Diamondback Energy a enregistré un bénéfice net de $699mn au deuxième trimestre 2025, soit $2,38 par action diluée. Le producteur indépendant a rapporté une production moyenne de pétrole de 495 700 barils par jour et une production totale équivalente de 919 900 barils d’équivalent pétrole par jour sur la période. Les flux de trésorerie générés par les activités opérationnelles ont atteint $1,7bn, tandis que les dépenses d’investissement en numéraire se sont élevées à $864mn.
Hausse de la rentabilité et discipline sur les coûts
La société a réalisé un flux de trésorerie disponible ajusté de $1,3bn sur le trimestre, affectant $691mn au retour de capital via dividendes et rachats d’actions, représentant 52% du flux disponible ajusté. Un dividende de $1,00 par action a été déclaré pour le deuxième trimestre, avec paiement prévu en août. Diamondback Energy a racheté près de 3,0 millions d’actions au prix moyen de $133,15, soit un montant total de $398mn, en plus de 1,7 million de titres supplémentaires début juillet pour $238mn.
La société a également réduit sa dette en rachetant $252mn d’obligations senior à un prix moyen de 76,8% du pair, tout en maintenant une position de liquidité de $2,1bn à la fin du trimestre. Le conseil d’administration a approuvé une augmentation de $2,0bn de l’autorisation de rachat, portant le plafond à $8,0bn, avec $3,5bn restants pour de futures opérations.
Optimisation des opérations et révision des objectifs annuels
Les investissements sur la période ont permis à Diamondback Energy de forer 122 puits (114 nets) et d’en achever 116 (109 nets), principalement dans le Midland Basin, avec une longueur latérale moyenne supérieure à 13 000 pieds. Pour l’ensemble de l’année 2025, la société prévoit de forer entre 425 et 450 puits horizontaux bruts et d’en compléter 490 à 515, en privilégiant l’efficacité opérationnelle et le contrôle des coûts par puits.
La guidance annuelle de production pétrolière a été resserrée à 485 000–492 000 barils par jour, tandis que celle de la production totale est relevée de 2% pour atteindre 890 000–910 000 barils équivalent pétrole par jour. Le budget de dépenses d’investissement pour l’année est revu à la baisse à $3,4bn–$3,6bn, soit $500mn de moins que la prévision initiale, reflétant une amélioration du rendement des capitaux employés.
Paramètres financiers et perspectives
Le coût opérationnel cash est resté stable à $10,10 par baril équivalent pétrole, avec une ventilation comprenant $5,26 pour l’exploitation, $2,56 pour les taxes et $1,73 pour le transport. L’EBITDA ajusté s’élève à $2,4bn pour le trimestre, ou $5,4bn sur le semestre.
Le prix réalisé non couvert était de $63,23 par baril de pétrole, $0,88 par millier de pieds cubes pour le gaz naturel et $18,13 par baril pour les liquides de gaz naturel. L’endettement net consolidé s’établit à $15,1bn au 30 juin, tandis que la société conserve une capacité de financement significative pour soutenir ses rachats et ses investissements futurs.
La direction a confirmé que les prochains versements de dividendes restent soumis à l’approbation du conseil, alors que l’acquisition attendue de Sitio Royalties Corp. par la filiale Viper Energy, Inc. pourrait renforcer la position du groupe sur le marché américain des ressources non conventionnelles.
