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
solb
09.08.2023 kl 20:14
5022
Da har det endelig skjedd at SPR er tilført 1mill fat siste uke!!
https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=PET&s=WCSSTUS1&f=W
https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=PET&s=WCSSTUS1&f=W
gunnarius
09.08.2023 kl 21:04
4917
Ref.MT - endelig er Research/Survey Vessel Ocean Stalwart på vei bort fra FPSO CdV.
Ocean Stalwart står oppført med Vitoria (byen) med ankomst i morgen. Da skal det ikke være resterende fartøy som er direkte linket opp mot FPSO CdV i øyeblikket og noe relatert "Environmental" - les IBAMA sammenheng (min tolkning). Iallefall ikke noe som er synlig på MT eller Ocean Stalwart tar et tokt til.
Tror fremdeles på close innen august. Ellers har management mistet min tillit. For dette burde ha blitt meldt. Kommer man til september for noe som er guidet til "end Q2" har ikke ledelsen skjønt poenget med samsvar i realitet og hva selskapet skriver i egen rapportering.
Ocean Stalwart står oppført med Vitoria (byen) med ankomst i morgen. Da skal det ikke være resterende fartøy som er direkte linket opp mot FPSO CdV i øyeblikket og noe relatert "Environmental" - les IBAMA sammenheng (min tolkning). Iallefall ikke noe som er synlig på MT eller Ocean Stalwart tar et tokt til.
Tror fremdeles på close innen august. Ellers har management mistet min tillit. For dette burde ha blitt meldt. Kommer man til september for noe som er guidet til "end Q2" har ikke ledelsen skjønt poenget med samsvar i realitet og hva selskapet skriver i egen rapportering.
Redigert 09.08.2023 kl 21:09
Du må logge inn for å svare
hulabalula
09.08.2023 kl 21:51
4811
Jeg synes man kan klandre dem for forløbet omkring gasliften - det var amatøragtigt. Samtidig må man vægte det mod at Dussafu kører bedre og hurtigere end ventet - hvilket er en langt større value driver for casen. Mht Golfinho så handler det efter min overbevisning om større kræfter uden for BWEs kontrol. Vil stadig mene at det er bonusoption, snarere end det som casen afhænger af. Sker det først om tre måneder, uanset udfald, er det ærgerligt men det er ikke noget der gør at jeg taber tilliden.
Lad os i øvrigt huske på at vi har at gøre med en CEO som i den grad har _skin in the game_ (115 MNOK) og som handler i markedet som os andre i stedet for at blive fodret med _risikofrie_ optioner som et spædbarn! Det er ret unikt inden for natural resources. Arnett købte mere end 1 million aktier i efteråret 2021, de fleste af dem mellem kurs 27,50-28,00 NOK, og på et tidspunkt da kronen var 20% stærkere i forhold til dollaren. Det svarer til næsten 34 NOK i dag. Med andre ord er Arnett stadig "in the red" på en stor del af hans aktier. Det er en vigtig vinkel at have med. Analytikerne taller aldrig om den slags fordi man ikke kan veje det i tal, men vi ved alle at risikoen daler kraftigt når ledelsen er aligned med os andre i forhold til når de ikke er...
Lad os i øvrigt huske på at vi har at gøre med en CEO som i den grad har _skin in the game_ (115 MNOK) og som handler i markedet som os andre i stedet for at blive fodret med _risikofrie_ optioner som et spædbarn! Det er ret unikt inden for natural resources. Arnett købte mere end 1 million aktier i efteråret 2021, de fleste af dem mellem kurs 27,50-28,00 NOK, og på et tidspunkt da kronen var 20% stærkere i forhold til dollaren. Det svarer til næsten 34 NOK i dag. Med andre ord er Arnett stadig "in the red" på en stor del af hans aktier. Det er en vigtig vinkel at have med. Analytikerne taller aldrig om den slags fordi man ikke kan veje det i tal, men vi ved alle at risikoen daler kraftigt når ledelsen er aligned med os andre i forhold til når de ikke er...
gunnarius
09.08.2023 kl 22:14
4747
Tapt tillit var nok vil vel drøyt fra min side, men management har et par riper i lakken fra tidligere. Å skape tillit tar tid, men du verden hvor mange virkelig gode grep management og styret har gjort ellers. Tillit blir feil ord, mer skuffelse om guiding fravikes. Med unntak av gas lift, det går så det griner på Dussafu.
Absolutt er det krefter utenfor BWE kontroll på Golfinho. BWE skal overta et oljefelt som produserer stabilt. Dvs i regi av Petrobras/Saipem/ANP. Som COO Espey sa på sist CC 24. mai, det var nylig oppstått et teknisk problem, som ikke skyldtes BWE. Om det er tekniske utfordringer eller mer environmental issues, vites ikke sikkert. Men trolig nå, environmental stuff. Poenget mitt er, dersom det er dette tekniske problemet som hefter fremdeles, så brude BWE ha vurdert å melde.
Vi får nok en forklaring på hvorfor Golfinho tok noe lenger tid enn forespeilt markedet. Imidlertid står for min del Golfinho og Brasil deal i fokus, da dette representerer katalysatoren for BWE-aksjen i øyeblikket og trolig også funding av Maromba. Uansett vil det være Dussafu som er den store driveren. Her er vi helt på høyde hulabalula.
Hvilken perfekt timing for BWE vs. oljepris.
Absolutt er det krefter utenfor BWE kontroll på Golfinho. BWE skal overta et oljefelt som produserer stabilt. Dvs i regi av Petrobras/Saipem/ANP. Som COO Espey sa på sist CC 24. mai, det var nylig oppstått et teknisk problem, som ikke skyldtes BWE. Om det er tekniske utfordringer eller mer environmental issues, vites ikke sikkert. Men trolig nå, environmental stuff. Poenget mitt er, dersom det er dette tekniske problemet som hefter fremdeles, så brude BWE ha vurdert å melde.
Vi får nok en forklaring på hvorfor Golfinho tok noe lenger tid enn forespeilt markedet. Imidlertid står for min del Golfinho og Brasil deal i fokus, da dette representerer katalysatoren for BWE-aksjen i øyeblikket og trolig også funding av Maromba. Uansett vil det være Dussafu som er den store driveren. Her er vi helt på høyde hulabalula.
Hvilken perfekt timing for BWE vs. oljepris.
Fluefiskeren
09.08.2023 kl 22:16
4739
Jeg klager ikke på BWE for at det tar så lang tid med Golfinho, men at de ikke informerer oss om status. De informerte vel ikke engang om ANP-godkjennelsen? Den har vi lest oss til andre steder.
gunnarius
09.08.2023 kl 22:35
4671
Det ville bl.a. vært naturlig å ha tatt med status Golfinho/Brasil deal i UPDATE, men fra tidligere er det kun Dussafu som belyses.
Det er faktisk hendelser og progresjon selskapet enkelt kunne ha meddelt markedet, men dette gjøres ikke. Egentlig hendelser som ville ha stimulert og underbygget aksjekursen. Men nei, selskapet synes å være trygg på at det som bedrives er i alles interesse. Ingen kan beskylde BWE for å hausse egen aksje. Det er nettopp dette som er så fascinerende. Aksjekursen har vel praksis stått på stedet hvil siden IPO, med et lite løft.
Selskapet har selv sagt at det i steden for dividende frem til ferdig utbygde felt, vil skape gode aksjonærverdier. Så langt er BWE milevis unna å innfri på aksjekursen.
Management kjenner nok selv på presset og kommer til å levere. Ellers hadde jeg ikke satt med 100% i denne aksjen innen O&G.
Det er faktisk hendelser og progresjon selskapet enkelt kunne ha meddelt markedet, men dette gjøres ikke. Egentlig hendelser som ville ha stimulert og underbygget aksjekursen. Men nei, selskapet synes å være trygg på at det som bedrives er i alles interesse. Ingen kan beskylde BWE for å hausse egen aksje. Det er nettopp dette som er så fascinerende. Aksjekursen har vel praksis stått på stedet hvil siden IPO, med et lite løft.
Selskapet har selv sagt at det i steden for dividende frem til ferdig utbygde felt, vil skape gode aksjonærverdier. Så langt er BWE milevis unna å innfri på aksjekursen.
Management kjenner nok selv på presset og kommer til å levere. Ellers hadde jeg ikke satt med 100% i denne aksjen innen O&G.
Redigert 09.08.2023 kl 22:42
Du må logge inn for å svare
hulabalula
09.08.2023 kl 23:13
4567
Enig i at informationsmængden er blevet for lav. Det er positivt at vi ikke får alle mulige ligegyldige småmeddelelser, men når de den 24 maj siger at gasliften bliver installeret i slutningen af maj og vi så skal ind i juli så er det simpelthen for ringe at ikke meddele markedet i god tid. Til gengæld synes jeg at de er meget meddelsomme og direkte på conference calls, og de går mere i detaljer end de fleste andre selskaber.
Håber i øvrigt at møde nogen af jer på Paretos energy conference i Oslo 20-21 september.
Håber i øvrigt at møde nogen af jer på Paretos energy conference i Oslo 20-21 september.
inference
10.08.2023 kl 19:06
4072
13 dager til q2-tallene kommer. Olja over 86usd/fat.
Hadde vært deilig med Golfhino melding nå så kunne de åpnet opp om planene ifm q2 gjennomgangen.
Hadde vært deilig med Golfhino melding nå så kunne de åpnet opp om planene ifm q2 gjennomgangen.
solb
11.08.2023 kl 13:06
3669
"CIDADE DE" har igjen fått besøk. Denne gang er det Ostreiro. Er det endelig klargjøring over helga som forestår?
gunnarius
12.08.2023 kl 11:34
3338
U.S. energy stocks are back on top as crude oil scores 7th straight weekly rise
Aug. 11, 2023
WTI and Brent crude oil futures each tallied their seventh consecutive weekly gain in their longest winning streaks since February 2022, on continuing strength from reduced supply from Saudi Arabia while global demand levels remain fairly high despite weakness in China.
While oil prices have marched higher, U.S. energy stocks have rallied recently to reclaim their spot as the market's top performer for the first time since late 2022.
The S&P 500 Energy Sector Index has climbed 9.7% in the first 29 trading days of Q3, its most promising start to a quarter since Q4 last year and the only sector sporting more than a 4% increase for the current quarter.
Two of the sector's best performers so far in Q3: APA Corp. (NASDAQ:APA) +31.4% and Marathon Petroleum (MPC) +26.5%, which touched an all-time intraday high Friday at $149.76.
Front-month Nymex crude (CL1:COM) for September delivery settled +0.4% for the week to $83.19/bbl, while front-month October Brent crude (CO1:COM) closed the week +0.6% to $86.81/bbl.
U.S. natural gas (NG1:COM) scored its best one-week gain in about two months, with the front-month September contract +7.5% to end at $2.770/MMBtu.
ETFs: (USO), (BNO), (UCO), (SCO), (USL), (DBO), (DRIP), (GUSH), (USOI), (NRGU)
In its monthly market report, the International Energy Agency raised its forecast for 2024 global oil supplies while lowering demand expectations, pointing to a more balanced oil market that could cap oil prices.
The IEA said it expects oil supplies to rise by 1.5M bbl/day next year, 300K more than it was expecting last month, while seeing oil demand growing by 1M bbl/day, 100K less than last month's forecast.
The revisions mean the IEA now expects oil demand to exceed supply by a ~200K bbl/day next year, compared with a 700K bbl/day deficit in 2023.
"Non-OPEC+ oil supply, now at its highest level ever, nearly matches the OPEC+ alliance barrel-for-barrel and looks set to do so through next year," the IEA said, noting non-OPEC+ oil producers accounted for just 43% of all oil produced in 2017.
The Energy Select Sector SPDR ETF (NYSEARCA:XLE) was the week's top sector performer, +4.7%.
Top 10 gainers in energy and natural resources during the past 5 days: (RNGR) +19.5%, (GEL) +18.1%, (EGY) +16.4%, (ADSE) +15.8%, (PARR) +14.8%, (GRNT) +13.3%, (CRGY) +12.7%, (GNE) +12.4%, (CEIX) +11.6%, (UUUU) +11%.
Top 5 decliners in energy and natural resources during the past 5 days: (ELIQ) -50%, (TYGO) -42.8%, (FF) -22.6%, (WPRT) -21.5%, (PLUG) -21.2%.
Source: Barchart.com
Riktignok inngår en del shale-virksomhet i denne gruppen. Men oljeselskaper rent generelt nyter godt av høyere oljepris. Vil tro at her på berget er det samme i ferd med å skje, dvs. høyere prising innen O&G..
Investorene er forventet komme sterkere tilbake innen O&G, gitt det er direkte avkastning det er snakk om. Oljeprisen er forventet holde seg jevnt høy. deretter følger O&G etter med økende aksjekurser. Slik sett er det ikke bare BWE som kommer til å fly, men BWE er i særklasse hva angår øke produksjonen på rekordtid. Og ikke minst, markedet vil se dette skje i en tid som understøttes av positivt oljeprisregime.
Som en analytiker også sa det om BWE-aksjen for en kort tid siden, markedet kommer til å verdsette stadig økende produksjon.
BWE opplyste for litt siden at det nå produseres tett opp mot gross 30.000 f/d på Dussafu. Settes også den fjerde Hibiscus brønnen i produksjon i løpet av mnd. skiftet aug/sept, økes produksjonen slik at det blir netto til BWE fra Dussafu ~26.000 f/d. Q3 ligger an til å bli meget bra, med OPEX <$20. Q2 blir rimeligvis soft.
Selv uten Golfinho og fjerde H/R brønn, har BWE siden Q1 økt egen produksjon med 3x.
Nå venter markedet på fjerde H/R brønn og Golfinho, som samlet vil øke nettoproduksjonen til BWE med ca. 13.000 f/d. Dvs. opp fra dagens 22.000 f/d til 35.000 f/d netto BWE.
Aug. 11, 2023
WTI and Brent crude oil futures each tallied their seventh consecutive weekly gain in their longest winning streaks since February 2022, on continuing strength from reduced supply from Saudi Arabia while global demand levels remain fairly high despite weakness in China.
While oil prices have marched higher, U.S. energy stocks have rallied recently to reclaim their spot as the market's top performer for the first time since late 2022.
The S&P 500 Energy Sector Index has climbed 9.7% in the first 29 trading days of Q3, its most promising start to a quarter since Q4 last year and the only sector sporting more than a 4% increase for the current quarter.
Two of the sector's best performers so far in Q3: APA Corp. (NASDAQ:APA) +31.4% and Marathon Petroleum (MPC) +26.5%, which touched an all-time intraday high Friday at $149.76.
Front-month Nymex crude (CL1:COM) for September delivery settled +0.4% for the week to $83.19/bbl, while front-month October Brent crude (CO1:COM) closed the week +0.6% to $86.81/bbl.
U.S. natural gas (NG1:COM) scored its best one-week gain in about two months, with the front-month September contract +7.5% to end at $2.770/MMBtu.
ETFs: (USO), (BNO), (UCO), (SCO), (USL), (DBO), (DRIP), (GUSH), (USOI), (NRGU)
In its monthly market report, the International Energy Agency raised its forecast for 2024 global oil supplies while lowering demand expectations, pointing to a more balanced oil market that could cap oil prices.
The IEA said it expects oil supplies to rise by 1.5M bbl/day next year, 300K more than it was expecting last month, while seeing oil demand growing by 1M bbl/day, 100K less than last month's forecast.
The revisions mean the IEA now expects oil demand to exceed supply by a ~200K bbl/day next year, compared with a 700K bbl/day deficit in 2023.
"Non-OPEC+ oil supply, now at its highest level ever, nearly matches the OPEC+ alliance barrel-for-barrel and looks set to do so through next year," the IEA said, noting non-OPEC+ oil producers accounted for just 43% of all oil produced in 2017.
The Energy Select Sector SPDR ETF (NYSEARCA:XLE) was the week's top sector performer, +4.7%.
Top 10 gainers in energy and natural resources during the past 5 days: (RNGR) +19.5%, (GEL) +18.1%, (EGY) +16.4%, (ADSE) +15.8%, (PARR) +14.8%, (GRNT) +13.3%, (CRGY) +12.7%, (GNE) +12.4%, (CEIX) +11.6%, (UUUU) +11%.
Top 5 decliners in energy and natural resources during the past 5 days: (ELIQ) -50%, (TYGO) -42.8%, (FF) -22.6%, (WPRT) -21.5%, (PLUG) -21.2%.
Source: Barchart.com
Riktignok inngår en del shale-virksomhet i denne gruppen. Men oljeselskaper rent generelt nyter godt av høyere oljepris. Vil tro at her på berget er det samme i ferd med å skje, dvs. høyere prising innen O&G..
Investorene er forventet komme sterkere tilbake innen O&G, gitt det er direkte avkastning det er snakk om. Oljeprisen er forventet holde seg jevnt høy. deretter følger O&G etter med økende aksjekurser. Slik sett er det ikke bare BWE som kommer til å fly, men BWE er i særklasse hva angår øke produksjonen på rekordtid. Og ikke minst, markedet vil se dette skje i en tid som understøttes av positivt oljeprisregime.
Som en analytiker også sa det om BWE-aksjen for en kort tid siden, markedet kommer til å verdsette stadig økende produksjon.
BWE opplyste for litt siden at det nå produseres tett opp mot gross 30.000 f/d på Dussafu. Settes også den fjerde Hibiscus brønnen i produksjon i løpet av mnd. skiftet aug/sept, økes produksjonen slik at det blir netto til BWE fra Dussafu ~26.000 f/d. Q3 ligger an til å bli meget bra, med OPEX <$20. Q2 blir rimeligvis soft.
Selv uten Golfinho og fjerde H/R brønn, har BWE siden Q1 økt egen produksjon med 3x.
Nå venter markedet på fjerde H/R brønn og Golfinho, som samlet vil øke nettoproduksjonen til BWE med ca. 13.000 f/d. Dvs. opp fra dagens 22.000 f/d til 35.000 f/d netto BWE.
Redigert 12.08.2023 kl 11:54
Du må logge inn for å svare
solb
14.08.2023 kl 09:53
6147
Tok meg bryet med å se igjennom flere tilgjengelige Youtubeinnslag i helgen. Disse tok for seg utviklingen på de nærmeste blokkene til Kudu. Det gjaldt spesielt.Venus, Graf og Galpblokken. Det fremgår tydelig at det er et multi antall mulige fremtidige prosjekter her som kan gi mulige større olje/gass forekomster. Kudu er rent ut sagt omkranset av store muligheter som ligger som et konglomerat tett opp til den "hvite" blokken. Nylig har BWE fått skutt ny seismikk her, og jeg forventer å få se noe fra disse undersøkelsene nå 23/8. Intet tilsier at vi ikke har like mange lovende prospekter rundt på Kudu, som vi har på naboblokkene.
Redigert 14.08.2023 kl 10:19
Du må logge inn for å svare
gunnarius
14.08.2023 kl 10:52
6058
https://www.energy-pedia.com/news/brazil/petrobras-reduces-cost-of-post-salt-well-construction-180059
Se side 14/22:
https://www.bwenergy.no/siteassets/bwe-quarterly-reports/bwe-q1-2023.pdf
Se side 4/12:
https://brazilenergyinsight.com/wp-content/uploads/2020/01/Teaser-Polos-Golfinho-Camarupim-Ingles.pdf
Petrobras har i teaser plassert FPSO CdV sånn ca. midt i Golfinho feltet. Artikkelen med brønn 7 GLF 49H ESS angir avstand Vitoria (byen) med 100 km. Det bør stemme sånn ca. i avstand og plassering, ref. BWE, hvor det angis 49H. Jeg er meget usikker, for det er neppe å jamføre 7 GLF 49H ESS med hva BWE angir 49H. 7 GLF i artikkelen står for Golfinho. Men hva med ESS? Dvs. er 49H en brønn som Petrobras har boret, men ikke er helt ferdigstilt?
Tidsmessig harmonerer ikke artikkelen juli 2020 med teaser av januar 2020, hvor sistnevnte sier: Production started in 2007; currently has 6 well for oil production. På den annen side, også BWE angir 6 oljebrønner.
MT viser Normand Poseidon, sammen med en Tug & Special Craft ved siden av i en avstand 9NM fra FPSO CdV.
Jeg utfordrer forumet som følger:
- Er 7GLF 49H ESS synonymt med 49H (ref. BWE)?
- Har Normand Poseidon (subsea) på Espirito Santo noe å gjøre med Golfinho/FPSO CdV? Dersom ja, er muligheten til stede for dette enten gjelder 49 H eller enn annen Golfinho oljebrønn. Dvs. det kan være positivt som negativt.
Golfinho - markedet bør snart få et svar ifm. ståda for et felt som BWE guidet skulle være closed og i produksjon «end Q2». Alt dette sagt, at det kan ha vært eller er et teknisk problem på Golfinho feltet må ikke neglisjeres. Men dette behøver ikke bety mer enn at BWE anser en korreksjon som innenfor krav til at hendelsen ikke er meldepliktig. Dvs. BWE mener at tidsaspektet for eventuell retting er adekvat. Det har nå gått ca. 3mnd. siden COO Espey indikerte et teknisk problem. Ikke ansvarlig BWE, men Petrobras/Saipem/ANP. For min del må heller ikke utelates environmental-problematikkesn – les IBAMA.
Se side 14/22:
https://www.bwenergy.no/siteassets/bwe-quarterly-reports/bwe-q1-2023.pdf
Se side 4/12:
https://brazilenergyinsight.com/wp-content/uploads/2020/01/Teaser-Polos-Golfinho-Camarupim-Ingles.pdf
Petrobras har i teaser plassert FPSO CdV sånn ca. midt i Golfinho feltet. Artikkelen med brønn 7 GLF 49H ESS angir avstand Vitoria (byen) med 100 km. Det bør stemme sånn ca. i avstand og plassering, ref. BWE, hvor det angis 49H. Jeg er meget usikker, for det er neppe å jamføre 7 GLF 49H ESS med hva BWE angir 49H. 7 GLF i artikkelen står for Golfinho. Men hva med ESS? Dvs. er 49H en brønn som Petrobras har boret, men ikke er helt ferdigstilt?
Tidsmessig harmonerer ikke artikkelen juli 2020 med teaser av januar 2020, hvor sistnevnte sier: Production started in 2007; currently has 6 well for oil production. På den annen side, også BWE angir 6 oljebrønner.
MT viser Normand Poseidon, sammen med en Tug & Special Craft ved siden av i en avstand 9NM fra FPSO CdV.
Jeg utfordrer forumet som følger:
- Er 7GLF 49H ESS synonymt med 49H (ref. BWE)?
- Har Normand Poseidon (subsea) på Espirito Santo noe å gjøre med Golfinho/FPSO CdV? Dersom ja, er muligheten til stede for dette enten gjelder 49 H eller enn annen Golfinho oljebrønn. Dvs. det kan være positivt som negativt.
Golfinho - markedet bør snart få et svar ifm. ståda for et felt som BWE guidet skulle være closed og i produksjon «end Q2». Alt dette sagt, at det kan ha vært eller er et teknisk problem på Golfinho feltet må ikke neglisjeres. Men dette behøver ikke bety mer enn at BWE anser en korreksjon som innenfor krav til at hendelsen ikke er meldepliktig. Dvs. BWE mener at tidsaspektet for eventuell retting er adekvat. Det har nå gått ca. 3mnd. siden COO Espey indikerte et teknisk problem. Ikke ansvarlig BWE, men Petrobras/Saipem/ANP. For min del må heller ikke utelates environmental-problematikkesn – les IBAMA.
gunnarius
14.08.2023 kl 22:01
5701
Hva enn Normand Poseidon har gjort de dagene fartøyet var med destinasjon Espirito Santo - med tilhørende problematikk - kan nå avblåses. For nå er Normand Poseidon på vei til FPSO Anchieta. Egentlig betryggende, for da kan fartøyets nærhet ved FPSO CdV ha vært uvesentlig/irrelevant og kortvarig.
Da ber jeg dere ikke foreta noe som helt vedr. den brønnen på Golfinho, som BWE benevner som 49H. For å sette seg inn i Golfinho/Camarupim og rent generelt asssets som BWE skal overta fra Petrobras, anbefales likefullt at man setter seg spesielt inn i teaseren til Petrobras. Mye nyttig informasjon der og man stiller forberedt ved den tid BWE presenterer planene og boreprogram ifm. ny Brasil deal.
BWE har guidet at selskapet ønsker å bore to stk. in-fill brønner. Den ene er en oljebrønn på Golfinho. Den andre en gassbrønn - ref. ovenstående link til BWEs Q1 presentasjon side 14/22 - BWE GLF-31 (R). For høyst sannsynlig angår dette den samme gassbrønnen som Petrobras tidligere har boret:
Petrobras announced discovery of light oil offshore Espirito Santo basin
Petrobras has discovered light oil and gas accumulation in the Tambuata prospect in Brazil’s offshore Espirto Santo basin. Well 4-GLF-31-ESS was drilled in 1.520 metres water depth in the Golfinho Concession (4-BRSA-1001-ESS).
https://en.mercopress.com/2012/01/04/petrobras-announced-discovery-of-light-oil-offshore-espirito-santo-basin
Hvorvidt 4-GLF-31-ESS ble boret videre slik artikkelen beskriver, vites ikke.
Gitt BWE og Petrobras omtaler samme brønn, blir denne brønnen - som defineres som en gassbrønn - mer å regnes som en produksjonsbrønn. Iallefall har BWE tilgang til data fra 4-GLF-31-ESS.
Vi venter og vi venter på Golfinho .......
Da ber jeg dere ikke foreta noe som helt vedr. den brønnen på Golfinho, som BWE benevner som 49H. For å sette seg inn i Golfinho/Camarupim og rent generelt asssets som BWE skal overta fra Petrobras, anbefales likefullt at man setter seg spesielt inn i teaseren til Petrobras. Mye nyttig informasjon der og man stiller forberedt ved den tid BWE presenterer planene og boreprogram ifm. ny Brasil deal.
BWE har guidet at selskapet ønsker å bore to stk. in-fill brønner. Den ene er en oljebrønn på Golfinho. Den andre en gassbrønn - ref. ovenstående link til BWEs Q1 presentasjon side 14/22 - BWE GLF-31 (R). For høyst sannsynlig angår dette den samme gassbrønnen som Petrobras tidligere har boret:
Petrobras announced discovery of light oil offshore Espirito Santo basin
Petrobras has discovered light oil and gas accumulation in the Tambuata prospect in Brazil’s offshore Espirto Santo basin. Well 4-GLF-31-ESS was drilled in 1.520 metres water depth in the Golfinho Concession (4-BRSA-1001-ESS).
https://en.mercopress.com/2012/01/04/petrobras-announced-discovery-of-light-oil-offshore-espirito-santo-basin
Hvorvidt 4-GLF-31-ESS ble boret videre slik artikkelen beskriver, vites ikke.
Gitt BWE og Petrobras omtaler samme brønn, blir denne brønnen - som defineres som en gassbrønn - mer å regnes som en produksjonsbrønn. Iallefall har BWE tilgang til data fra 4-GLF-31-ESS.
Vi venter og vi venter på Golfinho .......
Redigert 14.08.2023 kl 22:06
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
14.08.2023 kl 22:30
5613
Ser at BWE har dette på sin hjemmeside under finansiell kalender
«Note: BW Energy operates with a silent period of 4 weeks in advance of financial reporting.»
https://www.bwenergy.no/investors/financial-calendar2/
Det betyr vel at vi ikke får noen opplysninger før Q2 nå? 9 dager igjen.
Det siste jeg har lest om overtakelse er denne fra q1-rapporten:
«Closing is subject to waiver of CPs and restart of field production»
Og det sier meg lite.
«Note: BW Energy operates with a silent period of 4 weeks in advance of financial reporting.»
https://www.bwenergy.no/investors/financial-calendar2/
Det betyr vel at vi ikke får noen opplysninger før Q2 nå? 9 dager igjen.
Det siste jeg har lest om overtakelse er denne fra q1-rapporten:
«Closing is subject to waiver of CPs and restart of field production»
Og det sier meg lite.
Redigert 14.08.2023 kl 22:38
Du må logge inn for å svare
gunnarius
14.08.2023 kl 23:05
5533
Lite trolig det blir mer ren info om deal fra BWE før Q2. Nå kan jo Petrobras informere om f.eks. godkjennelse av IBAMA etc. eller media skriver noe nyttig.
Kommer nok neppe ren info fra BWE om progresjonen. Må i så fall være at BWE melder close, som de av oss som sitter i aksjen håper aller mest på.
Kommer nok neppe ren info fra BWE om progresjonen. Må i så fall være at BWE melder close, som de av oss som sitter i aksjen håper aller mest på.
Fluefiskeren
15.08.2023 kl 17:01
5110
Dårlig dag på børsen i dag. Når Brent synker 1,7 % blir det sjelden jubel blant oljeselskapene. Equinor steg, men BWE førte an fallet med en nedgang på 2,81 %. Før synes jeg ofte det var PEN som førte an, men BWE synes å ha overtatt denne rollen.
Fluefiskeren
15.08.2023 kl 17:33
5064
Tilbake til det jeg skrev i går:
« BW Energy operates with a silent period of 4 weeks in advance of financial reporting.»
Noen som har noen formening om hva dette betyr?
Det kan f.eks. ikke bety at de ikke melder en nyhet om at Golfinho er endelig godkjent. Slike kursdrivende nyheter skal jo meldes omgående. Også ferdigstillelse av ny brønn må meldes. Også med tanke på Panoro når det gjelder Dussafu.
Eller tenkes det mer på oppdatering av produksjon etc?
Kan faktisk ikke huske jeg har sittet i andre selskaper med samme policy.
Noen?
« BW Energy operates with a silent period of 4 weeks in advance of financial reporting.»
Noen som har noen formening om hva dette betyr?
Det kan f.eks. ikke bety at de ikke melder en nyhet om at Golfinho er endelig godkjent. Slike kursdrivende nyheter skal jo meldes omgående. Også ferdigstillelse av ny brønn må meldes. Også med tanke på Panoro når det gjelder Dussafu.
Eller tenkes det mer på oppdatering av produksjon etc?
Kan faktisk ikke huske jeg har sittet i andre selskaper med samme policy.
Noen?
inference
15.08.2023 kl 17:58
4987
Tror silent period er ganske vanlig. Går mer på presentasjoner, meninger fra management, intervjuer etc. og ikke (om jeg oppfatter det riktig) børsmeldinger på relevant info til markedet samlet.
Mao melder de Golfhino om den er i mål.
Mao melder de Golfhino om den er i mål.
Fluefiskeren
15.08.2023 kl 18:44
4854
hulabalula
15.08.2023 kl 18:49
4834
Jep, og at insidere ikke må købe/sælge aktier i den periode. Men store kurspåvirkende begivenheder skal stadig meldes.
I øvrigt stor underperformance i BWE i forhold til øvrige oljeaktier de seneste 30 dage på trods af at vi har større beta mod stigende oljepris end de fleste andre oljeaktier. Hvis det er fordi markedet frygter negativ melding om Golfinho så må det siges at allerede være indpriset i aktien.
I øvrigt stor underperformance i BWE i forhold til øvrige oljeaktier de seneste 30 dage på trods af at vi har større beta mod stigende oljepris end de fleste andre oljeaktier. Hvis det er fordi markedet frygter negativ melding om Golfinho så må det siges at allerede være indpriset i aktien.
Redigert 15.08.2023 kl 18:49
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
15.08.2023 kl 19:01
4806
Enig. Golfhino kan i hvert fall ikke være priset inn selv om 9000 bopd ikke er spektakulært mye. En del mindre enn to av de nye brønnene på Dussafu, men produksjonen herfra kan økes gjennom in-fill brønnene og trolig også med andre grep.
Ja, jeg tror at en del begynner å tvile på at dette går veien.
Om senest 8 dager vil jeg tro vi vet mer.
Ja, jeg tror at en del begynner å tvile på at dette går veien.
Om senest 8 dager vil jeg tro vi vet mer.
gunnarius
16.08.2023 kl 15:53
4301
Aksjen fremstår som meget svak i øyeblikket. Det skal vel godt gjøres om både den fjerde H/R brønn og Golfinho går i vasken. Markedet baker tydeligvis inn det meste.
Uansett, ikke glem at penga renner inn til BWE med ca. USD 100 mill som free cash flow for Q3 - uavhengig flere H/R brønner og Golfinho.
Meget nysgjerrig på hva som egentlig skjer ifm. Golfinho og close. Etter den fjerde børsdagen får vi vite.
Den fjerde H/R brønnen bør bli vellykket og Golfinho forsinkelsen foreligge innen akseptabel tid, etter at vi vet mer om årsaksforhold.
Uansett, ikke glem at penga renner inn til BWE med ca. USD 100 mill som free cash flow for Q3 - uavhengig flere H/R brønner og Golfinho.
Meget nysgjerrig på hva som egentlig skjer ifm. Golfinho og close. Etter den fjerde børsdagen får vi vite.
Den fjerde H/R brønnen bør bli vellykket og Golfinho forsinkelsen foreligge innen akseptabel tid, etter at vi vet mer om årsaksforhold.
Face
16.08.2023 kl 18:13
4178
Ja skuffende kursutvikling siste uken, men hadde ikke forventet brudd på 31kr på første forsøk heller. Kjedelig å måtte vente så lenge på statusoppdatering på Golfinho også. Vet ikke hvor realistisk det er med close innen q2 rapport, men det minste de må komme med er en forklaring på hva som drøyer. Usannsynlig at BWE overtar Golfinho eller FPSO Cidade de Vitoria uten at det børsmeldes, men sjekker daglig oppdateringer i skipsregistre for eierskifte av FPSO.
6 Mack
16.08.2023 kl 20:45
4058
Golfinho 9000 bopd er jo litt større enn det Panoro Energy har til sammen.
https://mb.cision.com/Public/399/3773644/b41bc4cc988bad9a.pdf
se side 6
https://mb.cision.com/Public/399/3773644/b41bc4cc988bad9a.pdf
se side 6
Redigert 16.08.2023 kl 20:49
Du må logge inn for å svare
hulabalula
16.08.2023 kl 20:56
4039
De 9000 bopd giver ca $150M i free cash flow om året ved nuværende oljepriser (hvis vi antager opex på $25), så det vil være fantastiske news (hvis det sker...!)
Og derudover alle de andre godbidder der er i den pakke. Golfinho salgspris + FPSO'en koster i alt $150M så investeringen er betalt hjem på kun 12 måneder og derefter er det lige ned i lommen. $150M årligt er fantastisk når din egen markedsværdi kun er $700M. (Og derudover kommer selvfølgelig Dussafu som alene vil betale markedsværdien hjem på to år ved nuværende oljepriser... Enten tror markedet på langvarig recession eller også kan det ikke regne).
Og derudover alle de andre godbidder der er i den pakke. Golfinho salgspris + FPSO'en koster i alt $150M så investeringen er betalt hjem på kun 12 måneder og derefter er det lige ned i lommen. $150M årligt er fantastisk når din egen markedsværdi kun er $700M. (Og derudover kommer selvfølgelig Dussafu som alene vil betale markedsværdien hjem på to år ved nuværende oljepriser... Enten tror markedet på langvarig recession eller også kan det ikke regne).
Redigert 16.08.2023 kl 21:50
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
16.08.2023 kl 21:04
4023
Nei. De har nå nesten 11 000 bopd.
Det er boret to brønner på Hibiscus/Ruche etter dette.
Det er boret to brønner på Hibiscus/Ruche etter dette.
Redigert 16.08.2023 kl 21:16
Du må logge inn for å svare
6 Mack
16.08.2023 kl 21:17
4001
Det er et godt stykke unna nesten 11000 bopd.
Redigert 16.08.2023 kl 21:18
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
16.08.2023 kl 21:20
3993
Så du tror ikke på Hamilton?
Fra oppdateringen 3. august:
«We are pleased to have recently reached a record high of 11,000 bopd net to Panoro.»
https://www.panoroenergy.com//wp-content/themes/hello-elementor/cision/releasesingledetail.html?releaseIdentifier=475FC1EB36BC6822
Fra oppdateringen 3. august:
«We are pleased to have recently reached a record high of 11,000 bopd net to Panoro.»
https://www.panoroenergy.com//wp-content/themes/hello-elementor/cision/releasesingledetail.html?releaseIdentifier=475FC1EB36BC6822
6 Mack
16.08.2023 kl 21:34
3961
Vi får se hva Panoro Energy melder på Q2 2023
24 august.
24 august.
Redigert 16.08.2023 kl 21:36
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
16.08.2023 kl 22:05
3903
Når du påstår at PEN produserer under 9000 bopd må du tåle å bli korrigert.
hulabalula
16.08.2023 kl 23:09
3833
PEN er en mere popular aktie end BWE når man ser på daglig volume og jeg forstår godt hvorfor mange vælger Panoro, specielt hvis man har et mere forsigtigt syn på den fremtidige oljepris. Ud fra en MEGET overfladisk betragtning handles BWE og PEN her og nu til nogenlunde samme multipler. PEN producerer 11k og BWE 22k og BWEs market cap er 2x i forhold til PEN. Blev BWE opkøbt i morgen havde jeg kastet meget af overskudet over i PEN, men grunden til at jeg ligger 100% i BWE lige nu er pga at brønd 4, 5 og 6 kommer i spil + Golfinho + Kudu potentialet som alt sammen giver klart større upside/beta i BWE.
Også interessant at PEN handledes i 25 NOK da BWE handledes i 27 NOK for lidt mere end en måned siden mens de nu handles i henholdsvis 32 og 29 uden at der er sket det store i selskaberne. Tænker at det alt andet lige bør give større kortsigtet upside i BWE, med mindre det er fordi at nogle markedsdeltagere _ved_ at Golfinho i samme periode nu har klart lavere sandsynlighed for at materialisere sig.
Analytikerne har for 2023, 2024 og 2025 følgende gennemsnitsestimater for EV/EBITDA for PEN: 2,23x 1,04x 0,94x. Og for BWE: 1,48x 0,47x 0,52x. Begge er uhørt lave sammenlignet med andre oljeselskaber. Og P/E for PEN: 4,25x 2,43x 3,54x. Og for BWE: 3,77x 1,70x 2,68x.
Det som adskiller de to er fremtidig capex. Den er større for BWE hvis Maromba kommer i spil. Det sker nok kun hvis Golfinho handlen går igennem. Men samtidig vil BWE da have større indtjening til at at understøtte finansiering af Maromba. Konklusion: tror man på higher for longer mht til oljeprisen vil BWE helt sikkert outperforme PEN med stor margin. Er man mere skeptisk mht den langsigtede oljepris vil capital return i PEN give bedre downside protection. Med andre ord bør ens syn på den fremtidige oljepris afgøre hvor man lægger hovedparten af ens kapital. Er personligt ret overbevist om at begge vil outperforme sektoren.
(smider lige indlægget over i PEN tråden også for at få input/modstand).
Også interessant at PEN handledes i 25 NOK da BWE handledes i 27 NOK for lidt mere end en måned siden mens de nu handles i henholdsvis 32 og 29 uden at der er sket det store i selskaberne. Tænker at det alt andet lige bør give større kortsigtet upside i BWE, med mindre det er fordi at nogle markedsdeltagere _ved_ at Golfinho i samme periode nu har klart lavere sandsynlighed for at materialisere sig.
Analytikerne har for 2023, 2024 og 2025 følgende gennemsnitsestimater for EV/EBITDA for PEN: 2,23x 1,04x 0,94x. Og for BWE: 1,48x 0,47x 0,52x. Begge er uhørt lave sammenlignet med andre oljeselskaber. Og P/E for PEN: 4,25x 2,43x 3,54x. Og for BWE: 3,77x 1,70x 2,68x.
Det som adskiller de to er fremtidig capex. Den er større for BWE hvis Maromba kommer i spil. Det sker nok kun hvis Golfinho handlen går igennem. Men samtidig vil BWE da have større indtjening til at at understøtte finansiering af Maromba. Konklusion: tror man på higher for longer mht til oljeprisen vil BWE helt sikkert outperforme PEN med stor margin. Er man mere skeptisk mht den langsigtede oljepris vil capital return i PEN give bedre downside protection. Med andre ord bør ens syn på den fremtidige oljepris afgøre hvor man lægger hovedparten af ens kapital. Er personligt ret overbevist om at begge vil outperforme sektoren.
(smider lige indlægget over i PEN tråden også for at få input/modstand).
Redigert 16.08.2023 kl 23:10
Du må logge inn for å svare
gunnarius
17.08.2023 kl 08:53
3671
Takk for et flott innlegg hulabalula, med flere interessante nøkkeltall.
Som du skriver: "PEN producerer 11k og BWE 22k og BWEs market cap er 2x i forhold til PEN. Blev BWE opkøbt i morgen havde jeg kastet meget af overskudet over i PEN, men grunden til at jeg ligger 100% i BWE lige nu er pga at brønd 4, 5 og 6 kommer i spil + Golfinho + Kudu potentialet som alt sammen giver klart større upside/beta i BWE."
Ser man isolert kun på produksjon og inntekt, vil uten tvil BWE være et bedre case enn PEN. Begrunnelsen ligger i at hva markedet vet per i dag for Q3, Q4 og Q1 2024, vil BWE skape betydelig større verdier enn PEN.
Hva vi vet: PEN 11.000 f/d og BWE 22.000 f/d, med status månedsskiftet juli/aug. Legger til grunn gross 15.000 f/d for 4, 5 og 6 H/R Brønn og BWE melder close Golfinho innen Q3.:
Q3: PEN 11.875 f/d BWE 34.675 f/d
Q4:PEN 12.750 f/d BWE 38.350 f/d
Q1 PEN 13.625 f/d BWE 42.025 f/d
Dvs. selv om man legger til grunn flere aksjer i BWE enn PEN, vil forholdet bli at BWE produserer ~3x mer enn PEN for perioden fom. Q3 2023 tom. Q1 2024.
Som du skriver: "PEN producerer 11k og BWE 22k og BWEs market cap er 2x i forhold til PEN. Blev BWE opkøbt i morgen havde jeg kastet meget af overskudet over i PEN, men grunden til at jeg ligger 100% i BWE lige nu er pga at brønd 4, 5 og 6 kommer i spil + Golfinho + Kudu potentialet som alt sammen giver klart større upside/beta i BWE."
Ser man isolert kun på produksjon og inntekt, vil uten tvil BWE være et bedre case enn PEN. Begrunnelsen ligger i at hva markedet vet per i dag for Q3, Q4 og Q1 2024, vil BWE skape betydelig større verdier enn PEN.
Hva vi vet: PEN 11.000 f/d og BWE 22.000 f/d, med status månedsskiftet juli/aug. Legger til grunn gross 15.000 f/d for 4, 5 og 6 H/R Brønn og BWE melder close Golfinho innen Q3.:
Q3: PEN 11.875 f/d BWE 34.675 f/d
Q4:PEN 12.750 f/d BWE 38.350 f/d
Q1 PEN 13.625 f/d BWE 42.025 f/d
Dvs. selv om man legger til grunn flere aksjer i BWE enn PEN, vil forholdet bli at BWE produserer ~3x mer enn PEN for perioden fom. Q3 2023 tom. Q1 2024.
Redigert 17.08.2023 kl 09:22
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
17.08.2023 kl 13:55
3542
BWE uforandret fra i går og Brent opp 0,9 %. Lett å gå i baret her. Fra børslutt i går er olja ned ca 0,5 %. Likefullt er det en liten oppgang for de fleste oljeaksjene i dag. Ikke første gang oppgang/nedgang etter børsslutt ikke blir hensyntatt. Det slår heldigvis ut begge veier.
gunnarius
17.08.2023 kl 23:58
3353
Namibia's Kudu Gas reserves projected to increase tenfold
August 16, 2023
The Ministry of Mines and Energy says the country's Kudu gas reserves are expected to increase to 10 trillion cubic feet (TCF) from the current estimated 1.3 TCF.
The revised figure is due to the associated gas found within the Graff-1 well by Shell, Yonker, and TotalEnergies' enormous Venus-1 offshore discovery.
Petroleum Commissioner Maggy Shino said the discovery of light crude oil reserves has transformed the landscape of the Kudu gas field.
"We are seeing that we now have a possibility of us increasing this 1.3 TCF of natural gas to up to ten TCF of gas because of the associated gas that we are seeing within the graph, within the Yonker and within Venus," she said on Wednesday.
The revelation has the potential to reshape the energy landscape in Namibia and the wider Southern African Development Community (SADC) region.
To tap into this extraordinary energy potential, Namibia has devised an innovative strategy. The country plans to establish a floating platform located 170 kilometres offshore within the BW and Namcor Joint Venture-owned block.
This platform will serve as the conduit for transporting gas from offshore sites to a specialised power plant onshore. The power plant will convert the natural gas into electricity, which will then be distributed to homes and businesses across Namibia.
The Commissioner also underlined the country's robust existing power network that interconnects Namibia, South Africa, Zambia, Botswana, and Angola, underscoring the capability for efficient energy distribution.
Beyond powering homes, the Kudu Gas Reserves Project has the potential to propel Namibia towards industrialisation.
"Baseload power is the bedrock of industrialisation, and this is precisely what the Kudu Project can provide," Shino said.
Energy experts believe that the potential multiplication of gas reserves could position the Kudu Project as a regional energy stronghold, bridging power gaps across the SADC region.
Shino added that Namibia's renewed commitment to the Kudu Project not only secures its energy future but could also set a precedent for global energy innovation.
As Namibia's energy potential skyrockets, it not only promises self-sufficiency but also embodies a beacon of transformation for the broader energy landscape.
According to NAMCOR, the Kudu Project Development has its purpose in the development of the Kudu Gas Field located offshore.
The Kudu gas discovery is in the northern Orange sub-basin approximately 130 km off the south-west coast of Namibia. It is situated in Petroleum Production Licence 003 ("PPL003''), which has an area of 4,567 square kilometres and the field water depth is approximately 170 metres.
"The gas produced from the Kudu Gas field will be transported in a 170-km pipeline to a power station that will be built and situated at Uab Vlei, approximately 25 km north of Oranjemund, in southern Namibia.
The gas will be used to generate electricity from the Kudu 800MW CCGT Power Station to be constructed and run by NamPower (Pty) Ltd and its partners."
BW Energy entered into a farm-in agreement for a 56% operating interest in early 2017, with NAMCOR holding a 44% joint venture interest.
BW Energy signed a farm-up agreement with NAMCOR, increasing the Company’s interest to 95% in the licence and closed the transaction in 2021.
The company has a revised integrated development plan that aims to supply competitive power to a growing African market with significant upside potential.
The Kudu Gas Reserves Project is a major development for Namibia and the SADC region. It has the potential to provide much-needed energy security and boost economic growth.
https://thebrief.com.na/index.php/component/k2/item/3348-namibia-s-kudu-gas-reserves-projected-to-increase-tenfold
August 16, 2023
The Ministry of Mines and Energy says the country's Kudu gas reserves are expected to increase to 10 trillion cubic feet (TCF) from the current estimated 1.3 TCF.
The revised figure is due to the associated gas found within the Graff-1 well by Shell, Yonker, and TotalEnergies' enormous Venus-1 offshore discovery.
Petroleum Commissioner Maggy Shino said the discovery of light crude oil reserves has transformed the landscape of the Kudu gas field.
"We are seeing that we now have a possibility of us increasing this 1.3 TCF of natural gas to up to ten TCF of gas because of the associated gas that we are seeing within the graph, within the Yonker and within Venus," she said on Wednesday.
The revelation has the potential to reshape the energy landscape in Namibia and the wider Southern African Development Community (SADC) region.
To tap into this extraordinary energy potential, Namibia has devised an innovative strategy. The country plans to establish a floating platform located 170 kilometres offshore within the BW and Namcor Joint Venture-owned block.
This platform will serve as the conduit for transporting gas from offshore sites to a specialised power plant onshore. The power plant will convert the natural gas into electricity, which will then be distributed to homes and businesses across Namibia.
The Commissioner also underlined the country's robust existing power network that interconnects Namibia, South Africa, Zambia, Botswana, and Angola, underscoring the capability for efficient energy distribution.
Beyond powering homes, the Kudu Gas Reserves Project has the potential to propel Namibia towards industrialisation.
"Baseload power is the bedrock of industrialisation, and this is precisely what the Kudu Project can provide," Shino said.
Energy experts believe that the potential multiplication of gas reserves could position the Kudu Project as a regional energy stronghold, bridging power gaps across the SADC region.
Shino added that Namibia's renewed commitment to the Kudu Project not only secures its energy future but could also set a precedent for global energy innovation.
As Namibia's energy potential skyrockets, it not only promises self-sufficiency but also embodies a beacon of transformation for the broader energy landscape.
According to NAMCOR, the Kudu Project Development has its purpose in the development of the Kudu Gas Field located offshore.
The Kudu gas discovery is in the northern Orange sub-basin approximately 130 km off the south-west coast of Namibia. It is situated in Petroleum Production Licence 003 ("PPL003''), which has an area of 4,567 square kilometres and the field water depth is approximately 170 metres.
"The gas produced from the Kudu Gas field will be transported in a 170-km pipeline to a power station that will be built and situated at Uab Vlei, approximately 25 km north of Oranjemund, in southern Namibia.
The gas will be used to generate electricity from the Kudu 800MW CCGT Power Station to be constructed and run by NamPower (Pty) Ltd and its partners."
BW Energy entered into a farm-in agreement for a 56% operating interest in early 2017, with NAMCOR holding a 44% joint venture interest.
BW Energy signed a farm-up agreement with NAMCOR, increasing the Company’s interest to 95% in the licence and closed the transaction in 2021.
The company has a revised integrated development plan that aims to supply competitive power to a growing African market with significant upside potential.
The Kudu Gas Reserves Project is a major development for Namibia and the SADC region. It has the potential to provide much-needed energy security and boost economic growth.
https://thebrief.com.na/index.php/component/k2/item/3348-namibia-s-kudu-gas-reserves-projected-to-increase-tenfold
gunnarius
18.08.2023 kl 00:11
3336
Supplement til mitt forrige innlegg ifm. når og hvor Petroleum Commissioner Maggy Shino sa det hun sa:
Eagle FM Namibia
@EagleFMNam
Adding that it will also enable the country to generate its baseload and furthermore export to the regional market.
Shino provides the update at the oil and gas conference taking place in Windhoek from 16 to 17 August.
Eagle FM Namibia
@EagleFMNam
Adding that it will also enable the country to generate its baseload and furthermore export to the regional market.
Shino provides the update at the oil and gas conference taking place in Windhoek from 16 to 17 August.
Redigert 18.08.2023 kl 00:12
Du må logge inn for å svare
hulabalula
18.08.2023 kl 08:36
3158
Tak for link til artikel, gunnarius. Interessant sprogbrug af både NAMCOR og energiministeren. De taler begge om det som om det er "when"-spørgsmål snarere end et "if"-spørgsmål. Jeg fandt i øvrigt en video fra 3 uger siden hvor ministeren taler om Kudu: https://www.youtube.com/watch?v=8zEHFLn4p68&t=770s (fra 12:45-14:45).
Hun kommer også ind på det samme som NAMCOR i artiklen, nemlig at hvis Kudu kommer online vil Nambia pludselig gå fra at være en energy importer til fremover at blive en energy exporter. I vores del af verden med sikker energiforsyning kan vi nok ikke forestille os hvor stort det er at have sikker energyforsyning fordi vi tager det for givet. Men pludselig kan du som land begynde at tænke langsigtet, hvilket giver grobund for at stable helt nye industrier på benene. Incitamenterne er der for Namibia.
Man kan virkelig ikke klage over antallet af triggers i den her case... Jeg ved ikke hvad sandsynlighederne for at Golfinho og Kudu bliver en realitet (henholdsvist 80-90% og 50%?) men at sætte værdierne til 0 sådan som analytikerne (og markedet) gør i dag er ikke seriøst analysearbejde. Det er så på den anden side også vores raison d'etre... Hvis markedet var 100% efficient var der ingen grund til at bruge tid på selvstændig research.
Hun kommer også ind på det samme som NAMCOR i artiklen, nemlig at hvis Kudu kommer online vil Nambia pludselig gå fra at være en energy importer til fremover at blive en energy exporter. I vores del af verden med sikker energiforsyning kan vi nok ikke forestille os hvor stort det er at have sikker energyforsyning fordi vi tager det for givet. Men pludselig kan du som land begynde at tænke langsigtet, hvilket giver grobund for at stable helt nye industrier på benene. Incitamenterne er der for Namibia.
Man kan virkelig ikke klage over antallet af triggers i den her case... Jeg ved ikke hvad sandsynlighederne for at Golfinho og Kudu bliver en realitet (henholdsvist 80-90% og 50%?) men at sætte værdierne til 0 sådan som analytikerne (og markedet) gør i dag er ikke seriøst analysearbejde. Det er så på den anden side også vores raison d'etre... Hvis markedet var 100% efficient var der ingen grund til at bruge tid på selvstændig research.
Redigert 18.08.2023 kl 08:38
Du må logge inn for å svare
solb
18.08.2023 kl 08:48
3136
Nå begynner det å bli dags for å se mulige "farm in" forslag for Kudu som kommer på bordet. Med de gassmengdene det her er snakk om, regner jeg med at tilbud blir ganske så saftig. Husk også at BWE nærmest har ervervet blokka med Kudu gratis. Interessant blir det også å se øvrige muligheter i denne blokka. Ingen tvil om at BWE får nok å henge fingrene i de kommende årene?
Fluefiskeren
18.08.2023 kl 08:58
3101
Bare for å sette det i perspektiv:
10 Tcf er enormt mye. Det tilsvarer 1,9 milliarder boe. Da snakker vi om et elefantfunn med klar margin. Det tilsvarer over halve Johan Sverdrup.
10 Tcf er enormt mye. Det tilsvarer 1,9 milliarder boe. Da snakker vi om et elefantfunn med klar margin. Det tilsvarer over halve Johan Sverdrup.
Fluefiskeren
18.08.2023 kl 09:33
3040
Det har jo vært snakk om at Kudu kan inneholde veldig mye mer gass enn de 1,3 Tcf. Spørsmålet blir om det nye anslaget er satt på gamle data eller om første tolkning av den nye seismikken er tatt hensyn til.
Redigert 18.08.2023 kl 09:34
Du må logge inn for å svare
gunnarius
18.08.2023 kl 11:37
2906
Kudu 3D seismic survey completed in May
• New dataset to further enhance
depositional model and de-risk
potential upside targets
‒ Covers ~5,000 Sq. km including
gravity and magnetic datasets
‒ To guide decision making, an
initial report is due 60 days after
completion
‒ Further processed data available
from late Q3
‒ Final dataset expected after 12
months
Hentet fra Q1 pres. Foreløpig rapport innen 60 bør BWE uansett kunne si noe mer om. Vil anta at seismikken denne gang også ivaretar muligheten for olje, som - om den er der - bør ligge i det området hvor den nye seismikken er skutt.
Egentlig er det ikke noe nytt med potensial om mot 10TCF. Dette har vel du også Fluefiskeren indikert tidlgiere. Dvs. det er mulighet for mer enn som blitt brukt som basis (1.3TCF). BWE har indikert mulighet for økte ressurser på Kudu tidligere og O&G dep. i Namibia sier det samme.
Mitt forhold til Kudu har vært ambivalent. For det første var ikke myndighetene skikkelig med på laget. For det andre, vel langt frem i tid. Men begge disse forhold var tidligere. Nå blir det trolig FID i 2024 og first gas i 2026.Skulle det vise seg at BWE, basert på ny seismikk, mener det er mulighet for olje - og at selskapet planlegger exploration - kan medføre mer eufori rundt Kudu.
Så tilbake til Golfinho - teknisk problem eller environmental. Kanskje begge deler? Noe er det som hefter. Kan ikke helt skjønne at close ikke kan bli meldt - all den tid det har gått 3 mnd. siden COO Espey indikerte et teknisk problem. FPSO CdV ligger da vitterlig på lokasjon. Det er foretatt 1 løfting. Men er dette ifm. tømme FPSO-en for olje pga. pågående mod./rep. arbeid? Ingen hensikt i å spekulere mer. Svaret får vi 23/8.
• New dataset to further enhance
depositional model and de-risk
potential upside targets
‒ Covers ~5,000 Sq. km including
gravity and magnetic datasets
‒ To guide decision making, an
initial report is due 60 days after
completion
‒ Further processed data available
from late Q3
‒ Final dataset expected after 12
months
Hentet fra Q1 pres. Foreløpig rapport innen 60 bør BWE uansett kunne si noe mer om. Vil anta at seismikken denne gang også ivaretar muligheten for olje, som - om den er der - bør ligge i det området hvor den nye seismikken er skutt.
Egentlig er det ikke noe nytt med potensial om mot 10TCF. Dette har vel du også Fluefiskeren indikert tidlgiere. Dvs. det er mulighet for mer enn som blitt brukt som basis (1.3TCF). BWE har indikert mulighet for økte ressurser på Kudu tidligere og O&G dep. i Namibia sier det samme.
Mitt forhold til Kudu har vært ambivalent. For det første var ikke myndighetene skikkelig med på laget. For det andre, vel langt frem i tid. Men begge disse forhold var tidligere. Nå blir det trolig FID i 2024 og first gas i 2026.Skulle det vise seg at BWE, basert på ny seismikk, mener det er mulighet for olje - og at selskapet planlegger exploration - kan medføre mer eufori rundt Kudu.
Så tilbake til Golfinho - teknisk problem eller environmental. Kanskje begge deler? Noe er det som hefter. Kan ikke helt skjønne at close ikke kan bli meldt - all den tid det har gått 3 mnd. siden COO Espey indikerte et teknisk problem. FPSO CdV ligger da vitterlig på lokasjon. Det er foretatt 1 løfting. Men er dette ifm. tømme FPSO-en for olje pga. pågående mod./rep. arbeid? Ingen hensikt i å spekulere mer. Svaret får vi 23/8.
Redigert 18.08.2023 kl 11:40
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
18.08.2023 kl 11:49
2880
Fra artikkelen:
« The Ministry of Mines and Energy says the country's Kudu gas reserves are expected to increase to 10 trillion cubic feet (TCF) from the current estimated 1.3 TCF.
The revised figure is due to the associated gas found within the Graff-1 well by Shell, Yonker, and TotalEnergies' enormous Venus-1 offshore discovery.
Petroleum Commissioner Maggy Shino said the discovery of light crude oil reserves has transformed the landscape of the Kudu gas field.
"We are seeing that we now have a possibility of us increasing this 1.3 TCF of natural gas to up to ten TCF of gas because of the associated gas that we are seeing within the graph, within the Yonker and within Venus," she said on Wednesday.»
Litt forbauset over dette. Her virker det som det er kjempefunnene til Shell og Total som begrunner at anslaget kan være helt oppe i 10 Tcf. De er tross alt ca 15 mil unna Kudu.
https://www.oedigital.com/news/504562-sintana-energy-confident-its-offshore-block-on-trend-with-totalenergies-massive-oil-discovery-in-namibia
« The Ministry of Mines and Energy says the country's Kudu gas reserves are expected to increase to 10 trillion cubic feet (TCF) from the current estimated 1.3 TCF.
The revised figure is due to the associated gas found within the Graff-1 well by Shell, Yonker, and TotalEnergies' enormous Venus-1 offshore discovery.
Petroleum Commissioner Maggy Shino said the discovery of light crude oil reserves has transformed the landscape of the Kudu gas field.
"We are seeing that we now have a possibility of us increasing this 1.3 TCF of natural gas to up to ten TCF of gas because of the associated gas that we are seeing within the graph, within the Yonker and within Venus," she said on Wednesday.»
Litt forbauset over dette. Her virker det som det er kjempefunnene til Shell og Total som begrunner at anslaget kan være helt oppe i 10 Tcf. De er tross alt ca 15 mil unna Kudu.
https://www.oedigital.com/news/504562-sintana-energy-confident-its-offshore-block-on-trend-with-totalenergies-massive-oil-discovery-in-namibia
Redigert 18.08.2023 kl 11:50
Du må logge inn for å svare
d12m
18.08.2023 kl 11:55
2866
Bør det ikke bores avgrensningsbrønn/-er for å kunne si noe om dette? Utvidet seismikk alene er vel ikke godt nok?
solb
18.08.2023 kl 12:04
2849
Med funnene på Graf og Venus og deres formasjoner med olje og gass, er det nok mulig med større sikkerhet å beregne innholdet i bergartene på Kudu. De har nok ordene sine i behold, skal du se.
Fluefiskeren
18.08.2023 kl 12:11
2832
Ser at det enorme gassfeltet The Greater Tortue Ahmeyim som ble gjort i 2015 skal gi «first gas» neste år. Dette feltet har vakt oppsikt pg det skrives svært mye om det. Her er reservene anslått til 15 Tcf. Så hvis det virkelig skulle være tilfelle med 10 Tcf så sier også det mye om hvor stort dette er.
Gassen fra The Greater Tortue Ahmeyim skal kjøles ned og fraktes som LNG. Her synes jeg at Kudu har et fortrinn rent klimamessig. Det er stor forskjell i klimagassutslipp mellom rørgass og LNG. Den siste begynner å nærme seg kull. Dette hører vi veldig lite om i nyhetene av en eller annen grunn. Synes som at de blir likestilt.
« There are three glaring reasons why LNG exports are a climate disaster and unnecessary. They are also a significant Indigenous rights concern.
LNG emits about as much greenhouse gas (GHG) as coal
Methane from the production of fossil gas may make LNG about as bad a greenhouse gas emitter as coal. The argument from industry has been that gas is about 50 per cent cleaner burning than coal. But a key study industry cites only looked at emissions from burning the two fuels, not at the whole process, including the extraction, refining, and shipping. More recent studies have shown LNG and coal to have closer overall emissions, and LNG sometimes being even more emitting than coal.
In part, this is due to the huge amounts of methane that leak into the atmosphere while making and transporting LNG. Methane is a much more potent GHG than carbon dioxide (CO2), and methane leaks have long been massively under-reported.»
https://environmentaldefence.ca/2022/10/26/dont-buy-the-hype-lng-is-bad-for-the-climate/
Gassen fra The Greater Tortue Ahmeyim skal kjøles ned og fraktes som LNG. Her synes jeg at Kudu har et fortrinn rent klimamessig. Det er stor forskjell i klimagassutslipp mellom rørgass og LNG. Den siste begynner å nærme seg kull. Dette hører vi veldig lite om i nyhetene av en eller annen grunn. Synes som at de blir likestilt.
« There are three glaring reasons why LNG exports are a climate disaster and unnecessary. They are also a significant Indigenous rights concern.
LNG emits about as much greenhouse gas (GHG) as coal
Methane from the production of fossil gas may make LNG about as bad a greenhouse gas emitter as coal. The argument from industry has been that gas is about 50 per cent cleaner burning than coal. But a key study industry cites only looked at emissions from burning the two fuels, not at the whole process, including the extraction, refining, and shipping. More recent studies have shown LNG and coal to have closer overall emissions, and LNG sometimes being even more emitting than coal.
In part, this is due to the huge amounts of methane that leak into the atmosphere while making and transporting LNG. Methane is a much more potent GHG than carbon dioxide (CO2), and methane leaks have long been massively under-reported.»
https://environmentaldefence.ca/2022/10/26/dont-buy-the-hype-lng-is-bad-for-the-climate/
Redigert 18.08.2023 kl 12:12
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
18.08.2023 kl 12:14
2821
Når jeg tenker meg om er kildebergarten den samme som på Kudu. Den har til og med fått navnet Kudu.
Fluefiskeren
18.08.2023 kl 12:17
2806
Det er korrekt. Seismikk er seismikk og funn er funn som jeg pleier å si. Imidlertid er det litt annerledes her. Dette er jo ingen wildcat, men et funn hvor det er boret atskillige brønner. Det gjør det nok lettere og sikrere å tolke den nye seismikken. Den ble skutt både over selve feltet, men også over andre områder på blokken.
Face
18.08.2023 kl 12:40
2771
Jeg leser det også som at de inkluderer funnene på naboblokkene. Er jo kjent at det er realistisk at Kudu inneholder 3 tcf med et potensiale opp mot 9tcf. Selv med ny seismikk tror jeg ikke BWE vil øke anslaget så mye uten å foreta avgrensinger. Men det virker jo optimistisk mtp oppdatering som kommer fra seismikk tolkning.
Face
18.08.2023 kl 12:42
2763
Kudu:The project is currently in feed stage and is expected to start commercial production in 2026. Final investment decision (FID) of the project will be approved in 2024. The development cost is expected to be $880 m. The Kudu conventional gas development will involve the drilling of approximately three wells and includes FPU and subsea trees.
Production from the Kudu conventional gas development project is expected to begin in 2026 and is forecast to peak in 2031, Based on economic assumptions, the production will continue until the field reaches its economic limit in 2047.
Some of the key contractors involved in the Kudu project as follows.
Design/FEED Engineering: Woodhill Frontier, J P Kenny and Technip Energies
Other Contractors: Manica Group Namibia
Production from the Kudu conventional gas development project is expected to begin in 2026 and is forecast to peak in 2031, Based on economic assumptions, the production will continue until the field reaches its economic limit in 2047.
Some of the key contractors involved in the Kudu project as follows.
Design/FEED Engineering: Woodhill Frontier, J P Kenny and Technip Energies
Other Contractors: Manica Group Namibia