Africa Energy Corporation (AEC) er et oljeselskap som er delvis eid og kontrollert av Lundin-familien, og som er børsnotert i Sverige og Canada. Selskapet har per i dag eierskap i tre offshore letelisenser, to i Sør-Arika (2B og 11b/12b) samt en i Namibia (PEL37). Selskapet har per i dag ingen produksjon, men i deres lisenser i Sør-Afrika er det gjort betydelige funn som danner grunnlag for selskapets markedsverdi.
Gjesteskribent: Øyvind Mong
Yrke/tittel: Siviløkonom og prosjektstyringsleder
Risikovurdering: 4 av 10
Skribentens posisjon: Eier aksjer i selskapet
Denne artikkelen er et subjektivt leserinnlegg/kronikk og reflekterer ikke Investornytts vurdering og/eller synspunkter.
11b/12b
Lisens 11b/12b er en 19.000 km² stor letelisens som ligger i det indiske hav, 175km sør for den sydlige kysten av Sør Afrika. Mesteparten av lisensen ligger på ultradypt vann, og det er også her gass- og kondensatfunnene Brulpadda og senere Luiperd ble funnet i henholdsvis 2019 og 2020.
Da funnene ble gjort ble det slått opp med stor fanfare, med over 1,0 milliarder fat med oljeekvivalenter var funnet og det forelå planer for boring av opp til 10 nye letebrønner i lisensen. Disse planene ble imidlertid skrinlagt tidlig i 2021 da TotalEnergies forklarte at man heller først ville fokusere på utvikling av Brulpadda/Luiperd, herunder sikre at man har en kommersiell avtale på plass for markedsføring av gassen før man eventuelt vurderer mer leting. Siden den gang har det vært stille fra TotalEnergies, men nå ser det endelig ut til at ting er i ferd med å røre på seg i lisensen.
Innen September 2022 skal production application (noe tilsvarende PUD i Norge) leveres for utbygging av funnene. Tanken er at disse funnene skal dekke Sør-Afrikas etterspørsel etter gass, som gradvis skal erstatte kull i landets energimiks. For at dette skal kunne skje må operatør TotalEnergies (45%), samt joint venture partnerne QatarEnergy (25%), Canadian Natural Resources (20%) og nevnte AEC (10%) bli enige med sørafrikanske myndigheter om en såkalt «gas offtake agreement», som i praksis er en avtale som omhandler pris, volum og tid for salg av gassen fra lisens 11b/12b.
I en investorcall den 22. juni nevnte AEC CEO Garrett Soden at avtalen for salg av gassen sannsynligvis bare er noen uker unna, men at det er vanskelig å tidfeste spesifikt ettersom den skal gjennom godkjenningsprosesser i store multinasjonale oljeselskaper, samt byråkratiet i Sør-Afrika. Soden antydet videre at man ser for seg en gasspris som er forankret rundt dagens spotpris for naturgass på rundt 6 USD/mmbtu, med en justeringsmekanisme knyttet til brentprisen.
Utbyggingen vil skje i flere faser, hvor den første er en såkalt Early Production System (EPS) der man bygger et subseaanlegg på feltet som knyttes med rørledning til eksisterende infrastruktur. For å møte produksjonskapasiteten i denne infrastrukturen trengs kun to til tre brønner fra Luiperd-funnet. Planen er å bore disse uten å bore avgrensningsbrønner på feltet, dette muliggjør en fast-track utbygging av første fase av prosjektet, og sårt tiltrengt gass til landanlegget i Mossel Bay.
AEC anslår at investeringsbeslutning for prosjektet (FID) vil bli gjort når partnerskapet har fått godkjenning på produksjonssøknaden, som er antatt å ta 12 til 18 måneder. Utbyggingstiden er beregnet til 2-3 år etter FID, noe som mest sannsynlig vil bety oppstart rundt 2026.
I følge Soden forsvarer EPS-utbyggingen markedsverdien til AEC alene. Implisitt ligger det en enorm oppside i neste fase av prosjektet som planlegges med en egen innretning som foreløpig er planlagt med opp til 17 brønner. Det er også identifisert en rekke andre prospekter i nærheten av Brulpadda og Luiperd som AEC regner har over 95% funnsannlighet. Dersom dette slår til snakker vi potensielt om flere milliarder fat med oljeekvivalenter, og en utbygging i verdensklasse. Lenger øst i lisensen ligger det gigantiske Kloofpadda-prospektet. Her er det antatt større sannsynlighet for funn av olje som i kombinasjon med størrelsen på prospektet har potensiale for å endre hele olje- og gassindustrien for Sør-Afrika og selskapene som er involvert.
Det er verdt å merke seg at AEC definerer seg selv som et leteselskap og har ikke ambisjoner om å bli med fram til produksjon på noen av sine lisenser. Per i dag har man kontanter for alle planlagte aktiviteter i 2022 og godt inn i 2023. Planen er at man skal selge seg ut av lisensen etter at en avtale for salg av gassen er blitt inngått, og at man har sendt inn produksjonssøknad.
2B
I motsetning til blokk 11b/12b ligger blokk 2B på grunt vann like utenfor den vestlige delen av Sør-Afrikas kystlinje. Blokken er på drøyt 3.000 km², og inneholder allerede et oljefunn fra 1988 beregnet til ca. 37 millioner utvinnbare fat, men som på den tiden ikke ble regnet for å være stort nok til å forsvare en utbygging.
Området har i senere tid tiltrukket seg stor interesse ettersom TotalEnergies og Shell har gjort funn i verdensklasse med henholdsvis Venus-1 og Graff-1 brønnene sine det siste året. Disse funnene ligger i samme basseng, men på namibisk side av sokkelen et stykke nordvest for blokk 2B.
AEC har en eierandel på 27,5% i blokken hvor Eco Atlantic, et annet selskap hvor Lundin-familien er tungt involvert, er operatør med 50% eierskap. Andre partnere her er Panoro med 12,5% og Crown Energy med 10%. Som en del av avtalen mellom Eco Atlantic og AEC er det førstnevnte som bærer alle kostnader med den første letebrønnen Gazania-1.
Eco Atlantic har nylig kontrahert riggen Island Innovator for boring av Gazania. Island Innovator holder for tiden på å avlsutte et oppdrag på britisk side av Nordsjøen, og det er forventet at riggen setter kursen mot Sør-Afrika i midten av juli noe som betyr at brønnen kan spuddes i starten av September i år. I månedsskiftet september/oktober vil vi da ha svaret på hvorvidt det er funnet hydrokarboner i prospektene Namaqualand og Gazania. Prospektene er vurdert av tredjepart til å inneholde mellom 150-200 millioner fat hver ved funn, med et potensial på opp mot 400 millioner fat i bare i Gazania. Eventuelle funn av hydrokarboner vil også de-riske en rekke andre prospekter i lisensen, noe som gir et solid oppsidepotensial dersom leteboringen viser seg å være suksessfull, noe AEC anslår at det er 60% sannsynlighet for.
PEL37
PEL37 ligger på namibisk sokkel, et godt stykke nord for de nevnte funnene i Venus og Graff. I lisensen ble det boret en tørr letebrønn i 2018, og det er foreløpig ingen aktiviteter planlagt i lisensen. Det betyr at AEC med sin 14,6% eierandel ikke har utgifter i forbindelse med denne lisensen, men det er planlagt leteaktiviteter i nabolisenser i løpet av 2022-2023 som kan føre til ny interesse for PEL37. Foreløpig omtaler AEC PEL37 som en «gratis opsjon» som kan vise seg å bli verdifull dersom potensielle funn i nabolisensene skulle blåse nytt liv i interessen for blokken.
Verdivurdering
Med en aksjekurs på SEK 2,27 (per 6. juli) har selskapet en markedsverdi på ca. 3,1 mrd SEK. Pareto Securities kom denne uken ut med en rapport hvor de gjentar kjøpsanbefaling på aksjen med et kursmål på 4.50 SEK. Analytiker Tom Erik Kristiansen i Pareto Securities uttalte til Finansavisen denne uken at den lave kursen i selskapet skyldes en lengre periode uten nyheter fra selskapet. Dette vil imidlertid endre seg nå med en lang rekke triggers de neste 2-3 månedene.
Når det gjelder 2B så har nylig IHS Markit utgitt en rapport som antyder en break-even pris rundt 50 USD/bbl dersom man legger til grunn et funn på 100 millioner fat, og ned mot 35 USD/bbl dersom et funn skulle vise seg å inneholde 300 millioner fat. Pareto på sin side regner en urisket verdi på 5.0 USD per fat ved funn, noe som i så fall kan bety opp mot 2.5-3.0 SEK per aksje ved et funn på 400 millioner fat – noe altså AEC anslår 60% sannsynlighet for.
Med tanke på alle triggers i denne aksjen som ligger i nær framtid er det et potensiale for et forventningsrally, og en reprising av aksjen når nyhetsstrømmen begynner å tikke inn. Pareto skriver i sin analyse dersom partnerskapet lykkes med videreutvikling av 11b/12b forventes det at AEC vil måtte kreve ekstern kapital i løpet av 2023/2024. Dette kan skje i form av nedsalg i hele eller deler av selskapets eierandeler. Med dagens olje- og gasspriser er det flere selskaper som sliter med å finne måter å allokere kapitalen sin produktivt på. Dette bør kunne drive opp interessen av, og dermed prisen på, AEC sine eierandeler dersom de skulle finne ut å selge seg helt eller delvis ut i løpet av 2022/2023.
