Aker Bp Asa · OSL:AKRBP

Aker Bp Asa — Det norske oljeselskap — Q4 2011 Earnings Presentation

34 slides from Aker Bp Asa's earnings presentation, 2012

1. Slide 1: Presentasjon – 4. kvartal 2011

   Presentasjon – 4. kvartal 2011 TICKER – - DETNOR

2. Slide 2: Disclaimer

   Disclaimer All presentations and their appendices (hereinafter referred to as “Investor Presentations”) published on www.detnor.no have been prepared by Det norske oljeselskap ASA (“Det norske oljeselskap ” or the “Company”) exclusively for information purposes. The presentations have not been revie

3. Slide 3: Høydepunkt, Økonomi, Leteaktivitet, Utbyggingsprosjekter, Utsikter

    Høydepunkt  Økonomi  Leteaktivitet  Utbyggingsprosjekter Utb i j kt  Utsikter 3

4. Slide 4: Det norske - sterk basis for vekst

   Det norske - sterk basis for vekst Notert på Oslo Børs Markedsverdi 12 milliarder NOK 74 lisenser 31 operatørskap Leteaktivitet Produksjon Finansiering  Funnet mellom 400 og  Produksjonsmål er mer  500 mill. USD 550 mill. fat o.e. etter enn 1010.000 000 fat/dag pr pr. trekkfasilitet inngått borin

5. Slide 5: Høydepunkt siden tredje kvartal

   Høydepunkt y siden tredje j kvartal  Finansiering sikret  500 mill. USD trekkfasilitet  451 mill. ill USD økning k i i egenkapital k it l etter tt kkonvertering t i til aksjer k j til 79 79,3 3 NOK/ NOK/aksje k j  Endring av retningslinjer for ressursrapportering fra OD til SPE-standarder  P50

6. Slide 6: Strategien – trinn for trinn

   Strategien – trinn for trinn Kboepd 100 Store prosjekter  Draupne  Sverdrup  Frøy/Frigg/Storklakken Små prosjekter  Jette, Atla, Krafla, Fulla  Lav CAPEX Leting  Kort fullføringstid  300 mill. USD  Mål: 10 - 20 000 fat/dag Oppbygging salg av aktiva  Søke på areal  Utstrakt leteaktivitet 

7. Slide 7: Reserver

   Reserver Produserende felt Godkjent for utbygging 2,5 2 Mill. ffat o.e. 1,5 1 0,5 0 Enoch Glitne Varg Jotun Atla Glitne Infill 7

8. Slide 8: Reserver (2)

   Reserver (2) ( ) Produksjon/godkjent Berettiget for utbygging 80 70 60 Mill. ffat o.e. 50 40 30 20 10 0 I produksjon/godkjent Jette Draupne Dagny* * I påvente av resultat av forhandlinger med Dagnylisensen 8

9. Slide 9: Høydepunkt, Økonomi, Leteaktivitet, Utbyggingsprosjekter, Utsikter

    Høydepunkt  Økonomi  Leteaktivitet  Utbyggingsprosjekter Utb i j kt  Utsikter 9

10. Slide 10: Finansielle høydepunkt – 4. kvartal 2011

    Finansielle høydepunkt y – 4. kvartal 2011  Sikret finansiering av utbygging opp til 600 mill. USD  500 mill. USD trekkfasilitet + kan økes med 100 mill. USD (“accordion”) ( )  Konvertible obligasjoner pålydende 457,5 mill. NOK ved forfall  451,5 mill. NOK konvertert til egenkapital  Letefasili

11. Slide 11: Finansielle høydepunkt

    Finansielle høydepunkt y 4.kv. 11 4.kv. 3.kv. 4.kv. Året Året % vs 4.kv. 2011 2011 2010 2011 2010 endring 10 Produksjon fat o.e./dag 1495 1309 2041 -27% 1505 2092 -28% Oppnådd oljepris (USD/fat) 110 8 110,8 114 5 114,5 87 1 87,1 27% 111 9 111,9 80 2 80,2 40% Kontantstrøm fra produksjon, 46,6 36 59 -

12. Slide 12: Fortsatt høy oljepris, stabil produksjon

    Fortsatt høy y oljepris, j p stabil produksjon p j Historisk oljeproduksjon Produserende felt Fat o.e./dag USD/fat  Fire produserende felt: 3000  Vargg 5% 2500  Jotun Unit 7% 2000  Glitne 10 %  Enoch 2% 1500 1000 500 0 Q4 2009 Q1 2010 Q2 2010 Q3 2010 Q4 2010 Q1 2011 Q2 2011 Q3 2011 Q4 2011 Varg

13. Slide 13: Resultatregnskap og balanse

    Resultatregnskap og balanse Resultatregnskap (MNOK) 4 kv. 2011 4 kv. 2010 Kommentar Høye salgspriser og sterkere dollar i 4 kv. 2011 ble utlignet av Inntekter 92.4 99.5 lavere produksjon og produksjon for lager på Varg 3´parts tariffinntekt (MNOK 5.7) reklassifisert som inntekt for 4 Produksjonskost

14. Slide 14: Netto kontanter og likviditetsposisjon

    Netto kontanter og g likviditetsposisjon j Netto kontanter og likviditetsposisjon pr. 31. desember 2011 (MNOK) 6000 B l Balanse K ditt Kreditt * 600 5000 * 4000 3000 3000 2000 380 1397 587 587 40 1000 1900 1313 842 0 Kontant 2012 Letefasilitet Ikke‐konvertibel Driftskapital "Netto cash" 31 "Add‐back

15. Slide 15: Høydepunkt, Økonomi, Leteaktivitet, Utbyggingsprosjekter, Utsikter

     Høydepunkt  Økonomi  Leteaktivitet  Utbyggingsprosjekter Utb i j kt  Utsikter 15

16. Slide 16: TFO 2011- tildelinger

    TFO 2011- tildelinger  Tildelt ni lisenser PL659  Opererte  PL 626 50 %  PL 659 30 %  PL 414b 40 % PL652  Partneropererte  PL 619 30 %  PL 627 20 %  PL 652 20 % PL035c  PL 035c 25 % PL102d PL414b  PL 102d 10 % PL626  PL 494c 30 % PL627 PL494c PL619 16

17. Slide 17: PL 659 Caurus

    PL 659 Caurus  Beliggenhet – Barentshavet  Lite utforsket letemodell  Arbeidsprogram  Kjøp av 3D  Fast brønn  Største utfordring  Kobbe reservoaregenskaper  Vanndybde er 350 meter  Det norske er operatør  Det norske 30 prosent  Petoro 30 prosent Luning på  Lundin 20 p prosent topp Kobbe

18. Slide 18: 2012 Boreprogram

    2012 Boreprogram* p g Nordsjødominert program Operatørfordeling Det norske 2 1 Statoil 1 4 Total Nordsjøen 1 Faroe Barentshavet 1 Lundin 10 1 Eni 3 Talisman Netto Kostnad Brutto m.fat PL Prospekt Start Operatør Rigg % % oe 414 Kalvklumpen 40 40 Tørr 75-180 Det norske Songa Delta 450 Storebjørn 60 ~4

19. Slide 19: PL 414 Kalvklumpen

    PL 414 Kalvklumpen p  Beliggende øst for Frøyfeltet  Tørr  Resultat  Reservoar av god kvalitet, men sanden var vannbærende  Ytterligere boring kan være aktuelt for å teste migrasjonsbanen Kalvklumpen  Vanndybde 110 meter  Operatør Det norske  Det norske 40 prosent  Noreco 20 prosent  Bayer

20. Slide 20: PL 450 Storebjørn

    PL 450 Storebjørn j Ula Storebjørn  Beliggenhet – sørlige Nordsjø Tambar  Etablert petroleumsregion  Borestart sent i januar  Prospektstørrelse og primær risiko: 7/12-13  90 til 160 Mboe brutto uriskede ressurser Storebjørn  Primær risiko ligger i migrasjon og forsegling  Vanndybde er 70 mete

21. Slide 21: PL 440S Clapton

    PL 440S Clapton Claption  Beliggenhet – nordøst for Valhallfeltet  Borestart forventet i 2. kvartal Valhall  Prospektstørrelse og primær risiko  70-105 Mboe brutto uriskede ressurser  Primær risiko ligger i forsegling  V Vanndybde d bd er 70 meter t  Faroe Petroleum er operatør  Det norske 1

22. Slide 22: PL 554 Garantiana

    PL 554 Garantiana  Beliggenhet – nordøst for Visundfeltet 34/6-1S Garantiana  Borestart i 2. kvartal Visund 35/4-1  Prospektstørrelse og primær risiko  Brutto uriskede ressurser 25-60 MBOE  Rotert forkastningsblokk nedflanks av Visund  Vanndybde er 125 meter  Total er operatør  Det norske 20

23. Slide 23: PL 533 Salina

    PL 533 Salina Havis Skrugard  Beliggenhet – sør for Skrugard/Havis  Forventet borestart i 2. kvartal Salina  Prospektstørrelse og primær risiko  30-110 Mboe brutto uriskede ressurser (kritt)  Tilleggspotensiale i jura Snøhvit  Primær risiko ligger i reservoarkvalitet og hydrokarbonfase Salina

24. Slide 24: Rigg

    Rigg gg  Rigg sikret for Draupne  Maersk CJ-70 design g  Treårig fast kontrakt  Opsjon på ytterligere fire år  Maersk Guardian  Tre sloter – Storebjørn, Clapton, Geite  Aker Barents  Førsteklasses operasjon  Høy oppetid  Vil bore Jettebrønnene for Det norske  Tilnærmet fullbooket gjennom

25. Slide 25: Høydepunkt, Økonomi, Leteaktivitet, Utbyggingsprosjekter, Utsikter

     Høydepunkt  Økonomi  Leteaktivitet  Utbyggingsprosjekter Utb i j kt  Utsikter 25

26. Slide 26: Utbyggingsportefølje

    Utbyggingsportefølje Funn Prosjektportefølje j p j – hovedtrekk Krafla  Kun Nordsjøprosjekter Fulla East Frigg  Sterke partnerskap i alle prosjekter Storklakken  En god porteføljeoptimering f med gradvis Frøy Atla større prosjekter Jette Stavanger Draupne Aldous Major Dagny Grevling Funn Det Nors

27. Slide 27: Johan Sverdrup – planlagte brønner 2012-13

    Johan Sverdrup – planlagte brønner 2012-13  Fire godkjente avgrensingsbrønner i PL 265 og PL 502 – ihvertfall tre i 2012 1 Geitungen 16/2-10 2 Espeværhøgda 16/2-8 Sverdrup Viking Graben PL265 16/2-6 16/2 11 16/2-11 3 Kvitsøyhøgda PL501 PL502 16/3-4 16/3 4 16/2 7 16/2-7 4 Aldous Extension 16/5-2 Uts

28. Slide 28: Johan Sverdrup-feltet

    Johan Sverdrup-feltet  Brutto volumer  900 til 1500 mill. fat i PL 265  Betydelige volum også i PL501  Netto volumer Sverdrup North Sverdrup  180 til 300 mill mill. fat Sverdrup  Sverdrup delt mellom PL 265 og 501  Unitisering nødvendig PL265  Unitisering U i i i skalk lb baseres på å verdi

29. Slide 29: Samordnet utbygging for Draupne and Luno

    Samordnet utbyggging for Draupne and Luno  Utbyggingsløsning  Jacket-plattform  Første fase - separasjon på Draupne  Endelig prosessering på Luno  Fordel – redusert CAPEX Draupne Luno  Draupne – brutto volumer  143 mill. fat o.e. (P50)  Innlevering PUD 2012  Draupne partnerskap  Det norske

30. Slide 30: Jette PUD

    Jette PUD  Produksjon:  Brutto 14 000 fat o.e. / dag  Netto 12 500 00 ffat o.e. / dag  Første olje 1. kvartal 2013  Relativt kort produksjonsliv  Kapitalkostnader  Netto ~ NOKM 1900 i 2012  Utbyggingsløsning  Subsea tie-back til Jotun B  To horisontale produksjonsbrønner  Det norske er op

31. Slide 31: Atla PUD

    Atla PUD  Produksjon  Brutto ~ 10 000 fat o.e. / dag  Netto ~ 1000 fat o.e. / dag  Første gass 2012 Atla  Kapitalkostnader  Netto ~ NOKM 100 i 2012  Utbyggingsløsning  Subsea tie-back via Skirne til Heimdal  Total er operatør  Det norske 10 prosent  Total (Op) 40 prosent  Petoro 30 prose

32. Slide 32: Høydepunkt, Økonomi, Leteaktivitet, Utbyggingsprosjekter, Utsikter

     Høydepunkt  Økonomi  Leteaktivitet  Utbyggingsprosjekter Utb i j kt  Utsikter 32

33. Slide 33: Utsikter og oppsummering

    Utsikter og oppsummering  Eventyrlige leteresultater i 2011  Omfattende leteprogram i 2012  Forventer tre til fire brønner på Johan Sverdrup i 2012  Bra runde for Det norske i TFO 2011 med ni lisenser og tre operatørskap  Prosjekter  Levert PUD for både Atla og Jette. Begge nå godkjent.  Atla

34. Slide 34: CIE Neate S =

    CIE Neate S =

Det norske oljeselskap — Q4 2011 Earnings Presentation on 6ix