财务数据和关键指标变化 - 2025年第一季度净收入为7100万美元，调整后净收入为7400万美元，即每股0.42美元 [23] - 2025年第一季度调整后EBITDA为1.98亿美元 [23] - 与2024年第一季度相比，调整后每股收益增长超60%，调整后EBITDA增长超50% [5] - 季度末杠杆率为3.2倍，低于2024年第四季度的3.3倍 [26] - 季度股息每股较去年上涨15%，股息覆盖率为3.9倍 [7] - 截至5月1日，公司回购约97.7万股普通股，平均价格为每股23.22美元，董事会批准将现有股票回购计划增加5000万美元，剩余额度为6500万美元 [7] - 2025年调整后EBITDA范围提高至7.9 - 8.3亿美元，原范围为7.5 - 7.9亿美元 [29] 各条业务线数据和关键指标变化 合同运营业务 - 2025年第一季度收入为3亿美元，较2024年第四季度增长5%，较上年同期增长35% [24][25] - 与2024年第四季度相比，调整后毛利润增长超1000万美元，连续两个季度调整后毛利率达70% [25] - 第一季度末运营马力较2024年第四季度增长超7万马力，不包括约1.5万马力的非核心资产出售 [17] - 2025年第一季度每马力月收入升至23.54美元，创公司纪录 [17] 售后市场服务业务 - 2025年第一季度收入为4700万美元，高于2024年第四季度的4000万美元 [26] - 2025年第一季度调整后毛利率为25%，高于2024年第四季度和上年同期的23% [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 压缩市场基本面在第一季度保持强劲，利用率、定价和盈利能力处于历史高位 [10] - 2025年有大量合同积压，正在预订2026年交付的设备以满足客户需求 [11] - 公司车队利用率为96%，预计今年能维持在90%以上 [6][16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于通过审慎和基于回报的方式进行资本配置，2025年增长资本计划投资3.3 - 3.7亿美元用于车队，维持杠杆率在3 - 3.5倍 [19][20] - 持续增加股东回报，包括提高股息和进行股票回购 [7][21] - 参与行业整合，收购TOPS和NGCS，预计扩大规模、拓展客户关系和深化关键地区业务 [8] - 专注于高等级运营，通过车队标准化、技术实施和创新流程改进提高盈利能力和现金流 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管宏观经济因素给其他行业带来不确定性，但天然气压缩业务市场条件良好，公司运营转型和资产投资推动持续成功 [5] - 短期来看，OPEC行动和关税公告导致WTI价格波动，但客户2025年发展计划和资本项目未明显改变，公司业务受商品价格波动影响较小，有能力应对市场变化 [11][12] - 长期来看，全球天然气需求增长支持美国基础设施投资，公司业务前景乐观 [14] 其他重要信息 - 公司在电话会议中会做出前瞻性陈述，实际结果可能与陈述存在重大差异，相关因素可参考向美国证券交易委员会的最新备案 [3] - 讨论中会提及非GAAP财务指标，相关指标与GAAP财务结果的对账可查看昨日新闻稿和向SEC提交的8 - K表格 [3] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待石油负面宏观逆风与天然气积极前景的影响，以及Permian增长放缓的情况 - 目前部分生产商2025年资本支出有5% - 10%的适度调整，但公司已签订的2025年合同不受影响；天然气是需求驱动型商品，即使Permian石油增长放缓，天然气仍有望增长；公司在各大油气产区有业务布局，可灵活调整 [33][34] 问题2: 关税对供应商设备定价的影响 - 供应商对关税长期影响仍不确定；公司已预订设备的价格在2025年和2026年已锁定；零部件和材料方面，关税对公司业务影响在个位数百分比，公司2025年业务计划和指导已考虑该影响 [37] 问题3: 提到的果断行动主要指哪些方面 - 目前公司业务基本面良好，但需关注宏观环境；若油价持续下跌影响业务，公司作为滞后型业务有较好的可见性和灵活性，可快速降低运营成本和资本支出，以保持现金流并合理分配资金 [41][42] 问题4: 收购NGCS后定价假设和资本支出是否有变化 - 收购后整体定价策略不变，价格上涨幅度在过去几个季度已放缓；公司可将NGCS新设备积压纳入现有资本支出指导，无需增加支出 [45][46] 问题5: 关于NGCS交易指导的7倍以下倍数的假设及潜在协同效应 - 修订后的指导考虑了第一季度基础业务的超预期表现和NGCS八个月的贡献；初始估计未包含协同效应，后续会努力挖掘潜在协同效应 [50][51] 问题6: Permian与干气盆地的压缩强度差异，以及活动向Haynesville转移对市场的影响 - Permian的压缩强度最高，若活动从Permian转移，不同盆地压缩强度不同；Haynesville目前占公司车队的2% - 3%，预计不会大幅增加；公司在其他产区有业务布局，可缓解Permian增长不足的影响 [53][54] 问题7: 2026年签订的合同条款和期限是否有变化 - 未看到合同条款和定价的变化，基础设施投资以满足天然气需求，公司2026年的预订情况与过去四个季度相似 [56][58] 问题8: 利用率是否会下降 - 90%以上的利用率是较高且稳定的水平，主要受马力增加的数量和时间影响，新设备交付后可能暂时影响利用率，但通常30 - 90天内开始产生收入 [59] 问题9: 其他盆地的咨询情况是否有变化 - 有增加，但并非以Permian为代价，目前约70% - 80%的预订仍在Permian，20% - 30%在其他产区，DJ盆地因盈亏平衡价格较好吸引了资本 [62] 问题10: 电动设备的需求情况 - 约30%的新建资本支出预算用于电动设备，市场需求大致维持在该水平，电力供应是增加电动设备预订的限制因素，公司对客户选择燃气驱动或电动驱动持中立态度 [65] 问题11: 与过去周期放缓相比，公司此次的定位有何不同 - 客户结构上，目前生产商和中游企业各占约50%，且生产商业务更侧重于大马力采集部分；车队利用率处于历史最高水平；行业受资本纪律约束，公司预计市场波动幅度将减小，自身将受益于更高的上行峰值和更低的下行风险 [68][69][70] 问题12: 若钻探放缓，客户能否推迟设备交付，以及运营商现金流减少是否会促使更多从购买转向租赁压缩设备 - 合同为有约束力的“照付不议”合同，但公司会在一定限制内与客户合作，允许设备交付推迟，并努力将设备提供给其他客户；目前在Permian地区外包比例较高，主要受资本纪律、资本分配选择和劳动力市场紧张等因素驱动，价格环境变化不一定会改变生产商和中游企业的资本分配理念 [73][76] 问题13: 市场紧张对新旧压缩资产定价的影响 - 总体而言，10年以内的设备在定价上无明显差异，10 - 20年的设备在功率、排放和控制技术方面可能存在差异，导致定价不同 [80][81] 问题14: 非核心马力的占比情况 - 占比非常小，目前公司对车队的管理处于战略和精细调整阶段，通过持续的精细管理保持车队的竞争力 [83]