BWE. Fremtiden er rosenrĂžd.
Forrige trÄd ble stengt da den ble for stor. Jeg tar derfor og starter en ny. Det passer bra da BWE er inne i en ny fase. Tre produksjonsbrÞnner er boret med godt resultat i Gabon og tre gjenstÄr. KjÞp av asset i Brasil venter pÄ godkjennelse som kan komme nÄr som helst.
Og gassfeltet, Kudu, kan bli mye stĂžrre enn man trodde. Klipper inn litt fra en fersk artikkel Gunnarius la ut tidligere i dag:
« The Ministry of Mines and Energy says the country's Kudu gas reserves are expected to increase to 10 trillion cubic feet (TCF) from the current estimated 1.3 TCF.
The revised figure is due to the associated gas found within the Graff-1 well by Shell, Yonker, and TotalEnergies' enormous Venus-1 offshore discovery.
Petroleum Commissioner Maggy Shino said the discovery of light crude oil reserves has transformed the landscape of the Kudu gas field.
"We are seeing that we now have a possibility of us increasing this 1.3 TCF of natural gas to up to ten TCF of gas because of the associated gas that we are seeing within the graph, within the Yonker and within Venus," she said on Wednesday.
The revelation has the potential to reshape the energy landscape in Namibia and the wider Southern African Development Community (SADC) region. »
https://thebrief.com.na/index.php/component/k2/item/3348-namibia-s-kudu-gas-reserves-projected-to-increase-tenfold
10 Tcf tilsvarer 1,9 milliarder boe. Her kan man med god grunn ta i bruk betegnelsen elefant hvis dette innfris.
Og gassfeltet, Kudu, kan bli mye stĂžrre enn man trodde. Klipper inn litt fra en fersk artikkel Gunnarius la ut tidligere i dag:
« The Ministry of Mines and Energy says the country's Kudu gas reserves are expected to increase to 10 trillion cubic feet (TCF) from the current estimated 1.3 TCF.
The revised figure is due to the associated gas found within the Graff-1 well by Shell, Yonker, and TotalEnergies' enormous Venus-1 offshore discovery.
Petroleum Commissioner Maggy Shino said the discovery of light crude oil reserves has transformed the landscape of the Kudu gas field.
"We are seeing that we now have a possibility of us increasing this 1.3 TCF of natural gas to up to ten TCF of gas because of the associated gas that we are seeing within the graph, within the Yonker and within Venus," she said on Wednesday.
The revelation has the potential to reshape the energy landscape in Namibia and the wider Southern African Development Community (SADC) region. »
https://thebrief.com.na/index.php/component/k2/item/3348-namibia-s-kudu-gas-reserves-projected-to-increase-tenfold
10 Tcf tilsvarer 1,9 milliarder boe. Her kan man med god grunn ta i bruk betegnelsen elefant hvis dette innfris.
Redigert 18.08.2023 kl 13:12
Du mÄ logge inn for Ä svare
Face
18.01.2025 kl 19:50
3106
Recent 3D acquired by Shearwater and Searcher for BW Energy has unsurprisingly revealed strong potential for the Mopane-style oil play on the Kudu block.
https://geoexpro.com/new-wildcat-drilling-campaigns-set-to-drown-out-doubts-of-commerciality-in-the-orange-basin-of-namibia/
https://geoexpro.com/new-wildcat-drilling-campaigns-set-to-drown-out-doubts-of-commerciality-in-the-orange-basin-of-namibia/
Redigert 18.01.2025 kl 19:50
Du mÄ logge inn for Ä svare
kvirrevi
17.01.2025 kl 12:47
3449
Er i stor grad enig med deg. PÄ 4Q fÄr vi nok en oppdatering om Golfinho og Þnsker meg en orientering om hva BWE forventer/hÄper Ä fÄ til pÄ feltet av produksjon og produksjonskost, dette fortalte de lite om pÄ 3Q pres. Det hadde vÊrt positivt om de har en plan for Ä fÄ produksjonskostnaden under 40 dollar fatet, noe jeg tror de har nevnt som mÄl tidligere. Videre at de tar de problemene som har vÊrt med seg i planleggingen framover og forsÞker etter beste evne Ä unngÄ at dette skjer fremover.
Og sÄ mÄ vi ikke glemme at siden Dussafu produserer sÄ mye mer enn Golfinho blir gjennomsnittlig produksjonskost for BWE i 4Q pÄ 27 dollar. Denne vil trolig gÄ ytterligere ned i 1Q 2025, forhÄpentligvis bÄde pÄ grunn av Golfinho og Dussafu.
Med gjennomsnittlig oppnÄdd oljepris pÄ 72,7 $, gjennomsnittlig oppnÄdd produksjonskost pÄ 27,03 $ og faktiske produserte volum fÄr jeg en cashflow fra operations pÄ 1,611 milliarder kroner i 4Q.
Dette er sterke tall, og sÄ gir dagens oljepris grunnlag for mye sterkere tall.
Og sÄ mÄ vi ikke glemme at siden Dussafu produserer sÄ mye mer enn Golfinho blir gjennomsnittlig produksjonskost for BWE i 4Q pÄ 27 dollar. Denne vil trolig gÄ ytterligere ned i 1Q 2025, forhÄpentligvis bÄde pÄ grunn av Golfinho og Dussafu.
Med gjennomsnittlig oppnÄdd oljepris pÄ 72,7 $, gjennomsnittlig oppnÄdd produksjonskost pÄ 27,03 $ og faktiske produserte volum fÄr jeg en cashflow fra operations pÄ 1,611 milliarder kroner i 4Q.
Dette er sterke tall, og sÄ gir dagens oljepris grunnlag for mye sterkere tall.
Redigert 17.01.2025 kl 13:34
Du mÄ logge inn for Ä svare
Fluefiskeren
17.01.2025 kl 12:36
3380
Det negative er jo fra Delfinen (Golfhino). Er det ikke problemer med FPSO-en sÄ er det gassanlegget til Petrobras. Det fÞrer ogsÄ til veldig hÞy OPEX (56,4 dollar pr. fat).
Man kan virkelig spÞrre seg om det var fornuftig Ä kjÞpe Golfhino. PÄ Q3 skrive de fÞlgende pÄ presentasjonen:
«Postponing Golfinho infill wells due to subsea equipment and services cost inflation»
De skrev ogsÄ dette riktignok:
Prioritising optimisation of current production capacity and operating costs
â Stabilising field reliability and performance
â Upgrading artificial lift systems in wells
â Reopening inactive wells to unlock additional production
SÄ fÄr vi se. Da de kjÞpte det fokuserte de pÄ at det var en betydelig oppside.
Man kan virkelig spÞrre seg om det var fornuftig Ä kjÞpe Golfhino. PÄ Q3 skrive de fÞlgende pÄ presentasjonen:
«Postponing Golfinho infill wells due to subsea equipment and services cost inflation»
De skrev ogsÄ dette riktignok:
Prioritising optimisation of current production capacity and operating costs
â Stabilising field reliability and performance
â Upgrading artificial lift systems in wells
â Reopening inactive wells to unlock additional production
SÄ fÄr vi se. Da de kjÞpte det fokuserte de pÄ at det var en betydelig oppside.
Ro
17.01.2025 kl 10:50
3315
Nesten bare positivt, men kursen gĂ„r ned 2,5%? đ€
https://www.finansavisen.no/energi/2025/01/17/8230967/nok-en-rekord-for-bw-energy
https://www.finansavisen.no/energi/2025/01/17/8230967/nok-en-rekord-for-bw-energy
99999
17.01.2025 kl 10:45
3303
Boringen pÄ Bourdon er nok i gang. De skal levere riggen tilbake i februar. Har tro pÄ et stort funn pÄ Bourdon. Sjelden at Dussafu skuffer.
Foreigner
17.01.2025 kl 10:07
3281
Fluefiskeren skrev You wrote boed so I thought you meant daily production for BWEâs share.
I meant daily average total for Dussafu for Q4.
But they are just so bad at informing. Like what us happening with Bourdon?
But they are just so bad at informing. Like what us happening with Bourdon?
Redigert 17.01.2025 kl 10:12
Du mÄ logge inn for Ä svare
Spitzer
17.01.2025 kl 09:26
3369
gj.sn. produksjon i Q4 fra Dussafu var ca 37000 boed, men fra jan-25 er produksjon 40000 boed.
Ellers flott at opex er nede i ca 18,5 usd/fat. BÞr komme ytterligere ned nÄr produksjonen nÄ Þker ytterligere (fra 37000 boed til 40000 boed)
Ellers flott at opex er nede i ca 18,5 usd/fat. BÞr komme ytterligere ned nÄr produksjonen nÄ Þker ytterligere (fra 37000 boed til 40000 boed)
Fluefiskeren
17.01.2025 kl 09:25
3359
You wrote boed so I thought you meant daily production for BWEâs share.
Redigert 17.01.2025 kl 09:27
Du mÄ logge inn for Ä svare
Foreigner
17.01.2025 kl 09:11
3431
Hmmm, where did you get 40000? 2.5 million on 92 days from Dussafu? Have I counted wrong again?
Fluefiskeren
17.01.2025 kl 09:08
3379
Foreigner skrev BWE is an unstoppable trainđ Dussafu approx 37000boed
.
Total 40 000 bopd.
Lisensandel 73,5 %
Det skulle gi 29 400 bopd net til BWE.
Total 40 000 bopd.
Lisensandel 73,5 %
Det skulle gi 29 400 bopd net til BWE.
Foreigner
17.01.2025 kl 08:15
3455
BWE is an unstoppable trainđ
Dussafu approx 37000boed
Dussafu approx 37000boed
Redigert 17.01.2025 kl 08:33
Du mÄ logge inn for Ä svare
inference
17.01.2025 kl 08:08
3450
Tamme greier. Virker ikke som om at de er igang med letebrĂžnn engang đĄ
inference
17.01.2025 kl 08:07
3380
Yzf R1 skrev Takker sattse pÄ noe godt lesestoff da
BW Energy: Q4 2024 operational update
Q4 2024 operational update
BW Energy will publish financial figures for Q4 2024 on Friday, 31 January
2025. The full audited annual report will be published on 26 February 2025.
Net production to BW Energy was 3.1 million barrels of oil (bbls) in Q4 2024,
equal to 33,600 bbls per day, from the Dussafu licence in Gabon (73.5% working
interest) and the Golfinho field (100% working interest) in Brazil. For the full
year, net production to BW Energy amounted to 10.0 mmbbls, in line with
guidance.
Volume (mmbbls) Q4 2024 Q3 2024
Net production 3.1 2.4
Dussafu 2.5 1.9
Golfinho 0.6 0.5
Net volume sold 3.2 2.5
Dussafu* 2.7 2.0
Golfinho 0.5 0.5
Average realised price (USD/bbl)
Dussafu 72.5 82.0
Golfinho 73.5 81.7
*Includes State Profit Oil and DMO deliveries
DUSSAFU
* Record quarterly production since inception
* Three liftings to BW Energy according to plan
* Operating cost (excluding royalties) of USD 18.5/bbl
* Net volume sold (basis for revenue recognition), included 97,500 bbls of DMO
deliveries and 311,429 bbls of state profit oil, with an under-lift position
of 248,700 bbls at period-end
* ESP replacement program completed as planned with eight producing Hibiscus /
Ruche wells from 2 January 2025 and gross production target of 40,000
bbls/day
* Two new wells brought online in Q4 (DHIBM-7H and DRM-3H), 3 workovers
completed (DHIBM-1H, DHIBM-4H, DHIBM-5H), and DHIBM-6H workover completed in
early January
* Takeover of BW Adolo FPSO operations ongoing with planned completion of
transition period in 1H 2025
GOLFINHO
* Inventory at period end of 440,500 bbls
* Operating cost (excluding royalties) of USD 56.4/bbl primarily due to lower
production
* Production impacted by planned shutdown of Petrobras gas plant restricting
gaslift capacity for ~40 days, with only ESP wells producing (~60% of full
potential)
* Full-year production availability of ~70% and ~81% excluding planned Q4
shutdown
HEDGING, LIQUIDITY AND DEBT
* Q4 net loss of USD 3.8 million from oil derivatives (USD 4.9 million
unrealised loss and USD 1.1 million realised gain)
* Period-end cash balance of USD 221 million vs. USD 209 million end-September
2024, with the change reflecting cash flow from operations, debt repayment,
and investments
* Period-end gross debt of USD 563 million includes MaBoMo lease, Dussafu RBL,
Golfinho prepayment facility, and bond debt
For further information, please contact:
Brice Morlot, CFO BW Energy, +33.7.81.11.41.16
ir@bwenergy.no (mailto:ir@bwenergy.no)
Q4 2024 operational update
BW Energy will publish financial figures for Q4 2024 on Friday, 31 January
2025. The full audited annual report will be published on 26 February 2025.
Net production to BW Energy was 3.1 million barrels of oil (bbls) in Q4 2024,
equal to 33,600 bbls per day, from the Dussafu licence in Gabon (73.5% working
interest) and the Golfinho field (100% working interest) in Brazil. For the full
year, net production to BW Energy amounted to 10.0 mmbbls, in line with
guidance.
Volume (mmbbls) Q4 2024 Q3 2024
Net production 3.1 2.4
Dussafu 2.5 1.9
Golfinho 0.6 0.5
Net volume sold 3.2 2.5
Dussafu* 2.7 2.0
Golfinho 0.5 0.5
Average realised price (USD/bbl)
Dussafu 72.5 82.0
Golfinho 73.5 81.7
*Includes State Profit Oil and DMO deliveries
DUSSAFU
* Record quarterly production since inception
* Three liftings to BW Energy according to plan
* Operating cost (excluding royalties) of USD 18.5/bbl
* Net volume sold (basis for revenue recognition), included 97,500 bbls of DMO
deliveries and 311,429 bbls of state profit oil, with an under-lift position
of 248,700 bbls at period-end
* ESP replacement program completed as planned with eight producing Hibiscus /
Ruche wells from 2 January 2025 and gross production target of 40,000
bbls/day
* Two new wells brought online in Q4 (DHIBM-7H and DRM-3H), 3 workovers
completed (DHIBM-1H, DHIBM-4H, DHIBM-5H), and DHIBM-6H workover completed in
early January
* Takeover of BW Adolo FPSO operations ongoing with planned completion of
transition period in 1H 2025
GOLFINHO
* Inventory at period end of 440,500 bbls
* Operating cost (excluding royalties) of USD 56.4/bbl primarily due to lower
production
* Production impacted by planned shutdown of Petrobras gas plant restricting
gaslift capacity for ~40 days, with only ESP wells producing (~60% of full
potential)
* Full-year production availability of ~70% and ~81% excluding planned Q4
shutdown
HEDGING, LIQUIDITY AND DEBT
* Q4 net loss of USD 3.8 million from oil derivatives (USD 4.9 million
unrealised loss and USD 1.1 million realised gain)
* Period-end cash balance of USD 221 million vs. USD 209 million end-September
2024, with the change reflecting cash flow from operations, debt repayment,
and investments
* Period-end gross debt of USD 563 million includes MaBoMo lease, Dussafu RBL,
Golfinho prepayment facility, and bond debt
For further information, please contact:
Brice Morlot, CFO BW Energy, +33.7.81.11.41.16
ir@bwenergy.no (mailto:ir@bwenergy.no)
Fluefiskeren
16.01.2025 kl 12:15
3621
Operational update kommer i morgen.
Q4 presentasjon kommer 31. januar
Q4 presentasjon kommer 31. januar
Yzf R1
16.01.2025 kl 12:11
3613
Fin flyt nÄ kommer det ut noen raport i morra eller er det jeg som tuller
Foreigner
16.01.2025 kl 10:46
3682
Although already known, it will be nice to wake up tomorrow to see the numbers for Q4 and proof that from now on we shall be making money instead of just spending it:) It should have some effect of the pricing.
Fluefiskeren
16.01.2025 kl 09:57
3736
Ikke noe garanti for funn i Orange Basin selvsagt. Chevron borer tÞrr brÞnn pÄ PEL 90 som ligger rett nord for Venusblokken og rett vest for Mopaneblokken.
https://sintanaenergy.com/news-release/pel-90-update-kapana-1-x/
https://sintanaenergy.com/news-release/pel-90-update-kapana-1-x/
kvirrevi
15.01.2025 kl 15:20
3947
Registrerer at vi nÄ om dagene er der vi hÄper at BWE skal vÊre, med hÞy produksjon og der oljeprisen samtidig er god, og der vi om kort tid vil fÄ vite mer om hvordan de rask Þkende verdiene skal brukes til Ä utvikle selskapet raskt videre.
kvirrevi
13.01.2025 kl 16:18
4240
Den liftingen fra Adolo blir til en ganske sÄ bra oljepris.
BWEs guiding og informasjon om planlagte investeringer for 2025 blir veldig spennende Ä fÄ hÞre om pÄ Q4. Selskapet vil gÄ ut av 2024 med ikke langt fra 10 milliarder i egenkapital.
BWEs guiding og informasjon om planlagte investeringer for 2025 blir veldig spennende Ä fÄ hÞre om pÄ Q4. Selskapet vil gÄ ut av 2024 med ikke langt fra 10 milliarder i egenkapital.
oto1
13.01.2025 kl 16:13
4243
Blir fornĂžyd med alt rundt 80 mill usd.
Litt lavere enn i 2023, men 4Q i 23 var veldig bra.
SĂ„ rundt 3 kr i EPS noe som baner vei for mine ca 15 kr i Ă„r.
Litt lavere enn i 2023, men 4Q i 23 var veldig bra.
SĂ„ rundt 3 kr i EPS noe som baner vei for mine ca 15 kr i Ă„r.
Fluefiskeren
13.01.2025 kl 16:06
4266
Skal ikje ha sÄ stor formening om det, men det er to ting som kommer ganske fort. Resultat av brÞnnen Bourdon pÄ Dussafu hvor det sannsynligvis pÄgÄr boring selv om det ikke er meldt. SÄ venter man pÄ resultat fra brÞnnen online Namibia som var meldt ferdigboret 27. november.
ForÞvrig blir det lifting fra Adolo nÄ.
ForÞvrig blir det lifting fra Adolo nÄ.
Redigert 13.01.2025 kl 16:06
Du mÄ logge inn for Ä svare
kvirrevi
13.01.2025 kl 14:59
4294
Hvor tror dere overskudd fÞr skatt i BWE blir i 4Q 2024, og hva kommer analytikerne til Ä ha fokus pÄ med BWE nÄ i 2025?
Fluefiskeren
09.01.2025 kl 13:12
4716
Synes overskriften ikke passer til innholdet. Det er vel forresten boret to letebrÞnner og to avgrensningsbrÞnner. LetebrÞnn nr. 3 bores nÄ.
99999
09.01.2025 kl 13:01
4742
Moderat suksess for Galps letebrĂžnn nr 4
https://africaoilgasreport.com/2025/01/oil-patch-sub-sahara/galp-makes-modest-success-in-fourth-well-in-namibias-mopane-field/
https://africaoilgasreport.com/2025/01/oil-patch-sub-sahara/galp-makes-modest-success-in-fourth-well-in-namibias-mopane-field/
Fluefiskeren
09.01.2025 kl 11:47
4671
Tilbakeslag for Shell i Orange Basin i Namibia
« Shell Comes Up Dry Offshore Namibia
Shell will write down around $400 million over an oil discovery offshore Namibia that it deemed commercially unviable in a blow to the southern African country's efforts to become a crude producer.
Shell told Reuters that discovered oil and gas resources in offshore block PEL39 in Namibia "cannot currently be confirmed for commercial development."
https://www.oedigital.com/news/520928-shell-comes-up-dry-offshore-namibia
Dette er samme blokk som kjempefunnet Graff ble gjort i for et par Ă„r siden.
« Shell Comes Up Dry Offshore Namibia
Shell will write down around $400 million over an oil discovery offshore Namibia that it deemed commercially unviable in a blow to the southern African country's efforts to become a crude producer.
Shell told Reuters that discovered oil and gas resources in offshore block PEL39 in Namibia "cannot currently be confirmed for commercial development."
https://www.oedigital.com/news/520928-shell-comes-up-dry-offshore-namibia
Dette er samme blokk som kjempefunnet Graff ble gjort i for et par Ă„r siden.
Redigert 09.01.2025 kl 11:48
Du mÄ logge inn for Ä svare
Face
07.01.2025 kl 20:41
4800
Syns det var litt merkelig at BW annonserte ved q3 rapporten at de skal bore en Kudu appraisal brÞnn i 2025. NÄr de stort hele tiden i 2024 snakket om Ä bore en exploration brÞnn. Lurer pÄ hva Ärsaken kan vÊre. Vil de avvente til de fÄr med en partner eller har de mistet litt troen pÄ olje prospekter? De virker veldig bull pÄ at det er gode muligheter for olje pÄ blokken ogsÄ.
Fluefiskeren
07.01.2025 kl 17:42
4900
Tror jeg har lagt det ut tidligere, men denne rykende ferske presentasjonen til Sintana hadde jeg ikke fÄtt med meg.
PÄ side 15 fra BWE sin q3-presentasjon ser man ogsÄ disse brÞnnene. Der er det ogsÄ tegnet inn et funn lengre nord i tillegg. Hvis man ser pÄ symbolene ser vi at det er gjort 5 gassfunn, to gasshow (kun en pÄ BWE sin illustrasjon) og en tÞrr brÞnn (to pÄ BWE sin illustrasjon). Geologien pÄ feltet er beskrevet som vanskelig har jeg lest et sted.
PÄ side 15 fra BWE sin q3-presentasjon ser man ogsÄ disse brÞnnene. Der er det ogsÄ tegnet inn et funn lengre nord i tillegg. Hvis man ser pÄ symbolene ser vi at det er gjort 5 gassfunn, to gasshow (kun en pÄ BWE sin illustrasjon) og en tÞrr brÞnn (to pÄ BWE sin illustrasjon). Geologien pÄ feltet er beskrevet som vanskelig har jeg lest et sted.
Spitzer
07.01.2025 kl 17:19
4908
Har ikke sett denne fĂžr, med Fluefiskeren har sikkert linket til denne tidligere: https://sintanaenergy.com/wp-content/uploads/2025/01/sei_corp_presentation_jan24.pdf
Se side 14 for tidligere borrede brÞnner pÄ Kudu-feltet og den kommende Kharas-brÞnnen til BW Energy i nordvestre del av lisensen - nÊr PEL83.
Se side 14 for tidligere borrede brÞnner pÄ Kudu-feltet og den kommende Kharas-brÞnnen til BW Energy i nordvestre del av lisensen - nÊr PEL83.
Fluefiskeren
07.01.2025 kl 16:23
2349
Tok og sjekket opp den. Dette skrev i Q3 presentasjonen 15. november:
« Rig bids received, selection in progress»
Da er vel ikke lenge fĂžr de har gjort et valg vil jeg tro. Kanskje de har gjort det til og med.
« Rig bids received, selection in progress»
Da er vel ikke lenge fĂžr de har gjort et valg vil jeg tro. Kanskje de har gjort det til og med.
Fluefiskeren
07.01.2025 kl 15:00
2418
« Libya oilfield now on stream â 57 years after discovery
Zallaf's Chadar asset in Sirte basin is producing both oil and gas»
https://www.upstreamonline.com/production/libya-oilfield-now-on-stream-57-years-after-discovery/2-1-1760882
SlÄr Kudu den. Det ble oppdaget i 2024. AltsÄ snart 51 Är siden.
Da har vi seks Är pÄ oss pÄ utbyggingen. Det burde vi greie innen da, men det gÄr litt tregt. Er denne anbudskonkurransen for rigg konkludert nÄ? Eller er den i det hele tatt startet?
Zallaf's Chadar asset in Sirte basin is producing both oil and gas»
https://www.upstreamonline.com/production/libya-oilfield-now-on-stream-57-years-after-discovery/2-1-1760882
SlÄr Kudu den. Det ble oppdaget i 2024. AltsÄ snart 51 Är siden.
Da har vi seks Är pÄ oss pÄ utbyggingen. Det burde vi greie innen da, men det gÄr litt tregt. Er denne anbudskonkurransen for rigg konkludert nÄ? Eller er den i det hele tatt startet?
Face
07.01.2025 kl 13:53
2480
Det vil dog dryppe nada niks pÄ aksjonÊrene da all cash vil brukes pÄ videre vekst. Syns uansett BWE er det E&P caset notert pÄ Oslo bÞrs som ser billigst ut nÄr enn ser pÄ ressurser opp mot EV.
Redigert 07.01.2025 kl 13:55
Du mÄ logge inn for Ä svare
kvirrevi
07.01.2025 kl 12:57
2523
Bare vel tre uker igjen til 4Q 2024 resultatet til BWE. 4Q tenker jeg pÄ fÞrste kvartal som vil vise hva vi kan forvente oss for kvartalsresultater i 2025, men der BWE fÞrst i 1Q 2025 har kommet helt opp pÄ stabil produksjon pÄ Dussafu.
Jeg tipper BWE i 2025 vil fÄ et nettoresultat som er 3 gangen av det Tomra vil fÄ, og der Tomra prises til 45 milliarder kroner, jeg velger BWE. Jeg vil ogsÄ pÄstÄ at BWE har bedre vekstmuligheter i dagens marked enn det Tomra har. Tomra er for Þvrig bare et eksempel, er pÄ ingen mÄte ute etter Ä snakke ned Tomra kursen og hva Tomra fÄr til, bare Ä vise den attraktive prisingen av BWE.
Jeg tipper BWE i 2025 vil fÄ et nettoresultat som er 3 gangen av det Tomra vil fÄ, og der Tomra prises til 45 milliarder kroner, jeg velger BWE. Jeg vil ogsÄ pÄstÄ at BWE har bedre vekstmuligheter i dagens marked enn det Tomra har. Tomra er for Þvrig bare et eksempel, er pÄ ingen mÄte ute etter Ä snakke ned Tomra kursen og hva Tomra fÄr til, bare Ä vise den attraktive prisingen av BWE.
Fluefiskeren
06.01.2025 kl 18:44
2780
Litt mer om denne tredje letebrĂžnnen
https://www.upstreamonline.com/exploration/galp-starts-drilling-latest-namibia-exploration-well/2-1-1760450
https://www.upstreamonline.com/exploration/galp-starts-drilling-latest-namibia-exploration-well/2-1-1760450
Fluefiskeren
03.01.2025 kl 18:15
3420
Fem uker siden ReconAfrica meldte at letebrÞnnen deres hadde nÄdd TD, men ingenting har kommet ut i etterkant.
Dette skrev de i meldingen:
« The Naingopo exploration well was drilled to a total depth of 4,184 metres (13,727 feet). The Company will now undertake a comprehensive logging and coring program, and perform a VSP, followed by casing and cementing the well. Results of the well will be provided following a thorough analysis of the subsurface data acquired and any obtained oil or natural gas samples. We expect to have the preliminary results of the Naingopo well in the next several weeks»
Next several weeks er en rar tidsangivelse som jo er umulig Ä si nÄr kommer. Som kjent har BW Energy en eierandel pÄ 20 % her.
Dette skrev de i meldingen:
« The Naingopo exploration well was drilled to a total depth of 4,184 metres (13,727 feet). The Company will now undertake a comprehensive logging and coring program, and perform a VSP, followed by casing and cementing the well. Results of the well will be provided following a thorough analysis of the subsurface data acquired and any obtained oil or natural gas samples. We expect to have the preliminary results of the Naingopo well in the next several weeks»
Next several weeks er en rar tidsangivelse som jo er umulig Ä si nÄr kommer. Som kjent har BW Energy en eierandel pÄ 20 % her.
peterpetrol
03.01.2025 kl 14:52
3537
For de det evt intresserer borer Galp letebrÞnn nr 3 i PEL 83 nÄ, og den er nÊrmere Kudu en de tidligere brÞnnene. Men fremdels pÄ rett over 1000m vanndybde sÞr/sÞrÞst i blokken
peterpetrol
03.01.2025 kl 14:47
3532
Tja, vil gjerne se mer om det regnestykket ditt om egenkapital pr aksje for 2025/26...
Fluefiskeren
03.01.2025 kl 14:24
3545
Da har de isÄfall forandret policy pÄ det. De meldte spud pÄ Hibiscus, Hibiscus extension (Mupale) og Hibiscus North for Ä ta de siste. Vel ogsÄ Hibiscus South.
Det passer nok utmerket Ä ta det sammen med melding om ferdigstillelse av utbyggingskampanjen. Tipper det kommer tidlig i neste uke. Kanskje allerede pÄ mandag.
Det passer nok utmerket Ä ta det sammen med melding om ferdigstillelse av utbyggingskampanjen. Tipper det kommer tidlig i neste uke. Kanskje allerede pÄ mandag.
oto1
03.01.2025 kl 14:01
3569
Selvsagt er ikke boring av Bourdon irrelevant for Panoro.
Men resultat av den brÞnnen meldes nÄr resultatet er klart, og det skjer neppe fÞr 1q resultat i bwe.
Men resultat av den brÞnnen meldes nÄr resultatet er klart, og det skjer neppe fÞr 1q resultat i bwe.
kvirrevi
03.01.2025 kl 12:13
3663
Det blir uansett spennende og nesten nervepirrende mÄneder fremover med BWE.
1) De Þkonomiske resultatene av at produksjonen nÄ blir hÞy og stabil er ikke fullt ut kjent. Det skal blant annet bli spennende Ä se hvor produksjonskosten blir liggende. Hver dollar i redusert produksjonskost pÄ Dussafu betyr ca. 29000* 1*11,35*365 = ca. 120 mill. kr i Þkt resultat fÞr skatt per Är. Basert pÄ produksjonen pÄ Dussafu i 3Q kan det se ut til at produksjonskosten blir liggende mellom 15-18 dollar per fat fremover. à fÄ produksjonskostnaden pÄ Golfinho kraftig ned er ogsÄ svÊrt viktig, her blir det spennende Ä se hvor langt de har kommet per 31.12.
2) FID for Maromba. Her er utvilsomt det mest spennende hva BWE faller ned pÄ, og dersom de gÄr for utbygging (noe jeg regner som svÊrt sannsynlig) hvor mye og hvor god informasjon som blir gitt om budsjett for utbygging og deretter produksjon. BWE uttalte seg ganske sÄ positivt om Maromba pÄ 3Q pres, noe som gir hÄp om gode nyheter, der det til og med ble oppgitt en "target production" pÄ 50 000 fat per dag, basert pÄ 6 produserende brÞnner. Da kan vi se for oss en produksjon i BWE i 2028 som ligger pÄ 90000 fat, dette uten eventuell ytterligere produksjon BWE kjÞper innen 2028. Jeg tror ellers egenkapitalandel i BWE har Þkt betydelig i 4Q og snart kan nÊrme seg 50%, og at denne sammen med sterk kontantstrÞm fra produksjon vil kunne vÊre tilstrekkelig til at BWE fÄr finansiert hele utbyggingen av Maromba med god margin.
3) Resultatene fra leteboringen pÄ Bourdon er spennende av flere grunner. For det fÞrste er target ganske hÞy der BWE omtalte dette slik pÄ 3Q " Bourdon appraisal well with risked gross recoverable reserves of~30 mmboe1 in early 2025". For det andre vil utbyggingskostnadene bli lave og feltet vil kunne forlenge perioden med hÞy produksjonen pÄ Dussafu betydelig. Resultatet tror jeg vil komme allerede i februar, kanskje i mars.
4) Kudu, her er det jo en mulighet for "Klondike", men jeg opplevde at BWE pÄ 3Q ga forholdsvis lite informasjon om hva seismikkdataene og resultater fra andre selskapers boring i nabolisenser har gitt sÄ langt med tanke pÄ potensialet i Kudu lisensen. Her blir det spennende om det kommer noe nytt den 31. januar pÄ 4Q. Synes forresten det er svÊrt positivt at BWE nÄ legger seg tidlig i feltet for rapportering av resultater, dette er nytt.
5) Utvikling i oljeprisen har selvsagt stor pÄvirkning, men det er vanskelig Ä ikke tenke at BWE kan bli fusjonert eller solgt som en del av struktureringen av bransjen. Selskapet kan nÄ skilte med en hÞy stabil produksjon som er sÄrt tiltrengt for mange andre oljeselskaper som kan slite med Ä oppnÄ sine vekstmÄl. Samtidig har selskapet 100 prosent av Kudu-lisensen som kan vise se Ä ha stort potensiale, og der sammenslÄing med BWE vil gi oljeselskaper som ikke allerede er i Namibia-omrÄdet direkte tilgang. Hvis det blir snakk om fusjon/salg vil hovedaksjonÊr sÄ absolutt vÊre pÄ parti med andre aksjonÊrer og ikke selge seg billig. Egenkapitalen per aksje forventes Ä stige til ca. 50 kr i 2025 og videre opp mot 65 kr i 2026, og dette vil helt klart beregnes inn i pris eller bytteforhold, da dette er inntekter som kommer innen kort tid.
Alt i alt, veldig mye spennende Ä fÞlge med pÄ utover i 2025 for meg som sitter tungt lastet med BWE aksjer. Etter min vurdering burde de fleste investorer sitte tungt lastet med BWE :)
1) De Þkonomiske resultatene av at produksjonen nÄ blir hÞy og stabil er ikke fullt ut kjent. Det skal blant annet bli spennende Ä se hvor produksjonskosten blir liggende. Hver dollar i redusert produksjonskost pÄ Dussafu betyr ca. 29000* 1*11,35*365 = ca. 120 mill. kr i Þkt resultat fÞr skatt per Är. Basert pÄ produksjonen pÄ Dussafu i 3Q kan det se ut til at produksjonskosten blir liggende mellom 15-18 dollar per fat fremover. à fÄ produksjonskostnaden pÄ Golfinho kraftig ned er ogsÄ svÊrt viktig, her blir det spennende Ä se hvor langt de har kommet per 31.12.
2) FID for Maromba. Her er utvilsomt det mest spennende hva BWE faller ned pÄ, og dersom de gÄr for utbygging (noe jeg regner som svÊrt sannsynlig) hvor mye og hvor god informasjon som blir gitt om budsjett for utbygging og deretter produksjon. BWE uttalte seg ganske sÄ positivt om Maromba pÄ 3Q pres, noe som gir hÄp om gode nyheter, der det til og med ble oppgitt en "target production" pÄ 50 000 fat per dag, basert pÄ 6 produserende brÞnner. Da kan vi se for oss en produksjon i BWE i 2028 som ligger pÄ 90000 fat, dette uten eventuell ytterligere produksjon BWE kjÞper innen 2028. Jeg tror ellers egenkapitalandel i BWE har Þkt betydelig i 4Q og snart kan nÊrme seg 50%, og at denne sammen med sterk kontantstrÞm fra produksjon vil kunne vÊre tilstrekkelig til at BWE fÄr finansiert hele utbyggingen av Maromba med god margin.
3) Resultatene fra leteboringen pÄ Bourdon er spennende av flere grunner. For det fÞrste er target ganske hÞy der BWE omtalte dette slik pÄ 3Q " Bourdon appraisal well with risked gross recoverable reserves of~30 mmboe1 in early 2025". For det andre vil utbyggingskostnadene bli lave og feltet vil kunne forlenge perioden med hÞy produksjonen pÄ Dussafu betydelig. Resultatet tror jeg vil komme allerede i februar, kanskje i mars.
4) Kudu, her er det jo en mulighet for "Klondike", men jeg opplevde at BWE pÄ 3Q ga forholdsvis lite informasjon om hva seismikkdataene og resultater fra andre selskapers boring i nabolisenser har gitt sÄ langt med tanke pÄ potensialet i Kudu lisensen. Her blir det spennende om det kommer noe nytt den 31. januar pÄ 4Q. Synes forresten det er svÊrt positivt at BWE nÄ legger seg tidlig i feltet for rapportering av resultater, dette er nytt.
5) Utvikling i oljeprisen har selvsagt stor pÄvirkning, men det er vanskelig Ä ikke tenke at BWE kan bli fusjonert eller solgt som en del av struktureringen av bransjen. Selskapet kan nÄ skilte med en hÞy stabil produksjon som er sÄrt tiltrengt for mange andre oljeselskaper som kan slite med Ä oppnÄ sine vekstmÄl. Samtidig har selskapet 100 prosent av Kudu-lisensen som kan vise se Ä ha stort potensiale, og der sammenslÄing med BWE vil gi oljeselskaper som ikke allerede er i Namibia-omrÄdet direkte tilgang. Hvis det blir snakk om fusjon/salg vil hovedaksjonÊr sÄ absolutt vÊre pÄ parti med andre aksjonÊrer og ikke selge seg billig. Egenkapitalen per aksje forventes Ä stige til ca. 50 kr i 2025 og videre opp mot 65 kr i 2026, og dette vil helt klart beregnes inn i pris eller bytteforhold, da dette er inntekter som kommer innen kort tid.
Alt i alt, veldig mye spennende Ä fÞlge med pÄ utover i 2025 for meg som sitter tungt lastet med BWE aksjer. Etter min vurdering burde de fleste investorer sitte tungt lastet med BWE :)
Redigert 03.01.2025 kl 12:34
Du mÄ logge inn for Ä svare
Fluefiskeren
02.01.2025 kl 20:06
3927
Det kan du da ikke mene. Er boringen av Bourdon irrelevant for Panoro?
Og trading update har ofte kommet pÄ forskjellige dager.
Og trading update har ofte kommet pÄ forskjellige dager.
oto1
02.01.2025 kl 20:02
3935
Tipper det blir spud like over helgen, og at brÞnnen bores pÄ ca 4 uker.
SĂ„ tar de trolig et sidesteg ved treff, og da snakker vi vel om ferdigstillelse i slutten av februar.
SĂ„ tar de trolig et sidesteg ved treff, og da snakker vi vel om ferdigstillelse i slutten av februar.
oto1
02.01.2025 kl 20:01
3933
Resultatet mÄ pÄ ingen mÄte samordnes med pen.
Trading update i forkant av resultat kommer samtidig, men det eneste disse har felles er Gabon.
Og det eneste som er relevant for PEN er produksjon og liftinger i Gabon, og den infoen kommer i update.
Trading update i forkant av resultat kommer samtidig, men det eneste disse har felles er Gabon.
Og det eneste som er relevant for PEN er produksjon og liftinger i Gabon, og den infoen kommer i update.
inference
02.01.2025 kl 18:47
3990
Sier ja takk til en update đ
Har vi noe tidsestimat pÄ nÄr man kan fÄ klarhet i om det ble treff eller bom?
Niosi og Guduma. Ble det sagt noe ifm q-3 rapporten om hva de tenker her? Langsiktig potensial?
Merker at jeg er mer bekvem med at de jobber videre i eget nabolag enn Ä bruke all energi og penger pÄ Golfhino, Kudu og Maromba.
Har vi noe tidsestimat pÄ nÄr man kan fÄ klarhet i om det ble treff eller bom?
Niosi og Guduma. Ble det sagt noe ifm q-3 rapporten om hva de tenker her? Langsiktig potensial?
Merker at jeg er mer bekvem med at de jobber videre i eget nabolag enn Ä bruke all energi og penger pÄ Golfhino, Kudu og Maromba.