Tous les économistes s'accordent sur un point, la croissance économique va de pair avec une croissance de la demande énergétique. Même si l'évolution des technologies, des processus de production ont permis de réduire la part de l'énergie dans la production d'un bien en 30 ans, il n'en reste pas moins que la croissance de la demande de pétrole dans le monde a fluctué autour des 2%/an ces dernières décennies ( et ce malgré une économie tournée toujours plus vers les services). L'émergence de nouvelles puissances industrielles, principalement la chine mais aussi la plupart des pays en forte croissance, a placé sur le devant de la scène économique internationale la question cruciale de l'accès à une énergie abondante et peu chère. Cette "explosion" de croissance en provenance de l'Asie a mis en exergue le relatif sous-investissement pétrolier dans les années 90 sur fond de pétrole bon marché ( 12$ le baril en 1998). Ces tensions sur la demande font dire à la plupart des commentateurs que le choc pétrolier que nous vivons est à différencier des précédents chocs pétroliers intervenus dans les années 70. Ces derniers se fondaient sur une raréfaction de l'offre sur fond de politique de l'OPEP plus restrictive. La "crise" pétrolière actuelle s'en distinguerait fondamentalement. Doit-on en conclure qu'une "normalisation" de ces tensions interviendra dans un futur proche consécutive à la mise production de nouvelles capacités?
Je ne le pense pas. Un nouveau paradigme pétrolier semble se dessiner. Il prend corps depuis deux ans mais la plupart des observateurs préfèrent encore l'écarter. Il s'agit d'un possible plafonnement de la production pétrolière.
Cette réflexion, je l'ai menée depuis près de 3 ans. Au départ sceptique, je me suis orienté de plus en plus vers un scénario plus "tendu" en matière de ratio offre/demande. De nombreux questionnements subsistent mais un renversement de tendance semble sur le point de voir le jour.
Suite à plusieurs rencontres notamment avec Jean lahèrrere ( lors d'une conférence organisée par Amiral gestion), M.Bauquis et divers géologues (notamment certains spécialisés dans la modélisation des failles à l'intérieur d'un réservoir pétrolier), je me suis "converti" à l'idée que notre avenir énergétique allait être bien plus délicat pour les décennies à venir. Sans parler de l'émergence de la chine et de cette croissance "émergente" énergivore, les "fondamentaux" de l'offre pétrolière semblent "se détériorer". Non pas qu'il s'agisse d'une politique menée par les membres de l'OPEP mais plutôt le fruit de la géologie.
Le phénomène de dépletion:
C'est un phénomène géologique classique auquel sont confrontés tous les producteurs de pétrole.
Petit résumé rapide et simplifié à l'extrème sur la "naissance" du pétrole :
Un réservoir pétrolier est une accumulation de sédiments transformés avec le temps, et la géologie, en liquide et en gaz. Sous la pression du gaz qui s'est accumulé lors du réchauffement pendant quelques millions d'années, le liquide remonte à la surface et connaît deux variantes:
-soit il est arrété par une couche géologique hermétique, et dans ce cas, il constitue un réservoir pétrolier, éventuellement exploitable en fonction de la porosité de la roche, la qualité du pétrole, etc.
-soit il remonte à la surface et se dégrade avec l'usure du temps, les fameux "sables bitumineux".
-Il se peut que la "maturation" des sédiments ne soit pas assez longue. On parle alors de kérogène.
Des modes d'extraction qui ont évolué avec le temps:
-L'exploitation des sables bitumineux se fait via des méthodes essentiellement d'origine minière. De nouvelles technologies ont été développées ces dernières années en injectant de la vapeur d'eau afin de liquéfier ce pétrole et le pomper.
-L'exploitation d'un champ conventionnel est plus "aisée". Nous sommes passés de l'exploitation des réserves "onshore" à de l'"offshore profond". L'amélioration de la sismique, ainsi que l'amélioration des techniques d'extraction ont sans cesse repoussé les seuils de production.
Sur la base d'un même nombre de barils en terre, on a pu ainsi maintenir des réserves "prouvées" à l'équilibre voire en augmentation, et ce, grâce à l'évolution de la technologie.
Malgré la raréfaction des découvertes majeures au cours des 3 dernières décennies, les compagnies nationales ou privées pétrolières ont pu ainsi afficher des réserves "prouvées" à l'équilibre. En 1970, on nous prédisait 40 ans de réserve. En 2007, c'est toujours la cas...
Je vais aller plus loin en affirmant que nous disposons de réserves énormes de pétrole, que nos desendants, aprés plusieurs générations, connaîtront encore le pétrole. Ce n'est pas un problème de réserve, c'est un problème de volume de production. Le débat est tronqué car les techniques permettent d'améliorer l'extraction, c'est vrai, mais elles ne peuvent pas aller à l'encontre de la géologie, et notamment, du phénomène de dépletion.
Le phénomène de dépletion est la chute de production d'un réservoir suite à son exploitation. La pression interne, moteur de l'expulsion du pétrole, s'affaiblit et finit par décroître. Les nouvelles techniques d'extraction mentionnées plus haut ont pour but, la plupart du temps, de maintenir cette pression en injectant du gaz, des fluides afin de comprimer le pétrole et d'augmenter les débits de production. Le revers de la médaille est, le plus souvent, une "durée de vie" plus courte du réservoir, on extrait ce pétrole plus vite, en masse, mais on altère le profil de production originel.
Ceci aboutit au bout de quelques années d'exploitation à une chute de la production plus ou moins marquée en fonction des techniques d'extraction utilisées.
Revenons à notre paysage "géologique" actuel.
Nous pouvons distinguer deux acteurs au sein de l'offre pétrolière, l'OPEP et le reste des producteurs.
Officiellement, les producteurs hors OPEP ont entamé un déclin sauf la Russie. La production en provenance de ces pays est en diminution. Là-dessus, plus personne ne contexte cet élément factuel.
"l'Industrie pétrolière en 2005" DIREM Juillet 2006"
Extrait:
"L'ensemble des pays de l'OCDE connaît une baisse importante de sa production. Les Etats-Unis ont dû faire face en 2005 aux conséquences des ouragans Katrina et Rita, qui ont amputé la production d'environ 100 millions de barils. Mais ils sont aussi confrontés, comme le reste des pays de la zone OCDE, au déclin de leurs champs matures qui entraîne une baisse inéluctable de la production. C'est ainsi que la production en mer du Nord (Norvège, Royaume-Uni) décroît de près de 9 % pendant l'année 2005"
http://www.industrie.gouv.fr/energie/petrole/textes/explo-pro-monde05.htm
Ainsi, le monde Hors OPEP ( soit plus de 50% de la production mondiale) est entré en dépletion, c'est à dire en chute de production. Est-ce inéluctable?
Difficile à affirmer sans hésitations mais il semblerait qu'il soit délicat à l'avenir d'inverser la tendance.
Il ne reste donc plus que l'OPEP, avec ses 40% de parts de marché, seule capable d'augmenter significativement ses volumes de production. C'est à ce niveau que le doute s'installe. Le sous-investissement des années 90 a été flagrant et se paye aujourd'hui. L'OPEP possède-t-elle des capacités supplémentaires de production?
Certains adeptes du "peak oil"vous affirmeront que l'OPEP a touché également un maximum de production en 2006 ou est proche de le toucher.
D'autres affirment que cela ne tient qu'à une volonté politique, l'OPEP instrumentalisant les tensions sur la demande pour profiter à plein de l'envolée des prix.
Quoiqu'il en soit, tout va dépendre de l'OPEP. C'est ce qui est le plus inquiètant.
Les réticences de l'OPEP en 2007 à augmenter son volume de production( malgré une envolée des prix, une contraction de la demande aux US ainsi que la chute historique des stocks de brut) semblent aller dans le sens des "peakistes", à savoir des tensions sur l'offre se greffant aux tensions sur la demande.
L'OPEP dispose-t-elle de capacités supplémentaires de production?
Je le pense. Mais pour combien de temps?
Car un autre scénario se joue sur la scène mondiale..celui de l'accroissement de la demande, et ce, de manière structurelle. Les prévisions de l'AIE tablent sur une demande pétrolière à hauteur de 110 M. de barils par jour d'ici 15/20 ans.
Or, à l'heure actuelle, l'offre pétrolière se situe aux alentours des 85M. de barils/jour.
Le changement de paradigme possède donc un double fondement:
-Un accroissement important de la demande à venir
-Des difficultés à augmenter les capacités de production
Que penser des solutions alternatives ou complémentaires souvent évoquées?
Les sables bitumineux:
Extrèmement difficile à extraire et à valoriser. Ce sont des projets trés capitalistiques qui subissent une explosion des coûts de production, dont les conséquences sur l'environnement sont lourdes.
Le Canada table sur une production d'ici 10 ans de l'ordre de 3M. de barils/jour ou guère plus..pas de quoi changer la face du monde.
Les schistes ou kérogène:
A l'étude, toujours à l'étude, et ce, malgré un baril à près de 100$. La technologie n'est pas au point.
Offshore profond:
Le plus prometteur mais long, trés long à mettre en route. C'est à ce niveau que les plus belles surprises pourraient intervenir en terme de découvertes majeures ( cf dernière découverte au Brésil d'un champ majeur).
Les nouvelles technologies d'extraction:
Un potentiel certain, je pense à l'utilisation des méthodes d'extraction par gravitation à l'essai en ce moment. Les taux de récupération pourraient considérablement augmenter mais pas, a priori, les volumes de production.
Les énergies "propres":
Toutes les prévisions de l'AIE tablent sur une part relativement mince d'ici 20 ans de ces sources d'énergie. Une crise pétrolière grave pourrait changer la donne..
A mes yeux, la question cruciale n'est pas celle de la raréfaction, contrairement à ce qu'on peut lire ici ou là, c'est celle du "découplage", pour reprendre un terme à la mode, entre l'offre et la demande de produits pétroliers. La question fondamentale est celle de la capacité des producteurs à augmenter le volume de barils sur le marché. A ce niveau, je suis plutôt perplexe, non pas dans les mois ou les deux-trois années à venir mais dans lors de la prochaine décennie. Il se pourrait que ce choc de la demande se transforme en un choc de l'offre, mais cette fois-ci fondé sur des raisons "géologiques". Cette prise de conscience semble graduelle à l'heure actuelle car l'OPEP avance toujours l'argument qu'elle pourra répondre à l'accroissement de la demande. Il se peut que la décennie 2010-2020 nous réserve une surprise à ce niveau, ce qui ne manquerait pas d'aboutir à des "perturbations" importantes non seulement sur les marchés financiers mais surtout dans l'économie réelle.
Investir sur le pétrole et sur les sociétés pétrolières semble être un choix "Gagnant-gagnant"à l'avenir sauf catastrophe économique majeure ou révolution technologique.
Toutefois, le choix des supports sera primordial. Nous développerons ces aspects dans un prochain commentaire.
mercredi 5 décembre 2007
lundi 26 novembre 2007
The emerging commodities fund, une "perle"
Société de gestion: SPGP (http://www.spgp.fr/)
FCP ARIA sectoriel: commodities
VL au 26/11/2007: 16 087 euros
Valeur liquidative d'origine: 10 000 euros
Gestionnaire : Guy-Philippe Bertin assisté de Dimitri Meyer
Code ISIN: FR0010360750
Le secteur des commodities est en ébullition, records du pétrole, de l'or, du blé, du zinc..Ces deux dernières années ont été marquées par une pluie de records sur cette classe d'actifs.
Ceci est le fait essentiellement des tensions générées par l'émergence de nouvelles puissances industrielles avec comme figure de proue la Chine. Si l'on entrevoît la montée en puissance de la Chine comme une évolution inéluctable, il convient d'analyser avec attention ce secteur et, surtout, de faire le bon choix quant aux véhicules de placement.
Sans développer mon point de vue, ce que je pense faire dans un prochain commentaire, je crois que nous nous situons au sein d'un mouvement structurel de hausse du secteur énergétique et agricole. Mes anticipations sur le secteur des métaux industriels tendent à être plus mitigées et plus prudentes car j'entrevois un ralentissement marqué de la croissance mondiale d'ici un an ou deux, sur fond de récession américaine.
A l'heure actuelle, j'ai opté pour deux types d'investissement dans ce secteur qui constitue le coeur de mon portefeuille:
-direct, à travers des certificats ou du physique dans l'or et les matières premières agricoles.
-indirect via des FCP notamment le fonds présenté ci-dessous et des actions sélectionnées selon certains critères qui me sont propres ( cf AFREN, GASOL..)
J'ai donc choisi de vous présenter un fonds "atypique" dans le secteur des commodities, un fonds qui recèle selon moi un potentiel important à LT. Il s'agit d'un fonds ARIA avec à sa tête un gérant de qualité, spécialisé dans le secteur des commodities et, plus particulièrement, dans la catégorie des "juniors". Je dois avouer que je me suis beaucoup inspiré du travail de ce gérant, de ses méthodes d'analyse qu'il décrivait dans ses "lettres aux investisseurs trimestrielles" pour me lancer dans la recherche de juniors essentiellement dans le domaine énergétique.
La particularité de ce fonds est qu'il n'est pas soumis aux mêmes règles que les FCP ou SICAV "classiques", laissant au gérant une trés grande marge de manoeuvre quant à la place du "non-coté" ou quant à la pondération de chaque ligne au sein du portefeuille. Ce recours important à des investissements dans le "non-coté" lui confère la plupart du temps un effet de levier "puissant" lors des IPO. J'ai tendance à qualifier ce fonds de hedge funds dans les "juniors" commodities.
Depuis sont lancement cad au mois d'octobre 2006, le fonds a connu une trés belle progression de l'ordre de 60%, surperformant trés sensiblement son marché de référence. L'allocation d'actifs est pointue, originale. Il est possible d'envisager de le jumeler avec un fonds plus généraliste comme Carmignac commodities ou Global energy. La volatilité du fonds a été, jusqu'à présent, plus que satisfaisante à la lumière des performances dégagées sur la période.
Voici, ci-dessous, la stratégie d'investissement décrite sur le site de la société de gestion:
"
Stratégie d’investissement : Pour réaliser l’objectif de gestion du Fonds, le gérant investit dans des valeurs liées directement ou indirectement aux ressources naturelles. Cet univers englobe de manière générale les matières premières énergétiques (juniors ou majors ayant une activité pétrolière ou gazière, les métaux précieux (or, argent, platine, palladium, etc.), les pierres précieuses (émeraudes, diamants, gemmes, etc.], les métaux non précieux (cuivre, aluminium, alumine, charbon, zinc, plomb, étain, terres rares, nickel, uranium, etc.), et les matières premières agricoles (sucre, etc.).
Le Fonds peut choisir d’investir dans des véhicules dont l’activité n’est qu’indirectement liée aux ressources naturelles comme par exemple le secteur de la sismique ou du transport maritime. Le gérant du Fonds est habilité à investir dans le secteur des ressources naturelles sur les cinq continents, dès lors que des opportunités semblent lui apparaître et peut consacrer jusqu’à 50% de son actif dans l’investissement de sociétés non cotées.
Le gérant du Fonds pourra investir tant sur des actions, que sur des warrants, des options ou des obligations convertibles, des titres de créances (obligations, titrisation de créances) et tout produit monétaire ou assimilé. L’action sera toutefois l’instrument financier privilégié du Fonds, même si une stratégie d’acquisition d’options de dérivés, futures sur indice ou trackers pourra être mise en place pour protéger le portefeuille ou le dynamiser.
La stratégie d’investissement en actions sera celle de “stock picking“ pur, c’est-à-dire la sélection de titres “valeurs par valeurs”, sans référence à aucun indice ou marché géographique particulier. Le gérant du Fonds entend sélectionner les valeurs choisies à partir de l’étude des rapports annuels des sociétés, de la lecture de notes d’analyses financières leur étant consacrées, de contacts réguliers avec les sociétés de bourse assurant le suivi desdites valeurs et enfin en assistant fréquemment à des réunions de présentation desdites sociétés au cours desquelles le management détaillera sa stratégie de développement ou d’acquisition.
Le gérant du Fonds privilégiera l’investissement dans les petites et moyennes capitalisations (par opposition aux grandes capitalisations qui composeront moins de la moitié de l’actif), avec une prédominance géographique faisant ressortir la pondération des pays miniers traditionnels (Canada, pays du Continent africain, Russie et pays de l’ancienne Union Soviétique, Australie…). La partie du Fonds qui ne serait pas investie en valeurs ayant une relation directe ou indirecte aux ressources naturelles pourra être investie en actions liées à d’autres secteurs que les ressources naturelles, en obligations ou en produits monétaires en fonction de l’appréciation du degré d’incertitude des Marchés Financiers par le gérant.
L’investissement dans les sociétés non cotées (50% maximum) sera, quant à lui, réalisé avec l’espoir raisonnable que la société accède à un marché réglementé dans un horizon inférieur à un an, si toutefois les conditions de marché le permettent à l’échéance de cet horizon. Pour réaliser son objectif de gestion et/ou gérer sa trésorerie, le Fonds peut investir, dans la limite de 10% maximum de son actif en parts ou actions d’OPCVM de droit français ou européens conformes à la Directive, de tous types de classifications.
Dans un but de réaliser l’objectif de gestion, l’Opcvm pourra intervenir sur les marchés réglementés, organisés et de gré à gré (futures, options, warrants). Dans ce cadre, le gérant pourra, en fonction de ses anticipations, prendre des positions pour couvrir le portefeuille contre le risque “actions” et le risque de “change” par le biais d’utilisation de futures, d’options et de change à terme. En vue de la dynamisation éventuelle du portefeuille, le gérant aura également la possibilité de recourir aux mêmes instruments financiers. Ces opérations seront effectuées dans la limite de 100% maximum de l’actif du fonds pour la couverture des risques actions et change et dans la limite de 20% maximum de l’actif du fonds pour la dynamisation du portefeuille. Le Fonds n’interviendra pas directement ou par le biais d’instruments financiers à terme sur les matières premières ou indices de matières premières.L’ensemble des actifs pouvant être utilisés dans le cadre de la gestion de l’OPCVM figure dans la note détaillée."
"The Emerging Commodities Fund est un OPCVM à règle d'investissement allégées sans effet de levier.Il n'est pas soumis aux même règles que les OPCVM " tous souscripteurs " et peut donc être plus risqué.Seules les personnes mentionnées à la rubrique " souscripteurs concernés " peuvent acheter des parts de l'OPCVM The Emerging Commodities Fund. Par conséquent, une "Déclaration Souscripteur" est requise. Les ordres de rachats seront exécutés dans un délai maximum de 59 jours. Une commission de rachat de 3%, acquise au fonds, sera prélevée."
http://www.spgp.fr/pdf/presse/Option_finance_121107_Bertin.pdf
Les avantages de ce fonds:
-Une équipe de gestion pointue, passionnée
-Un secteur d'intervention "atypique", les juniors
-Un périmètre d'intervention élargi avec une large place accordée au "non-coté"
Les points" négatifs":
-Une valeur liquidative élevée
-Une procèdure de souscription complexe et conditionnée
Ces points négatifs sont, à mes yeux, des points positifs dans l'ensemble. Ils confèrent au gérant une grande liberté de gestion.
FCP ARIA sectoriel: commodities
VL au 26/11/2007: 16 087 euros
Valeur liquidative d'origine: 10 000 euros
Gestionnaire : Guy-Philippe Bertin assisté de Dimitri Meyer
Code ISIN: FR0010360750
Le secteur des commodities est en ébullition, records du pétrole, de l'or, du blé, du zinc..Ces deux dernières années ont été marquées par une pluie de records sur cette classe d'actifs.
Ceci est le fait essentiellement des tensions générées par l'émergence de nouvelles puissances industrielles avec comme figure de proue la Chine. Si l'on entrevoît la montée en puissance de la Chine comme une évolution inéluctable, il convient d'analyser avec attention ce secteur et, surtout, de faire le bon choix quant aux véhicules de placement.
Sans développer mon point de vue, ce que je pense faire dans un prochain commentaire, je crois que nous nous situons au sein d'un mouvement structurel de hausse du secteur énergétique et agricole. Mes anticipations sur le secteur des métaux industriels tendent à être plus mitigées et plus prudentes car j'entrevois un ralentissement marqué de la croissance mondiale d'ici un an ou deux, sur fond de récession américaine.
A l'heure actuelle, j'ai opté pour deux types d'investissement dans ce secteur qui constitue le coeur de mon portefeuille:
-direct, à travers des certificats ou du physique dans l'or et les matières premières agricoles.
-indirect via des FCP notamment le fonds présenté ci-dessous et des actions sélectionnées selon certains critères qui me sont propres ( cf AFREN, GASOL..)
J'ai donc choisi de vous présenter un fonds "atypique" dans le secteur des commodities, un fonds qui recèle selon moi un potentiel important à LT. Il s'agit d'un fonds ARIA avec à sa tête un gérant de qualité, spécialisé dans le secteur des commodities et, plus particulièrement, dans la catégorie des "juniors". Je dois avouer que je me suis beaucoup inspiré du travail de ce gérant, de ses méthodes d'analyse qu'il décrivait dans ses "lettres aux investisseurs trimestrielles" pour me lancer dans la recherche de juniors essentiellement dans le domaine énergétique.
La particularité de ce fonds est qu'il n'est pas soumis aux mêmes règles que les FCP ou SICAV "classiques", laissant au gérant une trés grande marge de manoeuvre quant à la place du "non-coté" ou quant à la pondération de chaque ligne au sein du portefeuille. Ce recours important à des investissements dans le "non-coté" lui confère la plupart du temps un effet de levier "puissant" lors des IPO. J'ai tendance à qualifier ce fonds de hedge funds dans les "juniors" commodities.
Depuis sont lancement cad au mois d'octobre 2006, le fonds a connu une trés belle progression de l'ordre de 60%, surperformant trés sensiblement son marché de référence. L'allocation d'actifs est pointue, originale. Il est possible d'envisager de le jumeler avec un fonds plus généraliste comme Carmignac commodities ou Global energy. La volatilité du fonds a été, jusqu'à présent, plus que satisfaisante à la lumière des performances dégagées sur la période.
Voici, ci-dessous, la stratégie d'investissement décrite sur le site de la société de gestion:
"
Stratégie d’investissement : Pour réaliser l’objectif de gestion du Fonds, le gérant investit dans des valeurs liées directement ou indirectement aux ressources naturelles. Cet univers englobe de manière générale les matières premières énergétiques (juniors ou majors ayant une activité pétrolière ou gazière, les métaux précieux (or, argent, platine, palladium, etc.), les pierres précieuses (émeraudes, diamants, gemmes, etc.], les métaux non précieux (cuivre, aluminium, alumine, charbon, zinc, plomb, étain, terres rares, nickel, uranium, etc.), et les matières premières agricoles (sucre, etc.).
Le Fonds peut choisir d’investir dans des véhicules dont l’activité n’est qu’indirectement liée aux ressources naturelles comme par exemple le secteur de la sismique ou du transport maritime. Le gérant du Fonds est habilité à investir dans le secteur des ressources naturelles sur les cinq continents, dès lors que des opportunités semblent lui apparaître et peut consacrer jusqu’à 50% de son actif dans l’investissement de sociétés non cotées.
Le gérant du Fonds pourra investir tant sur des actions, que sur des warrants, des options ou des obligations convertibles, des titres de créances (obligations, titrisation de créances) et tout produit monétaire ou assimilé. L’action sera toutefois l’instrument financier privilégié du Fonds, même si une stratégie d’acquisition d’options de dérivés, futures sur indice ou trackers pourra être mise en place pour protéger le portefeuille ou le dynamiser.
La stratégie d’investissement en actions sera celle de “stock picking“ pur, c’est-à-dire la sélection de titres “valeurs par valeurs”, sans référence à aucun indice ou marché géographique particulier. Le gérant du Fonds entend sélectionner les valeurs choisies à partir de l’étude des rapports annuels des sociétés, de la lecture de notes d’analyses financières leur étant consacrées, de contacts réguliers avec les sociétés de bourse assurant le suivi desdites valeurs et enfin en assistant fréquemment à des réunions de présentation desdites sociétés au cours desquelles le management détaillera sa stratégie de développement ou d’acquisition.
Le gérant du Fonds privilégiera l’investissement dans les petites et moyennes capitalisations (par opposition aux grandes capitalisations qui composeront moins de la moitié de l’actif), avec une prédominance géographique faisant ressortir la pondération des pays miniers traditionnels (Canada, pays du Continent africain, Russie et pays de l’ancienne Union Soviétique, Australie…). La partie du Fonds qui ne serait pas investie en valeurs ayant une relation directe ou indirecte aux ressources naturelles pourra être investie en actions liées à d’autres secteurs que les ressources naturelles, en obligations ou en produits monétaires en fonction de l’appréciation du degré d’incertitude des Marchés Financiers par le gérant.
L’investissement dans les sociétés non cotées (50% maximum) sera, quant à lui, réalisé avec l’espoir raisonnable que la société accède à un marché réglementé dans un horizon inférieur à un an, si toutefois les conditions de marché le permettent à l’échéance de cet horizon. Pour réaliser son objectif de gestion et/ou gérer sa trésorerie, le Fonds peut investir, dans la limite de 10% maximum de son actif en parts ou actions d’OPCVM de droit français ou européens conformes à la Directive, de tous types de classifications.
Dans un but de réaliser l’objectif de gestion, l’Opcvm pourra intervenir sur les marchés réglementés, organisés et de gré à gré (futures, options, warrants). Dans ce cadre, le gérant pourra, en fonction de ses anticipations, prendre des positions pour couvrir le portefeuille contre le risque “actions” et le risque de “change” par le biais d’utilisation de futures, d’options et de change à terme. En vue de la dynamisation éventuelle du portefeuille, le gérant aura également la possibilité de recourir aux mêmes instruments financiers. Ces opérations seront effectuées dans la limite de 100% maximum de l’actif du fonds pour la couverture des risques actions et change et dans la limite de 20% maximum de l’actif du fonds pour la dynamisation du portefeuille. Le Fonds n’interviendra pas directement ou par le biais d’instruments financiers à terme sur les matières premières ou indices de matières premières.L’ensemble des actifs pouvant être utilisés dans le cadre de la gestion de l’OPCVM figure dans la note détaillée."
"The Emerging Commodities Fund est un OPCVM à règle d'investissement allégées sans effet de levier.Il n'est pas soumis aux même règles que les OPCVM " tous souscripteurs " et peut donc être plus risqué.Seules les personnes mentionnées à la rubrique " souscripteurs concernés " peuvent acheter des parts de l'OPCVM The Emerging Commodities Fund. Par conséquent, une "Déclaration Souscripteur" est requise. Les ordres de rachats seront exécutés dans un délai maximum de 59 jours. Une commission de rachat de 3%, acquise au fonds, sera prélevée."
http://www.spgp.fr/pdf/presse/Option_finance_121107_Bertin.pdf
Les avantages de ce fonds:
-Une équipe de gestion pointue, passionnée
-Un secteur d'intervention "atypique", les juniors
-Un périmètre d'intervention élargi avec une large place accordée au "non-coté"
Les points" négatifs":
-Une valeur liquidative élevée
-Une procèdure de souscription complexe et conditionnée
Ces points négatifs sont, à mes yeux, des points positifs dans l'ensemble. Ils confèrent au gérant une grande liberté de gestion.
samedi 22 septembre 2007
Afren
Afren (AIM market)
Listed on 14 March 2005 on London Stock Exchange (AIM)
Afren is an independent oil and gas exploration and production company, founded in 2004 by Dr Rilwanu Lukman, the former Secretary General and President of OPEC, Nigerian minister of petroleum resources and honorary advisor to President Umaru Yar'Adua.
Afren has rapidly expanded its portfolio and the management team has delivered 11 assets in the Joint Development Zone of Nigeria, São Tomé and Príncipe, Nigeria, Gabon, Angola and Congo Brazzaville
Current portfolio ( keys assets)
1) Okoro Setu Fields (50% Afren)
Undeveloped fields (offshore Nigeria). The fields have combined 2P reserves of 42 million barrels (management case) and 2P Independent Certified reserves of 32 million barrels. Afren will commence development drilling in Q4 2007.
The Field Development Plan was approved in April 2007 and Afren subsequently secured a contract for the FPSO Armada Perkasa. Target of first oil in early 2008 and production of 15,000 to 20,000 b/d by mid 2008
2) Ogedeh (50% Afren)
Undeveloped field (offshore), Nigéria. The field was discovered by Chevron in 1993.
5 - 15 million barrels of prospective recoverable oil resources
3 ) Ofa field (onshore Nigéria)
Agreement with IEL to farm into and jointly develop Ofa field.
The field was initially discovered by Shell. Stock Tank Oil Initially in Place of up to 150 million barrels.
4,000 to 5,000 b/d are expected from two wells within 8 to 9 months
4) Eremor Field (50% Afren)
Undeveloped field (onshore, Nigéria). The field was initially discovered by Shell in 1978. The field is estimated to contain in place volumes of up to 30 million barrels, with a similar potential upside in a shallower reservoir.
The Eremor-1 well was re-entered in 2005. Test data indicates that flow rates of up to 2,000 b/d are achievable from the vertical well.
5) JDZ
Afren has 4.41 % interest in the JDZ Block 1
The Obo-1 well was drilled in Q1 2006 by Chevron. The well encountered a total of 150ft net oil and gas pay and was declared a Discovery.
World class exploration acreage, Billion barrel reserves potential.
6) La Noumbi
Afren holds a 14 per cent interest in the La Noumbi permit (adjacent world class M'Boundi field, which is currently producing over 50,000 b/d and has reserves in excess of 250 mmbbl).
First well Q2 2007 (August 2007) targeting the Doungou prospect which could contain between 50 to 75 mmbbl oil reserves. The operator of the field is Maurel et Prom.
I expect production near 12/15 000 barrels/day by 2008e (AFREN 100%).
Current Market cap: US $, 300 M.
Netback per barrel (projection, 2008e): 12$
PER 2008 (Q4): 5
Current share price: 0.64 GBP
Target price (2008e): 1.1 GBP
+“high impact exploration upside » with La Noumbi and JDZ prospects.
-Fully underwritten US$ 200 million credit facility secured for the Okoro-Setu project
-Cash: 112 M. US$
-Preferential access, leveraging of key relationships
-Management team one of the most respected in the sector and in Nigeria
-Local expertise to develop partnerships on proven undeveloped fields formerly held by the Majors and awarded to indigenous operators. Under the programme, which was introduced by the Nigerian Government in 1996, a total of 116 proven but undeveloped fields were designated as marginal, which have significant quantities of hydrocarbons, but were considered too small to be commercially exploitable by the Majors under historical fiscal regimes.
-Exclusive joint venture agreement including Afren, Gasol, Afgas and Sonagas to monetize gas supplies from Nigeria, Cameroon and Equatorial Guinea through infrastructure and facilities in Equatorial Guinea.
Risks:
-the constant threat of kidnappings
-political instability
-terrorist attacks
But... less risk of kidnappings and hijackings because they are seen as being a more indigenous company
Listed on 14 March 2005 on London Stock Exchange (AIM)
Afren is an independent oil and gas exploration and production company, founded in 2004 by Dr Rilwanu Lukman, the former Secretary General and President of OPEC, Nigerian minister of petroleum resources and honorary advisor to President Umaru Yar'Adua.
Afren has rapidly expanded its portfolio and the management team has delivered 11 assets in the Joint Development Zone of Nigeria, São Tomé and Príncipe, Nigeria, Gabon, Angola and Congo Brazzaville
Current portfolio ( keys assets)
1) Okoro Setu Fields (50% Afren)
Undeveloped fields (offshore Nigeria). The fields have combined 2P reserves of 42 million barrels (management case) and 2P Independent Certified reserves of 32 million barrels. Afren will commence development drilling in Q4 2007.
The Field Development Plan was approved in April 2007 and Afren subsequently secured a contract for the FPSO Armada Perkasa. Target of first oil in early 2008 and production of 15,000 to 20,000 b/d by mid 2008
2) Ogedeh (50% Afren)
Undeveloped field (offshore), Nigéria. The field was discovered by Chevron in 1993.
5 - 15 million barrels of prospective recoverable oil resources
3 ) Ofa field (onshore Nigéria)
Agreement with IEL to farm into and jointly develop Ofa field.
The field was initially discovered by Shell. Stock Tank Oil Initially in Place of up to 150 million barrels.
4,000 to 5,000 b/d are expected from two wells within 8 to 9 months
4) Eremor Field (50% Afren)
Undeveloped field (onshore, Nigéria). The field was initially discovered by Shell in 1978. The field is estimated to contain in place volumes of up to 30 million barrels, with a similar potential upside in a shallower reservoir.
The Eremor-1 well was re-entered in 2005. Test data indicates that flow rates of up to 2,000 b/d are achievable from the vertical well.
5) JDZ
Afren has 4.41 % interest in the JDZ Block 1
The Obo-1 well was drilled in Q1 2006 by Chevron. The well encountered a total of 150ft net oil and gas pay and was declared a Discovery.
World class exploration acreage, Billion barrel reserves potential.
6) La Noumbi
Afren holds a 14 per cent interest in the La Noumbi permit (adjacent world class M'Boundi field, which is currently producing over 50,000 b/d and has reserves in excess of 250 mmbbl).
First well Q2 2007 (August 2007) targeting the Doungou prospect which could contain between 50 to 75 mmbbl oil reserves. The operator of the field is Maurel et Prom.
I expect production near 12/15 000 barrels/day by 2008e (AFREN 100%).
Current Market cap: US $, 300 M.
Netback per barrel (projection, 2008e): 12$
PER 2008 (Q4): 5
Current share price: 0.64 GBP
Target price (2008e): 1.1 GBP
+“high impact exploration upside » with La Noumbi and JDZ prospects.
-Fully underwritten US$ 200 million credit facility secured for the Okoro-Setu project
-Cash: 112 M. US$
-Preferential access, leveraging of key relationships
-Management team one of the most respected in the sector and in Nigeria
-Local expertise to develop partnerships on proven undeveloped fields formerly held by the Majors and awarded to indigenous operators. Under the programme, which was introduced by the Nigerian Government in 1996, a total of 116 proven but undeveloped fields were designated as marginal, which have significant quantities of hydrocarbons, but were considered too small to be commercially exploitable by the Majors under historical fiscal regimes.
-Exclusive joint venture agreement including Afren, Gasol, Afgas and Sonagas to monetize gas supplies from Nigeria, Cameroon and Equatorial Guinea through infrastructure and facilities in Equatorial Guinea.
Risks:
-the constant threat of kidnappings
-political instability
-terrorist attacks
But... less risk of kidnappings and hijackings because they are seen as being a more indigenous company
jeudi 9 août 2007
Gasol, une micro cap dans le LNG
Il faut dire en préambule que ceci n'est pas un conseil d'achat ou de vente, qu'il s'agit uniquement de mon opinion, et que je ne suis pas affilié au monde de la finance. Cette valeur est sujette à une forte volatilité en raison de sa faible liquidité. C'est une small cap cotée sur l'AIM
Gasol plc
Cotation: AIM Market
Capitalisation boursière: 12 M. de £
Cash en banque: 3.2 M. de £
http://www.gasol.co.uk/index.asp
-Activités de Gasol: Se développer dans le secteur du LNG notamment en Afrique et plus particulièrement dans le golfe de guinée. Mettre en place une sorte d'"autoroute du Gaz" en provenance principalement du Nigéria afin d'alimenter les stations de LNG existantes en Guinée équatoriale et en projet dans la région.
-Le LNG, définition et marché:
C'est une modification de l'état physique du gaz afin de pouvoir le transporter sur de longues distances. La problématique est la suivante:
Les marchés du gaz se trouvent essentiellement au sein des pays développés. Or, la demande de gaz devrait connaître dans les années à venir une croissance assez forte, ce qui préoccupe fortement l'UE. En effet, le gaz que nous consommons provient en grande partie de la Russie. Sur la base des prévisions de l'AIE, la demande devrait connaître une forte croissance dans les années à venir (Total en fait par exemple son marché de prédilection notamment avec des taux de croissance attendus de l'ordre de 8%/an jusqu'en 2015) et la diversification de l'approvisionnement pose problème aujourd'hui surtout dans un contexte de dépendance grandissante vis-à-vis de quelques pays. C'est ainsi que le LNG apparaît comme une source de diversification d'approvisionnement importante notamment en provenance d'Afrique, cette dernière bénéficiant de réserves de gaz très importantes qui ne peuvent être valorisées aujourd'hui. Pour quelles raisons?
Il n'y a pas véritablement de demande intérieure et de marché local susceptibles de "consommer" ce gaz en provenance des plateformes offshore. Le gaz est donc quasiment "perdu", pas ou peu valorisé par les sociétés qui exploitent ces gisements éloignés des zones de consommation. Pas de marchés potentiels, peu de valeur. Le LNG présente un intérêt majeur pour les sociétés opérant dans le golfe de guinée surtout qu'une station de LNG vient d'être lancée cet été en Guinée équatoriale sur Bioko Island. Celle-ci sera alimentée essentiellement à l'heure actuelle par Marathon oil pour une production proche des 3 M. de tonnes de LNG /an. Ceci correspond à la mise en service du premier "train" de LNG mais un second train est en cours de négociation (4.4 M. de tonnes /an).
L'équation est donc la suivante: une offre importante de gaz en l'absence de demande locale. Le seul moyen de monétiser ce gaz est de le liquéfier afin de l'exporter vers les gros pays consommateurs comme les US ou l'Europe.
Les infrastructures de LNG sont trés "capitalistiques". Un exemple, le train 1 de LNG mentionné plus haut a coûté près d'un milliard et demi de $. Ceci peut paraître inquiétant vu la capitalisation boursière de Gasol qui frôle à peine 25 M. de $. Toutefois, cette micro société recèle de nombreux talents.
-Une équipe dirigeante "hors normes":
Dans cette partie du monde, le relationnel est un élément clé. L'atout majeur de Gasol, c'est qu'elle dispose d'un trés bon relationnel. Il faut aussi comprendre le contexte géopolitique Nigérian. Nombre de pays ont nationalisé certains gisements, sont plus restrictifs ou protectionnistes. Le Nigéria qui semblait jusqu'à présent ne pas s'engager dans cette voie à convoquer récemment l'ensemble des compagnies pétrolières ayant des intérêts sur son sol afin de renégocier les contrats de partage de production. Le nouveau président du Nigéria a chargé un homme de renégocier avec les Majors, il s'agit du Dr Rilwanu Lukman.
Qui est-il ?
Ancien secrétaire général de l'OPEP pendant 5 ans. Ancien Président de l'OPEP (7 sessions), Ministre Nigérian du pétrole. Conseiller spécial du nouveau président du Nigéria dans le domaine pétrolier et gazier. Président et fondateur de l'association des producteurs de pétrole africains. Le CV est impressionnant.
Il est, en outre, le fondateur de Gasol au coté de Osman Shahenshah et Bert Cooper.
Ces trois personnalités du monde pétrolier africain ont décidé, semble- t-il, de réunir leur relationnel et leurs compétences afin de faire émerger des acteurs privés sur la scène énergétique africaine. Trois acteurs essentiellement:
Le premier, une compagnie d'exploration et de production pétrolière dénommée AFREN. Introduite en 2005 sur l'AIM, elle est en phase de développement d'un champ pétrolier offshore au Nigéria avec comme objectif de production 15/20000 b/j d'ici la fin de l'année 2008. Son objectif dans un premier temps : reprendre des réservoirs pétroliers délaissés par les majors afin de les réactiver. Un second acteur est AFGAS. Société privée qui a pour ambition de développer le secteur du LNG au Nigéria. C'est le pendant "gaz" d'AFREN. Cette société joue un rôle central dans la stratégie mise en place par ses dirigeants. La structuration des contrats se fait autour de cette entité. Enfin Gasol, qui est la "structure" cotée d'AFGAS et qui, selon nous, a vocation à lever des capitaux afin de financer la construction des futures infrastructures.
On ne peut comprendre le potentiel de cette société qu'une fois son objectif replacé au sein d'une stratégie globale orientée vers la volonté de valoriser des ressources énergétiques via des acteurs locaux. M.Lukman a réuni une équipe expérimentée au sein de Gasol afin de lancer ce projet dans le LNG. Sans relever de manière exhaustive les membres de cette équipe, on remarquera :
Soumo Bose, ancien cadre de British Gas (BG plc), CFO d'ELNG, une joint-venture constituée entre BG, Gaz de France, Petronas et la compagnie nationale Egyptienne du gaz. Cette dernière exploitant une unité de liquéfaction produisant plus de 7 M.t. de LNG/an.
Charles Osezua, une personnalité du secteur énergétique Nigérian et, plus particulièrement, gazier. Ancien ingénieur de la compagnie nationale pétrolière du Nigéria ( NNPC), Il est à la tête d'une société spécialisée dans la distribution du gaz et conseiller technique de la société nationale chargée au Nigéria de la plus grande usine de liquéfaction, Nigéria LNG.
Osman Shahenshah, financier, un détour par Dresdner Kleinwort Wasserstein avant de se spécialiser dans le secteur du LNG. 15 ans d'expérience à travers des positions au sein des groupes SHELL, Chevron, Total, Agip, NNPC et Marathon oil. Il a travaillé pour le compte de Nigeria LNG, Equatorial Guinea LNG, Trinidad LNG.
Theo Oerlemans, 30 ans d'expérience chez Shell, ancien CEO et responsable du lancement de Nigéria LNG.
En conclusion, l'équipe à la tête de cette structure nous paraît armée pour atteindre ses objectifs.
-Actifs de la société :
L'actif de Gasol est, à l'heure actuelle, immatériel. Il repose sur son relationnel exceptionnel et sur la qualité de ses dirigeants. Il repose également sur une série de contrats signés principalement en fin d'année 2006 avec la compagnie nationale énergétique de Guinée équatoriale (SONAGAS), cette dernière ayant le monopole sur tous les projets en cours ou à venir sur le territoire national. Ce contrat a un objet précis, créer une joint-venture entre SONAGAS, AFGAS, AFREN et GASOL afin d'assurer l'approvisionnement du second train de LNG en négociation à l'heure actuelle.
Selon nous, ces contrats sont le fruit de l'influence de M. Lukman dans la région. Nous pensons que cela a été fait en raison de l'intérêt stratégique de désolidariser les contrats de la structure cotée en bourse. Ces contrats prévoient l'intervention de GASOL et d'AFREN en tant que fournisseur et transporteur de gaz jusqu'à l'usine de liquéfaction située sur Bioko Island. Ainsi, Gasol est en train d'absorber une à une les filiales d'AFGAS, que ce soit AFLNG ou AIL. AFGAS ayant mandaté des sociétés de services pétroliers US pour étudier le financement et les aspects techniques de ce projet, c'est GASOL qui récupère ces contrats (pipelines sous marins) à travers la filiale AIL qu'elle vient d'absorber à près de 75%.
Un accord majeur est intervenu dans la foulée de celui signé entre AFGAS et SONAGAS. Il porte sur la signature d'un accord entre la Guinée équatoriale et le Nigéria relatif à la fourniture de gaz pour la station de LNG en fonctionnement depuis peu. Voici le communiqué:
"Gasol plc ("Gasol" or "the Company") is pleased to announce that further to the announcement on 6 December 2006 by Sociedad Nacional de Gas, GE. ("Sonagas") andAfrican Gas Development Corporation ("Afgas") in relation to the exclusive joint venture agreement ("JV") to monetize natural gas supplies from Equatorial Guinea, Nigeria and Cameroon, Nigerian National Petroleum Corporation ("NNPC")and the Government of Equatorial Guinea have entered into Heads of Agreement governing the supply of natural gas to Equatorial Guinea. Heads of Agreement between NNPC and the Government of Equatorial Guinea Nigerian National Petroleum Corporation ("NNPC") and the Government of Equatorial Guinea have entered into Heads of Agreement governing the supply of natural gas to Equatorial Guinea. Under the agreement, natural gas will be supplied from Nigeria to Punto Europa for the purposes of Train 2 of the Equatorial Guinea liquefied natural gas plant ("EGLNG"). Train 1 will begin deliveries of LNG to international markets from mid-2007. An additional agreement will be entered into to cover the development and construction of a pipeline from Nigeria to Punto Europa in Equatorial Guinea."
Cet accord cadre porte sur la fourniture de 200 M. CF de gaz en provenance du Cameroun et sur 600 à 800 M. CF de gaz en provenance du Nigéria. En gros, l'accord porte sur un volume de gaz journalier d'1 BCF afin d'alimenter le second train. Une "FEED" (Front End Engineering and Design) avait été commandée par Marathon oil en 2006. Celle-ci a été rendue au cours de l'été 2007. A la lecture du sentiment de plusieurs analystes, il semblerait qu'EGLNG 2 ait dépassé le stade de simple projet mais que nous en sommes au stade de finalisation. Marathon oil évoque une possible signature en début d'année 2008. Le financement d'une telle usine implique des contrats d'approvisionnement et de cession de gaz liquéfié à long terme. Les contrats d'approvisionnement ont été signés pour une durée de 20 ans à partir de 2010/2011. Les contrats de vente de la production à long terme sont le dernier maillon de ce projet. A la lecture des prévisions de demande énergétique pour les deux décennies à venir, nous pensons qu'EGLNG2 a de grandes chances de voir le jour.
L'objectif de gasol n'est donc pas, dans un premier temps, de construire ou de financer un second train de LNG mais d'assurer l'approvisionnement de l'usine de Bioko Island en investissant dans des pipelines sous-marins, créant ainsi une véritable autoroute du gaz dans cette région de l'Afrique. Les revenus générés seront essentiellement tirés de la tarification du transport des zones de production à la zone de liquéfaction. Ceci sera le fait d'AIL, AFLNG étant la filiale active de Gasol afin de prendre éventuellement une participation dans des projets d'usines de LNG voire dans le train 2 d'EGLNG.
L'actionnariat de Gasol traduit cette imbrication entre les sociétés Afren-Afgas-Gasol puisque le premier actionnaire de Gasol est Afgas. Afren détenant également près de 7% du capital de Gasol.
Pour conclure,
La sélection de Gasol, comme cible d'investissement, est fondée essentiellement sur une conviction forte, à savoir une très forte probabilité de réalisation du projet EGLNG2 et des compétences au sein de cette structure qui ne sont plus à démontrer. Le risque n'en reste pas moins important car il s'agit d'une micro société, opèrant dans une zone à risques, et dont le projet principal c'est à dire le lancement du second train d'EGLNG n'est pas encore finalisé. Elle revêt donc un caractère spéculatif assez poussé qu'il ne faut pas négliger. "
Gasol plc
Cotation: AIM Market
Capitalisation boursière: 12 M. de £
Cash en banque: 3.2 M. de £
http://www.gasol.co.uk/index.asp
-Activités de Gasol: Se développer dans le secteur du LNG notamment en Afrique et plus particulièrement dans le golfe de guinée. Mettre en place une sorte d'"autoroute du Gaz" en provenance principalement du Nigéria afin d'alimenter les stations de LNG existantes en Guinée équatoriale et en projet dans la région.
-Le LNG, définition et marché:
C'est une modification de l'état physique du gaz afin de pouvoir le transporter sur de longues distances. La problématique est la suivante:
Les marchés du gaz se trouvent essentiellement au sein des pays développés. Or, la demande de gaz devrait connaître dans les années à venir une croissance assez forte, ce qui préoccupe fortement l'UE. En effet, le gaz que nous consommons provient en grande partie de la Russie. Sur la base des prévisions de l'AIE, la demande devrait connaître une forte croissance dans les années à venir (Total en fait par exemple son marché de prédilection notamment avec des taux de croissance attendus de l'ordre de 8%/an jusqu'en 2015) et la diversification de l'approvisionnement pose problème aujourd'hui surtout dans un contexte de dépendance grandissante vis-à-vis de quelques pays. C'est ainsi que le LNG apparaît comme une source de diversification d'approvisionnement importante notamment en provenance d'Afrique, cette dernière bénéficiant de réserves de gaz très importantes qui ne peuvent être valorisées aujourd'hui. Pour quelles raisons?
Il n'y a pas véritablement de demande intérieure et de marché local susceptibles de "consommer" ce gaz en provenance des plateformes offshore. Le gaz est donc quasiment "perdu", pas ou peu valorisé par les sociétés qui exploitent ces gisements éloignés des zones de consommation. Pas de marchés potentiels, peu de valeur. Le LNG présente un intérêt majeur pour les sociétés opérant dans le golfe de guinée surtout qu'une station de LNG vient d'être lancée cet été en Guinée équatoriale sur Bioko Island. Celle-ci sera alimentée essentiellement à l'heure actuelle par Marathon oil pour une production proche des 3 M. de tonnes de LNG /an. Ceci correspond à la mise en service du premier "train" de LNG mais un second train est en cours de négociation (4.4 M. de tonnes /an).
L'équation est donc la suivante: une offre importante de gaz en l'absence de demande locale. Le seul moyen de monétiser ce gaz est de le liquéfier afin de l'exporter vers les gros pays consommateurs comme les US ou l'Europe.
Les infrastructures de LNG sont trés "capitalistiques". Un exemple, le train 1 de LNG mentionné plus haut a coûté près d'un milliard et demi de $. Ceci peut paraître inquiétant vu la capitalisation boursière de Gasol qui frôle à peine 25 M. de $. Toutefois, cette micro société recèle de nombreux talents.
-Une équipe dirigeante "hors normes":
Dans cette partie du monde, le relationnel est un élément clé. L'atout majeur de Gasol, c'est qu'elle dispose d'un trés bon relationnel. Il faut aussi comprendre le contexte géopolitique Nigérian. Nombre de pays ont nationalisé certains gisements, sont plus restrictifs ou protectionnistes. Le Nigéria qui semblait jusqu'à présent ne pas s'engager dans cette voie à convoquer récemment l'ensemble des compagnies pétrolières ayant des intérêts sur son sol afin de renégocier les contrats de partage de production. Le nouveau président du Nigéria a chargé un homme de renégocier avec les Majors, il s'agit du Dr Rilwanu Lukman.
Qui est-il ?
Ancien secrétaire général de l'OPEP pendant 5 ans. Ancien Président de l'OPEP (7 sessions), Ministre Nigérian du pétrole. Conseiller spécial du nouveau président du Nigéria dans le domaine pétrolier et gazier. Président et fondateur de l'association des producteurs de pétrole africains. Le CV est impressionnant.
Il est, en outre, le fondateur de Gasol au coté de Osman Shahenshah et Bert Cooper.
Ces trois personnalités du monde pétrolier africain ont décidé, semble- t-il, de réunir leur relationnel et leurs compétences afin de faire émerger des acteurs privés sur la scène énergétique africaine. Trois acteurs essentiellement:
Le premier, une compagnie d'exploration et de production pétrolière dénommée AFREN. Introduite en 2005 sur l'AIM, elle est en phase de développement d'un champ pétrolier offshore au Nigéria avec comme objectif de production 15/20000 b/j d'ici la fin de l'année 2008. Son objectif dans un premier temps : reprendre des réservoirs pétroliers délaissés par les majors afin de les réactiver. Un second acteur est AFGAS. Société privée qui a pour ambition de développer le secteur du LNG au Nigéria. C'est le pendant "gaz" d'AFREN. Cette société joue un rôle central dans la stratégie mise en place par ses dirigeants. La structuration des contrats se fait autour de cette entité. Enfin Gasol, qui est la "structure" cotée d'AFGAS et qui, selon nous, a vocation à lever des capitaux afin de financer la construction des futures infrastructures.
On ne peut comprendre le potentiel de cette société qu'une fois son objectif replacé au sein d'une stratégie globale orientée vers la volonté de valoriser des ressources énergétiques via des acteurs locaux. M.Lukman a réuni une équipe expérimentée au sein de Gasol afin de lancer ce projet dans le LNG. Sans relever de manière exhaustive les membres de cette équipe, on remarquera :
Soumo Bose, ancien cadre de British Gas (BG plc), CFO d'ELNG, une joint-venture constituée entre BG, Gaz de France, Petronas et la compagnie nationale Egyptienne du gaz. Cette dernière exploitant une unité de liquéfaction produisant plus de 7 M.t. de LNG/an.
Charles Osezua, une personnalité du secteur énergétique Nigérian et, plus particulièrement, gazier. Ancien ingénieur de la compagnie nationale pétrolière du Nigéria ( NNPC), Il est à la tête d'une société spécialisée dans la distribution du gaz et conseiller technique de la société nationale chargée au Nigéria de la plus grande usine de liquéfaction, Nigéria LNG.
Osman Shahenshah, financier, un détour par Dresdner Kleinwort Wasserstein avant de se spécialiser dans le secteur du LNG. 15 ans d'expérience à travers des positions au sein des groupes SHELL, Chevron, Total, Agip, NNPC et Marathon oil. Il a travaillé pour le compte de Nigeria LNG, Equatorial Guinea LNG, Trinidad LNG.
Theo Oerlemans, 30 ans d'expérience chez Shell, ancien CEO et responsable du lancement de Nigéria LNG.
En conclusion, l'équipe à la tête de cette structure nous paraît armée pour atteindre ses objectifs.
-Actifs de la société :
L'actif de Gasol est, à l'heure actuelle, immatériel. Il repose sur son relationnel exceptionnel et sur la qualité de ses dirigeants. Il repose également sur une série de contrats signés principalement en fin d'année 2006 avec la compagnie nationale énergétique de Guinée équatoriale (SONAGAS), cette dernière ayant le monopole sur tous les projets en cours ou à venir sur le territoire national. Ce contrat a un objet précis, créer une joint-venture entre SONAGAS, AFGAS, AFREN et GASOL afin d'assurer l'approvisionnement du second train de LNG en négociation à l'heure actuelle.
Selon nous, ces contrats sont le fruit de l'influence de M. Lukman dans la région. Nous pensons que cela a été fait en raison de l'intérêt stratégique de désolidariser les contrats de la structure cotée en bourse. Ces contrats prévoient l'intervention de GASOL et d'AFREN en tant que fournisseur et transporteur de gaz jusqu'à l'usine de liquéfaction située sur Bioko Island. Ainsi, Gasol est en train d'absorber une à une les filiales d'AFGAS, que ce soit AFLNG ou AIL. AFGAS ayant mandaté des sociétés de services pétroliers US pour étudier le financement et les aspects techniques de ce projet, c'est GASOL qui récupère ces contrats (pipelines sous marins) à travers la filiale AIL qu'elle vient d'absorber à près de 75%.
Un accord majeur est intervenu dans la foulée de celui signé entre AFGAS et SONAGAS. Il porte sur la signature d'un accord entre la Guinée équatoriale et le Nigéria relatif à la fourniture de gaz pour la station de LNG en fonctionnement depuis peu. Voici le communiqué:
"Gasol plc ("Gasol" or "the Company") is pleased to announce that further to the announcement on 6 December 2006 by Sociedad Nacional de Gas, GE. ("Sonagas") andAfrican Gas Development Corporation ("Afgas") in relation to the exclusive joint venture agreement ("JV") to monetize natural gas supplies from Equatorial Guinea, Nigeria and Cameroon, Nigerian National Petroleum Corporation ("NNPC")and the Government of Equatorial Guinea have entered into Heads of Agreement governing the supply of natural gas to Equatorial Guinea. Heads of Agreement between NNPC and the Government of Equatorial Guinea Nigerian National Petroleum Corporation ("NNPC") and the Government of Equatorial Guinea have entered into Heads of Agreement governing the supply of natural gas to Equatorial Guinea. Under the agreement, natural gas will be supplied from Nigeria to Punto Europa for the purposes of Train 2 of the Equatorial Guinea liquefied natural gas plant ("EGLNG"). Train 1 will begin deliveries of LNG to international markets from mid-2007. An additional agreement will be entered into to cover the development and construction of a pipeline from Nigeria to Punto Europa in Equatorial Guinea."
Cet accord cadre porte sur la fourniture de 200 M. CF de gaz en provenance du Cameroun et sur 600 à 800 M. CF de gaz en provenance du Nigéria. En gros, l'accord porte sur un volume de gaz journalier d'1 BCF afin d'alimenter le second train. Une "FEED" (Front End Engineering and Design) avait été commandée par Marathon oil en 2006. Celle-ci a été rendue au cours de l'été 2007. A la lecture du sentiment de plusieurs analystes, il semblerait qu'EGLNG 2 ait dépassé le stade de simple projet mais que nous en sommes au stade de finalisation. Marathon oil évoque une possible signature en début d'année 2008. Le financement d'une telle usine implique des contrats d'approvisionnement et de cession de gaz liquéfié à long terme. Les contrats d'approvisionnement ont été signés pour une durée de 20 ans à partir de 2010/2011. Les contrats de vente de la production à long terme sont le dernier maillon de ce projet. A la lecture des prévisions de demande énergétique pour les deux décennies à venir, nous pensons qu'EGLNG2 a de grandes chances de voir le jour.
L'objectif de gasol n'est donc pas, dans un premier temps, de construire ou de financer un second train de LNG mais d'assurer l'approvisionnement de l'usine de Bioko Island en investissant dans des pipelines sous-marins, créant ainsi une véritable autoroute du gaz dans cette région de l'Afrique. Les revenus générés seront essentiellement tirés de la tarification du transport des zones de production à la zone de liquéfaction. Ceci sera le fait d'AIL, AFLNG étant la filiale active de Gasol afin de prendre éventuellement une participation dans des projets d'usines de LNG voire dans le train 2 d'EGLNG.
L'actionnariat de Gasol traduit cette imbrication entre les sociétés Afren-Afgas-Gasol puisque le premier actionnaire de Gasol est Afgas. Afren détenant également près de 7% du capital de Gasol.
Pour conclure,
La sélection de Gasol, comme cible d'investissement, est fondée essentiellement sur une conviction forte, à savoir une très forte probabilité de réalisation du projet EGLNG2 et des compétences au sein de cette structure qui ne sont plus à démontrer. Le risque n'en reste pas moins important car il s'agit d'une micro société, opèrant dans une zone à risques, et dont le projet principal c'est à dire le lancement du second train d'EGLNG n'est pas encore finalisé. Elle revêt donc un caractère spéculatif assez poussé qu'il ne faut pas négliger. "
lundi 30 juillet 2007
Mediterranean oil and gas, la belle endormie
Il faut dire en préambule que ceci n'est pas un conseil d'achat ou de vente, qu'il s'agit uniquement de mon opinion, et que je ne suis pas affilié au monde de la finance. Cette valeur est sujette à une forte volatilité en raison de sa faible liquidité. C'est une small cap cotée sur l'AIM.
Mediterranean oil and gas (MOG) (AIM)
Cours au 26 juillet 2007 : 1.54 £
http://www.medoilgas.com/
-Activité de la société
Société engagée dans l'exploration et la production de réserves gazières et pétrolières en Italie, Tunisie et à Malte.
-Profil type d'une junior pétrolière :
Ces sociétés lèvent généralement des capitaux sur la base de contrats de prospection qu'elles ont réussi à décrocher. Elles mobilisent ensuite des unités de forage (ce qui est une prouesse dans le contexte actuel) et tentent de mettre à jour de nouvelles réserves pétrolières. Ces juniors ne font donc en général pas de bénéfices puisqu'elles ont vocation à dépenser ces liquidités. Elles ne font des bénéfices que deux ou 3 ans après une découverte, le temps de la mise en production. La prospection dans le domaine pétrolier est très risquée car de nombreux facteurs techniques interviennent. Il se peut que la cible ne contienne pas de pétrole, que la porosité de la roche ne soit pas compatible, que la pression ne soit pas assez ou trop forte. Ainsi, investir dans une junior pétrolière présente en général un caractère spéculatif assez poussé. Il faut toutefois mesurer ces propos. En effet, avec les progrès de la sismique, les cabinets d'expertise peuvent évaluer les "chances de succès" d'un forage (COS). On obtient ainsi une classification qui va du forage "à faibles risques" au forage "à très hauts risques". Le caractère spéculatif évolue donc en fonction du profil du forage. Quand on parle de forage à "hauts risques", on est dans une fourchette inférieure à 10% de chances de succès. A titre statistique, il convient d'indiquer que le taux de réussite moyen d'un forage serait de 17%. Ceci met en exergue les risques inhérents à de telles activités d'exploration.
Le profil de MOG est un peu particulier car c'est une société qui génère des revenus malgré sa jeunesse (cotée en novembre 2005). En effet, elle exploite 18 champs gaziers en Italie pour un CA proche des 8 millions de $. Ceci en fait une rareté sur le segment des juniors pétrolières et lui permet de financer son programme d'exploration à venir dans l'onshore gazier italien ainsi que l'ensemble des dépenses courantes et charges salariales. Elle dispose également de 30 M. de $ de cash en banque. En pleine crise du crédit, cela constitue un élément déterminant, MOG n'ayant pas besoin de recourir à l'endettement ou au marché afin de financer son programme d'exploration.
-Dirigeants:
Le profil des dirigeants est un mix de financiers et de techniciens issus de l'industrie pétrolière. Le CEO de MOG est un ancien cadre d'ELF ayant participé directement à la découverte de l'actif principal de MOG dans les années 80, à savoir Ombrina Mare. 27 ans d'expérience dans le secteur en tant que géologue. Ancien cadre d'ELF, ENI et SHELL. On retrouve essentiellement des anciens d'ENI au sein de cette junior, ce qui peut expliquer le lien particulièrement étroit qu'entretient MOG avec cette Major.
-Actionnariat
70% de la capitalisation semble détenue par des institutionnels positionnés à long terme. A titre indicatif :
Parkplace, Stark, LR global partners, BNP paribas, JP Morgan, Transcontinental group, Enso, Goldman sachs, SPGP, Cornhill asset et fidelity récemment.
-Actifs
Tout le potentiel de cette action réside dans son portefeuille d'exploration et de développement. Dans le secteur des ressources énergétiques, il convient d'établir une différence fondamentale entre les ressources potentielles et les réserves prouvées. Les ressources sont des prévisions sur la base d'analyses sismiques. Les réserves sont les quantités de pétrole qu'on pense pouvoir récupérer. Généralement, les sociétés publient des réserves en P+P (ou 2P) c'est-à-dire en "prouvées + probables". Généralement ces réserves 2P sont valorisées en bourse autour de 10$ par baril (13$ selon des informations récentes mais nous préférons conserver le ratio de 10$ par baril de réserve en 2P). A titre d'exemple, une société disposant de 15 Millions de barils en P+P devrait avoir une capitalisation boursière proche de 150 Millions de $. Une majoration intervient en fonction des débits de production anticipés et de la spéculation sur la probable réussite d'autres forages, de l'évolution des prix du pétrole, etc.
Nous distinguerons donc les actifs prouvés ou en développement des actifs en phase d'exploration
A propos du développement :
-Dans l'onshore gazier Italien, Guendalina field ( MOG 20%)
MOG est partenaire d'ENI dans la mise en production d'un champ gazier en Italie (offshore). Il s'agit d'un champ prouvé, dont les réserves sont estimées à 28 BCF de gaz, l'unité d'exploitation est en construction. La mise en production est prévue pour fin 2009/2010. Elle permettra à MOG de tripler pratiquement sa production à cet horizon. Ce profil gazier, très important à nos yeux, explique peut- être le faible intérêt du marché pour cette valeur. La très faible liquidité du titre est sûrement un autre facteur négatif.
-Dans l'offshore pétrolier Italien, Ombrina Mare ( MOG 100%)
L'offshore pétrolier italien constitue le socle de cette société. MOG est propriétaire d'une zone de prospection à l'intérieur de laquelle se trouve un champ de pétrole découvert par ELF en 1987, le champ d'Ombrina Mare (offshore, à faible profondeur et à quelques kilomètres des côtes italiennes). Le forage avait permis de découvrir un réservoir pétrolier contenant un pétrole de faible qualité (densité élevée, API 18°). Les tests de production avaient permis de produire sur la base de ce forage vertical 450 barils par jour ainsi que du gaz . A l'époque, les prix du pétrole, la qualité de ce dernier ont fait qu'ELF abandonna ce réservoir. La situation intermédiaire dans laquelle il avait été laissé n'avait pas permis de classer ce pétrole en réserves prouvées. Le prochain forage prévu en janvier 2008 (MOG a sécurisé une unité de forage sous contrat avec ENI) a vocation à faire passer ces ressources en réserves prouvées. Ceci devrait impacter sensiblement le cours de l'action à notre avis.
Sur la base des prévisions faîtes par des professionnels mandatés par MOG, ce réservoir contiendrait 27 millions de barils de pétrole en 2P, ce qui sur le papier et sur la base d'un forage réussi pourrait porter la capitalisation boursière de MOG aux alentours de 300 M. de $.
Les chances de réussite du prochain forage peuvent être classées dans le haut du panier. Celles-ci sont estimées à plus de 40% par divers analystes et, après prise de contact avec la direction de MOG, cette dernière estime qu'il s'agit encore d'une estimation relativement prudente. Notons qu'il est extrêmement rare de trouver des forages comportant un COS aussi élevé. La technique de forage évolue sensiblement. Le prochain forage prévoit d'utiliser un drain horizontal d'une longueur de plusieurs centaines de mètres (entre 600 et 800 mètres) afin de relever les débits de production. En général, cette technique procure une augmentation des débits de production constatés de l'ordre de 10 à 15 fois. Il faut cependant indiquer que cela pénalise le profil de production du réservoir à long terme.
Sur Ombrina Mare, Il y a deux objectifs ou du moins deux couches "productrices" identifiées par MOG. La première avait été atteinte en 1985 et avait permis de produire 450b/j. La seconde n'est que prospective sur la base de la sismique. Ils vont donc forer plus profond verticalement afin d'atteindre cette couche appelée Cretaceous (à plus grande profondeur). Les prévisions de production communiquées par MOG vont de 4000 b/j à 13000 b/j avec un target à 8000 b/j. Nous pensons que les 4000 b/j sont simplement le résultat d'un échec du test de la seconde couche et de l'utilisation d'un drilling horizontal pour booster la production à partir de la première couche.
Notre sentiment à propos d'Ombrina Mare est qu'il s'agit d'un forage à "faibles risques" sur reprise d'un précédent forage vertical ayant permis de découvrir un réservoir de pétrole mais dont le profil de production ne permettait pas d'envisager l'exploitation. Le recours à des techniques modernes de forage laisse entrevoir des chances de réussite élevées en sachant que le seuil de rentabilité est fixé par la direction à 2000 b/j.
A propos du programme d'exploration :
-Monte grosso (onshore Italie, MOG 22%)) :
2 partenaires essentiellement : ENI qui détient 60% et TOTAL 11%. MOG détient 22% des droits d'exploration. Notre junior est avec du très lourd. En effet, il est assez exceptionnel de voir une société dont la capitalisation boursière est proche des 100 M. de $ côtoyer des acteurs majeurs du secteur affichant des capitalisations de plus de 100 milliards de $. Le champ prospecté contiendrait + de 280 Millions de barils récupérables ( 2P). Ces derniers ont décidé de forer la zone en décembre 2007 et ont sécurisé une unité de forage spécialisée à ces fins (mise à disposition par ENI). Les chances de succès fixées par MOG seraient de l'ordre de 20%. Le forage est à plus de 6000 mètres de profondeur, ce qui en fait l'un des plus profonds en Europe. Les réserves en 2P attribuables à MOG, sur la base d'un forage concluant, varient entre 60 et 100 M. de barils. Certains analystes estiment que la réussite du forage pourrait aboutir à une offre d'achat émise par ENI sur l'ensemble des droits d'exploitation. La zone de prospection avait été plutôt "prolifique" jusqu'à présent avec la découverte à proximité du plus important réservoir onshore européen (Monte Alpi) exploité par Shell et Eni avec une production de l'ordre de 100 000 b/j. Total détient également dans le secteur "Tempa rossa" avec un profil de production fixé à 50 000 b/J.
-Teboursouk en Tunisie ( onshore, MOG 25%) :
Prospect en Tunisie sur la base d'un partenariat avec Range Petroleum ( opérateur, 65%). Ce dernier fixe les ressources potentielles à hauteur de 100 millions de barils. Selon le dernier document de présentation de la société (Novembre 2007), le forage est prévu pour la fin de l'année 2007. La zone de prospection est, à nos yeux, relativement risquée, le taux de réussite que nous affectons à ce forage est faible.
- Grenade ( onshore, France, MOG 11%)
Réservoir pétrolier découvert par Elf en 1975. Il s'agit de pétrole lourd à très forte densité (10°API). Les quantités de pétrole en place sont estimées à 300 millions de barils par l'opérateur ( Egdon resources). Les autres partenaires sont Sterling Resources 33%, Nautical Petroleum 22%. La difficulté majeure réside dans la mise en exploitation de ce réservoir. Les partenaires envisagent de recourir à des méthodes modernes d'extraction afin d'améliorer le taux de récupération du pétrole en place et de fournir un débit de production stable de pétrole lourd. Nous pensons que les partenaires pourraient recourir, d'une part, à des techniques d'injection de vapeur afin de liquéfier ce pétrole (semblable à la technique SGAD pratiquée à grande échelle au Canada dans le cadre de l'exploitation des sables bitumineux) et, d'autre part, à des techniques de forage avec utilisation de drains horizontaux. Le taux de réussite que nous affectons à cette reprise via process technologique est très faible.
-Zones de prospection à Malte (offshore, MOG 80%) :
Les ressources potentielles sont considérables. Selon un cabinet d'expertise, l'évaluation sur la base de la sismique des réserves 2P en présence d'un forage réussi se monte à plusieurs centaines de millions de barils sur une des zones. Et sur l'ensemble des zones, l'évaluation monte à près d'un milliard et demi de barils en 2P. On pourrait ainsi évoquer un prospect de classe mondiale. Ces zones se situent entre la Libye et Malte. Des majors avaient prospecté il y plus de 15 ans mais n'avaient pas donné suite pour plusieurs raisons. C'est du forage en eau profonde, c'était à l'époque très coûteux (c'est toujours le cas). Face à des prix du pétrole assez bas et aux risques d'échec, ils avaient préféré ne pas s'engager. A fortiori, un contentieux entre la Libye et Malte était né au sujet de la propriété de cette zone de prospection. Cela est revenu finalement à Malte. Le financement d'un tel forage pour une société comme MOG est pratiquement impossible, surtout vu le risque d'échec. Elle est donc partie à la recherche d'un partenaire et celui qui est apparu n'est pas celui qu'on attendait. On attendait ENI, TOTAL et c'est un petit, minuscule opérateur qui a été annoncé, Leni gas and oil.
Cela peut avoir deux significations : La première, ce prospect n'intéresse pas les Majors, trop de risques, elles n'y croient pas. La seconde, elle est un peu plus complexe. MOG a choisi délibérément cette petite structure, Leni gas and oil : En effet, cette société a été crée très récemment par l'un des directeurs de MOG, ce dernier a levé des fonds sur la bourse de Londres et s'est associé avec MOG. L'accord est le suivant : 5 millions de $ versés à MOG, Leni gas fournit la sismique à ses frais et finance 80% du coût du premier forage. En contrepartie, Leni gas récupère 50% des droits d'exploitation. MOG a ainsi externalisé le risque d'échec en majeure partie et écarte une AK importante pour financer le projet. Si le forage aboutit, les deux sociétés pourraient fusionner à terme.
Il semblerait que ce soit le désintérêt des majors qui ait poussé MOG à s'associer avec Leni gas and oil. MOG aurait mandaté Tristone Capital afin de trouver un partenaire, si possible une Major, afin de s'associer pour mobiliser une unité de forage et prospecter la zone. Malheureusement, le mandataire a échoué dans ses multiples tentatives. Les raisons invoquées tiennent au fait que la Libye est en train de mettre sur le marché des blocs adjacents à ceux de MOG, les Majors préférant se focaliser sur ces offres où elles pourront être l'unique propriétaire des droits d'exploration. La relative pénurie d'installations de forage aurait également pesée en défaveur d'un accord. MOG, pour maintenir ses droits d'exploration, s'était engagée à fournir un examen sismique de la zone. Il lui fallait donc trouver un partenaire rapidement. Ceci explique la création de Leni gas and oil, cette dernière versant 5M. de $ à MOG afin d'acquérir une partie du prospect. Cette opération permet à MOG de maintenir ses droits sur la zone, de remplir ses engagements et de compléter le cash dont elle a besoin pour financer ses activités de prospection et de développement, à savoir principalement Ombrina Mare et Monte Grosso.
L'offre de blocs initiée par la Libye se clôture le 16 décembre prochain. Il semblerait que des Majors soient en piste pour acquérir le bloc adjacent à l'exploration. Ceci pourrait déboucher à terme sur un partenariat avec une Major, détentrice des futurs droits sur ce bloc, pour forer la zone monopolisée par MOG et Leni gas and oil.
Sur la base de ces informations, nous estimons que la valeur attribuable à ces droits d'exploration est extrêmement difficile à déterminer. Nous considérons qu'il s'agit en l'espèce d'un éventuel futur forage à très hauts risques dont les chances de succès sont très faibles.
-Valorisation
L'absence de timing de forage "sérieux" explique, semble-t-il, l'atonie du cours depuis son introduction. MOG est entrée sur l'AIM en Novembre 2005 et n'a sécurisé des rigs qu'en Mai dernier ! C'est ce qui explique, selon nous, la léthargie du cours. La faible liquidité du titre n'incite pas les institutionnels à se placer sur la valeur hors cession de blocs par un actionnaire. Ce fût le cas dernièrement lorsque l'un des directeurs de MOG, suite à une levée d'option, a décidé de céder une partie de sa participation à un institutionnel en octobre dernier, à savoir Fidelity, et ceci, afin de la maintenir à l'équilibre.
Le PIC au premier semestre 2006, sur la base d'une réévaluation du prospect maltais a été un feu de paille, ce qui était prévisible, ce qui compte ce sont les réserves de pétrole en 2P.
Ainsi, à l'heure actuelle, le timing de forage se présente comme suit:
-Forage Monte grosso avec ENI et FP en Décembre
-Forage Ombrina Mare en janvier 2008.
-Forage de Teboursouk prévu en septembre mais l'opérateur n'a pas annoncé avoir sécurisé une unité de forage. Ce dernier était prévu au mois d'octobre dernier, nous estimons qu'il devrait avoir lieu dans le courant de l'année 2008.
-Forage du permis de Saint-laurent prévu en Novembre (annonce 26 juillet dernier). A l'heure actuelle, il semblerait qu'il y ait du retard, ce qui est très souvent le cas dans ce domaine, mais l'opérateur n'a pas communiqué depuis. Nous considérons que ledit forage devrait avoir lieu également en cours d'année 2008.
Dans la mesure où les deux prochains forages prévus en Décembre et janvier prochain ne sont pas retardés, les deux actifs fondamentaux de MOG vont entrer dans une période "cruciale" dans les deux prochains mois.
Potentiel de découverte de pétrole en 2P :
-27 M. de barils sur Ombrina Mare
-60 M. de barils sur Monte grosso
-30M. de barils sur Saint-laurent
-20M. de barils en Tunisie.
Soit une exposition dans les 6 à 12 mois à des réserves 2P théoriques de 135 M. de barils. Cela est à mettre en perspective avec la capitalisation boursière actuelle de MOG. Si Ombrina mare est un succès, sa capitalisation boursière devait atteindre les 300 M. de $ selon nous. Si Monte grosso est également un succès, la capitalisation boursière sur le papier de cette société pourrait dépasser le milliard le $.
En conclusion, c'est une société qui opère dans une zone qui, sur le plan géopolitique, est très stable. C'est un atout majeur en cette période de nationalisation des gisements. Cela reste une junior exploratrice avec tous les risques que cela comporte. Les liens étroits que MOG entretient avec ENI sont un élément positif car cette junior profite de la compétence technologique de cette dernière. Rappelons que l'unité de forage mobilisée sur Monte grosso appartient à ENI, c'est donc l'équipe technique d'ENI, spécialisée dans le forage à grande profondeur, qui se chargera d'atteindre les 6000 mètres du prospect. L'unité de forage offshore mobilisée pour le drilling d'Ombrina Mare est également une unité sous contrat avec ENI.
Au titre des participations au sein de MOG, la SPGP détient 5.25% de cette dernière. La SPGP détient également 12% de Leni gas and oil. MOG semble être aussi prisée par Simon Pickard. Voici ce qu'il disait à son propos dans Moneyweek le 27 avril dernier : "Another stock I like is Mediterranean Oil & Gas. It's listed in the UK, but has its operations in Italy, and I think could easily go up three or four times. They have two big projects in Italy and are one of the few oil companies on Aim that make cash, so they won't be back to the market looking for more capital in six months. Unless there is something crooked about the company, it's hard to see much downside - whereas the upside is to my mind very, very substantial."
Pour mémoire, Simon Pickard a rejoint la société genevoise Argos Investment Managers, où il est responsable d'un nouveau fonds spécialisé dans les actions européennes. Il était auparavant en charge de quatre fonds d'actions européennes chez Carmignac Gestion notamment de Carmignac grande europe.
C'est évidemment, Ombrina Mare, dont le rapport risque/potentiel est des plus avantageux, qui nous conduit à prendre position sur cette société à ces niveaux de cours. Même s'il est délicat et difficile de qualifier de "value" une junior pétrolière dont le caractère spéculatif est généralement assez poussé, nous pensons que cette société présente une réelle décote dans un secteur en ébullition. La campagne de forage à venir pourrait venir corriger brutalement cette dernière.
Un lien vers un graph de la valeur mais aussi un petit forum presque inactif, vous y trouverez certaines informations financières :
http://www.iii.co.uk/investment/detail?code=cotn:MOG.L&display=chart&it=le
Je vous invite à visiter le site de MOG, à visionner les derniers PDF de présentation et à lire le document d’admission sur l’AIM market, si le profil de cette société vous intéresse.
http://www.medoilgas.com/presentations/GC_June_2007_Presentation.pdf
http://www.medoilgas.com/releases/MOG%20-%20050606.pdf
http://www.medoilgas.com/releases/MOG%20CPR%20June%202005%20Final%20Rev3.pdf
Mediterranean oil and gas (MOG) (AIM)
Cours au 26 juillet 2007 : 1.54 £
http://www.medoilgas.com/
-Activité de la société
Société engagée dans l'exploration et la production de réserves gazières et pétrolières en Italie, Tunisie et à Malte.
-Profil type d'une junior pétrolière :
Ces sociétés lèvent généralement des capitaux sur la base de contrats de prospection qu'elles ont réussi à décrocher. Elles mobilisent ensuite des unités de forage (ce qui est une prouesse dans le contexte actuel) et tentent de mettre à jour de nouvelles réserves pétrolières. Ces juniors ne font donc en général pas de bénéfices puisqu'elles ont vocation à dépenser ces liquidités. Elles ne font des bénéfices que deux ou 3 ans après une découverte, le temps de la mise en production. La prospection dans le domaine pétrolier est très risquée car de nombreux facteurs techniques interviennent. Il se peut que la cible ne contienne pas de pétrole, que la porosité de la roche ne soit pas compatible, que la pression ne soit pas assez ou trop forte. Ainsi, investir dans une junior pétrolière présente en général un caractère spéculatif assez poussé. Il faut toutefois mesurer ces propos. En effet, avec les progrès de la sismique, les cabinets d'expertise peuvent évaluer les "chances de succès" d'un forage (COS). On obtient ainsi une classification qui va du forage "à faibles risques" au forage "à très hauts risques". Le caractère spéculatif évolue donc en fonction du profil du forage. Quand on parle de forage à "hauts risques", on est dans une fourchette inférieure à 10% de chances de succès. A titre statistique, il convient d'indiquer que le taux de réussite moyen d'un forage serait de 17%. Ceci met en exergue les risques inhérents à de telles activités d'exploration.
Le profil de MOG est un peu particulier car c'est une société qui génère des revenus malgré sa jeunesse (cotée en novembre 2005). En effet, elle exploite 18 champs gaziers en Italie pour un CA proche des 8 millions de $. Ceci en fait une rareté sur le segment des juniors pétrolières et lui permet de financer son programme d'exploration à venir dans l'onshore gazier italien ainsi que l'ensemble des dépenses courantes et charges salariales. Elle dispose également de 30 M. de $ de cash en banque. En pleine crise du crédit, cela constitue un élément déterminant, MOG n'ayant pas besoin de recourir à l'endettement ou au marché afin de financer son programme d'exploration.
-Dirigeants:
Le profil des dirigeants est un mix de financiers et de techniciens issus de l'industrie pétrolière. Le CEO de MOG est un ancien cadre d'ELF ayant participé directement à la découverte de l'actif principal de MOG dans les années 80, à savoir Ombrina Mare. 27 ans d'expérience dans le secteur en tant que géologue. Ancien cadre d'ELF, ENI et SHELL. On retrouve essentiellement des anciens d'ENI au sein de cette junior, ce qui peut expliquer le lien particulièrement étroit qu'entretient MOG avec cette Major.
-Actionnariat
70% de la capitalisation semble détenue par des institutionnels positionnés à long terme. A titre indicatif :
Parkplace, Stark, LR global partners, BNP paribas, JP Morgan, Transcontinental group, Enso, Goldman sachs, SPGP, Cornhill asset et fidelity récemment.
-Actifs
Tout le potentiel de cette action réside dans son portefeuille d'exploration et de développement. Dans le secteur des ressources énergétiques, il convient d'établir une différence fondamentale entre les ressources potentielles et les réserves prouvées. Les ressources sont des prévisions sur la base d'analyses sismiques. Les réserves sont les quantités de pétrole qu'on pense pouvoir récupérer. Généralement, les sociétés publient des réserves en P+P (ou 2P) c'est-à-dire en "prouvées + probables". Généralement ces réserves 2P sont valorisées en bourse autour de 10$ par baril (13$ selon des informations récentes mais nous préférons conserver le ratio de 10$ par baril de réserve en 2P). A titre d'exemple, une société disposant de 15 Millions de barils en P+P devrait avoir une capitalisation boursière proche de 150 Millions de $. Une majoration intervient en fonction des débits de production anticipés et de la spéculation sur la probable réussite d'autres forages, de l'évolution des prix du pétrole, etc.
Nous distinguerons donc les actifs prouvés ou en développement des actifs en phase d'exploration
A propos du développement :
-Dans l'onshore gazier Italien, Guendalina field ( MOG 20%)
MOG est partenaire d'ENI dans la mise en production d'un champ gazier en Italie (offshore). Il s'agit d'un champ prouvé, dont les réserves sont estimées à 28 BCF de gaz, l'unité d'exploitation est en construction. La mise en production est prévue pour fin 2009/2010. Elle permettra à MOG de tripler pratiquement sa production à cet horizon. Ce profil gazier, très important à nos yeux, explique peut- être le faible intérêt du marché pour cette valeur. La très faible liquidité du titre est sûrement un autre facteur négatif.
-Dans l'offshore pétrolier Italien, Ombrina Mare ( MOG 100%)
L'offshore pétrolier italien constitue le socle de cette société. MOG est propriétaire d'une zone de prospection à l'intérieur de laquelle se trouve un champ de pétrole découvert par ELF en 1987, le champ d'Ombrina Mare (offshore, à faible profondeur et à quelques kilomètres des côtes italiennes). Le forage avait permis de découvrir un réservoir pétrolier contenant un pétrole de faible qualité (densité élevée, API 18°). Les tests de production avaient permis de produire sur la base de ce forage vertical 450 barils par jour ainsi que du gaz . A l'époque, les prix du pétrole, la qualité de ce dernier ont fait qu'ELF abandonna ce réservoir. La situation intermédiaire dans laquelle il avait été laissé n'avait pas permis de classer ce pétrole en réserves prouvées. Le prochain forage prévu en janvier 2008 (MOG a sécurisé une unité de forage sous contrat avec ENI) a vocation à faire passer ces ressources en réserves prouvées. Ceci devrait impacter sensiblement le cours de l'action à notre avis.
Sur la base des prévisions faîtes par des professionnels mandatés par MOG, ce réservoir contiendrait 27 millions de barils de pétrole en 2P, ce qui sur le papier et sur la base d'un forage réussi pourrait porter la capitalisation boursière de MOG aux alentours de 300 M. de $.
Les chances de réussite du prochain forage peuvent être classées dans le haut du panier. Celles-ci sont estimées à plus de 40% par divers analystes et, après prise de contact avec la direction de MOG, cette dernière estime qu'il s'agit encore d'une estimation relativement prudente. Notons qu'il est extrêmement rare de trouver des forages comportant un COS aussi élevé. La technique de forage évolue sensiblement. Le prochain forage prévoit d'utiliser un drain horizontal d'une longueur de plusieurs centaines de mètres (entre 600 et 800 mètres) afin de relever les débits de production. En général, cette technique procure une augmentation des débits de production constatés de l'ordre de 10 à 15 fois. Il faut cependant indiquer que cela pénalise le profil de production du réservoir à long terme.
Sur Ombrina Mare, Il y a deux objectifs ou du moins deux couches "productrices" identifiées par MOG. La première avait été atteinte en 1985 et avait permis de produire 450b/j. La seconde n'est que prospective sur la base de la sismique. Ils vont donc forer plus profond verticalement afin d'atteindre cette couche appelée Cretaceous (à plus grande profondeur). Les prévisions de production communiquées par MOG vont de 4000 b/j à 13000 b/j avec un target à 8000 b/j. Nous pensons que les 4000 b/j sont simplement le résultat d'un échec du test de la seconde couche et de l'utilisation d'un drilling horizontal pour booster la production à partir de la première couche.
Notre sentiment à propos d'Ombrina Mare est qu'il s'agit d'un forage à "faibles risques" sur reprise d'un précédent forage vertical ayant permis de découvrir un réservoir de pétrole mais dont le profil de production ne permettait pas d'envisager l'exploitation. Le recours à des techniques modernes de forage laisse entrevoir des chances de réussite élevées en sachant que le seuil de rentabilité est fixé par la direction à 2000 b/j.
A propos du programme d'exploration :
-Monte grosso (onshore Italie, MOG 22%)) :
2 partenaires essentiellement : ENI qui détient 60% et TOTAL 11%. MOG détient 22% des droits d'exploration. Notre junior est avec du très lourd. En effet, il est assez exceptionnel de voir une société dont la capitalisation boursière est proche des 100 M. de $ côtoyer des acteurs majeurs du secteur affichant des capitalisations de plus de 100 milliards de $. Le champ prospecté contiendrait + de 280 Millions de barils récupérables ( 2P). Ces derniers ont décidé de forer la zone en décembre 2007 et ont sécurisé une unité de forage spécialisée à ces fins (mise à disposition par ENI). Les chances de succès fixées par MOG seraient de l'ordre de 20%. Le forage est à plus de 6000 mètres de profondeur, ce qui en fait l'un des plus profonds en Europe. Les réserves en 2P attribuables à MOG, sur la base d'un forage concluant, varient entre 60 et 100 M. de barils. Certains analystes estiment que la réussite du forage pourrait aboutir à une offre d'achat émise par ENI sur l'ensemble des droits d'exploitation. La zone de prospection avait été plutôt "prolifique" jusqu'à présent avec la découverte à proximité du plus important réservoir onshore européen (Monte Alpi) exploité par Shell et Eni avec une production de l'ordre de 100 000 b/j. Total détient également dans le secteur "Tempa rossa" avec un profil de production fixé à 50 000 b/J.
-Teboursouk en Tunisie ( onshore, MOG 25%) :
Prospect en Tunisie sur la base d'un partenariat avec Range Petroleum ( opérateur, 65%). Ce dernier fixe les ressources potentielles à hauteur de 100 millions de barils. Selon le dernier document de présentation de la société (Novembre 2007), le forage est prévu pour la fin de l'année 2007. La zone de prospection est, à nos yeux, relativement risquée, le taux de réussite que nous affectons à ce forage est faible.
- Grenade ( onshore, France, MOG 11%)
Réservoir pétrolier découvert par Elf en 1975. Il s'agit de pétrole lourd à très forte densité (10°API). Les quantités de pétrole en place sont estimées à 300 millions de barils par l'opérateur ( Egdon resources). Les autres partenaires sont Sterling Resources 33%, Nautical Petroleum 22%. La difficulté majeure réside dans la mise en exploitation de ce réservoir. Les partenaires envisagent de recourir à des méthodes modernes d'extraction afin d'améliorer le taux de récupération du pétrole en place et de fournir un débit de production stable de pétrole lourd. Nous pensons que les partenaires pourraient recourir, d'une part, à des techniques d'injection de vapeur afin de liquéfier ce pétrole (semblable à la technique SGAD pratiquée à grande échelle au Canada dans le cadre de l'exploitation des sables bitumineux) et, d'autre part, à des techniques de forage avec utilisation de drains horizontaux. Le taux de réussite que nous affectons à cette reprise via process technologique est très faible.
-Zones de prospection à Malte (offshore, MOG 80%) :
Les ressources potentielles sont considérables. Selon un cabinet d'expertise, l'évaluation sur la base de la sismique des réserves 2P en présence d'un forage réussi se monte à plusieurs centaines de millions de barils sur une des zones. Et sur l'ensemble des zones, l'évaluation monte à près d'un milliard et demi de barils en 2P. On pourrait ainsi évoquer un prospect de classe mondiale. Ces zones se situent entre la Libye et Malte. Des majors avaient prospecté il y plus de 15 ans mais n'avaient pas donné suite pour plusieurs raisons. C'est du forage en eau profonde, c'était à l'époque très coûteux (c'est toujours le cas). Face à des prix du pétrole assez bas et aux risques d'échec, ils avaient préféré ne pas s'engager. A fortiori, un contentieux entre la Libye et Malte était né au sujet de la propriété de cette zone de prospection. Cela est revenu finalement à Malte. Le financement d'un tel forage pour une société comme MOG est pratiquement impossible, surtout vu le risque d'échec. Elle est donc partie à la recherche d'un partenaire et celui qui est apparu n'est pas celui qu'on attendait. On attendait ENI, TOTAL et c'est un petit, minuscule opérateur qui a été annoncé, Leni gas and oil.
Cela peut avoir deux significations : La première, ce prospect n'intéresse pas les Majors, trop de risques, elles n'y croient pas. La seconde, elle est un peu plus complexe. MOG a choisi délibérément cette petite structure, Leni gas and oil : En effet, cette société a été crée très récemment par l'un des directeurs de MOG, ce dernier a levé des fonds sur la bourse de Londres et s'est associé avec MOG. L'accord est le suivant : 5 millions de $ versés à MOG, Leni gas fournit la sismique à ses frais et finance 80% du coût du premier forage. En contrepartie, Leni gas récupère 50% des droits d'exploitation. MOG a ainsi externalisé le risque d'échec en majeure partie et écarte une AK importante pour financer le projet. Si le forage aboutit, les deux sociétés pourraient fusionner à terme.
Il semblerait que ce soit le désintérêt des majors qui ait poussé MOG à s'associer avec Leni gas and oil. MOG aurait mandaté Tristone Capital afin de trouver un partenaire, si possible une Major, afin de s'associer pour mobiliser une unité de forage et prospecter la zone. Malheureusement, le mandataire a échoué dans ses multiples tentatives. Les raisons invoquées tiennent au fait que la Libye est en train de mettre sur le marché des blocs adjacents à ceux de MOG, les Majors préférant se focaliser sur ces offres où elles pourront être l'unique propriétaire des droits d'exploration. La relative pénurie d'installations de forage aurait également pesée en défaveur d'un accord. MOG, pour maintenir ses droits d'exploration, s'était engagée à fournir un examen sismique de la zone. Il lui fallait donc trouver un partenaire rapidement. Ceci explique la création de Leni gas and oil, cette dernière versant 5M. de $ à MOG afin d'acquérir une partie du prospect. Cette opération permet à MOG de maintenir ses droits sur la zone, de remplir ses engagements et de compléter le cash dont elle a besoin pour financer ses activités de prospection et de développement, à savoir principalement Ombrina Mare et Monte Grosso.
L'offre de blocs initiée par la Libye se clôture le 16 décembre prochain. Il semblerait que des Majors soient en piste pour acquérir le bloc adjacent à l'exploration. Ceci pourrait déboucher à terme sur un partenariat avec une Major, détentrice des futurs droits sur ce bloc, pour forer la zone monopolisée par MOG et Leni gas and oil.
Sur la base de ces informations, nous estimons que la valeur attribuable à ces droits d'exploration est extrêmement difficile à déterminer. Nous considérons qu'il s'agit en l'espèce d'un éventuel futur forage à très hauts risques dont les chances de succès sont très faibles.
-Valorisation
L'absence de timing de forage "sérieux" explique, semble-t-il, l'atonie du cours depuis son introduction. MOG est entrée sur l'AIM en Novembre 2005 et n'a sécurisé des rigs qu'en Mai dernier ! C'est ce qui explique, selon nous, la léthargie du cours. La faible liquidité du titre n'incite pas les institutionnels à se placer sur la valeur hors cession de blocs par un actionnaire. Ce fût le cas dernièrement lorsque l'un des directeurs de MOG, suite à une levée d'option, a décidé de céder une partie de sa participation à un institutionnel en octobre dernier, à savoir Fidelity, et ceci, afin de la maintenir à l'équilibre.
Le PIC au premier semestre 2006, sur la base d'une réévaluation du prospect maltais a été un feu de paille, ce qui était prévisible, ce qui compte ce sont les réserves de pétrole en 2P.
Ainsi, à l'heure actuelle, le timing de forage se présente comme suit:
-Forage Monte grosso avec ENI et FP en Décembre
-Forage Ombrina Mare en janvier 2008.
-Forage de Teboursouk prévu en septembre mais l'opérateur n'a pas annoncé avoir sécurisé une unité de forage. Ce dernier était prévu au mois d'octobre dernier, nous estimons qu'il devrait avoir lieu dans le courant de l'année 2008.
-Forage du permis de Saint-laurent prévu en Novembre (annonce 26 juillet dernier). A l'heure actuelle, il semblerait qu'il y ait du retard, ce qui est très souvent le cas dans ce domaine, mais l'opérateur n'a pas communiqué depuis. Nous considérons que ledit forage devrait avoir lieu également en cours d'année 2008.
Dans la mesure où les deux prochains forages prévus en Décembre et janvier prochain ne sont pas retardés, les deux actifs fondamentaux de MOG vont entrer dans une période "cruciale" dans les deux prochains mois.
Potentiel de découverte de pétrole en 2P :
-27 M. de barils sur Ombrina Mare
-60 M. de barils sur Monte grosso
-30M. de barils sur Saint-laurent
-20M. de barils en Tunisie.
Soit une exposition dans les 6 à 12 mois à des réserves 2P théoriques de 135 M. de barils. Cela est à mettre en perspective avec la capitalisation boursière actuelle de MOG. Si Ombrina mare est un succès, sa capitalisation boursière devait atteindre les 300 M. de $ selon nous. Si Monte grosso est également un succès, la capitalisation boursière sur le papier de cette société pourrait dépasser le milliard le $.
En conclusion, c'est une société qui opère dans une zone qui, sur le plan géopolitique, est très stable. C'est un atout majeur en cette période de nationalisation des gisements. Cela reste une junior exploratrice avec tous les risques que cela comporte. Les liens étroits que MOG entretient avec ENI sont un élément positif car cette junior profite de la compétence technologique de cette dernière. Rappelons que l'unité de forage mobilisée sur Monte grosso appartient à ENI, c'est donc l'équipe technique d'ENI, spécialisée dans le forage à grande profondeur, qui se chargera d'atteindre les 6000 mètres du prospect. L'unité de forage offshore mobilisée pour le drilling d'Ombrina Mare est également une unité sous contrat avec ENI.
Au titre des participations au sein de MOG, la SPGP détient 5.25% de cette dernière. La SPGP détient également 12% de Leni gas and oil. MOG semble être aussi prisée par Simon Pickard. Voici ce qu'il disait à son propos dans Moneyweek le 27 avril dernier : "Another stock I like is Mediterranean Oil & Gas. It's listed in the UK, but has its operations in Italy, and I think could easily go up three or four times. They have two big projects in Italy and are one of the few oil companies on Aim that make cash, so they won't be back to the market looking for more capital in six months. Unless there is something crooked about the company, it's hard to see much downside - whereas the upside is to my mind very, very substantial."
Pour mémoire, Simon Pickard a rejoint la société genevoise Argos Investment Managers, où il est responsable d'un nouveau fonds spécialisé dans les actions européennes. Il était auparavant en charge de quatre fonds d'actions européennes chez Carmignac Gestion notamment de Carmignac grande europe.
C'est évidemment, Ombrina Mare, dont le rapport risque/potentiel est des plus avantageux, qui nous conduit à prendre position sur cette société à ces niveaux de cours. Même s'il est délicat et difficile de qualifier de "value" une junior pétrolière dont le caractère spéculatif est généralement assez poussé, nous pensons que cette société présente une réelle décote dans un secteur en ébullition. La campagne de forage à venir pourrait venir corriger brutalement cette dernière.
Un lien vers un graph de la valeur mais aussi un petit forum presque inactif, vous y trouverez certaines informations financières :
http://www.iii.co.uk/investment/detail?code=cotn:MOG.L&display=chart&it=le
Je vous invite à visiter le site de MOG, à visionner les derniers PDF de présentation et à lire le document d’admission sur l’AIM market, si le profil de cette société vous intéresse.
http://www.medoilgas.com/presentations/GC_June_2007_Presentation.pdf
http://www.medoilgas.com/releases/MOG%20-%20050606.pdf
http://www.medoilgas.com/releases/MOG%20CPR%20June%202005%20Final%20Rev3.pdf
Enfin une analyse récente de MOG parue dans Equitygrowth:
http://www.equitygrowth.co.uk/reports/NEWSLETTER_June_15_07.pdf
"Mediterranean Oil & Gas (MOG), the Rome based exploration and production junior, has recently announced some highly positive news that will advance two key projects, Ombrina Mare and Monte Grosso. The news relates to agreements withENI to secure drilling rigs for both projects. Appraisal drilling is now expected to commence at Ombrina Mare in early 2008 while at Monte Grosso an exploration well is expected to be spudded in the third quarter. In particular, the latter project is apotential company maker for MOG. Ombrina Mare is MOG’s most advanced major project and is based on the development of a crude oil discovery made by Elf in 1987. Significantly, the concession is 100% owned by MOG. The discovery is located 7kms off the Italian Adriatic coast around 30 kms south of Pescara and a similar distance northwest of Edison’s Rospo Mare oilfield. The water surrounding the discovery is shallow at 20m and the reservoir depth is 2,100m. Best estimates suggest a field with 166m barrels in place and a contingent resource base of 27.5m barrels. In addition, there are two satellite oil prospects and three gas prospects. All told, Ombrina Mare is potentially a highly significant resource for an E&P junior. The main drawback is that the oil is heavy, with an API of only 18 degrees. The planned Ombrina Mare appraisal well will test the two main reservoirs of Mio-Oligocene and Cretaceous age and then penetrate horizontally the main Mio-Oligocene carbonate reservoir. It is envisaged that the appraisal well will ultimately be utilised for development. Post the appraisal, the plan is to commence production in earnest in 2009, with peak rates expected to reach 8,200 b/d based on the best estimate of contingent reserves. Using the high estimate of reserves production could hit 13,650 b/d. Planned production rates compare with about 320 boe/dpresently from MOG’s 18 gas concessions in Italy. Ombrina Mare development costs should be relatively low given the shallow water and the proximity to the coastline. The Adriatic coast south of Pescara is well served by oil industry infrastructure. Monte Grosso, we believe, is MOG’s most interesting medium term prospect. It is located in the Italian Southern Appennines, in the region of Basilicata, to the west of Foggia. MOG has a 22.89% stake in Monte Grosso and is the operator of this high profile project. The joint-venture partners include ENI, Total and Edison. Significantly, Monte Grosso is situated immediately to the north and is on a similar trend to ENI’s Monte Alpi and Total’s Tempa Rossa oilfields. The former is the largest field in main land Western Europe, with production of around 100,000 b/d.Tempa Rossa’s planned production is 50,000 b/d. MOG’s estimates would also point to a substantial field at Monte Grosso. Prospective resources are put at 280m barrels, on a most likely basis, and as much as 2.1bn barrels in a best case scenario. The geological probability of success is estimated at 21.4%. The exploration well will be very deep at 6,900m, which explains its high cost at around€50m. ENI, however, will finance about half the cost. In the event of a major find at Monte Grosso, we believe that ENI will attempt to acquire the project. Outside Ombrina Mare and Monte Grosso, MOG has an extremely active exploration and development programme over the next 18 months. Arguably, the most exciting area of long term exploration potential is MOG’s substantial acreage in Maltese waters. The potential here stems from highly productive analogues in Libyan andTunisian waters. The independent consultants, RPS, have estimated prospective resources of 1.48 bn barrels in MOG’s Maltese blocks. A new 2D seismic survey has recently been acquired and a 20% stake in the blocks farmed out to Leni Oil & Gas for $5m. Drilling is a possibility in the second half of 2008. In the fourth quarter of 2007, drilling is expected to commence on the 25% owned Teboursouk prospect onshore Tunisia and the 11.2% owned Grenade heavy oil project in south-western France. Interestingly, the Guendalina gasfield project off the northern Italian Adriatic coast is now in the development phase. The plan is a tie back to the Tea field and make a connection to the Amelia production platform. First production from Guendalina is scheduled for 2010, at a rate of 5 bcf per annum, which equates to about 2,280 boe/d. MOG’s 2P reserve base, strictly defined, is presently decidedly modest, at 2m boe, and relates to the Italian on and offshore gasfields. On a contingent basis, there source base, using the most likely estimate, is a more significant 35m barrels, with79% stemming from the Ombrina Mare field. We believe at this juncture that the contingent resources are broadly indicative of de facto 2P reserves. Prospective resources are put at a sizeable 1.59 bn boe, on a most likely basis, and 4.46 bn boe on the high estimate. Obviously, these two numbers are highly speculative at this stage. MOG’s cash balance is €16m and the drilling programme, we believe, is comfortably financed into 2008. Significantly, natural gas operations based in Italy are understood to be cash positive. We continue to believe that MOG is one of the most exciting junior E&P plays. The company has massive exploration upside through Monte Grosso and the Maltese concessions and by 2010 production could be running at over 10,000 boe/d. The news flow over the next year or so should be particularly interesting. We believe positive Monte Grosso drilling news could, in fact, result in MOG becoming a bid candidate in 2008. It should be noted that if the Monte Grosso drilling progresses ashoped, MOG could be sitting on 2P reserves of around 100m by the end of 2008. Based on a market rate of $10/barrel, this would equate to a potential valuation of $1bn. The analogy here would be the 2006 acquisition of Hardman by Tullow Oil, where the terms were $9.5/barrel net of cash for 105m of 2P reserves. Significantly, MOG’s exploration activity is being conducted exclusively in areas of low political risk so a sizeable reserve base could command a valuation premium."
Présentation du blog
Ce blog est l'oeuvre d'un "investisseur" particulier, ne prétendant pas avoir une quelconque formation financière mise à part son expérience personnelle des marchés depuis plusieurs années. Il vise à présenter mes principaux axes d'investissement, à expliquer les motifs qui me poussent à privilégier telles ou telles classes d'actifs, à détailler certaines de mes positions personnelles à fort potentiel notamment dans le domaine des ressources énergétiques et des matières premières. Ainsi, je serai amener à publier des analyses et des commentaires qui ne seront en aucun cas des conseils d'achat ou de vente. Chaque lecteur devra se forger une opinion personnelle sur la valeur et la pertinence des informations qu'il pourra trouver sur ce blog.
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