Africa Oil Corp. - World-Class East Africa Oil Exploration (Seite 58)
eröffnet am 23.06.11 21:04:25 von
neuester Beitrag 23.04.24 11:17:43 von
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Antwort auf Beitrag Nr.: 59.135.904 von texas2 am 04.11.18 21:09:49Noch so eine grausame schwedische Google Übersetzung. Vermute dass der genannte cash flow zu hoch ist und Nigeria noch nicht das letzte Wort gesprochen hat. Aber dass sich KH so bedeckt hält mit Informationen zu dem Deal finde ich auffällig.Der sollte doch genau wissen wofür die rund 370 mio ausgegeben werden
2018-11-09 12:20 AFRIKAÖL
: MEHR INFOS NIGERIA IN UNSERER LIEBE KENYAOLJA 2022 - CEO
STOCKHOLM (Direkt) Weitere Informationen zur Übernahme der
afrikanischen Vermögenswerte der brasilianischen Petrobra werden in unserem Haus erwartet, als der nigerianische Staat grünes
Licht für das Geschäft gegeben hat.
Das sagte der CEO von Africa Oil, Keith Hill, in einem Interview mit der Nachrichtenagentur, nachdem
das Öl-Explorationsunternehmen in der
letzten Woche über ein Konsortium von 25 Prozent der Stakeholder die Vermögenswerte für rund 1,4 Milliarden USD gekauft hatte.
"Ich glaube nicht, dass ich so viel mehr über diese Vermögenswerte sagen kann, bis die
nigerianischen Staatsbehörden sie spätestens im April oder
Mai nächsten Jahres informiert haben. Daher kann ich nicht viel über die erwarteten Cashflows sagen.
Produktion, Bewertung und Reserven für unseren Teil ", sagte Keith Hill.
Analysten, die den Deal kommentieren, rechnen im
nächsten Jahr mit einem Cashflow von rund 150 bis 200 Millionen US-Dollar . Eine Zahl, die Keith Hill nicht
kommentiert.
Africa Oil wird seinen Preis zahlen Anteil, unklar, wie viel derzeit, mit
Barmitteln auf Basis von Barmitteln zum Jahresende von 370 Millionen US-Dollar
. Der
Cashflow aus nigerianischen Vermögenswerten deckt voraussichtlich nicht nur die
Kosten des Unternehmens für die Teilnahme am Ausbau des Pipeline-Programms in
Kenia. Ohne Hoffnung kann das Unternehmen hoffnungsvoll hoffen auch seine erweitern
Explorationsportfolio.
„ich gehe davon aus, dass Cashflows wird die gesamte Kenia Einsatz abdecken und
Wir bekommen wahrscheinlich Geld, um ein Prospektrecht zu erwerben
", sagt Keith Hill.
Also gibt es kein
Risiko für Neuemissionen? " Nein, es gibt kein solches Risiko, es sei denn, wir entscheiden uns für eine
größere Akquisition, aber mit dem heutigen niedrigen Aktienkurs nicht zutreffend. In
diesem Fall müssen wir eine vernünftigere Bewertung des Unternehmens vornehmen, als wir derzeit haben, wenn wir
neue Aktien ausgeben wollen. "Das
Entwicklungsprogramm in Kenia wartet noch darauf, dass der französische Ölgigant
Total die Art und Weise festlegt, wie er das Programm vorantreiben will.
" Total hat nicht genau gesagt, wie sie vorgehen wollen. Ich denke, sie prüfen immer noch
ihren Kauf von Maersk. Hoffentlich werden sie geben
Ein grünes Licht, um vor Weihnachten zu gehen ", sagte Keith Hill.
Total kaufte Ende letzten Jahres in einem großen Geschäft mit dänischem Maersk Oil, was
die Gleichung komplizierter machte, da Total auch bedeutende Interessen in Uganda hatte.
Assessoren prognostizierten, dass Total Ugandan Vorrang einräumen werde
Vermögen vor seinem Kenianer, die zu Lasten von Afrika wäre
Öl.
insgesamt hat mir auch für eine Pipeline von Uganda von Tansania Zeichnung und
nicht von Kenia, die die anderen Parteien vorwärts zu bewegen , mit ihrer eigenen, gezwungen hat ,
interne, Pipeline - Expansion von South Lokichar im Nordwesten Kenias, wo
vorher Öl gefunden wurde, zum Hafen von Lamu.
Vor drei Jahren hat Africa Oil Vermögenswerte an Maersk Oil abgegeben, die
dann durch die Übernahme von Maersk Oil die Barrieren verlassen haben.
Besteht die Gefahr, dass es in Kenia keine Pipeline gibt?
"Nein, ich sehe kein solches Risiko. Es wird wegfallen. Sollte Total nicht dabei
sein, werden wir definitiv einen Ersatz finden. Wichtig
ist, dass wir wissen, was Total tun will, um
weitere Stakeholder zu erreichen Für die kenianische Regierung hat es die höchste Priorität ".
Keith Hill glaubt, dass der wahrscheinlichste Produktionsbeginn für das kenianische
Öl über die Pipeline 2022 ist.
"Ich hoffe, dass wir 2021 mit dem Start beginnen können. Aber das Beste
Realistisch kann es sich um 2022 oder bis 2023 handeln ", sagt er.
Nach der ersten Produktionsphase, in der noch täglich zwischen
60.000 und 80.000 Barrel gefördert werden sollen, wird voraussichtlich
um 2025 eine zweite Produktionsphase von 100.000 bis 120.000 Barrel pro Tag beginnen.
"Drei Jahre nach Beginn der ersten Phase sollten wir
mit der anderen beginnen", sagt der CEO.
An der Bohrfront werden drei potenziell sehr bedeutende
Explorationsbohrungen für das kommende Jahr für Africa Oil durch
assoziierte Unternehmen erwartet :
"Die erste Die südafrikanische Bohrung durch Africa Energy soll
vor dem Jahreswechsel beginnen, da wir im Mai eine in Guyana und im dritten eine in Namibia haben
Viertel ", sagte Keith Hill.
-----------------------------------
Henrik Svensson +46 8 5191 7924
2018-11-09 12:20 AFRIKAÖL
: MEHR INFOS NIGERIA IN UNSERER LIEBE KENYAOLJA 2022 - CEO
STOCKHOLM (Direkt) Weitere Informationen zur Übernahme der
afrikanischen Vermögenswerte der brasilianischen Petrobra werden in unserem Haus erwartet, als der nigerianische Staat grünes
Licht für das Geschäft gegeben hat.
Das sagte der CEO von Africa Oil, Keith Hill, in einem Interview mit der Nachrichtenagentur, nachdem
das Öl-Explorationsunternehmen in der
letzten Woche über ein Konsortium von 25 Prozent der Stakeholder die Vermögenswerte für rund 1,4 Milliarden USD gekauft hatte.
"Ich glaube nicht, dass ich so viel mehr über diese Vermögenswerte sagen kann, bis die
nigerianischen Staatsbehörden sie spätestens im April oder
Mai nächsten Jahres informiert haben. Daher kann ich nicht viel über die erwarteten Cashflows sagen.
Produktion, Bewertung und Reserven für unseren Teil ", sagte Keith Hill.
Analysten, die den Deal kommentieren, rechnen im
nächsten Jahr mit einem Cashflow von rund 150 bis 200 Millionen US-Dollar . Eine Zahl, die Keith Hill nicht
kommentiert.
Africa Oil wird seinen Preis zahlen Anteil, unklar, wie viel derzeit, mit
Barmitteln auf Basis von Barmitteln zum Jahresende von 370 Millionen US-Dollar
. Der
Cashflow aus nigerianischen Vermögenswerten deckt voraussichtlich nicht nur die
Kosten des Unternehmens für die Teilnahme am Ausbau des Pipeline-Programms in
Kenia. Ohne Hoffnung kann das Unternehmen hoffnungsvoll hoffen auch seine erweitern
Explorationsportfolio.
„ich gehe davon aus, dass Cashflows wird die gesamte Kenia Einsatz abdecken und
Wir bekommen wahrscheinlich Geld, um ein Prospektrecht zu erwerben
", sagt Keith Hill.
Also gibt es kein
Risiko für Neuemissionen? " Nein, es gibt kein solches Risiko, es sei denn, wir entscheiden uns für eine
größere Akquisition, aber mit dem heutigen niedrigen Aktienkurs nicht zutreffend. In
diesem Fall müssen wir eine vernünftigere Bewertung des Unternehmens vornehmen, als wir derzeit haben, wenn wir
neue Aktien ausgeben wollen. "Das
Entwicklungsprogramm in Kenia wartet noch darauf, dass der französische Ölgigant
Total die Art und Weise festlegt, wie er das Programm vorantreiben will.
" Total hat nicht genau gesagt, wie sie vorgehen wollen. Ich denke, sie prüfen immer noch
ihren Kauf von Maersk. Hoffentlich werden sie geben
Ein grünes Licht, um vor Weihnachten zu gehen ", sagte Keith Hill.
Total kaufte Ende letzten Jahres in einem großen Geschäft mit dänischem Maersk Oil, was
die Gleichung komplizierter machte, da Total auch bedeutende Interessen in Uganda hatte.
Assessoren prognostizierten, dass Total Ugandan Vorrang einräumen werde
Vermögen vor seinem Kenianer, die zu Lasten von Afrika wäre
Öl.
insgesamt hat mir auch für eine Pipeline von Uganda von Tansania Zeichnung und
nicht von Kenia, die die anderen Parteien vorwärts zu bewegen , mit ihrer eigenen, gezwungen hat ,
interne, Pipeline - Expansion von South Lokichar im Nordwesten Kenias, wo
vorher Öl gefunden wurde, zum Hafen von Lamu.
Vor drei Jahren hat Africa Oil Vermögenswerte an Maersk Oil abgegeben, die
dann durch die Übernahme von Maersk Oil die Barrieren verlassen haben.
Besteht die Gefahr, dass es in Kenia keine Pipeline gibt?
"Nein, ich sehe kein solches Risiko. Es wird wegfallen. Sollte Total nicht dabei
sein, werden wir definitiv einen Ersatz finden. Wichtig
ist, dass wir wissen, was Total tun will, um
weitere Stakeholder zu erreichen Für die kenianische Regierung hat es die höchste Priorität ".
Keith Hill glaubt, dass der wahrscheinlichste Produktionsbeginn für das kenianische
Öl über die Pipeline 2022 ist.
"Ich hoffe, dass wir 2021 mit dem Start beginnen können. Aber das Beste
Realistisch kann es sich um 2022 oder bis 2023 handeln ", sagt er.
Nach der ersten Produktionsphase, in der noch täglich zwischen
60.000 und 80.000 Barrel gefördert werden sollen, wird voraussichtlich
um 2025 eine zweite Produktionsphase von 100.000 bis 120.000 Barrel pro Tag beginnen.
"Drei Jahre nach Beginn der ersten Phase sollten wir
mit der anderen beginnen", sagt der CEO.
An der Bohrfront werden drei potenziell sehr bedeutende
Explorationsbohrungen für das kommende Jahr für Africa Oil durch
assoziierte Unternehmen erwartet :
"Die erste Die südafrikanische Bohrung durch Africa Energy soll
vor dem Jahreswechsel beginnen, da wir im Mai eine in Guyana und im dritten eine in Namibia haben
Viertel ", sagte Keith Hill.
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Henrik Svensson +46 8 5191 7924
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.153.784 von tntxrxwelle am 07.11.18 01:16:39Es wird dabei rauskommen dass eine od mehrere Raffinerie eine grössere Charge Erdoel bekommen und testen koennen ob die Verarbeitung in deren Anlage so klappt oder ob Anpassungen oder Umbauten notwendig werden. Deshalb gibt es auch oft preisliche Abschlaege bei Oel aus neuen Feldern.
Richtig der TKW Transport ist nicht der effektivste, aber sollte mehr sein als Beschaeftigungstherapie. Zur Zeit werden einige hunderttausend bbl von Canada in die USA mit TKW jeden Tag transportiert. Klappt auch. Die Kurden im N-Irak haben Zeitweise einige hunderttausend bbl proTag per Tkw in einen türkischen Mittelmeerhafen transportiert. Als Überbrückung und um kaufende Raffinerien anzufüttern ist dieses Vorgehensweise durchaus legitim meiner Meinung nach und eine Moeglichkeit bis die Pipeline da ist. Uebrigens, wenn das neu entdeckte Oel eine Pipline als Investition oder als Transport Fee an den Pipelinebesitzer nicht tragen wuerde, nennt man das stranded oil. Das haben wir hoffentlich nicht oder zumindest habe ich den Eindruck dass Total, Tullow, Aoi und Kenia davon ausgehen, dass dieser Oelfund sich wirtschaftlich foerdern lassen wird.
Richtig der TKW Transport ist nicht der effektivste, aber sollte mehr sein als Beschaeftigungstherapie. Zur Zeit werden einige hunderttausend bbl von Canada in die USA mit TKW jeden Tag transportiert. Klappt auch. Die Kurden im N-Irak haben Zeitweise einige hunderttausend bbl proTag per Tkw in einen türkischen Mittelmeerhafen transportiert. Als Überbrückung und um kaufende Raffinerien anzufüttern ist dieses Vorgehensweise durchaus legitim meiner Meinung nach und eine Moeglichkeit bis die Pipeline da ist. Uebrigens, wenn das neu entdeckte Oel eine Pipline als Investition oder als Transport Fee an den Pipelinebesitzer nicht tragen wuerde, nennt man das stranded oil. Das haben wir hoffentlich nicht oder zumindest habe ich den Eindruck dass Total, Tullow, Aoi und Kenia davon ausgehen, dass dieser Oelfund sich wirtschaftlich foerdern lassen wird.
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.152.224 von texas2 am 06.11.18 20:45:11Soweit es um die Förderung bzw. den Verkauf des Öls aus Kenia geht, läuft das für mich unter der Kategorie "Beschäftigungstherapie". Was dabei rumkommt, wenn 2000 bpd per Lastwagen Hunderte Kilometer durch den Busch gefahren werden, kann sich jeder vorstellen...nix...und bei Ölpreis 50$ hört man wahrscheinlich damit auf.
Die Pipeline + Upstreamkrempel muss her. Fehlt nur noch die Klarstellung, wer was von dem 4 Mrd.$ Invest stemmt.
Die Pipeline + Upstreamkrempel muss her. Fehlt nur noch die Klarstellung, wer was von dem 4 Mrd.$ Invest stemmt.
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.144.766 von texas2 am 06.11.18 06:38:10Ein Öltanker mit 2, 300.000 bbl vielleicht?
Tullow sees first Kenyan crude shipments in first half 2019
Tue, 6th Nov 2018 12:58
* Tullow sees Kenya crude shipments next year
* Company's Guyana drilling plans fast-forwarded to mid 2019
By Ed Stoddard
CAPE TOWN, Nov 6 (Reuters) - Africa-focused Tullow Oil expects the first crude shipments from its Kenyan oilfields in the first half of 2019 and is pricing the product for the market, the company's chief executive said on Tuesday.
Paul McDade also told Reuters that Tullow, which has expanded beyond Africa to the coast of Guyana, was bringing forward its drilling plans for the South American country and was looking to drill at least two wells there in the middle of 2019.
In Kenya, one of Africa's newest oil plays where Tullow is already trucking crude, the next phase is getting ready to roll.
"We will have a shipment of Kenyan crude ready to go probably in the first or second quarter of next year. We will market that and it allows the refiners to see the crude and try the crude so that helps the marketing process," McDade told Reuters on the sidelines of the Africa Oil Week conference.
The price for crude from Kenya and neighbouring Uganda has not yet been fixed. The product is light crude but is waxy, a drawback as it needs to be heated for transport to stay liquid.
But its extremely low sulphur content is a plus. A 0.5 percent sulphur limit will be imposed on marine fuels from 2020 by the International Maritime Organization, down from 3.5 percent, to help protect the ocean environment.
"It is as close as you can get to zero sulphur which is quite unusual. That will give it a premium," McDade said. He would not be drawn on what he thought its price ultimately would be in relation to the Brent benchmark.
Tullow also has a planned pipeline project in Kenya and its CEO said tenders would go out for that probably in the first half of next year.
Some of the contractors Tullow has spoken to have said they can get their own financing. "That is a novelty, it's not the conventional way to go," McDade said.
Meanwhile, in Guyana, Tullow has accelerated drilling plans in its concessions.
"We had originally thought we would drill some of those wells late next year but we have now accelerated and will probably drill at least two wells in our block around the middle of the year," McDade said. (Editing by Susan Fenton)
(c) Copyright Thomson Reuters 2018. Click For Restrictions - https://agency.reuters.com/en/copyright.html
Tullow sees first Kenyan crude shipments in first half 2019
Tue, 6th Nov 2018 12:58
* Tullow sees Kenya crude shipments next year
* Company's Guyana drilling plans fast-forwarded to mid 2019
By Ed Stoddard
CAPE TOWN, Nov 6 (Reuters) - Africa-focused Tullow Oil expects the first crude shipments from its Kenyan oilfields in the first half of 2019 and is pricing the product for the market, the company's chief executive said on Tuesday.
Paul McDade also told Reuters that Tullow, which has expanded beyond Africa to the coast of Guyana, was bringing forward its drilling plans for the South American country and was looking to drill at least two wells there in the middle of 2019.
In Kenya, one of Africa's newest oil plays where Tullow is already trucking crude, the next phase is getting ready to roll.
"We will have a shipment of Kenyan crude ready to go probably in the first or second quarter of next year. We will market that and it allows the refiners to see the crude and try the crude so that helps the marketing process," McDade told Reuters on the sidelines of the Africa Oil Week conference.
The price for crude from Kenya and neighbouring Uganda has not yet been fixed. The product is light crude but is waxy, a drawback as it needs to be heated for transport to stay liquid.
But its extremely low sulphur content is a plus. A 0.5 percent sulphur limit will be imposed on marine fuels from 2020 by the International Maritime Organization, down from 3.5 percent, to help protect the ocean environment.
"It is as close as you can get to zero sulphur which is quite unusual. That will give it a premium," McDade said. He would not be drawn on what he thought its price ultimately would be in relation to the Brent benchmark.
Tullow also has a planned pipeline project in Kenya and its CEO said tenders would go out for that probably in the first half of next year.
Some of the contractors Tullow has spoken to have said they can get their own financing. "That is a novelty, it's not the conventional way to go," McDade said.
Meanwhile, in Guyana, Tullow has accelerated drilling plans in its concessions.
"We had originally thought we would drill some of those wells late next year but we have now accelerated and will probably drill at least two wells in our block around the middle of the year," McDade said. (Editing by Susan Fenton)
(c) Copyright Thomson Reuters 2018. Click For Restrictions - https://agency.reuters.com/en/copyright.html
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.135.904 von texas2 am 04.11.18 21:09:49Dieser link enthält sehr viele Informationen - ist ja auch kein Wunder, da Petrobras seine Anteile damit verkaufen wollte.
Mit dem bezahlten Geld ist Aoi jetzt Teilhaber von 3 FPSO. Das sind die 3 milliardenschweren Schiffe auf dem Deckblatt, mit denen man später auch noch zu einem anderen neu entdeckten Ölfeld shippern könnnte, falls interessant.
Auch die Zahlen zu den Ölfeldern in Konzession 127, 130 sind beeindruckend mit 4 Ölfeldern wobei 2 noch nicht fördern aber das dritte Ölfeld mit dem dritten schon finanzierten Kahn kurz vor Inbetriebnahme ist (2019). Wobei eines der Felder 37 subsea Bohrungen, das andere 45 und das dritte 20 und das vierte Ölfeld 3 bereits abgeteufte Bohrungen hat, für die insgesamt eine Milliardensumme ausgegeben wurde.
. Damit stellt man 20% der Ölproduktion von dem Opec Mitglied Nigeria dar. Nigeria ist unter den top 20 bei der weltweiten Förderung. Will damit sagen dass selbst eine kleine Beteiligung mit 25 % von 50% von einer kleinen Beteiligung mit 16% und 8% noch immer saftig fuer eine kleine Firma wie Aoi ist, weil diese Beteiligung 1a ist , wie es auch die geringen Produktionskosten, und die bisher gestemmten multi Milliarden Investitionen für die 3 Schiffe und die rund 100 Bohrungen zeigen.
Dieser Link verrät auch wo der Aoi Cashflow mit dieser Beteiligung liegen könnte: In 2014-2016 hatte POGBV einen cahflow von 800 mio $, wären für Aoi 100 mio before capex übergeblieben, wobei der Ölpreis von ü100 auf unter 30 $ in diesem Zeitraum abgestürzt ist. Schätze dass wir mit dem gegenwärtigen Ölpreis von 70-80 $/bbl zur Zeit besser dastehen.
Mit dem bezahlten Geld ist Aoi jetzt Teilhaber von 3 FPSO. Das sind die 3 milliardenschweren Schiffe auf dem Deckblatt, mit denen man später auch noch zu einem anderen neu entdeckten Ölfeld shippern könnnte, falls interessant.
Auch die Zahlen zu den Ölfeldern in Konzession 127, 130 sind beeindruckend mit 4 Ölfeldern wobei 2 noch nicht fördern aber das dritte Ölfeld mit dem dritten schon finanzierten Kahn kurz vor Inbetriebnahme ist (2019). Wobei eines der Felder 37 subsea Bohrungen, das andere 45 und das dritte 20 und das vierte Ölfeld 3 bereits abgeteufte Bohrungen hat, für die insgesamt eine Milliardensumme ausgegeben wurde.
. Damit stellt man 20% der Ölproduktion von dem Opec Mitglied Nigeria dar. Nigeria ist unter den top 20 bei der weltweiten Förderung. Will damit sagen dass selbst eine kleine Beteiligung mit 25 % von 50% von einer kleinen Beteiligung mit 16% und 8% noch immer saftig fuer eine kleine Firma wie Aoi ist, weil diese Beteiligung 1a ist , wie es auch die geringen Produktionskosten, und die bisher gestemmten multi Milliarden Investitionen für die 3 Schiffe und die rund 100 Bohrungen zeigen.
Dieser Link verrät auch wo der Aoi Cashflow mit dieser Beteiligung liegen könnte: In 2014-2016 hatte POGBV einen cahflow von 800 mio $, wären für Aoi 100 mio before capex übergeblieben, wobei der Ölpreis von ü100 auf unter 30 $ in diesem Zeitraum abgestürzt ist. Schätze dass wir mit dem gegenwärtigen Ölpreis von 70-80 $/bbl zur Zeit besser dastehen.
Trading Spotlight
Bei avanza gefunden:
https://s3.amazonaws.com/files.investidorpetrobras.com.br/do…
50% von POGBV wurden an das Konsortium mit AOI verkauft, wobei AOI 25% od. 1/4 hat.
Zur Zeit fördert POGBV vielleicht 40.000 bbl an einem schlechten Tag dh bleiben für. AOI 5000 bbl/d über. Wenn das neue grüne Egina Schiff kommt (die Milliarden capex $ dafür wurden bereits mit dem roten Akpo Schiff verdient) kommen wir auf 8.000, vielleicht 9.000 bbl/d. Damit kann AOI einen netten, relativ sicheren, stabilen cash flow über die nächsten 7a generieren, auch nach Abzug von Steuern und Förderzins an Nigeria. Darauf werden schon die Amis bei Chevron und die Franzosen bei Total achten.
Das sensationelle an diesem Deal. Im Vergleich zu größeren etablierteren Ölfirmen ist der relativ jungen, kleinen AOI der Deal gelungen weil Lundin. Vitol u. Helios daran gewerkelt haben bzw. Petrobras zur Zeit stress hat und kurzfristig cash benötigt.
Mit
- dieser Nigeria Beteiligung 8.000 bbl/d
- der kommenden Kenia Produktion von vielleicht 25.000 bbl/d
- und dem Potential durch die 3 Firmenbeteiligungen offshore in verschiedenen afrikanischen Ländern
Liegt Aoi im Beuteschema von Majors und Staatlichen wie Petrochina. Wenn die keine milliarden für Aoi locker machen sollten, dann wird mich die Dividende bei 100.000 bbl/d glücklich machen, wobei ich davon ausgehe dass der Ölpreis in den nächsten 25 a tendenziell eher steigen wird im Trend.
https://s3.amazonaws.com/files.investidorpetrobras.com.br/do…
50% von POGBV wurden an das Konsortium mit AOI verkauft, wobei AOI 25% od. 1/4 hat.
Zur Zeit fördert POGBV vielleicht 40.000 bbl an einem schlechten Tag dh bleiben für. AOI 5000 bbl/d über. Wenn das neue grüne Egina Schiff kommt (die Milliarden capex $ dafür wurden bereits mit dem roten Akpo Schiff verdient) kommen wir auf 8.000, vielleicht 9.000 bbl/d. Damit kann AOI einen netten, relativ sicheren, stabilen cash flow über die nächsten 7a generieren, auch nach Abzug von Steuern und Förderzins an Nigeria. Darauf werden schon die Amis bei Chevron und die Franzosen bei Total achten.
Das sensationelle an diesem Deal. Im Vergleich zu größeren etablierteren Ölfirmen ist der relativ jungen, kleinen AOI der Deal gelungen weil Lundin. Vitol u. Helios daran gewerkelt haben bzw. Petrobras zur Zeit stress hat und kurzfristig cash benötigt.
Mit
- dieser Nigeria Beteiligung 8.000 bbl/d
- der kommenden Kenia Produktion von vielleicht 25.000 bbl/d
- und dem Potential durch die 3 Firmenbeteiligungen offshore in verschiedenen afrikanischen Ländern
Liegt Aoi im Beuteschema von Majors und Staatlichen wie Petrochina. Wenn die keine milliarden für Aoi locker machen sollten, dann wird mich die Dividende bei 100.000 bbl/d glücklich machen, wobei ich davon ausgehe dass der Ölpreis in den nächsten 25 a tendenziell eher steigen wird im Trend.
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.132.258 von Imperat am 03.11.18 21:35:29Lundin und Maersk haben möglicherweise eine andere Motivation. Da geht es ggf. um Marktanteile, Füsse in der Tür, auf hübschen von AOI und längerfristige Perspektiven.
AOI ist aber offensichtlich bereits sei längerer Zeit im "show me" Modus. Insofern könnte das zu einer Neubewertung führen, aber nicht so, wie der AOI Boss sich das vorstellt. Das Pulver ist verschossen und bringt möglicherweise nur so viel, um die jährlichen GA Kosten etc. zu decken. Vielleicht macht man sich damit auch kreditwürdig, um das große Rad in Kenia zu drehen. Mir gefiel so eine Art "Holding" mit cash in der Tasche besser, als ein Marginal-producer mit All-in Fantasien in Kenia...aber das mag Jeder/der Markt anders sehen.
AOI ist aber offensichtlich bereits sei längerer Zeit im "show me" Modus. Insofern könnte das zu einer Neubewertung führen, aber nicht so, wie der AOI Boss sich das vorstellt. Das Pulver ist verschossen und bringt möglicherweise nur so viel, um die jährlichen GA Kosten etc. zu decken. Vielleicht macht man sich damit auch kreditwürdig, um das große Rad in Kenia zu drehen. Mir gefiel so eine Art "Holding" mit cash in der Tasche besser, als ein Marginal-producer mit All-in Fantasien in Kenia...aber das mag Jeder/der Markt anders sehen.
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.128.709 von tntxrxwelle am 03.11.18 01:23:19
Africa oil
Hallo, Du glaubst allen Ernstes dass Maersk und der Lundin Clan so blöd sind, sich auf dieses Spiel ein-zulassen, wenn das für Sie; und damit auch für die Aktionäre , nicht profitable ist, den Deal mit Petrobas durchzuziehen? Kann ich mir eigentlich nicht vorstellen! Ichdenke eher, das kann nur gut sein! Einziges Problem was ich sehe, dass im nächsten Jahr voraussichtlich die Ölpreise „abschmieren“ werden!
Auf stockhouse sind auch nicht NUR Genies.
_______________________________
Das ist sehr schön gesagt.
_______________________________
Das ist sehr schön gesagt.
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.118.110 von texas2 am 01.11.18 20:23:49
Aus einem schwedischen Board: "Companies engaged in JVs are assessed at a petroleum profits tax (PPT) rate of 65.75 percent for the first 5 years, and 85 percent thereafter. Production sharing contract. ... Production sharing contracts (PSCs) account for around 40 percent of production in Nigeria..."
Könnten demnach für die alten Felder 85 % Steuern sein. Das marginalisiert den Deal (für mich) leider und reduziert ihn im Endeffekt auf das bluesky-potential möglicher neuer Felder. Wenn der Deal auf Basis Price/Cashflowbasis 10 angesetzt ist (Petrobras ist ja kein Samariter), wäre es vielleicht schlauer gewesen, die 350 Mios. zu behalten, anstatt 10 Jahre auf deren Rückfluss warten zu müssen = sinnloses Invest für Aktionäre.
Zitat von texas2: In Deutschland zahlt man 30%, in einigen arabischen ländern 90% und mehr. Bin kein Spezialist für production sharing Agreements und kenne nicht die Bedingungen für cost oil etc. In Nigeria. Weiß aber 100 pro dass Nigeria die grossen Ölfirmen Geld verdienen lässt. Aber der grössere teil des erlöses der 200 mio cad wird nach Nigeria fließen, wenn auch die Ölfirmen immer darauf achten, dass sie das early Money bekommen...
Aus einem schwedischen Board: "Companies engaged in JVs are assessed at a petroleum profits tax (PPT) rate of 65.75 percent for the first 5 years, and 85 percent thereafter. Production sharing contract. ... Production sharing contracts (PSCs) account for around 40 percent of production in Nigeria..."
Könnten demnach für die alten Felder 85 % Steuern sein. Das marginalisiert den Deal (für mich) leider und reduziert ihn im Endeffekt auf das bluesky-potential möglicher neuer Felder. Wenn der Deal auf Basis Price/Cashflowbasis 10 angesetzt ist (Petrobras ist ja kein Samariter), wäre es vielleicht schlauer gewesen, die 350 Mios. zu behalten, anstatt 10 Jahre auf deren Rückfluss warten zu müssen = sinnloses Invest für Aktionäre.
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