Pareto Offshoreinvest AS 2011 Kvartal 1

Transkript

1 Pareto Offshoreinvest AS 2011 Kvartal 1 Lenke:

2 Forvaltningsteamet Per-Christian Nicolaisen Richard Jansen Johan Anker-Rasch Patrick Kartevoll Ansvarlig Forvalter Ansvarlig Forvalter Forvalter Forvalter/Forretningsfører Eiendom Shipping/Offshore Eiendom/Shipping/Offshore Shipping/Offshore Tlf: Tlf: Tlf: Tlf: E-post: nico@pareto.no E-post: richard.jansen@pareto.no E-post: jar@pareto.no E-post: patrick@pareto.no Jonathan Andreas Barfod Jannicke Rustad Nilssen (permisjon) Hans Gunnar Martinsen Fredrik Jansen Sommernes Forvalter Forvalter Forretningsfører Forretningsfører Eiendom/Shipping/Offshore Shipping/Offshore Eiendom Eiendom Tlf: Tlf: Tlf: Tlf: E-post: jab@pareto.no E-post: jannicke.nilssen@pareto.no E-post: hgm@pareto.no E-post: fjs@pareto.no Dronning Mauds Gate 3, P.O. Box 1396 Vika, NO-0114 Oslo, Norway, Tlf: ,

3 Pareto er en uavhengig og ledende aktør i det norske markedet for finansielle tjenester. Selskapet har kontorer i Oslo, Stavanger, Bergen, Trondheim, Kristiansand, Bryne, Singapore og New York. Pareto ble stiftet i 1986, og har utviklet seg til å bli et konsern med et omfattende produktspekter. Selskapet har cirka 450 ansatte. Den sterke utviklingen er muliggjort gjennom dedikerte og dyktige medarbeidere, skarpt fokus på å utvikle gode produkter, kontrollert vekst og ikke minst ved at våre kunder og forretningsforbindelser har vist oss tillit. Pareto Project Finance AS Pareto Business Management AS Pareto Securities AS Pareto Forvaltning AS Pareto Bassøe Shipbrokers AS Pareto Bank ASA Pareto Wealth Management AS Pareto Offshore AS Pareto Dry Cargo AS Pareto PPN AS JGO Shipbrokers AS Pareto Forsikringsmegling AS

4 «Oljeselskapene investerer tre ganger så mye som for 10 år siden, uten å gjøre flere funn» Forvalters kommentar Markedsutsiktene fortsetter å styrke seg for POI. I skrivende stund er oljeprisen rundt USD 120/fat en økning på ca 30 % siden nyttår. Oljeselskapene oppjusterer sine investeringsbudsjetter ytterligere og en vekst på % er nå ventet for inneværende år, mot % vekst for bare et par måneder siden. Disse investeringsbudsjettene er fortsatt basert på en svært konservativ oljepris på USD 76/fat. Riggselskapenes optimisme har vist en tilsvarende utvikling. Siden i fjor høst har det blitt bestilt 47 nye rigger til en verdi på USD 18 mrd. Dette innebærer store veddemål på en sterk markedsutvikling og det eneste som gjenstår for å bekrefte dette er stigende rater og økende utnyttelsesgrad for eksisterende enheter. Vi har allerede begynt å se tegn til dette, spesielt innenfor jack-ups og supply skip. Forvalter tror det neste tiåret vil by på svært interessante muligheter innenfor offshore og en positiv markedsutvikling. Utfordringene for oljeselskapene i å finne og utvikle nye reserver for å holde tritt med stigende etterspørsel etter olje og gass vil fortsette å øke. Markedet har vist en akselererende veksttakt de siste 20 årene og vi tror dette vil fortsette. De siste ti årene har ikke oljeindustrien funnet mer reserver enn den gjorde på 90-tallet, til tross for at det er brukt 2,5 ganger så mye i leting og utvikling (!). Utfordringene det neste tiåret vil kunne bli enda større. Vi har akselererende nedgang i produksjon fra eksisterende reserver, etterspørselsvekst på 0,5 1,0 % pr år og nye reserver som ligger vanskeligere til og er dyrere å finne, utvikle og produsere. Olje og gass vil antakelig bli en enda knappere ressurs enn det er i dag og de som vil tjene mest på dette er oljeservice industrien, spesielt offshore. Den positive utviklingen i underliggende verdier i POI bør således fortsette. Forvalter vil prioritere å reinvestere så mye som mulig siden vi fortsatt er på et tidlig stadium i en oppgangsfase. Det er nå mulighetene for verdiøkning er størst. Fokus vil være på moderne enheter. Viktige hendelser i POI s investeringer i løpet av første kvartal Middle East Jack-up Ltd Levering av riggen er fortsatt estimert til ultimo juni Dog er det noe usikkerhet knyttet til dette, noe som også betyr at en mulig 3 års kontrakt for enheten kan glippe. På den annen side finnes det gode alternativer for riggen, samtidig som ratebildet generelt styrker seg. Den bortimot endeløse rekken med nykontraheringer av jack-ups tyder også på at aktørene forventer betydelig bedre markeder fremover, og stigende verdier. Obligasjonslånet som har sikkerhet i byggeprosjektet synes derfor å være av god kvalitet og handler godt over pari kurs i annenhåndsmarkedet. Selskapet betaler kupongrente som avtalt. Master & Commander IS Ocean Phoenix (ex Geowave Master) er nå ferdig på verft etter ombygging og har startet på sitt nye 8 års bareboat certeparti med CGG Veritas. Ombyggingen foregikk uten at det ble nødvendig å kalle inn ytterligere kapital fra deltagerne. Vestland Seismic IS Underliggende befrakter RXT leverte gode 1. kvartalsresultater og ser bedre skikket ut til å klare seg finansielt i tiden fremover. Hyre betales punktlig. Asian Offshore I IS Driften går som planlagt og det er annonsert et utbytte i andre kvartal som vil tilføre POI NOK 0,3m, etter at det ble betalt ut et utbytte på NOK 0,5m i fjerde kvartal. Emisjon POI gjennomførte en emisjon i april 2011 som tilførte selskapet NOK 15,4 millioner i ny investeringskapital. Emisjonen ble gjort til kurs NOK 109 per aksje, tilsvarende VEK pr Selskapet vil fortsette å hente inn ny kapital for å bygge porteføljen videre til det beste for eksisterende aksjonærer. Fallende US dollar Dollarsvekkelsen har fortsatt gjennom kvartalet og er i skrivende stund ca 9 % lavere enn ved årsskiftet. Selv om dette ikke har betydning for den underliggende utvikling i POI sine investeringer har det en omregningseffekt på verdijustert egenkapital i norske kroner, siden 50 % av investeringene er i US dollar. På den annen side er en svak dollar positivt for oljeprisen som er den reelle, underliggende driver for POI sine investeringer. Dessuten vil eventuelle realiseringer kunne reinvesteres i US dollar slik at effekten blir relativt nøytral.

5

6 «Siste verdijusterte egenkapital er NOK 109 per aksje» Verdi- og kapitalutvikling Kursutvikling Kursutviklingen som rapporteres for POI er basert på verdijustert egenkapital («VEK»). Verdivurderingen av POI sine investeringer er basert på innhentede markedsverdier fra megler(e)/tilrettelegger(e) hvor anerkjente verdivurderingsprinsipper og bransjemessige standarder blir lagt til grunn. Siste kurs basert på verdijustert egenkapital ble fastsatt 31. desember 2010, og er NOK 109 per aksje (valutakurs USD/NOK på rapporteringstidspunktet var 5,8564). POI gjør halvårlige verdivurderinger av de underliggende prosjektene, og rapporterer således VEK to ganger per år. Følgelig vil neste offisielle VEK foreligge per og rapporteres til investorene i kvartalsrapport for andre kvartal Annenhåndsomsetning Det er utstedt totalt aksjer i POI etter siste emisjon. Siste omsatte aksjekurs er NOK 105 (omsatt ). Pareto Project Finance AS («PPF») legger til rette for aktiv annenhåndsomsetning av aksjer. Investorer som ønsker å kjøpe eller selge sine aksjer kan ta kontakt med sin rådgiver. Direkteavkastning Utbetaling av kapital til investorene skjer innenfor aksjelovens regler. POI vil tilstrebe en årlig utbetaling til aksjonærene på 5 12 % av innbetalt kapital fra det tidspunkt POI er tilnærmet fullt investert. Utbetaling til aksjonærene kan skje i form av utdeling av utbytte eller ved nedsettelse av selskapskapitalen. Investeringstakt og kapitalutvikling Kommittert kapital i POI var opprinnelig NOK 31,7 millioner. Etter den siste emisjonen er det kommittert kapital NOK 53,4 millioner. POI er nå investert i 7 prosjekter med tilknytning til totalt 12 enheter, som innebærer en total kommittering på NOK 37 millioner. Det er holdt av NOK 4 millioner til arbeidskapital og sikkerhet for gjennomførte investeringer, mens provenyet fra siste emisjon vil søkes investert i nye eller eksisterende prosjekter så snart det er praktisk mulig.

7 Kursutvikling Pareto Offshoreinvest AS* NOK Emisjon I ( ) Emisjon II ( ) VEK ( ) (USD/NOK 6,50) VEK ( ) (USD/NOK 5,84) VEK ( ) (USD/NOK 5,86) * Omfatter ikke omsetning i annenhåndsmarkedet. Kapitalutvikling (Mill. NOK) MNOK Kommittert kapital VEK Fond Utbetalt Fri investeringskapital VEK prosjekter* Avsatt kapital * korrigert for latent skatt/skattefordel ** inkluderer ikke innhentet kapital fra emisjonen i april 2011

8 Certeparti- og segmentfordeling (basert på VEK 31. desember 2010) Obligasjonslån 15 % Spot/Asset Play 14 % Jack-up Rig 15 % Enkle PSV/AHTS Asia 10 % Timecharter 9 % Semi Submersible Rig 9 % PSV/AHTS Europe 36 % Bareboat 62 % Seismic 30 % Offshoreporteføljen POI har som nevnt investert i andeler med tilknytning til 12 enheter fordelt på segmentene forsyningsskip, slepe- og ankerhåndteringsfartøy, seismikkfartøy og jackup-rigg. Med unntak av den siste investeringen i PSV Invest II, genererer samtlige prosjekter underliggende kontantstrøm og vektet certepartilengde på hele porteføljen er ca. 5,1 år. Valuta/valutarisiko Som presisert i prospektet (og Informasjonsmemorandum) er investeringer som gjøres i valuta utsatt for svingninger mellom den underliggende valutaen og NOK. POI foretar ingen valutasikring, og dette innebærer at endringer i valutakurser påvirker den verdijusterte egenkapitalen i de underliggende investeringene. 50 % av verdijustert egenkapital i POI er eksponert mot USD. POI s transaksjoner i løpet av første kvartal: Kjøp POI har siden forrige kvartalsrapport gjort en investering på totalt NOK 5,0 millioner. PSV Invest II IS POI har kommittert NOK 5,0 mill til PSV Invest II IS, hvilket tilsvarer en eierandel på 6 %. Dette selskapet har bestilt en PSV som bygges på verft i Norge, med forventet levering i juli Skipet er uten beskjeftigelse og bygges på spekulasjon i troen på et sterkere marked for supply skip frem til levering. I forhold til historiske nybyggingspriser og annenhåndsverdier anses prosjektkostnaden som attraktiv. Utbetalinger fra underliggende prosjekter POI har ikke mottatt noe utbytte fra de underliggende investeringene i løpet av første kvartal 2011, men mottok kupongrente fra obligasjonslån på NOK 0,4 millioner som avtalt. POIs prosjekter Kjøpsdato Prosjekt / selskap Antall enh. Segment Byggeår (oppgradert) Certeparti slutt Vestland Seismic IS 1 Seismic 1995 / Asian Offshore IS 4 Enkle PSV/AHTS Asia 2008/ Havila PSV IS 2 PSV/AHTS Europe Master and Commander IS 2 Seismic 1998/2000 Oppgradert og Middle East Jackup Ltd (obligasjonslån) 1 Jack-up Rig Deep Sea Bergen Invest AS 1 Semi Submersible Rig Oppgradert ' PSV Invest II IS 1 PSV/AHTS Europe 2012 Total 12 5,1 *VEK på de underliggende prosjektene er presentert før eventuell latent skatt.

9 Type kontrakt Befrakter Disponent Bareboat Albatross Shipping (RXT) Klaveness Corporate Services AS 4% Bareboat Robert Knutzen Shipholdings Ltd. Klaveness Corporate Services AS 3% Bareboat Havila Shipping ASA Havila AS 4% Bareboat Wavefield Inseis ASA / CGG Veritas DOF Management AS 5% Obligasjonslån N/A Swicorp 2% Timecharter Statoil Odfjell Rig AS 1% DOF ASA 6% Spot/Asset play Eierandel VEK'

10 Markedskommentar Offshore Kilde: Things are heating up in the oil service markets with industry players making huge bets on a long term improvement in business conditions. The rig ordering spree continues unabated with 47 rigs worth USD 18bn having been ordered so far in the cycle. Drilling is the backbone of the oil services markets, so this is a powerful indication that the industry expects significantly improved market conditions a few years down the road. Rising asset utilization and dayrates are required to confirm this development and we have started to see the first signs of this, primarily in the jack-up market and for supply vessels. The oil price has gone from strength to strength, partly driven by strong demand growth from emerging markets, a weaker USD, expectations of longer term difficulties in renewing the global reserve base for hydrocarbons, as well as political turmoil. With the oil price now having risen to around USD 120/bbl, expectations of global growth in E&P spending have increased and the most recent forecasts point to Pareto Project Finance AS 15 % 20 % growth in 2011, compared to estimates four months ago of about 10 % 12 %. The original forecasts were based on an oil price assumption of USD 76/bbl for It doesn t take a rocket scientist to realize that the big jump in the oil price will have significant impact on the oil industry s ability and willingness to spend. E&P spending history and forecast Source: Citigroup, UBS, Pareto Project Finance

11 As mentioned above, the long term challenge is to replace the current reserve base with new discoveries and ready these for production in time. By 2020, the world will need 40 45mbbl/day of production from reserves that are yet to be found and/or developed a formidable task. In the past decade, the oil industry spent USD 2.8 trillion on exploration and production of oil & gas 2.5 times the level spent in the 90s (!), without finding more reserves than the preceding decade. We expect that we will see much of the same development in the coming decade, which can only mean two things: a rising oil price and strong market growth for oil services. The new reserves will be more difficult and costly to find and produce, which means only one thing: a higher oil service intensity behind every barrel found and produced. to have bottomed out just above 75 %. Visible demand in the market indicates that the separation of fortunes will continue. The newbuilding activity has continued with force. In the past nine months, 34 new jack-ups have been ordered for a total of about USD 8bn. There are options for another 24 units. The trend continues towards larger and more capable units. The typical rig currently ordered has 400 ft water depth, harsh environment capability and more powerful drilling equipment. The newbuilding activity is not only driven by demand expectations, but also by the need to replace an ageing fleet. By 2012, more than 40 % of the global jack-up fleet will be more than 30 years old (208 rigs). In the context of this, the global order book for 60 new high-spec jack-ups, equaling 15 % of the fleet, is rather on the small side. Dayrates new > 300 ft JU Source: Petrobras, Wood Mackenzie Drilling The drilling industry appears to be brimming with optimism, as evidenced by the USD 18bn of newbuild orders that have been placed since last summer. This is a response to clients needs for modern and more capable units, as well as to the general fundamental outlook for the oil markets. Fresh price quotes from the yards indicate that newbuilding prices have already risen by 15 % 20 % since the ordering activity and with delivery slots now having stretched towards the end of 2013 and into The wheels are thus in motion for another long upcycle for the drillers. Jack-ups Global jack-up utilization and dayrates have started to recover, but most of the action continues to be confined to the market for premium units. In the past two months, fixtures for modern ft units have averaged just above USD 130k/d with an average duration of 1.6 years, continuing to build on the development seen towards the end of last year. Utilization is above 90 % globally a healthy level for dayrates. For older units, no such rate increase has been noted, but utilization appears Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata Floaters A few ultra deepwater fixtures have been seen with medium term durations and dayrates of around USD 450k. The newbuilding orders have stolen the attention with 16 rigs worth USD 10bn having been ordered since last autumn (with options for 11 more). A steady stream of new drilling contractors are targeting listing at the Oslo Stock Exchange and appear to have no problem raising the required capital to fund the new rigs. In short, the industry and capital markets alike are excited about the future for deepwater drilling. In the midwater market the going is a bit slower, with Norway being the exception. Here, several older 3G/4G semis have been fixed for up to 5 years at stable dayrates as Statoil has a continuous need to drill additional production wells on existing fields. Elsewhere, there are early signs of some recovery in utilization and dayrates, but it appears unlikely that there will be a significant upward movement until next year.

12 Dayrates floaters Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata Supply market The North Sea spot market has risen significantly in the recent weeks and several observers are out forecasting a very tight summer market, which could turn out even stronger last year. The main driver behind this shift in fortunes has been a substantial number of ships being fixed on term contracts, reducing the available spot market fleet. The term rates have also improved meaningfully, rising somewhat above the owners full break-even costs. As before, the long term market is robust with plenty of longer term opportunities available. On the demand side, a general rise in global E&P spending provides a positive back drop. More specifically, a rising rig count will require more capacity. The requirements for rig support alone may be sufficient to absorb the current order book. In addition, planned offshore field developments and pipelines will require substantial capacity both for construction support and pipe carrying. Brazil is a good exemplification of what rising exploration and production spending can imply, where Petrobras expects to double the fleet of supply vessels by 2020 (equals 250 additional vessels) The supply side also gives reason to be more optimistic. The bifurcation noted in the drilling markets is very much present in the supply vessel market too. Older units are out of favour. Utilization for modern vessels is about 10 %-points higher than for older vessels and the spot market is dominated by lesser vessels unable to secure acceptable long term contracts. According to ODS-Petrodata, 245 vessels were laid up towards the end of Q1 11 and two thirds of these were older than 20 years. In the next two years, the average age of the global fleet will increase, despite the 370 new vessels on order. By 2013, approximately 25 % of the global fleet will be more than 30 years old, making the case for fleet rejuvenation an obvious one. With a 10 % increase in the floating rig fleet by 2013, a 40 % jump in subsea vessel demand by 2012 and Brazil s aggressive expansion plans (250 new supply vessels by 2020) it is hard to get bearish on this market in the long run. Subsea The subsea vessel market appears to be on the brink of a turnaround is the last year with any meaningful influx of new deliveries, with net fleet growth dropping sharply from 2012 and onwards. At the same time, the field development and pipelaying activity looks set for a significant rise next year as the oil companies upstream and downstream projects get underway as planned. Thus, while 2011 doesn t look too exciting in terms of vessel utilization and dayrates, there is definitely more reason for excitement when looking into Judging by the field development plans in key regions such as Brazil, West Africa, GoM and Australia, the subsea industry looks set to enjoy a strong run in the next 5 10 years. Overall, the demand for subsea vessel services looks set to increase more than 40 % in the next two years. This means that vessel shortage could remerge as an important factor in the not too distant future. As with most other segments, owners of modern high quality assets will be well positioned. Moreover, it is likely that the recently completed merger between Subsea7 and Acergy will provide space in the market for new entrants. In turn, these will likely be scouting for quality assets as a means to gain market share. Seismic market Seismic acquisition demand was at record levels last year and 8 % higher than the previous peak in The fact that this happened despite the significant set-back from the Macondo incident in the GoM and relatively modest E&P spending growth is evidence of this industry s importance to the oil industry. Although seismic is becoming more integrated into the production investment cycle, it is predominantly an exploration tool, which in turn has significant leverage to a rising oil price. The oil price development in the past six months is therefore very positive. There are also structural factors that continue to influence the popularity of seismic. With the sluggish reserve replacement ratios as a backdrop, the five-fold surge in exploration well costs in the past decade represents a significant headache for the oil industry, which still only manages to strike a discovery in one out of every four exploration wells. It is estimated that dry well costs amount to USD 15 20bn per year, so any technology like seismic that

13 can help improve the success ratios will have tremendous value for the oil industry. This will only intensify now that drilling rig rates appear to have embarked on another uptrend. The rising trend in dry well costs for upward day rate movements. Scheduled deliveries of new vessels should contribute to roughly 10 % increase in capacity this year, slowing to 6 % in 2012, where demand is likely to outstrip supply growth, marking a turn in utilization and dayrates. As mentioned for the other segments, there is an ongoing replacement and refinement of the seismic fleet, with new vessels getting bigger and more capable. There is a significant portion of the fleet approaching 20 years of age these are at risk of becoming commercially unattractive. Definisjoner I denne kvartalsrapporten har nedenstående utrykk følgende betydning, med mindre annet er direkte uttalt eller fremgår av sammenheng. De nedenstående definisjonene gjelder også for de foregående sidene i denne kvartalsrapporten. Source: Pareto Securities Dayrates for seismic vessels stabilized during 2010 but the inflow of new capacity has so far restricted the potential Definisjoner: PWWS Pareto World Wide Shipping AS VEK Verdijustert egenkapital PPF Pareto Project Finance AS Kvartalsrapporten er utelukkende ment for informasjonsformål, og må ikke under noen omstendighet betraktes som et tilbud om eller en oppfordring til å handle aksjer i Selskapet. Det gis ingen garantier og det aksepteres intet ansvar for tap, direkte eller indirekte, som oppstår som følge av at leseren agerer på bakgrunn av informasjon, meninger eller estimater som finnes i dette dokumentet. Informasjonen i dette dokumentet, herunder uttrykte oppfatninger eller prognoser, er innhentet fra eller basert på kilder som vi har vurdert som pålitelige. Vi kan imidlertid ikke garantere for informasjonens nøyaktighet, tilstrekkelighet eller fullstendighet. Noe av informasjonen i dokumentet kan inneholde prognoser eller fremoverskuende uttalelser vedrørende fremtidige hendelser eller fremtidige resultater i markeder eller selskaper. Faktiske hendelser og resultater kan avvike substansielt fra dette. Pareto Project Finance AS aksepterer ikke ansvar for tap som oppstår som følge av bruk av slik informasjon. Det understrekes at den historiske kursutviklingen og de avkastningsmål det er referert til ikke innebærer noen garanti for framtidig avkastning. Det understrekes også at avkastningen/kursutviklingen kan variere som følge av svingninger i valutakursene. Vi gjør oppmerksom på at i dagens urolige marked er det stor usikkerhet knyttet til verdivurderingene da det er ingen eller veldig få transaksjoner som er gjennomført. Fremgangsmåten ved beregning av VEK er nærmere beskrevet i Pareto Project Finance AS markedsrapport av november Risikofaktorer og kostnadsstruktur er nærmere beskrevet i prospektet (Informasjonsmemorandum) utarbeidet i forbindelse med emisjoner i Selskapet.

14 Pareto Project Finance AS, Dronning Maudsgt. 3, P.O.Box 1396 Vika, 0114 Oslo