El director ejecutivo de Aggrekos (ARGKF), Chris Weston, en la teleconferencia de la actualización de la operación Q3 2016 George Gregory - Exane David Phillips - Redburn Rajesh Kumar - HSBC Rory McKenzie - UBS Paul Checketts - Barclays Michael Donnelly - Panmure Nicholas De La Grense Merrill Lynch Buenos días, todos, hoy voy a cubrir brevemente nuestra actualización del tercer trimestre, nuestros contratos en Argentina y nuestras prioridades de negocios. Carole y yo entonces tomaremos sus preguntas, todos los números que cito será sobre una base subyacente, es decir, ajustado por los movimientos de la moneda y pasar combustible. A nivel de grupo, los ingresos subyacentes cayeron 7 y los ingresos reportados aumentaron 8 con respecto a los ingresos de soluciones de alquiler se redujeron 7 en el mismo período del año pasado debido a la continua debilidad en América del Norte, que comprende más de 50 del negocio de soluciones de alquiler. En América del Norte, nuestros dos sectores más importantes son el petróleo y el gas, el petroquímica y el refino. En los ingresos anteriores fue 50 menos que el año pasado en el tercer trimestre y aunque hemos visto un pequeño aumento en la actividad en algunos shales no esperamos una mejora para el resto del año. En el petroquímico y el refino, los volúmenes desestacionalizados fueron mucho más fuertes en el tercer trimestre que en el segundo trimestre debido a las diferencias en las maniobras de mantenimiento. De manera más general, los volúmenes del tercer trimestre siguen siendo prometedores, aunque no espero que esto tenga un impacto material este año. Desafortunadamente, esto ha sido más que compensado por una continua disminución en el volumen de gas y presión de precios específicamente en el sector de petróleo y gas. Dada la continua disminución de los volúmenes de gas, estamos revisando el valor en libros de nuestros pequeños generadores de gas, los cuales se despliegan casi exclusivamente en el sector de petróleo y gas. El valor neto contable de estos activos es de unos 40 millones o 3 de la flota del grupo. Como resultado, los ingresos en América del Norte se redujeron 17 en el tercer trimestre de 2017 y los beneficios en una mayor medida dado los efectos de la mezcla de mayor volumen a una tasa más baja. Fuera de América del Norte, las soluciones de alquiler crecieron año con año en Europa y Australia Pacífico, destacando nuestro negocio de control de temperatura, un área enfocada en nuestras prioridades de negocio que creció 5 en el negocio de soluciones de alquiler. Incluidas las adquisiciones de ICS y DRYCO. En las soluciones de energía los ingresos de la industria industrial eran 3 más altos si se excluye el impacto de los Juegos Europeos de Bakú en 2017. Continuamos viendo el crecimiento en Rusia y África con el comercio estable en el Medio Oriente. Las condiciones de operación fueron desafiantes en América Latina y Asia, y en particular en Singapur y Corea del Sur, donde la capacidad global de transporte marítimo está afectando nuestro negocio. Por último, los ingresos de las empresas de servicios energéticos fueron 6 más bajos que el año pasado. Como se señaló en el semestre, el mayor impacto fue la contratación de 173 megavatios de contratos de gas en Mozambique al comienzo del año. Agradablemente, recientemente hemos firmado un contrato para 45 megavatios de este para volver en alquiler. Nuestro pedido sigue siendo bueno y desde la última vez que informamos que hemos ganado nuevos trabajos en Brasil, Senegal y Mozambique. La entrada de pedidos en la actualidad asciende a un gigawatt total y es considerablemente superior a los 561 megavatios que habíamos asegurado en el mismo punto el año pasado. Incluye los 143 megavatios contrato de 15 años en Brasil que no se contrata hasta la segunda mitad del próximo año. Los márgenes y los retornos de los nuevos trabajos están en línea con nuestros objetivos a medio plazo. Como se indica en el comunicado, nuestra tasa de alquiler fuera de servicio en el tercer trimestre fue de 4 y seguimos esperando un año completo de alquiler de la tasa de alrededor de 30. En resumen, esperamos salir este año con unos 3.9 gigavatios de alquiler y utilización a 80 el nivel más fuerte para algun tiempo. En cuanto a Venezuela, estoy seguro de que usted está bien consciente de la situación en el país ya pesar de la subida del precio del petróleo, las condiciones no han mejorado en el último trimestre. Tenemos dos clientes a los cuales suministramos un servicio crítico, ya sea para mantener la estabilidad de la red o para suministrar energía a los pozos petroleros. Nuestra relación con ambos sigue siendo constructiva, weve diálogo regular en todos los niveles y estaban haciendo progresos. Hemos podido convertir los saldos pendientes con un cliente en un instrumento de deuda, cuyos pagos están programados desde el inicio del próximo año. En general, esperamos que la provisión de deudores de servicios de energía de poder estar en un nivel similar para el año completo como lo fue en el semestre. También hemos visto una pequeña mejora en los días de los deudores. En el semestre le actualizamos sobre nuestros contratos en Argentina, una parte de los cuales se había extendido a tasas más bajas y por un plazo más corto de lo que esperábamos anteriormente. Los contratos de Argentina son los últimos contratos legados significativos que quedan en los libros de Aggrekos. Se trata de contratos firmados inicialmente en 2008, cuando la dinámica del mercado y el perfil de riesgo país eran muy diferentes. Como resultado, los márgenes de los contratos son materialmente más altos que la cartera actual de contratos. Existen dos tipos de contratos en nuestro mercado en Argentina, en espera y fijos. El modo de espera cubre el volumen que se despliega desde un depósito según lo requerido por el cliente y el volumen de cubiertas fijas que se despliega permanentemente en el campo. Tenemos 270 megavatios de contratos de reserva y estimamos que hay alrededor de 540 megavatios de este tipo de contrato en el mercado, y tenemos 180 megavatios de contratos fijos de un total de alrededor de 900 megavatios en el mercado. La mayoría de estos contratos se vencerán entre ahora y junio de 2017 y 56 megavatios de nuestro volumen de reserva ahora ha contratado. Recientemente, el cliente emitió una nueva licitación con 200 megavatios de energía en espera para comenzar el 1 de diciembre, este año y se ejecutará hasta finales de 2017. Entendemos que esto reemplazará toda la energía de reserva en el mercado. El proceso de licitación está en curso, pero los primeros indicios son que fueron elegibles para la mayoría de este volumen, aunque todavía está sujeto a adjudicación de ENARSA y contrato. Como es de esperar, dado que el volumen de reserva requerido por el cliente está reduciendo sustancialmente, el precio era muy competitivo. Aunque normalmente no hacemos precios debido a la sensibilidad comercial, dado que los documentos de la licitación estarán disponibles públicamente, podemos confirmar que nuestro precio de la oferta fue significativamente menor que nuestros precios históricos y ligeramente inferior a los 120 megawatts de tres meses que garantizamos en el verano . Debo añadir que sigue siendo aceptable en el contexto de nuestras metas a medio plazo. Estamos en conversación con Cammesa nuestro otro cliente importante en Argentina sobre el futuro de los sitios fijos y esperamos que cualquier extensión que logremos esté a un descuento del precio original. Para ayudarle a entender el impacto potencial de esto, hemos proporcionado un desglose de las fechas de vencimiento de nuestros contratos en la declaración y observamos que el ingreso de 2017 de Argentina fue de 124 millones. Brevemente sobre nuestra situación financiera, al cierre del tercer trimestre las deudas netas se situaban en 695 millones, esperamos que nuestro ratio deuda neta / EBITDA del año completo sea similar al 1,2 que informamos en el semestre, aunque podría ser un impacto De la conversión de divisas. Esperamos que el gasto de capital de la flota para este año sea de unos 260 millones y nuestra visión inicial para el primer semestre del próximo año sea de 150 millones. Pero tenga en cuenta que todavía estamos pasando por nuestro proceso de presupuesto y por lo que esto puede cambiar. Esto es más alto que el año pasado debido a la construcción de nuestro nuevo HFO y la próxima generación de motores de gas, la renovación continua de los grupos diesel G3 a G3, así como los movimientos en FX. Como hemos comentado anteriormente, nuestros plazos cortos significan que todavía no tenemos que comprometerse con este nivel de gastos de capital y conservamos la flexibilidad para ajustarlo a medida que avanza la mitad. Teniendo en cuenta los elementos de los que hemos hablado, esperamos que el beneficio antes de la excepción de 2016 antes de impuestos ascienda a unos 225 millones de euros, en línea con las expectativas actuales del mercado. Como de costumbre, proporcionaremos orientación para 2017 con nuestros resultados del año completo en marzo. Im muy consciente, pero una serie de los temas que estamos tratando son cuestiones macro y en gran medida fuera de nuestro control. A pesar de esto, la empresa está trabajando muy duro para mitigar el impacto y, en particular, la ejecución oportuna de las prioridades del negocio nos ayudará a navegar más difícilmente los mercados difíciles. Estoy satisfecho con la implementación hasta la fecha con buenos progresos realizados desde la última vez que informamos. Hemos firmado un nuevo sistema CRM y el despliegue en el negocio comienza este mes. Nuestra próxima generación de gas y productos HFO ahora están en los sitios de los clientes en el campo de prueba. Y nuestra nueva herramienta de gestión de rendimiento de sitios se está introduciendo este trimestre y comenzando en el segundo año próximo comenzará a reducir los costos de indignación no planificados. También esperamos generar ahorros de compras más allá de los 40 millones identificados y continuar buscando otras oportunidades para mejorar nuestra eficiencia operacional. Es demasiado pronto para actualizarlos en estos días y ofreceré una visión más completa de nuestros planes en los resultados del año completo en marzo. Antes de pasar la llamada a las preguntas, me gustaría reflexionar sobre dónde estábamos hace 18 meses y dónde estamos hoy. El negocio ha sufrido un cambio sustancial y hemos logrado mucho. Había una gran cantidad de trabajo que hacer para hacernos más fuertes y más resistentes. Hemos visto una toma de pedidos récord ahora de pie en más de 1 gigavatio. Utilización en el tercer trimestre está de vuelta más de 80 en la utilidad de soluciones de energía, un nivel no visto antes de años. Hemos reducido nuestro número de empleados, hemos lanzado dos nuevos productos y varios mejorados y ahora tenemos una hoja de ruta tecnológica clara. Estamos mejorando significativamente nuestra gestión de clientes con un nuevo sitio web y sistema de CRM. Hemos adquirido dos adquisiciones de bolt-on que mejoran y amplían nuestra oferta de productos y ofrecen un potencial significativo de crecimiento. Y finalmente tenemos una visión clara de quiénes son nuestros clientes y sus motivaciones. Todavía queda mucho por hacer y no ha sido fácil, pero quisiera agradecer a todos nuestros empleados por su arduo trabajo y dedicación. Siguen haciendo un gran trabajo en condiciones de mercado particularmente difíciles. Muchas gracias por su atención, Carole y yo ahora tomaremos sus preguntas, así que a su Chris. Operador Instrucciones Nuestra primera pregunta esta mañana viene de Robert Plant de JPMorgan. Robert, tu línea está abierta. Por favor adelante. Dos preguntas, por favor. Usted mencionó, Chris, que se va a actualizar para el consenso de 2017 en marzo pero, dado que está hablando de 224 millones, y veo que el consenso de Bloomberg es de 256 millones para el próximo año y las noticias sobre Argentina, ¿crees que 256 millones es demasiado Mucho de un estiramiento Y entonces, segundo, youve mencionado bastante sobre Argentina. Los otros dos rebides son Yemen y Venezuela. ¿Puede decirnos cómo theyre que va Gracias. Buenos días Robert, quiero decir, como ya he dicho, vamos a actualizar el mercado en 2017 en marzo, y estaban justo en medio de nuestro proceso de presupuestación. Hay un montón de partes móviles, sin duda Argentina es una ganancia de ganancias significativas para el próximo año, pero hay otras partes móviles, la toma de pedidos, el trabajo de costos que estaban haciendo, etcétera y es demasiado temprano para que podamos ser Definitivo en que en el momento y bien actualizar aún más en marzo. En las otras extensiones, Yemen Im feliz donde es, se debe extender este año, es una situación difícil como se puede imaginar en el país con una guerra que va, pero creo que eran un poco más cómodo ahora de lo que eran hace seis meses . Recibían pagos regulares de Yemen, estaban siendo capaces de reabastecer sitios, ellos necesitan el poder. Y estoy seguro como la situación de acuerdo vamos a obtener una extensión más completa en su lugar. En Venezuela, nuevamente una situación difícil, muy constructiva con las relaciones positivas con los clientes, el equipo está haciendo un muy buen trabajo, alentando la conversión de algunos de nuestros créditos en un instrumento de deuda con PDVSA. Así que, estoy cómodo con donde estamos. Ambos clientes están deseosos de que nuestro poder continúe, cumplimos una necesidad crítica para ellos, como dije uno en la producción - ayudando a producir petróleo, que necesitan para el efectivo y el otro en términos de estabilización de la red. Por lo tanto, creo que a su debido tiempo que se extenderá. Así que estoy cómodo con ambos. Creo que el otro que está allí sólo para añadir es Bangladesh, donde tenemos 95 megavatios en Asharganj que se extendieron hasta finales de noviembre. Estaban en discusiones con los clientes alrededor de subastas para eso. Nada que concluir en este momento, aún en los primeros días, pero espero que vamos a aterrizar algo. Nuestra próxima pregunta esta mañana viene de Will Kirkness de Jefferies. ¿Su línea estará abierta? Por favor adelante. P - Kirkness I acaba de tener una pregunta sobre los instrumentos de deuda de Venezuela. ¿Puede hablar un poco acerca de cuánto has llegado allí o pendientes, cuánto se ha proporcionado, cómo funcionan exactamente los instrumentos y cuándo se espera obtener dinero en efectivo de los gracias mucho. Hola, Will. ¿Cómo estás y como dije, PDVSA, en particular. Dado que la cantidad será accesible en el dominio público, su alrededor de 20 millones que cubre por los instrumentos y por nosotros mismos y 12 otros que han sido invitados a participar. Así, PDVSA designó a lo que se refieren como proveedores estratégicos y fueron uno de ellos. Y así en el foro original se trata de pagarés emitidos por PDVSA que están viendo un segundo paso donde se han convertido en billetes de cambio y empaquetados en un instrumento global que se negociará en Euronet. La segunda fase todavía no ha concluido. Por lo tanto, continuaremos o seguiremos manteniendo una disposición en contra. Y bien tomar nuestro juicio en cuanto a, supongo, cuánto - cuántos centavos de los dólares son coleccionables. Creo que lo alentador es, en primer lugar, que hemos sido invitados al esquema. Y, en segundo lugar, como usted bien pudo haber leído, hemos sido capaces de restablecer los vencimientos de sus bonos debidos por un par de años y en el último par de semanas que pagó poco más de 1 mil millones en los bonos también. Por lo tanto, el progreso allí, y bien saben a finales de este mes si el paso final a la nota de intercambio se ha completado. Bien gracias. Sólo con respecto a ese contrato de extensión, le gustaría ver más recuperabilidad antes de comprometerse Bueno, eso es una parte interna de las discusiones que estamos teniendo sí. Nuestra siguiente pregunta proviene de la línea de Toby Reeks de Morgan Stanley. Toby, tu línea está abierta. Por favor adelante. ¿Puedo preguntar, podrías cuantificar para nosotros lo que la pérdida total de una Argentina fuera de alquiler sería si teóricamente sucedió Y luego tengo un par de otros. Bueno, depende si lo reemplazamos en contratar en otro lugar, así que le dijimos cuál fue el ingreso del año pasado. Supongamos que no. Bueno, entonces no reemplazaría todos esos ingresos. No, me refiero al nivel de beneficio en lugar de un nivel de ingresos, esa es la pregunta. Hey, Toby creo que es sólo la base de los recuentos, así que quiero decir que no podemos hablar de detalles en términos de los márgenes de Argentina, porque no sería apropiado en medio de una licitación. Así que pienso que la mejor manera de contestarla es referirte de nuevo a lo que ya está públicamente disponible. Así que si vuelve a 2007 a 2012 en la era que es el contrato se firmaron que el negocio de servicios públicos fue la generación de márgenes en promedio de alrededor de 35. Y que son márgenes totalmente lucrativo es decir weve recuperado gastos generales y de nuevo si se mira hacia atrás en ese período de Nuestros gastos generales correríamos como alrededor de 10 a 15 de los ingresos y la otra cosa que se recuperó dentro de ese margen se utiliza efectivamente la depreciación. Así que como usted sabe que normalmente se ejecutan alrededor de 80, por lo que hay parte de la depreciación que necesita recuperarse también y que sería otro 5. Así que si usted está buscando en puramente a nivel de proyecto o lo que se refiere a como la contribución del proyecto A diferencia de un margen completamente cargado, que le daría un número - así que digamos que asume que los 16 para los gastos generales y otros 5 para la depreciación, por lo que -. Además de los 35. Dicho esto, de 35 a 55, y hemos notado que cuando entramos por primera vez en Argentina, obviamente el perfil de riesgo diferente en términos del régimen, lo que implicaba en términos de extracción de efectivo y, de hecho, cuando firmamos esos contratos, Que werent - a diferencia de otros contratos, no fuimos capaces de garantizar garantías de pago y por lo que también jugó en el precio que se negoció la última vez. Así que usted puede pensar que todo Argentina es relativamente más alto. Así que eso sería la implicación, si, como dijo Chris, no reasignar ninguno de los 450. Claramente, esa es una visión muy extrema, dado que nuestro consumo de pedidos de diesel ha sido saludable este año y la tubería sigue siendo saludable. Pero esperemos que le da una idea del impacto global y luego se puede relacionar con los márgenes que hemos estado logrando más recientemente para el negocio de servicios públicos para darle una idea del impacto. Genial, eso es muy claro. ¿Y habría costos de desmovilización además de eso Sí, así que sería - de nuevo si fuera tan dramático como los 450 completos entonces tendrías el demob asociado con eso. Pero, como ustedes saben, el costo más impactante es en realidad la movilización. Así que los costos demo son costos relativamente bajos en comparación con la movilización, por lo que su impacto de churn en términos de costo de la mafia de costo, y lo que haría por un período de tiempo a nuestra utilización que sería más impactante entonces el demob. Bien, excelente. Entonces la siguiente pregunta que tengo es sólo tratar de pensar en partes móviles para el próximo año. Si usted tiene PBT de 225 millones para este año, el interés añadido es de 30 millones, youre clase de alrededor de ese nivel de beneficio comercial de 225 millones, que es donde el consenso es, por lo que no hay ningún cambio real este año. Los positivos que has conseguido son 40 millones de ahorros de costos, y tengo una pregunta rápida sobre eso después quizás. Y luego, FX, que estaba más cerca de 20 millones, creo que 25 millones en una etapa, pero ahora es probablemente 19 millones, 20 millones. Por lo tanto, youre punto de partida en el año es probablemente, para el final del año es de 314 millones. América del Norte petróleo y gas podemos discutir lo que sucede allí, pero vamos a decir plana. Se siente como theres alguna mejora que viene a través, pero deja no preocuparse de eso. IPP será un positivo, debido a la tasa de ganancia frente a la cartera de pedidos, por lo que sin duda se obtiene decir 20 millones de que, por lo que el punto de partida para los beneficios comerciales debería ser 330 millones aproximadamente, lo que nos da unos 50 millones en comparación con el consenso antes de Q3. Algunos de los números de esta mañana son de 65 millones a 100 millones de diferencia, en comparación con el número weve acaba de llegar. Ése es el pedacito que no entiendo realmente. No entiendo que el diferencial masivo se estaba poniendo entre lo que veo como un número razonable, es decir, se podría sacar a Argentina de eso cómodamente, o podría darme algunos comentarios sobre si esas son las partes móviles, y si esa matemática Es, en líneas generales, la manera de pensar en ello. Como Chris dijo, Toby, no estaban guiando, y estamos en la revisión de mitad de presupuesto, por lo que es bastante difícil. Quiero decir, tratamos de ser claros en las grandes partes móviles y obviamente Argentina y Norteamérica, y el ahorro de costos. Usted no puede ver mucho más que el hecho de que estaban continuando a trabajar a través de él, y, obviamente, se esfuerza por destacar la gran parte móvil. Bien, eso es justo. Y luego solo lo siento dos más, sé que he tomado un poco de su tiempo. En cuanto a los costos que usted, el comentario de Chris que hizo sobre el ahorro incremental de adquisiciones, es que incremental en 2017 a los 40 millones, o es algo que viene en 2018 Será en 2017. Conseguimos el efecto del año completo de la adquisición Y de la reducción de personal que está en gran medida en su lugar a este año, pero en 2017 y luego 2018 pensamos que podemos hacer un poco más. Hacer un poco más, bien bien. Y luego el último es, tiene que pipeline IPP cambiado en todo Creo que su suposición de fuera de alquiler significa Q4 va a ser un poco más ocupado, en términos de la suposición de alquiler, es que sí Sí, quiero decir que hay Todavía algunas partes móviles en todo eso, de hecho Bangladesh es uno de ellos. La tubería se ve saludable todavía, por lo que estamos satisfechos con eso y no hay cambio realmente de lo que dijimos sobre la tubería del semestre. Lo siento, Toby. Sólo para cerrar eso, el alrededor de 30 implica 8 para Q4 y la mayor parte de ese 8 es más sucede con Bangladesh. Bien, así que si lo guardaste, sería más bajo que eso, sí. Bien, estupendo. Muchas gracias, chicos. Nuestra próxima pregunta esta mañana viene de Emily Roberts de Deutsche Bank. Emily, tu línea está abierta. Por favor adelante. Tres preguntas por favor. En primer lugar, me preguntaba si podrías dar un poco más detalles sobre las expectativas de volumen en Argentina. Destacó que los volúmenes de reserva están reduciendo sustancialmente en el mercado. ¿Esperas que los 900 megavatios de sitios fijos también se reduzcan? Y luego aprecio que solo impactará un mes de este año, pero ¿podrías darnos un poco de color sobre qué supuestos de volumen has hecho en tus expectativas de Argentina? Y el gas, está perdiendo cuota de mercado allí Y luego, por último, en su 1 gigawatt de la ingesta de pedidos, la cantidad de que es pico de afeitado Gracias. De acuerdo, trataré de recordar todos esos. Así que en primer lugar en Argentina hemos dicho lo que podemos decir sobre el stand-by el volumen, por lo que 200 megawatt licitación, todavía está siendo evaluado por nosotros y también las indicaciones iniciales del cliente es que podríamos haber ganado la mayoría, pero que suele ser Confirmado o hasnt todavía a ser confirmado, pero podíamos oír cualquier día ahora. En los 900 megavatios y otra vez es demasiado pronto para decirlo, quiero decir que necesitan el poder que estamos teniendo conversaciones constructivas con ellos y tan pronto como tenemos algo sustancial para decir que volveremos a usted. Y dudo en decir algo más que eso en este momento. Asumimos que en el mes por el resto del año que los 180 megavatios de permanencia fija, pero con un descuento y hemos asumido que hemos ganado la mayoría con un descuento significativo de los contratos stand by. Así que eso es lo que hemos asumido para el resto del año. En América del Norte en términos de cuota de mercado, creo que si nos fijamos en los sectores en los que estamos operando, podemos ver que esos sectores han sido bastante volátiles en los últimos 18 meses y petroquímica y refinación, especialmente en el primer semestre de este año. Así y usted puede ver fácilmente comentaristas de mercado que validarían ese punto. Así que no creo que estamos perdiendo cuota de mercado que hemos examinado con mucho cuidado. Si hay alguna erosión de la cuota de mercado podría ser en el extremo inferior sub 253.000 kVa, por lo que el extremo más pequeño. Pero tan pronto como se pone en una mayor potencia de aire sin aceite o los requisitos de TC, donde comienza a ser más complicado que somos el líder del mercado y no hay indicios de que estaban perdiendo cuota de mercado. Entonces, en la toma de la orden, afeitar máximo, theres ningún pico que afeita en ella. Nuestra próxima pregunta hoy viene de Karl Green de Credit Suisse. Karl su línea está abierta. Por favor adelante. Sólo un par de preguntas de mí. En cuanto a la entrada de pedidos desde la etapa semestral de 159 megavatios, creo que mencionó tres contratos, Brasil, Senegal y Mozambique. Por favor, sólo en términos de ofertas donde youve, tal vez, no han tenido éxito en el proceso de licitación, puede usted tal vez destacar algunas de las ofertas en las que no ha ido a su manera y tal vez las razones por las que Y luego tengo una preguntas de seguimiento que voy a pedir después, si eso es todo bien. Hey Karl, así que en la toma de pedidos, los bits más grandes - es un poco más en Brasil, por lo que hay otros 45 megavatios en Brasil. En la escritura de Chris él mencionó que weve consiguió 45 megavatios en Mozambique detrás en alquiler, así que tendríamos el ph de 170 megawatts que salió en el principio del año, pero 45 megavatios ahora de nuevo encendido. Entonces hay un par de contratos en Senegal, que es cerca de 25 megavatios y hay un cierto volumen en Ecuador, Indonesia y las Filipinas e Iraq también, así que su extensión bastante bien. Pero las piezas más grandes son las tres que Chris mencionó que son Mozambique, Brasil y Senegal. Entonces en términos de licitaciones sin éxito, creo que ha habido algún comentario en el mercado sobre Myanmar. Nuestra comprensión es que eso fue a un consorcio incluyendo APR. Creo que sus kits más grandes, a los motores de mayor tamaño que sería más parecido a una instalación permanente. Por lo tanto, creo que es un contrato de cinco años, pero nuestra comprensión es que sería un mayor de los motores de HFO que se están desplegando en esa oportunidad. Creo que también APR más recientemente mencionó una victoria en Benin para 50 megavatios. Así que al mismo tiempo que ganábamos nuestros 100 megavatios en Benin que estaban dentro de nuestros números de agosto, fueron galardonados con 50 megavatios al mismo tiempo. Así que creo que esos son los que se están hablando en el mercado. Obviamente, hemos discutido previamente sobre Argentina, que los 2.5 gigawatts que se concedieron hace unos meses, y creo que son los de nota y como si hay otros que tenía y youre particularmente en -. No, eso es muy útil. Sé que en realidad no cuantificar el tamaño de la tubería de licitación, pero puede dar una especie de sentido aproximado de las proporciones de la pequeña escala de los proyectos anteriores IPP, y tal vez sub-50 megavatios frente a algunas de las cosas a mayor escala ¿Puede dar Nosotros un cierto sentido en cuanto a cuánto de él está en el extremo más grande contra el extremo más pequeño Sí por supuesto, está usted hablando de la orden de la tubería o de la entrada La tubería algo que la toma de la orden. Bueno, probablemente el oleoducto, probablemente el oleoducto tiene una composición de dificultad técnica bastante similar a nuestra ingesta de pedidos, porque si usted piensa en los gigawatts en este año, entonces los dos, los dos - bueno es con los tres más grandes fueron Zimbabwe, 200 megavatios, y los 143 megavatios en Brasil, y aunque está a través de 30 sitios extraños y luego los 100 megavatios en Benin. Entonces todo lo demás es más en el rango de 10 megavatios a 50 megavatios. Así que yo diría que es bonito, que sería más o menos el perfil de la tubería. Está bien, genial, gracias. Y luego sólo un seguimiento de un tema diferente. Por lo tanto, en términos de las presiones potenciales que vienen a través de soluciones de alquiler de América del Norte de la presión de precios en el petróleo y el gas. Me refiero a su fácil de conseguir muy centrado en lo negativo allí. ¿Hay algún punto positivo en el negocio de soluciones de alquiler más amplio más allá de los beneficios de ahorro de costes, que podrían estar llegando a través de una mejor utilización u otros diferenciales mixtos que deberíamos pensar en 2017, por favor supongo que desde una perspectiva sectorial, En un poco mejor, creo que, como hemos tocado con el trabajo que estaban haciendo en torno a nuestras prioridades de negocio hay mucho que va detrás de la escena en el negocio de soluciones de alquiler. Chris habló sobre el nuevo CRM comenzando a estar en línea este mes. Hay muchas otras iniciativas asociadas que ayudarán a mejorar no sólo la parte delantera del negocio norteamericano, sino también que procesamos y lo que significa en términos de optimización de la flota y luego obviamente la utilización. Por lo tanto, sí mucho está pasando, se necesita un poco de tiempo, obviamente, Karl a trabajar su camino a través, pero esperamos que comience a obtener beneficios a medida que avanzamos a través de 2017. Gran. Gracias. Nuestra siguiente pregunta hoy viene de George Gregory de Exane. George, tu línea está abierta. Por favor adelante. Tres de mí, por favor. En primer lugar, usted mencionó, Chris, youve visto una ligera mejora en los días del deudor. Tal vez, Carole, ¿podría darnos una actualización de dónde esperaría ver la posición neta de capital de trabajo terminar el año en el contexto de la salida de H1 Creo que usted dijo en el H1 que usted esperaría alrededor de la mitad, en términos muy amplios , De ese flujo de salida a invertir en el segundo semestre. ¿Eso todavía se mantiene en segundo lugar, en el retorno en el negocio de servicios públicos. Claramente, si sacamos a Argentina, los retornos implícitos en ese negocio de servicios públicos entrando en el próximo año, incluso sería una manera justa debajo de su clase del rango objetivo. Sólo me preguntaba qué - y la utilización de esa base estaría de vuelta en el rango 80. Si está ganando trabajo en línea con su objetivo a medio plazo, ¿eso implica que los precios en el resto de su negocio está muy por debajo de donde le gustaría que sea Y, por lo tanto, ¿cómo conseguir que hasta ¿Cuáles son las dinámicas que están manteniendo Que donde está la pregunta final sólo en Brasil. Creo que Brasil fue uno de los impulsores de la disposición del deudor, a menos que me equivoque. Si ese es el caso, sólo tratando de entender cómo justificar la preparación de su exposición en ese mercado Gracias. Sí, si tomo uno y tres, porque están relacionados. Sí, día a día es un poco mejor George y no un cambio enorme, pero es un poco mejor. Capital de trabajo al final del año, Id esperaba hacer algunas incursiones en que 100 ph, no estoy seguro de itll ser tanto, sólo la mitad de ella. Creo que todavía tendremos un poco más de falta en el inventario si tocamos el hecho de que la guía de CapEx de la flota ahora para este año es de 260, anteriormente era de 270 y que 10 o más probablemente será un inventario en forma de Motor HFO o motores de gas. En términos de Brasil y la disposición del deudor, hicimos referencia a un cliente en particular y bastante ajeno a los clientes de los que hemos ganado el nuevo trabajo. Así que no leemos a través y de hecho los clientes que hemos ganado el nuevo trabajo de este año, hemos trabajado con ellos una serie de veces antes en el pasado. Tenían un buen historial de crédito, el volumen en Brasil en particular, está respaldado por - bueno, básicamente hay un fondo gubernamental donde esos fondos se han reservado para llevar el poder a esa parte del país. Así que no haría la conexión entre lo que dijimos antes en ese cliente en particular y la toma de pedidos en sí. Y luego en los retornos generales y el resto del libro, ex-Argentina, no tendría un efecto de arrastre y quiero decir que hay, obviamente, un montón de partes móviles en la imagen de retorno, incluyendo para las inversiones en la nueva flota como la próxima generación de gas y el HFO , Hace que regrese por un corto período de tiempo, ya que incluso se basa en esa oportunidad. Así que en realidad no concluiría que en el resto del libro. Pero el resto del libro implicitamente estaría generando un retorno por debajo de su objetivo Usted piensa que eso está mal, usted piensa que en realidad está generando retorno en línea con su objetivo a medio plazo Eso sería - quiero decir, obviamente, podría tomar Argentina en esa foto para Obtener alguna visión subyacente, pero sí que sería mi conclusión. Pero obviamente hay muchas partes móviles y podemos recogerlas. Nuestra próxima pregunta hoy viene de David Phillips de Redburn. David, tu línea está abierta. Por favor adelante. Tengo dos. Sólo les pregunto uno por uno, por favor. Sobre el CapEx para la primera mitad del próximo año, de 150 millones. Creo que de memoria eso es hasta cerca de 50 millones o 60 millones de año a año de hacer eso, y yo entiendo su punto, debido a esa flexibilidad. But given all the moving parts for next year, and it feels like next years profits could be looking round about flat year on year, if things dont go brilliantly for you. Whats driving that incremental increase in CapEx And how much is specific to maybe the Brazil contract, or contracts youve already won There is a chunk that is related to the Brazil contract that will go in higher and then be utilized at a 100 for the life of that contract. But the bulk of the CapEx is in the two areas that I mentioned a little bit earlier one is the refurbishments G3 to G3. I think the G3 has been hugely important in our order intake and just making us more competitive and so we will probably end up refurbing more G3 to G3 next year. So thats one aspect and then youve got next gen gas and HFO and HFO obviously its early days and it is quite difficult for us to forecast precisely how we are going to build that fleet we have the balance that against the pipeline that is building as we bring this into market and so we are making assumptions around HFO and were going to do with that fleet and we will flex it as we need to. I mean thats probably the best detail I can give you at the moment David on that one. I think, probably the only other things to note, David, which is not something that weve spend much time talking about, but the temperature control business does continue to grow, so there is been basement, going into that part of the business as well. Genial, gracias. And just to clarify something on the Venezuela instrument. The 20 million thats been rolled into this promissory note. Does that imply that 20 million has come out of the debtor provision and moved into a different part of the balance sheet Or is it still, on an apples-to-apples basis, youre going to be slightly down on the number you reported in debt provision from August No, thats a like-for-like comment, David, so weve not moved out. It doesnt get designated any differently. So it will still sit in the receivables and we will still take a judgment as to what percentage of provision to hold against it, so thats a like-for-like comment. So theres no, so the Venezuela number hasnt gone down, because this has moved from being one instrument into another, from being a debtor to being an instrument, theres no change Our next question this morning comes from Rajesh Kumar from HSBC. Your line is open. Please go ahead. Just in terms of looking at the contracts you are just in discussion of renewal. Could you remind us, how do you account for the revenues in the mean time Do you still assume the old billing rate and accrue the revenues on that basis Or, are you making an assumption about the new prices, which you might be able to achieve and accrue on that basis Also, given your experience with Bangladesh and some of the pricing environment changes in the last couple of years, are you going to re-visit that approach at all The second one is on changes on staff incentive, you have highlighted earlier about some changes to how youre going to pay your sales people going forward. At the interims, you said you are still trying to finalize what is the right structure. Where are we in that process What is the kind of focus thats likely to prevail in those discussions You want to take the first one Carole Sure, so what we will do Rajesh is, I guess it depends on how much we know and the level of certainty as to those new prices. The customers will, typically, honor the existing pricing whilst youre working through the negotiations, so well take a judgment as to what to recognize and, also, what to forecast for the balance of technical difficulty, I mean with Bangladesh and we are at the time that we announced discounts there and said it was retrospective to be beginning of Q2 and last year. We were always working on that basis, and in terms of own internal assumptions, but we were just clear to clarify, when we announced it, so that you understood it wasnt an impact as at the point of us announcing, but it was an impact from the beginning of Q2. So weve been accounting for it at the lower rate already. And on the sales incentive, the sales teams now have an element revenue generation in their target. Its a fairly significant proportion. I am very comfortable with how that is progressing need to see what a full year looks like, but I think our sales performance and conversion has been good this year. So, pleased with what Im seeing at the moment. Muchas gracias. Just more follow-up for a question on Venezuela. The promissory notes, I didnt fully understand what currency were they denominated in, were they in -- Yeah. They are US dollar, Rajesh. Muchas gracias. Our next question this morning comes from Rory McKenzie with UBS. Rory, your line is open. Please go ahead. Just one follow-up on Karls question actually on that slightly higher mix of maybe smaller contracts, is that kind of because those tenders have less price competition so youre going for them more or just recently have no customers popped up with needs for chunky amounts of power Some commentary there, please. And then secondly just talk about the Mozambique on hire again, what was the pricing like there and any more background to that contract On the mix. So on the smaller contracts, so I mean I think the mix of contracts that were winning has changed slightly over the last three years or four years not dramatically. And those tenders are pretty much as competitive as they have been for the last while. So, no dramatic change. As to why we saw a pickup in the pipeline, which I think is what youre getting, its very difficult to be clear on that. Part of it might be the actions that weve taken internally that give us more discipline around pipeline and pipeline management part of it, might be a lower oil price. So, having said that, I suppose your follow up question might be around pricing on new contracts and the pricing on new contracts looks relatively stable at the moment and has been so for the last 18 months or so. I mean you have to think about pricing in three buckets, one is on renewals of the legacy contract which I suppose Argentina falls into renewals from first contract where you might see a leg down or a discount given to reflect mobilization cost falling out. And then ongoing pricing for new business, and thats been relatively stable. And then on Mozambique, I mean we dont go into the pricing or margins on specific contract but were comfortable with where that landed and Im very pleased that its back on supply. No comment on if its I guess down on the renewal or how the relationship has changed Its a slightly different contract anyway, Rory, so you know there is a total plant that the things that youre so its on a slightly different arrangement with EDM and utility in Mozambique. So, its not like-for-like compounds in terms of higher prices, but when you then translate into margins and retiring and theyre fine to where theyve been historically, compared to where theyve been historically. Our next question is from Paul Checketts of Barclays. Paul, your line is open. Please go ahead. Ive got two questions please. The first returning to areas youve already talked about. The first you mentioned the Myanmar contract and I can see that you didnt make the shortlist, but you did bid for it could you -- do you know why you didnt make that shortlist please And one company that did was Karpowership, although they werent successful, are you seeing them increasingly And Chris, maybe you could elaborate a bit on your thoughts on that company as a competitor Thanks. Okay, the Myanmar situation five year contract, we did look at it. You are right we did put a bid in, but the final solution is going to larger engines. I think theyre 10 megawatt engines and those are permanently installed and the winning continuum I think has done it on the back of being certain around 5 years prices, what happens after that I dont know. But those engines, I think we have always said will be more fuel efficient than our engines, they are a longer term solution and that makes it difficult for us to compete with it when you get a 5 or 10 year contract. Karpowership interestingly bid but werent rewarded a contract. I mean thats probably the only instance where weve come across them this year. We dont really see them in most of our market, they are on the periphery. They tend to go for longer term contract 5 to 10 years, we tend to focus on immediate requirements and satisfying those and we might start with the six months to a three year contract and then extend as necessary. So we dont see a huge amount of Karpower in our rocket space. So hopefully that gives you a bit more background, Paul. It does and can I just return to another topic, which is the oil and gas in North America. Sequentially, what sort of deterioration are you seeing It depends on when youre referencing it to. So I think weve said that oil and gas revenues were down about 50 on Q3 last year and we have seen a bit of stability recently, but we have seen a continued drift of this year, and the stability has been in the last month or two where we have seen an uptick in both diesel and gas volume and prices have been a little bit more stable, but I would really hesitate before I suggested anything certain about that and it will continue into next year, but it is encouraging. Our next question is from Michael Donnelly of Panmure. Michael, Your line is open. Please go ahead. My questions been answered, thank you. Our next question today is from Nicholas De La Grense of Bank of America of Merrill Lynch. Nicholas, your line is open. Please go ahead. Nicholas De La Grense Two questions please. So, all of the recent contract wins have been in diesel, but the next gen gas, I guess, is kind of starting to come into the fleet, as will HFO from next year. Can you talk about how the build-up of opportunities in the pipeline, with regard to those technologies is looking And are you finding that, as they get closer to reality, your sales guys are more able to get in front of clients with that proposition And is it being well received And then the second question is just with regard to some of your larger competitors have won some sizeable business recently, and weve obviously talked about APR on the call. Whats your view on the current level of underutilization in the industry Which direction is it headed and what do you think or what is the impact on pricing dynamics at the moment Thanks. Next gen gas is certainly being well received by both the customers that we put it in front of, and by the sales force understandably. So the pipeline is building, we have as we said, got it on trial, happy with how its going. And it looks quite promising, but again its early days. So were very focused on maintaining utilization in the QSK60 fleet, that is a product that performs extremely well in the more advertise climates you see in Russia which is quite helpful for utilization and as we bring next gen gas in, next gen gas is typically what we will bid into new contract work and all our indications are that is going to do as we would hope it would. So we will have to see how that develops over the next year or so. Utilization in the industry, I mean I think there has been an uptake in contracts been awarded, so it is beginning to soak up some of that underutilization, you mentioned APR. It looks like between their actions in selling fleet and some of that wins, there utilizations, that levels will start to come up to the kind of utilization levels that we manage our fleet to. I think others are still struggling a bit there is still access kit in some of our competitor yards, that we see around the world in the Middle East, Latin America I think its a bit tighter. So energy there has reach the high utilization levels as best we can tell. Interestingly, Karpower, they have just been off hired in Iraq, so that a -- I dont know how much it is, may be 200 megawatt, 300 megawatts on a couple of ships that have been off hired, so that will go back into the market. But those are not easy volumes to place around the world. Interesting, the problems they had in Myanmar there. So I think on balance it is slightly better, when we look at pricing, were not seeing a particular deterioration in the market. It seems thats a bit early fairly stable, on where it has been for the last 6 to 18 months. So I mean its fickle market, things can change quickly, but pricing seems to be to be doing okay, at moment on diesel. Nicholas De La Grense Thanks very much. And just a couple of quick follow-ups to the first question. Do you now feel that youve got a market leading proposition in gas with the new technology, because I know that the old QSK60s, you felt were not necessarily at the cutting edge And then you mentioned that the next gen units are being used on all of your new bids currently. Is there enough demand in the industrial business to soak up the existing gas units as they come off higher, if you werent able to redeploy them in utility Im comfortable at the moment with the activity we see around the world that we can manage utilization of the QSK60 fleet. Either in industrial or in Russia where, as I said, there is quite a lot of demand for it. So yes, Im comfortable with that. In the next gen gas, its up there with -- as a market leading product. Were developing further enhancements to it, in another version of it that can be retrofitted, and so would typically happen at refurbishment. When that comes into being, which is a year or so time, it would be the market leading product. And that is just part of our ongoing technology roadmap were been much more proactive by now I think in looking at the technology roadmap for each of the fuels, and what we do to enhance the fuel efficiency. And that looks like promising over the next few years. Does that answer the question Nick Nicholas De La Grense That does. Muchas gracias. Our next question is a follow up question from George Gregory. George, your line is open. Please go ahead. Sí. Hola. Just following-up on, I guess both Paul and Nicks question on mid-term solutions and your existing fleet mix. Chris, what is stopping you from moving more quickly into larger, yet still modular solutions I mean theres clearly demand in that market, why are you sort of still focusing on high-speed gas generators and not moving into the mid-speed generators now Thanks Well, we are I mean HFO product is a medium speed engine. So, that is being introduced as we speak. The technology roadmaps that we are working on, we are moving as quickly as we can. I mean if you think about it, weve had to bring in new capability, new people, new technical people and then look at the product that is out there in the market and then adapt to our mobile and modular format, so package it. And people might take that as being fairly straight forward and take it for granted. But it is a little bit more technically complex. So some of the HFO solution, we have been able to protect through down the patent route, because it is not an easy thing to do. And it was an expertise that we have developed. So, I think George, were going as quickly as we can. Of course, as the CEO, you got to patience and want it all to happen more quickly, but it is -- its just the time it takes to package and then productionize some of this new technology. I suppose the bits of it, when you start to look at heat recovery which weve talked a bit about in our Technology Day, some of that technology is a bit more cutting edge, and so we need to be comfortable that it is robust and will operate across all the conditions that we find in our market. And that just takes a little bit longer. And we are being more robust I think with our new product introduction making sure that its fully tested and it works as we expect and it would give us the fuel consumption figures that we would expect. So, all of that when you lump it together doesnt mean it takes a little bit longer than maybe some of us would like. Understood. Sorry, go ahead. Yeah, just going to add to that George and see some of the examples of bigger engines being deployed to say five years contract. Our view is that those arent mobile. No theyre not, theyre permanent. They are permanent, so our statement of those is that you then taking a judgment on the likelihood of extending well beyond that five year period on an asset that has a life perhaps of 20 years. So, our view is that you need to retain the mobility and modularity of our solutions. And if youre looking out five year contract and --. I mean a 10 megawatt engine is 200 tons to 250 tons, once its in, its in. It wont get moved. Sure, sure. But, clearly, theres a spectrum and there are mid-speed engines, which are not 10 megawatts, but theyre also not 1 megawatt and they would help bridge the gap in terms of efficiency. Multiple speakers I take your point on sort of recalibrating the solutions which makes entire sense. Just one follow-up on the gas points. The impairment of the gas sets in North America. Is it -- how much of that is being driven by -- is it entirely market driven or are there new solutions coming on stream which lead you to impair those sets Its market driven. Yes, all market George. Our next question is a follow-up from Karl Green. Karl, your line is open. Please go ahead. Just a follow up. Just in terms of power solutions utility. I think youve said earlier this year that Southern Africa, the Southern African region was potentially an interesting area for you in terms of opportunities. Is that still the case in terms of the shape of your pipeline, please I think Africa as a whole is an interesting opportunity. I think South Africa is still a recently large part of that. Overall the pipeline continues to look healthy. Chris and Carole we have no further questions on the phone lines. Alright, thank you very much everyone. Appreciated you dialing in today and thank you Chris for hosting the call. Copyright policy: All transcripts on this site are the copyright of Seeking Alpha. However, we view them as an important resource for bloggers and journalists, and are excited to contribute to the democratization of financial information on the Internet. (Until now investors have had to pay thousands of dollars in subscription fees for transcripts.) So our reproduction policy is as follows: You may quote up to 400 words of any transcript on the condition that you attribute the transcript to Seeking Alpha and either link to the original transcript or to SeekingAlpha. All other use is prohibited. THE INFORMATION CONTAINED HERE IS A TEXTUAL REPRESENTATION OF THE APPLICABLE COMPANYS CONFERENCE CALL, CONFERENCE PRESENTATION OR OTHER AUDIO PRESENTATION, AND WHILE EFFORTS ARE MADE TO PROVIDE AN ACCURATE TRANSCRIPTION, THERE MAY BE MATERIAL ERRORS, OMISSIONS, OR INACCURACIES IN THE REPORTING OF THE SUBSTANCE OF THE AUDIO PRESENTATIONS. IN NO WAY DOES SEEKING ALPHA ASSUME ANY RESPONSIBILITY FOR ANY INVESTMENT OR OTHER DECISIONS MADE BASED UPON THE INFORMATION PROVIDED ON THIS WEB SITE OR IN ANY TRANSCRIPT. USERS ARE ADVISED TO REVIEW THE APPLICABLE COMPANYS AUDIO PRESENTATION ITSELF AND THE APPLICABLE COMPANYS SEC FILINGS BEFORE MAKING ANY INVESTMENT OR OTHER DECISIONS. If you have any additional questions about our online transcripts, please contact us at: transcriptsseekingalpha . Gracias
No comments:
Post a Comment