"Det er også blitt bekreftet at oil rim prosjektet kan kjøres uavhengig av gass-prosjektet. Dvs. ikke alt på en gang. Klokt for da får Aje partnerne cash flow fra oljen og det er merkverdig at dette ikke foreligger allerede."

Hva er forskjellen på dette og feltene det allerede produseres fra nå?

Primært Aje søker ikke funding for kreti og pleti av utbygging på en gang og det går tid og mye å finansiere, men søker funding isolert for oil rim prosjektet, som bør være enklere om det er Glencore som blir off-taker og assisterer med funding via off taker agreement. Dvs. søker trolig og som indikert prosjektfinansiering for oil rim eller om det skulle bli en Cenomanian brønn i første runde. Ellers stort sett som samme som per i dag for oljen.

Kokken Tor

Jeg kan forsøke å hjelpe deg. Jeg bruker med vilje norske navn.
med engelske betegnelser i parantes


Aje 4 utvinnes fra alder Cenoman (Cenomanian). Oil rim utvinnes fra Turon (Turonium). Den er av litt yngre alder enn Cenoman men den er neste i rekka. Her utvinnes det olje fra på Aje 5. Dette er fra en tynt lag med olje med vannformasjon nedenfor og gassformasjon ovenfor. Laget er tynt som sagt. Neppe særlig mer enn 10 meter.

Både Cenoman og Turon hører forøvrig til epoken kritt ( Cretaceous). Her var vel dinosaurene på sitt høydepunk sammen med epoken Jura (Jurassic).

Var nok mange som ventet på melding om spud og deretter har solgt. Tar man det i kombinasjon av sur børs, så blir det nedgang dessverre. Selskapet bør absolutt få på plass planer, partner for Tunisia. Aje er langt på overtid, synes det mangler konkrete planer i forhold til sistnevnte. Her har de en jobb å gjøre.

Hellowthere

Noen innledende planer for Aje foreligger vel. De har jo gjennomgått mulighetenfor å produsere fra oljerim, men noen knklusjon er ikke gjort. Videre vurderes det å bore en ny brønn (Aje 6) fra Cenoman.

Husk vi snakker om den aksjen på Oslo Børs som har steget mest iår.

re FF. Du har selvsagt rett. Jeg har vært i denne i årevis. Jeg har opparbeidet tålmodighet, og ser på utviklingen nå med et nærmest blasert blikk. Markedet er sterkt preget av utålmodige sjeler som ofte har liten innsikt i industrielle prosesser. Mange ting kan gå galt i prosesser, -også i denne vi bivåner, -men i et lengre perspektiv er det strategiene som avgjør. Er det noen som med hånden på hjertet vil hevde at styret har feil strategi ?

Husk også at det er en av de som har gått mest ned de siste 5-10 årene da ;)

Hva hadde PEN av produksjon og assets da aksjen lå på ATH-nivåer?

Nigeria setter et mål om at de skal være verdens 3. største eksportør av LNG:

“Nigeria Could Move Up the Top LNG Exporter List
Thursday, October 18, 2018
While speaking at the 11th International Conference and Exhibition of the Nigerian Gas Association in Abuja, the Secretary General of the International Gas Union (UIG), Luis Bertrán Rafecas, said that Nigeria has the potential to become the third largest global exporter of LNG.
Rafecas said the potential is there if the West African country puts its seventh LNG train into production at the NLNG facility.
Nigeria’s goal is to see NLNG is to increase production from 22 to 30 Mtpa by 2024.
According to Rafecas, the country’s ability to bring the NLNG Train 7 project to life could put it in a good position compared to other projects sprouting up elsewhere.
The investment required for this train is $7 billion.
Nigeria is currently the world’s fourth largest exporter of LNG, behind Qatar, Australia and the United States, which alone will account for about 60% of global LNG supply by 2023.
NLNG is a private limited company owned by the federal government, represented by the Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC), with a 49% stake. The other shareholders are: Shell (25.6%), Total (15%) and ENI (10.4%).”

https://www.petroleumafrica.com/nigeria-could-move-up-the-top-lng-exporter-list/

Ser ikke ut til at meldingen kommer i dag. Da finpusses det sikkert på minst en børsmelding i helga. Gleder meg!

Olje og premarket USA svakt opp så langt, +0.4%. Oljepris og Wall Street tror jeg får en OK dag, kanskje børsen generelt preges av fallet på Wall Street i går, som strengt tatt ikke var mer enn vår børs.

Det holder for min del å høre at PEN også er: "too very frustrated" angående aksjekursens utvikling. Tolkes fra min side til at selskapet har mer å gå på og PEN mener selv at det står bedre til enn markedet priser aksjen. For all del, kun min tolkning. Men begynner å kjenne lusa på gangen i London.

Nå håper jeg meldingen snart kommer.

Olja på 80 igjen?

Da first oil ble annonsert ble sagt at de ville komme tilbake med flow og utbyggingsplaner for fase 2. (FID).

Kan det tenkes at de ønsker å melde dette samtidig? Ingen av disse er jo bundet opp mot et absolutt tidspunkt. Uka er forøvrig ikke ferdig, og det kan hende vi får en melding før eller etter børs idag. Det har flere ganger før.

Syns som forrige gang, vi må nok vente til Q3.

BWO holder presentasjon om Dussafu og flytting av Adolo

December 6, 2018 - Lunch Presentation
DUSSAFU Project - Relocating Adolo FPSO
Thomas Kolanski, BW Offshore

http://www.mtshouston.org/events_calendar.cfm

Fluefiskeren

Du forstår også at dette gjelder "relocation" Adolo før first oil og nå som produserende?

Egentlig ikke. Flyttingen av Adolo startet 2. juli, og hvorfor holde foredrag om dette nesten et halvt år senere? Har det ikke vært snakk om å bytte Adolo ut med en annen FPSO senere i år eller tar jeg feil?

Tortue, Ruche og sidesteg. Hva som uansett må gjelde er at det vedvarende blir etablert reserver ved boring som i alt vesentlig vil bli satt i produksjon. Hvordan Dussafu JV ser for seg alt materialisert, eventuelt ved rokering får vi bare avvente og se. Har ikke hørt at det skal være snakk om å bytte ut Adolo med en annen FPSO. Du tenker ikke på Front Puffin og Aje?

Ja, mulig jeg blander de sammen.

Betyr dette at vi ikke får flowmelding før i DES .?

Nei, det gjør heldigvis ikke.

Merkelig at Adolo skal flyttes. Det har tidliger vært diskutert at Adolo har kapasitet på 40'000 fat pr. Døgn. Dersom de to produserende brønner , produserer 15 000 fat, og fase to planlegges med 4 nye brønner med samme produksjon: 4x 7.5= 30 000 fat.

30 000 fat pluss nåværende 15 000 fat: 45 000 fat Adolo kapasiteten blir overskredet.

Dersom dette er situasjonen og Adolo må byttes ut med et skip som har større kapasiteten så skisserer selskapet et scenario som nesten er for godt til å være sant.

Nei Adolo skal ikkje byttes ut. Tenk litt praktisk. Det er som alltid decline i ein oljebrønn.

Hmm og går ein videre på denne linke dere kom med: - RESERVATIONS - September 27, 2018 Luncheon - Deepwater Gulf of Mexico is ready to compete

Tviler på at det er nødvendig å blåse dette her opp. Som sagt er min mening at det trolig vil være FPSO Adolo som skal settes i en sammenheng med Dussafu prosjektet. Se link, så ser man at BW Offshore og Thomas Kolanski skal delta på en FPSO kongress, 29. november. Dette er en annen seanse enn Fluefiskeren viser til og som er 6. desember.

https://fpsoamericascongress.iqpc.com/agenda/congress-day-2-thursday-29-november-2018

Jeg kan ta feil, så det bør følges opp.

Beklager at min lille link skulle føre til så mye styr. Jeg satte det i forbindelse med at jeg mente å ha lest at Adolo skulle flyttes for å vedlikehold eller ombygging. Jeg husker nok feil, men uansett så skal det fra BWO sin side holdes en presentasjon ang. Dussafu og Adolo 6. desember. Det er særdeles stille om dagen så jeg tenkte jeg kunne legge inn dette. Det kan godt være at jeg forveksler Adolo og Front Puffin.

"hvorfor holde foredrag om dette nesten et halvt år senere?"

For erfaringsoverføring til andre selskap for evt fremtidige prosjekt hos dem? Ganske vanlig praksis å dele prosjekterfaring etter at prosjektet er utført

Dette er et kursus hvor man deler erfaring med FPSO jeg ser det som positivt at BWO vælger at tale og fremhæve Dussafu og ADOLO

Prøv at læse dette.
https://fpsoamericascongress.iqpc.com

Viser til heading i denne tråden. Med tre assets og meldinger som nærtstående: Dussafu, Aje og Salloum/forlengelse/farm out, er det fullt mulig at PEN melder noe som kan bety good news. Det foreligger p.t. en short posisjon med 285.851 aksjer som skal inndekkes. Utover dette vet man ikke hvordan oljeprisen vil utvikle seg. For at aksjekursen skal kunne gå vesentlig må det ikke fluktuere så voldsomt på børsene, oljeprisen gjøre en markant prishopp og god(e) melding(er) fra selskapet.

MCAP for PEN på ca. USD 100 mill. er egentlig ikke mer enn for Dussafu alene, med cash, Aje og Salloum for free. Dvs. kun USD 100 mill. for Dussafu gitt en flow som guidet med tilhørende reserver vil trolig være for lavt satt.

Børsbjarne

Dette har ikke noe med saken å gjøre. Et annet tidspunkt. 6.desember og ikke 28-29. november.

Dukket opp en lignende short-situasjon i NEL for en stund tilbake. Og se hvor NEL er nå. Den shorten er og var et rent veddemål. Likheten mellom disse to selskapene er at de er up and coming. Ofte har slike selskaper historisk sett nervøse aksjonærer og jojo-kurser. Bare å nevne short er jo nok. Den/de/det som har satt shorten vet like lite om meldinger og resultater PEN skal legge frem i fremtiden som oss andre. Shorten gir oss bare en påminnelse om hvor mange lignende selskaper som har mislyktes tidligere. Jeg tror på gode nyheter fremover på bakgrunn av det vi vet til nå. TTT.

Positiv melding i morgen?

Ja, jeg fortsetter håpe ?

I thought to chip in with some comments of mine regarding this investment case of Panoro. First I want to applaud Gunnarius, Fluefiskeren and other active commentators who have been producing informative insight to the case throughout the years.

Since the successful drilling campaign in Dussafu, most of the comments and speculations have been concentrated on the expected production flow of the first two development wells of the Dussafu development project. A lot of commenting has also been around the FID of the Dussafu phase II, possible FID of AJE Turonian oil rim & gas concept development, licence renewal of SOEP Tunisia and potential farm-out and development of Salloum and potential exit from Nigeria (AJE).

For what I have followed the discussions and how people perceive the value triggers of the case, there has been very little analysis of the potential liquidity / capital structure related issues of the case, what would be the solutions for PEN to overcome these issues, and what could be the possible implications of these to the investors.

Let me try to clarify. PEN, being a mosquito oil company with limited funding resources, is to a quite large extent exposed to a liquidity / cash management risks, especially if you as an investor buy into PEN believing its capabilities as a long term oil E&P company.

Now after successful private placement of new shares and with inherited extra cash balance from the DNO Tunisia acquisition, the situation is obviously better than what it was couple months ago. But with high relative G&A cost base and the envisaged steep Capex cash burn the current USD 20m only carries the company so far.

PEN actually has at the moment more debt that available cash:

- cash balance USD +20m
- non recourse loan from BW USD 12.5m (probably fully utilized now)
- current AJE JV liabilities USD 5.7m
- non current AJE JV liabilities USD 6.8m
- TOTAL net debt USD 4-5m


Operational cash burn 2018:

- G&A costs ca. USD 1.1m per quarter = USD 2.2m for H2/2018
- Relinquishment of Hammamet Tunisia USD 2m
- Finalisation of Dussafu phase I USD 1.5m (Total project expenditure USD 170m, PEN’s share USD 14m, BW non recourse loan capped to USD 12.5m)


Cash flow from production 2018:

- AJE phase 1
o gross production 3.000 bobd, net for Panoro ca. 400 bobd
o lifting in August; net proceeds USD 3m reported by PEN translates into ca. net +40.000 bbls sold which in turn translates into ca. USD 1.4m free cash flow (USD 35 per barrel margin applied)
o expected lifting in Q4/2018 (lifting roughly in every 3 mths): 400 bobd x 100 days = ca. 40.000 bbls = ca. USD 1.6m free cash flow (brent price higher vs Aug lifting)

- Dussafu phase 1
o initial production rate 6.000 bobd progressing to 12.000 bobd (estimate) during Q4
o lifting in late Q4; estimated gross barrels sold 750.000, net to Panoro 62.500 bbls
o margin USD 45 per barrel, free cash flow ca. USD 2.8m

The point is not to claim that my estimations of the production and margins are best possible, but rather to outline ballpark figure on what levels the cash inflow could potentially be.

Most of the cash flow from production goes to repay the existing debt to BW and to AJE JV. Without deeper analysis or understanding any other components impacting the cash flow (PEN might e.g. have to pay something for the renewal of OML 113 licence or Tullow oil might use the back-in right etc.), I would estimate that PEN’s cash & liability position at the end of 2018 could look something like this:

- Available cash around USD 14m
- Total liabilities outstanding around USD 20m

During 2019 majority of cash flow from Dussafu and AJE current production goes to pay down the existing debt and the running G&A costs eat existing cash balance by ca. USD 4-5m, which is partially offset by PEN’s share from Dussafu phase I profit oil. In addition there is a considerable Capex commitment outlook regarding Dussafu phase II (4 wells), potentially from the AJE Turonian oil rim (2 wells) development and the Salloum discovery (can potentially be carried by partial farm out).


CONCLUSIONS

- Panoro does not generate any excess cash from production for investing purposes during 2019 and probably also not during 2020 because of high relative G&A
- A funding solution needs to be in place for all development projects in (no news here). Dussau phase II can be carried partially from existing cash reserves
- Considering current asset portfolio of PEN, implicit negative impact to shareholder value of a single poorly managed / executed development project is very high with leverage based expansion, especially when cash flow is not sufficient to cover even G&A costs.
- If Panoro’s real strategy is to grow the company and not to divest the assets or sell the company, at least one more equity issuance within 1-2 years is likely and would make sense
- Panoro has to execute an exit plan for Nigeria during 2019, otherwise liquidity risk becomes almost unbearable, if not resolved by another equity issue or some kind of cooperation with some strategic partnership
- Panoro would need to grow fast to achieve production of +3.000 bobd, aim to double to +6.000 bobd immediately after, with reasonable leverage in order for the “grow the company” investment case to make any sense. If the company progresses to grow the production slowly and steadily, then the investment case is only about trading or hopes that a bigger industry player buys out the whole company

Thanks Globen95, very interesting and good comments.

Funding:

- The sale of Aje, feed back by the company - still ongoing and possible due to extension by 20 years. In addition the Turonian Oil Rim Project - one well to be drilled in H1 2019, ref Align Research - funding by off taker agreement.

- In addition farm out and cash/carry by dedicated farm in partner (Tunisia/Salloum project) - best case.

Cash flow - Aje may generate positive cash flow in 2019 - 1 additional oil well during 2019. Cash flow Dussafu, Phase 1 and 30-35% net to PEN.

As announced by the company, perhaps more M&A - very difficult to predict.

In general, I do agree that Panoro may need some more equity issuance in near future, but such only to apply if no sale of Aje in due time. My guess is that Panoro has sold Aje prior to any more drilling. Drilling Dussafu, Phase 2 - medio 2019 and drilling Salloum medio 2019, funding by dedicated farm in partner?

Tullow oil`s back in rights for 10% in Dussafu is also likely to increase the cash position for Panoro. We will know more in a months time.

Basert på tidligere Q rapp. visste markedet at MX Oil var blakk som en kirkerotte. Til tross dette faktum fortsetter selskapet å hente penger til videre drift og utvikling av det eneste virtkelige asset selskapet har, nemlig Aje. Positivt at produksjonen på Aje holder seg stabilt. Også positivt at det legges opp til prosjekt finansniering og boring av olje brønn i 2019. Egentlig som skissert i mitt tiligere innnlegg ovenfor. Hva som overrasker er estimat for gass utbyggingen. Det sier seg at ingen av de små partnerne har mulighet for å delta, så her tror jeg mest på at EER. MXO og PEN leter etter mulige interessenter til å kjøpe. I første omgang vil fremdeles være mest av interesse å få skaffet funding til en ny oljebrønn og funding av denne, slik at PEN kan få solgt sin eierandel i Aje, slik selskapet har meddelt og arbeider med. Igjen, uten prosjektfiansniering har MXO ingen mulighet for å delta i boring av en oljebrønn, trolig i H1 2019. Da må det samme gjelde for PEN. Faktisk indikert av PEN tidligere til meg at det trolig blir ala slik MXO nå skisserer, dvs. prosjektfinansiering for denne oljebrønnen i 2019. Dette legger i praksis forholdene ryddig til rette for en kjøper, som ikke bare ser for seg oljen, men tenker lengre og da på gassbiten:

MXO:

Operational Update

During 2018, the Company's investment in the OML 113 licence has continued to make good progress. The two wells in the Aje Field within the OML 113 licence area have continued to produce at a relatively stable rate of around 3,300 bopd (165 bopd net to MXO).

Based on the updated CPR, the details of which were announced in May 2018, the partners are modelling the potential for new oil wells in both the Turonian and Cenomanian. Subject to the outcome of this modelling work, the Company expects the partners to commission further drilling in 2019 ("Phase 2") with a view to a full development project thereafter.

Accordingly, MXO is in the early stages of discussions with groups on the provision of project financing for its share of the development costs for the completion of the additional wells expected in Phase 2 through to full field development. The Company believes that these two development phases may result in peak oil production rates of 8,000 to 12,000 barrels of oil per day for the initial development drilling, assuming one new development well in the Cenomanian reservoir and one horizontal side track development well in the Turonian reservoir, and could increase to 20,000 barrels of oil per day and 100 million standard cubic feet per day of gas for the full development project.

The CPR estimates that the oil in place in the two reservoirs targeted by the potential additional development activity may be up to 150-170 million barrels in the mid case. A Company review of analogue development projects suggests that recovery factors of up to 40% may be achievable with the future development, under this assumption total oil resources of up to 50 million bbls may be accessed by this development activity.

It is envisaged that in order to fund the development described above, project financing at the asset level would be procured. At this stage, the development costs are still being modelled. The Board recognises funding projects of this size by equity is not practical and, accordingly, the Board has commenced steps to secure debt funding for Phase 2 and, potentially, further future stages of development.

MXO has entered into an agreement with Gneiss Energy, an energy-focused advisory firm, for the purposes of advising on the project finance arrangements for the next phase of development.

As part of the Company's investment appraisal process, it has modelled economic cases that assess the potential value of the Company's net share of the Aje project under further development assumptions. At oil prices of 80 US$/barrel, the current development plan could generate a net present value at 10% discount rate ("NPV10") of US$ 28 million net to the Company. This includes a current assumption that the gas development project would cost US$ 1.1 billion. The Company has undertaken its own engineering cost estimates which indicate that the gas development project could be substantially lower than this figure. At a development cost of US$ 545 million, the NPV10 is estimated to be US$ 50 million, net to the Company. A further scenario was modelled which included the potential recovery of an incremental 40 million barrels at an additional capital expenditure of US$ 400 million, risked at 50%, resulting in a risked NPV10 of US$ 78 million net to the Company.

https://www.londonstockexchange.com/exchange/news/market-news/market-news-detail/MXO/13836481.html

"Fancy" analysis Globe95, but clearly it lacks a fundamental understanding beyond listing up a lot of balance sheet facts which are misrepresenting the company's outlook.
Dussafu will generate a fantastic cashflow for its owners throughout 2019, 2020 and beyond. In fact, the payback for Panoro's entire investment in phase 1 is likley to be only 8-9 months. This cashflow can be reinvested on a continuous basis, and be funding for phase 2. Within the summer of 2019, Panoro will have recovered more than they invested in phase 1. And WILL have all the funds to invest in phase 2 based on this and its existing 20 millUSD cash holdings.

Furthermore, Aje is at the current oil prices profitable, and will cover its debts within the license with the current cashflow.

A farm in partner is lined up in Tunisia for Salloum, as it has been communicated by the company.

All in all, your analysis is flawed, and with the wrong conclusions.

There is no funding need for Panoro, given the current business plan. The stock is in fact deeply undervalued.
The discoveries in Dussafu, i.e. Tortue, Ruche and Ruche North East in fact are according to BW Energy very large, and the current stock price in Panoro is far off from discounting the value of these discoveries, or the 20 million recoverable barrels Panoro own in Tunisia.