Kapital hadde 3. des. 2020 en interessant artikkel, som bl.a. omtalte XTX:

En titt på børsens samlede omsetningstall for oktober er interessant lesning: Foretaket XTX omsatte via sine algoritmemaskiner aksjer for ikke fullt tolv milliarder – og var dermed et av de største meglerhusene på Oslo Børs målt etter omsetningsstatistikken. Suverent på topp, med ikke fullt 30 prosent av all kjøps- og salgsaktivitet, tilsvarende rundt 57 milliarder kroner, som fant sted via kontoen Undisclosed. Dette er en samlekonto for de børsmedlemmene som ønsker full diskresjon på Oslo Børs. Kontoen omfavner ingen norske meglerforetak, kun utenlandske.

Høyt på omsetningslisten ligger også det algoritmedrevne selskapet Instinet, samt amerikanske meglerhus som Goldman Sachs og Bank of America Securities. Dette er aktører som i det alt vesentlige gjør egenhandler – riktignok med visse unntak, forklarer kommunikasjonssjef Geir Harald Aase ved Oslo Børs til Kapital.

Dette utdraget fra artikkelen sammenholdt med handelen i aksjen, bør etter mitt syn ikke utelukkende være negativt. For nedkjøringen i BWE aksjen, som vi nylig har erfart, gir den jevne investor en god kjøpsmulighet. Så det er snarere at markedet ikke benytter kjøpsmuligheten som foreligger - enn XTX som raserer aksjekursen.

Jeg tror - og merk, dette er mitt subjektive syn, BWE aksjen er gruset alt for mye og at markedet ikke har benyttet muligheten fullt ut før Q3, vil sannsynligvis vise at det skulle ha blitt agert i aksjen tidligere.

Uansett, disse algoritmemaskinene er noe herk og minsker interessen for børshandel.

Hva kan egentlig slå feil ifm. Q3, som rettferdiggjør å la være handel i aksjen i forkant av Q3?

Egentlig ikke noe, for med vedvarende fair/høy oljepris vil uansett BWE med gross fra Dussafu 16-19.000 f/d uansett tjene gode penger. Kanskje får markedet vite at progress for Maromba og Kudu ikke blir forsert, men følger tidligere guiding. Kanskje blir det noe utsettelse for Hibiscus/Ruche guidet til Q4 2022. Golfinho pakke-1 og mulighet for at BWE kjøper endres ikke.

I det store og hele fremstår BWE, selv med- om alt feiler som jeg nevner - så bastant og potent, at aksjekursen ikke rasjonelt sett bør synke mer., men øke pga. kunnskap og status, samt økt inntektsgrunnlag.

Siste handledag før PEN melder Q3. De stygge tall burde være kjent da de er blitt redegjort for i egne børsmeldinger fra begge selskapene. Det blir spennende å se om markedet har fått det med seg. Utenom Dussafu har selskapene lite felles ( bortsett fra nye lisenser i Gabon som neppe prises inn idet hele tatt på lang sikt).

Hvis ingen produksjons update ( eller andre gode nyheter) fra BWE mandag morgen, går det mot tidenes kjøpsmulighet i BWE på mandag og tirsdag ( og ikke minst i PEN)

Hvorfor skulle BWE komme med produksjons update dagen før de fremlegger Q3?

Du har sakt det før og jeg håper du kan du gi en god forklaring......trenger ikke være god forklaring engang, på hvorfor PEN skal gå ned mer enn BWE?

Og ikke mindre enn 20 % ned har han fastslått. Han svarer forøvrig ikke på spørsmål ser det ut til.

Synes det er tull denne rivaliseringen mellom noen aksjonærer i BWE og PEN.
Selskapene sammarbeider (slik jeg har forstått det) veldig bra og jobber godt for å øke aksjonerverdiene i begge selskapene, i de prosjektene de har felles.

Samme f.., jeg sitter med full krigskasse og er klar til å fiske i begge selskapene skulle det skje en kortvarig masakre 😊

https://neweralive.na/posts/kudu-and-green-hydrogen-complementary

In fact, if all necessary pieces fall into place, then the first electricity from Kudu Gas could be produced as soon as 2025.

During an exclusive interview yesterday with New Era, general manager of BW Kudu Limited Klaus Endresen exclaimed, “the future of Kudu Gas is great”.

He explained that during the last two years, the Kudu Gas project has been redesigned and now encompasses alternative solutions for the pipeline to carry the gas onshore as well as for the power station.

Vil anta at BWE bør kunne bygge ut Kudu og selge gassen tidligere enn "first watt" fra power station, med levering av elektrisitet - som indikert - 2025. Vil tro at BWE arbeider allerede med planer om ombygging av den innkjøpte riggen.

Selskapet er informert om at vi kjenner til hva som rører seg i Namibia, ref. disse to siste artiklene. Dvs. oppfordret til å prøve å fremlegge en fremdriftsplan, om mulig, ifm. Q3.

Tror absolutt at "folk flest" ikke får med seg slike viktige nyheter?
"BW skal konvertere 6. generasjons ultradypvannsrigg til gassbehandlingsplattform"
https://www.maritime-executive.com/article/bw-to-convert-6th-gen-ultradeepwater-rig-into-gas-processing-platform

spennende nyhet fra vår nye 'Afrika-korrespondent' !! Jeg tror tidslinjen med 'first electricity' i 2025 kan være realistisk. Som nevnt tidligere så er leveringstiden 16-24 måneder for nye gassturbiner fra de anerkjente leverandørene(GE, Wartsila, Siemens, etc). Det gir en FID i løpet av 2022, aller helst før H2. Som vi ser så omfatter planene nå også en mulig kraftstasjon og jeg tolker uttalelsene til Endresen at det eneste som mangler er 'offtake'. I praksis så er eneste biten av puslespillet som mangler en PPA mellom 'Kudu Gas Power Company' og myndighetene. Når vi vet at Namibia importerer 84% av elektrisitetsforbruket så er dette en formalitet, men som vi vet så er formaliteter i Afrika litt annerledes enn i resten av verden. Husk at Tullow inngikk en lignende avtale hvor FID var ventet i 2014. Uansett, denne PPA - avtalen bør komme på plass i løpet av 2022. Sannsynligvis har man en uoffisiell avtale, jeg tror ikke BWE hadde kjøpt riggen på spekk. Når PPA-er på plass så inngår BWE en avtale om off-take av gass med 'Kudu Gas Power Company'. Det ser ut som BWE i utgangspunktet vil ta ansvar for et tiltenkt ' Kudu Gas Power Company', men dette er et perfekt investeringsobjekt for infrastruktur-investorer så finansering er ikke noe problem. Med en 20-30 års avtale på off-take for både gass og elektrisitet så gir dette BWE gode kort på hånden. Planen til Tullow involverte 800MW. Mener og ha hørt at kostnaden ligger på rundt 1 m usd per MW. Resten av beløpet (totalt 1 mrd usd +) kan være relatert til infrastruktur. Man kan også tenke seg at BW-Gruppen involverer seg i selve driften av kraftstasjonen gjerne i kombinasjon med drift av vind og sol. Endresen nevner kombinasjonen gass og fornybar energi, tror ikke han tar dette ut av luften. Tror dette prosjektet kan generere cash flow for BWE og partnere i 20-30 år, dog etter store up front investeringer. Men dette er et prosjekt som kan belånes til pipa i dagens marked eller selges stykkevis og delt til 'dum' kapital når prosjektet står ferdig. Igjen har BWE dokumentert evne til å skape prosjekter med 'significant upside' med svært lave kostnader (før FID og byggestart). Mer om Endresen. ser ut som han har lang erfaring i regionen:

Mr. Klaus Endresen is an economist and managing partner in Appiah Endresen & Co. Since 1998 he has been involved in business development on the Norwegian-Namibian axis, a variety of consultancies in Sub-Saharan Africa, mainly in the energy sector. He is representing various petroleum companies in Africa. Prior to this Mr. Endresen has worked as a consultant in Botswana, General Manager for Norconsult in Angola and for Norsk Hydro in Namibia and Angola.

takk for linken! Åpenbart at BWE ikke har kjøpt riggen på spekk når man leser artikkelen, liten oppside hvis den skal brukes til noe annet enn Kudu.
Ser ut som om brikkene faller på plass for Kudu, dette kan åpne mulighetene for lignende prosjekter rundt i verden, mange som ligger i en skuff som nå
blir aktuelle pga høye elektrisitetspriser, overgang fra kull, etc.

Kingsiscash, takk for innsiktsfulle ord og bidrag – også takk til solb, som lenge har hatt troen.

For min del har dette her gått mye raskere enn forventet. Atter en gang synes management og styre i BWE - BW Gruppen som helhet, å se nye muligheter innen energitransformasjonen og en mix av energikilder. Kan virkelig like at BWE differensierer og tekkes markedet og investorene med tidsriktige energiløsninger.

Nøkkelord som gjenbruk og gass, med elektrifisering – vil på sikt bli en viktig faktor for prising av aksjen. Dvs. BWE bør ha de beste forutsetninger til å fly høyt på både olje og gass. Innen olje satses det på gjenbruk og ditto skjer innen gass, hvor gass er mer klima og miljøriktig. Afrika og gass, gir en utmerket match. Både innen energiforsyningen, men også til elektrifisering (kraftverk).

En mix av statements I media:

If BW Group decides not to strip the rig of its derrick and deploys it for drilling wells instead, it will owe Aquadrill $50,000 per day of drilling activity. Min komm.- gitt BWE har inngått denne avtalen må selskapet allerede ha fastsatt dato for ferdigstillelse og iverksettelse av dagbøter. In addition, if it resells the rig to another company for use in drilling within the next two years, it will owe Aquadrill a share of the profits from the sale. Min komm. – sier meg at BWE høyst sannsynlig vil realisere Kude asap og at en FID (investeringsbeslutning) er nær forestående.

He explained that during the last two years, the Kudu Gas project has been redesigned and now encompasses alternative solutions for the pipeline to carry the gas onshore as well as for the power station. Min komm. - hva vil være raskeste og enkleste måten å begynne å tjene penger på. Kan BWE få cash flow ifm. gassen og som solgt etter first gas, eller blir Kudu gassen utelukkende dedikert kraftverket?

Now, Endresen stated, the focus is on confirming offtake agreements from potential customers.

“We see the potential market for Kudu Gas in the region, but the priority is the Namibian market,” Endresen stated.

Tidligere har Kudu vær meget nær en FID. Også den gang ble det skissert ca. 3 år (2016-2019) fra kick-off til «first watt»

Kingiscash eller andre, kan man her se for seg at gassen fra Kudu og via pipeline til land kan benyttes og selges av BWE til andre konsumenter/interessenter enn kun dedikert gasskraftverket?

Mitt poeng er at Kudu må inn i verdikjeden fortest mulig ved en FID og senere first gas. Dette sagt, meget viktig at offtake agreements blir inngått, dvs. få funding på plasss.

Må innrømme at jeg er i en fase hvor jeg leser meg opp på Namibia og regionen så alle synspunkt må tas med en klype salt. Slik jeg forstår det så skal gassen inn til Oranjemund. Dette er en liten (diamant)gruveby som frem til 2017 var eid og drevet av giganten De Beers. Det interessante er at den ligger på grensen til Sør Afrika. Faktisk ligger Oranjemund midt i mellom hovedstaden Windhoek og Cape Town (ca. 800 km til begge steder). Siden 84% av elektrisiteten i Namibia kommer fra Sør Afrika og dermed stor sjans for at det er kullkraft så kan det være ESG press på De Beers som vil bli grønnere. For de fleste land, bortsett fra Norge og Island, så er overgangen fra kull til gasskraft den eneste realistiske løsningen for en mer klimavennlig utvikling. Gjerne kombinert med sol og vind, men man må ha base load, høsten har lært alle i Europa at fornybar energi ikke fungerer som base load. Så i Namibia er det to naturlige off takere: det nasjonale kraftselskapet og gruvegiganten De Beers. Jeg vet ikke noe om sistnevntes operasjoner i Oranjemund, men vanligvis er gruveselskaper store konsumenter av elektrisitet. Siden de ligger avsides så er det mange store dieselaggregat rundt i Afrika. Så er det en annen kandidat, enten som kjøper av gass eller av elektrisitet. Det er Sør Afrika. I stedet for en lang utredning så oppsummeres det flott på via linken under. Tror ikke det blir noe problem med off take hvis man klarer å få en hovedkunde (myndighetene i Namibia). Når rørledningen og kraftanlegget er bygget så koster det lite å legge til nye kunder. Tror dette kan bli bra og modellen kan kopieres. Maquarie og kinesiske banker tar nok en andel, men mesteparten av verdiskapningen blir igjen hos BWE. Uten av kapitalbehovet blir for stort.

https://www.usaid.gov/powerafrica/south-africa

https://en.wikipedia.org/wiki/Namibia

https://en.wikipedia.org/wiki/Oranjemund

Kudu feltet er enormt. Kudu har påviste reserver på 1,3 trillion kubikkfot naturgass, med ytterligere potensial for 3 - 9 trillion!!! Når gasskraftverket foreløpig bare er dimensjonert for 800MW, sier det seg selv at her blir det muligheter for ekstra salg til flere konsumenter.

Og trillion i denne sammenheng er det vi kaller billion her hjemme. Altså 10 opphøyd i 12.

1,3 trillioner kubikkfot tilsvarer da 176,7 mmboe etter min beregning.

Bare for å få et tall det er lettere å forholde seg til.

Kanskje vi kan gange med 7? Og ellers:
95% av Kudu antakelig ervervet for $4mill + 1tonn Covid sprit i sin tid. He,he.

Ser ut som vi må vente til i morgen før vi får flere detaljer om de to nye brønnene. Men bak skjema så langt, noterer meg at mangel på gas lift hemmer tallene.

PEN ute med Q3.

Positivt at DTM-6H og DTM-7H produserer. Også positivt at alle 6 brønnene produserer samlet. PEN opplyser at BWE stabiliserer og optimaliserer produksjonen. Det er noe med gas lift som trolig gir hodebry. Man kan ikke lese alt ut av tallene til PEN, men basert på hva selskapet opplyser, er nok ikke produksjonen per i dag optimal. imidlertid er det vanskelig å si hva produksjonen vil være. Nå er det alt for tidlig å forskottere hva BWE opplyser. Det er tydelig at PEN har overlatt til BWE å forklare hva denne optimaliseringen av produksjon innebærer.

BWE opplyste i Q2:Drilling of DTM-7H completed in July on time and
below budget

‒ Encountered 467m gross pay in horizontal section, 372m
net pay, analogous to DTM-4H

Dette betyr at basert på hva DTM-4H er opplyst produsere sammen med DTM-5H, og DTM-4H er regnet som en av de aller beste brønnene på Tortue, så gjenstår å anta hva DTM-6H kan produsere. men om DTM-4H og DTM-7H er tilsvarende, så bør samlet produksjon til slutt komme opp mot tidligere guiding. Konklusjonen min er at det ikke er noe feil med verken DTM-7H og DTM-6H, men at hele systemet må optimaliseres.

Gitt PEN fikk løftet netto 130.000 fat fra Dussafu, vil dette bety at BWE får 73.5% av 740.000 fat. I tillegg opplyser PEN at det blir 1 løfting til i Q4 på Dussafu. Dvs. produksjonen bør¨uansett bli tilfredsstillende med optimalisering.

Positivt at Hibiscus/Ruche følger plan og budsjett som guidet til Q4 2022...

Ser ut som Hibisbus er i rute, pt i alle fall:

The Hibiscus/Ruche Phase 1 development project is progressing on schedule and within budget with first oil anticipated in Q4 2022

Pareto noterer følgende om brønnene:

The company expects to exit 2021 at 8,500 boe/day net, which is down from previously 9,500 boe/day that to our understanding is caused by timing of new wells and gas lift capacity at Tortue impacting production.

to løftinger forventet. den første ga 170.000 fat til panoro, indikerer 1.4 million fat til BWE dvs ca 110 m USD i inntekter (nesten 1 milliard NOK i q4). Kostnader på Dussafu for PEN forventes til 16 m usd i q4, indikerer rundt 66 m usd for BWE. Market cap er nå nede på 6,3 mrd NOK så må man trekke ifra cashen. Blir bra med cash ved årskiftet. Igjen, en kjapp back of the envelope- utregning, veldig skjematisk.

Lite tilfredsstillende algohandel:
09:59:58
24,60
50 - -
09:59:55
24,60
1 - -
09:59:55
24,60
1 - -
09:59:55
24,60
2 - -
09:59:55
24,60
4 -

Regner med at BWE ikke blir noe dårligere?
" Panoro stated its intention to pay cash dividends starting in mid2023, coinciding with planned completion of the Hibiscus/Ruche Phase 1 development in Gabon”. In our
model, we have included USD 0.10/share dividend from 2023. We see upside potential to that forecast
for two reasons: 1) it corresponds to only 15% pay-out ratio and 2) it is very clear that shareholders and
the board of directors are focused on shareholder return."

ifølge PEN så jobbes det med å optimalisere flowen fra alle de seks brønnene på Dussafu. Nedgangen i guidet produksjon for PEN kommer fra Dussafu, men de omtaler det som utslag av konservative spådommer. Vanskelig og si før vi får en nærmere forklaring fra BWE. Det høres ut som gas liften er på plass på Adolo, men det fungere ikke optimalt. Vi får bare krysse fingrene., men jeg antar dette er årsaken til fallet i dag(i alle fall for BWE). Akkurat nå er det vel knapt nok forventet noe som helst fra BWE. Hvis vi antar uendret kontantbeholdning ved årsskiftet så er EV nede på ca 4,5 mrd NOK.

Slik jeg oppfatter det er det ikke nok assosiert gass på feltet og de bruker derfor en nitrogengenerator plassert på Adolo. Den produserer nitrogen fra lufta, men at det ikke er nok for optimalt løft. Man unngår å bruke luft direkte pga. korrosjonsfare fra oksygenet i lufta.

Noe jeg aldri har sett diskutert her inne, er om BWE har tilbakekjøpsprogram? I så fall må jo tidspunktet for å ta fatt være perfekt nå? Noen som vet?

BWE har falt tilnærmet 10kr , eller ca 30% fra blokksalget i slutten av oktober. Burde vel snart sette en bunn. Oljeprisen er fortsatt sterk, og med gode utsikter fra kv4 og utover, bør vel strengt tatt nedgangen snart flate ut.

Så stygt ut for PEN i formiddag etter å ha lagt fram sitt resultat for Q3. Var på det verste ned 6 %. Skyldes nok delvis Finansavisens tabloide overskrift: « Blodrødt for Panoro Energy»

Har tatt seg solid inn igjen. Ned 2,4 % nå.

BWE ned 3,9 %. Da må vi regne med at PEN sitt resultat styrte nedgangen her også, og at det ikke burde være rom for noe signifikant fall i morgen. Da blir dette mest avhengig av hva som guides om fremtiden. Kudu og event. Golfinho eller annen M&A.

Men børsen er jo ikke spesielt logisk.

Målt i USD så er aksjen ned ca 36%. Begynner og nærme oss neste Fibonacci nivå. Er bare å stenge butikken, selge eiendelene for 400 m usd og betale alt i utbytte. Så får vi glemme at Hibiscus/Ruche er i rute med first oil om 12 måneder. Klarer ikke å få opp oljen likevel. Deprimerende saker, gitt.

Lurer på om vi kanskje ser både PEN og BWE på samme aksjekurs i morgen, begge på 22 tallet, har det skjedd før?

Nei, jeg er ganske så sikker på at ikke nominell kurs på BWE har vært lavere enn PEN sin noengang. Tror nok ikke det skjer i morgen heller. Økte porteføljen litt på 23,25.

Kanskje lurt å kjøpe i dag, men tror jeg avventer og ser utviklingen i morgen tidlig.

En tung dag og viser atter en gang at selv om det ikke gjelder det boremessige eller oppkobling, så kan et selskap få problemer med å samkjøre hele systemet optimalt. igjen, det skal ikke være brønnene på Tortue som underpresterer, Både PEN og BWE har nylig guidet de 4 brønnene på Tortue til 11,000-11.500 f/d, med gas lift. Basert på tidligere DTM-4H og DTM-5H klarte de rundt 6.000 f/d isolert sett. Basert på dette burde de to siste og alle seks fra Tortue klare rundt 17.000 f/d. men tydeligvis ikke enda eller i det hele tatt. Her må trolig BWE gjøre et større inngrep eller arbeide videre med optimaliseringen.

Markedet kjenner ikke i detalj til kompleksiteten. Er dette noe som kan ordnes på Adolo eller må det tas større grep. Vi får se i morgen. Uansett er dagens beskjed fra PEN ett steg tilbake for BWE aksjen. Det skifter fort i dette gamet, så her sitter man fremdeles helt rolig.

På sin plass med en hjertelig takk til meglerbanden hos XTX og andre algokjørere som har herjet med BWE og PEN idag. De har i hvert fall klart det kunststykket, for meg, å fjerne all skatt dette året. Et kjempestartpunkt inn i det nye året. 🤣

Det er tydelig at produksjonen fra de 6 produksjonsbrønnene påvirker hverandre så jobben er å finne et punkt hvor de er optimalisert i forhold til hverandre. Altså det kan ikke optimaliseres pr. brønn.

Sånn forklarte Hamilton det.

Her er noen BWE-relevante klipp fra Conf-callen til Panoro tidligere i dag. 

In Gabon, the final two production wells were drilled as part of the Tortue Phase 2, those are the final wells for Tortue, those are now on stream. Production at the moment is being optimized with the previously communicated shortage of gas lift capacity affecting the abilities for all the wells to simultaneously produce at their potential. So, BW is very, very much focused on trying to get these wells to hit their full stride at the moment. They're working hard on that.

Hibiscus/Ruche Phase 1 development, as I previously mentioned, remains on schedule and within budget for first oil anticipated in Q4 2022. So within a year from now, we should have the first of the new wells, six new wells, the first of those coming online in the fourth quarter of next year. Hibiscus North was a discovery in the quarter that will be incorporated into future development planning.

Next slide, please. We announced in the quarter as well, a provisional license award in Gabon. So getting back to our exploration strategy, we are not frontier explorers, that's not our strategy. Our strategy is to continue to try and find oil that is near existing infrastructure, again, to try and tie back short cycle exploration where if you make a discovery, you can tie it back into infrastructure, not in 10 years from now, but in a couple of years from now.
And with that in mind, we have been spending two years now working on these exploration blocks, which surround the Dussafu acreage and nearby to the Etame complex, which is operated by VAALCO. We were able to bring in BW and able to bring in VAALCO to join our group. And we - between the three of us effectively know this area better than anybody else. And we have a provisional award, that doesn't mean that it's awarded, we still have some negotiations with the government to do. 

Om lavere produksjonsguiding:

You know, it's principally down, really, I think, Dussafu, we just brought this two new wells online. You know, on paper, you know, they add production immediately, I think the reality is, we're still trying to optimize how those clusters, six different wells, how they interface with each other, the use of the facilities on board and including the gas lift compressor.So, BW are busy trying to optimize at the moment. So you're just finding a little bit of conservatism baked into our revised guidance, which I think is sensible. Nothing has really changed at the end of the day that we, you know, continued to be on a growth trajectory. It's just that year end number. It's just been shaved a little bit, and that’s principally down to some conservatism on the - on the Dussafu peak number in the quarter.

Om pris på lifting i Gabon: (ser ut som prisen for salg fra Gabon settes som et snitt i måneden) 

Yeah. So lifting, we lifted about 130,000 barrels net us a couple of weeks ago. That prices on a month average for November. So whatever the average daily brent [ph] is for the month, which I suspect will be around $80 a barrel. It depends on what happens the last week of the month. But obviously we enjoyed oil prices that were higher than 80 for most of the month, they've dropped off a little bit as everybody's seen over the past week or two, past week, really. So we probably expect around $80 a barrel for that one. And then we have another gap (skal dette være Gabon?) and this lifting towards the back end of December. And that one will price on the month average for December. So each of the contracts is slightly different, but you get some averaging effect in Gabon, the others are usually priced in and around the time of the lifting.

Her er hele utskriften for de som er interessert:

https://seekingalpha.com/article/4471180-panoro-energy-asa-pesaf-ceo-john-hamilton-on-q3-2021-results-earnings-call-transcript

THIRD QUARTER RESULTS 2021

HIGHLIGHTS

* Q3 EBITDA of USD 8.3 million and net loss of USD 10.3 million
* No liftings to the Company in the quarter with revenue reflecting
approximately 195,000 barrels of quarterly DMO deliveries
* Q3 gross production of 0.8 million barrels
* Maintained a strong balance sheet with no debt and cash position of USD
170.6 million
* Successful completion of Tortue Phase 2 at USD 45 million below budget with
the hook-up of production wells DTM-6H and DTM-7H in October
* Two liftings to the Company scheduled in the fourth quarter
* Hibiscus/Ruche development activities on track
* Provisional award of operatorship of two blocks in Gabon's 12th Offshore
Licensing Round
* Acquired semi-submersible rig for repurposing to unlock Kudu development in
Namibia

"We are delivering on our strategy at Dussafu with the completion of Tortue
Phase 2. We are pleased to have executed the project well below our partner
approved budget of USD 275 million despite delays caused by the COVID-19
pandemic. The upcoming Hibiscus/Ruche development represents the next major
milestone. We are on track to achieve our previously announced saving of
approximately USD 100 million on this development. The recent award of
operatorship for two new blocks next to the Dussafu licence further strengthens
our long-term position and potential offshore Gabon," said Carl K. Arnet, the
CEO of BW Energy.

9000 totalt.... og ny kompressor på bestilt....mne...dette vil påvirke produksjonen helt til 4q-2022. HHMMMM

Dussafu production averaged approximately 9,000 barrels of oil per day from four
wells, amounting to a total gross production of 0.8 million barrels of oil in
the quarter. Third quarter revenue reflected approximately 195,000 barrels of
quarterly Domestic Market Obligation (DMO) deliveries with an under- lift
position of around 203,000 barrels at the end of the period.

The decrease in production compared to the second quarter of 2021 was mainly due
to plant shutdowns and temporary operational issues and the previously
communicated shortage of gas lifting capacity impacting well-flows. A nitrogen
generation unit installed on BW Adolo has improved the start-up situation for
the wells. However, additional gas lift capacity is required to optimise the
production and BW Energy has ordered a new, larger gas lift compressor with
expected installation in fourth quarter 2022. BW Energy is also exploring
interim measures to improve lift capacity until the additional gas lift
compressor is commissioned.

"Production from Tortue will be impacted for the remainder of 2021 and until
late next year due to the lack of gas lift capacity which has been exacerbated
by a combination of supply chain restrictions and delays in offshore work due to
the pandemic. However, this does not change our overall expected long-term
production or recovery factor from Tortue." said Carl K. Arnet.