财务数据和关键指标变化 - 第二季度产量为84,000桶油当量/天 其中原油占比23% 天然气53% NGLs 24% [22] - 平均实现价格为原油63 1美元/桶 天然气2 81美元/Mcf NGLs 22 41美元/桶 [22] - 总收入2 89亿美元 调整后EBITDA1 22亿美元 经营现金流1 3亿美元 [23] - 开发资本支出6400万美元 可用于分配的现金4600万美元 每单位分配0 38美元 [24] - 长期债务与EBITDA比率目标维持在1倍 目前略高于1倍 计划通过减少债务水平来恢复目标杠杆率 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气业务占比将提升至70%以上 预计2026年天然气将占收入流的50%以上 [9] - 在San Juan盆地计划部署3台钻机 Mancos干气区每口井成本约1500万美元 预计可发现15-20 Bcf天然气 回报率超过50% [13] - Fruitland煤层气开发每口井成本约300万美元 预计回报率超过50% [14] - Oswego地区钻井成本低于300万美元/口 回报率接近40% [15] - 第二季度共钻探10口井 包括6口Oswego井 3口Woodford Miss凝析油井和1口Red Fork井 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计到2030年天然气需求将增长25 Bcf/天 其中LNG需求增长15 6 Bcf/天 发电需求增长6 Bcf/天 [16] - San Juan盆地处理能力约4 Bcf/天 Mid Con地区约16 Bcf/天 将满足美国天然气需求增长 [17] - 当前天然气存储充足 加上新增管道容量 短期内面临价格压力 但对2026年后需求持乐观态度 [39] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 四大战略支柱：保持财务实力 纪律性执行 纪律性再投资率 为股东提供行业领先的现金回报 [3] - 再投资率维持在经营现金流的50%以下 优化单位持有人分配 [7] - 通过收购iCAV和Savinol资产 将产量递减率从20%降至15% [7] - 专注于收购现金流资产 以低于PDP PV-10的价格购买 已完成24项收购 总金额超过30亿美元 [6] - 计划2026年增加天然气产量 根据价格环境灵活调整钻探计划 [58] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 认为当前60美元左右的油价不可持续 预计原油价格将上涨 [4] - 对2026年后的天然气需求持乐观态度 预计价格将回升 [39] - 通过收购iCAV和Savinol资产增强现金流和产量稳定性 [4][5] - 计划在2026年使用春夏钻探季节在San Juan盆地寻找天然气 [8] 其他重要信息 - 自2018年成立以来 已向单位持有人分配超过12亿美元 [9] - 企业价值超过35亿美元 过去五年现金资本回报率超过30%/年 [10] - 租赁运营成本低至6 52美元/桶 计划通过收购进一步降低成本 [20] - 与royalty owner的法律和解导致可用于分配的现金减少820万美元 [24][36] 问答环节所有的提问和回答 问题：第二季度产量超预期的原因 - 回答：运营表现良好 部分小型收购可能提升了产量 但主要是运营团队的高效执行 [29] 问题：Brockland 3MH井的细节和时间表 - 回答：属于Deep Anadarko干气目标 成本约1400万美元 预计8月底至9月初开始压裂作业 [30] 问题：分配金额低于预期的原因 - 回答：主要由于820万美元的法律和解和天然气价格下跌 分别影响每单位分配0 07美元 [36][37] 问题：2026年天然气产量增长预期 - 回答：预计天然气占比将超过70% 2027年接近75% 前提是天然气市场保持强劲 [38][39] 问题：如何平衡稳定资产与新兴增长机会 - 回答：通过50%的再投资率保持产量稳定 灵活调整钻探计划 利用300万英亩的高回报地块 [46][47] 问题：天然气价差扩大的应对措施 - 回答：与NextEra签订新的营销协议 预计将获得更好的定价 [50][53] 问题：2026年钻探计划 - 回答：计划在San Juan部署3台钻机 Deep Anadarko 2台 Oswego 1台 根据价格灵活调整 [58][60] 问题：收购中的现金与股权支付偏好 - 回答：大型收购必须包含股权以维持杠杆目标 卖方更倾向于现金但公司提供股权以保持财务灵活性 [75][78]

Exhibit 99.1 Mach Natural Resources LP Reports Second Quarter 2025 Results; Declares Quarterly Cash Distribution of $0.38 Per Common Unit OKLAHOMA CITY, Oklahoma, August 7, 2025 — Mach Natural Resources LP (NYSE: MNR) ("Mach" or the "Company") today reported financial and operating results for the three months ended June 30, 2025. The Company also announced its quarterly cash distribution. Second Quarter 2025 Highlights Recent Highlights ● Announced on July 10, 2025, two accretive transactions for a combine ...

收入和利润（同比环比） - 公司2025年第二季度总收入为2.885亿美元，同比增长20.2%（2024年同期为2.399亿美元）[40] - 公司2025年第二季度运营收入为1.112亿美元，同比增长57.9%（2024年同期为7048.3万美元）[40] - 2025年第二季度净利润为8966.1万美元，同比增长126.9%（2024年同期为3951.6万美元）[40] - 公司2025年上半年净收入为1.055亿美元，2024年同期为8120万美元[44] - 2025年第二季度每股基本收益为0.76美元，同比增长81%（2024年同期为0.42美元）[40] - 2025年第二季度净收入为8966.1万美元，同比增长126.9%（2024年同期为3951.6万美元）[172][178] - 公司2025年第二季度基本每股收益为0.76美元，稀释后每股收益也为0.76美元[172] - 2025年第二季度总营收2.885亿美元，同比增长20.2%（2024年同期为2.399亿美元）[178] 成本和费用（同比环比） - 2025年第二季度运营费用为1.772亿美元，同比增长4.5%（2024年同期为1.695亿美元）[40] - 2025年上半年油气资产折旧折耗摊销费用为1.213亿美元，2024年同期为1.278亿美元[60] - 其他物业和设备折旧费用在2025年前六个月为520万美元，2024年同期为430万美元[66] - 2025年前六个月其他物业和设备折旧费用为280万美元，2024年同期为220万美元[66] - 2025年上半年公司资本化了1470万美元的新债务发行成本[69] - 2025年6月30日止六个月，公司天然气运输协议费用为20万美元，较2024年同期的210万美元大幅下降[159] - 公司与Mach Resources的管理服务协议年费为740万美元，2025年上半年支付总额达5720万美元（含管理费）[173] 各条业务线表现 - 2025年第二季度石油、天然气和NGL销售额为2.194亿美元，同比下降5.2%（2024年同期为2.315亿美元）[40] - 2025年上半年石油、天然气和NGL总销售额为4.721亿美元，同比下降3%（2024年同期为4.867亿美元）[40] - 2025年第二季度石油销售收入为110,686美元，天然气销售收入为69,205美元，NGL销售收入为39,603美元[95] - 2025年前六个月石油销售收入为235,227美元，天然气销售收入为155,452美元，NGL销售收入为84,180美元[95] - Philips 66 Company在2025年第二季度占公司收入的26.9%，2024年同期为29.1%[91] - NextEra Energy Marketing LLC在2025年第二季度占公司收入的24.1%[91] 各地区表现 - 公司完成XTO Acquisition，现金对价为7,789.3万美元，收购资产公允价值总计8,386.7万美元，其中已探明油气资产占78.1%（6,553万美元）[101] - Flycatcher Acquisition现金对价2,414.1万美元，收购资产公允价值2,657.4万美元，其中已探明油气资产占比99.7%（2,656.6万美元）[105] - Ardmore Basin Acquisition最终现金对价7,535.1万美元，收购资产公允价值8,540.7万美元，已探明油气资产占比99.98%（8,539.4万美元）[108] - Western Kansas Acquisition现金对价3,751.7万美元，收购资产公允价值4,690万美元，已探明油气资产占比98.7%（4,628万美元）[112] - 2025年7月签署两项重大收购：Permian盆地资产5亿美元（含2亿美元现金）和San Juan盆地资产7.872亿美元（含3.25亿美元现金）[179][182] 管理层讨论和指引 - 公司宣布2025年第二季度每股分红0.38美元，将于9月4日支付[184] - 2025年上半年资本支出达2.068亿美元，较2024年同期的1.272亿美元增长62.6%[178] - 2025年上半年资本支出应计项目变动为1,360千美元，较2024年同期的-4,079千美元实现正向逆转[97] - 2025年上半年经营活动产生的净现金流入为2.726亿美元，较2024年同期的2.607亿美元增长4.6%[44] - 2025年上半年向单位持有人分配总额为1.526亿美元，2024年同期为1.616亿美元[44] - 2025年6月30日止六个月，公司现金分配总额为1.527亿美元，每股分配1.29美元[169] 债务和融资 - 公司长期债务从2024年底的6.6878亿美元降至2025年6月30日的5.65亿美元[37] - 新循环信贷额度初始借款基础7.5亿美元，最高承诺额度20亿美元，利率为SOFR+3.00-4.00%或基准利率+2.00-3.00%[118] - 截至2025年6月30日，新循环信贷额度下的未偿还借款为5.65亿美元，未偿还信用证为500万美元，剩余可用额度为1.8亿美元，有效利率为8.2%[121] - 2025年2月27日，公司偿还并终止了定期贷款信贷协议，记录了1850万美元的债务清偿成本，包括1080万美元未摊销折扣和债务发行成本，以及770万美元预付罚金[124] - 截至2024年12月31日，定期贷款信贷协议下的未偿还借款为7.631亿美元，有效利率为12.3%[123] - 循环信贷协议的最高可用本金为7500万美元，到期日为2026年12月28日，利率为SOFR加3.00%，且SOFR不低于3.50%[125] - 2025年1月31日，公司从循环信贷协议中借款2300万美元用于Flycatcher收购[126] - 公司2025年2月公开发行1290万普通单位，每股15.50美元，总融资2.3亿美元，净融资2.211亿美元[167] - 截至2025年6月30日，公司在新循环信贷额度下的未偿还债务为5.65亿美元[259] - 新循环信贷额度下的借款利率为8.1%（截至2025年6月30日）[259] - 利率每变动1%（100个基点），公司年利息支出将相应变化约570万美元（基于2025年6月30日的未偿还借款）[259] - 截至2025年6月30日，公司未签订任何利率衍生品合约以对冲债务利率波动风险[260] - 未来若签订利率衍生品合约，公司将面临财务损失风险[260] 现金流和现金状况 - 截至2025年6月30日，公司现金及现金等价物为1.3777亿美元，较2024年底的10.5776亿美元下降87%[37] - 2025年6月30日现金及等价物余额为1378万美元，较2024年同期1.446亿美元下降90.5%[44] - 2025年上半年衍生品工具结算净现金收入为982万美元，2024年同期为338万美元[44] - 公司2025年6月30日止六个月的利息现金支付为27,165千美元，较2024年同期的50,220千美元下降45.9%[97] 资产和负债 - 公司2025年6月30日油气资产净值为19.79亿美元，较2024年末增长4.2%（1,899.4亿美元→1,979.1亿美元）[115] - 截至2025年6月30日，公司总资产为23.34亿美元，较2024年底的23.38亿美元略有下降[178] - 2025年6月30日合伙人资本为13.756亿美元，较2024年底11.990亿美元增长14.7%[41] - 公司2025年6月30日应计负债总额6,409.4万美元，较2024年末增长19.8%（5,350万美元→6,409.4万美元），其中资本支出应计项目下降33.2%[116] - 截至2025年6月30日，公司运营租赁负债总额为1768.4万美元，加权平均剩余租赁期限为3.33年[163][165] - 截至2025年6月30日，公司环境及法律事项应计负债为1110万美元，其中820万美元计入当期损益[155] 衍生品和风险管理 - 2025年第二季度衍生品收益为5557.9万美元，而2024年同期亏损463.5万美元[40] - 截至2025年6月30日，原油衍生品合约的加权平均固定价格从Q3 2025的68.41美元到Q2 2027的66.16美元不等，天然气衍生品合约的加权平均固定价格从Q3 2025的3.58美元到Q1 2027的4.35美元不等[133] - 截至2025年6月30日，衍生品合约当前净资产为1653.7万美元，长期净资产为324.1万美元；当前净负债为543.9万美元，长期净负债为452.4万美元[135] - 2025年第二季度，衍生品合约总收益为5557.9万美元，而2024年同期为亏损463.5万美元[135] - 截至2025年6月30日，商品衍生工具的公允价值为1.9778亿美元资产和9963万美元负债，均为Level 2估值[140] - 公司使用固定价格互换合约对冲商品价格波动，原油合约基于NYMEX WTI定价，天然气合约基于NYMEX Henry Hub定价[132] - 公司使用商品衍生品对冲价格风险，截至2025年6月30日与5家交易对手方存在衍生品合约[255][257] 股东权益和分配 - 2025年6月30日普通单位数量为118,336，较2024年底103,490增长14.3%[41] - 截至2025年6月30日，公司普通单位流通量为1.183亿单位，较2024年12月31日的1.035亿单位增长[169] - BCE-Mach Aggregator在2025年2月发行中以7920万美元购买了5,161,290个普通单位[174] 其他重要内容 - 2024年6月26日公司处置非核心资产获得3,800万美元收益，全额冲减完全成本池[113] - 截至2025年6月30日，生产设备库存价值为24,828美元，原油库存为1,014美元，总库存为25,842美元[68] - 截至2025年6月30日，其他资产包括与新循环信贷设施相关的资本化成本1520万美元，累计摊销130万美元[72] - 资产退休义务在2025年6月30日为110,189美元，2024年同期为88,762美元[81] - 2025年6月30日应收账款坏账准备为410万美元，较2024年底390万美元增长5.1%[58] - 截至2025年6月30日，公司未确认的基于时间的虚拟单位补偿成本为1280万美元，预计在1.9年内确认[150] - 2025年6月30日止六个月，基于绩效的虚拟单位非现金补偿成本为50万美元，较2024年同期的10万美元显著增加[154] - 截至2025年6月30日，公司未确认的基于绩效的虚拟单位补偿成本为160万美元，预计在1.9年内确认[154] - 2025年6月30日止三个月，公司401(k)计划匹配贡献为110万美元，较2024年同期的90万美元增长[160]

分析师背景 - 分析师Aaron Chow拥有15年以上分析经验 在TipRanks上被评为顶级分析师 [2] - 曾联合创办移动游戏公司Absolute Games 该公司后被PENN Entertainment收购 [2] - 为两款合计安装量超3000万的移动应用设计游戏内经济模型 [2] - 目前运营投资研究小组Distressed Value Investing 专注于价值投资和困境证券 尤其侧重能源行业 [2] 研究服务内容 - 提供为期两周的免费试用 可获取独家公司研究报告和投资机会分析 [1] - 历史研究库包含超过100家公司共计1000份研究报告 [1]

纪要涉及的公司 Mach Natural Resources (MNR)、Sabinol、ICAV 纪要提到的核心观点和论据 1. **收购信息** - 公司宣布两项收购，总价约13亿美元，将使产量接近翻倍，天然气敞口从53%增至66%，资产年减产率均低于10%，收购后基础减产率降至15% [2] - 收购符合公司四大支柱策略，即维持杠杆率不超1倍、再投资低于运营现金流50%、低价收购资产、增加可分配现金，过去六年现金回报率超30% [3] 2. **业务规划** - 2026年计划将钻机从2台增至5台，维持再投资率低于运营现金流50%，一台在新墨西哥州西北部干曼科页岩区作业，其余四台在中部地区作业 [4] - 收购使公司在两个新盆地获得锚定地位，有两个新合作伙伴持股，资产附带对冲协议保护短期现金流 [4] 3. **选择原因** - 中部地区大型交易竞争加剧，选择二叠纪盆地中央盆地平台和圣胡安盆地，因其资产规模大、现金流充裕、减产率低且有上行潜力 [5] - 过去22次收购中，每次能降低运营成本25% - 35%，预计此次收购也有机会降低成本，且一般及行政费用（G&A）每桶油当量有望显著下降 [5][6] 4. **资产潜力** - 公司能免费获得高潜力钻井位置，且由产量持有，可多年后开采，此次收购资产也有上行潜力，如ICAV作业的干气曼科页岩区潜力大，每三英里侧钻可增加超200亿立方英尺天然气 [7] - 收购后天然气敞口增加，同时在二叠纪收购石油也有吸引力，两项收购能立即增加可分配现金流 [8] 5. **财务与运营** - 资本支出（CapEx）与运营现金流挂钩，再投资率不超50%，目标是向股东返还尽可能多的现金，而非追求公司和产量增长 [12] - 钻井决策基于内部收益率（IRR），能快速转移钻机，ICAV有一个五口井的钻井计划，完成后公司将进行完井作业 [16][17] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 卖方获得的单位将被锁定六个月 [30] - 自2018年以来，公司出售了价值不到4000万美元的非生产性EBITDA土地，但倾向持有高潜力（HPP）土地，公司约99%的土地由产量持有 [30] - 公司认为市场上对类似交易的兴趣会增加，愿意收购能增加可分配现金且保持债务水平合理的资产 [33][34]

收购交易 - Mach Natural Resources计划以7.87亿美元收购IKAV San Juan资产，现金支付3.25亿美元[10] - Sabinal资产的购买价格为5亿美元，现金支付2亿美元[10] - 预计在2025年第三季度完成收购[10] - 收购后，合并后的第一季度生产量预计达到15.2万桶油当量/天，液体与气体的比例为34%/66%[13] - 收购将显著增加88%的生产量[17] - 收购将使基础衰退率从20%降低至15%[17] - Mach的净土地面积将增加至281.5万英亩，包含IKAV San Juan的57万英亩和Sabinal的13万英亩[13] 财务与信用状况 - 交易将增强公司的信用状况，保持财务实力和灵活性[17] - 收购将为公司提供多元化的资产组合，进入Permian和San Juan盆地[17] 生产数据 - 2025年第一季度，IKAV San Juan的生产量为6万桶油当量/天，Sabinal的生产量为1.1万桶油当量/天[10]

公司动态 - Mach Natural Resources (NYSE: MNR) 公布2025年第一季度稳健业绩，并计划将资本支出转向天然气开发 [2] - Mach Natural Resources 可能在2025年第四季度前在Anadarko Basin的深气区运行两台钻机 [2] 分析师背景 - Aaron Chow（Elephant Analytics）拥有15年以上分析经验，是TipRanks上的顶级分析师 [2] - Aaron Chow曾共同创立移动游戏公司Absolute Games，该公司后被PENN Entertainment收购 [2] - Aaron Chow利用分析和建模技能为两款总安装量超过3000万的移动应用设计游戏内经济模型 [2] - Aaron Chow是投资团体Distressed Value Investing的作者，专注于价值机会和困境投资，尤其关注能源行业 [2] 研究服务 - Distressed Value Investing 提供为期两周的免费试用，加入后可获得独家公司研究和投资机会分析 [1] - Distressed Value Investing 提供超过1000份关于100多家公司的历史研究报告 [1]

财务数据和关键指标变化 - 公司完成债务再融资，偿还7.63亿美元定期票据，Q1末新信贷安排借款4.6亿美元，净债务与EBITDA比率从2024年末的1.0降至0.7 [7] - 预计2025年利息支出降低2200万美元，消除季度摊销付款2100万美元，将增加自由现金流和向单位持有人的分配 [7][8] - Q1平均日总产量80.9万桶油当量，仅使用37%的运营现金流，租赁运营成本为每桶油当量6.69美元 [22] - Q1产量为8.1万桶油当量/日，其中石油占24%、天然气占53%、NGLs占23%，平均实现价格分别为每桶70.75美元、每百万立方英尺3.56美元和每桶27.33美元 [27] - 总油气收入2.53亿美元，其中石油占49%、天然气占33%、NGLs占18%，租赁运营费用4900万美元，现金一般及行政费用略低于900万美元 [27] - Q1末现金800万美元，循环信贷安排借款4.6亿美元，截至收购XTO资产后，RBL借款5.3亿美元 [28] - 总收入（包括对冲和中游活动）2.27亿美元，调整后EBITDA 1.6亿美元，运营现金流1.43亿美元，开发资本支出5200万美元，占运营现金流的37% [28] - 可分配现金超过9400万美元，即将进行的每单位0.79美元的分配，LTM收益率为20%，过去五年现金资本回报率为32% [18] - 自成立以来已向单位持有人分配超过10亿美元 [18] - 未来十二个月，对冲量平均油价为69.31美元/桶，天然气为3.77美元/百万立方英尺 [18] - 预计2025年支出2.6 - 2.8亿美元，再投资率保持在50%以下 [14] - 未来十二个月PDP下降预计为20%，2024年再投资率仅为47%，在16家同行公司中均排名第一 [24] - 总证实储量覆盖率为3.9倍，净债务与企业价值比为21%，PDP PV - ten与总债务比为3.3倍 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 石油业务方面，因推迟在Ardmore盆地的钻探，Q1石油产量低于预期 [22] - 天然气业务，计划在2025年Q4从Q3的两口钻机增加到三口钻机在Deep Anadarko盆地，以牺牲石油产量为代价增加天然气产量，2026年将实现两位数增长 [9] - 收购业务，2025年已接近1亿美元的收购额，自2018年初以来进行了21次收购，花费超过20亿美元 [20] - 最近以6000万美元收购XTO资产，产量为1600桶油当量/日，85%位于Greater Anadarko盆地，拥有1400口运营井、500口非运营井和1100口仅拥有特许权使用费的井，以及99万净英亩土地 [34][37] 各个市场数据和关键指标变化 - 近期油价自2021年初以来首次跌至50美元区间，反映贸易政策不确定性和OPEC + 增产迹象 [9] - 公司对石油和天然气产量进行套期保值，未来十二个月套期保值量平均油价为69.31美元/桶，天然气为3.77美元/百万立方英尺 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略支柱包括保持财务实力、纪律性执行、纪律性再投资率和最大化现金分配 [4] - 保持财务实力，目标是长期债务与EBITDA比率为1倍或更低，通过债务再融资降低杠杆和利息支出 [4][7] - 纪律性执行，收购低于PDP PV - ten的现金流资产，1月完成3000万美元收购，计划6月在新收购的XTO土地上开钻Red Fork井 [12][13] - 纪律性再投资率，保持再投资率低于运营现金流的50%，预计2025年支出2.6 - 2.8亿美元，根据运营现金流调整钻机数量和钻井计划 [5][14] - 最大化现金分配，目标是领先同行的可变分配，已向单位持有人分配超10亿美元，即将进行的分配使LTM收益率达20% [17][18] - 行业竞争中，公司避开大型资本充足的竞争对手，收购价格较低的资产，自2018年以来通过多次收购实现增长 [20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经营环境具有挑战性，油价下跌，但公司天然气产量占比54%，在天然气市场具有优势 [9] - 认为Deep Anadarko盆地是开采天然气的绝佳区域，若油价持续低于60美元，可能有机会进行更大规模收购 [9][21] - 对2026年天然气产量增长持乐观态度，若在Deep Anadarko盆地投入两口钻机，天然气产量将大幅增长 [55] - 认为天然气市场在2026年较为平衡，不再像以往那样极度看涨 [86] 其他重要信息 - 公司计划6月退出Oswego钻探，Q3降至两口钻机，Q4增加至三口钻机，若需满足再投资率要求，可能将新增钻机推迟至2026年Q1 [10] - Oswego项目在2024年实现66%的内部收益率，成本低、回收期短，但当前因油价下跌和天然气回报率更高而暂停 [14][15][50] - 公司运营团队能在一个月内调整钻机位置，保持钻机节奏灵活性 [52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于6000万美元收购XTO资产的更多信息 - 该资产日产1600桶油当量，85%位于Greater Anadarko盆地，其中38%在Hugoton，34%在Major County，7%在Elk City，6%在Woodward等，15%在怀俄明州和Green River盆地 拥有1400口运营井、500口非运营井和1100口仅拥有特许权使用费的井，以及99万净英亩土地 虽规模不大，但能增加产量、降低成本，符合公司收购策略 [34][35][37] 问题2: 关于保持再投资率低于50%的钻机调整情况 - 目前有四口钻机，6月两口Oswego钻机离开，之后Woodford condensate钻机将转移到Red Fork Sands区域，预计9 - 10月在Deep Anadarko盆地增加第三口钻机，一切取决于保持再投资率低于50%，一季度再投资率为37%，预计2025年接近50% [42][43][44] 问题3: 驱动更多天然气与石油开发的油和气比率 - Oswego是80%的油藏，因天然气价格上涨和油价下跌，回报率不再满足至少50%的目标，其他区域回报率更高，所以暂停Oswego钻探，若有更多运营现金流，可能增加天然气钻机或灵活调整 [50][51] 问题4: 全年石油产量指导及BOE的潜在上行空间 - 基于Q1的强劲表现，全年石油产量指导保持不变，从行业来看，深层开发的高产井可能带来BOE的上行空间，2026年天然气产量将大幅增长 [53][54][55] 问题5: 第一季度投产井情况 - 第一季度有九口运营井，其中七口是Oswego井，两口是Woodford condensate井 [61] 问题6: Deep Anadarko盆地的井成本、回收率和风险 - 井成本约1300万美元，预计每区段可开采约50亿立方英尺天然气，回报率超过50%，风险主要是成本，需关注通胀和天然气价格 [63][66] 问题7: 若第四季度保持第二口钻机活跃，2026年的生产组合情况 - 2026年天然气产量将增长超20%，原油产量将下降不到10% [69] 问题8: 关于再投资率和增加第二口钻机的条件 - 目前计划资本支出中点为2.7亿美元时，再投资率约为50% 若油价或天然气价格下跌，可能无法增加第二口钻机到Deep Anadarko盆地 [73][74] 问题9: 关于并购市场的出价与要价价差 - 通常公司不是卖家首选买家，可能需要出现困境销售情况，目前在非Mid Con地区更接近达成交易，但仍面临卖家撤回交易的情况 [76][77] 问题10: 增加Deep Anadarko盆地第二口钻机的天然气价格条件 - 若天然气价格保持在3.5美元以上，主要问题是运营现金流，需保持再投资率低于50% [82] 问题11: 对今年剩余时间天然气市场的看法 - 相比上季度，对天然气市场的看涨程度降低，夏季补库期市场较紧张，2026年市场较为平衡，需关注经济衰退和需求变化 [85][86] 问题12: 收购XTO资产的中游和基础设施位置 - 中游基础设施位于俄克拉荷马州Major County的Ringwood油田和Hugoton盆地，规模较小，对整体项目影响不大 [90] 问题13: 租赁运营费用中盐水处理成本上升情况 - 在Anadarko盆地钻探且使用第三方基础设施时，成本有所上升，而在Oswego地区成本相对较低 [91]

财务数据和关键指标变化 - 公司完成债务再融资，偿还定期票据7.63亿美元，季度末新信贷安排提取4.6亿美元，净债务与EBITDA比率从2024年底的1.0倍降至2025年第一季度末的0.7倍 [7] - 再融资降低2025年预计利息支出2200万美元，消除季度摊销付款2100万美元，将增加自由现金流和向单位持有人的分配 [7][8] - 第一季度平均日产净产量80.9万桶油当量，仅使用37%的运营现金流，租赁运营成本为每桶油当量6.69美元，预计第二季度因收购XTO资产将保持低位 [22] - 第一季度总营收2.27亿美元，调整后EBITDA为1.6亿美元，运营现金流1.43亿美元，开发资本支出5200万美元，可分配现金超9400万美元，批准每单位分配0.79美元 [28][29] - 公司预计2025年支出2.6 - 2.8亿美元，再投资率保持在50%以下，2024年再投资率为47%，未来十二个月PDP下降预计为20%，均在16家同行公司中排名第一 [14][24] - 公司总证实覆盖率为3.9倍，净债务与企业价值比为21%，PDP PV - ten与总债务比为3.3倍，资产覆盖能力强 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度生产中，石油占24%，天然气占53%，NGLs占23%，平均实现价格分别为每桶70.75美元、每千立方英尺3.56美元和每桶27.33美元 [27] - 2025年预计产量组合为天然气54%，NGLs 23%，石油23%，若第四季度增加钻机至三个，天然气产量将增长，石油产量下降，但总体油当量基本持平，2026年天然气产量将实现两位数增长 [9] - 21次收购中，租赁运营成本平均降低约30%，预计收购XTO资产也将有相同效果 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 原油市场近期价格下跌，近期油价首次跌至50多美元，反映贸易政策不确定性和OPEC + 增产迹象 [9] - 天然气价格上涨，公司因天然气产量占比高而处于有利地位，未来计划增加天然气钻探 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司有四个战略支柱：保持财务实力，目标是长期债务与EBITDA比率为1倍或更低；纪律执行，收购现金流资产，以低于PDP PV - ten的价格收购增值资产；纪律再投资率，再投资率低于运营现金流的50%；最大化现金分配，目标是同行领先的可变分配 [4][5][6] - 公司是一家收购型公司，通过机会性收购实现增长，预计2025年继续进行增值收购，过去七年进行了21次收购 [23] - 公司计划在2025年6月将钻机数量减至两个，第三季度维持两个钻机，第四季度增加至三个，若需保持再投资率低于50%，可能将新增钻机推迟至2026年第一季度 [10] - 公司因油价下跌推迟了Ardmore盆地的钻探，优先进行天然气钻探，等待原油价格回升再恢复部分项目 [12][16] - 公司希望在原油市场不确定时期进行更大规模的收购，以扩大运营现金流和维持钻探计划，收购必须对分配有增值作用 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 目前原油市场不确定，油价下跌，但公司因天然气产量占比高而处于有利地位，未来计划增加天然气钻探以实现增长 [9] - 公司认为Deep Anadarko盆地是天然气钻探的优质区域，预计2026年天然气产量将实现两位数增长 [9] - 公司将继续执行四个战略支柱，通过收购和合理的再投资率实现增长，为单位持有人提供高分配 [4][23] 其他重要信息 - 公司自成立以来已向单位持有人分配超10亿美元，即将进行的每单位0.79美元分配使LTM收益率达到20%，过去五年现金资本回报率为32% [18] - 公司未来十二个月的对冲量中，石油平均价格为69.31美元，天然气为3.77美元 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于6000万美元收购项目的更多信息 - 该项目日产1600桶油当量，85%位于大Anadarko盆地，其中38%在Hugoton，34%在俄克拉荷马州Major县等，拥有1400口运营井、500口非运营井和1100口仅拥有特许权的井，99万净英亩土地，分别位于俄克拉荷马州、堪萨斯州和怀俄明州 [34][35][36] - 该项目虽规模不大，但能增加公司土地储备，预计可降低租赁运营成本，增加产量，是一次不错的收购 [37][38] 问题2: 关于保持再投资率低于50%的操作 - 公司目前有四个钻机，6月两个Oswego钻机将离开，之后有两个钻机运行，一个在Woodford凝析油区，一个在Anadarko盆地深气区，计划9 - 10月增加一个钻机到深气区，但都取决于再投资率是否低于50% [41][42][43] 问题3: 驱动更多天然气或石油开发的油和气比率 - Oswego是80%的油藏，因天然气价格上涨和油价下跌，其回报率低于公司目标的50%，所以优先进行其他回报率更高的项目，若有更多运营现金流，可能增加天然气或灵活调整钻机分配 [50][51] 问题4: 第一季度投产井的情况 - 第一季度有九口运营井，其中七口是Oswego井，两口是Woodford凝析油井 [61] 问题5: Deep Anadarko盆地的井成本、回收率和风险 - 该盆地的井成本约1300万美元，预计每区块可开采约50亿立方英尺天然气，回报率超50%，风险主要是成本，需关注通胀和天然气价格 [63][65] 问题6: 若第四季度保持两个钻机，2026年的生产组合 - 2026年天然气产量将增长超20%，原油产量将下降不到10% [68] 问题7: 当前计划的再投资率和增加钻机的条件 - 当前计划的再投资率约为50%，若油价或天然气价格下跌，可能不增加第二个钻机到深气区 [72][73] 问题8: 关于收购的出价与要价差距和市场情况 - 公司通常不是卖家首选的买家，可能需要一段时间和特定市场条件才能促成低价收购，目前在非Mid Con地区的收购机会增多 [75][76] 问题9: 增加第二个钻机到Deep Anadarko盆地所需的天然气价格 - 若天然气价格保持在3.5美元以上，项目回报率充足，但受再投资率限制，需有足够运营现金流才能增加钻机 [81] 问题10: 对今年剩余时间天然气市场的看法 - 与上一季度相比，对天然气市场的看涨程度降低，目前市场在夏季补充期较紧张，2026年市场相对平衡，需关注经济衰退和需求变化 [83][84] 问题11: 收购项目中的中游和基础设施位置 - 中游基础设施位于俄克拉荷马州Major县的Ringwood油田和Hugoton盆地，规模较小，对整体项目影响不大 [88] 问题12: Mid Con地区租赁运营成本和盐水处理成本情况 - 在Anadarko盆地钻探且使用第三方基础设施时，成本较Oswego地区有所上升 [89]

财务数据和关键指标变化 - 公司完成债务再融资，用新信贷安排、近期股权发行所得及资产负债表现金偿还定期票据7.63亿美元，第一季度末新信贷安排借款4.6亿美元，净债务与EBITDA比率从2024年末的1.0倍降至0.7倍 [6] - 预计2025年利息支出减少2200万美元，消除季度摊销付款2100万美元，将增加自由现金流和向单位持有人的分配 [6] - 第一季度总净产量平均为80.9万桶油当量/天，仅使用运营现金流的37%，因推迟在Ardmore盆地的钻探，石油产量低于预期 [20] - 第一季度租赁运营成本为每桶油当量6.69美元，预计第二季度随着XTO资产的收购将保持低位 [20] - 第一季度产量为8.1万桶油当量/天，其中24%为石油，53%为天然气，23%为天然气液；平均实现价格为每桶石油70.75美元、每千立方英尺天然气3.56美元、每桶天然气液27.33美元 [25] - 第一季度石油和天然气总收入2.53亿美元，其中石油占49%，天然气占33%，天然气液占18% [25] - 第一季度租赁运营费用4900万美元，相当于每桶6.69美元；现金一般及行政费用略低于900万美元，约为每桶油当量1.2美元 [26][27] - 第一季度末现金800万美元，7.5亿美元循环信贷安排借款4.6亿美元；截至今日，完成XTO收购后，RBL借款5.3亿美元 [27] - 第一季度总收入（包括对冲和中游业务）2.27亿美元，调整后EBITDA为1.6亿美元，运营现金流为1.43亿美元 [27] - 第一季度开发资本支出5200万美元，占运营现金流的37%，产生可分配现金超9400万美元，批准每单位分配0.79美元，将于6月5日支付给5月22日登记在册的持有人 [27][28] - 公司预计2025年资本支出在2.6亿 - 2.8亿美元之间，再投资率将接近50% [12][42] - 公司自成立以来已向单位持有人分配超10亿美元，即将进行的每单位0.79美元分配使LTM收益率达到20%，过去五年现金资本回报率为32% [16] - 公司未来十二个月PDP下降预计为20%，2024年再投资率仅为47%，在16家同行公司中均排名第一；总证实储量覆盖率为3.9倍，净债务与企业价值之比为21%，PDP PV - ten与总债务之比为3.3倍 [22] - 2024年自由现金流为每桶油当量8.43美元 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司计划在2025年第四季度从预计的2台钻机增加到3台钻机，在更偏向天然气的Deep Anadarko盆地作业，以牺牲石油产量为代价增加天然气产量，但总体桶油当量基本持平；2026年将实现两位数增长 [7] - 公司计划6月初停止在Oswego的钻探，第三季度减至2台钻机，一台在Anadarko盆地的深层天然气区域，另一台在俄克拉荷马州西部钻探Red Fork井；第四季度计划增加到3台钻机，若需延迟至2026年第一季度以满足50%的再投资率，公司将这样做 [8] - 公司1月完成3000万美元的收购，计划开发相关土地的未来钻探机会；因原油价格下跌，推迟在Ardmore盆地的钻探，转而进行天然气钻探 [10] - 公司上周完成6000万美元的XTO收购，资产主要为天然气，产量组合为79%天然气、7%天然气液和14%石油；6月将在新收购的XTO土地上部署一台钻机，钻探Red Fork井 [17][11] - 公司自2018年初以来进行了21次收购，花费超20亿美元，2025年已接近1亿美元的收购规模 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 近期油价自2021年初以来首次跌至50美元区间，反映了贸易政策的不确定性和OPEC + 增产的迹象 [7] - 公司预计如果原油价格长期低于60美元，将有机会进行更大规模的收购 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司的四个战略支柱为保持财务实力、纪律性执行、纪律性再投资率和最大化现金分配 [3][4][5] - 保持财务实力方面，目标是长期债务与EBITDA比率为1倍或更低，通过低杠杆率在市场波动时创造机会 [3] - 纪律性执行方面，仅以低于PDP PV - ten的折扣收购有现金流的资产，且对分配有增值作用 [4] - 纪律性再投资率方面，保持再投资率低于运营现金流的50%，以优化向单位持有人的分配 [4] - 最大化现金分配方面，目标是实现同行领先的可变分配，这一支柱驱动公司所有决策 [5] - 公司是一家收购型公司，通过机会性收购实现行业领先的现金回报，预计2025年继续进行对分配有增值作用的收购 [21] - 公司在同行中具有领先的PDP下降和再投资率，资产覆盖率强，处于在行业不稳定时期增长的有利位置 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 目前市场环境具有挑战性，油价下跌，但公司从天然气角度来看处于有利地位，预计2026年天然气产量将实现两位数增长 [7] - 公司认为Deep Anadarko将是一个出色的天然气钻探区域，但需保持再投资率低于运营现金流的50% [7] - 公司相信如果保持资产负债表强劲并坚持四个战略支柱，就能度过任何风暴，并在价格反弹时为未来建立更强大的基础 [24] - 管理层认为价格最终会反弹，因为世界需要美国提供稳定的能源 [24] - 与上一季度相比，管理层对今年剩余时间的天然气市场不太乐观，认为市场在夏季补充季节仍较为紧张，但2026年市场将相对平衡 [77] 其他重要信息 - 公司在电话会议中会做出前瞻性陈述，实际结果可能与这些陈述存在重大差异，相关风险和不确定性因素可参考公司的年度报告和SEC文件 [1] - 公司可能会提及非GAAP财务指标，如需将其调整为最直接可比的GAAP指标，可参考公司网站上的新闻稿、补充表格和10 - Q文件 [2] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请详细介绍XTO收购情况 - 该收购规模较小，日产1600桶油当量，85%位于大Anadarko盆地，其中38%在Hugoton，34%在俄克拉荷马州Major县，7%在Elk City，6%在Woodward等地，15%在怀俄明州和格林河盆地的一个前沿产区 [33][34][35] - 该资产附带1400口运营井、500口非运营井和1100口仅拥有特许权使用费的井，以及99万净英亩土地，其中40%在俄克拉荷马州，57%在堪萨斯州，3%在怀俄明州 [35] - 公司已收到在堪萨斯州西南部进行油井改造和钻探新井的提议，计划在俄克拉荷马州西北部钻探一些井，认为这笔交易很划算，虽不会对公司产生巨大影响，但此类收购不断积累有助于公司发展 [36][38] 问题2: 关于保持再投资率低于50%的灵活性 - 目前有4台钻机，6月2台Oswego钻机将离开，届时将剩下2台钻机，一台在Woodford凝析油区，一台在Anadarko盆地的深层天然气区 [40] - Woodford凝析油区的钻机6月后将转移到Red Fork Sands地区，公司预计9 - 10月在Anadarko盆地的深层天然气区增加第3台钻机，但这一切都取决于能否保持再投资率低于50% [41][42] - 第一季度再投资率仅为37%，预计2025年全年再投资率接近50%，公司按年度而非季度看待再投资率 [42] 问题3: 驱动更多天然气或石油开发的油和气比率是多少 - Oswego是一个80%为石油的储层，是优质的石油储层，但天然气产量有限 [48] - 由于天然气价格上涨、石油价格下跌，Oswego的回报率已无法达到公司至少50%的目标回报率，而其他地区可以，因此基于回报率做出开发决策 [48][49] - 如果有更多运营现金流，公司可能会增加天然气钻机或灵活调配钻机 [49] - 公司运营团队能够在一个月内调整钻机部署 [50] 问题4: 全年石油产量指引是否保持不变，BOE方面是否有上行空间 - 基于第一季度的强劲表现，全年石油产量指引保持不变 [51] - 从行业来看，公司正在开发的深层油井具有高产性，2026年天然气产量将大幅增长 [52][53] 问题5: 第一季度投产的9口运营井情况如何 - 其中7口是Oswego井，2口是Woodford凝析油井 [58] 问题6: Deep Anadarko地区的油井成本、储量和预期回报率如何 - 油井成本约为1300万美元，预计每区块可开采约50亿立方英尺天然气，回报率将超过50% [60] - 油井为3英里长的水平井，即15000英尺的水平段长度 [61] - 该地区天然气储量丰富，但风险在于成本，需密切关注通胀和天然气价格 [62] 问题7: 如果第四季度保持第2台钻机作业，2026年的产量组合会怎样 - 2026年天然气产量将增长超20%，原油产量将下降不到10% [65] 问题8: 按当前计划，资本支出中点为2.7亿美元时，再投资率是否仍为50% - 是的，按当前计划，资本支出中点为2.7亿美元时，再投资率仍约为50% [67] 问题9: 油价或气价需要怎样变化才会不增加第2台钻机到深层天然气区 - 油价或气价走弱都可能导致公司不增加第2台钻机到深层天然气区 [68] 问题10: 在当前动荡市场中，并购的买卖价差情况如何 - 公司通常不是卖家首选的买家，可能需要经历某种流程才能促成困境资产出售，这需要时间 [69] - 公司在非Mid Con地区比过去更接近达成交易，曾在几笔交易中成为高价竞标者，但卖家选择撤回交易 [70] 问题11: Deep Anadarko油井的气价达到多少时回报率会变得不吸引人 - 如果气价保持在3.5美元以上，油井回报率将足够，但公司受限于50%的再投资率，缺乏足够的运营现金流来开展所有项目 [75] 问题12: 对今年剩余时间的天然气市场更看涨还是看跌 - 与上一季度相比，管理层对今年剩余时间的天然气市场不太乐观，认为夏季补充季节市场仍较紧张，但2026年市场将相对平衡，天然气市场情况还受经济衰退、需求变化等因素影响 [77] 问题13: XTO收购中的中游和其他基础设施主要位于哪里 - 中游基础设施位于俄克拉荷马州Major县的Ringwood油田和Hugoton盆地，规模较小，对整体项目影响不大 [83] 问题14: 租赁运营费用中与盐水处理相关的较高成本是普遍现象还是一次性事件 - 在Anadarko盆地钻探且使用第三方基础设施时，成本较在Oswego地区有所上升 [84]