Det norske – presentasjon 1. kvartal 2009€¦ · Det norske – presentasjon 1. kvartal 2009 OSE ticker : ”DETNOR” Adm.dir. Erik -Finansdir. Finn Øistein Nordam 1. Disclaimer

- Styreleder Diderik Schnitler- Adm.dir. Erik Haugane

Det norske – presentasjon 1. kvartal 2009OSE ticker : ”DETNOR”

Adm.dir. Erik Haugane- Finansdir. Finn Øistein Nordam

11

DisclaimerDisclaimerAll presentations and their appendices (hereinafter referred to as “Investor Presentations”) published on www.detnor.no have been prepared by Det norske oljeselskap ASA (“Det norske oljeselskap ” or the “Company”) exclusively for information purposes. The presentations have not been reviewed or registered with any public authority or stock exchange. Recipients of these presentations may not reproduce, redistribute or pass on, in whole or in part, these presentations to any other person. The distribution of these presentations and the offering, subscription, purchase or sale of securities issued by the Company in certain jurisdictions is restricted by law. Persons into whose possession these presentations may come are required by the Company to inform themselves about and to comply with all applicable laws and regulations in force in any jurisdiction in or from which it invests or receives or possesses these presentations and must obtain any consent, approval or permission required under the laws and regulations in force in such jurisdiction, and the Company shall not have any responsibility or liability for these obligations. These presentations do not constitute an offer to sell or a solicitation of an offer to buy any securities in any jurisdiction to any person to whom is unlawful to make such an offer or solicitation in such jurisdiction.

[IN RELATION TO THE UNITED STATES AND U.S. PERSONS, THESE PRESENTATIONS ARE STRICTLY CONFIDENTIAL AND ARE BEING FURNISHED SOLELY IN RELIANCE UPON APPLICABLE EXEMPTIONS FROM THE REGISTRATION REQUIREMENTS UNDER THE U.S. SECURITIES ACT OF 1933, AS AMENDED. THE SHARES OF THE COMPANY HAVE NOT AND WILL NOT BE REGISTERED UNDER THE U.S. SECURITIES ACT OR ANY STATE SECURITIES LAWS, AND MAY NOT BE OFFERED OR SOLD WITHIN THE UNITED STATES, UNLESS AN EXEMPTION FROM THE REGISTRATION REQUIREMENTS OF THE U.S. SECURITIES ACT IS AVAILABLE. ACCORDINGLY, ANY OFFER OR SALE OF SHARES IN THE COMPANY WILL ONLY BE OFFERED OR SOLD (I) WITHIN THE UNITED STATES, ONLY TO QUALIFIED INSTITUTIONAL BUYERS (“QIBs”) IN PRIVATE PLACEMENT TRANSACTIONS NOT INVOLVING A PUBLIC OFFERING AND (II) OUTSIDE THE UNITED STATES IN OFFSHORE TRANSACTIONS IN ACCORDANCE WITH REGULATION S. ANY PURCHASER OF SHARES IN THE UNITED STATES, WILL BE REQUIRED TO MAKE CERTAIN REPRESENTATIONS AND ACKNOWLEDGEMENTS, INCLUDING WITHOUT LIMITATION THAT THE PURCHASER IS A QIB. PROSPECTIVE INVESTORS ARE HEREBY NOTIFIED THAT SELLERS OF THE NEW SHARES MAY BE RELYING ON THE EXEMPTIONS FROM THE PROVISIONS OF SECTIONS OF THE U.S. SECURITIES ACT PROVIDED BY RULE 144A.NONE OF THE COMPANY’S SHARES HAVE BEEN OR WILL BE QUALIFIED FOR SALE UNDER THE SECURITIES LAWS OF ANY PROVINCE OR TERRITORY OF CANADA. THE COMPANY’S SHARES ARE NOT BEING OFFERED AND MAY NOT BE OFFERED OR SOLD, DIRECTLY OR INDIRECTLY, IN CANADA OR TO OR FOR THE ACCOUNT OF ANY RESIDENT OF CANADA IN CONTRAVENTION OF THE SECURITIES LAWS OF ANY PROVINCE OR TERRITORY THEREOF.IN RELATION TO THE UNITED KINGDOM, THESE PRESENTATIONS AND THEIR CONTENTS ARE CONFIDENTIAL AND THEIR DISTRIBUTION (WHICH TERM SHALL INCLUDE ANY FORM OF COMMUNICATION) IS RESTRICTED PURSUANT TO SECTION 21 (RESTRICTIONS ON FINANCIAL PROMOTION) OF THE FINANCIAL SERVICES AND MARKETS ACT 2000 (FINANCIAL PROMOTION) ORDER 2005. IN RELATION TO THE UNITED KINGDOM, THESE PRESENTATIONS ARE ONLY DIRECTED AT, AND MAY ONLY BE DISTRIBUTED TO, PERSONS WHO FALL WITHIN THE MEANING OF ARTICLE 19 (INVESTMENT PROFESSIONALS) AND 49 (HIGH NET WORTH COMPANIES, UNINCORPORATED ASSOCIATIONS, ETC.) OF THE FINANCIAL SERVICES AND MARKETS ACT 2000 (FINANCIAL PROMOTION) ORDER 2005 OR WHO ARE PERSONS TO WHOM THE PRESENTATIONS MAY OTHERWISE LAWFULLY BE DISTRIBUTED.]The contents of these presentations are not to be construed as legal, business, investment or tax advice. Each recipient should consult with its own legal, business, investment and tax adviser as to legal business, investment and tax advice.

h h b h h h ff h b h d f h h h d l f h h ll dThere may have been changes in matters which affect the Company subsequent to the date of these presentations. Neither the issue nor delivery of these presentations shall under any circumstance create any implication that the information contained herein is correct as of any time subsequent to the date hereof or that the affairs of the Company have not since changed, and the Company does not intend, and does not assume any obligation, to update or correct any information included in these presentations.These presentations include and are based on, among other things, forward‐looking information and statements. Such forward‐looking information and statements are based on the current expectations, estimates and projections of the Company or assumptions based on information available to the Company. Such forward‐looking information and statements reflect current views with respect to future events and are subject to risks, uncertainties and assumptions. The Company cannot give any assurance as to the correctness or such information and statements.An investment in the Company involves risk, and several factors could cause the actual results, performance or achievements of the Company to be materially different from any future results, performance or achievements that may be expressed or implied by statements and information in these presentations, including, among others, risks or uncertainties associated with the Company’s b i d l h fi i k d l i i h d ll l i d b i di i h i

2

business, segments, development, growth management, financing, market acceptance and relations with customers, and, more generally, general economic and business conditions, changes in domestic and foreign laws and regulations, taxes, changes in competition and pricing environments, fluctuations in currency exchange rates and interest rates and other factors. Should one or more of these risks or uncertainties materialize, or should underlying assumptions prove incorrect, actual results may vary materially from those described in these documents.

Agenda Siste hendelserSiste hendelserAgenda BoreaktivitetBoreaktivitet

UtbyggingsprosjekterUtbyggingsprosjekter

RegnskapRegnskap

LeteaktivitetLeteaktivitet

Utsikter og oppsummeringUtsikter og oppsummeringUtsikter og oppsummeringUtsikter og oppsummering

VedleggVedlegg

3

Det norske – siden årsslutt Operasjoner er utført uten alvorlige HMS-hendelser

Fulla (PL 362) gass/kondensat funn – sidesteg

Det norske siden årsslutt

( ) g g

Freke (PL 029B) gass/kondensat funn

Ragnarrock Graben (PL 265), resultater i nær framtid

G li (PL 038D) V åb t i Grevling (PL 038D), nær Varg, påbegynt i mars

Eitri (PL 027D) ved siden avJotun, påbegynt i april

Tildelt en lisens i 20. runde – søkte om to lisenser

Resultat første kvartal:

– Inntekter MNOK 57.1– Utgifter til leteboring MNOK 65.2– Overskudd etter skatt MNOK 7 3– Overskudd etter skatt MNOK 7.3

Fem nye styremedlemmer

4

Boepd2137 2083

2174 2093 2022 2060

1809p1621

1529 1596 1599 16921809

5



RegnskapRegnskap



VedleggVedlegg

6

Ragnarrock Graben – boring avsluttetRagnarrock Graben boring avsluttet Påbegynt: februar 2009

Målet er å finne Luno-analogereservoarer eller gass som ireservoarer, eller gass som i Basement North

Uriskede anslag (P90 – P10) : 50 -125 mill. fat o.e.

StatoilHydro borer brønnen med West Epsilon.

Lisenseiere (PL 265)STL (O) 40 prosentS (O) 0 p osePetoro 30 prosentDet norske 20 prosentTalisman 10 prosent

7

Freke – gass og kondensat-funnFreke gass og kondensat funnPL 029B lisenseiereExxonMobil (O) 30 prosent

30 meter hydrokarbonkolonne - “down to situation”

Gode egenskaper og høy kondensat-utnyttelseStatoilHydro 50 prosentDet norske 20 prosent Resultater analyseres med særlig vekt på tilleggs

gass- og oljeressurser nedflanks

Statoil har initiert en unitiseringsprosess blantDagny/Ermintrude-partnerne, Det norske inkludert

Freke

Dagny/

8

Dagny/Ermintrude

Fulla-funn avgrenset av sidestegFulla funn avgrenset av sidesteg Funnet 6 til 19 mill. fat o.e. gass/kondensat

Høy kondensat-utnyttelsePL 362 – Fulla

Sidesteg for å teste Upper Brent Group pågår –Transocean Leader

Netto potensiale i intervallet 40 -160 mill. fat o.e.

Fulla befinner seg 40 km nord for

Lisenseiere (PL 362)

Heimdal

Lisenseiere (PL 362)StatoilHydro (O) 50 prosentSvenska Petroleum 25 prosentDet norske 15 prosentDana 10 prosentDana 10 prosent

Grevling – en viktig brønn i Varg-områdetGrevling en viktig brønn i Varg området Det norske har 30 prosent i Grevling (PL 038D) –

økt fra 5 % før borestart

Uriskede ressurser 10 til 80 mill. fat o.e.

Påbegynt 18. mars – Mærsk Guardian

Nærhet til Varg åpner for tidlig produksjon

Både Grevling og Varg opereres av Talisman

Resultat også viktig for PL 408 og PL 337, beggeoperert av Det norske (brønner planlagt sent i 2009

15/12 21 GREVLING

PL408

og i 2010)

Det norske bærer 12,5% av Talismans kostnader

15/12-21 GREVLING

PL33714km

Eitri letebrønn pågår65

9600

0

Boremål– Eitri: Paleocene

Eitri letebrønn pågår

25/7-3

25/8-5 S

25/8-6 T2 25/8-7

25/8-8 A25/8-8 B25/8-8 S

25/8-925/8-9 A

5880

0065

9200

0

PL027D(35%)

PL103B(70%)

PL027B

Jotun(7%)

– Estimerte uriskede volumer, gitt funn, 20 til 90 mill. fat. o.e.

– Phi: Jurassic– Estimerte uriskede volumer, gitt funn,

6 til 30 ill f t

25/8-2

6584

000

65

PL169C(57%)

PL504(58.5%)

Brandhaug

Jetta

Eitri 6 til 30 mill. fat o.e.

Sidesteg planlagt i tilfelle funn

25/7-1 S

25/8-13

6576

000

6580

000

PL027D (35%)

Ringhorne

Lisenseiere (PL 027D)ExxonMobil (O) 25 prosentDana Petroleum 40 prosentD t k 35 t25/7-1 S

456000 458000 460000 462000 464000 466000 468000 470000 472000 474000 476000

0 10000m

Hermod Fm.Heimdal Fm.Ty Fm.

Prospects

Statfjord Fm.Upper Jurassic Fm.

gDet norske 35 prosent

GasOil

Fields/Discoveries



RegnskapRegnskap



VedleggVedlegg

12

Draupne/Hanz kommersielt potensiale bekreftet p pRobust økonomi Balansepris godt under 40 USD/fat i base case O å k t b l øk i d l

Tie-in to Balder FPSO

Også akseptabel økonomi ved low case ressurser Faset lav-capex utbygging er vurdert

Betydelig økte volumer på Draupne/Hanz

Tie-in to Grane plf

Mest for low case-estimater; betydelig for base case Hanz har god produktivitet, > 7 Darcy sand

Base case‐resursser for Hanz + DraupneOlje

mill. fatGassGSm3

Totalmill. fat o.e.

88 4,2 115Draupne / Hanz

stand alone

Tie-in to Gudrun plf

Påbegynt arbeid mot neste milepæl DG2/BOV Modning av stand alone og tie-in vertsplattform M k t li h t d

,

13

Marketsmuligheter vurderes Sidesteg i første kvartal 2010 BOV i tredje kvartal 2010

Frøy-prosjektetFrøy prosjektet

Samarbeid med StatoilHydro og Total for å finne en områdeløsning for olje og gassproduksjonområdeløsning for olje- og gassproduksjon

10-års utvidelse av lisensperioden for PL 364

Videre leteaktivitet planlagt

Øst Frigg Gamma Delta sidesteg i PL 442– Øst Frigg Gamma Delta sidesteg i PL 442

– Storklakken i PL 460

– PL 102 har bestemt å bore David-prospektet mindre enn10 km fra Frøy

Det norske har eierandeler i fem av lisensene ved Frøy, hvorav tre inkluderer oljefunn

14



RegnskapRegnskap



VedleggVedlegg

15

Resultat 1. kvartal 2009Resultat 1. kvartal 2009

MNOK 1K 2009 1K 2008Driftsinntekter 57 1 79 5Driftsinntekter 57,1 79,5

Letekostnader 65,2 56,9

Produksjonskostnader 35,6 23,4

Avskrivninger 11,3 25,3

Lønnsutgifter 7,4 6,9

Driftsresultat/EBIT 68 5 37 3Driftsresultat/EBIT -68,5 -37,3

Netto finansposter 26,4 -7,5

Resultat før skatt -42,1 -44,8

Skattekostnader -49,4 -35,8

Netto resultat 7,3 -9,0

16

Ikke revidert Ikke revidert

Letekostnader 1.kvartal 2009Letekostnader 1.kvartal 2009

MNOK 1K 2009 1K 2008Seismikk brønndata feltstudier etc 12 7 20 4Seismikk, brønndata, feltstudier etc. 12,7 20,4

Letekostnader fra deltakelse i lisenser 36,1 19,3

Kostnadsførte kapitaliserte letebrønner fra tidligere år 0,0 0,0p g , ,

Kostnadsførte tørre brønner dette året 0,0 0,0

Andel av lønnsutgifter og andre operasjonskostnader 15,5 11,9

Forskning og utvikling relatert til leteaktiviteter 0,9 5,3

Letekostnader 65,2 56,9

Ikke revidertIkke revidert

17

Balanse 31.03 2009Balanse 31.03 2009Eiendeler (MNOK) K1 2009 K1 2008Anleggsmidler 3 164,9 5 110,9

Goodwill 864 3 1 716 7Goodwill 864,3 1 716,7

Aktiverte leteutgifter 464,0 532,3

Andre immaterielle eiendeler 1 264,1 2 421,3

Eiendommer og utstyr 308,5 395,1

Langsiktige fordringer (forskudd) 51,3 5,2

Anslåtte skattefordringer 212,7 40,3

Omløpsmidler 2 360,1 1 401,8

Beholdninger 13,5 2,9

Kundefordringer 32,8 133,6

Andre fordringer 234,1 143,7

Kortsiktige innskudd 17,4 0,0

Anslåtte skattefordringer 211,4 615,5

Kontanter/innskudd 1 850,9 506,0

18

Sum eiendeler 5 525,0 6 512,6Ikke revidertIkke revidert

Balanse 31.03 2009 (forts.)Balanse 31.03 2009 (forts.)Egenkapital og gjeld (MNOK) 1K 2009 1K 2008Egenkapital 3 698,5 3 523,6

A t i f f likt l 1 269 1 2 263 5Avsetning for forpliktelser 1 269,1 2 263,5

Pensjonsforpliktelser 12,8 5,6

Utsatt skatt 1 070,6 2 159,9

A t i f fj i 137 2 82 8Avsetning for fjernings- ognedstengningsforpliktelser

137,2 82,8

Utsatt inntekt 48,5 15,2

Kortsiktig gjeld 557,4 725,5

Kortsiktig lån 0,0 344,4

Leverandørgjeld 123,0 30,0

Offentlige trekk og avgifter 8,6 4,1

Annen kortsiktig gjeld 425,8 347,0

SUM GJELD 1 826,5 2 989,0

Sum gjeld og egenkapital 5 525,0 6 512,6

19

gj g g p , ,Ikke revidert Ikke revidert

Kontantstrøm – nøkkeltall 1K 2009 (MNOK)Kontantstrøm nøkkeltall 1K 2009 (MNOK) Inntekter fra salg av Yme MNOK 547 Skattefordringer MNOK 424

00

20



RegnskapRegnskap



VedleggVedlegg

21

Boreplan Operatør: Det norskeBoreplanOperatør: partner

K4K3K2K1

20102009K1 RiggDETNOR %Boreoperasjon

West Alpha

PL 029 Freke

PL 362 Fulla (STL) 15%

20% B.Dolphin

PL 265 Graben (STL) 20% West Epsilon

PL 038 Grevling (Talisman) 30% Maersk Guardian

Aker Barents25%PL 321 Geitfjellet

Songa Delta70%PL 380 Fongen

B.Dolphin55%PL 383 Struten

B.DolphinPL 027B Eitri/Phi 35%

PL 483S Trolla

Aker Barents25%PL 321 Geitfjellet

Aker Barents52 5%PL 460 Storklakken

B.Dolphin35%PL 027D Jetta

Partner20%PL 442 Frigg GD (STL)

Songa Delta40%

Aker Barents52,5%PL 460 Storklakken

Songa Delta35%PL 001B Draupne

Songa Delta40%PL 476 Frusalen

B.Dolphin40%PL 408 Skardkollen

22

12.05.09

2009 lavkost-opererte boreprospekter2009 lavkost opererte boreprospekter

15

20 7 av10 opererte

boreprospekter har estimertbalansepris under USD 40/f t

10

pex

USD

/fat 40/fat

5 av10 opererteboreprospekter har estimertbalansepris under USD

5

Cap

p25/fat

8 av 10 opererteboreprospekter har estimertcape nder USD 10/fat

015 20 25 30 35 40 45 50

Etter skatt balansepris USD/fat NOK/USD=6.50

capex under USD 10/fat

23

Leteboring neste halvår Di i bg Disse riggene borer for Det norske i 2009: Bredford Dolphin Songa Delta Ak B t

Prospekter Andel

Uriskedemill. fat o.e.

(P90) 100% BASIS

Uriskedemill. fat o.e.

(P10) 100% BASIS Operatør

Aker BarentsPL 383 Struten 55% 60 198 Det norske

PL 380 Fongen 70% 20 80 Det norske

PL 321 Geitfjellet 25% 55 169 Det norske

PL 483S Trolla 40 % 72 336 Det norske

PL 442 Frigg Delta 20 % 6 51 StatoilHydro

PL 027D Jetta 35 % 32 60 ExxonMobil

PL 460 Storklakken 52.5% 16 40 Det norske

PL 408 Skardkollen 100% 13 177 Det norskeTotal risket gjennomsnitt: 180 mill. fat. o.e.; Det norskes andel 80 mill. fat o.e.

24

Norskehavet 2009 boreprogram

PL 483S – TrollaSonga Delta

PL 383 – StrutenBredford Dolphin

PL 476 – FrusalenSonga Delta

PL 380 – Fongen

Songa Delta

PL 380 FongenSonga Delta

2525

PL 321 – GeitfjelletAker Barents

Struten-prospektet

PL 383 – blokk 6507/3, 6508/1Det norske (O) 55 prosentVNG Norge 30 prosent

Letebrønn bores i andre kvartal 2009

Uriskede utvinnbare volum 60 til 198 mill. fat o.e. VNG Norge 30 prosentConcedo 15 prosentVNG bærer opp til 70 MNOK av Detnorskes kostnader

Reservoar i tidlig til midtre Jurassic sandstein

Hydrokarbon migrering fra Spekk kildebergart

Positive indikasjoner fra EM data samlet inn i 2006 Positive indikasjoner fra EM data samlet inn i 2006

Nornefeltet lokalisert 17 km lenger nord

T. Tilje

BCU

T. Åre

T. Tilje, depth

26

Fongen-prospektetPL 380 – blokk 6407/2Det norske (O) 70 prosentVNG Norge 30 prosent

Letebrønn bores i andre kvartal 2009 Uriskede utvinnbare volum 20 til 80 mill. fat o.e. Utestede volumer i Midgard vest-blokk Reservoar i sandstein fra midtre Jura alder VNG bærer opp til 70 MNOK av Det

norskes kostnader Reservoar i sandstein fra midtre Jura-alder Gode produksjonsmuligheter i nærliggende felt Befinner seg i migrasjonsrute til Midgard-feltet Kort avstand til eksisterende infrastruktur

6 40E 7 00E 7 20E 7 40E 8 00E

5 15

N

5NHeidrun Field

65

65 1

5Smørbukk Field

65 0

0N

65 0

0N

PL380

Midgard Field Smørbukk SørField

6 40E 7 00E 7 20E 7 40E 8 00E64 4

5N

0 5 10

km

Trestakk Field

Geitfjellet-prospektetPL 321 – blokk 6306/6Det norske (O) 25 prosentAker Exploration 35 prosent

Letebrønn påbegynnes tredje kvartal 2009 Uriskede utvinnbare ressurser 55 til 169 mill. fat o.e. Reservoar i Rogn sandstein lik Draugen-feltet

Talisman 20 prosentStatoilHydro 20 prosentAker Exploration bærer Det norskeskostnader for to brønner, begrenset

Seismiske indikasjoner på hydrokarboner Lokalisert mellom Ormen Lange og Draugen Eventuelt funn vil utløse boreaktivitet på flere liknende

prospekter innenfor lisensenoppad til 99 MUSD

5 20E 5 40E 6 00E 6 20E 6 40E 7 00E 7 20E 7 40E 8 00E 8 20E 8 40E

N64

30N

Draugen Field

Njord Field

64 0

0N64

15

PL321

63 3

0N63

45N

Ormen LangeField

285 40E 6 00E 6 20E 6 40E 7 00E 7 20E 7 40E 8 00E 8 20E 8 40E

63 1

5N0 10 20 30

km

Trolla-prospektet

PL 483S – 6508/3,12 and 6509/10,11Det norske (O) 40 prosentDana Petroleum 30 prosent

Bores i tredje kvartal 2009

Uriskede utvinnbare volum 72 til 336 mill. fat .o.e. Dana Petroleum 30 prosentDiscover Petroleum 30 prosent Reservoar i midtre til tidlig Jura sandstein

Hoved-risiko er olje-generering i Helgeland-

bassengetbassenget

29

Frusalen-prospektet

PL 476 – blokk 6507/11Det norske (O) 40 prosent

Letebrønn bores i fjerde kvartal 2009

“F di l ”( ) p

Lundin 30 prosentNoreco 30 prosent

“Four way dip closure”

Reservoar i midtre Jura sandstein

Hydrokarboner fra Midgard-felt området

Lokalisert 5 km øst av Midgard-feltet

Cretaceous

Tertiary

Lower Jurassic

Middle Jurassic (Reservoir)Middle- Upper Jurassic

Cretaceous

GWC

30

Ressursutvikling i Det norske

31



RegnskapRegnskap



VedleggVedlegg

32

Utsikter og oppsummering Vellykket start på leteprogram

– Funn i to av to brønner i 2009 - Fulla og Freke– Fire pågående brønner, Fulla sidesteg, Ragnarrock Graben, Grevling og Eitri– Ni ytterligere prospekter bores i 2009– Mange prospekter med mulighet for hurtig utbygging

Finansiell styrkeFinansiell styrke– 2,2 milliarder NOK i kontanter og skattefordringer– Ingen gjeld og derfor ingen refinansieringsproblemer– All planlagt aktivitet fullfinansiert ut 2012

Fokus på kjerneområder der betydelig produksjon er innen rekkevidde i nær framtid– Hanz & Draupne, Jotun, Varg og Frøy

Det norske vil være aktiv når det gjelder når det gjelder strategiske strukturendringer pånorsk sokkel.

Det norske har avslått å gå i fusjonsforhandlinger med Noreco men vil fortsatt søkeDet norske har avslått å gå i fusjonsforhandlinger med Noreco, men vil fortsatt søkestrategiske muligheter for fusjoner og oppkjøp.

33



RegnskapRegnskap



VedleggVedlegg

34

2009 prospektoversikt

2009 Andel %

Netto riskede gjennomsnittligeressurser

DETNOR (mill. fat) Operatør

PL 29B Freke 20 % Funn ExxonM/Det norske

PL 265 Ragnarrock Graben 20 % 3,4 StatoilHydro

PL 038 Grevling 30 % 2,9 Talisman

PL 362 Fulla appraisal 15 % 0 StatoilHydro

PL 027D Eitri 35 % 5,0 ExxonM/Det norske

PL 027D Phi 35 % 1,5 ExxonM/Det norske

PL 383 Struten 55 % 16,8 Det norske

PL 380 Fongen 70 % 11 8 Det norskePL 380 Fongen 70 % 11,8 Det norske

PL 321 Geitfjellet 25 % 6,7 Det norske

PL 483S Trolla 40 % 14,1 Det norske

PL 442 Frigg Delta 20 % 4,3 StatoilHydrogg , y

PL 027D Jetta 35 % 7,4 ExxonM/Det norske

PL 460 Storklakken 52.5 % 9,5 Det norske

PL 408 Skardkollen 100 % 9,3 Det norske

35

Total (unntatt avgrensningsbrønner) 92,7

2010 prospektoversikt2010 prospektoversikt2010 Andel %

Riskede ressurserDETNOR (mill. fat) Operatør

PL 476 F l 40 % 6 1 D t kPL 476 Frusalen 40 % 6,1 Det norske

PL 001B Draupne (avgrensningsbrønn) 35 % Avgrensningsbrønn Det norske

PL 341 Stirby 30 % 37,0 Det norske

PL 321 Hoåsen 25 % 7,2 Det norske

PL 337 Storkollen 45 % 7,7 Det norske

PL 432 Nebba 100 % 39 6 Det norskePL 432 Nebba 100 % 39,6 Det norske

Total 97,6

36

20 største aksjonærer20 største aksjonærerAntall Prosent Navn

16 231 255 25,00 DNO INTERNATIONAL AS 10 969 160 16 90 BANK OF NEW YORK10 969 160 16,90 BANK OF NEW YORK

3 859 886 5,95 FOLKETRYGDFONDET

1 903 500 2,93 VERDIPAPIRFOND ODIN 1 162 181 1,79 KØRVEN AS V/ERIK HAUGANE1 133 667 1,75 H.L.MANAGEMENT

969 668 1,49 SPAREBANKEN MIDT-NORGE 887 421 1,37 JP MORGAN CLEARING830 366 1,28 VERDIPAPIRFOND ODIN 829 000 1,28 UBS754 830 1,16 VILJE 2M AS 750 000 1 16 FERD AS INVEST750 000 1,16 FERD AS INVEST734 900 1,13 OLEUM AS 715 033 1,10 KLP LK AKSJER 687 215 1,06 VINN INVEST AS V/STEIN FINES686 040 1,06 SJÆKERHATTEN AS 656 868 1 01 KOTENG HOLDING AS V/IVAR KOTENG656 868 1,01 KOTENG HOLDING AS V/IVAR KOTENG647 930 1,00 HOLBERG NORGE644 600 0,99 ODIN OFFSHORE 591 635 0,91 R KJELDSBERG AS

45 645 155 70,32 Total holding for top 20 shareholders

37

*Aker ASA kjøpte 11. mai 2009 18,2 prosent i Det norske

En betydelig aktør på norsk sokkelEn betydelig aktør på norsk sokkel

erle

tebr

ønne

Ant

all l

38

Documents

Det norske – presentasjon 1. kvartal 2009€¦ · Det norske – presentasjon 1. kvartal 2009 OSE ticker : ”DETNOR” Adm.dir. Erik -Finansdir. Finn Øistein Nordam 1. Disclaimer