Infinity Natural Resources’ 2026 Plan Spezifität und Stand der Deep Utica Entwicklung geraten beim Q4 Earnings Call in Konflikt

Datum des Calls: 11. März 2026

Finanzergebnisse

• Operative Marge: $3,76 pro Mcfe oder $22,58 pro BOE (bereinigte EBITDA-Marge im Q4)

Ausblick:

• Die Nettoproduktion für 2026 wird voraussichtlich zwischen 345 und 375 MMcfe pro Tag liegen, was einem Wachstum von ca. 70% gegenüber dem Vorjahr entspricht.
• Die Investitionsausgaben für die Entwicklung im Jahr 2026 werden zwischen $450 Millionen und $500 Millionen erwartet.
• Es ist geplant, im gesamten Jahr 2026 zwei Bohrgeräte zu betreiben, wobei eines ab Anfang des zweiten Quartals für die kürzlich erworbenen Ohio Utica-Vermögenswerte vorgesehen ist.
• Im Jahr 2026 sollen 31 Brutto-Bohrungen in den Verkauf gebracht werden.
• Es wird ein weiterer Rückgang der allgemeinen Betriebskosten erwartet, da mehr Erdgasvolumen online gehen.

Geschäftskommentar:

Produktionswachstum und operative Effizienz:

• Infinity Natural Resources meldete im Q4 2025 eine Nettoproduktion von 45,3 MBoe pro Tag, wobei die Jahresproduktion durchschnittlich 35,3 MBoe pro Tag betrug und das obere Ende der Prognose überschritt sowie 46% Wachstum gegenüber dem Vorjahr darstellte.
• Dieses Wachstum basierte auf starker Bohrungsleistung, diszipliniertem Entwicklungsprogramm und operativen Effizienzen wie verlängerten seitlichen Bohrungen und verbesserten Zykluszeiten.

Investitionen und strategische Anlageentscheidungen:

• Für 2026 erwartet das Unternehmen Investitionsausgaben für die Entwicklung zwischen $450 Millionen und $500 Millionen, was den Betrieb von zwei Bohrrigs unterstützt.
• Die Steigerung der CapEx ist auf strategische Akquisitionen zurückzuführen, wie zum Beispiel die $1,2 Milliarden schwere Übernahme der Ohio Utica-Vermögenswerte von Antero Resources, die auch Midstream-Vermögenswerte beinhaltete, darunter die Ausgabe von $350 Millionen an ewigen Wandelvorzugaktien.

Rohstoffpreisdynamik und Absicherungsstrategie:

• Das Unternehmen reagiert auf die starken Ölpreise, indem es die Beschleunigung der Ölentwicklungsprojekte prüft und attraktive Öl-Hedges für 2026 und 2027 mittels einer Kombination aus Swaps und Collars festgelegt hat.
• Diese Strategie zielt darauf ab, das Entwicklungsprogramm abzusichern und Erträge zu sichern – besonders angesichts jüngster geopolitischer Entwicklungen, die die Rohölpreise beeinflussen.

Midstream-Integration und Kostensenkung:

• Infinity Natural Resources hat seine Midstream-Vermögenswerte durch Akquisitionen erweitert, die voraussichtlich die Break-even-Kosten der Bohrungen und die allgemeinen Betriebskosten senken werden.
• Die Integration dieser Vermögenswerte ermöglicht eine effizientere Kapitalallokation und unterstützt das Ziel des Unternehmens, in Appalachia eine niedrige Betriebskostenstruktur beizubehalten.

Entwicklungsplan und Flexibilität:

• Das Unternehmen plant, im Jahr 2026 31 Bruttobohrungen in Verkauf zu bringen, mit einer ausgewogenen Aufteilung zwischen ölgewichtetem und Erdgasprojekten, und erwartet eine durchschnittliche Tagesproduktion von 345 bis 375 MMcfe.
• Dieser Plan spiegelt die Fähigkeit des Unternehmens wider, seine Kapitalallokation je nach Rohstoffpreisen und Marktbedingungen anzupassen und so Flexibilität im Entwicklungsansatz sicherzustellen.

Stimmungsanalyse:

Gesamttendenz: Positiv

• "2025 war erneut ein transformierendes Jahr für Infinity." "Unsere Plattform in Appalachia liefert weiterhin starke operative und finanzielle Ergebnisse." "Wir starten in das Jahr 2026 mit einer soliden operativen Grundlage, erweitertem Entwicklungsvorrat und einer gestärkten Kapitalstruktur." "Unsere Position...bietet Flexibilität, um weiterhin nachhaltiges Wachstum und Wert für unsere Aktionäre zu schaffen."

Q&A:

• Frage von Michael Scialla (Stephens Inc.): Können Sie Änderungen an der CapEx-Prognose für 2026 seit Mitte Dezember erläutern und die Midstream-Kosten separat ausweisen?
  Antwort: Der Anstieg der CapEx-Prognose spiegelt den höheren Anteil am Ohio Utica-Erwerb, Kapital für erste Pad-Abschlüsse, Kosten für die Rig-Bereitschaft und geplante Midstream-Investitionen wider; die Prognose ist flexibel und kann Änderungen wie zusätzliche Teilhaberschaften oder längere seitliche Bohrungen aufnehmen.

• Frage von Michael Scialla (Stephens Inc.): Werden die Bohrkosten konstant bleiben oder nach unten tendieren?
  Antwort: Ja, die Bohrkosten werden voraussichtlich nicht steigen, sondern durch Effizienzgewinne und Skalenvorteile weiter sinken.

• Frage von Michael Scialla (Stephens Inc.): Können Sie mehr zum Deep Utica Play und dessen Einbindung in die Pläne für 2026 sagen?
  Antwort: Die Entwicklung von Deep Utica ist budgetiert, bleibt jedoch flexibel in Abhängigkeit von den Rohstoffpreisen; die Ausführung ist vorbereitet mit fähigen Geräten und Expertise, ein Bohrloch wird voraussichtlich Ende 2026 oder 2027 online gehen.

• Frage von Timothy Rezvan (KeyBanc Capital Markets Inc.): Ist das Deep Utica Bohrloch bereits angesetzt und unmittelbar bevorstehend?
  Antwort: Ein behördliches Bohrloch ist gesetzt (conductor set), aber tatsächliches Bohren und Abschließen sind für die zweite Jahreshälfte 2026 geplant, Produktion wird 2027 erwartet.

• Frage von Timothy Rezvan (KeyBanc Capital Markets Inc.): Wie gleicht das Board Flexibilität mit Zykluszeiten und Schwankungen der Rohstoffpreise aus?
  Antwort: Der Entwicklungsplan für 2026 ist durchdacht und nicht kurzfristig; das Unternehmen prüft Gelegenheiten, wartet jedoch ab, ob hohe Ölpreise anhalten, bevor Kapital von Gas zu Ölprojekten verlagert wird, um die Optionalität zu behalten.

• Frage von John Freeman (Raymond James & Associates, Inc.): Wie sollen wir die Produktionsdynamik für 2026 betrachten, angesichts der in der zweiten Jahreshälfte gewichteten TILs?
  Antwort: Die Produktion wird sich im Jahresverlauf bis ins Q4 steigern, mit einer Zykluszeit von 6-7 Monaten vom Bohrstart bis zur Inbetriebnahme, beginnend mit 4 ölgewichteten Bohrungen im Q1.

• Frage von John Freeman (Raymond James & Associates, Inc.): Mit wie vielen DUCs sind Sie in das Jahr 2026 gestartet?
  Antwort: Das Jahr 2026 wurde mit 8 DUCs begonnen, von denen 4 bereits im frühen Q1 2026 in den Verkauf gebracht wurden.

• Frage von Samuel James Cox (RBC Capital Markets): Was müsste passieren, um ein drittes betriebenes Bohrgerät im Jahr 2026 zu evaluieren?
  Antwort: Ein drittes Bohrgerät würde betrachtet, falls die Ölpreise extrem hoch bleiben; kurzfristiger ist der Einsatz weiterer Frac-Teams zu überlegen, Fokus bleibt auf Portfoliooptionen.

• Frage von Samuel James Cox (RBC Capital Markets): Wie denken Sie über Ihre Absicherungsstrategie?
  Antwort: Hedging wird genutzt, um das Entwicklungsprogramm abzusichern, nicht um zu spekulieren; attraktive Renditen werden gesichert, sobald Projekte online gehen, mit Fokus auf systematischer Absicherung.

• Frage von Nicholas Pope (ROTH Capital Partners, LLC): Was trug zu den starken Ölvolumina im Q4 bei?
  Antwort: Starke Leistung der Bohrungen, die Ende 2025 online gingen, unterstützt durch operative Ausführung bei langen lateralen Bohrungen, schnellen Zykluszeiten und hohem Arbeitsanteil, dies entspricht den Erwartungen.

• Frage von Nicholas Pope (ROTH Capital Partners, LLC): Wie werden sich die Midstream-Kosten und -Erträge mit der Antero-Übernahme und den Investitionen 2026 entwickeln?
  Antwort: Die Betriebskosten werden weiter sinken, da mehr Erdgasvolumen online geht, insbesondere aus übernommenen Vermögenswerten; das Midstream-System bietet Möglichkeiten zur Erweiterung von Drittparteierträgen durch große bestehende Kapazität.