公司概况 - ConocoPhillips(COP)是全球领先的上游能源公司 业务遍及14个国家的常规和非常规油气田 主要从事原油 天然气液(NGLs) 沥青和天然气的勘探与生产 [1] - 公司产量主要来自美国本土48州(Lower 48) 2025年第二季度该区域日均产量达150.8万桶油当量(mboe/d) 占总产量的63% [1][8] 资产优势 - 在美国本土48州拥有Delaware盆地 Midland盆地 Eagle Ford和Bakken页岩等核心资产 具备15年低成本钻井库存 [2][8] - 2024年收购Marathon Oil Corporation进一步强化了本土48州的资源储备 [2] - 采用先进钻井技术缩短钻井周期 降低作业成本 提升运营效率 [3] 竞争策略 - 聚焦现有资产效率提升而非扩大钻井规模 通过运营改进实现产量增长 [3] - 凭借美国页岩盆地低成本高回报的优质资产 形成同业难以复制的竞争优势 [3] 同业动态 - 埃克森美孚(XOM)通过收购Pioneer Natural Resources扩大二叠纪盆地业务 提升低成本钻井能力 [5] - Viper Energy(VNOM)以41亿美元收购Sitio Royalties 合并后公司在二叠纪盆地的特许权面积达85 700英亩 [6] 财务表现 - 过去一年股价下跌15% 优于行业21 3%的跌幅 [7] - 当前EV/EBITDA为5 39倍 低于行业平均9 24倍 [9] - 2025年盈利预期获上调 当前季度每股收益预估从90天前的1 39美元升至1 52美元 [11][12]

Zacks Premium服务概述 - Zacks Premium提供多种工具帮助投资者提升决策信心，包括每日更新的Zacks Rank和Zacks Industry Rank、Zacks 1 Rank List、股票研究报告及高级选股筛选器 [1] - 服务还包含Zacks Style Scores，该指标与Zacks Rank配合使用，帮助筛选未来30天可能跑赢市场的股票 [1][2] Zacks Style Scores分类 - **价值评分(Value Score)**：基于P/E、PEG、Price/Sales等估值比率识别被低估股票 [3] - **成长评分(Growth Score)**：结合历史及预测的盈利、销售额和现金流数据筛选具备长期增长潜力的公司 [4] - **动量评分(Momentum Score)**：通过一周价格变动和月度盈利预期变化捕捉趋势性机会 [5] - **VGM综合评分**：加权整合价值、成长和动量三项评分，识别最具综合吸引力的标的 [6] Zacks Rank与Style Scores协同效应 - Zacks Rank 1(强力买入)股票自1988年以来年均回报达+23.62%，显著跑赢标普500指数 [8] - 建议优先选择Zacks Rank 1/2且Style Scores为A/B的股票，若持有Rank 3股票则需确保其Score为A/B以控制风险 [9][10] 案例公司ONEOK Inc (OKE) - 该公司为1906年成立的能源企业，主营天然气及液化天然气业务，2023年以188亿美元收购Magellan Midstream Partners拓展原油运输业务 [11] - 当前Zacks Rank为3(持有)，VGM Score为B，价值评分B(Forward P/E 14.5)，2025财年每股收益预期60天内上调0.34美元至5.57美元 [12][13]

文章核心观点 公司公布2025年第一季度财务和运营结果，资本项目按计划推进，部分业务有进展和预期，同时介绍财务指标情况及相关非GAAP财务指标含义 [1][3][6] 各部分总结 业务展望 - 2025年资本项目年初启动且按计划进行，钻井作业持续，未完工井的完井活动开展，预计5月下旬投产 [3] - 12公里的北费里尔管道扩建预计5月投入运营，公司和第三方的天然气将输往费里尔天然气厂 [3] - 2025年剩余时间，公司已对冲约56%的预计产量，天然气均价2.67美元/GJ，石油94.75加元/桶，以实现指导目标和保持财务稳定 [4] 会议安排 - 2025年第一季度财报电话会议于5月8日上午11点（山区时间）举行，详情和链接见公司网站 [5] - 公司年度股东大会于5月21日下午1点30分（山区时间）在阿尔伯塔省卡尔加里举行，详情和链接见公司网站 [5] 第一季度运营与财务情况 - 资本活动：季度内投资1730万美元，约60%用于7口井（净4.1口）的钻探、完井和连接，其余用于北费里尔管道扩建 [6] - 生产：2025年第一季度平均产量8929桶油当量/天，与2024年第四季度的9066桶油当量/天基本持平 [6] - 商品价格：总实现价格29.35美元/桶油当量，较2024年第四季度的26.45美元/桶油当量上涨11%，主要因天然气价格改善 [6] - 资金流：第一季度产生资金流1250万美元（每股0.10美元），巩固了2024年第四季度的收益 [6] - 股息：第一季度每月支付每股0.01美元的定期股息，共计380万美元，股东通过股息再投资计划再投资260万美元，发行2005522股普通股 [6] - 净债务：截至3月31日，净债务增至6600万美元，净债务与年化资金流比率增至1.3倍，预计下半年净债务下降，年底回到6000万美元的指导目标 [6] 非GAAP财务指标说明 - 运营净回值：石油和天然气行业常用非GAAP财务指标，用于评估特定运营绩效，计算为油气销售减去相关费用，加上或减去风险管理活动损益 [12] - 公司净回值和资金流：评估公司企业层面盈利能力的非GAAP财务指标，二者可互换使用，计算为运营净回值减去相关费用，加上或减去其他收入和金融衍生品净损益 [14] - 净债务：非GAAP财务指标，计算为长期债务和营运资金之和，排除部分项目，用于衡量公司杠杆和资产负债表强度 [18] - 净债务与年化资金流比率：非GAAP比率，用于衡量公司杠杆和资产负债表强度，计算为季度末净债务除以季度资金流年化值 [20] 其他说明 - 财务数据按GAAP编制，以加元为报告和计量货币 [21] - 新闻稿包含前瞻性陈述和未来导向财务信息，存在风险和不确定性，公司不承担更新义务 [22][26][27] - 行业常用以桶油当量表示产量和储量，公司使用6:1的转换比例，但该指标单独使用可能有误导性 [28] - 公司对原油、天然气液体和天然气的定义遵循NI 51 - 101，将凝析油与原油合并披露 [29][30] - 公司未来股息不确定，由董事会决定，取决于多种因素 [31]

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]

财务数据和关键指标变化 - 2024年全年净产量为86.7 MBOE/天，净收入和调整后EBITDA分别为1.85亿美元和6.01亿美元 [21] - 2024年第四季度产量为86,700 BOE/天，其中石油占24%，天然气占52%，NGLs占24%；平均实现价格为每桶油70.06美元、每千立方英尺天然气2.31美元、每桶NGLs 25.82美元；G&A为800万美元/BOE [35] - 2024年第四季度末现金为1.06亿美元，第一留置权定期本金为7.63亿美元；总收入（包括对冲和中游活动）为2.35亿美元，EBITDA为1.62亿美元，运营现金流为1.34亿美元；资本支出6050万美元后，产生自由现金流8100万美元，用于支付定期贷款本金摊销约2060万美元，剩余6000万美元（0.50美元/单位）用于本季度分配 [36] - 2024年再投资率为47%，预计未来12个月PDP下降率为20%，在16家同行公司中排名第一；总证实覆盖率为3.9x，净债务与企业价值之比为21%，PDP PV与总债务之比为3.3x；2024年第四季度LOE平均为6.17美元/BOE，2024年自由现金流为8.43美元/BOE [16] - 2025年初，经近期发行调整后，净债务与EBITDA之比为0.8x [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 中游业务方面，公司拥有4个中游集输和处理设施及其他重要基础设施，购买这些设施花费6500万美元，2024年这些资产贡献EBITDA 7800万美元，其中1700万美元来自第三方，其余来自自身生产实现的更高井口价格 [7] - 钻探业务上，2024年Oswego钻井和完井成本平均仅为260万美元（每侧英尺202美元），假设WTI为70美元、Henry Hub为3.50美元，中位回收期为15个月 [12] - 2025年预计在钻井和完井以及修井方面支出2.25 - 2.40亿美元，预计产量在BOE基础上基本持平，上下浮动几个百分点 [13][14] 各个市场数据和关键指标变化 - 2024年商品组合按收入计算，石油占59%，天然气占21%，NGLs占20%；进入2025年，产品产量方面天然气占54%，NGLs占23%，石油占23%；在天然气价格超过4美元的环境下，公司将更多液体留在气流中，天然气产量占比达77% [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括保持财务实力（目标是长期债务与EBITDA比率为1倍或更低）、业务线执行（以低于PDP 10的折扣收购现金流资产）、有纪律的再投资率（再投资率低于运营现金流的50%）和最大化现金分配（目标是同行领先的可变分配） [3][4] - 公司自2017年成立以来，以低价收购资产，积累了超过100万英亩的生产用地，拥有4个中游设施及其他基础设施；每次收购后，运营团队将LOE从之前所有者的成本降低25% - 35% [6][7][8] - 2025年预计有3台钻机运行，继续在Kingfisher县的Oswego地层、STACK和Ardmore盆地凝析油窗口的Mississippian和Woodford地层以及Anadarko盆地的深层Mississippian地层钻探 [11] - 公司计划继续进行增值收购，若进行超过5亿美元的大型收购，需寻找愿意与公司共同持股的合作伙伴 [27][33] - 行业竞争方面，Mid - Con地区变得热门，钻机数量增加，购买资产的兴趣上升，资金雄厚的公司进入该地区购买资产，公司专注于收购约1亿美元的资产，利用现有土地内的高回报率钻探机会发展业务 [73][74] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为天然气是未来10年有无限需求的燃料，长期看好天然气市场；预计今年夏天天然气曲线可能达到5美元，因进入补充季节需要补充库存 [53][55] - 尽管2024年天然气价格处于1990年代初以来的最低水平，但公司仍取得了良好回报，2024年在所有上市上游能源公司中分配收益率排名第一，股东总回报排名第十 [28][29] - 随着天然气价格上涨，公司运营现金流增加，有能力在2025年增加一台钻机，同时保持再投资率低于50% [10][31] 其他重要信息 - 公司对石油和天然气进行套期保值，滚动1年套期保值50%，第二年套期保值25%；采用可变分配方式，根据价格变化调整分配 [18] - 公司自成立以来已向所有者分配超过10亿美元，通过控制产量和再投资率，在保持资产负债表健康的同时向股东分配现金 [19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 对今年Mid - Con地区油气市场的预期 - 公司期望抓住符合标准的油气交易机会，倾向于在油价处于60美元左右时收购原油资产，但也会考虑天然气资产 [42][43] 问题2: 是否考虑将基础设施货币化 - 公司认为基础设施对运营至关重要，每年产生的EBITDA超过购买成本，不打算出售，计划继续持有 [45][46] 问题3: 第三台钻机的投入时间和目标地层 - 第三台钻机即将投入Oswego进行4口井的钻探项目，之后将更换为更大的钻机在Anadarko和西俄克拉荷马州的深层Mississippian地层开始项目，这由再投资率和价格上涨带来的运营现金流增加驱动 [49][50] 问题4: 公司倾向购买天然气资产的价格区间 - 管理层长期看好天然气市场，认为天然气需求总体在增加，任何Mid - Con地区的交易本质上都包含天然气资产，公司在低价天然气交易中表现出色，预计今年夏天天然气价格可能上涨 [53][54][55] 问题5: 近期收购的相关情况（PUDs、卖家情况） - 卖家为个体，钻探了一些井后以接近PDP PV10的价格出售给公司，公司继承了已证实的PUDs，这些区域钻探回报率预计达50% [59][60] 问题6: 第四季度现金可分配比例低于第三季度的原因 - 主要是因为本金摊销减少了可分配现金，且单位分配因2月的股权购买者增加而降低，但公司仍将本季度产生的现金全部分配出去 [62][63] 问题7: 2024年钻探计划中Woodford与Oswego回报率差距能否缩小 - 两个区域都表现良好，Oswego项目更成熟，钻探相对简单，预计2025年情况与2024年类似；之后将把钻机从凝析油窗口转移到Ardmore盆地 [69][70][71] 问题8: Mid - Con地区的竞争格局和有机租赁机会 - Mid - Con地区竞争激烈，公司专注于收购约1亿美元的资产；公司拥有大量生产用地，2025年租赁预算约3000万美元，主要用于较深区域，大部分租赁是因更大的钻探计划而产生 [74][76][77] 问题9: 土地和中游支出占总预算比例同比翻倍的情况 - 预算中约3000万美元用于土地和中游，其中中游支出与往年基本相同，主要变化是租赁活动增加，这是更大钻探计划的副产品 [81][82][84] 问题10: 俄克拉荷马州钻探活动增加对非运营预算的影响 - 公司非运营预算通常较小，会选择不参与大部分非运营项目，目前仅参与了Continental正在钻探的几口深气井，非运营预算总体保持较低水平 [87] 问题11: 是否能在整个产区选择将更多液体留在气流中 - 公司基本上可以在整个生产区域做出将更多液体留在气流中的选择 [90] 问题12: 此选择对天然气和NGLs产量指导的影响 - 产量仍在预期范围内 [92] 问题13: 2025年BOE费用的变化趋势 - 预计基本持平 [94]