DNO ASA. Delårsrapport/Interim Report

Transkript

1 DNO ASA Delårsrapport/Interim Report

2 DNOs visjon og overordnet målsetting DNO skal være en ledende international nisjeaktør i forbindelse med utvikling av mindre petroleumsfelt samt forlenget produksjon og økt utvinning fra modne petroleumsfelt. Selskapets overordnede målsetting er å skape aksjonærverdier over tid gjennom lønnsomme investeringer relatert til slike prosjekter. DNO's vision and overall objective DNO aims to be a leading, international niche player engaged in both the development of smaller oil and gas fields and in extended production and increased recovery from mature petroleum fields. The company s overall objective is to create longterm value for its shareholders through profitable investment in projects of such nature. Hovedtrekk 1. halvår Driftsinntekter og driftsresultat viste ytterligere økning fra 1. til 2. kvartal. Gjennomsnittlig oljeproduksjon på 13,011 fat pr. dag ga konsernet et driftsresultat på mill. NOK 189,2 og en kontantstrøm (EBITDA) på mill. NOK i 1. halvår, et resultat som selskapet er meget tilfreds med. Konsernets frie likviditetsbeholdning var ved utgangen av juni på mill. NOK 474,5 etter opptak av mill. NOK 500 i obligasjonslån og reduksjon av annen bankgjeld på mill. NOK 182,3. Hovedtall mill. NOK Gj. sn. prod. olje og gass fat/dag Driftsinntekter Driftsresultat Resultat før skatt EBITDA (1) Egenkapitalandel i % ,5 189,2 161,3 39% ,1 90,9 98,5 133,1 55% 2. kv/2nd Q ,4 87,3 89,2 150,8 44% ,9 72,2 142,3 39% (1) Resultatet etter skattekostnad justert for skattekostnad, visse finansposter, resultat tilknyttede selskaper, av/nedskrivninger og regnskapsmessige avsetninger. Headlines 1st Half The DNO Group experienced a further increase in operating revenues and operating profit from the first to the second quarter of. With an average oil production of 13,011 bbl/day during the first six months of the year, the Group operating profit for the periode became mill. NOK 189.2, and its cash flow (EBITDA) mill. NOK 293.1, a result with which the company is very satisfied. The Group s free cash position at the end of June was mill. NOK 474.5, after the mill. NOK 500 bond issue and mill. NOK reduction in other bank debt. 2. kv/2nd Q 3. kv/3rd Q 4. kv/4th Q ,8 39,2 57,7 64,8 52% ,3 51,7 40,8 68,3 55% ,2 16,3 71,1 52% ,5 0,1 28,3 81,3 50% Key figures mill. NOK ,8 113,8 86,8 285,5 50% Avg. prod. oil & gas, bbl/day Operating revenues Operating profit (loss) Profit (loss) before tax EBITDA (1) Equity ratio in % (1) Annual profit (loss) adjusted for tax, certain financial items, profit (loss) relating to associated companies, depreciation/impairment and losses and provisions made in the accounts. Resultat 1. halvår og 2. kvartal (tall for 1. halvår og 2. kvartal i parentes). Resultat 1. halvår Konsernets samlede driftsinntekter utgjorde pr. 1. halvår mill. NOK 561,5 (302,1). Driftsresultatet ble mill. NOK 189,2 (90,9) og EBITDA mill. NOK (133,1). Av selskapets samlede driftsinntekter pr. 1. halvår, bidro kjernevirksomheten olje og gass med mill. NOK 511,4 (262,6). Driftsresultatet fra olje og gassvirksomheten utgjorde i perioden mill. NOK 179,9 (87,8). Netto resultat fra tilknyttede selskaper utgjorde i perioden mill. NOK 19,9 (1,8). Dette er regnskapsført i henhold til egenkapitalmetoden, og har således ingen likviditetsmessig effekt. Resultat før skatt utgjorde mill. NOK 161,3 (98,5) og resultat etter skatt mill. NOK 67,9 (67,5). Periodens skattekostnad på mill. NOK 93,4 relaterer seg hovedsaklig til aktiviteten på norsk sokkel. Skattekostnaden er beregnet ut fra forventet skatteprosent for, 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. Resultat 2. kvartal Konsernets samlede driftsinntekter utgjorde i 2. kvartal mill. NOK (158,3). Driftsresultatet ble mill. NOK 101,9 (51,7), og EBITDA mill. NOK 142,3 (68,3). Av selskapets samlede driftsinntekter i 2. kvartal, bidro kjernevirksomheten olje og gass med mill. NOK 267,3 (138,6). Driftsresultatet fra olje og gassvirksomheten utgjorde mill. NOK 97,6 (50). Netto resultat fra tilknyttede selskaper utgjorde i perioden mill. NOK 13,0 (10,6). Resultat før skatt utgjorde mill. NOK 72,2 (40,8) og resultat etter skatt mill.nok 23,3 (19,7). Periodens skattekostnad på mill. NOK 48,9 relaterer seg hovedsaklig til selskapets aktivitet på norsk sokkel. Results for first half and second quarter of (first half and 2nd quarter of figures in brackets). Results for the first half of The Group s total operating revenues for the first half of were mill. NOK (302.1). The Group s operating profit was mill. NOK (90,9 ), and its EBITDA mill. NOK (133.1). Of the company s total operating revenues for the first half of, its core activity, oil and gas, accounted for mill. NOK (262.6 ). The oil and gas activity s operating profit for the period was mill. NOK (87.8). Net result from associated companies was mill. NOK 19.9 (1.8) for the period. The loss is accounted for using the equity method, and thus does not have any cash effect. The Group s profit before tax was mill. NOK (98.5). Net profit was mill. NOK 67.9 (67.5). Mill. NOK 93.4 in taxes for the period relate mainly to the activity on the Norwegian shelf. Tax is estimated based on expected tax percentage for, which is stipulated according to annual prognoses and assumptions of oil prices and exchange rates (USD). Payable taxes are estimated at approximately 40 per cent of total taxes. The financial statements for the first half of have been prepared using the same accounting principles that were used for the annual financial statements for. Results for the second quarter of The Group s total operating revenues for the second quarter of were mill. NOK (158.3). The Group s operating profit was mill. NOK (51.7), and its EBITDA mill. NOK (68.3). Of the company s total operating revenues for the second quarter of, its core activity, oil and gas, accounted for mill. NOK (138.6 ). The oil and gas activity s operating profit was mill. NOK 97.6 (50). Net result from associated companies was mill. NOK 13.0 (10.6) for the period. The Group s profit before tax was mill. NOK 72.2 (40.8). Net profit was mill. NOK 23.3 (19.7). Mill. NOK 48.9 in taxes for the period relate mainly to the company s activity on the Norwegian shelf.

3 Oljeproduksjon Gjennomsnittlig oljeproduksjon i 2. kvartal og 1. halvår for DNOkonsernet 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. Produsert, men ikke solgt oljevolum i perioden er innteksført med oljepris pr. 30. juni (rettighetsmetoden). Oil production The DNO Group s average oil production for the second quarter of was 12,881 barrels per day (6,695 barrels per day). Average daily oil production for the first half of was 13,011 barrels (6,604 barrels). This is about double the oil production for the corresponding periods of. Produced, not sold oil volumes in the period have been recognised using oil prices at 30 June, (entitlement method). Fig. 1 Gj. sn. produksjon olje og gass/average produktion of oil & gas fat pr. dag/bbl per day Fig. 2 Driftsinntekter, driftsresultat og EBITDA/Operating revenues, operating profit and EBITDA mill. NOK Driftsinntekter/ Operating revenue Driftsresultat/ Operating income EBITDA/ EBITDA 0 2. kv/2nd Q 3. kv/3rd Q 4. kv/4th Q 2. kv/2st Q 0 2. kv/2nd Q 3. kv/3rd Q 4. kv/4th Q 2. kv/2st Q Lisenser i Storbritannia Gjennomsnittlig oljeproduksjon fra Heatherfeltet (DNO 100 %) var i 1. halvår 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. 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 større 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 gjennomført i løpet av 2. halvår. 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 en brønn pluss opsjoner til ytterligere to brønner. Den første brønnen ble påbegynt 9. august 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 reservoar. Potensielle utvinnbare oljeressurser i strukturen er anslått til millioner fat med en antatt funnsannsynlighet på omlag 10 %. Påviste og sannsynlige reserver i Heatherfeltet med omliggende satellitter (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 Heatherområdet. I tilfelle funn av kommersielle oljereserver i øvre jura strukturen, kan feltet bli bygget ut ved boring av undervannsproduksjonsbrønner hvor produksjonen vil bli knyttet opp mot Heatherplattformen 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 oljeog energidepartementet. Disse omfatter: PL 103B (32,5%) Jotun (3.25 %) PL 203 (15.00 %) PL 148 (30.00 %) PL 048B Glitne (10.00 %) PL 006C Tyrprospektet (10.00%) Finansdepartementes godkjennelse av 20% andel av PL 103B (2% i Jotunfeltet) ble gitt 4. juli og transaksjonen ble gjennomført 31. juli. Når det gjelder 10% i PL 006C (Tyrprospektet) forventes denne å foreligge sent 3. kvartal / tidlig 4. kvartal. Jotunfeltet 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. Licences in the UK Average oil production from the Heather field (DNO 100 %) in the first half of was 5,639 barrels per day (4,800 barrels per day). This is an increase from due to the drilling of new sidetrack wells. In April, production from the field exceeded 7,000 barrels per day, but was down below 5,000 barrels per day towards the end of the period. This decline in production was more than expected, and is due to the need for intervention in a number of the wells in the fields to improve both the oil production and water injection capacity. Such intervention and measures are scheduled for the second half of. DNO has signed an agreement with Petrolia Drilling ASA for use of its semisubmersible drilling rig SS Petrolia in the WestHeather area. The agreement covers one well with an option of another two. One of the purposes of the first well, which was commenced on 9 August,, is to test the potential of an Upper Jurassic structure located on the western edge of the North Viking Graben. The area is assumed to hold a high potential for hydrocarbon bearing reservoirs. Estimated potential recoverable oil resources in the structure are million barrels, with a probability of success of approximately 10%. Proved and probable reserves in the Heather field and adjacent satellites (excluding the Upper Jurassic structure) are currently estimated at some 50 million barrels. A positive result of the drilling activity in the new structure, therefore, might significantly increase the oil resources in the Heather area. Should the Upper Jurassic structure prove to contain commercial oil reserves, the field can be developed with subsea production wells tied to the Heather platform by a 7.5 km long pipeline. With an oil price of USD 17 per barrel, the potential net present value of a commercial discovery of 120 million barrels (P 50) is estimated at NOK 4 billion. Licences in Norway DNO s five acquired licence interests on the Norwegian shelf have been approved by the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy. These licence interests include: PL 103B (32.5%) Jotun (3.25 %) PL 203 (15.00 %) PL 148 (30.00 %) PL 048B Glitne (10.00 %) PL 006C Tyr prospect (10.00%) The Ministry of Finance s approval of the 20 per cent interest in PL 103B (2% in Jotun), was granted on 4 July,, with the transaction being completed on 31 July,. The 10 per cent interest in PL 006C (the Tyr prospect) is expected to be approved at the end of the third/beginning of the fourth quarter. Production from the Jotun field is higher than prognosed in the Plan for Development and Operation (PDO), but production is now off plateau. During the second quarter, it dropped to 105,294 barrels per day, of which DNO s share is 3,422 barrels per day. In July, the daily production from the field was 91,356 barrels, of which DNO s share is 2,947 barrels. A further decline in production is expected in the second half of the year.

4 Petrojarl 1 er nå ankret opp på Glitnefeltet 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 Tyrprospektet. Lisenser Yemen DNO har 41,0 % eierandel og er operatør for Tasour feltet i blokk 32. Oljeproduksjonen fra feltet startet i november, og produksjonsutviklingen fra feltet har sålangt vært bedre enn forventet. DNOs andel av gjennomsnittlig oljeproduksjon (brutto) fra Tasourfeltet var i 1. halvår 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 DNOs investeringer på omlag mill. USD 6,5 knyttet til utbyggingen av Tasourfeltet nå nedbetalt. DNO planlegger boring av en ny produksjonsbrønn på Tasour i løpet av 4. kvartal. 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. DNO's andel av reservene i Sharyooffeltet er omlag 6 millioner fat, og produksjonsstart er planlagt i 4. kvartal med en utbyggingsløsning tilsvarende som for Tasourfeltet. Lisenspartnerene i blokk 53 har nå inngått avtale med myndighetene om bruk av eksisterende infrastruktur i området for eksport av olje. Offshore og Services DNO har 37,2 % eierandel i Petrolia Drilling ASA (PDR). Resultatet i PDR er belastet DNOkonsernets regnskap etter egenkapitalmetoden med henholdsvis mill. NOK 12,6 og mill. NOK 20 i 2. kvartal og 1. halvår. Samtlige enheter til PDR er nå på kontrakt. Grunnet den forventede bedringen i offshoremarkedet, er det grunn til å anta en bedring i PDRs resultater i 2. halvår. Segmentet Offshore og Services hadde et driftsresultat på mill. NOK 9,3 i 1. halvår, og den positive utviklingen er ventet å fortsette i 2. halvår. Investeringer Totale regnskapsmessige investeringer i 2. kvartal utgjør mill. NOK 70,6. Dette knytter seg hovedsaklig til andel utbyggingskostnader i Glitnefeltet i Norge og Sharyooffeltet i Yemen. Finansielle forhold Konsernets totale likvide beholdning utgjorde pr mill. NOK 664,8 (221,8) hvorav mill. NOK 474,5 (55,2) utgjorde fri likviditet. Rentebærende langsiktig gjeld utgjorde mill. NOK 674,5 (107,7) ved utgangen av 2. kvartal. Endringen i langsiktig rentebærende gjeld skyldes hovedsaklig opptak av et obligasjonslån stort mill. NOK 500. Obligasjonslånet er notert på Oslo Børs. Regnskapsført egenkapital pr utgjorde mill. NOK 887,4 (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 mill. NOK 17 i 2. kvartal. I tillegg har selskapet prissikret fat pr. dag til USD 21. pr. fat. Sikringskostnaden, USD , periodiseres lineært over året. DNO har i løpet av perioden øket sin eierandel i ClampOn AS til 36 %. Petrojarl 1 is now anchored at the Glitne field, and the operator for the licence, Statoil, expects production to start at the end of August. Norsk Hydro, as operator for PL 203, is expected to present a plan for the development of the gas reserves towards the end of the year. The company is considering different gas sales opportunities for its share of the reserves. In the Amerada Hess operated PL 006C licence, drilling in the Tyr prospect is scheduled to begin in November. Licences in Yemen DNO has a 41 per cent ownership interest in, and is operator for, the Tasour field in block 32. Oil production from the field commenced in November, and so far, the production performance from the field has exceeded expectations. DNO s share of the average (gross) oil production from the Tasour field during the first six months of was 3,364 barrels per day. According to the production sharing agreement, DNO can take approximately 71 per cent of this oil production to income. Due to the favourable development in production and satisfactory oil prices, DNO s investment of approximately USD 6.5 million relating to the development of the Tasour field has now been paid back. DNO intends to drill a new production well in Tasour during the fourth quarter of and later an exploration well in a new, structure adjacent to the field. The development of the Sharyoof oil field in block 53 (DNO %) was initiated in the first quarter of. DNO s share of the reserves in Sharyoof is some 6 million barrels. Production is scheduled to begin in the fourth quarter of and the field s development solution corresponds to that of the Tasour field. The licensees in block 53 have now entered into an agreement with the authorities for use of existing infrastructure in the area to export oil. Offshore and Services DNO has a 37.2 % ownership interest in Petrolia Drilling ASA (PDR). PDR s result has been carried to expense in the DNO Group s financial statements using the equity method, with mill. NOK 12.6 for the second Quarter of and mill. NOK 20 for the first half of. All PDR units are now on contract. Due to the anticipated upswing in the offshore market, are PDR s results expected to improve in the second half of. The Offshore and Services segment had an operating profit of mill. NOK 9.3 for the first six months of, and the positive development is expected to continue in the second half of the year. Investments Total investments for the second quarter of amount to mill. NOK 70.6, relating mainly to the company s share of the cost of developing the Norwegian Glitne field and the Sharyoof field in Yemen. Finances The Group s total cash position at 30 June, was mill. NOK (221.8), of which mill. NOK (55.2) was free cash. At the end of the second quarter of, longterm interestbearing debt was mill. NOK (107.7). The change in longterm interestbearing debt is mainly due to the mill. NOK 500 bond loan. The bond loan is quoted on the Oslo Stock Exchange. Shareholders equity at 30 June, was mill. NOK (679.1). The increase in shareholders equity during the period relates to the results for the period and to the exercise of options granted to employees, directors and executives. Other conditions In the second quarter of, DNO sold about 800,000 barrels of oil that had been hedged at USD per barrel. The hedging concerned the month of May, during which the oil price was USD per barrel. Thus the company suffered a loss of mill. NOK 17 for the second quarter of. The company has furthermore hedged 4,000 barrels per day at USD 21 per barrel. The hedging cost, USD 350,400, is accrued on a straightline basis over the year. During the period, DNO increased its ownership interest in ClampOn AS to 36 %.

5 Resultatregnskap mill. NOK Profit and loss statement mill. NOK 2. kv/2st Q 2. kv/2nd Q 3. kv/3tr Q 4. kv/4th Q Driftsinntekter Driftskostnader Av/nedskr. og fjerning Lønn og andre driftskostader 561,5 238,7 98,5 35,2 302,1 153,5 30,9 26,8 268,4 108,6 51,2 21,2 130,1 47,2 13,9 143,8 75,2 15,0 14,4 158,3 78,3 15,9 12,4 163,2 95,1 26,9 18,4 200,5 113,2 65,0 22,4 665,8 361,8 122,7 67,5 Operating revenues Operating expenses Depr., writedowns, aband. Payroll and other operating expenses Driftsresultat 189,2 90,9 87,3 101,9 39,2 51,7 0,1 113,8 Operating profit (loss) Resultat tilknyttede selskaper Finansinntekter Finanskostnader 19,9 52,5 60,5 1,8 23,5 14,1 6,9 28,2 19,4 13,0 24,3 41,0 8,8 17,0 7,3 10,6 6,5 6,8 13,9 20,5 13,1 15,3 12,8 25,7 31,0 56,8 52,9 Interests in associated companies Financial revenues Financial expenses Resultat før skatt 161,3 98,5 89,2 72,2 57,7 40,8 16,3 28,3 86,8 Profit (loss) before tax Skattekostnad 1) 93,4 31,0 44,6 48,9 9,9 21,1 29,1 23,0 37,1 Taxes 1) Resultat etter skatt 67,9 67,5 44,6 23,3 47,8 19,7 12,8 5,3 49,7 Profit (loss) after tax Resultat pr. aksje Resultat pr. aksje, utvannet 1,35 1,35 1,74 1,61 0,89 0,87 0,46 0,48 1,36 1,24 0,38 0,37 0,41 0,35 0,18 0,16 1,15 1,10 Basic earnings per share Diluted earnings per share 1) Skattekostnaden vedrører hovedsakelig virksomheten i Norge 1) The tax expense is primary related to the operation in Norway Virksomhetsrapportering mill. NOK Reporting by area mill. NOK 2. kv/2st Q 2. kv/2nd Q 3. kv/3tr Q 4. kv/4th Q Driftsinntekter Olje og Gass Driftsinnt. Offshore og Services 511,4 50,1 262,2 39,5 244,1 24,2 267,3 25,9 124,0 19,8 138,6 19,7 139,8 23,4 167,6 32,9 570,0 95,8 Operating revenues Oil & Gas Op. rev. Offshore & Services Sum driftsinntekter 561,5 302,1 268,4 143,8 158,3 163,2 200,5 665,8 Total operating revenues Driftsresultat Olje og Gass Driftsres. Offshore og Services 179,9 9,3 87,8 3,1 82,3 5,0 97,6 4,3 37,8 1,4 50,0 1,7 4,6 4,5 13,9 8,9 97,1 16,6 Operating profit Oil & Gas Op. profit Offshore & Services Sum driftsresultat 189,2 90,9 87,3 101,9 39,2 51,7 0,1 113,8 Total operating profit Kontantstrømoppstilling mill. NOK Cash flow statement mill. NOK Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter Net cash flow from operating activities Net cash flow from investing activities Net cash flow from financing activities Netto endring i kontanter og kontantekvivalenter Net change in cash and cash equivalents Beholdning av kontanter og kontantekvivalenter Cash and cash equivalents at 1 January Beholdning av kontanter og kontantekvivalenter 1) Cash and cash equivalents 1) 1) I tillegg har selskapet mill. NOK 190,3 i langsiktige bankinnskudd knyttet til fremtidig fjerningskostnad. 1) In addition, the Company has mill. NOK 190,3 in longterm bank deposits for future platform abandonment

6 Balanse mill. NOK Balance sheet mill. NOK EIENDELER Immaterielle eiendeler Varige driftsmidler Finansielle anleggsmidler Anleggsmidler Varer Fordringer Kortsiktige investeringer Kontanter og kontantekvivalenter Omløpsmidler Sum eiendeler , ,0 498, ,8 8,3 142,7 10,0 474,5 635, ,3 103,9 467,4 493, ,1 8,0 104,8 55,2 168, ,1 127,7 631,7 495, ,4 34,1 215,1 5,4 88,0 342, ,0 ASSETS Intangible assets Tangible assets Financial fixed assets Total fixed assets Inventory Accounts receivable Shortterm financial assets Cash and cash equivalents Total current assets Total assets GJELD OG EGENKAPITAL DEPT AND SHAREHOLDERS FUNDS Egenkapital 887,4 679,1 796,7 Shareholders funds Rentebærende, langsiktig gjeld Avsetning til forpliktelser 674,5 356,0 107,7 241,0 146,2 327,6 Interestbearing longterm debt Provisions for liabilities and charges Sum langsiktig gjeld 1 030,4 348,6 473,8 Total longterm liabilities Rentebærende kortsiktig gjeld Annen kortsiktig gjeld 0,0 376,5 0,0 205,3 103,8 222,7 Interestbearing shortterm debt Other shortterm debt Sum kortsiktig gjeld 376,5 205,3 326,5 Total shortterm debt Sum gjeld og egenkapital 2 294, , ,0 Total debt & shareholders funds EGENKAPITALBEVEGELSE (KONSERN) 1. jan.30 jun. 1 jan.30 jun. 1.jan.31. des. CHANGES IN SHAREHOLDERS FUNDS (GROUP) Egenkapital pr Konvertering obligasjonslån Emisjoner Opsjoner ansatte Reversering gjeldsettergivelse Periodens resultat 796,7 67,9 420,8 190,9 67,6 420,8 12,0 314,9 7,3 8,0 49,7 Shareholders funds at 1 January Conversion, debentures Issues Options, employees Reversal of debt relief Profit for the year Egenkapital 887,4 679,1 796,7 Shareholders funds Styret i DNO ASA 17. august Board of Directors, 17 of August KONTORADRESSER/VISITING ADDRESSES DNO Britain Ltd Salvesen Tower, Blaikies Quay Aberdeen AB 11 5pw Scotland UK Telefon/Phone : Fax/Telefax : lynne.barclay@dnoheather.co.uk DNO ASA Stranden 1, Aker Brygge N0250 Oslo, NORWAY POSTADRESSE/POSTAL ADDRESS P. O. B. 1345, Vika N0113 Oslo, NORWAY Telefon/Phone : Fax/Telefax : dno@dno.no DNO ASA YEMEN Diplomatic Area Street 22C House no 10 Sanaa Republic of Yemen Telefon/Phone : Fax/Telefax : dnoyem@y.net.ye