Africa Oil – lägg ned lite timmar och hitta svart guld

2014-01-11 13:52, Edited at: 2014-01-13 09:17

Hur kan ett bolag som bara har 231mmboe 2C resources och ett börsvärde på 18mdr kr och som följs av 23 analytiker där ingen tror att det är något alldeles särskilt (i princip samtliga har köprekommendation men snitt riktkursen ligger bara 55% över dagens kurs) vara en investeringsmöjlighet som man bara träffar på kanske vart femte år? Ja, om man gräver lite djupare än marknaden och analytikerna gör så är det definitivt det skulle jag säga. Lägg ned lite timmar så kommer du hitta något utöver det vanliga.

Jag har nu gjort en ny djupdykning i siffror och text senaste månaderna och varje gång jag gör det blir man bara mer och mer övertygad att man kommer få ut åtminstone 180kr/aktie, givet dagens oljepris. Det är också en skön känsla att veta att man antagligen är den som lagt ned mest tid på att analysera bolaget senaste 12 månaderna. Har man gjort sin hemläxa kan man sova gott på nätterna. Min syn på AOI är ju helt annan än marknadens/analytikerna och då måste man jobba hårdare för att verkligen tro på sitt case.

Här är min tankegång kring hur jag värderar AOI. Det är ganska enkelt. Värdet på bolaget, i min mening, är värdet på oljan man har hittat tom idag + värdet på framtida borrningar + värdet på de prospects/leads man ännu inte borrat när bolaget säljs eller när jag säljer mina aktier.

Vad Tullow(TLW)/AOI borrat fram idag

Tullow bedömer att de hittat 300mmboe i Lokichar. De har en lång historik med att göra försiktiga initiala bedömningar som senare revideras upp men det man gör i Kenya är ganska extremt. Jag ska visa med några volumetrics övningar varför det sannolikt är >1000mmboe man hittat so far:

Det enda vi med säkerhet vet i nuläget är total net pay för de exploration wells som är gjorda. Ska man bedöma recoverable resources behöver vi två variabler till: aerial extension (geografisk utbredning) samt recovery rate.

Lake Albert cross reference

I Lake Albert räknar Tullow med att man kan ta upp 1.8mdr fat och total net pay för de brunnar man borrat ligger på 797m vilket betyder att varje net pay meter motsvarar 2.27mmboe. Det implicerar en snittradie på 590m för fyndigheterna om man räknar med 33% recovery rate, om man antar att fyndigheten är cylinderformad.

Ngamia pre drill estimates som cross reference

Om vi tittar på Ngamias pre-drill P50 recoverable resources som var 45mmboe baserat på 17 m net pay ser man att med den bedömningen ger att varje meter net pay 2.65mmboe. Det implicerar en snittradie på 640m för fyndigheterna om man räknar med 33% recovery rate.

Agete pre drill estimate som cross-reference

Agete pre drill estimat var enligt auditors 276mmboe och net pay post drill var 100m, vilket enligt AOIs var 30% bättre än väntat, detta enligt mediauppgifter. Det betyder att pre drill estimat av net pay var 77m. Med den bedömningen motsvarar varje meter net pay 3.6mmboe. Det implicerar en snittradie på 742m för fyndigheterna om man räknar med 33% recovery rate.

Fördelen med att använda Lake Albert som guideline är att TLW borrat 79 brunnar där och därmed har auditors fått den data de behöver. Med ett så stort sampel hamnar man nära vad man kan kalla en ’genomsnittsbrunn’. Sedan ligger bassängerna relativt nära varandra. Nackdelen är att det finns olikheter mellan bassängerna. Lake Albert fyndigheter flödar mer men är i snitt 5ggr mindre än fyndigheterna i Lokichar. Fördelen med att använda Lokichar är just att det är samma bassäng man jämför med. Nackdelen är att det är pre drill estimates och man får en klarare bild när man borrat en 20-30 brunnar i Lokichar. Själv anser jag att ett snitt av Lake Albert och Ngamia pre drill estimat vara rimligt. Agete har lite väl stor aerial extension för att vara cross reference, anser jag i nuläget. Den intresserade kan jämföra 600m radie med storleken på fyndigheterna på en karta, exempelvis sid 5 i presentationen nedan för få en bild av hur stort/litet 600m är relativt fyndigheten.

http://www.africaoilcorp.com/i/pdf/2013-11_AOI_AOWCT.pdf

I Lokichar har man nu 475-605m net pay (beroende på om man antar min/max för Ekales och Etuko) vilket med ovanstående analogin och ett snitt av Lake Albert och Ngamia som cross reference motsvarar 1257-1601mmboe, vilket motsvarar 76-97kr/aktie för AOI med antagande om $6/fat reservvärde. Att analytiker/marknad inte är beredd att lägga ned jobbet med att räkna vad en net pay meter kan vara värd i Lokichar genom att jämföra med tex Lake Albert är i min mening lite som att veta vad Volvo hade för försäljning och marginaler 2013 men bara veta Scanias försäljning för 2013 men inte marginaler och då anta att Scanias marginaler är 1/5 av Volvos trots att de historiskt sett varit jämförbara.

Värde/fat för resources/reserves

Detta är det område jag lagt ned mest tid sista månaderna för att få ett klart grepp om vad som gäller. De flesta analytiker slänger in ett värde baserat på senaste transaktion eller ett värde som passar in med en riktkurs på 90kr/aktie. Snittestimatet bland analytikerna ligger nu på $6.2/fat för resources i Kenya men med stor spridning.

Analytikers estimerade värde/fat i KenyaMäklarhus$/bblRBC8.9ABG8Enskilda7Citigroup6.5Carnegie6.5Merrill Lynch5.8UBS5.7Pareto5Nomura4.2Remium4Medel6.2Förutom de vanliga variablerna som styr värdet på reserver (oljans API, PSC samt politisk risk) så har jag grävt ned mig i att räkna ut nuvärdet av ett fat producerad olja, dvs faktiskt cash flow diskonterat till dagens datum. Det man upptäcker då är att storleken på pipeline blir en väldigt viktig variabel och därför värd att hålla koll på den dagen det annonseras. Det som talas om nu är en pipeline med 500 000 fat/dag i kapacitet och det ska delas med Uganda så om vi räknar med att hälften av denna kapacitet tilldelas Lokichar så blir värdet per fat ett men ett helt annat om Kenya skulle ha en egen pipeline eller om man bygger pipeline med dubbelt så hög kapacitet. Anledningen till detta är att, förutom att det tar lång tid att få all infrastruktur på plats, så tar det väldigt många år att pumpa upp 2-3mdr fat olja och kan man klippa tiden med en 5-10 år så slår det väldigt mycket på nuvärdet av ett fat olja.

Här kommer en snabb överblick av P&L för den som äger Lokichar där jag räknar med $13/fat total lifting costs (har kollat det med diverse folk som följer industrin o i alla fall inte för lågt, EIA säger $10.3/fat (2009) men inkluderar offshore också), 65% revenue split enl PSAt, 100% cost recovery. Sedan räknar jag med att Kenyanska staten helt enkelt tar 10% av oljan som produceras utan motprestation (Royalty), detta utöver den olja man tilldelas enligt PSAt. Det får vi nog räkna med, inget ovanligt.

Net Profit/bbl Lokichar ($)Gross revenue (oljepris)100Royalty (10%)-10Total Lifting Costs-13Profit Oil77 AOIs share of Profit Oil35%AOI Pretax Profit27 Non Domestic Corp Tax Rate37.5%AOI Net Profit16.8Cost Back13Total Profit29.8Bästa snabbkursen för hur PSA/PSC fungerar för den som är nybörjare kring PSA:http://www.youtube.com/watch?v=HIVUfmCCQus

Som man ser i tabell ovan är det $13/bbl som en eventuell major får lägga ut för att bekosta produktion och man får ut knapp$30/bbl. Det tar dock kanske 30 år innan man får ut all vinst. Det är förutsättningarna vid en farm out. Ska en major bekosta AOIs utbyggnad så vill de ha en andel av Lokichar och det blir en viktig förhandling som kommer ske den dagen det sker.

Om vi ska räkna lite på vad en bbl i Lokichar är värd så kan vi göra ett lite mer komplicerat räkneexempel. Då behöver vi total lifting costs (samtliga kostnader from mid 2015), diskonteringsränta, produktionsstart, produktionskapacitet (pipeline), tid för platåproduktion, cost recovery, eventuellt cost oil cap samt inflation för oljepris och lifting costs.

Om vi räknar med:

2mdr fat i Lokichar (själv tror jag på 3mdr fat men detta är ett räknexempel)

Pipeline kostnad $6mdr som delas lika mellan Lake Albert/Lokichar (Wood Mackkenzie säger minst $4mdr)

Total lifting cost $13/bbl

12% diskonteringsränta

Produktionsstart 2018 (AOIs egna estimat)

250 000 fat/dag max pipeline kapacitet tilldelat Lokichar

Man når platåproduktion på 250 00 fat/dag 2021

Produktionstakt mattas av 2036 och produktion upphör 2046

75 produktionsbrunnar

75 water injection wells

15 ytterligare appraisal wells

$100 oljepris för olja från Lokichar 2018

2% årlig inflation för oljepris och total lifting costs

Lågt tryck i Lokichar ger fler produktions brunnar – om varje brunn flödar 5000fat/dag måste man ha minst 50 brunnar för att komma upp i 250 000 fat/dag produktion. Men trycket faller med tiden och brunnar kommer strula och det kommer krävas water injection så jag räknar med 75 produktionsbrunnar och 75 water injection wells för att komma upp i och bibehålla 250 000 fat/dag produktion.

Pluggar man in allt detta i en DCF får man $6.7/fat i nuvärde men en DCF är väldigt känslig så den siffran ska inte ses som en absolut sanning. Sedan kommer ägaren till Lokichar få större del av kassaflödet första åren (pga cost recovery) men investeringskostnader kommer också ske under främst första åren så de tar ut varandra till viss mån men de effekterna har jag inte räknat med. Sedan får man inte glömma att om oljan är värd $6.7 idag så är den värd $7.5 om ett år och $8.4 året efter om man räknar med 12% diskonteringsränta. Det är om ett drygt år – tidigast – som AOI/TLW kommer förhandla med en major om att gå in och finansiera produktionen.

Räknar man som jag med $13/bbl total lifting costs så har man $26mdr att röra sig med. Efter att ha läst diverse konsultrapporter om vilka utlägg man har när man sätter upp produktionsfaciliter så är detta ett exempel på hur det kan se ut :

[TABELL M COST BREAKDOWN]

Lifting Costs Breakdown ($mln)Pipeline30006000/2Appraisal Wells37515*25Production Wells300075*40Water Injection Wells225075*30Artificial Lifting Eqp1000 Intra-Lokichar Pipeline1000 Oil Storage Tanks500 Oil Transfer Pumps500 Helicopter Services200 Vehicles (Vans, Buses, Trucks)500 Other Variable Costs140002000*7Summa26325Bästa konsultrapporten jag läst om detta för den som vill läsa mer: http://www.netcoster.com/images/uploaded/pdf/NETCO$TER%20Onshore%20Production%20Module%20Information.pdf?time=1389278731

Som jag ser det är det drygt $9mdr av $26mdr som man måste lägga ut innan produktion startar (alla kostnader i tabellen ovan ex pipeline och other variable costs). Skulle AOI behålla sin 50% andel i Lokichar måste man hosta upp $4.5mdr så börskursen den dagen man förhandlar om att sälja av en andel till en major blir extremt viktig. Står aktien i 150kr är börsvärdet $7.5mdr och en $4.5mdr emission är inte helt omöjlig – men ändå riktigt tuff att genomföra. Skulle börskursen vara lika nedtryckt som idag finns inget annat alternativ än att farma ut till en major. Skulle man göra en emission finns det en poäng att rikta delar till Nairobi Stock Exchange då det ger skattelättnader om >20% av aktierna noterade där.

Man kan också göra det enkelt för sig när det gäller värde för resources och använda $7/fat som är vad AOI själv räknar med internt. De är ändå de som har bäst koll på siffrorna i PSAt som är hemligt för oss andra. Jag räknar i nuläget med $6/fat av ett antal skäl men framförallt baserat på tidigare transaktioner samt att industrispecialisten Wood Mackenzie menar att $6.1/fat är värdet för AOIs resources. Två transaktioner i Uganda har gjorts sedan 2010 som har likheter med olja i Kenya. Det är:

· TLW/Heritage dealen - jan 2010 där affären gjordes på $4.53/fat (2C resources). Det är den affär som analytiker refererar till mest trots att det fanns en hembudsklausul som gav Tullow förtur att köpa Heritage tillgångar vilket inte gav en öppen budgivning.

· TLW/Total/CNOOC dealen - mars 2011 där affären gjordes på $5.6/fat (2C resources). Den dealen är det dock ingen analytiker som räknat på vad jag sett och jag har läst de flesta analyserna av AOI. Alla refererar till Heritage dealen när man värderar Uganda oljan, trots hembudsklausulen.

Dessa affärer gjordes innan beslut om pipeline är taget. Skulle dessa deals gjorts när pipeline beslutet kommit skulle TLW fått kanske $1/fat mer skulle jag säga. Sedan har inte Tullow lika bra PSA i Uganda som AOI har i Kenya. Det jag själv anser vara enklaste beviset att olja i Kenya är värt mer än i Uganda är att TLW bedömer commercial threshold i Uganda vara 750mmboe och i Kenya bedömer TLW dito vara 300-500mmboe, nästan 100% skillnad.

Hur mycket olja kommer man hitta i Lokichar?

Jag säger som jag sagt tidigare, dvs 3mdr fat (2mdr fat i String of Pearls samt 1mdr fat i Flank Play). Här är hur jag kommer fram till den siffran. Först utgår jag från vad jag tror man har i dagsläget: 1328m fat. Sedan listar jag nedan de prospects/leads som ännu inte är borrade i Lokichar:

De Prospects/Leads som ännu ej är borrade i LokicharNamnProspect/LeadAuditors Estimate (mbbl)AreaAmosingP172South LokicharEwoiP317South LokicharEtomP467South LokicharEkosowanP153South LokicharEkunyukP203South LokicharWest EtomP709South LokicharEtom NorthP234South LokicharKapeliL0South LokicharKedikediL0South LokicharMeriL0South LokicharNgorokL0South LokicharKoriL0South LokicharKomoliL0South LokicharBubuoL0South LokicharNgoliL0South LokicharTausiP0North LokicharDå krävs det 74% success ratio i dessa oborrade prospects/leads för att komma till en grand total på 3mdr fat. Etom prospects blir väldigt viktiga som man kan se ovan. Notera att endast ett prospect i tabellen ovan är från North Lokichar, det är ett område som hittills gått marknaden/analytiker förbi. Vi vet väldigt lite om North Lokichar i nuläget men hittar man 3mdr fat i South Lokichar så tror jag sannolikheten är stor att det finns olja även i North Lokichar – det är ändå samma bassäng. Notera även att leads i Flank Play i tabellen ovan ger jag 0fat/brunn. 3mdr fat är inte alls optimistiskt skulle jag säga. Det är bara att sätta sig ned och räkna några timmar så märker man det. 3mdr fat motsvarar 182kr/aktie om man som jag räknar med $6/fat.

För den som är intresserad av detaljer kan man notera att slide 29 i TLWs presentation visar att North Lokichar sträcker sig långt norrut (tom utanför block 10BA). Slide 4 i AOIs material visar att South Lokichar sträcker sig längre söderut (tom in i block 12A). Lite olika budskap där alltså. Slide 30 i Tullows presentation visar just att det finns mängder med prospects/leads i Flank Play så man ska inte underskatta den delen av Lokichar

Tullows material: http://files.the-group.net/library/tullow/files/pdf_366.pdf

AOIs material: http://www.africaoilcorp.com/i/pdf/2013-10_AOIP.pdf

180kr/aktie till en låg risk är anledningen till att jag äger aktien. Sedan kan det bli så att man öppnar fler basins men man behöver inte räkna med det för att göra en bra investering.

Värdet på borrprogrammet tom dec 2014

Om man räknar in alla borrningar, även de utanför Lokichar, kan man också räkna ut teoretiska värdet på borrprogrammet idag. Värdet på borrprogrammet är en funktion av träffprocent, värde/träff och antal brunnar de hinner borra. Räknar på genomsnitt av de brunnar som annonserats på TLW/AOIs material (8 st) så är genomsnittsvärdet per träff 15.9kr/aktie baserat på auditors pre-drill estimat samt $6/fat.

AOI kommer borra 27-32 brunnar tom dec 2014 enligt bolaget själv. Det har generellt sett, men inte alltid, blivit förseningar så jag räknar själv med 22-27 brunnar. Det kommer vara mer appraisal wells samt mer fokus på Lokichar vilket gör att jag tror på förseningar men inte lika extremt som med Ngamia och Sabisa. De var båda basin openers och som sådana tar de mycket längre tid än senare brunnar i samma basin. Räknar man på borrtider är genomsnittet av de brunnar man borrat 104 dagar och 30m/dag. Borrtiderna har blivit bättre och bättre med tiden, trenden pekar åt rätt håll.

Borrtider i Kenya/EtiopienBrunnDuration (days)Meter drilling/dayNgamia-116115Twiga South9734Pai Pai15327Sabisa17115Etuko-17939Ekales-16439Agete5734Tultule7927Bahasi7340Jag räknar med var femte brunn som appraisal vilka jag inte åsätter något värde vilket drar ned värdet/träff till 12.5kr/aktie. Räknar vi med 50% success ratio ger det ett värde på borrprogrammet till dec 2014 på 12.5 *24 * 50% = 150kr/aktie. Analytikerna räknar med 27-30% success ratio i framtida borrningar. I det sammanget blir det stor skillnad om man estimerar success ratio för Lokichar som är avriskad där jag tror man kommer ligga på 90% success ratio tror jag men betydligt lägre utanför Lokichar. Man får inte glömma att en ännu inte avriskad bassäng är en wild cat tills den är avriskad.

58% är Tullows historiska succes ratio för exploration wells och Tullow är inte operatör för samtliga brunnar men å andra sidan kommer träffprocenten vara högre 2014 då det kommer göras appraisal wells också. Där är Tullows succes ratio 90%. Borrtiderna kommer också vara kortare då man kommer ha droppat vissa perifera fält som inte visat sig vara oljeförande och fokusera på enbart de avriskade fälten vilket gör att man inte behöver transportera riggar kors och tvärs över stora sträckor. Fokuserar man på avriskade fält gör det också att success ratio blir bättre jämfört med wild cats. Till detta kan lägga att Tullow träffprocent i Uganda var över sitt eget snitt. Detta sammantaget gör att jag verkligen inte anser 50% success ratio för AOIs borrningar tom 2014 vara ett aggressivt antagande.

Värdet på de prospects/leads man ännu inte borrat tom dec 2014

Man kommer ha borrat som mest 40 brunnar i dec 2014,vilket ger ca 90 oborrade prospects/leads kvar i drilling inventory. De brunnar man har kvar kommer vara mindre intressanta än de man borrat då man börjar med de mest intressanta områdena. Det är riktigt svårt att sätta ett värde på drilling inventoryoch det blir helt beroende av framgången i borrprogrammet under 2014. Desto mer man täffar nu desto högre värde på oborrade prospects och tvärtom. Det kommer vara över noll i alla fall.

Summering

Det finns två sätt att se på aktien, skulle jag säga. Antingen säger man att de har olja idag värd 80kr och att de kommer borra fram olja i Lokichar till låg risk värd 182kr (inklusive det de har idag). Då räknar man med att Lokichar blir enda bassängen som öppnas. Eller så är man mer optimistisk och räknar med de 80kr vi har idag och lägger till teoretiska värdet på 150kr av borrprogrammet till dec 2014, vilket implicit innebär att en bassäng till kommer öppnas. Jag föredrar att se på det första alternativet. 182kr till låg risk. Sedan är ju detta ett case där uppsidan är i princip obegränsad. Bara block 10BA kan lätt vara värt 400kr/aktie om man skulle avriskaTurkana Basin men jag föredrar att räkna med det vi har idag och det som är låg risk. Men jag säger som jag sagt många gånger tidigare. Att marknaden inte kan sätta ett rimligt värde på AOI aktien är ett stort marknadsmisslyckande skulle jag säga. Man har sett och annat genom åren men det här är ett av den största felprissättningen jag kan komma på.