Solgte altså for 73 USD pr fat. Det er jo utrolig skuffende,. Brent har ikke vært i nærheten av det i kvartalet. Tipper snittet er et sted litt over 85 USD. Og OPEX setter ny rekord. Det følger selvsagt produksjonen som faller. Skulle gjerne visst hva som er break even. Det er selvsagt langt over OPEX på 40 USD.

Nei. Dette var ikke særlig oppløftende, men vi får se fremover. Aksjen får selvsagt litt juling, men PEN stiger. Etter hva jeg har blitt fortalt løfter de separat nå. Da gir det jo mening.

Kun et blaff, det får man bare ta med seg.

Imidlertid må BWE vitterlig tjene gode penger selv med oljepris ala løfting i Q4, for cash posisjonen tilsier (RBL til utbygging Dussafu må ta støyten her)::

BW Energy had a cash balance of USD 210 million on 31 December 2022, compared to
USD 186 million at 30 September 2022.
:

BW Energy - Dussafu lifting at USD 73/bbl and development on time
BW Energy released an operational update for the Dussafu block this morning, having lifted a total of 745,000 at a realized price of USD 73/bbl. The company listed Russian volumes weighting on Brent as the main reason, along high freight costs. Brent averaged about USD 91/bbl in Q4’22 and hit a low of USD 76/bbl in Dec’22. BWE also reported net production at the Dussafu block of ~7,100 bbl/day in Q4’22, down from ~7,700 bbl/day in Q3’22 due to field development and modifications. As a result of lower production opex increased to USD 40/bbl. The company reports the development of Hibiscus/Ruche to be on track for first oil by end of Q1’23e. While this update is on the weaker side, it does not change our view of the case in the long term. BUY/TP NOK 46

Hvem sin analyse er dette?

Pareto sin morgenrapport i dag

Ad Petrobras som tidligere operatør, men nå snart formelt overtatt av BW Energy – BM-ES-23 (ES-M-525).

Hentet på nettet med goggle translate:

Petrobras concluded the discovery evaluation plans (PAD) for Quindim and Brigadeiro, prospects in deep waters of the Espírito Santo Basin, in the complex known as Parque dos Doces. They are discoveries in the post-salt, made in 2011, in the ES-M-525 block, of the 6th round of the ANP.

— Petrobras has not drilled in the region since 2016. The Parque dos Doces project went off the radar when Petrobras withdrew from its business plan the installation of an FPSO in the region, which was scheduled for 2018.

— The analysis of the results of the evaluation plans still needs to be done by the ANP. Petrobras operates block ES-M-525 (BM-ES-23) with 65% of the contract, alongside PTTEP (20%) and Inpex (15%).

Markedet har etter mitt syn ikke skjønt betydningen av alle de funnene og tidligere produksjon ifm. Golfinho-klyngen. Media omtalte tidligere BM-ES-23, hvor Petrobras var operatør (65%) som rosinen i pølsa – og hvor de virkelig store verdiene befant seg.

INPEX har vært pådriveren og er gjengitt som den part som sannsynligvis har stått for boringen tidligere. PTTEP kan jeg ikke se har vært annet enn en sovende deleier. Noe man forstå ettersom PTTEP solgte sin 20% eierandel aug/sept 2022 til Ubuntu Engenharia e Serviços Ltda.

https://www.nationthailand.com/business/corporate/40019625

Dette salget ble gjort etter at BWE inngikk deal med Petrobras og vil trolig bety at Ubuntu i sterkere grad enn PTTEP vil bidra til å få fart i boring/utbygging.

De nevnte PAD ovenfor ble sklidd på, ref. Petrobras salgsprosessen. PAD ble innlevert til ANP 31.05.2022.

Kilde - Petrobras:

FEB 18, 2020
Drilling and seabed mapping activities aim to evaluate discoveries in ultra-deep waters

The ANP approved the extension of the execution period of the plans for evaluating the discoveries (PADs) of Quindim and Brigadeiro, in block ES-M-525, operated by Petrobras, in the Espírito Santo Basin.

The extension was necessary to carry out the drilling and mapping activities of the seabed of wells 1-BRSA-936D-ESS (Quindim) and 1-BRSA-926D-ESS (Brigadeiro).

The agency’s board also authorized Petrobras to collect drilling data and map the seabed between the BM-ES-23 contract area and the Golfinho field region.

Det kan derfor forventes at BM-ES-23 vil bli klarlagt og verdiberegnet i nær fremtid, ettersom de to brønnene det henvises til (Quindim og Brigadeiro) er boret. Det er utbygging/produksjon som vil bli det neste på programmet.

Markedet synes fullstendig å ha glemt BM-ES-23 (gas/light oil), men det er trolig her de største verdiene befinner seg.

Parque dos Doces comprises the joint development of three fields located in the Espírito Santo basin, immediately to the east of the Golfinho and Canapú fields. The Brigadeiro, Pé-de-moleque and Quindim discoveries were made by Petrobras in 2011. Brigadeiro is the largest discovery, and would be the anchor field of the project.In 2015 Petrobras delayed the project start-up beyond its five year planning horizon.

Slik ståda kan tolkes er det nå ANP som vurderer PAD. Det er ikke langt fra BM-ES-23 til Canapu gassfeltet, som igjen ble oppkoblet mot FPSO CdV. Utbyggingsplanene foreligge rikke enda, men kan muligens vedrøre CdV. Da kan dette bli en meget god kost/nytte effekt – og det trenger ikke ta all verden med tid for å få etablert.

Ikke glem BM-ES-23 med Quindim og Brigadeiro – her kan det bli mer olje og gass til BWE, for et eiendel markedet enda ikke har tatt full høyde for.

Petrobras deal kan vise seg å bli et gedigent scoop for BWE.

Godt detektivarbejde, gunnarius.

I det forrige innlegget mitt belyste jeg det fjerde asset som omfattes av Golfinho-klyngen (BM-ES-23), som er del av Petrobras deal.

De andre eiendelene gjelder Camarupim gassfeltet nord for Golfinho feltet og Canapu (gass) øst for Golfinho - og selve Golfinho m/olje..

Jeg skal nå begrunne hvorfor både Camarupim og Canapu, samt hovedfeltet Golfinho er enormt viktig for BWE.

Videre er det ytterst viktig for alle som er involvert at ANP godkjenner Petrobras deal som guidet av BWE innen Q1. Dette vil utløse kjøp av både Golfinho-klyngen, samt kjøp av Saipems FPSO CdV.

FPSO CdV og BWEs kjøp fra Saipem for USD 73 mill., må anses som et godt kjøp. FPSO CdV er gjennom flere år tilpasset produksjon fra Golfinho med olje og Canapu med gass. Petrobras inngikk i 2014 en kontrakt med Saipem for ombygging av CdV, hvor utvidelse til oppkobling et par ekstra gass/kondensat-brønner var viktig element. Kontraktsverdi for ombygging av CdV, med ferdigstillelse 2016, er oppgitt til ca. USD 110 mill. Dvs. FPSO fremstår som skreddersydd til fremtidig og tidligere arbeid og produksjon av både olje og gass. CEO Arnet har tidligere omtalt kjøpet ac FPSO Polvo av BWO som en FPSO som vil passe Maromba som hånd i hanske. Ditto gjelder også for kjøpet av FPSO CdV til Golfinho-klyngen.

BWE må få i havn Petrobras deal – les ANP godkjennelse, fordi dette genererer høyere og kortsiktig produksjon. Men også større reserver og differensierer Golfinho-klyngen med in-fills og ny utbygging, særlig BM-ES-23.

Kanskje det aller viktigste med ANP godkjennelsen – den åpner for ferdigstillelse av funding. Trolig både til delvis Maromba, men primært Golfinho-klyngen.

Selskapet trenger finansiering til å bore de to kortsiktige brønnene som BWE bl.a. skissert i Q2. Men også få closed kjøpet fra Petrobras, samt kjøpene av FPSO Polvo og FPSO CdV. Selskapet har intern cash til det meste, men betryggende med en buffer. ANP er hva markedet må se opp for og vil i praksis utløse så mye mer enn innhold i Petrobras/Saipem deal.

BWE sier i Q2 2022 presentasjonen på side 17/28:

• Two defined in-fill well projects (GLF31 gas well and BWE Infill oil well) with additional potential and optimisations to be evaluated after handover.

https://www.bwenergy.no/siteassets/blocks/reports-and-presentations/bwe-q2-presentation-.pdf

Teaser fra Petrobras av januar 2020 viser at Canapu har hatt en høy decline og produserer per i dag marginalt. Imdilertid må bemerkes at kun den ene gassbrønnen som har produsert på Canapu og videre oppkoblet via pipline (PIP) til CdV omtrent 10.000 boe/dag. ESS-138 som tidligere har produsert gassen på Canapu, vil bli erstattet av ny gassbrønn, som BWE har kalt BWE GLF-31. Gitt denne nye brønnen på Canapu vil produsere like mye som ESS-138, snakker man om ca. nye 10.000 boe/d fra Canapu.

Olje in-fill brønnen BWE nevner, gjelder olje på Golfinho. Fra før har BWE guidet med 9.000 boe/d som eksisterende prod.. Med den nye in-fill oljebrønnen som boret på Golfinho, kan det tillegges ca. 6-000-7000 BOE/d – i tillegg til de eksisterende 9.000 boe/d.

Jeg mener at BWE har tatt et klokt valg ved å øke produskjonen på gassfeltet Canapu med 1 brønn og 1 oljebrønn på Golfinho. Jo før ANP godkjenner deal, jo før får markedet vite mer om disse to in-fill prosjektene og funding.

Det andre asset som trolig kjapt kan tilkobles FPSO CdV, gjelder som nevnt i Petrobras teaser gassproduksjonen på Camarupim. Også her dreier det seg om ca. 10.000 boe/d som ved tie back oppkobles FPSO CdV.

Når det angår tidsperspektivet, vil jeg anta at både infills projektet, de to ekstra brønnene (Canapu og Golfinho) kan realiseres innen H1 2024.

Også for Camarupim og gass ved tie back FPSO CdV i løpet av 2024. Tidsscenariet for in-fills og tile back Camarupim vites ikke eksakt, men poenget er at BWE ved vilje kan øke produksjonen som følger:

- Canapu (gass/kondensat) ca. 10.000 boe/d
- Golfinho (olje) ca. 6.000-7000 boe/d
- Camarup (gass/kondensat( ca. 10.000 boe/d

Dvs. ved 2 in-fills (Canapu og Golfinho), samt tie-back Camarupim – kan BWE rimelig kjapt øke produskjonen fra Golfinho-klyngen med ca. 26.000-27.000 boe/d. Denne økningen kommer i tillegg til eksisterende oljeproduksjon på Golfinho, slik at samlet produksjon fra Golfinho-klyngen rimelig raskt kan komme opp i 30,000-35.000 boe/d.

Hvorfor jeg nevner disse 2 in-fills (Golfinho/Canapu) og tie-back Camarupim, er for å vise at samlet produksjon på Golfinho-klyngen kan produsere like mye (boe/d) olje og gass, som BWE ser for seg vil bli produsert på Dussafu. - med Tortue og H/R Fase 1.

Inntil i dag, rimeligvis fordi deal ikke er closet,, har ikke markedet/media begynt å omtale Golfinho-klyngens enorme potensial - også målt vs. Dussafu. Noe stort er på gang i BWE og markedet henger - etter mitt syn -begredelig etter i å erverve seg BWE aksjer - til en fremdeles billig penge..

Nå ser man hvorfor det er så viktig at ANP godkjenner og helst innen den tid BWE har guidet, nemlig Q1 2023.

Så bra at du viser fram potensialet,og forklarer for oss amatører 👍

Gunnar,
Mye info der, men det er også mange "loose ends" i BW Oil divisjon, det være seg BWO og de andre.

Polvo ble kjøpt for altfor høy pris. BWO trodde den kun var verdt halvparten. Gjerne muleg når gribben Arnet sitter på begge sider av bordet. Merkelig at denne karen ikke har fått fyken enda.
Det er også merkelig at Sohmen gidder å holde på med disse små firmaene i offshore. Eksempel ar BWO aldri tjent penger i Brazil og knapt andre steder heller. Dette uttalte en VP i BWO. Gjerne de bare håper på et takeover offer.

Med dagens marked, kan en regne med mye budget overruns, det være seg på oppgradering av FPSO eller felt utbedringer.

Enhver må få mene hva som helst på et åpent debattforum ala Hegnar

Uten at jeg kan vite, bærer ditt innlegg preg av å ikke helt lykkes med en eventuell BWO-investering, som ikke helt har gått etter plan.

Om det er "loose ends" eller ikke, beror på hva man legger i denne ordlyden. Skal være enig med deg i at for BWE må all funding på plass. Det er bl.a. derfor jeg fokuserer mot ANP - og la brikkene falle på lass etter tur.

Et annet moment jeg har tatt opp vs. BWE er hva CEO Arnet har tenkt å bruke alle penga til for 100% salget av sine BWO aksjer. Mye har han kjøpt i BWE, men har nok mer tilbake i pengeskapet. Nå har riktignok BWE guidet at det er i diskusjon/forhandlinger med banker og satser på flere RBL-fasiliteter. Dvs. tilnærmet 100% ekstern fudning. Så her må dette på plass. Skulle management eller andre på innsiden skape rom for flere aksjer, tror jeg dette blir med minimal trykking nye aksjer. Faktisk tror jeg ikke det blir flere aksjer, men det kan bli det. Derfor er det viktig at aksjekursen kryper oppover - slik som de facto viser.

Kjøpet av FPSO Polvo er det - etter hva jeg har sett - du som er den eneste til å mene budre ha blitt kjøpt til halv pris hva den ble kjøpt. for. USD 50 mill for Polvo til Maromba - og mulighet for et eventuelt samspill vedr. nabofeltet Tubarao Azul, så er FPSO Polvo absolutt verdt penga. Matcher bra spec. og har dokumentert produksjon offshore, Brasil. En enhet som myndighetene kjenner godt til, En ombygging kommer neppe til å koste flesk, men vise seg som en helhet å ha god kost/nytte effekt.

Alle O&G selskap har fått økt kostnadsnivået og gjennomgått pandemien med de flaskehalser og tidsforskyvning som dette medfører.

BWE skal nå ikke bygge en plattform med infrastruktur fra scratch, men foreta tie-back og in-fills. Dette gjelder primært for Golfinho-klyngen.

For Maromba blir det noe mer utvidet arbeidsomfang, men ikke all verden.

Folk bør få med seg at BWE følger plan og budsjett for H/R fase 1 på Dussafu og hittil har selskapet levert komplekst og krevende arbeid.

Jeg kommenterer ikke ditt incitament vs. Arnet. Han har iallefall kjøpt i bøtter og spann med egne aksjer - og kan muligens kjøpe mer ved neste anledning.

Mitt inntrykk er at BWE distanserer seg noe fra BWO, så intimiiteten til BW Gruppen tiltar ikke.

Skal jeg sette fingeren på noe må dette i nåtid gjelde denne famøse kompressoren på Adolo. men også her tror jeg BWE ble delvis rammet av pandemien og leveringstider.

Nå går det meste på skinner og tiden vil vise om det er grunnlag for kritikk eller ei.

Nei, jeg har aldri eid noen aksjer i BWO eller andre BW selskap, men har unik kjennskap til deler av driften der. Kan ikke utdype mere, men står for uttalelsene, som nevnt. Polvo er i elendig stand. Skrap object. Mye risk i hele tatt her, det finnes bedre risk/reward på børsen enn dette.

Som jeg sa innledningsvis, Hegnar favner bredt.

Din redegjørelse er notert, selv om den da umulig kan la seg verifisere.

Og du tror virkelig at CEO Arnet i BWE hadde lagt USD 50 mill. på bordet for et skrapobjekt (Polvo), for en FPSO han selv har deltatt i å drifte på Polvo feltet? Et eiendel- etter ditt syn - han senere måtte ha bygget opp som for scratch? Tror du ikke at selv Arnet vil bli målt på et senere tidspunkt mot anskaffelser til fremtidig bruk, som da viser seg å gå i dass?

Nei, inntil videre tror jeg fullt og fast på at Polvo representer mer enn et skrapobjekt, så får du ha din integritet i behold. Men det oser ikke annet enn insinuering fra din side, som du tydeligvis ikke tør utfordre.

Gunnar,
Ønsker deg lykke til med BWE. Ser at du har mye bedre kunnskap om firma enn meg. Jeg ville bare si fra at alt ikke er bra. Kan troleg bli en OK investering på sikt , men som jeg nevnte:

Det er så mye annet å kjøpe aksjer i, store og vel etablerte med en mye bedre risk / reward.
Jeg holder meg til shipping og noen i offshore som tjener penger idag, ikke engang der framme, mye kan skje, det ser en hele veien, samt geopolotisk risk iom Africa, sør Amerika.

Der fant vi en fellesnevner. Mye annet spennende på børs, som sikkert fortjener et bet, men BWE er et naturlig bet innen O&G.

Minner om skotten som var så kjip at han ikke brukte penger til bussen. Da han endelig kom frem til fotballkampen var han så trøtt at han ikke orket klatre over gjerdet. Dvs. for min del som har satt meg rimelig grundig inn i BWE som case, må ikke den endelige og eventuelle gevinsten glippe nå.

Ser kineserne nå går inn i harens år. Det er trolig at 2023 vil stå i BWEs tegn. Dog det finnes fremdeles hindringer og mulige uheldige hendelser som kan oppstå for BWE, men så må det hele måles opp mot en aksjekurs p.t., som enda ikke har tatt full høyde for ny progresjon.

Lykke til videre med det du satser på.

Desirata er uansett negativ til aksjer der Sohmen har større poster. Jeg har vært inne i Hafnia siden ifjor vår og han har vært meget negativ til den siden sto på lavt 20-tallet iallefall.

Er det ikke noe i enhver "familie"?

Nytt funn for Shell i Namibia. Vet ikke hvor det ligger i forhold til Kudu.


«Hot spot: a Shell filling station between Walvis Bay and Swakopmund in Namibia. Photo: IAIN ESAU
Orange basin: Shell hits hydrocarbons in world's hottest new hunting ground

Jonker-1 wildcat has founds hydrocarbons on a different geological play to Shell's previous Graff and Rona finds offshore Namibia

23 January 2023 11:29 GMT UPDATED 23 January 2023 12:09 GMT
By Iain Esau in London
The temperature is rising again in Namibia’s Orange basin, the world’s hottest new hydrocarbon hunting ground, with Upstream told that early signs from Shell’s Jonker-1 exploration probe are promising.

Northern Ocean’s semi-submersible rig Deepsea Bollsta began drilling the high-profile well in Block 2913A in mid-December.

The probe is chasing a different geological play to the Upper Cretaceous light oil discoveries made last year by Shell's Graff-1 and La Rona-1 exploration wells.»

https://www.upstreamonline.com/exclusive/orange-basin-shell-hits-hydrocarbons-in-worlds-hottest-new-hunting-ground/2-1-1392084

Så vidt jeg kan se, ligger blokken nærmest til Kudu i SV!!!

Ser nå at den er på samme blokken som Graff-1. Virkelig spennende blir det når Galp skal bore på PEL83. Lang grense mot Kudu. Estimert til 2023/2024.

https://www.offshore-energy.biz/chevron-enters-namibian-block-close-to-recent-oil-discovery/

Støt stigende kurs omend ved lav omsætning.
Spændende når de første meldinger tikker ind ift, yderligere derisking af case - samt hvilken interesse disse meldinger medfører.

Vi nærmere os 30nok igen

KUDU skal absolut ikke undervurderes, med alt det som forgår rundt omkring blokken.

Lad os håbe på en god partner deal.

Med Tortue og H/R Fase 1 og Golfinho -klyngen (tie-back gass Camarupim og 2 stk. in.fills som guidet) kan BWE basert på disse prosessene alene kunne produsere >50,000 boe/d innen 2024. Alt dette før ny fase på Dussafu, Maromba, Kudu og BM-ES-23 (Golfinho-klyngen).

Eneste hensikt med dette estimatet, er å vise at om BWE virkelig setter alle kluter til - kan selskapet innen neste år produsere6 6-7x mer enn i dag.

Det nye er at BWE begynner da å differensiere mellom olje og gass/kondensat, ref. Golfinho-klyngen. Samlet for BWE, ca. 15.000 boe/d gass/kondensat og ca. 35.000-40.000 boe/d olje innen 2024. Igjen, kun tatt med den utbygging og produksjon på Dussafu som er ongoing - og ANP godkjenner Petrobras/Saipem deal. .

Nevnt for å vise det enormt store potensialet og alle mulighetene som foreligger, om BWE virkelig trør til. Ikke ta dette så bokstavelig, kun ment som noe å strekke seg etter.

Rent strategisk og tidsmessig, vil mest trolig BWE starte med de felt og brønner på Golfinho og Canapu, som raskest - og mest økonomisk - gir økt produksjon m/kontantstrøm til selskapet.

Kan virkelig like at BWE allerede på dette stadium - og før Petrobras deal er closed, inkl. ANP ikke har godkjent, blinker ut kortsiktig produksjonsøkning.

BWE sier i Q2 2022 presentasjonen på side 17/28:

• Two defined in-fill well projects (GLF31 gas well and BWE Infill oil well) with additional potential and optimisations to be evaluated after handover.

https://www.bwenergy.no/siteassets/blocks/reports-and-presentations/bwe-q2-presentation-.pdf

Dette innebærer 1 in-fill brønn på Golfinho (olje) ca. 6.000-7000 boe/d og 1 in-fill brønn på Canapu (gass/kondensat) ca. 10.000 boe/d.

Eksisterende produksjon (olje) på Golfinho guider BWE til 9.000 boe/d.

Jeg vet ikke hvor raskt rigg kan skaffes og disse 2 in-fills kan bli boret. men etter at de er boret blir det en kurant sak å koble disse to brønnene opp mot FPSO CdV. Imidlertid er nødvendig infrastruktur allerede på plass.

Dette betyr, at om BWE vil, kan selskapet øke produksjonen på Golfinho/Canapu 9.000 boe/d til platå, samlet ca. 25.000 boe/d.

Camarupim og tie- back FPSO CdV tror jeg BWE ikke har bråhast med, men gassfeltet med produksjon opp til 2015, ligger klar til å tappes.

I og med at BWE allerede nå har identifisert og guidet med 1 in--fill på Golfinho og 1 in-fill på Canapu, må antas at selskapet jobber med dette internt. Dvs. ved den tid ANP har godkjent og avtalen formelt landet med Petrobras/Saipem, vil BWE presentere nærmere redegjørelse og fremdrift.

Det blir et spørsmål om ANP blir ferdig til BWEs Q4, 28. februar, men jeg tror det. Omfang av rapporteringen ifm. Q4, vil nok bero en del på om ANP har godkjent.

Hva jeg uansett håper og tror, er at de nevnte to stk. in fills blir satt i produksjon fortest mulig - iallefall innen H1 2024.

Jeg synes dine anslag på infill brønnene er veldig høye. Har du det fra noe sted eller er det dine egne estimater?

Ellers en dag med oljepris såvidt i grønt. Likevel er det aller fleste av oljeselskapene i rødt. Godt å se at BWE er et unntak.

Det har i det hele tatt vært et bra år så langt i år. Jeg kan i hvert fall ikke finne noen oljeselskaper som har steget mer.

Over 20 % oppgang. Til sammenligning har de tre store falt i samme tidsrom og Oslo Børs Energiindeks har sunket markert.

In-fills Golfinho/Canapu - for høyt?

Som jeg skriver, dette er kun indikasjon, som ikke må vektlegges som endelig. Jeg sier helle rikke noe om det er peak.

Dette sagt, jeg anvender en viss logikk.

Tar utgangspunkt i Petrobras sin teaser av januar 2020.

https://mz-filemanager.s3.amazonaws.com/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/central-de-downloadsteasers/2706edabf83a61ce61f99a2a10d92d6bba642e671fb4112646438dad41242542/teaser_deep_waters_offshore.pdf

Se prod. profilen for Golfinho. Snitt for 2019, som er siste kjente målefaktor, viser ca. 9-10 Mbbl/d.

Lenger oppe på siden sier 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.

Dvs. >6.Mbbl/d per in-fill.

Dette var mitt argument for å kun indikere prod. ny oljebrønn på Golfinho.

Når det gjelder den nye in-fill gassbrønnen på Canapu gjelder mer usikkerhet. Hva vi vet er at den ene brønnen (ESS-138) alene har produsert iht. produksjonsprofil med peak 2 MMm³/d. - i snitt ca. 1.7 MMm³/d. Se i teaseren.

Nå vet vi ikke om ny gassbrønn på Canapu (BWE GLF-31) vil produsere like bra som ESS-138. Gitt den gjør det, er det dette jeg har lagt til grunn.

Hva vi uansett bør kunne trekke som slutning, 2 nye in-fills som skissert av BWE, sammen med den eksisterende oljeproduksjonen på Golfinho, vil trolig kunne produsere samlet ~20.000 boe/d.

Jeg ville i hvert fall være veldig fornøyd med 5000 boepd fra hver av dem. Infillbrønner har jo gjerne noe lavere flow enn ordinære produksjonsbrønner. På Tortue ga de to første brønnene hhv 5000 og 7500 bopd olje. Kan ikke forstå annet enn at de fire neste ga atskillig mindre selv om mye av det selvsagt skyldet trykkmangel.

Vi får bare vente å se. Håper det er du som får rett. 😏

Bra å ha deg med på kompetansesiden Fluefiskeren, for slike kapasiteter som deg er meget nyttig for å få opp troverdigheten i forumet - og ved denne anledning, BWE.

Min påstand er den samme, markedet har ikke fått opp bevisstgjøringen rundt Golfinho-klyngen. En viss logikk gir jo dette, da BWE ikke har endelig handover fra Petrobras og Saipem. Noen av oss er tidlig ute og ser konturene av noe stort, meget stort.

Fulgte tett Golfinho-prosessen og mener at jeg traff blink her. Gikk lenge og ventet, men fikk en belønning, som markedet ikke vurderte på samme måte. Slik er børs.
Også her en min påstand den samme, aksjekursen til BWE burde ha reagert mye mer oppover - enn den virkelig gjorde. Igjen, det heftet en viss usikkerhet/risk, så man kan delvis forstå sendrektigheten.

Føler det samme ved gå å vente på ANP. Kommer først denne ANP godkjennelsen, kan man begynne å regne på verdier og forvente mer planer og budsjett fra BWEs side.

ANP blir siste og endelige ledd, før verdiene i Golfinho-klyngen kan brettes ut.

Det blir virkelig spennende fremover. Og ja, mitt mål om at BWE fra Gabon og Brasil skal kunne produsere samlet > 50.000 boe/d innen H1 2024 - kanskje noe senere (eks H/R fase 2), ligger fast.

Enig med deg. Du traff imponerende på Golfhino, og også jeg var skuffet over markedets reaksjon på avtalen. Men som jeg har sagt noen ganger før så synes jeg at det er i ferd med å skje noe nå. I og med at det er vanskelig å vite akkurat når godkjennelsen av Golfhino vil skje så vil jeg tro at markedet vil posisjonere seg. Tror det er grunnen til at aksjen har gått bedre enn PEN en periode nå fordi tiden for de andre triggerne er mer forutsigbare.

Interessant med omsætningen i dag. Den største siden Q3 rapporten blev fremlagt, og det på trods af at der ikke var nogen nyheder og at oljeprisen (og de fleste oljeaktier) gik ned. Måske et tegn på at institutionelle købere er på vej ind efter lang tids søvn.

Hvis det er tilfældet så kan den normalt lave omsætning i aktien føre til en eksplosion opad i kursen, fordi der vil være for mange købere i forhold til sælgere. Som Doug Casey tidligere har udtalt omkring guldaktier: "When the market turns to gold stocks, it’s like trying to force the contents of Hoover Dam through a garden hose." Det er en af fordelene ved at købe aktier med lav omsætning når ingen andre vil have dem.

Når markedet indser hvor billig aktien er kan der blive kø ved indgangen. Målt på Enterprise Value/EBITDA for 2023 og 2024 er der intet selskab af samme kvalitet som kommer i nærheden. Og fra 2025 og frem er der næppe mange oljeselskaber som vil kunne konkurrere på capital return.

Hva kan bli net-back per fat olje for BWE på Golfinho?

Ad Golfinho og info I Petrobras teaser.

Key concession terms:

10% of royalties

Teaseren (link finnes i et av mine nylig ovennevnte innlegg) fra Petrobras sier også:

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

Stage 2 project omhandler primært 3 in-fills på Golfinho. BWE har allerede definert 1 in-fill (olje – Golfinho) og 1 in-fill gass (Canapu).

Sannsynligheten taler derfor at også BWE kan få redusert royalty fra 10% til 5% for videre utbygging på modne felt, slik som f.eks. PetroRio:

PetroRio granted royalty rate reduction for Brazilian field

Brazilian oil and gas company PetroRio has been granted a royalty rate reduction for the Tubarão Martelo field by the country’s authorities in an effort to incentivise investment in revitalization.

According to the company, the approval establishes the reduction of the royalty rate from 10 per cent to 5 per cent on the incremental production resulting from the field’s investments, based on the concession contract and on Resolution 749/18, which regulates the royalty rate reduction on incremental production for mature fields.

https://www.offshore-energy.biz/petrorio-granted-royalty-rate-reduction-for-brazilian-field/

Eksisterende produksjon på Golfinho guider BWE til 9.000 boe/d. Det produseres ikke p.t. på Golfinho og Petrobras holder olja som preservert, inntil formell handover til BWE – les ANP godkjennelse. Slik COO Espey formulerte det, så gjøres alle forberedelser om bord på FPSO CdV, til at BWE både overtar produksjonen og kjøpet av FPSO CdV.

Net-back på Golfinho?

Oljepris $86, minus royalty 10% i øyeblikket, minus OPEX $10 (estimert), men kan neppe være høyere gitt BWE eier egen FPSO, som normalt, f.eks. på Dussafu - trekker høyt opp.

Net-back per fat blir da $67 per produsert fat.

Fri kontantstrøm til BWE per Q blir da:

9.000x67x90 = USD 55 mill. per Q netto BWE.

Kun nevnt for å anskueliggjøre de faktiske verdiene som en godkjennelse fra ANP vil utløse.

Mens vi venter på at ANP eventuelt skal godkjenne Petrobras og Saipem deal (Golfinho-klyngen), kan det kanskje passe med litt Kudu stoff.

Informativ artikkel, både for PEN (EG) og BWE:

Etterfølgende artikkel er interessant, mest fordi den visualiserer hva som har vært min innvending over tid - myndighetene i Namibia har ikke vist tilstrekkelig med vilje til å speede opp Kudu prosjektet. Dette har trenert og medført at BWE ikke har fått utøvd tilstrekkelig trykk på offtakers etc. Nå angir artikkelen samme anførsler som min forståelse tilsier. Dvs. flokene er løst opp og prosjektet kan fortsette mot first gas.

Stikk ord fra artikkelen - Kudu:

The African Energy Chamber also has been impressed with Norwegian independent BW Energy, which has been very strategic in its approach to gas exploration and production in Namibia.

factors ranging from the inability to agree on a gas price to delays in getting governmental support projects have kept the project in limbo

Setting the Stage for Success

The African Energy Chamber also has been impressed with Norwegian independent BW Energy, which has been very strategic in its approach to gas exploration and production in Namibia.

BW, which also has a strong presence in Gabon, targets proven offshore oil and gas reservoirs and minimizes risk with phased developments. By operating in sites with existing production facilities, the company reduces time to first oil and keeps cash flow in check, the company website explains.

In 2017, the company acquired a 56% stake in the Kudu gas field in the northern Orange sub-basin, approximately 130 kilometers off the southwest coast of Namibia. Several years later, BW increased its interest in the gas project to 95%.

The Kudu field is believed to hold at least 1.3 trillion cubic feet (tcf) of gas, but the site has remained undeveloped since ChevronTexaco first discovered gas there in 1974. The field has had a long string of operators, but as Pan-African research agency Hawilti put it, factors ranging from the inability to agree on a gas price to delays in getting governmental support projects have kept the project in limbo. The site’s isolated location, and lack of infrastructure to transport gas, have not helped matters.

But, with BW in the driver’s seat, I believe that chapter is now closed. As announced during African Energy Week in Cape Town, BW is pursuing a revised development plan for Kudu that includes using a repurposed semisubmersible drilling rig as a floating production unit (FPU), which will allow it to move gas onshore for domestic energy generation. BW purchased the rig it needs for this effort earlier this year.

BW’s efforts could have far-reaching effects on day-to-day life in Namibia. Currently, the country relies on electricity imports to meet its domestic needs. BW’s work at Kudu will help provide the gas Namibia means to reliably deliver electricity to its people, drive industrial growth, create jobs, and position Namibia as a regional energy hub.

https://www.aecweek.com/independents-energy-companies-are-raring-to-go-in-africa-in-2023-with-sustainable-energy-development%ef%bf%bc/

Kudu prosjektet synes nå blitt bragt i vater og fra nå av forventes betydelig progress.

Ad ANP

Tror du tar et feil utgangspunkt, fordi en slik prosess som angår myndighetsgodkjennelse er i to trinn. Først CADE (konkurrasnsetilsynet) som har en forenklet eller en tyngre tidsperiode. Alt etter kompleksitet/omfang. Dvs. CADE kan blokkere eller trenere. Tviler på at ANP begynner sin prosess før CADE har formelt godkjent.

Etter hva jeg kan se av CADEs hjemmeside, så ble PetroRios handel godkjent 31.10.2022 (ANP nå godkjent), mens BWEs handel ble godkjent 28.07.20222.

Legges CADEs godkjennelse til grunn for å beregne saksbehandlingstid, mener jeg at BWE har sine ord i behold når selskapet har guidet (CC - Q2 2022) ) ca 5-6 mnd.

Jeg tror en eventuell godkjennelse kan komme, når som helst og mest trolig innen februar..

https://www.gov.br/cade/en/search?SearchableText=petrorio

https://www.gov.br/cade/pt-br/assuntos/noticias/cade-aprova-venda-de-ativos-da-petrobras-em-campos-de-petroleo-e-gas-natural

Må ta ett forbehold og det er at CADE sier også Publicado em 20/06/2022 for petroRio. Trolig da for BWE en gang i februar?

Det er helt umulig eksakt å si, men fra nå av og ut februar, mest sannsynlig for ANP til å godkjenne BWEs deal. .

Tror markedet på BWE eller gjør det ikke?

Et selskap som ikke fikk bli lenge på børs før pandemien slo inn og selskapet ikke fikk realisert hva det egentlig holder på med.

Tror ikke markedet på at BWE innen et par mnd. vil øke produksjonen med 3x dagens?

Har selv vært på børs en liten mannsalder og har ikke opplevd et selskap ale BWE som kan ha evnen til å gi en kontantstrøm og erverve nye eiendeler, som blir undervurdert.

BWE sliter noe med konstellasjonen, ref. BW Group og BWO. Men mye tyder på at bindingen distanseres, ettersom tiden går. En indikator på dette kan være BWEs kjøp av egne FPSO-er. Ønsker CEO Arnet og CFO Sæthre å skape et vakuum i BW- systemet og satse på en kombinasjon av tidligere ekspertise, kombinert med nytt E&P konsept?

Markedet er ikke overbevist og har trolig fremdeles en skepsis til eierforholdet. Imidlertid er det liten tvil om at CEO Arnet har tatt sitt valg. Her er det iallefall BWE som gjelder vs. BWO.

Spørsmålet blir nå egentlig - og etter mitt syn - rimelig enkelt - følger man et selskaps CEO og aksjekjøp, eller har fremdeles CEO en agenda som tilsier underminering og flere aksjer på billigsalg?

Det fundamentale her er at jeg tror ikke at Arnet har handlet så mye allerede, til at han uten videre vil tape sin verdi/posisjon i i selskapet. Selskapet har (CC) guidet pågående funding-forhandlinger for rubbel og bit

Markedet bør forstå at BWE holder på med et konglomerat innen funding, som også betyr eksportfinansiering, som tar lenge tid enn forventet.

Klart jeg er skeptisk til om BWE takler all finansiering alene, selv etter å ha fått konstatert av selskapet at dette er virkelig hva som bestrebes - rubbel og bit, finansieres eksternt, uten å trykke nye aksjer.

Jeg sitter fast og må bare se på at markedet inntar en ambivalent holdning, ved øretrilling på lavt volum. Dette betyr ikke at BWE er en bagatell, snarere at markedet ikke er i stand til å verifisere verdiene, fordi markedet er vant til - og stoler fullt og fast på ulveflokk mentaliteten.

Er man en outsider ved å satse på BWE?

Alldeles ikke, snarere et bevis på å ligge forkant markedet. Før det øretrilles - og dette aksepteres - må et selskap gis anledning til å dokumentere egen strategi og vekst. Dithen er ikke BWE helt kommet, men bryter barrieren innen Q1. Skal selskapets aksjekurs minimaliseres av den grunn på legitimt grunnlag?

Dette er prisen å betale for oss BWE skjønnere, gitt hva man følger et selskap så tett - at news/kursmål fra analytikere og andre, kommer som gårsdagens nyheter.

Panoro Energy (PEN) kommet med Q4 UPDATE.

Meget positivt at PEN fremdeles guider first oil H/R Fase 1 på Dussafu i løpet av Q1.

Også positivt at kompressoren vurderes ferdigstilt omtrent på samme tid.

Man må følgelig forvente at BWE legger frem ny info og progress ifm. Q4, 28. februar.

Hentet fra PENs UPDATE:

· Gabon ·

Drilling at the first of six planned Hibiscus Ruche Phase I production wells commenced in early January, with first oil expected during March in line with previously communicated guidance · Installation of flexible pipelines and risers between the BW MaBoMo production facility and the FPSO BW Adolo has been completed with final hook up and commissioning work ongoing ·

New gas lift compressor unit to support production from the six existing wells on the producing Tortue field is being installed onboard the FPSO BW Adolo with commissioning and start up of the compressor expected around the time of first oil from Hibiscus Ruche Phase I

Gledelig å se optimismen i oppdateringen fra PEN i dag. Likevel er det verdt å merke seg at fremgangen stort sett baserer seg på den fantastiske utviklingen i BWE. 🎈

De har vidt forskjellige forretningsmodeller. BWE med svært høy eierandel på alle sine assets. PEN har tvert imot lave eierandeler bortsett fra ett asset i Tunisia hvor de har 52,5 % eierandel, men der er det ingen virksomhet.

Når vi ser på kursutviklingen til de to selskapene er det PEN som har gjort det skarpest. I hvert fall enn så lenge. Sakt det før at jeg synes meldingen fra kjøpet av Golfhino skapte overraskende liten begeistring fra markedet. Dette snur nok når produksjonen starter opp.

Begge selskapene er verdt å sitte med fremover, både på kort og lang sikt. Pensjonistøkonomien kan sikres her? 💰💰

Børs er ikke alltid logikk.

Som Fluefiskeren er inne på, synes også jeg at Golfinho-deal ble magert belønnet i markedet - om i det hele tatt.

Ettersom det alene herfra vil komme en fri kontantstrøm til BWE på ca. USD 55 mill. per Q, bør det denne gang - og etter at ANP har godkjent - bli en mer presis verdiberegning. Uansett vil analytikerne gripe fatt i hva Golfinho, særlig oljeproduksjonen på ca. 9.000 boe/d - vil generere av cash. I tillegg kommer de øvrige reservene i form av gass og olje.

Egentlig snodig at aksjekursen får ligge slik å duppe, ettersom det kun er guidet med 30-60 dager til både ny kompressor i drift og first oil H/R fase 1.