财务业绩 - 2025年第二季度净利润达6.99亿美元，摊薄后每股收益2.38美元，调整后净利润7.85亿美元，摊薄后每股收益2.67美元 [9] - 第二季度运营现金流达17亿美元，调整后运营现金流21亿美元 [7] - 第二季度自由现金流12亿美元，调整后自由现金流13亿美元 [12] - 第二季度合并调整后EBITDA为24亿美元，扣除非控股权益后为23亿美元 [11] 运营数据 - 第二季度平均原油产量为495,692桶/日，总当量产量为919,879桶油当量/日 [7] - 第二季度实现油价为63.23美元/桶，天然气0.88美元/Mcf，液化天然气18.13美元/桶，总实现价格39.61美元/桶油当量 [13] - 第二季度现金运营成本为10.10美元/桶油当量，包括租赁运营费用5.26美元/桶油当量 [14] - 第二季度钻探122口总井（净114口），完井116口总井（净109口） [4] 资本支出与回报 - 第二季度资本支出8.64亿美元，上半年累计18亿美元 [10] - 宣布第二季度每股1美元的基础股息，年化收益率2.7% [7] - 第二季度回购299万股普通股，均价133.15美元/股，总成本3.98亿美元 [7] - 董事会批准将股票回购授权从60亿美元增至80亿美元，目前剩余35亿美元回购额度 [17] 2025年指引 - 将全年原油产量指引收窄至485-492千桶/日，总当量产量指引上调2%至890-910千桶油当量/日 [7] - 将全年资本支出下调至34-36亿美元，较原指引中值下降5亿美元 [7] - 预计2025年钻探425-450口总井（净395-418口），完井490-515口总井（净458-482口） [7] - 第三季度原油产量指引为485-495千桶/日，资本支出指引为7.5-8.5亿美元 [7] 资产负债表 - 截至2025年6月30日，公司拥有1.91亿美元现金，循环信贷额度下未偿还借款5.95亿美元 [15] - 总债务153亿美元，净债务151亿美元 [15] - 总流动性约21亿美元，包括循环信贷额度下19亿美元可用额度 [15]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第二季度资本支出约为1 7亿美元 较2024年下降65% 主要由于投资高峰期结束 [8] - 2025年全年资本支出预测从4亿美元下调至3 5亿美元 上半年实际支出支持这一下调 [9] - 公司目前正接近历史最高产量水平 随着GTA项目接近FLNG设计产能以及Jubilee和Winterfell新井投产 预计近期产量将进一步增长 [8] - 公司已将对2026年700万桶石油产量进行对冲 平均保底价66美元/桶 上限75美元/桶 [11][37] - 公司目标是在年底前对冲约50%的2026年产量 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 GTA项目(塞内加尔和毛里塔尼亚) - 第二季度净产量略高于7 000桶油当量/日 合作伙伴已装载3 5个LNG货物 [12] - FLNG商业运营日(COD)于6月底达成 标志着公司停止为国家石油公司提供项目资本支出资金的重要里程碑 [12] - FLNG设计产能约为270万吨/年 目标在第四季度达到该水平 目前已装载6 5个货物 [6][16] - 预计第三季度末将装载首批凝析油货物 为项目带来额外收入来源 [18] - 项目已发现天然气地质储量约25万亿立方英尺 第一阶段仅需约3万亿立方英尺即可维持20年生产 [17] 加纳业务 - 第二季度总净产量约为29 100桶油当量/日 [13] - Jubilee油田总产量约为55 000桶油/日 低于预期 主要由于FPSO计划停机9天 重启后出现不稳定期以及油田东侧部分油井表现不佳 [13] - 第一口2526钻井计划的生产井已于7月投产 初始产量约为10 000桶油/日 符合预期 [6][13] - Jubilee油田第二季度天然气产量约为16 600桶油当量/日 [13] - 已与加纳政府签署谅解备忘录 将许可证延长至2040年 [14] 美国墨西哥湾业务 - 第二季度净产量约为19 600桶油当量/日 处于指引区间高端 主要得益于Kodiak和Oddjob油田的强劲表现 [15] - Winterfell 4号井已钻探完成 正在进行完井作业 预计本季度末投产 预计将为公司贡献约1 000桶油当量/日的净产量 [15][29] - Tiberias开发项目继续推进 计划明年做出最终投资决定 [15] - Gettysburg项目引入壳牌作为75%合作伙伴和运营商 计划开发低成本单井项目 将回接至壳牌运营的Appomattox平台 [30] 赤道几内亚业务 - 第二季度净产量略低于8 000桶油/日 低于预期 主要由于Sabre海底泵机械故障 [15] - 运营商预计第四季度安装第一台替换泵 之后产量有望回升 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - 塞内加尔和毛里塔尼亚总统7月访美期间 塞内加尔总统向特朗普总统谈及公司在GTA油田发现中的关键作用 以及天然气等核心经济领域投资对塞内加尔的重要性 [20] - 加纳政府希望重振石油和天然气行业 Jubilee和TEN油田的许可证延期符合这一议程 [14] - GTA项目产量预计会随季节温度略有波动 冬季气温较低时产量较高 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司近期重点为增加产量 降低成本并增强资产负债表弹性 [40] - 在GTA项目第一阶段全面投产后 下一阶段重点是通过低成本棕地扩建使天然气产量翻倍 大幅降低单位成本 [20] - Jubilee油田被视为大型中期油田 通过定期钻井和新成像技术可充分开发其潜力 [28] - 美国墨西哥湾被证明是具有发展空间的盆地 公司继续推进有吸引力的基础设施主导勘探和开发方案 [41] - 赤道几内亚资产将通过选择性投资生产优化机会产生现金流 [41] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 面对持续的大宗商品价格波动 公司关键优先事项保持不变 即增加产量和降低成本以优先考虑自由现金流 同时继续加强资产负债表 [5] - 公司预计产量将逐季增长至2026年 [32] - 在当前油价下 公司正在产生自由现金流 重点是在短期内最大化现金流并减少净债务绝对额 [34] - 公司目标是将业务盈亏平衡点降至50-55美元/桶范围 在此之上每桶油价上涨5美元将产生约1亿美元自由现金流 [88] 其他重要信息 - 公司已同意一项高达2 5亿美元的定期贷款指示性条款 该贷款将以美国墨西哥湾资产作为担保 预计将用于偿还2026年债券到期 [10][35] - 公司获得银行豁免 将债务覆盖率契约延长至2026年3月 以反映GTA项目投产对杠杆率的时间影响 [11] - 公司有望在今年年底前实现2 500万美元的目标节约 全部效益将在2026年及以后显现 [10] - 公司计划在今年晚些时候收购Ocean Bottom Node地震数据(OBN) 以进一步提升速度模型 [27] 问答环节所有的提问和回答 关于Jubilee油田 - 分析师询问Jubilee油田从2024年超过10万桶/日降至2025年约6万桶/日的40%年递减率是否异常 [44] - 管理层回应称第二季度产量受到停机、立管不稳定等一次性因素影响 但确实存在东部某些油井(特别是Jubilee东南部)高于预期的递减 [47] - 公司通过引入立管气举帮助恢复和稳定东部产量 未来计划在西部实施同样措施 [23] - 预计通过2025年钻探两口生产井和2026年四口井 可将产量逐步提升至约9万桶/日 [50] - 需要每年钻探3-4口井来维持油田潜力 [28] 关于GTA项目成本 - 分析师询问降低GTA运营成本的可能方式和幅度 [52] - 管理层表示首要任务是达到稳定状态 消除启动和调试成本 [53] - 正在研究FPSO再融资 预计下半年完成 将为公司和国家石油公司带来显著收益 [55] - 正在探索替代性低成本运营模式 可能改变目前完全由承包商人员运营的模式 [56] 关于资本支出 - 分析师询问3 5亿美元的资本支出指引是否可持续 特别是考虑到Tiberias和GTA第一阶段+项目 [61] - 管理层回应称2026年主要资本支出将是Jubilee四口井 GTA第一阶段+预计不会在2026年占很大比重 [65] - Tiberias最终投资决定可能于2026年底做出 因此约3 5亿美元的资本支出水平可以维持公司增长 [65] 关于GTA第一阶段+ - 分析师询问推进GTA第一阶段+项目的最重要因素 [93] - 管理层表示关键是与合作伙伴和政府合作确定国内天然气与增加LNG销售的正确组合 [96] - 需要明确天然气的销售合同条款 特别是政府希望增加的国内天然气供应 [97] 关于许可证延期 - 分析师询问加纳许可证延期是否涉及财政条款或工作计划承诺的变化 [77] - 管理层表示天然气价格有所降低但增加了供应量 承诺将天然气供应量提高至1 3亿标准立方英尺/日 [77] - 计划钻探多达20口井 具体数量取决于新地震数据揭示的机会 财政条款保持不变 [77] 关于GTA成本 - 分析师询问第三季度GTA成本高于预期的原因及第四季度展望 [83] - 管理层解释成本包括FLNG通行费、FPSO租赁和常规油田运营费用 [85] - 第二季度FLNG通行费较高是由于向Golar支付了一些奖金 正常水平约为每百万立方英尺2美元多一点 [85] - FPSO租赁成本约为每季度1 500万美元 正在推进再融资 完成后将降低成本 [86] 关于债务管理 - 分析师询问公司正在考虑的长期融资选择 [104] - 管理层表示目标是通过业务产生的现金流偿还部分到期债务 [106] - 正在评估其他有吸引力的资本来源来处理2027和2028年到期债务 可能利用资产担保获取低成本融资 [108] - 对满足RBL要求充满信心 特别是在完成墨西哥湾融资设施后 [110] 关于GTA国内天然气 - 分析师询问GTA国内天然气供应的具体形式 [115] - 管理层表示主要考虑管道天然气解决方案 而非LNG再气化 尽管达喀尔有LNG再气化设施 [116]

基金概况 - 开始覆盖Capital Group Conservative Equity ETF（纽约证券交易所代码：CGCV）该基金为主动管理型交易所交易基金 成立时间略超过一年[1] 投资策略 - 采用多种技术寻找相对低估且具有强劲上涨潜力的股票 同时识别估值过高但存在合理原因的公司[1] - 高度重视能源板块 涵盖石油天然气超级巨头 中盘及小盘勘探生产公司 以及油田服务企业[1] - 研究范围广泛覆盖多个行业 包括矿业 化工和奢侈品龙头企业[1] 分析方法 - 强调除利润和销售额分析外 必须细致评估自由现金流和资本回报率以获得更深入洞察[1] - 认可部分成长股确实值得溢价估值 核心目标是深入分析市场当前观点是否正确[1]

业绩总结 - 第二季度2025年收入为14.7亿美元，较上一季度增长2%[14] - 第二季度2025年毛利率为37.6%，较上一季度下降240个基点[14] - 第二季度2025年汽车业务收入为7.33亿美元，较上一季度增长4%[14] - 第二季度2025年运营利润率为17.3%，较上一季度下降90个基点[14] - 第二季度2025年自由现金流回报股东107%[12] - 第二季度2025年总共出货超过500万单位的Treo制造产品[12] 未来展望 - 第三季度2025年收入预期为14.65亿至15.65亿美元[18] - 第三季度2025年每股收益（EPS）预期为0.51至0.61美元（GAAP）[18] - 第三季度2025年运营支出（OPEX）预期为2.94亿至3.09亿美元（GAAP）[18] - 2024年预计收入为70.82亿美元，年复合增长率为10-12%[79] - 2024年毛利率目标为53%[79] - 2024年运营费用目标为13%[79] - 2024年自由现金流目标为25-30%[79] - 2027年目标运营利润率为40%[79] 用户数据与市场表现 - 中国的碳化硅（SiC）收入在第二季度2025年实现了环比翻倍增长[12] - onsemi在生产车辆中有超过500种产品在使用[63] - Treo平台的毛利率高达70%[66] - onsemi在East Fishkill工厂已发货超过500万台产品[66] 财务数据 - GAAP毛利率为47.1%，非GAAP毛利率为47.1%（FY2023），FY2024为45.4%和45.5%[95] - GAAP运营费用为13.448亿美元，非GAAP运营费用为12.201亿美元（FY2023），FY2024为14.484亿美元和12.485亿美元[95] - GAAP运营收入为25.387亿美元，非GAAP运营收入为26.652亿美元（FY2023），FY2024为17.677亿美元和19.739亿美元[95] - GAAP运营利润率为30.8%，非GAAP运营利润率为32.3%（FY2023），FY2024为25.0%和27.9%[95] - LTM自由现金流为4.384亿美元，FY2024为12.124亿美元，FY2025为14.070亿美元和12.873亿美元[95] - LTM收入为82.530亿美元，FY2024为70.823亿美元，FY2025为66.653亿美元和63.988亿美元[95] - LTM现金流利润率为5.3%，FY2024为17.1%，FY2025为21.0%和20.1%[95] - GAAP归属于ON Semiconductor Corporation的净收入为21.837亿美元，非GAAP净收入为22.562亿美元（FY2023），FY2024为15.728亿美元和17.046亿美元[97] - 非GAAP稀释每股收益为5.16美元（FY2023），FY2024为3.98美元，Q1'25为0.55美元，Q2'25为0.53美元[97] - GAAP稀释股份总数为446.8百万，非GAAP稀释股份总数为437.7百万（FY2023），FY2024为432.7百万和428.7百万[97]

业绩总结 - 第二季度收入同比增长22.7%，调整后EBITDA同比增长59.5%[10] - 报告的有机收入同比增长0.4%[10] - 2025年第二季度净亏损为140万美元，稀释后每股亏损为0.01美元[37] - 2025年第二季度的调整后EBITDA（不含保险）为2440万美元，较2024年第二季度的3260万美元下降了26.5%[41] - 自由现金流为1380万美元，较2024年第二季度的710万美元增长了94.4%[37] 用户数据 - 90%的2024财年收入来自现场活动，且最大的五个展会占2024财年收入的30%[31] - FY 2023年Connections部门总收入为340.2百万美元，FY 2024年为355.1百万美元，FY 2025年为233.7百万美元[54] 未来展望 - 2025年全年收入指导范围为4.5亿至4.6亿美元，调整后EBITDA指导范围为1.2亿至1.25亿美元[10] - 预计2025年至2030年期间，B2B美国市场活动和赞助支出年均增长率将达到7%[28] 新产品和新技术研发 - 最近收购的This is Beyond、Insurtech Insights和GRC World Forums若在2024年第二季度纳入，将推动有机收入约5%的同比增长[10] - 公司在过去十年内成功收购并整合了超过30个贸易展和B2B品牌，总资本投入约为10亿美元[36] 市场扩张和并购 - 公司在高质量事件的收购中，历史上以中高单倍数的估值进行收购，具备实现成本和收入协同的能力[36] - 第二季度回购了690万美元的普通股，平均回购价格为每股4.24美元[10] 负面信息 - 截至2025年6月30日，净债务与EBITDA的比率为2.56倍[37] - FY 2023年All Other类别运营损失为(3.6)百万美元，FY 2024年为(2.0)百万美元，FY 2025年为(2.1)百万美元[55]

Virtus Terranova U S Quality Momentum ETF (JOET) - 自2021年11月以来连续三份报告均给予JOET"持有"评级 [1] 分析师Vasily Zyryanov的投资方法论 - 采用多元化技术筛选被低估且具上涨潜力的个股 同时识别估值过高的公司 [2] - 研究重点覆盖能源板块(超级石油巨头 中小型勘探开采企业 油田服务公司) 并延伸至采矿 化工 奢侈品等多个行业 [2] - 强调除利润和销售额外 需重点分析自由现金流(FCF)和资本回报率(ROIC)以规避浅层结论 [2] - 虽偏好被市场低估的标的 但承认部分成长股确实值得溢价估值 核心在于验证市场定价合理性 [2] 分析师持仓声明 - 未持有且未来72小时内无计划建立任何提及公司的头寸 [3]

公司表现 - 达美乐披萨(DPZ)自2004年上市以来总回报率超过7800%，包括股价上涨和股息支付[1] - 2025年公司表现超越市场，且伯克希尔哈撒韦自2024年第三季度起连续增持[2] - 2025财年第二季度营收达11亿美元，同比增长4%，主要驱动力为门店数量增加3%(新增600家至21500家)[8] - 同期净利润1.31亿美元同比下降8%，受1600万美元未实现亏损影响[9] - 2025上半年自由现金流3.32亿美元，较去年同期的2.31亿美元显著改善[9] 商业模式 - 全球最大披萨外卖公司，覆盖90个国家21500家门店[4][5] - 85%销售额来自数字化平台(2024年数据)[4] - 收入主要来源于自营供应链和美国直营店，但高利润率业务来自特许经营费和特许权使用费[5] - 特许经营模式的高利润率特点可能吸引伯克希尔投资[6] 股东回报 - 股息连续12年增长，2025年股息增幅达15%，当前股息收益率1.5%(标普500平均1.2%)[10] - 市盈率28倍，低于五年平均的30倍但仍高于价值投资者偏好水平[11] 增长动力 - 门店扩张与营收增长基本同步(3%门店增长vs 4%营收增长)[8] - 数字化转型成功推动85%销售线上化[4] - 长期股东获得超额回报的历史记录[12] 估值考量 - 当前市盈率28倍处于历史区间中高位[11] - 营收增长主要依赖门店扩张而非同店销售提升[8][13] - 股息收益率仅略高于市场平均水平[10][13]

财务数据和关键指标变化 - 调整后资金流为3.67亿加元 或每股0.48加元[8] - 净利润为1.52亿加元[8] - 产生300万加元自由现金流[8] - 净债务减少9600万加元或4% 至23亿加元[8] - 季度内回购4150万加元8.5%长期票据[9] - 拥有11亿美元信贷额度 使用率低于25% 2029年6月到期[9] - 最早债务到期日为2030年4月[9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 总产量平均148,095桶油当量/日 同比增长2%[11] - 勘探开发支出总计3.57亿加元[11] - 投产67口新井[11] - Pembina Duvernay第一平台井30天峰值产量达1,865桶油当量/日/井[11] - 第二平台井26天平均产量1,264桶油当量/日/井[11] - 钻井完井成本较2024年改善12%[12] - Eagle Ford投产15口井 成本改善11%[13] - 完成2口重复压裂井 成本约为新井一半[13] - 重油产量环比增长7%[13] - Peavine、Peace River和Lloydminster地区投产43口井[13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 计划2026-2027年实现全面商业化[13] - 目标年产18-20口井[13] - 预计到2030年产量将增至20,000-25,000桶油当量/日[13] - Eagle Ford确定300个重复压裂机会[13] - 2026年计划进行6-10次重复压裂作业[44] - 与Gibson达成基础设施协议 减轻基础设施负担[40] - 预计年设施支出2500-3000万加元[40] - 利用Keyera合作伙伴的现有天然气处理能力[41] - 与Conoco保持良好合作关系 对开发计划满意[45] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第二季度WTI平均价格为64美元/桶[6] - 基于远期价格 预计2025年产生约4亿加元自由现金流[16] - 计划将100%自由现金流用于债务偿还[16] - 目标年底净债务降至约20亿加元[16] - 原油加权产量占84%[16] - WTI每变化5美元/桶 影响年度资金流约2.25亿加元[17] - 大宗商品背景疲软 保持资本纪律[6] 其他重要信息 - 所有金额均以加元计 除非另有说明[4] - 第三平台预计9月投产[12] - 使用现场天然气为压裂设备供电 实现显著节约[30] - 成本节约50%来自服务成本下降 50%来自效率提升[32] - 效率提升具有持续性[32] 问答环节所有提问和回答 问题: Duvernay地区12%成本改善后的平均单井成本 - 平均单井成本为1250万加元 相当于每英尺完井 lateral 成本1000加元[20] 问题: 2026年商业化钻井计划 - 2027年目标单钻机年产18-20口井[22] - 2026年目标钻12-15口井[22] 问题: Eagle Ford重复压裂井的递减率 - 目前为时尚早 但所有指标显示触及了新储层[24] 问题: Eagle Ford成本改善11%的原因 - 服务成本下降和效率提升各占50%[32] - 使用现场天然气替代柴油[30] - 钻井日进尺和完井泵注时间效率提升[29] 问题: Duvernay地区井间产量差异 - 井间性能一致 但不同平台因岩石特性和流动返排方式不同存在差异[37] 问题: Duvernay基础设施投资需求 - 年设施支出预计2500-3000万加元[40] - 利用现有天然气管道和处理设施[41] 问题: Eagle Ford重复压裂资本配置计划 - 2026年计划进行6-10次重复压裂作业[44] 问题: 与Conoco的合作关系 - 与Conoco保持良好关系 对开发计划满意[45] 问题: 套期保值策略 - 2025年采用60美元/桶的看跌期权[48] - 目标2026年40%产量进行套期保值[49] - 使用看涨期权融资看跌期权[48]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后资金流为3.67亿加元，每股基本收益0.48加元，净利润1.52亿加元 [7] - 产生300万加元自由现金流，向股东返还2100万加元，包括400万加元股票回购和1700万加元季度股息 [7] - 净债务减少9600万加元（4%）至23亿加元，受益于加元走强 [7] - 以4100万加元回购8.5%长期票据作为系统性减债策略的一部分 [8] - 拥有11亿美元信贷额度，使用率低于25%，2029年6月到期 [8] - 预计2025年将产生约4亿加元自由现金流，大部分集中在下半年 [15] - 每桶WTI价格变动5美元将影响年度调整后资金流约2.25亿加元（无对冲情况下） [16] 各条业务线数据和关键指标变化 Pembina Duvernay - 第一口井30天峰值产量达1865桶油当量/天/井，完井横向长度3800米 [10] - 第二口井26天平均产量1264桶油当量/天/井 [11] - 第三口井预计9月投产 [11] - 钻井和完井成本较2024年改善12% [11] - 拥有140净区块和约200个已确定井位，计划2026-2027年实现全面商业化 [12] - 目标每年钻探18-20口井，到2030年产量提升至2-2.5万桶油当量/天 [12] - 当前平均单井成本1250万加元（每英尺横向完井成本1000加元） [19] Eagle Ford - 投产15口井，钻井和完井成本改善约11% [12] - 完成2次再压裂作业，初始产量与常规开发相当但成本减半 [12] - 已确定300个再压裂机会 [12] - 计划2026年进行6-10次再压裂作业 [40] 重油业务 - 产量环比增长7% [5][13] - 在Peavine、Peace River和Lloydminster投产43口井 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 专注于资本纪律、优先产生自由现金流和减少净债务 [5] - 计划将100%自由现金流用于偿还债务（支付季度股息后），目标年底净债务降至约20亿加元 [15] - 84%产量为原油和液体，对油价上涨有显著敞口 [15] - 与Conoco在Eagle Ford非运营资产保持良好合作关系 [42] - 采用60美元底价的套保策略，2025年已对冲，2026年计划对冲40%产量 [44][45] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第二季度WTI均价64美元/桶，商品环境疲软 [5] - Pembina Duvernay表现验证了技术和运营进步，展示投资组合的卓越资源潜力 [4] - 再压裂项目延长资产寿命同时提供强劲资本效率 [12] - 基础设施支出预计每年2500-3000万加元，后期将降低 [37] - 现有天然气管道和处理设施可满足未来开发需求 [38] 问答环节所有提问和回答 Pembina Duvernay相关问题 - 单井成本为1250万加元（12,500英尺横向井） [19] - 2026年目标钻探12-15口井，2027年过渡至18-20口井/年的稳定开发 [20] - 不同井位存在岩石特性和设施差异，但预计最终采收率相近 [34][35] - 基础设施支出主要集中在前期，利用现有天然气处理设施降低资本需求 [37][38] Eagle Ford相关问题 - 再压裂早期产量强劲但衰退率数据尚不充分 [22][23] - 成本下降50%来自服务成本降低，50%来自效率提升（包括改用现场天然气驱动压裂设备） [26][27][29] - 与运营商Conoco保持良好合作关系，对开发计划满意 [42] 财务相关问题 - 套保策略维持60美元底价，通过出售看涨期权融资 [44] - 2026年计划对冲40%产量，目标执行价60-70美元区间 [45]

NCS Multistage (NCSM) Q2 2025 Earnings Call August 01, 2025 08:30 AM ET Company ParticipantsMike Morrison - CFORyan Hummer - CEODave Storms - Director - Equity ResearchJoshua Jayne - Managing DirectorConference Call ParticipantsGowshihan Sriharan - Equity Research AnalystOperatorGood day and thank you for standing by. Welcome to the Second Quarter twenty twenty five NCS Multistage Earnings Conference Call. At this time, all participants are in a listen only mode. After the speakers' presentation, there will ...