With an upside potential of 30.61%, Mach Natural Resources LP (NYSE:MNR) is among the 8 Best Energy Infrastructure Stocks That Will Skyrocket. On April 7, Mach Natural Resources LP (NYSE:MNR) announced a proposed underwritten public offering of 9 million common units by existing stakeholders, including VEPU, Simlog, and Sabinal Energy Operating, LLC. The company clarified that it will not issue new units or receive proceeds from the transaction, indicating that the offering is primarily a liquidity event fo ...

We have drilled more than 250 Oswego locations since 2021 with very good results. In the presentation, we are showing that at $75 flat oil, the changes in 2025 Oswego rates of return move from 39% to 90%. At $85 flat oil prices, the program returns move to 145%. We let pricing dictate where we spend capital. We will also move in a rig to drill Southern Oklahoma Ardmore Basin assets that we acquired from Cheyenne and Flycatcher purchases in 2024. The third oil-weighted rig will be moving into the Red Fork sa ...

Mach Natural Resources (NYSE:MNR) Q1 2026 Earnings call May 08, 2026 10:00 AM ET Company ParticipantsKevin R. White - CFORon Sanchez - ShareholderTom L. Ward - CEOConference Call ParticipantsBertrand Donnes - AnalystCarson Coronado - AnalystCharles Meade - AnalystDerrick Whitfield - AnalystJeff Grampp - AnalystMichael Scialla - AnalystOperatorGood morning, everyone, and thank you for joining us, and welcome to Mach Natural Resources first quarter 2026 earnings call. During this morning's call, the speakers ...

财务数据和关键指标变化 - 第一季度总产量为158,000桶油当量/天，其中石油占比16%，天然气占比70%，NGLs占比14% [17] - 平均实现价格为每桶油当量69.73美元，其中石油价格环比第四季度增长20%，天然气价格为2.74美元/Mcf，NGLs价格为23.75美元/桶 [18] - 石油和天然气总收入为3.66亿美元，其中石油贡献42%，天然气贡献45%，NGLs贡献13% [18] - 租赁运营费用为1.01亿美元，即每桶油当量7.12美元；现金G&A约为500万美元，即每桶油当量0.37美元 [18] - 调整后EBITDA为1.95亿美元，运营现金流为1.7亿美元 [19] - 开发性资本支出为7500万美元，占税后运营现金流的40% [19] - 本季度产生1.07亿美元的可分配现金，分配额为每单位0.64美元，将于6月4日支付 [19] - 期末现金为5300万美元，信贷额度下可用资金为3.05亿美元 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 石油业务：公司将转向石油加权钻井，以稳定石油产量，防止其下滑 [21] 计划在Kingfisher县的Oswego地层、南俄克拉荷马州Ardmore盆地资产以及西俄克拉荷马州的Red Fork砂岩层增加三个石油加权钻机 [7][8] - 天然气业务：推迟Deep Anadarko干气项目和San Juan Mancos项目的完井，以将资本重新分配给石油项目 [9] 在San Juan盆地，2025年钻探的5口井已生产超过140亿立方英尺天然气，目前日产量仍超过6000万立方英尺 [11] 公司拥有57.5万英亩已由生产持有的土地，可随时开发 [10] - 钻井回报率：Oswego地层的钻井在75美元/桶的油价下，回报率在39%至90%之间；85美元/桶的油价下，项目回报率可达145% [8] Clear Fork地层的钻井在当前价格下回报率约为100% [50] Red Fork的回报率约为80% [82] - 成本控制：在San Juan盆地的钻井中，通过非支撑剂相关的改变，每口井节省了约100万至150万美元 [42] 公司目标是使San Juan的钻井成本远低于1500万美元/口的历史水平 [43] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场：San Juan盆地约65%的产量以1.72美元/Mcf的价格签订了一份持续到2030年的长期产量合同 [12] 当前San Juan的基差较低，但公司预计随着西部市场（如LNG出口、数据中心、墨西哥管道）未来五年的需求增长，情况将改善 [10][86][87] - 商品价格灵活性：公司有能力根据商品价格变化，在石油和天然气之间转换钻井活动以最大化回报率 [7] 当前油价环境促使公司将钻机从天然气转向石油 [69] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 战略四大支柱：1）纪律性执行：以低于资产PV-10的价值收购自由现金流资产，自2018年以来钻井计划平均回报率约50% [3] 2）纪律性再投资率：将运营现金流的再投资率保持在50%以下，以优化股东分配 [7] 3）保持财务实力：目标将杠杆率维持在1倍左右，目前因收购升至约1.3倍，在通过股权降低债务水平前，收购战略暂缓 [13] 4）最大化对股权持有者的分配：自成立以来，已实现超过20%的投入资本现金回报率，过去五年平均CROCI为35%，自2024年初以来平均收益率为15% [16] - 收购策略：专注于寻找规模在1亿至3亿美元、存在某种困境、其他竞标者较少的资产 [54] 当前因杠杆率较高，收购策略暂缓，除非能找到使用股权进行收购、从而降低负债并增加可分配现金流的交易 [13][55] - 行业定位：公司的自由现金流盈亏平衡价格在石油和天然气领域均处于行业领先水平 [4] 拥有300万英亩土地，资产主要由生产持有，租赁到期日少，提供了巨大的库存和灵活性 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 商品价格前景：管理层对Deep Anadarko盆地和San Juan盆地天然气资产的长期潜力保持乐观 [9] 认为西部市场（LNG、数据中心、管道扩建）的天然气需求将在未来五年增长 [10][87] - 经营环境：公司看到油田服务成本出现通胀压力 [23] 但能够通过快速反应和在不同区域间移动钻机（通常需要30-45天）来管理 [23] 公司根据价格和AFE（授权支出估算）每月调整钻井计划，对价格和服务成本反应迅速 [74] - 财务前景：如果油价上涨或天然气价格达到预期水平，债务/EBITDA比率会自然下降 [48] 公司拥有大量自由现金流，必要时可以暂时降低分配以偿还债务 [48] 其他重要信息 - 库存与灵活性：公司庞大的投资机会库存是自2018年以来多次收购的结果，使其能够灵活选择钻井地点和时间以实现最佳回报 [12] 在Anadarko盆地拥有200万英亩未支付溢价的土地 [70] - San Juan资产：该盆地被视为世界级的天然气资产，为公司提供了长期的天然气期权 [11] 即使有限的钻井计划也能将San Juan的产量稳定在约3亿立方英尺天然气/天 [11] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 转向石油钻井对石油产量占比的影响 - 此举主要是为了防止石油产量下降，可能每年增长约1%，目标是维持而非大幅提高石油占比 [21] 问题: 资本支出和运营费用中是否考虑了通胀 - 公司没有长期锁定服务价格，钻机可在30-45天内调动 [23] 目前看到油田通胀，因此需要快速行动 [23] 资本支出将随运营现金流允许的范围和追求最高回报率区域而调整 [24] 问题: 钻井计划变更是否会更新业绩指引 - 资本支出指引目前保持不变，但转向石油钻井可能加速产量相对于支出的增长 [29] 公司可能在年中根据石油计划进展适时修订指引 [29] 石油井的周期时间较短，应有助于今年的现金生成 [31] 问题: 是否会延迟San Juan Mancos井的完井以及决策时间 - 公司计划延迟Mancos的完井，以将资本转向Clear Fork的石油钻井 [33] 决策取决于价格，当前Clear Fork的回报率远高于完成Mancos井 [50] 具体启动时间可能在7月1日，有约30天的周转期 [50] 在科罗拉多州南部尤特印第安部落地区，只要天气允许，冬季仍可作业，但在新墨西哥州需等到4月 [34] 问题: 去年完成的San Juan井是否减少了支撑剂用量并实现了成本节约 - 公司没有改变IKAV使用的支撑剂量，但使用的支撑剂少于行业早期水平（约2000磅/英尺 vs. 3000磅/英尺） [40] 通过其他非支撑剂相关的方法，每口井节省了约100万至150万美元 [42] 对将钻井成本控制在1500万美元以下的目标充满信心 [43] 问题: 在当前杠杆率下，分配策略是否会改变以保留现金偿债 - 管理层希望维持当前分配策略，认为随着时间的推移，若商品价格上涨，杠杆率会自然下降 [48] 公司拥有大量自由现金流，如有必要，可以暂时降低分配率以偿还债务，但并非首选 [48] 问题: 并购重点是否仍为现有盆地，当前价格环境是否影响交易 - 并购重点仍是寻找1亿至3亿美元规模、存在特定困境（如套期保值困难）的资产，这是公司的利基市场 [54] 当前因杠杆率较高，并购暂停，除非交易能通过使用股权来降低负债并增加可分配现金流 [55] 问题: 维持性资本支出的合理估计是多少 - 现有的资本支出指引大致可视为维持性资本支出 [56] 由于公司的基数递减率极低，约一半的税后运营现金流就足以维持或略微调整产量规模 [56] 钻井计划旨在使产量基本持平，上下波动约3-4% [57] 问题: 天然气的平均盈亏平衡价格是多少 - 大约为1.72美元/Mcf，这在同行中处于领先水平 [61] 问题: 当前较高的油价环境是否改变了公司对资产剥离的看法 - 公司之前考虑过在Deep Anadarko引入合作伙伴或出售非EBITDA生成资产（如租约）以偿还债务 [67] 但在当前低气价下，出售天然气资产的意愿降低，因为可能无法获得足够回报 [67] 关于石油资产，公司目前不是卖家 [67] 问题: 在Permian盆地是否有提高产量的手段 - 公司将在Robertson县的Clear Fork地层部署一个钻机，该区域属于Permian [68] 这些井的回报率约为100% [68] 是否全年运行该钻机将取决于运营现金流和再投资率接近50%的程度 [68] 问题: 如果油价保持高位，对Anadarko盆地服务成本的预期是什么 - 公司已经开始看到通胀的影响，包括钻头、钢材、劳动力成本和燃油附加费的上漲 [74] 公司每月根据价格和服务成本更新AFE，能够快速反应 [74] 问题: 四个石油区块的排序和库存情况如何 - 排序如下：1) Ardmore盆地的Sycamore（回报率非常高，但只有3个井位）[79]； 2) Oswego（回报率好，有数十至数百个剩余井位）[79][80]； 3) Clear Fork（来自Sabinal收购）[80]； 4) 西俄克拉荷马州的Red Fork（约80%回报率，若气价上涨排名可提升）[80][82] 问题: 哪些动态可能预示着San Juan盆地定价环境改善 - 改善因素包括：向西的管道扩建、墨西哥LNG设施扩大、亚洲对西部天然气LNG的需求增长，以及向凤凰城等西南部数据中心市场的供应 [86][87] 公司拥有到2030年的长期合同作为缓冲，并有时间等待市场发展 [86]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度总产量为158,000桶油当量/天，其中石油占比16%，天然气占比70%，NGLs占比14% [15] - 平均实现价格为每桶油当量69.73美元，其中石油价格较第四季度上涨20%，天然气价格为每千立方英尺2.74美元，NGLs价格为每桶23.75美元 [16] - 石油和天然气总收入为3.66亿美元，其中石油贡献42%，天然气贡献45%，NGLs贡献13% [16] - 租赁运营费用为1.01亿美元，即每桶油当量7.12美元；现金一般及行政费用约为500万美元，即每桶油当量0.37美元 [16] - 调整后EBITDA为1.95亿美元，运营现金流为1.7亿美元 [17] - 开发资本支出为7500万美元，占利息后运营现金流的40% [17] - 产生可分配现金1.07亿美元，每单位分配0.64美元，将于6月4日支付 [17] - 季度末现金为5300万美元，信贷额度下可用资金为3.05亿美元 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - **石油业务**：公司计划将钻机转向石油业务，以稳定石油产量，防止其下降，预计石油产量每年可能增长约1% [6][19] - **天然气业务**：推迟Deep Anadarko干气项目和San Juan Mancos项目的完井，以将资本重新分配到石油项目 [8] - **San Juan Basin**：2025年钻探计划表现优异，五口井自去年秋天投产以来已生产超过140亿立方英尺天然气，目前日产量仍超过6000万立方英尺 [10] - 在San Juan Basin拥有57.5万英亩已由生产持有的土地，可随时开发，目前有一台钻机工作，计划在夏季钻井窗口钻探7口井 [9] - 公司继承了IKAV收购带来的产量合同，该合同持续至2030年，使公司能够将San Juan的产量稳定在约每天3亿立方英尺天然气 [10] - 目前San Juan约65%的产量以每千立方英尺1.72美元的价格执行该合同 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - **商品价格敏感性**：公司展示了价格敏感性，在每桶75美元油价下，2025年Oswego项目的回报率从39%到90%不等；在每桶85美元油价下，项目回报率可达145% [7] - **天然气盈亏平衡价**：公司的天然气钻井盈亏平衡价约为每千立方英尺1.72美元，在同行中处于领先水平 [5][56] - **西部市场准入**：公司拥有大量可接入不断增长的西部市场的天然气资源，San Juan的产量合同提供了有效的对冲 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - **四大战略支柱**：1) 纪律严明的执行：以低于资产现值10%的价格收购产生自由现金流的资产，自2018年以来钻井计划平均回报率约为50% [3]；2) 纪律严明的再投资率：将运营现金流的再投资率保持在50%以下，以优化股东分配 [6]；3) 保持财务实力：目标将杠杆率维持在1倍左右，目前因收购升至约1.3倍，计划在进一步举债收购前降低该比率 [12]；4) 最大化对股权持有人的分配：自成立以来，已投资资本现金回报率每年超过20%，过去五年平均为35%，自2024年初以来平均收益率为15%，在行业中处于领先地位 [14] - **资本配置灵活性**：公司拥有300万英亩土地，资产主要由生产持有，租约到期日少，这提供了巨大的投资机会库存和选择钻井时间地点的最大灵活性 [11] - **收购策略**：目前收购策略暂停，除非找到能增加现金流用于分配、并使用股权降低债务水平的增值性收购，目标是将杠杆率降至理想水平后再进行需要大量债务的收购 [12] - **行业定位**：公司的自由现金流盈亏平衡定价在石油和天然气方面都是同类最佳，难以复制 [4] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - **商品价格展望与应对**：2026年天然气价格下跌正被油价上涨所抵消，公司具有通过从一种商品转向另一种商品来应对商品价格变化、最大化回报率的独特能力 [6] - **通胀影响**：公司正看到油田服务通胀，包括钻头、钢材、劳动力成本和燃油附加费上涨，因此迅速行动在通胀加剧前进行钻探很重要 [20][68] - **长期天然气潜力**：公司对Deep Anadarko盆地和San Juan盆地的天然气资产的长期潜力保持乐观，San Juan Mancos正迅速成为世界级的天然气资产，有望满足未来五年西部市场不断增长的需求 [8][9] - **西部天然气市场动态**：西部天然气定价受天气、管道外输能力、墨西哥液化天然气设施、亚洲需求以及南加州和凤凰城数据中心建设等因素影响，预计未来会有扩张 [80][81][82] 其他重要信息 - **钻井计划调整**：计划增加3台以石油为主的钻机，推迟Deep Anadarko干气项目，并可能将San Juan Mancos项目的完井推迟至2027年，以便从Sabinal收购的资产中在Clear Fork地层增加另一台石油钻机 [8] - **Deep Anadarko盆地结果**：目前有5口井生产超过90天，这5口井的90天累计平均日产量超过1200万立方英尺天然气，而公司的150亿立方英尺天然气类型曲线预计为每天1060万立方英尺 [9] - **成本控制**：在San Juan，公司通过引入新的服务提供商等方式，预计将大大低于历史钻井成本，2025年通过一些改变每口井节省了约150万美元 [9][37] - **再投资率**：通过调整钻井计划，即使对天然气资产长期乐观，公司也能将2026年的再投资水平保持在运营现金流的50%以下 [8] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 转向以石油为主的Oswego钻井计划对石油产量占比的影响速度 [19] - 回答：此举主要是为了阻止石油产量下降，通过转向石油业务来维持石油产量，每年可能增长约1%，本质上是维持而非继续下降 [19] 问题: 资本支出要求和运营费用中是否考虑了通胀，以及成本是否被锁定 [20] - 回答：公司没有锁定任何成本，可以在30-45天间隔内移动钻机以追求更高回报，正看到一些油田通胀，因此迅速行动很重要，公司根据运营现金流允许的范围支出资本，目标是支出不超过运营现金流的50% [20][21] 问题: 钻井计划变更后是否会发布新的指引，以及何时决定推迟San Juan完井 [25] - 回答：随着转向石油，可能会修订指引，可能在年中适当的时候，转向石油的周期时间更短，应有助于今年的现金生成 [25][26] - 关于推迟决定：在目前价格下，转向Clear Fork（回报率100%）比完成Mancos更有吸引力，很可能推迟Mancos并启用Clear Fork钻机，具体取决于天气和许可（新墨西哥州侧4月前不能作业） [27][28][45] 问题: 去年完成的Mancos井是否减少了支撑剂用量，以及是否仍对1500万美元的钻井成本目标有信心 [34][38] - 回答：没有改变IKAV使用的支撑剂量，但使用的支撑剂少于行业早期水平，通过其他方法节省了成本，每口井节省约150万美元，对低于1500万美元的目标有信心 [35][37][38] 问题: 在当前杠杆率下，对分配策略和派息率的看法 [43] - 回答：希望维持当前分配，随着时间推移和商品价格变化，债务/EBITDA比率会自然下降，公司拥有大量自由现金流，即使暂时降低派息率以偿还债务也是可行的 [43] 问题: 并购重点是否仍集中在当前盆地，当前商品价格环境是否使交易更难完成 [48] - 回答：交易难度并未增加，公司擅长寻找规模在1-3亿美元、其他公司不追逐、存在某种困境的资产，当前问题是债务水平过高，需要先降低债务才能重新进行此类收购，除非卖家愿意接受股权 [48][49] 问题: 合理的维持性资本支出估算 [51] - 回答：现有资本支出指引基本可视为维持性资本支出，由于基础递减率极低，公司能够用利息后运营现金流的一半来维持或略微调整产量规模 [51][52] 问题: 天然气的平均盈亏平衡价格 [55] - 回答：约为每千立方英尺1.72美元，在同行中处于最佳水平，具体数据可在投资者演示文稿第9页查看 [56] 问题: 当前较高的原油价格环境是否改变了公司对第四季度讨论的资产剥离的看法 [62] - 回答：此前讨论的是在Deep Anadarko寻找合作伙伴或出售非EBITDA生成资产（如租约）以偿还债务，但在当前低气价下，不太可能出售已投产的产量，预计下一季度会有更多信息 [62] 问题: 在二叠纪盆地（Permian）是否有提高产量的考虑 [63] - 回答：Clear Fork位于二叠纪盆地（Robertson County），将根据运营现金流和接近50%再投资率的能力，决定是否在此保持一台钻机至年底，目前计划在年初前将一台钻机从俄克拉荷马州移至此地，这些井的回报率约为100% [63] 问题: 如果油价保持高位，对Anadarko盆地服务成本的预期 [66][68] - 回答：正看到通胀影响，包括钻头、钢材、劳动力成本和燃油附加费上涨，公司每月根据价格更新单井预算，能够快速应对油价、气价和服务成本的变化 [68][69] 问题: 对各石油区块（Oswego, Ardmore, Red Fork, Clear Fork）的偏好排序和库存规模 [73] - 回答：按偏好排序：1) Ardmore Basin（Sycamore），回报率非常高，但只有3个位置；2) Oswego，回报稳定，有数十甚至数百个位置；3) Clear Fork（来自Sabinal收购）；4) Western Oklahoma Red Fork，如果气价上涨，排名可能上升，目前回报率约80% [74][75][77] 问题: 可能预示San Juan盆地定价更有利的动态因素 [78] - 回答：主要看管道西输能力、墨西哥液化天然气设施、亚洲需求、数据中心建设以及向太平洋西北地区的输送扩张，公司与Hilcorp控制了San Juan的大部分资源，这是一个需要耐心的5年计划 [81][82]

业绩总结 - Mach Natural Resources LP的市值为23亿美元，企业价值为34亿美元[8] - 2026年第一季度总收入为285,925万美元，油气收入为365,546万美元[91] - 第一季度净亏损为35,038万美元，调整后EBITDA为194,624万美元[98] - 2025财年的现金分配总额为2.44亿美元，反映出公司对股东的回报承诺[11] 用户数据 - 截至2026年3月31日，Mach的净资产约为280万英亩，包含705百万桶油当量的已探明储量[8] - 第一季度总生产量为14,170 MBoe，其中天然气占比70%[91] - 第一季度的油日均生产量为24,678桶，天然气日均生产量为667,544 Mcf[93] 未来展望 - 预计2026年调整后的EBITDA为358百万美元，EV/EBITDA比率为4.3倍[8] - Mach在2025年的16口Oswego钻井项目实现了39%的内部收益率（IRR），预计在2026年将实现更高的IRR，随着WTI价格的提高，IRR可达145%[51][52] - 公司计划维持50%以下的再投资率，以优化对股东的分配[75] 新产品和新技术研发 - 公司在深安达科和曼科斯页岩的开发处于早期阶段，具有世界级资产潜力[84] 市场扩张和并购 - 自成立以来，Mach已通过2026年第二季度支付现金分配达14亿美元[26] - 公司在2018年以来的收购支出超过30亿美元，累计获得约280万英亩的资产[17] - Mach在中部盆地拥有约210万净英亩的土地，提供多样化的资源和灵活的资本配置机会[37] 财务健康状况 - 公司保持低杠杆，净债务与调整后EBITDA比率为1.0x[75] - 公司的流动性为358百万美元，包括现金和未提取的信用额度[86] - 公司的总债务为1,140,000万美元，净债务为1,087,311万美元[100] - Mach的现金流稳定性得益于低企业衰退率，预计为17%[11] - Mach的自由现金流盈亏平衡点在同行中处于最佳水平，气体和液体加权的自由现金流盈亏平衡点均优于同行[29] 其他新策略和有价值的信息 - Mach的投资资本回报率和现金回报率均表现强劲，投资资本的实际倍数（MOIC）为2.0倍[26] - 自2024年至2026年第一季度，Mach向持有人支付的现金分配约为每单位6.31美元，约为同行平均水平的4倍[27] - Mach的公司衰退率为17%，而同行平均水平为26%，显示出其优越的现金流可分配能力[40] - 2025财年的再投资率为47%，低于50%的目标[11] - 2026年第一季度的现金管理费用为每桶0.40美元，运营费用为每桶6.88美元[8]

Exhibit 99.1 OKLAHOMA CITY, Oklahoma, May 7, 2026 — Mach Natural Resources LP (NYSE: MNR) ("Mach" or the "Company") today reported financial and operating results for the three months ended March 31, 2026. The Company also announced its quarterly cash distribution. First Quarter 2026 Highlights Mach Natural Resources LP Reports First Quarter 2026 Results; Declares Quarterly Cash Distribution of $0.64 Per Common Unit Recent Highlights "Mach is off to a strong start in 2026, executing at a high level and deli ...

Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) x QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended March 31, 2026 OR o TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from ______ to ______ Commission file number 001-41849 Mach Natural Resources LP (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware ...