公司表现 - Comstock Resources(CRK)今年以来回报率为11.3%，而同期油气能源行业平均下跌5.8%，表现优于行业整体[4] - Clearway Energy(CWEN)今年以来回报率为10.7%，同样跑赢行业平均水平[5] - CRK过去90天全年盈利预期上调28.1%，CWEN同期盈利预期上调107.5%[4][5] 行业排名 - 油气能源行业包含246家公司，Zacks行业排名第14位[2] - CRK所属的美国油气勘探生产子行业(36家公司)排名第203位，行业平均下跌26.8%[6] - CWEN所属的可替代能源子行业(44家公司)排名第147位，行业平均上涨4.5%[7] 投资评级 - CRK和CWEN均获得Zacks买入评级(2级)[3][5] - Zacks模型重点关注未来1-3个月可能跑赢大盘的股票[3] 行业比较 - 油气能源行业整体表现疲软，但CRK和CWEN逆势上涨[4][5] - CRK在表现最差的子行业中仍保持正收益[6] - CWEN所在的可替代能源子行业是少数实现正增长的领域[7]

文章核心观点 - 康斯托克资源公司宣布其普通股在纽约证券交易所德克萨斯板块双重上市，公司将维持在纽交所的主要上市地位 [1][2] 公司动态 - 公司宣布普通股在新成立的全电子股票交易所纽约证券交易所德克萨斯板块双重上市 [1] - 公司首席执行官表示很荣幸成为纽交所德克萨斯板块的创始成员，支持德州经济发展 [2] - 纽交所集团首席开发官欢迎公司成为创始成员，称双重上市体现双方对德州经济的支持 [2] - 公司将维持在纽约证券交易所的主要上市地位，在纽交所德克萨斯板块仍使用“CRK”交易代码 [2] 公司概况 - 公司是领先的独立天然气生产商，业务集中在路易斯安那州北部和德克萨斯州东部的海恩斯维尔页岩开发 [4] - 公司股票在纽约证券交易所和纽交所德克萨斯板块以“CRK”为代码交易 [4] 联系方式 - 公司财务和投资者关系副总裁为罗恩·米尔斯，联系电话972 - 668 - 8834，邮箱rmills@comstockresources.com [4]

财务表现 - 公司2025年第一季度营收达51285百万美元 同比增长527% [1] - 每股收益018美元 去年同期为-003美元 [1] - 营收超出Zacks共识预期1898% (共识预期43103百万美元) [1] - 每股收益超出共识预期1250% (共识预期016美元) [1] 运营指标 - 天然气平均售价358美元 高于分析师平均预估349美元 [4] - 天然气日均产量1300百万立方英尺 略超分析师预估128782百万立方英尺 [4] - 含对冲的天然气平均售价352美元 高于分析师预估340美元 [4] - 石油总产量10 MBBL 超过分析师预估915 MBBL [4] - 石油平均售价7020美元 显著高于分析师预估6327美元 [4] 产量与收入细分 - 天然气总产量115029 MMcf 低于分析师预估1164788 MMcf [4] - 总产量115091 MMcfe 低于分析师预估1165336 MMcfe [4] - 石油销售收入070百万美元 低于分析师预估084百万美元 同比下滑199% [4] - 天然气销售收入41229百万美元 高于分析师预估40831百万美元 同比增长436% [4] 市场表现 - 公司股价过去一个月下跌149% 同期标普500指数下跌07% [3] - 当前Zacks评级为3级(持有) 预示短期表现可能与大盘持平 [3]

行业分析 - 石油和天然气行业具有明显的周期性特征 呈现繁荣与萧条交替的波动模式 [2] - 行业研究重点包括资产负债表分析 竞争地位评估及开发前景研判 [1] 公司研究 - Comstock Resources(NYSE: CRK)第一季度业绩表现优异 主要受益于天然气价格显著上涨 [2] - 公司西部Haynesville区块的资产开发构成新的投资故事 [2] 研究方法 - 采用价值投资策略 重点挖掘石油天然气领域被低估的投资标的 [1] - 研究涵盖公司全方位基本面分析 包括财务数据与运营状况 [1] - 付费会员可优先获取未公开的深度公司分析报告 [1]

天然气和石油销售数据变化 - 2025年第一季度天然气和石油销售额为4.13亿美元，较2024年第一季度的2.88亿美元增加1.25亿美元（43%）[92] 天然气产量与售价变化 - 2025年第一季度天然气产量降至1150亿立方英尺，较2024年第一季度的1394亿立方英尺下降18%，但平均售价从2.06美元/千立方英尺涨至3.58美元/千立方英尺，涨幅74%[92] 天然气服务收入变化 - 2025年第一季度天然气服务收入为9990万美元，较2024年第一季度的4780万美元增加5210万美元（109%）[94] 生产和从价税变化 - 2025年第一季度生产和从价税降至1120万美元，较2024年第一季度的1790万美元减少670万美元（38%）[95] 集输成本变化 - 2025年第一季度集输成本降至4260万美元，较2024年第一季度的4710万美元减少450万美元（10%）[96] 天然气服务费用变化 - 2025年第一季度天然气服务费用增至1.168亿美元，较2024年第一季度的4870万美元增加6810万美元（140%）[98] 衍生金融工具净损益变化 - 2025年第一季度衍生金融工具净损失为3.303亿美元，而2024年第一季度为净收益3930万美元[101] 净亏损变化 - 2025年第一季度净亏损1.154亿美元，合每股0.40美元；2024年第一季度净亏损1450万美元，合每股0.05美元[104] 经营活动净现金流入变化 - 2025年前三个月经营活动净现金流入增至1.747亿美元，较2024年同期的1.715亿美元增加320万美元（2%）[106] 公司流动性情况 - 截至2025年3月31日，公司拥有10亿美元流动性，包括9.9亿美元银行信贷额度未使用额度和3290万美元现金及现金等价物[111] 银行信贷安排借款情况 - 截至2025年3月31日，公司银行信贷安排下未偿还借款为5.1亿美元，总承贷额为15亿美元，借款基数为20亿美元[114] - 截至2025年3月31日，公司银行信贷安排下未偿还借款5.1亿美元，利率为可变利率，与SOFR或公司基准利率挂钩[121] 银行信贷安排比率要求 - 银行信贷安排要求公司维持杠杆比率低于4.0:1.0，到2025年6月30日降至3.75:1.0，到2025年9月30日降至3.5:1.0；调整后流动比率至少为1.0:1.0[114] 公司NOL结转情况 - 截至2025年3月31日，公司有7.43亿美元美国联邦净运营亏损（NOL）结转和18亿美元特定州NOL结转，预计7.406亿美元联邦NOL结转和12亿美元州NOL结转将到期未使用[115] 公司所得税申报表审查情况 - 公司2020年12月31日后的联邦所得税申报表和2021年12月31日后主要州所得税申报表仍需接受审查[116] 公司天然气对冲合约情况 - 截至2025年3月31日，公司有天然气价格互换合约，对冲2025年约149.9 Bcf产量，均价3.48美元/MMBtu；对冲2026年约116.8 Bcf产量，均价3.51美元/MMBtu[119] - 截至2025年3月31日，公司有天然气领子期权合约，对冲2025年约41.3 Bcf产量，平均上限价3.80美元，平均下限价3.50美元；对冲2026年约167.9 Bcf产量，平均上限价4.35美元，平均下限价3.50美元[119] 天然气市场价格变动对合约公允价值影响 - 2025年3月31日天然气市场价格上涨10%，公司天然气价格互换和领子期权合约公允价值将减少约1.542亿美元；下跌10%，公允价值将增加约1.528亿美元[120] 公司长期债务情况 - 截至2025年3月31日，公司长期债务未偿本金约31亿美元，其中9.65亿美元债务固定利率为5.875%，16.2亿美元债务固定利率为6.75%[121] 公司高级票据公允价值情况 - 截至2025年3月31日，2030年到期5.875%高级票据和2029年到期6.75%高级票据的公允价值分别为9.095亿美元和15.8亿美元，分别为面值的94%和97%[121]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度天然气和石油销售额增长至4.05亿美元，运营现金流达2.39亿美元，摊薄后每股0.81美元 [9] - 第一季度调整后EBITDAX为2.93亿美元，调整后净收入为5400万美元，摊薄后每股0.18美元，而2024年第一季度为亏损 [11] - 第一季度产量平均为12.8亿立方英尺/天，较2024年第一季度下降17% [10] - 第一季度运营成本每千立方英尺平均为0.83美元，比第四季度高0.11美元 [13] - 第一季度EBITDAX利润率提高至76%，高于去年第四季度的73% [13] - 第一季度在第三方天然气营销上亏损160亿美元 [12] - 第一季度末借款余额为5.1亿美元，总债务达31亿美元，流动性约为10亿美元 [14][16] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产业务 - 第一季度钻探4口或3.9口净水平海恩斯维尔井和3口或3口净博西尔井 [14] - 第一季度有11口或8.3口净运营井投入销售，平均初始产量为2300万立方英尺/天 [14] 中游业务 - 预计2025年中游支出在1.3 - 1.5亿美元之间，由中游合作伙伴提供资金 [43] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度纽约商品交易所结算价格平均为3.65美元，亨利枢纽现货价格平均为4.27美元 [11] - 第一季度30.7%的天然气在现货市场销售，参考的纽约商品交易所价格为3.88美元 [11] - 第一季度实现的天然气价格为3.58美元，较纽约商品交易所价格有0.07美元的差价，较参考价格有0.30美元的差价 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年主要专注于开发西海恩斯维尔的资产，以受益于天然气需求的长期增长 [42] - 计划在西海恩斯维尔钻探20口井并将15口井投入销售，在传统海恩斯维尔钻探25口或20口净井并将31口或24.1口净井投入销售 [43][44] - 与BKV Corporation合作研究在西海恩斯维尔的碳捕获项目，有望降低温室气体排放 [41] - 公司认为自己拥有行业最低的生产成本结构，预计2025年钻探效率将继续降低钻探和完井成本 [44] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气价格上涨推动了第一季度财务业绩的改善，预计随着2025年财务结果的公布，杠杆率将继续显著改善 [11][16] - 看好西海恩斯维尔的资源潜力，认为该地区每区块的资源潜力将显著高于传统海恩斯维尔 [19] - 预计2026年天然气需求将增加，因此在4月增加了第七台钻机 [70] 其他重要信息 - 公司71%的股份由杰里·琼斯及其家族持有 [6] - 2024年温室气体强度为2.5千克二氧化碳当量/桶油当量，较2023年改善28%；甲烷排放强度率为0.039%，较2023年改善2.5% [38][39] - 公司已在100%的生产现场部署光学气体成像和飞机泄漏监测技术，其天然气可被认证为负责任采购 [40] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 西海恩斯维尔的埃利亚霍恩井的储层质量与南部井相比如何，以及该井结果后已确定的区域比例 - 埃利亚霍恩井的储层质量看起来与核心区域的井一样好，该井所在的东北部区域大部分面积可投入开发，大大降低了该区域的风险 [50][52] 问题2: BKB合作的结构和价值，以及是否旨在为数据中心提供低碳强度电力解决方案 - 与BKV合作的目的是开发碳捕获和封存项目，公司认为该地区具备理想的条件，有望吸引潜在的发电设施为数据中心提供支持，实现零排放后公司出口天然气将更具吸引力 [59][62] 问题3: 预计何时在西海恩斯维尔的该区域获得下一个结果，以及下一步计划拓展的方向 - 下一口井将于第四季度开钻，2026年计划在该区域钻探约8口井，拓展速度受限于中游设施的建设 [66][67] 问题4: 增加第七台钻机是否意味着全年产量指导的上限仍有可能实现 - 增加的钻机生产的天然气要到明年才能产出，今年增加钻机不会影响今年的产量，但考虑到2026年需求增加，增加钻机是合理的 [69][70] 问题5: 选择埃利亚霍恩井位置时，垂直井控制是否是主导因素，以及未来选址是否也会如此 - 首次拓展时希望有尽可能多的控制，未来随着远离控制区域，需要钻探先导井以控制风险 [79][80] 问题6: 公司的井和许可证主要沿西南 - 东北走向，何时是向西北上倾方向拓展降低风险的合适时机 - 公司过去主要专注于钻探以持有租赁的土地，未来希望在2025 - 2026年在区域四角和中部获取岩心，以了解岩石质量 [87][88] 问题7: 如果天然气价格在本十年末保持有利，西海恩斯维尔能支持多少台钻机，以及公司是否有更系统的增长方法和目标 - 公司将谨慎开发该区域，降低风险，认为能够满足部分电力需求，且随着碳捕获项目的推进，公司对数据中心更具吸引力 [94][97] 问题8: 埃利亚霍恩井的流量与初始产量的关系，以及这种动态是否适用于今年计划的其他井 - 埃利亚霍恩井的流量将遵循与核心区域其他井相同的类型曲线，中游方面没有限制 [100] 问题9: 2026年资本在持有土地井和勘探评估井之间的分配假设，以及这些井的地理位置和对结果的影响 - 公司仍将优先考虑在西海恩斯维尔钻探持有土地的井，传统海恩斯维尔的钻探受价格和运输因素影响 [108][110] 问题10: 是否担心二叠纪地区因政府许可增加而产生的伴生天然气对市场的影响 - 预计二叠纪天然气供应将增长以满足需求，但当前油价疲软可能会抑制钻井兴趣 [112] 问题11: 如何解释上半年产量平稳而下半年大幅增长的情况 - 这是由于第二季度的TILs更多集中在下半年，以及第三和第四季度钻探和完井的井的类型不同 [117] 问题12: BKB协议未来是否会给公司带来增量成本或资本支出 - 公司预计不会有重大资本投资，合作方将获得税收抵免并进行资本支出，公司将通过出售二氧化碳参与合作并降低运营成本 [120] 问题13: 横向长度在可持续基础上还有多少提升空间，以及2025年第一季度实现的横向长度在未来的适用性 - 在传统海恩斯维尔，横向长度平均接近12000 - 13000英尺，未来提升空间不大，马蹄形井将改善平均长度 [124][125] 问题14: 到2026年，钻机或压裂机组是否会有有意义的价格让步 - 预计随着石油市场的不确定性和二叠纪活动的变化，包括钻机、压裂机组和管道价格在内的所有服务价格都可能出现让步 [128] 问题15: 是否认为以前被认为太深太热的页岩区域现在有可能进行二次开发 - 公司在深度和温度方面取得的成果可能会使一些人在未来两年考虑开发更深的区域 [133] 问题16: 套管设计改进和井底组件对西海恩斯维尔钻井时间的影响 - 绝缘钻杆可降低温度，减少钻井时的起下钻次数，套管设计的改进在于精简尺寸和选择合适的套管点，井底组件则通过积累数据优化设计以提高性能 [136][137]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度天然气和石油销售增长至4.05亿美元，运营现金流达2.39亿美元，摊薄后每股0.81美元 [8] - 第一季度调整后EBITDAX为2.93亿美元，调整后净收入为5400万美元，每股0.18美元，而2024年第一季度为亏损 [11] - 第一季度产量平均为12.8亿立方英尺/天，较2024年第一季度下降17% [10] - 第一季度天然气实现价格为3.58美元，与NYMEX价格有0.07美元差价，与参考价格有0.30美元差价 [12] - 第一季度运营成本每千立方英尺平均为0.83美元，比第四季度高0.11美元 [13] - 第一季度EBITDAX利润率提高至76%，高于去年第四季度的73% [13] - 第一季度在开发活动上共花费2.5亿美元 [14] - 第一季度末借款余额为5.1亿美元，总债务为31亿美元，流动性约为10亿美元 [14][15] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产业务 - 第一季度在Haynesville钻了4口（3.9口净井）水平井和3口（3口净井）Bossier井 [14] - 第一季度有11口（8.3口净井）投入销售，平均初始产量为2300万立方英尺/天 [14] 中游业务 - 预计2025年在Western Haynesville的中游支出在1.3 - 1.5亿美元之间，由中游合作伙伴提供资金 [41] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度NYMEX结算价格平均为3.65美元，Henry Hub现货价格平均为4.27美元 [11] - 第一季度30.7%的天然气在现货市场销售，参考NYMEX价格为3.88美元 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年主要专注于开发Western Haynesville资产，以受益于天然气需求的长期增长 [40] - 计划在Western Haynesville钻20口井并使15口井投入销售，在legacy Haynesville钻25口（20口净井）并使31口（24.1口净井）投入销售 [41][42] - 与BKV Corporation合作研究在Western Haynesville开发碳捕获项目，以降低温室气体排放 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 随着天然气价格上涨和对冲头寸强劲，预计2025年财务杠杆比率将显著改善 [15] - 公司拥有行业最低的生产成本结构，预计2025年钻井效率将继续降低钻井和完井成本 [42] - 认为公司能够满足部分电力需求，且随着碳捕获项目的推进，将对数据中心等公司更具吸引力 [92] 其他重要信息 - 公司拥有110万英亩总土地和82.2万英亩净土地，可用于Haynesville和Bossier页岩的商业开发 [17] - 截至第一季度末，总运营库存为1527个总位置和1197个净位置，非运营库存为1114个总位置和138个净位置 [19] - 2024年温室气体强度为2.5千克二氧化碳当量/桶油当量，较2023年改善28%，过去两年改善28% [36] - 2024年甲烷排放强度率为0.039%，较2023年改善2.5%，过去两年改善14% [37] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请说明Elijah one井的储层质量以及已确定的区域比例 - 该井距离最近的井24英里，储层质量与核心区域的井一样好，是一口Haynesville井，厚度良好 [48] - 该井使公司东北端的大部分区域具备开发潜力，大幅降低了该区域的风险，大约确定了40% - 50%的区域 [50][53] 问题2: 请说明与BKB合作的结构和价值 - 与BKV合作是为了开发碳捕获和封存项目，BKV在Barnett页岩有成功项目经验 [57] - 公司认为该地区靠近达拉斯和休斯顿，有天然气储存设施和丰富的天然气资源，加上低碳足迹，适合建设发电设施以支持数据中心 [57] 问题3: 何时能在Elijah one区域获得下一个结果，下一步计划向哪里拓展 - 下一口井将于第四季度开钻，是一个两口井的井垫，位置靠近Elijah one井 [63][64] - 2026年计划在该区域钻约8口井，将更广泛地分布在该区域 [65] 问题4: 增加第七台钻机是否意味着全年产量指导的上限仍有可能实现 - 第七台钻机于4月投入使用，是短期的单井作业，今年增加钻机的产量要到明年才会体现 [67] - 公司有两个压裂机组全年基本满负荷运行，可能偶尔需要增加第三个压裂机组 [69] 问题5: 选择Elijah one井位置时，垂直井控制是否是主要因素，未来是否会继续这样选择 - 首次拓展时希望有尽可能多的控制，Elijah one井有垂直井控制，以确定储层质量 [75] - 未来的井会分散开来，在远离控制点的地方需要钻先导井并获取测井数据以控制风险 [76] 问题6: 如果天然气价格在本十年末保持有利，Western Haynesville能支持多少台钻机，是否有更系统的增长方法和目标 - 公司将谨慎开发该区域，确保不供应过剩，有Pinnacle Gas Services合作，使井更具经济性 [90][91] - 公司认为能够满足部分电力需求，且随着碳捕获项目的推进，将对数据中心等公司更具吸引力 [92] 问题7: Elijah one井的流量与初始产量的关系，以及这种动态是否适用于今年计划的其他井 - Elijah one井的流量遵循与核心区域其他井相同的类型曲线，中游方面没有限制流量的因素 [95] 问题8: 2026年资本分配在HBP专属井和划定/评估井之间的假设，以及HBP井的地理位置和对井结果的影响 - 仍将优先在Western Haynesville钻用于持有土地的井，约70口 [103] - legacy Haynesville的钻井受价格和运输成本影响，公司会在高产区钻井 [104] 问题9: 是否担心Permian地区天然气产量增加对市场的影响 - 预计Permian地区天然气供应会增长以满足LNG和发电需求，但目前油价疲软可能会抑制钻井兴趣 [106] 问题10: 如何解释上半年产量平稳，下半年大幅增长的情况 - 这是由于第二季度的TILs更多在下半年投入使用，以及第三和第四季度钻井和完井的井的类型不同 [112] 问题11: 与BKB的合作是否会使Comstock产生增量成本或资本支出 - 合作中BKV将获得税收抵免并进行资本支出，Comstock将参与其中，通过出售二氧化碳获得收益，运营成本将净减少 [115] 问题12: 横向长度在可持续基础上还有多少提升空间，2025年第一季度的横向长度在未来的适用性如何 - 在legacy Haynesville，平均横向长度接近平台期，未来将稳定在12000 - 13000英尺左右 [119][120] - 由于U型和马蹄形井的使用，未来平均横向长度会有所改善，因为不再有短横向井拉低平均值 [122] 问题13: 到2026年，钻机或压裂机组是否会有有意义的价格让步 - 预计会看到价格让步，尤其是在Permian地区活动可能减少的情况下，所有服务（包括钻机、压裂机组和管道价格）都可能受到影响 [124] 问题14: 是否认为以前被认为太深太热的区域现在可以进行页岩开发 - 公司在深度和温度方面取得了进展，随着价格环境和LNG需求的变化，预计会有更多人关注这些区域 [129] 问题15: 请详细说明套管设计改进和井底组件对钻井时间的影响 - 绝缘钻杆可以降低温度，使电机和工具使用寿命更长，减少钻井时的起下钻次数，从而节省时间 [133] - 套管设计通过精简尺寸和更好地选择套管点，提高了效率；井底组件通过更多的钻井数据和对电机性能的了解，优化了设计，提高了运行效果 [134]

业绩总结 - 第一季度天然气和石油销售额为4.05亿美元[8] - 第一季度运营现金流为2.39亿美元，每股稀释收益为0.81美元[8] - 调整后的EBITDAX为2.93亿美元[8] - 调整后的净收入为5380万美元，每股稀释收益为0.18美元[8] - 第一季度天然气价格实现为每千立方英尺3.58美元，较去年同期的2.06美元增长73%[11] 用户数据 - 第一季度共完成14口（11.3净）运营井，平均初始生产率为每日25百万立方英尺[8] - Olajuwon Pickens 1井的侧向长度为10,306英尺，初始生产率为41 Mmcf/d[38] - 2025年第一季度天然气销售中有63%按指数定价，37%按现货定价[11] 未来展望 - 预计2025年将在Western Haynesville钻探20口井，并将16口井转为销售[58] - 预计2025年Legacy Haynesville将钻探25口井，并将31口井转为销售[58] - 2025年生产指导范围为1,300 - 1,400 Mmcfe/d[60] - 2025年第一季度钻井计划中，运营井钻探4口，转为销售7口[14] 财务状况 - 截至2025年3月31日，总债务为30.99亿美元，流动性为10.23亿美元[18] - 2025年第一季度EBITDAX与总债务比率为3.4倍[18] - 公司当前财务流动性强，达到10亿美元[58] - 2025年现金利息支出预计为220 - 230百万美元[60] 成本与支出 - 2025年钻探和完井成本预计为1,000 - 1,100百万美元[60] - 2025年预计将支出130 - 150百万美元用于中游建设，全部由中游合作伙伴资助[58]

季度业绩表现 - Comstock Resources季度每股收益0.18美元 超出Zacks一致预期0.16美元 较去年同期每股亏损0.03美元实现扭亏 经非经常性项目调整后 本季度盈利超预期幅度达12.5% [1] - 公司上季度实际每股收益0.16美元 远超预期的0.02美元 当时盈利惊喜幅度高达700% [1] - 过去四个季度中 公司有两次超过一致EPS预期 本季度营收5.1285亿美元 超预期18.98% 去年同期营收为3.3577亿美元 过去四个季度仅一次超营收预期 [2] 股价与市场表现 - Comstock股价年初至今上涨3.8% 同期标普500指数下跌5.5% [3] - 当前Zacks评级为3(持有) 预计短期内表现与市场同步 评级基于盈利预测修订趋势 该趋势在财报发布前呈现混合状态 [6] 未来业绩展望 - 下季度一致预期为营收4.0266亿美元 EPS 0.13美元 当前财年一致预期营收17.5亿美元 EPS 0.73美元 [7] - 实证研究表明 短期股价走势与盈利预测修订趋势高度相关 投资者可通过Zacks Rank等工具追踪此类修订 [5] 行业对比 - 公司所属的美国油气勘探生产行业在Zacks行业排名中处于后25% 研究显示排名前50%行业表现是后50%的两倍以上 [8] - 同行业公司Ring Energy预计下季度EPS 0.07美元 同比下滑30% 营收预期8156万美元 同比下降13.7% 过去30天盈利预测未修正 [9]

Exhibit 99.1 Natural gas prices improved substantially in the first quarter of 2025 and Comstock realized $3.58 per Mcf before hedging and $3.52 per Mcf after hedging for its natural gas production of 115 Bcf in the quarter. Comstock's natural gas and oil sales in the first quarter of 2025 increased to $405.0 million (including realized hedging losses of $8.0 million). Operating cash flow (excluding changes in working capital) generated in the first quarter of 2025 was $239.0 million, and net loss for the f ...