Coterra Energy业绩表现 - 公司公布自由现金流达3.29亿美元 尽管当季原油和天然气价格下跌[1] - 业绩较强劲的第一季度有所下滑 但仍保持正向现金流[1] 作者背景 - 作者为持证专业工程师 在核电行业工作[1] - 利用能源行业专业经验评估具有长期投资价值的股票[1] - 投资策略聚焦产生收入的股票和租赁房地产 追求现金流和长期增值[1]

财务业绩 - 第二季度调整后每股收益48美分 超出市场预期的43美分及去年同期的37美分[1] - 营业收入20亿美元 显著超越市场预期的17亿美元及去年同期的13亿美元[2] - 运营现金流同比增长68%至9.37亿美元 自由现金流达3.29亿美元[15] 生产与价格表现 - 日均产量达78.39万桶油当量 同比增长17.1%且超出市场预期的74.1万桶[8] - 天然气日均产量2998.6百万立方英尺 同比增长7.9%且超出市场预期的2844百万立方英尺[8] - 原油实现价格62.8美元/桶 同比下降20.9%但符合市场预期[10] - 天然气实现价格2.2美元/千立方英尺 同比大幅上升且略超市场预期的2.19美元[10] 资本结构与股东回报 - 季度股息每股22美分 对应年化收益率3.6%[3] - 斥资2300万美元回购90万股 剩余11亿美元回购额度[4] - 股东回报总额1.91亿美元 包含1.68亿美元股息和2300万美元回购[5] - 净长期债务42亿美元 债务资本化率为22.3%[16] 成本与支出 - 单位成本升至18.41美元/桶油当量 去年同期为16.26美元[14] - 总运营支出12.61亿美元 同比增长29.2%[14] 战略规划与展望 - 2025年资本支出指引下调至21-23亿美元[17] - 三季度产量指引740-790千桶油当量/日 资本支出6.25-6.75亿美元[18] - 签署二叠纪盆地天然气销售新协议 预计2028年投产[7] - 计划偿还6.5亿美元收购相关定期贷款[6] 同业比较 - Expand Energy每股收益1.1美元低于预期 但营收20亿美元远超去年同期3.78亿美元[20][21] - Imperial Oil每股收益1.34美元超预期 但营收81亿美元低于预期的105亿美元[22][23] - TC Energy每股收益59美分超预期 但营收27亿美元同比下降9.4%[24][25]

收入和利润（同比环比） - 公司2025年上半年净利润从2024年的5.72亿美元增长至10亿美元，增幅4.55亿美元[95] - 2025年第二季度原油收入8.88亿美元，同比增长15%，产量增长44%但价格下降21%[129][133] - 天然气收入6.01亿美元，同比增长88%，主要因价格上涨75%和产量增长8%[129][134] - 衍生品工具实现净收益2.32亿美元，2024年同期为亏损1600万美元[129][137] - 2025年上半年石油收入同比增长20%至17.74亿美元，天然气收入同比增长75%至14.99亿美元[153] - 2025年上半年衍生工具收益从2024年同期的亏损1600万美元转为盈利1.2亿美元，增幅达850%[153] - 2025年上半年总收入同比增长43%至38.69亿美元，主要受油气产量增长和价格变动驱动[153] - NGL收入增长7600万美元，因产量增长20%至20.6 MMBbl及价格微涨2%至20.66美元/Bbl[159] - 衍生工具净收益1.2亿美元，其中石油合约现金结算收入1200万美元，非现金收益8800万美元[160] 成本和费用（同比环比） - 2025年第二季度直接运营费用增加7600万美元，同比增长48%，主要由于Permian Basin的FME和Avant收购导致产量增加和成本上升[140][141] - 2025年第二季度Gathering, processing and transportation成本增加2900万美元，同比增长12%，主要由于Permian Basin的收购和传统资产产量增加[140][144] - 2025年第二季度非所得税税收增加3300万美元，同比增长61%，其中生产税增加1600万美元，ad valorem税增加1300万美元[140][145] - 2025年第二季度折旧、折耗及摊销（DD&A）费用增加1.32亿美元，同比增长30%，主要由于FME和Avant收购导致资产公允价值上升[140][146] - 2025年第二季度一般及行政费用增加1600万美元，同比增长24%，主要由于员工相关成本和专业费用增加[140][148] - 2025年第二季度利息费用增加1900万美元，主要由于新增债务（包括2025年1月为收购发行的10亿美元定期贷款）[150] - 2025年第二季度所得税费用增加8600万美元，有效税率从21.6%升至22.3%，主要由于税前收入增长和一次性调整[152] - 直接运营成本增长43%至4.52亿美元，主要因Permian盆地收购资产导致单桶成本升至3.26美元[161][162] - 折旧折耗摊销(DD&A)增长23%至10.85亿美元，单桶成本7.83美元，受收购资产公允价值调整影响[167] - 税费支出增长55%至1.83亿美元，其中生产税占收入比例从5.6%升至5.9%[165][166] - 利息支出增长5300万美元，主要因2024-2025年发行总计30亿美元优先票据及10亿美元定期贷款[171] - 利息收入减少2500万美元，主要由于2025年现金余额低于2024年以及2024年9月到期的短期投资利息减少[172] - 2025年上半年所得税费用增加1.42亿美元，主要由于税前收入增加以及有效税率从20.3%上升至21.9%[173] 业务线表现 - 2025年等效产量从2024年的123.3 MMBoe增至138.5 MMBoe，增长15.2 MMBoe（12.3%）[95] - 2025年石油平均实现价格66.52美元/桶，较2024年77.25美元/桶下降14%[95] - 天然气平均实现价格2.74美元/Mcf，较2024年1.76美元/Mcf上涨56%[95] - 原油平均实现价格（含衍生品结算）从79.39美元/桶降至64.01美元/桶[132] - 石油产量同比增长41%，达到26.9 MMBbl，主要得益于Permian和Anadarko盆地的增产以及2025年1月完成的FME和Avant收购[156][157] - 天然气收入增长6.42亿美元，主要由于价格上涨67%至2.74美元/Mcf及产量增长5%至546.8 Bcf[158] - 平均原油售价(不含衍生品)同比下降15%至66.08美元/Bbl，含衍生品后跌幅收窄至14%[156] - 天然气平均售价同比大涨67%至2.74美元/Mcf，含衍生品后涨幅仍达56%[156] 资本支出和投资 - 2025年资本支出11亿美元，较2024年同期9.27亿美元增长18.7%[95] - 公司以33亿美元现金加7.85亿美元股票完成两起二叠纪盆地收购[95] - 2025年预计全年资本支出21-23亿美元，66%将投入二叠纪盆地[103][104] - 2025年上半年投资活动现金流净流出43.7亿美元，主要因收购交易支出[114] - 2025年上半年资本与勘探支出总计41.92亿美元，其中油气资产收购占40.92亿美元[120] - 2025年全年资本支出预计接近21-23亿美元区间上限[121] 现金流和债务 - 2025年上半年运营现金流从2024年的14亿美元增至21亿美元，增长6.66亿美元[95] - 公司长期债务从2024年12月31日的35.35亿美元增至2025年6月30日的41.75亿美元，债务占总资本化比例从21%升至22%[116] - 2025年6月30日长期债务总额为42亿美元，其中包含浮动利率债务，面临利率上升风险[185] - 截至2025年6月30日，公司循环信贷协议未使用，定期贷款未偿还余额为6.5亿美元[187] - 假设浮动利率债务余额不变，利率上升100个基点将使公司年利息支出增加约300万美元[187] - 截至2025年6月30日，公司固定利率债务工具未偿还余额为35亿美元[188] - 2025年6月30日长期债务账面金额为41.75亿美元，公允价值为40.57亿美元[191] - 2024年12月31日长期债务账面金额为35.35亿美元，公允价值为33.95亿美元[191] 股东权益和回购 - 公司股东权益从2024年12月31日的131.22亿美元增至2025年6月30日的145.56亿美元[116] - 2025年上半年回购并注销200万股普通股，耗资4700万美元，剩余回购授权额度为11亿美元[117] - 2025年第二季度股息每股0.22美元，上半年总计派息3.4亿美元，同比增长6.9%[119] 衍生品和对冲 - 2025年第三季度WTI原油期权合约量为515.2万桶，加权平均底价为61.34美元/桶，顶价为79美元/桶[181] - 2025年上半年38%的石油产量（1010万桶）通过油价区间为55-65美元/桶底价、69.55-86.02美元/桶顶价的期权合约对冲[182] - 2025年上半年25%的天然气产量（13.51亿立方英尺）通过价格区间为2.75-3.50美元/MMBtu底价、3.40-7.00美元/MMBtu顶价的期权合约对冲[183] - 天然气基础互换合约覆盖2025年第三季度8740万MMBtu，加权平均差价为-0.70美元/MMBtu[181] - 2025年6月30日衍生品公允价值：WTI原油期权资产5200万美元，NYMEX天然气期权负债2300万美元[181] - 公司目前大部分2025年剩余石油和天然气产量未对冲，直接面临价格波动风险[181] 其他财务数据 - 截至2025年6月30日，公司持有1.92亿美元现金及20亿美元未使用信贷额度[109] - 公司债务目前获得三大评级机构投资级评级，无评级触发条款[186]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度石油产量超出指导中点2% 天然气产量超出指导范围上限 总BOE产量也超出指导上限 [14] - 税前油气收入达17亿美元 其中52%来自石油 石油收入贡献环比增长7% [15] - 现金运营成本为每BOE 9.34美元 环比下降6% [15] - 净利润5.11亿美元(每股0.67美元) 调整后净利润3.67亿美元(每股0.48美元) [15] - 资本支出比指导中点低4400万美元(7%) [15] - 第二季度自由现金流3.29亿美元 [15] - 预计2025年全年资本支出约23亿美元 占现金流约50% [17] 各条业务线数据和关键指标变化 二叠纪盆地 - 第二季度完成49口净井投产 [14] - 预计2025年下半年保持9台钻机运行 [22] - 当前全成本为每英尺940美元 较年初下降2% 同比下降12% [23] - 成功整合Franklin和Avon资产 成本持续降低 [25] - 新签50MMcf/d长期电力净回合同 [31] 马塞勒斯页岩 - 第二季度完成3口净井投产 [14] - 决定全年保持2台钻机运行 资本支出增加1亿美元 [22] - 11口Box区井创下公司历史最佳表现 峰值30天产量达450MMcf/d [29] - 预计2025年下半年投产7-12口井 [29] - 平均水平段长度达17,000英尺 目标成本800美元/英尺 [30] 阿纳达科盆地 - 第二季度完成9口净井投产 [14] - Roberts区块9口井30天等效产量达173MMcf/d [30] - 首个3英里项目预计2025年下半年投产 成本923美元/英尺 [30] 公司战略和发展方向 - 坚持"一致盈利增长"战略 重点发展自由现金流而非产量增长 [10] - 保持资本纪律 2025年再投资率约50% [6] - 通过电力净回和LNG交易实现天然气销售多元化 [32] - 对Harkey层位保持信心 计划2025-2027年每年钻10-20口井 [28] - 维持保守财务政策 目标净债务/EBITDA降至0.5倍 [20] 管理层评论 经营环境 - 天然气价格近期走弱 OPEC+减产结束导致原油市场疲软 [8] - 行业面临一级库存减少的挑战 但公司将受益于低成本资产优势 [11] - 美国油气生产商展现强大适应力和创造力 [12] 未来前景 - 对2026年保持乐观 当前活动水平为2026年奠定良好基础 [17] - 预计行业成本结构上升将推动商品价格上涨 [11] - 维持2月提供的三年展望 预计适度产量增长 [19] 问答环节 Harkey项目进展 - 新井设计成功解决问题 附近6口新井表现符合预期 [35] - Wyndham Row井需较长时间排水 预计对2025年产量影响有限 [36] 马塞勒斯开发计划 - 尽管天然气市场疲软 但该区域项目回报最佳 [38] - 保持稳定活动水平 成本降低使盈亏平衡点下降 [39] 石油产量展望 - 对下半年产量增长充满信心 主要来自高权益项目 [44] - 四季度将集中投产高权益项目 预计2026年一季度不会继续增长 [72] 资本配置 - 优先偿还6.5亿美元定期贷款 之后将增加股票回购 [67] - 当前股价具有吸引力 可能加快回购步伐 [89] 天然气销售策略 - 电力净回合同重新分配现有销售量 不增加总销售量 [76] - 寻求差异化定价 不承诺长期管道运输 [116] 阿纳达科盆地 - 三英里项目将逐步推进 受现有单元限制无法全部转换 [94] - 尽管成本较高 但凭借高气价和NGL收益保持竞争力 [108] 并购与租赁 - 关注联邦租赁销售 将积极参与竞标 [90] - 对阿纳达科资产持开放态度 但未透露具体计划 [126]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度石油产量超出指导中点2%，天然气产量超出指导范围上限，BOE产量也超出指导范围上限，NGL产量表现强劲[13] - 第二季度税前油气收入达17亿美元，其中52%来自石油生产，石油收入贡献环比增长7%[14] - 现金运营成本为每BOE 9.34美元，环比下降6%，符合年度指导中点[14] - 第二季度净利润5.11亿美元（每股0.67美元），调整后净利润3.67亿美元（每股0.48美元）[14] - 第二季度资本支出比指导中点低4400万美元（7%），略低于指导范围下限[14] - 第二季度自由现金流3.29亿美元[14] - 2025年全年产量指导中点从74万BOE/天上调4%至76.8万BOE/天，天然气产量指导中点从2.78Bcf/天上调5%至2.9Bcf/天[16][17] - 预计2025年全年资本支出约23亿美元，约占现金流的50%[17] 各条业务线数据和关键指标变化 Permian盆地 - 第二季度有49口净投产井[13] - 预计2025年下半年保持9台钻机运行，比2月指导减少1台[22] - 目前预计全成本为每英尺940美元，比年初下降2%，同比下降12%[23] - Franklin和Avon资产整合完成，结果持续超预期[24] - Culberson县Wyndham Row的Wolfcamp井表现优异，预计PVI-ten超过2.3，全成本894美元/英尺[25] - 在Wyndham Row附近新投产6口Harkey井表现符合或超出预期[27] Marcellus - 第二季度有3口净投产井[13] - 决定全年保持2台钻机运行，资本支出比原指导增加1亿美元[22][23] - 预计平均水平段长度17,000英尺，成本结构800美元/英尺[30] - 2024年12月投产的11口Box井是公司历史上最具生产力的Marcellus井，峰值30天产量达450MMcf/d[29] Anadarko - 第二季度有9口净投产井[13] - Roberts区块9口井项目30天等效初始产量达173MMcf/d[30] - 首个三英里项目预计全成本923美元/英尺[30] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气价格在过去一季度有所走弱，OPEC+减产结束导致石油市场疲软[7] - 公司宣布与Competitive Power Ventures达成长期电力净回合同，每天5万MMBtu销往Ward县新电厂[31] - 目前31%的天然气产量在盆地内销售，电力交易约占公司总天然气产量的8-9%[77] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 计划2025年投资约50%的现金流，低再投资率是资产质量的主要衡量标准[6] - 保持Permian 9台钻机、Marcellus 2台钻机和Anadarko 1-2台钻机的部署[8] - 专注于自由现金流的增长和持久性，认为这是公司的差异化特征[9] - 认为行业处于一级库存的最后阶段，但公司凭借低成本资产库存能够保持强劲的资本效率多年[10] - 电力净回合同是公司天然气销售战略的一部分，追求在所有三个盆地的差异化天然气销售[32] - 致力于保持强大的资产负债表，目标净债务与EBITDA比约为0.5倍[20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 商品价格存在持续不确定性，但公司的资产和资本配置纪律允许在波峰波谷中保持稳定的运营节奏[7] - 对行业长期前景持乐观态度，特别是对Coterra[9] - 预计2025年当前税收占总税收支出的比例将在40-60%之间，预计下半年当前税收最少[18] - 未来预计当前税收比例将接近70-90%[19] - 对2月提供的三年展望保持高度信心[19] 其他重要信息 - 宣布季度股息每股0.22美元，行业基础股息收益率超过3.5%[20] - 第二季度偿还了1亿美元未偿还定期贷款，2025年累计偿还3.5亿美元[20] - 通过基础股息和股票回购向股东返还1.91亿美元，占自由现金流的58%[20] - 季度末拥有未使用的20亿美元信贷额度和22亿美元总流动性[20] - 预计2025年将全额偿还剩余的6.5亿美元定期贷款[21] 问答环节所有的提问和回答 Harkey问题进展 - 管理层对解决Harkey问题有高度信心，新井设计在邻近区域表现良好，但Wyndham Row需要较长时间排水[36][37] - 不认为这是共同开发问题，对在Culberson县进行共同开发有信心[47] Marcellus增产决策 - 尽管天然气市场供应过剩，但Marcellus项目目前提供最佳回报[39] - 当前活动水平类似于维持水平，不是大幅增产[41] - 公司有能力根据市场情况管理产量，包括滚动限产和延迟完井[56][57] 石油产量增长轨迹 - 对下半年石油产量增长有高度信心，主要来自第四季度高工作权益项目集中投产[44][45] - 预计2026年第一季度产量不会超过第四季度，但关注年度增长趋势[73][74] 资本配置策略 - 优先偿还债务以降低财务波动性，为更稳健的股票回购创造条件[88][89] - 在价格下跌时会保持运营节奏，因项目已按低油价进行压力测试[81][82] - 完井团队连续性比钻机数量更重要[83] 天然气营销战略 - 电力净回合同是重新分配现有盆地内销售，追求价格多样化和增值[77][78] - 对东北地区电力需求增长机会持乐观态度，但需要差异化定价结构[114][115] - 关注NESE和Constitution管道项目，但需要价格增强[122][123] 资产表现与成本 - Anadarko资产虽然每英尺成本最高，但因高压力和生产率提供有竞争力的回报[104][108] - Franklin和Avon资产整合完成，现有井表现符合或超出预期[129][130] - Dimock Box井将持续开发1-2年，是公司历史上最具生产力的Marcellus井[111][112]

业绩总结 - 2025年净收入为15.76亿美元，较2024年的净收入11.21亿美元增长40.7%[99] - 2025年每股收益为1.57美元，较2024年的每股收益1.12美元增长40.5%[99] - 2025年截至6月30日的经调整的前十二个月EBITDAX为4677百万美元，较2024年同期的4354百万美元增长了7.4%[103] - 2025年6月30日的经调整的前十二个月净收入为1795百万美元，较2024年同期的1475百万美元增长了21.8%[103] 现金流与债务 - 2025年自由现金流预计为21亿美元，同比增长73%[20] - 2025年第一季度实际自由现金流为3.29亿美元，较2024年自由现金流下降72.9%[94] - 2025年第二季度实际自由现金流为3.29亿美元，较2024年同期的自由现金流下降72.9%[94] - 2025年总债务为41.75亿美元，较2024年的35.35亿美元增长17.0%[99] - 2025年净债务为39.83亿美元，较2024年的14.97亿美元增长165.5%[99] - 2025年6月30日的净债务与调整后的EBITDAX比率为0.9倍，较2024年12月31日的0.3倍显著上升[103] 资本支出与生产 - 2025年资本支出预计在21亿至23亿美元之间，预计将接近上限[23] - 2025年资本支出为5.69亿美元，较2024年的17.54亿美元下降67.6%[94] - 2025年Permian地区的D&C资本支出中点为15.2亿美元，Marcellus地区为3.5亿美元，Anadarko地区为2.3亿美元，总计约为20亿美元[79] - 2025年油气生产指导中，油产量中点超出预期，气体和BOE产量指导的高端也被提升[20] - 2025年Permian地区的生产预计为359 MBoe/d，其中69%为液体[61] - 2025年Marcellus地区的生产预计为2,061 MMcf/d[61] - 2025年Anadarko地区的生产预计为81 MBoe/d，其中45%为液体[61] 成本与效率 - 2024年实际单位运营成本为每桶8.66美元，预计2025年将增加至每桶9.30美元，增幅为7.4%[81] - 2024年实际折旧、减值和摊销费用为每桶7.43美元，预计2025年将增加至每桶8.75美元，增幅为17.7%[81] - Coterra在Permian地区的成本同比下降12%[45] - Coterra在Marcellus地区的成本同比下降23%[54] 未来展望 - 2025年预计在二季度维持9台钻机的运营[20] - 2025年预计的再投资率为52%[23] - 2025年预计的股息收益率为3.6%[9] - 2025年预计的自由现金流为27亿美元[79] 其他信息 - 2025年第一季度偿还了3.5亿美元的定期贷款，预计杠杆率约为0.9倍[20] - 2025年有效税率为22%，2024年为21%[81] - 2025年6月30日的利息支出为234百万美元，较2024年同期的250百万美元有所减少[103] - 2025年6月30日的利息收入为-37百万美元，较2024年同期的-62百万美元有所改善[103] - 2025年6月30日的所得税费用为404百万美元，较2024年同期的297百万美元增加了36%[103]

业绩表现 - 季度每股收益0.48美元 超出市场预期0.43美元 同比增长29.7% [1] - 季度营收19.7亿美元 超出市场预期16.73% 同比增加7亿美元 [2] - 过去四个季度中 三次超过每股收益预期 两次超过营收预期 [2] 市场表现 - 年初至今股价下跌7.2% 同期标普500指数上涨6.1% [3] - 当前Zacks评级为3级(持有) 预计近期表现与市场持平 [6] - 行业排名处于后32%区间 行业前50%表现优于后50%超两倍 [8] 未来预期 - 下季度预期每股收益0.58美元 营收18.9亿美元 [7] - 本财年预期每股收益2.57美元 营收75.8亿美元 [7] - 盈利预测修订趋势呈现混合状态 需关注管理层展望 [4][6] 同业比较 - 同业公司Permian Resources预计季度每股收益0.27美元 同比下降30.8% [9] - 该公司营收预期12.3亿美元 同比下降1.5% [10] - 过去30天内Permian Resources每股收益预期上调15.2% [9]

股价表现 - Coterra Energy (CTRA) 最新收盘价为24.22美元，较前一交易日上涨1.72%，表现优于标普500指数（下跌0.3%）、道指（下跌0.46%）和纳斯达克指数（下跌0.38%）[1] - 此前公司股价下跌6.19%，表现落后于Oils-Energy行业（上涨3.2%）和标普500指数（上涨3.64%）[1] 财务预期 - 公司将于2025年8月4日公布财报，预计每股收益(EPS)为0.43美元，同比增长16.22%，预计营收17亿美元，同比增长33.57%[2] - 全年预期每股收益2.57美元（同比增长52.98%），营收75.8亿美元（同比增长38.85%）[3] - 过去30天内分析师共识EPS预期下调2.42%[6] 估值指标 - 公司当前远期市盈率(Forward P/E)为9.27倍，低于行业平均的11.24倍[7] - PEG比率为0.31，显著低于美国油气勘探生产行业平均的0.71[8] 行业状况 - 美国油气勘探生产行业在Zacks行业排名中位列第175名，处于全部250个行业中后30%位置[9] - Zacks排名显示行业前50%的表现优于后50%约2倍[9] 分析师评级 - 公司当前Zacks评级为3（持有）[6] - Zacks排名系统显示1评级股票自1988年以来年均回报率达25%[6]

股价走势分析 - Coterra Energy Inc (CTRA) 股价可能即将迎来反转 当前正接近关键支撑位 交易员密切关注看涨反转信号 [1] - 2024年1月股价在29.5美元形成顶部阻力位 3月反弹至该价位时再次遭遇相同阻力 [2] - 2024年11月股价在22.3美元形成底部支撑位 5月回落至该价位时再次获得支撑 [5] 市场行为解读 - 当股价重返历史顶部时 前期高位买入的投资者倾向于平仓离场 导致卖单堆积形成阻力 [4] - 当股价回落至历史底部时 前期低位抛售的投资者倾向于回补仓位 大量买单形成支撑 [5][6] - 交易员通过识别关键支撑/阻力位捕捉趋势反转机会 这种策略具有低风险高收益特征 [6] 技术形态观察 - 当前股价再次接近22.3美元支撑位 历史规律显示可能在此位置形成反转 [6] - 29.5美元与22.3美元分别构成明确的价格通道边界 形成典型箱体震荡格局 [2][5] - 价格在通道内呈现周期性波动 支撑/阻力位反复验证其技术有效性 [4][6]

纽约大宗商品交易所8月近月天然气期货价格在周一大幅收跌 6.7%，至每百万英热单位3.325 美元，一 举创下7月11日以来最低结算价。 当天标普500指数跌幅居前的四只股票均来自天然气能源板块：美国天然气巨头EQT能源公司(EQT.US) 截至周一美股收盘股价下跌9.5%，Expand Energy(EXE.US)截至收盘股价下跌8.5%，Coterra Energy(CTRA.US)股价下跌 5.3%，Targa Resources(TRGP.US)股价下跌4.5%。 智通财经APP获悉，截至周一美股收盘，天然气生产商和天然气运输类股票跟随美国天然气期货大幅走 低，回吐了上周的大部分涨幅。由于 7月下旬的天气预报略微转凉，预计将抑制电力供应商们的天然气 需求，同时产量仍高企，接近1,070亿立方英尺。 知名天气预报机构Vaisala 表示，7月26日至30日美国西部气温预期有所下降，而活跃的风暴路径可能预 示7月31日至8月4日美国中西部和东北部地区也存在意外转凉风险。 贝克休斯上周五公布的天然气钻机数量上升，表明美国天然气生产商们计划增产，这也是利空因素之 一。来自Tradition Energy的分析 ...