godt vi har deg tilbake, vi setter pris på din kunnskap og analyser. La oss krysse fingrene for at vi kan tikke av i trigger-boksene i morgen!

THIRD QUARTER 2022 RESULTS

HIGHLIGHTS

Q3 EBITDA of USD 61.5 million and net profit of USD 33.8 million
Q3 gross production of ~960,000 barrels with ~700,000 net to the Company
Completed one lifting with ~682,000 barrels sold (net BWE) at a price of USD ~101 per barrel
Hibiscus / Ruche development on track for first oil in late Q1 2023
Progressing towards closing of Golfinho in Q1 2023, approved as deep-water class A operator by ANP
Maintained a strong balance sheet with a cash position of USD 186 million
Initial draw-down of USD 100 million made on Reserve Based Lending (RBL) facility
EBITDA for the third quarter of 2022 was USD 61.5 million, up from USD 5.5 million in the second quarter of 2022, primarily due to one lifting to the Company at a price of USD 101 per barrel. A further lifting to the Company is scheduled in December 2022.

"We deliver stable production and solid cash generation from our Dussafu operations. The Hibiscus / Ruche development is progressing to schedule with the BW MaBoMo production facility and the subsea pipeline to the BW Adolo FPSO is already installed. With drilling set to commence in January, we are on track for first oil towards end of the first quarter," said Carl K. Arnet, the CEO of BW Energy.

BW Energy's share of gross production was approximately 700,000 barrels of oil. The net sold volume, which is the basis for revenue recognition in the financial statement, was 715,000 barrels including 32,500 barrels of quarterly Domestic Market Obligation (DMO) deliveries with an under-lift position of 185,000 barrels at the end of the period.

Gross production from the Tortue field averaged approximately 10,400 barrels of oil per day in the third quarter of 2022, amounting to a total gross production of approximately 960,000 barrels of oil for the period. Production was in line with the previous quarter and remain affected by the continued shortage of gas lifting capacity. The new gas lift compressor arrived in Gabon in late October and is being prepared for mobilisation to the FPSO with planned installation at year-end and start-up in the first quarter of 2023.

Third quarter production cost (excluding royalties) was approximately USD 36 per barrel. Cash balance was USD 186 million at 30 September 2022, compared to USD 123 million at 30 June 2022. The increase is due to the payment received for the August lifting and a drawdown on the Company's reserve-based lending (RBL) facility, partly offset by continued investments in the Hibiscus / Ruche development project. The six-year RBL facility was signed in August with an initial commitment of USD 200 million which can be expanded up to an additional USD 100 million.

At the start of the period, the Company had commodity price hedges for a remaining total volume of one million barrels for 2022 and 2023, of which 37% 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 realised crude oil hedge losses in the amount of USD 2.9 million and unrealised gains in the amount of USD 14.9 million for the third quarter.

The Dussafu 2022 total production estimate for 2022 is maintained at approximately 4.0 million barrels gross and full-year production cost (excluding royalties) is expected at approximately USD 35 per barrel.

DEVELOPMENT PLANS

In late September, the BW MaBoMo offshore production facility arrived in Gabon on schedule. The production facility has since been installed on site and preparations are underway for future drilling operations and for the tie-in of the export pipeline to the BW Adolo FPSO and the BW MaBoMo. Twenty kilometres of the subsea pipeline has now been installed, with final connections planned for year-end. Separately, the drilling rig is on schedule to spud the first production well planned in January. This is in line with the plan for first oil from the Hibiscus / Ruche development towards the end of the first quarter of 2023.

The total gross Hibiscus / Ruche Phase 1 development Capex is projected to be approximately USD 440 million, mainly due to first oil shifting into 2023 with certain elements originally considered operating expenses being reclassified as project investments. Capex still remains below the original final investment budget of USD 490 million gross.

In Brazil, Company progressed the Maromba development project following the April decision to proceed with the project and agreement to purchase the FPSO Polvo, which will be upgraded and redeployed to the field.

In Namibia, BW Energy is negotiating heads of terms for the Kudu gas to power project with the local power company. The review of geophysical and well data from previous exploration activities and recently purchased 2D seismic data has confirmed the high potential of the Kudu license. The Company has decided to acquire 3D seismic over the license to further enhance the depositional model, identify potential exploration targets and better data to support FEED work programs and for potential future farm-in discussions.

Also in Brazil, the Company continued to prepare for the acquisition of a 100% operated working interest (WI) in the Golfinho and Camarupim Clusters and 65% WI in the BM-ES-23 block from Petrobras, as well as taking over the FPSO Cidade de Vitoria from Saipem. This includes progressing relevant approvals from the Brazilian authorities, operational preparedness, field development planning and build-up of the local BW Energy organization. The Company was approved as a deep-water class A operator by ANP in November. Both transactions are expected to close in the first quarter of 2023, subject to fulfilment or waiver of conditions precedent. The transactions are expected to add approximately 9,000 barrels of oil per day net to BW Energy as well as several proven low risk in-field development opportunities with short lead times and substantial potential long-term upside.

Please see the attached Q3 presentation. The earnings tables are available at:


https://www.bwenergy.no/siteassets/bwe-quarterly-reports/bw-energy-q3-2022.pdf

Det viktigste her er at BWE følger plan og budsjett. Dvs. H/R Fase 1, ny gas-lift og formell overtakelse av Golfinho-klyngen i løpet av Q1 2023.

Tidlig oppe i dag? Alt i skjønneste orden! Velkommen tilbake forresten. Det var hyggelig.🎈

Enig med jer andre: rigtigt fin rapport. Og på flere punkter bedre end forventet. Eneste minus var at capex for H/R ser ud til at lande $15 MUSD højere end seneste udmelding.

Mht Norve så skriver Borr Drilling i deres fleet update i dag: SPS/Contract Preparations sker fra November til December og at BWE har adgang til riggen fra December (i linje med hvad BWE selv skriver om drillingstart fra Januar)

Capex økningen er relatert til oppstart av drilling er flyttet fra 2022 til 2023. Så dermed, i hovedsak, regnskapsteknisk. Paretos kommentar: In line with expectations
(høyere EBITDA pga av urealisert gevinst på oljehedgen)

Ser bra ut dette. Utrolig at man før kjøpt den på 26,4.

Så utrolig og god inngang at da ble det all in i BWE - mer enn tidligere.

Sendte mail til CFO og viste til tidligere guiding om RBL for Maromba og om hva som var status. Fikk til svar at det fikser de, så får vi se om dette skjer - dvs. spørsmålet blir tatt opp - senere i dag og CC.

Dersom dette blir besvart og BWE bekrefter god progress ifm. RBL til Maromba, Da folkens - da blir det virkelig fyr i teltet.

Jeg gleder meg.

Ser de nå åpner for farm-out på Kudu. Lurer på om de vurderer det samme på Maromba. Evt en finansiell partner i BWE Brasil(alle feltene). Mange muligheter, de sitter på høye andeler i hele porteføljen. Ingen dårlig posisjon når vi nå nærmer oss kontantstrøm. Transformasjonen av selskapet starter nå. Flott bilde av gas liften. Forstår det tar tid å designe og produsere. Om bare noen uker så er den i arbeid. Synes vi fikk tikket av i mage bokser i dag. Ser frem til CC-en senere i dag.

Godt du er med, og på! 😊

Investorpresentasjon viser festbrems

BW Energy-aksjen gjør endelig et byks etter måneder med svak kursutvikling, men en slide i selskapets investorpresentasjon bør uroe investorene.

https://www.finansavisen.no/nyheter/energi/2022/11/17/7961052/lettelsesrally-i-bw-energy

Utover at selskapet må bekrefte RBL til Maromba som igjen er er kriteriet for FID, samt selskapet allerede trekker på etablert RBL Dussafu og rent generelt - kan ikke jeg se noen festbrems.

En av dere som abonnerer eller har tilgang, hva er det FA mener utgjør festbremsen.

Production downturn from 24/25 if Maromba is delayed

I like this...intention to pay dividend of up to 50% of net profit with
Dussafu and Maromba in full operation... So is this 25 or 27 onwards?...

The content and concern as mentioned in the article about Maromba ( Finansavisen) is forwarded to the Company and may be raised later today.,ref CC - Q&A.

Dividend - my understanding - first oil 2025.

Bekymringen kommer fra Theodor. Produksjonsprofilen for 24 - 25 er nedjustert, slik han tolker slidene. Jeg er ikke uenig, men uansett priset inn. Blir Maromba utsatt et år så kuttes TP med 1 NOK.

spørsmålet er om nedjusteringen er knyttet til lavere forventet produksjon på feltene eller bare en forsinket produksjon og at forsinkelsen gjør det vanskelig å estimere fremtidig produksjon. Tipper Theo stiller spørsmålet i callen.

Bra observert avTeodor. Ja, dette fronter nok han senere i dag.

For meg ser det ut til at for Maromba blir det nå first oil i Q4 2025, mot tidligere Q1 2025.Man ser at Fase 2 også sklir litt.

Nå får vi høre hva dette er, for meddeler BWE at RBL Maromba er innen rekkevidde og FID kan tas, må selskapet begrunne. Men det er jo heller ikke sikkert at funding Maromba kan matche tidligere guiding. Vi får se.

Som sagt, ville ikke hatt problemer med to-tre Qs utsettelse på Maromba - gitt selskapet hadde fremskutt og prioritert in-fill boring på Golfinho (som egentlig ANP har fått seg forelagt og Petrobras har klarert) og/eller tie-back av gass fra Camarupim ved tie-back FPSO CdV. Dette har jeg reagert på tidligere synes bli trenert, for egentlig er det nevnte to aktiviteter som ved fremskyndelse kan generere meget god og økt cash flow - vesentlig før first oil som opprinnelig planlagt for Maromba Q1 2025. Men in-fill boring og tie-back koster penger og det kan beløpe seg til mer enn Golfinho kaster av seg.

Kudu bulles voldsomt. Ny 3d er booket. Stor interesse for bassenget etter de store oljefunnene. Ellers: Maromba noen måneder forsinket, finansiering av Polvo mer krevende enn forventet, diskuterer med arabere. Forventet produksjon fra Maromba ikke endret. Bare tidsprofil. Stort sett betryggende informasjon i callen.

Ad Maromba - støtter deg i vurderingen din Kingiscash.

Det som vel er nytt er at BWE går for prosjektfinansiering av FPSO Polvo og så holder de på med RBL for Maromba utbyggingen. BWE jobber hardt og ting går litt tregere enn forventet, men de melder egentlig og bekrefter god progress. FID Maromba kommer ved den tid funding er på plass og det tror jeg selskapet får til. COO Espey sa vel også at det forelå allerede en slags "intern FID" for Maromba. Tolket ham slik, kommer trolig av kjøpet av Polvo og long lead items etc.

En betryggende CC, hvor Dussafu og Kudu fremholdes. For Maromba og funding er det et par biter som må på plass ifm. en progress som er god med pågående forhandlinger med finansinstitusjoner/banker, men tar lenger tid enn forventet. Man kunne også sett for seg at BWE sørget for egn finansiering ved å trykke flere aksjer til formålet kjøp/ombygging av FPSO Polvo. med det er ikke denne metoden BWE skisserer i dagens CC.

tror BWE kunne fikset finansering på dagen om det var nødvendig. Oppgjør på Polvo er senest juli 2023. Tror de helst vil se at gas lift, første brønn på HR 1 og godkjennelse av Golfinho er på plass før de trykker på knappen offisielt. De har som du sier allerede bestilt 'long lead items' og at tidsplanen sprekker med noen måneder gjør ingenting. Gitt at de tre ovennevnte faller pent på plass.

...... og faller brikkene pent på plass som du sier, så kommer Q1 2023 til å bli spekket med hendelser og triggere.

Hva som trolig kan krysses ut er at ANP formelt godkjenner Petrobras handelen tidlig neste år. CFO Sæthre sa på Q2 i år at selskapet forventet det ville ta 5-6 mnd. før ANP godkjenningen forelå. Da kommer man til januar/februar 2023. Følgelig ikke særlig lenge til før selskapet kan høste netto ca. 9000 fat med olje fra Brasil - og så kommer alt det andre i tillegg trolig bittelitt senere i Q1.

Mitt nye mantra:

Petrobras assets vil markedet fullt ut erfare ved den tid assets er BWE formelt i hende. Dvs. det blir trolig fortgang i å materialisere oljen på Golfinho ved in-fills og Camarupim´s gass ved tie-back til CdV. Det virker totalt meningsløst om alt det formelle og program for dette nærmest ligger klart - er klarert - og så går ikke BWE i gang asap. Men først altså, ANP må godkjenne, så bretter selskapet ut de akselererte planene for Golfinho og Camarupim. Dvs. jeg forventer fremdeles økt produksjon fra Petrobras assets - før first oil Maromba.

Min begrunnelse for in-fill boring Golfinho og ANP må ha vært på banen:

Se teaser fra Petrobras:

 Golfinho In-Fill Drilling – Stage 2: construction and connection of 3 new producing wells, in order to achieve an oil
production peak of 29.5 Mbbl/d in 2022.

 Petrobras is currently in a procedure with ANP to reduce the royalty terms for the incremental production from the InFill Drilling – Stage 2 project, which may bring additional value to the assets

https://brazilenergyinsight.com/wp-content/uploads/2020/01/Teaser-Polos-Golfinho-Camarupim-Ingles.pdf

Norve har nå ankommet Port Gentile.

Hmmmm… ser på oppdatert topp 20 lista at Arnet står oppført med en beholdning på 3 721 010 aksjer.

https://www.bwenergy.no/investors/share-information/

Nå ble det meldt i sommer at han kjøpte 100 000 aksjer da med ny beholdning på 3 821 010 aksjer.

Ingenting meldt solgt etter dette såvidt meg bekjent.

Regner med det er en feil i lista?

«Preparations underway for rig to carry out drilling ops off Gabon
November 17, 2022, by Melisa Cavcic
Oslo-listed oil and gas E&P company BW Energy is setting the wheels into motion to kick off its drilling campaign at a development project offshore Gabon, where a rig, hired for this work, is expected to spin the drill bit at the first well next year. The project is still on track for the first oil in late 1Q 2023.

https://www.offshore-energy.biz/preparations-underway-for-rig-to-carry-out-drilling-ops-off-gabon/

Hva som begeistret meg mest i dag var avklaring ifm. min usikkerhet hvordan BWE så for seg all funding og om det eventuelt måtte trykkes flere aksjer/emisjon.

I tillegg sendte jeg e-mail til selskapet i ettermiddag og fikk bekreftet rent spesifikt for Golfinho og Maromba (kjøp/ombygging av Polvo, utbygging Maromba og mer utvikling/boring på Golfinho) skal dette, som også bekretet tidligere i dag på CC - Q&A, primært foretas ved ekstern funding. Dette jobber BWE med og det er mer tiden - enn å få det til som er spørsmålet, dvs. ting tar tid.

Selskapet mener selv at det vil lykkes med all ekstern funding, men kan ta litt tid. Er også regulatoriske forhold inne i bildet. Dette - all funding eksternt - er jo bare banebrytende for markedet å få kjennskap til. Jeg tror på selskapet når det både bekrefter pågående finansieringsprosesser ifm. CC - QA, samt for min del følger opp ved å bekrefte dette separat i en svarmail. Dvs. gjentakelse av hva som ble sagt tidligere i dag, men med noe annen ordlyd - meget bra.

I min korrespondanse med selskapet i ettermiddag går det også klart frem at selskapet satser tungt på å bygge opp en organisasjon i Brasil og at dette er speedet opp og vil trolig bli gjennomført raskere enn plan tilsier. Dette betyr at ved den tid BWE har fått myndighetenes godkjennelse for å overta Petrobras assets, vil selskapet raskt kunne initiere in-fill boring Golfinho - se mitt forrige innlegg og teaser fra Petrobras - og tie-back gass fra Camarupim.

BWEs tilstedeværelse i Brasil inkl. Golfinho-klyngen og Maromba, vil gjøre BW Energy godt, sammen med de øvrige majors.

Jeg har sagt det før og gjentar det gjerne:

Min tese tilsier at BWE kommer til å bygge seg opp med organisasjon og myndighetskontakter med b.la. ANP, samt flere O&G felt - for å bli mer et makt/tilstedeværelses sentrum - enn Gabon.

Endelig begynner markedet å se konturene av Petrobras assets i praksis - og hva dette kan bidra med til BWE og aksjonærene.

Gamle mor la frem tall i dag og deler ut i underkant av 2 mill aksjer om 14 dager. Skaper er lite overheng ettersom en del fond ikke ønsker både BWO og BWE.
Forøvrig gir BWO nå en yield på ca 10% p.a. Håper BWE setter listen minst like høyt. Ellers er det fristende å ta en posisjon i PEN i dag, men føler BWE kan stikke hver dag som helst. Har ikke studert top 20, men ser ut som en investor kjøpte mye aksjer før q-fremleggelsen. Ser ut som kjøpene fortsetter i dag. Som nevnt tidligere tro jeg vi ser 30 tallet ganske snart.

Men hvorfor faller kursen så kraftig i dag? Greit at den faller i PEN. Det er lett å forklare.

gikk jaggu fort minus 10% fra intra dag høy. Ser det spekuleres i at Saudi skal slippe mer olje ettersom Biden gir MBS immunitet fra søksmål.
Kjøper ikke den, men det er jo en wall of worry for oljeetterspørselen. Kina, renteoppgang, etc. For min del tror jeg mye russisk olje bortfaller fra neste måned.
Blir ikke lett for de som kjøper den fremover.

Mener å huske nå, at kursen stupte tidligere sa BWO ga bort aksjer i utbytte.. Kansje noen lurer på hvorfor en gir aksjer som blir veldig mer verdifulle om en tid?
Eller så er d oljepris og kobling mot Pen?

Uansett er d jo helt idiotisk tullete at kursen går ned som den gjør idag. Ingenting er endret fra de gode nyhetene igår..

Det kan du se helt bort fra. Overhode ingen kobling til PEN sitt asset i Sør-Afrika. Så dumme kan da ikke aksjonærene være?

De fleste vet allerede nå hva som kommer i Q1 2023. Det er vel mer timing det spekuleres i og aktive maskiner i handelen på relativt lavt volum..

Har bestemt meg og fant ala dagens kurs som meget interessant inngang - og avventer den oppgang som angår mest tid .

Kunne ikke finne noe negativt i går som skulle medføre at aksjekursen gruses. Riktignok kan det bli noen mnd. forsinkelse Maromba, men dette vil trolig mer enn kompenseres for ved fortgang Golfinho-klyngen og progress her.

Funding redegjorde selskapet bra for i går og ikke noe så langt tyder på annet enn dette ordner BWE eksternt. Det er iallefall dette selskapet har kommunisert ut i markedet. Man må heller ikke glemme at med ny gas-lift rettidig, 9.000 fat olje fra Golfinho jan/feb og første brønn H/R Fase 1 med first oil i Q1 2023 (Norve er allerede fristilt fra VAALCO og befinner seg Port Gentil), så må det kun være om snakk om kort tid med billigsalg av aksjer. Dvs. jeg tror noen kommer til å ta posisjon og da kan det fort bli i seneste laget å handle ala priser som i dag.

Kan være det fremdeles kan bli en del dager med billige aksjer, men tidsvinduet krymper styggfort.

Langt opp til det nivå Arctic angir i dag:

Our TP of NOK 49 equals risked core NAV, which assumes a gradual reduction in oil prices to USD 80/bbl Brent from 2025 and 12% WACC

Note:

Det som egentlig forundrer meg mest er at ikke markedet synes være beredt til å belønne for positiv fremgang og at operasjonene med H/R Fase1 følger budsjett og plan. Denne gang, ved Q3, var det ingen negative hendelser hva angår trenering eller forsinkelse. faktisk det motsatte. For Norve ble frigitt før tiden, gas-lift ligger allerede klar for utsendelse Adolo og first oil opprettholdes.

Dvs. aksjen er vesentlig de-risket med infrastruktur/pipeline på feltet og MaBoMo på plass.- aksjen blir ikke belønnet for dette. Enn videre som BWE har kommunisert ut i markedet, funding er planlagt og prosessene er i gang ved ekstern funding, Dette betyr mye for min del. Så får vi se om markedet mener det samme.

Klar over det, men mulig ikke alle er like på.. Og kopler de ihop. Bare en teori..

Både Total og Shell satser nå på å følge raskt funnene sine i Namibia i vinter. Shell har rigg underveis. Total ser ut som de satser på to rigger som jobber parallellt. Spent på hva 3D Kudu vil vise.

« Namibian hotspot: Venus set for more drilling early 2023 as operator eyes two-rig campaign

Drillship set to remain in Eastern Mediterranean for about three more months»

https://www.upstreamonline.com/exploration/namibian-hotspot-venus-set-for-more-drilling-early-2023-as-operator-eyes-two-rig-campaign/2-1-1357411

Pareto ute med oppdatering i dag. Oppsumerer ståda ganske greit synes jeg.

Pareto:
Our risked valuation of BWE is NOK 50/share based on Brent USD 100/90/70 per bbl in 2023/24/LT, equal to a P/NAV of ~0.5x. A full derisking of Hibiscus/Ruche lifts our NAV to NOK 65/share (NOK 59/share excl. Maromba), while a full derisking of all developments puts our NAV at 93/share. As such, we see a large upside to our current NAV as we approach the above-mentioned milestones in Q1’23 and argue that the valuation gap should narrow if BWE delivers on its development plans. The biggest risk to our valuation is lower oil prices and disappointing delivery on the developments. BUY/TP NOK 46.

Så igjennom presentasjonen først nå. Fy søren for et spennende kvartal vi går i møte. Kompressor og Golfhino må jo gi en pen økning i produksjonen. First oil Hibiscus/Ruche vil også bidra. Ikke så mye første kvartal kanskje, men det vil øke.

Kudu høres veldig spennende ut. Virker som ny seismikk blir skutt ganske raskt. Har stor tro på dette prosjektet. Både Total og Shell står foran flere letebrønner.

Jeg har vel ikke lagt skjul på at jeg er litt skeptisk til Maromba. Tungolje med rabatt til Brent. Komplisert felt. Her håper jeg de farmer ut halvparten minst.

Det skal bores 6 produksjonsbrønner på Hibiscus / Ruche.
De vil produsere høyt initielt, så ser ikke bort fra ca 5k per brønn (gross).

Så ved utløp av 1Q så har jeg 8k fra Golfinho, 4k med gasslift og 5k fra brønn 1, noe som vil øke bwe sin netto produksjon med ca 16k fat/d, altså en dobling fra dagens.

Og det vil øke med ca 4k ca hver anned mnd fra april.

Med ca 24k net til bwe per dag, så blir månedsproduksjonen ca 700k, og sånn sett kan vi regne med en lifting per mnd i snitt.

Ser ikke bort fra at resultatet kommer til å ligge på rundt 100 mill usd per kvartal, eller ca 4 kr per aksje.
Og det er før Kudu og Maromba.

Tungoljen på Maromba skal du ikke kimse av.
Den er av den kvalitet USA raffenerier etterspør, da disse er tunet mot tilsvarende tungolje fra Venezuela.
Equinor produserer mye tungolje i Brasil fra Perengrino og Bacalhau, så det er definitivt et marked for denne oljen.

Den dag Biden åpner for Venezuela vil dette forandre seg. BW Energy har anslått rabatt på 6-7 USA pr. fat hvis jeg ikke husker feil.

Og Equinor har da virkelig hatt sitt å stri med på Peregrino. Blant annet korrosjon. Over to års nedstenging som var ferdig i sommer.

Hvilket herlig skue i oljeverdenen. WSJs artikkel blir flittig gjensitert og oljeprisen faller.

Men sitter WSJ med hele sannheten?

Neppe, fordi hva USA og EU virkelig kommer til å gjøre vs russisk olje og tilhørende impact på tilbudssiden, vil være bestemmende for hvordan OPEC+ skikker sitt bo i fortsetteslen. OPEC er kjent for å sørge for stabil tilgang, men samtidig en oljepris som er fair og jevnt høy.

Har veldig liten tro på at det hele utspiller seg slik WSJ gjengir, men klart at russisk olje og volum vil være av ytterste viktighet for OPEC+, når et vedtak skal fattes 4. desember.

Amena Bakr som ligger knalltett på dette gamet sier om de 500.000 ekstra, "Not true" på Twitter. Får tommel opp lenger nede på tråden av en arabisk energiexpert. Jeg tiltrer samme holdning. Dette kan vise seg i ytterste konsekvens å være vranglære, men trolig har sitt opphav i sanksjonering/ mot russisk olje etter 5. desember.

Dette vil vi får høre mer om og inntil da, oljeprisen i fall. Det kan være noe i at USA og Biden fremdeles har et ballgrep på MbS, etter likvideringen av Jamal Kashoggi

Til oto 1, stort sett enig med deg. Du er iallefall ikke for optimistisk, men realistisk. Petrobras produserer ikke på Golfinho (reservene og produksjonen preserveres til BWEs optimale bruk etter deal er closet - så det kan være hold i det BWE guider, nemlig 9.000 fat i Q1 fra Golfinho, trolig en gang i jan/feb, ref. guidet av CFO på Q2.

Det forundrer meg stadig at aksjekursen lagger - gitt det kun er ca. 2 mnd. til Golfinho godkjennelsen fra ANP, kanskje før. For øvrig har jeg tidligere omtalt at Norve, gas-lift og first oil H/R fase 1 følger plan eller ligger noe før skjema. Det hele går på skinner, mens markedet synes mose aksjekursen. Skjønner ikke helt logikken - for neste løfting blir i desember, etter mindre russisk olje og OPEC+ vedtak. Mye kan skje innen den tid og oljeprisen er p.t. irrelevant for inntektsgrunnlaget inntil dagene for oljepris - løfting - telles i desember.

Har BWO delt ut BWE aksjer i utbytte pr dato?

"Quarterly cash dividends for Q3 2022
of USD ~6.3 million and USD ~5 million
in BW Energy shares to be paid on or
about 30 November"

Ok. Takk
Lurte på om det var grunnen til lav kurs (salg) på BWE..
Ikke noe som tilsier lav kurs slik sett.
Dette selskapet blir bare mer og mer verdt etter som dagene går..

Bare så synd markedet ikke er enig. Tror det er litt sånn «show me the money». Og det skal de få se når Q1 er ferdig.

Ingenting er statisk og plutselig er det en hendelse som vekker aksjen.

Har selv vurdert "riktig" timing i aksjen, men turde ikke ta risken med å vente lenger. Alt for positiv progress og forsering ifm. Q3 og positiv vilje til total funding (så langt dokumentert igangsatt - uten å trykke nye aksjer) som fikk meg til å handle på NOK 26-tallet Etter mitt syn en fabelaktig god inngang, så dagens kurs er faktisk lavere for de som kjøper eller fyller på.

Hadde f.eks. Norve ikke vært ferdig for VAALCO eller gas-lift plundret, hadde jeg avventet ny inngang. men da dette nå er OK, ble det ikke forsvarlig å vente lenger med all in i BWE innen O&G.

Fra Q3 presentasjonen:

‒ Approved as deep-water class A operator by ANP

Nå er for så vidt Petrobras assets deep-water, men man kan se BWE som deep-water class A operator også ifm. nye kjøp fra BWEs side. Vil anta at denne aksepten av ANP må ses i ledd formell ovetakelse (Petrobras assets) og ANPs godkjenning. Dvs. trolig lite som hefter for ANPs del.

Jeg tror ikke følgende blir aktuelt for BWE, men man kan aldri vite og det handler om deep-water og BWE leier nye lokaler i nærheten av GoM - Houston:

Petrobras kick-starts divestment process for Gulf of Mexico assets

https://www.offshore-energy.biz/petrobras-kick-starts-divestment-process-for-gulf-of-mexico-assets/

BW Energy Signs 68,000 SF Office Headquarters Lease in Houston

https://rebusinessonline.com/bw-energy-signs-68000-sf-office-headquarters-lease-in-houston/

🙂
Angående hovedkvarteret..
6300 kvm blir jo noen kontor det..

Comeback for tungolje fra Venezuela?

«U.S. prepared to authorize Chevron to boost Venezuela's oil output»

https://www.reuters.com/business/energy/us-prepared-authorize-chevron-boost-venezuelas-oil-output-2022-11-23/

Som hentet fra Twitter, er det lite som tyder på at snarlig økning av olje fra Venezuela kan bli sendt ut i markedet:

Giovanni Staunovo🛢
@staunovo

Some earlier comments (end October) from the CEO of Chevron Mike Wirth on the prospects of #Venezuela: "It would take months and years in order to begin to maintain and refurbish fields and equipment and change any investment activity" #oott

Det synes å være ikke rett frem for Chevron. her følger et innlegg i debatten:

Uttdrag:

Beyond any reform in license 8J, several technical constraints will hinder the recovery of
oil production. Also, it is necessary to bear in mind that according to the Venezuela
Constitution and the Organic Hydrocarbons Law, Chevron cannot undertake oil
production. On the contrary, international oil companies can only perform activities as
minority shareholders of joint ventures that PDVSA controls.

The main question, thus, is not whether a new license should be issued to alleviate
Chevron's constraints but the technical conditions that must guide any reform of license
8J.

For det hele:

https://www.joseignaciohernandezg.com/wp-content/uploads/2022/10/SIX-CONDITIONS-THAT-ANY-VENEZUELAN-OIL-LICENSE-MUST-FULFILL.edited-2.pdf

Kort oppsummert:

Lite tyder på økning i snarlig Chevron olje fra Venezuela ut i markedet. Prosessen tar trolig flere måneder eller år.

Fra min side er det særlig nevnt ifm. Q3 positiv progresjon Norve (H/R Fase 1) og ny gas-lift.

Gitt det blir ny gas- lift og first oil i løpet av Q1 2023 kan legges til grunn at OPEX synker radikalt. For Q3 2020 hadde Dussafu en produksjon på ~15.500 fat per dag med OPEX USD 19.6 per fat inkl. Covid-19. Dette betyr at å gå fra OPEX med ca. USD 35 per fat i dag på Dussafu - og opp til en produksjon innen Q1 2023 til ~21.000 fat per dag, vil OPEX synke til under USD 20 per fat.

Med ca. 15.500 f/d netto BWE i Q1 2023 (first oil H/R Fase 1 og ny gas-lfit Dussafu), blir net back ~USD 50 per produsert fat. (tax 20% - ref. PENs vurderinger tidligere), OPEX USD 20) og oljepris USD 85).

Et moment som jeg ikke har nevnt hva angår positiv endring for BWE fra Q2 vs. Q3 er at BWE forserer prosjektorganisasjonen under oppbygging i Brasil, både til å håndtere Golfinho og Maromba.

For Golfinho betyr dette at in-fills Golfinho og tie-back gass fra Camarupim til FPSO CdV kan ferdigstilles meget raskt - gitt formell myndighetstillatelse (ANP) foreligger primo 2023.

BWE kan - om viljen er der og funding ordnes, slik som selskapet forfektet ifm. Q3 - øke produksjonen på Golfinho med grovt sett 6.000-7000 fat olje per in-fill brønn. For gass vil jeg anta at det ved tie-back - og som bestående på Camarupim - kan produseres ca. 10.000 boe/d ved tie-back.

Som man ser, det optimale for BWE vil være raskt å øke produksjonen (in-fills) på Golfinho og starte den (tie-back) på Camarupim (gass)..

Med etablert ny organisasjon i Brasil, vil BWE raskt kunne utnytte potensialet max - og det er dette jeg tror selskapet arbeider aktivt med.

Men inntil videre altså i løpet av Q1 2023 - free cash flow til BWE USD 100-120 mill per Q - Dussafu og Golfinho (9.000 f/d).

Etter first oil og første brønn H/R Fase 1 følger fortløpende økende free cash flow med vesentlig og ytterligere reduksjon i OPEX.

Skjønner egentlig - om alt klaffer for BWE - markedet det enorme og raske potensialet som BWE er i ferd med å realisere?