合同和日费率 - 西方卡里纳（West Carina）钻井船在巴西的日费率为252,600美元，合同期限至2026年1月[9] - 西方双子星（West Gemini）钻井船在安哥拉的日费率为404,800美元，合同期限至2025年5月，计划在6月开始约60天的停工期[9] - 西方朱庇特（West Jupiter）钻井船在巴西的日费率为252,290美元，合同总值约为5.25亿美元，合同期限至2025年12月[9] - 西方天狼星（West Tellus）钻井船在巴西的日费率为237,230美元，合同总值约为5.39亿美元，合同期限至2026年4月[10] - 西方海王星（West Neptune）钻井船在美国墨西哥湾的合同总值约为8600万美元，合同期限为180天[9] - 西方极光（West Elara）钻井船在挪威的合同期限至2028年3月，采用市场指数费率[10] - 西方奥里加（West Auriga）钻井船合同总值约为5.77亿美元，包括动员和附加服务，合同期限至2024年12月[9] 活跃钻井船数量 - Seadrill在2025年5月的活跃钻井船数量为3艘[7] - Seadrill在2026年的活跃钻井船数量为6艘[7] - Seadrill在2027年的活跃钻井船数量为1艘[7] 合同覆盖情况 - Seadrill的合同覆盖情况包括已完成的合同、选项期和合同准备时间[6] - Seadrill通过Sonadrill合资企业管理的安哥拉钻井船Sonangol Libongos和Sonangol Quenguela，未披露日费率[9]

财务数据关键指标变化 - 收入和利润（同比） - 2025年第一季度与2024年同期相比，运营收入从3.67亿美元降至3.35亿美元，降幅为9%[91] - 2025年第一季度与2024年同期相比，运营利润从8000万美元降至1800万美元，降幅为78%[91] - 2025年第一季度与2024年同期相比，平均合同日费率从30万美元升至32.3万美元，使合同收入增加2600万美元[99] - 2025年第一季度与2024年同期相比，合同钻机平均数量从10座降至9座，导致合同收入减少4200万美元[96] - 2025年第一季度与2024年同期相比，钻机经济利用率从97%降至84%，使合同收入减少2200万美元[102] - 2025年第一季度与2024年同期相比，递延动员收入摊销增加1100万美元[104] - 2025年第一季度与2024年同期相比，可报销收入减少500万美元[106] - 2025年第一季度其他运营收入为0，较2024年的1600万美元减少1600万美元，降幅100%[120] - 2025年第一季度利息收入为400万美元，较2024年的700万美元减少300万美元，降幅43%[124] - 2025年第一季度权益法投资收益（税后）为800万美元，较2024年的400万美元增加400万美元，增幅100%[124] 财务数据关键指标变化 - 成本和费用（同比） - 2025年第一季度总运营费用为3.17亿美元，较2024年的3.03亿美元增加1400万美元，增幅5%[112] - 2025年第一季度折旧和摊销费用为5500万美元，较2024年的3800万美元增加1700万美元，增幅45%[112] - 2025年第一季度管理合同费用为4500万美元，较2024年的3800万美元增加700万美元，增幅18%[112] - 2025年第一季度其他金融和非运营项目费用为1400万美元，较2024年的600万美元增加800万美元，增幅133%[124] 各条业务线表现 - 截至2025年3月31日，公司拥有15座钻井平台，其中11座正在运营，4座闲置[77] 管理层讨论和指引 - 公司设定净杠杆目标低于1.0倍，最大周期净杠杆目标低于2.0倍，最低现金持有目标为2.5亿美元[130] 其他没有覆盖的重要内容 - 市场价格 - 2025年第一季度布伦特原油平均价格为75美元/桶，低于2024年的80美元/桶[83] 其他没有覆盖的重要内容 - 合同积压 - 截至2025年3月31日和2024年12月31日，公司总合同积压分别为29.14亿美元和31.80亿美元[80] 其他没有覆盖的重要内容 - 现金流 - 2025年第一季度经营活动净现金使用2700万美元，较2024年的提供2900万美元减少5600万美元，降幅193%[139] - 2025年第一季度投资活动使用现金4900万美元，2024年同期为2300万美元[142] - 2024年第一季度融资活动使用现金1.19亿美元，用于股票回购[143] 其他没有覆盖的重要内容 - 债务情况 - 截至2025年3月31日，公司债务本金价值6.25亿美元，账面价值6.11亿美元[144] - 2023年7月，公司签订2.25亿美元、为期5年的高级有担保循环信贷协议[145] - 循环信贷协议下未偿还贷款年利率为适用保证金加Term SOFR加0.10%或Daily Simple SOFR加0.10%，适用保证金初始为2.75%，可在2.50%至3.50%间变动[145] - 循环信贷安排下，未提取金额承诺费在2026年7月27日前为0.5%，2026年7月28日至2027年7月27日为0.75%，之后为1.00%[145] - 2023年7月，公司私募发行5.75亿美元票据，2030年8月1日到期[146] 其他没有覆盖的重要内容 - 财务契约 - 截至2025年3月31日，公司遵守信贷协议中的财务契约[148] - 信贷协议要求每财季末利息覆盖率不低于2.50:1.00，综合总净杠杆率不高于3.00:1.00[152] 其他没有覆盖的重要内容 - 会计估计和风险 - 截至2025年3月31日，公司关键会计估计和市场风险较2024年10 - K报告无重大变化[150][151] 其他没有覆盖的重要内容 - 流动性 - 截至2025年3月31日，公司可用流动性为6.29亿美元，其中无限制现金4.04亿美元，循环信贷额度可用借款2.25亿美元[137]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度总运营收入为3.35亿美元，较上一季度增加4600万美元，合同钻探收入增加4400万美元至2.48亿美元，主要因运营天数增加 [24] - 第一季度总运营费用为3.17亿美元，低于上一季度的3.23亿美元，船舶和钻机运营费用因运营天数增加而增加1500万美元至1.79亿美元，折旧和摊销增加1000万美元，合并和整合相关费用减少1700万美元，管理合同费用减少600万美元至4500万美元，SG&A费用为2300万美元 [25] - 调整后EBITDA为7300万美元，高于上一季度的2800万美元 [26] - 第一季度末，总本金债务为6.25亿美元，持有现金4.3亿美元，其中包括2600万美元受限现金 [26] - 第一季度运营活动净现金使用量为2700万美元，资本增加和投资活动支付4500万美元 [27] - 维持全年指导，总运营收入13 - 13.6亿美元（不包括3500万美元可报销收入），调整后EBITDA 3.2 - 3.8亿美元，全年资本支出2.5 - 3亿美元 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 美国海湾地区，目前有多达5台钻机可能在年底前合同到期，2025年竞争加剧、费率面临下行压力，但预计2026年恢复平衡，未来可能供应不足，公司在此运营2艘高规格钻井船和1艘小众半潜式钻井平台 [16] - 非洲地区，2025年浮式钻井平台需求减少2 - 4台，2027年及以后将强劲反弹，尼日利亚、纳米比亚、莫桑比克和安哥拉是中长期乐观来源 [18] - 巴西地区，巴西国家石油公司已发布布齐奥斯油田多年期招标，预计今年晚些时候还会有另一个油田招标，公司目前有6艘钻井船在巴西运营，只有1艘将在未来12个月内合同到期 [19] - 东南亚地区，West Capella钻井船目前在马来西亚闲置，公司正在与多个客户讨论2025年下半年及2026年开始的工作机会 [21] - 挪威地区，West El Dorado自升式钻井平台，康菲石油公司表示2026年后挪威对多台自升式钻井平台的需求不确定，公司与客户保持对话 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 全球宏观不确定性和欧佩克加速增产决定对大宗商品价格造成压力，客户在当前环境下投资谨慎，影响公司业务需求端 [8] - Rystad Energy预测2026年和2027年海上项目批准活动将是2025年的两倍，约75%的项目在每桶50美元以上具有经济性，超过80%的项目在每桶60美元以上具有经济性 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦高规格浮式钻井平台和优势深水盆地，拥有强大资产负债表和持久订单储备，以应对市场波动并创造长期价值 [12][29] - 行业过早恢复供应，公司认为优先考虑利润率和现金流而非利用率，将为股东创造更多长期价值 [12] - 公司与巴西国家石油公司就延迟罚款通知达成自愿调解协议，巴西国家石油公司承诺在调解结果出来前不行使抵销权 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 近期海上钻井前景不明朗，但公司与客户就2025年下半年和2026年机会的积极对话令人鼓舞，对业务中长期前景充满信心 [9][29] - 公司认为自身被低估，董事会和管理层过去几年努力打造长期价值创造平台 [29] 其他重要信息 - 公司两艘钻机Sonangol Kwangala和West Alara分别获得客户特别认可，前者被道达尔能源评为2024年度最佳钻机，后者获得康菲石油公司2024年供应商认可奖 [6] - 公司已对关税对业务的影响进行初步评估，目前认为关税影响已包含在当前指导范围内 [28] 问答环节所有提问和回答 问题: 客户是否更倾向将合同经济与绩效指标挂钩，以及是否应预期运营商会以竞争对手低基础费率进行谈判 - 绩效合同并非新概念，公司在合适客户和钻机情况下愿意签订更大规模绩效合同，目前未看到客户兴趣大幅转变 [33][34] 问题: West Capella钻机的堆叠成本、平均每日成本及重新激活成本 - 公司已采取措施降低成本，但尚未进入长期稳定的冷堆叠状态，预计下季度提供相关成本信息 [38] 问题: 权衡钻机堆叠与保持热堆叠的决策过程，以及对其他闲置钻机的影响 - 公司会根据市场情况和长期机会决定是否冷堆叠钻机，若看不到市场支持，会迅速转向冷堆叠，公司认为其第六代钻机具有竞争力，近期仅考虑移除长期冷堆叠钻机 [40][41] 问题: 目前全年指导中点的覆盖情况 - 公司不提供指导中点覆盖情况，船队状态可显示哪些钻机将影响最终业绩 [44][45] 问题: West Vela钻机与其他可用第七代钻机的机会对比 - West Vela在墨西哥湾表现出色，公司与客户就2025年第四季度和2026年第一季度的工作机会进行积极对话，对其获得更多工作有信心 [50][51] 问题: 亚太地区是否与西非类似，2026年及以后有大量合同机会 - 亚太地区大部分项目在2026年下半年或年中开始，但也有一些短期项目，公司认为应平衡短期合同覆盖和运营杠杆，预计2026年末市场将更有利 [52][54] 问题: 2025年下半年获得合同的可能性及信心 - 市场动态且波动，公司对部分资产签约有信心，未冷堆叠部分钻机表明市场仍有机会 [59][60] 问题: 公司是否需要在价格上竞争 - 公司认为性能仍很重要，将继续推销其性能和差异化，客户愿意为此付费，但具体价格取决于特定地区的竞争动态 [63][64]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度总运营收入为3.35亿美元，较上一季度增加4600万美元，合同钻探收入增加几乎占了全部的环比改善，达到2.48亿美元，增加了4400万美元，主要是由于运营天数增加 [25] - 第一季度总运营费用为3.17亿美元，低于上一季度的3.23亿美元，船舶和钻机运营费用因船队运营天数增加而增加1500万美元至1.79亿美元，折旧和摊销增加1000万美元，合并和整合相关费用环比下降1700万美元，管理合同费用减少600万美元至4500万美元，SG&A费用为2300万美元 [26] - 调整后EBITDA为7300万美元，高于上一季度的2800万美元 [27] - 第一季度末，总本金债务为6.25亿美元，持有现金4.3亿美元，包括2600万美元的受限现金 [27] - 第一季度运营活动净现金使用量为2700万美元，资本增加和投资活动支付4500万美元 [28] - 公司维持全年指导，总运营收入在13 - 13.6亿美元之间（不包括3500万美元的可报销收入），调整后EBITDA在3.2 - 3.8亿美元之间，全年资本支出在2.5 - 3亿美元之间 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度经济利用率为84%，主要受巴西的三台钻机影响，West Hallis因监管问题停机，West Auriga和West Polaris在开始长期合同时出现初期问题 [7] - 美国海湾地区，到年底可能有多达五台钻机合同到期，将增加竞争并对2025年的费率施加下行压力，但预计2026年该地区将恢复平衡，未来可能供应不足 [16] - 非洲地区，2025年浮式钻机需求减少2 - 4台，2027年及以后将强劲反弹 [18] - 巴西地区，Petrobras已发布一份关于Buzios油田的多年期招标，可能在今年晚些时候为另一个油田发布另一份招标，除Petrobras外，其他运营商也有需求 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 目前全球宏观不确定性和OPEC加速供应增加的决定对基础商品价格造成压力，客户在这种动荡环境中投资谨慎，扰乱了公司业务的需求端 [8] - Rystad Energy预测，2026年和2027年的海上项目批准活动将是2025年的两倍，约75%的项目在每桶50美元以上具有经济性，超过80%的项目在每桶60美元以上具有经济性 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于高规格浮式钻机和优势深水盆地，拥有强大的资产负债表和持久的订单积压，以应对市场波动 [12] - 公司认为优先考虑利润率和现金流而非利用率将为股东创造更多长期价值 [13] - 行业在没有可持续需求的情况下过早增加了供应，公司将保持对船队管理的纪律性 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管不确定性增加，但公司与客户就2025年下半年和2026年的机会进行了积极对话，预计未来几个月将获得多个合同 [8] - 公司对深水钻探的未来需求充满信心，认为基本面仍然存在，投资对于抵消储量消耗是必要的，深水将在储量补充中发挥重要作用 [9] - 近期海上钻探前景不明朗，但公司对中期至长期业务前景充满信心，随着市场基本面改善和运营商重新关注储量替代，公司有望受益 [29] 其他重要信息 - 公司的Sonangol Kwangala被Total Energies授予2024年度钻机奖，West Alara获得ConocoPhillips的2024供应商认可奖 [6] - 公司与Petrobras就Seshay事项收到的延迟罚款通知达成自愿调解协议，Petrobras承诺在调解结果出来之前不行使任何抵销权 [13] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 客户是否更倾向于将合同经济与基于绩效的指标挂钩，以及是否应预期运营商会围绕较低的基本费率进行谈判 - 基于绩效的合同并非新概念，公司也有此类合同，目前未看到客户兴趣大幅转向此类合同，对于合适的客户和机会，公司愿意签订更大的基于绩效的合同 [35][36] 问题: 堆叠Capella的成本、平均每日成本以及重新激活成本的估计 - 公司已采取措施降低成本，但尚未达到长期稳定的冷堆叠率，目前处于成本降低阶段，预计下个季度提供相关信息 [38] 问题: 权衡堆叠与保持钻机温暖的决策过程，以及对其他堆叠钻机的影响 - 公司在没有明确工作机会或无利可图的工作时，会迅速采取行动减少供应，但目前认为其钻机具有竞争力，只有长期冷堆叠的钻机才会考虑从供应中移除 [41][43] 问题: 2025年中点指导目前的覆盖情况 - 公司未透露中点指导的覆盖情况，认为船队状态可表明哪些钻机将决定公司在指导范围内的位置 [44] 问题: Vela与其他可用的第七代钻机相比的机会情况 - Vela在墨西哥湾表现出色，客户评价良好，公司与一些客户就该钻机在第四季度和2026年第一季度的工作进行了积极对话，对其获得更多工作有信心 [50] 问题: 亚洲地区是否有2026年下半年之前的合同 - 亚洲地区大部分项目在2026年下半年或中期，但也有一些短期项目在今年和明年年初，是一个良好的组合 [52] 问题: 公司在2025年下半年获得合同的可能性和信心 - 市场动态且波动，难以准确评估，但公司对部分资产和签约能力有信心，未将Capella、Louisiana或Gemini冷堆叠表明公司认为市场有机会 [59][61] 问题: 公司是否需要在价格上竞争 - 公司认为性能仍然重要，将继续推销其性能和差异化，客户愿意为此付费，但具体情况取决于特定地区的竞争动态 [63][64]

总运营收入与合同收入情况 - 2025年第一季度总运营收入为3.35亿美元，较上一季度增加4600万美元；合同收入为2.48亿美元，较上一季度增加4400万美元[2][3] 总运营费用情况 - 2025年第一季度总运营费用为3.17亿美元，较上一季度减少600万美元[4] 盈利情况对比 - 2025年第一季度净亏损1400万美元，调整后EBITDA为7300万美元，上一季度净利润为1.01亿美元，调整后EBITDA为2800万美元；调整后EBITDA利润率为21.8%，上一季度为9.7%[2][5] - 2025年第一季度摊薄后每股亏损0.23美元，上一季度摊薄后每股收益1.54美元[2] - 2025年第一季度净亏损1400万美元，2024年同期净利润6000万美元[21] - 2025年第一季度调整后EBITDA为7300万美元，调整后EBITDA利润率为21.8%；2024年第四季度分别为2800万美元和9.7%[26] - 2025年第一季度调整后EBITDA（不含报销款项）为7300万美元，利润率为22.8%；2024年第四季度分别为2800万美元和10.2%[26] 债务与现金情况 - 截至季度末，公司总债务为6.25亿美元，现金及现金等价物为4.3亿美元，其中受限现金为2600万美元[6] - 2025年第一季度末现金及现金等价物（含受限现金）为4.3亿美元，期初为5.05亿美元；2024年同期末为6.12亿美元，期初为7.28亿美元[21] 现金流情况 - 2025年第一季度经营活动净现金使用量为2700万美元，投资活动净现金使用的资本增加支付为4500万美元，自由现金流为负7200万美元[6] - 2025年第一季度经营活动净现金使用2700万美元，2024年同期提供2900万美元[21] - 2025年第一季度投资活动净现金使用4900万美元，2024年同期使用2300万美元[21] - 2025年第一季度融资活动净现金使用为0，2024年同期使用1.19亿美元[21] 订单积压情况 - 截至2025年5月12日，公司订单积压约为28亿美元[7] 全年指引情况 - 2025年全年，公司维持此前发布的总运营收入指引在13 - 13.6亿美元之间（不包括3500万美元的可报销收入），调整后EBITDA指引在3.2 - 3.8亿美元之间，资本支出指引在2.5 - 3亿美元之间[7] 资产负债与股东权益情况 - 2025年3月31日，公司总资产为40.63亿美元，总负债为11.55亿美元，股东权益为29.08亿美元[18][19] 合同开始情况 - West Auriga和West Polaris分别于2024年12月和2025年2月开始各自的合同[3][5] 业务运营指标情况 - 2025年第一季度平均合同钻机数量为9台，2024年第四季度为8台[27] - 2025年第一季度平均合同日费率为32.3万美元，2024年第四季度为28.9万美元[27] - 2025年第一季度经济利用率为83.9%，2024年第四季度为93.0%[27]

文章核心观点 2024年Seadrill Limited在业务和股权方面有积极进展，业务订单积压情况良好，为未来发展提供保障 [1] 公司动态 - 2024年Seadrill Limited增加10亿美元积压订单 [1] - 2024年Seadrill Limited回购价值1亿美元股票，减少300万股总量 [1] - Seadrill Limited积压订单延续至本十年末 [1]

行业专家信息 - 有一位拥有40年经验的国际石油行业资深人士Fluidsdoc，曾在六大洲超20个国家工作，是上游油区专家和能源领域专家 [2] 投资分析服务 - The Daily Drilling Report投资分析团队领导者为油气行业提供投资分析，团队特色包括涵盖上游油田活动各领域的模型投资组合并每周更新、提供美国和国际能源公司投资建议、覆盖从页岩到深水钻井公司、进行技术分析以确定催化剂等 [1]

财务数据和关键指标变化 - 2024年全年实现调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）3.78亿美元，营收14亿美元，资本支出1.18亿美元，调整卡塔尔自升式钻井平台船队处置后，调整后EBITDA在先前提供的指引范围内 [38][39] - 第四季度总运营收入2.89亿美元，总运营费用3.23亿美元，较上一季度的3.07亿美元有所增加，主要归因于与最后两艘Aquadrill钻井船交接相关的合并和整合费用增加 [40][41] - 销售、一般及行政费用（SG&A）为3100万美元，较上一季度增加400万美元，与11月裁员后的年终调整有关 [41] - 年末总债务本金6.25亿美元，持有现金5.05亿美元，包括2700万美元受限现金，净债务头寸1.2亿美元 [42] - 第四季度经营活动现金流700万美元，包括9400万美元的长期维护资本支出，投资活动现金流包括3800万美元的资本升级，12月出售West Prospero获得4500万美元现金收入 [42][43] - 第四季度继续进行股票回购计划，完成1亿美元的股票回购，自2023年9月启动该计划以来，已向股东返还总计7.92亿美元，发行股份数量减少22% [9][43][44] - 预计2025年总运营收入在13亿 - 13.6亿美元之间（不包括3500万美元的可报销收入），调整后EBITDA在3.2亿 - 3.8亿美元之间，全年资本支出在2.5亿 - 3亿美元之间 [45] 各条业务线数据和关键指标变化 - 自上次财报电话会议以来，公司获得全球已授予订单积压的较大份额，占四大上市离岸钻井公司已授予订单积压的约65%，而其运营的钻井船船队仅占该集团的18% [27] - 在美国墨西哥湾，West Vela提前完成最近的钻井工作，获得40天的增量工作，增加2000万美元的订单积压，Sevan Louisiana获得与Walter Oil and Gas的额外工作，将工作持续到6月 [28][29] - 在巴西，West Jupiter和West Telus分别获得与Petrobras从2026年开始的三年期合同，提供10亿美元的增量订单积压和超过7000万美元的动员费 [29][30] 各个市场数据和关键指标变化 - 2025年市场签约速度缓慢，与资本纪律和供应链限制有关，预计空白期将持续到2026年，全球约有30艘浮式钻井平台在2025年没有确定合同 [30][31] - 钻井船市场利用率从2023年的90%以上降至目前的80%多，预计全年将继续下降 [32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续保持灵活和敏捷，在市场波动期间迅速调整，如对West Phoenix进行冷堆，同时致力于优化成本基础，成为股东资本的谨慎管理者 [25] - 公司执行成为纯浮动式钻井公司的战略，在合适地区配备合适的钻机，通过卓越的业绩和运营创新增加净订单积压 [50] - 行业存在许多规模较小、在商业周期中缺乏韧性的钻井公司，公司支持行业整合，但2025年行业面临困难，需要市场稳定后才可能进行交易 [97][98] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2025年市场因需求延迟出现疲软，一些竞争对手提供更低的日费率，但长期来看，资源枯竭需要投资，深水项目具有优势和盈利能力，且碳排放强度低，预计未来需求将增加，但可见性不明确 [11] - 公司拥有强大的资产负债表，2025年可销售船队的75%已签约，还有30亿美元的长期合同覆盖，能够应对市场下行并抓住上行机会 [12][13] - 2025年第一季度和全年的EBITDA将因运营问题受到约5500万美元的不利影响，但这些问题已得到解决 [44] - 2026年及以后，随着延迟的需求与已通过最终投资决策（FID）的大型项目库存相交，市场将迅速改善，公司将受益于合同重新定价 [66][51] 其他重要信息 - 2024年公司向股东返还超过5亿美元资本，订单积压13亿美元，剥离非核心资产获得约4亿美元现金收入 [8] - 12月宣布在巴西获得两份2026年开始的长期合同，增加10亿美元订单积压，出售自升式钻井平台West Prospero获得4500万美元现金收入，完成从良性自升式钻井市场的退出 [10] - 巴西的West Rio和West Polaris分别于12月20日和2月18日开始与Petrobras的初始合同，West Auriga的开工日期与先前指引一致，West Polaris受升级系统调试和测试影响 [13][14] - 美国墨西哥湾的West Neptune在完成特殊定期检验（SPS）和升级后于2月16日重新开始钻井，West Vela提前完成最近的钻井工作并获得额外工作 [16][17] - 2024年公司总可记录事故频率比国际钻井承包商协会（IADC）平均水平低近20%，2025年初安全业绩呈良好趋势，West Jupiter被评为2024年公司年度最佳钻机 [19] - 1月公司收到Petrobras的通知，声称因2012年Sete Brazil项目相关合同对公司巴西子公司处以约2.13亿美元的延迟罚款，公司正在与客户讨论暂停罚款，并评估包括对Petrobras提出反诉在内的所有选项 [20][22][23] - 本月挪威法院判决公司因归还Hercules钻机向其所有者支付包括罚款和利息在内的4800万美元，公司不同意该判决并将上诉 [24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: West Telus在第一季度停工50天的原因，以及是否能采取措施减少巴西今年额外的监管非生产时间（NPT） - 停工是由于监管机构对规则的解释发生变化，公司正在与客户和监管机构合作，以理解和应对新的监管期望 [53][54][55] 问题: Petrobras对Sete钻机的2.13亿美元索赔是否是全新的索赔，有无相关历史背景 - 由于争议仍在进行中，目前无法提供更多信息，公司处于了解情况的早期阶段，将考虑所有可能的辩护措施 [56][57][58] 问题: 与某些客户就项目经济前景的对话的语气和期限如何，以及如何看待同行关于2025年年中合同签订活动加速的讨论 - 近期对话中相对更多地涉及勘探，约30%的钻机目前正在钻探勘探井，2025年的短期前景不明朗，但2026年随着延迟的需求与已通过FID的项目库存相交，市场将迅速改善，客户的FID计划显示2026年和2027年的需求正在增加，项目在当前甚至更低的油价或商品价格下仍具有经济性 [62][65][68] 问题: 能否提供2025年EBITDA在上半年和下半年的分布情况，以及对全年运营费用的预期 - 不按季度细分EBITDA，第一季度可能稍弱，第二季度船队运营更充分，年底存在不确定性，Capella和Louisiana是“观望”钻机，若获得工作可能有上行空间；每日运营费用约为15万美元/天，包括运营费用 overhead，但不包括SG&A overhead和任何综合服务成本 [71][72][75] 问题: 对于像Capella这样没有明确工作前景的钻机，公司如何在指导中管理，以及非堆叠船队中堆叠船只的季度或年度成本运行率是多少 - 若没有明确工作，将对Capella进行堆叠，堆叠成本一次性约为600 - 1000万美元，具体取决于地区，运行率约为5000美元/天；公司部分第六代钻机与最新的第七代钻机相当，具备双井架、可容纳第二个防喷器（BOP）、可采用MPD技术以及可升级动态定位系统等能力 [81][83][84] 问题: 巴西监管机构ANP似乎对钻机工作更加严格，是否有相关变化需要关注 - 这影响了整个行业，监管机构的重点可能会随时间变化，公司正在与客户合作，理解其重点领域并做出积极回应，目前尚不清楚这是暂时现象还是新的标准 [86][89][90] 问题: 在当前行业不确定性高的情况下，公司对并购或其他战略举措的看法，以及股票抛售对交易的影响，公司是否可能被收购或收购其他公司 - 公司不会对具体的并购事宜发表评论，但总体上支持行业整合，认为目前行业内有太多规模较小、缺乏韧性的钻井公司，2025年行业困难，需要市场稳定后才可能进行交易，目前公司专注于运营业务并应对不确定性 [95][97][98] 问题: 关于公司的股票回购计划，在股价下跌、2025年前景不确定以及存在诉讼的情况下，是否会加大回购力度或更加谨慎 - 市场存在不确定性，现金保护是首要考虑因素，但目前股价相对于公司内在价值具有吸引力，公司有2.08亿美元的股票回购额度，但在行动前需与董事会密切协商，公司的财务政策会根据情况不断评估和调整 [108][111][113] 问题: 石油巨头重新强调传统油气业务，这需要多长时间才能为公司带来实际业务 - 难以确定具体时间，但公司已经看到一些资本支出的转移，随着BP等公司的行动，这种转移将加剧，美国政府的变化也对近海钻井公司有利，特别是对深水业务，因为长期来看，投资更倾向于深水油藏 [115][118][119] 问题: 从客户角度看，他们是只专注于眼前事务，还是在日费率上升时可能更积极地签订更长期的合同 - 客户情况各异，一些客户专注于眼前事务，一些更灵活的客户表示若日费率上升将迅速回到市场，2026年和2027年的需求正在增加，叠加基线需求，将产生复合效应 [124][125][126] 问题: 在与客户讨论未来规划时，对于风险稍高的项目，客户是倾向于选择顶级的钻井船还是更保守一些 - 巴西ANP在新的许可证招标中强调了勘探的重要性，巴西的预盐层产量从2030年开始下降，需要进行大量勘探工作，客户的勘探部门需要时间来建立和生成勘探前景，目前公司船队中从事勘探工作的钻机比例比过去十年都高，这是市场的一个重要趋势 [127][128][131] 问题: 回顾2024年，公司执行了多项举措，展望2025年，公司内部重点关注的其他主要事项有哪些 - 公司的首要任务是提高安全绩效，尽管2024年有改善，但仍有很多工作要做；同时需要密切关注成本基础，公司正在开展一系列项目以调整和改善成本 [136][137][138] 问题: Capella和Vela今年重新签约的可能性有多大，Capella何时会决定暂时堆叠 - Capella正在追逐多个年中至下半年开始的机会，若看不到明确的签约前景，将在未来数周内决定堆叠；Vela已增加40天的工作，基于其出色的表现，公司认为可以继续在美国墨西哥湾为其寻找额外工作，目前正在积极洽谈 [144][145][147] 问题: 巴西的Carina没有获得延期，是否有特殊原因，是否与公司与Petrobras的争议有关 - 与公司和Petrobras的争议无关，Petrobras在该批次中只选择了两艘钻机，公司仍在寻找巴西的其他客户，Carina是真正的第七代钻机，具有很强的灵活性，可以在全球范围内进行市场推广 [148][149][150]

主要客户占合并营业收入比例变化 - 2024年、2023年、2022年2月23日至12月31日、2022年1月1日至2月22日，Sonadrill占公司合并营业收入的比例分别为22%、17%、21%、9%[51] - 2024年、2023年、2022年2月23日至12月31日、2022年1月1日至2月22日，Petrobras占公司合并营业收入的比例分别为18%、16%、—%、—%[51] - 2024年、2023年、2022年2月23日至12月31日、2022年1月1日至2月22日，Var Energi占公司合并营业收入的比例分别为7%、9%、14%、11%[51] - 2024年、2023年、2022年2月23日至12月31日、2022年1月1日至2月22日，Equinor占公司合并营业收入的比例分别为7%、6%、14%、10%[51] - 2024年、2023年、2022年2月23日至12月31日、2022年1月1日至2月22日，ConocoPhillips占公司合并营业收入的比例分别为7%、5%、13%、13%[51] - 2024年、2023年、2022年2月23日至12月31日、2022年1月1日至2月22日，Lundin占公司合并营业收入的比例分别为—%、—%、1%、12%[51] - 2024年、2023年、2022年2月23日至12月31日、2022年1月1日至2月22日，其他客户占公司合并营业收入的比例分别为39%、47%、37%、45%[51] 公司员工情况 - 截至2024年12月31日，公司全球约有3300名员工，包括外包员工[56] 公司安全指标情况 - 2024年公司总可记录事故率（TRIR）为0.36，低于国际钻井承包商协会（IADC）在公司运营地区的平均水平0.44[62] 公司集体谈判协议情况 - 巴西的集体谈判协议（CBA）有效期为2024年9月至2025年8月，每年进行谈判[58] 公司高管信息 - 公司高管包括54岁的总裁兼首席执行官Simon Johnson、44岁的执行副总裁兼首席财务官Grant Creed等[72] - Simon Johnson于2022年3月担任现职，有28年国际工作经验[72] - Grant Creed于2021年5月担任现职，2013年加入公司[73] - Samir Ali于2022年8月担任现职，此前在Diamond Offshore工作8年[74] - Torsten Sauer - Petersen于2022年3月担任现职，2011年2月加入公司，有超25年钻井行业经验[75] - Todd Strickler于2023年2月担任现职，有超15年近海钻井和油田服务领域经验[76] - Marcel Wieggers于2023年12月担任现职，在近海钻井行业有超25年经验，在公司有超14年工作经历[77] 公司董事会成员信息 - 公司董事会成员包括Julie J. Robertson、Jean Cahuzac等[78][81] 公司风险及债务情况 - 公司面临外汇风险和利率风险，政策是在适当范围内降低风险[358] - 公司大部分债务组合采用固定利率[361]

财务数据和关键指标变化 - 2024年全年，公司实现调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）3.78亿美元，营收14亿美元，资本支出1.18亿美元，调整后EBITDA处于此前提供的指引范围内 [38] - 第四季度，总运营收入为2.89亿美元，主要因运营天数减少；总运营费用为3.23亿美元，较上一季度的3.07亿美元有所增加，主要是由于合并和整合费用增加；销售、一般和行政费用（SG&A）为3100万美元，较上一季度增加400万美元 [39][40][41] - 截至年底，总债务为6.25亿美元，现金及现金等价物为5.05亿美元，净债务为1.2亿美元；第四季度经营活动现金流为700万美元，投资活动现金流包括3800万美元的资本升级支出，还收到出售West Prospero的4500万美元现金收益 [42][43] - 2025年，公司预计总运营收入在13 - 13.6亿美元之间，调整后EBITDA在3.2 - 3.8亿美元之间，资本支出在2.5 - 3亿美元之间 [45] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2024年，公司完成了四项钻油船重新融入船队的工作，优化了自升式钻井平台资产，包括出售卡塔尔钻井平台和West Prospero，并从奥斯陆证券交易所摘牌 [49] - 2025年第一季度，West Telus因监管问题停机50天；West Neptune因升级和供应商问题及恶劣天气，于2月16日重新开始钻探；West Vela提前完成最近的钻井工作，并获得额外工作 [15][16][17] - 2025年，公司市场船队约75%的可用钻井日已签约，正在为剩余产能签订合同 [12][33] 各个市场数据和关键指标变化 - 2025年市场疲软，一些竞争对手提供更低的日费率，钻机市场利用率从2023年的90%以上降至80%左右，预计全年将继续下降 [11][32] - 全球约有30艘浮式钻井平台在2025年没有确定合同，但许多钻机将找到后续机会 [31] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是成为专注于浮式钻井平台的公司，在合适的地区拥有合适的钻机，通过提供卓越的性能和运营创新增加净积压订单 [50] - 公司将继续灵活应对市场波动，保持对股东资本的严格管理，优化成本基础 [25] - 行业存在整合需求，公司认为目前需要市场稳定才能进行交易，当前行业内各公司都在努力应对不确定性 [97][98][99] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2025年市场疲软，但公司认为需求延迟是暂时的，预计2026年市场将迅速改善，因为延迟的需求将与大量已通过最终投资决策（FID）的项目相交 [66] - 公司对未来市场持乐观态度，认为深海项目具有优势和盈利能力，且碳排放强度低，未来需求将增加 [11] - 公司拥有强大的资产负债表和大量的合同积压，能够应对市场波动 [12] 其他重要信息 - 公司收到巴西国家石油公司（Petrobras）的通知，要求支付约2.13亿美元的延迟罚款，公司正在与客户协商暂停罚款，并评估所有选项，包括对Petrobras的反诉 [22][23] - 挪威法院判决公司支付4800万美元的罚款和利息，公司不同意该判决，将提出上诉 [24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: West Telus在第一季度停机50天的原因，以及如何减少巴西监管导致的非生产时间 - 停机是由于监管机构对规则的解释发生变化，公司正在与客户和监管机构合作，以理解和应对新的监管要求 [53][54][55] 问题2: 与客户就项目经济前景的讨论情况，以及行业内关于加速签约活动的讨论 - 近期更多的钻机在进行勘探工作，2025年市场前景不明朗，但2026年市场将迅速改善，因为延迟的需求将与大量已通过FID的项目相交 [65][66] 问题3: 2025年EBITDA的时间分布，以及对全年运营费用的预期 - 第一季度EBITDA可能较弱，第二季度船队运营更充分，年底存在不确定性；每艘钻油船的每日运营费用约为15万美元，不包括SG&A和综合服务成本 [72][75] 问题4: 如何管理没有明确工作的钻机，以及闲置钻机的成本 - 对于没有明确工作的钻机，公司将采取严格措施，可能会将其闲置；闲置成本一次性约为600 - 1000万美元，每日运营成本约为5000美元 [83] 问题5: 巴西监管机构的变化是否会影响公司业务，以及对运营成本的影响 - 监管机构的变化影响整个行业，公司正在与客户合作应对；目前尚不清楚这是暂时的还是新的标准，需要等待关键职位的确认 [101][103][104] 问题6: 公司对并购和战略举措的看法 - 公司支持行业整合，但目前市场不稳定，需要一段时间的稳定才能进行交易；公司目前专注于运营业务，应对不确定性 [97][98][99] 问题7: 公司是否会增加股票回购，以及如何考虑市场不确定性 - 公司有2.08亿美元的股票回购额度，但需要与董事会密切协商后再行动，目前现金保护是首要考虑因素 [111] 问题8: 石油巨头重新强调传统油气业务对公司业务的影响 - 这对公司业务有利，但具体影响时间难以确定，公司认为深海项目的投资趋势将持续 [116][117][119] 问题9: 客户在面对日费率上涨时的反应，以及对未来合同期限的看法 - 不同客户反应不同，一些客户专注于当前业务，一些灵活的客户会在日费率上涨时迅速回到市场；2026 - 2027年需求将增加 [125][126] 问题10: 客户在选择钻油船时，是否更倾向于高端设备 - 一些客户在勘探项目中更倾向于高端钻油船，但也有客户会根据项目风险和成本进行选择 [127] 问题11: 公司在2025年的内部重点工作 - 公司的首要任务是提高安全绩效，同时保持对成本基础的关注，通过一系列项目优化成本 [137][138][140] 问题12: Capella和Vela在今年重新签约的可能性，以及Capella何时会被闲置 - Capella正在寻求多个机会，如果没有明确的签约前景，公司将在未来几周内决定是否闲置该钻机；Vela已增加40天的工作时间，公司认为可以继续在墨西哥湾市场推广该钻机 [145][146][147] 问题13: Carina在巴西未获得延期的原因 - 与Petrobras的纠纷无关，Petrobras在该批次中只选择了两艘钻机；公司正在考虑其他客户和市场机会，Carina是第七代钻机，具有全球市场竞争力 [149][150]