Ja er vel en del triggere som ligger å lurer i nærmeste fremtid
limer inn denne listen fra AK78 på HO fra 02.01.18
Han virker som en oppegående skribent der inne med greie på QEC 
Kan få aksjen opp:
Generelt organisatorisk:
- Tilbakekjøp av 2 592 178 mill aksjer som er utlånt/shortet til dagtradere.
- At QEC blir kjøpt opp, hele eller deler av virksomheten
- At QEC kjøper opp, hele eller deler, av annen virksomhet.
- Nye partnerskap i Canada eller Jordan. (Repsol er inne pr.d.d i Quebec)
- Økte kursmål fra meklerhus og positiv omtale i media.
- Penger inn i form av forlik eller full erstatning vedr. NAFTA.
- Kan et salg av Montney eller Antler delen av QEC være i gjerdet? Hva vil det utgjøre for kursen?
- Lokale representative myndighetene uttaler eller gjør handlinger som legger til rette for olje og gass i Quebec og/eller Jordan.
Utvinning av olje og/eller gass i Quebec, Canada:
- En rask iverksettelse av reguleringen. Tidlig Q18 er varslet !!
- Ministeren uttalte 22/12-17 at “reguleringen vil skje, også fracking”.
- Igangsettelse av pilot i Quebec. (QEC har uttalt i des.17 at de vil søke pilot i Quebec når reguleringen foreligger).
- Innrømmelser av fondsmidler. Pga endrede betingelser på bla. tidligere gruvefond er det MYE penger å hente for QEC i disse fondene nå!
- Nyheter ang partner til “stor skala prosjektet” i Quebec. Vil vi få en stor internasjonal aktør på banen?
- Igangsettelse av eksisterende brønner. QEC har i mail i des. 2017 informert om at de “ser på muligheten for å benytte eksisterende brønner”.
Jordan:
- Jordan Nyheter er varslet gjentatte ganger fra QEC at vil skje tidlig Q1 i 2018 !!
- Positive resultater i varslet fremlagt rapport fra både Red Leaf og QEC ang “gjennomføringsstudie i Jordan”.
- Dato for oppstart i Jordan?
- Nyheter om “stor-skala-partner” i Jordan slik QEC har varslet om at de aktivt jobber med å få på plass.
- Red Leaf (QEC eier 30% og de har teknologien QEC muligens skal benytte i Jordan) har varslet at de hopper over pilot da teknologien viser så gode resultater. De ønsker gå rett på produksjon!
Eksisterende produksjonsfelter:
- Gode Q4 resultater og 2017 resultater med doblet eksisterende produksjon og økte inntekter pga økt oljepris.
- Økende produksjon i Alberta og Antler pga. bedre infrastruktur og økt læringskurve.
- Nye brønner i Alberta, minimum 8 nye i 2018.
- Det jobbes aktivt med videreutvikling av Kakwa, Alberta.
- Produksjonsøkning i Kakwa Q4 2017 pga 3 nye brønner.
- Pr.oktober 2018 skal infrastrukturen i Alberta være doblet. Fra 23 MMcf/d plus 6000 liquid til 43 MMcf/d plus 13000 liquid.
- Stigende olje og gasspris
Kan få aksjen ned:
- Strengere endringer på reguleringene i Quebec enn ventet og varslet.
- Sterkt synkende oljepriser
- Synkende produksjon for QEC pga uforutsette hendelser eller omstendigheter
- En rapport fra Jordan som sier at det ikke vil være lønnsomt for QEC å utvinne olje der.
- En rapport fra Jordan som sier at Red Leaf teknologien med gjenbrukbar kapsel ikke er ønsket metode. (I og med QEC eier 30% av Red Leaf)
- At Jordanske myndigheter ikke ønsker forlenge MoU med eller utstede operatør lisens.
- Uforutsette hendelser i markedet/verden.
- Shorterene presser kursen ned for å kunne få kjøpe tilbake lavest mulig og for å tjene penger på daglige opp og nedturer.
4 Likes
Dette er så vidt jeg plukker opp hva som det knyttes mest forventning til
Har nedimot 0 kunnskap om selskapet utenom at de har vært på watchlisten min siden høsten 2016 og gjort en og annen daytrade her.
Fin oppsumering den der @JAXI
1 Like
Shell looks to shale production for rapid growth
Anglo-Dutch major pins expansion hopes on ‘unconventional’ resources
Read next
Lombard Matthew Vincent
IAG’s Niki buy leaves low-cost rivals on front foot
Shell chief Ben van Beurden said group would probably want to keep investing in shale ‘because we will really want to grow this business quite quickly’ © AFP
YESTERDAY 11
The growth of Royal Dutch Shell’s oil and gas operations in the next decade will depend on shale production, its chief executive has said, in the latest sign of western energy groups pinning their hopes for expansion on those “unconventional” resources.
Ben van Beurden told the Financial Times that he saw chemicals, electricity and biofuels as key sectors for Shell’s long-term future, as he positioned the company to face tightening constraints on burning fossil fuels. But he was also planning for growth in Shell’s traditional core oil and gas production business, focused on shale reserves in the US, Canada and Argentina.
Depending on how oil prices looked in the 2020s, he said, the company would probably want to keep investing in shale “because we will really want to grow this business quite quickly”.
Shell has suffered prolonged difficulties in shale in the past, and in 2013 had to take a $2.1bn writedown on the value of unconventional oilfields in the US and Canada. But Mr van Beurden believes it has now improved the performance of the business enough to allow it to expand while making a profit.
The strategy aligns Shell with peers ExxonMobil and Chevron, the two largest US oil groups, which are looking to US shale reserves as a principal source of new production over the next few years.
Shell is stepping up investment in the Permian Basin of Texas and New Mexico and the Duvernay shale in Alberta, and expects to double total production of unconventional oil and gas from about 250,000 barrels of oil equivalent a day last year to about 500,000 boe/d by the end of the decade.
Mr van Beurden said Shell had been working hard in the past few years to cut production costs in shale, and with “a little bit of help from the oil price going up, we now see that we can significantly accelerate investment into this opportunity”.
The endemic problem of US shale development for all producers is that it has been hard to generate positive cash flow. Because production from each well declines very quickly in its first few years, companies need to keep drilling more to maintain output. But Shell says it has cut the cost to drill and complete each well in the Permian by 35 per cent over the past two years, and it expects to be generating free cash flow from its shale operations by 2019.
Lower costs and the recovery in oil prices meant “you will see a tremendous amount of growth” in cash generation from shale, Mr van Beurden said.
Over the next few years, Shell is expecting a boost to oil production from its deep water offshore assets in Brazil and the US Gulf of Mexico, and could invest in new liquefied natural gas production plants in the US and Canada.
Into the 2020s, however, it plans a greater focus on revenue streams that will be less constrained by policies to reduce greenhouse gas emissions, including petrochemicals and electricity. Shell has made a series of moves in recent months to strengthen its position in the power industry, with deals to buy Texas electricity group MP2, electric vehicle charging company NewMotion, and UK energy retailer First Utility.
“If you fast forward with another twenty, thirty, forty, fifty years, the power segment is going to be a very dominant part of the total energy system,” Mr van Beurden said. “At the moment it’s only 18 per cent but it will be more than 50 by the time this century is over. So we cannot pass up on that opportunity.”
2 Likes
Kanskje relasjoner mellom SHELL og QEC har ett snev av realisme? 
2 Likes
MB har snakket med Shell mange ganger. Qec kommer ikke til å utvikle Quebec, det er for stort og kapital krevende. Ser også for meg mynidghetene vil at majors skal aktørene i området.
En troverdig skrivent på HO nevner, seinest idag, at MB har hatt nye møter med Shell.
Tiden vil vise hva resultatet blir. Først må vinfå de endelige reguleringene godkjent slik at man kan gå videre til neste fase- pilot peosjekt.
3 Likes
Sliter med å forstå hvordan QEC fikk kjøpe 25% av Red Leaf for 7-8m $, når Red Leaf sitter på 100 m $ cash uten gjeld. Og videre om patenten deres lykkes har stor verdi ytterligere. Prøvd på noe forenklet regnestykke her som sikkert er mange grunner å arrestere meg for:
Så RedLeaf hadde potensialet å få kostnaden per ‘barrel’ fra 70-90$ til rett over 20$ per side 21 i corporate presentation på deres side. Må lastes ned.
Så de hadde som mål å produsere 2000barrel/day fra tidlig 2018. Om de produserer ~750 000 barrels i 2018, ville kostnadsreduksjon på 50$ i snitt representere 37,5m $, 300 m nok.
Omgjort til potensiell selskapsverdi:
Forenklet multiplikatorfremstilling av markedsverdi gir økt EAT på ~225m nok, multipliser med P/E på 5-10, økning i markedsverdi på 1,125mrd nok til 2,25mrd nok. Representerer kursøkning på 50% til 100%.
*Mulige feiltolkninger
- All energy de produserer omkalkuleres til barrel per day, så de bruker kanskje ikke så mange fat?
- Jeg er ingen økonom, så kalkuleringen bør tolkes tvilsomt.
- P/E beregninger er for å gi et potensielt fremtidig markedsestimat, burde kalkuleres opp mot andre i bransjen også. Det er veiledende, ingen guide for hva mcap prises til i nær fremtid.
2 Likes
2 Likes
slikehanskene er av, nå eller aldri QEC ! Dette føler jeg går veien 
2 Likes
Store lagertrekk iht API-talla. Meget BULL for olja.
Crude -11.19MM
Gasoline +4.338
Distillate +4.685MM
Cushing -2.516MM
1 Like
så brent springe forbi 69,20$ fatet nylig. Spennende!
Paretopoddens julespesial hadde om Questerre fra 54 min ut i episode 16:
2 Likes
Questerre energy by silver205
Home
Questerre energy av silver205
Contact
Montney land sales 2017 økte kraftig
Alberta og BC land sales for 2017 endte på nesten $800 mill, en god økning i forhold til 2016 hvor det for Alberta var $217 mill og i 2015 hvor salget var $375 mill.
Montney acres burde med det ha en høyere verdi og markedet priser disse høyere.
Verdiene øker for QEC.
Montney land sales
Interest in the Montney and Duvernay plays in B.C. and Alberta powered a near $800-million resurgence in oil and gas land sales in 2017.
Spending in B.C. and Alberta hit $793.93 million last year, the Daily Oil Bulletin reports, up fourfold with producers locking up 1.77 million hectares of land for exploration and development.
That’s up from a paltry $217.51 million in spending in 2016, and $375.78 million in 2015, according to the Bulletin.
Spending was largely concentrated in Alberta, which ended the year with $556.39 million in bids, much of that spent on land in the East Shale Basin Duvernay, according to the Bulletin.
In B.C., spending was up to $173.25 million in 2017 after plunging to a record low of just $15.1 million in 2016.
Two sales were largely responsible for the large jump in the province, which started the year with a bang when its first land sale of 2017 produced $39.62 million in bonus bids. That sale was driven by a $35.13-million licence in Northeast B.C. prospective for the Montney east of Dawson Creek.
Meanwhile, a large $77-million parcel highlighted the province’s July sale.
That high-priced drilling licence at Inga east of the Montney production at Altares, was picked up by Scott Land & Lease Ltd., which paid an average price of $13,893.90 per hectare for the 5,542-hectare parcel.
Meanwhile, spending in Saskatchewan totalled $62.83 million in 2017. That’s up from $53.4 million in 2016. In Manitoba, spending hit $1.4 million last year, up from $262,000 in 2016.
Scott Land & Lease Ltd. was the top buyer in 2017, according to the Bulletin, acquiring 600,797 hectares for $357.39 million.
3 Likes
Måtte legge inn denne fra AK78
en RYSARE under oppseiling hær nå 
3 Likes
De 20 største aksjonærene har økt med 10. mill aksjer pr.12.01.2017 skriver de på HO
4 Likes
Mange triggere på en rimelig kort tidshorisont(dager til få uker). Kan bli moro å være QEC aksjonær i 2018.
1 Like
@Hoven du som kan litt om dette: hva er egentlig grunnen til at ikke verdien av Jordan er priset inn?
Hva venter vi på hær iform av nyheter?
Er det regolatoriske hinder?
1 Like
Qec har vel ikke påviste reserver i Jordan ?
det jeg har klart å grave fram er:
I en separat melding fre QEC okt.2016 sier ressursestimater for selskapets areal i Jordan. Anslaget her er på 7,8 til 12,2 milliarder fat.
i siste rapport fra silver 14.01.2018 som jg postet over har han derisket og kalkulert
for 5 milliarder fat.
Det QEC mangler i jordan er vel en lisens for å utvinne ressursene. !???
Fant dette:
Reguleringer Jordan:
- venter hvert øyeblikk gjennomføringsrapport vedr QEC og RED Leaf sine enorme muligheter i det giga store feltet i Jordan. Kan det produseres? Til hvilken pris? er nødvendig infrastruktur på plass? Hva m vann?
- oppkjøp eller partner i et slikt stor skala prosjekt hvem kommer på banen. QEC leter aktivt.
Fra Annual report 2017, Red Leaf:
During this same time, our licensee, Questerre Energy, was working with Red Leaf in seeking to apply the EcoShale® technology to its Jordanian resource with an estimated resource of up to eight billion barrels.
The shale pay zone in this resource is roughly three times thicker than in the Green River shales of Utah. Red Leaf ’s single- use capsules would not work as well in Jordan because there is insuf cient surface area per ton of shale mined, and capsules would need to be built on top of ground that had not yet been mined.
In May 2017, we commissioned AECOM as an independent contractor to validate the technical design, feasibility, and estimated initial capital costs of a reusable capsule project for Seep Ridge. We benchmarked the reusable capsule project against our most complete commercial project study of the single-use capsules at Seep Ridge. The reusable capsule is better in almost every respect. Projected operating costs are only 60% of what was expected in a single-use commercial project.
Technical costs (life of mine total costs divided by total oil recovered) for the reusable capsule project are less than $25/bbl.
Based on the studies performed, we expect the project to be economically viable in the $50/bbl crude price range and the project to be cash ow positive down to $18/bbl on a U.S.-cost basis.
The reusable capsule project utilizes large steel drums handling thousands of tons of shale daily in a batch operation. This operation bears some similarity to drums used in re nery coking operations for decades. We combine proven drum containment facilities with the heating concepts that have been developed at Red Leaf for more than a decade.
As we move away from single-use capsules and the need to prove up constructability and integrity of each capsule, we eliminate the need for a demonstration project and now have the possibility to move directly into design of a commercial facility— thereby saving Red Leaf tens of millions of dollars and three plus years of time.
In addition, the reusable capsule concept promises the potential for easier deployment around the world where costs may be much lower.
Red Leaf will begin engineering a commercial reusable capsule project in Utah, and these studies will be immediately applicable for our licensee in Jordan and other potential locations around the world.
Det er snakk om ufattelige verdier. Men lille QEC er nok aktivt ute etter partner/JV, eller salg? Uansett, oppdateringen vi venter på blir spennende.
2 Likes