关于EOG Resources公司 - 自2020年起产生超200亿美元自由现金流大部分返还股东 [1] - 历史上五分之四通过股息（常规和特别股息）支付五分之一通过其他方式 [1] 关于能源投资行业 - 能源投资权威机构提供石油和天然气行业研究 [1] - 研究覆盖数百个公司包括管道可再生能源生产商等 [2] - 其投资组合在过去七年中有六年表现优于基准 [2]

核心观点 - EOG Resources, Inc. (EOG) 2024年第三季度调整后每股收益为2.89美元，超出Zacks共识预期2.73美元，但同比下降16%，从去年同期的3.44美元下降[1] - 总季度收入为59.6亿美元，低于Zacks共识预期的60.3亿美元，同比下降4%，从去年同期的62.1亿美元下降[1] 财务表现 - 调整后每股收益为2.89美元，超出预期2.73美元，但同比下降16%，从去年同期的3.44美元下降[1] - 总季度收入为59.6亿美元，低于预期60.3亿美元，同比下降4%，从去年同期的62.1亿美元下降[1] 运营表现 - 总产量同比增长7.7%至99百万桶油当量(MMBoe)，超出公司第三季度2024年指引中点的98 MMBoe，略高于估计的98.5 MMBoe[4] - 原油和凝析油产量为493千桶/天(MBbls/d)，同比增长2%，超出估计的491.9 MBbls/d[5] - 天然气液体(NGL)产量同比增长10%至254.3 MBbls/d，超出估计的247.8 MBbls/d[5] - 天然气产量从去年同期的1,704百万立方英尺/天(MMcf/d)增至1,970 MMcf/d，但低于估计的1,983.7 MMcf/d[5] 价格表现 - 原油和凝析油平均售价同比下降8%至每桶76.92美元[6] - 天然气售价同比下降23%至每千立方英尺2.05美元[6] - 季度NGL价格从去年的每桶23.56美元降至22.42美元[6] 运营成本 - 租赁和井口费用从去年同期的3.69亿美元增至3.92亿美元[7] - 收集、加工和运输成本从去年同期的4.06亿美元增至4.45亿美元，超出估计的4.303亿美元[7] - 勘探成本与去年同期持平，为4,300万美元[7] - 总运营费用从去年同期的36.6亿美元增至38.8亿美元[7] 流动性与资本支出 - 截至2024年9月30日，公司持有现金及现金等价物61亿美元，长期债务37亿美元，其中长期债务的当期部分为3,400万美元[8] - 报告季度产生自由现金流15亿美元，资本支出为15亿美元[8] 股息 - 董事会批准将股息提高至每股97.5美分，较之前水平增长7%，将于2025年1月31日支付给2025年1月17日登记在册的股东[3] 指引 - 公司预计2024年总产量为1,058-1,067.8 MMBoe/d，第四季度产量预计为1,084.5-1,113.2 MMBoe/d[8] 行业比较 - 其他勘探与生产公司如ConocoPhillips (COP)、Antero Resources Corporation (AR)和Matador Resources Company (MTDR)也报告了2024年第三季度业绩，其中ConocoPhillips和Matador Resources超出Zacks共识预期，而Antero Resources未达到预期[9]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后净收入为16亿美元，自由现金流为15亿美元，资本支出为15亿美元[21] - 截至第三季度，全年已产生41亿美元自由现金流，用于38亿美元的股东现金回报，其中16亿美元为定期股息，22亿美元为股票回购[23] - 公司计划将总债务与EBITDA比率在WTI为45美元时控制在1倍以下，预计在未来12 - 18个月内将债务余额增加到50 - 60亿美元范围，同时保持现金余额与过去两年相似水平[27][28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 石油业务：第三季度石油产量超出预期，主要由于新井生产力好于预期，全年石油生产中点值每日增加800桶，最大泵送率容量同比平均提高约15%[30][32] - 天然气业务：第三季度天然气业务实现了同行领先的美国价格，天然气液体全年每日增加2800桶，天然气每日增加2400万标准立方英尺，且公司对2025年开始的天然气需求长期前景持乐观态度[22][32] - 多盆地业务：通过技术转移实现效率提升，如国内钻井项目平均横向长度持续增加，在特拉华盆地预计今年钻70多个3英里横向井，在鹰福特创下新的横向长度记录，俄亥俄州的尤蒂卡项目进展显著，2025年活动预计增加50%[35][36][45] 各个市场数据和关键指标变化 - 石油市场：油库存水平低于五年平均水平，供应和需求同比均有温和增长，预计2024年底需求强劲，2025年第一季度季节性放缓后回升，美国液体增长预计将因活跃钻井平台数量减少而放缓[15] - 天然气市场：北美天然气库存水平全年接近五年平均水平，由于生产商自律和发电需求增加，公司对2025年开始的天然气需求长期前景持乐观态度，预计到本十年末每天有近10 - 120亿立方英尺的需求增长[16][61] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略以资本纪律为起点，平衡短期和长期自由现金流生成、资本回报率和股东资本回报，同时考虑宏观环境[14] - 公司致力于安全运营、领先的环境绩效和利益相关者参与，通过创新和技术实现可持续发展，如甲烷监测解决方案和碳捕获与储存试点项目[17][18] - 公司将继续利用多盆地投资组合的优势，通过技术创新和运营改进提高资本效率，如内部电机项目在多个盆地创造价值[35][39] - 在2025年公司范围内，整体活动不需要大幅调整，将继续在新兴资产中捕捉规模经济，推进技术理解，同时在不同盆地间进行微调活动[46] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 宏观环境仍然动态，公司在考虑资本战略时会综合考虑宏观因素，目前金融市场环境有利于调整资本结构[14][80] - 公司对2025年美国液体增长预期较为保守，主要基于活跃钻井平台和未完井数量较低[15] - 对于天然气市场，2025年将是北美天然气需求的拐点，随着液化天然气项目上线和发电需求增加，需求将增长[60] - 公司在不同盆地的业务发展将根据各自的特点和市场情况进行调整，如尤蒂卡项目将增加活动，多拉多项目将继续保持单钻机运营[67] 其他重要信息 - 公司自2020年底以来已产生超过220亿美元的自由现金流和超过250亿美元的调整后净收入，增加了160%的定期股息率，直接向股东支付或承诺支付超过130亿美元，间接通过股票回购支付32亿美元，同时债务减少35%[6] - 公司在2023年连续第二年实现温室气体强度率低于2025年目标，连续第三年实现甲烷排放百分比达到或低于2025年目标[17] 问答环节所有的提问和回答 问题：关于优化资产负债表，增加的总债务时间框架以及如何重新部署现金用于回购，是否会使股东回报持续高于最低承诺？ - 公司决策旨在使资本结构更高效，将债务调整到适合公司规模和实力的水平，在未来12 - 15个月内，公司将有机会在市场上进行操作，不仅包括股票回购，还包括债券发行时机，这将使公司有能力超过70%的股东回报承诺，接近甚至超过100%[54][55][56][57] 问题：对于天然气业务，如何看待天然气曲线的期货溢价，以及在成本曲线低端时增加资本投入的信号？ - 多拉多的现金运营成本约为1美元，是美国成本最低的天然气项目之一，虽然北美天然气库存目前高于五年平均水平，但2025年将是需求拐点，随着液化天然气上线和电力需求增长，公司目标是继续投资以捕捉规模经济，目前将维持1钻机项目，随着市场开放将增加投入[59][60][61][62] 问题：2025年资本在不同盆地间的流动情况？ - 2025年公司整体活动将保持相对平稳，在尤蒂卡将有50%的活动增加，达到两个完整钻机和一个完整压裂车队，多拉多将维持一个完整钻机，战略基础设施支出将从今年的约4亿美元减少到明年的约1亿美元，整体将继续在新兴业务中取得进展并实现强劲业绩[65][66][67][69] 问题：优化资产负债表对进行并购或附加项目的影响？ - 优化资产负债表后公司仍将拥有行业领先的资产负债表，这将保留公司进行逆周期、低成本资产附加项目的能力，在短期内能够将超过100%的年度自由现金流返还给股东，同时在长期内为股东提供更多现金[70][71][72] 问题：优化资产负债表的决策是何时开始考虑的，以及从股权转向债务能创造多少价值？ - 这一决策与管理层和董事会的长期思考一致，当前的宏观金融环境是触发决策的因素，从股权转向债务将使公司处于更有利的位置，能够继续执行多项优先事项，包括维持和增长股息、进行低成本资产附加项目等[76][77][80] 问题：选举结果对能源行业和公司的影响？ - 公司正在关注选举结果，在政权交替时期会做好准备，能源行业在与政策制定者和监管机构的合作方面已经取得了进展，公司在运营地区与各方建立了良好关系，石油和天然气仍将是长期能源解决方案的一部分[86][87][88] 问题：尤蒂卡的成本是否还有下降空间？ - 对于尤蒂卡挥发性油窗口的22.5万净英亩土地，发现成本和油井成本范围代表了未来两到三年的开发预期，公司将继续通过规模经济降低成本，与整个44.5万英亩油田的成本有所不同[91] 问题：粉河盆地（PRB）的情况以及未来活动水平？ - 粉河盆地进展良好，公司在过去几年一直专注于莫里地层，今年在莫里和尼奥布拉拉之间进行了25口井的分割计划，应用了新的地质模型并改进了完井技术，在尼奥布拉拉看到了早期的生产力提升，预计2025年将保持稳定[94][95][96] 问题：天然气产量的提升是否会提前公司的中游开发时间表？ - 不会，公司的计划很稳定，所有的中游或战略基础设施项目都将按计划进行，如贾纳斯天然气厂将在明年完成，相关战略基础设施支出约为1亿美元[98] 问题：多拉多是否会围绕现金成本优化生产，是否有回报阈值考虑？ - 多拉多的投资决策基于回报情况，公司希望优化资产的回报和净现值，同时考虑到规模经济、宏观环境等因素，多拉多的天然气有多个市场出口，将成为北美天然气需求增长的重要供应部分[100][101][102][103][104] 问题：尤蒂卡西侧的勘探前景以及油井的递减情况？ - 目前仍主要关注尤蒂卡的挥发性油窗口，在西侧的数据收集阶段，油井的递减情况与典型的致密页岩油井相似，如鹰福特油井[107] 问题：在特拉华、鹰福特和巴肯的现有钻机速度下，还能运行多少年？ - 公司披露了多盆地优质资源约100亿桶油当量的资源潜力，在巴肯维持单钻机计划并能在未来数年保持类似回报，鹰福特的投资速度放缓但提高了回报，特拉华盆地由于技术进步难以量化剩余库存，但公司对多盆地的优质资源充满信心[108][109][110][111] 问题：对2025年美国供应情况的可能结果范围的看法？ - 2023年美国液体增长约150万桶，今年约70万桶，2025年预计比今年更少，主要基于钻机数量和未完井水平较低[115] 问题：如何实现2025年的计划？ - 在澳大利亚的比赫夫油井已获得许可，计划明年进行测试，该油井是一个大型未测试结构，靠近市场，公司将利用浅水作业专长进行测试[117][118] 问题：2025年石油产量是否会有类似2%的同比增长，在什么情况下会调整活动以确保产量平稳？ - 目前还不能给出2025年石油产量的百分比，公司的资本分配基于投资策略，注重平衡回报、净现值、短期和长期自由现金流生成以及股东回报，在不同价格情况下都有相应的财务表现，公司有灵活性根据情况调整活动水平[120][121][122][125] 问题：对碳捕获项目的兴趣，是否会考虑第三方项目？ - 目前将碳捕获和储存项目视为内部项目，以帮助运营，已经在试点项目中取得成功，并开始在其他项目中寻找部署机会，虽然考虑过第三方项目，但认为内部使用技术更有价值[127] 问题：如何动态管理资本结构，是否会在未来保持较高的自由现金流回报率，即使进入净债务状态？ - 公司目前资产负债表强劲，在债务水平和现金持有量方面有一定灵活性，将根据业务需求进行管理，在回报自由现金流时将遵循公司基本面[130][131] 问题：在低成本资产附加项目方面，看到最多机会的地方，以及低成本附加项目和重大并购之间的金额门槛？ - 公司寻找低已开发储量（PDP）且未钻探土地有高上升空间的项目，通常在新兴资产中发现机会，因为在成熟资产中购买优质土地可能会支付高额溢价，侵蚀长期利润率[133][134]

业绩总结 - 调整后的净收入为16亿美元，调整后的每股收益为2.89美元，调整后的现金每股收益为5.26美元[8] - 公司在2023年第三季度的净收入为5.2亿美元，同比增长20%[46] - EOG的总资产在2023年第三季度达到了250亿美元[46] - 公司在2023年第三季度的运营成本同比增长了10%[46] - EOG的原油日产量在2023年第三季度达到了40万桶[46] - 公司在2023年第三季度的股东回报率为12%[46] 自由现金流与股息 - 自由现金流生成15亿美元，预计2024年将超过85%的年度自由现金流[12] - 常规股息提高7%至每股3.90美元，2025年的年度现金回报承诺为22亿美元[12] - 2024年预计每桶油价为39美元时，自由现金流为16亿美元[12] - 预计2024年每桶油价在65至85美元区间内，累计自由现金流为120至220亿美元[18] - EOG的自由现金流预计将在2024年达到约15亿美元[46] 生产与成本 - 2024年到2026年，预计每年油气产量增长8%[10] - EOG的单井平均初始产量（IP30）为2150 Boed，液体占比约为55%[29] - EOG的完井成本比同行平均低约30%[33] - EOG的 breakeven 价格比同行平均低约25%[35] - 每增加1美元的原油价格，EOG的税前现金流量将增加约1.96亿美元[42] 市场与销售 - 销售量为每天140K MMBtu的天然气销售协议与布伦特油价挂钩，另有每天40K MMBtu的销售量与布伦特或美国墨西哥湾气体指数挂钩[25] - JKM平均市场价格约为每千立方英尺17美元，自合同开始以来累计收入提升约为11亿美元[25] - 亨利中心挂钩的天然气销售协议下，销售量为每天300K MMBtu，15年协议消除了基础差异调整[25] - EOG在2024年第三季度的油价实现为每桶74美元，天然气价格实现为每千立方英尺20美元[26] 未来展望与战略 - 2024年债务与息税折旧摊销前利润比率低于1.0倍，目标总债务为50至60亿美元[10] - 公司预计未来的资本支出将保持在每年约30亿美元的水平[46] - EOG的目标是到2025年实现每年生产增长5%至10%[46] - 公司计划在未来三年内增加约200个钻井位置[46] - 完成的Verde管道将支持多年的增长潜力，预计净收益提升约0.50至0.60美元每千立方英尺[19] - Janus气体处理厂预计在2025年上半年投入使用，支持Permian运营[20] 环境与合规 - EOG在2023年实现了0.04%的甲烷排放率，超出目标0.06%[37] - EOG的常规气体捕集率达到99.9%[37]

公司盈利情况 - EOG Resources季度每股收益为2.89美元超过Zacks共识预期的2.73美元盈利惊喜为5.86% [1] - 一个季度前预期每股收益2.98美元实际为3.16美元惊喜为6.04% [1] - 过去四个季度公司有三次超过共识每股收益预期 [2] - 截至2024年9月季度营收59.7亿美元低于Zacks共识预期1.12%过去四个季度有两次超过共识营收预期 [2] 公司股价表现 - 自年初以来EOG Resources股价上涨约5.2%而标准普尔500指数上涨24.3% [3] 公司未来展望 - 股票近期价格走势的可持续性取决于管理层在财报电话会议上的评论 [3] - 投资者关心公司股票下一步走向公司盈利前景是一个可靠衡量标准包括当前对下一季度的共识盈利预期以及这些预期最近的变化 [4] - 近期股票走势与盈利预期修正趋势有很强相关性投资者可自行跟踪或依靠Zacks Rank [5] - 盈利发布前EOG Resources的估计修正趋势不利当前Zacks Rank为4(卖出)预计近期股票表现将低于市场 [6] - 未来季度和当前财年的预期变化值得关注当前对下一季度的共识每股收益预期为2.73美元营收60.2亿美元当前财年每股收益预期为11.49美元营收241.1亿美元 [7] 行业相关情况 - 行业前景会对公司股票表现产生重大影响美国石油和天然气 - 勘探与生产行业在250多个Zacks行业中处于底部6%排名靠前50%的行业表现优于排名靠后50%的行业比例超过2比1 [8] 同行业其他公司情况 - Talos Energy预计在即将发布的报告中每股亏损0.06美元较去年同比变化为 - 140%过去30天共识每股收益预期下调33.3%营收预计为5.032亿美元较去年同期增长31.3% [9]

股息和股票回购 - 公司宣布从2024财年开始，将至少70%的年度净现金流量（扣除资本支出后）通过季度股息、特别股息和股票回购返还给股东[97] - 2024年第三季度，公司宣布了四次季度现金股息，每次每股0.91美元，并在2025年1月31日将季度股息提高至每股0.975美元[99][100][101] - 截至2024年9月30日，公司已回购6.1百万股和18百万股股票，分别花费约7.58亿美元和21.98亿美元，剩余回购额度为18亿美元[102] 财务表现 - 2024年第三季度，公司总运营收入减少2.47亿美元，降幅4%，至59.65亿美元[106] - 2024年前九个月运营收入增加2.84亿美元，增幅2%，至181.13亿美元[130] - 2024年前九个月，EOG的现金余额增加了8.44亿美元，达到61.22亿美元[151] - 2024年前九个月，EOG的净现金提供从经营活动为93.8亿美元，比2023年同期增加了11.44亿美元[152] - 2024年前九个月，EOG的净现金用于投资活动为46.91亿美元，比2023年同期减少了1.5亿美元[153] - 2024年前九个月，EOG的净现金用于融资活动为38.45亿美元，包括回购库存股22.53亿美元和现金股息支付15.78亿美元[154] 生产情况 - 2024年第三季度，公司原油和天然气液体（NGL）产量增加23.2千桶/天，增幅10%，但价格下降5%至每桶22.42美元[111] - 2024年第三季度，公司天然气产量增加266百万立方英尺/天，增幅16%，但价格下降23%至每千立方英尺2.05美元[112] - 2024年前九个月井口原油和凝析油收入增加5.09亿美元，增幅5%，至106.6亿美元，主要由于产量增加和价格上涨[134] - 2024年前九个月NGL收入增加1.52亿美元，增幅11%，至15.52亿美元，主要由于产量增加[135] - 2024年前九个月井口天然气收入减少2.11亿美元，降幅17%，至10.57亿美元，主要由于价格下降[136] 运营费用 - 2024年第三季度，公司运营费用增加2.21亿美元，至38.76亿美元，主要由于租赁和井口费用、收集处理和运输成本（GP&T）、折旧折耗和摊销（DD&A）、一般和管理费用（G&A）及净利息费用的增加[116] - 2024年第三季度，公司租赁和井口费用增加2300万美元，至3.92亿美元，主要由于美国地区运营和维护成本及租赁和井口管理费用的增加[120] - 2024年第三季度，公司收集处理和运输成本（GP&T）增加3900万美元，至4.45亿美元，主要由于二叠纪盆地和尤蒂卡地区产量增加导致的成本增加[122] - 2024年第三季度DD&A费用增加1.33亿美元至10.31亿美元，相比去年同期增加14.8%[124] - 2024年第三季度G&A费用增加600万美元至1.67亿美元，主要由于专业服务成本增加[125] - 2024年第三季度净利息费用减少500万美元至3100万美元，主要由于资本化利息增加[125] - 2024年第三季度非收入税减少5800万美元至2.83亿美元，占井口收入的6.5%，主要由于美国州采矿税退税增加[128] - 2024年第三季度其他净收入增加2400万美元至7600万美元，主要由于利息收入增加[129] - 2024年前九个月其他净收入增加3600万美元至2.04亿美元，主要由于利息收入增加[148] 投资和资本支出 - 2024年全年，EOG的勘探和开发及其他财产、厂房和设备支出预算预计在61亿至63亿美元之间[156] - 2024年前九个月，EOG的勘探和开发支出为43.33亿美元，比2023年同期增加了1400万美元[158] 衍生品和合约 - 2024年9月30日，EOG的金融商品和其他衍生合约的公允价值为净资产7700万美元[161] - 2024年2月，EOG签订了一份为期10年的协议，从2027年开始销售18万MMBtu/d的国内天然气，其中14万MMBtu/d的价格与布伦特挂钩[166] - 2024年1月至10月，EOG已结算的天然气金融价格合约量为7250万MMBtu/d，平均价格为3.07美元/MMBtu[163] - 2024年1月至10月，EOG已结算的天然气基差合约量为1000万MMBtu/d，平均价格差为0美元/MMBtu[164] 风险因素 - 公司面临政府政策、法律和法规变化的影响，包括气候变化相关法规和税收法律[170] - 气候变化相关政策和倡议对公司和投资者社区的影响，以及消费者和工业/商业行为的变化[170] - 公司成功开发和实施排放及其他ESG相关倡议的能力[170] - 公司整合收购的原油和天然气资产的能力，以及准确估计相关成本和资本支出的能力[170] - 第三方运营的原油和天然气资产的成功和经济性，以及遵守适用法律和法规的能力[170] - 公司在石油和天然气勘探和生产行业中获取许可证、租赁和资产的竞争[170] - 公司获取员工、劳动力、设施、设备、材料和服务的能力，以及相关成本和竞争[170] - 公司客户和其他合同对手方满足其对公司义务的能力，以及获取融资的能力[170] - 公司访问商业票据市场和其他信贷和资本市场以获取融资的能力[170] - 公司完成计划资产处置的能力[170]

财务业绩 - [2024年第三季度总营收为59.65亿美元，净利润为16.73亿美元，每股净利润为2.95美元][2] - [2023年全年总运营收入为241.86亿美元，2024年前三季度为181.13亿美元][41] - [2023年全年运营成本为145.83亿美元，2024年前三季度为116.23亿美元][41] - [2023年全年运营收入为96.03亿美元，2024年前三季度为64.9亿美元][41] - [2023年全年净利润为75.94亿美元，2024年前三季度为51.52亿美元][41] - [2023年原油和凝析油收入为137.48亿美元，2024年前三季度为106.6亿美元][41] - [2023年天然气液收入为18.84亿美元，2024年前三季度为15.52亿美元][41] - [2023年天然气收入为17.44亿美元，2024年前三季度为10.57亿美元][41] - [2023年每股基本净收入为13.07美元，2024年前三季度为9.05美元][41] - [2023年每股摊薄净收入为13.00美元，2024年前三季度为8.99美元][41] - [2023年净收入为75.94亿美元，2024年前三季度为51.52亿美元][44] - [2023年折旧、损耗和摊销费用为34.92亿美元，2024年前三季度为30.89亿美元][44] - [2023年经营活动提供的净现金为113.4亿美元，2024年前三季度为93.8亿美元][44] - [2023年投资活动使用的净现金为63.4亿美元，2024年前三季度为46.91亿美元][44] - [2023年融资活动使用的净现金为56.94亿美元，2024年前三季度为38.45亿美元][44] - [2023年现金及现金等价物减少6.94亿美元，2024年前三季度增加8.44亿美元][44] - [2024年第三季度GAAP报告净收入税前为21.34亿美元，税后为16.73亿美元，摊薄后每股收益2.95美元][54] - [2024年第二季度GAAP报告净收入税前为21.60亿美元，税后为16.90亿美元，摊薄后每股收益2.95美元][55] - [2024年第一季度GAAP报告净收入税前为23.00亿美元，税后为17.89亿美元，摊薄后每股收益3.10美元][57] - [2023年第四季度GAAP报告净收入税前为25.35亿美元，税后为19.88亿美元，摊薄后每股收益3.42美元][58] - [2023年第三季度GAAP报告净收入税前为25.73亿美元，税后为20.30亿美元，摊薄后每股收益3.48美元][60] - [2024年第三季度非GAAP调整后净收入为20.97亿美元，摊薄后每股收益2.89美元][54] - [2024年第二季度非GAAP调整后净收入为23.01亿美元，摊薄后每股收益3.16美元][55] - [2024年第一季度非GAAP调整后净收入为20.94亿美元，摊薄后每股收益2.82美元][57] - [2023年第四季度非GAAP调整后净收入为22.74亿美元，摊薄后每股收益3.07美元][58] - [2023年第三季度非GAAP调整后净收入为25.41亿美元，摊薄后每股收益3.44美元][60] - [3Q 2024 GAAP摊薄后每股净收益为2.95美元，较上一季度变化0.17美元][62] - [3Q 2024非GAAP调整后每股净收益为2.89美元，较上一季度变化 - 0.02美元][66] - [3Q 2024稀释后普通股平均股数为5.68亿股][62][65] - [3Q 2024运营活动提供的净现金（GAAP）为35.88亿美元，较2Q 2024增加6.99亿美元][68] - [3Q 2024营运资金变动前的运营现金流（Non - GAAP）为29.88亿美元，较2Q 2024减少5400万美元][68] - [3Q 2024自由现金流（Non - GAAP）为14.91亿美元，较2Q 2024增加1.17亿美元][68] - [3Q 2024总资本支出（Non - GAAP）为14.97亿美元，较2Q 2024减少1.71亿美元][68][69] - [2024年前三季度运营活动提供的净现金（GAAP）总计93.8亿美元，自由现金流（Non - GAAP）总计40.9亿美元][68] - [2024年第三季度石油当量产量为9900万桶，总运营收入和其他为59.65亿美元，总运营费用为38.76亿美元，运营收入为20.89亿美元][74] - [2024年第三季度原油和凝析油井口收入为34.88亿美元，天然气液为5.24亿美元，天然气为3.72亿美元，总井口收入为43.84亿美元][74] - [2024年第三季度总运营成本（GAAP，含勘探成本）为24.07亿美元，总运营成本（Non - GAAP，含勘探成本）为24.28亿美元][74] - [2024年第三季度每桶石油当量综合平均运营收入和其他为60.25美元，综合平均运营费用为39.15美元，综合平均运营收入为21.10美元][76] - [2024年第三季度每桶石油当量总运营成本（GAAP，含勘探成本）为24.33美元，综合平均利润率（含勘探成本）为19.98美元][76] - [2024年第三季度每桶石油当量总运营成本（Non - GAAP，含勘探成本）为24.54美元，综合平均利润率（含勘探成本）为19.77美元][76] - [与2023年第三季度相比，2024年第三季度总运营收入和其他从62.12亿美元降至59.65亿美元][74] - [与2023年第三季度相比，2024年第三季度每桶石油当量综合平均运营收入和其他从67.59美元降至60.25美元][76] - [2023年石油当量产量为3.594亿桶，2022年为3.315亿桶，2021年为3.025亿桶][77] - [2023年总运营收入为241.86亿美元，2022年为257.02亿美元，2021年为186.42亿美元][77] - [2023年总运营费用为145.83亿美元，2022年为157.36亿美元，2021年为125.4亿美元][77] - [2023年运营收入为96.03亿美元，2022年为99.66亿美元，2021年为61.02亿美元][77] - [2023年井口总收入为173.76亿美元，2022年为227.96亿美元，2021年为153.81亿美元][77] - [2023年GAAP口径下每桶石油当量综合平均运营收入为67.3美元，2022年为77.53美元，2021年为61.63美元][78] - [2023年GAAP口径下每桶石油当量综合平均运营费用为40.58美元，2022年为47.47美元，2021年为41.46美元][78] - [2023年GAAP口径下每桶石油当量综合平均运营收入为26.72美元，2022年为30.06美元，2021年为20.17美元][78] - [2023年GAAP口径下每桶石油当量综合平均井口收入为48.34美元，2022年为68.77美元，2021年为50.84美元][78] 现金流与股息 - [2024年第三季度自由现金流为15亿美元，年初至今股票回购总额达22亿美元][3] - [常规季度股息提高7%，至每股0.975美元，指示性年率为每股3.90美元][3][10] - [公司有望将超过85%的预期全年自由现金流返还给股东，且今年剩余时间还有额外现金返还的潜力][6] 股票回购 - [2024年第三季度回购610万股股票，花费7.58亿美元，平均每股购买价格为123美元][11] - [董事会批准增加50亿美元股票回购授权，截至2024年9月30日，剩余回购授权总额为68亿美元][12][13] 产量数据 - [2024年第三季度原油和凝析油产量为49.3万桶/日，天然气液产量为25.43万桶/日，天然气产量为19.7亿立方英尺/日][4] - [2024年第三季度石油产量高于指引范围中点，较第二季度增长；天然气液产量高于指引范围中点，较第二季度增长4%；天然气产量高于指引范围中点，较第二季度增长5%][15] - [2024年第三季度美国原油和凝析油产量为491.8 MBod，总产出为493.0 MBod，均超指引值][21] - [2024年第三季度天然气凝析液产量为254.3 MBbld，超指引值250.0 MBbld][21] - [2024年第三季度美国天然气产量为1745 MMcfd，总产量为1970 MMcfd，均超指引值][21] - [2024年第三季度原油等效总产量为1075.7 MBoed，超指引值1065.6 MBoed][21] - [2024年第四季度原油和凝析油总产量指导范围为490.3 - 495.7 MBod，中点为493.0 MBod；2024财年指导范围中点为491.1 MBod，2023年实际为475.8 MBod][23] - [2024年第四季度天然气液总产量指导范围为255.0 - 265.0 MBbld，中点为260.0 MBbld；2024财年指导范围中点为247.8 MBbld，2023年实际为223.8 MBbld][23] - [2024年第四季度天然气总产量指导范围为2,035 - 2,115 MMcfd，中点为2,075 MMcfd；2024财年指导范围中点为1,944 MMcfd，2023年实际为1,711 MMcfd][23] - [2024年第四季度原油当量总产量指导范围为1,084.5 - 1,113.2 MBoed，中点为1,098.9 MBoed；2024财年指导范围中点为1,062.9 MBoed，2023年实际为984.8 MBoed][23] - [2024年美国原油和凝析油总产量预计为490.4千桶/日，高于2023年的485.2千桶/日][42] - [2024年美国天然气液总产量预计为243.7千桶/日，高于2023年的235.8千桶/日][42] - [2024年美国天然气总产量预计为1900百万立方英尺/日，高于2023年的1831百万立方英尺/日][42] - [2024年美国原油当量总产量预计为1050.8千桶油当量/日，高于2023年的1026.2千桶油当量/日][42] - [特立尼达2024年原油和凝析油产量预计为0.8千桶/日，高于2023年的0.6千桶/日][42] - [特立尼达2024年天然气产量预计为209百万立方英尺/日，高于2023年的178百万立方英尺/日][42] - [2024年总MMBoe预计为287.9百万桶油当量，低于2023年的359.4百万桶油当量][42] - [3Q 2024原油当量产量为9900万桶油当量，较2Q 2024增加370万桶油当量][63] - [与2023年第三季度相比，2024年第三季度石油当量产量从9190万桶增至9900万桶][74] 价格数据 - [2024年第三季度WTI油价为75.16美元/桶，亨利枢纽天然气价格为2.16美元/Mcf][21] - [2024年第三季度天然气凝析液实现价格占WTI油价的29.8%，超指引值29.0%][21] - [2023年基准油价（WTI）为77.61美元/桶，天然气（HH）价格为2.74美元/Mcf][23] - [2024年美国原油和凝析油平均价格预计为79.34美元/桶，与2023年的80.60美元/桶相近][42] - [2024年美国天然气液平均价格预计为23.25美元/桶，与2023年的22.29美元/桶相近][42] - [2024年美国天然气平均价格预计为2.03美元/千立方英尺，低于2023年的2.82美元/千立方英尺][42] - [3Q 2024井口综合平均收入每桶油当量为44.31美元，较2Q 2024减少3美元][63] 成本与费用 - [2024年第三季度总支出（GAAP）为15.73亿美元，资本支出（非GAAP）为14.97亿美元，低于指引值15.25亿美元][21] - [2024年第三季度勘探和干井费用为4300万美元，低于指引值6000万美元][21] - [2024年第三季度有效税率为21.6%，略超指引值21.5%][21] - [2024年第三季度当期所得税费用为2.4亿美元，低于指引值3.8亿美元][21] - [2024年第四季度资本支出指导范围为1,230 - 1,430百万美元，中点为1,330百万美元；2024财年指导范围中点为6,200百万美元，2023年实际为6,041百万美元][23] - [2024年第四季度勘探和干井费用指导范围为40 - 80百万美元，中点为60百万美元；2024财年指导范围中点为188百万美元，2023年实际为182百万美元][23] - [2024年第四季度减值（非GAAP）指导范围为90 - 150百万美元，中点为120百万美元；2024财年指导范围中点为2

财务业绩 - EOG公司2024年第三季度总营收59.65亿美元净收入16.73亿美元 [2] - 调整后净收入为16.44亿美元每股2.89美元 [3] - 产生15亿美元自由现金流 [3] 运营亮点 - 油井产量和总体产量好于预期 [4] - 总石油产量49.3万桶/日高于指导区间中点且较第二季度上升 [12] - 天然气产量高于指导区间中点且较第二季度上升5% [12] 股东回报 - 常规季度股息提高7%至每股0.975美元 [3][8] - 第三季度回购7.58亿美元股票 [3][9] - 董事会批准将股票回购授权增加50亿美元 [10] 资本结构 - 计划优化资本结构预计通过再融资即将到期债务增加总债务 [7] - 现金余额预计与过去几个季度保持一致 [7] 成本与价格 - 单位现金运营成本低于预期 [3] - 原油和NGL价格较第二季度下降天然气价格上升 [12] - 部分运营成本较第二季度有升有降 [13]

文章核心观点 - 华尔街预计EOG Resources 2024年第三季度收益和营收同比下降，实际结果与预期的对比或影响短期股价，投资者可关注盈利ESP和Zacks排名，EOG Resources和APA难以确定能否超预期 [1][2][10] 分组1：EOG Resources预期情况 - 预计2024年11月7日发布财报，若关键数据超预期股价或上涨，反之则下跌 [2] - 预计季度每股收益2.80美元，同比降18.6%，营收60.7亿美元，同比降2.3% [3] - 过去30天季度每股收益共识预期下调2.81% [4] 分组2：盈利预测模型相关 - Zacks Earnings ESP通过比较最准确估计和Zacks共识估计预测盈利惊喜，正ESP理论上表明实际盈利可能偏离共识估计，正ESP结合Zacks排名1、2、3时预测超预期准确率近70%，负ESP难以预测超预期 [6][7][8] 分组3：EOG Resources具体分析 - 最准确估计低于Zacks共识估计，盈利ESP为 -2.72%，Zacks排名4，难以确定能否超预期 [10] - 上季度预期每股收益2.98美元，实际3.16美元，超预期6.04%，过去四个季度三次超预期 [11][12] 分组4：投资建议 - 盈利超预期或未达预期并非股价涨跌唯一因素，但关注盈利ESP和Zacks排名可增加成功几率，可使用盈利ESP过滤器选股 [13][14] 分组5：APA预期情况 - 预计2024年第三季度每股收益1.03美元，同比降22.6%，营收22.7亿美元，同比降1.5% [16] - 过去30天每股收益共识预期下调2.8%，最准确估计较高使盈利ESP为2.33%，Zacks排名5，难以确定能否超预期，过去四个季度两次超预期 [17]

文章核心观点 - 美国钻机数量下降，虽反映钻探活动放缓，但高油价环境仍有利于能源生产商，投资者可关注EOG Resources和Diamondback Energy等能源股 [3][9][10] 贝克休斯钻机数据详情 美国钻机总数 - 截至9月27日当周，美国油气勘探和生产钻机数量为587台，低于前一周的588台和去年同期的623台，反映钻探活动放缓，部分分析师认为是页岩生产商效率提高，也有人质疑部分生产商是否有足够优质钻探土地 [4] 陆上和海上钻机 - 9月27日当周，陆上钻机总数为567台，与前一周持平；海上作业钻机19台，低于前一周的20台 [5] 美国石油钻机 - 截至9月27日当周，石油钻机数量为484台，低于前一周的488台和去年同期的502台，远低于2014年10月的峰值1609台 [5] 美国天然气钻机 - 天然气钻机数量为99台，超过前一周的96台，但低于去年同期的116台，较2008年的历史最高纪录1606台低94% [6] 钻机类型 - 垂直钻井钻机总数为14台，低于前一周的15台；水平/定向钻机数量为573台，与前一周持平 [7] 最富饶盆地钻机数量 - 美国最富饶的二叠纪盆地，当周油气钻机数量为306台，低于前一周的307台和去年同期的312台 [8] 能源公司投资分析 油价环境 - 西得克萨斯中质原油（WTI）目前交易价格高于每桶70美元，尽管上游公司优先考虑股东回报而非产量增长导致钻探活动放缓，但强劲的定价环境仍有利于能源生产商，美国油气公司多数新井的平均盈亏平衡价格低于当前市场水平，有望持续盈利 [9] EOG Resources - 美国领先的油气勘探和生产商，原油储备分布在美国和特立尼达，拥有大量低成本优质资源的高质量钻井库存，业务前景良好，Zacks评级为3（持有） [11] Diamondback Energy - 领先的纯二叠纪盆地运营商，米德兰盆地单井平均生产率持续提高，有望继续提高产量，Zacks评级为3；近期与Endeavor合并后扩大了在二叠纪盆地的业务，总占地面积约83.8万净英亩，拥有更多优质钻探地点，盈亏平衡油价低于每桶40美元 [12][13]