BWE - nye tider, nye kursmål og økt produksjon.

Ruter8
BWE 11.03.2022 kl 10:49 110513

Krøll på tråden og FF ønske om ny tråd. Dagens analyse kan være et godt utgangspunkt å gå videre på.

BW Energy - Investing for spectacular 2023 and beyond
Update
BW Energy is ramping up capex this year to deliver first oil at Hibiscus & Ruche by YE’22e. This is expected to lift BWE’s net production to 23,000 bbl/day next year and 29,000 bbl/day in 2024e. Assuming a Brent oil price of USD 80-120/bbl in 2023-24e, we estimate that this will result in an annual FCF yield of 46-70%. The company thereby is on track to generate is entire EV in FCF before YE’24 prior to a potential FID at Maromba. If realized, BW Energy’s FCF story (and potential dividends) will likely move a couple of years out in time while the upside potential increases to above NOK 70/share. We increase our TP to NOK 42 (40) as higher oil price assumptions more than offset the lowered 2022 production due to the previously announced temporary gas capacity issues. BUY reiterated
Cutter
22.04.2022 kl 12:10 3867

Uansett et litt merkelig opplegg dette. For kort tid siden ble BWO og BWE skilt. BWO skulle drive FPSO'r og BWE skulle drive som oljeselskap. Dette for at hvert selskap skulle drive med det de var best på. Nå skal plutselig BWE kjøpe en FPSO av BWO?
danmark1
22.04.2022 kl 12:26 3828

Det giver god mening i forhold til at få olien billigt op. Det er en win-win.
Jøllis
22.04.2022 kl 12:33 3847

ting tar tid i brasil. Men det flytter capex tilsvarende og man kan tenke seg at positiv cashflow fra Gabon vil være nok for a dekke capex for maromba

Det neste er vel at de kjøper et verft hvor de selv kan foreta alle ombyggingene sine. Tre rigger og en FPSO. 🤣

B-en i BWE står for Bergesen, som er tidligere skipsverft i Stavanger. Så hvorfor ikke kjøpe et slikt og der hvor man har tidligere og rent historisk har kompetanse?

Det er noe med dagens melding markedet ikke skjønner. Det er nemlig kommet inn nye moment som egentlig ikke burde tilsi det var opplagt at BWE kjøpte FPSO Polvo av BWO. Bryter jo totalt med etablert strategi og policy.

Her må det ligge noe mer bak som vi ikke ser fullt ut.

Ta f.eks. 6 Mack sitt innlegg om Tubarão Azul.

Her er en smakebit fra nettet om dette oljefeltet:

Brazil-based oil and natural gas exploration company OGX Petróleo e Gás Participações (OGX) has connected and commenced production at its third well in the Tubarão Azul field, TBAZ-1HP, in the Campos Basin.

Located about 3km away from the first two production wells, the TBAZ-1HP well has a horizontal section of 1,200m.

The FPSO OSX-1 connected to two production wells, OGX-26HP and OGX-68HP, produced at an average of 10,100 barrels of oil equivalent per day, before the TBAZ-1HP well began production.

Men som 6 Mack viser til, tilbakelevert ANP.

Gitt Tubarao Azul Oil Field ligger brakk, vil det være vinn-vinn for både Brasil og BWE om f.eks. FPSO Polvo på nabofeltet Maromba også kan håndterte dette oljefeltet, sammen med Maromba. Men her kommer kanskje kvalitet og mix inn ifm. produksjon fra to felt med ulik grad av API. Maromba er 16 API, mens Tubarao Azul er angitt til 23 API.

Kanskje noen med god API kunnskap og hvordan dette eventuelt kan takles på samme FPSO Polvo, som kan si om dette er urealistisk eller ei.

Med peak Maromba 30-40.000 f/d og ca. 15.000 f/d fra Tubarao Azul, er det uansett ikke prod. kapasiteten det står på. Polvo skal etter ombygging kunne takle 65.000 f/d.

Som sagt, det er noe merkelig med at BWE kjøper FPSO Polvo, med mindre selskapet ser denne FPSO som i en større setting.

Redigert 22.04.2022 kl 14:40 Du må logge inn for å svare
solb
22.04.2022 kl 14:45 3827

Uansett hva som ligger i kjømda, vi ruster oss for fremtiden.👍
6 Mack
22.04.2022 kl 15:03 3795

For meg ser det ut for de to første brønnene er API grad 20 olje

Brazilian independent OGX kicked off 2012 with production at its offshore Waimea development. First oil came in January via an extended well test (EWT) to the FPSO OSX-1 just over two years after the field was discovered with OGX-3 in December 2009. As of mid-June, the EWT for the Tubarão Azul, formerly Waimea, field in the Campos Basin showed test rates of 4000b/d to 18,000b/d of 20°API oil at the OGX-26 and OGX-68 wells. Based on those results, OGX said the ideal flow rate will be 5000boe/d per well, without water injection.

https://www.oedigital.com/news/459650-waimea-well-test


Legg merke til feltet het Waimea oil field før.
-------------------------------------------------------------------
Jeg trur FPSO POLVO produserte på API 19 Agree oil , på feltet den var før.

Se side 14 , Q1. 2021
https://www.bwenergy.no/siteassets/bwe-quarterly-reports/presentation-q1-2021.pdf?sfvrsn=9561adc0_0

Her er også definiasjon på når oljen går fra ligth til Extra-heavy oil

"Crude Oil: A mixture, consisting mainly of pentanes and heavier hydrocarbons that exists in the liquid phase in reservoirs and remains liquid at atmospheric pressure and temperature. Crude oil may contain sulphur and other nonhydrocarbon compounds, but does not include liquids obtained from the processing of natural gas. Classes of crude oil are often reported on the basis of density, sometimes with different meanings.

Acceptable ranges are as follows:

Light: less than 870 kg/m3 (greater than 31.1o API)
Medium: 870 to 920 kg/m3 (31.1o API to 22.3o API)
Heavy: 920 to 1000 kg/m3 (22.3o API to 10o API)
Extra-heavy: greater than 1000 kg/m3 (less than 10° API) "
Redigert 22.04.2022 kl 15:14 Du må logge inn for å svare

Da bør ikke API problematikken være en hindring ifm. API ombord FPSO Polvo.

Litt sondering tilsier at Tubarão Azul Oil Field (nabofeltet til Maromba) er til salgs av Dommo Energia.

Fant en artikkel på nettet datert 13. april 2022 og med google-translate har jeg tatt med essensen (husk at OGX er det selskap vi tidligere i dag knyttet Tubarão Azul Oil Field opp mot):

Dommo Energia (DMMO3), et selskap fokusert på leting, produksjon og kommersialisering av olje og dens derivater, var blant de høyeste økningene på den brasilianske børsen, etter nyheten om at Prisma Capital, eier av 51,99 % av selskapet, bestemte seg for å leie Santander for å hjelpe til med å selge oljeselskapets eiendeler, ifølge nettstedet Pipeline, publisert av avisen Valor Econômico.

Klokken 11:30 (Brasília-tid) steg Dommos aksjer 16,13 % til 1,44 R$. I følge publikasjonen er et av selskapene som er interessert i selskapet PetroRio (PRIO3), som har økt sin deltakelse i olje- og gassektoren, inkludert kjøp av Petrobras-felt. Samtidig falt aksjene til oljeselskapet Rio de Janeiro 0,46 %.
Dommo har innkalt til ekstraordinær generalforsamling 29. april. På møtet vil diskusjonen handle om godkjenning av en aksjeopsjonsplan med mål om å redusere den faste kostnaden med lederne og «oppmuntre administratorer i jakten på strategiske opsjoner i selskapets virksomhetssektor».

Historisk

Dommo, som ble opprettet fra restruktureringen av OGX, den gang eid av forretningsmannen Eike Batista, har transformert og tatt form i olje- og gassektoren siden begynnelsen av det siste tiåret, selv om aktivitetene faktisk startet i november 2007. .

I oppstartsåret deltok Dommo i den niende budrunden av ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), der lete- og produksjonsrettighetene til olje- og gassblokker ble tildelt, blant dem blokkene BM -C-39, BM-C-40 og BM-C-41, som ligger i Campos-bassenget, hvorav de to første er hjemmet til Tubarão Martelo-feltet og de siste til Tubarão Azul-feltet, selskapets viktigste eiendeler.

I Tubarão Azul-feltet startet oljeproduksjonen i januar 2012, som forble i produksjon til midten av 2015, etter å ha utvunnet omtrent 6,5 millioner fat olje.

I desember 2013 startet Dommo sin oljeproduksjon i Tubarão Martelo-feltet, som fortsatt er i produksjon frem til i dag.
aksjesammensetning

Prisma Capital, grunnlagt av Marcelo Hallack, João Mendes og Lucas Canhoto under partnerskapsmodellen i 2017, kontrollerer Dommo, med 51,99 % av aksjene. De resterende 48,00 % tilhører andre aksjonærer som ifølge selskapet er mer enn 63 tusen investorer, og 0,01 % av aksjene er i selskapets statskasse.

https://trademap.com.br/agencia/mercados/noticia-sobre-possivel-venda-impacta-e-dommo-dmmo3-figura-entre-as-maiores-altas-do-ibovespa

Min komm.:

Slik den etterfølgende artikkel (2021) fremstiller eierskap, er det nå Dommo Energia som eier Tubarao Azuk feltet.

Most of the remaining 27 fields were sold and are operated by the following private companies:

– Dommo Energia (Tubarão Azul field): The asset is being decommissioned.

https://www.bnamericas.com/en/features/how-brazil-plans-to-revitalize-offshore-assets

Imidlertid eier også Dommo Tubarão Martelo-feltet, som da også må være til slags.

Dette betyr at dersom BWE ønsker å kjøpe Tubarão Azul-feltet (eller/og Martelo feltet), er det Dommo Energia som vil være rett forhandlingspartner.

Tja, ikke umulig om det egentlig var dette som BWE forsøkte å si oss melom linjene i dag med kjøp av FPSO Polvo meldingen. Ikke vet jeg, men noe er på gang for BWE hva angår offshore Brasil.

Redigert 22.04.2022 kl 17:24 Du må logge inn for å svare

Du skriver: « Side 14 i Q1 presentasjonen 2021 til BWE står det påvist En milliard, 2C ressurser i Tubarao Azul oil field»

Det er vel ikke riktig. Jeg oppfatter det som et estimat over hvor mye olje det er igjen på feltet side de bruker betegnelsen «in place» Altså all olje. Recovery er vel godt under 50 % av dette siden det er tungolje slik at man i hvert fall må dele på to.

"OGX remains confident it will recover 110 million barrels of oil equivalent at the Tubarão Azul field."

After five months of tests, the company has defined an ideal flow rate of 5,000 barrels of oil equivalent each day, per well.

https://www.offshore-technology.com/uncategorised/newsogx-flow-rates-tubarao-azul-field-brazil/

Men det er altså 10 år siden. Må være mye lavere nå.
6 Mack
22.04.2022 kl 18:05 3844

Det står Tubarao Azul > 1 BBO in place .
> tegnet der betyr vel større / mere trur jeg.

1 BBO betyr vel 1 Billion på engelsk og 1 Milliard på norsk.

https://acronyms.thefreedictionary.com/Billion+Barrels+of+Oil

BBO Billion Barrels of Oil


Redigert 22.04.2022 kl 18:15 Du må logge inn for å svare

Selvsagt. Har ikke kommentert det tegnet, men sier at anslaget står for resterende totale mengde olje. «Oil in Place» (OIP) er noe helt annet enn 2c-ressurser som du skrev. Kan neppe regne med at man får ut mer enn 40 %. Da blir det langt fra en milliard.

Og jeg vet veldig godt at 1 billion på engelsk er 1 milliard på norsk. Ble ikke født i går.
Redigert 22.04.2022 kl 18:15 Du må logge inn for å svare
6 Mack
22.04.2022 kl 18:23 3809

Du har sikkert rett.

Det er dette som står forklart.

What is 2C in oil and gas?
2C. Denotes best estimate of contingent resources.

Contingent Resources are those quantities of petroleum which are estimated, on a given date, to be potentially recoverable from known accumulations, but which ...

Redigert 22.04.2022 kl 18:24 Du må logge inn for å svare
solb
23.04.2022 kl 10:14 3518

"Polvo" passer vel som hånd i hanske for BWE? Men et aktuelt spørsmål er også om BWE skal utvikle feltet Maromba alene? 95% er en stor eierandel.
https://www.upstreamonline.com/field-development/bw-energy-buys-polvo-fpso-for-brazil-s-maromba-field-development/2-1-1205578
cinet
23.04.2022 kl 10:15 3530

Grunnen til intensjonsavtalen ang kjøp av POLVO. Står ganske klart i meldingen;
"BW Energy has signed an agreement to purchase the FPSO from BW Offshore
effective no later than July 24, 2023, for a total consideration of USD 50
million. The valuation of the FPSO has been confirmed by an independent third
party. The agreement to purchase the FPSO, instead of entering a traditional
lease and operate contract, is a consequence of related- and associated-party
tax legislation in Brazil."

Her pynter BWE bruden/forhandlingene med Brazil. Kommer mange nyheter 27.5.22
cinet
23.04.2022 kl 10:18 3523

Arnet; ""We are also mindful of the inflationary pressures affecting our industry as we
progress contract discussions with the shipyards and for other long-lead items.
We are also evaluating financing alternatives for the field development plan and
see strong interest from various sources,"

Betyr egenlig at de ikke skal opprettholde 100%, men vil ha den totale kontrollen :)
Redigert 23.04.2022 kl 10:20 Du må logge inn for å svare
solb
23.04.2022 kl 10:23 3512

BWE får sterke forhandlingskort på hånden over for brasilianske myndigheter. Alle nødvendige fasiliteter tilgjengelig for å utvikle Maromba. 👍

At komboen BWE/BWO eller BWE alene kan sette inn de to tilgjengelige FPSO-ene for redeployment - FPSO Polvo og BW Opportunity, samt disse to FPSO-ene tidligere har utført arbeid offshore Brasil, gir BWE et stort fortrinn vs. andre O&G selskap som må hente inn en FPSO i markedet.

Det er ikke sikkert at små eller overmodne felt vil gi en tilsiktet økonomi i respektivt prosjekt, som anses å bli regningsvarende.

At enkelte av oss - rent tankemessig og prematurt - kobler FPSO Polvo opp mot et oljefelt (Tubarao Azul oil field), som Dommo Energia er meldt i media skal selge, behøver slettes ikke bety at dette virkelig skjer eller det blir BWE som ender opp som kjøper.

Foreløpig gjelder: FPSO Polvo skal være dedikert Maromba og BWE har meldt kjøper Polvo av BWO.

Det er helt naturlig at vi på et debattforum ala Hegnar diskuterer muligheter og potensial. Annet ville ha vært merkelig.

Likefullt stusset jeg litt over den siste setningen i meldingen:

The Company will provide further information on the Maromba development plan in
connection with the first quarter 2022 earnings release on 27 May.

Kan ikke skjønne at det var nødvendig å si dette, fordi hver Q-rapport har sin naturlige bolk med Dussafu, Maromba og Kudu. Har BWE noe mer og en større setting koblet opp mot Maromba?

Derfor henger i luften - har selskapet noe mer å berette 27. mai?

Veldig stor andel. De har vel fortsatt 85 mill USD igjen for å betale kjøpet. Så kommer 325 mill USD til utbygging pluss altså 50 mill USD til FPSO. Det er mye penger. Samlet 460 mill USD. I tillegg har de betalt 30 mill allerede hvis jeg ikke husker feil.Totale 2c contigent resources er «kun» 106 mmbbl. Det må dog nevnes at det er potensial for mer. Det er faktisk temmelig nøyaktig det samme som reservene som er funnet på Dussafu (105 mmbbl) hittil. Oljen vil dessuten bli solgt med en rabatt i forhold til Brent (5 USD pr. fat?)

Jeg har ikke lagt skjul på at jeg er skeptisk til Maromba. Her er de nødt til å farme ut en god del mener jeg eller å få inntekter fra produserende felt utenom Dussafu ganske fort. Har mer tro på Kudu og selvsagt Dussafu. Men det er jo enda tre år fram til «first oil» på Maromba.
solb
23.04.2022 kl 14:04 3452

Det er alltid lettest å fokusere på det negative og alle utgiftene. Viktigere er vel å se det positive og mulighetene. Med så stor en andel av feltet, samt rigger og "Polvo" tilgjengelig, er BWE godt rustet til å utvikle Maromba videre. Selskapet har også signalisert stor interesse fra sterke aktører, så jeg ser ikke bort fra at vi får høre om partnerskap ved neste korsvei. Kanskje også PEN kan kjøpe seg en bit? He,he.

Er ikke enig i at det er viktigere å se det positive enn det negative. Det er helheten som teller.Husk også at dette er tungolje. Dog lavt innhold av svovel. Men som sagt lavere pris enn Brent.
cinet
23.04.2022 kl 22:30 3296

Du trenger ikke lure på det lenger.Hele intensjonsavtalen er for å oppfylle brasilianske krav /reguleringer/ godkjenninger. Bruden er pyntet , og 27.5 22 kommer katten ut av sekken . Også en rekke friere som står i kø for å kjøpe 10-35 % . Gled deg til 27.5.22 ;)
solb
23.04.2022 kl 23:09 3265

Sånn skal det lyde.💪
cinet
24.04.2022 kl 09:03 3105

Litt om betalingen: "As part of the deal, BW Energy will pay $30 million upon the floater transfer date, with the remaining $20 million provided as a seller’s credit by BW Offshore until settlement on 24 July 2023 at the latest."
Men husk, allt er "kun" en intensjonsavtale/forhandlingskort for å sikre seg et eventyr i Brazil.

Jollen er i Dubai, og planene er klare ; "An assessment of refurbishment costs has been completed and discussions with relevant shipyards are well underway."
"The technical evaluation revealed that water injection is not required for the first three wells and is a contingency for the second drilling campaign.
Extensive work has also confirmed that Dual Electric Submersible Pumps offer the best artificial lift solution with extended life and reduced workover frequency. The subsea layout has also been enhanced to reduce costs and facilitate future expansions."

Hvorfor kjøpe?: "The agreement to purchase the FPSO, instead of entering a traditional lease and operate contract, is a consequence of related- and associated-party tax legislation in Brazil." "BW Offshore also confirmed that the decision to divest the FPSO is due to regulatory challenges under Brazilian legislation."

Fremtiden.....; "the FPSO will be designed for up to 10 production wells with 1.2 million barrels of storage capacity. The total liquid capacity will be 85,000 barrels per day with an oil production capacity of 65,000 barrels per day and a water treatment capacity of 75,000 barrels per day"
Redigert 24.04.2022 kl 09:17 Du må logge inn for å svare

Sjekket mer og lander på at sannsynligheten for at BWE kjøper Tubarao Azul oljefeltet, er større enn at selskapet ikke gjør det. Om dere lover å ikke straffe meg, dersom dette ikke skjer, vil jeg nå si at sjansen for at BWE erverver dette oljefeltet er 70-80%.

Lander på at Dommo Energia og alle skriveriene rundt 13/14 april 2022 i media har rot i virkeligheten, dvs. Dommo selger Tubarao Martelo og Tubarao Azul feltene vil medføre en vinn-vinn over hele fjøla. Santander skal være hyret inn til å forestå transaksjonene, med en selektert og dyktig rådgiver på vanskelige transaksjoner.

Min begrunnelse for at BWE kjøper Tubarao Azul:

BWE vil kun ha interesse av Tubarao Azul oljefeltet. For det første er dette feltet gjenstand for deaktivisering og abandonment, samt er levert tilbake til ANP, ref. decommissioning. Kostander relatert decommissioning har Dommo satt inn på escrow konto hos ANP. Dersom Tuabarao Azul feltet selges, kan da trolig Dommo få frigitt midlene på escrow konto til egen nytte. For det andre henger ikke Tubarao Azul og Tubarao Martelo feltet i sammen rent infrastrukturmessig. Dommo har sin egen FPSO OSX-1 på Martelo. Imidlertid har Dommo/PetroRio ved tie-bak til Polvo feltet overført oljestrømmen i den retningen.

For det tredje:

PetroRio to tie back two Brazilian fields following FPSO acquisition
• BUSINESS & FINANCE
February 4, 2020, by Offshore Energy Today

Brazilian oil and gas company PetroRio has signed binding documents for the acquisition of the OSX-3 FPSO for $140 million and the farm-in with Dommo Energia of 80% in the Tubarão Martelo field (TBMT) off Brazil, where the vessel is currently chartered.

Det er hevet over tvil at det enkleste vil være Tubarao Azul olje via Maromba til FPSO Polvo - enn PetroRio kjøper Tubarao Azul feltet og lar det bli liggende brakk, samt må betale for decommissioning.

BWEs kjøp av FPSO Povlo fra BWO kan enkelt og greit skyldes at BWE benytter kanskje FPSO til to oljefelt (Azul og Maromba) og at dette da krever at BWE må eie FPSO? Trolig ikke, men det er noe her rent økonomisk, som trolig medfører det nye eierskapet v/BWE til FPSO Polvo.

Tubarao Azul ligger opp mot Maromba, samt at det er betydelig lengre opp til Martelo.

https://tbpetroleum.com.br/news/sale-of-rights-to-maromba-field-in-campos-basindisclosure-of-the-teaser/

Hentet og google oversatt:

«PetroRio vil kjøpe Dommo Energia

Posted 1 uke siden 14. april 2022Av Money Invest

Prisma, som økte sin posisjon og offisielt tok kontroll over Dommo Energia (DMMO3), hyret inn Santander Bank for å gi råd om salg av Dommo.
Ifølge en kilde er en av hovedinteressentene PetroRio (PRIO3).

I 2020 kjøpte PetroRio oljeproduksjonsfeltet Tubarão Martelo, i Campos-bassenget, og FPSO (flytende plattform) som tilhørte Dommo.»

Blir den mest sannsynlige løsningen:

PetroRio kjøper av Dommo Energia Tubarao Martelo og BWE kjøper Tubarao Azul?

Skulle dette virkelig skje, at Tubarao Azul, med recovery ~110 mill. fat (meddelt ANP) og hittil produsert 6.5 mill. fat, kjøper Tubarao Azul, vil den gode økonomien i Maromba prosjektet øke betydelig. For med ca. 15.000 f/d fra Tubarao Azul og Fase 1 og Fase 2 fra Maromba, blir dette her voldsomt mye olje som skal behandles på FPSO Polvo, men dette takler hun godt med sin oljeprod. på max 65.000 f/d.

Fordi om det fremstår som logisk at BWE foretar denne transaksjonen, så behøver det ikke skje. Men en slik handel fyller utvilsomt alle tomrom som meldingen lot stå åpen vedr. kjøp av FPSO Polvo.
Redigert 24.04.2022 kl 14:02 Du må logge inn for å svare

Du har jo snakket varmt om Golfhinho lenge. Betyr dette at du tror at det ikke blir noe av? Eller at de satser på to hester?
solb
24.04.2022 kl 14:17 2990

Finansavisen skriver om BWE:
"Søndagens aksjetips:
Oljeaksje mot all-time high"
Arctic Securities mener BWE har 70% å gå på.
Meget mulig vi snart ser en reprising av selskapet?
cinet
24.04.2022 kl 15:20 3017

Ja, det blir å spå på historiske tall, og ingenting om siste ukers begivenheter.

"BW Energy i taket i trenden
Aksjen har steget 50 prosent siden midten av desember i fjor, og ligger høyt i den stigende trenden. Aksjen har stanget gjennom det som kan være taket i trenden flere ganger i april, og aksjen kan være på vei mot all-time high. Hvor fort det kan skje er imidlertid litt mer uklart." +++
Redigert 24.04.2022 kl 15:24 Du må logge inn for å svare
cinet
24.04.2022 kl 15:28 3022

BWE har intensjonsavtale om kjøp, utelukkende pga regulative krav i Brazil. De pynter bruden, og åpenbart for å få gjennomslag i forhandlinger , OG......NYE oljefelt til butikken. Blekket tørker fram til 27.5. En åpenbart kjøp-signal. Arnet jobber i det stille, men... SIGNIFICANT VALUE FOR SHAREHOLDERS :):)
solb
24.04.2022 kl 17:03 2869

Det vil forundre meg mye om vi i neste omgang ikke får et nytt bein å stå på for BWE. Syd Africa viser nær sagt umettelig behov for LNG. Skal legge om fra kull og trenger gass. Her skal nok Kudu komme til å få kontrakt vil jeg tro? Jaggu spennende tider fremover.
https://www.upstreamonline.com/lng/coal-switch-bid-documents-to-be-issued-within-weeks-for-south-africa-lng-terminal-report/2-1-1205641
cinet
24.04.2022 kl 18:02 2823

Kontur skrev Fullastet🤩
Håper du ikke «losser» skibet ditt før Brazil slår inn. DnB kursmål 50 , og d før noen kjennskap til brazil eventyret ;) blir et ellevilt 2022. ;) neste uke kommer formentlig updates på Gabon , men en lifting til eventyrlig pris ;)
Husk også arnets svar fredag(mange interessenter ønsker å være med …) , og ved oppkjøpet 2019 … ( høyst uvanlig med 90-100% eierforhold , men vi holder alle muligheter åpent )
Redigert 24.04.2022 kl 18:05 Du må logge inn for å svare

Det er helt tydelig blitt en ny og forsterket positiv holdning vs. aksjonærene. For nå synes BWE konsekvent å omtale skape gode aksjonærverdier. Dette begynte ifm. Q3 og har fortsatt ifm. Q4 rapporteringen. Faktisk også CFO hadde avsluttende ord om "good for shareholders "ifm. Corporate, CC Ref. hans avsluttende ord om at BWE ser på andre muligheter som vil kunne skape ytterligere cash flow. Vanskelig å tolke dette til annet enn at BWE aktivt forsøker å kjøpe ny produksjon.

Til og med ifm. kjøpet av FPSO Polvo ble det i meldingen omtalt at dette kjøpet ville være til fordel aksjonærene.

Ei heller lite problematisk å forstå hvor dette skal skje. Ref. Maromba - kjøp av FPSO Polvo - og hva Brasil v/Petrobras og aksept av ANP, kan tenke seg selge av modne olje og gassfelt offshore, så har man tegningen.

I ettertid er det enkelt å forstå hvorfor CEO Arnet ordla seg som han gjorde ifm. Brasil og innen M&A. Her er hva CEO Arnet bl.a. sa (hentet fra transcript)) ifm. Q3 og CC:

"Well, it is correct that we for quite some time have been defining brownfield acquisitions as a part of our strategy. And yes, we are looking in the very areas where we currently have assets. So Brazil is obviously an area we are keenly looking at the possibility of acquiring a brownfield opportunities. So that is yes, definitely within our strategy, and yes definitely within our geography. So we are very interested in pursuing these opportunities. And we see that as beneficial to the company and the shareholders and also would spread some of our production risk, which is good."

.
Redigert 24.04.2022 kl 20:48 Du må logge inn for å svare

etter litt tid i tenkeboksen lander jeg uten tvil på at avtalen om Polvo kan gi en betydelig oppside for BWE. For Adolo så betaler BWE en plass mellom 150K-200K usd per dag i rate. I løpet av et år blir det ca 64 musd hvis raten ligger på 175K. Selv om BWE tar risikoen for ombygging og muligens drift så skal man ikke bruke fartøyet i mange år før det er nedbetalt. Uten kontrakt så er verdien ikke mer enn stålprisen, det er bruken/kontrakten som gir verdi. Man kan faktisk se for seg en sale-leaseback struktur litt nede i veien. På en måte kan en eventuell transaksjon sammenlignes med de mange sale-leaseback eiendomstransaksjonene i Norge de siste årene. Hvis Rema trenger kontor/lager i 10 år så tar man nybygg-risikoen eller pusser opp et gammelt bygg, inngår en 10-årig kontrakt med seg selv og deretter selger bygget til en investor med en prising basert på en 10-års kontrakt. Bygget har selvsagt mye høyere verdi med kontrakt enn uten. På den måte får BWE verdistigningen ved kontrakten i stedet for BWO. BWE kan helt sikkert finne en global investor som vil betale minimum 300 musd for en 10-15 års kontrakt. 500 musd bør være innen rekkevidde. Dette er en ren finansiell transaksjon der hovedingrediensen er leie per år, kredittrisiko på leietaker og residualverdi/demob cost. En slik avtale kan finansiere store deler av Maromba-utbyggingen. Kan være en genistrek. Er sikker på at meglerhusene ser denne muligheten. Kanskje betyr det også det endelige 'bruddet' mellom BWE og BWO. Risikoen er stor for at BWO selger resterende aksjer. Lock in - perioden opphører senere denne uken. Blir en spennende tradinguke på alle måter.
512tr
25.04.2022 kl 07:52 2497

BW Energy: Q1 2022 trading and financial update
Q1 2022 trading and financial update

BW Energy today provides an update on the operations and development of the
Dussafu Marin license in Gabon. The Company will publish financial figures for
the first quarter of 2022 on Friday, 27 May.

Gross production from the Tortue field averaged approximately 11,600 barrels of
oil per day in the first quarter of 2022, amounting to a total gross production
of approximately 1 million barrels of oil for the period. The reduction in
production compared to the fourth quarter of 2021 was due to the 12-day planned
annual maintenance shutdown of the BW Adolo in February, which more than offset
the positive impact of a full quarter of production from the two new Tortue
phase-2 wells and the use of interim nitrogen gas lift.

BW Energy completed one lifting in the quarter at a price of USD 120 per barrel.
Production cost (excluding royalties) was approximately USD 33 per barrel. The
overall production cost includes approximately USD 1 million related handling of
the COVID-19 pandemic in the period.

BW Energy's share of gross production was approximately 765,000 barrels of oil.
The net sold volume, which is the basis for revenue recognition in the financial
statement, was 1,015,000 barrels including 65,000 barrels of quarterly Domestic
Market Obligation (DMO) deliveries with an over- lift position of 384,000
barrels at the end of the period.

BW Energy had a cash balance of USD 111 million at 31 March 2022, compared to
USD 150 million at 31 December 2021. The decrease was mainly due to high
investment activities related to the Hibiscus/Ruche project. Payment for the
March 2022 lifting is expected to be received by end of April.

At the beginning of period, the Company had entered into commodity price hedges
for a total volume of 1.6 million barrels for 2022 and 2023, of which 59% is for
2022. These were a combination of swaps and zero-cost collars that will allow
for future cash flow stability for ongoing development projects.

BW Energy has recognized crude oil hedge losses in the amount of USD 22.2
million for the first quarter, of which approximately 50% were realised in the
period.

BW Energy has scheduled a webcast for 27 May 2022 where the company will provide
a review of operations and ongoing development projects.

For further information, please contact:

Knut R. Sæthre, CFO BW Energy, +47 91 11 78 76
ir@bwenergy.no

11600 i snittproduksjon, med 12 dagers nedstengning og potensielt 90 dagers produksjon så er vi vel på ca 13150 fat per dag i faktisk daglig produksjon nå. Tydelig av den midlertidige gassinjeksjonen ikke klarer og løfte produksjonen. Igjen høy OPEX per fat. Prisen ble 120 usd pb. Dette er vel ikke justert for hedgen? Inntekter 91,8 m usd. Men dette tror jeg må justeres for deler av tapet som er realisert.