Pareto Offshoreinvest AS 2010 Kvartal 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 mer enn 400 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 Eiendom AS Pareto Bassøe Shipbrokers AS Pareto Bank ASA Pareto Universal Fonds AS Pareto Offshore AS Pareto Dry Cargo AS Pareto PPN AS JGO Shipbrokers AS
Forvalters kommentar En stigende oljepris gjennom året og økte investeringsbudsjetter hos oljeselskapene har ført til aktivitetsøkning i de fleste offshoresegmentene og stigende utnyttelsesgrad. Dette har også ført til en tilstramming av ratene, spesielt innen supply- og jack-up-markedet. Oljeselskapenes investeringsvilje kan også ses gjennom en økning i antall kontraktstildelinger for feltutbygging. Sterkt stigende anbudsaktivitet indikerer klart et økende aktivitetsnivå de neste årene. I tråd med dette har Selskapet notert en positiv utvikling i verdier i de fleste segmentene, støttet opp av flere store transaksjoner innen rigg- og subseamarkedene i det siste. Fokus er på moderne enheter hva gjelder oppkjøp så vel som rateutvikling. Undersøkelser fra flere aktører tyder på ca 10 % vekst fremover i oljeselskapenes investeringsbudsjetter, basert på en oljepris på USD 70/fat. Dersom oljeprisen stiger over dette er det rimelig å forvente høyere vekst. Oljemarkedet står foran et par interessante år hvor sterkt fallende vekst i produksjonskapasiteten, koblet med normalisering av etterspørselsveksten ser ut til å snu markedsbalansen og således legge grunnlaget for høyere priser. Derfor er Selskapet optimistisk med tanke på utsiktene fremover. Boremoratoriet i Gulfen er nå trukket tilbake, men det er usikkert hvordan de nye reguleringene vil praktiseres og fases inn og hvor raskt aktiviteten vil normalisere seg. Imidlertid tyder slutningsaktiviteten for dypvannsrigger på at oljeselskapene er mest interesserte i å sikre seg kapasitet på lenger sikt heller enn å utnytte kortsiktige muligheter for lavere rater. Således er det et uttrykk for at den underliggende markedsbalansen for dypvannsrigger er stram. Selskapet fremhever også at ulykken i Gulfen vil gi nye muligheter for industrien. Vi noterer at fokus på moderne enheter synes å forsterkes. Det er også sannsynlig at økte krav om inspeksjon og vedlikehold av installasjoner og utstyr på havbunnen vil føre til økt behov for subsea/imr fartøy. Som indikert i forrige kvartalsrapport mener forvalter og styret at timingen for å gjøre investeringer er gunstig, og således har Selskapet den siste tiden vært aktive i forhold til å finne investeringsmuligheter. Dette har resultert i at Selskapet har gjennomført/bundet opp investeringer for ca NOK 25 millioner så langt i år. Dette gjelder prosjektene Asian Offshore I, Vestland Seismic IS, Havila PSV IS og MEJU. Selskapet er dermed tilnærmet fullinvestert. Emisjon Selskapet er nå tilnærmet fullinvestert og i den anledning har forvalter og styret sett muligheten til å videreutvikle porteføljen gjennom nye investeringer i offshoremarkedet og for å oppnå en bedre risikospredning for investorene. Styret foreslo derfor å gjenåpne Selskapet for nye emisjoner. Forslaget ble forelagt på generalforsamlingen i Selskapet den 19. oktober 2010, og ble vedtatt av aksjonærene i Selskapet. Det vil derfor gjennomføres en emisjon med bestillingsperiode fra og med 19. oktober 2010 kl 12:00 til og med 9. november 2010 kl 16:00. Bestillingsperioden kan forlenges med inntil 7 uker. Minstebestilling er satt til NOK 450.007 og tegningskursen utgjør NOK 103 per aksje. Investorer står frie til å tegne et fritt antall aksjer utover minstebestilling (4.369 aksjer). Gjennomførelsen av emisjonen og tildeling av aksjer har forbehold om endelig godkjennelse i den ekstraordinære generalforsamlingen, som planlegges avholdt 30. november 2010.
«Siste verdijusterte egenkapital er NOK 98 per aksje» NOK Kursutvikling 120 110 100 90 80 Emisjon I (23.03.09) Emisjon II (28.02.10) VEK (30.06.10) (USD/NOK 6,50) Omfatter ikke omsetning i annenhåndsmarkedet. ordinær kurs VEK (30.09.10) (USD/NOK 5,84) Verdi- og kapitalutvikling Kursutvikling Beregnet verdijustert egenkapital («VEK») for Selskapet per 30. september 2010 er på NOK 98 per aksje, basert på en valutakurs USD/NOK på 5,8382. Nedgangen i VEK skyldes at underliggende investeringer er gjort i USD, og USD/ NOK har hatt en negativ utvikling i løpet av kvartalet. Kursutviklingen som rapporteres er basert på verdijustert egenkapital. Videre er verdivurderingen av investeringene basert på innhentet markedsverdi fra megler(e)/ tilrettelegger(e), hvor anerkjente verdivurderingsprinsipper og bransjemessige standarder blir lagt til grunn. Annenhåndsomsetning Det er utstedt totalt 317.000 aksjer i Selskapet. Pareto Project Finance AS («PPF») legger til rette for aktiv annenhåndsomsetning av aksjer. Foreløpig er det ikke omsatt noen aksjer i Selskapet. 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. Selskapet vil tilstrebe en årlig utbetaling til aksjonærene på 5 12 % av innbetalt kapital fra det tidspunkt Selskapet er tilnærmet fullt investert. Utbetaling til aksjonærene kan skje i form av utdeling av utbytte eller ved nedsettelse av selskapskapitalen. Det er ikke forventet en utbetaling til aksjonærene i 2010. Investeringstakt og kapitalutvikling Kommittert kapital i Selskapet var opprinnelig NOK 31,7 millioner. Selskapet er nå investert i 4 prosjekter med tilknytning til totalt 8 enheter. Totalt er det investert NOK 20 millioner. I tillegg har selskapet ca NOK 11 millioner på konto, hvorav NOK 5 millioner vil holdes av til arbeidskapital og sikkerhet for gjennomførte investeringer.
Kapitalutvikling (Mill. NOK) MNOK 35 30 25 20 15 10 5 0 Kommittert kapital VEK Fond Utbetalt Fri investeringskapital VEK prosjekter* * korrigert for latent skatt/skattefordel
Certeparti- og segmentfordeling (basert på VEK 30. september 2010) Jack-up Rig 30 % Enkle PSV/AHTS Asia 17 % Obligasjonslån 30 % Seismic 17 % PSV/AHTS Europe 36 % Bareboat 70 % Offshoreporteføljen Selskapet har som nevnt investert andeler i 8 enheter fordelt på segmentene forsyningsskip, slepe- og ankerhåndteringsfartøy, seismikkfartøy og jackup-rigg. Samtlige prosjekter har underliggende kontrakter (med unntak av obligasjonsinvesteringen) og vektet certepartilengde på hele porteføljen er ca. 5,7 år. Valuta/valutarisiko Som presisert i prospektet (og Informasjonsmemorandum) er investeringer som gjøres i valuta utsatt for svingninger mellom den underliggende valutaen og NOK. Selskapet foretar ingen valutasikring, og dette innebærer at endringer i valutakurser påvirker den verdijusterte egenkapitalen i de underliggende investeringene. Ca. 49 % av verdijustert egenkapital i Selskapet er eksponert mot USD per 30. september 2010. Ved verdifastsettelsen per 30. september 2010 ble en valutakurs på USD/NOK 5,8382 benyttet for investeringer i USD. Selskapets transaksjoner i løpet av tredje kvartal Kjøp Det har tidligere blitt bundet opp kapital mot to nye prosjekter, dog har det forekommet endringer i begge disse som har resultert i at Selskapet har trukket seg ut og fått tilbake hele den opprinnelige investeringen. Selskapets prosjekter Kjøpsdato Prosjekt / selskap Antall enh. Segment Byggeår (oppgradert) Certeparti slutt 19-05-10 Vestland Seismic IS 1 Seismic 2008 14-11-18 19-05-10 Asian Offshore IS 4 Enkle PSV/AHTS Asia 2008/2009 31-10-18 25-06-10 Havila PSV IS 2 PSV/AHTS Europe 2010 08-11-18 29-09-10 Middle East Jackup Ltd (obligasjonslån) 1 Jack-up Rig 2011 Total 8 5,7 *VEK på de underliggende prosjektene er presentert før eventuell latent skatt.
Selskapet har benyttet denne økningen i fri investeringskapital til å gjennomføre en ny investering i tredje kvartal, og har investert USD 1 million i et obligasjonslån utstedt av Middle East Jack-up Ltd. Middle East Jack-up Ltd («MEJU») Selskapet har investert USD 1 million i et USD 50 millioners obligasjonslån utstedt av MEJU. Lånet gir 15 % årlig avkastning med en løpetid på 18 måneder, med mulighet for 20 % avkastning dersom låntaker benytter seg av opsjon til å innløse lånet etter 12 måneder. MEJU eier en 300-fots jack-up rigg med beregnet levering i Q2 2011. Obligasjonslånet har første prioritet i jack-upen under bygging, men vil vike plass for et beløp på USD 30 millioner ved levering (siste verftstermin). Panteverdien er således USD 50 millioner frem til levering og USD 80 millioner etter levering av riggen. Til sammenlikning er riggen verdivurdert til USD 110 120 millioner på det nåværende tidspunkt (riggen er 80 % ferdig), mens en verdi på rundt USD 140 150 millioner er indikert for riggen ferdig levert, noe som også har blitt bekreftet gjennom transaksjoner av tilsvarende rigger i det siste. Avkastning i forhold til sikkerhet synes derfor å være god. Type kontrakt Befrakter Disponent Eierandel VEK* Bareboat Albatross Shipping (RXT) Klaveness Corporate Services AS 4% 3 273 922 Bareboat Robert Knutzen Shipholdings Ltd. Klaveness Corporate Services AS 3% 3 415 347 Bareboat Havila Ships AS Havila AS 4% 7 200 000 Obligasjonslån N/A Swicorp 2% 5 838 200 19 727 469
Markedskommentar Offshore Kilde: The oil service markets have started to recover and the fall-off in pricing has ceased, with some segments noting a meaningful increase in asset utilization and dayrates. We believe this will continue with more segments showing improvements. Moreover, supply and demand dynamics are moving in a direction where the period from 2012 and onwards could prove to be quite exciting for the sector. The fact that the oil price seems to move within a narrower band of USD 70/bbl and USD 80/bbl is encouraging in light of still very high global oil inventories and a slew of weak macro data in the early autumn. We are now putting behind us three years with very strong growth in global oil production capacity, which has coincided with shrinking demand in the developed world following the financial crisis. Going forward, this looks set to change. Global oil supply/demand growth Source: Pareto Securities, IEA Pareto Project Finance AS The capacity growth is likely to slow significantly in the coming years, based on the dwindling number of fields lined up for start-up. At the same time, an economic recovery in the developed world, coupled with still robust emerging market growth, looks set to boost oil demand growth back to normalized levels. The result is likely to be an oil market which goes from excess supply to excess demand with a rising trend in the oil price as a result. The oil price could well break up above USD 90/bbl again within the next two years. The oil industry s planned upstream investments in the next five years could be even more important. The project pipeline calls for a significant ramp-up of new field start-ups as we move towards 2015. With typical lead times of 3 5 years for the average oil field, investments will have to be raised soon to meet the start-up schedules. Indeed, this has already been seen through a substantial pick-up in order awards to the subsea industry, typically for projects that will enter offshore execution from 2012 and onwards with production start-up in the 2014 15 timeframe. Although cleaner sources of energy is likely to become more prevalent in the longer run, forecasters believe it is unlikely to have a significant impact on the need to replace producing oil reserves in the next 20 years. While the Macondo accident in the Gulf of Mexico (GoM) has had a negative impact on global deepwater rig utilization, it may also sow the seeds for a more service intensive upstream industry in the future. New regulations are likely to result in more inspection and maintenance
work, more time consuming drilling operations and a replacement of assets that do not meet new requirements. While short term negative, more business opportunities may emerge from this in the long run. Drilling The global drilling market is moving along two parallel axes; floaters vs jack-ups and modern vs old units. Jack-ups Global jack-up utilization has bottomed out and started to increase, with a corresponding impact on day rates. However, the increase in activity is almost solely confined to the market for modern jack-ups capable of operating in water depths in excess of 300 ft. To illustrate; total fleet utilization for 300 ft+ jackups is currently at 92 %, while it is 78 % for lesser jack-ups. Inside the 300 ft+ segment, modern rigs (less than 10 years old) are also enjoying higher utilization and dayrates (+ 50 %) than the older rigs built in the early 1980s. The appetite for modern units is due to enhanced capabilities and age. We expect this trend to strengthen going forward, as the older part of the global jack-up fleet (nearly two thirds) approaches 30 years of age. Tighter regulations will only serve to reinforce this. There has also been a flurry of M&A activity this year focused on modern units, with more than USD 2.8bn being shelled out on acquisitions at rig prices of USD 180m and upwards, depending on specification. The global jack-up fleet currently consists of 468 jackups. There are a further 53 units on order with delivery between 2010 and 2012, but only 8 of these are targeting the international, competitive market, while the rest have been ordered for domestic markets by domestic players (i.e. China, India, Russia, Mexico, Iran). Thus, we may have the best part of the newbuilding wave behind us already. There are currently 46 jack-ups that are not marketed, i.e. they are either stacked or undergoing extensive yard stays for maintenance and repair. Considering the age profile of the current jackup fleet we find it likely that a large number of these will remain idle going forward and ultimately retired. On the demand side, the Middle East looks particularly buoyant right now (30 % of global demand), followed by South East Asia/India (24 % of global demand). A rising need for harsh environment jack-ups in the North Sea has also been noted (11 % of global demand), while Pemex is in the market for up to 10 additional rigs. In terms of day rates, we have seen a rising trend for modern 300 ft+ jack-ups. Here, rates bottomed out at around USD 100k/d late 2009 and have now risen above USD 120k/d on average. Older and less rigs have not seen any meaningful increase in dayrates yet, with 1980s built 300 ft+ jack-ups fetching roughly USD 80k/d and the rest in the USD 40 60k/d range. Dayrates old vs new 300 ft JU Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata Floaters The Macondo accident has robbed the floater market of a development that would have mimicked the jack-ups. With the Macondo well now plugged and the GoM Drilling Moratorium ended, focus is turning to the impact of the new regulatory regime for deepwater drilling in the GoM. Awards of new drilling permits will be more time consuming and subject to more stringent requirements. Thus, activity is likely to be slow to pick up and may take 2 3 years to normalize. Moreover, all BOPs on deepwater rigs in the GoM need to be re-certified, which means additional delays in getting idled rigs back to work. It could be that older and smaller deepwater rigs may not be eligible for renewed work in the GoM, which will serve as a positive for owners of new, leading edge units. The 25 deepwater rigs that are currently idled in the GoM due to the drilling moratorium are adding to the 22 deepwater rigs that are without contracts for 2011 (including newbuilds). Consensus has been new fixtures with start-up in the next 12 18 months will see dayrates come down to around USD 350k/d. So far, we have seen dayrates on fixtures show remarkable resilience with new contracts and extensions at around USD 450k/d. This has included contracts stretching into 2014, as well as one speculative newbuild with delivery in 2011. The fact that operators do not seem to take advantage of an obvious (albeit temporary) overhang of deepwater rigs next year, may be a result of a perception that the deepwater rig market looks set to re-tighten significantly beyond 2012, particularly for ultra-deepwater units. Therefore, the preference seems to be to secure capacity in the medium
to long term, rather than exploiting a short term potential for lower dayrates. We are also of the opinion that the long term supply/ demand dynamics remain favorable. This is particularly so for UDW rigs, where demand has doubled in the past two years and could well double again in the next 2 3 years. Firm UDW demand is already up 36 % next year (this includes the contracted, but idled rigs in the GoM). In addition, there are 69 projects with start-up from 2012 and onwards yet to secure rig capacity. We would also like to highlight Petrobras, which plans to triple the number of rigs operated in the next decade, spending a whopping USD 62 bn on drilling and completion on the pre-salt fields alone. For the rest of the floater market the fortunes are a bit mixed. Lesser and older deepwater rigs are facing pressure from more modern rigs moving down in the market due to the Macondo-induced weakness. In the future, regulatory issues may also make life more difficult for such units. In the midwater market, utilization and dayrates have dropped, but stabilized, with only Norway as a bright spot offering unchanged day rates from peak due to a shortage of rigs able to enter this tightly regulated market. Dayrates floaters b) The composition of the supply vessel fleet mimics the jack-up fleet in terms of age and characteristics. 60 % of the fleet consists of smaller «shallow water» vessels and 50 % of these are more than 25 years old. In the past year, 370 vessels have either been idled or laid up due to age (14 % of global fleet). With the global fleet of vessels less than 25 years old already past its peak, this will only intensify going forward. In this context, the orderbook for new vessels (28 % of the fleet), should not be seen as a threat to overall market utilization and dayrates, but rather as a necessary replacement for older and uncompetitive vessels. With a 10 % increase in the floating rig fleet by 2013, a more than 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. That being said, dayrates have been through a difficult period, but have recovered reasonably well this year, particularly for PSVs. At the time of writing, North Sea spot rates are around NOK 200.000/d both for PSVs and AHTS. For the PSVs this is roughly in line with the 3-year average, while it is a bit below for ATHS. PSV term fixtures have been in the NOK 150 200.000 range this year, while they have been higher for AHTS. Brazil has been a big taker. Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata Supply market This market s ability to absorb a never ending wave of newbuilds has confounded observers for years. This owes itself to a steady 10 % p.a. growth rate in demand for the past 10 years, behind which we see two key factors: a) Growing oil & gas exploration and production offshore requires more logistical support in general and in particular during the construction phase. A trend into deep waters and more remote regions only serves to magnify this. Subsea The order intake for this industry is perhaps the surest indicator for where overall upstream activity is heading in the next 2 3 years. Among the four major players, USD 8bn of orders were awarded in H1 10. There are a further USD 7bn of active tenders outstanding and another USD 7 bn of probable tenders for the next 12 15 months. In comparison, order intake peaked in 2007 at just above USD 15bn. While some awards are for near term projects, most are for projects starting offshore execution from 2012 and onwards, fitting well with our view about the upstream cycle towards 2015 at the start of this chapter. Overall, the demand for subsea vessel services looks set to increase more than 40 % in the next two years. This does not include possible positive effects of tighter drilling and deepwater regulations, which could mandate increased IMR activity on subsea equipment, including BOPs. In the near term, however, activity is slow with 2010 probably the bottom of the market in terms of overall fleet utilization. 2011 could be a bit better, but as mentioned above, things are unlikely to really start kicking until 2012.
Owners of modern high quality assets will be well positioned to capture these future growth opportunities. The rising trend in dry well costs Seismic market The seismic market received a set-back as the drilling moratorium in the GoM and uncertainty about upcoming GoM Lease rounds all but wiped away demand for multiclient seismic in the region. Despite this, we note that demand for 3D seismic is at a record level this year, with the total square km acquired set to be 8 % higher than the previous peak in 2008. Thus, there s no indication that the oil industry s demand for seismic is waning. Looking forward, an uptrend in overall E&P spending will be positive, with an additional boost possible if the oil price embarks on a sharper uptrend, which tends to provide significant leverage to exploration spending. There are also structural factors which continue to influence seismic s popularity. With the oil industry s 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. With wells looking to become even more expensive due to increased complexity and water depths, as well as regulatory issues following the Macondo accident, this will only intensify. Source: Pareto Securities As ever, it is the rising acquisition capacity that has been responsible for the 40 % drop in dayrates from the peak. Streamer capacity has increased 37 % in the past two years, but the good news is that the capacity will grow only 13 % in the next two years, which should be easily matched by demand growth. Utilization levels are therefore likely to bottom this year and meaningful improvement in pricing could be expected from the spring of 2011. 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: Selskapet VEK PPF Pareto Offshoreinvest AS Verdijustert egenkapital 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 mai 2010. Risikofaktorer og kostnadsstruktur er nærmere beskrevet i prospektet (Informasjonsmemorandum) utarbeidet i forbindelse med emisjoner i Selskapet.
Pareto Project Finance AS, Dronning Maudsgt. 3, P.O.Box 1396 Vika, 0114 Oslo