财务数据和关键指标变化 - 公司上半年强劲的运营表现导致Q2指引中值上调5500万美元至5.85亿美元 [7] - 今年已赢得价值20亿美元的合同 其中13亿美元来自钻井船 使合同积压达到47亿美元 为十年来最高水平 [7] - 预计2025年将实现EBITDA和运营天数的同比增长 [34] 各条业务线数据和关键指标变化 - 钻井船队拥有13艘高规格钻井船和2艘半潜式平台 其中12艘为第七代资产 为行业最高集中度 [4] - 第七代钻井船的日费率比第六代高出约25% 利用率高出约10个百分点 [5] - 自升式钻井平台队拥有33座平台 其中70%合同覆盖2026年 60%覆盖2027年 [34] - 自升式钻井平台市场利用率保持在90%以上 [33] 各个市场数据和关键指标变化 - 非洲是增长需求的主要驱动力 跟踪的约30个机会中约一半位于非洲 [20] - 巴西市场稳定 Petrobras预计将继续执行现有合同 国际石油公司回归巴西带来增量需求 [23] - 墨西哥湾市场稳定 公司与Oxy扩大了合作关系 [24] - 北海市场存在竞争 但公司合同覆盖良好 跟踪约20个机会 [34] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司三大优先事项是提供卓越运营 成功签约和精明商业策略 [8] - 商业策略重点是寻找长期合同来填补空白期 已为四艘船中的三艘获得后端合同 [6] - 拥有行业最高规格的船队 12艘第七代钻井船具有高吊钩负载能力 双防喷器和高推力器容量 [4] - 对并购持开放态度 但不需要通过并购来实现增长 已有足够规模和船队质量 [36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计2026年中期开始深水项目启动 第七代资产将引领复苏 [12] - 预计2026年底第七代钻井船利用率达到90%或更高 [17] - 随着市场在2026-2027年收紧 预计价格将出现积极势头 [18] - 海上大型开发项目在当前价格和更低价格下都具有良好经济性 75%的项目在每桶50美元以下经济可行 [40] 其他重要信息 - 公司实现96%的收入效率 显示出强大的运营记录 [5] - 有三艘冷停泊的钻井船(DS-11 DS-13 DS-14) 预计2028年是合理的重新投入使用时间 [27] - 钻井船重新激活成本约1.2-1.25亿美元 耗时约一年 [28] - 与沙特阿美的ARO钻井合资企业中有7座平台 其中6座合同期至2030年 1座至2027年 [32] 问答环节所有提问和回答 问题: 客户对话的整体基调和对未来12-18个月深水展望的影响 - 一年前担心的空白期是暂时性的 项目只是推迟而非取消 [11] - 预计2026年启动的项目需要在2025年签约 上半年签约速度已经加快 [12] - 机会管道继续被填满 预计签约活动将持续到今年剩余时间 [13] 问题: 对2025年下半年合同价格达到中高40万美元水平的预期 - 在空白期预计看到更广泛的费率范围而非大幅调整 [15] - 公司最近签署的三个合同日费率都超过40万美元 [15] - 价格遵循供需动态 随着市场收紧特别是第七代资产 预计将带来积极价格势头 [18] 问题: DS-12钻井船的签约策略和机会 - 重点是为DS-12寻找长期合同 类似已签约的其他三艘船 [19] - 非洲有大量机会 公司在该地区有良好记录 [20] - 可能考虑短期工作作为次要选择 但重点是长期合同 [21] 问题: 冷停泊钻井船(DS-11 DS-13 DS-14)重新工作的时间估计 - 2028年是合理的假设 [27] - 这些是最高规格的第七代资产 将在市场准备好时重新投入使用 [26] - 不会在市场准备好之前增加产能 避免蚕食现有船队 [26] 问题: 钻井船重新激活成本的最新估计 - 重新激活成本没有大变化 约1.2-1.25亿美元 [28] - 需要约一年时间完成重新激活项目 [29] 问题: 对自升式钻井平台市场的展望 包括温和环境和北海市场 - 自升式钻井平台是公司重要组成部分 产生良好现金流 [32] - 温和环境市场利用率保持在90%以上 是良好的现金生成市场 [33] - 北海市场存在竞争 但有良好的合同覆盖和约20个机会管道 [34] 问题: 公司在行业并购中的定位和策略 - 支持行业整合 认为对投资者和客户都有利 [35] - 已有足够规模和船队质量 不需要通过并购实现增长 [36] - 对并购持开放态度 但必须具有协同效应 不降低船队质量 并为股东创造价值 [36] 问题: 股东回报的时间框架 - 资本回报哲学是在持续现金生成后回报股东 [38] - 出售Valaris 247获得超过1亿美元增加了灵活性 [39] - 资本回报不一定线性 但与现金生成时间相关 [39] 问题: 对2026年周期性预测的油价假设 - 客户从陆上短周期项目转向海上大型开发项目 [40] - 75%的预计在未来三年获批的项目在每桶50美元以下经济可行 [40] - 海上项目具有规模经济性 排放强度更低 对价格具有韧性 [40]

Image source: The Motley Fool. Thursday, August 14, 2025 at 9:00 a.m. ET CALL PARTICIPANTS Chief Executive Officer — Patrick Schorn Incoming Chief Executive Officer — Bruno Morand Chief Financial Officer — Magnus Vaaler Need a quote from a Motley Fool analyst? Email [email protected] RISKS Chief Financial Officer Magnus Vaaler noted, "we continue to see delays in collections in Mexico," with $65 million in outstanding bareboat payments related to Pemex as of the end of Q2 2025. Available Liquidity-- $242.4 ...

财务数据和关键指标变化 - 第二季度合同钻井收入为9 88亿美元 平均日收入约为45 9万美元 [20] - 第二季度运营和维护费用为8 99亿美元 低于预期 主要由于维护延迟和项目成本低于预期 [20] - 第二季度G&A费用为4900万美元 符合预期 [20] - 第三季度预计合同钻井收入在10亿至10 2亿美元之间 平均收入效率为96 5% [21] - 第三季度预计O&M费用在6亿至6 2亿美元之间 G&A费用在5000万至5500万美元之间 [22][23] - 2025年全年预计合同钻井收入在39亿至39 5亿美元之间 O&M费用在23 75亿至24 25亿美元之间 [23][24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司拥有行业领先的积压订单约70亿美元 主要来自高规格超深水和恶劣环境钻机 [9] - Deepwater Atlas钻机成功完成Shenandoah油田的钻井作业 这是第二个使用公司20 000 psi钻机的油田 [8][9] - Transocean Spitsbergen钻机获得两井选项合同 日费率39 5万美元 确保工作持续至2027年8月 [13] - Deepwater Mykonos在巴西获得60天合同延期 包含多个选项可能延长至明年 [13] - Deepwater Spherox在象牙海岸获得三口井合同 预计今年晚些开始 包含一口井选项可能延长至明年第二季度 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计2026年底至2027年初全球超深水钻机利用率将超过90% 对日费率形成上行压力 [14] - 非洲、地中海和亚洲是超深水钻机需求的主要增量来源 预计2027年非洲将增加4台钻机 地中海增加2台 [15] - 亚太地区招标显示未来两年需要多达4台增量钻机 包括澳大利亚Chevron Gorgon项目 [16] - 巴西市场活跃 Petrobras发布Buzios和Merrell项目招标 预计需要多达4台钻机 [17] - 挪威和英国恶劣环境半潜式钻机需求强劲 公司四台挪威钻机合同已排至2027年 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于提供最佳客户服务 管理高规格钻机组合 改善财务灵活性 [5][6] - 计划在2025和2026年每年持续减少现金成本约1亿美元 2026年起每年再减少岸基组织成本5000万美元 [10][11] - 目标今年减少债务超过7亿美元 长期目标是显著降低杠杆率 [11][48] - 第二季度退役4台低规格钻机 今年行业共退役11台钻机 预计短期内会有更多淘汰 [19] - 公司认为行业整合有助于进一步减少钻机供应 改善行业平衡 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计当前市场暂时放缓即将结束 已看到多个未来工作机会的对话 [12] - Wood Mackenzie预测深水和超深水开发资本支出将从2025年640亿美元增至2027年790亿美元 增长23% [14] - 预计2026年底市场将趋紧 利用率上升将推动日费率上涨 [14][38] - BP在Santos盆地发现25年来最大油田 预计将进行额外评估活动 [17] - 目前没有足够理由重新启用冷停堆钻机 继续评估其选择价值 [18] 其他重要信息 - 截至第二季度末总流动性约为13亿美元 包括3 77亿美元无限制现金和5 1亿美元未提取信贷额度 [20] - 6月与部分债券持有人达成协议 交换1 57亿美元本金的可转换债券 剩余7700万美元未偿还 [25] - 2025年预计资本支出约1 2亿美元 其中5500万美元用于客户要求的升级 [25] - 公司未在指引中包含关税影响 因预计直接或间接关税影响不大 [26] 问答环节所有的提问和回答 问题: 领先日费率轨迹预期 - 公司预计当前利用率低谷将在85%左右 随后恢复 随着市场趋近日费率将改善 [36][38] - 强调在投标时全面评估经济方案 包括所有相关费用 目前更关注填补空白而非长期交易 [37][38] 问题: Proteus和Conqueror钻机在墨西哥湾的未来 - 这两台高规格钻机有望留在墨西哥湾 已有客户表示兴趣 预计合同将延长 [42][43] 问题: 钻机处置潜在收益 - 预计每台退役钻机处置收益约800-1200万美元 目前流动性预测中已包含少量此类收益 [47] 问题: 达到3 5倍净债务/EBITDA目标时间 - 目标仍是尽快实现该指标 可能在2026年底左右 届时将考虑股东分配 [48] 问题: 深海采矿业务进展 - Olympia钻机仍在相关合资企业中 该领域进展缓慢 但公司保持这一可选性 [51][52] 问题: 近期现货市场活动特点 - 观察到墨西哥湾和西非等地现货工作增加 包括油井维护和增产作业 [57][58] 问题: 当前市场放缓性质 - 认为当前放缓非典型 更多源于资本纪律和市场波动 深水业务是长期投资 [62][63] 问题: BP Boomerang发现的影响 - 该重大发现可能带动巴西更多活动 包括Petrobras和IOC的项目 预计勘探活动将增加25% [68][71]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度总收入为6 15亿美元 较上一季度的6 21亿美元略有下降 主要由于DS-12合同结束且无后续工作 部分被多台自升式钻井平台新合同带来的更高日费率所抵消 [28] - 调整后EBITDA达2 01亿美元 超出1 4亿至1 6亿美元的指引区间 其中约一半来自运营改善 另一半来自专利仲裁带来的2400万美元收益 [29] - 调整后自由现金流为6300万美元 现金及等价物达5 16亿美元 总流动性近9亿美元 [30] - 第三季度收入指引为5 55亿至5 75亿美元 主要因DS-15和DS-18合同到期导致闲置 [30] - 2025年全年EBITDA指引上调至5 65亿至6 05亿美元 中值提升5500万美元 [32] 各条业务线数据和关键指标变化 浮式钻井平台 - 第七代钻井船平均日费率比第六代高25% 利用率高10个百分点 预计2026年底第七代利用率将超90% [10][11] - 新增8 6亿美元钻井船合同 平均日费率超40万美元 总合同储备达47亿美元 为十年来最高 [8] - DS-15获得西非250天合同 客户资助MPD系统升级 实际日费率达54万美元 [17] - 半潜式平台市场仍面临挑战 澳大利亚两座平台合同结束后将闲置 [24] 自升式钻井平台 - 全球利用率达90% 已连续三年维持该水平 [24] - 2026年可用天数中70%已签约 2027年达60% [11] - 卡塔尔Valaris 110获得四年延期 挪威和北海市场新增合同 [17] - 2025年EBITDA预计将因运营天数和日费率提升而同比增长 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 西非需求强劲 占追踪中30个长期机会的50% 尼日利亚两大多年项目正在招标 [19] - 巴西Petrobras预计维持稳定需求 已启动Buzios和Marrow油田招标 可能涉及3-4座平台 [71] - 美国墨西哥湾市场供需平衡 近期与Oxy签订长期合同 [22] - 北海市场将面临竞争加剧 但荷兰区域有三项一年期项目即将启动 [25] 公司战略和发展方向 - 优先为高规格第七代钻井船获取长期合同 再填补短期机会 已为四艘船中三艘锁定工作 [12][13] - 持续优化船队结构 今年已回收三座半潜式平台 并计划以1 08亿美元出售自升式平台Valaris 247 [15] - 严格控制闲置平台成本 避免为短期合同增加不必要运营开支 [43][44] 行业竞争与经营环境 - 深水项目经济性强 75%项目盈亏平衡价低于50美元/桶 远低于65美元的五年远期油价 [9] - 客户偏好技术能力强的资产 公司13艘钻井船中12艘为第七代 行业最高比例 [10] - 预计2026年行业钻井船利用率将触底 但第七代平台将引领复苏 [11] 问答环节摘要 短期合同策略 - 观察到2026年短期勘探井机会增加 但策略仍以长期开发合同为主 仅考虑与后续长期工作衔接的短期项目 [38][40][44] 日费率趋势 - 第七代平台日费率保持韧性 近期合同均在40万美元以上 预计随2026年后利用率提升将恢复上涨 [61][63] 冷停堆钻井船重启 - 三艘冷停堆第七代平台将待市场进一步收紧后考虑重启 目前聚焦DS-12的2026年合同 [65][66] 资本回报 - 维持股东回报承诺 但可能非线性 1 08亿美元平台出售将增强灵活性 [88][89]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度总收入为6 15亿美元 较上一季度的6 21亿美元略有下降 主要由于DS-12完成合同后无后续工作 部分被144号自升式钻井平台及多台自升式钻井平台新合同带来的更高日费率所抵消 [29] - 调整后EBITDA达2 01亿美元 高于上一季度的1 81亿美元 主要受益于有利的仲裁结果带来2400万美元收益 其中1700万美元计入钻井合同费用 700万美元计入G&A费用 [30] - 第二季度资本支出为6700万美元 低于预期 因部分项目支出推迟至下半年 [31] - 现金及等价物为5 16亿美元 加上循环信贷额度 总流动性接近9亿美元 [31] - 第三季度收入指引为5 55亿至5 75亿美元 调整后EBITDA预计1 2亿至1 4亿美元 [32] - 2025全年调整后EBITDA指引上调至5 65亿至6 05亿美元 中点值提高5500万美元至5 85亿美元 [33] 各条业务线数据和关键指标变化 - 浮式钻井平台：新增8 6亿美元合同储备 平均日费率超40万美元 其中DS-15合同有效日费率达54万美元 客户资助升级MPD系统 [8][18] - 自升式钻井平台：全球利用率达90% 2026年70%可用天数已签约 2027年60%已签约 预计2025年EBITDA将同比增长 [11][25] - 第七代钻井船表现优异：过去12个月日费率比第六代高25% 利用率高10个百分点 预计2026年底利用率超90% [10][11] 各个市场数据和关键指标变化 - 西非/莫桑比克/地中海：占未来浮式需求50% 尼日利亚/科特迪瓦/纳米比亚有多项多年期项目 [20][21] - 巴西：Petrobras近期发布Buzios和Marrow油田招标 预计将保持稳定钻机数量 [23] - 美国墨西哥湾：需求健康 市场供需平衡 近期与Oxy签订长期合同 [23] - 东南亚/澳大利亚：追踪7艘钻井船需求 可能从黄金三角分流供给 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 优先签订长期合同再填补短期机会 已为4艘第七代钻井船中的3艘锁定工作 DS-12正积极洽谈2026年项目 [12][16] - 持续优化船队结构 今年已出售3艘半潜式平台和247号自升式钻井平台(1 08亿美元) [14][15] - 技术差异化：第七代钻井船配备双井架/高推力器/双防喷器等 在多井项目中效率显著 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 深海开发经济性强：75%项目盈亏平衡价低于50美元/桶 远低于65美元的五年远期油价 [9][10] - 行业趋势：客户倾向长周期海上项目而非陆上短周期活动 预计2026-2027年深水项目批准将显著增长 [9] - 短期机会显现：2026年出现短期勘探井需求 可能填补合同间隙 [12][24] 其他重要信息 - 安全记录优异：上半年零工时损失事故 DS-10创两年无事故记录 [6][7] - 合同储备达47亿美元 为十年来最高水平 [5][17] - 浮式钻井平台机会管道超30个 预计未来几个月将有更多合同授予 [19] 问答环节所有的提问和回答 关于短期合同机会 - 观察到2026年短期勘探井需求增加 但公司策略仍以长期合同为主 仅考虑衔接长期项目的短期工作 [40][44][47] - 短期项目平均时长取决于井数 分布在全球黄金三角区域 [42] 关于30个浮式项目进展 - 机会管道持续更新 与一年前追踪的项目不同 新项目不断补充 延迟项目多为设备交付时间调整而非取消 [52][54] 关于日费率趋势 - 预计2026年利用率触底时日费率承压 但第七代船型将引领复苏 近期合同均保持在40万美元以上 [60][65] 关于巴西市场 - Petrobras招标预计每标至少1艘钻机 Buzios项目可能签约3-4艘 保持船队规模稳定至2030年 [71][72] 关于资本回报 - 维持股东回报承诺 2 47号平台出售(1 08亿美元)将增强资本返还灵活性 [88][90] 关于冷停钻机重启 - 拥有3艘第七代冷停钻机 将在市场收紧时择机重启 目前聚焦DS-12的2026年合同 [67][68]