最新: 8-K  ·  2026-10-08

EOGリソーシズ

EOG Resources, Inc.

米国大手の独立系石油・天然ガス E&P 企業。シェール開発に特化し、低コスト・高収益が特徴。パーミアン / イーグルフォード盆地が主力。

EOGエネルギー公式 IR

次回決算予定

2026.11.04 · 水曜

コンセンサス予想

売上予想
1.14 兆円
EPS 予想 (調整後)
655.4 円

最新四半期

FY2026 Q2· 2026-08-04 発表
売上
1.36 兆円
売上 YoY
+57.4%

前年同期比

売上 QoQ
+24.5%

前期比

EPS (GAAP)
810.7 円
EPS YoY
+109.3%

前年同期比

EPS QoQ
+39.2%

前期比

売上構成

2026-08-04 発表

売上構成比前年比
  • 原油・コンデンセート7,715 億円57.2%+64.8%
  • 集荷・処理・販売3,166 億円23.5%+61.3%
  • 天然ガス1,278 億円9.5%+35.3%
  • NGL スワップ1,212 億円9.0%+44.2%
  • コモディティデリバティブ評価損益 (純額)63 億円0.5%-62.6%
  • その他 (純額)44 億円0.3%+75.0%

指標推移

直近 6 四半期

売上

兆円

売上推移の折れ線チャート1.271.120.9725Q125Q225Q325Q426Q126Q21.36

EPS (GAAP)

円

EPS (GAAP)推移の折れ線チャート701.5519.5337.625Q125Q225Q325Q426Q126Q2810.7

営業利益

億円

営業利益推移の折れ線チャート48183593236825Q125Q225Q325Q426Q126Q25553

フリーキャッシュフロー

億円

フリーキャッシュフロー推移の折れ線チャート63905168394625Q125Q225Q325Q426Q126Q27123

財務指標

四半期

期間売上高粗利益営業利益純利益FCFEPS (GAAP)
FY2026 Q21.36 兆円+57.4% YoY+24.5% QoQ—5,553 億円+101.9% YoY+35.8% QoQ4,288 億円+102.5% YoY+37.6% QoQ7,123 億円+133.5% YoY+60.9% QoQ810.7 円+109.3% YoY+39.2% QoQ
FY2026 Q11.09 兆円+22.1% YoY+22.8% QoQ—4,100 億円+39.8% YoY+175.5% QoQ3,125 億円+35.3% YoY+182.5% QoQ4,439 億円+28.6% YoY+12.5% QoQ583.9 円+39.6% YoY+182.4% QoQ
FY2025 Q48,786 億円+0.9% YoY-3.6% QoQ—1,470 億円-40.8% YoY-48.6% QoQ1,092 億円-44.0% YoY-52.3% QoQ3,896 億円-5.5% YoY-15.0% QoQ204.2 円-41.8% YoY-51.5% QoQ
FY2025 Q38,981 億円-2.0% YoY+6.7% QoQ—2,820 億円-12.1% YoY+5.1% QoQ2,259 億円-12.1% YoY+9.4% QoQ4,516 億円-12.2% YoY+51.7% QoQ414.7 円-8.5% YoY+9.8% QoQ
FY2025 Q28,623 億円-9.1% YoY-3.4% QoQ—2,750 億円-18.0% YoY-6.0% QoQ2,117 億円-20.4% YoY-8.1% QoQ3,051 億円-24.8% YoY-11.4% QoQ387.2 円-16.6% YoY-7.2% QoQ
FY2025 Q18,946 億円-7.4% YoY+1.5% QoQ—2,934 億円-18.1% YoY+16.8% QoQ2,309 億円-18.2% YoY+16.9% QoQ3,451 億円-14.3% YoY-17.3% QoQ418.2 円-14.5% YoY+17.8% QoQ

年次

期間売上高粗利益営業利益純利益FCFEPS (GAAP)
FY2025 FY3.53 兆円-4.5% YoY—9,950 億円-21.0% YoY7,761 億円-22.2% YoY1.49 兆円-14.0% YoY1421.3 円-18.9% YoY
FY2024 FY3.69 兆円-2.0% YoY—1.26 兆円-15.8% YoY9,978 億円-15.7% YoY1.73 兆円+5.5% YoY1753.2 円-13.5% YoY
FY2023 FY3.77 兆円-5.9% YoY—1.50 兆円-3.6% YoY1.18 兆円-2.1% YoY1.64 兆円-1.6% YoY2025.9 円-1.7% YoY
FY2022 FY3.84 兆円—1.49 兆円1.16 兆円1.60 兆円1977.6 円

提出書類

8-K

2026.10.08

木曜

中東情勢による原油価格上昇でQ3の当期税負担が約3億ドル増額、他の見通しは据え置き

  • 2026年第3四半期の当期税金費用（current tax expense）見通しを、従来の5億4,500万〜6億4,500万ドルから8億3,500万〜9億3,500万ドルへ引き上げ。増額幅は約2億9,000万ドル
  • 引き上げの理由は、中東情勢の継続により第3四半期に実現した原油価格（および通年で見込まれる価格）が8月4日時点の想定を上回ったため
  • 8月4日に公表した第3四半期・通期2026のその他のガイダンスレンジについては更新も確認もしないと明言
  • 第3四半期の商品デリバティブ決済による純受取額は4,000万ドル。Brent連動ガス販売契約は2027年1月の引渡し開始予定で、当期の受取はなし
  • 第3四半期の指標価格はNYMEX WTI 平均85.68ドル/バレル、Henry Hub 天然ガス平均2.95ドル/MMBtu

会社ガイダンス

次四半期

2026年第3四半期の当期税金費用（current tax expense）は8億3,500万〜9億3,500万ドルを見込む（従来予想5億4,500万〜6億4,500万ドルから増額）。その他の第3四半期ガイダンスは更新・確認していない。

通期

通期2026については当期税金費用以外の項目の更新・確認は行っておらず、8月4日公表のレンジを据え置き。

背景・要因

  • 中東紛争の継続に伴う原油価格の上昇により、実現価格が前提を上回り課税所得・当期税負担が増加
  • デリバティブはマーク・トゥ・マーケット会計で処理。第3四半期はデリバティブ決済で純額4,000万ドルの現金受取

リスク・懸念

  • 原油価格は中東情勢など外部要因に左右され、今回の税負担増は価格上昇の裏返しであると同時に、価格反転時には前提が変わり得る
  • 実現価格はNYMEX価格に対し、受渡地点（ベーシス）、品質、収益調整により乖離する
  • NGLの実現価格はエタン・プロパン・ブタン・天然ガソリン等の抽出構成と各成分市況に左右される
  • 先物・スワップ等の金融商品デリバティブおよびBrent連動ガス契約はマーク・トゥ・マーケット会計のため損益が変動し得る

原文

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10-Q

2026.08.04

火曜

原油価格高とUtica増産で売上57%増、純利益2倍超。通期ガイダンスも上方修正、堅調な決算

  • 第2四半期の総売上は57%増の$86.2億（前年同期$54.8億）、純利益は約2倍の$27.2億（希薄後EPS $5.15、前年$2.46）
  • 原油・コンデンセートの合成平均価格が51%上昇し1バレル$98.15に。原油系・NGL系生産がUticaを中心に増加（原油9%増、NGL 34%増、天然ガス39%増）
  • 第2四半期の営業利益は$35.3億（前年$17.5億）。6ヵ月累計の営業キャッシュフローは77%増の$76.4億
  • 2026年通期の設備投資予算は$63-67億。通期原油生産は前年比約5%増、総生産量は約14%増を見込む
  • 株主還元が拡大。自社株買い枠を$100億から$200億に増額し、Q2に約$13億相当の自社株を買い戻した

会社ガイダンス

通期

2026年通期の探索開発・設備投資予算は約$63億-$67億（探鉱・開発掘削、施設、リース取得、資本化利息、ドライホール、その他PP&Eを含み、資産買収・ARO・非現金交換等を除く）。通期原油生産は前年比約5%増、原油・NGL・天然ガス合計の総生産量は約14%増を見込む。第1四半期時点の想定より原油価格高を織り込み、通期原油価格は前年より高い水準を予想。

背景・要因

  • 中東情勢の緊迫により原油・コンデンセート価格が大幅上昇（NYMEX平均価格は前年同期比22%増の$82.57/バレル）
  • 2025年8月に買収したEncino（Uticaプレイ）の生産寄与により、原油・NGL・天然ガス全体で生産量が大きく増加
  • 天然ガス関連のBrent連動ガス販売契約によるマークツーマーケット益（6ヵ月で$130百万）も収益を押し上げ
  • GP&TコストやG&A、利払い費用は増加したが、収入増を上回る水準
  • デリバティブ契約は天然ガス価格下振れリスクを一部ヘッジ（2026年下期は$3.79/MMBtuのスワップ等）

リスク・懸念

  • 原油・NGL・天然ガス価格のボラティリティが継続。中東情勢、関税・貿易政策、世界需給バランスが不確実要因
  • 価格感応度として、原油価格$1/バレル変動で通期純利益に約$172百万の影響（税後）
  • 天然ガス価格$0.10/Mcf変動で通期純利益に約$60百万の影響
  • インフレ圧力（関税・地政学リスク）が操業コストや設備投資に与える影響を完全に相殺できる保証はない
  • Encino統合や新規海外探鉱（バーレーン・UAE）のリスク、気候変動関連規制・政策の変化

原文

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8-K

2026.08.04

火曜

原油価格上昇とEncino買収効果で大幅増益、2Q2026 GAAP EPS $5.15（前期比+39%）と好調

  • 売上（操業収入等）は2Q2026に約$86億（Composite Average Revenue per Boe $67.65）で、1Q2026の約$69億から大幅増加。原油・コンデンセート/NGL/天然ガス販売収入は約$64億。
  • GAAP Net Incomeは2Q2026に$27.24億（Diluted EPS $5.15）と、1Q2026の$19.8億（EPS $3.70）から約+39%増益。前年同期2Q2025の$13.45億（EPS $2.46）からも大幅増。
  • Adjusted Net Income（Non-GAAP）は2Q2026に$26.83億（Diluted EPS $5.07）で、1Q2026の$18.25億（EPS $3.41）から増加。Adjusted EPSでは2Q2026 $4.83が前年同期比で約+119%増。
  • 原油・コンデンセート換算生産量（Crude Oil Equivalent Volumes）は2Q2026に128.3 MMBoe（日量ベース約1,410 MBoed）と、1Q2026の124.5 MMBoeおよび前年同期の121 MMBoeから増産。
  • 現金縫い込みコスト（Total Cash Operating Costs and DD&A）は2Q2026に1Boeあたり$25.51（Non-GAAP Composite Average Margin per Boe $25.51）。
  • Net Debt-to-Total Capitalization Ratioは2026年6月30日時点で19%（前期末の11%から改善）、Net Debt-to-Total Capitalizationは8.7%まで縮小。

背景・要因

  • 原油価格の上昇：Composite Average Revenue per Boeが1Q2026の$55.56から2Q2026の$67.65へ上昇したことが主因
  • 生産量の増加：Crude Oil Equivalent Volumesが128.3 MMBoeと前期比で増加（Encino買収と非在来型既存資産の成長）
  • 1Q2026のデリバティブ実現損失$53百万（支払い）が2Q2026は$45百万の受取に転じたことによる利益貢献
  • Encino買収による生産・収益基盤の拡大

リスク・懸念

  • 原油・天然ガス価格の下落リスク（Q3/Q4では原油価格がQ2ピークから大幅低下しており、将来の収益に悪影響）
  • Barnett ShaleやWoodford Oil Window等で確認された減損（impairment）の発生リスク（商品価格下落やプレー経済性の悪化による）

原文

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8-K

2026.07.09

木曜

原油・ガス市況動向の開示が中心。具体的な四半期決算数値（売上・EPS）の発表なし

  • 2026年第2四半期中に、金融商品デリバティブ契約の決済により純額$45Mの現金受取
  • 米国NYMEX WTI原油の2026Q2平均価格は$92.85/バレル
  • 米国NYMEX Henry Hub天然ガスの2026Q2平均価格は$2.89/MMBtu
  • ブレント連動ガス販売契約（Brent Linked Gas Sales Contract）の引渡しは2027年1月開始予定で、今四半期の現金受取はなし
  • 10-K年次報告書（2025年12月末決算）のリスク要因・将来見通しに関する記述を参照するよう注意喚起

背景・要因

  • デリバティブ決済による$45Mの現金受取が計上されたが、これは四半期のヘッジ活動によるもの

リスク・懸念

  • 将来見通しに関する記述には不確実性が伴い、実際の結果が期待と大きく異なる可能性がある
  • 事業・経済・競争上の不確実性や既知・未知のリスク事象の影響を受ける可能性がある

原文

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8-K

2026.05.05

火曜

1Q2026は原油価格上昇で増収増益、純利益$1,980M（前年同期比+35%）、調整後EPS$3.41。ただし生産量は前期比減少、原油・ガス実現価格の好転が業績を牽引

  • 売上高（原油・コンデンセート・NGL・天然ガス販売収入）は$5,259M（1Q2025: $4,462M）と前年同期比約18%増加
  • GAAPベース純利益は$1,980M（希薄化後EPS $3.70）、前年同期$1,463M（EPS $2.65）から+35%増。調整後純利益（Non-GAAP）は$1,825M（EPS $3.41）
  • 原油換算生産量は124.5 MMBoe/日（前年同期: 98.1 MMBoe/日）と前年比増も、前期（4Q2025: 128.7 MMBoe/日）からは減少
  • Composite Average Revenue per Boeは$42.24と前期$34.99から大幅上昇。Operating Income（GAAP）は$2,553M（前年同期$1,877M）
  • フリーキャッシュフロー（Non-GAAP）は$1,436M（1Q2025: $947M）と前年比増加。Capital Expendituresは$969M

背景・要因

  • 原油・ガス実現価格の上昇：Composite Average Revenue per Boeが$34.99（4Q2025）→$42.24（1Q2026）に上昇。販売収入が前期比+$903Mの増収要因
  • 生産量は前年同期比では増加（98.1→124.5 MMBoe/日）も、前期比では4.2 MMBoe減少（-4.2 MMBoe）。生産量減少によるマイナス影響は-$76M
  • General & Administrative Costs（Non-GAAP）$185M（前年同期$171M）と微増。Encin買収関連費用（1Q2025: $8M→1Q2026: $0）の消滅がコスト面で寄与

リスク・懸念

  • 本資料でリスクに関するマネジメントの明示的な言及はない

原文

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10-Q

2026.05.05

火曜

生産拡大と原油堅調で増収増益、通期生産ガイダンスは原油+5%・総生産+13%と積極的

  • 売上高は$6,921M（前年比+22%）、純利益は$1,980M（EPS $3.70、前年$1,463M／$2.65から大幅増）
  • 原油生産は548.5 MBbld（前年比+9%）、天然ガス生産は3,020 MMcfd（+45%）と急伸。Utica貢献が大
  • 営業CFは$2,966M（前年比+$677M）。設備投資$1,768M、自社株買い$418M、配当$544M
  • デット/total資本化比率は20%（前年末21%）と健全。手元現金$3,849M、クレジット枠$3.0B全額未使用
  • 通期設備投資見通し$6.3-6.7B。原油生産+5%、総生産+13%の増産計画（前回比上方修正なしだが明示）

会社ガイダンス

通期

2026年通期: 設備投資 $6.3B〜$6.7B（探鉱・開発掘削、設備、リース取得、資本化利息、dry hole費用、その他有形固定資産含む）。原油生産量は前年比約+5%、原油・NGL・天然ガス合計生産量は約+13%増の見通し。

背景・要因

  • 原油・コンデンセート販売量増（+46.4 MBbld）が$304Mの増収要因。ただし平均実現価格は$72.47/Bblと前年比微減
  • 天然ガス販売量が940 MMcfd増（Utica・Permian Basin主体）で$289Mの増収、加えて平均価格$3.76/Mcf（+10%）も寄与
  • NGL販売量90.4 MBbld増も平均価格$22.20/Bbl（-16%）で増収効果は一部相殺
  • 前年は-$191Mだったデリバティブ評価損益が+$113Mに改善。Brent連動ガス販売契約の評価益$119Mが主因
  • 2025年8月のEncino（Utica資産）買収効果フル寄与。生産量・減価償却費とも増加

リスク・懸念

  • 中東紛争の継続・拡大による原油・ガス価格と海上輸送ルートへの不確実性
  • 関税・貿易障壁・経済制裁等の政策変更によるコスト上昇と事業運営への悪影響リスク
  • 気候変動関連法規制・排出規制強化や投資家圧力による追加コスト・操業制限リスク
  • インフレ圧力を相殺するためのコスト削減施策が十分奏功しない可能性

原文

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