Pétrole et gaz : des prix élevés du gaz/GNL pour aider ONGC, OIL & GAIL

L’inconvénient du BPA FY22e serait de 107-21% si la marge est de Rs 0,3-4,5/scm.

Aux derniers contrats à terme, le Brent FY22-FY23e est de 5 à 4 %, les prix du gaz en eaux profondes FY23e et APM sont de 40 à 60 % et le prix du GPL FY22e est de 22 % supérieur à nos estimations. L’impact net de ceci, à la hausse sur le GRM FY22e de NRL et à la baisse sur les ventes de gaz FY22-FY23e d’ONGC, est à la hausse sur le BPA FY22-FY23e d’ONGC de 8-27%, OIL de 14-17% et GAIL de 27-6%.

La flambée des prix du gaz APM pourrait constituer un défi pour Gujarat Gas (GGL), MGL et IGL, car le prix du GNC pourrait devoir être augmenté de 49 à 53 % du 21 octobre au 22 octobre pour répercuter la hausse des coûts du gaz et maintenir les marges. L’augmentation ponctuelle du GNL pourrait pousser GGL dans le rouge au cours de l’EX22e s’il n’y a pas de nouvelle hausse des prix ; l’inconvénient du BPA de l’EX22e serait de 21 % si une nouvelle hausse des prix portait la marge à 4,5 Rs/scm (5,5 Rs/scm dans le scénario de base).

À la hausse pour nos contrats à terme sur le Brent FY22e-FY23e, les eaux profondes et le gaz APM : sur les contrats à terme du 8-Sep’21, le Brent FY22e-FY23e à 70,7-67,5 $/b est de 5 à 4 % au-dessus de nos estimations. Aux prix du gaz HH et NBP basés sur les derniers contrats à terme, le prix du gaz APM FY23e à 6,8 $/mmbtu serait 60 % plus élevé que notre estimation. Le prix du gaz en eau profonde aux contrats à terme sur le GNL au comptant du 8 au 21 septembre à 11,8 $/mmbtu est supérieur de 40 % à notre estimation.

8-27% de hausse du BPA FY22e-FY23e d’ONGC & OIL : en tenant compte du Brent et du GPL (659 $/t) sur la base des derniers contrats à terme, le GRM FY22e de NRL à 37 $/b mais inférieur aux volumes de ventes de gaz estimés pour ONGC, nous estimons la hausse à FY22e BPA d’ONGC à 8% et à celui d’OIL à 14%. Le BPA d’OIL et d’ONGC à la hausse pour l’exercice 23e est estimé à 17-27%.

27-6% de hausse du BPA FY22e-FY23e de GAIL : pour les contrats à terme Brent et HH au 8-Sep’21, l’Ebitda de commercialisation du gaz FY22e-FY23e de GAIL à Rs 19,4-27,4 milliards est inférieur de 30% à nos estimations. Cependant, les commentaires des entreprises lors des deux derniers appels de résultats suggèrent que : (i) 20 % du GNL américain lié à HH seraient vendus au prix au comptant au cours des exercices 22 et 23 ; (ii) 52,5 à 27,5 % du GNL américain au cours de l’EX22e était immobilisé et couvert lorsque les contrats à terme sur le Brent étaient à 54,3-65,7 $/bbl ; et (iii) 50 à 15 à 15 % du GNL américain au cours de l’exercice 23e était immobilisé lorsque les contrats à terme sur le Brent étaient à 63,4 à 68,2 $/bbl. Dans ce scénario (le plus probable), l’Ebitda de commercialisation du gaz des exercices 22-exercice 23e à 52,2-48,6 milliards de roupies est estimé à 89-24% au-dessus du cas de référence.

21-107% de baisse du BPA FY22e de GGL si la hausse du coût du gaz n’est pas entièrement répercutée : au plus tard à terme Brent et spot LNG, le prix du gaz livré par GGL pour les consommateurs industriels est estimé à 14,3-17 $/mmbtu au T2-T4FY22e. Nous estimons la marge Ebitda à Rs 0,75/scm au T2 et Rs 0,4/scm au FY22e si aucune autre hausse des prix n’est effectuée. Une nouvelle hausse des prix de 38 à 47 % est nécessaire le 1er décembre 21 pour que la marge d’Ebitda de l’exercice 22e soit de Rs 4,5 à 5,5/scm. L’inconvénient du BPA FY22e serait de 107-21% si la marge est de Rs 0,3-4,5/scm.

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