核心财务表现 - 第四季度调整后每股收益为4美分 低于市场预期的7美分 也低于去年同期的6美分 [1] - 季度总收入为4.26亿美元 高于去年同期的3.35亿美元 并略超市场预期的4.25亿美元 [1] - 当季营业亏损为400万美元 而去年同期为盈利1050万美元 [4] 业绩驱动因素 - 营收成本（不含折旧摊销）增至3.366亿美元 去年同期为2.502亿美元 [6] - 销售、一般及行政费用增至4770万美元 去年同期为4120万美元 [6] - 业绩疲软主因是会计处理变更（将电缆线从资本化改为费用化）以及12月客户活动减少 [2] - 对Pintail Completions的收购贡献部分抵消了负面影响 [2] 业务部门表现 - 技术服务部门营业利润为850万美元 低于去年同期的1060万美元 受会计变更、国际市场及落基山地区井下工具业务疲软影响 [3] - 支持服务部门营业利润为170万美元 低于去年同期的260万美元 主要受12月租赁工具活动减少影响 [4] 市场与运营环境 - 季度内美国平均活跃钻机数为548台 同比下降6.5% [4] - 平均油价为每桶59.79美元 同比下降15.3% [5] - 平均天然气价格为每千立方英尺3.69美元 较2024年同期上涨51.9% [5] 财务状况与资本支出 - 公司全年资本支出为1.484亿美元 [7] - 截至2025年12月31日 公司拥有现金及现金等价物2.1亿美元 且资产负债表无负债 [7] 同行业其他公司亮点 - Oceaneering International (OII) 为海上油气田全生命周期提供综合技术解决方案 其提供创新解决方案的能力有助于维持客户和收入增长 [10] - W&T Offshore (WTI) 受益于其位于美国墨西哥湾的高产资产 近期收购的六个浅水油田有望提升未来产量和收入 [11] - Archrock Inc. (AROC) 是一家专注于中游天然气压缩的美国能源基础设施公司 提供基于费用的稳定服务 随着天然气在能源转型中作用日益重要 其服务需求有望持续 [12]

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财务数据和关键指标变化 - 第四季度收入实现环比增长5% [5] - 第四季度调整后EBITDA利润率为22.6%，环比改善74个基点 [7] - 第四季度调整后自由现金流为2.22亿美元，自由现金流转换率为76.3% [7][15][16] - 2025年全年调整后自由现金流总计4.66亿美元，转换率为43.7%，较2024年改善超过100-200个基点的初始预期 [9] - 2025年净杠杆率降至0.42倍，较2021年初的3.3倍大幅改善 [9][21] - 2025年资本支出为2.26亿美元，占收入的4.6% [19] - 2025年向股东返还1.73亿美元，其中股息7200万美元，股票回购1.01亿美元，约占年度调整后自由现金流的37% [10][20] - 2026年第一季度收入指引为11.25亿至11.65亿美元，调整后EBITDA指引为2.3亿至2.4亿美元 [22] - 2026年全年收入指引为46亿至50.5亿美元，调整后EBITDA指引为9.8亿至11.2亿美元 [23] - 2026年全年调整后自由现金流转换率预计在40%中低区间，有效税率预计在20%中低区间 [23][24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 完井业务（WCC）和人工举升业务（PRI）是收入增长的最大贡献者 [6] - 完井业务作为低资本密集度业务，已实现显著的同比和环比增长，并成为公司最大的产品线 [7] - 人工举升业务受益于强大的装机基础、良好的客户关系以及利用国际足迹扩展北美专业能力 [7] - 产品线如钢丝绳测井（罗马尼亚）、完井（科威特）以及挪威超过25套即插即用衬管系统的安装等运营里程碑，展示了在非传统优势产品线上取得的进展 [10][11] - 成熟资产监测与恢复（MARS）光纤解决方案在增产领域创造了重大机会，全球超过100个国家的100多万口井可能受益 [28] - 性能级控压钻井解决方案Modus在2025年首个完整商业年度，在几乎所有运营区域完成了超过70口井的作业 [28][107] 各个市场数据和关键指标变化 - 拉丁美洲地区收入环比增长16%，主要由墨西哥和巴西驱动 [5] - 墨西哥市场2025年全年收入较上年下降略超50%，但最坏时期已过，活动水平趋于稳定，并在下半年恢复了付款 [6][8] - 北美地区收入环比小幅增长，加拿大活动增加和美国海上业务部分抵消了美国陆地活动的下降 [5] - 欧洲、撒哈拉以南非洲和俄罗斯地区收入环比下降2%，该地区持续表现疲软 [5] - 中东、北非和亚洲地区收入环比增长4%，由科威特、阿曼、阿联酋和印度尼西亚引领 [5] - 沙特阿拉伯活动仍然低迷，但预计2026年下半年将健康复苏 [6] - 委内瑞拉市场在高峰期曾为公司贡献超过5亿美元收入，近期发展可能重新打开这一市场 [13] - 海上深水活动出现早期改善迹象，核心盆地如美洲湾、巴西、加勒比海和里海的服务需求正在上升 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦于四大支柱：人员、产品组合、合作伙伴关系和绩效 [27] - 正在进行基础设施项目改革，以实现跨周期的高效规模化运营 [27] - 通过共享服务、数字平台和人工智能最大化当前成本基础的生产力 [18] - 积极寻求技术开发、基础设施提供、客户协作和新能源平台等领域的合作伙伴关系 [28] - 运营模式旨在市场平稳时实现25-75个基点的利润率改善，在市场活动增加时放大改善幅度，在活动减少时保持韧性 [104] - 在沙特阿拉伯等关键市场，公司通过技术开发和与阿美石油公司的合作，寻求超越市场平均水平的业绩表现 [33][34] - 在北美市场，公司业务更加以生产为导向（如人工举升），并通过优化运营足迹、推动差异化和创新来应对市场压力 [73][74] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2025年市场环境疲软且充满挑战，但公司团队执行力出色 [4] - 客户支出预计在2026年全年将增加，但上半年需通过生产力和成本控制来缓解遗留的定价波动性 [11] - 北美支出预计今年将下降，运营商维持紧缩预算，导致活动水平出现中高个位数百分比的下降 [11] - 国际市场前景呈现“上下半年两重天”的特点：上半年因地缘政治冲突、贸易政策影响、大宗商品价格波动以及对全球石油供需失衡的担忧，季节性下滑将略高于正常水平；下半年则因多个合同授予和项目启动（如沙特、阿根廷、阿联酋、巴西、澳大利亚、印尼、埃及）而有望实现显著增长 [12] - 预计2026年国际活动水平与上年相比持平至略有下降，但2026年下半年国际收入可能实现同比增长，并为2027年的增长奠定基础 [12] - 对2027年更强劲的前景持乐观态度，预计活动水平将实现同比增长 [14][29] - 公司已为市场平稳或改善做好准备，并采取积极措施在市场横盘时加强利润率 [14] 其他重要信息 - 2025年第四季度产生了700万美元的额外重组和遣散费，使全年相关费用总额达到5800万美元 [18] - 2025年通过人员费用削减节省了超过1.5亿美元运行率成本，并认为在不影响安全或绩效的前提下存在更多机会 [27][94] - 2026年资本支出预算预计为1.9亿至2.3亿美元，中值较2025年下降，支出组合将明显不同：服务工具相关资本支出将随市场活动下降，但ERP系统相关的IT支出将增加 [19] - 公司致力于在整个周期内将约50%的调整后自由现金流返还给股东 [20] - 公司现金及受限现金约10亿美元，总流动性为16亿美元 [21] - 第一季度指引的环比下降主要受典型季节性因素、部分工作被提前至第四季度以及德克萨斯州天气影响生产等因素驱动 [22][80][81] - 阿根廷业务剥离和关税影响是同比比较的重要考量因素 [22][81] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于沙特阿拉伯市场前景和定价趋势 [32] - 沙特是公司最大的国际市场，预计随着约40台钻机重新投入工作，将在2026年下半年实现健康复苏，影响更多体现在下半年及2027年 [33] - 公司在沙特仍有巨大增长机会，目前市场份额仍不足，正与阿美石油公司合作开发技术以超越市场表现 [33][34] - 定价方面竞争加剧，阿美石油公司关注成本和效率，公司致力于提供总拥有成本解决方案，通过价值创造而非单纯折扣来维持利润率 [34][35] 问题: 关于更广泛的中东和北非地区市场 [40] - 中东和北非地区是公司最大且历史表现强劲的区域，拥有完整的产品组合 [41] - 不同国家表现存在差异：阿联酋、科威特等地势头持续强劲；卡塔尔因开发活动周期自然变化可能出现下滑；阿曼过去几年增长显著，但一项大型综合服务合同即将结束可能带来波动；埃及预计下半年活动将增加 [42][43] - 该地区仍将是未来几年驱动活动水平和增长的基石区域 [44] 问题: 关于墨西哥市场2025年趋势、收款情况和2026年活动展望 [50] - 墨西哥市场已连续三个季度环比改善，最坏时期已过，活动趋于稳定，预计2026年全年将实现同比小幅增长 [51] - 除主要大客户外，公司也在其他领域取得进展，如获得了Trion深水开发等项目奖励 [52] - 收款方面，2025年第四季度收到了多笔付款，包括一些旧应收账款，付款机制运行良好，透明度高，通常能提前两周收到通知，对2026年持续收款持乐观态度 [53][54] 问题: 关于委内瑞拉市场重启的条件和公司准备 [59] - 公司未在2026年指引中假设委内瑞拉业务的任何增长，任何复苏都将是额外贡献 [60] - 需要看到明确的治理和法律框架、团队安全保障、稳定的监管环境（特别是许可方面）以及明确的付款路径 [61] - 干预、井服务和人工举升等产品线将是最初受益最大的领域 [61] - 公司正在密切关注事态发展并制定计划，以便在机会出现时迅速行动，但预计复苏不会一蹴而就 [62][63] 问题: 关于海上业务前景 [67] - 控压钻井和钻井液业务自然受益于海上活动复苏，公司特别关注让更多配备控压钻井能力的钻机使用公司的控压钻井套装 [68] - 完井业务也取得了巨大进步，产品组合更广，已获得巴西国油Cycle Ten项目部分合同 [69] - 干预业务是海上领域的另一个重点 [69] - 随着市场全面反弹，公司处于非常有利的地位 [69] 问题: 关于北美业务定位及如何应对预期中的活动下滑 [72] - 北美业务（特别是美国陆地）更加以生产为导向，人工举升是重要产品线，有助于抵御部分下行压力 [73] - 公司正优化运营足迹以提高效率，并推动差异化和创新以应对市场压力 [74] - 数字业务和由此驱动的生产优化是重点领域，旨在通过获取更高质量的收入来抵消活动下降的影响 [75][76] 问题: 关于第一季度指引环比下降的原因分析 [80] - 环比下降主要受典型季节性因素、部分订单从第一季度提前至第四季度（巴西和美洲湾各一例）以及德克萨斯州天气影响生产等因素驱动 [80][81] - 同比来看，2025年第一季度包含已剥离的阿根廷业务的完整季度贡献，而2026年第一季度则受到关税影响，若剔除剥离影响，收入基本持平 [81] - 2025年下半年收入环比增长5.2%，调整后EBITDA环比增长10%，这为对2026年下半年增长充满信心提供了良好先例 [25][82] 问题: 关于资本支出下降和支出重点的变化 [88] - 资本支出将继续保持在收入3%-5%的范围内，但支出重点发生变化：服务工具相关支出随市场活动下降，ERP相关IT支出翻倍 [19][88] - 公司严格评估资本支出，要求有明确的回报前景，而非投机 [88] - 致力于提高现有资产利用率，并探索将资本支出转化为运营支出或利用已投入资本驱动增量业务而无需新资本支出的方式 [89] - 重点关注已投入资本的回报，优化现金流和利润率 [90] 问题: 关于2025年成本削减成效、2026年利润率展望及长期潜力 [93] - 2025年通过裁员2000多人等措施，实现了约1.5亿美元运行率成本节省，保护了利润率，使全年调整后EBITDA利润率保持在21%以上 [94][95] - 公司持续评估并调整组织架构、流程和人员配置，以匹配全球活动水平 [95] - ERP系统等结构性变革将改变供应链、采购、市场进入、营运资本和库存管理方式，预计在2027/2028年全面实施后带来效率提升 [96][97] - 公司已证明在逆风中的运营能力，结构性变革将在顺风时进一步助推业绩 [97][98] 问题: 关于转型举措的性质及其对收入组合的潜在影响 [101] - 新ERP系统将带来流程自动化、人工智能赋能和无缝集成，提升数据透明度，帮助公司以不同方式应对周期 [102] - 产品组合重点从深化现有产品转向开发针对重大市场机会、资本密集度更低的新产品和技术 [103][104] - 运营模式持续聚焦于基础运营的不断改善，目标是在市场平稳时实现25-75个基点的利润率改善 [104] 问题: 关于Modus控压钻井解决方案的成功因素及未来增长展望 [107] - Modus的成功在于其打开了公司此前难以进入的性能级市场，并为进入浅水市场提供了途径 [108] - 将控压概念从钻井扩展到完井、下衬管悬挂器等更广泛的“控压井”应用，将进一步推动增长 [109] - 公司已具备完整的工具包并在各区域部署，客户兴趣浓厚，预计该产品线将在未来成为非常重要的组成部分 [109]

核心观点 - 威德福国际公司2025年第四季度业绩表现强劲，多项关键财务指标环比显著改善，包括营收环比增长5%至12.89亿美元，净利润环比大增70%至1.38亿美元，经营活动现金流环比激增94%至2.68亿美元 [2][3] - 尽管2025年全年业绩因市场环境挑战而同比下滑，但公司通过严格的成本控制、卓越的执行力及强劲的现金回收，实现了超预期的季度表现，并基于对业务基本面的信心，将季度现金股息提高了10% [4][5][6][7] - 公司对2026年上半年市场活动持谨慎态度，但预计下半年多个地区将出现增长机会，同时内部降本增效举措将帮助公司在疲软市场中保持良好表现，并为2027年活动水平回升时的价值创造奠定基础 [8] 财务业绩摘要 - **第四季度业绩**：营收12.89亿美元，环比增长5%，同比下降4% [2][6] - **第四季度盈利能力**：营业利润1.99亿美元，环比增长12%，同比增长1% [2][6] - **第四季度净利润**：净利润1.38亿美元，利润率10.7%，环比大幅增长70%（413个基点），同比增长23%（235个基点） [2][6] - **第四季度调整后EBITDA**：调整后息税折旧摊销前利润2.91亿美元，利润率22.6%，环比增长8%（74个基点），同比下降11%（173个基点） [2][6] - **全年业绩**：2025年全年营收49.18亿美元，同比下降11%；全年营业利润7.56亿美元，同比下降19%；全年净利润4.31亿美元，同比下降15% [4][6] 现金流与资本配置 - **第四季度现金流**：经营活动现金流2.68亿美元，环比激增94%，同比增长8%；调整后自由现金流2.22亿美元，环比激增124%，同比增长37% [3][6] - **全年现金流**：全年经营活动现金流6.76亿美元，同比下降15%；全年调整后自由现金流4.66亿美元，同比下降11% [4][6] - **资本支出**：第四季度资本支出5100万美元，环比增长16%，同比下降49%；全年资本支出2.26亿美元，同比下降24% [3][4] - **股东回报**：第四季度通过股息（1800万美元）和股票回购（700万美元）向股东返还2500万美元；2025年全年通过股息（7200万美元）和股票回购（1.01亿美元）共计返还1.73亿美元 [6][12] - **股息增加**：董事会批准将季度现金股息提高10%至每股0.275美元，将于2026年3月5日支付给2026年2月6日登记在册的股东 [6][13] 分业务板块业绩 - **钻井与评估**：第四季度营收3.40亿美元，环比下降2%，同比下降15%；调整后EBITDA为8300万美元，环比基本持平，同比下降14% [14][15] - **井建与完井**：第四季度营收5.10亿美元，环比增长9%，同比增长1%；调整后EBITDA为1.44亿美元，环比增长15%，同比下降3% [18][19] - **生产与干预**：第四季度营收3.53亿美元，环比增长8%，同比下降3%；调整后EBITDA为7300万美元，环比增长24%，同比下降6% [21][23][24] 分地区业绩 - **北美地区**：第四季度营收2.49亿美元，环比增长2%，同比下降5%；全年营收9.83亿美元，同比下降6% [27][28][29] - **国际地区**：第四季度营收10.40亿美元，环比增长5%，同比下降4%；全年营收39.35亿美元，同比下降12% [27][30] - **拉丁美洲**：第四季度营收2.48亿美元，环比增长16%，同比下降21%；全年营收8.98亿美元，同比下降36% [27][31][32] - **中东/北非/亚洲**：第四季度营收5.56亿美元，环比增长4%，同比增长3%；全年营收21.16亿美元，与上年基本持平 [27][33][34] - **欧洲/撒哈拉以南非洲/俄罗斯**：第四季度营收2.36亿美元，环比下降2%，同比增长4%；全年营收9.21亿美元，同比下降3% [27][35][36] 运营与商业亮点 - **新获长期合同**：公司在多个地区获得一系列长期服务合同，包括阿曼（5年及7年）、科威特（5年）、阿联酋（3年）、巴林（5年）、罗马尼亚（4年）、泰国（3年）、阿根廷（5年）、巴西（4年）、尼日利亚（深水项目）等，涉及完井、钻井、录井、钢丝作业、管材运行、干预服务等多个领域 [11] - **技术部署与创新**： - 在科威特首次部署带压力平衡技术的Xpress XT尾管悬挂器系统，展示了在高温高压环境下的安全高质量作业能力 [6] - 在苏里南为一家大型运营商在偏远探井部署Modus控压钻井解决方案，管理复杂压力条件 [11] - 在阿联酋首次将SineWaveImage工具与竞争对手的井下钻具组合配合使用，在挑战性条件下获得高质量成像 [11] - 在哥伦比亚，为深水项目部署MSS1500举升解决方案，处理高达1500吨的负载且无作业延迟 [11] - 在挪威，完成超过25次Plug & Play尾管系统安装，作业速度显著加快 [11] - 在埃及，为Petroshahd石油公司首次安装永磁电机，这是埃及及中东地区的首次应用，旨在提高能效并降低碳排放 [17] - 在罗马尼亚，部署集成化学注入和数字资产管理解决方案，以优化气井性能 [17] 资产负债表与财务指标 - **现金与债务**：截至2025年12月31日，现金及现金等价物为9.87亿美元，受限现金为5500万美元；长期债务为14.55亿美元，短期债务为3000万美元 [50][67] - **净债务与杠杆**：净债务为4.43亿美元；基于过去12个月调整后EBITDA的净杠杆率为0.42倍 [67] - **股东权益**：总股东权益为16.96亿美元，较2024年底的12.83亿美元有所增长 [50]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度总收入为4.26亿美元，环比下降5% [9] - 调整后稀释每股收益为0.04美元，调整项总计0.06美元，主要与资本化线缆费用化、收购相关成本及税务费用增加有关 [11] - 调整后息税折旧摊销前利润为5510万美元，环比下降，调整后息税折旧摊销前利润率为12.9%，环比下降230个基点 [12] - 营业现金流为2.013亿美元，资本支出为1.484亿美元，自由现金流为5290万美元 [12] - 季度末现金约为2.1亿美元，有5000万美元卖方融资票据应付，1亿美元循环信贷额度未使用 [12] - 截至2025年第四季度，全年股息支付总额为3510万美元，本季度支付880万美元 [13] - 2025年全年资本支出为1.48亿美元，主要用于维护性资本支出、机会性资产购买以及企业资源规划和信息技术系统升级 [13] - 由于线缆费用化而非资本化，资本支出减少了1200万美元，另有约1500万美元的预期资本支出推迟至2026年 [13] - 预计2026年资本支出在1.5亿至1.8亿美元之间 [13] - 销售及管理费用为4800万美元，环比略增，占收入比例上升120个基点至11.2%，主要因员工激励和其他相关雇佣成本增加 [10][11] - 当季有效税率异常高，主要由于公司自有寿险保单清算以及收购相关雇佣成本的不可抵扣部分 [11] - 收入成本（不包括折旧和摊销）为3.37亿美元，上一季度为3.35亿美元，增长主要与线缆费用化及工作组合相关的材料供应费用有关 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 压力泵送业务收入环比下降6% [8] - 井下工具业务收入环比下降9% [3] - 连续油管业务收入环比下降2% [7] - 钢丝作业业务收入环比下降3% [7] - Cudd压力控制业务收入环比增长1%，其中套管起下钻业务增长13% [6] - Spinnaker固井解决方案、Patterson管材服务、储罐和检测业务收入有所增长 [3] - 压力泵送占收入27.6%，钢丝作业占24.1%，井下工具占22.4%，连续油管占9.7%，固井占5.9%，租赁工具占3.4%，这些业务线合计占总收入93% [9] - 技术服务业收入占总收入95%，环比下降4% [9] - 支持服务业收入占总收入5%，环比下降18% [9] - 除压力泵送外的其他服务线占总收入70%，环比下降4% [3] 各个市场数据和关键指标变化 - 东南和东北地区实现增长 [3] - 最大的西部中陆地区（包括Elk City和Odessa）收入环比持平 [4] - 国际和落基山地区表现疲软 [4] - Thru Tubing Solutions在国际市场（主要是中东）存在业务，该地区出现疲软 [56] - 公司在加拿大也有持续的业务 [56] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略重点是利用强劲的资产负债表，最大化长期股东回报 [8] - 继续战略性地发展资本密集度较低的服务线，包括有机增长和通过收购 [8] - 寻求通过选择性投资、新技术投资和并购，在现有市场和更广泛的能源领域追求增长机会 [14] - 正在努力实现市场多元化，例如进入洞穴储气维护等受法规驱动的市场 [7] - 在压力泵送市场保持纪律，闲置车队直至回报改善，并精简了部分人员 [8][61] - 行业方面，一些资本不足的竞争对手正在重组、出售或被吸收，市场竞争压力可能对资本充足的公司有利 [24] - 在传统油田服务公司的收购方面，市场上买家竞争有限，公司可以保持耐心 [42][43] - 公司正在拓宽视野，考虑能源领域更广泛的投资机会，包括其业务边缘的领域，如储气工作 [43][44] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2025年是充满挑战的一年，年底油价达到新冠疫情以来的最低水平 [14] - 近期油气和天然气价格有所改善，但需要进一步上涨才能推动客户活动水平显著提升 [14] - 2025年第四季度业绩反映出大多数服务线收入连续下降，10月和11月活动与第三季度一致，但12月（尤其是下旬）出现疲软 [3] - 2026年第一季度初的冬季风暴影响了多项业务，导致运营天数损失，相关成本将影响近期盈利能力，且损失的天数无法完全恢复 [8] - 对于2026年第一季度，由于冬季风暴影响，其影响程度尚在分析中，但预计并非微不足道 [21] - 对于压力泵送业务，车队重新启动的条件是回报改善和定价提升，而非仅仅恢复原有活动水平 [38][39] - 在中东地区非常规油气开发方面，公司的工具和技术表现良好，但公司并非直接在当地运营，而是通过合作伙伴，因此增长存在不确定性但抱有希望 [57][58] - 压力泵送现货市场竞争格局未出现剧烈变化，行业整合带来了一些零散客户机会，但整体情况变化不大，公司保持定价纪律 [61] 其他重要信息 - 公司决定从第四季度开始，将先前资本化的钢丝作业线缆进行费用化处理，原因是使用年限因活动增加和工作类型变化而改变 [10] - 此项会计变更主要导致收入成本增加、资本支出减少，折旧和摊销略有下降，对自由现金流无影响 [10][12][53] - Thru Tubing Solutions自2024年底推出A-10井下马达后取得成功，该工具针对更长的水平井段和更高流量设计 [4] - Thru Tubing Solutions正在推广其新的金属对金属动力部件MetalMax，该产品可实现更短的马达设计、更高扭矩输出、减少停机时间并提升在苛刻井下环境中的性能 [4] - Thru Tubing Solutions继续积极营销和开发其UnPlug技术，该产品可以减少甚至消除完井过程中桥塞的使用，实现更快的钻出时间和有效的段间隔离 [5] - Cudd压力控制的套管起下钻业务预计在2026年交付一台专为洞穴储气工作设计的大孔径套管起下钻装置 [7] - 公司正在升级一台现有的连续油管设备以处理更大的2 7/8英寸油管，预计于2026年中投入使用 [7] - 作为二叠纪盆地最大的钢丝作业供应商，Pintail完井服务预计2026年业务趋势将紧密跟随大型二叠纪盆地运营商的活跃度 [7] - 支持服务中的租赁工具业务收入在第四季度大幅下降，部分原因是落基山地区特定客户钻井延迟，且该业务在第三季度表现强劲，基数较高 [72][73][75] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 考虑到年初的天气影响，第一季度业绩方向性上是否会与第四季度相似 [20] - 管理层表示仍在分析天气影响，公司在二叠纪盆地和中陆地区业务集中，这些地区受风暴影响严重，影响程度尚不确定，但预计并非微不足道 [21] 问题: 在压力泵送以外的业务线（如Thru Tubing、连续油管、钢丝作业），是否看到竞争因设备转移至海外而趋于正常化或竞争减少 [23] - 管理层认为这种情况可能有一点，但尚未形成巨大趋势，并指出一些竞争对手正在重组或被收购，这表明市场压力正在影响资本不足的公司，这可能对公司有利 [24] 问题: 鉴于公司持有大量现金，近期是否会考虑股票回购，还是将现金留作并购之用 [25] - 管理层表示一直在评估资本的各种用途，股票回购是选项之一，但近期可能不会采取截然不同的行动，回购是工具箱中的选项，正在考虑中 [25] 问题: 关于10月闲置的压力泵送车队，是否有迹象表明会在今年重启，重启是取决于价格还是工作量 [38] - 管理层表示重启需要确信能获得更好的定价，而不仅仅是恢复原有活动水平，公司并不急于让车队复工，需要高概率能带来增量收益 [38][39] 问题: 关于并购市场，传统陆地设备买家是否在减少，这是否意味着公司可以更加谨慎、从容 [40][41] - 管理层同意该观点，认为目前收购传统油田服务公司的竞争不多，公司可以保持耐心，有选择地寻找能补充现有服务线或具有良好战略契合度的目标，且通常不参与高度竞争的竞标 [42][43] - 公司也在拓宽视野，考虑能源领域更广泛的投资机会，包括如储气工作等业务边缘领域 [43][44] 问题: 关于钢丝作业会计处理变更的更多背景，为何是现在变更而非收购发生时 [50] - 管理层解释，收购前该业务的工作类型已开始变化（更多同步压裂等），使用强度增加，公司经过几个季度的监控，确定线缆消耗更快（接近一年而非原来的18个月），因此在首个会计窗口期基于足够证据做出了变更，此变更对自由现金流无影响，是正确的会计处理 [51][52][53] - 管理层类比了多年前泵送行业对流体端的类似会计处理 [54] 问题: 关于Thru Tubing Solutions的国际业务，特别是地点、部署技术及未来增长展望 [55] - 管理层表示已大幅缩减国际业务，Thru Tubing Solutions是公司服务线中国际业务最多的，主要在中东活动（该地区出现疲软），在加拿大也有持续业务 [56] - 对于中东非常规油气开发带来的增长潜力，管理层表示其工具技术适用于该环境，但公司并非直接在当地运营，而是通过合作伙伴提供工具，因此增长存在不确定性，但抱有希望，目前预测中并未计入此项 [57][58] 问题: 当前压力泵送现货市场的竞争状况，是否看到竞争减少或市场出现根本性改善迹象 [59] - 管理层表示尚未看到剧烈变化，行业整合带来了一些零散客户机会，公司保持定价纪律，闲置车队并精简人员以应对形势，同时更专注于资本密集度较低的其他服务线 [61][62] 问题: 关于2026年资本支出指引，尽管有支出推迟和线缆会计变更，指引仍显示增长，是否有下调空间以生成更多自由现金流 [68] - 管理层表示给出的指引是一个“保守数字”，且较为现实，资本支出经过非常仔细的审查，如果条件允许有机会削减，预算内的支出也并非承诺支出，可以调整，该数字有下调可能，但如果出现投资机会，也有小幅上调的可能，公司最终关注的是自由现金流 [69][70][71] 问题: 支持服务中租赁工具收入在年底大幅下降，是否比历史季节性更严重，原因是什么 [72] - 管理层确认下降更为明显，该业务通常非常稳定，此次受落基山地区特定客户钻井延迟影响，但相信只是延迟而非永久性损失，且该业务在第三季度表现强劲，基数较高 [73][74][75]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度总收入为4.26亿美元，环比第三季度下降5% [9] - 调整后EBITDA为5510万美元，环比下降1880万美元，调整后EBITDA利润率环比下降230个基点至12.9% [12] - 调整后稀释每股收益为0.04美元，调整项总计0.06美元，主要与电缆费用化、收购相关成本及税收增加有关 [11] - 第四季度销售、一般及行政费用为4800万美元，环比增加300万美元，占收入比例上升120个基点至11.2% [11] - 当季有效税率异常高，主要与公司自有寿险保单清算及收购相关成本的不可抵扣部分有关 [11] - 截至第四季度末，经营活动现金流为2.013亿美元，资本支出为1.484亿美元，自由现金流为5290万美元 [12] - 公司持有约2.1亿美元现金，有5000万美元卖方融资票据应付，1亿美元循环信贷额度未使用 [12] - 2025年全年资本支出为1.48亿美元，主要用于维护性支出、机会性资产购买及IT系统升级 [13] - 由于电缆费用化处理，资本支出减少了1200万美元，另有约1500万美元的预期资本支出推迟至2026年 [13] - 2026年资本支出预计在1.5亿至1.8亿美元之间 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 压力泵送业务收入环比下降6% [8] - 电缆测井业务收入环比下降3% [7] - 井下工具业务收入环比下降9% [3] - 连续油管业务收入环比下降2% [7] - 固井、存储和检测业务以及Cudd压力控制、强行起下钻和井控业务收入有所增长 [3] - Cudd压力控制业务收入环比增长1%，其中强行起下钻业务增长13% [6] - 租赁工具业务收入在第四季度出现显著下滑 [72] - 除压力泵送外的其他服务线占总收入的70%，收入环比下降4% [3] - 技术服务和配套服务分别占总收入的95%和5%，收入分别环比下降4%和18% [9] - 主要服务线收入占比：压力泵送27.6%、电缆测井24.1%、井下工具22.4%、连续油管9.7%、固井5.9%、租赁工具3.4%，合计占总收入93% [9] 各个市场数据和关键关键指标变化 - 东南和东北地区业务实现增长 [3] - 最大的西部中陆地区（包括Elk City和Odessa）业务环比持平 [4] - 国际和落基山地区业务表现疲软 [4] - Thru Tubing Solutions在中东地区业务最多，该地区出现疲软 [56] - 公司在加拿大有持续的业务 [56] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略重点是利用强劲的资产负债表，最大化长期股东回报，并战略性地发展资本密集度较低的服务线 [8] - 增长途径包括有机增长、对新技术的投资以及在现有市场和更广泛能源领域的并购 [14] - 公司正在通过如大型钻孔强行起下钻设备等投资，努力向其他市场（如洞穴储气库维护）多元化 [7] - 公司对并购持谨慎和耐心态度，认为目前市场上对传统油田服务公司的买家竞争有限 [42][43] - 公司正在扩大视野，考虑能源领域更广泛的增长机会，包括储气库等 [43][44] - 在压力泵送市场，公司保持定价纪律，并因回报不佳而闲置了部分车队 [61][62] - 行业整合和部分资本不足的竞争对手重组或退出，可能减少竞争，对公司有利 [24] - 部分设备向中东等海外市场转移，可能对其他业务线的竞争环境产生轻微积极影响 [23][24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2025年是充满挑战的一年，年底油价达到疫情以来最低水平 [14] - 近期油气价格虽有改善，但需要进一步上涨才能刺激客户活动水平显著提升 [14] - 第一季度初的冬季风暴影响了多项业务，导致运营天数损失，相关成本将影响近期盈利能力 [8] - 管理层拥有丰富的行业周期经验，将继续专注于成本控制、回报和保持财务灵活性 [14] - 对Thru Tubing Solutions的新技术（如A10井下马达、Metal Max金属部件、UnPlug技术）持乐观态度，认为有助于获得市场份额并拓展新市场 [4][5] - 对于中东地区非常规油气开发带来的潜在增长持开放态度，但未将其纳入当前预测 [57][58] - 压力泵送现货市场目前尚未出现剧烈变化，供应依然过剩，但行业保持一定纪律性 [60][61] 其他重要信息 - 公司决定从第四季度开始，将先前资本化的电缆测井电缆进行费用化处理，主要因使用年限因活动增加和工作类型变化而改变 [10] - 此项会计变更主要导致营收成本增加、资本支出减少，折旧摊销小幅下降，对自由现金流无影响 [10][12][53] - 截至2025年第四季度，年内累计派息总额为3510万美元，当季派息880万美元 [13] - 公司正在将一台现有的连续油管设备升级以处理更大的2 7/8英寸油管，预计于2026年中投入使用 [7] - Cudd压力控制强行起下钻业务预计在2026年交付一台专为洞穴储气库工作设计的大型钻孔强行起下钻设备 [7] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 第一季度初的天气影响是否会导致业绩趋势与第四季度相似 [20] - 管理层承认影响并非无关紧要，但仍在分析中，目前难以量化 [21] 问题: 随着设备向海外转移，其他业务线（如Thru Tubing、连续油管、电缆测井）的竞争是否开始正常化或减少 [23] - 管理层观察到可能有一些积极影响，但程度尚不巨大，市场压力可能导致一些资本不足的竞争对手重组或退出 [24] 问题: 鉴于公司持有大量现金，是否会考虑股票回购 [25] - 管理层表示一直在评估资本的各种用途，股票回购是选项之一，但近期可能不会采取截然不同的行动 [25] 问题: 关于10月份闲置的压力泵送车队，是否有迹象表明会在今年重启，重启取决于价格还是工作量 [38] - 管理层表示重启需要更有把握获得更好的定价，而不仅仅是相同定价下的工作量，公司不急于让车队复工，除非能带来明确的增量效益 [38][39] 问题: 关于并购市场，买家减少是否意味着公司可以更加谨慎和耐心 [40][41] - 管理层同意此观点，认为目前对传统油田服务公司的买家竞争有限，这使公司处于有利位置，可以耐心等待合适的战略目标 [42][43] 问题: 电缆测井会计处理变更的原因和时机 [50] - 管理层解释，因收购后业务模式改变（更多Simulfrac、travel frac），电缆消耗加快，使用年限从18个月缩短至接近1年，因此在首个会计窗口期基于足够证据做出了变更，此举不影响自由现金流 [51][52][53] 问题: Thru Tubing Solutions的国际业务布局和增长前景 [55] - 管理层指出，国际业务已大幅收缩，Thru Tubing是国际业务最多的部门，主要在中东，该地区近期疲软，加拿大有持续业务 [56] - 对于中东非常规油气开发带来的潜在增长，管理层持希望态度，但未纳入当前预测，因为公司主要通过合作伙伴提供工具，而非直接运营 [57][58] 问题: 当前压力泵送现货市场的竞争状况和供应基本面 [59] - 管理层表示尚未看到剧烈变化，行业有一定纪律性，公司自身也采取了闲置车队、精简人员等措施，但回报仍需改善，存在一些难以竞争的小型私人公司 [61][62] 问题: 2026年资本支出指引的构成及是否有下调空间 [68] - 管理层表示给出的指引是一个“保守数字”，实际支出会根据活动水平调整，资本支出计划经过严格审查，大部分未交付设备并未承诺购买，因此存在下调空间，反之若有机会也可能增加 [69][70][71] 问题: 配套服务中租赁工具收入在第四季度大幅下降的原因 [72] - 管理层解释，下降比以往更明显，部分原因是第三季度业绩强劲导致对比基数高，同时也受到落基山地区一两个客户钻井活动延迟的暂时性影响，并非永久性机会损失 [73][74][75]

公司2025年第四季度及全年业绩概览 - 公司公布2025年第四季度及全年未经审计的业绩 [1] - 公司认为季度环比对比最能反映行业趋势和近期财务表现 [3] - 第四季度营收为4.25777亿美元，环比下降5% [8][11] - 第四季度净亏损310万美元，而上一季度净利润为1300万美元，每股亏损0.02美元 [11][14] - 第四季度调整后净利润为940万美元，调整后稀释每股收益为0.04美元 [11][14] - 第四季度调整后EBITDA为5510万美元，环比下降 [11][14] - 2025年全年营收为16.26566亿美元，同比增长15%，主要得益于Pintail Completions收购 [11] - 2025年全年净利润为3210万美元，同比下降65%，每股收益0.15美元 [11] - 2025年全年调整后净利润为5360万美元，同比下降41%，调整后稀释每股收益0.25美元 [11] - 2025年全年调整后EBITDA为2.32668亿美元，与上年基本持平 [11] - 2025年全年经营活动净现金流为2.01331亿美元，自由现金流为5290万美元 [11][15] - 2025年全年支付股息3510万美元，并回购290万美元普通股 [11][16] 管理层评述与行业环境 - 第四季度营收小幅下降主要受节假日活动放缓影响 [6] - 技术服务业收入环比下降4%，其中Thru Tubing Solutions井下工具业务因落基山脉和国际区域活动疲软而下降9% [6] - 支持服务业收入环比下降18%，主要因Patterson Services租赁工具收入下降22% [6] - 季度初表现稳健，但12月因客户减少活动而走弱，宏观环境依然充满挑战，地缘政治事件导致原油价格波动加剧 [6] - 美国平均在用钻机数为548台，环比增长1.5%，但同比下降6.5% [7] - 原油价格为每桶59.79美元，环比下降9.2%，同比下降15.3% [7] - 天然气价格为每百万立方英尺3.69美元，环比增长21.4%，同比增长51.9% [7] 分部业绩表现（环比） - 技术服务业营收为4.05244亿美元，环比下降4% [19][20] - 技术服务业营业利润为845.7万美元，环比下降65%，其中约800万美元的负面影响来自测井电缆费用化处理的会计变更 [20] - 支持服务业营收为2053.3万美元，环比下降18% [19][20] - 支持服务业营业利润为168.8万美元，环比下降63% [20] 成本与费用 - 第四季度营收成本（不含折旧摊销）为3.36568亿美元，较上季度的3.34673亿美元略有上升，部分原因是当期费用化了约1200万美元的测井电缆采购成本 [9] - 销售、一般及行政费用为4768.7万美元，高于上季度的4462.8万美元，主要与员工激励及其他相关成本增加有关 [10] - 与收购相关的雇佣成本约为730万美元，为非现金会计调整 [12] - 利息收入总计170万美元，利息支出总计94.2万美元，均与上季度近似 [12] - 所得税拨备为320.9万美元，实际税率异常高，主要与公司拥有的人寿保险保单清算以及收购相关雇佣成本的不可抵扣部分有关 [13] 资产负债表与资本配置 - 第四季度末现金及现金等价物增至2.09974亿美元，1亿美元循环信贷额度下无未偿借款 [15] - 截至第四季度末，累计经营活动净现金流为2.01331亿美元，自由现金流为5290万美元 [15] - 截至第四季度末，累计支付股息3510万美元 [16] - 董事会已宣布将于2026年3月10日支付每股0.04美元的常规季度现金股息 [16] - 截至第四季度末，累计股票回购额为290万美元，全部用于限制性股票归属的税务代扣 [16] 非GAAP指标与会计调整 - 公司使用了调整后营收、调整后营业利润、调整后净利润、调整后净利润率、调整后每股收益、调整后EBITDA、调整后EBITDA利润率及自由现金流等非GAAP指标 [2][31] - 从2025年第四季度开始，测井电缆的会计处理由资本化折旧改为费用化，因其估计使用寿命发生变化 [21][34] - 此次会计变更在第四季度对调整后EBITDA产生了约460万美元的负面影响 [11][14] - 全年测井电缆调整总额约为1380万美元，对营业利润的净影响为额外增加830万美元费用 [21][34] - 为增强可比性，公司在非GAAP指标中加回了第二、三季度的相关费用影响 [34][37][39]

公司融资活动 - Liberty Energy Inc 计划发行5亿美元本金总额的2031年到期可转换优先票据 该发行属于非公开发行 面向符合资格的机构买家 发行取决于市场条件和其他因素 [1] - 公司还打算授予票据初始购买者期权 可在特定时间内额外购买最多7500万美元本金总额的票据 [1]

涉及的行业与公司 * 行业：石油天然气服务行业，具体为人工举升（Artificial Lift）领域，包括电潜泵（ESP）、高压气举（HPGL）、常规气举和柱塞举升等技术 [4][7][9] * 公司：Flowco Holdings Inc. (NYSE:FLOC)，一家专注于生产优化解决方案的公司 [1][4] * 被收购公司：Valiant Artificial Lift Solutions，一家专注于二叠纪盆地的纯电潜泵（ESP）供应商 [4][6] 交易核心细节 * 交易总对价：2亿美元，其中1.7亿美元为现金，3000万美元为Flowco新发行股票 [4] * 估值倍数：基于2026年预估调整后EBITDA，收购价格倍数约为3.9倍，被认为具有吸引力 [5] * 融资方式：通过公司现有的资产抵押贷款（ABL）进行适度借款 [5] * 交易后影响：预计交易将增加每股收益和自由现金流，交易后净杠杆率预计保持在1倍以下 [5] * 预计完成时间：2026年3月初，需满足常规交割条件及监管批准 [5] * 整合安排：交易完成后，Valiant将作为Flowco生产解决方案部门的一部分运营 [5] 战略与市场机遇 * 战略契合：收购符合Flowco构建差异化生产优化平台的长期战略，使公司能够在油井整个生命周期为客户提供合适的人工举升解决方案 [4][7] * 产品线扩展：通过增加ESP产品，Flowco现在能够提供客户使用的两种早期举升技术（高压气举和电潜泵），根据油井条件选择适用方案 [7][9] * 市场扩张：此次收购显著扩大了Flowco的可寻址市场，使其能够参与人工举升市场中最大的细分领域 [10] * 市场规模：仅美国本土48州，ESP市场规模约为每年25亿美元，国际机会更大；高压气举在美国陆上市场的年支出约为15亿美元 [10][11] * 客户关系深化：通过交叉销售和更早介入油井生命周期，公司旨在与客户建立更持久、以解决方案为导向的关系 [8][9][19] 被收购方（Valiant）概况 * 财务表现：预计2026年调整后EBITDA约为5200万美元，EBITDA利润率约为40%，与Flowco的利润率一致 [7] * 收入模式：以服务为导向的经常性收入模式 [7] * 运营区域：目前大部分收入来自二叠纪盆地，但团队拥有有意义的国际运营经验 [6] * 运营能力：拥有内部组装和维修能力，并使用专有的监控和分析工具来优化系统性能 [6] * 资本密集度：维护性资本支出预计在1500万至2000万美元之间（基于约5000万美元的EBITDA），自由现金流转化率与Flowco的历史水平（40%-50%）相近，Valiant约为30%出头 [29][30] * 技术优势：拥有自主研发的系统人机界面，可实现远程高效操作和优化；具备远程监控能力和预测分析，能提前应对油井条件变化 [33] 协同效应与增长前景 * 收入协同：预计主要协同效应来自收入方面，通过双方客户群的交叉销售实现，而非成本协同 [22] * 地域扩张：Valiant团队的国际经验为Flowco海外扩张（特别是在页岩开采地区）提供了自然路径；Flowco在美国各页岩盆地的现有足迹（如巴肯盆地）为Valiant的ESP产品提供了国内扩张机会 [21][22] * 市场定位：Flowco是唯一一家专注于油井生产阶段的公司，这种专业化是其差异化和获取市场份额的关键 [36] * 行业整合影响：上游行业的持续整合（如提到的Devon与Coterra合并）对Flowco而言是净利好，因为大公司会寻求在被收购实体中已验证的成功解决方案（如高压气举）并在更大范围内推广 [46] 竞争与供应链 * 竞争格局：ESP市场存在一些大型参与者，但Flowco凭借对生产阶段的专注进行差异化竞争 [36] * 供应链与关税：Valiant在缓解对单一关键地理区域（不仅是中国）的供应链风险方面已有进展，行业对关税风险的应对已更加成熟，Valiant在此方面不逊于其他ESP厂商 [37] 企业文化与团队 * 文化契合：两家公司都专注于生产优化、运营纪律和提供可靠的解决方案，Valiant团队与Flowco一样具有长期思维和致力于构建持久业务的承诺 [6][12]

收购与市场扩张 - Flowco以2亿美元收购Valiant人工提升解决方案，其中170百万美元为现金，30百万美元为股权[5] - 预计Valiant在2026年的调整后EBITDA为5200万美元，调整后EBITDA利润率约为40%[11] - 收购后Valiant的购买倍数为约3.9倍，交易后净杠杆率为1.0倍[7] - Valiant在美国的ESP系统安装数量约为6000个，当前收入的100%来自Permian盆地[11] - 预计收购将于2026年3月完成，需满足常规的关闭条件，包括监管批准[5] - 收购将显著扩大Flowco的可寻址市场，预计市场规模扩大约70%[20] - Flowco的ESP市场在2025年的预估为25亿美元，整体人工提升市场为70亿美元[19] - 收购将为Flowco提供新的收入机会，通过交叉销售扩大客户基础[13] 管理与运营 - Valiant的管理团队将继续留任，增强Flowco的生产解决方案部门[5] - Flowco的租赁收入超过50%，确保现金流的可持续性和可见性[22]