BWE 2021

cinet
BWE 18.01.2021 kl 13:19 82078

BWE blir en pengemaskin i 2021. Utbyggingsplan på hovedfelt Gabon skjøvet fram i tid pga corona. Vær oppmerksom på at betalingen for lifting nr. 2 kommer i 1Q ( + en ny lifting) Her sprøytes pengene inn. I tillegg kjøpt seg opp i gassfelt Namibia, og... Brazil venter i fremtiden.
BW Energy: Q4 2020 trading update

BW Energy today provides an update on the operation and development of the Dussafu Marin license in Gabon. The Company will publish its financial report for the fourth quarter and full year 2020 on Friday, 19 February 2021.
Gross production from the Tortue field averaged approximately 13,500 barrels of oil per day in the fourth quarter of 2020, amounting to a total gross production of 1.24 million barrels of oil for the period. BW Adolo had scheduled downtime of 11 days in October for its annual maintenance program and to comply with Gabonese production allocations to meet the nation’s OPEC quotas.
BW Energy completed two liftings in the quarter, realising an average price of approximately USD 46.5 per barrel. The latter lifting will be paid to the Company in January 2021. Production cost (excluding royalties) was USD 22.7 per barrel. This includes approximately USD 2.2 million of additional costs related to handling the COVID-19 pandemic in the quarter.
BW Energy’s share of gross production was approximately 914,000 barrels of oil. Net sold volume, which is the basis for revenue recognition in the financial statement, was 1.26 million barrels including approximately 162.000 barrels of fourth quarter DMO deliveries and an over-lift position of around 41,000 barrels at the end of the period.
Execution of Dussafu development plan is progressing with the recent award of a drilling contract for one development well (DTM-7H) and one exploration well. Additionally, BW Energy holds an option for another exploration well subject to the results of the drilling campaign.
In November 2020, BW Energy concluded on an alternative development plan for the Hibiscus/Ruche satellite field, utilising a converted jack-up as an offshore installation. Planning for the Hibiscus Alpha conversion project is progressing with focus on structural engineering and yard selection. The use of a converted jack-up is expected to reduce capital investments by around USD 100 million compared to constructing and installing a new wellhead platform.
BW Energy had a cash balance of USD 120 million at 31 December 2020, compared to USD 145 million at 30 September 2020. The decrease is mainly due to the abovementioned working capital impact of the December lifting and previously announced payments for the acquisition of two jack-ups.

https://www.bwenergy.no/media/press-releases/detail/BW-Energy-Q4-2020-trading-update

+
Norway's BW Energy has increased its stake in the Kudu License offshore Namibia from 56% to 95%, following the signing of a farm-in and carry agreement with the National Petroleum Corporation of Namibia (NAMCOR). NAMCOR will retain the remaining 5% working interest.
Carl K. Arnet, the CEO of BW Energy said: "Kudu gas is an important project for the energy sector and for Namibia. It has the potential to provide a valuable contribution to Namibia’s energy mix and local value creation by monetizing stranded gas which is an untapped natural resource in Namibia. The next step for the Kudu joint venture will be to secure long-term commercial gas sales agreements, update the development plan to meet offtake needs and ensure robust financial project returns.”
Redigert 21.01.2021 kl 09:40 Du må logge inn for å svare
piff
16.04.2021 kl 16:39 2862

Enkelt og grei, Må komme nyte og større investorer på banen. i tilegg er BWE lite aksjonærvenlig , en tung dominerende familie på eiersiden gjør selskapet lite aktrativ
for framtidig oppkjøp.
Bwe kommer den når ting begynner og matrialisere seg i form at betydelig økning i produksjon med dertil økte reserver og klingende dollar i kassen.
Redigert 16.04.2021 kl 16:40 Du må logge inn for å svare

La oss se litt nærmere på gjeld, cash, produksjon inkl. potensial, reserver og ansvar ved Q1 for begge selskapene. Kan bli interessant. Ikke lenge til.

Litt rart når hegnar.no/FA ikke skriver noe om en så klar anbefaldning.
Trodde de dekket alle aksjer.
cinet
16.04.2021 kl 18:50 2799

Du ( vi) er i forkant . Gled deg til neste uke,og ukene deretter ;) BWE blir vinneren 2021.
cinet
18.04.2021 kl 10:08 2658

FA hadde følgende argumenter opp mot ukens selskap (EQNR) Det samme argumentet gjelder en rekke selskaper, ikke minst BWE/PEN. I begge selskap vil cash sprute inn til høsten, og utbyttemaskiner i 2022 .

"Gjenåpningen av corona-stengte samfunn ventes å øke verdens oljeforbruk kraftig gjennom året og gi støtte til oljeprisene, mens OPEC balanserer det hele med små produksjonsøkninger på veien.

Er du redd for inflasjon er oljeaksjer noe av det beste som finnes. Tror du på høyere realrenter, er verdiaksjer det foretrukne valget i aksjemarkedet. Og skal man tro konsensus av norske forvaltere og investorer, er det verdiaksjer man helst bør satse på nå."

danmark1
18.04.2021 kl 11:59 2573

Vi må forvente en del uro i Mellemøsten, som kan give nogle voldsomme hop i olieprisen. Grundlæggende er olieprisen stigende med åbning af verden, så det kan undre, at mange olieaktier endnu ikke har haft et løft, på forventet bedre indtjening. BWE har stået stille i en lang periode, men interessen kommer vel på et tidspunkt.

BWE aksjen har relativt sett stått i ro. NOK 27 var hva BW Gruppen og management priset aksjen til i emisjonen av USD 75 mill.

Temmelig åpenbart at Arnet & Co. virkelig satser på Hibiscus og vil anvende en del av kapitalen til boring og utbygging av Dussafu. Skulle nå virkelig boringen med resultat om en måneds tid medføre at reservene øker 3x, så har management og styre foretatt riktig valg. For da øker reservene så mye og gir så mange gode utbyggingsmuligheter at det blir et luksusproblem å forvalte Dussafu, der hvor andre oljeselskapet må bruke tid og penger på en kostbar letefase, synes BWE å komme til dekket bord - med den de-risking dette medfører. COS-faktoren er rimelig høy på den brønnen som nå skal bores. Det er nok dette BWE satser på. I dette lys at manglende M&A må vurderes vil jeg tro.

BWE viser ikke tegn til å selge seg ned på nåværende tidspunkt, hverken i Maromba, Kudu eller Dussafu. Dvs. her ligger det an til operatørstatus og ekstremt høy eierandel.

Gansk utrolig at et selskap av BWEs størerelse kan fronte operatørstatus i tre enkeltstående prosjekt/lisenser. For Dussafu er capex kuttet drastisk ved å benytte de to innkjøpte jack-up riggene..

Hentet fra nettet og FA:

– En jackup-konvertering vil gjøre oss i stand til å redusere investeringene med rundt 100 millioner dollar sammenlignet med vår opprinnelige utviklingsplan, sier konsernsjef Carl Arnet i BW Energy.

Ved å konvertere en jackup-rigg i stedet for å bygge en helt ny brønnhodeplattform, som opprinnelig var planen, anslår selskapet en reduksjon i co2-utslippene på 70-80 prosent.

Ved å kjøpe to rigger, skriver selskapet at de kan bruke de samme planene «for en andre utvikling med åpenbare synergier».Sitat ferdig.


FPSO POLVO for Maromba vil også redusere capex vesentlig. Både Dussafu og Maromba står nå overfor utbygging, som ved nåværende oljepris. som det kan ligge an til at BWE finansierer selv. Dette signal kan tolkes via at selskapet ikke lenger like hardt snakker om en deal som lå på bordet ifm. RBL, med max USD 300 mill. som lånefasilitet.

Capex har også blitt betydelig redusert for Maromba, som selskapet uttalte til TDN Direct september 2020:

BWE: HOVEDSCENARIO ER Å BRUKE POLVO PÅ MAROMBA-UTVIKLINGEN, GIR HELT ANNEN CAPEX

Oslo (TDN Direkt): BW Offshore-FPSOen "Polvo" blir ledig i andre halvår 2021 og det er BW Energy sitt hovedscenario å bruke den på Maromba-utviklingen i Brasil.

Det sier finansdirektør Knut R. Sæthre i BW Energy til TDN Direkt onsdag.

- Det passer veldig bra for oss. Polvo er en kandidat som noen av oss som har jobbet i BW Offshore kjenner veldig godt. Den ligger rett nord for Maromba, er allerede utstyrt for å håndtere tungolje og den er allerede brasiliansk med hensyn til regulatoriske krav, sier Sæthre.

Han sier den vil gi helt andre driftsinvesteringer (capex) enn den opprinnelige planen, som var FPSOen "Berge Helene".

- Vårt hovedscenario er å bruke den. Da må vi endre planen, men det er sånn sett en "no brainer". Det er andre optimaliseringer også, men det i all hovedsak å bytte FPSO-kandidat gjør at Maromba kommer ned også på en la oss si 15 prosent internrente (IRR) på noe som er langt under 40 dollar da, som vi har i dag, sier finansdirektøren.

Sæthre vil ikke spesifikt komme med guiding på capex ved bruk av Polvo.

- Det er litt tidlig å guide på capex, men sånn grovt sett ser vi på kanskje halvparten av det vi hadde i utgangspunktet, sier han til TDN Direkt.

I presentasjonen da BW Energy ble børsnotert ble det kommunisert om over 15 prosent IRR ved en oljepris på 50 dollar pr fat for fase en av Maromba.

- Når koronaviruset kom og oljeprisen krasjet sa vi internt at "dette funker ikke". For å gjøre prosjektet mer robust, måtte det funke på en oljepris langt under 50 dollar pr fat, ifølge Sæthre. Sitat ferdig.

Jeg tok med hva Sæthre uttalte, fordi økonomiforbedringen i Dussafu også gjelder for Maromba. Enkelte kritikere av BWEs management mener ledelsen og styre er av slett karakter og har liten faglig tyngde og erfaring som reinspikka oljeselskap. For min del vil jeg si - at så langt viser selskapet at det har ressurser med solid kompetanse, som alene eller ved ekstern rådføring forvalter egen assets på ypperste vis. Se bare hvor hardt selskapet har skåret ned på kostnader i to prosjekter.

Nå mener jeg bedre å forstå hva selskapet egentlig streber mot og at det å vokse via M&A ikke er så viktig eller til det beste for aksjonærene, ettersom BWE besitter egne assets av aller beste sort, om en ikke i verdensklasse. Slik som for Dussafu. Hva blir da hensikten med å gå gå over bekken for å hente vann?

Vil minne om at BWE (dvs. egentlig BWO, men samme folka) kjøpte Dussafu for totalt USD 44 mill. USD 32 mill ble betalt til HNR (Harvest), mens PENs 25% ble kjøpt for USD 12 mill. Riktignok før utbygging, men viser at Arnet & Co har nese for en god handel. Så er da godeste Carl ei heller noen novise.

forts.
Redigert 18.04.2021 kl 14:33 Du må logge inn for å svare

forts.

Funding, strategi, videre ubygging og forvaltning av Dussafu er sterkt avhengig av max uttelling ved denne avgrensningsbrønnen som bores i disse dager. Det er langt mer enn 3x økte reserver som står på spill.

Jo, det ligger flere boringer og venter. Funding synes BWE å spisse mot eget opeatørstatus og ansvar. Skulle det knipe, så har BWE null i gjeld og over USD 200 mill. i cash. USD 120 mill i cash v/Q4, en betaling for lifting i desember ble utbetalt i januar og kommer med i Q1. Dette i tillegg til USD 75 mill. i frisk kapital/emisjon.

Selskapet kunne på enkelt vis ha kjøpt produksjon, men dette hadde i så fall medført en gjeld, BWE p.t. er uten. At andre selskap velgerå kjøpe produksjon og betale renter og avdrag, må bero på at det som partner ikke har andre muligheter. Men med økt gjeld minskes handlingsfriheten. Ref. CEO Arnets ord: BWE har fremdeles kruttet tørt, dvs. null gjeld og god cash situasjon.

I tillegg en fordring mot Tullow eller PEN, som med light arbitration 10% Tullows back-in right og lånet til PEN ifm. capex first oil Dussafu trolig utgjør samlet ~USD 15 mill.

Som formildende omstendighet, BWE vil hanke inn - på et senere tidspunkt - de utlegg selskapet nå har med de to egeninnkjøpte jack-up riggene, med tilhørende ombygging. Dvs. bedre økonomi for BWE på sikt.

Dette sagt, det koster å bore og installasjonsfasen de to gjenstående brønnene online, vil tappe BWE for kapital, men når Tortue Fase 2 produserer for fullt, vil dette i seg selv generere noen ti-talls millioner som fri kontantstrøm per Q.

BWE fremstår som å være i utmerket stand til å vokse, basert på egne assets og ressurser i egenskap operatørstatus.
Redigert 18.04.2021 kl 15:06 Du må logge inn for å svare
solb
18.04.2021 kl 14:26 2460

Når du skriver som her, er det interessant og svært nyttig informasjon du kommer med. Da er du på ditt beste. Og takk for det.
Jeg la merke til at du ikke nevnte noe om "Kudu" prosjektet. At BWE har økt eierandelen til 95% sier meg at selskapet kan ha en agenda vi ennå ikke har fått vite noe om? Har du gjort deg noen tanker?

Enig i deg hva du sier BWE øker i Kudu prosjektet. Økt eierandel i Kudu, må vel mer ses på som en forsterket operatørstatus, mao. føyer seg inn i den generelle strategien til selskapet.

Nei, har egentlig ikke reflektert så mye over Kudu. mener at Arnet på ett av de siste Q, nevnte at Kudu ligger et stykke frem i tid.

Bet likefullt merke i hva Arnet sa om Kudu og selskapets holdning til gassprosjekt, dvs. BWE kan like gjerne kjøpe et gassfelt til utbygging som oljfelt i fremtiden:

“Developing Kudu will provide insights which can be used to unlock similar abundant stranded gas reserves available around the world. Adding cost efficient gas to the energy mix of tomorrow is going to be vital to reach the world’s environmental targets,” Carl K. Arnet added.



Første produksjon av gas fra Kudo planlagt til Juni 2024.
Da er BWE godt igang med Hibiscus og Maromba.

Kilde
https://www.upstreamonline.com/field-development/bw-targets-kudu-start-up-date-off-namibia/2-1-741409

Ang Kudo:

Oslo-listed player BW Energy has concluded a deal to boost its stake in the 47-year old Kudu gas discovery off Namibia, a move it hopes will help pave the way to finally exploit the field's 1.3 trillion cubic feet of resources.

For years, Kudu's base case development plan has involved subsea wells feeding gas to a floating production system — provided by BW Energy's sister company BW Offshore — where the condensate would be stripped out for export, leaving the gas to be piped 170 kilometres to shore to a newbuild 440-megawatt power plant.

As provisionally agreed two years ago, BW Energy has signed a farm-in and carry agreement with state oil company Namcor that will see the Norwegian company increase its working interest in Kudu from 56% to 95% in line with previously disclosed intentions.

Arnet pointed out that "developing Kudu will provide insights which can be used to unlock similar abundant stranded gas reserves available around the world. Adding cost efficient gas to the energy mix of tomorrow is going to be vital to reach the world's environmental targets."

Namcor's managing director Immanuel Mulunga said Kudu "represents an opportunity to reduce carbon emissions and strengthen energy independence for Namibia, which currently imports a major part of its electricity from coal-fired power plants outside of the country".

He added: "I am confident this development will inspire increased exploration initiatives in other licence areas in the country
solb
18.04.2021 kl 16:38 2374

Takk for nyttig innspill. Har selv fundert en god del over BWE sitt Kudu prosjekt, samt økende eierandel til 95%, og finner det veldig interessant fremover. Det er jo slik at Namibia importerer mye gass fra Sør Africa, og ønsker vel å gjøre seg mindre avhengig etter hvert. Med økende gass/oljepriser vil vel et slikt prosjekt også bli lettere å realisere økonomisk. Et annet forhold man ikke skal se bort fra, er muligheter for å gjøre oljefunn på Kudublokken. Blokken er stor og lite utforsket. Vi hører om at det finnes både gass og kondensat, hva med oljekomponenten? Finnes den, ja da er nok en Gullfugl hentet inn. 👍

Økningen i eierandel er beroende på BW Kudu og Namcors styre, samt myndighetene i Namibia sin godkjennelse. Neppe innsigelser, ettersom BWE tar alle kostnader inntil first gas. På den annen side, nå hefter ikke lenger sendrektighet fra Namcor eller myndighetene og BWE kan uforstyrret fremforhandle/sondere gassavtaler med kjøpere i markedet. Kan hende BWE forsøker på en annen plan og utbygging enn pipeline til land og gasskraftverket. Et kraftverk det koster flesk å bygge. Det var vel Tullow i sin tid som vurderte LPG båter shuttle til land. Kudu er trolig for lite til storskala LPG export. Okkesom, BWE sonderer og her er det mulig at BWE knytter til seg partnere. Det siste er bare min antakelse. For all del, BWE kan få endret konseptet/kostnadene eller tilpasse planen inkl. myndighetenes rammeverk innen gass.

Ganske artig, men det kan se ut som om Kudu inneholder gass tilsvarende Aje feltet i Nigeria, som de fleste av oss burde kjenne til. ADM skriver i september 2020:

It will also monetise the rich Dry Gas in the Aje field, where it has been estimated there is over 1.1 trillion cubic feet ("Tcf") of Gas initially in Place ("GIIP") which could be supplied to the Lagos market and sold to the West Africa Gas Pipeline.

https://www.investegate.co.uk/adm-energy-plc/rns/half-yearly-results/202009300700055094A/

Kudu gass:

Reserves

1.3 trillion cubic feet of proven natural gas reserves and nine trillion cubic feet of possible reserves

https://www.offshore-technology.com/projects/kudugasfieldnamibia/

Aje ble jo opprinnelig vurdert som et gassfelt. Siden har det som kjent tilkommet olje- og kondensat utvinning. Man kan ikke utelukke noe tilsvarende på Kudu. Selv om BWE nevner kun gass, viser artikkelen at det nevnes first oil 2014.

Kudu gass er tilsynelatende vs Aje og størrelse relativt sammenlignbart, dvs. 1.1 trillion cubic feet for Aje vs. Kudus 1.3 trillion cubic feet. Jo, kanskje Kudu kan realiseres og det kommer en surprise her.

Uansett, viktig at det nevnes Kudu-gass som 1.3 trillion cubic feet of proven natural gas reserves og hva med denne: and nine trillion cubic feet of possible reserves.
Redigert 18.04.2021 kl 19:22 Du må logge inn for å svare

Kudu er større. Adm bruker betegnelsen « Gas initially in Place ("GIIP")». Det betyr all gass feltet inneholder. Man har aldri 100% recovery så det er betydelig lavere avhengig av recovery. Angivelsen av gassen på Kudu benevnes som reserver derimot.
cinet
19.04.2021 kl 08:51 2075

Dagens børsmelding= 30?

Legg spesielt merke til språkbruken; "to deliver significant value ".

BW Energy: Re-start of Dussafu license drilling campaign offshore Gabon

Re-start of Dussafu license drilling campaign offshore Gabon

BW Energy Limited is pleased to announce the re-start of a three-well drilling
campaign on the Dussafu license offshore Gabon consisting of two exploration
wells in the Hibiscus area and one production well on the Tortue field. The Borr
Norve jack-up rig has been contracted for the campaign.

The current campaign will start with the Hibiscus Extension appraisal well
(DHIBM-2) which is located about 56 km from the coast in 119 m water depth. The
well is planned as a vertical well to test the northern extension of the Gamba
reservoir of the already discovered Hibiscus field. If the well is found to be
hydrocarbon-bearing, one or two appraisal side-tracks may be drilled to further
delineate the field.

The appraisal well will provide new input to the ongoing Hibiscus/Ruche
development project, which is currently based on the already discovered 46.1
million barrels gross 2P reserve at Hibiscus and the 24.1 million barrels
discovered at Ruche and Ruche North East. The development project is planned to
consist of a converted jack-up rig tied back to the FPSO with 12 development
wells drilled in two phases, with first oil expected in Q1 2023. The additional
reserves at Hibiscus, if proven by DHIBM-2, may lead to relocation of the first
converted jack-up and the potential deployment of a second converted jack-up to
fully exploit the resources in this prolific area of Dussafu. The timing of the
first oil from the area would not be affected.

"We are excited to begin the next phase of exploration drilling on the Hibiscus
field. The Hibiscus Extension is our largest current prospect and has already
been de-risked by the nearby discovery from 2019 and subsequent 3D seismic work.
Working closely with the Government of Gabon and our license partners, we are
looking forward to unlocking the full potential from Hibiscus and continue our
development of the successful Tortue field through this drilling programme. The
company expects to generate material cash flow over the next decade from the
continued development of Dussafu and to deliver significant value to Gabon and
the license partnership" says Carl K. Arnet, the CEO of BW Energy.

Following the DHIBM-2 well, the rig will move to drill the horizontal production
well, DTM-7H, at the Tortue field. Once DTM-7H is completed and hooked up along
with the previously drilled DTM-6H well, this will complete the phase 2
development of Tortue and will bring the total number of producing wells at
Tortue to six wells.

The rig will subsequently move to drill the Hibiscus North prospect, located
approximately 6 km north-northeast of the DHIBM-1 well. Hibiscus North is a
separate prospect with estimated potential reserves of 10 to 40 million barrels
of oil which could further enhance the resource base of the Hibiscus/Ruche area.

For further information, please contact:
Knut R. Sæthre, CFO BW Energy, +47 91 11 78 76
ir@bwenergy.no
Redigert 19.04.2021 kl 09:00 Du må logge inn for å svare

Ny melding om boringen på Hibiscus og Dussafu:

https://newsweb.oslobors.no/message/530488

Meget bra at BWE melder at man går videre med å bore den siste prod. brønnen etter nåværende boring. Dette betyr at BWE kan se frem mot netto ~17.000 f/d
en gang i sommer.

PEN bekrefter at boringen på Hibiscus vil ta 30 dager. Dvs. BWE og Dussafu JV vet trolig resultatet ved den tid BWE legger frem Q1, 25. mai.

Med en boreperiode på 30 dager er det sannelig ikke mange børsdager tilbake, før markedet vet om BWE kan regne med 3x så store reserver.

Likte meget bra av det kun blir denne ene avgrensningsbrønnen i første omgang og at man deretter flytter Norve for å ferdigstille Torue fase 2. Dvs. få totalt 6 brønner i produksjon fortest mulig.
Redigert 19.04.2021 kl 09:00 Du må logge inn for å svare

G skriver: Likte meget bra av det kun blir denne ene avgrensningsbrønnen i første omgang og at man deretter flytter Norve for å ferdigstille Torue fase 2. Dvs. få totalt 6 brønner i produksjon fortest mulig.

Pen skriver: The DHIBM-2 well is expected to take around 30 days to drill and log to a total depth of 3,500 metres. In the event of success at DHIBM-2, one or two appraisal sidetracks may be drilled to further delineate the field.

Her er det snakk om "...one or two sidetracks" ikke "...one of two..." . En liten men allikevel betydelig nyanse her. Beror dette på en skrivefeil hos Bwe eller Pen?
Redigert 19.04.2021 kl 09:25 Du må logge inn for å svare
cinet
19.04.2021 kl 09:35 1976

Husk språkbruken til sindige ARNET;

"to deliver significant value". 28,50 nå, klarer vi endelig 30 igjen?

28,75 på uvanlig stor omsetning. Markedet ser ut til å våkne .
Redigert 19.04.2021 kl 09:36 Du må logge inn for å svare

Following the DHIBM-2 well, the rig will move to drill the horizontal production
well, DTM-7H, at the Tortue field. Once DTM-7H is completed and hooked up along
with the previously drilled DTM-6H well, this will complete the phase 2
development of Tortue and will bring the total number of producing wells at
Tortue to six wells.

Tidligere er det blitt kommunisert at etter avgrensningsbrønnen, DHIBM-2 var det mulig med mer boring - gitt suksess. Er nok slik fremdeles. Så jeg må ta forbehold om at riggen går rett på Tortue Fase 2 etter boringen av DHIBM-2. Men ferdigstillelse Tortue fase 2 i løpet av Q3 bør fremdeles være realistisk..

Newsflash fra Pareto:

BW Energy announces that the partners have re-commenced its three-well drilling campaign offshore Gabon, with the Hibiscus Extension well first up. As earlier announced, the partners believe that the discovery could be 3x as large as current 2P reserves. If correct, this can add NOK 10-15/share and NOK 6-9/share to our valuations of BWE and PEN, respectively. Thereafter, the partners will drill and complete the last well of the Tortue ph.2 development to increase production to >15,000 bbl/day. Lastly, the rig will drill the Hibiscus North prospect providing further upside potential to our valuations of BWE (unrisked pot. NOK 5/share) and PEN (unrisked pot. NOK 3/share). Both companies trade at large discounts to our valuations, which we think is due to previous uncertainty on when actively can resume at Dussafu and subsequent lack of new flow. This should now be addressed, and we continue to highlight the companies among our top picks in the E&P sector.

i løpet av året vil BWE generere et overskudd på 2-2,5 mrd NOK per år og prises til ca P/E 3 justert for kontanter. Ingen gjeld. Med en prising på 5 så bør vi ligge rundt 50 i kurs. Mye blir avgjort i de neste 2 månedene.

Tror ikke det var noen skrivefeil av PEN. På tidligere kart lagt ut av BWE er begge tegnet inn. Se side 28 her:

https://mb.cision.com/Public/399/3283415/a7ed7064cacbc0fd.pdf
Redigert 19.04.2021 kl 10:08 Du må logge inn for å svare
cinet
19.04.2021 kl 12:43 1875

Kan virke som at tunge investorer/fond vil ha alt svart på hvitt før de går Ombord på dette BWE-oljeeventyret. Oljen skal helst være oppe, og solgt . Mye fornuft i Pareto språkbruk «is due to previous uncertainty on when actively can resume at Dussafu and subsequent lack of new flow. This should now be addressed»

BWE vil bli årets oljevinner . De har, og gjør alt riktig , i rett tidsrekkefølge. «Significant value» . BWE har stor stor oppside . Eneste som kan bremse himmelferden , er en litt halvgode nyheter fra første borring . Hvis bekreftet 3dobbling vil det bli BONANZA. ( dette kommer samtidig med at verden åpner opp, oljeforbruket stiger, økt oljepris, økt produksjon , og et svimlende reservoar. Ferden til 50 kan starte . LØP og KJØP
Redigert 19.04.2021 kl 12:44 Du må logge inn for å svare
solb
19.04.2021 kl 13:52 1772

Du verden hvor herlig dette er. Vi har fått melding om spud! Og boret går, ca 100m nedover pr døgn. BWE ønsker å finne ut om Hibiscus skal utvides. Sannsynligheten for det er rimelig stor. Studer eksisterende 3D kart, så skjønner dere det. Jeg gleder meg stort.👍
cinet
19.04.2021 kl 14:05 1771

Arnet har i dag vunnet årets BWE slagord:
«BWE. to deliver significant value “
Vi kan glede oss Resten Av 2021 , og ikke minst videre I 2022/2023.
solb
19.04.2021 kl 14:12 1793

Vi har nok fått en god del nye aksjonærer innpå idag. Skulle gjerne sett noen fra riggen Norve som var villig til å holde oss litt oppdatert.

Etter ferdigstillelse Tortue fase 2 blir det:

The rig will subsequently move to drill the Hibiscus North prospect, located
approximately 6 km north-northeast of the DHIBM-1 well. Hibiscus North is a
separate prospect with estimated potential reserves of 10 to 40 million barrels
of oil which could further enhance the resource base of the Hibiscus/Ruche area.

Temmelig høy COS faktor på disse mindre prospektene. Blir det suksess her, kan ytterligere reserver tillegges med tilhørende boost i aksjekursen. Spenningen ligger der, hva kan de mulige tilleggsreservene utgjøre i antall fat?
cinet
19.04.2021 kl 14:56 1792

Pareto stipulerer det siste til : « the Hibiscus North prospect providing further upside potential to our valuations of BWE (unrisked pot. NOK 5/share) «

Og 10-15nok pr aksje hvis nåværende borring blir en bekreftelse på 3x reservoar

Blir en brennhet sommer😎
Redigert 19.04.2021 kl 14:57 Du må logge inn for å svare

Men det var da ikke noe vi ikke visste fra før˚? Muligens med unntak av at Hibiscus North kanskje skulle bors til slutt.

Hva mener du med det? De har streng taushetsplikt. Det har vært episoder hvor man ved oljefunn har ringt og meldt det til slekt eller venner slik at de kunne hauge innpå med aksjer. Slikt er det lange straffe for.
solb
19.04.2021 kl 15:16 1806

Det var dumt av meg å ytre det slik. Et øyeblikk i ekstase. 😂
cinet
19.04.2021 kl 16:41 1713

Potensielle BWE aksjonærer må ha ting svart på hvitt. Det fikk de en liten forsmak på i dag. Alt går på skinner . Det visste «vi», men så er vi da også menigheten opp mot disse to pengemaskinene .

Pluss at Hamiliton har gjort en bedre jobb med å promotere selskapet (Panoro) enn hva Arnet har gjort føler jeg.
Redigert 19.04.2021 kl 16:45 Du må logge inn for å svare
cinet
19.04.2021 kl 16:47 1708

Alltid noen som vet , før alle andre. Begge selskap har utvist svært god vilje og evne til å holde tett Om sensitive kursdrivende selskapsnyheter . De samkjører , som Idag, viktige nyheter med børsmelding før åpningstid. Her må vi nok følge med fra 0730 ,spesielt i slutten av mai.

De in involverte på plattformen vet selvsagt. Tidligere var det et stort problem at dette ble formidlet til land, men her det vært tatt tak. Denne er fra 2012:

«MISTENKER LEKKASJE: Markedsdirektør i finanstilsynet, Eirik Bunæs, mistenker at oljearbeidere har lekket sensitiv informasjon til venner og familie. - Det er åpenbart at spredningsfaren er stor dersom aktørene som deltar i leting og drift ikke har gode rutiner for informasjonsbehandling, sier han.»

«https://www.dagbladet.no/nyheter/mistenker-at-oljearbeidere-lekker-om-oljefunn/63238588

EDIT : Har vært veldig oppmeksom på dette, men faktisk har jeg ikke et eneste eksempel på at dette har skjedd heldigvis.
Redigert 19.04.2021 kl 16:57 Du må logge inn for å svare
cinet
19.04.2021 kl 17:09 1687

Mens vi venter på børsmleding, kan vi nyte enda en oljepris-gladmelding .

E24; "JP Morgan venter at brent-prisene vil stige til over 70 dollar før mai, som er mye tidligere enn september i sine tidligere rapporter. De venter fortsatt en oljepris på omtrent 74 dollar fatet."

Redigert 19.04.2021 kl 17:09 Du må logge inn for å svare