電話會總結 ｜ Mach Natural Resources(MNR)2025財年Q4業績電話會核心要點

業績回顧

• 根據Mach Natural Resources業績會實錄，以下是財務業績回顧摘要： ## 1. 財務業績 **營收表現：** - Q4總營收3.88億美元，其中油氣營收3.31億美元，套期保值和中游業務貢獻4200萬美元 - 油氣營收構成：石油佔42%、天然氣佔44%、天然氣液體佔14% - Q4日產量15.4萬桶油當量，其中石油17%、天然氣68%、天然氣液體15% **盈利能力：** - Q4調整后EBITDA為1.87億美元 - Q4經營現金流為1.69億美元 - 2025年全年現金資本回報率達23%（過去五年平均超過30%） **成本控制：** - Q4租賃經營費用1.06億美元，單位成本7.50美元/桶油當量 - Q4現金管理費用1100萬美元，單位成本0.77美元/桶油當量 **資本支出與現金分配：** - Q4開發資本支出7700萬美元，佔經營現金流的46% - 2025年全年開發成本2.52億美元，佔經營現金流的47% - Q4可分配現金8900萬美元，單位分配0.53美元 - 自2024年以來累計分配5.67美元/單位，年化收益率15% ## 2. 財務指標變化 **儲量增長：** - 2025年末儲量7.05億桶油當量，較2025年3月翻倍增長 - 2025年儲量增加量超過當年產量18% **槓桿水平：** - 債務/EBITDA比率為1.3倍，目標降至1.0倍 **現金狀況：** - 季末現金4300萬美元 - 信貸額度可用資金3.38億美元 **價格實現：** - Q4平均實現價格：石油58.14美元/桶、天然氣2.54美元/千立方英尺、天然氣液體21.28美元/桶 **企業遞減率：** - 公司整體遞減率維持在17%的較低水平

業績指引與展望

• 資本支出計劃：2026年開發資本支出將維持在運營現金流的50%以下，其中上半年專注於San Juan和Deep Anadarko天然氣項目鑽探，如油價維持在70美元/桶以上，下半年將重啟Oswego油井鑽探項目

• 生產指導：2026年預計在維持目標再投資率的同時實現油當量產量的輕微增長，公司低17%的企業遞減率支持在無需強制收購的情況下維持穩定生產

• 鑽井項目規劃：Deep Anadarko項目將從兩臺鑽機減至一臺，San Juan計劃鑽探7-8口Mancos干氣井，每口成本目標從1500萬美元降至1300萬美元；Deep Anadarko單井成本預計1400-1500萬美元

• 財務槓桿目標：當前債務/EBITDA比率為1.3倍，目標降至1.0倍后再考慮新的收購機會，通過債務削減為未來增長創造空間

• 分配政策維持：繼續執行每季度0.53美元/單位的分配，年化收益率15%，在保持生產和盈利能力的同時最大化現金分配

• 套期保值策略：維持第一年50%、第二年25%的滾動套期保值政策，保護近期現金流的同時保留未來價格上漲敞口

• 中游業務預期：中游利潤指導上調約40%，主要由於會計處理調整和成本重新分類，為非上游現金生成提供額外可見性

• 儲量增長預期：2025年底儲量達7.05億桶油當量，較2025年3月翻倍，開發項目新增儲量超過年產量18%

分業務和產品線業績表現

• 公司主要業務集中在三個核心地區的油氣開發：Oswego地區主要生產原油和凝析油，Deep Anadarko地區專注於干氣開發，San Juan盆地的Mancos層位進行天然氣開發，形成了多元化的產品組合以應對不同商品價格周期。

• 產品結構呈現天然氣主導格局，第四季度日產量15.4萬桶油當量中天然氣佔68%、原油佔17%、天然氣液體佔15%，收入構成中天然氣貢獻44%、原油貢獻42%、天然氣液體貢獻14%，體現了公司向天然氣資產的戰略轉移。

• 中游業務作為重要補充收入來源，第四季度貢獻4200萬美元收入，公司通過收購獲得的中游設施提供穩定現金流，管理層強調不願出售這些零成本獲得的中游資產，因為它們能夠長期為公司提供良好的現金流貢獻。

• 公司具備靈活的資本配置能力，可根據商品價格變化調整鑽井重點，當原油價格保持在70美元以上時會增加Oswego地區的石油鑽井活動，而在天然氣價格相對較好時則專注於Deep Anadarko和San Juan的天然氣開發項目。

• 儲量規模顯著增長，2025年末儲量達到7.05億桶油當量，較2025年3月翻了一倍多，開發項目新增儲量超過當年產量的18%，為未來生產增長提供了堅實基礎，同時公司擁有近300萬英畝的土地儲備。

市場/行業競爭格局

• Mach Natural Resources在收購策略上採用獨特的價值投資方法，堅持從不以超過PDP PV-10的價格收購資產，而同行業公司願意為時尚地區的鑽井位置支付數百萬美元，這種差異化定價策略使公司能夠在被認為是困境資產的地區獲得低成本土地儲備，目前擁有近300萬英畝的低成本基礎土地。

• 公司在資本配置方面與同行形成鮮明對比，堅持不超過50%的再投資率以最大化現金分配，而同行業公司已轉向資產支持證券購買產能，這種做法剝奪了未來上漲空間並在價格上漲時引入風險而非回報，Mach通過維持低槓桿率（目標1.0倍債務/EBITDA）保持收購和鑽井之間的靈活性。

• 在商品價格策略上，公司展現出靈活的資本配置能力，能夠根據油氣價格變化在不同商品間轉換鑽井重點，2025年從以油為主的Oswego和STACK轉向Deep Anadarko和San Juan的干氣井，2026年計劃在油價保持70美元以上時重新啟動石油鑽井項目，這種靈活性是公司的核心競爭優勢。

• 公司面臨區域天然氣市場定價壓力，Anadarko和San Juan地區基差擴大，雖然管理層將此歸因於天氣因素，但可能表明區域天然氣市場持續面臨定價壓力，這與充足的外輸能力形成矛盾，顯示出區域性供需失衡的競爭挑戰。

• 在技術和成本控制方面，公司強調獨立運營商相比大型石油公司在成本控制上的優勢，特別是在San Juan地區，認為該地區長期由支出過多的大型公司運營，獨立公司能夠通過關注運輸、化學品和鑽機成本等方面實現更好的成本控制，目標將Mancos井成本從1500萬美元降至1300萬美元。

公司面臨的風險和挑戰

• 根據Mach Natural Resources業績會實錄，公司面臨的主要風險和挑戰如下：

• 槓桿率限制收購增長：公司目前債務與EBITDA比率為1.3倍，管理層表示需要降至1.0倍以下才會考慮進一步收購，這限制了通過併購實現快速擴張的能力。

• 區域天然氣價格壓力：公司在阿納達科和聖胡安地區面臨基差擴大問題，雖然管理層將其歸因於天氣因素，但可能表明區域天然氣市場持續面臨定價壓力。

• 資本支出受現金流約束：管理層明確表示"優質鑽井位置太多，但營運現金流不足"，顯示公司的資本支出受到當前現金生成能力的限制，可能影響增長潛力。

• 商品價格波動風險：公司業績高度依賴油氣價格，需要原油價格保持在70美元以上纔會重啟奧斯威戈地區的石油鑽井項目，顯示對價格波動的敏感性。

• 運營成本控制壓力：特別是在聖胡安地區的曼科斯項目，公司需要將單井成本從1500萬美元降至1300萬美元，成本控制能力直接影響項目回報率。

• 深阿納達科項目的技術和資本密集性：該項目鑽井深度達29000-32000英尺，單井成本1400-1500萬美元，技術複雜度高且資本需求大，存在執行風險。

公司高管評論

• 基於業績會實錄，以下是公司高管發言、情緒判斷以及口吻的摘要：

• **Tom L. Ward（首席執行官）**：發言占主導地位，整體口吻積極自信。強調公司自2018年以來累計分紅13億美元的成就，語氣中帶有明顯的自豪感。在談到收購策略時表現出強烈的紀律性和原則性，多次重申"從未以超過PDP PV-10的價格收購資產"。對於未來發展保持樂觀態度，特別是在描述Oswego鑽探項目時使用"非常好"等積極詞匯。在回答分析師問題時表現出耐心和專業性，但在談到債務槓桿限制時語氣略顯謹慎，強調必須將槓桿率從1.3倍降至1.0倍纔會考慮新的收購。對於成本控制和運營效率表現出強烈信心，認為獨立公司比大型石油公司更能有效控制成本。

• **Kevin R. White（首席財務官）**：發言簡潔專業，主要負責財務數據匯報。口吻中性客觀，嚴格按照財務指標進行陳述，沒有明顯的情緒色彩。在介紹儲量翻倍、現金流等關鍵財務成果時保持平穩的專業語調。

• **Kent（中游/會計主管）**：僅在回答中游利潤指引大幅上調的問題時發言。語氣專業且具體，詳細解釋了會計處理變化對財務指引的影響，表現出對技術細節的準確把握。 總體而言，管理層發言整體積極，對公司業績和未來前景充滿信心，同時在財務紀律和風險控制方面表現出謹慎和專業的態度。

分析師提問&高管回答

• # Mach Natural Resources 分析師情緒摘要 ## 1. 資本配置與鑽井策略 **分析師提問**：Neal Dingmann (William Blair) 詢問除了在Oswego增加鑽井平臺外，公司還有哪些其他活動來利用更高的油價？ **管理層回答**：CEO Tom Ward表示，如果油價保持在70美元以上，公司可能會增加第二個油井鑽井平臺，鑽探Red Fork地層或南俄克拉荷馬州資產。關鍵是要保持在營運現金流50%以內的資本支出限制。只要現金流增加，公司就會考慮增加更多石油鑽井活動。 ## 2. 併購市場前景 **分析師提問**：Neal Dingmann詢問當前併購市場的機會和價差情況。 **管理層回答**：Ward明確表示公司目前基本處於併購市場的觀望狀態，需要將債務槓桿從當前的1.3倍降至1.0倍纔會考慮新的收購。公司專注於償還債務，可能通過在Deep Anadarko引入合作伙伴來實現這一目標。 ## 3. 資產貨幣化策略 **分析師提問**：Derrick Lee Whitfield (Texas Capital) 詢問公司資產組合中可能重新估值的資產貨幣化參數。 **管理層回答**：Ward表示Deep Anadarko是唯一不受生產約束(HBP)且有租約期限的區域，最有可能出售部分土地權益。公司擁有約5萬英畝，如果不引入合作伙伴，這已足夠在租約期內完成鑽探。 ## 4. 作業表現評估 **分析師提問**：Derrick Lee Whitfield詢問Deep Anadarko和Mancos井的表現是否符合預期，以及降低完井成本的措施。 **管理層回答**：Ward表示Deep Anadarko的前幾口井表現優於預期，最近三口井符合類型曲線。Mancos表現超出預期，被認為是世界級儲層，有望成為公司降低成本后回報率最高的項目。 ## 5. 油價敏感性分析 **分析師提問**：Charles Arthur Meade (Johnson Rice) 詢問啟動Oswego下半年鑽井計劃所需的油價水平。 **管理層回答**：Ward表示油價在70美元以上時，Oswego項目的回報率將遠超50%，與Deep Anadarko項目具有競爭力。公司計劃在這種價格環境下將資本分配給三個主要項目：Deep Anadarko、Mancos和Oswego。 ## 6. 天然氣市場差價擴大 **分析師提問**：Michael Stephen Scialla (Stephens) 詢問天然氣指導中差價擴大的原因及對天然氣宏觀環境的看法。 **管理層回答**：Ward解釋Anadarko和San Juan地區的基差正在擴大，主要歸因於温暖天氣而非供應問題。他預計隨着西部地區水電供應減少，基差將在年內收窄。 ## 7. 中游業務利潤大幅提升 **分析師提問**：John Christopher Freeman (Raymond James) 詢問2026年中游利潤指導提高40%的原因。 **管理層回答**：中游業務主管Kent解釋，這主要是由於iCAV工廠自有產量的會計處理變化，以及中游營運費用重新分類至GP&T項目，雖然兩者相互抵消，但改善了中游營運利潤。 ## 8. 套期保值策略 **分析師提問**：John Christopher Freeman詢問公司是否計劃利用當前油價上漲增加套期保值。 **管理層回答**：Ward表示遠期曲線在未來3-6個月后快速下降，公司希望保持對商品價格變動的敞口，維持第一年50%、第二年25%的機械性套期保值策略以保證現金流。

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