斯伦贝谢公布2019年第三季度业绩

全球营收85亿美元,环比增长3%

国际营收56亿美元,环比增长3%

北美营收28亿美元,环比增长2%

计算每股8.65美元的费用,基于GAAP的每股亏损为8.22美元

不计费用,每股收益为0.43美元,环比增长23%

来自于运营的现金流为17亿美元,自由现金流为11亿美元

董事会批准了每股0.50美元的季度现金派息

休斯敦–(美国商业资讯) –斯伦贝谢(Schlumberger Limited, NYSE: SLB)今日公布了2019年第三季度业绩。

(单位为百万,每股数额除外)
截至以下日期的三个月变化
20199302019年6月30日2018年9月30日环比同比
营收$8,541$8,269$8,5043%0%
税前收益(亏损),基于 GAAP$(11,971)$593$787n/mn/m
税前部门营业收入*$1,096$968$1,15213%-5%
税前部门营业利润率*12.8%11.7%13.5%113 bps-71 bps
净收益(亏损),基于GAAP$(11,383)$492$644n/mn/m
净收益,扣除费用和贷项*$596$492$64421%-7%
摊薄后每股收益(每股亏损),基于GAAP$(8.22)$0.35$0.46n/mn/m
摊薄后每股收益,扣除费用和贷项*$0.43$0.35$0.4623%-7%
北美营收$2,850$2,801$3,1892%-11%
国际营收$5,629$5,463$5,2153%8%
北美营收,不计Cameron$2,261$2,201$2,5453%-11%
国际营收,不计Cameron$4,857$4,708$4,5023%8%
*这些为非AAP财务指标。详见下文“费用和贷项”和“部门”部分。
n/m = 无意义

斯伦贝谢首席执行官 Olivier Le Peuch评论道:“公司的第三季度营收达到了85亿美元,环比增长3%,而税前部门运营收入为11亿美元,增长13%。我对这一业绩感到十分高兴,而且对团队的表现感到骄傲。尽管北美业绩喜忧参半,但持续的国际活动推动了整个业绩的增长。北美业务海上销售业绩十分强劲,但陆地活动增长乏力,原因在于活动的放缓和定价的进一步疲软。不计费用,第三季度每股收益0.43美元,较第二季度增长23%。

“欧洲/独联体/非洲地区引领国际业务环比增长,这些地区的营收因北半球夏季活动旺季以及非洲新项目的开始获得了9%的环比增长。国际营收还因亚洲业务的双位数增长而得到了提振。因阿根廷和墨西哥活动的减少,拉美营收环比下降了9%。不计Cameron,第三季度国际营收同比增长8%,依然符合我们对国际业务出现高值个位数增长的预期。随着我们进入第四季度,国际活动将受到惯常冬季活动下滑的影响,尤其是北半球的活动。

“在北美,海上营收因 WesternGeco多客户端地震许可销售的增加而出现了环比增长。陆地营收略有所增长,原因在于OneStim 活动的温和增长被定价疲软所抵消,与此同时,尽管钻井数有所减少,但陆地钻井营收环比持平。随着我们进入第四季度,OneStim活动因客户预算和现金流限制所导致的水力压裂项目的延迟或取消而有所放缓。

“按业务部门来分,得益于夏季活动旺季,尤其是北半球的活动,油藏描述以6%的增速引领第三季度环比增长。Cameron营收因OneSubsea、Surface Systems和Drilling Systems的销售额增长而出现了3%的环比增长——主要位于国际市场。受国际业务增长和北美陆地活动减缓的影响,钻井和生产部门营收环比均增长了2%。

“本季度的业绩反映了运营商在维持资本纪律,减少钻井和水力压裂活动情况下北美陆地生产增速放缓的宏观环境。我们年初至今的高值个位数国际营收增长继续得到了国际投资水平的支撑。然而,市场不确定性为未来原油需求前景带来了阴影,因为当前的贸易争端被视为全球经济增长的障碍。

“第三季度业绩反映了因市场环境而出现的127亿美元税前费用。这笔费用基本上都是非现金,主要与商誉、无形资产和固定资产有关。

“上个月,我们展示了涵盖四大关键要素的新策略,它们是:引领和推动数字转型;开发油盆适配(fit-for-basin)的解决方案;从绩效影响中为我们的客户捕捉价值;以及制定资本管理机制。最后一个要素涉及从适用于盆地解决方案的特征、客户业绩和资本回报这些角度出发,来更加严谨地分配资本开支,并对资产组合——尤其是北美的资产——进行战略评估。

“我们在数字领域已经有了良好的开端。我们在大获成功的SIS Global Forum 2019向800名客户和合作伙伴介绍了公司对未来勘探生产行业的愿景。我们致力于打造一个能够释放客户业绩的开放式数字环境。其中一个赋能元素为 DELFI*认知型勘探生产环境,它当前已经拥有一整套横跨勘探生产领域的原生云应用,包括ExplorePlan*、DrillPlan*、DrillOps*、FDPlan*和ProdOps*解决方案。

“随着公司继续向前迈进,我们的愿景是定义高性能标杆,并加以实现。简而言之,我们希望成为首选的性能合作伙伴,以造福我们的客户和行业。在公司各策略要素的支持下,斯伦贝谢有优越的条件实现卓越的利润增长,更好的资本回报以及自由现金流的增长。”

其他事件

在准备其第三季度财报时,斯伦贝谢列支了127亿美元的税前费用,主要涉及商誉减值、无形资产和固定资产。详情请参阅“费用和贷项”以及“补充信息”(第13和14条)部分。

本季度,斯伦贝谢以每股36.64美元的平均价格回购了220万股普通股,回购总额达到了7,900万美元。

9月,斯伦贝谢发行了5亿欧元2024年到期0.00% 票据,5亿欧元2027年到期0.25%票据,以及5亿欧元2031年到期0.50%票据。这些票据随后以2.52%的加权平均利率被兑换成了美元。

9月,斯伦贝谢回购了7.83亿美元的2020到期3.000%未偿票据,以及3.21亿美元2022年到期3.625%未偿票据。

2019年10月2日,斯伦贝谢和罗克韦尔自动化(Rockwell Automation)宣布关闭此前宣布的合资企业Sensia——油气行业首个数字一体化自动解决方案提供商。罗克韦尔和斯伦贝谢分别持有合资公司53%和47%的股份。在关闭时,罗克韦尔向斯伦贝谢支付了2.5亿美元的现金。

2019年10月17日,斯伦贝谢董事会批准了已发行普通股每股0.50美元的季度现金派息,将于2020年1月10日向2019年12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
20199302019年6月30日2018年9月30日环比同比
北美$2,850$2,801$3,1892%-11%
拉美1,0141,115978-9%4%
欧洲/独联体/非洲2,0621,8961,8209%13%
中东与亚洲2,5532,4522,4174%6%
其他625100n/mn/m
$8,541$8,269$8,5043%0%
北美营收$2,850$2,801$3,1892%-11%
国际营收$5,629$5,463$5,2153%8%
北美营收,不计Cameron$2,261$2,201$2,5453%-11%
国际营收,不计Cameron$4,857$4,708$4,5023%8%
n/m = 无意义
此前某些时期的金额被重新归类,以便与当前时期列支项目保持一致。

第三季度营收85亿美元,环比增长3%,北美营收28亿美元,增长2%,而国际营收为56亿美元,增长3%。

北美

北美地区合并营收为28亿美元,环比增长2%。原因在于WesternGeco多客户端地震许可销售的提振以及钻井和增产海上活动的增加,而这类活动的增长也提升了Drilling & Measurements、Completions和Well Services产品的销售业绩。陆地营收略有增长,原因在于OneStim的温和增长被更为疲软的定价所部分抵消。陆地钻井营收基本持平,因为公司钻井设备销售和租赁方面的油盆适配技术取用方案帮助抵消了因钻井数量降低而导致的钻井活动的下滑。随着第三季度的结束,OneStim活动因客户预算和现金流限制所导致的水力压裂项目的延迟或取消而出现下滑,也为第四季度带来了不确定性。

国际

拉美地区合并营收为10亿美元,环比下降9%,主要原因在于Cameron Drilling Systems销售额的减少导致了拉美南部GeoMarket营收的降低,以及阿根廷Well Services和Schlumberger Production Management (SPM)项目活动的减少。墨西哥和中美GeoMarket营收也出现了下滑,原因在于陆地Integrated Drilling Services (IDS)活动的减少以及海上IOC勘探活动的降低。在拉美北部GeoMarket,营收因SPM活动和生产活动的增长而得到了提振,这些增长主要集中在厄瓜多尔。然而,厄瓜多尔最近持续的内乱所导致的生产关闭可能会影响公司第四季度营收。

欧洲/独联体/非洲地区合并营收20亿美元,环比增长9%,这得益于俄罗斯和中亚GeoMarket、北海夏季活动旺季的提振以及非洲撒哈拉以南地区和北非GeoMarket新项目的开始。俄罗斯业务增长的主要受益对象是Wireline、Drilling & Measurements和Well Services。北海的增长主要源于挪威Well Services增产活动和Wireline勘探活动的提升。钻井数量的增加、油井干预活动的提升以及新一体化钻井项目的开始推动了非洲撒哈拉以南地区GeoMarket业绩的增长。Cameron在该地区的营收亦出现了增长,原因在于OneSubsea和Surface Systems设备销量的增加,主要集中在英国和欧洲大陆以及非洲撒哈拉以南地区的GeoMarket。

中东与亚洲合并营收达到了26亿美元,环比增长4%,主要得益于亚洲双位数的增长,尤其是中国、澳大利亚和印度。中国的增长主要得益于钻井和勘探活动的提升以及设备销售额的增加;澳大利亚则受益于海上钻井活动的增加以及全企业DELFI环境部署所带来的Software Integrated Solutions (SIS)销量的增加;印度业绩则因Integrated Services Management (ISM)活动的增长而得到提振。在中东,沙特和巴林GeoMarket营收因水力压裂活动的增长和Cameron设备销售的增加而有所增长,但被钻井活动的下滑所部分抵消。在中东东部GeoMarket,营收因伊拉克IDS活动的减少而有所降低。

油藏描述部门

(单位为百万)
截至以下日期的三个月变化
20199302019年6月30日2018年9月30日环比同比
营收$1,651$1,558$1,5876%4%
税前运营收入$360$317$36114%0%
税前运营利润率21.8%20.3%22.7%149 bps-90 bps
此前某些时期的金额被重新归类,以便与当前时期的列支项目保持一致。

油藏描述部门营收17亿美元,其中82%来自于国际市场,受夏季活动旺季推动,环比增长6%。Wireline在俄罗斯、中国海上和澳大利亚的活动以及印度ISM项目活动的提升引领部门业绩的增长。油藏描述营收的提升还得益于北美陆地和海上WesternGeco多客户端地震许可销售业绩的增长。

得益于Wireline夏季活动旺季的旺盛以及WesternGeco多客户端地震许可销售增强油藏描述部门税前运营利润率为22%,环比增长149个基点。

钻井部门

(单位为百万)
截至以下日期的三个月变化
20199302019年6月30日2018年9月30日环比同比
营收$2,470$2,421$2,4292%2%
税前运营收入$305$300$3392%-10%
税前运营利润率12.4%12.4%14.0%-5 bps-161 bps

钻井部门营收25亿美元,其中75%来自于国际市场,环比增长2%。国际活动的增长源于夏季钻井活动旺季所带来的俄罗斯强劲的业绩,而环比增长还受益于中国和澳大利亚钻井活动的增加。然而,这一增长被沙特钻井活动的减少所部分抵消。尽管北美陆地页岩钻井活动受到了美国陆地钻井数量减少的营销,但我们在钻井设备销售和租赁方面采取的油盆适配技术取用方案抵消了营收的下滑。Drilling & Measurements推动了所有GeoMarket地区国际业务的增长,俄罗斯与中亚处于引领地位。IDS营收环比有所降低,原因在于墨西哥、沙特和伊拉克海上活动的减少。

钻井部门税前运营利润率为12%,环比持平,原因在于 Drilling & Measurements利润率的改善被中东地区M-I SWACO和IDS利润率的降低所抵消。

生产部门

(单位为百万)
截至以下日期的三个月变化
20199302019年6月30日2018年9月30日环比同比
营收$3,153$3,077$3,2492%-3%
税前运营收入$288$235$32022%-10%
税前运营利润率9.1%7.6%9.9%148 bps-72 bps

生产部门营收为32亿美元,其中55%来自于国际市场,环比增长2%,主要原因在于亚洲远东地区和澳大利亚、俄罗斯和中亚以及非洲撒哈拉以南地区Completions国际活动的增加。Well Services和Completions在沙特和俄罗斯的营收也有所增长,但被阿根廷活动的下滑所部分抵消。Artificial Lift Solutions在北美陆地、北非、厄瓜多尔和欧洲的业务有所增加。在北美陆地,OneStim营收基本持平,虽然其业务量略有增长,但被定价的疲软所抵消。随着第三季度的结束,OneStim活动因客户预算和现金流限制所导致的水力压裂项目的延迟或取消而出现下滑,也为第四季度带来了不确定性。

生产部门税前运营利润率为9%,环比增长148个基点,主要原因在于活动量的增加改善了国际业务利润率。此外,因2019年第三季度减值支出导致的折旧摊销费用的减少对于环比利润改善的贡献率略低于一半。

Cameron

(单位为百万)
截至以下日期的三个月变化
20199302019年6月30日2018年9月30日环比同比
营收$1,363$1,328$1,3863%-2%
税前运营收入$173$165$1605%8%
税前运营利润率12.7%12.4%11.5%29 bps117 bps
此前某些时期的金额被重新归类,以便与当前时期的列支项目保持一致。

Cameron营收为14亿美元,其中57%来自于国际市场,得益于Surface Systems、OneSubsea和Drilling Systems国际营收的提振,环比增长3%。受北美活动减少的影响,Valves & Process Systems营收出现下滑。按地域划分,国际营收环比增长2%,主要得益于欧洲/独联体/非洲以及中东和亚洲地区强劲的增长,但北美营收下滑了2%。

Cameron税前运营利润率为13%,环比持平。OneSubsea利润率的改善被Cameron其他产品线利润率的下滑所部分抵消。

季度亮点

在第三季度,我们在部署数字策略方面实现了多个重要的里程碑。我们在SIS Global Forum 2019发布了多项新技术,以及DELFI认知型勘探生产环境领域的重大进展。

自推出DELFI环境以来,约100名客户已经采用这项技术,而我们也在不断地推出新的应用。我们还拓展了与工业和技术合作伙伴的合作,来提升DELFI的功能。

本季度,我们与雪佛龙和微软签署了协议,以加速DELFI环境解决方案在Azure云的部署,从而扩大采用群体。此外,我们还引进了TIBCO Software Inc. 行业领先的分析和虚拟化技术,并实现了四项新勘探与生产应用的商业化。

四项新云原生应用——ExplorePlan、DrillOps、FDPlan和ProdOps解决方案——将优化工作流程,并实现协作,加速交付可执行的洞见。借助这些应用,DELFI环境如今可以提供横跨勘探生产领域的多种解决方案。WesternGeco将继续利用GAIA* 数字水下平台,将其数字工作流程和工艺与轻资产模型进行整合。我们预计GAIA平台将成为多元化水下数据的行业市场,包括多客户端地震和第三方数据集。新近增加的数据集包括IHS Markit 全球勘探生产数据集。

我们最近实现了数字构造测试平台和数项油盆适配技术的商业化,它们均对客户的业绩带来了积极的影响:

  • Ora*智能电缆构造测试平台是斯伦贝谢在云原生平台上打造的首款工具,它融合了软件和硬件,可在各种环境下提供动态的油藏描述服务。Ora平台能够为实时决策提供可执行的洞见。在墨西哥,Ora平台成为了首款能够在颇具挑战性的碳酸盐构造中(360 华氏度和20,000-psi 压力下渗透率低于 0.03 mD )搜集高品质的凝析油样本的电缆构造测试器。借助这项技术,墨西哥石油公司(Pemex)宣布,这个在过去25年中发现的墨西哥最为重要的陆地油藏的预估储量翻了三番。
  • NeoSteer*近钻头可操控系统能够钻探具有更高井眼曲率的弯道井段和更直的分支井,且无需在不同井段之间更换井底钻具组合(BHA)。这一可操控的钻头技术通过使用伽马射线感应器改善性能,从而向最新的轨迹控制算法和数据分析提供高品质的数据。此举通过取消更换井底钻具组合所需的起下钻流程,改善了钻探精度,并节省了大量的时间和成本。在DJ Basin,SRC Energy使用了NeoSteer CL*弯道和分支井近钻头可操控系统钻探了有着12口油井油田的目标垂直、弯曲和分支井段。SRC Energy将钻进速率(ROP)提升了20%,节省了单口油井多达21个小时的时间,并锚定了非传统尼奥布拉拉页岩构造地层的多个区域。
  • Aegis*装甲熔覆合金钻头的采用使钻头的抗腐蚀性和强度较传统的矩阵金刚石复合片(PDC)钻头分别提升了400%和40%。该技术能够允许对钻头进行油盆适配设计,从而改善钻进速率。在俄克拉荷马州的阿纳达科盆地,公司为中大陆知名运营商的8口油井部署了两台配备了Aegis熔覆合金的钢体钻头。Ageis的熔覆合金让钻头设计能够使用更长的刀片,并对喷嘴放置进行优化,最终使得钻进速率较直接采用矩阵金刚石复合片钻头的补偿井提升了36%。客户减少了27%的钻井时间,约等同于8次作业的179个小时。
  • Muzic Aeon*优质高性能无线遥测技术可让人们实时了解高达392华氏度高温环境下井底油藏的测试数据。在海湾合作委员会(GCC)地区,一位客户采用了油盆适配方法来评估具有较高地层温度、较大深度的油藏新资源。Muzic Aeon遥测系统是一个综合钻杆测试系统的一部分,该系统被用于钻探一个1.7万英尺的油井,其预计温度高达365华氏度。Muzic Aeon遥测系统克服了与传统无线遥测系统相关的温度局限性,并在地表以最低的延迟交付了可靠的井底数据。这个技术适配解决方案能够让钻架作业人员、油井测试工程师和水下团队监测作业,并按照预先设定的应变管理流程制定实时决策,从而提升了客户业绩。

北美对斯伦贝谢专属加密井技术解决方案的需求在持续增长。2019年,采用公司油盆适配技术的作业较2018年增长了六倍,其中包括BroadBand Shield*压裂集合控制服务以及避免有害压裂冲击的WellWatcher Stim*增产监控服务。这些技术被成功地部署于北美的多个盆地。

  • 在北达科他州,OneStim为Whiting Petroleum Corporation部署了BroadBand*非传统油藏完井服务,以提升两口新加密井的原油生产。公司通过跨学科的合作获得了最优的完井策略,它结合了BroadBand Sequence*压裂服务和BroadBand Shield服务,以消除不利的压裂高度增长,从而实现目标井段原油生产的最大化。最终,这些油井的产量比附近的补偿井高出了37%,比Bakken和Three Forks Formations的油井高出48%,它们均使用的是类似密度的支撑剂。
  • 在Permian Basin,OneStim为Callon Petroleum部署了WellWatcher Stim和BroadBand Shield服务,以避免出现子母井干涉的现象。公司在整个油井增产过程中使用了化学标签来识别潜在的沟通点,此举确认了Broadband Shield服务能够有效地预防窜井传输现象。

通过改善效率和工作流程优化,油盆适配技术与性能模型的结合能够改善我们客户的绩效。

  • 在Permian Basin,Occidental和斯伦贝谢合作设立了一个差异化的非传统资产开发项目。Occidental创建了一个Aventine设施,这是一个位于新墨西哥州的一体化作业和物流中心,它是领导力、创新和油盆卓越性能策略的重要组成部分。作为压裂和抽空射孔等具体服务的独家提供商,斯伦贝谢在Aventine内部打造和运营了一个新基地。这两家公司通过合作优化的工作流程和新油盆适配技术,实现了创纪录的水力压裂效率,这些技术包括MonoFlex* 双连接压裂流体交付技术和Fractal*多阶段增产射孔系统等。最终,OneStim作业队今年四次打破了两家公司在Permian的每月阶段数记录,其中一个作业团队实现了267个阶段数。同时,压裂作业队以每天的平均抽运时间为20.2小时、单日最大抽运时间21.8小时的成绩完成了一个双油井油块的作业。这个时长要显著高于业界类似作业通常每日12-15个小时的抽运时间。

财务报表

简明合并损益表

(单位为百万,每股数额除外)
第三季度9个月
截至9月30日的期间,2019201820192018
营收$8,541$8,504$24,689$24,636
利息和其他收入213661118
费用
营收成本7,3857,32421,59421,306
研究和工程176177527524
一般和管理120105345330
减值与其他 (1)12,69212,692184
利息160147462434
税前收入(亏损)$(11,971)$787$(10,870)$1,976
税(优惠)费 (1)(598)129(420)348
净收益(亏损)(1)$(11,373)$658$(10,450)$1,628
可归于非控制性权益的净收益10142029
可归于斯伦贝谢的净收益(亏损)(1)$(11,383)$644$(10,470)$1,599
斯伦贝谢的摊薄后每股收益(亏损)(1)$(8.22)$0.46$(7.56)$1.15
在外流通平均股数1,3851,3851,3851,385
摊薄后在外流通平均股数1,3851,3921,3851,393
包含在费用中的折旧和摊销(2)$900$887$2,741$2,637
(1)详见“费用和贷项” 部分。
(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)
93012月31日
资产20192018
流动资产
现金和短期投资$2,292$2,777
应收款项8,3327,881
其他流动资产5,5275,073
16,15115,731
固定资产9,60511,679
多客户端地震数据593601
商誉16,11224,931
无形资产7,2828,727
其他资产8,2478,838
$57,990$70,507
负债和权益
流动负债
应付账款和应计负债$10,364$10,223
所得税负债预估1,0781,155
短期借款和长期债务的流动部分
3401,407
应付股息701701
12,48313,486
长期债务16,33314,644
递延税5911,441
退休后福利1,1011,153
其他债务3,1553,197
33,66333,921
权益24,32736,586
$57,990$70,507

流动性

(单位为百万)
流动性组成部分20199302019年6月30日2018年12月31日2018年9月30日
现金和短期投资$2,292$2,348$2,777$2,854
短期借款和长期债务的流动部分(340)(98)(1,407)(3,215)
长期债务(16,333)(16,978)(14,644)(14,159)
净债务 (1)$(14,381)$(14,728)$(13,274)$(14,520)
流动性变化明细如下:
9个月第三季度9个月
截至9月30日的期间,201920192018
扣除非控制性权益前的净收益(亏损)$(10,450)$(11,373)$1,628
减值与其他费用,不计税费11,97911,979164
$1,529$606$1,792
折旧与摊销 (2)2,7419002,637
股票薪酬费用329135259
运营资金变动(1,340)120(1,147)
其他(80)(16)(159)
运营产生的现金流 (3)$3,179$1,745$3,382
资本支出(1,230)(413)(1,539)
SPM投资(526)(194)(719)
资本化的多客户端地震数据(181)(72)(63)
自由现金流(4)1,2421,0661,061
已付股息(2,077)(692)(2,077)
股票回购计划(278)(79)(300)
雇员股票计划收益219113256
商业收购和投资,不计获得的现金和债务(21)(4)(290)
其他(192)(57)(60)
净债务的(增加)减少(1,107)347(1,410)
会计期间开始时的净债务(13,274)(14,728)(13,110)
会计期间结束时的净债务$(14,381)$(14,381)$(14,520)
(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9月30日的9个月以及第三季度的1.04亿美元和3,300万美元的遣散费,以及截至2018年9月30日9个月的2.65亿美元遣散费。
(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年第三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(亏损)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(亏损);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)
2019年第三季度
税前非控制性权益净值摊薄后每股收益
斯伦贝谢净收益(亏损)(基于GAAP)$(11,971)$(598)$10$(11,383)$(8.22)
商誉8,828438,7856.34
北美压力泵1,5753441,2310.89
无形资产1,0852488370.60
与北美相关的其他项目310532570.19
SPM2942940.21
权益法投资231122190.16
阿根廷1271270.09
其他242132290.17
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项$721$115$10$596$0.43
2018年第二季度
税前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184201640.12
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项$731$126$11$594$0.43
(单位为百万,每股数额除外)
20199个月
税前非控制性权益净值摊薄后每股收益*
斯伦贝谢净收益(亏损)(基于GAAP)$(10,870)$(420)$20$(10,470)$(7.56)
商誉8,828438,7856.34
北美压力泵1,5753441,2310.89
无形资产1,0852488370.60
与北美相关的其他项目310532570.19
SPM2942940.21
权益法投资231122190.16
阿根廷1271270.09
其他242132290.17
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项$1,822$293$20$1,509$1.08
2018年前9个月
税前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)$1,976$348$29$1,599$1.15
裁员184201640.12
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项$2,160$368$29$1,763$1.27
*不会因四舍五入而增加。

2019年前6个月未发生费用或贷项。

部门

(单位为百万)
截至以下日期的三个月
20199302019年6月30日2018年9月30日
营收税前营收(亏损)营收税前营收营收税前营收
油藏描述$1,651$360$1,558$317$1,587$361
钻井2,4703052,4213002,429339
生产3,1532883,0772353,249320
Cameron1,3631731,3281651,386160
消除和其他(96)(30)(115)(49)(147)(28)
税前部门营业收入1,0969681,152
企业和其他(231)(238)(234)
利息收入(1)798
利息支出(1)(151)(146)(139)
费用和贷项(2)(12,692)
$8,541$(11,971)$8,269$593$8,504$787
(单位为百万)
截至以下日期的9个月
20199302018年9月30日
营收税前营收(亏损)营收税前营收
油藏描述$4,669$959$4,602$987
钻井7,2799136,789921
生产9,1207409,458853
Cameron3,9494864,175522
消除和其他(328)(126)(388)(63)
税前部门营业收入2,9723,220
企业和其他(742)(699)
利息收入(1)2544
利息支出(1)(433)(405)
费用和贷项(2)(12,692)(184)
$24,689$(10,870)$24,636$1,976
(1)不包括产品部门业绩中包含的利息。.
(2)详见 “费用和贷项”部分 。

此前某些时期的金额被重新归类,以便与当前时期的列支项目保持一致。

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16-17亿美元之间,2018年的支出为22亿美元。
(2) 2019年第三季度来自于运营的现金流和自由现金流分别是多少?
2019年第三季度来自于运营的现金流为17亿美元,自由现金流为11亿美元。
(3)2019年第三季度利息和其他收益项目都包含哪些内容?
2019年第三季度的“利息和其他收益”为2,100万美元。其中包括1,300万美元的权益法投资收益和800万美元的利息收入。
(4)2019年第三季度利息收入和利息支出是如何变化的?
2019年第三季度利息收入为800万美元,环比下降300万美元。利息支出1.6亿美元,环比增长400万美元。
(5)税前营业收入和斯伦贝谢税前合并收入(亏损)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年第三季度实际税率(ETR)是多少?
按GAAP计算,2019年第三季度实际税率为5%,而2019年第二季度为16.7%。不计费用和贷项,2019年第三季度实际税率为16.0%。2019年第二季度未产生费用和贷项。
(7)截至2019930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9月30日,在外流通普通股为13.84亿股。下表显示的是从2019年6月30日至2019年9月30日的在外流通股变化情况:
(单位为百万)
2019年6月30日的在外流通股1,383
员工股票购买计划下发行的股份3
可行权的限售股
股票回购计划(2)
2019年9月30日的在外流通股1,384
(8)2019年第三季度和2019年第二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年第三季度和第二季度期间的在外流通股加权平均数分别为13.85亿股和13.84亿股。
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年第三季度2019年第二季度
在外流通股加权平均数1,3851,384
假定行使股票期权
未到行权期的限售股1111
摊薄后在外流通平均股数1,3961,395
(9)斯伦贝谢 2019930SPM项目投资未摊销余额是多少?与2019630日相比有何变化?
斯伦贝谢2019年9月30日和2019年6月30日的SPM项目投资未摊销余额均分别约为39亿美元和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6月30日余额$4,206
SPM投资194
减值(294)
SPM投资摊销(188)
其他(15)
2019年9月30日余额$3,903
(10)2019年第三季度WesternGeco多客户端销售情况如何?
2019年第三季度,包括转让费在内的多客户端销售总额为2亿美元,2019年第二季度该数字为1.81亿美元。
(11)2019年第三季度末 WesternGeco未完成订单情况如何?
2019年第三季度末,WesternGeco未完成订单(基于与客户签订的合同)为3.21亿美元。2019年第二季度末该数字为3.12亿美元。
(12)Cameron集团的OneSubseaDrilling 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年第三季度2019年第二季度
OneSubsea$320$428
Drilling Systems$163$196
未完成订单(会计期末)
OneSubsea*$1,822$2,170
Drilling Systems$496$541
*2019年第三季度OneSubsea未完成订单反映了北海被取消的一个项目。
(13)简明合并损益表中减值与其他类目中 127亿美元的税前费用都包含哪些类目:
127亿美元税前费用类目如下(单位为百万):
商誉 (a)$8,828
无形资产 (b)$1,085
北美压力泵 (c)$1,575
其他北美相关 (d)$310
阿根廷 (e)$127
权益法投资 (f)$231
SPM (g)$294
其他 (h)$242
$12,692
(a)受市值影响,斯伦贝谢认为某些报告单元的账面价值超过了其公允值,因此导致了88亿美元的商誉减值费用。这笔费用主要与2010年收购Smith International, Inc.(简称“Smith”)(100%股票交易)以及2016年收购Cameron International Corporation(78%的股票交易)的商誉相关。
(b)斯伦贝谢列支了10.85亿美元的无形资产减值费用。其中8.42亿美元涉及斯伦贝谢2010年收购Smith时所列支的无形资产。剩余的2.43亿美元主要涉及北美某些其他收购所列支的无形资产。
(c)斯伦贝谢列支了15.75亿美元的费用,涉及其北美压力泵业务。该金额包括13.24亿美元的压力泵设备和相关资产;9,800万美元依据经营租约的使用权资产;与供应合同有关的1.21亿美元;1,900万美元的库存;以及1,300万美元的遣散费。
(d)主要涉及北美的其他业务,涵盖2.3亿美元的固定资产减值,7,000万美元的库存冲销和1,000万美元的遣散费。
(e)受阿根廷持续经济挑战的影响,斯伦贝谢列支了1.27亿美元的费用,包括7,200万美元的资产减值、2,600万美元的贬值费用和2,900万美元的遣散费。
(f)涉及某些被认为是非暂时性减值的权益法投资。
(g)涉及某些小型SPM项目的账面值。
(h)涵盖6,200万美元的遣散费;与提升某些个人股票薪酬费用相关的5,700万美元;4,900万美元业务剥离成本;与回购某些优先票据相关的2,900万美元;以及其他备抵金4,500万美元。
(14)减值费用的折旧摊销费用对第三季度业绩有何影响?
随着这些减值费用自2019年8月31日开始生效,第三季度运营业绩涵盖一个月2,700万美元的折旧摊销费用削减。其中的2,100万美元与生产部门有关。剩余的600万美元被列于“企业与其他”类目中。该月费用削减在税后对每股收益的影响约为1.5美分。

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10.5万名员工。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10月18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471224,可于2019年11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11月19日之前,该网站还将提供网播回放。

本篇2019年第三季度收益报告,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;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年第三季度的收益报告、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。

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