Reflektert, som alltid!

Det er bare å ta av seg hatten for ditt arbeid, gunnarius. Når det gjelder PEN, "glemmer" nok markedet Aje i verdsettelsen.

Spennende, men hva med oljelagertallene i dag? Var de negative ettersom oljeprisen faller?

gunnarius

Takk for et godt arbeide, det er en fornøyelse å lese.

gunnarius

Takk for et godt arbeide, det er en fornøyelse å lese.

Tommel opp?

Vet jo ikke om det blir sept eller OKT like fullt spennende ( currently - material)Fra BWO melding:
, BW Offshore announced the successful completion of the DTM-3 appraisal well to the northwest on the Tortue field. The DTM-3 appraisal side- track wellbore was designed to appraise the western flank of the Tortue field Gamba and Dentale formations. The key objectives for the appraisal side-track were achieved and are currently being assessed for a material upgrade of the Tortue reserves

Mye oppmerksomhet rundt PEN på godt og vondt regner med robotene peiler seg inn ..forby robottrading NÅ!

CFO i BWO nevnte også at de vil komme med en oppdatert reserverapport innen Q3 rapporten deres, altså før 20. november.
Den vil inkludere avgrensningsbrønnen i Tortue (DTM-3) og letebrønnen i Ruche NE (DRNEM-1).
(Sjekk gjerne BWO Q2 webcast fra 25:35)

Problemet med salg av gass med distribusjon via WAGP (pipeline som går like ved Aje) har vært betalingen fra kjøper. Og da særlig Ghana, hvor regningene over manglende betaling har toppet seg. Derfor er det positivt at WAPCO, som eier WAGP har kommet til enighet med VRA.
Som kjent er det indikert fra PEN og meldt i media at gass fra Aje kan bli gjenstand for distribusjon og salg innenlands til Lagos, samt til export - til bedre pris enn Lagos - via WAGP.

Først, hvem er VRA:

Ghanaian state-owned power utility the Volta River Authority (VRA).

WAPCO doubles gas supply to VRA

Reynolds AndersonSeptember 5, 2018no commentVRAWAPCO

Gas supply from the West African Gas Pipeline Company Limited to the Volta River Authority (VRA) has increased significantly following a new payment agreement signed between the two companies.

Per the new agreement the Volta River Authority is now required to make an advance payment of gas it would receive from WAPCO.
This was to avoid the situation where VRA pilled bills of gas supplies resulting to huge indebtedness which affected the operations of WAPCO.

https://browngh.com/wapco-doubles-gas-supply-to-vra/

NOTE: Til mitt hovedinnlegg må tilføyes at det ikke kan gis garanti for at FID Aje O&G utbyggingen vil bli tatt i Q4. Jeg skriver det antas at ... Imidlertid hva MX Oil har meldt så vil det komme en update etter simulation study, sistnevnte med ca. varighet 3 mnd. og ble meldt 29. juni. Det er likefullt fullt mulig og må påregnes at det blir en oppdatering på Aje som jeg skriver i løpet av september/oktober. Uansett må trolig funding ordnes før en FID, så dette arbeides det nok hektisk med og kan bli konkretisert ved den tid Aje lisensen har fullt overblikk over scope of work. Hvorfor jeg stresser rundt med FID er kanskje ikke så viktig i første runde, for med committment å utvikle gassbiten på Aje, som ligger som grunnlag for forlengelsen på 20 år, ligger kriterium for gassutbygging. Så FID kommer. Det var kun i et samlet perspektiv, dvs. oil rim (Turonian) og antatt ca. 5.000 fat eller Cenomanian finansieringen jeg så FID i sammenheng med. Nå ble det sagt på MXO forumet og vist til en e-mail fra CEO i MXO hvor oil rim brønn ble nevnt ville bli omsøkt med prosjektfinansiering. Dvs. det kan godt tenkes at Aje lisensen går for boring av en oil rim Turonian brønn eller Cenomanian, før samlet FID foreligger. Stanser her, nå får vi bare se hva MX Oil eller andre melder som updtate etter simulerings studien hva angår boring i H1 2019. Iallefall ingen tvil om at produksjonen på Aje må opp. Delvis pga. høy opex ($40) og at partnerne sterkt er avhengig av cash flow fra Aje. Så jeg vil tror at det blir boring i H1 2019 på Aje. Systemet og infrastruktuen er klargjort.

Fint innlegg, Aje er spennende, men ser ut som storkjøperen er ferdig for nå. Kanskje vi finner ut hvem det er på mandag?

Kjøpte mer i går og i morges, kanskje bra bet hvis en klarer å vente 1mnd!

Gunnarius

Ser du på rørledning som bygges fra Nigerdeltaet til Algeri som et alternativ(Trans-Sahara) ? Den er vel under bygging og kan frakte gass til Europa, spesielt Italia og Spania. Nå har jo disse landene import av gass fra Russland og LPG fra Snøhvit, men en kilde til vil jo øke sikkerheten for leveranser. Gassen vil jo dessuten kunne distribueres til en rekke nordafrikanske land.

Vet du om dette er et alternativ det snakkes om for Aje-gassen?

Det var helt nytt for meg. Har ikke sett den pipeline du nevner i sammenheng med verken WAGP eller Aje. Vet faktisk ikke eksakt. Hva som imidlertid er på beddingen er pipeline vestover langs kysten. Veldig lenge til eventuell ferdigstillelse, men kan jo suksessivt tilknyttes de land hvor den ferdigstilles.

I denne pipeline inngår bl.a. WAGP og om ønskelig Aje gass:

Nigeria Morocco gas pipeline on the cards

June 13, 2018

President Muhammadu Buhari and King Mohammed VI of Morocco have signed a Memorandum of Understanding (MoU) for the establishment of a Nigeria Morocco Gas Pipeline (NMGP).

The regional gas pipeline will see Nigeria providing gas to countries in West Africa sub-region that extend to Morocco and Europe.

The feasibility study of the agreement on the pipeline, which was signed by the group general manager, Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC), Farouq Said Garba, and Amina Benkhadra, director general of the National Office of Hydrocarbon and Mines, will be concluded next month.

The construction of the pipeline will be phased and based on increasing needs of the countries crossed, and Europe, for the period of 25 years.

https://www.esi-africa.com/nigeria-morocco-gas-pipeline-on-the-cards/

Det var denne jeg tenkte på:

https://www.google.no/amp/s/www.vanguardngr.com/2017/03/12bn-trans-sahara-gas-pipeline-track-nnpc/amp/

https://en.m.wikipedia.org/wiki/Trans-Saharan_gas_pipeline

Jeg tager denne tråd op igen , da der er så meget relevant for der hvor vi står lige nu.

Gunnerius skriver blandt andet.
September og oktober vil bli banebrytende for PEN hva angår Dussafu. Resultat ifm. boring av sidesteg Ruche brønnen, hvor sistnevnte ble meldt med suksess 31. august. At kontrakt inngås med Borr Drilling for Norve fom. Juli 2019 forventes også i september. Så gjenstår hovedseansen – first oil Dussafu. Enten i løpet av ultimo september eller primo oktober. Ad first oil, max 20 børsdager.

Vi ved nu at olien flyder i Dussafu tilbage står den sidestreng på Ruche, vil den opne op for at der er langt flere reserver end der først er antaget.
Og hvad med Aje udbykning af gas eller skal det hele eller dele af Aje sælges?

Det er også interessant hva som skjer etter at flow fra produksjonsbrønnene på Tortue er oppgitt og sidesteget på Ruche NØ er ferdig. Går man direkte på fase 2, borer man en letebrønn til på Ruche eller går man for letebrønn på prospekt Mupale som ligger nordvest for Ruche og er beskrevet på side 17 i PEN sin januarpresentasjon. Muligheten er mange.

First oil på Tortue er vel allerede tilbakelagt., men vi venter på tall for flow. I mellomtiden pågår produksjonen.

Det er en spennende tid for oss og Pen fremover og blir det en flow over 10 k er det bra samt drivverdig funn på sidesteget enda bedre.Tunisia prosjektet vet vi lite om, men er det som beskrevet kan det bli en god investering for Pen.
Med hensyn til salg av Aje mener jeg det er for tidlig. Pen har investert omtrent 100 mill usd og selge dette for 50- 60 mill usd er dårlig butikk. Før var operatøren egenrådig og gjorde dumheter. De hadde for lite kunnskap om det å være operatør. Etter rettsaken har det blitt bedre og medeierne blir tatt med ved beslutninger og råd om drift og utbygging samt geologi\ borring. Derfor mener jeg Pen bør være med fremover, men selvsakt, alt er tilsalgs for den rette pris.

Hamilton indikerte på Pareto-konferansen to nye oljebrønner på Aje, en i turonian og en cenomian.

Markedet vil garantert få øynene opp for Tunisia og kjerneeiendel, Salloum med reserver på 5 MMbbls og brønn testet rundt 1.800 fat/dag. Ser ut til at det planlegges med to brønner innledningsvis.

PEN meldte allerede i DNO Tunisia deal ultimo juni i år at selskapet allerede hadde på gang dedisert farm out partner. Gjentok dette ifm. Pareto konferansen nå nylig. Salloum - med reserver på rundt 5 MMbbls - er vesentlig mer enn PENs 8.33% reservegrunnlag for Fase 1 & 2 på Dussafu. Dette bør si oss at Salloum er antatt å bli en pengemaskin, særlig pga. veldig lav OPEX og CAPEX inkl. infrastruktur.

PEN skisserer fast-track for alle forhold som må legges til grunn før olja kan selges.

Hva er mitt poeng?

Markedet har ikke fått øynene opp for Tunisia og da særlig Salloum inkl. farm out. En deal her med tredje part, som meldt av PEN siden juni 2018, vil gi oss lakmustesten på hva PENs eierandeler i Tunisia egentlig kan være verdt. Det blir derfor særdeles interessant å se hva PEN får til og hva som blir meldt soon. Se opp for en økning av PENs verdi for Tunisia/Salloum, som hittil ikke er priset inn i aksjen.

Igjen, det er snakk om Salloum fast-track. Mon tro det ikke blir reprise på Dussafu, med en gang farm out og tredjepart er på plass kommer utbyggingsprosessen og first oil til å skje rimelig raskt, trolig i løpet av 2019. Men først melding om det regulatoriske, farm out partner og funding/boreprogram.

Nå ha jo Mimsa vært veldig mot Tunisia, så da vil det nok vise seg å være et riktig sjakktrekk :)
Er koselig å ha vårt eget lykketroll mimsa.
Men ja vi har et gøy år foran oss! Det er bare å holde seg fast.

Hvor når kan vi vente mer rundt Tunisia ? Det er vel kanskje det mest spennende nå. Dussafu og Ane går sin gang. En blir helt svett av alle Pens sine muligheter.

Alby. ingen vet eksakt, men det er like før.

Spørsmålet mitt i dag til selskapet:

"Permit to be extended, farm out and possible production (Salloum) in 2019 – all to be defined as fast-track?

Ja, svarer selskapet og viser til at lisensen må fornyes før de kan gyve løs på arbeidet. Dette er allerede meldt tidligere og markedet er gjort kjent med dette. Bør være en ren formalitet. Myndighetene er allerede inne i Salloum på eiersiden og det blir industrien i Tunisia - med dedisert tredje part (farm out) og rent generelt - som vil nyte godt av boringen og inntektene.

Takk og pris at Panoro nå har fått assets i et realtivt stabilt land. Gabon kan vi leve greit med. Nigeria derimot og YFP/NewAge, neppe.

Se opp for Tunisia og meldinger!

Gunnarius
Hvor mange prosent tror du at det kan være realistisk at Pen kan beholde etter farm out?
Kan BWO være en aktuell partner?

Idar

Max 50% farm out men trolig mindre. Jeg vet rett og slett ikke. Bare antar og bruker logikk, for med lav OPEX og CAPEX inkl. tilstedeværende infrastruktur - hvorfor farm out med mer enn nødvendig. F. eks. for Salloum hvor det er testet en brønn med 1.800 fat per dag og PEN planlegger med to brønner, kan PEN etter 33% farm out faktisk sitte tilbake med rundt 1.500 fat/dag olje netto. Bare en indikator.

Takk

Gunnarius,

du hadde et innlegg nylig(som jeg ikke fant), hvor du diskuterer kursmål og referer til en tabell - jeg tror det var en analyse fra et meglerhus og muligens SEB(er ikke kunde der). Denne tabellen, er det noe du kan poste her? Det gjaldt verdsettelse av PEN gitt forskjellig oljepris og produksjon, den var fra januar 2018 tror jeg, og det var et scenario med oljepris 75-85 som jo var noe fjernt i det øyeblikket den ble skrevet. Uansett nysgjerrig på hvordan de beregnet det/grunnlaget.

Haster ikke, men hyggelig om du finner den, setter stor pris på dine innlegg!

Er det den her.

Svar
gunnarius
27.02.2018 kl 07:30
9768
PANORO ENERGY TO PRESENT AT THE SPAREBANK 1 MARKETS ENERGY CONFERENCE, OSLO

Oslo, 27 February 2018 - Panoro Energy ASA ("Panoro" or the "Company") (OSE
ticker: PEN), an independent exploration and production company, announces that
the Company's CEO, Mr. John Hamilton will be presenting at the Sparebank 1
Markets Energy Conference in Oslo on Thursday, 1 March 2018. An updated
corporate presentation will be uploaded to Panoro's
website www.panoroenergy.com during the day.

http://www.newsweb.no/newsweb/search.do?messageId=445249

Ellers vil jeg si at selskapet synes være rimelig gira på å gjennomføre road show (bl.a. besøke meglerhus), som mest trolig vil avstedkomme analyser i etterkant Q4.
Redigert 27.02.2018 kl 07:33
Svar

Jeg tror det er den her du mener .


Olje og Energi

Opprett ny tråd
Old school Omvendt rekkefølge
Til bunnen
«
1
2
3
»
PEN -SEB ser PEN i 60 kroner
helloween
PEN
26.02.2018 kl 08:46
15162
Denne fortjener en egen tråd:)


Panoro - Dussafu"The Rain Maker"-Project - A low risk highly scalable development financed by "BWO", BW Energy (BW Group).

Panoro er oljemyggen som har enorme vekstmuligheter som er fullfinansiert av solide aktører/partnere. De trenger ikke å lete etter olje. De har store reserver og den første oljen løftes opp senere i år med BWO Adolo en FSPO. Alle leveranser i prosjektet ligger ahead of schedule og under budsjett i følge BWO (Capital markets day 8. jan).

De dårlige tidene i oljeservicemarkedet sikrer lave utbyggingskostnader som blir levert i tide ref Catcher nylig. Panoro var veldig lure da de solgte en andel av feltet til BW Energy (BWO-sfæren) da BW-systemet kunne komme med svært attraktiv finansiering samt en FPSO med en top-side (prosesseringsanlegg) som passer på Dussafu-feltet uten særlige modfikasjoner dvs uten store kapitalinvesteringer.

Panoro/BW Energy kan med en særdeles lav grensekost koble flere brønner til FPSOen. Det koster Panoro ca 30 mill norske kroner å utvikle samt koble opp en ny brønn til FPSOen per dags dato. (30 millNOK er PANORO sin andel (8.33%)
Ekstremt skalerbart mht inntjeningen da hver brønn ser ut til å kunne produsere ca 7.500 fat/dag.
Selskapet styres av blant andre Torstein Sannes som har identifisert/utviklet Johan Sverdrup, (startet Lundin Norge), Garret Soden (Lundin) Hilde Ådland (Engie Norge), James Balkany (stor aksjonær) og Alexandra Herger (tidligere letesjef i Marathon Oil). http://www.panoroenergy.com/board-of-directors/
Selskapet er effektivt drevet med en liten stab. Lønninger og pensjonskostander utgjør ca 16 mNOK i året (se tabell nederst)
Borr Norve begynte å utvikle første produksjonsbrønn 29. januar i år.
«First oil» i andre halvår 2018.
Panoro ASA har ingen rentebærende gjeld og har rundt 70 mNOK i kontanter.
De har et non-recourse lån med rente på development capex mot lisensen i Gabon. Lånet avregnes mot produksjonen.

RUN-RATE EPS Q42018 for Panoro kun phase 1 Tortue (se tabell 0 under) samt vekst i inntekter ved å øke med to nye brønner på Tortue:

Med en oljepris på 60 USD får Panoro en margin på ca. 33 USD/fat etter skatt. Det gir en EPS på ca 2,59 kroner per aksje som igjen gir P/E 2,7 på dagens kurs.

Med en oljepris på 70 USD/fat får Panoro en margin på 38 USD/fat. Marginalskatten over 60 USD/fat er ca på 50%. Det gir en EPS på 2,98 og en P/E på 2,34.

Ved å fremskynde fase 2 som er meget sannsynlig må Panoro bidra med ytterligere 60 mNOK for nye to nye brønner som kobles til samme FPSO som brukes i fase 1 på Tortue. Da øker EPS fra 2,59 til 4,32 kroner per aksje. Se tabell 1. Dersom oljeprisen stiger til 80 USD/fat stiger EPS til 5,63 kroner run-rate. Det gir en P/E på 1,24.

Tabell 0:

=>Tabellen tar utganspunkt i run-rate EPS eks finanskostnader etter "first oil". BWO har indikert oppstart 2H i år. EPS for 2019 uten phase 2 blir lik tallene i tabell 0.


=> BWO/BW Energy har indikert en margin på 31-34 USD/fat på 59 USD. BW Energy sa på capital markets day at ting ble levert raskere og billigere enn budsjettert.


=>Finanskostander bør ligge rundt 500kUSD i året til 1 mUSD. Det får ikke nevneverdig utslag på EPS.

image001.png

=>Panoro bør handle rundt 20 -30 kroner/aksje ved «first oil» av phase 1 - P/E= 8 på oljepriser fra 60-80 USD/fat. Dvs. ved run-rate 15.000 fat/dag ved årsslutt (se tabell 1 og 2 under). Panoro har meget gode finansieringsvilkår for phase 1 gjennom avtale med BW Energy/BWO. Panoro er «carried» for fase 1. Dvs BW Energy dekker cap ex, mot tilbakebetaling fra inntekter fra produksjonen. Dette lånet er «non-recourse».
=>Med høyere oljepris eller raskere igangsettelse av phase 2 og 3 av kan aksjen handle på rundt 40-60 kroner (P/E = 8) rundt 2020 om alle tre fasene går på skinner.

=>Pga at dagens oljepris ligger betydelig over nivåene da BWO/BW ENERGY gikk inn i prosjektet samt at BWO har hatt stor suksess med first oil på Catcher-feltet så er det sannsynlig at BW Energy fremskynder utviklingen av området. BW Energy planlegger allerede fase 2. . BWO nevnte også på capital markets day i januar at de vurderer «spin-off» av BW Energy.

=>BW Energy som er operatør på Dussafu-feltet og BWO sin ledelse har lang erfaring i nøyaktig dette området med FPSO på nabofeltet Etame. BW Energy sin ledelse kommer fra oljeselskap som har jobbet i Gabon i flere tiår. Lederteamet har bl.a. utviklet Etame feltet, og produsert 4x så mye olje der, som man trodde når man satte i gang.

=>Panoro har også et stort fremførbart underskudd på 800 millNOK i norsk ASA og en eierandel i Aje-feltet hvor de muligens selger seg ut i løpet av året med en hyggelig gevinst (se under).

BW Energy kjøpte seg inn i Dussafu feltet ved årsskiftet 2016/2017. Planene for Dussafu feltet ble lagt sommeren 2017. I den perioden lå oljeprisen rundt 45-50 USD.

Oljeprisen har steget markert siden den gangen så det er veldig sannsynlig at BW Energy velger å fremskynde utviklingen av fase 2 på Tortue samt utvikle samt utvinne oljen på feltet i øvrige funn, dvs Ruche, Moubenga, og Walt Whitman raskere.
Capex for fase 1 160-170 mUSD. Panoro (8,333% andel) 12,5 mUSD for BWO. Capex fase dekkes av et (non-recourse, som tilbakebetales fra inntjeningen av produksjonen på feltet). lån fra BW-systemet. Net profit for ett år med 60 USD dekker capex fase 1.
Capex phase2 (2 nye produksjonsbrønner) inkludert tie-backs 40-50 mUSD per brønn (det inkluderer alle kostnader for brønnen inkl tieback til FPSO) på Tortue. (Panoro 8,333%) andel 3,75 mUSD per brønn for tie-back. Panoro har ca 8,333% av lisensen.
« BW Energy kan øke produksjonen ved å bore nye brønner til ca 45 mUSD som inkl full tie-backs til den samme FPSO. Hver nye brønn vil da produsere ca. 7.500 fat. Det betyr altså at en ny produksjonsbrønn med tie-back til FPSO i praksis koster 35 mNOK for Panoro sin andel. FPSO’en har kapasitet til minst 40.000 fat/olje per dag»
Ved å fremskynde phase 2 og 3 med ett par år i en samlet utbygging som er vanlig i «gode tider» kan EPS se slik ut:


Tabell 1


I 2018-tallet ligger kun phase 1 for Tortue inne. I 2019 ligger phase 2 for Tortue inne for hele året. I 2010 Ligger phase 3 for Tortue inne for hele året.

image002.png

Tabellen tar utgangspunkt i at produksjonen starter 1. januar i 2019 og 2020 – run-rate tall.


AKSJEKURSEN P.T. er 7 kroner 30 øre. Det gir P/E = 1,4 til 1 på 2019 tall for oljepris på hhv 60 og 80 USD/fat.


Selskapet er verdsatt til 290 mNOK (aksjekurs 7 kroner) i dag og eier for øvrig ca. 12% av en verdifull andel i gassforekomsten Aje (OML 113) som i dag produserer 3.500 fat per dag olje. Gassfeltet er ikke satt i prodouksjon. Den andelen er til salgs. Den ligger like West Africa Gas Pipeline. Den andelen kan trolig selges for 3-7 kroner per aksje litt avhengig av timing for salg. Selskapet har også et fremførbart underskudd i norsk ASA på 800 millNOK. Per forrige kvartalsrapport hadde Panoro ca. 9 millUSD i cash.


BW Energy sin ledelse som har utviklet og produsert olje i naboblokken i Gabon i 15 år, mener at potensialet kan være å produsere over 150 mill fat olje fra de eksisterende funnene Tortue, Ruche, Moubenga og Walt Whitman. De to største funnene Tortue og Ruche ble funnet etter at det ble skutt high grade 3D seismikk der. Da ble det funnet olje på første forsøk ved boring av 2 av 2 brønner. Dvs det ble gjort 2 funn.

Det er en rekke andre formasjoner rundt disse funnene som er identifisert på samme 3D seismikk. Samlet er «unrisked prospective resources» på disse formasjonene 1 mrd fat. Når oljeproduksjonen kommer i gang, kan ny leteboring finansieres ved fratrekk på skatten som skal betales til Gabon, og er dermed nesten fullfinansiert av Gabons stat.
Nye funn vil kunne være betydelige (det er flere «formasjoner» der med potensiale på 200 mill fat) og skape store merverdier for eierne. Disse prises i dag til 0 i Panoro aksjen.

Cap ex per fat i en full utbygging som vil kunne ta produksjonen til potensielt 40.000 fat per dag, vil være samlet ca. 400 millUSD (dette inkluderer fase 1 og fase 2 nevnt tidligere) fordelt over flere år i tråd med at man legger til nye produksjonsbrønner. Basert på et potensiale på 150 mill fat vil cap ex per fat i så fall være under 3 USD per fat! I første fase vil op ex per fat være rundt 8 USD per fat basert på «booked reserves» og cap ex i fase 1.

Opex i første fase vil være 13-16 USD per fat, noe som er svært attraktivt. I field life vil op ex per fat være ca 20 USD per fat, da skattefradragene vil være noe mindre i senere fase. Op ex per fat og cap ex per fat er svært attraktivt for Dussafu.

SEB analysen er nå slettet pga. uhell her hos meg. Fikk den per mail. Ble vel lagt ut tidligere denne SEB analysen fra feb. 2018. Kanskje noen andre som kan hjelpe her?

Noen som vet hvorfor MX Oil steg 19% i dag?

SEB: del 1
Panoro - Dussafu"The Rain Maker"-Project - A low risk highly scalable development financed by "BWO", BW Energy (BW Group).

Panoro er oljemyggen som har enorme vekstmuligheter som er fullfinansiert av solide aktører/partnere. De trenger ikke å lete etter olje. De har store reserver og den første oljen løftes opp senere i år med BWO Adolo en FSPO. Alle leveranser i prosjektet ligger ahead of schedule og under budsjett i følge BWO (Capital markets day 8. jan).

De dårlige tidene i oljeservicemarkedet sikrer lave utbyggingskostnader som blir levert i tide ref Catcher nylig. Panoro var veldig lure da de solgte en andel av feltet til BW Energy (BWO-sfæren) da BW-systemet kunne komme med svært attraktiv finansiering samt en FPSO med en top-side (prosesseringsanlegg) som passer på Dussafu-feltet uten særlige modfikasjoner dvs uten store kapitalinvesteringer.

Panoro/BW Energy kan med en særdeles lav grensekost koble flere brønner til FPSOen. Det koster Panoro ca 30 mill norske kroner å utvikle samt koble opp en ny brønn til FPSOen per dags dato. (30 millNOK er PANORO sin andel (8.33%)
Ekstremt skalerbart mht inntjeningen da hver brønn ser ut til å kunne produsere ca 7.500 fat/dag.
Selskapet styres av blant andre Torstein Sannes som har identifisert/utviklet Johan Sverdrup, (startet Lundin Norge), Garret Soden (Lundin) Hilde Ådland (Engie Norge), James Balkany (stor aksjonær) og Alexandra Herger (tidligere letesjef i Marathon Oil). http://www.panoroenergy.com/board-of-directors/
Selskapet er effektivt drevet med en liten stab. Lønninger og pensjonskostander utgjør ca 16 mNOK i året (se tabell nederst)
Borr Norve begynte å utvikle første produksjonsbrønn 29. januar i år.
«First oil» i andre halvår 2018.
Panoro ASA har ingen rentebærende gjeld og har rundt 70 mNOK i kontanter.
De har et non-recourse lån med rente på development capex mot lisensen i Gabon. Lånet avregnes mot produksjonen.

RUN-RATE EPS Q42018 for Panoro kun phase 1 Tortue (se tabell 0 under) samt vekst i inntekter ved å øke med to nye brønner på Tortue:

Med en oljepris på 60 USD får Panoro en margin på ca. 33 USD/fat etter skatt. Det gir en EPS på ca 2,59 kroner per aksje som igjen gir P/E 2,7 på dagens kurs.

Med en oljepris på 70 USD/fat får Panoro en margin på 38 USD/fat. Marginalskatten over 60 USD/fat er ca på 50%. Det gir en EPS på 2,98 og en P/E på 2,34.

Ved å fremskynde fase 2 som er meget sannsynlig må Panoro bidra med ytterligere 60 mNOK for nye to nye brønner som kobles til samme FPSO som brukes i fase 1 på Tortue. Da øker EPS fra 2,59 til 4,32 kroner per aksje. Se tabell 1. Dersom oljeprisen stiger til 80 USD/fat stiger EPS til 5,63 kroner run-rate. Det gir en P/E på 1,24.

Tabell 0:

=>Tabellen tar utganspunkt i run-rate EPS eks finanskostnader etter "first oil". BWO har indikert oppstart 2H i år. EPS for 2019 uten phase 2 blir lik tallene i tabell 0.


=> BWO/BW Energy har indikert en margin på 31-34 USD/fat på 59 USD. BW Energy sa på capital markets day at ting ble levert raskere og billigere enn budsjettert.


=>Finanskostander bør ligge rundt 500kUSD i året til 1 mUSD. Det får ikke nevneverdig utslag på EPS.

image001.png

=>Panoro bør handle rundt 20 -30 kroner/aksje ved «first oil» av phase 1 - P/E= 8 på oljepriser fra 60-80 USD/fat. Dvs. ved run-rate 15.000 fat/dag ved årsslutt (se tabell 1 og 2 under). Panoro har meget gode finansieringsvilkår for phase 1 gjennom avtale med BW Energy/BWO. Panoro er «carried» for fase 1. Dvs BW Energy dekker cap ex, mot tilbakebetaling fra inntekter fra produksjonen. Dette lånet er «non-recourse».
=>Med høyere oljepris eller raskere igangsettelse av phase 2 og 3 av kan aksjen handle på rundt 40-60 kroner (P/E = 8) rundt 2020 om alle tre fasene går på skinner.

=>Pga at dagens oljepris ligger betydelig over nivåene da BWO/BW ENERGY gikk inn i prosjektet samt at BWO har hatt stor suksess med first oil på Catcher-feltet så er det sannsynlig at BW Energy fremskynder utviklingen av området. BW Energy planlegger allerede fase 2. . BWO nevnte også på capital markets day i januar at de vurderer «spin-off» av BW Energy.

=>BW Energy som er operatør på Dussafu-feltet og BWO sin ledelse har lang erfaring i nøyaktig dette området med FPSO på nabofeltet Etame. BW Energy sin ledelse kommer fra oljeselskap som har jobbet i Gabon i flere tiår. Lederteamet har bl.a. utviklet Etame feltet, og produsert 4x så mye olje der, som man trodde når man satte i gang.

=>Panoro har også et stort fremførbart underskudd på 800 millNOK i norsk ASA og en eierandel i Aje-feltet hvor de muligens selger seg ut i løpet av året med en

SEB: del 2:
hyggelig gevinst (se under).

BW Energy kjøpte seg inn i Dussafu feltet ved årsskiftet 2016/2017. Planene for Dussafu feltet ble lagt sommeren 2017. I den perioden lå oljeprisen rundt 45-50 USD.

Oljeprisen har steget markert siden den gangen så det er veldig sannsynlig at BW Energy velger å fremskynde utviklingen av fase 2 på Tortue samt utvikle samt utvinne oljen på feltet i øvrige funn, dvs Ruche, Moubenga, og Walt Whitman raskere.
Capex for fase 1 160-170 mUSD. Panoro (8,333% andel) 12,5 mUSD for BWO. Capex fase dekkes av et (non-recourse, som tilbakebetales fra inntjeningen av produksjonen på feltet). lån fra BW-systemet. Net profit for ett år med 60 USD dekker capex fase 1.
Capex phase2 (2 nye produksjonsbrønner) inkludert tie-backs 40-50 mUSD per brønn (det inkluderer alle kostnader for brønnen inkl tieback til FPSO) på Tortue. (Panoro 8,333%) andel 3,75 mUSD per brønn for tie-back. Panoro har ca 8,333% av lisensen.
« BW Energy kan øke produksjonen ved å bore nye brønner til ca 45 mUSD som inkl full tie-backs til den samme FPSO. Hver nye brønn vil da produsere ca. 7.500 fat. Det betyr altså at en ny produksjonsbrønn med tie-back til FPSO i praksis koster 35 mNOK for Panoro sin andel. FPSO’en har kapasitet til minst 40.000 fat/olje per dag»
Ved å fremskynde phase 2 og 3 med ett par år i en samlet utbygging som er vanlig i «gode tider» kan EPS se slik ut:


Tabell 1


I 2018-tallet ligger kun phase 1 for Tortue inne. I 2019 ligger phase 2 for Tortue inne for hele året. I 2010 Ligger phase 3 for Tortue inne for hele året.

image002.png

Tabellen tar utgangspunkt i at produksjonen starter 1. januar i 2019 og 2020 – run-rate tall.


AKSJEKURSEN P.T. er 7 kroner 30 øre. Det gir P/E = 1,4 til 1 på 2019 tall for oljepris på hhv 60 og 80 USD/fat.


Selskapet er verdsatt til 290 mNOK (aksjekurs 7 kroner) i dag og eier for øvrig ca. 12% av en verdifull andel i gassforekomsten Aje (OML 113) som i dag produserer 3.500 fat per dag olje. Gassfeltet er ikke satt i prodouksjon. Den andelen er til salgs. Den ligger like West Africa Gas Pipeline. Den andelen kan trolig selges for 3-7 kroner per aksje litt avhengig av timing for salg. Selskapet har også et fremførbart underskudd i norsk ASA på 800 millNOK. Per forrige kvartalsrapport hadde Panoro ca. 9 millUSD i cash.


BW Energy sin ledelse som har utviklet og produsert olje i naboblokken i Gabon i 15 år, mener at potensialet kan være å produsere over 150 mill fat olje fra de eksisterende funnene Tortue, Ruche, Moubenga og Walt Whitman. De to største funnene Tortue og Ruche ble funnet etter at det ble skutt high grade 3D seismikk der. Da ble det funnet olje på første forsøk ved boring av 2 av 2 brønner. Dvs det ble gjort 2 funn.

Det er en rekke andre formasjoner rundt disse funnene som er identifisert på samme 3D seismikk. Samlet er «unrisked prospective resources» på disse formasjonene 1 mrd fat. Når oljeproduksjonen kommer i gang, kan ny leteboring finansieres ved fratrekk på skatten som skal betales til Gabon, og er dermed nesten fullfinansiert av Gabons stat.
Nye funn vil kunne være betydelige (det er flere «formasjoner» der med potensiale på 200 mill fat) og skape store merverdier for eierne. Disse prises i dag til 0 i Panoro aksjen.

Cap ex per fat i en full utbygging som vil kunne ta produksjonen til potensielt 40.000 fat per dag, vil være samlet ca. 400 millUSD (dette inkluderer fase 1 og fase 2 nevnt tidligere) fordelt over flere år i tråd med at man legger til nye produksjonsbrønner. Basert på et potensiale på 150 mill fat vil cap ex per fat i så fall være under 3 USD per fat! I første fase vil op ex per fat være rundt 8 USD per fat basert på «booked reserves» og cap ex i fase 1.

Opex i første fase vil være 13-16 USD per fat, noe som er svært attraktivt. I field life vil op ex per fat være ca 20 USD per fat, da skattefradragene vil være noe mindre i senere fase. Op ex per fat og cap ex per fat er svært attraktivt for Dussafu.

Ikkje imponert av feil som er i SEB analysen.
Håper virkelig SEB kommer ut med ein ny analyse etter vi får flow og med alt det nye som har skjedd etter sist analyse.

###
Tabell 1
I 2018-tallet ligger kun phase 1 for Tortue inne. I 2019 ligger phase 2 for Tortue inne for hele året. I 2010 Ligger phase 3 for Tortue inne for hele året
###

I 2019 vil vi ikkje ha phase 2 for Tortue heile året.
I 2010 må være 2020 og ikkje her heller vil det være mulig med phase 3 for heile året.

Det er lidt sjovt at læse hvad SEB har estimeret . Som jeg ser det har de ramt klokke rent . Aktie kursen er ikke i 30 endnu men det kommer den?

Så snart vi får fornyet lisensen i Tunisia og lagt en plan for produksjonsstart i løpet av 2019 så er det på tide å få oppdatert analysen. Da må man også legge inn et 100 dollar per fat scenario ;-).

RE Sulrox
SEB analysen er fra før de gjorde funn på Tortue vestre flanke. De har derfor i fase 2 estimert 2 brønner og samme for fase tre. Nå blir det mest trolig 4 brønner i fase 2. Økonomien i dette blir derfor bedre enn SEN analysen om forutsetningene ellers slår til

Nå må vel påregnes ca. 1 mnd. lenger kontraktsperiode for Perenco, ved at Norve gikk fra Dussafu til Perenco (Gabon) en gang i september. Dvs. flåteplanen til Borr Drilling medfører at Norve kan bli ledig fra mars 2019. Dussafu JV (undisclosed) står oppført på flåteplanen fra juli 2019. Vil anta at Norve kan komme i gang på Dussafu noe tidligere enn dette. Vil trolig og uansett bety first oil Fase 2 på Dussafu i H1 2020, trolig noe før.

Long lead items for Fase 2 Dussafu er meldt skal være ivaretatt og infrastrukturen/subsea er på plass. Så jeg tror på raskest mulig first oil Fase 2 - 2019/2020.

Har tenkt litt over hva som er utfordringer i aksjen nå, med kaskader av forventede meldinger. Har konkludert med at flow Dussafu er viktig i et kortsiktig perspektiv. I tillegg behøver ikke sidesteget ifm. Ruche brønnen innfri.

Utover dette går det mer på hendelser og meldinger som har med farm out, Tunisia og regulatorisk tilknyttet Tunisia. Fra min side prioriteres Tunisia, fordi det er her jeg mener det er mest oppside i aksjen. Meldt farm out og betingelser for ny partner med kompensasjon ifm. farm out til PEN kan være en trigger i aksjen. Ser veldig liten risk tilknyttet Tunisia. Forlengelse av lisensen blir en formalitet, vinn-vinn for alle parter.

For Aje er det prosjektfinansiering og boring en brønn på Aje i H1 2019 som må bli meldt. Kan bli en særdeles hyggelig trigger forut for PENs salg av Aje, som trolig blir solgt i løpet av inneværende år.

Konklusjonen blir fra min side, at utenom flow Dussafu Fase 1 og resultat sidesteg Ruche, er det liten risk i aksjen - stort sett oppside. Så da blir spørsmålet hvorfor ikke stole på selskapets guiding på Dussafu og ta de positive meldingene som er forventet.

At aksjen nå må anses som vesentlig de-risket er et hovedargument for å bli sittende i en tid med oljepris i stigende trend. Jeg mener å ha hold i min påstand om at det må forventes meldinger i september og oktober. Flow Dussafu og sidesteget Ruch blir spørsmålet, men alt annet - stort sett positivt og kursdannende.

Ruche ble funnet i 2011 og Tortue i 2013.

3d-seismikken forelå i 2014. Det da en feil i analysen, selv om den ikke er graverende på noen måte.

Ny forlengelse på 10 år for Vaalco på Etame Marin

https://www.offshoreenergytoday.com/vaalco-gets-10-year-extension-for-etame-marin-permit/

Og direkte fra kilden.

https://vaalco.investorroom.com/press_releases?item=356

Takk til Slejpner39 og Børsbjarne!

Må regne litt på dette..

Fra analysen:
"Det er en rekke andre formasjoner rundt disse funnene som er identifisert på samme 3D seismikk. Samlet er «unrisked prospective resources» på disse formasjonene 1 mrd fat. Når oljeproduksjonen kommer i gang, kan ny leteboring finansieres ved fratrekk på skatten som skal betales til Gabon, og er dermed nesten fullfinansiert av Gabons stat."

Gjelder dette også BWO?

BlackPeter, det er ihvertfall min forståelse slik det ble lagt frem på Q2-presentasjonen tidligere i år (mener ihvertfall det var ifm Q2 det ble nevnt spesifikt i callen). Det er vel skatteregimet som er lagt på lisensen og BWEG vil dermed ha samme fordel slik jeg tolker det.

Ellers ser jeg det er stille før stormen i omsetningen. Olja over $82 og knapt nok aksjer omsatt på status-quo kurser.