Brikke på brikke legges.
https://petroleohoje.editorabrasilenergia.com.br/omni-fecha-contrato-com-a-bw-energy/

Tilbake til artikkelen solb la ut i går. Er det bare jeg som stusser ?

Shino said the Kudu Gas project is expected to use common green hydrogen infrastructure, to be located in Lüderitz. The southern harbour town is set to be an energy hub for Namibia.

The envisioned Kudu gas project will be used to produce blue hydrogen for export purposes. Blue hydrogen is hydrogen produced from natural gas with a process of steam methane reforming, where natural gas is mixed with very hot steam and a catalyst.

Her snakkes det om både grønn og blå hydrogen. Jeg har hele tiden trodd at gassen skulle brukes i et gasskraftverk for å produsere strøm på det lokale markedet. Ikke til eksport av hydrogen.

Jeg stusset på dette jeg også. Trakk den konklusjonen at det er snakk om så store gassmengder at det nok skal realiseres både gasskraftverk samt eksport av blå hydrogen?

Skal vi tro "West Leo" blir transittrigg for gassen fra både Kudu, Graff, Venus og Jonker? Enorme gassmengder.

Arctics langsiktige oljeprisanslag er på 80 dollar fatet. Dette ligger til grunn som en av hovedkomponentene når meglerhuset regner seg frem til en verdi på selskapene som opererer i sektoren. Aksjeanalytiker Daniel Stenslet synes flere av de børsnoterte aksjene har en god risiko versus belønning (risk/reward).

Han ser betydelig oppside i alle de tre store olje- og gasselskapene Equinor, Aker BP og Vår Energi. Samtidig ser han rundt 50 prosent oppside i de noe mindre aktørene BW Energy og Panoro.

https://www.dn.no/olje/oljeprisen/oljemarkedet/ole-rikard-hammer/analytiker-spar-hoyere-oljepriser-og-kursfest-i-oljeaksjer/2-1-1518736

Takk for den. Det er uvanlig stor forskjell i kursmål for PEN og BWE. Fem kroner høyere for PEN. Har hatt inntrykk av at BWE ofte har blitt vurdert til høyere kursmål og kursstigning enn PEN.

Slettet - kom ikke direkte til innlegget.

Ja og helt ubegripelig, men det visste dere. Kursmålene spriker og så har bl.a. Pareto NOK 50 for BWE. Lavere for PEN. Her må man stole på seg selv og egen innsikt, samt ikke glemme at det er produksjonen som påvirker inntektsgrunnlaget med høy oljepris - iallefall fortløpende. .

Selv med hva som foreligger av produksjon for BWE i Q4 og videre, vil medføre FCF som vil overraske positivt.

Hva som har imponert meg mest med selskapet i det siste, er betydningen av Kudu feltet i Namibia. Jeg sier feltet, fordi det kan vise seg at det for den del mot vestlig grense vs. PL083 - og Galp skal bore to letebrønner i Q4 - kan vise seg - sammen med ny 3D seismikk, at BWE sitter på olje også. Uansett vil trolig reservegrunnlaget for gass bli skrudd kraftig opp, Kudu feltet vurderes som som jokeren for BWE.

Finner det meget underlig om ikke BWE speeder opp med å tappe Camarupim gassen v/tie-back FPSO CdV. Hvorfor dette ikke allerede er planlagt og meldt ut i markedet synes merkelig, men kan jo komme. Rent generelt, er sterkt kritisk til avholdenheten i å booste produksjon av gass og olje ifm. den siste Petrobras handelen. Igjen, her kan BWE overraske positivt. Noe som egentlig vil fortone seg som helt naturlig. Selv med Lula ved makten - og god fungerende O&G industri i Brasil - anses Brasil som mer fordelaktig enn Gabon, som nå har blitt mindre transparent.

BWE må gi gass i Brasil. Ja, det koster. Hva kan egentlig tie-back fra Camarupim til FPSO egentlig medføre av capex. Og BWE kan selge rundt 10.000 boe/dag. Gassen går i 12" pipeline - eies av BWE - onshore og videre inn i det nasjonale distribusjonssystemet. Kan ikke skjønne, ettersom det tok BWE 18 mnd. for first oil Dussafu, at selskapet både kan få boret de to in-fill brønnene og koblet opp, samt få fart på gassen fra Camarupim. Mer olje og gass fra både Camarupim og Golfinho, burde kunne være mulig innen et to års perspektiv. Bakgrunnen for min påstand finnes i Petrobras teaser av januar 2020. Skjer det lite eller ingenting her, vil trolig dette være den direkte årsaken til at min interesse for BWE vil avta, med tilhørende konsekvenser.

Selskapet har gjort veldig mye riktig. Om det skorter på kompetanse er usikkert. Men stang-ut har ikke blitt uvanlig. Enkelte uønskede hendelser må man kunne regne med når det dreier seg om offshore prosjekter. Det er vel helst tidsforsinkelsene som har plaget markedet mest.

Nå foreligger to scenarioer ifm. de to Hibiscus brønnene med ESP feil. Enten ordnes det hele raskt og til lav kostnad eller så blir det workover og innleie av dedikert rigg og trolig gjort senere.

Blir det suksess med den første Ruche-brønnen online i november, kommer egentlig produksjonen on-track. Dvs. det kan bli månedlige løftinger. Hver på ca. 950.000 fat. For all del - ikke ille i dag heller med ca. 800.000 fat som løfting per mnd. med dagens produksjon på Dussafu. Så oljeprisen har høy impact.

Ja, Kudu er spennende. Tilgrensende blokk er jo PEL 83 som du skriver med Galp som operatør. Riggen de skal benytte ligger til kai i Las Palmas på sin vei til Namibia. Holder fast på mitt estimat at spudd blir sånn omtrentlig månedskiftet oktober/november hvis den snart kommer seg fra Las Palmas nå.

Det er mye fokus på hva vi kan forvente av Q3 & Q4 med en realtivt komplisert løftekabal. Det hadde vært enklere og mer oversiktlig om partnerskapet hadde solgt lastene sammen og delt inntektene etter eierandel. Men vi må vel bare akseptere at de følger et system etter gjeldende regler, greit nok.

Personlig synes jeg det er mer interessant å løfte blikket litt og regne på hva vi kan forvente fra Dussafu over en periode, for eksemplel for 2024 som helhet.

Boringen av Hibiscus gikk helt fint, antar at de nå lykkes med å bore to brønner til på Ruche. Jeg har ikke sett noe tall på hva vi kan forvente av produksjon fra Ruche, kan kanskje anta noe i nærheten av Hibiscus, la oss si rundt 5000/dag fra hver brønn. Dette bør være nok til å nærme seg kapasiteten på Adolo på 40.000/dag.

Noen videre antagelser og kvalifiserte gjetninger:
* Det bryter ikke ut borgerkrig i Gabon
* Det nye regimet finner ikke noe snusk i utbetalingene fra BWE til Bongo
* Et par - tre av ESPene har issues, noe nedetid må forventes for å reparere
* Worst case, noen 10-talls millioner i (rig?)kostnader for å reparere ESPer
* Noe nedetid på Adolo for vedlikehold etc.
* Oljepris snitt på ~$80/fat for 2024
* En all-inclusive produksjonskost på $30(?)/fat, gir $50 pr fat til partnerene i lisensen
* Må være lov å håpe på en gjennomsnittlig produksjon for 2024 på ~35.000 fat/dag? For høyt? For lavt?

Da har vi for BWE 73,5% av 35.000 fat pr dag = ca 25.000

Etter kostnader: 25.000 X 365 X $50 = $456 millioner

Med en dollarkurs på 10 så ender vi på 4,56 milliarder NOK til BWE fra Dussafu for 2024.

Golfinho kommer i tillegg + muligens noe fra Camarupim.

I 2025 - 2026 kommer nye betydelige volumer fra Golfinho, Kudu og Maromba.

Er det noe jeg har oversett her? Kanskje tar jeg feil og dette ender med total bust som dagens aksjekurs tilsier? I motsatt fall så må markedet snart begynne å løpe etter etterhvert som BWE-kassa rigges til å flomme over av cash.

Bare en liten anmerkning. Du sier at vi må regne med litt nedetid på Adolo og likevel bruker du 365 dager i regnestykke ditt. Jeg tror dog du er konservativ i ditt snitt på 35 000 bopd gross for 2024. Det bør bli en del høyere, men selvsagt avhengig av at de to siste brønnene går etter plan og det ikke tar for lang tid å fikse pumpene.

Og first oil på Maromba er vel guidet til slutten av 2026. Kudu snakkes det vel om 2026 rett og slett, men ikke glem fase 2 på Hibiscus/ Ruche. Det er vel snakk om seks nye brønner da.

Og ikke glem at med gjeldende oljepris, er Golfinho med prod.skip, rørledninger, samt Camarupim m.m. nedbetalt og i BWE sitt fulle eierskap, på under ett år. Totalverdien av BWE må jo øke dramatisk.

«Energy Invest: Namibia 2023 to Launch at African Energy Week 2023 in October»

Tar bare litt av innholdet:

« The 100-page publication also explores trade and investment opportunities within Namibia’s support sectors, including power, transport and infrastructure, featuring an update from BW Energy on its flagship Kudu gas-to-power project, highlighting the expansion of Namibia’s principal ports and positioning the country as a trade a regional logistics hub within the SADC.»

Det må vel bety at det vil komme noe om seismikken som ble ferdigskutt i mai, men vi får det kanskje før det?

https://energycapitalpower.com/energy-invest-namibia-2023-launch-aew/

Fra meldingen idag. Hva kan dette bety?
" the ongoing development of a new concept for the Maromba field in Brazil based on a dry tree development with five initial wells."

Mye spennende fra dagens presentasjon:

* Produksjonen går bedre enn tidligere meldt - ligger nå på 29.000 fat. Dvs BWE for øyeblikket har en netto produksjon på over 30.000 fat inkl Golfinho.
* Som gunnarius tidligere har bekreftet så blir det 3 løftinger til BWE fra Dussafu i Q4.
1) 4Q 2023 liftings expected to be two 650kbbls cargoes and one 950kbbls cargo
- Det vil si 2,2mill fat - med dagens oljepris er det enorme mengder cash. I tillegg kommer løfting fra Golfinho. La oss si det kommer rundt
900k fat fra Golfinho. Da vil en få topplinje på 260-280musd i Q4 - til sammenligning var omsetning i HELE 2022 på 278musd og da var kursen periodevis godt over dagens nivå.

*Hibiscus reservoir and well performance above expectations - Drilling results show larger resource than previously modelled
* MYE spennende rundt Kudu - dette er en grei oppsummering: Potential world class asset in the highly attractive Orange Basin
* Nærmer FID Maromba - tipper Q1/Q2 24 om de lander finansiering.

Om en legger på 40k fat fra Maromba i 2026 ser det ut som selskapet vil kunne ha en netto produksjon på rundt 80.000 fat pr dag. Ser ut som det er inkludert
de 2 planlagte in-fill wells på Golfinho. I tillegg vil en da ha ytterligere muligheter på Golfinho (gass fra Camarupim) og Kudu som rosinen i pølsa.

På den negative siden så får en ingenting nytt knyttet til ESP problematikken men jeg mener dagens oljepris samt utmerket performance fra reservoir betyr MYE mer enn kortsiktige ESP problemer. Selskaper er on-track til 40.000 fat fra Dussafu innen utgangen av 2023.

Angående Kudu så merker jeg mer særlig dette: Transformational project for Namibia’s power situation and successful development of a
significant renewable potential. Dette harmonerer godt med potensiell utbygging av blå og grønn hydrogen. Skal ikke se bort i fra at BW Group og andre aktører ser muligheten til å sikre seg deler av elektrisiteten fra Kudu til å bygge ut en fornybarsatsning i Namibia. Det passer igjen godt med det faktum at Kudu Gas to power prosjektet vil generere mer elektrisitet enn det foreløpig er behov for i Namibia. "Keen interest from additional private off
takers of gas and power"

Meget bra oppdatering/presentasjon.

For Dussafu, se side 8/19:

Dussafu production update

• Situation in Gabon is stable with the transitional government

• Current Dussafu production of ~29,000 bbls/day

• 3 liftings expected in Q4 2023


Også meget god produksjon på Golfinho, hvor det trolig blir løfting i oktober:

• Field production stabilised at ~10,000 bbls / day
after extended shut-down

Aksjonærene bes spesielt legge merke til at BWE har planlagt øke eierandelen i BM-ES-23, BWE benevner denne som Brigadeiro, men dette er egentlig selve brønnen, hvor det er funnet overveldende bra med gass/kondensat. Den andre brønnen med funn er Quindim. Positivt at BWE har planlagt øke eierandelen som operatør, fra 65% til:

1) BW Energy set to increase ownership to 76.47% as one of the field partners is planning to exit the license

Registrert hos ANP og utsatt pga. BWE kjøpte av Petrobras::

NASJONAL ORGAN FOR PETROLEUM, NATURGASS OG BIODRIVNSEL
STYREVEDTAK

ADMINISTRATIV(E) PROSESS(ER): 48610.008538/2012-52

STYREMØTE Nr.: 1.109
DATO: 01.12.2023
RD-nr.: 17/2023

EMNE:

Analyse av anmodningen om å utsette erklæringen om kommersialitet (DC) for vurderingsplanene for olje- eller naturgassfunn (PADs) for brønn 1 -BRSA-926D-ESS (Brigadeiro) og brønn 1-BRSA - 936D-ESS (Quindim), konsesjonskontrakt nr. 48610.007979/2004 (BM-ES-23), operert av Petróleo Brasileiro SA VEDTAK: Styret for National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels - ANP, vurderer hva som er inneholdt i prosess nr. 48610.008538/2012-52, og basert på rekkefølgen av forslag til behandling av styret nr. 12/2022/SEP, i teknisk uttalelse nr. 295/2022/SEP -E-ANP, i uttalelse nr. 335/2022/PFANP/PGF/AGU, i ordre nr. 2189/2022/PFANP/PGF/AGU og i notat nr. 4367/2022/PFANP/PGF/AGU vedtar, enstemmig blant de tilstedeværende: Godkjenne utsettelse av erklæringen om kommersialitet av evalueringsplanene for funn av olje eller naturgass fra brønn 1-BRSA-926D-ESS (PAD Brigadeiro) og brønn 1-BRSA-936D-ESS (PAD Quindim), blokk ES-M-525, konsesjonskontrakt nr. 48610.007979/2004 (BM-ES-23), operert av Petrobras , i nitten måneder fra datoen for operatørens krav, som slutter 29. desember 2023.

Dokument signert elektronisk av SERGIO ALONSO TRIGO, Superintendent of Governance and Strategy, 01.12.2023, kl. 18.21, ifølge offisielle Brasília tid, basert på kunst. 4. § 3. i dekret nr. 10 543 av 13. november 2020.

https://atosoficiais.com.br/anp/resolucao-de-diretoria-n-17-2023-analise-do-pleito-de-postergacao-da-declaracao-de-comercialidade-dc-dos-planos-de-avaliacao-de-descobertas-de-petroleo-ou-gas-natural-pads-do-poco-1-brsa-926d-ess-brigadeiro-e-do-poco-1-brsa-936d-ess-quindim-contrato-de-concessao-n-48610007979-2004-bm-es-23-operado-pela-petroleo-brasileiro-s-a

Media har skrevet en del om BM-ES-23 ifm. BWEs kjøp og betegner funnene i Brigadeiro og Quindim som selve rosinen i pølsa ifm. transaksjonen med Petrobras. Går BWE løs på disse to brønnene, som allerede er kategorisert med funn, men ikke er kjent med endelig størrelse, blir egentlig neste steg produksjonsboring/utbygging. Denne er ny for de fleste i markedet og ikke vurdert av noen analytikere, etter hva jeg kan se. Ligger bra med gass/kondensat reserver her.

Kudu og Maromba blir det mer om senere i dag.

Ser ut til å ha blitt tatt imot ganske positivt. I grønt på en dag hvor Brent har falt to dollar siden børslukk i går lar seg høre.

Vet ikke om jeg skal le eller gråte? BWE skaper verdier som aldri før, og produksjonen øker i ekspressfart. Men kursen ligger stadig betraktelig lavere enn hva den var da produksjonen var under 10k b/d. Noe er fundamentalt galt, og jeg har ikke svaret på gåten.

solb, fornektelse og trass i markedet. Neste trinn i "de fire sorgfasene" blir aksept og forløsning. Man må bare la psykologien få råde, så kommer fjerde og siste trinn - aksept og forløsning.

Det synes som om BWE er på oppløpet ifm. funding av Maromba. Dette sa CEO Arnet mer om ifm. Q2 CC, Q&A bolken. Dvs. package(s) som de holdt på å sette i sammen. Meldes finansiering – fullt eller delt - vil være en trigger i aksjen. BWE aksjen hemmes mest sannsynlig av dette utestående moment.

• Final investment decision remains subject to conclusion of project financing

Drilling campaign Golfinho – gammelt nytt?

Fra presentasjonen i dag:

• Prepare Golfinho infill well campaign

Fra BNamericas:
BW Energy plans to begin Brazil drilling campaign in March

BnamericasPublished: Monday, January 16, 2023

According to one of the sources, BW has already hired offshore vessels to support its Golfinho campaign and will use a logistics base in Espírito Santo state capital Vitória to support the works.

https://www.bnamericas.com/en/news/bw-energy-plans-to-begin-brazil-drilling-campaign-in-march

Min påstand er den samme: BWE lar ikke Golfinho fortsette med decline i oljeproduksjon og relativt høy OPEX, med mindre det blir 1 stk- in-fill med olje og 1 stk. in-fill med gass asap, jf. drilling campaign som jeg tror ikke drøyer lenge til før BWE melder.

Ditto hva angår tappe Camarupim gassen og tie-back FPSO CdV, men først borekampanjen Golfinho.

Dagens presentasjon – musikk i mine ører. Her blir det penger, mye penger!

Kan noen forklare meg hva de røde områdene på kartet av Kudu på side 14 i presentasjonen betyr?

Tenkte det samme selv, men godt vi er flere om det. Flere meninger?

Lurer på om de har fått anomali i Hauterivian-formasjonen?

I was at the BWE presentation in Oslo today and I have to say I came away even more bulled up than previously. Part of the reason can be seen by the pdf slides from today that everybody have seen but there was additional info on all three assets which was new to me and which I will go into later today, if I have some time over, or else tomorrow.

hulabalula - thanks a lot!

Later, did they mention ESP (wireline) or workover (rig)?

That’s about the only non-bullish item: no news there… They are still contemplating how to solve it. In spite of that there will be three liftings in Q4 but two of them will be on the smaller side (ie only one will be a Suezmax lifting).

Men intet nytt om ESPene er kanskje godt nytt. Det betyr nok at de jobber med saken for å løse den uten bruk av rigg. Har forståelse for at dette kan ta sin tid. Heldigvis blir ikke olja borte i mellomtiden.

Hva jeg nå bringer til torgs er kun observasjoner og tenkehatten er satt på. Må ikke legges til grunn i en direkte investeringssammenheng i BW Energy.

Vet ikke hva med dere andre, men ble litt overrasket at selskapet ifm. den årlige Pareto konferansen knaller til med å fokusere på muligheter, hvor selskapet i fjor hadde strategi som emne.

2022 Pareto presentasjonen:

Business approach - Differentiated strategy • Acquire existing resources with low exploration cost and risk • Use of repurposed existing energy infrastructure to execute phased, fast-track developments  Reduced cost, shorter time to production and lower risk  Reduced environmental footprint • Operatorship with high level of control of each asset

https://www.bwenergy.no/siteassets/blocks/bw-energy-pareto-conference-2022.pdf

2023 Pareto presentasjonen:

Attractive business landscape - Opportunities • Prices for existing hydrocarbon assets remain attractive ‒ Brownfield divestments ‒ Inventory of discovered but undeveloped resources ‒ Private Equity exits

https://ml-eu.globenewswire.com/Resource/Download/4f4517df-0db1-4aff-8d85-867168e89df1

Det er entydige paralleller mellom I fjor og I år, men like fullt en distinkt forskjell. I fjor heter det Business approach - Strategy og i år Business landscape - Opportunities. CFO Sæthre presenterte på konferansen i fjor og CEO Arnet i år.

Man kan ikke legge for mye vekt på variasjonen, men den kan faktisk si oss ganske så mye. Selskapet ivrer etter å vokse.

Dussafu er langt på vei på plass.

Kudu går sin gang med offtaker etc. Ser ikke for meg at BWE går i gang med enorme investeringsforpliktelser/kostnader, utover hva som foreløpig er investert. Selskapet foretar ikke FID med mindre myndighetene er med på spleiselaget eller øvrige private investorer deltar. Også en mulighet med andre land i Afrika som kan delta, herav Sør Afrika.

Det er først og fremst Maromba som bringer tanken inn på om BWE allerede nå ser for seg noe innen M&A. Imidlertid bedyrte CEO Arnet ifm. Q2, at prinsippet: «Bruden måtte være pynta», måtte gjelde. Nå har BWE endret/revidert utbyggingskonsept. BWE forsøker å skaffe funding og vil trolig lande noe her package(s). Dette kan være tilstrekkelig til at BWE selger seg noe ned eller inngår et eller annet innen M&A som kan medføre – kanskje en byttehandel?

Dersom noen vil være med på BWEs Namibia eventyr. Med mulighet for olje - er med ny 3D seismikk - tiden moden.

Ser ikke noen umiddelbar endring ifm. Dussafu. Dette vil trolig være hoved pengemaskinen fremover. For å sikre drift, alle forpliktelsene og videre/nye investeringer.

BWE har allerede skapt store verdier og er kommet langt i vekstprosessen. Nå begynner det å bli aktuelt med øvrige grep innen M&A. Markedet har egentlig ventet på at BWE selger seg noe ned eller foretar en byttehandel. Faktisk kan BWE kjøpe nye assets også, men dette mener jeg vil kreve for mye kapital, utover hva som ligger i potten i dag. Men kan skje. Jeg har ikke nevnt ny Brasil/Golfinho deal. Vil BWE ha full guffe på flere in-fills og Camarupim gassen, så kan BWE inngå samarbeid med andre. Hva som særlig utpeker seg her er at BWE øker eierandelen i BM-ES-23 (Brigadeiro/Quindim) med gass og kondensat. Vil kreve mye kapital. Synes BWE agerer for passivt ifm. ny Brasil deal og kan tyde på at det må en brikke eller to til på plass, for at selskapet melder sin egentlige agenda..

Tiden begynner etter mitt syn å bli overmoden – et eller annet innen M&A – nytt oppkjøp/byttehandel/nedsalg (Kudu/Maromba/ny Brasil deal), vil ikke overraske meg.

From the Pareto conference

On Dussafu:
Both Carl Arnett and John Hamilton were very clear in their presentations. This is not a concern. The "coup" (Hamilton hesitated even using the word) was basically a continuation of the old system but with a new leader at the top ("and Ali Bongo was being treated well"). The way they know this is by looking at the people who have been put in place: It's the old guard.
Hamilton believes we are only at the very early stages of what this asset will ultimately produce. Both companies spoke about continued discussions on whether to use the exploration option. I got the sense that an exploration well at Hibiscus South is almost a given. Why there? Because the Hibiscus reservoir has been performing above expectation. If a second exploration well gets added it will likely be on Bourdon (Prospect B). Overall the main message was yes, the ESP issues are a drag, but it is fixable, while poor reservoir quality cannot be fixed.
I spoke to Linn Espey later on and he said it is a rather new system that is also used by Chevron, who have not experienced many issues with it. They are having a dialogue and trying to learn more. BWE may try to shut down one well completely in order to get more data. The reason they chose this new system was to avoid what used to be the issue with ESPs: Many failures 3-4 years down the line. In hindsight that would have been preferred to what is happening now! On the other hand, maybe there will be benefit from these new ones in the longer run if the issue can be identified and fixed going forward.

On Golfinho:
An eye-opener: They think there is a chance they can squeeze out 30-40% more per day, which would put us into 13k-14k/d territory? This was said during the presentation. I spoke to management afterwards and wish I had asked for more detail on this. The how, the why, the when, if it would take additional costs etc. My sense was that the reason they believe it is that having been down for more than 12 months the reservoir has repressurized potentially giving more juice. We will see how this pans out in the upcoming quarters.
Gas from Camarupim is likely a 2025/2026 story from my understanding. The priority here and now is to get the production up and opex down via more barrels.

On Kudu:
During the presentation Carl Arnett said "potentially our best asset" and you've all seen the wording in the new slides: "Significantly increases the probability of further
Kudu resources". From my understanding it is a combo of what they can glean from the seismic so far and what is going on in neighboring fields as well. We also discussed the electricity situation in Namibia afterwards. So far South Africa hasn't missed a delivery to Namibia yet, but if it happens even once, it will likely expedite matters and be game on even quicker.

Some other points of discussion:
- The prepayment facility is NOT based on a discount to Brent as I had thought. Instead it is structured more like a bank loan with an interest rate of 4.5% annually + Libor (I think it was Libor, not a 100% sure but something that is at around 5% now). Seems like a good deal to me.
- If Maromba goes ahead it will probably not be a 2-phased approach but all in one go at reduced capex overall compared to the initial 2-phased approach. (I would still prefer a partner here if all possible)
- The grander strategy: Invest when others are not, harvest when others are investing. Straight out of the Andreas-Sohmen Pao playbook. He also spoke at the introduction event where I wasn't present. But I learned that he was not happy about the Oslo Exchange given how companies are valued there vs the US exchanges. Maybe he was referring to shipping companies mainly, but to my mind it doesn't seem like a far-fetched thought that a US listing for BWE could be in the cards at some point.

I spoke to all three in management (as well as John Hamilton, briefly) and they were all generous with their time, which is a good sign, especially at a time where we have extra concerns following the political situation. They were not guarded at all in their answers. Instead they all came off just like in the conference calls: Very approachable and frank.

Jeg ser at Bourdon er tegnet inn annerledes enn tidligere. Nå virker det mer sammenhengende med prospekt A, og andelen Gamba er blitt mye større. Det er gunstig.

Sammenlign side 7 i gårsdagens presentasjon med side 11 her.

https://ml-eu.globenewswire.com/Resource/Download/044e22e1-a3d6-4d95-b149-7f74f5e50e78

Is it OK for you if I take a copy of parts of this and paste it into the PEN discussion?

hulabalula, very good - thanks!

BWE har nå en fin mix, både olje og gass - alt fra tungolje til kondensat.

Kanskje det aller viktigste - selskapet slipper i det store og hele å gå omveien rundt tradisjonell leteboring. I Gabon kan det bli noe leteboring, men i Brasil bør selskapet være på relativt trygg grunn.

Selskapet er etter mitt syn ideelt lokalisert og med god mix. Noe risk i Gabon, ikke nødvendigvis for pågående produksjon og som inngått basert på PSC-kontrakt modellen og Hydrocarbon Code, men nye kontrakter som eventuelt skal inngås.

Slik det hele har utviklet seg i Namibia, er det nå myndighetene som presser på med Kudu gassen - og BWE kan innta en noe mer avslappet holdning.

Jeg forventer mye mer av ny Brasil deal, enn hva BWE så langt har presentert.

Hentet fra Petrobras teaser av januar 2020, så kan man selv se at Petrobras guider med drøyt 2 år for å få tilleggsprosjektene opp å stå. BWE har så langt skissert 2026 og det er altfor passivt. Kanskje BWE trenger til en partner for å få fart på det hele - tiden vil vise.

Se f.eks. Stage 2 på Golfinho - og positivt om selskapet evner øke produksjonen på Golfinho. Men det blir for lite ambisiøst, ettersom Petrobras så for seg en mer aggressiv bore- og utbyggingstakt. :

 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.

 Brigadeiro project: construction and connection of 1 new producing gas and condensate well, in order to achieve an
additional production peak of 1.7 MMm³/d of gas and 5.6 Mboe/d of condensate in 2023.

 Other projects, such as the 4-GLF-31 replacement well project and the Golfinho In-Fill Drilling – Stage 3

 Petrobras is currently in a procedure with ANP to reduce the royalty terms for the incremental production from the InFill Drilling – Stage 2 project, which may bring additional value to the assets

Og for Camarupim- gass, trolig med tie-back FPSO CdV:

Camarupim Development Plan

1. Opportunity Description – Package 2 – Camarupim Cluster

 Production started in 2009 and was interrupted in 2015 after the FPSO Cidade de São Mateus accident

 The Package includes subsea facilities present on site, used in the original development plan. As the FPSO is no
longer in the location, it is not included in the Potential Transaction

 High quality output:

 Mostly natural gas and condensate (46 ºAPI)

 Unitization process has been held and approved by ANP, as the fields comprises of one single reservoir

 Petrobras will offer the possibility of a gas & condensate off-take agreement for the potential investor

 Potential synergies with Golfinho Cluster include the utilization of Golfinho’s gas pipeline

 Utilization of Golfinho’s 12’’ gas pipeline

 First gas is expected in January 2023, with estimated production peak of 1.5 to 1.6 MMm³/d

https://brazilenergyinsight.com/wp-content/uploads/2020/01/Teaser-Polos-Golfinho-Camarupim-Ingles.pdf

Kun et utdrag av essensen. Her har BWE virkelig en jobb å gjøre, men det er absolutt ikke for sent. Trolig vil en del falle på plass raskere enn BWE så langt har guidet - i påvente en partner?.

Dream on. BWE don't exactly have a good reputation for sharing bad news, and whoever said this is a short term issue, I can't see what this is based on. On the plus, BWE are starting to spread the risk with other sources of income, although not without risk as well. Until they start turning a significant profit and possibly paying dividends, I can't see the share price rising much. Q3 will be exciting but we've been expecting a Qx trigger for some time now.

Det sier seg selv, BWE kan ikke tillate seg å stenge ned flere Hibiscus brønner samtidig.

Nå må selskapet bare kjøre på videre og ferdigstille boreprogrammet med de 6 H/R brønnene.

Løfteskjemaet - og som tilfaller BWE foreligger. 3xløftinger i Q4, med 2x650.000 og 1x950.000 fat, sistnevnte ved den tid første Ruche brønn kommer online i november.

Markedet kan aldri vite om det oppstår uønskede hendelser offshore. Dette kan skje med alle O&G selskap.

Gitt den første Ruche brønnen kommer online med suksess, kan BWE tillate seg å ha stengt ned 1 stk. Hibiscus brønn kontinuerlig og samtidig innfri løfting per måned med 950.000 fat.

Da blir det minst fire liftings i Gabon i Q4. Panoro skal også ha en.

Shuttle tanker Eagle Parana ferdig liftet i dag tidlig Golfinho oil field Brasil.

Meget bra - BWE meldte ifm. close 28. august:

BW Energy has today completed the acquisition of the Golfinho and Camarupim
Clusters from Petrobras and assumed ownership and operatorship of approximately
10,000 barrels of daily oil production,

Dvs. BWE får ved denne løftingen eierskap til den produserte oljen. .

Da vil BWE i Q4 få løftet 2.25 mill. fat fra Dussafu og 900.000 fat (eks løftingen i dag) fra Golfinho. Dette betyr at BWE ligger an til >3 mill. fat som skal løftes i Q4.

Med dagens oljepris ser jeg for meg at det blir samlet FCF for BWE i Q4 med ~USD 150 mill.

Og aksjekursen til BWE, ja lavere i dag enn i Q1 hvor den hadde et snitt på ca. NOK 28 og en oljepris ca.$83, med gross 7.300 f/d. Gross i dag på Dussafu 29.000 f/d og netto 10.000 f/d til BWE fra Golfinho. Oljeprisen er i dag $10 høyere per fat enn i Q1. Og aksjekursen til BWE? Say no more ...

Yes, sure. Btw, I saw you ask in the PEN thread whether BlueNord was presenting at the conference and the answer is yes (on Wednesday). I didn't see the presentation though.