Atwood Oceanics

[Ulkbaer]

Atwood Oceanics ist ein Offshore Öl und Gas Förderunternehmen und besitzt derzeit 13 verschiedene Ölplattformen. Atwood wird von Ölkonzernen, wie Apache oder Shell, beauftragt Ölfelder zu erschließen. Dies umfasst eine Zeitspanne von 2-3 Jahren. Anschließend wird das Öl aus diesen Ölfedern von FPSO-Unternehmen gefördert. Ölkonzerne lagern also den Förderprozess (Besitz der Ölplattform, Fördern des Erdöls) an Ölfelderschließer und Ölförderer wie Atwood aus. Atwood fördert hauptsächlich im Golf von Mexiko, West Afrika, Südostasien, Australien und im Mittelmeer. Atwood wurde 1968 gegründet und hat seinen Hauptsitz in Houston, Texas.

 

Folgendes Schaubild gibt einen Überblick über Atwood:

 

 

Wie tickt die Branche?

Die Ölförderbranche ist geprägt durch folgende Branchentreiber:

• Nachfrage nach Erdöl (insb. Kohlenwasserstoff)

• Öl- und Gaspreise

• Technologie

• Location

• Plattformverfügbarkeit

• Berufserfahrung des Personals

• Reputation

• Kundenbeziehung

→ in Zeiten hoher Anlagenauslastung ist die Verfügbarkeit wichtiger als der Preis

 

Nach der Ölkatastrophe im Golf von Mexiko im Jahr 2010 hat sich der Fokus der Kunden stark verändert. Heutzutage wird höchster Wert auf Sicherheit gelegt. Dies wird beispielsweise daran deutlich, dass neue Förderplattformen mit zwei sog. Blowout Preventern (BOPs) ausgestattet sind, die im Notfall das Bohrloch versiegeln. Insgesamt verlangen Kunden von Ölförderunternehmen folgende Punkte:

• Effiziente Plattformen

• Technisch hochversiert

• Verlässlich und sicher

 

Doch wovon wird die Nachfrage nach Plattformen getrieben?

Die Nachfragekette sieht folgendermaßen aus: Höhere Preise für Erdöl→ Höherer Cashflow bei Ölkonzernen→ Förderquote steigt→ Investitionen steigen→ Nachfrage nach Förderplattformen steigt

Insgesamt handelt es sich bei dem Offshore-Ölfördermarkt um einen klaren Wachstumsmarkt. Zum einen liegt dies an den Entdeckungen neuer Ölfelder. So wurden in den letzten Jahren 76 neue Ölreserven in einer Wassertefe> 500ft gefunden. Zum anderen ist die Branche durch ein hohes Sicherheitsbedürfnis und durch Erneuerung getrieben, sodass viele alte Bohrplattformen ersetzt werden (Etwa 55% der derzeit aktiven Jack-ups sind älter als 30 Jahre).

 

Wo liegen die Risiken bei einem Investment in Offshore Contractors?

 

Preiswettbewerb und Volatilität: Die Ölförderbranche ist geprägt durch einen hohen Preiswettbewerb und ist der hohen Volatilität des Ölpreises ausgesetzt. Aufgrund der derzeit hohen Nachfrage und den attraktiven Margen drängen vermehrt Förderplattformen in den Markt. Zwischen 2013 und 2020 werden 97 UDWs (Drillships und Semi-Subs) und bis 2017 123 Jack-ups gebaut. Diese Angebotswelle erscheint auf den ersten Blick ein hohes Risiko für die Margen zu sein. Doch dabei gilt es jedoch zu berücksichtigen, dass von den 97 UDWs 63 bereits vertraglich gebunden sind. Nach Prognosen des Konkurrenten Pacific Drilling wird die Nachfrage nach UDWs bis 2016 höher sein als das verfügbare Angebot. Seadrill, ein weiterer Wettbewerber, prognostiziert das selbst in 2020 die Nachfrage das Angebot übersteigt. Die Volatilität des Ölpreises ist aufgrund der ständig wechselnden Erwartungen über die Zukunft sehr hoch. Im Kontrast dazu ist jedoch die Ölnachfrage sehr stabil und leicht wachsend. Geht man davon aus, dass sich dieser Nachfragetrend fortsetzt, wird durch das fixierte Angebot auch der Preis steigen.

 

Verstärkte Regularien drücken die Margen: Nach der Ölkatastrophe wurden neue Regulierungen erlassen, um zukünftige Unfälle zu vermeiden. Bislang wirkten sich diese jedoch nicht negativ auf die Nachfrage oder die Margen aus.

 

Währungs-, politische und Steuerrisiken: Durch die Internationalität des Geschäfts unterliegt Atwood natürlich Währungsrisiken, politische Risiken und Steuerrisiken. Cashpositionen in ausländischen Tochtergesellschaften belaufen sich aktuell auf $2,0 Mrd., die bei einer Repatriierung zu einem Steueraufwand von $360 Mio. führen.

 

Wieso gefällt mir Atwood ggü. der Konkurrenz, wie Seadrill, Transocean, Noble oder Ensco?

 

• Hohe Umsatzeffizienz

• Sehr gutes Kostenmanagement

• Konservatives und eigentümerfreundliches Management

• Junge und überschaubare Flotte, die auch technisch state of the art

• Konservative Verschuldung

 

Warum ist die Branche interessant?

 

Vor allem zwei Prognosen lassen die Offshore Contractor derzeit ziemlich einbrechen. Einerseits wird mit deutlich niedrigeren Ölpreisen gerechnet. Da Offshore Ölförderung eine der teuersten Varianten darstellt (Förderkosten etwa 70$), wären sie davon am meisten betroffen. Andererseits werden aktuell viele Investitionen von Ölkonzernen hinterfragt, wodurch auch weniger Ölfeder erschlossen werden könnten. Atwood kann diese kurzfristige Schwäche jedoch aussitzen, da ihre Flotte in 2014 bereits zu 96% und für 2015 zu 70% ausgebucht ist. Da Atwood aber dennoch mit der gesamten Branche rasiert wird, ergibt sich hieraus mMn eine Kaufgelegenheit.

 

Zusammenfassung:

 

Wer also eine Investition in den Offshore Contractor Markt machen will, aber Unternehmen, mit diversifizierten (Rigs für Shallow Water bis UDW) und evtl. alten Flotten oder die hoch-geleveraged sind, scheut, findet mit Atwood Oceanics mit seiner jungen DW und UDW Flotte und seiner sehr konservativen Bilanz ein gute Alternative.

 

Hier noch eine guter Überblick über die Branche:

 

Examining Offshore Drillers: Buy, Sell Or Hold (Part 1)

Examining Offshore Drillers: Buy, Sell Or Hold (Part 2)

[dakac]

Vielen Dank für die Vorstellung

[checker-finance]

Dem schließe ich mich an: Vielen Dank!

 

Ich bin mit meiner ATW-Position deutlich im Minus, kaufe aber an schwachen Tagen weiter zu. ATW ist für mich eine Ergänzung und Kontrastprogramm zu SDRL. SDRL schüttet sehr hohe quellensteuerfreie Dividenden aus, wirbelt mit M&A, tuned durch hohes Leverage und treibt financial engineering auf die Spitze. ATW ist in allen Punkten das Gegenteil: keine Dividende, nur organisches Wachstum, niedrige Verschuldung, vorsichtiger Flottenausbau.

 

Einer der großen Ölindustrie-Service-Dienstleister, ich glaube Helmerich&Paine, hatte ein großes Aktienpaket, welches ATW ganz oder zum Teil letztes Jahr zurückgekauft hat. Müßte mal schauen, was damals der Preis war.

[Ulkbaer]

Sehr gern! War bisher nur stiller Mitleser, wenn es um das Thema Offshore Contractor geht, und wollte nun auch mal etwas beitragen.

 

@Checker: Der Kaufpreis pro Aktie war USD 53,65. Insgesamt wurden 2 Mio. Aktien zurückgekauft, ergo haben sie USD 107,3 Mio. bezahlt.

[checker-finance]

Sehr gern! War bisher nur stiller Mitleser, wenn es um das Thema Offshore Contractor geht, und wollte nun auch mal etwas beitragen.

 

@Checker: Der Kaufpreis pro Aktie war USD 53,65. Insgesamt wurden 2 Mio. Aktien zurückgekauft, ergo haben sie USD 107,3 Mio. bezahlt.

 

Na dann liegen sie damit ja schön im Minus. Aber im Ernst, ich orientiere mich gerne an solchen Marken. Dieser Aktienrückkauf war damals schon lange erwogen worden und wegen der klagewütigen Amerikaner wäre auch schon der bloße Verdacht eines zu teuren Preises juristisch gefährlich gewesen. Ich meine, dass das damals in etwa dem durchschnittlichen Marktpreis einer Vorperiode von x-Wochen entsprach.

 

Jedenfalls aber zeigt das, wie konservativ ATW vorgeht: Gewinne werden thesauriert und reinvestiert oder für Aktienrückkauf eingesetzt. auf kurz oder lang wird die sehr gesunde Bilanz einen activist shareholder anlocken so wie Icahn bei Transocean oder einer der größeren Konkurrenten macht eine Übernahmeangebot.

 

Das kann man in Ruhe abwarten und wenn es nicht passiert, wächst ATW eben ruhig und beharrlich für sich weiter.

[Stoxx]

Klasse Vorstellung, danke.

Bin selbst in SDRL und ATW investiert. SDRL ~10% und ATW ~14% im Minus. Denke langfristig. Bei SDRL hält mich die ~10% Div.-Rendite 'bei Laune', bei ATW die gesunde Bilanz.

[dakac]

Wo liegen die Risiken bei einem Investment in Offshore Contractors?

 

Nach Prognosen des Konkurrenten Pacific Drilling wird die Nachfrage nach UDWs bis 2016 höher sein als das verfügbare Angebot. Seadrill, ein weiterer Wettbewerber, prognostiziert das selbst in 2020 die Nachfrage das Angebot übersteigt. Die Volatilität des Ölpreises ist aufgrund der ständig wechselnden Erwartungen über die Zukunft sehr hoch. Im Kontrast dazu ist jedoch die Ölnachfrage sehr stabil und leicht wachsend. Geht man davon aus, dass sich dieser Nachfragetrend fortsetzt, wird durch das fixierte Angebot auch der Preis steigen.

 

 

Du erwähnst diese Prognosen, aber es gibt auch andere Prognosen:Oil drillers face pain of oversupply, majors' capex austerity

 

Neuer CEO von Songa offshore:

"The market has slowed down: drilling in Brazil has slacked off, Gulf of Mexico has slacked off," Bjoernar Iversen, the CEO of driller Songa Offshore, said. "You see oil firms like Statoil saying that they are cutting costs, letting people go and focusing more on capital discipline."

 

Songa wurde aus dem ultra deep Segment rausgedrängt und vielleicht gönnen sie niemandem hohe dayrates.

[checker-finance]

Wo liegen die Risiken bei einem Investment in Offshore Contractors?

 

Nach Prognosen des Konkurrenten Pacific Drilling wird die Nachfrage nach UDWs bis 2016 höher sein als das verfügbare Angebot. Seadrill, ein weiterer Wettbewerber, prognostiziert das selbst in 2020 die Nachfrage das Angebot übersteigt. Die Volatilität des Ölpreises ist aufgrund der ständig wechselnden Erwartungen über die Zukunft sehr hoch. Im Kontrast dazu ist jedoch die Ölnachfrage sehr stabil und leicht wachsend. Geht man davon aus, dass sich dieser Nachfragetrend fortsetzt, wird durch das fixierte Angebot auch der Preis steigen.

 

 

Du erwähnst diese Prognosen, aber es gibt auch andere Prognosen:Oil drillers face pain of oversupply, majors' capex austerity

 

Neuer CEO von Songa offshore:

"The market has slowed down: drilling in Brazil has slacked off, Gulf of Mexico has slacked off," Bjoernar Iversen, the CEO of driller Songa Offshore, said. "You see oil firms like Statoil saying that they are cutting costs, letting people go and focusing more on capital discipline."

 

Songa wurde aus dem ultra deep Segment rausgedrängt und vielleicht gönnen sie niemandem hohe dayrates.

 

Was Songa dazu zu sagen hat, ist mir auch schleierhaft. Als Offshore Contract Driller mit der schlechtesten Performance aller Zeiten, sollten die sich eher mal um ihre Probleme kümmern. Ein Problem hat Songa allerdings nicht: freie rig capacity in Brasilien oder GoM. Ihre 4 Newbuilds und die drei Nordsee-rigs sind auf viele Jahre hinaus an Statoil verchartert und die 2 rigs in Ostasien sollen ohnehin verkauft werden.

 

Das entscheidende Zitat aus dem Artikel ist m. E.:

"Rates are likely to drop, but with a widening spread in day rates between older and newer equipment... and there is likely to be more idling for older rigs," he added.

Die Bifurkationsthese wird auch und gerade in einem schwächeren Markt weitergehen und ATW ist mit der Flotte eher auf der richtigen Seite.

[checker-finance]

Da ist er wieder, der Ben Levisohn: http://m.barrons.com/articles/BL-SWB-31592

 

Der Artikel klingt ja viel zahmer als seine drastischen Prognosen u. a. für SDRL.

 

Nicht neu, aber richtig zu erwähnen: Nur für die Atwood Hunter muß dieses Jahr ein neues Engagement gefunden werden. Die bisherige dayrate erscheint mir für so ein Rig wie die Atwood Hunter außerordentlich hoch. Die wird sicher sinken.

 

Dennoch wird ATW durch die bereits vercharterten Newbuilds und die sinkenden Investitionen in den Flottenausbau wieder FCF-positiv!

 

2015 wird es dann spannend für die dann vom stapellaufenden UDW-Drillships. Das sind dann aber modernste und technisch hochgezüchtete rigs, für die es entsprechend der Bifurkationsthese auf jeden Fall einen attraktiven Markt geben sollte.

[Ulkbaer]

@Dakac:

 

Generell widersprechen sich die Prognosen nicht. Der Reuters-Artikel geht größtenteils auf den Markt für die nächsten 12-18 Monate ein. Nur im letzten Absatz wird der mittel- bis langfristige Trend zum Ausdruck gebracht.

 

Zur kurzfristigen Prognose:

 

Das der Markt sich innerhalb von 3-6 Monaten deutlich zum Negativen entwickelt hat, ist unbestreitbar. Aus diesem Grund haben derzeit Driller Probleme für ihre Rigs passende Anschlussverträge zu finden. Unsicher bleibt auf jeden Fall, wie stark die Tagesraten sinken. Dies ist primär vom Ölpreis und sekundär vom Angebot-Nachfrageprofil abhängig. Zusammengefasst für den Markt kann das in der nächsten Zeit schmerzhaft werden. Dabei wird mMn jedoch unterstellt, dass ein Driller auch ein durchschnittliche Flotte hat.Genau das ist aber bei Atwood nicht der Fall. Atwood hat eine der jüngsten und technisch versiertesten Flotten. Außerdem ist die Flotte vergleichsweise klein. Damit ist zwar das Risiko für die Umsätze größer, wenn ein Rig ohne Vertrag bleibt, aber gleichzeitig kann mehr Zeit aufgewendet werden, um die freien Schiffe zu vermarkten. Ich persönlich sehe derzeit eine überschaubare Flotte als Vorteil an. Was mich ebenfalls positiv stimmt, ist, dass die Strategie von ATW am Kunden ausgelegt ist, sodass besonderer Wert auf eine sehr sichere Förderung gelegt wird. Wenn man sich das Beispiel BP vor Augen führt, wird deutlich, welchen finanziellen Ausmaß eine Ölkatastrophe hat. Deshalb legen Ölkonzerne aus gutem Grund höchsten Wert auf Sicherheit und Zuverlässigkeit. Atwood fokussiert sich genau auf diesen Aspekt und hat sich über die Jahre einen exzellenten Ruf aufgebaut.

 

Atwood has a proud history of working closely with our clients on health, safety and environmental (HSE) matters. Accomplishments that highlight our strong HSE record include ExxonMobil's "Safe Drilling Contractor of the Year", "Gold Award" and "Grand Award"; British Gas' Chairman's Award; Hess' Chairman's Award for Safety Excellence; IADC's "Accident Prevention Award" in the U.S. and International; and APPEA's "Best Safety Award" in Australia. In 2011, the Atwood Falcon was named by Shell as their "Floater Rig of the Year" based on the rig's excellent safety and operational performance. In 2012, Atwood was ranked first among all offshore drillers for HSE performance by EnergyPoint Research.

Quelle

 

Darüber hinaus kann ATW in diesen Zeiten von seiner konservativen Bilanzstruktur, dem hohen Backlog, der bei gleichbleibenden Umsätzen für über 3 Jahre reicht, und seinem sehr guten Kostenmanagment (--> respektive hohen Margen) profitieren.

 

 

Zur langfristigen Prognose:

 

Über die langfristige Branchenentwicklung sind sich dann wieder alle Driller und auch Branchenexperten einig und gehen von steigenden Bedarf und Umsätzen aus.

 

 

Zusammegefasst könnten die nächsten Monate unschön werden und auch noch zu Preisabschlägen bei den AKtienkursen führen. Wer aber Volatiltiät aushalten kann und sich für günsitge Kurse trockenes Pulver offen hält, findet hier eine interessante Chance.

[checker-finance]

Zur kurzfristigen Prognose:

 

Das der Markt sich innerhalb von 3-6 Monaten deutlich zum Negativen entwickelt hat, ist unbestreitbar. Aus diesem Grund haben derzeit Driller Probleme für ihre Rigs passende Anschlussverträge zu finden.

 

Ist das so? Bis Ende 2013 gab es gar keine Diskussion über sinkende Dayrates oder einen Angebotsüberhang und die dayrates sind auch nicht gesunken.

 

Ende 2013 hat Ransocean eine nicht ganz neue Semisub, Cajun Express, für knapp 500k vermietet bekommen und Anfang 2014 meldete Transocean:

GSF Arctic III – Awarded a two-well contract in the U.K. sector of the North Sea at a dayrate

of $410,000 ($48 million estimated backlog). The rig’s prior dayrate was $339,000.

und die GSF Arctic III ist nur eine Jack Up.

 

Tatsache ist, dass es im Januar nur sehr wenige Abschlüsse gegeben hat. aber was besagt diese Tatsache? Vielleicht einfach nur, dass im Januar auch nur wenige rigs verfügbar waren?

 

die ODC, die bisher Quartalsberichte abgeliefert haben, also NE, HERO, DO, ATW, haben sich eher vorsichtig geäußert, was den kurzfristigen Ausblick angeht. Das wird seinen Grund haben, denn keiner redet sich ja die Aussichten schlecht. Hinzu kam Shells Ankündigung die explodierenden CapEx in den Griff bekommen zu wollen.

 

Der Markt hat sich m. E. noch nicht deutlich zum Negativen entwickelt, sondern eher der Ausblick. Aber wie vorhin geschrieben: ATW hat ja nur ein einziges Rig, was in 2014 einen neuen Vertrag braucht, nämlich die Atwood Hunter und die auch erst im August.

[Ulkbaer]

Du darfst mich jetzt nicht auf dieser Aussage festnageln. Ich habe damit nur zusammengefasst, wie derzeit die Stimmung bei den Mgmts der Contractor ist. Wie sich die Dayrates entwickeln ,wird sich die kommenden Monate zeigen. Einen gewissen Sicherheitsabschlag sollte man mMn aber schon vornehmen.

 

Dass Atwood nicht besonders betroffen ist kurzfristig, ist klar. Deshalb gefällt mir Atwood auch so gut. Dennoch müssen sie auch Folgeaufträge für 2015/2016/2017 abschließen. Steigendes Angebot an Rigs + sinkendes Budget wird wohl kaum in steigenden Dayrates niederschlagen. Oder bist du da anderer Meinung?

[checker-finance]

Du darfst mich jetzt nicht auf dieser Aussage festnageln. Ich habe damit nur zusammengefasst, wie derzeit die Stimmung bei den Mgmts der Contractor ist. Wie sich die Dayrates entwickeln ,wird sich die kommenden Monate zeigen. Einen gewissen Sicherheitsabschlag sollte man mMn aber schon vornehmen.

 

Dass Atwood nicht besonders betroffen ist kurzfristig, ist klar. Deshalb gefällt mir Atwood auch so gut. Dennoch müssen sie auch Folgeaufträge für 2015/2016/2017 abschließen. Steigendes Angebot an Rigs + sinkendes Budget wird wohl kaum in steigenden Dayrates niederschlagen. Oder bist du da anderer Meinung?

 

Ich würde hinterfragen, ob es wirklich so lange ein steigendes Angebot an Rigs gibt. Gemäß der Bifurkationsthese werden in einem Markt mit nachlassender Nachfrage bzw. sinkenden Budgets auf Kundenseite zuerst die dayrates und utilization der alten standard niedrigwassertiefen Rigs sinken. Das wird dann dazu führen, dass diese zuerst warm stacked, dann cold stacked und dann scraped werden oder sie werden gleich verschrottet, weil Einmotten auch Geld kostet und Verschrottung erstmal ordentlich Geld für den Schrottwert in die Kasse spült. Das rig-Angebot ist in diese Richtung durchaus elastisch.

 

Des weiteren würde ich hinterfragen, ob und wenn ja, wie lange es sinkende Budgets gibt. ich weiß, so ein Hinterfragen ist mühsam und hier im Forum nicht besonders beliebt, aberwoher wird denn die Gewißheit genommen, dass die Budgets sinken? Weil der neue Shell-CEO das gesagt hat? Was hat er denn wirklich gesagt und vor allem was wird er dann auch später machen? Und wenn das Gesamtbudget von Shell im upstream sinkt, bedeutet das dann wirklich, dass das auch für die maritime Exploration und Erschließung gilt? Könnte es vielleicht sein, dass BP oder andere mehr investieren und in Summe das Budget gleich bleibt oder gar wächst?

 

Der Markt ist der zeit sehr nervös und ich würde zwar ernst nehmen, was Analysten kostenlos verbreiten wollen, aber nicht alles glauben.

[checker-finance]

Hier mal ein guter Überblick über die europäischen Oil&Gas Majors und ihre CapEx Planungen für 2014: http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/131502/Statoil_is_Latest_European_Major_to_Limit_Capex

 

Alle kürzen, der eine mehr, der andere weniger. Wenig ist darüber bekannt, in welchen Bereichen gekürzt wird. Es könnte beispielsweise auch sein, dass sie beim Bau eigener rigs kürzen. Darauf deutet das hier hin:

Meanwhile, Reuters reported midday Friday (UK time) that Statoil's head of technology, projects and drilling told the news agency the company would put a hold on the development of its Cat I Arctic drillship project as part of its drive to rein in spending.

 

Zu dem Projekt: http://www.inocean.no/inocean-won-the-cat-i-drillship-design-contract-from-statoil

 

Heißt m. E. nichts anderes, dass STO die Drillships nicht selbst bauen will und möglicherweise auch das Arktis-Explorationsprogramm zurückfährt. Um dann nicht bei den Reserven zurück zu fallen, könnte das auch heißen, dass mehr mit fremden Drillships in südlicheren Gewässern exploriert wird. Dann geht die Gleichung so: Geringerer CapEx für Statoil = mehr Budget für Projekte, für die ATW's drillships gebraucht werden könnten.

[checker-finance]

Atwood, Noble und die Bifurkation: http://www.fool.com/investing/general/2014/02/06/deepwater-market-divide-is-an-opportunity-for-atwo.aspx

 

Wer nicht den ganzen Quartalsbericht lesen möchte ist mit der Zusammenfassung m. E. gut bedient. Dass ATW hinsichtlich des forward PE gegenüber NE unterbewertet ist, halte ich auch für zutreffend.

[Ulkbaer]

Mehr und mehr zeigt sich, dass der befürchtete Einbruch des Ölpreises übetrieben war:

 

Robust Demand Tightening Oil Market, IEA Says

Christopher Johnson and David Sheppard 2/13/2014

 

LONDON, Feb 13 (Reuters) – Stronger-than-expected demand has drained oil inventories to the lowest level since 2008, tightening the market and defying predictions of a glut, the West's energy watchdog said on Thursday.

 

The International Energy Agency (IEA) said oil inventories in the developed world plummeted by 1.5 million barrels per day (bpd) in the last three months of 2013, the steepest quarterly decline since 1999.

 

The IEA, which advises most of the largest energy-consuming countries on energy policy, becomes the third major forecaster this week to predict higher oil use as economic growth picks up in Europe and the United States.

 

"Far from drowning in oil, markets have had to dig deeply into inventories to meet unexpectedly strong demand," the IEA said in its monthly oil market report.

 

The IEA raised its forecast for global oil demand growth this year by 50,000 bpd to 1.3 million bpd.

 

That was boosted by a rebound in demand in North America and Europe after several years of declining consumption.

 

The Paris-based agency increased its estimate of the demand for oil from the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) from last month's report by 100,000 bpd to 29.6 million bpd .

 

 

"Demand has been stronger than expected, and we're operating with low stock levels right now, which has been supportive for prices," Antoine Halff, head of the IEA's oil industry and markets division, told Reuters.

 

"Demand for OPEC crude looks stronger."

 

Both OPEC and the U.S. Energy Information Administration raised their forecasts for 2014 demand in monthly reports this week.

 

Growing oil production in North America had led some to predict international crude prices would fall in 2014, after averaging around $110 a barrel in each of the past three years.

 

But robust demand and supply problems in a number of OPEC countries have kept prices supported, the IEA said.

 

While output from Libya recovered in January to 500,000 bpd, Iraqi output fell by 140,000 bpd to 2.99 million bpd, the IEA said, and warned that exports from Libya were likely to continue to be constrained by political unrest in the country.

 

 

Output in Saudi Arabia, OPEC's largest producer, fell by 60,000 bpd in January to 9.76 million bpd, the IEA said.

 

Halff said demand for OPEC crude oil could be even stronger in the coming months as companies moved to rebuild oil inventories to a more comfortable level.

 

The IEA kept its estimate for supply growth from countries outside of OPEC unchanged from last month, forecasting an increase of 1.7 million bpd this year.

 

"We're going into a period of lower demand as refineries start maintenance after the winter," Halff said.

 

"We need to rebuild stocks."

 

Benchmark Brent crude oil prices were down about 0.5 percent on Thursday at $108.24 a barrel, slipping after hitting a month-high of $109.75 at the start of the week.

 

(Reporting by Christopher Johnson and David Sheppard; editing by Jason Neely)

 

 

Mein Link

 

Jetzt bleibt als Risikofaktor nur noch das Angebot-Nachfrage-Gefüge bei den Rigs. Aber auch hier sehe ich ATW mit seiner jungen homogenen Flotte gut gewappnet.

[checker-finance]

Der Markt schaut momentan eben mehr auf die Risiken als auf den backlog und die Chancen.

 

Solange die sell side analysts öffentlich dayrate limbo durchspielen, wird sich das m. E. auch erstmal nicht ändern. NE hat ja auch richtigerweise darauf hingewiesen, dass eine Abkühlung - wenn sie denn käme - durchaus gesund für die Branche wäre.

 

Eventuell könnte ATW ja auch davon profitieren, wenn einer der kleineren Player Probleme bekommt und günstig geschluckt werden könnte.

 

Die bilanzielle Stärke dazu hat ATW.

[Ulkbaer]

Der CEO von Atwood, Rob Saltiel, hat auf dem Credit Suisse Annual Energy Summit präsentiert.

 

Die Präsentation habe ich angehängt und das ist der Link zum Webcast: Mein Link

 

1001183467.pdf

[Lensk]

Vielen Dank für die Präsentation.

 

Gibt es vielleicht eine empfehlenswerte Informationsquelle, wo man sich über den Sektor bzgl Kosten- und Werttreiber schlau lesen kann?

[Ulkbaer]

Bin hier noch über etwas gestolpert, habe aber noch nicht reingelesen:

 

Offshore drilling industry and rig Construction in the Golf of Mexico 2013.pdf

 

 

Viele Grüße,

 

Ulkbaer

[checker-finance]

Vielen Dank für die Präsentation.

 

Gibt es vielleicht eine empfehlenswerte Informationsquelle, wo man sich über den Sektor bzgl Kosten- und Werttreiber schlau lesen kann?

 

1.

Es gibt sehr gute und informative Seiten zu der Offshore-Ölföderung bzw. für das Upstream-Business insgesamt:

http://www.offshoreenergytoday.com/category/news-by-topic/contracts-tenders/

http://www.ogj.com/index.html

http://www.infield.com/rigs/Default.aspx

http://www.rigzone.com/

 

Auf solchen Seiten findest Du unter der Rubrik News, E&P oder Exploration dann z. B. solche News: http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/131663/Shell_to_Drill_for_Oil_in_Namibian_Waters der bisherige Lizenzinhaber, Signet, war offensichtlich unterkapitalisiert und nicht in der lage, da zu bohren. Wenn Shell so eine Lizenz kauft, dann haben sie auch vor da zu bohren und können sich auch ein Rig beschaffen. man weiß natürlich nicht genau wann, aber klar ist, dass hier eine neue Auftragsausschreibung dazu kommen wird, auf die sich bzw. ATW bewerben kann, wenn sie ein geeignetes Rig im richtigen Zeitraum verfügbar haben.

 

2.

Die Präsentationen der Offshore Contract Drillers sind aber auch sehr aufschlußreich. Da wirst Du jeweils auf den IR-Seiten fündig, s. Seadrill, Ensco, Noble Corporation, Transocean, Atwood Oceanics, Ocean Rig, Pacific Drilling, Rowan Companies, etc.

 

3.

Norwegische und schwedische Banken veröffentlichen immer mal wieder eigenes Research zur Branche.

[checker-finance]

Der Taper-Kurs der FED dürfte jedenfalls keinen Rückenwind für den Ölpreis erzeugen und damit auch keine extra-Ermutigung für die E&P companies darstellen, zusätzliche drilling campaigns auszuschreiben. Bei den NOC (National Oil Companies) der Schwellenländer sieht es anders aus. Da geht es nicht um die Zufriedenstellung von Aktionären, sondern um die Erweiterung der Produktion.

 

Gerade die Länder, die Geld brauchen, werden ihre Kapazitäten ausweiten wollen.

[Lensk]

Vielen Dank für die Präsentation.

 

Gibt es vielleicht eine empfehlenswerte Informationsquelle, wo man sich über den Sektor bzgl Kosten- und Werttreiber schlau lesen kann?

 

1.

Es gibt sehr gute und informative Seiten zu der Offshore-Ölföderung bzw. für das Upstream-Business insgesamt:

http://www.offshoree...tracts-tenders/

http://www.ogj.com/index.html

http://www.infield.c...gs/Default.aspx

http://www.rigzone.com/

 

Auf solchen Seiten findest Du unter der Rubrik News, E&P oder Exploration dann z. B. solche News: http://www.rigzone.c...Namibian_Waters der bisherige Lizenzinhaber, Signet, war offensichtlich unterkapitalisiert und nicht in der lage, da zu bohren. Wenn Shell so eine Lizenz kauft, dann haben sie auch vor da zu bohren und können sich auch ein Rig beschaffen. man weiß natürlich nicht genau wann, aber klar ist, dass hier eine neue Auftragsausschreibung dazu kommen wird, auf die sich bzw. ATW bewerben kann, wenn sie ein geeignetes Rig im richtigen Zeitraum verfügbar haben.

 

2.

Die Präsentationen der Offshore Contract Drillers sind aber auch sehr aufschlußreich. Da wirst Du jeweils auf den IR-Seiten fündig, s. Seadrill, Ensco, Noble Corporation, Transocean, Atwood Oceanics, Ocean Rig, Pacific Drilling, Rowan Companies, etc.

 

3.

Norwegische und schwedische Banken veröffentlichen immer mal wieder eigenes Research zur Branche.

 

Klasse, danke. Bringt vielleicht ein wenig Licht ins Dunkel.

 

Die "niedrige" Bewertung der Branche erkläre ich mir aktuell durch die sehr hohe Anlagenintensität, die geringen bis negativen Free Cashflows und den sehr niedrigen Kapitalumschlag. Multipliziert mit den guten Margen ergibt sich daraus zwar noch ein akzeptabler Return on Investment, da sind andere Geschäftsmodelle aber wesentlich attraktiver. Zudem wird die Nachfrage durch nicht steuerbare Faktoren determiniert und kommt wahrscheinlich zum größten Teil auch nur von sehr wenigen sehr großen Unternehmen wie Shell. Ist das plausibel?

 

Auch im Kennzahlenvergleich mit SDRL ist mir das aufgefallen. Etwas aus de Takt gebracht hat mich RIG, die scheinen ja anders aufgestellt zu sein. Sonst kann ich mir die deutlich höheren COGS nicht erklären. Aber das schaue ich mir im Detail noch ein mal an.

[Ulkbaer]

Klasse, danke. Bringt vielleicht ein wenig Licht ins Dunkel.

 

Die "niedrige" Bewertung der Branche erkläre ich mir aktuell durch die sehr hohe Anlagenintensität, die geringen bis negativen Free Cashflows und den sehr niedrigen Kapitalumschlag. Multipliziert mit den guten Margen ergibt sich daraus zwar noch ein akzeptabler Return on Investment, da sind andere Geschäftsmodelle aber wesentlich attraktiver. Zudem wird die Nachfrage durch nicht steuerbare Faktoren determiniert und kommt wahrscheinlich zum größten Teil auch nur von sehr wenigen sehr großen Unternehmen wie Shell. Ist das plausibel?

 

Auch im Kennzahlenvergleich mit SDRL ist mir das aufgefallen. Etwas aus de Takt gebracht hat mich RIG, die scheinen ja anders aufgestellt zu sein. Sonst kann ich mir die deutlich höheren COGS nicht erklären. Aber das schaue ich mir im Detail noch ein mal an.

 

Die Bewertung fußt auf der Befürchtung der Analysten, dass wir einen Höhenpunkt bei den Tagesraten erreicht haben und diese aufgrund von fallenden Ölpreisen stark sinken werden. Die Anlageintensität ist in so einer kapitalintensiven Branche (Schau dir mal die durchschnitllichen Preise für Rigs an im PDF) natürlich hoch, das ist aber nicht nur aktuell der Fall. Den Free Cashflow musst du in den richtigen Kontext setzen. Denn wenn eine Firma, wie in diesem Fall Atwood, in neue Schiffe investiert, muss man den negativen Free Cashflow anders sehen, als wenn er aus einem wegbrechenden operativen Cashflow folgt.

 

 

Neue Nachrichten gibt es auch zu Atwood: Sie konnten für den JU Aurora eine Vertragsverlängerung um 1 Jahr bis 2016 abschließen und die Dayrates sind nur unwesentlich niedriger als für den zuvor abgeschlossenen 1-Jahresvertrag.

 

HOUSTON, February 20, 2014 -- Atwood Oceanics, Inc. (NYSE: ATW) announced today

that one of its subsidiaries has been awarded an extension to the drilling

services contract with Addax Petroleum Cameroon Limited for the jack-up drilling

unit Atwood Aurora. The original contract for a one year term to be performed

offshore Cameroon has been lengthened to a term of two years, and the operating

dayrate for the full two-year term will be approximately $185,000 (inclusive of

the 15% Cameroon withholding tax) or $158,000 (exclusive of the 15% Cameroon

withholding tax), depending on the well location. Cost escalation provisions

will apply at the beginning of the second year of the contract term. Contract

commencement is expected to occur in July 2014 in direct continuation of

previously announced contractual commitments. With this extension, the firm

contractual commitment for the Atwood Aurora is expected to extend to July 2016.

[Lensk]

Die Bewertung fußt auf der Befürchtung der Analysten, dass wir einen Höhenpunkt bei den Tagesraten erreicht haben und diese aufgrund von fallenden Ölpreisen stark sinken werden. Die Anlageintensität ist in so einer kapitalintensiven Branche (Schau dir mal die durchschnitllichen Preise für Rigs an im PDF) natürlich hoch, das ist aber nicht nur aktuell der Fall. Den Free Cashflow musst du in den richtigen Kontext setzen. Denn wenn eine Firma, wie in diesem Fall Atwood, in neue Schiffe investiert, muss man den negativen Free Cashflow anders sehen, als wenn er aus einem wegbrechenden operativen Cashflow folgt.

 

Mir ging es auch erst mal um die Attraktivität der Branche im Allgemeinen. Mir ist schon klar, dass der negative FCF aus den hohen CAPEX resulitert, aber da der FCF in den vergangenen Jahren auch nicht gerade hoch war und beim Konkurrenten Seadrill sich ein ähnliches Bild abzeichnet, scheint das ja keine Sondersituation zu sein, oder?

 

Die Explorationsmöglichkeiten werden doch auch durch den aktuellen technologischen Stand determiniert, was zur Folge hat, dass Investitionen in nicht unerheblichem Maße immer wieder notwendig sind, um mit Konkurrenz und Kundenanforderungen mitzuhalten, oder?

 

Und dank der sehr hohen Lebensdauer von Rigs & Co. dürften Netto Flottenvergrößerungen doch auch ein Katalysator für einen Preisverfall bei Nachfragerückgang sein, oder? Wenn die Branche dann noch zyklisch investiert hat, der Ölpreis aber aktuell rückläufig ist und Shell schon Budgetkürzungen ankündigt, hört sich das tatsächlich nach sinkenden Dayrates an und dann sehe ich erst mal eine Konsolidierung, in der kleine Player wie ATW vielleicht nicht am besten bedient sind.

 

Aber das sind alles erst mal Gedanken, die mir so bei Betrachtung der Zahlen und erstem Sammeln von Halbwissen in den Kopf gekommen sind.. Also bitte keine finale Inkompetenz unterstellen, ich weiß, dass ich nichts weiß.