures (y compris les plans de forage et de capital) ; les estimations et projections de revenus, pertes, coûts, dépenses, rendements, flux de trésorerie et situation financière ; les estimations de réserves et la capacité à remplacer ou augmenter ces réserves ; les bénéfices ou autres effets attendus des transactions stratégiques (y compris la fusion avec Endeavor, l’acquisition de Double Eagle, la cession de 2025 et l’acquisition de Sitio par la filiale Viper Energy, et autres acquisitions, cessions ou réorganisations) ; et les plans et objectifs de la direction (y compris les plans de flux de trésorerie futurs et d’exécution de stratégies environnementales) sont des déclarations prospectives. Les mots « viser », « anticiper », « croire », « continuer », « pourrait », « estimer », « s’attendre », « prévoir », « avenir », « guidance », « envisager », « pouvoir », « modéliser », « outlook », « planifier », « positionner », « potentiel », « prédire », « projeter », « rechercher », « devrait », « cibler », « sera », « serait » et expressions similaires (y compris leur négatif) en relation avec Diamondback sont destinés à identifier des déclarations prospectives, bien que toutes ne contiennent pas ces mots. Bien que Diamondback estime que les attentes et hypothèses reflétées dans ses déclarations prospectives sont raisonnables au moment de leur formulation, elles comportent des risques et incertitudes difficiles à prévoir et, dans de nombreux cas, hors du contrôle de Diamondback. Par conséquent, ces déclarations prospectives ne garantissent pas les performances futures et les résultats réels de Diamondback pourraient différer sensiblement de ce qui est exprimé dans ces déclarations.

Les facteurs pouvant entraîner des différences significatives incluent (sans s’y limiter) la géopolitique et les conditions du marché, y compris les variations de l’offre et de la demande de pétrole, gaz naturel et liquides de gaz naturel, et leur impact sur les prix ; les changements dans les politiques énergétiques, environnementales, monétaires et commerciales américaines, y compris les droits de douane ou autres barrières commerciales et les tensions commerciales qui en découlent ; les actions des membres de l’OPEP et de ses alliés non-OPEP (OPEP+) affectant la production et la tarification du pétrole, ainsi que d’autres développements politiques, économiques ou diplomatiques nationaux et mondiaux ; les changements dans la conjoncture économique, commerciale ou sectorielle, y compris les fluctuations des taux de change, des taux d’intérêt, de l’inflation et l’instabilité du secteur financier ; les facteurs régionaux d’offre et de demande, y compris les retards, interruptions ou restrictions de production, ou les ordres, règles ou réglementations gouvernementales limitant la production ; les initiatives législatives et réglementaires fédérales et étatiques relatives à la fracturation hydraulique, y compris l’impact des lois et réglementations existantes et futures ; les risques physiques et de transition liés au changement climatique, aux perspectives politiques et sociales changeantes sur le changement climatique, et autres facteurs ESG, ainsi que les risques liés à nos objectifs publics en matière de durabilité et de réduction des émissions ; les défis dans le développement de nos terrains existants et la recherche, le développement ou l’acquisition de réserves supplémentaires ; les restrictions sur l’utilisation de l’eau, notamment les limites sur l’utilisation de l’eau produite et le moratoire récent sur les permis de puits d’élimination de l’eau produite par la Texas Railroad Commission pour contrôler la sismicité induite dans le Permian ; les baisses importantes des prix du pétrole, du gaz naturel ou des liquides de gaz naturel, pouvant entraîner la reconnaissance de charges de dépréciation importantes ; les conditions des marchés financiers, de crédit et de capitaux, y compris la disponibilité et le coût du capital pour les acquisitions, l’exploration et le développement ; les défis liés à la rétention des employés et à la concurrence accrue sur le marché du travail ; les changements dans la disponibilité ou le coût des plateformes, équipements, matières premières, fournitures et services pétroliers ; les changements dans la réglementation en matière de sécurité, santé, environnement, fiscalité et autres (y compris celles concernant les émissions atmosphériques, la gestion de l’eau ou l’impact du changement climatique mondial) ; les menaces de sécurité, y compris les cyberattaques et les perturbations de nos activités dues à des violations de nos systèmes informatiques ou de ceux de tiers avec lesquels nous traitons ; le manque ou la perturbation de l’accès à une alimentation électrique fiable, à Internet, aux infrastructures de télécommunications, aux systèmes d’information et informatiques, aux installations de transport, de traitement, de stockage et autres pour notre pétrole, gaz naturel et liquides de gaz naturel ; les échecs ou retards dans l’atteinte des niveaux de réserves ou de production attendus, notamment en raison de risques opérationnels, de risques de forage ou des incertitudes inhérentes à la prévision des performances des réserves et des réservoirs ; l’incapacité à suivre le rythme des développements technologiques dans notre secteur ; le non-respect de nos obligations contractuelles d’achat de pétrole ; la perte d’un ou plusieurs clients ou leur incapacité à respecter leurs obligations ; la concentration géographique de nos opérations principales ; les risques liés à notre engagement de retour de capital, et l’incertitude concernant nos dividendes futurs et nos rachats d’actions ; la difficulté à obtenir les approbations et permis nécessaires ; les conditions météorologiques extrêmes et les catastrophes naturelles ; les changements dans la solidité financière de nos contreparties aux facilités de crédit et contrats de couverture ; notre endettement important et les restrictions à notre flexibilité opérationnelle et financière ; les changements dans notre cote de crédit ; l’échec à identifier, réaliser et intégrer avec succès des acquisitions, y compris celles récemment achevées avec Double Eagle et Sitio de Viper ; la capacité des actionnaires d’Endeavor à influencer significativement nos activités et les conflits d’intérêts potentiels ; et d’autres risques décrits dans la Partie I, Item 1A du rapport annuel de Diamondback sur le formulaire 10-K, déposé auprès de la SEC le 26 février 2025, ainsi que dans ses dépôts ultérieurs sur les formulaires 10-Q et 8-K, accessibles gratuitement sur le site de la SEC et sur le site de Diamondback à www.diamondbackenergy.com/investors.

En tenant compte de ces facteurs, les événements anticipés par les déclarations prospectives de Diamondback pourraient ne pas se produire dans le délai prévu ou du tout. De plus, Diamondback évolue dans un environnement très concurrentiel et en rapide évolution, et de nouveaux risques apparaissent périodiquement. Diamondback ne peut prévoir tous les risques, ni évaluer l’impact de tous les facteurs sur ses activités ou dans quelle mesure un ou plusieurs de ces facteurs pourraient faire diverger sensiblement ses résultats réels de ses prévisions. Par conséquent, il ne faut pas accorder une confiance excessive à ces déclarations prospectives. Toutes ces déclarations ne s’engagent qu’à la date de cette lettre ou, si plus tôt, à la date de leur rédaction. Diamondback n’a pas l’intention, et décline toute obligation, de mettre à jour ou de réviser ces déclarations prospectives sauf si la loi l’exige.

Mesures financières non-GAAP
Cette lettre inclut des informations financières non conformes aux principes comptables généralement reconnus (GAAP), telles que le flux de trésorerie libre, le flux de trésorerie libre ajusté, le flux de trésorerie libre ajusté par action et la dette nette. Ces informations doivent être considérées en complément, mais pas en substitution, des données financières conformes aux GAAP. La réconciliation entre ces mesures non-GAAP et les mesures GAAP les plus directement comparables est disponible dans les résultats trimestriels de Diamondback, publiés sur leur site, à www.diamondbackenergy.com/investors, et dans l’Exhibit 99.1 du rapport actuel 8-K déposé auprès de la SEC, qui inclut également cette lettre en tant qu’Exhibit 99.2. De plus, cette lettre inclut ou fait référence à certaines mesures financières prospectives non-GAAP. Étant donné que Diamondback fournit ces mesures de manière prospective, elle ne peut pas prévoir de manière fiable ou raisonnable certains composants nécessaires pour établir la comparaison avec les mesures GAAP prospectives correspondantes, telles que les dépréciations futures ou les variations futures du fonds de roulement. Par conséquent, Diamondback ne peut pas présenter une réconciliation quantitative de ces mesures non-GAAP prospectives avec leurs mesures GAAP prospectives correspondantes. Diamondback estime que ces mesures non-GAAP prospectives peuvent être un outil utile pour la communauté d’investisseurs pour comparer la performance financière prévue de Diamondback avec celle d’autres sociétés du secteur.