交易完成 - 公司完成向TEVA Ship Charter LLC出售Tungsten Explorer钻探船的交易 TEVA为公司与TotalEnergies的合资企业 公司持股25% TotalEnergies持股75% [1] - 根据此前协议 公司将继续为Tungsten Explorer提供为期10年的管理服务 并拥有额外延长5年的选择权 [1] 管理层表态 - 公司CEO表示对交易完成感到满意 期待与TotalEnergies建立互利共赢的合资关系 [2] 公司背景 - 公司为百慕大注册的海上钻井承包商 主营业务包括按日费率向全球油气公司提供钻井设备及作业团队 [3] - 公司同时为第三方拥有的钻井设备提供运营管理服务 [3] 公告信息 - 本次交易信息披露符合挪威证券交易法第5-12条的披露要求 [2] - 公告附件包含交易所披露文件 联系人信息显示公司CFO联系方式位于阿联酋迪拜 [4]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后EBITDA为1.06亿美元，环比增加3300万美元，调整后EBITDA利润率(不包括可报销项目)为29% [6][29] - 第二季度总营业收入为3.77亿美元，环比增加4200万美元，主要受合同钻井收入增加推动 [27] - 经济利用率从第一季度的84%提升至93% [28] - 第二季度运营费用为3.71亿美元，环比增加5400万美元，主要由于与Sonadrill合资企业相关的5100万美元不利法律判决应计项目 [29] - 公司维持全年调整后EBITDA指引3.2-3.8亿美元，营业收入指引13.2-13.8亿美元(不包括5000万美元可报销收入) [31] 各条业务线数据和关键指标变化 - West Vallor获得TELUS Energy为期90天的两口井合同，预计11月中旬开始 [7] - Savan Louisiana获得Murphy Oil的油井干预合同，8月初开始工作至11月 [7] - Westfella获得Talos Energy额外90天工作合同，11月开始 [18] - West Gemini在安哥拉运营15年，主要为Total Energies服务，过去十年实现97%正常运行时间和0.13的TRIR [8] - 8艘钻井船配备MPD技术，已完成100多口MPD井作业 [11][93] 各个市场数据和关键指标变化 - 巴西市场活跃，BP在Santos盆地发现25年来最大碳氢化合物 [12] - 美国墨西哥湾预计勘探活动增加，海洋能源管理局计划今年晚些时候举行262号租约销售 [13] - 安哥拉市场存在政治不稳定因素，但公司对重新签订三艘钻井船合同持乐观态度 [38] - 挪威市场预计在2026年中之前不会有明显活动改善 [83] - 亚洲市场West Capella参与竞争性投标，跟踪至少13个活跃项目 [26] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 建立West Minerva实时运营中心，利用先进分析和实时数据集成提升运营效率 [9] - Seadrill学院提供世界级培训，包括MPD专业课程 [10][11] - 采取不长期低价签约策略，专注于填补2025年剩余时间的订单簿 [20][57] - 行业预计2026年海上资本支出将首次超过陆上资本支出 [21] - 深水钻井船供应目前为77艘，仅需签约6艘即可达到95%利用率 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计2026年底市场将复苏，基于五个关键主题：勘探增加、FID增长、招标活动、长期深水合同和供应收紧 [11][15] - Wood Mackenzie预测FID将从2025年的910亿美元增至2026年的1640亿美元和2027年的1330亿美元 [14] - Rystad预测2026年深水支出将比2025年增长80%以上，2027年增长130%以上 [21] - 当前市场环境"客观上更好但主观上更差"，存在供应收紧与需求增长之间的矛盾 [21] - 预计2025年是低谷，2026-2027年需求将改善，闲置钻井船将被重新吸收 [25] 其他重要信息 - 公司保持强劲资产负债表，第二季度末现金4.19亿美元(包括2600万美元限制性现金)，总债务6.25亿美元 [30] - 第二季度运营现金流为1100万美元，资本支出2300万美元 [30] - 维持全年资本支出指引2.5-3亿美元 [31] - 与Petrobras的长期法律纠纷仍在调解中，不影响日常运营或未来签约机会 [66][67] - 考虑对West Eclipse、Aquarius和Phoenix等长期闲置资产进行处置或再利用 [82][83] 问答环节所有的提问和回答 关于安哥拉和巴西合同机会 - 安哥拉政治不稳定导致行政流程延迟，但对三艘钻井船重新签约持乐观态度 [38] - 巴西市场West Carina是唯一近期可用的钻井船，正积极在巴西内外寻找机会 [40] - 对所有非闲置钻井船都有积极的合同讨论 [41] 关于市场周期和签约策略 - 当前市场低谷预计持续至2025年底/2026年初，2026-2027年将复苏 [41] - 公司专注于填补2025年空白期，避免接受长期低价合同 [57][58] - 近期多份多年合同显示客户对深水的长期承诺，即使宏观环境不确定 [15] 关于闲置资产和资本配置 - 不会在没有明确合同前景的情况下对闲置资产(如West Gemini)进行重大投资 [50] - West Eclipse可能被重新用于非油田应用 [82] - Aquarius和Phoenix仍有挪威市场潜力，但需要重大资本支出才能重新投入运营 [83] 关于技术优势 - MPD技术正从"锦上添花"变为"必备条件"，特别是在美国墨西哥湾 [96] - 预计未来五年MPD可能成为全球普遍要求 [97] - 公司是MPD技术领导者，已钻探100多口MPD井 [93][94] 关于资本回报 - 关注宏观环境稳定性和巴西合同重新定价带来的现金流改善，再考虑恢复股票回购 [102][103] - 巴西三艘钻井船中两艘已以更高日费率重新签约，第三艘(West Carina)正在洽谈中 [104] 关于行业前景 - 客户普遍承认当前需求延迟不可持续，预计2026-2027年需要增加钻井活动 [109] - BP在巴西的重大发现可能刺激短期评估活动，但全球勘探仍需更多成功 [113][114] - 2025年可能是FID和勘探活动的低谷年，预计2026年将显著改善 [111]

合同覆盖情况 - Seadrill的合同覆盖情况显示，多个钻井平台的日费率未披露，部分合同的总价值为577百万美元，包括动员和附加服务[9] - West Carina的合同日费率为262,000美元，合同期限至2026年1月[9] - West Jupiter的合同日费率为261,600美元，合同总价值为525百万美元，合同期限至2025年11月[9] - West Neptune的合同总价值约为86百万美元，合同期限为180天，预计于2025年11月结束[9] - West Polaris的合同总价值为518百万美元，合同期限至2028年2月[9] - West Tellus的合同日费率为246,100美元，合同总价值为539百万美元，合同期限至2026年2月[9] - West Gemini的日费率为404,800美元，合同期限至2025年6月[10] - Seadrill通过Sonadrill合资企业管理West Gemini，获得每日管理费而非日费率[10] 未来展望 - 预计2025年将有多个钻井平台处于停工状态，停工时间约为60天[10] - Seadrill的钻井平台分布在多个地区，包括美国墨 Gulf、巴西和安哥拉等地[9]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后EBITDA为2.82亿美元，自由现金流为1.07亿美元 [6] - 资本回报计划已通过股息和股票回购向股东返还超过11亿美元 [8] - 合同钻井服务收入为8.12亿美元，调整后EBITDA利润率为33% [34] - 2025年全年收入指引下调至32-33亿美元，调整后EBITDA指引收窄至10.75-11.5亿美元 [36] - 2026年资本支出预计约为4.5亿美元 [37] 各条业务线数据和关键指标变化 - 深水钻井业务：全球合同钻井数量为97台，低于2023-2024年峰值105-106台 [18] - 恶劣环境钻井业务：北海和挪威市场目前有6台深水钻井设备和19台总浮式设备 [26] - 自升式钻井平台：北欧市场当前需求为28台，较去年下降约3台 [29] - 深水钻井日费率目前处于40-45万美元区间 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 南美洲：合同深水需求为43台，其中巴西35台 [19] - 美国墨西哥湾：当前有21台深水钻井设备，低于去年的22-24台 [20] - 西非：当前深水需求为12台，低于2023-2024年的17-20台 [22] - 亚太及印度：深水设备数量降至4台，去年为7-8台 [25] 公司战略和发展方向 - 已完成对Diamond的收购整合，提前实现1亿美元协同目标 [8] - 继续推进船队合理化，计划处置Globetrotter II、Highlander和Reacher等设备 [30] - 重点营销Black Rhino、Viking和Jerry D'Souza三台深水钻井设备 [28] - 预计到2026年下半年或2027年深水市场将显著改善 [40] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管存在宏观不确定性，但预计2026年下半年至2027年深水市场需求将显著改善 [17] - 南美洲市场前景非常乐观，巴西尤其突出 [19] - 西非市场虽然当前疲软，但反弹迹象明显 [22] - 预计到2026年下半年年化自由现金流可达4-5亿美元 [41] 其他重要信息 - 新签合同总价值达28亿美元，截至8月5日总积压订单为69亿美元 [15] - 闲置浮式钻井设备的年化成本估计为8-10亿美元 [31] - 公司预计2026年资本支出约为4.5亿美元 [37] 问答环节所有提问和回答 关于业绩指引调整 - 收入指引下调主要由于部分期权未执行，而EBITDA指引上调得益于成本控制 [43][44] 关于重点营销的三台钻井设备 - 公司对Black Rhino、Viking和Jerry D'Souza的合同前景持乐观态度 [46][47] - 预计其中两台获得合同即可实现现金流目标 [47] 关于巴西市场 - 预计巴西市场至少保持稳定，更可能增加1-2台设备需求 [53][54] 关于设备处置 - Highlander将用于钻井项目，Reacher和Globetrotter II不太可能用于钻井 [56] 关于日费率前景 - 当前日费率在40-45万美元区间，预计2026年后可能回升 [64][65] 关于合同提前期变化 - 观察到客户提前24个月签订多年合同的新趋势，不同于以往周期 [93][94] 关于设备维护策略 - 对部分设备采取6个月准备状态以平衡成本和市场响应能力 [103][104]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后EBITDA为2.82亿美元，自由现金流为1.07亿美元 [5] - 资本回报计划已累计向股东返还11亿美元 [6] - 第二季度合同钻井服务收入为8.12亿美元，调整后EBITDA利润率为33% [33] - 2025年全年收入指引下调至32-33亿美元，调整后EBITDA指引收窄至10.75-11.5亿美元 [35] - 预计2026年资本支出约为4.5亿美元 [36] 各条业务线数据和关键指标变化 - 深水钻井业务获得多项新合同：Noble Stanley LaFos延长14个月合同价值未披露 [9]，Noble Viking获得3400万美元合同 [10]，Noble Globetrotter I获得8200万美元合同 [11] - 自升式钻井平台业务获得多项合同：Noble Innovator获得BP碳捕获项目合同 [12]，Noble Intrepid获得BP碳捕获项目合同 [13]，Noble Resilient获得650万美元风电项目合同 [13] - 年内新签合同总价值达28亿美元，截至8月5日总积压订单达69亿美元 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 南美洲市场表现强劲，巴西有35台深水钻机作业 [18] - 美国墨西哥湾市场有所软化，目前有21台深水钻机作业 [19] - 西非市场低迷，目前仅有12台深水钻机作业 [21] - 亚太地区深水钻机数量降至4台 [23] - 北海和挪威市场目前有6台深水钻机和19台中深水钻机作业 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 已完成对Diamond的收购整合，提前实现1亿美元协同目标 [6] - 正在处置部分非核心资产，包括Noble Globetrotter II、Noble Highlander和Noble Reacher [29] - 专注于高规格钻井船业务，计划保持15艘高端钻井船 [26] - 行业闲置成本估计达8-10亿美元/年，公司采取措施降低这部分成本负担 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计2026年下半年或2027年深水钻井市场将显著改善 [38] - 尽管近期市场疲软，但预计年化自由现金流将在2026年下半年达到4-5亿美元 [39] - 行业面临短期需求缺口，但2026年后需求前景乐观 [15] - 预计全球深水钻机数量有望回升至105台左右 [26] 其他重要信息 - 公司宣布第三季度每股0.5美元股息 [6] - 已完成Pacific Scirocco和Meltem钻井船的处置 [29] - 预计2025年可偿还资本支出约为2500万美元 [35] 问答环节所有的提问和回答 关于业绩指引调整 - 收入指引下调主要由于部分期权未执行，而EBITDA指引上调得益于成本控制 [42][43][44][45] 关于关键钻井船的市场策略 - 公司重点关注Black Rhino、Viking和Jerry D'Souza三艘钻井船的合同续签 [46][48] - 高端钻井船需求保持稳定，低端设备市场更为疲软 [49] 关于巴西市场前景 - 预计巴西市场至少保持稳定，可能增加1-2台钻机需求 [54][55] 关于资产处置计划 - Noble Highlander将用于钻井项目，而Noble Reacher和Globetrotter II不太可能继续用于钻井 [58][59] 关于日费率前景 - 目前一级钻井船日费率维持在40-45万美元区间 [64][65] - 预计2026年后日费率可能回升至45万美元以上 [68][69] 关于合同选择权执行情况 - 预计50-75%的合同选择权将被执行，低于此前预期 [88][89] 关于行业合同提前期变化 - 观察到客户更倾向于提前签订多年合同，这与以往周期不同 [94][96] 关于维护和升级计划 - 公司采取6个月准备期策略平衡成本和市场响应能力 [106][107] 关于勘探活动前景 - BP在巴西的重大发现可能推动更多勘探投资 [108][109]

业绩总结 - 第二季度收入为8.49亿美元，较第一季度的8.74亿美元下降了2.86%[30] - 第二季度调整后的EBITDA为2.82亿美元，较第一季度的3.38亿美元下降了16.56%[10] - 调整后的EBITDA利润率为33%，较第一季度的39%下降了6个百分点[10] - 第二季度自由现金流为1.07亿美元，较第一季度的1.73亿美元下降了38.08%[10] 现金流与债务 - 第二季度净债务为16.4亿美元，较第一季度的16.75亿美元下降了6.67%[10] - 流动性为8.7亿美元，较第一季度的8.34亿美元增加了4.1%[10] 合同与资本支出 - 当前合同积压为69亿美元，较第一季度的75亿美元下降了8%[10] - 资本支出（扣除保险索赔后）为1.1亿美元，较第一季度的9800万美元增加了12.24%[10] 未来展望 - 2025年全年的收入指导范围为32亿至33亿美元，调整后的EBITDA指导范围为10.75亿至11.5亿美元[32] 股东回报 - 自2022年第四季度以来，公司已向股东返还超过11亿美元，包括宣布的第三季度每股0.50美元的股息[6]

财务表现 - 2025年第二季度总营收8.49亿美元，环比下降2.9%（上季度8.74亿美元），同比增长22.5%（去年同期6.93亿美元）[2][3] - 钻井服务收入8.12亿美元，环比下降2.4%（上季度8.32亿美元），同比增长22.8%（去年同期6.61亿美元）[2][3] - 净利润4300万美元，环比下降60.2%（上季度1.08亿美元），同比下降78%（去年同期1.95亿美元）[2][3] - 调整后EBITDA 2.82亿美元，环比下降16.6%（上季度3.38亿美元），同比增长3.9%（去年同期2.71亿美元）[2][3] - 自由现金流1.07亿美元，资本支出1.17亿美元，保险理赔收入700万美元[3] 运营数据 - 浮式钻井平台利用率70%，环比下降8个百分点（上季度78%），与去年同期持平[3][23] - 自升式钻井平台利用率61%，环比下降13个百分点（上季度74%），同比下降16个百分点（去年同期77%）[8][23] - 浮式钻井平台日均费率40.08万美元，环比增长5.2%（上季度38.12万美元），同比下降8%（去年同期43.57万美元）[23] - 自升式钻井平台日均费率17.65万美元，环比增长10.6%（上季度15.95万美元），同比增长13.5%（去年同期15.56万美元）[23] 合同与订单 - 新增合同价值3.8亿美元，未交付订单总额达69亿美元[6][9] - 2025年上半年新增订单对应18个钻机年工作量[6] - 第六代浮式钻井平台日费率区间30-45万美元，Tier-1钻井船日费率40-45万美元[6] 资产处置 - 完成Pacific Scirocco和Pacific Meltem两艘钻井船出售，总收益4100万美元[10] - 签订Noble Highlander自升式钻井平台出售协议，预计第三季度完成交易，售价6500万美元[10] - Noble Globetrotter II和Noble Reacher两艘平台待售[10] 资本分配 - 宣布第三季度每股0.5美元现金分红，预计9月25日支付[5] - 自2022年第四季度以来累计向股东返还资本超11亿美元[7] - 截至2025年6月30日，公司现金及等价物3.38亿美元，总债务本金20亿美元[4] 业绩指引 - 2025年全年收入指引下调至32-33亿美元（原32.5-34.5亿美元）[7][11] - 调整后EBITDA指引上调至10.75-11.5亿美元（原10.5-11.5亿美元）[7][11] - 资本支出指引上调至4-4.5亿美元（原3.75-4.25亿美元）[7][11]

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 平均每日收入约为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降低 [20] - 第二季度G&A费用为4 900万美元 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5 000万至5 500万美元之间 [21] - 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 [22][23] 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 [8] - 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 [7] - Transocean Spitsbergen钻机获得两井合同延期 日费率39 5万美元 工作将持续至2027年8月 [12] - Deepwater Mykonos在巴西获得60天合同延期 可能延长至明年 [12] - Deepwater Spherox在象牙海岸获得三口井合同 预计今年晚些时候开始 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计到2026年底至2027年初 全球超深水钻机利用率将接近90% 对日费率产生上行压力 [13] - 非洲、地中海和亚洲是超深水钻机需求的主要增长区域 预计2027年非洲将增加4台钻机 地中海增加2台 [14] - 亚太地区未来两年可能需要增加4台钻机 包括澳大利亚Chevron Gorgon项目 [16] - 巴西市场保持稳定 Petrobras的Buzios项目可能从3台钻机增至4台 [17] - 挪威恶劣环境半潜式钻机需求强劲 公司4台钻机已全部签约至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年每年减少1亿美元现金成本 2026年起每年再减少5 000万美元岸基组织成本 [9][10] - 2025年计划减少债务超过7亿美元 目标在2026年底前将净债务与EBITDA比率降至3 5倍以下 [10][49] - 公司淘汰了4台低规格钻机 今年全球共淘汰11台钻机 预计将进一步减少供应 [19] - 行业整合可能促进钻机供应进一步减少 改善行业平衡 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计当前市场放缓即将结束 已看到多个长期机会 [11] - Wood Mackenzie预测2025至2027年深水和超深水开发资本支出将从640亿美元增至790亿美元 增长23% [13] - 勘探活动预计将在2026和2027年增加25% [78] - BP在Santos盆地的Boomerang区块发现是25年来最大发现 将推动巴西市场活动 [17][76] - 尽管近期日费率有所下降 但预计随着市场趋紧 费率将回升 [34][38] 其他重要信息 - 公司第二季度末流动性约为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] - 2025年预计资本支出约1 2亿美元 其中5 500万美元用于客户升级 6 500万美元用于持续投资 [24] - 公司处理了1 57亿美元的可转换债券 剩余7 700万美元未偿还 [24] - 预计年底流动性在14 5亿至15 5亿美元之间 包括约4 4亿美元限制性现金 [24] 问答环节所有的提问和回答 问题: 领先日费率轨迹预期 - 预计利用率将在85%左右触底 随后随着市场趋紧 日费率将回升 [35][38] - 公司采取整体经济评估方法 避免在当前市场底部签订长期不利合同 [36][37] 问题: Proteus和Conqueror钻机的未来部署 - 这两台高规格钻机很可能继续留在墨西哥湾 已有客户表示兴趣 [40][41] 问题: 钻机处置的潜在收益 - 预计每台钻机处置收益在800万至1 200万美元之间 目前预测中未计入更高金额 [45] 问题: 深海采矿业务进展 - Olympia钻机仍在合资安排中 但核心钻井业务仍是重点 [53][56] - 该领域发展缓慢 需要经过大量监管程序 [56] 问题: 短期市场活动观察 - 看到多个短期机会 特别是在成熟盆地如墨西哥湾和西非 [60][61] - 西非地区有多个长期机会 包括尼日利亚4个 莫桑比克3个 象牙海岸2个和加纳2个 [61] 问题: 当前市场放缓的性质 - 不认为这是典型的行业周期 更多是由于资本纪律和市场波动导致 [67][68] - 深水项目是长期投资 客户正在回归FID流程 前景乐观 [68][69] 问题: BP的Boomerang发现影响 - 这一重大发现将推动巴西市场活动 包括Petrobras Shell等公司的项目 [76][77] - 勘探活动增加和成功发现对行业产能建设是积极信号 [79][80]

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]

财务表现 - 2025年第二季度公司净亏损9.38亿美元，稀释后每股亏损1.06美元，主要受9.57亿美元不利项目影响[1][2] - 经调整后净利润为1900万美元，较第一季度6500万美元亏损改善8400万美元[1][33] - 合同钻井收入环比增长8200万美元至9.88亿美元，主要得益于钻机利用率提升和收入效率改善[3][29] - 运营和维护费用环比减少1900万美元至5.99亿美元，主要因诉讼相关非现金成本未在第二季度重现[4] 运营指标 - 收入效率从第一季度的95.5%提升至96.6%，接近去年同期96.9%水平[1][30] - 超深水浮式钻机平均日收入达45.72万美元，环比增长3.1%；恶劣环境浮式钻机日收入46.24万美元，环比增长4.2%[30] - 整体钻机利用率从63.4%提升至67.3%，其中超深水钻机利用率从61.5%增至64.7%[30] 现金流与资产负债表 - 运营现金流环比增长1.02亿美元至1.28亿美元，自由现金流达1.04亿美元[8][43] - 资本支出从第一季度的6000万美元降至2400万美元[8] - 公司计划年内减少超过7亿美元债务，已偿还2.4亿美元[9][43] - 截至2025年6月30日，积压订单金额达72亿美元[1] 非GAAP财务指标 - 调整后EBITDA环比增长1亿美元至3.44亿美元，EBITDA利润率从26.9%提升至34.9%[1][36] - 有效税率从-95.8%上升至14.2%，主要受钻机减值损失和税务立场调整影响[7][39] - 公司拥有32座海上钻井装置，包括24座超深水浮式钻机和8座恶劣环境浮式钻机[12][13]