Bør ikke BWE sende ut en børsmelding på dette?

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.

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.

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.

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

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.

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.

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.

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.

« BWE has acquired a 100% operated working interest in the Golfinho and Camarupim clusters, as well as a 65% interest in the BM-ES-23 block in Brazil. The company is also acquiring Saipem's FPSO Cidade de Vitoria (with a cost of $73 million: $25M at closing, $13M at FPSO takeover and $35M in 18 monthly instalments following the takeover), which operates the Golfinho field. The acquisition involved an initial cash payment of $15 million, with up to $60 million in contingent payments linked to oil prices, well operations, and further development. BWE will assume the abandonment liabilities for the FPSO, subsea infrastructure, and 13 wells, of which Petrobras will share the cost of four wells. The estimated proven recoverable resources in these assets are around 38 million boe, with 19 million boe already developed and producing. The company has identified additional gas accumulations of approximately 0.7 trillion cubic feet (Tcf) for potential future development. The Golfinho Cluster is located at a water depth between 1,300 and 2,200 meters in the Espírito Santo Basin, and the Camarupim Cluster is non-producing and is in water depths between 100 and 1,050 meters.

One of the conditions is that Petrobras must restart the FPSO after implementing the upgrades required by ANP. The status of the FPSO raised serious concerns among the ANP officials due to safety risks. One of Brazil’s unions tried to block the transaction citing the case of the FPSO Cidade de São Mateus operating the Camarupim and Camarupim Norte fields owned by BW Offshore (BWO), which exploted in 2015 and caused several deceased. The Camarupim and Camarupim Norte fields have been closed since the incident in February 2015. Coincidentally, BWE is a spin-off from BWO, so, technically, BWE was the operator of these fields that it has now acquired. This seems to be an overlooked aspect by most investors, BWE’s team knows perfectly all the particuliarities and challenges of these fields, and they will operate them thanks to receiving the offshore operator license by ANP. Moreover, the solution that Petrobras proposed to the ANP for the resumption of the production from the Camarupim and Camarupim Norte fields included the use of the FPSO Cidade de Vitoria that BWE is now acquiring:

Petrobras also analyzed other technical alternatives, such as a jacket, the interconnection to FPSO Cidade de Vitória, in operation in the neighboring field of Golfinho, and the installation of a smaller FPSO.

Once all the conditions for the closing of the transaction are met, BWE expects to add 9,000 bopd to its production base after closing the transaction. The development cost of the Camarupim and Camarupim Norte gas fields doesn't seem significant compared to Maromba. The gas fields were in operation so the wells and subsea infrastructure is already there, it appears that they only require a new FPSO or FSO capable of receiving and processing the gas from the fields. The remaining prospects included in the Golfinho and BM-ES-23 blocks don't seem to be relevant for the next three years, at least.

Hence, I believe the Golfinho transaction is simply brilliant«

Mer her:

https://zerogcos.substack.com/p/bw-energys-challenging-path-to-dividends

Gabon, Maromba og Kudu beskrives også utførlig.

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.

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.

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.

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).

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

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.

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.

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.

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?

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.

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.

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.

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

En lite presentasjon av sjefen for BWKudu

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

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

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:)

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.

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.

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 😊

Onsdag blir viktig, kan øke interessen dramatisk

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.

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

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.

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.

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

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

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

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

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 😊