电话会总结 ｜ Mach Natural Resources(MNR)2025财年Q4业绩电话会核心要点

业绩回顾

• 根据Mach Natural Resources业绩会实录，以下是财务业绩回顾摘要： ## 1. 财务业绩 **营收表现：** - Q4总营收3.88亿美元，其中油气营收3.31亿美元，套期保值和中游业务贡献4200万美元 - 油气营收构成：石油占42%、天然气占44%、天然气液体占14% - Q4日产量15.4万桶油当量，其中石油17%、天然气68%、天然气液体15% **盈利能力：** - Q4调整后EBITDA为1.87亿美元 - Q4经营现金流为1.69亿美元 - 2025年全年现金资本回报率达23%（过去五年平均超过30%） **成本控制：** - Q4租赁经营费用1.06亿美元，单位成本7.50美元/桶油当量 - Q4现金管理费用1100万美元，单位成本0.77美元/桶油当量 **资本支出与现金分配：** - Q4开发资本支出7700万美元，占经营现金流的46% - 2025年全年开发成本2.52亿美元，占经营现金流的47% - Q4可分配现金8900万美元，单位分配0.53美元 - 自2024年以来累计分配5.67美元/单位，年化收益率15% ## 2. 财务指标变化 **储量增长：** - 2025年末储量7.05亿桶油当量，较2025年3月翻倍增长 - 2025年储量增加量超过当年产量18% **杠杆水平：** - 债务/EBITDA比率为1.3倍，目标降至1.0倍 **现金状况：** - 季末现金4300万美元 - 信贷额度可用资金3.38亿美元 **价格实现：** - Q4平均实现价格：石油58.14美元/桶、天然气2.54美元/千立方英尺、天然气液体21.28美元/桶 **企业递减率：** - 公司整体递减率维持在17%的较低水平

业绩指引与展望

• 资本支出计划：2026年开发资本支出将维持在运营现金流的50%以下，其中上半年专注于San Juan和Deep Anadarko天然气项目钻探，如油价维持在70美元/桶以上，下半年将重启Oswego油井钻探项目

• 生产指导：2026年预计在维持目标再投资率的同时实现油当量产量的轻微增长，公司低17%的企业递减率支持在无需强制收购的情况下维持稳定生产

• 钻井项目规划：Deep Anadarko项目将从两台钻机减至一台，San Juan计划钻探7-8口Mancos干气井，每口成本目标从1500万美元降至1300万美元；Deep Anadarko单井成本预计1400-1500万美元

• 财务杠杆目标：当前债务/EBITDA比率为1.3倍，目标降至1.0倍后再考虑新的收购机会，通过债务削减为未来增长创造空间

• 分配政策维持：继续执行每季度0.53美元/单位的分配，年化收益率15%，在保持生产和盈利能力的同时最大化现金分配

• 套期保值策略：维持第一年50%、第二年25%的滚动套期保值政策，保护近期现金流的同时保留未来价格上涨敞口

• 中游业务预期：中游利润指导上调约40%，主要由于会计处理调整和成本重新分类，为非上游现金生成提供额外可见性

• 储量增长预期：2025年底储量达7.05亿桶油当量，较2025年3月翻倍，开发项目新增储量超过年产量18%

分业务和产品线业绩表现

• 公司主要业务集中在三个核心地区的油气开发：Oswego地区主要生产原油和凝析油，Deep Anadarko地区专注于干气开发，San Juan盆地的Mancos层位进行天然气开发，形成了多元化的产品组合以应对不同商品价格周期。

• 产品结构呈现天然气主导格局，第四季度日产量15.4万桶油当量中天然气占68%、原油占17%、天然气液体占15%，收入构成中天然气贡献44%、原油贡献42%、天然气液体贡献14%，体现了公司向天然气资产的战略转移。

• 中游业务作为重要补充收入来源，第四季度贡献4200万美元收入，公司通过收购获得的中游设施提供稳定现金流，管理层强调不愿出售这些零成本获得的中游资产，因为它们能够长期为公司提供良好的现金流贡献。

• 公司具备灵活的资本配置能力，可根据商品价格变化调整钻井重点，当原油价格保持在70美元以上时会增加Oswego地区的石油钻井活动，而在天然气价格相对较好时则专注于Deep Anadarko和San Juan的天然气开发项目。

• 储量规模显著增长，2025年末储量达到7.05亿桶油当量，较2025年3月翻了一倍多，开发项目新增储量超过当年产量的18%，为未来生产增长提供了坚实基础，同时公司拥有近300万英亩的土地储备。

市场/行业竞争格局

• Mach Natural Resources在收购策略上采用独特的价值投资方法，坚持从不以超过PDP PV-10的价格收购资产，而同行业公司愿意为时尚地区的钻井位置支付数百万美元，这种差异化定价策略使公司能够在被认为是困境资产的地区获得低成本土地储备，目前拥有近300万英亩的低成本基础土地。

• 公司在资本配置方面与同行形成鲜明对比，坚持不超过50%的再投资率以最大化现金分配，而同行业公司已转向资产支持证券购买产能，这种做法剥夺了未来上涨空间并在价格上涨时引入风险而非回报，Mach通过维持低杠杆率（目标1.0倍债务/EBITDA）保持收购和钻井之间的灵活性。

• 在商品价格策略上，公司展现出灵活的资本配置能力，能够根据油气价格变化在不同商品间转换钻井重点，2025年从以油为主的Oswego和STACK转向Deep Anadarko和San Juan的干气井，2026年计划在油价保持70美元以上时重新启动石油钻井项目，这种灵活性是公司的核心竞争优势。

• 公司面临区域天然气市场定价压力，Anadarko和San Juan地区基差扩大，虽然管理层将此归因于天气因素，但可能表明区域天然气市场持续面临定价压力，这与充足的外输能力形成矛盾，显示出区域性供需失衡的竞争挑战。

• 在技术和成本控制方面，公司强调独立运营商相比大型石油公司在成本控制上的优势，特别是在San Juan地区，认为该地区长期由支出过多的大型公司运营，独立公司能够通过关注运输、化学品和钻机成本等方面实现更好的成本控制，目标将Mancos井成本从1500万美元降至1300万美元。

公司面临的风险和挑战

• 根据Mach Natural Resources业绩会实录，公司面临的主要风险和挑战如下：

• 杠杆率限制收购增长：公司目前债务与EBITDA比率为1.3倍，管理层表示需要降至1.0倍以下才会考虑进一步收购，这限制了通过并购实现快速扩张的能力。

• 区域天然气价格压力：公司在阿纳达科和圣胡安地区面临基差扩大问题，虽然管理层将其归因于天气因素，但可能表明区域天然气市场持续面临定价压力。

• 资本支出受现金流约束：管理层明确表示"优质钻井位置太多，但营运现金流不足"，显示公司的资本支出受到当前现金生成能力的限制，可能影响增长潜力。

• 商品价格波动风险：公司业绩高度依赖油气价格，需要原油价格保持在70美元以上才会重启奥斯威戈地区的石油钻井项目，显示对价格波动的敏感性。

• 运营成本控制压力：特别是在圣胡安地区的曼科斯项目，公司需要将单井成本从1500万美元降至1300万美元，成本控制能力直接影响项目回报率。

• 深阿纳达科项目的技术和资本密集性：该项目钻井深度达29000-32000英尺，单井成本1400-1500万美元，技术复杂度高且资本需求大，存在执行风险。

公司高管评论

• 基于业绩会实录，以下是公司高管发言、情绪判断以及口吻的摘要：

• **Tom L. Ward（首席执行官）**：发言占主导地位，整体口吻积极自信。强调公司自2018年以来累计分红13亿美元的成就，语气中带有明显的自豪感。在谈到收购策略时表现出强烈的纪律性和原则性，多次重申"从未以超过PDP PV-10的价格收购资产"。对于未来发展保持乐观态度，特别是在描述Oswego钻探项目时使用"非常好"等积极词汇。在回答分析师问题时表现出耐心和专业性，但在谈到债务杠杆限制时语气略显谨慎，强调必须将杠杆率从1.3倍降至1.0倍才会考虑新的收购。对于成本控制和运营效率表现出强烈信心，认为独立公司比大型石油公司更能有效控制成本。

• **Kevin R. White（首席财务官）**：发言简洁专业，主要负责财务数据汇报。口吻中性客观，严格按照财务指标进行陈述，没有明显的情绪色彩。在介绍储量翻倍、现金流等关键财务成果时保持平稳的专业语调。

• **Kent（中游/会计主管）**：仅在回答中游利润指引大幅上调的问题时发言。语气专业且具体，详细解释了会计处理变化对财务指引的影响，表现出对技术细节的准确把握。 总体而言，管理层发言整体积极，对公司业绩和未来前景充满信心，同时在财务纪律和风险控制方面表现出谨慎和专业的态度。

分析师提问&高管回答

• # Mach Natural Resources 分析师情绪摘要 ## 1. 资本配置与钻井策略 **分析师提问**：Neal Dingmann (William Blair) 询问除了在Oswego增加钻井平台外，公司还有哪些其他活动来利用更高的油价？ **管理层回答**：CEO Tom Ward表示，如果油价保持在70美元以上，公司可能会增加第二个油井钻井平台，钻探Red Fork地层或南俄克拉荷马州资产。关键是要保持在营运现金流50%以内的资本支出限制。只要现金流增加，公司就会考虑增加更多石油钻井活动。 ## 2. 并购市场前景 **分析师提问**：Neal Dingmann询问当前并购市场的机会和价差情况。 **管理层回答**：Ward明确表示公司目前基本处于并购市场的观望状态，需要将债务杠杆从当前的1.3倍降至1.0倍才会考虑新的收购。公司专注于偿还债务，可能通过在Deep Anadarko引入合作伙伴来实现这一目标。 ## 3. 资产货币化策略 **分析师提问**：Derrick Lee Whitfield (Texas Capital) 询问公司资产组合中可能重新估值的资产货币化参数。 **管理层回答**：Ward表示Deep Anadarko是唯一不受生产约束(HBP)且有租约期限的区域，最有可能出售部分土地权益。公司拥有约5万英亩，如果不引入合作伙伴，这已足够在租约期内完成钻探。 ## 4. 作业表现评估 **分析师提问**：Derrick Lee Whitfield询问Deep Anadarko和Mancos井的表现是否符合预期，以及降低完井成本的措施。 **管理层回答**：Ward表示Deep Anadarko的前几口井表现优于预期，最近三口井符合类型曲线。Mancos表现超出预期，被认为是世界级储层，有望成为公司降低成本后回报率最高的项目。 ## 5. 油价敏感性分析 **分析师提问**：Charles Arthur Meade (Johnson Rice) 询问启动Oswego下半年钻井计划所需的油价水平。 **管理层回答**：Ward表示油价在70美元以上时，Oswego项目的回报率将远超50%，与Deep Anadarko项目具有竞争力。公司计划在这种价格环境下将资本分配给三个主要项目：Deep Anadarko、Mancos和Oswego。 ## 6. 天然气市场差价扩大 **分析师提问**：Michael Stephen Scialla (Stephens) 询问天然气指导中差价扩大的原因及对天然气宏观环境的看法。 **管理层回答**：Ward解释Anadarko和San Juan地区的基差正在扩大，主要归因于温暖天气而非供应问题。他预计随着西部地区水电供应减少，基差将在年内收窄。 ## 7. 中游业务利润大幅提升 **分析师提问**：John Christopher Freeman (Raymond James) 询问2026年中游利润指导提高40%的原因。 **管理层回答**：中游业务主管Kent解释，这主要是由于iCAV工厂自有产量的会计处理变化，以及中游营运费用重新分类至GP&T项目，虽然两者相互抵消，但改善了中游营运利润。 ## 8. 套期保值策略 **分析师提问**：John Christopher Freeman询问公司是否计划利用当前油价上涨增加套期保值。 **管理层回答**：Ward表示远期曲线在未来3-6个月后快速下降，公司希望保持对商品价格变动的敞口，维持第一年50%、第二年25%的机械性套期保值策略以保证现金流。

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