Aker Bp Asa · OSL:AKRBP

Aker Bp Asa — Det norske oljeselskap — Q2 2008 Earnings Presentation

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

  1. Slide 1: Presentasjon av resultater for 2. kvartal og første halvår 2008

    Presentasjon av resultater for 2. kvartal og første halvår 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  Regnskap  Utbyggingsprosjekter  Oppdatering leteaktivitet  Utsikter og oppsummering  Vedlegg 3

  4. Slide 4: 2. kvartal og siste hendelser

    2. kvartal og siste hendelser  Draupne oljefunn  Funn på Lilleulv nær Varg – allerede i produksjon  Tørr letebrønn på Trow-prospektet (PL 369)  Styrket posisjon i Jotun-området – Kjøp av 70 prosent andel i PL 103B fullført (7 prosent i Jotun Unit) – Lisensbytte med Dana Petroleum vil øke Det nor

  5. Slide 5: Stor oppside i Jotun-området

    25/4-2 25/4-1 25/4-5 T2 24/6-2 Stor oppside i Jotun-området 25/5-5 25/4-3 6596000  Adgang til Jotuns produksjonanlegg 25/7-5 25/7-6 6594000 24/9-5 24/9-6 – 7 prosent i Jotun Unit –avtale inngått med Lundin 25/8- 25/8-6 T2 – 6592000 ~ 500 fat/dag netto til Det norske Jotun 25/8-9 A 25/8-5 S 6590000

  6. Slide 6: Draupne – utbyggingsstudie iverksatt

    Draupne – utbyggingsstudie iverksatt  Mange utbyggingsmuligheter – Draupne/Hanz frittstående – Tilknytning til Grane – Felles utbygging med Luno, osv.  Planlegger avgrensingsbrønn 2. kvartal 2009  Plan: PUD 2010 / første olje 2013 Potensielle brutto ressurser (mill. fat o.e.) (P50): Funn Lav – Mi

  7. Slide 7: Porteføljeendringer for å styrke vår letestrategi

    Porteføljeendringer for å styrke vår letestrategi  I overensstemmelse med vår porteføljestrategi har vi redusert våre andeler i tre 100-prosent lisenser (PL 383, PL 380 og PL 450) gjennom bytte- og salgsavtaler  Til gjengjeld har vi oppnådd – Adgang til interessant leteareal – 30 prosents bæring a

  8. Slide 8: Oljeproduksjon

    Oljeproduksjon Gjennomsnittlig daglig oljeproduksjon  Gjennomsnittlig oljeproduksjon i 2. kvartal 2,400 2008 var 1 583 fat/dag vs. 1 724 fat/dag i 1. 2,200 kvartal 2008, Jotun ikke inkludert 2,000 1,800 1,600  Varg (PL 038) – Funnet på Lilleulv og ny Fat/dag 1,400 tilleggsbrønn øker produksjonen t

  9. Slide 9: Sterk vekst i reserver og ressurser

    Sterk vekst i reserver og ressurser Reserver og ressurser  Vekst i porteføljen 700  Det norskes portfefølje har økt fra 10 til 600 45 lisenser i løpet av tre år 500  Muliggjør optimalisering av porteføljen – kan selge eller bytte andeler, mens vi 400 beholder interessante områder Mill. fat o.e. 3

  10. Slide 10: Agenda

    Agenda  Siste hendelser  Regnskap  Utbyggingsprosjekter  Oppdatering leteaktivitet  Utsikter og oppsummering  Vedlegg 10

  11. Slide 11: Resultater 2. kvartal 2008

    Resultater 2. kvartal 2008 MNOK 2K 2008 2K 2007 Driftsinntekter 89,5 26,6 Letekostnader 102,6 102,4 Produksjonskostnader 23,5 9,9 Avskrivninger 24,2 5,7 Driftsresultat/EBIT -65,0 -91,0 Netto finansposter -1,4 4,2 Resultat før skatt -66,4 -86,8 Skattekostnader -59,7 -68,9 Netto resultat -6,7 -17,8 11

  12. Slide 12: Letekostnader 2. kvartal 2008

    Letekostnader 2. kvartal 2008 MNOK 2K 2008 2K 1H 2007 Letekostnader 102,6 102,4 herav: Seismikk, brønndata, feltstudier, osv. 35,0 21,2 Letekostnader fra deltakelse i lisenser 6,3 74,6 Kostnadsførte tørre brønner 16,7 - OPEX reklassifisert som letekostnader 45,3 6,5 Forskning og utvikling -0,8 0,2 1

  13. Slide 13: Sammendrag balanse 2. kvartal 2008

    Sammendrag balanse 2. kvartal 2008 Eiendeler (MNOK) 2K 2008 2K 2007 Amleggsmidler 5 212 392 Beregnet skatt til utbetaling (utbetales 2009) 101 94 Omløpsmidler 1 201 694 Beregnet skatt til utbetaling (utbetales 2008) 624 116 Betalingsmidler 391 487 Sum eiendeler 6 413 1 086 Gjeld (MNOK) 2K 2008 2K 20

  14. Slide 14: Beregnede kostnader (2008 estimat - 2010 estimat)

    Beregnede kostnader (2008 estimat - 2010 estimat) Letekostnader brutto og netto av skatterefusjon* MNOK Netto letekostnader Skatterefusjon MNOK Kapitalkostnader* 2500 2500 2000 2000 1500 1828 1500 1000 1000 1002 500 438 500 340 330 516 250 123 283 0 0 2008 2009 2010 2008 2009 2010 * Gjeldsfinansiert

  15. Slide 15: Finansiering

    Finansiering  Det norske har en letefasilitet på 1 500 MNOK med DnB NOR – Varighet 2011 (for letekostnader frem til og inkludert 2010) – Letefasiliteten er begrenset til 95 prosent av skatteverdien av DETNORs letekostnader – Per 1. halvår 2008 er 394,5 MNOK trukket mot denne fasiliteten – Ytterlige

  16. Slide 16: Agenda

    Agenda  Siste hendelser  Regnskap  Utbyggingsprosjekter  Oppdatering leteaktivitet  Utsikter og oppsummering  Vedlegg 16

  17. Slide 17: PL 316 Ymeutbygging – oppstart produksjon i 2009

    PL 316 Ymeutbygging – oppstart produksjon i 2009 Operatør: Talisman (70 prosent) Det norske: 10 prosent Forventede brutto reserver (P50): 67 mill. fat o.e.  Yme ble nedstengt i 2001 etter å ha produsert 51 millioner fat o.e. over en periode på fem år (18 prosent gjenvinningsrate)  Gjenværende rese

  18. Slide 18: Frøy – Økonomiske nøkkeltall

    Frøy – Økonomiske nøkkeltall Økonomiske nøkkeltall NPV@8 % etter skatt, 80 USD/fat 786 MNOK “Break-even” pris @8 % 62 USD/fat NPV@8% etter skatt, 115 USD/fat 2 300 MNOK Reserver P50 56 mill. fat o.e. Produksjonskostnad Investeringer for PL 364 (i 2012+) 2 623 MNOK Leiekostnader: 6 150 MNOK Produksjo

  19. Slide 19: Frøy tidsplan

    Frøy tidsplan  Prinsippavtale med kontraktør har muliggjort fast kostnadsbasis  Styringskomiteen forventet å levere PUD i august  Myndighetsgodkjenning av PUD medio oktober  Kontraktsinngåelse leie- og driftsavtale umiddelbart etter godkjenning av PUD  Produksjonsriggen på lokasjon og borestart

  20. Slide 20: PL 337 Storskrymten – Det norske 45 prosent

    PL 337 Storskrymten – Det norske 45 prosent Beregnede gjenvinnbare reserver (P50) Funn Lav – Middels - Høy Ty sandstein 3,4 – 5,5 – 8,1 Heimdal sandstein 22 – 31 – 40 (P 55%) Sum 25,4 – 36,5 – 48,1  Storskrymten utforskningsbrønn fant mellom 3 og 8 mill. fat o.e. i Ty sand – 2,5 mill. fat netto til

  21. Slide 21: PL 265 Ragnarrock – Sannsynlig kommersielle gassvolumer

    PL 265 Ragnarrock – Sannsynlig kommersielle gassvolumer  Rettighetshavere – StatoilHydro (O) 30 prosent – Det norske 30 prosent – Petoro 30 prosent – Talisman 10 prosent  Ytterligere arbeid påkrevd for å avgjøre hydrokarbonpotensialet i krittreservoaret. Kun den øvre Ekofisk-formasjonen anses å væ

  22. Slide 22: PL 229 Goliat – Første olje utbygging i Barentshavet

    PL 229 Goliat – Første olje utbygging i Barentshavet  Operatørens reserveestimat:  Partnere – Eni (O) 65 prosent Olje Gass Sum – StatoilHydro 20 prosent (MSm3) (MSm3) (MSm3 oe) – Det norske 15 prosent Base case 29,0 6,0 35,0  Funnet i 2000 – fire avgrensingsbrønner boret etter funn  Hydrokarbone

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

    Boreplan: 23 brønner i løpet av de neste 24 måneder! 2008 2009 2010 Prospekt PL Operatør Andel Brønn Borerigg 3K 4K 1K 2K 3K 4K 1K 2K 3K 4K 15/12-A-08 PL 038 Talisman 5% Prod. Partnerrigg Fulla PL 362 StatoilHydro 15% Letebr. Partnerrigg Freke PL 028B Det norske 35% Letebr. Bredford Dolphin DETNOR-o

  24. Slide 24: 2008 prospektoversikt

    2008 prospektoversikt Riskede ressurser Volumer - Mill. fat DETNOR (Mill. fat 2008 Andel % o.e. (P50) o.e.) Operatør PL 001B Draupne (16/1-9 ) 35 % 46 16,00 Det norske PL 038 Lilleulv (15/12 A-07) 5% 2 0,08 Talisman PL 369 Trow 20 % 0 0,00 Talisman PL 038 15/12-A-08 5% 2 0,07 Talisman PL 362 Fulla 1

  25. Slide 25: PL 362 Fulla

    PL 362 Fulla  Rettighetshavere  StatoilHydro (O) 50 prosent  Svenska Petroleum 25 prosent  Det norske* 15 prosent  Dana* 10 prosent  Forventet borestart: september 2008  63 mill. fat o.e. (P50) beregnede gjenvinnbare volumer  Prospektet er forventet å inneholde både olje, gass og kondensat *

  26. Slide 26: PL 029B Freke – Brønn operert av Det norske

    PL 029B Freke – Brønn operert av Det norske  Rettighetshavere – ExxonMobil (O) 30 prosent – StatoilHydro 50 prosent – Det norske 20 prosent  Beregnet borestart: oktober 2008  Jura letemodell i Sørlige Viking Graben  88 MBO (P50) beregnede gjenvinnbare volumer Freke  Det norske skal bore brønnen

  27. Slide 27: PL 027D Eitri/Phi – Mulighet for tidlig produksjon

    25/2-13 T4 25/1-6 25/2-16 S PL 027D Eitri/Phi – Mulighet for tidlig produksjon 25/4-6 ST2 S 25/5-2  Partnere i PL 027D -1700 – ExxonMobil 25 prosent – Det norske 35 prosent * -1800 – Dana Petroleum 40 prosent * 24/6-1 25/4-4 -1900 25/4-2 Eitri -2000 JOTUN 25/8-16S 25/4-1  Beregnet borestart: febru

  28. Slide 28: 20. konsesjonsrunde

    20. konsesjonsrunde  Elleve godkjente operatørselskaper for Barentshavet: StatoilHydro, Shell, BG, ConocoPhillips, Det norske, Eni, ExxonMobil, Lundin, Marathon, Talisman og Total  Det norske har inngått samarbeid med et større internasjonalt oljeselskap TFO-område 20. Runde 28

  29. Slide 29: Oppsummering og utsikter

    Oppsummering og utsikter  Stabil produksjon økes med 45 000 fat olje/dag innen 2013 – Nåværende produksjon på Varg, Jotun, Glitne og Enoch er synkende – Økt produksjon kan forventes fra Jotun og Varg – Yme vil tredoble DETNOR produksjon innen årsslutt neste år – Produksjonsstart for Frøy og Goliat

  30. Slide 30: Vedlegg

     Vedlegg 30

  31. Slide 31: Resultatregnskap 2. kvartal 2008

    Resultatregnskap 2. kvartal 2008 Det norske oljeselskap - konsern 2. kvartal 01.01. - 30.06. (Alle tall i NOK 1000) Note 2008 2007 2008 2007 Petroleumsinntekter 86,053 26,560 164,218 55,966 Andre driftsinntekter 3,418 4,736 DRIFTSINNTEKTER 89,471 26,560 168,954 55,966 Utforskningskostnader 2 102,572

  32. Slide 32: Balanse / kontantstrøm for 2. kvartal og H1 2008

    Balanse / kontantstrøm for 2. kvartal og H1 2008 Konsernbalanse 30.06. 31.12. Konsolidert kontantstrømanalyse 01.01 .- 30.06. 01.01.-31.12. (Alle tall i NOK 1000) 2008 2007 2007 (Alle tall i NOK 1000) 2008 2007 2007 EIENDELER Immaterielle eiendeler Kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter Goodw

  33. Slide 33: Reserve- og ressursoversikt per 30. juni 2008

    Reserve- og ressursoversikt per 30. juni 2008 Ressurs Oljedirektoratets klassifikasjon Reserver Reserver Ressurser Riskede -klasse (P90) (P50) (P50) potensiell 30.06.2008 30.06.200 e ressurser 8 (P50) Mill. fat Mill. fat Mill. fat Mill. fat 1 I produksjon 0.34 1.00 Enoch Unit 0.05 0.23 PL 048 B Glit

  34. Slide 34: 2009 prospektoversikt

    2009 prospektoversikt Riskede ressurser 2009 Andel % DETNOR (mill. fat) Operatør PL 038 Grevling 5% 0,54 Talisman PL 460 Storklakken 40 % 6,86 Det norske PL 316DS Aubrey 10 % 0,44 Talisman PL 027D Eitri 25 % 3,60 ExxonM/Det norske PL 383 Struten 55 % 16,78 Det norske PL 321 Geitfjellet 25 % 6,06 Det

  35. Slide 35: 2010 prospektoversikt

    2010 prospektoversikt Riskede ressuser 2010 Andel % DETNOR (mill. fat) Operatør PL 482 Røy 65 % 6,31 Det norske PL 432 Nebba 100 % 38,40 Det norske PL 337 Storskrymten Heimdal 45 % 7,63 Det norske PL 356 Stabben 100 % 14,12 Det norske PL 316 Yme Gamma NE 10 % 0,37 Talisman PL 440S Clapton 30 % 5,13

Det norske oljeselskap — Q2 2008 Earnings Presentation on 6ix