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Africa Oil Corp. - World-Class East Africa Oil Exploration - Die letzten 30 Beiträge


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Antwort auf Beitrag Nr.: 41.698.481 von otimm99 am 24.06.11 22:58:31
Quo Vadis.
Und jetzt kommt der Pennystock, oder?
AOI oder SMB?
Gute Tag zusammen.

Ich verfolge seit nun ca. 7 Jahren AOI und SMB. Da ich 2012 leider auf das falsche Pferd gesetzt habe, schaut der Preis für einen Einstieg langsam wieder attraktiv aus. Man munkelt aber ebenfalls das Simba Essel bald auch den Turnaround schaffen wird, anscheinend wird das Drill Programm den Kenyanern in Kürze vorgestellt.

Die Frage ist nun halt ob ich besser (extrem)günstig SMB kaufen soll, mit dem Risiko eines Dusters, aber Ländereien in Liberia, Guinea und Chad, oder doch nochmals über einen späten Einstieg bei AOI nachdenken, die sich ja bereits bewährt hat?

Besten Dank für jegliches Feedback schon Mal im Voraus.
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.181.855 von texas2 am 09.11.18 19:01:13Die Übersetzungsoftware ist besser, wenn ins Englische übersetzt wird...und das sollte jeder können, der sich mit AOI beschäftigt.
Bzgl. der Cf-Zahlen ist vielleicht Pogbv gemeint oder Ebitda. Niemand mit half-a-brain verkauft 150 mio. Cf p.a. für 350 mio.. Zudem ist der Deal ja auf den 01.01.2018 rückdatiert, d.h. der 2018er cf muss ja noch mit der Kaufsumme verrechnet werden, bzw. kommt AOI auf irgendeine andere Art zugute.
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.


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Henrik Svensson +46 8 5191 7924
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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.
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. :confused:
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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
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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.
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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.
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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.
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!
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Auf stockhouse sind auch nicht NUR Genies.
_______________________________





Das ist sehr schön gesagt.
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.118.110 von texas2 am 01.11.18 20:23:49
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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Antwort auf Beitrag Nr.: 59.118.110 von texas2 am 01.11.18 20:23:49Auf stockhouse sind auch nicht nur Genies.
In der News steht doch wieviel der Produktion jeweils POGBV( = 50% Konsortium/50% POGBV => AOI 25% des Konsortiums = 12,5% von POGBV ) zusteht:

Agbami: 21.000 bpd x 12,5%= 2625 bpd
Akpo: 26.000 bpd x 12,5%= 3250 bpd

Egina: Sukzessive 200.000 bpd x 16%= 32.000 bpd x 12,5%= 4000 bpd

Macht insgesamt 9875 bpd

Mit Steuern und Royalities etc. hast Du natürlich recht. Ferner ist zu bemerken, dass POGBV allenfalls free Cashflow durchreicht. Wenn POGBV alle Erträge reinvestiert, gibt es schlicht nix für AOI. Rein theoretisch könnte das Restkonsortium AOI am langen Arm verhungern lassen (wenn auch möglicherweise unbeabsichtigt, bzw. unwahrscheinlich).
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.117.750 von tntxrxwelle am 01.11.18 19:48:28In 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, damit sie die getätigten Investitionen zurückverdienen können.

Agmami = 240,000 x 8% = 19,200
Akpo = 128,000 x 16% = 20,480
Egina = 200,000 x16% = 32,000

Total = 71,680 x 50%(The Consortioms interest) = 35,840 x 25% (AOI's interest) = 8960bblpd

8960 x 365 = 3,270,400 Barrels per year

3,270,400 x 50 USD per barrel = 163,520,000 USD

163,520,000 * 1.30 = 212,576,000 CAD per year

Read more at http://www.stockhouse.com/companies/bullboard#FtZ804diWo36i2Ux.99 wo ich die Rechnung her habe
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Antwort auf Beitrag Nr.: 59.117.525 von Imperat am 01.11.18 19:27:40Der kommende Cashflow aus Nigeria wird aoi jetzt am leben erhalten und irgendwann werden die lundins den sack zu machen wenn das Angebot stimmt und um einige Milliarden reicher sein. Cool bleiben bei der kommenden rauf und runter und wieder rauf Achterbahnfahrt und es als persönliches glückprivileg ansehen dass man in dem selben aoi-wagen mit den lundins sitzt.


Einen punkt habe ich noch, warum mir der Nigeria deal so gut gefällt

*) Operator sind Chevron und total, dh man hat hier 2 professionelle Schwergewichte als Partner mit denen man sich auch in Afrika relativ sicher fühlen kann und die technisch, operativ erste Liga sind - also gut aufgehoben in dieser Gesellschaft soweit das eben geht im internationalen ölgeschäft
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.117.348 von texas2 am 01.11.18 19:11:45
Zitat von texas2: Förderzins muss noch abgezogen werden

Hier die nov 2018 Präsentation. Neu für mich ist Kenia Tiefwasser
http://www.africaoilcorp.com/i/pdf/Nov-Corp-Pres.pdf


Was für ein Förderzins ?

Betr Präsi..."kein placement erforderlch..." verbuche ich mal unter Joke des Tages. Mit dem heutigen Invest ist quasi die Kohle weg + große Pläne (Pipeline etc. in Kenia). Klar wird einiges über Kredite laufen, aber m.E. nicht ohne Cashanteil. Von den anderen Geschichten mal abgesehen.
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Antwort auf Beitrag Nr.: 59.117.348 von texas2 am 01.11.18 19:11:45
Africa oil
Hallo Texas, zuerst nochmal für Deine guten Beträge! Aufgrund dieser Zukäufe müsste der Kurs ja jetzt mal langsam wieder nachhaltig anziehen und nicht nach 3 Tagen wieder nach Süden rauschen! Es wird langsam Zeit, dass die alten Kurshöchstände wieder kommen!
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Antwort auf Beitrag Nr.: 59.116.505 von tntxrxwelle am 01.11.18 17:54:51Förderzins muss noch abgezogen werden

Hier die nov 2018 Präsentation. Neu für mich ist Kenia Tiefwasser
http://www.africaoilcorp.com/i/pdf/Nov-Corp-Pres.pdf
8 Antworten?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
An Aoi gehen 2625 bpd + 3250 bpd + 4000 bpd (nächstes Jahr).
Zusammen 9875 bpd.
Macht zusammen rund 3,6 Millionen Barrel p.a.. Liftingkosten 10$ + Schnickschnack = Scheint jedenfalls mehr als 100 Mio.$ p.a. Cashflow rauszuspringen.

Kosten: 352 Mio. $ +- irgendwas, weil das Transaktionsdatum der 01.01.2018 sein soll.
Ferner soll der Deal auf debt free Basis stattfinden. Allerdings hat POGBV 1,245 Mrd. $ Verbindlichkeiten. Keine Ahnung, wie das verrechnet werden soll...
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Antwort auf Beitrag Nr.: 59.110.130 von texas2 am 01.11.18 07:14:20Diese Ölfelder sind 1a. So stelle ich mir gute Ölfelder in Afrika vor:

*)Groß (20% von Nigerias Produktion!!!).
*)Sehr gute Ölqualität und
*)in Afrika weit weg von den Leuten dh 100 km weit am Meer draussen (kriminelles Risiko)
*)Und mit so aufwendiger Technik dass wirklich nur internationale Spezialisten (reduziert poitisches Risiko in Afrika) das ganze sicher betreiben können.

- die beiden letzten Punkte tun mir ein wenig leid für die Nigerianer aber offensichtlich sind dort diese Risiken mehr als real. Speziell wenn immer wieder jemand zu einer Pipeline marschieren kann und diese mit einer brennenden Zigarette in der Hand anbohrt um Öl zu klauen.
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.107.829 von texas2 am 31.10.18 19:30:19Im augenblick hat der Ölpreis zwar rund 10 $/bbl verloren aber die Dealnachrichten werden spezifischer

Canada NewsWire
VANCOUVER, Oct. 31, 2018
/NOT FOR DISTRIBUTION TO UNITED STATES NEWS WIRE SERVICES OR FOR DISSEMINATION IN THE UNITED STATES./
All dollar amounts in this press release are USD unless otherwise indicated.
VANCOUVER, Oct. 31, 2018 /CNW/ - A consortium led by Vitol and comprising Africa Oil Corp ("Africa Oil") (25%), Delonex Energy Ltd. ("Delonex") (25%) and Vitol Investment Partnership II Ltd. ("Vitol") (50%), (collectively, the "Consortium"), is pleased to announce that it has entered into a Share Purchase Agreement ("SPA") to acquire a 50% ownership interest in Petrobras Oil and Gas B.V. for $1.407 billion. BTG Pactual E&P B.V. will continue to own the remaining 50% of POGBV. The transaction is subject to customary conditions precedent. View PDF Version
The primary assets of POGBV are an indirect 8% interest in Oil Mining Lease ("OML") 127, which contains the producing Agbami Field, operated by affiliates of Chevron Corporation, and an indirect 16% interest in OML 130, operated by affiliates of TOTAL S.A., which contains the producing Akpo Field and the Egina Field, which is expected to commence production by the end of 2018. Current production of 368,000 barrels per day is anticipated to increase to over 568,000 barrels per day by the second half of 2019.
Russell Hardy, CEO, Vitol said: "Vitol has a long history of investing in Nigeria's energy sector. We are pleased and proud to add this significant upstream asset to our infrastructure and downstream Nigerian investments. POGBV has a strong non-operated portfolio, managed by Chevron and Total and which represents circa 20% of Nigerian production. Vitol looks forward to continuing to grow and invest in Nigeria."
Africa Oil CEO Keith Hill commented, "We are very pleased to be able to join Vitol and Delonex in acquiring an interest in these established, low unit cost, producing assets, with additional appraisal and development upside, that are operated by some of the best companies in the industry. With the addition of production and cash flow, Africa Oil will transform into a significant, Africa-focused, independent oil company. Combining these assets with our Kenya development project and recently rejuvenated exploration portfolio, we believe that Africa Oil is exposed to high growth potential in the current and anticipated strong oil price environment. The two producing fields have consistently outperformed expectations and our goal will be aligned with our operators and partners to keep the FPSOs as full as possible for the foreseeable future."
Rahul Dhir, CEO of Delonex, said: "We are delighted to join Vitol and Africa Oil in acquiring an interest in these high quality assets. These assets are operated by leading industry operators and have consistently outperformed expectations. This acquisition represents an important strategic step for our company. We look forward to working with our operators and partners to further develop and achieve the goals of the consortium and deliver value for the government and nation of Nigeria."
The agreed base purchase price of $1.407 billion, is on a cash and debt free basis as of the effective date of 1st January 2018 (the "Effective Date"). A deferred payment of up to $123 million may be due to the Seller depending on the date and ultimate OML 127 tract participation in the Agbami Field, which is subject to a redetermination process (see below). The Consortium's funding required to ultimately close the transaction will be reduced by any leakage paid to the Seller by POGBV, including dividends, and increased by any contributions made to POGBV by the Seller during the period between the Effective Date and completion. POGBV has an existing reserve-based lending facility, with a syndicate of international banks and commitments of $1.245 billion, which POGBV and the Consortium believe may be increased. Given the anticipated time required to complete the transaction, POGBV's debt capacity, forecast post effective date cash flow and the structure of the transaction, Africa Oil expects to fund its share of the acquisition with cash on hand.
The three fields in these two licenses are all giant fields, located over 100 km offshore Nigeria, and are some of the largest and highest quality in Africa. Two of these fields, Agbami and Akpo, have been on production since 2008 and 2009, respectively, and in 2017 averaged a combined gross production rate of approximately 368,000 barrels of oil per day. Lifting costs in 2017 were well below $10/bbl. The TOTAL-operated Egina development project in OML 130 is the largest investment project currently ongoing in the oil and gas sector in Nigeria. The Egina FPSO, with a 200,000 barrel of oil per day capacity is currently on station and is being hooked up to existing wells. Egina first oil is expected before the end of 2018 and quickly ramp up to plateau production of approximately 200,000 barrels of oil per day during the first half of 2019. The fields all have high quality reservoirs and produce light sweet crude oil with state of the art Floating Production, Storage and Offloading ("FPSO") facilities.
During 2017, daily oil production from the Agbami Field averaged approximately 240,000 barrels of crude oil. Production commenced from the field in 2008 and has been on plateau for over 8 years. An infill drilling program is ongoing, aimed at extending plateau into 2020. The field spans OML 127 and OML 128 and is subject to a unitization agreement, with 62.5% of field production currently allocated to OML 127. A redetermination process has been subject to expert review and arbitration in order to finally determine an increase in the portion of the Agbami Field attributable to OML 127. During 2017, POGBV's entitlement of daily oil production averaged approximately 21,000 barrels of crude oil (based on a 62.5% tract participation).
During 2017, daily oil production from the Akpo Field averaged approximately 128,000 barrels of crude oil. Production commenced from the field in 2009. During 2017, POGBV's entitlement of daily oil production averaged approximately 26,000 barrels of crude oil.
In addition to the current fields under production and development there are other growth opportunities in horizons not yet under developed in existing fields and adjacent fields being considered for development together with exploration opportunities.
About Africa Oil Corp.
Africa Oil Corp. is a Canadian oil and gas company with assets in Kenya and Ethiopia. The Company is listed on the Toronto Stock Exchange and on Nasdaq Stockholm under the symbol "AOI".
About Vitol
Vitol is an energy and commodities company; its primary business is the trading and distribution of energy products globally – it trades over seven million barrels per day of crude oil and products and, at any time, has 250 ships transporting its cargoes.
Vitol's clients include national oil companies, multinationals, leading industrial and chemical companies and the world's largest airlines. Founded in Rotterdam in 1966, today Vitol serves clients from some 40 offices worldwide and is invested in energy assets globally including: circa 18mm3 of storage across seven continents, 480kbpd of refining capacity and 5,000 service stations across Africa, Australia, Eurasia and in Northwest Europe. Revenues in 2017 were $181 billion.
About Delonex
Delonex is a leading sub-Saharan oil and gas company focused on exploration, development and production and with operations in Chad, Kenya and Ethiopia. Delonex is backed by an investor group including the International Finance Corporation (a member of the World Bank Group) and Warburg Pincus, a leading global private equity firm which has invested or committed over $14 billion across more than 90 energy-related companies.
Additional Information
This information is information that Africa Oil Corp. is obliged to make public pursuant to the EU Market Abuse Regulation. The information was submitted for publication, through the agency of the contact person set out below at 5:00 Eastern Time on October 31, 2018.
Cautionary Language
Certain statements made and information contained herein constitute "forward-looking information" (within the meaning of applicable Canadian securities legislation). All statements in this news release, other than statements of historical facts are forward-looking statements. Such statements and information (together, "forward looking statements") relate to future events or the Company's future performance, business prospects or opportunities. Forward-looking statements include, but are not limited to, the expected increase in production from Agbami and Akop fields and the timing thereof, the expected closing date of the Transaction, the ability of Africa Oil to fund its share of the acquisition with cash on hand, the timing for commencement of, and reaching plateau, production from the Egina field, the amount and timing of the increased reserve based lending facility, future capital expenditures and their allocation to exploration and development activities, future drilling and other exploration and development activities , that are based on forecasts of future results, estimates of amounts not yet determinable and assumptions of management.
All statements other than statements of historical fact may be forward-looking statements. Statements concerning proven and probable reserves and resource estimates may also be deemed to constitute forward-looking statements and reflect conclusions that are based on certain assumptions that the reserves and resources can be economically exploited. Any statements that express or involve discussions with respect to predictions, expectations, beliefs, plans, projections, objectives, assumptions or future events or performance (often, but not always, using words or phrases such as "seek", "anticipate", "plan", "continue", "estimate", "expect, "may", "will", "project", "predict", "potential", "targeting", "intend", "could", "might", "should", "believe" and similar expressions) are not statements of historical fact and may be "forward-looking statements". Forward-looking statements involve known and unknown risks, uncertainties and other factors that may cause actual results or events to differ materially from those anticipated in such forward-looking statements. The Company believes that the expectations reflected in those forward-looking statements are reasonable, but no assurance can be given that these expectations will prove to be correct and such forward-looking statements should not be unduly relied upon. The Company does not intend, and does not assume any obligation, to update these forward-looking statements, except as required by applicable laws. These forward-looking statements involve risks and uncertainties relating to, among other things, changes in oil prices, results of exploration and development activities, uninsured risks, regulatory changes, defects in title, availability of materials and equipment, timeliness of government or other regulatory approvals, actual performance of facilities, availability of financing on reasonable terms, availability of third party service providers, equipment and processes relative to specifications and expectations and unanticipated environmental impacts on operations. Actual results may differ materially from those expressed or implied by such forward-looking statements.
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Market data and other statistical information used herein are based on internal company research, independent industry publications, governments publications, reports by market research firms or their published independent sources. Industry publications, governmental publications, market research surveys and forecast generally state that the information contained therein has been obtained from sources believed to be reliable. Although the Company believes such information is accurate and reliable, it has not independently verified any of the data from third party sources cited or used for our management's industry estimates, nor has the Company ascertained the underlying economic assumptions relied upon therein. While the Company believes internal company estimates are reliable, such estimates have not been verified by any independent sources, and the Company makes no representations as to the accuracy of such estimates.
SOURCE Africa Oil Corp.
image: https://rt.newswire.ca/rt.gif?NewsItemId=C2978&Transmission_Id=201810311700CANADANWCANADAPR_C2978&DateId=20181031

View original content: http://www.newswire.ca/en/releases/archive/October2018/31/c2978.html

Read more at http://www.stockhouse.com/news/press-releases/2018/10/31/consortium-of-africa-oil-delonex-and-vitol-announces-acquisition-of-producing#86yEJo3Pu1Iko7LL.99
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Antwort auf Beitrag Nr.: 59.106.830 von texas2 am 31.10.18 18:05:10… und hier noch so eine Google Übersetzung, die offensichtlich bei Meister Yoda in die Sprachschule gegangen sind



PETROBRAS, ZUM VON ZUGANG ZU CONSORTIUM -BN ZU VERKAUFEN (Direkt)
2018-10-30 13:51
STOCKHOLM (Direkt) Der brasilianische Ölgigant Petrobras verkauft seine Vermögenswerte in Afrika eng an ein Konsortium, zu dem Africa Oil gehört.

In den letzten Tagen wurde Bloomberg News gemeldet.

Bereits im vergangenen Frühjahr sagte Petrobras, der kürzlich mit Schulden und Korruptionsermittlungen gerungen wurde, dass er seine afrikanischen Vermögenswerte verkaufen möchte, so Reuters.

Drei Konsortien, bei denen Africa Oil so Teil eines ist, sollen ein Angebot für die beiden aktuellen nigerianischen Vermögenswerte, Offshore, eingereicht haben.

In diesem Sommer schrieb Reuters, dass das Konsortium, zu dem Africa Oil gehörte, das Konsortium war, das Gegenstand eines Deals war, und am Montag und Dienstag gab Bloomberg ähnliche Aufgaben zurück.

Der Ölhandelsriese Vitol und das in London ansässige Unternehmen Delonex, das im östlichen und zentralen Teil Afrikas nach Öl sucht, sowie das Africa Oil der Familie Lund bilden das derzeitige Konsortium für die Verhandlungen mit Petrobras. Bloomberg News schreibt unter Berufung auf Quellen, dass Petrobras kurz vor der Veröffentlichung eines Verkaufs an die Vitol Group steht. Dies könnte im nächsten Monat geschehen.

Der Artikel betont jedoch, dass noch keine endgültige Entscheidung getroffen wurde und das Unternehmen nach Angaben der Quellen noch entlassen werden kann.

Laut dem Bericht wird das betroffene Vermögen auf rund 1,5 Milliarden US-Dollar geschätzt, schreibt Bloomberg.

Henrik Svensson +46 8 5191 7924
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Antwort auf Beitrag Nr.: 59.034.715 von texas2 am 23.10.18 20:09:26Ps cad und nicht € hätte es vorhin heißen sollen

Jetzt aber die steigende Kurse verheissende Google übersetzte Nachricht :cool:

BTG Pactual [BVMF: BPAC5] und Helios Investment Partner wird nicht mehr ihre Anteile in Nigeria orientierte Öl- und Gas Joint Venture Petrobras Oil & Gas BV verkauft, auch bekannt als Petro Afrika, eine Quelle in der Nähe und eine Quelle mit dem Deal gesagt.

Petroleo Brasileiro (Petrobras) [NYSE: PBR], BTG Pactual und Helios Investment Partners haben Interessen von 50%, 40% und 10%, bzw. in Petro Afrika.

BTG Beschloß nicht Nach einer Überprüfung der Anlage zu verkaufen, die ein 30% IRR hat, das bestimmt besser Wert war die Stange zu halten, sagte die Quelle in der Nähe. Helios sein Interesse an dem Venture durch einen Aktionärsbindungsvertrag mit BTG besitzt, SO ist nicht in der Lage, seinen Anteil zu verkaufen, es sei denn, diese Quelle fügte hinzu.

Petrobras, mit 50% beteiligt ist , bleibt in der Nähe Verhandlungen mit dem Sieger Konsortium aus Lundin-backed Africa Oil [TSE AOI], Warburg Pincus und IFC-backed Delonex und niederländischen Rohstoffhändler Vitol, mit Blick auf den Deal zu unterzeichnen nächste Woche, die Quelle in der Nähe sagt.

der Deal bald unterzeichnet werden muss, auch im Vorfeld der Nigerian Wahl im Februar 2019 eine Bank nach dem Deal , sagte. durch

verstärkte Wahl Angst Eis einiger ausländischen Investoren Verursachung ein bisschen mehr versuchsweise sein, die Banken sagte, und es gibt immer Diese Sorge nach einer Wahl gibt es in der Wirtschaftspolitik Haltung eines Landes eine Verschiebung sein könnte.

Der Verkauf wurde laut Petrobras-Ankündigungen im November 2017 gestartet und wird wie berichtet von Scotiabank und Evercore durchgeführt. Die Anbieter verlangen von den Bietern, dass sie eine Marktkapitalisierung, ein Nettovermögen oder ein verwaltetes Vermögen von mehr als USD 2 Mrd. vorweisen, um die Vorqualifizierung nach dem Verkaufsteaser fortzusetzen.

BTG zahlte USD 1,5 Mrd. für einen Anteil von 50% an dem Joint Venture (JV) im Jahr 2013, aber die Bewertungen von Öl und Gas sind seitdem parallel zum Ölpreis gefallen, berichtete dieser Nachrichtendienst.

Seit 2013 wurde das beste Kapital des Joint Ventures - seine Minderheitsbeteiligung am Agbami Field Offshore Nigeria - optimiert, und der Betreiber des Blocks, Chevron [NYSE: CVE], hat seine Absicht angekündigt, die nahe gelegenen nigerianischen Offshore-Felder weiter auszubauen.

Helios, BTG und Petrobras lehnten eine Stellungnahme ab.

von Patrick Harris in London und Peter Cromberge in Kapstad
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Antwort auf Beitrag Nr.: 58.797.065 von texas2 am 25.09.18 20:31:27Grausam diese tieferen Tiefs jetzt bei 1,13€
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Antwort auf Beitrag Nr.: 58.790.861 von Imperat am 25.09.18 11:05:46Reutersmeldung von heute

He declined to provide an oil price forecast but his comments appear to be less bullish than commodity traders Mercuria and Trafigura who predicted $100 a barrel oil by early 2019 on Monday.

Separately, Muller added that a deal to acquire stakes in Nigerian offshore fields that are held by Brazil’s Petrobras and its partners, is not yet finalised.

“It’s a deal that’s going to be rather big for Vitol... there is a transaction being finalised,” he said.

Reuters reported in June that a consortium led by Vitol has entered exclusive talks to acquire the assets which are estimated to be worth up to $2.5 billion.


Wahrscheinlich spiegelt der Aoi Kurs zur Zeit die Wasserstandsmeldungen von diesem Petrobras Deal?
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Danke Texas. Hoffen wir, dass das sich bald weiterentwickelt. Trotzdem wundere ich mich, dass der Kurs zur Zeit anzieht. Wäre schön, wenn das sich weiterentwickelt.
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Antwort auf Beitrag Nr.: 58.784.243 von Imperat am 24.09.18 18:09:38Lundin u. Hill befinden sich mit aoi auf elephantenjagd ( im ölgeschäft heißt das dass man ein sehr großes Ölfeld hat)
Dh bei möglichst viel neu entdecktem öl gas und bei möglichst hohem Ölpreis möchte lundin eine möglichst hohe Milliardensumme mit aoi erlösen denke ich und traue ich lundin zu
Wenn alles in x jahren klappt - Prognosen sind ein unsicheres wahrsagergeschaeft
Hallo Texas, wie schätzt Du die Situation ein und was vermutest Du, was in der nächsten Zeit passiert aufgrund der von Keith Hill von Tullow gemachten Aussagen!
Ist der Grund des anziehens der Aktie eher im höheren Ölpreis zu suchen oder eher in der
nachvollziehbar besseren Perspektive! Ich find das prima, wie Du mit Deiner Sachkompetenz
diesen Thread unterstützt. Es gibt unendlich viel Unfug in einigen Threads! Danke für eine
Einschätzung!
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