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Inversión y finanzas

From triple digits to liquidation : Ipco petroleum y Canadá

Ipco petroleum y Canadá

En la entrada de hoy voy a hablar sobre International Petroleum Corp y el estado del petróleo canadiense , no va a ser una entrada extensa ya que hay muy buenas tesis escritas por Adrián en SA , es más que nada una reflexión ya que creo que cuando una de tus posiciones cae con fuerza hay que revisar que está pasando realmente y qué puedes estar pasando por alto

Para el  que no la conozca  ipco es una compañía de exploración y producción de petróleo, es un spinoff de Lundin Petroleum controlada por la familia Lundin conocidos por su gran desempeño en Lundin Petroleum generando valor a largo plazo para los accionistas en una petrolera lo cual no es nada sencillo

IPCO en concreto tiene gran parte de sus activos en Canadá y con la reciente adquisición de Black pearl aún es mayor el % que representa el petroleo canadiense sobre el total de la compañía  por lo que quiero hablar primero sobre la situación del petroleo canadiense

Petróleo Canadiense

No todo el petróleo es igual y el precio que recibe un productor varía en función del tipo de petróleo , dónde se produce y dónde se compra

Generalmente los petróleos más ligeros reciben precios más altos que los petróleos más pesados ( lo pesado o ligero que es un tipo de petróleo se determina por su índice de gravedad api y básicamente nos dice como de denso es , índices superiores a 10 flotan mientras que por debajo se hundirían ) Los petróleos que son ligeros , es decir con un mayor índice de gravedad API y dulces ( bajo contenido en sulfuro ) normalmente reciben mejores precios que aquellos que son pesados y tienen un alto contenido en sulfuro

Esto es porque  cuanto más pesado o viscoso sea un tipo de petróleo más difícil es transportarlo además debido a que tienen un contenido de sulfuro más alto el coste de refinarlo es mayor ( los petróleos pesados requieren de refinerías mas complejas y procesos mas intensivos en energía  y capital para ser procesados )

También importa donde se produce el petróleo ya que tiene que ser transportado desde ese punto a la refinería .

El brent es el benchmark global de precios de petróleo y suele recibir los precios más altos , el WTI representa el petróleo producido en USA es petróleo ligero como el brent pero debido a problemas de transporte suele recibir un pequeño descuento con respecto a este , el descuento actualmente es mayor debido a problemas de transporte ( pipelines insuficientes debido al rápido aumento de la producción de USA )

El petróleo pesado de Canadá se mezcla con diluyente ( condensado de gas natural ) para conseguir una mezcla con 20 API que pueda ser transportada a través de pipelines , todas estas mezlas tienen diferentes características y la mezcla mas común en cuanto a volumen es el WCS ( western canadian select ) El resto de mezclas pesadas tienen un descuento con respecto a este benchmark ( LLB , CLB , Bow River  )

Por lo tanto y a modo de resumen , el brent es el benchmark global  , el WTI el de USA el cual suele tiene  un descuento ( 3 a 8 dólares respecto al brent ) por temas de transporte debido al boom del shale oil en USA  y por último tenemos el WCS el cual tiene un descuento sobre el WTI debido a transporte y calidad ( petróleo pesado y con mayor contenido en sulfuro ).

PRoblema 1 : Pipelines

El hecho de que el petroleo canadiense tenga que ser transportado a USA en su mayoría para ser refinado conlleva problemas cuando no hay capacidad de transporte suficiente.

El descuento del WCS respecto al WTI ha sido de 14 dólares aproximadamente , este descuento como hemos dicho es en parte debido a la calidad y  en parte debido al transporte

El descuento de calidad ha sido de en torno a 7 u 8 dólares los últimos 2 años , para calcular este descuento podemos usar la diferencia de precios entre el Lousiana Sweet ( LLS , un crudo ligero similar al WTI ) y el Maya ( un crudo pesado de calidad similar al WCS ).

El segundo componente clave del diferencial es el transporte , este diferencial de transporte ha sido de en torno a 6 dólares los últimos años siendo por lo tanto el diferencial histórico del WTI-WCS de 14 dólares , el crudo se puede transportar mediante pipelines ( mucho más seguro y menos contaminante ) o por tren ( CBR)  , el  transporte por tren es de 5 a 10 dólares más caro que los pipelines , menos seguro y más contaminante , pero es la única alternativa en ausencia de estos.

Teniendo en cuenta un aumento de capacidad del CBR el diferencial debería situarse en torno a los 18- 20 dólares , cifras que coinciden con el acuerdo firmado por Cenovus hace poco el cual implica un diferencial de 18 dólares.

El management de baytex ( otro productor de heavy en Canadá ) ha conseguido firmar un contrato por 2 años de CBR a un equivalente de US$18 dólares de diferencial.

El problema está en que todavía no hay suficiente capacidad por tren y unido a  paradas por mantenimiento de refinerías de USA ha llevado el WCS hasta 13 dólares lo cual obviamente no es sostenible a largo plazo.

El mayor problema de Canadá es la dificultad que engloba construir uno de estos pipelines , actualment hay 3 proyectos que contribuirían a aumentar la capacidad , el remplazo de Enbridge  de Line 3 , la expansión del Trans Mountain y el Transcanada Keystone XL

En cuanto al enbridge , se espera que esté activo en torno a noviembre de 2019 pero aún así haría falta más capacidad de transporte ya sea mediante tren o mediante más pipelines.

Respecto al Keystone XL (830k bbl/d), recientemente se bloqueó su construcción temporalmente hasta que se realizase una revisión más completa sobre los potenciales impactos  sobre el medio ambiente , esto puede retrasar de manera sustancial el inicio de la construcción

En cuanto a la expansión del Trans Mountain(590k bbl/d)  , en mayo Kinder Morgan vendió el proyecto al gobierno canadiense ( si así de difícil es construir un pipeline en Canadá ) y posteriormente la Federal Court of Appeal de Canadá canceló el proyecto alegando impactos medioambientales y que no se había consultado adecuadamente las First Nations de la región , la NEB de Canadá está nuevamente revisando el proyecto.

Como se puede comprobar construir un pipeline en Canadá es un suplicio , pero creo que eventualmente se construirán ( descuentos de 26 dólares le están costando al gobierno canadiense 15 billion al año )

Mientras tanto el CBR aumentará y se recortará la producción ( ya se han anunciado recortes de más de 160.000 bbl/d )

Problema 2 : IMO 2020

Por si no hay suficiente pesimismo en Canadá ( foto de  abajo ) hay un problema añadido las regulaciones IMO 2020 que como su nombre indica entran en vigor en 2020

Estas regulaciones obligan a los barcos a usar fuel oil con un contenido de sulfuro de menos del 0.5% vs el 3.5% actual

Esto deja 3 alternativas a los barcos :

1.Instalar depuradores ( scrubbers )  y seguir usando HSFO( high sulfur fuel oil )  , la cantidad de scrubbers ( debido a que tardan entre 6 y 9 meses en instalarse  y  hay un número limitado de puertos para dicha instalación ) va a ser limitada aunque a futuro irá aumentando

2. Cambiar el combustible a LSFO ( low sulfur fuel oil )

3. Cambiar a LNG , esta última alternativa es la menos viable económicamente hablando

4. No cumplir con la regulación : siempre hay un % de barcos( nada desdeñable )  que no cumplen con las nuevas regulaciones

Simplificando mucho las cosas esto afecta al petróleo canadiense con un alto contenido en sulfuro ya que la demanda de HSFO disminuirá y a pesar de que las refinerías de USA son de  las más complejas del mundo se espera que las nuevas regulaciones aumenten el diferencial

La pregunta del millón es cuánto puede aumentar el diferencial debido a las nuevas regulaciones , hay estimaciones de toda clase desde 2 dólares pasando por 6  hasta algunas que vaticinan aumentos de 15 dólares

Es completamente imposible predecir como va a afectar esto a los diferenciales pero creo que podemos tener varios puntos en cuenta

ºBaytex como he comentado antes ha firmado un contrato con refinerías de USA  que incluye el año 2020 entero ( en el cual el IMO estaría vigente) implicando un diferencial de 18 dólares

º En BP no tienen claro que el aumento de los diferenciales vaya a ser significativo debido a que el complejo de refinerías de USA ha hecho inversiones sustanciales específicamente para procesar este tipo de crudo ( debido al descuento intrínseco ) y usan un diferencial a largo plazo de 15 dólares , además tienen la opinión de  que los impactos serán pasajeros dada la flexibilidad del complejo de refinerías

ºProductores de heavy como Cenovus me respondieron que creen que el impacto será temporal y que el mercado se normalizará eventualmente

Esta es la parte más complicada de estimar y por ello uso diferenciales que creo que son conservadores a la hora de estimar los flujos de caja de los activos canadienses

INternational Petroleum Corp

Cuando el pesimismo es máximo suele ser buen momento para comprar y es lo que ha sucedido en IPCO , el pasado octubre anunciaron la adquisición de Black Pearl Resources pagando 0.22 acciones de IPCO por cada acción de Black Pearl

A el mercado no le ha sentado muy bien esto y la ha mandado a 40SEK lo cual implica un market cap de 726m USD

Las 2 principales maneras de valorar una petrolera son por NPV o por FCF , no me siento cómodo valorando por NPV usando tantos años de reservas ( más de 20 años en Black pearl ) y asunciones de precio incrementales ( las cuales se suelen usar en los reports de reservas ) por lo cual valoraré IPCO de manera muy sencilla calculando cuánto fcf puede generarar hasta que se acabe Malasia  ya que   el “problema” es que la mayor parte del FCF de IPCO viene de sus activos en Malasia los cuales tienen una vida de reservas muy limitada en comparación con el resto de reservas , por lo tanto hay que tener en cuenta que una gran parte del FCF actual no va a seguir existiendo en unos años

De los 256m de CF (Brent 65 WTI 60 WCS 35) Malasia representa 160 millones

De todas formas el historial operativo del management en Malasia es envidiable y creo que pueden añadir 0.5 años de reservas a los 2 años que quedarían a 31dic de 2018 , hablando con el management y contrastando con las operaciones anteriores en Malasia( con un % de éxito muy elevado )  creo que son cifras conservadoras ( los contingent resources de Malasia son económicos y las probilidades de desarrollo son muy altas se estima que el coste para desarrollar estos resources es de 40 millones USD  ,  las contingencias de estos resources son respecto  a la definición del proyecto y su aprobación   , también hay un gran potencial de exploración el cual no tengo en cuenta en la valoración( unrisked prospective resources 7.2mmboe ).

Con respecto a la adquisición de Black pearl el principal activo es Onion Lake un proyecto de heavy oil y “thermal production” , costes bajos a primera vista pero más apalancamiento del que parece

También tienen otros activos como Black Rod un mega proyecto de oil sands económico a 55 WTI ( con diferenciales de 12 dólares ) al que no le doy ningún valor ( capex enorme y dudo que se vaya a desarrollar en un futuro próximo ) y activos como Mooney que asumo que cubren gastos administrativos  y financieros , además Black Pearl tiene activos fiscales y no estiman empezar a pagar impuestos hasta 2022

Para que comprobemos el apalancamiento de los activos de Canadá estos son los netbacks aproximados de Onion Lake con diferentes precios del WCS ( Onion tiene un realized price de 7 a 11 dólares menor que el WCS ya que su crudo es de 11º API por lo que aunque aparentemente sus costes son muy bajos , tiene bastante apalancamiento operativo )

Usando para un caso base supuestos de Brent 65  WTI 60 y WCS 35 estimo que en 3 años ipco ex black pearl puede generar 530m USD de FCF . A esto hay que sumarle 150mUSD de FCF( 50 por año ) de Onion lake lo que nos da un total de 680m USD de cash generado en 3 años

La compañía combinada tiene una deuda de unos aproximadamente  287m USD( a  finales de año )  y a 40 SEK capitaliza unos 720m USD

Por lo que en dic 2021 nos queda una compañía con un EV de de 327m USD . Solo onion lake con un WCS a 35 genera 50m de FCF anuales y con unas reservas de 26 años más  ( Creo que sólo onion ya valdría más que estos 327 m USD ) . A esto habría  que sumarle el fcf de Francia y Suffield de entre 50 y 60 millones al año y algo de Holanda Por esto creo que el potencial es alto y  el riesgo limitado

Ej del potencial de activos como Francia 

Además los activos de onion lake tienen capacidad de producir hasta 20.000 boepd y si fuese rentable se realizaría otra expansión como la recién concluida fase 2

Los costes de la compañía son bajos tanto en canadá como el resto de activos pero vemos que debido a la calidad de los activos de canadá ( descuento con respecto al WCS) tienen un gran apalancamiento al diferencial

El principal riesgo de la compañía es un WCS por debajo de 30 dólares donde genera muy poca caja(onion fcf breakeven en torno a 24 dólares )  , la valoración como vemos cambia mucho con precios del WCS mayores pero creo que los supuestos base son  conservadores ( sobre todo por el lado de Canadá) y que hay bastante opcionalidad si el WCS alcanza precios superiores a los 45USD ( este año ha llegado a estar por encima )

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