PANORO aktuel sammenfatning (ser ikke ud til at jeg kan få PEN-tag på)
(jeg havde håbet, at andre ville lave arbejdet, mens jeg arbejdede med regnearket for NEC (US).
Start gerne med webcast Q1 pres. fra 27.maj (med Kjetil S. min.0.51-1.19):
http://webtv.hegnar.no/?id=3897&cat=72&page=0
med tilhørende slides: http://feed.ne.cision.com/wpyfs/00/00/00/00/00/11/71/9E/wkr0007.pdf
det giver en god introduktion.
Uddybning med 16.marts præsentationen http://webtv.hegnar.no/?id=2747&cat=72&page=1
Ved overgangen 30/6, hvor PAN kommer med på lige basis, indgår 65 mio.$ som pris for 15,3 mio. nye aktier (svarende til 4,25$ eller 28,14 NoK pr. aktie). Jeg er noget usikker på teknikken heri, men opfatter det som at vi kan omsætte det til en aktuel situation for PEN blot med ca. 75 mio.$ i cash og 62,1 mio. aktier. PEN vil indgå i merger med restruktureret gæld på ca. 125 mio.$
Ved denne kapitalrejsning til merger blev der anvendt selskabsværdi på 288/353 mio.$ (det samlede selskab vel). Ved Paretos opgørelse i januar blev der nemlig værdisat til 143 mio.$ for NEC Brasilien.
Et andet sammenligningsgrundlag er, at Sector købte 30% af Norse Energy do Brasil i 2009 baseret på en virksomhedspris på 210 mio.$ i en situation, hvor NEC havde brug for kapital.
Der er ikke gæld i PAN.
Sector ejer nu 46% af PEN. Efter merger ejer de 66%.
Har ingen steder set hvad der er af aktier efter merger.
Din aktievurdering bør primært se på aktuel og fremtidig situation, som du opfatter den.
Her er min hjælp:
Jeg starter med MANATI, da selskabets værdi ikke bør kunne være lavere end værdien af dette asset.
Manati har en sikker langtidskontrakt (6 MMm3/d med "take or pay" på mindst 5 MMm3/d netto til PEN) med en afregningspris der reguleres i forhold til inflation/oliepris.
Prisen var i Q1 2010 7,7$ pr. MMBtu (bemærk anden enhed end kubikmeter svarende til Mmcf), men har i præsentationer været angivet til omkring 8$.
Fra den angivne produktion skal trækkes ca. 6% til diverse tab.
Det giver en forventet produktionsafregning i år mellem 50 og 60 mio.$.
Der kan uden ekstra investering kun produceres en smule mere og man har p.t. udsat udbygningsinvestering i Manati, dog kan der nogenlunde hurtigt og uden så store omkostninger øges kapacitet til 8 MMm3/d .
I forhold til afvikling af bankgælden kan der uden udbygning de næste 5-6 år regnes med et overskud i størrelsen 30 mio.$ årligt og herefter et fald mod 20 mio.$.
Der er dog med en angivet upside på 25% i feltet forskellige muligheder for at kompensere faldet i produktionen fra 2014.
I princippet kunne de øvrige assets sælges. Det drejer sig om:
1.Santos BS3(Cavalo Marino og Estrella do Mar) her er der allerede investeret en del og seismik resultater er på vej. Muligvis rigtig gode resultater udviklingen i og omkring felterne afhænger dog noget af Petrobras. Men PEN er så langt at de selv har forberedt nogle planer som de vil give videre. Der er nogle interessante bemærkninger herom omkring 1.00 i webpræsentationen. side 11 (Q1 rapport)
2.round 9 leads med påviste strukturer i 3 lag
vil dog lave farm out (altså indtægt) fra nuværende 50% ejerskab ned til sikkert 10-15% før evt. boring.
Disse to er begge rimeligt lovende, men man skal nok være lidt optimist for at se rigtig stor risked upside a la fordobling af PEN lige nu.
I de seneste præsentationer lægges den store tiltro da også til udviklingen i Vestafrika, som også vil sluge en stor del af det første års investeringer på 80 mio.$ (derfor de 65 mio.$ ekstra).
merger med PAN giver først og fremmest større og bredere portefølje til at udnytte cashflow fra Manati og det gamle NECs geologiske kendskab fra Brasilien er ganske anvendeligt ved Vestafrika
Det sted som er længst er AJAPE (minut 50-56 i marts pres.), hvor produktionen er (ved at gå) i gang. Der er dog tilsyneladende ikke den store upside, så der må forventes hel eller delvis farm out når produktionen har vist resultater i efteråret også fordi de første 18 mio.$ skal gå til operatøren. Har ikke styr på mulig salgsindtægt, men 10 år med først 3000 BOE/d og så op til 7000 over 10 år med netto 4,3 mio. BOE P2 i alt kan vel give 100-200 mio. $ i alt altså nok til faktisk at betale for hele PAN.
Men det helt store er MKB i Congo (minut 56-1.01 i marts pres.). 1 mia. BOE "in place" er "proven by wells", da ELF i 90'erne producerede her. Vi har et fantastisk projekt, da teknologien i "tight resoirs" er meget forbedret og olieprisen er meget højere end i 90'erne. Recoverable resources er foreløbig 65 mio Boe (med en salgpris på 70$ er det ca.4,5 mia.$) . Forventer at det meget hurtigt bidrager positivt til cashflow. Vil først bore veritical wells (i år) så horisontal. Investeringsprogram forventes over en årrække at løbe op i 4 mia.$. og med kun 6$ i produktionsomkostninger pr. BOE
De sidste PAN områder er Aje og Dussafu. De er begge så langt, at der skal testes for mængder og udvindingsforhold. De må have store chancer for at bidrage positivt til værdiskabelse.
KONKLUSSION:
Der er altså rigtig mange chancer for at værdien af selskabet er større og endda flere gange større end værdien af Manati, som altså efter gældsafvikling af banklån kan forventes at bidrage med ca. 30 mio.$ årligt.
Om et år er flere af mulighederne en del mere afklaret.
Min risked value af selskabet incl. Vestafrika er pt. med stor usikkerhed 4-500 mio.$.
HVAD ER DIN?
PS
Handelsbankens sænkning af kursmål fra 7 til 5 (9/6 og alene baseret på demerger) indikerer et kursmål fra dem på PEN på 20.
(jeg havde håbet, at andre ville lave arbejdet, mens jeg arbejdede med regnearket for NEC (US).
Start gerne med webcast Q1 pres. fra 27.maj (med Kjetil S. min.0.51-1.19):
http://webtv.hegnar.no/?id=3897&cat=72&page=0
med tilhørende slides: http://feed.ne.cision.com/wpyfs/00/00/00/00/00/11/71/9E/wkr0007.pdf
det giver en god introduktion.
Uddybning med 16.marts præsentationen http://webtv.hegnar.no/?id=2747&cat=72&page=1
Ved overgangen 30/6, hvor PAN kommer med på lige basis, indgår 65 mio.$ som pris for 15,3 mio. nye aktier (svarende til 4,25$ eller 28,14 NoK pr. aktie). Jeg er noget usikker på teknikken heri, men opfatter det som at vi kan omsætte det til en aktuel situation for PEN blot med ca. 75 mio.$ i cash og 62,1 mio. aktier. PEN vil indgå i merger med restruktureret gæld på ca. 125 mio.$
Ved denne kapitalrejsning til merger blev der anvendt selskabsværdi på 288/353 mio.$ (det samlede selskab vel). Ved Paretos opgørelse i januar blev der nemlig værdisat til 143 mio.$ for NEC Brasilien.
Et andet sammenligningsgrundlag er, at Sector købte 30% af Norse Energy do Brasil i 2009 baseret på en virksomhedspris på 210 mio.$ i en situation, hvor NEC havde brug for kapital.
Der er ikke gæld i PAN.
Sector ejer nu 46% af PEN. Efter merger ejer de 66%.
Har ingen steder set hvad der er af aktier efter merger.
Din aktievurdering bør primært se på aktuel og fremtidig situation, som du opfatter den.
Her er min hjælp:
Jeg starter med MANATI, da selskabets værdi ikke bør kunne være lavere end værdien af dette asset.
Manati har en sikker langtidskontrakt (6 MMm3/d med "take or pay" på mindst 5 MMm3/d netto til PEN) med en afregningspris der reguleres i forhold til inflation/oliepris.
Prisen var i Q1 2010 7,7$ pr. MMBtu (bemærk anden enhed end kubikmeter svarende til Mmcf), men har i præsentationer været angivet til omkring 8$.
Fra den angivne produktion skal trækkes ca. 6% til diverse tab.
Det giver en forventet produktionsafregning i år mellem 50 og 60 mio.$.
Der kan uden ekstra investering kun produceres en smule mere og man har p.t. udsat udbygningsinvestering i Manati, dog kan der nogenlunde hurtigt og uden så store omkostninger øges kapacitet til 8 MMm3/d .
I forhold til afvikling af bankgælden kan der uden udbygning de næste 5-6 år regnes med et overskud i størrelsen 30 mio.$ årligt og herefter et fald mod 20 mio.$.
Der er dog med en angivet upside på 25% i feltet forskellige muligheder for at kompensere faldet i produktionen fra 2014.
I princippet kunne de øvrige assets sælges. Det drejer sig om:
1.Santos BS3(Cavalo Marino og Estrella do Mar) her er der allerede investeret en del og seismik resultater er på vej. Muligvis rigtig gode resultater udviklingen i og omkring felterne afhænger dog noget af Petrobras. Men PEN er så langt at de selv har forberedt nogle planer som de vil give videre. Der er nogle interessante bemærkninger herom omkring 1.00 i webpræsentationen. side 11 (Q1 rapport)
2.round 9 leads med påviste strukturer i 3 lag
vil dog lave farm out (altså indtægt) fra nuværende 50% ejerskab ned til sikkert 10-15% før evt. boring.
Disse to er begge rimeligt lovende, men man skal nok være lidt optimist for at se rigtig stor risked upside a la fordobling af PEN lige nu.
I de seneste præsentationer lægges den store tiltro da også til udviklingen i Vestafrika, som også vil sluge en stor del af det første års investeringer på 80 mio.$ (derfor de 65 mio.$ ekstra).
merger med PAN giver først og fremmest større og bredere portefølje til at udnytte cashflow fra Manati og det gamle NECs geologiske kendskab fra Brasilien er ganske anvendeligt ved Vestafrika
Det sted som er længst er AJAPE (minut 50-56 i marts pres.), hvor produktionen er (ved at gå) i gang. Der er dog tilsyneladende ikke den store upside, så der må forventes hel eller delvis farm out når produktionen har vist resultater i efteråret også fordi de første 18 mio.$ skal gå til operatøren. Har ikke styr på mulig salgsindtægt, men 10 år med først 3000 BOE/d og så op til 7000 over 10 år med netto 4,3 mio. BOE P2 i alt kan vel give 100-200 mio. $ i alt altså nok til faktisk at betale for hele PAN.
Men det helt store er MKB i Congo (minut 56-1.01 i marts pres.). 1 mia. BOE "in place" er "proven by wells", da ELF i 90'erne producerede her. Vi har et fantastisk projekt, da teknologien i "tight resoirs" er meget forbedret og olieprisen er meget højere end i 90'erne. Recoverable resources er foreløbig 65 mio Boe (med en salgpris på 70$ er det ca.4,5 mia.$) . Forventer at det meget hurtigt bidrager positivt til cashflow. Vil først bore veritical wells (i år) så horisontal. Investeringsprogram forventes over en årrække at løbe op i 4 mia.$. og med kun 6$ i produktionsomkostninger pr. BOE
De sidste PAN områder er Aje og Dussafu. De er begge så langt, at der skal testes for mængder og udvindingsforhold. De må have store chancer for at bidrage positivt til værdiskabelse.
KONKLUSSION:
Der er altså rigtig mange chancer for at værdien af selskabet er større og endda flere gange større end værdien af Manati, som altså efter gældsafvikling af banklån kan forventes at bidrage med ca. 30 mio.$ årligt.
Om et år er flere af mulighederne en del mere afklaret.
Min risked value af selskabet incl. Vestafrika er pt. med stor usikkerhed 4-500 mio.$.
HVAD ER DIN?
PS
Handelsbankens sænkning af kursmål fra 7 til 5 (9/6 og alene baseret på demerger) indikerer et kursmål fra dem på PEN på 20.
10/6 2010 00:43 Kenddinvare 1
30117 ser nu i http://www.panoroenergy.com/wp-content/uploads/20100608-Panoro-Energy-company-presentation-Grand.pdf
at der vil være 163,9 millioner aktier efter merger med PAN, så min aktuelle risked value er altså 2,5-3$ pr. aktie.
Et misvisende stort antal PAN aktier når det ikke er nævnt og der er tale om en 50/50 aftale. Så mit kurstarget er mindre end jeg havde troet, men sikkert nok til at udløse NEC-J strike.
at der vil være 163,9 millioner aktier efter merger med PAN, så min aktuelle risked value er altså 2,5-3$ pr. aktie.
Et misvisende stort antal PAN aktier når det ikke er nævnt og der er tale om en 50/50 aftale. Så mit kurstarget er mindre end jeg havde troet, men sikkert nok til at udløse NEC-J strike.
10/6 2010 11:56 Kenddinvare 130132 Det forklarer jo noget af den stærke genkomst i går fra 8,58 intraday.
Det var jo 100.000 stk ud af en samlet omsætning på ca. 350.000 stk.
For øvrigt et stort antal i forhold til hvad der nok har været muligt at handle. Med en sektordel på 43% af de handelsbare 46,8 mio giver det en rest på 26,7 mio og af dem har mange ikke været frigivet i f.eks. danske banker. Der er altså allerede sket en reel distribution og gårsdagens genkomst bremser nok den kommende fordeling så vi ikke ser kæmpedyk.
Insidernes opkøb ser fornuftige ud i forhold til at de næppe ryger ud i problemer med tvangssalg (som Risberg) og med lille mulighed for at der kan suppleres mere op.
Er der nogen som har energi til at se på AJE og Dussafu ?
Det var jo 100.000 stk ud af en samlet omsætning på ca. 350.000 stk.
For øvrigt et stort antal i forhold til hvad der nok har været muligt at handle. Med en sektordel på 43% af de handelsbare 46,8 mio giver det en rest på 26,7 mio og af dem har mange ikke været frigivet i f.eks. danske banker. Der er altså allerede sket en reel distribution og gårsdagens genkomst bremser nok den kommende fordeling så vi ikke ser kæmpedyk.
Insidernes opkøb ser fornuftige ud i forhold til at de næppe ryger ud i problemer med tvangssalg (som Risberg) og med lille mulighed for at der kan suppleres mere op.
Er der nogen som har energi til at se på AJE og Dussafu ?
Dussafu Marin Production Sharing Contract
(Joint Venture Partnership: Harvest Natural Resources 66.666%, Pan-Petroleum 33.333%)
Gabon is sub-Saharan Africa's fourth largest producer and exporter of crude oil. The Dussafu Block lies within a proven oil and gas play fairway within the Southern Gabon Basin and is well known by the principals of the Company who have previously worked on the block in an operating capacity.
Dussafu Marin is operated by Harvest Natural Resources and in early 2008 Pan-Petroleum acquired the 25% share previously held by Premier Oil Gabon BV. In late 2008, Perenco sold their equity share pro rata to Harvest and Pan-Petroleum.
Covering an area of 2,775 sq km, most of the block lies in less than 200m of water and has been explored since the 1970s. A total of 19 wells have been drilled on the block to date, of which four have been discoveries (3 oil and 1 gas) and oil shows are present in most other wells. To the north west of the block is the Etame-Ebouri Trend, a collection of fields producing from the pre-salt Gamba sandstone, and to the north are the Lucina and M'Bya fields which produce from the syn-rift Dentale and Lucina sandstones beneath the Gamba.
The main reservoir target in Dussafu is the Gamba sandstone, which is productive in many fields in the area. It consists of a regionally extensive blanket of fine to medium-grained sand, generally with excellent reservoir qualities. Additional potential exists in the older, syn-rift formations, and in the post-salt Madiela Formation, which is a prolific reservoir in Congo and Cabinda, and productive at the nearby Yombo field in Congo. Two existing discoveries on the Dussafu permit are currently being reviewed - the Moubenga-1 well (Elf, 1981) tested up to 2730 BOPD from the Dentale, and Walt Whitman-1 (Amoco, 1995) which encountered a 17m oil column in the Gamba sandstones.
The obligations for the first exploration period of the Dussafu Marine Permit have been fulfilled and a new, three-year exploration phase was agreed with the Directorate Generale de Hydrocarbures on May 28th 2007. The work programme includes seismic acquisition and processing, geological, geophysical and engineering studies and the drilling of a well, contingent on favourable results from the technical work.
fra Harvest præsentation:
Gabon - Dussafu
„ 680,000 acre PSC, Offshore Gabon
¾ 66.667% operated interest
¾ Proven hydrocarbon system
¾ Existing discoveries on license area
¾ Prospectivity identified at multiple levels
z Post-Salt
z Pre-Salt Gamba
z Pre-Salt Syn-Rift opportunities
2010 Work Program
¾ Prospects matured to drillable status
¾ Exploration drilling in 2010:
Pre-Salt Exploration well in Q3 2010
Pre-Salt targets and location to be finalized Q1 2010
Additional multiple prospects identified
¾ Potential appraisal/exploration activity
¾ Planned 2010 HNR expenditures: $20
million, including contingent exploration
and appraisal
Harvest plans to drill its first exploration well in the Dussafu PSC in 2010 to test pre-salt targets in the Gamba and Syn-Rift plays, which are productive in the nearby Etame, Lucina, and M'Baya fields
Dussafu Block - Gabon
Harvest, the operator of the Dussafu license offshore Gabon with a 66.66% working interest, has progressed the technical work in 2009 with the completion of the processing and reprocessing of 1,330 kilometers of 2D seismic and the pre-stack depth reprocessing of 1,076 square kilometers of 3D seismic data. The improved imaging from this work has allowed the interpretation to mature the prospect inventory to provide the partnership a number of prospective targets in the sub-salt section, in both the Gamba and Syn-rift plays that are productive in the nearby Etame, Lucina and M'Bya fields. Subject to drilling rig availability, we expect to drill an exploration well in the third quarter of 2010. Depending on the results from the test well, a testing program may be implemented and an appraisal sidetrack may be drilled. Contingent capital expenditures of $20.1 million (net) have been planned for this project for 2010
(Joint Venture Partnership: Harvest Natural Resources 66.666%, Pan-Petroleum 33.333%)
Gabon is sub-Saharan Africa's fourth largest producer and exporter of crude oil. The Dussafu Block lies within a proven oil and gas play fairway within the Southern Gabon Basin and is well known by the principals of the Company who have previously worked on the block in an operating capacity.
Dussafu Marin is operated by Harvest Natural Resources and in early 2008 Pan-Petroleum acquired the 25% share previously held by Premier Oil Gabon BV. In late 2008, Perenco sold their equity share pro rata to Harvest and Pan-Petroleum.
Covering an area of 2,775 sq km, most of the block lies in less than 200m of water and has been explored since the 1970s. A total of 19 wells have been drilled on the block to date, of which four have been discoveries (3 oil and 1 gas) and oil shows are present in most other wells. To the north west of the block is the Etame-Ebouri Trend, a collection of fields producing from the pre-salt Gamba sandstone, and to the north are the Lucina and M'Bya fields which produce from the syn-rift Dentale and Lucina sandstones beneath the Gamba.
The main reservoir target in Dussafu is the Gamba sandstone, which is productive in many fields in the area. It consists of a regionally extensive blanket of fine to medium-grained sand, generally with excellent reservoir qualities. Additional potential exists in the older, syn-rift formations, and in the post-salt Madiela Formation, which is a prolific reservoir in Congo and Cabinda, and productive at the nearby Yombo field in Congo. Two existing discoveries on the Dussafu permit are currently being reviewed - the Moubenga-1 well (Elf, 1981) tested up to 2730 BOPD from the Dentale, and Walt Whitman-1 (Amoco, 1995) which encountered a 17m oil column in the Gamba sandstones.
The obligations for the first exploration period of the Dussafu Marine Permit have been fulfilled and a new, three-year exploration phase was agreed with the Directorate Generale de Hydrocarbures on May 28th 2007. The work programme includes seismic acquisition and processing, geological, geophysical and engineering studies and the drilling of a well, contingent on favourable results from the technical work.
fra Harvest præsentation:
Gabon - Dussafu
„ 680,000 acre PSC, Offshore Gabon
¾ 66.667% operated interest
¾ Proven hydrocarbon system
¾ Existing discoveries on license area
¾ Prospectivity identified at multiple levels
z Post-Salt
z Pre-Salt Gamba
z Pre-Salt Syn-Rift opportunities
2010 Work Program
¾ Prospects matured to drillable status
¾ Exploration drilling in 2010:
Pre-Salt Exploration well in Q3 2010
Pre-Salt targets and location to be finalized Q1 2010
Additional multiple prospects identified
¾ Potential appraisal/exploration activity
¾ Planned 2010 HNR expenditures: $20
million, including contingent exploration
and appraisal
Harvest plans to drill its first exploration well in the Dussafu PSC in 2010 to test pre-salt targets in the Gamba and Syn-Rift plays, which are productive in the nearby Etame, Lucina, and M'Baya fields
Dussafu Block - Gabon
Harvest, the operator of the Dussafu license offshore Gabon with a 66.66% working interest, has progressed the technical work in 2009 with the completion of the processing and reprocessing of 1,330 kilometers of 2D seismic and the pre-stack depth reprocessing of 1,076 square kilometers of 3D seismic data. The improved imaging from this work has allowed the interpretation to mature the prospect inventory to provide the partnership a number of prospective targets in the sub-salt section, in both the Gamba and Syn-rift plays that are productive in the nearby Etame, Lucina and M'Bya fields. Subject to drilling rig availability, we expect to drill an exploration well in the third quarter of 2010. Depending on the results from the test well, a testing program may be implemented and an appraisal sidetrack may be drilled. Contingent capital expenditures of $20.1 million (net) have been planned for this project for 2010
10/6 2010 21:32 Kenddinvare 030161 Tak for samlingen.
4 discoveries i 19 boringer er ikke imponerende.
Har du en ide om hvor gode disse discoveries er?
Om seismik mm. har gjort at man har (væsentlig) bedre styr på felter/ikke-felter inden for de 680.000 acres?
Og at man derfor går efter et nogenlunde sikkert område ved presaltboring i Q3, så det mere drejer sig om forberedelse til udvinding end blot at få informationer?
Er der noget kortmateriale til dette tilsyneladende komplekse system?
4 discoveries i 19 boringer er ikke imponerende.
Har du en ide om hvor gode disse discoveries er?
Om seismik mm. har gjort at man har (væsentlig) bedre styr på felter/ikke-felter inden for de 680.000 acres?
Og at man derfor går efter et nogenlunde sikkert område ved presaltboring i Q3, så det mere drejer sig om forberedelse til udvinding end blot at få informationer?
Er der noget kortmateriale til dette tilsyneladende komplekse system?
10/6 2010 23:14 Fluefiskeren 230163 Takk for imponerende arbeid, Kenddinvare!
Du finner litt mer opplysninger på operatørens hjemmeside:
http://www.harvestnr.com/operations/operations.html
Her er forøvrig litt fra en presentasjon fra april:
Gabon - Dussafu
„ 680,000 acre PSC, Offshore Gabon
¾ 66.667% operated interest
¾ Proven hydrocarbon system
¾ Existing discoveries on license area
¾ Prospectivity identified at multiple levels
z Post-Salt
z Pre-Salt Gamba
z Pre-Salt Syn-Rift
„ 2010 Work Program
¾ Exploration drilling in 2010:
z Pre-Salt Exploration well in Q4 2010
z Well to test stacked Pre-Salt Gamba and
Dentale clastic reservoir targets
¾ Additional multiple prospects identified
¾ Planned 2010 HNR budget is $2.2
million (net), which could be increased
to $20 million to include funds for
contingent testing and appraisal
sidetrack
http://files.shareholder.com/downloads/HNR/868967682x0x361093/8ba14a33-8ec8-46e9-95d8-b4d67bcda658/100316_Investor_Presentation_Final.pdf
Du finner litt mer opplysninger på operatørens hjemmeside:
http://www.harvestnr.com/operations/operations.html
Her er forøvrig litt fra en presentasjon fra april:
Gabon - Dussafu
„ 680,000 acre PSC, Offshore Gabon
¾ 66.667% operated interest
¾ Proven hydrocarbon system
¾ Existing discoveries on license area
¾ Prospectivity identified at multiple levels
z Post-Salt
z Pre-Salt Gamba
z Pre-Salt Syn-Rift
„ 2010 Work Program
¾ Exploration drilling in 2010:
z Pre-Salt Exploration well in Q4 2010
z Well to test stacked Pre-Salt Gamba and
Dentale clastic reservoir targets
¾ Additional multiple prospects identified
¾ Planned 2010 HNR budget is $2.2
million (net), which could be increased
to $20 million to include funds for
contingent testing and appraisal
sidetrack
http://files.shareholder.com/downloads/HNR/868967682x0x361093/8ba14a33-8ec8-46e9-95d8-b4d67bcda658/100316_Investor_Presentation_Final.pdf
11/6 2010 14:58 Kenddinvare 030183 godt Harvesterlink
Kan se at de vil have en "exploration drilling" først på efteråret og at den i Q4 går over i 2appraisal drilling".
Betyder det mon lidt indtægt ud over at måle på flow etc.?
Med Harvest planlagt udgift på op til 20 mio.$ i år, må det betyde 10 mio.$ for PAN (eller er det anderledes for operatør?).
Development drilling er så tidssat til efterår 2011. Mon vores spørgsmål til sidstnævnte mest skal gå på tidsplan, mængde eller om det virkelig er kommercielt? Det ved vi vel mere om i starten af 2011.
Men foreløbig er MKB i Congo både længere fremme og har større muligheder, så det er svært at se at Vestafrika skulle kunne slå fejl.
Kan se at de vil have en "exploration drilling" først på efteråret og at den i Q4 går over i 2appraisal drilling".
Betyder det mon lidt indtægt ud over at måle på flow etc.?
Med Harvest planlagt udgift på op til 20 mio.$ i år, må det betyde 10 mio.$ for PAN (eller er det anderledes for operatør?).
Development drilling er så tidssat til efterår 2011. Mon vores spørgsmål til sidstnævnte mest skal gå på tidsplan, mængde eller om det virkelig er kommercielt? Det ved vi vel mere om i starten af 2011.
Men foreløbig er MKB i Congo både længere fremme og har større muligheder, så det er svært at se at Vestafrika skulle kunne slå fejl.
Nigeria OML113 Aje Field
(Joint Venture Partnership: Yinka Folawiyo Petroleum Company Limited 60.00%, Chevron Nigeria Deepwater H Limited 18.00%, Vitol Exploration Nigeria Limited 12.831%, Pan-Petroleum Limited 6.502% and PR Oil & Gas Nigeria Limited 2.337%)
http://www.yinkafolawiyo.com/companies/petroleum.html
http://www.pan-petroleum.com/Pan-Petroleum%20Operations%20Nigeria%20OML113.htm
Aje Fields is defined by high quality 3D seismic data and two wells- Aje#1 and Aje#2 were drilled in 1996 and 1997 respectively, from a surface location on 300 feet of water. Aje-1 discovery well encountered oil and gas reservoirs in commercial quantities flowing at an aggregate rate of 60.2 mm cf/d, 1729 b/d of condensate and 2,389 b/d of oil over three zones.
Aje-2 drilled in 1997 as an appraisal well and 1Km east of Aje-1, confirmed the reservoir and hydrocarbon accumulation discovered in the latter. The well flowed 16.5 mm cf/d, 450 b/d of condensate and 3,866 b/d of oil and it discovered further, a new deeper oil reservoir.
Consequently, the concession block was converted to OML 113 in June, 1998 with an initial term of 20-years.The OML 113 licence, located offshore in south-western Nigeria close to its border with Benin covers approximately 454,000 acres.
In August of 2005, Aje#3 vertical appraisal well was drilled in approximately 3000ft water depth, 4.5km south-west of Turonian & Cenomanian penetrations in Aje#1 & Aje#2. Though drilled to the top of Albian carbonates, the earlier discovered reservoirs were "shaled-out" with less than 10ft net pay sands in each reservoirs.
Due to the voluntary withdrawal of previous Technical Partners (CMI Group) coupled with the desire and commitment to fully realize the Company's set goals & aspirations, the management in September 2007, entered into a Joint-Venture Partnership with Chevron Nigeria Deepwater H Limited, a subsidiary of Chevron Corporations as Technical Adviser. Other partners include Vitol Exploration, Energy Equity Resources and Providence Resources. All necessary plans are in place to drill a delineation Aje#4 well in early 2008 with the new consortium of Partners to appraise horizons already discovered with Aje#1 & Aje#2 wells.
Aje-4, drilled in early 2008, logged significant pay and confirmed the presence of four productive reservoirs. The Aje Field has full 3D seismic coverage.
The Aje Field development is being managed by Chevron, as Technical Advisor to YFP. There is a unique gas sales opportunity available to the partnership, which also includes Vitol and Providence Resources, via access to the West Africa Gas Pipeline ("WAGP"). The WAGP was commissioned in May 2009 to provide Nigerian gas to end-users in Benin , Togo and Ghana , and is routed directly through OML113, only 5km from the Aje Field. The location of the Aje field only 43km south west of Lagos may also provide a ready market for gas and associated LPG's.
The AJE-4 well was designed to evaluate two objectives. The first objective was to test the lateral extent of the Upper Cretaceous oil and gas bearing reservoirs, which had been successfully tested in AJE 1 & 2 wells, thereby allowing the partners to assess the full extent of the AJE field.
The second objective of the AJE -4 well was to evaluate additional deeper exploration targets, particularly the Albian, which were mapped to be underlying the AJE field. The AJE-4 well results confirm that these objectives have been comprehensively achieved.
(Joint Venture Partnership: Yinka Folawiyo Petroleum Company Limited 60.00%, Chevron Nigeria Deepwater H Limited 18.00%, Vitol Exploration Nigeria Limited 12.831%, Pan-Petroleum Limited 6.502% and PR Oil & Gas Nigeria Limited 2.337%)
http://www.yinkafolawiyo.com/companies/petroleum.html
http://www.pan-petroleum.com/Pan-Petroleum%20Operations%20Nigeria%20OML113.htm
Aje Fields is defined by high quality 3D seismic data and two wells- Aje#1 and Aje#2 were drilled in 1996 and 1997 respectively, from a surface location on 300 feet of water. Aje-1 discovery well encountered oil and gas reservoirs in commercial quantities flowing at an aggregate rate of 60.2 mm cf/d, 1729 b/d of condensate and 2,389 b/d of oil over three zones.
Aje-2 drilled in 1997 as an appraisal well and 1Km east of Aje-1, confirmed the reservoir and hydrocarbon accumulation discovered in the latter. The well flowed 16.5 mm cf/d, 450 b/d of condensate and 3,866 b/d of oil and it discovered further, a new deeper oil reservoir.
Consequently, the concession block was converted to OML 113 in June, 1998 with an initial term of 20-years.The OML 113 licence, located offshore in south-western Nigeria close to its border with Benin covers approximately 454,000 acres.
In August of 2005, Aje#3 vertical appraisal well was drilled in approximately 3000ft water depth, 4.5km south-west of Turonian & Cenomanian penetrations in Aje#1 & Aje#2. Though drilled to the top of Albian carbonates, the earlier discovered reservoirs were "shaled-out" with less than 10ft net pay sands in each reservoirs.
Due to the voluntary withdrawal of previous Technical Partners (CMI Group) coupled with the desire and commitment to fully realize the Company's set goals & aspirations, the management in September 2007, entered into a Joint-Venture Partnership with Chevron Nigeria Deepwater H Limited, a subsidiary of Chevron Corporations as Technical Adviser. Other partners include Vitol Exploration, Energy Equity Resources and Providence Resources. All necessary plans are in place to drill a delineation Aje#4 well in early 2008 with the new consortium of Partners to appraise horizons already discovered with Aje#1 & Aje#2 wells.
Aje-4, drilled in early 2008, logged significant pay and confirmed the presence of four productive reservoirs. The Aje Field has full 3D seismic coverage.
The Aje Field development is being managed by Chevron, as Technical Advisor to YFP. There is a unique gas sales opportunity available to the partnership, which also includes Vitol and Providence Resources, via access to the West Africa Gas Pipeline ("WAGP"). The WAGP was commissioned in May 2009 to provide Nigerian gas to end-users in Benin , Togo and Ghana , and is routed directly through OML113, only 5km from the Aje Field. The location of the Aje field only 43km south west of Lagos may also provide a ready market for gas and associated LPG's.
The AJE-4 well was designed to evaluate two objectives. The first objective was to test the lateral extent of the Upper Cretaceous oil and gas bearing reservoirs, which had been successfully tested in AJE 1 & 2 wells, thereby allowing the partners to assess the full extent of the AJE field.
The second objective of the AJE -4 well was to evaluate additional deeper exploration targets, particularly the Albian, which were mapped to be underlying the AJE field. The AJE-4 well results confirm that these objectives have been comprehensively achieved.
16/6 2010 10:59 Kenddinvare 130354 Mange tak.
Den korte udgave må være at AJE 1 og 2 var lovende med et godt produktionsgrundlag, mens AJE 3 ramte ved siden af og fik en partner til at springe, hvorved bl.a. PAN og andre developere kunne komme ind. AJE 4 resultater viser både en god udbredelse af primært felt og dybereliggende felt.
Udviklingsplanen må derfor så småt kunne etableres.
Jeg bemærker at vi taler om mindst 2-3.000 Bopd pr. brønd og at der desuden er væsentlige mængder kondensat og store mængder naturgas (mere end en god Marcellusbrønd). Sidstnævnte må nemt kunne sendes til den store nærliggende pipeline.
Derudover er der tale om et meget stort areal, så årsagen til manglende resource/reserveangivelse på PANs hjemmeside er nok at en pæn del stadig er uudforsket.
Den korte udgave må være at AJE 1 og 2 var lovende med et godt produktionsgrundlag, mens AJE 3 ramte ved siden af og fik en partner til at springe, hvorved bl.a. PAN og andre developere kunne komme ind. AJE 4 resultater viser både en god udbredelse af primært felt og dybereliggende felt.
Udviklingsplanen må derfor så småt kunne etableres.
Jeg bemærker at vi taler om mindst 2-3.000 Bopd pr. brønd og at der desuden er væsentlige mængder kondensat og store mængder naturgas (mere end en god Marcellusbrønd). Sidstnævnte må nemt kunne sendes til den store nærliggende pipeline.
Derudover er der tale om et meget stort areal, så årsagen til manglende resource/reserveangivelse på PANs hjemmeside er nok at en pæn del stadig er uudforsket.
16/6 2010 12:33 Kenddinvare 030362 Lidt uddybning fra første indlæg om Ajapa.
PAN regner med 3500 barrels om dagen initielt. Det er nok det der lidt forsigtigt i webcast blev angivet som en startproduktion på 3000 bopd. Ved en oliepris på 70-80$ giver det for PANs 40% del ca. 35 mio.$ om året.
Der er i dette felt med 13 MMb plads til 10 års produktion.
Derudover er der et sidefelt med 9,4 MMb. Det må være dette, der på et tidspunkt (ved startende decline fra første felt?) tænkes at supplere op til 7000 tønder om dagen.
En køber vil vel betale reel pris for første felt med den næsten sikre upside i næste så jeg vil godt revidere mit estimat for salgspris af alle 40% op til 150-200 mio. $, hvilket så kan sammenholdes med at alle PANs 100 mio. aktier i det sammensluttede PEN med de aktuelle kurser på omkring 8 NoK kun værdisættes til ca. 110 mio. $.
Tidsmæssigt er det også interessant. På PANs hjemmeside angives produktionsstart til Q3, men i webcast blev tydeligt sagt juni. Det skinnede også tydeligt igennem at man allerede var langt med aftale om farm out.
Jeg opfatter det som mest sandsynligt at meddelelse om produktionsstart først kommer hen omkring 30. juni, men den kan komme hvilken dag det skal være og straks ved bekræftet produktionsresultat (start juli?) kan farm out meddelelse komme.
Afhængig af hvad PEN har af opkøb på bedding ville farm-out af halvdelen af AJAPE virke fornuftig.
PAN regner med 3500 barrels om dagen initielt. Det er nok det der lidt forsigtigt i webcast blev angivet som en startproduktion på 3000 bopd. Ved en oliepris på 70-80$ giver det for PANs 40% del ca. 35 mio.$ om året.
Der er i dette felt med 13 MMb plads til 10 års produktion.
Derudover er der et sidefelt med 9,4 MMb. Det må være dette, der på et tidspunkt (ved startende decline fra første felt?) tænkes at supplere op til 7000 tønder om dagen.
En køber vil vel betale reel pris for første felt med den næsten sikre upside i næste så jeg vil godt revidere mit estimat for salgspris af alle 40% op til 150-200 mio. $, hvilket så kan sammenholdes med at alle PANs 100 mio. aktier i det sammensluttede PEN med de aktuelle kurser på omkring 8 NoK kun værdisættes til ca. 110 mio. $.
Tidsmæssigt er det også interessant. På PANs hjemmeside angives produktionsstart til Q3, men i webcast blev tydeligt sagt juni. Det skinnede også tydeligt igennem at man allerede var langt med aftale om farm out.
Jeg opfatter det som mest sandsynligt at meddelelse om produktionsstart først kommer hen omkring 30. juni, men den kan komme hvilken dag det skal være og straks ved bekræftet produktionsresultat (start juli?) kan farm out meddelelse komme.
Afhængig af hvad PEN har af opkøb på bedding ville farm-out af halvdelen af AJAPE virke fornuftig.
22/6 2010 19:36 Kenddinvare 030633 Det ser ud som om AJAPA med Sovereign som formidler blev købt fra Syntroleum. Opslaget www.sovereignoil.com/PDFs/06June21AjapaTeaser.pdf er fra 2006 og PAN overtog i 2007.
Ud fra opslaget at dømme har overtagelsesprisen ligget på knap 35 mio.$.
Beregnet på produktionsstart året efter er nutidsværdien af 40%-andelen angivet til 179 mio.$ og IRR til 109%.
Mon ikke Syntroleum (og sikkert også PAN) har vist at den produktionsstart ikke kunne holde. Der er selvfølgelig stadig mulighed for forsinkelser, men så langt fremskredet som det er er vi nok nede i meget begrænset størrelse. Ligeledes kan det jo også vise sig at den anslåede produktionsmængde ikke holder. Der var tidligere regnet med 3500 Boe/d, mens der senest mere forsigtigt er opgivet 3000 Boe/d.
En forsigtighed kan hænge sammen med, at den lokale operatør Brittania-U ikke er særlig stor og erfaren og f.eks. er de ikke i stand til at lave fornuftige opdateringer på deres hjemmeside, som ifølge min firewall er usikker. Det kan også være en af grundene til at PEN ønsker farm-out, som forventes i Q3 eller Q4.
Ud fra opslaget at dømme har overtagelsesprisen ligget på knap 35 mio.$.
Beregnet på produktionsstart året efter er nutidsværdien af 40%-andelen angivet til 179 mio.$ og IRR til 109%.
Mon ikke Syntroleum (og sikkert også PAN) har vist at den produktionsstart ikke kunne holde. Der er selvfølgelig stadig mulighed for forsinkelser, men så langt fremskredet som det er er vi nok nede i meget begrænset størrelse. Ligeledes kan det jo også vise sig at den anslåede produktionsmængde ikke holder. Der var tidligere regnet med 3500 Boe/d, mens der senest mere forsigtigt er opgivet 3000 Boe/d.
En forsigtighed kan hænge sammen med, at den lokale operatør Brittania-U ikke er særlig stor og erfaren og f.eks. er de ikke i stand til at lave fornuftige opdateringer på deres hjemmeside, som ifølge min firewall er usikker. Det kan også være en af grundene til at PEN ønsker farm-out, som forventes i Q3 eller Q4.
21/6 2010 21:03 Fluefiskeren 030599 Ny presentasjon fra Harvest:
Se side 14-16.
Letebrønn presalt i Q4:
http://files.shareholder.com/downloads/HNR/868967682x0x382358/982ade5a-b83f-4be4-96e6-81354737d2f6/Harvest%20-%20%20EnerCom%20London%20Presentation%20-%20FINAL.pdf
Se side 14-16.
Letebrønn presalt i Q4:
http://files.shareholder.com/downloads/HNR/868967682x0x382358/982ade5a-b83f-4be4-96e6-81354737d2f6/Harvest%20-%20%20EnerCom%20London%20Presentation%20-%20FINAL.pdf
21/6 2010 23:04 Kenddinvare 030602 Ser ud til at de laver en afgrænsningsboring til derisk af kendt forekomst og desuden test af nogle dybereliggende felter/interessante strukturer ved efterårets boring.
Der vil således være mulighed for upside både i klarlagt ressource i hovedmålet (og bedre grundlag/sikkerhed for at planlægge produktion) samt mulig konstatering af (kommercielle) forekomster i et eller flere af de dybereliggende strukturer.
Umiddelbart vil jeg tro, at vi ved et godt boreresultat taler om en konstateret nutidsværdi på 100-300 mio $, men ved start af produktion kan det skabe grundlag for at hive en lang række værdier frem rundt om i det 640.000 acre store område.
Der vil således være mulighed for upside både i klarlagt ressource i hovedmålet (og bedre grundlag/sikkerhed for at planlægge produktion) samt mulig konstatering af (kommercielle) forekomster i et eller flere af de dybereliggende strukturer.
Umiddelbart vil jeg tro, at vi ved et godt boreresultat taler om en konstateret nutidsværdi på 100-300 mio $, men ved start af produktion kan det skabe grundlag for at hive en lang række værdier frem rundt om i det 640.000 acre store område.
27/6 2010 13:19 Kenddinvare 130753 Det lader til at produktionstallene kommer fra en Pareto-analyse, som starter med at sætte kursmål på 20 NoK. Her med uddrag fra EI:
"We expect PEN to see a significant increase in its production base over the coming years. From 2010 to 2013 we estimate the company to double its production from ~4,500 boe/day to ~9,000 boe/day. In 2014 another four new fields is expected to come on stream, taking its net production to an estimated ~27,000 boe/day. A significant portion of this growth will come from new oil fields. We estimate the company to see its oil production increasing from ~15% of its total production in 2010, to ~80% in 2014, which should impact the company?s profitability considerably."
Det burde bygge på nærmere informationer fra PAN og PEN, som de har haft rig lejlighed til at modtage i forbindelse med udarbejdelse af prospekt.
Ud fra sammensætning på gas/olie ser det ud som om Manati er medregnet og at der så er tale om middeltal for året.
På den baggrund har jeg selv udjævnet lidt på gastallene over årene og opstillet en indtægtsberegning i vedhæftede regneark. Det viser sig at indtægterne hænger ganske fornuftigt sammen med en investering i perioden på 800 mio.$ som videreformidlet af Gjern.
Da AJAPA er medtaget for 2011 i Paretos analyse, må den være baseret på uforandret portefølje. Så vi ved allerede nu at PEN's udvikling ikke bliver præcis som beregningen viser, men tallene kan godt være rimeligt retningsgivende, da handlen med felter/ejerandele vel i hvert enkelt tilfælde sker med blik på helheden. Om det så går lidt op eller ned i forhold til analysetallene må så afhænge af hvor gode PEN er til at handle. Med deres ganske brede sydatlantiske indsigt må de stå rimelig godt og de er så også i en situation, hvor de har en vis økonomisk handlefrihed. Omvendt kan megen handel så sinke igangsættelse af produktioner, da omstilling altid tager lidt tid.
Det kunne være interessant at vide hvilke 4 brønde, de forventer skal give den helt store produktionsforøgelse i 2014. AJE og Brasilien er vel mulighederne. For Brasiliens vedkommende kan det evt. ses i sammenhæng med at Petrobras for nylig har udmeldt at deres investeringsplan stiger fra ca.190 mia.$ i 2009-13 til ca.220 mia.$ i 2010-2014.
Men jeg synes at denne del ligner lidt af nogle fugle på taget, hvorimod det frem til 2013 ser mere solidt ud med tanke på porteføljen. Og så viser resten vel bare noget af den enorme upside.
"We expect PEN to see a significant increase in its production base over the coming years. From 2010 to 2013 we estimate the company to double its production from ~4,500 boe/day to ~9,000 boe/day. In 2014 another four new fields is expected to come on stream, taking its net production to an estimated ~27,000 boe/day. A significant portion of this growth will come from new oil fields. We estimate the company to see its oil production increasing from ~15% of its total production in 2010, to ~80% in 2014, which should impact the company?s profitability considerably."
Det burde bygge på nærmere informationer fra PAN og PEN, som de har haft rig lejlighed til at modtage i forbindelse med udarbejdelse af prospekt.
Ud fra sammensætning på gas/olie ser det ud som om Manati er medregnet og at der så er tale om middeltal for året.
På den baggrund har jeg selv udjævnet lidt på gastallene over årene og opstillet en indtægtsberegning i vedhæftede regneark. Det viser sig at indtægterne hænger ganske fornuftigt sammen med en investering i perioden på 800 mio.$ som videreformidlet af Gjern.
Da AJAPA er medtaget for 2011 i Paretos analyse, må den være baseret på uforandret portefølje. Så vi ved allerede nu at PEN's udvikling ikke bliver præcis som beregningen viser, men tallene kan godt være rimeligt retningsgivende, da handlen med felter/ejerandele vel i hvert enkelt tilfælde sker med blik på helheden. Om det så går lidt op eller ned i forhold til analysetallene må så afhænge af hvor gode PEN er til at handle. Med deres ganske brede sydatlantiske indsigt må de stå rimelig godt og de er så også i en situation, hvor de har en vis økonomisk handlefrihed. Omvendt kan megen handel så sinke igangsættelse af produktioner, da omstilling altid tager lidt tid.
Det kunne være interessant at vide hvilke 4 brønde, de forventer skal give den helt store produktionsforøgelse i 2014. AJE og Brasilien er vel mulighederne. For Brasiliens vedkommende kan det evt. ses i sammenhæng med at Petrobras for nylig har udmeldt at deres investeringsplan stiger fra ca.190 mia.$ i 2009-13 til ca.220 mia.$ i 2010-2014.
Men jeg synes at denne del ligner lidt af nogle fugle på taget, hvorimod det frem til 2013 ser mere solidt ud med tanke på porteføljen. Og så viser resten vel bare noget af den enorme upside.
29/6 2010 11:37 Kenddinvare 030826 Så er sammenlægningen bekendtgjort med virkningsdag fra i dag og færdiggørelse i morgen.
http://www.newsweb.no/newsweb/search.do?messageId=263572
I den forbindelse er der også kommet en ny præsentation
http://www.newsweb.no/newsweb/attachment.do?name=20100629_Panoro_Energy_company_presentation_June_2010_Merger.pdf&attId=79182
Den ligner naturligvis det vi har set fra PEN/PAN.
Jeg har bidt mærke i nogle ting:
1.Produktionsforecast på s.17 er endnu stærkere end Paretos tal, når man tager det der forventes fra Contingent ressources med. Jeg tror at det mest er fra MKB i Congo og altså 4.000 BOE/d ekstra i 2012 (ca.100 mio.$ ekstra ind i 2012 ved pris på 70$).
2.På tidsplanen (s.9) starter MA ikke ved Q3 start men midt i Q3. Da vi ved, at der allerede forhandles og at alt tilsyneladende er klar til produktionsstart (nu hedder det dog som i foråret midt i 2010 og ikke i juni) opfatter jeg det som et signal til at den første offentlige MA-handling (efter at produktionen er igang og målt) kommer omkring august mens meldingen om first oil kommer tidligt i juli.
3.Omkring BS-3 synes jeg at udmeldingen ser lidt mere skråsikker ud end tidligere. Det må vel hænge sammen med at forhandlingerne med Petrobras er nået længere f.eks. i forbindelse med Petrobras nye investeringsplan (se tidligere indlæg). Og produktionsstart her er jo netop det springende punkt, da der så ikke bare kan hentes de ca 60 MMboe op men også udvikles på reservoirer med op til 1 mia. boe "in place".
http://www.newsweb.no/newsweb/search.do?messageId=263572
I den forbindelse er der også kommet en ny præsentation
http://www.newsweb.no/newsweb/attachment.do?name=20100629_Panoro_Energy_company_presentation_June_2010_Merger.pdf&attId=79182
Den ligner naturligvis det vi har set fra PEN/PAN.
Jeg har bidt mærke i nogle ting:
1.Produktionsforecast på s.17 er endnu stærkere end Paretos tal, når man tager det der forventes fra Contingent ressources med. Jeg tror at det mest er fra MKB i Congo og altså 4.000 BOE/d ekstra i 2012 (ca.100 mio.$ ekstra ind i 2012 ved pris på 70$).
2.På tidsplanen (s.9) starter MA ikke ved Q3 start men midt i Q3. Da vi ved, at der allerede forhandles og at alt tilsyneladende er klar til produktionsstart (nu hedder det dog som i foråret midt i 2010 og ikke i juni) opfatter jeg det som et signal til at den første offentlige MA-handling (efter at produktionen er igang og målt) kommer omkring august mens meldingen om first oil kommer tidligt i juli.
3.Omkring BS-3 synes jeg at udmeldingen ser lidt mere skråsikker ud end tidligere. Det må vel hænge sammen med at forhandlingerne med Petrobras er nået længere f.eks. i forbindelse med Petrobras nye investeringsplan (se tidligere indlæg). Og produktionsstart her er jo netop det springende punkt, da der så ikke bare kan hentes de ca 60 MMboe op men også udvikles på reservoirer med op til 1 mia. boe "in place".
29/6 2010 12:14 Fluefiskeren 130828 Kan ikke se noen forandringer fra de siste presentasjonene ang. BS-3.
Fortsatt holdes muligheten åpen for at Petrobras vil ha med Tiro og Sidon på Bs-1288.
Når det gjelder Vestafrika forstår jeg godt Solbrækkes begeistring for MKP i Kongo-Brazeville. Vi ser at det i 2c-rsources kun beregnes en utvinngsgrad på 5,4 %. Dette er som kjent felt som Elf oppgav på begynnelsen på 90-tallet pga. dårlig permeabilitet. Som kjent har det skjedd store forandringer siden da når det gjelder teknologi og oljepris. Innen skiferolje snakker man om en mulig utvinning langt høyere enn dette, og jeg vil tro at det da også skulle være mulig i disse sandstenslagene da vel skifer neppe har bedre permeabilitet.
La oss si at vi kan få en utvinning på 15-20%. Da snakker vi plutselig om 180 - 240 mmBOE for PEN sin del og det er meget betydelig. Vi kan også håpe på at disse erfaringer kan tas med videre til B1-laget på BS-3 hvor det som du sies snakkes om ca 1 milliard BOE.
Fortsatt holdes muligheten åpen for at Petrobras vil ha med Tiro og Sidon på Bs-1288.
Når det gjelder Vestafrika forstår jeg godt Solbrækkes begeistring for MKP i Kongo-Brazeville. Vi ser at det i 2c-rsources kun beregnes en utvinngsgrad på 5,4 %. Dette er som kjent felt som Elf oppgav på begynnelsen på 90-tallet pga. dårlig permeabilitet. Som kjent har det skjedd store forandringer siden da når det gjelder teknologi og oljepris. Innen skiferolje snakker man om en mulig utvinning langt høyere enn dette, og jeg vil tro at det da også skulle være mulig i disse sandstenslagene da vel skifer neppe har bedre permeabilitet.
La oss si at vi kan få en utvinning på 15-20%. Da snakker vi plutselig om 180 - 240 mmBOE for PEN sin del og det er meget betydelig. Vi kan også håpe på at disse erfaringer kan tas med videre til B1-laget på BS-3 hvor det som du sies snakkes om ca 1 milliard BOE.
2/7 2010 09:41 Gjern 030997 Panoro Energy ASA (OSE ticker code "PEN") announces that the following primary insiders in the Company have purchased shares on July 1, 2010.
· Kjetil Solbrække, CEO has bought 185,000 shares at an average price of NOK 5.3046 per share. Following this, Kjetil Solbrække controls 376,823 shares in Panoro Energy ASA.
· Nishant Dighe, COO has bought 20,000 shares at an average price of NOK 5.3432 per share. Following this, Nishant Dighe controls 1,259,669 shares in Panoro Energy ASA.
· Phil Vingoe, proposed new Chairman of the Board of Directors has bought 50,000 shares at an average price of NOK 5.3432 per share. Following this, Phil Vingoe controls 1,289,669 shares in Panoro Energy ASA.
· Ragnar Søegaard, member of the Board of Directors has bought 20,000 shares at an average price of NOK 5.6069. Following this, Ragnar Søegaard controls 40,000 shares in Panoro Energy ASA.
· Kjetil Solbrække, CEO has bought 185,000 shares at an average price of NOK 5.3046 per share. Following this, Kjetil Solbrække controls 376,823 shares in Panoro Energy ASA.
· Nishant Dighe, COO has bought 20,000 shares at an average price of NOK 5.3432 per share. Following this, Nishant Dighe controls 1,259,669 shares in Panoro Energy ASA.
· Phil Vingoe, proposed new Chairman of the Board of Directors has bought 50,000 shares at an average price of NOK 5.3432 per share. Following this, Phil Vingoe controls 1,289,669 shares in Panoro Energy ASA.
· Ragnar Søegaard, member of the Board of Directors has bought 20,000 shares at an average price of NOK 5.6069. Following this, Ragnar Søegaard controls 40,000 shares in Panoro Energy ASA.
23/7 2010 12:37 Kenddinvare 031478 Ny melding om opstart af fractureing i MKB.
http://norma.netfonds.no/release.php?id=20100723.OBI.10
I og for sig ikke noget nyt bortset fra at det måske er en anelse tidligere end forventet. Men dog rart at få bekræftet at tingene kører uden uventede problemer.
Det vigtige er dog at få rimelige/positive resultater heraf.
Det må ud fra vores generelle viden fra det seneste årtis udvikling særdeles sandsynligt, men da der dels ikke er tale om skiferlag og der altid er et eller andet der kan gå galt er det rat med to skud i bøssen.
Sopm jeg har forstået det er KUN-4BIS og KUN-5 ikke bare test, men vil også direkte gå til produktion, så de vil bidrage til at nå PEN's produktionsmål på 4500 boe/d for i år og således også give cash-flow til en måske selvbærende udvikling af først Kundji og senere Mengo og Bindi felterne.
I forhold til startindlægget kan det være at ikke alle de 65 mio.$, der blev rejst resulterede i del af de 15 mio. nye aktier. I hvert fald ses det på aktionærlisten at NEC har 9,3 mio. aktier. Hvis dette er resultatet af indskud til merger på 20 mio.$ er det 2,15$ pr. aktie eller godt 13 NoK. Stadig markant over nuværende kursniveau, men noget mindre end angivet i startindlægget.
http://norma.netfonds.no/release.php?id=20100723.OBI.10
I og for sig ikke noget nyt bortset fra at det måske er en anelse tidligere end forventet. Men dog rart at få bekræftet at tingene kører uden uventede problemer.
Det vigtige er dog at få rimelige/positive resultater heraf.
Det må ud fra vores generelle viden fra det seneste årtis udvikling særdeles sandsynligt, men da der dels ikke er tale om skiferlag og der altid er et eller andet der kan gå galt er det rat med to skud i bøssen.
Sopm jeg har forstået det er KUN-4BIS og KUN-5 ikke bare test, men vil også direkte gå til produktion, så de vil bidrage til at nå PEN's produktionsmål på 4500 boe/d for i år og således også give cash-flow til en måske selvbærende udvikling af først Kundji og senere Mengo og Bindi felterne.
I forhold til startindlægget kan det være at ikke alle de 65 mio.$, der blev rejst resulterede i del af de 15 mio. nye aktier. I hvert fald ses det på aktionærlisten at NEC har 9,3 mio. aktier. Hvis dette er resultatet af indskud til merger på 20 mio.$ er det 2,15$ pr. aktie eller godt 13 NoK. Stadig markant over nuværende kursniveau, men noget mindre end angivet i startindlægget.
27/7 2010 18:45 Kenddinvare 031550 Endnu en ekstraordinær GF.
12.august kl.15.
Indholdspunkterne er
-bestyrelsesvederlag
-løn og godtgørelse til ledelsen
-fuldmagt til at ledelsen kan foretage aktieemission.
Det viser vel lidt manglende overblik/forberedelse at dette ikke var på dagsordenen for den første EGF for 3 uger siden.
En anden ting er at punktet med aktieemission nok har været en hovedårsag til det kraftige kursfald i sidste uge. Mere om det nederst.
Der foreslås (http://feed.ne.cision.com/wpyfs/00/00/00/00/00/11/D8/A1/wkr0006.pdf):
*600.000 NoK årligt til bestyrelsesformanden og 400.000 til hver af de andre medlemmer.
*omkring løn og godtgørelse til ledelsen er der udarbejdet retningslinier til vadtagelse. Ingen beløb er nævnt. Det drejer sig om ting som gennemskuelighed og motivation. Niveauet skal være middel for tilsvarende virksomheder i landet, hvor pågældende er bosat med den faste løn som det vigtigste.
*Der er tale om 3 forskellige fuldmagter
a.Vederlagsaktier til egenkapitaludvidelse på op til 24 mio.NoK/16,4 mio.aktier i forbindelse med virksomhedsopkøb.
b.Op til 15,6 NoK/10,7 mio.aktier til incitamentsprogrammet (grænsen vil her reelt gå ved beløbet da kursen mindst skal svare til aktuel dagskurs)
c.Op til 6,4 NoK/4,4 mio.aktier til Prevail Energy Holdings Ltd. igennem hvem man er inde i MKB i Congo. Der fremgår ikke noget om aftale med PAN/PEN på Prevails hjemmeside, men de søger tilsyneladende optagelse på børsen i Toronto.
Der er altså dels mængdebegrænsning på de mulige aktieemissioner og der er ikke tale om fuldmagt til en (bekymrende) generel kapitalrejsning.
De spændende (mulige) kapitalrejsninger må være a. og c., hvor jeg ser a. som fremtidsrettet og c.som bagudretet (og altså et lille værditab i forhold til hvad vi troede vi havde af værdi).
I begge tilfælde lægger jeg dog vægt på at både PEN's ledelse og Sector må have en interesse i at det sker til så høj kurs som muligt.
Hvis a. er fremadrettet ser jeg det som en mulighed for i stedet for at bruge korruption/bestikkelse, da at opmuntre nogle ejere/ledere personligt til at sælge assets til en for PEN favorabel pris.
Omkring de nye aktier til incitament vil ledelsen have interesse i lav startkurs mens Sector må have i høj startkurs og ud fra forslagstekst, skinner det igennem, at der vil blive tale om løbende program, så den første kurs er mindre vigtig i forhold til den langsigtede udvikling.
Hvis vi for at få et regneeksempel antager at alle de nævnte aktier kommer ud til kurs 6 og at markedskursen næste sommer er 10 NoK giver det 46 mio. NoK i kassen for knap 7,7 mio. nye aktier. Med de eksisterende 169 mio. aktier til ialt i dette eksempel 1690 mio. NOK en udvanding på 1,7% til kurs 9,83.
12.august kl.15.
Indholdspunkterne er
-bestyrelsesvederlag
-løn og godtgørelse til ledelsen
-fuldmagt til at ledelsen kan foretage aktieemission.
Det viser vel lidt manglende overblik/forberedelse at dette ikke var på dagsordenen for den første EGF for 3 uger siden.
En anden ting er at punktet med aktieemission nok har været en hovedårsag til det kraftige kursfald i sidste uge. Mere om det nederst.
Der foreslås (http://feed.ne.cision.com/wpyfs/00/00/00/00/00/11/D8/A1/wkr0006.pdf):
*600.000 NoK årligt til bestyrelsesformanden og 400.000 til hver af de andre medlemmer.
*omkring løn og godtgørelse til ledelsen er der udarbejdet retningslinier til vadtagelse. Ingen beløb er nævnt. Det drejer sig om ting som gennemskuelighed og motivation. Niveauet skal være middel for tilsvarende virksomheder i landet, hvor pågældende er bosat med den faste løn som det vigtigste.
*Der er tale om 3 forskellige fuldmagter
a.Vederlagsaktier til egenkapitaludvidelse på op til 24 mio.NoK/16,4 mio.aktier i forbindelse med virksomhedsopkøb.
b.Op til 15,6 NoK/10,7 mio.aktier til incitamentsprogrammet (grænsen vil her reelt gå ved beløbet da kursen mindst skal svare til aktuel dagskurs)
c.Op til 6,4 NoK/4,4 mio.aktier til Prevail Energy Holdings Ltd. igennem hvem man er inde i MKB i Congo. Der fremgår ikke noget om aftale med PAN/PEN på Prevails hjemmeside, men de søger tilsyneladende optagelse på børsen i Toronto.
Der er altså dels mængdebegrænsning på de mulige aktieemissioner og der er ikke tale om fuldmagt til en (bekymrende) generel kapitalrejsning.
De spændende (mulige) kapitalrejsninger må være a. og c., hvor jeg ser a. som fremtidsrettet og c.som bagudretet (og altså et lille værditab i forhold til hvad vi troede vi havde af værdi).
I begge tilfælde lægger jeg dog vægt på at både PEN's ledelse og Sector må have en interesse i at det sker til så høj kurs som muligt.
Hvis a. er fremadrettet ser jeg det som en mulighed for i stedet for at bruge korruption/bestikkelse, da at opmuntre nogle ejere/ledere personligt til at sælge assets til en for PEN favorabel pris.
Omkring de nye aktier til incitament vil ledelsen have interesse i lav startkurs mens Sector må have i høj startkurs og ud fra forslagstekst, skinner det igennem, at der vil blive tale om løbende program, så den første kurs er mindre vigtig i forhold til den langsigtede udvikling.
Hvis vi for at få et regneeksempel antager at alle de nævnte aktier kommer ud til kurs 6 og at markedskursen næste sommer er 10 NoK giver det 46 mio. NoK i kassen for knap 7,7 mio. nye aktier. Med de eksisterende 169 mio. aktier til ialt i dette eksempel 1690 mio. NOK en udvanding på 1,7% til kurs 9,83.
9/8 2010 12:46 Fluefiskeren 031889 Det ser ut til at letebrønnen i Dussafy prosjektet Gabon)utsettes til Q2 2011.
Fra dagens Q2-presentasjon fra operatøren (Harvest Natural Resources)
Dussafu Project - Gabon (Dussafu PSC)
The Dussafu PSC partners and the Republic of Gabon, represented by the Ministry of Mines, Energy, Petroleum and Hydraulic
Resources, entered into the second exploration phase of the Dussafu PSC with an effective date of May 28, 2007. It has been agreed that the second three-year exploration phase will be extended until May 27, 2011, at which time the partners can elect to enter a third exploration phase. Operational activities during the six months ended June 30, 2010 focused on maturation of prospect inventory and well planning. Subject to drilling rig availability, we expect to drill an exploratory well in the second quarter of 2011. During the six months ended June 30, 2010, we had cash capital expenditures of $1.6 million in well planning and $0.3 million for seismic data processing and reprocessing. The remaining 2010 budget for the Dussafu PSC is $3.7 million.
http://files.shareholder.com/downloads/HNR/984332668x0x394490/2ad585be-1fb4-411b-99d4-13ed87594859/HNR_News_2010_8_9_General.pdf
Fra dagens Q2-presentasjon fra operatøren (Harvest Natural Resources)
Dussafu Project - Gabon (Dussafu PSC)
The Dussafu PSC partners and the Republic of Gabon, represented by the Ministry of Mines, Energy, Petroleum and Hydraulic
Resources, entered into the second exploration phase of the Dussafu PSC with an effective date of May 28, 2007. It has been agreed that the second three-year exploration phase will be extended until May 27, 2011, at which time the partners can elect to enter a third exploration phase. Operational activities during the six months ended June 30, 2010 focused on maturation of prospect inventory and well planning. Subject to drilling rig availability, we expect to drill an exploratory well in the second quarter of 2011. During the six months ended June 30, 2010, we had cash capital expenditures of $1.6 million in well planning and $0.3 million for seismic data processing and reprocessing. The remaining 2010 budget for the Dussafu PSC is $3.7 million.
http://files.shareholder.com/downloads/HNR/984332668x0x394490/2ad585be-1fb4-411b-99d4-13ed87594859/HNR_News_2010_8_9_General.pdf
16/8 2010 14:34 Kenddinvare 032058 Alle forslag (se ovenfor) blev klart vedtaget på EGF.
På Panoros hjemmeside http://www.panoroenergy.com/?page_id=42 fremgår der nu 1,685 mio. NDA-aktier pr. 3.august.
Det virker meget mærkeligt, da der skulle have været 1,7 mio. pr. 6 juli og af http://www.dn.no/finans/portal/brokerStats?newt_brokerStatList_ticker=PEN&newt_brokerStatList_context=oslo kan der ses et salg for ca.4,5 mio, NoK i løbet af den seneste måned.
Jeg har ikke aktuelt kunnet følge det løbende og dato forskelle kan forklare. MEN virker ikke tilforladeligt og det er stadigt tydeligt at NDA sælger i PEN når NEC-kursen presses ned.
Er der nogen der kender steder, hvor man kan se mæglerandel på ugebasis?
Er der nogen som har set sladderinformation i forbindelse med EGF?
På Panoros hjemmeside http://www.panoroenergy.com/?page_id=42 fremgår der nu 1,685 mio. NDA-aktier pr. 3.august.
Det virker meget mærkeligt, da der skulle have været 1,7 mio. pr. 6 juli og af http://www.dn.no/finans/portal/brokerStats?newt_brokerStatList_ticker=PEN&newt_brokerStatList_context=oslo kan der ses et salg for ca.4,5 mio, NoK i løbet af den seneste måned.
Jeg har ikke aktuelt kunnet følge det løbende og dato forskelle kan forklare. MEN virker ikke tilforladeligt og det er stadigt tydeligt at NDA sælger i PEN når NEC-kursen presses ned.
Er der nogen der kender steder, hvor man kan se mæglerandel på ugebasis?
Er der nogen som har set sladderinformation i forbindelse med EGF?
18/8 2010 14:59 Kenddinvare 032162 i meldingen om fracking af KUN-4 (se om startmelding 23/7 og start på KUN-5
http://norma.netfonds.no/release.php?id=20100817.OBI.31
ser jeg intet indholdsmæssigt nyt.
Det spændende er jo ikke om de kan udføre processen og tilstedeværelsen af olie var givet på forhånd, så vi venter stadig på at se flowtal, der tydeligt viser kommercialitet og giver cash-flow.
Det positive ved meldingen er at det viser at arbejdet er gennemført på rimelig tid, hvilket har været min største bekymring omkring de lokale operatører.
Det der så stadig kan få næret en lille tvivl er om den manglende indikation af god flow evt. kan skyldes at det ikke ser så godt ud på det punkt.
http://norma.netfonds.no/release.php?id=20100817.OBI.31
ser jeg intet indholdsmæssigt nyt.
Det spændende er jo ikke om de kan udføre processen og tilstedeværelsen af olie var givet på forhånd, så vi venter stadig på at se flowtal, der tydeligt viser kommercialitet og giver cash-flow.
Det positive ved meldingen er at det viser at arbejdet er gennemført på rimelig tid, hvilket har været min største bekymring omkring de lokale operatører.
Det der så stadig kan få næret en lille tvivl er om den manglende indikation af god flow evt. kan skyldes at det ikke ser så godt ud på det punkt.
18/8 2010 22:26 Fluefiskeren 032183 Enig i at det ikke var noe nytt. Her tror jeg dessuten det skal bli veldig vanskelig å finne informasjon utover det som kommer fra Panoro. Har prøvd å finne noe informasjon fra Société Nationale des Pétroles du Congo som jo er det statlige oljeselskapet i Kongo-Brazzaville som er operatøren på disse feltene.
For en tid tilbake var jeg inne på hjemmesiden deres, men i tillegg til kun å være på fransk var den tynn. Riktignok så det ut til at den var under utvidelse.
Når jeg nå prøver å komme inn får jeg beskjed om passord og der stopper det. Benytter da www.snpc-group.com
Kenddinvare eller noen andre: Er det noen som har en annen link?
For en tid tilbake var jeg inne på hjemmesiden deres, men i tillegg til kun å være på fransk var den tynn. Riktignok så det ut til at den var under utvidelse.
Når jeg nå prøver å komme inn får jeg beskjed om passord og der stopper det. Benytter da www.snpc-group.com
Kenddinvare eller noen andre: Er det noen som har en annen link?
21/9 2010 21:06 apis 033746 Så gik vi under de 750 mio. i markedsværdi... hmmm
Manati med nuværende produktion er jo faktisk mere værd... hmmm
Insiderkøb til 5,5 -nkr i spandvis i sommers... hmmm
Er "resten" af Brasilien og Afrika gratis, ville de ikke sælge Ajape for 30 mio. usd?... hmmm
dårlige fracking resultater på vej?
kapitaludvidelse ? (den ser jeg ikke komme)
Manati med nuværende produktion er jo faktisk mere værd... hmmm
Insiderkøb til 5,5 -nkr i spandvis i sommers... hmmm
Er "resten" af Brasilien og Afrika gratis, ville de ikke sælge Ajape for 30 mio. usd?... hmmm
dårlige fracking resultater på vej?
kapitaludvidelse ? (den ser jeg ikke komme)
