Chariot, wird es doch noch interessant? (Seite 6)
eröffnet am 19.10.21 09:16:14 von
neuester Beitrag 12.04.24 18:08:49 von
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Der Preis befindet sich jetzt in lächerlichem Terrain Lol 😅
Cash-Position: 19 Mio. $ (Erhöhung) + 10 Mio. $ (Energean) + 15 Mio. $ (bei FID) = 49 Mio. $.
20% Anteil an 1Tcf Gas mit einer 10-jährigen Steuerbefreiung.
Finanzierungs- und Produktionstechnik-Partner gesichert.
Das Unternehmen, das für seinen Anteil an Anchois in die Produktion gebracht wird, kostet bis zu 170 Millionen US-Dollar an Investitionen.
Besitz von 75 % der Anteile an der großen Onshore-Konzession Loukos (x3 Bohrlöcher werden in den nächsten Monaten gebohrt). Die Lizenz hat eine hohe Erfolgschance (CoS) von 80-85%.
Und das alles für eine Bewertung von 92 Millionen Pfund! Wirklich außergewöhnlich!!
Kauf 15.000 CHARIOT LTD. LS-,01 A0Q17M
Aktie
GBP 12:20:37
09.01.2024
London Stock Exchange 0,087 GBP
-- 0,0865 tagesgültig
ausgeführt
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09.01.2024
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20% Anteil an 1Tcf Gas mit einer 10-jährigen Steuerbefreiung.
Finanzierungs- und Produktionstechnik-Partner gesichert.
Das Unternehmen, das für seinen Anteil an Anchois in die Produktion gebracht wird, kostet bis zu 170 Millionen US-Dollar an Investitionen.
Besitz von 75 % der Anteile an der großen Onshore-Konzession Loukos (x3 Bohrlöcher werden in den nächsten Monaten gebohrt). Die Lizenz hat eine hohe Erfolgschance (CoS) von 80-85%.
Und das alles für eine Bewertung von 92 Millionen Pfund! Wirklich außergewöhnlich!!
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nun, scheint wohl noch weiter durchgereicht zu werden ...
mal wieder eine Aktie, wo ich zu früh eingestiegen bin. GL
Directors Deals für Chariot Ltd (CHAR)
Angekündigt Gehandelt Aktion Notifier Preis Währung Menge Haltend
28-Dez-23 21-Dez-23 Kaufen George F. Canjar 9.87 GBX 10,000 2,729,881
28-Dez-23 27-Dez-23 Kaufen George F. Canjar 9.70 GBX 190,000 2,729,881
22-Dez-23 22-Dez-23 Kaufen Duncan Wallace 9.85 GBX 101,543 765,134
RNS - Kauf des DirektorsHeute 11:28
Schön zu sehen, wie unser Vorsitzender CHAR-Aktien auf dem freien Markt kauft. Das zeigt, dass sie an die CHAR-Geschichte glauben.
22-Dez-23 22-Dez-23 Kaufen Julian Maurice- Williams 9.89 GBX 101,112 563,953
Angekündigt Gehandelt Aktion Notifier Preis Währung Menge Haltend
28-Dez-23 21-Dez-23 Kaufen George F. Canjar 9.87 GBX 10,000 2,729,881
28-Dez-23 27-Dez-23 Kaufen George F. Canjar 9.70 GBX 190,000 2,729,881
22-Dez-23 22-Dez-23 Kaufen Duncan Wallace 9.85 GBX 101,543 765,134
RNS - Kauf des DirektorsHeute 11:28
Schön zu sehen, wie unser Vorsitzender CHAR-Aktien auf dem freien Markt kauft. Das zeigt, dass sie an die CHAR-Geschichte glauben.
22-Dez-23 22-Dez-23 Kaufen Julian Maurice- Williams 9.89 GBX 101,112 563,953
Antwort auf Beitrag Nr.: 75.005.732 von glorianer am 22.12.23 11:42:26EINIGE GEKAUFT HEUTE
Directors Deals für Chariot Ltd (CHAR)
Angekündigt Gehandelt Aktion Notifier Preis Währung Menge Haltend
22-Dez-23 22-Dez-23 Kaufen Duncan Wallace 9.85 GBX 101,543 765,134
22-Dez-23 22-Dez-23 Kaufen Julian Maurice- Williams 9.89 GBX 101,112 563,953
Angekündigt Gehandelt Aktion Notifier Preis Währung Menge Haltend
22-Dez-23 22-Dez-23 Kaufen Duncan Wallace 9.85 GBX 101,543 765,134
22-Dez-23 22-Dez-23 Kaufen Julian Maurice- Williams 9.89 GBX 101,112 563,953
Trading Spotlight
Director kaufen!!!!!
Auszug aus RNS:
"Der Stromhandel wird Chariot eine zusätzliche Einnahmequelle bringen und die Teilnahme von Chariot an großen Erneuerbare-Energien-Projekten im südlichen Afrika weiter ermöglichen.
Benoit Garrivier, CEO von Chariot Transitional Power, kommentierte: "Wir freuen uns sehr, unser Engagement auf dem südafrikanischen Energiemarkt durch den Erwerb dieser zusätzlichen Beteiligung an Etana zu erhöhen. Wir werden nicht nur eine höhere Aufteilung der zukünftigen Einnahmen erhalten, sondern das Stromhandelsgeschäft setzt auch erhebliche erneuerbare Erzeugungskapazitäten frei, die wir in Südafrika ausbauen wollen. Wir erschließen das zukünftige Wachstum eines wichtigen Marktes, der sich schnell verändert und expandiert, und wir freuen uns darauf, gemeinsam mit H1 und anderen wichtigen Handelspartnern eine wesentliche Rolle dabei zu spielen."
Es ist schön zu sehen, dass die Erneuerbare-Energien-Seite weitere Fortschritte macht und ihre Einnahmequelle verbessert.
"Der Stromhandel wird Chariot eine zusätzliche Einnahmequelle bringen und die Teilnahme von Chariot an großen Erneuerbare-Energien-Projekten im südlichen Afrika weiter ermöglichen.
Benoit Garrivier, CEO von Chariot Transitional Power, kommentierte: "Wir freuen uns sehr, unser Engagement auf dem südafrikanischen Energiemarkt durch den Erwerb dieser zusätzlichen Beteiligung an Etana zu erhöhen. Wir werden nicht nur eine höhere Aufteilung der zukünftigen Einnahmen erhalten, sondern das Stromhandelsgeschäft setzt auch erhebliche erneuerbare Erzeugungskapazitäten frei, die wir in Südafrika ausbauen wollen. Wir erschließen das zukünftige Wachstum eines wichtigen Marktes, der sich schnell verändert und expandiert, und wir freuen uns darauf, gemeinsam mit H1 und anderen wichtigen Handelspartnern eine wesentliche Rolle dabei zu spielen."
Es ist schön zu sehen, dass die Erneuerbare-Energien-Seite weitere Fortschritte macht und ihre Einnahmequelle verbessert.
Antwort auf Beitrag Nr.: 74.970.916 von Petronius am 15.12.23 13:06:02Ich denke mal, man kann Trillion (TCF) nicht so einfach mit Chariot vergleichen. In einer Analogie wäre es so, als würde ich einen Drittliga-Club mit einem Fussballclub aus der 1. Liga vergleichen. Man beachte nur die unterschiedliche MK der beiden.
TCF ist froh, wenn sie im SASB-Feld Ende 2023 15.000 mcf/d (davon 49% für TCF), und Ende 2024 30.000 mcf/d produzieren können.
CHAR will mit 105.000 mcf/d im 1. Jahr beginnen (davon 30% für CHAR), und die Produktion auf 200.000 mcf/d ausbauen.
Aussage von CHAR: "Anchois Well Productivity and Testing: Simulated individual well productivity in the base case is 100 to 200 mmscfd)
Risiken gibt es bei beiden Unternehmen, zumal beide Offshore unterwegs sind (landseitige Explorartion/Produktion bei beiden später geplant).
Wichtig sind bei all den Risiken m.E. besonders: Erfahrung, Erfolgsbilanz, Kompetenz, Finanzstärke.
Mit Energean als JV-Partner würde ich die o.g. Punkte eher bei CHAR sehen.
Die "Erfolgsbilanz" von TCF kann zwar 6 Bohrerfolge aufzeigen, aber wenn ich die 6 Produktionsbohrungen dann nicht richtig zum Laufen bringen, nützt mir das gar nichts.
TCF ist froh, wenn sie im SASB-Feld Ende 2023 15.000 mcf/d (davon 49% für TCF), und Ende 2024 30.000 mcf/d produzieren können.
CHAR will mit 105.000 mcf/d im 1. Jahr beginnen (davon 30% für CHAR), und die Produktion auf 200.000 mcf/d ausbauen.
Aussage von CHAR: "Anchois Well Productivity and Testing: Simulated individual well productivity in the base case is 100 to 200 mmscfd)
Risiken gibt es bei beiden Unternehmen, zumal beide Offshore unterwegs sind (landseitige Explorartion/Produktion bei beiden später geplant).
Wichtig sind bei all den Risiken m.E. besonders: Erfahrung, Erfolgsbilanz, Kompetenz, Finanzstärke.
Mit Energean als JV-Partner würde ich die o.g. Punkte eher bei CHAR sehen.
Die "Erfolgsbilanz" von TCF kann zwar 6 Bohrerfolge aufzeigen, aber wenn ich die 6 Produktionsbohrungen dann nicht richtig zum Laufen bringen, nützt mir das gar nichts.
Der Cavendish Report vom 07.12.2023 nennt eine faire Bewertung der Chariot-Aktie von 58p mit der Zusammenarbeit zwischen Chariot/Energean und der Reduzierung der Lizenzanteile (30% bzw. 37,5%). Das wäre eine Verfünffachung des aktuellen Kurses.
Die Partner werden die Bohrung der östlichen Anchois-Bohrung, einer geplanten Produktionsbohrung in der Erschließung von Anchois, beschleunigen; der Beginn der Bohrung wird für das Q2/2024 erwartet.
Ziel der Bohrung ist es, die entdeckten Gas-Sande weiter zu bewerten und Durchflusstests durchzuführen und vor allem die Anchois-"O"-Lagerstätten in den bisher nicht bebohrten Anchois-Nordflanken- und -Fußwandzielen zu evaluieren, die insgesamt schätzungsweise 383 BCF Gas an aussichtsreichen Ressourcen und hohe Erfolgsaussichten enthalten.
Im Erfolgsfall wird Anchois East die Produktivität des Anchois-Feldes bei der Förderung von Gas an die Oberfläche demonstrieren, die entdeckte Ressourcenbasis wesentlich vergrößern und einen klaren Weg zur FID (endgültige Investitionsentscheidung) aufzeigen.
Das Erschließungsprojekt Anchois
Die Ergebnisse der Explorations-/Abschätzungsbohrung Anchois-2, die im Jahr 2022 niedergebracht wurde, bestätigten die Konsistenz und Qualität des Gases in der Anchois-Entdeckung und führten zu einer wesentlichen Erhöhung der Gasressourcen. Die Bestätigung von konsistentem und qualitativ hochwertigem Trockengas in allen Anchois-Lagerstätten dürfte zu einer einfachen Erschließung führen. Wichtig ist, dass in Marokko über die Maghreb-Europa-Pipeline (GME) bereits eine umfangreiche Erdgasinfrastruktur besteht, die Chariot (und jetzt auch der Partnerschaft) Zugang sowohl zum heimischen Strom- und Industriesektor als auch zu den europäischen Gasmärkten verschafft. Das Erschließungskonzept von Anchois umfasst Unterwasserbohrungen, die über eine Unterwasser-Fließleitung und eine Kontrollleitung mit einer zentralen Verarbeitungsanlage an Land verbunden sind. Infolge der Ergebnisse der Bohrung Anchois2 hat Chariot das Erschließungskonzept von zwei auf drei Bohrungen erweitert, um der größeren Gasmenge, die in der Bohrung Anchois-2 gefunden wurde, und der größeren Anzahl der zu erschließenden gasführenden Lagerstätten Rechnung zu tragen.
Das Erschließungskonzept für Anchois besteht aus drei Bohrungen:
a) - Eine erneute Bohrung der Entdeckungsbohrung Anchois-1, die vertieft werden könnte, um das Anchois-Südflanken-Prospekt zu erschließen.
b) - Die Wiederaufnahme der Bohrung Anchois-2, um sie als Produktionsbohrung zu vervollständigen.
c) - Eine neue, dritte Produktionsbohrung im Osten des Feldes (Anchois East), die auf die O-Sande abzielt und vertieft wird, um die noch nicht erbohrte Nordflanke zu erproben, sowie eine Pilotbohrung oder ein Lateral/Sidetrack, um das Footwall-Ziel zu testen.
Nach der Anchois-2-Bohrung erhöhte Chariot die Kapazität der landseitigen zentralen Produktionsstätte auf 105.000 mcf/d (von 70.000 mcf/d), was die größere Menge an Gas widerspiegelt, die bei der Anchois-2-Bohrung gefunden wurde, aber auch den veränderten Markt (sowohl volumetrisch als auch preislich) nach dem Konflikt in der Ukraine. Wir sind der Ansicht, dass ein Erfolg bei den noch nicht erbohrten Vorkommen in der Bohrung Anchois-Ost eine weitere Anhebung der Kapazität der landseitigen zentralen Produktionsstätte auf >150.000 mcf/d unterstützen würde. Die FEED (Machbarkeitsstudie) begann Mitte 2022, und die technische FEED wurde in Q2/23 abgeschlossen (Flussleitungen, Versorgungskabel, landseitige Gasverarbeitungsanlage usw.).
Annahmen für unsere „faire Bewertung“ von 58p je Aktie
Die vereinbarten Schlüsselprinzipien für die langfristige Abnahme von Gasverkäufen aus dem Anchois-Gasprojekt an das Office National de l'Electricite et de l'Eau Potable (ONEE) zeigen deutlich die erhebliche Inlandsnachfrage nach Anchois-Gas und untermauern die Entwicklung. Im Rahmen des aktuellen Erschließungsszenarios mit einer Kapazität von 105.000 mcf/d gehen wir davon aus, dass 60.000 mcf/d Gas auf einer „Take-or-pay-Basis“ für mindestens 10 Jahre zu einem konservativen Preis von 11 US$/mcf an den heimischen Energiesektor verkauft werden.
Wie bei den meisten langfristigen Gasverkaufsverträgen gehen wir davon aus, dass der Gaspreis an den amerikanischen Verbraucherpreisindex gekoppelt ist. Wie bereits erwähnt, hat Marokko Gas aus Spanien zu Spotpreisen importiert, um die bestehenden Gaskraftwerke des Landes zu versorgen, und hat vor kurzem einen langfristigen Vertrag mit Shell über den Import von LNG über Regasifizierungsanlagen in Spanien unterzeichnet. In unserem Modell gehen wir vom ersten Gas im Jahr 2027 aus. Von der verbleibenden Kapazität von 105.000 mcf/d werden voraussichtlich 10.000 mscf/d in den marokkanischen Industriesektor umgeleitet. Diese Projekte erhalten in der Regel einen höheren Preis als der inländische Stromsektor und erstrecken sich über mehrere Jahre auf einer Take-or-pay-Basis. Wir gehen von einem marokkanischen Industriegaspreis von 11 US$/mcf aus, was im Vergleich zu jüngsten Verträgen von 15-16 US$/mcf konservativ ist.
Die restlichen 35.000 mcf/d werden über die GME zu Markt-/Spotpreisen nach Spanien transportiert und verkauft. Der spanische Markt ist nicht sehr liquide, so dass die Mengen von der Partnerschaft mit Vorankündigung nominiert werden (mit jährlichen/monatlichen/wöchentlichen/täglichen Nominierungen), damit der Käufer sein Portfolio entsprechend planen kann. Durch den langfristigen Verkaufsvertrag von Chariot mit ONEE sollte die Partnerschaft jedoch über eine langfristige Sichtbarkeit der verfügbaren Mengen verfügen, um dies zu ermöglichen. Die aktuelle europäische Gaspreis-Terminkurve (TTF) zeigt gewichtete durchschnittliche Gaspreise in den Jahren 2027 und 2028 von 12 US$/mcf bzw. 11 US$/mcf. Wir bewerten die 30%ige Beteiligung von Chariot am Anchois-Projekt mit 476 Mio. US$/35 Pence pro Aktie (ohne Risikoabschlag) bzw. 310 Mio. US$/23 Pence pro Aktie (mit Risikoabschlag), wobei wir von einer 65%igen kommerziellen Erfolgschance ausgehen.
Bei einem Erfolg in Anchois East könnten potenzielle Ressourcen von 383 Mrd. m³ aus der Nordflanke und der Fußwand in 2C-Ressourcen umgewandelt werden, was eine wesentlich größere Erschließung (ca. 1 Mrd. m³) ermöglichen würde. Wir sind der Ansicht, dass diese hochskalierte Erschließung Produktionsraten von über 150 Mio. m³/Tag ermöglichen könnte. Unter der Annahme, dass Energean seine Option ausübt, weitere 10 % an Lixus zu erwerben, bewerten wir Chariots 20%ige, vollständig übertragene Beteiligung an der Erschließung von Anchois mit 595 Mio. US$ (ohne Risiko) bzw. 447 Mio. US$ (mit Risiko), wobei wir von einer höheren kommerziellen Erfolgschance von 75 % ausgehen (aufgrund des geringeren finanziellen Risikos infolge der Übertragung/Kostenübernahme durch Energean).
Ressourcen
In unserem Basisfall modellieren wir die 637 BCF 2C-Ressourcen, die von Netherland Sewell & Associates als Teil des Ressourcenberichts nach der Bohrung der Anchois-2-Bohrung definiert wurden. Im Fall von Anchois 3C bewerten wir die Gasressourcen von 907 Mrd. m³ mit 3,2 Mrd. US$ oder 923 Mio. US$ netto für die 30 %ige Beteiligung von Chariot. Im 1C-Fall bewerten wir die 365 BCF Gasressourcen mit 654 Mio. US$ bzw. 212 Mio. US$ netto für die 30-prozentige Beteiligung von Chariot.
Capex
In Übereinstimmung mit der Prognose von Chariot gehen wir von Bruttoinvestitionen in die Entwicklung von Anchois in Höhe von 850 Mio. US$ aus. Die Berücksichtigung eines 25%igen Anstiegs bzw. Rückgangs der Capex-Kosten würde zu einer risikobehafteten Nettobewertung von Anchois von 43p bzw. 49 Pence führen.
Opex
Wir gehen von Brutto-Opex von Anchois in Höhe von 30 Mio. US$ pro Jahr aus. Die Berücksichtigung eines 25%igen Anstiegs bzw. Rückgangs der Opex-Kosten würde zu einer mit Risikoabschlag angesetzten Nettobewertung von 45p bzw. 47p führen.
Gaspreis
In Übereinstimmung mit den mit ONEE vereinbarten Gasverkaufsgrundsätzen geht unser Chariot-Modell davon aus, dass 60.000 mcf/d im Rahmen eines langfristigen Gasverkaufsvertrags verkauft werden. Wir modellieren diese Verkäufe an den inländischen Stromsektor zu einem Preis von 11 US$/mcf. Wenn wir diese Preisannahme auf 13 US$/mcf erhöhen, steigt unsere Bewertung von Anchois um 3 Pence/Aktie auf 26 Pence/Aktie. Selbst in unserem Negativszenario, in dem wir unsere Annahme für den inländischen Stromsektor auf 9 US$/mcf senken, bleibt unsere Bewertung mit 19 Pence/Aktie robust, was einen Aufschlag von etwa 34 % auf den aktuellen Aktienkurs bedeutet.
Erhebliches Potenzial für Aufwärtsentwicklung
Energean wird mit Chariot eine seismische Untersuchung der Offshore-Lizenz Rissana durchführen, die sich auf 7 Millionen US-Dollar beläuft. Dieses seismische Programm wird voraussichtlich größer ausfallen als ursprünglich geplant und wird die Multi-TCF-Prospektivität, die Chariot vor der Küste identifiziert hat, weiter entschärfen und Chariots Verständnis des größeren Beckens erweitern. Chariot hat einen umfangreichen Bestand an seismischen Daten aufgebaut, darunter mehr als 4.000 km2 seismische 3D-Daten und fast 20.000 km regionale seismische 2D-Daten. Diese umfangreiche Datenbank war entscheidend für das Verständnis der Spieltypen und die Reifung eines bedeutenden Portfolios von Schürfstellen. Nach den positiven Bohrergebnissen im Jahr 2022 hat Chariot ein Risiko von ca. 6 TCF an möglichen Ressourcen innerhalb desselben Vorkommens wie die Anchois-Entdeckung reduziert. Nun wird daran gearbeitet, das Risiko weiter zu senken und das Folgeportfolio zu bewerten.
Wir gehen davon aus, dass ein Teil dieser prospektiven Ressourcen (z.B. die 754 BCF prospektiven Ressourcen in den Anchois „O Sands“) durch die Vertiefung und das Side-Tracking der bestehenden und geplanten Erschließungsbohrungen in Anchois erkundet werden. Im Erfolgsfall erwarten wir, dass die zusätzlichen risikoarmen Ressourcen innerhalb des Anchois-Hubs (z. B. Anchois N und Anchois W) die anfängliche Erschließungsinfrastruktur nutzen werden, wodurch die Investitionskosten im Vorfeld erheblich gesenkt und die wirtschaftlichen Mindestmengen reduziert werden. Darüber hinaus hat Chariot innerhalb der Lixus-Lizenz eine Reihe zusätzlicher Gebiete identifiziert (z. B. Maquereau Hub, Shallow Hub), die Gruppen von Schürfstellen enthalten, die durch eine potenzielle Erschließung, die zunächst durch eine Ankerschürfstelle erschlossen wird, die ihrerseits an die bestehende zentrale Aufbereitungsanlage an Land angebunden wird, miteinander verbunden werden können. Außerhalb der Lixus-Lizenz, auf der Rissana-Offshore-Lizenz, verfügt Chariot über erhebliche Mengen an 3D-Daten. Rissana verfügt über ein beträchtliches Portfolio an Explorationsprojekten in einer Reihe von verschiedenen Gebieten, einschließlich einer Erweiterung des Anchois-Gasprojekts und eines risikoreicheren jurassischen Projektportfolios mit einer voraussichtlichen 2U-Ressource von insgesamt mehr als 7 TCF.
Eines der wichtigsten Vorkommen auf Rissana ist Emissole, das sich in der nordöstlichen Ecke des 3D-Datensatzes befindet. Die geneigte Verwerfungsblockstruktur enthält fünf gestapelte Reservoirabschnitte. Emissole weist mehrere sichtbare flache Flecken und Amplituden-Offset-Anomalien (AVO) auf, die auf beträchtliche Volumina in geringer Wassertiefe schließen lassen und mehrere Anschlussmöglichkeiten bieten.
Die alten 3D-Prospekte der früheren Mohammedia-Lizenz wurden ebenfalls wieder in das Chariot-Portfolio integriert. Die oberflächennahen, klastischen Deltaprojekte erweitern das Explorationsportfolio um ein riesiges volumetrisches Potenzial. Wir sind der Ansicht, dass das große Aufwärtspotenzial der Rissana-Offshore-Lizenz angesichts der risikoärmeren "Anker"-Erschließung von Anchois und der risikoreicheren und lukrativen Multi-TCF-Prospektivität von Rissana eine der Hauptattraktionen für Energean war.
Figure 10:… >7 TCF of Prospective Resources (2U)
Prospect Gross Prospective Gas Resources (BCF)
…………………1U….. 2U….. 3U….. GCoS (Erfolgschance %)
Emissole:… 75……..171 …332….. 22-32%
Arnoux:…… 356… 1,023… 1,944….. 22%
Beluga:…… 996… 2,250 …4,370….. 20%
Cachalot: .1,084 …2,405 …4,377 .18-20%
Dauphin: ..586... 1,463… 2,906….. 18%
Gesamt: …3,097… 7,312… 13,929
Die Vereinbarung der wichtigsten Grundsätze für den langfristigen Gasverkauf aus dem Anchois-Projekt mit ONEE zeigt, wie wichtig das Anchois-Projekt für Marokko ist und dass es von allen relevanten Interessengruppen im Lande (z.B. ONEE und ONHYM) stark unterstützt wird. Marokko produziert derzeit nur geringe Mengen an Kohlenwasserstoffen und ist ein Nettoimporteur von Kohlenwasserstoffen. Im Jahr 2020 entfielen 89 % der gesamten Energieversorgung Marokkos auf fossile Brennstoffe, wodurch der marokkanische Energiesektor sehr kohlenstoffintensiv ist. Marokko hat sich ehrgeizige Ziele für eine nachhaltige Entwicklung gesetzt, die derzeit auf eine Reduzierung der Treibhausgasemissionen um 45,5 % bis zum Jahr 2030 abzielen und Teil des Beitrags zum Pariser Abkommen sind. Gleichzeitig wird Marokkos wachsende Wirtschaft und steigende Energienachfrage derzeit hauptsächlich durch Energieimporte und Kohle gedeckt. Die einheimischen Gaslieferungen aus dem Anchois-Projekt können zur Deckung des Grundlastbedarfs beitragen und könnten daher einen wichtigen Beitrag zur Neuausrichtung des marokkanischen Energiemixes und zur künftigen Reduzierung der marokkanischen Emissionen leisten.
Nach dem Abbruch der diplomatischen Beziehungen zwischen Marokko und Algerien stellt Algerien ab dem 1. November 2021 die Erdgaslieferungen an Marokko über die Maghreb-Europa-Pipeline ein. Bis zu diesem Zeitpunkt war Marokko für seine gesamten Erdgaseinfuhren auf Algerien angewiesen und importierte 0,6 Mrd. m³ direkt über die Pipeline und weitere 0,5 Mrd. m³ als Transitgebühr für das algerische Gas, das über die Maghreb-Europa-Gaspipeline nach Spanien transportiert wurde. Um einer Erdgasknappheit vorzubeugen, hat Marokko über die GME-Pipeline Gas aus Spanien importiert, vermutlich zu Spotpreisen (>US$30/mmbtu). Um die langfristige Energiesicherheit Marokkos zu gewährleisten, wäre unseres Erachtens die Erschließung und Förderung einheimischer Erdgasvorkommen, wie z. B. des Anchois-Feldes von Chariot, die offensichtlichste Lösung. Im August 2021 kündigte das Ministerium für Energie und Bergbau die Erstellung einer nationalen Roadmap für die Erdgasentwicklung bis 2030 an. Der Fahrplan bildet die Grundlage für die Entwicklung von Erdgas für den industriellen Bedarf sowie für die weitere Entwicklung von Erdgas zur Deckung des künftigen Stromerzeugungsbedarfs. Der Fahrplan umfasst strategische Ziele wie die Schaffung eines regulierten Erdgasmarktes, den Aufbau einer Erdgasinfrastruktur und den Zugang zu wettbewerbsfähiger Energie für die Verbraucher.
Ein äußerst günstiges Steuersystem Marokko bietet eines der attraktivsten Steuersysteme für Öl- und Gasunternehmen weltweit, mit einer durchschnittlichen staatlichen Beteiligung von 34,5 %. Dies ist im Vergleich zu anderen nordafrikanischen Ländern wie Algerien (88 %) und Libyen (76 %) sowie zu anderen großen Öl- und Gasförderländern wie dem Vereinigten Königreich (75 %) und Norwegen (78 %) sehr günstig. Kohlenwasserstofflizenzen werden in Marokko im Rahmen eines Lizenzgebühren-/Steuersystems vergeben, wobei der Staat über ONHYM an jeder erteilten Explorationsgenehmigung beteiligt ist, was ONHYM das Recht gibt, an jeder kommerziellen Entdeckung beteiligt zu werden. Die Lizenzgebühren variieren je nach Art des Kohlenwasserstoffs und der Wassertiefe, wobei für Anchois und die Onshore-Gebiete Lizenzgebühren in Höhe von 3,5 % bzw. 5 % erhoben werden, die erst nach der ersten Nettoproduktion von 10,6 Mrd. Pfund an den Betreiber fällig werden. Die Einkommenssteuer wird auf der Grundlage des zu versteuernden Einkommens gestaffelt erhoben; für Unternehmen, die mehr als 1 Million marokkanische Dirham (ca. 94,7 TUS$) pro Jahr erwirtschaften, wird jedoch eine Körperschaftssteuer von 31 % erhoben. Es gibt jedoch eine 10-jährige Steuerbefreiung ab dem Beginn der kommerziellen Produktion aus einer Förderkonzession, wobei ungenutzte steuerliche Verluste mit der Steuerschuld verrechnet werden können. Es gibt keine Unterschriftsprämien, aber Produktionsprämien werden in Form von Barzahlungen fällig, sobald bestimmte Schwellenwerte für die Produktionsrate erreicht sind.
Die Partner werden die Bohrung der östlichen Anchois-Bohrung, einer geplanten Produktionsbohrung in der Erschließung von Anchois, beschleunigen; der Beginn der Bohrung wird für das Q2/2024 erwartet.
Ziel der Bohrung ist es, die entdeckten Gas-Sande weiter zu bewerten und Durchflusstests durchzuführen und vor allem die Anchois-"O"-Lagerstätten in den bisher nicht bebohrten Anchois-Nordflanken- und -Fußwandzielen zu evaluieren, die insgesamt schätzungsweise 383 BCF Gas an aussichtsreichen Ressourcen und hohe Erfolgsaussichten enthalten.
Im Erfolgsfall wird Anchois East die Produktivität des Anchois-Feldes bei der Förderung von Gas an die Oberfläche demonstrieren, die entdeckte Ressourcenbasis wesentlich vergrößern und einen klaren Weg zur FID (endgültige Investitionsentscheidung) aufzeigen.
Das Erschließungsprojekt Anchois
Die Ergebnisse der Explorations-/Abschätzungsbohrung Anchois-2, die im Jahr 2022 niedergebracht wurde, bestätigten die Konsistenz und Qualität des Gases in der Anchois-Entdeckung und führten zu einer wesentlichen Erhöhung der Gasressourcen. Die Bestätigung von konsistentem und qualitativ hochwertigem Trockengas in allen Anchois-Lagerstätten dürfte zu einer einfachen Erschließung führen. Wichtig ist, dass in Marokko über die Maghreb-Europa-Pipeline (GME) bereits eine umfangreiche Erdgasinfrastruktur besteht, die Chariot (und jetzt auch der Partnerschaft) Zugang sowohl zum heimischen Strom- und Industriesektor als auch zu den europäischen Gasmärkten verschafft. Das Erschließungskonzept von Anchois umfasst Unterwasserbohrungen, die über eine Unterwasser-Fließleitung und eine Kontrollleitung mit einer zentralen Verarbeitungsanlage an Land verbunden sind. Infolge der Ergebnisse der Bohrung Anchois2 hat Chariot das Erschließungskonzept von zwei auf drei Bohrungen erweitert, um der größeren Gasmenge, die in der Bohrung Anchois-2 gefunden wurde, und der größeren Anzahl der zu erschließenden gasführenden Lagerstätten Rechnung zu tragen.
Das Erschließungskonzept für Anchois besteht aus drei Bohrungen:
a) - Eine erneute Bohrung der Entdeckungsbohrung Anchois-1, die vertieft werden könnte, um das Anchois-Südflanken-Prospekt zu erschließen.
b) - Die Wiederaufnahme der Bohrung Anchois-2, um sie als Produktionsbohrung zu vervollständigen.
c) - Eine neue, dritte Produktionsbohrung im Osten des Feldes (Anchois East), die auf die O-Sande abzielt und vertieft wird, um die noch nicht erbohrte Nordflanke zu erproben, sowie eine Pilotbohrung oder ein Lateral/Sidetrack, um das Footwall-Ziel zu testen.
Nach der Anchois-2-Bohrung erhöhte Chariot die Kapazität der landseitigen zentralen Produktionsstätte auf 105.000 mcf/d (von 70.000 mcf/d), was die größere Menge an Gas widerspiegelt, die bei der Anchois-2-Bohrung gefunden wurde, aber auch den veränderten Markt (sowohl volumetrisch als auch preislich) nach dem Konflikt in der Ukraine. Wir sind der Ansicht, dass ein Erfolg bei den noch nicht erbohrten Vorkommen in der Bohrung Anchois-Ost eine weitere Anhebung der Kapazität der landseitigen zentralen Produktionsstätte auf >150.000 mcf/d unterstützen würde. Die FEED (Machbarkeitsstudie) begann Mitte 2022, und die technische FEED wurde in Q2/23 abgeschlossen (Flussleitungen, Versorgungskabel, landseitige Gasverarbeitungsanlage usw.).
Annahmen für unsere „faire Bewertung“ von 58p je Aktie
Die vereinbarten Schlüsselprinzipien für die langfristige Abnahme von Gasverkäufen aus dem Anchois-Gasprojekt an das Office National de l'Electricite et de l'Eau Potable (ONEE) zeigen deutlich die erhebliche Inlandsnachfrage nach Anchois-Gas und untermauern die Entwicklung. Im Rahmen des aktuellen Erschließungsszenarios mit einer Kapazität von 105.000 mcf/d gehen wir davon aus, dass 60.000 mcf/d Gas auf einer „Take-or-pay-Basis“ für mindestens 10 Jahre zu einem konservativen Preis von 11 US$/mcf an den heimischen Energiesektor verkauft werden.
Wie bei den meisten langfristigen Gasverkaufsverträgen gehen wir davon aus, dass der Gaspreis an den amerikanischen Verbraucherpreisindex gekoppelt ist. Wie bereits erwähnt, hat Marokko Gas aus Spanien zu Spotpreisen importiert, um die bestehenden Gaskraftwerke des Landes zu versorgen, und hat vor kurzem einen langfristigen Vertrag mit Shell über den Import von LNG über Regasifizierungsanlagen in Spanien unterzeichnet. In unserem Modell gehen wir vom ersten Gas im Jahr 2027 aus. Von der verbleibenden Kapazität von 105.000 mcf/d werden voraussichtlich 10.000 mscf/d in den marokkanischen Industriesektor umgeleitet. Diese Projekte erhalten in der Regel einen höheren Preis als der inländische Stromsektor und erstrecken sich über mehrere Jahre auf einer Take-or-pay-Basis. Wir gehen von einem marokkanischen Industriegaspreis von 11 US$/mcf aus, was im Vergleich zu jüngsten Verträgen von 15-16 US$/mcf konservativ ist.
Die restlichen 35.000 mcf/d werden über die GME zu Markt-/Spotpreisen nach Spanien transportiert und verkauft. Der spanische Markt ist nicht sehr liquide, so dass die Mengen von der Partnerschaft mit Vorankündigung nominiert werden (mit jährlichen/monatlichen/wöchentlichen/täglichen Nominierungen), damit der Käufer sein Portfolio entsprechend planen kann. Durch den langfristigen Verkaufsvertrag von Chariot mit ONEE sollte die Partnerschaft jedoch über eine langfristige Sichtbarkeit der verfügbaren Mengen verfügen, um dies zu ermöglichen. Die aktuelle europäische Gaspreis-Terminkurve (TTF) zeigt gewichtete durchschnittliche Gaspreise in den Jahren 2027 und 2028 von 12 US$/mcf bzw. 11 US$/mcf. Wir bewerten die 30%ige Beteiligung von Chariot am Anchois-Projekt mit 476 Mio. US$/35 Pence pro Aktie (ohne Risikoabschlag) bzw. 310 Mio. US$/23 Pence pro Aktie (mit Risikoabschlag), wobei wir von einer 65%igen kommerziellen Erfolgschance ausgehen.
Bei einem Erfolg in Anchois East könnten potenzielle Ressourcen von 383 Mrd. m³ aus der Nordflanke und der Fußwand in 2C-Ressourcen umgewandelt werden, was eine wesentlich größere Erschließung (ca. 1 Mrd. m³) ermöglichen würde. Wir sind der Ansicht, dass diese hochskalierte Erschließung Produktionsraten von über 150 Mio. m³/Tag ermöglichen könnte. Unter der Annahme, dass Energean seine Option ausübt, weitere 10 % an Lixus zu erwerben, bewerten wir Chariots 20%ige, vollständig übertragene Beteiligung an der Erschließung von Anchois mit 595 Mio. US$ (ohne Risiko) bzw. 447 Mio. US$ (mit Risiko), wobei wir von einer höheren kommerziellen Erfolgschance von 75 % ausgehen (aufgrund des geringeren finanziellen Risikos infolge der Übertragung/Kostenübernahme durch Energean).
Ressourcen
In unserem Basisfall modellieren wir die 637 BCF 2C-Ressourcen, die von Netherland Sewell & Associates als Teil des Ressourcenberichts nach der Bohrung der Anchois-2-Bohrung definiert wurden. Im Fall von Anchois 3C bewerten wir die Gasressourcen von 907 Mrd. m³ mit 3,2 Mrd. US$ oder 923 Mio. US$ netto für die 30 %ige Beteiligung von Chariot. Im 1C-Fall bewerten wir die 365 BCF Gasressourcen mit 654 Mio. US$ bzw. 212 Mio. US$ netto für die 30-prozentige Beteiligung von Chariot.
Capex
In Übereinstimmung mit der Prognose von Chariot gehen wir von Bruttoinvestitionen in die Entwicklung von Anchois in Höhe von 850 Mio. US$ aus. Die Berücksichtigung eines 25%igen Anstiegs bzw. Rückgangs der Capex-Kosten würde zu einer risikobehafteten Nettobewertung von Anchois von 43p bzw. 49 Pence führen.
Opex
Wir gehen von Brutto-Opex von Anchois in Höhe von 30 Mio. US$ pro Jahr aus. Die Berücksichtigung eines 25%igen Anstiegs bzw. Rückgangs der Opex-Kosten würde zu einer mit Risikoabschlag angesetzten Nettobewertung von 45p bzw. 47p führen.
Gaspreis
In Übereinstimmung mit den mit ONEE vereinbarten Gasverkaufsgrundsätzen geht unser Chariot-Modell davon aus, dass 60.000 mcf/d im Rahmen eines langfristigen Gasverkaufsvertrags verkauft werden. Wir modellieren diese Verkäufe an den inländischen Stromsektor zu einem Preis von 11 US$/mcf. Wenn wir diese Preisannahme auf 13 US$/mcf erhöhen, steigt unsere Bewertung von Anchois um 3 Pence/Aktie auf 26 Pence/Aktie. Selbst in unserem Negativszenario, in dem wir unsere Annahme für den inländischen Stromsektor auf 9 US$/mcf senken, bleibt unsere Bewertung mit 19 Pence/Aktie robust, was einen Aufschlag von etwa 34 % auf den aktuellen Aktienkurs bedeutet.
Erhebliches Potenzial für Aufwärtsentwicklung
Energean wird mit Chariot eine seismische Untersuchung der Offshore-Lizenz Rissana durchführen, die sich auf 7 Millionen US-Dollar beläuft. Dieses seismische Programm wird voraussichtlich größer ausfallen als ursprünglich geplant und wird die Multi-TCF-Prospektivität, die Chariot vor der Küste identifiziert hat, weiter entschärfen und Chariots Verständnis des größeren Beckens erweitern. Chariot hat einen umfangreichen Bestand an seismischen Daten aufgebaut, darunter mehr als 4.000 km2 seismische 3D-Daten und fast 20.000 km regionale seismische 2D-Daten. Diese umfangreiche Datenbank war entscheidend für das Verständnis der Spieltypen und die Reifung eines bedeutenden Portfolios von Schürfstellen. Nach den positiven Bohrergebnissen im Jahr 2022 hat Chariot ein Risiko von ca. 6 TCF an möglichen Ressourcen innerhalb desselben Vorkommens wie die Anchois-Entdeckung reduziert. Nun wird daran gearbeitet, das Risiko weiter zu senken und das Folgeportfolio zu bewerten.
Wir gehen davon aus, dass ein Teil dieser prospektiven Ressourcen (z.B. die 754 BCF prospektiven Ressourcen in den Anchois „O Sands“) durch die Vertiefung und das Side-Tracking der bestehenden und geplanten Erschließungsbohrungen in Anchois erkundet werden. Im Erfolgsfall erwarten wir, dass die zusätzlichen risikoarmen Ressourcen innerhalb des Anchois-Hubs (z. B. Anchois N und Anchois W) die anfängliche Erschließungsinfrastruktur nutzen werden, wodurch die Investitionskosten im Vorfeld erheblich gesenkt und die wirtschaftlichen Mindestmengen reduziert werden. Darüber hinaus hat Chariot innerhalb der Lixus-Lizenz eine Reihe zusätzlicher Gebiete identifiziert (z. B. Maquereau Hub, Shallow Hub), die Gruppen von Schürfstellen enthalten, die durch eine potenzielle Erschließung, die zunächst durch eine Ankerschürfstelle erschlossen wird, die ihrerseits an die bestehende zentrale Aufbereitungsanlage an Land angebunden wird, miteinander verbunden werden können. Außerhalb der Lixus-Lizenz, auf der Rissana-Offshore-Lizenz, verfügt Chariot über erhebliche Mengen an 3D-Daten. Rissana verfügt über ein beträchtliches Portfolio an Explorationsprojekten in einer Reihe von verschiedenen Gebieten, einschließlich einer Erweiterung des Anchois-Gasprojekts und eines risikoreicheren jurassischen Projektportfolios mit einer voraussichtlichen 2U-Ressource von insgesamt mehr als 7 TCF.
Eines der wichtigsten Vorkommen auf Rissana ist Emissole, das sich in der nordöstlichen Ecke des 3D-Datensatzes befindet. Die geneigte Verwerfungsblockstruktur enthält fünf gestapelte Reservoirabschnitte. Emissole weist mehrere sichtbare flache Flecken und Amplituden-Offset-Anomalien (AVO) auf, die auf beträchtliche Volumina in geringer Wassertiefe schließen lassen und mehrere Anschlussmöglichkeiten bieten.
Die alten 3D-Prospekte der früheren Mohammedia-Lizenz wurden ebenfalls wieder in das Chariot-Portfolio integriert. Die oberflächennahen, klastischen Deltaprojekte erweitern das Explorationsportfolio um ein riesiges volumetrisches Potenzial. Wir sind der Ansicht, dass das große Aufwärtspotenzial der Rissana-Offshore-Lizenz angesichts der risikoärmeren "Anker"-Erschließung von Anchois und der risikoreicheren und lukrativen Multi-TCF-Prospektivität von Rissana eine der Hauptattraktionen für Energean war.
Figure 10:… >7 TCF of Prospective Resources (2U)
Prospect Gross Prospective Gas Resources (BCF)
…………………1U….. 2U….. 3U….. GCoS (Erfolgschance %)
Emissole:… 75……..171 …332….. 22-32%
Arnoux:…… 356… 1,023… 1,944….. 22%
Beluga:…… 996… 2,250 …4,370….. 20%
Cachalot: .1,084 …2,405 …4,377 .18-20%
Dauphin: ..586... 1,463… 2,906….. 18%
Gesamt: …3,097… 7,312… 13,929
Die Vereinbarung der wichtigsten Grundsätze für den langfristigen Gasverkauf aus dem Anchois-Projekt mit ONEE zeigt, wie wichtig das Anchois-Projekt für Marokko ist und dass es von allen relevanten Interessengruppen im Lande (z.B. ONEE und ONHYM) stark unterstützt wird. Marokko produziert derzeit nur geringe Mengen an Kohlenwasserstoffen und ist ein Nettoimporteur von Kohlenwasserstoffen. Im Jahr 2020 entfielen 89 % der gesamten Energieversorgung Marokkos auf fossile Brennstoffe, wodurch der marokkanische Energiesektor sehr kohlenstoffintensiv ist. Marokko hat sich ehrgeizige Ziele für eine nachhaltige Entwicklung gesetzt, die derzeit auf eine Reduzierung der Treibhausgasemissionen um 45,5 % bis zum Jahr 2030 abzielen und Teil des Beitrags zum Pariser Abkommen sind. Gleichzeitig wird Marokkos wachsende Wirtschaft und steigende Energienachfrage derzeit hauptsächlich durch Energieimporte und Kohle gedeckt. Die einheimischen Gaslieferungen aus dem Anchois-Projekt können zur Deckung des Grundlastbedarfs beitragen und könnten daher einen wichtigen Beitrag zur Neuausrichtung des marokkanischen Energiemixes und zur künftigen Reduzierung der marokkanischen Emissionen leisten.
Nach dem Abbruch der diplomatischen Beziehungen zwischen Marokko und Algerien stellt Algerien ab dem 1. November 2021 die Erdgaslieferungen an Marokko über die Maghreb-Europa-Pipeline ein. Bis zu diesem Zeitpunkt war Marokko für seine gesamten Erdgaseinfuhren auf Algerien angewiesen und importierte 0,6 Mrd. m³ direkt über die Pipeline und weitere 0,5 Mrd. m³ als Transitgebühr für das algerische Gas, das über die Maghreb-Europa-Gaspipeline nach Spanien transportiert wurde. Um einer Erdgasknappheit vorzubeugen, hat Marokko über die GME-Pipeline Gas aus Spanien importiert, vermutlich zu Spotpreisen (>US$30/mmbtu). Um die langfristige Energiesicherheit Marokkos zu gewährleisten, wäre unseres Erachtens die Erschließung und Förderung einheimischer Erdgasvorkommen, wie z. B. des Anchois-Feldes von Chariot, die offensichtlichste Lösung. Im August 2021 kündigte das Ministerium für Energie und Bergbau die Erstellung einer nationalen Roadmap für die Erdgasentwicklung bis 2030 an. Der Fahrplan bildet die Grundlage für die Entwicklung von Erdgas für den industriellen Bedarf sowie für die weitere Entwicklung von Erdgas zur Deckung des künftigen Stromerzeugungsbedarfs. Der Fahrplan umfasst strategische Ziele wie die Schaffung eines regulierten Erdgasmarktes, den Aufbau einer Erdgasinfrastruktur und den Zugang zu wettbewerbsfähiger Energie für die Verbraucher.
Ein äußerst günstiges Steuersystem Marokko bietet eines der attraktivsten Steuersysteme für Öl- und Gasunternehmen weltweit, mit einer durchschnittlichen staatlichen Beteiligung von 34,5 %. Dies ist im Vergleich zu anderen nordafrikanischen Ländern wie Algerien (88 %) und Libyen (76 %) sowie zu anderen großen Öl- und Gasförderländern wie dem Vereinigten Königreich (75 %) und Norwegen (78 %) sehr günstig. Kohlenwasserstofflizenzen werden in Marokko im Rahmen eines Lizenzgebühren-/Steuersystems vergeben, wobei der Staat über ONHYM an jeder erteilten Explorationsgenehmigung beteiligt ist, was ONHYM das Recht gibt, an jeder kommerziellen Entdeckung beteiligt zu werden. Die Lizenzgebühren variieren je nach Art des Kohlenwasserstoffs und der Wassertiefe, wobei für Anchois und die Onshore-Gebiete Lizenzgebühren in Höhe von 3,5 % bzw. 5 % erhoben werden, die erst nach der ersten Nettoproduktion von 10,6 Mrd. Pfund an den Betreiber fällig werden. Die Einkommenssteuer wird auf der Grundlage des zu versteuernden Einkommens gestaffelt erhoben; für Unternehmen, die mehr als 1 Million marokkanische Dirham (ca. 94,7 TUS$) pro Jahr erwirtschaften, wird jedoch eine Körperschaftssteuer von 31 % erhoben. Es gibt jedoch eine 10-jährige Steuerbefreiung ab dem Beginn der kommerziellen Produktion aus einer Förderkonzession, wobei ungenutzte steuerliche Verluste mit der Steuerschuld verrechnet werden können. Es gibt keine Unterschriftsprämien, aber Produktionsprämien werden in Form von Barzahlungen fällig, sobald bestimmte Schwellenwerte für die Produktionsrate erreicht sind.
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