Må si at jeg ikke er så begeistret over at BWE er en del av BWO konsernet når de benytter deres skip. Blir litt som bukken og havresekken. Vi har sett en OPEX som er helt hinsides. Stor betydning for PEN, men ikke i samme grad for BWE da pengene uansett havner i konsernet. Mulig jeg er litt konspiratorisk, men en OPEX på 36 USD med en såpass høy produksjon er veldig, veldig mye. Dog skyldes det nok litt Covid-19.

Hentet fra Q4 rapporten:

Gross production from the Tortue field averaged approximately 12,250 barrels of oil per day in the fourth quarter of 2021, amounting to a total gross production of approximately 1.1 million barrels of oil for the period.

Fourth quarter production cost (excluding royalties) was approximately USD 27 per barrel. The overall production cost includes approximately USD 1.0 million of costs related to the continued handling of the COVID-19 pandemic in the period.

Kan skjønne at du henger deg opp I OPEX Fluefiskeren, for det er nettopp en høyere produksjon som snevrer inn OPEX.

Men OPEX i Q4 var altså $27 med ca. 12.250 fat per dag.

Som opplyst på CC produseres nå 15.000-15.500 f/d. Men det er vrient for markedet å forholde seg til produksjonen, ettersom det i rapportform vurderes meget konservative tall, mens det på CC opplyses dagens produksjon, dvs. >15.000 f/d.

Så spørsmålet må bli, klarer BWE å holde oppe en produksjon på ~15.000 f/d?

Det er nettopp derfor at neste løfting av 950.000 fat kan verifiseres mot antall dager produsert. Dvs. dato i mars vil fortelle oss.

Med en prod. på ca. 15.000 f/d vil – basert på tidligere rapporter og volum - OPEX være ~$22. Dvs net back med basis $94 for oljen på $54. Da er dette inkl. royalties, OPEX og hedging for mars løftingen. Oljeprisen kan være høyere i mars enn $94.

Dvs. fri kontantstrøm for mars løfting på USD 38 mill. netto BWE, med basis i oljepris ca. $94.

Aksjekursen lagger alt for mye vs. inntektene fra produksjon. Dette vil uansett fremkomme i Q1, selv om markedet ikke synes henge helt med.

Joda. Vet OPEX er synkende og at det forhåpentligvis synker videre. 27 USD er fortsatt veldig høyt når vi sammenligner med mange andre andre. Den var under 20 ved oppstarten med to brønner.

Helt enig, og jeg lurer på hvordan de tenker å gjøre dette. Utenom riggoppkjøp så har man vært litt bedaglig, og det har man jo fått igjen i fleisen med både borebom, lavere løftekapasitet og nedsalg fra BWO. Selv om cashbalansen er god, så hadde jo det å fått på plass RBL gitt muligheten til å virkelig trykke på gassen og gjøre noen stunt. Dette aspektet er også noe jeg stusser over, det er per dags dato billig med kapital og jeg vil tro BWE har null problem med å skaffe seg gode betingelser her.
Ja selvfølgelig man kan bruke Covid som unnskyldning at man ikke har klart å utnytte muligheter i et marked med både lave oljepriser og selskaper som faser ut fra felt, men andre selskaper har klart å benyttet seg av muligheten(Ergo PEN). Det virker som man har en litt for god pute å sitte på om dagen.

Jepp. Petronor avla q3 rapport. Som vanlig var OPEX under 11 USD. 10,4 denne gang. Nå er det jo større produksjon på deres asset i Kongo Brazzaville med en gross produksjon på 22 000 bopd, men likevel…

Ad Brasil og kjøp av assets, olje og gass fra Petrobras sin produksjon på Golfinho er det virkelig noen som tror at BWE ledelsen sitter med henda i fanget?

Hør på Q4 - CC presentasjonen og CFOs avsluttende ord (Corporate) og les hva som skrives ifm. Q4 rapporten. Behøver det sies tydeligere? Og er man fortsatt i tvil, hør på CEO Arnet hva han sier ifm. Q3 og under Q&A delen, CC. Hør hva han sier om Brasil og kjøpe ny produksjon.

Ok, det er slik jeg tolker ståda. men ingenting er sikkert før det er blitt meldt. Kan være at Petrobras krever noe tilleggsgreier utover basistilbudet og kompensasjon innlevert skriftlig av BWE medio juni 2021, kilde Reuters og øvrig media i Brasil

Deal kan bli hindret pga bl.a decommissioning kostnader etc., men neppe pga tilbudet til BWE, som bør ligge fast og som innlevert medio juni med oljepris rundt $70.

Faste kostnader Dussafu prod. er beroende på antall fat å fordele kostnadene på. Som sagt per i dag og basert på info CC, med 15.000-15.500 f/d (netto ca. 11.200 f/d til BWE) , bør gi en OPEX på $22. Allerede fra desember av vil trolig OPEX ligge under $20. Og deretter (2023) trolig på ca. $14-15.

Slik oljeprisen er i dag, vil BWE få rett på bok en fri kontantstrøm (løfting) på ~USD 40 mill. i mars d.å.

Dette du skriver skal vel bekreftes av løfting som sannsynligvis pågår for øyeblikket. Tanker nær opp til Adolo nå, skal vel fylles opp med 950 000 fat? Det blir $$ av slikt.

Lifting nå i mars, blir vell betalt med snittprisen for den samme måned. Mars vil få en snittpris som blir ellevill. Synd at de har "gitt vekk" 2q liftingen til myndighetene i Gabon .

Gitt utviklingen, tror jeg det kan være mulig at Iran kommer til enighet ifm. atomavtalen og dette medfører at oljesanksjonene oppheves. Iran eksporterer i dag ca. 1 mill. fat «under radaren», særlig til Kina. Faktisk ligger det et ekstra press på Biden om å frigi max. ledig olje i dagens marked. Iran skal ha ca. 60 mill. fat som flytende på tankere. I tillegg tilkommer eksport med 1-1.5 mill. fat per dag. Forhandlingene i Wien omtales som konstruktive. Og det skrider frem i positiv retning, selv om Iran har påpekt at det ikke kommer på tale annet enn oppheve samtlige sanksjoner og garantier skal gis. Videre er det usikkert hva USA vil kreve av andre forhold og betingelser (Iran som terror-regime, missilene etc.), som Iran neppe kommer til å akseptere.

Ser for meg en klode med konstant høyt energiforbruk – også olje og gass, hvor man innser at O&G kommer til å spille en vesentlig rolle. Se bare på EU, som holder på med å friskmelde atomkraft og gass. Dvs. gjøre disse per def. som «miljøvennlige» i en overgangsfase.

Ser ikke helt for meg at kloden vil takle nåværende oljepriser over lengre tid. Gjør som flere andre, tenker at oljeprisen har et bedre og naturlig leie på f.eks. $90. Det er denne prisen jeg legger inn for BWE i fortsettelsen av inneværende år.
Hva som er avtalt og praktisert for Dussafu JV utgjør ikke noen negativ effekt. La oss heller se på de resterende løftingene i 2023.

Fra før vet vi at det blir løfting i mars med netto nesten USD 40 mill. til BWE.

For Q3 er det for BWE planlagt 1 løfting og for Q4 2 løftinger fra Dussafu. Med oljepris ~$90, gir dette en net back på $50 (etter fratrekk royalties og OPEX) .

Dussafu JV kommer med større og utvidet tankkapasitet på Adolo til å løfte 950.000 per gang. Dette betyr at med 73.5% eierandel for BWE blir det netto 700.000 fat x $50 = USD 35 mill. netto til BWE for hver løfting. Med 4 resterende løftinger blir dette først nesten USD 40 mill. netto BWE for mars løftingen. Deretter samlet USD 105 mill. for den ene løftingen i Q3 og 2 løftinger i Q4. Samlet ca. USD 145 mill. netto for hele 2023. Legg inn grovt sett ca. 10% hedging for de 3 resterende løftingene i Q3 og Q4. Gode penger som BWE kan sprøyte inn i boring og utbygging, samt den daglige driften.

BWE gjentok på Q4 at selskapet har tilgang på funding via RBL lånefasilitet.

Imidlertid er det ikke ved et oppkjøp av Petrobras i Brasil tvingende nødvendig med en RBL, ettersom Petrobras deler inn en deal i flere betalingstermer ved milepæler. Signering av kontrakt, first oil/gas etc. Dette er normen ifm. eiendeler som Petrobras selger via «divestment program», som også Golfinho Pakke 1 (olje og gass) og Camarupim Pakke 2 (gass) er del av.

På Tortue produseres det i dag fra 5 brønner med som guidet på CC (Q4) 15.000-15.500 f/d. Den nye hoved gas liften kommer i Q4 og samlet sett har BWE meldt at alle de 6 brønnene på Tortue har kapasitet på 19.000 f/d. Markedet må ikke glemme at Norve begynner boringen ifm. Hibiscus/Ruche Fase 1 i september, med planlagt oppstart med first oil i desember i år. Tidsplanen til BWE viser at det settes en H/B Fase 1 brønn i produksjon i løpet av desember. Dvs. Samlet fra Dussafu trolig gross 22.000 f/d. Med 73.5% av dette blir det altså fra desember av ca. 16.000 f/d netto BWE. Dette er en økning fra i dag på nesten 50%. Hva som også spiller inn ifm. Inntjening på Dussafu, OPEX reduseres vesentlig fra des. av.

Hva betyr dette for BWE?

Selskapet er ca. 10 mnd. unna å produsere netto 16.000 f/d.

Fra 2023 blir de resterende brønnene tilkoblet fortløpende i 2023. Og BWE vil innen medio 2023 kunne produsere ca. 25.000 f/d netto til selskapet.

Muligheten for en deal med Petrobras, som med Golfinho i produksjon for BWE - vil tillegge ca. 15.000 f/d.

I mitt lille oljeunivers er fremdeles BWE den soleklare vinneren.

For en god tid tilbake, da olja stod i ca 20$, var det en her som hadde et grovt regnestykke for kursen på BWE. Når Brent gikk opp 10$, skulle BWE gå opp 1kr. Gjelder dette fortsatt?

Hvilken festsituasjon vi befinner oss i. Ikke mange dager før vi skiper avgårde 950 ooo fat fra Adolo. Og til hvilken festpris?

hvis jeg har forstått hedgen riktig så er:

380.000 fat solgt for 94,73 = 36 m usd
95.000 fat solgt for 103,75, gitt at prisen holder seg over 103,75 = 9,9 m usd
223.000 selges til snittpris i mars. Hvis vi antar 110 = 24,5 m usd

Summert: 70.4 m usd for 73,5 % av 950.000 bbls.

Takker så mye for detaljene! 🎈

Noen med formening om hvor lang tid det tar for å oppgradere riggen "Leo" for oppdrag på gassfeltet Kudu? Arbeidet med riggen startet vel i okt 21.

Med kjempefunn som er gjort på sokkelen til Namibia, regner jeg med at finansieringen av nærliggende "Kudu" skal gå enklere nå. Nå må vi bare se og komme i gang.
https://www.upstreamonline.com/opinion/namibia-basks-in-glow-from-venus/2-1-1177318

Lakmustesten nå på faktisk produksjon på Tortue (Dussafu) får vi om noen dager. For løftes det 950.000 fat som meldt ifm. Q4, så ligger produksjonen på "glimrende" - i dagens oljeprisregime - på som nevnt på siste CC på 15.000-15.500 fat. Og dette er et bra løft (ca. 3.000 f/d) fra Q4.

At ikke markedet skulle sende aksjekursen opp et par NOK basert på at det nå produseres fra 5 brønner moti 4 brønner i Q4, må kun skyldes at det ikke har fått den verifikasjonen som kreves. Dvs. løfting av 950.000 fat vet vi, men ikke dato i denne mnd. Og løftes det medio mars, vet vi også at sannsynligheten for at produksjonen blir liggende rundt 15.000 f/d frem til ny gas lift i Q4 er meget stor.

Da tjener uansett BWE gode penger med dagens oljepris og utslaget vil bli dokumentert i fremtidig rapportering. Dette sagt om det virkelig blir løfting medio mars og aksjekursen fremdeles holdes nede.

Mars lifting vil bli ellevill. Deretter vil det bli magert/stillstand fram til 3q (rig seiler fra dubai), men … før den tid kan vi kan få en ellevill surprise fra Brazil .

I det minste positivt at gitt hva som ble sagt på CC, Q4, er produksjonen ca. gross 15.000 f/d på Dussafu. Dette er opp ca. 3.000 f/d fra Q3 og medvirker til lavere OPEX.

Netto >11.000 f/d netto BWE med dagens oljepris, er mer enn tilfredsstillende.

Det meste ligger til rette for en økning av oljeprisen i morgen:

https://thehill.com/homenews/sunday-talk-shows/597047-blinken-active-discussion-ongoing-on-banning-import-of-russian-oil

Ikke så mange døgn til liften på 950 000 fat olje forlater Adolo. Hvilket enormt beløp skal faktureres på BWE sin konto!

Er tankern ankommet Adolo?

Hvis vi legger media - og særlig Reuters til grunn skal BWE ha innlevert bindende skriftlig tilbud medio juni 2021. Klart at man tenker sitt - gitt oljeprisen dundrer i taket. Vil dette kunne blokkere eller vanskeliggjøre eventuelle sluttforhandlinger?

Ikke nødvendigvis, fordi selve tilbudet og kompensasjonsformatet kan neppe Petrobras se bort i fra, med mindre Petrobras gjennom hele anbudsprosessen har forbeholdt seg retten til å korrigere vs. oljepris. En slik metode virker lite trolig, ettersom dynamikken i anbudsfasen er basert på prisformat, med eventuelle videre unntak og endringer. Media har særlig fokusert på decommissioning. BWE kan nok bli presset hardt på å ta økte kostnader her, men ellers ligger nok fremdeles fast at Petrobras, som BWE, ser langsiktig på oljepris.

Som sagt har Petrobras forsøkt å selge Golfinho -Pakke 1 og Camarupim - Pakke 2 , tre ganger tidligere. Så lenge disse to pakkene ligger under "divestment program, skal og må de selges.

Begynner ikke å bli urolig før vi kommer til månedsskiftet mars/april. Mener fremdeles at BWE synes virke så pass trygg på at selskapet lander en deal med Petrobras, at den optimismen som forfektes via Q3 og Q4, inkl. CC, kan tyde på at det er dette oppkjøpet BWE virkelig satser på. Ingenting annet innen M&A er meldt tidligere eller til nå. Evner ikke management og styre å lande noe med Petrobras, har både intensjon og strategi feilet totalt.

BWE fokuserer ikke på å skape gode aksjonærverdier og snakke om cash flow via. nye muligheter, dersom selskapet ikke har noe konkret på gang. Indisiene er for sterke i denne saken til at det ikke foreligger noe substansielt medf Petrobras til endelig avklaring.

Vi trenger å få meldt deal med Petrobras. Ikke bare pga. økte verdier på alle plan, men dette vil virke med en euforisk effekt på markedet, Dette i en tid hvor det ikke er løfting i Q2 og Q3 blir fylt med action fra september med boring (Norve), samt sail away and field installation H/R Fase 1.

Ad Petrobras og salget av Golfinho og Camarupim, helt tyst i media.

¨Men først altså, løfting i mars, som vil gi netto inn på bok ~USD 40 mill.

« Golfinho hub, including the Golfinho and Canapu fields and the BM-ES-23 block, off Espírito Santo’s coast;»

Kan BWE ha funnet ut at det er for stort?

https://www.bnamericas.com/en/analysis/where-does-petrobras-divestment-program-stand

Teaseren til Petrobras gir tilbyderne muligheten til å by på enten Golfinho - Pakke 1 og Camarupim - Pakke 2 eller begge samlet.

Jo, det er svære greier og markedet vet ikke hva BWE går for eller om det blir deal i det hele tatt.

Camarupim - Pakke 2 angår gass, hvor BWO har sin mulige kandidat BW Opportunity som redeployment, sammen med FPSO Polvo (Maromba), ref. BWO Q4:

Redeployment candidates

FPSO Polvo - en-route to Dubai

BW Opportunity - yard, Singapore

Camarupim vs Canapu ? Hvilket er det snakk om?

Er løpet kjørt?

« The Petrobras divestment program of oil and gas producing fields has a date set to end: December 31, 2021, as determined by the National Agency for Petroleum, Natural Gas and Biofuels (ANP).

In recent years, medium-sized oil companies have gained muscle by acquiring state-owned assets. But, starting in 2022, they will need to look for another strategy. Another expected change is the emergence of a secondary market, of leftover assets acquired from the state-owned company by independents, but considered less adequate to the strategy of these businesses.»

https://brazilenergyinsight.com/2021/08/20/petrobras-oil-gas-divestments-could-end-this-year/

Canapu tilhører Golfinho - Pakke 1 og Camarupim - angår Pakke 2. Kan by på det ene eller begge. Begge eiendelene (pakkene) kan erverves under samme salg. Hører delvis sammen, ref. infrastruktur og hvem har ledig FPSO eller annen løsning for gassen alene (Camarupim), blir for smått for den som ikke har til overs en FPSO, slik som BWO.

Media har kun knyttet BWE opp mot Golfinho - Pakke 1, men her kan det bli endringer.

Media har skrevet om at det er forventet at sluttforhandlingene kan dra seg et stykke inn i 2022. Så løpet er nok ikke kjørt. Petrobras sitt styre er nevnt av media har valgt BWE som successful bidder, men endelig deal er beroende på sluttforhandlinger. Det er trolig disse som pågår p.t.

https://finansavisen.no/nyheter/olje/2021/09/24/7742249/bw-skal-vaere-foretrukket-budgiver-i-brasil

¨Men først altså, løfting i mars, som vil gi netto inn på bok ~USD 40 mill.''

Del gjerne regnestykket ditt så vi forstår hvordan du kommer fram til 40 mill net. OPEX på 25 p/b? Royalties på 10 usd p/b? Og hvilken oppnådd pris legger du til grunn?

Takk for oppklaring.

Jeg har spurt CFO Sæthre om dette med skatt/royalties. Det e rikke et kjapt og endelig svar. Panoro hadde i sin tid noen tønner som illustrerte net back ved oljepris $65. Her gikk det frem at royalties ble satt til 20%. Det er således 20% royalties som jeg benytter. Kan ikke være særlig langt unna sannheten. OPEX har jeg kikket på tidligere prod. volum, også tatt hensyn til Covid-19. slik som BWE gjør. Som kjent går de faste kostnadene ned dersom volumet i prod. går opp. Selskapet angir i Q4 OPEX $27 ved prod. 12.250 f/d. Basert på tidligere rapporteringer settes OPEX ved 15.000-15.500 f/d til $22. Net back ved oljepris $94 blir $53. Denne vurderingen gir på bok ca. USD 37mill (inkl. den ekstra dollaren for Dussafu olja og løfting av gross 950.000 fat i mars). Nå tror jeg at gj. sn. for den hele mnd. blir ganske så høy, derfor kan USD 40 mill. være innen rekkevidde.

jeg håper det løftes medio mars. For gjøres dette, kan markedet trolig anta at dagsproduksjonen på Tortue ligger, slik som ble nevnt ifm. CC, 15.000-15.500 f/d. Tid for løfting i mars vil trolig være styrende for produksjonen frem til ny gas lift i Q4.

ok, notert. Jeg har trodd at Royalties var et fast USD beløp per fat. I tillegg har jo det statlige oljeselskapet eierskap på 10% av feltet. Hvis deres andel utgjør 100% av neste last i april/mai så utgjør det ca 20% av total produksjon/inntekter. Skulle gjerne ha visst mer om royalties/skatt på Dussafu.

Mellom 2012 og 2015 tok Spectrum 2D seismikk bl.a. av Kudu gass feltet, block 2814A.

Spectrum sier:


The transitional sequence Barremian-Early Aptian (The reported source for Kudu) marine source rocks could also provide source potential for not only gas but also oil.

Scroll inn på kartet og les:

Barremian Aptian relatively thick +500m, originally oil prone. Situated in the gas window. Excellent reservoir quality, 22% porosity.

https://www.spectrumgeo.com/brochures/africa/namibia/Namibia_Brochure.pdf

Sammenhold dette med hva OFFSHORE TECHNOLOGY sier I 2010, altså noen år tidligere enn seismikken til Spectrum:

The Kudu field reservoir is located at a depth of 4,400m and interbedded with volcanic rock. The reservoir is 50m thick with porosity of 12%. Gas is trapped in the aeolian sandstones of the Barremian age.

Som man kan se det er avvik i hvordan angi tykkelse og porøsitet.

Litt historikk og hentet fra artikkelen:

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.

Kudu gas field is part of production licence 001, located about 130km off the shore of Namibia near the city of Oranjemund, West Africa. It lies in the Orange Sub-basin at a water depth of 560ft. The field’s proven natural gas reserves are estimated at 1.3 trillion cubic feet and possible reserves at nine trillion cubic feet. The field’s life is estimated to be 22 years. ( min komm. - possible reserves at nine trillion cubic feet – her kan det nok tenkes at BWE en gang i fremtiden vil vurdere å bore etter mer gass, samt eventuelt som Spectrum indikerer – muligheten for olje i block 2814A).

Både Shell og Totals betydelige olje og gass funn nylig i Orange Sub-basin, vil sannsynligvis forsere Kudu gass prosjektet, om bare myndighetene i Namibia tillater den fart og omfang som selskapet ber om. På politisk hold kan man støye og regjere det som ønskes, for det er BWE med datterselskapet BW Kudu Limited som har «working interest» i Kudu-lisensen med 95%. I tillegg har BWE kjøpt inn riggen Leo for USD 14 til ombygging og er dedikert Kudu gass prosjektet.

Namibia får nå selv velge om landet skal sikre tilgang til rimelig energi/elektrisitet og noe til eksport, eller som tidligere, trenere og forsøke på å legge føringer og styringsrett. Dette kommer til å ordne seg, for lovgivning innen petroleum og Big Oil banker på døra. Og alle har det nå travelt for å fremskaffe både olje og gass.

For de som ikke skjønner hva jeg mener vedr. myndighetene i Namibia, les denne artikkelen:

https://www.zawya.com/en/press-release/he-gabriel-mbaga-obiang-lima-to-drive-strong-investment-narrative-at-the-namibia-international-energy-w2r4re1h

Kudu blir liten sammenlignet med det nylige funnet til Total vestenfor Kudu. Det er allerede anslått til over 3 milliarder fat. Da snakker vi om et felt større enn Johan Sverdrup.

Men det er men her. Oljen ble funnet på 3000 meters havdyp. Vet ikke akkurat hvilket dyp Kudu ligger på, men mener det er mindre enn 200 m. Det betyr faktisk mye. Venus er selvsagt stort nok til å bygges ut, men det er også Kudu i kraft av at det ligger på grunt vann istedenfor ultradypt vann. Tror at gass vil ha en stor framtid i flere tiår.

Kudu-gassfelt er et offshore - gassfelt i Namibia omtrent 170 kilometer ( nordvest fra byen Oranjemund . Det ligger i Orange Sub-bassenget på 170 meter (560 fot) vann.

Namibia har et stykke å gå og en PIB må på plass raskt.

Det er trolig Total og Shell m/fl. som må til for at BWE skal kunne få fart på Kudu gassen.

interessant at head Namcor nå går til Total. Dette er en ressursperson hva angår Kudu gassen:

https://africaoilgasreport.com/2022/03/petroleum-people/total-poaches-head-of-namcor-as-its-ceo-in-namibia/

Også viktig at Qatar Energy inngår samarbeid:

https://energycapitalpower.com/namcor-qatar-energy-sign-cooperation-agreement/?utm_content=200165126&utm_medium=social&utm_source=twitter&hss_channel=tw-3468678856

Namibia aims for first-ever oil output by 2026 after Shell discovery

https://www.reuters.com/business/energy/namibia-aims-first-ever-oil-output-by-2026-after-shell-discovery-2022-02-07/

Slik ståda tolkes fra min side trengte virkelig BWE denne drahjelpen fra majors, og så får man se om det kan knyttes noen synergieffekt til kjempefunnene, særlig gassbiten.

Ikke glem nå BWE folkens, ikke la traderne få øretrille aksjekursen i hjel på lavt volum.

Aksjen fortjener bedre med 5 - mot 4 brønner som produserte i Q4. Og nå en prod. på ca. 11.000 f/d netto BWE.

Ny gas lift i Q4 og 1 ekstra prod.brønn i des. fra H/R Fase 1, vil gi ~16.000 f/d netto BWE. Deretter fortløpende nye brønner som skal tilkobles, slik at BWE innen medio 2023 vil ha ca. 25.000 f/d netto.

Og alt dette uten at muligheten for oppkjøp i Brasil er tatt med.

Kan dagens oljepris sette kjepper i hjulet for ev. oppkjøp i Brasil?