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% [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]