Meget godt indlæg igen @Pohjolan_Eka
Hvilke andre risici ser du i dette, ud over faldet i olieprisen?
Sidste gang dykkede den vel 20% på en dag, da der blev boret lidt i vandet. Skyldes så voldsomme kursbevægelser, at så mange (papirhånd)detailinvestorer ejer dette, som måske ikke forstår casen så dybdegående?
Rigtig mange fonde kan absolut ikke eje dette, det falder let i den allersidste kategori i ESG-vurderingerne.
Hvad ville @Pohjolan_Eka mene, er en god kilde til Brents gennemsnitlige/medianpris? Der er en lille forskel mellem disse to, Statista tilbyder også månedlige prisgrafer.
Jeg er interesseret, fordi jeg er betydeligt mere involveret i Golar LNG end Panoro, og de tilbyder en bonus for hver dollar over 60 $.
https://www.statista.com/statistics/262860/uk-brent-crude-oil-price-changes-since-1976/
Den gennemsnitlige årlige pris for Brent råolie i 2021 steg til 61,82 amerikanske dollars pr. tønde, pr. april. Dette er cirka 20 amerikanske dollars højere end det årlige gennemsnit i 2020, hvor svækket efterspørgsel under coronaviruspandemien resulterede i en oliekrise. Brent er verdens førende prisbenchmark for råolier fra Atlanterhavsbassinet. Råolie er en af de mest nøje overvågede råvarepriser, da den påvirker omkostningerne på alle stadier af produktionsprocessen og følgelig ændrer prisen på forbrugsgoder som vi
Den største risiko vil altid være et fald i olieprisen, men der er selvfølgelig også andre risici, man nemt kan forestille sig. Den vigtigste er nok den manglende succes med prøveboringer, som du nævnte. Duffas havde tidligere en 100% succesrate i boringerne, så markedet besluttede at straffe hårdt. En person, der har investeret i branchen, siger altid, at hvis en boring lykkes, ekstrapolerer investorerne, at alle fremtidige boringer vil lykkes, og hvis den mislykkes, tror investorerne, at alle fremtidige boringer også vil mislykkes 
Andre risici inkluderer problemer med hovedoperatøren af oliefeltet (da Panoro sigter mod at være mindretalsaktionær), strammere royalties/skatter, langsomt bureaukrati i destinationslandene (gælder især for færdiggørelsen af Petronor-aftalen i Nigeria, men også for Tunesiens efterforskningstilladelser og færdiggørelsen af Tullow-aftalen) samt operationelle fejl i boringerne. Jeg lægger ikke megen vægt på uroligheder, da oliekilderne ligger til havs.
@naata For eksempel fra følgende adresse:
Indtast den ønskede periode i kalenderen.
Bemærk venligst, at for Panoro er de vigtigste løft i år 21Q1 og 21Q4. Heldigvis blev det meste af olien solgt i 21Q1 til en pris på 65-66 $!
Endnu et godt indlæg fra @Pohjolan_Eka.
Jeg svarer hurtigt på dette punkt midt i arbejdet, hvor der tales om omkostninger. Hvis vi taler om OPEX, vil en forøgelse af produktionen i Dussafu SÆNKE OPEX/bbl. En FPSO har en fast pris, der fordeles over flere tønder, når produktionen øges. I Q1-præsentationen blev OPEX/bbl efter udvidelsen af feltet nævnt til 10-12 /bbl, hvor det nu er omkring 22 /bbl.
Handlen med Gabon gik igennem som forventet. Markedet blev dog igen tilsyneladende overrasket, og kursen steg i vejret 
Kan I belyse, hvordan ændringen i olieprisen afspejles i Panoro? Først og fremmest, om salgsprisen fastsættes dagligt, månedligt eller kvartalsvis, og om der er nogen afdækning (hedging) af prisen?
Panoro har ikke væsentlige afdækninger for olie, men selskabet, der driver feltet, sælger i praksis olien til markedspris i forbindelse med løftet. Panoro modtager salgsgevinsterne, hvorfra omkostningerne ved drift af feltet selvfølgelig betales. Panoros salg er fordelt meget jævnt over flere felter, men EG-feltet foretager et større løft et par gange om året. Det seneste var i 21Q1, og det næste kommer i slutningen af året eller begyndelsen af næste år.
Så vi håber, at olieprisen er så høj som muligt i slutningen af året eller begyndelsen af næste år. Med andre ord har olieprisen i dag ikke den store betydning for sagen?
Den næste EG-lifting (løft) bliver en mindre batch (600k bbl), hvis jeg husker rigtigt, så liftingerne i Gabon og Tunesien har en betydelig indvirkning. Selvfølgelig har du ret i, at en høj oliepris i 21Q4 er meget vigtigere for Panoro end f.eks. i 21Q3.
Betyder det, at de altid sælger en produktionskapacitet for en bestemt periode, og så fornyes den altid. Hvor ofte fornys den?
Er der en større kilde, der skal genprissættes i Q4?
Hej. Nogle olieselskaber sælger produktionen på forhånd, men Panoro (eller operatøren) sælger selv sin olie fra “lageret”.
Olien pumpes fra kilden til FPSO’en. Når tanken er fuld nok, sælges olien, og en tankskib kommer for at hente den.
Undtagelsen er EG-feltet, hvor Panoro selv kan sælge sin andel af olien på et tidspunkt, de selv vælger.
@Pohjolan_Eka henviser sandsynligvis til tidspunktet for salg af olien fra EG, som er en stor enkelt afhentning. Det ville være rart, hvis prisen var rigtig, når det sker.
Ok! Tak for opklaringen. EG-felt, hvilket felt er det så?
Tak for din tålmodighed!
Venlig hilsen, Viljo
Ækvatorialguinea, hvor Panoro har en andel på cirka 15%.
Dette felt blev købt i en handel annonceret i februar. Panoros produktion derfra er, SÅ VIDT JEG HUSKER, omkring 4500 bpd i øjeblikket.
Derudover starter boringer på feltet i næste uge, hvor der bores 3 infill wells (supplerende produktionsboringer “mellem” de eksisterende boringer for at få en større del af olien op).
Fristen for handlen i Nigeria er udskudt til udgangen af september. Selvom dette er en negativ nyhed, tyder det faktum, at de kun udskød den med tre måneder, på, at de er i den sidste fase med ministeriet.
https://petronorep.com/media/1883/20210630_extension-long-stop-date.pdf
Nigeria har haft travlt med deres egen olie-“krig”, hvilket har taget ministeriets fulde opmærksomhed.
Og her er en corporate update:
John Hamilton, CEO for Panoro, udtalte: “Markedsforholdene og oliepriserne er fortsat med at forbedre sig i første halvdel af året. Kombineret med en stabil fremgang på alle vores producerende aktiver, er Panoro godt positioneret til at drage fordel af stærke oliepriser. Aktiviteterne for produktionsvækst skrider frem som planlagt, med en forventet acceleration i Gabon og genoptagelse af udviklingsboring i Ækvatorialguinea med en planlagt kampagne med tre brønde. Dette holder os på sporet til at opfylde vores guidede nettoproduktionstop på 9500 bopd (tønder olie pr. dag) i 4. kvartal 2021.”
Ceiba og Okume, Ækvatorialguinea (Panoro 14,25 % WI)
I juni påbegyndte operatøren Trident Energy en planlagt udviklingsboringskampagne med tre brønde med spud af Elon-C-brønden; disse er de første nye brønde, der er blevet boret i felterne siden 2015.
Efter afslutningen af opkøbet fra Tullow modtog Panoro råolieindtægter på 59 millioner US dollars i april.
Dussafu Marin, Gabon (Panoro 17,5 % WI)
Produktionsbrønden DTM-7H ved Tortue-feltet har nået den ønskede dybde i Gamba-reservoiret. Højkvalitets olieførende sand blev fundet i overensstemmelse med prognosen; færdiggørelsesoperationer ved brønden er i gang.
Efterforskningsbrønden Hibiscus North er planlagt til at blive spuddet i 3. kvartal.
To råolieudladninger i 2. kvartal som per vejledning, en i april og en i juni; Panoros øgede interesse i Dussafu drager fordel af høje råvarepriser.
TPS, Tunesien (Panoro 29,4 % WI)
Produktionen forbliver på samme niveau som i 1. kvartal med yderligere workovers undervejs.
I løbet af juni gennemførte Panoro en international råolieudledning på cirka 105.000 tønder netto til Panoro; to mindre indenlandske udladninger i løbet af kvartalet.
Blok 2 B, Sydafrika (Panoro 12,5 % WI)
Forhandlinger om rigkontrakt skrider frem, med det formål at spudde Gazania-efterforskningsbrønden inden årets udgang.
Aje OML 113, Nigeria
Panoro gør fortsat gode fremskridt mod salget af sin interesse i OML 113 og Aje-feltet til PetroNor E&P.
På grund af COVID-relaterede forsinkelser har Panoro og PetroNor aftalt at forlænge “long stop date” med tre måneder til den 30. september 2021, for at give yderligere tid til at fuldføre den lovpligtige godkendelsesproces.
Det ser godt ud, bare kør på! 
Den fornyede interesse for olie på forummet er interessant. Men hvad adskiller denne fra andre olieselskaber, der allerede udbetaler udbytte og er steget 60 % fra bunden efter corona? Jeg har allerede 50 % af min portefølje i sort guld og har opnået pæne værdistigninger og afkast … Spekulationen omkring selskabets udbytte og norsk udbytteskat oveni er også en del af ligningen … Jeg spørger af interesse.
Det bliver interessant at se, hvilken af nyhederne der vejer tungest i morgen. Jeg tror, at forretningsgennemgangen og gentagelsen af virksomhedens tidligere synspunkter er vigtigere, men man ved jo aldrig.
Vi kan starte med at sige, at der ikke er tale om et norsk, men et britisk selskab (kildeskat 0 %):
Panoro Energy ASA er et uafhængigt E&P-selskab baseret i London og noteret på Oslo Børs med tickeren PEN
Jeg synes, det er meget svært at foretage fundamentale beregninger, der ville indikere, at dette er en dårlig investering. Aktiekursen har stadig et betydeligt potentiale, hvilket er blevet bemærket også i udlandet:
I onsdagens udgave af Finansavisen beskriver Carnegies CEO Panoro-aktien som den billigste blandt de norske olieproducerende selskaber:
“Med en aktiekurs på kun seks gange næste års forventede indtjening, selv med et konservativt olieprisestimat, er Panoro Energy vores topvalg i sektoren.”
Tak, det præciserer det skattemæssige, jeg spurgte om 
Så det er det samme som beskatningen af r6c3-andelen i porteføljen…
Jeg har ejet Panoro i et stykke tid nu, og noget, jeg har undret mig over, er, at i hvert fald baseret på mine egne observationer, ser det ud til, at Panoros kurs, i hvert fald på kort sigt, ikke korrelerer positivt med olieprisen, men kan endda korrelere negativt. Mærkeligt! Helle ikke bullish olienyheder påvirker kursen logisk.
Kan oliefætrene @Pohjolan_Eka og @urpokala forklare hvorfor?
Ellers ville det f.eks. være en god aktie at handle. På lang sigt korrelerer de sandsynligvis…
