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]

公司业绩表现 - Mach Natural Resources LP季度每股收益为0 68美元 低于Zacks共识预期的0 69美元 同比去年0 79美元下降 [1] - 季度营收2 2677亿美元 低于共识预期12 39% 同比去年2 3916亿美元下降 [2] - 过去四个季度中 公司两次超过EPS预期 仅一次超过营收预期 [2] - 本季度盈利意外为-1 45% 而上一季度盈利意外达40 91% [1] 股价与市场表现 - 公司股价年初至今下跌22 5% 同期标普500指数下跌4 3% [3] - 当前Zacks评级为3级(持有) 预计短期内表现与市场持平 [6] 未来展望 - 下季度共识预期为每股收益0 63美元 营收2 4712亿美元 本财年预期每股收益2 60美元 营收10 1亿美元 [7] - 盈利预测修订趋势目前呈现混合状态 可能随最新财报发布而变化 [6] 行业比较 - 所属行业(Zacks美国油气勘探与生产)在250多个行业中排名后34% [8] - 同行业公司Energy Vault Holdings预计季度亏损0 13美元/股 同比改善7 1% 营收预期2720万美元 同比增长250 5% [9][10]

收入和利润（同比环比） - 2025年第一季度公司总营收2.27亿美元，净利润1600万美元[4] - 2025年第一季度净利润1600万美元，调整后息税折旧摊销前利润1.6亿美元[5] 成本和费用（同比环比） - 2025年第一季度租赁经营费用为每桶油当量6.69美元[5] - 2025年第一季度总开发成本5200万美元，再投资率37%[5] 业务运营数据 - 2025年第一季度平均实现价格为每桶油70.75美元、每千立方英尺天然气3.56美元、每桶天然气凝析液27.33美元[4] - 2025年第一季度平均总净产量为每天8.09万桶油当量[5] 现金流相关 - 2025年第一季度经营活动产生的净现金为1.43亿美元[5] 其他财务数据 - 截至2025年3月31日，公司现金余额800万美元，循环信贷额度剩余可用额度2.85亿美元，预计净债务与调整后息税折旧摊销前利润比率为0.7倍[6] 分红信息 - 2025年第一季度公司宣布每普通股单位季度现金分红0.79美元，将于6月5日支付给5月22日收盘时登记在册的股东[11] 资产收购 - 公司以6000万美元未调整购买价格从XTO Energy收购位于俄克拉荷马州、堪萨斯州和怀俄明州的某些油气资产[3]

收入和利润（同比环比） - 2025年第一季度，公司总营收为2.26768亿美元，较2024年同期的2.39155亿美元有所减少[41] - 2025年第一季度，公司净收入为1588.6万美元，较2024年同期的4170.2万美元大幅下降[41] - 2025年第一季度，公司基本每股净收入为0.14美元，较2024年同期的0.44美元有所降低[41] - 2025年第一季度净收入为15,886美元，2024年同期为41,702美元[45] - 2025年和2024年第一季度，石油收入分别为1.24541亿美元和1.44098亿美元，天然气收入分别为8624.7万美元和6401.2万美元，NGL收入分别为4457.7万美元和4811万美元[97] - 2025年和2024年第一季度，公司基本和摊薄后每股收益分别为0.14美元和0.44美元[170] 成本和费用（同比环比） - 2025年和2024年第一季度每桶当量生产的耗竭分别为8.12美元和7.86美元[62] - 2025年和2024年第一季度油气资产的折旧、耗竭和摊销费用分别为5910万美元和6370万美元[62] - 2025年和2024年第一季度其他财产和设备的折旧费用分别为240万美元和210万美元[68] - 2025年第一季度，基于时间的幻影单位相关非现金补偿成本为180万美元，2024年同期为120万美元[147] - 2025年和2024年第一季度，公司天然气运输费用分别约为10万美元和120万美元，截至2025年3月31日，合同剩余付款约为10万美元[157] - 2025年和2024年第一季度，公司对401(k)计划的缴款分别为110万美元和100万美元[158] - 2025年和2024年第一季度，公司向Mach Resources支付的费用分别为3130万美元和3040万美元，截至2025年3月31日和2024年12月31日，欠款分别为180万美元和200万美元[171] 其他财务数据变化 - 截至2025年3月31日，公司总资产为22.42102亿美元，较2024年12月31日的23.38214亿美元有所下降[38] - 截至2025年3月31日，公司现金及现金等价物为779万美元，较2024年12月31日的1.05776亿美元大幅减少[38] - 截至2025年3月31日，公司长期债务为4.6亿美元，较2024年12月31日的6.68778亿美元有所下降[38] - 截至2025年3月31日，公司合作伙伴资本为13.78361亿美元，较2024年12月31日的11.99046亿美元有所增加[38] - 截至2025年3月31日和2024年12月31日，联合权益应收账款的信用损失准备分别为370万美元和390万美元[60] - 截至2025年3月31日和2024年12月31日，库存分别为25,089美元和24,301美元[70] - 截至2025年3月31日和2024年12月31日，公司均有一个客户分别占总联合权益应收账款的22.9%和22.6%[59] - 截至2025年3月31日，其他资产包括与新循环信贷安排相关的资本化成本1510万美元，累计摊销30万美元；截至2024年12月31日，其他资产包括与循环信贷协议相关的资本化成本260万美元，累计摊销200万美元[73] - 截至2024年12月31日，公司与定期贷款信贷协议相关的未摊销债务发行成本和折扣为1180万美元；2025年2月27日，公司注销了定期贷款信贷协议相关债务发行成本和折扣的剩余未摊销余额[74] - 2025年和2024年第一季度末资产退休义务分别为1.03937亿美元和8713.2万美元，2025年第一季度新增负债3.4万美元、发生负债6.5万美元、结算负债6.6万美元、增值费用204.6万美元[82] - 截至2025年3月31日和2024年12月31日，公司分别有1.18334519亿和1.03490483亿流通普通股，2025年第一季度现金分红总额为5920万美元[168] - 截至2025年3月31日，未归属的基于时间的幻影单位为1030464个，加权平均授予日公允价值为17.35美元；基于绩效的幻影单位为111381个，加权平均授予日公允价值为21.44美元[147] - 截至2025年3月31日，基于时间的幻影单位有1460万美元未确认补偿成本，预计在约2.1年的加权平均期间内确认[147] - 截至2025年3月31日，与绩效幻影单位相关的非现金补偿成本为30万美元，未确认补偿成本为190万美元，预计在约2.1年的加权平均期间内确认[153] - 截至2025年3月31日和2024年12月31日，公司为法律事项计提了约150万美元的应计负债[154] - 截至2025年3月31日，公司未来经营租赁负债到期金额总计1378.7万美元，加权平均剩余租赁期限为3.27年，加权平均折现率为7.3%[162] 各条业务线表现 - 2025年第一季度，公司石油、天然气和NGL销售额为2.52726亿美元，较2024年同期的2.5524亿美元略有下降[41] - 2025年第一季度，公司石油和天然气衍生品亏损为4069.3万美元，较2024年同期的2926.8万美元有所增加[41] - 2025年和2024年第一季度，菲利普斯66公司分别占公司收入的29.3%和27.8%，新纪元能源营销有限责任公司分别占24.4%和11.5%，CVR供应与贸易有限责任公司2025年占10.7%，壳牌石油公司2024年占16.0%[93] 现金流情况（同比环比） - 2025年第一季度经营活动提供的净现金为142,519美元，2024年同期为143,953美元[45] - 2025年第一季度投资活动使用的净现金为78,010美元，2024年同期为54,720美元[45] - 2025年第一季度融资活动使用的净现金为162,495美元，2024年同期为90,725美元[45] - 2025年和2024年第一季度，支付的利息现金分别为1629.2万美元和2529.6万美元，应计资本支出变化分别为65万美元和2141.1万美元，资产退休成本资本化分别为6.5万美元和35.7万美元[99] 管理层讨论和指引 - 2024年11月，FASB发布ASU 2024 - 03，要求在财务报表附注中按季度和年度披露某些成本和费用，该指引将于2026年12月15日之后开始的第一个年度报告期生效，公司正在评估其影响[100] 其他重要内容 - 2024年12月20日，公司签订购买协议，以2980万美元现金收购俄克拉荷马州阿德莫尔盆地附近的油气资产，预计2025年完成购买价格分配[102] - 2025年1月31日完成Flycatcher收购，借款2300万美元，收购对价2432.3万美元，净资产2432.3万美元[103] - 2024年8月26日达成Ardmore Basin收购协议，对价约9800万美元，最终收购对价7669.5万美元，净资产7669.5万美元[104][106] - 2024年8月9日达成Western Kansas收购协议，对价3800万美元，截至2025年3月31日最终收购对价3748.2万美元，净资产3748.2万美元[107][110] - 2024年6月26日出售部分土地，收益约3800万美元[111] - 2025年2月27日签订新循环信贷协议，初始借款和承诺金额7.5亿美元，最高20亿美元，到期日2029年2月27日[115][116] - 截至2025年3月31日，新循环信贷协议未偿还借款4.6亿美元，未偿还信用证500万美元，剩余可用额度2.85亿美元，有效利率8.4%[118] - 2023年12月28日签订定期贷款信贷协议，本金8.25亿美元，到期日2026年12月31日，截至2024年12月31日未偿还借款7.631亿美元，有效利率12.3%[119][120] - 2025年2月27日偿还定期贷款信贷协议并终止，记录债务清偿成本1850万美元[122] - 2023年12月28日签订循环信贷协议，最高可用本金7500万美元，截至2024年12月31日未提取，有500万美元未偿还信用证[123] - 2025年1月31日循环信贷协议借款2300万美元用于Flycatcher收购，2月27日偿还并终止该协议[124][125] - 截至2025年3月31日，石油生产相关未平仓金融衍生品头寸Q2为772千桶，固定价格72.23美元；天然气生产相关Q2为10974十亿英热单位，固定价格3.48美元[131] - 2025年3月31日，衍生合同 - 当期，毛值4188千美元，净额为0；衍生合同 - 长期，毛值2484千美元，净额114千美元[131] - 2025年3月31日，衍生合同负债 - 当期，毛值 - 36139千美元，净额 - 31951千美元；衍生合同负债 - 长期，毛值 - 9270千美元，净额 - 6900千美元[133] - 2025年第一季度，石油衍生品结算收益908千美元，天然气衍生品结算收益739千美元；石油衍生品MTM净收益795千美元，天然气衍生品MTM净损失43135千美元[133] - 截至2025年3月31日，商品衍生工具资产公允价值114千美元，负债公允价值 - 38851千美元；截至2024年12月31日，资产公允价值14709千美元，负债公允价值 - 11106千美元[139] - 2025年2月，公司公开发行普通股，总收益2.3亿美元，净收益2.211亿美元；2024年9月，公开发行普通股总收益1.368亿美元，净收益1.289亿美元[164][167] - 2025年3月，公司签订6000万美元的XTO收购协议，已支付600万美元定金；3月31日后，公司在新循环信贷安排下借款6500万美元；5月8日，公司宣布2025年第一季度每股分红0.79美元[178][179][180] - 公司面临商品价格和利率不利变化带来的市场风险[233] - 公司油气收入和现金流受商品价格波动影响大，价格波动受多种因素影响且未来可能持续[234] - 公司使用商品衍生品工具（主要是掉期）对冲部分预期产量的价格风险，但只能部分保护价格下跌且可能限制价格上涨收益[236] - 截至2025年3月31日，公司与四个不同交易对手签订了衍生品工具合同[238] - 公司大部分收入和应收账款来自油气销售，客户和联合权益所有者集中可能影响整体信用风险[239] - 截至2025年3月31日，公司在新循环信贷安排下有4.6亿美元未偿还债务，借款利率为7.9%[240] - 假设未偿还金额不变，公司可变利率债务的假设加权平均利率每增加或减少1%，每年利息费用影响约为460万美元[241] - 截至2025年3月31日，公司没有用于保护未偿债务利率波动的衍生品安排，但未来可能会有[242]

公司业绩表现 - Mach Natural Resources LP(MNR)在过去两个季度中平均盈利超出预期29.78% [1] - 最近一个季度每股收益为0.62美元，超出共识预期0.44美元40.91% [2] - 前一季度每股收益为0.70美元，超出预期0.59美元18.64% [2] 盈利预测趋势 - 公司当前盈利预测呈现上升趋势，部分归因于历史盈利超预期表现 [4] - 分析师近期对公司盈利前景转为乐观，目前盈利ESP(预期惊喜预测)达到+7.49% [7] - 结合Zacks排名第三(持有)和正盈利ESP，公司再次超预期的可能性较高 [7] 行业研究方法 - 盈利ESP指标通过比较最准确预估与共识预估来衡量潜在惊喜 [6] - 最准确预估反映分析师在财报发布前的最新信息调整 [6] - 具备正盈利ESP且Zacks排名第三或更好的股票有近70%概率实现盈利超预期 [5] 投资策略建议 - 建议在季度财报发布前检查公司盈利ESP指标以提高投资成功率 [8] - 盈利超预期并非股价上涨的唯一因素，部分股票即使未达预期也可能保持稳定 [8]

财务数据和关键指标变化 - 2024年全年净产量为86.7 MBOE/天，净收入和调整后EBITDA分别为1.85亿美元和6.01亿美元 [21] - 2024年第四季度产量为86,700 BOE/天，其中石油占24%，天然气占52%，NGLs占24%；平均实现价格为每桶油70.06美元、每千立方英尺天然气2.31美元、每桶NGLs 25.82美元；G&A为800万美元/BOE [35] - 2024年第四季度末现金为1.06亿美元，第一留置权定期本金为7.63亿美元；总收入（包括对冲和中游活动）为2.35亿美元，EBITDA为1.62亿美元，运营现金流为1.34亿美元；资本支出6050万美元后，产生自由现金流8100万美元，用于支付定期贷款本金摊销约2060万美元，剩余6000万美元（0.50美元/单位）用于本季度分配 [36] - 2024年再投资率为47%，预计未来12个月PDP下降率为20%，在16家同行公司中排名第一；总证实覆盖率为3.9x，净债务与企业价值之比为21%，PDP PV与总债务之比为3.3x；2024年第四季度LOE平均为6.17美元/BOE，2024年自由现金流为8.43美元/BOE [16] - 2025年初，经近期发行调整后，净债务与EBITDA之比为0.8x [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 中游业务方面，公司拥有4个中游集输和处理设施及其他重要基础设施，购买这些设施花费6500万美元，2024年这些资产贡献EBITDA 7800万美元，其中1700万美元来自第三方，其余来自自身生产实现的更高井口价格 [7] - 钻探业务上，2024年Oswego钻井和完井成本平均仅为260万美元（每侧英尺202美元），假设WTI为70美元、Henry Hub为3.50美元，中位回收期为15个月 [12] - 2025年预计在钻井和完井以及修井方面支出2.25 - 2.40亿美元，预计产量在BOE基础上基本持平，上下浮动几个百分点 [13][14] 各个市场数据和关键指标变化 - 2024年商品组合按收入计算，石油占59%，天然气占21%，NGLs占20%；进入2025年，产品产量方面天然气占54%，NGLs占23%，石油占23%；在天然气价格超过4美元的环境下，公司将更多液体留在气流中，天然气产量占比达77% [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括保持财务实力（目标是长期债务与EBITDA比率为1倍或更低）、业务线执行（以低于PDP 10的折扣收购现金流资产）、有纪律的再投资率（再投资率低于运营现金流的50%）和最大化现金分配（目标是同行领先的可变分配） [3][4] - 公司自2017年成立以来，以低价收购资产，积累了超过100万英亩的生产用地，拥有4个中游设施及其他基础设施；每次收购后，运营团队将LOE从之前所有者的成本降低25% - 35% [6][7][8] - 2025年预计有3台钻机运行，继续在Kingfisher县的Oswego地层、STACK和Ardmore盆地凝析油窗口的Mississippian和Woodford地层以及Anadarko盆地的深层Mississippian地层钻探 [11] - 公司计划继续进行增值收购，若进行超过5亿美元的大型收购，需寻找愿意与公司共同持股的合作伙伴 [27][33] - 行业竞争方面，Mid - Con地区变得热门，钻机数量增加，购买资产的兴趣上升，资金雄厚的公司进入该地区购买资产，公司专注于收购约1亿美元的资产，利用现有土地内的高回报率钻探机会发展业务 [73][74] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为天然气是未来10年有无限需求的燃料，长期看好天然气市场；预计今年夏天天然气曲线可能达到5美元，因进入补充季节需要补充库存 [53][55] - 尽管2024年天然气价格处于1990年代初以来的最低水平，但公司仍取得了良好回报，2024年在所有上市上游能源公司中分配收益率排名第一，股东总回报排名第十 [28][29] - 随着天然气价格上涨，公司运营现金流增加，有能力在2025年增加一台钻机，同时保持再投资率低于50% [10][31] 其他重要信息 - 公司对石油和天然气进行套期保值，滚动1年套期保值50%，第二年套期保值25%；采用可变分配方式，根据价格变化调整分配 [18] - 公司自成立以来已向所有者分配超过10亿美元，通过控制产量和再投资率，在保持资产负债表健康的同时向股东分配现金 [19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 对今年Mid - Con地区油气市场的预期 - 公司期望抓住符合标准的油气交易机会，倾向于在油价处于60美元左右时收购原油资产，但也会考虑天然气资产 [42][43] 问题2: 是否考虑将基础设施货币化 - 公司认为基础设施对运营至关重要，每年产生的EBITDA超过购买成本，不打算出售，计划继续持有 [45][46] 问题3: 第三台钻机的投入时间和目标地层 - 第三台钻机即将投入Oswego进行4口井的钻探项目，之后将更换为更大的钻机在Anadarko和西俄克拉荷马州的深层Mississippian地层开始项目，这由再投资率和价格上涨带来的运营现金流增加驱动 [49][50] 问题4: 公司倾向购买天然气资产的价格区间 - 管理层长期看好天然气市场，认为天然气需求总体在增加，任何Mid - Con地区的交易本质上都包含天然气资产，公司在低价天然气交易中表现出色，预计今年夏天天然气价格可能上涨 [53][54][55] 问题5: 近期收购的相关情况（PUDs、卖家情况） - 卖家为个体，钻探了一些井后以接近PDP PV10的价格出售给公司，公司继承了已证实的PUDs，这些区域钻探回报率预计达50% [59][60] 问题6: 第四季度现金可分配比例低于第三季度的原因 - 主要是因为本金摊销减少了可分配现金，且单位分配因2月的股权购买者增加而降低，但公司仍将本季度产生的现金全部分配出去 [62][63] 问题7: 2024年钻探计划中Woodford与Oswego回报率差距能否缩小 - 两个区域都表现良好，Oswego项目更成熟，钻探相对简单，预计2025年情况与2024年类似；之后将把钻机从凝析油窗口转移到Ardmore盆地 [69][70][71] 问题8: Mid - Con地区的竞争格局和有机租赁机会 - Mid - Con地区竞争激烈，公司专注于收购约1亿美元的资产；公司拥有大量生产用地，2025年租赁预算约3000万美元，主要用于较深区域，大部分租赁是因更大的钻探计划而产生 [74][76][77] 问题9: 土地和中游支出占总预算比例同比翻倍的情况 - 预算中约3000万美元用于土地和中游，其中中游支出与往年基本相同，主要变化是租赁活动增加，这是更大钻探计划的副产品 [81][82][84] 问题10: 俄克拉荷马州钻探活动增加对非运营预算的影响 - 公司非运营预算通常较小，会选择不参与大部分非运营项目，目前仅参与了Continental正在钻探的几口深气井，非运营预算总体保持较低水平 [87] 问题11: 是否能在整个产区选择将更多液体留在气流中 - 公司基本上可以在整个生产区域做出将更多液体留在气流中的选择 [90] 问题12: 此选择对天然气和NGLs产量指导的影响 - 产量仍在预期范围内 [92] 问题13: 2025年BOE费用的变化趋势 - 预计基本持平 [94]

财务数据和关键指标变化 - 2024年公司交付总净产量为86.7% MBOE/天，净收入和调整后EBITDA分别为1.85亿美元和6.01亿美元，还分配了3.1亿美元，资本投资现金回报率指标为25% [21] - 2024年第四季度，公司产量为86,700 BOE/天，平均实现价格为每桶油70.06%、每千立方英尺天然气2.31%、每桶NGLs 25.82%，G&A为800万美元/BOE，总收入（包括对冲和中游业务）为2.35亿美元，EBITDA为1.62亿美元，运营现金流为1.34亿美元，资本支出后产生8100万美元自由现金，用于支付首笔留置权定期贷款本金摊销约2060万美元，剩余部分用于本季度6000万美元（即每单位0.50%）的分配 [35][36] - 公司目前净债务与EBITDA之比为0.8%x，预计未来12个月PDP下降率为20%，2024年再投资率仅为47%，总证实覆盖率为3.9%x，净债务与企业价值之比为21%，PDP PV总债务为3.3%x，2024年第四季度LOE平均为每BOE 6.17%，2024年自由现金流为每BOE 8.43% [16][17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司拥有4个中游集输和处理设施及其他重要基础设施，2024年这些资产贡献了7800万美元的EBITDA，其中1700万美元来自第三方，其余来自公司自身生产实现的更高井口价格 [7] - 2024年公司商品组合按收入计算，石油占59%、天然气占21%、NGLs占20%；进入2025年，按产品产量计算，天然气占54%、NGLs占23%、石油占23% [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 2024年天然气价格处于自20世纪90年代初以来的最低水平，近期天然气价格有所上涨，预计2025年运营现金流将增加 [10][29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括保持财务实力，目标是长期债务与EBITDA比率为1倍或更低；进行有纪律的业务执行，以低于PDP 10的折扣收购现金流资产；维持有纪律的再投资率，再投资率低于运营现金流的50%；最大化现金分配，目标是实现同行领先的可变分配 [3][4] - 公司自2017年成立以来，一直以低价收购资产，不支付相关土地和未来钻探费用，很少或不支付相关基础设施和中游资产费用，已进行20次收购，积累了超过100万英亩的生产用地，拥有4个中游设施，且每次收购后运营团队都将LOE降低了25% - 35% [6][7][8] - 2025年公司预计有3台钻机运行，继续在Kingfisher县的Oswego地层、STACK和Ardmore盆地凝析油窗口的Mississippian和Woodford地层以及Anadarko盆地的深层Mississippian地层进行钻探，预计支出2.25 - 2.4亿美元用于钻探、完井和修井，产量基本持平 [11][13][14] - 公司希望在2025年进行至少一次大型收购（超过5亿美元），需要找到愿意与公司一起持有股权的合作伙伴，若无法进行大型收购，将通过钻探计划和小型收购维持生产并为股东带来回报 [27][28] - 行业竞争方面，Mid - Con地区变得很受欢迎，钻机数量和资产购买兴趣增加，资金雄厚的公司进入该地区购买资产，公司专注于收购约1亿美元的资产，避免与大型竞争对手竞争 [73][74] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为未来5 - 10年市场不会持续处于低价水平，看好在油价处于60美元或更低且曲线为反向时购买原油资产，也会在合适价格下交易天然气资产 [43] - 管理层认为天然气是未来10年有无限需求的燃料，尽管2028年左右卡塔尔LNG可能会在一段时间内压低天然气价格，但总体需求仍在增加，今年夏天天然气价格可能会升至5美元曲线 [53][55] 其他重要信息 - 公司近期完成了一项约3000万美元的Ardmore盆地附加收购，为今年提供了额外的钻探地点，偿还了公司的定期贷款，将净债务与EBITDA之比从1.0%x降至0.8%x，并与10家银行组成的银团签订了新的7.5亿美元循环信贷协议，目前已提取约5亿美元 [22][23] - 公司2025年土地和中游预算约为3000 - 4000万美元，其中土地预算约为3000万美元，大部分用于已有土地所在区域，主要是因钻探计划扩大而产生的附带支出 [76][79][84] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 对今年天然气和石油市场的预期以及更好交易机会的看法 - 公司会根据符合标准的交易进行操作，倾向于在油价60美元左右时购买原油资产，若有能增加分配的天然气收购机会也会考虑，目前更倾向于原油交易 [42][43] 问题2: 是否考虑将基础设施货币化 - 基础设施对公司运营至关重要，每年产生的EBITDA超过购买成本，公司计划保留这些设施 [45][46] 问题3: 第三台钻机的投入时间和目标地层 - 第三台钻机即将投入Oswego进行4口井的钻探计划，之后将更换为更大的钻机在Anadarko和西俄克拉荷马的深层Mississippian地层开展项目，这是根据再投资率和运营现金流的变化决定的 [49][50] 问题4: 对天然气资产购买价格的看法 - 管理层长期看好天然气资产，认为天然气是未来10年需求旺盛的燃料，在Mid - Con地区的任何交易本质上都包含天然气资产，今年夏天天然气价格可能会上涨 [53][54][55] 问题5: 近期附加收购的情况，包括PUDs、可能位置以及卖家出售原因 - 卖家为个体，钻探了几口井后以接近PDP PV10的价格出售给公司，公司继承了9个已证实的PUDs位置，这些位置预计回报率为50% [59][60] 问题6: 第四季度现金可分配比例低于第三季度的原因 - 现金可分配金额略高于8000万美元，但本金摊销拿走了2000多万美元，且单位分配因2月股权购买者的加入而降低 [62][63] 问题7: 2024年钻探计划中Woodford与Oswego在回报率和效率方面缩小差距的机会 - 两个区域都表现良好，Oswego项目更成熟，钻探相对简单，预计2025年与2024年结果相似，之后钻机可能会从凝析油窗口转移到Ardmore盆地 [69][70][71] 问题8: Mid - Con地区的竞争格局和有机租赁机会 - Mid - Con地区竞争激烈，公司专注于收购约1亿美元的资产，公司有大量生产用地，2025年租赁预算约为3000万美元，主要用于深层区域和已有土地相关区域 [73][74][76] 问题9: 土地和中游支出占总预算比例同比翻倍的情况 - 总预算中土地和中游预算约为3000 - 4000万美元，其中土地预算约为3000万美元，中游支出与往年基本相同，主要变化是租赁活动增加，是钻探计划扩大的副产品 [79][81][84] 问题10: 非运营部分预算与去年相比的影响 - 公司非运营预算通常较小，会选择不参与大部分非运营项目，目前仅参与了Continental正在钻探的几口深层气井，总体非运营预算保持较低且稳定 [87] 问题11: 是否能在整个产区选择将更多液体留在气流中，以及对天然气和NGLs产量的影响 - 公司可以在整个产区做出此选择，产量将保持在预期范围内 [90][92] 问题12: 2025年BOE费用的变化趋势 - 预计基本持平 [94]