DSND SØNDENFJELDSKE (SFJ) -> KJØP
6. Juni 2000

quote:


Raskt voksende subsea selskap med spennende posisjonering mot verdens offshore markeder

Sektor: Offshore/Oil Services
Kurs (NOK): 44.70
Kursmål (NOK) 12 mnd: 65
Risiko: Medium
Market cap (MNOK): 2.451
Netto rentebærende gjeld (MNOK): 1.460
Enterprise value (MNOK): 3.911
EK-andel: 40%

Finanskalender for 2000 finner du her. Nøkkeltall finner du her. Årsrapporter og kvartalsrapporter finner du her

Estimater (NOK)
2000e
Driftsinnteker 2.554
EPS (0.4)
CEPS 4.2
P/CF 10.7
EV/EBIT 51
P/B 1.6

2001e
Driftsinnteker 3.538
EPS 3.9
P/E 11.50
CEPS 8.7
P/CF 5.1
EV/EBIT 11
P/B 1.4

2002e*
Driftsinnteker: 4.210
EPS 5.7
P/E 7.8
CEPS 9.9
P/CF 4.5
EV/EBIT 6.2
P/B 1.3

2003e*
Driftsinnteker: 4.854
EPS 7.6
P/E 5.9
CEPS 11.6
P/CF 3.9
EV/EBIT 4.6
P/B 1.1

2004e*
Driftsinnteker: 5.533
EPS 8.7
P/E 5.1
CEPS 13.2
P/CF 3.4
EV/EBIT 3.8
P/B 0.9

[* Justert for konvertibelt obligasjonslån (NOK 450-540 mill til NOK 60 pr aksje) som øker antall aksjer fra 54.833 mill til 63.833 mill]

HISTORIE
DSND ble etablert allerede i 1854. Fra etableringen og frem til 1964 opererte selskapet skip og fergevirksomhet mellom Oslo og Hamburg. Fra 1964 og frem til 1985 var virksomheten i DSND begrenset. Fra 1985 opererte selskapet som et aktivt investeringsselskap. Kristian Siem gikk inn på eiersiden i 1993, og Gunnar Hirsti ble senere ansatt som administrerende direktør. Kristian Siem er for øvrig siviløkonom fra BI, mens Gunnar Hirsti har ingeniørutdannelse med brønnboring som spesialitet. Virksomheten ble gradvis dreid mot offshore-relaterte investeringer. I 1995 startet arbeidet med å revitalisere selskapet og det ble utarbeidet en strategiplan for å bli en rendyrket offshore entreprenør med fokus på offshore konstruksjon, brønnvedlikehold og geotekniske boringer. DSND valgte å skille ut den gamle offshore- og shippingvirksomheten i Ivar Holdning. Deretter ekspanderte selskapet på entreprenørbiten av offshore engasjementene gjennom kjøp av Ugland Offshore og Ocean Tech. Dermed fikk DSND på kort tid innpass blant entreprenørselskapene både på norsk og engelsk sokkel i Nordsjøen. Gjennom sin 70% andel i DSND Horizon (USA) og oppkjøpet av Consub (Brasil) sikret DSND seg adgang til to av de raskest voksende dypvannsmarkeder i verden. DSND har i tillegg sikret seg posisjonering mot Vest-Afrika gjennom en joint venture avtale med Adamac Group.

Selskapet har til sammen gjennomført 8-10 oppkjøp de siste 5 årene. Samtlige kjøp kan karakteriseres som svært vellykket både mht til pris og synergieffekter. DSND ble bygget opp i en tid med langvarig dårlig avkastning i subsea industrien. Derfor fikk de kjøpt blant annet Ugland Offshore relativt sett billig (NOK 40 mill). I tillegg var DSND på det tidspunktet en stor pengebinge. I dag derimot sliter selskapet med å få endene til å møtes.

DSND er tilfredsstillende posisjonert i verdens offshore markeder, men mangler kommersielt gjennombrudd i Mexico Gulfen og Vest-Afrika. Disse områdene er viktige, men jeg tror det er viktigere å være god der man er enn å være alle steder. Ny etableringer koster utrolig mye penger (se DSND i Brasil) og det har ikke selskapet kapital til i dag. Jeg tror selskapet burde konsentrere seg om de områdene der de er store og la de andre fare. Det å gjøre forretninger i både USA og Vest-Afrika er veldig "relasjonstungt" og det er veldig få eksempler på utenlandske selskaper som virkelig har lykkes i US GoM. Når det er sagt så er selskapet selv veldig positive til Mexico Gulfen og tror selv at de skal vinne en del kontrakter der de neste 6 mnd.

FORRETNINGSOMRÅDER
DSND opererer en flåte bestående av 25 skip, hvorav 3 er engasjert i rørlegging på dypt vann. Resten av flåten utfører oppdrag innen konstruksjon, integrerte tjenester og kartleggingsoperasjoner. Selskapet 20 tyngre ROVer og 16 inspeksjons-ROVer som utfører ulike undervannsoppdrag. I tillegg har DSND Consub, et heleid datterselskap i Brasil, kontroll over en flåte med 11 mindre supply-fartøyer.

DSND har to forretningsområder. Det viktigste kjerneområdet, som står for over 50% av omsetningen, er konstruksjon og utbygging. Det primære satsingsområdet er produksjon og installasjon av stive og fleksible rør samt stålrørledninger. I tillegg til oppkoblinger av mobile produksjonsanlegg og lastesystemer samt installasjon av sugeankre og andre bunnstrukturer. Selskapet kontrollerer en flåte av dynamiske posisjonerte fartøyer som er i stand til å installere undervannssystemer eller legge rørledninger på svært dypt vann. DSND vil vokse videre i dette området, men ikke i samme takt som tidligere. Oppkjøpene er trolig unnagjort og videre vekst vil skje organisk. Forretningsområdet integrerte tjenester omfatter kartlegging av sjøbunnsforhold for installasjon av plattformer og rørledninger, kartleggings-/ROV-tjenester og geoteknisk boring, luft/metning, dykkertjenester og en del tjenester i forbindelse med inspeksjon, reparasjon og vedlikehold av felt. Virksomheten består blant annet av å samle inn data i forbindelse med undersøkelser av bunnforholdene når nye plattformer skal plasseres. Det dreier seg om fotografering av havbunnen som kan kombineres med å skyte seismikk for å undersøke de geotekniske forholdene nærmere. Vekstområdet i DSND er innenfor brønnvedlikehold og brønnintervensjon. Selskapet kontrollerer tre skip, men kommer trolig til å vokse gjennom oppkjøp av både skip og selskaper, både på hard- og softwaresiden. Virksomheten innenfor brønntjenester har et like stort potensial som entreprenørforretningen. DSND har blant annet utviklet et nytt konsept for dykkerløs brønnintervensjon fra dynamisk posisjonerte fartøyer, og dette har aldri vært utført i Norge.

FREMTIDSUTSIKTER FOR MARKEDET INNEN SUBSEA TJENESTER
Det ventes betydelig vekst i selskapenes dypvannsaktivitet i årene fremover, i tillegg til det økende fokus som rettes mot utbygging av marginale felt.

Subsea teknologi, hvor brønnhodene installeres på havbunnen med produksjonsutstyret ombord på et skip istedenfor på en fast plattform, er nå førstevalg på alle dypvannsfelt verden over. 80% av de nye feltene som har kommet i produksjon i Nordsjøen de siste årene er basert på subsea teknologi. Det er spesielt markedet i Brasil, Mexico Gulfen og Vest-Afrika som forventes bidra til den sterkeste ekspansjonen hvor utbyggingene på dypvann såvidt har kommet i gang, men hvor en sterk leteaktivitet har pågått siden 1995. Jeg forventer at subsea markedet vil ekspandere med over 15% de neste årene med utgangspunkt i den porteføljen av dypvannsfelt som nå er på planleggingsstadiet.

Jeg vurderer det som overveiende sannsynlig at den sterke veksten vi har vært vitne til i leteaktiviteten på dypvann siden 1995, og som fortsatt pågår, vil etterfølges av en lengre periode med økninger i feltutbyggingsprosjekter. Vi kan snakke om fire bølger i forbindelse med oljevirksomhet på dypt vann. Oljeselskapene har store mengder seismiske data å ta utgangspunkt i, mens boreaktiviteten skjøt fart i 1995. Nå er oljeindustrien klar for den tredje bølgen, utbyggingen, hvor DSND har hovedtyngden av sine produkter, tjenester, teknologi og erfaring.

Økt fokus på feltutbygginger vil favorisere DSND og Stolt Offshore som er blant verdens ledende subsea selskaper. I tillegg er Aker Maritime sterkt posisjonert for denne oppgangen som kanskje verdens ledende aktør i markedet for å bygge flytende produksjonsløsninger.

Det er behov for subsea tjenester i stort sett alle de aktuelle fasene som inngår i livssyklusen for et oljefelt. Det første behovet oppstår typisk i grensesnittet mellom seismikk og leteboring hvor subsea selskapene tilbyr tjenester knyttet til formasjonstesting samt andre aktuelle støttetjenester til boreriggene. DSND er en av de største aktørene innenfor denne fasen.

Det største markedet for subsea tjenester oppstår imidlertid i selve utbyggingsfasen, hvor tjenestespekteret omfatter legging av stive eller fleksible rørledninger og andre undersjøiske installasjoner. Det er innefor denne fasen at den største verdiskapningen finner sted, og hvor subsea selskapene i hovedsak genererer sine inntekter. Mens aktiviteten innenfor områdene leteboring og seismikk har vokst betydelig i løpet av de siste 5 årene, og som fortsatt er voksende, henger utbyggingsaktiviteten kraftig etter. På dypvann har vi kun vært vite til en leteboom så langt. Riggaktiviteten er en sterk indikator på det fremtidige utbyggingsmarkedet offshore. Flåten av dypvannsrigger har femdoblet seg siden 1994, mens flåten av avanserte subsea konstruksjonsskip har vært mer eller mindre permanent. Den nåværende subsea flåten kan imidlertid lett ta hånd om de dypvannsutbyggingene som kommer de neste 2-3 årene, men når felt på havdyp større enn 1.500-2.000 meter etter hvert vil komme til utbygging, vil det komme en sterk flåteekspansjon i subsea markedet. Dette innebærer en vesentlig marginoppgang fra dagens nivåer hvor dagratene på de mest avanserte skipene ligger 30-40% under nivåer som forrenter et nybygg. DSND har allerede posisjonert seg overfor denne veksten og kan i dag tilby undervannsinstallasjon ned til dybder på 2.500 meter.

Utviklingen i dag er først og fremst drevet av teknologi. Ny teknologi innen seismikk, boring samt utbygging og drift av oljefelt reduserer stadig kostnadene for nye oljefelt. Mens de oljefeltene som kom i produksjon på 70- og 80-tallet i mange tilfeller krevde en oljepris på opp mot $20 pr fat for å være lønnsomme, har de fleste dypvannsfeltene som er påvist i løpet av de siste årene break-even priser godt under $10 pr fat. Disse feltene er i stor grad basert på flytende produksjon og subsea teknologi. Investeringskostnadene omregnet pr fat oljereserver på et representativt utvalg dypvannsfelt som er påvist de siste årene varierer mellom $1.27 og $4.50 pr fat. I tillegg kommer operasjonskostander og kapitalkostnader som antas å ligge i området $4 pr fat i gjennomsnitt. Tendensen er imidlertid at investeringskostnadene forventes å øke i årene fremover som en funksjon av høyere riggrater og en presset leverandørindustri. På generell basis er det slik at utbygginger som i betydelig grad drar nytte av eksisterende infrastruktur vil ha lavere kostnader enn helt nye utbygginger. Denne type utbygginger er i betydelig grad undervannsutbygginger. En annen metode som er utviklet for å utnytte oljeforekomster på store havdyp er knyttet til flytende produksjonssystemer. Begge løsningene krever legging av stive eller fleksible rørledninger og andre undersjøiske installasjoner og tjenester. Flytende produksjonsanlegg blir mer og mer aktuelle ettersom utvinningen av petroleum beveger seg ut på stadig større havdyp.

Forbedring av teknologien øker sannsynligheten for suksess, som i sin tur bedrer driftsmarginene for oljeselskapene. Teknologiutviklingen har også økt utvinningsgraden på eksisterende felt vesentlig. På norsk kontinental sokkel for eksempel utvinningsgraden på eksisterende felt økt fra 34% i 1991 til over 50% i 1998. Globalt sett er konsekvensen av dette at felt som før ikke var lønnsomt nå kan bygges ut. Store fremskritt innenfor seismikk har ført til at oljeselskapene lettere kan finne uoppdagede reserver eller lønnsomme satellitter. Teknologiske nyvinninger har ikke bare redusert kostnadene direkte, men også fått opp lønnsomheten gjennom økt utvinningsgrad. Teknologiutviklingen med fokus på effektivisering og produktivitetsforbedring har gitt store kostnadsbesparelser for bransjen. Kostnadsreduksjoner har spesielt medført at marginale eller tynne petroleumsbærende soner har fått en lavere kostnad enn før. Som følge av denne utviklingen kan det nå verden over bygges ut felt med balansepriser på ned mot $6-7 pr fat.

Den raske teknologiske utviklingen innen utvinning av olje og gass på store havdyp er et resultat av et markert fall i oljeselskapenes utvinningskostander. Av kjente offshore forekomster som i dag er erklært utvinnbare, er 75% på havdyp hvor teknologi som beskrevet overfor er påkrevd. Omtrent 90% av de nye feltene forventes å måtte benytte seg av undervannsløsninger i en eller annen form, mens bare 55% av de produserende feltene gjør det. I følge Douglas-Westwood forventes investeringene på dypvannsprosjekter å øke fra $10.8 mrd i 1998 til $18.9 mrd i 2002. I denne perioden forventes det at antall dypvannsutbygginger pr år mer enn fordobles, opp fra 16 utbygginger i 1998 til 38 utbygginger i 2002. Totalt forventes det å bli bygd ut hele 134 felt i dette tidsrommet, hvorav 90% vil bli basert på flytende produksjon og subsea teknologi. ABB satser på å få så mye teknologi og oljeproduksjonsutstyr som mulig ned på havbunnen. På sikt legges det opp til at overflateinstallasjonene offshore blir overflødige. ABB har mye av teknologien som skal til for å produsere med landinstallasjoner allerede. Selskapet kan prosessere oljen på havbunnen og sende den i rør inn til land. Mer utstyr på havbunnen betyr i første omgang mer arbeid for undervannsentreprenør selskapene. Investeringene for oljeselskapene blir også mindre og driften billigere. ABB mener at feltinvesteringene kan reduseres med mellom 30-50% og driftskostnadene med mellom 30-60%. Bedre og standardisert teknologi vil også være med på å minke utviklingstiden med mellom 30-50%.

I produksjonsfasen på feltet kreves det omfattende vedlikehold og inspeksjoner av eksisterende rørledninger, andre undervannsinstallasjoner og oljebrønner. Markedsmessig ser det lyst ut for DSND. Kritiske flaskehalser i produksjon på dypt vann vil blant annet være brønnintervensjon. DSND har utviklet et konsept for vedlikehold av oljebrønner på større havdyp med brønnvedlikeholdsskipet ”Botnica”. Dette skipet er spesialtilpasset for brønnvedlikehold, og er utrustet med et boretårn, stigerørspakke og en 160 tonns kran. Antall nye undervannsbrønner på verdensbasis antas å øke med over 300 pr år og behovet for lette brønnintervensjonsskip forventes å øke kraftig etter hvert som undervannsbrønnene kommer i produksjon. DSND’s konsept skal gi betydelig kostnadsbesparelser, men foreløpig har vi sett liten interesse blant oljeselskapene til å ta i bruk ny teknologi (spesielt i Nordsjøen). I 1997 var det totalt 1.100 undervannsbrønner i verden og innen 2001 regner man med at antallet vil øke til 2.500. Oljeselskapenes økte interesse for stadig dypere farvann vil innebære en større etterspørsel etter rigger/skip som kan utføre intervensjonsarbeider på disse vanndypene. I 20-års perioden frem til 1997 ble det lagt ut 2.300 km rør i Nordsjøen. I 4 års perioden fra 1997 til 2001 antar man at det vil bli lagt nærmere 3.000 nye kilometer og denne veksten vil fortsette. Tar man med at rørledningene trenger vedlikeholdsundersøkelser, så vil DSND trolig få nok å gjøre. I tillegg kommer fornyelse av Statoils rammeavtaler for drift og vedlikehold (der DSND ikke er inne i dag) i løpet av 2000 og et økende antall oppdrag knyttet til drift og stengning av felt. 2/3 av markedet for opprydning/vedlikehold blir åpnet for nye anbud i løpet av året.

I avviklingsfasen vil nedstengning representere et stort potensiale for DSND fordi undervannsutstyr som brønnholder, produksjonsutstyr og rørledninger må fjernes for å tilfredsstille europeiske miljøkrav. I løpet av Norges 35-årige oljehistorie er det boret ca 1.400 brønner på norsk sokkel. Noen av disse er i produksjon, andre er såkalte injeksjonsbrønner, mens de som er tørre, er stengt permanent. Av de brønnene som er boret og forlatt på norsk sokkel, utgjør ca 47% en sikkerhetsrisiko. Oljedirektoratet (OD) forlanger konkrete planer for oljeselskapene for permanent sikring og stengning av disse brønnene. I den britiske delen av Nordsjøen har det vært flere alvorlige hendelser, og OD frykter at fiskeredskaper og undervannsutstyr skal hekte seg fast i konstruksjonene på havbunnen.

Det er oljeselskapens leteprogrammer samt utbyggings- og vedlikeholdsbudsjett som styrer etterspørselen etter offshore næringens tjenester. Selv om tilbudssiden er viktig, er det kontinuiteten i oljeletingen som er viktigst. Det er flere årsaker til at oljeselskapene ikke skulle kunne holde tilbake kommersielt interessante prosjekter. Oljeselskapene har ikke råd til å forlenge den såkalte pre-PUD fasen, det vil si prosjektperioden frem til utbyggingen blir levert til myndighetene. Tvert imot er målet å redusere tiden fra funn til produksjon. En annen årsak til at påstanden om trenering av prosjekter er urimelig, er at de fleste utbyggingsprosjektene på norsk sokkel i dag er satellitter til eksisterende felt og dermed tidskritiske. Det vil si at de er avhengig av å starte produksjon så fort det blir ledig produksjonskapasitet på hovedplattformen. Å tro at oljeselskapene kan sette prosjekter på hylla og ta dem frem når de ønsker det, viser manglende forståelse for virksomheten. Men hvordan kunne den lave oljeprisen i 1999 påvirke beslutningen om å bygge ut et felt som kanskje kommer i produksjon 3 år senere, og som kan leve i 10-15 år? Svaret er at lave oljepriser reduserer oljeselskapenes kontantstrøm og dermed mulighetene til å bære kostnadene for nye prosjekter. Her var det mange som tok feil i 1998/99 og trodde at dypvannsmarkedet ville fortsette å vokse i høyt tempo selv med lave oljepriser. Resultatet ble fortsatt vekst, men i et redusert omfang. De endrede rammebetingelsene fikk også de store aktørene til å snu seg innover, restrukturere, drive strategiprosesser og unnvike å ta beslutninger og tildele oppdrag. På dypt vann er det store internasjonale oljegiganter som dominerer totalt, og disse selskapene har også omfattende virksomhet på grunt vann. Med en oljepris på nærmere $30 pr fat genererer oljeselskapene en ganske betydelig kontantstrøm som må reinvesteres for å opprettholde produksjonsvolumer og vekst fremover. Investeringene i Nordsjøen vil stige med 12% i år, og vi ser en stadig større interesse for utbygging av mindre subsea-prosjekter. Selskapene ventes å øke sine budsjetter med minimum 10-15% fra 2000-nivå og dypvannsprosjekter kommer til å stå for en stadig større andel.

Jeg tror de beste investeringene vil være de selskapene som utvikler kostnadsbesparende og/eller innteksøkende teknologi. De selskapene som stadig reduserer break-even for nye og eksisterende oljefelt vil oppleve god etterspørsel både når oljeprisen er lav og høy. DSND har helt siden etableringen i 1854 satset på høyteknologi og tidligere i år fikk selskapet et kommersielt gjennombrudd for bruk av stive oljerør som stigerørsledninger helt opp til plattformen. "SkandiNavica" installerte to stigerørsledninger opp til en plattform på Roncador-feltet i Brasil. Dette konseptet skal, ifølge beregninger som Petrobras har gjennomført, gi besparelser på $5-10 mill pr brønn. DSND har også utviklet er spennende konsept for lett brønnintervensjon, men mangler foreløpig et kommersielt gjennombrudd innenfor dette området.

KONKURRENTER OG RESTRUKTURERING I MARKEDET
DSND konkurrerer først og fremst med Coflexip Stena Offshore og Stolt Offshore. Sammen med DSND kontrollerer disse tre selskapene markedet for skipene med dynamisk posisjonering til undervannsarbeide. Andre konkurrenter er Halliburton/Bown & Root, J. Ray McDermott, lokale selskaper og de store rørleggerne. Markedet begynner å bli konsolidert (Stolt Offshore – NKT og ETPM, Coflexip Stena Offshore – Cal Dive og Technip) og ligner nå mer på boremarkedet.

Markedet er dominert av børsnoterte selskaper, og at flere selskaper kontrollerer 80-90% av flåten. Teknologien og selskapene har sin opprinnelse fra Nordsjøen og selskapene benytter seg av fartøyer fra Nordsjøen i sin geografiske ekspansjon.

Teknologien sitter primært hos oljeservice selskapene, og teknologi driver alltid kostnadene ned. Det er stordriftsfordeler i teknologisk utvikling, og de store vil vinne. I oljebransjen er totalleverandør et moteord. Oljeselskapene ønsker "one-stop-shopping", og alle større leverandører er beredt til å tilby akkurat det. Målet er å bli totalleverandør der kunden mener selskapet bør være det. På dypvannsområdet etterspørres det kompetanse i hele verdikjeden. Leverandørsiden er i dag altfor fragmentert i forhold til de store oljeselskapene. Også av hensyn til forhandlingsposisjonen og for å oppnå høyere priser for tjenestene må leverandørene bli større. Leverandørene må tilby et stadig bredere produktspekter, siden oljeselskapene i større grad søker å kjøpe mest mulig produkter og tjenester fra en og samme leverandør. Disse faktorene sammen med potensial for betydelige kostnadsbesparelser gjør av vi garantert vil se flere store oppkjøp og fusjoner i tiden fremover.

DSND er tidligere blitt nevnt som en oppkjøpskandidat for Stolt Offshore og Coflexip Stena Offshore. Imidlertid har disse selskapene samme geografisk posisjonering og tilbyr samme produkter/tjenester som DSND. Coflexip Stena Offshore trenger også å se mot det amerikanske markedet hvis de vil ha engineering kompetanse, noe som vil hjelp dem på dypt vann. Jeg tror først og fremst at DSND er interessant for selskaper som søker en bredere geografisk posisjonering og et bredere produktspekter. For DSND kan Global-Industries være en aktuell partner da selskapene utfyller hverandre på flere områder. Global Industries er sterke i Mexico Gulfen og Sørøst Asia, men mangler posisjonering i Nordsjøen og Brasil hvor DSND er etablert. En annen aktuell partner kan være Saipem/Bouygues Offshore som ikke er etablert Brasil og Mexico Gulfen og i tillegg mangler selskapet kompetanse innen ROV samt legging av rørledninger, konstruksjon og survey på dypt vann. Halliburton/Brown & Root har tilsvarende svakheter, men er på sin side etablert i samtlige offshore markeder. Det er vanskelig for meg å spekulere i om DSND kommer til å delta i strukturendringer, men det finnes i hvert fall flere spennende løsninger hvis ledelsen og hovedaksjonær Kristian Siem ønsker det.

DSND-aksjen handles med en stor rabatt i forhold til de amerikanske konkurrentene. Markedsverdien for børsnoterte offshoreselskaper ligger på rundt $200 mrd og 90% av disse selskapene ligger i USA, 7% i Europa og 3% i Canada. Den lave prisen på DSND kan skyldes at selskapet ikke er synlig overfor amerikanske fond og dette kan løses ved å foreta en parallell notering i USA. Kostnadene ved en notering i USA, samt de årlige kostnadene ved å være notert der, er imidlertid såpass høye at selskapet bør vente med dette til senere. En USA-notering vurderes kontinuerlig, men forutsetter at DSND oppnår tilstrekkelig interesse fra investorer. Det kan bli vanskelig i dagens situasjon.

OLJEMARKEDET OG OFFSHORE PRODUKSJON
Oljeprisen er den viktigste faktoren for etterspørsel etter subsea tjenester. Hvis denne er lav i forhold til balansen i de enkelte felt vil oljeselskapene redusere sin aktivitet. Hvis oljeprisen er høy vil konsumentene redusere etterspørselen og flytte deler av denne over på alternative energikilder. Dette er faktorer som myndigheter, OPEC og andre organisasjoner er kjent med og en stabilisering av oljeprisen innenfor gitte intervaller er derfor et mål for disse.

Etter at oljeprisen nådde bunnen på ca $9 pr fat i desember 1998 har den vist en vedvarende oppadgående trend. Spotprisen utgjør i dag ca $28 pr fat. Den sterke økningen skyldes i hovedsak at følgende faktorer omtrent inntraff samtidig:

Kraftige endringer i oljeprisen har funnet sted flere ganger i løpet av de siste 20-30 årene, og dette vil kunne skje igjen. Oljeselskapene kan ikke belage seg på at de høyere prisene vil holde seg og må velge løsninger som gir produksjonskostnader på $12-13 pr fat for å kune drive lønnsomt. Et utall av variabler kan sende oljeprisen opp eller ned som en jo-jo. Været spiller en meget viktig faktor. Mild vinter gir lav oljepris og vice versa. En streik i Nordsjøen, selv om den er kort varig, kan gi et løft i oljeprisen. En krig, og aller helst i Midtøsten, gir garantert prisutslag. Og sist, men ikke minst påvirkes prisen av at OPEC utøver sin makt ved å bestemme seg for nye produksjonskvoter.

Utsiktene til oljeprisen er meget positive med fortsatt økonomisk vekst i USA, positive økonomiske utsikter i Asia samt en sterkere europeisk økonomi. Selv om OPEC valgte å øke produksjonen i mars ser det fortsatt ut til at etterspørselen er høyere enn tilbudet. Dette fører til at lagervolumene er sterkt fallende og det er faktisk 30 år siden sist bensinlagrene var så lave som de er i dag ved inngangen til bilsesongen i USA.

OPEC ønsker å holde prisen mellom $22 og $28 pr fat og har tidligere uttalt at de kommer til å øke produksjonen med 500 mill fat pr dag hvis snittprisen over 20 dager ligger over $28 pr fat. I dag ligger den på rundt $27.50 pr fat. Det blir avholdt et nytt OPEC-møte er i Wien 21. juni. Det er fortsatt usikkert om OPEC velger å øke produksjonskvotene selv om snittet skulle stige over $28 pr fat. Flere av medlemslandene sliter med manglende overskuddskapasitet på kortsikt. Trolig blir det ikke snakk om vesentlige økninger i produksjonen før mot slutten av året. CGES forventer at uendret OPEC-produksjon vil gi en oljepris på $24.90 ved utgangen av året. IEA opererer med høyere estimater for etterspørselen og mener at oljeprisen kan øke til $36.60 hvis ikke OPEC øker produksjonen. Matthew Simmons mener at IEA er for "bearish" og forventer et oljepris-sjokk. Argumentene til Simmons er at USA ikke har noe annet valg enn olje og viser til at kullkraften er på vei ut, vannkraften er 100% utbygget og at det er uaktuelt med atomkraftverk.

Oljeprisen ligger i dag 50% over snittet på $18.60 pr fat de siste 10 årene. Hvor sannsynlig er det at verdien på det ”svarte gullet” blir liggende såpass høyt over det langsiktige gjennomsnittet? Tendensen er at lave og høye priser utjevner hverandre, slik at snittet ikke varierer så mye som svingningene umiddelbart skulle tilsi. Basert på historisk utvikling gir det ikke høye odds å predikere at dagens oljeprisforventninger ikke kommer til å slå til. Historien om treffsikkerhet i oljepris prognoser er ikke bare historien om analytikere som konsekvent bommer. I mange tilfeller har ikke prognosene vært i nærheten av skyteskiven engang.

I begynnelsen av 1990 utgjorde offshore virksomheten ca 10% av verdens totale oljeproduksjon. Gjennom den økende interessen for utbygging på stadig større vanndyp har andelen økt til over 30%. Basert på alle olje- og gass forekomster som er utvunnet til nå, både onshore og offshore, forventes andelen av verdens oljeproduksjon som produseres offshore å øke ytterligere i årene som kommer. Lite feltutbygginger de siste årene har tæret kraftig på oljereservene til de vestlige oljeselskapene hvor fokus stort sett har vært å øke utvinningsgraden fra allerede eksisterende felt. 90% av verdens oljeproduksjon kommer i dag fra felt som er mer enn 20 år gamle, og antallet store funn toppet ut på slutten av 60-tallet. Nivået på nye funn har eksempelvis fra en topp på 41 mrd fat pr år i 1960 til 7.6 mrd i 1998 (hvor Angola sto for 30%). Reserve/produksjon forholdet har fått ned fra 18 år til 11 år i perioden 1980 til 1999. Reservene faller altså for å holde tritt med den voksende etterspørselen og det er ventet at denne trenden vil fortsette i årene fremover. Siden flere av olje- og gassforekomstene i verden vil tømmes, er det stadig behov for å erstatte tapte reserver. Disse reservene vil etter hvert bli mindre tilgjengelige, og andelsen av oljeproduksjon som finner sted offshore viser en økende trend. Det betyr at man gradvis må flytte olje- og gassvirksomheten til områder hvor forekomstene er vanskeligere tilgjengelig, blant annet til dypere farvann og områder med ekstreme værforhold. For eksempel ble det i 1960 produsert olje på 50 meter vanndyp, mens det innen 2005 trolig vil være produksjon av olje på 2.500 meter. Man regner med at det eksisterer rundt 100 mrd fat på dypt vann, hvor bare rundt 1/3 er oppdaget.

Veksten i selskapenes dypvannsaktivitet er heller ikke begrenset til bestemte geografiske områder. Oppgangen er global og inkluderer stort sett alle aktuelle offshoreområder, inklusive US Gulf, Nord-Europa, Sør-Amerika, Vest-Afrika og Sørøst Asia. Den viktigste drivkraften bak oppgangen er synkende utvinningskostander for dypvannsfelt som følge av implementering av ny teknologi innenfor områdene seismikk, dypvannsboring og reservoar overvåking. Dessuten har funnfrekvensen vært meget høy med påvisning av store, utvinnbare oljereserver. I 1998 var funnfrekvensen på dypvann i Vest-Afrika på hele 71.4%, mens gjennomsnittet for samtlige dypvannsmarkeder var på 50.1%.

En viktig årsak til at vi vil se en langvarig oppgang i olje- og offshoreindustrien er at kapasitetsutnyttelsen på verdens oljeproduksjon nå utgjør 90-95% mot under 75% gjennom store deler av 80-tallet. Kombinert med forventninger om en fortsatt vekst i oljeetterspørselen på minst 2-3% pr år i tiden fremover og en "depletion rate" fra verdens oljefelt på minst 2% pr år vil verden om få år få et underskudd på olje må dekkes inn gjennom økt produksjon på dypt vann hvor verdens store oljereserver antas å ligge. Og det er dagens – og ikke minst fremtidens – teknologi blitt langt billigere å utvinne disse feltene. Man kan faktisk argumentere for at den lave oljeprisen mot slutten av 1998 og begynnelsen av 1999 var en fordel for de som utvikler ny teknologi, fordi akseptgraden av ny teknologi vil øke når prisen er lav. Høy oljepris og lønnsomhet fremmer ikke omstilling og ny tenkning hos oljeselskapene. Selv om oljeprisen er svært høy på nåværende tidspunkt tror jeg oljeselskapene likevel vil fokusere på kostnadseffektive løsninger som undervannsutbygginger for å oppnå lave break-even priser. Dagens produksjon av olje ligger på 75-76 mill fat pr dag og innen 2010 vil etterspørselen øke til mellom 92-97 mill fat. Saudi-Arabia har kapasitet til å øke produksjonen med 2.5 mill fat i løpet av kort tid til å skru opp oljekranene. Land som Saudi-Arabia, Kuwait og De Arabiske Emirater holde trolig tilbake en produksjonskapasitet på nærmere 4 mill fat pr dag. OPEC burde kunne øke produksjonen med 10 mill fat pr dag, hvis medlemslandene klarer å tiltrekke seg internasjonal kapital. I tillegg kan vi forvente økt produksjon fra Irak. Enkelte konflikter med FN dukker stadig opp, men på sikt er landets tilstedeværelse i oljemarkedet uunngåelig. Irak har et mål om å nå en daglig produksjon på 3.5 mill fat pr dag innen utgangen av året og den langsiktige målsettingen er en daglig produksjon på hele 6 mill fat. I løpet av 1999 ble "oil-for-food" avtalen utvidet og en videre liberalisering av straffetiltakene er ventet. Økt produksjon vil likevel ta tid, da det må foretas betydelige investeringer i produksjonsutstyr for å øke kapasiteten fra dagens produksjonsnivå. Irak har også hatt problemer med eksporten ut av landet på grunn av formelle problemer med åpning av den andre rørledningen til Ceyhan i Tyrkia.

Produksjonen i non-OPEC kan ha nådd en platå, men det finnes mange lovende områder utenfor Vest-Afrika, Latin-Amerika, Mexico Gulfen og ikke minst tidligere Sovjetunionen. I forholdet mellom OPEC og non-OPEC er det verd å merke seg følgende: Blant de ti største produsentene utenfor OPEC klarte ingen å erstatte produksjonen i 1998 med reserver fra nye felt. Brasil er faktisk det eneste landet som klarte det i perioden 1995 til 1998. I et lengre perspektiv viser tall at produksjonen i land utenfor OPEC akkumulert frem til utløpet av 1998 ligger på 540 mrd fat, mens gjenværende reserver ligger på 356 mrd fat. Det betyr at 60% av reservene er oppbrukt. I OPEC er forholdet motsatt. Akkumulert produksjon utgjør 648 mrd fat, noe som representerer en utvinningsgrad på kun 35%.

DOBLER OMSETNINGEN
DSND er en relativt ny aktør i subsea markedet, men har hatt en enestående omsetningsvekst og den største veksttakten blant selskapene i industrien med en gjennomsnittlig omsetningsvekst på 120% i periode 1996-1999. Veksten er en kombinasjon av mange svært vellykkede oppkjøp i tillegg til organisk vekst. Det er også interessant at DSND i denne perioden har hatt høyere marginer enn sine konkurrenter. Selskapet har i gjennomsnitt hatt driftsmarginer på litt over 10% i perioden 1996-1999. Det er ikke kun omsetningen som vokser. Selskapet har vokst fra ca 100 ansatte til ca 1.700 ansatte i løpet av 4 år. 12-15% av selskapets ansatte er sivilingeniører eller tilsvarende.

Selv om selskapet vokser, har DSND hatt en fornuftig sammensetning på balansen. Selskapet har leid inn skip og inngått samarbeidsavtaler på langsiktig basis med stopp-klausuler, og har dermed unngått en tung balanse. Hele flåten med innleid tonnasje har en nybyggingsverdi på ca NOK 6-9 mrd.

Administrerende direktør Gunnar Hirsti har ambisjoner om videre vekst de nærmeste årene. DSND har i løpet av 3-4 år bygget seg opp til å bli en av verdens fire ledende leverandører i den hurtig voksende subsea industrien. Omsetningen har økt fra NOK 102 mill i 1995 til NOK 2.5 mrd i 1999. I år er det ventet en svak nedgang, men til neste år vil omsetningen passere NOK 3 mrd og innen 2003/2004 vil omsetningen bli på over NOK 5 mrd. Jeg forventer en betydelig vekst i perioden for de neste 4-5 årene, og en økning i marginene. Olje og offshore er et syklisk markedet og siden 1980 har ikke industrien hatt en lenge oppgangsperiode enn på 4 år i gjennomsnitt og jeg regner dermed med at markedet når en ny topp i 2003/2004. I perioden 2001-2004 forventer jeg en gjennomsnittlig årlig vekst i omsetningen på 23% og gjennomsnittlig driftsmargin på 12.6% (betydelig under målsettingen om driftsmargin på 15%). Det er likevel min oppfatning at markedet diskonterer inn en lengre periode med negativ vekst og fallende marginer. Et slikt scenario er lite sannsynlig. DSND bør prises betydelig høyere enn dagens kursnivå med tanke på at markedet for undervannstjenester er i kraftig vekst og at selskapet er i ferd med å sikre seg en større andel av dette markedet.

Historisk sett har DSND inngått en rekke gode avtaler, men etter problemer med gjennomføringen av NAM, Banff og Roncador’99 er det grunn til å stille spørsmål ved selskapets evne til gjennomføring av prosjekter på en forutsigbar måte. Dette er forhold som DSND burde hatt bedre kontroll med slik at korrigerende tiltak kunne vært iverksatt tidligere. Betalingen fra PGS for utført arbeid på Banff-feltet på britisk sektor blir det rettsak av og oppsiden for DSND er ikke stor da mesteparten av kravet allerede er inntektsført. Totalt utestående er £17 mill, hvor £15.7 mill allerede er inntektsført. Jeg vet ikke hvordan det kommer til å gå, men som regel ender alle slike rettssaker med at begge parter må gi litt. Det er umulig for meg å spekulere i det. DSND er av den formening at selskapet har en god sak og forventer en løsning av saken i deres favør.

I en undersøkelse om hvilke leverandører som tilfører mest verdi til oljeselskapene ved leveranser for undervannskonstruksjonsarbeid og rørledninger kom DSND langt frem på listen, mens Stolt Offshore som kom relativt godt ut med hensyn til undervannskonstruksjonsoppdrag, får et langt dårligere resultat på rørledningsområdet.

DSND har behov for å gjenskape tilliten i aksjemarkedet. Alle ressursene må maksimeres og selskapet må telle hver sten og mutter. DSND må bli langt mer forsiktig med å ta på seg oppdrag med fast betaling og bør endre fokus fra kontrakter med fast betaling til dagrater for å bli sikre på at selskapet unngår problemer i fremtiden. Mye av problemene, spesielt på britiske sektor, skyldes at organisasjonen var drevet av en dårlig ledelse. Selskapet valgte å bytte ut hele ledelsen i UK i løpet av 1999 og reduserte også bemanningen fra 190 til 60 ansatte blant annet ved å legge ned kontoret i Norwich. DSND har også lagt 3 skip i opplag ("Norskald", "Atria", "Helder").I Brasil ble det ansatt en ny prosjektleder og i tillegg satser selskapet på bedre kontrollsystemer og strengere økonomisk oppfølging. DSND har også styrket ledelsen i Norge.

Etter det jeg kan bedømme har ledelsen gjort de nødvendige kostnadsreduksjoner og tiltak for å bedre oppfølgingen av prosjekter. Troll C og Oseberg South ble gjennomført uten operasjonelle problemer. I tillegg har selskapet gjennomført en vellykket installasjon av verdens første stigerør i stål. Den kraftige reduksjonen i omsetningen i UK er tegn på at den nye ledelsen i området er forsiktig med på ta på seg nye oppdrag uten tilfredsstillende marginer.

Det er ikke tildelt mange vesentlige kontrakter innenfor subsea i det siste og selskapet har ikke tapt større kontrakter i den senere tid. En god del kontrakter skal tildeles i løpet av de neste månedene. I august skal Ringhorn kontrakten tildeles, mens Roncador 2000, Huldra og Visund Nord blir trolig tildelt i løpet av juni/juli. Jeg regner med at de norske operatørene ønsker å tildele kontrakter før fellesferien starter. Kontrakten på Tune-feltet bekrefter det gode samarbeidet med Norsk Hydro i Nordsjøen hvilket er viktig med tanke på at oljeselskapet vil bli operatør for flere felt i Oseberg og Heimdal områdene samt Ormen Lange. Det ventes en aktiv anbudsperiode i det kommende året. I perioden 2000-2003 vil det komme en rekke mindre prosjekter, mens de siste store funn som for eksempel Grane og nevnte Ormen Lange vil føre til store utviklingsprosjekter i perioden 2003-2006. DSND står godt rustet til å få en del av disse og tillegg arbeides det aktivt med anbud i Mexico Gulfen og Vest-Afrika. Blant annet skal Shell tildele kontrakten på det store Bonga-feltet i Nigeria i løpet av sommeren.

Vi vil fortsatt se svake forhold i Nordsjøen, spesielt på britisk side. Aktiviteten i Nordsjøen lider av at dette området er dominert av de store oljeselskaper som er prosjektdrevne og tregere med å justere opp budsjettene i takt med stigningen i oljeprisen. Disse markedsforholdene kombinert med utsettelser av flere prosjekter til neste år, betyr at det fortsatt er usikkerhet omkring omsetningen og resultatet for 2000. Det er klare tegn til at markedet vil bli langt bedre til neste år. Selv om signalene fra ledelsen fortsatt er relativt forsiktige forventer de en gradvis forbedring av resultatene i løpet av året på bakgrunn av inngåtte kontrakter og et antatt markedsoppsving. På engelsk sektor er det svært liten aktivitet innen lete og prøveboring som fører til at kartleggingsmarkedet lider. Det tradisjonelle survey-markedet har ikke utviklet seg tilfredsstillende ettersom større transport ledninger og konstruksjonsaktiviteter generelt har blitt forskjøvet. DSND må nedprioritere EPIC-prosjekter og fokusere mer på integrerte tjenester. Det vil være behov for metnings- og luftdykkertjeneste. Markedet er modent og det er flere felt er i ferd med å trappe ned produksjon eller avvikles. Her er det et stort markedspotensial for DSND med tanke på at langt over 400 prøvebrønnhoder på avvikles i nærmeste fremtid.

Det vil være viktig for selskapet å få et gjennombrudd i Vest-Afrika og Mexico Gulfen. DSND har tidligere hatt en litt slentrende holdning til Vest-Afrika og uttalt at dette markedet er "for fransk". Gjennom en joint venture avtale med Adamac Group ser det endelig ut til at selskapet har fått på plass en klar entry-strategi. Adamac er det største entreprise selskapet i Nigeria og det er viktig med lokal forankring for å lykkes. Vest-Afrika kan bli et av verdens største marked for undervannsinstallasjoner. Dette betyr at etterspørselen etter konstruksjon og integrerte tjenester står overfor en betydelig vekst. Det er imidlertid snille værforhold i området noe som kan redusere spesifikasjonskravene. Det som er positivt for Vest-Afrika er blant annet at det er mange forskjellige operatører noe som gjør området mindre sårbar overfor beslutning til enkelt selskaper. Den politiske risikoen er tilsvarende stor, men burde være under kontroll. Store funn utenfor Angola og Nigeria har bidratt til økt interesse og funnfrekvensen er svært høy. 2/3 av feltene som forventes startet opp i Vest-Afrika i løpet av den neste 5-års perioden vil være i Nigeria. I perioden 2000-2005 er det ventet oppstart på 12 dypvannsfelt over 300 Mboe, 10 mellom 201-300 og 4 fra 101-200 Mboe.

I Mexico Gulfen vil vi fortsatt se svake forhold, men også her er utsiktene positive. Et stort antall dypvannsprosjekter står for døren de neste årene og vil medføre interessante muligheter innen legging av rørledninger. DSND ser et potensial på opp til 69 prosjekter. Til sammen er det gjort 112 funn på dypt vann, hvorav 27 er kommet i produksjon. Utsiktene for de neste 4-5 årene innebærer legging av ca 1.000 km rørledninger. Etter hvert som en dypvannsinfrastruktur etableres, vil markedet kreve satellitt-brønner ved siden av rørledninger nærmere felter. Prosjektene i Mexico Gulfen er mye mindre og dette reduserer risikoen for tap. Typisk prosjektstørrelse ligger mellom $5-30 mill. I 2001 er det også ventet en avgjørelse fra Minerals Management Service (MMS) vedrørende bruk at flytende produksjonsskip (FPSO). Oppkoblinger av mobile produksjonsanlegg og lastesystemer kan dermed bli et fremtidig vekstområde i Mexico Gulfen. Klarer DSND å opprettholde det gode forholdet til Norsk Hydro er det muligheter for at selskapet blir valgt som samarbeidspartner for satsingen i Mexico Gulfen.

Det er lite trolig at DSND klarer å opprettholde sine markedsandeler på 38% i Brasil. Petrobras har vært flinke til å slippe inn nye aktører, men på sikt tror jeg selskapet ønsker å bygge videre på de samarbeidspartnere de har for å kjøpe mest mulig produkter og tjenester fra en og samme leverandør. Petrobras er veldig profesjonelle og stiller strenge teknologiske krav til sine samarbeidspartnere. Det er spesielt innen totalentreprise for konstruksjonsprosjekter på dypt vann at DSND har en svært høy markedsandel. Brasil er en av verdens mest lovende oljeprovinser med 25 mrd fat påviste reserver. I dag er oljeimporten til Brasil ca 40% av forbruket, men landet har som mål å bli mindre avhengig av importert olje og legger opp til en økning av egen produksjon fra 1.5 mill fat i år til 2 mill fat innen utgangen av 2005. Petroleumssektoren store økonomiske utfordring for Brasil, både når det gjelder dollar-inntekter og betydning for handelsbalansen, gjør at risikoen for at planlagte prosjekter skal bli utsatt eller avlyst som svært liten. Med opprettelsen av ANP og lansering av første internasjonale budrunde i 1998, ble internasjonaliseringsprosessen enda mer synlig. Budrunden resulterte i at 11 internasjonale oljeselskaper oppnådde konsesjon på én blokk eller mer. I 2000 skal den andre lisensrunden auksjoneres bort. Aktiviteten vil foregå på ulike vanndyp, men en vesentlig del vil foregå på vanndyp over 1.000 meter og det dypeste på 3.000 meter. DSND har en svært høy eksponering mot Brasil ved at 72% av omsetningen og 67% av ordreboken kommer fra dette området. Selskapet er dermed sårbar overfor lavere aktivitet i Brasil. Imidlertid er det lite trolig at aktiviteten blir redusert og ledelsen i DSND venter en vekst på minst 15-20% pr år. Petrobras skal i løpet av de neste 4-5 årene investere $33 mrd og utenlandske oljeselskaper forventes å investere $48 mrd i løpet av 10 år. Dette betyr et årlig investeringsnivå i løpet av de neste 4-5 årene på mer enn $11 mrd, hvilket er formidabelt. Petrobras er svært langsiktige og har prosjekter som går så langt som til 2010. DSND skal i år kjempe om kontrakter på mellom $500 og $800 mill i Brasil.

Når man vet at det er mulig å doble dagens omsetning på eksisterende satsingsområder de neste 3-4 årene, så skjønner man at det er unødvendig å ekspandere på felter hvor usikkerhetsmomentet er større. Nettopp risikoen er hovedårsaken til at selskapet holder seg unna flytende produksjonsløsninger. Teknologien er ny, og det er altfor stor risiko for uforutsette overskridelser, er vurderingen som ligger bak. Andre muligheter for DSND er legging av transoseaniske fiberoptiske kommunikasjonskabler hvor 700.000 km ble lagt i 1999 og veksten vil fortsette i år. Som følge av stor etterspørsel etter bredbånds telekommunikasjon over store avstander, er markedet for legging og vedlikehold av fiberoptiske kabler fortsatt meget aktivt.

Ordreboken til DSND er på imponerende 3.4 mrd og selskapet har klart å dekke inn hele omsetningen for 2000 i et svakt marked. Man kan likevel stille spørsmål ved marginene da selskapet trolig måtte gå langt ned i pris for å vinne kontrakter i fjor. Utestående anbud er tredoblet det siste halvåret og med mindre det skjer uforutsatte ting, vil DSND tjene bra med penger til neste år. Jeg estimerer et overskudd på NOK 216 mill og NOK 362 mill de neste to årene. Basert på en aksjekurs på NOK 44.70, selges aksjen i dag med en P/E 11.5 og 7.5 hvis estimatene slår til. DSND er dermed en billig godbit hvis selskapet klarer å innfri forventningene og gjenreise tilliten i aksjemarkedet.

DSND vil gjennom det konvertible obligasjonslånet på NOK 450-540 mill rette opp sin balanse. Deler av obligasjonslånet vil bli brukt til å få en mer solid finansiering av selskapets eksisterende virksomhet, men det meste vil sannsynligvis blir brukt til å finansiere ytterligere vekst. Etter min oppfatning er dette positivt for eksisterende aksjonærer. Det er etter min oppfatning i virkeligheten billig egenkapital. Jeg vil ikke anbefale å kjøpe det konvertible lånet da betingelsene er veldig dårlige. 7% rente og konverteringskurs på NOK 60 frister ikke. Obligasjonslånet er positivt for eksisterende aksjonærer nettopp fordi det er dårlige betingelser på det. Den netto rentebærende gjeld vil gjennom obligasjonslånet øke til ca NOK 2 mrd. Selskapets nåværende lånefasiliteter er trukket opp til det maksimale, men angivelig uten at betingelsene i låneavtalene er brutt (da vil det komme melding).

DSND står fortsatt overfor en vanskelig periode og det er det som forklarer den svake kursutviklingen. Jeg har likevel et positivt syn på DSND og forventer en gradvis forbedring i de kommende kvartalene samt en økende ordrebok. Jeg føler meg trygg på at selskapet vil forsette å levere sterk vekst i resultater og omsetning som følge av den sterke aktivitetsveksten som nå står for døren på dypvannsområdene i Brasil, Mexico Gulfen og Vest-Afrika. Jeg ser et potensiale for en gjennomsnittlig vekst i EPS på minimum 30% pr år de neste årene og har et kursmål på NOK 65 på 12 mnd sikt (+45%).

SWOT-ANALYSE
Styrker:

Muligheter:

Svakheter:

Trusler:

Jeg har 7.000 aksjer DSND kjøpt til NOK 45. Ta kontakt hvis du ønsker analysen tilsendt på e-mail.

Rolf Olsen
terror_attack@yahoo.com