Update articol:

Swiss Capital recomandă cumpărarea acțiunilor Transgaz, estimând un preț țintă de 362,3 lei pe acțiune

* Gigantul francez Total și Delek Group sunt, de asemenea, interesați să cumpere separat întreaga participație de 50% a Exxon Mobil din proiectul Neptun Deep

*Analiștii văd exploatarea Neptun Deep începând cu 2026, iar decizia finală de investiții Transgaz în faza II BRUA luată până în 2022-2023

Analiștii Swiss Capital au actualizat recomandarea pentru acțiunile Transgaz (TGN) la “cumpără”, estimând un preț țintă de 362,3 lei pe acțiune, cu 28% mai mare față de nivelurile curente.

Pentru anul fiscal 2020, analiștii văd profitul net al Transgaz la 311 milioane RON (-11% an/an), pe fondul reducerii veniturilor din tranzit și al deprecierii și amortizării și creșterii costurilor cu personalul, care ar putea fi parțial compensate de o reducere impozite și deprecieri.

La un raport de plată de 52%, dividendul pe acțiune ar fi de 13,83 RON, ceea ce implică un randament al dividendului de 4,9% (raportat la ultima închidere luată în considerare).

Pentru perioada 2020-2024, profitul net al Transgaz se așteaptă să scadă și atingă minimul în 2024, de 226 milioane RON, pe fondul scăderii câștigurilor din activitatea de tranzit și performanței slabe a segmentului reglementat. Cu toate acestea, profitul net ar putea crește brusc începând cu 2025, pe fondul unei performanțe puternice a afacerii reglementate.

Transgaz și-a publicat recent planul pe zece ani pentru dezvoltarea rețelei pentru 2020-2029, care include 18 proiecte la scară largă în valoare de 4,1 miliarde euro, axate pe dezvoltarea sistemelor interne de transport și transfrontaliere (3,2 miliarde EUR) și a infrastructurii de transport a gazelor pentru a deservi rezervele de gaz descoperite în Marea Neagră (911 milioane EUR).

De asemenea, pentru perioada 2020-2022, Planul include investiții de 78 milioane euro pe an în medie pentru a asigura extinderea SNT în zonele cu sisteme de distribuție nou înființate.

Cele 18 proiecte majore sunt clasificate în trei categorii: proiecte FID – proiecte

pentru care a fost luat decizia finală de investiții (766 milioane EUR, 5 proiecte), proiecte non-FID – proiecte pentru care FID nu a fost luată încă, dar sunt într-un stadiu avansat (502 milioane EUR, 3 proiecte) și proiecte LA non-FID – proiecte pentru care FID nu a fost încă luate și sunt într-un stadiu mai puțin avansat (2.852 milioane EUR, 10 proiecte).

 

Deși proiectul BRUA Faza I a fost finalizat cu o întârziere de un an, Transgaz a reușit să-l implementeze efectiv cu economii de costuri de 56 milioane EUR (423 milioane EUR față de 479 milioane EUR bugetate inițial), notează analiștii.

Faza II BRUA depinde de o decizie de investiții pozitivă din partea producătorilor de gaze care explorează în Marea Neagră, care face depinde de o nouă modificare a Legii offshore care ar putea fi aprobată în 2021-2022, consideră Swiss Capital.

Proiectul BRUA Faza II (CAPEX necesar de 74,5 milioane EUR, termen limită 2022) este destinat să mărească capacitatea către Ungaria de la 1,75 bcm / an la 4,4 bcm / an pentru a sprijini conectarea volumului de gaze naturale din regiunea Mării Negre la Proiectul BRUA Faza I lângă Podisor.

Acest proiect include construirea unei noi conducte de gaz de 50 km lungime (pe ruta Recas – Horia), incluzând creșterea capacității a 3 stații de compresoare și extinderea stației de măsurare a gazului Horia. Spre deosebire de Faza I BRUA, care este considerată un proiect de securitate a aprovizionării, Faza II BRUA este considerată un proiect comercial, iar FID va fi luat numai dacă proiectul este viabil din punct de vedere comercial, potrivit raportului de analiză: “Viitoarea creștere a capacității pentru punctul de interconectare România -Ungaria (IP) se bazează pe evaluarea cererii pieței, care are loc cel puțin în fiecare an impar, dar poate fi realizată și anual. La sfârșitul anului 2017, BRUA Faza II a trecut cu succes primul test economic, capacitatea din direcția RO-HU fiind suprasubscrisă. Cu toate acestea, până în decembrie 2018, unii utilizatori de rețea și-au folosit dreptul de a renunța la capacitatea rezervată. De asemenea, în primăvara anului 2020, runda finală a procedurii de sezon deschis pentru legătura de gaz RO-HU s-a dovedit nereușită. Niciun competitor nu a dorit să se angajeze să folosească capacitatea fără garanții pentru producția de gaze românești noi din Marea Neagră, în timp ce dezvoltatorii din amonte nu sunt susceptibili să avanseze cu proiecte fără o garanție a capacității de export viitoare. Companiile care desfășoară în prezent activități de explorare offshore sunt OMV Petrom, Romgaz, Black Sea Oil and Gas (Carlyle), Petromar Resources, Petro Ventures, Gas Plus International, alături de ExxonMobil sau Lukoil.

Descoperiri semnificative au fost făcute publice în 2012 de OMV Petrom-ExxonMobil, cu 42-84 bcm de gaz natural estimat a fi disponibil în perimetrul Neptun Deep și în 2015 de Lukoil, PanAtlantic și Romgaz cu 30 bcm în perimetrul Trident.

La începutul anului 2019, Marea Neagră Petrol și Gaz a făcut anunțul unui FID în dezvoltarea descoperirilor sale de gaze în Marea Neagră.

În decembrie 2019, Exxon Mobile și-a anunțat decizia de a se retrage din operațiunile offshore românești, ceea ce pare să complice și mai mult, cel puțin pe termen scurt și mediu, exploatarea gazelor din Marea Neagră. ExxonMobil este dificil de înlocuit, deoarece este cea mai experimentată organizație din lume în domeniul proiectelor de foraj în larg. După retragerea PGNiG din proiect, statul român a anunțat intențiile de a prelua, prin Romgaz, participația de 50% din zăcământul de gaz Neptun Deep. Având în vedere lipsa de expertiză a Romgaz în domeniul forajelor offshore adânci, nu o vedem cu o participație de 50% în proiect. Gigantul francez Total și Delek Group sunt, de asemenea, interesați să cumpere separat întreaga participație de 50% a Exxon Mobil. Legăturile dintre Exxon și aceste două companii sunt puternice. Total este compania care în 2008 a vândut paticipația sa de 50% din Neptun Deep către Exxon și care dorește să o cumpere înapoi acum. În ceea ce privește israelienii de la Delek Group, aceștia sunt principalii acționari ai gigantului proiect offshore Leviathan în care este implicată și Exxon.

În 2019, Ministerul Energiei a publicat un proiect de modificare a Legii Offshore.

Partide politice parlamentare nu au ajuns la un consens. Cu toate acestea, conform declarațiilor publice recente, Legea se intenționează să fie modificată printr-un proces parlamentar care urmează să fie inițiat după alegerile parlamentare din decembrie 2020. Potrivit estimării secretarului de stat Dan Dragos Dragan, guvernul vrea ca forajul în Neptun Deep să înceapă până în 2025. În acest sens, Ministerul Economiei pregătește o propunere de modificare a Legii offshore. „Dorința noastră este ca exploatarea Neptun Deep să înceapă până în 2025 și să aibă un impact pozitiv asupra pieței de gaze din România în următorii ani”, a declarat oficialul ministerial. Vedem proiectul de modificare a Legii offshore aprobat în 2021-2022, FID OMV Petrom în Neptun Deep luat până în 2022-2023 și exploatarea Neptun Deep începând cu 2026. Vedem proiectul BRUA Faza II finalizat cu o întârziere de un an, iar decizia finală de investiții Transgaz în faza II BRUA luată până în 2022-2023.”

BVBStiri BVB

BURSA DE VALORI BUCURESTI SA (BVB) (26/01/2021)

Notificare prag detineri/vot >5%

SIF MOLDOVA S.A. (SIF2) (26/01/2021)

Modificarea caracteristicilor etapei a doua a programului de rascumpare actiuni

TERAPLAST SA (TRP) (26/01/2021)

Raport auditor - art. 92 ind. 3 Legea 24/2017 Sem II 2020