Sự cụ thể của Kế hoạch 2026 của Infinity Natural Resources và tình trạng phát triển Deep Utica xung đột trong cuộc gọi thu nhập quý 4

Ngày tổ chức cuộc gọi: 11 Tháng 3, 2026

Kết quả tài chính

• Biên lợi nhuận hoạt động: $3.76 mỗi Mcfe hoặc $22.58 mỗi BOE (biên EBITDA điều chỉnh trong Q4)

Hướng dẫn:

• Sản lượng ròng dự kiến năm 2026 trung bình từ 345 đến 375 MMcfe mỗi ngày, tương ứng với mức tăng trưởng khoảng ~70% so với cùng kỳ.
• Chi tiêu đầu tư phát triển cho năm 2026 dự kiến dao động từ $450 triệu đến $500 triệu.
• Kế hoạch vận hành 2 giàn khoan trong suốt năm 2026, với 1 giàn dành riêng cho tài sản Ohio Utica mới mua từ đầu Quý 2.
• Dự kiến hoàn tất chuyển đổi 31 giếng khai thác tổng thể (gross wells) sang thương mại trong năm 2026.
• Kỳ vọng chi phí hoạt động tổng thể sẽ tiếp tục giảm khi nhiều khối lượng khí tự nhiên được đưa vào khai thác.

Bình luận kinh doanh:

Tăng trưởng sản lượng và hiệu quả hoạt động:

• Infinity Natural Resources đã báo cáo sản lượng ròng 45.3 MBoe mỗi ngày trong Q4 2025, với sản lượng trung bình cả năm đạt 35.3 MBoe mỗi ngày, vượt mức hướng dẫn cao nhất và phản ánh mức tăng trưởng 46% so với cùng kỳ năm trước.
• Mức tăng trưởng này đến từ hiệu quả hoạt động mạnh mẽ của giếng khoan, thực thi kỷ luật chương trình phát triển và hiệu quả vận hành nhờ khoan ngang kéo dài cùng rút ngắn thời gian chu kỳ.

Chi tiêu đầu tư và các khoản đầu tư chiến lược:

• Trong năm 2026, công ty dự kiến chi tiêu đầu tư phát triển trong khoảng $450 triệu đến $500 triệu, phục vụ cho việc vận hành hai giàn khoan.
• Sự gia tăng CapEx xuất phát từ các thương vụ mua lại chiến lược, như thương vụ mua lại tài sản Ohio Utica trị giá $1,2 tỷ từ Antero Resources, bao gồm cả tài sản trung nguồn (midstream), cùng với việc phát hành $350 triệu cổ phiếu ưu đãi chuyển đổi vĩnh viễn.

Diễn biến giá hàng hóa và chiến lược phòng ngừa rủi ro:

• Công ty phản ứng trước giá dầu mạnh bằng cách xem xét thúc đẩy phát triển các dự án dầu, đồng thời đã chốt các vị thế phòng ngừa giá dầu hấp dẫn cho năm 2026 và 2027 dưới dạng cân bằng giữa hợp đồng hoán đổi (swap) và hợp đồng cổ (collar).
• Chiến lược này nhằm giảm thiểu rủi ro chương trình phát triển và đảm bảo lợi nhuận, đặc biệt trong bối cảnh các diễn biến địa chính trị gần đây ảnh hưởng đến giá dầu thô.

Tích hợp trung nguồn và giảm chi phí:

• Infinity Natural Resources đã mở rộng tài sản trung nguồn thông qua các thương vụ mua lại, kỳ vọng sẽ giảm điểm hòa vốn của giếng khoan và tổng chi phí hoạt động.
• Việc tích hợp các tài sản này cho phép phân bổ vốn hiệu quả hơn và hỗ trợ mục tiêu duy trì cơ cấu chi phí vận hành thấp ở khu vực Appalachia.

Kế hoạch phát triển và tính linh hoạt:

• Công ty dự kiến chuyển 31 giếng khai thác tổng thể sang thương mại trong năm 2026, phân bổ cân bằng giữa các dự án thiên về dầu và khí tự nhiên, với sản lượng trung bình dự kiến 345 đến 375 MMcfe mỗi ngày.
• Kế hoạch này cho thấy khả năng điều chỉnh phân bổ vốn của công ty dựa trên giá hàng hóa và điều kiện thị trường, qua đó đảm bảo linh hoạt trong cách tiếp cận phát triển.

Phân tích cảm xúc:

Xu hướng tổng thể: Tích cực

• "2025 là một năm chuyển đổi với Infinity." "Nền tảng Appalachia của chúng tôi tiếp tục mang lại hiệu quả mạnh về vận hành và tài chính." "Chúng tôi bước vào năm 2026 với nền tảng vận hành vững chắc, danh mục phát triển mở rộng và cấu trúc vốn được củng cố." "Vị thế của chúng tôi... cung cấp sự linh hoạt để tiếp tục mang lại tăng trưởng bền vững và giá trị cho cổ đông."

Hỏi & Đáp:

• Câu hỏi từ Michael Scialla (Stephens Inc.): Bạn có thể nói về những thay đổi trong hướng dẫn CapEx 2026 kể từ giữa tháng 12 và tách riêng chi phí trung nguồn không?
  Trả lời: CapEx tăng do tăng tỷ lệ làm việc trong thương vụ Ohio Utica, chi phí hoàn tất pad đầu tiên, chi phí chuẩn bị giàn khoan và các khoản đầu tư trung nguồn dự kiến; hướng dẫn có tính linh hoạt để điều chỉnh thay đổi như tăng tỷ lệ làm việc hoặc kéo dài các đường khoan ngang.

• Câu hỏi từ Michael Scialla (Stephens Inc.): Liệu chi phí khoan giếng sẽ duy trì ổn định hay tiếp tục giảm?
  Trả lời: Có, chi phí giếng không dự kiến tăng, với triển vọng tiếp tục cải thiện hiệu quả và quy mô.

• Câu hỏi từ Michael Scialla (Stephens Inc.): Bạn có thể chia sẻ thêm về deep Utica và việc đưa vào kế hoạch 2026?
  Trả lời: Phát triển deep Utica đã được phân bổ vốn nhưng vẫn linh hoạt tùy thuộc vào giá hàng hóa; đội ngũ và thiết bị sẵn sàng, dự kiến có một giếng sẽ hoạt động vào cuối 2026 hoặc 2027.

• Câu hỏi từ Timothy Rezvan (KeyBanc Capital Markets Inc.): Giếng deep Utica đã được khoan và gần hoàn thành chưa?
  Trả lời: Đã hoàn thành khoan dẫn (conductor set), nhưng khoan và vận hành thực tế vào nửa sau năm 2026, kỳ vọng sản xuất năm 2027.

• Câu hỏi từ Timothy Rezvan (KeyBanc Capital Markets Inc.): Hội đồng quản trị làm thế nào để cân bằng giữa tính linh hoạt và chu kỳ đầu tư với sự biến động giá hàng hóa?
  Trả lời: Kế hoạch phát triển 2026 được chuẩn bị kỹ lưỡng, không trong phút chót; công ty đánh giá cơ hội nhưng có thể chờ xem giá dầu cao có bền vững không rồi mới điều chuyển vốn dầu khí, nhằm duy trì khả năng lựa chọn phương án.

• Câu hỏi từ John Freeman (Raymond James & Associates, Inc.): Nên hình dung nhịp sản xuất năm 2026 thế nào khi các giếng TIL nặng về nửa cuối năm?
  Trả lời: Sản lượng dự kiến tăng lên qua giữa năm và vào Q4, chu kỳ từ khoan đến vận hành kéo dài 6-7 tháng, bắt đầu với 4 giếng hướng dầu vào Q1.

• Câu hỏi từ John Freeman (Raymond James & Associates, Inc.): Có bao nhiêu DUC khi bước vào năm 2026?
  Trả lời: Vào năm 2026 có 8 DUC, 4 trong số đó đã vận hành thương mại ngay đầu Q1 2026.

• Câu hỏi từ Samuel James Cox (RBC Capital Markets): Cần điều kiện gì để xem xét thêm giàn khoan thứ ba năm 2026?
  Trả lời: Sẽ cân nhắc giàn khoan thứ ba nếu giá dầu duy trì ở mức cực cao; khả năng gần nhất là bổ sung thêm đội bơm phá vỡ (frac crews), tập trung giữ tính linh hoạt cho danh mục.

• Câu hỏi từ Samuel James Cox (RBC Capital Markets): Công ty có kế hoạch phòng ngừa rủi ro thế nào?
  Trả lời: Phòng ngừa (hedging) chỉ để giảm rủi ro phát triển, không đầu cơ; công ty khóa lợi nhuận tốt khi dự án đi vào khai thác, chú trọng giảm rủi ro có hệ thống.

• Câu hỏi từ Nicholas Pope (ROTH Capital Partners, LLC): Điều gì thúc đẩy khối lượng dầu mạnh trong Q4?
  Trả lời: Hiệu suất tốt từ các giếng đưa vào hoạt động cuối năm 2025 nhờ vận hành tốt các đường khoan dài, chu kỳ nhanh và tỷ lệ làm việc cao, đúng với kỳ vọng.

• Câu hỏi từ Nicholas Pope (ROTH Capital Partners, LLC): Chi phí và doanh thu trung nguồn sẽ thay đổi thế nào với thương vụ mua lại Antero và chi tiêu 2026?
  Trả lời: Chi phí vận hành dự kiến còn giảm nữa khi nhiều khối lượng khí tự nhiên được đưa vào khai thác, đặc biệt từ tài sản mới mua lại; hệ thống trung nguồn có cơ hội gia tăng doanh thu từ khách hàng bên thứ ba do công suất hiện tại lớn.