纪要涉及的行业和公司 - 行业：能源行业、石油和天然气行业 - 公司：EOG Resources, Inc.（NYSE:EOG） 纪要提到的核心观点和论据 公司优势 - **多盆地资产组合**：公司拥有多盆地资产组合，该资产基础主要通过有机方式创建，能将一个盆地的信息和技术应用到其他盆地，新盆地开发的技术也可反馈到之前的盆地；新增资产基于40美元的WTI油价和2.50美元的天然气价格的溢价定价表，且新增资产至少要有30%、目前主要是60%的直接井口税后回报率 [4][5] - **低成本运营**：一方面利用技术提高运营效率，实现可持续的井成本降低；另一方面，战略性地将价值链的不同环节内部化，如沙子、化学品、水、钻井泥浆和钻井电机等 [6] - **财务政策和现金回报策略**：主要关注定期股息，并以可持续的方式增加；承诺每年返还至少60%的自由现金流，今年有望超过该比例，已向股东返还超50亿美元；拥有行业最强的资产负债表，现金状况良好，债务水平低，能提供反周期投资机会 [7][8] - **安全和环境领先**：利用技术降低排放强度，开展碳捕获和储存试点项目，采用闭环气体捕获技术消除燃烧，并推出iSense进行持续甲烷监测 [8] - **独特企业文化**：30年来形成了分散式、创业型、具有商业头脑的跨学科员工团队，员工贴近资产所在地工作和生活 [9] 宏观市场分析 - **石油市场**：美国石油增长将显著放缓，供应方面，俄罗斯制裁和美国战略石油储备（SPR）释放结束将导致供应收紧；需求方面，经济衰退对能源需求的影响不确定，但中国需求有望回升，预计今年晚些时候石油供需将趋紧 [11][12][14] - **天然气市场**：近期天然气价格下跌主要是由于暖冬和墨西哥湾沿岸的Freeport工厂停产；预计2023年天然气市场形势乐观，2025年及以后更乐观，因为墨西哥湾沿岸对液化天然气（LNG）的需求增加；公司的Dorado天然气项目具有潜力，预计可采储量达20万亿立方英尺，发现成本低，运输费用低，能利用墨西哥湾沿岸的需求中心 [16][18][19] 资产情况和资本分配 - **Utica**：处于早期阶段，预计明年钻探约20口井，正在进行大量的圈定和间距测试工作 [27] - **Dorado和南粉河盆地**：进展良好，但基础设施有待完善，预计活动将有所增加，属于新兴资产，正朝着核心资产发展 [27][28] - **Permian**：是核心资产，处于最佳状态，拥有超过5000英尺的生产机会和20个不同的着陆区；预计2023年活动水平保持平稳，尽管价格上涨和成本上升，但公司将保持纪律，注重提高生产率和降低发现成本 [28][29][30] - **Eagle Ford**：不再是增长资产，每年钻井约100 - 125口；尽管井的生产率下降，但井成本显著降低，过去两年的回报率达到近15年来的最高水平 [31][32] - **资本分配原则**：避免过度投资和投资不足，根据资产的回报率和发现成本来调整投资，确保资产持续改进，注重通过周期为股东创造价值 [20][21][24] 成本控制措施 - 去年转向拉链压裂和减少钻井时间，帮助抵消了部分成本；今年将重点推进钻井电机和钻井泥浆项目，预计井成本将面临10%的通胀压力 [34][35] 资产信心和生产力比较 - **Utica**：公司对Utica的液体通道有信心，因为从其他页岩层的工作中积累了经验，开发了专有软件进行预测分析，并通过观察其他运营商的活动验证了该工具；Utica地质环境良好，有40万英亩租赁土地，其中南部购买了12万英亩矿权，有望提高回报率 [37][38][39][40] - **Delaware盆地**：公司对该盆地的井生产率和资本效率有信心，认为生产率因地理位置和着陆区而异；与同行相比，公司注重每个钻井单元的协同开发，优化间距以提高回报和净现值 [42][43][44] Dorado项目情况 - 表现优于预期，学习曲线进展更快，井成本下降，钻井时间显著缩短，但由于项目规模有限，难以完全抵消通胀压力；井生产率高，部分区域已提前进入联合开发阶段；是低成本天然气资源，对美国和北美LNG战略具有重要意义 [46][47][48] LNG战略 - 公司是LNG协议的早期参与者，目前有1.4亿立方英尺/天的LNG合同，后将合同扩展至7.2亿立方英尺/天，其中4.2亿立方英尺/天暴露于国际定价，3亿立方英尺/天暴露于国内定价；LNG是公司营销协议多元化的一种方式，有助于控制和分散风险，避免下游中断 [49][50][51][52] 2023年生产概况 - 石油方面，预计活动水平和增长率与2022年相似，处于低个位数范围；BOE方面，由于增加了对南粉河盆地、Dorado的分配以及特立尼达的国际钻井，预计增长率将达到两位数 [54] 资本返还 - 公司处于净现金地位，这是战略优势，使其能够进行战略收购和机会性采购；有现金返还框架，至少返还60%的自由现金流，过去一年不仅返还了超过60%的自由现金流，还实现了业务再投资和资产负债表的强化 [56][57] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 公司在2023年将启动碳捕获和储存试点项目 [8] - 公司推出iSense技术，用于对所有资产进行持续甲烷监测 [8] - 公司在特立尼达获得一个平台，将增加国际钻井，这是一个干气项目 [54]

一、涉及公司 EOG Resources, Inc. (NYSE:EOG)[1] 二、核心观点与论据 （一）投资策略与库存 1. **双溢价策略** - EOG有溢价和双溢价策略，溢价标准是在油价40美元/桶、天然气凝析液（NGLs）16美元/桶、天然气2.50美元/百万英热单位时，税后回报率达到30%；双溢价则是在相同参数下回报率达到60%。公司有11,500个溢价地点和6,000个双溢价地点，每年钻探550 - 600个地点，双溢价库存可维持10年，溢价库存可维持20年。选择这些参数是为了在商品价格周期中做出创造价值的投资决策[4]。 - 如果商品假设参数改变，库存会更高，公司目标是将更多非溢价地点转化为溢价地点，更多溢价地点转化为双溢价地点，例如上次更新中，实际补充的双溢价地点是钻探数量的170%[6]。 2. **与同行对比** - EOG在行业同行中拥有最严格的资本分配框架，同行倾向于先钻探最好的油井然后进入生产模式，而EOG避免进入生产模式，希望每口井都比上一口更好，这种方式可以缓解通货膨胀并持续改进，多盆地库存也是EOG与同行的一大区别，能带来运营灵活性[9][10]。 - 当其他公司称有10年库存时，EOG的双溢价库存约为12 - 13年（若包含溢价则为20年），在当前天然气价格环境下，库存价值显著更高，公司仍在努力将非溢价地点转化为溢价地点[11][12]。 （二）应对通货膨胀 1. **通货膨胀情况** - 2021 - 2022年，钻井与完井（D&C）成本平均通货膨胀率约为7%，2022 - 2023年预计在此基础上再增加10%，但仍处于同行低端水平[21][22]。 2. **应对措施及可持续性** - 年初认为可通过运营效率（如更快更便宜地钻井）来缓解通货膨胀，俄乌战争后有所变化。公司有持续改进的文化，例如Eagle Ford油井，从每口井1200万美元降至400 - 500万美元。还将水、砂、电机项目等利润率较高的业务内部化以获取额外利润[23]。 - 不同成熟度的资产生产力改进程度不同，较不成熟地区的生产力改进更为显著，通过在七个运营区域合理分配资本来最大化回报和自由现金流[25][26]。 （三）财务相关 1. **现金回报策略与价值创造** - 公司认为价值创造在于创造自由现金流，关键原则是资本纪律，不将增长视为目标，而是最大化可创造的价值，投资于能持续改进的项目，目标是降低成本，提供市场上成本最低、回报最高的碳氢化合物[17]。 - 在当前有多种现金使用选择且无净债务的情况下，合适的投资水平是能让所有资产变得更好，在通货膨胀环境下大幅增加投资不是改进的方式，投资受市场对碳氢化合物的需求约束，且投资于能持续改进的项目[19]。 2. **债务与现金部署** - 公司对净债务状况感到满意且自豪，这是在周期性大宗商品价格业务中的竞争优势，例如Yates收购案中，良好的资产负债表使其具有谈判优势。资产负债表还用于支持不断增长的可持续基础股息（上季度增长10%），从未削减或暂停股息[42]。 - 明年第一季度有7.5亿美元债务到期，计划偿还。对于现金部署，公司希望投资于超高回报项目，不会轻易根据油价短期波动而改变策略，要考虑到长期的自由现金流生成潜力[43][46]。 3. **对冲策略** - 随着成本降低和资产负债表改善，公司认为需要的对冲比过去少，明年石油约90%暴露于市场价格，天然气约80%暴露于市场价格，并且过去对冲是为了运营连续性以便签订长期合同，现在通过与服务提供商合作获得了灵活性，如在新冠期间能够减少活动量[50]。 4. **股票回购与股息政策** - 公司有50亿美元的股票回购授权（今年初更新），目前在大宗商品周期的这个阶段尚未看到使用该授权的价值错位情况，与股东交流后发现很多股东支持特别股息政策。自过去25年以来，基础股息以22%的年复合增长率增长，这显示了公司对未来财务价值的信心[56][57][58]。 - 公司认为股票被低估，但将股票回购视为一种投资机会[59][60]。 （四）运营相关 1. **资产组合管理** - 在过去12年中剥离了70亿美元的遗留资产，目前仍有一些遗留的天然气资产（如Barnett的部分资产）在产生大量自由现金流，公司一直在寻找合适时机优化资产组合[30]。 - Dorado是天然气项目，靠近墨西哥湾海岸，是干气，油井性能优异，未来几年将逐年增加对Dorado的投资[31]。 - Utica项目是有机建立的土地位置（通过小型并购），该地区的南北位置土地非常集中，在该地区有18口遗留油井，新钻的4口油井结果优异，还需要进行更多测试，但预计会有规模且达到双溢价结果[38][40]。 2. **开发与回流理念** - 开发理念是通过开发多区域（共开发）来最大化土地价值，这可能是由于完井、增产现场的相互作用或者整体回报和基础设施的考虑[64][65]。 - 回流方面，取决于完井情况、所关注的阶段、区域的流动能力以及碳氢化合物之间的相互作用，目的是最大化回报和采收率，这也与减少折旧、折耗及摊销（DD&A）有关[66]。 3. **Dorado项目的发展** - 在Dorado投资36英寸管道，目的是控制天然气外输的时间，将天然气输送到墨西哥湾海岸的主要枢纽Agua Dolce，从而控制整个价值链，该地区有大量的流动性[69]。 - 与液化天然气（LNG）有垂直关联，公司在LNG方面有很大的灵活性，目前每天有1.4亿立方英尺暴露于国际LNG定价，到2025年Cheniere第三阶段投产后将增加到4.2亿立方英尺/天，还有3亿立方英尺/天与休斯顿航道相关，这为履行合同提供了更多选择[70]。 4. **盈亏平衡相关** - 公司不按照维持资本来运营公司，之前在新冠疫情前高于维持资本，疫情后低于维持资本，而且如果给出一个数字，会因是否包括其他盆地的勘探而不同，所以不关注维持资本数字，更关注持续改进和降低成本基础。2021年，为实现10%的资本回报率（ROCE）将成本降至44美元（包括股息），根据早期幻灯片，在满足基础股息方面，油价低至32美元/桶（取决于天然气和NGLs价格）[72]。 三、其他重要内容 1. 在新冠疫情期间，油价年度平均最低达到37美元/桶，这也是EOG设定投资决策参数时考虑的因素之一，希望项目在整个商品价格周期中都能创造可观回报[5]。 2. 公司在不同地区的规模不同，Bakken地区规模较小，Powder River Basin、Eagle Ford、Dorado规模较大，Utica地区规模还不确定，但有39.5万英亩土地，18口遗留油井和4口新钻油井结果良好，还有13.5万英亩的矿产资源[28]。 3. 公司的文化是持续改进，从28年前到现在一直强调这一点，这种文化在应对通货膨胀、提高油井生产力、优化资产组合等多方面都发挥着重要作用[62]。

财务数据和关键指标变化 - 公司将常规股息提高10%，年化股息达每股3.30美元 [10][29] - 预计2022年将向股东返还每股8.80美元或51亿美元现金，超过60%的现金返还承诺 [10] - 第三季度末资产负债表上有53亿美元现金，债务为51亿美元，季度内产生23亿美元自由现金流，营运资金流入13亿美元 [31] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度产量超指导中点，资本支出低于预测目标 [14] - 第三季度实现的石油和天然气价格超过目标基准，预计第四季度天然气和原油销售实现价格将保持强劲 [15][16] - 年初至9月，原油和天然气的出口定价带来近7亿美元的收入提升 [17] - 预计平均井成本较去年仅适度增加7%，全年资本指导范围缩小至45亿 - 47亿美元 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度预计每天以布伦特价格销售超25万桶原油，以JKM关联价格销售14万MMBtu天然气 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过低成本有机勘探建立优质资产组合，提高资本效率，增强竞争优势 [6][9] - 2023年计划适度增加活动，使用28 - 30台钻机和8 - 10个压裂车队，预计资本支出增加 [20][22] - 计划推进特定资产开发、加速基础设施项目、投资环境项目，如建设天然气管道和扩大碳捕获与储存项目 [23][24][25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年供应链、油气价格和全球宏观驱动因素将保持动态，公司多元化低成本资产基础使其能抓住机遇 [11] - 公司持续执行战略，通过创新和效率降低成本结构，提高投资组合质量，改善资本效率和自由现金流潜力 [11] 其他重要信息 - 公司在俄亥俄州尤蒂卡页岩获得39.5万英亩油气组合区块，成本低于每净英亩600美元 [33] - 已钻的4口井实现了溢价和双重溢价回报，预计2023年钻约20口井，实现双重溢价回报并进一步划定该区块 [37][40] - 公司实现了2025年甲烷排放百分比目标，达到0.06%，较2017年水平降低85%，井口天然气捕获率达99.8% [26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 尤蒂卡组合区块的经济情况和外输情况 - 公司重新评估该盆地，结合地质数据和运营技术，认为有机会，类似十年前特拉华盆地 [48][49] - 预计该区块油、气和NGL产量会有变化，最终采收率中油占25% - 35%，NGL和残余气占比相似，经济回报为溢价和双重溢价 [50][51] - 营销战略与其他区块相同，该区块天然气产量低，周边有大量可用产能，与中游运营商和州际管道建立了良好关系，销售无问题 [53][55][56] 问题2: 2023年资本分配是为维持产量稳定还是考虑增长 - 预计2023年石油产量实现低个位数增长，油当量增长为低两位数，将增加2 - 3台钻机和1 - 2个压裂车队 [58][59] 问题3: 尤蒂卡区块那口高产井的产量数据情况、其他三口井情况及目标井成本 - 2500桶/日的产量维持了几周，其他4口井按3英里开发计划有双重溢价经济回报，最长的12000英尺侧钻井由运营团队出色完成 [63][64] - 预计每桶发现与开发成本低于5美元 [64] 问题4: 多拉多区块36英寸管道何时完工及是否有LNG相关计划 - 管道建设需数年，目的是将天然气推向市场并降低运营成本，该地区LNG需求大，有优势 [66][67] - 建设该基础设施后预计有4个下游市场连接，南德克萨斯地区需求大，公司还签订了州际管道运输合同 [69][70][71] 问题5: 尤蒂卡区块的获取背景及是否会扩大，资本分配是否转向天然气 - 公司根据地质模型获取该区块，购买了13.5万英亩矿产权益，符合低成本进入战略 [74][75] - 公司基于内部溢价价格表进行投资决策，长期看好天然气和NGLs，会根据宏观供需基本面和回报评估投资 [77][79] 问题6: 尤蒂卡区块有双重溢价潜力和单溢价潜力的面积比例及井间距假设 - 目前开发初期，有4口井，需更多钻探和测试才能确定资源、井数和井间距 [81] - 认为整个区块都有双重溢价潜力 [82] 问题7: 中期到长期如何推进尤蒂卡区块开发，与多拉多和PRB区块的资本分配关系 - 2023年计划钻约20口井，再确定后续计划 [83] - 多盆地开发提供资本分配灵活性，会避免在通胀和供应链限制严重的地区增加活动，如二叠纪盆地 [84] 问题8: 尤蒂卡区块的4口井与之前运营商的不同之处及是否测试不同概念 - 公司凭借在其他盆地的经验，在目标定位、相态理解、压力分析和运营执行方面有优势，能实现低成本和双重溢价回报 [87][88] 问题9: 20口井的开发是否需要2台钻机 - 目前平均1台钻机可完成20口井的开发计划，可能根据钻机可用性调整 [89] 问题10: 2023年及以后的勘探预算规模 - 2023年是一些项目的进一步划定年，还有其他正在评估的前景项目，具体数字需在2月公布 [92] 问题11: 尤蒂卡区块的“秘诀”是否是留在波因特普莱森特层 - “秘诀”是综合因素，包括在其他区块的经验、运营执行能力、正确的岩石物理模型和追求卓越的文化 [93][94] 问题12: 如何克服尤蒂卡区块过去的储层能量挑战及是否有不同的人工举升策略 - 位于挥发性油窗，有足够天然气帮助举升油井，目前预计整个油井生命周期不需要太多人工举升 [95] 问题13: 从组织角度看，多少个盆地算太多 - 公司的分散式组织是竞争优势，8个运营团队可跨盆地工作，不同盆地的勘探有助于团队理解和学习 [97][98] 问题14: 年末和2023年初的活动情况 - 目前运行的钻机将持续到明年，根据2023年预算展望会考虑增加钻机，季度产量增长平缓是由于井完井时间较晚，产量将计入下一年 [101] 问题15: 尤蒂卡区块3英里侧钻井成本及20口井的支出，以及钻机增加情况 - 未给出具体开发成本，可根据每桶低于5美元的发现与开发成本和200 - 300万桶的产量估算井成本 [103] 问题16: 尤蒂卡区块的营销战略，是否有将天然气运出盆地的计划及对回报的影响 - 营销环节早期整合，该区块以液体为主，天然气产量低，与处理、销售和外输方面的合作关系良好，目前不认为有问题 [104][105] 问题17: 为何美国石油产量自2022年4月以来未增长，是否接近页岩油产量峰值 - 美国石油增长低于预期是由于库存耗尽、通胀压力、供应链限制和行业整合后公司投资更谨慎，这些因素在2023年仍将存在 [108][109][110] 问题18: 公司的最低现金余额和最优资本结构 - 公司没有现金目标，很高兴能加强资产负债表并向股东返还现金 [111] - 有50亿美元的股票回购授权，会机会性使用，公司战略旨在长期创造价值，通过管理资产负债表进行反周期投资，强大的资产负债表支持股息增长和现金返还承诺 [112][113]

环境诉讼披露 - 公司将使用100万美元的门槛来确定是否需要披露环境诉讼程序，截至2022年9月30日的季度无相关环境诉讼需披露[217] 股票回购 - 2022年7月1日至9月30日，公司分别回购6149股、18473股和321946股，平均价格分别为108.69美元、115.99美元和105.79美元，季度总回购346568股，平均价格106.39美元[219] - 2021年11月4日起，公司董事会授权最高50亿美元的股票回购计划，截至文件提交日未回购[219] 年度股东大会 - 预计2023年年度股东大会于5月24日举行，时间和地点待确定[222] - 2023年年度股东大会股东提案提交截止日期为2022年12月2日[223] - 2023年年度股东大会董事提名或其他事项通知需在2022年11月10日至12月12日送达公司[224] 公司计划 - 公司2021年综合股权薪酬计划受限股票单位授予协议适用于2022年9月29日及之后的授予[228] - 公司修订并重述的年度奖金计划于2022年1月1日生效[228] 财务报表 - 报告包含截至2022年9月30日和2021年9月30日三个月及九个月的简明综合损益和全面收益表等财务报表[228] 报告签署 - 报告日期为2022年11月3日，由执行副总裁兼首席财务官Timothy K. Driggers代表公司签署[232]

财务数据和关键指标变化 - 公司公布2022年第二季度调整后每股收益为2.74美元，自由现金流近13亿美元 [6] - 截至目前，公司今年已宣布每股4.30美元的特别股息，加上同行领先的年化定期股息每股3美元，有望支付至少60%的年度自由现金流 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产业务 - 二季度产量超过生产指引中点，资本支出和单位运营总成本低于预测目标 [20] - 预计今年石油同比增长约4%，以恢复到疫情前的生产水平 [21] - 预计井成本较去年有个位数的适度增长，且大部分增长将在下半年出现 [24] 甲烷监测业务 - 公司在特拉华盆地试点的连续甲烷监测系统iSense，目前已覆盖约60%的产量，预计年底将覆盖特拉华盆地其余大部分产量，并于明年在其他运营区域推广 [33] 营销业务 - 上半年，公司平均每日出口18.8万桶石油，占总产量约30%，有能力每日出口最多25万桶石油 [50] - 丙烷每日出口量为1.9万桶，以高于贝尔维尤山的溢价价格出售 [51] - 天然气价格实现强劲提升，通过科珀斯克里斯蒂的Cheniere LNG设施，已确保每日14万MMBtu与JKM挂钩，当Cheniere LNG设施第三阶段投入使用后，公司对JKM的敞口将增至每日42万MMBtu [51] 各个市场数据和关键指标变化 - 油田服务产能仍然极为紧张，材料和经验丰富劳动力供应有限，导致服务成本不确定，这种情况在二叠纪盆地等活动最活跃的地区更为集中 [25] - 公司粉末河盆地的NGL与WTI价格比率超过50%，上半年NGL价格实现为每桶53.01美元，比贝尔维尤山典型桶溢价7.17美元 [48] - 粉末河盆地的石油平均API重度为44 - 47，需求旺盛，上半年该地区石油实现价格为WTI加1.63美元 [49] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略和发展方向 - 公司致力于通过现金返还策略为股东创造长期价值，计划支付至少60%的年度自由现金流 [7] - 公司将继续专注于有机勘探，通过分散的组织结构，培养优质和双优质井的库存，为公司提供20年的发展路径 [7] - 公司将优化跨资产组合的再投资，以低成本增加储量，降低公司整体成本基础，提高资本效率 [14] - 公司将减少石油和天然气套期保值，预计未来套期保值的产量比例将远低于过去几年的20% - 30% [17] - 公司将继续推进iSense甲烷监测系统的部署，以减少排放，提高运营的可持续性 [15] - 公司将维持纪律，预计明年石油实现低个位数增长，同时将增加对南德克萨斯多拉多天然气项目的投资 [27][28] 行业竞争 - 公司认为自己在资产质量、规模、成本结构、可持续性、资产负债表和现金返还策略等方面具有差异化优势，是北美少数有能力在全球油气供应成本上竞争的公司之一 [54][55] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 目前的经营环境充满挑战，大宗商品价格波动和通胀压力带来了不利影响，但公司员工专注于执行，提高了业务表现 [18] - 公司对自身业务的低成本结构和运营灵活性充满信心，加上行业领先的资产负债表，使公司能够在当前环境下终止大部分套期保值 [17] - 公司认为未来对其产品的长期需求将保持积极，通过控制产品、运输能力和先发优势，公司有能力抓住出口市场的价格优势，为股东创造额外的现金流和价值 [53] 其他重要信息 - 公司在特拉华盆地的钻井作业中，井下钻井电机计划使每趟钻进尺同比增加13%，并减少了钻井时间 [22] - 鹰福特地区的钻井团队将每日钻进尺提高了11%，同时通过管理钻井参数，将钻井液成本降低了10% [22] - 公司在完井作业中，超拉链完井技术已应用于约65%的完井，使每日完井侧钻尺提高了11%，每日泵送小时数增加了24% [23] - 公司预计下半年将进一步降低沙子成本，并将节省的成本延续到2023年 [23] - 公司在粉末河盆地南部的Mowry和Niobrara油藏已完成约40口净井，今年预计完成15口净井，并计划明年大幅增加作业活动 [43] - 公司在粉末河盆地北部获得了额外110英亩的区块，扩大了其在该地区的勘探范围 [43] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023年公司石油增长预期是否有变化 - 公司表示增长是纪律性再投资策略产生高回报的结果，目前来看，由于供需平衡、服务限制和通胀压力等因素，明年石油增长可能与今年相似，同时会增加对多拉多天然气项目的投资 [58][59] 问题2: 公司未提高2022年资本支出预算，是否减少了作业以控制成本 - 井数的小变化是由于时间安排和部分油井工作权益的变化，公司对团队创新和提高效率以抵消通胀充满信心，预计仍将在预算范围内，不会增加额外成本 [61][63] 问题3: 2023年各盆地的资本分配和钻机数量会如何变化 - 目前确定资本分配还为时尚早，但特拉华盆地和鹰福特地区仍将吸引大量资本，多拉多和粉末河盆地的活动预计会增加，粉末河盆地的活动将从传统油藏转向新兴油藏 [67][69] 问题4: 18亿美元的套期保值抵押品何时到期，12.5亿美元的债券何时偿还 - 债券将于2023年第一季度到期，公司暂无提前偿还计划，抵押品的到期时间与套期保值的时间相关，取决于市场情况 [72] 问题5: 粉末河盆地的商品价格实现情况能否持续 - 粉末河盆地的产品具有竞争力，原油质量高，公司通过确保储存和运输能力，以及多市场灵活性，实现了较高的价格 [75][79] 问题6: 特立尼达的天然气产量下降原因及未来预期，与多拉多项目的资本分配比较 - 产量下降是由于压缩机站和平台的维护项目，预计2023年初将恢复正常，特立尼达项目历史上表现良好，仍有勘探机会 [81][82] 问题7: 公司是否能应对明年的通胀压力 - 公司认识到行业面临的通胀压力，但通过持续改进的文化和高效的运营，能够抵消部分影响，公司的合同策略具有灵活性，通常会提前锁定50% - 60%的井成本 [84][86] 问题8: 剔除13亿美元套期保值提前结算付款的影响后，公司实现60%自由现金流分配目标的意愿如何 - 董事会每季度决定股息，会考虑业务需求、宏观环境和现金状况等因素，60%是最低目标，最终是否返还更多现金由董事会决定，提前终止套期保值反映了公司对改善财务状况的信心 [89][90] 问题9: 公司进行股票回购的考虑因素是什么 - 公司将股票回购视为投资决策，会在市场出现重大错位时机会性地使用50亿美元的股票回购授权，今年第二季度未出现重大错位，市场波动是短期事件，不改变基本面 [93][94] 问题10: 公司除了自供沙子外，还有哪些垂直整合领域，自供沙子的产能如何 - 公司自供沙子项目已开展十多年，正在扩大产能，其他垂直整合领域包括控制钻井电机、管理管材库存等，这些措施提高了性能并降低了成本 [97][99] 问题11: 2023年公司的维持性资本和盈亏平衡的油气价格预期如何 - 公司尚未公布相关数据，由于今年上半年天然气价格变化较大，已移除盈亏平衡幻灯片，但公司通过增加低成本储量，降低了单位成本和折旧、损耗及摊销率，可推断盈亏平衡点有所降低 [103] 问题12: 公司股价表现不佳，为何不进行股票回购 - 公司认为目前股价被低估，但与在业务中再投资相比，股票回购的回报率较低，股东更倾向于获得特别股息的确定性，而不是在市场波动时进行股票回购 [105][106] 问题13: 鹰福特地区的并购市场机会如何，新税收提案对公司有何影响 - 鹰福特地区目前仍能实现高回报率和低发现成本，公司有大量库存井，且并购成本较高，因此主要关注有机租赁收购，对于新税收提案，公司正在审查，目前预计最低税提案对公司无不利影响 [111][116] 问题14: 现金流量表中3.5亿美元的收购主要是用于现有业务还是勘探 - 此次收购主要是在勘探项目中增加低成本的土地面积，几乎没有产量，旨在扩大公司未来的勘探机会 [118] 问题15: 公司出口能力能否超过每日25万桶，如何增加出口敞口 - 公司的出口设施可扩展，拥有500万桶的储存能力，能够快速进行交易，如果需要，可以增加出口量，公司在合同和运输方面具有优势 [120][121] 问题16: 多拉多项目的进展如何，如何融入美国天然气市场 - 自2018年以来，公司在多拉多项目中已钻探和完成30多口优质井，在降低成本和提高性能方面取得了进展，2023年的计划尚早，但公司将保持投资纪律，该项目不需要大量井即可显著提高产量 [125][126]

业绩总结 - 2022年第二季度调整后净收入为16亿美元，调整后每股收益为2.74美元[4] - 2022年第二季度自由现金流为13亿美元，预计全年自由现金流为77亿美元[5] - 2022年第二季度特别股息为每股1.50美元[4] - 2022年第二季度的资本支出为45亿美元，保持不变[5] - 2022年第二季度的原油和凝析油实现价格为每桶103.07美元，高于NYMEX WTI的101.44美元[15] - 公司在过去的几年中，已向股东返还约100亿美元现金[8] 用户数据与市场表现 - 公司在2022年第二季度的生产、资本支出和每单位现金运营成本均优于指导预期[4] - 2022年第二季度的净债务为20亿美元，保持良好的资产负债表[7] 未来展望与战略 - 公司承诺将至少60%的年度自由现金流（约46亿美元）返还给股东[5] - 公司计划到2025年实现净零范围1和范围2温室气体排放[24] - 2021年范围1温室气体强度率为17.1吨CO2e/Mboe，目标到2025年降至13.5吨CO2e/Mboe[26] - 2021年范围1甲烷排放百分比为0.40%，目标到2025年降至0.06%[26] - 公司正在评估额外的碳捕集与储存（CCS）地点[24] - 公司致力于消除常规燃烧，目标是实现零常规燃烧[24] - 公司正在评估项目和其他选项以抵消剩余排放[24] 新技术与市场扩张 - 公司在南粉河盆地的初步勘探揭示了新的油气潜力，支持更高的活动水平[4] 负面信息与风险管理 - 2021年记录事故率为0.08，目标到2025年减少10%[26] - 2021年水资源回用率为19%[26] - 2022年第二季度的甲烷排放量为0.06%[25]

普通股信息 - 截至2022年7月28日，公司普通股流通股数量为586,044,522股[1] - 截至2022年6月30日，公司普通股为2.06亿美元，与2021年12月31日持平[9][13] - 2021计划规定最多可授予2000万股普通股，截至2022年6月30日，约1800万股普通股仍可授予[24][25] 营业收入与利润 - 2022年第二季度，公司营业收入为74.07亿美元，2021年同期为41.39亿美元[5] - 2022年上半年，公司营业收入为113.9亿美元，2021年同期为78.33亿美元[5] - 2022年第二季度，公司营业利润为29.03亿美元，2021年同期为11.71亿美元[5] - 2022年上半年，公司营业利润为34.49亿美元，2021年同期为21.03亿美元[5] - 2022年第二季度，公司净利润为22.38亿美元，2021年同期为9.07亿美元[5] - 2022年上半年，公司净利润为26.28亿美元，2021年同期为15.84亿美元[5] - 2022年第二季度，公司净收入为26.28亿美元[13] - 2022年上半年净收入为26.28亿美元，2021年同期为15.84亿美元[16] - 2022年第二季度运营收入达74.07亿美元，较2021年同期的41.39亿美元增加32.68亿美元，增幅79%[113] - 2022年第二季度井口总收入为64.76亿美元，较2021年同期的34.70亿美元增加30.06亿美元，增幅87%[113] - 2022年上半年经营收入增加35.57亿美元，达113.9亿美元，增幅45%；井口总收入增加51.02亿美元，达117.62亿美元，增幅77%[141] - 2022年上半年井口原油和凝析油收入增加36.38亿美元，达85.88亿美元，增幅73%；NGL收入增加7.77亿美元，达14.58亿美元，增幅114%；井口天然气收入增加6.87亿美元，达17.16亿美元，增幅67%[146][147][148] 营业费用 - 2022年第二季度，公司营业费用为45.04亿美元，2021年同期为29.68亿美元[5] - 2022年上半年，公司营业费用为79.41亿美元，2021年同期为57.3亿美元[5] - 2022年第二季度运营费用为45.04亿美元，较2021年同期的29.68亿美元增加15.36亿美元[124] - 2022年第二季度租赁和井费用为3.24亿美元，较2021年同期的2.70亿美元增加0.54亿美元[128] - 2022年第二季度运输成本为2.44亿美元，较2021年同期的2.14亿美元增加0.30亿美元[130] - 2022年第二季度收集、加工和营销收入减去营销成本较2021年同期增加0.11亿美元[122] - 2022年上半年运营费用为79.41亿美元，较上年同期增加22.11亿美元[151] - 2022年上半年租赁和井费用、运输成本、集输和处理成本、G&A费用分别增加1.02亿、0.56亿、0.29亿、0.22亿美元；DD&A费用减少0.56亿美元；勘探成本增加0.12亿美元[154][155][156][157][159][160] 每股收益 - 2022年第二季度，公司基本每股收益为3.84美元，2021年同期为1.56美元[5] - 2022年第二季度和2021年同期基本每股收益分别为3.84美元和1.56美元，摊薄后每股收益分别为3.81美元和1.55美元；2022年上半年和2021年同期基本每股收益分别为4.52美元和2.73美元，摊薄后每股收益分别为4.48美元和2.72美元[39] 资产情况 - 截至2022年6月30日，公司总资产为3.8139亿美元，较2021年12月31日的3.8236亿美元略有下降[9] - 截至2022年6月30日，公司额外实收资本为61.28亿美元，较2021年12月31日的60.87亿美元有所增加[9][13] - 截至2022年6月30日，公司留存收益为160.28亿美元，较2021年12月31日的159.19亿美元有所增加[9][13] - 截至2022年6月30日，公司库存股为3800万美元，较2021年12月31日的2000万美元有所增加[9][13] - 截至2022年6月30日，公司股东权益总额为223.12亿美元，较2021年12月31日的221.80亿美元有所增加[9][13] - 2022年6月30日美国业务总资产372.71亿美元，2021年12月31日为374.36亿美元[48] - 2022年上半年资产退休义务期初账面价值12.31亿美元，期末为11.49亿美元[50] - 2022年上半年资本化勘探井成本净变化为1.6亿美元[51] - 2022年6月30日和2021年12月31日，公司高级票据本金总额均为48.9亿美元，估计公允价值分别约为48.81亿美元和55.77亿美元[70] - 2022年6月30日，公司金融资产中天然气基差互换公允价值为1400万美元，原油互换为200万美元；金融负债中原油互换为1.04亿美元，天然气互换为9480万美元，原油展期价差互换为570万美元[63] - 2021年12月31日，公司金融资产中天然气互换公允价值为2900万美元，天然气基差互换为200万美元，原油互换为1500万美元；金融负债中原油展期价差互换为2400万美元，天然气互换为1.21亿美元，原油互换为3.4亿美元，天然气基差互换为100万美元[63] - 截至2022年6月30日，公司金融商品衍生合约的总公允价值净额为净负债1.23亿美元[176] 现金流量 - 2022年上半年经营活动提供的净现金为28.76亿美元，2021年同期为34.29亿美元[16] - 2022年上半年投资活动使用的净现金为24.43亿美元，2021年同期为16.49亿美元[16] - 2022年上半年融资活动使用的净现金为25.69亿美元，2021年同期为12.29亿美元[16] - 2022年上半年现金及现金等价物减少21.36亿美元，2021年同期增加5.51亿美元[16] - 2022年上半年末现金及现金等价物为30.73亿美元，2021年同期为38.80亿美元[16] - 2022年和2021年6月30日止六个月，净现金支付的利息分别为8600万美元和1.02亿美元，所得税分别为14.28亿美元和5.07亿美元[42] - 2022年6月30日止六个月，经营活动中与金融商品衍生品合约抵押品相关的净现金使用为17.66亿美元[45] - 2022年前六个月公司现金余额从2021年12月31日的52.09亿美元降至30.73亿美元，减少21.36亿美元[166] - 2022年前六个月经营活动提供的净现金为28.76亿美元，较2021年同期减少5.53亿美元[167] - 2022年前六个月投资活动使用的净现金为24.43亿美元，较2021年同期增加7.94亿美元[168] - 2022年前六个月融资活动使用的净现金为25.69亿美元，2021年同期为12.29亿美元[169] - 2022年第二季度和前六个月金融商品衍生合约结算净现金支出分别为21.14亿美元和24.1亿美元[177] - 截至2022年8月3日，公司为金融商品衍生合约已质押15.29亿美元抵押品，抵押品金额会随期货价格波动而增减 [187] 股票薪酬费用 - 2022年第二季度，公司股票薪酬费用为6500万美元[13] - 2022年上半年和2021年上半年的基于股票的薪酬费用分别为6500万美元和6600万美元[23] - 2022年和2021年上半年，与股票期权、SAR和ESPP授予相关的基于股票的薪酬费用分别为1700万美元和1900万美元[26] - 2022年和2021年6月30日止三个月，与受限股票和受限股票单位相关的基于股票的薪酬费用分别为2000万美元和2100万美元，六个月均为4500万美元[30] - 2022年6月30日，与未归属股票期权、SAR和ESPP授予相关的未确认薪酬费用总计4600万美元，将在1.6年的加权平均期间内直线摊销[31] - 2022年和2021年6月30日，与绩效单位授予相关的基于股票的薪酬费用，三个月分别为200万美元和100万美元，六个月分别为300万美元和200万美元[35] 股票期权与SAR - 2022年上半年股票期权/SAR授予的加权平均公允价值为28.30美元，2021年同期为20.73美元[27] - 2022年和2021年6月30日止六个月行使的股票期权/SARs总内在价值分别为1.08亿美元和300万美元[30] 受限股票和受限股票单位 - 2022年和2021年6月30日止六个月，受限股票和受限股票单位释放的总内在价值分别为9100万美元和3800万美元[33] 股息分配 - 2022年第二季度，公司宣布普通股股息为每股4.30美元，总计25.19亿美元[13] - 2022年2月24日宣布普通股季度现金股息每股0.75美元，4月29日支付；特别股息每股1美元，3月29日支付[60] - 2022年5月5日宣布普通股季度现金股息每股0.75美元，7月29日支付；特别股息每股1.8美元，6月30日支付[61] - 2022年8月4日宣布普通股特别股息每股1.5美元，9月29日支付[61] - 2022年2月24日和5月5日，董事会分别宣布每股0.75美元的季度现金股息，还宣布了特别股息[109][110] - 2022年5月5日，公司宣布在现金回报框架中增加定量指引，承诺将至少60%的年度净现金返还给股东[111] 业务运营数据 - 2022年Q2美国业务运营收入73.38亿美元，2021年同期为39.95亿美元；2022年上半年为112.52亿美元，2021年同期为76.01亿美元[47] - 2022年上半年，原油和凝析油以及NGL产量约占美国产量的75%，与2021年同期持平[96] - 2022年第二季度原油和凝析油产量为46.41万桶/日，较2021年同期的44.86万桶/日增加1.55万桶/日，增幅3%[115] - 2022年第二季度NGL交付量为20.19万桶/日，较2021年同期的13.85万桶/日增加6.34万桶/日，增幅46%[115] - 2022年第二季度天然气交付量为1528百万立方英尺/日，较2021年同期的1445百万立方英尺/日增加83百万立方英尺/日，增幅6%[115] 金融商品衍生合约 - 2022年第二季度，公司提前终止部分2022年10月 - 2023年12月原油金融价格互换合约，支付净现金5.93亿美元[75] - 2022年1 - 3月和4 - 6月已结算的原油金融价格互换合约，交易量均为14万桶/日，加权平均价格分别为65.58美元/桶和65.62美元/桶[75] - 2022年1 - 7月已结算的原油基差互换合约，交易量为12.5万桶/日，加权平均价格差异为0.15美元/桶[77] - 2022年1 - 7月已结算的天然气金融价格互换合约，交易量为72.5万MMBtu/日，加权平均价格为3.57美元/MMBtu[78] - 2022年第二季度，公司提前终止部分2022年10月 - 2023年12月天然气金融价格互换合约，支付净现金7.35亿美元[78] - 2022年1 - 6月已结算的天然气基差互换合约，交易量为21万MMBtu/日，加权平均价格差异为 - 0.01美元/MMBtu[79] - 公司使用金融商品衍生工具管理原油、NGL和天然气价格波动风险，未将任何金融商品衍生合约指定为会计套期，采用按市值计价会计方法核算[72] - 2022年第二季度金融商品衍生品合约按市值计价净亏损13.77亿美元，2021年同期为4.27亿美元[113] - 2022年上半年金融商品衍生品合约按市值计价净亏损41.97亿美元，上年同期为7.94亿美元；净现金结算支出24.1亿美元，上年同期为2.23亿美元[141][149] - 2022年1 - 8月及9月天然气金融价格互换合约交易量为725千MMBtu，加权平均价格为3.57美元/MMBtu；2022年10 - 12月（已结束）交易量为425千MMBtu，加权平均价格为3.05美元/MMBtu [185] - 2022年第二季度，公司提前终止部分2022年10月 - 2023年12月天然气金融价格互换合约，支付净现金7.35亿美元用于结算 [185] - 2022年1 - 7月天然气基差互换合约交易量为210千MMBtu，加权平均价格差异为 - 0.01美元/MMBtu；2023年1 - 12月交易量为135千MMBtu，加权平均价格差异为 - 0.0

业绩总结 - EOG Resources自2016年以来自由现金流持续为正，承诺将至少60%的自由现金流返还给股东[2] - 2022年资本支出预算为45.1亿美元，未发生变化，尽管行业成本通胀增加了7.5亿美元[5] - EOG的净债务截至2022年第一季度为11亿美元，保持良好的资产负债表[14] - EOG的常规股息在过去24年中稳定增长，未曾暂停或减少[15] - 2022年EOG的现金运营成本为每桶油当量13.53美元，较2014年下降了24%[12] 用户数据与生产效率 - EOG在2021年替换了170%的双重优质井，预计回报率从30%提高到60%[4] - EOG在2021年完成的每口井的砂和水成本为5.81万美元，显示出持续的成本降低[12] - EOG在过去几年中实现了每口井的完成侧面长度增加85%，达到1295英尺[9] - EOG的井口天然气捕集率为99.8%，水源回用率为55%[2] 未来展望与战略 - EOG预计未来的财务表现将受到原油和天然气价格、供应和需求变化的影响[34] - EOG计划到2040年实现范围1和范围2的温室气体净零排放[20] - EOG在未来的运营中将专注于增加储量、提高生产水平和控制运营成本[34] - EOG在收购和开发油气资产方面的成功将直接影响其未来的生产和收益[34] 风险与不确定性 - EOG的实际结果可能与其前瞻性声明的预期存在重大差异，受多种风险和不确定因素影响[34] - EOG的财务表现可能受到气候变化相关政策和法规的影响[34] - EOG的客户和合同对手方的信用状况将影响其满足财务义务的能力[34] - EOG的资产处置计划的完成情况将影响其财务状况[34] - EOG的储量估计可能因专业判断的性质而存在不确定性[34]

纪要涉及的行业或者公司 - 行业：能源、石油和天然气行业 - 公司：EOG Resources, Inc.（NYSE:EOG） 纪要提到的核心观点和论据 公司优势与战略 - **资产与回报**：公司拥有低成本、长期限的大量资产，多盆地有多年库存，2021年增加南德克萨斯多拉多天然气资产；2016 - 2020年平均回报率约40%（油价$40/桶），目前中位数回报率超60%，勘探项目回报率更高[3][4][6][7] - **运营与效率**：是行业领先运营商，钻水平井数量多，学习经验改进运营；通过多方面措施应对通胀，如减少钻井时间、增加侧向进尺、降低物流成本等；2023年受益于合同策略，有信心保持井成本领先[4][9][19] - **财务与回报**：2016年起采用新策略注重回报，资产负债表强劲；承诺至少60%自由现金流返还股东，优先考虑可持续增长股息，2016年以来股息复合年增长率28%；还通过特别股息和机会性股票回购返还现金；剩余现金用于低成本资产收购[5][10][12] - **ESG战略**：设定近期目标和2040年范围1和2净零排放长期目标；采取减排、捕获和抵消三种策略，如捕获超99.8%天然气、今年启动首个CCS项目[13][14] 通胀应对 - **合同策略**：多项服务采用多年合同，错开到期时间，直接从钢厂采购管材并保持大量库存[8][16] - **效率提升**：减少钻井时间、增加侧向进尺、降低物流成本、采用新技术等，如在二叠纪Wolfcamp区块减少42%钻井时间、增加85%侧向进尺，降低46%物流成本；Super Zipper技术今年应用于60%井，降低约5%井成本[9][17][18] 2023年展望 - **资本与增长**：目前难以预测2023年情况，将保持业务纪律，注重运营效率和成本控制；行业存在瓶颈，增长受限[21][22] - **资本回报**：60%自由现金流返还股东是最低要求，经周期压力测试；目前高油价下倾向特别股息，低油价时进行股票回购；预计今年通过特别和常规股息向股东返还约$85亿[24][26][28] 长期规划 - **产量增长**：根据宏观环境调整产量，目前市场需要，今年恢复到疫情前水平，有能力在市场需要时增加低成本产量、提高利润率和现金流[33][34] - **公司发展**：坚持以回报为导向，注重增加高质量库存；未来将继续通过勘探努力发展公司，如多拉多天然气项目[36][37] 业务合作与市场策略 - **与Cheniere合作**：与Cheniere签订长期销售协议，目前每天供应1.4亿立方英尺，2025 - 2026年Corpus Christi Stage 3上线后每天供应7.2亿立方英尺，部分价格与JKM和Henry Hub挂钩[40] - **市场策略**：为每个项目提供多个市场选择，通过多元化组合应对商品周期；出口天然气和石油，获得品牌和WTI曝光[41][42] 其他重要但是可能被忽略的内容 - **现金储备**：公司通常希望资产负债表上有$20亿现金，明年第一季度有$12亿债券到期需偿还；高油价下可能积累更多现金用于低价回购股票[30] - **基础设施建设**：每个项目发展需建设基础设施，如Eagle Ford、Delaware Basin和Dorado项目；建设将分阶段进行，不会在某一年有大笔资本支出[42][43] - **价格差异与市场压力**：未来二叠纪Waha价格可能面临压力，公司有一定外运能力，可利用LNG市场；公司长期战略确保每个资产有外运能力[45] - **M&A策略**：公司会考虑所有交易，但更倾向低成本附加收购和补充勘探项目；2016年进行过Yates收购，目前未找到类似项目，但持续关注[52]

业绩总结 - EOG Resources自2016年以来自由现金流持续为正，承诺将至少60%的自由现金流返还给股东[2] - 2022年资本支出预算为45.1亿美元，未发生变化，尽管行业成本通胀增加了7.5亿美元[5] - EOG的净债务截至2022年第一季度为11亿美元，保持良好的资产负债表[14] - EOG的常规股息在过去24年中稳定增长，未曾暂停或减少[15] - 2022年EOG的现金运营成本为每桶油当量13.53美元，较2014年下降了24%[12] 用户数据与生产效率 - EOG在2021年替换了170%的双优质井，预计在多个盆地中有超过6000个双优质位置[4] - EOG的井口天然气捕集率为99.8%，水源回用率为55%[2] - EOG的钻井效率在2021年提高了85%，每口井的完成侧向长度显著增加[9] 未来展望与战略 - EOG计划到2040年实现范围1和范围2的温室气体净零排放[20] - EOG预计未来的财务表现将受到原油和天然气价格、供应和需求变化的影响[34] - EOG在未来的运营中将专注于增加储量、提高生产水平和控制运营成本[34] - EOG致力于通过创新和效率来抵消通胀压力，预计将继续提高现金流和投资回报[5] 风险与挑战 - EOG的财务表现可能会受到气候变化相关政策和法规的影响[34] - EOG在油气勘探和生产行业面临竞争，尤其是在获取许可证和租赁方面[34] - EOG的实际结果可能与其前瞻性声明的预期存在重大差异[34] - EOG的实际储量和资源估计可能与最终可回收的油气量不符[35] - EOG的财务表现将受到全球和国内经济条件、利率和通货膨胀率的影响[34] 其他信息 - EOG的非GAAP财务指标可能为投资者提供有用的比较工具[35] - EOG在未来的资产处置计划中将努力实现预期的结果[34]