« Energiaksje dagens vinner etter syvdobling
BW Energy syvdoblet EBITDA på bare tre måneder. Det gjør at aksjen går motsatt vei av de fleste på rød børs i dag.

https://finansavisen.no/nyheter/borsoppdatering/2022/02/24/7825538/knallsterke-kvartal-hindrer-ikke-saftig-borsfall

La oss håpe at aksjen blir dagens vinner 10 dager på rad...
Mvh.

Bra løft på 7.5% med 730.000 aksjer omsatt. Med økende volum, over millionen bør aksjekursen dra seg til.

CC i dag - CEO Arnet behøver ikke være overgira ifm. Brasil eller noe innen M&A. Alt jeg håper på er at sporet fremdeles er varmt.

Da lander både BWE og PEN på ca 10 000 boe pr d ved årsslutt. Som gaidet. Blir inntresant framover for begge selskaper og følge. Dog en liten knapp på Pen

Panoro hadde ved slutten av året ca 8500 bopd.

Da var det også et bra resonnement fra min side ved å legge 950.000 fat som løfting 15. mars og fant ut dagsproduksjonen på 15.000 fat. Dvs. ca. 11.000 f/d netto BWE Blir penger av slikt.

Fikk ikke hørt, ble det sagt noe om M&A?

Ikke noe konkret - bare gjentagelse av hva som står i presentasjonen. Forståelig at de ikke kan gi opplysninger om mulige pågående forhandlinger. Produksjon H/R skal etter planen starte i desember. Er i rute forløpig. Mest kristiske vil være transport i tide fra Saudi til Gabon i Q3.

Enig i det.

de har guidet produksjon mellom 4.2 og 5.2 m bbls. Akkurat nå ligger den på 5.6-5.7 m bbls. Klarer de å få siste brønn opp og gå så er vi kanskje på 17000-18000 per dag. Pengene renner inn.

Da fant også Total signifikant olje i Namibia. Veldig nærme Shell sitt nylige funn og ganske nærme Kudu.

« French supermajor TotalEnergies has struck oil offshore Namibia, encountering approximately 84 meters of net oil pay with associated gas on the Venus prospect.

Located in Block 2913B in Namibia’s Orange Basin, the Venus 1-x well is considered significant and comes on the heels of Shell’s Graff-1 well discovery, also in the Orange Basin, made earlier this month.

“This discovery offshore Namibia and the very promising initial results prove the potential of this play in the Orange Basin, on which TotalEnergies owns an important position both in Namibia and South Africa,” said Kevin McLachlan, Senior Vice President Exploration at TotalEnergies. “A comprehensive coring and logging program has been completed. This will enable the preparation of appraisal operations designed to assess the commerciality of this discovery.”

https://energycapitalpower.com/totalenergies-announces-significant-oil-discovery-offshore-namibia/

vet du noe om når det ble borret på Kudu sist? Sitter med et inntrykk av at det er 20-30 år siden. Undrer på om moderne seismikk kan vi mer
info om mulig olje i lisensen.

Hele CC ligger på nettet. Hvorfor ingen lifting i 2Q? Skal vell ikke ta så lang tid å fylle opp skuten igjen? Tar tydligvis ca. 110dager

Nei. Jeg vet ikke. Fant ikke annet et dette:

« The Kudu field was discovered in 1974 by discovery well Kudu 9A-1. Two additional wells, Kudu-2 and Kudu-3, were drilled between 1987 and 1988.

Kudu-2 was not tested, but Kudu-3 was tested at a rate of 38mmscf a day, proving the existence of hydrocarbons in the field.

As of 2010, seven wells have been drilled at the field. Another well, Kudu-4, confirmed the findings of the Kudu-3 well.»

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


Tittet med et raskt øye på reserverapporten som kom i dag. Der er kun Dussafu og Maromba beskrevet. Det betyr vel at ressursene er kvalifisert som 2C ressurser og ikke reserver.

Skal dog være ves årsslutt 2022.
Oslo (TDN Direkt): Panoro gjentar sine utsikter for 2022 om å oppnå nettoproduksjon på om lag 10.000 olje fat pr dag mot utgangen av året etter oppstart av Hibiscus/Ruche fase 1-utviklingen i Gabon og økt aktivitet i Ekvatorial-Guinea.

Beklager. Da misforstod jeg. Det er riktig at Panoro antyder 10 000 ved årslutt 2022.

noe av grunnen til færre liftings er at tankkapasiteten på Adolo har blitt større. Den tar nå 950.000 fat. Med 15.000 bbls/d så tar det ca 63 dager å fylle opp lagertanken. Maks teoretisk kapasitet er da 5,75 laster per år. Så når de guider 4 laster så har de nok lagt inn nedetid relatert til arbeidet med å koble på den første brønnen fra HR1. Og gas lift-installeringen. 4 laster på 950.000 gir bare 3.800.000 fat så med en nåværende produksjon på 5.475.000 så må 4 laster være konservativt. Eller har jeg bommet totalt?
Ellers: Arnet nevnte først at kompressoren ankommer mot slutten av q3, så la han til installert i q4. I alle fall slik jeg tolket det. Så litt oppside der, med en brønn fra HR1 så passerer vi kanskje 20.000 bbls/d når akkevitten nytes i desember.

noen opsjonsspesialister på forumet? Hoveddelen av sikringen består av swapper. Når swap-prisen er 94,73 usd/bbl så antar jeg realisert pris for dette volumet er lik swap-prisen? Og for Zero Cost Collar så vil realisert pris bli bestemt av spotprisen på forfallsdato/lifting dato, men ikke under 70 og ikke over 103,75 usd/bbl?
Greit med litt sikrede inntekter, mulig dette er et krav fra RBL-bankene?

Det ble opplyst i går ifm. CC at produksjonen i dag er mellom 15.000-15.500 f/d. Et gj.sn. viser således at BWE produserer netto 11.200 f/d. Dette er en økning fra Q4 på gross 2.000 f/d, dvs. netto økning BWE på 1.500 f/d. med netback $50 per fat blir dette ca. USD 6.8 mill per Q vs. hva som var Q4 produksjonen. Dette bør markedet ta med mer enn et gjesp. Noe gikk nok aksjekursen på dette, men trolig mer på krig og oljepris.

Kan være ar for min del tolkes alt som har med en Petrobras deal som positivt. Rent objektivt vil like fullt være at det er noe nytt at selskapet nå begynner å snakke om skape gode aksjonærverdier. I alle fall nevnes dette spesifikt verbalt og i skriftlig form, som i Q4 rapporteringen og på CC.

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.

Hentet fra Q4 presentasjonen:

• Ensuring operational cash flow to fund new projects and future shareholder returns

Legg spesielt merke til hva CFO Sæthre avsluttet med under Corporate. For her sa han at RBL ville kunne skape en buffer til «other posiibilities». Han sa også skape «cash flow from other projects». Fra min side tolkes dette som om selskapet har som ongoing sluttforhandlinger med Petrobras, uten at markedet kan konkludere med en endelig avtale eller ei. Dette blir hva jeg tror og har satset med et bet: Selskapet forsøker på å kjøpe ny produksjon via «other projects» som skal pløyes inn i videre boring og utbygging. Trolig derfor at RBL ikke strengt tatt – behøver bli utløst, men kan bli det ved behov og særlig Maromba.

Q4 ga meg nettopp det jeg etterlyste: Det synes hevet over tvil at BWE holder sporet varmt ifm. Petrobras. Det er heller ikke tilfeldig at av de fire spørsmålene som jeg innsendte til Q&A delen, ble tre besvart, mens ett ble stående ubesvart (M&A), Brasil). For dere som husker, gå tilbake til Q3 og CC/Q&A, hvor CEO Arnet bekreftet strategi og interesse for Brasil.

Hva jeg opplever som noe nytt, er at selskapet nå aktivt legger for dagen: Skape gode aksjonærverdier via oppkjøp.

interessant med nyansene du la til merke til i CC-en. Åpenbart at de vurderer Brasil fortsatt, ingen beslutning er tatt og BWE er nok med i løpet.
Ellers noterte jeg at man ny har fått igang en brønn til. Tror de jobber med den 6. også. Kanskje kan de klare et par tusen fat til fra den før gas liften er på plass?
Hvis det er noen gas lift-spesialister på forumet så kan de gjerne dele hvor lang tid det tar å installere et system. en måned? to måneder? Ser ut som nedtellingen starter 1.oktober. Blir mer som en maraton enn en sprint dette.

Tror du ikke at det med alle brønnene i produksjon vil trykke falle mer enn det man har med fire eller fem brønner? Derfor er det ikke sikkert at de vinner noe på ved å sette den 6. i produksjon. Brønnene ligger tett og de påvirker nok hverandre. Det gjelder å finne det best mulige kompromiss.

Litt på siden igjen, men jeg velger å komme tilbake til denne brønnen Venus som Total boret syd i Namibia.

Her snakker vi skikkelig elefant. Minst tre milliarder fat og største funn noensinne syd for Sahara. Men 3000 m havdyp og bølger har sine utfordringer.

https://www.upstreamonline.com/exclusive/at-least-3bn-barrels-venus-is-sub-sahara-africas-biggest-ever-oil-discovery/2-1-1174983

EDIT Også Kudu nevnes.

«A regional exploration source speculated that another possibility could see gas from Venus fed into BW Energy’s nearby - but long-delayed - 1.2 trillion cubic foot Kudu gas project from where feedstock from both fields could be sent to a power plant planned at Oranjemund.»

Det var det jeg antydet tidligere her ang. brønnen til Shell.

Interessant og godt funnet Fluefiskeren.

Helt tydelig at BW Group har kommet i et slags vakuum, hvor myndighetene i Namibia er på banen.

Jeg kunne ha skrevet mye om hvorfor det har blitt slik, men korter det hele ned til å si at Kudu Gas Project synes være lakmus testen på O&G virksomhet offshore i Namibia. Og alt hva det innebærer av skatt, miljø, politisk styring og innblanding av myndighetene, oil and gas bill etc.

O&G kommer også i veien for grønn energi, hvor Namibia har uttalt at hydrogen skal det satses hardt på, ref. også samarbeid med bl.a. Nederland. Men Namibia og Sør Afrika trenger gasskraftverk og den elektrisiteten som kan genereres og eksporteres nå - rent umiddelbart - og ikke om flere år frem i tid - hvor det grønne skiftet kan forsyne energiforsyningen, sammen med gass.

Uten tvil har BWE gjort et kjempekjøp av riggen Leo. De fikk den til skrappris, USD 14 mill. Selv om det skulle i verste fall drøye noe i Namibia, så klarer nok BW Gruppen å holde liv i Kudu Gas Project, inntil myndighetene er kommet i vater og Shell og Totals planer med olje og spesielt gass vs. Kudu, kan frembringe gode synergieffekter.

Det slo meg etter Q4 at BWE nå girer opp Maromba. Dette kan indirekte skyldes at selskapet nå lover progress her mot myndighetene i Brasil, samt dette kan ha noe med ongoing antatte sluttforhandlinger med Petrobras å gjøre. For med Golfinho, både olje og gass - og om BWE byr på gassfeltet Camarupim, ref. BWOs BW Opportunity, så kan kan BWE produsere mengder av gass - mye før Kudu ville ha blitt en realitet.

Min klare anbefaling til BWE:

Gå for Brasil, sammen med Big Oil.

Ha Afrika med Gabon som andrevalg.

Jeg har lenge varslet om Kudu feltet. Gledelig å se at det igjen har fått aktualitet. 1.3 trillion cubic foot gass har vært antydet, men også mulige 3-9 trillion cubic foot har vært antydet. Når vi nå hører at gass fra elefanten i naboblokken, sannsynligvis migrerer inn i Kudu, ja da kan vi vel vente det helt store.
Her må man få på plass "LEO" fortere enn svint!

« Når vi nå hører at gass fra elefanten i naboblokken, sannsynligvis migrerer inn i Kudu»

Det har vi vel ikke hørt?

Beklager så mye. Du har så rett, så rett. Hva vi har hørt er dette: "En regional letekilde spekulerte i at en annen mulighet kunne se gass fra Venus matet inn i BW Energys nærliggende - men lenge forsinkede - 1,2 billioner kubikkfots Kudu-gassprosjekt hvorfra råstoff fra begge feltene kunne sendes til et kraftverk som er planlagt ved Oranjemund."

Ja, men det er fremdeles noe som ikke stemmer i 1q og 2q. Hvis de har lifting i midten av mars (1q), så bør det ta ca 63 dager å fylle opp igjen . Dvs 2 mnd frem, altså ny lifting ca midten av mai (2q). De bebuder nå ingen lifting i 2q,
. Prosessoren er ikke klar før 3q, så stor nedetid i 2q vil bli en surprise . Hva har jeg glippet på ?

helt enig, enten så er de veldig konservative eller så planlegger de en midlertidig stopp i q2. Men det hørtes ut som systemet blir levert i slutten av q3. Blir ikke helt klok av informasjonen som er gitt. Uansett, BWE ser ut som en trygg havn akkurat nå. Gjeldfri selv etter 150-200m usd i investeringer i 2022. Om ikke før, så begynner produksjonen å stige i q3/q4 og dette forsetter inn i 2023. Alt tyder på at olje og gass-aktiva utenfor Russland nå vil stige i verdi. Brasil kan bli veldig interessant med Maromba og Golfinho(?). Og Gabon ligger bare noen dagers reise fra de europeiske kjøperne som nå trenger alternativ til russisk olje. Ellers: Goldman øker sitt kortsiktige prismål for brent til 115.

Er nok ikke noe hokus pokus, men hva som pleier skje på vårparten (Q2) hvert år:

Som eksempel og hentet fra Operational Update 5.mai, 2020:

'In April, one lifting was executed by JV partner Gabon Oil Company on behalf of itself and the State of Gabon.

der har vi (delvis) svaret, bra du følger med! Uansett ser forventningene konservative ut, 5 løftinger à 950.000 gir 4.750.000 fat, noe som er midt i rangen (4,2-5,2).

Videreføring av TRS til NOK 24.42:

https://newsweb.oslobors.no/message/555206


Hentet fra BWOs Q4 rapport i dag:

Redeployment candidates

FPSO Polvo - en-route to Dubai

BW Opportunity - yard, Singapore


FPSO Polvo skal til Maromba og jeg tror fortsatt at BW Opportunity skal til Camarupim (gass), Brasil:

En mulig deal med Petrobras, hvor angivelig komplekse og omfattende sluttforhandlinger foregår:

Q1/Q2

Nå blir det til å se hvilken dato i mars løfting av 950.000 fat blir gjort og så få verifisert om produksjon av 15.000-15.500 f/d ligger fast. Netto 11.200 f/d med olje til BWE i dagens oljeprisregime er faktisk veldig bra og vesentlig mer (gross 2.000 f/d) enn markedet antok i Q4. Men må følges tett videre for se om denne produksjonen kan vedvare.

Kan forstå at markedet har noe vanskelig med å forholde seg til eksakt produksjon på Dussafu. Rapport sier gross ~13.000 f/d, mens BWE på CC bekreftet 15.000-15.500 f/d. Produksjonen understøttes nå av 5 brønner, mens det var 4 brønner i Q4.

Blir det lifting medio mars med 950.000 f/d (volumet ble bekreftet i Q4 rapporten), så leverer Tortue sine 5 brønner gross ~15.000 f/d. Basert på tidligere rapporter og bl.a. Q1 2021 med 13.600 f/d, ble OPEX oppgitt til $23. med nåværende 15.000 f/d blir OPEX enda lavere. Kort fortalt og inkl. hedging, blir - med oljepris $100 og OPEX 23 - net back $54. Multipliser $54 med 698.000 fat (73.5% av 950.000), gir dette fri kontantstrøm for denne mars-løftingen på USD 38 mill. netto BWE.

Tror ikke markedet skjønner helt at med dagens oljeprisregime og produksjon som opplyst på CC (gross ~15.000 f/d fra 5 brønner på Tortue), er BWE en pengemaskin med sine netto ~11.000 f/d.

Tror FID Maromba er på vent til avklaring ny oppkjøpsavtale Brasil. I CC 4Q ordlegger de seg veldig ullent om lånemuligheter/forhåndsavtale med bank/finansiering, nye prosjekter. De snakker i det hele tatt vekk det meste, av forståelige grunner. Til tross for dette, bebuder de utbytte fra first oil Maromba. Det er høyst uvanlig at 1 selskap har 100% eierskap på et slikt stort felt som Maromba. Arnet har tidligere drodlet omkring denne uvanligheten. Tror på stor avklaring de kommende månedene ( den siste innside-børsmelding indikerer en stund frem i tid) Ellers kan vi seile på olje-bølgen fram til avgang Dubai. Pengene spruter inn.
Gunnar; Er det slik å forstå at Gabon oil tar hele sin oljeandel nå i 2Q? Da stemmer det bedre med 15-15.500 fat og ny lifting i begynnelsen av juli 22, og nr 2/3Q i slutten av sept-22.

ser ut som markedet har tatt fram kalkulatoren. Tipper vi trender opp mot 28 nå. Hun fra Pareto holdt en superbullish presentasjon tidligere i dag. Hvis ikke Iran-avtale kommer på plass så ser vi 145 USD.

Ikke for være gledesdemper. Jeg gleder meg over all oppgang, men i dag går de tre største oljeselskapene på Børsen opp ca 7-8 % Ny ATH på Equinor. Og PEN opp 7,29 %.

er vel ikke slik at stemningen på BWE-tråden er euforisk akkurat? Jeg er innforstått med at BWE ikke topper listene, ettersom selskapet ikke har gearing så slår en usd på oljeprisen mindre ut enn for selskapene med gearing. Det gjelder begge veier. For meg handler det mest om absolutt avkastning, ikke relativ.

Legger inn et innlegg jeg skrev på en PEN tråd også her.

Som kanskje kjent skal våre naboer på naboblokken til Dussafu bytte ut FPSOen sin med en FSO. Dette sparer de veldig mye penger på og får større lagringsplass. Lurer på om det samme kunne være noe alternativ på EEA. Oljen er nok temmelig lik med Gamba og Dentale også der.

«Compared to the current FPSO agreement, the new FSO will reduce storage and offloading costs by almost 50%, increase effective capacity for storage by over 50%, and is expected to lead to an extension of the economic field life, resulting in a corresponding increase in recovery and reserves at Etame. Current total field level capital conversion estimates are $40 to $50 million gross ($26 to $32 million net to VAALCO). This capital investment is projected to save approximately $20 to $25 million gross per year ($13 to $16 million net to VAALCO) in operational costs through 2030, giving the project a very attractive payback period of less than two and a half years.»

https://www.vaalco.com/investors/news-events/press-releases/detail/323/vaalco-energy-provides-update-on-etame-field

De må da prosessere (P) det som kommer opp på en måte? Det er jo ikke bare olje som kommer opp og går rett i storrage (S)??
Ellers en nydelig dag med vinterferie og kiting, men en forferdelig bismak selvom en femsifret økning i porteføljen

Skulle jo tro det, men olja prosesseres kanskje ved mottak på land. Er vel kanskje lite gass og vann også. Ikke vet jeg, men tror nok at når det går an på Etame Marin så går det på Dussafu også.

For bwe er det utopi med annet enn fpsoi Gabon , og et fruktbart samarbeid med bwo /bwg. På kudu har bwe en plan med bruk av røverkjøp riggen .