财务数据和关键指标变化 - 第一季度收益35亿美元，每股2美元，调整后收益38亿美元，每股2.18美元，特殊项目总计1750万美元，外汇影响使收益减少1.38亿美元 [9] - 有机资本支出35亿美元，为两年内季度最低，无机资本支出约4亿美元，主要与电力解决方案合作伙伴投资有关 [10][11] - 经营活动产生的现金流76亿美元，不包括营运资金，预计今年剩余时间营运资金将减少10亿美元，发行新的长期债务55亿美元 [11] - 与上一季度相比，调整后收益增加2亿美元，调整后上游收益持平，下游收益因炼油利润率提高和检修维护减少而增加，第一季度石油当量产量与上季度持平 [12] - 净债务比率为14%，远低于20% - 25%的目标范围 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务，TCO项目在30天内达到铭牌产能，预计现金分配将增加，包括第三季度10亿美元的贷款偿还，美国海湾地区Ballymore本月实现首次产油，预计2026年将使产量增至30万桶油当量/日，Permian地区预计第二季度产量将恢复增长 [7][12][13] - 下游业务，Pasadena炼油厂扩建加强了墨西哥湾沿岸价值链，第一季度原油进料稳定在11万桶/日，未来将提高至12.5万桶/日 [8][108] - 化工业务，CPChem处于行业周期低谷，预计几年后才能回到中期周期，有两个增长项目预计2026年底至2027年初上线 [63][64] 各个市场数据和关键指标变化 - 委内瑞拉市场，因制裁变化无法支付税收和特许权使用费，对美石油运输停止，但石油仍流向其他市场，主要是中国 [41][42] - 哈萨克斯坦市场，TCO项目启动顺利，与总统会谈后有意愿就特许权延期进行谈判 [18][20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是专注执行以释放行业领先的现金流增长，通过多个项目启动和资产剥离来加强公司，收购Hess近5%的普通股，计划完成合并 [6][7] - 发展方向是降低2025年资本支出预算，目标到明年年底实现20 - 30亿美元的结构性成本节约，扩大未来机会管道，参与阿根廷管道项目和推进美国数据中心的电力解决方案项目 [6][8] - 行业竞争方面，公司拥有优势投资组合，在盈亏平衡方面领先同行，资本计划灵活高效，大部分2025年支出用于短周期资产和即将上线的深水项目 [13][14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 近期宏观不确定性凸显成本和资本纪律的重要性，公司有应对不确定性和商品周期的经验，财务状况良好，能够在任何环境中取胜 [6] - 预计2026年主要项目启动和成本降低计划完成后，将产生90亿美元的增量自由现金流，即使在较低油价下现金流也具有韧性 [14][35] 其他重要信息 - 公司连续12个季度向股东返还现金超过50亿美元，第一季度通过股息和回购返还69亿美元 [5][6] - 公司在Permian地区的油井表现良好，预计2025年类型曲线与2024年相似，油切率稳定在43 - 45% [51][52][53] - 公司对CPChem业务感兴趣，已告知合作伙伴有意以合理价格收购另一半股份 [64] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 请介绍TCO项目的启动情况、特许权延期讨论和产量水平及减产风险 - 项目启动表现出色，不到30天达到铭牌产能，得益于调试阶段的设备测试和经验积累，短期内将继续进行设备性能测试和工艺优化，与总统会谈后双方有意就特许权延期进行谈判，目前未讨论减产问题 [18][19][20] 问题: 如何看待加州炼油市场的竞争和公司的地位 - 公司在加州有两家规模大、复杂度高的炼油厂，拥有强大的综合价值链和品牌，认为该州政策使投资困难，导致消费者成本上升和燃料供应紧张风险，目前暂无炼油厂相关公告 [23][24][25] 问题: 如何平衡股票回购和资产负债表，以及在不同油价下的现金流情况 - 公司长期财务优先事项是先增长股息，再投资业务，保持资产负债表强劲，最后进行股票回购，回购指导范围不变，目前回购速度高于历史水平，即使在较低油价下现金流也具有韧性 [30][31][35] 问题: 委内瑞拉业务的实际变化和哈萨克斯坦是否考虑减产以符合配额 - 委内瑞拉业务因制裁变化无法向美国运输石油，但石油仍流向其他市场，与总统会谈未讨论减产问题 [41][42][43] 问题: 美国海湾地区项目达到30万桶/日的下一步计划和风险 - Ballymore项目两口井正在增产，第三口井今年晚些时候上线，Anchor项目两口井表现良好，另外两口井今年上线，其余在2026 - 2027年上线，天气可能是风险因素，但项目执行情况良好 [46][48][49] 问题: Permian地区油井表现改善的驱动因素和2025年展望 - 2024年Delaware盆地表现良好，预计2025年类型曲线相似，油切率稳定在43 - 45%，新墨西哥州今年将有更多油井投产 [51][52][53] 问题: 塞浦路斯天然气项目的进展、时间表和规模 - 公司对东地中海投资组合感到兴奋，Aphrodite项目有了商定的开发计划，第一阶段将建设浮动生产装置，日产8亿立方英尺天然气，目前处于预前端工程设计阶段，未来将继续推进 [58][60][61] 问题: 如何看待CPChem业务和是否有意增持股份 - 公司看好CPChem的长期基本面，目前处于行业周期低谷，预计几年后回到中期周期，该业务有优势且项目执行良好，已告知合作伙伴有意以合理价格收购另一半股份 [63][64] 问题: Permian地区非运营和特许权业务的情况及对产量平台的影响 - 合作伙伴未采取减产行动，大部分产量来自大型公司，多数油井已开钻，预计产量稳定，油切率预计保持稳定 [69][70][73] 问题: 对Remo现金流预期变化的原因 - 主要是TCO项目启动和CPChem利润率展望更新的影响，全年附属股息指导不变 [75][76] 问题: 在50美元油价环境下公司的弹性和维持资本支出的变化 - 公司投资组合中低下降资产比例增加，资本预算更灵活，可根据市场情况调整资本支出，历史上也有过大幅降低资本预算的经验 [80][81][82] 问题: 美国海湾地区未来前景、成本结构和盈亏平衡情况 - 短期内将专注于加密和阶段开发，如Anchor、Ballymore和Whale的后续阶段，勘探组合80%在现有枢纽的连接范围内，深水开发成本下降，盈亏平衡具有竞争力 [85][86][88] 问题: 电力项目的客户对话、支出趋势和最终投资决策情况 - 与潜在客户积极沟通，需求强劲，正在缩小潜在选址范围，计划年底前做出最终投资决策，虽有成本压力，但已锁定涡轮机价格，将保持纪律确保项目有回报 [92][93][94] 问题: 哪些市场条件会促使公司调整Permian地区的短周期投资 - 公司已考虑不同市场情景，目前难以确定，但会根据市场信号和业务状况做出决策，贸易和关税情况以及OPEC变化需要时间观察 [101][102][103] 问题: Pasadena炼油厂扩建项目的运行情况和对墨西哥湾沿岸系统的好处 - 项目已完成并上线，第一季度稳定运行，原油进料11万桶/日，未来将提高至12.5万桶/日，可运行更多Permian地区的自有权益原油，支持向墨西哥湾沿岸客户供应更多产品，与Pascagoula有显著协同效应 [108][109][110] 问题: 股票回购指导范围和后续计划 - 回购指导范围不变，将根据市场情况保持一致，目前的回购计划仍在指导范围内，且股息增长快于同行 [116][117][118] 问题: 关税情况对资本支出和项目的影响及应对措施 - 公司直接暴露于关税的风险相对有限，约80%的第三方支出用于服务，20%的商品支出大多本地或区域采购，预计页岩油井成本可能受1%影响，公司与供应商密切合作，影响可控 [122][123]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第四季度，公司营收4.37亿美元，调整后EBITDA为1亿美元，占营收的23%，调整后运营现金流和自由现金流分别为1.15亿美元和7500万美元，是2021年10月完成Expro Freix合并以来最佳财务表现 [6] - 与2024年第三季度相比，第四季度营收增加1400万美元，主要因安哥拉海底井接入业务活动增加，以及阿尔及利亚、伊拉克和沙特阿拉伯油井管理服务收入增加 [7] - 与2023年第四季度相比，营收增加3000万美元，增幅7%，主要因海底井接入业务表现强劲以及收购Cortrax业务的成果，但部分被刚果生产解决方案项目收入下降所抵消 [7] - 2024年全年，公司营收17亿美元，同比增长13%，调整后EBITDA为3.47亿美元，占营收的20%，同比增长40%，调整后EBITDA利润率同比提高约400个基点 [9] - 2024年第四季度，公司获得约3.14亿美元新合同，包括阿根廷超5000万美元的射孔解决方案合同延期、挪威3500万美元的油管下入服务合同和英国2500万美元的试井和油管下入服务合同 [10] - 截至2024年第四季度末，公司积压订单约23亿美元，与上一季度末持平 [10] - 2025年，公司预计全年营收在17亿 - 17.5亿美元之间，调整后EBITDA在3.5亿 - 3.7亿美元之间，自由现金流利润率约为7% [42] - 2025年第一季度，预计营收在3700万 - 3800万美元之间，较2024年第四季度下降约15%，与2024年第一季度基本持平，调整后EBITDA在6500万 - 7500万美元之间 [42] 各条业务线数据和关键指标变化 井干预与完整性业务 - 过去几年，公司在该业务选择性投资部署解决方案，引入套管服务、数据采集和数据解释能力，形成更高质量、由运营支出资助的业务，利润率和投资回报率提高 [19] - 文莱该业务营收比三年前增长约50%，利润率提高约10个百分点 [20] - 2025年，该业务预计营收超3亿美元，贡献利润率处于较低的30%区间 [21] 井建设业务 - 公司在该业务投资，保持行业前沿地位，提供领先技术，如西非首次部署AI智能油管紧扣系统Itong、沙特阿拉伯首次部署无线投球水泥头和Skyhook系统 [18][19] 井流管理业务 - 公司与巴西国家石油公司合作开发新流量计技术，提供流量数据，实现远程监控和控制，提高效率和优化油井生产 [22] 海底井接入业务 - 2024年第四季度，该业务在安哥拉的活动增加，推动营收增长 [7] 生产解决方案业务 - 公司完成刚果生产解决方案项目的建设和调试阶段，客户批准运营和维护阶段的调整合同费率，激励提高产量和提供额外服务 [8] 各个市场数据和关键指标变化 北美和拉丁美洲市场 - 2024年第四季度，营收1.39亿美元，与上一季度持平，EBITDA利润率为22%，低于第三季度的24% [31] - 2025年，预计该市场营收实现中个位数增长，EBITDA利润率相对稳定 [32] 欧洲和撒哈拉以南非洲市场 - 2024年第四季度，营收1.43亿美元，环比增加1100万美元，增幅9%，EBITDA利润率为37%，环比提高13个百分点 [34] - 2025年，预计该市场营收下降约10%，EBITDA将提高几百个基点 [36] 中东和北非市场 - 2024年第四季度，营收9300万美元，环比增长7%，EBITDA利润率为35%，与上一季度持平，同比提高约5个百分点 [37] - 2025年，预计该市场营收实现中到高个位数增长，EBITDA利润率略低 [37] 亚太市场 - 2024年第四季度，营收6200万美元，较9月下降5%，EBITDA利润率为25%，与上一季度持平 [38] - 2025年，预计该市场营收持平或下降几个百分点，EBITDA利润率相对稳定 [39] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略目标是增加运营支出资助的生产优化活动的敞口，投资高回报项目，进行有战略意义和利润率增值的收购，扩大成本效益高、技术驱动的服务和解决方案组合 [16][18] - 公司开展“Drive 25”运营效率活动，计划在未来12 - 18个月内将运营支持成本降低7% - 8%，约一半的成本节约将在2025年实现 [24] - 行业方面，2025年预计上游投资稳定或略有增长，多数新项目将在低成本、低排放的海上领域，海上项目审批预计占2025年绿地资本支出的72%，2026年将增至75% [15][16] - 客户运营支出预计在2025年继续增长，推动棕地项目活动增加，运营商关注提高现有资产的生产效率和降低排放 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为宏观环境支持能源服务公司在国际和海上市场的多年积极前景，尽管短期内上游投资可能放缓 [5] - 2025年公司业务和营收预计稳定或略有增长，全年营收预计在17亿 - 17.5亿美元之间，调整后EBITDA利润率预计提高超100个基点 [25][26] - 若客户相信油价能保持在65 - 70美元/桶以上，公司业务前景将稳定向好，主要因全球液体需求稳定或略有增长，以及深海油桶的盈亏平衡成本和碳排放优势 [13] - 全球天然气市场基本面紧张，预计支持价格和大量投资，短期内，替代俄罗斯管道供应、美国液化天然气出口能力增长、能源安全和供应多元化将是行业关键主题 [14] 其他重要信息 - 公司在刚果项目实现近190万人工时无与健康、安全和环境相关的误工事故，是重要里程碑 [8] - 公司设立哥伦比亚波哥大支持中心，扩大共享服务中心运营，提高运营效率和杠杆率 [64] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：2025年全年营收指引高于其他公司的原因 - 公司营收指引受市场暴露情况影响，如美国陆地市场、墨西哥市场支出减少对公司影响小，沙特市场主要是非常规陆地天然气业务，受海上项目减少影响小 [51][52] - 公司过去几年进行有增值作用的并购，国际业务拓展将带来收益，同时公司工程投资的技术开始产生效益 [53][54] 问题2：2025年第一季度营收环比下降幅度大于历史水平的原因及对二季度和全年反弹的信心来源 - 2024年第四季度海底项目交付多，第一季度无法重复，且北半球冬季影响北海活动，从同比看，2024年第一季度有刚果项目收入缓冲，去除该因素后与过去季节性情况一致 [56][57] - 公司内部预测和预算基于项目时间安排，冬季过去后项目活动预计增加，同时北美和拉丁美洲市场的管材交付和可膨胀产品业务的疲软情况将有所改善 [58] 问题3：Drive 25计划下自由现金流从今年的7%提升至10%目标的进展及资本分配优先级 - Drive 25计划于2024年夏季启动，旨在提高运营效率和降低支持成本，预计实现约2500万美元成本改善，约一半将在2025年体现 [63][65] - 自由现金流利润率提升的关键驱动因素包括活动组合变化（如刚果项目进入运营维护阶段）、成本和资本纪律（控制资本支出、改善营运资金问题） [66][67] - 公司有进行并购的意愿，以创造长期股东价值为目标，资本分配方面，计划将7%的资金用于资本支出，目标是每年进行1% - 2%的股票回购 [70][71] 问题4：刚果项目的解决情况及额外收益机会 - 公司成功解决刚果项目未决变更订单，包括建设调试阶段和运营维护阶段的一次性款项以及运营维护费率提高 [76] - 项目设计使短期产量高于铭牌产能，公司可通过提高产量、提供额外服务和支持（如发电能力）实现原项目经济目标，进入运营维护阶段后利润率将对整体业务有增值作用 [75][76] 问题5：2024年第四季度欧洲和撒哈拉以南非洲市场利润率大幅提升的驱动因素及2025年利润率假设的抵消因素 - 利润率提升主要因刚果项目建设调试阶段结束，未重复第三季度损失，且有几百万美元收益确认，此外，海底业务是高利润率产品线，第四季度有重大海底项目交付 [82][83] - 2025年利润率假设受活动组合和成本控制影响，公司未假设增量净定价收益，进入运营维护阶段、成本削减、CoreTrax全年贡献等因素有望提高利润率，但市场谨慎，需关注市场收紧带来的改善机会 [85][86] 问题6：CoreTrax和DeltaTech的进展情况 - 公司在固井产品线扩张取得良好进展，通过减少海上深水钻机等待水泥凝固时间提高钻机效率，但在引入新服务时会保持耐心，确保价值创造和收益目标 [88] - CoreTrax有望在美国陆地、澳大利亚陆地、巴西陆地、阿根廷和哥伦比亚等市场拓展，公司将有计划、耐心地进入目标市场 [89][90] 问题7：客户对Itong技术的付费意愿、市场现有系统数量及未来几年的增长前景 - 部分国际石油公司客户关注Itong技术的健康、安全和环境重要性以及减少人员在危险区域暴露，该技术有良好发展势头 [97] - 公司将以适当速度推广该技术，目前在超过70个浮动资产上运营，希望未来几年在这些钻机上的使用率达到75%以上，因为它能提高效率和减少人员风险 [99]