Key Takeaways SDRL won new Gulf of America contracts for West Vela and Sevan Louisiana drillships.West Vela to drill two wells for Talos Energy starting in November 2025.Sevan Louisiana, on a three-well project for Murphy Oil from August to November 2025.Seadrill Limited (SDRL) , an offshore drilling contractor, has secured new drilling contracts for two of its drillships, namely West Vela and Sevan Louisiana, in the Gulf of America. The offshore driller secured a two-well contract with Talos Energy (TALO) ...

财务数据关键指标变化（收入和利润） - 2025年第二季度营业收入3.77亿美元，同比仅增长1%，但净利润亏损4200万美元，较2024年同期的2.53亿美元盈利大幅恶化[92] - 2025年上半年净亏损5600万美元，对比2024年同期净利润3.13亿美元，主要因运营成本上升和税收费用增加[128] 财务数据关键指标变化（成本和费用） - 2025年第二季度运营费用3.71亿美元，同比增长28%，主要受船舶和平台运营费用增加影响[92][109] - 船舶和钻井平台运营费用增加1500万美元，同比增长9%，主要由于West Auriga和West Polaris在巴西开始运营导致[110][112] - 折旧和摊销费用增加1300万美元，同比增长30%，主要归因于West Auriga和West Polaris为巴西合同准备的资本项目[110][113] - 管理合同费用激增5200万美元，同比增长127%，主要由于Sonadrill合资企业相关诉讼的预估赔偿[110][114] - 总运营费用增长8100万美元，同比增长28%，反映多项成本上升的综合影响[110] - 2025年上半年总运营费用为6.88亿美元，同比增长16%，主要由于船舶和钻井平台运营费用增加1400万美元（4%）以及管理合同费用增加5900万美元（75%）[142][147] - 船舶和钻井平台运营费用增加7100万美元，主要由于West Auriga和West Polaris在巴西开始运营，部分被West Phoenix和West Capella闲置减少3600万美元所抵消[143] - 折旧和摊销费用增加3000万美元（37%），主要由于West Auriga和West Polaris的资本项目以及不利合同在2024年完全摊销[144][145][146] - 管理合同费用增加5900万美元（75%），主要由于与Sonadrill合资企业相关的不利法院判决导致的估计损害赔偿[147] 业务线表现（钻井平台运营） - 截至2025年6月30日，公司拥有15座钻井平台，其中9座在运营，1座进行特殊定期检查，1座维修维护，4座闲置[79] - 2025年第二季度平均合同日费率33.1万美元，较2024年同期的28.9万美元增长14.5%[100] - 2025年上半年合同收入下降4500万美元，因West Phoenix和West Capella停运导致合同天数减少[129][130][131] - 平均合同日费率从2024年上半年的29.5万美元增至32.7万美元，推动收入增加5400万美元[129][133] - 经济利用率从95%降至89%，导致收入减少2500万美元，主要因West Tellus等平台的非计划停机[129][135] - 递延动员收入摊销增加1700万美元，与West Capella等平台近期开始运营相关[129][136] 业务线表现（租赁业务） - 2025年第二季度租赁收入800万美元，较2024年同期的2600万美元大幅下降69%[94][108] - 租赁收入减少2100万美元，主要因2024年6月处置Gulfdrill钻井平台[129][141] 市场环境与利用率 - 2025年第二季度平均布伦特油价为70美元/桶，较2024年同期的80美元/桶下降12.5%[85][87] - 2025年上半年全球良性环境浮式平台市场利用率为84%，较2024年的87%下降3个百分点[89] - 2025年第二季度经济利用率为93%，较2024年同期的94%略有下降[103] 合同积压与流动性 - 2025年6月30日合同积压总额为26.05亿美元，较2024年12月31日的31.8亿美元下降18%[82] - 2025年上半年可用流动性为6.18亿美元，包括3.93亿美元无限制现金和2.25亿美元未使用的循环信贷额度[166][168] 现金流 - 2025年上半年运营活动净现金流出1600万美元，同比下降1.24亿美元（115%），主要由于运营结果下降和供应商付款增加[168][170] - 2025年上半年投资活动净现金流出7200万美元，而2024年同期为净流入2.72亿美元，主要由于资本支出增加[168][171][172] 债务与融资 - 截至2025年6月30日，公司总债务为6.25亿美元，其中5.75亿美元为有担保债券，5000万美元为无担保高级可转换债券[174] - 有担保债券的账面价值为5.62亿美元，发行溢价为100万美元，发行成本为1400万美元[174] - 无担保高级可转换债券的账面价值为5000万美元，无发行溢价和发行成本[174] - 公司于2023年7月签订了2.25亿美元的5年期高级有担保循环信贷协议，利率为Term SOFR或Daily Simple SOFR加0.10%，适用初始保证金为2.75%[175] - 循环信贷协议的承诺费率为0.5%（至2026年7月27日），0.75%（2026年7月28日至2027年7月27日），1.00%（此后）[175] - 5.75亿美元票据于2023年7月发行，2030年8月1日到期，由公司及相同子公司担保[176] - 截至2025年6月30日，公司遵守了信贷协议中的所有财务契约[178] 其他财务数据 - 2025年上半年其他运营项目为零，而2024年同期为2.19亿美元，主要由于2024年处置West Castor等资产获得2.03亿美元收益[148][149][150] - 2025年上半年利息支出为3000万美元，同比下降3%，其中5.75亿美元担保债券利息支出减少100万美元（4%）[151][152] - 公司董事会授权5亿美元股票回购计划，截至2025年6月30日仍有2.08亿美元可用额度[160][161] - 公司面临外汇风险和利率风险，但未报告市场风险的重大变化[181] 管理层讨论和指引 - 公司预计2025年市场疲软将持续，但有望在2026年底出现复苏迹象[88]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后EBITDA为1.06亿美元，环比增加3300万美元，调整后EBITDA利润率(不包括可报销项目)为29% [6][29] - 第二季度总营业收入为3.77亿美元，环比增加4200万美元，主要受合同钻井收入增加推动 [27] - 经济利用率从第一季度的84%提升至93% [28] - 第二季度运营费用为3.71亿美元，环比增加5400万美元，主要由于与Sonadrill合资企业相关的5100万美元不利法律判决应计项目 [29] - 公司维持全年调整后EBITDA指引3.2-3.8亿美元，营业收入指引13.2-13.8亿美元(不包括5000万美元可报销收入) [31] 各条业务线数据和关键指标变化 - West Vallor获得TELUS Energy为期90天的两口井合同，预计11月中旬开始 [7] - Savan Louisiana获得Murphy Oil的油井干预合同，8月初开始工作至11月 [7] - Westfella获得Talos Energy额外90天工作合同，11月开始 [18] - West Gemini在安哥拉运营15年，主要为Total Energies服务，过去十年实现97%正常运行时间和0.13的TRIR [8] - 8艘钻井船配备MPD技术，已完成100多口MPD井作业 [11][93] 各个市场数据和关键指标变化 - 巴西市场活跃，BP在Santos盆地发现25年来最大碳氢化合物 [12] - 美国墨西哥湾预计勘探活动增加，海洋能源管理局计划今年晚些时候举行262号租约销售 [13] - 安哥拉市场存在政治不稳定因素，但公司对重新签订三艘钻井船合同持乐观态度 [38] - 挪威市场预计在2026年中之前不会有明显活动改善 [83] - 亚洲市场West Capella参与竞争性投标，跟踪至少13个活跃项目 [26] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 建立West Minerva实时运营中心，利用先进分析和实时数据集成提升运营效率 [9] - Seadrill学院提供世界级培训，包括MPD专业课程 [10][11] - 采取不长期低价签约策略，专注于填补2025年剩余时间的订单簿 [20][57] - 行业预计2026年海上资本支出将首次超过陆上资本支出 [21] - 深水钻井船供应目前为77艘，仅需签约6艘即可达到95%利用率 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计2026年底市场将复苏，基于五个关键主题：勘探增加、FID增长、招标活动、长期深水合同和供应收紧 [11][15] - Wood Mackenzie预测FID将从2025年的910亿美元增至2026年的1640亿美元和2027年的1330亿美元 [14] - Rystad预测2026年深水支出将比2025年增长80%以上，2027年增长130%以上 [21] - 当前市场环境"客观上更好但主观上更差"，存在供应收紧与需求增长之间的矛盾 [21] - 预计2025年是低谷，2026-2027年需求将改善，闲置钻井船将被重新吸收 [25] 其他重要信息 - 公司保持强劲资产负债表，第二季度末现金4.19亿美元(包括2600万美元限制性现金)，总债务6.25亿美元 [30] - 第二季度运营现金流为1100万美元，资本支出2300万美元 [30] - 维持全年资本支出指引2.5-3亿美元 [31] - 与Petrobras的长期法律纠纷仍在调解中，不影响日常运营或未来签约机会 [66][67] - 考虑对West Eclipse、Aquarius和Phoenix等长期闲置资产进行处置或再利用 [82][83] 问答环节所有的提问和回答 关于安哥拉和巴西合同机会 - 安哥拉政治不稳定导致行政流程延迟，但对三艘钻井船重新签约持乐观态度 [38] - 巴西市场West Carina是唯一近期可用的钻井船，正积极在巴西内外寻找机会 [40] - 对所有非闲置钻井船都有积极的合同讨论 [41] 关于市场周期和签约策略 - 当前市场低谷预计持续至2025年底/2026年初，2026-2027年将复苏 [41] - 公司专注于填补2025年空白期，避免接受长期低价合同 [57][58] - 近期多份多年合同显示客户对深水的长期承诺，即使宏观环境不确定 [15] 关于闲置资产和资本配置 - 不会在没有明确合同前景的情况下对闲置资产(如West Gemini)进行重大投资 [50] - West Eclipse可能被重新用于非油田应用 [82] - Aquarius和Phoenix仍有挪威市场潜力，但需要重大资本支出才能重新投入运营 [83] 关于技术优势 - MPD技术正从"锦上添花"变为"必备条件"，特别是在美国墨西哥湾 [96] - 预计未来五年MPD可能成为全球普遍要求 [97] - 公司是MPD技术领导者，已钻探100多口MPD井 [93][94] 关于资本回报 - 关注宏观环境稳定性和巴西合同重新定价带来的现金流改善，再考虑恢复股票回购 [102][103] - 巴西三艘钻井船中两艘已以更高日费率重新签约，第三艘(West Carina)正在洽谈中 [104] 关于行业前景 - 客户普遍承认当前需求延迟不可持续，预计2026-2027年需要增加钻井活动 [109] - BP在巴西的重大发现可能刺激短期评估活动，但全球勘探仍需更多成功 [113][114] - 2025年可能是FID和勘探活动的低谷年，预计2026年将显著改善 [111]

合同覆盖情况 - Seadrill的合同覆盖情况显示，多个钻井平台的日费率未披露，部分合同的总价值为577百万美元，包括动员和附加服务[9] - West Carina的合同日费率为262,000美元，合同期限至2026年1月[9] - West Jupiter的合同日费率为261,600美元，合同总价值为525百万美元，合同期限至2025年11月[9] - West Neptune的合同总价值约为86百万美元，合同期限为180天，预计于2025年11月结束[9] - West Polaris的合同总价值为518百万美元，合同期限至2028年2月[9] - West Tellus的合同日费率为246,100美元，合同总价值为539百万美元，合同期限至2026年2月[9] - West Gemini的日费率为404,800美元，合同期限至2025年6月[10] - Seadrill通过Sonadrill合资企业管理West Gemini，获得每日管理费而非日费率[10] 未来展望 - 预计2025年将有多个钻井平台处于停工状态，停工时间约为60天[10] - Seadrill的钻井平台分布在多个地区，包括美国墨 Gulf、巴西和安哥拉等地[9]

收入和利润（同比环比） - 第二季度总营业收入为3.77亿美元，环比增长12.5%（上季度为3.35亿美元）[2][3] - 合同收入增长至2.88亿美元，环比增长16.1%（上季度为2.48亿美元），主要归因于West Polaris和West Neptune运营天数增加[3] - 净亏损4200万美元，环比扩大200%（上季度净亏损1400万美元）[2][4] - 2025年上半年净亏损5600万美元，而2024年同期净利润为3.13亿美元[20] - 2025年第二季度总营业收入为3.77亿美元[25] 成本和费用（同比环比） - 总运营费用激增至3.71亿美元（上季度3.17亿美元），主因5100万美元管理合同费用被不利法律判决确认[4] - 2025年第二季度折旧和摊销费用为5600万美元[25] 调整后EBITDA - 调整后EBITDA为1.06亿美元，环比增长45.2%（上季度为7300万美元），EBITDA利润率（不含可报销项目）提升至29.4%（上季度22.8%）[2][4] - 2025年第二季度调整后EBITDA为1.06亿美元，EBITDA利润率为28.1%[25] 现金流 - 运营现金流净流入1100万美元，但自由现金流为负1200万美元，受4400万美元长期维护资本化支出拖累[6] - 2025年上半年运营现金流为负1600万美元，2024年同期为正1.08亿美元[20] - 2025年第二季度自由现金流为负1200万美元[28] 现金及债务 - 季度末现金及等价物为4.19亿美元（含2600万美元受限现金），净债务2.06亿美元，净杠杆率0.77倍[5][6][8] - 2025年6月现金及现金等价物（含受限现金）为4.19亿美元，较期初减少8600万美元[20] 业务表现 - 船队经济利用率提升推动合同收入增长，但West Capella运营天数减少部分抵消了收益[3] - 2025年第二季度平均合同日租金为33.1万美元，经济利用率为93.4%[26] 订单储备与投资 - 订单储备达25亿美元，新增West Vela（90天合同）和Sevan Louisiana（3口井合同）项目[7][10] - 2025年第二季度新增钻井设备和单位投资6800万美元[20] 股东权益 - 公司股东权益总额从2024年12月的29.18亿美元下降至2025年6月的28.71亿美元[18] 每股收益 - 每股稀释亏损0.68美元，较上季度0.23美元恶化[2]

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]