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

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.

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.

De har vel snakket om letebrønner med oppstart tidlig 2025, men først må de skaffe en rigg. De har lagt ut en anbudsrunde på det.

Lifting på Golfhino ser det ut som. EAGLE CANOAS


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

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.

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.

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.

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?

Jo, det er rart.

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

Ja. Slett arbeid finnes overalt 😏

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?

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.

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.

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.

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

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.

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

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.

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.

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

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

Oppgang 👍
Kursen står i 22,5 kr 🤦

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.

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.

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/

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

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.

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

Mye snadder her. 4 liftings i q4, fid Maromba tidlig neste år, pekt ut hvor de skal kjøre første brønn på Kudu, Golfinho blir bare dårligere og dårligere

Over 40 000 bopd på Dussafu med tre brønner igjen. Dette har Oto1 og undertegnede hevdet hele tiden. Dette målet deres om 40 000 bopd totalt var utrolig pessimistisk etter hvert som resultatene tikket inn.

Golfhino var jo stengt i deler av kvartalet.

Solid fra BWE.

Har oppdatert regnearket med 3q, og BWE har tjent litt over 8 kr per aksje de siste 4 kvartalene.
Så p/e er nå rundt 3.

Dette er fortsatt med produksjon på "halv" maskin, så jeg forventer fortsatt at pe kommer ned på 1 tallet de neste 4 kvartalene.

Om da ikke kursen dobler seg slik at pe igjen kommer opp på 3, eller kursen går 4x slik at pe blir rundt 6..

Det vil fortsatt være billig tatt i betraktning at produksjonen igjen vil dobles om noen år.

Vel nå har de gjentatte ganger fått kritikk for å guide optimistisk. Og i år er faktisk guiding spot on hva gjelder årsproduksjon, selv om det var ramaskrik fra både analytikere og Hamilton når BWE guidet ned 2024 såpass mye på denne tiden i fjor. Tror nok også BWE tok i litt mye i fjor når de kom med guiding og ønsket å overraske positivt, men esp problemene har blitt mye mer omfattende en de selv trodde. Det som har reddet de er hvor bra formasjonene er på Dussafu. Og det vil garantert komme decline på brønnene, så da er det fint å ha litt å gå på nå.

Decline på brønnene kan bli fraværende i en lang periode. Vi har 40 000 bopd som er template på Adolo og tre brønner som ikke er koblet til. Det betyr nok struping av brønner hvor choke deretter gradvis kan økes for å motvirke decline.

1. Spørsmålet om Adolo kan produsere noe mer enn 40000 fat per dag kommer nå for fullt, tipper det kommer spørsmål om dette på nytt i dag.
2. Det blir spennende å se hvordan analytikerne vurderer 3Q og fremtidsutsiktene for BWE.
3. 4Q vs 3Q:
- Vesentlig høyere produksjon og salg fra Dussafu, betyr lavere produksjonskostnad og høyere inntekter, men noe lavere oljepris.
- Vesentlig høyere produksjon på Golfinho i 4Q, med dertil hørende lavere produksjonskost.
- Ergo, 3Q er virkelig bra, men 4Q blir betydelig bedre.
4. Egenkapitalen er nå på 805,4 MUSD eller 8948 MNOK. Per aksje utgjør dette 34,7 kroner (258 mill aksjer) og er stigende for hver dag/uke. Jeg tipper BWE med dagens eiendeler kan fusjonere selskapet med andre oljeselskap til en verdi opp mot 50 kr per aksje, også dette stigende.

Svaret på 1 er bortimot allerede kjent gjennom tidligere info i conf.calls og på nett

CPC Engineering has completed the second phase of the optimization and improvement project on the BW-Adolo FPSO unit, focused on the tuning of control loops and the optimization of gas supply in the critical systems of the facility.

In the first phase of the project, a thorough review of the existing documentation and control systems of the FPSO was carried out. As part of this first phase, CPC Engineering was responsible for evaluating and adjusting the controls implemented in the PLC systems, using dynamic simulators in its offices to ensure maximum precision and effectiveness.

During this second phase and intervention, the CPC Engineering team, in collaboration with the FPSO staff, has worked on the implementation of improvements in the configuration of the pressure controllers. These improvements were essential to optimize the supply of fuel gas to the boiler, significantly reducing consumption by increasing the use of natural gas available at the facility.

Another key aspect of the project has been the adaptation of the controls to maximize the supply of fuel gas to the boiler system, ensuring efficient and sustainable operation. CPC Engineering has also provided comprehensive support during the commissioning of a new gas compressor, adjusting the control systems to ensure reliable operation.

In addition, detailed adjustments have been made to the pressure control loops for the three-phase separators, improving operational stability and allowing a faster and more accurate response to variations in process conditions.

Works to optimize and improve efficiency on the BW-Adolo FPSO are planned to be completed in different phases that will continue to be implemented in the near future

https://www.cpcengineering.com/es/proyecto.php?id=7

Decline på Tortue har vel vært ca 10% per år.
Må sjekke det litt, men skal ikke være så langt unna.

Om vi antar 55k kapasitet fra Hibiscus / Riches (40k + 3 brønner a 5k), så vil det ta ca 3 år før brønnkapasiten er nede i 40k.

Men det er en forskjell her. På Hibiscus og Ruche så har man per nå bare en brønn i flere av de produserende feltene.
Ruche, Hibiscus Sør, Hibiscus Sør Nordflanke og Hibiscus Nordflanke, har alle bare en produserende brønn.
Det bør gi lavere decline enn Hibiscus som har 4 (og Tortue).

Og om noen år kan alle disse 4 være gjenstand for en brønn til hver, som kan gi 3 nye år med stabil produksjon.

Og da er selvsagt et evt funn på Bourdon ikke med i betraktningen.

Hei oto1, jeg opplevde det stort sett som oppløftende det BWE beskriver om Maromba i 3Q rapporten,
- at de har FID tidlig i 2025
- at de forventer 50 000 fat i produksjon, er ikke dette noe høyere enn tidligere estimat
- 36 mnd fra FID til "first oil" er kanskje noe lengre enn forventet

Hva tenker du? Maroumba og fortsatt høy produksjon på de andre feltene kan være en "game changer" som du sier, der det å sitte til Maromba har kommet godt opp å gå kan være en langsiktig aksjestrategi.

Strengt tatt snakker vi vel om bare tre felt. Hibiscus, Ruche og Hibiscus South.

Tja.

Om nordflanken henger sammen med hoved delen er jeg usikker på.

Hibiscus Nordflanke er i alle fall spesiell i og med at Dentale og Gambia der hang sammen.

Har ståltråd på bwe, men…. Hør litt på CC. De bebuder ca 32.000 i snitt i q4, og for 2025 anslår de produksjonen til 40 minus 10%, dvs ca 36.000 fat. ( fra Gabon) de har også en del utfordringer på golinho. Ellers ser det meget bra ut.

Bare synd at småaksjonærene sannsynligvis ikke får oppleve stor kursstigning her fremover..
Oppkjøp av selskapet henger som en skygge over kulissene.

Let's hope it will be on 2025 45000bpd minus 10%. I.e. 40kbpd:)

Vi fikk endelig en god dag på fredag. Allerede i dag er mesteparten av oppgangen borte. Dårligste oljeselskap på børsen i dag også. Da ser jeg bort fra Equinor som blir notert eks. utbytte i dag. Det virker litt håpløst. Ned 15 % hittil i år.

Har bare for moro skyld sett litt på resultatet i bwe for 2 år siden.

Egenkapitalen i selskapet var da 623 musd, eller NOK 6,85 mrd (dollarkurs 11).
det utgjorde da 29 kr/aksje basert på 235 mill aksjer.

Status nå er EK på 805 musd eller 8,85 mrd nok, eller kr 37,70 per aksje.

Så ek har steget med nesten 9 kr per aksje på 2 år, uten at dette foreløpig på noen som helst måte reflekteres i kursen.

og nå tar jeg meg en liten pause i innlegg inntil utbytter fra dno, bwo, odl og otl er på konto, da jeg har en konkret plan på hva de skal brukes til.

Oppsummeringen på TDN Finans om BWEs 3Q resultater var helt ok, der fokus spesielt ser ut til å være på Dussafu.

BW Energy har også rapportert en ebitda og omsetning høyere enn ventet i sin kvartalsrapport i morges. Videre opplyses det at bruttoproduksjonen på BW Energys og partneren Panoro Energys Dussafu Marin-lisens har nådd målsatt nivå på 40.000 fat olje pr dag. Videre melder Panoro at det er en mulighet for å øke kapasiteten på FPSOen med rundt 10 prosent.

ABG Sundal Collier fremholder at dersom partnerne vellykket øker produksjonskapasiteten med ti prosent på Dussafu fra nåværende 40.000 fat olje pr dag, kan det gi oppside til produksjonsestimatene for 2025. Det vil også løfte ebitda-estimater for 2025 med 14 prosent for BW Energy og med ni prosent for Panoro under like forutsetninger, noteres det.

Samlet sett vurderer ABG Sundal Collier BW Energys kvartalstall som stort sett i linje med forventninger, og anser den potensielle kapasitetsøkningen som klart positiv.

Pareto viser til at meldingen om oppnådd målsatt nivå på Dussafu er spesielt positivt ettersom det har vært flere forsinkelser og uforutsette operasjonelle problemer de siste par årene.

"Vi forventer at Panoros frie kontantstrøm-yield vil overstige 30 prosent i 2025, med BW Energy som har et lignende potensial avhengig av utgiftsnivåene på andre utviklingsprosjekter", skriver meglerhuset.

BW Energy steg 4,7 prosent, mens Panoro var opp 2,5 prosent.

Oppdateringer fra meglerhus, helt greie disse. Fra TDN finans.

Videre gjentar Arctic Securities holdanbefaling på BW Energy og nedjusterer sitt kursmål på aksjen til 26 kroner fra 27 kroner.

"BW Energy har høyere operasjonell og finansiell giring enn de fleste av selskapets konkurrenter, noe som gjør det til en mer risikabel alternativ i et marked med lavere oljepriser", skriver meglerhuset.

DNB Markets gjentar kjøpsanbefaling og kursmål på 33 kroner på BW Energy.


Jeg legger videre merke til følgende fra 3Q presentasjonen:

1) Produksjonskurven gir positive signaler. Klart høyere produksjon i oktober sammenlignet med september, og klart høyere produksjon så langt i november sammenlignet med oktober.

2) BWE oppgir at de har hedget/sikret oljeprisen for 4,9 mill. fat både for resten av 2024, 2025 og 2026. Dette er lite omtalt, men bidrar til å redusere usikkerhet rundt oljeprisen (både oppover og nedover) for en stor del av BWEs produksjon (ca. 50% av produksjonen i 2024 og ca. 40 prosent av produksjonen i 2025 og 2026, basert på det vi nå vet)