斯伦贝谢公布2017年第四季度及全年业绩

  • 第四季度营收82亿美元,环比增长3%
  • 第四季度税前运营收益12亿美元,环比增长9%
  • 第四季度GAAP每股亏损为1.63美元(包括每股2.11美元的费用)
  • 不计费用,第四季度每股收益为0.48美元
  • 全年和第四季度来自于运营的现金流分别为57亿美元和23亿美元

休斯敦--()--(美国商业资讯)--斯伦贝谢(Schlumberger Limited)(NYSE:SLB)今日公布了2017年全年和第四季度业绩。

全年业绩

    (单位为百万,每股数额除外)
截至以下日期的12个月   变化
2017年12月31日   2016年12月31日 同比
营收 $30,440 $27,810 9%
税前营业收入 $3,921 $3,273 20%
税前营业利润 12.9% 11.8% 111 基点
净亏损(基于GAAP) $(1,505) $(1,687) n/m
净收益,扣除费用和信贷* $2,085 $1,550 35%
摊薄后每股收益(每股亏损)(基于GAAP) $(1.08) $(1.24) n/m
摊薄后每股收益,扣除费用和信贷* $1.50 $1.14 32%
 
*这些为非GAAP财务指标。详见下文“费用和贷项”部分。
n/m = 无意义

2017年全年营收为304亿美元,同比增长9%。与2016年三个季度相比,这一数字包括来自于已收购Cameron业务的全年活动。不计Cameron的业务,营收增长得益于北美陆地活动82%的增幅,后者与钻井数量的增幅一致。生产部门全年营收增长了21%,油藏描述部门营收增长了2%,钻井部门营收下降了2%。

2017年税前运营收入增长了20%,税前运营利润达到了13%,增长了111个基点。这得益于陆地活动的增长(生产和钻井部门均因此而受益)所带来的北美盈利能力的改善。

第四季度业绩

 
    (单位为百万,每股数额除外)
截至以下日期的3个月   变化
2017年12月31日   2017年9月30日   2016年12月31日   环比   同比
营收 $8,179 $7,905 $7,107 3% 15%
税前营业收入 $1,155 $1,059 $810 9% 43%
税前营业利润 14.1% 13.4% 11.4% 73 基点 272 基点
净收益(亏损)(基于GAAP) $(2,255) $545 $(204) n/m n/m
净收益,扣除费用和信贷* $668 $581 $379 15% 76%
摊薄后每股收益(每股亏损)(基于GAAP) $(1.63) $0.39 $(0.15) n/m n/m
摊薄后每股收益,扣除费用和信贷* $0.48 $0.42 $0.27 14% 78%
 
*这些为非GAAP财务指标。详见下文“费用和贷项”部分。
n/m = 无意义

斯伦贝谢董事长兼首席执行官Paal Kibsgaard表示,“在今年收官之际,公司第四季度营收环比增长了3%,同时税前运营收入增长了9%。环比增长得益于北美、沙特和拉美强劲的活动,而欧洲、独联体和非洲地区的活动出现了季节性下降。不计费用,每股营收0.48美元,较第三季度增长14%。”

“按业务划分,生产部门引领第四季度营收增长,达到了7%,受益于强劲的国际活动,以及沙特、俄罗斯和阿根廷超过20%的环比增幅。在北美陆地,尽管市场活动出现了环比小幅下降,但营收在公司重新部署额外的压力泵作业团队之后环比增长了6%。”

“Cameron Group营收环比增长了9%,所有产品线均有所增长,其中OneSubsea一马当先,得益于项目总量和服务营收的增加。钻井部门营收增幅较为温和,达到了3%,得益于强劲的M-I SWACO墨西哥和北美销售业绩以及科威特一体化钻井服务活动的增加。油藏描述部门营收环比下降8%,源于俄罗斯Wireline活动的季节性下滑和中东长期项目营收的下降被年底SIS软件和WesternGeco多客户端地震许可销售所部分抵消。”

“税前运营利润率达到了14.1%,环比增长73个基点,得益于生产、钻井和油藏描述部门盈利能力的改善。”

“在过去三年史无前例的市场下行态势下,我们前瞻性地采取了措施,加强了公司的技术服务,并扩张了公司在全球重要市场的版图,最近,我们又扩张了公司水力压裂服务的北美业务版图。为了应对同期颇具挑战性的商业环境,我们调整了公司的所有相关部门的规模和组织构架,以实现公司市场竞争力和运营灵活度的最大化。”

“鉴于近些年来客户业务重点和购买习惯的重大变化,我们仍在评估四大产品线在当前和未来的回报前景,从而实现公司长期财务业绩各个方面的最大化。这一深度分析显示,唯一一个在未来难以达到回报预期的产品线(即便考虑最终的市场恢复)是地震数据采集业务。因此,我们艰难地做出了决定,退出海洋和陆地地震数据采集市场,并借助公司在多客户端、数据处理和地球物理分析服务领域的领先地位,将公司的WesternGeco产品线转型为轻资产业务。”

“2018年,得益于全球经济的稳健增长,原油市场强劲的需求预计将得以延续。就供应方而言,欧佩克和俄罗斯主导的产能削减的延长导致了高于预期的库存消耗。在北美,考虑到原油市场乐观情绪可能会提升投资欲望和融资可用性,2018年页岩油产能将迎来新一轮的强劲增长。与此同时,世界其他地区的生产基地在经历了三年史无前例的投资不足之后显露出疲态。由于此前上升阶段投资所导致的产能增量出现了明显的下滑,2018年预示着疲态的迹象将有可能变得愈发明显。总而言之,这意味着原油市场如今处于平衡状态,而此前的供应过剩导致的价格下降正逐渐被市场紧缩溢价所取代。这也让我们对公司业务的全球展望更加乐观。”

“第三方勘探与生产支出调查便反映了上述积极的原油市场情绪,该调查预测北美投资将在2018年增长15-20%,支出预计增长5%。因此,随着公司全球各地的业务自2014年以来首次出现全年业绩增长,整个公司对此感到非常兴奋和激动。我们仍将致力于为客户交付市场领先的产品和服务,并为股东提供卓越的回报。”

其他事件

在第四季度,斯伦贝谢以平均每股64.82美元的价格回购了160万股普通股,总回购价格达到了1.01亿美元。

2017年12月7日,Schlumberger Production Management (SPM)与加拿大私营勘探生产公司Torxen Energy完成了对加拿大阿尔伯特省Palliser Block资产的收购。该资产原属于整合后的加拿大石油公司 Cenovus Energy。

2017年12月,斯伦贝谢宣布计划,在沙特King Salman Energy Park设立最先进的工业制造中心。这家占地50万平米的中心将生产钻井、勘探、生产和中游作业用产品。项目一期预计将于2018年第二季度完工。

2017年12月29日,斯伦贝谢以4.3亿美元的价格从Weatherford手中收购了美国水力压裂和抽空钻孔业务。斯伦贝谢接手了Weatherford的美国设施、现场资产以及与这些业务相关的供应商和客户合同。此次交易将扩张斯伦贝谢OneStimSM业务。

2018年1月17日,公司董事会批准了已发行股票每股0.50美元的季度现金分红,将于2018年4月13日向2018年2月7日在册的股东支付。

各地区的合并营收

    (单位为百万)
截至以下日期的3个月   变化
2017年12月31日   2017年9月30日   2016年12月31日 环比   同比
北美 2,811 $2,602 $1,765 8% 59%
拉美 1,034 952 952 9% 9%
欧洲/独联体/非洲 1,808 1,838 1,834 -2% -1%
中东与亚洲 2,396 2,357 2,494 2% -4%
其他 130 157 62 n/m n/m
$8,179 $7,905 $7,107 3% 15%
 
北美营收 $2,811 $2,602 $1,765 8% 59%
国际营收 $5,237 $5,147 $5,280 2% -1%
n/m = 无意义

第四季度营收82亿美元,环比增长3%,北美业务增长8%,国际业务增长2%。

北美

北美地区营收环比增长8%,得益于陆地活动的增长和定价的改善,同时近海业务营收因WesternGeco年底多客户端地震许可销售而有所增长。北美陆地营收环比增长了5%,但市场阶段数下降了1%。这一增长主要得益于额外的作业团队的再部署所导致的OneStim活动的增加。钻井部门北美陆地营收有所增长,源于页岩油井钻探更长水平井段的需求居高不下。Cameron Surface与Drilling Systems产品销售和服务量的增加也推动了北美营收的增长。

国际地区

拉美地区营收环比增长9%,得益于阿根廷和哥伦比亚钻井和生产部门活动的增加。厄瓜多尔SPM项目营收环比持平,而墨西哥和中美洲GeoMarket的营收继WesternGeco多客户端地震许可销售在第三季度斩获了创纪录的业绩之后有所下滑。OneSubsea项目量的增加也为这一地区的营收增长做出了贡献。

鉴于委内瑞拉最近的经济和政治发展态势,斯伦贝谢决定应减记在该国的投资,导致斯伦贝谢在2017年第四季度产生了9.38亿美元的费用。

欧洲/独联体/非洲地区营收环比下降了2%,归咎于俄罗斯、北海和欧洲大陆夏季旺季活动的结束。然而,这一下降被该地区强劲的SIS软件销售,以及完井、人工升举、钻头和钻探产品销售业绩的增长所抵消。非洲撒哈拉以南地区营收环比出现了下滑,源于刚果活动的下降以及第三季度莫桑比克WesternGeco多客户端地震许可销售的不佳。

中东及亚洲地区营收环比增长2%,源于沙特和巴林强劲的GeoMarket IPS项目活动。这一增幅被中东长期建造项目预估变化(使用完成百分比方法计算)所导致的营收下降所部分抵消。中东东部以及亚洲远东和澳大利亚GeoMarkets生产和钻井部门的活动有所增加,科威特一体化钻井服务项目活动出现了显著增长。Valves & Measurement产品销售与澳大利亚OneSubsea项目量的增长也为该地区的营收增长做出了贡献。

油藏描述部门

    (单位为百万)
截至以下日期的3个月   变化
2017年12月31日   2017年9月30日   2016年12月31日 环比   同比
营收 $1,638 $1,771 $1,676 -8% -2%
税前运营收入 $360 $311 $319 16% 13%
税前运营利润率 22.0% 17.6% 19.0% 441 基点 294 基点

油藏描述部门营收16亿美元,其中74%来源于国际市场,环比下降8%,归咎于俄罗斯Wireline活动的季节性下滑以及中东长期项目预估值的变化。这一下降被年底SIS软件和WesternGeco多客户端地震许可的销售所部分抵消。从地域来看,数个GeoMarkets均出现了SIS软件销售的增长,而美国墨西哥湾WesternGeco多客户端地震许可销售额的增加被墨西哥与中美洲GeoMarket许可销售的下降所部分抵消。

税前运营利润率为22%,环比增长441个基点,受益于高利润SIS 软件和WesternGeco多客户端地震许可销售贡献的增加,以及中东长期项目核算的影响。

油藏描述部门业绩得到了ISM业务的提振,并受益于斩获的多项合约和新技术的部署。

英国石油公司授予斯伦贝谢一项ISM合约,在美国墨西哥湾Mad Dog 2 项目中建造5-8个开发井。这一绩效合约的工作范围包括所有与钻井相关的服务,目标是降低修井成本,同时保持安全性、可靠性和完整性要求。

在印尼,ISM为 KS ORKA位于北苏门答腊省的 Sorik Marapi Geothermal项目钻探了13口井。其中包括部署来自于6个不同产品线的技术和服务,例如 Xtreme* 高压、高温录井平台和 i-DRILL*一体化动态系统分析服务。这些技术帮助这一颇具挑战性的高温环境下实现了99.9%的运营效率。

斯伦贝谢在法国巴黎召开的SIS 国际论坛上宣布,英国石油公司将成为DrillPlan*数字修井策划解决方案以及未来钻井执行解决方案的战略合伙人。英国石油将在开发安曼Khazzan油田期间试用这些解决方案。DrillPlan解决方案是打造DELFI*认知型勘探生产环境的第一步。这一技术可在数天而不是数周内交付油井规划方案,是完全一体化油井建造服务的一部分。

12月,斯伦贝谢启用了新扩建的油藏岩石和流体分析实验室,位于德州休斯敦。这一实验室能够让石油技术专家更好地利用实体和虚拟岩石和流体分析进行全面的油藏描述。在DELFI认知勘探生产环境中整合现场的数据和信息与新实验室获得的测量结果,将提升勘探生产团队之间的合作,充分实现挖掘所有可用数据和科学的潜力,来优化油气资产。

在德州南部,Wireline为Chesapeake Operating LLC部署了多项技术,以完成北美JJ Henry油田第二大微地震裂面描述项目。这些技术包括由TuffTRAC* 套管井服务牵引机水平放置的 VSI*通用地震成像仪阵列,以实现对实验型非传统资源增产设计进行实时测绘。客户可通过分析这一数据,化解影响增产设计和置井的决策的风险。

钻井部门

    (单位为百万)
截至以下日期的3个月   变化
2017年12月31日   2017年9月30日   2016年12月31日 环比   同比
营收 $2,180 $2,120 $2,013 3% 8%
税前运营收入 $319 $301 $234 6% 36%
税前运营利润率 14.6% 14.2% 11.6% 43 基点 300 基点

钻井部门营收22亿美元,其中73%来自于国际市场,环比增长3%,受益于墨西哥和北美陆地 M-I SWACO强劲的销售业绩,以及科威特IDS活动的增加。阿根廷和哥伦比亚活动的增加,卡塔尔、中国新钻井项目的开工,利比亚在岸活动的重启,以及阿尔及利亚钻头销售的增加也为营收的增长做出了贡献。

税前运营利润率达到了15%,环比增长43个基点,得益于Drilling & Measurements盈利能力的改善以及M-I SWACO产品销售的增加。

第四季度钻井部门的业绩得到了多项合约、IDS业务以及一系列技术和一体化钻井系统的提振,这些技术和系统帮助降低了运营成本。

沙特阿拉伯国家石油公司(Saudi Aramco)授予斯伦贝谢两项IDS合约,在3年内为多达146口气井和128口油井提供钻机和服务。IDS将使用经加强的流程和最新的技术来提升效率水平,并改善成本效益,同时保持最高的运营安全标准。

科威特能源公司(Kuwait Energy)授予斯伦贝谢一项一年期IDS合约,涉及Siba油田的4口井和一口备选井。一体化服务将包括 Bits & Drilling Tools StingBlade*锥形金刚石组件钻头以及来自于 Drilling & Measurements、M-I SWACO、Wireline、Completions和Well Services的多项技术。

在印度,Vedanta Limited (Cairn Oil & Gas)授予斯伦贝谢一项两年期的IDS合约,拥有可选的一年期延期,价值4,000万美元,涉及在孟加拉湾开展一项离岸勘探活动。该合约包括提供来自于斯伦贝谢多个产品线的服务和技术,这些产品线包括M-I SWACO、Drilling & Measurements、Bits & Drilling Tools、Wireline、Well Services和OneSubsea。

在墨西哥湾墨西哥海域,IDS为Hokchi Energy部署了多项技术,以便在一项钻探4口井的任务中减少154天的钻井时间,并提升50%的钻进速率,从而让Hokchi钻探第五口评价井,所有作业均未超出最初项目范围所规定的时间表和预算。这些技术包括Bits & Drilling Tools FireStorm*耐磨高冲击力PDC刀具技术,Rhino XS2*全循环可膨胀扩眼器, i-DRILL一体化动态系统分析服务和Drilling & Measurements PowerDrive X6*旋转可操控系统。

在俄罗斯近海,IDS为 LUKOIL-Nizhnevolzhskneft部署了多项技术,旨在通过消除里海Filanovsky油田对三口导井的需求,节省460万美元的运营成本。修井进度较计划缩短了19天。GeoSphere*油藏随钻测绘服务让客户能够精确地在目标区域放置油井,从而降低了完井作业的技术风险。

在北海英国海域,Drilling & Measurements为Centrica Energy部署了GeoSphere油藏随钻测绘服务,以消除Chestnut油田对导孔和复杂侧钻作业的需求。GeoSphere服务实现了井眼轨迹的随钻实时调整,并在复杂侵入油藏尽可能地扩大水平井的接触面。

在阿根廷,Drilling & Measurements为一家首要的石油生产商部署了多项技术,旨在于Vaca Muerta Shale油田钻探最长的分支井。Pampa de las Yeguas油田的水平井长度为3,152米。这些技术包括PowerDrive Orbit*旋转可操控系统和PowerDrive Archer*高造斜率旋转可操控系统。

在北海挪威海域,Drilling Group技术在Gullfaks油田帮助为挪威国家石油公司(Statoil )节省了550万美元的运营成本,相当于28天的作业时间。定制的解决方案让该公司利用钻孔尺寸的传统钻柱在颇具挑战性的套管井井段接触到了油藏。帮助降低运营成本并提升系统可靠性的诸多技术包括TrackMaster*造斜器侧钻综合解决方案,PowerDrive X6旋转可操控系统,以及 Rhino RHE*双扩孔钻鼠眼消除系统。

生产部门

    (单位为百万)
截至以下日期的3个月   变化
2017年12月31日   2017年9月30日   2016年12月31日 环比   同比
营收 $3,079 $2,876 $2,203 7% 40%
税前运营收入 $315 $283 $128 11% 146%
税前运营利润率 10.2% 9.8% 5.8% 39 基点 440 基点

生产部门营收31亿美元,其中54%来自于国际市场,环比增长7%。这一业绩得益于强劲的国际活动,其中超过20%的环比增长来自于沙特、俄罗斯和阿根廷。在北美,虽然市场阶段数下降了1%,但陆地营收增长了6%,得益于额外压力泵作业队的重新部署。SPM营收环比持平。

税前运营利润率为10%,环比增长39个基点,得益于北美陆地定价的改善。北美利润率增幅达到了23%,也让该季度的税前运营利润率上涨了近100个基点。

生产部门的业绩得到了多项技术部署和合约的提振。

Occidental Petroleum Corporation (Oxy)与斯伦贝谢签署一项备忘录,是一项为期5年的服务合作,涉及新墨西哥州特拉华盆地的Aventine 项目。双方将通过合作,以最安全和最高效的方式降低每桶成本。该协议涉及至少700口井,独家服务以及在Oxy油田区建造斯伦贝谢设施,从而为该区域的Aventine项目和其他运营商提供服务,但取决于最终的合同协商条款。

在路易斯安纳州,Well Services为Aethon Energy部署了BroadBand Sequence*压裂服务,并在对Haynesville Shale的四口井区域实施增产之后让其中的一口井达到了最高产量。BroadBand Sequence服务会注入片状物,以提升分流效果和所有射孔组的产量,而且公司还利用压力分析对整个射孔井段的增产进行了验证。最后,Aethon Energy将盆地的作业交给了斯伦贝谢专业的压裂团队。

在北美陆地,OneStim为Encana部署了BroadBand Sequence压裂服务,用于对两个页岩油区的油井进行再压裂。在Eagle Ford Shale,Broadband Sequence服务将一口油井的产能从50桶/天增至650桶/天,并将流动压力从250psi提升至5,000psi。在Haynesville Shale,BroadBand Sequence服务帮助将一口气井的产能从100 Mscf/天提升至5,000 Mscf/天,其流动压力从1,500 psi提升至6,000 psi。选择重新压裂的油井的依据是油藏的质量、完井和生产历史以及相对于补偿井的位置。

在英国,Hurricane Energy授予斯伦贝谢一项合约,为设得兰群岛西部英国大陆架Lancaster Basement油田提供人工升举解决方案。这些技术包括带有速度传动系统的REDA Maximus*电动潜水泵系统。

在加拿大卑诗省,多个油气客户采用了HEAL System™技术,旨在将Montney Shale 25口水平井的产量平均提升75%。HEAL System为斯伦贝谢和 Production Plus Energy Services Inc.的合资企业,其技术旨在通过规避水平非传统井生产阶段的复相段塞流以及过多的气体干预,降低生产成本。这一技术如今已被应用于北美陆地所有主要的富含流体的页岩盆地。

Cameron Group

    (单位为百万)
截至以下日期的3个月   变化
2017年12月31日   2017年9月30日   2016年12月31日 环比   同比
营收 $1,414   $1,297   $1,346 9% 5%
税前运营收入 $203 $194 $188 5% 8%
税前运营利润率 14.4% 14.9% 14.0% -58 基点 38 基点

Cameron Group营收14亿美元,其中56%来自于国际市场,环比增长9%。所有产品线均出现了增长,其中以OneSubsea表现最佳,得益于项目量的增加以及澳大利和墨西哥服务营收的增长。Surface System营收因北美陆地产品销售业绩的提升而出现增长,同时Drilling Systems营收的增长则得益于美国和挪威产品总量的提升。Valves & Measurement营收因沙特和中东东部GeoMarket产品的销售增加而有所增长。

税前运营利润率为14%,环比下降了58个基点,主要归咎于Surface与Drilling Systems业务组合的变化。

Cameron Group业绩受益于Subsea Integration Alliance协同效益、高资本效率解决方案、多项合约以及新技术的商业化。

Ophir Energy子公司Ophir Equatorial Guinea Limited授予Subsea Integration Alliance(OneSubsea与Subsea 7的合资公司)一项工程、采购、建造、安装和调试(EPCIC)合同,涉及赤道几内亚的Fortuna FLNG项目。合约包括海底连接管、取油管和运输管线以及海底生产系统。该项目将通过由4口井组成的基础设施,产气量440 Mmscf/天,这些井所在位置的平均水深为1,790米。EPCIC费用将在项目最终投资决定达成后才会产生。预计将于2020年交付首批气体。

斯伦贝谢为钻井承包商Stena Drilling安装并调试了行业首个全OEM控制压力钻井(MPD)系统。这一闭合的MPD系统当前已安装于超深水钻井船Stena Carron,最近曾用于在圭亚那近海钻探勘探井。

第四季度,斯伦贝谢实现了其GROVE IST* 一体化球座技术球阀的商业化,其对扭矩需求的降幅高达70%,从而减少了移动部件的磨损,也降低了持有成本。 GROVE IST阀门的重量比传统的球阀低40%,这对于恶劣环境十分有利,因为通常都会需要更大尺寸的阀门。此外,GROVE IST技术采用了专利的球、座一体设计。在合格性测试中,该产品的密封性高出行业标准100个数量级。

在澳大利亚昆士兰,Senex Energy授予斯伦贝谢一项IDS合约,用于建造30口煤层气气井。这个一体化的合约包括斯伦贝谢陆地钻机,以及首次在澳洲亮相的Surface Systems井口装置。作业于2017年6月开始,11月结束。这个使用单一钻机的一体化作业实现了3天16个小时完成钻井和完井的标杆记录,其中已包括移动钻机所需的时间。

OneSubsea高资本效率解决方案于2014年面世,是对市场领先的海底增产技术的延伸,如今已成为所有客户项目不可或缺的一部分。高资本效率解决方案使海底产品的前置周期降低了50%以上,节约了高达60%的项目成本。 高资本效率解决方案是一系列的标准化设计,它利用精简后的工程和制造流程,交付一体化的海底生产系统,从而降低项目周期时间以及整体成本。预审质量方案、供应商、材料和焊接规格的采用提升了效率以及产品制造生命周期的可靠性。

财务报表

简明合并损益表
        (单位为百万,每股数额除外)
 
第四季度 12个月
截至12月31日, 2017 2016 2017   2016
 
营收 $8,179 $7,107 $30,440 $27,810
利息和其他收入 52 47 224 200
费用
营收成本 (1) 7,201 6,193 26,543 24,409
研究和工程 192 261 787 1,012
一般和管理 109 99 432 403
减记与其他 (1) 2,701 599 3,211 3,172
合并与整合 (1) 95 76 308 349
权益 143 139 566 570
税前亏损 $(2,210) $(213) $(1,183) $(1,905)
税费(收益)(1) 62 (19) 330 (278)
净亏损 $(2,272) $(194) $(1,513) $(1,627)
可归于非控制性权益的净收益(亏损) (17) 10 (8) 60
可归于斯伦贝谢的净亏损(1) $(2,255) $(204) $(1,505) $(1,687)
 
斯伦贝谢的摊薄后每股亏损(1) $(1.63) $(0.15) $(1.08) $(1.24)
 
在外流通平均股数 1,385 1,391 1,388 1,357
摊薄后在外流通平均股数 1,385 1,391 1,388 1,357
 
包含在费用中的折旧和摊销 (2) $906 $1,016 $3,837 $4,094
(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)
 
2017年12月31日 2016年12月31日
资产        
流动资产
现金和短期投资 $5,089 $9,257
应收款项 8,084 9,387
其他流动资产     5,324     5,283
18,497 23,927
固定收益投资,持有至到期 - 238
固定资产 11,576 12,821
多客户端地震数据 727 1,073
商誉 25,118 24,990
无形资产 9,354 9,855
其他资产     6,715     5,052
      $71,987     $77,956
 
负债和权益            
流动负债
应付账款和应计负债 $10,036 $10,016
预计的所得税负债 1,223 1,188
短期借款和长期债务的流动部分 3,324 3,153
应付股息     699     702
15,282 15,059
长期债务 14,875 16,463
递延税 1,650 1,880
退休后福利 1,082 1,495
其他债务     1,837     1,530
34,726 36,427
权益     37,261     41,529
      $71,987     $77,956

流动性

        (单位为百万)
 
流动性组成部分 2017 年12月31日 2017年9月30日 2016年12月31日
现金和短期投资 $5,089 $4,952 $9,257
固定收益投资,持有至到期 - - 238
短期借款和长期债务的流动部分 (3,324) (1,289) (3,153)
长期债务 (14,875) (15,871) (16,463)
净债务(1) $(13,110) $(12,208) $(10,121)
 
流动性变化明细如下:
 
12个月 第四季度 12个月
 
截至12月31日     2017   2017   2016
 
扣除非控制性权益前的净收益(亏损) $(1,513) $(2,272) $(1,627)
减值和其他费用,扣除非控制性权益前的税费 3,624 2,945 3,237
$2,111 $673 $1,610
折旧和摊销(2) 3,837 906 4,094
退休金和其他退休后福利费用 104 25 187
股票薪酬费用 343 82 267
退休金和其他退休后福利资金 (133) (26) (174)
营运资金变动 (823) 650 416
美国联邦退税 685 - -
其他 (461) (59) (139)
运营产生的现金流(3) $5,663 $2,251 $6,261
 
资本支出 (2,107) (625) (2,055)
SPM投资 (1,609) (1,117) (1,031)
资本化的多客户端地震数据 (276) (53) (630)
自由现金流(4) 1,671 456 2,545
 
已付股息 (2,778) (692) (2,647)
股票回购计划 (969) (101) (778)
雇员股票计划收益 297 36 415
(1,779) (301) (465)
 
商业收购和投资,不计获得的现金和债务 (847) (465) (4,022)
其他 (363) (136) (87)
净债务的增加 (2,989) (902) (4,574)
会计期间开始时的净债务 (10,121) (12,208) (5,547)
会计期间结束时的净债务 $(13,110) $(13,110) $(10,121)
(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2017年12月31日12个月和第四季度的约4.55亿美元和1.08亿美元的遣散费以及截至2016年12月31日12个月的约8.5亿美元的遣散费。截至2016年12月31日的12个月还包括与Cameron收购相关的约1亿美元一次性交易支出。
(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,2017年全年和第四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环比运营,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)
 
2017年第四季度
  非控制性 摊薄后
税前 权益 净值 每股收益 *
斯伦贝谢净亏损(基于GAAP) $(2,210) $62 $(17) $(2,255) $(1.63)
减值及其他:
WesternGeco地震采集业务重组 1,114 20 - 1,094 0.79
委内瑞拉投资减记 938 - - 938 0.67
裁员 247 13 - 234 0.17
多客户端地震数据减值 246 81 - 165 0.12
其他重组费用 156 10 22 124 0.09
合并与整合 95 26 - 69 0.05
长期建造项目亏损拨备 (1) 245 22 - 223 0.16
美国税改 (2) -   (76)   -   76   0.05
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项 $831   $158   $5   $668   $0.48
 
2017年第三季度
非控制性 摊薄后
税前 权益 净值 每股收益 *
斯伦贝谢净收益(基于GAAP) $677 $121 $11 $545 $0.39
合并与整合 49   13   -   36   0.03
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项 $726   $134   $11   $581   $0.42
 
2016年第四季度
非控制性 摊薄后
税前 权益 净值 每股收益 *
斯伦贝谢净亏损(基于GAAP) $(213) $(19) $10 $(204) $(0.15)
减值及其他:
裁员 234 6 - 228 0.16
设施关闭成本 165 40 - 125 0.09
与现有某些活动有关的成本 98 23 - 75 0.05
埃及货币贬值损失 63 - - 63 0.04
合约终止成本 39 9 - 30 0.02
合并与整合 76   14   -   62   0.04
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项 $462   $73   $10   $379   $0.27
(1)   请参见简明合并损益表中营收成本类目。
(2) 请参见简明合并损益表中税收费用(利益)类目。
 
* 不会因为四舍五入而增加。
  (单位为百万,每股数除外)
 
2017年12个月
税前 非控制性   净值   摊薄后
权益 每股收益 *
斯伦贝谢净亏损(基于GAAP) $(1,183) $330 $(8) $(1,505) $(1.08)
减值及其他:
WesternGeco地震采集业务重组 1,114 20 - 1,094 0.78
委内瑞拉投资减记 938 - - 938 0.67
期票公允值调整和其他 510 - 12 498 0.36
裁员 247 13 - 234 0.17
多客户端地震数据减值 246 81 - 165 0.12
其他重组费用 156 10 22 124 0.09
合并与整合 308 70 - 238 0.17
长期建造项目亏损拨备(1) 245 22 - 223 0.16
美国税改 (2) -   (76)   -   76   0.05
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项 $2,581   $470   $26   $2,085   $1.50
 
2016年12个月
税前 非控制性 净值 摊薄后
权益 每股收益 *
斯伦贝谢净亏损(基于GAAP) $(1,905) $(278) $60 $(1,687) $(1.24)
减值及其他:
固定资产减值 1,058 177 - 881 0.65
裁员 880 69 - 811 0.59
库存减记 616 49 - 567 0.42
多客户端地震数据减值 198 62 - 136 0.10
设施关闭成本 165 40 - 125 0.09
与现有某些活动相关的成本 98 23 - 75 0.05
埃及货币贬值亏损 63 - - 63 0.05
其他重组费用 55 - - 55 0.04
合约终止成本 39 9 - 30 0.02
合并与整合 349 64 - 285 0.21
收购会计法库存公允值调整摊销(1) 299   90   -   209   0.15
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项 $1,915   $305   $60   $1,550   $1.14
(1) 请参见简明合并损益表中营收成本类目。
(2) 请参见简明合并损益表中税收费用(利益)类目。
 
*不会因为四舍五入而增加。

产品部门

        (单位为百万)
截至以下日期的3个月
2017年12月31日 2017年9月30日 2016年12月31日
 
 
营收 税前营收 营收 税前营收 营收 税前营收
油藏描述 $1,638 $360 $1,771 $311 $1,676 $319
钻井 2,180 319 2,120 301 2,013 234
生产 3,079 315 2,876 283 2,203 128
Cameron 1,414 203 1,297 194 1,346 188
消除和其他 (132) (42) (159) (30) (131) (59)
税前营业收入 1,155 1,059 810
企业和其他 (219) (234) (245)
利息收益(1) 25 30 23
利息支出(1) (130) (129) (126)
费用和贷项   (3,041)   (49)   (675)
$8,179 $(2,210) $7,905 $677 $7,107 $(213)
(单位为百万)
  截至以下日期的12个月
2017年12月31日 2016年12月31日
 
 
营收 税前营收 营收 税前营收
油藏描述 $6,786 $1,251 $6,648 $1,249
钻井 8,392 1,151 8,561 994
生产 10,639 928 8,804 507
Cameron 5,205 733 4,211 653
消除和其他 (582) (142) (414) (130)
税前营业收入 3,921 3,273
企业和其他 (934) (925)
利息收益(1) 107 84
利息支出(1) (513) (517)
费用和贷项   (3,764)   (3,820)
$30,440 $(1,183) $27,810 $(1,905)
(1)   不包括含在生产部门业绩中的利息。
某些此前会计期间项目被重新划分,以与当前会计期间的内容保持一致。

补充信息

1) 2018年全年资本支出指引是多少?
2018年资本支出(不包括多客户端和SPM投资)预计将达到20亿美元,与2017年和2016年的水平相当。
 
2) 2017年第四季度来自于运营的现金流和自由现金流分别是多少?
2017年第四季度来自于运营的现金流达到了23亿美元,包括1.08亿美元的遣散费。2017年第四季度自由现金流达到了4.56亿美元,包括1.08亿美元的遣散费和Palliser Block资产购买费用。
 
3) 2017年全年来自于运营的现金流和自由现金流分别是多少?
2017年全年来自于运营的现金流达到了57亿美元,包括4.55亿美元的遣散费。2017年全年的自由现金流达到了17亿美元,包括4.55亿美元的遣散费和2017年第四季度购买Palliser Block资产的费用。
 
4) 2017年第四季度“利息和其他收益”项目都包含哪些内容?
2017年第四季度的“利息和其他收益”为5,200万美元。其中包括2,200万美元的权益法投资收益和3,000万美元的利息收益。
 
5) 2017年第四季度利息收益和利息支出是如何变化的?
利息收益为3,000万美元,环比持平。利息支出1.43亿美元,环比持平。
 
6) “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、利息收益以及利息支出,以及股票的薪酬费用,与某些无形资产(包括因收购Cameron带来的无形资产摊销费用)相关的摊销费用、某些集中管理的项目和其他非运营项目。
 
7) 2017年第四季度实际税率(ETR)是多少?
根据GAAP计算,2017年第四季度实际税率为-2.8%,2017年第三季度实际税率是17.9%。不计费用和贷项,2017年第四季度实际税率是19.0%;2017年第三季度是18.4%。
 
8) 美国税改对斯伦贝谢有什么样的影响?
美国税改对美国企业所得税税法进行了大刀阔斧的修改,其中包括:在2018年开始将企业所得税率降至21%;以及建立属地征税体制,对此前美国子公司滞留海外的收益强制征收一次性的税费。最终,斯伦贝谢在2017年第四季度产生了7,600万美元的净费用。这一金额包含在简明合并损益表中的税务支出(利益)项,由两部分组成:(i) 与此前提到的一次性强制征收某些非美国子公司(由斯伦贝谢全资或部分所有)滞留收益税费有关的4.1亿美元的费用;(ii) 依据较低的新所得税税率对斯伦贝谢美国净递延税债务进行重新测算所获得的3.34亿美元的抵免。
 
考虑外国税收抵免和税损的影响,对斯伦贝谢美国子公司此前滞留海外收益的一次性强制税费所产生的应税现金金额将不会很大。
 
作为一家非美国公司,斯伦贝谢的企业构架导致公司主要在运营和盈利所在地支付税费,且无需缴纳其他税费。鉴于这一构架,美国税改对斯伦贝谢的主要影响在于,联邦税率的降低将影响公司美国业务的收益。如果没有美国税改的影响,公司2018年的实际税率较2017年第四季度有可能上升约2-3个百分点。然而,美国税改在2018年的影响预计将基本抵消这一增长。最终,我们预计2018年全年实际税率将与扣除费用和贷项的2017年第四季度实际税率大体相当。
 
9) 截至2017年12月31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2017年12月31日,在外流通普通股为13.84亿股。下表显示的是从2017年9月30日至2017年12月31日的在外流通股变化情况。
  (单位为百万)
2017年9月30日的在外流通股 1,385
出售给期权买方的股份,减去交易的股票 -
可行权的限售股 1
根据雇员股票购买计划发行的股票 -
股票回购计划 (2)
2017年12月31日的在外流通股 1,384
10)   2017年第四季度和2017年第三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?
2017年第四季度和2017年第三季度期间的在外流通股加权平均数分别为13.85亿股和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)
 
 
2017年第四季度   2017年第三季度
在外流通股加权平均数 1,385 1,385
假定行使股票期权 1 1
未到行权期的限售股 5   6
摊薄后在外流通平均股数 1,391   1,392
11)

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。
 
12) 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:“消除和其他”项包括SPM消除在内的其他项)。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,在相关生产或相关营收实现时体现在损益表上。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(基于总预估产量)
 
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。
 
13) 斯伦贝谢 2017年12月31日SPM项目投资未摊销余额是多少?与2017年9月30日相比有何变化?
斯伦贝谢2017年12月31日和2017年9月30日的SPM项目投资未摊销余额分别约为41亿美元和28亿美元。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)
2017年9月30日余额 $2,804
SPM投资 1,117
其他增加 279
SPM投资摊销 (135)
2017年12月31日余额 $4,065
14) 2017年第四季度WesternGeco多客户端销售情况如何?
2017年第四季度,包括转让费在内的多客户端销售总额为1.66亿美元,2017年第三季度该数字为1.27亿美元。
 
15) 2017年第四季度末 WesternGeco未完成订单情况如何?
2017年第四季度末,WesternGeco未完成订单(基于与客户签订的合同)为3.99亿美元。2017年第三季度末该数字为4.89亿美元。
 
16) Cameron OneSubsea和DrillingSystems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)
2017年第四季度 2017年第三季度
订单
OneSubsea $282 $347
Drilling Systems $150 $156
 
未完成订单(会计期末)
OneSubsea $2,060 $2,328
Drilling Systems $408 $523
17) 2017年第四季度产生的30.41亿美元的税前费用都包含哪些内容?
2017年第四季度产生的30.41亿美元的税前费用包括以下内容(单位为百万):
WesternGeco地震采集业务重组     $1,114
委内瑞拉业务减记 (1) 938
裁员 (2) 247
多客户端地震数据减值 246
其他 (3) 496
$3,041
(1) 鉴于最近委内瑞拉的经济和政治状况,斯伦贝谢认为对其在该国的投资进行减值是一个合理的决定。最终,斯伦贝谢产生了9.38亿美元的费用,包括:
 
4.69亿美元的应收账款,与期票相关的1.05亿美元的非暂时性减记,
2.85亿美元的固定资产和7,900万美元的其他资产。
(2)与公司地域和产品线机构重组有关的裁员
(3)其他项包括以下内容:长期水面设施建造项目预估亏损(采用完成比例方法计算)的2.45亿美元拨备;与Cameron和Weatherford交易有关的9,500万美元的并购和整合费用;1.56亿美元的其他重组费用

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。公司业务覆盖超过85个国家,并拥有来自140多个国家的大约100,000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主要办公地位于巴黎、休斯顿、伦敦和海牙,其2017年公布的营业收入达304.4亿美元。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2018年1月19日(星期五)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433023可于2018年2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。2018年2月28日之前,该网站还将提供网播回放。

这篇2017年全年和第四季度收益报告,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;美国税改的影响;公司的有效税率;斯伦贝谢的SPM项目,合资企业和联盟的成功;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、水力压裂服务以及环境相关动议有关的法规;技术无法解决勘探中遇到的新问题;无法成功整合Cameron业务并实现预期协同作用的风险;无法留住关键员工;以及公司2017年全年和第四季度的收益报告、最近的10-K、10-Q和8-K表格和我们向美国证券交易委员会提交或提供的报备文件中所列之其他风险和不确定性因素。如果其中或其他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、未来事件或其他事情对此类陈述进行公开更新或修订。

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。

Contacts

斯伦贝谢
Simon Farrant – 斯伦贝谢投资者关系副总裁
Joy V. Domingo – 斯伦贝谢投资者关系经理
办公室 +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

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