Panoro - utbytter, produksjonsvekst 2023-24-25... en ny æra
Starter en ny tråd siden selskapet nå står på trappene til en ny æra.
Q3-rapporten legges frem om under 2 uker og da kan vi forvente at detaljer om utbyttestrategien kommer på bordet. I tidligere tråder har diskusjonen om mulig utbyttestørrelse tidvis gått varmt og alt fra noen tiøringer til over kronen har blitt lansert som potensielle kvartalssummer. Det blir spennende.
Tar med et utklipp fra dagens melding fra Panoro
In October, post period end, Panoro completed its scheduled lifting of 647,111 barrels in Gabon resulting in proceeds to the Company of approximately USD 59 million. This lifting brings the aggregate volume of crude oil lifted and sold by Panoro year-to-date to 1,686,908 barrels at an average realised price of USD 100.3 per barrel
BWE kom med sin Q3-rapport igår (https://newsweb.oslobors.no/obsvc/attachment.obsvc?messageId=575968&attachmentId=249915&obsvc.item=1) og i denne kan man lese at kompressor nå befinner seg onshore Gabon og skal installeres i Q1 2023 (side 7). I tillegg finner man fine grafer over forventet produksjonsøkning på Dussafu kommende år (side 8).
I tillegg har vi EG og Tunisia.
Alt i alt borger det for at vi kan ha kjekke år foran oss i Panoro. Hva tenker dere andre?
Q3-rapporten legges frem om under 2 uker og da kan vi forvente at detaljer om utbyttestrategien kommer på bordet. I tidligere tråder har diskusjonen om mulig utbyttestørrelse tidvis gått varmt og alt fra noen tiøringer til over kronen har blitt lansert som potensielle kvartalssummer. Det blir spennende.
Tar med et utklipp fra dagens melding fra Panoro
In October, post period end, Panoro completed its scheduled lifting of 647,111 barrels in Gabon resulting in proceeds to the Company of approximately USD 59 million. This lifting brings the aggregate volume of crude oil lifted and sold by Panoro year-to-date to 1,686,908 barrels at an average realised price of USD 100.3 per barrel
BWE kom med sin Q3-rapport igår (https://newsweb.oslobors.no/obsvc/attachment.obsvc?messageId=575968&attachmentId=249915&obsvc.item=1) og i denne kan man lese at kompressor nå befinner seg onshore Gabon og skal installeres i Q1 2023 (side 7). I tillegg finner man fine grafer over forventet produksjonsøkning på Dussafu kommende år (side 8).
I tillegg har vi EG og Tunisia.
Alt i alt borger det for at vi kan ha kjekke år foran oss i Panoro. Hva tenker dere andre?
Redigert 18.11.2022 kl 12:07
Du må logge inn for å svare
Foreigner
24.08.2023 kl 13:57
4960
30th of Nov 2022 they published the shareholder return policy which I copied below. So far they have distributed approx 10mUSD so they have another 10 mUSD to distribute. So if they follow their policy than yes, it should be on the region of 0.85 NOK🤷♂️
"USD 20 million core dividend paid on a quarterly basis in cash weighted towards H2 and subject to average oil price realisation remaining above USD 80 per barrel after the effects of any hedging
Target distribution for 2023 of USD 30 million subject to higher oil price realisation of USD 90 per barrel being achieved for the year after the effects of any hedging. As operating and capital costs for 2023 are largely fixed, this USD 10 per barrel price increment offers scope for significant additional free cash flow, providing for an up to USD 10 million additional capital return in the form of a cash payment, share buyback or combination thereof in addition to the core dividend
In accordance with our clear value driven capital return strategy, should an average oil price realisation of USD 100 per barrel be achieved for the year after the effects of any hedging, Panoro will seek to return to shareholders a substantial portion of the excess free cash flow generated during the calendar year either as a discretionary special dividend, share buyback or combination thereof in addition to any core dividend and additional capital return
The NOK equivalent dividend will be determined by prevailing currency exchange rates around the time of declaration
At all times, the discretionary use of share buybacks will be evaluated in combination with dividends, using the previously approved authorities. The buy-back resolution will be proposed for renewal at the May 2023 AGM"
"USD 20 million core dividend paid on a quarterly basis in cash weighted towards H2 and subject to average oil price realisation remaining above USD 80 per barrel after the effects of any hedging
Target distribution for 2023 of USD 30 million subject to higher oil price realisation of USD 90 per barrel being achieved for the year after the effects of any hedging. As operating and capital costs for 2023 are largely fixed, this USD 10 per barrel price increment offers scope for significant additional free cash flow, providing for an up to USD 10 million additional capital return in the form of a cash payment, share buyback or combination thereof in addition to the core dividend
In accordance with our clear value driven capital return strategy, should an average oil price realisation of USD 100 per barrel be achieved for the year after the effects of any hedging, Panoro will seek to return to shareholders a substantial portion of the excess free cash flow generated during the calendar year either as a discretionary special dividend, share buyback or combination thereof in addition to any core dividend and additional capital return
The NOK equivalent dividend will be determined by prevailing currency exchange rates around the time of declaration
At all times, the discretionary use of share buybacks will be evaluated in combination with dividends, using the previously approved authorities. The buy-back resolution will be proposed for renewal at the May 2023 AGM"
d12m
24.08.2023 kl 15:22
4858
Fluefiskeren skrev Q1 : 0,2639 kr Q2 : 0,2658 kr Q3 : 0,342 kr Totalt 0,8717 kr
Som blir totalt ca 10 mill usd som han skriver. Dere er enige, men har ulik vei til det samme sluttresultatet
Trond.heim
24.08.2023 kl 16:50
4769
Fluefiskeren skrev Q1 : 0,2639 kr Q2 : 0,2658 kr Q3 : 0,342 kr Totalt 0,8717 kr
Det korrekte er at utbyttene har kommet etterQ4 22, Q1 23 og nå Q2 23
Dersom det hittil er brukt nesten 10 mill usd, vil Q3 gi minst 10 mill, da blir utbyttet over 90 øre pr. Aksje
Dersom det hittil er brukt nesten 10 mill usd, vil Q3 gi minst 10 mill, da blir utbyttet over 90 øre pr. Aksje
Redigert 24.08.2023 kl 16:51
Du må logge inn for å svare
omans
25.08.2023 kl 01:02
4530
Hvor langt ned skal denne nå da mon tro.
(Alt som går opp, skal ned igjen en viss størrelse)
(Alt som går opp, skal ned igjen en viss størrelse)
Redigert 25.08.2023 kl 01:03
Du må logge inn for å svare
baltuz
25.08.2023 kl 07:04
4444
5) On our estimates, PEN trades at P/core NAV 0.67x, P/NAV 0.55x and at a 2024/25 P/E of 2.2x/3.9x!
Betyr dette at Artcic venter at 2024 vil være et toppår og fallende resultater allerede i 2025 ? : 2024/25 P/E of 2.2x/3.9x! stemmer dette eller missforstår jeg noe her?
Ventes dette event pga lavere produksjon eller forventet lavere oljepris? PE på 3,9 vs 2,2 vil jo si nesten halvering av resutlatet alerede i 2025?
Hvordan ser egentlig produksjonsprognosene ut i årene som kommer forbi?
Betyr dette at Artcic venter at 2024 vil være et toppår og fallende resultater allerede i 2025 ? : 2024/25 P/E of 2.2x/3.9x! stemmer dette eller missforstår jeg noe her?
Ventes dette event pga lavere produksjon eller forventet lavere oljepris? PE på 3,9 vs 2,2 vil jo si nesten halvering av resutlatet alerede i 2025?
Hvordan ser egentlig produksjonsprognosene ut i årene som kommer forbi?
Spitzer
25.08.2023 kl 07:56
4415
d12m
25.08.2023 kl 08:42
4409
Produksjonsprognosene for kommende år er kjent. Operatør BWE har det som fast innslag i sin presentasjon og de kom med tall onsdag denne uken. Se side 8
https://newsweb.oslobors.no/obsvc/attachment.obsvc?messageId=597622&attachmentId=267014&obsvc.item=1
Det har heller ikke vært noen hemmelighet at produksjonen slik det ligger an peaker i 2024, men vi håper at den skal holde noenlunde platå ett par år etter det.
Når det er sagt er det lett å se seg blind på estimert PE-nivå for 2024 for det vil pr nå ikke vare. De som snakker om tilbakekjøp og dobling av kurs etc virker for meg å ikke ta inn over seg at det er noe som heter decline, og jeg har også noen ganger sagt at jeg mistenker decline til å bli høyere enn det som er vanligst. Snittnivå decline er vel gjerne ca 7-10% i året, men jeg tror nok at Dussafu er over det (dessverre)
https://newsweb.oslobors.no/obsvc/attachment.obsvc?messageId=597622&attachmentId=267014&obsvc.item=1
Det har heller ikke vært noen hemmelighet at produksjonen slik det ligger an peaker i 2024, men vi håper at den skal holde noenlunde platå ett par år etter det.
Når det er sagt er det lett å se seg blind på estimert PE-nivå for 2024 for det vil pr nå ikke vare. De som snakker om tilbakekjøp og dobling av kurs etc virker for meg å ikke ta inn over seg at det er noe som heter decline, og jeg har også noen ganger sagt at jeg mistenker decline til å bli høyere enn det som er vanligst. Snittnivå decline er vel gjerne ca 7-10% i året, men jeg tror nok at Dussafu er over det (dessverre)
Redigert 25.08.2023 kl 08:46
Du må logge inn for å svare
d12m
25.08.2023 kl 09:52
4309
Panoro har annen produksjon enn Dussafu og det skjer spennende ting fremover. Boring i EG f.eks. BWE har mye på tallerken i form av andre prosjekt, men de bør ikke vente for lenge med å også tenke på neste fase på Dussafu så jeg forventer at de sier noe om dette i løpet av 2024 eller evt 25.
I tillegg handler PE-estimering om hvilke forutsetninger Arctic legger inn. Én ting er estimert produksjon for Panoro, men en annen er hva Arctic tror om oljepris i 2025. Det kan tenkes at Arctic ligger inne med lavere oljepris i 2025 enn 2024 og at det også er med på å endre PE-estimat for 2025 vs 2024.
I tillegg handler PE-estimering om hvilke forutsetninger Arctic legger inn. Én ting er estimert produksjon for Panoro, men en annen er hva Arctic tror om oljepris i 2025. Det kan tenkes at Arctic ligger inne med lavere oljepris i 2025 enn 2024 og at det også er med på å endre PE-estimat for 2025 vs 2024.
Fluefiskeren
25.08.2023 kl 10:30
4252
Fra transcript:
Richard Morton:
«The rig arrived and drilled three wells in Hibiscus. They were all extremely good results in terms of reservoir quality. We've got long horizontal section in very good quality sandstone and very productive wells for the first three wells Hibiscus 3, 4 and 5. And those wells kick off at a growth rate of around 6,000 barrels a day, which is well within in fact exceeds our expectations for the reservoir. So we're very happy with that.»
Brønnene har altså overgått forventningene. Har derfor stusset over at børsmeldingene sier at det var som forventet. Forventet vil jo si 5000 bopd i snitt mens vi ligger 20 % over med 6000 bopd.
Brønn fire er tydeligvis ferdig boret og gjennomgår komplettering nå. Da har vi snart resultatet også fra den. Så vil riggen bli flyttet til Ruche. Er det dekning vil vi kunne se det på MT.
Richard Morton:
«The rig arrived and drilled three wells in Hibiscus. They were all extremely good results in terms of reservoir quality. We've got long horizontal section in very good quality sandstone and very productive wells for the first three wells Hibiscus 3, 4 and 5. And those wells kick off at a growth rate of around 6,000 barrels a day, which is well within in fact exceeds our expectations for the reservoir. So we're very happy with that.»
Brønnene har altså overgått forventningene. Har derfor stusset over at børsmeldingene sier at det var som forventet. Forventet vil jo si 5000 bopd i snitt mens vi ligger 20 % over med 6000 bopd.
Brønn fire er tydeligvis ferdig boret og gjennomgår komplettering nå. Da har vi snart resultatet også fra den. Så vil riggen bli flyttet til Ruche. Er det dekning vil vi kunne se det på MT.
Fluefiskeren
25.08.2023 kl 10:49
4212
Dette sier John ang. problemene på brønn 2:
«So our partner, BW Energy, announced yesterday and they mentioned current production at Dussafu around 27,500 barrels a bit. The field had achieved 30,000 or in fact even in excess of 30,000 when the gas lift compressor was working. The operator also announced yesterday that the ESP, the electrical submersible pump on one of the new Hibiscus wells was down. So that's the delta as it were. That is something that the operator is busy trying to figure out just how to replace it. These ESPs are reasonably straightforward to replace. So it's -- I think it's a temporary thing. But that was disclosed by the operator yesterday. So it's around 27,500. The field really should be doing 30,000 or perhaps even slightly in excess of 30,000. »
Altså produserer vi litt over 2500 bopd mindre enn det vi kunne ha gjort. Det er nok årsaken til at kursen på BWE falt såpass etter å ha kunngjort det. Vi får håpe dette løser seg greit. Det kan jo føre til en forsinkelse hvis riggen må være på plass for å få fikset dette.
«So our partner, BW Energy, announced yesterday and they mentioned current production at Dussafu around 27,500 barrels a bit. The field had achieved 30,000 or in fact even in excess of 30,000 when the gas lift compressor was working. The operator also announced yesterday that the ESP, the electrical submersible pump on one of the new Hibiscus wells was down. So that's the delta as it were. That is something that the operator is busy trying to figure out just how to replace it. These ESPs are reasonably straightforward to replace. So it's -- I think it's a temporary thing. But that was disclosed by the operator yesterday. So it's around 27,500. The field really should be doing 30,000 or perhaps even slightly in excess of 30,000. »
Altså produserer vi litt over 2500 bopd mindre enn det vi kunne ha gjort. Det er nok årsaken til at kursen på BWE falt såpass etter å ha kunngjort det. Vi får håpe dette løser seg greit. Det kan jo føre til en forsinkelse hvis riggen må være på plass for å få fikset dette.
Redigert 25.08.2023 kl 10:49
Du må logge inn for å svare
Spitzer
25.08.2023 kl 10:52
4201
Dersom brønn 4 også leverer 6000 boed så vil en vel komme opp til maks kapasitet på Adolo selv uten å fikse ESP på brønn 2.
Var vel Arnet (CEO i BWE) som nevnte på Q2-pres. at de er i dialog med BWO om utvidelse av produksjonskapasitet på Adolo.
Var vel Arnet (CEO i BWE) som nevnte på Q2-pres. at de er i dialog med BWO om utvidelse av produksjonskapasitet på Adolo.
Redigert 25.08.2023 kl 10:53
Du må logge inn for å svare
d12m
25.08.2023 kl 10:52
4237
Kan ta med det om neste fase også. Som Hamilton påpeker er det masse reserverer igjen og dagens brønnprogram trenger "påfyll" (flere brønner) for å videre utnyttelse av reservene på sikt.
Chris Aristidou
Thank you. I've got a couple of questions. The first one is on Hibiscus Ruche drilling. Can you please tell us when -- on are you thinking of doing the Hibiscus Ruche 2 drilling?
John Hamilton
Yes. I mean we don't have any particular firm news on that one at the moment. I think we are looking at that next phase. And obviously, the results of this first phase are going to inform both our technical and our operational assessment of that next phase and when it's best to do it and how best to do it. We have these additional well slots now. Are we going to use them? Are we not going to use them? So there's still some uncertainty there in terms of exactly when we might sanction the next phase. So it's a little premature to give you much additional guidance on that, other than to say that clearly there are the six wells that we're drilling now in Hibiscus Ruche area are not sufficient at all considering the considerable reserves that are there. So there is certainly at the room for a second phase. Obviously, if we have success through the exploration, if we're going to drill exploration wells here, that might also change the configuration of any Phase 2. So it's a little bit early on, but there is plenty of reserve left there to do, but it's a little early in terms of the timing. We have a total of 12 well slots on the platform, the MaBoMo, and we fully intend to fill all 12 of those in due course.
Chris Aristidou
Thank you. I've got a couple of questions. The first one is on Hibiscus Ruche drilling. Can you please tell us when -- on are you thinking of doing the Hibiscus Ruche 2 drilling?
John Hamilton
Yes. I mean we don't have any particular firm news on that one at the moment. I think we are looking at that next phase. And obviously, the results of this first phase are going to inform both our technical and our operational assessment of that next phase and when it's best to do it and how best to do it. We have these additional well slots now. Are we going to use them? Are we not going to use them? So there's still some uncertainty there in terms of exactly when we might sanction the next phase. So it's a little premature to give you much additional guidance on that, other than to say that clearly there are the six wells that we're drilling now in Hibiscus Ruche area are not sufficient at all considering the considerable reserves that are there. So there is certainly at the room for a second phase. Obviously, if we have success through the exploration, if we're going to drill exploration wells here, that might also change the configuration of any Phase 2. So it's a little bit early on, but there is plenty of reserve left there to do, but it's a little early in terms of the timing. We have a total of 12 well slots on the platform, the MaBoMo, and we fully intend to fill all 12 of those in due course.
batterivann
25.08.2023 kl 11:03
4228
Litt ESP litteratur
https://www.oilfieldtechnology.com/drilling-and-production/20072016/cutting-costs-the-rigless-way/
Riggen må nok over uansett men det blir vel et spørsmål om hele kompletteringen må trekkes og kjøres på nytt eller om det er en ESP som er installert innvendig i komplettering og kan byttes ut på f.eks wireline som vil være mye raskere og rimeligere. løsning.
Med litt flaks er det et kun et signal/elektrisk problem på overflaten som må fikses.
https://www.oilfieldtechnology.com/drilling-and-production/20072016/cutting-costs-the-rigless-way/
Riggen må nok over uansett men det blir vel et spørsmål om hele kompletteringen må trekkes og kjøres på nytt eller om det er en ESP som er installert innvendig i komplettering og kan byttes ut på f.eks wireline som vil være mye raskere og rimeligere. løsning.
Med litt flaks er det et kun et signal/elektrisk problem på overflaten som må fikses.
Fluefiskeren
25.08.2023 kl 11:18
4272
Det er et luksusproblem. Det er tydelig at de anser at det er så mye olje der at det trenger alle 12 slots. Hvordan de gjør det er som John sier også avhengig av leting. Det er vel sannsynlig at Hibiscus South er en av de potensielt to letebrønnene som skal bores. Det kan jo påvirke hva som gjøres i fase to.så vidt jeg vet skal fase 2 også inkludere Ruche NE. Og hva med Hibiscus North? Som kjent ikke noe fullklaff der, men den er ikke avskrevet hva gjelder produksjon.
Ett er i hvert fall sikkert. EEA vil kunne gi oss mye spenning og olje i tiår fremover.
Ett er i hvert fall sikkert. EEA vil kunne gi oss mye spenning og olje i tiår fremover.
d12m
25.08.2023 kl 11:20
4282
De choker nok slik at de ikke overstiger kapasiteten. Det er bedre å ha 6 brønner som er (litt) strupet og på sikt kan åpnes og dermed holde platå enn å bore færre som produserer maks en periode og så faller.
Forøvrig så var det et spørsmål knyttet til dette med å prøve å øke kapasiteten på FPSO i BWE sin conf.call og da svarte BWE at de er i diskusjoner med FPSO-eier BWO om å se på muligheter for å øke kapasitet, men at det pr nå ikke var detaljert nok og at de derfor holder fast ved taket på 40000 i sin guiding.
BWE sa også at de tre brønnene som er ferdigboret hadde produsert ca som forventet/litt over forventning.. "the first three wells that we put online, they're coming in as expected, or a little bit better"
Forøvrig så var det et spørsmål knyttet til dette med å prøve å øke kapasiteten på FPSO i BWE sin conf.call og da svarte BWE at de er i diskusjoner med FPSO-eier BWO om å se på muligheter for å øke kapasitet, men at det pr nå ikke var detaljert nok og at de derfor holder fast ved taket på 40000 i sin guiding.
BWE sa også at de tre brønnene som er ferdigboret hadde produsert ca som forventet/litt over forventning.. "the first three wells that we put online, they're coming in as expected, or a little bit better"
Redigert 25.08.2023 kl 12:28
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
25.08.2023 kl 22:37
4034
La oss håpe det ja. BWE anslår kostnadene for å gjøre dette fra riggen vil være omtrent 8-10 mill USD. Det virket som de ikke trengte rigg for å benytte wireline. Det kan kanskje gjøres fra Mabomo?
Men som Spitzer sier så er det kanskje ikke nødvendigvis noe poeng å fikse dette nå siden vi fort kan komme i den situasjonen at kapasiteten overskrides på Adolo. Og hva med Gabon sine forpliktelser ovenfor kutt fra OPEC? Det er tydelig at de jobber med hva de skal gjøre med Adolo, men at ingen beslutning er tatt.
Dersom riggen må til pers igjen på brønn to går jo dessuten tiden. Trist hvis dette skulle forårsake at det ble mindre tid til exploration.
Men som Spitzer sier så er det kanskje ikke nødvendigvis noe poeng å fikse dette nå siden vi fort kan komme i den situasjonen at kapasiteten overskrides på Adolo. Og hva med Gabon sine forpliktelser ovenfor kutt fra OPEC? Det er tydelig at de jobber med hva de skal gjøre med Adolo, men at ingen beslutning er tatt.
Dersom riggen må til pers igjen på brønn to går jo dessuten tiden. Trist hvis dette skulle forårsake at det ble mindre tid til exploration.
Redigert 25.08.2023 kl 22:51
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
27.08.2023 kl 11:15
3659
Ett år siden.
Naturgass og helium i Sør Afrika. Dette kom som en stor overraskelse da det ble meldt. Og litt utenfor selskapets strategi slik jeg har oppfattet det. Hvis de ikke finner drivverdige forekomster har jeg forstått at dette er nærmest kostnadsfritt. Jeg har ikke sett st det har vært noen oppdatering på dette. Det som er positivt er at det dreier seg om fornybar biologisk naturgass.
Bare som en reminder på hva det dreier seg om:
« Under the TCP, Panoro can carry out desktop studies over 12 months to assess the area’s prospectivity and, if it likes what it finds, can then apply for an exploration right»
https://www.upstreamonline.com/exploration/panoro-targets-natural-gas-and-helium-play-in-south-africa/2-1-1284796
https://www.panoroenergy.com/south-africa/#
Naturgass og helium i Sør Afrika. Dette kom som en stor overraskelse da det ble meldt. Og litt utenfor selskapets strategi slik jeg har oppfattet det. Hvis de ikke finner drivverdige forekomster har jeg forstått at dette er nærmest kostnadsfritt. Jeg har ikke sett st det har vært noen oppdatering på dette. Det som er positivt er at det dreier seg om fornybar biologisk naturgass.
Bare som en reminder på hva det dreier seg om:
« Under the TCP, Panoro can carry out desktop studies over 12 months to assess the area’s prospectivity and, if it likes what it finds, can then apply for an exploration right»
https://www.upstreamonline.com/exploration/panoro-targets-natural-gas-and-helium-play-in-south-africa/2-1-1284796
https://www.panoroenergy.com/south-africa/#
Spitzer
27.08.2023 kl 13:11
3569
Fra Q2 rapport:
Application for an Exploration Right covering part of TCP 218 located onshore in Free State, South Africa, is currently in progress.
The South African – South Africa segment holds the following assets:
- The Block 2B licence representing the Group’s 12.5% working interest
- 100% interest in the Karoo Technical Cooperation Permit 218, South Africa
Application for an Exploration Right covering part of TCP 218 located onshore in Free State, South Africa, is currently in progress.
The South African – South Africa segment holds the following assets:
- The Block 2B licence representing the Group’s 12.5% working interest
- 100% interest in the Karoo Technical Cooperation Permit 218, South Africa
awsdrf
27.08.2023 kl 13:49
3637
Renergen innehar Virginia produksjonslisens som ligger i tilsluttende områder til TCP 218. De har startet opp produksjon av naturgass/helium.
https://www.renergen.co.za/
https://www.renergen.co.za/
Fluefiskeren
27.08.2023 kl 15:28
3587
Tenkte på at det har gått ett år. Virker som det er det som de hadde i utgangspunktet. Forlengelse muligens.
Fluefiskeren
27.08.2023 kl 15:34
3640
Ja, de fant jeg også. De har bygget et behandlingsannlegg nylig. Det vil vel si å skille heliumet fra naturgassen og kjøle den ned til flytende form.da må de ned til 269 kuldegrader. Jeg har brukt helium en del på laboratoriet, men den var på gassflasker.
https://www.renergen.co.za/liquid-helium-from-virginia-gas-project/
https://www.renergen.co.za/liquid-helium-from-virginia-gas-project/
Redigert 27.08.2023 kl 15:41
Du må logge inn for å svare
Idar1
27.08.2023 kl 19:50
3499
Kan se ut til at valget i Gabon går på skinner som vanlig.
https://www.africanews.com/2023/08/26/elections-in-gabon-president-bongo-seeks-third-term/
https://www.africanews.com/2023/08/26/elections-in-gabon-president-bongo-seeks-third-term/
Fluefiskeren
28.08.2023 kl 12:24
3246
Veien fra funn til produksjon kan gå fortere enn hva mange tror. Og dette er i tillegg på dypt vann.
« Italian oil and gas giant Eni has started production from an oil and gas field offshore Côte d’Ivoire, Africa, less than two years after the discovery in September 2021 and less than a year and a half after the final investment decision (FID) was made.»
https://www.offshore-energy.biz/eni-brings-african-oil-gas-field-on-stream-less-than-two-years-after-discovery/
« Italian oil and gas giant Eni has started production from an oil and gas field offshore Côte d’Ivoire, Africa, less than two years after the discovery in September 2021 and less than a year and a half after the final investment decision (FID) was made.»
https://www.offshore-energy.biz/eni-brings-african-oil-gas-field-on-stream-less-than-two-years-after-discovery/
Redigert 28.08.2023 kl 12:28
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
28.08.2023 kl 13:34
3189
Det må vel snart nærme seg avgang for Island Innovator. Ser at Viking Supply Ships har kontrakt med Island Driller med bruk av Viking Brage. Ser ut til den er fram til 31. august. Det kan jo bety at riggen ventes å være ferdig da.
https://vikingsupply.com/ourfleet
https://vikingsupply.com/ourfleet
bmw5
29.08.2023 kl 09:58
2982
Det er nå stille på Pen forumet, bare Fluefiskeren er litt aktiv med litt informasjon. Det meste for Pen går etter programmet og av den grunn er det lite å rapportere før fremleggelsen av Q3. Den største hendelsen kommer ved treff som estimert ved Akeng deep en gang i Q1 20024. Er Akeng deep som forventet kan det bli en rask prosess for produksjon da det meste ligger til rette. Vell det er vell bare å kjøpe Pen aksjer før Q3 fremleggelsen og Akeng deep.
Fluefiskeren
29.08.2023 kl 11:43
2941
Ja, det er stille. Vi kan når som helst få melding om first oil fra brønn nr. 4 med tall for flow. Klarer vi 6000 bopd også denne gangen er det veldig positivt. Riggen skal flyttes nå for de to gjenstående brønnene som altså skal bores på Ruche. Regner i hvert fall med det. Det er anslagsvis 6-7 km unna der riggen er nå.
Vi må også tro at Island Innovator skal begynne reisen til Ceiba og Okumekomplekset i Ekvatorial- Guinea nå snart. Tipper det skjer helt i slutten av uka eller helgen, men ikke heng meg hvis det er feil. Vi må vel regne med minst 35 dager dit. Skal nok innom Las Palmas denne gangen også.
Vi må også tro at Island Innovator skal begynne reisen til Ceiba og Okumekomplekset i Ekvatorial- Guinea nå snart. Tipper det skjer helt i slutten av uka eller helgen, men ikke heng meg hvis det er feil. Vi må vel regne med minst 35 dager dit. Skal nok innom Las Palmas denne gangen også.
Redigert 29.08.2023 kl 11:46
Du må logge inn for å svare
sologsommer22
29.08.2023 kl 14:49
2854
DNB og andre meglerhus anslår at PEN vil få en EPS på 0,71 USD for tredje og fjerde kvartal samlet. Det er bare én måned igjen av tredje kvartal, så dette er et sterkt resultat.
DNB anslår også at PENs resultater vil fortsette å øke i 2024. De reviderte nylig sin PE-verdi for 2024 til 2,0 basert på en oljepris på 85 USD. Samme dag kom DNB med en dyptgående analyse som justerer opp Brent-oljeprisen til 90 USD innen nyttår. Han mener at dette nivået vil holde seg ut 2025.
DNB anslår også at PENs resultater vil fortsette å øke i 2024. De reviderte nylig sin PE-verdi for 2024 til 2,0 basert på en oljepris på 85 USD. Samme dag kom DNB med en dyptgående analyse som justerer opp Brent-oljeprisen til 90 USD innen nyttår. Han mener at dette nivået vil holde seg ut 2025.
Redigert 29.08.2023 kl 15:01
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
30.08.2023 kl 08:53
2603
Denne likte jeg dårlig. Militærkupp i Gabon.
« Africa
Gabonese military officers announce they have seized power»
https://www.reuters.com/world/africa/gabonese-military-officers-announce-they-have-seized-power-2023-08-30/
« Africa
Gabonese military officers announce they have seized power»
https://www.reuters.com/world/africa/gabonese-military-officers-announce-they-have-seized-power-2023-08-30/
Foreigner
30.08.2023 kl 09:08
2635
Short turn turmoil but might actually be good for the country in the long run.
Fluefiskeren
30.08.2023 kl 09:27
2618
Så absolutt. Afrikarabatten har sin årsak. Dette var en melding som sendte PEN og BWE mange måneder tilbake i kurs, men kan ta seg fort opp igjen. Det virker som valget ikke er gjennomført særlig demokratisk og at kuppet er et resultat av hvordan Bongo har gått frem her.
hulabalula
30.08.2023 kl 09:28
2655
sologsommer22 skrevInnlegget er slettet
sologsommer, dit indlæg er fra 2019...