Stadig høyere bunner:)
Nå er det bare å sitte musestille til neste melding.

Ja det er vanskelig å forstå at denne opsjonen fremdeles ikke er utløst sett i lys av definisjonen på "Back in rights" :
Back-in-Right
"A feature of oil and gas contracts that allows a party, often a government [or NOC], to acquire an equity participation once the commercial discovery has been made without carrying the risk of exploration"

I Tullow Oils oppdatering fra august i år står Ruche EEA fremdeles som en opsjon:
https://www.tullowoil.com/Media/docs/default-source/operations/tullow-group-licence-list-August-2018-v2.pdf?sfvrsn=62

Det samme har slått meg lenge over tid nå. Tror vi for en hyggelig overraskelse når det gjelder produksjonsvolum.

Det har vært antydet etter «first oil»

De slipper veldig mye risiko når det gjelder leteboring og produksjonbrønner. Tror heller ikke dette er vanlig slik jeg har antydet tidligere.

Fikk svar fra John:
Is there a window (time) where Tulip must execute the back-in right? WITHIN A SHORT PERIOD FOLLOWING FIRST OIL

Ser ut til at Tulip Consortium har kjøpt back-in rettighetene av myndighetene.
Her hentet fra prospekt i 2016:
"In the seventh round the government indicated that state participation was now negotiable, which marked an important change in approach and the average is now 10%. In the Dussafu licence, this option is 10% and has been sold to the Tulip Consortium which is 50% owned by Tullow Oil Plc.

Carry & Reimbursement
The state does not reimburse its share of past exploration costs. It does however pay for its share of any exploration wells drilled within the production permit after start-up. The state’s share of development costs are usually carried although the government has an option to pay for some or all of its share of costs as they are incurred.

Costs are reimbursed out of 70% of the state net profit interest. (Early PSCs stipulated that the state reimbursed its share of costs using 100% of its net profit interest, but nowadays payback is slower). The state pays interest on carried costs at the Banque des Etats de l’Afrique Centrale (BEAC) rate.»

Takk for den, Spitzer. Forstår jeg det riktig vil PEN sin eierandel da fortsatt holde seg på 8,33 %.

Merkelig at BWO og PEN ikke visste dette. Vi får se hva de skriver ifm. Paretokonferansen.

Hvor står det at selskapet vurderer utbytte i løpet av få år?

Nei FF, om Tulip velger å nytte seg av sin back-in rettighet blir PEN sin eierandel 7,5 % (10 % av 8,33%).

Gabon Oil Company får sin 10 % eierandel fra BW Energy i sin helhet og påvirker ikke PEN sin eierandel.

Ble vel nevnt under presentasjonen i juni.
Se side 9: http://www.panoroenergy.com/wp-content/uploads/2018/06/Panoro-Energy-Corporate-Presentation-June-2018.pdf
"Cash flow from production to be reinvested in further growth and possibly to pay dividend"

Takker Spitzer. Men ble egentlig ikkje så mye klokere av det svare fra John. Skulle tru John kunne vært meir konkret her. Blir jo spekulasjoner hva som er kort tid.

Kort tid kan ikke mene mange måneder frem. Senere i høst kommer både FID fase 2 (Tortue) og ressursoppgradering Tortue og Ruche. De må nok bestemme seg før dette. Tipper innen utgangen av oktober - uten at jeg kan være sikker på det.

Spitzer

Forstår det stadig ikke. Hvis Gabon benyttet sin rett til til å gå inn med 10% hadde jo PEN hatt 8,3 ? Det står jo i alle presentasjonen. Når da Tullow går inn istedenfor Gabon så må jo andelen fortsatt bli 8,3 %. En går ut med 10 % og en kommer inn med 10%. Da må jo dette gå opp i opp?

re FF.
Det er to forskjellige avtaler. Staten Gabon sin opprinnelige 10 % back-in rettighet solgte de i sin tid til Tulip (datterselskap av Tullow oil). Denne rettigheten vil påvirke øvrige partnere på lisensen.

Når BWO forhandlet om å kjøpe ut Harvest (HNR) og deler av PEN måtte de nok sukre pillen ved at de gav bort 10 % eierandel til GOC. Denne spesial-avtalen mellom GOC og BW Energy er et forhold de imellom og påvirker ikke PEN sin eierandel.

PEN sin eierandel blir kun påvirket om Tulip benytter sin rettighet. Da sitter PEN igjen med 7,5 % eierandel, men skal ha dekket sin andel av historiske kostnader iallefall tilbake til 2014 (tipper fra juli 2014 når de fikk EEA-rettighet godkjent). Det betyr at PEN skal ha dekket 10 % kostnad for sin 33% eierandel frem til BW Energy kjøpte seg inn. Kostnad etter den tid gjelder ut fra eierandel på 8,33%.

Dette betyr videre at kostnad vedr. borring Ruche og Tortue (2012-2013) nok ikke kommer med i cost-pool når det gjelder hva Tulip må dekke.

Det gjør de, men gjerne ikke fullt så mye som jeg tidligere antok i og med at trolig kostnad vedr. borring første funn på Ruche med to sidesteg + første funnet på Tortue med ett sidesteg nok ikke kommer med i beregningen.

Så skal de jo dekke utviklingen av hele fase 1, men der eier PEN bare 8,33% hvorav Tulip må ta 10 % = 0,833%. De de nok må dekke er PEN sin 33 % andel av kostnad vedr. 3D-seismikk og tolkning og arbeid frem mot FID frem til BWO overtok.

Var en glimrende tråd om dette tidligere. https://forum.hegnar.no/thread/9993/view

Spitzer, er det estimatet du kom frem til der du mener er for høyt? 8MUSD. Hva tenker du er mer riktig? Tydelig at benyttelsen av back-in rights kan bety en liten nedjustering av kurs. Eller snakker vi betydelig?

Om Tulip benytte seg av denne back-in right som utgjør ca 0,8 % av pen sin del av Dussafu og mener det er en god deal ,så går det annen i det minste å rekne hjem en pris på hva 8,33% av Dussafu er verdt på billig salg så langt ?

Helloween

Ikke 0,8 %, men 0,8 prosentpoeng. Det betyr 10 %.Tullow/Tulip blir jo en større aktør enn PEN på Dussafu. Helt uten å ha tatt noen som helst form for risiko. Vi begynte på 33,3 % eierandel og sitter igjen med heller stakkarslig 7,5% hvis Spitzer ha rett. Vi får bare håpe at Tullow har noe å bidra med når det gjelder kompetanse.

Back-in right har vært kjent siden BWO og PEN meldte deal. Dette forhold ligger implisitt som avtalt hendelse. Så vil jo også PEN få en del mill. dollar inn på konto, dersom Tullow utøver opsjonen. Å gå eventuelt fra 8.33% til 7.50% er ikke noe jordskred, men vil rimeligvis utgjøre en ikke helt ubetydelig forskjell i det lange løp.

Vil takke spesielt Spitzer for godt gravearbeid og innhenting av info fra selskapet. Kan tillegge at jeg selv tok kontakt i dag med CEO med spørsmål:

Vil back-in right etter first oil ved ”written notice by Tullow” umiddelbart utløse rettigheten eller vil slik rettighet utløses ved den tid Tullow har innbetalt full kompensasjon til BWO og PEN?

Var glad for svaret fra PEN i dag, fordi CEO meddeler at det ikke foreligger endelige kontraktuelle detaljer hvordan dette her med back-in right skal reguleres. Faktisk en uvanlig situasjon at the state har solgt 10% til commercial party (Tullow). Dvs. BWO/PEN må sette seg ned sammen med Tullow og forhandle endelige betingelser og kompensasjon. Et slikt scenario – gitt Tullow ønsker å utløse back-in right vil rimeligvis ta lang tid og det kan hende at partene ikke blir enige. Det er således Tullow som har alt å vinne på å få ta del i produksjon ved den tid det for fase 1 Dussafu er max produksjon (cash flow og lav decline). For PEN betyr dette at i en tidskritisk økonomisk fase kan selskapet få max ut av Fase 1 Dussafu, før eventuelt Tullows back-in right utløses i endelig avtale.

CEO i PEN omtalte ikke Tullows hensikt som annet enn ”when and if”.

Det kan tenkes at Tullow, med diffuse kontraktsbetingelser, vil se det som extra besværlig å gå opp et løp hvor det rettslige med betingelser fremstår som usikkert. Rettslig har Tullow full anledning til å kreve forhandlinger og erverve 10% av Dussafu lisensen, men det er ikke på noen måte gitt at Dussafu behøver gi fra seg andel, før det blir tvingende nødvendig og kompensasjon foreligger som endelig avtalt mellom partene.

Derfor lander jeg på at Tullow allerede nå ser at det ikke er automatikk i back-in right, samt at det kan koste de dyrt. Kommer an på hva som blir avtalt i eventuelle forhandlinger og løsningen – gitt kontaktsunderlaget/betingelser per i dag fremstår som usikkert.

Dette kommer uansett til å ta lang tid og PEN vil trolig få max ut av Fase 1 med tilhørende ”erstatning”, før en eventuell back-in right slår inn.

Dette står i Note 13 Q 2 BWO

Note 13 – Business combinations During the second quarter of 2017, BW Energy Gabon Pte. Ltd (“BWEG”), a subsidiary of BW Offshore, completed the acquisition of the 100% interest in Harvest Dussafu B.V. from Harvest Energia B.V, a wholly-owned subsidiary of Harvest Natural Resources, Inc. (NYSE: HNR). Harvest Dussafu B.V. owned a 66.667% interest in the Dussafu production sharing contract offshore Gabon.

The provisional fair value of the net identifiable assets acquired (purchase price allocation) at the date of acquisition were USD 34.3 million related to intangible oil and gas assets, later reclassified to tangible oil and gas assets when development started.

During the second quarter of 2017, BWEG also completed the acquisition of 25% working interest in the Dussafu production sharing contract from Pan-Petroleum Gabon B.V. (PPGBV), a wholly-owned subsidiary of Panoro Energy ASA. The acquisition price was USD 12 million. As this was a direct investment in the production sharing contract, this acquisition has been concluded to be an asset acquisition.

BWEG is working on completing an agreement to farm down 10% to Gabon Oil Company. It is expected that this agreement will be finalised during second half of 2018.

Tullow and AIC-PETROFI hold the PSC-defined state back-in rights of 10%, exercisable within a certain time after first oil.

Fluefiskeren

Er fult klar over at Tullow evt kjøper 10% av Dussafu,
Kanskje eg formulerte meg litt feil??
Men det er en enkel sak å rekne ut hva Pen sin andel i Dussafu er verdt på billig salg etter evt back-in rights er utført.
Uansett er dette en kjent sak, og Pen får betalt☺

Som jeg argumenterte for ovenfor, vil det trolig ta lang tid før eventuelt Tullow kan ta del i 10% av produksjonen på Dussafu, Fase 1.

BWO og PEN har guidet 10.000-15.000 fat per dag. Med 11.000 fat, oljepris $77 og netto margin $42, vil regnestykket bli ved:

8.33% = USD 3.46 mill. netto PEN per Q.

7.50% = USD 3.12. mill. netto PEN per Q.

Dvs. la oss heller glede oss over hva som virkelig er i ferd med å skje på Dussafu og first oil. Og hva det økonomisk vil bety positivt for PEN.

En stabilt høy oljepris er langt viktigere hva angår cash flow fra produksjon - enn hva vi på grundig vis debatterer.

Videre vil det være kontinuerlig økte reserver og dette blir meldt, ref. bl.a. sidesteget til Ruche brønnen, som vil utgjøre verdien for Dussafu JV. Dvs. ikke produksjon alene.

Takk gunnarius
Når enn ser hva Dussafu(med eller uten Tullow) fase 1 bringer inn i netto cash så skjønner enn godt at PEN kommer i posisjon til å betale utbytte ?

Gledes til fase 2 og videre utvikling av Dussafu, Aje (oml113) og Tunisia ??

6 Mack

Om du tenker på netto som gunnarius har satt opp så ja han kunne lagt til 10 usd pr tønne ☺som gir ett mye penere resultat pr Q for PEN ?

Dersom det forholder seg slik John skisserer, at det er ikke rett frem hva angår Tullows back-in right. Hva om BWO og PEN overtar mot vederlag Tullows 10% andel?

Back-in avtalen har vært kjent i mange år. Er nevnt på side 6 i Pareto konferansen i 2014, men den er eldre enn det. Det var altså en avtale som ble inngått lenge før BWO kom inn i bilde.

Side 6

http://mb.cision.com/Public/399/9642549/a53b1c11b76d4314.pdf

EDIT
Ser at den ikke var nevnt i presntasjonsmaterialet til Nordic enegy Summit i mars 2013 så den må ha kommer mellom der engang. Vil forøvrig anbefale denne presntasjonen selv om den er en del år gammel. Masse om Dussafu når det geologi spesielt

http://www.swedbank.no/idc/groups/public/@i/@sc/@all/@lci/documents/presentation/cid_878308.pdf

Hva som er noe spesielt og ”unusual” i denne saken er at the state solgte andel til a commercial party (Tullow), hvor the state (myndighetene i Gabon) allerede er inne med 10% via GOC. Gitt back-in right ikke er rettslig klokkeklar og partene må sette seg ned å forhandle, sier dette meg at her er det trolig BWO og PEN som har minst hastverk. En svakt rettslig tuftet back-in right avtale vil trolig føre til at Tullow vil være avhengig av Dussafu JVs forhandslingsvilje. Vi vet ikke eksakt hvor sterkt denne rettigheten til Tullow står rettslig, før den eventuelt blir prøvet for rettsapparatet. Vi vet heller ikke i hvilken grad 10% andel i Dussafu vil passe inn i Tullows investeringsprofil. Kanskje kan en smidig og rask løsning mellom partene ved at Tullow kjøpes ut være hva Tullow ser for seg. På den annen side, klart at Tullow innser verdiene på Dussafu.

La oss ta et tankeeksperiment: Tullow filer på en løsning og forsøker å presse ned hva som er investert eller hvordan avtalen skal tolkes. Partene kommer i en deadlock. Da kan BWO og PEN fremsette tilbud om å kjøpe ut Tullow. Hva vil 10% av Dussafu være verdt? Særlig for PEN vil 5% extra være gull verdt og man kan se for seg at selskapet kan være villig til å strekke seg veldig langt.

Har liten tro på at Tullow rent rettslig kan kreve innsyn i Dussafu JV indre anliggende i forkant, med mindre back-in right tilsier noe slikt. Og det tviler jeg sterkt på. Med det eksisterende eierskap ved BWO og PEN, inkl. GOC, kan lisensens villighet til å betale for å kjøpe ut Tullow bli styrende ifm. verdifastsettelsen. For Tullow skal få det vanskelig med å dokumentere kostnader, særlig dersom det forholder seg slik at rettigheten står rettslig og avtalemessig svakt eller det hersker øvrig usikkerhet. Faktisk kan denne back-in right snus til noe positivt, som enten sikrer Dussafu JV en god pris eller utløser mulighet for å erverve større andel for BWO og PEN.

Hvor stort er egentlig Dassafu? Snakker vi Trollfeltet i Nordsjøen? Sitter vi aksjonærene på et «pensjonsfond»? Dette blir gull;)

Skal være 4x større en en britisk lisens i Nordsjøen mener jeg BWO hadde i sin presentasjon. 850 km2

Er foreløpig avdekket 27 prospekt og leads inkl funnene som er gjort

Prospekt A+B har vel unrisked estimat på ca 1 mrd fat og P50 på ca 500. Vi vet ennå ikke om det blir et kommersielt funn og hvor mye som evt er utvinnbart, men stort potensiale. Siste avsnitt er skrevet ut fra hukommelsen, så med forbehold at jeg husker rett.

Toffeeman

Å sammenligne Dussafu med Trollfeltet blir som å sammenligne en mus og en elefant. Trollfeltet er det største petroleumsfeltet som er funnet i Norge. Først og fremst et gassfelt, men har også store oljeforekomster ( bl.a. oljerim)

Feltet inneholder 6500 mmboe med gass og 1,5 mmboe olje ( opprinnelige tall) Har produsert for fullt i 20 år og omtrent halvparten av ressursene er tilbake. Fase tre starter opp nå og forventes å gi 2200 mmboe med break even under 10 Usd pr. fat.

Hadde Dussafu vært i dette størrelseorden så ville det bare være for oss å slutte å jobbe( hvis vi ønske det)

Jeg har tidliger antydet at potensialet på Dussafu sannsynligvis er i samme størrelsesorden som Valhallfeltet i nordsjøen

Der ser du hvor lite jeg vet, Fluefiskeren. Vi får håpe musa er stor!

gunnarius

"La oss ta et tankeeksperiment: Tullow filer på en løsning og forsøker å presse ned hva som er investert eller hvordan avtalen skal tolkes. Partene kommer i en deadlock. Da kan BWO og PEN fremsette tilbud om å kjøpe ut Tullow. Hva vil 10% av Dussafu være verdt? Særlig for PEN vil 5% extra være gull verdt og man kan se for seg at selskapet kan være villig til å strekke seg veldig langt. "

PEN kan ikke sikre seg noen større eierandel i Dussafu enn de allerede har.
PEN / BWO eier per nå til sammen 100%, så her er det enten snakk om å opprettholde sin eierandel, eller at den blir redusert.
Ser ikke for meg et scenario der PEN/BWO betaler Tullow for ikke å utøve opsjonen, men det vil uansett ikke øke eierandelen.

Eller BWO reduserer og Pen øker.
Håper det er en mulighet for Pen og øke sin eier andel noen prosenter på bekostning av BWO eller annet.
Sluttsummen blir uansett 100%.

Eller BWO reduserer og Pen øker.
Håper det er en mulighet for Pen og øke sin eier andel noen prosenter på bekostning av BWO eller annet.
Sluttsummen blir uansett 100%.

For at PEN skal kunne øke andelen i Dussafu må man komme i en slik situajson at dette kan bli mulig. Dvs. PEN må "kjøpe" andel av BWO eller Tullow. Det kan bli et skikkelig intermesso ifm. Tullows back-in right og løsningen kan bli at BWO/PEN kjøper seg fri. For at PEN skal kunne øke betinger dette at PEN får BWO med på laget om endring av andel. Alt kan forhandles om - gitt situasjonen og forholdet er til stede. Denne rettigheten til Tullow har en verdi og derfor må antas at partene setter seg ned til forhandlingsbordet etter first oil og Tullow har gjort krav på back-in right. Deretter vet ingen hvordan dette ender og forhandlingene vil bli utspilt. Det kan godt være at PEN ender opp med max 8.33% eierandel. Men det blir umulig å forskottere, dersom prisen er rilktig, om BWO ser det formålstjenlig om PEN overtar to-tre prosent. Men det vil trolig koste flesk, for at BWO skal redusere. Igjen, forhandlingene de tre imellom vil trolig gi oss svaret. Kanskje Tullow ender opp med 10% eierandel som rettigheten tilsier.

Ja den blir nok bra etter hvert, hvem vet?

Er vi helt 100% sikre på at Tullow/Tulin benytter seg av opsjonen?

Uansett. Vi får svaret i løpet av høsten. Det er jo ingen kjempesak, men jeg synes 8,3 % er lite nok som det er.

Bra vi har dyktig og meget kompetent personell i ledelsen som hvet hva de gjør, og vil gjøre det beste for oss aksjonærer .

Spitzer

Det er riktig at A+B har P50 («best anslag») på 482 mmbo for unrisked prospektive ressurser.
1000 mmbo kan jeg ikke huske å ha sett, men det må nok da være P10 unrisked prospecktive ressurser. Så må vi bare ha COS for å regne ut tilsvarende tall for risked prospektive ressurser. Skal vi håpe på 40 %?

Litt ang. Aje. De virker som det er en ganske god mulighet for en ny oljebrønn her. Gunnarius har nok lagt ut denne før hvis jeg kjenner han rett.

Fra Align Research

«The Aje-4 well completed on the Cenomanian then was producing 1,500 - 1,700 bopd; and on this performance it is thought that the connected oil volume to that well are significantly larger than the current mapping suggests. This means that there is the potential to drill a further well to the east of Aje-4, probably in the location that was planned for the Aje-6 well. Also, at that time, the Aje-5 sidetrack well was producing 1,600 - 1,700 bopd from a just a six foot completion interval on the Turonian oil rim. So this well is also producing at a rate that was better than expected which serves to illustrate the reservoir’s potential.
Drilling of long horizontal wells and producing in a controlled manner will be necessary to keep the water and gas in place in order for the optimal development of the oil rim. The Directors estimate that these wells could produce up to 5,000 bopd per well which three months of simulation studies was expected to confirm. There is no doubt that the Aje Field has the scope to become a very significant producing asset.»

Uansett lesverdig

http://www.alignresearch.co.uk/wp-content/uploads/2018/07/MX_Oil_Align_Initiation_3_July_2018.pdf

Helt enig med deg Fluefiskeren. Denne Align Research rapporten/analysen, som MX Oil børsmeldte et par dager senere ved en RNS, er et must på alle måter. Align opplyser selv om samrøre, så markedet er klar over nevnte forhold.

Side 21 av 25 er nyttig, for her står det under Forecasts at Aje kan få gj.sn. prod. på 6.800 fat per dag i 2019. Igjen, markedet vet ikke eksakt hva som er sugd ut av eget bryst som public info eller hva som er innspill fra MX Oil. La meg ta et konkret eksempel på hva Align rapporten neppe kan ha fått, uten å kontakte MX Oil:

Ref. s. 21:

"once YFP has received US$30 million of revenue from the project, then company´s revenue interest revenue will increase to 6.675% which we envisage happening in H1 2019 following further drilling."

Dette har ikke engang Panoro opplyst eller rapportert. Denne info finnes neppe som public info, men er trolig gitt av MX Oil. Kun et eksempel på at det er sannsynligvis flere element som jeg tror MX Oil har bidratt med. Problemet er at dette er vrient å bevise - for eller imot. Men rapporten som helhet gir en glimrende forståelse av Aje som asset.

Konfronterte Panoro med denne Align Research rapporten. Innholdet ble ikke direkte dementert, så noe substans må denne analysen/rapporten ha. MX Oil har et utpreget behov for å sementere eller gi ytterligere boost i aksjekursen - gitt selskapet trolig innen H1 2019, kan måtte skaffe resterende funding av den kapital som ikke kan skaffes som prosjektfiansiering. Man må nok se analysen/rapporten også i dette lys. Dog, dette trenger ikke bety at all info er feil eller misvisende. Personlig tror jeg at MX Oil har kommet med innspill og derav bl.a. børsmeldt ved RNS, jf. Publication of Research Note.

Et fantastisk eventyr, man får lov å være med på en slik reise en gang i skuddåret om man er ekstremt heldig ..hang in there ..sell your stocks and loose your dream :)

Det har vært nevnt også av Panoro tidligere bl.a. som svar på direkte spørsmål fra meg, at når YFP har fått dekket inn sine kostnader til det for en periode bli høyere inntekt for øvrige partnere inntil også disse har fått dekket kostnadene vedr. fase 1. Deretter vil inntektene reduseres tilbake til opprinnelig/avtalt revenue.
PEN har tidligere antydet dette kunne skje ila høsten 2018, men AJE har produsert mindre enn man forventet og derfor naturlig at det tar lenger tid før YFP har fått inndekket sine kostnader vedr. fase 1. Virker derfor troverdig at MX Oil og øvrige partnere får økt revenue for en periode som starter ila H1 2019.
For PEN innebærer dette at inntekten vil øke fra 12,19% til 16,255% inntil de har fått inndekket kostnad vedr. fase 1.

PEN har dog fått en spesial-deal som følge av settlement hvor de for 2018 har fått noe mer av inntekten, så gitt produksjonen forblir stabil tror jeg ikke vi kan regne med særlig økt inntekt fra AJE i 2019 vedr. fase 1 med mindre oljeprisen går opp eller de borer ny brønn i oil-rim.

Ser ut som om SBM Installer har forlatt Adolo og steamer nordover. Kan det bety at oppkoblingen av Adolo er ferdigstilt?
I så fall kan det vel komme en melding til uka.

Skal ikke oppkoblingen godkjennes av myndighetene ?