Aker Bp Asa · OSL:AKRBP
Aker Bp Asa — Det norske oljeselskap — Q2 2011 Earnings Presentation
33 slides from Aker Bp Asa's earnings presentation, 2011
Slide 1: Det norske – Presentasjon 2. kvartal 2011
Det norske – Presentasjon 2. kvartal 2011 - Administrerende direktør Erik Haugane - Finansdirektør Teitur Poulsen
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
Slide 3: Agenda
Agenda g Høydepunkt og operasjoner Økonomi Leteaktivitet L t kti it t Utbyggingsprosjekter Transaksjoner j og g utsikter
Slide 4: Vellykket letevirksomhet
Vellykket y letevirksomhet Mer enn 100 MBOE i oppdagede ressurser netto til Det norske Netto ressurser til Det norske (MBOE) Totale utvinnbare ressurser (MBOE) Prosjektutbygging Økonomi PUD for Atla er overlevert OED Inntekter MNOK 96.3 Draupne og Jette er under utarbeidelse Resultat MNOK -4
Slide 5: Ressursutvikling
Ressursutvikling g MBOE Median av estimert omfang ~ 65 prosent vekst i uutviklede ressurser (median estimat) 5
Slide 6: Agenda
Agenda g Høydepunkt og operasjoner Økonomi Utbyggingsprosjekter Utb i j kt Leteaktivitet Transaksjoner j og g utsikter
Slide 7: Økonomiske høydepunkt
Økonomiske høydepunkt y Q2 2011 Q2 2010 % endring Produksjon boe/dag 1399 2062 -32% Oppnådd oljepris ($/bbl) 116.3 79.9 46% Kontantstrøm fra produksjon, MNOK 41.1 49.5 -17% Letekostnader, MNOK 177.8 367.2 -52% Netto resultat, MNOK -42.2 -104.8 60% Letekostnader før skatt, MNOK 450.5 911.6 -51% 7
Slide 8: Høy oljepris, redusert produksjon
Høy y oljepris, j p redusert p produksjon j Historisk oljeproduksjon Produserende felt boe/day USD/bbl Fire produserende felt: Vargg 5% Jotun Unit 7% Glitne 10 % Enoch 2% Resultatmargin $/boe Q2 2010 Q3 2010 Q4 2010 Q1 2011 Q2 2011 Comment Petroleumsinntekter $/boe 79.9 77.9 87.1 106.1 116
Slide 9: Likviditetsposisjon ved utgangen av 1H 2011
Likviditetsposisjon j utgangen g g av 1H 2011 Likviditetsposisjon ved utgangen av 1H 2011 (MNOK) 1H Kontantstrøm (MNOK) Ikke revidert 9
Slide 10: Resultatregnskap
Resultatregnskap MNOK Q2 2011 Q2 2010 Kommentar Høye salgspriser for råolje kompenserer for lavere Driftsinntekter 96.3 88.7 produksjon og svakere dollarkurs Vargbrønn vedlikeholdskostnader. 3´parts tariff Produksjonskostnader 52.3 38.0 inntekt reklassifisert som inntekt Lønnskostnader 10.1 1.4 Færr
Slide 11: Letekostnader
Letekostnader MNOK Q2 2011 Q2 2010 Kommentar Seismikk, lisens G&G etc 91.6 89.0 Kostnadsførte balanseførte letebrønner 2.4 9.8 relatert til forrige kvartal Kostnadsførte tørre brønner 29.2 293.6 PL 416 Breiflabb Andel lønn og andre driftskostnader 54.4 28.3 Færre opererte aktiviteter i Q2 11 Andre k
Slide 12: Balanse
Balanse Eiendeler (MNOK) 30 06 11 30.06.11 31 12 10 31.12.10 Kommentar Anleggsmidler, Goodwill, Andre 4 070.6 3 931.5 Balanseført Krafla, Krafla West, Skalle, Norvarg Aktiverte leteutgifter (leting 2011) 825.7 1H 2011 leteutgifter Forskuddsbetalinger 37.0 106.3 Relatert til Aker Barents riggkontrakt
Slide 13: Q2 2011 Økonomisk oppsummering
Q2 2011 Økonomisk oppsummering pp g Kontantstrøm fra produksjon MNOK 41.1 – høy oljepris, men redusert produksjon Lave letekostnader (expenses) grunnet gode leteresultater dette kvartal MNOK 900 i netto kontanter I overkant av MNOK 700 i likvide reserver i letefasiliteter Økende ressursbas
Slide 14: Agenda
Agenda g Høydepunkt og operasjoner Økonomi Leteaktivitet L t kti it t Utbyggingsprosjekter Transaksjoner j og g utsikter
Slide 15: Aldous Major Sør – A company maker
Aldous Major j Sør – A ”company y maker” Totale volum – 400 til 800 millioer fat # Aldous Major North Netto Det norske – 80 til 160 millioner fat # Svært gode reservoaregenskaper Avaldsnes Sterkt partnerskap Operert av Statoil Aldous Major South Flere brønner bekrefter dette funnet, noe
Slide 16: Utmerkede reservoaregenskaper
Utmerkede reservoaregenskaper g Store volum 400-800 mill. Fat (oppdatert etter presentasjon) Med ytterligere oppside Stor oljekolonne ~ 65 meter Utmerkede reservoaregenskaper Mer enn 90% netto Potensielt høy oljestrøm Få produksjonbrønner påkrevd Olje av høy kvalitet Grunt vann ~ 1
Slide 17: Høykvalitets reservoaregenskaper
Høykvalitets y reservoaregenskaper g Olje siver ut av kjernen Porøs sandstein 17
Slide 18: Oppsidepotensial
Oppsidepotensial Aldous Major Nord Kjelleren i PL 265 Aldous North vil bli boret back-to-back. Store volum også i kjelleren Vil bli spuddet om noen få uker Produksjonstest i 16/1-15 16/1 15 A - Tellus Potensielt store volum brønnen - viser potensielt kommersielle Delvis uavhengig av Aldo
Slide 19: Krafla/Krafla W – Funn av stor verdi
Krafla/ Krafla W – Funn av stor verdi Totale reserver på 50 – 80 mill fat Netto til Det norske – 12.5 til 20 mill fat Sannsynligvis en hurtig utbygging 16 kilometer fra Oseberg Sør K-ramme Lav investeringer per fat W 30/11-8S E Veldig gode reservoaregenskaper 30/11-8A Undervanns tilkny
Slide 20: Norvarg gassfunn i Barentshavet
Norvarg g - et g gassfunn i Barentshavet Totale reserver; 63 – 315 mill fat Netto til Det norske – 12.5 til 63 mill fat Vellykket produksjonstest Stabil strømningsrate på 180 000 m3/dag Operatør - Total 7225/3-1 Det norske har 20 prosent 7225/3-1 N S Stø Snadd Kobbe Havert 20
Slide 21: Skalle – et marginalt funn med oppside
Skalle – et marginalt g funn med oppside Totale volum i størrelsesorden 2.5 til 8 BCM Påvist gass på tre nivå Kolmule Knurr Stø Ytterligere potensial Dypere oljelag i cretaceous Oppside i substrukturene på Skalle Operert av Lundin Det norske har 10 prosent 21
Slide 22: Skaugumsåsen – vårt neste mål
Skaugumsåsen g – vårt neste mål Lokalisert i Norskehavet Brønnen spuddes i midten av august Prospekt Brutto uriskede ressurser 20 – 90 mill fat Hovedrisikoen ligger i kilde og migrasjon Vanndybden i området er 390 meter 6508/1-2 6508/1 2 Bores av Aker Barents Operatør O t - Det D t n
Slide 23: Ulvetanna – en krittformasjon
Ulvetanna – en krittformasjon j Lokalisert i den sørlige Nordsjø Borestart i midten av september Prospekt: Brutto uriskede ressurser - 70 til 250 MBO Hovedrisikoen ligger i reservoarets tilstedeværelse og kvalitet Vanndybde på 51 meter Det norske er operatør Det norske har 50 prosent
Slide 24: Flere high-impact brønner klare i 2011
Flere ”high-impact” g brønner klare i 2011 PL Prospekt & (operatør) Net Bore- Brutto % start ressurser Mill. fat oe 265 Aldous Nor (Statoil) 20 Q3 Betydelig 482 Skaugumsåsen (Dn) 65 Pågår 20-90 356 Ulvetanna (Dn) 50 Q3 70-250 PL 482 Skaugumsåsen 414 Kalvklumpen (Dn) 40 Q3 75-180 450 Storebjørn (delv
Slide 25: Agenda
Agenda g Høydepunkt og operasjoner Økonomi Utbyggingsprosjekter Utb i j kt Leteaktivitet Transaksjoner j og g utsikter
Slide 26: Utbyggingsportefølje
Utbyggingsportefølje Funn Hovedtrekk Krafla Fulla En ren Nordsjø-portefølje East Frigg Storklakken 11 diversifiserte p prosjekter j i Frøy Atla størrelse/capex Jetta Stavanger Draupne/Aldous - to utbygginger i Draupne Aldous Major verdensklasse d kl Dagny Grevling Sterke partnerskap Funn Det
Slide 27: Atla PUD overlevert – nært forestående produksjon
Atla PUD overlevert – nært forestående produksjon Total overleverte en PUD for Atla i juli Subsea tie-back via Skirne til Heimdal Atla Første gass/kondensat beregnet til sent 2012 Potensielle platåvolum på 1 000 fat per dag netto til Det norske Brutto investeringer på omkring NOK 1.4 milli
Slide 28: Nær en beslutning på Jette (Jetta)
Nær en beslutning g på Jette ((Jetta)) Vurderinger gjøres fortløpende hvorvidt man skal gå videre med prosjektet Undervanns tilknytning til Jotun To horisontale produksjonsbrønner Det norske har ~60 prosent andel Totale T t l reserver ~ 13,7 13 7 mill. ill ffatt o.e. 28
Slide 29: To alternativer for Draupne
To alternativer for Draupne Bunnfast plattform (PdQ) Brønnhodeplattform med FPSO Tidligste fførste olje Tidli lj i 2016 Tidli Tidligste fførste olje lj i 2015 Oljeeksport til Grane Oljeeksport med skip Gasseksport til Sage eller Sleipner Gasseksport til Sage eller Sleipner PdQ PdQ 29
Slide 30: Agenda
Agenda g Høydepunkt og operasjoner Økonomi Utbyggingsprosjekter Utb i j kt Leteaktivitet Transaksjoner j og g utsikter
Slide 31: Optimalisering av portefølje 2011
Optimalisering av portefølje 2011 PL 522 Gullris 10 prosent nedsalg til Centrica mot bæreavtale på gjenværende 10 prosents andel PL 438 Skalle Oppkjøp av 10 prosent mot bæreavtale – funn er under evaluering PL 450 Storebjørn 15 prosent nedsalg til North Energy, mot delvis bæreavtale i ko
Slide 32: Utsikter og sammendrag
Utsikter og sammendrag Leting • Mer enn 100 millioner fat økning i ressurser siden 1. kvartal • Det norske har bygd en stor prosjektportefølje gjennom boreaktivitet • Strategisk godt fotfeste i området Aldous/ Draupne som per nå er det nye vekstområdet på norsk kontinentalsokkel Prosjekter • Atl
Slide 33: CIE Neate S =
CIE Neate S =
Det norske oljeselskap — Q2 2011 Earnings Presentation on 6ix