财务数据和关键指标变化 - 第二季度自由现金流达到5.89亿美元，超出预期[10] - 核心每股收益0.84美元，EBITDAX为18亿美元，运营现金流15亿美元[15] - 资本支出比预期低7%，同时产量超出指引上限[10] - 2025年资本支出指引下调4亿美元(10%)，同时提高产量预期[13] - 全年石油产量预期上调至38.4-39万桶/日[22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 特拉华盆地表现优异，推动整体产量超预期[10] - 威利斯顿盆地通过设计优化和技术应用实现单井节省100万美元[12] - 鹰福特盆地实现单井270万美元的节省目标[12] - 中游业务完成Matterhorn管道3.72亿美元出售和Cottondraw中游2.6亿美元收购[16][19] 各个市场数据和关键指标变化 - 签署两项天然气销售协议：一项为期10年向LNG客户供应5000万立方英尺/日，另一项为期7年向发电厂供应6500万立方英尺/日[20] - 特拉华盆地钻井成本同比下降12%，完井成本下降15%[11] - 天然气营销策略重点转向远离Waha定价点，目前直接Waha敞口不到15%[35] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 业务优化计划目标到2026年底实现年增10亿美元自由现金流，目前已实现40%[26] - 专注于多区域协同开发策略，平衡短期回报与长期库存价值[100] - 中游投资战略围绕优化E&P业务和实现最高分子价格[115] - 技术应用特别是AI工具嵌入从钻井到实时生产优化的各个环节[14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计2025年当前税率将从15%降至10%，增加近3亿美元现金流[23] - 未来三年税收变化预计将带来约10亿美元额外现金流[24] - 预计2026年不再受企业替代性最低税影响，税率可能降至5-10%[23] - 维持高度竞争力的盈亏平衡点，WTI低于45美元/桶即可覆盖股息[22] 其他重要信息 - 净债务与EBITDAX比率改善至0.9倍[18] - 计划加速偿还4.85亿美元高级票据，节省700万美元利息[18] - 总流动性达48亿美元，包括18亿美元现金[17] - 与Landbridge达成采出水孔隙空间协议，提前应对二叠纪盆地潜在问题[53] 问答环节所有的提问和回答 非石油产品实现价格优化 - 公司通过中游投资和坚定运输将天然气分子从Waha转移，目前直接Waha敞口不到15%[35] - 新签署的电力协议采用ERCOT西部电价指数，进一步降低Waha价格疲软风险[37] 业务优化计划进展 - 40%目标达成超出预期，主要来自技术应用和AI工具[38] - 明确不将税收优惠、资产出售收益等计入10亿美元优化目标，确保计划可信度[42] 2026年产量维持策略 - 维持中期38.5万桶/日的石油产量目标，不因短期优化而调整长期规划[45] - 活动水平下调反映宏观审慎态度，平衡短期产量与长期库存价值[47] 鹰福特盆地运营 - 解散合资企业后获得55口待钻井，主要位于DeWitt县Blackhawk油田[65] - 东北部更具挑战性的区域通过额外套管设计仍能实现经济性[84] 债务优化与资本配置 - 25亿美元债务削减目标完成后，绝对债务水平将降至60-65亿美元区间[105] - 额外现金流将优先用于加速债务偿还，维持当前股东回报框架[71] 特拉华盆地协同开发 - 多区域开发策略保护Wolfcamp B未来产能，避免枯竭效应[101] - 一季度Wolfcamp B占比异常高(60%)导致生产率暂时偏低，后续将回归正常[117]

石油产量及地区分布 - 公司2025年第二季度石油产量为387 MBbls/d，其中Delaware Basin占比59%，Rockies占比27%，Eagle Ford占比10%，Anadarko Basin占比3%[164] - 2025年上半年原油产量同比增长18%至388 MBbls/d，其中Rockies地区产量增长109%至108 MBbls/d[183] 天然气产量及地区分布 - 公司2025年第二季度天然气产量为1,388 MMcf/d，其中Delaware Basin占比59%，Rockies占比16%，Eagle Ford占比5%，Anadarko Basin占比20%[164] - 天然气产量同比增长23%至1,367 MMcf/d，Delaware Basin地区占比57%[183] NGLs产量及地区分布 - 公司2025年第二季度NGLs产量为222 MBbls/d，其中Delaware Basin占比60%，Rockies占比21%，Eagle Ford占比5%，Anadarko Basin占比14%[164] 综合产量及地区分布 - 公司2025年第二季度综合产量为841 MBoe/d，超过指引3%，其中Delaware Basin占比59%，Rockies占比23%，Eagle Ford占比7%，Anadarko Basin占比11%[160][165] 股票回购 - 公司已完成78%的50亿美元股票回购计划，累计回购8540万股普通股，均价45.62美元/股[160] - 2025年前六个月通过股票回购计划以5.5亿美元回购了1640万股普通股，并以4.49亿美元回购了960万股[208] - 董事会授权50亿美元的股票回购计划，截至2025年7月已执行40亿美元[229] 运营现金流 - 公司2025年第二季度运营现金流为15亿美元，过去12个月累计达68亿美元[160] - 2025年前六个月运营现金流为34.87亿美元，资本支出为18.9亿美元，占运营现金流的54%[201][204] 净利润及每股收益 - 公司2025年第二季度归属于Devon的净利润为8.99亿美元，摊薄每股收益1.41美元[160] - 2025年上半年公司净利润为14亿美元，较2024年同期的15亿美元下降6.7%[181] - 2025年第二季度核心利润（非GAAP）为5.36亿美元，摊薄每股收益0.84美元[160] - 2025年第二季度归属于Devon的核心收益（非GAAP）为5.36亿美元，每股0.84美元[239] 商品价格 - 公司2025年第二季度WTI原油实现价格（含对冲）为62.97美元/桶，较第一季度下降9%[166] - 公司2025年第二季度Henry Hub天然气实现价格（含对冲）为1.56美元/Mcf，较第一季度下降37%[166] - 2025年上半年WTI原油实现价格同比下降15%至65.40美元/桶，Henry Hub天然气实现价格同比上升115%至1.97美元/Mcf[185] 投资收益 - 2025年第二季度公司出售Matterhorn投资获得3.72亿美元，实现税前收益3.07亿美元（税后2.39亿美元）[178] - 公司在2025年第二季度以3.72亿美元出售Matterhorn投资，实现税前收益3.07亿美元（税后2.39亿美元）[197] 生产费用 - 2025年上半年生产费用同比增长18%至18.11亿美元，其中LOE（租赁运营费用）增长26%至9.62亿美元[188] - 2025年上半年DD&A（折旧、折耗及摊销）费用同比增长23%至18.26亿美元[191] 资产减值 - 2025年第一季度公司总部不动产资产减值2.54亿美元[192] 商品对冲 - 2025年第二季度商品对冲估值变动带来2.57亿美元收益增长[176] - 商品衍生品公允价值对远期曲线10%变动的敏感性约为2.7亿美元[246] 税务 - 2025年第二季度有效所得税率保持21%，但预计第三季度起当前税率将因OBBB法案实施而降低[179] - 2025年前六个月所得税总支出为3.81亿美元，有效所得税税率为21%，而2024年同期为3.44亿美元和19%[198] 债务及融资 - 公司在2024年第三季度发行了32.5亿美元债务用于部分资助Grayson Mill收购，同时赎回了4.72亿美元债务[196] - 截至2025年6月30日，公司总债务为89亿美元，其中79亿美元为固定利率债务，平均利率5.7%[247] 股息 - 2025年前六个月普通股股息总额为3.19亿美元，每股股息为0.24美元，较2024年同期增长9%[209][210] - 2025年第三季度宣布每股现金股息为0.24美元，总计约1.51亿美元[229] 现金流改善计划 - 公司预计到2025年底通过业务优化计划将实现4亿美元的税前现金流改善，到2026年底实现10亿美元[215] 现金及信贷 - 截至2025年第二季度末，公司持有约18亿美元现金，并有30亿美元可用信贷额度[217][224] 信用评级 - 公司信用评级分别为标普BBB（稳定）、惠誉BBB+（稳定）和穆迪Baa2（稳定）[225][226] 股东回报 - 公司计划通过固定股息和股票回购将约10%的运营现金流返还给股东[228] 资本支出 - 2025年剩余资本支出预算预计为17亿至19亿美元[230] 收购 - 2025年8月以2.6亿美元完成收购CDM的非控股权益[231] - 收购Grayson Mill的Williston Basin业务，购买价格分配为50亿美元[232] EBITDAX及现金利润率 - 2025年第二季度EBITDAX（非GAAP）为17.68亿美元，2024年同期为19.64亿美元[244] - 2025年第二季度Field-Level Cash Margin（非GAAP）为18.11亿美元，2024年同期为20.08亿美元[244]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度核心每股收益0.84美元，EBITDAX为18亿美元，经营现金流15亿美元[15] - 自由现金流达5.89亿美元，其中70%通过股息和股票回购返还股东[8][15] - 资本支出比预期低7%，生产成本同比改善5%[15] - 完成Matterhorn管道股权出售，获得3.07亿美元税前收益[15] - 2025年资本指引下调4亿美元(10%)，同时提高产量指引[12] 各条业务线数据和关键指标变化 特拉华盆地 - 钻井成本同比下降12%，完井成本下降15%[10] - 利用AI技术实现实时运营优化[10] - 天然气产量中仅15%直接暴露于Waha价格风险[34] Williston盆地 - 自Grayson Mill收购后每口井节省100万美元[11] - 通过设计改进和技术应用降低总井成本[11] Eagle Ford - 完成合资企业解散，实现每口井270万美元节约目标[11] - 计划年内投产55口新井，主要集中在DeWitt县[66] 各个市场数据和关键指标变化 - 签订10年LNG销售协议，自2028年起每日销售5000万立方英尺天然气[20] - 与CPV签订7年协议，自2028年起每日供应6500万立方英尺天然气[21] - 特拉华盆地水处理能力达100-130万桶/日，25-40%可回收利用[56] 公司战略和发展方向 - 业务优化计划目标到2025年底实现年增10亿美元自由现金流，目前已实现40%[5][25] - 中游资产战略调整：出售Matterhorn管道，收购Cottondraw Midstream剩余股权[6][19] - 多区域联合开发策略，Wolfcamp B开发比例从10%提升至30%[101] - 债务削减计划进展顺利，已偿还5亿美元，计划加速偿还4.85亿美元优先票据[17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计2025年全年原油产量38.4-39万桶/日，资本支出降至36-38亿美元[22] - 新税法预计2025年当前税率降至10%，未来三年增加约10亿美元现金流[23] - 预计2026年当前税率维持在5-10%区间，显著低于此前预期[89] - 维持WTI油价45美元以下的盈亏平衡点[22] 其他重要信息 - 公司流动性达48亿美元，其中现金18亿美元[16] - 净债务与EBITDAX比率改善至0.9倍[17] - 与Landbridge签订采出水孔隙空间协议，解决未来Permian盆地水处理问题[54] - Powder River Basin目标将Niobrara井成本从1300万美元降至1000万美元[109] 问答环节 天然气价格风险管理 - 通过管道投资将特拉华盆地天然气运输能力提升至每日10亿立方英尺[36] - 新签订的CPV协议将价格与ERCOT西部电价挂钩，减少Waha价格波动影响[37] 业务优化计划进展 - 技术应用和AI工具推动生产优化，预计未来季度将显现更多财务影响[39] - 明确表示不将税务优惠和资产交易收益计入10亿美元优化目标[41] 产量展望 - 维持2026年中期38.5万桶/日的石油产量运行率预期[46] - Eagle Ford合资解散后产量需要重建，但看好长期潜力[66] 债务与资本分配 - 目标债务水平60-65亿美元，视为最优资本结构[105] - 税务优惠带来的额外现金流将优先用于加速债务偿还[72] 中游战略 - 中游投资决策以E&P业务优化和分子定价最大化为核心[116] - 保持买卖中游资产的灵活性，以价值创造为统一标准[112] 油井生产效率 - 多区域开发策略保护Wolfcamp B未来产能，避免枯竭效应[102] - 一季度Wolfcamp B产量占比异常高(60%)，后续将回归正常水平[118]

业绩总结 - 总生产量平均为841,000 BOE/天，其中原油达到387,000桶/天，超出指导预期3%[2] - 第二季度核心每股收益为0.84美元，EBITDAX为17.68亿美元，运营现金流为15.45亿美元，自由现金流为5.89亿美元[18] - 第二季度资本支出为9.32亿美元，低于中点指导的7%[3] 财务状况 - 现金余额增加5.25亿美元，达到18亿美元，净债务与EBITDAX比率降至0.9倍[2] - 截至2025年6月30日，现金及未提取信用额度总流动性为48亿美元，现金余额为18亿美元[22] - 股东回报方面，支付股息1.56亿美元，股票回购2.49亿美元[19] 未来展望 - 2025年自由现金流展望改善，全年资本指导中点降低至37亿美元[3] - 2025年油气生产的30%已进行对冲[22] - 2025年全年的原油生产指导为380-390 MBOD，资本支出指导为36-38亿美元[24] 其他信息 - 公司在2024年10-K表格中披露的前瞻性声明仅代表管理层截至该日期的合理预期，且存在风险和不确定性[43] - 本次演示包含非公认会计原则（Non-GAAP）财务指标，非GAAP指标不应单独考虑或替代GAAP指标的分析[44] - 公司在SEC的文件中仅允许披露已探明、可能和潜在的储量，任何未明确标示为已探明储量的估计可能不符合SEC最新的储量报告指南[45]

公司业绩表现 - 季度每股收益0 84美元 超出Zacks一致预期0 83美元 但低于去年同期1 41美元 [1] - 季度营收42 8亿美元 超出预期6 75% 高于去年同期39 2亿美元 [2] - 过去四个季度中 公司三次超出每股收益预期 四次超出营收预期 [2] 市场表现与预期 - 年初至今股价下跌2 4% 同期标普500指数上涨7 6% [3] - 当前Zacks评级为3级(持有) 预计短期表现与市场持平 [6] - 下季度每股收益预期1 00美元 营收预期42 1亿美元 本财年每股收益预期4 14美元 营收预期169 3亿美元 [7] 行业对比 - 所属行业(Zacks美国油气勘探与生产)排名处于后31%分位 [8] - 同行业公司HighPeak Energy预计季度每股收益0 12美元 同比下降57 1% 营收预期2 1158亿美元 同比下降23 1% [9][10]

收入和利润（同比环比） - 2025年第二季度石油、天然气和NGL销售额为27.1亿美元，较2024年第二季度的27.96亿美元下降3.1%[3] - 2025年第二季度总营收为42.84亿美元，较2024年第二季度的39.17亿美元增长9.4%[3] - 2025年第二季度归属于Devon的净利润为8.99亿美元，较2024年第二季度的8.44亿美元增长6.5%[3] - 2025年第二季度基本每股收益为1.42美元，较2024年第二季度的1.35美元增长5.2%[3] - 2025年第二季度GAAP净利润为9.17亿美元，摊薄每股收益1.41美元[23] - 2025年第二季度核心收益（Non-GAAP）为5.54亿美元，摊薄每股收益0.84美元[23] 成本和费用（同比环比） - 2025年第二季度生产费用为8.99亿美元，较2024年第二季度的7.88亿美元增长14.1%[3][5] - 2025年第二季度租赁运营费用为4.83亿美元，较2024年第二季度的3.83亿美元增长26.1%[5] - 2025年第二季度折旧、折耗和摊销费用为9.14亿美元，较2024年第二季度的7.68亿美元增长19%[3] - 2025年第二季度净融资成本为1.16亿美元，较第一季度1.23亿美元下降5.7%[6] - 2025年第二季度所得税费用为2.44亿美元，环比第一季度1.37亿美元增长78.1%[7] 业务线表现 - 2025年第二季度营销和中游收入为13.38亿美元，较2024年第二季度的10.98亿美元增长21.9%[3] - 2025年第二季度原油总产量为38.7万桶/日，其中Delaware Basin占比58.9%（22.8万桶/日）[10] - 2025年第二季度天然气液体产量为22.2万桶/日，环比第一季度20.3万桶增长9.4%[10] - 2025年第二季度Delaware Basin的钻井数量为57口，较2024年第二季度的73口下降21.9%[12] - 2025年第二季度总钻井数量为113口，较2024年第二季度的126口下降10.3%[12] - 2025年第二季度Delaware Basin的完井数量为57口，较2024年第二季度的62口下降8.1%[13] - 2025年第二季度总完井数量为110口，较2024年第二季度的114口下降3.5%[13] - 2025年第二季度Delaware Basin的平均水平段长度为10,500英尺，较2024年第二季度的10,200英尺增长2.9%[15] 价格表现 - 2025年第二季度WTI原油平均价格为63.95美元/桶，较2024年第二季度的80.62美元/桶下降20.7%[16] - 2025年第二季度Delaware Basin的原油实现价格为62.60美元/桶，较2024年第二季度的79.62美元/桶下降21.4%[17] - 2025年第二季度Delaware Basin的每桶油当量现金利润为24.58美元，较2024年第二季度的32.12美元下降23.5%[19] - 2025年第二季度公司总现金利润为23.68美元/桶油当量，较2024年第二季度的31.19美元下降24.1%[19] - 2025年第二季度Henry Hub天然气平均价格为3.44美元/Mcf，较2024年第二季度的1.89美元增长82.0%[16] 现金流和资本支出 - 2025年第二季度现金及等价物达17.59亿美元，环比第一季度12.34亿美元增长42.5%[8] - 2025年第二季度经营活动净现金流为15.45亿美元，环比第一季度19.42亿美元下降20.4%[9] - 2025年第二季度资本支出为9.32亿美元，其中上游资本支出占8.6亿美元（占比92.3%）[11] - 2025年第二季度股票回购金额为2.49亿美元，环比第一季度3.01亿美元下降17.3%[9] - 2024年第三季度Grayson Mill收购相关资本支出除外后总资本为9.16亿美元[11] - 2025年第二季度自由现金流为5.89亿美元，较第一季度下降41.9%[32] 债务和财务指标 - 2025年第二季度总负债为31.39亿美元，其中长期债务占26.7%（8.393亿美元）[8] - 2025年第二季度EBITDAX（Non-GAAP）为17.68亿美元，TTM EBITDAX为78.38亿美元[26] - 2025年第二季度净债务为71.19亿美元，较第一季度减少5.27亿美元[28] - 2025年第二季度净债务与EBITDAX比率为0.9倍[30] 管理层讨论和指引 - 2025年第三季度原油产量指引为38.4-39万桶/日，全年指引维持不变[37] - 2025年全年资本支出指引为36-38亿美元，其中上游资本占34-35.25亿美元[38] - 2025年第三季度原油价格预计为WTI价格的95%-99%[39] 衍生品和对冲 - 2025年第二季度衍生品现金结算收益为6700万美元，较2024年第二季度的5400万美元增长24.1%[4] - 公司对2025年Q3-Q4原油价格进行了对冲，加权平均互换价格为71.52美元/桶[42] - Q3 2025天然气价格互换量为302,000 MMBtu/天，加权平均价格为3.40美元/MMBtu[44] - Q4 2025天然气价格互换量为245,000 MMBtu/天，加权平均价格为3.51美元/MMBtu[44] - 2026年全年天然气价格互换量为247,500 MMBtu/天，加权平均价格为3.80美元/MMBtu[44] - Q3-Q4 2025天然气价格领子合约量为170,000 MMBtu/天，加权平均地板价为3.00美元/MMBtu，天花板价为3.80美元/MMBtu[44] - 2026年全年天然气价格领子合约量为160,000 MMBtu/天，加权平均地板价为3.14美元/MMBtu，天花板价为4.88美元/MMBtu[44] - Q3-Q4 2025休斯顿Ship Channel天然气基础互换量为230,000 MMBtu/天，加权平均差价为-0.35美元/MMBtu[45] - Q3-Q4 2025 WAHA天然气基础互换量为200,000 MMBtu/天，加权平均差价为-1.53美元/MMBtu[45] - 2026年全年休斯顿Ship Channel天然气基础互换量为50,000 MMBtu/天，加权平均差价为-0.29美元/MMBtu[45] - Q3-Q4 2025天然气汽油价格互换量为3,000桶/天，加权平均价格为63.35美元/桶[48] - Q3-Q4 2025丙烷价格互换量为3,000桶/天，加权平均价格为32.29美元/桶[48]

公司财务与运营 - 公司公布2025年第二季度财务和运营业绩 [1] - 公司宣布季度股息并提供2025年更新展望 [1] - 相关财务数据、指引和演示材料可在投资者关系网站获取 [1] 投资者沟通 - 公司将于2025年8月6日中部时间上午10点召开第二季度电话会议 [2] - 会议主要面向分析师和投资者问答环节 [2] 公司概况 - 公司是美国领先的油气生产商 拥有多元化的多盆地资产组合 [3] - 核心资产包括特拉华盆地世界级区块 [3] - 业务模式注重现金回报 旨在实现强劲回报 产生自由现金流并向股东返还资本 [3] - 运营重点为安全与可持续性 [3]

公司业绩预期 - Devon Energy预计2025年第二季度营收40.1亿美元，同比增长2.46%，但每股收益预计下降41.13%至83美分 [5][6][10] - 公司上一季度出现4.72%的负收益意外 [1] - Zacks共识预测第二季度产量为81.77万桶油当量/日，同比增长15.7% [5] 运营表现 - Delaware Basin的强劲产量支撑了公司业绩 [2] - 通过套期保值策略应对石油、天然气和NGL价格波动 [2] - 严格的成本控制有效抑制了运营支出 [3] - 美国本土业务降低了地缘政治和监管风险 [3] 战略举措 - 重组NGL合同以提高价格实现 [4] - 扩大出口市场准入以提升下游石油利润 [4] - 强劲现金流支持股票回购计划 [3] 行业比较 - ARRAY Technologies预计第二季度收益超预期，长期盈利增长率为21.63%，2025年和2026年EPS预计分别增长10%和35.35% [11][12] - Plains GP Holdings 2025年和2026年每股收益预计分别增长205.77%和23.79% [12][13] - HighPeak Energy 2025年和2026年EPS预计分别增长2.99%和3.62% [13]

行业概述 - 美国油气勘探与生产行业是国家能源框架的核心 涉及地下或海上油气储量识别、钻井和碳氢化合物提取等活动 [2] - 美国是全球领先的油气生产国 主要产区包括二叠纪盆地、鹰福特、巴肯组和墨西哥湾 [2] - 水力压裂和水平钻井等技术创新大幅提升国内产量 降低能源进口依赖 [2] - 行业面临环境挑战、监管趋严及清洁能源转型压力 同时受大宗商品价格波动影响 [3] 公司分析 Devon Energy (DVN) - 美国陆上油气生产龙头 资产多元化且资本管理审慎 持续产生强劲自由现金流 [4] - 通过可变股息计划和股票回购回馈股东 运营成本低、资产负债表健康 [4] - 2025年盈利预期同比下降14.11% 但2026年预计增长2.09% 长期每股收益增长率4.26% [7][8] - 股息收益率2.88% 高于标普500的1.46% ROE达21.9% 显著优于行业平均16.74% [12][13] - 债务资本比36.24% 流动比率1.08 显示短期偿债能力良好 [14] - EV/EBITDA为3.6倍 低于行业10.89倍 2025年资本支出计划37-39亿美元 [16][19] Diamondback Energy (FANG) - 二叠纪盆地低成本纯运营商 注重资本纪律和股东价值 自由现金流表现稳定 [5] - 2025年盈利预期同比下降19.19% 2026年进一步下降12.63% [10][11] - 股息收益率2.75% ROE为11.22% 低于DVN [12][13] - 债务资本比23.74% 流动比率0.86 [14] - EV/EBITDA为6.84倍 2025年资本支出削减4亿美元至34-38亿美元 [16][19] 比较与总结 - DVN估值更低、股息更高、ROE更优 且多盆地资产组合提供长期增长潜力 [8][20] - FANG专注二叠纪盆地 资本支出削减显示应对下行周期的灵活性 [19][20] - 两家公司均持有Zacks Rank 3评级 但DVN因综合优势更受青睐 [21]

公司表现 - 俄克拉荷马州石油天然气生产商Devon Energy(DVN)股价过去一年下跌32% 跌幅远超同行[1] 行业投资建议 - 建议投资者构建以低成本标普500指数基金为核心的多元化投资组合[1] - 对能承受短期风险的投资者 建议超配科技板块 认为该行业仍处于长期牛市早期阶段[1] - 建议关注提供稳定股息及股息增长的大型油气公司 作为股息收入来源[1] 投资策略 - 推荐采用自上而下的资本配置方法 需根据投资者个人情况(年龄 工作状态 风险承受能力等)进行调整[1] - 可能配置的资产类别包括标普500指数 科技股 股息收入 行业ETF 成长股 投机性成长股 黄金及现金[1]