一次干净的超预期与一场有序的交接,而二叠纪天然气如今已跌破零价
核心要点
- 调整后EPS为$3.24,较约$2.90的一致预期高出11.7%,而且与上季度不同,这次超预期出自经营层面。五个生产分部的调整后利润增长106.5%至$4,219M,公司总部这条线是$18M的逆风而不是顺风,调整后税率持平。调整后EPS同比多出的$1.82中,约$0.10来自股数减少,其余全部来自业务本身。
- 美国本土48州的天然气实现价为负$1.44/MCF,同期Henry Hub为$2.90,而一年前是正的$1.60。按2,126MMCFD的本土48州气量计算,在产量不变的前提下这是$588M的税前摆动,而且连续第二个季度没有一位分析师问起。$104的Brent现货眼下在替这个问题买单,但没有解决它。
- Ryan Lance在任14年后于9月1日卸任CEO,由CFO Andy O'Brien接任,Konnie Haynes-Welsh由财务总监升任CFO。延续性已经强到一场交接所能达到的上限,但它仍然在资本纪律框架即将受考验的这个周期节点上,拿走了这个框架背后最有公信力的那个声音。
- 管理层兑现了上季度两个明确的承诺:回购翻倍至$2.0B,分配总额达到CFO的42.2%,对应全年45%的目标,同时$5B的资产处置计划提前完成,LNG包销量提高到12MTPA。没有兑现的那个承诺是成本指引,尽管计划被描述为快于原定进度,指引只是被重申而没有下调。
- 评级:维持持有。这个季度里,论证中属于业务的那一半明显变强,属于价格的那一半明显变差:财报公布以来股价已经上涨15.5%至$134.89,创下收盘新高,对应上半年调整后利润年化后约13倍,而这个上半年建立在$92.57的Brent现货均价之上,管理层自己的中周期假设至今未作修订。
业绩 vs. 一致预期
ConocoPhillips于8月6日开盘前发布2026年第二季度业绩,并在美东时间中午召开电话会议。同一天上午,公司宣布Ryan Lance将于9月1日卸任首席执行官。这份业绩在几乎每一行上都是本轮周期最强的,而市场当天只给了1.5%。
| 指标 | 实际 | 一致预期 | 超预期/不及预期 | 幅度 |
|---|---|---|---|---|
| 调整后EPS | $3.24 | ~$2.90(区间$2.85–$2.96) | 超预期 | +$0.34/+11.7%(按中枢值) |
| 总收入及其他收益 | $19,522M | $17,540M–$18,787M | 超预期 | +3.9%至+11.3% |
| 销售及其他经营收入 | $19,161M | n/a | +36.8% 同比 | 第二条披露的收入口径 |
| GAAP每股收益 | $3.23 | n/a | n/a | 特殊项目$(20)M |
| 调整后利润 | $3,951M | n/a | 同比上升 | +120.4% |
| 产量 | 2,248MBOED | 指引2,185–2,215 | 高于区间上限 | 高出上限+33MBOED |
| CFO(不含营运资本) | $7,176M | n/a | 同比上升 | +52.0%,GAAP口径CFOA为$7,434M |
| 自由现金流 | $4,152M | n/a | 同比上升 | GAAP口径下为$4,410M |
| 资本支出 | $3,024M | n/a | 符合预期 | 上半年年化为$11.9B,对应指引$12.0–12.5B |
| 股东分配 | $3,025M | n/a | 回购翻倍 | 占CFO的42.2%,对应全年45%的目标 |
一致预期口径说明:我们收集到三个独立的调整后EPS预期值,区间为$2.85至$2.96。按该区间上沿计算,超预期幅度为+9.5%,按下沿计算为+13.7%。公司披露两条收入口径,销售及其他经营收入为$19,161M,总收入及其他收益为$19,522M,数据商对后者的收入预期区间为$17,540M至$18,787M。无论按哪条口径,这份业绩都超过了收集到的每一个预期值。本报告中所有实际数与前期可比数均取自8-K利润表,而不是取自数据商的行项目,也不是取自电话会议上口头引用的数字。
同比对比
| 单位:百万美元,每股数据除外 | 2Q26 | 2Q25 | 变动 |
|---|---|---|---|
| 销售及其他经营收入 | 19,161 | 14,004 | +36.8% |
| 联营公司权益法收益 | 239 | 315 | -24.1% |
| 处置收益(损失) | 14 | 317 | -95.6% |
| 其他收益 | 108 | 104 | +3.8% |
| 总收入及其他收益 | 19,522 | 14,740 | +32.4% |
| 外购商品 | 6,712 | 5,085 | +32.0% |
| 生产及经营费用 | 2,431 | 2,572 | -5.5% |
| 销售、一般及行政费用 | 188 | 250 | -24.8% |
| 勘探费用 | 75 | 81 | -7.4% |
| 折旧、折耗及摊销 | 2,983 | 2,838 | +5.1% |
| 所得税以外的税项 | 793 | 572 | +38.6% |
| 利息及债务费用 | 182 | 232 | -21.6% |
| 成本及费用合计 | 13,440 | 11,723 | +14.6% |
| 所得税前利润 | 6,082 | 3,017 | +101.6% |
| 实际所得税率 | 35.4% | 34.7% | +70bps |
| 净利润 | 3,931 | 1,971 | +99.4% |
| 调整后利润 | 3,951 | 1,793 | +120.4% |
| 调整后实际税率 | 35.3% | 35.6% | -30bps |
| GAAP EPS(摊薄) | $3.23 | $1.56 | +107.1% |
| 调整后EPS | $3.24 | $1.42 | +128.2% |
| 摊薄股数(千股) | 1,214,255 | 1,258,998 | -3.6% |
| 总产量(MBOED) | 2,248 | 2,391 | -6.0% |
| 总实现价格($/BOE) | 62.33 | 45.77 | +36.2% |
环比对比
环比变动几乎全部来自价格。Brent现货第二季度均价$104.52,第一季度为$80.61,每桶油当量的实现价格随之上涨23.8%。产量则走的是反方向,因卡塔尔整季停产而下降2.6%。
| 单位:百万美元,每股及单位数据除外 | 2Q26 | 1Q26 | 变动 |
|---|---|---|---|
| 总收入及其他收益 | 19,522 | 16,054 | +21.6% |
| 生产及经营费用 | 2,431 | 2,276 | +6.8% |
| 折旧、折耗及摊销 | 2,983 | 2,906 | +2.6% |
| 所得税以外的税项 | 793 | 607 | +30.6% |
| 所得税前利润 | 6,082 | 3,363 | +80.9% |
| 净利润 | 3,931 | 2,183 | +80.1% |
| 调整后利润 | 3,951 | 2,324 | +70.0% |
| 调整后EPS | $3.24 | $1.89 | +71.4% |
| 总产量(MBOED) | 2,248 | 2,309 | -2.6% |
| 总实现价格($/BOE) | 62.33 | 50.36 | +23.8% |
| 资本支出 | 3,024 | 2,948 | +2.6% |
| 股东分配 | 3,025 | 2,038 | +48.4% |
超预期的成色。上个季度最核心的批评是,披露出来的每股数字被一些不会重复的项目撑了起来。这个批评在这份业绩面前站不住脚,而算术过程值得摊开来讲。
- 是经营分部扛起来的。五个生产分部合计调整后利润从$2,043M增至$4,219M,增幅106.5%。第一季度这几个分部下降16.5%,而表观调整后EPS只下降了9.6%。
- 公司总部是拖累,不是缓冲垫。调整后的公司总部及其他亏损从$250M扩大到$268M。第一季度这条线收窄了$133M,为披露出来的数字贡献了大约十一美分。
- 税率没有出力。调整后税率35.3%,对应去年同期的35.6%,价值大约一美分。上季度340bp的下降不过是高税率分部收缩投下的影子,这个季度没有什么需要开脱的。
- 回购的贡献可以算清楚,而且不大。按一年前的股数,$3,951M的调整后利润对应每股$3.14。因此摊薄股数减少3.6%,在同比$1.82的增幅中大约值$0.10,占6%。剩下的94%来自经营。
营收
总收入及其他收益$19,522M增长32.4%,而产量基数缩小了6.0%。这与第一季度正好相反,当时收入在基准价格上行的背景下反而下滑6.1%,解释是同一个变量往反方向走:Brent现货均价$104.52,每桶油当量的实现价格上涨36.2%至$62.33。
收入板块里有两行值得单独拎出来。外购商品随销售收入上涨32.0%,因此营销毛价差(销售收入减外购商品)上涨39.6%至$12,449M,略快于收入端。联营公司权益法收益下降24.1%至$239M,卡塔尔的中断至今就停在这一行:权益法联营产量为147MBOED,一年前是209,伴生气流量从1,150MMCFD降至865MMCFD。因此,相对每一个收集到的一致预期值的收入超预期,都是价格带来的超预期,它是在产量这一行拖后腿的情况下实现的,而不是因为产量。
成本与利润率
这是本季度唯一不如标题干净的地方。生产及经营费用$2,431M,以绝对金额计比去年同期低5.5%,读起来不错。按单位口径就不是了:$11.88/BOE对应一年前的$11.82/BOE,是0.5%的上升,相对第一季度的$10.95/BOE,则是在产量基数小2.6%的情况下环比上升8.5%。第一季度6.0%的单位成本下降,是那份报告里最值得引用的一项经营数据。它没有重复出现。
折耗是另一个压力点,而且在累积。公司DD&A为$2,983M,在产量下降6.0%的情况下上升5.1%,折合$14.58/BOE,一年前为$13.04,上升11.8%。第一季度同一个数字是$13.98/BOE,同比增幅9.5%。在美国本土48州,单位折耗达到$15.95/BOE,对应$14.60,上升9.3%。管理层理应引以为傲的资本效率提升来自三英里以上水平段的钻井计划,而同一个计划也带来更高的单井完井资本化成本,折耗就是它落地的地方。
往反方向走的:销售、一般及行政费用下降24.8%至$188M,利息及债务费用下降21.6%至$182M。利息这一行需要加个星号。已发生利息为$314M,去年同期$324M,基本持平,披露出来的下降来自资本化利息从$92M升至$132M,因此已发生利息中有42.0%被资本化,一年前是28.4%。对Willow和Port Arthur的在建工程而言这是合规的处理,而它同时也是一个在这些项目投产时会反转的顺风。
利润与现金
GAAP EPS为$3.23,调整后EPS为$3.24,两者相差不到一美分,因为特殊项目净额只有$(20)M。对一个第一季度带着$(141)M、去年同期带着$178M的组合来说,这是一个调整异常安静的季度。加拿大吸收了与Surmont相关的待决索赔与和解的税后$(58)M,公司总部贡献正的$38M,其中大部分是Port Arthur一期利率对冲的$37M税前收益。
现金流量表是一年来最干净的一次。经营活动产生的现金为$7,434M,而且三个季度以来营运资本第一次是现金来源而不是现金占用,释放了$258M。按公司非GAAP的CFO口径,自由现金流为$4,152M,按GAAP经营活动现金流口径则为$4,410M,更高。上季度的报告指出,$2,038M的分配有一部分是从$1,092M的营运资本占用中支付的。这个季度$3,025M的分配被GAAP自由现金流覆盖了1.5倍。年初至今营运资本仍是$834M的占用,也就是说第一季度的流出大约回来了四分之一,其余仍未回补。
实现价格与基准价格的脱节
实现价格才是这门生意真正决胜的地方,而这个季度它按产品剧烈分化。原油不只是捕捉到了自己的基准价格。天然气则做出了这个行业在这种体量的公司身上没见过的事。
| 基准价格/实现价格 | 2Q26 | 2Q25 | 同比 | 1Q26 | 环比 |
|---|---|---|---|---|---|
| WTI($/BBL) | 92.79 | 63.74 | +45.6% | 71.93 | +29.0% |
| Brent现货($/BBL) | 104.52 | 67.82 | +54.1% | 80.61 | +29.7% |
| WCS($/BBL) | 78.16 | 53.52 | +46.0% | 57.76 | +35.3% |
| JCC($/BBL) | 67.14 | 78.84 | -14.8% | 71.72 | -6.4% |
| Henry Hub月初价($/MMBTU) | 2.90 | 3.44 | -15.7% | 5.05 | -42.6% |
| 实现原油价格,合并口径($/BBL) | 99.47 | 64.21 | +54.9% | 73.52 | +35.3% |
| 实现原油价格,美国本土48州($/BBL) | 96.24 | 61.90 | +55.5% | 70.30 | +36.9% |
| 实现原油价格,阿拉斯加($/BBL) | 108.49 | 70.87 | +53.1% | 81.77 | +32.7% |
| 实现NGL价格,合并口径($/BBL) | 24.43 | 20.51 | +19.1% | 20.06 | +21.8% |
| 实现沥青价格($/BBL) | 61.01 | 39.43 | +54.7% | 50.37 | +21.1% |
| 实现天然气价格,合并口径($/MCF) | 1.60 | 2.99 | -46.5% | 3.34 | -52.1% |
| 实现天然气价格,美国本土48州($/MCF) | (1.44) | 1.60 | n/m | 1.19 | n/m |
| 美国本土48州天然气占Henry Hub的比例 | (49.7)% | 46.5% | n/m | 23.6% | n/m |
| 美国本土48州原油占WTI的比例 | 103.7% | 97.1% | +660bps | 97.7% | +600bps |
| 总实现价格($/BOE) | 62.33 | 45.77 | +36.2% | 50.36 | +23.8% |
二叠纪天然气基差跌为负值
本季度美国本土48州的天然气实现价为负$1.44每MCF。公司卖出自己最大的一条天然气流没有拿到一分钱,还要倒贴$278.6M把它运走。一年前同一条气流的实现价是正的$1.60。两个季度前是$1.09。一个季度前是$1.19,当时这份报告把它称作那个季度的分析核心。此后它已经跌穿了零。
再说一次规模,因为在一个这么好的季度里,这个量级很容易被忽略。美国本土48州的天然气产量为2,126MMCFD,在91天的季度里合计193.5百万MCF,约占公司作业气流的四分之三。按一年前$1.60的实现价,这些气量本可以产生$309.5M的收入。按负$1.44,它产生的是负$278.6M。在产量不变的前提下,摆动幅度是$588M税前,按该分部21.9%的调整后税率计算,税后约$459M。对照美国本土48州$2,584M的调整后利润,这相当于该分部18%的成果被一条外输瓶颈吃掉。
这个季度和上个季度的差别在于没人注意到,因为原油把它盖住了。美国本土48州732MBD的原油实现价为$96.24,一年前是$61.90,按披露的产量计算大约多出$2,124M的收入。一个$588M的天然气问题装在$2,124M的原油顺风里,在分部合计数中是看不见的,而这正是它值得被单独拎出来的原因。把原油涨幅退回到去年的水平,美国本土48州就赚不到$2,584M。
新闻稿点了一下原因就过去了。
"美国本土48州的内生增长被中东冲突对卡塔尔的影响以及Surmont更高的权利金抵消并有余。"
— ConocoPhillips 2026年第二季度财报新闻稿
那句话解释的是产量这一行。整份新闻稿和整场电话会议里,没有任何一句对等的话涉及天然气实现价格。整场会议中“natural gas”这个词只出现过一次,在准备好的发言里,讲的是LNG战略而不是二叠纪。Waha、基差、外输、价差和实现价格,在十二轮分析师问答中得到了零个问题,连续第二个季度。
评估:负的实现价格不是建模上的细节,而是一个物理陈述:二叠纪运不走自己的伴生气。区域现货价格随着新增管道能力投产在整个夏天有所改善,因此第二季度是一个合理的谷底候选。但那是市场观察,不是公司披露,而管理层现在已经有两次机会给投资者一个关于何时正常化的前瞻看法,两次都没有给。任何把美国本土48州天然气按Henry Hub某个正常化比例来计的模型,每年都会把这个分部高估几亿美元,而$104的Brent眼下把这个缺口盖住了,这正是它会一直被忽略下去的原因,直到原油不再配合。
原油组合
原油这一侧不只是参与了行情。合并口径的实现原油价格$99.47上涨54.9%,同期WTI上涨45.6%,美国本土48州实现$96.24,对应$92.79的WTI,捕获率103.7%,一年前是97.1%。机制是WTI对Brent的价差从$4.08扩大到$11.73,这既抬升了与Brent挂钩的国际桶,也抬升了以Midland定价的二叠纪原油。阿拉斯加实现价$108.49,亚太$108.99,两者涨幅都超过53%。
加拿大是这个投资组合自带的对冲,它按设计运转,也在跟股东作对。沥青实现价$61.01,上涨54.7%,而加拿大产量下降20.4%至152MBOED,因为更高的油价恰恰是触发Surmont权利金上调的那个条件。在这个组合里,更高的价格不是白拿的,加拿大就是账单送达的地方。
评估:美国本土48州103.7%的WTI捕获率是一个真正强的数字,它验证了管理层讲了四个季度的Brent挂钩论点。它同时也是价差驱动而不是结构性的好处,而制造出这个价差的WTI对Brent价差,本身又是那场让卡塔尔停产的冲突的产物。这个季度价格故事的两半,原油的顺风和天然气的崩塌,都是发生在公司身上的事,而不是公司做出来的事。
分部表现
| 调整后利润($M) | 2Q26 | 2Q25 | 同比 | 1Q26 | 环比 |
|---|---|---|---|---|---|
| 阿拉斯加 | 522 | 135 | +287% | 294 | +78% |
| 美国本土48州 | 2,584 | 1,192 | +117% | 1,403 | +84% |
| 加拿大 | 378 | 149 | +154% | 207 | +83% |
| 欧洲、中东与北非 | 346 | 237 | +46% | 265 | +31% |
| 亚太 | 389 | 330 | +18% | 295 | +32% |
| 五个经营分部 | 4,219 | 2,043 | +106.5% | 2,464 | +71.2% |
| 公司总部及其他 | (268) | (250) | -$18M | (140) | -$128M |
| 合并 | 3,951 | 1,793 | +120.4% | 2,324 | +70.0% |
| 产量(MBOED)与资本支出 | 2Q26产量 | 2Q25产量 | 同比 | 2Q26资本支出($M) | 2Q25资本支出($M) | 同比 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 阿拉斯加 | 185 | 205 | -9.8% | 912 | 986 | -7.5% |
| 美国本土48州 | 1,479 | 1,508 | -1.9% | 1,640 | 1,704 | -3.8% |
| 加拿大 | 152 | 191 | -20.4% | 89 | 144 | -38.2% |
| 欧洲、中东与北非 | 215 | 208 | +3.4% | 252 | 356 | -29.2% |
| 亚太 | 70 | 70 | 持平 | 91 | 64 | +42.2% |
| 公司总部及其他 | n/a | n/a | n/a | 40 | 32 | +25.0% |
| 合并经营合计 | 2,101 | 2,182 | -3.7% | 3,024 | 3,286 | -8.0% |
| 权益法联营公司 | 147 | 209 | -29.7% | n/a | n/a | n/a |
| 合计 | 2,248 | 2,391 | -6.0% | 3,024 | 3,286 | -8.0% |
由于披露数字存在四舍五入,各分部产量之和可能与合并经营口径不完全相等。
美国本土48州
产量1,479MBOED,按披露口径下降1.9%,若剔除2025年内完成的非核心资产处置,按可比口径是上升的。盆地层面的细节才是重点:Delaware产出720MBOED,Midland产出202,合计922MBOED,管理层称这是二叠纪的纪录,首次超过每天900千桶油当量。Eagle Ford贡献363MBOED,Bakken贡献189。相对第一季度,二叠纪环比增加24MBOED,而Eagle Ford则回吐了四。分部资本支出下降3.8%至$1,640M。
"如果你看26年上半年的那种超额表现,二叠纪产量按可比口径同比增长10%。这实际上强于每一家主要的E&P公司。"
— Nicholas Olds, EVP Lower 48 and Global HSE
调整后利润$2,584M,增长超过一倍。构成值得直说:原油实现价格达到WTI的103.7%,按披露产量计算带来大约$2.1B的增量收入,而天然气实现价格相对去年回吐了接近$600M税前。这个分部在自己第二大产品线售价低于零的情况下,交出了创纪录的经营成果。
评估:从经营角度看,这仍然是行业里管理得最好的大盘页岩业务,10%的可比口径二叠纪增长这个说法,对照盆地数据是可信的。不过这个分部的财务性质从第一季度以来没有变化:它是一门高质量的石油生意,身上背着一项未被定价、未被管理、未被讨论的天然气负债。区别在于,第一季度这项负债体现在17%的利润下滑里,而这个季度它被埋在117%的利润增长里。问题变糟了,披露没有变好。
阿拉斯加
按百分比看是最突出的一个:调整后利润几乎翻了两番至$522M,而产量下降9.8%至185MBOED。阿拉斯加原油实现价$108.49,对应$70.87,该分部23.3%的调整后所得税率是组合中第三低,仅次于美国本土48州和亚太。对它不利的是,所得税以外的税项在全公司口径上升38.6%,主要由阿拉斯加与产量挂钩的税费驱动,因此该分部的全口径税率为39.5%。$912M的资本支出仍是组合中第二大的支出,反映Willow的在建工程。
前瞻性的披露比这个季度本身更有意思。管理层确认了一个四口井的NPRA勘探计划,结果好到足以让公司在进一步钻探之前先向Willow的基础设施追加投入,已为2027年冬季作业季提交联邦许可申请,并在最近一次NPRA区块招标中拿到了新区块。
"我要继续强调今天早些时候你们已经从Ryan和Andy那里听到的一点,就是我们的资本支出会降下来。首油之后,资本支出会回到一个非常均匀的预期水平,就是你们过去从我们的历史平均值里看到的那种。我们在阿拉斯加的再投资率一直保持在三十几,首油之后很长一段时间里,你们都应该对我们保持这个预期。"
— Kirk Johnson, EVP Global Operations
评估:阿拉斯加已经从一个为2029年回报消耗资本的分部,变成一个在$108实现价格下每季度还能赚$522M的分部,这让Willow的支出好扛得多。卫星井场的逻辑,也就是用勘探计划找到的低供应成本回接井把Willow的基础设施填满,是正确的打法,和当年延长Kuparuk与Alpine寿命的是同一套。这些目前都还不能当作可入账的东西,而2029年之后再投资率“三十几”的说法,是一个到那时已经换过人的管理团队作出的承诺。
加拿大
调整后利润增长154%至$378M,而产量下降20.4%至152MBOED。这两半其实是同一件事。沥青实现价$61.01,上涨54.7%,更高的价格机械地推高了Surmont的权利金率,而那正是拿走产量的原因。资本支出下降38.2%至$89M。这个分部再次吸收了本季度全部的不利特殊项目,与Surmont相关的待决索赔税后$58M,此前第一季度是$122M。
评估:加拿大表现得像一个部分价格对冲的头寸,任何按表观WCS给它建模的人都理解不了它。更持久的观察是特殊项目的规律:与Surmont相关的索赔和或有负债计提,已经在最近四个季度中的三个打到这个分部,年初至今税后$180M。这已经不是一次性的了,而它至今没有被量化,也没有被解释。
欧洲、中东与北非
第一季度最差的分部恢复到利润增长46%,产量上升3.4%至215MBOED,其中利比亚原油从59MBD升至61,挪威从54MBD降至52。该分部74.9%的调整后实际税率仍然是组合中最高的,而且高出一大截,这就是为什么3.4%的产量增长加上53.0%的实现价格增长,只换来46%的利润增长。资本支出下降29.2%至$252M。
这里也是新增长资本的去向。公司签署协议收购伊拉克北部Kirkuk地区一家合资公司42%的权益,在叙利亚签署了重返协议,并在今年早些时候已经在利比亚签下更好的财税条款。
评估:复苏是真实的,主要是上季度提示过的挪威提油时点的正常化。74.9%的税率是要记住的那个数字,因为它意味着加到这个分部的每一美元税前利润,大约只值同样一美元加在美国本土48州的四分之一。伊拉克和叙利亚的新增项目便宜、自我造血,并且落在供应成本框架之内,它们同时也是被加到公司里税率最高、政治风险最高的那个分部,而且加在公司更换首席执行官的这个时点上。
亚太
最安静的分部,也是税务效率最高的一个。调整后利润增长17.9%至$389M,产量持平于70MBOED,实现原油价格$108.99。22.0%的调整后所得税率比美国本土48州的21.9%高一点点,远低于其他所有分部,而该分部的马来西亚原油实现价$115.82是全公司最高的实现价格。资本支出在小基数上增长42.2%至$91M。
评估:小、稳、高毛利,而且容易被忽略。这个分部的经济意义超出它的产量这一行,还通过Australia Pacific LNG体现出来,其与Brent挂钩的长期合同,是主导LNG讨论的那场错位的安静受益者。这个季度这里什么都没变,对一个这种体量的分部来说,这就是正确的结果。
公司总部及其他
调整后亏损从$250M扩大到$268M,逆转了第一季度$133M的正贡献。税后净利息费用从第一季度异常低的$78M升至$84M,公司管理费用从$97M升至$110M。年初至今调整后亏损为$408M,对应全年约$0.9B的指引,因此这条线比指引略好一点。
评估:重点在于这条线这次没有做什么。第一季度它为一个经营分部并没有挣出来的超预期贡献了大约十一美分。这个季度它拿走了两美分。因此披露出来的结果比上个季度更能代表这门生意,而这正是关于一个120%利润增长成色最有用的一件事。
现金、资本回报与资产负债表
| 单位:百万美元 | 2Q26 | 2Q25 | 1Q26 | 1H26 | 1H25 |
|---|---|---|---|---|---|
| 经营活动产生的现金(GAAP) | 7,434 | 3,485 | 4,295 | 11,729 | 9,600 |
| 经营性营运资本净变动 | 258 | (1,236) | (1,092) | (834) | (588) |
| 经营活动现金流(非GAAP) | 7,176 | 4,721 | 5,387 | 12,563 | 10,188 |
| 资本支出与投资 | 3,024 | 3,286 | 2,948 | 5,972 | 6,664 |
| 自由现金流(按非GAAP的CFO) | 4,152 | 1,435 | 2,439 | 6,591 | 3,524 |
| 自由现金流(按GAAP的CFOA) | 4,410 | 199 | 1,347 | 5,757 | 2,936 |
| 股份回购 | 2,000 | 1,222 | 1,006 | 3,006 | 2,722 |
| 已付普通股息 | 1,025 | 984 | 1,032 | 2,057 | 1,982 |
| 分配总额 | 3,025 | 2,206 | 2,038 | 5,063 | 4,704 |
| 分配占CFO的比例 | 42.2% | 46.7% | 37.8% | 40.3% | 46.2% |
| 资产处置所得 | 181 | 706 | 9 | 190 | 1,341 |
| 债务总额 | 23,290 | 23,529 | 23,327 | 23,290 | 23,529 |
| 债务资本比 | 26% | 26% | 27% | 26% | 26% |
季末资产负债表上有现金及短期投资$8.1B,以及流动性长期投资$1.2B,对应$23.3B的债务总额和26%的债务资本比。库存股增加$2,020M,在外流通股数从1,218.3百万股降至1,201.3百万股,隐含平均回购价格约$119,而本季度62个交易日的平均收盘价为$118.52。在一个收盘价区间从$103.96到$131.77的季度里,执行方式更接近机械而不是择机。
两点观察。第一,这是最近四个季度里第一次,分配被GAAP自由现金流从容覆盖,而不是部分由营运资本资助,覆盖倍数为1.46倍。第二,按CFO的42.2%计算,这个季度仍低于45%的年度承诺,上半年平均40.3%意味着下半年必须明显高于45%才能完成全年。如果下半年CFO接近上半年的$12.6B,算术要求下半年分配大约$6.2B,扣掉约$2.1B的股息后,回购需要约$4.1B,而上半年是$3.0B。这是回购金额接近40%的抬升,而且要在一个此后已经创下收盘新高的股价上执行。
重点议题与管理层评论
管理层整体语气:前十分钟是告别式的,之后转为务实,在资本方向和项目经济性上的具体程度明显好于第一季度。管理层对自由现金流的拐点有信心,对伊拉克交易结构讲得精确,刻意不愿就回购节奏给出指引,并且连续第二场电话会议对天然气实现价格完全沉默。候任首席执行官的回答是全场最有实质内容的,听起来是准备过的而不是临场发挥,这正是市场希望从一个四周后接任的人身上看到的。
1. 交接:已宣布、已排序、已被定价
退休是在同一份财报新闻稿里宣布的,这既不寻常也是刻意的。Lance在任14年、从业42年后于9月1日卸任首席执行官,转任一个被明确定义为过渡性的执行董事长。首席财务官兼战略与商务执行副总裁Andy O'Brien出任总裁兼首席执行官。现任财务副总裁兼财务总监Konnie Haynes-Welsh出任首席财务官。
"就是我将于9月1日卸任CEO。我在Conoco已经待了超过40年,并且有幸在过去14年里领导这家公司。"
— Ryan Lance, Chairman and Chief Executive Officer
对时点的说法是,是实力而不是处境决定了这个日期。
"首先,你们知道,如果我不认为公司处在强势的位置上,我们不会这么做。"
— Ryan Lance, Chairman and Chief Executive Officer
治理细节和人选同样重要。Lance明确表示执行董事长是过渡性的角色,经营权会干净地交出去。
"我将担任一个真正过渡性的执行董事长角色,以支持领导层的平稳交接。"
— Ryan Lance, Chairman and Chief Executive Officer
评估:这接近一场教科书式的交接。继任者是一位在公司待了三十年、共同起草了这套战略的内部人,即将卸任的首席执行官留得够近可以交接,又离得够远不至于遮住新人,而且宣布的时点是本轮周期最强的一个季度,而不是在跌了一跤之后。剩下的风险不是能力问题,而是这家公司被估值所依据的资本纪律框架,十年来一直由一个人以个人信用背书。框架在平静条件下受考验时才容易存活。而这一次它将在领导层交接期间、在$100的Brent价格下、在一位从未坐过这个位子的新任首席财务官任内受考验。这是一个合理的折价,市场当天也确实给了折价。
2. 又一次,没人问起的二叠纪天然气基差
连续第二个季度,利润表里最大的单一可控变量既没有引来问题,也没有前瞻评论。美国本土48州天然气实现价为负$1.44/MCF,同期Henry Hub为$2.90。整场会议里唯一提到天然气的地方,是把它当作LNG营销业务的投入。
"让我们能够把低价值的天然气送到价格更高的国际市场。同时保持对整条价值链的完全掌控,以便在周期中最大化利润。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
那句话讲的是墨西哥湾沿岸的液化原料气和包销,不是二叠纪的伴生气,两者不应混为一谈。商业LNG合约主要从墨西哥湾沿岸的液化产能取气。它不是Waha基差的缓解方案。
评估:存在这样一个版本的电话会议:管理层主动提出这个问题,量化拖累幅度,说明增量外输能力何时缓解它,并描述在此期间商务团队正在做什么。那个版本只需要九十秒,却能移除这只股票里最大的一项无法建模的东西。结果这个话题现在已经连续两个季度没有一句话。善意的解读是,对一门在伴生原油上每桶赚$96的生意来说,作为石油副产品的天然气实现负价格在经济上无足轻重。不善意的解读是,一家把供应成本披露到美元级别的公司,决定不披露唯一一个走向不对的数字。两种解读都成立,但只有一种能在更低的油价下存活。
3. 资本回报:上季度的承诺,已兑现
第一季度的电话会议以一个异常具体的前瞻承诺收尾:在只返还了CFO的37.8%的第一季度之后,回购将在第二季度增加。回购翻倍至$2.0B,分配总额达到$3.0B,即CFO的42.2%。
"我不打算去指引我们每天、每周、每月要做什么。我只重申,CFO的45%是我们今年要争取的目标。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
关于回购具有顺周期性的这一反复出现的批评,即将卸任的首席执行官给出了公司立场迄今为止最清晰的表述。
"当我们在接下来的,你知道,2到3年里创造$7B的自由现金流,我们相信随着自由现金流翻倍,我们的股价必然会改善。所以我们不认为我们是在顺周期地买自己的股票,而这是我们资本回报理念中很重要的一部分"
— Ryan Lance, Chairman and Chief Executive Officer
评估:在一场电话会议上作出、在下一场兑现的承诺,比任何框架幻灯片都值钱,这实质性地修复了上季度提出的可信度缺口。“今天买入不是顺周期,因为自由现金流到2029年会翻倍”是一个真正的论证而不是搪塞,而且它可以被证伪,这已经比大多数资本配置的辩护做得好。它同时也是一个“股票相对2029年很便宜”的论证,而这正是被用来支撑继续持有的同一个论证,它要求2029年的那个数字按时到达。
4. 伊拉克与叙利亚:昂贵街区里的廉价期权价值
本季度最具影响的战略披露,是进入伊拉克北部Kirkuk地区一家合资公司42%的权益,同时在叙利亚签署重返协议。管理层对结构讲得异常精确,而结构正是决定这是不是一个好主意的部分。
"根据该协议,我们获得增量产量和储量的分成,并且回收我们的成本。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
在规模上,进入成本与后续资本被干净地分开,而后续那个数字接近于零。
"我们预计交割时的收购资本在$300到$500 million。非常重要的是,这已经包含我们在迄今已发生历史成本中的份额。它也包含我们对从现在到年底成本的预期。所以从更长期看,我们其实预期这家合资公司会用自己的现金流为自己的活动提供资金。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
至于它是否越过了这个投资组合里主导一切的那道门槛:
"这些机会舒舒服服地落在我们的供应成本门槛之内,我们看到这里的供应成本在每桶$30左右。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
评估:按披露的条款,这是好的资本配置。$30的供应成本、带成本回收的产品分成结构、自我造血的开发方案,加上$300M到$500M的进入支票,对一家$162B的公司来说是一项真正不对称的增量,管理层说它不改变2029年的拐点是对的。担忧属于二阶,但仍值得点名。伊拉克和叙利亚不是那种披露的合同条款就等于全部风险的司法辖区,为再开发提供资金的自由现金流必须能汇出,而且公司在两个季度里已经新增三个北非与中东头寸,同时又告诉投资者不要外推这个节奏。战略是自洽的。国别风险集中在税率最高的分部,则是关于这个投资组合的一个新事实。
5. LNG:12MTPA与利润算术
商业LNG包销量从10MTPA提高到12MTPA,来自两份各1MTPA的协议,一份在印尼Bontang North枢纽,一份在美国墨西哥湾沿岸。印尼这笔增量是对墨西哥湾沿岸集中度的刻意偏离。
"我们并不指望在太平洋盆地放很大一部分组合。但我们真正喜欢拥有一些的原因是,拥有它对我们非常有益,尤其是对我们的商务团队,当我们开始考虑如何优化组合、做替换和转向时,它提供的灵活性"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
管理层第一次给出了这个合约组合的利润敏感性,这正是自包销组合搭起来以来投资者一直要求的披露。
"所以当我们把这个组合建到大概那个10到15 million MTPA的水平时,我们开始看到那种利润在增加。这对ConocoPhillips来说是一个非常实质的现金流引擎,我们认为在能源版图里持有一份大的份额对我们非常重要。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
至于风险的形状:
"所以当我们确实看到价格波动时,它们向上走的幅度往往比向下大得多。这就是吸引我们的地方。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
评估:管理层在会上给出的敏感性,即5MTPA的合约组合上每$1利润对应大约$200M的现金流,是市场收到的关于这门生意的第一次量化,按12MTPA放大后,意味着每$1利润接近五亿美元的现金流。对一家年化CFO达$25B的公司来说这是实质性的,而它在传统E&P模型里的任何地方都不会以产量数字的形式出现。它同时也是建立在大部分尚未落实的量上、从2027年开始到来的利润,而这个市场的紧俏程度取决于一场缓慢化解的冲突。这份期权价值是真实的,而它仍然只是期权价值。
6. 卡塔尔:停产、爬坡、仍未量化
Ras Laffan整个季度基本处于停产状态,这直接导致权益法联营产量下降29.7%至147MBOED,权益法联营天然气从1,150MMCFD降至865MMCFD。
"正如你们在第二季度看到的,Ras Laffan基本处于停产状态,尽管我们确实看到那块业务出来了一些相当有限的产量。"
— Kirk Johnson, EVP Global Operations
管理层把停产期改成了一次计划检修,这种经营上的机会主义不会体现在某个数字里,但对复产很重要。关于两个扩建项目,延期的说法比上个季度开放式的框架更收紧了。
"我们预期首气或首船可能出现的任何延误,在数量级上是几个月,你知道,而不是整整一年。因此我们并不预期这些项目带来的延误会对我们在未来几年持续看到的自由现金流产生实质影响。"
— Kirk Johnson, EVP Global Operations
评估:“是几个月,不是一整年”是比第一季度任何说法都更硬的表述,它实质性地降低了North Field East和North Field South贡献的风险。仍然缺失的东西和上个季度一样:停产对CFO的影响从未被单独指引,因此为下半年建模的投资者必须从一条同时包含Australia Pacific LNG的权益法联营科目里反推卡塔尔的贡献。第三季度指引假设整个季度都在爬坡,不确定性被吸收进区间里,这很诚实,也宽得没什么用。
7. 2029年拐点与资本支出的形状
会上最有价值的一次交流,纠正了一个关于Willow支出处在周期哪个位置的广泛假设。
"我先做个更正。Willow的资本支出高峰已经过去了。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
接下来的补充把这个拐点从一个资本支出故事重新定义为一个再投资率故事,并给出了具体的盈亏平衡路径。
"我们的自由现金流盈亏平衡油价将从今天WTI的四十几美元中段,降到2029年的30美元区间低位,也许我们谈这个谈得不够多,但这枚硬币的另一面显然是更低的再投资率。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
管理层还预先堵住了那个显而易见的追问,即更低的资本支出会不会只是被重新投向增长。
"我们并不预期在这一切建成之后,我们会降到零增长的维持性资本水平。我们会继续投资我们的美国本土48州组合和我们的ANI组合。但只是为了温和的增长。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
即将卸任的首席执行官用最可能被引用回来的一句话结束了这个话题。
"我们的说到做到比率很高。我们不会说我们不打算去做的事。"
— Ryan Lance, Chairman and Chief Executive Officer
评估:自由现金流盈亏平衡油价从WTI四十几美元中段降到30美元区间低位,是这个管理团队披露过的最有用的前瞻数字,因为它决定了分配政策能扛过周期的多少。如果它兑现,45%的派息率在大多数同业已经在削减的价格下依然站得住。关于Willow资本支出高峰的更正是真正的新信息,它缩短了资本支出数字还能漂移的窗口。与此相对,“说到做到比率”是用过去的表现来给未来背书,而说这句话的人四周之后就不再对它负责了。
8. 资产处置计划提前收官
$5B的资产剥离目标在第一季度电话会议时约完成60%,已于7月随着$1.7B的非核心美国本土48州资产出售而完成。
"我们提前实现了$5B的资产处置目标。7月完成了$1.7B的非核心本土48州资产出售。我们对这些资产拿到的价值非常满意。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
管理层小心地把计划的完成和活动的完成区分开来。
"虽然这标志着我们已宣布的处置计划完成,有纪律的组合管理仍然是我们经营ConocoPhillips方式的核心。我们会继续优选和优化我们的资产组合。那项工作永远不会停。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
评估:在一个强劲的买方市场里提前执行完$5B的资产出售,而这些资产上季度被描述为十到十五年的库存,这件事直截了当地好。7月$1.7B的交割也从下半年产量中拿走15MBOED,而管理层是把它吸收进一个重申的全年指引里,而不是为它调整指引。下个季度要盯的是所得款项这一行:上半年现金流中只出现$190M的处置所得,因此$1.7B会在第三季度作为投资活动流入落地,在一个45%派息追赶到期的季度里补充资产负债表,却不会进入那个派息比例所依据的CFO。
9. 美国本土48州的技术与资本效率阶梯
会上最详细的经营披露涉及完井技术,而且具体到可以被检验。
"所以我们在测试一系列技术。目标很清楚,不只是提高采收率,更重要的是像Andy刚才提到的那样提高资本效率。也就是在EUR口径上,每桶油花更少的钱。"
— Nicholas Olds, EVP Lower 48 and Global HSE
会上描述了三个项目:实时裂缝诊断,把单段液量上下调整最多正负30%,Eagle Ford的远场暂堵剂用于减少压窜,以及二叠纪的表面活性剂。
"事实上,我们看到的结果有一个区间,处理井相对未处理井的产油率提升最高可达20%。当然我们还需要观察更长期的表现以及后续如何演变,但早期结果非常令人鼓舞。"
— Nicholas Olds, EVP Lower 48 and Global HSE
关于结构性驱动因素,管理层的表述恰当地不浪漫。
"提醒一下,当你看这些结果时,产能和采收率最大的驱动因素仍然是岩石质量,而我们在所经营的4个盆地都拥有同业领先的一类资源深度。"
— Nicholas Olds, EVP Lower 48 and Global HSE
在技术之外,水平段长度的计划继续累积:平均水平段长度较2025年增加15%,三英里以上水平段的数量今年再次翻倍,今年投产的每一口二叠纪井都超过两英里。
评估:承认岩石质量才是主导变量,是这一节里最可信的一点,因为它正好是反驳行业其他公司当下兜售的技术叙事的论据。资本效率的阶梯是真实的,而且在累积。这个阶梯的代价体现在利润表往下一行:美国本土48州每桶油当量的折耗如今已同比上升9.3%至$15.95,而更长的水平段配上更密集的完井,正是产生这一结果的原因。投入端衡量的资本效率和产出端衡量的折耗,是同一个计划的两头。
10. 成本削减:快于计划,指引未动
第一季度的电话会议以管理层拒绝在一个强劲季度之后下调$10.2B的调整后经营成本指引收尾,并明确表示想再多看一段时间。两个季度的数据之后,指引仍然是$10.2B,对这个计划的描述仍然是定性的。
"我们的成本削减计划进展快于计划。我们的LNG项目将在2027年开始贡献,Willow继续在29年初首油之前达成所有关键里程碑。"
— Ryan Lance, Chairman and Chief Executive Officer
这就是电话会议上关于成本的全部内容。没有关于$1B运行率节省目标的更新,没有单位成本数字,也没有对指引的修订。
评估:这是上季度唯一没有兑现的承诺,而原因写在数字里而不是叙事里。每桶油当量的生产及经营费用环比上升8.5%至$11.88,略高于去年同期水平。一个真正把节省落袋的管理团队会把指引下调,并把这份功劳收下。在一个单位成本反向走的季度里,重申一个第一季度明显跑赢的指引,是正确的决定,同时也悄悄回答了为什么节省没有兑现。
指引与展望
| 指标 | 此前(2026年4月30日) | 最新(2026年8月6日) | 变动 |
|---|---|---|---|
| 3Q26产量 | n/a | 2.290–2.320MMBOED | 首次给出 |
| FY26产量 | 2.295–2.325MMBOED | 2.295–2.325MMBOED | 尽管7月处置了15MBOED,仍维持不变 |
| FY26资本支出 | $12.0–12.5B | $12.0–12.5B | 维持 |
| FY26调整后经营成本 | $10.2B | $10.2B | 维持不变,未下调 |
| FY26 DD&A | $11.7–11.9B | 不变 | 维持 |
| FY26调整后公司总部及其他净亏损 | ~$0.9B | 不变 | 维持 |
| 资本回报 | CFO的45% | CFO的45% | 重申 |
| 季度普通股息 | $0.84 | $0.84,9月1日支付 | 维持 |
| 成本削减运行率 | 年底前$1.0B | “进展快于计划” | 定性重申,未重新量化 |
| 商业LNG包销量 | 10MTPA | 12MTPA | 上调2MTPA |
| 资产处置计划 | $5B目标,约完成60% | $5B已达成 | 提前完成 |
新闻稿把这一切压缩成一句话:所有全年指引项目维持不变。那句话承担的工作比它看上去要多。
"第三季度产量我们的指引区间是每天2.290到2.320百万桶油当量。相对第二季度的这一改善,来自卡塔尔的产量爬坡和美国本土48州的持续增长。这不止抵消了7月非核心资产出售15千桶油当量每天的影响。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
隐含的爬坡。上半年产量平均2,278MBOED。把第三季度按其2,305MBOED的指引中枢,要打到全年区间的下限,第四季度需要大约2,318MBOED,要打到中枢则需要大约2,378MBOED。相对第二季度的2,248和一个已经假设卡塔尔复产的第三季度指引,中枢意味着第四季度要在吸收7月15MBOED处置的同时,比当前运行率高出5.8%。全年指引在下限是可以达到的,在中枢则相当吃力,而且完全依赖一次管理层明确拒绝作风险折算的卡塔尔爬坡。
资本支出节奏。上半年$5,972M的资本支出年化为$11.9B,低于指引$12.0B的下限。要达到下限,下半年每季度需要$3,014M,这基本就是第二季度$3,024M的运行率。要摸到上限则需要每季度$3,264M,抬升8%。按当前节奏,公司会落在自己区间的底部或附近,而这正是本报告上个季度指出的资本纪律之争的结局。
市场立场。本季度一致预期落在$2.85到$2.96区间,而实际是$3.24,因此新闻稿发布后下半年预期被全线上调。已公布的目标价只往一个方向动,平均目标价现在约在$147。
指引风格。保守,而且在改善。公司在从下半年拿走15MBOED的同时重申了全年产量指引,这对可比口径而言是一次隐含上调。它重申了一个自己按单位口径当下并没有跑赢的成本指引,这是审慎而不是刻意留余地。它还守住了一个自己正在跑低的资本支出区间。风格上唯一没有改变的地方,是完全没有现金流指引。
仍然没有指引的那个数字。公司仍然不给CFO或自由现金流指引,而这门生意把CFO的45%承诺给股东。投资者如果不去估计那个作为分母的数字,就无法衡量这项分配承诺的规模,而第三季度落地的$1.7B处置所得计入投资活动现金流,在派息比例所依据的CFO之外。
分析师问答要点
为什么在这个时点交接
开场问题直接对准时点而不是继任人选,这个直觉是对的:继任者早在预期之中,日期不在。回答给出了一个三段式的理由,把公司状况放在第一位,把继任者的准备度放在第二位,并以最有分量的那个论点收尾,也就是一个新团队需要十年时间来留下自己的印记。
Q: "我的问题是,为什么是现在?就退休而言,你们是怎么考虑继任规划这件事的?"
— Neil Mehta, Goldman Sachs
A: "首先,你知道,如果我不认为公司处在强势的位置上,我们不会这么做。而且正如Andy在关于展望和这个季度的发言里讲的,我不认为我们的资产组合有过比现在更强的时候"
— Ryan Lance, Chairman and Chief Executive Officer
评估:回答里最有用的部分是关于给下一个团队十年时间那一段,因为它把时点从个人问题重新定义为结构问题。一位等到自然终点才交棒的首席执行官,留给继任者的是更短的跑道和更难的比较基数。现在就走,在经营周期的顶部、在Port Arthur首船LNG之前四个季度走,等于把整个拐点交给接任团队去拥有。这是一个为继任者而不是为在任者作出的治理决定,也是这个流程真正是常备而不是被动应对的最有力证据。
新领导层之下什么会变
追问要求候任首席执行官描述自己的议程,这是每一位内部继任者都必须回答的问题,既不能承诺大动干戈,也不能听起来像个看守。回答刻意折了个中,承诺守住框架,拒绝承诺框架之内的表现水平。
Q: "我很想请你稍微展开讲讲,特别是你对ConocoPhillips的愿景,以及未来几年你希望把这个组织带到哪里?"
— Steve Richardson, Evercore ISI
A: "但我要说的是,不要把战略的一贯性和自满混为一谈。这个领导团队的目标,是把我们的表现标准再抬高,释放更多价值。在我们长期坚持、运转得非常好的资本配置框架之内。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
评估:“不要把战略的一贯性和自满混为一谈”是一位内部继任者该说的那句话,而且显然是准备好的。它没有做到的,是点出任何一件将会不同的事,这要么是接任前四周恰当的克制,要么就是没有议程。真正的检验会是新团队起草的第一份资本预算,它在2月出炉,而且和那份承诺在“今年晚些时候”给出、至今仍未兑现的中周期价格评估落在同一个窗口。
一边卖资产、一边缺了卡塔尔,却重申产量
会上分析最锋利的一个问题注意到,全年产量指引在吸收了两项负面产量因素之后仍被守住,并追问对那个管理层控制不了的因素做了什么假设。回答确认指引内嵌了卡塔尔复产,而不确定性是被推进区间里,而不是从预测里移除。
Q: "尽管有资产剥离,而且卡塔尔在第三季度也没有完全恢复,你们仍然重申了全年产量指引。想请问关于卡塔尔复产,你们做了怎样的风险折算或假设?"
— Phillip Youngworth, BMO Capital Markets
A: "所以我们所做的,就是把它涵盖在我们全公司和我们指引里已有的不确定性区间之内。"
— Kirk Johnson, EVP Global Operations
评估:把一个不受控的变量吸收进指引区间是站得住的,而且相对第一季度是一个变化,当时卡塔尔被完全排除在指引之外。这也意味着全年数字现在承担了三个月前没有承担的风险。指引中枢隐含的第四季度约为2,378MBOED,而第二季度是2,248,这两个数字之间的桥梁主要就是卡塔尔。投资者应该把区间下限当作可规划的数字,把中枢当作有条件的。
资本支出到底会不会降下来
会上最具影响的一次交流,因为它触及整个2029年逻辑所依赖的机制。提问把自由现金流拐点框定为依赖Willow支出的退出,并追问会不会有别的东西补上去。回答一开始就纠正了前提,而这是管理层整个上午说过的最有价值的一句话。
Q: "在我们看来,通向那个巨大自由现金流拐点的关键路径,是Willow投产时支出降下来。所以我的问题很简单。这是不是计划?还是说长期资本支出会有另一次大的重置,导致支出降不下来?因为如果答案是不会,那么自由现金流的拐点基本上就是板上钉钉的,可市场至少从我们的交流看,似乎还没有对它建立信心。"
— Doug Leggate, Wolfe Research
A: "我先做个更正。Willow的资本支出高峰已经过去了。所以你问题的第一部分,答案是我们已经过了Willow的高峰。至于你问题的第二部分,我们绝对预期资本支出会从这里往下走。尤其是随着Willow在2029年初投产。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
评估:如果Willow的资本支出高峰真的已经过去,资本支出数字还能向上给出意外的窗口就缩短了两年,这只股票最大的空头论据也随之明显减弱。不过问题的后半段才是诚实的那一半:市场并不相信这个拐点,而这个季度的披露是第一次直接回应这个信心缺口的原因,而不是把结论再重复一遍。这个回答是一个说法,不是一张时间表,而验证它的方式,是新团队在2月起草的2027年资本预算。
下半年回购的形态
一个关于分配机制的问题想问出节奏,得到的是一个框架。管理层不愿说明下半年的加码会是均匀的还是择机的,并用商品价格的波动作为拒绝的理由。
Q: "你们设想回购会怎么进行?是会均匀铺开?还是会对增量部分择机操作?"
— Scott Hanold, RBC Capital Markets
A: "我们仍然坚持45这个目标。你知道,我们不选择按季度来管理这件事。我们看到的商品价格的所有波动,都很好地提醒了我们为什么不那么做。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
评估:拒绝就节奏给出指引是一贯的,也站得住,真正有约束力的是年度承诺。那道令人不舒服的算术和上个季度没有变化,而且略微更糟了:要完成全年45%,下半年需要大约$4.3B的回购,而上半年是$3.0B,还要在一个此后创下收盘新高的股价上执行。管理层对这个质疑的回答是股票相对2029年的自由现金流很便宜,这是一个自洽的立场,同时也是那个能为从这里到拐点之间任何价位买入辩护的立场。
伊拉克实际花了多少
这个问题试图把Kirkuk交易放进2029年的框架里,而不是当成一条头条来处理,并引出了会上量化程度最高的回答:一张进入支票、一个合同结构、一个供应成本,以及一句关于自由现金流轨迹不受影响的明确表态。
Q: "我特别想请你们讲讲伊拉克Kirkuk油田那一块的机会集合。很想多听一点这笔交易的情况。以及就这笔交易和你们2029年的自由现金流拐点而言,我们该怎么理解?"
— Arun Jayaram, JPMorgan
A: "所以我们认为这对我们的资本支出计划影响有限甚至没有影响。至于我们在2029年摆出来的$7B自由现金流拐点,它完全不受这件事影响。事实上,我们把这看作未来对那个数字的上行空间。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
评估:管理层把整个问题都回答了,包括关于拐点的那一部分,这比大多数资本投放类问题得到的回答都要多。披露上的缺口很窄但真实存在:$300M到$500M的交割付款被描述为收购资本,而没有说明它是落在重申的$12.0B到$12.5B资本支出区间之内,还是作为一笔收购落在区间之外。在一个$12B的计划上,这个区别大约值年度数字的4%,并且它决定了“所有全年指引项目维持不变”是不是一句完整的陈述。
交易节奏是否成为新常态
一个关于规律而不是关于交易本身的问题:一个季度里装进两次国别进入、一个完成的$5B处置计划和两份LNG协议,这是不是代表一种新的经营节奏。管理层明确否认了。
Q: "往后按季度或按年看,我们是否应该预期类似节奏的新项目?还是说会有所放缓,毕竟你们已经把故事塑造在股息增长和即将到来的自由现金流大幅爬坡上?"
— James West, Melius Research
A: "我不会把这个季度的动作解读为我们每个季度都会做这类动作的信号。我们的团队,你知道,我们在看一些东西。中东现在确实是一个有意思的地方,活动很多,而我们是真正能在那个空间里竞争的、为数不多的公司中的1家。"
— Andrew O'Brien, Chief Financial Officer and incoming President and CEO
评估:这个否认是正确的答案,同时也是每一个管理团队在继续做同样的事之前都会给的答案。有实质内容的是第二句话:中东被一家自认为少数几家能在那里作业的公司描述为正在积极评估的区域。把它放在首席执行官交接和一张有$8.1B现金、26%债务资本比的资产负债表旁边读,这是会上关于增量战略资本正在看向哪里最清晰的信号,而它指向的方向不是美国本土48州。
他们没有说的
- 关于美国本土48州天然气实现价格的任何内容。这门生意里最大的单一利润变量第一次打出负数,却没有任何披露、没有前瞻看法、没有外输时间表,也没有分析师提问,连续第二个季度。新闻稿把该分部的产量表现归因于卡塔尔和Surmont权利金,只字未提它的天然气卖了什么价。
- 伊拉克的进入成本是否落在资本支出指引之内。$300M到$500M的交割付款在年底前后到期。新闻稿说所有全年指引项目维持不变。这两句话只有在这笔付款被当作资本支出计划之外的一笔收购处理时才相容,而没有人问过究竟是哪一种。
- 任何CFO或自由现金流指引。与上个季度一样没有,而且现在后果更大,因为45%的派息是按一个公司不肯预测的现金流数字计算的,而第三季度$1.7B的处置所得并不进入它。
- 单位成本的回退。每桶油当量的生产及经营费用环比上升8.5%,并高于去年同期水平,而三个月前那个季度的头号经营成绩正是6.0%的单位成本下降。绝对金额的下降被引用了,单位口径的方向没有。
- $1B成本运行率节省目标的进展更新。被描述为“进展快于计划”,没有数字,没有完成比例,也没有修订管理层在4月说过要再过一个季度重新审视的$10.2B指引。
- 中周期价格评估。4月承诺在“今年晚些时候”给出。一年已经过了三分之二,下半年资本支出已经定下,新任首席执行官即将接任,它没有出现,也没有被提及。
- 上升的单位折耗。每桶油当量的DD&A同比上升11.8%至$14.58,较第一季度的9.5%在加速。总量指引把它盖住了,因为缩小的产量基数让总额留在区间之内,而单位折耗在往上爬。
- 新任首席财务官接手的是什么。候任CFO由财务总监升任,而会上没有任何前瞻的财务重点、资本结构观点或披露方式变化被归到她名下。她没有发言。
市场反应
- 财报前的定位:股价8月5日收于$115.04,年初至今上涨22.9%,过去12个月上涨23.6%,对应52周收盘价区间$85.66至$133.80。过去30天为+6.1%。标普500指数年初至今上涨12.8%。相比第一季度财报时股价已年初至今上涨37.0%,这次的定位要宽松得多。
- 当日交易(开盘前发布,反应在同一天):开盘$120.00,跳空高开4.3%,盘中区间$115.43至$120.05,收于$116.76,上涨1.5%或$1.72。股价回吐了开盘涨幅的大约三分之二。
- 成交量:成交8.6M股,对应30日均量6.7M股,为正常水平的1.3倍。
- 同业与大盘:标普500指数当日下跌0.2%,能源板块上涨1.5%。在大盘股阵营中,Occidental上涨4.1%,Devon上涨2.4%,Exxon Mobil上涨2.1%,Diamondback上涨1.9%,Chevron上涨1.5%,EOG上涨1.5%。原油本身当天上涨3.5%到4.3%。ConocoPhillips在自己的财报日、带着11.7%的超预期,收在与板块指数持平的位置,远远落后于原油行情。
- 财报之后:截至8月20日,股价已上涨15.5%至$134.89,同期能源板块为9.6%,原油为13.2%,标普500指数为-0.9%。股价现已高于财报前的52周收盘高点,年初至今上涨44.1%。
发生了两件不同的事,把它们混为一谈会得出错误的结论。当天,一家超预期达到两位数、产量高于指引上限、把回购翻倍并创下二叠纪纪录的公司,跑输了原油行情,只与板块指数打平。市场不是这样对待一个好季度的。最有说服力的解释就是这份财报自己提供的:一位任期14年的首席执行官在同一份新闻稿里宣布退休,市场用一整个交易日重新定价的是管理层溢价,而不是这个季度。开盘跳空到$120.00的是这个季度。回落到$116.76的是这场交接。
接下来发生的是一次重新评估。在随后的十个交易日里,股价收复了全部折价并创出新高,跑赢了板块和原油。Willow资本支出高峰已过、自由现金流盈亏平衡油价通向30美元区间低位的路径、一个已完成的处置计划、一个12MTPA的LNG合约组合,以及一次便宜的中东进入,合在一起是一组比市场在8月6日所定价的更强的前瞻事实。财报次日,阿拉斯加一个小项目还提前且低于预算实现了首油,这件事作为执行力的数据点,比它作为产量贡献更重要。
对今天买入的人来说,结果并不舒服。让这只股票在财报前显得有意思的那次估值下修,已经被完全逆转,而且还多走了一段。在$115.04,股价内嵌的冲突溢价比4月时少了不少。在$134.89,它内嵌的更多。
卖方观点
争论:这场交接是否值得给一个折价?
多头观点:这是行业里被预告得最充分的一次交接。候任首席执行官已在公司三十年,做过首席财务官和战略与商务负责人,并且亲自参与了过去十年每一个重大资本决策。框架、供应成本纪律和45%的派息是制度化的而不是个人化的,在实力最强、经营团队不变的时候交接,就是有序交棒的定义。当天的回落是膝跳反应。
空头观点:时点让人意外,而一个用十四年逆周期资本配置建立起来的溢价并不会自动转移。这家公司同时更换首席执行官和首席财务官、向伊拉克和叙利亚扩张、运行着历史上最大的一个在建工程计划,还背着一项需要在股价创纪录时加码回购的分配承诺。单看任何一项都可以应付。合在一起,它拿走的是那个被市场用来替代自己判断的人。
我们的看法:多头对机制的判断是对的,空头对真正在被定价的东西的判断也是对的。框架在$100的原油考验它之前都是制度化的,而这套框架的第一次真正考验,会是2月由一个新团队起草的2027年资本预算,那时它手上有更厚的资产负债表和一条活跃的中东机会管线。我们不会给一个永久折价,也不会因为框架一直成立就假设它会继续成立。正确的姿势是去看第一份预算,而不是预先判决它。
争论:2029年拐点的风险是否已经降到值得为它付钱?
多头观点:三个组成部分在这个季度都往前推进了。Willow资本支出高峰已经过去,这一点此前并未确立。自由现金流盈亏平衡油价的路径第一次被量化,从今天WTI的四十几美元中段到2029年的30美元区间低位。Port Arthur首船LNG仍在2027年,而商业包销合约组合增长20%至12MTPA,并附带一个已披露的利润敏感性。上半年资本支出正跑在指引区间下限之下。每一个本可能恶化的变量都在改善。
空头观点:一个2029年的回报,按任何合理的折现率都撑不起年初至今44%的涨幅,而股价现在是在一个由冲突驱动、管理层自己的中周期假设并不认可且至今未修订的原油价格上创出新高。这个拐点已经公开披露一年多,因此它在价格里而不是在价格前面。从这里到2029年之间,横着一次模块海运、一个北极施工进度表、一次卡塔尔复产、一场领导层交接,以及一个没人愿意讨论的天然气基差。
我们的看法:这个季度的风险降低是真实的,而且是我们首次覆盖以来这只股票上最正面的进展。它把拐点从“很可能”推到“大概率”。它没有推动买入价格,而自上一篇报告以来买入价格已经对我们不利地走了7.2%,同期标普走了6.0%。更好的生意配上更差的价格,是同一个评级换一个理由。
争论:如果原油维持在$100,二叠纪的天然气问题还重要吗?
多头观点:作为$96原油副产品的伴生气出现负实现价格,是会计上的奇观,不是经济问题。井是为原油打的,天然气无论如何都得离开井场,花钱把它运走是一项做生意的成本,而原油的利润把它覆盖了很多倍。区域现货价格随着新增外输能力投产在整个夏天有所改善,所以这是行业正在积极解决的一个瓶颈中的周期性谷底。
空头观点:在产量不变的前提下$588M的税前摆动,在任何一年里都不是奇观,而它这个季度看起来像奇观的原因,只是恰好有一场地缘政治驱动的原油飙升在替它买单。把同样的产量放在管理层自己的中周期WTI假设上跑一遍,天然气的拖累会吃掉美国本土48州利润中相当可观的一块,而不是被藏起来的一块。一个把供应成本披露到美元级别、却已经两次拒绝就自己最大分部里最大的不利变量说一句话的管理团队,是在告诉你它希望这个分部被怎样建模。
我们的看法:多头对单一季度的经济性判断是对的,对它在模型中的含义判断是错的。正确的处理不是去争论重要性,而是停止做正常化假设:美国本土48州的天然气应该按接近零来计,任何回升都应视为上行空间而不是基准情形。季末以来区域现货价格的改善是真实的,大概率让第二季度成为谷底,而它是否守得住,我们不会从公司披露里知道,因为根本没有披露。
需更新模型
| 项目 | 此前假设 | 建议调整 | 原因 |
|---|---|---|---|
| FY26产量 | 中枢2.31MMBOED | 2.30MMBOED,把2.295当作可规划的数字 | 中枢要求第四季度约2,378MBOED,而第二季度是2,248,两者之间主要靠一次未作风险折算的卡塔尔复产来搭桥 |
| 3Q26产量 | 按不含卡塔尔建模 | 中枢2.305MMBOED,卡塔尔在整个季度爬坡 | 指引重新纳入卡塔尔,并吸收7月15MBOED的处置 |
| FY26资本支出 | $12.25B,偏重下半年 | $12.0–12.1B | 上半年$5,972M年化为$11.9B,第二季度$3,024M的运行率不用抬升就能落在下限 |
| 伊拉克进入资本 | n/a | 在4Q26交割时加入$300–500M,在澄清之前放在资本支出行之外 | 被披露为收购资本,未说明是否落在重申的指引之内 |
| 美国本土48州天然气实现价 | Henry Hub的24–35% | 2026年内$0.00–$0.75/MCF,不要做正常化假设 | 第二季度实现价$(1.44)。季末后区域现货有所改善,但公司没有给出任何前瞻看法 |
| 美国本土48州原油实现价 | 约WTI的98% | 在Brent价差保持宽阔期间为WTI的100–104% | 第二季度在$11.73的WTI对Brent价差下捕获103.7%,随着价差收窄向98%回归 |
| 生产及经营成本 | $10.0–10.2B,单位成本下降 | $10.2B,单位成本按约$11.85/BOE持平 | 第二季度单位成本环比上升8.5%至$11.88,高于去年同期水平,指引没有下调 |
| DD&A | $11.7–11.9B的下限 | 总量按中枢,单位假设上调至$14.50–15.00/BOE | 上半年DD&A为$5,889M,年化$11.8B,单位折耗同比上升11.8%且在加速 |
| 合并调整后税率 | 近期34.5%,向37%回归 | 35.0–35.5% | 上半年调整后税率35.0%,随EMENA复苏在两个季度均保持稳定 |
| 权益法联营公司利润 | 在第二季度之前维持下调 | 自第三季度起随卡塔尔爬坡回升,在确认之前不要恢复到2025年的运行率 | 第二季度权益法联营产量147MBOED,对应209,利润$239M,对应$315M |
| 资本回报 | 全年45%,下半年补足 | 全年45%,下半年回购按约$4.3B建模 | 上半年为CFO的40.3%,如果45%不变,补足是算术结果而不是酌情决定 |
| 资产处置所得 | 2026年内剩余$2B | $1.7B在3Q26现金流中确认 | 出售在第二季度签署,7月交割,上半年现金流中只出现$190M的所得 |
| 营运资本 | 在2Q–3Q之间冲回第一季度的占用 | 已冲回$258M,上半年末仍有$834M未回补 | 只是部分冲回,余下部分应随价格企稳而释放 |
| LNG营销利润 | 未单独建模 | 自2027年起作为独立行项目,按每MTPA、每$1/MMBtu约$40M现金流计 | 管理层披露5MTPA合约组合上每$1/MMBtu约$200M,目前包销量为12MTPA |
估值影响:在$134.89,股权市值约$162B,企业价值约$177B,对应$23.3B的债务总额和$8.1B的现金及短期投资。把上半年调整后EPS的$5.13年化,约为13.1倍市盈率,把上半年CFO的$12,563M年化,约为7.1倍EV/现金流,上半年自由现金流年化后为$13.2B,对应市值8.1%的收益率。股息按年化$3.36计,收益率2.5%。这些倍数没有一个是苛刻的,而且它们全都建立在一个Brent现货均价$92.57、实现价格每桶油当量$56.37的上半年之上。管理层公布的中周期WTI假设仍然是约$65,尽管承诺过要评估,至今没有正式修订。在2025年第四季度,WTI为$59.14时,这家公司挣到$1.02的调整后EPS。你在这里付的倍数,几乎完全是一个关于你把原油标在哪里的陈述,而市场目前把它标在一个由冲突驱动的区间的顶部附近。
财报后投资逻辑记分卡
按首次覆盖时确立的既定投资逻辑评分,支柱状态标签自第一季度延续。
| 逻辑要点 | 状态 | 备注 |
|---|---|---|
| 多头#1:行业内最深、供应成本最低的美国本土48州库存,资本效率不断累积(按计划推进) | 确认 | Delaware与Midland合计创下922MBOED的二叠纪纪录,上半年10%的可比口径增长被描述为强于每一家主要同业,平均水平段长度较2025年增加15%,三英里以上水平段再次翻倍,表面活性剂与暂堵剂项目显示最高20%的产能提升。分部资本支出下降3.8%。状态不变。 |
| 多头#2:到2029年可见的、按工程排期的$7B自由现金流拐点(按计划推进) | 确认并强化 | Willow的资本支出高峰被披露为已经过去,这一点此前并未确立。自由现金流盈亏平衡油价路径被量化,从WTI四十几美元中段到2029年的30美元区间低位。Willow首油重申为2029年初。Coyote 3SX提前且低于预算实现首油。这是这根支柱表现最强的一个季度。 |
| 多头#3:无对冲的原油与LNG敞口,面对一个结构性偏紧的市场(按计划推进) | 确认 | 实现价格$62.33/BOE,上涨36.2%,其中美国本土48州原油在扩大的Brent价差下捕获WTI的103.7%。商业LNG包销量从10MTPA提高到12MTPA,并首次披露利润敏感性,5MTPA合约组合上每$1/MMBtu约$200M的现金流。状态不变。 |
| 多头#4:按CFO的45%执行的有纪律资本回报,配一份站得住的股息(有风险 → 按计划推进) | 确认 | 第一季度关于增加回购的明确承诺已经兑现:回购翻倍至$2.0B,分配达到$3.0B、占CFO的42.2%,上半年为40.3%,对应重申的45%。分配被GAAP自由现金流覆盖1.46倍。补足部分仍然要在创纪录的股价上执行。标签上调。 |
| 空头#1:二叠纪天然气基差是最大分部上一项不受控、未量化的拖累(正在兑现) | 确认(不利),并升级 | 美国本土48州天然气实现价为负$1.44/MCF,同期Henry Hub为$2.90,一年前是正的$1.60。在产量不变的前提下是$588M的税前摆动,税后约$459M,相当于美国本土48州调整后利润的18%。连续第二个季度零披露、零分析师提问。唯一改变的是$104的Brent现在把它盖住了。 |
| 空头#2:资本纪律随价格周期回暖而松动(正在浮现 → 已受控) | 承压 | 资本支出区间是被重申而不是上调,上半年$5,972M的支出年化为$11.9B,低于指引下限。Willow的资本支出高峰已经过去。相抵的事实是:一个季度里两次国别进入,一笔位置未定的$300–500M伊拉克交割付款,以及一份承诺在“今年晚些时候”给出、至今没有出现的中周期价格评估。标签改善,但未解除。 |
| 空头#3:宏观溢价已经在股价里(正在兑现) | 确认(不利) | 以年初至今+22.9%的位置进入财报,比4月时的定位好得多,随后在自己的超预期日跑输大多数大盘同业和原油行情,此后又上涨15.5%至$134.89,创下收盘新高,年初至今+44.1%。溢价在财报前泄掉,财报后又完全鼓了回来,而支撑它的原油价格是管理层自己的中周期假设并不认可的。 |
| 空头#4:上升的单位折耗侵蚀资本效率叙事(已受控 → 正在浮现) | 确认(不利) | 每桶油当量的DD&A同比上升11.8%至$14.58,较第一季度的9.5%在加速。美国本土48州单位折耗达到$15.95/BOE,上升9.3%。它与环比上升8.5%的单位经营成本一起累积。标签升级。 |
| 空头#5(新增):领导层交接拿走了资本纪律框架的背书人(正在浮现) | 中性 | 首席执行官与首席财务官都自9月1日起更换。交接是内部的、被预告过的,而且是在实力最强时执行的,经营层领导班子不变。但这个框架仍然由一个人以个人信用背书了十四年,而他在$100的Brent价格下离开,手上还有一条活跃的中东机会管线和$8.1B的现金余额。本季度将其确立为一个观察项,而不是一个扣分项。 |
总体:投资逻辑变强了。四根多头支柱中的三根被直接确认,第四根因为一个已兑现的承诺被上调,而第二个空头论点被一个公司正在跑低的重申资本支出区间实质性地挑战。这个季度还直接回应了上季度最核心的批评:超预期来自经营而不是线下项目,调整后EPS同比增幅的94%来自业务本身。与此相对,两个空头论点升级了。单位折耗是在加速而不是缓慢漂移,而二叠纪的天然气实现价格穿过了零,却没有一句解释。为领导层交接新增了第五项风险。这门生意在几乎每一个可衡量的维度上,都比三个月前处在更好的位置。
操作:持有。评级不变,而理由已经反转。4月我们持有,是因为季度比看上去弱,而价格已经不便宜。今天我们持有,是因为季度比看上去强,而价格更不便宜。进入财报时的$115.04已经接近有意思,在$134.89、一个收盘新高、年初至今44.1%的位置上,风险和回报重新回到平衡。我们4月设定的三个条件仍然是对的,而它们的状态发生了变化:资本条件接近满足,天然气条件断然没有满足,估值条件已经反转。如果出现一次把买入价格拉回来、又不损害2029年进度表的回调,或者出现关于美国本土48州天然气实现价格的任何可信前瞻披露,或者新团队起草的第一份资本预算落在现有框架之内,我们会转向积极。在此之前,这是一门我们想拥有的生意,和一个我们不想接受的价格。