28.04.2017, 121640 Zeichen

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute die Ergebnisse für das erste Quartal 2017 ausgewiesen.

(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)

Dreimonatszeitraum bis

Veränderung

31. März 2017

31. Dez. 2016

31. März 2016**

gegenüber Vorquartal

gegenüber Vorjahr

Umsatz

6.894 USD

7.107 USD

6.520 USD

–3 %

6 %

Betriebsergebnis vor Steuern

757 USD

810 USD

901 USD

–7 %

–16 %

Operative Marge vor Steuern

11,0 %

11,4 %

13,8 %

–42 bps

–284 bps

Nettogewinn/(-verlust) (GAAP-Grundlage)

279 USD

(204) USD

501 USD

n. a.

n. a.

Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften*

347 USD

379 USD

501 USD

–8 %

–31 %

Verwässerter Gewinn/(Verlust) je Aktie (GAAP-Grundlage)

0,20 USD

(0,15) USD

0,40 USD

n. a.

n. a.

Verwässerter Gewinn je Aktie, ohne Belastungen und Gutschriften*

0,25 USD

0,27 USD

0,40 USD

–7 %

–38 %

*Es handelt sich hier um nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften“.

**Cameron ist im ersten Quartal 2016 nicht enthalten, da die Übernahme am 1. April 2016 abgeschlossen wurde.

n. a. = nicht aussagekräftig

Paal Kibsgaard, Vorstandsvorsitzender und CEO von Schlumberger, sagte dazu: „Im ersten Quartal erfuhr der Markt auf dem nordamerikanischen Festland hinsichtlich Aktivitäten und Preisen eine Stärkung. Dadurch konnten wir mit einer beschleunigten Bereitstellung freier Kapazitäten für mehrere Produktlinien beginnen. Das Umsatzwachstum war auf Services im Bereich Hydraulic Fracturing und Bohrungen zurückzuführen, wurde jedoch auch vermehrt durch die Bereiche Artificial Lift, Surface Systems und Valves & Measurement gestützt. Obwohl die Reaktivierung unserer Kapazitäten angesichts der fortgesetzten Verfolgung unseres Ansatzes für profitables Wachstum gegen Ende des Quartals stark nach hinten verlagert war, konnten wir noch immer ein Umsatzwachstum von 16 % gegenüber dem Vorquartal und eine Zunahme der Margen um 66 % bei den Services im Bereich Hydraulic Fracturing und Richtbohrungen auf dem US-amerikanischen Festland generieren. Diese Ergebnisse wurden durch produktives Kundenengagement im Zusammenhang mit Preiserholungen und betrieblicher Effizienz vorangetrieben, sowie durch die zeitnahe Hinzunahme von Ressourcen und proaktiver Einbeziehung der Lieferketten.

„Auf den internationalen Märkten gingen die Umsätze im Vergleich zum Vorquartal um 7 % zurück. Dies lag daran, dass der saisonal bedingte Rückgang von Aktivitäten und Umsätzen vor allem in China, auf dem russischen Festland und in der Nordsee größer war als erwartet. Außerdem beobachteten wir in zentralen Teilen des Nahen und Mittleren Ostens geringere Aktivitäten als im Vorquartal, während Einschränkungen der Produktion, die dem Projekt Shushufindi von Schlumberger Production Management (SPM) in Ecuador auferlegt wurden, ebenfalls negative Auswirkungen auf unsere Ergebnisse im ersten Quartal hatten. Die grundlegenden Aktivitäten und Stimmungen unserer weltweiten Kundenbasis entsprachen jedoch den Erwartungen, wie man zum Beispiel an den unveränderten Umsatztrends im Vergleich zum Vorquartal im restlichen Lateinamerika sowie in Afrika beobachten konnte. Dies bestätigte, dass diese Regionen tatsächlich den tiefsten Punkt des Zyklus erreicht haben.

Unter den Geschäftssegmenten wurden die Rückgänge im ersten Quartal durch die Cameron Group getrieben. Die Erträge sanken aufgrund geringerer Projektvolumina im Bereich OneSubsea und reduzierter Produktverkäufe im Bereich Surface Systems im Vergleich zum Vorquartal um 9 %. Die Umsätze der Reservoir Characterization Group nahmen aufgrund des saisonal bedingten Umsatzrückgangs bei unseren Produktlinien Software Integrated Solutions (SIS) und WesternGeco im Vergleich zum Vorquartal um 3 % ab. Die Umsätze der Drilling Group und Production Group waren im Vergleich zum Vorquartal jeweils um 1 % geringer, da anhaltende starke Aktivitätssteigerungen in den Bereichen Hydraulic Fracturing und Richtbohren auf dem nordamerikanischen Festland durch saisonal bedingte Umsatzrückgänge auf den internationalen Märkten aufgewogen wurden.

Angesichts der beginnenden Erholung von einem der größten Abwärtstrends unserer Firmengeschichte betrachten wir vier Bereiche als entscheidend für die Wiederherstellung der Stärke der Branche und der Steigerung ihrer Kapazitäten. Dies sind: die Notwendigkeit höherer Ausgaben im Bereich Exploration und Förderung zur Deckung des wachsenden Bedarfs an Kohlenwasserstoff in den nächsten Jahren; die Notwendigkeit, Investitionen in R&E innerhalb der gesamten Lieferkette für Öl und Gas zu schützen und anzuregen; die Notwendigkeit neuer Geschäftsmodelle zur Förderung engerer technischer Zusammenarbeit und kommerzieller Angleichung von Betreibern und Zulieferern; sowie die Notwendigkeit umfassenderer und besser integrierter Technologieplattformen, die Hardware, Software, Daten und Know-how miteinander verbinden.

Während unsere Perspektive für die Grundlagen von Angebot und Nachfrage auf den Ölmärkten konstruktiv bleibt, steigt die Wahrscheinlichkeit eines mittelfristigen Lieferdefizits durch die anhaltenden Unterinvestitionen in neue Lieferungen, da zwar Reservoirs erschlossen, die Reserven jedoch nicht in ausreichendem Maß ersetzt werden. Der Markt ist insbesondere weiterhin auf Kerninflationsraten konzentriert, was suggeriert, dass die Produktion tragfähig ist. Bei genauerer Betrachtung der zugrunde liegenden Daten zeigt sich jedoch deutlich, dass sich die erwiesenermaßen erschlossenen Reserven in mehreren wichtigen Ländern außerhalb der OPEC in beschleunigtem Maße erschöpfen.

Angesichts der einsetzenden Erholung stehen Cashflow und Produktivität der Branche weiterhin unter Druck und schränken ihre Fähigkeit ein, die gegenwärtigen Niveaus von Investitionen in Exploration und Förderung zu erhöhen. Gleichzeitig liegt der Schwerpunkt der Wertschöpfungskette weiterhin auf dem Versuch, den begrenzten erzeugten Wert zu nutzen, statt nach neuen Möglichkeiten zu suchen, kollektiv mehr Wert zu schaffen. Dieser Ansatz ist nicht nachhaltig, weder hinsichtlich der Lösung der zugrunde liegenden Branchenprobleme noch hinsichtlich der Gewährleistung, dass das zukünftige Angebot an Kohlenwasserstoff dem prognostizierten Wachstum der Nachfrage entsprechen kann.

Bei Schlumberger sind wir daher aktiv bestrebt, das Unternehmen an der Spitze einer Branche zu positionieren, die sich weiterentwickeln muss. Wir tun dies, indem wir unsere Geschäftsbasis in proaktiver Weise verwalten und auf den ständigen Druck der Kommodifizierung reagieren und unser Angebot und unsere Leistungen dabei genau auf die vorherrschenden Marktbedingungen abstimmen. Parallel versuchen wir ständig, unsere Möglichkeiten zu erweitern, indem wir ein umfassendes und aktives M&A-Programm verfolgen. Dabei beziehen wir bestehende und neue Kunden ein, um eine engere Kooperation und besser aufeinander abgestimmte Geschäftsmodelle zu etablieren, und wir erweitern unser Angebot vom technischen Support bis hin zu gemeinsamen Investitionen mit unseren Kunden in deren Projekte – dabei immer mit dem Ziel, für mehr Aktivitäten unserer 19 Produkt- und Servicelinien zu sorgen. Angesichts der sorgfältigen Anpassung an die gegenwärtige Situation der Branche bleiben wir zuversichtlich und optimistisch hinsichtlich der Zukunft von Schlumberger, da wir sehr gut wissen, dass es jenseits des aktuellen Marktes vielfache Möglichkeiten für diejenigen Akteure der Branche gibt, die sich neue Wege vorstellen und diese auch einschlagen können.“

Sonstige Ereignisse

In diesem Quartal kaufte Schlumberger 4,7 Millionen (Mio.) Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von je 78,97 USD für insgesamt 372 Mio. USD zurück.

Schlumberger und Weatherford haben am 24. März 2017 eine Vereinbarung zur Gründung von OneStim^SM bekannt gegeben. Mit diesem Joint Venture sollen Produkte und Services für Fertigstellungen zur Erschließung unkonventioneller Ressourcengebiete in den Bodenmärkten der Vereinigten Staaten und Kanadas bereitgestellt werden. Das Joint Venture wird eines der breitgefächertsten Portfolios für mehrstufige Fertigstellungen auf dem Markt zusammen mit einer der größten Hydraulic-Fracturing-Flotten in der Branche anbieten. Schlumberger und Weatherford halten einen Eigentumsanteil von 70 bzw. 30 % an dem Joint Venture. Die Transaktion soll in der zweiten Jahreshälfte 2017 abgeschlossen werden und unterliegt behördlichen Zulassungen sowie weiteren üblichen Abschlussbedingungen.

Am 27. März 2017 erwarb Schlumberger für 221 Mio. USD eine Minderheitsbeteiligung an Borr Drilling, einem norwegischen Vertragsnehmer für Bohranlagen. Diese Transaktion wird es Schlumberger zusammen mit Borr Drilling ermöglichen, integrierte, leistungsbasierte Bohrverträge auf dem Markt für Offshore-Hubinseln anzubieten.

Am 12. April 2017 gaben Schlumberger und YPF die Unterzeichnung einer vorläufigen Vereinbarung für ein Joint Venture in einem Ölschiefer-Pilotprojekt im Block Bandurria Sur in Vaca Muerta in der Provinz Neuquén bekannt. Schlumberger wird Reservoirkenntnisse, integrierte Feldstudien, Services im Bereich Bohrungen und Fertigstellungen sowie die dazugehörige Infrastruktur anbieten. Teil der Vereinbarung ist eine stufenweise Investition von 390 Mio. USD durch Schlumberger. Dazu gehört ein signifikanter praktischer Beitrag der Services des Unternehmens zu Marktpreisen. Nach Erfüllung bestimmter Abschlussbedingungen wird Schlumberger einen Anteil von 49 % an dem Joint Venture übernehmen, wobei YPF die verbleibenden 51 % innehaben und den Block betreiben wird.

Am 20. April 2017 stimmte der Verwaltungsrat (Board of Directors) des Unternehmens einer vierteljährlichen Dividende von 0,50 USD je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, zahlbar am 14. Juli 2017 an zum 1. Juni 2017 eingetragene Aktieninhaber.

Konsolidierter Gewinn nach geografischem Gebiet

											(Angaben in Mio.)
					Dreimonatszeitraum bis						Veränderung
					31. März 2017			31. Dez. 2016			gegenüber Vorquartal
Nordamerika					1.871 USD			1.765 USD			6 %
Lateinamerika					952			952			-
Europa/GUS/Afrika					1.652			1.834			–10 %
Naher und Mittlerer Osten sowie Asien					2.319			2.494			–7 %
Ausbuchungen und Sonstiges					100			62			n. a.
					6.894 USD			7.107 USD			–3 %
Umsätze in Nordamerika					1.871 USD			1.765 USD			6 %
Internationale Umsätze					4.922 USD			5.280 USD			–7 %
n. a. = nicht aussagekräftig

Die Umsätze im ersten Quartal in Höhe von 6,9 Milliarden (Mrd.) USD nahmen im Vergleich zum Vorquartal um 3 % ab, wobei es in Nordamerika einen Anstieg um 6 % und international einen Rückgang um 7 % gab.

Nordamerika

In Nordamerika stiegen die Umsätze im Vergleich zum Vorquartal, da die unkonventionellen Aktivitäten auf dem Festland sich während dieses Quartals beschleunigten, was teilweise durch einen Rückgang der Offshore-Aktivitäten aufgewogen wurde. Die Umsätze auf dem Festland erlebten im Vergleich zum Vorquartal ein Wachstum im zweistelligen Bereich, getrieben durch stärkere Aktivitäten im Bereich Hydraulic Fracturing angesichts des Anstiegs der Anzahl der Phasen, höhere Preise angesichts der verbesserten Ausnutzung von Kapazitäten, verstärkte Absorption von Produkten und Services im Bereich Richtbohren angesichts des Anstiegs der Zahl der Bohranlagen sowie höhere Umsätze bei Cameron angesichts des Anstiegs der Produktverkäufe und der Mietaktivitäten für Fracturing und Flowback. Während für die Umsätze auf dem US-amerikanischen Festland bei einem Anstieg der Anzahl der Bohranlagen um 27 % ein zweistelliges Wachstum gegenüber dem Vorquartal verbucht werden konnte, wurden die Umsätze im Westen Kanadas aufgrund eines Anstiegs der Aktivitäten im Winter stärker, wo die Anzahl der Bohranlagen gegenüber dem Vorquartal um 56 % zunahm. Der Rückgang der Offshore-Umsätze war ein Ergebnis niedrigerer Multiclient-Lizenzverkäufe von WesternGeco nach den üblichen, jedoch verhaltenen Umsätzen zum Jahresende im letzten Quartal, obwohl dies teilweise durch ein Umsatzwachstum bei Wireline aufgrund von Explorationsaktivitäten mit vermehrtem Infrastruktureinsatz aufgewogen wurde.

Internationale Gebiete

Die Umsätze der internationalen Gebiete gingen im Vergleich zum Vorquartal zurück. Dies lag an geringeren Projektvolumina und Produktverkäufen der Cameron Group, abnehmenden Software-Lizenzverkäufen von SIS nach den üblichen, jedoch verhaltenen Umsätzen zum Jahresende im vorigen Quartal, einem saisonal bedingten Rückgang der Aktivitäten in der nördlichen Hemisphäre und anhaltendem Preisdruck bei neuen Vergabeverfahren.

Die Umsätze in der Region Lateinamerika waren im Vergleich zum Vorquartal unverändert, da das Umsatzwachstum in Brasilien durch einen Umsatzrückgang auf dem GeoMarket Peru, Kolumbien und Ecuador aufgewogen wurde, wo sich Einschränkungen der Produktion, die dem Projekt Shushufindi von SPM in Ecuador auferlegt wurden, auf die Ergebnisse auswirkten. Die Umsätze auf dem GeoMarket Argentinien, Bolivien und Chile waren ebenfalls niedriger, getrieben durch einen Rückgang der Bohr- und Fracturing-Aktivitäten aufgrund der frühen Fertigstellung einer Reihe von Projekten. Das Umsatzwachstum in Brasilien wurde durch stärkere Aktivitäten des Bereichs OneSubsea und vermehrte Multiclient-Lizenzverkäufe von WesternGeco in Erwartung der baldigen 14. Angebotsrunde getrieben.

Die Umsätze in der Region Europa/GUS/Afrika nahmen im Vergleich zum Vorquartal um 10 % ab, vor allem aufgrund saisonal bedingter Rückgänge in Russland und Kasachstan, die stärker waren als sonst und sich auf sämtliche Produktlinien auswirkten, während der GeoMarket Großbritannien und Kontinentaleuropa ebenfalls geringere Aktivitäten und reduzierte Software-Lizenzverkäufe von SIS verzeichnete. Reduzierte Aktivitäten von OneSubsea aufgrund der Fertigstellung eines Projekts im Golf von Guinea und geringere Produktverkäufe von Surface Systems in der Region trugen ebenfalls zu dem Rückgang bei. Die Umsätze aus dem GeoMarket Subsahara-Afrika blieben im Wesentlichen unverändert, da der starke Anstieg der Festlandaktivitäten im Kongo, im Tschad und in Äthiopien durch den Abbruch eines Bohrprojekts vor der Küste Angolas und durch Projektverzögerungen vor der Küste des Kongo aufgewogen wurde.

Die Umsätze in der Region Naher und Mittlerer Osten sowie Asien nahmen im Vergleich zum Vorquartal um 7 % ab, in erster Linie aufgrund von Preisdruck und geringeren Bohr- und Hydraulic-Fracturing-Aktivitäten auf dem Festland im Nahen und Mittleren Osten. Die Umsätze in Australien nahmen aufgrund reduzierter Offshore-Aktivitäten ebenfalls ab, während Unwetter auf dem Festland sämtliche Produkt- und Servicelinien beeinträchtigten. Die Umsätze auf dem chinesischen Festland waren aufgrund der saisonal bedingten Verlangsamung im Winter geringer, die sich hauptsächlich auf die Aktivitäten der Bereiche Production, Drilling sowie der Cameron Group auswirkten.

Reservoir Characterization Group

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis

Veränderung

31. März 2017

31. Dez. 2016

31. März 2016

gegenüber Vorquartal

gegenüber Vorjahr

Umsatz

1.618 USD

1.676 USD

1.719 USD

–3 %

–6 %

Betriebsergebnis vor Steuern

281 USD

319 USD

334 USD

–12 %

–16 %

Operative Marge vor Steuern

17,3 %

19,0 %

19,4 %

–170 bps

–206 bps

Die Umsätze der Reservoir Characterization Group in Höhe von 1,6 Mrd. USD, von denen 78 % aus den internationalen Märkten stammten, nahmen im Vergleich zum Vorquartal um 3 % ab. Dies lag an Projektabschlüssen aus einem abnehmenden Auftragsbestand des Bereichs Testing & Process Systems und wurde teilweise durch weitere Fortschritte bei Anlageprojekten für frühzeitige Förderung in Kuwait und Ägypten aufgewogen. Die Umsätze des Bereichs Wireline stiegen aufgrund von Explorationsaktivitäten mit vermehrtem Infrastruktureinsatz in Nordamerika, teilweise aufgewogen durch saisonal bedingte Umsatzrückgänge in Russland. Nach den üblichen, jedoch verhaltenen Umsätzen zum Jahresende im vorherigen Quartal wirkten sich niedrigere Software-Lizenzverkäufe von SIS ebenfalls auf die Ergebnisse der Gruppe aus.

Die operative Marge vor Steuern von 17 % nahm im Vergleich zum Vorquartal um 170 bps ab, da der erhöhte Beitrag von Explorationsaktivitäten des Bereichs Wireline mit hoher Marge durch reduzierte Profitabilität bei WesternGeco und geringere Beiträge aufgrund von Software-Lizenzverkäufen von SIS mehr als aufgewogen wurde.

Die Ergebnisse der Reservoir Characterization Group wurden durch die Tätigkeiten des Integrated Services Management (ISM) verbessert. Speziell ausgebildete Projektmanager bieten hier Organisation, Planung und Koordination der Aktivitäten für die an einem Projekt beteiligten Schlumberger-Produktlinien. Die Ergebnisse im ersten Quartal wurden ferner durch neue Technologiebereitstellungen und Auftragsvergaben aufgewertet.

In Peru koordinierte ISM Dienstleistungen für das Sagari-Projekt von Repsol Peru. Der Ort der Bohrung, der sich in einem abgelegenen Gebiet befindet, ist für „Zero Discharge“ klassifiziert; dabei besteht die Anforderung, dass sämtliches anfallendes Bohrgut entweder eingespritzt oder vom Standort weg transportiert wird. Das ISM-Team arbeitete eng mit Repsol zusammen, um Services für Richtbohren, Aufzeichnungen während des Bohrvorgangs, Fluide für Bohrungen und Fertigstellungen, Bohrspitzen und Bohrlochvergrößerungen, Bohrungen mit kontrolliertem Druck, Werkzeuge zur Reinigung von Bohrlöchern, Zementierung, drahtgesteuerte Aufzeichnungen und Perforation, Bohrlochtests und Wiedereinspritzen von Bohrgut bereitzustellen. Das Ergebnis dieser integrierten, kooperativen Bemühungen bestand für den Kunden darin, dass die ersten beiden Bohrungen sechs Tage vor dem geplanten Zeitpunkt fertiggestellt werden konnten.

Im bulgarischen Teil des Schwarzen Meeres nahm Total E&P Bulgaria die erste Explorationsbohrung in der Tiefsee vor. Schlumberger ISM führte auf der Bohranlage acht getrennte Produktlinien und koordinierte über 100 Mitarbeiter, die an dem Projekt beteiligt waren. Durch enge Kooperation mit Total E&P Bulgaria konnte das ISM-Team Gelegenheiten zur Bohroptimierung ermitteln, durch die während der Bohrtätigkeiten an der Bohrlochsohle signifikante Ergebnisse erzielt werden konnten. Total E&P Bulgaria drückte Wertschätzung für das kooperative Arbeitsumfeld aus, das Schlumberger in das Projekt eingebracht hatte.

Vor der Küste Indiens stellte Schlumberger ISM bei der ersten Tiefseebohrung vor der Küste Services für Bohrungen und Fertigstellungen im Golf von Mannar für Oil India Limited bereit. Es wurden technisches Know-how und insgesamt 19 Schlumberger-Services bereitgestellt, darunter Technologien der Produktlinien Testing & Process, Wireline, M-I SWACO, Drilling & Measurements, Bits & Drilling Tools, Completions und Well Services. Außerdem organisierte ISM externe Anbieter für Rohrverlegungsdienste, Luft- und Meereslogistik sowie eine Anlage an Land.

Im Westen von Texas schloss WesternGeco eine 3D-Wide-Azimuth-Multiclient-Erhebung ab, die im südlichen Teil des Permian-Beckens 253 Quadratmeilen abdeckte, womit die Gesamtabdeckung in diesem Gebiet auf 655 Quadratmeilen erhöht wurde. Das Projekt wurde von der Öl- und Gasindustrie unterstützt und wird Daten liefern, mit denen die Betreiber die Effizienz von Bohrungen und Fertigstellungen in den sehr aktiven, aber schwierigen Teilen des Permian-Beckens steigern können.

In den VAE beauftragte die Sharjah National Oil Corporation WesternGeco mit der Durchführung einer seismischen 3D-Erhebung über 483 Quadratkilometer für den Teil ihrer Onshore-Konzession in Schardscha. Für das Projekt soll die Plattformtechnologie UniQ* für seismische Erhebungen auf dem Festland genutzt werden, um die langen Offsets handhaben zu können, die erforderlich sind, um Abbildungen der komplexen geologischen Überschiebungen in der Region zu erstellen. Die Erhebung stellt eine Erweiterung der 2011 durchgeführten früheren Erhebung dar, in deren Rahmen die Effektivität der UniQ-Plattformtechnologie demonstriert wurde. Die Datenverarbeitung soll im Bearbeitungszentrum in Abu Dhabi mittels rückwärtiger Zeitmigration erfolgen, um Abbildungen dieser komplexen Geologie zu erstellen.

In Kasachstan nutzt Wireline den fotorealistischen Reservoirgeologie-Service Quanta Geo* zur Auswertung einer dichten Karbonatformation für Karachaganak Petroleum Operating BV, ein Konsortium aus Eni, Shell, Chevron, Lukoil und KazMunaiGas. Die Servicetechnologie Quanta Geo nutzt eine innovative Sonde mit erhöhter Sensibilität, um vertikale und laterale Eigenschaften der Bohrung zu erkennen. Der Kunde erhielt Bilder mit höherer Qualität, was mit ölhaltigem Schlamm nicht möglich ist. So waren strukturelle und stratigrafische Interpretationen mit höherer Zuversicht möglich.

In Brasilien vergab das aus Petrobras, Royal Dutch Shell, Total, CNOOC und CNPC bestehende Libra Consortium einen Fünfjahresvertrag für Explorations- und Produktionssoftware und dazugehörige Services an SIS. Das Konsortium wird das größte Tiefsee-Ölfeld des Landes erschließen, das ein geschätztes förderbares Ölvolumen von acht bis zwölf Milliarden Barrel hat. Der Vertrag umfasst die Bereitstellung der E&P-Softwareplattform Petrel*, mit Fokus auf geologischen und geophysischen Interpretationen, geologischen Modellen und Reservoir-Engineering.

In Taiwan vergab die CPC Corporation einen Fünfjahresvertrag für Software an SIS. Der Vertrag umfasst die Bereitstellung der E&P-Softwareplattform Petrel, der Softwareplattform Techlog* für Bohrungen und des Reservoir-Simulators ECLIPSE*. Umfang und Tiefe des Softwareportfolios von Schlumberger sowie unsere Fähigkeit, lokalisierte Services und Support bereitzustellen, waren für die Vergabe dieses Auftrags von entscheidender Bedeutung.

Drilling Group

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis

Veränderung

31. März 2017

31. Dez. 2016

31. März 2016

gegenüber Vorquartal

gegenüber Vorjahr

Umsatz

1.985 USD

2.013 USD

2.493 USD

–1 %

–20 %

Betriebsergebnis vor Steuern

229 USD

234 USD

371 USD

–2 %

–38 %

Operative Marge vor Steuern

11,5 %

11,6 %

14,9 %

–7 bps

–334 bps

Die Umsätze der Drilling Group in Höhe von 2,0 Mrd. USD, von denen 74 % aus den internationalen Märkten stammten, nahmen gegenüber dem Vorquartal um 1 % ab, da die starken Aktivitäten beim Richtbohren auf dem nordamerikanischen Festland durch geringere Bohraktivitäten und Preisdruck in den internationalen Gebieten aufgewogen wurden. Die Verbesserung der Umsätze in Nordamerika rührte von verstärkter Absorption der Produkte und Services von Drilling & Measurements, Bits & Drilling Tools und M-I SWACO her. Die Abnahme der Erträge in den internationalen Gebieten lag an den geringeren Umsätzen aus Produkten von M-I SWACO in der Region Naher und Mittlerer Osten sowie Asien, an Preisdruck und einer ungünstigen Mischung von Aktivitäten für Drilling & Measurements im Nahen und Mittleren Osten sowie an geringeren Aktivitäten von Integrated Drilling Services (IDS) auf dem GeoMarket Großbritannien und Kontinentaleuropa.

Die operative Marge vor Steuern von 12 % blieb trotz des leichten Umsatzrückgangs im Vergleich zum Vorquartal praktisch unverändert. Dies lag an den Preisverbesserungen aus einer verstärkten Absorption der Technologien von Drilling & Measurements und Bits & Drilling Tools in den USA, wodurch der Preisdruck auf den internationalen Märkten aufgewogen wurde.

Die Ergebnisse der Drilling Group im ersten Quartal wurden durch eine Kombination der Aktivitäten von IDS gestärkt, die Projektmanagement, Konstruktionstechnik und Kapazitäten zur technischen Optimierung bieten. Die Ergebnisse der Gruppe wurden außerdem durch neue Technologiebereitstellungen und Auftragsvergaben aufgewertet.

In Russland stellte IDS für drei Bohrungen mit erhöhter Reichweite für Rosneft-Sakhalinmorneftegaz auf der Insel Sachalin im Lebedinskoye-Feld eine Kombination aus Technologien und Services bereit. Zu diesen Technologien gehörten der Service GeoSphere* für Reservoirkartierung beim Bohren, mit dem über tiefe, direktionale elektromagnetische Messungen Details zur Bettung unter der Oberfläche und zum Fluidkontakt aufgezeigt werden können, sowie das hoch widerstandsfähige steuerbare Rotary-System PowerDrive Xceed* für außergewöhnlich hohe Präzision und Zuverlässigkeit. Der Kunde konnte seine Tätigkeiten 103 Tage vor dem Zeitplan abschließen. Außerdem war die kumulative Förderung aus den drei Bohrungen im Jahr 2016 um 47 % höher als ursprünglich erwartet.

Im britischen Teil der Nordsee entwickelte IDS eine individuelle Lösung für Statoil, um spezielle Schwierigkeiten in einem Schwerölfeld zu meistern. Das Mariner-Feld zeichnet sich durch Reservoirs in geringer Tiefe aus, und deren Erschließung durch 60 lange, nahe beieinander liegende horizontale Bohrungen geplant ist. Ein integriertes Team mit Bohrexperten aus mehreren Technologiezentren trug zur Planung einer individuellen Montage an der Bohrlochsohle bei, mit der eine aggressive Neigung von bis zu 40° im 24-Zoll-Abschnitt verwirklicht werden konnte. Das steuerbare Rotary-System PowerDrive Archer* für hohe Neigungen sowie phasenweise einsetzbare Aufweitköpfe waren zwei der Technologien, die bei dieser kundenspezifischen Lösung genutzt wurden. Im ersten Quartal 2017 realisierte der Kunde die 24-Zoll-Abschnitte von vier Bohrungen und konnte sämtliche Projektziele in Bezug auf Bohrungen, Zeit und Kosten erreichen.

In Norwegen vergab Statoil Petroleum AS einen IDS-Vertrag für die Bohrkampagne im Sleipner-Gebiet im norwegischen Teil der Nordsee an Schlumberger. Zu dem Vertrag gehört eine innovative Struktur für Leistungsanreize, mit der die Interessen von Betreiber und Serviceanbieter besser aufeinander abgestimmt werden. Dazu gehören die Bereitstellung von Services von Drilling & Measurements, Well Services und M-I SWACO für zwei Bohrungen und eine optionale Bohrung. Die Tätigkeiten werden voraussichtlich im Mai 2017 aufgenommen.

In Katar vergab die RasGas Company Limited einen Fünfjahresvertrag mit fünf optionalen Einjahresverlängerungen an Schlumberger, in dessen Rahmen eine umfangreiche Kombination von Bohrtechnologien für bis zu 70 Bohrungen im North-Feld bereitgestellt wird. Teil des Vertrags sind zum Beispiel ein MicroScope*-Service von Drilling & Measurements für Resistivität und Bildgebung während des Bohrens, die abnutzungsresistente und höchst belastungsfähige PDC-Cutter-Technologie FireStorm* von Bits & Drilling Tools, der instrumentierte Wireline-Interventionsservice ReSOLVE* von Wireline, der Schiefer-Inhibitor HydraHib von M-I SWACO sowie die moderne Glasfasertechnologie für Verlustkontrolle CemNET und die Stimulationsservices OpenPath von Well Services. Das North-Feld ist das größte reine Erdgasfeld der Welt und enthält rund 10 % der weltweit bekannten Reserven.

Vor der Küste Aserbaidschans nutzte Drilling & Measurements eine Kombination von Technologien für die State Oil Company of Azerbaijan (SOCAR) bei der Durchführung einer anspruchsvollen J-förmigen Bohrung im Bulla-Deniz-Feld. Teil des komplexen Plans war es nicht nur, die anspruchsvolle Lithologie zu meistern, durch die der Bohrfortschritt (Rate of Penetration, ROP) auf bis zu 3,1 Fuß pro Stunde verlangsamt wird, sondern auch, gleichzeitig einen 7218 Fuß langen Abschnitt des Bohrlochs zu bohren und zu vergrößern. Zu der Kombination von Technologien gehörten die steuerbare Rotary-Technologie PowerDrive X6* mit dem für Array-Resistivität kompensierten Service arcVISION*, der Service TeleScope* für Hochgeschwindigkeitstelemetrie während des Bohrvorgangs sowie ein hydraulisch expandierbarer Bohrlochräumer Rhino* XS. Der Kunde konnte durch Erreichen der Bohrziele in 39 statt der ursprünglich eingeplanten 79 Tage ohne jegliche unproduktive Zeit 14,4 Mio. USD einsparen.

Im Westen von Texas nutzte Drilling & Measurements eine Kombination von Technologien für Parsley Energy, um die Bohrleistung bei langen seitlichen Bohrungen im Midland- und im Delaware-Becken zu erhöhen. Bei der Durchführung von 80 Bohrungen in den vergangenen zwölf Monaten trugen die steuerbaren Rotary-Systeme PowerDrive Orbit* und die Hochleistungsbohrmotoren DynaForce* zur Senkung der durchschnittlichen Anzahl von Tagen für die Durchführung einer Bohrung um 17 % im Vergleich zum Vorjahr bei. Der Kunde konnte die durchschnittlichen Gesamtbohrkosten pro lateralen Fuß um 30 % reduzieren.

Auf dem nordamerikanischen Festland nutzte Bits & Drilling Tools die Bohrspitzentechnologie AxeBlade* mit gezahnten Diamantelementen, um den ROP in den obersten Sanden vor Erreichen der Marcellus-Formation zu verbessern. Infolgedessen konnte der Kunde im Jahr 2016 aufgrund einer Reduzierung der Bohrzeit um 13 Stunden pro Bohrung rund 500.000 USD einsparen.

Vor der Küste Mexikos nutzte die Drilling Group bei einer anspruchsvollen horizontalen Bohrung im seichten Wasser des Yaxche-Feldes eine Kombination von Technologien für Pemex. Mit dem Service GeoSphere* von Drilling & Measurements für Reservoirkartierung während des Bohrvorgangs konnten die vertikale Tiefe des oberen Teils des Reservoirs von 18 m vor Erreichen des Reservoirs erfasst und die Bohrung wie geplant vorgenommen werden. Außerdem wurde der Service PeriScope HD* für die Erfassung mehrschichtiger Lagergrenzen genutzt, um zur Reduzierung von Unklarheiten im Reservoir beizutragen. Der Kunde erzielte eine endgültige Förderrate von 4600 bbl/d, was 2100 bbl/d über den Erwartungen lag.

Ebenfalls vor der Küste Mexikos und für Pemex stellte Bits & Drilling Tools bei einer Explorationsbohrung in seichtem Wasser die Technologie Direct XCD* mit bohrfähigen Leichtmetallrohren vor. Diese Bohrung war die weltweit erste mit 30-Zoll-Rohrverlegung während des Bohrvorgangs. Der Kunde konnte die Bohrzeit im Vergleich zu konventionellen Bohrtätigkeiten in der Region um 1,3 Tage reduzieren.

Production Group

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis

Veränderung

31. März 2017

31. Dez. 2016

31. März 2016

gegenüber Vorquartal

gegenüber Vorjahr

Umsatz

2.187 USD

2.203 USD

2.376 USD

–1 %

–8 %

Betriebsergebnis vor Steuern

110 USD

128 USD

206 USD

–14 %

–47 %

Operative Marge vor Steuern

5,0 %

5,8 %

8,7 %

–78 bps

–365 bps

Die Umsätze der Production Group in Höhe von 2,2 Mrd. USD, wovon 66 % von den internationalen Märkten stammten, nahmen gegenüber dem Vorquartal um 1 % ab, da starke Aktivitäten im Bereich Hydraulic Fracturing und Preiserholungen auf dem nordamerikanischen Festland durch geringere Umsätze bei SPM-Projekten in Ecuador, reduzierte Aktivitäten bei Bohrungen und Hydraulic Fracturing auf dem Festland im Nahen und Mittleren Osten sowie geringere Produktverkäufe des Bereichs Completions aufgewogen wurden.

Die operative Marge vor Steuern in Höhe von 5 % nahm gegenüber dem Vorquartal um 78 bps ab. In Nordamerika konnte der Geschäftsbereich mit Druckpumpen auf dem Festland starke Zunahmen der Marge gegenüber dem Vorquartal um mehr als 60 % ausweisen. Während gesteigerte Aktivitäten und Preiserholungen auf dem nordamerikanischen Festland zu einer Margenausweitung für die Gruppe beitrugen, wurde dies durch eine Schrumpfung der Margen aufgrund geringerer SPM-Umsätze mehr als aufgewogen.

Die Ergebnisse der Production Group profitierten von IPS mit Leistungen in den Bereichen Projektmanagement, Konstruktionstechnik und Kapazitäten zur technischen Optimierung. Die Ergebnisse der Gruppe wurden außerdem durch neue Technologiebereitstellungen, Transformationsinitiativen und eine Auftragsvergabe verbessert.

Im Süden von Texas stellte IPS eine Kombination aus Technologien und Services für Lonestar Resources bereit, um die Ölförderung und Feldökonomie bei 18 Bohrungen im Schiefergebiet Eagle Ford Shale zu verbessern. IPS konnte Pläne für Bohrungen, Stimulation und Fertigstellungen in langen Seitenbohrungen optimieren, um die Stützmitteleinbettung in weicherem Gestein zu überwinden, die den Reservoirkontakt mit dem Bohrloch abklemmte, und um die Ausdehnung der Höhe von Frakturen hin zu einer nahen Verwerfung zu begrenzen. Zu diesen Technologien gehörten ThruBit*-Services für Aufzeichnungen durch die Bohrspitze, die Software Kinetix Shale* für reservoirzentrierte Stimulation bis hin zur Förderung sowie der Fracturing-Service Broadband Sequence*. Infolgedessen konnten in diesen Bohrungen im Vergleich zu Ausgleichsbohrungen in zwei anderen Feldern bis zu 86 % mehr Kohlenwasserstoff pro 1000 Fuß der Seitenbohrung gefördert werden.

Die Whiting Petroleum Corporation schloss kürzlich mit dem auflösbaren Plug-and-Perf-System Infinity* eine Kampagne aus 13 Bohrungen in North Dakota ab. Whiting plante die Aussetzung der Förderung aus zahlreichen Bohrungen in der Region, während Fracturing-Tätigkeiten und Reinigungsarbeiten nach dem Fracturing durchgeführt wurden. Mit dem Infinity-System konnten die Reinigungszeiten im Vergleich zu herkömmlichen Pfropftechnologien reduziert werden. Dies führte bei 13 Bohrungen zu merklichen Zeiteinsparungen und zur Wiederherstellung der vollen Fördertätigkeit in dem Feld.

In Kuwait nutzte Well Services die Stimulationsdienste von OpenPath* für die Kuwait Oil Company, um die Produktivität einer tiefen Bohrung im Fördergebiet North Kuwait wiederherzustellen. Die OpenPath-Services verbinden Stimulationsmodellierung mit einem System für Ablenkungen neben dem Bohrloch, wodurch Fracturing-Fluid-Optionen zur Maximierung von Bohrlochabdeckung und Reservoirkontakt optimiert werden konnten. Der Kunde erzielte eine Erhöhung der Gasförderung um das Sechsfache sowie eine Erhöhung der Ölförderung um das Doppelte. Dies entsprach den erwarteten Kapazitäten für diese Bohrung.

Im Irak nutzte Well Services eine Kombination von Technologien für BP Iraq N.V., um Herausforderungen bei einer Wasserinjektionsbohrung in einem Karbonatreservoir im Rumaila-Feld zu überwinden. Die Kombination aus einem aufpumpbaren CoilFLATE*-Packer für aufgerollte flexible Stahlrohre mit dem Instrument ACTive PTC* für Druck-, Temperatur- und Gehäusekragenerkennung in Echtzeit wurde bereitgestellt, um selektiv Zonen mit geringer Permeabilität zu stimulieren. Infolgedessen stieg die Wasserinjektivität auf 4600 bbl/d und ermöglichte dem Kunden eine zusätzliche Ölförderung von 3000 bbl/d.

In Kasachstan vergab die Karachaganak Petroleum Operating BV zwei Dreijahresverträge mit zwei Verlängerungen um je ein Jahr im Gesamtwert von 26 Mio. USD für die Bereitstellung von Coiled-Tubing- und Testing-Services an Schlumberger. Der Betrieb unter beiden Verträgen begann im ersten Quartal 2017.

In Angola ermöglichte das Schlumberger-Transformationsprogramm durch die Einrichtung eines Operations Planning Center (OPC) Verbesserungen bei der Anlagennutzung und der Produktivität der Belegschaft. Das OPC wurde im ersten Quartal 2016 eröffnet und hatte seinen Schwerpunkt auf der Planung und Vorbereitung der für jeden Auftrag nötigen Anlagen, Produkte und Mitarbeiter. Während des ersten Geschäftsjahrs konnte das OPC den Bestand um 7,5 Mio. USD verringern und die Nutzung der Anlagen um 100 % verbessern.

Cameron Group

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis

Veränderung

31. März 2017

31. Dez. 2016

31. März 2016*

gegenüber Vorquartal

gegenüber Vorjahr

Umsatz

1.229 USD

1.346 USD

1.628 USD

–9 %

–25 %

Betriebsergebnis vor Steuern

162 USD

188 USD

236 USD

–14 %

–31 %

Operative Marge vor Steuern

13,2 %

14,0 %

14,5 %

–80 bps

–132 bps

*Das erste Quartal 2016 wird zu Vergleichszwecken auf Pro-forma-Basis dargestellt.

Die Umsätze der Cameron Group in Höhe von 1,2 Mrd. USD, wovon 62 % von den internationalen Märkten stammten, sanken aufgrund des Rückgangs beim Volumen der Projekte von OneSubsea und geringerer Produktverkäufe bei Surface Systems im Vergleich zum Vorquartal um 9 %, teilweise aufgewogen durch ein leichtes Wachstum bei Valves & Measurement. Der Umsatzrückgang für OneSubsea lag am sinkenden Volumen der Projekte in Brasilien und an reduzierten Aktivitäten im US-amerikanischen Golf von Mexiko. Die Umsätze von Surface Systems waren in den Regionen Europa/GUS/Afrika und Lateinamerika niedriger, wodurch das zweistellige Umsatzwachstum auf dem nordamerikanischen Festland aufgrund zunehmender Mietaktivitäten für Fracturing und Flowback mehr als aufgewogen wurde. Valves & Measurement verbuchte auf dem US-amerikanischen Festland ein zweistelliges Wachstum sowie eine drastische Veränderung der Buchungen, teilweise aufgewogen durch eine Verlangsamung der Umsätze aus technisierten Ventilen in Europa/GUS/Afrika.

Die operative Marge vor Steuern ging gegenüber dem Vorquartal mit 13 % um 80 bps zurück, da die anhaltend starken Projektumsetzungen bei OneSubsea und eine enge Kostenkontrolle bei Drilling Systems den Einfluss des geringeren Volumens von Produkten bei Surface Systems begrenzten.

Die Cameron Group sicherte sich im ersten Quartal Verträge und erzielte eine Reihe von Integrationserfolgen.

Die kapitaleffizienten Lösungen von OneSubsea sind ein Portfolio standardisierter Designs, die rationalisierte Verfahren, Dokumentation und Fertigung zur Lieferung integrierter Produktionssysteme unterstützen, mit denen die Zeit für Projektzyklen und die Gesamtkosten reduziert werden. Die Einführung vorqualifizierter Qualitätspläne, Lieferanten und Spezifikationen für Materialien und Verschweißungen hat die Effizienz und Zuverlässigkeit des Lebenszyklus von Produkten und Herstellung verbessert. Seit der Einführung vor drei Jahren konnten die durchschnittlichen Lieferzeiten von Unterseeprodukten durch kapitaleffiziente Lösungen um 30 % verkürzt werden. Das Portfolio kapitaleffizienter Lösungen von OneSubsea wurde von den Kunden bei 75 % der Auftragsvergaben an OneSubsea innerhalb der vergangenen zwölf Monate ausgewählt.

In Nordamerika vergab BP einen Vertrag für Planung, Beschaffung und Ausführung (Engineering, Procurement und Construction, EPC) im Zusammenhang mit der Bereitstellung des Unterseefördersystems für die Erschließung Mad Dog 2 im Golf von Mexiko an OneSubsea. Der Umfang der kapitaleffizienten Lösung von OneSubsea umfasste untermeerische Sammelleitungen, Förderbäume, Einzel- und Multiphasenmessgeräte, Wasseranalysesensoren, Interventionswerkzeuge, Testgeräte und das Steuersystem für die Förderung sowie mit dem Projekt verbundene Wasserinjektionsbohrungen. Außerdem erhielt Subsea 7, das mit OneSubsea über die Subsea Integration Alliance kooperiert, einen Vertrag für Planung, Beschaffung, Ausführung und Installation (Engineering, Procurement, Construction und Installation, EPCI) im Zusammenhang mit untermeerischen Steuerelementen, flexiblen Steigleitungen, Rohrleitungssystemen, Versorgungsschläuchen und der dazugehörigen untermeerischen Architektur. Teams beider Unternehmen werden zusammen eingesetzt, um Projektziele besser zu unterstützen und das Projektmanagement zu erleichtern.

Noble Energy Mediterranean Ltd. vergab einen Vertrag für die Lieferung von horizontalen Förderbäumen mit 10.000 psi, an die Förderbäume montierten Steuerelementen, Steuerelementen unabhängig von den Förderbäumen und Topside-Steuerelementen für das Leviathan Field Development Project in der Tiefsee des östlichen Mittelmeers an OneSubsea. Für das untermeerische Steuersystem werden herkömmliche elektrohydraulische Steuerelemente und eine Glasfaserkommunikationsverbindung mit den Topside-Steuerelementen genutzt. Die Auswahl dieses Förderbaum stimmt mit früheren Auftragsvergaben überein. So erhält der Kunde größere operative Flexibilität und eine standardisierte Wartung.

Während des ersten Jahres nach der Cameron-Übernahme wurde eine Reihe von Integrationserfolgen erzielt. Dazu zählten der Start von mehr als 32 integrierten Technologieprojekten, die Übernahme von Erfolgsmethoden bei beiden Unternehmen sowie die Zusammenführung von mehr als 1700 Mitarbeitern durch die Konsolidierung von 157 Anlagen. Durch die Verbindung von Produkt- und Servicelinien wie Schlumberger Testing und Cameron Process Systems profitieren die Kunden von einem verbesserten Angebot an der Oberfläche und unter der Oberfläche. Die Bohreffizienz konnte durch die Integration von Stimulationstechnologien von Schlumberger Well Services und dem Cameron-Produktportfolio für unkonventionelle Ressourcen ebenfalls erhöht werden, zu dem der CAMShale-Service für die Bereitstellung von Fracturing-Fluiden und Flowback gehört. Außerdem konnte Schlumberger Synergien im Wert von 400 Mio. USD nutzen und sich neue Aufträge im Wert von 600 Mio. USD sichern, die aus dem von dem kombinierten Unternehmen generierten Mehrwert resultierten.

Finanzübersicht
Zusammengefasste konsolidierte Gewinnrechnung
(Angaben in Mio., außer Angaben je Aktie)
					Dreimonatszeitraum
Zeiträume bis zum 31. März					2017			2016
Umsatz					6.894 USD			6.520 USD
Zinsen und sonstige Erträge					46			45
Ausgaben
Umsatzkosten					6.076			5.460
Forschung und technische Entwicklung					211			240
Gemeinkosten					98			110
Fusion und Integration(1)					82			-
Zinsen					139			133
Ertrag vor Steuern					334 USD			622 USD
Ertragsteuer(1)					50			99
Nettogewinn					284 USD			523 USD
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen					5			22
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn(1)					279 USD			501 USD
Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger(1)					0,20 USD			0,40 USD
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien					1.393			1.254
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung					1.402			1.259
In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen(2)					989 USD			967 USD

(1)		Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften“.
(2)		Enthält Wertminderungen des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.

Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
								(Angaben in Mio.)
					31. März			31. Dez.
Aktiva					2017			2016
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen					7.353 USD			9.257 USD
Forderungen					8.636			9.387
Sonstiges aktuelles Umlaufvermögen					5.894			5.283
					21.883			23.927
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen					238			238
Anlagevermögen					12.507			12.821
Seismische Multiclient-Daten					1.089			1.073
Firmenwert (Goodwill)					25.045			24.990
Immaterielle Werte					9.743			9.855
Sonstige Vermögenswerte					5.670			5.052
					76.175 USD			77.956 USD
Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen					9.408 USD			10.016 USD
Geschätzte Verbindlichkeiten für Ertragsteuer					1.215			1.188
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil
an langfristigen Verbindlichkeiten					2.449			3.153
Auszuschüttende Dividenden					704			702
					13.776			15.059
Langfristige Verbindlichkeiten					16.538			16.463
Latente Steuern					1.908			1.880
Pensionsnebenleistungen					1.457			1.495
Sonstige Verbindlichkeiten					1.442			1.530
					35.121			36.427
Eigenkapital					41.054			41.529
					76.175 USD			77.956 USD

Liquidität
												(Angaben in Mio.)
Komponenten der Liquidität					31. März 2017				31. Dez. 2016			31. März 2016
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen					7.353 USD				9.257 USD			14.432 USD
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen					238				238			401
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten					(2.449)				(3.153)			(4.254)
Langfristige Verbindlichkeiten					(16.538)				(16.463)			(17.233)
Nettoverbindlichkeiten(1)					(11.396) USD				(10.121) USD			(6.654) USD
Details zu Veränderungen der Liquidität folgen:
Zeiträume bis zum 31. März									Drei Monate 2017			Drei Monate 2016
Nettogewinn vor Minderheitsanteilen									284 USD			523 USD
Kosten von Fusionen und Integrationen, ohne Steuern									68			-
									352 USD			523 USD
Wertminderungen und Abschreibungen(2)									989			967
Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen									37			60
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen									88			61
Finanzierung von Renten und anderen Pensionsnebenleistungen									(29)			(45)
Änderung beim Betriebskapital									(791)			(463)
Sonstiges									10			107
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit(3)									656 USD			1.210 USD
Kapitalaufwendungen									(381)			(549)
SPM-Investitionen									(144)			(597)
Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten									(116)			(167)
Freier Cashflow(4)									15			(103)
Aktienrückkaufprogramm									(372)			(475)
Ausgeschüttete Dividenden									(696)			(629)
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen									135			163
									(918)			(1.044)
Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener Verbindlichkeiten									(273)			(81)
Sonstiges									(84)			18
Anstieg der Nettoverbindlichkeiten									(1.275)			(1.107)
Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums									(10.121)			(5.547)
Nettoverbindlichkeiten zum Ende des Zeitraums									(11.396) USD			(6.654) USD

(1)			„Nettoverbindlichkeiten” sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmittel, kurzfristiger Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit gehaltener festverzinslicher Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden könnten. Nettoverbindlichkeiten bilden eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl, die zusätzlich, nicht jedoch als Alternative für die Summe der Verbindlichkeiten oder diesen gegenüber als überlegen angesehen werden sollten.
(2)			Enthält Wertminderungen des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
(3)			Einschließlich Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 140 bzw. 260 Mio. USD in den zum 31. März 2017 und 31. März 2016 zu Ende gegangenen Dreimonatszeiträumen.
(4)			Der „freie Cashflow” bezieht sich auf den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen und Kosten kapitalisierter seismischer Multiclient-Daten. Die Geschäftsführung ist der Meinung, dass der freie Cashflow eine wichtige Kennzahl zur Bemessung der Liquidität des Unternehmens darstellt und für Anleger und die Geschäftsführung ein nützlicher Messwert für unser Vermögen ist, Liquidität zu generieren. Sobald die geschäftlichen Notwendigkeiten und Verpflichtungen erfüllt sind, können diese Barmittel zur Reinvestition in das Unternehmen für zukünftiges Wachstum oder zur Auszahlung an unsere Aktionäre durch Dividendenzahlungen oder Aktienrückkäufe verwendet werden. Der freie Cashflow stellt nicht den residualen Cashflow (residualer Mittelfluss) dar, der für beliebige Ausgaben verfügbar ist. Der freie Cashflow bildet eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl, die zusätzlich, nicht jedoch als Alternative für den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit oder diesem gegenüber als überlegen angesehen werden sollte.

Belastungen und Gutschriften

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum ersten Quartal 2017 auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Der Nettogewinn ohne Belastungen und Gutschriften sowie davon abgeleitete Messwerte (einschließlich verwässerter Gewinn je Aktie ohne Belastungen und Gutschriften, Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen ohne Belastungen und Gutschriften sowie effektiver Steuersatz ohne Belastungen und Gutschriften) sind nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Die Geschäftsführung ist Ansicht, dass der Ausschluss von Belastungen und Gutschriften von den Finanzkennzahlen sie dazu befähigen, die Geschäftstätigkeit von Schlumberger im Vergleich zwischen den einzelnen Perioden effektiver zu bewerten und geschäftliche Trends zu identifizieren, die andernfalls durch die ausgeschlossenen Posten überdeckt werden würden. Diese Kennzahlen werden von der Unternehmensleitung auch als Leistungsindikatoren zur Festlegung bestimmter Leistungsvergütungen genutzt. Die vorstehenden nicht GAAP-konformen Kennzahlen sollten als Ergänzung zu anderen Finanzkennzahlen oder Leistungsindikatoren angesehen werden, die in Übereinstimmung mit GAAP erstellt werden, und dürfen keinesfalls als Ersatz dafür oder als jenen überlegen erachtet werden. Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen.

(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)

Erstes Quartal 2017

Vor Steuern

Steuer

Minderheits- beteiligung

Netto

Verwässert Ertrag je Aktie

Schlumberger-Nettogewinn (GAAP-Grundlage)

334 USD

50 USD

5 USD

279 USD

0,20 USD

Fusion und Integration

82

14

-

68

Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften

416 USD

64 USD

5 USD

347 USD

0,25 USD

Viertes Quartal 2016

Vor Steuern

Steuer

Minderheits- beteiligung

Netto

Verwässert Ertrag je Aktie

Schlumberger-Nettoverlust (GAAP-Grundlage)

(213) USD

(19) USD

10 USD

(204) USD

(0,15) USD

Belegschaftsverkleinerung

234

6

-

228

Kosten für die Schließung von Anlagen

165

40

-

125

Kosten im Zusammenhang mit der Beendigung bestimmter Aktivitäten

98

23

-

75

Fusion und Integration

76

14

-

62

Verluste durch Währungsabwertung in Ägypten

63

-

-

63

Kosten für die Beendigung von Verträgen

39

9

-

30

Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften

462 USD

73 USD

10 USD

379 USD

0,27 USD

Im ersten Quartal 2016 waren weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.

Produktgruppen
					(Angaben in Mio.)
					Dreimonatszeitraum bis
					31. März 2017								31. Dez. 2016								31. März 2016
					Umsatz				Einnahmen vor Steuern				Umsatz				Einnahmen vor Steuern				Umsatz			Einnahmen vor Steuern
Reservoir Characterization					1.618 USD				281 USD				1.676 USD				319 USD				1.719 USD			334 USD
Drilling					1.985				229				2.013				234				2.493			371
Production					2.187				110				2.203				128				2.376			206
Cameron					1.229				162				1.346				188				-			-
Ausbuchungen und Sonstiges					(125)				(25)				(131)				(59)				(68)			(10)
Betriebsergebnis vor Steuern									757								810							901
Konzern und Sonstiges									(239)								(245)							(172)
Zinserträge(1)									24								23							13
Zinsaufwendungen(1)									(126)								(126)							(120)
Belastungen und Gutschriften									(82)								(675)							-
					6.894 USD				334 USD				7.107 USD				(213) USD				6.520 USD			622 USD

(1)		Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen enthalten sind.
		Bestimmte Posten früherer Berichtszeiträume wurden neu eingeordnet, damit sie mit der Darstellung des gegenwärtigen Berichtszeitraums übereinstimmen.

Ergänzende Informationen
1)		Was sind die Erwartungen bezüglich Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2017?
		Schlumberger erwartet für 2017 Investitionsausgaben (ohne Multiclient- und SPM-Investitionen) in Höhe von 2,2 Mrd. USD.
2)		Wie hoch war der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit für das erste Quartal 2017?
		Der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit für das erste Quartal 2017 betrug 656 Mio. USD trotz des Verbrauchs von Betriebskapital, der üblicherweise im ersten Quartal zu beobachten ist. Die Nutzung von Betriebskapital wurde durch jährliche Zahlungen im Zusammenhang mit der Kompensation von Mitarbeitern ermöglicht. Das Betriebskapital widerspiegelte außerdem Abfindungszahlungen in Höhe von 140 Mio. USD während des ersten Quartals 2017.
3)		Was war in „Zinsen und sonstige Erträge“ für das erste Quartal 2017 enthalten?
		Die „Zinsen und sonstigen Erträge“ für das erste Quartal 2017 beliefen sich auf 46 Mio. USD. Dieser Betrag setzte sich aus Erträgen aus Eigenkapitalbeteiligungen in Höhe von 17 Mio. USD sowie Zinserträgen in Höhe von 29 Mio. USD zusammen.
4)		Welche Änderungen der Zinserträge und Zinsaufwendungen sind für das erste Quartal 2017 auszuweisen?
		Die Zinserträge in Höhe von 29 Mio. USD waren gegenüber dem Vorquartal unverändert. Die Zinsausgaben in Höhe von 139 Mio. USD blieben gegenüber dem Vorquartal ebenfalls unverändert.
5)		Was ist der Unterschied zwischen dem Betriebsergebnis vor Steuern und den konsolidierten Erträgen von Schlumberger vor Steuern?
		Der Unterschied besteht grundsätzlich in Posten, die sich auf den Konzern beziehen (einschließlich Belastungen und Gutschriften), Posten wie Zinserträgen und -aufwendungen, die nicht bestimmten Segmenten zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen und Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten immateriellen Vermögenswerten (einschließlich der Abschreibungen von immateriellen Vermögenswerten infolge der Übernahme vom Cameron) sowie bestimmten zentral verwalteten Initiativen und sonstigen betriebsfremden Posten.
6)		Was war der effektive Steuersatz (Effective Tax Rate, ETR) für das erste Quartal 2017?
		Der ETR für das erste Quartal 2017 betrug bei einer Kalkulation in Übereinstimmung mit GAAP 14,8 %, was im Vergleich zu 8,8 % für das vierte Quartal 2016 steht. Der ETR für das erste Quartal 2017 ohne Belastungen und Gutschriften betrug 15,3 %, was im Vergleich zu 15,8 % für das vierte Quartal 2016 steht.
7)		Wie viele Stammaktien waren zum 31. März 2017 im Umlauf, und wie veränderte sich diese Zahl gegenüber dem Ende des letzten Quartals?
		Zum 31. März 2017 waren 1.389 Milliarden Stammaktien im Umlauf. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom 31. Dezember 2016 bis zum 31. März 2017.

					(Angaben in Mio.)
Zum 31. Dezember 2016 im Umlauf befindliche Aktien						1.391
An Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien						1
Übertragung von Belegschaftsaktien						1
Gemäß Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien						1
Aktienrückkaufprogramm						(5)
Zum 31. März 2017 im Umlauf befindliche Aktien						1.389

8)		Wie hoch war das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien im ersten Quartal 2017 und im vierten Quartal 2016, und wie wird dies mit der durchschnittlichen Anzahl ausstehender Aktien abgeglichen, wobei die Verwässerung berücksichtigt wird, die bei der Berechnung der verwässerten Erträge je Aktie unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften verwendet wird?
		Das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien belief sich während des ersten Quartals 2017 auf 1.393 Milliarden und während des vierten Quartals 2016 auf 1.392 Milliarden.
		Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels ausstehender Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien bei voller Verwässerung, der zur Berechnung der verwässerten Gewinne je Aktie ohne Berücksichtigung von Belastungen und Gutschriften verwendet wird.

										(Angaben in Mio.)
						Erstes Quartal 2017				Viertes Quartal 2016
Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien						1.393				1.391
Angenommene Ausübung von Aktienoptionen						4				5
Gesperrte Belegschaftsaktien						5				5
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung						1.402				1.401

9)		Wie hoch war der Betrag der Multiclient-Umsätze von WesternGeco im ersten Quartal 2017?
		Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren beliefen sich im ersten Quartal 2017 auf 138 Mio. USD und im vierten Quartal 2016 auf 143 Mio. USD.
10)		Wie hoch war der Auftragsbestand von WesternGeco am Ende des ersten Quartals 2017?
		Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit Kunden am Ende des ersten Quartals 2017 betrug 613 Mio. USD. Zum Ende des vierten Quartals 2016 lag er bei 759 Mio. USD.
11)		Wie hoch war der Bestell- und Auftragsbestand für die Segmente OneSubsea und Drilling Systems von Cameron?
		Der Bestell- und Auftragsbestand für OneSubsea und Drilling Systems war wie folgt:

								(Angaben in Mio.)
Bestellungen					Erstes Quartal 2017			Viertes Quartal 2016
OneSubsea					546 USD			523 USD
Drilling Systems					174 USD			132 USD
Auftragsbestand (zum Ende des Zeitraums)
OneSubsea					2.634 USD			2.526 USD
Drilling Systems					608 USD			607 USD

Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Technologien zur Charakterisierung von Lagerstätten sowie für Bohr-, Förderungs- und Verarbeitungsvorgänge in der Erdöl- und Erdgasindustrie. Schlumberger ist in über 85 Ländern tätig, beschäftigt rund 100.000 Mitarbeiter aus über 140 Staaten und liefert das in der Branche umfassendste Sortiment an Produkten und Dienstleistungen von der Exploration bis zur Förderung sowie Lösungen von der Pore bis zur Pipeline, mit denen die Kohlenwasserstoffgewinnung optimiert und die Leistungsfähigkeit von Lagerstätten gewährleistet werden kann.

Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston, London und Den Haag und wies 2016 einen Umsatz in Höhe von 27,81 Mrd. USD aus. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.

*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.

Fußnoten

Schlumberger veranstaltet am Freitag, 21. April 2017, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der Medienmitteilung zum Quartalsbericht und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:30 Uhr Eastern Time bzw. 14.30 Uhr MEZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1 (800) 288-8967 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1 (612) 333-4911 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 21. Mai 2017 eine Wiederholung zur Verfügung. Wählen Sie dazu bitte +1 (800) 475-6701 für Anrufe aus Nordamerika oder +1 (320) 365-3844 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas, und geben Sie den Zugangscode 417634 ein.

Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mithören angeboten. Ebenfalls steht Ihnen auf derselben Website bis zum 30. Mai 2017 eine Wiederholung des Webcasts zur Verfügung.

Dieser Ergebnisbericht für das erste Quartal 2017 sowie unsere anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen“ im Sinne des US-amerikanischen Wertpapierrechts, die jegliche Aussagen umfassen, die keine historischen Tatsachen sind, wie zum Beispiel unsere Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten, zur Steigerung der Aktivitäten von Schlumberger insgesamt und jedes einzelnen Segments (sowie für bestimmte Produkte oder in bestimmten geografischen Regionen innerhalb der einzelnen Segmente), zur Erdöl- und Erdgasnachfrage und einem entsprechenden Anstieg der Förderung, zu den Preisen von Erdöl und Erdgas, zu Verbesserungen von Betriebsverfahren und Technologien, inklusive unseres Transformationsprogramms, zu Kapitalaufwendungen durch Schlumberger und in der Erdöl- und Erdgasindustrie, zu den Geschäftsstrategien der Kunden von Schlumberger, zu den erwarteten Vorteilen der Cameron-Transaktion, zum Erfolg der Joint Ventures und Zusammenschlüsse von Schlumberger sowie zu der zukünftigen globalen Wirtschaftslage und zukünftigen Geschäftsergebnissen. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten. Dazu gehören u. a. die Weltwirtschaftslage, Veränderungen bei Ausgaben für Exploration und Förderung aufseiten der Kunden von Schlumberger sowie Veränderungen der Intensität der Exploration und Erschließung von Erdöl und Erdgas, allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Situationen in Schlüsselregionen der Welt, Währungsrisiken, Preisdruck, Wetter und sonstige jahreszeitlich bedingte Faktoren, betriebliche Änderungen, Verzögerungen oder Stornierungen, Rückgänge bei Förderungen, Änderungen von behördlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Erdöl- und Erdgasexploration in Offshore-Gebieten, zu radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz, aber auch die Möglichkeit, dass Technologien neuen Herausforderungen bei der Exploration nicht gerecht werden, dass Cameron nicht erfolgreich integriert und die erwarteten Synergien nicht realisiert werden oder dass wichtige Mitarbeiter nicht beim Unternehmen bleiben, sowie sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das erste Quartal 2017 und auf unseren aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K aufgeführt sind, die bei der US-amerikanischen Börsenaufsichtsbehörde SEC eingereicht wurden. Falls eines oder mehrere dieser und anderer Risiken und Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Veränderungen von Geschehnissen) eintreten oder sich unsere grundlegenden Annahmen als unzutreffend erweisen sollten, können die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von unseren Darstellungen in zukunftsgerichteten Aussagen abweichen. Schlumberger verneint jegliche Absicht zur Überarbeitung oder öffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger Gegebenheiten und lehnt jegliche derartige Verpflichtung ab.

Die Ausgangssprache, in der der Originaltext veröffentlicht wird, ist die offizielle und autorisierte Version. Übersetzungen werden zur besseren Verständigung mitgeliefert. Nur die Sprachversion, die im Original veröffentlicht wurde, ist rechtsgültig. Gleichen Sie deshalb Übersetzungen mit der originalen Sprachversion der Veröffentlichung ab.

Originalversion auf businesswire.com ansehen: http://www.businesswire.com/news/home/20170428005328/de/

Christian Drastil: Wiener Börse Plausch

Wiener Börse Party #636: Marcel Hirscher läutet wieder die Opening Bell und ich denke dabei an Palfinger und Raiffeisen

Aktien auf dem Radar:Addiko Bank, Immofinanz, Marinomed Biotech, Flughafen Wien, Warimpex, EuroTeleSites AG, ATX Prime, ams-Osram, AT&S, Palfinger, RBI, Strabag, Pierer Mobility, UBM, CA Immo, Frequentis, Lenzing, SW Umwelttechnik, Oberbank AG Stamm, Wolford, Agrana, Amag, Erste Group, EVN, Kapsch TrafficCom, OMV, Österreichische Post, Telekom Austria, Uniqa, VIG, Wienerberger.

---