NOGの2026年度第2四半期決算：売上高17%増、通期見通し維持

Northern Oil and Gas（NYSE: NOG）は2026年度第2四半期の石油・ガス売上高が6億7,080万ドルとなり、前年同期の5億7,440万ドルから約17%増加したと発表した。GAAP希薄化後EPSは前年同期の1.00ドルから2.19ドルに上昇した。総生産量は9%増の1日当たり145,659 Boeとなり、過去最高の天然ガス生産量が原油数量の減少を相殺した。調整後EBITDAは前四半期比17%増の4億100万ドル、フリー・キャッシュフローは1億5,900万ドルだった。

主要決算結果

NOGのヘッジを除く実現コモディティ価格が1Boe当たり50.61ドルへ24%上昇したため、売上高は生産量を上回るペースで増加した。GAAP利益は、デリバティブの非現金時価評価益1億5,650万ドルに加え、前年同期に計上した減損費用および法的和解費用がなかったことからも恩恵を受けた。

6月30日終了の3カ月間における主な四半期実績は以下の通り。

非GAAPベースの調整後純利益は1億2,250万ドル、調整後希薄化後1株当たり利益は1.13ドルだった。調整後EBITDAの前四半期比17%増は、主に2026年度第1四半期からのBoe当たり実現コモディティ価格の13%改善によるものだった。

事業・生産実績

当四半期の生産量増加は天然ガスが支えた。生産量は過去最高の1日当たり464,330 Mcfに達し、アパラチア地域でも生産量が過去最高を記録したことがこれを下支えした。NOGのウェストバージニア州共同開発プログラムは四半期半ばまで寄与し、Utica共同開発は四半期を通じて生産に寄与した。同社はまた、Uinta資産について、既存資産の生産量と2026年開発プログラムの両方が社内期待を上回ったと述べた。

原油生産量は11%減の1日当たり68,275バレルとなり、総生産量の約47%を占めた。NOGは減少の一因として、4月、5月および6月の一部に特定のPermian資産で発生した約7,000 Boe/日の坑井生産停止と、3坑の生産開始延期を挙げた。生産停止となっていた坑井はすでに生産を再開しており、延期された坑井は2026年度第3四半期に生産開始する見込みである。

NOGは純ベースで12.7坑を生産に追加した。前年同期は大規模買収を除き13.5坑だった。経営陣は、2026年後半に生産開始活動が加速すると見込んでいる。

ヘッジが現金ベースの実現価格を押し下げる一方、時価評価益がGAAP利益を支援

NOGのヘッジを除く原油実現価格は54%上昇し、1バレル当たり90.02ドルとなった。WTIに対する平均ディファレンシャルは43%改善し、1バレル当たりマイナス3.03ドルとなった。天然ガスおよびNGLの実現価格は9%低下して1Mcf当たり2.64ドルとなった。四半期の大半でWaha価格が低調だったことを反映したものだが、経営陣によれば、状況は6月下旬に改善し始めた。

ヘッジを除く価格上昇の恩恵は、現金ベースの実現価格には完全には反映されなかった。決済済みデリバティブは平均実現価格を1Boe当たり6.51ドル押し下げた。前年同期は1Boe当たり4.99ドルのプラス寄与だった。天然ガスヘッジの利益を原油ヘッジの損失が上回ったため、NOGは決済済みデリバティブで純額8,630万ドルを支払った。

一方、同社は非現金の時価評価益1億5,650万ドルを計上した。この結果、コモディティデリバティブの純利益は7,020万ドルとなり、当四半期にGAAP利益と現金ベースのコモディティ実現価格が異なる方向に動いた理由となった。

収益性、キャッシュフロー、バランスシート

生産費用は1億2,710万ドル、1Boe当たり9.59ドルだった。単位当たり費用は前年同期比4%低下し、生産構成による圧力の一部を相殺した。原油価格の上昇により、生産税は前年同期の3,560万ドルから4,570万ドルに増加した。

G&A費用は1Boe当たり1.28ドルから1.85ドルへ上昇し、総額は2,450万ドルとなった。増加は主に、6月に完了したDuvernay買収に関連するものを中心とした取引費用770万ドルを反映した。買収費用と非現金の株式報酬を除く調整後現金G&Aは1,240万ドル、1Boe当たり0.94ドルだった。

営業活動によるキャッシュフローは3億2,160万ドルで、正味運転資本の変動前では3億5,370万ドルに増加した。これと1億9,580万ドルの予算化された設備投資を踏まえ、会社定義のフリー・キャッシュフローは1億5,900万ドルとなり、前年同期比26%増、前四半期比424%増となった。

予算化された設備投資の内訳は、オーガニックの掘削・仕上げに1億5,100万ドル、関連開発費を含むGround Game活動に4,470万ドルだった。これとは別に、NOGは総額2億6,210万ドルでDuvernay Light Oil Joint Developmentを完了した。平均正規化坑井コストは、2026年度第1四半期の横方向掘削長1フィート当たり749ドルから761ドルへ小幅に上昇した。

NOGは6月末時点で、コミット済みリボルバーの利用可能額9億7,500万ドルと現金4,760万ドルを含む約10億ドルの流動性を確保していた。当四半期には平均20.37ドルで295万株を買い戻し、その後、残存する承認済み買い戻し枠を約2億4,300万ドルに引き上げた。

2026年度の業績見通し

NOGは主要な生産量、掘削、設備投資の目標を維持する一方、複数のコストおよび価格前提を小幅に改善した。2026年度の原油生産目標が据え置かれた点は注目される。2026年度第2四半期の原油生産量がそのレンジを下回ったため、実行面では生産停止坑井の復帰と後半の生産開始活動の加速が重要となる。

最近のインサイダー取引

提供されたインサイダーデータセットには不一致がある。6カ月間のサマリーでは買い付け取引はゼロと報告されている一方、詳細な取引記録には取締役による2件の買い付けが記録されている。インサイダーのセンチメントについて結論を導くことなく、詳細記録を以下に客観的に示す。

投資家が注視すべきリスク

• 原油数量の実行リスク： 2026年度第2四半期の原油生産量は11%減少し、年間原油目標は据え置かれている。この目標の達成は、一部で生産開始が遅れたPermianの坑井が生産に入ること、および後半により幅広い生産開始活動が加速することに依存する。
• コモディティおよび地域価格： Waha価格の低迷は、四半期の大半で天然ガス実現価格を圧迫した。ベーシスのさらなる悪化は、NOGの拡大するガス生産による売上高を減少させる可能性がある。
• ヘッジ関連の現金損失： 決済済み原油デリバティブはガスヘッジによる利益を上回って相殺し、8,630万ドルの純現金流出となった。同様の価格環境が続けば、ヘッジを除く価格と比べた現金ベースの実現価格の制約となる可能性がある。
• 買収・開発コスト： Duvernay取引により買収関連のG&Aが770万ドル増加し、正規化坑井コストも小幅に上昇した。統合、開発時期、さらなるコスト上昇は、将来のリターンおよびキャッシュフローに影響を及ぼす可能性がある。

まとめ

NOGの2026年度第2四半期の業績は、総生産量の増加とヘッジを除くコモディティ価格の上昇に、一時的な原油数量の減少が重なった内容だった。過去最高のガス生産量、Boe当たり生産費用の低下、キャッシュ創出の改善が当四半期を支えた一方、決済済みヘッジの損失により市場価格と現金ベースの実現価格の間に差が生じた。次四半期の主な注目点は、Permianの原油数量の回復、新規坑井の生産開始の加速見通し、据え置かれた通期生産量・設備投資目標に対する実行状況である。