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.

Det kommer an på hvilken avtale som er gjort. Jeg tror det er vanlig at kjøper får inntektene fra dag 1 etter avtale inngås. Slik var det i hvert fall da PEN kjøpte assets fra Tullow for noen år siden. Har også sett det i andre sammenhenger.

Hvor mye skin in the game har egentlig sjefen selv? 🤔

Jeg har læst den og der er ikke specielt meget kød på. Fik den selv tilsendt af en ven som er substack subscriber så jeg kan ikke dele den, men kan give nogle bullet points:

- Han fremhæver, som jeg også tidligere har gjort, at hovedejeren, BW Group, har en fremragende historik som contrarian investor, og at de er gode at have med som stærk ejer.
- Han påpeger at insidere har skin in the game. Check.
- Han har ikke styr på Kudu-historien. Han taler om Namibian assets som et oljefelt og at der skulle være “potential juridictional risks”. Det syn deler jeg ikke. Namibia er et af Afrikas mest funktionelle lande og de har en lang historie som en af verdens bedste mining jurisdictions. Var selv længe involveret i uran og lavede en del research om landet for fem år siden.
- Han tror BW kan omsætte for en milliard USD om 2-3 år, hvilket viser at han ikke har lavet en deep dive. Dels er omsætning irrelevant, dels kommer vi op i en milliard om få måneder (annualized), ikke om 2-3 år.

Hans konklusion er at han bør købe langt flere end han har (det er hans fjerde største position).

Fin denne du linket til, FF 👍

Nå er vel også analysen til Calvin (som refereres til her) ute.
Noen som har den?

Anser det som sannsynlig at Golfinho nå produserer nærmere 14.000-15.000 fat pr dag, så håper vi får en klarhet ganske snart hvem inntektene tilfaller. Produksjonene gitt guiding på 9000 far pr dag vil nok falle gradvis. Siden det ikke har blitt meldt noen dato for overtakelse(tilbakevirkende) slik det ofte er ved kjøp av produserende assets så tror jeg ikke inntektene tilfaller BWE.

God den Face. Da er det foretatt to løftinger på Golfinho. Den forrige var med en betydelig mindre shuttle tanker. Selv om dette blir irrelevant i løftesammenheng. Dan Sabia løftet i slutten av juli mnd. At det nå blir ny lifting bør tyde på at Golfinho/FPSO CdV produserer. Hvem som blir eier av oljen, hvor mye eller hva som er status - gudene må vite.

Da er det ankommet et nytt tankskip for å laste olje på Golfinho. Eagle Parana laster nå opp hos Cidade de Vitoria, skal bli spennende å se hvor mye som løftes denne gang.

Rot?
Det er ingen som sier at vi har 1,9 milliarder boe. Det er en representant for The Ministry of Mines and Energy som sier at feltet KAN inneholde opp til dette.

Og ja, BWE har en andel av dette. Nærmere bestemt 95 %.

Denne representanten bruker de siste store funnene i Orange Basin til å begrunne påstanden. Det får stå på hennes konto.

Skjønner det kan virke forvirrende med all prat og ref TCF-ene, men følgende statement bør være essensen av hva Shino sa på O&G konferansen 16. og 17. august:

She said Namibia needs a dependable baseload power project and Kudu gas is the only project that can produce reliable electricity.

“Kudu gas is the only solution that can give us baseload power, and only with baseload power are you able to industrialise as a nation,” Shino said.

Fersk tale og fersk seismikk, som vi ikke vet om Shino har fått innsyn i eller kjennskap til.

Dette med TCF-ene og Kudu generelt bør bli et tema ifm. Q&A 23/8. dersom ikke BWE selv kommer med ferske tall. Pleier sende en bolk med spørsmål til Knut.

Det er jo tydelig at NAMCOR har lekket første indikasjoner på hvordan den endelige seismikken ser ut til overordnede, de bryr seg neppe om hva som skjer på lille oslo børs.

Disse 1,9 mrd boe;
Har bwe en andel av dette?
Ligger det 15 mil unna og har ingenting med bwe å gjøre?
Andre teorier? 😁

Skjønner st vi vet mer når seismikken er klar, men det som limes inn nå virker bare å være rot.

Svære greier.
https://www.bloomberg.com/news/articles/2023-08-18/namibia-plans-2-1-billion-port-expansion-for-oil-developments#xj4y7vzkg

Jeg stusset på det jeg også i den andre tråden. De er langt i fra hverandre. Anslagsvis 15 mil. Imidlertid har de samme kildebergart som faktisk også heter Kudu.

Har vel strengt tatt ingenting med BWE's Kudu felt å gjøre:

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.

Hvis det er nye tall basert på ny seismikk synes jeg de burde det, men det har vært mistanke lenge om at det inneholder betydelig mer enn de 1,3 Tcf som har vært konsensus. Så om det er resultat av ny seismikk er vanskelig å si. Vi får nok vite mer ved q2 på onsdag.

Bør ikke BWE sende ut en børsmelding på dette?