"BGM gjør oljefunn i Espírito Santo". Snart økt interesse for Camarupim.

“Gas demand will follow supply,” stated Dr. Klaus Endressen, General Manager for engineering company and operator of the Kudu Conventional Gas Field, BW Offshore, adding, “We have companies coming to us saying they would like to establish beneficiation initiatives if Namibia has the energy, and we are on track to have first gas-to-power from Kudu in 2027.”

https://energychamber.org/invest-in-namibia-energies-namibia-energy-minister-opens-country-focus-session-at-aew-2023/

Stusser litt på 2027. Det er jo 2026 som har vært året hvor den skulle starte opp. Senest fra denne 30. juli.


https://www.power-technology.com/marketdata/power-plant-profile-kudu-combined-cycle-power-project-namibia/

Om vi tar utgangspunkt i oljepris 90:

Produksjon Gabon: 33.000 fat/d, netto BWE (73,5%) = 24.255 fat/d.
Revenue Gabon: usd 200,8 mill
Trekker fra 25 usd/fat i utgifter og 35 usd/fat i skatt, og netto cashflow til BWE blir da ca 30 usd per fat. FCF på ca 67 mill usd.

Produksjon Golfinho: 9500 fat/d (100% eid).
Revenue Brasil: 78,66 mill usd.
Trekker fra 50 usd / fat i utgifter (40 i opex og 10 i skatt). Netto cashflow til BWE blir da 40 usd/fat. FCF på ca 35 mill usd.

Samlet revenue på ca 279 mill usd for 4Q. Revenue for hele 2022 var til sammenligning 277,6 mill usd.
FCF til BWE blir da samlet ca 100 mill usd, eller 1,1 mrd NOK med dollarkurs 11.
Om dette fortsetter fremover (produksjonen blir trolig noe høyere fra 1Q i Gabon), så får vi altså ca 4,4 mrd nok i FCF i året.

Med 234,3 mill aksjer blir det kr 18,78 per aksje.

P/FCF på 6 (nøkternt), bør tilsi en aksjekurs på kr 112,70.

Så får vi se hvor jeg evt bommer, men at BWE er en av de mest underprisede oljeaksjene på børs er jeg ikke i tvil om.

Er trolig ikke tilkommet særlig nytt som medfører per def. vesentlig forsinkelse.

I denne artikkelen sier Endresen:

“We anticipate that the project will be formally sanctioned in mid-2024 at which point a final investment decision would have been taken. Construction will follow shortly and achieve commercial operations by late 2026,” said Klaus Endresen, general manager of BW Kudu, a subsidiary of BW Energy, which is an oil and gas company involved in the acquisition, development and production of proven oil and natural gas fields.

https://neweralive.na/posts/kudus-light-flickers-bright

oto1 , helt enig i din vurdering av Golfinho og generell verdisettelse av aksjen.

Må jeg få lov til å pirke i noe, må det være basert på din setning (Dussafu):

"Trekker fra 25 usd/fat i utgifter og 35 usd/fat i skatt, og netto cashflow til BWE blir da ca 30 usd per fat."

Ingen stor sak at du legger deg på utgifter (Opex) slik du gjør, men ligger noe over BWEs guiding. Basert på det såkalte "tønneprinsippet" til PEN, legger du deg nok vel høyt med utgifter 35 usd/fat i skatt.

Se PEN Q2 2019 presentasjonen og s/8/21:

https://www.panoroenergy.com/testing/wp-content/uploads/2019/08/Panoro-Energy-2Q-2019-Webcast-Presentation.pdf

Med brent $65 og Opex $23, opplyser PEN en net back på $28. Hvor du sier - oljepris $90 og $25 i utgifter, samt netto cashflow til BWE blir da ca 30 usd per fat. Det samlede avgifts/skattenivået i Gabon ble vesentlig redusert v/Hydrocarbon Code 2019.

Absolutt ingen villfarelse det du skriver om tax Dussafu, men sannsynligvis vurdert med noe vel høyt skattenivå. Dvs. i virkeligheten blir det høyere samlet fortjeneste enn i ditt eksempel. Så ja og helt enig - det er store verdier i selskapet som ikke blir priset inn etter annet enn hva markedet vurderer i nåværende stund.

6 Mack / Gunnarius

Jeg er ikke uenig med noen av dere, og usikker på skatt både i Gabon og Brasil.

Så jeg tror jeg har vurdert utgiftene noe høyt begge steder kanskje.

Bwe har jo et aktivt program både i 4q og 1q med kontinuerlig boring og oppkobling i Gabon, og nylig overtatt lisens i Brasil med tilhørende FPSO som de drifter selv.

Så ja, anslaget er noe usikkert, og det blir mye klarere når 4q tallene kommer.

Fcf i Gabon kommer til å bedre seg mye fra ca 2q til neste år når produksjonen er ytterligere 20% høyere, boringer er ferdig, og man er i vanlig drift.
I Brasil vet jeg ikke hvilke planer de har til neste år, men om de borer en ny brønn eller to for å øke produksjonen, griner jeg ikke av den grunn.

Kursmål 112 kr med mulighet for betydelig oppside, også med Kudu / Marimba, mener jeg er et lite hint om å vekte seg opp før februar.

Jeg vet ikke når bwe begynner å gå, overrasket over at det ikke har skjedd allerede. Mulig at dette er utenfor ASK gir lav interesse fra retail.

Men dette blir min nr 3 aksje som følger samme utvikling.
OTL var først, ODL er kommet godt i gang, og så er det bare å vente på BWE. (BWO og er jo noe jeg venter på).

4,4 mrd i fcf i q4-23 tom q3-24 får vi garantert ikke.
Sier ikke at du regner feil, men kombinasjon av fuck-ups, black swans, failures, human errors, miscalculations, coups, rigger som synker, utstyr som ble glemt iglen på land og sikkert en hel del annet bidrar nok til det 😁

Nei, hadde vi visst fremtiden ville aksjer og lotto vært enkelt.
Men om alle visste lottorekka neste lørdag ville premiene blitt små.

Men om det blir mindre, eller mer, tør ikke jeg spå.

Vanligvis er jeg litt for optimistisk, så antagelig mindre.
Oljeprisen vil jo spille en stor rolle i dette, og går den til 120-150 i løpet av vinteren så kommer jeg til å bomme mye :)

Bare for å illustrere de fantastiske produksjonsegenskapene i Gamba Hibiscus.

Perenco har nylig satt i gang produksjon på et tilsvarende felt i Gabon:

« Perenco Oil & Gas Gabon (POGG) is pleased to announce the successful startup of production following the Hylia SouthWest Discovery. The discovery is located offshore eGabon in 40meter water depth, 10km south of the Hylia field.

The commencement of production follows the drilling of the exploration well on the Mono permit in December 2022, when the HYSM-01 well successfully encountered a 40 meter net oil-bearing column in the NTO reservoir. In addition to this primary target, the well also encountered another column, currently being tested, in the Madiela carbonate reservoir.
In Q1 2023, POGG installed a 10km pipeline and a Fololo platform (the Perenco proprietary designed self-elevating offshore production platform) to fast-track production testing through the Hylia platform facilities. The well was completed this summer and equipped with an Electrical Submersible Pump. HYSM-01 is currently producing 3000 bopd»


Altså bare halvparten av våre brønner tross litt større net oljekolonne. De bruker også ESP i likhet med BWE. Båre brønner leverer virkelig høy flow.

https://www.perenco.com/wp-content/uploads/2023/10/20-Hylia-South-West-Discovery-Press-Release.pdf

Kort begrunnet - hvorfor sitte med BWE-aksjen?

For min del er tidshorisonten at alle aksjene beholdes minst tom. Q1 2024. På denne tid bør mye være avklart.

Er blitt en ordentlig "rysare" å følge dette selskapet. Her må man henge med i svingene og det er mye å sette seg inn i. BWE vokser raskt - og krever at investorene gjør eget hjemmearbeid. BWE blir absolutt ikke hypet. De som skjønner betydning av manglende hyping - og de virkelige verdiene som befinner seg i BWE - vet også at det gjelder å ta plass i aksjen i forkant. Gitt aksjen før eller siden vil gå, kommer rykket. Har lite tro på glidende skala.

Som tidligere nevnt - Kudu gass har endret mitt syn fra bob/bob til å bli super interessant. Faktisk ligger Kudu an til å bli den game changer, de andre assets så langt ikke har klart. Da hjelper det ikke hva min mening er om disse øvrige assets virkelig blir riktig priset i aksjen eller ei. Men den samlede produksjonen og FCF vil visualiseres tidlig i 2024, om ikke før. Dvs, de 3x løftingene i Q4 vil trolig rede grunnen.

Riggen Hercules er for Galp på vei til Namibia, PEL 83. Denne nabobrønnen som skal bores soon og markedet får trolig en indikasjon på resultat ved årsskiftet, kan fremskynde BWEs syn på en ny letebrønn Kudu. I tillegg avventer markedet mer info om 3D seismikken, som så langt er indikert før H2 2024 - lover så langt meget bra. Hadde vært supert om det virkelig blir slik Endresen i BW Kudu sier i media - FID medio 2024. Early FEED er underveis og ute på anbud.

Det viktigste på Dussafu blir å opprettholde stabil produksjon. Om dette som nå blir 33.000 fat om dagen eller 40.000, er ikke det viktigste. Stabiliteten og hyppig frekvens på løfting må følge plan. Markedet avventer resultat av boring Hibiscus South prospect - boretid ca. 30 dager. Den første Ruche brønnen som trenger casing, anser jeg ikke som befengt med høy risiko, mer krever noe tid til ferdigstillelse. Olje er bekreftet på plass. Den andre Ruche brønnen er mer uviss, men jeg tror den blir boret, slik at BWE totalt får 7 produksjonsbrønner, og selskapet har litt slingringsmonn til uventede hendelser. Potensial på Dussafu inkl. Hibiscus South estimeres til 40.000 - 50.000 f/d. 35.000 for Tortue og de fire første Hibiscus brønnene , 10.000 for de to gjenstående Ruche brønnene og 5.000 ifm. Hibiscus South ved suksess.

Uansett er 40.000 helt OK og innen rekkevidde. Sier ikke mer om årsproduksjon og FCF, men opprettholder mitt syn om at Dussafu og Golfinho vil gi samlet årlig FCF (2024), tilsvarende selskapets MCAP. Begrunnelsen ligger i høy oljepris som nå inkl. stabilitet - og PENs tidligere rapportering om net-back og tax inkl. BWEs guding av Opex.

Meddelt tidligere fra min side, Maromba og meldt delvis eller total finansiering, vil være en de-risking av høy betydning i aksjen. Vil foreligge innen Q1 2024. Kan bli meldt når som helst.

På Golfinho produseres fra 6 brønner. Registrerer at CEO Arnet har tatt høyde for eventualiteter vedr. produksjonen etter re-start. Klok holdning og er trolig årsaken til at selskapet guider med 9.000 f/d - i steden for som virkelig produksjon ca. 10.000. Fra Petrobras sin august melding: The average total production of the Golfinho field in July 2023 was 10.2 thousand bpd of oil and 114.6 thousand m3/day of gas. Har tro på at stabiliteten kan opprettholdes på Golfinho med de fleste av totalt seks prod. brønner og samtidig ligge innafor range som guidet 9.000 f/d. Nå har jo også hulabalula - med ref. Pareto konf. - fanget opp muligheten for vesentlig økning, men dette får iigge som en opsjon inntil nærmere meldt.

Enten i morgen eller en av de nærmeste dagene melder BWE update for Q3.

oto1,

Jeg tror du kan regne med langt højere cash flow fra Gabon end de cifre du angiver. Sådan som jeg har forstået det betaler vi pt royalty på 12% af omsætningen (det er ikke et tal jeg har set nogen steder, men alene ud fra back counting i regnskaberne), dvs ca $10/fat, mens vi først vil begynde at betale skat når alle udviklingsomkostninger er blevet tjent hjem, dvs tidligst en gang i 2025-2026.

Nuværende oljepris er $93 men husk at 40% af salget det første år er hedget på et lavere niveau (25% i år 2) så mon ikke snitprisen lander på $85ish for de kommende liftings hvis nuværende oljepris holder? Dvs netback på ca $50/fat. Back of the napkin på årsbasis: $530M (29k x 50 USD netback x 365). Derudover cash flow fra Golfinho som vil give $140Mish (10k/d x 38 USD netback (baseret på slides) x 365 dage), dvs operating cash flow lander tæt på $670M. Market cap = $650M (258 millioner aktier x 27,85 NOK) / 11,06 (valutakurs). Men det er oljeproduktion og alt går ikke altid som forventet, så lad os som base case sige at vi i stedet lander på $600M, givet nuværende oljepris (som selvfølgelig er et big if, men er up og downside risiko mht oljeprisen ikke ca lige stor?).

Mht valuation skal vi også have indregnet Kudu, men det er umuligt at give et godt bud på fair value lige nu. Vi ved bare at med elektricitetskrisen i området + god sandsynlighed for yderligere gas/olje reserves er fair value markant højere end 0. Konklusionen kan ikke blive andet end at bwe er skrigende billig pt og jeg tror mange om to år vil sidde tilbage og sige "hvordan kunne jeg misse den? det var jo helt tydeligt".

I øvrigt, mon ikke vi får en lifting i denne uge? Ifølge tanker data fik PEN deres den 5 oktober og hvis vores næste lifting er på 650k fat må det blive ca 20 dage senere, givet at vi i snit har produceret mellem 30-35k/d.

Men det har vi jo ikke. Denne flow ble meldt for bare 5 dager siden. Det må ha vært lavere produksjon enn det i mange dager etter 5. oktober.

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

https://www.bwenergy.no/siteassets/documents/bw-energy---pareto-energy-conference-2023.pdf

17 October 2023
Tortue and Hibiscus wells in operation, is in the range from 30,000 to 35,000 barrels of oil per day.

https://www.bwenergy.no/press-releases/2023/update-on-the-hibiscus--ruche-development-program/

Dette visste vi for såvidt, men tar det med

«Perenco’s African oil production unaffected by nationwide coups
Paul Burkhardt, Bloomberg October 23, 2023
(Bloomberg) – Perenco, an oil driller owned by the billionaire Perrodo family, has seen no disruption to its operations from coups across Africa and expects business to continue as usual.

The military takeover of the former French colony of Gabon in August sent the shares of several oil companies plunging amid doubts about the future of their operations there. The West African nation contains Perenco’s biggest operations, and while the coup came as a surprise to Chief Executive Officer Benoit de la Fouchardiere, its impact was minimal.

“We know politicians will change,” De la Fouchardiere said in an interview on the sidelines of a Cape Town conference. “You have to live with that and it’s not a problem as long as you do your job correctly.”

Gabon’s new leadership quickly signaled that “we need the business, we need oil and gas, so please continue,” said De la Fouchardiere, who has worked at Perenco since 1997. He also credits the company’s private ownership and local projects to generate electricity as something that strengthened its position.«

https://www.worldoil.com/news/2023/10/23/perenco-s-african-oil-production-unaffected-by-nationwide-coups/

I see I'm not the only that is getting a bit frustrated with the performance of BWE stock. Last week I tried to analyse why the market is ignoring the company, and I couldn't find any particular reason. I made a quick analysis of the major events for the company - at least according to my opinion - and compare them with the share performance or market reaction. I think the opportunity is growing and right now the market is oblivious about the company. I hope BWE delivers very good news from the seismic data and we have a confirmation regarding Maromba FID. Every day the share stays at NOK 27, the gap between the inherent value and the market valuation widens a bit more. This requires a bit of patience, but I think BWE is a company that will provide above the market returns in the next 3 to 4 years.
My conclusions are here: https://zerogcos.substack.com/p/bw-energy-does-the-market-care-about

Nice write-up. And no, you are not a fool, the market isn't seeing something that you are missing. 1) It just hates oil, 2) it hates an oil growth company even more, 3) it's a rather new spin-off that most likely haven't spent time analyzing, 4) they will when they cannot ignore the cash flows anymore. Give it 24 months and we have a 3-bagger in our hands is my prediction.

Virkelig stor interesse før boring på naboblokken vår i Namibia. 10 milliarder fat er jo helt sykt.

« Galp targets 10 billion barrel prospect in debut Namibian exploration campaign

First well to spud within weeks on giant Mopane prospect


https://www.upstreamonline.com/exploration/galp-targets-10-billion-barrel-prospect-in-debut-namibian-exploration-campaign/2-1-1540654

"According to Sintana Energy, Galp's initial drilling campaign is targeting "the massive" Mopane complex located at the southern end of PEL 83.

“With JV-estimated mean oil-in-place of up to 10 billion barrels, Mopane represents one of the most significant and attractive known opportunities in the basin today,” said Knowledge Katti, Chairman and Chief Executive Officer of Custos Energy, and a director of Sintana."

Gass folkens, ikke glem gassen som BWE kommer til å fokusere stort på fremover. Så olje alene, nei - absolutt ikke. Med gass i Namibia og Brasil blir selskapet langt mer spiselig og miljørettet vs. olje alene. Faktisk for min del, meget viktig for å sitte i aksjen.

Nå må ikke aksjonærene glemme hva BWE holder på med i disse dager ifm. BM-ES-23.

Les først denne fra feb. 2020:

Petrobras will make new campaigns in Espírito Santo

FEB 18, 2020

Drilling and seabed mapping activities aim to evaluate discoveries in ultra-deep waters

The ANP approved the extension of the execution period of the plans for evaluating the discoveries (PADs) of Quindim and Brigadeiro, in block ES-M-525, operated by Petrobras, in the Espírito Santo Basin.

The extension was necessary to carry out the drilling and mapping activities of the seabed of wells 1-BRSA-936D-ESS (Quindim) and 1-BRSA-926D-ESS (Brigadeiro).

The agency’s board also authorized Petrobras to collect drilling data and map the seabed between the BM-ES-23 contract area and the Golfinho field region.

https://brazilenergyinsight.com/2020/02/18/petrobras-will-make-new-campaigns-in-espirito-santo/

Fra ANP og organets utsettelse av innlevering av kommersialitetserklæring som skal vør inne hos ANP 29. desember.:

Google translation: Godkjenne utsettelse av erklæringen om kommersialiteten til vurderingsplanene for funn av olje eller naturgass for 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, og avsluttet 29. desember 2023. Dokument signert elektronisk

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

Det er lite som er kjent i media vedr. gass/kondensat BM-ES-23, hvor Petrobras gjorde kanonfunn, særlig med Briadeiro boringen, men også ifm. Quindim.

Media i Brasil anser disse to brønnene og verdier her som rosinen i pølsa og den deal BWE gjorde med Petrobras. Her ligger det trolig en formidabel oppside, sælig siden BWE har økt eierandelen som operatør fra 65% til:

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

Vil anta at BWE nå jobber hektisk med å ferdigstille erklæring om kommersialitet BM-ES-23 til ANP innen 29. desember i år, samt at markedet kan forvente mer spesifikk informasjon med det aller første.

Og plutselig hadde BWE atter et asset å fremvise, som verken er vurdert eller trolig er særlig kjent. Aksjen har så fryktelig mye å gå på.

Hva kan verdien være - gitt BWE melder kommersialitet for to allerede verifiserte gass/kondensat funn. Brigadeiro må ikke forveksles med et knøtt av en gassbrønn, for det er den visselig ikke. Det er kun eksakt størrelse og kommersialitet man ikke vet per i dag.

Rent verdimessig er jeg ikke i tvil om at BWE kommer til gyve løs på first gas BM-ES-23.

Frist nå ble satt til 29. des. Har blitt gjort et par ganger tidligere også. Så tviler på at BWE må foreta mer boring før erklæringen kan innsendes til ANP.

Er det her BWE øker sin andel i BM-ES-23. Inpex har 15% eierandel. Alt til BWE gir eierandel 80% og det stemmer ikke helt.

Noen som kan verifisere?

Japan's Inpex looking to offload stake in Brazil ...

BNamericas

for 19 timer siden — The block holds the Brigadeiro gas and condensate discovery. According to watchdog ANP, BM-ES-23 is Inpex's only exploration asset in Brazil.

Det er helt sikkert Inpex 15% sin andel.
65 % BWE andel gange med 100
dele på 85 = 76,47%

PTTEP energy har vel den siste 20 % andel
og vil da få 20% gange med 100
dele på 85 = 23,53 % andel

hmmm, frustrerende at man ikke finner noe særlig info om BM-ES-23 noen plasser. Ingenting om estimater eller utviklingsmuligheter som jeg klarer å finne ved noen kjappe google søk

Denne teaseren omtaler kort også Brigadeiro prosjektet som ble funnet for mange år siden i BM-ES-23.

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.


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

Det hjalp vel ikke så mye rktignok.

Fortsatt ingen tegn til lifting på Adolo så vidt jeg kan se. Må si jeg begynner å tvile litt på at vi får tre stykker i Q4.

Ok, så da blir det Fase 1 og Fase 2 på Kudu pga. økte reserver?

Interessant artikkel og kun et lite utdrag:

Namibia’s first gas to power from Kudu set for 2027

“Our current approach is still 800 MW and phased. An initial phase would be targeting 420 MW production, followed by a second phase informed by reservoir performance data. In this revised plan, Namibia could utilize 200 MW of the initial phase, effectively replacing all imports. The remaining surplus would be sold to South Africa and local and regional private customers, including off-grid mines,” he said.

“For Phase 1 of Kudu field development, we will generate up to 420 MW of electricity for domestic market consumption as well as regional via the SADC network. Phase 2 will commence thereafter to generate the full 820 MW. We are now looking at the Kudu development project with a new vision because of the discovery of additional gas reserves.

For mer:

https://nambusinessexpress.com/?p=3711&utm_source=Dlvrit&utm_medium=linksreferral&utm_campaign=socialmedialinksTwitter&utm_id=G-4BCRPBFTLT&utm_term=Facilit8%20Namibia

Ser frem til mer info fra selskapet om plaenene med kudus og det økonomiske aspektet. Har googlet kjapt, og kommet frem til at strømprisen i Namibia pr dags dato er nesten 2Namibian dollar~1.1kr pr kWh.

Med en kapasitet på 400Mw tilsvarer det en daglig produksjon på
400 000kW *24=9 600 000kwh som tilsvarer 10 560 000nok
Hvis oppetid regnes til 310 dager i året (85%pe) tilsvarer det cash flow på nesten 3 275 000 000 nok. Ved produksjon på 800mw dobles jo dette også….

I tillegg mener jeg det er rimelig å regne med en produksjon på noen tusen fat assosiert væske pr dag.

Spennende prosjekt om feltet faktisk har såpass gode reserver som det snakkes om nå og ikke minst gode produksjonegenskaper.

Men jeg regner ikke med kudu som en fremtidig produserende asset før de har boret flere brønner og testet reservoaret. Kan godt ligge 10mrd fat der, men det hjelper oss ikke om man ikke får de opp av bakken.

Rigtig mange ledetråde i den artikel. Namibia er i dag afhængig af elektricitet fra Sydafrika, som lider af supply problemer og blackouts. Jeg tror mange ikke helt forstår vigtigheden af energy security og hvor meget det betyder for en nations fremtid. Namibia kan blive et power house i regionen, hvis de har baseload power som dels gør dem uafhængige og dels kan blive en betydlig eksportvare. Gas er baseload power (akkurat som atomkraft), dvs. en aldrig svigtende energi kilde = always on (modsat vind og sol som er afhængig af vinden blæser og solen skinner). Så længe man ikke har batteriteknologi som tilstrækkelig grad kan opbevare energi fra sol og vind, så bliver baseload power ekstremt vigtigt, hvis man vil være en nation som industrien kan stole på og som vil investere i.

The Kudu field is the only solution that can provide us with baseload power, which will enable us to industrialize. Namibia is not just looking to turn on the lights – we are looking to become an industrial nation. For this, we need baseload power.”

Dette er gass.
Gassen kommer opp helt av seg selv..

BW Energy: Q3 2023 trading and financial update

Q3 2023 trading and financial update

BW Energy, as the operator of the Dussafu Marine licence in Gabon and the
Golfinho cluster offshore Brazil, provides an update on its operations and
development. The Company will publish financial figures for the third quarter of
2023 on Thursday, 16 November 2023.

Gross production from the operated assets was 27,400 barrels of oil per day in
the?third quarter 2023. This included a full quarter of production from the
Tortue and Hibiscus fields in the Dussafu licence (73.5% working interest) and
production from the Golfinho field after assuming 100% ownership on 28
August.

INCREASED PRODUCTION IN GABON

Gross production from the Dussafu licence averaged approximately 23,200 barrels
of oil per day in the?quarter, amounting to a total gross production of
approximately 2.14 million barrels of oil for the period. Production was
positively impacted by first oil from two additional Hibiscus wells during the
quarter and start-up of the additional gas lift compressor on the FPSO BW Adolo.
BW Energy completed one lifting in the third quarter at a price of USD 79 per
barrel. Production costs (excluding royalties) for the period was approximately
US 28 per barrel. The reduction, compared to the previous quarter, reflects
mainly the increased production.

BW Energy's share of gross production was approximately 1.57 million barrels of
oil, an increase of over 50% from the prior quarter. The net sold volume, which
is the basis for revenue recognition in the financial statement, was
approximately 1 million barrels including 32,500 barrels of Domestic Market
Obligation (DMO) deliveries with an under-lift position of 116,000 barrels at
the end of the period.

CLOSING OF THE GOLFINHO ACQUISITION IN BRAZIL

Gross production from the Golfinho field averaged approximately 11,200 barrels
of oil per day from the period 28 August to 30 September, amounting to a total
production of 381.700 barrels in the period. There were no liftings in the
quarter. The first Golfinho lifting of about 500,000 barrels of oil Is expected
to occur in November. Production cost (excluding royalties) averaged USD 48 per
barrel for the period.

OTHER ITEMS

BW Energy had a cash balance of USD 197.6 million on 30 September 2023, compared
to USD 233 million on 30 June 2023. The decrease is primarily due to ongoing
development of Hibiscus Ruche and the Golfinho closing, offset by, draw-down on
the USD 80 million Golfinho prepayment facility. The Company had a total drawn
debt balance of USD 380 million as of 30 September 2023 including the prepayment
facility.

At the start of the period, the Company had commodity price hedges for a
remaining total volume of approximately 1.56 million barrels for 2023, 2024 and
2025, of which approximately 46% was for 2023. These were a combination of swaps
and options that will allow for future cash flow stability for ongoing
development projects. BW Energy has recognised crude oil hedge losses in the
amount of USD 9.1 million for the third quarter of which approximately USD 0.3
million were realised.

In July and September, the Company safely commenced production from the third
and fourth well, respectively, of the Hibiscus / Ruche Phase 1 development.
Challenges with the ESP (electronical submersible pump) on the DHIBM-3H and -4H
wells temporarily impacted production. The ESPs were re-started in mid-October
and the Company is working to stabilise production from both wells. The current
total Dussafu gross production, with all the Tortue and Hibiscus wells in
operation, is approximately 35,000 barrels of oil per day.

At the Ruche field, drilling- and completion activities on the DRM-3H production
well was temporarily suspended pending an alternative final casing design after
encountering oil in the Gamba reservoir. The Company expects to return to
complete this well later in the drilling campaign when additional casing
material is received.

To maximize the use of the contracted drilling rig, the Dussafu partners have
initiated drilling of the Hibiscus South exploration prospect (DHBSM-1), located
about 5 kilometers southwest of the BW MaBoMo production platform. If DHBSM-1
contains commercial volumes, the plan is to return to the well and complete it
as a production well in early 2024. The ongoing Hibiscus / Ruche drilling
campaign has the potential to bring total oil production on the Dussafu license
up to approximately 40,000 barrels per day gross when all wells are completed
and on-stream.


For further information, please contact:

Knut R. Sæthre, CFO BW Energy, +47 91 11 78 76

ir@bwenergy.no

Som forventet

Men kostnadene på Golfinoh eks royalties på USD 48 pr boe er jo hinsides.
Men regner med fallende etterhvert som produksjonen tiltar.
Men dog.
Er blitt et varemerke for BWE dette. Og trigger ikke akkurat aksjekursen

Det pleier jo være en grunn til at man får kjøpt ting billig 🤔
Håper de har lagt inn en del oppstartskostnader i opex og at i et noemalisert kvartal er man et stykke under, men usikker.

opex stiger vell når produksjonen synker?

Flott å se at produksjonen i Gabon nå er 35.000 boed. Da virker forhåpentligvis ESP for alle fire brønnene som normalt.

Ja, men han skrev ikke noe som er i konflikt med det. Kanskje du må lese piff sitt innlegg en gang til?

Golfinho:

Gross production from the Golfinho field averaged approximately 11,200 barrels
of oil per day from the period 28 August to 30 September, amounting to a total
production of 381.700 barrels in the period. There were no liftings in the
quarter. The first Golfinho lifting of about 500,000 barrels of oil Is expected
to occur in November. Production cost (excluding royalties) averaged USD 48 per
barrel for the period.

Flott resultat ifm. Golfinho. Øker produksjonen fra guidet 9.000 f/d til 11.200 f/d.

OPEX er høy i Q3 - $48 (eks royalties), men skyldes de faste kostnadene ikke har fullt Q med produksjon å fordele de faste kostnadene på. Dvs. produksjon kun from the period 28 August to 30 September, amounting to a total production of 381.700 barrels in the period.

I tillegg betaler BWE dagrate for FPSO CdV inntil den fomelt blir overtatt av BWE fra Saipem. Så OPEX må forventes ned. Flott at det produseres nå ca. 2.300 f/d mer enn guidet. Ser derfor bra ut i fortsettelsen. OPEX vil gå vesentlig ned for Q4, hvor det skal løftes 500.000 fat i november.

Økning i produksjonen trekker positivt opp for Golfinho. Langt bedre enn forventet produksjon fra Brasil.

Dussafu:

Gross production from the Dussafu licence averaged approximately 23,200 barrels
of oil per day in the?quarter, amounting to a total gross production of
approximately 2.14 million barrels of oil for the period.

Production costs (excluding royalties) for the period was approximately
US 28 per barrel.

Som forventet for Q3.

The current total Dussafu gross production, with all the Tortue and Hibiscus wells in
operation, is approximately 35,000 barrels of oil per day.

BWE guidet nylig in the range of 30.000-35.000 f/d. Med 35.000 f/d er meget godt nytt, for da går trolig de 3xløftingene med 2.25 mill fat som planlagt i Q4 med høy oljepris.

Også fra Gabon glimrende status.

Oppsummering:

Meget bra Brasil og Gabon.

Høyere produksjon fra både Golfinho (11.200 f/d vs. som guidet 9.000 f/d) og Dussafu.(35.000 f/d vs. som guidet 30.000-35.000 f/d).

Det ligger an til formidabel FCF i fortsettelsen for BWE.

Mye positivt igang.. men selvfølgelig og noe negativt.
Hegde losses på 9.1 mill dollar i 3dje kvartal..
Tatt 0.3 av de.. litt fritt oversatt. Bare 0.3 mill dollar som påvirker regnskapet nå i 3. Kvartal?
Uansett så er det bra og bedre produksjon enn forventet.
Det vil gi resultater ,før eller senere

Er det alt du læser ud af meddelelsen, piff? Ja, Golfinho opex er højere end hvad flere af os har regnet med, men samtidig overrasker bwe positivt på en række andre fronter.
1) Golfinho produktionen er 25% højere end de 9k/d vi siden sommeren 2022 har fået stillet i udsigt.
2) Dussafu opex er nede på $28 ved en produktion på 23k/d, hvilket gør at vi allerede nu med 35k/d produktion må være under $20. For et år siden da inflationsfrygten var på sin peak regnede flere af os med at opex som lavest ville komme ned på $25 ved peak produktion. Nu er vi tættere på $15 end $25.
3) Nuværende Dussafu produktion er 35k, hvilket er i topenden af det interval vi fik for en uge siden, hvilket må betyde at der pt ikke er ESP-issues. Har vi ikke indtalt os at det var årsagen til kursdykket? Hvad skal vi nu finde på af årsag?

Men ok, fortsæt blot med at æde markedets negative narrativ om at bwe er uduelige og altid skuffer forventningerne, mens de med objektive briller kan købe billigt op.

Slettet, krøller seg.

BWE estimerte jo en OPEX på 42,4 for 2024-2025 i vedlegget som kom sammen med børsmeldingen om oppkjøpet, så 48$ i oppstarten er vel ikke så høyt i forhold til hva de estimerer for de neste to årene.

Haha, ser nå at det står tiltar.😂 Men poenget mitt er at det er jo ingen besluttede planer om videreutviklingen av Golfinho så fra dags dato og en stund frem i tid vil produksjonen få en naturlig decline…

Helt umulig å få lagt inn innlegg. Skjønner det ikke. Får bare med noen setninger, så kuttes resten.

Er det et tegn om at jeg må gå over til one-liner?

Treg innlasting og idag..
Oppdaterte flere ganger..lite som skjedde ,men plutselig så kom d fram ett innlegg som hadde blitt skrevet for 25 min siden..

Jeg hadde ikke gjort leksa mi mhp. OPEX Golfhino. Det har jo vært opplyst om det før kjøpet. Det er virkelig høyt selv med en produksjon på «bare « 11 200 bopd. Vi må forvente en nedgang i flow her. Regner med at det bygget seg opp trykk i brønnene i perioden de var avstengt og at det derfor ved oppstart gir litt ekstra i flow.

Eller er jo dette veldig bra og betryggende. Spennende med flow på Ruche-brønnene. Det er jo et eget felt og man kan ikke nødvendigvis forvente at de skal gi like mye som de på Hibiscus som alle har overprestert. Selvsagt også spennende med Hibiscus South som ligger svært nær Hibiscus. 5000 m unna er nesten ingenting. Det tar en topp skøyteløper 6 minutter å tilbakelegge den avstanden,

Forundrer meg litt at de fortsatt holder på dette målet om 40 000 bopd når alle seks brønnene er utbygd. Det vil jo si at de bare beregner 2500 bopd i snitt for de to Ruche-brønnene.

Kan det ha noe med at FPSO'en maks tar ca 40 000fat pr dag?