Gode utsikter for Questerre - Potensiell 300% oppside
Questerre står foran en svært viktig rettssak, samtidig som det skjer en hel del på den politiske fronten i Quebec. Dersom ting skulle begynne å løsne, slik det ser ut til å bli er det null tvil om at denne aksjen kan stå i 8kr på kort sikt. Når det er sagt er det fortsatt høy risiko forbundet med å eie dette papiret. Det er helt avgjørende å ha tålmodighet her. Mitt bet er at denne står i 6kr innen Juni 2019
Infoskriv hentet fra nett:
QEC har sendt innsigelser til energidepartmentet i Quebec og blant annet anført potensialet fremtidig tap i størrelsen CAD $3,28 milliarder, videre disputt rundt Utica og kornstørrelsen i skiferen, i tillegg uklarheten rundt ordet “schist”, som ikke er det samme som “shale”.
Her bunner det ut i rettssak om ørsmå millimetere i skiferkorn. Hvordan skal den juridiske floken løses? QEC mener at Quebec myndighetene blander kortene. Det ser ut til å være litt fransk-engelsk uenighet om “schist” og engelske “shale”, samt geologiske termer. Siden der også er satt krav i reguleringene om at størstedelen av den geologiske enheten skal ha minst 20% leire innhold fører det til enda mer juridisk vurdering da Dolgeville formasjonen, som er QEC’s hovedmål i Utica inneholder 20.1% (Tallet finnes i innsigelsesdokumentet). Reguleringene er altså her skreddersydd som et forbud mot fracking i Utica. Lovligheten av dette forbudet er det som skal prøves for retten og muligens nok strider mot lovens formål.
“shale” means a non-metamorphic geological unit
consisting of sedimentary rocks with a grain size less
than 0.0625 mm and consisting of at least 20% of clay
minerals and less than 65% of carbonates, such as Utica
Shale; (schiste)
Ser en på geologirapporten under sier den lavt mineral-leireinnhold, likevel settes altså en ganske nøyaktig prosentandel for at forbudet skal gjelde Utica.
The petrophysical properties of Utica shale samples from
Quebec, Canada were characterized from various aspects.
XRD mineralogy analysis indicates Utica shale is calcareous
shale with high calcite and low clay contents.
Denne kan vise seg å være viktig.
Det er også mye om lovens formål som jo var ment å gi tillatelse for fracking og at et hvert tilfelle av søknad om utforskning skulle gis eller avslås ved tillatelser eller ikke gi tillatelse, slik sett kan en nok si at lovens formål ikke er fulgt i reguleringene med et generelt forbud for hele Utica (de facto moratorie). Som kjent krever jo Utica fracking mens andre formasjoner gjerne ikke trenger det. Så, om fracking forbys i Utica som kanskje er den eneste formasjonen som vil kunne utnyttes med fracking er i så fall ikke lovens formål oppfylt. I tillegg kan det stride mot 2030 planen generelt, Bill 106 er jo faktisk en del av 2030 planen, til og med lovens overskrift.
Projet de loi no
106
(2016, chapitre 35)
Loi concernant la mise en œuvre de la
Politique énergétique 2030 et modifiant
diverses dispositions législatives
Som en nok øyner er her nok av juridiske floker å løse men det synes som QEC har gode argumenter her. Jeg vil tro det vil helle mot reguleringen blir stoppet i retten av grunnen “ultra vires”, altså at departementet har gått utover sine fullmakter (i forhold til lovgivers formål og lovteksten) grunnet flere av de argumenter som er beskrevet ovenfor. Om ikke for annet burde det holde at formålet ikke er fulgt opp, og formålet er det Arcand som kom med, ikke dem som kom etterpå og har endret på reguleringene.
Infoskriv hentet fra nett:
QEC har sendt innsigelser til energidepartmentet i Quebec og blant annet anført potensialet fremtidig tap i størrelsen CAD $3,28 milliarder, videre disputt rundt Utica og kornstørrelsen i skiferen, i tillegg uklarheten rundt ordet “schist”, som ikke er det samme som “shale”.
Her bunner det ut i rettssak om ørsmå millimetere i skiferkorn. Hvordan skal den juridiske floken løses? QEC mener at Quebec myndighetene blander kortene. Det ser ut til å være litt fransk-engelsk uenighet om “schist” og engelske “shale”, samt geologiske termer. Siden der også er satt krav i reguleringene om at størstedelen av den geologiske enheten skal ha minst 20% leire innhold fører det til enda mer juridisk vurdering da Dolgeville formasjonen, som er QEC’s hovedmål i Utica inneholder 20.1% (Tallet finnes i innsigelsesdokumentet). Reguleringene er altså her skreddersydd som et forbud mot fracking i Utica. Lovligheten av dette forbudet er det som skal prøves for retten og muligens nok strider mot lovens formål.
“shale” means a non-metamorphic geological unit
consisting of sedimentary rocks with a grain size less
than 0.0625 mm and consisting of at least 20% of clay
minerals and less than 65% of carbonates, such as Utica
Shale; (schiste)
Ser en på geologirapporten under sier den lavt mineral-leireinnhold, likevel settes altså en ganske nøyaktig prosentandel for at forbudet skal gjelde Utica.
The petrophysical properties of Utica shale samples from
Quebec, Canada were characterized from various aspects.
XRD mineralogy analysis indicates Utica shale is calcareous
shale with high calcite and low clay contents.
Denne kan vise seg å være viktig.
Det er også mye om lovens formål som jo var ment å gi tillatelse for fracking og at et hvert tilfelle av søknad om utforskning skulle gis eller avslås ved tillatelser eller ikke gi tillatelse, slik sett kan en nok si at lovens formål ikke er fulgt i reguleringene med et generelt forbud for hele Utica (de facto moratorie). Som kjent krever jo Utica fracking mens andre formasjoner gjerne ikke trenger det. Så, om fracking forbys i Utica som kanskje er den eneste formasjonen som vil kunne utnyttes med fracking er i så fall ikke lovens formål oppfylt. I tillegg kan det stride mot 2030 planen generelt, Bill 106 er jo faktisk en del av 2030 planen, til og med lovens overskrift.
Projet de loi no
106
(2016, chapitre 35)
Loi concernant la mise en œuvre de la
Politique énergétique 2030 et modifiant
diverses dispositions législatives
Som en nok øyner er her nok av juridiske floker å løse men det synes som QEC har gode argumenter her. Jeg vil tro det vil helle mot reguleringen blir stoppet i retten av grunnen “ultra vires”, altså at departementet har gått utover sine fullmakter (i forhold til lovgivers formål og lovteksten) grunnet flere av de argumenter som er beskrevet ovenfor. Om ikke for annet burde det holde at formålet ikke er fulgt opp, og formålet er det Arcand som kom med, ikke dem som kom etterpå og har endret på reguleringene.
Redigert 21.01.2021 kl 08:54
Du må logge inn for å svare
floffan
29.01.2019 kl 23:17
4233
Silver med ny melding:
"United Arab Emirates diplomater har besøkt Utah og møtt bla. Red leaf. De så på investeringsmuligheter."
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
Likevel langt mer interessant etter min mening at ikke en eneste en av de godt over tusen kommunene har opponert mot de nye reguleringene uansett partifarge. I Oslo er det som kjent slettes ikke tilfelle at ingen engasjerer seg for eller imot.
Men har Domus allerede glemt at Moreau ba om utsettelse fordi han ville ville utforme de nye reguleringene i samarbeid med kommuner og andre som ville bli berørt? Med dette som bakteppe er det ikke vanskelig å se for seg at nåværende reguleringer er et resultat av ulike parters verk og følgelig ivaretar manges interesser. Derav mangelen på opposisjon i Quebec fra andre enn Binnion & Co.
Men har Domus allerede glemt at Moreau ba om utsettelse fordi han ville ville utforme de nye reguleringene i samarbeid med kommuner og andre som ville bli berørt? Med dette som bakteppe er det ikke vanskelig å se for seg at nåværende reguleringer er et resultat av ulike parters verk og følgelig ivaretar manges interesser. Derav mangelen på opposisjon i Quebec fra andre enn Binnion & Co.
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
Domus
30.01.2019 kl 11:36
3821
Som sagt er aktivister langt mer aktive enn mannen i gata.
Men at ketchup noen gang vil se andre argument enn sine egne, er vel lite trolig...
Men at ketchup noen gang vil se andre argument enn sine egne, er vel lite trolig...
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
qestador
30.01.2019 kl 11:50
3786
Tror det er best at PU beholder sitt syn på ting. Han er svært spesiell slik jeg har inntrykk av. Jeg klarer ikke å se hans agenda.
Særlig for di de fleste her er avhengig av å tjene penger.
Særlig for di de fleste her er avhengig av å tjene penger.
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
qestador
30.01.2019 kl 13:46
3632
Jeg går å venter på en teknisk justering . Våken tilstand :-)
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
QEC skal ta en PGS innen svært kort tid, om ikke det blir mer?
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
jonea
31.01.2019 kl 15:12
3189
En OHS formasjon i emning
La oss sikte oss inn på 2.80 ish
La oss sikte oss inn på 2.80 ish
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
Morty
31.01.2019 kl 15:19
3168
Men i dag igjen er det roboten som har full kontroll ;)
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
1013
31.01.2019 kl 15:33
3134
ingen omsætning i aktien, vi mangler nyheder
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
Flipper
31.01.2019 kl 16:14
3052
Tror ikke det:
Railroads Benefit From Canadian Incompetence
Oil Trains Make Comeback as Pipeline Bottlenecks Worsen
Dow Jones NewswiresJanuary 31, 2019 05:30 AM ET
The use of trains to carry crude is surging after dropping in recent years amid concerns about safety, as drillers in parts of North Americaproduce more oil than area pipelines can accommodate.
An average of 718,000 barrels of crude a day traversed America's railways as of October, the latest data available, an 88% increase from a year earlier, according to the U.S. Energy Information Administration. That compares with a peak average of about 1.1 million barrels in October 2014.
Much of the recent oil train growth is due to record shipments from Canada, where pipeline expansion projects, including Keystone XL and Trans Mountain, have stalled amid environmental opposition and legal delays. Crude-by-rail shipments also have ticked up from North Dakota's Bakken region and the Permian Basin of West Texasand New Mexico, according to energy-monitoring firm Genscape Inc.
The crude-by-rail comeback is expected to last through late this year in the Permian, and longer in North Dakota and Canada, as companies struggle to lay new pipe as quickly as drillers are getting oil out of the ground.
Shipping oil by train is more expensive than sending it through a pipeline, so producers often avoid making long- term commitments to rail companies. It costs about $20 a barrel to send oil by rail from Canada to the U.S. Gulf Coast, compared with about $12.50 by pipeline, according to energy investment bank Tudor Pickering Holt & Co.
But pipeline projects typically lag behind growth in oil and gas production, and the gap has lengthened in many parts of the country in recent years as local activism has made it increasingly difficult to complete projects. Meantime, North American oil production topped 15.6 million barrels daily in August, a 17% annual increase, according to the EIA.
Bottlenecks have grown particularly severe in Canada. Heavy crude there was selling locally for more than $50a barrel below U.S. benchmark prices last fall, reflecting producers' inability to get it to market due to pipeline problems. U.S. oil prices have since fallen about 24%, closing at $54.23 a barrel on Wednesday.
The congestion in Canada spurred companies including Houston-based ConocoPhillips and Calgary-based Cenovus Energy Inc. to ink rail deals.
"The intention is to bridge us over to the next major pipeline expansion, so a few years," ConocoPhillipsfinance chief Don Wallette, Jr. said last fall.
Cenovus's three-year agreements will allow it to transport about 100,000 barrels of oil daily to the U.S. Gulf Coast, where refiners mix it with lighter crudes to produce fuel.
In October, about half of the oil the U.S. imported by rail from its northern neighbor went to the Gulf Coast, EIA data show, helping to offset a 30% decline in crude purchases from Venezuela over the past two years. Roughly a quarter went to the Midwest, while smaller amounts went to the East and West coasts.
Derailments, notably one in Lac-Mégantic, Quebec, that killed 47 people in 2013, have raised concerns about the safety of transporting oil by trains on a large scale. That prompted federal regulators to impose tougher safety requirements for railcars, though opposition remains in some communities.
The heightened demand for oil train transportation has benefited railroads including Union Pacific Corp., whose petroleum shipments rose 30% last year to 228,470 carloads as the company handled more crude oil. But Chief Executive Lance Fritz said the Omaha, Neb.-based railroad isn't investing heavily to support crude-by-rail shipping because the demand could evaporate once major pipeline projects come online.
"We're careful to make these commitments because it's a short-lived phenomenon," Mr. Fritz said in a recent interview. "It's just not going to be around for long-term returns."
Since shipping oil by rail is generally more expensive, pipelines remain a more attractive option when available, analysts say.
"People would love to have the optionality to move onto crude by rail whenever they want to, but nobody wants to be signing a check for it," RBN Energy analyst John Zanner said.
Mr. Zanner said because of limited supply of railcars and other infrastructure he doesn't expect oil train shipments from Canada to increase significantly as a result of U.S.sanctions on Venezuela's state-owned oil company.
Oil companies often use trains on an ad hoc basis, and rail provides geographic and financial alternatives for producers wary of committing to new pipes. Pipeline companies typically won't proceed with a project unless drillers sign multiyear contracts guaranteeing payment regardless of whether they have oil to ship.
Whiting Petroleum Corp. is weighing those trade-offs in North Dakota, where it is evaluating whether to support an additional pipeline or rely on costlier, but more flexible, crude-by-rail transportation. Crude production in the state, once the heart of oil-train transportation, has swelled about 38% since the Dakota Access Pipeline opened in 2017, federal data show, testing the limits of existing pipelines.
In November, oil sold in Minnesota fetched as much as $19 a barrel less than it would have at the main U.S.trading hub in Cushing, Okla., reflecting the bottleneck, according to price-reporting agency S&P Global Platts.
"You're always balancing between getting the infrastructure in place versus flexibility," said Peter Hagist, a senior vice president for Whiting.
--Christopher M. Matthews contributed to this article.
Write to Rebecca Elliott at rebecca.elliott@wsj.com and Paul Ziobro at Paul.Ziobro@wsj.com
Railroads Benefit From Canadian Incompetence
Oil Trains Make Comeback as Pipeline Bottlenecks Worsen
Dow Jones NewswiresJanuary 31, 2019 05:30 AM ET
The use of trains to carry crude is surging after dropping in recent years amid concerns about safety, as drillers in parts of North Americaproduce more oil than area pipelines can accommodate.
An average of 718,000 barrels of crude a day traversed America's railways as of October, the latest data available, an 88% increase from a year earlier, according to the U.S. Energy Information Administration. That compares with a peak average of about 1.1 million barrels in October 2014.
Much of the recent oil train growth is due to record shipments from Canada, where pipeline expansion projects, including Keystone XL and Trans Mountain, have stalled amid environmental opposition and legal delays. Crude-by-rail shipments also have ticked up from North Dakota's Bakken region and the Permian Basin of West Texasand New Mexico, according to energy-monitoring firm Genscape Inc.
The crude-by-rail comeback is expected to last through late this year in the Permian, and longer in North Dakota and Canada, as companies struggle to lay new pipe as quickly as drillers are getting oil out of the ground.
Shipping oil by train is more expensive than sending it through a pipeline, so producers often avoid making long- term commitments to rail companies. It costs about $20 a barrel to send oil by rail from Canada to the U.S. Gulf Coast, compared with about $12.50 by pipeline, according to energy investment bank Tudor Pickering Holt & Co.
But pipeline projects typically lag behind growth in oil and gas production, and the gap has lengthened in many parts of the country in recent years as local activism has made it increasingly difficult to complete projects. Meantime, North American oil production topped 15.6 million barrels daily in August, a 17% annual increase, according to the EIA.
Bottlenecks have grown particularly severe in Canada. Heavy crude there was selling locally for more than $50a barrel below U.S. benchmark prices last fall, reflecting producers' inability to get it to market due to pipeline problems. U.S. oil prices have since fallen about 24%, closing at $54.23 a barrel on Wednesday.
The congestion in Canada spurred companies including Houston-based ConocoPhillips and Calgary-based Cenovus Energy Inc. to ink rail deals.
"The intention is to bridge us over to the next major pipeline expansion, so a few years," ConocoPhillipsfinance chief Don Wallette, Jr. said last fall.
Cenovus's three-year agreements will allow it to transport about 100,000 barrels of oil daily to the U.S. Gulf Coast, where refiners mix it with lighter crudes to produce fuel.
In October, about half of the oil the U.S. imported by rail from its northern neighbor went to the Gulf Coast, EIA data show, helping to offset a 30% decline in crude purchases from Venezuela over the past two years. Roughly a quarter went to the Midwest, while smaller amounts went to the East and West coasts.
Derailments, notably one in Lac-Mégantic, Quebec, that killed 47 people in 2013, have raised concerns about the safety of transporting oil by trains on a large scale. That prompted federal regulators to impose tougher safety requirements for railcars, though opposition remains in some communities.
The heightened demand for oil train transportation has benefited railroads including Union Pacific Corp., whose petroleum shipments rose 30% last year to 228,470 carloads as the company handled more crude oil. But Chief Executive Lance Fritz said the Omaha, Neb.-based railroad isn't investing heavily to support crude-by-rail shipping because the demand could evaporate once major pipeline projects come online.
"We're careful to make these commitments because it's a short-lived phenomenon," Mr. Fritz said in a recent interview. "It's just not going to be around for long-term returns."
Since shipping oil by rail is generally more expensive, pipelines remain a more attractive option when available, analysts say.
"People would love to have the optionality to move onto crude by rail whenever they want to, but nobody wants to be signing a check for it," RBN Energy analyst John Zanner said.
Mr. Zanner said because of limited supply of railcars and other infrastructure he doesn't expect oil train shipments from Canada to increase significantly as a result of U.S.sanctions on Venezuela's state-owned oil company.
Oil companies often use trains on an ad hoc basis, and rail provides geographic and financial alternatives for producers wary of committing to new pipes. Pipeline companies typically won't proceed with a project unless drillers sign multiyear contracts guaranteeing payment regardless of whether they have oil to ship.
Whiting Petroleum Corp. is weighing those trade-offs in North Dakota, where it is evaluating whether to support an additional pipeline or rely on costlier, but more flexible, crude-by-rail transportation. Crude production in the state, once the heart of oil-train transportation, has swelled about 38% since the Dakota Access Pipeline opened in 2017, federal data show, testing the limits of existing pipelines.
In November, oil sold in Minnesota fetched as much as $19 a barrel less than it would have at the main U.S.trading hub in Cushing, Okla., reflecting the bottleneck, according to price-reporting agency S&P Global Platts.
"You're always balancing between getting the infrastructure in place versus flexibility," said Peter Hagist, a senior vice president for Whiting.
--Christopher M. Matthews contributed to this article.
Write to Rebecca Elliott at rebecca.elliott@wsj.com and Paul Ziobro at Paul.Ziobro@wsj.com
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
kiza42
13.02.2019 kl 18:24
2642
Her er en annen oppløftende artikkel fra QOGA fra 29.01.19:
http://www.apgq-qoga.com/en/2019/01/29/the-quebec-oil-and-gas-association-welcomes-a-decision-from-the-quebec-press-council/
http://www.apgq-qoga.com/en/2019/01/29/the-quebec-oil-and-gas-association-welcomes-a-decision-from-the-quebec-press-council/
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
Potensielt 300% oppside, max 100% nedside!!
Ergo, kvekken er et røverkjøp nå!!!
Ergo, kvekken er et røverkjøp nå!!!
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
Tuja skriver "de fleste analytikere." Meg bekjent er det Qecs 2 hoffsanalytikere som har dette kursmålet. Den ene er ansatt hos Paretos, men Qec er ikke tatt inn i Paretos anbefalte modellportefølje til tross for et angivelig kurspotensiale på flere 100 prosent. Den andre analytikeren er hos SEB, som heller ikke har Qec i porteføljen. Så betegnelsen "de fleste analytikere" kan trygt betegnes som villedende i og med at vi i realiteten snakker om 2 analytikere. Begge har for øvrig mottatt lukrative emisjonsoppdrag fra Qec og vil fortsatt hanke inn Qec omsetning så lenge de skriver pent om selskapet. Så mye for objektive analyser!
Mitt andre anliggende er når Tuja og andre skal innse at kursmål har ingen verdi så lenge det ikke er tidfestet? Er det innen 3 måneder, 2 år eller ti? Det er i hvert fall allerede nå gått 6 måneder (hvis ikke mer) siden kursmålet ble kjent.
Jeg går ut fra at Tuja og likesinnete har blokkert meg, men øvrige kan jo tenke over hva jeg har skrevet! So long for nå.
Mitt andre anliggende er når Tuja og andre skal innse at kursmål har ingen verdi så lenge det ikke er tidfestet? Er det innen 3 måneder, 2 år eller ti? Det er i hvert fall allerede nå gått 6 måneder (hvis ikke mer) siden kursmålet ble kjent.
Jeg går ut fra at Tuja og likesinnete har blokkert meg, men øvrige kan jo tenke over hva jeg har skrevet! So long for nå.
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
Vikingen
13.02.2019 kl 19:10
2511
Hvis den falder 100% har man vist også tabt alle ens penge - og det er vel svært at tabe mere ?
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare
Vikingen
13.02.2019 kl 19:13
2498
Ret god artikel som viser at der trods alt er nogen med lidt fornuft i Quebec - vi må bare håbe de har samme holdning til forbuddet - så bliver det rigtig sjovt at have aktier i QEC.
Redigert 21.01.2021 kl 07:11
Du må logge inn for å svare