财务数据和关键指标变化 - 第一季度营收约为2.4亿美元，环比增长7%，超出2.25亿至2.3亿美元的指导范围，并创下连续第12个季度营收增长记录 [83] - 第一季度调整后EBITDA为3820万美元，超出3000万至3500万美元的指导范围，调整后EBITDA利润率约为16%，超出此前13%至15%的指导范围上限 [84] - 第一季度调整后EBITDA环比增加约100万美元，较2022年第一季度增加约3300万美元 [6] - 第一季度调整后营业利润为2100万美元 [6] - 第一季度净收入和调整后净收入分别为940万美元和1150万美元 [65] - 第一季度末现金余额为3960万美元，较去年底的5740万美元有所下降，主要受营运资本投资影响 [31][112] - 第一季度末总流动性为8400万美元，包括3960万美元现金和4440万美元的ABL信贷额度可用资金 [31] - 第一季度末净债务为2.44亿美元，基于年化第一季度业绩计算的净杠杆率为1.6倍，若按Greene‘s交易完整季度影响进行模拟，净杠杆率则为1.5倍 [31][106] - 第一季度资本支出约为1000万美元，主要用于各业务板块的维护性支出 [68] - 公司预计2023年全年资本支出在6000万至7000万美元之间，包含Greene‘s的贡献，且很可能接近该范围的下限 [68] 各条业务线数据和关键指标变化 - 按产品线划分，钻井、完井、生产和干预服务在第一季度营收中的贡献分别约为25%、54%、12%和9%，其中完井终端市场的贡献率提升了5个百分点 [27] - 完井和生产产品线表现相对强劲，营收活动和加权平均定价均实现环比增长 [27] - 公司在某些业务线和特定区域近期能够提价高达10%或15% [36] - 在定向钻井、电缆测井等较为分散的服务线以及一般商品化产品中，公司面临一定的定价压力，甚至观察到竞争对手偶尔以类似疫情期间的低价水平承接工作 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 按地理区域划分，东北/中陆地区贡献了第一季度41%的营收，主要来自压力泵送、连续油管和租赁产品线；西南地区贡献了31%的营收，主要来自定向钻井、连续油管和技术服务；落基山脉地区贡献了28%的营收，主要来自连续油管、租赁和技术服务 [4] - 海恩斯维尔地区属于东北/中陆板块，占第一季度营收的10%，较第四季度略有增长 [4] - 落基山脉板块第一季度营收为6790万美元，环比增长3%，创下该板块季度历史记录 [29] - 西南板块第一季度营收为7340万美元，环比小幅下降2% [86] - 东北/中陆板块第一季度营收为9830万美元，环比大幅增长19%，主要由压力泵送、连续油管和定向钻井的活动和定价改善所驱动 [66] - 尽管海恩斯维尔地区平均钻机数量环比下降3%，但公司通过积压的服务需求、增加市场份额和提高加权平均定价，保持了该地区的高利用率 [63] - 进入第二季度，公司观察到综合钻机数量较第一季度平均水平下降约10台，部分产品线出现疲软，主要受海恩斯维尔活动减少及对相邻盆地的影响所驱动 [33] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司于2023年3月8日完成了对Greene‘s的收购，该交易增强了公司在二叠纪盆地和鹰福特盆地的业务覆盖，并补充了公司的压裂租赁和返排产品线 [3][82] - 若Greene‘s交易产生完整季度影响，模拟第一季度营收和调整后EBITDA将分别为2.52亿美元和4100万美元 [5] - Greene‘s交易带来了超过1200万美元的营运资本贡献 [20] - 公司正在积极整合Greene‘s，并已发现众多未计入交易的营收协同机会 [62] - 公司认为自身是上市多元化服务提供商中潜在的并购首选交易对手，Greene‘s交易应作为未来如何构建和执行更多增值型补强整合机会的蓝图 [12] - 公司计划在2023年下半年出售约250万美元的持有待售资产（占总额490万美元的约50%） [32] - 公司正与贷款方商讨解决2024年9月到期的ABL贷款问题，并认为存在非常具有建设性的选择方案，计划在今年晚些时候该贷款转为当期债务之前妥善处理 [9] - 公司未在第一季度使用ATM（按市价发行）机制发行股票，2023年至今也未发行任何股票，仅有的股份发行与基于股票的长期薪酬和Greene‘s的全股票收购有关 [9] - 公司的贷款方由美国一些领先的大型银行组成，代理行是摩根大通，且对近期受冲击的地区性银行没有风险敞口 [79] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 从宏观角度看，大宗商品价格背景波动但仍有建设性，供需基本面仍然明显有利于服务行业，长期前景也保持有利 [26] - 油田服务设备和劳动力产能仍然紧张，OPEC+似乎基于近期行动采取了更积极的方法来支撑大宗商品价格，这对北美陆上服务行业和作为优质服务商的KLX都是利好 [26] - 尽管近期大宗商品价格波动、钻机数量下降和区域轮动导致短期错位，但市场背景基本保持建设性，客户大多进行了对冲，供需基本面继续有利于服务行业 [69] - 公司多元化使其能够驾驭任何近期的市场干扰和错位，凭借竞争定位以及跨多元化产品线和地理覆盖管理资产的组合配置方法，公司处于有利地位 [90] - 公司于3月创下月度记录，季度结束时按年化月度运行率计算的营收已超过10亿美元 [5] - 展望第二季度，公司预计持续的强劲利用率和利润率，加上Greene‘s的完整季度影响，将推动季度营收和调整后EBITDA实现环比增长 [11] - 公司预计第二季度营收在2.4亿至2.5亿美元之间，调整后EBITDA利润率在16%至17%之间 [70] - 对于2023年全年，公司重申了业绩指引，预计全年营收在9.75亿至10.4亿美元之间，调整后EBITDA利润率在17%至19%之间 [34] - 基于当前的利润率水平和资本支出指引，公司预计在2023年剩余时间内将产生有意义的自由现金流 [34] - 公司预计第二季度将产生强劲的环比自由现金流，尽管在5月初支付了半年度利息 [34] - 公司每周一早上会收到未来90天的滚动收入预测，当前的预测支持第二季度的业绩指引 [44] - 公司注意到某些市场存在定价压力，但基于目前所知，对第二季度指引感到满意，并观察到某些较小的市场以及完井、生产和干预服务正在走强，预计额外的客户项目将在初夏启动 [55] - 公司拥有显著的地理多样性，随之而来的是某些地区明显的季节性，随着进入夏季，预计这些业务将加速增长，特别是在落基山脉地区的固井、再压裂和弃井封堵业务 [109] - 第三季度通常是这些市场最强的季度 [45] - 下半年，增量离岸活动是否能抵消天然气市场的疲软仍是问题，目前公司的日程安排指向积极方向，只要WTI油价保持稳定甚至在下半年小幅走强，公司应能按计划实现全年指引 [103] - 公司也有成本削减措施，包括就业税减免、Greene‘s整合带来的额外节省，以及众多井下工具研发项目的预期贡献，这些将有助于改善成本结构和增加收入 [56] 其他重要信息 - 第一季度末，高级担保票据的应计利息为1150万美元，ABL相关应计利息为20万美元 [31] - 第一季度末，公司持有待售资产为490万美元 [32] - 第一季度总SG&A费用约为2620万美元，若剔除非经常性成本，调整后的SG&A费用为2020万美元，占季度营收的8.4% [65] - 公司企业板块第一季度调整后营业利润和调整后EBITDA亏损分别为1220万美元和1120万美元，调整后EBITDA亏损环比改善9% [87] - 第一季度营运资本约为1.15亿美元，环比增加主要由以下因素驱动：1) 营收增长7%；2) Greene‘s带来1200万美元营运资本贡献；3) 因客户应对大宗商品价格波动而放缓付款，DSO（应收账款周转天数）增加7%；4) 为准备4月的系统实施项目，公司在3月加速支付了一些应付账款，导致DPO（应付账款周转天数）较年底水平下降约2%；5) 与2022年第四季度相比，2023年第一季度多了两次工资发放 [8] - 现金状况在4月迅速恢复正常，截至4月30日，公司现金余额约为6100万美元，流动性回升至约1.06亿美元以上，即使在5月初支付利息后，目前现金和流动性水平仍与4月底相似 [40][67] - 公司借款基础远大于设施规模，有4200万美元的未使用可用额度，公司保持符合所有财务契约，并预计将继续保持合规 [88] 问答环节所有的提问和回答 问题: Ignacio Bernaldez (EF Hutton) 询问公司对当前定价趋势的看法以及客户是否在抵制提价 [113] - 回答: 市场呈现分化状态，天然气市场具有挑战性，服务线越分散、越靠近钻机数量减少的地区，受到暂时性问题和定价压力的影响就越大。在定向钻井、电缆测井等较为分散的服务线中，公司确实看到了一些定价压力，甚至观察到竞争对手偶尔以类似疫情期间的低价水平承接工作，但这似乎是出于填补日程空缺或重新部署资产的绝望，而非重新设定价格范式。同时，公司也看到其他市场走强，特别是在完井、生产和干预业务方面，随着初夏项目启动等 [93][14][71] 问题: John Daniel (Daniel Energy Partners) 询问压裂业务（车队）的能见度以及是否签订了长期协议 [72] - 回答: 除了工业电缆测线业务有一份小合同外，公司在所有业务线中主要都是现货交易商。目前公司的日程已经排满，并且仍在为第三和第四季度的其他机会投标。人们可能高估了这些业务相对于租赁、连续油管等其他业务的贡献，但这没关系 [95] 问题: John Daniel (Daniel Energy Partners) 询问并购前景，以及近期行业面临的阻力是否会导致规模较小的竞争对手出现资产负债表问题，从而使其估值预期更趋理性 [50] - 回答: 在宣布Greene‘s交易后，公司收到了一些关于私有交易的问询，这些可能符合补强型机会的模式。公司将进行评估。关键在于相对价值和估值倍数。公司向私有卖家传达的信息是，KLX提供了一条流动性路径，卖家可以更好地选择退出时机，避免在低估值时套现。如果卖家真的相信这是一个多年的上行周期，那么进行以股票为导向的交易并附带一定的锁定期是有意义的 [97][50] 问题: John Daniel (Daniel Energy Partners) 提出一个关于劳动力的假设性问题：如果行业遭遇硬着陆，但长期天然气前景看好，公司会如何处理劳动力状况 [75] - 回答: 如果钻机或压裂车队被闲置，会促使人们重新进入求职系统。这至少应该会严格限制某些地区（如二叠纪盆地）现场薪酬水平的上涨。至于这是否会降低增量现场劳动力成本，现在推测还为时过早 [51] 问题: David Marsh (Singular Research) 询问第一季度现金下降是否已如所述在4月恢复正常 [99] - 回答: 是的，现金在4月迅速恢复正常，截至4月30日，公司现金余额约为6100万美元，流动性回升至约1.06亿美元以上，即使在5月初支付利息后，目前现金和流动性水平仍与4月底相似 [40][67] 问题: David Marsh (Singular Research) 询问SG&A费用在实现协同效应后，全年预计占营收的比例 [53] - 回答: 公司没有给出全年SG&A的具体指引，但给出了17%至19%的全年EBITDA利润率指引。第一季度总SG&A费用略高于2620万美元，其中包含了大量非经常性成本。如果将其剔除，第一季度经调整后的更正常化水平略高于2020万美元，约占营收的8.4% [78] 问题: David Marsh (Singular Research) 询问公司贷款方是否对近期受冲击的地区性银行有风险敞口 [54] - 回答: 没有。公司的贷款方由美国一些领先的大型银行组成，代理行是摩根大通 [79] 问题: David Marsh (Singular Research) 询问高级担保票据（2025年到期）是否可赎回，以及公司是否已开始考虑再融资 [101] - 回答: 票据目前可以赎回，但价格高于面值。基于年化第一季度业绩，公司净杠杆率为1.6倍，若按Greene‘s交易完整季度影响进行模拟，净杠杆率则为1.5倍，这是自2018年底发行该票据以来最强的信用指标。公司目前财务状况非常稳健，专注于执行和自由现金流生成。该票据还有两年半到期，因此公司目前更专注于2024年到期的ABL贷款。鉴于公司拥有强大的借款基础、高质量的客户群以及非常支持KLX的银行团体，计划在今年晚些时候该贷款转为当期债务之前首先解决其到期问题 [106][107] 问题: 来自Piper的Luke（通过邮件）询问公司如何从第二季度业绩达到全年指引的中点 [101] - 回答: 模拟数据（基于Greene‘s完整季度影响）显示的年化运行率意味着略高于10亿美元的营收和略高于1.6亿美元的调整后EBITDA，这正好处于全年指引区间的下限。市场无疑存在波动。问题是，下半年的增量离岸活动是否能抵消天然气市场的疲软？目前公司的日程安排指向积极方向，只要WTI油价保持稳定甚至在下半年小幅走强，公司应能按计划实现全年指引。市场目前存在很多噪音，但一旦度过6月，债务上限问题、SPR（战略石油储备）释放结束、夏季驾驶季节来临，下半年的能见度会好得多。此外，公司还有成本削减措施，包括就业税减免、Greene‘s整合带来的额外节省，以及众多井下工具研发项目的预期贡献，这些将有助于改善成本结构和增加收入 [102][103][56]