torsdag 31 mars 2016

Uppköpet av Bankers Petroleum

Jag gjorde ju mina köp på ca 1.72 cad efter budet, sålde lite löpande och det mesta ut på 1.82 cad för att köpa Dynagas på dippen vi såg till 9 usd.

Igår köpte jag tillbaka det mesta av den posten i Bankers på 1.83 cad. Budet är på 2.20 cad dvs ca 20% möjlig uppgång fram till juni. Det finns risker vad gäller kinesiska köparen som INTE är ett av de stora halvstatliga bolagen utan en privat aktör med iofs högt börsvärde. Det tillsammans med risken att Bankers aktieägare teoretiskt skulle kunna få för sig att tacka nej (jag tror den risken är mkt låg) förklarar rabatten på budet.

Management har ju förhandlat fram budet och accepterat det och det är intressant att se att de verkar tro på det, 6 stycken insiders har handlat på dessa nivåer, inkl en svensk...
https://www.canadianinsider.com/company?menu_tickersearch=Bankers%20Petroleum%20Ltd.%20%7C%20BNK

Budet pressreleasades ju så här: http://www.bankerspetroleum.com/investing/news-releases/bankers-petroleum-ltd-enters-definitive-agreement-be-acquired-affiliate-geo

Skulle budet spricka så riskerar man som jag tror ca 25-35% förlust över dagen, lite beroende på vem som orsakar det då det är en break fee på runt 25 mcad att jämföra med dagens börsvärde på ca 500 mcad. Jag vill här också betona att jag ALDRIG skulle investera i Albanien som land, gissar IS har starkt stöd där t.ex och jag är tacksam för Serbiens insats att historiskt försöka stoppa expansionen norrut. Dvs skulle något hända med budet så skulle jag ta min förlust omedelbart. Av detta skäl så handlar det om max 3-4% av portföljen för denna spekulation. Jag kan också igen välja sälja innan avgörandet om jag får attraktiva andra tillfällen.

VD intervjuad på BNN.

tisdag 29 mars 2016

Canacol analyser

CNE Canaccord Genuity Update

3/29/2016 | Canaccord Genuity
Company Update
Positioning for new gas contracts
Canacol reported relatively in-line year-end results. Adjusted quarterly funds from operations (i.e., including the Ecuador IPC and excluding cash interest expenses) came in at $8.5 million versus our $10.7 million estimate; variances related to inventory builds, operating and G&A costs and realized oil prices. Capital spending of $22.4 million (including Ecuador) was largely in line with our $20.2 million estimate.

One surprise was Canacol's 15% investment in Pacific Power Generation Company for $11.6 million. According to its website, Pacific Power is dedicated to the generation and sale of electricity in Colombia, Ecuador and Haiti. We believe Canacol made this strategic investment to help secure future gas contracts.

Outlook
The company has entered the planning phase of a new gas pipeline project, with the aim of increasing gas sales by 100 MMcf/d in 2018. To that end, the 2016 budget is focused on gas exploration to potentially fill the new pipeline. While drilling is likely several months away, the $52 million program will target 100 Bcf of unrisked resource potential.
In the very near term, investors can look forward to Canacol's 90 MMcf/d gas ramp up over the next couple weeks.

Q4 highlights
• Production for the quarter came in at 8,887 boe/d, in line with our 8,858 boe/d estimate.
• Operating netbacks of $13.25/boe (excluding Ecuador) were slightly below our $14.70/boe estimate due to realized oil prices and higher-than-expected operating costs. During the quarter, the company was able to reduce per-barrel operating expenses even with a 29% reduction in oil volumes QoQ. Year-over-year, operating expenses have declined due to supplier negotiations, a weakening peso, and operating efficiencies.
• During the quarter, gas prices averaged $5.07/mcf, with realizations as high as $5.50/mcf at Clarinete. Based on current gas contracts, prices at Esperanza are expected to escalate from $4.75/mcf in 2015 to $6.60/mcf in 2017.
• Quarterly G&A expenses of $8.6 million were above our $4.8 million estimate, partly due to $1.7 million in severance costs. G&A reductions will remain a core focus in 2016.
• With a working capital surplus of $46 million and total debt $248 million, year-end net debt stood at $202 million. During the quarter, the company recorded a non-cash impairment of $44.6 million on its oil properties. Gas properties were unaffected.

Valuation and thesis
We maintain our BUY recommendation given Canacol's expected gas ramp-up, low cost asset base, and exploration upside potential. The company has very little exposure to global oil and gas prices, but trades at a discount to fixed commodity contracts (C$5.05/sh, with C$4.10/sh attributable to Colombian gas). Using a DCF model, we estimatea Base NAV of C$5.75, which we discount in establishing our C$5.00 target. Canacol currently trades at a 2016E EV/DACF multiple of 5.5x versus the peer average of 4.4x. 

----------------------------------

Scotiabank:
Canacol reported marginally lower Q4 (Calendar 2015) production and cash flow, but reiterated it remains on track to achieve overall gas production of 90 mmcf/d (vs ~21,200 mmcf/d in Q4).
 
■ In our view, the ability to achieve a near doubling of production and cash flow in 2016E is just the starting point for Canacol as the company sets its sights on new gas pipelines that could add 100 mmcf/d incremental capacity for 2018.
 
■ However, Canacol reported lower than expected Q4/15 (calendar) CFPS of $0.01 versus our estimate of $0.06,
largely on the back of lower production of 9,064 boe/d versus our 10,743 boe/d and higher G&A expense.
 
■  We reaffirm our Sector Outperform rating on Canacol and one - year target price of $4.50 per share, based on our revised Risked NAVPS of $4 .75 (vs $4.19).  In our view, Canacol's lower sensitivity to crude prices and rising production make it a more defensive name amid weak oil prices that can potentially offer downside protection at an attractive valuation.
 
 
TD Waterhouse:
Better-than-expected Calendar 2015 Results Event Yesterday (after market), Canacol Energy released its calendar 2015 year-end results and annual information form.
 
The company recently (March 16) pub lished its 2015 year-end reserves, limiting the scope for surprises on operational performance.
 
Highlights:
Q4 CFPS of $0.05 beat our estimate of $0.03.
Better Y/E net debt of $187 million compared with our estimate of $202 million.
Operating cost of $6.76/BOE was lower than our estimate of $8.50/BOE, which offset a higher royalty of $2. 42/BOE compared with our estimate of $2.08/BOE. This resulted in a higher net operating netback of $21.97/BOE versus our estimate of $19.93/BOE and contributed to a cash netback of $10.16/BOE compared with our estimate of $6.42/BOE.
 
Capex guidance of $52 million for 2016 is down 37% from the $82 million spent in calendar 2015 and compares with our previous estimate of $68 million. The 2016 capital program will mainly focus on exploration for additional gas reserves.
 
With gas sales anticipated to ramp up to 90mmcf/d by the end of March, we await further details regarding gas infrastructure projects, which could provide the company with additional capacity (100mmscf/d in 2018) for selling gas into Colombia’s Caribbean coast.
 
We maintain our ACTION LIST BUY rating and C$5.00 target price.
We continue to be attracted to Canacol for its long-life reserves and resources with limited exposure to the global oil prices owing to its Colombian gas focus. The company has a clear road to significant cash flow growth, benefiting from a significant ramp-up in gas production this year, supported by strong demand for gas-fired power generation in the region. Our main cautionary consideration is that Canacol’s net debt levels are above the average of its peer group. However, we are confident that the company’s fixed-price gas sales contracts give it a large and relatively predictable future cash flow stream that supports the expected debt levels. Canacol is currently trading at a discount to the averag e of its closest peers in our coverage on Base NAVPS and EV/DACF metrics. We expect the valuation gap to reduce as the company continues to demonstrate a steady pace of progress towards achieving its 2016 gas production targets.

lördag 26 mars 2016

Bra artikel om pågående LNG utbyggnad

http://maritime-executive.com/features/stripping-cost-out-of-australian-gas

Citat från annan artikel om själva tesen bakom mina saftiga bet på LNG's pågående förändring av världens energisystem:

Before the end of 2018, it is expected that the ~115 million tons of new LNG production capacity currently under construction will commence operations. This will be a 45% increase in the world’s current LNG production.

Tiden matchar inte 100% men ger en idé bakom tesen:
Finns 424 LNG fartyg idag och 135 st på order av dessa 135 kommer ca 80 st under 2016 och 2017 dvs vi ökar då med ca 18-19%. Resterande skepp är beställda för leverans 2018-2020 (för LNG projekt).

Skrotning lär inte vara en jättehistoria trots att äldre fartyg är omoderna genom sitt driftsätt (diesel) och att de är för små.

Min tidigare placering var ju främst s.k FSRU dvs återgasifieringsbåtar men vid 9.02 usd Dynagas så har jag nu ökat exponeringen rejält mot själva LNG transporterna.

Idag är mina tre största placeringar:
1. Canacol Energy, med 1.25C$/aktie run rate på EBITDA (sjukt bra i denna miljö för oljebolag) och planer på att drygt dubbla det 2018 lär 5 C$ vara faktum i början av 2017 tror jag, ett år senare hoppas jag på värdering 3x EBITDA med ny pipeline och 8C$.
2. Golar LNG Partners. Nästa kvartal är en svacka men därefter börjar marschen mot 21 usd och dropdowns tror jag.
3. Dynagas. Jag undrar om marknaden kommer ihåg att vi in nästa rapport har att se fram emot 4-6% höjd utdelning till ca 19% årstakt. Marknaden tycks oroas över att de under 2017 har två moderna (2007) båtar som ska omförhandla kontrakt.. och om Shell och Gazprom tackar nej till att ta optionerna att förlänga de har.

Vid det underskott på fartyg man kan se 2018-2019 vad är logiken till att Shell och Gazprom skulle göra det undrar jag? När de glatt tar sina optioner tror jag kursen drar och att dropdowns sker av Yamal kontrakterade till 2045 fartyg sker i kombination med ytterligare rejält höjd utdelning följd av en marknad som inser att inte bara höjer de utdelningen utan flottan är helt plötsligt top klass när det gäller långa kontrakt.

torsdag 24 mars 2016

Men USA överproducerar ju olja och lagren blir överfulla!!?

"U.S. oil stockpiles skyrocketed by 9.4 million barrels last week to 532.5 million barrels, according to figures released on Wednesday by the U.S. Energy Information Administration. That's roughly triple what analysts had been bracing for and adds to "historically high" inventory levels."

Är inte detta bevis på att oljan bara kommer fortsätta rasa?

Möjligen om man inte begrundar att ovanstående var skapat på en vecka, samma vecka hände följande:
" Interestingly, the latest surge in supply was driven by overseas producers. The EIA said the U.S. imported 8.4 million barrels of oil per day last week, up by nearly 700,000 barrels from the prior week."

Just  det, import av 8.4 miljoner fat, inte per vecka, per dag...

USA's raffinaderier är måttligt förtjusta i den lätta typ av olja som USA producerar via fracking, istället önskar man tyngre olja med lägre API från t.ex Saudi och Mexico. Man kan köra lätt olja men får lägre utbyte då det inte är optimalt för raffen.

Så vad skulle hända om USA's lager blir fulla? WTI skulle rasa till 10 dollar som en del säger? En sak är säker, inte om inte samtidigt Brent rasar till 10-12 usd... så fort skillnaden mellan Brent och amerikansk producerad lätt olja skulle öka så skulle en av två saker hända:
1. USA skulle sänka importen och köra mindre optimal olja i raffen.
2. Det skulle vara lönt att skeppa ut mer av USA's lätta olja.

Så vi är tillbaks där vi började, vid förra bloggen, som väntat letade marknaden mest efter ursäkt att sälja av lite efter stora uppgången som varit i oljan (och som är logisk och på 12 månaders sikt lär fortsätta med 2 steg fram, 1 steg bak). 

Vad som förvånar mig i dagens marknad är alla investerare som sätter pengar i kanadensiska olje och gasbolag som i princip alla bara letar efter en studs i sina aktiekurser för att göra PP då de blöder. Märkligt att aktieplacerarna lockas av sånt. Jag säger det speciellt då Kanada har ny regering som ökar på problemet att landet saknar tillräckligt med exportkapacitet vilket i sin tur gör att landets producenter får riktigt uselt betalt med stora rabatter på WTI och amerikansk gas. Kanada är urtypen av långsam supertanker som inte kommer kunna svara upp på oljepris 50-60 usd men som idag avslutar pågående investeringar i oljesand etc vilket till synes håller uppe produktionen ett litet tag till.
  
Min åsikt är fortsatt att energisektorn är den mest spännande men det gäller att välja bolag som inte försämras löpande och komma ihåg att vi är väldigt tidigt i vändningen som troligen kommer vara uppenbar för alla först om 6-12 månader. Ett av många intressanta case att följa är Ryssland i och med att det är exempel på bolag som inte försämras med dagens oljepris eller med rekyler. Däremot kommer bolagens kostnader öka med ökande oljepris då rubeln fungerar som närmast total stötdämpare upp och ner.
http://www.forbes.com/sites/kenrapoza/2016/03/23/russian-oil-companies-have-survived-sanctions-cheap-oil/#1c0f68022695   

Sanktionerna? De har varit hyggligt effektiva men skadan för Ryssland minskar dag för dag genom att man för fullt ställer om sin ekonomi från integration med Väst till Kindien. Den långsiktiga förloraren är Västeuropa och dess industrier. EU's banker, Volvo Trucks, Ericsson och all form av tysk industri, EU's matindustri alla relationer som går att ersätta med Kina ersätts för fullt. I takt med att det arbetet avslutas så är Ryssland inte längre förloraren, bara EU. Vilket USA naturligtvis skiter i.

onsdag 23 mars 2016

En utmärkt sammanfattning av oljemarknaden från Bloomberg

Inte så komplicerat. Det som fattas här är påståendena att USA shale skulle vara swing producer som skulle styra världens priser genom att som en kran vrida på och av olja när vi är över respektive under 40-45 usd. Jag har tidigare beskrivit varför jag tror det är helt fel, främst pga bristen på kapital men även pga missförstånd vilka priser som krävs för att de ska vilja öka produktionen. I princip har vi tre stora kostnader efter att shale oljan är identifierad:
1. Borrning
2. Fracking
3. Få den till marknad (differens mot WTI).
Vad som (i mitt tycke felaktigt) används som bevis för "vrida på kranen vid 40" teorin är inventory i vissa delar av USA där punkt 1 är avklarad och punkt 3 billig pga geografiskt läge. Dvs företag som pga redan gjord borrning nära gulfkusten som väljer att göra avslutande steget och fracka och sätta i produktion. Lagret av sådana case kommer gradvis dras ner och är bara en del av hur oljemarknaden är en "långsamt svängande supertanker". Idag tycker vi den fortsätter framåt om ett år kommer vi tycka att den är långsam att få upp farten vid den brist som då antagligen är uppenbar.

Ja, shale är kanske det som reagerar först men kapital och kostnad kommer begränsa volymerna och sådant som Kinas inhemska produktion, Brasilien offshore, offshore gulfen, nordsjön, arctic oil, offshore afrika och mängder med annat kommer vara extremt segstartat så länge vi har priser under 60 usd. När detta är sagt så är det troligt att oljan står inför kortsiktig rekyl pga sådant som 200 dma för WTI etc. Men jag lägger majoriteten av min research tid på case som berörts i någon form av dagens situation för oljan.
A wave of projects approved at the start of the decade, when oil traded near $100 a barrel, has bolstered output for many producers, keeping cash flowing even as prices plummeted. Now, that production boon is fading. In 2016, for the first time in years, drillers will add less oil from new fields than they lose to natural decline in old ones.
About 3 million barrels a day will come from new projects this year, compared with 3.3 million lost from established fields, according to Oslo-based Rystad Energy AS. By 2017, the decline will outstrip new output by 1.2 million barrels as investment cuts made during the oil rout start to take effect. That trend is expected to worsen.
“There will be some effect in 2018 and a very strong effect in 2020,” said Per Magnus Nysveen, Rystad’s head of analysis, adding that the market will re-balance this year. “Global demand and supply will balance very quickly because we’re seeing extended decline from producing fields.”
A lot of the new production is from deepwater fields that oil majors chose not to abandon after making initial investments.
“There is a wide range of upstream projects coming online in 2016, and that is a function of the high levels of investment deployed back when we were in a $100 a barrel world,” said Angus Rodger, a Singapore-based analyst at energy consulting firm Wood Mackenzie Ltd. “In the short term, they will generate far lower returns than originally envisaged.”
Yet, these developments won’t be enough to counter the natural decline in oil fields that are starting to suffer from lower investment. 
“We see oil investments are declining substantially,” IEA Executive Director Fatih Birol said in Berlin on March 17. “That we’ve never seen in the history of oil.”
Even after reducing costs for conventional projects by an average of about 15 percent last year, many still aren’t competitive, Wood Mackenzie’s Rodger said. Shell approved the Appomattox oil field in the Gulf of Mexico last year at a break-even oil price of $55 a barrel, still above current market rates of $41.15 a barrel at 9:59 a.m. in New York Tuesday.

tisdag 22 mars 2016

Rullar Live guldbolagspresentationer idag och imorgon

Mest intressant är ju för mig True Gold som jag äger för att komma åt EDV (ser att jag just missat den men ny chans imorgon) men även Teranga är intressant för mig.

http://www.swissmininginstitute.ch/conferences/conference_zurich.php

söndag 20 mars 2016

Bästa botemedlet mot låga priser är...

låga priser... sägs det ofta om råvaror. Så låt oss titta på några rubriker från senaste veckorna.

Kina
Reuters/Singapore 3e mars
China’s crude oil imports may rise by more than 800,000 barrels per day this year, boosted by storage needs, robust gasoline demand and fuel exports, an executive from a Beijing-based consultancy said yesterday.
The jump in imports, if realised, could see China overtaking the US as the world’s largest crude importer after China’s average crude imports hit a record 6.71mn bpd in 2015, up 8.8% from a year ago.
China is expected to import 860,000 bpd more crude this year, Yao Li, chief executive of SIA Energy said at a Platts conference.
China’s domestic oil consumption is expected to grow by 410,000 bpd as strong car sales boost gasoline use in the world’s second largest economy, Li said. The estimate is higher than that of the International Energy Agency which sees China’s oil demand growing by 330,000 bpd to 11.51mn bpd in 2016.
China is also expected to import 240,000 bpd more crude than last year to fill storage tanks for strategic and commercial purposes, Li said.
More imports are also needed to replace falling domestic crude production, she said.
Sinopec said in February it will shut four small oilfields this year at Shengli in the eastern province of Shandong as low global oil prices take a toll on output from the country’s ageing fields.

Indien
Bloomberg 14e mars
India’s oil demand grew by 300,000 barrels a day last year, double the average rate in the previous decade, according to a report by The Oxford Institute for Energy Studies this month.
“Structural and policy-driven changes are underway which could result in India’s oil demand ‘taking off’ in a similar way to China’s during the late 1990s.”

As living standards improve, Indians are buying more cars and the government is looking to boost the share of manufacturing in the country’s gross domestic product, which traditionally has been services-led. Diesel consumption increased 6.4 percent in the first 10 months of the financial year ending March 31 compared with the same period a year earlier, while gasoline use has risen about 14 percent, according to data from the nation’s oil ministry.
The International Energy Agency estimates India will consume 4.2 million barrels a day of oil this year, surpassing Japan’s 4.1 million barrels.

Av ovanstående framgår att Kineserna som bekant nyttjar dagens oljekrasch till att skapa strategisk oljereserv, något som väntas fortsätta till år 2020 enligt plan. Även Indien har precis startat bygga upp den typen av reserver.

Officella prognoser för världen ser idag ut så här:
EIA estimates that global consumption of petroleum and other liquid fuels grew by 1.3 million b/d in 2015, averaging 93.7 million b/d. EIA expects global consumption of petroleum and other liquid fuels to grow by 1.1 million b/d in 2016 and by 1.2 million b/d in 2017. Vi får väl se om det blir facit.

Men det är inte bara olja som handlas pga låga priser, nu handlar kineserna även oljebolag igen:

 CALGARY, March 20, 2016 /CNW/ - Bankers Petroleum Ltd. ("Bankers") (TSX: BNK, AIM: BNK) is pleased to announce that it has entered into a definitive agreement (the "Arrangement Agreement") with 1958082 Alberta Ltd. (the "Purchaser") and Charter Power Investment Limited ("Charter Power") for the purchase of all the issued and outstanding common shares of Bankers ("Bankers Shares") at a cash price of C$2.20 per Bankers Share.  The Purchaser and Charter Power are affiliates of Geo-Jade Petroleum Corporation ("Geo-Jade"), one of the largest independent oil and gas exploration and production companies in China. The transaction will be effected by way of a plan of arrangement under the Business Corporations Act (Alberta) (the "Arrangement").  The Arrangement values Bankers at approximately C$575 million before the assumption of the outstanding indebtedness of Bankers.

Sammanfattningsvis så är det i princip 2-3 saker som påverkar oljemarknaden:
- Det är utbud dvs resultatet av ekvationen investeringar i ny produktion minus den naturliga minskning på kanske 4% som alltid pågår i oljefält. Notera kommentarerna om Kina's produktion ovan. Ganska typiskt i många delar av världen utanför Mellanöstern gissar jag.
- Det är efterfrågan runt om i världen, både i form av ökad konsumtion och i uppbyggnad av strategiska reserver. Ta påståendena om att kinesisk avmattning skulle dämpa efterfrågan med en rejäl nypa salt. Efterfrågan på olja (bensin etc) är av helt annan typ än sådana råvaror som drivs av investeringarna snarare än konsumtionen i Kina.

Oljan har dock stigit fort från en otroligt nedtryckt shortad nivå. Rimligen ska man räkna med rekyler nedåt efter den uppgången. Dock ger jag inte mycket för de åsikter som säger att det kommer stort svar från amerikansk shale svar (utöver gradvis tillförande av redan borrade men inte avslutade hål) vid WTI 40 usd/fat. Jag tror vi ligger i en trend där produktionen pga priser som snabbt föll kommer slå genom som överrasknade låg och jag tror att konsumtionen i världen kommer slå genom som överraskande hög. Med överraskande så syftar jag på EIA. Prismekanismen är ett kraftfullt verktyg även om den behöver lite tid att verka då redan gjorda investeringar avslutas i ställen som amerikanska gulfen och i oljesandens Kanada. Men på det hela taget så kommer fler och fler producenter i världen dra ner investeringarna och låta fälten tappa i produktion. Mellanösterns marknadsandel kommer öka och den utvecklingen gissar jag sen håller i till kanske 60-70 usd då kanske oljebolagen i väst kan få låna pengar igen.. om de hedgar hårt.. för något eget kassaflöde eller starka balansräkningar att lita på för investeringarna... det har de inte efter detta stålbadet.

fredag 18 mars 2016

Analytiker om CNE

Fortsatt 5 CAD target men man har höjt "Base NAV" till 5.75 baserat på idag känd info och man flaggar för att kontrakt det kommer öka ytterligare med extra reservuppdateringen inkluderande OBOE1 men även med 3 CAD... om pipelinekontrakt tecknas som väntat. Vad som verkligen saknas nu är detaljer om borrstart för vad jag gissar blir OBOE2.

Allt går som sagt enligt plan på ett alldeles utmärkt sätt... notera speciellt dramatiska uppsidan med ny pipeline. Vi har ju pratat en hel del om det här på bloggen. Det blir spännande att se om den pipelinen verkligen kommer vara begränsad till 100 MMcf/d eller om den byggs med överkapacitet (Skulle den t.ex byggas på samma sätt som dagens så är ju kapaciteten närmare 200 MMcf/d) för att ta hand om vad jag gissar är kontinuerlig utbyggnad av VIM-5. Det blir ju som sagt snabbt reda pengar av gasen när den kan kopplas upp på ett någorlunda snabbt och tydligt sätt och knytas till fasta kontrakt. Jag gillar verkligen affärsmodellen, mycket trevligare än vanliga råvarubolag :-)

Lite nyckelrader från nedan:
- "we estimate a Base NAV of C$5.75/share"

- "In June 2016, Canacol plans to release an interim reserve report which incorporates Oboe-1 flow results. Pre-drill best case resources are estimated at ~220 Bcf (36MMboe); updated reserve volumes would be incremental to our Base NAV. "

- "We note that there is potential upside to our estimates should additional pipeline capacity become available (due to natural declines at other fields)."

- "Canacol indicated it is currently negotiating the construction of a new gas pipeline which would send 100 MMcf/d of VIM-5 and Esperanza gas to the Caribbean coast as early as 2018. In our view, this is a major potential catalyst for the stock as it would ensure the monetization of gas discoveries in a timely fashion. Moreover, assuming a 360 Bcf contract is signed, we estimate potential upside of C$3.00/share from a 10-year, 100 MMcf/d contract. "



CNE Canaccord Genuity Update

Estimates Revised
Pipeline Negotiations under Way
Canacol released a strong 2015 reserve report, marked by higher-than-expected gas prices and a 19% and 8% increase in 1P and 2P after-tax NPVs, respectively. On the operations side, Canacol indicated it is currently negotiating the construction of a new gas pipeline which would send 100 MMcf/d of VIM-5 and Esperanza gas to the Caribbean coast as early as 2018. In our view, this is a major potential catalyst for the stock as it would ensure the monetization of gas discoveries in a timely fashion. Moreover, assuming a 360 Bcf contract is signed, we estimate potential upside of C$3.00/share from a 10-year, 100 MMcf/d contract.

2015 Reserves Supportive of Higher Valuation
While full reserve details will be published with the company's 2015 AIF, we have updated our model to account for the auditor's assumptions surrounding gas prices, capex and 2P volumes. Our 2017 estimates have increased, mainly to reflect our gas price assumptions.
Overall, our Base (2P) NAV has increased from C$5.30/share to C$5.75/share. We have also adjusted our tariff and capex assumptions on a 100 MMcf/d long-term contract and estimate a Risked NAV of C$9.10/share from C$8.20/share.
In June 2016, Canacol plans to release an interim reserve report which incorporates Oboe-1 flow results. Pre-drill best case resources are estimated at ~220 Bcf (36MMboe); updated reserve volumes would be incremental to our Base NAV.

Gas Ramp-Up Potentially Delayed a Week or Two
According to Colombian news sources, a 10-km stretch of pipeline has yet to be completed.
We have updated our H1/16 production estimates to account for a potential two-week delay, resulting in a 4% reduction in 2016E production estimates to 17,140 boe/d. We note that there is potential upside to our estimates should additional pipeline capacity become available (due to natural declines at other fields). Overall, our 2016E free cash flow estimates are relatively unchanged at $35-40 million due to offsetting G&A reductions.

Valuation and Thesis
We maintain our BUY recommendation given Canacol's pending gas ramp up, low-cost asset base, and material exploration upside. While the company has very little exposure to global oil and gas prices (as shown on Figures 8 and 9), it currently trades at a discount to its fixed commodity contracts (C$5.05/sh, with C$4.10/sh attributable to Colombian gas). Using a DCF model, we estimate a Base NAV of C$5.75/share. As we await complete reserve details and Q4 results, we maintain our C$5.00 price target,which reflects a discount to our revised Base NAV. 

Oljan etablerar också en positiv trend, igår bröt även WTI 40 usd per fat, Brent ligger på 41.50 usd. Det kommer komma rekyler på detta men trenden inför H2 2016 och 2017 tycker jag ser ut som väntat, dvs marknaderna har som vanligt överdrivit genom allt shortande. Just nu har vi nog två saker som vägs mot varandra: Shortcovering vs Oljebolag som (av långivare tvingas) hedga(r). Det är ju viktigt att veta att detta inte är viktigt för Canacol. En omedelbar fördel som jag dock ser är att bolaget vid högre oljepriser som tydligt har vänt borde få lättare diskussion om kommande 10 års kontrakts prissättning. Samma effekt torde även komma av att Colombias valuta har återhämtat sig rejält senaste tiden.

En ytterligare fundering är att Canacol stigit i börsvärde när nästan alla andra oljebolag fallit i värde. Så småningom borde det kunna leda till att man tas in i nya index och åker in fler ETFs och fonder vilket är positivt.

Vi har fortfarande en shortposition på 2.7 miljon aktier per 1:a mars. De som har den har gjort dålig research och ligger mycket back och så småningom måste de köpa tillbaka aktierna. Jag förstår inte logiken att vänta tills Canaccord och gänget matar in nästa 100 MMcf/day kontraktet och 3 cad i "Base NAV"...  Kort sagt, vi har en köpare som borde verka stödjande för kursen men man vet ju aldrig. Hade varit intressant att veta mer... om det är mer "korkat kapital" typ allmän shortning av oljebolag via ETF (vet inte om det skulle dyka upp som shortat eller bara "mindre mängd ägd") så fångar de ju kanske inte upp vad som händer i enskilt bolag utan styrs mer av allmän trend när det gäller shortande av oljebolag. Egentligen är siffran 2.7 miljoner inte jättestor relativt bolagets utestående antal aktier. 

torsdag 17 mars 2016

Ännu inte lärt dig vad en FSRU är för något?

Här är en bild och här är en länk om varför det är bull market för FSRU's. Golar LNG Partners är till 80% ett FSRU företag inte LNG transportör. ARTIKEL

Golar Winter försörjer brasiliansk stad med gas och därmed el.

Canacol utvecklas precis enligt plan :-)

Reservuppdatering ex OBOE1 dvs vid årsskiftet. Lite nyckelsiffror (där jag redigerat lite i texten) samt kommenterar:

Recorded a 2P reserves life index ("RLI") of 10 year RLI based on expected future gas production of 90 MMscfpd upon the completion of the Promigas pipeline expansion (1P RLI being 7 years).

Kort sagt, redan gjorda borrhål täcker i högsta reservgraden (typ Proven) 7 års produktion och näst högsta 10 år  (som ändå  får kallas reserv, dvs inom mining indicated som genom att vara ekonomisk klassa om till Possible). 

Proven + Possible 7+3=10 års produktion av 90 MMscf/day att jämföra med kontraktet på 5 år som man nu gått igång med och kommande två veckor når full kapacitet på. Min uppskattning är att bolaget idag värderas till typ knappa 3x kassaflödet minus produktionskostnaderna på detta.

Total 2P reserves remained relatively flat over the 6 month reporting period at 79 million barrels of oil equivalent, with a before tax value discounted at 10% of US$ 1.3 billion, or C$ 9.44 per share. 
En annan vinkling på samma sak, lönsamma reserver i produktion som går att nuvärdesberäkna, siffrorna före OBOE1. Sättet att uttrycka detta är säkerligen valt för att även "olje-nerdar" ska tänka till lite och inse att med fasta indexerade priser över lång tid så är det inte jämförbart med andra olje/gasbolags "NPV" utan börjar mer likna vad man kallar utility på engelska vilket får helt andra värderingar då deras kommande års inkomster är så mycket mer förutsägbara än volatila råvarubolag.

Utöver ovanstående så tillkommer alltså OBOE1 träffen och denna är så viktig att arbetet med ny kompletterande reservbedömning redan pågår:
The reserves associated with the Oboe 1 well, which tested at a combined rate of 66 MMscfpd from three separate zones, are not included in this current reserves report, and will be the subject of a separate reserves report to be issued for June 2016

Man kan... och vissa gör... spekulationer om vad OBOE1 innebär utifrån vad tidigare träffar tillfört. En siffra som nämnts skulle ta 2P reserverna från 10 år till 14 år av "dagens produktionsnivå" att jämföra med 5 åriga kontraktet på 90 MMscf/day, så det är kanske inte så ologiskt att man nu otroligt glädjande pressreleasar följande:
The management team is also negotiating the construction of a new gas pipeline which will send 100 MMscpf of new gas production to the Caribbean coast of Colombia in 2018. 

Den dryga dubbling som vi här spekulerat i m.a.o. Bolaget nämner dock inte den andra delen det spekulerats i, nämligen att det nu blir 10 års kontrakt men det kanske kommer.. Det viktigaste är ju att man känner sig trygg nog att man har nog med reserver för att få igång bygget av pipeline nr 2. Med en sådan här utbyggnad så skulle man alltså mer officiellt (som jag redan gjort) kunna börja spekulera i (utifrån bolagets i pressreleaserna angivna lönsamhet) att bolaget idag har en form av netto kassaflödesvärdering på kanske 1.2x dagens värdering på 2018 års produktion.

Men ni ser också att det inte vore fel om bolaget backar upp detta med mer reserver och vi kommer därför se 3 stycken spännande (step out) borrningar under året. Min gissning är att detta inte nödvändigtvis är högriskborrningar på samma sätt som OBOE1 var utan mer plocka "lågt hängande frukt" nära tidigare träffar medans 2017 efter 1 år av ymnigt kassaflöde säkert kommer innebära rikligt med intressanta borrningsförsök på "området VIM5 där både OBOE och Clarinete fyndigheterna ligger" och där man ju har stort antal borrningsklara "targets". Utifrån de träffar som idag gjorts så har jag väldigt svårt att tro att det inte skulle finnas mycket mer. Men det är värt att poängtera från diskussionen ovan att det egentligen mest är bonus och uppsida för jag är helt övertygad om att man ÅTMINSTONE kan dra lite träffar här och där nära redan existerande träffar för att kunna hålla igång sina snart 1+1 pipeline i 10 år och då har vi det där "utility-scenariot" som marknaden så småningom kommer inse är helt fel att värdera som ett producerande mellanstort oljebolag.

Sen är det viktigt att poängtera att när nästan alla andra bolag kämpar med olönsamhet... ja då ser ekvationen ut så här för Canacol:
Recorded 2P finding, development and acquisition costs of US$ 2.44/boe for its gas assets.
VS
Average realized price of US$ 5.60 / thousand standard cubic feet (US$ 31.92/ boe), with an average netback of approximately US$ 4.56/mcf (US$ 26.00/boe)
Mitt i krisen pratar vi alltså om ett framväxande oljebolag med närmast omatchad och mycket stabil lönsamhet kombinerat med stor uppsida. Jag placerar i Canacol för att jag anser att marknaden ännu inte tagit till sig det.

Så jag skulle vilja dela upp "min vision" så här:
1. Produktion "utility style" i 10 år med årligt kassaflöde efter produktionskostnad kanske 2.60 cad/aktie.
2. Blue sky att bolaget inte bara drar träffar runt existerande träffar utan nya områden i VIM5 som börjar sitta ihop.
3. Världen har senaste åren tagit bort investeringar som skulle gett den ca 5 miljoner fat/dag i framtiden, ungefär vad dagens källor naturligt tappar per år. Vi har haft ett massivt ras i oljepriset pga överskott på 1-2 miljoner fat i dagsproduktion, dvs ca 1-2%. Min uppfattning är att det idag sker mycket långverkande "förstörelse" i USA och ännu mer Kanadas produktionskapacitet. Inte minst sker detta i mitt tycke på den finansiella sidan där bolagens balansräkningar, dvs förmågan att investera försämras snabbt,löpande kassaflödet för bolagen har inga likheter med tidigare boom expansion, samtidigt som bankerna INTE kommer vara pigga på att låna ut pengar igen utan snarast återvinna kapital. Utan kapital expanderar ingenting, det är vad folk som tror att man "slår på igen" tycks glömma.

Endast de bästa projekten kommer kunna finna kapital och då endast om de hedgar produktion. Vi kommer t.ex inte se nya oljesandsprojekt och precis som denna långsamma supertanker idag fortsätter ge tillskott pga fördröjning så kommer det ta tid att återstarta den när den väl stoppat. USA har mycket bra projekt som kommer komma igång men duktiga tekniker har utvecklat teknik som har hållit redan existerande initial produktion på högre nivå längre tid. För mig låter det som man bara skjutit på den kommande produktionsnedgången och återigen så ska man komma ihåg att det kommer krävas en hel del nya investeringar bara för att stå still. Min gissning är att det inte kommer strömma till kapital för USA att växa sin produktion förrän man kan hedga olja på 60 usd.

Det blev en lång punkt 3.. så låt mig komma till poängen: Canacol kommer 2017-2018 inte ha brist på kapital och man är "ready to go" på vad jag förstår är mycket bra oljefyndigheter:
Meanwhile, Canacol maintains a large inventory of light oil drilling opportunities which could be rapidly executed should global oil prices recover to a reasonable level and justify capital investment.
Hade man inte haft fullt upp med gasborrningar så hade det oljepriset nog legat runt 45-48 usd Brent. Jag tror vi är över den nivån vid årsskiftet utan att Canacol prioriterar oljan för om jag tycker en multipel på ovan nämnda kassaflöde om 3x (tänk på att skatter, avskrivningar etc inte är med) och därmed en kurs på ca 8 cad är rimlig utifrån PUNKT1 ovan så ligger den stora uppidan i punkt 2, att driva upp P&P reserverna mot 20 år... diskutera ytterligare utbyggnad (där man då hoppas att pipeline 2 byggs med lite extra dimension..)..

Punkt 3 ska dock inte underskattas för den bidrar till att Canacol utan tvekan skulle delta i ett möjligt höstrally i oljebolagen när Brent förhoppningsvis tar sig över 50 usd/fat.

Canacol förblir mitt största innehav med placeringshorisont 18-20 månader (som det ser ut nu).

Avslutar med själva pressreleasen:

och länk till presentationsidan där det utlovas ny presentation inom kort :-)

Som alltid vid stor optimism finns det anledning att påminna om att aktiesparande är riskkapital med just tillhörande risker. Överraskande (för mig) rapporter har kommit från norra Colombia om oljepipeline sabotage. För mig ser detta ut att vara väldigt långt ifrån Canacols gasfält och pipelines som ligger närmare kusten men det påminner om att konflikter finns kvar trots fredsavtalet.

måndag 14 mars 2016

Värt att notera inför kommande veckas handel i EDV

CNW Group
Results of the Quarterly Review of the S&P/TSX Composite Index
TORONTO , March 11, 2016 /CNW/ - S&P Dow Jones Canadian Index Services will make the following changes in the S&P/TSX Canadian Indices after the close of trading on Friday, March 18, 2016 :
S&P/TSX GLOBAL GOLD INDEX
ADDITIONS


Issue Name
Symbol
Exchange
Endeavour Mining Corporation
EDV
TSX
Klondex Mines Ltd.
KDX
TSX
S&P/TSX GLOBAL MINING INDEX
ADDITIONS


Issue Name
Symbol
Exchange
Endeavour Mining Corporation
EDV
TSX
Klondex Mines Ltd.
Jag vågar inte uttala mig om detta redan är inprisat, dvs om de fonder och ETF's som till del eller helt styrs av sådana index har förhandsinfo och redan handlat på sig EDV aktier. Inte heller vilken vikt EDV får och vad det kan betyda. Noterar att pressreleasen kom efter stängning i fredags.


Smutsiga kolindustrins sista halmstrå

“By the time we get through all of my conditions, I do not think there will be many places in America where fracking will continue to take place,” Hillary Clinton, March 6, 2016

Fantastiskt uttalande. Jag är kluven, jag skulle nog personligen tjäna bra med pengar på att USA dödar sin rena gasindustri och oljan på köpet boom för olja i alla andra länder och ännu något bättre fart för vindkraft. 

Men även jag som verkligen studerat förnyelsebar energi noga inser att om Hillary skulle lyckas med detta så är kol i USA den stora vinnaren. Min prognos att att kol snabbt skulle (fortsätta) falla från dryga 30% andel till närmast noll skulle mosas. Precis som IS har anledning att hoppas på Clinton snarare än Trump pga Clintons aggressiva attityd mot syriska regeringen och Ryssland så har kolindustrin all anledning att också hoppas på Clinton's löfte att slå undan benen på den kraft som tvingar gruvorna slå igen.

En tumregel är att kol släpper ut 3x så mycket växthusgaser som naturgas och naturligtvis (i mitt tycke ännu värre) väldigt mycket skadliga partiklar.

http://www.forbes.com/sites/judeclemente/2016/03/13/hillary-clintons-mistake-on-fracking-for-natural-gas/#2926942b3e55


söndag 13 mars 2016

Jag roade mig med att klippa ut opinionsundersökningarna FÖRE tyska valet

Min misstanke var att de kanske inte skulle stämma riktigt med verkligheten för partiet som profilerat sig som motståndare till Merkels immigrationspolitik.

Imorgon tänkte jag lägga in utfallen men redan nu kan jag konstatera helt fascinerande stora avvikelser på runt 30% högre utfall för AFD i alla tre delstaterna. I skrivande stund nämns siffrorna 23,9%, 12,3% samt 14.6%.

OPINIONSUNDERSÖKNINGARNA:
Fakta. Opinionsläget i delstaterna
• Sachsen-Anhalt
Huvudstad: Magdeburg
Invånare: 2,2 miljoner
Regering i dag: Kristdemokraterna (CDU) och Socialdemokraterna (SPD)
Opinionsläget: CDU (30%) SPD (17%) De gröna (5%) Vänstern (20%) Alternativ för Tyskland (18%) Liberala FDP (5%).
 
• Rheinland-Pfalz
Huvudstad: Mainz
Invånare: 3,9 miljoner
Regering i dag: Socialdemokraterna (SPD) och De gröna
Opinionsläget: CDU (35%) SPD (35%) De gröna (6%) Vänstern (4%) Alternativ för Tyskland (9%) Liberala FDP (6%)
 
• Baden-Württemberg
Huvudstad: Stuttgart
Invånare: 10,5 miljoner
Regering i dag: De gröna och Socialdemokraterna (SPD)
Opinionsläget: CDU (27%) SPD (16%) De gröna (32%) Vänstern (3%) Alternativ för Tyskland (11%) Liberala FDP (8%)
Källa: Opinionssiffror från Forsa-institutet. Undersökningen publicerades 9 mars.

Och hur går det för ny engelsk kärnkraft?

Låt oss titta in på denna briljanta affärs senaste turer.

But EDF has been hit by a series of problems that have led many – even in the City of London – to conclude that the new nuclear plant project is on the verge of collapse.
Piquemal is said to have been arguing that pursuing what would be the world’s most expensive power project at this moment could jeopardise the French group, which already has rising debts.



Union members on the EDF board are also implacably opposed to Hinkley Point, saying it is too expensive and a risk to the energy company’s future.
http://www.theguardian.com/environment/2016/mar/07/hinkley-point-c-nuclear-project-in-crisis-as-edf-finance-director-resigns

Gammal kärnkraft som måste göra dyra investeringar är en dålig affär. Ny kärnkraft är en sällsynt dålig affär.

Vad vi ser ovan är att man redan lagt hur mycket pengar som helst på denna utbyggnad och därför inte anser sig kunna avbryta. Samtidigt börjar det gå upp att även om man betraktar allt redan spenderat som avskrivet till NOLL och INTET så skulle detta bli en riktigt usel investering... så de krumbuktar sig och nyckelpersoner hastar att söka nytt jobb..

Kärnkraft är död som koncept, vad som ni kommer se kommande år är strikt att Kina och Indien avslutar vad man redan påbörjat.

Kol är är lika död som koncept, här ser vi dödsryckningarna. Framtiden kommande 10 år är förnyelsebart och naturgas. Efter dessa 10 år så är det bara förnyelsebart som är i expansionsfas, rätt goda nyheter för det är inte ideologi eller subventioner som fixar detta, det är teknisk utveckling och att kostnaden per enhet faller snabbt i samband med att sektorn expanderar. Märkligt nog finns det människor som gjort denna trend till sina personliga hatobjekt.

Ett annat sätt att se på ovanstående är att LNG prisar in sig i marknaden, kol och kärnkraft prisas ut. LNG volymerna ska in, handlar mest om vilket pris som krävs. Vi är i en bull market för LNG volym men inte i pris. Detta kommer gynna LNG transporter och LNG återgasifieringsfartyg.

lördag 12 mars 2016

Oilprice.com intressant om naturgas i USA

Väl värt att skumma genom. Stigande naturgaspriser i närtid i USA verkar inte komma att rädda kol, vilket är glädjande. Som jag ser det är det viktigt att de gruvorna inte bara blir befriade från skulder och återuppstår.. utan läggs ner på det där grundliga sättet som vi som jobbat med gruvplaceringar vet betyder att det är mycket kostsamt och därför orealistiskt att återuppstarta dem.

Nat Gas Investment Outlook Is Bleak

I’ve been talking almost exclusively about oil in the past dozen columns I’ve written for you – but what about natural gas?  Many people continue to inquire about my thoughts on the long-term trajectory of Nat gas and whether they mirror my thoughts on oil.  Is there value to be found in ‘survivor’ natural gas stocks, like Devon (DVN) orEQT Corp (EQT), as I maintain there is value in the ‘survivor’ oil stocks?

In short, the scenario for ‘natty’ remains bleak.

The long-term market for natural gas shares similarities to oil – there is a known glut in both which needs to clear either through a decline in production, an overwhelming (and unexpected) increase in demand, or both.  US natural gas prices labor under the added burden that they are not in the least affected by global pricing – where possible shortages from Middle East suppliers can mean a lot for crude prices, they are almost meaningless for the “local” US natural gas markets.

Much like in oil, we’ve been waiting for those “time bombs” I keep talking about of major restructurings and outright bankruptcies to emerge in the natural gas space to whittle away some of the production – and I have been equally astounded at the resilience of gas producers to avoid the ultimate axe.  Insanely leveragedChesapeake (CHK), for example, has been a bellwether stock that I’ve been following to signal to me the beginnings of that capitulation.  Instead, it continues to find ways to stay alive – selling assets, restructuring debt, lowering costs – and has recently caught the shorts out and seen it’s shares actually rally from a buck and a half to briefly trade over $5. Southwestern (SWN) is another whose plunge of its bonds into junk territory courtesy of Moody’s at the low end of its 52-week range was met surprisingly with a stock rally.

But the production trajectories of oil and natural gas are different.  While the start of a decline has been incredibly slow, we are definitely seeing one in oil production beginning, including indications that the Bakken has actually reached its production peak.

That’s certainly not true with natural gas.  Even Wednesday’s revisions from the Energy Information Administration (EIA) show a huge 2.5 billion cubic foot per day increase to previous shale gas forecasts for March. Producers like Southwestern have guided that they will not drill another new shale well for 2016.  But choking, artificial lifting and other efficiency techniques still keep production targets increasing throughout the year.  That, combined with what has been a very, very mild winter does not point to a likely rally of natural gas significantly above $2/mcf any time soon.

And so I continue to concentrate on the survivors that I think are most likely to deliver a profit sooner – in oil.  Even now, we’ve seen the market begin to discriminate between those oil companies most likely to make it into 2017 and those that are not