分析师观点与目标价调整 - 花旗银行分析师Scott Gruber将公司目标价从46美元上调至47美元 并维持买入评级 看好公司因深水合同 沙特活动转机及数字业务增长带来的盈利改善 [1] - 巴克莱银行分析师J David Anderson将公司目标价从46美元上调至48美元 并维持增持评级 认为公司数字部门的亮眼表现超越了核心业务的稳定执行 [2] 2025年第三季度财务业绩 - 公司第三季度营收达到89.3亿美元 环比增长4% 但同比下降3% [3] - 营收增长得益于ChampionX业务两个月的额外收入 数字业务的持续增长以及核心业务的韧性表现 [3] - 营收增长是在石油市场供应充足 地缘政治环境不确定及大宗商品价格疲软的背景下实现的 [3] 业务板块表现与市场分布 - 公司数字业务部门表现突出 实现进一步增长 [2][3] - 核心业务表现坚韧 执行情况良好 [2][3] - 公司约80%的收入来自国际市场和海上市场 这些市场受益于OPEC+的增产 与北美地区钻井活动和钻机数量下降形成对比 [4]

季度业绩表现 - 公司季度每股收益为0.82美元，超出市场预期的0.68美元，实现20.59%的盈利惊喜 [1] - 本季度营收为3.1544亿美元，超出市场预期22.50%，去年同期营收为2.8842亿美元 [2] - 去年同期公司每股亏损0.61美元，本季度扭亏为盈 [1] - 上一季度公司每股收益为0.39美元，超出预期的0.28美元，盈利惊喜达39.29% [1] - 公司在过去四个季度中，每股收益和营收均四次超出市场预期 [2] 股价表现与市场比较 - 公司股价年初至今上涨约67%，同期标普500指数涨幅为17.2% [3] - 公司股票目前获得Zacks Rank 1（强力买入）评级，预计短期内将跑赢市场 [6] 未来业绩预期 - 市场对下一季度的共识预期为每股收益0.06美元，营收8390万美元 [7] - 对本财年的共识预期为每股收益1.22美元，营收5.7607亿美元 [7] - 业绩公布前，公司的盈利预期修正趋势向好 [6] 行业比较与同业表现 - 公司所属的专业化工行业在Zacks行业排名中处于后34%分位 [8] - 同业公司Flotek Industries预计季度每股收益为0.15美元，同比增长87.5% [9] - Flotek Industries预计季度营收为4985万美元，较去年同期微增0.2% [10] - Flotek Industries的季度每股收益预期在过去30天内维持不变 [9]

公司2025年第三季度财务业绩 - 第三季度总收入为4.471亿美元，环比增长6% [5] - 净利润为1300万美元，环比增长28%，净利润率环比提升50个基点至2.9% [10][11] - 调整后净利润为1840万美元，环比增长5%，调整后每股收益为0.09美元 [10][12] - 调整后EBITDA为7230万美元，环比增长10%，调整后EBITDA利润率环比提升60个基点至16.2% [10][12] 业务板块表现 - 技术服务板块收入为4.222亿美元，环比增长6%，营业利润为2440万美元，环比增长16% [15][18] - 支持服务板块收入为2490万美元，环比增长4%，营业利润为460万美元，环比下降1% [16][18] - 三大主要服务线收入均实现环比增长：压裂服务增长14%，井下工具服务增长5%，电缆服务增长1% [5] 具体服务线驱动因素 - 压裂服务收入增长14%，主要受益于第二季度基数较低后的需求改善 [4] - Cudd Pressure Control的连续油管业务收入增长19%，得益于新投入的大直径设备 [4] - Thru-Tubing Solutions的井下工具业务需求强劲，受新产品推出的推动 [4] - Patterson Services的租赁工具和Pintail的电缆服务收入在本季度实现小幅增长 [4] 成本与费用 - 营业收入成本（不包括折旧和摊销）为3.347亿美元，环比增长5%，主要因业务活动增加 [6] - 销售、一般及行政费用为4460万美元，环比增长，占收入比例上升30个基点至10.0% [7] - 收购相关雇佣成本约为650万美元，为非现金会计调整，剩余6510万美元成本预计在未来10个季度平均确认 [8] 资产负债表与现金流 - 第三季度末现金及现金等价物为1.635亿美元，公司1亿美元循环信贷额度无未偿还借款 [13] - 截至第三季度，经营活动产生的净现金为1.395亿美元，自由现金流为2170万美元 [13] - 截至第三季度，股息支付总额为2630万美元，并宣布季度现金股息为每股0.04美元 [14] - 截至第三季度，股票回购总额为290万美元，主要用于限制性股票归属的税收代扣 [14] 行业背景与管理层评论 - 美国平均活跃钻机数为540台，环比下降5.4%，同比下降7.8% [4] - 原油价格为每桶65.85美元，环比上涨1.7%，但同比下降14.0% [4] - 天然气价格为每百万英热单位3.04美元，环比下降5.0%，但同比上涨44.8% [4] - 管理层观察到8月和9月业绩出现企稳甚至改善迹象，但鉴于油价近期跌破60美元及季节性因素，预计第四季度油服市场将面临额外阻力 [4] - 公司将继续进行渐进式成本削减，并审慎投资于业务，关注全周期回报 [4]

公司股价表现对比 - 哈里伯顿公司过去一年股价下跌1.1% [1] - 兰杰能源服务公司过去一年股价上涨9.2%，表现优于哈里伯顿 [1] 兰杰能源业务分析 - 公司是美国陆地市场领先的油井服务提供商 [4] - 高规格钻机业务部门持续产生可观收入和利润 [4] - 尽管陆地钻井活动钻机数量大幅下降，但石油和天然气产量未显著减少 [4] - 美国陆地资源区油井维护和完井的专业设备与服务需求将支撑公司业务 [5] - 公司资产负债表强劲，现金流充裕，净负债为零 [8] - 自2023年第二季度以来，已将约43%的自由现金流返还给股东 [8] 哈里伯顿业务分析 - 作为大型油田服务公司，业务遍及全球 [6] - 国际业务在陆地和海上领域均进展良好 [6] - 业务更加多元化，降低了单一市场波动风险 [6] - 债务与资本化比率为41.7%，债务风险较高 [9] - 第三季度回购了2.5亿美元股票，并计划在未来每季度削减1亿美元成本 [9] 财务与估值比较 - 哈里伯顿企业价值/EBITDA倍数为6.49，高于兰杰能源的3.31 [12] - 投资者愿为哈里伯顿的全球多元化业务和稳定性支付溢价 [12] - 兰杰能源相对于其规模在股东回报方面更为积极 [11] - 哈里伯顿通过成本控制计划和更大规模运营来产生可观现金流 [11]

业绩总结 - 2025年第三季度，国际钻井的日均调整毛利超过17,900美元[19] - 2025年第三季度的调整后EBITDA为236,308千美元，较2024年第二季度的221,720千美元增长6.9%[78] - 2025年第三季度的净收入为302,466千美元，较2024年第三季度的净亏损33,087千美元有显著改善[77] - 2025年第三季度的净债务为2,285百万美元，较2024年第二季度的2,348百万美元减少2.7%[68] - 2025年第三季度的净杠杆率为2.1倍，较2024年第二季度的2.3倍有所下降[63] 用户数据 - NDS国际收入在2024年第二季度为3230万美元，预计在2025年第二季度将增长至6710万美元，增幅为107.4%[53] - 平均钻井平台数量在2024年第二季度为777个，预计在2025年第三季度将增加至935个，增幅为20.3%[53] - 2025年9月30日，U.S. Drilling部门的调整后营业收入为$41,694千，较2024年6月30日的$39,788千增长约3.0%[79] 财务状况 - 2025年第三季度，偿还了1.78亿美元的循环信贷借款，并赎回了1.5亿美元的2027年到期票据[19] - 2025年第三季度的利息支出为54,334千美元，较2024年第二季度的55,350千美元略有下降[77] - 2025年9月30日，U.S. Drilling部门的总净债务为$1,919,905千，较2024年6月30日的$2,285,465千下降约16.0%[82] 未来展望 - 预计2025年保留业务的调整EBITDA为5500万美元，2026年为7000万美元[17] - 预计2025年将实现4000万美元的成本协同效应，2026年超过6000万美元[17] - 公司计划进一步减少2027年到期的债务，专注于优化杠杆[66] 收购与资产处置 - 2025年，收购Parker Wellbore的总对价为2.74亿美元，其中包括4.8百万股NBR股票和9300万美元的净债务[17] - 通过出售Quail Tools，获得的净收益为6.25亿美元，其中包括375百万美元的现金和250百万美元的卖方票据[17] - 2025年8月，公司以625百万美元出售Quail Tools子公司，收回375百万美元现金[65] 成本与支出 - 2025年9月30日的资本支出净额为141,849千美元，2025年6月30日为202,267千美元[93] - 2025年9月30日的自由现金流为9,961千美元，2025年6月30日为5,613千美元[93] - 调整后的自由现金流在2025年9月30日为40,596千美元，2025年6月30日为5,613千美元[93]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总营收为2.94亿美元，环比下降10% [19] - 净亏损为200万美元，摊薄后每股亏损0.02美元，相比第二季度700万美元的净亏损（摊薄后每股亏损0.07美元）有所收窄 [19] - 调整后税息折旧及摊销前利润为3500万美元，占营收的12%，环比下降29% [19] - 经营活动产生的净现金为4200万美元，投资活动使用的净现金为4300万美元 [19] - 完井业务自由现金流为2500万美元 [19] - 截至2025年9月30日，公司现金总额为6700万美元，ABL信贷额度下借款为4500万美元，总流动性为1.58亿美元（包括现金及9100万美元的ABL可用额度） [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 完井业务在充满挑战的市场环境中持续产生可持续的自由现金流 [4][19] - 公司主动选择闲置部分压裂车队，而非在次经济水平下运行，以保留设备应对未来有利的市场条件 [8][15] - 约75%的车队由下一代燃气设备组成，活跃水力马力中约70%由长期合同锁定 [10] - PROPWR业务取得显著进展，已部署首批资产，运行效率和可靠性表现优异 [10] - PROPWR业务已获得超过150兆瓦的合同，预计到年底合同容量将达到至少220兆瓦 [11] - PROPWR业务已订购额外140兆瓦设备，使已交付或订购总容量达到360兆瓦，预计所有设备将在2027年初前交付 [12] - PROPWR业务计划到2028年底实现750兆瓦的交付容量 [12][23] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地目前约有70支全职压裂车队在运行，低于年初的约90-100支，显示完井市场活动水平低迷 [4] - 定价纪律在低端市场有所软化，尤其是一些规模较小的压裂服务商 [7] - 公司进入数据中心电力市场，获得中西部地区超大规模数据中心的长期合同，承诺约60兆瓦 [11] - 公司此前还获得了为期10年、80兆瓦的分布式油田微电网安装合同，以及为二叠纪盆地E&P客户提供现场电力支持的合同 [11] - 公司正在就一项70兆瓦的长期协议进行深入谈判和部署规划，预计将在年底前部署资产 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦于轻资产和对工业化运营模式的投资，以在行业停滞期实现自由现金流 [4] - 通过反应性成本削减和灵活的资本支出，确保传统完井业务即使在挑战时期也能产生可持续自由现金流 [5] - 公司将资本优先分配给高需求的FORCE电动设备和PROPWR业务 [7][10] - 公司认为市场周期带来了宝贵机会，预计低层级竞争对手的加速退出将使完井市场从供需角度变得更健康和平衡 [9] - PROPWR业务被定位为关键增长引擎，预计将从2026年开始产生显著影响 [17] - 公司获得了3.5亿美元租赁融资设施的意向书，用于为PROPWR业务的增长提供资金 [13][25] - 公司预计PROPWR设备（包括厂用设备）的总成本平均约为每兆瓦110万美元 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 受关税和欧佩克+增产影响，更广泛的能源市场存在持续不确定性，预计具有挑战性的运营环境将持续到明年上半年 [5] - 近期限完井市场的需求可见度仍然有限，预计挑战性的运营环境将持续到2026年 [16] - 公司预计第四季度将维持10-11支活跃车队，考虑正常的假日季节性影响，但PROPWR业务的连续改善应有助于抵消假日影响并提振利润率 [16] - 在当前市场条件下，公司预计至少将这一水平的压裂活动维持到2026年 [17] - 对可靠、低排放电力解决方案的需求正在加速，公司认为自身处于有利地位以抓住这一机遇 [14] - 公司计划在油田电力项目上增长，同时寻求在数据中心领域进一步扩张，预计到2030年安装容量将达到1吉瓦或更高 [14] 其他重要信息 - 公司采取了有针对性的行动来优化传统完井业务的成本 [18] - 第三季度资本支出支付额为4400万美元，资本支出发生额为9800万美元，其中约2000万美元主要用于支持公司完井业务的维护，约7900万美元支持其PROPWR订单 [21] - 部分PROPWR支出被加速，因为供应链合作伙伴持续高效地按时或提前交付设备 [22] - 公司现在预计2025年全年资本支出发生额在2.7亿至2.9亿美元之间，低于第二季度财报中强调的2.7亿至3.1亿美元范围 [22] - 其中，完井业务现在预计占8000万至1亿美元，PROPWR业务预计在2025年发生约1.9亿美元 [23] - 2026年，PROPWR的资本支出预计在2亿至2.5亿美元之间，具体取决于进一步的加速交付计划和额外订单 [23] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于60兆瓦数据中心合同的细节，包括部署的电源解决方案类型以及合同随时间的扩展潜力 [30] - 该合同部署的技术是往复式发动机和电池储能系统，这是由客户需求驱动的 [33] - 公司对涡轮机和往复式发动机在这类部署中都充满信心，电池储能系统提供了差异化优势 [33] - 这仅仅是进入数据中心市场的开始，该站点将有更多容量，也会有更多类似站点，公司期待在容量和期限上与现有合作伙伴共同成长 [33] - 数据中心领域发展非常迅速，机会多种多样，公司很高兴能进入该领域，并与一流的交易对手方合作 [34] 问题: 关于未来融资结构，在目标达到750兆瓦乃至1吉瓦后，如何填补资金缺口 [35] - 优先使用业务自身的有机自由现金流进行融资，即使在疲软的完井市场，第三季度完井业务也产生了2500万美元自由现金流 [37] - 当业务达到一定规模后，它将能够自我融资更多增长，这可能很快发生，甚至到明年下半年 [37] - 350亿美元的租赁设施具有灵活性，公司只在需要时提取资金，不同于债券一次性获得全部现金 [39] - PROPWR业务比传统油田服务业务能支持更多杠杆，因为它获得了长期照付不议合同，更像合同压缩业务 [39] - 该租赁设施不排除其他融资选择，只是确保了一个有吸引力的融资选项 [40] - 公司将不断追求灵活性和低资本成本，随着业务增长和规模扩大，融资方式可能会发生变化 [41] 问题: 关于60兆瓦数据中心合同的期限，以及公司对合同期限的偏好 [45] - 该合同是长期合同，但出于竞争原因未披露具体期限 [47] - 公司会逐案评估交易，如果与强大的合作伙伴在可接受的回报门槛上签署长期协议，公司会愿意；同时也对可能获得更高利润的短期交易持开放态度 [47] 问题: 关于数据中心设备与二叠纪微电网设备的成本差异，特别是电池储能系统的影响 [48] - 两者之间的成本差异不大，电池系统的成本已计入60兆瓦项目的经济和约每兆瓦110万美元的资本支出中 [49] - 公司在供应链方面做得很好，与原始设备制造商和包装商建立了牢固的合作伙伴关系，实现了接近行业最佳的设备资本成本 [49] 问题: 关于未来兆瓦容量在不同终端市场（油田、数据中心等）的部署分布展望 [54] - 目前到年底约220兆瓦的合同中，约60%是数据中心，其余是油气；短期内分布可能保持相似 [55] - 随着时间的推移，数据中心合同可能更集中、规模更大，这会改变比例；最终分布难以确定，将是两者的平衡 [55][56][58] - 公司正在组建团队以同时进军这两个领域 [58] 问题: 关于数据中心与油田合同的经济性比较 [59] - 目前看到的经济性非常相似，设备占地面积和部署方式也相似，因此基于合同期限的回报大致相同 [59] 问题: 关于数据中心愿意支付更高电价是否会导致为压裂业务供电的电力被竞价拿走，以及如何应对这种套利 [62] - 目前公司对现有电动船队的位置、供电方式以及商业协议感到满意，电力提供商和公司自身的回报都很好 [62] - 并非所有压裂设备都能用于数据中心，反之亦然，设备构成上的差异有助于维持现状 [63] 问题: 关于在压裂和发电业务中，哪个产品线更具差异化优势 [66] - 两者都具优势，核心在于以客户为中心，理解客户需求，而非强行推销自认为酷的技术 [66][67] - 商业上的合作方式也是差异化点，带着倾听的耳朵、开放的心态和一篮子创造性解决方案与每个客户单独接触 [68] - 在电力方面，拥有技术专长和灵活资产以在不同领域竞争是独特的，公司建立了强大的工程团队来支持如电池储能系统等技术 [69] 问题: 关于压裂船队计数方式（SimulFrac船队算作一支还是两支）以及不同船队（如合同FORCE船队与非合同船队）之间的利润率差距 [72][73] - SimulFrac船队仍计为一支船队 [72] - 合同船队与非合同船队之间的利润率差距确实存在 [74] - 公司在第三季度纪律性地闲置了三支船队，尽管今天可以轻松实现满负荷运营，但选择不这样做，因为低端市场的价格不可持续 [74] - 公司主要针对 Tier 2 柴油船队（这部分船队占比正在缩小）进行经济性和运营调整，以服务顶级客户并提升这些业务的效益 [75] 问题: 如果活动水平维持在当前水平（约10-12支船队），对2026年油田服务业务资本支出的初步预估 [76] - 公司目前不提供正式的2026年指引，但高层评论是完井业务处于维护模式，不期望出现大规模的增长性资本支出周期 [76] 问题: 关于股价上涨对公司在油田服务领域进行战术性整合的看法的影响 [78] - 并购是整体战略的一部分，过去几年主要通过水平整合进行 [78] - 股价高比低好，但公司最感兴趣的是做下一个正确的事情，保持在高品质、高性价比的服务公司定位上 [78][79] - 目前没有依赖股价来达成的交易，公司业务稳固，旨在做出下一个正确决策 [80] - 通过 attrition 进行的整合每天都在发生，保持生存能力、高质量服务和高品质客户本身就在参与整合 [82] 问题: 关于未来设备组合的展望，以及是否考虑使用更大的涡轮机 [85] - 公司对现状感到满意，可能会继续采用类似组合，但也始终对新技术持开放态度，评估更大、更高效的动力模块 [85] 问题: 关于在数据中心机会中，是主要电力应用还是桥接/备用电源应用的机会更大 [86] - 公司只参与主要电力应用，团队和运营结构为此而建，作为备用电源提供商经济上难以实现 [87]

业绩总结 - 2025年第三季度收入为2.94亿美元，较第二季度下降10%[23] - 2025年第三季度调整后EBITDA为3500万美元，较第二季度下降29%[23] - 2025年第三季度净亏损为2365万美元，较第二季度的7155万美元有所改善[8] - 2025年第三季度完成业务的自由现金流为2500万美元[13] - 2025年第三季度资本支出为4404万美元，较第二季度的3713万美元有所增加[9] - 2025年第三季度的总流动性为1.58亿美元[23] 用户数据与市场展望 - 公司预计到2026年，年末部署的兆瓦数将达到275-325 MW，年末的年化EBITDA预计为7500万至9000万美元[37] - 预计每兆瓦的年化EBITDA约为27.5万美元，业务完全优化后预计可达30万美元[39] - 目前有360 MW的订单，另外约750 MW在积极讨论中，预计每年将增加150-200 MW的PROPWR业务[39] - 约70%的ProPetro的活跃液压马力已通过长期合同锁定[46] 新产品与技术研发 - PROPWR项目的总合同容量已扩大至超过150兆瓦，预计到年底将达到至少220兆瓦[31] - 公司计划到2030年实现1千兆瓦或更大装机容量，主要由油田和数据中心电力项目驱动[34] 投资与并购策略 - 自2022年以来，公司在资产基础、新技术和多元化服务方面投资超过10亿美元[10] - 公司计划通过有针对性的并购来推进增长战略，已收购水泥和湿沙解决方案等互补服务[55] - ProPetro的企业价值相较于其他能源服务公司仍处于折扣状态[62] 负面信息与挑战 - 在下降的钻机数量环境中，ProPetro的传统完井业务仍在产生可持续的自由现金流，以支持PROPWR的增长[59] - 公司在2023年和2024年期间的自由现金流与Permian盆地的平均钻机数量呈正相关[58] 可持续发展与减排 - 公司致力于减少排放并投资于更长寿命的资产，以推动PROPWR的可持续解决方案[71] - 自成立以来，公司已回购1300万股，占总股本的11%[53]

公司重大合同 - 公司获得沙特阿美为期五年的完井服务合同，涉及Jafurah及其他非常规油气田 [1] - 合同包含大规模的完井服务动员和广泛的工作范围 [1] 行业发展与战略背景 - 合同预计将支持沙特非常规天然气开发的下一阶段增长 [1] - 该发展是沙特雄心勃勃的能源多元化计划“2030愿景”的一部分 [1]

合作协议 - 哈里伯顿与壳牌达成框架协议 将提供不使用传统脐带缆的油管悬挂器安装和回收服务 [1] - 该协议利用了哈里伯顿的远程操作控制系统技术 该技术近期已在墨西哥湾的一个三井项目中使用 [1] ROCS技术特点 - ROCS是一种紧凑的无脐带缆控制系统 旨在取代传统液压系统 可降低地表压力风险和人员暴露风险 [1] - 该技术已在多个区域实施 包括挪威大陆架、西非和墨西哥湾 [2] - 该技术实现了在8,458英尺深度安装油管悬挂器的里程碑 这是有记录以来最深的无脐带缆作业 [2] - 与传统方法相比 该技术可加快下钻和起钻作业程序 并可将甲板作业减少高达75% 从而提高安装效率和安全性 [2][3] 行业影响与公司评价 - 该协议标志着深水作业的转变 ROCS技术在速度、精度和安全性方面的优势为运营商提供了可靠且具成本效益的传统方法替代方案 [3] - 该系统有望在全球钻井船队中获得更广泛的采用 [3] - 本月早些时候 哈里伯顿与Aker BP合作 在挪威大陆架完成了首次无脐带缆油管悬挂器安装 [3]

行业战略转型 - 油田服务巨头SLB、哈里伯顿和贝克休斯正将数据中心和人工智能基础设施相关业务作为其下一阶段增长的主要驱动力 [1] - 公司正在应对全球石油和天然气需求增长放缓的行业背景 [1]