财务数据和关键指标变化 - 第二季度销售额环比下降30%，至12亿美元，主要因全球经济活动迅速下滑和全球石油需求崩溃 [5] - Tubes运营部门平均销售价格环比上涨8%，得益于本季度产品销售组合良好 [6] - 本季度EBITDA环比下降79%，包含5400万美元遣散费，EBITDA利润率降至约5%；排除遣散费，EBITDA为1.13亿美元，利润率为9% [6] - 本季度自由现金流保持强劲，达4.02亿美元，营运资金进一步减少4.46亿美元，季度末净现金头寸改善至6.7亿美元 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 - 美国和加拿大钻探活动迅速下降，阿根廷和哥伦比亚受疫情及钻探活动崩溃影响，墨西哥业务持续放缓，公司OCTG销售随钻探活动变化而迅速调整 [15] - 中东和海上业务更具韧性，里海和北海业务表现出色，在北海完成Cozen剩余油井交付，开始向Glengorm开发项目交付产品，并赢得挪威Neptune钻机油田勘探井供应合同 [17] - 与NAI、Petrobras和Pioneer达成两年期长期协议延期，Bay City工厂进口钢筋的232条款豁免延长一年 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国市场存在大量库存积压，油井钻探后等待完井，OCTG库存升至约15个月的消费量，影响需求水平和定价 [16] - 沙特阿拉伯、阿联酋和卡塔尔等海湾地区，尽管油气价格下跌，但预计钻探活动将保持韧性 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 未来几个月，公司将专注于降低成本和营运资金，为长期低迷做好准备，并推进长期战略，包括与客户进行供应链数字化整合 [20] - 通过Rig Direct门户，客户可直接将订单录入系统，美国44%的Rig Direct呼叫请求通过此方式管理；PipeTracer工具可实现逐管跟踪和追溯，提高油井规划和供应链整合效率 [20][21] - 为应对疫情，公司开始为北海、墨西哥湾和亚太地区的海上平台提供远程油井完整性服务，并重新组织技术培训服务以实现在线交付 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 新冠疫情影响仍在持续，全球经济活动和石油消费在第二季度受到重大冲击，复苏将缓慢且充满不确定性 [8] - 行业库存和生产运营产能过剩，需要较长时间恢复平衡，油气公司削减资本预算并推迟项目，将延迟钻探活动的恢复 [23][24] - 预计第三季度是业务低谷，第四季度部分地区如阿根廷可能出现复苏，美国也可能有一定程度的活动回升 [29][30][31] 其他重要信息 - 公司计划到年底将固定成本结构降低约2.2亿美元，目前已完成过半，节省效果开始显现 [12] - 本季度资本支出大幅降至4600万美元，维持对环境和安全等长期目标关键要素的投资 [13] - 安全指标持续改善，努力维持无新冠病毒的工作环境 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 对第四季度乐观预期的驱动因素 - 公司认为第三季度是业务低谷，第四季度应开始缓慢回升，预计阿根廷在债务谈判后活动将有所恢复，美国也可能有一定活动回升，其他地区也可能有轻微复苏 [29][30][31] 问题2: 是否考虑在2021年进一步削减成本 - 经济和需求演变存在高度不确定性，难以预测2021年的活动水平；成本控制主要集中在降低固定成本，计划在年底前完成，同时根据预测调整工厂运营成本 [32][33][34] 问题3: 何时恢复正常运营，行业整合趋势及公司是否有收购资产机会 - 难以预测复苏情况，部分地区可能复苏较快，如中国；若油价超过每桶45美元，2021年活动可能增加；公司认为行业投资水平目前不可持续，未来需支持更高水平投资；公司在行业内进行多元化，涉足氢气、可再生能源等领域，同时注重供应链数字化和本地化战略 [39][40][42] 问题4: 第三和第四季度是否会有更多遣散费 - 公司调整计划已启动，已产生约7500万美元遣散费，预计还将产生约5000万美元，节省效果将在未来季度体现 [43] 问题5: 价格走势及下半年国际市场价格是否会成为逆风 - 价格已下降，但进一步下降空间不大，因为成本趋势正在转变，如铁矿石和废钢价格上涨，中国钢铁生产和消费增加也支撑了市场价格；美国库存积压可能有暂时影响，但结构性降价空间不大 [46][47][49] 问题6: 下半年营运资金还能减少多少，年底净债务或净现金目标 - 公司将在第三和第四季度继续产生自由现金流，预计年底净现金头寸在10亿美元左右，业务模式有助于根据活动水平减少库存和应收账款 [50][51] 问题7: 公司如何为未来10年做准备，10年后是否仍主要从OCTG业务获得收入 - 公司认为行业处于长期集中和竞争环境重新定义趋势中，需为复苏做好准备；公司在行业内进行多元化，涉足氢气、可再生能源等领域，同时注重供应链数字化和本地化战略 [55][56][57] 问题8: 基于上半年行动，下半年劳动力成本还能降低多少 - 下半年重组计划的节省效果将体现在成本结构中，随着生产与销售重新匹配，销售成本中的低效率将降低，从而减少成本 [61] 问题9: 竞争环境下产能发展情况，美国页岩活动是否会结构性降低，公司在美国的布局 - 美国能源行业长期仍将强劲，公司在美国的业务结构和布局适合中期复苏；目前美国有大量已钻探待完井油井和OCTG库存，完井将先于钻探恢复；Tenaris在美国的生产设施和服务中心网络具有竞争力；页岩气长期仍有发展空间，公司资产布局有利于为行业供应 [66][67][68] 问题10: Rig Direct业务的推广速度及在市场低迷期间的增长预期 - Rig Direct业务在加拿大占比超90%，美国本季度销售占比超85%；公司认为能源安全使各国注重本地供应，Rig Direct战略有助于贴近客户，减少库存波动影响，危机验证了该战略的有效性 [81][82][79] 问题11: 未来季度平均销售价格走势及2021年预期 - 考虑产品组合、国家组合及Pipe Logix降价影响，预计第三季度实现价格下降，并延续至第四季度 [85] 问题12: 上半年成本节省情况及2020年剩余节省目标 - 目前已实现成本节省的20% - 25%，剩余部分将在未来两个季度实现 [86] 问题13: 第四季度与第三季度相比，销量和盈利能力预期 - 预计EBITDA在未来季度保持在低个位数，是公司业绩的底部 [87] 问题14: 墨西哥市场未来季度趋势 - 墨西哥市场第二季度销售因OCTG不同产品线表现尚可，但下季度将下降；Pemex受疫情影响，宣布削减E&P资本支出约15%，第二季度较第一季度下降约20% - 25%，预计第三季度再下降约10%，第四季度企稳；预计明年活动开始增加，总统计划到2024年将产量从目前的160 - 50万桶/日提高到220万桶/日，此前授予的项目也将推进 [88][92][93] 问题15: 中东和非洲销售订单的持续时间 - 中东地区订单情况良好，未来几个月有较好前景，NOCs已调整钻探活动10% - 20%，并推迟高资本支出和新基础设施项目；预计下季度销售稳定，公司在这些国家有重要长期地位和良好投标成功率；中东以外地区情况较复杂，IOCs削减资本支出将导致钻探和采购活动放缓，非洲和里海地区销售下半年将放缓，亚太地区将有温和放缓 [102][103][104] 问题16: IPSCO在北美业务的整合情况及客户反馈 - IPSCO已完全融入公司运营，工厂层面实现整合，能够加工原IPSCO的产品技术；危机使需求下降，难以评估测试情况，但新开发的连接产品在页岩应用中非常成功，有助于短期内业务发展；公司因IPSCO的扭矩价值吸引了一些新客户 [108][109][110] 问题17: 目前销售成本中固定成本和可变成本的比例，与疫情前相比如何，以及在更正常环境下的变化 - 在稳定情况下，销售成本中35%为固定成本，65%为可变成本；目前固定成本占比约70%，可变成本占比30%，但未考虑节省成本计划；公司通过不同地区的暂停计划和工具降低闲置劳动力成本 [115] 问题18: 非常规天然气基础设施的长期机会，以及对大口径管道市场的看法和未来大型基础设施项目机会 - 天然气市场前景良好，国内天然气消费需求增加，LNG出口预计继续增长；但短期内，大型基础设施项目如莫桑比克和巴布亚新几内亚的项目不会做出最终投资决策，中期会逐步推进；天然气开发需要更复杂的连接和等级，长期是积极趋势；拉丁美洲的巴西、阿根廷和墨西哥有重要天然气基础设施项目，但短期内不会做出最终投资决策 [119][120][121] 问题19: IPSCO是否仍有正利润率，与TMK的主分销协议中未达最低水平时的处罚情况 - 目前难以单独评估IPSCO的贡献，公司将其作为一个整体管理；与TMK的主分销协议已根据市场情况重新协商，以适应目前的市场条件，预计不会产生处罚 [126][127][131]