Hibiscus sør er en ren lete brønn ja, men som ved funn blir satt i produksjon.
Så for meg ser det ut til at bwe har gjort en endring ved at de utsetter brønn 6, kjører en lete brønn som de trolig uansett ville gjort nå, og heller setter den i produksjon om de gjør funn.

Antageligvis enklere geologi enn Ruche, og at det er lettere å produsere fra Hibiscus sør enn brønn 6 på Ruche.

Siden Adolo har maks kapasitet på ca 40k, så tipper jeg da brønn 6 blir droppet i denne omgang om Hibiscus sør kommer til.

Så jeg tror det blir som følger:
- Bore Hibiscus sør: Funn
- Ferdigstille brønn 5, produksjonen øker til 38-40k
- Ferdigstille Hibiscus sør og koble den til. Produksjonskapasitet øker til 43-45k. Må mulig strupes litt inntil decline reduserer brønnkapasitet til 40k. Decline rate fra Ruche og Hibiscus sør vil bli lavere med bare en produsent.
- Bore en lete brønn til.

Da er de ferdig i løpet av 1q 24, og planlegging av fase 2 inkludert oppgradering av Adolo kan starte mens cash renner inn.

Ref. Borr Drilling og flåteplan, se side 34/44:

https://borrdrilling.com/wp-content/uploads/2023/10/8af30c13c9f50daa.pdf

For Norve er kontraktsperioden satt til ultimo mai 2024, dvs. 7.5 mnd. fra nå.

Kun en indikasjon fra min side ifm. mulig tidsbruk for Norve (noe vil sikkert ta lengre tid og noe annet kortere):

Første Ruche brønn: Boret, casing/completion gjenstår 1.5 mnd.

Andre Ruche brønn: 1.5 mnd.

Hibiscus South prospect: Boring og til prod. brønn 3 mnd.

Exploration brønn: 1.5 mnd.

Resterende kontraktsperiode (6 firm H/R wells og 2 exploration): 7.5 mnd. Min grovt skisserte indikasjon for bruk av riggen, 7.5 mnd.

Etter at BWE har hatt Norve på kontrakt (ultimo mai 2024), viser flåteplanen: Prospective Contracts.

Basert på den siste tids hendelser ifm. boring og completion og neste fase 2 på Dussafu, vil det forundre meg mye om ikke BWE sikrer seg Norve, slik at pågående program og revidert plan ivaretas. Dvs, jeg tror selskapet går for 7 produksjonsbrønner (gitt suksess Hibiscus South prospect) for nåværende borekampanje og det kan kan bli gross Dussafu ~45.000 f/d.

Vi har tidligere snakket om max kapasitet på Adolo. At som guidet 40.000 f/d er innen rekkevidde, synes realistisk.

Trenden innen O&G segmentet går - for en næring med "fy-fy stempel" og derav lite interessant for investorer - til at dividende blir trenden. Egentlig fremstår BWE som mer unntaket enn regelen innen dividende.

Det skorter ikke på nedfelt dividende policy i BWE:

Dividend policy

BW Energy has an objective to generate long-term member returns which will be achieved through growth and dividend payments. The Company targets a dividend based on a pay-out ratio of 50% of annual net profit, adjusted for extraordinary items. The timing and amounts for such dividend payments will be decided by the Board of Directors, taking into account overall financial condition, capital requirements, including capital expenditure commitments, and general business conditions.”

Revider krav/policy: "a pay-out ratio of 50% of annual net profit, adjusted for extraordinary items" i et kortsiktig tidsperspektiv til f.eks. NOK 1 per aksje per Q.

Dette vil koste selskapet USD 26 mill. per Q, men vil sette fyr i aksjen og CEO Arnet´s egne aksjer. Så kan selskapet heller senere - eventuelt gå tilbake til "gammel dividende policy".

Rimeligvis anbefales ikke dette innføres, med mindre det er god balanse i driften og videre investeringer/utbygging fremstår som under kontroll.

Mitt poeng blir og som et alternativ til dagens BWE dividend policy:

Start i det små og revider dividend policy, men vis vilje til dividende før 2026. Kanskje allerede for H2 2024?

Dette skrev de i presentasjonen på Paretokonferansen.

«Intention to pay dividend of up to 50% of net profit with Dussafu and Maromba in full operation»

Det vil si ikke før i 2026 tidligst.

Side 17 her:

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

Jeg hører definitivt ikke med blant alle de som skriker om utbytte, men hvis det er det som skal til får de forsere det. Skattefuten blir glad for det.

Er der nogen der ved hvor længe vi har Norve? Skal den afleveres allerede i februar eller er optionen på side 34 i Borrs Oktober presentation vores? (hvilket i så fald vil sige midt Q2) https://borrdrilling.com/wp-content/uploads/2023/10/8af30c13c9f50daa.pdf

Buybacks vil nok være at foretrække frem for udbytte i 2026. Dels skattemæssigt men også fordi oljeaktier sikkert stadig i en eller anden grad vil være hadet, også i 2026. Nok ikke lige så meget som i dag, men nok til at de stadig vil handles til en discount som gør buybacks at foretrække frem for udbytte.

Og lige for at slå fast: Jeg tilhører heller ikke dem som skriger efter udbytte på kort sigt. Jeg tror at det faktum at vi investerer så hårdt i dag og de kommende par år, , hvor næsten ingen andre gør det, sandsynliggør at vi får en 10-dobler om 5 år, i stedet for en 2x-3x som jeg tror mange andre oljeaktier vil lande på. Vi eksponerer os mod oljecyklussen lidt længere end mange andre, men bliver sandsynligvis også belønnet for det, fordi bla. underinvesteringen i sektoren gør cyklussen længere. Det er i hvert fald min base case, men det er muligt jeg tager fejl.

Selv om både PEN og BWE var ute med å bekrefte at det nå er kontroll vedr. ESP, men undergitt en stabiliseringsperiode, har markedet fremdeles til gode å få verifisert at disse elektriske pumpene virkelig fungerer som tiltenkt på sikt. Derfor vil Q3, 16 november være en god anledning til å få dette foreløpig bekreftet.

Kanskje kommer det noe i denne anledning ifm. UPDATE Q3, men tviler på det. Vil i så fall trolig være repetisjon av hva som tidligere er meldt.

Fortsetter produksjonen på Dussafu, slik som meldt i går, blir det fryd og glede. BWE får nå netto ca. 24.000 f/d fra Dussafu og 9.000-10.000 f/d fra Golfinho.

Q3 blir soft med kun 1 løfting på Dussafu og kanskje registrert et lite bidrag fra Golfinho (1 løfting?).

Q4 bør bli kanonbra med fri kontantstrøm fra 3x løftinger og trolig 3x løftinger på Golfinho. Vil tro at disse shuttle tankerne i Brasil løfter sånn omtrent 300.000 fat hver gang Blir dette mønsteret, bør det bli ny løfting på Golfinho om noen dager.

Holder oljeprisen seg og produksjonen ikke påvirkes negativt, snakker man om fri kontantstrøm til BWE fra Dussafu og Golfinho i Q4 på totalt ~USD 160 mill.

Hva som skal bli interessant å se blir hvordan løftemønsteret blir på Dussafu utover i 2024. Løftes det fremdeles separat?

Med dagens produksjon og med 950.000 f/d, som BWE synes legge til grunn per løfting, blir det løfting sånn ca. hver mnd. Med 40.000 f/d som guidet utover i 2024, blir det løfting etter 24. dager.

Legges som basis gross fra Dussafu ca. 14 mill. i prod. for 2024 (38.500 fat per dag x 365 - usikkert pga. antall prod. brønner 6 eller 7, yteevne per brønn og suksess Hibiscus South og 950.000 fat per løfting), men kun som en indikasjon - .blir det totalt ca. 15 løftinger.

Dvs. for 2024 ligger det an til 10.8 løftinger for BWE og 2.6 løftinger til PEN - kun nevnt som en indikasjon.

Nå vet vi jo ikke hvordan løftemønsteret vil bli for 2024. Fortsetter BWE på samme måte som for Q4 i år med separat løfting og 950.000 som en norm for løfting per gang, kan min indikasjon legges til grunn.

Går alt som planlagt og oljeprisen holder seg høy, ligger det an til at BWE vil få tilsvarende fri kontantstrøm fra produksjonen på Dussafu og Golfinho i 2024, som selskapets MCAP.

Dette mesterstykket til BWE klarer selv ikke PEN, selv om Arctic sikkert skulle ønske det.

Og dette mesterstykket er grunnen til at jeg er svært langt unna å selge mine bwe.
Selv har jeg en fair pris på bwe nå på mellom 70 og 80, og da skal det minst 50 til før jeg tenker på å ta frem aksjene fra skuffen.

70-80 er fullstendig uten Kudu og Marimba, så det er mer enn sannsynlig at det målet er løftet til det doble om et år eller to.

Hva med OPEX nå framover ved 40 000 n\boe pr d fra Dussafu. ?? Den høye kostnaden har nok påvirket aksjekursen for både BWE/Pen. Når kan en forvente den ned mot 15-20 tallet pr boe?

piff, PEN/BWE har ikke gitt noe entydig svar ifm. OPEX.

Det mest oppdaterte og svaret finner vi i Q1 2023 presentasjonen til BWE. Se side 8/22:

• 2023 production expectation in the range of 8 to 10
million barrels with OPEX of USD 20 to 25 per barrel

https://www.bwenergy.no/siteassets/bwe-quarterly-reports/bwe-q1-2023.pdf

Ved 10 mill. fat i årsproduksjon sier BWE at OPEX blir $20. Dvs. ved en produksjon på ca. 27.000 f/d er OPEX $20. Nå produserer BWE vesentlig mer enn dette. Guidet i går 30.000-35.000 f/d. Dette medfører at OPEX i dag på Dussafu ligger på rundt $18-19.

Imidlertid skal produksjonen økes til 40.000 f/d og jeg vil da tro at OPEX blir omtrent $15 - kanskje noe lavere..

Hamilton nævnte i et conference call for et par kvartaler siden at han forventede opex i "mid to upper teens" når Adolos kapacitet bliver udnyttet fuldt ud, dvs ved 40kbpd.

OK, det harmonerer ikke helt med Q1 presentasjonen til BWE, men greit - in the range nå og fremover $19-15.

Jeg fandt det her. Fra minut 24:30: https://seekingalpha.com/article/4581780-panoro-energy-asa-pesaf-q4-2022-earnings-call-transcript

Han siger i øvrigt også "it could be lower than that".

Korrekt. Jeg gjengir hva han sa:

« On the Dussafu operating costs, yes, as BW have guided, operating costs are still quite high at Dussafu, and that's been well understood, I think, by everybody. Because what we have there is a very, very high fixed cost of an FPSO, a leased FPSO, that has an O&M contract on it. So, your cost base is rather fixed. So, the more barrels you put across the vessel, the lower your OpEx gets. And obviously, while we've been waiting for this new development to come on line, OpEx is -- and production has been in decline -- natural decline on the existing wells that OpEx is stubbornly high. Where I expect it to get to is probably in the mid- to upper-teens once we get the new production on line. It could be lower than that as well, Teodor, but directionally, you should see it having from the fourth quarter number, I would thought, once things are on line properly. And this asset then really should, as long as it's sitting there, plateau, should be a nice, low operating cost asset.»

«Very, very high fixed cost» høres ikke bra ut…..

Vi har kanskje ikke opex på det nivået som er mest gunstig akkurat nå, men syntes personlig at bwe har gjort en god jobb i å senke utgitene det siste året. Vi lå på hele 36 dollar fatet i 2022 Q3. Det at vi når ligger " in the mid- to upper-teens" er vesentlig bedre. Kanskje Arnet klarer å pushe opexen videre ned? Tror nok dette kan være mulig hvis vi slutter å lease "very, very high fixed cost" FPSOs. Hva med å kanskje kjøpe en? Kan det være realistisk?

Vel og merke er dette bare en antakelse fra CEO i Panoro.

Den virkelige verdi vil komme ved Q3. Jeg tipper 25 USD pr. fat.

«Oil Rush in Namibia's Orange Basin: Galp Prepares for Massive 10 Billion Barrel Oil Hunt as Rig Approaches»

«Portuguese oil and gas company Galp is gearing up to start drilling a well in an offshore block in Namibia, near the giant oil discoveries made recently by TotalEnergies and Shell.

In May, Galp entered into a contract with SFL Corporation for the semi-submersible rig Hercules. The 115-day contract, prior to any extension option exercise, is for two wells plus optional well testing.

Sintana Energy, citing a statement by its Namibian affiliate Custos Energy, said the rig was in transit along the coast of West Africa and is expected to reach Walvis Bay on or about November 4th. It will subsequently move on to the first location, with an expected spud date in the middle of November.»

«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.

“The significant prospectivity of PEL 83 together with its relatively shallower water depth, position it to be one of the most significant and profitable developments in the Orange Basin,” he added.»


Dette er altså blokken som grenser til Kudu i vest.

https://www.oedigital.com/news/508870-oil-rush-in-namibia-s-orange-basin-galp-prepares-for-massive-10-billion-barrel-oil-hunt-as-rig-approaches

Jeg anslo vel at riggen kunne være fremme i månedskiftet oktober/november, men det ble liggende et par uker ved et verft i LasPalmas.

Med oljepris på 90 - 100, og 3 - 4 lifts i 4. Q., ser jeg mulig kanskje bare 1/2 års nedbetalingstid på Golfinho! Dette blir et magisk 4.Q.

Brent opp ca 2,8 % siden børslukk i går. Kun Vår Energi er i nærheten av det så vidt jeg kan se. Er det virkelig slik at hukommelsen er mindre enn 12 timer?

"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.

Gunnarius skrev:
"Ingen stor sak at du legger deg på utgifter (Opex) slik du gjør, men ligger noe over BWEs guiding."
Enig
Jeg har sett det et par ganger hos BW : Første gang med den såkalte tønne oppsettet

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.

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."