Etterfølgende artikkel har trolig noen riktige elementer, men den er ikke oppdatert vs. den reviderte planen til BWE, som rapportert sist i Q3 presentasjonen:

Revised Kudu gas development plan

• Acquired the 2011 built semi drilling rig "Leo“ for USD 14 million
• Development plan is based on Leo as a Floating Production Unit (FPU)
• Pipeline routing and power plant location closer to existing power grid
• Near shore power barge concept for 250 MW base load and 170 MW peaking power capacity
• Significant optimisation of project timeline and capital expenditure vs. previous development concepts

Interessant artikkel fordi den bl.a. nevner foreløpig forslag til offtakers. Det er i denne fasen BWE har opplyst at prosjektet befinner seg. Se også hva som nevnes om utstyrsleverandører.

https://www.power-technology.com/marketdata/kudu-combined-cycle-power-project-namibia-2/

Oppstart i 2022 og idriftsettelse 2024, virker sannsynlig. Men først må det tas en FID beslutning.

Får vi Q4 rapporten/presentasjonen med fremdriftsplan Kudu?

Artikkelen er produsert av en robot så ikke så lett å si om informasjonen er oppdatert. Men det er første gang jeg ser navnet Copperbelt Energy. Selskapet er listet i Zambia(tror jeg), men er kontrollert av et skall-selskap i Singapore. På samme adresse finner man PE selskapet https://affirmacapital.com/about.html, styrt av ex Standard Chartered ansatte. Stan Chart PE Fond er også blant de store aksjonærene. Copperbelt leverer strøm til gruveindustrien i Zambia. Dermed er det mulig at strømmen ender opp Zambia, ikke i Namibia. Mulig man kan sende strømmen via griden til grensen og så videre inn i Zambia. Det er lange avstander så litt uklart hva planen er. Som du skriver så er prosjektet på 420 MW. Hvis de først bygger ut ledningen til Kudu så tipper jeg den får større kapasitet. Kan det være at man planlegger flere Gas To Power prosjekt? Opprinnelig skulle man bygge 800 MW eller noe i den dur. Er naturlig at NAMPOWER erstatter kullkraft med egen gass. Tror det kan komme flere nyheter fra Kudu. Pt er vel dette feltet verdsatt til 0 av investorene. Siemens leverer turbinene, leveringstid på 12-28 måneder så mulig å klare produksjon 24 måneder etter FID.

PEN legger frem tall om to dager og i praksis gir det oss informasjon om de viktigste datapunktene for BWE. På kort sikt så koker det i praksis ned til utviklingen på Dusafu.

1) hva er produksjonen p.t. og hvordan har den utviklet seg
2) hvor mange brønner produserer
3) ser man resultat fra de midlertidige løsningene man vurderte i forbindelse med den planlagte vedlikeholdspausen?
4) Er fase 2 i rute? Hvordan ligger man an i forhold til budsjettet? Antar man planlegger gas lift fra start på disse brønnene?

Hva er nedsiden nå, hva kan gå galt? Hvis man ser sterkt fallende produksjon på eksisterende brønner så går vi raskt under 20, i alle fall hvis det kombineres med utsettelser av fase 2 og ingen midlertidige løsninger for gas liften. På en annen side: hvis fase 2 går etter planen så har vi 25000-30000 fat om ca 10-12 måneder, ikke så veldig lang tid i oljesektoren.

Lykkes ikke selskapet med noe innen M&A, dvs. noe som er initiert før den siste tids oljeprisoppgang, må det være noe som har slått feil. Det vil uansett være langt vanskeligere med en god deal nå under det rådende oljeprisregimet.

Greit nok at f.eks Petrobras stiller harde krav bl.a. ifm. decommissioning, men Petrobras har tidligere forsøkt å selge Golfinho. Petrobras startet denne salgsprosessen eller vilje til salg av Golfinho allerede tilbake i 2016:

https://egyptoil-gas.com/news/brazilian-petrobras-selling-offshore-fields-worth-2b/

I 2020 inngikk Petrobras i direkte forhandlinger rmed DBO Energy, uten at partene kom til enighet. DBO Energy var også i juni 2021, iht. Reuters artikkel på nytt tilbyder, sammen med BWE. Media skriver om BWE som successfull bidder, men det kreves sluttforhandlinger.

Jeg ser absolutt ikke for meg at Petrobras ifm. angivelige sluttforhandlinger med BWE, forlater forhandlingsbordet, for å bli sittende med et asset i flere år - definert skal selges via "divestment program". Derfor tror jeg fremdeles at både Petrobras og BWE kommer til en enighet, Noe annet vil overraske.

At det er vanskelige og komplekse problemstillinger det forhandles om, er hevet over tvil. Infrastruktur, gass & olje med flere felt og exploration med 65% eierandel og som operatør ifm. BM-ES.23, Det er så stort, så omfattende at her trenger partene god tid. Og et eventuelt utfall kan transformere BWE til noe så uendelig mye mer og omfattende enn per i dag, at markedet gjør best i å bare se tiden an.

Lykkes BWE her med en god deal, så vil Brasil nærmest bli hovedengasjementet, men beror på hvor omfattende avtale. Dvs. hvor mange felt.

De to siste brønnene i fase 2 ble koblet til allerede i november.

det er jeg kjent med, men mener at det ble sagt at produksjonen hovedsaklig kom fra fire brønner, etter at de to nye ble koblet på. Noe som skapte usikkerhet om at de nye brønnene påvirket de gamle. Har dog ikke avskriften fra telefonkonferansen foran meg. Så ikke noe stort nummer fra min side.

Lød litt kjent ut det der. I hvertfall er det klart at alle seks brønnene ikke produserer optimalt grunnet manglende kapasitet for gassløft. Egentlig litt rart at vi havnet i en slik situasjon. Skyldes det lite erfaring og kunnskap fra BWE sin side? Det er jo ikke uvanlig at man må ha ekstra løft fra brønnene. Har trykkfallet skjedd raskere enn de forutså? Uansett måtte det komme før eller senere og da er det rart at en kompressor ikke var satt i bestilling på et mye tidligere tidspunkt. Det er ikke morsomt å forsette med redusert produksjon kanskje ut resten av året.

som aksjonær i et utall E&P selskaper så vet jeg at det alltid dukker opp uforutsatte utfordringer. I ettertid skulle man selvsagt bestilt en pumpe, men de andre brønnene har vel klart seg uten og da er det lett at man tar sjansen. Denne gang gikk det feil. Total produksjon sier de ikke vil bli lavere, men den kommer senere. Hvor lenge oljeprisen holder seg på 90-tallet vet ikke jeg, men de jeg lytter til (som Amrita i Aspect Energy og Jeff Currie i GS) er skråsikre på av vi står foran gode tider, kanskje det neste tiåret. Utvikling av råvareressurser tar lang tid og med svartmalingen av olje så kan denne sykelen bli ekstra lang. Hell i uhell for BWE-aksjonærene? Det sagt så forsøker jeg å forberede meg på dårlige nyheter; som en blind date - alltid greit med lave forventninger.

En pumpe er vel et alternativ til kompressor. Ser på en ESP som en mulig midlertidig løsning i påvente av kompressoren. Det er vel bare det at det nok er tilsvarende ventetid på den. Pluss at det koster peng.

mener det var en på tråden som nevnte 10 M USD for et komplett system, var det ikke et prosjekt for statoil han nevnte? Problemet er det lange leveringstiden.

Kan vel ikke bruke en pumpe til å injisere gass med, hadde det vært vann injection er det pumper som gjelder.

Har jeg skrevet det da? En ESP er en pumpe som senkes ned i reservoaret og pumper oljen opp. Det er et alternativ til injeksjon av gass eller vann.

Ok ser den😊
ESP har nok sikker vært vurdert og tror ikke kostnadene eller tilgjengeligheten har vært problemet.
ESP pumper og generelt "down hole tools" suppleres mye som leieutstyr fra oljeservice selskaper.
Bla store kjente serviceselskaper som Schlumberger og Weatherford leier ut ESP pumper.

Men som PEN aksjonær burde du vite at det tok lang tid å skaffe det på Rhemoura-feltet i Tunisia.

Siden vi har skrevet litt om disse to high impact brønnene i Namibia litt vest for Kudu. Den første (EXXON) var som kjent en suksess. Det kan se lovende ut for Total sin også.

« Life on Venus: TotalEnergies’ Namibia wildcat hits reservoir amid optimism

Promising early indications at ultra-deepwater wildcat, multiple exploration contacts tell Upstream, while other sources say its early days and urge caution»

https://www.upstreamonline.com/exclusive/life-on-venus-totalenergies-namibia-wildcat-hits-reservoir-amid-optimism/2-1-1169372

Mye aktivitet i Namibia for tiden. Noen som vet når man gjennomførte siste estimat for Kudu. Er det fra tiden Tullow eide feltet? Ser at det finnes tall opp til 3 mrd m3, antar det er for C3. Liten tvil om at gass får sin renessanse som middel for å skape stabile kraftleveranser. Ser Medvedev spår 2000 EUR for 1000 m3 i Europa. Snart må markedet forholde seg til at Kudu alene forsvarer markedsverdien på BWE.

Lite hype rundt BWE om dagen.. noe som er utelukkende positivt! XTX ser ut til å ha gitt seg, siste letekampanje er glemt, PEN tar oppmerksomheten, lave forventninger til Q4. Satser på gode nyheter og avklaringer for nær fremtid på torsdag, Rallly on ;)

ikke de store overraskelsene fra PEN/Dussafu. Ifølge mine enkle beregninger:

Gross production Dussafu i q4: 12272 bbls/d (net til BWE 72.5% = 8900 bbls/d
PEN guider ca 2000-2250 for 2022 noe som tilsvarer 8300-9300 for BWE
2 brønner produserer ikke på grunn av manglende 'gas lift' kapasitet.
Forventede investeringer på Dussafu i 2022 for PEN: ca 36 musd. Dette tilsvarer ca 160 musd for BWE.
H/R fase 1 i rute for First Oil i q4.

Oppsummert: konservativ guiding fra PEN for 2022 produksjon, dvs ikke noen løsning for 'gas lift' før i slutten av året.
På kort sikt vil kursen være bestemt av oljesentimentet, det finnes andre oljeselskaper som har bedre eksponering mot spot markedet,
men ikke mange som kan tredoble produksjonen innen 10 måneder.

Litt info fra conference call-en til PEN:

- ser ut som løftingene hovedsaklig skjer i 2H, indikerer at produksjonen på Dussafu blir flat
- produksjonen er ok fra Dussafu
-de to nye(?) brønnene produserer bra, men to av de gamle(?) er ikke i produksjon pga 'constrained gas lift capacity', som ventet.
- ingen ny guiding angående gas lift, men det kan være at BWE vil komme med mer informasjon i morgen
- men 'progress under way'
- Capex Dussfu 2023: to prod.brønner borres i 22, men noe av arbeidet( 2 andre brønner?) går over i 2023. Uansett langt mindre capex på Dussafu i 2023.
Alt over notert etter første gjennomhøring, antar utskrift kommer på SeekingAlpha som vanlig. Så med store forebehold om jeg hørte riktig.

Ser vi snart at Petrobras åpner opp for salg til BWE av Golfinho m/cluster? Har drøyd lenge nok nå?
https://www.upstreamonline.com/finance/petrobras-sells-cluster-of-onshore-fields-for-544-million/2-1-1173223

Er jo av og til man slipper nyheter ved q-presentasjoner, men dette styres nok ikke av BWE.
Hvis man sier at gassen utgjør 20% av verdien så vurderes 6500bbls/d til ca 430m USD. Hvis vi for enkelhets skyld bruker dobbel produksjon for Dussafu så prises det til ca 860 musd dvs 623 musd/ 5,5 mrd NOK for BWE sin andel. Trekker vi fra 1.8 mrd i cash så prises BWE sin andel av dussafu til 4,2 mrd . Seacrest sitt brasilianske kjøp prises dermed ca 30% over Dussafu i forhold til dagens produksjon. Og da har jeg ikke lagt inn en produksjonsøkning neste 10-12 måneder for Dussafu på 100%-200%. Og så får man Kudu og Maromba gratis. Så liten tvil om at BWE er fundamentalt underpriset.

Og derom hersker ingen tvil.

Liker egentlig ikke å bruke klisjéer, men blir det deal med Petrobras, blir dette slik en game changer at det egentlig transformerer BWE til noe helt nytt og veldig mye større. Og så hadde det automatisk fått markedets oppmerksomhet og dette trenger BWE (management også) i disse dager. Fremdeles håp, men husk disse angivelige sluttforhandlingene er ikke enkle forhandlinger. Så alt kan skje. Dog, fortsetter BWE med å produsere skarve 9.000 f/d for nesten resten av 2022 og med en oljepris ala $90-100 inkl. null gjeld, har management muligens track record i det aller laveste sjiktet. Etter mitt syn, skriker management nå etter å vise at det duger i en M&A - og prodmessig setting - og til selskapets og aksjonærenes beste. Fryktelig dårlig aksjekursutvikling og management kan sammen med styre påvirke.

Fantastisk teknisk bilde i aksjen. Sterkt kjøpssignal utløst og videre ferd til 28 kroner burde skje på kort tid. Sterk støtte rundt 22.7kr. Når den bryter gjennom 24 kroner er det ingen motstand før 28kr.

Enig, men virker som Petrobras ikke gir mye i forhandlingene. De vet hva de vil ha og er jo ikke tvunget til å selge.

Hva kan vi forvente i morgen?
- oppdatert guiding på gas lift - Dussafu (PEN overlater guiding til BWE)
- produksjonsguiding Dussafu (kjent fra PEN)
- oppdatering på Kudu. FID 1H 2022?
- oppdatering på Maromba. FID 2H 2022?
- oppdatering M&A

Med innbetalingen i januar så har BWE betydelig mer cash enn estimert CAPEX for 2022. I tillegg genererer selskapet betydelig med cash på tross av skuffende produksjon. For 2023 ser det ekstremt bra ut.

I motsetning til tidligere fikk vi i Panoro ikke vite noe om OPEX pr. fat.

Det kommer kanskje i morgen det også.

Ganske mye elende som er innnakt i dagens kurs mot oljepris

Tipper veien er nord, etter rapport og fremover I 2022.

tipper de overlater til BWE å dele de dårlige nyhetene. 32-35 per fat? Mener at BWO har indikert at raten stiger når fase 2 på Tortue kommer i produksjon. Så kommer det litt an på om BWO og BWE er enige om hva som er 'kommet i produksjon'. Begge de nye brønnene produserer, men ikke to av de gamle. Så en viss risiko for at JV-et må betale mer til BWO på tross av uendret/lavere produksjon. Ikke alltid man får alle scenarioer inn i avtalene. Spiller dog liten rolle på sikt, da skal uansett OPEX kraftig ned. Synes også det er greit at BWO selger ut, det vil dog legge en demper på eventuell kursoppgang. Lock up til april? Husker ikke helt når forrige nedsalg var, men tror de lovte 6 måneder lock up.

Har du begynt å drite i eget matfat nå? 👎

må være realist, også skuffet over utviklingen. Nå får vi en del svar i morgen, mulig jeg er for pessimistisk. Som skrevet før, har jeg lave forventninger så
er det mindre sannsynlighet for å blir skuffet. Har vært en del skuffelser siste året.

Bra rapport

https://www.bwenergy.no/media/press-releases/detail/BW-Energy-Fourth-Quarter-and-Full-Year-Results-2021

God vinst i q4.

flere avklaringer i dagens rapport.

- positiv produksjonsguiding for 22: 4,2 - 5,2 (snitt 4,7)
- virker som midlertidig gas lift hjelper
- alt i rute for HR fase 1: første brønnen i drift mot slutten av året - nr 2 i q1 23.
- OPEX vil være høy til HR kommer i produksjon, guider 26 usd opex bbl i 22.
- har sikret deler av produksjonen for 22-23, totalt 1,5m fat.
- utbytte når Dussafu og Maromba produserer dvs i 2025. Dette vil nok skuffe noen.

Alt i alt en god rapport.

Pareto ute med flash. TP 40. Stort sett bedre enn ventet på produksjon og guiding.

Pareto ute med flash. TP 40. Stort sett bedre enn ventet på produksjon og guiding.

Som forventet i realiteten ingen økning i produksjonen for Bwe sitt vedkommende i 2022.

24 FEB 2022 09:22
BUY
BW Energy - Guides 14% production growth in 2022
Newsflash
BWE reports Q4 EBITDA of USD 58.8m, slightly ahead of our expectations on previously announced better-than-expected Dussafu output (12,250 boe/day gross). 2P reserves in Dussafu stood at 73.8 mmboe at YE’21, which adjusted for 2021 production reflects a 0.8 mmboe upwards revision, while Maromba 2C stood unchanged at 146.2 mmboe. The company provides 2022 mid-range guidance of 12,900 boe/day gross, a ~14% increase from 2021. This is despite known gas capacity issues, which are expected to be resolved by year-end. Combined with the Hibiscus & Ruche development scheduled for first-oil in Q4’22, production from the block is set to increase ~2.5x in 2023 on our estimates. We reiterate our view that the stock is undervalued on the back of a disappointing 2021 and is lagging the oil price development. Buy/TP NOK 40

En sterk rapport.

Utover hva Kingiscash nevner, fokuseres for min del spesielt på:

Hva skal til for at aksjekursen skyter fart oppover?

Nå er det operasjonelle og utbyggingen nevnt. Alt ok.

Jeg vedgår at et stunt innen M&A er bakt inn i min tro om videre kursoppgang. Når dette skjer, er verre å si noe konkret om. men jeg tror fortsatt at Q1/Q2 er normgivende for noe i Brasil. Dvs. jeg satser på stang inn.

Det er nå 5 brønner i produksjon, mot 4 tidligere. BWE nevner 950.000 fat olje skal løftes i mars. Selskapet hadde shutdown med 12 dager i januar, da gjenstår perioden fra forrige løfting 29/30 desember og til løfting i mars. Vanligvis pleier hva som løftes være produsert for inneværende periode. Dvs det kan antas 20 dager for des/jan i prod og 28 dager for feb, samlet 48 dager. La oss si løfting 15. mars, gir dette samlet 63 prod. dager. 950.000 fat divdert på 63 dager gir en prod. per dag på ~¨15.000 fat. Nå blir det å følge med på MT og ved hvilken tid i mars det løftes.

Produksjonen ligger nå og er antatt for 2022 på ca. 13.000 fat per dag, dvs. ca. 9.600 fat netto til BWE. Dette gir gode penger til selskapet. Jeg mener markedet ikke belønner selskapet for denne produksjonen i dagens oljeprisregime.

Med OPEX $26 og inkl. skatt blir dette med oljepris ~$94 net back på $50 per fat. Netto BWE med 73.5% av 950.000 fat som løftes i mars gir en fri kontantstrøm til selskapet på USD 35 mill - og dette kun for denne ene løftingen i mars.

Mitt hovedfokus - RBL og M&A i det korte tidsaspektet:

RBL lånefasiliteten gjentas som i Q3, men nå sier selskapet at RBL viser fremgang, ref. progressing.

Fra rapporten:

BW Energy expects to generate significant positive cash flow at current oil
price levels. With a solid capital base following the 2020 IPO and the January
2021 capital raise, and access to a number of accretive investment projects, the
Company expects to create significant value for its stakeholders going forward.

Jeg mener fremdeles at BWE har noe på gang i Brasil. Nå får vi se om CEO Arnet fortsetter med å være positiv i så henseende ifm. CC senere i dag.