收入和利润 - 公司实现归属于A类普通股的净利润7550万美元（三季度）和2.565亿美元（九个月），每股摊薄收益分别为0.40美元和1.36美元[115] - 2025年三季度石油收入为2.305亿美元，同比下降14%，主要因平均价格下降至63.55美元/桶[123] - 2025年三季度天然气收入为4317万美元，同比增长63%，主要因平均价格升至2.46美元/Mcf及产量增长20%[123][124] - 2025年三季度NGL收入为5124万美元，同比增长16%，主要因产量增长抵消了价格小幅下降至18.98美元/桶的影响[123][125] - 2025年九个月石油收入为7.024亿美元，同比下降15%，因平均价格降至65.14美元/桶，但产量增长3%[123] - 2025年九个月天然气收入为1.374亿美元，同比增长89%，主要因平均价格升至2.70美元/Mcf及产量增长17%[123][124] 成本和费用 - 第三季度总运营费用为2.23471亿美元，同比增长9.5%（去年同期为2.04123亿美元）[127] - 九个月总运营费用为6.49117亿美元，同比增长7.9%（去年同期为6.01356亿美元）[127] - 第三季度集输加工（GTP）成本为1774.4万美元，同比大幅增长66.2%（去年同期为1067.6万美元）[127][129] - 九个月集输加工（GTP）成本为4918.6万美元，同比大幅增长77.7%（去年同期为2766.8万美元）[127][129] - 第三季度净利息支出为536.2万美元，同比增长39.1%（去年同期为385.6万美元）[127][133] - 九个月净利息支出为1621.8万美元，同比增长67.5%（去年同期为968.3万美元）[127][133] - 第三季度所得税费用为1720.8万美元，同比下降35.0%（去年同期为2653万美元）[136] - 九个月所得税费用为6328.3万美元，同比下降14.1%（去年同期为7363.4万美元）[136] 产量表现 - 截至2025年9月30日，公司总产量为10.05万桶油当量/日（三季度）和9.84万桶油当量/日（九个月）[114] - 公司持有卡恩斯地区55381英亩净面积和吉丁斯地区569217英亩净面积[114] 股东回报和资本管理 - 2025年九个月期间，公司宣布向A类普通股股东支付现金股息总计8530万美元[117] - 截至2025年9月30日，公司已回购4480万股A类普通股，成本为8.599亿美元，剩余授权回购520万股[118] - 九个月经营活动产生净现金6.70243亿美元，资本支出为3.50503亿美元，股东回报（回购+股息）支出为2.37522亿美元[141][145] - 截至2025年9月30日，公司董事会授权了最高5000万股A类普通股的回购计划[146] - 2025年前九个月，公司以总成本约1.521亿美元回购了650万股股票，2024年同期以1.27亿美元回购了530万股[146] - 2025年前九个月，公司向A类普通股股东宣派并支付了总计8530万美元现金股息，并向Magnolia LLC单位持有人分配了250万美元[148] - 2024年前九个月，公司向A类普通股股东宣派并支付了总计7250万美元现金股息，并向Magnolia LLC单位持有人分配了710万美元[148] 流动性和财务状况 - 截至2025年9月30日，公司流动性为7.305亿美元，包括4.5亿美元循环信贷额度和2.805亿美元现金及等价物[139] - 截至2025年9月30日，公司在RBL融资项下无未偿还借款[149] - 截至2025年9月30日，Magnolia LLC的所有者权益中，公司拥有约97.1%，非控股权益约为2.9%[147] 价格敏感性分析 - 油价每桶变动1.00美元，将使公司年化收入增加或减少约1440万美元[150] - 天然气价格每Mcf变动0.10美元，将使公司年化收入增加或减少约680万美元[150]

财务业绩 - 第三季度每股净收益为0.41美元，与分析师预期一致，但低于去年同期的0.52美元，主要因运营费用增加抵消了产量增长带来的收益 [1] - 总营收达到3.249亿美元，略高于预期，但较去年同期下降2.5%，原因是油价疲软 [1] - 运营现金流为2.47亿美元，自由现金流为1.34亿美元 [4] 生产与销售 - 平均日产量为100,507桶油当量，较去年同期增长10.8%，超出共识预期 [2] - 石油产量微增至每日39,430桶，天然气产量跃升20%至每日190,384千立方英尺，天然气液体产量增长16%至每日29,347桶 [2] - 实现平均油价为每桶63.55美元，同比下降14%，但高于预期 天然气价格为每千立方英尺2.46美元，天然气液体价格为每桶18.98美元 [3] 收入构成 - 石油收入下降13%至2.305亿美元 [2] - 天然气收入几乎翻倍，达到4320万美元 [2] - 天然气液体收入增至5120万美元 [2] 资本配置与股东回报 - 通过股息和股票回购向股东返还8030万美元，相当于自由现金流的60% [4] - 以5140万美元回购215万股股票，并宣布每股股息0.15美元，于12月1日支付 [4] - 现金余额为2.8亿美元，长期债务为3.93亿美元，债务与资本比率为16% [5] 资本支出与运营 - 季度资本支出为1.18亿美元，预计全年支出接近其4.3亿至4.7亿美元区间的中值 [5] - 公司未进行对冲操作，运行两台钻井平台和一个完井队，2025年75-80%的活动集中在其24万英亩的核心区域Giddings Field [6] 前景展望 - 预计第四季度产量将创纪录地接近每日101,000桶油当量，并持续降低成本，目标是将租赁运营费用控制在每桶油当量5.20美元左右 [6]

生产业绩 - 第三季度实现创纪录的总产量，达到每日100,500桶油当量，同比增长11% [1] - 尽管由于投产时间安排导致季度环比小幅下降，但季度总产量仍实现低个位数同比增长 [1] - Giddings地区的石油产量较去年同期增长近5% [1] - 第四季度开局强劲，预计本季度总产量和石油产量将达到年内最高水平，并创下公司新纪录 [1][19] - 全年总产量增长预期上调至约10%，远高于年初5%至7%的指引 [5][18] - 2026年计划实现中个位数的总产量增长 [11] 财务表现 - 第三季度调整后EBITDAX为2.19亿美元，营业利润率为31% [6] - 年化已动用资本回报率为17% [6] - 第三季度产生自由现金流1.34亿美元，其中60%（约8000万美元）通过股票回购和股息支付返还给股东 [7] - 资本再投资率控制在第三季度调整后EBITDAX的54% [7] - 季度末现金余额为2.8亿美元，为年内最高水平 [8][17] - 公司保持完全无对冲状态 [19] - 由于第三季度通过新立法，预计2025年全年现金税为零 [20] 资本配置与股东回报 - 公司商业模式核心是通过严格的资本配置产生持续且可持续的自由现金流 [2] - 自由现金流主要通过稳定增长的现金股息和持续股票回购返还给投资者 [3][7] - 第三季度支付股息2900万美元，并分配5100万美元用于股票回购 [14] - 自回购计划启动以来，已回购7940万股股票，加权平均稀释流通股净减少26% [15] - 季度股息已增长至每股0.15美元，年度化股息支付率为每股0.60美元 [16] - 公司拥有强大的资产负债表，总流动性约为7.3亿美元 [17] 运营效率与成本控制 - 出色的井表现是业绩超预期的关键驱动因素 [5][21] - 通过提高钻完井（D&C）项目效率等措施，限制了资本再投资率 [7] - 持续关注油田级运营成本，通过在水处理和流体管理等领域提高生产效率，降低了租赁运营费用 [8] - 第三季度包括G&A在内的总调整后现金运营成本为每桶油当量11.36美元 [18] - 第四季度租赁运营费用（LOE）预计为每桶油当量5.20美元，并有望在2026年进一步改善 [61][63] 资产基础与并购策略 - 通过在公司运营和熟悉区域进行的补强型收购，持续增强和扩大资产基础 [3] - 并购策略强调必须符合公司业务模式，能够提升业务和公司的持久性 [25][26] - 评估机会时，经济性而非可采烃类数量是首要考虑因素 [31][34] - 在南德克萨斯州，资产整体趋势是气油比上升，质量下降，协同机会减少 [48] 2026年展望与资本支出 - 2026年商业模式保持不变，计划将资本支出限制在调整后EBITDAX的55%以内 [10] - 计划继续运行两个钻井平台和一个完井队，并分配少量资本用于Giddings和Karnes地区的评估活动 [11] - 资本支出水平预计与2025年相似，约为1.1亿美元 [11][18] - 支出时间可能略微偏向年初，以便更早了解价格情况并提前进行活动和产量安排 [53] - 预计2026年石油产量将实现低个位数增长（约2%-3%） [55] - 在当前两个钻井平台计划下，预计明年总井数约为55口 [56]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总产量达到创纪录的100.5千桶油当量/天 同比增长11% [6] - 调整后EBITDAX为2.19亿美元 运营利润率为31% 年化已动用资本回报率为17% [9] - 第三季度资本再投资率为调整后EBITDAX的54% 产生1.34亿美元自由现金流 [9] - 将自由现金流的60% 约8000万美元 通过回购210万股股票和支付季度股息返还给股东 [9] - 季度末现金余额为2.8亿美元 为年内最高水平 总流动性约为7.3亿美元 [10][19] - 每单位BOE总收入同比下降约12% 主要由于油价下跌 部分被天然气价格上涨抵消 [19] - 第四季度D&C资本支出预计约为1.1亿美元 全年总产量增长预计约为10% 高于年初5%至7%的指引 [20] - 预计2025年全年现金税为零 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - Giddings地区石油产量同比增长近5% [6] - 全年总产量增长预计约为10% 远高于年初5%至7%的指引 [7] - Giddings的钻井结果超出预期 甚至超过过去几年的水平 [7] - Eagle Ford/Karnes地区产量本季度有所增长 存在波动性 [95] - 公司计划在Giddings和Karnes地区分配少量资本进行评价活动 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 产量得益于天然气和NGL产量的强劲相对价格实现 [9] - 价格差异预计约为每桶较Magellan East Houston折扣3美元 [20] - 公司所有石油和天然气产量完全未进行对冲 [20] - 天然气实现价格受益于年内大部分时间的强劲表现 [51] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 主要目标是成为一流油气资产的最有效运营商 产生最高回报 同时使用最少的钻井和完井资本 [4] - 通过安全增长的现金股息和持续股票回购将大部分自由现金流返还给投资者 [5] - 通过在公司运营和熟悉地区附近的累积地下知识和经验进行补强收购 增强和扩大资产基础 [5] - 业务模式将资本支出限制在调整后EBITDAX的55%或总现金流的范围内 [11] - 计划2026年运营两个钻井平台和一个完井队 预计在当前产品价格下实现中个位数的总产量增长 [11] - 对Karnes地区的潜力持乐观态度 认为优质资源寿命长 并计划进行测试以提升其经济性和延长寿命 [40][41] - 在Giddings地区拥有广泛的天然气资源 但重点在于提升其经济性而非资源量 [43] - 评价计划对资源补充至关重要 即使面临价格波动也不太会大幅削减 [46][48] - 并购市场方面 Giddings地区资产集中 大型交易因买卖双方价格预期差距而难以达成 小型交易更易发生 [59][60] - 南德州地区资产整体趋于更富气 GOR上升 质量下降 机会较为分散 [61] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管近期产品价格下跌 但年初至今的表现展示了执行业务模式的能力 [5] - 在当前产品价格下不计划增加增量活动 [5] - 进入第四季度 产量开局非常强劲 预计本季度总产量和石油产量将创下新纪录 [6] - 由于钻井和活动计划类似 优异表现导致几口井的完井推迟到明年 预计2025年支出节省约5% [8] - 预计通过额外的学习和Giddings资产的进一步划定 将实现额外的钻井和完井效率 [11] - 在波动的产品价格环境中具有充足的财务和运营灵活性 [12] - 服务定价在2025年大部分时间走软 近期变化率有所减缓 目前似乎已趋于平稳 [99][101] - 如果产品价格进一步下跌 项目具有动态调整的灵活性 已有的推迟完井提供了缓冲 [107][108] 其他重要信息 - 第三季度调整后净收入为7800万美元 每股摊薄收益0.41美元 [14] - 自2019年下半年开始回购计划以来 已回购7940万股 加权平均摊薄流通股减少26% [16] - 季度股息增长至每股0.15美元 年度化股息支付率为每股0.60美元 [16] - 第三季度包括G&A在内的总调整后现金运营成本为每BOE 11.36美元 第三季度运营利润率为每BOE 10.98美元 占总收入的31% [19] - 预计第四季度完全稀释股数约为1.89亿股 较2024年第四季度水平低约4% [21] - 在油田运营成本方面持续努力 通过在水处理和流体管理等领域捕获额外的生产效率 降低了租赁运营费用 [10] - 预计第四季度LOE为每BOE 5.20美元 季节性因素可能导致第一季度略有上升 之后可能下降 [82][84] - 聚集 运输和处理费用相对稳定 其变化与天然气和NGL价格相关 [87] - 公司通常不计划携带DUC 推迟的完井更多是时间安排问题 [102][104] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于运营效率持续提升的影响 - 管理层强调将坚持既有的业务模式 而非提升活动水平或追求更高产量 目标是最大化自由现金流并回报股东 [26][27] - 效率提升将通过持续评估和高评级资产来逐步实现 不会因此加速活动 [26][27] 问题: 关于并购市场和白空间机会 - 认为仍存在相当数量的白空间和较小私营运营商的机会 但交易必须适合公司 能够改善业务和持久性 [29][30] - 评价计划是补充资源的重要方式 部分机会也来自于填补已了解区域的白空间 [31] 问题: 关于Karnes地区的评价活动 - 管理层对Karnes的潜力持乐观态度 不认为其资源枯竭 计划进行测试以提升经济性和延长寿命 [40][41] - 活动细节未具体说明 但重点是评估其经济可行性 [41] 问题: 关于Haynesville西部和天然气资源 - 公司目前在相关区域没有资产 但在Giddings内其他区域拥有大量天然气资源 挑战在于提升经济性而非资源存在 [43] 问题: 关于2026年评价计划的管理和杠杆 - 评价计划对资源补充至关重要 在当前价格动态下仍有空间进行合理规模的活动 不太会严厉削减 [46][48] - 计划继续评估不同部分并尝试对计划进行高评级 [49] 问题: 关于天然气实现价格的优势和未来计划 - 公司受益于强劲的天然气实现价格 但由于市场因素复杂 未采取对冲等行动 不愿基于预测做出确定性决策 [51][52] 问题: 关于A&D市场的看法 - Giddings地区资产集中 大型交易在价格下跌环境中更难达成 小型交易可能更易发生 [59][60] - 南德州地区资产整体更富气 质量下降 机会分散 私募支持的运营商为出售资产而加速活动的模式通常不适合上市公司 [61] 问题: 关于活动水平的灵活性 - 管理层不担心活动大幅削减 与服务队关系牢固 合同灵活 能适应市场变化 [63] 问题: 关于2026年预算的时间分布 - 支出可能略微偏向年初 包括在一些测试区域的活动 以便更早洞察价格和产量 但差异不会很大 [69] 问题: 关于2026年石油产量展望 - 预计2026年全年石油产量同比增长率为低个位数 约2%至3% [74] - 如果维持两个平台计划 明年总井数大约仍在55口左右 没有显著变化 [75] 问题: 关于现金使用和回购 - 现金积累的目标是寻找方式返还给股东或进行再投资 可能机会性回购股票 也为潜在的补强收购提供灵活性 [77][80] 问题: 关于运营成本趋势 - 通过水处理 化学品管理和现场人员效率提升等措施 预计运营成本有进一步下降空间 [82][84] 问题: 关于GP&T费用展望 - 该费用相对稳定 其变化与天然气和NGL价格相关 若气价和NGL价格上涨 成本可能上升 反之则可能节省 [87] 问题: 关于效率提升的持续性 - 效率提升是一个持续过程 总是在寻找新的改进领域 包括人员 设备和产品管理等方面 [89] 问题: 关于Giddings扩张和新井 - 在之前表现出色的新区域计划继续钻井 并将其纳入明年及未来的计划中 [92][94] - Karnes地区的产量波动与活动 timing 相关 [95] 问题: 关于服务定价前景 - 服务定价在2025年大部分时间走软 近期趋于平稳 但若油价进一步下跌 可能再次出现疲软 [99][101] 问题: 关于DUC数量 - 公司通常不计划携带DUC 推迟的完井是时间安排问题 预计正常的工作进程井除外 [102][104] 问题: 关于油价下跌时的活动调整框架 - 项目具有动态调整的灵活性 业务模式支出上限和已有的推迟完井提供了缓冲 对当前状况感到满意 [107][108] 问题: 关于过去产量增长的驱动因素 - 过去几年的产量增长主要来自有机钻井和完井 收购贡献的生产量很小 [111]

核心财务业绩 - 第三季度每股收益为0.41美元，与市场预期一致，但较去年同期的0.52美元下降，主要因运营费用增长9.5%至2.235亿美元 [1] - 总营收为3.249亿美元，超出市场预期的3.22亿美元，但较去年同期的3.331亿美元下降2.5%，主要受原油收入下滑影响 [2] - 原油收入为2.305亿美元，同比下降13.2%，但超出模型预期的2.246亿美元 [3] - 天然气收入为4320万美元，几乎是去年同期2220万美元的两倍，并超出预期 [3] - 天然气液体收入为5120万美元，高于去年同期的4520万美元，并超出预期 [3] 生产与价格表现 - 平均日总产量为100,507桶油当量/日，同比增长10.8%，并超出市场预期 [6] - 石油产量为39,430桶/日，同比微增1.4%，但略低于预期 [6] - 天然气产量为190,384千立方英尺/日，同比增长19.6%，超出预期 [7] - 天然气液体产量为29,347桶/日，同比增长16.1%，超出预期 [7] - 实现原油价格为每桶63.55美元，同比下降14.4%，但超出预期 [8] - 实现天然气价格为每千立方英尺2.46美元，同比显著增长，符合预期 [8] - 实现天然气液体价格为每桶18.98美元，同比下降2.5%，且低于预期 [10] 现金流与股东回报 - 经营活动产生的净现金流为2.471亿美元，实现自由现金流1.339亿美元 [4] - 宣布A类普通股每股现金股息0.15美元及B类单位现金分配0.15美元 [4] - 季度内回购约215万股A类普通股，总价值5140万美元，当前回购授权下仍有520万股可供回购 [5] - 通过股息和股票回购合计向股东返还8030万美元，占季度自由现金流的60% [5] 资产负债表与资本支出 - 截至2025年9月30日，现金及现金等价物为2.805亿美元，长期债务为3.931亿美元，债务与资本化比率为16.1% [11] - 报告季度资本支出为1.184亿美元 [11] 2025年第四季度及全年展望 - 预计第四季度钻完井资本支出约为1.1亿美元，使全年资本支出接近此前4.3亿至4.7亿美元指引区间的中值 [12] - 重申2025年全年产量增长约10%的展望，高于年初5-7%的初始指引 [12] - 预计第四季度总产量约为101,000桶油当量/日，总产量和石油产量均有望达到年内最高水平 [12] - 预计第四季度每桶油当量的运营成本将小幅缓解至约5.20美元，2025年全年租赁运营费用预计比2024年水平至少低5% [13] - 预计第四季度完全稀释后的股份数约为1.89亿股，同比下降4% [14] 运营活动与战略重点 - 计划在年底前维持两台钻机和一支完井队的运营水平，该开发计划已持续四年，支持公司总产量增长约50% [15] - 2025年约75-80%的活动将集中在Giddings地区的多井开发平台，该核心开发区域涵盖24万净英亩 [15][16] - 公司石油和天然气产量完全未进行套期保值 [14] 同业公司业绩摘要 - Liberty Energy Inc (LBRT) 第三季度调整后每股净亏损0.06美元，差于预期，业绩下滑归因于宏观经济逆风和行业压裂活动放缓 [18] 其债务与资本化比率为10.9% [19] - Valero Energy Corporation (VLO) 第三季度调整后每股收益3.66美元，超出预期，业绩改善主要因炼油利润率上升和成本下降 [20] 其期末现金为48亿美元，总债务为84亿美元 [21] - Halliburton Company (HAL) 第三季度调整后每股收益0.58美元，超出预期，但低于去年同期，主要因北美活动疲软 [22] 其债务与资本化比率为41.1% [23]

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业绩总结 - 第三季度调整净收入为7800万美元，营业收入利润率为31%[11] - 第三季度收入为3.25亿美元，同比下降2%[15] - 2025年第三季度净收入为78,233千美元，较2024年同期的105,912千美元下降26.3%[49] 生产与运营数据 - 第三季度总产量为100.5 Mboe/d，创公司纪录，超过早期指导[11] - 油气生产同比增长15%，油生产同比增长5%[11] - 2025年第三季度总油气生产量为9,247千桶油当量，较2024年同期的8,345千桶油当量增长10.8%[60] - 2025年第三季度的日均油气生产量为100.5千桶油当量，较2024年的90.7千桶油当量增长10.0%[60] 财务状况 - 调整后的EBITDAX为2.19亿美元，资本再投资率为54%[11] - 自由现金流为1.34亿美元[11] - 现金余额为2.8亿美元，净债务仅为1.2亿美元[11] - 截至2025年9月30日，现金及现金等价物为280百万美元，流动性总额为730百万美元[55] 未来展望 - 2025年全年的生产增长指导为约10%，高于原先的5%-7%指导[11] - 2025年第三季度净现金流为247,054千美元，较2024年同期的217,893千美元增长13.4%[47] - 2025年第三季度自由现金流为133,929千美元，较2024年同期的126,117千美元增长6.4%[47] 成本与效率 - 调整现金运营成本为每桶11.36美元，调整现金运营利润率为68%[25] - 2025年第三季度的平均资本回报率为4.2%，较2024年的5.5%下降1.3个百分点[59] 环境与可持续发展 - 自2020年以来，温室气体强度率减少21%，尽管生产增长[41] - 自2020年以来，气体燃烧量占总生产的比例减少68%[42] 股东回报 - 向股东返还约8000万美元，占自由现金流的60%[11]

财务业绩摘要 - 2025年第三季度营收为3亿2494万美元 同比下降2[1] - 季度每股收益为0[1] - 季度营收超出市场一致预期3亿2220万美元 实现0[1] - 季度每股收益与市场一致预期的0[1] 运营指标表现 - 总平均日产量为100,507桶油当量/天 超出七名分析师平均预估的99,182[4] - 天然气平均日产量为190,384千立方英尺/天 超出六名分析师平均预估的187,160[4] - 原油平均日产量为39,430桶/天 低于六名分析师平均预估的40,162[4] - 天然气液体平均日产量为29,347桶/天 超出六名分析师平均预估的27,789[4] - 总产量为9,247千桶油当量 超出三名分析师平均预估的9,128[4] 产品价格与收入 - 原油实现销售价格为每桶63[4] - 天然气实现销售价格为每千立方英尺2[4] - 天然气液体实现销售价格为每桶18[4] - 天然气业务收入为4317万美元 超出分析师预估4288万美元 同比大幅增长94[4] - 天然气液体业务收入为5124万美元 超出分析师预估4898万美元 同比增长13[4] - 原油业务收入为2亿3053万美元 超出分析师预估2亿2787万美元 但同比下降13[4] 市场表现与预期 - 公司股价在过去一个月下跌4[3] - 公司股票目前Zacks评级为3级（持有）预示其近期表现可能与整体市场一致 [3]

核心业绩表现 - 第三季度每股收益为0.41美元 与市场预期一致 但低于去年同期0.52美元的水平 [1] - 第三季度营收为3.2494亿美元 超出市场预期0.85% 但低于去年同期3.3314亿美元 [2] - 在过去四个季度中 公司有三次每股收益超出市场预期 有三次营收超出市场预期 [1][2] 近期股价与市场展望 - 年初至今股价下跌约2.7% 同期标普500指数上涨17.2% 表现逊于大盘 [3] - 公司当前的Zacks评级为3级（持有） 预计近期表现将与市场同步 [6] - 业绩电话会中管理层的评论将影响股价短期走势的可持续性 [3] 未来业绩预期与行业对比 - 市场对下一季度的共识预期为每股收益0.41美元 营收3.239亿美元 对本财年共识预期为每股收益1.77美元 营收13.2亿美元 [7] - 公司所属的美国油气勘探与生产行业在Zacks行业排名中处于后17% 研究显示排名前50%的行业表现优于后50% 优势超过2比1 [8] 同业公司比较 - 同业公司Northern Oil and Gas (NOG) 预计将于11月6日公布第三季度业绩 预计每股收益0.81美元 同比大幅下降42.1% [9] - 过去30天内市场对Northern Oil and Gas的季度每股收益预期下调了1.3% 目前预计其营收为5.0773亿美元 同比下降1.1% [9][10]

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