财务数据和关键指标变化 - 第二季度营收为1.94亿美元，EBITDA等效现金流为1.12亿美元，过去十二个月EBITDA等效现金流为5.26亿美元 [5] - 第二季度受到多项一次性项目影响，包括较多船舶进坞维修及效率升级投资，导致收入暂时降低 [5] - 干船坞成本本季度为1600万美元，远高于正常季度的500万美元（平均2.5艘船）[15] - 调整后EBITDA为1.12亿美元，低于上一季度的1.6亿美元 [24] - 公司报告GAAP净利润为150万美元（每股0.01美元），上一季度为亏损3200万美元（每股0.24美元）[26] 各条业务线数据和关键指标变化 集装箱船业务 - 集装箱船占公司合同储备的71%，本季度贡献收入1.94亿美元 [13][14] - 与马士基签订三艘9500TEU集装箱船五年租约，新增2.25亿美元合同储备（2026年起）[7][8] - 四艘集装箱船进坞升级货物系统和节能技术，升级费用主要由租船方承担 [15] 干散货船业务 - 剩余14艘干散货船中8艘为长期租赁，本季度贡献1900万美元收入 [22] - 出售四艘2012年建造的Supramax型散货船，八艘Capesize型散货船按协议归还给Golden Ocean [6][22] 油轮业务 - 油轮舰队本季度收入4100万美元，低于上季度的4500万美元（三艘船进坞维修）[22] 钻井平台业务 - Linus钻井平台本季度收入2260万美元（环比增长10%），运营成本1450万美元 [17] - Hercules钻井平台自2024年第四季度闲置，本季度仅产生330万美元收入（设备租金）[18] 公司战略和发展方向 - 持续推进船队更新计划，出售20艘平均船龄18年的老旧船舶，使船队平均年龄降低2年 [12] - 11艘船舶已完成LNG燃料改造，另有5艘新造船正在建造中 [7] - 资本配置重点转向高质量资产，目前拥有15艘无负债船舶（市值1.92亿美元）[27] - 合同储备达42亿美元，其中三分之二来自投资级客户 [10][29] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 干船坞成本预计Q3/Q4将显著下降至350万/100-200万美元水平 [42][43] - 对Hercules钻井平台重新就业持乐观态度，但难以预测具体时间 [9] - 当前市场不确定性导致新投资机会减少，但公司保持超过3亿美元流动性准备部署 [47] 其他重要信息 - 汽车运输船SVL Composer在丹麦发生碰撞事故，预计9月初完成维修且无盈利影响 [16] - 剩余资本支出包括8500万美元新造船款项（5艘集装箱船，2028年交付）[28][57] - 与Seadrill的法律诉讼涉及4500-5000万美元索赔金额，已获得担保 [30] 问答环节 股息削减决策 - 主要受Hercules平台闲置影响（每日维持成本约6万美元），同时反映出售资产后的短期现金流减少 [34][36] - 董事会认为0.2美元股息更可持续，对应9%股息收益率 [10] 干船坞成本展望 - Q3预计降至350万美元，Q4进一步降至100-200万美元 [42][43] 资产收购机会 - 2024-2025H1已新增20亿美元合同储备和超10亿美元投资，当前重点关注交易对手质量和资产类型 [47] 能源业务展望 - Linus平台日均净收益约9万美元，Hercules平台将继续拖累业绩直至新合约签订 [53][54] 新造船进度 - 5艘集装箱船将于2028年交付，建造款项从2027Q1开始支付 [57]

新合同签署 - 公司Seadrill Limited为West Vela钻井船获得与Talos Energy的两口井钻井合同 预计2025年11月开始 合同期90天 [1] - 公司为Sevan Louisiana钻井船获得与Murphy Oil的三口井钻井合同 已于2025年8月启动 预计持续至同年11月 [2][7] 钻井船技术参数 - West Vela采用三星12000设计 最大钻井深度37500英尺 作业水深12000英尺 可容纳200人 建于2013年 [3] - Sevan Louisiana采用Sevan 650设计 最大钻井深度35000英尺 作业水深10000英尺 可容纳150人 建于2013年 [3] 财务与经营数据 - 截至2025年8月 公司订单储备约25亿美元 [4] - Talos Energy第二季度总收入4.24亿美元 调整后每股亏损0.27美元 日均产量9.3万桶油当量 [5] - Murphy Oil第二季度总收入6.96亿美元 调整后每股收益0.27美元 日均产量19万桶油当量 [6] 客户动态 - Talos Energy在第二季度实现Katmai West2和Sunspear井的首产 [5] - Murphy Oil在第二季度完成价值2300万美元的Eagle Ford页岩资产收购 [6]

财务表现 - 第二季度总营业收入为2.677亿美元，环比增长5110万美元或24%，主要受运营天数增加和日费率上升驱动 [4][19] - 调整后EBITDA为1.332亿美元，环比增长3710万美元或39%，反映新合同带来的盈利能力提升和利用率改善 [5][21] - 营业利润为9650万美元，环比增长60%，因收入增长超过费用增幅 [5] - 净利润为3510万美元，较上季度增加5200万美元，得益于营业利润率提高及融资和税务成本降低 [5][21] - 上半年自由现金流为1.065亿美元，其中第二季度自由现金流达9240万美元 [6][21] 运营指标 - 技术利用率为99.6%，体现设备可靠性和运营效率 [3][15] - 经济利用率为97.8%，反映钻机的高收益部署水平 [3][15] - 2025年合同覆盖率达84%，平均日费率为14.5万美元；2026年覆盖率为47%，平均日费率为13.9万美元 [7][16][29] - 年内新增14项合同承诺，为积压订单增加3.18亿美元 [7][26] 流动性及资本结构 - 第二季度末可用流动性为2.424亿美元，包括现金和未提取的循环信贷额度 [6][22] - 股权融资1.025亿美元及信贷额度增加8400万美元后，预计流动性增至4.25亿美元，包括1.92亿美元现金和2.34亿美元循环信贷能力 [6][25] - 循环信贷设施中1.5亿美元未提取 [11][22] - 优先担保票据的半年度债务偿还导致融资活动现金流出7070万美元 [24] 战略发展 - 在亚洲获得多钻机合同，Arabia II号钻机于2025年9月初开始长期合同，提升未来积压订单和利用率前景 [9][16][26] - 管理层强调优先考虑资产利用率而非追求更高日费率，保留市场情绪改善时的溢价捕获灵活性 [12][65] - 公司关注行业整合机会，可能通过并购或资产收购优化舰队结构 [50][51][82] 区域市场动态 - 墨西哥市场存在6500万美元未付裸船付款，但政府130亿美元融资计划预计改善下半年付款流 [8][46][58] - 中东地区需求显现，特别是科威特和中立区，现代钻机利用率保持在90%以上 [32][62] - 东南亚和西非洲需求积极，年内承包商钻机数量增加10台，供需基本平衡 [33][75] - 墨西哥私人投资项目预计到2033年贡献全国产量的25%，达45万桶/日 [11][55][57] 领导层变更 - Bruno Morand于9月1日起接任首席执行官，Patrick Schorn转任执行董事长 [7][38][39] - 董事会结构加强，新增具有金融专长和股东视角的成员 [40] 行业展望 - 全球自升式钻机市场长期基本面强劲，浅水项目具有低盈亏平衡价格和短现金流周期优势 [37] - 老旧钻机退役加速，今年已有4台设备退役，供应收紧支持高利用率水平 [35][36] - 勘探投资增加，特别是在马来西亚和西非洲等地区 [75]

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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]