核心业绩表现 - 第二季度调整后每股净收益为22美分 超出Zacks共识预期的21美分 较去年同期的21美分有所提升 主要得益于单位马力平均收入增长 [1] - 总收入达2.5亿美元 同比增长6% 超出Zacks共识预期的2.45亿美元 增长动力来自合同运营收入增长1% 零部件与服务收入激增28% 关联方收入增长8% [2] - 调整后EBITDA增长4%至1.495亿美元 超过预期的1.437亿美元 [2] 现金流与利润率 - 可分配现金流从去年同期的8590万美元增至8990万美元 净收入为2860万美元 低于去年同期的3120万美元 [3] - 净经营现金流为5470万美元 低于去年同期的6590万美元 调整后毛运营利润率从去年同期的66.8%降至65.4% [3] - 可分配现金流对有限合伙人的覆盖率达1.4倍 同比增长4.7% 公司宣布第二季度每单位派息52.5美分（年化2.1美元） [5] 运营指标与资本支出 - 创收马力同比下降至350万马力 但仍高于预期1% 单位马力月均收入从20.29美元增至21.31美元 但低于预期的21.86美元 [4] - 马力利用率从去年同期的94.7%微降至94.4% [4] - 成本与费用同比增长9.9%至1.735亿美元 增长资本支出为1810万美元 维护资本支出为1170万美元 [6] - 截至2025年6月30日 公司长期净债务为25亿美元 [6] 2025年业绩指引 - 全年调整后EBITDA预期为5.9亿至6.1亿美元 可分配现金流预期为3.5亿至3.7亿美元 [7] - 扩张性资本支出预计1.2亿至1.4亿美元 维护性资本支出预计3800万至4200万美元 [7] 同业公司对比 - Valero Energy第二季度调整后每股收益2.28美元 超预期1.73美元 但低于去年同期的2.71美元 现金流为45亿美元 总债务84亿美元 [10][11] - Halliburton调整后每股收益55美分 符合预期但低于去年同期的80美分 持有20亿美元现金 长期债务72亿美元 资本支出3.54亿美元超预期 [12][13] - Equinor调整后每股收益64美分 低于预期的66美分及去年同期的84美分 现金流为负25.79亿美元 资本支出34亿美元 [14][15]

核心财务表现 - 第二季度调整后每股收益2 67美元 超出市场预期的2 63美元 但较去年同期4 52美元显著下降 [1] - 营收37亿美元 同比增长48 1% 超出市场预期11 8% [2] - 调整后自由现金流13亿美元 其中52%用于股东回报 [3][10] 股东回报计划 - 董事会将股票回购授权扩大20亿美元至80亿美元 剩余35亿美元可用于未来回购 [2] - 第二季度通过回购和股息向股东返还6 91亿美元 包括3 98亿美元股票回购和1美元季度股息 [3][4] - 公司承诺将至少50%季度自由现金流返还股东 [12] 生产运营数据 - 平均日产量达919 879桶油当量 同比增长94% 其中原油占比54% [5] - 原油和天然气产量同比分别增长80%和115% 天然气液体产量激增113% [5] - 全年产量指引上调至890-910千桶油当量/日 [9][11] 价格与成本结构 - 实现油价63 23美元/桶 同比下降20% 但高于预期的60 50美元 [6] - 现金运营成本10 10美元/桶油当量 低于去年同期的11 67美元和市场预期的10 87美元 [7] - 租赁运营费用降至5 26美元/桶油当量 基础设施和环境支出9000万美元 [7][9] 资本结构与支出 - 长期债务151亿美元 债务资本化率26 1% [10] - 第二季度资本支出8 64亿美元 其中7 07亿美元用于钻探和完井 [9] - 全年资本支出预期下调至34-36亿美元 [11] 行业其他公司表现 - Valero Energy调整后每股收益2 28美元 超出预期但同比下降 主要受炼油利润率提升推动 [14] - Halliburton每股收益0 55美元 符合预期但同比下降 北美地区业务疲软 [16] - Equinor每股收益0 64美元 低于预期且同比下降25% 主要因液体产量和价格下降 [18]

公司业绩 - 第二季度调整后每股收益46美分 低于Zacks共识预期的49美分 但高于去年同期的43美分 [1] - 季度营收28亿美元 低于预期2.77亿美元 但较去年同期的23亿美元增长 [2] - 调整后EBITDA达19亿美元 同比增长16% 运营现金流15亿美元 同比增长13% [3] 业务表现 - Transmission & Gulf of America部门EBITDA 9.03亿美元 同比增长11.2% 超预期 [7] - West部门EBITDA 3.41亿美元 同比增长6.9% 受Haynesville产量及收购推动 [8] - Northeast G&P部门EBITDA 5.01亿美元 同比增长4.6% 但低于预期1% [9] - Gas & NGL Marketing Services部门EBITDA亏损1500万美元 亏损幅度扩大 [10] 资本开支与财务 - 季度总成本18亿美元 同比增长12% [12] - 资本支出20亿美元 现金及等价物9.03亿美元 长期债务256亿美元 债务资本化率63.4% [12] - 2025年EBITDA指引中值上调5000万至77.5亿美元 增长资本支出预计26-29亿美元 [13] 战略进展 - 完成Transco管道系统两项重大升级 加速Southeast Supply Enhancement项目 [4] - Transco和Gulfstream管道创天然气流量新纪录 收购Saber Midstream扩大Haynesville业务 [5] - 启动16亿美元的Socrates Power Innovation项目 应对AI驱动的能源需求增长 [5] - 海上Ballymore和Shenandoah深水扩建项目投产 陆上Louisiana Energy Gateway开始运营 [6] 行业动态 - Valero Energy调整后每股收益2.28美元 超预期但同比下降 受炼油利润率提升推动 [15] - Halliburton每股收益55美分 符合预期但同比下降 北美业务疲软 [17] - Equinor每股收益64美分 低于预期且同比下降25% 主因液体产量和价格下降 [19]

核心观点 - 公司第二季度调整后每股收益为盈亏平衡 超出市场预期的每股亏损1美分 较去年同期的每股亏损15美分显著改善 主要得益于各业务板块的强劲表现 [1] - 第二季度总收入达9.88亿美元 超出市场预期的9.68亿美元 同比增长14.8% 主要受超深水和恶劣环境浮式平台收入超预期推动 [2] - 公司预计2025年全年合同钻井收入为39-39.5亿美元 计划通过成本节约措施在2025年减少超过7亿美元债务 [13][14] 财务表现 - 超深水浮式平台贡献70.7%的净合同钻井收入 恶劣环境浮式平台占29.3% 两类业务收入分别为6.99亿和2.89亿美元 均高于去年同期 [3] - 收入效率达96.6% 环比提升但同比微降 超深水业务收入略低于模型预期 恶劣环境业务收入超预期 [4] - 平均日费率同比提升至45.86万美元 但略低于市场预期的46.24万美元 其中超深水和恶劣环境平台日费率分别增至45.72万和46.24万美元 [5] 运营指标 - 船队利用率达67.3% 较去年同期的57.8%显著提升 截至2025年6月未完成订单总额为72亿美元 [6] - 第二季度资本支出2400万美元 运营活动现金流出1.28亿美元 期末现金余额3.77亿美元 长期债务65亿美元 债务资本化比率38.6% [8] 成本结构 - 第二季度总成本8.23亿美元 同比增长5.9% 其中运营维护成本从5.34亿增至5.99亿美元 [7] - 预计2025年全年运营维护支出23.8-24.3亿美元 资本支出约1.2亿美元 其中6500万用于持续性投资 [13][14] 行业动态 - Valero能源第二季度调整后每股收益2.28美元超预期 但同比下降 主要受炼油利润率提升和成本下降推动 期末现金余额45亿美元 总债务84亿美元 [16][17] - Halliburton调整后每股收益0.55美元符合预期 但同比下降 反映北美地区活动疲软 期末现金20亿美元 长期债务72亿美元 [18][19] - Equinor调整后每股收益0.64美元低于预期 同比下降25% 主要因液体产量和价格下降 季度资本支出达34亿美元 [20][21]

财务表现 - 第二季度调整后每股收益59美分 超出Zacks共识预期56美分 但低于去年同期的69美分 [1] - 季度营收27亿美元 超出Zacks共识预期25亿美元 但同比下降94% [1] - 可比EBITDA达26亿加元 同比增长12% 但低于模型预期38% [2] - 宣布季度股息85加分/股 将于2025年10月31日派发 [2] 业务板块表现 加拿大天然气管道 - 可比EBITDA 923亿加元 同比增长91% 主要受Coastal GasLink投产推动 但低于预期979亿加元 [3] - 日均输送量234亿立方英尺 同比增长5% 其中NGTL系统在4月13日创下155亿立方英尺单日记录 [4] - Mainline日均接收量44亿立方英尺 同比增长7% [4] 美国天然气管道 - 可比EBITDA 11亿加元 同比增长86% 主要因哥伦比亚天然气费率上调 但低于预期4790万加元 [5] - 日均流量257亿立方英尺 与去年同期持平 LNG设施输送量35亿立方英尺 同比增长6% [6] 墨西哥天然气管道 - 可比EBITDA 319亿加元 同比增长115% 主要因Southeast Gateway管道完工 超出预期2755亿加元 [7] - 日均流量36亿立方英尺 同比增长3% 4月22日创下44亿立方英尺单日记录 [7] 电力与能源解决方案 - 可比EBITDA 301亿加元 同比增长326% 主要因Bruce Power发电量增加及实现电价上涨至110加元/兆瓦时 [8] - Bruce Power设备可用率达98% 热电联产机组可用率达934% [9] 资本与负债 - 资本支出14亿加元 现金及等价物14亿加元 长期债务433亿加元 债务资本化率59% [11] 2025年指引 - 可比EBITDA预期上调至108-110亿加元 资本支出指引维持61-66亿加元(总额)和55-60亿加元(净额)不变 [12] 重点项目进展 - Southeast Gateway管道5月开始收费 墨西哥能源委员会7月批准了额外用户费率 [14] - East Lateral XPress项目5月投产 总投资约3亿美元 [15] - Columbia Gas费率案达成原则性协议 预计四季度获批后费率将高于初始申请水平 [15] - Maysville和Pulaski管线扩容完成 40亿加元NGTL系统扩建项目已通过最终投资决策 预计2027年投运 [16] 同业比较 - Expand Energy每股收益110美元 低于预期114美元 但显著高于去年同期1美分 天然气业务营收20亿美元 [17][18] - Ovintiv每股收益102美元 低于预期104美元 总营收23亿美元 同比增长13% [19][20] - Oceaneering每股收益49美分 超出预期42美分 营收6982亿美元 同比增长44% [22][23]

核心观点 - 公司第二季度业绩未达预期 非GAAP每股收益为066美元 低于分析师预期的072美元 GAAP收入为2736百万美元 低于2788百万美元的共识预期 收入和盈利同比均出现下滑 主要受北美油田活动疲软和关税压力影响 [1] - 尽管面临运营和利润率压力 公司财务状况保持稳定 并继续执行战略举措 包括国际扩张和供应链多元化 [1] 财务表现 - 非GAAP每股收益为066美元 同比下降185% 低于分析师预期072美元 [1][2] - GAAP收入为2736百万美元 同比下降58% 低于分析师预期2788百万美元 [1][2] - 调整后EBITDA为867百万美元 同比下降164% [2] - 调整后EBITDA利润率为317% 同比下降40个百分点 [2] - 净利润为490百万美元 同比下降223% [2] - 净利润率(GAAP)下降至179% 同比下降38个百分点 [10] 业务板块表现 - 压力控制板块收入同比下降40% 环比下降55% 主要因压裂设备租赁减少和232条款关税意外翻倍 [6] - 压力控制板块营业利润率下降至235% 低于上季度的286%和去年同期的297% [7] - 可缠绕技术板块收入环比增长39% 营业利润环比增长175% [8] - 可缠绕技术板块调整后EBITDA利润率改善320个基点 [9] 现金流与资本管理 - 现金及等价物增加至4052百万美元 无未偿还银行债务 [11] - 运营现金流为828百万美元 [15] - 全年净资本支出指引下调至40-45百万美元 [11] - 季度股息提高8%至每股014美元 支付总额为104百万美元 [12] 战略举措 - 通过将生产转移至越南来应对关税影响 预计明年年中可抵消关税增加费用 [13] - 获得越南制造API认证前只能获得部分缓解 [8] - 国际战略取得进展 可缠绕技术板块获得中东酸性服务管道首笔商业订单 [9][14] - 正在收购贝克休斯地面压力控制业务65%股权 交易相关费用为35百万美元 [16] - 加强供应链多元化 继续投资Baytown制造设施 [15] 行业与市场环境 - 公司业绩与油田活动密切相关 受能源价格和石油生产商资本支出波动影响 [4] - 北美油田活动持续疲软 预计两个主要板块收入将小幅下降 [17] - 232条款关税导致进口钢材成本增加 预计负面影响将在未来几个季度逐步显现 [6][13]

核心财务表现 - 2025年第二季度调整后每股收益为0 29美元 低于市场预期的0 30美元 同比从0 57美元大幅下降 主要因能源设备板块项目利润率承压 [1] - 总营收22亿美元 超出市场预期1 9% 但同比下滑1 3% 能源设备和能源产品服务板块分别超预期4%和0 6% [2] - 季度内回购550万股普通股 耗资6900万美元 通过补充股息(每股0 21美元)和常规股息(每股0 075美元)合计向股东返还1 76亿美元 [3] - 其他项目支出1900万美元 涉及遣散费 工厂关闭和业务精简 [3] 分板块业绩 能源产品与服务 - 营收11亿美元 超预期但同比降2 4% 全球钻井活动减少导致短周期耗材需求下降 [4] - 调整后EBITDA 1 46亿美元 低于预期且同比从1 84亿美元下滑 [5] 能源设备 - 营收12亿美元 同比微降0 2% 低于预期0 8% [5] - 调整后EBITDA 1 58亿美元 同比改善但低于预期1 712亿美元 [5] - 新增订单4 2亿美元 同比锐减5 57亿美元 订单出货比降至66(2024年同期为177) [6] - 截至2025年6月末 资本设备未交付订单43亿美元 同比减少3100万美元 [7] 战略进展 - 签订多项多年期合同 涉及钻井平台数字化服务 天然气处理系统及浮式LNG关键设备 [11] - 提升海上风电能力 包括船舶设计和自动化系统 同时扩大二叠纪盆地关键管道产品本土化生产 [11] - 在Eagle Ford等页岩区创钻井技术新纪录 推出减摩和高温钻井工具 在拉美部署先进井控解决方案 [12] 财务与现金流 - 期末现金11亿美元 长期债务17亿美元 债务资本化率20 5% 可用循环信贷额度15亿美元 [8] - 季度经营性现金流1 91亿美元 自由现金流1 08亿美元 [8] 未来展望 - 预计2025年第三季度总营收同比降1%-3% 调整后EBITDA 2 3-2 5亿美元 [13] - 能源产品服务板块营收预计持平至降2% EBITDDA 1 3-1 5亿美元 能源设备板块营收降1%-3% EBITDDA 1 45-1 6亿美元 [13] - 计划将至少50%超额自由现金流通过股息和回购返还股东 [14] - 预计三季度关税成本2000-2500万美元 四季度2500-3000万美元 [15] - 2025年钻机设备售后收入预计降15%左右 税率26%-28% 成本削减计划到2026年底年省超1亿美元 [16] 行业趋势预期 - 2026年海上活动加速将刺激生产技术需求 中东稳定钻机数和拉美钻井增长支撑全球市场 [17] - 预计FPSO新项目管道达50个 LNG和非常规气投资增长推动专用设备需求 [18] - 数字化工具持续提升客户效率 中东活动2026年中复苏 海上生产将取代页岩成为原油新主力 [19] - 深水生产在油价低于50美元/桶仍可盈利 2026年底产量预计达1300万桶/日 超越北美页岩 [20] 同业比较 - Valero能源2025Q2每股收益2 28美元超预期 但同比降15 9% 炼油利润率提升抵消销量下滑 [22] - Halliburton调整后每股收益0 55美元符合预期 北美业务疲软被国际增长部分抵消 [24] - Equinor每股收益0 64美元低于预期 液体产量下降和资产剥离导致盈利同比降25% [26]

公司业绩表现 - 第二季度调整后每股收益68美分 超出市场预期的57美分 同比从43美分提升 主要得益于Subsea板块的强劲表现 [1] - 季度营收25亿美元 超出市场预期22% 同比从23亿美元增长 [2] - Subsea板块调整后EBITDA达4829亿美元 超出预期的453亿美元 Surface Technologies板块EBITDA为523亿美元 超出预期的486亿美元 [2] 订单与股东回报 - 季度新增订单31亿美元 同比下降84% 但截至6月底未完成订单达166亿美元 同比增加198% [3] - 宣布每股5美分的季度现金分红 与上季度持平 总分红金额2060万美元 [3] - 季度内回购830万股普通股 总金额2501亿美元 加上分红 股东总回报达2707亿美元 [4] 板块业务分析 Subsea板块 - 营收22亿美元 同比从20亿美元增长103% 主要因北海iEPCI项目及巴西管道安装活动增加 [5] - 调整后EBITDA同比提升355% 受项目执行效率提升和服务活动增加驱动 但新增订单同比下降10%至26亿美元 未完成订单增长223% [6] Surface Technologies板块 - 营收3184亿美元 同比微增06% 超出预期 [7] - 调整后EBITDA同比上升137% 主要因中东项目活动增加 新增订单同比上升93% 但未完成订单下降141% [7] 财务状况 - 成本及费用支出21亿美元 同比从20亿美元上升63% [8] - 资本支出8360万美元 运营现金流3442亿美元 自由现金流2606亿美元 [8] - 截至6月底现金及等价物95亿美元 长期债务4251亿美元 资本负债率116% [8] 行业其他公司表现 - Liberty Energy(LBRT)调整后每股收益12美分 低于预期的14美分及去年同期的61美分 营收10亿美元同比下降10% [13][14] - Halliburton(HAL)每股收益55美分 符合预期但低于去年同期的80美分 营收55亿美元同比下降55% [15][16] - Baker Hughes(BKR)每股收益63美分 超出预期的55美分 营收691亿美元同比从6418亿美元增长 [17][18]

财务表现 - 第二季度调整后每股收益1 02美元 低于市场预期的1 04美元 同比下滑22% 主要因油价疲软及费用同比增加4% [1] - 总营收23亿美元 同比增长1 3% 超预期18 8% 得益于对冲收益及产品销售收入增长 [2] - 经营活动现金流10亿美元 同比微降0 7% 非GAAP自由现金流达9 13亿美元 [7][8] 生产与价格 - 总产量达615 300桶油当量/日 超预期并同比增3 6% 其中天然气占比50 1% 液体占比49 9% [4][5] - 天然气实现价格2 38美元/千立方英尺 同比上涨28% 原油实现价格65 23美元/桶 同比下跌14 8% [6] - 二叠纪盆地产量215 000桶油当量/日 液体占比80% 全年资本支出指引12-12 5亿美元 [10] 资本结构与股东回报 - 净债务减少2 17亿美元至53亿美元 债务资本比29 7% [3][8] - 季度股息每股0 3美元 合计向股东返还2 23亿美元(含1 58亿美元回购) [2][13] - 三季度计划股东回报2 35亿美元 其中50%自由现金流用于回购或可变股息 [13] 行业对比 - Valero能源每股收益2 28美元 超预期但同比降16% 因炼油利润率提升抵消销量下滑 [18] - Halliburton每股收益0 55美元 符合预期但同比降31% 北美业务疲软拖累业绩 [20] - Equinor每股收益0 64美元 低于预期且同比降25% 主因液体产量及价格双降 [22]

财务表现 - 第二季度调整后每股收益12美分 低于预期的14美分 同比大幅下降61美分 [1] - 营收10亿美元 超出预期3700万美元 但同比下降10% [2] - 调整后EBITDA为1.808亿美元 低于预期的1.941亿美元 同比减少27.33亿美元 [2] - 总成本与费用10亿美元 同比下降1.2% 但高于预期的9.633亿美元 [6] 现金流与资产负债表 - 现金及等价物1960万美元 长期债务1.6亿美元 债务资本化率7.3% [7] - 流动性总额2.76亿美元 包括现金余额和循环信贷额度 [7] - 资本支出1.34亿美元 低于预期的1.657亿美元 [7] - 季度股息8美分/股 向股东返还1300万美元 [4] 战略合作与技术发展 - 与Oklo合作开发混合动力解决方案 结合分布式天然气与小型模块化核反应堆 [3] - 推出首款变速燃气发动机和砂浆系统 降低成本并减少排放 [5] - 在宾夕法尼亚和科罗拉多建立战略联盟 为数据中心提供交钥匙电力服务 [5] 行业动态与管理层展望 - 北美产量保持稳定 资本充足运营商通过套期保值应对价格波动 [11] - 下半年行业活动预计放缓 设备损耗将收紧服务供应 [12] - 公司计划缩减部分设备部署 重新分配产能支持同步压裂业务 [14] - 凭借技术优势 垂直整合和财务实力保持市场敏捷性 [13][14] 同业公司表现 - Core Laboratories每股收益19美分 超预期1美分 但同比下降22美分 [15] - Halliburton每股收益55美分 符合预期 但同比下降80美分 [18] - Kinder Morgan每股收益28美分 同比增长3美分 重申2025年盈利预期 [20][21][22]