نسخة معدلة من مكالمة جماعية أو عرض تقديمي من RIG 30-أبريل -20: 1 مساءً بتوقيت جرينتش

كما ورد في بيان أرباح الأمس ، للربع الأول ، ولدت Transocean الأرباح المعدلة قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك والإطفاء المعدلة بمبلغ 235 مليون دولار على 807 مليون دولار من الإيرادات المعدلة ، في حين أن كفاءة الإيرادات للربع كانت أقل بقليل من توجيهنا البالغ 95٪ ، والذي يعزى بشكل أساسي إلى عملياتنا النرويجية. مكنتنا التكاليف الأقل من التوجيه عبر المؤسسة من تقديم نتائج EBITDA المعدلة التي تجاوزت توقعاتنا. تعكس هذه النتائج أول ربع كامل لعملياتنا من Deepwater Corcovado و Deepwater Mykonos ، اللتين بدأتا حملات متعددة السنوات مع Petrobras في البرازيل خلال الربع الرابع من العام الماضي.

أيضًا في الربع الأول ، التزمت Deepwater Asgard بعقدها الجديد مع Beacon Offshore Energy في خليج المكسيك الأمريكي. مع ممارسة Beacon للخيارين الأولين بالفعل ، فقد تم التعاقد عليها الآن للعمل في الربع الرابع من هذا العام. بدأ زعيم Transocean الحملة مع Premier في المملكة المتحدة في مارس ومن المقرر أن يظل متعاقدًا حتى منتصف العام. بالإضافة إلى ذلك ، لدينا عدد من العقود التي أعلنا عنها سابقًا إما أنها بدأت أو على وشك أن تبدأ العمليات.

في كندا ، بدأ Barents عملياته مع Equinor. من المتوقع أن تستمر هذه الحملة الأولية في الربع الثالث من العام ، مع إمكانية أن تتمكن Equinor من ممارسة خيارات المتابعة الممتدة لها طوال العام.

في المملكة المتحدة ، عملنا مع عميلنا Chrysaor ، الذي كان يحفر مع 712 ، لتأخير حملة الحفر في الخريف ، مما سمح لنا باستبدال 712 إما بـ Paul B. Loyd أو زعيم Transocean ، بعد عملهم الحالي حملات. كما أظهرنا مرارًا وتكرارًا على مر السنين ، سنقوم بتقييم مستقبل 712 وقيمتها في أسطولنا بشكل سريع ومدروس.

بدأت The Discoverer Inspiration ، التي أنهت لتوها حملة ناجحة لمدة 5 سنوات مع شركة Chevron ، عقدها مع Talos في خليج المكسيك. كان أداء الحفر الفائق الذي قمنا به مع Chevron مفيدًا في التعاقد الفوري لأعمال المتابعة التي حافظت على عملها في الربع الثالث.

في ترينيداد ، DD3 بصدد اختبار القبول مع شل. أود أن أشيد بفرق العمليات لدينا على اجتهادهم في تقديم أداء من الدرجة الأولى لشركة ExxonMobil في غينيا الاستوائية ، واستكمال التعبئة إلى ترينيداد وإنشاء هذا الحفار لضمان تسليم الأصول لعملائنا كما هو متوقع على الرغم من التحديات التي قدمتها COVID-19 .

أداء موظفي شركة Transocean ليس فريدًا لعملياتنا في ترينيداد. أود أن أتوجه بالشكر والتقدير الشخصي لجميع فرقنا البحرية لتضحياتهم ، بما في ذلك العديد من العوائق الممتدة ، وفرقنا البرية لتسهيل العمليات العالمية غير المنقطعة وإدارة مجموعة واسعة من تحديات COVID-19.

في كل ولاية قضائية نعمل فيها ، واجهنا وتغلبنا على العقبات ، بما في ذلك ، على سبيل المثال لا الحصر ، حظر السفر والحجر الصحي المطلوب من وإلى البلدان لتغييرات الطاقم ، وإلغاء الرحلات الجوية وتغييرات الجدولة ، والحصول على المخزون والأجزاء المهمة ، والتحقق من السلامة والصحة من بين جميع الموظفين على متن الطائرة ، الحفاظ على منطقة عمل آمنة وأماكن المعيشة مع الاستمرار في اتباع التوصيات عن بعد الاجتماعي وعزل الطاقم وإخلاء الأشخاص ، عند الاقتضاء. أنا فخور للغاية بفريق Transocean بأكمله وجهودهم لضمان استمرار العمليات بأمان.

لقد أبقينا أسطولنا متعاقدًا وعملنا وفقًا لمعايير Transocean العالية للسلامة والموثوقية والكفاءة. حتى في الحالات التي لم يتمكن فيها عملاؤنا أو أفراد منصة الحفر من غير Transocean من الوصول إلى منصة الحفر ، بما في ذلك المثال الوحيد لقوة قاهرة حدثت في الهند وتم حلها بعد حوالي أسبوع واحد ، فقد أبقينا أسطولنا جاهزًا لعملائنا. هذه نتيجة مباشرة للجهود غير العادية لمنظمتنا لاستئجار الرحلات الجوية والقوارب عندما لم يكن السفر التقليدي متاحًا ، وتحديد أماكن الإقامة الضرورية المحجوزة لضمان أن يكون للموظفين أماكن للإقامة قبل وبعد تغييرات الطاقم والتنسيق عن كثب مع الموردين ووكلاء الشحن للحفاظ على تم تجهيز الحفارات الخاصة بنا باللوازم اللازمة.

بالإضافة إلى ذلك ، قمنا بذلك مع الحفاظ على موظفينا في جميع أنحاء العالم في أمان من خلال اتباع البروتوكولات المحلية للمسافة الاجتماعية والاحتياطات الأخرى. تمكن موظفو شركة Transocean البرية من العمل بشكل منتج وناجح عن بُعد وسيستمرون في ذلك إلى أن تعتبر الحكومة والمسؤولون الصحيون هذه الإجراءات غير ضرورية. هذا يعكس التزامنا المستمر بالسلامة ، مع بقاء أولويتنا القصوى على صحة موظفينا وعملائنا. لهذا ، أقول شكرا لك فريق Transocean بأكمله.

بالنظر إلى أسطولنا ، اتخذنا مؤخرًا الإجراء لإعادة تدوير 4 من الأصول القديمة المكدسة بشكل مسؤول ، Polar Pioneer و Songa Dee من أسطول بيئتنا القاسية و 711 و 714 من أسطولنا في المياه المتوسطة. كانت جميع هذه الأصول تبلغ من العمر 35 عامًا على الأقل. ومع التكلفة الكبيرة المطلوبة لعمليات التنشيط الخاصة بها ، إلى جانب قابلية تسويق هذه الوحدات الأقل قدرة في المستقبل ، قررنا أنه لم يعد لديها قيمة خيار كافية لضمان الاحتفاظ بها. وغني عن القول ، نظرًا لعدم اليقين الحالي في الصناعة ، نأمل ونتوقع أن نرى تحركات مماثلة عبر الصناعة.

أود الآن أن أدلي ببعض التعليقات حول COVID-19 وتأثيره المتصور على Transocean المتراكمة الرائدة في الصناعة والتي تبلغ 9.6 مليار دولار.

كما ذكرت سابقًا ، ليس لدينا أي حفارات في حالة قوة قاهرة حاليًا نتيجة COVID-19. للتذكير ، مكّنتنا قوة تراكمنا من تعزيز سيولتنا على مدى السنوات القليلة الماضية من خلال تأمين الجزء الأكبر من الأجزاء المتراكمة لدينا ، وهما العقود المجمعة مع شركتي Shell و Equinor. كانت هذه العقود قوية ، ليس فقط من منظور نهاري ، ولكن جودة العملاء وقوة الشروط والأحكام في العقود.

على الرغم من أننا سنستمر في فعل كل ما في وسعنا لمنع انتشار COVID-19 ، ليس فقط على هذه الحفارات ، ولكن على جميع الحفارات لدينا ، فإننا نشعر بالراحة في حقيقة أن هذه العقود الثمانية تنص على فترة علاج أطول بكثير من المعيار في الصناعة. أود مرة أخرى أن أؤكد أننا سنواصل اليقظة في القيام بكل ما في وسعنا للحفاظ على جهاز COVID-19 مجانيًا ، وسنستمر في اتخاذ الإجراءات اللازمة في هذا السعي. أود أيضًا أن أغتنم هذه الفرصة لأقول أن عملائنا كانوا داعمين للغاية ومكملين لجهودنا وبروتوكولاتنا طوال هذا الوباء وعملوا عن كثب معنا لمواصلة العمل بأمان خلال هذه الأزمة.

ننتقل إلى توقعات السوق. استجابة للانخفاضات الحادة التي شهدناها في أسعار النفط في الأشهر الثلاثة الماضية ، تم تخفيض ميزانيات العملاء بشكل كبير. لذا ، في حين أن تراكمنا لا يزال مصدرًا للقوة ، فإن توقعاتنا على المدى القريب للعمل الجديد وتصاعد معدلات اليوم قد خففت. بعد قولي هذا ، لقد شجعنا أن نرى أن عملائنا لا يقومون بإلغاء المشاريع التي من المحتمل أن تستمر في وقت سابق من العام ، بل يتطلعون إلى تأجيل عقوباتهم وتأجيلها بشكل عام من 9 إلى 12 شهرًا.

عندما ننظر إلى الأشهر الـ 18 المقبلة ، نرى الآن أكثر من 80 مشروعًا بمدة إجمالية تبلغ 90 عامًا تقريبًا. نحن ندرك تمامًا أن سعر النفط الحالي لا يدعم بدء هذه المشاريع ، ولكن مع تعافي أسعار النفط ، ستصبح هذه المشاريع البحرية مرة أخرى مجدية اقتصاديًا. وما زلنا نعتقد أن الخارج يمثل فرصة استثمارية أفضل لقاعدة عملائنا من مشاريعهم البرية.

استجابة لظروف السوق الحالية وعلى غرار الخطوات التي اتخذناها خلال فترة الانكماش السابقة للحفاظ على هوامشنا ، ستتخذ Transocean الخطوات اللازمة لخفض النفقات بما يتناسب مع انخفاض نشاط أسطولنا. لحسن الحظ ، من خلال استراتيجية تسويق هادفة ومنضبطة ، وصلنا إلى عام 2020 مع منصة خاملة واحدة فقط وبقية أسطولنا النشط محجوز بالكامل بشكل فعال في النصف الأول من العام ، مع بدء بعض ذلك بعد ذلك.

لقد انتهزنا الفرصة للمناقشة سابقًا مع 712 لنقل عملنا المستقبلي إلى Loyd أو القائد للسماح لنا بإدارة أسطولنا بكفاءة أكبر. لفرص مماثلة أخرى تقدم نفسها ، سوف نتطلع إلى الاستفادة من هذه المواقف. في محاولة لزيادة إدارة تكاليفنا ، سنكون أيضًا حاسمًا في التراص البارد على الفور ، وفي بعض الحالات ، إعادة تدوير الأصول التي ليس لديها فرص تعاقدية متوقعة.

بالإضافة إلى ذلك ، كما يتضح من أدائنا في الربع الأول ، فقد بدأنا بالفعل إجراءات للحد من نفقات التشغيل غير الأساسية ونفقات SG&A لتقليل تكاليف الدعم وتأجيل جميع النفقات الرأسمالية غير الضرورية والمبادرات الداخلية. هيكل التكلفة لدينا قابل للتطوير بناءً على مستويات النشاط ، وسنظل مجتهدين في تعديله وفقًا لما يمليه نشاط الحفر.

بينما ننتظر ارتفاع أسعار النفط وبدء المشاريع الجديدة ، نعمل بجد مع عملائنا الذين لديهم خيارات على المدى القريب لمواءمة اهتمامنا مع مصالحهم في محاولة للحفاظ على أسطولنا نشطًا. بعد قولي هذا ، من المهم بالنسبة لنا أن نحقق النقد بأي عقود جديدة. لذلك ، سنستمر في ممارسة الانضباط في تعاقدنا.

نحن سعداء جدًا لأننا بدأنا عام 2020 مع تعاقد ما يقرب من 100٪ من أسطولنا القابل للتسويق في النصف الخلفي من العام. هذا يتيح لنا الآن الفرصة للتركيز على العمليات بعدد من الأشهر لتحديد استراتيجيًا لأفضل طريقة لإدارة أسطولنا. في حالة استمرار ضعف السوق على مدار العام ، فسوف نعمل بشكل حاسم لضمان تشغيل أسطولنا أو تكديسه لحماية السيولة لدينا. نحن أيضًا نحدد أفضل السبل لإدارة التسليم المتوقع لأطلس Deepwater Atlas في وقت لاحق من هذا العام.

على الرغم من التفكك بين العرض والطلب على النفط والانخفاض غير المسبوق في أسعار النفط ، لا يزال هناك اهتمام كبير من العملاء فيما يتعلق بنظام أطلس وقدرتها على أن تصبح ثاني أكبر 20000 رطل على البوصة في المياه العميقة في الصناعة. على هذا النحو ، سنستمر في العمل عن كثب مع عملائنا وحوض بناء السفن ، والذي يواجه تحديًا حاليًا للوفاء بجدول التسليم في نهاية العام بسبب الاضطرابات التي تم إنشاؤها بواسطة COVID-19 ، حيث نقترب من تقديم هذه الحالة الأحدث الأصول الفنية لهذه الصناعة.

في الختام ، نشعر بخيبة أمل لأن الانتعاش الواسع الذي نتوقعه مع دخول العام من المرجح أن يتأخر الآن إلى عام 2021. ومع ذلك ، نحن ملتزمون بعملائنا ونعمل معهم لإيجاد الحل التعاقدي الصحيح لتمكين برامجهم أثناء تعمل بأمان على أعلى مستويات الأداء مع الأصول الأكثر قدرة في الصناعة. لقد وضعنا أنفسنا كرائد واضح في البيئة القاسية والحفر في المياه العميقة للغاية وسنستمر في تحسين أسطولنا بشكل استراتيجي لتعزيز هذا الموقف.

على هذا النحو ، نتوقع أن يظل أسطولنا المسوق هو الأكثر استخدامًا في الصناعة ، حيث نجحنا في الإبحار في هذا التباطؤ الممتد. علامة؟

————————————————– ——————————

مارك أنتوني لوفيل مي ، شركة Transocean Ltd. – نائب الرئيس التنفيذي والمدير المالي [4]

————————————————– ——————————

شكرا لك ، جيريمي ، ويوم جيد للجميع. خلال مكالمة اليوم ، سألخص بإيجاز نتائج الربع الأول ، ثم أقدم إرشادات للربع الثاني. أخيرًا ، سأقدم تحديثًا حول توقعات السيولة حتى عام 2021.

كما ورد في بياننا الصحفي التفصيلي ، للربع الأول من عام 2020 ، أبلغنا عن خسارة صافية تعزى إلى السيطرة على حصة قدرها 392 مليون دولار أو 0.64 دولار لكل سهم مخفف. بعد تعديل البنود غير المواتية المرتبطة برسوم انخفاض القيمة على إجمالي حالات التقاعد والخسارة التي تم الإعلان عنها سابقًا عند تقاعد الديون ، أبلغنا عن خسارة صافية معدلة بقيمة 187 مليون دولار أمريكي أو 0.30 دولار أمريكي لكل سهم مخفف. تم تضمين المزيد من التفاصيل في بياننا الصحفي.

تشمل النقاط البارزة للربع الأول ما يلي: EBITDA المعدلة بمبلغ 235 مليون دولار ، مما يعكس استمرار تحويل العقود المتراكمة الرائدة في الصناعة إلى النقد وتركيزنا المستمر على التكاليف ؛ كفاءة الإيرادات على مستوى الأسطول بنسبة 94.4٪ ؛ خفض عدد أيام العمل على مستوى الأسطول من 2419 خلال الربع مقارنة بالربع الرابع من عام 2019 ؛ وانخفاض صافٍ في الديون طويلة الأجل بحوالي 117 مليون دولار يُعزى إلى عمليات إعادة الشراء الانتهازية في السوق المفتوحة والاستهلاك نصف السنوي لسنداتنا المضمونة ، ويقابله جزئيًا إعادة تمويل سنداتنا المضمونة ذات الأولوية لعام 2023.

خلال الربع الأول ، قمنا بتعديل عائدات حفر العقود بمبلغ 807 مليون دولار ، بما يتماشى مع توجيهاتنا. وبلغت مصروفات التشغيل والصيانة للربع 540 مليون دولار ، والتي كانت أقل من توجيهنا بسبب توقيت مشاريع بناء السفن والصيانة أثناء الخدمة وإلغاء التأجيل لبعض المشاريع بسبب COVID-19.

وبلغت النفقات العامة والإدارية 43 مليون دولار للربع. هذا أقل بقليل من إرشاداتنا بسبب انخفاض الرسوم القانونية والمهنية والاستشارية في المقام الأول. كجزء من هدفنا على المدى الطويل لتحسين ميزانيتنا العمومية ، قمنا بإعادة شراء ما يقرب من 76 مليون دولار من الديون قصيرة الأجل في السوق المفتوحة خلال الربع بتكلفة 55 مليون دولار. وهذا سيوفر لنا أيضًا ما يقرب من 11 مليون دولار من الفوائد حتى تاريخ الاستحقاق.

لقد أنهينا الربع الأول بسيولة إجمالية تبلغ حوالي 3 مليار دولار ، بما في ذلك النقد والنقد المعادل غير المقيد 1.5 مليار دولار وحوالي 200 مليون دولار من النقد المقيد المخصص لخدمة الديون و 1.3 مليار دولار من تسهيلاتنا الائتمانية المتجددة غير المسحوبة.

تمشيا مع العام الماضي وبسبب توقيت دفع الفوائد والضرائب وإلغاء بعض المستحقات ، لم نولد تدفقات نقدية تشغيلية خلال الربع الأول. ولكن بما يتفق مع عام 2019 ، نتوقع تمامًا توليد تدفق نقدي تشغيلي إيجابي كبير في الربع الثاني وكامل عام 2020 ، حيث يظل الاعتراف بالإيرادات وتوليد مجموعات العملاء قوية.

اسمحوا لي الآن بتقديم تحديث عن توقعاتنا المالية لعام 2020. بالنسبة للربع الثاني من عام 2020 ، نتوقع أن تصل عائدات حفر العقد المعدلة إلى حوالي 785 مليون دولار. يعكس الانخفاض المتسلسل نشاطًا أقل نتيجة للمدة المخفضة لعقد Discoverer India ، إلى جانب تأخير ونقل برنامج الحفر Chrysaor من 712 إلى Paul B. Loyd أو Transocean Leader. ومن المقرر استئناف هذا العمل في النصف الثاني من العام.

لكامل عام 2020 ، نتوقع الآن عائدات العقد المعدلة بما يقرب من 3 مليارات دولار. التغيير من توقعاتنا السابقة يرجع إلى تأجيل العقود والتفاوض على تعديلات العقد مؤخرًا مع عملائنا. نتوقع أن تبلغ نفقات التشغيل والصيانة للربع الثاني حوالي 545 مليون دولار. تتعلق الزيادة الطفيفة على أساس ربع سنوي بالمصروفات الإضافية المتكبدة نتيجة استمرار العمليات دون انقطاع خلال جائحة COVID-19. وتشمل هذه ، على سبيل المثال لا الحصر ، تكاليف العمل الإضافي ، والرحلات المستأجرة والقوارب التعاقدية لتغييرات الطاقم ، وتكاليف الفندق للحجر الصحي الممتد قبل وبعد تناوب الطاقم ونفقات لوجستية معينة. علاوة على ذلك ، نحن نتوقع أن تبلغ نفقات التشغيل والصيانة لعام كامل حوالي 2 مليار دولار. مقابل توجيهاتنا السابقة ، يمثل هذا حوالي 100 مليون دولار من المدخرات الصافية نتيجة للتشغيل – لنفقات التشغيل المتعلقة بالنشاط طوال الفترة المتبقية من عام 2020 ، يقابلها ما يقرب من 45 مليون دولار من التكاليف المتوقعة المرتبطة باستجاباتنا لـ COVID-19. نتوقع نفقات G&A للربع الثاني من حوالي 44 مليون دولار. بالإضافة إلى ذلك ، تبلغ نفقاتنا المتوقعة من G&A للسنة الآن حوالي 175 مليون دولار أمريكي ، وهو انخفاض قدره 10 ملايين دولار أمريكي عن إرشاداتنا السابقة.

ومن المتوقع أن يبلغ صافي مصروفات الفوائد للربع الثاني حوالي 147 مليون دولار. تتضمن هذه التوقعات فائدة رأسمالية تبلغ حوالي 12 مليون دولار وإيرادات فوائد بقيمة 3 ملايين دولار. نتوقع أن تكون مصروفات الفوائد الصافية للعام بأكمله حوالي 590 مليون دولار ، مع 49 مليون دولار من الفوائد المرسملة و 13 مليون دولار من إيرادات الفوائد.

ومن المتوقع أن تبلغ النفقات الرأسمالية ، بما في ذلك الفوائد المرسملة ، للربع الثاني حوالي 55 مليون دولار. وهذا يشمل ما يقرب من 32 مليون دولار لعمال الحفر الجديدة تحت الإنشاء و 23 مليون دولار لصيانة CapEx. بالنسبة لعام كامل ، نتوقع أن يكون CapEx حوالي 840 مليون دولار ، والذي يتضمن ما يقرب من 740 مليون دولار لمنحتي تدريب حديثتين و 100 مليون دولار للصيانة. من المتوقع أن تبلغ ضرائبنا النقدية للربع الثاني حوالي 12 مليون دولار وحوالي 50 مليون دولار لعام 2020.

ننتقل الآن إلى السيولة المتوقعة في 31 ديسمبر 2021. بما في ذلك التسهيلات الائتمانية المتجددة غير المسحوبة والتوريق المحتمل لـ Deepwater Titan ، فإن سيولة نهاية العام 2021 لدينا تقدر بما بين 1.2 مليار و 1.4 مليار دولار. تتضمن توقعات السيولة هذه تقدير رأس مال 2020 المقدّر بـ 840 مليون دولار الذي تمت مناقشته سابقًا ، وتوقعات رأس المال المخفّضة لعام 2021 التي تبلغ [$850 million]. يشمل 2021 CapEx 750 مليون دولار تتعلق بمبانينا الجديدة و 65 مليون دولار لصيانة CapEx. يرجى ملاحظة أن إرشادات CapEx الخاصة بنا تستبعد أي عمليات إعادة تنشيط أو ترقيات لجهاز المضاربة.

في الختام ، في حين أن السلامة والسلامة التشغيلية هي مجالات التركيز الرئيسية لدينا ، فإننا ندرك تمامًا بيئة الحفر البحرية المتغيرة بسرعة. مع أخذ ذلك في الاعتبار ، بعد أن أكملنا العقود ، سنقوم بتغيير حجم العمليات بسرعة ، بما في ذلك النفقات العامة و G & A ، لتعكس انخفاض حجم أسطول التشغيل.

سأقوم الآن بإعادة المكالمة إلى براد.

————————————————– ——————————

برادلي ألكسندر ، Transocean Ltd. – VP of IR [5]

————————————————– ——————————

شكرا لك مارك. فاليري ، نحن الآن جاهزون للإجابة على الأسئلة. (تعليمات عامل التشغيل).

================================================== ==============================

أسئلة وأجوبة

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [1]

————————————————– ——————————

(تعليمات المشغل) سنتلقى الآن سؤالنا الأول من إيان ماكفيرسون من سيمونز.

————————————————– ——————————

إيان ماكفيرسون ، Simmons & Company International ، قسم الأبحاث – MD وكبير محللي البحوث في خدمة النفط [2]

————————————————– ——————————

جيريمي ، أفهم أن هناك – يبدو أنك تفكر في إمكانية ثني نظام أطلس نحو التمديد ربما اعتمادًا على قدرتك وظروف السوق للقيام بذلك ، ولكن لا يبدو أن هذا ينعكس في إرشادات CapEx لهذه السنة. هل يمكنك أن تطلعنا على محفزات قرارك [accepting] أن تزوير في الموعد المحدد مقابل ما رافعات لديك لتأجيل ذلك ربما؟

————————————————– ——————————

جيريمي دي. ثيجين ، شركة Transocean Ltd. – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير التنفيذي [3]

————————————————– ——————————

نعم. سؤال جيد ، إيان. هناك الكثير من الأجزاء المتحركة ، كما يمكنك أن تتخيل. بالطبع ، لديك كل من أطلس وتيتان قيد الإنشاء في الوقت الحالي ، وتواجه أحواض بناء السفن تحديًا. لقد تضررت بشدة مع COVID-19 ، خاصة في أحواض بناء السفن ، والتي تسببت في بعض الاضطرابات. لقد واجهوا بعض الاضطرابات من بعض مزودي المعدات من حيث التأخير في تقديم المنتج. ولذا فإننا نبذل قصارى جهدنا للتوفيق بين كلا الأصول. بالطبع ، لدى Titan بالفعل العقد مع Chevron ، لذلك ، من الواضح أننا ندرك ذلك.

كما ذكرت في تعليقاتي المعدة ، بصراحة تامة ، كان من المدهش قليلاً والمفاجئ لي أن أرى عملائنا الذين كانوا مهتمين سابقًا بتأمين الأطلس وترقيتها إلى منصة 20K ثانية. ، لا تزال مهتمة للغاية.

أود أن أقول أن أحد العملاء يتطلع إلى احتمال تأجيل بدء برنامجهم لبضعة أشهر ، لكنهم لم يغيروا عزمهم فيما يتعلق بالمضي قدمًا. ويريد عملاؤنا الآخرون المضي قدمًا بالسرعة الأصلية – التي عبروا عنها في الأصل قبل أن نتعرض جميعًا لهذا الوباء.

لذا نحن نعمل على جانبيها الآن ، إيان. أظن أن تسليم الأطلس ينزلق قليلاً ، سواء كان ذلك في وقت لاحق من هذا العام أو أوائل العام المقبل ، ليتم تحديده. لكننا نعمل فقط الآن بأفضل ما يمكننا مع العملاء وأحواض بناء السفن ومصنعي المعدات الأصلية للعمل على توقيت ذلك.

————————————————– ——————————

إيان ماكفيرسون ، Simmons & Company International ، قسم الأبحاث – MD وكبير محللي البحوث في خدمة النفط [4]

————————————————– ——————————

حسنا. فهمتك. حسنًا ، يجب أن أقول ، لقد كان من المثير للإعجاب أن نرى المقاولين الخارجيين مثلكم جميعًا قادرين على مواصلة العمل خلال الأشهر العديدة الماضية دون قدر كبير من الانقطاع. لذلك أود أن أردد مجدك لطاقمك ومنصتك للحفاظ على تشغيل الحفارات.

ولكن يبدو لي أيضًا أن هناك طبقة إضافية من تكاليف الخدمات اللوجستية ، وعمليات الإجلاء الإضافية أو عزل الأطقم ، وما إلى ذلك. وعلى الرغم من أن إرشادات التشغيل والصيانة الخاصة بك لهذا العام قد انخفضت قليلاً ، أتصور أن هذا متعلق بالنشاط قليلاً ، هل هناك – هل كان هناك ضغط على هوامشك مرتبطًا بتعطيل هذا الفيروس؟ وهل أي من ذلك خاضع للتفاوض من أجل مخالب؟ أو كيف تشارك هذه التكلفة إذا لم تكن في الواقع مهمة لك؟

————————————————– ——————————

جيريمي دي. ثيجين ، شركة Transocean Ltd. – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير التنفيذي [5]

————————————————– ——————————

إيان ، سأترك مارك يتعامل مع ذلك ، لكنني سأخبرك أننا نتحمل تكلفة إضافية ، كما تشير إلى ذلك حقًا ، ويمكن لمارك تقديم المزيد من التفاصيل. وفي النهاية ، نعم ، سنتحدث إلى عملائنا حول استرداد بعض من ذلك أو كل ذلك. لكن المضي قدما ، مارك.

————————————————– ——————————

مارك أنتوني لوفيل مي ، شركة Transocean Ltd. – نائب الرئيس التنفيذي والمدير المالي [6]

————————————————– ——————————

نعم ، هذا صحيح تمامًا ، وصباح الخير ، إيان. في تعليقاتي المعدة ، ذكرت في الواقع أننا نتوقع حوالي 45 مليون دولار من التكلفة الإضافية هذا العام بشكل رئيسي حول العمل الإضافي ، أو استئجار رحلات طيران مستأجرة أو استئجار قوارب وتكاليف الفنادق. بعض هذا قابل لإعادة الملء للعملاء. قد يكون بعضها. ما زلنا في مفاوضات مع العملاء ، لكننا لم نصل إلى ذلك بعد. لذلك يمكنك أن تتوقع الحصول على تحديث أفضل بحلول الربع التالي.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [7]

————————————————– ——————————

سننتقل إلى سؤالنا التالي من كونور ليناغ من مورجان ستانلي.

————————————————– ——————————

كونور جوزيف ليناغ ، مورغان ستانلي ، قسم الأبحاث – محلل للأسهم [8]

————————————————– ——————————

نعم. كنت أتساءل عما إذا كان بإمكاننا مناقشة كيف تبدو شروط العقد الخاصة بك بشكل عام. وأنا أقدر أن أطلب منك التعميم على العديد من العقود المختلفة. ولكن يبدو لي أنك لم تواجه بالفعل العديد من حالات إلغاء العقود على عكس بعض زملائك. هل يمكنك فقط مناقشة بشكل عام كيف تبدو شروط الإلغاء للراحة في معظم عقودك؟

————————————————– ——————————

جيريمي دي. ثيجين ، شركة Transocean Ltd. – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير التنفيذي [9]

————————————————– ——————————

نعم بالتأكيد. دعني فقط – كلهم ​​مختلفون ، كما تشير إلى ذلك بشكل صحيح ، ومن المهم حقًا ما إذا كنا – عندما تفاوضنا على العقود.

لذلك إذا كنت تفكر في العقود الثمانية التي أشرت إليها في ملاحظاتي المعدة والتي تشكل بالفعل الجزء الأكبر من العمل المتراكم لدينا ، خاصة من منظور التدفق النقدي ، فقد تم التفاوض على تلك العقود قبل بدء الانكماش الأولي في عام 2014 في وقت كان فيه مقاولو الحفر بعيدًا المزيد من النفوذ. ولكن فيما يتعلق بمزيد من التفاصيل ، دعني فقط أسلمه إلى نائب الرئيس الأول للتسويق والعقود ، رودي.

————————————————– ——————————

رودي ماكنزي ، شركة Transocean Ltd. – نائب الرئيس الأول للتسويق والابتكار وعلاقات الصناعة [10]

————————————————– ——————————

نعم. لذلك لم نر الإنهاء الذي شهده منافسونا ، ويرجع ذلك في المقام الأول إلى شروط وأحكام أقوى في العقود. الآن حتى العقود التي وقعناها خلال فترة الانكماش الاقتصادي ، كنا مصرين إلى حد كبير على أنه لا يمكن لعملائنا حل أو الخروج من العقود دون نوع من التعويض يعود إلينا.

لذا ، حيث كنا ، على ما أعتقد ، من الصعب بشكل خاص على الشروط والأحكام هو في الواقع تجنب الموقف الذي نحصل فيه على عمليات إنهاء زائفة تحدث بسرعة ، يجعل العملاء يفكرون مرتين حول ما إذا كان من الضروري الإنهاء. هذا ، إلى جانب الأشياء التي مر بها مارك وجيريمي للتو من حيث عملياتنا وفرق الموارد البشرية لدينا تقوم بعمل رائع في التأكد من أننا قادرون على مواصلة العمليات. في الأساس ، حالات القوة القاهرة ليست علينا. قد يكونون على العملاء الذين قرروا أنهم يرغبون في الإنهاء. ولكن في جميع حالات العقود التي لدينا ، هناك بالتأكيد فترات علاج ووقت للتغلب على تلك الحالات الخاصة. أو إذا كانوا يرغبون في الإنهاء بسرعة ، فهناك عائد كبير جدًا مرتبط بهذه العقود. لذا ، هذا هو الأساسي [thrust] من ذلك ، نعم ، قد نكون صعبين قليلاً على الشروط والأحكام ، لكننا نفعل ذلك لحماية أنفسنا من التقلبات المثيرة في النشاط.

نتمنى نوعًا ما أن يفعل الآخرون الشيء نفسه ، ولكن الأمر متروك لهم. ولكن من وجهة نظرنا ، نحن نتأكد من أن عقودنا لا يمكن إلغاؤها بسهولة.

————————————————– ——————————

كونور جوزيف ليناغ ، مورغان ستانلي ، قسم الأبحاث – محلل للأسهم [11]

————————————————– ——————————

من المنطقي. ربما نوع من نقل التروس هنا على جانب التكلفة من الأشياء. يبدو أنكم تعملون بكفاءة. ولذا أشعر بالفضول إذا انخفض النشاط إلى ما هو أبعد من التكلفة المتغيرة التابعة للحفارة نفسها ، فما هي الخيارات المتاحة لديك لتقليل تكاليف التشغيل بشكل أكبر؟ يمكنك المشي من خلال أي فرص هناك؟

————————————————– ——————————

جيريمي دي. ثيجين ، شركة Transocean Ltd. – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير التنفيذي [12]

————————————————– ——————————

دعني أسلم ذلك إلى مارك.

————————————————– ——————————

مارك أنتوني لوفيل مي ، شركة Transocean Ltd. – نائب الرئيس التنفيذي والمدير المالي [13]

————————————————– ——————————

لذا كما ذكرت ، كونور ، عن – تعليقاتي المعدة ، وقد ذكر جيريمي الشيء نفسه ، لدينا بعض العقود طويلة الأجل التي تمتد خلال العام المقبل ، السنة التالية لذلك والسنة التي تلي ذلك. لذلك لن نشهد أي تغييرات في ذلك.

ولكن نظرًا لأن لدينا عقودًا يتم تشغيلها في وقت لاحق من هذا العام أو العام المقبل ، فسنتخذ إجراءً من أجل إضفاء الشرعية على الأعمال التجارية لتعكس انخفاض البصمة لأجهزة الحفر. لذلك لا يمكنني الوصول إلى أرقام ممتازة في الوقت الحالي ، ولكن حتى الآن ، لدينا أشخاص يدعمون جهازًا في ولاية قضائية معينة. And if no rig operating in that jurisdiction, clearly, we’ll then have to take a decision with regard to how do we rightsize the organization, move those folks around or end up severing some of them in cases where we depart a country.

——————————————————————————–

Operator [14]

——————————————————————————–

(Operator Instructions) We’ll take our next question from Taylor Zurcher of Tudor, Pickering, Holt.

——————————————————————————–

Taylor Zurcher, Tudor, Pickering, Holt & Co. Securities, Inc., Research Division – Director of Oil Service Research [15]

——————————————————————————–

Jeremy, you talked about working with some of your customers that have near-term options. But also in the initial stages of a downturn, we tend to see a bunch of blend-and-extend type arrangements. This downturn seems to be a bit different, where liquidity is at such a huge premium for, frankly, every offshore driller out there. And so I’m curious if you could just share what your appetite would be for a blend-and-extend type arrangement moving forward.

——————————————————————————–

Jeremy D. Thigpen, Transocean Ltd. – President, CEO & Executive Director [16]

——————————————————————————–

I’ll start, and then I’ll hand it over to Roddie for his thoughts. I will just offer some color on the market. This has been a very interesting couple of months. I would say at the outset of this pandemic, the #1 focus area for us and our customers and all the other service providers was how do we make sure to maintain safe and healthy operations on the rig. And so everybody really came together around that. And then once the customer started to feel comfortable with — and I mentioned they’ve been very complementary to the way we’ve handled the — and the team deserves — I mean, not me, the operations team and the HR team, the travel team deserve a lot of kudos. They’ve just done some herculean work.

But once our customers started to get comfortable that we had this fairly well contained in our — with the proper protocols in place, then it started to — the conversation started to shift toward, hey, could you help give us a little relief. And relief was different for everybody, whether that was a reduced dayrate for a period of time or a blend-and-extend type of conversation. And now I think we’re getting to the point where people are really — our customers, especially, are really starting to feel the pain, and that’s where you’ve seen some early terminations from some of our peers over the course of the past week or so.

So I think the conversations are starting to morph as we get further along in this crisis and we start to see how it ultimately plays out. But Roddie, I don’t know if you want to share any additional color on what you’re hearing specifically as it relates to potential blend-and-extend opportunities and how we’re approaching that.

——————————————————————————–

Roddie Mackenzie, Transocean Ltd. – SVP of Marketing, Innovation & Industry Relations [17]

——————————————————————————–

نعم. So we have seen that, which is encouraging, actually, because it means that there is additional work to be performed for several of the operators. So we have a couple of requests to do that.

But let me assure you, we will not be taking on any blend and extends that the extension equivalent dayrate would be at cash breakeven or something like that. I mean, we really view that now more than ever, your costs should include all overheads, all amortization of shipyards, all things associated with mobilizations, and none of those should be given away for free. We’re very disciplined, as Jeremy said before, that we never did that in the downturn. We always try and maintain that we would have cash flow positive contracts, not just from a local OpEx point of view, but from a corporate OpEx point of view as well.

So we kind of feel now more than ever that it’s essential for drillers, if they wish to have any degree of viability, to ensure those costs are fully captured and remunerated.

So yes, blend and extends are possible, but you’re not going to see them at bargain basement numbers from our point of view.

——————————————————————————–

Taylor Zurcher, Tudor, Pickering, Holt & Co. Securities, Inc., Research Division – Director of Oil Service Research [18]

——————————————————————————–

Okay. That’s really helpful. And my follow-up, I wanted to ask about Brazil. Obviously, we’ve seen a big CapEx reduction announcement from Petrobras and a bit unclear, at least to me, what that means for further planned rig needs over the next, at least, a year.

At the same time, a lot of the IOCs that acquired acreage there, frankly, haven’t really gotten going down in Brazil yet and probably will need to at some point in the future. So just curious if you could give us a little bit of an outlook, at least over the next 12 months, for what you’re seeing and hearing in Brazil.

——————————————————————————–

Jeremy D. Thigpen, Transocean Ltd. – President, CEO & Executive Director [19]

——————————————————————————–

Okay. I’ll start and then hand it over to Roddie again. But I would say it’s not exclusive to Brazil. I mean, if you look at the current environment and the dramatic drop in oil prices and the continued uncertainty about the timing that we will contain COVID-19 globally and get the economies going again and create demand again for oil and gas, I think everything is going to get pushed to the right for a period of time. And I don’t think Brazil is any different.

I think we’ve already seen some tenders delayed from Petrobras. We’ve seen the IOCs who are still moving forward, but it kind of stalled a bit as they wait to see how this unfolds. That’s, I think, around the globe and in every geo market, for the most part, you’re going to see a bit of a delay.

But Roddie, I don’t know if you want to add anything specific to Brazil on that.

——————————————————————————–

Roddie Mackenzie, Transocean Ltd. – SVP of Marketing, Innovation & Industry Relations [20]

——————————————————————————–

Yes, sure. I mean, in relation to the offshore drilling rigs, our part of the business saw a huge contraction over the last few years in Brazil. So when you talk about the overall CapEx cuts within Petrobras, it’s interesting to note, they haven’t really had many terminations of existing drilling contracts because they had essentially got to a low ebb of contracts. And in fact, right now, there’s 4 major tenders out there at the moment that if you — depending on how you count it, could be anywhere from 8 to 10 rig years awarded to in excess of 20 rig years. So it’s interesting that Petrobras has not canceled very many contracts. They are still continuing on with these tenders. And we kind of feel that our end of the business is not going to be dramatically negatively impacted in Brazil because it really was negatively impacted in the few years prior. So we still think that there’s going to be contracts awarded.

What I’d probably say is that there are several rigs that are coming off contract in Brazil in the next year or 2, and it’s more likely that those rigs would be extended rather than seeing a significant influx of rigs, reasons simply being that there’s no money to bring rigs into Brazil unless it’s fully compensated by the operators at this time.

So moving rigs into Brazil, mobilizations and then, of course, complying with local standards is pretty significant rig-by-rig. So it’s our view that none of the contractors will be willing to subsidize that anymore, and we would expect that the local rigs are already in there would pick up a lot of the work, and any rigs coming from outside would be at pretty significant dayrates.

So it might be a little bit of time before we see a significant influx again. But it’s certainly not all doom gloom on the drilling rig outlook in Brazil. In fact, it’s probably neutral compared to where it was.

——————————————————————————–

Operator [21]

——————————————————————————–

We’ll move to our next question from Greg Lewis from BTIG.

——————————————————————————–

Gregory Robert Lewis, BTIG, LLC, Research Division – MD and Energy & Shipping Analyst [22]

——————————————————————————–

Jeremy, I guess just a bigger picture question. I mean, clearly, the next couple of years are challenging. But whether it’s 2, 3, 4 years from now, we’ll make it through this in terms of the offshore rig market. So just kind of curious, given what you’ve seen over the last 1 to 2 years, as you think about what maybe like a normalized floater market looks like, if that’s even the right word. As we think — normal, right? As we think about — I mean, clearly, rig retirements are going to happen again. They’ve already started. The market is still heavily oversupplied. I know it’s still early in the selling cycle to think about, but whether it’s how many rigs do we think need to be retired this time around, or what — how you think about normalized. Just kind of curious if you could give us any color around now.

——————————————————————————–

Jeremy D. Thigpen, Transocean Ltd. – President, CEO & Executive Director [23]

——————————————————————————–

Yes, sure. You know what, Greg, I don’t think our position has changed. Over the last 5 years, we’ve said about reshaping our fleet. And as kind of the premise behind that, it was — listen, we want to own the highest-quality asset in the ultra-deepwater and harsh environment space because that’s where we think we can differentiate ourselves.

And then we started to think about, okay, with these more efficient assets, are we going to need as many as we did during the last peak? And if you remember back in 2014, I think the total contracted floater fleet was approaching 260 floaters, something in that range. And we took the position that we’re never going to get back to that, that the industry with these new, more efficient assets may only need 180 to 200, on the high end, maybe 220. And so we really started to shape our fleet with that in mind.

And if you look at what we’ve done over the course of the last 5 years with respect to the multiple retirements as well as the acquisitions and the newbuild that we’ve introduced to the fleet, that’s really how we’ve been building Transocean.

So we get through this pandemic, we hopefully get back to some more normalcy, global economies pick up, demand picks up, oil and gas — oil prices go back up into the, yes, pick a number, $50, $60 range, and rigs start to go back to work. We still think somewhere around a 180 total floater — contracted floater count still feels about right. In fact, entering this year, we felt pretty good that we were going to start making our way toward that. I think we entered the year with about 150 floaters under contract, somewhere in that range or future contracted. And we saw demand on the horizon in 2020, 2021 and 2022 that could easily get the global fleet up to a number that’s approaching 180.

And so if things get back to normal, and I’ll use air quotes as I say normal, we could easily see a fleet growing to that again. And really, we take comfort in knowing that we’ve got, certainly, all of our assets fall into that top 180. And so it should be fully utilized.

And with that, I’ll — let me hand it over to Roddie for any of his comments on that.

——————————————————————————–

Roddie Mackenzie, Transocean Ltd. – SVP of Marketing, Innovation & Industry Relations [24]

——————————————————————————–

نعم. I think I’d also add to that, that we’re encouraged to see that some of our competitors are finally acknowledging that they need to cold stack rigs and not keep them in the active supply. And I think we all know that cold-stacked rigs, for any length of time, makes them prime candidates for recycling.

So while we were seeing utilization numbers climbing, obviously, with the cancellations that have been suffered by many, we’re going to see that dip. But I think pretty quickly, you might see that utilization numbers rebound because these rigs will be removed from supply.

So look, we applaud that. But also, I think that also bodes really well for the future viability of the business, as people are now going to be looking at the ability to reactivate is now significantly diminished.

If the dayrates don’t support it, there’s not going to be spare cash, especially for those distressed contractors, to basically throw those into the mix to try and grab market share at any cost. So we expect that some of that behavior will now be abated significantly, and it will just be done through necessity. So I think there could be a silver lining to this, but less rigs working means that you have to be working at better economics and no more disastrous [free mobs] and upgrades.

And also maybe some tightening of contract assurance. If you’re going to give away the rigs at the bargain-basement prices, you would hope you at least had some certainty around collecting those revenues. So there could be some hard learned lessons here that perhaps will lift the entire industry in terms of economic returns and contract assurance, but yes.

——————————————————————————–

Gregory Robert Lewis, BTIG, LLC, Research Division – MD and Energy & Shipping Analyst [25]

——————————————————————————–

نعم. Perfect. Let’s hope so. And then just, Roddie, while, I guess — while I have you on the phone, this one’s for you. You mentioned the 80 projects, the 90 rig years, the rough math is — average year, 1 year. Is there any way to kind of sift through that? And really, what I’m trying to get at is, as we think about those, is that going to translate into basically 80 rigs working? Or really buried in those 80 projects, is there a lot of short-term work? Is there any kind of multiyear term work that would skew it that way? Any kind of color you could give around that will be super helpful.

——————————————————————————–

Roddie Mackenzie, Transocean Ltd. – SVP of Marketing, Innovation & Industry Relations [26]

——————————————————————————–

نعم. Actually, I think what I was talking about was the Brazil campaigns there. Yes, the answer to the duration is that all of them are multiyear campaigns. I think even the shortest one is going to be at least 12 months.

But again, the idea about the short-term campaigns, it really is kind of moving away a little bit because typically, the short-term campaigns were the ones that were exploration in nature. And then with success, those would lead on to development campaigns which tend to be a lot longer. So I think what we’re seeing at the moment is that the contract that continue actually happened to be the development campaigns because they are related to increasing production.

I think in the near term, the retraction in the market you will see will be primarily around exploration type activities. So I should say, you would see less short-term contracts right now because that’s where a lot of the terminations have come from.

——————————————————————————–

Jeremy D. Thigpen, Transocean Ltd. – President, CEO & Executive Director [27]

——————————————————————————–

And just to add to that — yes, sorry, Greg. Just to add to that, when we — when I was mentioning the 80 different campaigns, potential campaigns and the 90 rig years in my prepared remarks, that was really spread across the globe. And I think, obviously, Norway continues to be — or at least pre-pandemic, continues to be a very active spot with a lot of future activity on the horizon. But we were also seeing a tremendous pickup in the Gulf of Mexico, both the U.S. and Mexico side, Brazil and West Africa, the Golden Triangle, if you will. I think, of all those places, programs are still on the horizon. As we mentioned, they’ve just been pushed to the right a little bit in some areas.

My personal belief is that West Africa is going to get hit hardest as a result of this pandemic, as they’re really struggling to contain it, whether it be a lack of medical resources or a lack of social distancing, just whatever it may be. But we think that area is really going to struggle, and so the delay there may be a little bit more than what we might see in other parts of the world.

——————————————————————————–

Operator [28]

——————————————————————————–

We’ll move to our next question from Kurt Hallead of RBC.

——————————————————————————–

Kurt Kevin Hallead, RBC Capital Markets, Research Division – Co-Head of Global Energy Research & Analyst [29]

——————————————————————————–

So Jeremy, it appears that a number of your competitors could be heading for Chapter 11 protection in the not-too-distant future. It sounds very clear to me, based on the commentary from the press release and on the conference call here, that Transocean is on very strong footing from a financial standpoint.

Just kind of curious, in your mindset, when you think about the competitive landscape going forward and with some of your competitors potentially going through a capital restructuring and coming out with, let’s say, less encumbered balance sheets, do you think that, that puts those companies on a better competitive footing? Or do you still feel very confident that from an operational financial standpoint, you guys will still lead the way through the next-cycle phase?

——————————————————————————–

Jeremy D. Thigpen, Transocean Ltd. – President, CEO & Executive Director [30]

——————————————————————————–

Thanks, Kurt. Good question. And what I can tell you is we’ve already been through this. I mean, we’ve had multiple competitors that have already gone through restructuring. One of them we acquired in Ocean Rig. But Pacific, Seadrill, Vantage all went through it, and what we saw in that experience is that our customers clearly demonstrated a favoritism, if you will, a preference for the more established drillers with the more solid balance sheets. And our thought is that they recognize that those companies had the cash to invest in the training of the people and the proper maintenance of the assets and that they were a lower risk option than a otherwise risky venture.

And so what we saw during that first phase of restructuring a couple of years ago was that we won a disproportionate number of contracts. And so my expectation would be that as our competitors go through that restructuring phase, that once again, our customers will look to the low-risk option, which is Transocean, both from an operation standpoint, but also from a balance sheet standpoint. And so my expectation would be that we would be able to grow market share at premium dayrates during that period of time.

Now once our competitors come out of restructuring and have the opportunity to demonstrate that they can still safely, reliably, efficiently operate, they will have a lower cost base. We recognize that. But my guess is they won’t come through restructuring without any debt and probably not a lot of cash. And so they’re going to need to — as for dayrates that help them generate enough cash to continue to invest in their business and service their maturities, which are likely to be pushed out, but they’re still going to have them.

And so we don’t — we’re not at this stage overly concerned about it because what we’ve seen play out in the past didn’t support that it gave any of those restructured competitors a competitive advantage.

And Mark, I don’t know if you want to add anything to that?

——————————————————————————–

Mark-Anthony Lovell Mey, Transocean Ltd. – Executive VP & CFO [31]

——————————————————————————–

No, I think that’s right, Jeremy. And look, our debt comp is trading awfully low now as well. So as I said previously, we’ve been opportunistic in the past. We’ve been aggressive in the past. And you can expect us to look at this and take the opportunity this time as well to do something on our debt stack.

——————————————————————————–

Kurt Kevin Hallead, RBC Capital Markets, Research Division – Co-Head of Global Energy Research & Analyst [32]

——————————————————————————–

Awesome. That’s great color. I appreciate that. Maybe a follow-up I have for — would be for Mark. In the liquidity forecast that you provided for the end of 2021, Mark, does that include any draw on the revolver?

——————————————————————————–

Mark-Anthony Lovell Mey, Transocean Ltd. – Executive VP & CFO [33]

——————————————————————————–

So the forecast is $1.2 billion to $1.4 billion. The midpoint obviously is $1.3 billion, which happens to be the amount of our revolver. So if our forecast ends up being accurate, then there is no need to go on the revolver by the end of 2021.

——————————————————————————–

Operator [34]

——————————————————————————–

We’ll move to our next question from Mike Sabella of Bank of America.

——————————————————————————–

Michael James Sabella, BofA Merrill Lynch, Research Division – Research Analyst [35]

——————————————————————————–

So I know you guys have been — talked a lot about getting cost down, but obviously, a big focus. And there was some discussion around getting cost down off of the rig. I was wondering if we could kind of move on to the rig, like, are there any strategies you guys are undertaking that could help bring down OpEx at the rig level, maybe through automation or renegotiating contracts with vendors that can pull cost down there?

——————————————————————————–

Jeremy D. Thigpen, Transocean Ltd. – President, CEO & Executive Director [36]

——————————————————————————–

نعم. So as you know, since late 2014, 2015, we have aggressively looked for every opportunity to safely reduce our cost structure, both on the rigs and onshore. And I think the team has done a fantastic job of rightsizing the business to fit the new reality. Obviously, we’re going to go through that process again, given the impact that COVID-19 has had on oil prices and the business at large.

I would say offshore, as it comes to our major spend components, from an equipment standpoint, we structured long term, what we call care agreements, health care agreements with all of our major OEMs across the entire rig. So every major component we have long-term agreements with already predefined pricing that we, obviously, negotiated at a pretty steep discount. And so there’s not a lot that can be done with those. Those are in place. They’re multi-year. And really, honestly, having been an OEM myself, I know there’s not a lot more for those guys to give. And so not a lot we can do there.

If you look at the other big spend components on the rig, you’re really talking crew and fuel. So from a crew standpoint, we continue to look at optimal crew sizes. We have worked very closely with one of our customers in the Gulf of Mexico to significantly reduce the number of personnel required on the rig. It’s a tremendous savings which mostly goes to our customer. Nevertheless, it makes our offshore operations lower cost, and therefore, projects are more economically viable. So we have undertaken efforts to reduce the size of the crew on — especially on our big dual activity, seventh-gen rigs.

And then on the fuel side, last year, we introduced the industry’s first hybrid power system onboard a floating asset, and that was on the Transocean Spitsbergen. We are collecting data from that right now. We’re about 4 months in, and we are showing signs of pretty meaningful fuel reduction, which obviously not only reduces our cost, but also reduces our carbon footprint and makes us more environmentally friendly, if you will, in the delivery of our service. And so those are really the big buckets.

So is there opportunity? نعم. Is it going to be a game changer? Probably not because we’ve already reaped most of that low-hanging fruit. But let me turn it over to Roddie for some additional comments on that.

——————————————————————————–

Roddie Mackenzie, Transocean Ltd. – SVP of Marketing, Innovation & Industry Relations [37]

——————————————————————————–

نعم. You asked about things like automation on the rigs. And what I’d point out is there are opportunities there, but we carefully analyze that on an ongoing basis. We actually have several projects on the go at the moment to assess the viability of increasing automation on the rigs. But the truth of the matter is it involves investment, it involves buying equipment and it involves taking time out to install things.

So the reality of the situation is, unless those things are being compensated directly, it’s unlikely to see a wholesale move towards significant automation without an injection of capital from the end user, ultimately, which is going to be the customers.

So right now, clearly, they’re not thinking about that. We keep these projects on the back burner. We keep thinking about that kind of stuff. But certainly, we will not be investing heavily in these kind of technologies without a decent return.

——————————————————————————–

Michael James Sabella, BofA Merrill Lynch, Research Division – Research Analyst [38]

——————————————————————————–

That’s great. And then just a quick follow-up, if I could. Will you just talk for a bit about working capital? Are there leverage you guys are planning on pulling this year to free up some cash from working capital?

And Mark, if you could just kind of talk through how you see working capital and the liquidity forecast that you gave?

——————————————————————————–

Mark-Anthony Lovell Mey, Transocean Ltd. – Executive VP & CFO [39]

——————————————————————————–

نعم. So we have an ongoing initiative right now with regard to looking across our fleet for inventory to be shared amongst rigs. We’ve initiated that last year. We’ve automated it recently. So if the rig needs something, it pings the central facility to see whether the material is there. If it is, I think it’s shipped to that rig.

We also — as we always are, we’re very focused on revenue collections. So our team of folks has a target of 75 days, and we’re at 77 days for this quarter, and we’re vigilant with regard to chasing that.

So those 2 items are clearly what we’re looking at when it comes to working capital. But beyond that, there’s so much else we can do on that front at this stage.

——————————————————————————–

Michael James Sabella, BofA Merrill Lynch, Research Division – Research Analyst [40]

——————————————————————————–

Great. If you could just — to Mark, real quick. The $45 million I think you’ve budgeted for kind of, call it, special COVID-type cost, can you just talk us through the shape of that spend? I’m assuming it’s pretty 2Q heavy, but I just want to understand it.

——————————————————————————–

Mark-Anthony Lovell Mey, Transocean Ltd. – Executive VP & CFO [41]

——————————————————————————–

نعم. It’s mainly second quarter with some of it spilling over into the third quarter.

——————————————————————————–

Operator [42]

——————————————————————————–

And we’ll move to our next question from Sean Meakim of JPMorgan.

——————————————————————————–

Sean Christopher Meakim, JP Morgan Chase & Co, Research Division – Senior Equity Research Analyst [43]

——————————————————————————–

Jeremy, you’ve announced some plans to scrap rigs. Your peers are starting to do some of the same. As you noted earlier, there’s less cash in the system to fund long-term stacking programs compared to maybe even 2015 to 2017 downturn. Can you maybe just give us a sense of how much floater supply you think could come out permanently over the next 12 to 18 months?

——————————————————————————–

Jeremy D. Thigpen, Transocean Ltd. – President, CEO & Executive Director [44]

——————————————————————————–

It’s difficult to say. Sean, we’ve never been overly hung up on the total number of floaters that reside in a database. We had been more concerned about those that are active or could become active and marketable with some investment from either ourselves or from our peers. And so if we’ve got this Investor Relations presentation, I think it had this slide in just about every deck, but it kind of shows what we think is contracted supply, the marketable supply, what it’s going to — how many rigs need between $5 million and $25 million and which rigs need more than $25 million in order to reactivate.

And as you look through that schedule, I think we’ve identified 40 to 50 rigs that we don’t think will ever get another contract, that just because when they’re old, they’re technically less capable and/or it’s going to require a massive reactivation fee to get them back up and running. And so I don’t think this changes that story. I think maybe some of our competitors just finally throw in the towel and say, “Okay, we’ll officially scrap it now.” But really, I’m not as concerned about the total number of supplies. I’m about Transocean having the best available assets in the industry. And so it will certainly bring down the total supply number. We’ve already seen — I mean, we’ve announced some recent retirements. Some of our peers had as well. And my guess is you’ll see more of that as we work through the next several months.

——————————————————————————–

Sean Christopher Meakim, JP Morgan Chase & Co, Research Division – Senior Equity Research Analyst [45]

——————————————————————————–

I appreciate that. That makes sense. So then just another way of thinking about that. If we go through another 12 to 18 months of relatively low levels of activity, perhaps, again, lower than where we were coming into 2020, how many more of those rigs could push over the edge versus that 40 or 50 that you mentioned previously?

——————————————————————————–

Jeremy D. Thigpen, Transocean Ltd. – President, CEO & Executive Director [46]

——————————————————————————–

Sorry, ask it again.

——————————————————————————–

Sean Christopher Meakim, JP Morgan Chase & Co, Research Division – Senior Equity Research Analyst [47]

——————————————————————————–

So the question would be the 40 or 50 rigs you’ve identified as being unlikely to ever come back, how much of that number increase if we go through another 12- to 18-month period with activity levels at or below where we were coming into 2020?

——————————————————————————–

Jeremy D. Thigpen, Transocean Ltd. – President, CEO & Executive Director [48]

——————————————————————————–

نعم. It’s a good question. I don’t know if that number necessarily increases, but it probably pushes some rigs far — even farther to the right before they can actually come out with the reactivation because the dayrates just won’t be there to support it.

And so I think what you find is a much smaller active fleet globally and that those rigs that do stay active start to really push dayrates up in a meaningful way before anyone can afford to reactivate any of the assets they’re going to be cold stacked during this latest downturn.

——————————————————————————–

Mark-Anthony Lovell Mey, Transocean Ltd. – Executive VP & CFO [49]

——————————————————————————–

And the cost directed at those rigs, the cost as well will go up dramatically.

——————————————————————————–

Operator [50]

——————————————————————————–

شكرا لك. That is all the time we have for questions. Mr. Alexander, at this time, I’d like to turn the conference back to you for any additional or closing remarks.

——————————————————————————–

Bradley Alexander, Transocean Ltd. – VP of IR [51]

——————————————————————————–

Thank you, Valerie, and thank you to everyone for your participation on today’s call. If you have further questions, please feel free to contact me. We look forward to talking with you again when we report our second quarter 2020 results. Have a good day.

——————————————————————————–

Operator [52]

——————————————————————————–

This concludes today’s call. Thank you for your participation. You may now disconnect.