巴黎--(美国商业资讯)--斯伦贝谢(Schlumberger Limited) (NYSE: SLB)今日公布了2019年第二季度业绩。
|
|
|
|
（单位为百万，每股数额除外） |
||||||||
|
|
|
|
截至以下日期的三个月 |
|
变化 |
||||||
|
|
|
|
2019年6月30日 |
|
2019年3月31日 |
|
2018年6月30日 |
|
环比 |
|
同比 |
|
|
营收 |
|
$8,269 |
|
$7,879 |
|
$8,303 |
|
5% |
|
0% |
|
|
税前部门营业收入 |
|
$968 |
|
$908 |
|
$1,094 |
|
7% |
|
-12% |
|
|
税前部门营业利润率 |
|
11.7% |
|
11.5% |
|
13.2% |
|
17 bps |
|
-148 bps |
|
|
净收益（基于GAAP） |
|
$492 |
|
$421 |
|
$430 |
|
17% |
|
14% |
|
|
净收益，扣除费用和贷项* |
|
$492 |
|
$421 |
|
$594 |
|
17% |
|
-17% |
|
|
摊薄后每股收益（基于GAAP） |
|
$0.35 |
|
$0.30 |
|
$0.31 |
|
17% |
|
13% |
|
|
摊薄后每股收益，扣除费用和贷项* |
|
$0.35 |
|
$0.30 |
|
$0.43 |
|
17% |
|
-19% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
北美营收 |
|
$2,801 |
|
$2,738 |
|
$3,139 |
|
2% |
|
-11% |
|
|
国际营收 |
|
$5,463 |
|
$5,037 |
|
$5,065 |
|
8% |
|
8% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
北美营收，不计Cameron |
|
$2,243 |
|
$2,178 |
|
$2,546 |
|
3% |
|
-12% |
|
|
国际营收，不计Cameron |
|
$4,761 |
|
$4,469 |
|
$4,387 |
|
7% |
|
9% |
|
|
|
||||||||||
|
|
*这些为非GAAP财务指标。详见下文“费用和贷项”部分。 |
||||||||||
斯伦贝谢董事长兼首席执行官Paal Kibsgaard表示：“第二季度营收83亿美元，环比增长5%，这得益于国际业务8%的增长以及国际业务方面勘探生产投资和活动大范围回升的持续迹象。国际钻井数环比增长6%，同比增长5%。相比之下，北美陆地营收环比增长1%，而北美海上业务营收增长了10%。
“2019年上半年，不计Cameron业务，国际营收同比增长了8%，北美陆地营收同比下降了12%。这些业绩反映了我们对全球勘探生产开支常态化的预期，同时，受成熟生产基地加速下滑的影响，国际投资有所增加，而北美陆地投资因勘探生产运营商现金流的限制而出现下滑。墨西哥与中美、拉美北部，非洲撒哈拉以南地区以及亚洲远东和澳大利亚GeoMarket在2019年上半年出现了两位数同比增长，而英国和欧洲大陆、中东东部和东南亚GeoMarket出现了高值个位数增长。鉴此，公司的业绩依然符合我们对2019年国际业务高值个位数增长的预期。
“在第二季度，欧洲/独联体/非洲地区引领国际业务环比增长，而受益于俄罗斯、中亚和英国与欧洲大陆GeoMarket超出季节性恢复的活动增长态势，该地区营收环比增长11%。受益于亚洲远东与澳大利亚GeoMarket 19%的增幅以及拉美地区12%的增幅，国际业务营收亦出现了环比增长，同时中东地区营收也增长了3%。
“在北美陆地，尽管受加拿大春歇的影响，但OneStim®活动依然出现了增长，但被疲软的水力压裂定价和钻井活动的普遍下滑所抵消。北美近海营收因勘探主导的活动的增加而有所增长，主要得益于WesternGeco®多客户端地震许可销售。
“按业务部门划分，油藏描述部门7%的营收增长引领第二季度环比增长，其次是生产部门因国际活动的增加而带来的6%的增长，这一增长势头超过了北半球冬季之后的季节性反弹所带来的业务增量。Wireline、WesternGeco、Well Services、Completions、Schlumberger Production Management (SPM)和Artificial Lift Solutions都因国际活动的增加而受益。得益于OneSubsea®和Surface Systems活动的增加，Cameron营收环比增长了5%，这些活动的增加主要位于国际市场。钻井营收环比增长了1%，因为国际业务的增长被北美陆地业务的疲软所部分抵消。
“从宏观角度来看，我们预计原油市场的情绪依然会保持稳定。受贸易战担忧和当前全球地缘政治紧张局势的影响，2019年原油需求预测略有下降，但我们预计中期的结构需求展望不会发生变化。在供给侧我们继续看到，美国页岩油将成为近、中期全球唯一的生产增长源，只不过增速会放缓，因为勘探生产运营商的关注点将继续从侧重于增长转变为侧重于现金和回报，继而也就制约了运营商的投资水平。这些影响，再加上欧佩克和俄罗斯将生产削减延长至2020年第一季度的决定，很有可能让原油价格在当前水平附近波动。虽然在2015年前，那些遭制裁项目带来的额外产能为各大市场提供了充足的供应，但这些供应增量将在2020年开始下滑，并在未来带来风险，因为很多成熟生产油盆的下滑速度将带来越发严峻的挑战。此外，尽管我们预计2019年能获得最终投资决策批准的新项目数量有可能连续第四年增加，但其对供应增量规模和数量的贡献远低于全球年度生产替代率所要求的水平。因此，我们依然认为，国际勘探生产投资将在2019年增长7%到8%，并得到国际钻井数提升的进一步支持。相对的，我们预计北美陆地开支在今年下滑10%的预期正在得到逐步应验。
“国际市场投资的增加和北美陆地资本支出的减少对于斯伦贝谢来说是一个积极的市场转变，而且也将意味着一些利好、熟悉机遇的回归。借助公司无与伦比的全球实力，现代化的执行平台，再加上如今已可用于广泛数字部署的不断拓展的技术组合，公司有着良好的条件在这个新涌现的国际业务上升周期期间创造卓越的营收增长，利润率增幅以及自由现金流。”
其他事件
斯伦贝谢今日宣布，董事会已任命Olivier Le Peuch担任公司首席执行官兼公司董事，于2019年8月1日生效。Le Peuch将从Paal Kibsgaard手中接任该职务，后者将于同日退休。8月1日生效的还包括，Kibsgaard先生将卸任董事会主席一职，并从董事职务上退休。Kibsgaard先生已为公司效力超过22年，包括担任首席执行官8年和董事长4年。当日生效的还有，当前的非独立董事Mark G. Papa将成为非执行董事长。Peter Currie将继续担任董事会的首席独立董事。
在本季度，斯伦贝谢以每股40.12美元的价格回购了250万普通股，总回购价格达到了1.01亿美元。
2019年4月28日，沙特工业化与能源服务公司(TAQA)宣布，公司与斯伦贝谢的合资公司Arabian Drilling Company (ADC)同意以4.15亿美元收购斯伦贝谢中东岸上钻井井架业务，涵盖科威特、阿曼、伊拉克和巴基斯坦。斯伦贝谢和TAQA于1964年成立了合资公司ADC，斯伦贝谢持股49%，TAQA持股51%。该交易预计将于2019年下半年完成，取决于监管批准和其他惯例成交条件。
2019年5月14日，斯伦贝谢与Rhône Capital 附属公司Wellbore Integrity Solutions (WIS)宣布，双方已经达成协议，WIS将收购斯伦贝谢DRILCO、Thomas Tools和Fishing & Remedial服务业务以及相关资产。该交易价值约为4亿美元，预计将于2019年年底完成，取决于监管批准和其他惯例成交条件。
2019年7月17日，斯伦贝谢董事会批准了在外流通普通股每股0.50美元的季度现金派息，将于2019年10月11日面向2019年9月4日在册的股东发放。
各地区的合并营收
|
|
（单位为百万） |
||||||||||
|
|
截至以下日期的三个月 |
|
变化 |
||||||||
|
|
2019年6月30日 |
|
2019年3月31日 |
|
2018年6月30日 |
|
环比 |
|
同比 |
||
|
北美 |
$2,801 |
|
$2,738 |
|
$3,139 |
|
2% |
|
-11% |
||
|
拉美 |
1,115 |
|
992 |
|
919 |
|
12% |
|
21% |
||
|
欧洲/独联体/非洲 |
1,896 |
|
1,707 |
|
1,784 |
|
11% |
|
6% |
||
|
中东与亚洲 |
2,452 |
|
2,338 |
|
2,362 |
|
5% |
|
4% |
||
|
其他 |
5 |
|
104 |
|
99 |
|
n/m |
|
n/m |
||
|
|
$8,269 |
|
$7,879 |
|
$8,303 |
|
5% |
|
0% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
北美营收 |
$2,801 |
|
$2,738 |
|
$3,139 |
|
2% |
|
-11% |
||
|
国际营收 |
$5,463 |
|
$5,037 |
|
$5,065 |
|
8% |
|
8% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
北美营收，不计Cameron |
$2,243 |
|
$2,178 |
|
$2,546 |
|
3% |
|
-12% |
||
|
国际营收，不计Cameron |
$4,761 |
|
$4,469 |
|
$4,387 |
|
7% |
|
9% |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
n/m = 无意义 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
第二季度营收83亿美元，环比增长5%，北美营收28亿美元，增长2%，而国际营收为55亿美元，增长8%。
北美
尽管受加拿大春歇影响，北美地区合并营收为28亿美元，环比增长2%。在北美陆地，OneStim营收环比增长3%，而市场需求增加所导致的水力压裂作业队利用的改善被持续的定价疲软所部分抵消。北美陆地钻井营收随着钻井数的减少而出现下滑，而Cameron的营收环比略有下滑。在WesternGeco多客户端地震许可销售引领下，北美海上业务营收因勘探活动的增加而有所增长。
国际业务
拉美地区合并营收为11亿美元，环比增长12%，受益于IOC海上勘探主导型活动的增加以及综合钻井服务(IDS)岸上活动的增加所导致的墨西哥与中美GeoMarket双位数营收增长。拉美北部GeoMarket营收因SPM活动和产量的提升（主要位于厄瓜多尔）而有所增加。拉美南部GeoMarket营收因Cameron营收的增加而有所增长，主要归功于OneSubsea和Surface Systems设备的销售。
欧洲/独联体/非洲地区合并营收为19亿美元，环比增长11%，主要原因在于活动增长态势超过了北半球季节性恢复所带来的影响，从而导致俄罗斯与中亚以及英国与欧洲大陆GeoMarket出现了两位数环比增长。这一现象的主要受益对象包括Wireline、Well Services、Drilling & Measurements、IDS和M-I SWACO。随着钻井数的增加、油井干预活动的增加以及新一体化钻井项目的开始，非洲撒哈拉以南地区GeoMarket的营收亦实现增长，尤其是西非、尼日利亚、安哥拉、加蓬和赤道几内亚。Cameron在该地区的营收也因为OneSubsea和Surface Systems设备销售的增加而有所上升，主要涵盖英国与欧洲大陆、挪威与丹麦、北非以及俄罗斯和中亚GeoMarket。
受亚洲远东和澳大利亚GeoMarket两位数的环比营收增长引领，尤其是中国和澳大利亚，中东和亚洲地区合并营收为25亿美元，环比增长5%。受益对象包括Drilling & Measurements、Well Services、Wireline、Testing Services和M-I SWACO。增长主要得益于澳大利亚和印尼海上钻井活动的增加，以及中国的季节性恢复。在沙特，Wireline和完井活动的增加被Well Services、IDS和陆地地震采集测绘营收的降低所部分抵消。中东东部GeoMarket营收持平，原因在于印度IDS活动的减少以及Cameron活动的减少被缅甸、马来西亚和泰国勘探钻井活动的增加所部分抵消。沙特和巴林、中东东部和亚洲远东及澳大利亚GeoMarket OneSubsea和Surface Systems设备销量的增加也推动该地区营收的增长。
油藏描述
|
|
|
（单位为百万） |
||||||||||||
|
|
|
截至以下日期的三个月 |
|
变化 |
||||||||||
|
|
|
2019年6月30日 |
|
2019年3月31日 |
|
2018年6月30日 |
|
环比 |
|
同比 |
||||
|
营收 |
|
$1,649 |
|
$1,543 |
|
$1,640 |
|
7% |
|
1% |
||||
|
税前运营收入 |
|
$326 |
|
$293 |
|
$350 |
|
11% |
|
-7% |
||||
|
税前运营利润率 |
|
19.8% |
|
19.0% |
|
21.3% |
|
81 bps |
|
-153 bps |
||||
油藏描述部门营收达到了16亿美元，其中80%来自于国际市场，环比增长7%，得益于活动的增加态势超出了北半球冬季之后季节性反弹。海上勘探活动的增加推动了营收的增长，而英国与欧洲大陆、俄罗斯与中亚、沙特与巴林以及亚洲远东与澳大利亚GeoMarket的Wireline和Testing Services也因此而受益。油藏描述营收的增长还得益于坎佩切墨西哥湾以及美国墨西哥湾WesternGeco多客户端地震许可销售的增长。俄罗斯与中亚以及东南亚GeoMarket的Software Integrated Solutions (SIS)营收也有所增长。
得益于高利润率Wireline 活动的季节性恢复以及WesternGeco多客户端地震许可销售的增长，油藏描述税前运营利润率为20%，环比增长81个基点。
油藏描述业绩得到了多个软件即服务(SaaS)合约的支持，合约内容涉及DELFI*认知型勘探生产环境以及这一环境在其他领域的拓展。其中包括DrillPlan* 一致性油井建设规划解决方案以及GAIA*数字水下平台，该平台能够让勘探团队迅速发现和接触油盆尺度数据，并在DELFI环境下管理其勘探机会。
在马来西亚，Hibiscus Petroleum授予SIS一项软件即服务合约，涵盖DELFI认知型勘探生产环境的使用。
在宾夕法尼亚州，Huntley & Huntley Energy Exploration, LLC授予斯伦贝谢一项合约，为其提供DrillPlan解决方案。多个DrillPlan解决方案工作流程将被整合至客户的标准规划流程，以改善工程质量以及与第三方服务提供商的合作。
在安哥拉近海，Wireline为Eni的一口勘探井部署了随钻地质测试(FTWT)技术，减少了1000万美元的运营成本，因为与标准的钻杆测试(DST)作业相比，钻井时间缩短了两周多。结合InSitu Fluid Analyzer* 实时井下液体分析系统和Saturn* 3D 圆径探头，FTWT技术帮助确认了原油的存在，并估算了油藏的采油指数。客户借此确认了油藏的潜力，并记录了原油储备增量。
卡塔尔石油公司(Qatar Petroleum)授予斯伦贝谢一项五年期合约，使用MUZIC*无线技术遥测技术提供油井测试、DST和井下数据采集服务。
Apache Egypt授予斯伦贝谢一项两年期合约，拥有一个两年期选择性延长期，用于为埃及西部的11口勘探井提供地质评估服务。
在巴西，巴西石油公司与WesternGeco签署了一项为期两年半的合约，对等浮电缆以及在桑托斯、坎波斯和圣埃斯皮里图海盆搜集的海底地震数据进行重新成像。包括波形反演在内的高级成像技术将被用于还原对这些深水海盆进行描述所需的高分辨率测速和各向异性模型。
钻井部门
|
|
|
（单位为百万） |
||||||||||||
|
|
|
截至以下日期的三个月 |
|
变化 |
||||||||||
|
|
|
2019年6月30日 |
|
2019年3月31日 |
|
2018年6月30日 |
|
环比 |
|
同比 |
||||
|
营收 |
|
$2,421 |
|
$2,387 |
|
$2,234 |
|
1% |
|
8% |
||||
|
税前运营收入 |
|
$300 |
|
$307 |
|
$289 |
|
-2% |
|
4% |
||||
|
税前运营利润率 |
|
12.4% |
|
12.9% |
|
12.9% |
|
-45 bps |
|
-53 bps |
||||
钻井部门营收24亿美元，其中75%来自于国际市场，环比增长1%。国际活动的增长态势超过了北半球季节性反弹带来的影响，并得到了国际钻井数6%增幅的支持，但这一增长被北美陆地页岩钻井活动的降低所抵消，而美国陆地钻井数量下滑了5%。国际业务因活动的增加而出现增长，英国与欧洲大陆、俄罗斯与中亚、墨西哥与中美以及亚洲远东和澳大利亚GeoMarket的M-I SWACO和Drilling & Measurements均因此而受益。IDS营收环比下降，原因在于墨西哥和中美GeoMarket的IDS活动被印度项目活动的减少和伊朗项目的完成大大抵消。
钻井部门税前运营利润率为12%，环比下降45个基点，原因在于欧洲/独联体/非洲/地区以及亚洲远东和澳大利亚GeoMarket的Drilling & Measurements与M-I SWACO利润率的改善被中东IDS项目利润率的降低大大抵消。
钻井业绩受益于合约授予以及钻井系统和流体技术的部署。
Lundin Norway AS授予斯伦贝谢一项四年期合约，价值1.15亿美元，拥有一个四年期选择性延长期，内容涉及北海挪威海域的作业。合约范围包括Solveig Field的生产和注水井，Edvard Grieg Field的加密井以及挪威大陆架的钻探勘探和评估井的井建服务。
QGC Shell Australia授予斯伦贝谢一项三年期合约，为Surat Basin提供四个钻井井架。作业将于2019年2月开始。
在二叠纪盆地，Drilling & Measurements used为Diamondback Energy, Inc.部署了PowerDrive Orbit*旋转可操控系统，将水平井段的钻进速度较同一油田此前的钻井记录提升了13% 。PowerDrive Orbit系统在2.9天内钻探了13,351英尺，平均钻速达到了189英尺/时，并在最初的24小时内钻探了5,287英尺。
在中东，斯伦贝谢被授予一项两年期合同，提供RHELIANT*热稳定恒流变钻井液系统。RHELIANT系统能够在不同的温度环境下工作，尤为适应中东某些地区的高性能、油基泥浆作业，可实现对等循环密度和水力控制，并改善井孔的清洁作业。
生产部门
|
|
|
（单位为百万） |
||||||||||||
|
|
|
截至以下日期的三个月 |
|
变化 |
||||||||||
|
|
|
2019年6月30日 |
|
2019年3月31日 |
|
2018年6月30日 |
|
环比 |
|
同比 |
||||
|
营收 |
|
$3,077 |
|
$2,890 |
|
$3,253 |
|
6% |
|
-5% |
||||
|
税前运营收入 |
|
$235 |
|
$217 |
|
$316 |
|
8% |
|
-26% |
||||
|
税前运营利润率 |
|
7.6% |
|
7.5% |
|
9.7% |
|
13 bps |
|
-207 bps |
||||
生产部门营收31亿美元，其中54%来自于国际市场，环比增长6%，主要受益于俄罗斯与中亚、亚洲远东与欧洲以及英国与欧洲大陆GeoMarket国际活动的增长。国际业务人工升举的增加，沙特智能完井活动的增长以及SPM活动的增加（主要集中在厄瓜多尔），推动了生产部门营收的增长。在北美陆地，尽管受加拿大春歇影响，但得益于固井活动以及因市场需求增加导致的OneStim水力压裂作业队利用率的改善，生产部门营收环比增长了3%。然而，这些有利条件被水力压裂定价的下滑所部分抵消。
生产税前运营利润率8%，环比基本持平，原因在于活动的增加带来的国际业务利润率的改善被北美陆地的定价压力所抵消。
生产部门营收因北美陆地新压裂技术的部署而得到提振，这些技术通过自动化改善了完井性能并提升了井场效率。此外，国际合约授予以及创新人工升举和完井技术的部署帮助实现了水平井生产的最大化，并改善了低产区的原油采收。
在德州南部，OneStim为Freedom Oil & Gas部署了WellWatcher Stim*增产监控服务和BroadBand Shield*压裂几何控制服务，以避免子母井干预效应。此外，Kinetix*以油藏为中心的增产至生产软件被用于设计远场分流器，以优化完井时间。这些技术让运营商改善了已完井油井的生产目标以及未来的完井作业。
在北美陆地，StimCommander Pumps*自动化智能速率和压力控制技术如今已被用于所有首要页岩油块，这些油块共计拥有超过2.9万个阶段数和5.1万泵浦抽取小時。泵浦的完全自动化让速率控制更加高效，因而将设备故障率降到了最低，同时减少了作业现场的停机时间。一位客户已将所有斯伦贝谢作业队转化为StimCommander泵浦控制，成功放置了5000多个阶段数，并借此减少维修停机时间，改善了燃油经济性。
在加拿大，Artificial Lift Solutions为Longshore Resources部署了HEAL Systems™技术，以克服在Charlie Lake Field建造其水平井时遇到的多阶段弹状流挑战。在安装了三个HEAL系统之后100天内，产量增加了2.5万原油当量桶(BOE)。
在泰国近海，Completions部门为KrisEnergy部署了自主流入控制设备(AICD)，以便在Wassana Field重油油田控制产水量，并提升采油量。AICD设计帮助减少了水和气体流速，同时让原油在离开设备时的压降与被动ICD相当。最终，低产区的产油量要高于普通筛管完井作业后的产油量，继而优化了原油生产。
MODEC Offshore Production Systems (Singapore) Pte. Ltd.授予斯伦贝谢一项合约，提供墨西哥金海Area 1油块的浮式生产储油轮(FPSO)所需的海水处理和采出水系统。
Cameron
|
|
|
（单位为百万） |
||||||||||||
|
|
|
截至以下日期的三个月 |
|
变化 |
||||||||||
|
|
|
2019年6月30日 |
|
2019年3月31日 |
|
2018年6月30日 |
|
环比 |
|
同比 |
||||
|
营收 |
|
$1,237 |
|
$1,174 |
|
$1,295 |
|
5% |
|
-4% |
||||
|
税前运营收入 |
|
$156 |
|
$137 |
|
$166 |
|
14% |
|
-6% |
||||
|
税前运营利润率 |
|
12.6% |
|
11.6% |
|
12.8% |
|
94 bps |
|
-26 bps |
||||
Cameron营收12亿美元，其中57%来自于国际市场，环比增长5%，得益于OneSubsea, Surface Systems和Drilling Systems国际业务营收的增长，同时，Valves & Measurement因北美活动的减少而出现下滑。按地域来看，国际业务营收环比增长了24%，而北美营收基本持平。
Cameron税前运营利润率为13%，环比增长了94个基点，原因在于OneSubsea和Surface Systems盈利能力的改善被Drilling Systems利润率的降低所部分抵消。
在第二季度，Cameron获得了多项长期产品和服务合约，内容涉及水下设备、阀门和促动器，以及提供水下压缩和压力管理钻井(MPD)系统。
美国雪佛龙(Chevron)授予OneSubsea一项20年的海底设备与服务总合同，内容涉及墨西哥湾海底开发项目。该主合同与预先批准的标准海底设备目录的结合将让雪佛龙减少其海底项目的运营成本。OneSubsea设备定制目录还涉及用于满足雪佛龙项目要求的创新技术，包括要求设备可以忍受高达2万psi的高温或高压项目。
Shell Global Solutions授予斯伦贝谢一项合约，利用OneSubsea湿压缩理念来提升北海挪威海域Ormen Lange Field的采气能力。OneSubsea将在离岸120公里、850米水深的海底安装两个海底压缩站。
在美国，Stena Drilling购买了斯伦贝谢MPD系统。深水套装解决方案由一体化立管单根、水面歧管、单个控制系统和脐带管，以及其他相关设备构成。预计将于2019年第四季度交付。
哈萨克斯坦一家最大的生产共享协议公司授予Valves & Measurement一项四年期服务合约。这项法兰加工协议将利用单一提供商提供多项服务，继而为客户提供更好的流程和成本控制。
在亚洲远东地区，Valves & Measurement与大型油气公司紧密合作，制定了长期计划，旨在将与计划内和计划外液化天然气设施相关的检修风险降至最低。与客户的紧密合作帮助优化了现场所需关键备用设备的选择和数量，其中包括按客户的商业需求所提供的ORBIT*升杆式球阀和LEDEEN*促动器。
财务报表
简明合并损益表
|
|
|
|
（单位为百万，每股数额除外） |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第二季度 |
|
6个月 |
||||
|
截至6月30日的期间 |
|
|
2019 |
|
2018 |
|
2019 |
|
2018 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
营收 |
|
|
$8,269 |
|
$8,303 |
|
$16,149 |
|
$16,131 |
|
利息和其他收入 |
|
|
25 |
|
40 |
|
39 |
|
82 |
|
费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
营收成本 |
|
|
7,252 |
|
7,179 |
|
14,209 |
|
13,980 |
|
研究和工程 |
|
|
179 |
|
175 |
|
351 |
|
347 |
|
一般和管理 |
|
|
114 |
|
114 |
|
225 |
|
225 |
|
减值与其他 (1) |
|
|
- |
|
184 |
|
- |
|
184 |
|
利息 |
|
|
156 |
|
144 |
|
302 |
|
287 |
|
税前收入 |
|
|
$593 |
|
$547 |
|
$1,101 |
|
$1,190 |
|
税费(1) |
|
|
99 |
|
106 |
|
178 |
|
219 |
|
净收益 (1) |
|
|
$494 |
|
$441 |
|
$923 |
|
$971 |
|
可归于斯伦贝谢的净收益 |
|
|
2 |
|
11 |
|
10 |
|
16 |
|
可归于斯伦贝谢的净收益 (1) |
|
|
$492 |
|
$430 |
|
$913 |
|
$955 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
斯伦贝谢的摊薄后每股收益 (1) |
|
|
$0.35 |
|
$0.31 |
|
$0.65 |
|
$0.69 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
在外流通平均股数 |
|
|
1,384 |
|
1,384 |
|
1,385 |
|
1,385 |
|
摊薄后在外流通平均股数 |
|
|
1,395 |
|
1,392 |
|
1,396 |
|
1,393 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
包含在费用中的折旧和摊销 (2) |
|
|
$938 |
|
$876 |
|
$1,841 |
|
$1,750 |
|
(1) |
详见“费用和贷项” 。 |
|
(2)
|
包括财产、工厂和设备的折旧以及无形资产、多客户端地震数据成本和SPM投资摊销。 |
简明合并资产负债表
|
|
|
|
|
|
（单位为百万） |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2019年6月30日 |
|
2018 年12月31日 |
|
资产 |
|
|
|
|
|
|
流动资产 |
|
|
|
|
|
|
现金和短期投资 |
|
|
$2,348 |
|
$2,777 |
|
应收款项 |
|
|
8,471 |
|
7,881 |
|
其他流动资产 |
|
|
5,514 |
|
5,073 |
|
|
|
|
16,333 |
|
15,731 |
|
固定资产 |
|
|
11,359 |
|
11,679 |
|
多客户端地震数据 |
|
|
577 |
|
601 |
|
商誉 |
|
|
24,950 |
|
24,931 |
|
无形资产 |
|
|
8,485 |
|
8,727 |
|
其他资产 |
|
|
8,887 |
|
8,838 |
|
|
|
|
$70,591 |
|
$70,507 |
|
|
|
|
|
|
|
|
负债和权益 |
|
|
|
|
|
|
流动负债 |
|
|
|
|
|
|
应付账款和应计负债 |
|
|
$9,851 |
|
$10,223 |
|
所得税负债预估 |
|
|
1,123 |
|
1,155 |
|
|
|
|
|
|
|
|
短期借款和长期债务的流动部分 |
|
|
98 |
|
1,407 |
|
应付股息 |
|
|
701 |
|
701 |
|
|
|
|
11,773 |
|
13,486 |
|
长期债务 |
|
|
16,978 |
|
14,644 |
|
递延税 |
|
|
1,330 |
|
1,441 |
|
退休后福利 |
|
|
1,119 |
|
1,153 |
|
其他债务 |
|
|
3,118 |
|
3,197 |
|
|
|
|
34,318 |
|
33,921 |
|
权益 |
|
|
36,273 |
|
36,586 |
|
|
|
|
$70,591 |
|
$70,507 |
流动性
|
|
|
|
（单位为百万） |
||||||
|
流动性组成部分 |
|
|
2019年6月30日 |
|
2019年3月31日 |
|
2018年12月31日 |
|
2018年6月30日 |
|
现金和短期投资 |
|
|
$2,348 |
|
$2,155 |
|
$2,777 |
|
$3,049 |
|
短期借款和长期债务的流动部分 |
|
|
(98) |
|
(99) |
|
(1,407) |
|
(3,736) |
|
长期债务 |
|
|
(16,978) |
|
(16,449) |
|
(14,644) |
|
(13,865) |
|
净债务 (1) |
|
|
$(14,728) |
|
$(14,393) |
|
$(13,274) |
|
$(14,552) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
流动性变化明细如下： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6个月 |
|
第二季度 |
|
6个月 |
|
截至6月30日的期间 |
|
|
|
|
2019 |
|
2019 |
|
2018 |
|
扣除非控制性权益前的净收益 |
|
|
|
|
$923 |
|
$494 |
|
$971 |
|
减值与其他费用，不计非控制性权益前的税费 |
|
|
|
|
- |
|
- |
|
164 |
|
|
|
|
|
|
$923 |
|
$494 |
|
$1,135 |
|
折旧与摊销 (2) |
|
|
|
|
1,841 |
|
938 |
|
1,750 |
|
股票薪酬费用 |
|
|
|
|
194 |
|
86 |
|
176 |
|
运营资金变动 |
|
|
|
|
(1,460) |
|
(412) |
|
(1,338) |
|
其他 |
|
|
|
|
(64) |
|
2 |
|
(168) |
|
运营产生的现金流 (3) |
|
|
|
|
$1,434 |
|
$1,108 |
|
$1,555 |
|
资本支出 |
|
|
|
|
(817) |
|
(404) |
|
(974) |
|
SPM投资 |
|
|
|
|
(332) |
|
(181) |
|
(434) |
|
资本化的多客户端地震数据 |
|
|
|
|
(109) |
|
(64) |
|
(47) |
|
自由现金流(4) |
|
|
|
|
176 |
|
459 |
|
100 |
|
已付股息 |
|
|
|
|
(1,385) |
|
(693) |
|
(1,385) |
|
股票回购计划 |
|
|
|
|
(199) |
|
(101) |
|
(200) |
|
雇员股票计划收益 |
|
|
|
|
106 |
|
- |
|
133 |
|
商业收购和投资，不计获得的现金和债务 |
|
|
|
|
(17) |
|
(12) |
|
(47) |
|
其他 |
|
|
|
|
(135) |
|
12 |
|
(43) |
|
净债务的（增加）减少 |
|
|
|
|
(1,454) |
|
(335) |
|
(1,442) |
|
会计期间开始时的净债务 |
|
|
|
|
(13,274) |
|
(14,393) |
|
(13,110) |
|
会计期间结束时的净债务 |
|
|
|
|
$(14,728) |
|
$(14,728) |
|
$(14,552) |
|
(1) |
“净债务”是指债务总额减去现金、短期投资和持有至到期的固定收益投资。管理层认为，通过反映可以用来偿债的现金和投资，净债务提供了有关斯伦贝谢债务程度的有用信息。净债务为非GAAP财务指标，应当作为补充资料，而不得取代或优于总债务。 |
|
(2) |
包括财产、工厂和设备的折旧以及无形资产、多客户端地震数据成本和SPM投资摊销。 |
|
(3) |
包括截至2019年6月30日的6个月以及第二季度的7,100万美元和2,300万美元的遣散费，以及截至2018年6月30日6个月的1.6亿美元遣散费。 |
|
(4) |
“自由现金流”是指经营产生的现金流减去资本支出、SPM投资和资本化多客户端地震数据。管理层认为，自由现金流是公司的一项重要的流动性衡量标准，投资者和管理层可将其用于衡量斯伦贝谢创造现金的能力。如果业务需求得到满足并且义务得到履行，那么这笔现金就可用于向公司进行再投资以实现未来增长或通过股息派发或股票回购的形式返还给股东。自由现金流并非自由支出可用的剩余现金流。自由现金流为非GAAP财务指标，应当作为补充资料，而不得取代或优于运营产生的现金流。 |
费用和贷项
除了根据美国公认会计准则(GAAP)计算的财务业绩，2019年第二季度收益报告还包括非公认会计准则衡量指标（根据美国证券交易委员会的G条例的定义）。不计费用和贷项的净收益以及由其衍生而来的指标（包括不计费用和贷项的摊薄后每股收益；不计费用和贷项的斯伦贝谢净收益；以及不计费用和贷项的实际税率）均为非GAAP财务指标。管理层认为，从这些财务指标中扣除费用和贷项能够更加有效地评估斯伦贝谢每一时期的经营状况，并且发掘可能因被排除项目所掩饰的经营趋势。这些指标还被管理层用作确定某些薪酬激励措施的绩效指标。上述非GAAP财务指标应当作为补充资料，而不得取代或优于根据GAAP编制的其他财务业绩衡量指标。以下是这些非公认会计准则衡量指标与可比的公认会计准则衡量指标的调节表。
|
|
|
（单位为百万，每股数额除外） |
||||||||
|
|
|
2018年第二季度 |
||||||||
|
|
|
税前 |
|
税 |
|
非控制性权益 |
|
净值 |
|
摊薄后每股收益 |
|
斯伦贝谢净收益（基于GAAP） |
|
$547 |
|
$106 |
|
$11 |
|
$430 |
|
$0.31 |
|
裁员 |
|
184 |
|
20 |
|
- |
|
164 |
|
0.12 |
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
|
$731 |
|
$126 |
|
$11 |
|
$594 |
|
$0.43 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2018年前6个月 |
||||||||
|
|
|
税前 |
|
税 |
|
非控制性权益 |
|
净值 |
|
摊薄后每股收益 * |
|
斯伦贝谢净收益（基于GAAP） |
|
$1,190 |
|
$219 |
|
$16 |
|
$955 |
|
$0.69 |
|
裁员 |
|
184 |
|
20 |
|
- |
|
164 |
|
0.12 |
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
|
$1,374 |
|
$239 |
|
$16 |
|
$1,119 |
|
$0.80 |
|
* 不会因四舍五入而增加 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2019年和2018年第一季度未发生费用或贷项。 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
部门
|
|
|
（单位为百万） |
||||||||||
|
|
|
截至以下日期的三个月 |
||||||||||
|
|
|
2019年6月30日 |
|
2019年3月31日 |
|
2018年6月30日 |
||||||
|
|
|
营收 |
|
税前收入 |
|
营收 |
|
税前收入 |
|
营收 |
|
税前收入 |
|
油藏描述 |
|
$1,649 |
|
$326 |
|
$1,543 |
|
$293 |
|
$1,640 |
|
$350 |
|
钻井 |
|
2,421 |
|
300 |
|
2,387 |
|
307 |
|
2,234 |
|
289 |
|
生产 |
|
3,077 |
|
235 |
|
2,890 |
|
217 |
|
3,253 |
|
316 |
|
Cameron |
|
1,237 |
|
156 |
|
1,174 |
|
137 |
|
1,295 |
|
166 |
|
消除和其他 |
|
(115) |
|
(49) |
|
(115) |
|
(46) |
|
(119) |
|
(27) |
|
税前部门营业收入 |
|
|
|
968 |
|
|
|
908 |
|
|
|
1,094 |
|
企业和其他 |
|
|
|
(238) |
|
|
|
(273) |
|
|
|
(239) |
|
利息收入(1) |
|
|
|
9 |
|
|
|
10 |
|
|
|
11 |
|
利息支出(1) |
|
|
|
(146) |
|
|
|
(136) |
|
|
|
(135) |
|
费用和贷项 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
(184) |
|
|
|
$8,269 |
|
$593 |
|
$7,879 |
|
$509 |
|
$8,303 |
|
$547 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
（单位为百万） |
|
|
|
|
||||
|
|
|
截至以下日期的6个月 |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
2019年6月30日 |
|
2018年6月30日 |
|
|
|
|
||||
|
|
|
营收 |
|
税前收入 |
|
营收 |
|
税前收入 |
|
|
|
|
|
油藏描述 |
|
$3,192 |
|
$619 |
|
$3,199 |
|
$656 |
|
|
|
|
|
钻井 |
|
4,808 |
|
608 |
|
4,360 |
|
582 |
|
|
|
|
|
生产 |
|
5,967 |
|
453 |
|
6,209 |
|
533 |
|
|
|
|
|
Cameron |
|
2,412 |
|
292 |
|
2,605 |
|
332 |
|
|
|
|
|
消除和其他 |
|
(230) |
|
(96) |
|
(242) |
|
(35) |
|
|
|
|
|
税前部门营业收入 |
|
|
|
1,876 |
|
|
|
2,068 |
|
|
|
|
|
企业和其他 |
|
|
|
(511) |
|
|
|
(464) |
|
|
|
|
|
利息收入(1) |
|
|
|
18 |
|
|
|
36 |
|
|
|
|
|
利息支出(1) |
|
|
|
(282) |
|
|
|
(266) |
|
|
|
|
|
费用和贷项 |
|
|
|
- |
|
|
|
(184) |
|
|
|
|
|
|
|
$16,149 |
|
$1,101 |
|
$16,131 |
|
$1,190 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1) 不包括产品部门业绩中包含的利息。 |
||||||||||||
补充信息
|
1) |
2019年全年资本支出指引是多少？ |
|
|
2019年全年资本支出（不包括多客户端和SPM投资）预计约为15-17亿美元之间，2018年的支出为22亿美元。 |
|
|
|
|
2) |
2019年第二季度来自于运营的现金流和自由现金流分别是多少？ |
|
|
2019年第二季度来自于运营的现金流为11亿美元，自由现金流为5亿美元。 |
|
|
|
|
3) |
2019年第二季度“利息和其他收益”项目都包含哪些内容？ |
|
|
2019年第二季度的“利息和其他收益”为2,500万美元。其中包括1,400万美元的权益法投资收益和1,100万美元的利息收入。 |
|
|
|
|
4) |
2019年第二季度利息收入和利息支出是如何变化的？ |
|
|
2019年第二季度利息收入为1,100万美元，环比下降100万美元。利息支出1.56亿美元，环比增长900万美元。 |
|
|
|
|
5) |
“税前营业收入”和斯伦贝谢税前合并收入有什么区别？ |
|
|
区别主要包括未分配至部门的企业项目、费用和贷项、利息收入以及利息支出，以及股票的薪酬费用，与某些无形资产相关的摊销费用、某些集中管理的项目和其他非运营项目。 |
|
|
|
|
6) |
2019年第二季度实际税率(ETR)是多少？ |
|
|
2019年第二季度实际税率为16.7%，2019年第一季度实际税率是15.5%。 |
|
|
|
|
7) |
截至2019年6月30日，在外流通的普通股有多少，与上季度末相比有何变化？ |
|
|
截至2019年6月30日，在外流通普通股为13.83亿股。下表显示的是从2019年3月31日至2019年6月30日的在外流通股变化情况：
|
|
|
（单位为百万） |
|
|
2019年3月31日的在外流通股 |
|
1,385 |
|
向期权买方发行的股份，减去交易的股票 |
|
- |
|
可行权的限售股 |
|
- |
|
股票回购计划 |
|
(2) |
|
2019年6月30日的在外流通股 |
|
1,383 |
|
8) |
2019年第二季度和2019年第一季度在外流通股的加权平均数是多少？这一数字相对于摊薄后在外流通股平均数（用于计算摊薄后每股收益，不计费用和贷项）是如何调整的？ |
|
|
2019年第二季度和2019年第一季度期间的在外流通股加权平均数分别为13.84亿股和13.85亿股。 |
|
|
|
|
|
在外流通股的加权平均数相对于摊薄后在外流通股平均数（用于计算摊薄后每股收益，不计费用和贷项）的调整如下。 |
|
|
|
（单位为百万） |
||
|
|
|
2019年第二季度 |
|
2019年第一季度 |
|
在外流通股加权平均数 |
|
1,384 |
|
1,385 |
|
假定行使股票期权 |
|
- |
|
- |
|
未到行权期的限售股 |
|
11 |
|
12 |
|
摊薄后在外流通平均股数 |
|
1,395 |
|
1,397 |
|
|
|
|
|
|
|
9) |
斯伦贝谢生产管理(SPM)项目都有哪些？斯伦贝谢如何实现这些项目的营收？ |
|
|
SPM项目依据长期协议，代表客户专注于发展和共同管理生产。斯伦贝谢将在油田开发活动和作业中投入其自有服务、产品，而且在某些情况下投资现金。虽然在某些情况下，斯伦贝谢会因其提供的部分服务和产品而获得营收或费用，但通常来讲，斯伦贝谢在提供其服务或在交付期产品时并不收费。斯伦贝谢会按照产生的现金流或以每桶为单位的形式，来实现其营收或获得补偿。其中的某些安排可能包括：斯伦贝谢仅根据交付的生产增量（高于双方同意的基准量）获得补偿。 |
|
|
|
|
10) |
斯伦贝谢在SPM项目中投入的产品和服务是如何记账的？ |
|
|
营收和相关成本已由斯伦贝谢各部门根据其为SPM项目提供的服务和产品体现在各自的报表中。这一营收（基于公正定价）和相关的盈利则通过“消除和其他”项下的公司间调整被消除。（注：除“消除和其他”项之外，消除和其他项还包括其他项目）。与向SPM项目提供斯伦贝谢服务和产品有关的直接成本随后以资本化的形式体现在了资产负债表上。 |
|
|
|
|
|
这些资本化的投资，可能会以现金或此前所提到的直接成本的形式，在相关生产达成或相关营收认列时按费用性质体现在损益表上。摊销费用取决于工作量法，其中，每一个单元都将分配一定比例的未摊销成本（根据总预估产量） |
|
|
|
|
|
SPM营收与资本化投资以及这一期间所导致的其他运营成本的摊销，将反映在生产部门中。 |
|
|
|
|
11) |
斯伦贝谢 2019年6月30日SPM项目投资未摊销余额是多少？与2019年3月31日相比有何变化？ |
|
|
斯伦贝谢2019年6月30日和2019年3月31日的SPM项目投资未摊销余额均约为42亿美元。这些金额被列于斯伦贝谢合并简明资产负债表的“其他资产”类目中。斯伦贝谢SPM项目投资未摊销余额变化如下：
|
|
|
（单位为百万） |
|
|
2019年3月31日余额 |
|
$4,192 |
|
SPM投资 |
|
181 |
|
SPM投资摊销 |
|
(189) |
|
其他 |
|
22 |
|
2019年6月30日余额 |
|
$4,206 |
|
|
|
|
|
12) |
2019年第二季度WesternGeco多客户端销售情况如何？ |
|
|
2019年第二季度，包括转让费在内的多客户端销售总额为1.81亿美元，2019年第一季度该数字为1.31亿美元。 |
|
|
|
|
13) |
2019年第二季度末 WesternGeco未完成订单情况如何？ |
|
|
2019年第二季度末，WesternGeco未完成订单（基于与客户签订的合同）为3.12亿美元。2019年第一季度末该数字为2.28亿美元。 |
|
|
|
|
14) |
Cameron集团的OneSubsea和Drilling Systems业务的订单和未完成订单是多少？ |
|
|
OneSubsea和DrillingSystems订单和未完成订单如下所示：
|
|
|
|
（单位为百万） |
||
|
订单 |
|
2019年第二季度 |
|
2019年第一季度 |
|
OneSubsea |
|
$428 |
|
$511 |
|
Drilling Systems |
|
$196 |
|
$232 |
|
|
|
|
|
|
|
未完成订单（会计期末） |
|
|
|
|
|
OneSubsea |
|
$2,170 |
|
$2,096 |
|
Drilling Systems |
|
$541 |
|
$530 |
关于斯伦贝谢
斯伦贝谢是全球领先的石油和天然气行业油藏描述、钻井、开采和加工技术提供商。公司产品销售和服务业务覆盖120多个国家，并拥有来自140多个国家的大约10万名员工。斯伦贝谢提供业内最为完整的产品与服务链，涵盖从勘探到生产的各个环节，并提供可优化油气回收的综合井口到管线解决方案以提升油藏业绩。
斯伦贝谢有限公司的行政办公室遍布巴黎、休斯顿、伦敦和海牙，其2018年公布的营业收入达328.2亿美元。如需了解更多信息，请访问www.slb.com。
*斯伦贝谢或斯伦贝谢旗下公司的商标 。
备注
斯伦贝谢将于2019年7月19日（周五）举行电话会议来讨论以上公告和业务前景。此次电话会议将从美国东部时间上午8:30开始。欲收听此次面向公众开放的电话会议，请在会议既定召开时间之前大约10分钟拨打电话会议总机：+1 (800) 288-8967（北美）或+1 (612) 333-4911（北美之外）。申请收听“斯伦贝谢收益电话会议”。电话会议结束后，通过拨打电话+1 (800) 475-6701（北美）或+1 (320) 365-3844（北美之外）并提供代码468337，可于2019年8月19日前收听此次电话会议的音频回放。此次电话会议将以仅限收听的方式在www.slb.com/irwebcast上同步网络直播。2019年8月19日之前，该网站还将提供网播回放。
此2019年第二季度收益报告，以及公司发布的其他陈述含有联邦证券法规所定义的“前瞻性陈述”，这些陈述包括任何非历史事实的陈述，例如与公司业务前景有关的预测或预期；斯伦贝谢的整体以及每个部门的发展（或每个部门某一产品或地域）；石油和天然气需求和产能增长；石油和天然气价格；运营流程和技术的改善，包括我们的转型计划；斯伦贝谢与油、气行业的资金花费；斯伦贝谢客户的业务策略；公司的有效税率；斯伦贝谢的SPM项目，合资企业和联盟；未来全球经济形势；以及未来运营的业绩。这些陈述受到风险和不确定性因素的限制，包括但不限于：全球经济形势；斯伦贝谢客户勘探和生产开支的变化以及石油和天然气勘探和开发水平的变化；全球关键区域经济、政治和业务大环境；外汇风险；定价压力；天气和季节性因素；运营调整、延期或取消；产能下降；政府法规和监管要求变化，包括那些与海上石油和天然气勘探、放射性源、爆炸物、化学品、水力压裂服务以及气候相关动议有关的法规；技术无法解决勘探中遇到的新问题；以及在公司2019年第二季度的收益报告、最近向美国证券交易委员会递交或提供的10-K、10-Q和8-K表格中所列之其他风险和不确定性因素。如果其中的一个或多个风险或不确定性因素成为了现实（或此类业务的发展结果出现了变化），或公司的基本假设出现了错误，那么实际结果可能会与前瞻性陈述中的内容发生重大偏差。斯伦贝谢不打算也没有任何义务因新信息、未来事件或其他因素对此类陈述进行公开更新或修订。
原文版本可在businesswire.com上查阅：https://www.businesswire.com/news/home/20190719005164/en/
免责声明：本公告之原文版本乃官方授权版本。译文仅供方便了解之用，烦请参照原文，原文版本乃唯一具法律效力之版本。
联系方式：
Simon Farrant – 斯伦贝谢有限公司投资者关系副总裁
Joy V. Domingo – 斯伦贝谢有限公司投资者关系总监
办公电话：+1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com
