Halvårsmelding 30.6.2009 Nordic Petroleum ASA Resultat og balanse etter 6 måneders drift Første halvår har påført selskapet et negativt resultat på NOK - 3 861 343,-. Selskapet har ikke hatt driftsinntekter i perioden. Driftskostnadene utgjør NOK 3 846 663 og fordeler seg med NOK 2 338 300 i ordinære driftskostnader (tilsvarende ca NOK 0,4 mill pr måned) og NOK 1 508 363 i lete- og borekostnader. Selskapet har ved utgangen av perioden en bokført egenkapital på NOK 66.987.160 mot NOK 69.471.512 fra 31.12.2008. Dette innebærer en tilbakegang på 3,6 % og fremkommer som følge av underskuddet i perioden korrigert for en mindre emisjon som er gjennomført med ca NOK 1,4 mill. Selskapet er helt uten rentebærende langsiktig gjeld og det er kun kortsiktig leverandørgjeld som gjør at selskapet har en begrenset kortsiktig gjeld i balansen. Soliditeten eller egenkapitalprosenten er robuste 99 %. For et selskap i vår bransje og utvikling er dette ganske enestående og et styrketegn. Utfordringen er en beskjeden kontantbeholdning på NOK 1.269.861 pr. halvårsskiftet. Dette uttrykker behovet vårt for å skaffe mer kontante midler, slik at vi kan gjennomføre arbeidsprogrammene som nå er utarbeidet, og som summerer seg til NOK 20 mill. Dette arbeidsprogrammet vil med stor sannsynlighet bringe oss i produksjon, gi oss en kontantstrøm som i større grad setter oss i stand til å egenfinansiere virksomheten, og øke verdien av selskapets eiendeler og rettigheter. Milepæler i perioden I løpet av Q1 ble vår første olje- og gass brønn boret i det såkalte Carmangay feltet syd av Calgary. På fire døgn boret man ned til 1475 m og det ble påvist flere lovende lag av både olje og gass. Boreoperasjonen ble gjennomført uten ulykker eller hendelser som førte til skade på mennesker, miljø eller materielle verdier. Selskapet har således demonstrert sin evne som selvstendig operatør. På grunn av prisene som nå favoriserer olje fremfor gass, valgte vi senere å teste ut mulighetene av å få satt brønnen i produksjon av olje. Dette arbeidet har tatt en god del tid for oss i første halvår. Området har normalt god tilgang året rundt, men i overgangen mellom vinter/vår samt høst/vinter kan området for en kort periode bli uten tilgang med kjøretøy, da borelokasjonen ligger ca 8 km fra nærmeste vei. Dette forsinket uttestingen i Q2 og det var først tidlig i mai at vi igjen fikk tilgang til brønnen. Etter dette er det nå konstatert at oljesonen har testet negativ for kommersiell olje. Vanninntregningen i formasjonen er for høy. Etter utløpet av rapporteringsperioden ble brønnen deretter testet for mulig produksjon av gass fra høyereliggende formasjoner, og det ble et positivt 1
testresultat med tanke på gassproduksjon fra kullag på ca 600 meters dyp. Kommersiell produksjon vil bli utredet. Vi er selv operatør for dette feltet og har en 40% andel. Følgende hovedhendelser eller milepæler trekkes spesielt frem: - Kvalifisert som Operatør i Alberta, Canada - Boret vår første letebrønn etter gass og olje i februar/mars 2009 - Testet Carmangay brønnen (Longco 1625-1422) med tanke på oljeproduksjon Q2/Q3 2009 - New Incentive Program for the Energy Sector lansert i Alberta Q2 2009 (Se eget avsnitt) - Longco 1625 ble positivt testet for produksjon av metangass fra kullag og karakteriseres som et funn Q2/Q3 2009 - Vårt første gass-funn er nå besluttet vurdert for utbygging, og produksjon kan være mulig allerede fra Q4 2009 Fokuset første halvåret har vært og er letevirksomhet, testing av tidligere funn og utvikling av selskapets lisenser eller landområder. Aktiviteten har vært fokusert på Canada. Noen mindre landområder vurdert til å ha lavt potensial er tilbakelevert, men det er også god tilgang på nye og spennende områder. Finansiell oppsummering Resultatet fra første halvår er et beskjedent underskudd. Fortsatt opprettholder selskapet et lavt driftsbudsjett, som samtidig speiles i nøktern drift. De begrensede ressursene man rår over gjør at vi må tenke utradisjonelt. Styret vurderer at man håndterer dette på en tilfredsstillende måte i dag. Det vil si at man har både kompetanse og organisasjonen som kan gjennomføre de aktivitetene som skal bringe oss til målet man nå har satt seg. For øvrig er det kostnadsført NOK 1,5 mill i letekostnader. Dette er letekostnader knyttet til programmet på Carmangay. Dette har resultert i et gass funn som nå søkes bygget ut og kommersialisert. Selskapet har ingen driftsinntekter enda og har som sådan negativ kontantstrøm. Målsettingen er snarest mulig å bringe selskapet inn i en situasjon med produksjon av gass/olje og på den måten oppnå positiv kontantstrøm. Egenkapitalen er solide 99 % og gjenspeiler i hovedsak verdiene i Chard Oilsands samt de andre eierrettene våre i Alberta. Man kan stille spørsmål med denne, men med den geologiske rapporten fra DeGolyer & MacNaughton som indikerer 296 mill fat olje "in place", kan denne også representere vesentlig høyere verdier, som beskrevet nedenfor. Av den grunn er det meget viktig at selskapet nå skaffer midler og får gjennomført kjerneprøvene. Så snart de foreligger og vi får klarlagt kvaliteten på oljesanden, kan vi få oppgradert ressursene til reserver, med tilsvarende økning i verdier. Dette kan bety svært mye for muligheten til å verdisette aksjen samt aktiva posten Chard oilsands i regnskapet. Dette vil også lette muligheten betydelig for å skaffe partnere eller kjøpere til dette, om vi måtte ønske å selge oss ut. Kontantbeholdningen er lav for et selskap med vår ambisjon og mulighet. De fleste vil si at vi er underfinansiert og det er lite man kan gjøre med dette på kort 2
sikt. Ambisjonen nå er å skaffe selskapet ny egenkapital for gjennomføring av konkret definerte aktiviteter. Rammebetingelser i Alberta, Canada Generelt er rammebetingelsene i Canada gode. Nytt er det at provinsregjeringen (Government of Alberta) i Q2 2009 lanserte et tre punkts incentiv program for å stimulere til økt aktivitet innen konvensjonell olje og gass aktivitet. Bakgrunnen er at prognosene har indikert et fall på -27 % i løpet av 2009 for aktivitetene i sektoren som et resultat av fallende olje- og gasspriser etter det globale tilbakeslaget i finansmarkedet. Tiltakene er følgende; - Drilling Royalty Credit på CAD 200 per meter borede brønner av ny konvensjonell gass eller olje - Ny redusert skatt på 5 % i Royalty rate for brønner som starter produksjon mellom 1. april 2009 og 31.3.2011 - Provinsen investerer CAD 30 mill i rehabilitering og avståelse av gamle olje og gass brønner Som ledd i våre egne operasjonelle aktiviteter fremover vil vi søke på beste måte å tilpasse oss disse incentivprogrammene eller støttetiltakene fra myndighetene og forsøke å bli tilgodesett i den sammenheng. Det er viktig å presisere at selskapene selv må forskuttere sine aktiviteter og vil kunne oppnå og få en refusjon først i ettertid. Derfor må vi selv sørge for å ha kapital til vårt planlagte arbeidsprogram. Fremtidsutsikter Selskapet ser nå for seg et arbeidsprogram for det nærmeste året som består av - Utbygging av funn på Carmangay og kommersiell produksjon av gass fra Q4 2009 - Ervervelse av ny leteområder i samme trend som Carmangay - Avgrensnings-, kjerneboringer og undersøkelser på Chard - Et begrenset antall nye lete/produksjonsbrønner - Gjennomføring av minimumsprogram for Svalbard i tråd med lisenskrav - Aktiv porteføljeforvaltning og utnyttelse av vår operatørkompetanse Med basis i dette programmet er målet nå å reise NOK 20 mill i ny egenkapital til selskapet og på den måten bygge opp selskapet og oppnå produksjon. Det vil skape et nytt selskap og gi oss handlefrihet på sikt. Det synes mest realistisk å gjøre dette som et rettet emisjon mot en eller et begrenset antall aktører. Oljesanden i Chard er selskapets største aktivum. Det er påvist potensielle ressurser på ca 300 mill fat olje/bitumen. Risikoen her er først og fremst knyttet til teknologivalg og tilhørende kostnader for å sette denne i produksjon. Dette henger nært sammen med oljens kvalitet og beskaffenhet. Indikasjonene tyder på at kvaliteten kan variere mellom API 12 (oljen flyter i kald tilstand) som et optimistisk anslag og API 8 (oljen er ikke flytende i kald tilstand) som et mer pessimistisk anslag. Vår mulighet til å sette denne i produksjon er mye enklere 3
og billigere med det optimistiske alternativet enn med det pessimistiske. Det er imidlertid fullt mulig å produsere oljen i begge alternativene. Viser det seg at oljen er av hard og forstenet kvalitet, vil det kreves vesentlig mer varme og energi enn om den flyter av seg selv. Det er åpenbart viktig få dette prosjektet gjennomført. Denne delen av ovennevnte plan er vurdert å koste ca NOK 3 mill. Positive resultater her kan bidra til betydelig verdiøkning for eksisterende aksjonærer. Etter at kjerneprøvene er gjennomført og analysert kan vi oppnå å få oppgradert en del av ressursene til såkalte P2/P3 reserver. Dette betyr at vi får en mer sikker definisjon og og verdisetting våre eiendeler. Effekten i investormarkedet er åpenbar. Gitt at vi får et reservegrunnlag på 10 % av ressursene indikerer dette 30 mill fat i reserver. Ut fra forsiktige tall for verdien satt til USD 1-2 pr fat indikerer verdier for USD 30 60 mill (NOK 180 360 mill), som tilsvarer NOK 0,73-1,46 pr aksje. Styret og selskapets ledelse ser positivt på mulighetene for å gjennomføre det planlagte arbeidsprogrammet. Selskapet vil måtte finansiere det planlagte programmet med egenkapital eller salg av eiendeler. Egen produksjon vil imidlertid åpne mulighetene for kommersielle lån og kredittilførsel i fremtiden. Mulighetene for å skaffe selskapet den nødvendige finansieringen vurderes av styret nå å være bedre enn på lenge. Det er en langt større optimisme i markedene nå enn hva man opplevde i Q4 2008 og Q1 2009. På samme måten er likviditeten på vei tilbake til markedene. Like fullt er det fortsatt utfordrende for de mindre selskapene og på ingen måte enkelt å reise penger i dagens marked. Styret ser følgelig med betinget optimisme på mulighetene fremover Fredrikstad 28.8.2009 Styret i Nordic Petroleum ASA Sign. 4
Nordic Petroleum ASA Konsern Resultatregnskap 30.06.2009 2008 2007 2006 Lønnskostnad 0 286 378 114 100 36 498 Lete og drillingkostnader 1 508 363 0 0 0 Annen driftskostnad 2 338 300 5 780 942 8 392 535 8 460 807 Driftsresultat -3 846 663-6 067 320-8 506 635-8 497 305 Annen renteinntekt 20 905 120 356 255 800 360 700 Annen finansinntekt 30 916 246 961 466 060 1 880 Annen rentekostnad 0 1 407 658 749 1 000 028 Annen finanskostnad 66 501 70 524 661 620 834 690 Årsresultat -3 861 343-5 771 934-9 105 144-9 969 443 Balanse Eiendeler Anleggsmidler Letelisenser 66 172 023 65 986 800 58 388 610 3 655 642 Sum immaterielle eiendeler 66 172 023 65 986 800 58 388 610 3 655 642 Finansielle anleggsmidler Depot rettigheter Canada 0 0 0 15 197 897 Sum finansielle anleggsmidler 0 0 0 15 197 897 Sum anleggsmidler 66 172 023 65 986 800 58 388 610 18 853 539 Omløpsmidler Fordringer Andre fordringer 204 756 117 072 32 245 7 297 778 Sum fordringer 204 756 117 072 32 245 7 297 778 Bankinnskudd,kontanter o.l. 1 269 861 4 762 431 3 221 381 7 161 347 Sum omløpsmidler 1 474 617 4 879 503 3 253 626 14 459 125 Sum eiendeler 67 646 640 70 866 303 61 642 236 33 312 664 Egenkapital og gjeld Egenkapital Innskutt egenkapital Selskapskapital 12 315 345 11 959 750 9 021 250 6 275 000 Overkursfond 54 671 815 57 511 762 45 874 471 21 516 333 Sum innskutt egenkapital 66 987 160 69 471 512 54 895 721 27 791 333 Opptjent egenkapital Annen egenkapital 0 0 0-16 877 029 Sum opptjent egenkapital 0 0 0-16 877 029 Sum egenkapital 66 987 160 69 471 512 54 895 721 10 914 304 Gjeld Annen langsiktig gjeld Konvertible lån 0 0 0 1 000 000 Sum annen langsiktig gjeld 0 0 0 1 000 000 Kortsiktig gjeld Konvertible lån 0 19 000 000 Leverandørgjeld 489 080 1 223 263 582 401 973 874 Skyldige offentlige avgifter 0 1 128 39 100 0 Annen kortsiktig gjeld 170 400 170 400 6 125 014 1 424 486 Sum kortsiktig gjeld 659 480 1 394 791 6 746 515 21 398 360 Sum gjeld 659 480 1 394 791 6 746 515 22 398 360 Sum egenkapital og gjeld 67 646 640 70 866 303 61 642 236 33 312 664