标普500指数表现 - 标普500指数自4月初因特朗普政府关税公告下跌后持续上涨 年初至今(YTD)回报率超过8% 但第二季度初的急剧下跌可能掩盖了市场的广泛不确定性 [1] - 7月下旬美联储在通胀粘性和总统压力下维持利率的决定导致该基准指数短暂震荡 [1] 奇富科技(Qifu Technology) - 公司旗下360借条平台连接客户与资金源及服务 股价今年曾达48美元 但7月底跌至该水平的70%左右 [2] - 正在进行重大品牌重塑和战略转型 将更名为Qfin Holdings 连续多个季度实现强劲的同比(YOY)利润增长 最新季度非GAAP净利润增长59.9% [3] - 同期贷款促成和发放量同比增长15.8% 推动利润增长 [3] - 与中国大中型城市银行建立新合作关系 技术解决方案业务贷款量同比增长144% [4] - 3家分析机构均给予买入评级 12个月平均目标价51.73美元 较当前价33.65美元有53.74%上行空间 [2] Expand能源公司 - 原名Chesapeake 天然气生产商 受益于AI和数据中心领域能源需求增长 美国未来政策可能抑制风电和太阳能等可再生能源 [7] - 最新季度营收37亿美元远超预期的21亿美元 但每股收益(EPS)比预期低4美分 [8] - 21家分析机构中20家给予买入评级 1家持有 共识目标价129.50美元 较当前价101.97美元有27%上行空间 [6][9] FTAI航空 - 从事飞机和发动机租赁及维修服务 最新财报显示从上年亏损转为盈利 单日股价暴涨27% [10][11] - EPS超出预期24美分 主要因航空航天产品表现强劲和模块产量增加 过去一年营收增长超52%同时降低成本 [11] - 13家分析机构全部给予买入评级 12个月平均目标价174.33美元 较当前价137.32美元有26.95%上行空间 [10][12]

核心观点 - 公司Orca Energy Group Inc及其子公司PAEM和PAET因坦桑尼亚政府及TPDC违反多项协议条款，已向ICSID提交仲裁请求，涉及Song Songo天然气发电项目的商业可行性威胁 [2][5] - 公司目前评估该项目价值约12亿美元，但具体赔偿金额需通过仲裁程序确定 [3] - 公司已聘请国际律所Boies Schiller Flexner LLP代理仲裁事宜，该律所在针对坦桑尼亚的仲裁案中有成功记录 [4] 仲裁背景与争议事项 - **许可证延期问题**：PAET于2023年4月正式申请延长Songo Songo开发许可证（2026年10月到期），但TPDC未按合同要求及时提交申请，且单方面提出使项目不可行的条款 [5] - **天然气销售机制争议**：TPDC在2024年7月31日后违反PSA协议，强行延续Protected Gas机制，剥夺PAET按商业条款销售Additional Gas的权利 [5] - **未支付特许权使用费**：TPDC未按合同支付特许权使用费，并试图迫使PAET承担该费用 [5] - **系统性干扰**：坦桑尼亚政府机构持续对PAET施加行政和监管压力，破坏投资环境稳定性 [5] 公司行动与立场 - 公司在2024年8月7日发出争议通知后，尝试通过协商解决未果，最终于2025年8月启动仲裁程序 [2][5] - CEO Jay Lyons强调公司过去20年与坦桑尼亚合作成功，但当前缺乏实质性进展迫使公司采取法律行动保护股东利益 [6] 项目与业务背景 - 公司通过子公司PAET在坦桑尼亚从事天然气开发和供应业务，主要涉及Songo Songo天然气田项目 [7] - 项目受影响的协议包括《双边投资条约》（BIT）、《产量分成协议》（PSA）和《天然气协议》（GA） [5] 法律与财务安排 - 仲裁程序将包括委派专业评估师量化损失，公司承诺向股东更新进展 [3][4] - 仲裁机构为世界银行下属的ICSID，案件编号为ICSID Case No ARB/25/XX [5]

核心观点 - 国家能源监管委员会(NERC)公布了2026年天然气行业加权平均资本成本(WACC)为6 35% 较2025年的6 59%有所下降 [1] - 监管机构在确定2026年液化天然气再气化收入上限时 采用了1 692亿欧元的预测监管资产基数(RAB) [1] - 调整后的投资回报率有助于稳定受监管业务的现金流 对公司长期财务表现产生积极影响 [2] 财务数据更新 - 2025年WACC因立陶宛企业所得税法修订而调整 从2025年1月1日起公司所得税率调整为16% [2] - 2026年WACC计算结果显示资本成本呈下降趋势 从2025年的6 59%降至2026年的6 35% [1] 监管框架 - NERC采用前瞻性监管方法 通过设定RAB和WACC为受监管业务提供明确的收益计算框架 [1] - 监管资产基数(RAB)作为收入上限计算基础 2026年设定值为1 692亿欧元 [1]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度天然气和石油销售额增长至3 44亿美元 同比增长24% [7][9] - 第二季度运营现金流为2 1亿美元 每股摊薄收益0 71美元 [7] - 调整后净利润为4000万美元 每股0 13美元 相比2024年亏损有所改善 [7][10] - 第二季度EBITDAX为2 6亿美元 上半年累计5 53亿美元 [9][10] - 第二季度平均实现天然气价格为3 2美元/千立方英尺 受56%对冲头寸影响提升至3 6美元 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 西部Haynesville区域已钻探29口井 其中24口正在生产 10口来自Haynesville页岩 14口来自Bossier页岩 [3] - 第二季度在西部Haynesville区域投产5口新井 包括Elijah 1和Bellmire等优质井 [5] - 西部Haynesville区域钻井和完井成本降至2647美元/英尺 显著低于过去三年水平 [5] - 传统Haynesville区域仍占公司80%以上产量 目前有4台钻机维持稳定生产 [6] - 2025年计划在西部Haynesville钻探19口井 传统区域钻探32口井 [39] 各个市场数据和关键指标变化 - 第二季度产量平均1 23Bcfe/天 同比下降14% 主要因2024年初减少钻机数量 [9] - 32%天然气通过现货市场销售 参考NYMEX价格为3 35美元 [11] - 西部Haynesville区域新增40万立方英尺/天的气体处理能力 [4] - 与NextEra Energy合作开发天然气发电项目 支持潜在数据中心客户 [8] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 专注于西部Haynesville区域开发 建立长期天然气供应能力 [38] - 采用Horseshoe井设计概念 与传统井相比节省35%钻井成本 [17] - 计划出售非核心资产加速资产负债表去杠杆化 [40] - 维持行业最低生产成本结构 持续优化钻井效率 [40] - 避免通过并购扩张 坚持有机增长策略 [6][89] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气价格改善显著提升财务表现 但未来运营结果仍难以预测 [6] - 西部Haynesville区域资源潜力显著高于传统区域 [17] - 通过优化完井设计(如100英尺段间距)提高初始产量 [102] - 对西部Haynesville前景极为乐观 不考虑股权融资 [68] - 看好LNG需求长期增长 Haynesville区域将成为主要供应来源 [126] 其他重要信息 - 总钻井库存包括1 538口总井位和1 222口净井位 平均横向长度9 686英尺 [20] - 目前拥有11亿美元流动性 信贷额度借款4 75亿美元 [14] - 2025年第二季度开发活动支出2 68亿美元 [13] - 西部Haynesville区域平均钻井时间从2022年95天降至2025年58天 [28] 问答环节所有的提问和回答 关于西部Haynesville西北部扩展区域 - Elijah 1和Bellmire井表现优异 完井设计调整效果显著 [44][51] - 较浅井(14 000英尺)钻井成本显著降低 最快37天完成 [47] - 未来可优化套管设计 进一步降低成本150美元/英尺 [50] 关于2027年开发目标 - 钻井速度提升部分抵消了完井延迟影响 整体进度未受重大影响 [57][58] - 中游连接问题和两口试验井导致部分井投产时间推迟至次年1月 [58] 关于资本分配策略 - 增加传统区域钻机与西部Haynesville前景无关 主要因Horseshoe井经济效益优异 [63][66] - 维持50%天然气对冲比例以管理风险 [67] 关于非核心资产出售 - 主要出售长期未开发的传统区域库存 而非生产资产 [83][85] - Angelina River趋势区域是潜在出售目标 [104][106] - 预计无重大税务影响 法案通过有利税务优化 [94] 关于完井优化 - 通过缩小段间距(150→100英尺)提高初始产量 效果显著 [102][103] - Elijah 1井三个月后仍保持2700万立方英尺/天产量 [103] 关于NextEra合作项目 - 合作开发天然气发电设施 支持达拉斯都市圈数据中心需求 [112] - 西部Haynesville区域地理位置优越 基础设施完善 [8] 关于2026年资本计划 - 将根据价格灵活调整活动水平 但保持平衡开发策略 [117] - 当前不计划超现金流支出 保留运营灵活性 [117] 关于生产管理 - 测试不同生产控制方法 保守生产方式可能提高EUR [73][120] - 需12-18个月数据才能确定最优生产策略 [121]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后运营结果同比增长66%，主要驱动因素为天然气价格上涨、Seneca单位运营成本降低以及产量和集输量增长 [17] - 2025财年每股收益指引收窄至6 8-6 95美元区间，尽管NYMEX价格预测从3 5美元下调至3 25美元 [17] - 2026财年初步指引显示，在NYMEX价格为4美元时，每股收益预计为8-8 5美元，中点同比增长20%；若NYMEX达5美元，每股收益可能达10美元，较2025年增长近50% [19] - 自由现金流预计在NYMEX 4美元时达3 5-4亿美元 [29] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务(Seneca) - 第三季度产量同比增长16%，全年产量指引上调至420-425 Bcf，同比增长8% [5][32] - 2026年产量指引为440-455 Bcf，中点同比增长6%，资本支出预计减少4%至4 7-5亿美元 [6][34] - 单位现金成本持续改善：LOE降至0 67-0 68美元/Mcf，G&A降至0 18美元/Mcf [32] - Gen 3井设计使EUR和千英尺累计产量提升20-25% [31] 中游业务(NFT Midstream) - 季度集输量创新高达133 Bcf，同比增长6% [31] - Tioga Pathway项目(190,000 dekatherms/日)和Shippingport Lateral项目(205,000 dekatherms/日)预计2026年开建，合计年新增收入超3000万美元(占当前管道收入7%) [10] 公用事业业务 - 2026年客户边际收益预计增长5-6%，主要来自纽约三年费率结算和宾州现代化追踪机制 [21] - O&M成本预计增长5%，主要受应收账款加速核销和集体谈判协议影响 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国LNG出口需求超16 Bcf/日，电力行业用气量创季节性新高 [37] - 宾州数据中心投资超900亿美元，Shippingport项目将支持3 GW发电容量 [8][9] - 纽约州能源规划草案转向更务实的能源政策，承认天然气系统投资重要性 [13] 公司战略和发展方向 - 资本配置优先级：保持资产负债表稳健后优先增长机会，其次股东回报 [43] - 连续55年提高股息至2 14美元/年，股票回购计划暂停以保留增长灵活性 [11] - 管道业务聚焦现代化和扩建项目，预计未来几年费率基础中个位数增长 [7] - 利用优质资产组合(20年以上核心库存+一体化中下游)参与区域基础设施扩建 [12][15] 经营环境与行业竞争 - 阿巴拉契亚盆地盈亏平衡价低于2 5美元/MMBtu，第三方评估显示Seneca库存质量居同业前列 [35] - 行业服务成本展望平稳略降，钢铁关税影响有限 [51][52] - 支持NESE和Constitution管道项目，认为其对释放盆地产能至关重要 [65][67] 其他重要信息 - 联邦税收政策变化带来利好：100%奖金折旧恢复和AMT计算调整，未来五年无需支付企业AMT [25][45] - 2026年管道板块资本支出预计增加1亿美元，主要用于Tioga Pathway和Shippingport项目 [27] 问答环节 股票回购暂停原因 - 为潜在增长机会保留资产负债表灵活性，若无机遇则2026年完成回购计划 [42][43] 税收政策影响 - 现金税率短期降200-300基点，长期避免约500基点增幅，2026年预计维持低至中个位数税率 [45] 管道项目进展 - Tioga Pathway主要建设期在2026年夏季，年创收7500万-1亿美元 [48][49] 行业成本趋势 - 服务成本整体趋稳，钢铁价格波动影响有限，运营效率提升是降本主因 [50][90] 新出口管道机遇 - 公司凭借优质库存和投资级评级积极洽谈供应协议，但采取审慎披露策略 [56][57] 井生产效率 - Gen 3井性能超预期，未来可能推出Gen 4设计，持续平坦产量期是提升EUR关键 [59][71][72] 监管资产投资 - 优先有机增长，关注退役煤电厂改造机会，但大规模项目需政策改革支持 [77][81] 资本效率驱动 - D&C成本下降主要来自运营优化而非服务降价，仍有持续改进空间 [88][90]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后经营业绩同比增长66% 主要驱动因素为天然气价格上涨 Seneca单位运营成本降低以及产量和集输量增长 [15] - 2025财年每股收益指引收窄至6 8-6 95美元 尽管四季度NYMEX价格预测从3 5美元下调至3 25美元 [15] - 2026财年初步指引显示 在NYMEX价格为4美元时 每股收益预计为8-8 5美元 中点同比增长20% 若价格达5美元 则预期收益达10美元/股 较2025年增长近50% [16][17] - 2025财年产量指引上调至420-425 Bcf 同比增长8% 资本支出指引收窄至5-5 1亿美元 LOE成本降至0 67-0 68美元/Mcf [29][30] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - Seneca东部开发区产量同比增长16% 全年产量预计增长8% Gen3井设计使EUR和千英尺累计产量提升20-25% [4][5][29] - 2026年产量指引440-455 Bcf 同比增长6% 资本支出减少4%至4 7-5亿美元 计划钻探25-27口井 [5][31] - 第三方评估显示Seneca核心库存可支持近20年开采 盈亏平衡价低于2 5美元/MMBtu [32] 中游业务 - 集输量创季度新高133 Bcf 近期井口产能设计从1800-2000万立方英尺/日提升至2500-3000万立方英尺/日 [29][35] - Tioga Pathway(19万dekatherm/日)和Shippingport Lateral(20 5万dekatherm/日)项目预计2026年开工 2027年投运 年新增收入超3000万美元 占当前管道收入7% [7][9][25] 公用事业业务 - 纽约地区客户边际收益预计增长5-6% 受三年费率协议推动 宾州现代化追踪器收入增加 [19] - 预计2026年O&M成本增长5% 主要源于工会工资调整和坏账加速核销 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国LNG出口量超16 Bcf/日 发电用气量达季节性峰值 库存维持五年均值水平 [33] - 宾州数据中心投资超900亿美元 公司Shippingport项目将为首个配套管道 未来可为3GW发电设施供气 [7][11] - 纽约州能源规划草案转向务实路线 承认无法达成2019气候法案中期目标 但仍未明确支持新建天然气发电 [12] 公司战略和发展方向 - 资本配置优先级为资产负债表优化→有机增长→股东回报 已暂停股票回购以保留并购灵活性 [10][39] - 聚焦东部开发区核心资产 2023-2026年间实现产量增长20%同时资本减少18% [31] - 利用FERC提高项目成本上限的政策 加速小型管道扩建项目 把握区域需求增长机遇 [7][8] 管理层评论 - 认为天然气作为基础能源的地位将持续数十年 风电/太阳能否全面替代的观点已过时 [13] - 强调Appalachia盆地成本优势 公司资产组合具备支持区域基础设施建设的独特能力 [14] - 对服务成本持中性预期 钢铁关税影响有限 整体行业成本环境呈轻微下行趋势 [47][48] 其他重要信息 - 联邦税收政策变化带来利好 100%奖金折旧恢复及AMT计算调整 未来五年无需缴纳AMT税 [22][23] - 2026年预计自由现金流3 5-4亿美元 中长期目标维持产量中个位数增长及5-7%费率基础增速 [27][28] 问答环节 资本配置 - 暂停回购系为潜在增长项目保留资金 若无机遇将2026年完成剩余回购 [39] - 现金税率受益税改 2026年预计降至低中个位数 较原预期低200-300bps [42] 管道项目 - Tioga Pathway大部分支出集中在2026年夏季施工期 含部分短期收益 [46] - NESE项目若重启将显著改善现有运输合同价值 Constitution管道则利好区域价差 [61][63] 运营效率 - 近期资本效率提升主要来自作业优化而非服务成本下降 仍有持续改进空间 [83][84] - Gen3井产能超预期 但2026年指引未完全纳入潜在延长的稳产期收益 [66][69] 行业趋势 - 看好数据中心带动的天然气需求 公司具备核心产区+投资级评级+一体化模式优势 [52][53] - 认为Appalachia需更多外输管道 但大规模项目需等待许可改革突破 [75][77]

业绩总结 - 市场资本约为78亿美元[7] - 调整后的每股收益（EPS）预计在2025财年增长36-39%[54] - 2025财年第三季度调整后的EBITDA为7.03亿美元[18] - 预计2024-2027财年调整后的每股收益年复合增长率超过10%[52] - 2025财年资本支出预计在9.0亿至9.55亿美元之间[62] - 2025年预计资本支出为5亿美元，2026年预计为4.7亿美元，显示出强劲的资本效率改善[78] - 财政2026年调整后的每股收益（EPS）指导范围为6.35至6.85美元，假设现货价格为2.30美元[186] - 财政2025年调整后的每股收益（EPS）指导范围为6.80至6.95美元，假设NYMEX价格为3.00美元[186] 用户数据 - 2024年公用事业的总客户数约为541,000[148] - 预计2025财年销售量为420至425 Bcfe，2026财年为440至455 Bcfe[110] 资本支出与项目 - Tioga Pathway和Shippingport Lateral项目的资本支出预计超过1.5亿美元，将推动收益增长[69] - 预计Shippingport Lateral项目的资本成本为5700万美元，年收入预计为1500万美元[91] - Tioga Pathway项目的资本成本预计约为1亿美元，年收入预计约为1500万美元[140] - 预计FY2025的管道和存储资本支出将达到约130百万美元，FY2026E为230百万美元[136] - Utility的资本支出在2025E预计为185-205百万美元，2026E为175-195百万美元[174] 收入与费用 - 收集收入预计为2.45亿至2.55亿美元[186] - 管道和存储收入预计为4.15亿至4.30亿美元[186] - 公用事业客户利润预计为4.70亿至4.90亿美元[186] - 公用事业运营和维护费用预计为2.50亿至2.60亿美元[186] - 有效税率预计约为25.5%[186] 负面信息 - 管理层定义的调整后每股收益指导范围排除了影响可比性的项目，包括资产减值后税影响每股收益减少1.14美元[199] - 早期赎回债务支付的税后溢价减少每股收益0.02美元[199] - 衍生资产的税后未实现损失减少每股收益0.01美元[199] - 其他投资的税后未实现损失减少每股收益0.02美元[199] - 公司预计在2025年9月30日结束的三个月内记录某些未实现的投资收益或损失调整，但具体金额尚无法合理确定[199] 未来展望 - 预计2023年在宾夕法尼亚州达成的首次费率案件和解实现2300万美元的收入要求，约占申请金额的80%[69] - 预计2023年10月提交的费率案件预计2024年10月生效，三年累计收入要求增加5730万美元、7310万美元和8580万美元[69] - DSIC允许每年额外增长最多700万美元，直到2031年5月之前无需提交新的费率程序[69] - 预计FY2024的Seneca现金运营支出为每百万立方英尺0.92美元，FY2025E为0.94美元，FY2026E为0.92美元[118] - 预计财政2026年将钻探25至27口井[192] - 平均每英尺成本为1,250至1,300美元[192]

财务表现 - 公司2025年第二季度营收达5亿3183万美元 同比增长27.4% [1] - 每股收益1.64美元 较去年同期0.99美元显著提升 [1] - 实际营收低于Zacks共识预期6亿1715万美元 偏差-13.82% [1] - 每股收益超出Zacks预期1.50美元 正偏差达9.33% [1] 运营指标 - 总产量111588百万立方英尺当量 略高于分析师平均预估109269百万立方英尺当量 [4] - 管道存储业务营收7050万美元 较分析师预期1亿661万美元低33.1% 且同比下滑33.1% [4] - 集输业务营收1亿5752万美元 远超分析师预期6685万美元 同比暴涨162% [4] - 公用事业板块营收1亿5745万美元 高于预期1亿4655万美元 同比增长26% [4] 细分市场表现 - 勘探生产外部客户营收3亿388万美元 略超预期3亿212万美元 同比增幅37.6% [4] - 公用事业外部客户营收1亿5745万美元 优于预期1亿4651万美元 同比增长26.1% [4] - 管道存储外部客户营收6798万美元 基本符合预期6736万美元 同比微降0.1% [4] 资本市场反应 - 公司股价过去一月上涨4.6% 跑赢同期标普500指数3.4%涨幅 [3] - 当前Zacks评级为3级(持有) 预示短期表现或与大盘同步 [3] 跨部门交易 - 集输业务内部收入6535万美元 接近分析师预期6520万美元 同比增长15.7% [4] - 管道存储内部收入3760万美元 略低于预期3926万美元 同比微增0.6% [4]

公司业绩概览 - 2025财年第三季度GAAP每股收益1.64美元，较去年同期亏损0.59美元显著改善 [7][8] - 调整后每股收益1.64美元，同比增长66% [8] - 公司创纪录的天然气产量达112 Bcf，同比增长16% [8][20] - 勘探与生产板块调整后运营收益同比增长157%至0.95美元/股 [8] 业务板块表现 上游业务 - 勘探与生产板块实现运营收入3.04亿美元，同比增长38% [64] - 加权平均实现天然气价格2.71美元/Mcf，同比上涨0.43美元 [21] - 单位现金运营成本0.91美元/Mcf，同比下降0.05美元 [22][23] - 资本效率持续改善，预计2026年资本支出减少2000万美元 [16] 中游业务 - 管道与存储板块GAAP收益2886万美元，同比下降183万美元 [25] - 集输板块GAAP收益2996万美元，同比增长501万美元 [27] - 获得FERC批准Tioga Pathway项目，预计2026年底投产 [8] 下游业务 - 公用事业板块GAAP收益增长95%至500万美元 [29] - 客户边际利润增长840万美元，主要受纽约费率调整影响 [30] - 运营维护费用增加270万美元，主要因人员成本上升 [31] 资本配置与股东回报 - 董事会批准增加4%股息，实现连续55年股息增长 [5] - 2024年3月以来以平均59.70美元/股回购200万股 [6] - 第三季度经营活动净现金流1.96亿美元 [8] 未来展望 - 上调2025财年EPS指引至6.80-6.95美元 [10] - 初步2026财年EPS指引显示在NYMEX 4美元/MMBtu假设下增长20% [12] - 预计2026年产量增长6%至440-455 Bcf [16] - 受费率基础增长推动，预计管制业务年增长率5-7% [4] 财务数据 - 三季度GAAP净利润1.50亿美元，去年同期净亏损5416万美元 [54] - 九个月累计净利润4.11亿美元，同比增长68% [54] - 总资产84.5亿美元，较上年末增长1.5% [56] - 股东权益29.8亿美元，资本负债率保持稳定 [58]

文章核心观点 Comstock Resources公布2025年第二季度及上半年财务和运营结果，二季度天然气价格上涨推动财务业绩提升，同时介绍了钻井成果和合作项目 [4][10]。 分组1：财务结果 第二季度（3个月） - 天然气生产1120亿立方英尺，未套期保值前每千立方英尺实现3.02美元，套期保值后为3.06美元，天然气和石油销售增至3.443亿美元（含套期保值收益430万美元） [4] - 运营现金流（不包括营运资金变动）为2.096亿美元，净利润为1.307亿美元，摊薄后每股0.44美元；剔除套期保值未实现收益后，调整后净利润为4000万美元，摊薄后每股0.13美元 [4] - 每千立方英尺油当量生产成本平均为0.80美元，未套期保值运营利润率为73%，套期保值后为74% [5] 上半年（6个月） - 天然气生产2270亿立方英尺，未套期保值前每千立方英尺实现3.31美元，套期保值后为3.29美元，天然气和石油销售总计7.493亿美元（含套期保值损失370万美元） [7] - 运营现金流（不包括营运资金变动）为4.486亿美元，净利润为1530万美元，摊薄后每股0.05美元；剔除套期保值未实现损失和勘探费用后，调整后净利润为9390万美元，摊薄后每股0.32美元 [7] - 每千立方英尺油当量生产成本平均为0.82美元，未套期保值和套期保值运营利润率均为75% [8] 分组2：钻井结果 二季度钻井情况 - 钻了12口（净10.6口）运营的水平海恩斯维尔/博西尔页岩井，平均侧长10388英尺，13口（净12.0口）运营井投入销售 [10][11] - 5口西海恩斯维尔井投入销售，平均侧长10897英尺，平均单井初始产量3600万立方英尺/天，单井平均成本每完成侧长英尺2647美元 [10] 2025年至今情况 - 21口井在传统海恩斯维尔地区投入销售，平均侧长11803英尺，单井初始产量2500万立方英尺/天 [10] - 自2025年5月运营更新后，12口（净11.0口）运营的海恩斯维尔/博西尔页岩井投入销售，初始产量平均2900万立方英尺/天，完成侧长平均10939英尺，其中包括4口成功的西海恩斯维尔井 [11] 分组3：合作项目 - 公司与NextEra Energy Resources合作，探索在公司不断发展的西海恩斯维尔地区开发发电资产，整合天然气供应及相关资产，为潜在数据中心客户提供可靠能源解决方案 [12] 分组4：收益电话会议信息 - 公司计划于2025年7月31日上午10点（中部时间）召开电话会议讨论二季度运营和财务结果，投资者可通过公司网站收听直播，电话参与需提前注册 [14] - 若无法参加原电话会议，2025年7月31日下午1点（中部时间）起12个月内可通过网络重播链接查看 [16]