הכירו את אגן אורנג' בדרום אפריקה - המציאה הבאה של נאוויטס ואקו?
נפט בשבוע שעבר הסיפור הזה קיבל לראשונה גם זווית ישראלית - ממשלת דרום אפריקה אישרה את כניסתה של נאוויטס ל-Block 1 CBK , בלוק ענק המשתרע על כמעט 20 אלף קמ"ר מול החוף הצפון-מערבי של דרום אפריקה, צמוד לגבול הימי עם נמיביה. נאוויטס קיבלה 37.5% מהזכויות והפכה למפעילת הבלוק, כאשר אקו אטלנטיק מחזיקה 37.5% נוספים והשותפה המקומיתOrangeBasin Energies מחזיקה 25%. קיימת גם אופציה שעשויה להביא בעתיד את נאוויטס ואקו ל-47.5% כל אחת.
עבור נאוויטס זו כניסה לפרובינציית נפט וגז חדשה לחלוטין. אחרי מפרץ אמריקה ואיי פוקלנד, שבהם היא כבר מתקדמת לפיתוח והפקה, דרום אפריקה היא בשלב זה רשיון והערכות. עוד אין שם חיפוש פעיל בדמות קידוח, אלא רק עבודה שהעריכה משאבים מנובאים- אבל היא נמצאת ממש בקצה הדרומי של אזור שבו בשנים האחרונות התגלו כמויות נפט מהגדולות בעולם שהתגלו בעולם מחוץ לגיאנה.
לאחר עבודת פרשנות שביצעו נאוויטס ואקו על המידע הסייסמי הקיים, ההערכה כרגע מדברת על תגלית גז של 4.5 TCF. זה שקול ל-750 מיליון שווה-חביות נפט ובנוסף יש גם הערכות לקונדסט בהיקף משמעותי. אין עדיין אומדן למשאבי נפט בבלוק עצמו, אך בפרויקטים, תגליות ורישיונות שמסביב ל-CBKמוערכים משאבים בהיקף מצטבר של כ- 3.6 מיליארד חביות. לשם המחשה, אומדן הגז הוא בסדר גודל המתקרב לכחצי מאגר תמר או קצת גדול ממאגר אפרודיטה. אם ההערכות יאומתו מבחינה מסחרית, עשוי להיווצר תזרים נטו של מיליארדי דולרים שכרגע כלל לא נספר בהערכות השווי של החברות.
ויש גם זווית של ביטחון אנרגטי - דרום אפריקה הפכה בשנים האחרונות לתלויה יותר ויותר ביבוא מוצרי נפט מזוקקים, לאחר שכושר הזיקוק המקומי שלה הצטמצם משמעותית. במאי 2026 אמר שר משאבי המינרלים והנפטבפרלמנט כי התלות הגבוהה ביבוא אינה בת־קיימא עבור מדינה בעלת פוטנציאל נפט וגז משמעותי, וכי ביטחון אנרגטי קשור ישירות ליציבות הלאומית. לפי הבנק המרכזי של דרום אפריקה, כושר הזיקוק במדינה נחתך בערך בחצי בעשור האחרון וכיום יותר ממחצית הביקוש המקומי לדלק מסופק באמצעות יבוא של מוצרים מזוקקים. לכן, אם החיפושים באגן אורנג' הדרום־אפריקאי יובילו בעתיד לתגליות מסחריות, הן עשויות לקבל חשיבות לא רק כלכלית אלא גם אסטרטגית מבחינת הממשלה.
קודם כל גיאוגרפיה - אותו אגן, שתי מדינות
אגן אורנג' הוא אגן גיאולוגי עצום המשתרע משני צדי הגבול הימי בין נמיביה לדרום אפריקה. מבחינה גיאולוגית, הגבול המדיני כמעט חסר משמעות: אותן מערכות משקע, אותם סלעי מקור ואותם מנגנוני trapping ממשיכים מדרום נמיביה לתוך המים הכלכליים של דרום אפריקה.
גואינה הייתה הסיפור הגדול ביותר בתעשיית הנפט העולמית בעשור הקודם. רצף תגליות ענק של אקסון הפך אזור שנחשב עד אז לשולי לאחד ממוקדי ההשקעה המבוקשים בעולם. בשנים האחרונות נדמה כי אגן אורנג' מול חופי נמיביה ודרום אפריקה מתחיל לתפוס מקום דומה בדמיון של תעשיית האנרגיה. מאז 2022 התגלו באזור שורת תגליות משמעותיות, בהן Venus, Mopane, Capricornus ו-Merlin, והן משכו אליו חלק מחברות האנרגיה הגדולות בעולם.
אף שעדיין מוקדם לדעת האם האגן ישחזר את הצלחת גיאנה, עבור רבים בענף מדובר כיום באחד מאזורי החיפוש המסקרנים והפעילים בעולם. אחרי שנים רבות שבהן חברות הנפט הגדולות העדיפו פיתוח של מאגרים קיימים ופרויקטים בעלי סיכון נמוך יחסית, מסתמנת בתעשייה חזרה לאקספלורציה באגנים חדשים (עקב חוסר היציבות במפרץ הפרסי, הביקוש הגובר לאנרגיה לטובת AI וכו'). ההצלחה החריגה בגואינה המחישה מחדש את הערך שיכולה ליצור כניסה מוקדמת לאגן חדש, וכיום חברות הענק מגדילות שוב את תקציבי החיפוש ומחפשות את "גואינה הבאה"
בדרום אמריקה, באפריקה ובאזורים נוספים. אגן אורנג' הוא אחד המקומות העיקריים שבהם מתנהל החיפוש הזה. Block 1 CBK של נאוויטס ואקו יושב בדיוק באזור המעניין הזה. הבלוק משתרע על 19,929 קמ"ר, גבולו הצפוני צמוד לנמיביה, הצד המזרחי שלו נמשך לאורך כ-174 ק"מ של קו החוף והוא משתרע עד כ-263 ק"מ מערבה לתוך האוקיינוס האטלנטי.
חשוב מכך, הוא אינו נמצא מרוחק מהפעילות החדשה. התגלית הקרובה ביותר שעליה דיווחו החברות היא Merlin-1X של Shell שנקדחה ביוני 2026 ונמצאת במרחק של כ-70 ק"מ בלבד מהבלוק. מצפון-מערב נמצאות גם כמה מהתגליות שהפכו את אגן אורנג' לשם מוכר בתעשיית הנפט -Venus של TotalEnergies , Mopaneשהתגלתה על ידי Galp , ו-Capricornus של Rhino Resources . מצפון נמצא גם Kudu , מאגר גז ותיק מול חופי נמיביה.
במילים אחרות, נאוויטס אינה קונה "נקודה אקראית באפריקה". היא נכנסת להמשך הדרומי של מערכת נפט וגז שכבר הוכיחה את עצמה בצד הנמיבי. להלן מפה המציגה של מיקומו של Block 1 CBKוקרבתולחוף ורשיונות אחרים באגן אורנג':
*המפה נלקחה ממצגת של אקו אטלנטיק מיולי 2026.
מה בדיוק התגלה באגן?
המהפכה החלה ב-2022 - TotalEnergies ושותפותיה גילו את Venus במים העמוקים של נמיביה. לאחר קמפייןשערוךנרחב, TotalEnergies מעריכה כיום את משאבי Venus בכ-750 מיליון חביות שווה-נפט. החברה מקדמת תכנון לפרויקטשיכול להפיק כ-150 אלף חביות ביום, בעלות הפקה מוצהרת של פחות מ-20 דולר לחבית, כאשר יעד החברה הוא תחילת הפקה סביב 2030.
Shell גילתה באותה תקופה את Graff ובהמשך את Jonker. התוצאות הוכיחו מערכת נפט פעילה, אך חלק מהתגליות של Shell התבררו כמורכבות יותר מבחינת איכות המאגר ויחס גז-נפט, והחברה אף מחקה השקעות בחלק מהקידוחים. זוהי תזכורת חשובה לכך שגם באגן מוצלח, תגלית אינה בהכרח פרויקטמסחרי.
- חושבים שפיזרתם את ההשקעה ב-AI? יכול להיות שקניתם את אותו סיכון ארבע פעמים
- המאבק על מחצבים ואיך הוא קשור לעימות בין איראן לבין ארה"ב
זוהי תזכורת חשובה לכך שגם באגן מוצלח, תגלית אינה בהכרח פרויקטמסחרי. ואז הגיעהMopane–Galpהפורטוגלית ביצעה סדרת קידוחים ב-PEL83 והצלחתם הייתה משמעותית מספיק כדי למשוך את אחת החברות הגדולות בעולם. בספטמבר 2026 השלימה TotalEnergies עיסקה שבה רכשה 40% והפכה למפעילת Mopane, בעוד Galp נשארה עם 40%. TotalEnergies מעריכה כיום את המשאבים שכבר זוהו ב-Mopane בכ-800 מיליון עד 1.1 מיליארד חביות שווה-נפט, עם פוטנציאל הפקה של יותר מ-200 אלף חביות ביום.
מיליון עד 1.1 מיליארד חביות שווה-נפט, עם פוטנציאל הפקה של יותר מ-200 אלף חביות ביום. העסקה הזו היא אולי האינדיקציה הטובה ביותר לשינוי שעובר האזור. TotalEnergies כבר מפעילה אתVenus , וכעת היא לקחה לידיה גם אתMopane . למעשה היא בונה עמדה מרכזית בשני הנכסים הגדולים ביותר שהתגלו עד כה באגן. במקביל נמשכו תגליות נוספות, ובהן Capricornus של Rhino Resources וב-2026 Merlin-1X של Shell - התגלית הקרובה ביותר ל-Block 1 CBK של נאוויטס ואקו, במרחק של כ-70 ק"מ בלבד. להלן מפה המציגה את התגליות ופעולות הפיתוח המתוכננות באיזור האגן:
*המפה נלקחה ממצגת Q2/2026של נאוויטס מלפני כחודש.
ומה כבר ידוע בתוך הבלוק של נאוויטס?
כאן יש נקודה מעניינת - Block 1 CBK אינו שטח בתולי.שלושה קידוחים היסטוריים כבר בוצעו בשטח. הם הוכיחו תגלית גז, כאשר באחד המבחנים נמדדה זרימה של 32.4 מיליון רגל מעוקבת ביום. בנוסף דווחו סימני גז נוספים ואינדיקציות לנפט. לאחר עבודת פרשנות שביצעו נאוויטס ואקו על המידע הסייסמי הקיים, ההערכה כרגע מדברת על תגלית גז של 4.5 TCF.
זה שקול ל-750 מיליון שווה-חביות נפט. אין עדיין הערכות לנפט בבלוק עצמו אךיש הערכה של 3.6 מיליארד חביות נפט בפרויקטים/תגליות/רישיונות שמקיפים את הרישיון של נאוויטס, ושמן הסתם נמצאים בשלבים הרבה יותר מתקדמים. את הרישיון יהיה צריך להאריך בשנת 2028.
הנחת החברה היא שבמועד הזה הממשלה תרצה לקבל התחייבות לקידוח כזה או אחר, וכל זאת בזמן שהפרויקטים מסביב ממשיכים לעבוד, ואחד מהם אף נמצא לקראת FID. כלומר, כשנאוויטסתידרש לקבל החלטה, יהיה מושג לא רע בכלל לגבי הממצאים ברישיונות שמסביב, שהם כמובן חלק מאותו אגן גיאולוגי. ולכן זו אקספלורציה חכמה, בסיכון נמוך. יש כאן את אותה אסטרטגיה וחשיבה הזדמנותית שמאפיינת את נאוויטס גם בנכסים האחרים שלה.
חשוב מאוד להבין את ההגדרה -קיומה של מערכת גז כבר הוכח בקידוחים ההיסטוריים, אך אומדן ה־4.5TCF עדיין מוגדר כמשאב פרוספקטיבי. לגבי נפט, בשלב זה אין עדיין אומדן משאבים ל־CBK עצמו, האפסייד נשען על אינדיקציות לנפט בקידוחים ההיסטוריים ועל הצלחות החיפוש ברישיונות הסמוכים באותו אגן גיאולוגי.מצד שני, סדר הגודל מסביר מדוע נאוויטס החליטה להיכנס לבלוק לאחר שביצעה בדיקה גיאולוגית משלה. בבלוק מוערכים גם משאבי קונדנסט פרוספקטיביים בהיקף של כ־62 מיליון חביות לפי האומדן המיטבי, ועד כ־283 מיליון חביות באומדן הגבוה.
לכן, לפחות בשלב הראשון, הגז הוא כנראה הנכס המוחשי והבשל יותר ב- CBK. מערכת גז כבר הוכחה בקידוחים היסטוריים וקיים שוק מקומי שזקוק בדחיפות למקורות אספקה חדשים. הנפט, לעומת זאת, עשוי להיות אפסייד גדול להמשך, אך בשלב זה הוא עדיין בעיקר פוטנציאל סייסמי שטרם הוכח בקידוח.
העסקה של נאוויטס עם אקו אטלנטיק
נאוויטס שילמה לאקו 4 מיליון דולר במזומן וקיבלה 37.5% והיא תהיה גם המפעילה. בנוסף היא תממן את חלקה של אקו בתוכנית העבודה עד לתקרה של 7.5 מיליון דולר נטו לאקו. זה אינומימון חינמי לחלוטין.ההלוואה תישא ריבית שנתית של 8% ותוחזר לנאוויטס מתוך 85% של חלקה של אקו מהתזרים החופשי מההפקה. לאקו קיימת אופציה לרכוש עוד 20% מ-OrangeBasin Energies , ונאוויטס זכאית למחצית מהאופציה. אם היא תמומש במלואה, מבנה האחזקות יהיה 47.5% לנאוויטס, 47.5% לאקו ו-5% לשותף המקומי.
כאמור, תקופת הרשיון הראשונית מסתיימת בפברואר 2028, ולכן השנתיים הקרובות צפויות להיות משמעותיות בהחלטה כיצד ומתי להתקדם לקידוח. נזכיר כי שיתוף הפעולה בין נאוויטס לאקו הוא לא רק בדרום אפריקה, אלא גם באיי פוקלנד וגויאנה. מדובר בשיתוף פעולה ארוך טווח, שהחל בדצמבר 2025, ומקדם מאד את האסטרטגיה הייחודית של כל אחת מהחברות (WIN-WIN).
מי עוד נמצא בצד הדרום-אפריקאי?
נאוויטס ואקו רחוקות מלהיות לבד. TotalEnergies מחזיקה ומפעילהשטחמשמעותי בצד הדרום-אפריקאי של האגן. אחד הנכסים המרכזיים הוא Block 3B/4B , שבו TotalEnergies מחזיקה 33% כמפעילה, QatarEnergyב-24%, Ricocure ב-19.75%, Meren Energy ב-17% (לשעבר Africa Oil Corp) ואקו עצמה ב-5.25%.
הבלוק משתרע על כ-17,581 קמ"ר, במרחק של כ-120-250 ק"מ מהחוף ובעומקי מים של כ-300-2,500 מטר.TotalEnergies זיהתה בו שורה ארוכה של פרוספקטיםומקדמת את Nayla ואחרים כמטרות לקידוח. TotalEnergies מקדמת גם קידוחים ב-Deep Western Orange Basin ,שטח של כ-15 אלף קמ"ר המתחיל כ-211 ק"מ מערבית ל-Saldanha Bay ובעומקי מים של 500 עד 3,900 מטר. תוכנית סביבתית שנמצאת בתהליך כוללת אפשרות לעד שבעה קידוחיהערכה וחיפוש.
גם Shell מחזיקהשטחבדרום אפריקה ומקדמת פעילות ב-Northern Cape Ultra Deep Water. כלומר, התמונה הרחבה הרבה יותר חשובה מעסקת נאוויטס לבדה - אחרי ההצלחה בנמיביה, חברות הנפט הגדולות בודקות האם ההצלחה ממשיכה דרומה.
ואקו נמצאת כמעט בכל מקום
עבור אקו אטלנטיק, האסטרטגיה מעניינת לא פחות. מעבר ל-37.5% ב-Block 1 עם נאוויטס, היא מחזיקה 5.25% ב-3B/4B לצד TotalEnergies ו-QatarEnergy . מעבר לגבול בנמיביה היא מחזיקה בשלושה רישיונות ב-Walvis Basin , שבהם BP נכנסת כשותפה במסגרת עסקתFarm-Down שפורסמה לא מזמן. כך נוצרה לאקו חשיפה לכמה ניסיונות שונים למצוא את המשך מערכות הנפט לאורך החוף האטלנטי של דרום אפריקה ונמיביה - כאשר את הסיכון וה-CAPEX בקידוחים הגדולים היא חולקת עם חברות גדולות ממנה.
ומה עושים אם מגלים גז?
בניגוד למפרץ אמריקה, אין באזור של Block 1 CBK רשת מפותחת של צינורות ימיים,פלטפורמות ומתקני עיבוד שאליהם ניתן פשוט לבצע חיבור. אין כיום "Hub" מקביל לתשתיות הקיימות כמו במפרץ אמריקה. במשך יותר משני עשורים הגיע חלק מרכזי מאספקת הגז של דרום אפריקה משדות Pande ו-Temaneבמוזמביק, דרך מערכת צינורות באורך כ-865 ק"מ עד Secunda.אלא שהשדות הוותיקים נמצאים בדעיכה, ודרום אפריקה נערכת לירידה משמעותית באספקת הגז הטבעי ממוזמביק החל מאמצע 2028, ומקדמת פתרון גישור עד 2030, כאשר LNG נבחן כאחד הפתרונות לטווח הארוך.
במילים אחרות, מציאת מקורות גז זמינים ויציבים, היא צורך אסטרטגי מיידי לביטחון האנרגיה הלאומי של דרום אפריקה, עובדה אשר יכולה לתת לפרויקטחשיבות אסטרטגית ודחיפות, ולא רק פרויקטמסחרי רגיל. להלן ניתוח סביבת המאקרו והיתרונות המרכזיים של הבלוק במענה למשברהאנרגטי והצורך המקומי:
• ירידה חדה באספקה - השדות במוזמביק, המספקים כיום את מרבית הגז לתעשייה הדרום-אפריקאית (ובמיוחד לענקית האנרגיה Sasol), נמצאים בדעיכה מתמדת וצפויים להפסיק את האספקה ללקוחות חיצוניים עד 2028.
• פרמיה על מחיר הגז - בשל המחסור החמור, מחיר הגז בשוק המקומי בדרום אפריקה נע סביב $8-$10 ל-mcf (אלף רגל מעוקב). רמת מחיר כזו עשויה לשפר משמעותית את הכלכליות של פיתוח מקומי, במיוחד אם ניתן יהיה לחברו לתשתיות החוף בעלות סבירה.
• Block 1 CBK הוא מערכת גז מוכחת עוד משנות ה-80 והפחתת הסיכון הגיאולוגי. קידוחים היסטוריים כבר הוכיחו נוכחות גז ואף רשמו זרימה במבחן. באחד הקידוחים נמדדה זרימה של 32.4 מיליון רגל מעוקבת ביום. נאוויטס ואקו מייחסות למערכת הגז בבלוק פוטנציאל של כ-4.5 TCF.
• הובלת הגז לחוף - מדרום ל-CBKנמצא Ibhubesi,תגלית גז ותיקה באותואגן. ממשלת דרום אפריקה עצמה מתארת אתIbhubesiכתגלית המרכזית בצד הדרום־אפריקאי של האגן, עם כ־0.54 TCF (2P). במשך שנים תוכנן לפתח אותה באמצעות צינור לחוף. בתוכניות השונות נבחן צינור תת-ימי של כ־263 ק"מ ל-Saldanha, והמשך חיבור לכיווןAnkerlig. גרסאות מאוחרות יותר דיברו על מערכת כוללת של כ־400–430 ק"מ עד תחנת הכוחAnkerligלידCape Town. בנוסף, תוכניות התשתית הלאומיות של דרום אפריקה כוללות מסדרון גז עתידי לאורך החוף המערבי, מ-Saldanhaצפונה עד אזורOranjemundבגבול נמיביה.
זה חשוב מאוד משום שזה מוכיח שכבר נעשתה עבודה הנדסית ממשית על מסלול מוניטיזציה לגז מאגן אורנג' אל שוק הגז/חשמל של דרום מערב המדינה, כלומר ל-CBKיש התאמה גיאוגרפית טובה לתוכניות ארוכות הטווח של דרום אפריקה לפיתוח תשתית הגז בחוף המערבי.
• כלומר, היתרון של CBK אינו "חיבור קל לצינור קיים", אלא האפשרות שתגלית מסחרית גדולה תהפוך בעצמה לעוגן לפיתוח תשתית גז בחוף המערבי, ואולי בעתיד תשתלב במסדרון גז רחב יותר של דרום אפריקה. גודל ההשקעה והמרחק המדויק של צינור כזה יהיו תלויים במיקום התגלית בתוך הבלוק ובנקודת הנחיתה שתיבחר.
• אם קידוחי הערכה עתידיים יאמתו כמות מסחרית משמעותית, הגז הזה יפגוש שוק מקומי שנמצא בדיוק בתהליך של חיפוש אחר מקורות אספקה חדשים. לכן, בניגוד לפרויקטי גז מרוחקים שבהם עצם מציאת הלקוח היא חלק מהבעיה, במקרה של CBK , הביקוש יהיה קיים עוד לפני שהפיתוח יהיה מוכן.
• זה עדיין רחוק מלהפוך את ה- 4.5 TCF לעתודות או לפרויקטכלכלי. יהיה צורך בקידוחי הערכה, בתוכנית פיתוח, בצינור לחוף, בחוזי מכירה ובאישורים רגולטוריים. אבל אם המשאב יאומת, המחסור הצפוי בגז בדרום אפריקה עשוי להפוך את שאלת המוניטיזציה מחיסרון אפשרי של הבלוק לאחד היתרונות שלו.
• ריבונות אנרגטית - הסתמכות על הפקה מקומית בתוך המים הכלכליים של דרום אפריקה תנטרל את התלות הגיאופוליטית במדינות שכנות ותגן על התעשייה המקומית מפני תנודות במחירי ה-LNG העולמיים.
המסים: לא רק 27%
משטר המס בדרום אפריקה דורש תשומת לב מיוחדת.מס החברות הסטנדרטי עומד כיום על 27%. בנוסף קייםתמלוג על החל מינואר 2024, שיעור התמלוג עלנפט וגז מחושב לפי רווחיות הפרויקט, עם רצפה של 2% ותקרה של 5%. המשמעות היא שהמדינה מקבלת תמלוג כבר מההכנסות, אך השיעור עולה ככל שהפרויקטרווחי יותר.
עבר לכך, דרום אפריקה חוקקה ב-2024 חוק שנועד ליצור מסגרת חדשה לענף. החוק כולל, בין היתר, זכות למדינה ל-20% carried interest ברישיונות נפט וגזוכן דרישות להשתתפות מקומית. עם זאת, נקודה חשובה למשקיע היא שהחוק החדש עדיין תלוי בכניסה לתוקף באמצעות צו רשמי, ולכן צריך להבחין בין המשטר החל כיום על רישיון קיים כמו CBK לבין המסגרת שתוחל בעתיד על זכויות חדשות. זה אינו ניואנס משפטי קטן - המבנה הסופי של החלק של הממשלה יכול להשפיע בצורה משמעותית על NPV של תגלית.
ויש גם סיכון דרום-אפריקאי שאסור להתעלם ממנו
אם הצד הנמיבי של Orange Basin התקדם במהירות, הצד הדרום-אפריקאי התקדם הרבה יותר לאט. הסיבה אינה בהכרח גיאולוגית. הליכי רישוי סביבתי, התנגדויות של ארגונים וקהילות והליכים משפטיים עיכבו בשנים האחרונות מספר תוכניות פיתוח בים. ביולי 2026 תיארה רויטרס את הפער בין שתי המדינות: נמיביה דוחפת לפיתוח ראשון סביב 2030, בעוד שבדרום אפריקה תהליכירישוימסוימים נמשכו שנים.
לכן הסיכון ב-CBK הוא כפול: קודם צריך למצוא נפט או גז - ואחר כך צריך להצליח להעביר פרויקטמסחרי דרך מערכת רגולטורית וסביבתית מורכבת. האישור שקיבלה נאוויטס השבוע ל-Section 11 אינו פותר את כל הסוגיות האלה, אך הוא כן מסיר תנאי משמעותי - נאוויטס היא כעת רשמית המפעילה של הבלוק.
אז מה נאוויטס בעצם קנתה?
בשלב הזה - בעיקר אופציה.אין עדיין קידוחים שיאוששו את הפוטנציאל, אין תוכנית פיתוחואין תזרים מזומנים שאפשר להכניס למודל NAV כמו בשננדואה או בסי ליון. אבל זו אופציה מסוג מעניין במיוחד.מצד אחד נמצאים שלושה קידוחים היסטוריים שכבר הוכיחו מערכת הידרוקרבונית וגז שזרם במבחן. מצד שני נמצאיםמסביב פרוספקטים של יותר מ-3.6 מיליארד חביות שווה-נפט. ומצפון, מעבר לקו על המפה שמפריד בין דרום אפריקה לנמיביה, נמצאות תגליות כמו Venus ו-Mopane שהכניסו לאזור את TotalEnergies, Shell, QatarEnergy, Galp, BP ושחקנים בינלאומיים נוספים.
התגלית החדשה הקרובה ביותר נמצאת כ-70 ק"מ בלבד מהבלוק.וזה אולי המספר החשוב ביותר להבנת העסקה. נאוויטס אינה נכנסת היום לפרויקט פיתוח. היא משלמת סכום קטן כדי לקבלאת זכות התפעול וחשיפה גדולה מאוד לשאלה גיאולוגית אחת-האם מערכת הנפט והגז שהפכה את הצד הנמיבי של Orange Basin לאחד מאזורי החיפוש החמים בעולם ממשיכה גם דרומה לתוך Block 1 CBK?
אם התשובה תהיה שלילית, מדובר בהימורקטן שנכשל. אם התשובה תהיה חיובית, נאוויטס עשויה למצוא את עצמה עם נתח של 37.5%-47.5% בתגלית גדולה מאד באגן שבו כמה מחברות הנפט הגדולות בעולם כבר בונות ומעמיקות נוכחות. כאמור, בבלוק כבר הוכחה מערכת גז בקידוחים היסטוריים, והחברות מעריכות בבלוק משאבי גז פרוספקטיים בלתי מסוכנים של כ-4.5 TCF . לשם המחשה, זהו סדר גודל המתקרב לכחצי מאגר תמר או קצת גדול ממאגר אפרודיטה. אם קידוחי הערכה יאמתו חלק משמעותי מהכמות כבת-הפקה מסחרית, היא עשויה להגיע לשוק בדיוק בתקופה שבה דרום אפריקה מחפשת בדחיפות תחליף לגז הדועך ממוזמביק.
כמה זה יכול להיות שווה לנאוויטס ואקו?
רק בכדי לסבר את האוזן, אם ה־4.5 TCF יאומתו כמשאב בר־הפקה מסחרית, חישוב תיאורטי פשוט מצביע עלערך נכסי מהוון (NPV10) של כ-5 מיליארד דולר ל-100% מהפרויקט רק מהגז, בתרחיש בסיס של עלות פיתוח של כ- 5-6 מיליארד דולר ומחיר מכירה של כ-8 דולר ל-mcf, כלהלן:
כמובן שזו רק אופציה עתידית ורק לאחר שהפוטנציאל יהפוך בעתיד לפרוייקט פיתוח ותלוי בלוחות הזמנים, אך רק לצורך הבנת סדר הגודל - לנאוויטס שווי שוק נוכחי של כ-5 מיליארד דולר, וחלקה בבלוק בדרום אפריקה לאחר מימוש האופציה יהיה 47.5%, קרי כ- 2.4 מיליארד דולר, לפי התחשיב שלעיל, המהווים קרוב ל-50% משווי השוק הנוכחי של החברה. יתרה מכך, התחשיב הנ"ל הוא רק לגז, לא כולל פוטנציאל קונדסט ונפט שעשויים להוסיף ערך מהותי נוסף .
לשם השוואה, עיסקת הייצוא החדשה מלוויתן למצרים בהיקף של 130 BCM, שהם כ- 4.6TCF, היתה תמורת הכנסות של כ-35 מיליארד דולר. זהו אותו סדר גודל הכנסות שהנחתי במודל שלעיל, קרי המודל הוא לתרחיש בסיס לא אגרסיבי, שעוד עשוי להשתפר עקב לחץ הביקוש בדרום אפריקה. למשל, בתרחיש של 10$/mcf, אותו מודל מצביע על NPV10 בסדר גודל של 7 מיליארד דולר ויותר.
לסיכום, אופצייה בעלות קטנה שיכולה להיות שווה בהמשך מיליארדי דולרים נטו. נזכיר שגם שננדואה במפרץ אמריקה וסי ליון בפוקלנד נקנו בסכומים מצחיקים והפכו תוך שנים ספורות לנכסי ענק. זו עדיין אינה הרגל השלישית של נאוויטס, אבל בשבוע שעבר היא קיבלה רשמית את הזכות להתחיל לבדוק אם היא יכולה להפוך לכזו.
הכותב, בן ויינברגר, הוא יזם ומשקיע פרטי, לשעבר בכיר בתחום ההייטק ומנכ"ל של מספר חברות, כולל חברה ציבורית. האמור במאמר משקף דעה אישית בלבד, אין אחריות לנתונים המוצגים והמאמר אינו מהווה ייעוץ השקעות ו/או המלצה לפעולה כלשהי.
גילוי נאות - הכותב מחזיק במניות נאוויטס ואקו אטלנטיק.
