Pancontinental Energy Aktie

hier noch eine sehr gute Zusammenfassung über Namibia Offshore

https://zerogcos.substack.com/p/field-notes-introduction-to-namibia

BP and Eni strike deal to barrel into Namibia’s prolific Orange basin

https://www.upstreamonline.com/exploration/bp-and-eni-strike…

"BP and Eni have struck a deal to take an operating stake in a highly prospective exploration licence in Namibia's Orange basin close to Galp Energia's huge Mopane discovery and next door to acreage where Shell has made five discoveries. This move means that ExxonMobil is now the only supermajor absent from this exploration party that is happening in the prolific southern African hydrocarbon play.

Azule Energy, the 50:50 joint venture between BP and Eni which brings together their Angolan assets, has struck an agreement with privately owned Rhino Resources to enter Petroleum Exploration Licence 85 which covers Block 2914A. Once completed, the deal will see Azule take a 42.5% interest in the asset where the first of two high-impact exploration wells is set to spud this November. The transaction marks Azule’s first international deal. Azule chief executive Ardriano Mongini said: “Our entry into Namibia represents a significant milestone for Azule. This venture aligns with (our) visions of becoming a regional leader in energy exploration.”

Travis Smithard, Rhino’s chief executive added that the deal — the terms of which were not revealed — “sets the foundations for a new strategic partnership” between the two companies. He said the partnership aims to “accelerate exploration on the block, with the goal of developing the hydrocarbon potential in the shortest time frame possible”. Rhino currently holds an 85% stake in PEL 85 which will halve on completion of the farm-out deal. State-owned Namcor will retain a 10% interest, with local company Korres Investments on 5%.

The African Energy Chamber (AEC) — an energy advocacy group based in Johannesburg — said the deal gives Azule the option of becoming operator of PEL 85. NJ Ayuk, AEC’s executive chairman, said: ”This farm-in further confirms Namibia as one of the world’s most prospective, under-explored hot spots, with billions of barrels of oil yet to be found. “We still believe that there will be many more similar farm-in deals by companies holding exploration assets in this emerging country,” he added."

Namibia könnte Hunderte von Ölvorkommen beherbergen, die noch erbohrt werden müssen
Namibias Offshore-Vorkommen könnten sich auf Hunderte Milliarden Barrel belaufen, erklärte Dr. Marcio Mello, Präsident von Brazil Petroleum Studies, während der Namibia International Energy Conference (NIEC). Geologische Daten unterstreichen das Potenzial für über 100 Milliarden Barrel risikoloser Ölreserven, wobei Hunderte von Bohrungen noch erschlossen werden müssen.

Laut Dr. Mello handelt es sich bei Namibia um ein einzigartiges, gigantisches Ölvorkommen mit der Möglichkeit, in verschiedenen Becken Funde in Milliardenhöhe zu machen. „Namibia könnte problemlos 100 Milliarden Barrel [nicht gefährdete Ressourcen] umfassen. Es gibt Prospektionsgebiete, die noch nicht erbohrt wurden. Wie wäre es mit den Becken von Walvis und Lüderitz? Die Erdölsysteme sind noch nicht bewiesen. Wir haben [diese Gebiete] bereits kartiert und die Ergebnisse zeigten mehrere riesige Entdeckungen. Beide Systeme sind ölanfällig und weisen im gesamten Untersuchungsgebiet eine Spitzen- bis Post-Peak-Ölproduktion auf“, erklärte er.

Das Land hat bereits neun Entdeckungen im Orange Basin erlebt. Fernando Sylvester, Independence Consultant bei Nautilus Mining and Energy, lieferte Schätzungen und sagte: „Galps Mopane-Bohrloch könnte 10 Milliarden Barrel enthalten; Venus von TotalEnergies könnte zwischen 8 und 10 Milliarden Barrel enthalten; und Graff … liegt leicht zwischen 23 und 23 Milliarden Barrel.“

Raydel Toirac Proenza, Mitbegründer und Geologe von Pioneer Energy, fügte hinzu, dass „die Vorteile unvorstellbar sind“.

Onshore plant ReconAfrica, im Juni 2024 seine erste Explorationsbohrung in der Damara-Faltengürtelregion in Namibia zu bohren. Laut Brian Reinsborough, Präsident und CEO von ReconAfrica: „Onshore hat die Vorteile von Kosten und Zykluszeit.“ Gute Steine und niedrige Kosten bedeuten große Renditen. Wir glauben, dass wir gute Chancen haben, Öl im Damara-Faltengürtel zu finden. Wir planen, die vorhandene Infrastruktur zu nutzen, um ein frühes Produktionssystem in Betrieb zu nehmen. Wenn wir Öl in großem Maßstab finden, glauben wir, dass wir es innerhalb von zwei bis drei Jahren zu geringen Kosten ans Netz bringen können.“

Aufgrund dieses Explorationserfolgs kam es in Namibia in den letzten Monaten zu einer starken M&A-Aktivität, bei der Unternehmen wie Chevron, ExxonMobil, Qatar Energy und viele weitere in strategische Blöcke einstiegen. Shakwa Nyambe, Managing Partner bei SNC Incorporated, ist davon überzeugt, dass „einige der wichtigen [M&A]-Treiber die Ressourcenverfügbarkeit und die Geologie sind. Wenn die Geologie attraktiv ist, wird es mehr Fusionen und Übernahmen geben. Hinzu kommt die Risikominderung dieser Geologie. Auch die rechtlichen und steuerlichen Rahmenbedingungen sind wichtig, da eine Kombination aus Ressourcen und rechtlichen Rahmenbedingungen die M&A-Aktivitäten vorantreiben wird – Namibia hat sie.“

Laut Stephanie Busch, Senior Associate bei ENSAfrica Namibia, sind weitere Faktoren, die von Unternehmen in Betracht gezogen werden, die Gültigkeit der Lizenz – ob sie den behördlichen Genehmigungen zum Erhalt von Rechten entsprochen hat – sowie Verzichtsanforderungen.“

Nawala Kamati, Partnerin bei Engling Stritter & Partners, beleuchtete die steuerlichen und rechtlichen Rahmenbedingungen in Namibia, die M&A-Aktivitäten fördern. „Namibia hat recht niedrige Schwellenwerte für Fusionen“, erklärte sie.

Angesichts der hohen Kosten für die Erfassung seismischer 2D- und 3D-Daten erklärte Irvin Titus, Senior Partner bei Bowmans Namibia, dass „M&A es Unternehmen ermöglichen, Risiken zu verteilen und dadurch die Anfangsphasen der Exploration zu beschleunigen

.... durch den sensationellen Sintana/Galp Rekordfund im südlichen Nachbarblock steigen die ErfolgsChancen an dass die geologisch analogen und vor allem grossen Turbiditsysteme im Pancontinental Block ebenfalls voll Öl sind

Weil Sintana die letzten Stunden um 50% gestiegen ist. (keine Empfehlung, nur meine Einschätzung)

Anschnallen. Der Zug fährt los, oder anders gesagt, die Rakete hebt ab.
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ich denke die Erdölgeologen und Explorationsgeologen haben verstanden dass der code für die Turbidite offshore Namibia geknackt wurde. Bei den Investoren fällt der Groschen ein wenig langsamer. Ich jedenfalls finde diese Abbildungen einfach nur schön

Quelle: https://www.msn.com/de-de/finanzen/top-stories/wann-geht-die-nachfrage-nach-erd%C3%B6l-zur%C3%BCck-experte-macht-deutliche-ansage/ar-BB1lsUo1?ocid=msedgdhp&pc=ASTS&cvid=446e565a6e374aeca3af458b6907afca&ei=111

Der Energieexperte des Analystenhauses Enverus, Al Salazar, stellt die bisherigen Annahmen über den Zeitpunkt des sogenannten 'Peak Oil' infrage. Die bisherige Prognose sagte vorher, dass die Nachfrage nach Erdöl aufgrund strengerer Verbrauchsstandards und einer schnelleren Adaption von Elektrofahrzeugen bald ihren Zenit erreichen wird. Die aktuelle Vorhersage von Enverus deutet jedoch auf ein anderes Szenario hin.

Die Prognose der Internationalen Energieagentur (IEA), dass das Maximum der Ölnachfrage noch vor dem Jahr 2030 eintreten wird, hält Enverus für verfehlt. Stattdessen erwartet das Forschungsunternehmen, dass die Nachfrage nach Rohöl bis 2030 auf circa 108 Millionen Barrel pro Tag ansteigen wird. Diese Annahme basiert auf einer Studie, die am 9. April veröffentlicht wurde und liegt ungefähr drei Millionen Barrel pro Tag über den Vorjahresprognosen, wie ttnews.com berichtet.