公司财务报告安排 - KLX Energy Services Holdings Inc 将于2025年8月7日美国东部时间上午10点（中部时间上午9点）举行2025年第二季度财务报告电话会议 [1] - 电话会议可通过拨号1-201-389-0867或网络直播https://investor klx com/events-and-presentations/events参与 [1] - 电话会议重播将在2025年8月21日前通过拨号1-201-612-7415（密码13754590）提供 网络直播存档将在会议结束后保留90天 [1] 公司业务概况 - KLX Energy Services是一家面向美国主要盆地油气勘探生产公司提供多样化油田服务的成长型企业 [2] - 公司业务覆盖钻井、完井、生产和干预活动 在美国拥有60多个服务和支持设施 [2] - 公司提供专有产品和专业服务 并具备内部制造、维修和维护能力 [2] 公司联系方式 - 投资者关系联系人：Keefer M Lehner（执行副总裁兼首席财务官）电话832-930-8066 邮箱KLXE IR@klx com [3] - 投资者关系代理机构：Dennard Lascar Investor Relations 联系人Ken Dennard/Natalie Hairston 电话713-529-6600 邮箱klxe@dennardlascar com [3]

财务数据关键指标变化 - 2025年第一季度公司营收1.54亿美元，较去年同期减少2070万美元，降幅11.8% [103] - 整体营收下降中，加权平均价格下降约占3%，加权平均销量下降约占97% [103] - 2025年第一季度销售成本为123.8美元，占销售额的80.4%，较2024年同期的144.0美元和82.4%有所下降[104] - 2025年第一季度SG&A费用为21.6美元，占收入的14.0%，而去年同期为21.6美元，占收入的12.4%[105] - 2025年第一季度运营亏损为17.7美元，去年同期为13.1美元，同比下降35.1%[107] - 2025年第一季度净亏损为27.9美元，去年同期为22.2美元[110] - 2025年第一季度资本支出为15.0，2024年同期为13.5；预计2025年资本支出在40.0至50.0之间[137] - 2025年第一季度，公司出售142,769股普通股，获得约0.5的总收益，产生0.1的法律和行政费用；2024年同期未出售普通股，产生0.1费用[141] - 2025年第一季度经营活动使用现金约37.6，2024年同期约10.8；投资活动使用现金10.2，与2024年同期相同；融资活动使用现金21.1，2024年同期为6.6[143][145] - 2025年3月31日，公司现金及现金等价物为14.6，受限现金为8.1，现金较之前减少68.9[144] 各地区表现 - 落基山脉地区营收增长220万美元，增幅4.8%，完全由加权平均销量增加推动[103] - 西南地区营收减少420万美元，降幅6.1%，完全由加权平均销量减少导致[103] - 东北/中康地区营收减少1870万美元，降幅31.3%，加权平均价格下降约占13%，加权平均销量下降约占87% [103] 管理层讨论和指引 - 公司使用调整后EBITDA等指标评估运营，调整后EBITDA是补充性非GAAP财务指标，定义为净收益（亏损）在利息、税项、折旧和摊销之前，进一步调整多项费用[153][154] 其他没有覆盖的重要内容 - 2023年3月8日，公司以全股票交易方式收购Greene's Energy Group全部股权，含现金1.7亿美元，后因营运资金调整为1.1亿美元[84] - 公司拥有37项专利和7项待批专利申请，技术优势明显[90] - 截至2025年3月31日，WTI每桶平均日价格为71.78美元，较2024年12月31日末的三个月增长约1.4% [94] - 2025年4月初，油价下跌约15%，从每桶71.87美元降至61.05美元[94] - 截至2025年3月31日，美国钻机数量为592台，与2024年12月31日基本持平[94] - 2025年3月12日，公司完成长期债务再融资[112] - 新ABL信贷额度包括125.0美元的资产循环信贷额度、10.0美元的先进后出资产信贷额度和25.0美元的循环贷款增量承诺[119] - 截至2025年3月31日，新ABL信贷额度未偿还借款为55.0美元，有效利率约为9.06%，应计利息为0.3美元[122] - 2025年3月12日，约143.6美元的2025年优先担保票据在再融资中进行了交换，公司存入97.1美元用于赎回剩余票据[125] - 公司发行232.2美元的2030年优先担保票据，年利率为Term SOFR加适用利差[126] - 2030年优先票据契约规定，2025年3月31日测试期的比率为4.00至1.0，2026年3月31日至12月31日测试期为3.50至1.0，2027年为3.00至1.0，2028年及之后为2.50至1.0；限制净资本支出，任何测试期内不得超过65.0或该测试期收入的7%[130] - 2030年优先票据契约限制公司多项能力，允许公司在再融资后十二个月内产生最高150.0的额外同等地位债务，包含违约事件等条款[131] - 截至2025年3月31日，2030年优先票据未偿还本金为231.0，净债务为206.0，有效利率约12.83%，应计利息为1.6[132] - 2025年3月31日，新ABL信贷安排下未偿还信用证总额为6.4，2024年12月31日，先前ABL信贷安排下为6.5；申报时，6.1受限现金不再受限[133] - 2021年6月14日公司与销售代理签订股权分配协议，可出售最高50.0的普通股；2025年3月14日修订协议，将总发行价提高至约57.75，公司支付代理佣金为普通股总销售价格的3.0%[138]

财务数据和关键指标变化 - 2025年Q1营收1.54亿美元，环比下降7%，较2024年Q1下降12% [12] - 综合调整后EBITDA为1380万美元，利润率9%，低于2024年Q4的13.7%，但高于2024年Q1的7% [12] - Q1总SG&A为2160万美元，剔除非经常性项目后调整后SG&A为1650万美元，较2024年Q1减少12%，与2024年Q4持平 [13] - Q1末流动性为5810万美元，其中现金及现金等价物1460万美元，循环信贷额度可用4350万美元 [17] - Q1现金较去年底减少超6000万美元，主要因约3300万美元再融资成本、营运资金正常化、季节性因素及资本支出 [17] - Q1 DSO从Q4水平正常化至约60天，DPO降至约43天 [17] - 2025年Q1 KLX通过ATM计划出售14.3万股普通股，获得约50万美元收益 [18] - Q1资本支出总额1500万美元，扣除资产出售后净额1020万美元，预计2025年资本支出总额4000 - 5000万美元，净额3000 - 4000万美元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 技术服务PSL方面，公司正在开发第二代Oracle SRT，该工具已获得超50万英尺井下应用，未来将在天然气盆地占据优势 [8] - 按终端市场划分，钻探、完井、生产和干预服务分别贡献Q1营收约20%、51%和29% [9] 各个市场数据和关键指标变化 - 地理区域上，西南部占Q1营收42%，高于Q4的37%；东北中部占27%，低于Q4的30%；落基山脉占31%，低于Q4的33% [9] - 公司干气业务营收占比在Q1保持在12.5%左右，与过去四个季度相近 [42] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司持续评估关税对供应链和成本结构的影响，策略是尽可能转嫁成本并调整采购以降低中长期风险 [10] - 公司加强资产负债表，3月再融资减少未偿票据，新结构增加灵活性，可选择实物支付利息 [10] - 公司看好美国天然气宏观前景，关注天然气和LNG出口、商品价格波动及全球经济趋势，天然气业务布局有助于应对市场变化 [23] - 公司关注战略并购，虽当前市场和股价使并购复杂，但认为自身被低估，新债务结构使其能快速把握机会 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 宏观环境受OPEC+增产和美国关税政策影响，仍不稳定，公司实时监控客户活动和成本结构 [6] - 公司预计Q2营收和调整后EBITDA增长，目标是营收实现低至中个位数增长和利润率扩张 [21][23] - 公司认为美国天然气市场发展将为服务提供商带来机遇，新LNG产能上线可能推动核心市场价格和利用率提升 [23] 其他重要信息 - 公司Q1是季节性最艰难的季度，但2025年Q1调整后EBITDA和利润率较2024年Q1有所改善，3月是营收和调整后EBITDA表现最佳的月份 [5] - 公司西南地区业务表现出色，落基山脉和东北地区因季节性和运营问题出现环比下滑，预计Q2趋势将逆转 [8] 问答环节所有提问和回答 问题: 2Q业绩指引是否保守 - 公司表示难以提供全年指引，选择提供2Q指引 2Q营收预计低至中个位数增长 业绩受各盆地和产品线复苏情况、油价波动及运营商项目安排影响，指引基于90天营收预测 [28][29] 问题: 低油价影响及应对 - 公司称小运营商受关税和商品价格影响更大，部分小运营商在油价下跌时会延迟项目，虽多数大型运营商资本支出削减集中在下半年，但小运营商的延迟仍会对公司产生影响 [32] 问题: 新资本结构及PIK选项使用 - 公司表示ATM销售在4月2日经济形势变化前执行 新信贷文件提供了灵活性，PIK选项可推迟约240 - 250万美元的月度现金成本，公司会根据市场情况评估使用 公司有2019年的股票回购计划，但受新债务契约限制，实际可回购金额较小 [35][37][38] 问题: 天然气业务布局 - 公司称Q1干气业务营收占比稳定，东北地区表现良好 公司关注到天然气市场机会，目前已较好布局，必要时可重新调配资产 [42][43][44] 问题: 并购战略的地理考量 - 公司表示当前市场促使一些交易方愿意妥协，公司更倾向于机会主义，不局限于特定地理区域 新债务设施要求并购交易具有去杠杆作用，且部分交易可能需要新贷款人参与 [50][51] 问题: 非二叠纪油性地区客户情况 - 公司称在巴肯、落基山脉等地区，小运营商受商品价格波动影响，会延迟项目，但公司正与他们沟通项目恢复事宜，关注大型运营商资本支出削减对油价的影响 [53][54]

财务数据和关键指标变化 - 2025年Q1营收1.54亿美元，环比下降7%，较2024年Q1下降12% [12] - 综合调整后EBITDA为1380万美元，利润率9%，低于2024年Q4的13.7%，但高于2024年Q1的7% [12] - Q1总SG&A为2160万美元，剔除非经常性项目后调整后SG&A为1650万美元，较2024年Q1减少12%，与2024年Q4持平 [13] - Q1末流动性为5810万美元，其中现金及现金等价物1460万美元，循环信贷额度可用4350万美元 [17] - 2025年Q1通过ATM计划出售14.3万股普通股，获得约50万美元收益 [18] - Q1资本支出总额1500万美元，扣除资产出售后净额为1020万美元，预计2025年资本支出总额为4000 - 5000万美元，净额为3000 - 4000万美元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 技术服务PSL正在开发第二代Oracle SRT，已拥有超50万英尺井下运行长度 [7] - 租赁和技术服务PSL市场领导地位不断扩大，西南地区在租赁和技术服务方面表现强劲 [6][9] 各个市场数据和关键指标变化 - 西南地区Q1营收占比42%，高于2024年Q4的37%；东北中部地区占比27%，低于2024年Q4的30%；落基山脉地区占比31%，低于2024年Q4的33% [9] - 按终端市场划分，钻探、完井、生产和干预服务分别占Q1营收的20%、51%和29% [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 密切关注客户活动计划和成本结构，实时评估关税对供应链和成本结构的影响，通过调整采购和转嫁成本应对风险 [6][10] - 加强资产负债表，通过3月再融资减少未偿还票据，增加财务灵活性，可选择实物支付利息 [10][11] - 继续开发第二代Oracle SRT，扩大在天然气盆地的市场份额 [7] - 采取谨慎策略，平衡核心产品线再投资与支出，优先投资高利润率服务线 [19] - 关注战略并购机会，寻求符合增长和去杠杆目标的交易 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 宏观环境动荡，OPEC + 增产和美国关税政策导致经济衰退风险和商品价格波动，但公司在部分PSL和地区看到积极迹象 [6] - 对2025年Q2营收和调整后EBITDA增长有信心，预计西南地区持续强劲，落基山脉地区季节性恢复，中部地区反弹 [21] - 看好美国天然气市场，新的LNG产能上线可能推动核心市场定价和利用率提升 [23] 其他重要信息 - 2025年Q1是工作资本需求最大的季度，部分受限现金预计在Q2释放 [18] - 新契约包含2%的季度强制赎回条款，Q1已进行首次摊销付款 [18] 问答环节所有提问和回答 问题: 2Q业绩指引是否保守 - 公司认为目前难以提供全年指引，选择提供2Q指引，预计营收将实现低个位数到中个位数增长，业绩受市场波动影响，难以准确预测 [28][29] 问题: 低油价的影响 - 小运营商对关税和商品价格更敏感，部分小运营商在油价下跌时会延迟项目，虽不一定取消，但会产生影响，多数大型运营商的资本支出削减集中在下半年 [32] 问题: 新资本结构和PIK选项的灵活性 - ATM销售在4月2日经济形势变化前执行，新信贷文件提供了更多灵活性，PIK选项可在市场不确定时选择，虽有额外成本，但可递延约240 - 250万美元的月度现金成本，公司有4900万美元的股票回购授权，但受新债务契约限制，实际可用额度较小，未来将专注于最大化利润率和自由现金流 [35][36][38] 问题: 如何应对天然气市场机会 - 公司Q1干气业务营收占比约12.5%，与过去四个季度相似，东北地区表现良好，公司持续监测市场，目前未重新调配资产，但如有需要可以进行调配 [41][42] 问题: 并购战略的地理重点 - 公司采取机会主义策略，不局限于特定地理区域，新债务融资有去杠杆要求，交易需得到贷款人支持，市场整合需求增加，公司将继续寻找机会 [49][50][52] 问题: 非二叠纪油性地区的客户情况 - 除二叠纪外的油性地区，小运营商对商品价格波动更敏感，会延迟项目，但公司与他们保持沟通，预计部分项目会在短期内恢复，关注资本支出削减对原油价格的影响 [53][54]

公司业绩表现 - KLX Energy Services季度每股亏损1.27美元，高于Zacks共识预期的0.86美元亏损，同比去年每股亏损1.24美元 [1] - 季度营收1.54亿美元，低于Zacks共识预期4.23%，同比去年1.747亿美元 [2] - 过去四个季度中，公司两次超过每股收益预期，两次超过营收预期 [2] 市场表现与预期 - KLX Energy Services股价年初至今下跌60.4%，同期标普500指数下跌4.3% [3] - 当前Zacks评级为4级（卖出），预计短期内表现将逊于市场 [6] - 下一季度共识预期为每股亏损0.46美元，营收1.771亿美元，当前财年共识预期为每股亏损2.31美元，营收6.969亿美元 [7] 行业对比 - 所属行业Zacks石油与天然气-油田服务在250多个行业中排名后43% [8] - 同行业公司Gevo预计季度每股亏损0.10美元，同比恶化25%，营收预期2635万美元，同比增长560.4% [9] 未来关注点 - 管理层在财报电话会中的评论将影响股价短期走势 [3] - 投资者需关注未来季度盈利预期修订趋势，历史显示其与股价变动高度相关 [5]

财务数据关键指标变化 - 2025年第一季度营收1.54亿美元，较2024年第四季度下降6.9%，较2024年第一季度下降12%[6][9] - 2025年第一季度净亏损2800万美元，摊薄后每股亏损1.62美元，净亏损率为18%[6] - 2025年第一季度调整后EBITDA为1400万美元，较2024年第一季度增长15%，调整后EBITDA利润率为9%，较2024年第一季度增长30%[6] - 2025年第一季度资本支出为1500万美元，较2024年第四季度减少0.3万美元，降幅为2%[19] - 2025年3月31日、2024年12月31日和2024年3月31日三个月营收分别为1.54亿美元、1.655亿美元和1.747亿美元[28] - 2025年3月31日、2024年12月31日和2024年3月31日三个月净亏损分别为2790万美元、1470万美元和2220万美元[28] - 2025年3月31日和2024年12月31日总资产分别为3.791亿美元和4.563亿美元[30] - 2025年3月31日和2024年12月31日总负债和股东权益分别为3.791亿美元和4.563亿美元[30] - 2025年3月31日、2024年12月31日和2024年3月31日调整后EBITDA分别为1380万美元、2270万美元和1200万美元[40] - 2025年3月31日、2024年12月31日和2024年3月31日综合净亏损率分别为 - 18.1%、 - 8.9%和 - 12.7%[42] - 2025年3月31日和2024年12月31日现金及现金等价物分别为1460万美元和9160万美元[30] - 2025年3月31日和2024年12月31日受限现金分别为810万美元和0美元，截至新闻发布日610万美元受限现金不再受限[30] - 2025年3月31日和2024年12月31日股东权益分别为 - 2660万美元和 - 1050万美元[30] - 2025年3月31日调整后EBITDA为1.38亿美元，收入为15.4亿美元，调整后EBITDA利润率为9.0%；2024年12月31日调整后EBITDA为2.27亿美元，收入为16.55亿美元，调整后EBITDA利润率为13.7%；2024年3月31日调整后EBITDA为1.2亿美元，收入为17.47亿美元，调整后EBITDA利润率为6.9%[44] - 2025年第一季度一次性净成本为600万美元，主要与法律成本、运营成本、债务清偿损失等有关[40][41] - 2025年第一季度合并净亏损为2.79亿美元，调整后净亏损为2.19亿美元，调整后摊薄每股亏损为1.27美元[60] - 2025年3月31日净现金流用于经营活动为 - 3.76亿美元，资本支出为 - 1.5亿美元，杠杆自由现金流为 - 4.78亿美元，无杠杆自由现金流为 - 3.78亿美元[62] - 截至2025年3月31日，流动资产为16.79亿美元，净流动资产为14.52亿美元，流动负债为11.13亿美元，净流动负债为8.58亿美元，净营运资金为5.94亿美元[64] - 2025年第一季度一次性成本为6000万美元，主要与法律成本、运营成本、债务清偿损失等有关[60][61] - 2025年3月31日稀释加权平均普通股股数为1.72亿股[60] - 2025年3月31日出售财产和设备所得款项为4800万美元[62] - 截至2025年3月31日，公司总债务为2.61亿美元[65] - 截至2024年12月31日，公司总债务为2.851亿美元[65] - 截至2025年3月31日，公司现金及现金等价物和受限现金为2270万美元[65] - 截至2024年12月31日，公司现金及现金等价物和受限现金为9160万美元[65] - 截至2025年3月31日，公司净债务为2.383亿美元[65] - 截至2024年12月31日，公司净债务为1.935亿美元[65] 各地区表现 - 2025年第一季度，落基山脉地区营收4780万美元，较2024年第四季度下降11.5%，较2024年第一季度增长5%[11] - 2025年第一季度，西南地区营收6520万美元，较2024年第四季度增长6.2%，调整后EBITDA较2024年第一季度增长75%[11][12] - 2025年第一季度，东北/中康地区营收4100万美元，较2024年第四季度下降18.2%，调整后EBITDA下降72.4%[15] - 2025年3月31日洛基山脉地区调整后EBITDA为6700万美元，西南地区为1.17亿美元，东北/中康地区为2700万美元，公司及其他调整后EBITDA亏损为7300万美元[46][49][51][54] - 2025年3月31日洛基山脉地区运营亏损收入为 - 200万美元，运营亏损收入利润率为 - 0.4%；西南地区运营收入为3000万美元，运营收入利润率为4.6%；东北/中康地区运营亏损收入为 - 8100万美元，运营亏损收入利润率为 - 19.8%[56] - 2025年3月31日洛基山脉地区调整后EBITDA利润率为14.0%，西南地区为17.9%，东北/中康地区为6.6%[58] 其他没有覆盖的重要内容 - 2025年第一季度总流动性为5800万美元，包括约1500万美元现金及现金等价物和约4300万美元可用借款额度[6] - 2019年股票回购计划剩余约4900万美元可用额度[7] - 截至2025年3月31日，净营运资金为5940万美元，较2024年12月31日增长131%[17]

公司财务报告安排 - KLX Energy Services Holdings Inc 将于2025年5月9日美国东部时间上午10点（中部时间上午9点）举行2025年第一季度财报电话会议 [1] - 电话会议可通过拨号1-201-389-0867或网络直播https://investor klx com/events-and-presentations/events参与 [1] - 电话会议重播将于2025年5月23日前通过1-201-612-7415（密码13753324）提供 网络直播存档将在会议结束后保留90天 [1] 公司业务概况 - KLX Energy Services是一家专注于美国陆上油气田服务的成长型公司 业务覆盖全美主要盆地的常规和非常规油气田 [2] - 公司提供钻井 完井 生产和修井等关键油田服务 在美国拥有50多个服务和支持设施 [2] - 公司拥有自主研发的专有产品和专业技术服务 并具备内部制造 维修和维护能力 [2]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第四季度营收1.66亿美元，为指引中点，较上一季度下降12%，较2023年第四季度下降15% [11][22] - 2024年第四季度调整后EBITDA为2270万美元，较上一季度下降18%，与2023年第四季度持平，调整后EBITDA利润率为13.7%，高于2023年第四季度的11.8% [23] - 2024年第四季度总SG&A费用为1760万美元，较上一季度下降17%，较2023年第四季度下降11%；2024年全年SG&A费用总计7960万美元，较2023年减少8%；调整后SG&A费用为7020万美元，较2023年下降10% [23] - 2024年全年营收7.09亿美元，调整后EBITDA为9000万美元，调整后EBITDA利润率约为13% [18] - 2024年底净营运资金为2600万美元，较2023年底下降46%，DSO达到历史低点 [32] - 2024年第四季度资本支出为1530万美元，较上一季度下降27%，净资本支出约为1050万美元；2024年全年净资本支出约为5100万美元，调整后为4800万美元 [34][35] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2024年第四季度，钻井、完井、生产和干预服务分别贡献约22%、52%和26%的营收，全年营收结构与之类似 [15] - 公司在租赁和技术服务方面表现突出，拥有一些高规格、高回报的产品线 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 2024年第四季度，西南部市场营收占比37%（第三季度为36%），东北部/中陆市场占比30%（第三季度为28%），落基山脉市场占比33%（第三季度为36%） [13] - 2024年全年，西南部市场营收占比38%（2023年为34%），东北部/中陆市场占比30%（2023年为35%），落基山脉市场占比32%（2023年为31%） [14] - 公司在海恩斯维尔的营收占2024年的7%、2023年的9% [43] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司完成再融资，将新票据到期日延长至2030年，新ABL到期日延长至2028年，发行2.32亿美元新票据，进一步减少未偿还票据，新债券允许公司选择付息方式，还签订了1.6亿美元ABL新信贷安排，为增值去杠杆并购提供支持 [29][30][31] - 资本配置策略聚焦支持高规格、高回报、差异化的产品线，预计2025年资本支出在4500万 - 5500万美元之间，净资本支出在3500万 - 4500万美元之间 [36][37] - 积极寻求增值去杠杆并购机会，目标收购与公司增长战略和财务目标一致，债务文件为潜在收购预留了债务额度 [45][46] - 公司多元化业务模式在行业中展现出韧性和优势，与多元化程度较低的同行相比表现更优 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计2025年营收持平或略有增长，调整后EBITDA和利润率将扩大，调整后EBITDA利润率预计在13% - 15%之间 [40] - 2025年第一季度业绩相对第四季度可能疲软，但预计后期会增强，全年业绩有望向好 [41][42] - 密切关注天然气导向完井活动增加的潜力，美国LNG出口产能预计到2030年接近翻倍，未来12 - 24个月将有大量产能上线，公司在相关地区的布局有望受益 [43][44] 其他重要信息 - 2024年公司实现总可记录伤害率（TRIR）0.63%和损失工时伤害率（LTIR）0.22%，远低于行业平均水平，总车辆事故率为0.58% [16] - 公司推出第二代OraclE - SRT，约有25万英尺的使用经验，有望提供热井作业能力 [19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请解释尽管钻井和完井活动下降，但三个地区利润率仍同比显著提高的原因 - 公司第四季度EBITDA利润率同比提高，尽管全年钻机数量持续下降。这得益于产品服务线（PSL）的组合转变，50%的营收来自压裂作业之后，高利润率产品线如过油管、租赁、返排、连续油管等业务在第四季度仍能维持活动。此外，成本控制措施和年终应计项目的调整也是重要因素 [51][53][55] 问题2: 在2024年第一季度实施成本控制的情况下，2025年营收持平或略有增长时，进一步提高利润率的驱动因素是什么 - 2024年的资本部署战略为2025年带来了已知的客户订单和部分高利润率PSL业务的续约，且价格略有提高。客户整合后对高规格设备的需求增加，公司获得了更多市场份额，同时低利润率产品线的营收贡献减少。预计2025年下半年，若大宗商品价格稳定，天然气导向盆地的业务将更强 [59][60][61] 问题3: 根据指导和较低的资本支出，如何看待2025年的现金流和资金用途 - 从资本支出角度，2024年第三季度资本支出较高，部分是对前几年的追赶和提前支出，第四季度有300万美元的机会性资产收购。公司预计2025年维护资本支出在4500万 - 5500万美元之间，且过去几年每年能通过闲置、陈旧资产等变现1000万 - 1200万美元，预计2025年仍可持续。从现金流用途看，新债券有超额自由现金流扫款机制，公司将专注于自由现金流生成和去杠杆 [65][66][73] 问题4: 2025年第一季度与2024年第一季度相比情况如何 - 预计2025年第一季度业绩相对第四季度疲软，部分完井活动启动较慢，且有天气影响，但预计会好于2024年第一季度。目前公司正在填补完井日程中的空白 [77][78][79] 问题5: 公司在天然气盆地的布局是否为2026年及以后的发展奠定基础 - 天然气远期曲线形势良好，预计天然气价格上涨将有助于公司在南得克萨斯和中陆地区的业务。公司内部客户沟通显示，截至6月的增量钻机数量预计在高位数。2026年及以后，天然气市场的发展对公司业务有积极影响 [84][86] 问题6: 在进行并购时，公司更关注整合交易还是增加新服务？E&P整合如何影响并购战略 - 公司专注于增值去杠杆交易，以扩大现有产品线的规模。若涉足新的产品线，需具有高度协同效应并能带动现有PSL业务。过去曾因整合风险和市场因素放弃一些机会，目前再融资完成后，债务文件为战略并购提供了灵活性 [89][90][92] 问题7: 海恩斯维尔地区业务需求旺盛，公司如何看待价格走势 - 与2021 - 2022年相比，人员方面的压力较小，很多资产和人员在海恩斯维尔市场低迷时转移到其他地区。公司在海恩斯维尔的业务线中，超过一半的营收对人员依赖程度不高，更容易进入市场。当市场需求增加时，资产利用率和人员利用率的提升将推动价格上涨，且海恩斯维尔市场的复苏可能会带动周边盆地的价格 [95][96][97] 问题8: 再融资交易完成后的预计现金和债务余额是多少 - 预计新票据债务为2.32亿美元，ABL为5500万美元（新ABL规模为1.25亿美元，含2500万美元可选择增加额度和1000万美元FILO）。完成再融资约使用2800万美元现金，包括债务偿还、费用等。目前尚未更新月中现金数据 [100][101][103]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第四季度营收1.66亿美元，处于指引中点，调整后EBITDA利润率较去年同期显著提高，尽管营收和钻机数量同比分别下降15%和5% [11] - 2024年全年营收7.09亿美元，调整后EBITDA为9000万美元，调整后EBITDA利润率约为13% [18] - 2024年第四季度调整后EBITDA为2270万美元，较上一季度下降18%，与2023年第四季度持平，调整后EBITDA利润率为13.7% [23] - 2024年第四季度总SG&A费用为1760万美元，较上一季度下降17%，较2023年第四季度下降11%；全年SG&A费用为7960万美元，较2023年下降8%；调整后SG&A费用为7020万美元，较2023年下降10% [23] - 2024年末净营运资金为2600万美元，较2023年末下降46%，DSO达到历史低点 [32] - 2024年第四季度资本支出为1530万美元，较上一季度下降27%，全年净资本支出约为5100万美元，调整后为4800万美元 [34][35] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2024年第四季度，钻井、完井、生产和干预服务分别贡献约22%、52%和26%的营收，全年营收结构与之相似 [15] - 公司持续通过升级专有工具和产品以及最新一代设备来扩大市场份额，最近推出了第二代OraclE - SRT，约有25万英尺的使用经验 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 2024年第四季度，西南地区营收占比37%（第三季度为36%），东北/中陆地区占比30%（第三季度为28%），落基山脉地区占比33%（第三季度为36%）；全年西南地区营收占比38%（2023年为34%），东北/中陆地区占比30%（2023年为35%），落基山脉地区占比32%（2023年为31%） [13][14] - 公司在海恩斯维尔地区2024年营收占比约7%，2023年占比9%，有望受益于LNG出口需求带动的天然气完井活动增加 [43] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司完成再融资，将新票据到期日延长至2030年，新ABL到期日延长至2028年，新发行2.32亿美元票据，进一步减少未偿还票据，新ABL额度为1.6亿美元，提供更多流动性和结构灵活性 [29][31] - 公司专注于通过审慎和有纪律的支出支持高规格、高回报的差异化产品线，2025年资本支出预计在4500万 - 5500万美元之间，净资本支出在3500万 - 4500万美元之间 [37] - 公司积极寻求增值去杠杆的并购机会，以增强市场地位和为股东创造价值，新的债务文件为潜在收购提供了一定的债务空间 [45][46] - 与多元化程度较低的同行相比，公司凭借多元化业务模式在波动的行业环境中展现出韧性和持续的卓越表现 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2025年营收预计持平或略有增长，调整后EBITDA和调整后EBITDA利润率有望扩大，预计调整后EBITDA利润率在13% - 15%之间 [40] - 2025年第一季度业绩可能因天气影响、完井日程空白和营收结构变化而相对疲软，但预计后期业绩将增强 [41][42] - 密切关注LNG出口需求带动的天然气完井活动增加的潜力，公司在相关地区的布局使其有望受益 [43] 其他重要信息 - 2024年公司实现总可记录事故率（TRIR）0.63%和损失工时事故率（LTIR）0.22%，低于行业平均水平，车辆事故率为0.58% [16] - 公司持续投资于安全项目和技术，强大的安全文化有助于运营卓越和财务表现，满足蓝筹客户的要求 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：请解释在钻井和完井活动下降的情况下，三个地区如何在营收下降的情况下实现利润率提升 - 公司在第四季度表现出色，尽管钻机数量持续下降，但EBITDA利润率同比提高 主要原因包括产品服务线（PSL）的组合转变，50%的营收发生在压裂作业之后，高利润率产品线如过油管、租赁、返排、连续油管等在第四季度保持了活动 成本控制措施在第一季度实施，年末应计项目的调整也是一个因素 此外，高利润率产品线在第四季度的贡献增加 [51][55][56] 问题2：在2024年第一季度实施成本控制的情况下，2025年营收持平或略有增长时，什么因素能推动利润率进一步提升 - 2024年的资本部署战略为2025年奠定了基础，获得了一些高利润率PSL的已知客户订单，并续签了一份压裂合同，价格略有提高 客户整合后，大型客户对高规格设备的需求增加，公司获得了更多市场份额 同时，低利润率产品线的营收贡献减少 预计2025年下半年天然气盆地的业务将更强，公司在这些地区的业务具有较高的利润率 [59][60][61] 问题3：较低的资本支出和较高的利润率如何转化为2025年的现金流，以及对现金流的使用有何想法 - 2024年第三季度资本支出较高，部分是为了弥补前几年的不足和提前支出 第四季度的一次机会性收购为2025年的资本支出做了准备，维护资本预计在4500万 - 5500万美元之间 公司过去几年能够通过变现闲置、陈旧资产等获得1000万 - 1200万美元的资金，预计今年仍可持续 从现金流角度看，再融资后利息支出可能略有增加，但新债券有预先设定的摊销和超额自由现金流扫掠机制，公司将专注于自由现金流生成和去杠杆 [66][67][73] 问题4：2025年第一季度与去年同期相比情况如何 - 2025年第一季度预计相对第四季度疲软，完井活动开始较慢，受到天气影响约有8个工作日 但预计将好于去年第一季度，目前公司正在努力填补完井日程中的空白 [77][78][79] 问题5：公司在天然气盆地的布局如何为未来两到三年的发展做准备 - 天然气远期曲线非常有利，预计天然气价格上涨将有助于公司在南得克萨斯和中陆地区的业务 公司预计到6月的增量钻机数量在高位数 尽管2025年的指引没有显示天然气盆地有大幅增长，但预计2026年及以后的天然气市场将更加强劲 [84][86] 问题6：公司在进行并购时，是更注重整合交易还是增加新服务 以及E&P整合如何影响并购战略和目标交易 - 公司的重点是执行增值去杠杆的交易，以扩大现有产品线的规模 若涉足新的产品线，需要具有高度协同效应并能带动现有PSL的发展 过去曾因整合风险和对方不合理的估值要求而放弃一些机会，目前认为再融资和债务文件为完成战略交易提供了灵活性 [89][90][92] 问题7：海恩斯维尔地区业务需求旺盛，公司如何看待价格走势 - 与2021 - 2022年相比，人员方面的压力较小，很多资产和人员在海恩斯维尔地区业务下滑时转移到了其他地区 公司在海恩斯维尔的业务中，超过一半的营收对人员的依赖程度较低，更容易进入市场 当人们说业务售罄时，更多是指人员利用率，而不是资产利用率 随着海恩斯维尔地区业务的复苏，价格有望得到支撑，甚至可能带动周边盆地的价格 [95][97][98] 问题8：再融资交易完成后，公司的预计现金和债务余额是多少 - 预计债务方面，新票据为2.32亿美元，ABL为5500万美元（新ABL规模为1.25亿美元，有2500万美元的增额选择权和1000万美元的FILO） 完成再融资约使用2800万美元现金，包括债务偿还、费用等 由于处于月中，暂未更新临时现金数据 [100][101][103]

财务表现与债务 - 公司近期一个财季仍录得净亏损[164] - 公司在2025年3月12日完成再融资后，长期债务总额为28.72亿美元，其中新ABL融资项下未偿还借款为5.5亿美元，2030年优先票据本金总额为23.22亿美元[166] - 公司可能在未来12个月内增加最多15.0亿美元的同顺位债务[170] - 公司新ABL贷款的借款基础依赖于应收账款，未来可能因活动水平降低或服务价格下降而显著减少[131] - 新ABL融资将于2028年到期[166] - 根据2030年优先票据契约，公司需每季度赎回相当于前一付息日所有未偿还2030年优先票据本金2%的票据[166] - 2030年高级票据契约规定，截至2025年3月31日至12月31日的测试期，总净杠杆率不得超过4.50:1，并逐步降至2028年后的2.50:1[172][173] - 2030年高级票据契约限制任何测试期的净资本支出超过6.5亿美元或该测试期收入的7%中的较大者[173] - 2030年高级票据违约事件包括未能支付利息超过三个工作日，或未能支付超过7.5百万美元的其他债务本金[174] - 新ABL设施包含财务和运营限制性条款，违约可能导致债务加速到期[171] - 公司2030年高级票据契约允许在再融资后12个月内新增高达15亿美元的同等优先级债务，用于完成获准的收购和投资[145] 收入与客户集中度 - 公司在北美拥有超过610家客户，前五大客户合计贡献约31%的2024年收入[55] - 公司最大的单一客户收入贡献不超过10%[55] - 公司前五大客户在2024财年贡献了约31%的收入，但没有任何单一客户收入占比超过10%[139] 成本与费用压力 - 公司业务面临通胀压力，2024年末美国通胀率仍处于高位，导致工资、材料、设备等成本增加[135] - 公司业务面临因未来材料短缺和价格显著上涨而影响运营和财务状况的风险[62] - 供应商中断或成本上升可能导致公司运营成本增加和收入减少[181][183][186] - 设备维护、升级和翻新期间通常不产生收入[165] 业务与资产规模 - 公司拥有39台连续油管设备，其中21台为大直径连续油管设备[38] - 公司拥有62台电缆设备，其中27台（占比44%）配置用于泵送或桥塞射孔作业[40] - 公司运营覆盖美国三大地理区域：西南地区、落基山脉地区以及东北/中部大陆地区[25] - 公司运营超过1500辆车的车队，受美国交通部及州级机构严格监管[87] - 截至2024年12月31日，公司拥有约1,726名员工，其中约89%从事运营、质量和采购工作[115] - 公司约4%的员工从事销售和市场营销，约7%从事财务、人力资源、IT、管理和综合行政工作[115] 市场竞争与份额 - 截至2024年12月31日，公司在美国陆上钻井市场的份额为4.9%，低于2023年12月31日的6.0%[35] - 公司的主要竞争对手包括斯伦贝谢、哈里伯顿、贝克休斯等大型油田服务公司[59] - 压裂车队供应增加可能对市场价格产生重大不利影响[160] 服务与技术产品 - 公司提供包括定向钻井、连续油管、压力控制、电缆服务等在内的全方位油田服务[25][41] - 公司最新的可溶解压裂桥塞PhantM™已在美国主要油气盆地的超过1200口井中成功部署[39] - 公司专有的DXD Venturi工具和SpectrA PDC轴承组件等创新技术用于解决井下复杂问题[50][52] - 公司专有的压裂泄压阀旨在为水力压裂作业提供更安全、更可靠的表面压力释放方法[43] - 公司开发了Punch Ram工具和液压压裂保护杆悬挂工具等专有生产工具，以创造竞争优势[46][47] - 公司拥有液压旁通工具和Drill Mate等专利技术，用于优化井下液压和碎屑清除[53][54] 增长与收购策略 - 公司通过2020年收购Quintana Energy Services Inc.和2023年收购Greene's Energy Group, LLC来扩大业务[24] 风险管理与保险 - 公司通过主服务协议进行风险管理，其责任险保单覆盖每次事故超过7500万美元[72] - 保险市场趋势是免赔额和自留额越来越大[154] - 保险费和免赔额可能大幅增加[152] - 某些类型的保险可能变得不可用或承保范围缩小[152] - 公司客户对服务提供商的安全记录日益重视，事故频次或严重性增加可能对成本及财务状况产生不利影响[71] 法律与诉讼事项 - 公司已针对Magellan等方提起诉讼，追讨4.6百万美元服务费，并在2024年3月收回1.0百万美元，预计2025年将再收回1.0至1.3百万美元[180] - 公司不承保涉嫌的工资或工时相关诉讼[158] - 多个州的油田反赔偿法案可能限制或使客户对公司的赔偿条款无效，从而对业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响[199] 供应商与采购 - 公司不依赖任何单一供应商，截至2024年12月31日，无单一供应商占其总采购成本的10%以上[62] - 截至2024年12月31日，公司前十大供应商的采购额约占全部商品和服务采购总额的27%[182] - 公司依赖少数供应商提供关键原材料（如砂、支撑剂和化学添加剂），供应中断可能影响运营[184] - 公司依赖少数制造商生产专有产品，若合作关系终止，将产生重大费用、延误或需更改产品组件，对财务状况和业务产生重大不利影响[189] 技术与知识产权风险 - 公司面临技术落后风险，若无法获得专利保护，开发新系统、服务和技术的成本可能过高，导致失去市场份额或竞争劣势[188] - 公司依赖专利和商业秘密保护专有技术，但无法保证竞争对手不侵犯或挑战其知识产权，任何保护或执行失败都可能对业务产生重大不利影响[190] - 公司可能卷入知识产权纠纷，相关诉讼可能成本高昂、耗时，且结果难以预测，无论胜败都可能对业务产生不利影响[193] 信息技术与网络安全 - 公司运营依赖于可扩展的IT系统平台，以实现高效运营和设备利用最优化[74] - 公司运营依赖广泛的IT资源，面临日益频繁和严重的网络攻击风险，包括黑客攻击、欺诈和利用人工智能的新型威胁，可能导致数据丢失、业务中断或额外成本[195] - 公司可能因无法预见或防止网络攻击而遭受重大损失，尽管迄今未发生重大损失，但未来无法保证，安全措施不足可能导致知识产权损失、业务中断或声誉损害[196][197] - 公司需遵守不断发展的网络安全和数据隐私法规，合规可能需投入额外资源，任何违规或数据泄露都可能导致重大负债、负面宣传或声誉损害[198] 宏观经济与行业风险 - 公司业务具有周期性，活动水平受勘探与生产公司资本支出、完井和修井活动以及商品价格驱动[129] - 公司业务依赖于国内油气行业的资本支出，其减少将对业务产生重大不利影响[120] - 越来越多的勘探开发公司专注于产生自由现金流，若油价下跌或支出超预算，将大幅削减开支[121] - 公司业务可能受到行业整合的影响，部分大客户通过合并获得规模经济和议价能力，可能导致资本支出减少[133] - 西德克萨斯中质原油（WTI）价格在五年内波动剧烈，最低为2020年4月的每桶-36.98美元，最高为2022年3月的每桶123.64美元[125] - 截至2024年12月31日，WTI收盘价为每桶72.44美元，较2023年12月31日仅上涨0.8%；2025年2月3日收盘价为每桶73.52美元[125] - 2023年和2024年的平均油价和作业活动水平较2022年有所下降，但油价在2023年末趋于稳定[120] - 2024年末天然气价格持续下跌[120] - 美国联邦基金利率在2022年和2023年累计上调了525个基点，以应对通胀，导致借款成本上升[135] - 美联储在2024年末将基准利率下调了75个基点，但近期已宣布暂停降息[135] - 公司面临客户延迟支付或破产风险，可能对流动性产生重大不利影响[177][178][179] 环境法规 - 公司受美国环保署等机构法规约束，例如2024年5月将两种PFAS列为超级基金法案危险物质，可能导致未来产生额外修复成本[78] - 美国环保署（EPA）2023年1月发布新规，再次扩大对“美国水域”的管辖范围[89] - EPA于2024年5月最终确定规则，针对年排放超过2.5万吨二氧化碳的油气设施实施甲烷收费[95] - EPA于2024年12月修订了二氧化硫的二级国家环境空气质量标准（NAAQS）[92] - 2023年8月，EPA宣布对臭氧NAAQS进行新一轮审查，预计2025年12月完成[92] - 2024年5月，环境质量委员会（CEQ）最终确定修订NEPA程序规定的规则，但于2025年2月被法院撤销[83] - 美国鱼类和野生动物管理局（FWS）于2024年5月将沙丘鼠蜥列为濒危物种[79] - FWS于2023年4月提议将大榛鸡列为受威胁物种[80] - 公司客户因甲烷排放收费面临成本增加，2024年起每吨900美元，2025年增至1200美元，2026年起为1500美元[95] - 加州《气候企业数据问责法案》要求年总收入达10亿美元的公司披露范围1、2和3温室气体排放[102] - 加州《气候相关金融风险法案》要求年总收入达5亿美元的公司每两年披露气候相关金融风险报告[102] - 根据加州法律，上述两项法案的报告均将于2026年开始[102] - 美国地质调查局确定了六个由诱发地震活动带来最显著风险的州[112] - 水力压裂相关法规可能增加客户成本、限制作业区域并减少产量，从而降低对公司产品和服务的需求，对业务产生重大不利影响[201] 其他运营法规 - 卡车运输法规变化可能增加公司运输成本，新的或更改的法律要求可能导致费用增加，对业务和运营结果产生负面影响[200] 股权与激励计划 - 截至2024年12月31日，公司流通普通股约为1640万股[219] - 长期激励计划（LTIP）下已注册并预留2477051股普通股，其中截至2024年12月31日已授予约1716489股限制性股票，剩余760562股可供未来发行[219] - 股东于2023年5月10日批准LTIP修订，将预留发行普通股总数增加120万股，使总预留股数增至1256289股，并将到期日延长至2033年3月8日[219] - 2025年3月12日，公司发行了可合计认购2373187股普通股的认股权证，行权价为每股0.01美元[220] - 认股权证可立即行权，持有人亦可选择在到期前将其转换为有权购买的普通股数量[221] - 公司需在认股权证发行后90天内向SEC提交相关普通股的注册声明[221] - 截至2024年12月31日财年，公司与2025年到期的11.5%优先有担保票据持有人达成债转股协议，该持有人以100万美元本金面值的票据换取了190476股公司普通股[222]