Edibta 130mUSD... 😍😍😍

Third quarter production cost (excluding royalties) decreased to USD 20.5/bbl from USD 29/bbl in the second quarter, 😍😍😍😍

And Currently producing over 40,000 bbls/day gross at Dussafu 😍😍😍😍

Reprising?.... probably not as world is just not getting it

BW ENERGY: THIRD QUARTER RESULTS 2024



HIGHLIGHTS

Q3 EBITDA of USD 130 million and net profit of USD 48.0 million
Q3 gross production of 2.9 mmbbls with 2.4 mmbbls net to BW Energy
Record operational cash-flow of USD 144.9 million in the quarter
Three liftings of 2.5 mmbbls (net BWE) at average realised price of USD ~82/bbl
Highest quarterly production since inception from the Dussafu licence
Currently producing over 40,000 bbls/day gross at Dussafu
On track for completing ESP change-outs in Gabon by year-end with three wells remaining, including DRM-3H
Final agreements for Niosi Marin and Guduma Marin Exploration Blocks Offshore Gabon
Maintained a strong balance sheet with cash position of USD 209 million

BW Energy, operator of the Dussafu Marin licence in Gabon and the Golfinho cluster offshore Brazil, reported EBITDA of USD 130 million for the third quarter of 2024. This was up from USD 75.9 million in the previous quarter, due to higher oil sales following record quarterly production in Gabon. The net production from operated assets was 25,570 bbls/day. This includes the Tortue, Hibiscus, and Hibiscus South fields in the Dussafu licence (73.5% working interest or “WI”) and the Golfinho field (100% WI).


“BW Energy delivers record quarterly production and cash-flow from operation in the third quarter, supporting attractive appraisal, development, and field optimisation programs across our growing asset base in Gabon, Brazil, and Namibia,” said Carl K. Arnet, the CEO of BW Energy. "We are also pleased to meet our Dussafu production target of 40,000 barrels a day gross, well before year-end, and following new low-cost, low-risk development wells and successful ESP replacements. The ongoing drilling campaign has expanded our asset and reserves base, and with further wells to complete and work-over, we are confident that we can maintain production at FPSO BW Adolo capacity for longer.”



Dussafu

BW Energy completed two liftings in the third quarter at an average realised price of USD 82/bbl. BW Energy’s net production was approximately 1.9 mmbbls of oil. The net sold volume, which is the basis for revenue recognition in the financial statements, was approximately 2.0 mmbbls including 195,000 bbls of DMO deliveries and 232,800 bbls of state profit oil with an under-lift position of 391,500 bbls at period-end.


Net production from the Dussafu licence averaged 20,150 bbls/day, supported by the ESPs (electrical submersible pumps) on wells producing to the MaBoMo facility. Third quarter production cost (excluding royalties) decreased to USD 20.5/bbl from USD 29/bbl in the second quarter, which was impacted by scheduled facility maintenance. Production cost was in line with the year-end target level and reflects improved operational efficiency and increased production.


In July, production started from the DHBSM-2H well on Hibiscus South, in August the DHIBM-3H workover was completed, and in early October DHIBM-7H started production, all with conventional ESPs. In late September, the DHBSM-1H ESP failed as the last of the defective generation, with change-out completed and production restarted mid-October. Workover of DHIBM-4H was completed in early November, leaving three remaining wells scheduled for conventional ESP change-out before year-end.




GOLFINHO

Net production from the Golfinho field averaged 5,400 bbls/day equivalent to a total production of 498,900 bbls in the quarter. Production was impacted by a planned maintenance shutdown on the FPSO Cidade de Vitória. Production availability is set to improve in the fourth quarter following maintenance completion on one gas- lift compressor.


One lifting was carried out in August of 487,000 bbls at a realised price of USD 81.7/bbl. Remaining inventory was approximately 340,700 bbls at the end of the period. Production cost (excluding royalties) averaged USD 63.3/bbl barrel. This compares with production costs of USD 48/bbl in the second quarter, primarily due to lower production.




OTHER ITEMS

At 30 September 2024, BW Energy had a cash balance of USD 209 million, compared to USD 244 million at end-June. The decrease reflects cash flow from operations, debt repayment and investments including acquisition of shares in Reconnaissance Energy Africa Ltd (ReconAfrica). The Company had a total drawn debt balance of USD 556 million including the MaBoMo lease, the Dussafu RBL, the Golfinho prepayment facility, and bond debt.


On 1 August, the Company expanded its position in Namibia through the acquisition of a 6.6% shareholding plus share purchase warrants in ReconAfrica. BW Energy also received a 20% non-operating interest in the onshore Petroleum Exploration License 73 (“PEL 73”) in Namibia.


Production guidance for 2024 is maintained at between 10 and 11 mmbbls net to BW Energy. Full-year production cost (excluding royalties) is expected to be USD 30 to 32/bbl, in the lower end of the previous range due to higher production at Dussafu. Expected net capital expenditures is unchanged at around USD 350 million.



DEVELOPMENT PLANS

BW Energy is in process of completing the DHIBM-5H well workover, bringing the number of Hibiscus / Ruche Phase 1 producing wells to seven. Following completing of the remaining two well workovers and ESP change-outs, the Company will appraise the Bourdon prospect, targeting potential gross recoverable reserves of ~30 million barrels in Gamba and Dentale formations.


At end-October, BW Energy signed production sharing contracts (PSCs) for the Niosi Marin and Guduma Marin (formerly named G12-13 and H12-13) exploration blocks which are adjacent to the Dussafu licence. BW Energy holds 37.5% WI in both blocks, and is the operator of the blocks, which significantly expands the resource base for infrastructure-led exploration. The PSCs have an eight-year exploration period with option to extend for two more years. The partners have committed to drilling one well on Niosi Marin and intend to carry out a 3D seismic acquisition campaign.


In Brazil, the focus is on optimising production from the Golfinho field, including stabilising FPSO performance and selected well workovers. Also in Brazil, planning of the Maromba development, targeting low-risk barrels in an oil rich area with multiple producing assets, progressed towards planned FID in early 2025. The concept is based on the sustainable re-use of an FPSO and a jack-up with drilling capacity and dry trees, providing an efficient development with short pay-back time. Initial oil production from Maromba is expected at around 50,000 bbls/day. The BW Maromba FPSO is at the COSCO yard in China in preparation for upgrades.


In Namibia, BW Energy has sanctioned the drilling of an appraisal well targeting the Kharas Prospect north-west on the Kudu formation. Long-lead items have been secured and the Company is reviewing offers for rig capacity. There is a close dialogue with other operators in the Orange Basin on exploring common use available resources. Development planning and concept selection for the Kudu gas-to-power project also continued with relevant stakeholders.

Jeg tenker på hele utbyggingen av Hibiscus, Hibiscus South og Ruche.

Er det denne du tenker på?

20 May 2024
BW Energy: Substantial oil discovery made on the northern flank of the Hibiscus field

BW Energy is pleased to announce a substantial oil discovery with good reservoir quality in the DHIBM-7P pilot well drilled to appraise the northern flank of the Hibiscus field. The Company plans to complete the well as a production well later in 2024.

https://www.bwenergy.no/press-releases/2024/substantial-oil-discovery-made-on-the-northern-flank-of-the-hibiscus-field/

Har mer tro på denne lisensen en den som er onshore.

Spørsmålet blir mer hvordan BWE skal klare alt dette.

Cash flow blir veldig bra de neste kvartalene, men denne lisensen (3d seismikk i første omgang), Maromba, Golfinho, Kudu og onshore?

Tror det ville vært ok om de farmer seg ned på Maromba en og etter hvert også Kudu.

Ja, vi får ta med oss den, men kursen er jo rett og slett elendig.

Spent på morgendagen. Spesielt mhp. Dussafu selvsagt, men også når det gjelder begge assets i Namibia.

Oppgang 👍
Kursen står i 22,5 kr 🤦

Q3 imorgen. Flott oppgang i dag i forkant. Opp 4,17 %.

The Company recently completed the documentation with the Government of Gabon for the offshore Niosi Marin and Guduma Marin exploration blocks. This follows the technical provisional award announced in October 2021 granting Vaalco a 37.5% non-operating working interest in the Niosi Marin Block (previously G12-13) and the Guduma Marin Block (previously H12-13) located in shallow waters offshore Gabon, with BW Energy as operator (also holding a 37.5% working interest) and Panoro Energy as a non-operating joint owner with a 25% working interest. The Niosi and Guduma blocks cover areas of 2,974 square kilometers (“km²) and 1,927 km², respectively. The Niosi Block is located adjacent to the Etame Marin Permit, where Vaalco operates a successful ongoing exploration and production campaign. To date, the Etame Marin partners have produced and discovered over 150 million barrels of oil, with multiple fields brought online. The area benefits from significant infrastructure investments, including processing facilities and a new FSO vessel installed by Vaalco in 2022 which is located adjacent to the Niosi Marin blocks. The blocks are also adjacent to BW Energy and Panoro Energy’s Dussafu PSC offshore Southern Gabon, which is another area of significant successful exploration and development.

https://www.vaalco.com/investors/news-events/press-releases/detail/408/vaalco-energy-inc-announces-third-quarter-2024-results

Oljeprisen er alltid et spørsmål angående kurs på oljeaksjer.

Naturlig nok..

BWE bør jo være et av de sikreste i så måte.

Utrolig lav prising, selv om inntjeningen halvveres, og de kan enkelt utsette omtrent alt av capex.

Spent på om de vedtar fid på Maromba i år eller ser det litt an.
Golfinho programmet er allerede utsatt.

Det virker som markedet lar seg skremme av utsiktene til oljeprisen resten av 2024 og i 2025. Den ene etter den andre har vært ute med lite oppløftende prognoser.

I øyeblikket er Brent opp 0,8 USD pr. fat, men ikke en eneste oljeaksje er i pluss.

Ja håper det er en gavepakke.
Men det betinger vel at oljeprisen snur?

Alle oljeaksjer er på billigsalg for tiden.

Selv de som nå har direkteavkastning som nærmer seg 15%.

Så jeg bare venter på utbyttepenger fra dno og andre så kjøper jeg mer.
Tidenes gavepakke.

I do not disagree with you. I am just wondering if the resent news regarding Namibia could be a reason for this slide downwards

Jeg kan ikke med min beste velvilje forstå hvorfor "excess" gas i felt i Namibia skal være noe problem for BWE.
Tross akt så er Kudu et gassfelt, og vil ikke bli bygget ut før rørledning er på plass og kjøper av gassen er på plass.
Tvert om så er dette en kjempemulighet for BWE som kan bli en gass hub for omkringliggende felt som primært skal produsere olje.

Det kommer ikke til å skje de første 3-4 årene, det er korrekt, så noen produksjonsøkning fra Kudu på kort sikt skal man se langt etter. Men det er da ikke derfor man skal kjøpe bwe.
Produksjonen er snart, om ikke allerede, nær 50k fat / d (40k Dussafu + 8-10k Golfinho).
Det gir ca 40k netto til bwe, og med oljepris på 70 en revenue på ca 1 mrd usd per år.

Revenue i 2023 var 507 musd, og hittil i år 346 musd (ca 700 musd annualisert).

Så det blir jo en pen økning på topplinjen, og med noenlunde stabile kostnader uavhengig av antall produserte fat, vil mesteparten gå på bunnlinja.
1 mrd usd vs 700 musd gir 300 mill mer på topplinja.
Om vi antar halvparten i skatt og noe ekstra kostnader, så er det fortsatt 150 musd ekstra på bunnlinja, eller 1,6 mrd nok ekstra, eller nesten 7 kr per aksje i økt eps.

Så vi kan gå fra 8 til 15 i eps.

Er ikke det god nok grunn til å kjøpe bwe på 22?

Med funn på Bourdon så kan de produsere 40k i Gabon i åresvis fremover, og sånn sett kunne de vraket både Maromba og Kudu, betalt ut 10 kr per år i utbytter i flere år fremover, og vi kunne levd herrens glade dager.

Snart et år siden Sohmen la inn bud på 27 kr. aksjen her. Jeg lot meg kjøpe ut da med det lille jeg hadde og gikk heller stort inn i BWO og utbyttene der.
Nå begynner BWE å være kjøpbar igjen. Ikke fordi jeg har veldig tro på oljeprisen eller at Q3-tallene skal gi noen større oppgang. Det er heller for å sitte her når Sohmen kommer med et nytt bud, enten det blir på 25 eller 27. At selskapet skal tas av børs i 2025 ser jeg som ganske sikkert. Tror dessverre ikke vi får se 30-tallet igjen. Han får nok 90% aksept godt under det.

Kursnedgangen er nå på 35,3 % siden 19. juli. Riktignok var Brent den gang omtrent 85 dollar pr. fat. Altså ned 14,7 %. Dette er oppsiktsvekkende dårlig, men vi får bare håpe det går etter plan der og at oljeprisen skal opp. Første trigger blir kanskje resultat fra brønnen som bores onshore Namibia av ReconAfrika nå. Kan ikke være lenge til den er på TD, men uvisst når de melder.

Owning BWE is a bit of test of patience. I believe the news lately about excess gas compared to oil in the fields in Namibia is making some people fold they cards as they do not see any increase in production anytime soon anywhere after Dussafu is fully up and running. Are they wrong?

Ja. Slett arbeid finnes overalt 😏

Jo, det er rart.

Men analytikerne gjør vel som de pleier.
Justerer kursmål etter aksjekurs, uten noen reell begrunnelse.

Hei Oto
I lys av det du nevner her.. Er d ikke rart at Sp1analytiker setter Bwe i nøytral gruppen?
Ser han ikke forbi nesetippen?

Joda, Kudu kommer nok den.
Men det er mange år til vi ser produksjon derfra.

Så jeg fokuserer som vanlig på det neste året, og mener bestemt at p/e nå er på 1 tallet om vi ser på inntjeningen til BWE fra 4q og til og med 3q til neste år.

Lenge siden jeg har sett slike tall i et selskap, og aldri med en børs nær ath.

BWE burde hatt en kurs rundt 60, og jeg ville ikke synes det var dyrt.
Så får vi se når det løsner.
Må gjerne vente en mnd til.

He-he. Så litt kjent ut. Kanskje jeg har fortrengt det litt fordi det var jo opprinnelig snakk om langt tidligere i 2025. Jeg følger visst flere oljeselskaper enn jeg kanskje burde samtidig.

Men OK. Seismikken bør de kunne si noe om lenge før den tid. Selv om den fortsatt studeres synes jeg de komme med noe mer konkret enn de har sagt før. De har antydet at seismikken er lovende, men ikke så mye mer. Bortsett fra at de på Paretokonferansen i september kom med noen nye skisser av lisensen. Se side 15 her.

https://ml-eu.globenewswire.com/Resource/Download/224e8246-0ba4-4de3-bca4-d51600123312

Ikke så mye verdt kanskje når man ikke vet hva han sa om det.

Har dere ikke fått med dere denne?

https://www.slrconsulting.com/eur/public-documents/BWKudu-ESIA/

Boring av inntil 4 brønner med antatt start q3-25.

Lokasjon og endelig start får vi nok etter hvert.

Lifting på Golfhino ser det ut som. EAGLE CANOAS


https://www.marinetraffic.com/en/ais/home/centerx:-39.461/centery:-20.025/zoom:12

But first we need to know what does the field hold. A combined solution for all would have the benefits of tbe scale but as the article says, it will take time.

Interesssant. Det kan aktualisere å oppgradere det som er planene til BWE og myndighetene, men det finnes andre løsninger også for å få solgt gassen. Et eksempel er en flytende installasjon som behandler gassen og produsere LNG som fraktes bort med LNG-skib.

https://www.reuters.com/business/energy/gas-may-dash-big-oils-namibian-dreams-2024-11-07/

Nok en dårlig dag så langt. I rødt på en fin dag for oljeaksjene. Kun BWE og QEC som er det.

Det handler nok om eierstruktur. Er svært lav omsetning med aksjer for 530 224 kr. Blir det når BW ENERGY HOLDINGS LIMITED besitter 76,49 % av aksjene.

På det operasjonelle har det vært mange utsettelser, men selskapet tjener gode penger. Dussafu blir en pengemaskin som markedet merkelig nok overser. Jo, det har vært store forsinkelser, men det skyldes SPE- ene som er utenom selskapets kontroll, men brønnene produserer høyere enn forventet ( ca 6000 bopd mot forventet 5000 bopd). I tillegg har reservene økt signifikant gjennom funn av nytt felt (Hibiscus South) samt utvidelse av et annet (Hibiscus). Totalt gir denne borekampanjen minst 35 000 bopd gross i tillegg til de ca 9000 fra Tortue. Og BWE har som kjent hele 73,5 % eierandel.

Men Maromba står helt i stampe. Her har de betalt første betaling til Petrobras for flere år siden. Da skjer det mer på Kudu takket være de store feltene i nærheten. Nå må de få opp farten her. Feltet ble oppdaget i 1974. Vi venter på tolkning av ny seismikk som var «lovt» for lenge siden. Det er naturlig med en avtale om utbygging med naboene, men da må det jo være en ide og finne ut hva potensialet for feltet er. Det bores både på nabolisensene i vest og syd for feltet i øyeblikket.

Men som nevnt er det nok største aksjonær markedet frykter.

BWE har mye å hente inn igjen kursmessig, ingen tvil om det, men dette er jo også oppside. Jeg venter overskudd i BWE i de to siste kvartalene av 2024 på totalt 100-120 MUSD, og at egenkapitalen vil nærme seg 10 milliarder. Jeg forventer også at oljeproduksjonen nå vil stabilisere seg på et høyt nivå.

Det er elendig, men det må sies at oljeprisen da var 83 dollar.

Likevel er det vel bare OKEA som har gjort det dårligere.

Uansett - nede på 23-tallet nå. Over 21% ned siste 6 mnd. Ser ikke bra ut!

Kan vente noe info om denne brønnen de borer onshore any day.

10 dager igjen til kvartalsrapport, som jeg ser frem til med spenning. Oppdateringen i oktober gir en del holdepunkter.

1) Nettoproduksjonen på 2,4 mill. fat olje i 3Q. Netto solgt olje i 3Q var 2,5 mill. fat, dvs. noe høyere.
2) Oppnådd oljepris 82 dollar på Dussafu og 81,7 dollar på Golfinho, det er bra.
3) Produksjonskost 20,5 dollar på Dussafu og 64,1 dollar på Golfinho, meget bra på Dussafu, og så må den kraftig ned igjen på Golfinho. Men helt sentralt at stordelen av produksjonen er på Dussafu.
4) Oppdateringen fra BWE og PEN for Dussafu i slutten av oktober viste at Dussafu nærmer seg 40 000 fat i produksjon, 3-4 uker senere har de kanskje oppnådd dette, eller i alle fall kommet ganske nær.

Og så har vi alt det andre selskapet jobber med.

BW Energy: Final agreements signed for Niosi and Guduma Marin Exploration Blocks Offshore Gabon


BW Energy is pleased to announce its signing of production sharing contracts (PSCs) for the exploration blocks Niosi Marin and Guduma Marin (formerly named G12-13 and H12-13) with Gabon’s Petroleum Minister and Minister of Economy. BW Energy holds 37.5% working interest and is the operator of the blocks, which significantly expands the resource base for infrastructure-led exploration in Gabon.


The blocks are adjacent to BW Energy’s Dussafu Marin licence offshore southern Gabon, covering a combined area of 4,918 km2.


“Most of the Niosi Marin and Guduma Marin acreage is within tie-back distance to existing infrastructure, enabling fast-track, low-cost development of future discoveries. We have proven our ability to create significant value in the Dussafu licence, where we are close to completing the first phase of Hibiscus / Ruche to bring production to nameplate capacity of 40,000 barrels per day. These licence awards further underpin BW Energy’s commitment to Gabon and clear ambition of growing production and cash flow generation,” said Carl K. Arnet, the CEO of BW Energy.


VAALCO Energy (37.5%) and Panoro Energy (25%) are non-operating joint venture partners in the PSCs, which have an eight-year exploration period with option to extend for two additional years. The partners have committed to drilling one well on Niosi Marin during the exploration period and intend to carry out a 3D seismic acquisition campaign.


The consortium is uniquely positioned with BW Energy and Panoro Energy as joint venture partners in the Dussafu PSC, and with VAALCO Energy as the operator of the adjacent Etame PSC. Together, the partners will jointly implement safe, efficient, and cost-effective operations whilst leveraging subsurface and production learnings from Dussafu and Etame to accelerate value creation.



For further information, please contact:

Brice Morlot, CFO BW Energy, +33.7.81.11.41.16

ir@bwenergy.no

Så blir det antakelig boring også av Eni på PEL 85 som grenser til Kudu i sør i desember måned. Da har vi det gående med boring på naboblokkene sør og vest for Kudu. Den i vest er avgrensing så det er den i sør som er mest spennende.


«Exploration
Eni optimistic about imminent wells in Namibia
First of two exploration wells in Block PEL 85 planned to start in December»

https://www.upstreamonline.com/exploration/eni-optimistic-about-imminent-wells-in-namibia/2-1-1731436

Med 2-3 uker per esp bør det være 6 eller 7.

Det ville nok allerede vært 6 på oppdateringen, om det ikke var for at den siste av de nye esp'ene tok kvelden.
Så da valgte de å bytte den istedenfor å installere esp i en av de 3 brønnene som fortsatt ikke produserer.

Om vi antar et snitt på 6k fra de 5 brønnene som produserer på konvensjonell esp, så er det 30k fat/d.
Legg til 7-8 k fra Tortue så er vi nok nær 40k.

Når brønn 6 kommer, om den ikke allerede er i gang, så tenker jeg vi passerer 40, og de 2 siste blir reservekapasitet.