FORFATTER(E) OPPDRAGSGIVER(E) Statoil ASA GRADER. DENNE SIDE ISBN PROSJEKTNR. ANTALL SIDER OG BILAG. Åpen

Transkript

1 SINTEF RAPPORT TITTEL SINTEF Teknologiledelse Sikkerhet og pålitelighet Postadresse: 7465 Trondheim Besøksadresse: S P Andersens veg 5 Telefon: Telefaks: Foretaksregisteret: NO MVA Konkurrentanalyse haleprodusenter FORFATTER(E) Camilla K Tveiten, Geir Langli (SINTEF Petroleumsforskning AS), Helge Sandtorv, Magnus Bjelkerud OPPDRAGSGIVER(E) Statoil ASA RAPPORTNR. GRADERING OPPDRAGSGIVERS REF. STF38 A Åpen Asbjørn Løve GRADER. DENNE SIDE ISBN PROSJEKTNR. ANTALL SIDER OG BILAG Åpen ELEKTRONISK ARKIVKODE PROSJEKTLEDER (NAVN, SIGN.) VERIFISERT AV (NAVN, SIGN.) T:\ Haleproduksjon\Endelig Rapport Haleproduksjon 2.doc Camilla K Tveiten Helge Sandtorv ARKIVKODE DATO GODKJENT AV (NAVN, STILLING, SIGN.) SAMMENDRAG Lars Bodsberg (Forskningssjef) Rapporten inneholder en oversikt over aktører i markedet som driver haleproduksjon innen olje og gass. Det er få selskaper som selv definerer seg som haleprodusent, men felles for de selskapene som omtales her er at de ser muligheter i å tjene penger på å drive felt som til nå er blitt sett på som mindre lønnsomme for de store aktørene. Likeså vil flere av de selskapene som nevnes her være på markedet for leting og utvikling av marginale felt. For de fleste gjelder det at de ikke nødvendigvis skiller vesentlig mellom dette og haleproduksjon i sin strategi. Rapporten er på ingen måte å se på som fullstendig. Det kan eksistere aktører som det ikke har lyktes SINTEF å få kjennskap til og det eksisterer helt klart informasjon om selskapene som ikke er beskrevet her. For eksempel er det en karakteristikk at informasjon om HMS resultater og organisasjon ikke er åpent tilgjengelig for utenlandske selskaper. STIKKORD NORSK ENGELSK GRUPPE 1 Bedriftsutvikling Enterprise Development GRUPPE 2 Marked, Olje Marked, Oil EGENVALGTE Konkurranseanalyse Competitor Analysis Markedsanalyse Market Analysis

2 2

3 INNHOLDSFORTEGNELSE 1 Innledning Omfang av haleprodusenter i ulike oljeprovinser Selskaper på norsk sokkel som har haleproduksjon som kjernekompetanse og marked Paladin Resources Ltd PERTRA Talisman Energy Inc Lundin Petroleum AB og DNO MAERSK Olie og Gas Øvrige selskaper Aker Kvaerner olje og gass (Aker Maritime) DONG E&P Det Norske Oljeselskap AS Anadarko Petroleum Corporation Enterprise Oil/Shell Enterprise Kerr Mc Gee Marathon Norske AEDC OER Oil Revus energy RWE DEA Sumitomo CNR International (UK) Ltd Gaz de France Ruhrgas Norge AS Trender Norske rammebetingelser vs andre rammebetingelser Utviklingen av olje/gass utvinning på norsk sokkel Trender innen teknologi Strukturendringer Kostnadsbildet

4 4

5 1 Innledning SINTEF refererer til forespørsel fra Statoil ASA v/asbjørn Løve, der SINTEF ble bedt om å foreta en analyse av aktører innen haleproduksjon vedrørende Økonomi, Drift, Organisasjon, HMS, og Marked. Den tiden SINTEF har hatt til å samle informasjon har vært knapp og SINTEF har dermed basert seg på informasjon som er åpent tilgjengelig. Muligheten til å få tak på folk per telefon har likeledes vært begrenset. Begrepet haleproduksjon er ikke klart definert. Aktørene som markedet regner som haleprodusenter definerer ikke seg selv som haleprodusent. Forskjeller ligger i hvilke fokus som settes og hvordan man organiserer seg for å nå de målene som settes. Tabellen under viser en oversikt over de aktører som er vurdert med noen nøkkeltall: Aktør Omsetning 2003 i millioner USD Antall ansatte Paladin , 0 12 ledelse, 39 øvrig Pertra 121,6 15 Talisman 1 996, (totalt) 45 (i Norge) Lundin 150,5 13 (i Norge) Maersk Olie og Gas 3 150,6 Aker 3 036, totalt i Norge DONG DNO AS Anadarko Enterprise (Shell) Kerr McGee 4 185,0 Marathon 3400 totalt Norske AEDC 1,9 (betalt i skatt til Norge i 2003) OER oil 4,3 13 (inntekt etter skatt) Revus Energy 6 RWE DEA 363,2 65 Sumitomo 590,0 CRM Gaz de France , i E&P Ruhrgas , Tabell 1: Oversikt over selskaper (registrert i Norge) og noen nøkkeltall. 5

6 6

7 2 Omfang av haleprodusenter i ulike oljeprovinser Inntoget av de nye selskapene som har haleproduksjon og utvikling av marginale felt som forretningsområde er ikke noe nytt fenomen selv om det er forholdsvis nytt som tema i Norge. Nedenstående figur gir en oppsummering av omfanget for de såkalte independents i 3 ulike oljeprovinser. Dette viser produksjonsvolumet i mill. bbl o.e. per år for år Til sammen er det dog langt flere aktører som har fått lisens og/eller operatørstatus enn det som figuren viser (ca. 70 i UK og ca. 30 i Norge). Figur 1 Oversikt over såkalte independents i GoM, UK og Norge. Listen er ikke nødvendigvis riktig per dato. 7

8 8

9 3 Selskaper på norsk sokkel som har haleproduksjon som kjernekompetanse og marked Kapittelet inneholder informasjon om de selskaper vi vurderer til å være haleprodusenter og som operer eller vil komme til å operere på norsk kontinentalsokkel. Selskapene vil ikke nødvendigvis se på seg selv som haleprodusent selv om andre kan vurdere dem slik. Kjernekompetansen til de aktørene som blir omtalt her er ikke annet enn at de mener at ved å investere i de mindre lønnsomme feltene er det mulig å tjene penger. Kompetansen de sitter på er ikke annerledes enn hos de store. Til slutt i kapittelet finnes et delkapittel om andre selskaper. Disse selskapene vurderer vi til å være interessante i haleprodusjonssammenheng, enten som rettighets-havere eller som aktive innen olje og gass/haleproduksjon, men som ikke har det som uttalt strategi å operere på norsk sokkel. 3.1 Paladin Resources Ltd. Paladin Resources (Norway) Ltd. / Paladin Resources Norge AS er et selskap som er heleid av Paladin Resources plc. I det etterfølgende er Paladin benyttet og det skilles ikke mellom de ulike selskapene Strategi og forretningsidé - å øke verdien av aksjen gjennom bade oppkjøp og utforskning med det mål for øye å øke utvinnbare reserver og produksjon på en kommersiell attraktiv basis. Mål (sitat): To build a geographically diverse reserves base and meaningful exploration portfolio which has the potential to deliver significant value. To reinvest strong near term cash flow profitably through: a) "steady" value per share growth from a disciplined approach to acquisitions b) "volatile" value per share growth from exploration To capture the resultant value growth in the share price. (Sitat slutt) Økonomi Turnover (mill GBP) Gross profit (mill GBP) Proft before taxation (mill GBP) Cash flow from ops (mill GBP) Result per share (pence) Net debt at year-end Tabell 2: Økonomisk oversikt Paladin Resources Ltd. 9

10 UK Scandinavia Indonesia/Tunisia/US Total Production (Mbbl) Production (Bscf) Reserves (MMbbl) Reserves (Bscf) Investment: - developments/production exploration Tabell 3: Oversikt over produkasjon Paladin Resources Ltd. Investeringsprogrammet for 2004 innbefatter GBP 75 mill på utvikling og prosjekter rettet inn mot økt utvinning fra eksisterende felt, GBP 11 mill på leting, samt en økning i produksjonen på 10%. For inneværende år er det planlagt å få Goldeneye og Stine-1 on-stream Operasjon (driftsform og bruk av teknologi) Paladin Resources plc (Paladin) er et uavhengig britisk oljeselskap. Selskapet er listet på London Stock Exchange. Selskapet var tidligere kjent som Pittencrieff Resources plc men skiftet navn etter at ex-clyde Petroleum management team kom inn i september Hovedkontor: Kinnaird House, 1 Pall Mall East London SW1Y 5PR Tel +44 (0) Fax +44 (0) Paladin har operasjoner i UK, Norge, Danmark, Indonesia, Romania, Tunisia. Driftsorganisjoner er etablert i Stavanger og Aberdeen. Paladin er i følge selskapet selv - ikke en tail end specialist, men ser forretnings-messige muligheter i (ofte neglisjerte) modne felt, og utvikler fortjenestemarginer gjennom investeringer og driftseffektiviseringstiltak. Paladin mener at haleproduksjon ikke er kostnadskutt men heller snakk om investering. Paladins primære investeringsområder er: Undergrunn o 4D seismikk o nye brønner (infill drilling, near field exploration) o satelittutbygginger Produksjonsoptimalisering Plattform integritet HSM Selskapets første operasjon var Montrose/Arbroath (UK) som ble kjøpt av BP/Amerada Hess i desember På oppkjøpstidspunktet hadde ikke Paladin en organisasjon på plass til å operere installasjonene, men inngikk umiddelbart en JV med Peftrofac og Helix. De to sistnevnte hadde driftserfaring. Paladins filosofi for operasjon av modne felt kan illustreres ved deres egen beskrivelse av Montrose/Arbroath (Monarb) operasjonene: Petrofac & Helix onshore support staff located in Paladin office Paladin management & professional staff (15) Petrofac onshore (15-20) Helix-RDS subsurface and well management staff (8-12) OIM s and offshore management positions are Petrofac employees 10

11 All other offshore positions as defined in the Safety Case are Petrofac employees (ca. 70%) and contract staff Paladin offshore representative present on Montrose New partner, Energy North Sea, brings previous Monarb experience Alignment of Monarb area equities between ENS and Paladin Paladin opererer i hele verdikjeden fra leting til salg, men fokuserer på leting i kjente strukturer og i nærområdet til felt der de har interesser. Ca. 14% av investerings-budsjettet går til leting. Eierinteresser på norsk sokkel produksjonslisenser (ikke utbygd eller i operasjon): Production licence Period Interest B B B BS CS Paladin er operatør på tre lisenser: 143 BS, 143 CS og 298. Paladin er medeier i følgende produserende felt: Brage, Huldra, Njord og Veslefrikk. Av disse er Brage, Njord og Veslefrikk i avtrappingsfasen. Paladin er medeier i forretningsområdene Brage, Huldra, Njord og SA-SB. Paladin driver ikke teknologi-utvikling, og har ikke noe mål om å være tidlig ute (kan gjerne være først) med å ta ny teknologi i bruk. Men: Når beslutning om teknologi/ løsning er valgt så står man fast ved denne. Tabell 4: Lisenser på norsk sokkel Paladin Resources Ltd Organisasjon Iflg Paladins årsrapport for 2003 er det 12 ansatte i ledelsen og 39 i drift og administrasjon: Stavanger: 17, Aberdeen: 14, London: 20 Paladin har ingen ansatte ute på norsk sokkel. På britisk sokkel har Paladin 15 ansatte i ledelse og adm/ops på Montrose/Arbroath samt én company rep ute på feltet. Paladin Resources Norge AS bruker egne ressurser i UK så langt det er mulig, men er i stor grad avhengig av kjøp av tjenester. Ifm operasjon av Monarb har Paladin inngått en JV med Petrofac og Helix. I tillegg har de et samarbeid med ENS HMS Paladin har utøvende operatørskap for Montrose, Arbroath og Arkwright på britisk sokkel. Selskapet hadde ingen dødsfall i sine operasjoner i 2003, men de hadde én skade som gir en LTA frekvens på 2.3 per million arbeidstimer. Ingen utslippshendelser registrert. Mål for 2004: LTA frekvens = 0 11

12 Utslipp av olje i produsert vann på 40 mg/kg Etablere planer for videre reduksjoner av utslipp av olje Etablere planer for maksimal utnyttelse av assosiert gass og videre reduksjon i fakling Implementere program for forbedring av yrkesmessig helse og sikkerhet Markedsposisjon partnere Partnere i pågående operasjoner der Paladin er operatør er Petrofac Facilities Management, Helix RDS og Energy North Sea (ENS). Paladins partnere i lisenser/felt på norsk sokkel er: OER Oil AS Petoro AS Eni Norge AS Norsk Hydro Produksjon AS Esso Exploration and Production Norway A/S Statoil ASA Talisman Energy Norge AS Svenska Petroleum Exploration AS RWE Dea Norge AS Lundin Norway AS DONG Norge AS ConocoPhillips Skandinavia AS Ruhrgas Norge AS Gaz de France Norge AS Total E&P Norge AS Mobil Development Norway AS Norske ConocoPhillips AS Total E&P Norge AS Enterprise Oil Norge AS 12

13 3.2 PERTRA Strategi og forretningsidé Rasjonale bak etableringen av Pertra: 1. En rekke oppdrag vil utebli dersom ikke små operatørselskap driver dem fram. 2. Oljeserviceindustrien må ta et selvstendig ansvar for å få en rimelig kompensasjon for sin verdiskaping. 3. PGS har en kompetansesammensetning som muliggjør dannelse av et lite oljeselskap. 4. Egen aktivitet innen feltutvikling og produksjon vil øke muligheten for en kontinuerlig sysselsetting av produksjonsflåten slik at den over tid kan tilbys våre kunder til gunstige betingelser. Kan små oljeselskap drifte felt billigere? Lavere administrasjonskostnader og enklere driftrutiner gir marginalt billigere drift. Små selskap vil imidlertid ha bedre ledelsesfokus og faglig fokus på små felt og således få bedre inntjening. Små selskap vil fokusere på rammevilkår som faktisk betyr noe for lønnsom drift av små felt og haleproduksjon. Adm. Dir. E. Haugane: Billigere? NEI! Mer lønnsomt: JA! Strategien er å finne/kjøpe felt under 100 millioner fat, og samtidig gå for store andeler i små felt heller enn små andeler i store felt Økonomi Pertra, ikke-reviderte tall (2003) Tall i 1000 USD Capital expenditures Revenue PGS, from Petrojarl Varg Tabell 5: Økonomisk oversikt PERTRA Operasjon (driftsform og bruk av teknologi) Pertra er et heleid datterselskap av PGS. Selskapets hovedkontor er i Trondheim. Selskapet ble godkjent som rettighetshaver og operatør på norsk sokkel i februar august 2002 overtok Pertra 70% av produksjonslisens 038 (fra Hydro). Pertra overtok også operatøransvaret. PL 038 omfatter Varg og Varg Sør, sistnevnte med et anslått gassvolum på 4 milliarder Sm3. Varg-feltet drives med FPSO en Petrojarl Varg som eies av PGS 1 og opereres av PGS på vegne av Pertra. I tillegg til operasjonell og maritim kompetanse har PGS erfaring med og kompetanse innen feltutvikling, seismikk, reservoarteknologi, produksjonssystemer mv som Pertra gjør nytte 1 Sverre Skogen er adm. Dir og Jens Ulltveit-Moe er styreformann i PGS ASA. PGS hovedkvarter er i Oslo. 13

14 av. PGS går gjerne inn i integrerte team med operatør for å utvikle felt, ta økonomisk risiko og tilpasse/avstemme operative mål. Operasjonelle styrker/egenskaper: beslutninger fattes raskt kort fra beslutning til gjennomføring stor villighet til å tenke alternativt i kontraktssammenhenger (insentiver) foretrekker enkle og oversiktlige kontraktsformer, prosedyrer og systemer minimaliserer alt som ikke er absolutt nødvendig sett fra regelverkssiden Hva er nytt med Pertra som operatør? Pertra er et innovasjons- og påse-selskap som kjøper alle praktiske tjenester: o Driftstjenesten kjøpes av PGS Production AS o Pertra har ingen representanter om bord på produksjonsenheten. Pertra vil overføre mer reelt ansvar til serviceselskap Pertra vil inngå incentivkontrakter som skaper en reell vinn-vinn situasjon med leverandørene o tariffer, inngått med PGS Production o dele verdiskapingen, inngått med Halliburton for boretjenester o gi tilgang for prøving ny teknologi, inngått med Markland for brønnmonitorering Andre sentrale leverandører til Pertra er: o NOFO, Statoil, Navion, Smedvig, Mærsk Contractors, Dynea, Helikopter Service. Pertra ser ikke på seg selv som en tail end specialist, men ser forretningsmessige muligheter i modne felt. Pertra er like mye ut etter nye felt med. Pertra mener at haleproduksjon først og fremst er snakk om fokus og riktige investeringer, bl.a. i undergrunnsforståelse, brønndesign og brønner. Pertra driver ikke teknologiutvikling, og har ikke noe mål om å være tidlig ute med å ta ny teknologi i bruk, men bruker det ypperste av teknologi Organisasjon Pertra har i dag omlag 15 ansatte. I tillegg til å dra nytte av PGS ressurser kjøper de tjenester fra kontraktører og konsulenter. Pertras kjernekompetanse er innen G&G. 14

15 3.2.5 HMS A summary of PGS HSE statistics for the period is shown in the table below 2. The figures cover our Geophysical and Production divisions and show annual rolling averages for the group as a whole. Detailed charts are also provided for marine and onshore geophysical business units. Figur 2: HMS resultater for PGS (kopiert fra PGS hjemmeside). In 2004 the company will focus on Total Recordable Frequency. KPI for TRCF has been set for TRCF at < 3. Marine Geophysical TRCF < 2 Onshore < 3 Production < 4.4 LTIF TRCF Production Geophysical Marine Onshore PGS Group Tabell 6: Årsresultat HMS for PGS 2003 basert på rolling averages. 2 TRCF : total recordable case frequency - MTC : number of medical treatment cases - RWC : number of restricted work cases - LTIF : lost time injury frequency - LTI : number of lost time injuries TRCF: total recordable case frequency = (MTC+RWC+LTIx10 6 ) / exposure hours LTIF: Lost time injury frequency = LTIx10 6 / exposure hours 15

16 3.2.6 Markedsposisjon partnere Partnere i pågående operasjoner er PGS og Halliburton på teknologisiden. På lisenssiden har Pertra kun Petoro som partner. 16

17 3.3 Talisman Energy Inc. Talisman Energy Inc. er et stort, uavhengig oljeselskap med globale operasjoner. Selskapet, som ble etablert i 1992 med utgangspunkt i BP Canada, er verdt US$ 12 milliarder, og har hovedkontor i Calgary i Canada Strategi og forretningsidé Hovedelementer i strategien: Oppkjøp av selskap og areal/felt (vekst et mål i seg selv for å få nødvendig erfaring og finansiell styrke til å ta større prosjekt). Videreutvikling av modne felt gjennom målrettet investering Boring Mål: Årlig økning i produksjon per aksje på 5-10%. Fortsatt fokus på Nord-Amerika og store internasjonale utviklingsmuligheter Økonomi Financial (millions of Canadian dollars) Cash flow Net income Exploration and development expenditures Total assets Long-term debt Shareholders equity Production (daily average production) 2 Oil and liquids (bbls/d) North America North Sea Southeast Asia Algeria Sudan Total oil and liquids Natural gas (mmcf/d) North America North Sea Southeast Asia Total natural gas Total mboe/d 2, Total mboe/d(net of royalties) 3, Shares outstanding at December 31 (millions) Number of permanent employees at December Non-GAAP measure. See inside back cover. 2Production numbers are before royalties,unless otherwise indicated. 3Net production (after royalties). 4Six mcf of natural gas equals one boe. Additional information for US Readers can be found on page

18 North Sea Liquids production (bbl/d) Natural gas production (mmcf/d) Production wells drilled 17 Exploration & development spending (mill C$) 496 Proven reserves (mmboe) 299 Added reserves (mmboe) 54 Operating costs (C$/boe) New exploration blocks on the UKCS 4 Acquisition of Gyda 61 % Tabell 7: Årsresultat for Talisman Energy Inc Operasjon (driftsform og bruk av teknologi) Talisman Energy Norge AS er et heleid datterselskap av Talisman Energy Inc. Talisman har operasjoner og/eller eierinteresser i blokker i USA/Alaska, Canada, UK, Norge, Nederland, Malaysia, Vietnam, Indonesia, Algeria and Trinidad. Selskapets kontor i Norge ligger i Stavanger. Selskapet er aktiv i leting, utvikling og operasjon av olje og gassfelt på land og offshore. Iht chief executive James Buckee (årsrapport 2003): Talisman plans to participate in more higher risk, high reward exploration drilling. We have built an inventory of prospects in Colombia, Qatar, Trinidad and Alaska and are evaluating larger opportunities in the North Sea. If successful, any one of our larger prospects could be material to Talisman. Although the individual risks are higher, we are of sufficient size to drill enough wells to avoid gamblers ruin, while, on the other hand, maintaining strict capital discipline. Selskapet driver ikke teknologiutvikling, men bruker gjerne ny teknologi der dette kan gi gevinst Organisasjon Lokasjon Antall ansatte per Nord-Amerika 1312 Nordsjøen 273 Sørøst Asis 168 Algerie 1 Andre 24 Totalt 1758 Tabell 8: Antall ansatte i Talisman (kontraktorer og midlertidige ansatte ikke medregnet) I Norge er Talisman 45 personer, hvorav 18 personer er fast ansatte. I UK sysselsetter Talisman 568 ansatte, inklusive kontraktorer. Talisman Norge bruker egne UK ressurser så langt det er mulig. 18

19 3.3.5 HMS Key PerformanceIndicator Description Number Lost time injury frequency (200,000 hours) LA7 Global Recycled operational waste EN11 United Kingdom 55 % 54 % Oil discharged in produced water (ppm) EN12 United Kingdom Malaysia Canada Spill frequency (number/mmboe) EN13 United Kingdom Malaysia Canada Average spill size (barrels) EN13 United Kingdom Malaysia Significant health,safety and environmental incidents/accidents Renewable energy and increased energyefficiency initiatives Activities and operations in protectedor sensitive areas GRI Indicator EN16 Global Not reported in EN17 EN25 Areas Reported On Canada United Kingdom Global See page 31 of 2002 Report. See pages 23 and 24 of 2002 Report. See page 28 of 2003 Report. See page 39 of 2002 Report. See page of 2003 Report. Production energy intensity (mmbtu/boe) Production carbon intensity (tons CO2E/boe) Canada Canada (2001) (2001) (2002) (2002) United Kingdom United Kingdom (2001) (2001) (2002) (2002) Reclamation and remediation exp.($/boe) Canada Waste intensity (tons/mmboe) Canada Tabell 9: Talisman HMS resultater. Kilde: Talisman Energy Inc Corporate Responsibility Report ( Markedsposisjon partnere Talisman er operator på Gyda (PL 019). Talisman har eierinteresser i følgende lisenser på norsk sokkel: 019B, 019C, 143BS, 143CS, 299, 301. Talisman er operatør på 019B, 019C, 299 og 301. Talismans partnere på de norske lisensene er DOBG Norge AS, Norske AEDC A/S og Paladin Resources Norge AS. På britisk sokkel er Talisman operatør på følgende felt: Clyde/Orion/Halley Buchan/Hanney Ross/Blake Beatrice Flotta Catchment Area (Tartan/Highlander/Petronella, Piper, MacCulloch, Claymore) I tillegg er de deltager på Brae. Videre har de eierinteresse i et felt på nederlandsk sokkel. 19

20 Objectives from Talisman s 2002 Annual Report The sale of the interests in the Sudan properties was expected to close in the first quarter of The Company s objective was to grow production per share by 5-10% in 2003 and 2004 (excluding Sudan). Performance in 2003 Talisman completed the sale of its indirect interest in the Sudan properties for $1.1 billion on March 12. In the fourth quarter of 2003, production per share was up 15% (excluding Sudan), compared to fourth quarter In the three quarters following the sale of its interest in the Sudan assets, Talisman s production per share increased 6% over the corresponding period in Talisman expected to participate in 700 exploration and development wells, spending $2.1 billion. Significant production increases were expected from Malaysia, Vietnam and Algeria in the second half of Unit operating costs were expected to average approximately $7.00/ boe. The Company expected cash flow per share of over $21 in 2003, based on US$28.50/bbl WTI oil and US$5/mcf NYMEX gas. Talisman participated in 702 wells, with exploration and development spending of $2.18 billion. Fourth quarter 2003 production from these areas averaged 31,000 boe/d, compared to 6,000 boe/d a year earlier. Unit operating costs averaged $7.15/boe. Cash flow per share was $ Although oil and gas prices were higher than expected in US$ terms, this benefit was offset by the stronger Canadian dollar in Review (North Sea) Liquids production averaged 113,075 bbls/d, compared to 127,486 bbls/d in 2002; however, fourth quarter liquids production recovered to 128,697 bbls/d. Natural gas production averaged 109 mmcf/d, compared to 122 mmcf/d in Talisman drilled 17 successful oil and natural gas wells. Exploration and development spending was $496 million. Talisman added 54 mmboe of proved reserves and had 299 mmboe of proved reserves at year end (84% developed). Operating costs averaged $11.36/boe, up from $10.08/boe in First oil from the Blake Flank development started on schedule at 5,200 bbls/d. Talisman participated in three successful exploration wells. The J5 well, adjacent to the Buchan field, tested at 7,100 bbls/d, the Tartan North well tested at 8,100 bbls/d and the Affleck well, east of the Orion field, tested at 4,000 bbls/d. The Drum, Dunnottar and Eta-2 wells were unsuccessful. The Company acquired an entry position in Norway with the purchase of a 61% operated interest in two blocks in the Norwegian North Sea containing the producing Gyda field and platform facilities and 61% of the Gyda gas export pipeline. Talisman was awarded four new exploration blocks in the UK North Sea. In Talisman s production is expected to average between 415, ,000 boe/d. The Company expects to participate in approximately 640 North American and 118 international gross exploration and development wells. Talisman plans to spend $2.3 billion on exploration and development. With the recent strength in the pound sterling, unit operating costs are expected to increase 5-10%. Talisman expects to generate $17-22 cash flow per share. This is based on US$25-30/bbl WTI oil prices, US$ /mmbtu NYMEX gas prices and a Canadian dollar exchange rate of US$

21 3.4 Lundin Petroleum AB og DNO Lundin Petroleum er et nytt selskap på norsk sokkel. De ble dannet i 2001 og har vokst fra KNOK 100 i aksjekapital i starten til KNOK i slutten av De har kjøpt seg inn på en del norske blokker samt blokker i diverse andre land. De har også solgt blokker i bl.a. Sudan. De har hovedkontor i Stockholm som flg.: Sverige Lundin Petroleum AB Hovslagergatan 5 SE Stockholm Tel.: Hovedledelse i Geneve Lundin Petroleum AB 6 Rue de Rive PO Box 3410 CH-1211 Geneva 3 Tel.: Selskapet er registrert på Stockholmsbørsen Strategi og forretningsidé Den er uttrykket som flg.: Å lete etter, bygge ut og utvinne olje og gass på den mest økonomiske effektive, samt sosialt og miljømessige måte til fordel for aksjeeiere, ansatte og land de opererer i. Selskapet har så langt drevet et betydelig oppkjøp av andeler i blokker på mindre felt, men også solgt slike andeler med god fortjeneste bl.a. tjent 720 mill. SEK på salg av ei blokk i Sudan. Spesielt på engelsk side har de kjøpt seg inn i haleproduksjon for feltene Thistle og Heather. Disse produserer for tiden henholdsvis bbl/dag og bbl/dag. For norsk virksomhet uttaler de på sin hjemmeside (sitat): The company has been recognised as a competent independent oil company by the Norwegian licensing authorities, and is actively seeking additional interests that will become available as the major oil companies rationalise their portfolios in the Norwegian sector. Figur 3: Lundin: Value Drivers 21

22 3.4.2 Økonomi For 2004 har de som mål å ytterligere øke veksten både i form av oppkjøp av blokker inkl. haleproduksjon samt delta i utvinninger. De planlegger å investere 144 mill. USD i 2004 hvorav 34 på utvinning. De forventer å tjene 50 mill USD basert på en gjennomsnittlig oljepris på 25 USD/bbl. I 2003 omsatte de for mill. SEK og med kostnader på 614 mill. Beregnede produksjonskostnader per fat olje var 13.7 USD og tilsvarende salgspris per fat var USD. Totalt hadde de en fortjenste på 930 mill. SEK etter skatt. Dette inkluderer salg av ei blokk i Sudan med 720 miil. SEK fortjeneste. Kostnader til administrasjon var ca. 148 mill. SEK. (Detaljert årsregnskap finne på deres hjemmesider). I Norge produserte de boe for 2003 som ga et bruttoresultat på ca. 98 mill. SEK, og de forventer en sterk økning i Nedenfor er vist noen forventede nøkkeltall for 2004: Finance and production Average 2003 production Forecast 2004 average production Forecast production end 2004 Forecast 2004 net profit Forecast 2004 operating cash flow Tabell 10: Forventede nøkkeltall Lundin boepd boepd boepd USD 50 million USD 125 million Key information Shares Outstanding Fully Diluted 251 million 257 million Current Market Capitalization Approx SEK 10 billion (USD 1,30 billion) Trading Symbol LUPE Listed on 0 list Stocholmsbørsen Number of shareholders approx Major shareholders Lundin family & management over 35% Employees Approx 250 Tabell 11: Nøkkeldata Lundin Operasjon (driftsform og bruk av teknologi) Lundin har engasjementer i flg. land: Albania, Frankrike, Nederland, Tunis, Indonesia, Sudan, Norge og Venezuela samt kontorer i Sveits. I Norge har selskapet i 2003 kjøpt 75.8 % av aksjene i OER Oil AS. Dette selskapet ble dannet for å komme seg inn på den norske sokkel da det ble gitt bedre muligheter for uavhengige selskaper å få utvinnings-tillatelsr på norsk sokkel. I November 2003 kjøpte OER 100% av aksjene i Aker Energy AS. I tillegg har Lundin også kjøpt store andeler av DNO s lisenser på norsk og britisk sokkel (England + Irland). Selskapet forventer produksjonen etter overtagelsen vil ligge på fat olje per dag og reservene vil være 137 mill. fat olje i slutten av 2004.Lundin vil åpne sitt norske kontor i Oslo 1. Juni Lundins andeler på norsk sokkel er vist i nedenstående figur. 22