เขียนโดย HypeTimes Staff · ข้อมูล ณ
1. สรุปผู้บริหาร / Executive Summary
ข้อมูลตลาด ณ ปิด 9 ต.ค. 2026 · ผลประกอบการล่าสุด 2Q26 (สิ้นสุด 30 มิ.ย. 2026) · TTM = 12 เดือนถึง 30 มิ.ย. 2026
ราคาปิด · มูลค่าตลาด
$148.16 · $77.7B
กระแสเงินสดอิสระ TTM
$6.6B
หนี้สุทธิ / EBITDA TTM
0.22x
คืนเงินให้ผู้ถือหุ้น 1H26
$2.8B
ประเด็นสำคัญ 1: ปริมาณและราคาเพิ่มพร้อมกัน กำไรไตรมาส 2 เกือบเท่าตัว
กำไรสุทธิ 2Q26 อยู่ที่ $2,724 ล้าน (EPS ดิลูทิด $5.15) เพิ่มจาก $1,345 ล้านใน 2Q25 หรือ +103% ปริมาณผลิตรวม 1,410 MBoed เพิ่ม 24% YoY จากการรวม Utica (Encino) และ Permian ส่วนราคาขายน้ำมันดิบเฉลี่ยของบริษัท $98.15/bbl เพิ่ม 51% จาก $64.82 ใน 2Q25 (10-Q 2Q26, MD&A)
ประเด็นสำคัญ 2: งบแข็งแรงและการคืนเงินเพิ่มขึ้น วงเงินซื้อหุ้นคืนเพิ่มเป็น $20B
หนี้ระยะยาว $7.9B และเงินสด $4.9B ทำให้หนี้สุทธิเหลือ $3.0B เทียบกับ $4.5B ปลายปี 2025 วงเงินกู้หมุนเวียนที่ยังไม่ได้ใช้ $3.0B ฝ่ายบริหารตั้งเป้าคืนเงินอย่างน้อย 70% ของกระแสเงินสดจากการดำเนินงานหักเงินลงทุน และคณะกรรมการเพิ่มวงเงินซื้อหุ้นคืนเป็น $20B เมื่อ 20 พ.ค. 2026 (10-Q 2Q26) · (10-K 2025)
ประเด็นเตือน: กำไรปี 2025 ลดลง แม้รายได้ลดเพียง 4% และภาษีกำลังเพิ่มขึ้นมาก
กำไรสุทธิปี 2025 ลดเหลือ $4,980 ล้าน จาก $6,403 ล้านในปี 2024 (−22%) สาเหตุหลักคือค่าเสื่อมราคา (DD&A) เพิ่มเป็น $4,461 ล้าน และค่าด้อยค่าสินทรัพย์ $843 ล้าน (ปี 2024 $391 ล้าน) ล่าสุด 8 ต.ค. 2026 บริษัทปรับเพิ่มค่าภาษีเงินได้ปัจจุบันไตรมาส 3 2026 เป็น $835–935 ล้าน จากเดิม $545–645 ล้าน เพราะราคาน้ำมันที่สูงขึ้น (10-K 2025) · (8-K 8 ต.ค. 2026)
สรุปสถานการณ์การลงทุน (Bull / Base / Bear)
กรอบเป้าหมายราคาใช้ค่าสูงสุด ค่าเฉลี่ย และค่าต่ำสุดของนักวิเคราะห์ 32 ราย (S&P Global ผ่าน StockAnalysis) ณ 9 ต.ค. 2026 ไม่ใช่การคาดการณ์ของผู้จัดทำ ส่วนเหตุผลประกอบในแต่ละกรณีเป็นความเห็นของผู้จัดทำ รายละเอียดดูหัวข้อ 13
Bull Case · $193 (+30.3%)
- เป้าสูงสุดของนักวิเคราะห์ $193 สะท้อนว่าราคาน้ำมันที่สูงต่อเนื่องจะแปลงเป็นกระแสเงินสดได้จริง
- ปริมาณผลิตยังโตจาก Utica และ UAE ขณะที่ค่าใช้จ่ายต่อหน่วยไม่เพิ่มตาม (สมมติฐานผู้จัดทำ)
- ที่ราคา $100/bbl ขึ้นไป FCF รายปีอาจแตะหรือเกิน $10B ทำให้ซื้อหุ้นคืนต่อได้โดยไม่กระทบงบ (สมมติฐานผู้จัดทำ)
Base Case · $164.21 (+10.8%)
- ค่าเฉลี่ยเป้าหมายนักวิเคราะห์ 32 ราย ($164.21; มัธยฐาน $160) ใช้เป็นกรณีกลาง
- งบลงทุนปี 2026 $6.3–6.7B ตามแผนที่ประกาศ และปันผลไตรมาสละ $1.02 คงที่
- Forward P/E 9.0x (StockAnalysis) ยังต่ำกว่ากลุ่ม E&P ส่วนใหญ่ ถ้ากำไรไม่ลดลงเร็ว
Bear Case · $138 (−6.9%)
- เป้าต่ำสุด $138 เป็นค่าต่ำสุดของนักวิเคราะห์ 32 ราย และสะท้อนกรณีที่ราคาน้ำมันย้อนลงเมื่อความขัดแย้งคลี่คลาย (สมมติฐานผู้จัดทำ)
- ราคาน้ำมันลดลงต่อเนื่อง ทำให้ค่าภาษีปัจจุบันและกำไรไตรมาสลดเร็วกว่าที่ตลาดคาด
- ค่าใช้จ่ายต่อหน่วยจากการขนส่งและ Utica เพิ่มเร็วกว่าปริมาณผลิต ทำให้มาร์จิ้นบีบ
2. Factsheet
ข้อมูลพื้นฐานหลักทรัพย์และสถิติตลาด ณ ปิด 9 ต.ค. 2026 · งบการเงินล่าสุด 30 มิ.ย. 2026
P/E (TTM)
11.5x
EPS ดิลูทิด TTM $12.85 (คำนวณ) · StockAnalysis 11.58x
(10-K)P/BV
2.44x
ส่วนของผู้ถือหุ้น $31,864 ล้าน (คำนวณ)
(10-Q)ปันผลอัตราปัจจุบัน
2.75%
$1.02 × 4 = $4.08 ÷ ราคา (คำนวณ)
(10-Q)มูลค่ากิจการ (EV)
$80.7B
มูลค่าตลาด + หนี้รวม $7.9B − เงินสด $4.9B (คำนวณ)
ผลตอบแทน 52 สัปดาห์
+34.1%
ข้อมูลองค์กรและโครงสร้างทุน · ที่มา: 10-K 2025, 10-Q 2Q26| รายการ | รายละเอียด |
|---|
| สำนักงานใหญ่ / จดทะเบียน | ฮิวสตัน, เท็กซัส · จดทะเบียนในรัฐเดลาแวร์ · ตลาด NYSE (EOG) |
| พนักงาน | ประมาณ 3,400 คน ณ 31 ธ.ค. 2025 (รวมพนักงานต่างชาติ) |
| พื้นที่ดำเนินงาน | สหรัฐฯ (Delaware Basin, South Texas, Utica, Rocky Mountain) · ตรินิแดดและโตเบโก (นอกชายฝั่ง) · บาห์เรน (สำรวจ) · UAE (เริ่มผลิต มิ.ย. 2026) |
| หุ้นออกจำหน่าย / หุ้นซื้อคืนสะสม | 589.0 ล้านหุ้น / 63.5 ล้านหุ้น = หุ้นหมุนเวียน 525.5 ล้านหุ้น (30 มิ.ย. 2026) · 524.5 ล้านหุ้น ณ 28 ก.ค. 2026 |
| หนี้รวม / เงินสดและเทียบเท่า | $7,926 ล้าน (หนี้ระยะยาว $7,899 + ส่วนที่ถึงกำหนด $27) / $4,907 ล้าน (30 มิ.ย. 2026) |
| สภาพคล่องรวม | $7.9B = เงินสด $4.9B + วงเงินกู้หมุนเวียนที่ยังไม่ได้ใช้ $3.0B |
| อัตราหนี้ต่อเงินทุน (Debt-to-Capitalization) | 20% ณ 30 มิ.ย. 2026 (21% ณ 31 ธ.ค. 2025) · เพดานตามสัญญาเครดิต 65% |
| อันดับเครดิต | บริษัทระบุว่าสัญญาเครดิตหมุนเวียนเป็นแบบ investment-grade · อันดับเครดิตจากสถาบันจัดอันดับไม่ได้ตรวจสอบในรายงานนี้ |
หมายเหตุ: StockAnalysis ระบุ P/E (TTM) 11.58x จาก EPS TTM $12.79; ผู้จัดทำคำนวณจาก EPS ดิลูทิดของ 10-K 2025 + 1H26 − 1H25 ได้ $12.85 และ P/E 11.5x ความต่างมาจากนิยาม EPS ที่แตกต่างกันเล็กน้อย
3. ลักษณะธุรกิจ / Business Overview
การสำรวจ พัฒนา และผลิตน้ำมันดิบ คอนเดนเสท NGL และก๊าซธรรมชาติ · ที่มา: 10-K 2025 (Item 1) และ 10-Q 2Q26
EOG เป็นบริษัท E&P แบบอิสระ (non-integrated) ที่ไม่มีโรงกลั่นหรือปั๊มน้ำมัน รายได้มาจากการขายผลผลิตที่ขุดได้ ส่วนกำไรมาจากส่วนต่างระหว่างราคาขายกับต้นทุนการผลิต ค่าขนส่ง (GP&T) และค่าเสื่อมราคาการลงทุนในแหล่งผลิต บริษัทวางตัวเองเป็น “หนึ่งในผู้ผลิตที่มีผลตอบแทนสูงและต้นทุนต่ำที่สุด” โดยเน้นแหล่งที่มีต้นทุนต่อหน่วยต่ำและวัดผลได้เร็ว ต่างจากผู้ผลิตแบบบูรณาการที่มีธุรกิจกลั่นช่วยพยุงกำไรเมื่อราคาดิบตก
ปริมาณสำรองพิสูจน์แล้ว (proved reserves) ณ 31 ธ.ค. 2025 อยู่ที่ 5,514 MMBoe แบ่งเป็นน้ำมันดิบและคอนเดนเสท 1,905 MMBbl NGL 1,510 MMBbl และก๊าซธรรมชาติ 12,592 Bcf สัดส่วนสำรองในสหรัฐฯ คือน้ำมัน 35% NGL 27% และก๊าซ 38% (10-K 2025, Item 1)
ห่วงโซ่มูลค่า: จากหลุมผลิตสู่การขาย (ตัวเลข 2Q26 ไตรมาสเดียว)
พอร์ตแหล่งผลิตหลัก
รายได้และกำไรของ EOG มาจากสหรัฐฯ เป็นหลัก แหล่ง Delaware Basin ในรัฐเท็กซัสตะวันตกและนิวเม็กซิโกคิดเป็นราว 58% ของปริมาณผลิตปี 2025 และเป็นแหล่งที่บริษัทลงทุนมากที่สุด การซื้อ Encino เมื่อ 1 ส.ค. 2025 ด้วยเงินสด $4,471 ล้านและหนี้ของ Encino $1,200 ล้าน ทำให้มี Utica ประมาณ 1.1 ล้านเอเคอร์สุทธิ และดันการผลิตก๊าซกับ NGL ขึ้นอย่างเห็นได้ชัด (10-Q 2Q26, Note 12)แหล่งผลิตหลัก ปริมาณและแผน 2026 · ที่มา: 10-K 2025 (Item 1)| แหล่ง | ลักษณะและสินทรัพย์หลัก | ผลิต 2025 (MMBoe) | สัดส่วน | แผน 2026 (หลุมสุทธิ) |
|---|
| Delaware Basin | Wolfcamp, Bone Spring และ Leonard ปริมาณน้ำมันและ NGL สูง มีก๊าซร่วมด้วย · ปี 2025 เจาะเสร็จ 393 หลุม | 261.5 | 58.1% | ประมาณ 300 |
| South Texas (Eagle Ford + Dorado) | Eagle Ford แหล่งน้ำมันหลัก · Dorado แหล่งก๊าซ (ที่ดินประมาณ 160,000 เอเคอร์สุทธิ) | 65.3 | 14.5% | ไม่ได้ระบุตัวเลขเฉพาะ |
| Utica (Appalachia) | ก๊าซและ NGL จาก Encino · ที่ดินประมาณ 1.1 ล้านเอเคอร์สุทธิ · ปี 2025 เจาะ 55 หลุม | 123.0
(รวม Utica, Rocky, อื่นๆ, Trinidad) | 27.3% | ประมาณ 85 |
| Rocky Mountain (Powder River, Williston) | น้ำมันและก๊าซผสม · ปี 2025 เจาะ 34 หลุม | ประมาณ 45 |
| Trinidad (นอกชายฝั่ง) และอื่นๆ | ก๊าซเป็นหลักขายให้ National Gas Company · แท่นผลิต Mento และ Coconut กำลังก่อสร้าง · UAE เริ่มผลิตมิ.ย. 2026 | ไม่ได้แยกตัวเลข |
| รวม | | 449.8 | 100% | งบลงทุนปี 2026 $6.3–6.7B |
หมายเหตุ: ปริมาณ 2025 รวม Trinidad 14.6 MMBoe และ Other International 0.2 MMBoe ไว้ในกลุ่ม 27.3% ตัวเลขแผนหลุมเป็นจำนวนหลุมที่บริษัทระบุว่าจะเจาะเสร็จ ไม่ใช่ปริมาณผลิต · ที่มา:
10-K 2025 (Item 1, Item 2)โครงสร้างรายได้และต้นทุน
รายได้จากการขายตามผลิตภัณฑ์ ($ล้าน) · ที่มา: 10-K 2025 (Revenues Note)| รายการ | 2023 | 2024 | 2025 | สัดส่วน 2025 |
|---|
| น้ำมันดิบและคอนเดนเสท | 13,748 | 13,921 | 12,501 | 55.2% |
| ก๊าซธรรมชาติ | 1,744 | 1,551 | 2,791 | 12.3% |
| NGL | 1,884 | 2,106 | 2,376 | 10.5% |
| Gathering, Processing และ Marketing | 5,806 | 5,800 | 4,914 | 21.7% |
| รายการอื่น (คำนวณ = รวม − รายการข้างบน) | 1,004 | 320 | 50 | 0.2% |
| รวมรายได้ (Total) | 24,186 | 23,698 | 22,632 | 100% |
ต้นทุนหลักคือค่าขนส่งและ marketing ที่ผันตามปริมาณ
ค่าใช้จ่ายการดำเนินงานรวม 1H26 $9,415 ล้าน เพิ่ม 25% YoY โดยค่า Marketing Costs (ซื้อก๊าซและ NGL จากบุคคลอื่นมาขายต่อ) $3,334 ล้าน และ GP&T $1,330 ล้านเป็นตัวหลัก ส่วนค่า Lease and Well $929 ล้าน (+17%) และภาษีอื่นที่ไม่ใช่ภาษีเงินได้ $769 ล้าน (+20%) ตามรายได้ที่สูงขึ้น ดังนั้นมาร์จิ้นต่อ Boe อาจไม่ขยายเท่ารายได้ (10-Q 2Q26, Statement of Income)
กลยุทธ์การคืนเงินและวินัยการลงทุน
นโยบายที่ใช้ตั้งแต่ปี 2024 คือคืนเงินให้ผู้ถือหุ้นอย่างน้อย 70% ของกระแสเงินสดจากการดำเนินงานก่อนปรับงบดุลบางรายการ หักด้วยงบลงทุนทั้งหมด ผ่านปันผลปกติ ปันผลพิเศษ และซื้อหุ้นคืน ปันผลปกติเพิ่มเป็น $1.02 ต่อไตรมาสจากการประกาศเมื่อ 30 พ.ค. 2025 (10-Q 2Q26, Capital Resources)
โครงสร้างการใช้เงินสดปี 2025 ($ล้าน): จากกระแสเงินสดสู่ผู้ถือหุ้น
ที่มา:
10-K 2025 (Consolidated Statements of Cash Flows) · FCF = OCF − (งบลงทุนน้ำมันและก๊าซ + ทรัพย์สินอื่น) · ปี 2025 คืนเงินรวม $4,725 ล้าน หรือ 137% ของ FCF ส่วนที่เกินมาจากเงินสดคงเหลือ และไม่รวมการเข้าซื้อ Encino ราว $4.5B ที่จ่ายจากเงินสดและพันธบัตรใหม่ $3.5B
รายได้ EBITDA และกำไร · ปี 2023–2025, 1H25 และ 1H26, TTM มิ.ย. 2026 · ที่มา: 10-K 2025 และ 10-Q 2Q26
EBITDA TTM (คำนวณ)
$13.9B
อัตรากำไร 51.5% · StockAnalysis 14.5B
(10-Q)กำไรสุทธิ TTM
$6.9B
อัตรากำไร 25.4% · FY25 $5.0B
(10-Q)EPS ดิลูทิด TTM
$12.85
FY25 $9.12 + 1H26 $8.84 − 1H25 $5.11 (คำนวณ)
งบกำไรขาดทุนย่อ ($ล้าน ยกเว้น EPS) · EBITDA = กำไรก่อนภาษี + ดอกเบี้ยจ่ายสุทธิ + DD&A (คำนวณ) · ที่มา: 10-K 2025, 10-Q 2Q26| รายการ | FY2023 | FY2024 | FY2025 | 1H25 | 1H26 | TTM มิ.ย. 2026 |
|---|
| รายได้รวม | 24,186 | 23,698 | 22,632 | 11,147 | 15,541 | 27,026 |
| กำไรจากการดำเนินงาน | 9,603 | 8,082 | 6,385 | 3,606 | 6,126 | 8,905 |
| DD&A | 3,492 | 4,108 | 4,461 | 2,066 | 2,452 | 4,847 |
| EBITDA (คำนวณ) | 13,329 | 12,464 | 11,058 | 5,792 | 8,639 | 13,905 |
| กำไรสุทธิ | 7,594 | 6,403 | 4,980 | 2,808 | 4,704 | 6,876 |
| EPS ดิลูทิด ($) | 13.00 | 11.25 | 9.12 | 5.11 | 8.84 | 12.85 |
| อัตรา EBITDA (%) | 55.1 | 52.6 | 48.9 | 52.0 | 55.6 | 51.5 |
| อัตรากำไรสุทธิ (%) | 31.4 | 27.0 | 22.0 | 25.2 | 30.3 | 25.4 |
รายได้ EBITDA และกำไรสุทธิ ($ล้าน) — FY2023 → TTM มิ.ย. 2026
อัตรากำไร EBITDA และกำไรสุทธิ (%) — FY2023 → TTM มิ.ย. 2026
ที่มา: คำนวณจาก
10-K 2025 และ
10-Q 2Q26 · มาร์จิ้นลดลงจาก FY2023 เพราะ DD&A เพิ่มจาก $3.5B เป็น $4.5B และราคาน้ำมันปี 2025 ต่ำกว่าปี 2023
ผลการดำเนินงาน 1H26 เทียบ 1H25
งวดครึ่งปีแรก: 1H2025 เทียบ 1H2026 ($ล้าน)
ตัวชี้วัดการดำเนินงานไตรมาส 2 · ที่มา: 10-Q 2Q26 (Results of Operations)| รายการ | 2Q25 | 2Q26 | เปลี่ยนแปลง |
|---|
| ปริมาณผลิตรวม (MBoed) | 1,134.1 | 1,410.4 | +24% |
| น้ำมันดิบและคอนเดนเสท (MBbld) | 504.2 | 548.8 | +9% |
| NGL (MBbld) | 258.4 | 346.8 | +34% |
| ก๊าซธรรมชาติ (MMcfd) | 2,229 | 3,089 | +39% |
| ราคาขายน้ำมันดิบเฉลี่ย ($/bbl) | 64.82 | 98.15 | +51% |
| ราคาขาย NGL สหรัฐฯ ($/bbl) | 22.70 | 24.41 | +8% |
| ราคาขายก๊าซ composite ($/Mcf) | 2.96 | 2.89 | −2% |
| ค่าขนส่งและรวบรวม GP&T ($ล้าน) | 455 | 676 | +49% |
| DD&A ($ล้าน) | 1,053 | 1,259 | +20% |
| กำไรสุทธิ ($ล้าน) | 1,345 | 2,724 | +103% |
| EPS ดิลูทิด ($) | 2.46 | 5.15 | +109% |
ที่มา:
10-Q 2Q26 · สูตรเปลี่ยนแปลงเป็นการคำนวณของผู้จัดทำ
การเติบโตของกำไรมาจากทั้งราคาและปริมาณ แต่ GP&T โตเร็วกว่ารายได้
ไตรมาส 2 รายได้เพิ่ม 57% เป็น $8,620 ล้าน ส่วนใหญ่มาจากราคาน้ำมันดิบ ($1,667 ล้าน) และปริมาณน้ำมันดิบ ($260 ล้าน) ส่วน GP&T เพิ่ม 49% ตามปริมาณจาก Utica การผลิตที่โตเร็วจึงได้ประโยชน์จากราคาเต็มที่เฉพาะเมื่อค่าขนส่งต่อหน่วยไม่ขึ้นเร็วนัก (10-Q 2Q26, MD&A)
5. งบแสดงสถานะการเงิน / Balance Sheet
ณ สิ้นปี 2023–2025 และ ณ 30 มิ.ย. 2026 · ที่มา: 10-K 2024, 10-K 2025, 10-Q 2Q26
งบแสดงฐานะการเงินย่อ และกระแสเงินสด ($ล้าน) · ที่มา: 10-K 2024, 10-K 2025, 10-Q 2Q26| รายการ | FY2023 | FY2024 | FY2025 | 30 มิ.ย. 2026 |
|---|
| สินทรัพย์รวม | 43,857 | 47,186 | 51,799 | 54,783 |
| หนี้สินรวม (คำนวณ = สินทรัพย์ − ส่วนของผู้ถือหุ้น) | 15,767 | 17,835 | 21,966 | 22,919 |
| ส่วนของผู้ถือหุ้น | 28,090 | 29,351 | 29,833 | 31,864 |
| เงินสดและเทียบเท่า | 5,278 | 7,092 | 3,396 | 4,907 |
| หนี้รวม (ระยะสั้น + ระยะยาว) | 3,799 | 4,752 | 7,936 | 7,926 |
| หนี้สุทธิ (คำนวณ) | (1,479) | (2,340) | 4,540 | 3,019 |
| กระแสเงินสดจากการดำเนินงาน (OCF) | 11,340 | 12,143 | 10,044 | 1H26: 7,635 (TTM 13,358) |
| งบลงทุนรวม (คำนวณ) | 6,185 | 6,372 | 6,594 | 1H26: 3,426 |
| กระแสเงินสดอิสระ (FCF = OCF − งบลงทุน) | 5,155 | 5,771 | 3,450 | 1H26: 4,209 (TTM 6,614) |
โครงสร้างงบดุล: ส่วนของผู้ถือหุ้น หนี้สินรวม และสินทรัพย์รวม ($ล้าน)
ปี 2025 สินทรัพย์เพิ่มมากที่สุดจากการซื้อ Encino ส่วนทุนเพิ่มช้ากว่า
สินทรัพย์รวมเพิ่มจาก $47.2B เป็น $51.8B ในปี 2025 ส่วนใหญ่มาจากการซื้อ Encino และสินทรัพย์น้ำมันและก๊าซ ขณะที่ส่วนของผู้ถือหุ้นเพิ่มเพียง $0.5B เพราะกำไรไปจ่ายปันผลและซื้อหุ้นคืนเกือบทั้งหมด (10-K 2025)
6. หนี้สินและเลเวอเรจ / Leverage
อัตราส่วนหนี้ ณ สิ้นปี 2023–2025 และ 30 มิ.ย. 2026 · ที่มา: 10-K 2025 และ 10-Q 2Q26
หนี้ต่อส่วนของผู้ถือหุ้น
0.25x
$7,926 ÷ $31,864 ล้าน (30 มิ.ย. 2026, คำนวณ)
(10-Q)หนี้สุทธิต่อส่วนของผู้ถือหุ้น
0.09x
หนี้สุทธิ $3,019 ล้าน (คำนวณ)
หนี้สุทธิต่อ EBITDA TTM
0.22x
$3,019 ÷ EBITDA TTM $13,905 (คำนวณ)
EBITDA ÷ ดอกเบี้ยจ่าย TTM
51.5x
ดอกเบี้ยสุทธิ TTM $270 ล้าน (คำนวณ)
(10-Q)อัตราส่วนหนี้ต่อส่วนของผู้ถือหุ้น: หนี้รวม และหนี้สุทธิ (เท่า)
เลเวอเรจกลับขึ้นจากการซื้อ Encino แต่ยังต่ำมาก
ปี 2025 หนี้รวมเพิ่มเป็น $7.9B จากพันธบัตรใหม่ $3.5B ที่ออกเพื่อซื้อ Encino ไตรมาส 1 2026 หนี้แทบไม่เปลี่ยน หนี้ที่ถึงกำหนดระยะสั้นมีเพียง $27 ล้าน บริษัทรายงาน debt-to-capitalization 20% ซึ่งต่ำกว่าเพดานสัญญาเครดิต 65% มาก (10-Q 2Q26, Capital Structure)
สิ่งที่ต้องดู: ดอกเบี้ยเพิ่มจากพันธบัตรที่ออกในปี 2025
ดอกเบี้ยสุทธิ 1H26 $133 ล้าน เพิ่ม 36% YoY จากพันธบัตรที่ออกในปี 2025 ยังไม่ใหญ่เทียบกับ EBITDA แต่หากหนี้ที่ใช้คืนเงินให้ผู้ถือหุ้นเพิ่มขึ้น หนี้สุทธิจะกลับไปใกล้ระดับ $4.5B ของปลายปี 2025 (10-Q 2Q26)
7. สัดส่วนธุรกิจ / Segments
สัดส่วนปริมาณผลิตตามแหล่งปี 2025 · ที่มา: 10-K 2025 (Item 1)
Delaware Basin · ปริมาณผลิต
58.1%
261.5 MMBoe จาก 449.8 MMBoe (คำนวณ)
(10-K)Eagle Ford · ปริมาณผลิต
14.5%
แหล่งอื่น · รวม Utica, Trinidad
27.3%
สัดส่วนปริมาณผลิตปี 2025 ตามแหล่ง (MMBoe)
ความเข้มข้นใน Delaware Basin ยังสูงมาก
Delaware Basin ผลิตกว่าครึ่งของปริมาณทั้งบริษัท และในปี 2025 เจาะ 393 หลุมสุทธิ ทำให้ผลประกอบการพึ่งการเจาะหลุมในแหล่งเดียวมาก ถ้าค่าเจาะหรือผลผลิตต่อหลุมแย่ลง จะกระทบกำไรโดยตรงก่อนแหล่งอื่น (10-K 2025, Item 1)
8. ประวัติปันผล / Dividend History
ปันผลที่ประกาศต่อหุ้น ($) · ปี 2023 น่าจะรวมปันผลพิเศษ · ที่มา: 10-K 2025 และ 10-Q 2Q26
ปันผลต่อหุ้นที่ประกาศ ($) · ที่มา: 10-K 2025 (Dividend Declarations) และ 10-Q 2Q26| ปี | Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | รวมที่ประกาศ | Payout / EPS |
|---|
| 2023 | ไม่มีรายไตรมาสในเอกสารที่ใช้ | 5.885 | 45% |
| 2024 | 0.91 | 0.91 | 0.91 | 0.975 | 3.705 | 33% |
| 2025 | 0.975 | 0.975 | 1.02 | 1.02 | 3.990 | 44% |
| 2026 (ประกาศแล้ว 3 ไตรมาส) | 1.02 | 1.02 | 1.02 | — | อัตราต่อปี 4.08 | 32% (TTM) |
ปันผลต่อหุ้นที่ประกาศ ($) — FY2023 → อัตราปัจจุบัน 2026
ที่มา:
10-K 2025 ·
10-Q 2Q26 · แท่งสุดท้ายคืออัตราต่อปีจาก $1.02 × 4 ไม่ใช่ตัวเลขที่จ่ายจริง
นโยบายการคืนเงินให้ผู้ถือหุ้น
EOG คืนเงินโดยปันผลปกติ ปันผลพิเศษ และซื้อหุ้นคืน นโยบายตั้งแต่ปี 2024 คือคืนอย่างน้อย 70% ของกระแสเงินสดหักงบลงทุน ปี 2025 คืนเงิน $4,725 ล้าน สูงกว่า FCF ($3,450 ล้าน) ส่วนที่เกินถูกชดเชยจากเงินสดที่ลดลงจาก $7.1B เป็น $3.4B ครึ่งปีแรก 2026 คืนเงิน $2,801 ล้าน คิดเป็น 67% ของ FCF ครึ่งปี ซึ่งต่ำกว่า 70% เล็กน้อย แต่นโยบายวัดเป็นรายปี วงเงินซื้อหุ้นคืนคงเหลือ $11.7B ณ 30 มิ.ย. 2026 (ราว 15% ของมูลค่าตลาด) จากวงเงินรวม $20B ที่ปรับเพิ่มเมื่อ 20 พ.ค. 2026 (10-Q 2Q26, Capital Resources)
9. เปรียบเทียบเพื่อน / Peer Comparison
การประเมินมูลค่าเทียบกับกลุ่ม E&P สหรัฐฯ ณ ปิด 9 ต.ค. 2026 · ที่มา: StockAnalysis
ตารางเปรียบเทียบมูลค่า · ที่มา: StockAnalysis (statistics ของแต่ละหุ้น) ณ 9 ต.ค. 2026 ปิด| หุ้น | ราคาปิด ($) | มูลค่าตลาด ($B) | P/E TTM | P/E ล่วงหน้า | P/BV | ปันผลประมาณ |
|---|
| EOG (ผู้ศึกษา) | 148.16 | 77.7 | 11.58 | 8.99 | 2.44 | 2.75% |
| COP · ConocoPhillips | 134.10 | 161.1 | 17.82 | 12.24 | 2.47 | 2.51% |
| DVN · Devon Energy | 48.26 | 55.5 | 10.35 | 9.22 | 1.33 | 2.65% |
| OXY · Occidental | 60.11 | 60.1 | 17.69 | 11.91 | 1.80 | 1.86% |
| FANG · Diamondback | 192.13 | 53.8 | 37.53 | 9.93 | 1.42 | 2.29% |
ที่มา:
EOG ·
COP ·
DVN ·
OXY ·
FANG · เลือกกลุ่ม E&P สหรัฐฯ ที่มีขนาดใกล้เคียง (มูลค่าตลาด $50–160B) ไม่รวม XOM และ CVX เพราะมีธุรกิจกลั่นและการตลาดปลีกที่ทำให้ P/E ไม่เทียบได้
มูลค่าตลาด ($B, แท่ง) และ P/E TTM (เท่า, เส้น) เทียบกลุ่มเพื่อน
ที่มา:
StockAnalysis · แกนซ้ายคือมูลค่าตลาด แกนขวาคือ P/E TTM · EOG อยู่หน้าสุดเพื่อให้อ่านเทียบได้ทันที
EOG มี P/E ล่วงหน้าต่ำที่สุดในกลุ่ม แต่ P/E TTM ยังสูงกว่า DVN
P/E TTM ของ EOG 11.6x ต่ำกว่า COP 17.8x และ OXY 17.7x แต่สูงกว่า DVN 10.4x ส่วน P/E ล่วงหน้า 9.0x ต่ำที่สุดในกลุ่มนี้ (DVN 9.2x) FANG มี P/E TTM 37.5x สูงผิดปกติเทียบ P/E ล่วงหน้า 9.9x (ผู้จัดทำยังไม่ได้ตรวจสาเหตุ) ความต่างนี้มาจากมูลค่าตลาดและการคาดกำไรของแต่ละราย
10. มุมมองอนาคต / Outlook
เป้าหมายและแนวทางของฝ่ายบริหาร ณ 2Q26 และการปรับล่าสุด 8 ต.ค. 2026 · ที่มา: 10-Q 2Q26, 10-K 2025, 8-K
แนวทางและการเปลี่ยนแปลงที่ประกาศ · ตัวเลขที่ไม่พบในเอกสารที่ดึงได้จะแสดงเป็น n/a| รายการ | แนวทาง / ตัวเลข | ที่มา |
|---|
| งบลงทุนปี 2026 | $6.3–6.7B (ไม่รวม property acquisitions และ asset retirement) | 10-Q 2Q26 |
| ภาษีเงินได้ปัจจุบันไตรมาส 3 2026 | ปรับเป็น $835–935M จากเดิม $545–645M เพราะราคาน้ำมันสูงกว่าคาดในไตรมาส 3 | 8-K 8 ต.ค. 2026 |
| ปริมาณผลิตปี 2026 (ทั้งปี) | n/a — ไม่พบตัวเลขแนวทางในข้อความของ Exhibit 99.1 ที่ดึงมา (ตารางแนวทางอาจอยู่ในรูปภาพ) | 8-K Ex. 99.1 (4 ส.ค. 2026) |
| การคืนเงินให้ผู้ถือหุ้น | อย่างน้อย 70% ของ CFO ก่อนปรับงบดุล หักงบลงทุน · วงเงินซื้อหุ้นคืน $20B (ปรับ 20 พ.ค. 2026) | 10-Q 2Q26 |
| ปันผลไตรมาส | $1.02 ต่อหุ้น จ่าย 30 ต.ค. 2026 (สิทธิ 16 ต.ค. 2026) | 10-Q 2Q26 (Note 3) |
| แผนเจาะหลุมปี 2026 | Delaware ประมาณ 300 หลุมสุทธิ · Utica ประมาณ 85 หลุม · Rocky Mountain ประมาณ 45 หลุม | 10-K 2025 (Item 1) |
| ความคืบหน้าต่างประเทศ | UAE เริ่มผลิตน้ำมัน มิ.ย. 2026 · Bahrain โครงการสำรวจต่อเนื่อง · Trinidad เจาะโครงการ Mento และก่อสร้างแท่น Coconut | 10-Q 2Q26 · 10-K 2025 |
| ความอ่อนไหวต่อราคา | น้ำมันดิบ $1/bbl = กำไรสุทธิ $172M และ CFO ก่อนภาษี $221M (ปี 2026) · ก๊าซ $0.10/Mcf = กำไร $60M | 10-Q 2Q26 (MD&A) |
ที่มา: ตามตารางข้างบน · ตัวเลขการผลิตปี 2026 ที่บริษัทระบุยังไม่ได้รวมไว้ เพราะยังไม่พบในข้อความที่อ่านได้
ตัวเร่งที่ต้องติดตาม (Catalysts) พร้อมวันที่
- 16 ต.ค. 2026 (วันกำหนดสิทธิ) และ 30 ต.ค. 2026 (จ่ายปันผล $1.02): ตามประกาศ 4 ส.ค. 2026 (10-Q 2Q26)
- พ.ย. 2026: รายงานไตรมาส 3 2026 (ปีก่อนยื่น 10-Q ไตรมาส 3 วันที่ 6 พ.ย. 2025 วันปีนี้ยังไม่ได้รับการยืนยัน) (ประวัติการยื่น SEC)
- ไตรมาส 3 2026: ภาษีเงินได้ปัจจุบันที่สูงขึ้นจะเห็นในงบ ซึ่งเป็นสัญญาณว่ากำไรไตรมาส 3 แข็งแรงกว่าช่วงก่อน (8-K 8 ต.ค. 2026)
- ก.พ. 2027 (คาดการณ์ตามรูปแบบเดิม): งบปี 2026 (10-K) และแนวทางปี 2027 ปีก่อนยื่น 10-K วันที่ 24 ก.พ. 2026
หมายเหตุ: ระดับราคาน้ำมันและการเติบโตที่ใช้ในกรณี Bull/Base/Bear เป็นข้อสมมติของผู้จัดทำ วันที่ประกาศไตรมาส 3 ยังไม่ได้รับการยืนยันจากบริษัท
11. ปัจจัยเสี่ยง / Risk Factors
หกหมวดความเสี่ยง พร้อมสัญญาณที่สังเกตได้ · ที่มา: 10-K 2025 (Item 1A) และ 10-Q 2Q26
ความเสี่ยงสำคัญและสัญญาณที่ติดตามได้ · ระดับความรุนแรงเป็นการประเมินของผู้จัดทำ| หมวด | รายละเอียดความเสี่ยง | สัญญาณที่สังเกตได้ | ระดับ |
|---|
| 1. ราคาน้ำมันและก๊าซ | รายได้และกำไรไวต่อราคามาก EOG ใช้สัญญาป้องกันความเสี่ยงบางส่วน ซึ่งช่วยลดความเสี่ยงขาลง แต่จำกัดกำไรขาขึ้นด้วย (10-K Item 1A) | ราคาขายน้ำมันดิบเฉลี่ย 2Q26 $98.15 เทียบ $64.82 ปีก่อน · น้ำมัน $1/bbl = กำไร $172M | สูง |
| 2. ภูมิรัฐศาสตร์และการดำเนินงานต่างประเทศ | ความขัดแย้งในตะวันออกกลางทำให้ราคาผันผวน EOG เริ่มผลิตที่ UAE มิ.ย. 2026 และสำรวจบาห์เรน ตรินิแดดเป็นพื้นที่นอกชายฝั่งที่มีความเสี่ยงการเมืองและการขนส่ง | 8-K 8 ต.ค. 2026 ระบุว่าความขัดแย้งยังดำเนินอยู่ · ปริมาณ UAE และตรินิแดดที่ต้องติดตามทุกไตรมาส | กลาง–สูง |
| 3. ความเข้มข้นและการรวมกิจการ | Delaware Basin คิด 58% ของปริมาณ และ Encino (Utica) ซื้อด้วยเงินสด $4.5B ทำให้มีความเสี่ยงต่อการรวมระบบและการประเมินมูลค่าสินทรัพย์ ปี 2025 บันทึกค่าด้อยค่า $843M | ค่าด้อยค่าสินทรัพย์รายไตรมาส · ปริมาณ Utica เทียบแผน 85 หลุม · ผลผลิตต่อหลุมของ Delaware | กลาง |
| 4. ต้นทุนการขนส่งและการตลาด | GP&T 1H26 เพิ่ม 49% ค่า Lease and Well เพิ่ม 17% และ G&A เพิ่ม 11% ในขณะที่ปริมาณผลิตเพิ่ม 26% การขนส่งที่เกินกำลังอาจบีบมาร์จิ้น (10-Q, MD&A) | GP&T ต่อ Boe รายไตรมาส · ค่าใช้จ่าย Lease and Well ต่อ Boe · ค่าใช้จ่ายรวม cash ต่อ Boe ที่รายงานในสไลด์ | กลาง |
| 5. ภาษีและกฎระเบียบ | ภาษีเงินได้ปัจจุบันไตรมาส 3 2026 คาดว่าสูงกว่าเดิมราว 49% (จุดกึ่งกลาง) ซึ่งกินกระแสเงินสดที่ใช้คืนผู้ถือหุ้น · กฎระเบียบด้านสภาพภูมิอากาศและสิ่งแวดล้อมที่เข้มขึ้น (10-K Item 1A) | ภาษีเงินได้ปัจจุบันที่ประกาศในงบไตรมาส 3 2026 · การเปลี่ยนนโยบายภาษีที่ใช้กับผู้ผลิตในสหรัฐฯ | กลาง |
| 6. ความยั่งยืนของการคืนเงินและหนี้ | ปี 2025 คืนเงิน 137% ของ FCF เงินสดลดจาก $7.1B เป็น $3.4B หากราคาลงแรงแต่ยังซื้อหุ้นคืนต่อ หนี้สุทธิจะเพิ่มเร็ว | หนี้สุทธิเทียบ $4.5B ปลายปี 2025 · การคืนเงินเทียบ FCF รายไตรมาส · วงเงินซื้อหุ้นคืนคงเหลือ $11.7B ณ 30 มิ.ย. 2026 | กลาง |
12. SWOT
วิเคราะห์จากข้อมูลตามรายงาน ณ 2Q26 · ที่มา: 10-K 2025, 10-Q 2Q26, 8-K 4 ส.ค. และ 8 ต.ค. 2026
Strengths (จุดแข็ง)
- สำรองรวม 5,514 MMBoe เทียบปริมาณผลิต 2025 449.8 MMBoe ได้อัตราการทดแทน (R/P) ราว 12 ปี (คำนวณ)
- หนี้สุทธิต่อ EBITDA 0.22x และ EBITDA ÷ ดอกเบี้ย 51.5x (คำนวณ)
- กำไร 2Q26 เพิ่ม 103% YoY และปริมาณผลิตเพิ่ม 24% ในไตรมาสเดียว
- วินัยการคืนเงินชัดเจน มีนโยบาย 70% และวงเงินซื้อหุ้นคืน $20B
Weaknesses (จุดอ่อน)
- กำไรปี 2025 ลดลง 22% และอัตรา EBITDA ลดจาก 55.1% (2023) เหลือ 48.9% (2025)
- ปี 2025 คืนเงิน 137% ของ FCF เงินสดลดลงครึ่งหนึ่ง
- ค่าขนส่งและค่าใช้จ่ายการผลิตเพิ่มเร็วกว่าปริมาณผลิตในบางรายการ
- Delaware Basin มีสัดส่วนสูง ส่วนแหล่งใหม่ยังไม่พิสูจน์มาร์จิ้น
Opportunities (โอกาส)
- Utica จาก Encino มีที่ดินประมาณ 1.1 ล้านเอเคอร์สุทธิ และแผนปี 2026 เจาะ 85 หลุม
- UAE เริ่มผลิต มิ.ย. 2026 และ Bahrain อยู่ในขั้นสำรวจ เพิ่มทางเลือกนอกสหรัฐฯ
- Trinidad: แท่น Mento และ Coconut เพิ่มก๊าซให้ตลาดในภูมิภาค
- forward P/E 9.0x ต่ำกว่าค่าเฉลี่ยกลุ่มในหัวข้อ 9 (ราว 10.8x) หากกำไรยืนตัวได้ตลาดอาจประเมินใหม่
Threats (อุปสรรค)
- ราคาน้ำมันขึ้นลงตามภูมิรัฐศาสตร์ โดยเฉพาะตะวันออกกลางซึ่งเป็นทั้งโอกาสและความเสี่ยง
- ภาษีเงินได้ปัจจุบันที่ประกาศเพิ่ม 8 ต.ค. 2026 บีบกระแสเงินสดสุทธิในระยะสั้น
- แรงกดดันเงินเฟ้อ ภาษีศุลกากร และความขัดแย้งตะวันออกกลางต่อต้นทุนการดำเนินงานและงบลงทุน (10-Q, MD&A)
- การเปลี่ยนนโยบายด้านพลังงาน ภาษี และสิ่งแวดล้อมที่กระทบการลงทุนเจาะหลุม
13. มุมมองนักลงทุน / Investor View
กรอบ Bull / Base / Bear, รายการติดตาม และเป้าหมายนักวิเคราะห์ ณ 9 ต.ค. 2026
เป้าหมายราคาของนักวิเคราะห์ที่เผยแพร่ (ผ่าน StockAnalysis) · ราคาอ้างอิง $148.16| สถาบัน | นักวิเคราะห์ | คำแนะนำ | เป้า ($) | อัปเดต | ผลตอบแทนที่คาด |
|---|
| UBS | Josh Silverstein | Buy | 186 | 9 ต.ค. 2026 | +25.5% |
| RBC Capital | Scott Hanold | Buy | 175 | 9 ต.ค. 2026 | +18.1% |
| Jefferies | Lloyd Byrne | Buy | 185 | 3 ต.ค. 2026 | +24.9% |
| J.P. Morgan | Arun Jayaram | Hold | 164 | 3 ต.ค. 2026 | +10.7% |
| Barclays | Betty Jiang | Hold | 147 | 5 ต.ค. 2026 | −0.8% |
| เฉลี่ย 32 ราย (S&P Global) | มัธยฐาน $160 · สูงสุด $193 · ต่ำสุด $138 | Buy (ฉันทามติ) | 164.21 | ณ 9 ต.ค. | +10.8% |
ตำแหน่งราคาเทียบกรอบ Bear / Current / Base / Bull ($ ต่อหุ้น)
ที่มา: ราคาและเป้าจาก
StockAnalysis · แกนนี้ไม่ได้เริ่มที่ศูนย์ เพื่อให้เห็นระยะห่างระหว่างเป้าหมาย
Bull Case · $193 (+30.3%)
- เป้าสูงสุดของนักวิเคราะห์ $193 (ค่าสูงสุดของกลุ่ม) ตั้งอยู่บนราคาน้ำมันที่ยืนสูงต่อเนื่องและการผลิตที่โตจาก Utica
- ราคาขาย 2Q26 $98.15/bbl ยืนต่อหลายไตรมาส · FCF TTM $6.6B อาจเพิ่มเป็นมากกว่า $10B (สมมติฐานผู้จัดทำ)
- สัญญาณติดตาม: ราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยรายไตรมาสยืนเหนือ $95 และการคืนเงินเกิน 70% ของ CFO
Base Case · $164.21 (+10.8%)
- เป้าเฉลี่ยของนักวิเคราะห์ 32 ราย ใช้เป็นกรณีกลางเทียบราคาตลาด
- งบลงทุน $6.3–6.7B ตามแผนปี 2026 · ปันผล $1.02 ต่อไตรมาส · ซื้อหุ้นคืนต่อตามวงเงิน
- สัญญาณติดตาม: ภาษีเงินได้ปัจจุบันไตรมาส 3 อยู่ในช่วง $835–935M และไม่มีการลดแนวทางการผลิต
Bear Case · $138 (−6.9%)
- เป้าต่ำสุด $138 ตั้งอยู่บนสมมติฐานว่าราคาน้ำมันย้อนลงเมื่อความขัดแย้งคลี่คลาย (สมมติฐานผู้จัดทำ)
- ค่าขนส่งและการผลิตใน Utica สูงกว่าคาด ทำให้มาร์จิ้นไม่ขยายตามปริมาณ
- สัญญาณติดตาม: น้ำมันดิบต่ำกว่า $75 ติดต่อกันหลายไตรมาส หรือบริษัทลดการคืนเงิน
หมายเหตุ: ระดับราคาน้ำมันและเกณฑ์สัญญาณในกรณี Bull/Bear เป็นข้อสมมติของผู้จัดทำเพื่อการติดตาม ไม่ใช่ประมาณการจากแหล่งที่อ้างอิงได้
รายการติดตาม (Monitoring Checklist)
- ภาษีเงินได้ปัจจุบันจริงในงบไตรมาส 3 2026 เทียบกับช่วงที่ประกาศ $835–935M
- ปริมาณผลิต UAE และ Trinidad รายไตรมาส และความคืบหน้าแท่น Coconut
- GP&T ต่อ Boe ของ Utica เทียบกับ 2Q26 ($676M ต่อไตรมาส)
- ยอดซื้อหุ้นคืนรายไตรมาสเทียบ FCF เพื่อดูว่าคืนเงินเกิน 100% หรือไม่
- ค่าด้อยค่าสินทรัพย์รายไตรมาส (ปี 2025 รวม $843M)
ข้อจำกัดของรายงานฉบับนี้
- ราคา 52 สัปดาห์สูงสุดและต่ำสุดไม่ได้รับจากแหล่งที่เข้าถึงได้ จึงแสดงเพียงผลตอบแทน 52 สัปดาห์
- แนวทางปริมาณผลิตทั้งปี 2026 ไม่พบในข้อความของ Exhibit 99.1 ที่ดึงมา จึงไม่นำตัวเลขมาใช้ (ควรตรวจกับไฟล์ต้นฉบับหรือภาพแนบ)
- ปันผลพิเศษปี 2023 ยังไม่ได้แยกจำนวน จึงไม่สามารถคำนวณ payout ปกติของปีนั้นได้
- ข้อมูลตลาดและเป้าหมายราคามาจาก StockAnalysis ซึ่งเป็นแหล่งทุติยภูมิ ไม่ใช่จากตลาด NYSE โดยตรง