KUDU: The company expects to increase the Kudu licence reserve estimate based on the new seismic data and recent positive exploration drilling results from other nearby Orange Basin licences. The current proven reserve estimate is 1.3 billion cubic feet of gas.

Fra BWE sin Q2-rapport:
In August, DHIBM-4H experienced issues with electrical supply to the ESP (electrical submersible pump) meaning that the
well is currently on natural flow at a rate of approximately 2,800 barrels per day. Investigations continue
and the Company is considering alternatives for component replacement which may include a well
intervention to retrieve the pump / motor.

https://newsweb.oslobors.no/obsvc/attachment.obsvc?messageId=597622&attachmentId=267015&obsvc.item=1

Edit: Dette gjelder altså den andre brønnen som ble borret. Er nok derfor at produksjonen per nå er på ca 27.500 boed (gross)

Det er veldig skuffende kurs med så mye økt produksjon.
Håper vi ikke er for optimistiske her og rosemaler.
Måtte vi få en god dag imorgen 🎉

Hadde virkelig trodd vi ville få close Golfinho før q2 rapport. Nå tipper jeg vi får en mulig forklaring på delays i morgen, men det blir neppe annonsert noe close i morgen. Er litt skuffet siden aksjen hadde et bra momentum over 30kr nylig og det hadde da passet perfekt å få en close og medfølgende planer for utvikling av feltet.

Ikke mye optimisme når en ser ann kursen i dag så får nå håpe noe kommer frem i morra

Nå har jeg fulgt BWE siden oppstart og kan ikke huske at markedet ifm. et Q, noensinne har vært mer gira på å få informasjon og status. Et krav eller forventning som er godt begrunnet.

Min agenda rettes mest mot Golfinho og hvorfor det ikke har blitt meldt close. Mitt bet går på environmental/IBAMA. Dvs. BWE har blitt påtvunget et eller annet ifm. undersøkelser eller studier - kanskje en EIA? For ANP er på plass. Både research/survey fartøy, subsea fartøy, anchor vessel etc. kan tyde på at noe kan det være innen environmental. Men får det liksom ikke helt til å rime for 3R Petroleum´s (kjøp Petrobras asset) gikk i mai dette her med IBAMA rimelig greit og godkjennelsen kom i tide.

Det er bare å slippe katta ut av sekken i morgen .......

Fingers crossed for tomorrow👂🙏

Thanks a lot, it is clear now. The info from Oslo Bors regarding takeover bids: https://www.euronext.com/en/markets/oslo/oslo-bors-norwegian-takeover-supervisory-authority

Repeated mandatory offer obligation
The mandatory bid obligation is again triggered by acquisitions of shares representing more than 40 % and 50 % of the voting rights (repeat bid obligation).

Subsequent acquisitions
If a shareholder has crossed a mandatory bid threshold in such a way as not to trigger the mandatory bid obligation (e.g. by shareholders coming together to act in concert), a mandatory bid obligations is triggered by any subsequent acquisition that increases the shareholder’s proportion of voting rights.

Sales of shares
A shareholder who crosses the mandatory bid threshold will avoid the obligation to make a mandatory bid by selling the proportion of shares which exceed the threshold within four weeks of the date on which the mandatory bid obligation was triggered.

No one is saying its cancelled but if BWO continue with paying BWE shares as part of their dividend BWGroup will get over 40% ownership in BWE and be forced to make an offer to buy all the outstanding BWE shares. To avoid this BWGroup will need to sell some of their shares in BWE before receiving more BWE shares as dividend from BWO so they dont go over 40% ownership.

Its just a techicality to protect minority shareholders and i really dont think its a big deal. The decision from Oslo Børs was the right one.

Could this be very negative for us shareholders?

It is a techicality and it is wrong to "silently" increase their ownership in bw energy, and therefore go around the rule of mandatory offer

So, this "0.0107 shares in BW Energy Limited per share in BW Offshore" in-kind dividend is cancelled and now they want BW Group to make an offer for the whole BW Energy, I don't get it, sorry

Det er vel "Eagle Brisbane" du forventer skal gjøre et lift? Med 1lift pr mnd vil det dreie seg om vanvittig my cash!

Litt tidlig kanskje å si sikkert, men ny lifting på Dussafu og fra Adolo?. Tanker nærmer seg, tror ikke den passerer Adolo. Passer bra, for BWE har guidet en llifting per mnd.

Jeg sitter med aksjer i begge selskaper så mulig jeg har et annet syn på saken. De ville nok øke utbyttebetalingene uten å bruke cash tenker jeg.

Ok. Om de må kvitte seg med aksjer er det vel bedre å gi de til sine aksjonærer ja. Ser den.
Hva er grunnen til at BWO må kvitte seg med aksjer forresten?

Synes ordningen har vært fin. Mulig BWO ikke har hatt nok cash til å øke utbyttet og alternativet var å bare gi 0.035 USD utbytte. Er man sikker på at det ikke blir større salgspress ved at ordningen fortsetter, men BWGroup må lempe ut aksjer i markedet hvert kvartal før de får de nye aksjene for å holde seg under grensen? BWO gir disse eiendelene direkte til aksjonærene så om en ikke selger aksjene man får blir det ikke annen endring enn at man har mer direkte kontroll over sine BWE aksjer.

Endelig. Har nevnt dette flere ganger tidligere..
Skjønner at aksjene gis til aksjonærene i BWO, men allikevel.
Ett "morselskap" som gir fra seg eiendeler "gratis" (tenker da på den enorme verdiøkningen BWE har og får med brønner /prosjekter)
Rart og Ikke tillitsskapende synes jeg.
Og så får en salgspresset da kanskje mange av de ønsker cash her og nå.
Trolig blir dette mye bedre nå da BWO aksjonærene må bruke cash og skape kjøpspress om de ønsker aksjer 😊

Ja, det blir slutt på den tullete praksisen og det vil bli mindre salgspress på bwe-aksjen, tommel opp

Da er det vel mye som tyder på at utbytteaksjene vi bwo-aksjonærer får i BWE er fortid 😁 ref melding nettopp.

Meeting with Representatives of Petrobras and BW Energy

Participant(s)

ANP:

Luiz Henrique Bispo

REPSOL SINOPEC:

John the Baptist

PETROBRAS:

Claudia Vasconcellos Rodrigues

Ana Flávia

Fabrício Manhães

BW ENERGY:

Rafael

Line

WSOP | Session 3 - Challenge of implementing Regulation in the daily lives of Operators

https://www.gov.br/anp/pt-br/acesso-a-informacao/institucional/agenda-dirigentes/superintendente-scl-luiz-henrique-bispo/2023-08-18

Edit: tekst via Google translate
Edit 2; møtet fant sted 18. aug

Det er virkelig snakk om enorme mengder petroleum i Orange basin i Namibia:

« 11 billion barrels of oil found in Namibia’s red-hot Orange basin, but ‘surface only scratched’

Shell and TotalEnergies have also discovered 8.7 trillion cubic feet of gas in prolific play

21 August 2023 10:13 GMT UPDATED 21 August 2023 10:31 GMT
By Iain Esau in London
Shell and TotalEnergies have discovered at least 11 billion barrels of light oil and up to 8.7 trillion cubic feet of gas in Namibia’s prolific Orange basin over the last 18 months»

https://www.upstreamonline.com/exploration/11-billion-barrels-of-oil-found-in-namibia-s-red-hot-orange-basin-but-surface-only-scratched-/2-1-1503991?abtest=a

Betalingsmur

Her trengs det informasjon og status for alle av BWEs eiendeler. Dette får vi en god del av ifm. Q2 på onsdag. Vi snakkes etterpå.

God timing hulabalula for tilleggskjøp - vel og merke min personlige mening. Selv om det er tilstede noe risk ifm. fjerde Hibiscus brønn og Golfinho.

Jeg tror det trekker ut på grunn av miljøgrunner eller sikkerhetsgrunner, men selvsagt vet jeg ikke. Om dette medfører kostnader for selger eller kjøper tør jeg ikke gjette på.

Men jeg skjønner bare ikke hvorfor det ikke meldes om hva forsinkelsen skyldes. Først skulle overtakelse skje i Q1. Deretter i Q2. Nå er vi langt ute i Q3.

Må innrømme at dette kom som en overraskelse for meg. Trodde at det skulle være gjort når ANP godkjente salg/kjøp. Har vært oppe i tilsvarende i Brasil. Satt i PEN da de solgte gassfeltet Manati for mange år siden. Da mener jeg bestemt at det var klart ved ANP-godkjennelsen. Men miljø og sikkerhet er selvsagt enormt viktig og det kan være greit å få oppklart dette fra IBAMA sin side før endelig godkjennelse. De kan vel sammenlignes med miljødirektoratet her hjemme. Rekkefølgen synes jeg dog er merkelig.

Salgene i PEN merktes, men den har tatt seg bra opp igjen hver gang.

Jeg har været køber i dag for første gang i tre måneder, da jeg tror BWE er oversolgt pga rapportfrygt. Tror på et "relief"-rally. Får vi negative Golfinho nyheder bør det meste være indbygget i kursen.

I øvrigt flot PEN outperformance den seneste måneds tid, specielt med tanke på relativt store salg af tre storaktionærer. Vidner om at interessen er der til at opsluge salgene.

Onsdag blir viktig, kan øke interessen dramatisk

Handler det litt om bla. tillit?
En liten "evighet" før den meldte kompressoren kom igang .. og div andre meldte ting som drar ut.
Og så har du det at BWO deler ut BWE aksjer..
Mulig d gir ett dårlig signal på ett vis..
Kommer ikke på mer negativt..
Resten er jo positivt som fy 😊

Man kan virkelig lure på hvorfor aksjen ikke klarer å holde følge med andre oljeaksjer kursmessig når produksjonen økes kraftig og oljeprisen stiger. Jeg har ingen annen forklaring enn at det har oppstått en frykt i markedet for at Golfinho ryker. Kun to dager til Q2. Da vet vi forhåpentligvis mer.

Her er en sammenligning med kursutviklingen i andre oljeaksjer siste måned. Y-aksjen er selvsagt ikke kurs, men kurs relatert opp mot PEN som er den mørkeblå kurven. Her satt opp for siste tre måneder. Går man på siste uke er det enda verre. Velger man lenger tilbake i tid er det langt bedre.

https://www.nordnet.no/market/stocks/16105762-panoro-energy

Tar man hensyn til at de fleste av de andre selskapene har utbetalt utbytte blir det enda verre.

Yes, if BWE decide to speed up and invest in the Golfinho oil field and the Camarupim gas field.

We have to remember that the assets have to be deemed as reserves and not resources - drilled or producing. Some uncertainty regarding the in-fill wells, but not much. I guess even the Stage 2 in-fill wells as referred to in the Petrobras teaser have been cleared out.

So... you promise BWE will more than triple the production from today's production in 2 years while even the today's production is not priced in?:) I believe you thank you:)

Brukte ca 35 dager på brønn 3. har nå brukt 30 dager-isch på brønn 4.

En lite presentasjon av sjefen for BWKudu

https://www.nieconference.com/images/speakers/speakers/dr-klaus-endresen.pdf

Nå har jo produksjonen på Golfinho blitt stengt ned siden juni 2022. Likefullt har Saipems FPSO CdV blitt holdt på lokasjon i samme periode. Dette må rimeligvis koste. Og er det slik jeg forstår, har Petrobras beholdt avtalen og bare fortsatt med å betale for FPSO-en. Betingelsene vites ikke men noen mill. USD blir det av det. Naturlig å tenke seg at Petrobras inndekker i form av salg av olje fra Golfinho, ref. lifting. Markedet kjenner ikke til detaljene, men at BWE har fått sin andel etter de to løftingene, mener jeg er realistisk å anta. Signert kontrakt og med up front innbetaling av USD 3 mill. til Petrobras kan delvis ses på som en form for tilbakevirkende kraft. Så en andel av de to løftingene tror jeg beholdes av BWE.

Er det Torpedo anker til FPSO CdV som Rochedo De Sao Pedro holder på med på feltet - eller ren cargo?

Kan virkelig like at myndighetene i Namibia endelig har fått ut fingeren. For nå markedsføres Kudu gassen for alt den er verdt. Trolig dette som skal til for å få partner/offtaker og Kudu prosjektet kan bringes til FID, innen 2024. Sør Afrika ser ut til å bli en samarbeidspartner for Namibia. Derav rimelig å tro at SA også tar sin del av kostnadene/infrastruktur. Samarbeidet er begynt:

South Africa Seeks to Benefit from Namibia’s Kudu Gas Project

The Minister of Mines and Energy, Tom Alweendo, today signed an agreement with the Minister of Electricity from South Africa, Kgosienstsho Ramokgopa. This agreement will explore how South Africa can benefit from Namibia’s Kudu Gas-to-Power project, as well as how the two countries can collaborate on their Green Hydrogen strategies to avoid competition.

For mer:

https://informante.web.na/?p=346880&utm_source=Dlvrit&utm_medium=linksreferral&utm_campaign=socialmedialinksTwitter&utm_id=G-4BCRPBFTLT&utm_term=Facilit8%20Namibia

Da er Eagle Parana ferdig å laste ved Golfinho. Blir noe unøyaktig estimat nå siden hun ikke lastet i nærheten av full kapasitet. Anslår en plass mellom 250.000-300.000 fat. Totalt har det blitt løftet 650.000-700.000 fat siden oppstart da. Hvis vi anslår 75 dager med produksjon for å ta et «konservativt anslag på produksjonen så får vi da 650-700k/75= 8600-9300bpd i produksjon på Golfinho. Tipper de ligger betydelig høyere nå, men muligens ikke så høyt som 14-15k pr dag.

Dersom det nå er produksjon på Golfinho og en venter på eksempelvis godkjennelse fra IBAMA så er det for meg en selvfølge at denne produksjonen tilfaller BWE.

Dersom feltet produserer tappes det for verdier hver eneste dag - som kjøper blir da avtalen dårligere for hver dag som går dersom produksjonen ikke tilfaller kjøper. Det kan være det er avtalt at produksjon tilfaller Petrobras i en begrenset periode under oppstart og overlevering. Men la oss si godkjennelse fra IBAMA drar ut og feltet produserer i eksempelvis 4 mnd - da tappes feltet for 720.000 fat olje som tilsvarer 61musd. Som igjen tilsvarer hele kjøpesummen som er avtalt mellom BWE og Petrobras.

Ad analysen/vurderingen av BWE-aksjen, som Fluefiskeren viser til.

God beskrivelse av BWE som selskap og eiendelene.

Ikke noe revolusjonerende ellers, med bruk av logikk som virkemiddel. Skribenten er tydeligvis ikke helt oppdatert hva gjelder særlig ny Brasil-deal. Det er ikke noe sted fremkommet at BWE ser for seg ny FPSO ifm. Camarupim gassen. Her har selskapet skissert bl.a. tie-back til FPSO CdV. For øvrig bommer skribenten på fakta hva angår de to in-fill brønnene (1 olje og 1 gass) som selskapet har nedfelt i egne rapporter som guiding. Dvs. han utelater disse to-innfill brønnene i sin helhet.

Derfor blir analysen skjev hva angår Brasil-deal, men også delvis vs. Maromba. Strategien til BWE er at de to in-fill brønnene, hvor en brønn skal stimulere til høyere oljeproduksjon på Golfinho. Den andre gassbrønnen er trolig tenkt erstatte Canapu gassproduksjon, som med gass som tidligere – sterk decline.

Rent generelt er det en sak jeg grubler litt på.

Markedet vurderer tydeligvis at manglende FID beslutning for Maromba og nødvendig funding utgjør en riskfaktor. Men hvorfor det egentlig? Maromba er nå planlagt med første olje i andre halvår 2026. I samme forbindelse reduserte analytikerne sine 2025-estimat. Ny Brasil-deal utgjør en endring i estimatene frem til Marombas first oil H2 2026.

Ettersom BWE har sklidd på fremdriftsplanen for first oil Maromba tidligere, hvorfor kan ikke selskapet gjøre dette en gang til?

Riktignok skal BWE betale for FPSO Polvo til BWO i Q4 og Q1, men dette er ingen hindring for at BWE utsetter Marombas first oil til f. eks. H2 2027. Forutsetningen må rimeligvis være at Maromba-kontakten med Petrobras og myndighetene (ANP) åpner for noe slikt.

Dette sagt, kun i en riskhindrende forbindelse, ref. finansiering. For øvrig og med all nødvendig finansiering på plass, både ifm. ny Brasil-deal og Maromba, så er det bare å trø vannet.

Hvorfor mener jeg at en ny utsettelse på Maromba kan forsvares?

Forventer at BWE har kontroll på Dussafu fremover og ditto hva gjelder funding og FID Kudu prosjektet. Dvs. BWE går ikke i gang med Kudu, før alt er på plass.

Da gjenstår ny Brasil-deal og Maromba. Men hva kan man forvente vil skje rent progresjonsmessig offshore Brasil?

Jeg tror strategien til BWE blir som følger og at selskapet enten finansierer videre boring/utbygging på Golfinho/Camarupim alene eller som en kombo med Maromba. Skulle det bli en ny utsettelse Maromba, kan funding bero inntil videre. For min del, mye mer gira på Golfinho og Camarupim eiendelene enn Maromba. Videre blir det langt bedre kost/nytte effekt ved å gyve løs på Golfinho/Camarupim enn fra "scratch" med Maromba lenger frem i tid. Også modding av FPSO Polvo vil kreve funding.

Følgende fire trinn bør etter mitt syn utgjøre strategien ifm. ny Brasil deal:

(fat og boe, er både olje og gass - derfor kun rene tall)

Trinn1:

Golfinho produserer som guidet ca. 9.000 - ingen forandring her

Trinn 2:

Boreprogram som guidet for de to inn-fill brønnene gjennomføres snarest mulig. I stk. oljebrønn og 1 stk. gassbrønn - samlet 12.000

Trinn 3:

Camarupim, som produserte et stykke inn i 2015 og ligger klar for tapping - tie-back FPSO CdV. Etsimert 10.000. Ref. Petrobras teaser.

Trinn 4:

Ref Petrobras teaser:

 Golfinho In-Fill Drilling – Stage 2: construction and connection of 3 new producing wells, in order to achieve an oil
production peak of 29.5 Mbbl/d in 2022. Riktignok tenker BWE å bore 1 in-fill oljebrønn på Golfinho, men Stage 2 angir 3 stk. oljebrønner. Økning i oljeproduksjon på Golfinho basert på 2 stk. nye oljebrønner 12.000 (Stage 2 i teaser).

Samlet de fire trinnene som nevnt ovenfor kan gi BWE en nettoøkning, bare basert på Golfinho og Camarupim på formidable 43.000. Riktignok må påregnes decline, men store tall blir det uansett.

9.000 fra Golfinho, 12.000 ifm. de to stk in-fill brønnene, 10.000 ifm. Camarupim gassen og 12.000 ifm. Stage 2 (2 stk in-fill oljebrønner)

Derfor blir min slutning, ikke nødvendigvis stress med Maromba, men fokuser på ny Brasil-deal. Eiendelene i Brasil vil endre estimatene til analytikerne.

Ny Brasil- deal med samlet alle de fire trinnene 43.000 og fra Dussafu (alle 6 H/R brønnene og Tortue = gross 42.000) med 31.000, kan således innen 2025 gi en produksjon for BWE i en størrelsesorden 74.000.

De to stik. In-fill brønnene som BWE allerede har guidet, tror jeg vil være online innen H1 2024.

Ny in-fill boring (Brasil) har myndighetene nedfelt i lovverket, er erfart for andre O&G selskap, kan redusere royalty satsen til det halve, dvs. fra 10% til 5%.

Etter mitt syn - Maromba kan bli kjekt å ha, men absolutt ingen nødvendighet.

Det er helt vanlig at kjøpet har «tilbakevirkende kraft» fra når avtalen annonseres og når den signeres etter godkjennelse fra myndigheter etc. De fleste slike kjøp jeg har vært investert i har dette vært praktisert, men til gjengjeld har dette også blitt opplyst når avtalen meldes. Det har jeg ikke sett/lest noe om i Golfinho deal, mulig fordi de ikke kjøpte et produserende felt når avtalen ble gjort?

Kan de det da? Det er jo helst myndighetene som avgjør det. Det kan høres ulogisk ut og det er sikkert forskjellig praksis her, men også ved OKEAs kjøp av andeler i området rundt Stadfjord av Equinor ble effektiv dato satt til 1 januar og godkjennelse ventes i Q4.

Så lenge kjøper kan være med å påvirke overtakelsesdato (implisitt da også skyve på) virker det lite balansert at kjøper skal få inntekter fra signert kontrakt. Mer logisk med pølsa og pengene.