财务数据和关键指标变化 - Q2营收1 59亿美元 环比增长3% 调整后EBITDA 1900万美元 环比增长34% [5] - 调整后EBITDA利润率提升260个基点至12% 尽管美国陆地钻机数量下降7% 压裂车队数量下降14% [6] - 每台钻机收入28 6万美元 每台钻机EBITDA 3 3万美元 较2021年同期分别增长8%和172% [9] - 公司流动性6500万美元 环比增长13% 现金余额1670万美元 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 完井服务占营收56% 生产与干预服务占28% 钻井服务占16% [11] - 技术服务 连续油管和住宿业务表现强劲 推动完井和生产业务组合改善 [6] - 西南地区压裂租赁 电缆测井和返排业务因客户"完井假期"导致利用率下降 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 落基山地区营收占比34% 环比上升3个百分点 受益于季节性运营水平恢复和收入结构改善 [9][10] - 西南地区营收占比37% 环比下降5个百分点 受Permian盆地钻机数量下降9%影响 [9][14] - 东北和中陆地区营收占比29% 环比上升2个百分点 营收环比增长12% EBITDA增长167% [9][15] - 干气业务收入环比增长25% 但仍比2023年高点低40% [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 聚焦运营纪律 资产负债表灵活性和主动风险管控以应对2025年剩余时间 [21] - 通过资产轮换 维持定价 抢占有利可图市场份额和侧重高利润率产品线来提升业绩 [6] - 行业整合必要性凸显 公司正重新评估2024年曾研究过的并购目标 [24] - 利用在天然气盆地的显著布局 把握未来12-24个月LNG出口产能增加带来的增量活动 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - Q3预计为全年最强季度 目标营收环比低至中个位数增长 利润率继续扩张 [21] - 宏观环境仍具挑战性 受OPEC+增产 关税政策悬而未决 衰退风险和钻机数量波动影响 [8] - 客户完井计划频繁变更导致"空白期"问题 但通过跨区域人员共享提高了劳动力利用率 [7] - 西南地区Q2因商品价格波动出现客户驱动的"完井假期" 预计Q3利润率将与2024年平均水平一致 [10] 其他重要信息 - Q2资本支出1270万美元 净支出1110万美元 预计2025年总资本支出4-5亿美元 净支出3-4亿美元 [19] - 公司持续优化成本结构 Q2调整后SG&A费用1510万美元 同比减少12% 环比减少8% [13] - 债务总额2 59亿美元 环比减少1% 符合净杠杆率和资本支出契约要求 [17] 问答环节所有的提问和回答 问题: Q3营收增长指引是否受钻机数量持续下降影响 - Q3指引已考虑钻机数量因素 但未计入客户意外"空白期" 6月强劲表现支撑Q3预测 [30] - 多个客户重启完井项目 近期在多个盆地赢得招标 预计Q3三个月都将保持基础负荷 [31] 问题: 天然气盆地机会及未来6-12个月最佳地理区域 - Haynesville钻机数量从底部增加12台 该地区与东北部收入合计增长25% [32] - 东北地区保持稳定 Haynesville活动持续增加 仍低于2023年收入峰值 存在上升空间 [33] 问题: 现金流展望及潜在资产出售或成本削减 - Q2产生约1200万美元无杠杆自由现金流 流动性增加近1000万美元 [36] - Q3因营收增长和7月三次发薪日将导致营运资金需求暂时增加 部分将在Q4逆转 [37] - 预计下半年净资本支出约1500万美元 Q3支出高于Q4 流动性现金将继续改善 [38] 问题: 并购讨论升温原因及估值预期变化 - 小型服务公司因缺乏标准操作程序和安全计划难以服务蓝筹巨头 出现一定妥协迹象 [43] - 价格妥协程度尚不确定 但明显看到交易流增加和潜在卖家重返谈判桌 [43] 问题: 标准操作程序要求是否适用于所有服务线 - 压力控制设备 连续油管和压裂等业务必须符合大运营商严格要求 [45] - 非压力控制设备如照明设备等对小型私营运营商要求较宽松 [44] 问题: 天然气市场Q4季节性影响是否会减弱 - Haynesville客户未因近期价格波动退缩 继续增加钻机和完井队伍 [49] - Marcellus和Utica地区Q1活动强劲 需关注Q4预算耗尽风险 但目前尚未显现 [50]