Ensign能源服务公司(股票代码:ESI)是油田服务领域的领导者，该公司公布了2024年第二季度的财务业绩。该公司报告称，其加拿大钻机的需求同比增长，特别是高规格的单、双、三钻机，增长了15%。相比之下，由于行业内的合并和收购，美国业务的活动有所减少。尽管收入下降9%至3.918亿美元，但Ensign能源服务公司在减少债务方面取得了重大进展，本季度减少了8000万美元的债务，目标是到2025年减少6亿美元。调整后的EBITDA也下降至1.002亿美元，较上年下降14%。该公司正在投资维护和选择性增长项目，今年的总资本支出目标约为1.47亿美元。

关键的外卖

• Ensign能源服务公司的加拿大钻井平台需求同比增长15%。
• 能得到所有业务单位的活动同比略有增长1%。
• 由于行业整合，美国业务经历了低迷。
• 该公司减少了8000万美元的债务，并计划到2025年减少6亿美元的债务。
• 第二季度收入下降9%至3.918亿美元，调整后EBITDA下降14%至1.002亿美元。
• 资本支出主要集中在维护和增长上，2024年的目标是1.47亿美元。

公司前景

• Ensign能源服务公司仍持乐观态度谈到未来，他提到了强劲的市场基本面和不断改善的长期前景。
• 如果活动水平持续下去，该公司计划将资本支出稳定在1.5亿美元左右。
• 他们预计将产生约2.1亿美元的自由现金流用于偿还债务。

悲观的亮点

• 收入和调整后的EBITDA均较上年有所下降。
• 由于行业并购，美国业务部门的活动减少。

乐观的亮点

• 加拿大钻机需求强劲，尤其是高规格钻机。
• 该公司的Edge Autopilot钻机技术经历了快速发展，并改善了操作效率部分。
• Ensign在美国一直保持着7%的市场份额，其收入主要来自于井务服务和附加服务。

错过

• 尽管某些部门的需求强劲，但总体收入和调整后的EBITDA同比下降。

问答集锦

• 首席执行官Bob Geddes强调了Edge Autopilot技术的发展及其对钻井效率的积极影响。
• 该公司一直在向阿根廷和澳大利亚运送钻井平台，专注于扩大在现有市场的影响力。
• 在行业整合之后，潜在收购者一直在接洽Ensign。
• 即将到来的美国大选预计不会对Ensign的运营产生重大影响，因为行业仍将重点放在股东回报和纪律上。

Ensign能源服务公司第二季度业绩显示，该公司在行业挑战中表现出了韧性。虽然在美国市场面临阻力，但该公司的加拿大和国际业务继续表现强劲。通过明确的债务削减和资本投资计划，Ensign正在定位自己，以应对油田服务行业不断变化的格局。该公司对技术和效率的承诺，以及对市场占有率的战略方针，表明了对长期稳定和增长的关注。随着美国大选的临近，Ensign的领导层表达了对公司运营不受影响的信心，依靠潜在的能源需求来推动其业务向前发展。

InvestingPro见解

Ensign Energy Services Inc.(股票代码:ESVIF)一直处于复杂的市场环境中，这反映在其最近的财务业绩中。InvestingPro的数据和提示提供了对公司当前估值和未来前景的额外见解。

InvestingPro Data显示，该公司的市值为3.1245亿美元，市净率为0.32，这表明截至2024年第二季度，该股票的市净率较低。这可能表明，相对于股价，市场低估了该公司的资产。此外，市盈率为21.44，与行业平均水平一致，反映了市场对该公司盈利潜力的看法。

然而，截至2024年第二季度，该公司的收入在过去12个月里下降了6.56%，2024年第二季度的季度下降了9.47%。这与文章中提到的美国业务下降和总收入下降9%的情况是一致的。尽管如此，Ensign能源服务仍然保持盈利，毛利率为30.82%，这是该公司在充满挑战的市场条件下保持盈利能力的有力指标。

InvestingPro Tips强调，Ensign能源服务公司预计今年将实现盈利，该公司过去12个月的盈利报告证实了这一点。然而，分析师预计今年净利润将下降，这是投资者在评估该公司盈利前景时应考虑的因素。

另一个需要注意的提示是，股票价格波动很大，这可能会引起寻求短期交易机会或担心市场波动的投资者的兴趣。

如果读者对更深入的分析感兴趣，可以在http://k1.fpubli.cc/file/upload/202408/05/xbhdbk3euvp.F上为Ensign能源服务公司提供额外的InvestingPro提示，可以为投资决策提供进一步的指导。

全反式Ensign Energy Svcs (ESVIF) Q2 2024:

接线员:下午好，女士们，先生们，欢迎参加2024年第二季度业绩电话会议。[接线员说明]我现在把会议交给投资者关系部的妮可·罗曼诺。请继续。

Nicole Romanow:谢谢你，Jenny。早上好，欢迎来到Ensign能源服务公司第二季度电话会议和网络直播。今天在我们的电话中，总裁兼首席运营官Bob Geddes;首席财务官Mike Gray将回顾Ensign第二季度的亮点和财务业绩，随后是我们的运营更新和展望。然后我们开始提问。我们今天的讨论可能包括基于当前预期的前瞻性陈述，其中涉及一些商业风险和不确定性。可能导致结果产生重大差异的因素包括但不限于政治、经济和市场条件;原油和天然气价格;外汇波动;天气条件;公司的诉讼辩护;石油和天然气公司支付应收账款余额的能力;或其他可能影响公司所提供服务的需求的不可预见的情况。此外，我们今天的讨论可能涉及非公认会计准则财务指标，如调整后的EBITDA。有关前瞻性声明和公司使用非公认会计准则财务指标的更多信息，请参阅我们的第二季度收益发布和SEDAR+文件。这样，我就把它交给鲍勃。

鲍勃:谢谢你，妮可。大家早上好。我将提供一些介绍性评论。第二季度是Ensign公司历史上最强劲的季度之一，受加拿大钻机需求强劲增长的推动，尤其是高规格的单、双、三联钻机，该季度同比增长15%。我们也看到了我们高度活跃的国际业务部门的同比增长，我们在6个不同的国家开展业务，我们看到了活动的边际同比增长。相比之下，随着并购活动在2024年剩下的时间里逐渐结束，我们的美国业务部门的活动正在全面减少。凭借稳定的利润率和全球范围内的稳定活动水平，我们已经能够在本季度再减少8000万美元的债务，并在未来3年内继续减少6亿美元的债务，并将稳定的现金流注入建筑账簿和增加利润结构。我将把话筒递给迈克，让他详细解释一下。

迈克·格雷:谢谢，鲍勃。美国客户的整合在短期内影响了Ensign的运营和财务业绩。然而，尽管存在短期的不利因素，但油田服务的前景是积极的，石油和天然气行业的运营环境继续支持相对稳定的服务需求。总体而言，2024年第二季度的作业天数有所下降，原因是美国的作业天数减少了32%，至2,912天。部分抵消了这一减少，加拿大的作业记录为2,451个作业日，增加了15%。国际业务记录为1255天，比2023年第二季度增加了1%。截至2024年6月30日的前6个月，与2023年同期相比，美国的总运营天数减少了32%，抵消了加拿大5%的增长和国际9%的增长。该公司在2024年第二季度的收入为3.918亿美元，与去年第二季度的4.328亿美元收入相比下降了9%。截至2024年6月30日的前6个月，该公司的收入为8.231亿美元，比2023年同期的9.168亿美元下降了10%。2024年第二季度调整后的EBITDA为1.002亿美元，比2023年第二季度调整后的EBITDA 1.166亿美元低14%。截至2024年6月30日的六个月，调整后的EBITDA总额为2.177亿美元，比2023年同期的2.439亿美元的调整后EBITDA低11%。2024年的减少是由于钻井活动逐年减少。2024年前6个月的折旧费用为1.708亿美元，比2023年前6个月的1.527亿美元增长了12%。2024年第二季度的一般和行政费用为1550万美元，高于2023年第二季度的1460万美元。一般行政费用的增加主要是由于每年工资的增加。利息支出下降19%，从3,160万美元降至2,550万美元。减少的原因是债务水平降低和实际利率降低。在2024年第二季度，偿还了7890万美元的债务，2024年上半年共偿还了9030万美元的债务。从2023年1月1日到2024年6月30日，总共偿还了3.079亿美元的债务，预计到2025年底将实现6亿美元债务削减目标中的2.921亿美元。2024年第二季度的物业和设备净采购总额为4030万美元，其中包括240万美元的升级资本，4610万美元的维护资本，抵消了810万美元的处置收益。2024年的总资本支出目标约为1.47亿美元，主要与维护支出和选定的增长项目有关。说到这里，我把电话转回给鲍勃。

Bob Geddes: Thanks, Mike. So let’s start with Canada operational update. First off, we’re seeing a nice macro construct building in our Canadian business unit. The combination of expanded pipeline capacity, both for oil and natural gas, the tightening differential and with the low Canadian dollar, the net effect is that more drilling will occur in the Western Canadian Sedimentary Basin moving forward. It’s safe to say that the demand for our high-spec singles and high-spec triples is at the highest it has been in quite some time, at least a decade. This has also helped drive the high-spec double market to enjoy utilization of about 60%. 60% is a typical threshold where contractors are able to raise pricing and have it stick. Almost a third of Ensign’s Canadian fleet is high-spec doubles so we have lots of product to feed into this construct. Our fleet of high-spec singles and high-spec triples, are essentially booked well into 2025, and we have some discussions going on with operators to mobilize some underutilized and fungible assets out of the U.S. where the operator will cover the full ride and any costs required to get onto their first location. We are currently already back to the same peak level we saw last winter, which really occurs in the Canadian market so soon after breakup. We expect to also add a few more rigs between now and year-end. As mentioned, we have almost 90% of the current active fleet contracted until the end of the first quarter of 2025. And in most cases, we have ratcheting rate increases compounding as we move through the fall season and into the winter drilling season. Our well servicing business in Canada has a strong schedule ahead for its rigs in the heavy oil area and in the back half of the year is expected to pick up as we capture more of the OWA work. Our rental fleet of tubulars, tanks, and other high-margin ancillary equipment continues to grow as more and more specialty equipment is called for, usually high-torque tubulars to attach to our high-spec ADR drill rigs. With accelerated wear, an issue on tubulars as a result of a high penetration rates, it is becoming the norm for tubulars to be charged separate from the rig rate. Moving on to our international business unit. Lots of exciting news in this area. We have a fleet of 30-plus drill rigs that operate in six different countries around the globe. In the Middle East, we have 100% of our high-spec ADR fleet actively working on long-term contracts. And with half of them on performance-based contracts, we’re able to get paid for the performance our high-performance drilling team provides when coupled with our Edge Autopilot drill rig control systems. In Argentina, we’re running at 100% utilization with both our 2,000-horsepower high-spec ADRs operating under long-term contracts. We have one of our drill rigs working in Venezuela, with another ready to start up in the next month. There are obviously some daily developments in Venezuela which are captivating the world, but so far, we have seen no impact on the operation in the field. Australia is staying steady with little change. Moving to the United States. We have a fleet of 77 high-spec ADRs in the U.S. stretching from the California market up into the Rockies and with a main focus on the Permian. We operate roughly 37 rigs today and expect a little change through the rest of 2024. The challenge in the U.S. is that in addition to the depressed natural gas prices, we saw $0.5 trillion of M&A activity in the last 18 months occur, which has manifested itself into less work in the short-term. The natural gas story may take a bit longer to correct itself. The good news is that we have mainly been an oil-focused driller in the U.S. market. Coming back to the effects of M&A. Until the combined entities get through a budget cycle and start addressing decline rates, we don’t expect solid improvements in the U.S. market until early to mid-2025. Our U.S. business unit continues to expand its PVI contract base and now has over half the fleet on a PVI contract that builds off our performance driller team coupled with our Edge Autopilot drill rig control technology. Not only do we get a rate for our Edge Autopilot technology, we capture the upside value generated to the operator through performance metrics. Our wellsite – I’m sorry, our well service business unit, which is focused primarily on the Rockies and California well servicing market, continues to enjoy high utilization in the upper 80s. Our directional drilling business, which is essentially a mud motor rental business, continues to provide some of the best motors with high-quality rebuilds in the Rockies. Moving on to our Edge Autopilot drilling rig control systems. We continue to deploy Edge Autopilot, which employs algorithms and AI on new rigs and continue to expand the Edge Autopilot platform on each of the rigs that already have our Edge Autopilot drilling rig control technology. This part of our business continues to grow at a rapid pace year-over-year and delivers results with reduced well times and increased P rates with reduced tortuosity. So with that, I’ll move to questions.

接线员:谢谢。你的第一个问题是来自TD Cowen的Aaron MacNeil。请提问。

Aaron MacNeil:嗨，早上好。谢谢你回答我的问题。鲍勃，偿还债务的承诺没有给资本增长留下回旋的余地。我想你到目前为止已经花了400万美元。在你看来，你是否不得不拒绝客户所要求的有机资本机会或良好回报?或者你认为你总体上跟上了客户的需求吗?

鲍勃·格迪斯:是的。不，当然，我们在任何谈话中都保持步调一致。由于我们的钻井速度越来越快，运营商愿意在资本支出增长方面帮助进行任何升级。因此，市场继续很好地吸收了这种对话。

Aaron MacNeil:好的。我们看到H&P做了一笔大的国际交易，并暗示他们可能会将钻井平台转移到国际市场。考虑到你们已经有了一些国际影响力，我猜你们有什么兴趣参与其中?

鲍勃·格迪斯:是的，是的。正如你所知，我们在20年前通过收购开始了这项运动，并将其扩展到30多个钻机。是的，我们在北美以外的六个不同国家开展业务。这当然是一项具有挑战性的业务。国际化也带来了有趣的挑战。我想说，我们一直在向北美的钻井平台供应石油。例如，我们的阿根廷钻机是我们通过收购Rowan购买的钻机，由客户进行升级并运往阿根廷。所以我们已经悄悄地做了一段时间。我们从加拿大运了10个ADR，较小的ADR当煤层气分解时，我们把它们运到澳大利亚。所以我很高兴又见到了一个承包商。我明白你需要离开北美。惠普是一家经营良好的公司，所以我相信他们会做得很好。

亚伦·麦克尼尔:再一次，我想，也许更好的问题是，你需要做什么样的清单——你需要完成什么样的清单，才能把你的钻井平台转移到国际市场?那么你认为这对舰队来说是最好的机会吗?

鲍勃·格迪斯:这个问题问得好，因为这是一个动态的过程。我们认为澳大利亚是一个相当静态的业务，随着他们在公用事业电网中开发天然气，增长缓慢而稳定。中东局势稳定。巴林，我们有两个钻井平台。这些都收缩得很好。科威特也是如此。阿曼，我们有三张adr。一个在这里停留很短的时间。我们已经有另一个运营商说他们想把它捡起来再加几个。所以我不担心——当你表演的时候，你总能找到工作。因此，这些钻井平台将继续工作。但我们对进入新的国家不感兴趣。我们一直有兴趣在我们所在的国家扩大我们的足迹。这对我们来说很有意义。

Aaron MacNeil:好的，谢谢。我会把它转回去的。

鲍勃·格迪斯:谢谢你，艾伦。

接线员:下一个问题是来自ATB资本市场的Waqar Syed提出的。请提问。

Waqar Syed:谢谢你回答我的问题。鲍勃，你提到你现在在美国有37台钻机在运行。这个数字与第二季度的平均值相比如何?

鲍勃·格迪斯:你是说历史上的第二季度?你的问题是这个吗，瓦卡尔?

Waqar Syed:是的，没错。比如24年第二季度，钻井平台的平均运行数量是多少?

鲍勃·格迪斯:在整个美国，你是这个意思吗?

Waqar Syed:没错。

鲍勃·格迪斯:是的，我们保持着7%的市场份额。本季度，我们在美国的钻机数量同比减少了约10台

Waqar Syed:是的。现在，你们在美国的季度营收持平在2.08亿美元左右。你的钻机数量下降了。那么差距是什么呢?一切都好吗服务时间增加了35%这对季度与季度的收入比较有帮助吗，还是有其他原因，比如利率风险上升，或者是什么原因导致收入持平?

Mike Gray:我们看到了油井服务的增加。正如鲍勃所说，钻杆不在合同范围内的情况也在增加。因此，一些辅助附加组件和油井服务将是造成这一差距的最大因素。

Waqar Syed:在第三季度和第四季度，除了合同日的价格之外，你看到第三季度的收入和服务时间也在增加，这种情况是否会持续下去?

鲍勃·格迪斯:当然。例如，钻杆Waqar已经从加速的钻速和使用平坦的水而不是油基泥浆系统中得到了体现。在很多情况下，它会很快撕裂钻杆。我们以前用一根钻杆可以使用6到7年。一根钻杆最多可以使用2到3年，在某些情况下，甚至更短。每个承包商都感受到了同样的压力。每个人的钻杆成本都是5年前的3倍，这就是为什么将其排除在合同之外以获得价格的原因。在某些情况下，我们让运营商提供管道，我们只是为他们管理管道。然后是另一个极端。我们将给他们每天高达8000美元的费用，用于管理管道，处理管道的破坏和更换过程。所以，它介于两者之间。但在3英里和4英里的水平段，随着渗透率的不断提高，这将继续成为一个挑战。不会消失。

Waqar Syed:有道理。然后你能谈谈资产出售吗?迈克，你有一个价值四千万美元的房地产投资组合想卖掉。我们第二季度的资产销售额为800万美元，第一季度为300万美元。我们对下半年应该有什么期待?

迈克·格雷:我们正在解决这个问题。我们在Nisku有两处房产目前正在积极营销，我们正在美国进行相关工作，所以我预计第四季度会有进展。不是全部余额，而是一部分余额，我相信会在第四季度结清。

Waqar Syed:好的。这说得通。然后是1.47亿美元的资本支出，这个数字保持不变。你看到地平线上有什么东西能让它上下移动吗?

迈克·格雷:我的意思是，由于美国经济活动减弱，我认为这可能会导致美国所需的一些资本支出出现缺口。但我的意思是，这里和那里都有一些国际机会。所以，在大多数情况下，这应该是相当稳定的。如果有的话，如果它确实增加了，它通常与EBITDA事件有关，所以对资产负债表和损益表的净额为正。所以，再一次，如果这是一个积极的影响，那么我们肯定会研究的东西，但它应该是非常稳定的。

鲍勃·格迪斯:是的，我们不会投资任何资本支出，如果它不能在不到1年的时间内收回成本。

Waqar Syed:对。最后一个关于美国定价的问题，就像钻井环境一样，你现在看到了什么?

鲍勃·格迪斯:嗯，看起来它已经触底了。这取决于区域和钻机的类型。但我想说的是，感觉它已经触底了。随着市场的变化，我们在上个季度一直在抓一把下落的刀。二叠纪盆地仍在运行304，但它既没有上升，也没有下降。因此，随着运营商的合并，他们要做的第一件事当然是拆除一些钻井平台，到年底，为合并后的业务制定新的形式预算，然后进入2025年。因此，我们预计所有这些并购活动都会带来这样的结果，所以这并不令人意外。但我认为利率已经稳定在底部。加上钻杆和钻机总费率的一部分，我们的总费率仍在30%左右。

Waqar Syed:好的。所有这些并购，就像我们看到的一些大型合并。现在，关于你在收购方和目标公司的曝光率，你的立场如何?

鲍勃•格迪斯:嗯，我们的投资组合中大概有80%是在等式的右边，这是一个不错的地方。另一个令人高兴的地方是，行业报告显示，在美国前六名的钻井公司中，Ensign是渗透率最高的。因此，我们正在与收购方进行谈判，我们为被收购方做了很多工作，他们说，嘿，我们想留住这些钻井平台。

Waqar Syed:那太好了。好的，非常感谢。谢谢你的回答。

鲍勃·格迪斯:谢谢Waqar。

接线员:谢谢。下一个问题来自加拿大皇家银行资本市场的Keith MacKey。请提问。

Keith MacKey:是的。谢谢，还有一个关于你的债务偿还目标的问题，维持到2025年6亿美元的目标。当然，你总是注意到，行业状况可能会使其上升或下降。但根据目前的行业状况，钻机数量保持不变，你认为6亿美元的债务偿还目标有风险吗?

迈克·格雷:不，当我们看看每年的利息储蓄时，它开始减少了很多。我的意思是，同比下降了近20%。因此，你在损益表上建立了一些利息储蓄的缓冲。如果活动保持稳定，你的资本支出将保持在1.5亿美元的范围内。所以，大家一致认为，2024年的预算是4.5亿美元左右。25，我的意思是谁知道它会在哪里，正负。但是当你考虑到1.5亿美元的资本支出，9000万美元或更少的利息支出时，大约有2.1亿美元的自由现金流可用于还款。然后我们确实有一些非经营性的东西，比如资产出售和一些营运资金流动，以帮助实现这一目标。所以，是的，当我们看到它时，我的意思是，如果一切都保持稳定，我们可以预见这是很容易实现的。

Keith MacKey:是的。好吧。听起来不错。还有一个问题，你提到了自由现金流量。还有一些强制性债务偿还和流动性削减即将到来。在今年年底和明年第一季度，如果华尔街的共识是正确的，你预计在流动性方面有什么样的喘息空间?

迈克·格雷:我们从未透露过具体细节。我的意思是，我们将有充足的流动资金继续经营业务，就像过去一样。

Keith MacKey:很公平。还有一个关于你们在美国每台钻机的维护资本支出的问题。

鲍勃·格迪斯:好问题。我们认为，根据钻机的类型，一台钻机每年需要大约100万至125万美元。

Keith MacKey:明白了。是加拿大还是美国?

鲍勃·格迪斯:那就是美国代表美国，加拿大代表加拿大。

Keith MacKey:明白了。好吧。非常感谢。对我来说就是这样。

鲍勃·格迪斯:谢谢。

接线员:[接线员说明]你的下一个问题来自沙克特能源公司的约瑟夫·沙克特。请提问。

Josef Schachter:早上好，Bob, Mike和Nicole，考虑到市场上发生的事情，今天召开电话会议很有挑战性。我想问一个宏观问题。11月5日在美国是个大日子。能源行业根据当天晚上发生的情况，在前进战略方面可能会有180种不同。你是否听到过一些公司的评论，说我们将把目前的情况保留到第四季度，但今年的第一季度取决于11月5日的结果?

鲍勃·格迪斯:这是个好问题，约瑟夫。我认为，我们现在看到的是需求的宏观基本面在发挥作用。不要过多地谈论政治，但我们看到一位参赛者表示他们已经改变了他们对水力压裂的立场，他们现在对水力压裂没有意见。所以，我们没有从运营商那里得到任何反馈。他们中的许多人都在说，我们肯定不会在第四季度加速钻探。我认为，这更多地不是由选举推动的，而是因为他们坚持为股东带来回报的计划，而不是加速资本支出，只是保持纪律。所以，我不认为这次选举对我们所看到的有太大影响。

Josef Schachter:谢谢。对我来说就是这样。

接线员:谢谢。现在没有其他问题了。请继续。

鲍勃·格迪斯:好的。谢谢，接线员。结束语:展望未来，对于Ensign来说，这是一个激动人心的时刻，加拿大和国际市场基本面强劲，我们所有美国市场的长期前景都在改善，持续自由现金流的可见性很好，利润率也在不断增长，可以继续执行我们的债务削减计划。随着EDGE自动驾驶仪的应用，结合不断扩大的基于性能的合同基础，再加上我们在现场表现出色的钻井团队，Ensign正在为运营商提供价值，从而支持未来的增产。同样，重点仍然是加速债务削减，以稳定改善全球钻井和井务业务的结构。我要感谢我们的专业人员和员工，以及我们的客户，他们帮助Ensign实现了我们的性能和行业领先的里程碑，我们-行业确实认可我们。我期待着三个月后我们的下一次通话。保持安全。谢谢你！

接线员:谢谢。女士们，先生们，会议到此结束。感谢大家的参与。你们都可以拔掉电话线了。

本文是在人工智能的支持下生成的，并由编辑审阅。欲了解更多信息，请参阅我们的T&C。

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