Aker Bp Asa · OSL:AKRBP

Aker Bp Asa — Det norske oljeselskap — Q3 2012 Earnings Presentation

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

1. Slide 1: Presentasjon 3. kvartal 2012

   Presentasjon 3. kvartal 2012

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: Høydepunkter tredje kvartal 2012

   Høydepunkter tredje kvartal 2012  Leting  Stort oljefunn på Geitungen  Oljefunn på Garantiana  Ikke- kommersielt gassfunn på Salina  Tørre letebrønner på Ulvetanna og Geite  Utbygging og produksjon  Atla i drift fra oktober  Ivar Aasen – konsekvensutredning levert  Jette – boring av to prod

4. Slide 4: Stort funn på Geitungen

   Stort funn på Geitungen  Et stort selvstendig funn  Betydelig oljekolonne på 35 meter  Anslått volum mellom 140 til 270  Sandavseting på grunnfjellshøyden millioner fat o.e Jotun 150 mill. fat o.e. Statfjord Nord - 270 mill. fat o.e 4

5. Slide 5: Johan Sverdrup og Geitungen

   Johan Sverdrup og Geitungen  Brønndata bekrefter sammenheng mellom Geitungen og Johan Sverdrup  Tre brønner,16/2-8,10 og12, med solide oljekolonner av god kvalitet  Avgrensingsprogrammet inkluderer to brønner til i PL 265 og en i PL 502  Avgrensingsbrønnen på Espeværhøgda har påvist kjerneprøver

6. Slide 6: Det norskes posisjon på Utsirahøgden

   Det norskes posisjon på Utsirahøgden PL 001B/028B/242 – 35 prosent PL 265 – 20 prosent PL 502 – 22.2 prosent Utsirahøgden 6

7. Slide 7: Ivar Aasen – i rute for PUD

   Ivar Aasen – i rute for PUD 2012 2013 2014 2015 2016 2019 • PUD • Kontraktstil • Utbygging • Bønnboring • Topside- • Hanz i drift -deling • Jacket- installasjon installasjon • Oljeproduksjon 7

8. Slide 8: Ivar Aasen

   Ivar Aasen NOK mill Boepd 7000 30000 6000 25000 5000 20000 4000 15000 3000 10000 2000 1000 5000 0 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Tariffs Opex Capex Boepd 8

9. Slide 9: Oljefunnet på Garantiana

   Oljefunnet på Garantiana  Oljefunn i reservoar av god Garantiana (PL 554) – Nordsjøen kvalitet i Cookformasjonen  Borehullstesting, gjennom en 28/64 tommer ventil, estimerer 4050 fat o.e. per dag  Sidestegsbrønn bores for å finne olje-vannkontakten  Volum avhenger av videre analyser av funnet To

10. Slide 10: Jette – revidert plan gjennomført

    Jette – revidert plan gjennomført  To produksjonsbrønner med 600 og 1200 meters sandskjermer installert  Begge juletrær installert  Første olje forventet i mars 2013  Forventet brutto produksjon på 5 – 9 mill.fat o.e. fra sør segmentet (gj.snittlig 6.4 millioner fat o.e.)  Hittil brutto utbyggi

11. Slide 11: Atla – solide produksjonstall

    Atla – solide produksjonstall  Produksjonsstart i oktober Atla utviklet via Skirne  God initial produksjon med høyt kondensatinnhold  Rettighetshavere  Det norske 10 prosent  Total (Op) 40 prosent  Petoro 30 prosent  Centrica 20 prosent 11

12. Slide 12: Økonomi

    DETNORSKE 12

13. Slide 13: Produksjon og kostnadsutvikling

    Produksjon og kostnadsutvikling Produksjon (fat o.e./dag - venstre) – Pris (USD/fat - høyre) Produserende felt 2500 150  Varg 5% 2000 120  Jotun Unit 7%  Glitne 10% 1500 90  Enoch 2% 1000 60 500 30 0 0 Fat o.e/day Q3 2010 Q4 2010 Q1 2011 Q2 2011 Q3 2011 Q4 2011 Q1 2012 Q2 2012 Q3 2012 Varg Glitn

14. Slide 14: Redusert gjeld

    Nedskriving på Jette Egenkapital Gjeld Eiendeler Redusert gjeld 1 404 1 404 1 881 165 17 Kapital 38 81 176 477 Nominell Goodwill etc. Aktivert letebrønn Aktivert Diskonterings- Redusert gjeld Total nedskrivning rente effekter (utsatt skatt) nedskrivning 14

15. Slide 15: Resultatregnskap

    Resultatregnskap Resultatregnskap (MNOK) Q3 2012 Q3 2011 Q2 2012 Inntekter 49 82 70 Produksjonskostnader, G&A 46 43 46 EBITDAX 3 39 24 Letekostnader 403 120 417 Nedskriving 15 17 20 Avskriving 1 881 - 141 Andre driftskostnader 22 21 17 Driftresultat (EBIT) -2 318 -119 -571 Netto finansposter -46 -36

16. Slide 16: Balanse

    Balanse Eiendeler (MNOK) 30.09.12 30.09.11 30.06.12 Kapitaliserte letekostnader 3 061 4 061 3 112 Anleggsmidler 1 078 533 2 267 Estimert skattefordring (langsiktig) 988 1 236 560 Fordringer og andre aktiva 940 511 553 Estimert skatteinntekt (kortsiktig) 1 427 2 378 1 421 Likvide midler 734 837 1 115

17. Slide 17: Netto kontanter og likviditet

    Netto kontanter og likviditet Netto kontanter og likviditetsposisjoner per 30. september 2012 (MNOK) Balanse Kreditt 4000 3500 * 3000 600 * 988 2500 1 795 2000 2 204 1500 1 427 1000 796 500 734 585 1 381 0 -500 837 864 -1000 -1500 Cash 2012 Tax 2013 Tax Exploration Credit Unsecured Working "Net cash

18. Slide 18: Leting

    Financials Leting Bilde: testing på Garantiana 18

19. Slide 19: Boreprogram 2013

    Boreprogram 2013 PL Prospekt Netto Start Brutto m. Operatør Rigg % fat o.e. 265 JS Kvitsøyhøgden 20 4Q12 Avgrensing Statoil O. Vanguard 502 JS Extension 20 4Q12 Statoil O. Vanguard 453S Ogna 25 1Q13 20-190 Lundin M.Guardian 531 Darwin 10 1Q13 70-750 Repsol T. Barents 265 JS Basement fault 20 Avgrens

20. Slide 20: Ogna (PL 453S) - letebrønn

    Ogna (PL 453S) - letebrønn  Prospekt: strukturell lukning Ogna (PL 453S) - Nordsjøen  Brutto uriskede ressurser: 20-190 millioner fat o.e.  Vanndybde 65 meter  Primær risiko:  Tilstedeværelse og migrasjon av moden kildebergart  Hovedreservoar  Midtjura sandstein  Det norske 25 prosent  Lund

21. Slide 21: Darwin (PL 531) - letebrønn

    Darwin (PL 531) - letebrønn  Prospekt: strukturell strategrafisk Darwin (PL 531) – Barentshavet  Brutto uriskede ressurser: 70-750 millioner fat o.e.  Vanndybde 300 meter  Primærrisiko: reservoarets tilstedeværelse  Hovedreservoar  Tertiær/kritt sandstein  Det norske 10 prosent  Repsol (Op)

22. Slide 22: Norvarg (PL 535)- Avgrensingsbrønn

    Norvarg (PL 535)- Avgrensingsbrønn  Geografisk område: Bjarmeland plattform Norvarg (PL 535) - Barentshavet  Prospekttype: strukturell  Gassfunn  Vanndybde 340 meter  Primærrisiko: reservoarets kvalitet  Hovedreservoar: trias sandstein  Det norske 20 prosent  Total (Op) 40 prosent  North En

23. Slide 23: Utsikter

    DETNORSKE 23

24. Slide 24: Utsikter

    Utsikter  Leting  Betydelig øking av ressursene fra funnene på Geitungen og Garantiana  Seks avgjørende letebrønner skal bores de neste 12 mnd  Johan Sverdrup  Nye leteprøver viser et enda mer lovende funn  Ivar Aasen  Framdrift som planlagt med ferdigstillelse av PUD i løpet av 2012  Økonom

25. Slide 25: DETNORSKE

    DETNORSKE IEST STORST PA NORSK SOKK‘ 25

Det norske oljeselskap — Q3 2012 Earnings Presentation on 6ix