Svar:
Hei, og velkommen til nettmøte.

Estimatet på 13-14.000 fat per dag er en sum av estimatene på 8 produserende felt som igjen er basert på forventninger om produktivitet og oppetid. Alle disse parameterne er i sin natur usikre.

Året startet svakt ettersom Siri først kom i gang i slutten av januar. Nå er alle feltene i gang, og vi bør se produksjonsvolumer som i perioder ligger høyere enn 13-14.000. Det er imidlertid også en naturlig nedgang i alle felt, som normalt vil medføre at produksjonen faller etterhvert.

Med kun to og en halv måneds historikk hittil, har vi ennå ikke sett noen grunn til å revurdere estimatet.

Svar:
Vi har et positivt syn på oljeprisen på lang sikt. Vi forsøker imidlertid ikke å spå oljeprisen på kort sikt. Vår tilnærming i vår daglige operasjon er at vi kjøper put-opsjoner for å forsikre oss mot dype fall i oljeprisen, samtidig som vi beholder full eksponering mot oppsiden.

Svar:
Da har vi forhåpentligvis tatt store skritt mot vår visjon om å bygge et ledende oppstrømsselskap i Nordvest-Europa. Dette vil skje både gjennom suksess på letesiden, gjennom organisk vekst og gjennom mulige fusjoner og oppkjøp.

Svar:
Konsolidering vil alltid være et tema i oljebransjen, og Noreco har vært aktiv på denne fronten med vårt ALX-kjøp, og med vårt forslag om fusjon med Det Norske, som ikke førte fram.

Vi er i prinsippet åpne for alle strukturelle grep som kan skape verdier for våre aksjonærer.

Svar:
Denne lisensen har et stort potensiale (flere hundre millioner fat oljeekvivalenter), og det var bakgrunnen for at vi aktivt prøvde å skaffe oss denne lisensen.

Vi har ikke forpliktet oss til letekostnader utover våre egne kostnader knyttet til å analysere lisensen fram til en borebeslutning i løpet av våren/sommeren. Dersom vi bestemmer oss for å bore en brønn på lisensen, vil vi forplikte oss til vår andel av brønnkostnaden, men det er for tidlig å si hva dette beløper seg til.

Svar:
Etter emisjonen og refinansieringen i oktober er vi nå fullfinansiert for å gjennomføre leteprogrammet, samt å delta i utbyggingsprosjektene Oselvar, Huntington og Nemo.

Svar:
Huntington-utbyggingen ble forsinket i 2009 på grunn av de finansielle problemene til operatøren Oilexco. Etter at Oilexco ble erstattet med E.On Ruhrgas UK som operatør er det gjort store fremskritt på feltet, og lisenspartnerne jobber nå med å velge utbyggingskonsept (forventes ferdigstilt i 2. kvartal). Hovedutbyggingskonseptet er fortsatt undersjøisk
tilbakeknytting til eksisterende felt eller flytende produksjonsløsning
for selvstendig feltutbygging.

En feltutbyggingsplan sendes til britiske myndigheter senere i 2010.

Forventet produksjonsstart er 2012.


Noreco er 20 % partner på Huntington.

Svar:
Som kjent er vårt estimat for 2010 på 13-14.000 fat per dag. Normalt sett vil produksjonen falle med 10-15% per år. Dette motvirkes av boring av nye brønner, og i tillegg vil selvfølgelig oppstart av nye felt gi betydelige løft.

I år har vi startet opp Nini Øst. Neste år forventer vi at Oselvar kommer i gang, og i 2012 skal Huntington og Nemo komme inn. Disse tre nye feltene skal bidra med omkring 13.000 fat per dag til Noreco. Den nøyaktige timingen for oppstart av feltene vil selvsagt ha betydning for hvordan helårstallene blir seende ut.

Vi har derfor ennå ikke gitt noen presise anslag for produksjonen for 2011 og 2012.

Svar:
Vi finansierer investeringsplanene med kontantstrøm fra drift, kontantbeholdning, og eksisterende lånefasiliteter.

Det er viktig å merke seg at investeringene totalt 1.8 milliarder kroner for 2010 er før skatt.

Letekostnadene på 1.1 milliarder kroner er i all hovedsak i Norge, hvor vi lånefinansierer 70% av alle utgifter (med sikkerhet i skatterefusjonen på 78%).

Svar:
Vi tror at konsolidering alltid vil være et tema i oljebransjen. Dette handler både om skalafordeler, om risikospredning, om geografiske, finansielle og skattemessige synergier etc. Vi mener det er riktig å ha en åpen holdning til dette. Dersom vi finner konsolideringsmuligheter som åpenbart er til fordel for selskapet og aksjonærene, vil vi aktivt forfølge disse. Vårt hovedfokus i det daglige er imidlertid å skape verdier utfra vår egen portefølje.

Største risikofaktor for aksjonærene i det korte bildet er nok oljeprisen. Vi benytter som kjent put-opsjoner for å beskytte oss mot store fall i oljeprisen, men vi er åpenbart et selskap som er positivt giret mot høy oljepris.

I det lengre perspektivet tror jeg nok at Noreco's viktigste suksessfaktor (kall det gjerne risikofaktor) er knyttet til leteresultatene. Det er i leteporteføljen at man finner de potensielt virkelig store triggerne.

Svar:
Kaptalmarkedet er åpent, og åpenbart bedre enn hva det var under finanskrisen.

Emisjonen og refinansieringen av obligasjonslånene i fjor høst viste oss at kapital er tilgjengelig.

Svar:
Som nevnt over tror vi at konsolidering alltid vil være et tema i oljebransjen. Vi mener det er riktig å ha en åpen holdning til dette. Dersom vi finner M&A muligheter som er til fordel for selskapet og aksjonærene, vil vi aktivt forfølge disse.
Vi kommenterer ikke på spesifikke M&A muligheter.

Svar:
Det er mange bevegelige faktorer i et slikt regnestykke, og vi har ikke gitt noe presist produksjonsestimat for 2011 og 2012 ennå. Den største variabelen er timing av innfasing av nye felt. Se forøvrig et av de tidligere svarene for mer kommentarer rundt volumestimater.

Utover volum og pris, burde produksjonskostnader per fat være relativt stabile. Når det gjelder letebudsjett og investeringer for 2011 og 2012 er det for tidlig for oss å gi noen prognose. Skattenivået er høyt i Norge og lavt i Danmark.

Dato: 18.03.2010 kl 14:30

Dato: 11.03.2010 kl 12:00

Dato: 25.02.2010 kl 14:00

Dato: 17.12.2009 kl 14:00

Dato: 04.12.2009 kl 10:00

Dato: 06.02.2009 kl 15:00

Dato: 20.01.2009 kl 11:00

Dato: 26.09.2008 kl 12:00

Dato: 19.09.2008 kl 10:30

Dato: 11.09.2008 kl 12:30