Konsernets samlede driftsinntekter utgjorde pr. 1. halvår 2001 MNOK 561,5 (MNOK 302,1). Driftsresultatet ble MNOK 189,2 (MNOK 90,9), og EBITDA MNOK 293,1 (133,1).
Av selskapets samlede driftsinntekter pr. 1. halvår 2001, bidro kjernevirksomheten olje- og gass med MNOK 511,4 (MNOK 262,6). Driftsresultatet fra olje- og gassvirksomheten utgjorde i perioden MNOK 179,9 (MNOK 70,2).
Netto resultat fra tilknyttede selskaper utgjorde i perioden MNOK -19,9 (MNOK -1,8). Dette er regnskapsført i henhold til egenkapitalmetoden, og har således ingen likviditetsmessig effekt.
Resultat før skatt utgjorde MNOK 161,3 (MNOK 98,5) og resultat etter skatt MNOK 67,9 (MNOK 67,5). Periodens skattekostnad på MNOK 93,4 relaterer seg hovedsaklig til aktiviteten på norsk sokkel. Skattekostnaden er beregnet ut fra forventet skatteprosent for 2001, basert på årsprognoser med forutsetninger om oljepris og valutakurs (USD). Betalbar skatt er beregnet å utgjøre omlag 40 % av total skattekostnad.
Halvårsregnskapet er avlagt iht. de samme regnskapsprinsipper som årsregnskapet 2000.
Resultat 2. kvartal 2001
Konsernets samlede driftsinntekter utgjorde i 2. kvartal 2001 MNOK 293,1 (MNOK 158,3). Driftsresultatet ble MNOK 101,9 (MNOK 51,7), og EBITDA MNOK 142,3 (MNOK 68,3).
Av selskapets samlede driftsinntekter i 2. kvartal, bidro kjernevirksomheten olje- og gass med MNOK 267,3 (MNOK 138,6). Driftsresultatet fra olje- og gassvirksomheten utgjorde MNOK 97,6 (MNOK 32,2).
Netto resultat fra tilknyttede selskaper utgjorde i perioden MNOK -13,0 (MNOK -10,6).
Resultat før skatt utgjorde MNOK 72,2 (MNOK 40,8) og resultat etter skatt MNOK 23,3 (MNOK 19,7). Periodens skattekostnad på MNOK 48,9 relaterer seg hovedsaklig til selskapets aktivitet på norsk sokkel.
Oljeproduksjon
Gjennomsnittlig oljeproduksjon i 2. kvartal 2001 og 1. halvår for DNO-konsernet var på henholdsvis 12,881 fat pr. dag (6,695 fat pr. dag) og 13,011 fat pr. dag
(6,604 fat pr. dag). Dette er omlag en dobling av oljeproduksjonen sammenlignet med tilsvarende perioder i 2000.
Produsert, men ikke solgt oljevolum i perioden er innteksført med oljepris pr. 30. juni 2001 (rettighetsmetoden).
Lisenser i Storbritannia
Gjennomsnittlig oljeproduksjon fra Heather-feltet (DNO 100 %) var i 1. halvår 2001 på 5,639 fat pr. dag (4,800 fat pr. dag). Som en konsekvens av boring av nye sidestegsbrønner, har produksjonen vist en økning i forhold til 2000. Produksjonen fra feltet var over 7,000 fat pr. dag i april måned, mens den ved utgangen av perioden var på noe under 5,000 fat pr. dag. Dette er et høyere fall i produksjonen enn forventet, og skyldes behov for inngrep i flere brønner på feltet for å bedre kapasiteten både med hensyn til oljeproduksjon og vanninjeksjon. Slike inngrep og tiltak planlegges også gjennomført i løpet av 2. halvår 2001.
DNO har inngått kontrakt med Petrolia Drilling ASA om bruk av den halvt nedsenkbare boreriggen SS "Petrolia" for boring i West Heather området. Kontrakten er for 1 brønn pluss opsjoner til ytterligere 2 brønner. Den første brønnen ble påbegynt 9. august 2001 og vil blant annet teste potensialet i en struktur av øvre jura alder på vestkanten av "North Viking Graben". Dette området antas å inneholde et betydelig potensiale for hydrokarbonbærende oljereservoar. Potensielle utvinnbare oljeressurser i strukturen er anslått til 60 - 220 millioner fat med en antatt funnsannsynlighet på omlag 10 %. Påviste og sannsynlige reserver i Heather-feltet
med omliggende satelitter (utenom øvre jura strukturen) er i dag anlått til omlag 50 millioner fat. Et positivt resultat fra boringen i den nye strukturen vil derfor
kunne medføre en betydelig økning i oljeressursene i Heather-området.
I tilfelle funn av kommersielle oljereserver i øvre jura strukturen, kan feltet bli bygget ut ved boring av undervanns-produksjonsbrønner hvor produksjonen vil bli knyttet opp mot Heather-plattformen via en 7.5 km lang rørledning. Med en oljepris på USD 17 pr. fat, er potensiell nåverdi av et kommersielt funn på 120 millioner fat (P 50) anslått til 4 milliarder NOK.
Lisenser - Norge
DNOs fem ervervede lisensandeler på norsk sokkel er godkjent av olje-og energidepartementet. Dette omfatter:
PL 103B (32,5%) - Jotun (3.25 %)
PL 203 (15.00 %)
PL 148 (30.00 %)
PL 048B - Glitne (10.00 %)
PL 006C - Tyr-prospektet (10.00%)
Finansdepartementes godkjennelse av 20% andel av PL 103B (2% i Jotun-feltet) ble gitt 4. juli 2001 og transaksjonen ble gjennomført 31. juli 2001. Når det gjelder 10% i PL 006C (Tyr-prospektet) forventes denne å foreligge sent 3. kvartal / tidlig 4. kvartal.
Jotun-feltet produserer bedre enn prognosen i henhold til Plan for Utbygging og Drift (PUD), men feltet er nå gått av platå. Produksjon falt i 2. kvartal til 105.294 fat pr. dag, hvorav DNOs andel utgjør 3.422 fat pr. dag. I juli var produksjonen fra feltet 91.356 fat pr. dag, hvorav DNOs andel utgjør 2.947 fat pr. dag. Ytterligere produksjonsfall er ventet i annet halvår.
Petrojarl 1 er nå ankret opp på Glitne-feltet og operatøren for lisensen, Statoil, forventer produksjonsstart i slutten av august.
Det forventes at Norsk Hydro som operatør i PL 203, vil presentere en utbyggingsplan for gassreservene mot slutten av året. Selskapet undersøker forskjellige gassavsetningsmuligheter for sin del av reservene.
I PL 006C hvor Amerada Hess er operatør, er det planlagt borestart i november av Tyr-prospektet.
Lisenser Yemen
DNO har 41,0 % eierandel og er operatør for Tasour feltet i blokk 32. Oljeproduksjonen fra feltet startet i november 2000, og produksjonsutviklingen fra feltet har sålangt vært bedre enn forventet. DNO's andel av gjennomsnittlig oljeproduksjon (brutto) fra Tasour-feltet var i 1. halvår 2001 på 3,364 fat pr. dag. I henhold til produksjonsdelingsavtalen kan DNO's inntektsføre omlag 71 % av denne oljeproduksjonen. Grunnet god produksjonsutvikling og tilfredsstillende oljepriser er DNO's investeringer på omlag MUSD 6,5 knyttet til utbyggingen av Tasour-feltet nå nedbetalt. DNO planlegger boring av en ny produksjonsbrønn på Tasour i løpet av 4. kvartal 2001. Deretter planlegges det boring av en letebrønn på en ny struktur i nærheten av feltet.
Utbyggingen av oljefeltet Sharyoof i blokk 53 (DNO 24,45 %) startet i 1. kvartal 2001. DNO's andel av reservene i Sharyoof-feltet er omlag 6 millioner fat, og produksjonsstart er planlagt i 4. kvartal 2001 med en utbyggingsløsning tilsvarende som for Tasour-feltet. Lisenspartnerene i blokk 53 har nå inngått avtale med myndighetene om bruk av eksisterende infrastruktur i området for eksport av olje.
Offshore and Services
DNO har 37,2 % eierandel i Petrolia Drilling ASA (PDR). Resultatet i PDR er belastet DNO konsernets regnskap etter egenkapirtalmetoden med henholdsvis MNOK 7,4 og MNOK 20,0 i 2. kvartal og 1. halvår 2001. Samtlige eneheter til PDR er nå i på kontrakt grunnet den forventede bedringen i offshoremarkedet, og det er grunn til å forvente en bedring i PDR's resultater i 2. halvår.
Segmentet Offshore & Services hadde et driftsresultat på MNOK 9,3 i 1. halvår 2001, og den positive utviklingen er ventet å fortsette i 2. halvår.
Investeringer
Totale regnskapsmessige investeringer i 2. kvartal utgjør MNOK 70,6. Dette knytter seg hovedsaklig til andel utbyggingskostnader i Glitne-feltet i Norge og Sharyoof-feltet i Yemen.
Finansielle forhold
Konsernets totale likvide beholdning utgjorde pr. 30.06.2001 MNOK 664,8 (MNOK 221,8) hvorav MNOK 474,5 (MNOK 55,2) utgjorde fri likviditet.
Rentebærende langsiktig gjeld utgjorde MNOK 674,5 (MNOK 107,7) ved utgangen av 2. kvartal 2001. Endringen i langsiktig rentebærende gjeld skyldes hovedsaklig opptak av et obligasjonslån stort MNOK 500. Obligasjonslånet er notert på Oslo Børs.
Regnskapsført egenkapital pr. 30.06.2001 utgjorde MNOK 887,4 (MNOK 679,1). Økningen i egenkapital i perioden relaterer seg til periodens resultat samt innløsing av opsjoner tildelt ansatte og ledende nøkkelpersonell.
Andre forhold
DNO har i 2. kvartal solgt et oljevolum på omlag 800,000 fat, som var prissikret til USD 26,32 pr. fat. Prissikringen var tidfestet til mai måned, hvor oljeprisen var på 28,57 USD pr. fat. Dette har påført selskapet et tap på MNOK 17,0 i 2. kvartal 2001. I tillegg har selskapet prissikret 4.000 fat pr. dag til USD 21. pr. fat. Sikringskostnaden, USD 350.400, periodiseres lineært over året.
DNO har i løpet av perioden øket sin eierandel i ClampOn AS til 36,0 %.
For Børsmelding og Rapport med tabeller, se vedlegg: