Aker Bp Asa · OSL:AKRBP

Aker Bp Asa — Det norske oljeselskap — Q3 2008 Earnings Presentation

31 slides from Aker Bp Asa's earnings presentation, 2008

  1. Slide 1: Presentasjon av resultater for 3. kvartal 2008

    ”DETNOR” PRESENTASJON AV RESULTATER FOR 3. KVARTAL 2008 - Adm. dir. Erik Haugane - Finansdirektør Finn Øistein Nordam 1

  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: Agenda

    Agenda  Siste hendelser  Utbyggingsprosjekter  Regnskap  Leteaktivitet  Utsikter og oppsummering  Vedlegg 3

  4. Slide 4: Det norske – siden andre kvartal

    Det norske – siden andre kvartal Drift:  15 prosent andel i Goliat solgt for 1.100 MNOK – Kontanteffekt ~ 1.300 MNOK  10 prosent andel i Yme solgt for 390 MNOK – Kontanteffekt ~ 600 MNOK  Frøy PUD forventes godkjent innen årsslutt  Lisensbytter og salg omfatter 12 lisenser  Alle operasjoner utf

  5. Slide 5: Oljeproduksjon

    Oljeproduksjon  Gjennomsnittlig oljeproduksjon i 3. kvartal 2008 var 1.793 fat/dag  Oljen ble solgt for 117 USD/fat  Varg (PL 038) – Ny brønn økte produksjonen til over 20.000 fat/dag, produksjon per i dag utgjør ca. 14.000 fat/dag på 100%-basis  Produksjon fra Jotun inkludert fra og med august

  6. Slide 6: Agenda

    Agenda  Siste hendelser  Utbyggingsprosjekter  Regnskap  Leteaktivitet  Utsikter og oppsummering  Vedlegg 6

  7. Slide 7: Draupne-funnet - mulighetsstudie iverksatt

    Draupne-funnet - mulighetsstudie iverksatt  Mange utbyggingsmuligheter: – Draupne/Hanz frittstående – Oppkopling til Grane – Felles utbygging med Luno, etc.  Foreslått avgrensingsbrønn 3. kvartal 2009  Målsetning: PUD 2010 / oppstart produksjon 2013 Potensielle brutto ressurser (mill. fat o.e.) (

  8. Slide 8: Utbygging av Frøy

    Utbygging av Fray fF DETNORSKE

  9. Slide 9: Frøy produksjonshistorikk (1995-2001)

    Frøy produksjonshistorikk (1995-2001)  Utbygd med en ubemannet brønnhodeplattform med ettrinns separasjonsanlegg, koplet opp mot Frigg- feltet for prosessering av brønnvæske, gassbehandling og vanninjeksjon.  Totalt produserte volum var 35 mill. fat, med en utvinningsgrad på kun 18% av STOIIP.  N

  10. Slide 10: Reservoarsonen endelig dekket av seismikk

    Reservoarsonen endelig dekket av seismikk  Mer enn 1.500 meter med kjerneprøver har blitt tolket på nytt som basis for geomodellering.  Biostratigrafi er utført for å kartlegge de ulike sonene, og petrofysisk arbeid er gjennomført for å danne grunnlag for simuleringsmodeller.  Geo-modeller er uta

  11. Slide 11: Frøy alene – økonomiske nøkkeltall

    Frøy alene – økonomiske nøkkeltall Økonomiske nøkkeltall NPV@8 % etter skatt, 80 USD/fat 786 MNOK Balansepris (0%) 53 USD/fat NPV@8% etter skatt 115 USD/fat 2.300 MNOK Reserver P50 56 mill. fat o.e. Produksjonskostnader Investeringer for PL 364 (i 2012) 2.623 MNOK Leiekostnader: 6.150 MNOK Produksjo

  12. Slide 12: Frøy-plattformen kan utvinne forlatte funn

    Frøy-plattformen kan utvinne forlatte funn Potensielle ressurser på 130 mill. fat olje i funn og kortsiktige boreplaner  Fire tekniske/gjenværende funn – Tir/Heimdal Øst (25/5-5) (Detnor 10%) – Øst-Frigg Gamma (25/2-10S) (Detnor 20%) – Rind (Lille Frøy) (25/2-5) – 25/1-9 (Detnor 52.5%)  2009 leteb

  13. Slide 13: Frøy-plattformen har kapasitet for tredjepart

    Frøy-plattformen har kapasitet for tredjepart Frøy-plattformen har kapasitet til en oljeproduksjon på 9.000 m3/dag (56.000 fat) Frøy-plattformen kan sette gjenværende funn og nye funn i produksjon Det norske har sikret seg operatørskap og partnerskap i omkringliggende områder for å legge til rette f

  14. Slide 14: Frøy – potensiell verdi

    Frøy – potensiell verdi Tilleggsverdi for Frøy-partnere når nye reserver knyttes op mot installasjonen. Ingen verdi for Det norskes andeler i de tilknyttede feltene er inkludert Frøy som Forventet balansepris rundt nav for 30 USD/fat i et scenario med område- Frøy som nav for områdeutbygging utbyggi

  15. Slide 15: Agenda

    Agenda  Siste hendelser  Utbyggingsprosjekter  Regnskap  Leteaktivitet  Utsikter og oppsummering  Vedlegg 15

  16. Slide 16: Resultat 3. kvartal 2008

    Resultat 3. kvartal 2008 MNOK 3K 2008 3K 2007 Driftsinntekter 102,2 19,4 Letekostnader 146,4 33,1 Produksjonskostnader 34,5 10,9 Avskrivninger 29,1 5,2 Driftsresultat/EBIT -108,3 -32,7 Netto finansposter 32,2 -1,1 Resultat før skatt -76,1 -33,8 Skattekostnader -81,7 -28,7 Netto resultat 5,6 -5,1 16

  17. Slide 17: Letekostnader 3. kvartal 2008

    Letekostnader 3. kvartal 2008 MNOK 3K 2008 3K 2007 Seismikk, brønndata, feltstudier, etc. 6,2 9,5 Letekostnader fra deltakelse i lisenser 125,3 20,5 Kostnadsførte tørre brønner 0 0 OPEX reklassifisert som letekostnader 10,1 2,8 Forskning og utvikling 4,9 0,3 Letekostnader 146,4 33,1 17

  18. Slide 18: Sammendrag balanse 3. kvartal 2008

    Sammendrag balanse 3. kvartal 2008 Eiendeler (MNOK) 3K 2008 3K 2007 Anleggsmidler 5 503,1 535,9 Beregnet skatt til utbetaling (utbetales 2009) 165,2 176,1 Omløpsmidler 1 174,1 535,0 Beregnet skatt til utbetaling (utbetales 2008) 632,1 117,4 Betalingsmidler 326,6 310,5 Totale eiendeler 6 677,2 1 070,

  19. Slide 19: Finansiering

    Finansiering  Det norske har en letefasilitet på 1 500 MNOK med DnB NOR – Per 3. kvartal 2008 er 495 MNOK trukket mot denne fasiliteten – Ytterligere tilgjengelig letefasilitet per 30. september 2008 er 260 MNOK – Ytterligere tilgjengelig letefasilitet per 31. desember 2008 er beregnet til 950 MNOK

  20. Slide 20: Agenda

    Agenda  Siste hendelser  Utbyggingsprosjekter  Regnskap  Leteaktivitet  Utsikter og oppsummering  Vedlegg 20

  21. Slide 21: Leteaktivitet

    Leteaktivitet  Antall ansatte ~130 personer, inkl. 50 innen G&G  24 operatørskap og 22 partneropererte lisenser  Operatør av 1.135 riggdager til gunstige dagrater  500 mill. fat o.e. i riskede utvinnbare ressurser i 3D- kartlagte prospekter  1.300 MNOK i letekostnader i 2009  Strategiske posis

  22. Slide 22: PL 362 Fulla - borestart denne uken

    PL 362 Fulla - borestart denne uken  Rettighetshavere  StatoilHydro (O) 50 prosent  Svenska Petroleum 25 prosent  Det norske 15 prosent  Dana 10 prosent  63 mill. fat o.e. (P50) i estimerte utvinnbare volumer (11 mill. fat o.e. netto til Det norske)  Forventet å inkludere både olje, gass og k

  23. Slide 23: Freke – neste store prospekt

    Freke – neste store prospekt  Rettighetshavere – ExxonMobil (O) 30 prosent – StatoilHydro 50 prosent Freke – Det norske 20 prosent  Forventet borestart: januar 2009  88 mill. fat o.e. (P50) i estimerte utvinnbare volumer (18 mill. fat o.e. netto til Det norske)  Funnene Dagny og Ermintrude øker

  24. Slide 24: Jotun-området – mange letemodeller

    Jotun-området – mange letemodeller  Forbedret posisjon – 7 prosent i Jotun Unit gir adgang til produksjonsfasiliteten på Jotun – avtale med Lundin ble sluttført 1. august 2008 – Lisensbytter med StatoilHydro resulterte i 57 prosent andel i PL 169 og 10 prosent andel i PL 102  Jetta (PL 027D) (Det

  25. Slide 25: Kommende letebrønner

    Kommende letebrønner Følgend rigger vil operere for Det norske i 2009: • “Bredford Dolphin” • “Deepsea Delta” • “Aker Barents” Riskede gjennomsnittlige Uriskede volumer ressurser mill. fat o.e. (P50) DETNOR (mill. fat Kommende brønner Andel 100 prosent BASIS o.e.) Operatør PL 362 Fulla 15 % 63 2,3 S

  26. Slide 26: Oppsummering og utsikter

    Oppsummering og utsikter  Selskapet er finansielt robust etter salgene av Goliat og Yme (1.900 MNOK i kontanteffekt)  Robust – Langsiktige engasjementer for betydelig produksjon om fem år – Ingen gjeld som skal refinansieres – Lave produksjonskostnader (33 USD/fat i løpet av 2008) gjør Det norske

  27. Slide 27: Agenda

    Agenda  Siste hendelser  Utbyggingsprosjekter  Regnskap  Leteaktivitet  Utsikter og oppsummering  Vedlegg 27

  28. Slide 28: Det norske – lisensbytter

    Det norske – lisensbytter  StatoilHydro lisensbytter – områdene Frøy og Jotun – Det norske får 10 prosent i PL 102, beliggende mellom feltene Jotun og Frøy – Det norske mottar 57 prosent i en utskilt del av PL 169, ved siden av Jotun-feltet. – Det norske reduserer sin andel fra 30 prosent til 20 pr

  29. Slide 29: 23 brønner i løpet av de neste 24 månedene!

    Boreplan: 23 brønner i løpet av de neste 24 månedene! Boreprogram 2008 2009 2010 Prospekt Operatør Andel Netto risket Mboe Start Rigg 4K 1K 2K 3K 4K 1K 2K 3K 4K PL 362 Fulla STL 15% 2 Nov-08 Partner PL 029B Freke ExxonMobil 20% 11 Jan-08 Bredford Dolphin PL 265 Ragnarrock STL 20%* 5 Feb-09 Partner P

  30. Slide 30: 2009 prospektoversikt

    2009 prospektoversikt Netto riskede gjennomsnittlige ressurser 2009 Andel % DETNOR (mill. fat) Operatør PL 29B Freke 20% 10,9 ExxonM/Det norske PL 265 Ragnarrock Graben 20% 5,4 StatoilHyrdo PL 038 Grevling 5% 0,6 Talisman PL 102 David 10% 2,6 Total PL 460 Storklakken 52.5% 6,9 Det norske PL 442 Frig

  31. Slide 31: 2010 prospektoversikt

    2010 prospektoversikt Riskede ressurser 2010 Andel % DETNOR (mill. fat) Operatør PL 482 Røy 65 % 6,3 Det norske PL 432 Nebba 100 % 38,4 Det norske PL 337 Storskrymten Heimdal 45 % 7,6 Det norske PL 356 Stabben 100 % 14,1 Det norske PL 440S Clapton 30 % 5,1 Det norske PL 321 Hoåsen 25 % 7,2 Det norsk

Det norske oljeselskap — Q3 2008 Earnings Presentation on 6ix