Energiaktier har haft et vanskeligt 2018. For det meste flad præstation gennem det meste af året vendte til en hale i oktober, da oliepriserne dykkede fra over $75 pr. tønde til under $50. Det har igen klemt olieselskaber, der er afhængige af forhøjede råvarepriser for at skabe større overskud.
Modvinden er klar. Efterspørgslen er faldet til et krav, og forsyningerne er hobet op på trods af produktionsnedskæringer fra flere nationer. Frygten for handelsforbindelserne mellem USA og Kina har vægtet, ligesom bekymringer om sanktioner mod Iran.
Det er ikke underligt, hvorfor energiaktier har taget det på hagen.
Men himlen begynder at klare sig, når vi går ind i 2019. OPEC og andre nationer er begyndt at diskutere yderligere produktionsbegrænsninger, og med amerikanske skiferproducenter, der kører på fuld kapacitet, er der virkelig ikke meget plads til, at de kan få noget slæk. USA og Kina har også gjort fremskridt med handelsforhandlinger, herunder et 90-dages moratorium for stigende toldsatser.
Investorer, der dykker ned i sektoren, skal stadig være kræsne. Et opsving i olie er langt fra en sikkerhed, hvilket betyder, at det er nødvendigt at sætte en præmie på kvalitet lige nu. Her ser vi på de 10 bedste energiaktier at købe for 2019 – dem, der bedst kan drage fordel af det nuværende energimiljø.
De fleste lister over energiaktier til enhver tid inkluderer den største amerikanske spiller i rummet:Exxon Mobil (XOM, $79,50). Men Exxon har ikke rigtig følt sig som kongen på det seneste.
Tro det eller ej, men Exxon er begyndt at falde bagud nogle af sine rivaler med hensyn til at rapportere lavere år-til-år produktionstal og med hensyn til aktieafkast. Det er det, der gør det nuværende olieprismiljø så interessant for den integrerede energigigant.
Da oliepriserne styrtede ned for et par år siden, pressede Exxon ned på kapitaludgifterne og reducerede dets investeringsudgifter med 25 % til under 23 milliarder dollars. Det afsluttede også sit lukrative tilbagekøbsprogram for at bevare kontanter. Resultatet af disse træk var et klip i produktion; f.eks. faldt den samlede olie- og gasproduktion i starten af 1. kvartal 2018 med 6 % år-til-år. Samtidig har rivaler, der holdt tappene i gang, nu projekter, der begynder at strømme op.
Men Exxon har en ny plan. Energimajoren vil skubbe sine kapitaludgifter fra 24 milliarder dollars i 2018 til 28 milliarder dollars i 2019, og i sidste ende komme op på et gennemsnit på omkring 30 milliarder dollars mellem 2023 og 2025. Meget af dette vil være fokuseret på områder med høj margin, såsom Perm. Bassin eller nye produktive felter såsom offshore-operationer i Guyana. Upside from the Permian begyndte allerede at dukke op for Exxon i 2018, og Guyana burde forbedre sin produktion markant inden for virksomhedens officielle mål på fem år.
Tålmodige investorer, der venter på, at Exxon realiserer sit langsigtede potentiale, vil få udbetalt 4 % årligt i udbytte, bare for at vente
Trækket var en nødvendighed, da Chevron blev tvunget til at læne sig kraftigt op af salg af aktiver og balance for at finansiere investeringsudgifter og dets udbytte.
Men nu drager Chevrons fordel af sin lean-time-strategi. Adskillige store navneprojekter er kommet online for at producere både råolie og naturgas. Dets Wheatstone- og Gorgon-anlæg til flydende naturgas (LNG) er endelig oppe at køre, mens flere nye felter i Perm og i Golfen pumper råolie ud. I sin Q3-rapport annoncerede Chevron et rekordstort kvartalsproduktionstal på 2,96 millioner tønder om dagen. Dette foranledigede en opgradering fra Credit Suisse, som sagde, at CVX "fortsætter med at eksekvere på sine allerede overlegne vækstudsigter."
Chevron trækker nu tilbage på sine investeringsudgifter til omkring 19 milliarder dollars – ned fra de 25 milliarder dollars til 30 milliarder dollars, som det har brugt over de seneste par år. Det skulle fylde bundlinjen og give udbyttet lidt mere pusterum til at vokse.
Occidental betragtes som et "mini-integreret" oliefirma. Den har masser af up-, mid- og downstream-aktiver, grundlæggende fra brøndhoved til slutbruger. Den er bare ikke så stor som Exxon eller Chevron, men den er heller ikke en ren udforsknings- og produktionsspiller. Det gør det sværere for investorer at vurdere.
Men OXY kunne være en "Goldilocks" energibeholdning:ikke for stor, ikke for lille.
Occidental har længe været en topproducent i nogle lavprisregioner. Det ejer 2,5 millioner hektar netto i Perm-bassinet. Derudover har det nogle store arveaktiver i Qatar, Oman og De Forenede Arabiske Emirater. Dette skaber en meget lavpris output-profil, der gør det muligt for OXY at score stort, når oliepriserne stiger. Under sin seneste investorpræsentation burde selskabets ledelse, at dens nuværende omkostningsstruktur skulle tillade det at dække CAPEX og øge sit udbytte med West Texas Intermediate oil – det primære amerikanske benchmark – til $50 pr. tønde.
På den anden side fokuserer Occidentals raffineringsaktiver mere på kemisk produktion frem for benzin og brændstoffer. Typisk har kemikalier og basisplast meget højere marginer end gas.
OXY har været i stand til at generere femårige gennemsnitlige frie pengestrømme på omkring 1,2 milliarder dollars ifølge Morningstar-data. Denne periode inkluderer den seneste olierute og viser, at OXYs blanding af aktiver kan holde det og investorer oven vande i de fleste energimiljøer.
Deepwater Horizon og dens eftervirkninger forfulgte den internationale integrerede gigant BP plc (BP, $40,35) og dens aktie i årevis. Et af de værste olieudslip i historien resulterede i milliarder af dollars i bøder, gebyrer, retssager og erstatning. Den samlede regning til dato er lige under $62 milliarder.
For at betale denne regning skar BP ned i udgifterne, solgte aktiver for milliarder af dollars og skabte et udbytteprogram, hvor investorer var i stand til at modtage udbetalinger i yderligere aktier i stedet for kontanter.
Endelig begynder BP dog at efterlade Deepwater Horizon-katastrofen bag sig. Når først den har foretaget et par sidste små afregningsbetalinger i 2019, vil den blive befriet fra den massive økonomiske byrde – lige i tide.
BP’s fokus har nødvendigvis været at presse så meget profit per tønde ud som muligt. Virksomheden tjente for eksempel 3,8 milliarder dollars i tredje kvartal, hvilket er mere end en fordobling af overskuddet fra sidste år. Det bygger på to foregående kvartaler med stærkt overskud. Udtalte CEO Bob Dudley:"Vi har nu en basisforretning, der kan balancere sig selv til $49 pr. tønde." Det er vigtigt i betragtning af det nuværende miljø i råoliepriser.
BP's kontanter er nu vendt tilbage til niveauer, hvor de kan dække et reelt udbytte, samt udvide sine investeringer. Det skulle drive udbytteaktien frem i 2019.
For år siden – som Enron Oil &Gas – var EOG en af de første, der bevægede sig ind i de "tre store" skiferfelter:Eagle Ford, Permian og Bakken. Det gjorde det muligt at bygge nogle af de største og mest udsøgte boresteder i hvert felt. Denne status som first-mover har igen hjulpet det med at realisere stor mekanik og effektivitet fra sine brønde.
Takket være EOG's overlegne kvalitet af reserver kan virksomheden prale af en af de laveste break-even omkostninger i branchen. Ifølge sin seneste ledelsespræsentation kan EOG stadig trække et afkast på 30 % direkte efter skat (ATROR) fra WTI-benchmarked olie til $40 per tønde. Det giver 100 %, når olien kommer op på $60 pr. tønde.
EOG brugte det nuværende utilpashed i energipriserne til at sikre omkring 65 % af sine fremtidige brøndomkostninger i dag. EOG Resources COO Lloyd Helms sagde under det seneste kvartalsvise indtjeningsopkald, at den nuværende forhandlede struktur for tjenester giver virksomheden "en stor fleksibilitet til at justere vores aktivitetsniveau i 2019", og at "ved at gøre det forventer vi at reducere den samlede godt koste igen i 2019.” Helms forudser, at deres boreomkostninger vil falde med yderligere 5 % næste år.
Og et fald i omkostninger vil kun hjælpe på bundlinjen.
Førende uafhængig E&P-virksomhed ConocoPhillips (COP, $66,18) har været nødt til at træffe flere svære beslutninger i løbet af de sidste par år, som endelig giver pote.
Disse svære beslutninger omfattede en udbyttenedsættelse i 2016. Frisuren på 66 % til udbetalingen såvel som investeringsnedskæringer har dog vist sig at være en gave. Conoco var en af de første olieaktier, der blev "magere og slemme", og fokuserede sine nu lavere kapitaludgifter på topskiferfelter og andre lovende spil. Skiferfelter som Bakken, Eagle Ford og Permian Basin har brøndmekanik med break-even-omkostninger så lave som $35 pr. tønde. Conoco er hurtigt blevet en af de bedste hunde i alle tre af disse regioner med mere end 1,8 millioner acres under sin kontrol.
Dette har hjulpet på bundlinjen, hvor COP rapporterede en mere end 350% år-over-år stigning i dets seneste kvartalsoverskud. På de tre førnævnte felter steg produktionen med mere end 48%.
Som et resultat har COP genoptaget tilbagekøb og begyndt at øge sit udbytte igen. Med sin seneste stigning er Conocos udbetaling vokset 22 %, siden den blev skåret ned i 2016. Og ConocoPhillips kan fortsætte med at fungere godt i nutidens lavprismiljø.
Marathon havde dog ikke den størrelsesfordel Conoco havde. Da olien dykkede, tog investorerne aktier til brændeskuret. På et tidspunkt kunne du købe MRO-aktier til omkring prisen for et Extra Value Meal. I frygt for, at olien ville forblive lavere i længere tid, reducerede Marathon sit investeringsbudget med mere end 20 % og reducerede sit udbytte med mere end tre fjerdedele.
MRO beskærede også aktiver, herunder salg af sine canadiske oliesandbeholdninger, der, som administrerende direktør Lee Tillman udtrykte det, "repræsenterede omkring en tredjedel af vores virksomheds øvrige drifts- og produktionsomkostninger, men dog kun omkring 12 procent af vores produktionsmængder." Den fokuserede i stedet sin opmærksomhed på Permian samt Bakken og Eagle Ford. I dag kommer mere end 70% af Marathons produktion fra amerikanske kilder. Disse lavprisfelter giver MRO mulighed for at balancere investeringsudgifter og udbytte til kun $50 pr. tønde WTI-råolie.
Marathon tilbyder en lignende gevinstprofil som COP i det nuværende miljø.
Hvis du ikke har hørt om Devon Energy (DVN, $27,03), vil du blive glad for at lære om det nu.
Devon var oprindeligt et naturgas-fokuseret firma, hvilket var fint, indtil nat-gaspriserne – takket være frackings effektivitet – gik hårdt ned i de sene sidste år. DVN-aktier blev sat på bagsiden.
For at modvirke dette pløjede Devon-ledelsen ind i en række forskellige skiferoliespil, inklusive Eagle Ford, såvel som Oklahomas "STACK"-region, Delaware Basin og i Rocky Mountains. Det solgte også naturgasaktiver. Som et resultat heraf kommer 63 % af dens produktion (ved udgangen af 2017) fra råolie og NGL'er.
Dette har været en fordel operationelt. Devon rapporterede for nylig et stort overskud og producerede $807 millioner i driftslikviditet i løbet af kvartalet. Dette finansierede fuldt ud dets boreprogram med omkring $250 millioner tilbage.
DVN-aktier har under alle omstændigheder kronisk underperformeret resten af sektoren. Men Devon kunne være en lusket leg. Virksomheden har et aktietilbagekøbsprogram til USD 4 milliarder, som skulle afsluttes i begyndelsen af 2019 – et program, der vil reducere dets udestående stamaktier med omkring 20 % i alt.
Det nuværende olieprismiljø betyder Anadarko Petroleum (APC, $52,90) har endnu en gang et mål på ryggen.
Hvis du skulle tage Exxon og skille den fra hinanden, ville Anadarko være den del, der rent faktisk trækker olien ud – og det gør den over hele verden. Så hvis du var en Exxon eller en Chevron og havde brug for at udvide din egen produktionsprofil, kunne du flytte nålen ved at anskaffe dig APC. Desuden har den nylige nedtur i energiaktier gjort Anadarko mere overkommelig til mindre end $30 milliarder.
Der er flere andre grunde til at tro, at en energigigant kan komme til bordet og spise. Anadarko har reduceret sine omkostninger og øget sin procentdel af råolieproduktionen takket være skifer. Dets operationer er så gode, at deres breakeven-point er i intervallet $20- til $30-per-tønde. På tværs af alle aktiver ser APC trinvise pengestrømme over $50 pr. tønde. Og da Anadarko for nylig solgte sine midstream-aktiver, ligner det mere en ren E&P-spiller hver dag. Det er præcis, hvad en virksomhed som Exxon kunne ønske sig.
Selvom et buyout ikke sker, har APCs fortsatte forbedringer resulteret i faldende tab. Desuden genoprettede virksomheden – som måtte reducere sit udbytte fra 27 cents kvartalsvis til 5 cents i 2016 – til 25 cents i 2018 og endda hævede det op til 30 cents.
Chesapeakes lave pris er et resultat af adskillige fejltrin.
Chesapeake er en af de største skiferborere af naturgas i USA, men for at vinde sin størrelse satte den sig på gæld. På et tidspunkt havde det mere end 21 milliarder dollars i IOU'er til sit navn. Det ødelagde Chesapeake, da naturgas og olie ramte krateret i 2014-15. Firmaet gik på et aktivsalgstogt for at rejse midler, så det stadig kunne bore, mens det reducerede den enorme byrde. Den reducerede den nettogæld til omkring 9,4 milliarder dollars – ikke fantastisk i betragtning af, at dens samlede egenkapital er omkring 3,4 milliarder dollars, men det er en markant forbedring.
Kontanterne er også i bedring. Olie med højere marginer udgør nu omkring 19% af produktionen. Det hjalp Chesapeake med at registrere mere end $504 millioner i kontanter fra driftsaktiviteter sidste kvartal. Ledelsen forudser, at 30 % af dens produktion vil komme fra olie i 2019.
CHK er i bedring. Der er stadig meget risiko – især den gæld – men den har potentialet til at blive en af de energiaktier med større belønning at købe i 2019.