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."
