业绩总结 - 2025年自由现金流（FCF）收益率约为31%[9] - 2025年净产量为268 Mboe/d，其中油占39%，液体占58%[16] - 2025年调整后的EBITDAX为536百万美元[16] - 2025年总证明储量的PV-10估计为86亿美元，其中PD为75亿美元[12] - 2025年自由现金流（LFCF）为239百万美元[16] - 2025年12月31日，净收入为9,021千美元，而2024年为亏损169,945千美元[111] - 2025年12月31日，调整后的EBITDAX为535,735千美元，较2024年的534,777千美元增长0.2%[111] 用户数据 - Q4净产量为174 Mboe/d，其中油占比37%[32] - Uinta地区Q4净产量为23 Mboe/d，油占比58%[47] - 2025年12月31日，平均每日净销售量为260 Mboe/d，相较于2024年的268 Mboe/d下降了3%[103] - 2025年12月31日，油的平均实现价格为62.21美元/桶，较2024年的57.01美元/桶增长9.7%[103] - 2025年12月31日，天然气的平均实现价格为2.84美元/MMcf，较2024年的2.97美元/MMcf下降4.4%[103] 未来展望 - 2026年预计自由现金流生成约为65亿美元[23] - 2026年总生产指导为320-335 Mboe/d，油占比40%-42%[76] - 2026年开发资本支出预计为13.25亿至14.25亿美元[76] - 2026年预计的油价对冲收益为530百万美元，气价对冲收益为约300百万美元[100] 新产品和新技术研发 - 2023年实现了约15%的钻探和完井成本节省[33] - 2023年泵送效率提升约30%，完井效率提升约35%[35] 市场扩张和并购 - Permian地区已实现超过4000万美元的协同效应，协同目标提高100%[40] - Eagle Ford资产净面积约为240,000英亩，油气占比约75%[80] - Permian资产中，Delaware和Midland的净面积分别为82,000英亩和192,000英亩，油气占比分别为65%和50%[83] - Uinta资产净面积约为140,000英亩，油气占比约80%[86] 负面信息 - 2025年调整后的自由现金流为239,202千美元，较2024年的259,422千美元下降7.8%[111] - 2025年12月31日止三个月的管理费用为216,503千美元，较2024年同期的86,687千美元增长了149.5%[118] - 2025年12月31日止年度的管理费用为472,160千美元，较2024年的336,219千美元增长了40.4%[118] - 2025年12月31日止三个月的交易及非经常性费用为76,593千美元，较2024年同期的6,667千美元增长了1,150.5%[119]

文章核心观点 - 文章作者通过其服务“Oil & Gas Value Research”，专注于在油气行业中寻找价值被低估的公司，其分析涵盖公司的资产负债表、竞争地位和发展前景 [1] - 作者认为油气行业是一个繁荣与萧条交替的周期性行业，需要耐心和经验，其投资策略是寻找关注度低的上游油气公司以及不受市场青睐但提供诱人机会的中游公司 [2] 公司分析 (Crescent Energy) - Crescent Energy 在发展中收购了重要的中游资产，目前正试图以有利价格获取矿区权益，以实现业务多元化 [2] - 作者本人通过股票、期权或其他衍生品持有 Crescent Energy 的多头头寸 [3] 作者背景与研究方法 - 作者自称“Long Player”，是一名退休注册会计师，拥有工商管理硕士和文学硕士学位，拥有多年专注油气行业的经验 [2] - 作者领导“Oil & Gas Value Research”投资研究小组，该小组提供一个活跃的聊天室，供油气投资者讨论最新信息并分享观点 [2] - 其研究方法是为付费会员提供优先且更全面的公司分析，部分分析内容不在免费网站发布 [1]

财务数据关键指标变化 - 2025财年，公司产生净收入1.672亿美元（$167.2 million），经营活动净现金流17亿美元（$1.7 billion），调整后EBITDAX为21亿美元（$2.1 billion），杠杆自由现金流为8.561亿美元（$856.1 million）[78] - 2025年公司总净产量为95,017 MBoe，日均产量260 MBoe/d，较2024年分别增长29.0%和29.4%[108] - 截至2025年12月31日，公司总证实储量（Total Proved Reserves）为975,518 MBoe，较2024年的709,251 MBoe增长37.5%[97] - 2025年公司实现平均价格（不含衍生品影响）为：石油每桶62.21美元，天然气每千立方英尺2.84美元，NGLs每桶22.47美元[108] - 2025年公司平均生产成本为每桶油当量15.48美元，较2024年的15.86美元略有下降[108] - 公司证实储量现值指标：标准化度量（Standardized Measure）为77.56亿美元，PV-10为86.33亿美元，PV-0为144.62亿美元（均截至2025年底）[97] - 证实已开发储量（Proved Developed Reserves）的PV-10价值为75.17亿美元，证实未开发储量（Proved Undeveloped Reserves）的PV-10价值为11.16亿美元（2025年底）[97] 储量和资产基础 - 截至2025年12月31日，公司已探明储量（Net Proved Reserves）为9.755亿桶油当量（975.5 net MMBoe），其中约61%为液体[78] - 截至2025年12月31日，鹰福特（Eagle Ford）、二叠纪（Permian）和尤因塔（Uinta）盆地的资产约占公司已探明储量的96%[79] - 截至2025年12月31日，公司工作权益（Working interest）净面积为101.9万英亩（1,019 M），已探明储量为9.5亿桶油当量（950 MMBoe）[80][94] - 截至2025年12月31日，公司矿产和特许权使用费权益（Minerals and royalties）对应的已探明储量为2600万桶油当量（26 MMBoe）[80][94] - 截至2025年12月31日，公司已探明已开发储量（PDP）的估计五年和十年平均年递减率分别约为12%和8%，2026年估计递减率为29%[78] - 2025年证实未开发储量（PUDs）增加主要源于收购（31.2 MMBoe）以及扩展和发现（64.8 MMBoe）[104] - 公司总净租赁面积为1,019千英亩，其中已开发净面积896千英亩，未开发净面积123千英亩[110] - 用于储量评估的基准价格（2025年12月31日）：WTI原油每桶65.34美元，亨利港天然气每MMBtu 3.39美元[97] 生产和运营活动 - 2025财年，公司日均净产量（net MBoe/d）为26万桶油当量（260 net MBoe/d）[78] - 公司天然气总产量2,942千桶油当量，净产量1,821.3千桶油当量，平均净收入权益占比62%；石油总产量9,757千桶油当量，净产量6,123.7千桶油当量，平均净收入权益占比63%[109] - 2025年开发井总数为380口（净108.1口），2024年为297口（净79.4口），2023年为242口（净67.5口），所有井均为生产井[114] - 截至2025年底，有22口井正在钻井（净14.7口），37口井等待完井（净28.4口），14口井正在完井但未投产（净7.4口）[115] - 2025年公司花费3.999亿美元，将41.4 MMBoe的证实未开发储量（PUDs）转化为证实已开发储量[104] - 公司拥有斯普林菲尔德集输系统（Springfield Gathering System）12.0%的权益[93] 资本支出和投资 - 公司自2021年以来的平均再投资率约为调整后EBITDAX的45%[77] - 公司预计未来开发证实未开发储量的资本支出为：2026年8.2亿美元，2027年6.25亿美元，2028年4.41亿美元，2029年3.62亿美元，2030年0.73亿美元[105] - 根据管理协议，公司向管理方支付每年7850万美元（$78.5 million）的固定报酬（Manager Compensation）[86] 客户和收入集中度 - 2025年，Shell Trading US Company、ConocoPhillips和Enterprise Products Partners L.P.分别占公司总收入的21.4%、13.5%和11.7%[118] - 在2025、2024及2023财年，公司有主要客户收入贡献超过总收入的10%[502] - 公司认为失去任何单一客户不会对运营结果产生重大影响，因产品具有可替代性且市场成熟[502] 合同承诺与义务 - 公司有长期实物交付承诺，2026年需交付55百万桶油当量，此后年份需交付151百万桶油当量[116] - 因未能满足部分集输承诺，公司在2025年、2024年、2023年分别支付了200万美元、660万美元和1,560万美元的短缺费用[116] - 2026年至2029年将到期的未开发净面积分别为8千英亩、14千英亩、5千英亩和3千英亩[112] 财务风险和市场风险 - 截至2025年12月31日，公司衍生品投资组合名义总价值约为33亿美元，商品衍生品合约公允价值为净资产3.122亿美元[496] - 基于2025年12月31日未平仓商品衍生品头寸，NYMEX WTI等关键价格指标假设变动10%，将导致公司净商品衍生品头寸价值变动约2.216亿至2.219亿美元[497] - 利率每变动1%（100个基点），将导致公司2025年12月31日的可变利率债务年利息支出增加或减少约770万美元[504] - 公司通过仅与信用良好的金融机构签订衍生品合约来管理交易对手信用风险[503] - 公司通过维持固定与可变利率债务组合来管理利率风险[504] - 公司利用ISDA协议与同一交易对手进行净额结算以降低信用风险敞口[503] - 公司存在超过联邦存款保险限额的现金及现金等价物余额[500] - 公司现金及现金等价物投资于主要金融机构，但仍存在信用风险集中[500] - 油气产品的销售依赖于众多不可控的外部市场因素[501] 监管与合规环境 - 公司运营受众多联邦、地区、州和地方法规约束，不合规可能导致巨额行政、民事及刑事处罚[154] - 联邦能源监管委员会对违反《天然气法》的民事罚款最高可达每日每项违规1,584,648美元（经通胀调整）[142] - 联邦能源监管委员会对违反《天然气政策法》的民事罚款最高可达每日每项违规1,000,000美元[142] - 商品期货交易委员会对违反《商品交易法》反市场操纵条款的民事罚款最高可达约1,487,712美元或违法者所得三倍中的较大者（每年根据通胀调整）[150] - 联邦贸易委员会可根据《能源独立与安全法案》对每项违规每日处以约1,510,803美元的罚款（每年根据通胀调整）[151] - 年批发交易量超过220万MMBtu的天然气市场参与者需按704号命令进行年度报告[144] - 公司拥有一家受《州际商业法》监管的州际液体管道子公司，作为公共承运人受联邦能源监管委员会监管[146] - 天然气井口销售价格管制已于1993年1月1日取消，但美国国会未来可能重新实施价格管制[141] 环境法规与气候政策 - 环境法规趋严可能导致运营成本显著增加，但历史未对财务状况产生重大不利影响[154] - 为遵守更严格的臭氧NAAQS（如低于70 ppb的标准），公司可能需投入资本支出用于污染控制设备[164] - 遵守新的甲烷排放标准（如OOOOb和OOOOc）及潜在的甲烷排放费用可能延迟天然气项目开发并显著增加成本[165] - 加州要求到2030年将温室气体排放量在1990年基础上减少40%，并实施低碳燃料标准，科罗拉多州新规要求考虑油气运营的累积影响并设定排放强度目标[167] - 2023年10月，加州州长签署《气候企业数据问责法》（CCDAA）与《气候相关金融风险法》（CRFRA），要求超过收入门槛的企业披露范围1、2和3温室气体排放及气候财务风险报告[169] - 2025年2月，白宫环境质量委员会（CEQ）发布临时最终规则，撤销其实施《国家环境政策法》（NEPA）的法规[178] 土地、物种与运营许可相关法规 - 2024年3月，美国土地管理局（BLM）最终确定规则，要求限制联邦土地上井场的火炬燃烧，并可能因甲烷减排计划不足而延迟或拒绝许可[173] - 2024年4月，BLM最终确定了联邦油气租赁财政条款更新规则，提高了费用、租金、特许权使用费和保证金要求[173] - 2022年9月，加州签署参议院第1137号法案，规定自2023年1月1日起，新油气生产井与住宅等敏感区域的最小距离为3200英尺[174] - 2024年10月，科罗拉多州通过最终规则，加强对油气开发温室气体累积影响的审查，并为运营商设定了温室气体排放目标[174] - 2024年5月，美国鱼类及野生动物管理局（FWS）发布最终规则，将沙丘鼠蜥列为《濒危物种法》（ESA）下的濒危物种[179] - 2022年11月，FWS正式将小草原鸡的两个不同种群列为《濒危物种法》（ESA）下的受威胁物种[179] - 美国水域定义的变化可能增加湿地疏浚和填埋活动的许可成本及延迟[160][161] 潜在责任与成本风险 - 公司可能因过往或第三方运营产生的有害物质而需承担CERCLA下的清理责任，但目前未知存在会对其业务产生重大不利影响的此类责任[157] - 若钻井液、采出水等废物被重新分类为“危险废物”，公司的废物管理和处置成本将增加，可能对经营业绩和财务状况产生重大不利影响[158] - 公司拥有或运营的众多资产可能存在历史遗留污染，可能需根据CERCLA和RCRA采取响应或纠正措施[159] - 公司可能因压裂液配方变更而需遵守SDWA下的联邦许可，并可能产生显著的合规处置成本[163] 管道费率与监管更新 - 2024年9月17日，联邦能源监管委员会发布命令，恢复了最初的PPI-FG+0.78%的管道费率指数水平[147] - 联邦能源监管委员会确认PPI-FG+0.78%的指数将保持有效至2026年6月30日[148] - 使用指数费率的石油管道可追索2022年3月1日至2024年9月17日期间的适用费率差额，但前提是其在相关期间收取了适用指数上限允许的最高费率[148] 人力资源与福利 - 截至2025年12月31日，公司拥有约1,066名员工[128] - 公司提供补贴的健康福利计划、雇主匹配的退休计划、带薪休假、带薪育儿假和健康津贴[133]

财务数据关键指标变化：收入和利润 - 2025年第四季度总营收为8.65048亿美元，同比下降1.2%；全年总营收为35.79782亿美元，同比增长22.1%[23] - 2025年第四季度净亏损归属于Crescent为866.3万美元，同比收窄92.7%；全年净利润归属于Crescent为1.32906亿美元，实现扭亏为盈[23] - 2025年全年净收入为1.67亿美元，相比2024年净亏损1.38亿美元实现扭亏为盈[27][34] - 2025年第四季度调整后净利润（非GAAP）为1.31亿美元，同比增长6.4%；2025年全年调整后净利润为4.70亿美元，较2024年的3.38亿美元增长39.1%[37] - 2025年第四季度调整后每股收益（非GAAP）为0.49美元，2024年同期为0.52美元；2025年全年为1.80美元，2024年为1.68美元[37] 财务数据关键指标变化：成本和费用 - 2025年第四季度总运营费用为9.18434亿美元，同比增长1.7%[23] - 2025年第四季度调整后经常性现金一般及行政费用为3772.3万美元，较2024年同期的3011.2万美元增长25.3%[41] - 2025年第四季度调整后经常性现金G&A为每桶油当量1.53美元，环比增长15.0%[22] - 2025年第四季度交易及非经常性费用为1.08亿美元，主要与二叠纪收购和2025年1月Eagle Ford收购的过渡成本、资产剥离和重组成本以及法律和解成本相关[37][45] - 2025年第四季度非现金股权激励费用为1.02亿美元，2024年同期为5371.7万美元；2025年全年为2.45亿美元，2024年为1.86亿美元[37] - 2025年全年折旧、折耗及摊销费用为11.67亿美元，较2024年的9.49亿美元增长23.0%[27] - 2025年全年减值费用为2.55亿美元，较2024年的1.62亿美元增长57.5%[27] 财务数据关键指标变化：现金流与盈利能力指标 - 2025年第四季度调整后EBITDAX为5.36亿美元，经营现金流为3.71亿美元，杠杆自由现金流为2.39亿美元[4] - 2025年全年经营现金流为17亿美元，杠杆自由现金流为8.56亿美元[4] - 2025年全年经营活动产生的净现金流入为16.80亿美元，较2024年的12.23亿美元增长37.3%[27] - 2025年全年调整后EBITDAX为20.66亿美元，较2024年的15.98亿美元增长29.3%[34] - 2025年全年杠杆自由现金流为8.56亿美元，较2024年的6.30亿美元增长35.9%[34] - 2025年第四季度经营活动产生的现金流量净额为3.71亿美元，较2024年同期的3.84亿美元略有下降；2025年全年为16.80亿美元，较2024年的12.23亿美元增长37.4%[35] - 2025年第四季度杠杆自由现金流（非GAAP）为2.39亿美元，2024年同期为2.59亿美元；2025年全年为8.56亿美元，较2024年的6.30亿美元增长35.9%[35] 财务数据关键指标变化：资本支出与投资活动 - 2025年第四季度资本支出（不含收购）为2.26亿美元，钻探33口总运营井，投产22口总运营井[3] - 2025年全年油气资产开发资本支出为9.51亿美元，较2024年的6.86亿美元增长38.7%[27] - 2025年全年油气资产收购净支出为8.19亿美元，较2024年的5.59亿美元增长46.6%[27] - 2025年全年油气资产出售收益为8.47亿美元，远高于2024年的0.55亿美元[27] 运营表现：产量与价格 - 第四季度平均产量为268 MBoe/d，其中石油占比39%，液体总占比58%，石油产量为106千桶/日[3] - 2025年全年平均产量为260 MBoe/d，其中石油占比40%，液体总占比58%，石油产量为104千桶/日[5] - 2025年第四季度平均日净销售总量为26.8万桶油当量/天，环比增长5.9%[22] - 2025年第四季度实现油价（衍生品结算后）为61.59美元/桶，环比下降5.1%[22] 运营表现：未来指引 - 2026年产量指引为320-335 MBoe/d，石油占比40%-42%，开发资本指引为13.25-14.25亿美元[12] 资本运作与资产负债表 - 2025年完成约50亿美元的收购与剥离交易，包括以31亿美元收购Vital Energy[6][7] - 2025年实现约9亿美元的非核心资产剥离[9] - 截至2025年12月31日，长期债务大幅增加至55.24128亿美元，同比增长81.2%[26] - 截至2025年12月31日，现金及现金等价物为1015.7万美元，较去年同期的1.32818亿美元大幅下降92.4%[24] - 2025年末现金及现金等价物和受限现金总额为7.53亿美元，较2024年末的2.41亿美元增长212.5%[27] - 截至2025年12月31日，公司总债务为55.24亿美元，净债务为48.00亿美元[39] - 截至2025年12月31日，过去十二个月调整后EBITDAX为32.24亿美元，净杠杆率为1.5倍[39] 股东回报 - 2025年第四季度每股现金股息为0.12美元[13] - 2025年回购约3300万美元普通股，2026年2月将回购授权增至4亿美元[14] - 2025年第四季度调整后已付股息为3055.6万美元，2024年同期为2739.6万美元；2025年全年为1.23亿美元，较2024年的9708.8万美元增长26.4%[43] 其他财务项目 - 2025年第四季度利息支出为7740.4万美元，同比增长11.6%[23] - 2025年第四季度衍生品收益为1.39642亿美元，而去年同期为亏损1.09759亿美元[23]

公司财务与运营业绩发布 - 新月能源公司宣布了2025年第四季度及全年的财务与运营业绩 [1] - 业绩新闻稿及补充演示材料可在公司官网获取 [1] - 公司计划于2026年2月26日星期四中部时间上午10点（东部时间上午11点）举行2025年第四季度及全年财报电话会议 [1] 公司概况 - 新月能源公司是一家差异化的能源公司 [1]

公司近期评级与目标价变动 - Piper Sandler于1月28日重申对Crescent Energy Company (CRGY)的买入评级 并设定13美元的目标价 [1] - 富国银行于1月27日将CRGY的目标价从15美元下调至13美元 同时维持超配评级 该行看好其在宏观疲软环境下低再投资、资本纪律严明的框架 并指出2026年计划在行业内总体稳定 [2] - Jefferies于1月25日恢复对CRGY的覆盖 给予持有评级 并将目标价从10美元下调至9美元 认为公司在资产剥离后前景正在改善 持续的执行力是降低其资本成本和建立对其库存深度信心的关键驱动力 [3] 公司业务概况 - Crescent Energy Company是一家差异化的美国能源公司 业务主要集中在得克萨斯州和落基山脉地区 在鹰福特盆地和尤因塔盆地有积极开发活动 [4] - 公司在怀俄明州运营常规资产 并专注于碳捕集、利用与封存 [4] 行业宏观环境 - 富国银行指出 石油宏观环境持续承压 基本面倾向于下行 强劲的非欧佩克产量增长和不断上升的欧佩克供应表明价格压力将持续 并可能出现短期供应过剩 [2]

近期股价表现与市场对比 - 最新交易日Crescent Energy股价收于8.84美元，较前一交易日上涨1.49% [1] - 该日表现超越标普500指数0.5%的涨幅，也高于道琼斯指数0.64%和纳斯达克指数0.43%的涨幅 [1] - 过去一个月，公司股价上涨5.58%，表现落后于其所属的Oils-Energy板块7.06%的涨幅，但大幅超越同期标普500指数0.18%的涨幅 [1] 即将发布的财报与分析师预期 - 公司定于2026年2月25日发布下一份财报 [2] - 分析师预计当季每股收益为0.3美元，较去年同期大幅下降46.43% [2] - 预计当季营收为8.9455亿美元，较去年同期增长2.2% [2] - 对于全年，市场普遍预期每股收益为1.65美元，较前一年下降7.3%，预期营收为36.3亿美元，与上年持平 [3] 估值与行业对比 - 公司当前的远期市盈率为6.33倍 [6] - 该估值较其行业平均远期市盈率19.14倍有显著折价 [6] - 公司所属的Alternative Energy - Other行业，其Zacks行业排名为160，在所有250多个行业中处于后35%的位置 [6] 分析师预期调整与评级 - 过去30天内，Zacks一致每股收益预期下调了1.56% [5] - 目前，Crescent Energy的Zacks评级为3级 [5]

核心观点 - 华尔街看好Crescent Energy Company (CRGY) 认为其股价具有高潜力 当前分析师12个月目标价显示较现价有超过67%的上涨空间 [1] - 公司近期获得两家机构积极评级 BMO Capital Markets给予“买入”评级及10美元目标价 Evercore ISI给予“跑赢大盘”评级及13美元目标价 [2] 公司业务与运营 - 公司是一家能源公司 在美国从事天然气、原油和天然气液体的生产和勘探 [4] - 公司主要在美国德克萨斯州和落基山脉地区运营 [4] 战略转型与资产组合 - 过去两年公司经历了重大战略转型 主要驱动力是对鹰福特盆地的收购 [3] - 公司进入了二叠纪盆地 并剥离了非鹰福特盆地和尤因塔盆地的资产 [3] - 上述战略举措被认为有助于公司改善利润率和成本结构 [3] 财务表现与前景 - 公司计划于2月25日发布2025财年第四季度业绩 [1] - BMO Capital Markets认为2026年将是公司的过渡年 预计其传统Vital产量将下降至可持续的基线水平 [3] - 预计油价增长将放缓 这促成了BMO给予的“持有”评级 [3]

公司概况与业务 - 公司是一家在美国运营的能源公司 主要从事天然气、原油和天然气液体的生产和勘探 主要业务区域在德克萨斯州和落基山脉地区 [4] 分析师观点与评级 - 分析师Phillip Jungwirth于1月9日左右对Crescent Energy Company启动覆盖 给予“与大盘持平”评级 目标股价设定为10美元 [1] - 分析师对公司资产基础精简后带来的利润率改善和成本结构优化表示肯定 [1] - 分析师对2026年前景保持谨慎 预计将面临挑战 包括传统Vital产量将下降至可持续的基线水平 且油价潜在波动可能影响其去杠杆计划 [1] - 该公司被列为10只最便宜的石油和天然气投资股票之一 [1] 债务融资与资本结构重组 - 公司通过全资子公司Crescent Energy Finance LLC发行了两批高级无抵押票据 一批金额为2.948亿美元 于2029年7月31日到期 票面利率7.75% 另一批金额为2.372亿美元 于2030年10月15日到期 票面利率9.75% [2] - 这两批发行均由集团循环信贷额度下的现有子公司担保人提供无条件全额高级无抵押担保 但上市的母公司或运营公司不提供担保 [2] - 2029年和2030年票据是为置换现有Vital票据而发行的非注册交换要约 包含标准的高收益债券特征 如控制权变更回购权、选择性赎回计划、违约事件加速以及限制杠杆和派息的契约 [3] - 针对Vital票据的补充契约已于2025年12月12日生效 取消了某些限制性契约 这些行动共同重塑了公司整体的资本结构和面向票据持有人的契约组合 [3]

近期股价表现 - 最新交易日收盘价为8.12美元，较前一交易日下跌1.58%，表现逊于标普500指数0.65%的日涨幅[1] - 过去一个月股价累计下跌13.16%，表现远逊于同期石油能源板块0.68%的涨幅和标普500指数1.15%的涨幅[1] 近期业绩预期 - 即将公布的季度每股收益(EPS)预计为0.25美元，较去年同期大幅下降55.36%[2] - 即将公布的季度营收预计为8.9773亿美元，较去年同期增长2.56%[2] - 全年每股收益(EPS)共识预期为1.6美元，较前一年下降10.11%[3] - 全年营收共识预期为36.3亿美元，与前一年相比无变化[3] 分析师预期与评级 - 过去一个月内，Zacks共识每股收益(EPS)预期上调了0.27%[5] - 公司目前持有Zacks Rank 5评级，即“强力卖出”[5] 估值与行业对比 - 公司远期市盈率为6.48倍，较其行业平均远期市盈率19.09倍有显著折价[6] - 公司所属的“其他替代能源”行业是石油能源板块的一部分，其Zacks行业排名为97，在所有250多个行业中位列前40%[6]