DNO ASA
Sammendrag (1999 i parentes)
DNO konsernets samlede driftsinntekter pr. pr. 30.09.00 var NOK 465.4 mill. (NOK 83.6 mill.) med et driftsresultat på NOK 118.9 mill. (minus 23.9 mill.). Resultat før skatt ble pr. 30. september 2000 NOK 123.1 mill. (minus 34.7 mill.) og beregnet kontantrøm etter drift og finans NOK 195.9 mill. (15.2 mill.)
Boring av en ny side-stegs produksjonsbrønn på Heather feltet ble påbegynt i 3. kvartal, og brønnen er nå satt i produksjon med en startproduksjon på om lag 4.500 fat olje pr. dag. Oljeproduksjonen fra Heatherfeltet er pr. 20 november 2000 om lag 7.300 fat pr. dag. (DNO’s andel - 100 %).
Utbyggingen av Tasourfeltet i Yemen er nå ferdig og feltet ble satt i produksjon 4 november 2000, med en startproduksjon på om lag 5.000 fat olje pr. dag. Oljeproduksjonen fra Tasourfeltet er pr. 20. november 2000 om lag 7.800 fat pr. dag. (DNO’s andel - 2.500 fat pr. dag).
Produksjonen fra Tasourfeltet samt den økte produksjonen fra Heatherfeltet vil ikke ha effekt på regnskapet pr. 3. kvartal 2000.
DNO har styrket sin organisasjon i Norge ytterligere i 3. kvartal 2000 og organisasjonen knyttet til aktivitetene på norsk sokkel teller nå 14 fagmedarbeidere. Dette sammen med den kompetanse og erfaring som konsernet har tilgang på gjennom sine operatørskap i UK og Yemen, gjør at selskapet er godt rustet til oppgavene på norsk sokkel.
DNO har i 2000 utstedt til sammen 8.3 mill. nye aksjer i 2 rettede emisjoner. Dette har sammen med kontantstrøm fra drift, samt etablering av en lånefasilitet tilført selskapet den nødvendige kapital til de transaksjoner og investeringer som er foretatt innen olje- og gassvirksomheten i 2000.
Resultat:
3. kvartal 2000:
- Beregnet kontantstrøm ble NOK 71.4 mill. (NOK 6.3 mill.).
- Samlede driftsinntekter ble NOK 163.3 mill. (NOK 45.6 mill.), hvorav NOK 139.8 mill. (NOK 35.9 mill.) kom fra olje- og gassvirksomheten.
- Driftsresultatet ble NOK 28,1 mill. (minus NOK 4.3 mill.) etter avskrivninger og fjerningsavsetninger på til sammen NOK 26.2 mill. (NOK 8.3 mill.)
- Etter at regnskapet var belastet med NOK 13.8 mill. som følge av netto resultatandel i tilknyttede selskap etter egenkapital-metoden, samt et positivt netto finans-resultat på NOK 17.1 mill., ble overskuddet før skatt NOK 31.4 mill. (minus NOK 7.5 mill.) og overskuddet etter skatt NOK 7.8 mill. (minus NOK 7.6 mill.)
Pr.30.09 2000:
- Beregnet kontantstrøm ble NOK 195.9 mill. (NOK 15.2 mill.).
- Samlede driftsinntekter ble NOK 465.4 mill. (NOK 102.6 mill.), hvorav NOK 402.5 mill. (NOK 83.6 mill.) kom fra olje- og gassvirksomheten.
- Driftsresultatet ble NOK 118.9 mill. (minus NOK 23.9 mill.) etter avskrivninger og fjerningsavsetninger på til sammen NOK 57.1 mill. (NOK 22.7 mill.)
- Etter at regnskapet var belastet med NOK 15.7 mill. som følge av netto resultatandel i tilknyttede selskap etter egenkapital-metoden, samt et netto positivt finans-resultat på NOK 19.9 mill., ble overskuddet før skatt NOK 123.1 mill. (minus NOK 34.7 mill.) og overskuddet etter skatt NOK 72.6 mill. (minus NOK 35.1 mill.)
- Egenkapitalen pr. 30.09.00 utgjorde 53.3 % av bokført totalkapital (51.0 %)
Kommentarer til resultatet:
Regnskapet for DNO pr. 30. september 2000 reflekterer også produksjon fra 1.25 % andelen i Jotun feltet. Ved avleggelsen av regnskapet pr. 30. september hadde DNO ikke mottatt formell godkjennelse fra norske myndigheter for overtagelse av lisens-andelene på norsk sokkel. Styret i DNO avlegger derfor kvartalsregnskapet basert på ”beste estimat”, og det er det er ventet at disse formalia blir avklart i nær fremtid, slik at lisensandelene formelt kan overføres til DNO konsernet.
I DNO konsernets driftsresultat inngår et overskudd på NOK 62.1 mill. fra 1.25 % andelen i Jotun feltet, og resultatbidraget etter finansielle poster og estimert skattekostnad på til sammen NOK 50.6 mill. ble NOK 11.5 mill. Den beregnede skatten er en avsetning i regnskapet, og grunnet de planlagte investeringer i blant annet Glitne feltet, regner selskapet ikke med å være i skatteposisjon i Norge i inneværende år.
I forbindelse med planlagte arbeider på oljeterminalen Sullom Voe på Shetland var Heatherfeltet stengt ned for en kortere periode i august 2000. Det ble i den forbindelse gjennomført diverse vedlikeholds-arbeider til en kostnad på om lag NOK 10.0 mill. Dette er utgiftsført i sin helhet i 3. kvartal 2000.
Som følge av at salg av olje ikke alltid skjer i takt med produksjonen, er ”produksjons-metoden” for føring av regnskapet anvendt.
Etablering av driftsorganisasjonen i Yemen, samt ytterligere ekspansjon i Norge har bidratt til økte kostnader i 3. kvartal 2000.
DNO har hatt en rettstvist fra 1994/1995 med et nederlandsk meglerfirma gjennom sitt tidligere datterselskap Viking Petroleum AS. Oslo byrett har dømt DNO til å betale det nederlandske meglerfirmaet omlag SEK 12 mill. pluss renter.
Dette vil bli tatt inn i regnskapet for 4. kvartal 2000. DNO har besluttet å anke dommen.
OLJE & GASS VIRKSOMHETEN -
Oljeproduksjonen
DNO konsernet hadde i 3. kvartal 2000 oljeproduksjon fra Heatherfeltet (100 %), Claymorefeltet, UK (1 %) og Jotunfeltet, (1.25 %).
DNO konsernets samlede produksjon var i 3. kvartal 2000 556.273 oljeekvivalenter, som tilsvarer 6.046 fat pr. dag.
Pr. 30. September 2000 var samlet produksjon 1.726.391 fat oljeekvivalenter, som tilsvarer 6.300 fat pr. dag.
Prisen som oppnås for den produserte oljen er avhengig av de individuelle salgs-kontraktene. DNO konsernet oppnådde en gjennomsnittlig oljepris pr. 30. september 2000 på USD 26.23 pr. fat.
DNO har prissikret en oljeproduksjon på 4.000 fat pr. dag for hele 2001 til minimum USD 21 pr. fat. Er prisen over dette nivået vil selskapet få den gjeldende markedspris i henhold til salgskontraktene. Kostnaden for denne prissikringen er omlag USD 350.000.
Lisenser – Britisk Sokkel
Gjennomsnittlig oljeproduksjon fra Heather-feltet (100% og operatør) pr. 30 september 2000 var 4.550 fat pr. dag, og produksjonsregulariteten for Heather-plattformen var på 99.9 %.
På grunn av planlagte arbeider på oljeterminalen Sullom Voe på Shetland var Heatherfeltet stengt ned for en kortere periode i august 2000. Dette resulterte i noe lavere oljeproduksjon fra feltet i 3. kvartal. DNO foretok i samme periode diverse vedlikeholdsarbeider på plattformen.
Boring av den 3. side-stegs produksjons-brønnen på Heatherfeltet ble påbegynt i 3. kvartal og brønnen ble satt i produksjon 14 november 2000, med en startproduksjon på om lag 4.500 fat olje pr. dag. Pr. 20. november 2000 er samlet oljeproduksjon fra Heatherfeltet om lag 7.300 fat pr. dag. Boring av neste side-stegs produksjonsbrønn på feltet vil starte i 4. kvartal.
DNO planlegger en trinnvis utbygging av satelittfeltene rundt Heatherfeltet, gjennom boring av undervannsbrønner som skal knyttes opp mot plattformen via en ny rørledning. Det planlegges å bore minst en brønn på disse satellittene i 2001. I forbindelse med utbygging av satelittfeltene rundt Heatherfeltet samt ytterligere utforskning av Heather området vurderer DNO å ta inn et annet oljeselskap som partner.
Gjennomsnittlig oljeproduksjon fra Claymore-feltet (1.0 %) var pr. 30. September 2000 omlag 34.000 fat pr. dag hvorav DNO’s andel var 340 fat pr. dag.
Lisenser - Norsk Sokkel.
Jotunfeltet (1.25 %), som opereres av Exxon/Mobil, ble satt i produksjon mot slutten av 1999. Produksjonen fra Jotunfeltet har i 2000 vært betydelig bedre enn planen, og gjennomsnittlig produksjon fra feltet pr. 30. september 2000 var 115.920 oljeekvivalenter pr. dag, hvorav DNO’s andel var 1.449 fat pr. dag.
Gjennomsnittlig oljeproduksjon fra Jotunfeltet i november 2000 er 142.000 fat pr. dag, hvorav DNO’s andel er 1.775 fat pr. dag. DNO har i 3. kvartal 2000 inngått avtale om overtagelse av ytterligere 2 % i Jotun feltet fra Statoil med virkning fra 1. januar 2001, og DNO’s oljeproduksjon fra Jotunfeltet vil øke til om lag 4.000 fat pr. dag fra samme tidspunkt.
Glitne feltet (10 %), ble erklært kommersiellt i juni 2000, og Plan for Utbygging og Drift (PUD) ble godkjent 4. oktober 2000 og boring av produksjonsbrønner er igangsatt. Produksjonsstart for Glitnefeltet forventes sommeren 2001, men en startproduksjon på 40.000 fat olje pr. dag, hvorav DNO’s andel er 4.000 fat pr. dag.
I PL 203 (15 %) ble det boret en avgrensningsbrønn i 3. kvartal 2000. Brønnen påviste ikke hydrokarboner.
I de øvrige lisensene på norsk sokkel, PL 006C (10 %) og PL 148 (10 %) har det ikke vært aktivitet av betydning i 3. kvartal 2000.
Samtlige lisenskjøp på norsk sokkel skal godkjennes av norske myndigheter.
Lisenser - Yemen
Der var høy aktivitet knyttet til utbyggingen av Tasour B feltet i blokk 32 i 3. kvartal 3000, og feltet startet produksjonen 4. november 2000, 9 måneder etter utbyggingen av feltet ble godkjent av myndighetene i Yemen. Startproduksjonen fra feltet var 5.000 fat olje pr. dag. Produksjonen fra Tasourfeltet er pr. 20. november 2000 økt til 7.800 fat pr. dag, hvorav DNO’s andel er 2.500 fat pr. dag.
Etter avtale med myndighetene i Yemen samt øvrige partnere i lisensen, vil 25 % andelen som DNO overtok fra Norsk Hydro tidligere i år bli re-fordelt. DNO vil etter dette ha 32 % andel i lisensen, og DNO vil i den forbindelse motta om lag USD 3.8 mill. fra de øvrige partnerne i lisensen.
De totale utbyggingskostnadene for Tasour B feltet, inklusive boring av en 3. produksjons-brønn, ble omlag USD 15.7 mill., hvilket er mer enn 10 % under opprinnelig estimat. DNO planlegger boring av en 4 produksjonsbrønn innen utgangen av året.
I blokk 53 (24.45 %) ble boring av en ny letebrønn avsluttet i tidligere i år. Boringen påviste olje i en ny struktur i samme reservoarformasjon som Tasour feltet, og brønnen testet 4.850 fat olje pr. dag. Boring av en avgrensningsbrønn er nå ferdig, og foreløpige resultater indikerer at oljefunnet er større enn antatt. Operatøren vil fremlegge søknad om utbygging av feltet for myndighetene i Yemen innen utgangen av året.
Det nye funnet i blokk 53 kan knyttes opp mot Tasour feltet, og utbygging av feltet vil i så fall innebære lavere investeringer enn for Tasour utbyggingen.
Lisenser – Timan Pechora
DNO har fortsatt forhandlinger med selskapet Arkhangelskgeoldobycha (AGD) vedrørende rammevilkårene for oljeproduksjon fra MMT feltene i Timan Pechora. Det foreligger ingen endelig avklaring om dette pr. 3. kvartal 2000, og det har ikke påløpt kostnader av betydning for lisensen i 2000.
OFFSHORE & SERVICES -
Driften innen Offshore & Services har vist en jevn bedring i løpet av året, og virksomhetsområdet gav et positivt bidrag på NOK 13.7 mill. til DNO konsernets driftsresultat pr. 3. kvartal 2000.
DNO’s andel av resultatet i Petrolia Drilling ASA (PDR) er i 3. kvartal belastet regn-skapet til DNO med NOK 14.1 mill. etter egenkapitalmetoden. Pr. 30. september 2000 er resultatandelen i PDR belastet regnskapet i DNO med NOK 16.2 mill.
DNO kontrollerer en eierpost på om lag 36 % i Petrolia Drilling ASA (PDR). DNO har behov for en boreenhet for boring av undervanns-produksjonsbrønner på satelittfeltene rundt Heatherfeltet, og ”SS Petrolia” vurderes til dette oppdraget.
Som et resultat av oljeselskapenes økte investeringer har aktiviteten innen offshoremarkedet vist en økning gjennom 2000, og DNO venter at aktiviteten innen dette markedet vil øke ytterligere i årene framover.
For rapport med tabeller, følg linken nedenfor:
