Founder of Dividend Mantra. Founder of Mr. Free At 33. Co-Founder of Dividends & Income. I started blogging about my journey to financial independence back in 2011. By living well below my means and intelligently investing my hard-earned capital, I went from below broke at age 27 to financially free at 33 years old. I regularly create content on dividend growth investing, living off of dividends, undervalued high-quality dividend growth stocks, high-yield situations, and other long-term investment opportuni ...

HOUSTON, May 16, 2025 /PRNewswire/ -- EOG Resources, Inc. (EOG) today announced that the company was awarded a new oil exploration concession for Unconventional Onshore Block 3 (UCO3) by Abu Dhabi's Supreme Council for Financial and Economic Affairs (SCFEA).The UCO3 concession area is 3,609 square kilometers, or nearly 900,000 acres, in an over-pressured, oil prone basin within the Al Dhafra region of Abu Dhabi. EOG holds 100 percent equity and operatorship and, in coordination with Abu Dhabi National Oil C ...

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后净利润为16亿美元，自由现金流为13亿美元，调整后每股收益为2.87美元，调整后每股现金流为5.9美元 [7][16] - 截至目前，公司已连续九个季度回购近5亿美元股票，使流通股数量减少7% [16] - 公司优化2025年计划，减少2亿美元资本投资，预计在西德克萨斯中质原油（WTI）价格为65美元、亨利枢纽天然气价格为3.75美元时，产生40亿美元自由现金流 [17] - 第一季度末现金余额为66亿美元，长期债务为47亿美元，4月用手头现金偿还了5亿美元债务到期款项 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 第一季度石油产量表现出色，全年计划保持第一季度的石油产量水平，预计实现约2%的同比增长 [10] - 2025年资本支出计划调整为60亿美元，资本基本在上下半年平均分配，第二季度资本支出达到峰值，第三季度略有下降 [20] 天然气业务 - 2025年计划实现约12%的同比增长，预计到本十年末，天然气需求将实现4% - 6%的复合年增长率 [11][12] - 南德克萨斯州的多拉多（Dorado）气田是北美成本最低的干气产区，直接盈亏平衡价格约为每千立方英尺1.4美元 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度全球石油需求强劲，美国供应增长放缓，库存水平低于五年区间，对石油和天然气的中长期前景有利 [10] - 天然气方面，冬季寒冷开局和液化天然气（LNG）原料气增加，加上供应反应平淡，目前库存水平接近五年平均水平，公司认为2025年是北美天然气需求的转折点 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过优化2025年资本投资，在保持石油产量的同时，提高自由现金流，增强股东回报 [10] - 积极开展有机勘探项目，通过降低井成本、提高生产率和进行战略收购，扩大现有资产的库存 [12] - 国际业务上，在特立尼达发现石油，计划于2025年下半年在巴林开始钻探陆上非常规致密气砂岩 prospect [13] - 公司凭借多元化的多盆地投资组合、低成本结构、强大的资产负债表和运营执行能力，在行业中具有竞争优势 [9][18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为石油和天然气在长期可靠低成本能源需求中将发挥重要作用，但近期关税讨论导致石油需求预期受到影响，价格有所疲软，预计随着关税透明度提高和谈判推进，市场将回归基本面，价格将企稳 [10][11] - 公司对天然气的长期前景持乐观态度，认为2025年是北美天然气需求的转折点，有望实现持续增长 [11][12] 其他重要信息 - 公司更新了可持续发展目标，计划到2030年将温室气体排放强度较2019年基准水平降低25%，并在2025 - 2030年将甲烷排放保持在0.2%或更低水平 [27] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司减少资本支出的决策原因及进一步削减资本支出的条件 - 公司减少资本支出是出于资本纪律，旨在保护股东回报和自由现金流，而非当前价格下再投资经济状况恶化。公司更注重回报和现金流，而非短期产量增长。未来是否进一步削减资本支出将根据宏观环境变化，平衡短期自由现金流和长期投资机会 [34][35] 问题2: 在更具挑战性的宏观环境下的现金回报策略 - 公司现金回报策略不变，强大的资产负债表使其能够在短期内将超过100%的自由现金流返还给股东，预计未来仍将通过股票回购进行现金返还 [37][38] 问题3: 削减资本支出与三年累计自由现金流目标的关系及未来资本灵活性领域 - 三年累计自由现金流情景并非严格指导，但方向上仍准确。此次削减资本支出是为保护股东价值和回报，使计划更具资本效率。未来资本灵活性可能来自于一些遗留资产，但公司会平衡短期现金流和长期投资，避免大幅削减导致产量下降 [40][43][47] 问题4: 收购目标机会和特立尼达业务未来规模及多元化目标 - 公司认为股票回购和并购并非相互排斥，会根据创造股东价值的最优方式进行决策。第一季度既进行了股票回购，也完成了小型战略收购。特立尼达业务有稳定投资和边际扩张，由于有合作伙伴，净影响通常小于陆上业务，其回报与公司投资组合具有竞争力 [54][55][57] 问题5: 在持续疲软的石油市场和坚挺的天然气市场下的资本分配策略 - 公司对天然气长期前景乐观，但不会单纯追逐库存水平或商品价格。发展多拉多气田的重点是保持低成本结构和适当的投资节奏，目前对该资产的投资与天然气外输能力相匹配，不会过度激进投资 [62][63][64] 问题6: 2026 - 2027年井成本趋势 - 由于关税的不确定性，目前难以准确判断2026 - 2027年井成本趋势。但公司认为2025年井成本不会受关税影响，预计仍将实现低个位数百分比的下降，主要由可持续的效率提升驱动。公司会关注市场变化，寻找降低井成本的机会 [67][68][69] 问题7: 多拉多气田与核心油区的回报比较及削减资本支出的时间和对2026年的影响 - 在4美元/千立方英尺的天然气价格下，多拉多气田是有吸引力的投资，但公司会确保投资回报率。在55美元/桶的油价下，公司的油区也有有竞争力的回报。公司评估资产价值时会综合考虑多种指标。削减的2亿美元资本支出主要在下半年，主要减少了特拉华盆地和鹰福特地区的活动，新兴产区（尤蒂卡和多拉多）活动不变。公司预计2026年有较大灵活性，具体计划将根据宏观环境而定 [72][73][77] 问题8: 在长期低油价环境下的服务价格看法和服务合同结构 - 难以确定服务价格下降的具体界限，但公司会关注市场变化，与供应商合作并重新招标，以利用价格下降机会。公司的服务合同具有较大灵活性，能够根据需要调整活动水平 [83][84] 问题9: 未来对LNG市场和国内市场的天然气暴露量规划 - 公司已提前布局天然气销售协议，将天然气销售到海外并接触多种定价机制。未来将继续采取反周期策略，寻找有利的合同谈判机会，重点是将天然气输送到海外并接触多元化的定价指数 [85][86][87] 问题10: 特立尼达的额外石油机会和勘探计划中的其他石油目标 - 特立尼达主要是天然气产区，但此次发现的油井在勘探前就有石油目标的预期。公司将利用先进的地震工具继续寻找石油和天然气机会，凭借在当地的浅海专业知识和合作关系，认为有很大的增长潜力 [90][91][92] 问题11: 第一季度运营成本超预期的原因及进一步降低运营成本的可能性 - 第一季度运营成本超预期主要是由于租赁经营成本（LOE）方面的工作量减少、维护费用降低，以及综合管理费用（G&A）方面的总部福利和员工相关成本减少。公司认为仍有降低运营成本的空间，将继续优化和提高效率 [93][94][96] 问题12: 南德克萨斯鹰福特地区战略收购的情况和意义 - 此次收购是公司在鹰福特地区的一次重要战略举措，收购的3万英亩土地是该地区最大的未开发核心区域，与公司现有资产具有协同效应，能够立即参与资本竞争。该地块适合长水平井开发，增加了钻井位置和可延长的井数，具有较高的净收入权益。虽然有少量现有产量，但需要进行设施升级，预计不会对公司计划产生重大影响 [99][100][102] 问题13: 从2020年下行周期经验中吸取的教训及对未来的启示 - 公司从2020年经验中学到要保护自由现金流和股东回报，坚持资本纪律。同时，公司利用下行周期进行了一些战略收购和投资，为未来发展奠定了基础。公司通过建立低成本结构、灵活的合同安排和强大的资产负债表，为应对未来下行周期做好准备 [106][107][109] 问题14: 特立尼达油井发现的情况、迈向最终投资决策（FID）的步骤和产量预期 - 目前该油井发现的125英尺含油砂岩情况仍处于早期阶段，公司正在完善储层模型，评估最终规模，并由运营团队确定设施规模、平台规格和完井生产设计。经济评估表明该项目值得设置平台，下一步将与合作伙伴进行最终决策。目前产量预期尚不确定 [111][112][113] 问题15: 鹰福特地区类似收购机会的可能性 - 公司一直在寻找战略收购机会，但此类机会需要在回报和其他指标上与现有投资组合竞争。此次收购的地块非常优质且未开发，未来不太可能有类似规模和未开发程度的收购项目 [115][116]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后净利润为16亿美元，自由现金流为13亿美元，向股东返还13亿美元，其中包括超5亿美元的可持续定期股息和近8亿美元的股票回购 [6][14] - 截至目前，公司已连续九个季度回购近50亿美元股票，使流通股数量减少7% [14] - 优化2025年计划，减少2亿美元资本投资，预计在西德克萨斯中质原油（WTI）价格为65美元、亨利枢纽天然气价格为3.75美元时，产生40亿美元自由现金流 [15] - 第一季度末现金余额为66亿美元，长期债务为47亿美元，4月用手头现金偿还5亿美元债务到期，并完成鹰福特地区2.75亿美元的附带收购 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 第一季度石油产量表现出色，全年计划保持第一季度的石油产量水平，预计实现约2%的同比增长 [8][19] 天然气业务 - 2025年计划在指导中点实现约12%的同比增长，预计到本十年末，天然气需求将实现4% - 6%的复合年增长率 [10][11] 多盆地业务 - 多盆地组合表现优异，拥有超100亿桶油当量的优质资源，为长期可持续增长和价值创造奠定基础 [7] 鹰福特资产 - 增加战略附带收购，约3万净英亩，是鹰福特地区最大的未开发核心地块，将立即参与资本竞争，今年开始钻探作业 [21][22] 特拉华盆地 - 贾纳斯天然气处理厂已投入使用，完成第二个战略基础设施项目 [22] 多拉多资产 - 南德克萨斯州多拉多干气资产生产率提高，每英尺井的生产率提高10%，被认为是北美成本最低的干气产区，直接盈亏平衡价格约为每千立方英尺1.4美元 [20][21] 特立尼达资产 - 宣布在特立尼达资产发现石油，继续创造显著股东价值，目前正推进项目至最终投资决策 [12][24] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度全球石油需求强劲，美国供应增长放缓，库存水平低于五年区间，对石油和天然气的中长期前景有利 [8][9] - 天然气方面，冬季寒冷开局和液化天然气（LNG）原料增加，供应反应平淡，当前库存水平接近五年平均水平，预计北美需求将迎来转折点 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于通过专注高回报投资、优化短期和长期自由现金流、保持良好资产负债表和稳定股息，实现可持续价值创造，在行业周期中脱颖而出 [13] - 优化2025年资本投资，减少2亿美元，以保护股东回报和支持更高的自由现金流生成，同时维持石油产量水平并实现增长 [8][15] - 积极开展有机勘探计划，通过降低井成本、提高生产率和进行附带收购，扩大现有资产的库存 [11] - 国际上，准备在2025年下半年进入巴林，开始钻探陆上非常规致密气砂岩 prospect [12] - 利用技术实时决策，持续提高效率、降低成本和提高利润率，确保长期稳定的回报和自由现金流生成 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在2025年开局出色，多盆地组合表现优异，有望在今年取得更大成功 [5] - 尽管近期关税讨论对全球石油需求有潜在影响，导致价格疲软，但预计市场将回归基本面，价格将企稳 [8][10] - 对石油和天然气在长期可靠低成本能源需求中的重要作用持积极态度，天然气需求预计将在未来实现增长 [10][11] - 公司凭借强大的财务状况、低成本结构和多高回报投资的灵活性，能够应对行业周期 [7] 其他重要信息 - 公司更新可持续发展目标，计划到2030年将温室气体排放强度率从2019年基准水平降低25%，并在2025 - 2030年将甲烷排放维持在0.2%或更低 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司减少资本支出的决策原因及进一步减少资本支出的条件 - 公司减少资本支出并非因为当前价格下再投资的经济状况恶化，而是出于资本纪律，以保护股东回报和自由现金流，在短期内可能供应过剩的市场中，更注重回报和自由现金流的生成 [31][32] 问题2: 在更具挑战性的宏观环境下的现金返还策略 - 公司的现金返还策略保持不变，强大的资产负债表使其能够在短期内将超过100%的自由现金流返还给股东，预计未来的现金返还仍将通过股票回购计划进行 [35][36] 问题3: 削减资本支出与三年累计自由现金流目标的关系及未来资本灵活性的领域 - 三年情景并非严格的指导，当前削减资本支出是为了保护股东价值和回报，优化计划以提高资本效率和保护自由现金流 [39][40] - 目前难以确定未来资本灵活性的具体领域，需根据具体环境进行平衡，既要优化短期自由现金流，又要投资新兴资产和勘探以推动长期自由现金流的生成 [44][45] 问题4: 收购目标的机会和特立尼达业务的未来规模及多元化目标 - 公司认为股票回购和并购并非相互排斥，会根据创造股东价值的最优方式进行决策，第一季度既进行了大量股票回购，也完成了一次附带收购 [50][52] - 特立尼达业务有持续的投资和利润增长，由于有合作伙伴，净影响通常小于陆上业务，其回报与公司投资组合具有竞争力，长期的当地业务经验和专业知识为其带来持续机会 [54][55] 问题5: 在持续疲软的石油市场和坚挺的天然气市场下的资本分配策略 - 公司对天然气的长期前景持乐观态度，但不会单纯追逐库存水平或商品价格，会保持多拉多资产的投资节奏，以维持低成本结构和价值创造 [58][59] 问题6: 2026 - 2027年井成本趋势 - 由于关税的不确定性，目前难以准确预测2026 - 2027年的井成本趋势，但公司对今年的井成本情况有信心，预计受可持续效率提升的推动，仍将实现低个位数百分比的下降 [63][64] 问题7: 多拉多资产与核心石油资产的回报比较 - 在4美元/千立方英尺的天然气价格下，多拉多资产是有吸引力的投资，但公司会确保在价格回调时仍能保持高回报率，在55美元/桶的油价下，公司的石油资产也有有竞争力的回报，公司评估资产价值时会综合考虑多种指标 [69][70] 问题8: 削减资本支出的时间分布及对2026年生产和关税的影响 - 大部分2亿美元的资本支出削减将在今年下半年进行，主要集中在特拉华盆地和鹰福特地区，同时保持新兴资产（尤蒂卡和多拉多）的活动水平 [73][74] - 公司的计划已进行优化，为2026年提供了灵活性，目前预计不会对资本效率或执行能力产生影响，需根据宏观环境进一步评估 [76] 问题9: 在长期低油价环境下的服务价格观点和服务合同结构 - 难以确定服务价格下降的具体界限，公司会密切关注市场变化，与供应商合作并重新招标，以利用价格下降的机会，公司的服务合同具有很大的灵活性 [78][79] 问题10: 对LNG市场和国内市场的暴露程度的考虑 - 公司在天然气销售协议方面处于领先地位，将继续寻求机会签订有利的合同，重点是将天然气输送到海外市场，并使自己暴露于多样化的定价指数，以利用全球套利机会 [80][82] 问题11: 特立尼达的额外石油机会和勘探计划中的其他石油目标 - 公司在特立尼达的Barrel prospect勘探前就预计有石油目标的潜力，会继续寻找类似机会，凭借当地的专业知识和合作关系，认为有很大的上行空间 [84][85] 问题12: 第一季度运营支出（OpEx）超预期的原因及进一步降低OpEx的可能性 - 第一季度运营支出超预期主要是由于租赁经营费用（LOE）方面的产量超预期和较低的修井费用，以及综合生产和运输（GP & T）方面的一些预期成本变化和潜在的燃料节省，一般和行政费用（G & A）方面的总部福利和员工相关成本减少 [88][89][90] - 公司认为仍有很大的空间进一步降低运营支出，团队正在努力优化和提高效率 [87] 问题13: 鹰福特附带收购的情况和未来类似交易的可能性 - 鹰福特附带收购是一笔很好的交易，该地块是最大的未开发核心鹰福特地块，与公司现有投资组合具有竞争力，今年将进行钻探作业，交易增加了低成本资源和长期价值 [93][94][96] - 公司会一直寻找附带收购机会，但预计未来不会有像这次这么大规模和未开发的交易 [106][107] 问题14: 特立尼达Barrel发现的情况、迈向最终投资决策（FID）的主要步骤和产量预期 - 目前处于早期阶段，发现了约125英尺的连续含油砂层，公司正在完善储层模型，运营团队正在进行设施规模、平台规格和完井生产设计等决策，与合作伙伴协商以达成最终投资决策 [103][104] 问题15: 回顾2020年下行周期的经验对未来的启示 - 公司通过建立低成本结构、灵活的合同安排、强大的资产负债表和现金储备，为应对下行周期做好了准备，关键是保护自由现金流、向股东返还现金和坚持资本纪律，同时寻找反周期机会 [98][99][100]

文章核心观点 - EOG Resources 2025年第一季度调整后每股收益超预期且同比增长，营收未达预期且同比下降，业绩受产量和成本因素影响，公司还给出了生产和资本支出指引 [1][2] EOG运营表现 - 本季度总产量同比增4.8%至9810万桶油当量，超公司指引中值和预期 [3] - 原油和凝析油日产量达50.21万桶，同比增近3%，超预期 [4] - NGL日产量同比增4.3%至24.17万桶，低于预期 [4] - 天然气日产量从去年同期的18.58亿立方英尺升至20.8亿立方英尺，超预期 [4] - 原油和凝析油平均价格同比降7.1%至每桶72.87美元 [5] - 天然气每千立方英尺售价3.41美元，同比提升近51%，NGL季度价格从去年的每桶24.32美元涨至26.29美元 [5] EOG运营成本 - 第一季度租赁和井费用从去年的3.96亿美元增至4.01亿美元 [6] - 集输、处理和运输成本4.4亿美元，高于去年同期的4.13亿美元，低于预期 [6] - 勘探成本从去年的4500万美元降至4100万美元，总运营费用38.1亿美元，低于去年的38.5亿美元 [6] EOG流动性与资本支出 - 截至2025年3月31日，公司现金及现金等价物66亿美元，长期债务35亿美元，其中流动部分13亿美元 [7] - 本季度自由现金流13.3亿美元，资本支出14.8亿美元 [7] EOG指引 - 2025年预计总产量10.995 - 11.365亿桶油当量/日，二季度预计产量10.962 - 11.333亿桶油当量/日 [8] - 2025年全年资本支出预计在58 - 62亿美元，二季度预计15 - 16亿美元 [8] EOG评级与推荐股票 - EOG当前Zacks排名为3（持有） [9] - 推荐Archrock Inc.（AROC）、Kinder Morgan, Inc.（KMI）和Enterprise Products Partners L.P.（EPD），AROC排名1（强力买入），KMI和EPD排名2（买入） [9] 推荐股票情况 - Archrock是美国能源基础设施公司，专注中游天然气压缩，提供天然气合同压缩服务，过去四个季度三次盈利超预期，一次符合预期，平均惊喜率8.81% [10] - Kinder Morgan是北美领先中游企业，业务模式稳定，靠照付不议合同驱动，运营大型天然气管道网络，过去四个季度三次盈利未达预期，一次符合预期，平均负惊喜率3.33% [11][12] - Enterprise通过5万英里油气管道网络获稳定收费收入，收购Pinon Midstream有望推动现金流，过去四个季度一次盈利超预期，三次未达预期，平均负惊喜率0.77% [13][14]

业绩总结 - 2025年第一季度调整后净收入为16亿美元，调整后每股收益为2.87美元，调整后现金流每股收益为5.09美元[8] - 自由现金流为13亿美元，已向股东返还13亿美元，包括支付5亿美元的常规股息和8亿美元的股票回购[9] - 预计2025年自由现金流将达到40亿美元，基于65美元WTI和3.75美元HH的假设[14] - 2024年自由现金流为56亿美元，2023年为54亿美元，2022年为44亿美元[74] - 2024-2026年累计自由现金流预期为120亿至220亿美元，年均回报资本率（ROCE）预期为20%-30%[78] 用户数据与市场表现 - 2025年油气产量预计增长5%，油产量增长2%[18] - 2024年总生产量为389百万桶油当量，全部开发成本为每桶6.68美元[92] - 每增加1美元的原油价格，税前现金流将增加约2.04亿美元[93] - 每增加0.10美元的天然气价格，税前现金流将增加约4300万美元[93] 未来展望与投资计划 - 2025年计划减少200百万美元的资本支出，以支持更高的自由现金流生成和股东回报[13] - EOG的投资计划将每年向股东返还超过100%的自由现金流[21] - 2025年常规股息承诺为22亿美元，已持续27年增长[69] - 2025年常规股息率为每股3.90美元，较2024年增加7%[94] 新产品与技术研发 - Beryl油田发现，净油层厚度超过125英尺，正在推进最终投资决策[68] - Dorado资产的 breakeven 价格为1.40美元/mcf，成为北美最低成本的干气项目[58] - 2025年计划将南德克萨斯州Eagle Ford的井成本降低15%[54] 成本控制与风险管理 - EOG的资本回报率在45美元WTI的情况下，债务与息税折旧摊销前利润比率低于1.0倍[19] - EOG在原油和天然气的勘探和开发项目中，成功控制钻探、完井和运营成本的能力将影响其生产水平和回报率[101] - EOG的成本缓解措施在抵消运营成本和资本支出方面的成功程度将直接影响其财务表现[101] 外部因素与市场环境 - EOG的气候变化相关立法、政策和倡议的影响将对其运营和财务状况产生重要影响[101] - EOG面临的地缘政治因素和全球政治条件将影响其运营环境和市场机会[101] - EOG在获取融资方面的能力将受到全球和国内金融市场状况的影响[101]

财务表现 - 公司2025年第一季度营收56 7亿美元 同比下滑7 4% 低于Zacks一致预期58 3亿美元 偏差-2 75% [1] - 季度每股收益2 87美元 同比微增1 8% 超出Zacks一致预期2 74美元 偏差+4 74% [1] - 天然气业务营收6 37亿美元 同比大增66 8% 但低于分析师预期6 69亿美元 [4] - 原油与凝析油营收32 9亿美元 同比下滑5 4% 略高于分析师预期32 6亿美元 [4] 产量与价格指标 - 原油当量日产量1090 4万桶 超出分析师预期1085 1万桶 [4] - 天然气日产量2080亿立方英尺 高于分析师预期的2055 45亿立方英尺 [4] - 美国原油实现价格72 9美元/桶 略高于分析师预期的72 78美元/桶 [4] - 天然气液体实现价格26 29美元/桶 显著高于分析师预期的24 82美元/桶 [4] 业务板块动态 - 天然气液体业务营收5 72亿美元 同比增长11 5% 大幅超出分析师预期5 27亿美元 [4] - 集输加工销售业务营收13 4亿美元 同比下滑8 2% 低于分析师预期13 7亿美元 [4] - 其他业务营收1900万美元 同比下滑26 9% 低于分析师预期2333万美元 [4] 资本市场表现 - 过去一个月股价累计下跌15 1% 同期标普500指数仅下跌0 7% [3] - 当前Zacks评级为3级(Hold) 预示短期走势可能与大盘同步 [3]

公司业绩表现 - EOG Resources最新季度每股收益为2 87美元，超出Zacks共识预期2 74美元，同比增长1 77% [1] - 季度营收56 7亿美元，低于共识预期2 75%，同比下滑7 35% [2] - 过去四个季度公司四次超出每股收益预期，但未能达到营收预期 [2] 市场表现与估值 - 公司股价年初至今下跌10%，同期标普500指数下跌5 3% [3] - 当前Zacks评级为3级(持有)，预计短期表现与市场同步 [6] - 未来季度共识预期每股收益2 32美元，营收56 6亿美元；全年预期每股收益9 85美元，营收229 1亿美元 [7] 行业比较 - 所属行业(美国油气勘探生产)在Zacks行业排名中处于后18% [8] - 同行业公司Vitesse Energy预计季度每股收益0 09美元，同比下滑73 5%，营收6506万美元，同比增长6 3% [9] 业绩展望 - 管理层在财报电话会中的评论将影响股价短期走势 [3] - 盈利预期修订趋势呈现混合状态，未来可能随财报发布而调整 [6] - 历史研究表明股票短期走势与盈利预期修订趋势高度相关 [5]

股东回报政策 - 公司自2024财年起承诺将至少70%的年度经营活动净现金（特定资产负债表相关变动前）减去总资本支出，通过季度股息、特别股息和股票回购返还给股东[91] - 2025年2月27日和5月1日，董事会分别宣布每股0.975美元的季度现金股息，分别于4月30日和7月31日支付[93] 整体财务数据关键指标变化 - 2025年第一季度运营收入较2024年同期减少4.54亿美元，降幅7%，至56.69亿美元；生产销售总收入增加1.27亿美元，增幅3%，至45.02亿美元[95] - 2025年第一季度公司在金融商品和其他衍生品合约按市值计价方面净亏损1.91亿美元，而2024年同期为净收益2.37亿美元；净现金结算方面，2025年第一季度支付3800万美元，2024年同期收到5500万美元[95][102] - 2025年第一季度运营费用为38.1亿美元，较2024年同期的38.52亿美元降低4200万美元[105] - 2025年第一季度减值总计4.4亿美元，2024年同期为1.9亿美元，其中探明资产减值从2024年的2000万美元增至2025年的3200万美元，未探明资产减值从1700万美元降至1200万美元[116] - 2025年第一季度所得税为4.14亿美元，低于2024年同期的5.11亿美元，有效税率与2024年的22%持平[116] - 2025年3月31日现金余额降至65.99亿美元，较2024年12月31日的70.92亿美元减少4.93亿美元[117] - 2025年前三个月经营活动净现金流入22.89亿美元，较2024年同期减少6.14亿美元[118] - 2025年前三个月投资活动净现金使用14.3亿美元，较2024年同期减少1.67亿美元[119] - 2025年前三个月融资活动净现金使用13.52亿美元，2024年同期为12.92亿美元[120] - 2025年前三个月勘探开发支出为14.31亿美元，较2024年同期减少1.5亿美元[123] 各业务线数据关键指标变化 - 2025年第一季度原油和凝析油收入较2024年同期减少1.87亿美元，降幅5%，至32.93亿美元；NGL收入增加5900万美元，增幅12%，至5.72亿美元；天然气收入增加2.55亿美元，增幅67%，至6.37亿美元[95][99][100][101] - 2025年第一季度集输、加工和营销收入较2024年同期减少1.19亿美元，至13.4亿美元；扣除营销成本后减少4000万美元[95][104] 费用明细数据关键指标变化 - 2025年第一季度租赁和井费用为4.01亿美元，较2024年同期增加500万美元；GP&T成本为4.4亿美元，增加2700万美元；DD&A费用为10.13亿美元，减少6100万美元[109][111][113] - 2025年第一季度G&A费用为1.71亿美元，较2024年同期增加900万美元；净利息费用为4700万美元，增加1400万美元[114] - 2024年11月公司发行了10亿美元本金、利率5.650%、2054年到期的高级票据，导致2025年第一季度净利息费用增加[114] 预算与合约情况 - 2025年全年勘探开发及其他物业、厂房和设备支出预算预计在58亿至62亿美元之间[121] - 截至2025年3月31日，金融商品及其他衍生品合约的总公允价值为净负债1.6亿美元，第一季度结算净现金支出为3800万美元[126] - 2024年2月公司签订10年协议，自2027年起出售18万MMBtud国内天然气产量，其中14万MMBtud价格与布伦特原油挂钩[130] 公司面临的风险与挑战 - 公司面临气候变化相关立法、政策、行动及各类风险影响[133] - 公司需成功开展排放及环境安全相关举措并达成目标[133] - 公司要有效整合收购的油气资产并准确估算成本等[133] - 公司第三方运营的油气资产需合规且经济运营[133] - 油气勘探生产行业在获取许可证等方面存在竞争[133] - 公司面临员工、设施等资源的可用性、成本及竞争问题[133] - 储量估算存在不精确性[133] - 天气和自然灾害会影响油气需求及设施运营[133] - 公司客户及交易对手需履行对公司的义务[133] - 公司需成功完成计划的资产处置[133]

2025年第一季度整体财务数据 - 2025年第一季度GAAP总营收为56.69亿美元，净利润为14.63亿美元，摊薄后每股收益为2.65美元[3] - 2025年第一季度非GAAP调整后净利润为15.86亿美元，摊薄后每股收益为2.87美元[3] - 2025年第一季度产生13.29亿美元自由现金流，向股东返还13亿美元，其中包括5.38亿美元定期股息和7.88亿美元股票回购[3][9] - 2025年第一季度总支出（GAAP）为15.46亿美元，资本支出（非GAAP）为14.84亿美元[35] - 2025年第一季度现金运营成本（GAAP）为10.31美元/Boe，折旧、损耗和摊销为10.32美元/Boe[35] - 2025年第一季度TOTI（GAAP）占原油、凝析油、NGL和天然气销售收入的7.6%[35] - 2025年第一季度所得税有效税率为22.1%，当期所得税费用为3.7亿美元[35] - 2025年第一季度补充财务和运营数据包含损益表、产量价格等内容[49] - 2025年第一季度，报告净收入（GAAP）为18.77亿美元，调整后净收入（Non - GAAP）为20.31亿美元[64] - 2025年第一季度摊薄后调整后每股净利润（非GAAP）为2.87美元[74] - 2025年第一季度按市值计价的金融商品和其他衍生品合约净亏损1.91亿美元，税后亏损1.5亿美元[72] - 2025年第一季度金融商品衍生品合约结算净现金支出3800万美元，税后支出3000万美元[74] - 2025年第一季度总运营收入和其他收入为56.69亿美元，2024年第四季度为55.85亿美元[82] - 2025年第一季度运营收入为18.59亿美元，2024年第四季度为15.92亿美元[82] - 2025年第一季度每桶石油当量综合平均运营收入为57.79美元，2024年第四季度为55.41美元[83] - 2025年第一季度每桶石油当量综合平均运营费用为38.84美元，2024年第四季度为39.62美元[83] - 2025年第一季度每桶石油当量综合平均运营收入为18.95美元，2024年第四季度为15.79美元[83] 股息与股票回购 - 董事会宣布普通股每股股息为0.975美元，将于2025年7月31日支付，指示性年利率为每股3.90美元[11] - 第一季度公司以7.88亿美元回购620万股股票，当前股票回购授权剩余51亿美元[12] 全年展望数据 - 2025年全年资本支出预计在58 - 62亿美元，较之前计划减少2亿美元，预计全年石油产量增长2%，总产量增长5%[13] - 2025年二季度美国原油和凝析油产量指导范围为499.0 - 503.6千桶/日，中点为501.3千桶/日；全年指导范围为499.1 - 503.7千桶/日，中点为501.4千桶/日[37] - 2025年二季度天然气凝析液总产量指导范围为245.0 - 257.0千桶/日，中点为251.0千桶/日；全年指导范围为247.0 - 259.0千桶/日，中点为253.0千桶/日[37] - 2025年二季度美国天然气产量指导范围为1,880 - 1,980百万立方英尺/日，中点为1,930百万立方英尺/日；全年指导范围为1,900 - 2,000百万立方英尺/日，中点为1,950百万立方英尺/日[37] - 2025年二季度资本支出指导范围为15 - 16亿美元，中点为15.5亿美元；全年指导范围为58 - 62亿美元，中点为60亿美元[37] - 2025年二季度租赁和井的运营单位成本指导范围为3.90 - 4.40美元/桶油当量，中点为4.15美元/桶油当量；全年指导范围为3.85 - 4.35美元/桶油当量，中点为4.10美元/桶油当量[37] - 2025年二季度所得税有效税率指导范围为20.0% - 25.0%，中点为22.5%；全年指导范围相同，中点也为22.5%[37] - 2025年二季度当前所得税费用指导范围为2.1 - 2.6亿美元，全年指导范围为11.05 - 14.05亿美元，中点为12.55亿美元[37] - 2025年二季度非GAAP现金运营成本指导范围为9.80 - 11.10美元/桶油当量，中点为10.45美元/桶油当量；全年指导范围为9.70 - 11.00美元/桶油当量，中点为10.35美元/桶油当量[37] - 2025年二季度TOTI（非GAAP，占原油、凝析油、天然气凝析液和天然气销售收入的百分比）指导范围为7.0% - 9.0%，中点为8.0%；全年指导范围相同，中点也为8.0%[37] 2025年第一季度产量数据 - 2025年第一季度原油和凝析油产量为50.21万桶/日，天然气液产量为24.17万桶/日，天然气产量为2080万立方英尺/日，总原油当量产量为109.04万桶/日[7] - 2025年第一季度美国原油和凝析油产量为500.9MBod，特立尼达为1.2MBod，总计502.1MBod[35] - 2025年第一季度天然气凝析液产量为241.7MBbld[35] - 2025年第一季度美国天然气产量为1834MMcfd，特立尼达为246MMcfd，总计2080MMcfd[35] - 2025年第一季度原油等效总产量为1090.4MBoed[35] - 2025年第一季度石油当量产量为9810万桶，2024年第四季度为1.008亿桶[82] 价格数据 - 2025年第一季度石油基准价格（WTI）为71.42美元/桶，天然气（HH）为3.66美元/Mcf[35] - 2025年第一季度天然气凝析液实现价格占WTI的36.8%[35] - 2024年石油（WTI）基准价格为75.72美元/桶，天然气（HH）基准价格为2.27美元/千立方英尺[37] - 2024年美国原油和凝析油平均价格为77.42美元/桶，2025年第一季度为72.9美元/桶[51] - 2024年美国天然气凝析液平均价格为23.4美元/桶，2025年第一季度为26.29美元/桶[51] - 2024年美国天然气平均价格为1.99美元/千立方英尺，2025年第一季度为3.36美元/千立方英尺[51] - 2025年第一季度原油、凝析油、NGL和天然气每桶油当量综合平均销售收入为45.88美元，较2024年第四季度增加3.14美元[71][73] 财务指标对比（2024 - 2025） - 2024年全年总运营收入为236.98亿美元，2025年第一季度为56.69亿美元[50] - 2024年全年总运营支出为156.16亿美元，2025年第一季度为38.1亿美元[50] - 2024年全年运营收入为80.82亿美元，2025年第一季度为18.59亿美元[50] - 2024年全年净利润为64.03亿美元，2025年第一季度为14.63亿美元[50] - 2024年全年原油和凝析油产量为491.4千桶/日，2025年第一季度为502.1千桶/日[51] - 2024年全年天然气凝析液产量为245.9千桶/日，2025年第一季度为241.7千桶/日[51] - 2024年全年天然气产量为1948百万立方英尺/日，2025年第一季度为2080百万立方英尺/日[51] - 2024年至2025年3月，现金及现金等价物从52.92亿美元增至65.99亿美元[54] - 2024年全年净收入为64.03亿美元，2025年第一季度为14.63亿美元[55] - 2024年折旧、损耗和摊销费用为41.08亿美元，2025年第一季度为10.13亿美元[55] - 2024年投资活动使用的净现金为59.67亿美元，2025年第一季度为14.3亿美元[55] - 2024年融资活动使用的净现金为43.61亿美元，2025年第一季度为13.52亿美元[55] - 2024年现金及现金等价物增加18.14亿美元，2025年第一季度减少4.93亿美元[55] - 2024年全年经营活动提供的净现金为121.43亿美元，2025年第一季度为22.89亿美元[76] - 2024年全年运营现金流（非GAAP）为115.93亿美元，2025年第一季度为28.13亿美元[76] - 2024年全年总资本支出（非GAAP）为62.26亿美元，2025年第一季度为14.84亿美元[76] - 2024年全年自由现金流（非GAAP）为53.67亿美元，2025年第一季度为13.29亿美元[76] - 2025年3月31日总股东权益为295.16亿美元，2024年12月31日为293.51亿美元[79] - 2025年3月31日净债务（非GAAP）为 - 18.55亿美元，2024年12月31日为 - 23.4亿美元[79] 财务指标对比（多财年） - 2024年第四季度，报告净收入（GAAP）为16.24亿美元，调整后净收入（Non - GAAP）为19.85亿美元[65] - 2024年第三季度，报告净收入（GAAP）为21.34亿美元，调整后净收入（Non - GAAP）为20.97亿美元[66] - 2024年第二季度，报告净收入（GAAP）为21.60亿美元，调整后净收入（Non - GAAP）为23.01亿美元[67] - 2024年第一季度，报告净收入（GAAP）为23.00亿美元，调整后净收入（Non - GAAP）为20.94亿美元[68] - 2024财年，报告净收入（GAAP）为82.18亿美元，调整后净收入（Non - GAAP）为84.77亿美元[69] - 2023财年，报告净收入（GAAP）为96.89亿美元，调整后净收入（Non - GAAP）为87.06亿美元[70] - 2024年第四季度摊薄后每股净利润（GAAP）为2.23美元，2025年第一季度为2.65美元[71][72] - 2023财年经营活动提供的净现金为1.134亿美元，2022财年为1.1093亿美元[77] - 2023财年自由现金流（非GAAP）为51.08亿美元，2022财年为76.45亿美元[77] - 2024年、2023年、2022年石油当量产量分别为38870万桶、35940万桶、33150万桶[84] - 2024年、2023年、2022年总运营收入及其他分别为236.98亿美元、241.86亿美元、257.02亿美元[84] - 2024年、2023年、2022年总运营费用分别为156.16亿美元、145.83亿美元、157.36亿美元[84] - 2024年、2023年、2022年运营收入分别为80.82亿美元、96.03亿美元、99.66亿美元[84] - 2024年、2023年、2022年原油和凝析油、NGL和天然气销售总收入分别为175.78亿美元、173.76亿美元、227.96亿美元[84] - 2024年GAAP口径下每桶石油当量综合平均运营收入为60.97美元，2023年为67.30美元，2022年为77.53美元[86] - 2024年GAAP口径下每桶石油当量综合平均运营费用为40.18美元，2023年为40.58美元，2022年为47.47美元[86] - 2024年GAAP口径下每桶石油当量综合平均运营收入为20.79美元，2023年为26.72美元，2022年为30.06美元[86] - 2024年GAAP口径下每桶石油当量销售原油、凝析油、NGL和天然气的综合平均收入为45.22美元，2023年为48.34美元，2022年为68.77美元[86] - 2024年GAAP口径下每桶石油当量总运营成本（含总勘探成本）为25.82美元，2023年为25.10美元，2022年为28.30美元[86] 金融衍生品合约数据 - 2025年第一季度，公司为金融商品衍生品合约结算支付净现金3800万美元[64] - 2024年第四季度、第三季度、第二季度、第一季度及2024财年，公司从金融商品衍生品合约结算收到的净现金分别为1900万、6100万、7900万、5500万和2.14亿美元[65][66][67][68][69] - 2023财年，公司为金融商品衍生品合约结算支付净现金1.12亿美元[70] 非GAAP财务指标相关 - 公司使用非GAAP财务指标辅助分析，包括调整后净收入、运营现金流等[56] - 非GAAP指标用于与行业内其他公司比较及分析公司不同时期财务表现[59] - 非GAAP指标不应孤立看待，应结合GAAP财务报表阅读[60] - 公司直接税后回报率（ATROR