מידרוג מותירה על כנו את הדירוג של תמר פטרוליום A1 באופק יציב

לקרנות המשקיעות בתמר לחץ כאן 

תמר פטרוליום בע"מ

מידרוג מותירה על כנו את הדירוג A1.il לאגרות החוב (סדרות א' ו- ב') שהנפיקה תמר פטרוליום בע"מ (להלן: "תמר פטרוליום" ו/או "החברה"). אופק הדירוג יציב.

אגרות החוב במחזור המדורגות על ידי מידרוג:

שיקולים עיקריים לדירוג

במסגרת הדירוג נלקחו בחשבון, בין היתר, השיקולים הבאים: (1) מאגר תמר (להלן: "הפרויקט" ו/או "המאגר") עונה על צרכים לאומיים ומאפשר למדינת ישראל עצמאות אנרגטית ארוכת טווח, תוך צמצום התלות בפחם ונפט, לצד הפחתת עלויות כלכליות וסביבתיות כאחד; (2) מתווה הגז יוצר סביבה רגולטורית ברורה, שקופה ויציבה יותר; (3) טכנולוגיית הפרויקט הינה מוכחת ובעלת Track Record חיובי, כאשר למפעיל הפרויקט, חברת Noble Energy Mediterranean Ltd (להלן: "נובל אנרג'י")[1], ניסיון בינלאומי בקידוחים והפקת גז במים עמוקים, וביצועי הפרויקט תלויים בהמשך מעורבותה כבעלים וכמפעיל; (4) לפרויקט היסטוריה תפעולית של כ- 6 שנים (החל ממרץ 2013), ללא תקלות מהותיות; (5) התמורות במשק האנרגיה תומכות בצריכת גז טבעי במשק וכוללות, בין היתר, מדיניות הפחתת פליטות (לרבות מעבר מייצור בפחם לייצור באמצעות גז טבעי), הרחבת פעילותם של צרכנים קיימים, גידול בביקושים לייצוא ובביקושים לגז טבעי לצורך ייצור חשמל; (6) מאגר תמר הינו מקור אספקת גז טבעי כמעט בלעדי למשק,[2] כאשר בעלי הזכויות במאגר תמר מהווים מונופול בתחום אספקת הגז הטבעי החל ממועד הפעלתו המסחרית (מרץ 2013), ועד להפעלתם המסחרית הצפויה של מאגרי גז נוספים; (7) חתימה על הסכמים לייצוא גז טבעי ממאגר תמר למצרים ולירדן בהיקפים משמעותיים, בנוסף להסכם קיים על בסיס מחייב של 0.15 BCM לשנה לירדן; (8) מימוש הסכם הייצוא למצרים תלוי במידה רבה בהשלמת התנאים הפיזיים, הרישויים והמשפטיים לייצוא גז טבעי. כמו כן, מימוש חוזי הייצוא הקיימים וחתימה על חוזי יצוא נוספים, חשופים לסיכונים גאופוליטיים; 
(9) מימוש ההסכם לרכישת מניות East Mediterranean Gas Limited (להלן: "EMG"), צפוי לאפשר שימוש בתשתית להזרמת גז טבעי למצרים עם קיבולת של כ- 7 BCM לשנה, עם אפשרות להגדלת הקיבולת לכ- 9 BCM; (10) הסכמה (הכפופה לחתימה ואישורים כמפורט להלן) בנוגע לתיקון הסכם אספקת הגז בין שותפי תמר לחברת החשמל לישראל בע"מ (להלן: "חברת החשמל")[3], לפיו החל מחודש ינואר 2019 ועד ליום ה- 01.07.2021 (להלן:"מועד ההתאמה הראשון"), המחיר שישולם יהיה המחיר החוזי שהיה בתוקף במהלך שנת 2018; (11) בשנת 2021, לחברת החשמל קיימת אופציה להפחתת מחיר הגז הטבעי בשיעור של עד 25%. בהתאם ל- DCF שפרסמה החברה בחודש מרץ 2019, הנחת הבסיס הייתה כי מחיר הגז הטבעי לחברת החשמל צפוי לפחות בכ- 12.5%, החל משנת 2021[4]; (12) לפרויקט תזרים מזומנים יציב הנשען על הסכמי אספקת גז טבעי ארוכי טווח, הכוללים רכיבTOP [5] ומחיר רצפה. עם זאת, לחלק מלקוחות המאגר קיימת אופציה להקטנת כמות הגז החוזית לאורך השנים, אשר עלולה להשפיע על יציבות תזרים המזומנים בטווח הארוך. בהקשר זה, נציין כי מספר יצרני חשמל מרכזיים במשק חתמו על הסכמים לאספקת גז טבעי אל מול מאגר כריש; (13) מבנה החוב של אגרות החוב (סדרות א' ו- ב') מכיל רכיב בולט בהיקף כולל של כ- 480 מיליון דולר. נציין כי מרבית הסכמי הגז הטבעי בפרויקט, בדגש אל מול חברת החשמל יסתיימו בסמוך למועד זה; (14) היקף משמעותי של עתודות גז במאגר, כאשר בהתאם להערכת [6]NSAI ונכון לחודש דצמבר 2018, המאגר כולל עתודות גז של כ- 315 BCM, לפי קטגוריה 2P^[7], מתוכן עתודות גז מוכחות של כ- 230 BCM לפי קטגוריה ^[8]1P; (15) קרנות ייעודיות להפחתת סיכון המימון מחדש, בעת מכירת גז טבעי בהיקפים משמעותיים ממאגר תמר; (16) כריות ביטחון לשירות החוב, בהיקף הנמוך מן המקובל בענף עד לשנת 2022, אשר ממותנות לאור הצהרת החברה בקשר עם שמירה על יתרות נזילות הולמות.

על פי תרחיש הבסיס של מידרוג, בטווח הקצר עד בינוני צפוי הפרויקט לשמור על מעמדו המונופוליסטי, כאשר לאחר הפעלתו המסחרית של מאגר לוויתן (עד סוף שנת 2019), צפויה להתפתח תחרות מסוימת בין שני המאגרים, אשר תתעצם עם הפעלתם המסחרית של המאגרים כריש (הצפויה עד שנת 2022) ותנין (טרם נקבע מועד פיתוחו). הנחנו כי נובל אנרג'י תשמור על ביצועי הפרויקט, לרבות הפקה סדירה ורציפה של גז טבעי. כמו כן, מדיניות משרד האנרגיה בקשר עם הפחתת ייצור החשמל באמצעות פחם צפויה להימשך בשנים הקרובות, ולהוביל להמשך גידול בביקוש לגז טבעי במשק. להערכתנו, הצריכה המשקית של גז טבעי צפויה להמשיך ולגדול על פני זמן, בין היתר, כתוצאה מן הגידול באוכלוסייה ובצריכת החשמל, כאשר בטווח הקצר, היקף הצריכה המשקית של גז טבעי ינוע בטווח של 10.5-11.5 BCM. כמו כן, להערכתנו, בשנת 2021 יפחת מחיר מכירת הגז הטבעי לחברת החשמל בשיעור של כ- 12.5%, לכל הפחות. בהתאם לתרחיש הבסיס של מידרוג, יתרות הגז הטבעי במאגר במועד המימון מחדש, צפויות לעמוד על כ- 60% מסך העתודות של המאגר לפי קטגוריה 1P, ועל כ- 71% לפי קטגוריה 2P. בתרחיש הבסיס של מידרוג, יחסי הכיסוי המשולבים עבור סדרה א' וסדרה ב' (להלן: "יחסי הכיסוי המשולבים"), ADSCR הממוצע והמינימאלי יעמדו על כ- 1.58 ו- 1.24 (בשנת 2020), בהתאמה, ויחס הכיסוי PLCR המינימאלי יעמוד על כ- 1.88 (בשנת 2019). נציין, כי בשל שחיקה מסוימת ביחס הכיסוי המינימאלי הנובע מן השינויים הצפויים בהיקף ובעיתוי הוצאות ה- Capex (המוערכות בכ- 60 מיליון דולר בשנים 2019-2020 וכ- 100 מיליון דולר בשנים 2025-2026), הצהירה החברה כי תשמור על יתרות נזילות מספקות אשר הולמות את רמת הדירוג, ותייצבנה את יחס הכיסוי בסביבה הנוכחית לאורך חיי סדרות האג"ח. נדגיש, כי אי-שמירה על יתרות נזילות הולמות, מבעוד מועד, תפגע בדירוג החברה.