新西兰天然气市场结构性紧张与价格冲击 - 2024年极端的干旱天气导致水力发电占比从通常的60-70%降至约40%，电力系统被迫依赖更多的天然气和煤炭发电，引发能源价格飙升 [1] - 2024年7月至8月间，电力批发价格几乎翻了三倍，从300新西兰元/兆瓦时升至800新西兰元/兆瓦时，同期居民用气价格从42新西兰元/吉焦涨至50新西兰元/吉焦，工业用气价格从23新西兰元/吉焦涨至30新西兰元/吉焦 [1] - 天然气市场已从自给自足转向结构性紧张，国内产量在过去7年几乎减半，从2017年的月均4.15亿立方米降至2025年的月均2.15亿立方米，缓冲能力消失 [4] 政策对上游勘探与生产的抑制 - 2018年的《王室矿产（石油）修正案》停止了除塔拉纳基有限区域外的新的海上勘探许可，而2021年引入的永久性退役责任进一步抑制了投资 [2] - 自2019年以来仅钻探了五口井，勘探活动停滞导致产量下降主导市场，预计到2025年产量将急剧下滑 [2] - 新西兰是一个孤立的天然气系统，完全依赖国内生产，基础设施集中在北岛，供应高度集中于塔斯曼海北岛西海岸的塔拉纳基盆地 [3] 电力行业需求结构性变化 - 塔拉纳基联合循环燃气电厂计划于2025年底退役，其装机容量为385兆瓦，约占全国峰值需求的5% [5] - 该电厂的关闭将使全国燃气发电装机容量从1385兆瓦减少至1000兆瓦，且没有新的化石燃料电厂替代计划 [5] - 退役虽减少了一个稳定的基荷燃气客户，但增加了市场对水力发电结果和剩余化石燃料电厂可用性的敏感度 [5] 工业用气需求的核心地位与影响 - 天然气不仅是电力行业燃料，更具战略重要性的是工业需求，其中化工行业占全国天然气总需求的40%以上 [6] - 化工行业的天然气需求高度集中，约90%来自梅赛尼斯公司在塔拉纳基的两座甲醇工厂，使其成为新西兰最大的单一天然气用户 [6] - 随着供应紧张，甲醇出口量从2019年的170万吨下降至2025年的50万吨，梅赛尼斯工厂曾在2024年8月中至10月和2025年5月中至7月两次完全停产，以将天然气转向发电需求 [6] 政府政策转向与投资激励 - 新西兰议会于2025年7月废除了2018年的海上勘探禁令，从9月左右起重新开放塔拉纳基以外区域的许可，并引入了招标和公开市场流程 [7] - 自2025年9月25日起已收到两份申请通知，决定将于2026年1月和3月做出，同时Todd Energy的Karewa发现于2025年6月获得了采矿许可 [7] - 预算承诺在四年内投入高达2亿新西兰元，旨在获得新项目10-15%的政府持股 [7] 政策调整的局限性与时间约束 - 近期储量重新分类将多个储量从商业可采储量转为潜在可采储量，增加了其可采性和经济性的不确定性 [8] - 海上发现通常需要很长的交付周期，乐观估计需4-5年，技术复杂情况下需8-10年才能首次投产 [9] - 预计国内天然气供需紧张点将在2027年出现，而新发现的首次增量供应可能为时已晚，且2026年大选可能重新引发关于化石燃料政策的辩论 [9] 液化天然气进口作为潜在解决方案 - 液化天然气进口是一个可信选项，但非快速解决方案，需要专用的进口基础设施，最可能是浮式储存再气化装置 [10] - 全球浮式储存再气化装置供应紧张，且许多自2022年能源危机以来已被欧洲锁定，这可能将新西兰的液化天然气进口时间线推至2028-2029年 [10] - 作为偏远且相对较小的市场，新西兰可能面临更高的航运和物流成本，导致到岸液化天然气价格存在溢价 [10] 短期应对措施与市场影响 - 在2024年短缺期间，煤炭发电是唯一可立即使用的补救措施，煤炭进口量从2023年的26万吨激增至2024年的90万吨，并在2025年达到约136万吨，同比进一步增长50% [10] - 在进口能力建成之前，短缺将继续通过价格飙升、配给和工业需求削减来管理 [10] - 如果进口液化天然气成为边际供应源，基于具有价格竞争力的国内天然气生产出口甲醇的经济性将减弱，大型工业用户和化工行业将面临更强的优化消费或完全离开该国的激励 [11]

项目投资决策 - 雪佛龙澳大利亚及其Gorgon合资伙伴已批准Gorgon项目第三阶段的最终投资决定[1] - 该项目投资额约30亿澳元（约合20亿美元）[2] - 项目将连接Geryon和Eurytion气田至现有海底基础设施及巴罗岛加工设施[2] 项目具体规划 - 作为Gorgon原始开发计划下的首个海底回接项目 第三阶段将增加三个海底管汇 一条35公里的生产流线及其他支持基础设施[3] - 计划在Geryon和Eurytion气田钻探六口井 该气田位于巴罗岛西北约100公里处 水深约1300米[3] 产能与供应 - Gorgon项目可向西澳大利亚市场供应高达每天300太焦耳的天然气 并每年生产1560万吨液化天然气[4] - 该项目将有助于维持Gorgon的产量 支持西澳大利亚家庭和企业的长期国内天然气供应 以及向亚洲客户的液化天然气出口[5] 战略意义与影响 - 开发Geryon和Eurytion气田将与现有Gorgon和Jansz-Io气田一起为加工设施提供天然气供应[6] - 项目可维持澳大利亚数千个高技能工作岗位 支持西澳地区社区发展 并为政府财政收入做出贡献[6] 公司资本支出展望 - 公司披露预计2026年合并子公司有机资本支出范围在180亿至190亿美元之间[6] - 上游投资预计约为170亿美元 其中包括近60亿美元用于二叠纪 DJ和巴肯盆地的美国页岩和致密油气开发[7] - 上游投资将支持美国每日超过200万桶油当量的产量[7] 市场表现 - 雪佛龙股价在周五发布时下跌0.51% 报152.48美元[7]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第一季度收入3.91亿美元，调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）7600万美元，占收入的20%，为2021年10月与Frank's合并以来第一季度最佳表现 [6] - 第一季度新签订单2.72亿美元，积压订单约22亿美元 [7][8] - 与2024年第四季度相比，收入下降4600万美元，约11%；调整后EBITDA减少约2400万美元，约24%；调整后EBITDA利润率下降约300个基点 [31][32] - 与2024年第一季度相比，收入增长700万美元，约2%；调整后EBITDA增加900万美元，约13%；调整后EBITDA利润率增加约200个基点 [31][32] - 第一季度总支持成本8500万美元，占收入约22%；公司一般及行政费用（G&A）约占收入3.9% [37] - 已确定超过3000万美元的支持成本节约目标，计划在2025年实现至少50% [38] - 第一季度调整后运营现金流5300万美元，同比增加1400万美元；营运资金季度环比减少200万美元；现金税约1500万美元；现金转化率（调整后运营现金流/调整后EBITDA）为69% [39] - 调整后EBITDA减去资本支出约4300万美元，自由现金流约2000万美元 [39] - 第一季度资本支出3300万美元，回购100万股，平均每股价格10.8美元，剩余约6600万美元的回购额度 [39] - 预计2025年全年收入与2024年相当，调整后EBITDA将达到或超过2024年水平；自由现金流利润率约7%，即约1.2亿美元 [40] - 预计第二季度收入4 - 4.1亿美元，调整后EBITDA 8000 - 9000万美元，调整后EBITDA利润率环比和同比均提高约100个基点 [40][41] 各条业务线数据和关键指标变化 - 北美和拉丁美洲（NLA）第四季度收入1.34亿美元，季度环比下降500万美元；EBITDA利润率从22%提高到23% [33][34] - 欧洲和撒哈拉以南非洲（ESA）第一季度收入1.12亿美元，季度环比减少3000万美元，约21%；EBITDA利润率为26%，环比下降11个百分点 [35] - 中东和北非（MENA）第一季度收入9400万美元，环比增长1%；EBITDA利润率为37%，季度环比增长1%，同比增长约220个基点 [36] - 亚太地区（APAC）第一季度收入5100万美元，较12月减少1200万美元；EBITDA利润率为21%，较上一季度下降，但同比增加约340个基点 [36] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国陆地和墨西哥市场收入分别约占2024年合并收入的41%，在公司全球业务中占比小 [35] - 预计2025年美国陆地、墨西哥和沙特近海市场将收缩；亚太地区澳大利亚近海市场在4月2日前预计放缓，文莱和印度市场将在第二季度季风季后反弹，印度尼西亚和越南有新业务开展 [19] - 预计NLA地区巴西和圭亚那活动稳定，阿根廷和哥伦比亚因资源丰富和政策支持也将有稳定表现；ESA地区挪威和西非部分地区前景乐观；中东和北非地区沙特和阿尔及利亚市场预计稳定 [18][19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过有机投资和成功的并购战略实现利润率扩张，为2025年及以后做好准备，提供差异化服务和解决方案，根据收入情况调整业务规模和资本支出 [7][22] - 公司在核心产品线处于领先地位，专注于国际和离岸市场，受益于长期周期发展，计划在墨西哥和美国墨西哥湾开展新项目 [42][45] - 公司通过Drive 25效率计划优化成本，提高运营效率，保护和提升利润率 [22] - 行业面临全球经济不确定性和供需失衡，商品价格波动，但长期来看，国际陆上和离岸市场前景积极，运营商将更多关注离岸活动 [10][12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 近期关税公告和OPEC+增产增加了全球石油市场的不确定性和波动性，但长期来看，国际陆上和离岸市场前景积极，天然气需求将增长，液体需求预计至少在2030年前保持在每天1亿桶以上 [9][10] - 尽管近期增长疲软，但需求预计将保持韧性，支持能源行业长期上升周期；2025年可能是过渡年，2026年及以后项目审批活动有望恢复到健康水平 [14][16] - 公司业务更依赖长期周期发展，应能在一定程度上抵御商品价格短期波动；公司将根据市场情况调整成本和资本支出，专注于盈利能力和现金生成 [29][30] 其他重要信息 - 公司在多个地区取得业务进展，如在墨西哥湾获得5000万美元的三年期管柱运行服务合同；PRT团队在第一季度为七个海底客户同时执行作业；在ESA地区成功完成开放水域干预立管系统的系统集成；在东地中海完成两口勘探井的深水井建设作业；在沙特成功试点QPULSE技术；在印度尼西亚部署Centrify控制台并获得三年期修井服务合同 [23][26][27] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待MENA地区的强劲增长、利润率可持续性以及Cortrax的贡献？ - MENA地区的运营商决策调整缓慢，市场更稳定；公司在沙特和阿尔及利亚有强大的锚定合同，沙特的非常规天然气业务有增长潜力；Cortrax的整合情况良好，在中东和澳大利亚有市场活动，公司将谨慎扩张其业务范围 [50][51][54] 问题2: 在当前股价低迷、净现金资产负债表和预计高自由现金流的情况下，如何看待股票回购与其他无机增长机会？ - 公司目前有股票回购授权额度，会综合考虑资本配置，在市场波动情况下，股票回购是一个机会；预计调整后运营现金流超过2亿美元，但扣除资本支出后的自由现金流如之前所述 [57][58][60] 问题3: 影响全年业绩指引的因素以及敏感性分析？ - 公司与全球客户进行了沟通，客户对已批准项目持谨慎推进态度；市场存在观望心态，但仍有一定活动水平；公司已在指引中考虑了部分市场的疲软情况，如墨西哥 [63][64][66] 问题4: 各地区的活动预期以及对油井管理和建设业务的看法？ - 拉丁美洲将是强劲增长的平台，如圭亚那、巴西和阿根廷；中东市场更具韧性；欧洲的英国北海地区活动受抑制，但挪威有较强活动；亚太地区澳大利亚市场因项目时间安排预计疲软，墨西哥的非Pemex业务在下半年有较强活动 [69][70][73] 问题5: 是否从客户处得到项目最终投资决策（FID）推迟的早期迹象？ - 这更多是公司基于市场情况的预期，而非客户明确表示会放缓FID审批；2025年正在进行的活动是来自之前已批准的FID项目 [78][79] 问题6: 当前关税制度对公司业务的EBITDA影响估计以及是否已反映在全年指引中？ - 精确估计关税影响具有挑战性，但公司作为服务公司受影响较小，80%的收入来自美国以外；初步评估关税对业务活动的影响可能大于成本增加，预计影响小于500万美元，部分影响可通过供应链调整和客户协商解决，目前认为不会对2025年业绩产生重大影响 [81][82][85] 问题7: 像Centrify这样的产品是否受市场波动影响较小以及其市场渗透情况和发展前景？ - Centrify等技术可提高安全性，减少人员在危险区域的时间，降低健康、安全和环境（HSE）事故风险，同时减少人员需求，提高运营效率；公司将以适当的速度引入这些技术，与客户分享价值 [90][91][93] 问题8: 当前并购市场情况以及对公司的影响？ - 公司继续寻找适合的并购机会，以提高对客户的相关性和盈利能力；近期的并购项目耗时较长，公司有能力保留被收购公司的管理和运营团队，整合能力较强；公司的资产负债表提供了一定的灵活性，可同时进行并购和股票回购 [96][97][101]