斯伦贝谢公布2020年第四季度和全年业绩

• 第四季度全球营收为55亿美元，环比增长5%
• 将费用和贷项计算在内，第四季度基于GAAP的每股收益为0.27美元
• 扣除费用和贷项，第四季度每股收益为0.22美元，环比增长37%
• 第四季度来自于运营的现金流为8.78亿美元，自由现金流为5.54亿美元
• 批准了每股0.125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)今日宣布了2020年第四季度和全年业绩。

斯伦贝谢首席执行官Olivier Le Peuch表示：“在2020年收官之际，公司交出了非常强劲的第四度业绩，而我们也在利用如今已经开始的行业恢复态势。得益于北美和国际市场强劲的活动和扎实的执行，第四季度营收环比增长5%。尽管存在季节因素影响，但四大部门的营收均出现了环比增长，这是自2019年第三季度以来的首次。我对整个斯伦贝谢团队在本季度的表现感到由衷的自豪，他们在该年度为客户带来了卓越的运营韧性和业绩。

“环比来看，国际营收增长明显超过了钻机数，拉美以及全球范围内大多数海上深水市场活动的反弹发挥了主导作用。中东与亚洲的营收增长主要集中在中国、印度和阿曼，而沙特依然韧劲十足。在欧洲/独联体/非洲地区，非洲和欧洲多个国家的海上市场活动出现了大幅增长，但被俄罗斯冬季季节性下滑所抵消。在北美，美国墨西哥湾的海上活动有所增长，在陆地，水平井钻井和压力泵活动也为营收增长提供了助力。”

n/m = 无意义

“受益于资产绩效解决方案(APS)项目，多客户端地震许可销售的增加以及数字解决方案和国际软件销售的增加，数字与一体化营收环比增长13%。得益于北美、拉美以及中东和亚洲活动的提升，油藏绩效和油井建造营收分别增长了3%和2%，但被俄罗斯冬季业务的季节性下滑部分抵消。生产系统营收环比增长了8%，其北美和国际营收亦有所增长。

“环比来看，第四季度税前经营收入和调整后息税折旧摊销前利润分别增长了14%和9%。税前经营收入利润率和调整后息税折旧摊销前利润率分别增至12%和20%，达到了2019年第四季度的水平，但营收同比下滑了33%。环比来看，息税折旧摊销前利润率增幅为34%，凸显了公司新部门提升经营杠杆的能力，也让公司为即将到来的增长周期做好了充分准备。

“第四季度来自于运营的现金流为8.78亿美元，自由现金流为5.54亿美元，但出现了1.44亿美元的遣散费。我们对公司在2021年进一步改善现金流创造能力充满信心，它有助于减少公司的债务负担。

“就宏观局势前景而言，受近期以供应为主导的欧佩克+政策，新冠疫情疫苗接种的铺开，以及多国经济刺激行动的影响，油价有所上涨，带动了原油需求将在2021年呈恢复态势的乐观情绪。我们认为，这些因素为原油需求在2023年前恢复至2019年水平奠定了基础，据最近的一些行业分析师报告称，甚至有可能在更早的时间。而且也进一步说明，全球经济不断好转之际会出现长达数年的恢复期。只要这些宏观预测不会出现重大失误，这意味着北美和国际市场的活动均将呈现出实质性的增长。

“在北美，尽管受到资本约束和行业整合的影响，但2021年上半年的开支和活动态势将继续保持稳定。在国际方面，由于受2021年第一季度季节性影响，再加上欧佩克+围绕提振原油需求采取了相应措施，开支有望从2021年第二季度起不断提升。活动的加速将超出短周期市场，而且波及包括海上在内的广大领域，类似于第四季度出现的局面。

“公司2020年第四季度的业绩质量证实了斯伦贝谢在行业进入新阶段之际在绩效策略以及公司重构方面取得的进步。2020年度的一个亮点在于，借助迅捷的执行和成本估算计划的规模，我们在市场进入上升周期伊始让本季度的利润率回归至2019年的水平。基于公司重组后的高品质资产组合，我们找到了一条在2021年实现北美业务双位数增长以及国际利润率显著改善的清晰路线。有鉴于公司国际业务的深度、多元性和执行能力，随着国际开支在近期和中期加速增长，公司所拥有的独特优势将让我们从中受益。

“借助公司新的油盆和部门结构，尤其考虑到我们正加速实现公司的数字增长目标，并有意在生产和恢复市场占据主导地位，我们必将充分利用行业未来的增长引擎。最后，为了实现公司为市场提供低碳以及碳中和能源资源和技术的长期目标，我们正在显著地扩张公司的新能源资产组合，从而支持能源服务行业朝着更具韧性、可持续性和可投资性的方向转型。”

其他事件

2020年12月31日，斯伦贝谢完成了向Liberty Oilfield Services Inc. (Liberty)出让OneStim®的交易，后者是公司位于北美和加拿大的陆地水力压裂业务，所涉及的业务包括其压力泵、抽空打孔以及Permian压裂砂业务，斯伦贝谢用其交换获得了Liberty 37%的股权。

2021年1月21日，斯伦贝谢董事会批准了已发行普通股每股0.125美元的季度现金派息，将于2021年4月8日面向2021年2月17日在册的股东发放。

北美

北美地区营收12亿美元，环比增长13%，其陆地和海上业务均出现了强劲的增长。由于油井建造活动受益于钻机数的上升以及OneStim活动受益于更多作业队的重新部署，陆地营收有所增长。海上业务营收有所增长，原因在于海底生产系统和年底多客户端地震许可销售出现了增长。

国际

拉美地区营收为9.69亿美元，环比增长17%，厄瓜多尔、哥伦比亚、巴西海上、圭亚那和阿根廷的业务依然十分强劲。厄瓜多尔营收因APS项目、油井生产系统销售额的增加、干预服务的增长以及钻井活动的反弹而有所增长。哥伦比亚（因钻井项目的启动）、巴西（因海上钻井的复工和生产系统的销售）、圭亚那（因干预服务和增产活动的增加）和阿根廷（钻井活动的增加）的营收亦有所增长。

欧洲/独联体/非洲地区营收为14亿美元，环比下滑2%，主要原因在于俄罗斯与中亚冬季季节性活动的下滑，尽管安哥拉、尼日利亚、加蓬以及欧洲多个国家的活动出现了大幅上升。安哥拉营收因钻井项目的开始而有所增加；斯堪的纳维亚地区营收因海底和油井生产系统销售的提升而有所增加；加蓬和尼日利亚的营收因新项目的启动而有所增加；莫桑比克营收因多客户端地震许可销售的提升而有所增加。数字解决方案和软件在俄罗斯、斯堪的纳维亚、罗马尼亚、乌克兰和土耳其取得了突出的销售业绩。

中东和亚洲地区的营收达到了20亿美元，环比增长1%。营收增长主要集中在中国、印度和阿曼，被埃及、东亚和科威特的下滑所部分抵消。中国营收因生产系统和数字解决方案的销售以及更高的钻井和测量活动而有所增加。生产系统销售推动了印度和阿曼营收的增长，但其在埃及、东亚和科威特销售出现了下滑。沙特营收韧性十足，原因在于增产、录井和钻井活动的减少被生产系统销售的增加所抵消。卡塔尔营收亦颇具韧性，原因在于增产活动的减少被钻井活动的增加所抵消。

各部门业绩

数字与一体化

数字与一体化部门营收为8.33亿美元，其中的83%来自于国际市场，环比增长了13%。国际营收与北美营收环比分别增长了14%和6% 。数字与一体化部门营收增长得益于APS项目以及莫桑比克、美国陆地和美国墨西哥湾多客户端地震许可销售的增加，以及国际市场数字解决方案和软件销售的增加。

数字与一体化部门税前运营利润率为32%，环比扩张507个基点。利润率的扩张主要集中在国际市场，原因在于APS项目、数字解决方案和多客户端地震许可销售（源于活动的增加）盈利能力的改善。

油藏绩效

油藏绩效部门营收达到了12亿美元，其中的73%来自于国际市场，环比增长3%。尽管北美营收环比增长了23%，但国际营收下滑了3%。营收的增长得益于OneStim北美活动的增加，厄瓜多尔和哥伦比亚项目开始所带来的干预服务的增加，以及圭亚那干预和增产活动的增加。然而，这一增长被俄罗斯季节性因素以及沙特和卡塔尔增产、干预和评估活动的减少所部分抵消。

油藏绩效部门税前经营利润率为8%，环比下滑84个基点，原因在于俄罗斯的季节性因素抵消了北美活动的改善。

油井建造

油井建造部门营收19亿美元，其中的84%来自于国际市场，环比增长2%。国际和北美营收分别增长了1%和7%。营收增长得益于北美、拉美以及中东和亚洲测量、钻井和流体活动的增加，但被俄罗斯季节性因素所部分抵消。北美营收增长得益于陆地钻机数的增加，同时拉美营收增长得益于厄瓜多尔、巴西海上、圭亚那和阿根廷钻井活动的复工，以及哥伦比亚项目的启动。非洲营收增长则得益于安哥拉、加蓬和尼日利亚项目的启动，同时中东和亚洲营收的增长则源于中国和卡塔尔钻井活动的增加。

环比来看，油井建造部门税前运营利润率为10%，增长42个基点。北美利润率因陆地钻井活动的改善而有所提升，而国际利润率环比持平。

生产系统

生产系统营收为16亿美元，其中的74%来自于国际市场，环比增长8%。受益于所有地区海底、中游和地面生产系统销售和服务活动的增加，国际和北美营收分别增长了7%和11%。北美、斯堪的纳维亚、尼日利亚、安哥拉、中国和印度的海底生产系统营收有所增长。北美、阿根廷、沙特和伊拉克地面生产系统营收有所增长。巴西、墨西哥、沙特、阿曼和北非的中游生产系统销售有所提升。

生产系统税前运营利润率为9%，环比增长82个基点，原因在于海底长周期业务贡献的提升，以及成本削减举措和更多的活动所导致的油井和地面生产系统盈利能力的改善。

季度亮点

恢复周期已经开始，数字方案的采用正在加速，陆地和海上受制裁项目正在启动，而其他项目正在向最终投资决定(FID)阶段迈进。在这个不断好转的环境中，斯伦贝谢获得了多项多年期合约，尤其是在国际市场。本季度的合约授予包括：

• 斯伦贝谢与OMV签署了一个价值最高达1.6亿美元的五年期合约，在OMV整个企业部署由DELFI*认知型勘探与生产环境驱动的人工智能和数字解决方案。OMV上游海底团队已在DELFI环境中利用经人工智能强化的工作流模拟了200个模型实现，比通常所需的时间快70%，同时，该团队使用DrillPlan*一致性油井建造规划解决方案规划8口井的时间与此前规划一口井的时间相当。在签署这一协议之后，这两家公司将合作提升OMV全球运营的效率，从而利用精确的油藏知识，加速油井和油块的开发规划。

• 巴西石油公司(Petrobras)授予OneSubsea一项合约，为海上Libra Block的Mero 3项目提供海底生产系统设备、安装和调试，以及干预服务。该项目距离里约热内卢180公里。Mero 3海底生产系统项目涵盖针对Mero Field技术需求设计的12颗垂直海底树，以及四个海底输送单元、零部件和相关服务。海底树将与设计产能为18万桶/天的浮式生产储存卸货装置相连接。

• 科威特石油公司(KOC)授予斯伦贝谢一项长达7年、基于绩效的大型合约，涉及在这一期间安装多达1,650台电动潜水泵(ESP)。KOC授予这项合约的目的在于改善其老油田的长期产能，而这正是ESP技术所适用的场景。

新行业格局需要提升对资本投资的管控以及实现生产和恢复效率的最大化。斯伦贝谢打造和部署的技术和流程有助于客户通过改善生产和加快恢复，来提升其现有资产的价值。本季度这一领域的案例包括：

• 在利比亚，斯伦贝谢获得了一个涵盖100口井的一体化项目，并重启和提升了第一批35口井的产能，从而帮助阿拉伯海湾石油公司 (AGOCO)实现了其产能提升目标。来自于公司各个资产组合的团队围绕该项目开展了合作，内容包括已封闭井的前端工程、候选者筛选和干预执行。交付给AGOCO的这批井如今的日产油量是未封井之前的一倍，而且其产水量相比之前减少了45%。

• 在印尼，斯伦贝谢首次在该国成功地部署了ACTive*实时井下连续油管服务，并在压力设备下进行了CIRP*完井插入和移除操作，从而在单次作业中为Pertamina EP Cepu 完成800英尺净间隔射孔。无钻机干预解决方案通过尽可能少的干预作业次数和精确的深度放置，实现了有效的高产气井完井方法。这也是斯伦贝谢在全球范围内首次在气体流量达60 百万标准立方英尺/天（含8,000ppm硫化氢和25%的二氧化碳）的充气井中使用ACTive DTS*分布式温度测量和反演分析。这个项目被印尼视为一个重要里程碑，而且有望让Jambaran-Tiung Biru Field在2021年第四季度前产气，其6口井的原料气平均产能将达到315 百万标准立方英尺/天。

• 在利比亚，斯伦贝谢帮助Sirte Oil Company将24口井从气举转化为ESP，从而让其能够在预算内实现产能超过2020年的目标。在安装ESP之前，公司使用了一系列技术来准备和检查套管，这些技术包括RAZOR BACK*套管清洁工具、MAGNOSTAR*大功率磁体和USI*超声成像仪 。使用Lift IQ*生产生命周期管理服务进行的连续监控尽可能地减少了所有24口井的闲置时间，提升了产能，并减少了总运营成本，为项目的完成提供了助力，最终提前实现了2万桶的增产目标。

作为我们绩效策略的一部分，油盆适配技术帮助运营商解决了其挑战，并拓展了其技术极限。借助根据当地地质条件作了调整的创新技术，适合地区动态的商业模式以及对作业所在国价值的提升，斯伦贝谢目前在油盆创新方面处于领先地位，能够帮助我们的客户大幅提升其绩效。本季度的具体案例包括：

• 在阿根廷，YPF S.A.与斯伦贝谢紧密合作，在非常规的Vaca Muerta 地层钻探了首批超长水平段井。公司在油藏综合管理和特性描述中增添了NeoSteer* at-bit可操控系统，继而成功地钻探了长度超过3,887米的延长水平井，从而探得了一个此前无法从中获利的有着百万桶储量的油藏。NeoSteer CL* 弯曲和水平井at-bit可操控系统交付了更长、更平滑的水平井，从而实现了YPF的要求。

• 在马来西亚，TruLink*确定性动态随钻测绘服务技术被部署在了沙捞越海上PETRONAS Carigali的三口井中。TruLink服务技术整合了六轴连续测绘技术（这项先进的技术取代了传统的静态六轴随钻测量技术）。使用确定性动态测绘技术让PETRONAS钻井团队节省了每口井高达1天的钻井时间，同时大幅实现了井孔定位确定性。

随着行业继续实施数字转型，我们将与客户和该领域的专家合作，开发和应用新颖的人工智能和机器学习解决方案，并将其运用至我们的数字平台，从而让流程效率获得显著提升。

• 在阿联酋，斯伦贝谢、AIQ和Group 42 (G42)签署了一项战略协议，就面向全球勘探和生产市场开发和部署人工智能、机器学习和数据解决方案进行合作。作为该地区领先的人工智能和云计算公司，G42与阿布扎比国家石油公司 (ADNOC)组建了一家合资企业，并创建了AIQ。这三家公司将利用其在数字科技、高性能计算和云存储功能领域的知识，加速全球能源行业领域的数字转型，并让其效率更上一层楼。

各类型的客户继续采用横跨多个地域和使用案例的斯伦贝谢数字技术，涵盖提升全企业范围的绩效、推进全国性能源战略等，以改善资产效率、运营成本和绩效。

• PETRONAS将与斯伦贝谢合作，部署由DELFI认知型勘探与生产环境驱动的智能数据平台和数字解决方案。该部署将让用户根据不同的市场条件，迅速大规模地评估多个开发场景，降低油田开发成本，并改善投资决策。

• 在巴西，首屈一指的本土海上勘探公司Enauta成为了在数字化转型过程中采用斯伦贝谢DELFI认知型勘探与生产环境技术的众多中型公司之一。可扩展、开放式、协作式DELFI环境能够让Enauta改善效率、精确度以及跨领域整合效果。

我们数字解决方案的应用还延伸到了我们的核心行业之外，而且将支持客户积极地参与能源转型。

• 在荷兰，由荷兰经济事务和气候政策部(Dutch Ministry of Economic Affairs and Climate Policy)创建的公司Energie Beheer Nederland (EBN B.V.)选择DELFI认知型勘探与生产环境技术，为国家能源转型策略的实施提供支持。在继续开发地热等可再生和可持续能源来源之际，荷兰希望在碳捕捉和存储领域走在欧洲大陆前列。基于云的DELFI环境和软件即服务模式不仅具有灵活性，同时还拥有足够的稳健性来管理海底解决方案所需的规模和复杂性，从而在各类能源来源领域实现上述目标。

对于斯伦贝谢来说，脱碳不仅仅具有必要性，同时也是一个巨大的机会。我们可以利用符合公司承诺的人力和商业资本，引领行业向更可持续的能源生产转型。Schlumberger New Energy专注于低碳和碳中和能源技术。资产组合的搭建继续呈现出良好的态势，并在2020年得到了加速发展。

• 在氢气领域，经由欧洲委员会的批准，Schlumberger New Energy、French Alternative Energies、原子能委员会(CEA)携手其合作伙伴，成立了清洁氢气生产技术企业Genvia™。借助独特的公私合营模式，Genvia将斯伦贝谢的专长和经验与CEA及其合作伙伴进行了整合。新公司将加速CEA高温可逆固态氧化物电解剂技术的开发和首个工业级部署。新公司的目标是为清洁氢气生产交付最高效、最具成本效益的技术，而氢气是一种多功能的能量载体，也是能源转型过程中的重要组成部分。

• 在地质能源领域， Schlumberger New Energy旗下公司Celsius Energy开始利用首次安装的楼宇供热制冷创新解决方案，为法国克拉马尔市的斯伦贝谢技术中心供热。通过使用专有的由10口浅井组成的低印迹网络以及热交换系统，利用地下地热能，在保持了设施温度舒适性的同时，二氧化碳印迹得以大幅降低。公司创建了一个自动化数字平台，以便能够在这个3,000平米的大楼中全年无休地控制温度，优化能源。

财务报表

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，2020年第四季度和全年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）。除了上述“流动性”项下讨论的非GAAP财务指标之外，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）；不计费用和贷项的实际税率；以及调整后息税折旧摊销前利润）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。以下是其中某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。 如需查看调整后息税折旧摊销前利润与可比公认会计准则指标的调节表，请参阅标题为“补充信息”的章节（第12项）。