Pareto Offshoreinvest AS 2010 Kvartal 4

Transkript

1 Pareto Offshoreinvest AS 2010 Kvartal 4 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 Forvalters kommentar Forvalter er godt fornøyd med utviklingen i Pareto Offshoreinvest AS («POI») i Verdijustert egenkapital har steget med ca 10 % på tross av at NOK/USD har falt med 10 % siden sist sommer. POI hadde ikke gjort noen investeringer ved inngangen til 2010, men nærmer seg nå å være fullinvestert. At investeringene så raskt har gitt positiv verdiutvikling anser Forvalter som et tegn på at markedet er i god bedring og at investeringene har vært gjort innenfor de riktige segmenter. Et annet positivt element er at samtlige prosjekter genererer underliggende cash flow som kan anvendes til utbytte og/eller nye investeringer. Oljeprisen har overrasket positivt og er i skrivende stund over USD 90/fat. Det har vært en jevnt stigende aktivitet i alle offshoresegmenter gjennom Utnyttelsesgrad og rater ser ut til å være i starten av en ny oppgangsfase som kan vare lenge. Utsiktene for 2011 er bra. Med bakgrunn i oppgangen i oljeprisen har anslagene for oljeselskapenes investeringsvekst steget til ca 15 % i år, mens man tidligere ventet 10 % vekst. Dette forventes å vedvare også i Samtidig synes flere å være opptatt av det lange bildet i oljemarkedet hvor behovet for å erstatte dagens produksjonskapasitet ventes å akselerere det neste tiåret. Dette vil igjen kreve store investeringer på lete- og utviklingssiden i oljemarkedet, hvilket er svært bra for utsiktene innen offshore. I tråd med dette har vi sett starten på en ny kontraheringsbølge, så langt primært innen rigg og seismikk. De siste 3 månedene har det blitt bestilt 23 rigger for USD 8,3 mrd (pluss opsjoner for ytterligere 25) og fire seismikkskip for totalt USD 800m. Markedets appetitt for moderne enheter har også gitt seg utslag i flere store oppkjøp og fusjoner innen rigg- og subseamarkedene. Bare den siste måneden har Seadrill kjøpt tre rigger for totalt USD 1,4 mrd. En slik tidlig posisjonering gjennom kjøp av offshore enheter er et uttrykk for optimisme med tanke på fremtidig rate- og verdiutvikling. Den positive utviklingen i underliggende verdier i POI bør således fortsette. Forvalter vil prioritere å investere 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 POIs investeringer i løpet av fjerde kvartal Middle East Jack-up Ltd Forliket med verftet ble endelig i november og levering av riggen er foreløpig estimert til ultimo juni Riggen er for tiden budt inn på to konkrete oppdrag hvor avgjørelse kan falle relativt rask. Det er også kjøpsinteresse for riggen. Obligasjonslånet som har sikkerhet i byggeprosjektet synes derfor å være av god kvalitet. Master & Commander IS Det er inngått nye avtaler med befrakter CGG Veritas for selskapets to 3D seismikkskip hvor begge kontraktene konverteres til bareboatcertepartier, samtidig som man tar høyde for en ombygging av Geowave Master for å forbedre skipets fremdriftsmaskineri. De nye kontraktene innebærer en forlengelse på 5 år for dette skipet til en vesentlig høyere rate enn tidligere. Samtidig er kontrakten på Geowave Commander redusert med 1 år. Samlet sett vil dette gi vesentlig høyere kontantstrøm i prosjektet og som et resultat av dette er verdianslaget for selskapet justert vesentlig opp. Vestland Seismic IS Selskapet mottok et utbytte på ca NOK 0,5m i fjerde kvartal. Underliggende befrakter RXT leverte gode 3. 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 POI mottok et utbytte på ca NOK 0,5m i fjerde kvartal. Havila PSV IS Selskapet tok levering av siste skip mot slutten av kvartalet. Begge skipene er utleid til Havila Shipping ASA på 7 års bareboatcertepartier. Emisjon I forrige kvartalsrapport ble det nevnt at man vedtok å gjennomføre en emisjon i POI og at dette ble vedtatt av aksjonærene under generalforsamlingen i POI den 19. oktober Minstebestillingen ble satt til NOK (4.369 aksjer) og tegningskursen utgjorde NOK 103 per aksje. Resultatet av emisjonene ble at POI fikk hentet inn NOK og at det ble utstedt nye aksjer i POI. Emisjonen ble godkjent under ekstraordinær generalforsamling som ble avholdt 17. desember 2010.

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, og er NOK 109 per aksje (valutakurs USD/ NOK på rapporteringstidspunktet var 5,8564). Dette er en økning på NOK 11 per aksje fra forrige VEK, som ble fastsatt i forbindelse med emisjonen i POI. Fra har VEK økt med NOK 9 per aksje på tross av en USD/NOK svekkelse på 10 prosent i samme periode. 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. Pareto Project Finance AS («PPF») legger til rette for aktiv annenhåndsomsetning av aksjer. Siste omsatte kurs i POI er NOK 97,5 per aksje ( ). 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 kommittert kapital NOK 37,5 millioner. POI er nå investert i 6 prosjekter med tilknytning til totalt 11 enheter. Totalt er det investert NOK 27,6 millioner. I tillegg har POI NOK 9,8 millioner på konto, hvorav NOK 5 millioner vil holdes av til arbeidskapital og sikkerhet for gjennomførte investeringer. Resterende NOK 4,8 millioner anses som fri investeringskapital.

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

8 Certeparti- og segmentfordeling (basert på VEK 31. desember 2010) Enkle PSV/AHTS Asia 12 % Timecharter 18 % Jack-up Rig 17 % Obligasjonslån 17 % Bareboat 65 % Semi Submersible Rig 18 % PSV/AHTS Europe 23 % Seismic 30 % Offshoreporteføljen POI har som nevnt investert i andeler med tilknytning til 11 enheter fordelt på segmentene forsyningsskip, slepe- og ankerhåndteringsfartøy, seismikkfartøy, halvt nedsenkbar rigg og jackup-rigg. Samtlige prosjekter har underliggende kontrakter (med unntak av obligasjonsinvesteringen) og vektet certepartilengde på hele porteføljen er ca. 4,7 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. Ca. 48,4 % av verdijustert egenkapital i POI er eksponert mot USD. POIs transaksjoner i løpet av fjerde kvartal Kjøp POI har siden forrige kvartalsrapport gjort to investeringer på totalt NOK 7,7 millioner. I etterkant av den avholdte emisjonen fikk man hentet inn nok kapital til at porteføljen kunne diversifiseres ytterligere. Med disse to kjøpene vil POI være tilnærmet fullinvestert, samtidig vil det være mulig å gjøre en mindre investering på inntil NOK 5 millioner. 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/ Middle East Jackup Ltd (obligasjonslån) 1 Jack-up Rig Deep Sea Bergen Invest AS 1 Semi Submersible Rig Oppgradert ' Total 11 4,7 *VEK på de underliggende prosjektene er presentert før eventuell latent skatt.

9 Master and Commander IS POI har investert NOK 4,6 i Master and Commander IS og har med dette en 5 % eierandel i selskapet. Investeringen er rettet mot seismikkmarkedet, der to underliggende fartøy er sluttet ut på bareboatcertepartier til CGGV. Det ene fartøyet er under ombygging for å kunne forbedre sin kapasitet og hastighet. Leveringsdato er satt til 25. mars Man vil motta en kompensasjon for ombyggingskostnaden ved at bareboatraten økes i samsvar med hvor mye ombyggingen faktisk koster. Selskapenes underliggende enhet, 3. generasjonsriggen Deep Sea Bergen, fikk i november en intensjonsavtale med Statoil på 3 5 år med totalverdi estimert til mellom NOK 2,3 3,7 mrd. Kontrakten vil starte i direkte forlengelse av eksisterende kontrakt med Statoil som utløper sommeren Utbetalinger fra underliggende prosjekter POI har totalt mottatt NOK 1,4 millioner i utbytte i I fjerde kvartal mottok POI ca NOK 0,9 millioner fordelt på følgende prosjekter: Deep Sea Bergen Invest AS POI har kjøpt 1,2 % i dette prosjektet til NOK Asian Offshore IS Vestland Seismic IS NOK 0,4 millioner NOK 0,5 millioner Type kontrakt Befrakter Disponent Eierandel VEK' 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 %

10 Markedskommentar Offshore Kilde: Pareto Project Finance AS The oil service markets have continued the recovery and industry players have already started to position themselves for long term growth through the ordering of new equipment. In the past three months alone, new rigs worth USD 5.7bn and seismic vessels worth USD 0.8bn have been ordered. At the same time, M&A activity has continued with owners of modern assets and technology getting all the attention. The oil price has shown surprising strength, partly driven by strong demand growth from emerging markets, a weaker USD, but also due to expectations of longer term difficulties in renewing the global reserve base for hydrocarbons. With the oil price now over USD 90/bbl, expectations of global growth in E&P spending have increased and the most recent forecasts point to 15 % growth in 2011, compared to estimates six months ago of about 10 %. Recent budget announcements from oil companies support this. Forecasts for global E&P spending Source: Pareto Project Finance The global spare capacity looks set to be reduced significantly in the coming years as new production capacity is unlikely to match global demand growth. This will lead to continued inventory draw downs and support higher oil prices.

11 Global spare production capacity Source: SEB Enskilda, IEA As mentioned above, the long term challenge is to replace the current reserve base with new discoveries and ready these for production in time. Due to the momentum in economic growth in the so-called BRIC countries, a structural decline in demand from developed economies and a gradual emergence of green energy sources, are unlikely to make meaningful difference. Forecasts show that around 200 bn barrels of new reserves must be ready for production by 2020 to match demand. By 2030 this figure looks set to grow to around 350 bn barrels. By comparison, the total reserves expected to be present in the pre-salt areas offshore Brazil only amount to bn barrels and these are not expected to reach peak production capacity until 8 10 years from now. Jack-ups Global jack-up utilization and dayrates have stabilized, but the action continues to be confined to the market for premium units. In the past six months, fixtures for modern ft units have averaged USD 126k/d with an average duration of 6 months, up from a level of around USD 100k/d one year ago. For high-spec units, the average fixtures have been around USD 200k/d with an average duration of 2 years. For older units, no such rate increase has been noted. Visible demand in the market indicates that the separation of fortunes will continue. In line with a rising oil price and renewed optimism, newbuilding activity has resumed with force. In the past three months, 18 new jack-ups have been ordered at an average price of around USD 200m, totaling about USD 2.8bn. This follows on a wave of M&A activity earlier in 2010 where USD 2.8bn were shelled out on rig acquisitions at prices north of USD 180m per rig. 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 the need to replace an ageing fleet. By 2012, more than 40 % of the global jackup fleet will be more than 30 years old (208 rigs). In the context of this, the global order book for 64 new jack-ups, equaling 14 % of the fleet, is rather on the small side. Dayrates old vs new 300 ft JU Source:Petrobras, Wood Mackenzie Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata Drilling The bifurcation in the global drilling markets continues unabated. Both utilization and dayrates are significantly better for modern units than for older units. This has already encouraged rig owners to order new capacity for delivery in 2013 and onwards. Fresh price quotes from the yards indicate that newbuilding prices have already risen by more than 10 % since the ordering activity started last autumn and with delivery slots more than one year later than the first rigs that were ordered. Floaters The end of the GoM Drilling Moratorium and renewed oil market optimism has resulted in a complete turnaround of the deepwater drilling markets, at least in terms of sentiment. Market players have recognized the case for a long term shortage of ultra deepwater drilling rigs, which in turn has resulted in a wave of newbuilding orders, as well as M&A activity. In the past three months, USD 5.5bn worth of ultra deepwater rigs have been ordered at average prices of around USD 600m a piece. In addition,

12 two rigs already under construction were sold for a total of USD 1.2bn. In short, the industry is gearing up for renewed growth in deepwater drilling. At the same time, utilization and rates for lesser rigs have leveled out, so the market for floaters overall has moved into the comfort zone. Dayrates have climbed a bit for ultra deepwater rigs, while they are still flattish for other segments. During 2011, it is expected that rates for all segments will start to rise and we are hearing that tendering activity currently is very active. This should have a corresponding positive impact on underlying values. Granted, the slow resumption of drilling activity in the GoM will have a dampening effect, but the next 2 3 years are likely to see rig shortage reappear as a concern for the oil companies. Dayrates floaters 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 Farstad Shipping, 227 vessels were laid up towards the end of 2010 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. Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata Supply market The North Sea spot market has nosedived in recent months as the slow winter season has coincided with continued deliveries of new vessels in the market. On the other hand, the long term market is robust with plenty of longer term opportunities available. Most forecasts expect some improvement in market conditions in 2011, although it is unlikely that there will be a significant shift in day rates until It will take some time to absorb the overhang of new vessels coming into the market. 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) Subsea The order backlog for the subsea industry has increased by approximately 10 % since last summer and, more importantly, the book-to-bill ratio has surged to more than 130 %, indicating future growth in revenues. The outlook for order intake going forward is firm, with as many as 10 large scale projects likely to be awarded within the next six months. However, most of the contracts awarded in the past year, as well as ongoing tenders, are for projects that will start offshore execution from 2012 and onwards. Thus, 2011 is unlikely to be a good year in terms of asset utilization, although it should be a bit better than Things could really start kicking from 2012, and 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.

13 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 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 Dayrates for seismic vessels stabilized during 2010 and should see some improvements this year. Scheduled deliveries of new vessels should contribute to roughly 10 % increase in capacity. In 2012, this should slow to 6 % growth, increasing the probability for more significant increases in 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. As such, the recent orders of newbuilds should not necessarily be seen as threats to the market balance, but rather as an attempt by the seismic companies to provide their clients with the latest and most efficient technology. 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. Definisjoner: POI Pareto Offshoreinvest AS VEK Verdijustert egenkapital PPF Pareto Project Finance AS Source: Pareto Securities 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