Quarterly Report • Jul 14, 2016
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
KVARTALSRAPPORT FOR DET NORSKE OLJESELSKAP
TRONDHEIM, 14. JULI 2016
| • | 18. april: | Det norske meldte at selskapet hadde inngått avtale med |
|---|---|---|
| Centrica Resources Norge AS om å overta deres lisenser i funnene Frigg Gamma Delta og Rind |
||
| • | 18. mai: | I den 23. konsesjonsrunden fikk Det norske ett operatør- skap og to partnerskap |
| • | 27. mai: | Det norske meldte at obligasjonseiermøtet i DETNOR02 hadde godkjent endringer i lånevilkårene |
| • | 6. juni: | Plattformdekket til Ivar Aasen-plattformen ble utskipet fra verftet i Singapore |
| • | 10. juni: | Det norske offentliggjorde en foreslått fusjon med BP Norge AS, og danner Aker BP ASA |
| • | 29. juni: | Boligmodulen til Ivar Aasen ble løftet over på transportlek- teren, og er klar til å slepes ut til feltet |
• 4. juli: Det norske utnevnte Per Harald Kongelf som ny forbedringsdirektør i Det norske
| Enhet | Q2 2016 | Q2 2015 | 2016 YTD | 2015 YTD | |
|---|---|---|---|---|---|
| Driftsinntekter | USDm | 256 | 322 | 461 | 651 |
| EBITDA | USDm | 175 | 224 | 304 | 484 |
| Nettoresultat | USDm | 6 | 7 | 39 | 10 |
| Resultat per aksje (EPS) | USD | 0,03 | 0,04 | 0,19 | 0,05 |
| Produksjonskostnad per fat | USD/boe | 7 | 10 | 7 | 8 |
| Avskriving per fat | USD/boe | 21 | 22 | 21 | 21 |
| Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter | USDm | 127 | 43 | 323 | 324 |
| Kontantstrøm fra investeringsaktiviteter | USDm | -325 | -225 | -556 | -487 |
| Sum eiendeler | USDm | 5 609 | 5 301 | 5 609 | 5 301 |
| Netto rentebærende gjeld | USDm | 2 783 | 2 159 | 2 783 | 2 159 |
| Betalingsmidler | USDm | 68 | 188 | 68 | 188 |
| Enhet | Q2 2016 | Q2 2015 | 2016 YTD | 2015 YTD | |
|---|---|---|---|---|---|
| Produksjon | |||||
| Alvheim (65%) | boepd | 39 923 | 32 414 | 39 170 | 35 060 |
| Atla (10%) | boepd | 59 | 494 | 182 | 481 |
| Bøyla (65%) | boepd | 7 923 | 8 320 | 8 504 | 8 331 |
| Enoch (2%) | boepd | 22 | - | 11 | - |
| Jette (70%) | boepd | 537 | 506 | 579 | 649 |
| Jotun (7%) | boepd | 98 | 120 | 102 | 135 |
| Varg (5%) | boepd | 230 | 377 | 345 | 350 |
| Vilje (46.9%) | boepd | 7 615 | 6 741 | 6 396 | 6 586 |
| Volund (65%) | boepd | 6 033 | 9 390 | 6 239 | 10 042 |
| SUM | boepd | 62 440 | 58 363 | 61 527 | 61 634 |
| Oljepris | USD/bbl | 49 | 65 | 44 | 62 |
| Gasspris | USD/scm | 0,17 | 0,27 | 0,18 | 0,28 |
Det norske oljeselskap ASA ("selskapet" eller "Det norske") hadde driftsinntekter på 256 (322) millioner dollar i annet kvartal 2016. Produksjonen i perioden var 62,4 (58,4) tusen fat oljeekvivalenter pr. dag ("mboepd"). Realisert oljepris var i snitt 49 (65) dollar per fat.
EBITDA i kvartalet utgjorde 175 (224) millioner dollar, og EBIT var 74 (106) millioner dollar. Kvartalsresultatet var 6 (7) millioner dollar, noe som gir et resultat per aksje (EPS) på 0,03 (0,04) dollar. Netto rentebærende gjeld beløp seg til 2 783 (2 159) millioner dollar per 30. juni 2016.
Alvheim-området hadde i annet kvartal en produksjonseffektivitet på 97,0 prosent. Produksjonen fra den tre-grenede BoaKamNorth-brønnen startet opp i mai, og boringen av brønnene på Viper og Kobra ble avsluttet i juni med god borefremdrift og svært god reservoarkvalitet.
Med fem oljeproduksjons- og tre vanninjeksjonsbrønner ferdigstilt ligger boreprogrammet for Ivar Aasen foran planen. Plattformdekket er ferdig bygget i Singapore, og modulene har blitt transportert til Norge, der de skal installeres offshore i juli. Prosjektet er innenfor budsjett og i rute til oppstart som planlagt i fjerde kvartal 2016.
Fremdriften på Johan Sverdrup går etter planen. Forboringskampanjen, byggingen av understell, plattformdekk, undervannsanlegg, rørledninger og anlegg for strøm fra land går etter planen.
I juni meldte Det norske at selskapet har inngått en avtale med BP p.l.c. om å fusjonere med BP Norge AS, og oppretter Aker BP ASA, forutsatt godkjenning fra myndigheter og ekstraordinær generalforsamling.
Prognosene i denne rapporten gjenspeiler dagens oppfatninger om hendelser i fremtiden. De er derfor naturlig nok forbundet med stor risiko og usikkerhet ettersom de avhenger av omstendigheter som vil inntreffe i fremtiden.
Alle tall er i US dollar med mindre annet er oppgitt. Tall i parentes viser til tilsvarende periode foregående år.
| (Millioner US dollar) | Q2 2016 | Q2 2015 |
|---|---|---|
| Goodwill | 739 | 1 134 |
| Varige driftsmidler | 3 305 | 2 804 |
| Betalingsmidler | 68 | 188 |
| Totale eiendeler | 5 609 | 5 301 |
| Egenkapital | 378 | 661 |
| Rentebærende gjeld | 2 852 | 2 347 |
Samlede driftsinntekter i andre kvartal var på 256 (322) millioner dollar. Nedgangen i forhold til samme periode i fjor skyldes hovedsakelig lavere oljepris. Petroleumsinntektene utgjorde 271 (336) millioner dollar. Andre inntekter var på -16 (-14) millioner dollar, som hovedsakelig skrev seg fra netto realiserte og urealiserte tap på råvaresikring.
Utforskningskostnadene i kvartalet utgjorde 36 (25) millioner dollar og gjenspeiler tørrbrønnskostnader, seismikkostnader, arealavgifter og G&G-virksomhet. Produksjonskostnadene utgjorde 39 (51) millioner dollar, tilsvarende 6,9 (9,5) dollar per fat oljeekvivalenter, inklusive frakt- og håndteringskostnader på 1,1 dollar per fat oljeekvivalenter. Nedgangen i forhold til andre kvartal 2015 skyldes hovedsakelig overhaling på Alvheim-feltet i andre kvartal 2015, som delvis ble oppveid av et par mindre prosjekter i andre kvartal 2016. Andre driftskostnader utgjorde 5 (23) millioner dollar, som er lavere enn samme periode i fjor, hovedsakelig som følge av engangseffekter i andre kvartal 2015.
Avskrivninger utgjorde 120 (117) millioner dollar, tilsvarende 21 dollar per fat oljeekvivalenter, som er i tråd med samme periode i fjor. I løpet av kvartalet reverserte selskapet 20 (0) millioner dollar i nedskrivninger knyttet til Gina Krog, hovedsakelig på grunn av økte forwardpriser.
Selskapet fikk et driftsresultat på 74 (106) millioner dollar i andre kvartal, som er lavere enn samme periode i fjor. Nedgangen skyldes hovedsakelig lavere inntekter. Periodens nettoresultat var 6 (7) millioner dollar etter netto finansposter på -29 (-43) millioner dollar og skatt på 39 (56) millioner dollar. Resultat per aksje ble 0,03 (0,04) dollar.
Sum immaterielle eiendeler var 1 666 (2 055) millioner dollar, hvorav goodwill utgjorde 739 (1 134) millioner dollar.
Varige driftsmidler økte til 3 305 (2 804) millioner dollar og gjenspeiler investeringer i utbyggingsprosjekter og avskrivninger. Skattefordring for inneværende periode beløp seg ved kvartalsslutt til 207 (0) millioner dollar. Av dette ble 84 millioner dollar mottatt i begynnelsen av juli 2016.
Selskapets beholdninger av betalingsmidler utgjorde 68 (188) millioner dollar per 30. juni. Totale eiendeler utgjorde 5 609 (5 301) millioner dollar ved utgangen av kvartalet.
Egenkapitalen var på 378 (661) millioner dollar ved kvartalsslutt og gjenspeiler nettoresultatet for perioden.
Utsatte skatteforpliktelser økte til 1 440 (1 354) millioner dollar og er nærmere behandlet i note 7 til regnskapet.
Brutto rentebærende gjeld økte til 2 852 (2 347) millioner dollar og består av DETNOR02-obligasjonen på 220 millioner dollar, DETNOR03-obligasjonen på 295 millioner dollar og den reservebaserte lånefasiliteten ("RBL") på 2 336 millioner dollar.
| (Millioner US dollar) | Q2 2016 | Q2 2015 |
|---|---|---|
| Kontantstrøm fra operasjonelt | 127 | 43 |
| Kontantstrøm fra investeringer | -325 | -225 |
| Kontantstrøm fra finansiering | 112 | -41 |
| Netto endring i betalingsmidler | -85 | -223 |
| Betalingsmidler kvartalsslutt | 68 | 188 |
Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter utgjorde 127 (43) millioner dollar.
Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter utgjorde -325 (-225) millioner dollar. Investeringer i varige driftsmidler utgjorde 279 (213) millioner dollar dette kvartalet, som hovedsakelig relaterer seg til feltinvesteringer (CAPEX) på Ivar Aasen, Alvheim og Johan Sverdrup. Det ble gjort investeringer i immaterielle eiendeler, inklusive balanseførte leteutgifter, på 44 (11) millioner dollar i kvartalet.
Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter utgjorde totalt 112 (-41) millioner dollar og gjenspeiler nettoopptrekket på selskapets RBL-fasilitet dette kvartalet.
I april fikk selskapet bankkonsortiets aksept for en endring av lånevilkårene. Bankkonsortiet i selskapets reservebaserte lånefasilitet ("RBL") på 3,0 milliarder dollar og rullerende kredittfasilitet ("RCF") på 550 millioner dollar har gått med på en lemping av vilkårene ut 2019. På obligasjonseiermøte i mai godkjente obligasjonseierne i DETNOR02 tilsvarende endringer i lånevilkårene. De nye lånevilkårene er nærmere beskrevet i note 15.
Ved utgangen av andre kvartal 2016 hadde selskapet en kontantbeholdning og ubenyttede kredittfasiliteter på 1,02 milliarder dollar. For perioden juli til årsslutt har selskapet et tilgjengelig opptrekksbeløp i RBL-fasiliteten på 2,9 milliarder dollar.
Etter den planlagte fusjonen med BP Norge AS vil selskapet vurdere kapitalstrukturen, inklusive optimal struktur på lånebetingelser og en økning i lånekapasiteten.
Selskapet søker å redusere risikoen forbundet med både valutakurser, renter og råvarepriser ved bruk av sikringsinstrumenter.
I andre kvartal har selskapet dratt nytte av råvaresikringsavtaler inngått i første halvår 2015. Selskapet kjøpte da salgsopsjoner til en innløsningskurs på 55 dollar fatet for et volum tilsvarende ca. 20 prosent av estimert produksjon for 2016, eller tilsvarende 67 prosent av udiskontert verdi etter skatt.
Selskapet forvalter sin valutakurseksponering gjennom en blanding av terminkontrakter og opsjoner. I andre kvartal ble det inngått rentebytteavtaler (flytende til fast) for 400 millioner dollar av selskapets gjeld. Referanserenten LIBOR for dette beløpet er fastsatt til under 1 prosent for perioden frem til utgangen av 2020.
HMS har alltid høyeste prioritet i hele Det norskes virksomhet. Selskapet sikrer at alle operasjoner og prosjekter foregår i henhold til høyeste HMS-standard. Det norske hadde to registrerte personskader i andre kvartal – en brukket finger og en ankelskade. Det har ikke vært noen alvorlige hendelser eller hendelser med høyt potensial i kvartalet. I mai ble det gjennomført en "Time-Out For Safety" på alle kontorer og alle anlegg for å sikre fortsatt høyt fokus på HMS.
Det er fortsatt høyt aktivitetsnivå i selskapet, og det jobbes målrettet med å opprettholde en høy HMS-
standard; forebygging av personskader og uønskede hendelser vies særlig oppmerksomhet i alle aktiviteter.
Myndighetene gjennomførte fire tilsyn med Det norskes virksomhet i andre kvartal; tre fra Petroleumstilsynet hvor det ikke ble funnet noen avvik og ett fra Sjøfartsdirektoratet. Selskapet fikk to avvik i tilsynet fra Sjøfartsdirektoratet, begge avvikene var lukket ved utgangen av kvartalet.
Det norske produserte 5,7 (5,3) millioner fat oljeekvivalenter ("mmboe") i andre kvartal 2016. Dette tilsvarer 62,4 (58,4) mboepd. Gjennomsnittlig realisert oljepris var 49 (65) dollar fatet, mens gassen ble inntektsført til gjennomsnittlig 0,17 (0,27) per standard kubikkmeter (Sm3).
De produserende feltene Alvheim (65 prosent), Volund (65 prosent), Bøyla (65 prosent) og Vilje (46,9 prosent) er alle knyttet opp til Alvheim FPSO.
Produksjonen på Alvheim-området økte betydelig i mai da den nederste grenen på Vilje 2 brønnen ble åpnet for produksjon og den tre-grenede BoaKamNorth-brønnen kom i produksjon i mai.
Selv om produksjonseffektiviteten på Alvheim FPSO var svært høy også i andre kvartal, med 97,0 prosent, var dette lavere enn forrige kvartal (99,3), noe som hovedsakelig skyldes et strømbrudd og opprenskning av BoaKamNorth-brønnen i mai.
Operatøren på SAGE-terminalen har planlagt en 12 dagers nedstenging i august 2016, og Alvheim FPSO må derfor også stenge ned produksjonen i denne perioden.
Viper-Kobra-utbyggingen, som består av to små, atskilte funn i Alvheim-området, går etter planen. Produksjonsstart forventes mot slutten av 2016. De to brønnene er ferdig boret, med god borefremdrift og svært gode reservoarkvalitet. For Kobra-brønnen ble det valgt en togrenet løsning etter at det ble funnet oljefylt sand over hovedreservoaret under boring av pilotbrønnen. Kobra-brønnen ble også brukt til å bore en vellykket letepilot inn i Kobra East-prospektet.
Produksjonen fra Jette og Jotun var stabil dette kvartalet. Produksjonen på Atla kom i gang igjen i juni etter at brønnen ble nedstengt i slutten av mars for at reservoartrykket skulle bygge seg opp igjen. Produksjonen på Varg ble avsluttet i juni, og på Enoch kom produksjonen i gang igjen i slutten av mai.
De sentrale aktivitetene på Ivar Aasen-prosjektet forløper på plan og budsjett, med forventet produksjonsstart i fjerde kvartal 2016. Ivar Aasen bygges ut med en bemannet produksjonsplattform. Plattformdekket vil ha boligkvarter og et prosesseringsanlegg for førstetrinns separasjon.
Den oppjekkbare riggen Maersk Interceptor går fortsatt veldig bra, og boreoperasjonene ligger foran planen. Så langt er fem oljeproduksjons- og tre vanninjeksjonsbrønner boret.
I april boret riggen to geopilotbrønner i West Cable-området. Foreløpige estimater indikerer brutto tilleggsressurser på 3–13 mmboe i området. Lisenspartnerne vil vurdere om disse ressursene skal utvinnes. Geopilotbrønnene ga ellers en verdifull informasjon om hvor produksjonsbrønnen på West Cable bør plasseres.
Plattformdekket var ferdig i juni, og modulene har ankommet Norge fra Singapore. Etter planen skal plattformdekket installeres i Nordsjøen i juli 2016.
Boligkvarteret er ferdig bygget på Stord. Boligmodulen er løftet over på transportlekteren og klar til å bli slept til Ivar Aasen-feltet i juli 2016.
I april ble strømkabelen mellom Edvard Grieg og Ivar Aasen installert av EMAS. Tilkoblingsspoler og spolebeskyttelser ble installert i juni.
Prosjektet går etter planen, og produksjonen forventes å starte i fjerde kvartal 2019. Kontraktstildelingene fortsatte i andre kvartal. I juni ble Rosenberg WorleyParsons AS tildelt kontrakten på produksjon av to flammetårn og tre broer.
Forboringskampanjen med Deepsea Atlantic kom i gang i mars og har god fremdrift. Konstruksjon og bygging av understell, plattformdekk, undervannsanlegg, rørledninger og landstrøm går etter planen.
Studien av tiltak for å fjerne flaskehalser ("debottlenecking") og øke produksjonskapasiteten i fase 1 ut over dimensjonerende kapasitet i PUD på
315–380 mboepd har konkludert med at kapasiteten på prosessplattformen kan økes til 440 mboepd.
Det siste estimatet for investeringskostnader for fase 1 er 108,5 milliarder kroner (nominell verdi) og 160–190 milliarder kroner (realverdi) for feltet fullt utbygget, basert på samme valutaforutsetninger som i PUD.
Full feltutbygging av de perifere delene av oljefeltet Johan Sverdrup vil gi økt produksjonskapasitet og økt kapasitet på strøm fra land, slik at også de omkringliggende feltene Ivar Aasen, Edvard Grieg og Gina Krog kan forsynes. Produksjonsstart for fase 2 forventes i 2022.
Det norske vurderer fortsatt om avgjørelsen til Kongen i statsråd angående fordelingen av eierandeler bør prøves i retten.
Selskapets utgifter relatert til leting var 60 millioner dollar dette kvartalet. Letekostnadene i perioden utgjorde 36 millioner dollar og var knyttet til tørre brønner, seismikk, arealavgifter og G&G-kostnader.
Leteboringen i Krafla/Askja-området i PL272/035 i Nordsjøen tok til i mars med mål om å påvise ytterligere ressurspotensial i området. Før boreprogrammet startet, var påviste brutto reserver i de to lisensene estimert til 140–220 mmboe.
Første brønn i programmet ble boret i Madam Felleprospektet i PL035. Brønnen traff en oljekolonne på 25 meter i øvre del av Tarbert-formasjonen, der 22 meter var av moderat til god reservoarkvalitet. Foreløpig er funnet estimert til 1–3 mmboe (brutto). Deretter ble det boret et sidesteg på Viti-prospektet, men denne brønnen var tørr.
Askja SE-prospektet ble boret i mai, og brønnen traff en oljekolonne på 37 meter i øvre del av Tarbertformasjonen, der 30 meter var av god til moderat reservoarkvalitet. Foreløpig er funnet estimert til 4–16 mmboe (brutto). Det ble deretter boret et sidesteg lenger ned i strukturen, men denne brønnen var tørr.
Gina Krog-feltet bygges ut med bunnfast plattform med boligkvarter og prosesseringsanlegg. Oljen fra Gina Krog vil bli transportert til markedene med skytteltankere, mens gassen vil bli eksportert via Sleipner-plattformen.
Prosjektet går etter planen, og produksjonsstart forventes medio 2017. Plattformdekket er nå ferdig bygget hos DSME i Korea, og modulene er løftet over på et tungløftfartøy som seilte fra Korea i slutten av juni 2016. Plattformdekket skal installeres av Saipem i august 2016.
Beerenberg-prospektet var det tredje hovedprospektet i denne borekampanjen. Det ble påtruffet gasskolonner i to nivåer i øvre del av Tarbert-formasjonen, henholdsvis 5 og 31 meter totalt, hvorav 4 og 22 meter med god til moderat reservoarkvalitet. Det foreløpige estimatet over funnet er 3–19 mmboe (brutto).
De tre funnene vil inngå i evalueringen av en potensiell ny feltutbygging sammen med tidligere funn i området.
Slemmestad-prospektet ble spuddet i juni, og resultatene forventes å foreligge om ikke lenge. I begynnelsen av juli startet boring av et sidesteg, Haraldsplass.
I mai ble Det norske tildelt de tre lisensene selskapet søkte om i den 23. konsesjonsrunden. Tildelingene inkluderte ett operatørskap (40 % i PL 858) og to partnerskap (20 % i PL857 og 40 % i PL852), alle i Barentshavet.
På grunn av effektive boreoperasjonene med Maersk Interceptor vil Det norske benytte den boreriggen til boring av Langfjellet-prospektet i PL442/026B i gang i tredje kvartal.
I juni ble det tidligere annonserte oppkjøpet av Norecos norske portefølje og lisenser fra Centrica sluttført.
I juni ble også Det norske sin andel i PL 038D (Grevling) solgt til Okea mot et ikke offentliggjort kontantvederlag.
Den 10. juni 2016 kunngjorde Det norske at selskapet hadde inngått en avtale med BP p.l.c. (BP) om å fusjonere med BP Norge AS (BP Norge), gjennom en aksjekjøps transaksjon.
Det norske vil utstede 135,1 millioner aksjer til BP som kompensasjon for alle aksjene i BP Norge. Transaksjonen inkluderer eiendelene, et fremførbart skatteunderskudd på 267 millioner dollar (nominell verdi etter skatt) og en netto kontantbeholdning på 178 millioner dollar ("transaksjonen"). Samtidig vil Aker kjøpe 33,8 millioner aksjer fra BP for å nå den avtalte eierstrukturen. Effektiv dato for transaksjonen er 1. januar 2016. Avtalen er ventet gjennomført i slutten av tredje kvartal 2016, med forbehold om godkjenning fra aksjonærene på en ekstraordinær generalforsamling og myndighetene.
Selskapet skal hete Aker BP ASA (Aker BP) og ha hovedkontor på Fornebuporten. Aker BP vil være eid av Aker ASA (40%), BP (30%) og øvrige aksjonærer i Det norske (30%). Øyvind Eriksen vil fortsette som styreleder i selskapet og Karl Johnny Hersvik vil fortsette som administrerende direktør.
Aker BP vil ha en portefølje bestående av 97 lisenser på norsk kontinentalsokkel, der 46 er operatørskap. Det sammenslåtte selskapet vil anslagsvis ha 723 millioner fat P50-reserver, med en samlet 2015-produksjon på rundt 122 000 fat per dag. Det norske og BP hadde ved slutten av 2015 til sammen rundt 1 400 ansatte.
Aker BP vil ha en balansert portefølje av egenopererte felt og en høykvalitetsportefølje av ikke-sanksjonerte funn. Selskapet vil ha et potensial til å nå en produksjon på over 250 000 fat per dag i 2023. Det sammenslåtte selskapet har som ambisjon å etablere en effektiv forretningsmodell etter Lean-prinsippene og vil få tilgang til unik teknologisk kompetanse gjennom det industrielle samarbeidet med BP.
Transaksjonen vil styrke Det norskes balanse og være innvannende for kreditorene gjennom en reduksjon på 35 prosent i netto rentebærende gjeld per fat oljeekvivalenter av reserver. Aker BP har som målsetning å introdusere kvartalsvis utbytte. Første utbetaling av utbytte planlegges i fjerde kvartal 2016, med forbehold om godkjennelse fra kreditorene.
Det norske har igangsatt planleggingen av integrasjonsprosjektet for å sikre at organisasjon, kommersielle avtaler, styrende dokumenter og godkjenninger fra myndighetene er på plass til dag en i fjerde kvartal 2016, etter å ha mottatt nødvendige godkjennelser.
Den nye hovedledelsen for Aker BP ASA ble utnevnt i juli og tiltrer stillingene i fjerde kvartal 2016. Hovedledelsen består av:
| (Millioner US dollar) | Per 30. juni 2016 | Per 30. juni 2015 |
|---|---|---|
| Olje- og gassproduksjon (mboepd) | 61,5 | 61,6 |
| Oljepris (USD/bbl) | 44 | 62 |
| Driftsinntekter (USDm) | 461 | 651 |
| EBITDA (USDm) | 304 | 484 |
| Nettoresultat (USDm) | 39 | 10 |
| Netto rentebærende gjeld (USDm) | 2 783 | 2 159 |
Selskapet rapporterte i første halvår driftsinntekter på 461 (651) millioner dollar. Produksjonen i perioden var 61,5 (61,6) tusen fat oljeekvivalenter per dag ("mboepd"). Realisert oljepris var i snitt 44 (62) dollar per fat.
EBITDA denne perioden utgjorde 304 (484) millioner dollar, og EBIT var 51 (192) millioner dollar. Resultatet for første halvår var 39 (10) millioner dollar, noe som gir et EPS på 0,19 (0,05) dollar.
Per 30. juni 2016 hadde selskapet en netto rentebærende gjeld på 2 783 millioner og en kontantbeholdning og ubenyttet kreditt på ca. 1,02 milliarder dollar.
Selskapet har ikke hatt noen alvorlige hendelser eller hendelser med høyt potensial i første halvår 2016.Det er fortsatt høyt aktivitetsnivå i selskapet, og det jobbes målrettet med å opprettholde en høy HMS-standard; forebygging av personskader og uønskede hendelser vies særlig oppmerksomhet i alle aktiviteter.
Driften på Alvheim-feltene har vært stabil, med høy oppetid i første halvår 2016. Oljeproduksjonen på den tregrenede BoaKamNorth-brønnen kom i gang i mai. Boringen av brønnene på Viper og Kobra ble avsluttet i juni, og utbyggingen fortsetter i henhold til plan, med forventet produksjonsstart i slutten av 2016.
Det var god fremdrift i utbyggingen av Ivar Aasen i første halvår 2016. Boreprogrammet ligger godt foran plan, med tilstrekkelig brønnkapasitet til å sikre produksjonsprofilen. Byggingen av plattformdekk og boligkvarter ble ferdigstilt i første halvår. Modulene skal løftes på plass på stålunderstellet i løpet av juli. Prosjektet er innenfor budsjettet og går etter planen, med forventet produksjonsstart i fjerde kvartal 2016.
Johan Sverdrup-prosjektet forløper etter planen, med
forventet produksjonsstart i fjerde kvartal 2019. I første halvår 2016 kom forboringskampanjen og byggingen av understell, plattformdekk, undervannsanlegg og landstrøm i gang.
Beregnede investeringer for Johan Sverdrup fase 1 er nedjustert med 12 prosent i forhold til PUD (123 milliarder kroner, nominell verdi) til 108,5 milliarder kroner, basert på samme valutaforutsetninger som i PUD. Studien av tiltak for å fjerne flaskehalser ("debottlenecking") for å øke produksjonskapasiteten i fase 1 ut over dimensjonerende kapasitet i PUD på 315–380 mboepd konkluderte med at kapasiteten på prosessplattformen kan økes til 440 mboepd.
Det norske deltok i seks letebrønner i første halvår 2016. Letebrønnen på Uptonia i PL554 ble ferdigboret i første kvartal og klassifisert som tørr. Selskapet deltok også i tre letebrønner i Askja/Krafla-området, som ble klassifisert som mindre funn, og to sidesteg som var tørre. Disse funnene vil inngå i evalueringen av en ny feltutbygging i Askja/Krafla-området. I mai ble Det norske tildelt tre lisenser i den 23. lisensrunden.
I april fikk selskapet bankkonsortiets aksept for en endring av lånevilkårene. Bankkonsortiet i selskapets reservebaserte lånefasilitet ("RBL") på 3,0 milliarder dollar og rullerende kredittfasilitet ("RCF") på 550 millioner dollar har gått med på en lemping av vilkårene ut 2019. På sitt møte i mai godkjente obligasjonseierne i DETNOR02 tilsvarende endringer i lånevilkårene.
I første halvår 2016 overtok Det norske Norecos norske lisensportefølje og Centrica Resources Norge AS lisenser i funnene Frigg Gamma Delta og Rind. I juni meldte Det norske at selskapet har inngått en avtale med BP p.l.c. om å fusjonere med BP Norge AS, og danner Aker BP ASA.
Investeringer i Det norske involverer risikoer og usikkerhet som beskrevet i selskapets årsrapport for 2015.
Som et olje- og gasselskap som opererer på norsk sokkel, vil det være usikkerhet knyttet til leteresultater, reserveog ressursanslag og anslagene knyttet til kapital- og driftsutgifter. Det kan også være usikkerhet knyttet til feltenes produksjon over tid.
Selskapet er eksponert for ulike former for finansiell risiko, herunder, men ikke begrenset til, svingninger i oljepris, valutakurser, renter og kapitalbehov. Disse er omtalt i selskapets årsberetning og note 30 i årsrapporten for 2015. Selskapet er også eksponert for usikkerheten i de internasjonale kapitalmarkedene, og vanskelig tilgang på kapital kan påvirke i hvilket tempo selskapet kan gjennomføre utbyggingsprosjekter.
Det er flere risikoer ved gjennomføringen av fusjonen med BP Norge. Risikoene knytter seg til sammenslåingen av BP Norges virksomhet med Det norskes, om Det norske kan overdra BP Norges løpende kontrakter, eventuelt overta dem på samme vilkår, samt risikoen for å miste sentrale medarbeidere. Videre er det viktig at selskapet klarer å hente ut synergier fra konsoliderte skatteposisjoner, men det er også risiko for betingede eller andre forpliktelser i BP Norge. Av annen forretningsrisiko etter fusjonen med BP Norge kan nevnes risikoen for uventet produksjonsstans og risiko i forbindelse med reservasjon av gasstransportkapasitet. Det er også en risiko for at transaksjonen ikke blir godkjent av relevante myndigheter og aksjonærene på den ekstraordinære generalforsamlingen.
Fusjonen med BP Norge AS vil danne et ledende uavhengig offshore E&P-selskap. Aker BP vil ha en balansert portefølje av egenopererte felt og en høykvalitetsportefølje av ikke-sanksjonerte funn. Selskapet vil ha et stort vekstpotensial i årene som kommer.
Det sammenslåtte selskapet har som ambisjon å etablere en effektiv forretningsmodell etter Lean-prinsippene og vil få tilgang til unik teknologisk kompetanse gjennom det industrielle samarbeidet med BP. Forberedelsene av integrasjonsarbeidet er godt i gang, og transaksjonen er ventet gjennomført i slutten av tredje kvartal.
Det er planlagt tolv dagers nedstenging av Alvheim i august, noe som vil påvirke produksjonen i tredje kvartal. Brønnene på Viper og Kobra har forventet produksjonsstart før årsslutt.
Ivar Aasen-prosjektet går fremover og er i rute til produksjonsstart i fjerde kvartal 2016. Plattformdekket med boligkvarter vil bli installert offshore i juli og deretter koplet sammen og ferdigstilt. Johan Sverdrupprosjektet er i rute, og selskapet ser potensial for ytterligere kostnadsreduksjon.
I juli skal riggen Maersk Interceptor bore en letebrønn på Rovarkula-prospektet nær Ivar Aasen, før den skal i gang på Langfjellet-prospektet nord for Alvheim-området.
Det norske (ekskl. BP Norge) forventer feltinvesteringer (CAPEX) for 2016 på 900 til 920 millioner dollar, som er lavere enn tidligere anslag grunnet besparelser. Leteutgiftene er beregnet til 200 – 220 millioner dollar, som er høyere enn tidligere anslag på grunn av en økning i antall brønner. Produksjonsprognosen for 2016 er uendret mellom 55 og 60 mboepd, og produksjonskostnadene forventes å komme ut med et snitt på 8 til 9 dollar per fat oljeekvivalenter.
Selskapets balanse og finansieringsutsikter vil bli vesentlig styrket etter fusjonen med BP Norge AS. I tiden fremover vil selskapet vurdere kapitalstrukturen, inklusive optimalisering av struktur på lånebetingelser og en økning i lånekapasiteten. Selskapet planlegger første utbetaling av utbytte i fjerde kvartal 2016, med forbehold om godkjennelse fra kreditorene.
| Konsern | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Q2 | 01.01.-30.06. | |||||
| (USD 1 000) | Note | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 | |
| Petroleumsinntekter | 2 | 271 272 | 336 084 | 472 040 | 659 832 | |
| Andre driftsinntekter | 2 | -15 608 | -14 234 | -11 527 | -9 059 | |
| Driftsinntekter | 255 665 | 321 849 | 460 513 | 650 774 | ||
| Utforskningskostnader | 3 | 36 214 | 24 949 | 72 329 | 39 471 | |
| Produksjonskostnader | 39 116 | 50 686 | 73 490 | 90 035 | ||
| Avskrivninger | 5 | 120 264 | 117 354 | 234 582 | 239 578 | |
| Nedskrivninger | 4, 5 | -19 644 | - | 18 319 | 52 773 | |
| Andre driftskostnader | 5 410 | 22 550 | 10 741 | 36 947 | ||
| Driftskostnader | 181 360 | 215 539 | 409 461 | 458 805 | ||
| Driftsresultat | 74 305 | 106 310 | 51 052 | 191 969 | ||
| Renteinntekter | 1 523 | 913 | 2 340 | 1 175 | ||
| Annen finansinntekt | 10 437 | 8 135 | 41 194 | 55 759 | ||
| Rentekostnader | 21 125 | 18 653 | 41 826 | 38 721 | ||
| Annen finanskostnad | 19 786 | 33 532 | 23 040 | 65 841 | ||
| Netto finansposter | 6 | -28 951 | -43 136 | -21 331 | -47 628 | |
| Resultat før skattekostnad | 45 353 | 63 174 | 29 720 | 144 340 | ||
| Skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | 7 | 39 046 | 55 897 | -8 821 | 134 624 | |
| Periodens resultat | 6 308 | 7 277 | 38 541 | 9 716 | ||
| Tidsveiet gjennomsnittlig antall aksjer i perioden Gevinst/(tap) etter skatt per aksje (i USD) |
202 618 602 0,03 |
202 618 602 0,04 |
202 618 602 0,19 |
202 618 602 0,05 |
| Konsern | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Q2 | 01.01.-30.06. | |||||
| (USD 1 000) | Note | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 | |
| Periodens resultat | 6 308 | 7 277 | 38 541 | 9 716 | ||
| Poster som ikke skal reklassifiseres over resultatet (etter skatt) | ||||||
| Valutaomregningsdifferanse | - | - | -59 | - | ||
| Totalresultat | 6 308 | 7 277 | 38 482 | 9 716 |
| Konsern | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | Note | 30/06/2016 | 30/06/2015 | 31/12/2015 | |||
| EIENDELER | |||||||
| Immaterielle eiendeler | |||||||
| Goodwill | 5 | 739 383 | 1 133 930 | 767 571 | |||
| Aktiverte leteutgifter | 5 | 316 913 | 309 096 | 289 980 | |||
| Andre immaterielle eiendeler | 5 | 609 943 | 612 421 | 648 030 | |||
| Varige driftsmidler | |||||||
| Varige driftsmidler | 5 | 3 305 081 | 2 803 703 | 2 979 434 | |||
| Finansielle eiendeler | |||||||
| Langsiktige fordringer | 1 724 | 4 725 | 3 782 | ||||
| Langsiktig skattefordring | 7 | 28 090 | - | ||||
| Andre langsiktige eiendeler | 8 | 13 545 | 4 523 | 12 628 | |||
| Langsiktige derivater | 12 | 2 287 | - | - | |||
| Sum anleggsmidler | 5 016 966 | 4 868 398 | 4 701 425 | ||||
| Varer | |||||||
| Varelager | 35 816 | 26 606 | 31 533 | ||||
| Fordringer | |||||||
| Kundefordringer | 43 572 | 53 981 | 85 546 | ||||
| Andre kortsiktige fordringer | 9 | 227 306 | 160 209 | 105 190 | |||
| Andre kortsiktige plasseringer | 2 951 | 3 136 | 2 907 | ||||
| Skattefordring | 7 | 206 749 | - | 126 391 | |||
| Kortsiktige derivater | 12 | 6 774 | 639 | 45 217 | |||
| Betalingsmidler | |||||||
| Betalingsmidler | 10 | 68 393 | 187 928 | 90 599 | |||
| Sum omløpsmidler | 591 561 | 432 499 | 487 384 | ||||
| SUM EIENDELER | 5 608 527 | 5 300 897 | 5 188 809 |
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | Note | 30/06/2016 | 30/06/2015 | 31/12/2015 |
| EGENKAPITAL OG GJELD | ||||
| Egenkapital | ||||
| Aksjekapital | 11 | 37 530 | 37 530 | 37 530 |
| Overkurs | 1 029 617 | 1 029 617 | 1 029 617 | |
| Annen egenkapital | -689 639 | -405 769 | -728 121 | |
| Sum egenkapital | 377 508 | 661 378 | 339 026 | |
| Avsetning for forpliktelser | ||||
| Utsatt skatt | 7 | 1 439 940 | 1 353 978 | 1 356 114 |
| Fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 16 | 445 085 | 501 339 | 412 805 |
| Andre avsetninger for forpliktelser | 1 204 | 3 660 | 1 638 | |
| Obligasjonslån | 14 | 515 486 | 528 800 | 503 440 |
| Annen rentebærende gjeld | 15 | 2 336 361 | 1 818 148 | 2 118 935 |
| Langsiktige derivater | 12 | 38 117 | 17 536 | 62 012 |
| Kortsiktig gjeld | ||||
| Leverandørgjeld | 74 879 | 39 548 | 51 078 | |
| Offentlige trekk og avgifter | 7 343 | 9 237 | 9 060 | |
| Betalbar skatt | 7 | - | 47 142 | - |
| Kortsiktige derivater | 12 | 230 | 5 820 | 13 506 |
| Fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 16 | 17 504 | 7 894 | 10 520 |
| Annen kortsiktig gjeld | 13 | 354 870 | 306 416 | 310 675 |
| Sum gjeld | 5 231 019 | 4 639 519 | 4 849 783 | |
| SUM EGENKAPITAL OG GJELD | 5 608 527 | 5 300 897 | 5 188 809 |
| Annen egenkapital | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Andre inntekter og kostnader (OCI) | ||||||||
| (USD 1 000) | Aksjekapital | Overkurs | Annen innskutt egenkapital |
Aktuariell gevinst/(tap) |
Omregnings differanser* |
Opptjent egenkapital |
Sum annen egenkapital |
Sum egenkapital |
| Egenkapital per 31.12.2014 | 37 530 | 1 029 617 | 573 083 | -105 | -115 491 | -872 972 | -415 485 | 651 662 |
| Totalresultat 01.01.2015 - 31.12.2015 | - | - | - | 17 | - | -312 652 | -312 636 | -312 636 |
| Egenkapital per 31.12.2015 | 37 530 | 1 029 617 | 573 083 | -88 | -115 491 | -1 185 625 | -728 121 | 339 026 |
| Totalresultat 01.01.2016 - 30.6.2016 | - | - | - | - | -59 | 38 541 | 38 482 | 38 482 |
| Egenkapital per 30.6.2016 | 37 530 | 1 029 617 | 573 083 | -88 | -115 550 | -1 147 083 | -689 639 | 377 508 |
* Presentasjonsvaluta har retrospektivt blitt endret til amerikanske dollar (USD) som om USD alltid har vært presentasjonsvalutaen. For hver kategori av egenkapitalen per 1. januar 2013, har de historiske valutakursene blitt benyttet ved omregning til USD. Av den grunn har det oppstått en omregningsdifferanse, siden presentasjonsvalutaen er ulik funksjonell valuta i periodene før endringen av funksjonell valuta til USD som ble gjennomført den 15. oktober 2014. For hver periode som presenteres før endring av funksjonell valuta, benyttes sluttkurs ved omregning av utgående balanse av sum egenkapital.
| Konsern | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Q2 01.01.-30.06. |
År | |||||
| (USD 1 000) | Note | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 | 2015 |
| KONTANTSTRØMMER FRA OPERASJONELLE AKTIVITETER | ||||||
| Resultat før skattekostnad | 45 353 | 63 174 | 29 720 | 144 340 | -113 607 | |
| Betalte skatter i perioden | -1 268 | -126 364 | -1 268 | -190 506 | -320 618 | |
| Periodens mottatte skattefordring | - | - | - | - | 87 662 | |
| Avskrivninger | 5 | 120 264 | 117 354 | 234 582 | 239 578 | 480 959 |
| Nedskrivninger | 4, 5 | -19 644 | - | 18 319 | 52 773 | 430 468 |
| Kalkulatorisk rente i nåverdiberegning av fjerningsforpliktelser | 6, 16 | 6 063 | 6 551 | 11 875 | 12 947 | 26 351 |
| Rentekostnader | 6 | 39 599 | 29 242 | 77 234 | 54 308 | 127 620 |
| Rentebetalinger | -47 481 | -21 280 | -76 913 | -46 743 | -124 276 | |
| Verdiendring av derivater til virkelig verdi over resultatet | 2,6 | 34 876 | 3 038 | -1 014 | -8 746 | -793 |
| Amortisering av rente- og etableringskostnader | 6 | 4 287 | 5 077 | 7 396 | 11 679 | 17 480 |
| Amortisering av kontraktsverdi innregnet ved oppkjøpet av Marathon | -2 878 | -2 878 | -2 878 | |||
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner | 3 | 17 938 | 10 185 | 34 389 | 9 876 | 11 682 |
| Endring i lager, kundefordringer og leverandørgjeld | -161 403 | -86 177 | -60 623 | -261 163 | -13 060 | |
| Endring i fjerningsforpliktelser mot resultatet | - | - | - | - | -1 569 | |
| Endring i andre kortsiktige tidsavgrensningsposter | 88 695 | 45 444 | 49 414 | 308 784 | 81 048 | |
| NETTO KONTANTSTRØM FRA OPERASJONELLE AKTIVITETER | 127 279 | 43 366 | 323 110 | 324 250 | 686 467 | |
| KONTANTSTRØMMER FRA INVESTERINGSAKTIVITETER | ||||||
| Utbetaling ved fjerning og nedstenging av oljefelt | 16 | -1 714 | -2 042 | -3 020 | -3 176 | -12 508 |
| Utbetaling ved investering i varige driftsmidler | 5 | -278 872 | -212 561 | -488 151 | -451 463 | -917 150 |
| Oppkjøp av Premier Oil Norge AS (netto kontantvederlag av kjøpet) | - | - | - | - | -125 600 | |
| Utbetaling ved investering i aktiverte leteutgifter og andre immaterielle eiendeler | 5 | -44 039 | -10 709 | -65 267 | -31 914 | -113 051 |
| NETTO KONTANTSTRØM FRA INVESTERINGSAKTIVITETER | -324 625 | -225 312 | -556 438 | -486 553 | -1 168 310 | |
| KONTANTSTRØMMER FRA FINANSIERINGSAKTIVITETER | ||||||
| Nedbetaling av kortsiktig gjeld | - | - | - | - | -70 938 | |
| Nedbetaling av langsiktig gjeld | - | -330 000 | - | -330 000 | -330 000 | |
| Netto opptak av langsiktig gjeld | 112 328 | 288 687 | 212 328 | 388 687 | 685 620 | |
| NETTO KONTANTSTRØM FRA FINANSIERINGSAKTIVITETER | 112 328 | -41 313 | 212 328 | 58 687 | 284 683 | |
| Netto endring i betalingsmidler | -85 019 | -223 258 | -20 999 | -103 616 | -197 160 | |
| Beholdning av betalingsmidler ved periodens begynnelse | 154 618 | 411 691 | 90 599 | 296 244 | 296 244 | |
| Omregningsdifferanser på betalingsmidler ved periodens begynnelse | -1 206 | -504 | -1 206 | -4 699 | -8 485 | |
| BEHOLDNING AV BETALINGSMIDLER VED PERIODENS SLUTT | 10 | 68 393 | 187 928 | 68 393 | 187 928 | 90 599 |
| SPESIFIKASJON AV BETALINGSMIDLER VED PERIODENS SLUTT | ||||||
| Bankinnskudd | 62 411 | 182 802 | 62 411 | 182 802 | 86 201 | |
| Bundne bankinnskudd | 5 983 | 5 126 | 5 983 | 5 126 | 4 398 | |
| SUM BETALINGSMIDLER VED PERIODENS SLUTT | 10 | 68 393 | 187 928 | 68 393 | 187 928 | 90 599 |
(Alle tall i USD 1 000)
Denne delårsrapporten er utarbeidet i henhold til internasjonale standarder for finansiell rapportering (IFRS), utgitt av styret i IASB og i tråd med IAS 34 «Delårsrapportering». Delårsrapporten inneholder derfor ikke all informasjon som er påkrevd etter full IFRS og bør derfor leses i sammenheng med selskapets årsregnskap per 31. desember 2015. Denne delårsrapporten har ikke vært gjenstand for revisjon eller forenklet revisorkontroll.
Regnskapsprinsippene som er benyttet i denne rapporten er i all vesentlighet i samsvar med prinsippene benyttet i årsregnskapet for 2015. Ingen nye regnskapsstandarder har blitt gjeldene fra 1. januar 2016.
I første kvartal 2016 har konsernet endret presentasjonen av amortiserte fjeningskostnader. De er nå inkludert i andre finanskostnader, mens de tidligere ble presentert som rentekostnader. I tillegg har vi endret presentasjonen av pensjon i oppstilling av finansiell stilling, ved at den ikke lengre presenteres på en separat regnskapslinje. Årsaken til denne endringer er bytte fra ytelsespensjon til innskuddspensjon. Sammenligningstall er omarbeidet tilsvarende.
Datterselskapene Det norske Exploration AS (tidligere Svenska Petroleum Exploration AS) og Det norske oil AS (tidligere Premier Oil Norge AS) har blitt avviklet i løpet av andre kvartal. Virksomheten i Det norske Exploration AS og Det norske oil AS ble overført til Det norske oljeselskap ASA i henholdsvis fjerde kvartal 2015 og første kvartal 2016. Per 30. juni 2016 er det derfor ingen andre datterselskap enn de som er nevnt i note 9 som basert på en vesentlighetsvurdering ikke er konsolidert inn i denne rapporten.
| Konsern | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Q2 | 01.01.-30.06. | ||||
| Spesifikasjon av petroleumsinntekter (USD 1 000) | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 | |
| Bokførte oljeinntekter | 250 022 | 306 826 | 430 410 | 594 703 | |
| Bokførte gassinntekter | 19 311 | 28 375 | 37 414 | 63 515 | |
| Tariffinntekter | 1 940 | 883 | 4 217 | 1 614 | |
| Sum petroleumsinntekter | 271 272 | 336 084 | 472 040 | 659 832 | |
| Spesifikasjon av produserte volumer (fat oljeekvivalenter) | |||||
| Olje | 5 025 916 | 4 658 320 | 9 845 062 | 9 752 709 | |
| Gass | 656 148 | 652 728 | 1 352 941 | 1 403 074 | |
| Sum produserte volumer | 5 682 064 | 5 311 049 | 11 198 003 | 11 155 783 | |
| Andre driftsinntekter (USD 1 000) | |||||
| Realisert gevinst/tap (-) på oljederivater | 5 988 | -4 551 | 23 062 | -4 551 | |
| Urealisert gevinst/tap (-) på oljederivater | -25 312 | -10 836 | -38 443 | -6 090 | |
| Annen inntekt | 3 716 | 1 152 | 3 854 | 1 582 | |
| Sum andre driftsinntekter | -15 608 | -14 234 | -11 527 | -9 059 |
Konsernet endret presentasjon av råvarederivater i fjerde kvartal 2015. Gevinst og tap på råvarederivater ble tidligere inkludert i finansposter, men fra fjerde kvartal 2015 er dette presentert som andre driftsinntekter. Sammenligningstall er omarbeidet tilsvarende.
| Konsern | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Q2 | 01.01.-30.06. | ||||
| Spesifikasjon av utforskningskostnader (USD 1 000) | 2016 2015 |
2016 | 2015 | ||
| Seismikk | 5 171 | 3 952 | 6 195 | 7 166 | |
| Arealavgift | 2 842 | 1 627 | 5 104 | 3 771 | |
| Kostnadsføring av årets balanseførte letebrønner | 9 439 | 8 884 | 23 173 | 8 584 | |
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner tidligere år | 8 498 | - | 11 216 | -9 | |
| Andre utforskningskostnader | 10 263 | 10 486 | 26 640 | 19 960 | |
| Sum utforskningskostnader | 36 214 | 24 949 | 72 329 | 39 471 |
Konsernet gjorde enkelte endringer i klassifiseringen av utforskningskostnader i første kvartal 2016. Sammenligningstall er omarbeidet tilsvarende.
Nedskrivningstester gjennomføres på individuelle kontantgenererende enheter, når nedskrivningsindikatorer identifiseres. Det er ikke blitt identifisert nedskrivningsindikatorer i andre kvartal 2016. Det er i løpet av andre kvartal foretatt en reversering av tidligere nedskriving av Gina Krog som i hovedsak skyldes økte forwardpriser sammenlignet med slutten av første kvartal. Reverseringen beløper seg til USD 19,6 millioner.
Som beskrevet i tidligere finansiell rapportering har teknisk goodwill innregnet i forbindelse med kjøpet av Marathon Oil Norge AS begrenset levetid, da den i sin helhet er allokert til den kontantgenererende enheten på Alvheimfeltet. Av den grunn vil man forvente en kvartalsvis nedskrivning dersom alle andre forutsetninger er uendret. I andre kvartal 2016 har det imidlertid vært en økning i forwardkurven for olje- og gasspriser sammenlignet med første kvartal 2016, og selskapets beregninger viser at det ikke er behov for nedskrivning på den kontantgenererende enheten på Alvheimfeltet. I første kvartal 2016 ble teknisk goodwill nedskrevet med USD 28,2 millioner.
| Produksjons | ||||
|---|---|---|---|---|
| Anlegg under | anlegg inkl. | Inventar, kontor | ||
| (USD 1 000) | utbygging | brønner | maskiner o.l. | Sum |
| Balanseført verdi 31.12.2015 | 1 493 795 | 1 470 881 | 14 758 | 2 979 434 |
| Anskaffelseskost 31.12.2015 | 1 505 779 | 2 514 487 | 35 506 | 4 055 772 |
| Tilgang | 203 066 | 11 946 | 1 049 | 216 061 |
| Avgang | - | - | 91 | 91 |
| Reklassifisering | 8 523 | -8 514 | -9 | - |
| Anskaffelseskost 31.3.2016 | 1 717 368 | 2 517 919 | 36 455 | 4 271 742 |
| Akk. av- og nedskrivninger 31.3.2016 | 21 211 | 1 138 752 | 21 949 | 1 181 911 |
| Balanseført verdi 31.3.2016 | 1 696 158 | 1 379 167 | 14 506 | 3 089 831 |
| Anskaffelseskost 31.3.2016 | 1 717 368 | 2 517 919 | 36 455 | 4 271 742 |
| Tilgang | 218 005 | 73 247 | 1 135 | 292 387 |
| Reklassifisering* | -56 830 | 56 801 | -30 | |
| Anskaffelseskost 30.6.2016 | 1 878 543 | 2 647 967 | 37 590 | 4 564 100 |
| Akk. av- og nedskrivninger 30.6.2016 | 1 566 | 1 234 260 | 23 193 | 1 259 019 |
| Balanseført verdi 30.6.2016 | 1 876 976 | 1 413 707 | 14 397 | 3 305 081 |
| Avskrivninger Q2 2016 | - | 95 508 | 1 244 | 96 753 |
| Avskrivninger 01.01.2016 - 30.6.2016 | - | 190 106 | 2 445 | 192 551 |
| Nedskrivninger/reverseing av nedskrivninger Q2 2016 | -19 644 | - | - | -19 644 |
| Nedskrivninger/reversering av nedskrivninger 01.01.2016 - 30.6.2016 | -10 418 | 548 | - | -9 870 |
* Reklassifiserningen er relatert til BoaKamNorth brønnen som ble satt i produksjon i andre kvartal 2016.
Aktiverte leteutgifter er reklassifisert til «Felt under utbygging» når feltet går inn i utbyggingsfasen. Dersom utviklingsplaner i ettertid blir vurdert på ny, vil tilhørende kostnader fremdeles være inkludert i «Felt under utbygging» og blir ikke reklassifisert tilbake til «aktiverte leteutgifter». Felt under utbygging omklassifiseres til «Produksjonsanlegg» ved produksjonsstart. Produksjonsanlegg, inklusive brønner, avskrives etter produksjonsenhetsmetoden. Inventar, kontormaskiner o.l. avskrives lineært over levetiden, 3-5 år. Fjerningsog nedstengningskostnad inngår som en del av kostpris på produksjonsanlegg og felt under utbygging.
| Andre immaterielle eiendeler | Aktiverte | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | Lisenser o.l. | Software | Sum | letebrønner | Goodwill |
| Balanseført verdi 31.12.2015 | 646 487 | 1 543 | 648 030 | 289 980 | 767 571 |
| Anskaffelseskost 31.12.2015 | 789 316 | 9 149 | 798 465 | 289 980 | 1 561 880 |
| Tilgang | 595 | - | 595 | 20 633 | - |
| Avgang/kostnadsførte tørre brønner | - | - | - | 16 451 | - |
| Anskaffelseskost 31.3.2016 | 789 911 | 9 149 | 799 059 | 294 161 | 1 561 880 |
| Akk. av- og nedskrivninger 31.3.2016 | 161 142 | 7 812 | 168 954 | - | 822 498 |
| Balanseført verdi 31.3.2016 | 628 769 | 1 336 | 630 105 | 294 161 | 739 383 |
| Anskaffelseskost 31.3.2016 Tilgang Avgang/kostnadsførte tørre brønner Reklassifisering Anskaffelseskost 30.6.2016 |
789 911 2 583 - 767 793 260 |
9 149 - - - 9 149 |
799 059 2 583 - 767 802 409 |
294 161 41 427 17 938 -737 316 913 |
1 561 880 - 1 561 880 |
| Akk. av- og nedskrivninger 30.6.2016 | 184 446 | 8 019 | 192 466 | - | 822 498 |
| Balanseført verdi 30.6.2016 | 608 814 | 1 129 | 609 943 | 316 913 | 739 383 |
| Avskrivninger Q2 2016 Avskrivninger 01.01.2016 - 30.6.2016 |
23 305 41 617 |
207 414 |
23 512 42 031 |
- - |
- - |
| Nedskrivninger Q2 2016 Nedskrivninger 01.01.2016 - 30.6.2016 |
- - |
- - |
- - |
- - |
28 189 |
Se note 4 for informasjon om nedskrivninger.
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Q2 | 01.01.-30.06. | |||
| Avskrivninger i resultatregnskapet (USD 1 000) | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 |
| Avskriving av varige driftsmidler | 96 753 | 97 597 | 192 551 | 200 724 |
| Avskriving av immaterielle eiendeler | 23 512 | 19 757 | 42 031 | 38 855 |
| Sum avskrivinger i resultatregnskapet | 120 264 | 117 354 | 234 582 | 239 578 |
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Q2 | 01.01.-30.06. | |||
| Nedskrivning i resultatregnskapet (USD 1 000) | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 |
| Nedskrivning/reversering av varige driftsmidler | -19 644 | - | -9 870 | - |
| Nedskrivning av goodwill | - | - | 28 189 | 52 773 |
| Sum nedskrivning i resultatregnskapet | -19 644 | - | 18 319 | 52 773 |
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Q2 | 01.01.-30.06. | |||
| (USD 1 000) | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 |
| Renteinntekter | 1 523 | 913 | 2 340 | 1 175 |
| Realisert gevinst på derivater | 1 237 | 193 | 1 737 | 193 |
| Avkastning på finansielle plasseringer | - | 14 | - | 24 |
| Verdiendringer derivater | - | 7 928 | 39 457 | 27 232 |
| Valutagevinst | 9 200 | - | - | 28 311 |
| Sum annen finansinntekt | 10 437 | 8 135 | 41 194 | 55 759 |
| Rentekostnader | 39 599 | 29 242 | 77 234 | 54 308 |
| Kapitaliserte renter utbyggingsprosjekter | -22 761 | -15 666 | -42 804 | -27 266 |
| Amortiserte lånekostnader | 4 287 | 5 077 | 7 396 | 11 679 |
| Sum rentekostnader | 21 125 | 18 653 | 41 826 | 38 721 |
| Valutatap | - | 8 527 | 1 509 | - |
| Realisert tap på derivater | 1 239 | 18 324 | 5 029 | 40 498 |
| Verdiendringer derivater | 9 564 | 130 | - | 12 396 |
| Amortiserte fjerningskostnader | 6 063 | 6 551 | 11 875 | 12 947 |
| Annen finanskostnad | 2 921 | - | 4 627 | - |
| Sum annen finanskostnad | 19 786 | 33 532 | 23 040 | 65 841 |
| Sum netto finansposter | -28 951 | -43 136 | -21 331 | -47 628 |
Konsernet endret presentasjon av råvarederivater i fjerde kvartal 2015. Gevinst og tap på råvarederivater ble tidligere inkludert i finansposter, men fra fjerde kvartal 2015 er dette presentert som andre driftsinntekter. Sammenligningstall er omarbeidet tilsvarende.
Konsernet endret presentasjon av amortisert fjerningskostnad i første kvartal 2016. Denne er nå inkludert i regnskapslinjen annen finanskostnad, men ble i tidligere perioder inkludert i rentekostnader. Sammenligningstall er omarbeidet tilsvarende.
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Q2 | 01.01.-30.06. | |||
| Skattekostnad for perioden framkommer slik (USD 1 000) | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 |
| Årets betalbare skatt/skatt til gode | -22 745 | 68 083 | -28 835 | 76 163 |
| Endring utsatt skatt i resultatregnskapet | 56 840 | -10 622 | 15 262 | 63 018 |
| Endringer knyttet til tidligere perioder | 4 951 | -1 564 | 4 752 | -4 557 |
| Sum skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | 39 046 | 55 897 | -8 821 | 134 624 |
| Konsern | |||
|---|---|---|---|
| Beregnet skatt til gode (+)/betalbar skatt (-) (USD 1 000) | 30/06/2016 | 30/06/2015 | 31/12/2015 |
| Skatt til gode/betalbar skatt 1.1. | 126 391 | -189 098 | -189 098 |
| Årets betalbare skatt (-)/årets skattefordring (+) | 28 835 | -76 163 | -49 776 |
| Skattefordring relatert til oppkjøp av Svenska Petroleum Exploration AS/Premier Oil Norge AS | 60 379 | - | 108 047 |
| Skattefordring knyttet til kjøp av lisenser | 4 075 | - | - |
| Betalt skatt/skatterefusjon | 1 268 | 190 506 | 232 956 |
| Justering for tidligere perioder | 4 729 | 10 664 | 11 580 |
| Revaluering av skattefordring | 9 163 | 16 950 | 12 682 |
| Sum skatt til gode (+)/betalbar skatt (-) | 234 840 | -47 142 | 126 391 |
| Langsiktig skattefordring | 28 090 | ||
| Kortsiktig skattefordring | 206 749 |
| Konsern | |||
|---|---|---|---|
| Utsatt skatt (-)/utsatt skattefordel (+) (USD 1 000) | 30/06/2016 | 30/06/2015 | 31/12/2015 |
| Utsatt skatt/skattefordel 1.1. | -1 356 114 | -1 286 357 | -1 286 357 |
| Endring utsatt skatt i resultatregnskapet | -15 262 | -63 018 | -153 927 |
| Reklassifisering av underskudd til fremføring fra Premier Oil Norge AS | -60 379 | - | - |
| Utsatt skatt relatert til oppkjøp av Svenska Petroleum Exploration AS/Premier Oil Norge AS | - | - | 91 151 |
| Utsatt skatt relatert til nedskrivning, avgang og lisenstransaksjoner | 1 401 | 1 504 | |
| Justering for tidligere perioder | -9 587 | -6 107 | -6 921 |
| Utsatt skatt knyttet til OCI og egenkapital | - | - | -59 |
| Sum utsatt skatt (-)/utsatt skattefordel (+) | -1 439 940 | -1 353 978 | -1 356 114 |
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Q2 | 01.01.-30.06. | |||
| Avstemming av skattekostnad (USD 1 000) | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 |
| 25%/27% selskapsskatt av resultat før skattekostnad | 11 338 | 17 057 | 7 430 | 38 972 |
| 53%/51% særskatt av resultat før skattekostnad | 24 037 | 32 219 | 15 752 | 73 614 |
| Skatteeffekt av friinntekt | -26 527 | -23 044 | -51 124 | -47 445 |
| Permanente forskjeller på nedskrivning | - | - | 21 987 | 41 163 |
| Omregningsdifferanse monetære poster i NOK | -3 955 | 15 435 | 4 719 | -13 693 |
| Omregningsdifferanse monetære poster i USD | -23 445 | 39 260 | 102 174 | -82 196 |
| Skatteeffekt finans- og andre 25%/27% poster | 33 235 | 1 466 | -52 635 | 71 356 |
| Revaluering skatteverdier* | 20 018 | -28 695 | -59 926 | 51 623 |
| Andre elementer (andre permanente forskjeller og endringer knyttet til tidligere perioder) | 4 344 | 2 199 | 2 801 | 1 231 |
| Sum skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | 39 046 | 55 898 | -8 821 | 134 624 |
* Skattebalanser er i NOK og konverteres til USD til periodens sluttkurs. Når NOK svekkes mot USD, øker skatteraten, ettersom det blir mindre gjenværende skattemessige avskrivninger målt i USD (vice versa).
I henhold til lovbestemte krav, skal beregningen av betalbar skatt utarbeides i NOK. Dette kan påvirke skatteraten når funksjonell valuta er forskjellig fra NOK.
Revalueringen av skattefordring og betalbar skatt er presentert som valutagevinst/tap i resultatregnskapet, mens revaluering av skattebalanser knyttet til utsatt skatt presenteres som skattekostnad.
| Konsern | |||
|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 30/06/2016 | 30/06/2015 | 31/12/2015 |
| Aksjer i Alvheim AS | 10 | 10 | 10 |
| Aksjer i Det norske oljeselskap AS | 1 021 | 1 021 | 1 021 |
| Aksjer i Sandvika Fjellstue AS | 1 814 | 1 814 | 1 814 |
| Investeringer i datterselskaper | 2 845 | 2 845 | 2 845 |
| Husleiedepositum | 1 589 | 1 679 | 1 512 |
| Andre langsiktige eiendeler | 9 110 | - | 8 272 |
| Sum andre langsiktige eiendeler | 13 545 | 4 523 | 12 628 |
Alvheim AS, Det norske oljeselskap AS (tidligere Marathon Oil Norge AS) og Sandvika Fjellstue AS har blitt vurdert som uvesentlig for konsolideringsformål.
Det norske oil AS og Det norske Exploration AS har blitt avviklet i løpet av andre kvartal 2016.
| Konsern | |||
|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 30/06/2016 | 30/06/2015 | 31/12/2015 |
| Fordringer knyttet til utsatt volum på Atla | 3 457 | 7 087 | 5 673 |
| Forskuddsbetalinger, inkludert riggforskudd | 29 814 | 29 136 | 21 634 |
| Tilgode merverdiavgift | 8 760 | 5 716 | 6 121 |
| Mindreuttak av petroleum (opptjent inntekt) | 28 942 | 24 797 | 3 696 |
| Påløpt inntekt fra salg av petroleum | 43 297 | 53 233 | 1 866 |
| Andre fordringer, hovedsaklig fra lisenser | 113 035 | 40 239 | 66 200 |
| Sum andre kortsiktige fordringer | 227 306 | 160 209 | 105 190 |
Betalingsmidler består av bankkonti samt kortsiktige plasseringer som utgjør deler av selskapets transaksjonslikviditet.
| Konsern | |||
|---|---|---|---|
| Spesifikasjon av betalingsmidler (USD 1 000) | 30/06/2016 | 30/06/2015 | 31/12/2015 |
| Bankinnskudd | 62 411 | 182 802 | 86 201 |
| Bundne midler (skattetrekk) | 5 983 | 5 126 | 4 398 |
| Sum betalingsmidler | 68 393 | 187 928 | 90 599 |
| Ubenyttet trekkrettighet rullerende kredittfasilitet (se note 15) | 550 000 | 550 000 | 550 000 |
| Ubenyttet trekkrettighet reservebasert lånefasilitet (se note 15) | 403 000 | 1 010 000 | 731 370 |
| Konsern | |||
|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 30/06/2016 | 30/06/2015 | 31/12/2015 |
| Aksjekapital | 37 530 | 37 530 | 37 530 |
| Antall aksjer (i 1 000) | 202 619 | 202 619 | 202 619 |
| Pålydende per aksje i NOK | 1,00 | 1,00 | 1,00 |
| Konsern | |||
|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 30/06/2016 | 30/06/2015 | 31/12/2015 |
| Urealisert gevinst på valutakontrakter | 2 287 | - | - |
| Sum langsiktige derivater klassifisert som eiendeler | 2 287 | - | - |
| Urealisert tap på råvarederivater | 6 774 | - | 45 217 |
| Urealisert tap på valutakontrakter | - | 639 | - |
| Sum kortsiktige derivater klassifisert som eiendeler | 6 774 | 639 | 45 217 |
| Sum derivater klassifisert som eiendeler | 9 061 | 639 | 45 217 |
| Urealisert tap på valutakontrakter | - | 173 | 7 840 |
| Urealisert tap på rentebytteavtaler | 38 117 | 16 911 | 54 172 |
| Urealisert tap på råvarederivater | 452 | ||
| Langsiktige derivater klassifisert som forpliktelser | 38 117 | 17 536 | 62 012 |
| Urealisert tap på valutakontrakter | 230 | 56 | 13 506 |
| Urealisert tap på rentebytteavtaler | - | 78 | - |
| Urealisert tap på råvarederivater | 5 686 | ||
| Kortsiktige derivater klassifisert som forpliktelser | 230 | 5 820 | 13 506 |
| Sum derivater klassifisert som forpliktelser | 38 347 | 23 356 | 75 518 |
Selskapet har benyttet ulike sikringsinstrumenter. Råvarederivater er benyttet for å sikre risikoen for en oljeprisnedgang. Selskapet benytter rentebytteavtaler for å sikre sin renteeksponering, inkludert en valuta- og rentebytteavtale (cross currency interest rate swap). Valutaterminer er benyttet for å veksle om USD til utenlandsk valuta, hovedsakelig NOK, EUR, GBP og SGD, for å sikre kostnader i disse valutaene. Per i dag blir alle derivatene regnskapsført til markedsverdi med endringer i virkelig verdi over resultatet.
| Konsern | |||
|---|---|---|---|
| Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld (USD 1 000) | 30/06/2016 | 30/06/2015 | 31/12/2015 |
| Kortsiktig gjeld relatert til «overcall» i lisenser | 46 506 | 26 700 | 33 444 |
| Andel av annen kortsiktig gjeld fra lisenser | 264 533 | 143 295 | 184 010 |
| Meruttak av petroleum | 4 192 | 12 223 | 17 088 |
| Virkelig verdi av kontrakter knyttet til oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS* | 3 160 | 21 888 | 12 009 |
| Annen kortsiktig gjeld** | 36 478 | 102 310 | 64 125 |
| Sum annen kortsiktig gjeld | 354 870 | 306 416 | 310 675 |
* Den negative kontraktsverdien er relatert til en riggkontrakt inngått av Marathon Oil Norge AS, som var forskjellig fra dagens markedsvilkår på tidspunktet for oppkjøpet den 15. oktober 2014. Den virkelige verdien ble basert på forskjellen mellom markedspris og kontraktspris. Balansen ble delt mellom kortsiktig og langsiktig gjeld basert på kontantstrømmer i kontrakten, og amortiseres over kontraktens levetid, som avsluttes senere i 2016.
** Annen kortsiktig gjeld inkluderer ubetalt lønn og feriepenger, avsetning for mulig tap på kontrakter og påløpte renter.
| Konsern | |||
|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 30/06/2016 | 30/06/2015 | 31/12/2015 |
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 1) | 220 255 | 234 269 | 208 744 |
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 2) | 295 231 | 294 532 | 294 696 |
| Sum obligasjonslån | 515 486 | 528 800 | 503 440 |
1) Lånet er tatt opp i NOK og løper fra juli 2013 til juli 2020 og har en rente på 3 mnd. NIBOR + 6,5 prosent. Hovedstolen forfaller i juli 2020 og det er kvartalsvis rentebetaling. Lånet er usikret. I mai 2016 fikk selskapet aksept av obligasjonseierne i DETNOR02 om den samme tilleggspakken for lånevilkår (covenant) som for selskapets reservebaserte lånefasilitet ("RBL") og rullerende kredittfasilitet ("RCF"), som beskrevet i note 15. Som kompensajon vil obligasjonseierne få tilbakebetalt 104 prosent av lånets hovedstol ved forfall i 2020.
2) Selskapet gjennomførte i mai 2015 en plassering av et nytt syvårig «PIK Toggle» subordinert obligasjonslån på USD 300 millioner med en fastrente på 10,25 prosent. Obligasjonen har en tilbakekjøpsopsjon fra år fire og inkluderer en mulighet til å utsette rentebetalinger.
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 30/06/2016 | 30/06/2015 | 31/12/2015 | |
| Reservebasert lånefasilitet | 2 336 361 | 1 818 148 | 2 118 935 | |
| Sum annen rentebærende gjeld | 2 336 361 | 1 818 148 | 2 118 935 |
RBL fasiliteten ble etablert i 2014 og er en syvårig sikret lånefasilitet på USD 3 milliarder og inkluderer i tillegg en ikke-bindende trekkrettighet på USD 1 milliard. Renten er fra 1 - 6 mnd. LIBOR pluss en margin på 2,75 prosent. Det betales en utnyttelsesprovisjon på 0,5 prosent. I tillegg betales en rammeprovisjon på 1,1 prosent av ubenyttet kreditt.
Selskapet ferdigstilte i mars 2016 en redetermineringsprosess med banksyndikatet i forbindelse med prosessen knyttet til endring av bestemte lånevilkår (covenants). Det tilgjengelige opptrekksbeløpet for første halvår 2016 har blitt endret til USD 2,8 milliarder, noe som er USD 0,1 milliard lavere enn tilgjengelig opptrekksbeløp fra redetermineringsprosessen i desember 2015. Videre har tilgjengelig opptrekksbeløp for andre halvår 2016 blitt fastsatt til USD 2,9 milliarder, uendret fra redetermineringsprosessen i desember 2015. Det ble som følge av denne prosessen ikke gjennomført noen redetermineringsprosess i andre kvartal 2016. Den neste planlagte redeterminering for selskapet vil være i desember 2016.
En rullerende kredittfasiliteten («RCF») på NOK 550 millioner ble ferdigstilt med en gruppe banker i juni 2015. Lånet har en løpetid på fire år fra 2015 med en 1+1 års forlengelsesopsjon gitt enighet fra långiverne. Lånet har en margin på 4 prosent, som vil øke med 0,5 prosent årlig etter tre, fire og fem år, samt en margin på benyttet kreditt på 1,5 prosent. I tillegg påløper det en beredskapsprovisjon på 2,2 prosent på ubenyttet kreditt. Denne fasiliteten har ikke blitt benyttet per 30. juni 2016.
I april 2016 fikk selskapet bankkonsortiets aksept for en endring av lånevilkårene og som følger av dette er lånevilkårene i selskapets reservebaserte lånefasilitet («RBL») og rullerende kredittfasilitet («RCF») oppdatert som følger; gjeldsgrad (netto gjeld / EBITDAX) skal være maksimalt 6 i kvartalene som starter fra 30. juni 2016 og slutter 31. desember 2017, deretter maksimalt 5,5 mellom 31. mars 2018 til og med 31. desember 2018, deretter maksimalt 6 mellom 31. mars 2019 til og med 31. desember 2019 og deretter maksimalt 3,5. Rentedekningsgrad skal være minimum 2 i kvartalene som starter fra 30. juni 2016 og slutter 30. september 2017, deretter minimum 2,3 fra 31. desember 2017 til og med 30. september 2018, deretter minimum 2 fra og med 31. desember 2018 til og med 31. desember 2019 og deretter minimum 3,5.
| Konsern | |||
|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 30/06/2016 | 30/06/2015 | 31/12/2015 |
| Avsetning per 1. januar | 423 325 | 489 051 | 489 051 |
| Påløpte fjerningskostnader | -3 020 | -3 176 | -12 508 |
| Kalkulatorisk rente - nåverdiberegning | 11 875 | 12 947 | 26 351 |
| Endring i estimat og påløpt forpliktelse på nye felt* | 30 409 | 10 410 | -79 569 |
| Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 462 589 | 509 233 | 423 325 |
| Fordelt mellom langsiktig og kortsiktig forpliktelser: | |||
| Kortsiktige | 17 504 | 7 894 | 10 520 |
| Langsiktige | 445 085 | 501 339 | 412 805 |
| Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 462 589 | 509 233 | 423 325 |
* Estimatendring er hovedsakelig relatert til ferdigstillelse av nye brønner for felt under utvikling.
Hoveddelen av selskapets fjernings- og nedstengningsforpliktelser er knyttet til de produserende feltene.
Avsetningen er basert på et konsept for gjennomføring av fjerning som er i tråd med Petroleumsloven og internasjonale lover og retningslinjer. Beregningene forutsetter en inflasjon på 2,5 prosent og en nominell diskonteringsrente før skatt på mellom 3,91 prosent og 5,93 prosent.
Selskapet vil gjennom sin virksomhet være involvert i tvister, som for eksempel skattetvister. Selskapet gjør avsetninger i regnskapet for sannsynlige forpliktelser knyttet til rettsaker og tvister, basert på ledelsens beste estimat i samsvar med IAS 37 og IAS 12.
Selskapet har ikke identifisert noen hendelser med vesentlig regnskapsmessig effekt som har oppstått mellom balansedagen og dato for denne rapporten.
Selskapet har følgende investeringer i lisenser på norsk sokkel:
| Opererte felt: | 30/06/2016 | 31/12/2015 | Ikke-opererte felt: | 30/06/2016 | 31/12/2015 |
|---|---|---|---|---|---|
| Alvheim | 65,000 % | 65,000 % Atla | 10,000 % | 10,000 % | |
| Bøyla | 65,000 % | 65,000 % Enoch | 2,000 % | 2,000 % | |
| Ivar Aasen Unit | 34,786 % | 34,786 % Gina Krog | 3,300 % | 3,300 % | |
| Jette Unit | 70,000 % | 70,000 % Johan Sverdrup **** | 11,573 % | 11,573 % | |
| Vilje | 46,904 % | 46,904 % Jotun | 7,000 % | 7,000 % | |
| Volund | 65,000 % | 65,000 % Varg | 5,000 % | 5,000 % | |
| Utvinningstillatelser der Det norske er operatør: | Utvinningstillatelser der Det norske er partner: | ||||
| Lisens: | 30/06/2016 | 31/12/2015 | Lisens: | 30/06/2016 | 31/12/2015 |
| PL 001B | 35,000 % | 35,000 % PL 006C*** | 15,000 % | 0,000 % | |
| PL 026B*** | 92,130 % | 62,130 % PL 018DS*** | 13,338 % | 0,000 % | |
| PL 027D | 100,000 % | 100,000 % PL 019C | 30,000 % | 30,000 % | |
| PL 028B | 35,000 % | 35,000 % PL 026*** | 30,000 % | 0,000 % | |
| PL 036C | 65,000 % | 65,000 % PL 029B | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 036D | 46,904 % | 46,904 % PL 035 | 50,000 % | 50,000 % | |
| PL 088BS | 65,000 % | 65,000 % PL 035C | 50,000 % | 50,000 % | |
| PL 103B | 70,000 % | 70,000 % PL 038 | 5,000 % | 5,000 % | |
| PL 150 | 65,000 % | 65,000 % PL 038D | 30,000 % | 30,000 % | |
| PL 150B | 65,000 % | 65,000 % PL 048D | 10,000 % | 10,000 % | |
| PL 169C | 50,000 % | 50,000 % PL 102C | 10,000 % | 10,000 % | |
| PL 203 | 65,000 % | 65,000 % PL 102D | 10,000 % | 10,000 % | |
| PL 203B | 65,000 % | 65,000 % PL 102F | 10,000 % | 10,000 % | |
| PL 242 | 35,000 % | 35,000 % PL 102G | 10,000 % | 10,000 % | |
| PL 340 | 65,000 % | 65,000 % PL 265 | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 340BS | 65,000 % | 65,000 % PL 272 | 50,000 % | 50,000 % | |
| PL 364 | 100,000 % | 100,000 % PL 457 | 40,000 % | 40,000 % | |
| PL 406 | 50,000 % | 50,000 % PL 457BS | 40,000 % | 40,000 % | |
| PL 407 | 50,000 % | 50,000 % PL 492*** | 60,000 % | 40,000 % | |
| PL 442*** | 90,000 % | 60,000 % PL 502 | 22,222 % | 22,222 % | |
| PL 460 | 100,000 % | 100,000 % PL 507*** | 25,000 % | 0,000 % | |
| PL 494* | 0,000 % | 30,000 % PL 533 | 35,000 % | 35,000 % | |
| PL 494B* | 0,000 % | 30,000 % PL 550 | 10,000 % | 10,000 % | |
| PL 494C* | 0,000 % | 30,000 % PL 554 | 30,000 % | 30,000 % | |
| PL 504 | 47,593 % | 47,593 % PL 554B | 30,000 % | 30,000 % | |
| PL 539 | 40,000 % | 40,000 % PL 554C | 30,000 % | 30,000 % | |
| PL 626 | 50,000 % | 50,000 % PL 574* | 0,000 % | 10,000 % | |
| PL 659 | 20,000 % | 20,000 % PL 583* | 0,000 % | 45,000 % | |
| PL 663* | 0,000 % | 30,000 % PL 613 | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 677 | 60,000 % | 60,000 % PL 616*** | 20,000 % | 0,000 % | |
| PL 690*** | 50,000 % | 30,000 % PL 617 | 35,000 % | 35,000 % | |
| PL 701*** | 40,000 % | 0,000 % PL 627 | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 709 | 40,000 % | 40,000 % PL 627B | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 715 | 40,000 % | 40,000 % PL 653 | 30,000 % | 30,000 % | |
| PL 724 | 40,000 % | 40,000 % PL 672 | 25,000 % | 25,000 % | |
| PL 724B | 40,000 % | 40,000 % PL 689 | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 736S | 65,000 % | 65,000 % PL 689B | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 748*** | 50,000 % | 30,000 % PL 694 | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 762*** | 20,000 % | 0,000 % PL 722*** | 20,000 % | 10,000 % | |
| PL 777 | 40,000 % | 40,000 % PL 730* | 0,000 % | 30,000 % | |
| PL 777B | 40,000 % | 40,000 % PL 730B* | 0,000 % | 30,000 % | |
| PL 790 | 30,000 % | 30,000 % PL 778 | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 814 | 40,000 % | 40,000 % PL 782S | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 818 | 40,000 % | 40,000 % PL 782SB | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 821 | 60,000 % | 60,000 % PL 797 | 25,000 % | 25,000 % | |
| PL 822S | 60,000 % | 60,000 % PL 804 | 30,000 % | 30,000 % | |
| PL 843 | 40,000 % | 40,000 % PL 813 | 3,300 % | 3,300 % | |
| PL 858** | 40,000 % | 0,000 % PL 842 | 30,000 % | 30,000 % | |
| Antall | 44 | 45 PL 844 | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 852** | 40,000 % | 0,000 % | |||
| * Tilbakeleverte lisenser eller Det norske har trukket seg ut av lisensen. | PL 857** | 20,000 % | 0,000 % |
** Tildeling i 23 lisens runde kunngjort i mai 2016. Antall 47 44
*** Andel ervervet/endret gjennom lisenstransaksjon.
**** I henhold til avgjørelse fra Olje- og energidepartementet.
| 2015 | 2014 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Q1 | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | Q4 | Q3 |
| 204 848 | 254 634 | 316 393 | 321 849 | 328 924 | 345 670 | 18 334 |
| 71 778 | ||||||
| 7 906 | ||||||
| 114 318 | 111 590 | 129 790 | 117 354 | 122 224 | 104 183 | 28 080 |
| 37 964 | 191 939 | 185 756 | - | 52 773 | 319 018 | - |
| 5 330 | 3 228 | 11 433 | 22 550 | 14 397 | 10 679 | 993 |
| 228 101 | 349 701 | 371 932 | 215 539 | 243 266 | 529 772 | 108 757 |
| -23 253 | -95 067 | -55 539 | 106 310 | 85 658 | -184 102 | -90 423 |
| 7 620 | -56 138 | -51 205 | -43 136 | -4 492 | -12 788 | -30 143 |
| -120 567 | ||||||
| -103 615 | ||||||
| -16 952 | ||||||
| 36 115 34 374 -15 633 -47 866 32 233 |
18 867 24 077 -151 205 4 980 -156 184 |
18 066 26 888 -106 744 59 441 -166 185 |
24 949 50 686 63 174 55 897 7 277 |
14 523 39 349 81 166 78 727 2 439 |
51 491 44 400 -196 889 89 997 -286 887 |
Tall fra perioden før skiftet av funksjonell valuta er omregnet til USD ved bruk av ni måneders gjennomsnittlig valutakurs i 2014.
I henhold til verdipapirhandelloven § 5-5 med tilhørende forskrifter bekreftes det at selskapets delårsregnskap for perioden 1. jaunar til 30. juni 2016 etter vår beste overbevisning er utarbeidet i samsvar med IFRS som er fastsatt av EU, og i henhold til krav om tilleggsopplysninger som følger av regnskapsloven. Opplysningene i regnskapet gir et rettvisende bilde av selskapets gjeld, finansielle stilling og resultat som helhet.
Denne halvårsrapporten sammen med årsrapporten gir etter vår beste overbevisning en rettvisende oversikt over utviklingen, resultatet og stillingen til selskapet, sammen med en beskrivelse av de mest sentrale risiko- og usikkerhetsfaktorer selskapet står ovenfor.
Styret og administrerende direktør i Det norske oljeselskap ASA
Oslo, 13. juli 2016
Øyvind Eriksen, styreleder Kjell Inge Røkke, styremedlem
Anne Marie Cannon, nestleder Trond Brandsrud, styremedlem
Bjørn Thore Synsvoll Ribesen, styremedlem Terje Solheim, styremedlem
Lone Margrethe Olstad, styremedlem Karl Johnny Hersvik, administrerende direktør
Katherine Jessie Martin (also known as Kitty Hall), styremedlem
Gro Kielland, styremedlem Kjell Pedersen, styremedlem
Det norske viser alternative prestasjonsindikatorer i sin finansielle rapportering, som et supplement til den finansielle rapporteringen i henhold til IFRS. Det norske mener at alternative prestasjonsindikatorer gir nyttig tilleggsinformasjon for ledelsen, investorer, analytikere og andre interessenter og gir en forbedret innsikt i den finansielle utviklingen i Det norskes virksomhet, samt bedre sammenlignbarhet mellom regnskapsperioder.
EBITDAX er forkortelse for resultat før renter og andre finansposter, skatt, avskrivninger og amortiseringer, nedskrivninger og letekostnader.
EBITDA er forkortelse for resultat før renter og andre finansposter, skatt, avskrivninger og amortiseringer og nedskrivninger.
EBIT er forkortelse for resultat før renter og andre finansposter og skatt
Resultat per aksje (EPS) er nettoresultat dividert på antall utestående aksjer
Egenkapitalandel er total egenkapital dividert med totale eiendeler
Brutto rentebærende gjeld er bokført verdi av kortsiktig og langsiktig rentebærende gjeld
Netto rentebærende gjeld er bokført verdi av kortsiktig og langsiktig rentebærende gjeld redusert med kontanter og kontantekvivalenter
Produksjonskost per fat er produksjonskost dividert med antall fat oljeekvivalenter produsert i tilsvarende periode
Avskrivninger per fat er avskrivninger dividert med antall fat oljeekvivalenter produsert i tilsvarende periode
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.