Godmorgon,

Att man inte hittade kommersiella mängder olja/gas i Shimela var i linje med vad ryktena sa innan. Dock bevisade man source rock, vilket egentligen var det viktigaste. Detta framkommer dock bara om man läser releasen noggrannt. Där står att man träffade på ’thermogenic gas’ vilket är gas som genereras av source rock. http://en.wikipedia.org/wiki/Natural_gas Denna lilla detalj missade nog marknaden först men kanske upptäcker man den senare. Oavsett source rock och TLWs optimistiska kommentarer om Chew Bahir är nog den hårda sanningen att Gardim är sista chansen för Chew Bahir. Träffar man inte på kommersiell olja/gas där kommer man nog lämna fältet.

Det positiva med Shimela var att ryktena återigen hade rätt och om det är någon borrning som omgetts av entydiga rykten från olika håll så är det just Sala. Det tydligaste ryktet är 150m net pay, mestadels gas, med okänd porositet och det kan mycket väl vara så att man flödestestar innan man publicerar resultaten. Gör man det kommer det nog att dröja ett tag till innan man publicerar resultat. Ironiskt att gas är silver men olja guld i branschen och Sala (i Dalarna) är mest känt för just silver. När CNOOC/AOI borrade Bogal 2010 träffade man 28m net pay med bara 8% porositet så man fick inte gasen att flöda. 150m om det är bara är olja är i klass med Ngamia/Amosing dvs 400-500MMBOE med samma aerial extension som Ngamia/Twiga. Nu är det antagligen mest gas men Sala är ett ganska stort prospect till ytan. Om man bara räknar ungefärligt utifrån kartorna AOI angivit så är Sala 38sqkm, Ngamia 13sqkm och Twiga S 9sqkm. Ngamia och Twiga är ganska ’normala’ fynd med avseende på aerial extension. Sedan ligger recovery rate för gas högre (ca 85%) än för olja (ca 35% snitt ränar man med idag, 20-40% är historiskt snitt). När man konverterar gas till BOE så är 5800CF = 1BOE.

Gas är generellt värt bara ca $1/BOE vid en M&A transaktion. Det är det som motsvarar $6/BOE olja, dvs 2C resources utan pipeline. AOI och TPN räknar dock med $7/BOE för olja i Kenya. En viktig anledning till att gas är billigare är att det speciella med gas är att man måste ha pipeline från källa till konsument och LNG utrustning om det ska skeppas. Rörliga kostnader är dock lägre för gas än olja. Såvida man inte träffar enorma mängder gas kommer nog export och $1/BOE inte bli aktuellt utan man kommer få bättre ekonomi i att leverera gasen på Kenyanska marknaden.

http://www.seec.surrey.ac.uk/Events/EventDocuments/ChallengeEnergySlides2013-05-14.pdf

Man har redan fört samtal med Aggreko i Kenya om att sätta upp ett kraftverk nära Sala/Bogal vid ett eventuellt gasfynd. Ciovu grid går inte så långt ifrån så det går snabbt att koppla upp sig på elnätet och Aggreko räknar med 4-5 månaders tid att sätta upp ett 400-500MW kraftverk (ångkraftverk gissar jag, det är det vanliga). Man får alltid räkna med förseningar/byråkrati men inom 12-18 månader är nog inte helt orealistiskt. Att bygga ut 3000MW energiproduktion är top priority för Kenyanska regeringen så det skulle vara en enorm goodwill till AOI/MRO från GoK om man hittar gas. Här kommer lite siffror på vad AOI/MRO har att tjäna på ett sådant projekt:

  • Jag räknar med 400MW powerplant
  • Enligt EIA går det åt 7.86CF gas för att få 1kWh (43% effektivitet i kraftverket räknar de med)
  • Det går 8760 timmar/år

BCF som går åt till 400MW (400 0000kW) kraftverk:

(400 * 1000* 8760 * 7.86)/1000 000 000 = 27.54BCF

Aggreko bränner just nu diesel i sina kraftverk i Kenya och betalar motsvarande $17/MCF för denna. Skulle AOI/MRO få samma belopp motsvarar det total revenue på:

27.54 * 1000000 * 17 = $468mln

Notera att 1MCF = 1000 CF

Om vi räknar med samma net profit för gas som för oljan, dvs att den beskattas lika hårt genom PSC, 10% royalty samt samma kostnader som vi har för oljan och vi antar att de får ut $100/bbl för oljan i Kenya så blir det en net profit på $30/bbl men det är efter (capex + rörliga kostnader) på $13/fat, dvs AOI får ut $17/fat netto eller 17% av revenue. Det betyder då för gasen: 468 * 17% = $79.6mln net profit. Hälften av det går till AOI. Om vi sätter P/E 10 på en sådan business som i princip kan pågå för evigt då man endast tar ut 27.54BCF/år och där gas håller liknande tryck under många många år under utvinning till skilnad från oljan som peakar snabbt så har vi ett värde på $398mln eller 17% av nuvarande börsvärde eller 8.1kr/aktie. P/E 10 ska också sättas i relation till att energikonsumtionen i Kenya växer med 5%/år och kommer göra det ett bra tag framöver. Inte många bolag med stadiga revenues och stadig ocyklisk 5% tillväxt som handlas till P/E 10 i dagens lågränteregim.

Nu borde AOI/MRO få ut mindre än $17/MCF då man blir en stor spelare på Kenyas energi marknad (total kapacitet i Kenya är 1400MW) och om vi räknar med $14/MCF så blir värdet 6.7kr/aktie. Desto större output från AOI/MRO/Aggreko desto lägre elpris men å andra sidan gör lägre elpris att efterfrågan ökar men netto lägre elpris (Ryanaireffekten). En positiv effekt av detta blir att andra typer av energiproduktion som att bränna ved blir mindre intressant om elpriset sjunker (mindre skogsskövling). 77% av energiproduktion i Kenya är biomass och en del av detta skulle bli utkonkurrerad av gas. 16% är olja som definitivt skulle få det tufft om man hittar gas.

För Kenya som land blir det en enorm boost. Att elpriset sjunker fungerar som en skattelättnad för konsumenter/företag vilket ger fler jobb allt annat lika. Detta drar också ned politiska risken i ett längre perspektiv då man är mindre benägen att gå med i vandaliserande gäng/al-Shabaab om man har ett jobb och fru och barn än om man är arbetslös ungkarl (den klassiska mellanösternproblematiken.

Detta är bara för att visa att en del av eventuell gas i Sala är värd mer än $1/BOE då det kan användas i domestic power i ett land som är i stort behov av just detta. Räknar vi med $14/MCF så blir det $81.2/BOE (14*5.8) i total revenue vilket är före skatter och kostnader men inte så långt under oljepriset. Rörliga kostnader är lägre med gas och vi kommer inte behöva pipeline så borde egentligen vara lägre rörliga/fasta kostnader än med olja. Notera att vi jämför med att bränna diesel som kostar $98.6/BOE (17*5.8) för Aggreko. Det är det som är kärnfrågan här. Gas i tex USA är inte värd särskilt mycket där energikällor finns i överflöd (strax över $6/MCF). I Kenya blir motsvarande $17/MCF och det finns ett stort energiunderskott. Kenyas regering har som mål att bygga ut 3000MW och skulle vi räkna med att AOI/MRO tillhandahåller allt detta skulle det motsvara 50kr/aktie vid $14/MCF men då är det nog mer realistiskt att räkna med kanske $8/MCF och då motsvarar det 28.6kr/aktie.

Det som blir intressant om man träffar i Sala är vilka prospects/leads man kommer borra i så fall. Nackdelen med Anza basin är just avsaknad av tydliga String of Pearls prospects som i Lokichar/Chew Bahir/Kerio. Jag skulle gissa att vi får en Bogal-2. Bogal är ett till ytan enormt prospect 260sqkm och om man bevisar flödande gas i Sala kommer man nog göra ett nytt försök i Bogal. Auditors har bokat 1.8TCF för Bogal men man har inte fått det att flöda än som sagt. Bahasi är också ett stort prospect (60sqkm) med flera del-prospects så det är inte omöjligt att man försöker där också men Bogal-2 känns mer sannolikt. I avsaknad av mer seismik blir det nog bara Sala och Bogal man fokuserar på vid ett fynd i Sala.

Det som talar för olja i Sala är att Keith på presentationen i mars i Stockholm nämnde att de nått 1500m i Sala och i PR två veckor senare hoppade jag till när det stod att de var vid samma djup och om det inte var tryckfel betyder att de hittat något intressant eller ett tekniskt fel. Träffar man något så tidigt talar det för olja. Det är nog inte enda hydrocarbon zonen och lägre ned är det nog mer gas. Av de brunnar som borrats i Anza basin ligger oljan på strax över 1000m och gasen börjar vid 2150m, sid 9 nedan.

http://www.vanoil.ca/i/pdf/EAPC-Kampala-2011.pdf

Skulle det vara mycket olja i Sala kommer man nog ändå ge sig på en Bogal-2 skulle jag tro då det skulle gå att leda gas från Bogal till Sala för att få öka recovery rate/flöden för Sala.

Mer indicier för fynd generellt är TPNs presentation och insiderköp. TPN lär fara iväg som en raket om ovanstående rykte stämmer.

Sedan kan det visa sig att ryktena inte alls stämmer denna gång eller att det var 150m gross pay (vilket kanske ger 30m net pay som är OK men inte spektakulärt) eller att man inte får gas/olja att flöda. Sen kan det visa sig att ryktet var 500m net pay inte 500ft (150m), vilket känns mindre sannolikt. Det är inte klart ännu men det finns ingen borrning som omgivits av så mycket positiva indicier som Sala.

/D