Oljedirektør med ny sprut

Oljeeventyret DNO var en dårlig historie i starten. Tanken om å gjøre alle nordmenn til privatkapitalistiske småsjeiker gjennom et folkeaksjeselskap endte med et stort gjesp, og overtakelse av investoren Torstein Hagen, som drev selskapet mer som et investeringsselskap enn som et oljeselskap. I 1996 ringte telefonen på kontoret til bergensinvestoren Berge Gerdt Larsen, som hadde fortid som leder av Odfjell Drilling. En petroleumsingeniør han kjente var på tråden. Det var Helge Eide, dagens DNO-leder. Eide og Larsen bestemte seg for å gå inn i en nisje innenfor olje- og gassproduksjon der det var plass for små bedrifter. De fant ut at DNO kunne være et interessant verktøy for å nå målet sitt. På den tiden var det bare tre ansatte i selskapet. Torstein Hagen ble kontaktet, og det endte med at han solgte selskapet. Det siste kjente vi vet om DNO før fjerde kvartals resultat skulle fremlegges 19. februar - utgivelsesdatoen til denne utgaven av Økonomisk Rapport - er at 2003 blir et rekordår. Den 19. november la Eide frem tall som viste dette. En uke tidligere hadde omverdenen imidlertid fått greie på at DNO har solgt sin pengemaskin på britisk og irsk sokkel til svenske Lundin Petroleum (ØR, nr. 21-2003), som hadde solgt unna oljefelt og var rik på cash, omtrent samme situasjon som DNO er i nå. OVERRASKENDE FARVEL Eide forsikrer at den strategien han og Larsen la da de overtok selskapet ligger fast til tross for salget. De to samarbeidspartnerne visste at britisk sokkel hadde nådd et modenhetsnivå som passet den nisjen de ville satse på, marginalutnyttelse av modne oljefelt og utvikling av små petroleumsfelt. Det første de gjorde etter å ha overtatt DNO, var å kjøpe seg opp i Heather-feltet på britisk sektor. Feltet var planlagt å stenges ned et par år senere. DNO hadde litt produksjon fra før, men det var for lite til å generere investeringskapital. Muligheten til å tjene inn mer investeringskapital lå i riggmarkedet, som lå nede i 1996. Med Larsens riggerfaring benyttet de anledningen til å bringe riggandeler inn i selskapet. Året etter hadde markedet bedret seg, og de solgte riggandeler. Det ga kapital til å investere mer på britisk sokkel. Den nye DNO-ledelsen nådde sitt første mål i 1997 da oppkjøp av et selskap på Heather-feltet ga DNO operatøransvar for Heather. Fra nå kunne selskapet påta seg prosjekter på områder som ellers ville blitt stengt ned av de store selskapene. Innvilgelsen av operatørstatus betydde at DNO hadde fått myndighetenes aksept for at selskapet oppfyller kapasitets- og kvalitetskrav, og at det har finansiell styrke til å fjerne plattformer når utnyttelsen av felt de opererer er over. Første mål var nådd. Selskapet økte sakte men sikkert engasjementene i Storbritannia, slik at britisk olje bidro sterkt til virksomhetens kontantstrøm. Heathers levetid har DNO forlenget med fem år frem til i dag. Nye små, men drivverdige, oljefunn rundt feltet (satellittfelt) vil ifølge Eide sikre ytterligere 10 års produksjon. Så det har ikke vært et påtrengende behov for å ta bort plattformen. Men senhøstes kom den overraskende meldingen, andelene i de britiske og irske feltene ble solgt til Lundin Petroleum, inklusiv Heather-feltet så vel som det lovende Broom-feltet. Områdene som hadde revitalisert selskapet ble kynisk forlatt. Salget ga DNO 165 millioner dollar i cash samtidig som det norske selskapet fikk frigjort 35 millioner dollar som var bundet opp i forpliktelser til å fjerne utstyr fra oljefelt når de ble nedstengt. Transaksjonen frigjorde også annen kapital som ellers ville blitt brukt på de solgte feltene, slik at kontanteffekten var 240 millioner dollar for DNO. Eide er enig i at selskapet solgte sikret inntekter, i den grad man kan si noe er sikkert i denne bransjen. DNO hadde lykkes med sin strategi på å få frem flere reserver i området rundt Heather, men høstingen kunne ikke starte umiddelbart. Eide forteller at det veide tungt i vurderingen at man måtte investere tungt for å få de nye områdene i produksjon. Ledelsen i DNO har jobbet med optimalisering av ressursporteføljen sin parallelt med at de jobbet mot finansmarkedet. I august kunne selskapet informere markedet om at det hadde signert en syvårig låneavtale på 100 millioner dollar med Australian and New Zealand Banking Group. Det har ikke vært lett å være liten i et internasjonalt oljemiljø. Finansieringsmulighetene har vært knappe, men gjennomslaget i bankene «down under» oppmuntret Eide. Han trodde at selskapets økonomi nå hadde oversteget grensen for kritisk masse, slik at de var store nok til at utenlandske banker ville være interessert i finansiering av prosjekter. Planer ble lagt om å skaffe seg 150 - 200 millioner dollar gjennom utenlandske obligasjonslån. Så kom tilbakeslaget. Ratingbyrået Moody’s ga selskapet en Caa2-rating av det mulige obligasjonslånet. Eide informerte aksjemarekedet at selskapet ikke ville få lån på akseptable betingelser med en slik rating, og at selskapet derfor droppet låneplanene. Det var ikke tilfeldig at salget til det svenske oljeselskapet kom dagen etter at selskapet offentliggjorde at det ikke ville gå videre med obligasjonslånet. DNO begrunnet salget med at de nå vil ha finansiell styrke til å aggressivt forfølge og skape verdier fra nye- og gassmuligheter. - Lenge hadde vi begge muligheter åpne, både opptak av obligasjonslån til akseptabel pris og muligheten til å beholde feltene i britisk sektor. Når det ble klart at vi ikke kunne ta opp et lån til betingelser vi syntes var akseptable, ble det lettere å ta beslutningen om salg. Hvis vi hadde fått lånet, ville beslutningen ha blitt vanskeligere, sier Eide. Han tilføyer at han i ettertid mener at avgjørelsen var riktig. Selskapet har likevel som mål å bli mer aktive i finanslivet i London, og har etablert et kontor der. - Selv om vi er et lite oljeselskap, er det mange som liker små selskaper, sier Eide. FLERE MILEPÆLER Virksomheten på britisk sokkel hadde gitt DNO operatørstatus. Eide mener at det i seg selv har vært avgjørende for selskapets videre utvikling fordi denne statusen var foranledningen til at selskapet fikk operatørstatus på et lite funn i Yemen etter å ha kjøpt en lisensandel av Norsk Hydro i 1998. Dette funnet var starten på en ny inntektsstrøm til selskapet. Før salget på britisk sektor, sto Yemen for en snau halvpart av DNOs produksjon. Produksjonen vil utgjøre over tre firedeler av DNOs utvinning når svenskesalget trer i kraft i løpet av årets første halvår. (Overdragelsen er fremdeles godkjent av myndighetene i de berørte oljeland). Yemen står for 12.000 fat, mens resten av DNOs produksjon etter salget vil være 2.000 - 2.500 fat, som er selskapets andel på Glitne-feltet. Yemen-engasjementene har vært en eneste lang suksess for selskapet så langt med all produksjon på land og svært lave kostnader, men det lille oljeselskapets risikospredning er blitt kraftig redusert. Eide føler seg likevel komfortabel med risikoen. - Vi har vært i Yemen i seks år, og regner ikke den politiske risikoen i landet som stort, sier han. Derimot benekter han ikke at selskapet har påtatt seg en «funnrisiko» det ikke hadde tidligere. DNOs erstatningsrate lå på fire - fem prosent før salget. Det betydde at selskapet skaffet seg nesten fem ganger så mye i olje- og gassressurser som det utvant. Selskapet kunne vokse bare ved å bygge ut de reserver et allerede hadde. Det var ikke lenger er avhengig av nye felt. Nettopp det å finne erstatninger for de ressurser man utvinner er de fleste oljeselskapers store hodepine. - Fornyelsesgraden kan fort snu seg. Vi skal være med på noen brønner og kan fort få hyggelige resultater, sier Eide. Når Eide sier at hovedtrekkene i strategien ligger fast, presiserer han uttalelsen med at DNO også vil gå over i mindre modne felt enn tidligere, der det nok er påvist ressurser, men også finnes arbeidsprogram for videre boringer for å påvise nye ressurser. DNOs siste kjøp, i Barentshavet og Nordsjøen passer inn i denne strategien. Der skal det bores i år, og Eide regner med å vite mer om ressursene i løpet av inneværende år. Det samme gjelder for lisensen i Mozambique. NY RETNING Grunnlaget for DNOs geografiske dreining ble lagt i 2000. Da besluttet norske myndigheter å slippe til små oljeskaper på feltet. Beslutningen var som skreddersydd for Eides og Larsens strategi fordi den norske delen av Nordsjøen var i ferd med å nå det modenhetsnivået som britisk sokkel hadde vært på da de gikk inn der. Norske områder hadde nådd den fasen der de gir muligheter for selskaper som spesialiserer seg på å utvikle mindre funn og forlenge produksjonen på felt der gjenstående reservoarer er i ferd med å bli for små for de store oljeselskapene (modne felt). DNO reetablerte virksomhet på norsk havgrunn ved å kjøpe andeler på feltene Jotun og Glitne. Selgere var store oljeselskap. Jotun-andelen forsvant i salget til det svenske oljeselskapet sammen med mesteparten av DNOs norske gassinteresser. Men DNO oppnådde sitt neste store mål før dette. Selskapet ble godkjent som operatør på norsk sokkel i 2002 etter en godkjennelsesprosess som tok tre fjerdedels år. - Operatørstatusen betyr at DNOs kvaliteter er anerkjent av norske myndigheter. Godkjennelsen kan åpne nye dører for oss, og vi vil ligge godt an på små felt der de store oljeselskapene kan tenke seg å overlate operatøransvaret til et mindre selskap, sier Eide. På norsk sokkel sitter DNO igjen med en lisens i Barentshavet og tre i Nordsjøen. Glitne har nylig har fått oppjustert levetiden til 2007. Selskapet beholdt andelen for å være representert på norsk sokkel og for å beholde de menneskelige ressursene selskapet hadde på norsk sokkel. - Vi har beholdt kjernekompetansen vår, hevder Eide. Han tilføyer at det skal sprute mer fra selskapet, med prioritet på norske områder. JERNGREPET DNO skal fortsatt være et nettverksselskap som ikke behøver å sitte med all mulig kompetanse selv. Dette har vært viktig for å kunne holde kostnadene i et jerngrep. Kostnader er spart ved å selge produktene ute på feltene til de store oljeselskapene, som dermed har overtatt videre transport og foredling til sluttmarkeder. Unntaket var det solgte Heather-feltet, der DNO hadde egen infrastruktur for å bringe gassen til land. Salgsstrategien har spart bedriften for en stor salgsorganisasjon. DNO har brukt lite penger på leting. De har holdt seg unna jomfruelige områder, og jaktet etter satellittfelt og drivverdige rester på større felt der den verdifulle ressursen allerede er funnet. Den siste passusen har selskapet myket opp. Slik sett er det blitt litt mer spekulativt, selv om Eide anser risikoen for ikke å finne ressurser som liten. DNOs årsomsetning vil etter våre beregninger krype over to milliarder kroner i 2003. Produksjonskostnadene er halvert siden 1998. Gjennomsnittskostnaden til selskapet underskrider 10 dollar fatet. I Yemen er gjennomsnittet nede på 2,80 dollar. Selskapet har cirka 1,2 milliarder kroner på kistebunnen. Prisen er at halvparten av produksjonen og 90 prosent av reservene er borte. KonKraft har foreslått å halvere særskatten for olje og gass der feltene eller gjenværende ressurser er for små til at det lønner seg å utnytte dem med dagens skattenivå. Eide er enig i forslaget. - Det vil øke våre verdier, sier han, men han påpeker at småselskapene ikke var med i gruppen som utarbeidet forslaget, og at det derfor ikke er optimalt. Eide mener det må gjøres noen raske grep for å få fart på norsk sokkel. Han sier det er viktig å endre reglene for avskrivning, slik at man kan skrive av mesteparten av eller alle kostnadene første år. - Det er viktig for å frigjøre kapital når du bygger opp prosjektene, sier han og tilføyer at DNOs erfaring fra britisk sokkel viser at dette er et godt middel for å få fart på ressursene under havbunnen.

DNO i tall
Har lisenser i Norge, Yemen, Mozambique og Ekvatorial-Guinea.
Inntekter og resultat Mill. kroner	1999	2000	2001	2002	3 kv. 2003
Driftsinntekter	207	673	1 199	1 685	1 524
Driftsresultat	-8	121	367	523	600
Resultat før skatt	-25	94	308	287	590

Olje- og gassreserver målt i oljeekvivalenter

• 15,0 mill. fat oljeekvivalenter, hvorav 12 i Yemen og 2,5 - 3,0 på norsk sokkel. (Det var 29,7 mill. fat oljeekvivalenter, hvorav 7,4 på norsk sektor før salget til Lundin Petroleum).
• Andeler i Barentshavet og i Nordsjøen, Mozambique og Ekvatorial-Guinea hvor ressursene ikke er kartlagt. Lisensavtaler De uttall varianter av lisensavtaler som finnes, kan grovt deles inn i to: 1. Partneravtaler, der man eier posisjoner sammen med andre selskap, oftest inklusiv et statsoljeselskap, og som regel i joint ventures. Denne type avtaler anvendes på norsk og britisk sokkel. 2. Produksjonsdelingsavtaler mellom oljeselskaper og myndigheter. Her eier det aktuelle landet en definert andel av det som produseres. Slik er DNOs avtaler i Yemen.