De vet nok hva de gjør, og d er ingen risiko, kanskje d var. Gled deg heller til i morgen kl.0730. Jack upene skiftet også navn ved salg, vet ikke hvorfor, men det har vell med de forskjellige selskapenes navnepolitikk. Som f.eks. "Hibiscus Alpha"

Det er temmelig vanlig det med navnebytte. Spesielt om de ombygges. Adolo het jo tidligere Azurite. Det blir spennende å se hva de gjør med Balder ( hvis den fortsatt heter det da…..)

Skal man først sitte med en aksje innen "fy-segmentet", er det helt ok å sitte i en aksje som BWE - med enormt potensial og null gjeld. Og med den "miljøvennlige" gassen på beddingen.

Alle har vi drømmer, la meg få oppstille min:

BWO vil nå trolig gå i to-spann med Saipem, ref. kveldens melding Brasil. Saipem eier og opererer FPSO Cidade De Vitoria på Golfinho-feltet. Denne FPSO er gammel, ble bygget i 1976, men er ombygget for enorme summer for å matche Golfinho-klyngen med olje og gass.

Det kom som en stor overraskelse at BWE kjøpte FPSO Polvo av BWO. BWO har nå kun BW Opportunity igjen som surplus, dvs. hun er dedikert som redeployment. Kanskje til Camarupim gassfeltet, hvor denne FPSO opererte under et annet navn og før den fatale ulykken.

Kjøper BWE FPSO Cidade de Vitoria av Saipem og BW Opportunity av BWO til enten Golfinho eller Camarupim?

Eller kjøper BWO Cidade de Vitoria av Saipem og stiller begge til disposisjon overfor BWE?

Brasil er av strategisk interesse for BWE, hvor Arnet & Co. har operert tidligere. Det blir egentlig som å komme hjem.

Jeg tror BWE kommer til å befeste sin posisjon i Brasil, utover kun Maromba- feltet. Hva som er usikkert blir hvor mange FPSO-er BWE egentlig kommer til å eie og operere selv. For det er egentlig FPSO-er management er flasket opp på.

.

NU KJØR VI:

FIRST QUARTER RESULTS 2022

HIGHLIGHTS
· Q1 EBITDA of USD 65.5 million and net profit of USD 35.6 million
· Q1 gross production of ~1 million barrels with 0.77 million net to the Company
· Completed one lifting with 1.015 million barrels sold (net BWE) at a price of
USD ~120 per barrel
· Decision to proceed with Maromba development and agreement to purchase FPSO
Polvo
· Hibiscus / Ruche development on track for first oil in late 2022
· Maintained a strong balance sheet with no debt and a cash position of USD 111
million
· In principle commitments received for a Reserve Based Lending (RBL) facility
from an international consortium of banks

EBITDA for the first quarter of 2022 was USD 65.5 million, up from USD 58.8
million in the fourth quarter of 2021, following one full lifting to the Company
at a price of USD 120 per barrel. There are no scheduled liftings to BW Energy
in the second quarter of 2022.

"We experienced high energy prices and strong cash generation which confirms our
attractive position in Gabon and the high-value potential of our ongoing
development projects. Hibiscus / Ruche is still on track for first oil later
this year, we have concluded the development plan for Maromba and see increased
upside for our Kudu asset in Namibia," said Carl K. Arnet, the CEO of BW Energy.
"At the same time, we are very mindful of industry-wide supply chain disruptions
and the lingering COVID-19 pandemic which continue to pose challenges to project
execution."

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.

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 offset the
positive impact of a full quarter of production from the two Tortue phase-2
wells and the use of interim nitrogen gas lift.

The shortage of gas lifting capacity will continue to impact operations until a
new compressor is installed. This is expected towards the end of the fourth
quarter of 2022. COVID-19 and the war in Ukraine is still affecting the supply
chain which impacts all project execution in particular FPSO operation and
offshore modification work. The Company is focused on managing industry-wide
supply chain disruptions and related inflationary pressure on services and
materials.

First quarter production cost (excluding royalties) was approximately USD 33 per
barrel. The overall production cost includes approximately USD 1.0 million of
costs related to COVID-19 in the period.

Cash balance was USD 111 million at 31 March 2022, compared to USD 150 million
at 30 December 2021. The decrease was mainly due to high investment activities
related to the Hibiscus / Ruche development. Payment for the March 2022 lifting
in the amount of USD 114 million was received by end of April, further
strengthening Company's cash position.

BW Energy has made good progress on its RBL facility with in principle
commitments received from an international consortium of banks for a facility of
up to USD 300 million The RBL is expected to close in the third quarter of 2022.

At the beginning of the year, the Company 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
recognised crude oil hedge losses in the amount of USD 22.2 million for the
first quarter, of which approximately 50% were realised in the first quarter.

Total Dussafu production for 2022 is expected to be from 4.0 to 4.4 million
barrels gross, based on first oil from the Hibiscus / Ruche development at the
end of the fourth quarter and the supply chain issues affecting the delivery and
installation of equipment to increase gas injection capacity. Full-year
production cost (excluding royalties) is expected at approximately USD 32 per
barrel.

DEVELOPMENT PLANS

Execution of Hibiscus Alpha conversion has been impacted by delays to certain
equipment deliveries. The Company is focused on managing the ongoing challenges
and the related price inflation on services and materials. Currently, the
project remains on track for first oil at the end of 2022 with a gross CAPEX of
approximately USD 425 million. There is however an increased risk of delays into
the first quarter of 2023 in line with the original development plan.
Mobilisation for the drilling program is expected to start in September this
year.

In April, the Company decided to proceed with the Maromba development project
offshore Brazil. This included the signing of an agreement to purchase the FPSO
Polvo from BW Offshore for a total consideration of USD 50 million, effective no
later than July 24, 2023. The FPSO will be upgraded and redeployed on the field.

The Maromba development plan is based on an initial drilling campaign of three
wells with planned first oil in 2025 and a second campaign for an additional
three wells in 2027. The staged development enables improved reservoir
monitoring and optimisation of the second drilling campaign. Total oil
production at peak annual average is expected between 30-40,000 barrels per day.
The final investment decision is subject to completion of the project financing.

In Namibia, BW Energy continued work to optimise the revised plan for the Kudu
field development and gas-to-power project based on repurposing a semi-
submersible drilling rig as a Floating Production Unit. The rig acquisition was
completed in the first quarter at USD 14 million as planned. The Company notes
that major energy companies have announced significant oil and gas discoveries
in neighbouring licenses, confirming the high potential offshore Namibia. In
light of these developments, BW Energy has acquired additional 2D seismic data
and is currently reviewing all geophysical and well data from previous
exploration activities to further develop the Kudu reservoir model and identify
potential exploration targets.

er vel en 10-15% nedjustering av totalt volum i år. Antar markedet ikke liker det, sannsynligvis pga at kompressoren ikke kommer før slutten av q4, samt at ferdigstillelsen av HR1 er under press pga 'supply chain issues'. Så litt forsinket. la oss si 3 mnd. blir en bagatell på lengre sikt, men gir muligens en dipp i dag.
Og ikke noe nytt om Brasil. Men BWO deler ut BWE aksjer 'in kind', veldig positivt, overhenget er betydelig redusert og aksjonær-massen øker.

Det er jo litt synd med at gas- lift treneres med ca. 8 uker, men dette sagt. oljen forsvinner ikke ~18.000 f/d som Tortue well potential lar seg høre.

• Additional gas lift capacity required to reach full potential

‒ Tortue well potential ~18,000 bopd – lack of gas lift capacity is
deferring production

‒ Nitrogen has been tested to supplement gas lift intermittently

‒ The long-term recovery rate from Tortue remains unchanged

La spesielt og av positiv karakter merke til:

BW Energy has made good progress on its RBL facility with in principle commitments received from an international consortium of banks for a facility of up to USD 300 million The RBL is expected to close in the third quarter of 2022.

Noe konkret jnnen M&A hadde jeg ikke forventet i dagens rapport, men snarere om noe kan bli sagt ifm. CC senere i dag. Uansett positivt at RBL skisseres, for Maromba vil neppe svelge alt av RBL - iallefall ikke på nåværende tidspunkt. Og da er det bra å ha en buffer om det skulle komme noe ifm. oppkjøp/ny produksjon rekende.

Denne RBL-en tolkes - utover til Maromba - fra min side som at det fremdeles finnes muligheter innen noe utover dagens assets.

Følgende statement fra BWOs Q1 rapport bør man tenke på og se i sammenheng med videre nedsalg fra BWOs side når det gjelder selskapets aksjer i BWE - og hvorfor BWE aksjer (dividende) med mindre man ser for seg en positiv utvikling i BWE?

Annual dividend raised to include
USD 25 million in cash and USD 20
million of BW Energy shares,
distributed quarterly

Pareto
27 MAY 2022 08:43
BUY
BW Energy - Production guidance lowered 11% & Maromba financing moving forward

BW Energy reports Q1 net profit of USD 36m, which is in line with our expectations following the trading update on 25 April. The 2022 production guidance is lowered 11% (mid-range) to 8,100-8,900 boe/day (previously 8,400-10,500 boe/day) driven by an anticipated eight-week delay in additional gas lift capacity at Tortue due to global supply disruptions. While negative, we think this is partially expected and will make limited changes to our 8,800 boe/day estimate. Hibiscus & Ruche is on track for first oil in late 2022 and FID at Maromba is subject to completion of financing activities. BW Energy has received in principle commitments for a USD 300m RBL facility that is expected to close in Q3. This is ahead of our expectations. With Hibiscus & Ruche only six months away and Maromba progressing towards FID, we believe this is the right time to BUY BW Energy despite the negative guidance change. BUY/TP NOK 42

Øretrillingen ligger fremdeles med relativt lavt volum reell handel i maktens hender.

Interessant å se hvor mye selskapet løfter på oppkjøps-sløret senere i dag. Da er iallefall input Q&A delen fra min side oversendt Knut. Nå har dere sjansen.

Det blir spennende. Håper det kommer noe mer en hva som ble gjengitt i presentasjonen, for det var ikke altfor mye ny informasjon. Nedgangen idag føler jeg også er naturlig. Selskapet klarer aldri å holde guiding, og alltid i feil retning. Sikkert noen som begynner å se seg lei. Hadde det ikke vært for at jeg vet hva som kommer det neste halve året hadde nok jeg også mistet motet.

Arnet har lovet nyheter, og det står lite /ingenting i 1q presentasjonen. Fra BWO presentasjonen har de beskrevet følgende glansbilde;
Maromba
Dussafu
Kudu
BW Energy proceeding with Maromba development in Brazil

Dussafu:
• Tortue field average gross production of ~11,600 bbls/day of oil in
the first quarter of 2022
• First oil from Hibiscus / Ruche planned at end of 2022
• Initial production from Hibiscus and Ruche fields estimated to
add ~30,000 bbls/day when all wells are in production

Maromba:
• Decision to proceed with development with first oil planned for
2025 and expected peak production of 30,000 to 40,000 bbls/day
• FPSO Polvo purchased for upgrade and redeployed on the field
• Final investment decision (FID) subject to completion of project
financing

Kudu
• Recent nearby discoveries is transforming Namibia into a
significant hydrocarbon province
• Gas to power development concept established"

KUDU er vell nyheten pr.nå. Her har de igansatt 2D seismikk pga store nærliggende funn. BWo skriver "significant hydrocarbon province"...... som vell betyr forhåpninger om også oljeforekomster.....
Og hva skal de bruke 300musd til ?

Det var da voldsomt til fall. Er det skapt for store forventninger til M&A? Er det de mulige forsinkelsene på kompressor og first oil?

Spennende å se hva som blir sagt kl. 14:00

Det er jeg enig i. Allikevel synes jeg nyheter som kan påvirke kursen burde gjengis gjennom informasjonskilder man har lett tilgang til, slik som en presentasjon som er tilgjengelig for alle aksjonærer til en hver tid, og ikke gjennom en Q&A som en mindre andel av massen følger, midt på dagen. Kommer likevel til å følge med Q&A med spissede ører. Kommer det noe ekstraordinært vil det vel uansett bli gjengitt gjennom newsweb.

Det er lov å tenke selv. RBL lånefasilitet guidet til Q3, Hva kan egentlig foreligge av long lead items Maromba med first oil 2025. ikke mye p.t. vil jeg tro. Og hva skal resten av penga kunne brukes til? Riktignok er FID Maromba beroende på finansiering, men her har BWE meldt ifm. Maromba meldingen:

We are also evaluating financing alternatives for the field development plan and
see strong interest from various sources," Arnet continued.

CEO Arnet solgte omtrent rubbel og bit av sine BWO aksjer, hvorfor? Han kunne jo ha solgt litt BWE om han trengte cash, men det gjorde han ikke. Prosessen med Saipem i Brasil visste han om var pågående og dividende med BWE aksjer var også trolig ikke ukjent for ham.

Beholder Arnet sine BWE-aksjer, så gjør jeg det samme - iallefall inntil videre.

Tenke selv, vil jeg si.

Noen som fikk hørt på ? hva fremkom? Har skummet gjennom PPP, ingen spesielle negative opplysninger fremkommer der, ei heller store positive nyheter, kursen har rykket en uke tilbake i tid, men her er noe som ikke stemmer...... Her er jeg ganske sikker på at de gjemmer unna en stor nyhet fra Brazil, eller de har fått en god % sannsynlighet for at Kudu inneholder sort gull....Arnet... ja hvorfor han solgte seg ut av BWO , selv om han åpenbart var kjent emd gode gode nyheter både mht Brazil og mht utbytteaksjer, en skikkelig fredags-quizz. Hvar det noen som stilte spørsmålet i dag??

https://neweralive.na/posts/tide-turns-for-kudu-gas

Ingen store overraskelser etter dagens oppdatering. Når det gjelder Kudu så er de tilbakeholdne, men ja dette kan definitivt bli en trigger fremover. Viktige milepæler kan ligge bare noen måneder frem i tid. Fra artikkelen som det ble henvist til sier BW Kudu følgende: “We have completed the key pre-feasibility technical and developmental studies, which are all supportive for the project. We are currently active in the local and regional electricity markets seeking some long-term offtake arrangements. We expect to start the comprehensive FEED (Front End Engineering and Development) studies within a few months. After a positive conclusion, we will be ready to implement,” Endresen told New Era.

Fikk kommunisert til CFO Sæthre i dag før CC hva en aktiv aksjonær forventet og spesielt innen M&A og skape gode aksjonærverdier.

Derfor viste jeg til hva Sæthre sa avslutningsvis ifm. hans bolk under Corporate forrige gang, Q4 og dette med "possible opportunities" utover egne nåværende assets. Jeg ba CFO om, og ei heller oste Q1 av aksjonærraushet, om å gjenta og si litt mer om dette slik som sist - dvs. kun om det fremdeles var relevant..

jeg ha rikke fått lyttet til CC, gikk kun spesifikt inn på det punkt hvor jeg forventet at CFO Sæthre ville si noe, slik som sist.
ifm. M&A. At BWE holder varmt noe innen M&A fremdeles sier meg at noe positivt er på gang. Merkelig at ingen andre allerede har vist til det punkt jeg refererer til.

Etter at hele CC er gjennomgått kommer jeg tilbake til mer og om mine spørsmål under Q&A delen ble besvart, samt annet som kan tyde på gode vibber innen oppkjøp og ny produksjon. Jeg kan ikke skjønne annet enn at hva Sæthre sier avslutningsvis og under Corporate ifm. M&A er banebrytende. Det var jo akkurat dette her jeg ville høre.

BWE er tydeligvis på sporet hva angår kjøpe produserende felt. ingen vet timing, men dette kommer trolig iht. CFO i løpet av inneværende år. Det kan fremdeles ta tid, så om det skjer i neste mnd. eller om fire mnd. vites ikke, men at noe kommer i løpet av 2022 synes fullt mulig. RBL underbygger også en slik mulighet.

Noen med ref. transcript?

Får ikke åpnet webcast videoen fra 1q (bare en trøtt PPP)...., men som tidligere sagt; "men her er noe som ikke stemmer...... Her er jeg ganske sikker på at de gjemmer unna en stor nyhet fra Brazil, eller de har fått en god % sannsynlighet for at Kudu inneholder sort gull.."

Det har som kjent blåst litt på toppene i Petrobras, og det selskapet har for vane å ta seg god tid. Det som er helt klart er at Brazil er interessert i å speede opp olje/gas-utvinningen. BWO er tungt inne i varmen, og Maromba får snart sin FID ( Polvo er klar, med endelig avgjørelse innen 27.6(?)) Her lukter jeg noe mer. Trolig forsinket pga Petrobras-vinden.

Har endelig fått i gang webcasten. Her fremkommer en del interessante svar...
Våger meg på en liten oppsummering... Hører ikke hvem som svarer, men det er jo panelet(BWE)
Spørsmål om Petrobras /ceo og om det vil påvirke beslutningene. Svarer selvfølgelig veldig diplomatsikt, for tidlig å si, emn forrige gang ( 2mnd siden) opplevde de ingen endring.
BWE fortsetter med å se etter muligheter på kjøp. Store avtaler har trolig økt i pris, pga oljeprisen, men i BWE sine potensielle kjøp er det ingen prisøkning. De får avslutningsvis spørsmål om de er kjent med felt i nærheten av Maromba. Litt morsomt å høre på, men her blir man usedvanlig ullen i svaret, og sier at de selvfølgelig er "familiar with" muligheter som ligger i områder de er godt kjent... Akkurat her lukter det for min del lang vei avsluttende forhandlinger. Hør selv, og kom med innspill.

Q&A KUDU; Om det også er olje, for tidlig å si, men nærliggende store oljefunn, har gjort det hele til "new play". FID ... myndighetenes godkjenning av landanlegget først. Vil KUDU FID har betydning for Maromba FID, Nei, de ser på det som to helt uavhengige prosjekt.

Den berømte no-amazon Kompressoren; De venter på vitale deler, men har god tro på at dette skal bli en gunstig sak opp mot capex.

Ang ny borring i Gabon. Høres ut som at det kan bli utsettelse, da Valaco har en to opsjoner på borring der de er nå, ellers kommer de som planlagt. ( litt usikker på hva jeg hørte, må høre gjennom noen ganger)

Da har jeg fått lyttet til CC og det er egentlig under Q&A delen den positive/sentrale driven utspilles.

Rent generelt hadde jeg varslet at det ikke nødvendigvis var konkrete hendelser som fra min side ville bli fokusert på, men snarere selve stemningen og se det store bildet. Dette er min mening etter Q1:

Seansen og særlig hva som ble sagt om Maromba og innen M&A ga meg et kick i riktig retning.

Sendte inn 4 spørsmål, som alle ble besvart:

Spørsmål 1:

After installation of a new, larger gas lift compressor and first oil Hibiscus/Ruche at the end of this year, can you say something about OPEX?

Svar:

COO Espey kom egentlig her med et svada svar, for alle vet at økes produksjonen, så reduseres de faste kostnadne. Utover dette ifm. Q&A bekreftet Espey at gas-lift fungerte godt i Q1.Men nå manglet BWE noen deler som var ventet innen Q2. Dvs. får BWE orden på gas-lift så kan 5 av de 6 brønnene komme tilbake til høyere nivå som i Q1. CEO John Hamilton sa på deres CC at Tortue produserte fra 4 brønner – og da skjønte jeg med en gang at noe var i ulage vedr. gas-lift den 5. brønnen. BWE kan derfor få reparert gas- lift og atter en gang produsere fra 5 brønner, før den nye kommer på plass i slutten av Q4.

Spørsmål 2:
The Tubarao Azul oil filed is located next to Maromba and has been returned to ANP. Is this abandoned oil field of any interest to BW Energy?
Svar:

Her skjedde noe merkelig, for COO Espey kastet seg umiddelbart over å svare, hvor det egentlig var forventet at innen oppkjøp/strategi, var det CEO Arnet som burde ha kommentert. Dette med at Espey svarte, sier meg at det hele dreier seg om optimalisering av operajsoner/drift/produksjon. Espey svarte at BWE var fullt klarer de omkringliggende feltene til Maromba, men at det var upassende å kommentere på denne spesifikke muligheten om å overta/kjøpe eller ei Tubarao Azul.

Min komm. – nå er jeg enda mer sikker på at kjøpet av FPSO Polvo må ses i en utvidet setting. Ikke bare selve kjøpet, men også finansiering av Maromba. For kan BWE legge til ~15.000 f/d, som Tubarao Azul produserte frem til decommissioning, gir dette Maromba prosjektet som en helthet en helt annen og mye bedre økonomi. Men ikke dette alene, det vil bli så mye enklere med villige investorer/långivere ifm. funding, som BWE antar vil bli ferdigstilt innen neste Q. Fra min side legges nå til grunn at muligheten for at FPSO kommer til å betjene både Tubarao Azul oljefeltet og Maromba, fremstår som fullt mulig. Det er på samme tid også fullt mulig at en ombygget FPSO Polvo kan motta olje fra Tubarao Azol oljefeltet noe tidligere enn first oil Maromba H1 2025.

Spørsmål 3:

Petrobras to appoint new CEO and board of directors – any immediate impact vs BW Energy?

Her svarte CEO Arnet ganske så utfyllende og relaterte spørsmålet mot hva BWE holdt på med vs. Petrobras. Dvs. all erfaring så langt ledet til at endring i Petrobras sin organisasjon ikke hadde impact de prosessene som partene hadde gående. Men som han sa: Noe for tidlige å konkludere, men ikke så langt impact.

Spørsmål 4:
With regard to various M&A activities – any negative impact given the high oil price? Still some good buys out there and are you still looking for possible opportunities in order to create good shareholder value?

Som jeg nevnte I går: Under Outlook og Corporate sa CFO Sæthre rett fram at selskapet var aktiv innen M&A. Han viste til brownfield (produserende felt) og sa at det var mulig å lande noe senere i år. Vi har vært opptatt av tidshorisonten gjeldende Golfinho-klyngen Petrobras har for salg. Som sagt, 3R kjøpte Papa Terra (nabofeltet til Maromba) av Petrobras. Inntil media nevnte at partene var i innspurten hadde det tatt 13-14 mnd. siden innlevert bindende bud. Frem til kontakrten ble signert i juli 2021 tok hele prosessen ca. 15-16 mnd. I neste mnd. er det ca. 12 mnd. siden BWE innleverte bindende bud. Dvs. vs. Papa Terra handelen og tilsvarende komplekst asset, kan det fremdeles, som CFO Sæthre indikerer, ta 3-4 mnd., om d.å. legges til grunn. Men behøve rikke gjøre det eller media - som for Papa Terra - avslører det hele før signert kontrakt meldes.

På delspørsmålet om høy oljepris og gode kjøp (M&A), svarte CEO Arnet at dette haddfe impact for store/høy verdi felt og overtakelse, men ikke for det eller deal som BWE hadde spisset fokus på, jf. ordet «targeting».

Min komm. - det er vesentlig decline på Golfinho-feltet. I Petrobras sin teaser av januar 202, opplyser Petrobras ca. 14.900 f/d med olje og 750m3 gass. Dette er medio 2021 redusert til 12.100 f/d olje og 104m3 gass. Dette betyr at ved den tid BWE eventuelt overtar Golfinho-klyngen, ligger produksjonen på samlet >10.000 boe per dag. Arnets svar må ses i denne sammenheng - og hans begrunnelse tilsier - at det er ikke oljeprisen, men oppgradering/økt produksjon av Golfinho-klyngen som Petrobras vektlegger mest, slik at Brasil kan få skatt og avgift inn i statskassa. M.a.o. inf-fill og boring av nye olje & gass brønner. Som teaser skisserer er Golfinho-klyngen perfekt match for BWE og dette vet Petrobras og ANP. Var jeg noe i tvil tidligere er mye av denne usikkerheten er nå fjernet ved uttalelser - både av CFO og CEO i BWE. Dette sagt, uventede hendelser kan alltid skje.

Slik Golfinho-klyngen nå fremstår - med en dedikert FPSO Cidade de Vitoria, hvor Petrobras betaler dagrater til Saipem, samt Petrobras må svare for annet vedlikehold/kostander av Golfinho- klyngen, er det kun høy oljepris som rettferdiggjør å drfite dette feltet/feltene videre. Selvfølgelig tjener Petrobras penger på driften, men ikke max. Dvs. langt mer hensiktsmessig å la andre investere og oppgradere feltene, samt Golfinho-klyngen passer ikke inn i Petrobras sin strategiplan 2022-2026.

Alt i alt - Q1 og særlig CC med avklarende seksjon Q&A, fremstår som en stor lettelse for min del, som hovedsakelig fokuserer på offshore Brasil i denne runde.
Både Tubarao Azul oljefeltet for FPSO Polvo/Maromba i Campos bassenget og Golfinho-klyngen i Espirito Santo bassenget, vil kunne åpne uante muligheter for BWE offshore Brasil - ved en mulig overtakelse, For ikke å tenke på hva dette vil få av betydning hva angår skape gode aksjonærverdier.

Tenk nå ikke så inderlig mye på minimal «tapt produksjon» frem til ny gas-lift, men tenk mer på en reell mulighet eller to innen M&A, samt first oil Hibiscus/Ruche fase 1, guidet til slutten av Q4. Skulle H/R prosjektet dras over til 2023, vil trolig gjelde ny gas-lift i slutten av Q4 med Tortue´s ~18.000 fat innledningsvis.

Brazil, da er vi hørt det samme .... Her er ting på gang... :) Gleder meg til juni måned ( avtalen med Polvo er vell til 27.6. (?) )

Stor takk gunnarius, blir spennende å følge selskapet videre i årene fremover som aksjonær 👍📈💰

La meg bare kjapt oppsummere hva vi bør kunne forvente oss ifm. resten av Q2 og Q3.

- RBL lånefasilitet

- Funding kjøp og ombygging FPSO Polvo

- Ifm. mest smidig funding FPSO Polvo, må forventes at BWE legger til grunn max produksjonskapsitet. Dvs. BWE vil trolig opplyse om Tubarao Azul oljefeltet - som returnert til ANP - er blitt eller vil bli ervervet av BWE.

- Er først finansieringen på plass, kommer deretter FID Maromba

- Bekreftelse på om BWE, etter mottak av deler til gas-lift 5. brønn Tortue, kan oppgradere gas-lift systemet til at 5 brønner produserer (økt prod.) som i Q1 - og ikke fra 4 brønner som i dag.

- Innen Q2 eller Q3 kan forventes at BWE kjøper et brownfield asset. Her utpekes Golfinho-klyngen. CFO Sæthre bekreftet under Corporate og avsluttende ord, at BWE er aktiv innen M&A og ser det som trolig at brownfield asset vil bli kjøpt innen d.å. CEO Arnet opplyste at det asset som BWE per def er "targeting" i Brasil ikke er blitt påvirket av høy oljepris eller skifte i Petrobras organisasjonen.

- Sailaway Dubai til Gabon (Hibiscus Alpha)

- Mobilisering riggen Norve

Når det gjelder eventuelt kjøp av Golfinho-klyngen, vil sannsynligvis media være tettere på ballen enn en melding fra Patrobrtas eller BWE, fordi eiendel under divestment program bør være underlagt god innsikt utviklingen.

Jeg har bevisst unngått å overdimensjonere innholdet i teaser til Petrobras av januar 2020. For Package 1 gjelder kun for Golfinho-klyngen. Petrobras har også Package 2 som er Camarupim, med gass under samme teaser og divestment program. Ettersom BWO har for redeployment samme FPSO som opererte på Camarupim-feltet tidligere, er det fullt mulig at BWE kan knalle til med begge pakkene. Og da begynner dette her å bli virkelig stort, med både snarlig olje og gass - lenge før Maromba og Kudu..

Kort fortalt, det vil neppe bli kjedelig å sitte med BWE aksjen fremover, for både Q2 og Q3 kan vise seg å inneholde verdiskapende elementer.

Et eiendel som imponerte meg ifm. Q1 2022 vs. Q4 2021, er Kudu gass prosjektet. At BW Kudu og BWE nå går etter ytterligere seismikk og undersøker grundig - også relatert de to kjempefunnene til Total og Shell - om det både kan være olje, samt mer gass under Kudu lisensen.

Har selv hatt et avslappet forhold til Kudu. Men basert på siste Q og uttalelser fra selskapet, er dette nå endret. Taktikken til BWE ser ut til å funke. Myndighetene er så til de grader malt inn i et hjørne, med vyer om hydrogen og politisk vingestekket Afrika-politikk, at politikerne neppe har annet valg enn å komme til enighet om del 1 av utestående, ref. betingelsene. Enn videre gjelder få på plass offtakerne som del 2. For gass-prisen har BWE opplyst og evalueres nå trolig av myndighetene og whom it may corncern.

Etter dette virker 2026 som en rimelig tidshorisont (se nedenfor og en av de bedre Kudu-artiklene):

Tide turns for Kudu Gas…developers aim to switch on power in 2026

2022-05-27 Edgar Brandt

https://neweralive.na/posts/tide-turns-for-kudu-gas
:

.

Ang Brazil og FPSO POLVO. Ser at partene(BWO/BWE) gir heverandre god tid til sluttavtale ang transaksjonen. Åpenbart at de venter på noe ytterligere felt i Brazil, som kan kobles sammen og inn til Polvo. Ting tar tid i Brazil, men dette blir ellevilt. ( Jeg hadde den oppfatning at avtalen måtte gjenomføres i juni 22, men rett dato er 27.7.23, men viktigst er at BWE kan initiere med en gang blekket er tørt)

"BW Offshore has signed an agreement for the sale of the FPSO Polvo to BW Energy for a total consideration of USD 50 million. The sale will be completed no later than July 24, 2023. BW Energy has the option to complete the transaction before that date."

50 mill USD. Det er ingen liten investering som skal gjøres før Maromba er oppe og går. Da snakker vi om størrelsesorden 450 mill USD. I tillegg gjenstår en del på kjøpssummen av feltet.

Litt off topic. Okea kjøper felt fra winters hall. Er de overfor samme kostnader som BWE er i marumba?

Synes å merke at antall treff på de diverse BWE-innleggene øker. Dette kan bety tiltakende interesse for BWE-aksjen.

Det har nå gått 1 mnd. etter at BWO atter en gang kunne selge seg ned i BWE. Inntil nå har ikke dette skjedd, mens BWO meldte på fredag:

Annual dividend raised to include
USD 25 million in cash and USD 20
million of BW Energy shares,
distributed quarterly

Det kan således legges til grunn at BWO enten sidestiller BWE aksjer med kontanter eller ser for seg bedre avkastning med BWE aksjer enn kontanter.

CEO i BWO sitter i BWEs styre og har full innsikt.

Det kan være at BWO en gang i fremtiden selger seg videre ned i BWE, men da gjøres trolig dette mer ryddig enn forrige gang, som bar preg av hastverksarbeid.

Det sies at dyr kan varsle en tsunami.

Sett i et omvendt perspektiv - ikke flykte, men tiltrekkes:

Det trengs ikke en 6. sans for å forstå at BWE aksjen i tiden fremover sannsynligvis vil fremstå som et godt bet i en urolig tid.

Det kan også godt være at øretrillerne/traderne vil fortsette med sin agenda på lavt volum. Men ingenting av dette vil kunne rokke ved en forventet positiv progress i aksjekurs eller videre vekst i selskapet.

For min del - særdeles glad for å ha fått lastet på næværende nivåer og etter Q1 2022, fremstår BWE-aksjen som mer lukrativ og spennende enn noensinne.

Kjøpesummen er delt opp, neste forfall ved oppstart drilling, og rest ved first oil. På webcast regjorde de for årlige investeringer.

Det er vanskelig å sammenligne disse. Okea kjøpte produserende og nær produserende felt. Det prises selvsagt høyere enn når man skal foreta utbyggingen selv slik som Maromba. Da slipper man altså utbyggingskostnadene som er den dyreste fasen. Men også der er jo oljen funnet så derfor prises derfor også selvsagt høyere enn lisenser med kun prospektive ressurser. Altså ikke-funnet olje.

Har ikke satt meg inn i avtalen deres, men på produserende felt slipper man jo utbyggingskostnader hvis det da ikke tilkommer noe etter at kjøpet er foretatt.

Aksjonærene I okea har jo uansett priset overtagelse ganske høyt siden kursen har gått veldig mye

Jeg vet forsåvidt det. De har betalt 20 mill USD allerede ved godkjennelsen. Deretter nye 20 mill USD ved boreoppstart og deretter 50 mill USD ved first oil. Totalt 90 mill USD. Det var vel før de utvidet med Chevron sin 30 % andel. Den betalte de kun 25 mill USD for. Da er totalen 115 mill USD. Om det er en bra pris eller ikke er vanskelig å vurdere, men noe røverkjøp synes jeg ikke det var.

Har ikke helt lyst til å slippe denne, som vi så vidt har omtalt tidligere:

Seasystems wins yet another mooring contract

10. mai, 2022

Scana-owned Seasystems has signed a contract for the delivery of yet another anchoring system to an FPSO project in Brazil.

This is a substantial (1) contract for Scana, with a value of more than NOK 50 million. The delivery consists of mooring equipment such as dual axis chain stoppers, chain handling systems and winches. The FPSO will be rebuilt. Integration of the mooring system will be conducted at a yard in Dubai. For Seasystems, the project starts at once and will be delivered in the second quarter of 2023.

https://seasystems.no/news/seasystems-wins-yet-another-mooring-contract/

Seasystems leverer:

Compact turrets for permanent or disconnectable mooring systems.
Seasystems delivers cost effective, well proven and innovative turret solutions, both fixed and disconnectable.

https://seasystems.no/products/mooring-solutions/

BWE sier på side 13/25 i Q1 presentasjonen ifm. ombygging FPSO Polvo:

• Detailed plan for repair and life extension established

‒ Turret modification and swivel replacement

https://www.bwenergy.no/siteassets/bwe-quarterly-reports/bw-energy-q1-2022.pdf

Er absolutt ingen turret eller mooring ekspert, for jeg får ikke helt scope og work til Seasystems til helt å harmonere med hva BWE etterspør. Uansett er det snakk om turret modification, som etter hva jeg forstår inngår i mooring equipment, som Seasystems skal levere.

FPSO Polvo skal ombygges og Seasystems viser til “The FPSO to be rebuilt”

FPSO Polvo skal til Brasil og Scana-owned Seasystems has signed a contract for the delivery of yet another anchoring system to an FPSO project in Brazil.

Hvor mange FPSO-er ligger egentlig i Dubai nå og skal ombygges for et prosjekt i Brasil med levering av turret/mooring system levert innen Q2 2023?

Skulle kontrakten til Seasystems angå FPSO Polvo og rent tidsmessig, kan dette tyde på at BWE klargjør FPSO Polvo til first oil tidligere enn H1 2025, men da ikke ifm. Maromba. Ref .Tubarao Azul oljefeltet, som kan være en ledig kandidat.

Dette er ikke et innlegg som er skrevet basert på god innsikt eller av høyeste sannsynlighet, men mer en tanke og mulighet – enn realitet. Mer til diskusjon for å høre hva andre mener om saken.

Jeg skal ikke si at denne kontrakten ikke har noe med Polvo å gjøre, men har mine tvil. Ikke så lett å lese utifra pressemeldingen. Polvo har en en APL turret og swivel. BWO eide vel APL som igjen ble NOV i sin tid, hvis jeg ikke husker feil. På det systemet er mooringen festet på swivelen som igjen er festet i turret'en

Her er faktisk Polvo

https://www.nov.com/products/ship-integrated-turret

Det mest logiske er å ta det med NOV, men tviler ikke at Scana kan levere det samme.

Arctic
BW ENERGY: REVIEW
1) BWE’s Q1 update was overall on the soft side, with a slight downgrade of the 2022 production guidance and some risk expressed around the expected start-up time of Ruche/ Hibiscus
2) We have deferred first oil from Ruche/Hibiscus into Q1 in our model to have some buffer vs. guidance, which still says late Q4
3) BWE also reported to have received in principle commitments for a USD 300m RBL facility, which it expects to close in Q3. If successful, this would clearly be positive, as it would de-risk Maromba in addition to improving BWE’s overall capital structure
4) As what is reflected in the share price is far from any “success scenario”, we continue to find the risk/reward attractive and reiterate our TP of NOK 50. Our TP is based on core NAV/ Dussafu 2P reserves (48 NOK per shr) plus a fraction of Maromba’s value potential (if fully de-risked, would contribute another >25 NOK per shr)

Ned for andre dag etter Q1. Akkurat som PEN gjorde. Det har snudd for PEN og det vil snu for BWE i morgen. Den såkalte tredagersregelen er ikke å kimse av annet enn at den burde kalles 2-3 dagersregelen.

Her går det så det gnistrer ser jeg. Nedpressing etter aller beste merke. Er det i dag insidere skal inn? Venter på Arnet med sin mill aksjer nå. 💰💰

Har skrevet mye om Kudu her inne. Morsomt å se at det meste ser ut til å oppfylles. Myndighetene er mer enn på glid.
«Ikke desto mindre har de totalt uventede megaolje- og gassfunnene til Shell og TOTALEnergies fullstendig endret regjeringens syn på Kudu. I et nylig industriseminar forklarte namibiske myndigheter at Kudu nå må sees i sammenheng med de enorme olje- og gassfunnene som er gjort i Graff og Venus. Et helhetlig "veikart" for gassutvikling i Orange Basin må utvikles. Faktisk kan gass fra Graff-feltet føres til Kudu og bidra som råstoff for kraftverket i Oranjemund. Med gassen som plutselig ble funnet i Graff og Venus, kan Kudu nå være mye mer kommersielt levedyktig. Bassengomfattende scenarier må vurderes inkludert eksport av gass fra Orange Basin som LNG til gasshungrige markeder i Europa og Asia.
Oljefunn som Graff og Venus, hvis det er bevist at de har utviklingsmulighet, kan være katalysatoren for å frigjøre gasspotensialet til prosjekter som Kudu. Dette har vært modellen i Vest-Afrika i flere tiår hvor oljefunn først ble utviklet og deretter gassfunn ble utviklet. Fast track av oljeutviklingen førte til kommersialiseringen av gassen. Nigerias Bonny LNG-prosjekt ville ikke ha skjedd uten den første oljeutbyggingen. Den samme modellen gjelder for Angolas Soyo LNG-prosjekt og også for de mindre LNG-prosjektene i Ekvatorial-Guinea og Kamerun. I alle tilfeller er olje først og deretter etterfulgt av gass. En godt slitt og utprøvd sti som fungerer.»

Synes på en måte det kan slå begge veier. Kudu blir vel litt mer overflødig nå som de kan få store mengder gass fra Graff og Venus. Det er jo begrenset hvor mye dette kraftverket kan ta imot.

Men i og med at det er sannsynlig at olje blir utbygget før gassen vil det nok ta temmelig mange år. I mellomtiden får vi håpe at Kudu er oppe og står. Tipper at det blir LNG produksjon for de to andre med transport til Europa og Asia. Der oppnås nok betydelig høyere pris.

Har forsøkt å finne ut av når Saipem´s FPSO Cidade de Vitoria går av kontrakt - Golfinho. Hittil har det blitt opplyst at kontrakten skulle gjelde «until 2022».

Nå ser jeg følgende er sagt i 2021 årsrapporten til Saipem:

Se side 26, Work performed - Saipem´s 2021 årsrapport:

The FPSO Cidade de Vitoria unit, carried out operations for Petrobras as part of a fifteen-year contract finishing in early 2023, focused on the second phase of development of the Golfinho field, situated off the coast of Brazil at a water depth of 1,400 metres;

https://www.saipem.com/sites/default/files/2022-04/Annual%20Report%202021_0.pdf

Kontrakt til early 2023 virker fornuftig – gitt det er Golfinho-klyngen BWE skal kjøpe. Foreløpig er det ikke kjent hvordan FPSO-problematikken skal løses. Kjøper BWE eller BWO FPSO Cidade de Vitoria av Saipem og setter BWO inn BW Opportunity på Camarupim gassfeltet? Leier BWE FPSO Cidade de Vitoria videre? Setter BWO inn BW Opportunity ifm. Golfinho-klyngen, som er oppgitt ledig – redeployment?

Spørsmålene er mange, men uansett positivt at kontraktsperioden ikke synes bli forlenget av Petrobras med mer enn 1 år, innledningsvis. Markedet vet ikke om det ligger opsjoner etc. Fortsettelsen vil fortelle oss. Da burde i alle fall kontrakten for FPSO Cidade de Vitoria være bestemt inntil videre.

Det er veldig mye på gang i BWE og øretrillingen må man bare ta med på kjøpet. For min del teller hva som ligger foran av meldinger i Q2 og Q3, som langt mer interessant - enn om aksjekurskurven ikke skulle være rettlinjet. Fryktelig mye skal slå feil om ikke BWE lander noe snarlig innen M&A, ref. CC, Q&A-delen og uttalelser av CFO og CEO hva angår M&A og Brasil. Husk igjen, det er min mening at det er Golfinho-klyngen det er snakk om, kan være noe annet.