财务业绩 - 第三季度调整后每股收益为0.68美元 超出市场普遍预期的0.62美元 [1] - 第三季度营收同比增长1%至70亿美元 超出市场预期的68.2亿美元 [1] - 调整后税息折旧及摊销前利润增长2%至12.4亿美元 [2] - 运营现金流达9.29亿美元 [2] 订单与业务表现 - 工业与能源技术部门订单额超过40亿美元 为公司历史上第三次达到此里程碑 [2] - 订单需求强劲 主要受天然气技术和美国陆地业务推动 [2] - 订单出货比为1.2 显示订单动能持续 [2] - 未完成履约义务攀升至353亿美元 其中与工业与能源技术部门相关的部分达到创纪录的321亿美元 [2]

核心财务业绩 - 第三季度调整后每股收益为22美分，超出市场预期的19美分，但低于去年同期27美分的水平 [1] - 第三季度营业收入为1.345亿美元，超出市场预期的1.28亿美元，与去年同期持平 [2] - 总成本及费用为1.136亿美元，较去年同期的1.146亿美元下降0.9% [7] 细分业务表现 - 油藏描述部门收入为8820万美元，较去年同期下降0.7%，但超出预期；运营收入为1160万美元，低于去年同期的1550万美元 [4] - 增产措施部门收入为4630万美元，较去年同期的4560万美元增长1.6%，超出预期；运营收入为490万美元，远超去年同期的260万美元 [5][6] 资本结构与股东回报 - 公司回购了462,248股普通股，总金额为500万美元 [3] - 债务杠杆比率降至1.10，净债务减少340万美元，杠杆比率处于九年来最低水平 [3] - 季度股息维持在每股1美分，将于11月24日派发 [9] - 截至9月30日，公司现金及等价物为2560万美元，长期债务为1.141亿美元，债务资本比为29.1% [8] 现金流状况 - 第三季度经营活动产生的现金流为850万美元，资本支出为200万美元，自由现金流为650万美元 [8] 管理层评论与展望 - 短期面临关税压力和OPEC+增产导致的油价波动，但全球原油长期需求基本面稳固 [11] - 公司对多年期前景保持乐观，深水项目活动持续稳定 [11] - 预计第四季度收入在1.32亿至1.36亿美元之间，每股收益预计在18至22美分之间 [12] 行业需求预测 - IEA、EIA和OPEC+预测2025年全球原油需求将增长70万至130万桶/日，2026年将保持类似增长，主要由非OECD市场驱动 [14] - 现有油田加速减产带来长期供应风险，凸显对新开发项目持续投资的需求 [14] 战略举措与技术进展 - 2025年10月1日收购巴西公司Solintec，增强地质服务能力并加强在南大西洋边缘的业务 [17] - 在巴西和西非开展多客户研究，提供关键数据以降低深水勘探风险 [18] - 在挪威使用专有HELIOS™射孔枪系统成功完成复杂的深水封堵和废弃项目 [19][20] - 在中东使用FLOWPROFILER™油藏示踪技术成功评估关键探边井的生产情况 [20] 同业公司表现对比 - 斯伦贝谢第三季度调整后每股收益69美分，超出预期；总收入89亿美元，与预期基本持平 [23] - 哈里伯顿第三季度调整后每股收益58美分，超出预期；收入56亿美元，同比下降1.7%但超出预期 [25] - Liberty Energy第三季度调整后每股亏损6美分，差于预期，主要受宏观经济逆风和压裂活动放缓影响 [27]

全球宏观环境展望 - 全球宏观环境在2025年前保持韧性 尽管面临地缘政治和政策方面的阻力 [1]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA增至12.4亿美元，超过指引区间中点 [4] - 第三季度调整后EBITDA利润率同比提升20个基点至17.7% [4] - 基于强劲的年内业绩，公司预计全年调整后EBITDA将超过47亿美元 [4] - 第三季度总营收同比增长1% [23] - 第三季度GAAP稀释后每股收益为0.61美元，调整后每股收益为0.68美元 [23] - 第三季度产生自由现金流6.99亿美元，预计全年自由现金流转化率为45%至50% [23] - 季度末现金为27亿美元，净债务与调整后EBITDA比率为0.7倍，流动性为57亿美元 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 工业与能源技术（IET）订单额达41亿美元，积压订单增长3%至创纪录的321亿美元 [5] - IET部门营收同比增长15%至34亿美元，EBITDA同比增长20%至6.35亿美元，利润率扩大90个基点至18.8% [28] - IET部门年内前三季度订单总额近110亿美元，其中新能源订单达16亿美元，已达到14-16亿美元指引区间的高端 [5] - 油田服务与设备（OFSE）部门营收为36亿美元，环比增长1% [29] - OFSE部门EBITDA为6.71亿美元，利润率环比下降30个基点至18.5% [29] - 海底与地面压力系统（SSPS）订单额创纪录达12亿美元 [6] 各个市场数据和关键指标变化 - 北美地区营收环比增长6%，陆上业务表现显著优于北美陆地钻机活动下降6%的趋势 [29] - 国际市场营收环比下降1%，沙特阿拉伯、阿根廷和北海的下降被亚太地区和中东（除沙特外）的增长所部分抵消 [29] - 在土耳其获得为Zakaria气田三期提供海底生产系统的重大订单 [9] - 与巴西国家石油公司（Petrobras）达成框架协议，提供最多50台海底采油树，标志着公司重返该市场 [10] - 在沙特阿拉伯获得阿美公司多年期连续油管钻井作业扩展订单 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司宣布收购Chart Industries，旨在增强在LNG、数据中心、氢能和CCUS等关键增长市场的能力 [21][27] - 收购Chart Industries预计将带来3.25亿美元的成本协同效应，并计划在交易完成后24个月内将净债务与EBITDA比率降至1-1.5倍 [25][27] - 公司正在进行全面的资本配置、业务和成本结构评估，以推动股东价值 [21] - Horizon 2战略目标包括到2028年实现公司整体20%的调整后EBITDA利润率，以及三年内获得至少400亿美元的IET订单 [35] - 技术组合是核心差异化因素，特别是在LNG液化和发电解决方案方面 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 宏观环境在2025年保持相对韧性，生成式AI的快速部署是新的增长动力，据估计AI驱动投资占今年美国GDP增长的约30%至40% [12] - 石油市场面临需求疲软和OPEC+增产的担忧，但中东和俄罗斯的地缘政治风险继续支撑价格，预计2025年全球上游支出将出现高个位数百分比下降 [13] - 预计2026年上游活动将继续低迷，可能导致全球上游支出再次下降，但长期前景更为积极，尤其是国际和海上市场 [14] - 天然气基本面看好，预计到2040年天然气需求增长超过20%，全球LNG需求增长至少75% [14] - LNG需求今年增长6%，长期合同签署活跃，前九个月签署了8400万吨长期LNG承购合同 [15] - 预计到2035年全球LNG装机容量将增至约9.5亿吨/年，为此到2031年需有1.75亿吨/年的项目达成最终投资决定 [16] 其他重要信息 - 公司预计贸易政策变化对EBITDA的净影响将处于1-2亿美元区间的低端 [30] - 公司完成了对Continental Disc Corporation的收购，并预计在明年年初完成Precision Sensors and Instrumentation的出售以及Surface Pressure Control合资企业的成立 [24] - IET部门执行副总裁Ganesh Ramaswamy将离职，由Maria Claudia Boras担任临时执行副总裁 [22] - 公司预计第四季度调整后EBITDA约为12.55亿美元，其中IET部门EBITDA预计为6.8亿美元，OFSE部门EBITDA预计为6.5亿美元 [31] - 公司上调了全年IET部门营收和EBITDA指引中点，分别至130.5亿美元和24亿美元，并将IET订单指引中点提高5亿美元至140亿美元 [32][33] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于发电业务的各种机会、规模和持续时间 [42] - 发电业务需求增长广泛，不仅限于数据中心应用的Nova LT技术，还包括石油天然气和工业市场的分布式发电、热电联产和地热解决方案 [43] - 本季度发电相关订单额达8亿美元，管道非常强劲，特别是在美国页岩盆地，电网限制推动了对分布式电力需求的急剧变化 [43] - 年内迄今已预订约12吉瓦的数据中心电力解决方案，有信心提前实现15亿美元的数据中心订单目标 [44] - 地热发电方面，为Fervo项目提供300兆瓦的有机朗肯循环发电厂设备，并与OFSE业务整合提供地下钻井和生产技术 [45] - 发电业务的强劲表现将扩大公司的装机基础，转化为服务业务和长期经常性收入 [46] 问题: Horizon 2战略中关键财务目标的实现路径 [49] - 对在Horizon 2期间实现至少400亿美元的IET订单充满信心，这得益于项目活动的强劲可见性以及跨LNG、发电、工业和新能源的多样化技术组合 [50] - LNG领域预计未来15个月将有2500万吨/年的项目达成最终投资决定，以实现三年1亿吨/年的目标，长期看装机容量将增至9.5亿吨/年 [51] - 天然气基础设施、发电（特别是数据中心）和新能源（氢能、地热、碳捕集）是主要增长动力 [52] - 实现20%公司利润率的目标依赖于持续的业务系统改进、AI驱动的效率提升、组合优化（目标至少10亿美元的非核心资产出售收益）以及IET部门利润率的持续扩张 [54][55][56][57] - OFSE部门在挑战性市场中优先保持利润率韧性，并缩小与同行的差距 [58] 问题: 关于公司全面评估资本配置和业务的更多细节 [61] - 收购Chart Industries是向差异化能源和工业技术公司转型的重要里程碑，现在是评估额外价值创造机会的合适时机 [62] - 公司一贯采取行动为股东创造价值，在Horizon 1期间EBITDA利润率提升了超过300个基点，EBITDA增长了约60% [62] - 将与董事会一起继续探索所有推动股东价值的途径，进行全面的资本配置、业务成本结构和运营评估，相信公司有巨大的价值有待释放 [63] 问题: Chart Industries收购的整合进展和协同效应捕获 [66] - 收购Chart Industries将增强IET部门的产品组合，增加热管理和空气及气体处理解决方案，扩大在关键增长市场的能力，并释放商业协同效应和售后市场潜力 [67] - 已成立整合管理办公室，组建了14个专项工作组，专注于系统、供应链、商业和运营整合，文化高度契合 [69] - 整合工作由首席基础设施和绩效官Jim Apostolides领导，他拥有丰富的运营和并购后整合经验 [70] - 预计交易将在2026年中期完成，目标是实现3.25亿美元的预期成本协同效应 [71] 问题: OFSE业务利润率表现和2026年展望 [75] - OFSE团队在市场条件下表现出韧性，在营收下降8%的情况下，2025年指引中点的利润率预计仅下降10个基点，这得益于成本削减措施和业务简化 [76] - 第三季度利润率小幅下降主要受业务组合和成本通胀影响，但被成本削减和生产力提升所抵消；第四季度指引反映了典型的季节性、年底产品销售温和以及美国陆地预算限制 [77] - 预计2026年运营商活动将持续低迷，全球上游支出可能小幅下降，但SSPS部门的强劲积压订单将带来积极势头，重点将继续放在成本效率、定价纪律和利润率质量上 [78] 问题: Nova LT燃气轮机的订单预期和交付周期 [79] - 预计2025年Nova LT订单将超过10亿美元，其中石油天然气应用约占三分之一，数据中心和更广泛的工业应用占其余部分 [80] - 产品需求广泛且强劲，交付档期已排到2028年及以后，公司正在大幅提高制造能力并投资提升产品性能 [81] - Nova LT装机基础的扩大将带来巨大的售后市场服务增长潜力 [82]

财务业绩概要 - 第三季度订单量实现23%的同比增长，超出市场预期 [1] - 净利润同比下降20% [1] - 营运现金流从6月底的5.1亿美元增长至9月底的9.29亿美元 [2] - 自由现金流从6月底的2.39亿美元显著上升至9月底的6.99亿美元 [2] 液化天然气业务驱动 - 天然气相关服务需求强劲，是公司上季度财务成功的主要驱动力 [3] - 工业与能源技术部门订单积压达40亿美元，主要为天然气和液化天然气基础设施及设备业务 [4] - 该部门40亿美元的订单积压为公司历史上第三次达到此水平 [4] - 公司特别提及了在Rio Grande液化天然气设施和Port Arthur二期开发项目上的工作 [4] 各业务板块表现 - 油田服务业务活动持续放缓，订单量增长但收入和EBITDA同比下降 [5] - 尽管油田服务板块利润率疲软，但工业与能源技术板块表现强劲，推动合并调整后EBITDA利润率同比上升 [6] 公司整体订单与展望 - 截至9月底，公司总订单积压规模飙升至创纪录的321亿美元 [4] - 管理层强调业务组合的韧性以及通过稳健执行所奠定的基础 [6]

公司业绩表现 - 贝克休斯第三季度利润超出华尔街预期 [1] - 业绩表现得益于其工业和能源技术部门的强劲表现 [1]

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财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为1.18亿美元，扣除股权激励费用前为1.29亿美元，而去年同期EBITDA为1.42亿美元 [4] - 加拿大市场每日运营利润率为13,007美元/天，去年同期为12,877美元/天，符合先前指引范围 [4] - 美国市场每日运营利润率稳定在8,700美元/天，第二季度为9,026美元/天，同样符合先前指引范围 [5] - 完成和生产服务部门调整后EBITDA为1,930万美元，去年同期为1,970万美元 [7] - 截至9月30日，公司已实现年度减债目标，债务减少1.01亿美元 [8] - 前九个月已回购价值5,400万美元的股票 [8] - 净债务与过去12个月EBITDA比率约为1.3倍，平均债务成本为6.6%，总流动性超过4亿美元 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 加拿大钻井活动平均为63台活跃钻机，较2023年第三季度减少9台，原因是客户项目被推迟至即将到来的冬季 [4] - 美国钻井活动平均为36台活跃钻机，较上一季度增加3台，主要得益于公司在天然气权重盆地的优势 [4] - 美国钻机数量已从第一季度的27台低点增至目前的40台高点 [5] - 国际钻井活动平均为7台活跃钻机，低于去年同期的8台 [5] - 国际市场日费率平均为53,811美元/天，较去年同期增长14%，原因是2023年进行了钻机重新认证且包含非计费日 [6] - 完成和生产服务部门凭借差异化的规模和能力，在整体钻井和油井服务活动普遍较低的市场中实现了收入的同比增长 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 加拿大市场预计第四季度钻机数量与2024年第四季度平均65台相似，冬季钻井季活动预计将达到或略超过去年水平 [8] - 加拿大市场第四季度运营利润率预计在14,000至15,000美元/天之间 [8] - 美国市场预计在第四季度维持过去两个季度的势头，平均活跃钻机数量维持在接近40台的高位 [9] - 美国市场第四季度利润率预计保持稳定，范围在8,000至9,000美元/天之间 [9] - 公司在美国天然气市场的有利定位使其能够利用有吸引力的合同升级机会 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略的三大支柱是：利用规模优势、运用技术驱动钻机性能、以及以客户为中心 [15] - 规模优势体现在目前运营115台钻井钻机和80台油井服务钻机，拥有钻机支持系统和超过5,000名员工，服务于北美和中东客户 [16] - 技术驱动方面，90%的活跃超级三钻机运行Alpha技术，93%的活跃钻机配备至少一项Evergreen解决方案，以减少客户的燃料消耗和排放 [19] - 自动化机器人钻机、Clarity平台和数字孪生计划正在降低停机时间、延长设备寿命、提高钻井速度并深化客户关系 [19] - 以客户为中心体现在与客户紧密合作，提供双方认可的能带来最佳结果的钻机设备和技术方案包，2025年预计完成27项重大升级，这些升级均有客户合同的预付款支持 [20] - 公司不寻求在当前业务线之外增加服务线，在国际扩张方面，目前集中在科威特和沙特阿拉伯市场，若回报状况改善可能考虑在其他地区增长 [46][47] - 并购方面暂无战略性交易需求，更侧重于通过资产高利用率、改进定价、钻机升级、技术附加等方式实现有机增长 [44] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管对今年剩余时间的展望保持积极，但将继续依赖于商品价格 [8] - 客户对能源需求持长期观点，因此公司增加了2025年资本预算2,000万美元，用于五台额外的合同钻机升级 [2][3] - 合同流动继续对活动水平构成挑战，但所有盆地未来机会相关的对话数量和质量令人鼓舞 [5] - 公司预计2025年有效税率将在45%-50%，原因是美国业务势头带来的递延所得税费用增加；预计2026年将回归传统的25%-30%的有效税率范围，现金税保持低位 [9] - 长期目标仍是实现净债务与调整后EBITDA比率低于1倍，并计划将直接分配给股东的自由现金流比例提高至50% [10] - 公司对未来持乐观态度，因其有能力在获得市场份额、完成钻机舰队重大投资、建立合同储备和维持强劲现场利润率的同时，履行对股东的资本回报承诺 [20] 其他重要信息 - 公司宣布高层管理团队变动，Kevin Neveu退休，Carey Ford被任命为总裁兼首席执行官，Jean Stahl为首席运营官，Dustin Honing为首席财务官 [2] - 所有关键领导职位均由内部候选人填补，领导团队已共事近十年，预计过渡平稳 [14] - 2025年资本支出计划从2.4亿-2.6亿美元增加，包括1.51亿美元用于维持性和基础设施支出，1.09亿美元用于升级和扩张，本季度新增了五项有合同支持的升级 [7] - 公司预计2025年折旧约为3亿美元，现金利息支出约为6,500万美元，与先前指引一致 [9] - 2025年销售及行政管理费用预计在9,000万至9,500万美元之间（股权激励费用前），股权激励费用指引 refined 至500万至3,000万美元之间（假设股价在60-100美元） [10] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于2026年合同期限和可见度，以及客户资助升级如何影响合同期限 [25] - 在北美各地，蒙特尼地区的合同承诺期限较长，重油地区也有较长期限但不及蒙特尼，美国马塞勒斯地区有若干两年期合同和大量一年期合同，石油盆地合同期限最短，海恩斯维尔地区有短期和略长期（一年至18个月）的合同 [26] - 目前合同簿中仅有一份合同于2026年开始，但正与美国客户就2026年开始的石油和天然气目标工作进行建设性对话，合同承诺期限尚待观察 [28] 问题: 关于2026年钻机升级预期、可用升级的钻机数量以及对资本支出和自由现金流的影响 [29][30] - 公司将首先履行对投资者的债务偿还和股票回购承诺，希望明年提高直接股东回报的承诺水平，然后是常规维护资本支出（在当前活动水平下约1.5亿美元/年），除此之外希望有更多升级机会，因为这是回报最高的机会 [31] - 升级需求预计不会停止，随着美国更长水平井和加拿大重油平台配置升级的需求，升级数量将大于零，但不确定是否能达到今年水平 [32] 问题: 新任CEO的战略重点和潜在调整 [36] - 战略重点将放在尽可能支持现场运营，并向客户证明公司提供行业最佳性能，许多现有策略运作良好（如本季度收入仅同比下降3%），但会在一些领域加强关注度 [37][38] 问题: 第四季度加拿大和美国市场每日利润率指引中，动员或激活成本的影响 [39] - 加拿大市场因钻机调动会有一点影响，但不显著（其中一台已交付），美国市场随着从第一季度到第三季度增量钻机的准备，激活成本运行率相对恒定，考虑到短期合同流动，这是一个合理的预期运行率 [39] 问题: 新任CEO对绩效合同、业务区域舒适度和并购方法的看法 [43] - 并购策略无变化，过去15年参与所有并购讨论，目前无战略性交易，更侧重于有机增长途径 [44] - 对绩效合同持开放态度，行业中使用比两三年前更普遍，在加拿大和美国市场有更多独特应用，未来可能会看到更多绩效合同，但不会出现骤变 [45] - 对当前业务区域和业务线感到满意，不寻求增加服务线，中东市场集中在科威特和沙特，因新资本部署回报状况不佳难以向外扩张，若回报改变可能在未来增长 [46][47] 问题: 将钻机从美国调往加拿大的决策考量、独特的客户合同结构，以及对加拿大市场供应增加的看法 [48] - 这是一个涉及五台钻机的大型多年客户合同，将两台钻机从美国调至加拿大，并为加拿大市场另外三台钻机获得长期合同，作为一个合同包，结合合同期限和回报，是一个非常有吸引力的机会，公司处于独特位置能够捕获 [48] - 关于增加市场供应，公司预计冬季钻井季超级三钻机利用率将达到100%，满足的是对Precision Drilling超级三钻机的更高需求，不确定对其他三级钻机市场的影响，但公司自身钻机等级预计满负荷运行 [49] 问题: 对明年钻机升级需求的看法 [53] - 正与美国客户密切合作，了解其钻机需求和钻井计划，根据其稳定的计划和可升级的钻机，若能以合理价格升级并达成合同条款，将推进升级 [54] - 在加拿大，五台升级钻机包括重油钻机（超级单钻机）和三钻机，随着Clearwater地区发展及全年作业需求，将单模式钻机转换为平台钻机对客户和公司都有利，可带来约100天的额外利用率 [57] 问题: 今年27台钻机升级的潜在升级周期和返厂时间 [58] - 升级时间因类型而异，一些可能是现场升级（如安装新设备），持续一周；较长期的升级（如超级单钻机的平台配置）可能需要三到四个月；从美国调来的超级三钻机升级约两到三个月；没有六到九个月的升级，大多数升级较快 [59] - 这体现了公司的钻机设计能力和利用库存按自身规格升级的能力，是公司的一个差异化优势 [60] 问题: 加拿大超级三钻机市场完全利用后，是否还有机会从美国调更多钻机至加拿大 [65] - 对于今年冬季钻井季，没有与客户深入讨论调动更多钻机，未来随着LNG Canada二期等项目可能创造更多超级三钻机需求，明年冬季钻井季可能存在机会 [66] 问题: 对美国天然气钻井活动未来6-12个月的预期 [67] - 马塞勒斯地区活动预计稳定至低增长，存在内部优化；海恩斯维尔地区被视为液化天然气出口和天然气生产的摇摆产区，若气价支持，未来一年活动可能增加，但对2026年初之后的需求展望有限 [67] - 当前活动增长的驱动因素包括数据中心天然气发电需求、经济电气化以及液化天然气出口，部分客户正着眼于长期需求前景，而非短期气价波动 [68] 问题: 27台升级钻机的地理分布 [69] - 升级分布广泛，包括从美国调至加拿大蒙特尼地区的两台钻机，重油地区（如Clearwater盆地和非常规油气及SAGD）是关键投资区域，美国主要集中海恩斯维尔和马塞勒斯，但在落基山脉和二叠纪盆地也有高扭矩设备升级机会 [69] - 绝大部分升级将投向北美那些公司预计活动将同比增加的地区，这与整体市场趋势有所不同，但在海恩斯维尔、马塞勒斯、重油和蒙特尼地区，公司预计活动将同比增长 [70]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为1.18亿美元，相当于扣除股权激励费用前的1.29亿美元，而去年同期EBITDA为1.42亿美元 [4] - 第三季度报告的每日运营利润为每天13,007美元，而2023年第三季度为每天12,877美元，完全符合之前的指导范围 [4] - 公司已实现年度减债目标，截至9月30日债务减少1.01亿美元 [7] - 净债务与过去12个月EBITDA的比率约为1.3倍，平均债务成本为6.6%，目前总流动性超过4亿美元 [9] - 2025年全年折旧预计约为3亿美元，现金利息支出约为6500万美元，与先前指导一致 [8] - 由于美国业务势头导致递延所得税费用增加，有效税率预计为45%至50%，现金税在2025年预计保持低位，2026年预计回归至25%至30%的传统范围 [8] - 2025年SG&A费用（扣除股权激励前）预计在9000万至9500万美元之间 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 - 在加拿大，第三季度钻井活动平均为63台活跃钻机，较2023年第三季度减少9台，原因是客户项目被推迟至即将到来的冬季季节 [4] - 在美国，第三季度平均活跃钻机数为36台，较上一季度增加3台，主要得益于公司在天然气权重盆地的优势 [4] - 美国第三季度每日运营利润稳定在每天8,700美元，而第二季度为每天9,026美元，同样在先前指导范围内 [4][5] - 美国钻机数量已从第一季度的27台低点增至目前的40台高点 [5] - 在国际市场，第三季度钻井活动平均为7台钻机，低于去年同期的8台，国际日费率平均为每天53,811美元，较去年同期增长14%，原因是2023年进行了钻机重新认证并确认了非计费天数 [5] - 完井和生产服务（CMP）部门调整后EBITDA为1930万美元，而去年同期为1970万美元 [6] 各个市场数据和关键指标变化 - 加拿大市场客户项目推迟至冬季，导致第三季度活动减少，但预计今年冬季钻井季节活动将达到或略超过去年冬季水平，第四季度钻机数量应与2024年第四季度平均65台相似 [7] - 加拿大第四季度运营利润预计在每天14,000至15,000美元之间 [7] - 美国市场势头强劲，预计第四季度平均活跃钻机数将维持在30多台的高位，利润预计稳定在每天8,000至9,000美元之间 [8] - 公司在蒙特尼（Montney）地区拥有最长期限的合同，在美国马塞勒斯（Marcellus）地区签订了一些两年期合同，许多一年期合同，而在石油盆地合同期限最短 [25] - 公司在美国天然气市场具有有利地位，活动增加主要受数据中心天然气发电、经济电气化和液化天然气出口的长期需求展望驱动 [68] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略三大支柱为：利用规模优势、运用技术驱动钻机性能、以及以客户为中心 [14] - 公司目前运行115台钻井钻机和80台油井服务钻机，拥有钻机支持系统和超过5000名员工，服务于北美和中东客户 [15] - 规模优势使公司能够抓住机会，例如本季度将两台超级三钻机从美国调动至加拿大，并进行重大升级以准备冬季钻井计划 [15] - 技术是关键驱动力，90%的活跃超级三钻机运行Alpha技术，93%的活跃钻机配备至少一项Evergreen解决方案，以减少客户的燃料消耗和排放 [18] - 自动化机器人钻机继续为客户提供更快的起下钻和钻井时间，Clarity平台和数字孪生项目实现设备与油井性能的实时监控 [18] - 客户关注至关重要，2025年升级计划的成功直接源于客户合作，预计完成27项重大升级，这些升级均有客户合同的预付款支持 [19] - 公司是加拿大领先的陆地钻井商、钻井技术领导者、中东高性能钻井商、美国领先钻井商以及加拿大最大和性能最高的油井服务提供商 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对今年剩余时间的展望保持积极，但将继续依赖商品价格 [7] - 合同流失继续挑战活动水平，但所有盆地未来机会相关的对话数量和质量令人鼓舞 [5] - 公司有能力在关键区域通过客户合同承诺支持钻机升级机会 [6] - 公司定位良好，进入下一个增长阶段，拥有接近一倍杠杆率的强劲资产负债表 [10] - 长期目标是将净债务与调整后EBITDA的比率降至1倍以下，并计划将直接分配给股东的自由现金流比例提高至50% [9] - 对于2026年之后的合同可见性有限，目前仅有一份合同预定于2026年开始，但正与客户就2026年开始的石油和天然气目标工作进行建设性对话 [26] 其他重要信息 - 公司宣布Kevin Neveu退休，并任命Carey Ford为总裁兼首席执行官，Jean Stahl为首席运营官，Dustin Honing为首席财务官 [2] - 2025年资本预算增加2000万美元，用于五台额外的合同支持的钻机升级，总资本支出计划从2.4亿美元增至2.6亿美元，其中1.51亿美元用于维持和基础设施，1.09亿美元用于升级和扩张 [3][6] - 在今年前九个月，公司已回购价值5400万美元的股票 [7] - 升级类型多样，从安装新设备（如扳手或高扭矩顶驱）到为超级单钻机进行井场配置，升级时间从一周到三、四个月不等 [55] - 升级主要分布在预计活动量将同比增加的区域，如海恩斯维尔（Haynesville）、马塞勒斯（Marcellus）、重油区和蒙特尼（Montney）地区 [70] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2026年合同期限和升级的可见性 - 在蒙特尼地区观察到对更长期合同的承诺，在美国马塞勒斯地区签订了一些两年期合同，许多一年期合同，而在石油盆地合同期限最短 [25] - 目前仅有一份合同预定于2026年开始，但正与客户就2026年开始的石油和天然气目标工作进行建设性对话，合同期限尚待观察 [26] - 2026年资本配置将首先遵循对投资者的承诺（债务偿还和股票回购），常规维护资本约每年1.5亿美元，升级是最高回报机会，通常伴随锁定回报的合同，预计升级需求不会停止，但数量不确定是否能达到今年水平 [28][29] 问题: 新CEO的战略重点和潜在调整 - 战略重点将放在尽可能提供最佳的现场运营支持，并向客户证明公司提供行业最佳性能 [33] - 目前许多方面运作良好（如合同簿、市场份额），本季度收入同比仅下降3%，显示出韧性，但存在一些领域可以加强关注 [34] - 在并购方面无变化，未看到战略性交易，更倾向于通过资产高利用率、改进定价、钻机升级和技术附加等方式进行有机增长 [41] - 对绩效合同持开放态度，行业中使用增多，公司已有一些绩效合同运作良好，预计未来会更多，但不会出现根本性改变 [42] - 对当前运营区域和业务线感到满意，暂无计划增加服务线，在中东的科威特和沙特市场表现良好，但向外扩张因回报不佳而困难，未来可能在其他区域增长但暂无具体计划 [43] 问题: 向加拿大调动钻机的考量与合同结构 - 调动两台钻机至加拿大是一个包含五台钻机的多年客户合同的一部分，该合同包还包括加拿大市场另外三台钻机的长期合同，整体合同包在合同期限、资本承诺和回报方面非常具有吸引力 [44] - 公司预计其超级三钻机在冬季钻井季节将达到100%利用率，满足对Precision Drilling超级三钻机的更高需求，但不代表整个加拿大三钻机市场的情况 [45] 问题: 2026年钻机升级需求展望 - 正与美国客户密切合作，了解其钻机要求和钻井计划，根据钻井计划的稳定性、可升级的钻机以及可达成合同条款来决定是否进行升级 [50] - 在加拿大的五台升级钻机包括超级三钻机和重油区的超级单钻机，随着Clearwater地区的发展并寻求全年运营，将超级单钻机转换为井场钻机对客户和公司都具有增长潜力 [52] - 升级时间因类型而异，从现场安装新设备（几天）到为超级单钻机进行井场配置（三到四个月），大部分升级在一周至三、四个月内完成 [55] 问题: 进一步向加拿大调动钻机的机会及美国天然气活动展望 - 针对当前冬季钻井季节，没有关于调动更多钻机的深入讨论，未来几年随着LNG Canada二期等项目可能创造更多超级三钻机需求，明年冬季季节可能存在机会 [64] - 对美国天然气钻井活动的展望：马塞勒斯地区预计稳定至低增长，存在盆地内优化；海恩斯维尔地区被视为液化天然气出口和天然气生产的摇摆生产者，若气价支持则活动可能增加，但对2026年初之后的需求可见度不高 [66] - 当前活动水平较高的驱动因素包括数据中心天然气发电、经济电气化和液化天然气出口的长期需求，一些客户正着眼于长期需求前景而非短期气价波动 [68] 问题: 27台升级钻机的地理分布 - 升级分布广泛，包括从美国调至加拿大蒙特尼地区的两台钻机，重油区（Clearwater盆地、非常规油气和SAGD）是关键投资区域，美国升级主要集中海恩斯维尔和马塞勒斯，但在落基山脉和二叠纪盆地也有高扭矩设备升级机会 [69] - 绝大部分升级位于北美预计活动量将同比增加的区域，这与更广泛的市场趋势有所不同 [70]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为1.18亿美元 若不计股权激励费用则为1.29亿美元 去年同期为1.42亿加元 [5] - 第三季度加拿大市场每日运营利润为13,007加元/天 去年同期为12,877加元/天 符合先前指引范围 [6] - 美国市场第三季度每日运营利润为8,700美元/天 第二季度为9,926美元/天 符合先前指引范围 [6] - 公司已完成年度减债目标 截至9月30日债务减少1.01亿加元 [11] - 净债务与过去十二个月EBITDA比率约为1.3倍 平均债务成本为6.6% 总流动性超过4亿美元 [15] - 2025年预期折旧约为3亿美元 现金利息支出约为6,500万美元 与先前指引一致 [13] - 有效税率预计为45%至50% 主要由于美国业务递延所得税费用增加 2026年预计回归至25%至30%的传统范围 [13] - 2025年销售及行政管理费用（不计股权激励）预计为9,000万至9,500万美元 股权激励费用指引调整为500万至3,000万美元（基于股价60至100美元假设） [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 加拿大钻井活动平均63台活跃钻机 较2024年第三季度减少9台 主要因客户项目推迟至冬季 [5] - 美国钻井活动平均36台活跃钻机 较上一季度增加3台 主要得益于公司在天然气权重盆地的优势 [6] - 美国钻机数量从第一季度低点27台增至当前高点40台 [7] - 国际钻井活动平均7台活跃钻机 低于去年同期的8台 国际日费率平均53,811美元/天 较去年同期增长14% 主要因钻机重新认证 [8] - 完井与生产服务部门调整后EBITDA为1,930万加元 去年同期为1,970万加元 [8] - 完井与生产服务部门凭借其差异化规模和能力 结合Precision Rentals车队 在行业活动普遍下降的背景下实现了同比收入增长 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 加拿大市场预计第四季度钻机数量与2024年第四季度平均65台相似 冬季钻井季活动预计达到或略超去年水平 每日运营利润预计在14,000至15,000加元之间 [12] - 美国市场预计第四季度维持过去两个季度的增长势头 平均活跃钻机数量维持在30多台的高位 每日运营利润预计稳定在8,000至9,000美元之间 [12][13] - 公司在加拿大重油和非常规天然气市场以及美国市场的有利地位 使其能够利用客户合同承诺抓住钻机升级机会 [8][9] - 公司在美国天然气市场的优势定位使其能够利用长距离钻井应用的合同升级机会 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略三大支柱为利用规模优势 运用技术驱动钻机性能 以及客户聚焦 [22] - 公司目前运行115台钻井钻机和80台油井服务钻机 拥有超过5,000名员工 规模使其能够抓住机会并为投资者获取有吸引力的回报 [22] - 技术是成功的关键驱动力 90%的活跃超级三钻机运行Alpha技术 93%的活跃钻机配备至少一项Evergreen解决方案 以减少客户燃料消耗和排放 [28] - 客户聚焦是业务核心 2025年升级计划的成功直接源于客户合作 预计完成27项重大升级 这些升级均获得客户合同和预付款支持 [29][30] - 公司是加拿大领先的陆地钻井商 美国市场的领先钻井商 中东地区的高性能钻井商 以及加拿大最大和性能最高的油井服务提供商 [16] - 公司无意通过并购进行重大战略扩张 更侧重于通过资产高利用率 改进定价 钻机升级和技术附加等方式实现有机增长 [57] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管合同变动继续挑战活动水平 但对所有盆地未来机会相关的对话数量和质量感到鼓舞 [7] - 对今年剩余时间的展望保持积极 但将继续依赖商品价格 [11] - 客户正对能源需求采取长期观点 这支持了钻机升级机会 [3] - 在美国天然气市场 一些客户正透过短期天然气价格波动 着眼于长期需求前景（如数据中心 LNG出口） [85] - 公司对未来活动能见度有限 特别是在2026年初 但正与客户就2026年工作进行建设性对话 [38] 其他重要信息 - 公司宣布管理层变动 Kevin Neveu退休 Carrie Ford任命为总裁兼首席执行官 Gene Stahl任命为首席运营官 Dustin Honing任命为首席财务官 [2] - 2025年资本支出预算增加2,000万美元至2.6亿美元 其中1.51亿美元用于维持性和基础设施支出 1.09亿美元用于升级和扩张 包含本季度新增的五个合同支持的升级项目 [9] - 公司计划将35%至45%的自由现金流用于股份回购 2025年前九个月已回购价值5,400万美元的股份 [11][14] - 长期目标仍是实现净债务与调整后EBITDA比率低于1倍 并计划将直接分配给股东的自由现金流比例提高至50% [14] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于2026年合同期限和可见度 以及钻机升级与合同期限的相互作用 [35] - 在北美不同地区观察到合同期限差异 Montney地区合同期限最长 美国Marcellus地区有部分两年期合同 而石油盆地因商品价格波动合同期限最短 [36] - 目前仅有一个合同预定于2026年开始 但正与客户就2026年石油和天然气目标工作进行建设性对话 具体合同期限尚待观察 [38] 问题: 关于2026年钻机升级预期 可用升级的钻机数量 以及对资本支出和自由现金流的影响 [39] - 2026年资本配置将优先遵循对投资者的承诺（减债和股份回购） 常规维护资本支出约1.5亿美元 升级项目是回报最高的机会 希望有更多升级 [41] - 升级需求预计将持续 美国长距离水平井和加拿大重油平台配置升级将推动需求 但2026年升级数量不确定 可能低于2025年水平 [42][43] 问题: 新任首席执行官的战略重点和潜在调整 [47] - 战略核心仍是成本控制 资本配置和股东回报 初期重点将放在更好地支持现场运营 并向客户证明公司提供行业最佳性能 [48] - 许多现有策略运作良好 公司第三季度收入仅同比下降3% 展现了韧性 未来将在某些领域锐化聚焦 [49][50] 问题: 第四季度加拿大和美国市场每日利润指引中 动员或激活成本的影响 [51] - 加拿大因钻机调动会有少量成本 但影响不显著 其中一台钻机已交付 美国随着钻机数量增加 激活成本将保持相对稳定的运行速率 [51] 问题: 关于绩效合同 对当前运营区域或业务线的舒适度 以及并购方法 [55] - 并购策略无变化 未发现必须进行的战略性交易 更侧重于通过有机方式增长 [56] - 对绩效合同持开放态度 行业中使用增多 公司已有若干绩效合同 运作良好 未来预计会更多但不会出现阶跃式变化 [58] - 对当前运营区域和业务线感到舒适 无意增加新服务线 国际扩张重点仍在现有中东市场 因其他区域资本回报率缺乏吸引力 [59][60] 问题: 将钻机从美国调往加拿大的决策考量 以及提到的独特客户合同结构 [61] - 该决策基于一个包含五台钻机的大型客户合同包 公司能够评估整体合同包 资本承诺 合同期限和回报 认为是非常有吸引力的机会 [61] - 针对加拿大超级三钻机市场 公司预计冬季钻井季将达到100%利用率 满足的是对Precision超级三钻机的特定需求 [62] 问题: 2026年钻机升级的需求前景 [67] - 升级需求取决于客户的钻井计划和钻机要求 公司提供不同级别的超级三钻机 若能就合同条款达成一致 则会推进升级 [69] - 加拿大机会涉及重油钻机和三钻机 重油区超级单钻机向平台钻机的转换是客户和公司共同感兴趣的领域 [71][72] 问题: 钻机升级的周期时间 [73] - 升级时间因项目而异 简单的现场升级可能在钻机移动期间完成 而复杂的如平台配置可能需要三至四个月 超级三钻机的升级约需两至三个月 [74][75] 问题: 将钻机从美国调往加拿大的进一步机会 [80] - 针对当前冬季钻井季 没有进一步调动钻机的计划 但未来随着LNG加拿大二期等项目 可能存在对超级三钻机的需求 机会可能出现在下一个冬季 [81] 问题: 对美国天然气钻井活动未来6-12个月的预期 [82] - Marcellus地区活动预计稳定至低增长 存在设备升级现象 Haynesville地区被视为LNG出口的边际生产者 若天然气价格得到支撑 活动可能增加 但2026年初之后的能见度有限 [83][84] 问题: 27台钻机升级的地理分布 [86] - 升级分布广泛 包括从美国调往加拿大Montney的两台钻机 加拿大重油区（Clearwater盆地 SAGD）是美国主要集中于Haynesville和Marcellus 但在Rockies和Permian也有升级机会 [87] - 大部分升级集中于公司预计活动将同比增加的地区 如Haynesville Marcellus 加拿大重油和Montney 这与整体市场趋势有所不同 [88]