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]

中国寿险与健康险市场机遇 - 人口老龄化推动退休养老金融服务需求增长 包括风险保障 商业养老保险和长护险等 [2] - 医疗改革为健康险提供创新空间 商业健康保险创新药品目录厘清基本医保与商保责任边界 [2] - 医疗领域扩大对外开放 9省市设立外商独资医院并与健康险公司对接 引入全球先进医疗服务 [2] 行业短期挑战与应对策略 - 低利率环境对储蓄型保险产品影响较大 存在资产负债久期错配风险 [3] - 保险公司持续下调人身险产品保证利率 积极推广分红型产品防范利差损风险 [3] - 监管机构放宽投资限制 鼓励寿险公司加大权益类资产配置 [3] - 应对低利率需负责任地进行利率定价 保持充足资本 为利率回升后提供优质产品和服务做准备 [3]

财务数据关键指标变化 - 2025年第二季度平均每日收入为458,600美元，同比增长5%，其中超深水钻井船和恶劣环境钻井船分别贡献457,200美元和462,400美元[86][90] - 2025年第二季度合同钻井收入同比增长15%至9.88亿美元，主要受新增超深水钻井船Deepwater Aquila运营贡献约4000万美元及平均每日收入提升影响[90][91] - 公司2025年第二季度钻机利用率为67.3%，同比提升9.5个百分点，超深水钻井船利用率显著增长至64.7%[88][90] - 运营和维护费用同比增长12%至5.99亿美元，主要因活跃船队运营成本增加4000万美元及新建钻井船运营成本增加1500万美元[90][92] - 资产减值损失达11.36亿美元，主要涉及Development Driller III等四艘超深水钻井船及相关资产[90][95] - 净亏损扩大至9.38亿美元，同比增加8.15亿美元，主要受资产减值及利息支出增加影响[90] - 2025年第二季度收入效率为96.6%，同比微降0.3个百分点，恶劣环境钻井船效率下降1.8个百分点至96.3%[87][90] - 利息支出净额同比增长51%至1.12亿美元，其中4.625%可转换债券公允价值变动导致利息增加4000万美元[97][98] - 有效税率从2024年第二季度的474.5%降至14.2%，离散项目带来2.03亿美元税收优惠[101] - 折旧摊销费用同比下降5%至1.75亿美元，因出售资产减少1900万美元费用，但新增钻井船抵消部分降幅[90][93] - 合同钻井收入增加至18.94亿美元，同比增长17%，主要由于利用率提升、新造深水Aquila号运营及日均收入提高等因素[104][106][107] - 运营和维护费用增加至12.17亿美元，同比增长15%，主要因活跃船队活动增加、新造深水Aquila号运营及通胀影响[104][108] - 日均收入提升至45.13万美元，同比增长7%，反映合同定价改善[104] - 折旧与摊销费用减少至3.51亿美元，同比下降5%，因部分资产出售或达到使用寿命[104][109] - 利息净支出增至2.28亿美元，同比增长19%，主要受新增债务及资本化利息减少影响[104][113] - 运营现金流增至1.54亿美元，主要因客户收款增加[120] - 资本支出缩减至8400万美元，同比减少8300万美元，因新造项目完工[121] 业务线表现 - 公司拥有或部分拥有并运营32个移动海上钻井平台，包括24个超深水浮式钻井平台和8个恶劣环境浮式钻井平台[70] - 2025年剩余时间及未来几年，超深水浮式钻井平台的未承诺使用率分别为33%（2025年）、47%（2026年）、66%（2027年）、87%（2028年）和95%（2029年）[83] - 恶劣环境浮式钻井平台的未承诺使用率分别为12%（2025年）、21%（2026年）、79%（2027年）、100%（2028年）和100%（2029年）[83] - 截至2025年7月16日，公司合同积压总额为72.26亿美元，其中超深水浮式钻井平台占54.68亿美元，恶劣环境浮式钻井平台占17.58亿美元[84] - 2025年4月16日和2月12日的合同积压总额分别为79.26亿美元和83.28亿美元，显示近期积压有所下降[84] - 公司计划出售四艘超深水浮式钻井平台及相关资产，并可能根据市场情况出售更多低规格钻井设备[134] 地区表现 - 公司预计挪威地区的恶劣环境钻井需求将在2026年底加速增长，并持续到2030年[82] 管理层讨论和指引 - 公司认为长期能源需求增长和现有油气储备加速枯竭将推动海上勘探和开发投资增加[77] - 公司持有3.77亿美元无限制现金及3.95亿美元限制性现金，预计通过运营现金流及信贷额度满足短期债务需求[123][124] - 公司在2025年3月31日结束的季度中因部分钻井平台运营效率或利用率下降，存入无限制现金以维持债务契约合规性[127] - 公司长期债务评级低于投资级，导致担保信贷安排费用和利率上升[130] - 公司资本支出取决于金融市场状况、运营活动水平及客户要求的设备改进成本[132] - 公司可能通过现金余额、运营现金流、资产出售收益及银行融资安排来满足资本支出需求[132] - 公司可能进行重大资本承诺用于钻井平台收购、升级或新建，涉及大量现金支付或证券发行[131] - 公司截至2025年6月30日的合同义务与2024年年报披露相比无重大变化[135] 债务和资产 - 2025年第二季度，公司确认了总计11.4亿美元的资产减值损失，涉及两艘超深水浮式钻井平台及相关资产[74] - 2025年7月，公司以2600万美元的净现金收益完成了Discoverer Luanda和GSF Development Driller I的出售[74] - 2025年6月和7月，公司通过债务交换协议发行了5940万股股票，交换了1.57亿美元的4.00%可交换债券[74] - 截至2025年6月30日，公司长期债务公允价值为62.4亿美元，较2024年12月31日的68.9亿美元减少6.49亿美元[141] - 公司固定利率债务总额为66.54亿美元，加权平均利率为7.88%，其中2026年到期6.86亿美元（利率6.37%），2027年到期14.02亿美元（利率7.55%）[141] - 公司债务公允价值下降中，3.54亿美元因市场价变动，2.42亿美元因计划还款，5300万美元因可交换债券本金减少[141]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度合同钻井收入为9 88亿美元 平均每日收入约为45 9万美元 [20] - 第二季度运营和维护费用为8 99亿美元 低于预期 主要由于维护延迟和项目成本降低 [20] - 第二季度G&A费用为4 900万美元 符合预期 [20] - 第三季度预计合同钻井收入在10亿至10 2亿美元之间 平均收入效率为96 5% [21] - 第三季度预计O&M费用在6亿至6 2亿美元之间 G&A费用在5 000万至5 500万美元之间 [21] - 2025年全年预计合同钻井收入在39亿至39 5亿美元之间 O&M费用在23 75亿至24 25亿美元之间 [22][23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司拥有行业领先的积压订单约70亿美元 主要来自高规格超深水和恶劣环境钻机 [8] - Deepwater Atlas钻机成功完成Shenandoah油田的钻井作业 这是第二个使用公司20 000 psi钻机的油田 [7] - Transocean Spitsbergen钻机获得两井合同延期 日费率39 5万美元 工作将持续至2027年8月 [12] - Deepwater Mykonos在巴西获得60天合同延期 可能延长至明年 [12] - Deepwater Spherox在象牙海岸获得三口井合同 预计今年晚些时候开始 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计到2026年底至2027年初 全球超深水钻机利用率将接近90% 对日费率产生上行压力 [13] - 非洲、地中海和亚洲是超深水钻机需求的主要增长区域 预计2027年非洲将增加4台钻机 地中海增加2台 [14] - 亚太地区未来两年可能需要增加4台钻机 包括澳大利亚Chevron Gorgon项目 [16] - 巴西市场保持稳定 Petrobras的Buzios项目可能从3台钻机增至4台 [17] - 挪威恶劣环境半潜式钻机需求强劲 公司4台钻机已全部签约至2027年 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于提供最佳客户服务 管理高规格钻机组合 改善财务灵活性 [5][6] - 计划在2025和2026年每年减少1亿美元现金成本 2026年起每年再减少5 000万美元岸基组织成本 [9][10] - 2025年计划减少债务超过7亿美元 目标在2026年底前将净债务与EBITDA比率降至3 5倍以下 [10][49] - 公司淘汰了4台低规格钻机 今年全球共淘汰11台钻机 预计将进一步减少供应 [19] - 行业整合可能促进钻机供应进一步减少 改善行业平衡 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计当前市场放缓即将结束 已看到多个长期机会 [11] - Wood Mackenzie预测2025至2027年深水和超深水开发资本支出将从640亿美元增至790亿美元 增长23% [13] - 勘探活动预计将在2026和2027年增加25% [78] - BP在Santos盆地的Boomerang区块发现是25年来最大发现 将推动巴西市场活动 [17][76] - 尽管近期日费率有所下降 但预计随着市场趋紧 费率将回升 [34][38] 其他重要信息 - 公司第二季度末流动性约为13亿美元 包括3 77亿美元无限制现金和5 1亿美元未提取信贷额度 [20] - 2025年预计资本支出约1 2亿美元 其中5 500万美元用于客户升级 6 500万美元用于持续投资 [24] - 公司处理了1 57亿美元的可转换债券 剩余7 700万美元未偿还 [24] - 预计年底流动性在14 5亿至15 5亿美元之间 包括约4 4亿美元限制性现金 [24] 问答环节所有的提问和回答 问题: 领先日费率轨迹预期 - 预计利用率将在85%左右触底 随后随着市场趋紧 日费率将回升 [35][38] - 公司采取整体经济评估方法 避免在当前市场底部签订长期不利合同 [36][37] 问题: Proteus和Conqueror钻机的未来部署 - 这两台高规格钻机很可能继续留在墨西哥湾 已有客户表示兴趣 [40][41] 问题: 钻机处置的潜在收益 - 预计每台钻机处置收益在800万至1 200万美元之间 目前预测中未计入更高金额 [45] 问题: 深海采矿业务进展 - Olympia钻机仍在合资安排中 但核心钻井业务仍是重点 [53][56] - 该领域发展缓慢 需要经过大量监管程序 [56] 问题: 短期市场活动观察 - 看到多个短期机会 特别是在成熟盆地如墨西哥湾和西非 [60][61] - 西非地区有多个长期机会 包括尼日利亚4个 莫桑比克3个 象牙海岸2个和加纳2个 [61] 问题: 当前市场放缓的性质 - 不认为这是典型的行业周期 更多是由于资本纪律和市场波动导致 [67][68] - 深水项目是长期投资 客户正在回归FID流程 前景乐观 [68][69] 问题: BP的Boomerang发现影响 - 这一重大发现将推动巴西市场活动 包括Petrobras Shell等公司的项目 [76][77] - 勘探活动增加和成功发现对行业产能建设是积极信号 [79][80]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度合同钻井收入为9 88亿美元 平均日收入约为45 9万美元 [20] - 第二季度运营和维护费用为8 99亿美元 低于预期 主要由于维护延迟和项目成本低于预期 [20] - 第二季度G&A费用为4900万美元 符合预期 [20] - 第三季度预计合同钻井收入在10亿至10 2亿美元之间 平均收入效率为96 5% [21] - 第三季度预计O&M费用在6亿至6 2亿美元之间 G&A费用在5000万至5500万美元之间 [22][23] - 2025年全年预计合同钻井收入在39亿至39 5亿美元之间 O&M费用在23 75亿至24 25亿美元之间 [23][24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司拥有行业领先的积压订单约70亿美元 主要来自高规格超深水和恶劣环境钻机 [9] - Deepwater Atlas钻机成功完成Shenandoah油田的钻井作业 这是第二个使用公司20 000 psi钻机的油田 [8][9] - Transocean Spitsbergen钻机获得两井选项合同 日费率39 5万美元 确保工作持续至2027年8月 [13] - Deepwater Mykonos在巴西获得60天合同延期 包含多个选项可能延长至明年 [13] - Deepwater Spherox在象牙海岸获得三口井合同 预计今年晚些开始 包含一口井选项可能延长至明年第二季度 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计2026年底至2027年初全球超深水钻机利用率将超过90% 对日费率形成上行压力 [14] - 非洲、地中海和亚洲是超深水钻机需求的主要增量来源 预计2027年非洲将增加4台钻机 地中海增加2台 [15] - 亚太地区招标显示未来两年需要多达4台增量钻机 包括澳大利亚Chevron Gorgon项目 [16] - 巴西市场活跃 Petrobras发布Buzios和Merrell项目招标 预计需要多达4台钻机 [17] - 挪威和英国恶劣环境半潜式钻机需求强劲 公司四台挪威钻机合同已排至2027年 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于提供最佳客户服务 管理高规格钻机组合 改善财务灵活性 [5][6] - 计划在2025和2026年每年持续减少现金成本约1亿美元 2026年起每年再减少岸基组织成本5000万美元 [10][11] - 目标今年减少债务超过7亿美元 长期目标是显著降低杠杆率 [11][48] - 第二季度退役4台低规格钻机 今年行业共退役11台钻机 预计短期内会有更多淘汰 [19] - 公司认为行业整合有助于进一步减少钻机供应 改善行业平衡 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计当前市场暂时放缓即将结束 已看到多个未来工作机会的对话 [12] - Wood Mackenzie预测深水和超深水开发资本支出将从2025年640亿美元增至2027年790亿美元 增长23% [14] - 预计2026年底市场将趋紧 利用率上升将推动日费率上涨 [14][38] - BP在Santos盆地发现25年来最大油田 预计将进行额外评估活动 [17] - 目前没有足够理由重新启用冷停堆钻机 继续评估其选择价值 [18] 其他重要信息 - 截至第二季度末总流动性约为13亿美元 包括3 77亿美元无限制现金和5 1亿美元未提取信贷额度 [20] - 6月与部分债券持有人达成协议 交换1 57亿美元本金的可转换债券 剩余7700万美元未偿还 [25] - 2025年预计资本支出约1 2亿美元 其中5500万美元用于客户要求的升级 [25] - 公司未在指引中包含关税影响 因预计直接或间接关税影响不大 [26] 问答环节所有的提问和回答 问题: 领先日费率轨迹预期 - 公司预计当前利用率低谷将在85%左右 随后恢复 随着市场趋近日费率将改善 [36][38] - 强调在投标时全面评估经济方案 包括所有相关费用 目前更关注填补空白而非长期交易 [37][38] 问题: Proteus和Conqueror钻机在墨西哥湾的未来 - 这两台高规格钻机有望留在墨西哥湾 已有客户表示兴趣 预计合同将延长 [42][43] 问题: 钻机处置潜在收益 - 预计每台退役钻机处置收益约800-1200万美元 目前流动性预测中已包含少量此类收益 [47] 问题: 达到3 5倍净债务/EBITDA目标时间 - 目标仍是尽快实现该指标 可能在2026年底左右 届时将考虑股东分配 [48] 问题: 深海采矿业务进展 - Olympia钻机仍在相关合资企业中 该领域进展缓慢 但公司保持这一可选性 [51][52] 问题: 近期现货市场活动特点 - 观察到墨西哥湾和西非等地现货工作增加 包括油井维护和增产作业 [57][58] 问题: 当前市场放缓性质 - 认为当前放缓非典型 更多源于资本纪律和市场波动 深水业务是长期投资 [62][63] 问题: BP Boomerang发现的影响 - 该重大发现可能带动巴西更多活动 包括Petrobras和IOC的项目 预计勘探活动将增加25% [68][71]

财务表现 - 公司第二季度营收达9 88亿美元 同比增长14 8% [1] - 每股收益(EPS)为0美元 较去年同期-0 15美元显著改善 [1] - 营收超Zacks共识预期2 05%（共识预期9 6814亿美元） [1] - EPS实现+100%超预期（共识预期-0 01美元） [1] 运营指标 - 总船队平均利用率67 3% 低于分析师平均预估68 2% [4] - 超深水钻井船利用率64 7% 超分析师预估63 5% [4] - 恶劣环境钻井船日均收入46 24万美元 超分析师预估45 057万美元 [4] - 超深水钻井船日均收入45 72万美元 超分析师预估44 905万美元 [4] 细分业务收入 - 恶劣环境钻井船收入2 89亿美元 同比+13 3% 超分析师预估2 5651亿美元 [4] - 超深水钻井船收入6 99亿美元 同比+15 4% 超分析师预估6 9004亿美元 [4] 市场表现 - 过去一个月股价累计上涨1 8% 跑赢标普500指数0 6%涨幅 [3] - 当前Zacks评级为3级（持有） 预示短期走势或与大盘同步 [3]

核心财务表现 - 季度每股收益为盈亏平衡 超出Zacks共识预期亏损0.01美元 上年同期为每股亏损0.15美元 [1] - 营收达9.88亿美元 超出共识预期2.05% 较上年同期8.61亿美元增长14.8% [2] - 过去四个季度中 有三次超过每股收益预期 三次超过营收预期 [2] 业绩超预期幅度 - 本季度盈利惊喜幅度达+100% 上一季度实际亏损0.1美元较预期亏损0.12美元实现+16.67%惊喜 [1] 股价表现与市场对比 - 年初至今股价下跌24.8% 同期标普500指数上涨6.1% [3] - 当前Zacks评级为第三级(持有) 预计近期表现与市场持平 [6] 未来业绩预期 - 下季度共识预期每股收益0.04美元 营收9.7199亿美元 本财年预期每股收益0.02美元 营收38.5亿美元 [7] - 盈利预测修订趋势在财报发布前呈现混合状态 [6] 行业比较与定位 - 所属油气钻井行业在Zacks行业排名中处于后9%分位 [8] - 同业公司Helmerich & Payne预计下季度每股收益0.20美元 同比下滑78.3% [9] - Helmerich & Payne营收预期9.9923亿美元 同比增长43.2% [10] - 该公司盈利预测在过去30天内被下调15.1% [9]

核心财务表现 - 季度每股收益为零美分 低于分析师一致预期的一美分 [1] - 季度营收9.88亿美元 超出分析师一致预期的9.7289亿美元 较去年同期8.61亿美元增长14.87% [2] - 调整后EBITDA利润率达35% [3] - 自由现金流达1.04亿美元 [3] 运营数据 - 合同钻井收入季度环比增加8200万美元至9.88亿美元 [4] - 运营和维护费用为5.99亿美元 较上一季度6.18亿美元下降3.07% [4] - 利息支出1.41亿美元 较上一季度1.52亿美元减少7.24% [4] 公司战略与展望 - 实现安全可靠高效运营 收入效率提升源于高运营可靠性 [3] - 持续改善资产负债表 预计今年将减少超过7亿美元债务 [3] 市场反应 - 盘后交易中股价上涨1.78%至2.86美元 [4]

收入和利润（同比环比） - 公司第二季度合同钻井收入为9.88亿美元，环比增长8200万美元（9.1%），同比增长1.27亿美元（14.8%）[1][3] - 2025年第二季度合同钻井收入为9.88亿美元，环比增长9.0%，其中超深水浮式平台收入6.99亿美元[29] - 2025年第二季度合同钻井收入为9.88亿美元，上半年累计收入为18.94亿美元[35] - 2025年第二季度平均日收入达45.86万美元，超深水浮式平台日收入45.72万美元[29] - 2025年第二季度收入效率为96.6%，较第一季度95.5%有所提升[29] 成本和费用（同比环比） - 运营和维护费用为5.99亿美元，环比下降1900万美元（3.1%）[1][4] - 资本支出从6000万美元降至2400万美元（环比减少60%）[8] - 2025年第二季度资本支出为2400万美元，上半年累计8400万美元[41] - 利息支出为1.41亿美元（不含公允价值调整），环比下降1100万美元[6] 利润和亏损 - 公司净亏损达9.38亿美元（每股稀释亏损1.06美元），主要受11.36亿美元资产减值损失影响[1][5][23] - 2025年上半年净亏损10.17亿美元，主要受资产减值损失11.36亿美元影响[27] - 2025年第二季度净亏损为9.38亿美元，亏损率达94.9%，上半年累计净亏损10.17亿美元[35] - 调整后2025年上半年净亏损4600万美元，剔除资产减值影响后亏损收窄[33] EBITDA表现 - 调整后EBITDA为3.44亿美元，环比增长1亿美元（41%），EBITDA利润率从26.9%提升至34.9%[1][9] - 2025年第二季度EBITDA为-8.16亿美元，调整后EBITDA为3.44亿美元，调整后EBITDA利润率为34.9%[35] - 2024年全年调整后EBITDA为11.48亿美元，利润率32.5%，显著高于2025年同期水平[35] 现金流 - 经营活动现金流为1.28亿美元，环比增长1.02亿美元（392%）[8] - 2025年上半年经营活动现金流净流入1.54亿美元，投资活动净流出0.7亿美元[27] - 2025年上半年自由现金流为7000万美元，其中第二季度贡献1.04亿美元，第一季度为-3400万美元[41] - 2025年上半年杠杆自由现金流为-1.7亿美元，主要受2.4亿美元债务偿还影响[41] 债务和资产 - 公司计划今年减少超过7亿美元的债务[9] - 2025年6月长期债务58.85亿美元，较2024年底减少5.0%[25] - 2024年第四季度债务偿还达21.03亿美元，其中17.48亿美元使用债务发行所得资金支付[41] - 2025年6月30日总资产为178.11亿美元，较2024年12月31日的193.71亿美元下降8.0%[25] - 2025年6月现金及现金等价物为3.77亿美元，较2024年底5.6亿美元下降32.7%[25] 业务表现 - 截至2025年7月，公司积压订单达72亿美元[1] - 2025年第二季度船队利用率为67.3%，超深水浮式平台利用率64.7%[29] 税率 - 公司有效税率从-95.8%上升至14.2%，剔除离散项目后为70%[7] - 2025年第二季度有效税率为14.2%，但排除离散项目后飙升至70%[37] 资产减值 - 2025年第二季度资产减值损失达11.36亿美元，占当季亏损的主要部分[35]

财务表现 - 2025年第二季度公司净亏损9.38亿美元，稀释后每股亏损1.06美元，主要受9.57亿美元不利项目影响[1][2] - 经调整后净利润为1900万美元，较第一季度6500万美元亏损改善8400万美元[1][33] - 合同钻井收入环比增长8200万美元至9.88亿美元，主要得益于钻机利用率提升和收入效率改善[3][29] - 运营和维护费用环比减少1900万美元至5.99亿美元，主要因诉讼相关非现金成本未在第二季度重现[4] 运营指标 - 收入效率从第一季度的95.5%提升至96.6%，接近去年同期96.9%水平[1][30] - 超深水浮式钻机平均日收入达45.72万美元，环比增长3.1%；恶劣环境浮式钻机日收入46.24万美元，环比增长4.2%[30] - 整体钻机利用率从63.4%提升至67.3%，其中超深水钻机利用率从61.5%增至64.7%[30] 现金流与资产负债表 - 运营现金流环比增长1.02亿美元至1.28亿美元，自由现金流达1.04亿美元[8][43] - 资本支出从第一季度的6000万美元降至2400万美元[8] - 公司计划年内减少超过7亿美元债务，已偿还2.4亿美元[9][43] - 截至2025年6月30日，积压订单金额达72亿美元[1] 非GAAP财务指标 - 调整后EBITDA环比增长1亿美元至3.44亿美元，EBITDA利润率从26.9%提升至34.9%[1][36] - 有效税率从-95.8%上升至14.2%，主要受钻机减值损失和税务立场调整影响[7][39] - 公司拥有32座海上钻井装置，包括24座超深水浮式钻机和8座恶劣环境浮式钻机[12][13]