Quarterly Report • Feb 17, 2016
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
KVARTALSRAPPORT FOR DET NORSKE OLJESELSKAP
TRONDHEIM, 17. FEBRUAR 2016
| • | 14. oktober: | Det norske offentliggjorde oppkjøp av Svenska Petroleums norske datterselskap |
|---|---|---|
| • | 16. november: | Det norske offentliggjorde oppkjøp av Premier Oils norske datterselskap |
| • | 30. november: | Det norske offentliggjorde en riggkontrakt med Transocean for boring i Alvheim-området |
| • | 15. desember: | Det norske meldte at produksjonskapasiteten på Alvheim FPSO var gjenopprettet |
| • | 23. desember: | Det norske meldte at redetermineringsprosessen for RBL-fasiliteten var gjennomført. Tilgjengelig opptrekks- beløp er fortsatt 2,9 milliarder dollar |
| • | 18. januar: | Det norske meldte at estimatet for investeringskostnadene |
|---|---|---|
| (CAPEX) for Johan Sverdrup fase 1 var nedjustert med 14,5 | ||
| milliarder kroner i forhold til PUD | ||
| • | 18. januar: | Det norske kunngjorde at selskapets P50-reserver ved årsslutt |
| 2015 var 498 millioner fat oljeekvivalenter |
• 19. januar: Det norske ble tilbudt andeler i ti nye lisenser, inkludert seks operatørskap, i TFO 2015
| Enhet | Q4 2015 | Q4 2014 | 2015 | 2014 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Driftsinntekter | USDm | 255 | 346 | 1 222 | 464 |
| EBITDA | USDm | 208 | 239 | 953 | 208 |
| Nettoresultat | USDm | -156 | -287 | -313 | -279 |
| Resultat per aksje (EPS) | USD | -0,77 | -1,42 | -1,54 | -1,68 |
| Produksjonskostnad per fat | USD/boe | 5 | 9 | 6 | 12 |
| Avskriving per fat | USD/boe | 22 | 21 | 22 | 28 |
| Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter | USDm | 122 | 295 | 686 | 263 |
| Kontantstrøm fra investeringsaktiviteter | USDm | -439 | -1 794 | -1 168 | -2 266 |
| Sum eiendeler | USDm | 5 189 | 5 384 | 5 189 | 5 384 |
| Netto rentebærende gjeld | USDm | 2 532 | 1 994 | 2 532 | 1 994 |
| Betalingsmidler | USDm | 91 | 296 | 91 | 296 |
| Enhet | Q4 2015 | Q4 2014 | 2015 | 2014 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Produksjon | |||||
| Alvheim (65%) | boepd | 30 865 | 36 589 | 34 133 | 9 223 |
| Atla (10%) | boepd | 282 | 476 | 387 | 532 |
| Bøyla (65%) | boepd | 8 838 | - | 9 006 | - |
| Enoch (2%) | boepd | 5 | - | 1 | - |
| Jette (70%) | boepd | 490 | 637 | 602 | 1 230 |
| Jotun (7%) | boepd | 119 | 123 | 118 | 143 |
| Varg (5%) | boepd | 330 | 374 | 341 | 475 |
| Vilje (46.9%) | boepd | 5 741 | 6 376 | 6 376 | 1 607 |
| Volund (65%) | boepd | 7 326 | 9 600 | 9 040 | 2 420 |
| SUM | boepd | 53 996 | 54 175 | 60 004 | 15 630 |
| Oljepris | USD/bbl | 45 | 74 | 54 | 78 |
| Gasspris | USD/scm | 0,22 | 0,34 | 0,27 | 0,33 |
3
Det norske oljeselskap ASA ("selskapet" eller "Det norske") hadde driftsinntekter på 255 (346) millioner dollar i fjerde kvartal 2015. Produksjonen i perioden var 54,0 (54,2) tusen fat oljeekvivalenter per dag ("mboepd"). Realisert oljepris var i snitt 45 (74) dollar per fat.
EBITDA i kvartalet utgjorde 208 (239) millioner dollar, og EBIT var -95 (-184) millioner dollar, etter en nedskrivning på 192 (319) millioner dollar. Kvartalsresultatet var -156 (-287) millioner dollar, noe som gir et resultat per aksje (EPS) på -0,77 (-1,42) dollar. Netto rentebærende gjeld beløp seg til 2 532 (1 994) millioner dollar per 31. desember 2015.
Produksjonen på Alvheim-området ble i fjerde kvartal påvirket av at en høyspenningsmotor i en av gasskompressorene måtte skiftes ut. Boringen av den tregrenede BoaKamNord-brønnen begynte i oktober. Det ble inngått en ny riggkontrakt med riggen Transocean Arctic, for boring av fire brønner i Alvheim-området. Dagraten for kontrakten er 179 000 dollar.
Med fire oljeproduserende brønner og en vanninjeksjonsbrønn ferdigstilt ligger boreprogrammet for Ivar Aasen foran planen. Byggingen av plattformdekket i Singapore er 94 prosent fullført. Prosjektet går fremover i henhold til plan og er i rute til produksjonsstart i fjerde kvartal 2016.
Fremdriften på Johan Sverdrup går etter planen. Operatørens estimat for investeringskostnader (CAPEX) for fase 1 har blitt nedjustert med 12 prosent i forhold til PUD. Tiltak for å fjerne flaskehalser og øke produksjonskapasiteten (debottlenecking) i fase 1 har blitt vedtatt i lisensen. Operatøren estimerer at balanseprisen for fase 1 er under 30 dollar per fat
Boringen av letebrønnen Uptonia i PL554 kom i gang i desember. Formålet med brønnen er å undersøke oppsidepotensialet nær Garantiana-funnet.
Selskapet offentliggjorde oppkjøpet av Svenska Petroleum Exploration AS ("Svenska") i oktober og av Premier Oil Norge AS ("Premier Norge") i november. Oppkjøpene bidrar til å styrke selskapets prosjektportefølje uten at det påtar seg ytterligere investeringsforpliktelser.
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 og er for 2014 ikke direkte sammelignbare da de representerer Det norske før oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS.
| (Millioner US dollar) | Q4 2015 | Q4 2014 |
|---|---|---|
| Driftsinntekter | 255 | 346 |
| EBITDA | 208 | 239 |
| EBIT | -95 | -184 |
| Resultat før skatt | -151 | -197 |
| Nettoresultat | -156 | -287 |
| Resultat per aksje/EPS (USD) | -0,77 | -1,42 |
| (Millioner US dollar) | Q4 2015 | Q4 2014 |
|---|---|---|
| Goodwill | 768 | 1 187 |
| Varige driftsmidler | 2 979 | 2 549 |
| Betalingsmidler | 91 | 296 |
| Totale eiendeler | 5 189 | 5 384 |
| Egenkapital | 339 | 652 |
| Rentebærende gjeld | 2 622 | 2 290 |
Samlede driftsinntekter i fjerde kvartal var på 255 (346) millioner dollar. Petroleumsinntektene i perioden utgjorde 218 (345) millioner dollar. Andre driftsinntekter var på 36 (1) millioner dollar, som hovedsakelig skrev seg fra gevinst på råvaresikring, som i foregående kvartaler i 2015 har blitt bokført under finansposter. Årsaken til denne endringen er at disse derivatene er tett knyttet til driftsinntektene, og derfor vil endringen gi et bedre bilde av hva transaksjonene består i.
Letekostnadene dette kvartalet utgjorde 19 (51) millioner dollar og gjenspeiler seismikk-kostnader, arealavgifter og G&G-virksomhet. Produksjonskostnadene utgjorde 24 (44) millioner dollar, eller 4,8 dollar per fat oljeekvivalenter, og øvrige driftskostnader utgjorde 3 (11) millioner dollar. Avskrivninger utgjorde 112 (104) millioner dollar, tilsvarende 22,5 (21) dollar per fat oljeekvivalenter.
Nedskrivninger uten kontanteffekt utgjorde 192 (319) millioner dollar og var primært relatert til en nedskrivning av teknisk goodwill som oppstod i forbindelse med oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS. Nedskrivningen skyldes hovedsakelig fallende forwardpriser for olje sammenlignet med forrige kvartal og beskrives nærmere i note 5.
Selskapet fikk et driftsunderskudd på 95 (184) millioner dollar i fjerde kvartal. Periodens nettoresultat var -156 (-287) millioner dollar etter netto finansposter på -56 (-13) millioner dollar og skatt på 5 (90) millioner dollar.
Resultat per aksje ble -0,77 (-1,42) dollar.
Sum immaterielle eiendeler var 1 706 (2 127) millioner dollar, hvorav goodwill utgjorde 768 (1 187) millioner dollar. Andre immaterielle eiendeler utgjorde 938 (940) millioner dollar; mesteparten var merverdier fra allokering av kjøpesummen etter oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS.
Varige driftsmidler beløp seg til 2 979 (2 549) millioner dollar og er behandlet i note 6. Skattefordring for inneværende periode beløp seg ved kvartalsslutt til 126 (0) millioner dollar og er behandlet i detalj i note 8.
Selskapets beholdninger av betalingsmidler utgjorde 91 (296) millioner dollar per 31. desember. Totale eiendeler utgjorde 5 189 (5 384) millioner dollar ved utgangen av kvartalet.
Egenkapitalen ble redusert til 339 (652) millioner dollar ved kvartalsslutt og gjenspeiler det negative nettoresultatet for perioden.
Utsatte skatteforpliktelser beløp seg til 1 356 (1 286) millioner dollar og er behandlet i note 8. Skatteforpliktelsen kan i hovedsak tilbakeføres til oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS.
Rentebærende gjeld økte til 2 622 (2 290) millioner dollar og består av DETNOR02-obligasjonen på 209 millioner dollar, DETNOR03-obligasjonen på 295 millioner dollar og den reservebaserte lånefasiliteten ("RBL") på 2 119 millioner dollar.
| (Millioner US dollar) | Q4 2015 | Q4 2014 |
|---|---|---|
| Kontantstrøm fra operasjonelt | 122 | 295 |
| Kontantstrøm fra investeringer | -439 | -1 794 |
| Kontantstrøm fra finansiering | 204 | 1 363 |
| Netto endring i betalingsmidler | -113 | -137 |
| Betalingsmidler kvartalsslutt | 91 | 296 |
Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter utgjorde 122 (295) millioner dollar. Det ble i kvartalet betalt 85 (109) millioner dollar i skatt, som ble innbetalt i oktober og desember. I tillegg fikk selskapet 88 (191) millioner dollar i skatterefusjon, hovedsaklig i forbindelse med letevirksomhet i Svenska.
Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter utgjorde -439 (-1 794) millioner dollar. Investeringer i varige driftsmidler utgjorde 229 (255) millioner dollar dette kvartalet, som hovedsakelig relaterer seg til feltinvesteringer (CAPEX) på Ivar Aasen, Alvheim og Johan Sverdrup. 203 millioner dollar relaterer seg til betaling for oppkjøpet av Svenska og Premier Norge.
Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter utgjorde totalt 204 (1 363) millioner dollar og gjenspeiler netto opptrekk på selskapets RBL-fasilitet dette kvartalet og tilbakebetaling av Svenskas letefasilitet.
Selskapet søker å redusere risikoen forbundet med både valutakurser, renter og råvarepriser ved bruk av sikringsinstrumenter.
I fjerde kvartal har selskapet dratt nytte av råvaresikringsavtaler inngått i første halvår 2015. Selskapet hadde kjøpt salgsopsjoner til en innløsningskurs på 55 dollar fatet for et volum tilsvarende 30 prosent av estimert produksjon for siste kvartal 2015. Selskapet har også kjøpt salgsopsjoner til en innløsningskurs på 55 dollar fatet for om lag 20 prosent av estimert oljeproduksjon i 2016, eller tilsvarende 67 prosent av verdi etter skatt.
Selskapet forvalter sin valutakurseksponering gjennom en blanding av terminkontrakter og opsjoner.
HMS har alltid høyeste prioritet i vår virksomhet. Selskapet sikrer at alle operasjoner og prosjekter foregår i henhold til høyeste HMS-standard. Det norske hadde ingen alvorlige hendelser eller hendelser med høyt potensial i fjerde kvartal.
Det er et høyt aktivitetsnivået i selskapet, og det jobbes målrettet med å opprettholde en høy HMS-standard; forebygging av skader og uønskede hendelser er viet særlig oppmerksomhet på alle nivåer i organisasjonen. Petroleumstilsynet (Ptil) gjennomførte to tilsyn med Det norskes virksomhet i fjerde kvartal. Tilsynsrapportene foreligger, og Ptil avdekket ett avvik og syv forbedringsområder. Dette blir registrert og fulgt opp i henhold til Det norskes prosedyrer. Det er ingen bekymringer knyttet til selskapets evne til å lukke disse avvikene.
Det norske produserte 5,0 (5,0) millioner fat oljeekvivalenter ("mmboe") i fjerde kvartal 2015. Dette tilsvarer 54,0 (54,2) mboepd. Gjennomsnittlig realisert oljepris var 45 (74) dollar per fat, mens gassen ble inntektsført til gjennomsnittlig 0,22 (0,34) dollar 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 produksjonsskipet Alvheim FPSO.
Alvheim FPSO har i fjerde kvartal hatt en produksjonseffektivitet på 86,7 prosent, noe som er lavere enn i foregående kvartal. Produksjonseffektiviteten ble redusert som følge av redusert produksjonskapasitet i tre og en halv uke, da en høyspenningsmotor i en av gasskompressorene måtte skiftes ut. Produksjonseffektiviteten for 2015 sett under ett var 94,2 prosent.
I november signerte Det norske på vegne av partnerskapet i lisensene PL203 (Alvheim) og PL150 (Volund) en kontrakt med Transocean Offhore Ltd NUF om leie av boreriggen Transocean Arctic. Kontrakten gjelder boring av fire brønner: to infill-brønner på Volund, én Attic oljeprodusent og en letebrønn på West Volund. Kontrakten har en dagrate på 179 000 dollar, og oppstartsvindu i desember 2016 med opsjoner på forlengelse til 2019.
I oktober begynte boreriggen Transocean Winner arbeidet på den tregrenede brønnen BoaKamNorth. Boreoperasjonene var ferdigstilt i begynnelsen av 2016, foran plan og innenfor budsjettet.
BoaKamNord-prosjektet består av en brønn og en ny havbunnsmanifold knyttet opp til Boa-manifolden. Fremdriften i prosjektet var god i fjerde kvartal. Brønnen skal koples til eksisterende infrastruktur på Alvheim. Produksjonen på BoaKamNord forventes å starte opp i andre kvartal 2016.
Viper-Kobra-utbyggingen, som består av to små, atskilte funn på Alvheim-området, går etter planen. Boringen av den første av de to produksjonsbrønnene har begynt, og produksjonsstart er forventet mot slutten av 2016.
Produksjonen fra Jotun-feltet økte dette kvartalet, mens den var stabil på Varg og Atla. Produksjonen på Jette var noe lavere i forhold til forrige kvartal.
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 prosessanlegg for førstetrinns separasjon.
Forboring av produksjonsbrønnene startet i midten av juli. Den oppjekkbare riggen Maersk Interceptor går veldig bra, og boreoperasjonene ligger foran planen. Så langt er fire oljeproduserende brønner og en vanninjeksjonsbrønn ferdigstilt. Forboringen vil fortsette gjennom andre kvartal 2016.
Det er god fremdrift i byggingen av plattformdekket i Singapore, som er omlag 94 prosent ferdig bygget. I løpet av kvartalet ble en rekke undersystemer overlevert fra SMOE konstruksjon for ferdigstillelse og testing. Utskiping fra Singapore er planlagt til slutten av mai 2016, og installasjon av plattformdekket i Nordsjøen er planlagt i juli 2016.
Byggingen av boligkvarteret på Stord går også fremover. Den mekaniske ferdigstillelsen og overlevering av undersystemene til Det norskes klargjøringsteam går i henhold til planen.
Plan for utbygging og drift (PUD) for fase 1 av Johan Sverdrup-utbyggingen ble godkjent av Olje- og energidepartementet (OED) i august. Prosjektet går etter planen, og produksjonen forventes å starte i fjerde kvartal 2019.
Kontraktstildelingene fortsatte i fjerde kvartal. Jacktel AS fikk en 18 måneders kontrakt for leie av den oppjekkbare boligplattformen "Haven". Saipem Ltd. fikk kontrakten på å legge rørledningene. Produksjonen av rørledningene gikk til Mitsui & Co. Norway A.S., og Wasco Coatings Malaysia Sdn Bhd fikk kontrakten på kledning av rørledningene. Heerema fikk kontrakten for installasjon av to stålunderstell med tungløftefartøyet Thialf.
Etter at PUD for Johan Sverdrup var sendt inn, kunne Det norske ved utløpet av 2015 bokføre 303 millioner fat oljeekvivalenter som netto P50-reserver på Johan Sverdrup. Dermed var Det norskes samlede P50-reserver mer enn doblet.
Lisensen har vedtatt tiltak for å fjerne flaskehalser i prosessanlegget (debottlenecking) for å øke produksjonskapasiteten i fase 1 ut over opprinnelig kapasitet i PUD på 315–380 tusen fat per dag.
I PUD for fase en var investeringene estimert til 123 milliarder kroner (nominell verdi). Som følge av markedsutviklingen og prosjektforbedringer har operatøren nedjustert estimatet for investeringskostnader med 12 prosent til 108,5 milliarder kroner (nominell verdi), basert på samme valutaforutsetninger som i PUD. Operatøren anslår at Johan Sverdrup fase 1 nå har en balansepris på under 30 dollar per fat. Operatøren estimerer at investeringene i feltet, fullt utbygget, vil ligge mellom 160 og 190 milliarder kroner (2015-kr), ned fra 170–220 milliarder kroner i PUD.
Innsending av PUD for alle fremtidige faser planlegges i slutten av 2017, og produksjonsstart for fase 2 forventes i 2022.
Selskapets utgifter relatert til leting var 21 millioner dollar i fjerde kvartal. Letekostnadene i perioden utgjorde 19 millioner dollar og var knyttet til seismikk, arealavgifter og G&G-kostnader.
Boringen av Uptonia-brønnen i PL 554 i Tampenområdet begynte i desember 2015. Resultatene fra brønnen forventes å foreligge i første kvartal 2016.
I juli 2015 påklagde Det norske Olje- og energidepartementets vedtak av 21. juli 2015 om fordelingen av eierandeler. Den 18. desember 2015 opprettholdt Kongen i statsråd departementets vedtak. Det norske vurderer for tiden Kongens avgjørelse. Ut fra denne vurderingen vil selskapet treffe beslutning om Kongens avgjørelse skal prøves i retten.
Gina Krog-feltet skal bygges ut med en bemannet produksjonsplattform med boligkvarter og prosesseringsanlegg. Oljen fra Gina Krog vil bli transportert til markedene med skytteltankere, mens gassen vil bli eksportert via Sleipner-plattformen.
Forboringen av produksjonsbrønnene med den oppjekkbare boreriggen Maersk Integrator startet opp i juli 2015 og pågår fortsatt. Det planlegges at plattformdekket skal installeres i løpet av sommeren 2016, med forventet produksjonsstart i medio 2017.
I desember 2015 sendte Det norske inn sin søknad i forbindelse med 23. konsesjonsrunde. I januar 2016 kunngjorde Olje- og energidepartementet at Det norske ble tilbudt 10 nye lisenser, i konsesjonsrunden for forhåndsdefinerte områder (TFO) 2015. Selskapet ble tilbudt operatørskapet i av seks lisensene.
I oktober kunne Det norske melde at selskapet hadde inngått avtale om å overta Svenska Petroleum Exploration AS for 75 millioner dollar. Oppgjøret skjer gjennom et kontantvederlag på gjeldfri basis. Svenska hadde et fremførbart skatteunderskudd på om lag 150 million kroner som delvis ble benyttet mot Det norskes betalbare skatt for skatteåret 2015. Transaksjonen ble ferdigstilt i november 2015.
Svenskas portefølje besto av 13 lisenser i Norge, inkludert funnene Krafla/Askja (25 prosent), Garantiana (20 prosent), Frigg Gamma Delta (40 prosent) og Fulla/Lille-Frigg (25 prosent) i Nordsjøen, pluss fire letelisenser i Norskehavet.
I november kunne Det norske melde at selskapet hadde inngått avtale om å overta Premier Oil Norge AS for 120 millioner dollar. Oppgjøret skjer gjennom et kontantvederlag på gjeldfri basis. Ved utgangen av 2015 hadde Premier estimert fremførbart skatteunderskudd,
Selskapet har iverksatt tiltak for å gi virksomheten styrke til å tilpasse seg markedsforholdene med en vedvarende lav oljepris og sikre at det kan utnytte dagens makromiljø til å styrke konkurranseevnen på lang sikt. Det er gjennomført forbedringstiltak for å redusere utgiftene i alle ledd i organisasjonen, for å muliggjøre at nye frittstående prosjekter skal kunne bygges ut med en balansepris på under 40 dollar fatet.
Ivar Aasen-prosjektet går fremover og er på plan til produksjonsstart i fjerde kvartal 2016. Utskiping av plattformdekket er planlagt i mai og løfteoperasjonene offshore i juli. Det norske fortsetter å videreutvikle Alvheim-området og skal bore Viper-brønnen i løpet av første kvartal. Johan Sverdrup-prosjektet går fremover på plan, og selskapet ser potensial for ytterligere kostnadsreduksjon.
Det norskes leteprogram for 2016 vil være konsentrert om å utforske oppsider nær eksisterende funn. Selskapet vil bore brønner nær Krafla/Askja og Garantiana i lisenser uavskrevne skattebalanser og leterefusjon tilsvarende om lag 1,0 milliard kroner. Transaksjonen ble ferdigstilt i desember 2015. Premier Oil Norge AS er planalgt avviklet i 2016 etter at eiendeler og ansatte var overført til Det norske.
Premier Norges portefølje inneholdt operatørskapet på Vette-feltet og nabofunnet Mackerel (50 prosent eierandel), en ikke-operert eierinteresse i Frøy-feltet (50 prosent eierandel) og syv letelisenser i Nordsjøen.
I januar 2016 kjøpte Det norske en 10 prosents eierandel i PL722 og en 25 prosents eierandel i PL507 fra Explora Petroleum for et kontantvederlag. Avtalen skal godkjennes av myndighetene.
der oppkjøpet av Svenska Petroleum Exploration AS har gitt oss økt eksponering.
Selskapet har en solid, diversifisert kapitalstruktur og har med de kredittfasilitetene som er på plass, sikret finansieringen av arbeidsprogrammet frem til produksjonsstart på Johan Sverdrup. Det er innledet drøftelser med kreditorer med sikte på å oppnå lettelser i selskapets lånebetingelser.
Forventet produksjon i 2016 er mellom 55 og 60 tusen fat per dag, feltinvesteringene (CAPEX) forventes å ligge i området 925–975 millioner dollar, og leteutgiftene forventes å ligge mellom 160 og 170 millioner dollar. Forventede produksjonskostnader er i området 8–9 dollar per fat oljeekvivalenter.
| Q4 01.01.-31.12. (USD 1 000) Note 2015 2014 2015 2014 Petroleumsinntekter 218 314 344 744 1 158 683 411 996 Andre driftsinntekter 36 320 926 63 119 52 235 Driftsinntekter 2 254 634 345 670 1 221 802 464 230 Utforskningskostnader 4 18 867 51 491 76 404 164 336 Produksjonskostnader 24 077 44 400 141 000 66 754 Avskrivninger 6 111 590 104 183 480 959 160 254 Nedskrivninger 5 191 939 319 018 430 468 346 420 Andre driftskostnader 3 228 10 679 51 608 25 393 Driftskostnader 349 701 529 772 1 180 438 763 157 Driftsresultat -95 067 -184 102 41 364 -298 927 Renteinntekter 1 739 1 588 3 098 7 009 Annen finansinntekt 1 815 37 966 65 385 19 435 Rentekostnader 29 793 34 817 109 125 83 845 Annen finanskostnad 29 899 17 525 114 328 19 296 Netto finansposter -56 138 -12 788 -154 971 -76 697 7 Resultat før skattekostnad -151 205 -196 889 -113 607 -375 624 Skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) 8 4 980 89 997 199 045 -96 485 Periodens resultat -156 184 -286 887 -312 652 -279 139 Tidsveiet gj.snittlig antall aksjer i perioden 202 618 602 202 618 602 202 618 602 165 811 098 Resultat etter skatt pr. aksje -0,77 -1,42 -1,54 -1,68 |
Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Konsern | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Q4 | 01.01.-31.12. | ||||
| (USD 1 000) Note |
2015 | 2014 | 2015 | 2014 | |
| Periodens resultat | -156 184 | -286 887 | -312 653 | -279 139 | |
| Poster som ikke skal reklassifiseres over resultatet (etter skatt) |
|||||
| Omregningsdiff. ved endring av presentasjonsvaluta til USD | -43 069 | ||||
| Aktuariell gevinst/tap pensjon | 17 | -34 | 17 | -897 | |
| Total resultat | -156 168 | -286 921 | -312 636 | -323 105 |
| Konsern | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | Note | 31.12.2015 | 31.12.2014 | ||
| EIENDELER | |||||
| Immaterielle eiendeler | |||||
| Goodwill | 6 | 767 571 | 1 186 704 | ||
| Aktiverte leteutgifter | 6 | 289 980 | 291 619 | ||
| Andre immaterielle eiendeler | 6 | 648 030 | 648 788 | ||
| Varige driftsmidler | |||||
| Varige driftsmidler | 6 | 2 979 434 | 2 549 271 | ||
| Finansielle eiendeler | |||||
| Langsiktige fordringer | 11 | 3 782 | 8 799 | ||
| Andre langsiktige eiendeler | 9 | 12 628 | 3 598 | ||
| Sum anleggsmidler | 4 701 425 | 4 688 778 | |||
| Varer | |||||
| Varelager | 31 533 | 25 008 | |||
| Fordringer | |||||
| Kundefordringer | 15 | 85 546 | 186 461 | ||
| Andre kortsiktige fordringer | 10 | 105 190 | 184 592 | ||
| Andre kortsiktige plasseringer | 2 907 | 3 289 | |||
| Skatt til utbetaling | 8 | 126 391 | |||
| Kortsiktige derivater | 14 | 45 217 | |||
| Betalingsmidler | |||||
| Betalingsmidler | 12 | 90 599 | 296 244 | ||
| Sum omløpsmidler | 487 384 | 695 594 | |||
| SUM EIENDELER | 5 188 809 | 5 384 372 |
| Konsern | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | Note | 31.12.2015 | 31.12.2014 | ||
| EGENKAPITAL OG GJELD | |||||
| Egenkapital | |||||
| Aksjekapital | 13 | 37 530 | 37 530 | ||
| Overkurs | 1 029 617 | 1 029 617 | |||
| Annen egenkapital | -728 121 | -415 485 | |||
| Total egenkapital | 339 026 | 651 662 | |||
| Avsetning for forpliktelser | |||||
| Pensjonsforpliktelser | 1 638 | 2 021 | |||
| Utsatt skatt | 8 | 1 356 114 | 1 286 357 | ||
| Fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 19 | 412 805 | 483 323 | ||
| Andre avsetninger for forpliktelser | 12 044 | ||||
| Langsiktig gjeld | |||||
| Obligasjonslån | 17 | 503 440 | 253 141 | ||
| Annen rentebærende gjeld | 18 | 2 118 935 | 2 037 299 | ||
| Langsiktige derivater | 14 | 62 012 | 5 646 | ||
| Kortsiktig gjeld | |||||
| Leverandørgjeld | 51 078 | 152 258 | |||
| Offentlige trekk og avgifter | 9 060 | 6 758 | |||
| Betalbar skatt | 8 | 189 098 | |||
| Kortsiktige derivater | 14 | 13 506 | 25 224 | ||
| Fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 19 | 10 520 | 5 728 | ||
| Annen kortsiktig gjeld | 16 | 310 675 | 273 813 | ||
| Sum gjeld | 4 849 783 | 4 732 710 | |||
| SUM EGENKAPITAL OG GJELD | 5 188 809 | 5 384 372 |
| Annen egenkapital | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Andre inntekter og kostnader (OCI) | ||||||||
| (USD 1 000) | Aksjekapital | Overkurs | Innskutt annen EK |
Aktuariell gevinst/(tap) |
Omregnings differanser* |
Opptjent egenkapital |
Sum annen egenkapital |
Sum egenkapital |
| Egenkapital per 31.12.2013 | 27 656 | 564 736 | 573 083 | -223 | -48 334 | -592 818 | -68 292 | 524 100 |
| Emisjon | 9 874 | 469 249 | -24 350 | -24 350 | 454 773 | |||
| Transaksjonskostnad, emisjon | -4 368 | 261 | 261 | -4 107 | ||||
| Periodens totalresultat 1.1.2014 - 30.09.2014 | -897 | -19 846 | 7 748 | -12 995 | -12 995 | |||
| Egenkapital per 30.09.2014 | 37 530 | 1 029 617 | 573 083 | -1 121 | -92 268 | -585 070 | -105 375 | 961 772 |
| Periodens totalresultat 1.10.2014 - 31.12.2014 | -23 223 | -286 887 | -310 110 | -310 110 | ||||
| Avvikling ytelsespensjon | 1 016 | -1 016 | ||||||
| Egenkapital per 31.12.2014 | 37 530 | 1 029 617 | 573 083 | -105 | -115 491 | -872 972 | -415 485 | 651 662 |
| Periodens totalresultat 1.1.2015 - 30.09.2015 | -156 468 | -156 468 | -156 468 | |||||
| Egenkapital per 30.09.2015 | 37 530 | 1 029 617 | 573 083 | -105 | -115 491 | -1 029 440 | -571 954 | 495 193 |
| Periodens totalresultat 1.10.2015 - 31.12.2015 | 17 | -156 184 | -156 168 | -156 168 | ||||
| Egenkapital per 31.12.2015 | 37 530 | 1 029 617 | 573 083 | -88 | -115 491 | -1 185 625 | -728 121 | 339 026 |
* 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 | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Q4 | 01.01.-31.12. | ||||
| (USD 1 000) | Note | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 |
| Kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter | |||||
| Resultat før skattekostnad | -151 205 | -196 889 | -113 608 | -375 624 | |
| Betalte skatter i perioden | -85 397 | -109 068 | -320 618 | -109 068 | |
| Periodens mottatte skattefordring | 87 662 | 190 532 | 87 662 | 190 532 | |
| Avskrivninger | 6 | 111 590 | 104 183 | 480 959 | 160 254 |
| Nedskrivninger | 5 | 191 939 | 319 018 | 430 468 | 346 420 |
| Kalkulatorisk rente i nåverdiberegning av fjerningsforpliktelser | 19 | 6 746 | 6 708 | 26 351 | 12 410 |
| Rentekostnader | 7 | 37 109 | 24 051 | 127 620 | 85 107 |
| Rentebetalinger | -44 847 | -30 168 | -124 276 | -83 910 | |
| Gevinst/tap ved bytte av lisensandel uten kontanteffekt | 60 | -49 765 | |||
| Verdiendring på derivat til virkelig verdi over resultatet | 2,7 | -2 222 | 11 554 | -793 | 10 616 |
| Amortisering av rente- og etableringskostnader | 7 | 2 262 | 21 196 | 17 480 | 26 711 |
| Amortisering av kontraktsverdi innregnet ved oppkjøpet av Marathon | 16 | -2 878 | |||
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner | 4 | 2 492 | 33 733 | 11 682 | 99 061 |
| Endring i lager, kreditorer og debitorer | -28 314 | -579 302 | -470 023 | -530 150 | |
| Endring i fjerningsforpliktelser mot resultatet | -1 569 | -1 952 | -1 569 | -1 952 | |
| Endring i andre kortsiktige tidsavgrensningsposter | -4 474 | 500 974 | 538 011 | 482 148 | |
| Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter | 121 772 | 294 631 | 686 467 | 262 791 | |
| Kontantstrømmer fra investeringsaktiviteter | |||||
| Utbetaling ved fjerning og nedstenging av oljefelt | 19 | -3 741 | -1 479 | -12 508 | -14 087 |
| Utbetaling ved investering i varige driftsmidler | 6 | -229 028 | -254 947 | -917 150 | -583 200 |
| Oppkjøp av Marathon Oil Norge AS (netto kontantvederlag av kjøpet) | -1 513 591 | -1 513 591 | |||
| Oppkjøp av Premier Oil Norge AS (netto kontantvederlag av kjøpet) | -125 600 | -125 600 | |||
| Utbetaling ved investering i aktiverte | |||||
| leteutgifter og andre immaterielle eiendeler | 6 | -80 959 | -24 307 | -113 051 | -164 128 |
| Salgssum ved salg av varige driftsmidler/lisenser | -81 | 8 862 | |||
| Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter | -439 328 | -1 794 405 | -1 168 310 | -2 266 144 | |
| Kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter | |||||
| Emisjon | 474 755 | ||||
| Nedbetaling av kortsiktig gjeld | -70 938 | -162 434 | -70 938 | -162 434 | |
| Nedbetaling av obligasjonslån (detnor 01) | -87 536 | -87 536 | |||
| Nedbetaling av langsiktig gjeld | 18 | -970 000 | -330 000 | -1 147 934 | |
| Etableringskostnader | -67 350 | -14 380 | -67 350 | ||
| Opptak av langsiktig gjeld | 18,17 | 275 000 | 2 650 000 | 700 000 | 2 897 354 |
| Opptak av kortsiktig gjeld | 116 829 | ||||
| Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter | 204 062 | 1 362 680 | 284 683 | 2 023 684 | |
| Netto endring i betalingsmidler | -113 493 | -137 095 | -197 160 | 20 331 | |
| Beholdning av betalingsmidler ved periodens slutt | 206 941 | 444 849 | 296 244 | 280 942 | |
| Omregningsdifferanser på betalingsmidler ved periodens begynnelse | -2 849 | -11 511 | -8 485 | -5 029 | |
| Beholdning av betalingsmidler ved periodens slutt | 90 599 | 296 244 | 90 599 | 296 244 | |
| Spesifikasjon av betalingsmidler ved periodens slutt | |||||
| Bankinnskudd | 88 621 | 291 346 | 88 621 | 291 346 | |
| Bundne bankinnskudd | 1 978 | 4 897 | 1 978 | 4 897 | |
| Sum betalingsmidler ved periodens slutt | 12 | 90 599 | 296 244 | 90 599 | 296 244 |
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 2014. 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 2014. Ingen nye regnskapsstandarder har blitt inkludert fra 1. januar 2015, men det har vært gjennomført noen årlige forbedringssykluser som beskrevet i årsregnskapet for 2014. Dette har ikke hatt vesentlig påvirkning for selskapet.
Det er foretatt en mindre endring i presentasjon av poster i resultatregnskapet siden fjerde kvartal 2014. Selskapet vil ikke lenger presentere lønnskostnader separat ettersom disse kostnadene i sin helhet allokeres til andre poster som produksjonskostnader til produserende lisenser og utforskningskostnader for felt under utvikling. Kostnader som tidligere ble presentert som lønn er i hovedsak klassifisert som andre driftskostnader i resultatregnskapet. I tillegg er arealavgift som før 2015 var inkludert i andre driftskostnader nå reklassifisert til utforskningskostnader, og sammenligningstallene er omarbeidet tilsvarende.
Selskapet har besluttet å inkludere resultateffekten av råvarederivater under operasjonelt resultat siden slike derivater er tett knyttet til operasjonell inntekt og bedre reflekterer formålet til derivatene. Fra fjerde kvartal 2015 vil derfor realisert- og urealisert resultat fra råvarederivater bli presentert under andre driftsinntekter. Det er ikke nødvendig å endre sammenligningstall fra 2014, siden selskapet ikke hadde slike derivater det året. Tall for tidligere kvartal i 2015 har blitt justert i henhold til dette nye prinsippet.
Selskapet kjøpte 100 prosent av aksjene i Svenska Petroleum Exploration AS og Premier Oil Norge AS i fjerde kvartal 2015. Oppkjøpet av Premier Oil Norge AS er regnskapsført som et virksomhetskjøp og ytterligere informasjon er inkludert i note 3. Oppkjøpet av Svenska Petroleum Exploration AS er bokført som et eiendelskjøp, i henhold til retningslinjene i IFRS 3. Tidspunktet for fullførelse av aksjekjøpet var 13. november 2015 og all aktivitet i Svenska Petroleum Exploration AS ble overført til Det norske oljeselskap ASA i en etterfølgende transaksjon den 30. november 2015. For regnskapsformål har transaksjonstidspunktet blitt satt til 30. november 2015, siden aktiviteten i tidsrommet mellom 13. november og 30. november ikke har vesentlig betydning for konsernet. Premier Oil Norge AS og Svenska Petroleum Exploration AS har etter transaksjonene endret navn til henholdsvis Det norske oil AS og Det norske Exploration AS.
| Konsern | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Q4 | 01.01.-31.12. | ||||
| Spesifikasjon av petroleumsinntekter (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | |
| Bokførte oljeinntekter | 197 491 | 309 231 | 1 044 548 | 368 443 | |
| Bokførte gassinntekter | 19 938 | 34 316 | 110 909 | 39 665 | |
| Tariffinntekter | 884 | 1 197 | 3 227 | 3 888 | |
| Sum petroleumsinntekter | 218 314 | 344 744 | 1 158 683 | 411 996 |
| Sum produserte volumer | 4 967 654 | 4 984 068 | 21 901 630 | 5 704 901 |
|---|---|---|---|---|
| Gass | 548 240 | 740 134 | 2 593 733 | 904 444 |
| Olje | 4 419 414 | 4 243 934 | 19 307 898 | 4 800 457 |
| Realisert gevinst på derivater | 14 758 | 14 962 | ||
|---|---|---|---|---|
| Urealisert gevinst på derivater | 20 664 | 45 217 | ||
| Gevinst på lisenstransaksjon | 856 | 926 | 856 | 52 235 |
| Annen inntekt | 42 | 2 084 | ||
| Sum andre driftsinntekter | 36 320 | 926 | 63 119 | 52 235 |
Som beskrevet i note 1 blir gevinst på råvarederivater presentert som andre driftsinntekter fra fjerde kvartal 2015.
For regnskapsformål, samsvarer transaksjonstidspunktet med fullførelsen av oppkjøpet, 22. desember 2015. Skattemessig overtakelsesdato er 1. januar 2015. Oppkjøpet betraktes som en virksomhetssammenslutning og er bokført etter oppkjøpsmetoden i henhold til IFRS 3. Kjøpsprisallokering (PPA) er benyttet til å allokere kontantvederlaget til virkelig verdi av eiendeler og forpliktelser fra Premier Oil Norge AS. Kjøpsprisallokeringen er gjennomført per regnskapsmessig transaksjonstidspunkt 22. desember 2015. Hver identifiserbar eiendel eller forpliktelse måles til virkelig verdi på oppkjøpstidspunktet, i henhold til retningslinjer i IFRS 13.
Siden det ikke var vesentlig endringer i virkelig verdi av eiendeler og forpliktelser i perioden fra 22. desember 2015 til 31. desember 2015, vil oppkjøpet i henhold til retningslinjene i IFRS 3 bli bokført den 31. desember 2015. Av den grunn har ikke oppkjøpet noen innvirkning på resultatregnskapet for 2015.
Innregnede eiendeler og forpliktelser på overtakelsestidspunktet var som følger:
| (USD 1 000) | |
|---|---|
| Utsatt skattefordel | 88 934 |
| Immateriell eiendel - lisensverdi | 9 047 |
| Varige driftsmidler | 309 |
| Leterefusjon - skatt til utbetaling | 17 462 |
| Sum eiendeler | 115 752 |
| Annen kortsiktig gjeld | 1 164 |
| Sum gjeld | 1 164 |
| Sum identifiserbare netto eiendeler | 114 588 |
| Oppkjøpsvederlag | 120 000 |
| Goodwill som følge av oppkjøpet | 5 412 |
Siden oppgjøret skjer gjennom et kontantvederlag på gjeldfri basis, vil det bli gjort en justering av kjøpsprisen for bokførte verdier av kontanter, gjeld og arbeidskapital i Premier Oil Norge AS på oppkjøpstidspunktet. Disse justeringene er derfor ikke inkludert i tallene ovenfor, hvor kjøpsprisen før disse justeringene på USD 120 millioner er sammenholdt med summen av identifiserbare netto eiendeler.
Goodwill på USD 5,4 millioner oppstår hovedsakelig fra kravet om å innregne utsatt skatt og utsatt skattefordel på forskjellen mellom allokert virkelig verdi og skattemessige verdier på eiendeler og forpliktelser overtatt ved virksomhetssammenslutningen (teknisk goodwill).
Verdsettelsen ovenfor baserer seg på nåværende tilgjengelig informasjon om virkelige verdier på overtakelsestidspunktet. Dersom ny informasjon blir tilgjengelig innen 12 måneder fra overtakelsestidspunktet, kan selskapet endre virkelig-verdi vurderingen i kjøpsprisallokeringen, i henhold til retningslinjer i IFRS 3.
Dersom overtakelsestidspunktet hadde vært ved årets begynnelse ville ikke dette hatt innvirkning på inntekten i konsernet, siden Premier Oil Norge AS ikke hadde produserende lisenser i 2015. Konsernets resultat ville vært rundt USD 4 millioner lavere dersom overtakelsestidspunktet hadde vært ved årets begynnelse.
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Spesifikasjon av utforskningskostnader | Q4 | 01.01.-31.12. | ||
| (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 |
| Seismikk, brønndata, feltstudier og andre letekostnader | 132 | 8 531 | 24 377 | 24 846 |
| Viderebelastning av riggkostnader | 5 | 407 | -11 087 | |
| Utforskningskostnader fra deltakelse i lisenser inkl. seismikk | 10 622 | 4 939 | 19 316 | 28 097 |
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner tidligere år | 35 077 | 3 772 | 40 175 | |
| Kostnadsføring av årets balanseførte letebrønner | 2 492 | -1 344 | 7 898 | 58 886 |
| Lønns- og driftskostnader klassifisert som utforskningskostnader | 2 335 | 2 577 | 12 234 | 14 104 |
| Forsknings- og utviklingskostnader relatert til leteaktivitet | -108 | -235 | 2 556 | |
| Arealavgift | 3 286 | 1 815 | 8 634 | 6 758 |
| Sum utforskningskostnader | 18 867 | 51 491 | 76 404 | 164 336 |
Arealavgift som før 2015 var inkludert i andre driftskostnader er nå reklassifisert til utforskningskostnader, som nevnt i note 1.
Nedskrivningstester gjennomføres på individuelle kontantgenererende enheter, når nedskrivningsindikatorer identifiseres. Per 31. desember 2015 har det vært en nedgang i observerbare markedspriser sammenlignet med 30. september 2015, hvilket anses som en nedskrivningsindikator. To typer nedskrivningstester har blitt gjennomført:
Nedskrivningstest for varige driftsmidler og tilhørende immaterielle eiendeler, utenom goodwill
Nedskrivningstest for goodwill
Når balanseført verdi av en eiendel eller en kontantgenererende enhet overstiger gjenvinnbart beløp, gjennomføres nedskrivning. Gjenvinnbart beløp er det høyeste av eiendelens virkelige verdi fratrukket kostnad ved å selge, og eiendelens bruksverdi. Nedskrivningstestene i fjerde kvartal 2015 er basert på bruksverdier. I vurderingen av bruksverdi benyttes forventede framtidige kontantstrømmer, neddiskontert til netto nåverdi ved bruk av en diskonteringsrente etter skatt som reflekterer markedsbasert tidsverdi av penger, samt risiko spesifikk for eiendelen. Diskonteringsrenten er utledet fra et vektet kapitalavkastningskrav (WACC) for markedsaktører. Framtidige kontantstrømmer projiseres ut fra estimert levetid på feltene. Denne kan overstige fem år.
For produserende lisenser og lisenser i utbyggingsfase er gjenvinnbart beløp beregnet ved å neddiskontere fremtidige kontantstrømmer etter skatt. Nedenfor følger en oversikt av de sentrale forutsetningene som er benyttet ved nedskrivningstestene per 31. desember 2015.
Framtidig prisnivå er en nøkkelforutsetning i analysen, og har vesentlig effekt på netto nåverdi. Forventet prisnivå er basert på ledelsens estimater og observerbare markedsdata. Informasjon om markedsprisene i nær framtid kan innhentes i markedet for fremtidige kontrakter. På lang sikt er informasjon om framtidige priser mindre pålitelige, ettersom det er færre observerbare markedstransaksjoner. I nedskrivningstesten er derfor oljeprisen basert på forwardkurven for perioden fra begynnelsen av 2016 til utgangen av 2020. Fra 2021 er prisforutsetningen basert på ledelsens langsiktige prisforutsetninger.
Nominell oljepris basert på forwardkurven i nedskrivningstesten er som følger:
| År | USD/BOE |
|---|---|
| 2016 | 42,53 |
| 2017 | 49,58 |
| 2018 | 53,90 |
| 2019 | 56,75 |
| 2020 | 58,54 |
| Fra 2021 (i reelle priser) | 85,00 |
Framtidige kontantstrømmer blir fastsatt på grunnlag av produksjonsprofilen sett i forhold til antatt påviste og sannsynlige gjenværende reserver. Gjenvinnbart beløp er sensitivt for endringer i reservene.
Diskonteringsrenten er basert på selskapets vektede kapitalavkastningskrav (WACC). Benyttet kapitalstruktur i det vektede kapitalavkastningskravet er utledet fra kapitalstrukturen i sammenlignbare selskaper og andre markedsaktører med optimal struktur. Egenkapitalkostnaden er basert på forventet avkastningskrav for selskapets investorer. Gjeldskostnaden er basert på rentebærende gjeld spesifikk for overtatte eiendeler. Betafaktorene evalueres årlig på grunnlag av offisielt tilgjengelige markedsdata om identifiserte sammenlignbare selskaper.
Basert på det ovennevnte er nominell diskonteringsrente etter skatt satt til 8,5 prosent, som er en endring fra 9,1 prosent fra tidligere kvartal i 2015.
Ettersom Det norskes funksjonelle valuta ble endret til USD i 2014, er selskapet regnskapsmessig eksponert for valutakursendringer i kontantstrømmer i andre valutaer enn USD. På samme måte som forventet framtidig oljepris, benyttes forwardkurven for valutakurser fra 2016 til 2020, mens selskapets langsiktige forventninger legges til grunn for perioden fra 2021 og framover. Dette resulterer i at følgende valutakurser benyttes i nedskrivningstestene for fjerde kvartal 2015:
| År | NOK/USD |
|---|---|
| 2016 | 8,80 |
| 2017 | 8,73 |
| 2018 | 8,65 |
| 2019 | 8,56 |
| 2020 | 8,46 |
| Fra 2021 | 7,00 |
Den langsiktige inflasjonsraten antas å være 2,5 prosent.
Nedskrivningstester for eiendeler unntatt goodwill ble gjennomført før den årlige nedskrivningstesten på goodwill. Hvis disse eiendelene anses å være gjenstand for verdifall, vil eiendelen nedskrives før nedskrivningstesten gjennomføres for goodwill. Bokført verdi av eiendelene er summen av varige driftsmidler og immaterielle eiendeler på verdsettelsesdatoen.
I fjerde kvartal ble fjerningsestimatene for flere felt redusert. Enkelte av disse feltene var tidligere nedskrevet til null, og reduksjonen i fjerningseiendelen fikk dermed en umiddelbar effekt i resultatregnskapet i form av reversert nedskrivning. Effekten av reduserte fjerningsestimater motvirkes delvis av reduserte priser og andre endringer i forutsetninger fra tidligere nedskrivningstester.
Nedenfor følger en oversikt over nedskrivningene og bokført verdi på kontantgenererende enheter som har vært gjenstand for nedskrivning eller reversert nedskrivning i fjerde kvartal 2015:
| Nedskrivning /reversering | |||
|---|---|---|---|
| Kontantgenererende enhet (USD 1 000) | Immateriell | Varige | bokført verdi |
| Jette | 0 | -12 350 | 1 534 |
| Gina Krog | 0 | 11 984 | 75 216 |
| Andre KGE | 2 832 | 3 457 | |
| Sum | 2 832 | 3 091 | 76 750 |
For nedskrivningsformål er goodwill ervervet ved virksomhetssammenslutninger før nedskrivninger i fjerde kvartal 2015, allokert slik:
| Goodwill (USD 1 000) | |
|---|---|
| Gjenværende teknisk goodwill fra oppkjøp av Marathon Oil Norge AS per 1 Oktober 2015 | 617 335 |
| Ordinær goodwill | 291 717 |
Gjenværende teknisk goodwill fra tidligere virksomhetssammenslutninger 44 535
Teknisk goodwill er allokert til hver enkelt kontantgenererende enhet ("KGE") som grunnlag for nedskrivningstester. Alle felt tilknyttet Alvheim FPSO er vurdert til å være inkludert i én og samme KGE (" Alvheim KGE"). Ordinær goodwill fra oppkjøpet er allokert til en gruppe KGE-er som inkluderer både ervervede felt og eksisterende Det norske-felt, ettersom disse hovedsakelig relaterer seg til skatte- og arbeidsstyrkesynergier. Teknisk goodwill fra tidligere virksomhetssammenslutninger er hovedsakelig allokert til Johan Sverdrup (USD 23 millioner) og Ivar Aasen (USD 8 millioner). Teknisk goodwill fra tidligere virksomhetssammenslutninger allokert til andre lisenser anses ikke vesentlig sett i forhold til samlet bokført verdi på goodwill.
Som nevnt ovenfor, er ordinær goodwill allokert på tvers av alle KGE-er i nedskrivningstesten. Samlet gjenvinnbart beløp overstiger bokført verdi med betydelig margin. Således gjennomføres ingen nedskrivning av ordinær goodwill.
Bokført verdi av Alvheim KGE består av bokført verdi av oljefeltene tillagt tilhørende teknisk goodwill. I gjennomført nedskrivningstest, er bokført verdi justert med gjenværende andel av utsatt skatt som goodwill oppsto fra, for å unngå umiddelbar nedskrivning av all teknisk goodwill.
Bokført verdi av Alvheim KGE er kalkulert som følger:
| (USD 1 000) | |
|---|---|
| Balanseført verdi av oljefelt og varige driftsmidler | 1 923 766 |
| + Teknisk goodwill | 617 335 |
| - Utsatt skatt knyttet til teknisk goodwill | -1 091 797 |
| Netto bokført verdi av goodwill før nedskrivninger | 1 449 304 |
Nedskrivningen er forskjellen mellom gjenvinnbart beløp og bokført verdi.
| (USD 1 000) | |
|---|---|
| Netto bokført verdi som spesifisert ovenfor | 1 449 304 |
| Gjenvinnbart beløp (inkludert "tax amortization benefit") | 1 265 425 |
| Nedskrivning fjerde kvartal | 183 879 |
| Nedskrivning 01.01. - 30.09.2015 | 238 529 |
| Nedskrivning 01.01. - 31.12.2015 | 422 408 |
Som gjengitt i tabellen overfor, reduserer utsatt skatt (fra overtakelsestidspunktet) netto balanseført verdi før nedskrivninger. Når utsatt skatt fra opprinnelig innregning reduseres, blir mer goodwill eksponert for nedskrivninger. Dette kan medføre fremtidige nedskrivninger selv om andre forutsetninger holdes konstant. I fjerde kvartal 2015, er reduksjonen i utsatt skatt og oppdaterte forutsetninger de viktigste faktorene som har bidratt til nedskrivningen på USD 183,9 millioner.
Tabellen nedenfor viser hvordan nedskrivingen av goodwill allokert til Alvheim KGE ville blitt påvirket av endringer i de forskjellige forutsetningene, forutsatt at øvrige forutsetninger forblir konstante.
| Endring i goodwillnedskriving etter | ||||
|---|---|---|---|---|
| Forutsetning (USD millioner) | Endring | økning i forutsetning | reduksjon i forutsetning | |
| Olje- og gasspris | +/- 20% | -183,9 | 248,6 | |
| Produksjonsprofil (reserver) | +/- 5% | -58,8 | 62,6 | |
| Diskonteringsrente | +/- 1% poeng | 35,5 | -34,2 | |
| Valutakurs USD/NOK | +/- 1,0 NOK | 16,3 | -15,3 | |
| Inflasjon | +/- 1% poeng | -38,6 | 39,4 |
I fjerde kvartal er teknisk goodwill fra tidligere virksomhetssammenslutninger nedskrevet med USD 2 136 tusen. Nedskrivningen knytter seg hovedsakelig til Gina Krog.
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Q4 | 01.01.-31.12. | |||
| (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 |
| Nedskrivning/reversering av varige driftsmidler | 3 092 | -30 714 | 3 092 | -3 313 |
| Nedskrivning av andre immaterielle eiendeler/lisensrettigheter | 2 832 | 7 417 | 2 832 | 7 417 |
| Nedskrivning av goodwill | 186 016 | 347 919 | 424 544 | 347 919 |
| Utsatt skatt | -5 604 | -5 604 | ||
| Sum nedskrivninger | 191 939 | 319 018 | 430 468 | 346 420 |
| Produksjons | Inventar, | |||
|---|---|---|---|---|
| Varige driftsmidler - Konsern | Anlegg under | anlegg inkl. | kontor | |
| (USD 1 000) | utbygging | brønner | maskiner o.l. | Totalt |
| Balanseført verdi 31.12.2014 | 1 324 556 | 1 206 077 | 18 639 | 2 549 271 |
| Anskaffelseskost 31.12.2014 | 1 324 556 | 1 856 371 | 35 684 | 3 216 612 |
| Tilgang | 603 623 | 75 210 | 7 158 | 685 992 |
| Reklassifisering | -509 168 | 514 409 | 5 241 | |
| Anskaffelseskost 30.09.2015 | 1 419 011 | 2 445 991 | 42 843 | 3 907 843 |
| Akk. av- og nedskrivninger 30.09.2015 | 958 579 | 20 137 | 978 716 | |
| Balanseført verdi 30.09.2015 | 1 419 011 | 1 487 412 | 22 706 | 2 929 128 |
| Anskaffelseskost 30.09.2015 | 1 419 011 | 2 445 991 | 42 843 | 3 907 844 |
| Tilgang* | 139 705 | 2 723 | -7 336 | 135 092 |
| Reklassifisering** | -52 937 | 65 773 | 12 836 | |
| Anskaffelseskost 31.12.2015 | 1 505 779 | 2 514 487 | 35 506 | 4 055 772 |
| Akk. av- og nedskrivninger 31.12.2015 | 11 984 | 1 043 606 | 20 748 | 1 076 338 |
| Balanseført verdi 31.12.2015 | 1 493 795 | 1 470 881 | 14 758 | 2 979 434 |
| Avskrivninger Q4 2015 | 93 919 | 611 | 94 530 | |
| Avskrivninger 01.01. - 31.12.2015 | 402 203 | 3 666 | 405 869 | |
| Nedskrivninger Q4 2015 | 11 984 | -8 892 | 3 092 | |
| Nedskrivninger 01.01. - 31.12.2015 | 11 984 | -8 892 | 3 092 |
* Tilganger i fjerde kvartal 2015 er delvis motvirket av reduksjon i avsetning for fjerningsforpliktelse som er presentert i note 19.
** Kneler K6 brønnen i Alvheimområdet ble satt i produksjon i fjerde kvartal 2015 og kostnader relatert til brønnen har derfor blitt reklassifisert fra anlegg under utbygging til produksjonsanlegg.
Anskaffelseskost og historiske avskrivninger per 31. desember 2014 i tabellen over kan ikke avstemmes mot tilsvarende tall i årsregnskapet for 2014, siden omregningsdifferansene fra 2014 ikke lengre er presentert separat.
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 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. Fjernings- og nedstengningskostnad inngår som en del av kostpris på produksjonsanlegg og felt under utbygging.
| Immaterielle eiendeler - Konsern | Aktiverte | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | Lisenser ol. | Software | Totalt | letebrønner | Goodwill |
| Balanseført verdi 31.12.2014 | 646 482 | 2 306 | 648 788 | 291 619 | 1 186 704 |
| Anskaffelseskost 31.12.2014 | 712 237 | 9 064 | 721 301 | 291 619 | 1 556 468 |
| Tilgang | 2 467 | 21 | 2 487 | 27 546 | |
| Avgang/kostnadsførte tørre brønner | 9 190 | ||||
| Reklassifisering | 3 895 | 3 895 | -9 135 | ||
| Anskaffelseskost 30.09.2015 | 718 598 | 9 085 | 727 683 | 300 841 | 1 556 468 |
| Akk. av- og nedskrivninger 30.09.2015 | 123 276 | 7 266 | 130 542 | 608 293 | |
| Balanseført verdi 30.09.2015 | 595 322 | 1 818 | 597 140 | 300 841 | 948 175 |
| Anskaffelseskost 30.09.2015 | 718 598 | 9 085 | 727 683 | 300 841 | 1 556 468 |
| Tilgang* | 70 718 | 64 | 70 782 | 4 467 | 5 412 |
| Avgang/kostnadsførte tørre brønner | 2 492 | ||||
| Reklassifisering | -12 836 | ||||
| Anskaffelseskost 31.12.2015 | 789 316 | 9 149 | 798 465 | 289 980 | 1 561 880 |
| Akk. av- og nedskrivninger 31.12.2015 | 142 829 | 7 606 | 150 435 | 794 309 | |
| Balanseført verdi 31.12.2015 | 646 487 | 1 543 | 648 030 | 289 980 | 767 571 |
| Avskrivninger Q4 2015 | 16 721 | 339 | 17 061 | ||
| Avskrivninger 01.01. - 31.12.2015 | 74 243 | 848 | 75 090 | ||
| Nedskrivninger Q4 2015 | 2 832 | 2 832 | 186 016 | ||
| Nedskrivninger 01.01. - 31.12.2015 | 2 832 | 2 832 | 424 544 |
* Tilganger i fjerde kvartal 2015 relaterer seg hovedsakelig til oppkjøpet av Premier Oil Norge AS og Svenska Petroleum Exploration AS som begge ble fullført i løpet av kvartalet. Oppkjøpet av Premier Oil Norge AS betraktes som en virksomhetssammenslutning og vi referer til note 3 for ytterligere informasjon. Oppkjøpet av Svenska Petroleum Exploration AS er bokført som et eiendelskjøp og kjøpsprisen på USD 75 millioner (gjeldfri basis) har blitt allokert til identifiserte eiendeler og forpliktelser basert på deres forholdsmessige andel av virkelig verdi. Allokeringen til immaterielle eiendeler relatert til letelisenser utgjør USD 62.7 millioner.
Anskaffelseskost og historiske avskrivninger per 31. desember 2014 i tabellen over kan ikke avstemmes mot tilsvarende tall i årsregnskapet for 2014, siden omregningsdifferansene fra 2014 ikke lengre er presentert separat.
Se note 5 for informasjon om nedskrivninger.
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Q4 | 01.01.-31.12. | |||
| Avskrivninger i resultatregnskapet (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 |
| Avskriving av varige driftsmidler | 94 530 | 86 140 | 405 869 | 141 097 |
| Avskriving av immaterielle eiendeler | 17 061 | 18 043 | 75 090 | 19 156 |
| Sum avskrivinger i resultatregnskapet | 111 590 | 104 183 | 480 959 | 160 254 |
| Konsern | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Q4 | 01.01.-31.12. | ||||
| (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | |
| Renteinntekter | 1 739 | 1 588 | 3 098 | 7 009 | |
| Realisert gevinst på derivater | 1 800 | 2 679 | |||
| Avkastning på finansielle plasseringer Verdiendringer derivater |
15 | 39 18 250 |
72 | ||
| Valutagevinst | 37 966 | 44 416 | 19 363 | ||
| Sum annen finansinntekt | 1 815 | 37 966 | 65 385 | 19 435 | |
| Rentekostnader Kapitaliserte renter utbyggingsprosjekter Amortiserte lånekostnader og fjerningskostnader |
37 109 -16 325 9 008 |
24 051 -14 826 25 592 |
127 620 -62 326 43 831 |
85 107 -40 383 39 122 |
|
| Sum rentekostnader | 29 793 | 34 817 | 109 125 | 83 845 | |
| Valutatap Realisert tap på derivater |
3 256 8 138 |
5 963 | 51 584 | 8 671 | |
| Verdiendringer derivater | 18 505 | 11 555 | 62 739 | 10 616 | |
| Verdinedgang på finansielle plasseringer | 7 | 6 | 9 | ||
| Sum annen finanskostnad | 29 899 | 17 525 | 114 328 | 19 296 | |
| Sum netto finansposter | -56 138 | -12 788 | -154 971 | -76 697 |
Som beskrevet i note 1 ble gevinst på råvarederivater tidligere inkludert i finansposter, men fra fjerde kvartal 2015 er dette presentert som andre driftsinntekter.
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Q4 | 01.01.-31.12. | |||
| Skattekostnad for perioden framkommer slik (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 |
| Årets betalbare skatt/skatt til gode | -17 431 | -442 972 | 49 776 | -581 667 |
| Endring utsatt skatt | 22 509 | 531 058 | 153 927 | 484 360 |
| Endringer knyttet til tidligere år | -98 | 1 911 | -4 658 | 822 |
| Sum skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | 4 980 | 89 997 | 199 045 | -96 485 |
| Konsern | ||
|---|---|---|
| Beregnet skatt til gode (+)/betalbar skatt (-) (USD 1 000) | 31.12.2015 | 31.12.2014 |
| Skatt til gode/betalbar skatt 1.1. | -189 098 | 231 972 |
| Årets betalbare skatt (-)/årets skattefordring (+) | -49 776 | 581 667 |
| Betalbar skatt knyttet til oppkjøp av Marathon Oil Norge AS | -910 332 | |
| Skattefordring relatert til oppkjøpet av Svenska Petroleum Exploration AS/Premier Oil Norge AS | 108 047 | |
| Betalt skatt/skatterefusjon | 232 956 | -81 464 |
| Endringer knyttet til tidligere år | 11 580 | -528 |
| Revaluering av betalbar skatt | 12 682 | 19 574 |
| Omregningsdifferanse* | -29 988 | |
| Sum skatt til gode (+)/betalbar skatt (-) | 126 391 | -189 098 |
* Omregningsdifferanser oppstår som følge av differansen mellom gjennomsnittskurser og sluttkurser i omregningen fra NOK til USD, som beskrevet i regnskapsprinsippene i årsregnskapet for 2014.
| Konsern | ||
|---|---|---|
| Utsatt skatt (-)/utsatt skattefordel (+) (USD 1 000) | 31.12.2015 | 31.12.2014 |
| Utsatt skatt/skattefordel 1.1. | -1 286 357 | 103 625 |
| Endring utsatt skatt | -153 927 | -484 360 |
| Utsatt skatt knyttet til oppkjøp av Marathon Oil Norge AS | -911 363 | |
| Utsatt skatt relatert til oppkjøp av Svenska Petroleum Exploration AS/Premier Oil Norge AS* | 91 151 | |
| Justering for tidligere perioder | -6 921 | |
| Utsatt skatt relatert til nedskriving og avgang av lisenser | 14 938 | |
| Utsatt skatt knyttet til OCI og egenkapital | -59 | 4 999 |
| Omregningsdifferanse** | -14 195 | |
| Sum utsatt skatt (-)/utsatt skattefordel (+) | -1 356 114 | -1 286 357 |
* Inkludert i utsatt skatt er fremførbart underskudd på USD 60 millioner i Premier Oil Norge AS. Dette forventes å bli utbetalt ved likvideringen av selskapet i 2016. Det fremførbare underskuddet er presentert som utsatt skatt fremfor betalbar skatt, siden likvideringen av selskapet ikke er formelt besluttet før 31. desember 2015.
** Omregningsdifferanser oppstår som følge av differansen mellom gjennomsnittskurser og sluttkurser i omregningen fra NOK til USD, som beskrevet i regnskapsprinsippene i årsregnskapet for 2014.
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Q4 | 01.01.-31.12. | |||
| Avstemming av årets skattekostnad /-inntekt (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 |
| 27 % selskapsskatt av resultat før skattekostnad | -40 825 | -53 160 | -30 674 | -101 418 |
| 51 % særskatt av resultat før skattekostnad | -77 114 | -100 414 | -57 940 | -191 568 |
| Skatteeffekt finansposter og andre 27 % poster | 41 028 | 73 407 | 185 202 | 98 055 |
| Skatteeffekt friinntekt | -22 406 | -20 189 | -93 513 | -51 537 |
| Endring i skattesats* | 265 | 265 | ||
| Renter på underskudd til fremføring | 4 234 | |||
| Permanente forskjeller - gevinst på bytte av lisenser | -1 | -38 530 | ||
| Permanente forskjeller - nedskrivning goodwill | 146 579 | 267 006 | 332 631 | 267 006 |
| Omregningsdifferanse monetære poster i NOK | -37 092 | -36 133 | -243 175 | -36 133 |
| Omregningsdifferanse monetære poster i USD | -27 410 | -159 660 | -59 857 | -159 660 |
| Revaluering skatteverdier** | 18 390 | 113 461 | 164 348 | 113 461 |
| Utnyttelse av ervervet fremførbart underskudd*** | -5 524 | -5 524 | ||
| Andre elementer (andre permanente forskjeller og | ||||
| endringer knyttet til tidligere år) | 9 090 | 1 447 | 7 282 | 3 840 |
| Sum årets skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | 4 980 | 89 997 | 199 045 | -96 485 |
* Skattesatsen for alminnelig selskapsskatt ble endret fra 27 prosent til 25 prosent fra 1. januar 2016. Satsen for særskatt ble samtidig endret fra 51 prosent til 53 prosent.
** Skatteverdier føres til valutakursen på transaksjonstidspunktet. Når NOK/USD-valutakursen øker, øker skatteraten, ettersom det blir mindre gjenværende skattemessige avskrivninger målt i USD.
*** For oppkjøpet av Svenska Petroleum Exploration AS ble ervervet fremførbart underskudd bokført til dets forholdsmessige andel av virkelig verdi. Beløpet USD 5 524 tusen representerer forskjellen mellom forholdsmessig andel av virkelig verdi og nominell verdi.
I henhold til lovbestemte krav, skal beregningen av betalbar skatt utarbeides i NOK. Dette kan påvirke skatteraten når funksjonell valuta er forskjellig fra NOK. Hovedforskjellen i 2015 knytter seg til disagio på den reservebaserte lånefasiliteten i USD. Denne gir opphav til et fradragsberettiget tap uten at resultat før skatt er påvirket.
Revalueringen av betalbar skatt er presentert som valutagevinst/tap i resultatregnskapet, mens revaluering av skattebalanser knyttet til utsatt skatt presenteres som skattekostnad.
| Konsern | ||
|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2015 | 31.12.2014 |
| Aksjer i Alvheim AS | 10 | 10 |
| Aksjer i Det norske oljeselskap AS | 1 021 | |
| Aksjer i Sandvika Fjellstue AS | 1 814 | 1 814 |
| Investeringer i datterselskaper | 2 845 | 1 824 |
| Husleiedepositum | 1 512 | 1 774 |
| Andre langsiktige eiendeler | 8 272 | |
| Sum andre langsiktige eiendeler | 12 628 | 3 598 |
Det norske oljeselskap AS het tidligere Marathon Oil Norge AS og dette selskapet var en del av det konsoliderte regnskapet i fjerde kvartal 2014. For 2015 anses dette å være uvesentlig, siden all aktivitet i det forhenværende Marathon Oil Norge AS har blitt overført til selskapet i fjerde kvartal 2014. Alvheim AS og Sandvika Fjellstue AS har også blitt vurdert som uvesentlig for konsolideringsformål.
Premier Oil Norge AS og Svenska Petroleum Exploration AS har blitt konsolidert i denne rapporten og er derfor ikke inkludert som investering i datterselskaper.
| Konsern | ||
|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2015 | 31.12.2014 |
| Fordringer knyttet til utsatt volum på Atla* | 5 673 | 5 866 |
| Forskuddsbetalinger, inkludert riggforskudd | 21 634 | 41 682 |
| Tilgode merverdiavgift | 6 121 | 7 986 |
| Mindreuttak av petroleum (opptjent inntekt) | 3 696 | 22 896 |
| Påløpt inntekt fra salg av petroleum | 1 866 | |
| Andre fordringer, inkludert fordringer i operatørlisenser | 66 200 | 106 162 |
| Sum andre kortsiktige fordringer | 105 190 | 184 592 |
* For mer informasjon om fordringer knyttet til utsatt volum på Atla, se note 11.
| Konsern | ||
|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2015 | 31.12.2014 |
| Fordringer knyttet til utsatt volum på Atla | 3 782 | 8 799 |
| Sum langsiktige fordringer | 3 782 | 8 799 |
Det fysiske produksjonsvolumet fra Atla var høyere enn det kommersielle volumet. Dette var forårsaket av høyt trykk fra Atla-feltet, som midlertidig reduserte produksjonen fra nabofeltet Skirne. Skirne-partnerne har derfor tidligere mottatt og solgt olje og gass fra Atla, men i 2014 startet Skirne å tilbakelevere volumer til Atla-partnerne. Inntekter blir innregnet basert på fysisk produksjonsvolum verdsatt til markedsverdi, på samme måte som for over/underløft. Denne utsatte kompensasjonen er bokført som langsiktig eller kortsiktig fordring, avhengig av tidspunkt for når det forventes tilbakelevering av olje og gass. Se også note 10.
Regnskapslinjen betalingsmidler består av bankkonti samt kortsiktige plasseringer som utgjør deler av selskapets transaksjonslikviditet.
| Konsern | ||
|---|---|---|
| Spesifikasjon av betalingsmidler (USD 1 000) | 31.12.2015 | 31.12.2014 |
| Bankinnskudd | 88 621 | 291 346 |
| Bundne midler (skattetrekk) | 1 978 | 4 897 |
| Sum betalingsmidler | 90 599 | 296 244 |
| Ubenyttet trekkrettighet rullerende kredittfasilitet (se note 18) | 550 000 | |
| Ubenyttet trekkrettighet reservebasert lånefasilitet (se note 18) | 731 370 | 593 000 |
| Konsern | ||
|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2015 | 31.12.2014 |
| Aksjekapital | 37 530 | 37 530 |
| Antall aksjer (i hele tusen) | 202 619 | 202 619 |
| Pålydende per aksje i NOK | 1,00 | 1,00 |
| Konsern | ||
|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2015 | 31.12.2014 |
| Urealisert gevinst på råvarederivater * | 45 217 | |
| Sum derivater klassifisert som eiendeler | 45 217 | |
| Urealisert tap på valutakontrakter | 7 840 | |
| Urealisert tap på rentebytteavtaler | 54 172 | 5 646 |
| Langsiktige derivater klassifisert som forpliktelser | 62 012 | 5 646 |
| Urealisert tap på valutakontrakter | 13 506 | 25 224 |
| Kortsiktige derivater klassifisert som forpliktelser | 13 506 | 25 224 |
| Sum derivater klassifisert som forpliktelser | 75 518 | 30 870 |
* Som beskrevet i note 1 blir gevinst på råvarederivater presentert som andre driftsinntekter fra fjerde kvartal 2015.
Selskapet har benyttet ulike sikringsinstrumenter. Oljederivater er benyttet for å sikre risikoen for en oljeprisnedgang. Selskapet benytter rentebytteavtaler for å sikre sin renteeksponering. 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 | ||
|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2015 | 31.12.2014 |
| Fordringer vedrørende salg av olje og gass | 85 546 | 182 384 |
| Fordringer relatert til lisenstransaksjoner | 285 | |
| Fakturering knyttet til utgiftsrefusjoner, inkludert rigg | 3 792 | |
| Sum kundefordringer | 85 546 | 186 461 |
| Konsern | ||
|---|---|---|
| Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld (USD 1 000) | 31.12.2015 | 31.12.2014 |
| Kortsiktig gjeld relatert til "overcall" i lisenser | 33 444 | 195 |
| Andel av annen kortsiktig gjeld fra lisenser | 184 010 | 163 369 |
| Meruttak av petroleum | 17 088 | 7 508 |
| Virkelig verdi av kontrakter knyttet til oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS* | 12 009 | 22 903 |
| Annen kortsiktig gjeld** | 64 125 | 79 838 |
| Sum annen kortsiktig gjeld | 310 675 | 273 813 |
* 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 virkelige verdien var basert på forskjellen mellom markedspris og kontraktspris. Balansen er delt mellom kortsiktig og langsiktig gjeld basert på kontantstrømmer i kontrakten, og amortiseres over levetiden av kontrakten, som avsluttes i 2016.
** Annen kortsiktig gjeld inkluderer ubetalte lønninger og feriepenger, påløpte renter og andre avsetninger.
| Konsern | |||
|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2015 | 31.12.2014 | |
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 1) | 208 744 | 253 141 | |
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 2) | 294 696 | ||
| Sum obligasjonslån | 503 440 | 253 141 |
1) Lånet er tatt opp i NOK og løper fra juli 2013 til juli 2020 og har en rente på 3 md. NIBOR + 5 prosent. Hovedstolen forfaller i juli 2020 og det er kvartalsvis rentebetaling. Lånet er usikret. Obligasjonseierne godtok i april 2015 etter ønske fra selskapet enkelte endringer i obligasjonslånsvilkårene. Endringene medførte fjerning av lånevilkåret knyttet til justert egenkapitalandel og en inkludering av to nye finansielle lånevilkår slik at lånevilkårene på obligasjonslånet bedre samsvarer med lånevilkårene på den reservebaserte lånefasiliteten. Som kompensasjon for aksept vil obligasjonseierne motta økt rente på 1,5 prosent til 3 md. NIBOR + 6,5 prosent, i tillegg til en engangsgodtgjørelse på 2,0 prosent (flatt).
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) | 31.12.2015 | 31.12.2014 | |
| Reservebasert lånefasilitet | 2 118 935 | 2 037 299 | |
| Sum annen rentebærende gjeld | 2 118 935 | 2 037 299 |
RBL fasiliteten ble etablert i oktober 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 md. 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 ved slutten av desember 2015 en halvårlig redetermineringsprosess med banksyndikatet. Det tilgjengelige opptrekksbeløpet på USD 2,9 milliarder var uforandret siden den halvårlige redetermineringsprosessen i juni 2015.
En rullerende kredittfasiliteten («RCF») på NOK 550 millioner ble ferdigstilt med en gruppe banker den 30. 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. Lånevilkårene (covenants) er de samme som for selskapets reservebasert lånefasilitet. Denne fasiliteten har ikke blitt benyttet per 31. desember 2015.
| Konsern | |||
|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2015 | 31.12.2014 | |
| Avsetning per 1.1. | 489 051 | 160 413 | |
| Fjernings- og nedstengingsforpliktelser knyttet til oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS | 340 897 | ||
| Påløpte fjerningskostnader | -12 508 | -14 087 | |
| Kalkulatorisk rente - nåverdiberegning | 26 351 | 12 410 | |
| Omregningsdifferanse* | -10 674 | ||
| Endring i estimat og påløpt forpliktelse på nye felt | -79 569 | 93 | |
| Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 423 325 | 489 051 | |
| Fordelt mellom langsiktig og kortsiktig forpliktelser: | |||
| Kortsiktige | 10 520 | 5 728 |
Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser 423 325 489 051
Langsiktige 412 805 483 323
* Omregningsdifferanser oppstår som følge av differansen mellom gjennomsnittskurser og sluttkurser i omregningen fra NOK til USD per 15. oktober 2014, som beskrevet i regnskapsprinsippene i årsregnskapet for 2014.
Hoveddelen av selskapets fjernings- og nedstengingsforpliktelser 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 før skatt og en nominell diskonteringsrente før skatt på mellom 3,89 prosent og 5,69 prosent. Hovedårsaken til endring i fjerningsforpliktelsene er en vesentlig reduksjon i riggrater. Gjeldende markedsrate for rigg er brukt som grunnlag, og denne forventes å øke med årlig inflasjonsjustering. Vi forventer ikke at riggrater vil stige i takt med den forventede økningen i olje- og gasspriser, på grunn av økt kapasitet i riggmarkedet.
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. Ledelsen er av den oppfatning at ingen av tvistene vil medføre vesentlige forpliktelser for selskapet.
I 2012 kunngjorde selskapet at det hadde mottatt varsel om endring av ligning for inntektsårene 2009 og 2010 fra Oljeskattekontoret. Selskapet har i etterkant mottatt et nytt varsel om at inntektsårene 2011 og 2012 skal inkluderes. Selskapet svarte på varselet om endring av ligning i 2012 ved å sende inn detaljerte kommentarer og har i etterkant hatt ytterligere korrespondanse med Oljeskattekontoret angående varselet.
Selskapet har ikke identifisert noen hendelser med betydelig regnskapsmessige konsekvenser som har funnet sted i perioden mellom balansedagen og rapporteringsdato.
| Opererte felt: | 31.12.2015 | 30.09.2015 Ikke-opererte felt: | 31.12.2015 | 30.09.2015 | |
|---|---|---|---|---|---|
| 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: | 31.12.2015 | 30.09.2015 Lisens: | 31.12.2015 | 30.09.2015 | |
| PL 001B | 35,000 % | 35,000 % PL 019C | 30,000 % | 30,000 % | |
| PL 026B | 62,130 % | 62,130 % PL 019D | 30,000 % | 30,000 % | |
| PL 027D | 100,000 % | 100,000 % PL 029B | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 027ES * | 0,000 % | 0,000 % PL 035* | 50,000 % | 25,000 % | |
| PL 028B | 35,000 % | 35,000 % PL 035B* | 40,000 % | 15,000 % | |
| PL 036C | 65,000 % | 65,000 % PL 035C* | 50,000 % | 25,000 % | |
| PL 036D | 46,904 % | 46,904 % PL 038 | 5,000 % | 5,000 % | |
| PL 088BS | 65,000 % | 65,000 % PL 038D | 30,000 % | 30,000 % | |
| PL 103B | 70,000 % | 70,000 % PL 038E | 5,000 % | 5,000 % | |
| PL 150 | 65,000 % | 65,000 % PL 048B | 10,000 % | 10,000 % | |
| 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 % | 25,000 % | |
| PL 364 | 50,000 % | 50,000 % PL 362* | 40,000 % | 15,000 % | |
| PL 460 | 100,000 % | 100,000 % PL 438 | 10,000 % | 10,000 % | |
| PL 494 | 30,000 % | 30,000 % PL 442* | 60,000 % | 20,000 % | |
| PL 494B | 30,000 % | 30,000 % PL 457 | 40,000 % | 40,000 % | |
| PL 494C | 30,000 % | 30,000 % PL 457BS | 40,000 % | 40,000 % | |
| PL 504 | 47,593 % | 47,593 % PL 492 | 40,000 % | 40,000 % | |
| PL 504BS * | 0,000 % | 0,000 % PL 502 | 22,222 % | 22,222 % | |
| PL 504CS * | 0,000 % | 0,000 % PL521* | 25,000 % | 0,000 % | |
| PL 553 * | 0,000 % | 0,000 % PL 522 * | 0,000 % | 0,000 % | |
| PL 626 | 50,000 % | 50,000 % PL 533 *** | 35,000 % | 35,000 % | |
| PL 659 | 20,000 % | 20,000 % PL 550 | 10,000 % | 10,000 % | |
| PL 663 | 30,000 % | 30,000 % PL 551 | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 677 | 60,000 % | 60,000 % PL 554* | 30,000 % | 10,000 % | |
| PL 709 | 40,000 % | 40,000 % PL 554B* | 30,000 % | 10,000 % | |
| PL 715 | 40,000 % | 40,000 % PL 554C* | 30,000 % | 10,000 % | |
| PL 724 | 40,000 % | 40,000 % PL 558 * | 0,000 % | 0,000 % | |
| PL 724B ** | 40,000 % | 40,000 % PL 567 | 40,000 % | 40,000 % | |
| PL 736S | 65,000 % | 65,000 % PL583* | 45,000 % | 0,000 % | |
| PL 748*** | 30,000 % | 40,000 % PL 574 | 10,000 % | 10,000 % | |
| PL 777 ** | 40,000 % | 40,000 % PL 613 | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 790 *** | 30,000 % | 50,000 % PL 619 * | 0,000 % | 0,000 % | |
| Antall | 34 | 34 PL 627 | 20,000 % | 20,000 % | |
| PL 627B ** | 20,000 % | 20,000 % | |||
| * Tilbakeleverte lisenser eller Det norske har trukket seg ut av lisensen. | PL 653 | 30,000 % | 30,000 % | ||
| PL 667 * | 0,000 % | 0,000 % | |||
| ** Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) i 2014. Tilbudene ble kunngjort | PL 672 | 25,000 % | 25,000 % | ||
| i 2015. | PL 676BS * | 0,000 % | 0,000 % | ||
| PL 676S * | 0,000 % | 0,000 % | |||
| *** Andel ervervet/endret gjennom lisenstransaksjon. | PL 678BS*** | 0,000 % | 25,000 % | ||
| PL 678C *** | 0,000 % | 25,000 % | |||
| **** I henhold til avgjørelse fra Olje- og energidepartementet. | PL 678S | 25,000 % | 25,000 % | ||
| PL 681 | 16,000 % | 16,000 % | |||
| * Tilgang gjennom kjøp av Svenska (PL521 er tilbakelevert) | PL689* | 20,000 % | 0,000 % | ||
| PL690* | 30,000 % | 0,000 % | |||
| PL 694 ** | 20,000 % | 20,000 % | |||
| PL 706 * | 0,000 % | 0,000 % | |||
| PL722*** | 10,000 % | 0,000 % | |||
| PL 730 | 30,000 % | 30,000 % | |||
| PL 730B | 30,000 % | 30,000 % | |||
| PL 778 ** | 20,000 % | 20,000 % | |||
| PL797* | 25,000 % | 0,000 % | |||
| PL 804 ** | 30,000 % | 30,000 % | |||
| Antall | 50 | 46 |
| 2015 | 2014 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | |
| Driftsinntekter | 254 634 | 316 393 | 321 850 | 328 924 | 345 670 | 18 334 | 74 304 | 25 923 |
| Utforskningskostnader | 18 867 | 18 066 | 24 949 | 14 523 | 51 491 | 71 778 | 21 027 | 20 040 |
| Produksjonskostnader | 24 077 | 26 888 | 50 686 | 39 349 | 44 400 | 7 906 | 7 417 | 7 032 |
| Avskrivninger | 111 590 | 129 790 | 117 354 | 122 224 | 104 183 | 28 080 | 13 443 | 14 548 |
| Nedskrivninger | 191 939 | 185 756 | 52 773 | 319 018 | 27 402 | |||
| Andre driftskostnader | 3 228 | 11 433 | 22 550 | 14 397 | 10 679 | 993 | 12 896 | 825 |
| Driftskostnader | 349 701 | 371 932 | 215 539 | 243 266 | 529 772 | 108 757 | 54 782 | 69 847 |
| Driftsresultat | -95 067 | -55 539 | 106 311 | 85 658 | -184 102 | -90 423 | 19 522 | -43 924 |
| Netto finansposter | -56 138 | -51 205 | -43 137 | -4 492 | -12 788 | -30 143 | -23 865 | -9 901 |
| Resultat før skattekostnad | -151 205 | -106 744 | 63 174 | 81 166 | -196 889 | -120 567 | -4 343 | -53 824 |
| Skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | 4 980 | 59 441 | 55 897 | 78 727 | 89 997 | -103 615 | -31 627 | -51 240 |
| Periodens resultat | -156 184 | -166 185 | 7 277 | 2 439 | -286 887 | -16 952 | 27 284 | -2 584 |
Tall fra perioden før skiftet av funksjonell valuta er omregnet til USD ved bruk av ni måneders gjennomsnittlig valutakurs i 2014.
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.