财务数据和关键指标变化 - 第二季度净总产量为137,000桶油当量/天，实现价格为布伦特原油价格的97%（对冲前）和100%（对冲后）[9] - 调整后EBITDAX为3.24亿美元，超出市场预期，主要得益于强劲的商品价格实现、高于预期的产量和较低的运营成本[11] - 第二季度产生自由现金流1.09亿美元（营运资本变动前为1.65亿美元）[11] - 上半年成本较2024年下降约11%，反映G&A费用、非能源运营成本和所得税外其他税收的降低[10] - 2025年运营费用项目较最初预期降低约7%，尽管预计下半年能源成本上升和活动水平增加[10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 资本支出为5600万美元，其中60%分配给高回报的修井和侧钻项目[10] - 碳管理业务受益于法案中的研发费用化、额外利息扣除和奖金折旧等条款，增强了项目经济性[29] - 电力业务方面，Elk Hills电厂与潜在客户的讨论取得进展，重点关注长期合同价值[53][56] 各个市场数据和关键指标变化 - 加州能源委员会对州长确保能源转型期间燃料可靠性的指令作出积极回应，公司期待与州政府和行业加强合作[7] - 加州正在积极改善油气许可流程，预计立法机构8月中旬复会后将公布更多细节[8] - 加州公共事业委员会提出的可靠清洁电力采购计划可能为公司碳管理平台开辟新市场[16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司已完成ERA合并协同效应的实施，比计划提前三个月实现2.35亿美元目标，未来十年净现值估计约为14亿美元[6] - 专注于将加州首个CCS项目投入运营，CTV合资公司已获得EPA建设授权，预计2025年底完成建设[15] - 公司拥有差异化商业模式，整合战略使其在支持加州能源转型方面具有独特优势[17] - 常规资产特性使公司拥有数十年高质量库存，不同于需要高资本密集度的致密页岩[36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对加州监管环境变化持乐观态度，预计立法机构将解决许可问题以稳定本地生产[21] - 预计现金税占EBITDAX比例将从低两位数降至高个位数，五年内累计税收节省可能在8000万至1.5亿美元之间[30] - 公司杠杆率保持在0.7倍的低水平，未动用循环信贷额度，总流动性超过10亿美元[13] - 2025年自由现金流展望（营运资本变动前）较最初假设提高9%，即使考虑了较低的油价[13] 其他重要信息 - 第二季度向股东返还创纪录的2.87亿美元，其中2.28亿美元为以每股46美元从iCAF进行的战略性大宗回购[12] - 自与ERA合并以来，公司已以平均较合并收盘价13%的折扣回购了约45%的发行股票[12] - 自股票回购计划启动以来，公司已通过股息和股票回购向股东返还近15亿美元，约占过去四年累计自由现金流的86%[12] - 当前股票回购授权剩余略超2亿美元，有效期延长至2026年6月[13] 问答环节所有的提问和回答 关于加州监管环境和许可时间表 - 公司对加州监管变化持乐观态度，预计立法机构8月中旬复会后将提供许可问题的解决方案，具体结果可能在9月或10月初公布[21][23] - 公司已建立积极的P&A计划，平均每年约1500口井，不认为P&A要求会成为障碍[49][51] 关于资本效率和维护资本展望 - 资产表现超出预期，公司预计将处于5-6亿美元维护资本区间的低端[28] - 在无约束许可环境下，公司将根据现金流每股增长目标灵活调整投资，而非单纯追求产量增长[64][66] 关于CTV CCS项目进展 - CTV 26R项目按计划将于2025年底完成建设，预计2026年初开始注入，具体时间取决于EPA最终批准[44][46] - A1A2项目预计今年获得草案许可，EPA承诺加快审批流程[74][76] 关于Elk Hills电厂潜在PPA - 公司计划在年底前提供更新，目前与多个潜在客户的讨论进展顺利[56] - 2025年资源充足性价格创历史新高，但公司更关注能体现电厂长期价值的合同[53] 关于资本回报和股息政策 - 公司计划保持股票回购的机会主义做法，同时每年评估固定股息增长的可能性[40][60] - 自计划启动以来已返还约30%市值，强调平衡战略优先事项与股东回报[41][42] 关于CO2管道立法进展 - 加州议会第881号法案有望解除州际CO2管道禁令，目前正在参议院审议，若通过将于2026年1月1日生效[77][78] 关于库存和回收因素 - 公司拥有世界级储层，回收率提升空间大，每增加1%回收率可增加数百万桶储量[91][92] - 常规资产特性使公司拥有数十年高质量库存，不同于需要高资本密集度的致密页岩[36]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度每股收益（扣除费用和信贷）为0.74美元，较上一季度增加0.02美元，与去年第二季度相比减少0.11美元 [22] - 第二季度收入为85亿美元，环比增长1%，受国际市场2%的增长推动 [22] - 税前部门运营利润率环比增加20个基点至18.5%，公司第二季度调整后EBITDA利润率为24%，环比增加21个基点 [23] - 本季度运营现金流为11亿美元，自由现金流为6.22亿美元，较上一季度增加5.19亿美元 [26] - 第二季度资本投资（包括资本支出、APS项目投资和勘探数据投资）为5.2亿美元，全年预计约为24亿美元 [26][27] - 预计下半年收入在182 - 188亿瑞士法郎之间，EBITDA利润率与第二季度持平，包含ChampagneX贡献及20 - 40个基点的关税影响 [20][21] 各条业务线数据和关键指标变化 数字与集成 - 第二季度收入为10亿美元，环比下降1%，数字收入持平，平台、应用和数字运营带来两位数增长，但勘探数据销售减少 [23] - 利润率扩大40个基点至32.8%，预计下半年数字收入增长和利润率扩张将持续，第四季度会显著提升 [24] 油藏性能 - 收入为17亿美元，环比下降1%，因国际市场评估和增产活动放缓，部分被强劲的干预活动抵消 [25] - 利润率提高3个基点至18.6% [25] 钻井工程 - 收入为30亿美元，环比基本持平，利润率为18.6%，下降119个基点，主要因国际技术和地理组合不利 [25] 生产系统 - 收入为30亿美元，环比增长3%，受人工举升、中游生产系统和阀门销售以及数据中心基础设施解决方案收入增加推动 [25] - 利润率增加28个基点至16.4%，主要因持续增长和有利的活动组合 [25] 各个市场数据和关键指标变化 国际市场 - 收入增长2%，中东、亚洲和北非地区有增长，抵消了沙特阿拉伯和某些海上市场的逆风 [7] - 中东和亚洲地区石油长期基本面强劲，常规和非商业天然气为该地区活动提供额外动力，伊拉克、阿联酋、科威特、东亚、中国和澳大利亚增长强劲 [7][8] 北美市场 - 收入环比下降，主要因加拿大季节性春季解冻和美国海上勘探数据销售未重复，但生产系统多数业务线销售增加和美国陆地数字销售增长使其表现仍优于市场 [8][9] 海上市场 - 部分项目推迟，特别是撒哈拉以南非洲，但OneSubsea积压订单稳定，有大量海上项目准备进行最终投资决策 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 完成ChampagneX交易，增强公司在生产化学品和自然资源领域的能力，扩大全球业务范围，实现从油藏到地面设施的全生命周期服务集成 [15][16][18] - 预计通过ChampagneX与现有业务结合，在下半年实现增长，抵消部分市场逆风，同时注重数字化和AI应用，提高效率和客户价值 [20][15] - 行业上半年展现出优势和韧性，下半年宏观环境仍不确定，OPEC+供应释放可能短期影响商品价格，但长期有助于市场稳定 [13][14] - 中东和亚洲短期内最具韧性，欧洲、非洲和美洲海上项目支撑市场稳定，北美和拉丁美洲陆地活动下行风险最大 [14][15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管宏观环境和市场波动带来挑战，但公司凭借广泛业务布局、技术优势和强大执行力取得稳定业绩 [6][7] - 客户注重通过数字化提升资产性能和效率，公司在CCS领域成功执行多个项目，参与碳市场全价值链 [11][12] - 预计市场将保持韧性，运营商将专注于关键开发项目、提高效率、加强污染回收以及增加对数字和AI的投资 [14][15] - 公司下半年有望实现增长，得益于ChampagneX贡献和数字业务年末销售，同时利润率将保持稳定，收购协同效应将逐步显现 [20][31][32] 其他重要信息 - 第三季度开始将数字业务作为单独板块报告，提供更详细信息 [24] - 完成加拿大Palliser APS项目权益出售，第二季度获得3.16亿美元净现金收益，第三季度获得2200万美元 [27] - 预计ChampagneX收购在未来三年内产生4亿美元的年度税前协同效应，其中约75%为成本协同，约一半来自供应链节省 [29] 问答环节所有提问和回答 问题1: 下半年收入与上半年持平的原因及客户行为变化 - 下半年预计有增长，受生产系统与ChampagneX结合以及数字业务年末销售推动，抵消部分市场逆风 [39][40] - 国际市场主要调整已完成，短周期市场对商品价格更敏感，但市场整体仍具韧性，假设价格维持在60 - 65美元或60 - 60多美元区间 [40][41] 问题2: 深水市场近期活动是否放缓 - 过去12 - 18个月部分非关键项目推迟，但国际运营商仍有丰富的优势项目管道，预计2026年市场反弹，美洲和东半球市场有积极趋势 [45][46] 问题3: 生产业务中期增长前景 - 客户关注从资产生产回收阶段获取更多价值，公司凭借ChampagneX组合提供集成解决方案，该市场将更具韧性、周期性更低，长期增长将超过全球资本支出市场 [49][50][51] 问题4: 资本支出与销售、自由现金流转换指标展望 - 2025年资本投资降至维护水平，处于收入的5% - 7%区间低端，ChampagneX将进一步降低该比例 [53] - 公司关注自由现金流利润率，全周期目标是超过收入的10%，目前已达标并将在未来保持，部分得益于ChampagneX贡献 [54] 问题5: 全球上游支出下降对公司不同地区业务的影响及拐点时间 - 2025年市场整体略有下降，北美降幅大于国际市场，中东和亚洲市场因石油产能扩张、非常规和商业天然气开发以及能源安全关注而更具韧性 [58][59] - 展望2025年后，市场有望反弹，受能源市场基本面、中东石油产能扩张、全球天然气供应增加、海上深水项目和生产回收关注等因素推动，但无法确定具体时间 [62] 问题6: 第三季度和第四季度业绩预期差异 - 第三季度受ChampagneX两个月贡献、Palliser资产剥离、美国和部分海上市场活动下降以及厄瓜多尔管道中断影响，收入较第二季度略有增长 [64] - 第四季度收入将比第三季度高个位数，得益于ChampagneX完整季度贡献和年末数字及产品销售季节性增长 [65] 问题7: 如何利用ChampagneX资产拓展国际业务及各业务板块利润率趋势 - 利用ChampagneX在美国的创新能力和产品优势，结合公司国际市场渠道和客户关系，通过集成、数字化和油藏领域能力实现协同效应 [71][72][73] - 下半年数字与集成业务利润率将继续增长，生产系统利润率至少维持现有水平，ChampagneX将提升其EBITDA利润率，油藏性能和钻井工程业务利润率与第二季度基本持平 [75][76] 问题8: ChampagnX协同效应实现速度和整合过程以及墨西哥市场情况 - 供应链协同效应执行速度可能加快，预计2026年实现约一半的4亿美元协同效应，交易将在该年实现盈利增长 [82][83] - 公司整合计划准备充分，已启动与ChampagneX员工的整合工作，有望很快实现收入协同效应 [84][85] - 墨西哥市场需等待政府和Pemex完成重组、解决关键问题后反弹，公司与当地独立企业有合作项目，对墨西哥市场复苏持积极态度 [88][89] 问题9: 数字业务增长目标及AI和SaaS产品披露情况 - 公司致力于数字业务实现两位数增长，超过市场平均水平，预计下半年增长显著，利润率将进一步提高 [95][96][97] - 公司推出Lumi平台促进数据和AI应用，已获得客户早期测试和采用，未来将提供更多详细信息 [100]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度每股收益（扣除费用和信贷后）为0.74美元，较上一季度增加0.02美元，较去年第二季度减少0.11美元 [21] - 第二季度营收85亿美元，环比增长1%，受国际市场2%的增长推动 [21] - 税前部门运营利润率环比增加20个基点至18.5%，公司第二季度调整后EBITDA利润率为24%，环比增加21个基点 [22] - 第二季度数字与集成部门营收10亿美元，环比下降1%，利润率扩大至32.8% [22] - 油藏性能部门营收17亿美元，环比下降1%，利润率提高至18.6% [24] - 钻井与井建部门营收30亿美元，基本持平，利润率降至18.6% [24] - 生产系统部门营收30亿美元，环比增长3%，利润率增至16.4% [24] - 第二季度运营现金流为11亿美元，自由现金流为6.22亿美元，较上一季度增加5.19亿美元 [25] - 第二季度资本投资为5.2亿美元，全年预计约24亿美元 [25][26] - 预计下半年营收在182 - 188亿美元之间，EBITDA利润率与第二季度持平 [19][20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 生产系统业务本季度领先，得益于人工举升和中游生产系统销售增加，获多个新项目 [9] - 钻井与井建业务营收基本持平，伊拉克、阿联酋、北非和尼日利亚的增长抵消了纳米比亚和北美的业务下滑 [10] - 油藏性能业务营收略有下降，因评估和增产活动减少，部分被国际业务抵消 [10] - 数字与集成业务数字营收保持稳定，平台、应用和数字运营实现两位数增长，抵消了勘探数据的下降，Delphi平台用户超7800人，同比两位数增长 [10] - 碳捕集与封存（CCS）业务持续增长，本季度成功执行多个大型项目，参与从捕获到永久储存的全价值链 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 国际市场营收增长2%，中东、亚洲和北非的增长抵消了沙特阿拉伯和某些海上市场的逆风 [7] - 北美市场营收环比下降，主要因加拿大季节性春季停工和美国海上勘探数据销售未重复，但多数业务线销售和美国陆上数字销售增加 [7][8] - 海上市场部分项目推迟，OneSubsea积压订单稳定，有大量项目准备最终投资决策（FID） [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 完成对Champagne X的收购，增强公司在生产化学品和数字化等领域的能力，实现更大创新和客户价值创造 [5][15] - 公司致力于提供从油藏到地面设施、从完井到退役的全集成服务 [16] - 行业客户注重通过数字化提高资产性能和效率，公司将继续在数字和AI领域投资 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 上半年油气行业展现出优势和韧性，下半年宏观环境仍不确定，OPEC+增产短期或对商品价格施压，但长期有助于市场稳定 [12][13] - 中东和亚洲短期内最具韧性，欧洲、非洲和美洲的海上项目将支撑市场稳定，北美和拉丁美洲的陆上活动下行风险最大 [13][14] - 预计运营商将专注于关键开发项目，加速提高效率，增加对提高采收率和数字、AI的投资 [14] 其他重要信息 - 公司将从2025年8月开始合并Champagne X的业绩，预计在交易完成后的前三年实现4亿美元的年度税前协同效应，其中约75%为成本协同效应 [27][28] - 公司将从第三季度开始单独报告数字业务的业绩 [23] 问答环节所有提问和回答 问题1: 公司下半年营收与上半年持平的原因及客户行为变化 - 下半年营收预计增长，得益于生产系统与Champagne X的结合以及数字业务年末销售，抵消了部分市场的逆风 [38][39] - 国际市场的重大调整基本完成，短期市场对商品价格更敏感，但市场仍具韧性 [39] 问题2: 深水市场近期活动是否放缓 - 过去12 - 18个月部分非关键项目推迟，但仍有丰富的优势项目管道，预计2026年市场将反弹 [43][44] 问题3: 生产业务的增长前景 - 客户注重提高现有资产的采收率和性能，公司与Champagne X的结合提供了独特的产品组合，该市场将更具韧性和长期增长潜力 [48][49] 问题4: 全球上游支出下降对公司在不同地区的影响及支出趋势的拐点 - 2025年市场整体略有下降，北美市场下降更明显，中东和亚洲市场更具韧性 [57][58] - 预计2025年后市场将反弹，受能源市场基本面、中东石油产能扩张、全球天然气供应增加和深水项目推动 [60] 问题5: 公司第三季度和第四季度的业绩预期 - 第三季度营收略有增长，受Champagne X两个月业绩的积极影响、Palisur剥离的负面影响、美国和某些海上市场活动下降以及厄瓜多尔管道中断事件的影响 [62] - 第四季度营收将比第三季度高个位数，得益于Champagne X的完整季度业绩和年末数字及产品销售的季节性增长 [63] 问题6: 如何利用Champagne X的资产和产品拓展国际市场及各业务部门的利润率趋势 - 公司将利用Champagne X在美国的创新能力和产品组合，结合自身在国际市场的渠道和客户关系，通过整合、数字化和油藏专业知识实现协同效应 [69][70][71] - 下半年数字与集成业务利润率将继续提高，生产系统业务利润率至少维持现有水平，油藏性能和钻井与井建部门利润率与第二季度基本持平 [73][74] 问题7: Champagne X协同效应的实现速度和整合过程以及墨西哥市场的情况 - 供应链协同效应的执行速度可能加快，预计在2026年实现约一半的协同效应 [79][80] - 公司对Champagne X的整合工作进展顺利，已准备好开始获取营收协同效应 [81][82] - 墨西哥市场需要进行重组和解决关键问题，公司将等待市场反弹，并参与了一些令人兴奋的项目 [86][87] 问题8: 数字业务是否仍有望实现中高两位数增长以及Delphi云和AI平台的增长贡献 - 公司仍致力于实现数字业务的中高两位数增长，预计下半年尤其是第四季度将显著增长，利润率也将提高 [92][93][95] - 公司在数字业务方面取得了一些进展，如CPU小时消耗增加、使用钻井计划应用的井数增加等 [95][96] 问题9: 是否能提供更多关于AI和SaaS驱动产品的披露 - 公司推出了新的Lumi平台用于数据和AI应用，受到客户的广泛关注和早期采用 [98]

美国能源部终止清洁能源拨款 - 美国能源部终止24项清洁能源示范办公室（OCED）拨款 总额超过37亿美元 [1] - 近70%被取消拨款（16项）在2024年美国总统选举日至2025年1月20日期间签署 [1] - 受影响项目主要为碳捕获与封存（CCS）和脱碳计划 [1] - 终止拨款预计为美国人民节省36亿美元 [1]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第四季度销售9510万加仑，高于2023年第四季度的9250万加仑，但每加仑平均销售价格从2023年第四季度的2.24美元降至2024年第四季度的1.88美元，净销售额同比减少3800万美元 [34] - 市场压榨利润率下降近0.18美元，对毛利润产生870万美元的净不利影响 [35] - 2024年第四季度已实现的衍生品损失为350万美元，比2023年同期多120万美元；未实现的衍生品收益为550万美元，而2023年同期为损失820万美元，同比正向变动1370万美元 [36] - 2024年第四季度实物库存的非现金低成本市场调整和玉米承诺的按市值计价导致350万美元的准备金，比一年前多130万美元 [37] - 2024年第四季度总毛亏损为140万美元，较2023年第四季度的250万美元有所改善 [37] - 2024年第四季度确认最终鹰牌酒精收购相关费用570万美元，其中500万美元为非现金费用，而2023年第四季度为70万美元 [37] - 2024年第四季度资产减值为2480万美元，包括Magic Valley工厂冷闲置的2140万美元和与某些鹰牌酒精活动整合相关的无形资产340万美元，而2023年第四季度与鹰牌酒精相关的商誉减值为600万美元 [38] - 2024年第四季度合并净亏损为4170万美元，包括3050万美元的资产减值和收购相关费用，而2023年第四季度净亏损为1890万美元，包括670万美元的资产减值、收购相关费用和美国农业部赠款 [39] - 2024年第四季度调整后EBITDA为负770万美元，包括350万美元的衍生品已实现损失，而2023年第四季度为正350万美元，包括230万美元的衍生品已实现损失 [39] - 截至2024年12月31日，衍生净资产头寸为210万美元 [40] - 截至2024年12月31日，现金余额为3500万美元，总贷款借款额度为8800万美元，其中运营信贷额度为2300万美元，定期贷款额度为6500万美元 [41] - 2024年运营现金流使用350万美元，资本支出投资1110万美元，维修和维护费用为3460万美元 [41] 各条业务线数据和关键指标变化 - 可再生燃料方面，Alto ICP和Pekin于夏末获得ISCC认证，第四季度开始向欧洲市场出口认证产品，并预计2025年进一步扩大出口 [28] - 优质特种酒精方面，2024年销售近9200万加仑，2025年目标是平衡特种酒精和ISCC产品的生产水平以实现利润最大化并满足客户需求 [30] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度市场条件具有挑战性，压榨利润率较上一季度和上一年度有所下降 [12] - 低碳燃料信用价格较一年前有所下降，但从2024年第三季度开始有所改善，正在从市场低点回升 [35] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司正在考虑包括资产出售、合并或其他战略交易在内的广泛选择，以更好地实现公司的长期价值潜力 [12] - 实施成本节约举措，包括冷闲置Magic Valley工厂、合理化Eagle Alcohol运营、精简人员，预计每年节省约800万美元 [11][18] - 收购Kodiak Carbonic，将其更名为Alto Carbonic，与Columbia工厂整合，预计实现成本节约和协同效应，并评估增加存储容量的机会 [19][21] - 在Pekin园区，继续寻求优化CO2的机会，与Vault达成CO2运输和封存协议，推进碳捕获和存储项目 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为第四季度市场条件具有挑战性，但公司的重组改善了财务状况，对2025年持乐观态度 [12][42] - 公司将继续专注于满足客户期望，最大化特种酒精和基本成分的价值，为股东创造长期价值 [43] 其他重要信息 - 公司定义调整后EBITDA为合并净收入或亏损在扣除利息费用、利息收入、所得税准备金、资产减值、未实现衍生品损益、收购相关费用以及折旧和摊销费用之前的金额 [7] - 公司使用非GAAP指标来监控运营的财务绩效，并认为这些指标有助于投资者评估公司的业绩 [6] 问答环节所有提问和回答 问题: 如何平衡碳封存和为饮料行业获取高溢价二氧化碳的战略 - 太平洋西北地区的碳封存机会不如Pekin明显，收购的CO2处理设施在该地区具有独特优势，目前是利用CO2最有效的方式 [47][48] 问题: 该场地是否已符合45Q激励措施的要求 - 接近符合要求，但仍需在45Z方面做一些工作，公司会在规则明确后提供更多信息 [50][51] 问题: 2024年销售的近9200万加仑特种酒精中，预计有多少会运往欧盟，这一比例如何影响定价和盈利能力 - 产品在欧盟能获得溢价，但每个国家和地区的要求不同，出口欧盟的产品可替代原本在国内作为燃料销售的产品，公司可利用Pekin的灵活性优化盈利能力 [52][55] 问题: 资产出售、合并或其他战略选择的讨论进展如何，是否已确定最初要剥离的特定资产 - 公司正在考虑所有选项，但目前不便讨论并购机会和活动，会在有进展时提供更新 [56][57] 问题: Pekin的CCUS项目从获得EPA许可到项目建设完成并开始贡献业绩的时间线 - 若EPA按承诺在两年内完成许可审批，加上项目建设可能需要一到两年，预计在2029 - 2030年；若有加速机会，时间可能会提前 [63][68] 问题: 如果没有收购CO2处理设施，是否会考虑冷闲置Columbia工厂 - 公司西部资产面临区域挑战，Magic Valley工厂因无法克服这些挑战而冷闲置，但Columbia工厂因收购该设施而改变了局面，该收购对该场地是一个重大改变 [70][72] 问题: Magic Valley工厂冷闲置是否会影响与CoPromax相关的处理过程或结果 - 一般不会影响，公司会继续处理与工厂外部和技术供应商相关的问题，目前工厂闲置并作为终端运营，可抵消部分固定成本 [74][76]