BWE - nye tider, nye kursmål og økt produksjon.
Denne tråden er stengt for nye innlegg.
18.08.2023 kl 12:42
Automatisk lukket grunnet trådens størrelse. (Beklager.)
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
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
Yzf R1
22.12.2022 kl 16:18
4899
Fullte opp på 24.20 men ser vist ut for kunne ventet til auksjonen ,merklig denne ikke skal se til å dra seg oppover snart
gunnarius
22.12.2022 kl 15:44
4832
De fleste assets til BWE er videreforedlet kraftig- og alt langt mer materialisert enn for 1-2 år siden.
Likefullt ligger aksjekursen langt under IPO og emisjon. Selskapet kom på børs i en tid og fikk koronaen midt i fleisen. Av samme årsak har aldri aksjekursen fått sveve, men krabbet hit og dit, uten å ta fart.
At aksjen omsette på disse lave nivåene med 30-40 børsdager til både ny gas-lift og BWE blir formelt eier av Golfinho-klyngen, sier meg at nå er det dags for rekyl av dimensjoner. .
De som tror at man kjøpe aksjer i fleng - og mye om gangen på disse nivåene etter ny gas-lift og Petrobras deal er i havn, kommer til å bli skuffet. De, derimot - som sanker jevnt og trutt i en handel med minivolum, kan bli vinnere. Tar volumet seg opp - tar aksjekursen seg opp.
Øretrillingen ved maskinene kommer til å følge med oppover, men få mindre betydning - gitt de ser at markedet absorberer flere ganger omsetningen enn i dag.
Det er noe som heter timing i en aksje - og det er her jeg tror markedet lar en gylden sjanse gå fra seg, får det braker løs i 2023 - om dager altså.
For innen 30-40 børsdager, kan denne kjøpsmuligheten - som i disse dager - være over.
Vi andre sitter tydeligvis fullastet rolig båten og venter på bedre vær.
Likefullt ligger aksjekursen langt under IPO og emisjon. Selskapet kom på børs i en tid og fikk koronaen midt i fleisen. Av samme årsak har aldri aksjekursen fått sveve, men krabbet hit og dit, uten å ta fart.
At aksjen omsette på disse lave nivåene med 30-40 børsdager til både ny gas-lift og BWE blir formelt eier av Golfinho-klyngen, sier meg at nå er det dags for rekyl av dimensjoner. .
De som tror at man kjøpe aksjer i fleng - og mye om gangen på disse nivåene etter ny gas-lift og Petrobras deal er i havn, kommer til å bli skuffet. De, derimot - som sanker jevnt og trutt i en handel med minivolum, kan bli vinnere. Tar volumet seg opp - tar aksjekursen seg opp.
Øretrillingen ved maskinene kommer til å følge med oppover, men få mindre betydning - gitt de ser at markedet absorberer flere ganger omsetningen enn i dag.
Det er noe som heter timing i en aksje - og det er her jeg tror markedet lar en gylden sjanse gå fra seg, får det braker løs i 2023 - om dager altså.
For innen 30-40 børsdager, kan denne kjøpsmuligheten - som i disse dager - være over.
Vi andre sitter tydeligvis fullastet rolig båten og venter på bedre vær.
Redigert 22.12.2022 kl 15:48
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
21.12.2022 kl 15:34
4919
Patron72 skrev Laber omsetning fortiden!!
Ja. Veldig.
Det ventes vel ingen store nyheter resten av året selv om det antakelig kommer en spudmelding fra Hibiscus. Håper mange vil posisjonere seg over nyttår i påvente av melding om kompressor, Golfhino og nyheter fra Hibiscus/Ruche.
Det ventes vel ingen store nyheter resten av året selv om det antakelig kommer en spudmelding fra Hibiscus. Håper mange vil posisjonere seg over nyttår i påvente av melding om kompressor, Golfhino og nyheter fra Hibiscus/Ruche.
d12m
21.12.2022 kl 14:21
5015
Joda, feltet startet å produsere i 2012, men de jobbet vel i det lengste med å sikre lønnsomhet på feltet og så kom oljeprisfallet andre halvdel 2014 og ødela for både salg og andre grep. Oljeprisen hadde en kortvarig periode (ca 1 kvartal) over $60 våren 2015 før den ramlet til under $30 i starten av 2016. Den var bare såvidt over $50 i perioden januar-september 2016.
Fluefiskeren
21.12.2022 kl 13:51
5062
Ja, jeg så det. Men det ville vel vært sannsynlig at de kunne fått en kjøper dersom feltet var bra. Dette var så vidt jeg kan forstå i en periode med høyere oljepris enn i dag. Nå fikk de jo isteden utgiftene ved nedstengningen. Ser de fikk kritikk for å erklære drivverdighet før de gjorde tilstrekkelige undersøkelser. Den Batista hørtes ikke helt god ut nei.
Kingiscash
21.12.2022 kl 13:41
5101
man må ikke glemme at historien til OGX kan ha bidratt til utfallet. Det var en del av gruppen kontrollert av beryktede Eike Batista. Høyt belånt og det endte ille. OGX gjennomgikk restrukturering i 2013. Nå kjent som Dommo Energia.
gunnarius
21.12.2022 kl 12:38
5168
Patron72 skrev Takk for svar Forøvrig digger jeg skiflyvning 👍
Ad Turbarao Azul oljefeltet og kabonat - et interessant innspill fra din side Fluefiskeren, men allikevel ikke så altomfattende som nødvendig.
Av ditt innlegg kan leses bl.a.:
«Karbonat er ikke det enkleste bestandig.
Dette håper jeg de de holder seg unna.»
Du er nok inne på noe sentralt, for geologiske parametre kan variere fra oljefelt til oljefelt – permabilitet, porøsitet etc.
Abstract
Shallow marine carbonates constitute some of the most productive oil reservoirs of the world. In Brazil, offshore oil production began from Albian, post-salt marine carbonate reservoirs of the Campos Basin, which lost their importance with the increasing discoveries and production from Upper Cretaceous and Paleogene clastic turbidites and, more recently, from Lower Cretaceous pre-salt lacustrine carbonates. Nevertheless, Albian carbonate prospects are still attractive, mostly in deep-water areas.
https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0895981121004120
Produksjonsutviklingen på Tubarao Azul har dessverre vist en trist utvikling. Dette sagt, testingen viste anbefalt ca. 5.000 f/d per brønn.
En side av saken er den du nevner Fluefiskeren. En annen de operative og finansielle sidene.
Hentet fra nettet:
OGX's three producing wells at Tubarão Azul, or "Blue Shark," the company's only active offshore field, could stop oil and natural gas production as soon as next year, OGX said. In addition to lower than expected initial output, Tubarão Azul has suffered equipment and reservoir problems.
Dvs. Ikke kun geologi, men også en finansiell stresset og gjeldstynget operatør – med tekniske problemer på toppen av det hele.
Man må se det hele på en balansert måte.
Ja, produksjonen viser utfordringer - geologien i tillegg. Dette betyr ikke at feltet kan produsere nok til at en overtakelse av BWE kan forsvares. Ha i mente at operatøren på Tubarao Azul feltet benyttet dedikert FPSO. Kostnaden med å ha en slik enhet liggende påvirker sterkt økonomien for Tubarao Azul feltet.
Det neste spørsmålet som reises, er om BWE finner det lønnsomt med tie-back FPSO Polvo – med de data som ligger tilgjengelig. Lin Espey (COO) kunne jo ha besvart mitt spørsmål om at Tubarao Azul allerede på dette tidspunkt var uinteressant for BWE. Men det gjorde han ikke.
Det blir alt for tidlig å diskutere dette her i detalj. BWE må selv få vurdere og eventuelt komme tilbake. Men at Tubarao Azul som tilbakelevert ANP kan skape vinn-vinn- synes hevet over tvil. 5.000-10.000 f/d dag for et felt som nylig har produsert, er ikke å fornekte. Kanskje BWE har midlene og teknologien som skal til for å få Tubaro Azul opp å stå. Her kan trolig BWE komme til dekket bord for en billig penge. Det er det sistnevnte som må avklares og utgjør den største innledende gulroten. Er ikke dette mulig, rent teknisk eller økonomisk forsvarlig – så legger BWE ballen død. Inngangsbilletten kan bli særdeles lav og må friste. I alle fall til å forsøke.
Men jeg tror BWE går videre med Tubarao Azul. I det minste, seriøst vurderer.
Av ditt innlegg kan leses bl.a.:
«Karbonat er ikke det enkleste bestandig.
Dette håper jeg de de holder seg unna.»
Du er nok inne på noe sentralt, for geologiske parametre kan variere fra oljefelt til oljefelt – permabilitet, porøsitet etc.
Abstract
Shallow marine carbonates constitute some of the most productive oil reservoirs of the world. In Brazil, offshore oil production began from Albian, post-salt marine carbonate reservoirs of the Campos Basin, which lost their importance with the increasing discoveries and production from Upper Cretaceous and Paleogene clastic turbidites and, more recently, from Lower Cretaceous pre-salt lacustrine carbonates. Nevertheless, Albian carbonate prospects are still attractive, mostly in deep-water areas.
https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0895981121004120
Produksjonsutviklingen på Tubarao Azul har dessverre vist en trist utvikling. Dette sagt, testingen viste anbefalt ca. 5.000 f/d per brønn.
En side av saken er den du nevner Fluefiskeren. En annen de operative og finansielle sidene.
Hentet fra nettet:
OGX's three producing wells at Tubarão Azul, or "Blue Shark," the company's only active offshore field, could stop oil and natural gas production as soon as next year, OGX said. In addition to lower than expected initial output, Tubarão Azul has suffered equipment and reservoir problems.
Dvs. Ikke kun geologi, men også en finansiell stresset og gjeldstynget operatør – med tekniske problemer på toppen av det hele.
Man må se det hele på en balansert måte.
Ja, produksjonen viser utfordringer - geologien i tillegg. Dette betyr ikke at feltet kan produsere nok til at en overtakelse av BWE kan forsvares. Ha i mente at operatøren på Tubarao Azul feltet benyttet dedikert FPSO. Kostnaden med å ha en slik enhet liggende påvirker sterkt økonomien for Tubarao Azul feltet.
Det neste spørsmålet som reises, er om BWE finner det lønnsomt med tie-back FPSO Polvo – med de data som ligger tilgjengelig. Lin Espey (COO) kunne jo ha besvart mitt spørsmål om at Tubarao Azul allerede på dette tidspunkt var uinteressant for BWE. Men det gjorde han ikke.
Det blir alt for tidlig å diskutere dette her i detalj. BWE må selv få vurdere og eventuelt komme tilbake. Men at Tubarao Azul som tilbakelevert ANP kan skape vinn-vinn- synes hevet over tvil. 5.000-10.000 f/d dag for et felt som nylig har produsert, er ikke å fornekte. Kanskje BWE har midlene og teknologien som skal til for å få Tubaro Azul opp å stå. Her kan trolig BWE komme til dekket bord for en billig penge. Det er det sistnevnte som må avklares og utgjør den største innledende gulroten. Er ikke dette mulig, rent teknisk eller økonomisk forsvarlig – så legger BWE ballen død. Inngangsbilletten kan bli særdeles lav og må friste. I alle fall til å forsøke.
Men jeg tror BWE går videre med Tubarao Azul. I det minste, seriøst vurderer.
Redigert 21.12.2022 kl 12:47
Du må logge inn for å svare
Kingiscash
21.12.2022 kl 11:23
5262
Vi har nå den høyeste oljeprisen etter at USA ba om tilbud på 3 m fat råolje. Dette signaliserer sannsynligvis starten på refyllingen av de strategiske lagrene. Disse er på det laveste nivået siden mars 1984. I år har USA redusert lagrene med over 200 m fat. I utgangspunktet var det planlagt et organisert tilbakekjøp på nivåer mellom 67 og 72. Denne strategien ser nå ut til å være endret. Mulig 80 usd per fat blir det nye gulvet. For 18 måneder siden ville vi jublet for et slik nivå. Hva skjer med oljeprisen hvis Kina tar Taiwan? Eller at Russland setter igang en ny offensiv i Ukraina? Vi vet at sektoren har underinvestert i mange år og pga ESG er det ikke lett med finansiering. De neste tre månedene så øker BWE sin produksjon dramatisk. Nå er vi på vei til hoppkanten. Spørsmålet er om BWE treffer hoppkanten perfekt. Og om det blir et vanlig hopprenn eller om dette blir skiflyvning. God jul!
Fluefiskeren
21.12.2022 kl 11:23
5256
Du må gjerne spørre, men har tatt et søk på dette feltet og jeg kan love deg at det ikke var mye positivt å hente. BWE har tatt mye risiko ved sine høye eierandeler og jeg synes det holder nå.
solb
21.12.2022 kl 10:34
5334
Du kjenner vel ikke alle sider ved et eventuelt overtak? Pris for å overta et "konkursbo" for eksempel? Og hva med større utnyttelse av infrastrukturen på Maromba? Jeg bare spør.
solb
21.12.2022 kl 10:33
5243
Du kjenner vel ikke alle sider ved et eventuelt overtak? Pris for å overta et "konkursbo" for eksempel? Og hva med større utnyttelse av infrastrukturen på Maromba? Jeg bare spør.
Fluefiskeren
21.12.2022 kl 10:23
5229
Maromba er betegnet som et ufordrende felt. Det gjelder Kudu også. Selvsagt er det BWE som bestemmer, men det må da være lov å ha en egen mening?
Men en ting vet jeg. Man stenger ikke ned et felt uten en grunn. Her er det ikke bare en produksjon som er midlertidig nedlagt, men hele feltet med installasjoner og brønner. Dette er helt annerledes enn overtakelse av Golfhino.
Og jeg ønsker også at selskapet lander de tre assets som de har i luften før de går videre. Vi er ikke en Major.
Men en ting vet jeg. Man stenger ikke ned et felt uten en grunn. Her er det ikke bare en produksjon som er midlertidig nedlagt, men hele feltet med installasjoner og brønner. Dette er helt annerledes enn overtakelse av Golfhino.
Og jeg ønsker også at selskapet lander de tre assets som de har i luften før de går videre. Vi er ikke en Major.
Patron72
21.12.2022 kl 10:21
5169
Angående ekspertise!
Noen her som har noen formening på oljeprisen fremover?
Noen her som har noen formening på oljeprisen fremover?
solb
21.12.2022 kl 10:13
5177
Tror det er lurt å overlate til ekspertisen i BWE å gjøre de riktige beslutningene i så måte? At det kan oppnås større synergier ved å utvikle nabofelter samtidig, er vel selvfølgelig?
Fluefiskeren
21.12.2022 kl 09:19
5245
Når et felt blir stengt ned og brønnene plugget er det alltid en grunn for det. I dette tilfelle var det nok at feltet ikke inntraff forventningene OGX hadde satt til det. Feltet viste seg mer komplekst enn de hadde trodd og decline var stor. Karbonat er ikke det enkleste bestandig.
https://energydigital.com/utilities/oil-production-brazils-ogx-target
https://www.upstreamonline.com/online/ogx-set-to-hand-back-tubarao-azul-field/1-1-1143057
Dette håper jeg de holder seg unna. Er redd det er som å oppsøke trøbbel. Og er det i det hele tatt til salgs?
https://energydigital.com/utilities/oil-production-brazils-ogx-target
https://www.upstreamonline.com/online/ogx-set-to-hand-back-tubarao-azul-field/1-1-1143057
Dette håper jeg de holder seg unna. Er redd det er som å oppsøke trøbbel. Og er det i det hele tatt til salgs?
gunnarius
20.12.2022 kl 22:31
5468
Hvorfor handles det ikke aksjer av innsiden og hva skjer med oljefeltet Tubarao Azul?
Stauts Q3 2022 ved. eier av feltet, Dommo Energia:
OTHERS - FIELDS THAT HAVE BEEN DISABLED OR IN WHICH THE COMPANY NO LONGER HAS
PARTICIPATION
In the Tubarão Azul field (“TBAZ”), oil production started in January 2012,
remaining in production until mid-2015. During this period, were extracted
approximately 6.5 million barrels of oil. Considering you haven't found
economically viable alternative to continue activities at TBAZ, the return of
concession was requested from the ANP, according to the Material Fact disclosed on September 20, 2016.
In 2017, the Company, as operator, started the decommissioning process
of the field and abandonment of the wells, having completed this last activity in the first quarter of
2018. The field decommissioning process is in progress
http://dommoenergia.com.br/investidor/central-de-resultados/
Se BWE, side 15/27
https://www.bwenergy.no/siteassets/bwe-quarterly-reports/presentation-q4-2020.pdf?sfvrsn=61a87cd_0
Her viser BWE feltene som omkranser Maromba. Herav også nabofeltet Tubarao Azul. BWE opplyser samtidig om Tubarao Azul: >1BBO in-place. 6MMBO Produced. Sammenhold dette med hva Dommo Energia sier i sin Q3 2022 rapport om Tubarao Azul: The field decommissioning process is in progress
Videre, ref hva Espey (COO) opplyste ifm. Q1 2022, CC vedr. et spørsmål fra min side som innsendt: Hva tenker BWE om Tubarao Azul som nabofelt til Maromba.
Limer inn hva jeg skrev om dette her på forumet 28.05.2022 og spurte om:
“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.» Sitat slutt.
Rent strategisk og som grunnlag for funding av Maromba:
Ville det ikke ha vært mest rasjonelt - først å kjøpe oljefeltet Tubarao Azul - og deretter markedsføre begge felt – Tubarao Azul og Maromba som en helhetlig løsning og grunnlag for finansiering, med de beste betingelsene?
Ved at BWE blir eier Tubarao Azul - med tillegg av nye reserver og produksjon på ca. 15.000 f/d med olje (API) ala Maromba (Tie-back), vil økonomien i Maromba inkl.drift av FPSO Polvo - fremstå som fabelaktig. Maromba vil rimeligvis være mye enklere å markedsføre/funding – gitt olje fra Tubarao Azul inngår i en helhetsløsning. Kjøpet av FPSO Polvo av BWO, tror jeg delvis skyldes denne opsjonen til kjøp av nabofeltet til Maromba. Kan også delvis skyldes at det tar noe tid med FID Maromba, inkl. funding.
Kanskje aller viktigst, kan dette være den reelle årsaken til at det ikke handles billige aksjer på innsiden, nå like før det braker løs i 2023?
Stauts Q3 2022 ved. eier av feltet, Dommo Energia:
OTHERS - FIELDS THAT HAVE BEEN DISABLED OR IN WHICH THE COMPANY NO LONGER HAS
PARTICIPATION
In the Tubarão Azul field (“TBAZ”), oil production started in January 2012,
remaining in production until mid-2015. During this period, were extracted
approximately 6.5 million barrels of oil. Considering you haven't found
economically viable alternative to continue activities at TBAZ, the return of
concession was requested from the ANP, according to the Material Fact disclosed on September 20, 2016.
In 2017, the Company, as operator, started the decommissioning process
of the field and abandonment of the wells, having completed this last activity in the first quarter of
2018. The field decommissioning process is in progress
http://dommoenergia.com.br/investidor/central-de-resultados/
Se BWE, side 15/27
https://www.bwenergy.no/siteassets/bwe-quarterly-reports/presentation-q4-2020.pdf?sfvrsn=61a87cd_0
Her viser BWE feltene som omkranser Maromba. Herav også nabofeltet Tubarao Azul. BWE opplyser samtidig om Tubarao Azul: >1BBO in-place. 6MMBO Produced. Sammenhold dette med hva Dommo Energia sier i sin Q3 2022 rapport om Tubarao Azul: The field decommissioning process is in progress
Videre, ref hva Espey (COO) opplyste ifm. Q1 2022, CC vedr. et spørsmål fra min side som innsendt: Hva tenker BWE om Tubarao Azul som nabofelt til Maromba.
Limer inn hva jeg skrev om dette her på forumet 28.05.2022 og spurte om:
“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.» Sitat slutt.
Rent strategisk og som grunnlag for funding av Maromba:
Ville det ikke ha vært mest rasjonelt - først å kjøpe oljefeltet Tubarao Azul - og deretter markedsføre begge felt – Tubarao Azul og Maromba som en helhetlig løsning og grunnlag for finansiering, med de beste betingelsene?
Ved at BWE blir eier Tubarao Azul - med tillegg av nye reserver og produksjon på ca. 15.000 f/d med olje (API) ala Maromba (Tie-back), vil økonomien i Maromba inkl.drift av FPSO Polvo - fremstå som fabelaktig. Maromba vil rimeligvis være mye enklere å markedsføre/funding – gitt olje fra Tubarao Azul inngår i en helhetsløsning. Kjøpet av FPSO Polvo av BWO, tror jeg delvis skyldes denne opsjonen til kjøp av nabofeltet til Maromba. Kan også delvis skyldes at det tar noe tid med FID Maromba, inkl. funding.
Kanskje aller viktigst, kan dette være den reelle årsaken til at det ikke handles billige aksjer på innsiden, nå like før det braker løs i 2023?
Redigert 20.12.2022 kl 22:51
Du må logge inn for å svare
gunnarius
20.12.2022 kl 15:24
5678
Biden bekrefter at atomavtalen med Iran er lagt død:
taunovo🛢 retweetet
Jason Brodsky
#BREAKING:
@POTUS is asked when he’s going to declare #Iran JCPOA dead and he says: “It is dead but we’re not gonna announce it.” 😂
taunovo🛢 retweetet
Jason Brodsky
#BREAKING:
@POTUS is asked when he’s going to declare #Iran JCPOA dead and he says: “It is dead but we’re not gonna announce it.” 😂
Fluefiskeren
20.12.2022 kl 10:13
5839
Ja. Det tror jeg. Planen er vel engang i februar. Nå har jeg jo ikke peil på hvor mye som må gjøres, men ville jo gjette på en måneds tid. Dette gjelder jo tross alt 6 brønner og det må nok prøves og feiles litt for å finne maks flow samlet sett.
Kingiscash
20.12.2022 kl 08:53
5600
Fra internmagasinet om Kudu:
The Kudu gas discovery is in the northern Orange sub-basin, around 130km off the south-west coast of Namibia. Since 2021, BW Energy has held a 95% interest in this large-scale gas project. Significant oil discoveries have been made near Kudu, fuelling speculation that there may be greater reserves yet to be discovered within the field – and prompting BW Energy to plan a $30 million seismic exploration programme. The company is also in discussions with the Namibian government over a gas power generation project. Early in 2022, an agreement was made to purchase the semi-submersible drilling rig West Leo from Aquadrill LLC for use as a floating production unit for the Kudu development.
The Kudu gas discovery is in the northern Orange sub-basin, around 130km off the south-west coast of Namibia. Since 2021, BW Energy has held a 95% interest in this large-scale gas project. Significant oil discoveries have been made near Kudu, fuelling speculation that there may be greater reserves yet to be discovered within the field – and prompting BW Energy to plan a $30 million seismic exploration programme. The company is also in discussions with the Namibian government over a gas power generation project. Early in 2022, an agreement was made to purchase the semi-submersible drilling rig West Leo from Aquadrill LLC for use as a floating production unit for the Kudu development.
Patron72
20.12.2022 kl 08:18
5306
Thanks to its pursuit of innovative solutions, its position within the wider BW Group and the seamless execution of the project teams,
BW Energy will deliver the initial phase of the project at a cost below the original budget –
and the team is on track to meet the initial first
oil target in Q1 2023.
https://bw-group.com/wp-content/uploads/2022/12/BW-World-Horizon-2022-H2-Web.pdf
BW Energy will deliver the initial phase of the project at a cost below the original budget –
and the team is on track to meet the initial first
oil target in Q1 2023.
https://bw-group.com/wp-content/uploads/2022/12/BW-World-Horizon-2022-H2-Web.pdf
gunnarius
19.12.2022 kl 12:11
5550
Fluefiskeren skrev Det er nordvest for Adolo.
Da er Norve på gang iht. MarineTraffic. Runder snart Port Gentil neset med fart 2.9kn.
Dette betyr at både ny kompressor på Adolo og first oil H/R Fase 1, ser ut til å følge plan. Dvs. trolig økning med netto 3.300 f/d ekstra til BWE i løpet av januar og first oil H/R Fase 1, Q1.
Som også Fluefiskeren skriver, får vi håpe at Norve går direkte til Dussafu feltet.
Selv om ikke aksjekursen responderer særlig, er disse to hendelsene og fremdriftsplan, glimrende nyheter for BWE som selskap - og derav også for aksjonærene.
Dette betyr at både ny kompressor på Adolo og first oil H/R Fase 1, ser ut til å følge plan. Dvs. trolig økning med netto 3.300 f/d ekstra til BWE i løpet av januar og first oil H/R Fase 1, Q1.
Som også Fluefiskeren skriver, får vi håpe at Norve går direkte til Dussafu feltet.
Selv om ikke aksjekursen responderer særlig, er disse to hendelsene og fremdriftsplan, glimrende nyheter for BWE som selskap - og derav også for aksjonærene.
Redigert 19.12.2022 kl 12:12
Du må logge inn for å svare
Kingiscash
19.12.2022 kl 11:58
5565
Fluefiskeren skrev Det er nordvest for Adolo.
var litt for rask der. Ser det står AUG 19 og ikke DEC 19 på Vesselfinder :-(
Er uansett på vei og en dag eller to spiller liten rolle nå.
Er uansett på vei og en dag eller to spiller liten rolle nå.
Fluefiskeren
19.12.2022 kl 10:56
5523
Kingiscash skrevInnlegget er slettet
Det er nordvest for Adolo.
solb
19.12.2022 kl 09:54
5516
Vibro har peiling:"Da virker det som om at Norve er klar for uttauing og oppstart av boreoperasjon (Hermit Baron og Panos P ligger i posisjon og har installert slepetau).
Samtidig er Sapura 3500 på vei ut for å løfte ombord gassløftmodulen -
tipper Defiant eller Skoul Du (begge på vei ut) tauer lekteren modulen står på."
Samtidig er Sapura 3500 på vei ut for å løfte ombord gassløftmodulen -
tipper Defiant eller Skoul Du (begge på vei ut) tauer lekteren modulen står på."
gunnarius
19.12.2022 kl 00:04
5732
Ja, glimrende fanget opp av solb, lenge før Sapura 3500 kom til Port Gentil.
Sapura 3500 står på MT med ankomst BW Adolo tirsdag (20/12).
Jeg vet ikke hvor lang tid det tar å installere kompressoren på Adolo, men kan ikke ta all verden med tid. Er vel en unit/modul, hvor forberedelsene på Adolo er gjort før kompressoren settes i operasjon. Skal vi si i slutten av januar eller en gang i februar? Ved den tid øker BWE produksjonen på Tortue med netto til BWE ca. 3.300 f/d.
Med OPEX ned på $20-tallet, blir cash flow økt betraktelig. Deretter følger ny økning i produksjon og enda lavere OPEX ifm. first oil H/R Fase 1.
I mitt hode kan det se ut som om ANP sin godkjennelse av Golfinho deal (ca. 9.000 f/d med olje fra Golfinho) fra Petrobras,.sammenfaller sånn omtrent med igangsettelse av den nye kompressoren på Adolo. Og ved den tid blir samlet nettoproduksjon til BWE ~20.000 f/d. .
Sapura 3500 står på MT med ankomst BW Adolo tirsdag (20/12).
Jeg vet ikke hvor lang tid det tar å installere kompressoren på Adolo, men kan ikke ta all verden med tid. Er vel en unit/modul, hvor forberedelsene på Adolo er gjort før kompressoren settes i operasjon. Skal vi si i slutten av januar eller en gang i februar? Ved den tid øker BWE produksjonen på Tortue med netto til BWE ca. 3.300 f/d.
Med OPEX ned på $20-tallet, blir cash flow økt betraktelig. Deretter følger ny økning i produksjon og enda lavere OPEX ifm. first oil H/R Fase 1.
I mitt hode kan det se ut som om ANP sin godkjennelse av Golfinho deal (ca. 9.000 f/d med olje fra Golfinho) fra Petrobras,.sammenfaller sånn omtrent med igangsettelse av den nye kompressoren på Adolo. Og ved den tid blir samlet nettoproduksjon til BWE ~20.000 f/d. .
Fluefiskeren
18.12.2022 kl 22:51
5785
Så er SAPURA 3500 på vei bort fra Port Gentil. Ifølge Solb skal den frakte den nye kompressoren ut til Adolo.
Vi får håpe vi kan følge den. Signalene har en tendens til å forsvinne ganske så fort etter å ha forlatt Port Gentil
Vi får håpe vi kan følge den. Signalene har en tendens til å forsvinne ganske så fort etter å ha forlatt Port Gentil
Redigert 18.12.2022 kl 23:06
Du må logge inn for å svare
gunnarius
16.12.2022 kl 22:24
6078
Neste OPEC+ møte er berammet til 4. juni 2023. OPEC og deltakerne i den utvidede alliansen monitorer nok nå situasjonen og kaller trolig inn til hastemøte tidlig i 2023. Slik OPEC+ har mulighet til og indikert er en opsjon.
Saudiene er neppe happy med en oljepris som ligger under hva som ligger i budsjettet for 2023, nemlig oljepris $80. Putin vil neppe motsi seg et slikt grep, ettersom Russlands olje også er best tjent med høyest mulig pris for den olje som endelig kommer frem til kjøper.
Da begynner USA med gjenkjøp (SPR) iht. Reuters:
U.S. begins buying back oil for strategic petroleum reserve -official
https://www.reuters.com/business/energy/us-begins-buying-back-oil-strategic-reserve-official-2022-12-16/
Det viktigste BWE nå kan gjøre er å fortsette med å ferdigstille planlagte aktiviteter rettidig. Alt synes ligge til rette for at dette kan bli innfridd. Mulig kandidat for løfting av ny gas-lift (ligger på kai Gabon og da trolig hovedbasen i Port Gentil) vil være Sapura 35500, hvor et fartøy - definert av MT som Tugs & Craft – ligger 300-400m. unna Sapura 3500.
LiiveSquawk skriver på twitter:
Russia’s Kremlin: Finalising Last Details On Our Response To West's Oil Price Cap -Putin To Hold State Council Meeting December 22
Det var ventet at Putin ville offentliggjøre et dekret som tilsvar på Vesten´s Oil price Cap i slutten av denne uke. Da blir trolig 22. desember en viktig dag for å se om Russland kutter i produksjonen eller tar øvrige grep. OPEC+ vil neppe gjøre noe før denne tid.
Markedet må tydeligvis avvente både Putin og OPEC+ vedr. impact oljepris.
Har veldig liten tro på at oljeprisen blir liggende på $70-tallet.
Så lenge BWEs operasjoner og aktiviteter følger plan og budsjett, blir det kun et spørsmål om timing - og ikke om det virkelig vil skje.
Saudiene er neppe happy med en oljepris som ligger under hva som ligger i budsjettet for 2023, nemlig oljepris $80. Putin vil neppe motsi seg et slikt grep, ettersom Russlands olje også er best tjent med høyest mulig pris for den olje som endelig kommer frem til kjøper.
Da begynner USA med gjenkjøp (SPR) iht. Reuters:
U.S. begins buying back oil for strategic petroleum reserve -official
https://www.reuters.com/business/energy/us-begins-buying-back-oil-strategic-reserve-official-2022-12-16/
Det viktigste BWE nå kan gjøre er å fortsette med å ferdigstille planlagte aktiviteter rettidig. Alt synes ligge til rette for at dette kan bli innfridd. Mulig kandidat for løfting av ny gas-lift (ligger på kai Gabon og da trolig hovedbasen i Port Gentil) vil være Sapura 35500, hvor et fartøy - definert av MT som Tugs & Craft – ligger 300-400m. unna Sapura 3500.
LiiveSquawk skriver på twitter:
Russia’s Kremlin: Finalising Last Details On Our Response To West's Oil Price Cap -Putin To Hold State Council Meeting December 22
Det var ventet at Putin ville offentliggjøre et dekret som tilsvar på Vesten´s Oil price Cap i slutten av denne uke. Da blir trolig 22. desember en viktig dag for å se om Russland kutter i produksjonen eller tar øvrige grep. OPEC+ vil neppe gjøre noe før denne tid.
Markedet må tydeligvis avvente både Putin og OPEC+ vedr. impact oljepris.
Har veldig liten tro på at oljeprisen blir liggende på $70-tallet.
Så lenge BWEs operasjoner og aktiviteter følger plan og budsjett, blir det kun et spørsmål om timing - og ikke om det virkelig vil skje.
Redigert 16.12.2022 kl 22:26
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
16.12.2022 kl 09:42
6265
Og vi får håpe at når økingen kommer vil Brent stå høyere enn nå og at det oser litt mer optimisme.
Vet du forresten hva gassen i Brasil prises til i forhold til TTF og UK gass? Regner med at volumet er for lite til å gjøre LNG aktuelt.
Vet du forresten hva gassen i Brasil prises til i forhold til TTF og UK gass? Regner med at volumet er for lite til å gjøre LNG aktuelt.
Foreigner
16.12.2022 kl 09:04
6274
8 shares sold today. Down 1.88%.... 🤦🤦🤦🤦🤦🤦
Gunnarius, everything you say is correct. But there is only robotraders playing. BWE needs to do more to convince the market. Market is like a child, it needs flashing lights and shiny things to draw it's attention 🤷
Gunnarius, everything you say is correct. But there is only robotraders playing. BWE needs to do more to convince the market. Market is like a child, it needs flashing lights and shiny things to draw it's attention 🤷
Redigert 16.12.2022 kl 09:15
Du må logge inn for å svare
gunnarius
16.12.2022 kl 00:38
6399
Ikke særlig mange børsdager til og her er hva selskapet selv sa ifm. Q2 2022:
Hentet fra:
Transcript: BW Energy Limited, Q2 2022 Earings Call, Aug 25, 2022 - og uttalt av CFO Sæthre:
«Now that we also have Golfinho, Camarupim. We are working hard to get that closed in about 5-6 months.”
Dvs. 25. januar - 25. februar - vel og merke "på papiret".
Hva jeg mener ikke fullt ut er forstått i markedet gjelder hva som også stod i teaseren til til Petrobras om in-fills, Golfinho. Poenget her er at in-fills allerede er del av Petrobras development plan, dvs. klarert med ANP. Kan besluttes relativt raskt og bores ved tie-back FPSO CdV.
Her er hva Lin Espey (COO) sa ifm. transcript Q2 2022:
"Correct. Two infills, one in-filled oil well that we are very excited about and one in-fill gas well we´re very excited about. These wells are in the Golfinho licence and they´re already part of the existing Petrobras development plan."
BWE har i Q3 2022 nevnt at selskapet søker funding for Golfinho. Nå ser markedet hensikten.
Golfinho kan ved 1 in-fill brønn øke oljeproduksjonen på Golfinho med 6.000-7.000 f/d (data vurdert ut fra 3 in-fills som skissert av Petrobras i teaser). Dvs. kun med 1 in-fill extra kan samlet oljeproduksjon på Golfinho økes til ca. 15.000 f/d.
Og så tilkommer 1 in-fill gassbrønn. Gassen på Golfinho var tildligere oppkoblet mot Canapu-gassfeltet. Man bruker trolig eksisterende infrastruktur vs FPSO CdV.
Golfinho kommer til å bli en ren pengemaskin for BWE og vil trolig bli realisert med en gang funding for Golfinho foreligger. Vil anta 2023/2024 er både olje- og gassbrønnen satt i produksjon. Dette i god tid før Maromba.
Nå forstår sikkert markedet også hvorfor BWE speeder opp med organsisasjonen i Rio de Janeiro og tilsetter folk an mass. Dette ble også bekreftet til meg av selskapet - ting faller på plass vedr. org. i Rio raskere enn forventet.
Hentet fra:
Transcript: BW Energy Limited, Q2 2022 Earings Call, Aug 25, 2022 - og uttalt av CFO Sæthre:
«Now that we also have Golfinho, Camarupim. We are working hard to get that closed in about 5-6 months.”
Dvs. 25. januar - 25. februar - vel og merke "på papiret".
Hva jeg mener ikke fullt ut er forstått i markedet gjelder hva som også stod i teaseren til til Petrobras om in-fills, Golfinho. Poenget her er at in-fills allerede er del av Petrobras development plan, dvs. klarert med ANP. Kan besluttes relativt raskt og bores ved tie-back FPSO CdV.
Her er hva Lin Espey (COO) sa ifm. transcript Q2 2022:
"Correct. Two infills, one in-filled oil well that we are very excited about and one in-fill gas well we´re very excited about. These wells are in the Golfinho licence and they´re already part of the existing Petrobras development plan."
BWE har i Q3 2022 nevnt at selskapet søker funding for Golfinho. Nå ser markedet hensikten.
Golfinho kan ved 1 in-fill brønn øke oljeproduksjonen på Golfinho med 6.000-7.000 f/d (data vurdert ut fra 3 in-fills som skissert av Petrobras i teaser). Dvs. kun med 1 in-fill extra kan samlet oljeproduksjon på Golfinho økes til ca. 15.000 f/d.
Og så tilkommer 1 in-fill gassbrønn. Gassen på Golfinho var tildligere oppkoblet mot Canapu-gassfeltet. Man bruker trolig eksisterende infrastruktur vs FPSO CdV.
Golfinho kommer til å bli en ren pengemaskin for BWE og vil trolig bli realisert med en gang funding for Golfinho foreligger. Vil anta 2023/2024 er både olje- og gassbrønnen satt i produksjon. Dette i god tid før Maromba.
Nå forstår sikkert markedet også hvorfor BWE speeder opp med organsisasjonen i Rio de Janeiro og tilsetter folk an mass. Dette ble også bekreftet til meg av selskapet - ting faller på plass vedr. org. i Rio raskere enn forventet.
Redigert 16.12.2022 kl 00:44
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
15.12.2022 kl 22:07
6416
Fra 1. desember. Oversatt fra portugisisk
«Planen presentert av BW Energy, som kjøpte Maromba-feltet og overtok driften i 2019, har estimert investeringer på 1,2 milliarder dollar.
Planen er å installere FPSOen som var i Polvo-feltet, anskaffet fra BW Offshore. Plattformen er under ombygging i Dubai for å operere i Maromba, med forventede investeringer på 400 millioner dollar.
Forventet produksjon for Maromba-prosjektet varierer mellom 30 000 og 40 000 fat per dag. Produksjonsutviklingsprosjektet omfatter seks produserende brønner.
I tillegg kjøper BW Energy Golfinho-feltet fra Petrobras, med en produksjon på 9000 fat olje per dag, i tillegg til feltene Canapu, Camarupim, Camarupim Norte og blokk BM-ES-23. Transaksjonen forventes å avsluttes i februar 2023.»
Februar 2023 er vel omtrent der det har vært forventet også tidligere.
https://epbr.com.br/independentes-vao-investir-us-10-bilhoes-em-projetos-vendidos-pela-petrobras/
«Planen presentert av BW Energy, som kjøpte Maromba-feltet og overtok driften i 2019, har estimert investeringer på 1,2 milliarder dollar.
Planen er å installere FPSOen som var i Polvo-feltet, anskaffet fra BW Offshore. Plattformen er under ombygging i Dubai for å operere i Maromba, med forventede investeringer på 400 millioner dollar.
Forventet produksjon for Maromba-prosjektet varierer mellom 30 000 og 40 000 fat per dag. Produksjonsutviklingsprosjektet omfatter seks produserende brønner.
I tillegg kjøper BW Energy Golfinho-feltet fra Petrobras, med en produksjon på 9000 fat olje per dag, i tillegg til feltene Canapu, Camarupim, Camarupim Norte og blokk BM-ES-23. Transaksjonen forventes å avsluttes i februar 2023.»
Februar 2023 er vel omtrent der det har vært forventet også tidligere.
https://epbr.com.br/independentes-vao-investir-us-10-bilhoes-em-projetos-vendidos-pela-petrobras/
bluesky2023
15.12.2022 kl 20:21
6485
Viktig å ikke holde på med flisespikkeri. BW Energy har et enormt vekstpotensiale. Pareto trekker fram selskapet som en av sine favoritter i dag.
PARETO-FAVORITTER: Pareto avholdt julelunsj for inviterte kunder i går med presentasjoner av tema og favoritter. De er bullish til oljepris og tror på Brent i snitt 115 USD/fat i Q2-23 og derav slide med tittel 'Buy now, April is too late!'. Blant oljeselskapene fremheves Aker BP, Vår Energi og BW Energy. Blant oljeservice Subsea 7 og Aker Solutions. Innen offshore vindservice Cadeler og Seaway 7. Innen shipping Frontline, Hafnia, Scorpio og Stolt-Nielsen.
PARETO-FAVORITTER: Pareto avholdt julelunsj for inviterte kunder i går med presentasjoner av tema og favoritter. De er bullish til oljepris og tror på Brent i snitt 115 USD/fat i Q2-23 og derav slide med tittel 'Buy now, April is too late!'. Blant oljeselskapene fremheves Aker BP, Vår Energi og BW Energy. Blant oljeservice Subsea 7 og Aker Solutions. Innen offshore vindservice Cadeler og Seaway 7. Innen shipping Frontline, Hafnia, Scorpio og Stolt-Nielsen.