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2022/03/23 取引

2022年03月23日
本日+1620000円

少しづつだが回復してます
ロット落としたら回復しだしました~
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【EOG】 EOGリソーシズ

2022年03月23日
※銘柄を勧めてる訳ではなく、個人的な銘柄勉強の為に記載してます。投資は自己責任です

EOGグラフ1

時価総額(4/16):719億$
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・グラフ/会社資料

第4四半期のハイライト

四半期調整後の純利益は18億ドル、つまり1株あたり3.09ドル、フリーキャッシュフローは20億ドルを記録します。
ガイダンスに沿った設備投資と、ガイダンスの中間点を超える石油生産
1株あたり0.75ドルの通常配当と1株あたり1.00ドルの特別配当を宣言

2021年通年のハイライト

年間調整後純利益は50億ドル、つまり1株あたり8.61ドルを記録します。
過去最高の55億ドルのフリーキャッシュフローを生み出しました
井戸コストを7%削減
2021年に掘削されたダブルプレミアムウェルの170%に代わる、700の新しいネットダブルプレミアムロケーションを特定
2021年の生産の2倍以上をBoeの発見および開発コストあたり5.81ドルで交換
メタン排出量、水、安全性能の大幅な改善を達成

2022年の資本計画

43億ドルから47億ドルの資本計画は、石油生産をパンデミック前のレベルに戻し、フラットな坑井コストを維持し、単位当たりの現金コストを削減し、ビジネスをさらに改善するための投資に資金を提供します
32ドルのWTIで運転資本資金資本計画を実行する前の運用からの現金

最高経営責任者、エズラ・ヤコブから

「第4四半期の目覚ましい業績は、EOGにとって素晴らしい年を締めくくるものです。記録的な収益、記録的なフリーキャッシュフロー、そしてEOGを業界のリーダーとして、そしてより広い市場全体に置く現金の還元です。これらの結果を反映して、私たちは継続的に提供を続けています。バランスシートをさらに強化しながら、1株あたりさらに1ドルの特別配当を伴う長年のフリーキャッシュフローの優先事項に基づいて、プレミアム投資基準と高性能文化に支えられた強力なリターンが結果を牽引しました。
ダブルプレミアム、最新の増加2021年の初めに公式化した投資基準は、最終的な財務実績に流れ始めたばかりです。最高のものはまだ来ていません。

「第4四半期の力強い業績は、生産と資本の目標を再び達成したことから、一貫した操業執行の特徴でもありました。探鉱努力は前進し続け、将来の掘削場所の膨大な在庫。2021年中、メタン排出量、水、安全性など、ESGパフォーマンスの継続的な改善に向けて技術と革新を適用しました。今年は、さらに良い成果を上げることを目指しています。

「2022年に向けて、私たちの規律ある資本計画は、その年の間にリバランスする立場にある石油市場を反映しています。それは、ビジネスをさらに改善するための探査およびインフラストラクチャプロジェクトとともに、高収益のダブルプレミアムウェルへの投資に焦点を当てています。低コストの構造と改善された商品価格環境により、EOGは再び大幅なフリーキャッシュフローを生み出す立場にあります。私たちは長年のフリーキャッシュフローとキャッシュリターンの優先事項に引き続きしっかりと取り組んでいます。長期株主価値」

フリーキャッシュフロー
EOGは、第4四半期に31億ドルの任意のキャッシュフロー(探鉱費用と運転資本の変更前の営業活動によって提供された純現金)を生み出しました。同社は11億ドルの資本的支出を被り、その結果、20億ドルのフリーキャッシュフローが発生しました。

価格とヘッジ
原油価格は2021年に2020年と比較して77%上昇しましたが、NGLと天然ガスの価格は2倍以上になりました。価格の上昇と生産量の増加により、2021年の収益は2020年と比較して81億ドル、つまり111%増加しました。これは、2020年から2021年にかけてヘッジ決済に支払われた現金が17億ドル増加したことで一部相殺されました。

生産
量2021年の全社相当生産量は、原油価格の低迷に対応してEOGが特定の坑井を閉鎖した2020年と比較して10%増加しました。2021年の原油量は445,000Bopdで、2020年より9%増加し、2020年第4四半期のレベルで生産を維持するというEOGの計画と一致しています。NGLの量は6%増加し、天然ガスの量は15%増加しました。

ユニットあたりのコスト
減損、輸送、およびG&Pのコストは、2020年と比較して2021年に増加しましたが、DD&A、LOE、およびG&Aのコストの削減によってほぼ相殺されました。

所得以外のその他
の単位当たりの税金は、製品価格の上昇により、2021年にBoeあたり1.73ドル増加し、このカテゴリーからの収益の減少に最大の貢献をしました。

2021年と2020年の現金の変化

フリーキャッシュフロー
EOGは、2021年に94億ドルの任意のキャッシュフロー(探鉱費用と運転資本の変更前の営業活動によって提供された純現金)を生み出しました。同社は39億ドルの資本支出を被り、55億ドルのフリーキャッシュフローをもたらしました。

配当と負債
EOGは、2021年の通常の配当率を2020年末の1株あたり1.50ドルから2021年末までに1株あたり3.00ドルに倍増しました。さらに、EOGは2021年の特別配当で1株あたり3.00ドルを支払いました。また、EOGは、2021年2月に満期を迎えた7億5,000万ドルの元本を手元の現金で返済しました。

リースおよびウェル
ユニットあたりのLOEコストは、燃料、リースの保守および修復のコストが高いため、ガイダンスの中間および前の期間を上回りました。

輸送、収集、処理
4Qのユニットあたりの輸送およびG&Pコストは、ガイダンスの中間点をわずかに下回り、3Qと一致していました。費用は、主に燃料費の増加により、前年同期に比べて増加しました。

減価償却、枯渇、および償却
EOGのダブルプレミアム掘削プログラムによって推進される、より低い発見コストでの新しい井戸からの埋蔵量の追加は、DD&Aコストを引き続き削減します。ユニットあたりのDD&Aコストは、ガイダンスの中間点を下回り、2021年第3四半期および2020年第4四半期と比較してそれぞれ4%および3%減少しました。

第4四半期の一般管理
費のユニットあたりのG&Aコストは、従業員関連のコストが上昇したため、ガイダンスの中間点および前年度を上回りました。

発見と開発のコスト
発見と開発のコストは、価格改定を除いて、2021年に前年比17%減少し、Boeあたり5.81ドルになりました。価格改定を除いた実証済みの開発発見コストは、2021年にBoeあたり7.98ドルでした。34年連続で、内部埋蔵量の見積もりは、DeGolyerとMcNaughtonが独自に作成した見積もりの​​5%以内でした。

価格以外の修正を差し引いた埋蔵量の交換
の延長と発見により、2021年に証明された埋蔵量の644MMBoeが追加されました。EOGのダブルプレミアム基準を満たしていない実証済みの未開発の場所は、より少ない、より生産的なダブルプレミアムの場所に置き換えられました。これらの高度に証明された未開発の場所からの埋蔵量は、拡張と発見からの埋蔵量の追加の一部として含まれています。価格改定を除くすべてのソースからの正味証明済み準備金の追加は、2021年の生産の208%に取って代わりました。

2021プレミアムロケーションの追加
EOGは、2021年に700の新しいネットダブルプレミアムロケーションを特定し、2021年に掘削された約410のネットダブルプレミアムウェルの170%を置き換えました。新しいダブルプレミアムロケーションは、EOGのハイリターンプレイのポートフォリオ全体に広がっています。ダブルプレミアム在庫は、以前の5,700から6,000のネットロケーションに増加し、EOGの現在のペースで11年以上の掘削を表しています。EOGの11,500の純掘削されていない場所の総プレミアム在庫は、2021年も変わりませんでした。

通常配当と特別配当
取締役会は本日、EOGの普通株式に対して1株あたり0.75ドルの配当を宣言しました。配当金は2022年4月29日現在の登録株主に支払われます。表示されている年率は1株あたり3.00ドルです。取締役会は本日、EOGの普通株式に対して1株あたり1.00ドルの特別配当を宣言しました。特別配当は、2022年3月15日現在の登録株主に対して2022年3月29日に支払われる予定です。

2022年資本プログラム22022年
の総支出は、探査および開発掘削、施設、借地権の取得、資本化された利息、その他の資産、プラントおよび設備を含み、資産の取得、資産除去費用、および非資産除去費用を除いて、43億ドルから47億ドルの範囲になると予想されます。現金交換。資本プログラムはまた、営業費用として発生した特定の探鉱費用を除外しています。規律ある資本プログラムは、EOGのダブルプレミアム掘削在庫への高収益投資に焦点を当てており、石油生産をパンデミック前のレベルである455,000〜467,000Bopdに戻します。

資本プログラムの約30億ドルは、EOGの既存のプレミアムエリアへの投資に割り当てられています。資本プログラムはまた、国際的な演劇への投資、複数の見込み客にまたがる可能性の高い探鉱掘削、およびさまざまなコスト削減、インフラストラクチャ、環境プロジェクトへの投資にも資金を提供します。総資本プログラムは、32ドルのWTI石油価格で、運転資本の変更前の営業活動によって提供されるキャッシュフローから資金を調達することができます。EOGは、2021年の519のネットウェルと比較して、2022年には570のネットウェルを完成させる予定です。

EOG資料1

EOG資料2

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Crude Oil and Condensate量
2022/1Q: 442-452MBod
2022年 : 454-467MBod
2021年 :445MBod
2021/4Q: 450MBod
2021/3Q: 449MBod

天然ガス量(MMcfd)
2022/1Q: 1385-1485
2022年 : 1400-1540
2021/4Q: 1534
2021/3Q: 1422

Crude Oil Equivalent(MBoed)
2022/1Q: 824-855
2022年 : 858-933
2021年 : 828
2021/4Q: 863
2021/3Q: 855

ベンチマーク
2021年WTI:67.96、2020年:39.40 2021年4Q:77.17、2021年3Q:70.55

2021年HH:3.85、2020年:2.08 2021年4Q:5.83、2021年3Q:4.01

販売量はそこまで変化がないのでやっぱり価格の影響が大きい
WTIが2021年平均が68ほどで今は109$
HHが2021年平均が3.85ほどで今は5.1$

WTIが3Q→4Qで9%上昇、HHが3Q→4Qで45%上昇
天然ガスは現時点では4Q平均より-12%
WTI原油は現時点では4Q平均より+41%

売上に占める原油率4Q売上比
原油:3246、天然ガス液:583、天然ガス:847で7割近くなので原油高騰は大きく恩恵を受けそうです
ちなみに現時点で今年に入ってからのWTI平均価格は93$で4Q平均から16$上がってます
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【EQT】 EQT

2022年03月23日
※銘柄を勧めてる訳ではなく、個人的な銘柄勉強の為に記載してます。投資は自己責任です

EQTグラフ1

時価総額(4/16):159億$
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・グラフ/会社資料

Fourth Quarter Highlights:
-販売数量 527 Bcfe
-単位当たりの総営業費用は、2020年第4四半期を0.04ドル下回る1.26ドル/Mcfe。
-営業活動によるキャッシュ・フローは1,171百万米ドル、フリー・キャッシュ・フロー(1)は4.22億米ドルとなりました。
-資本支出は3億2,300万ドルまたは0.61ドル/1cfe
-EQT普通株式1株当たり0.50ドルの年次現金配当の復活を発表しました。
-10億ドルの自社株買いプログラムを発表

Full Year 2021 Highlights:
-販売数量 1,858 Bcfe
-単位当たりの総営業費用は1.28ドル/Mcfe、2020年より0.08ドル/Mcfe下回る
-営業活動によるキャッシュ・フローは16億6,200万米ドル、フリー・キャッシュ・フロー(1)は9億3,500万米ドルとなりました。
-資本支出は1,104百万ドル、または0.59ドル/1cfe
-総確認埋蔵量は25Tcfe、割引後の将来キャッシュフローは173億ドルで、2020年と比較して52Tcfeと139億ドルの増加。
-アルタ・リソーシズ社の買収および完全統合の完了
-Moody's、S&P、Fitchの3社から格付けのアップグレードを受けたこと
-2025年までに、スコープ1およびスコープ2のGHG排出量を正味ゼロにする目標を発表(2)

2022年計画のハイライト
-メンテナンス生産プログラムでの販売量は1,950〜2,050Bcfeを予定
-設備投資額1,300~1,450億ドル、1cfeあたり0.65~0.75ドル
-フリー・キャッシュ・フロー(1)は14億米ドルから17億5,000万米ドル、フリー・キャッシュ・フロー利回り(1)(3)は18%から22%。

社長兼CEOのトビー・ライスは、「2021年、当社はバランスシートをさらに改善し、Alta Resources社の買収と統合を成功させ、野心的なネット・ゼロ目標を発表し、四半期ごとの現金配当と10億ドルの普通株式の買戻し権限からなる包括的な株主還元プログラムを実施することで、株主に報いました」と述べています。

ライスは次のように述べています。「2022年は、当社の軌跡と、気候変動に対処し、世界のエネルギー平等を支援する当社の役割に期待しています。当社の最新のオペレーションモデルを継続的に実行することで、中核となる長期在庫の豊富さ、契約上減少しているギャザリングレート、資本効率の改善により、莫大なフリーキャッシュフローを生み出すことができると期待しています。当社の自社株買いは、魅力的な投資機会である自社株に資本を配分する機会を与えてくれます。私たちは、2025年までにネット・ゼロを達成するために、空気弁の交換やその他のカーボン・ネガティブ・プロジェクトを通じて排出強度を低減することで、ESG戦略を推進していきたいと考えています。最後に、天然ガスの利点が国内外で認識されるようになった今、私たちはスチュワードシップを発揮し続け、安価で信頼性の高いクリーンな天然ガスで世界の増大するエネルギー需要を満たす持続可能なエネルギー源を提供することを楽しみにしています。

総販売量は、主に2021年第3四半期にAlta Resources Development, LLCから取得した資産(Alta買収)からの販売量96Bcfeの増加と、2020年第4四半期にChevron U.S.A. Inc.から取得した資産(Chevron買収)からの販売量26Bcfeの増加により、前年同期比で126Bcfe増加しました。

2021年
販売数量の増加は、主に、アルタ社買収により取得した資産からの販売数量が170 Bcfe増加したこと、シェブロン社買収により取得した資産からの販売数量が127 Bcfe増加したこと、および、2020年の生産量を一時的に抑制するという戦略的決定により前期の販売数量が46 Bcfe減少したことによるものです。

2021年は、主に販売数量と平均実現価格の上昇により、2020年と比較して、営業活動による純現金収入が124百万ドル増加し、フリーキャッシュフロー(1)が610百万ドル増加しました。平均実現価格は、主にNYMEXおよび液体価格の上昇により、0.13ドル高い2.50ドル/Mcfeとなりましたが、現金決済されたデリバティブの減少および不利なディファレンシャルにより一部相殺されました。

2021年第4四半期の当社の坑井コストは、ペンシルバニア州南西部マーセラスで平均約745ドル/フィートとなり、2021年通年のペンシルバニア州南西部マーセラスの坑井コストは、2021年通年の目標である675ドル/フィートに対し、平均約690ドル/フィートとなりました。平均坑井コストの増加は、システムの制約による当社の生産水ポジションへの影響を緩和するために、2021年第4四半期に当社の予想フラックペースを変更したことが主な要因です。12月中旬現在、生産水量に影響を与えるシステム制約が通常のレベルに戻ったため、当社は予定していたフラックペースに戻しました。

2021年第4四半期には、当社が社内で開発した水インフラプロジェクト「ビッグ・ウォーター・ネットワーク」に支えられたウェストバージニア州の最初の井戸パッドをインライン化しました。ウェストバージニア州のマーセラス油田では、第4四半期および2021年通年の坑井コストは、ビッグ・ウォーター・ネットワークの建設に関連するコストを含めて、それぞれ平均で1フィートあたり約695ドル、約700ドルでした。ビッグ・ウォーター・ネットワークにより、ウェストバージニア州での坑井コストと操業費が大幅に削減されることが期待されています。

2022年には、維持生産プログラムによる総販売量を1,950~2,050Bcfeと予想しており、非支配持分に帰属する資本支出を除いた資本支出額は13億~14億5,000万ドル、1Mcfeあたり0.65~0.75ドルと予想しています。2022年には、過去1年間にわたって開発を進めてきた次世代の坑井設計を段階的に導入する予定です。この設計は、方法論的科学プログラムの一環としての初期結果に基づき、当社の資産ベース全体で坑井の生産性と収益率をさらに向上させる可能性が高いと当社は考えています。当社の大規模なコンボ開発モデルの一部である井戸の開発には時間がかかること、および新設計の井戸を段階的に導入する予定であることから、当社は2022年末までに投資の予備的結果を得て、2023年末から2024年初めまでに完全な見通しを得ることができると考えています。

2022年については、ペンシルバニア州南西部のマーセラス油田の平均坑井コストは、インフレによるコスト上昇分を含めて1フィートあたり約760ドル、新設計の坑井に起因するコスト上昇分約90ドルを除くと、約760ドルになると予想しています。当社は、大規模なコンボ開発を活用した差別化されたオペレーション戦略により、坑井の生産性を最大化し、インフレの影響を含むコストを最小化することで、当社の株主にとっての価値を最大化することができると考えています。

Proved Reserves
2021年の総確認埋蔵量は25.0Tcfeで、2020年と比較して5.2Tcfe(26%)の増加となりました。これは主に、アルタ社の買収と拡張、発見、その他の追加によるもので、生産量によって一部相殺されました。プロビデンスのある開発済み生産埋蔵量は、2020年に比べて3.6Tcfe(28%)増加しました。現存する未開発埋蔵量は、2020年と比較して1.6Tcfe(26%)増加しました。

EQT資料1

・年次報告

2021年のハイライト

•2021年の販売量は1,858Bcfe、1日あたりの平均販売量は5.1Bcfeを達成しました。Mcfeあたり2.50ドルの平均実現価格を受け取りました。
•2020年と比較して、2021年の総証明埋蔵量が5.2 Tcfe、つまり26%増加しました。
•AltaResourcesDevelopment、LLCからアパラチア盆地にある戦略的資産を合計2,925百万ドルで買収しました(Alta買収)。
•2020年と比較して2021年の間に、Mcfeあたりの収集および送信費用をそれぞれ0.05ドルおよび0.06ドルの有意義な削減を実現しました。
•S&P、ムーディーズ、フィッチからの信用格付けのアップグレードを達成。
•当社の信用枠の期間を延長し、当社の信用枠に基づく未払いの信用状を3億5,100万ドル削減しました。
•当社の天然ガスの大部分について、公平な原産地およびMiQ認証を取得しました。

2022年には、非支配持分に起因する金額を除いて、総資本支出に約13億ドルから14.5億ドルを費やすと予想しています。計画された資本的支出は、準備金の開発に約10億ドルから11億ドル、土地とリースの取得に約1億1000万ドルから1億3000万ドル、その他の生産インフラに約1億2000万ドルから1億6000万ドル、適用される約5500万ドルから7500万ドルのように割り当てられると見込んでいます。資本化されたオーバーヘッドに向けて。2022年の資本的支出プログラムでは、1,950〜2,050Bcfeの販売量が見込まれます。

2022 天然ガス 1,425 (Bcf) NGL 7,123 (Mbbl)
2023 天然ガス 936 (Bcf) NGL 1,825 (Mbbl)
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3Qまでの平均販売数量が443Bcfeで4Qは伸ばして527Bcfe

1Q:販売量415Bcfe、平均価格:$2.61/Mcfe、運用コスト:1.31/Mcfe
2Q:販売量394Bcfe、平均価格:$2.37/Mcfe、運用コスト:1.31/Mcfe
3Q:販売量495Bcfe、平均価格:$2.33/Mcfe、運用コスト:1.25/Mcfe
4Q:販売量527Bcfe、平均価格:$2.68/Mcfe、運用コスト:1.26/Mcfe

液体
2Q:販売量16Bcfe、平均価格:$34.38/Mcfe、平均価格(デリバ含む):$25.52/Bbl


2Q:販売量2.3Bcfe、平均価格:$56.18/Bbl、平均価格(デリバ含む):$25.52/Bbl

メインは天然ガス系で原油などもあるが規模的に取り敢えず省く
4Qの利益増原因は販売数量が伸びた分か、デリバティブ契約により価格の高騰反映遅い動き
そもそも天然ガスの価格は去年10月は超えてない。
2Q/3Qが売上マイナスになってるが良くわからない4Qはその反動分もあるのかも不明

販売量が増えた要因としてはアルタ社買収が原因との推測
販売量96Bcfeの増加はでかい。

価格が利益に反映されるのは少し遅そうだが、株価位置が増資ぬかして37$位?15-16年あたりか
ちょっと3Qの売上マイナスが分からないので反動の可能性もある為様子見。

※2Q/3Q損失はデリバティブの損失によるもので売上マイナス
4Qはデリバティブの売上で10億$プラス

2022年総販売量Bcfe)1Q:475 - 525、年:1,950 - 2,050
2022年平均差額 $/mcf 1Q:($0.45) - ($0.35) 年:($0.75) - ($0.50)
FCF:$1.400 - $1.750

ヘッジポジションのおおよその数量と価格2022年
Hedged Volume(Million Dekatherms) 1Q:355 2Q:329 3Q:287 4Q:287
スワップ(先物を含む)量 (MMDth) 1Q:289 2Q:296 3Q:254 4Q:232 2021/1Q:863、2Q:741、3Q:314
スワップ(先物を含む)平均価格 ($/Dth) 1Q:2.78 2Q:2.63 3Q:2.41 4Q:2.36
コールネットショート(MMDth) 1Q:57 2Q:101 3Q:102 4Q:102
平均ショートストライク($/Dth) 1Q:3.26 2Q:3 3Q:3 4Q:3
プット-ネットロング (MMDth) 1Q:65 2Q:32 3Q:32 4Q:54 (AvePrice:2.68)
固定販売平均価格 1Q~4Q:2.38 ※NYMEX価格との差額は平均差額に含まれる

2021年9月30日に終了した3ヵ月間において、当社はヘッジ指定されていないデリバティブについて33億米ドルの損失を計上しました。これは主に、フォワード価格(先物)の上昇により当社のNYMEXスワップおよびオプションの公正な市場価値が減少し、営業総収入がマイナスになったことに関連しています。

2021年6月30日
公正価値での資産デリバティブ商品 $648,855
公正価値での負債デリバティブ商品 $2,160,253 (千)

2021年9月30日
公正価値での資産デリバティブ商品 $1,428,073
公正価値での負債デリバティブ商品 $5,715,608 (千)

2021年12月31日
公正価値での資産デリバティブ商品 $543,337
公正価値での負債デリバティブ商品 $2,413,608 (千)
買掛金勘定 $1,339,251 (千)

ガス価格($ / Mcf)
2021年4Qデリバティブを除く:6.10、平均調整価格:5.14、デリバティブ含む:2.54
2021度デリバティブを除く:3.54、平均調整価格:3.47、デリバティブ含む:2.38、2020年度デリバティブを除く:1.73、デリバティブ含む:2.37
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