Quarterly Report • Jul 15, 2015
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
Q2 2015
KVARTALSRAPPORT FOR DET Norske oljeselskaP
Trondheim, 15. JULI 2015
| • | 1. april: | Obligasjonseiermøtet godkjente i DETNOR02 visse endringer i vilkårene for obligasjonslånet. Blant annet ble vilkåret om justert egenkapitalgrad fjernet |
|---|---|---|
| • | 10. april: | Det norske meldte om et lite gassfunn på Skirne Øst i Nordsjøen |
| • | 13. mai: | Det norske gjennomførte en vellykket plassering av et nytt syvårig «PIK Toggle» subordinert obligasjonslån på 300 millioner dollar |
| • | 20. mai: | Det norske kunngjorde at Snømus-brønnen i Nordsjøen var tørr |
| • | 10. juni: | Stålunderstellet på Ivar Aasen-plattformen ble løftet på plass på feltet |
| VIKTIGE HENDE LSER ETTER KVARTALET |
||
| • | 1. juli: | Det norske meldte at redetermineringsprosessen for RBL- fasiliteten var gjennomført. Tilgjengelig opptrekksbeløp ble utvidet til 2,9 milliarder dollar. RCF-fasiliteten på 550 millioner dollar ble også ferdigstilt |
| • | 1. juli: | Det norske kunngjorde et lite olje- og gassfunn på Gina Krog |
Øst 3 • 2. juli: Olje- og energidepartementet offentliggjorde fordelingen av eierandelene i Johan Sverdrup-feltet, som ga Det norske en eierandel på 11,5733 prosent
| Enhet | Q2 2015 | Q2 2014 | 2015 YTD | 2014 YTD | |
|---|---|---|---|---|---|
| Driftsinntekter | USDm | 337 | 74 | 661 | 100 |
| EBITDA | USDm | 239 | 33 | 495 | 31 |
| Nettoresultat | USDm | 7 | 27 | 10 | 25 |
| Resultat per aksje (EPS) | USD | 0,04 | 0,19 | 0,05 | 0,18 |
| Produksjonskostnad per fat | USD/boe | 10 | 30 | 8 | 29 |
| Avskriving per fat | USD/boe | 22 | 55 | 21 | 55 |
| Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter | USDm | 43 | 39 | 324 | -41 |
| Kontantstrøm fra investeringsaktiviteter | USDm | -225 | -149 | -487 | -264 |
| Sum eiendeler | USDm | 5 301 | 1 934 | 5 301 | 1 934 |
| Netto rentebærende gjeld | USDm | 2 159 | 839 | 2 159 | 839 |
| Betalingsmidler | USDm | 188 | 157 | 188 | 157 |
| Enhet | Q2 2015 | Q2 2014 | 2015 YTD | 2014 YTD | |
|---|---|---|---|---|---|
| Produksjon | |||||
| Alvheim (65%) | boepd | 32 414 | - | 35 060 | - |
| Volund (65% | boepd | 494 | 282 | 481 | 515 |
| Vilje (46.9%) | boepd | 8 320 | - | 8 331 | - |
| Bøyla (65%) | boepd | 506 | 1 758 | 649 | 1 609 |
| Varg (5%) | boepd | 120 | 122 | 135 | 155 |
| Jotun (7%) | boepd | 377 | 535 | 350 | 518 |
| Atla (10%) | boepd | 6 741 | - | 6 586 | - |
| Jette (70%) | boepd | 9 390 | - | 10 042 | - |
| SUM | boepd | 58 363 | 2 698 | 61 634 | 2 796 |
| Oljepris | USD/bbl | 65 | 108 | 62 | 108 |
| Gasspris | USD/scm | 0,27 | 0,29 | 0,28 | 0,29 |
3
Det norske oljeselskap ASA ("selskapet" eller "Det norske") hadde driftsinntekter på 337 (74) millioner dollar i andre kvartal 2015. Produksjonen i perioden var 58.4 (2,7) tusen fat oljeekvivalenter per dag ("mboepd"). Realisert oljepris var i snitt 65 (108) dollar per fat.
EBITDA dette kvartalet utgjorde 239 (33) millioner dollar, og EBIT var 122 (20) millioner dollar. Kvartalsresultatet var 7 (27) millioner dollar, noe som gir et resultat per aksje (EPS) på 0,04 (0,19) dollar. Netto rentebærende gjeld beløp seg til 2 159 millioner dollar per 30. juni 2015.
I andre kvartal sikret selskapet seg ca. 1 milliard dollar i ytterligere likviditet ved å utstede en ny subordinert obligasjon på 300 millioner dollar, etablere en ny rullerende kredittfasilitet (RCF) på 550 millioner dollar og utvide tilgjengelig opptrekksbeløp under selskapets reservebaserte lånefasilitet (RBL) med om lag 200 millioner dollar.
Fordelingen av eierandelene i Johan Sverdrup-feltet ble kunngjort av Olje- og energidepartementet (OED) i begynnelsen av juli. Det norske fikk en eierandel på 11,5733 prosent. Det norske har besluttet å påklage OEDs beslutning til Kongen i Statsråd.
Det var god fremdrift i utbyggingen av Ivar Aasen i andre kvartal og prosjektet er i rute for produksjonsstart i fjerde kvartal 2016. Stålunderstellet ble løftet på plass, geopilotbrønnene ble ferdig boret, byggingen av plattformdekket ble 70 prosent ferdigstilt, og seksjonene til boligkvarteret ble stablet.
Produksjonen på Alvheim-området ble påvirket av tilkoplingen av East Kameleon L4-brønnen og planlagt nedstenging av et av eksportkompressortogene i mai i forbindelse med planlagt vedlikehold. Boringen av den andre produksjonsbrønnen på Bøyla-feltet ble avsluttet i april, og boringen av K6 infill-brønnen (25/4-K-6, "Kneler 1") startet opp.
Det ble gjort to funn dette kvartalet, på Skirne Østprospektet og Gina Krog Øst 3. Snømus-prospektet var tørt.
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 1. kvartal 2014 og er ikke direkte sammelignbare da de representerer Det norske før oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS.
| (Millioner US dollar) | Q2 2015 | Q2 2014 |
|---|---|---|
| Driftsinntekter | 337 | 74 |
| EBITDA | 239 | 33 |
| EBIT | 122 | 20 |
| Resultat før skatt | 63 | -4 |
| Nettoresultat | 7 | 27 |
| Resultat per aksje/EPS (USD) | 0.04 | 0.19 |
Driftsinntekter i andre kvartal var på 337 (74) millioner dollar.
Letekostnadene dette kvartalet utgjorde 25 (21) millioner dollar, noe som gjenspeiler kostnadene ved den tørre brønnen på Snømus, seismikk-kostnader, arealavgifter og G&G-virksomhet.
Produksjonskostnadene utgjorde 51 (7) millioner dollar, eller 9,5 dollar per fat oljeekvivalenter, mens øvrige driftsutgifter utgjorde 23 (13) millioner dollar.
Avskrivninger utgjorde 117 (13) millioner dollar, tilsvarende 22,1 dollar per fat oljeekvivalenter. Det ble ikke bokført noen nedskrivninger i andre kvartal, hovedsakelig på grunn av økningen i forwardpriser sammenlignet med 31. mars 2015.
Selskapet fikk et driftsresultat på 122 (20) millioner dollar i andre kvartal.
Periodens nettoresultat var 7 (27) millioner dollar etter en skatt på 56 (-32) millioner dollar. Dette gir en skatteprosent på 88,5, som er høyere enn petroleumsskattesatsen. Dette skyldes hovedsakelig valutaeffekter, men er delvis utlignet av friinntekten.
Resultat per aksje ble 0,04 (0,19) dollar.
| (Millioner US dollar) | Q2 2015 | Q2 2014 |
|---|---|---|
| Goodwill | 1 134 | 52 |
| PP&E | 2 804 | 667 |
| Betalingsmidler | 188 | 157 |
| Totale eiendeler | 5 301 | 1 934 |
| Egenkapital | 661 | 543 |
| Rentebærende gjeld | 2 347 | 996 |
Sum immaterielle eiendeler var 2 055 (613) millioner dollar, hvorav goodwill utgjorde 1 134 (52) millioner dollar. Andre immaterielle eiendeler utgjorde 922 (560) millioner dollar; mesteparten var merverdier fra disposisjon av kjøpesummen etter oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS. Balanseførte leteutgifter utgjorde 309 (269) millioner dollar. Tilgangene dette kvartalet gjaldt for det meste brønnene på Gina Krog og Skirne Øst, utlignet med nedskrivningene på Snømus.
Anleggsmidler beløp seg til 2 804 (667) millioner dollar og er behandlet i note 5. Selskapets beholdninger av betalingsmidler utgjorde 188 (157) millioner dollar per 30. juni, inklusive 5 (3) millioner dollar i bundne bankinnskudd.Totale eiendeler falt til 5 301 (1 934) millioner dollar ved utgangen av kvartalet.
Egenkapitalen var på 661 (543) millioner dollar ved kvartalsslutt, og gjenspeiler nettooverskuddet for perioden. Selskapets egenkapitalandel per 30. juni var 12,5 (28,1) prosent.
Utsatte skatteforpliktelser beløp seg til 1 354 (0) millioner dollar og er behandlet i note 8. Skatteforpliktelsen kan i hovedsak tilbakeføres til oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS og har vært relativt stabil i løpet av kvartalet. Rentebærende gjeld økte til 2 347 (996) millioner dollar og består av DETNOR02-obligasjonen på 234 millioner dollar, den nye DETNOR03-obligasjonen på 295 millioner dollar og den reservebaserte lånefasiliteten ("RBL") på 1 818 millioner dollar.
Betalbar skatt var 47 (0) millioner dollar ved kvartalsslutt og gjenspeiler hovedsakelig forventet utestående betaling av påløpt 2015-skatt.
| (Millioner US dollar) | Q2 2015 | Q2 2014 |
|---|---|---|
| Kontantstrøm fra operasjonelt | 43 | 39 |
| Kontantstrøm fra inveteringer | -225 | -149 |
| Kontantstrøm fra finansiering | -41 | 133 |
| Netto endring i betalingsmidler | -224 | 20 |
| Betalingsmidler kvartalsslutt | 188 | 157 |
Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter utgjorde 43 (39) millioner dollar. Det ble i kvartalet betalt 126 (0) millioner dollar i skatt, som ble innbetalt i april og juni.
Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter utgjorde -225 (-149) millioner dollar. Investeringer i varige driftsmidler utgjorde 213 (107) millioner dollar dette kvartalet, som hovedsakelig relaterer seg til feltinvesteringer (CAPEX) på Ivar Aasen, Alvheim og Johan Sverdrup.
Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter utgjorde totalt -41 (133) millioner dollar som følge av at nedbetalingen på RBL-fasiliteten var 41 millioner dollar høyere enn trekket på det nye subordinerte obligasjonslånet.
Det norske har arbeidet aktivt for å optimere kapitalstrukturen. I andre kvartal ble det gjort positive endringer i lånevilkårene for selskapets reservebaserte lånefasilitet (RBL) på 3,0 milliarder dollar. Disse endringene ga selskapet en umiddelbar økning i tilgjengelig opptrekksbeløp i RBL-fasiliteten fra 2,7 til 2,8 milliarder dollar. Etter den halvårlige redetermineringsprosessen, som ble fullført ved kvartalsslutt, ble tilgjengelig opptrekksbeløp utvidet ytterligere, til 2,9 milliarder dollar.
I løpet av kvartalet garanterte et konsortium av banker fullt ut for en rullerende kredittfasilitet (RCF) på 500 millioner dollar. Grunnet sterk etterspørsel ble fasiliteten utvidet til 550 millioner dollar ved syndikeringen. Lånet har en løpetid på fire år med opsjon på ytterligere 1+1 år gitt enighet fra långiverne. Det har en rentemargin på 4 prosent, som øker med 0,5 prosent etter 3, 4 og 5 år, pluss et opptrekksgebyr på 1,5 prosent. Lånevilkårene er de samme som for selskapets RBL-fasilitet.
I mai gjennomførte Det norske en vellykket plassering av et nytt syvårig «PIK Toggle» subordinert obligasjonslån på 300 millioner dollar med en fastrente på 10,25 prosent. Obligasjonen har en tilbakekjøpsopsjon fra år 4 og inkluderer en mulighet til å utsette rentebetalinger. Lånet ble betydelig overtegnet. Lånet ble børsnotert på Oslo Børs den 13. juli 2015.
I april var det innkalt til obligasjonseiermøte i DETNOR02. Obligasjonseierne aksepterte her endringer i obligasjonslånsvilkårene for selskapets DETNOR02 obligasjon på 1,9 milliarder kroner, for å harmonisere lånebetingelsene med selskapets RBL-fasilitet. Obligasjonseierne ble også tilbudt en kompensasjon for samtykke på 2 prosent, en økt rentemargin på 1,5 prosent, samt et engangstilbud om å selge opsjonene til 101 prosent av pålydende. Obligasjonseiere som representerte 24,5 millioner kroner i nominell verdi, stemte for å utøve opsjonen. Selskapet solgte deretter obligasjonene til 103,5 prosent av pålydende.
Selskapet søker å redusere risikoen forbundet med både valutakurser, renter og råvarepriser ved bruk av sikringsinstrumenter.
Selskapet har kjøpt salgsopsjoner på oljeprisen for å sikre inntektene av produksjonen. Det har kjøpt salgsopsjoner til en innløsningskurs på 55 dollar fatet for et volum tilsvarende 30 prosent av estimert produksjon for annet halvår 2015 og 20 prosent av estimert produksjon for 2016.
Selskapet har også fått på plass visse sikringer for å redusere valutarisikoen. I andre kvartal inngikk selskapet en valutabytteavtale for DETNOR02-obligasjonen. Ved denne avtalen ble 1,9 milliarder kroner med en rente på 3 mnd NIBOR + 6,50 prosent byttet mot 254,8 millioner dollar med en rente på 3 mnd LIBOR + 6,81 prosent.
Det norske produserte 5,3 (0,2) millioner fat oljeekvivalenter ("mmboe") i andre kvartal 2015. Dette tilsvarer 58,4 (2,7) mboepd. Gjennomsnittlig realisert oljepris var 65 (108) dollar per fat, mens gassen ble inntektsført til gjennomsnittlig 0,27 (0,29) dollar per standard kubikkmeter (Sm3).
De produserende feltene Alvheim (65 prosent), Volund (65 prosent), Bøyla (65 prosent) og Vilje (46,9 prosent) er knyttet opp til produksjonsskipet Alvheim FPSO.
Alvheim FPSO har i andre kvartal hatt en produksjonseffektivitet på 95,3 prosent. Dette er lavere enn i første kvartal, men over målet. Grunnen til at produksjonseffektiviteten gikk ned i andre kvartal, var en planlagt nedstenging av et av eksportkompressortogene i mai i forbindelse med planlagt vedlikehold. Dette medførte tap tilsvarende fire dagers full produksjon, som var i tråd med beregningene.
Produksjonen på Bøyla-utbyggingen begynte på én brønn 19. januar 2015. Vanninjeksjonsbrønnen (M3) startet opp 19. mars 2015, og produksjonsbrønnen responderer bra på trykkstøtten. Produksjonsstart for den andre brønnen (Bøyla M-2) er planlagt til tredje kvartal i år.
Boreriggen Transocean Winner fullførte workover av KB-3-brønnen i midten av mai 2015, og arbeidet med å bringe brønnen tilbake i produksjon var vellykket. Boreriggen ble deretter flyttet til Kneler-feltet for å starte boring av K6-brønnen, som er den neste Alvheim IOR-brønnen. Produksjonsstart for denne brønnen er planlagt til fjerde kvartal i år.
BoaKamNord-prosjektet, som består av en ny havbunnsmanifold knyttet opp til Boa-manifolden, er også en del av Alvheim IOR-prosjektet. Fremdriften i prosjektet var god i andre kvartal. Etter planen skal undervannsinstallasjonen plasseres på havbunnen og koples til eksisterende Alvheim-infrastruktur i tredje kvartal 2015. Produksjonen på BoaKamNord har forventet oppstart medio 2016.
Rettighetshaverne i Alvheim har bestemt seg for å bygge ut Viper-Kobra, som består av to små, atskilte funn på Alvheim-området. De to reservoarene inneholder ca. 4 millioner fat utvinnbar olje hver. Totale utvinnbare reserver er anslått til 9 millioner fat oljeekvivalenter, gassen inkludert. Boringen av de to produksjonsbrønnene skal påbegynnes mot slutten av første kvartal 2016, og produksjonsstart er forventet mot slutten av 2016.
Produksjonen dette kvartalet økte på Varg, der gasseksporten har startet opp igjen. Oljeproduksjonen fra Jotun-feltet gikk noe ned dette kvartalet på grunn av tekniske problemer. Produksjonen avtok på Jette, mens produksjonen på Atla overgikk forventningene.
De sentrale aktivitetene på Ivar Aasen-prosjektet forløper etter planen med planlagt produksjonsstart i fjerde kvartal 2016. Ivar Aasen bygges ut med en bemannet produksjonsplattform. Plattformdekket vil ha boligkvarter og et prosesseringsanlegg for førstetrinns separasjon.
I begynnelsen av april ble understellet skipet ut fra Arbatax-verftet på Sardinia. Byggingen av understellet ble avsluttet etter planen og innenfor budsjett, og i begynnelsen av juni ble understellet satt ned på havbunnen av tungløftefartøyet Thialf. Pælingen har blitt utført av Wei-Li-fartøyet og ble fullført i midten av juli. Forberedelsene til selve boringen gjennom understellet begnner i sommer. Arbeidet med å legge rørledningene mellom Ivar Aasen og Edvard Grieg begynner i sommer.
Geopilotbrønnene på Ivar Aasen-feltet ble også ferdig boret i andre kvartal. Det var planlagt å bore tre geopilotbrønner i første halvår 2015, men fem mål har blitt ferdigstilt innenfor opprinnelig vedtatt tidsplan og budsjett. Den oppjekkbare riggen Maersk Interceptor har så langt fungert veldig bra, og geopilotbrønnene har gitt verdifull informasjon om hvor de første produksjonsbrønnene bør plasseres.
Det er god fremdrift i byggingen av plattformdekket i Singapore. Detaljprosjekteringen er ferdig, og plattformdekket er ca. 70 prosent ferdig bygget. Det viktigste utstyret har ankommet verftet og er i stor grad allerede installert. Kranførerhuset og kranbommen ble løftet på plass på toppen av hovedmodulen i begynnelsen av juni. Produksjon og installasjon av rør er i gang, og kablene er i ferd med å trekkes. Rundt 2 000 mennesker arbeider nå på Ivar Aasen-modulene på verftet i Singapore, hvor aktiviteten nå er på sitt høyeste. Ferdigstillelsen på land vil ta til i høst, og planen er å ha alt mekanisk arbeid på plattformdekket ferdig innen utgangen av 2015. Utskiping forventes i løpet av våren 2016.
Seksjonene til boligkvarteret ble stablet på Stord 13. juni 2015. De øverste etasjene ble jekket opp og installert på toppen av stålseksjonen. Dermed har boligkvarteret nådd sin fulle høyde på 50 meter.
Planen for utbygging og drift (PUD) for fase 1 av Johan Sverdrup-utbyggingen ble sendt inn til Olje- og energidepartementet i februar og ble vedtatt av Stortinget 18. juni. Med forventet produksjonsstart i fjerde kvartal 2019 bekrefter PUD tidsplanen for prosjektet.
De første kontraktene ble tildelt i første halvår 2015. Kværner skal bygge understellet til stigerørsplattformen, og i et fellesforetak med KBR, plattformdekket til boligplattformen. Aker Solutions ble tildelt kontrakten på ingeniørarbeid og prosjektstyring for plattformdekkene på stigerørs- og prosessplattformene, og Aibel skal bygge plattformdekket til boreplattformen. Samsung vant fabrikasjonskontrakten for stigerørs- og prosessplattformene. ABB fikk kontrakten på levering av landkraft for fase 1, og Odfjell Drilling fikk kontrakten på boring av produksjonsbrønner fra riggen Deepsea Atlantic. Allseas (Pioneering Spirit) vant kontrakten for installasjon av bore-, prosess- og boligplattformene. Baker Hughes vant kontrakten for integrerte boretjenester.
For Det norske har det alltid vært et viktig prinsipp at eierandelene i Johan Sverdrup skal fordeles på grunnlag av en kombinasjon av volum og verdi. Etter at Det norske ikke undertegnet unitiseringsavtalen i februar, der selskapet ble tildelt en foreløpig eierandel på 11,8933 prosent, ble OED av de fire andre rettighetshaverne bedt om å fastsette eierandelene i Johan Sverdrup-feltet.
Den 2. juli kunngjorde OED fordelingen av eierandelene i Johan Sverdrup-feltet. I vedtaket fikk Det norske en total eierandel i Johan Sverdrup-feltet på 11,5733 prosent. Det norske har besluttet å påklage OEDs beslutning til Kongen i Statsråd, som er det høyeste organet i den norske forvaltningen.
Ut fra OEDs beslutning om fordelingen av eierandelene i feltet har Det norske proforma 2P-reserver på 477 mmboe, hvorav Johan Sverdrup står for 271 mmboe, basert på operatørens reserveestimater for hele feltet.
Gina Krog-utbyggingen går fremover planlagt produksjonsstart i første kvartal 2017.
Feltutbyggingsplanen omfatter et stålunderstell og et integrert plattformdekk med boligkvarter og prosesseringsanlegg. Oljen fra Gina Krog vil bli eksportert til markedene med skytteltankere, mens gassen vil bli ført ut via Sleipner-plattformen.
I slutten av juni fullførte Heeremas tungløftefartøy Hermod løftingen av stålunderstellet på havbunnen. Forberedelsene til oppstart av produksjonsbrønnene er planlagt å finne sted senere i sommer.
HMS har alltid høyeste prioritet i all vår virksomhet. Selskapet sikrer at alle dets operasjoner og prosjekter foregår i henhold til høyeste HMS-standard i oljebransjen.
I andre kvartal ble det gjennomført flere tiltak, blant annet et integrert system for styring og oppfølging av tilsyn, beredskapsøvelser, avvik og hendelser. Videre har selskapet implementert en ny risikohåndteringsprosess.
Petroleumstilsynet (Ptil) gjennomførte fire tilsyn av Det norskes virksomhet i andre kvartal. Tilsynene gjaldt henholdsvis informasjonssikkerhet, dokumentasjon på sluttavregning for understellet på Ivar Aasen, produksjonen av spoler til Ivar Aasenfeltet og barrierestyring på Ivar Aasen-plattformen. Ingen avvik ble rapportert, men Ptil avdekket noen forbedringsområder. I tillegg har Sjøfartsdirektoratet, Statens strålevern, Oljedirektoratet og Miljødirektoratet
gjennomført tilsyn, uten at noen vesentlige problemer ble identifisert.
Fem hendelser ble rapportert til Ptil i andre kvartal, herunder to forberedelser til evakuering, en fraværsskade med lite potensial, én fallende gjenstand og et mindre utslipp av oljebasert slam på et forsyningsskip.
Hendelsene blir fulgt opp og om nødvendig undersøkt i henhold til prosedyrene før erfaringene blir implementert. Med det høye aktivitetsnivået vi har for tiden, blir forebygging av skader og uønskede hendelser viet særlig oppmerksomhet på alle nivåer i organisasjonen.
Selskapets utgifter relatert til leting var 25 millioner dollar i andre kvartal. Letekostnadene utgjorde 25 millioner dollar i perioden og var knyttet til letebrønnen på Snømus, seismikk, arealavgifter og G&G-kostnader.
I april ble det meldt om et gassfunn i Skirne Øst-
prospektet i Nordsjøen. Brønnen påtraff en 10 meters gasskolonne i midtre jura (Hugin-formasjonen) med gode reservoarkvaliteter. Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det ble utført datainnsamling og prøvetaking.
Foreløpige volumanslag er på mellom 3 og 10 millioner fat oljeekvivalenter. Rettighetshaverne skal evaluere funnet med henblikk på en mulig utbygging.
Boringen av letebrønn 15/12-24 S i produksjonslisens 672 i Nordsjøen ble avsluttet i mai som tørt hull.
I slutten av juni ble det gjort et olje- og gassfunn i Øst 3-prospektet (Gina Krog Unit). Det ble påtruffet olje og gass i en hovedbrønn og to sidesteg i Hugin- og Sleipner-formasjonene.
Foreløpige analyser viser at brønnene inneholder utvinnbare reserver på mellom 6 og 13 millioner fat oljeekvivalenter. Videre undersøkelser vil bli igangsatt for å vurdere om funnet kan produseres som del av en fremtidig feltutbyggingsløsning.
| (Millioner US dollar) | Per 30. juni 2015 | Per 30. juni 2014 |
|---|---|---|
| Olje- og gassproduksjon (mboepd) | 61,6 | 2,8 |
| Oljepris (USD/bbl) | 62 | 108 |
| Driftsinntekter (USDm) | 661 | 100 |
| EBITDA (USDm) | 495 | 31 |
| Nettoresultat (USDm) | 10 | 25 |
| Rentebærende gjeld (USDm) | 2 159 | 839 |
Selskapet rapporterte i første halvår driftsinntekter på 661 (100) millioner dollar. Produksjonen i perioden var 61,6 (2,8) tusen fat oljeekvivalenter per dag ("mboepd"). Realisert oljepris var i snitt 62 (108) dollar per fat.
EBITDA denne perioden utgjorde 495 (31) millioner dollar, og en EBIT på 203 (-24) millioner dollar. Resultatet for perioden var 10 (25) millioner dollar, noe som gir et EPS på 0,05 (0,18) dollar.
Per 30. juni 2015 hadde selskapet en netto rentebærende gjeld på 2 159 millioner og en ubenyttet kreditt på ca. 1,6 milliarder dollar.
Driften på Alvheim-feltene har vært god, med høy oppetid i første halvår 2015. Bøyla kom i produksjon i januar, og produksjonen fra East Kameleon L4-brønnen begynte i april. Rettighetshaverne har bestemt seg for å bygge ut Viper-Kobra, som består av to små funn i Alvheim-området.
Det var god fremdrift i utbyggingen av Ivar Aasen i første halvår 2015. Tidlig i 2015 begynte boreriggen Maersk Interceptor å bore geopilotbrønnene, og stålunderstellet ble ferdigbygget ved Arbatax-verftet på Sardinia. I juni ble understellet installert på havbunnen av tungløftefartøyet Thialf. Byggingen av plattformdekket ved SMOE-verftet i Singapore er mer enn 70 prosent ferdig. Installasjonen er planlagt til sommeren 2016 og produksjonsstart til fjerde kvartal 2016.
Planen for utbygging og drift (PUD) for fase 1 av Johan Sverdrup-utbyggingen ble sendt inn i februar; den bekrefter tidsplanen frem til produksjonsstart i fjerde kvartal 2019.
Investeringene i fase 1 er estimert til 117 milliarder kroner (2015-kr). Utvinnbare ressurser fra investeringene i fase 1 er anslått til mellom 1,4 og 2,4 milliarder fat oljeekvivalenter. Investeringene i feltet, fullt utbygget, vil ligge mellom 170 og 220 milliarder kroner (2015-kr) for utvinnbare ressurser på mellom 1,7 og 3,0 milliarder fat oljeekvivalenter. Produksjonskapasiteten i fase 1 er på 315 000–380 000 fat oljeekvivalenter per dag. Fullt utbygget kan feltet produsere 550 000–650 000 fat oljeekvivalenter per dag.
Den 2. juli kunngjorde OED fordelingen av eierandelene i Johan Sverdrup-feltet. I vedtaket fikk Det norske en total eierandel i Johan Sverdrup-feltet på 11,5733 prosent. Det norske har besluttet å påklage OEDs beslutning til Kongen i Statsråd, som er det høyeste organet i den norske forvaltningen.
Det norske deltok i avgrensningsbrønnen på Krafla Main i begynnelsen av 2015. Ut fra brønnresultatene og oppdaterte evalueringer av PL035 og PL272, som ligger ved siden av, forventes de to lisensene å inneholde utvinnbare ressurser i området på 140–220 mmboe.
Et gassfunn i størrelsesordenen 3–10 mmboe ble gjort på Skirne Øst i PL627 i april, og i juni ble det på Øst 3-prospektet (Gina Krog Unit) gjort et olje- og gassfunn på 6–13 mmboe. Letebrønnen på Snømus i PL672 ble avsluttet som tørr i mai.
I løpet av første halvår 2015 ble det gjennomført flere finansieringsinitiativer som et ledd i arbeidet for å optimere selskapets kapitalstruktur. Vilkårene i låneavtalen for selskapets DETNOR02-obligasjon på 1,9 milliarder kroner ble endret for å harmonisere dem med selskapets RBL-fasilitet.
I mai ble det gjort visse positive endringer i vilkårene for selskapets RBL-fasilitet slik at tilgjengelig opptrekksbeløp ble økt til 2,8 milliarder dollar. Tilgjengelig opptrekksbeløp ble ytterligere utvidet i slutten av juni, til 2,9 milliarder dollar.
I løpet av andre kvartal ferdigstilte selskapet RCFfasiliteten på 550 millioner dollar og gjennomførte en vellykket plassering av et «PIK Toggle» subordinert obligasjonslån på 300 millioner dollar.
Investeringer i Det norske involverer risikoer og usikkerhet som beskrevet i selskapets årsrapport for 2014.
Som et oljeselskap 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 2014. Selskapet er også eksponert for usikkerheten i de internasjonale kapitalmarkedene, og vanskelig tilgang på kapital kan påvirke i hvilket tempo selskapet kan gjennomføre utbyggingsprosjekter.
Ivar Aasen-prosjektet går fremover og er i rute til produksjonsstart i fjerde kvartal 2016. Det norske fortsetter å bygge ut Alvheim-området og forventer at fire nye brønner skal komme i produksjon i 2015. Johan Sverdrup-prosjektet går fremover som planlagt. Det norske avventer utfallet av klageprosessen.
Med om lag 1,75 milliarder dollar tilgjengelig i likvide midler er selskapet finansielt robust og har sikret finansieringen av arbeidsprogrammet frem til produksjonsstart på Johan Sverdrup.
Tiltak som overstiger målet på 100 millioner dollar i utgiftskutt for 2015 blir nå gjennomført. Videre har selskapet igangsatt et prosjekt for å strømlinjeforme arbeidsprosser og ytterligere forbedre måten vi driver
på. Disse prosjektene er en viktig del av arbeidet for å styrke virksomheten og sikre at selskapet er i en posisjon der det kan gripe sjansen når forholdene bedrer seg.
Forventet produksjon i 2015 er fortsatt 58–63 mboepd, feltinvesteringene (CAPEX) for året forventes å ligge i området 950–1000 millioner dollar, leteutgiftene på 115–125 millioner dollar og produksjonskostnadene på 8–10 dollar per fat oljeekvivalenter.
| Q2 | 01.01.-30.06 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | Note | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | |
| Petroleumsinntekter | 2 | 336 084 | 23 449 | 659 832 | 48 841 | |
| Andre driftsinntekter | 1 152 | 50 855 | 1 582 | 51 385 | ||
| Driftsinntekter | 337 236 | 74 304 | 661 414 | 100 227 | ||
| Utforskningskostnader | 3 | 24 949 | 21 027 | 39 471 | 41 067 | |
| Produksjonskostnader | 50 686 | 7 417 | 90 035 | 14 448 | ||
| Avskrivninger | 5 | 117 354 | 13 443 | 239 578 | 27 991 | |
| Nedskrivninger | 4 | 52 773 | 27 402 | |||
| Andre driftskostnader | 6 | 22 550 | 12 896 | 36 947 | 13 721 | |
| Driftskostnader | 215 539 | 54 782 | 458 805 | 124 629 | ||
| Driftsresultat | 121 697 | 19 522 | 202 609 | -24 402 | ||
| Renteinntekter | 913 | 1 577 | 1 175 | 3 566 | ||
| Annen finansinntekt | 8 135 | 2 890 | 55 759 | 8 565 | ||
| Rentekostnader | 25 204 | 17 088 | 51 668 | 31 291 | ||
| Annen finanskostnad | 42 367 | 11 244 | 63 535 | 14 606 | ||
| Netto finansposter | 7 | -58 523 | -23 865 | -58 269 | -33 766 | |
| Resultat før skattekostnad | 63 174 | -4 343 | 144 340 | -58 167 | ||
| Skattekostnad (+)/skatteinntekt(-) | 8 | 55 897 | -31 627 | 134 624 | -82 867 | |
| Periodens resultat | 7 277 | 27 284 | 9 716 | 24 700 | ||
| Tidsveiet gj.snittlig antall aksjer i perioden | 202 618 602 | 140 707 363 | 202 618 602 | 140 707 363 | ||
| Resultat etter skatt pr. aksje | 0,04 | 0,19 | 0,05 | 0,18 |
| Q2 | 01.01.-30.06 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | Note | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | |
| Periodens resultat | 7 277 | 27 284 | 9 716 | 24 700 | ||
| Poster som ikke skal reklassifiseres over resultatet (etter skatt) |
||||||
| Omregningsdiff. ved endring av presentasjonsvaluta til USD | -14 541 | -6 137 | ||||
| Total resultat | 7 277 | 12 743 | 9 716 | 18 563 |
| (USD 1 000) | Note | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 |
|---|---|---|---|---|
| EIENDELER | ||||
| Immaterielle eiendeler | ||||
| Goodwill | 5 | 1 133 930 | 52 191 | 1 186 704 |
| Aktiverte leteutgifter | 5 | 309 096 | 268 847 | 291 619 |
| Andre immaterielle eiendeler | 5 | 612 421 | 158 186 | 648 788 |
| Utsatt skattefordel | 8 | 133 329 | ||
| Varige driftsmidler | ||||
| Varige driftsmidler | 5 | 2 803 703 | 667 135 | 2 549 271 |
| Finansielle eiendeler | ||||
| Langsiktige fordringer | 11 | 4 725 | 17 127 | 8 799 |
| Andre langsiktige eiendeler | 9 | 4 523 | 46 843 | 3 598 |
| Beregnet skatt til utbetaling | 8 | 67 526 | ||
| Sum anleggsmidler | 4 868 398 | 1 411 184 | 4 688 778 | |
| Varer | ||||
| Varelager | 26 606 | 5 572 | 25 008 | |
| Fordringer | ||||
| Kundefordringer | 15 | 53 981 | 1 761 | 186 461 |
| Andre kortsiktige fordringer | 10 | 160 209 | 123 191 | 184 592 |
| Andre kortsiktige plasseringer | 3 136 | 3 959 | 3 289 | |
| Beregnet skatt til utbetaling | 8 | 231 090 | ||
| Kortsiktige derivater | 14 | 639 | ||
| Betalingsmidler | ||||
| Betalingsmidler | 12 | 187 928 | 156 995 | 296 244 |
| Sum omløpsmidler | 432 499 | 522 568 | 695 594 | |
| SUM EIENDELER | 5 300 897 | 1 933 752 | 5 384 372 |
| (USD 1 000) | Note | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 |
|---|---|---|---|---|
| EGENKAPITAL OG GJELD | ||||
| Egenkapital | ||||
| Aksjekapital | 13 | 37 530 | 27 656 | 37 530 |
| Overkurs Annen egenkapital |
1 029 617 -405 769 |
564 736 -49 657 |
1 029 617 -415 485 |
|
| Total egenkapital | 661 378 | 542 735 | 651 662 | |
| Avsetning for forpliktelser | ||||
| Pensjonsforpliktelser | 1 883 | 7 258 | 2 021 | |
| Utsatt skatt | 8 | 1 353 978 | 1 286 357 | |
| Fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 19 | 501 339 | 135 183 | 483 323 |
| Andre avsetninger for forpliktelser | 1 777 | 85 | 12 044 | |
| Langsiktig gjeld | ||||
| Obligasjonslån | 17 | 528 800 | 402 629 | 253 141 |
| Annen rentebærende gjeld | 18 | 1 818 148 | 401 464 | 2 037 299 |
| Langsiktige derivater | 14 | 17 536 | 8 331 | 5 646 |
| Kortsiktig gjeld | ||||
| Kortsiktig lån | 192 358 | |||
| Leverandørgjeld | 39 548 | 80 833 | 152 258 | |
| Offentlige trekk og avgifter | 9 237 | 4 374 | 6 758 | |
| Betalbar skatt | 8 | 47 142 | 189 098 | |
| Kortsiktige derivater | 14 | 5 820 | 25 224 | |
| Fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 19 | 7 894 | 26 862 | 5 728 |
| Annen kortsiktig gjeld | 16 | 306 416 | 131 641 | 273 813 |
| Sum gjeld | 4 639 519 | 1 391 017 | 4 732 710 | |
| SUM EGENKAPITAL OG GJELD | 5 300 897 | 1 933 752 | 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 - 31.12.2014 | -897 | -43 069 | -279 139 | -323 105 | -323 105 | |||
| 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 - 30.06.2015 | 9 716 | 9 716 | 9 716 | |||||
| Egenkapital per 30.06.2015 | 37 530 | 1 029 617 | 573 083 | -105 | -115 491 | -863 256 | -405 769 | 661 378 |
*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.
| Q2 | 01.01.-30.06 | År | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | Note | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | 2014 |
| Kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter | ||||||
| Resultat før skattekostnad | 63 174 | -4 343 | 144 340 | -58 167 | -375 624 | |
| Betalte skatter i perioden | -126 364 | -190 506 | -109 068 | |||
| Periodens mottatte skattefordring | 190 532 | |||||
| Avskrivninger | 5 | 117 354 | 13 443 | 239 578 | 27 991 | 160 254 |
| Nedskrivninger | 4 | 52 773 | 27 402 | 346 420 | ||
| Kalkulatorisk rente i nåverdiberegning av fjerningsforpliktelser | 7,19 | 6 551 | 2 166 | 12 947 | 4 281 | 12 410 |
| Gevinst/tap ved bytte av lisensandel uten kontanteffekt | -49 708 | -49 708 | -49 765 | |||
| Verdiendring på derivat til virkelig verdi over resultatet | 7 | 3 038 | 524 | -8 746 | 136 | 10 616 |
| Amortisering av rente- og etableringskostnader | 7 | 5 077 | 1 608 | 11 679 | 3 256 | 26 711 |
| Amortisering av kontraktsverdi innregnet ved oppkjøpet av Marathon | 16 | -2 878 | -2 878 | |||
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner | 3 | 10 185 | 4 943 | 9 876 | 16 993 | 99 061 |
| Endring i lager, kreditorer og debitorer | -86 177 | 65 757 | -261 163 | 28 634 | -530 150 | |
| Endring i fjerningsforpliktelser | -1 952 | |||||
| Endring i andre kortsiktige tidsavgrensningsposter | 53 407 | 4 599 | 316 349 | -41 866 | 483 345 | |
| Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter | 43 366 | 38 989 | 324 250 | -41 048 | 262 791 | |
| Kontantstrømmer fra investeringsaktiviteter | ||||||
| Utbetaling ved fjerning og nedstenging av oljefelt | 19 | -2 042 | -380 | -3 176 | -823 | -14 087 |
| Utbetaling ved investering i varige driftsmidler | 5 | -212 561 | -106 584 | -451 463 | -203 114 | -583 200 |
| Oppkjøp av Marathon Oil Norge AS (netto kontantvederlag av kjøpet) | -1 513 591 | |||||
| Utbetaling ved investering i aktiverte | ||||||
| leteutgifter og andre immaterielle eiendeler | 5 | -10 709 | -50 498 | -31 914 | -69 316 | -164 128 |
| Salgssum ved salg av varige driftsmidler/lisenser | 8 848 | 8 848 | 8 862 | |||
| Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter | -225 312 | -148 614 | -486 553 | -264 404 | -2 266 144 | |
| Kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter | ||||||
| Emisjon | 474 755 | |||||
| Nedbetaling av kortsiktig gjeld | -162 434 | |||||
| Nedbetaling av obligasjonslån (detnor 01) | -87 536 | |||||
| Nedbetaling av langsiktig gjeld | 18 | -330 000 | -330 000 | -47 630 | -1 147 934 | |
| Etableringskostnader | -11 313 | -11 313 | -67 350 | |||
| Opptak av langsiktig gjeld | 17 | 300 000 | 51 488 | 400 000 | 116 805 | 2 897 354 |
| Opptak av kortsiktig gjeld | 81 859 | 114 602 | 116 829 | |||
| Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter | -41 313 | 133 346 | 58 687 | 183 778 | 2 023 684 | |
| Netto endring i betalingsmidler | -223 258 | 23 721 | -103 616 | -121 675 | 20 331 | |
| Beholdning av betalingsmidler ved periodens begynnelse | 411 691 | 137 140 | 296 244 | 280 942 | 280 942 | |
| Omregningsdifferanser på betalingsmidler ved periodens begynnelse | -504 | -3 866 | -4 699 | -2 271 | -5 029 | |
| Beholdning av betalingsmidler ved periodens slutt | 187 928 | 156 995 | 187 928 | 156 995 | 296 244 | |
| Spesifikasjon av betalingsmidler ved periodens slutt | ||||||
| Bankinnskudd | 182 802 | 154 493 | 182 802 | 154 493 | 291 346 | |
| Bundne bankinnskudd | 5 126 | 2 502 | 5 126 | 2 502 | 4 897 | |
| Sum betalingsmidler ved periodens slutt | 12 | 187 928 | 156 995 | 187 928 | 156 995 | 296 244 |
(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 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.
Som beskrevet i årsrapporten, endret selskapet sin presentasjonsvaluta fra NOK til USD med effekt fra 15. oktober 2014. Den finansielle informasjonen for delårsperioden andre kvartal 2014, som historisk var presentert i NOK, har derfor blitt omarbeidet til USD som om USD alltid har vært presentasjonsvaluta.
Det er foretatt en mindre endring i presentasjon av poster i resultatregnskapet siden Q4 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.
| Q2 | 01.01.-30.06 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Spesifikasjon av inntekter (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | |
| Bokførte oljeinntekter | 306 826 | 23 261 | 594 703 | 44 305 | |
| Bokførte gassinntekter | 28 375 | -745 | 63 515 | 2 839 | |
| Tariffinntekter | 883 | 933 | 1 614 | 1 697 | |
| Sum petroleumsinntekter | 336 084 | 23 449 | 659 832 | 48 841 | |
| Spesifikasjon av produserte volumer (fat oljeekvivalenter) | |||||
| Sum produserte volumer | 5 311 049 | 245 475 | 11 155 783 | 506 045 |
|---|---|---|---|---|
| Gass | 652 728 | 38 095 | 1 403 074 | 102 905 |
| Olje | 4 658 320 | 207 380 | 9 752 709 | 403 140 |
| Spesifikasjon av utforskningskostnader | Q2 | 01.01.-30.06 | ||
|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 |
| Seismikk, brønndata, feltstudier og andre letekostnader | 7 881 | 7 884 | 15 127 | 10 799 |
| Viderebelastning av riggkostnader | -6 | -3 160 | 407 | -10 862 |
| Utforskningskostnader fra deltakelse i lisenser inkl. seismikk | 4 123 | 6 307 | 8 847 | 12 505 |
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner tidligere år | 1 301 | 1 309 | 1 292 | 3 508 |
| Kostnadsføring av årets balanseførte letebrønner | 8 884 | 3 635 | 8 584 | 13 390 |
| Lønns- og driftskostnader klassifisert som utforskningskostnader | 1 023 | 3 490 | 1 055 | 7 314 |
| Forsknings- og utviklingskostnader relatert til leteaktivitet | 116 | 753 | 389 | 1 505 |
| Arealavgift | 1 627 | 809 | 3 771 | 2 909 |
| Sum utforskningskostnader | 24 949 | 21 027 | 39 471 | 41 067 |
Arealavgift som før 2015 var inkludert i andre driftskostnader er nå reklassifisert til utforskningskostnader, som nevnt i note 1.
Kostnader knyttet til balanseførte leterbrønner er hovedsakelig relatert til boring av tørr letebrønn på Snømus.
Nedskrivningstester gjennomføres på individuelle kontantgenererende enheter, når nedskrivningsindikatorer identifiseres. Det er ikke blitt identifisert nedskrivningsindikatorer i andre kvartal 2015.
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 kontantgenerende enheten på Alvheimfeltet. Av den grunn vil man forvente en kvartalsvis nedskrivning dersom alle andre forutsetninger er uendret. I andre kvartal 2015 har det imidlertid vært en økning i forwardkurven for olje- og gasspriser sammenlignet med første kvartal 2015, og selskapets beregninger viser at det ikke er behov for nedskrivning. I første kvartal 2015 ble teknisk goodwill nedskrevet med USD 52 773 tusen.
| Varige driftsmidler (USD 1 000) |
Anlegg under utbygging |
Produksjons anlegg inkl. brønner |
Inventar, kontor 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 | 225 960 | 5 875 | 1 230 | 233 065 |
| Reklassifisering | -397 990 | 398 000 | 9 | |
| Anskaffelseskost 31.03.2015 | 1 152 526 | 2 260 246 | 36 914 | 3 449 686 |
| Akk. av- og nedskrivninger 31.03.2015 | 752 409 | 18 058 | 770 467 | |
| Balanseført verdi 31.03.2015 | 1 152 526 | 1 507 836 | 18 857 | 2 679 219 |
| Anskaffelseskost 31.03.2015 | 1 152 526 | 2 260 246 | 36 914 | 3 449 686 |
| Tilgang | 172 330 | 45 148 | 4 625 | 222 103 |
| Reklassifisering* | -54 963 | 54 963 | ||
| Anskaffelseskost 30.06.2015 | 1 269 893 | 2 360 357 | 41 539 | 3 671 788 |
| Akk. av- og nedskrivninger 30.06.2015 | 848 977 | 19 109 | 868 085 | |
| Balanseført verdi 30.06.2015 | 1 269 893 | 1 511 381 | 22 430 | 2 803 703 |
| Avskrivninger Q2 2015 | 96 567 | 1 030 | 97 597 | |
| Avskrivninger 01.01 - 30.06.2015 | 198 681 | 2 043 | 200 724 |
*L4 brønnen på Alvheimfeltet startet produksjon i andre kvartal 2015 og de tilhørende kostnadene er derfor reklassifisert fra anlegg under utbygning 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 "Anlegg under utbygging" når feltet går inn i utbyggingsfasen. 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 | Aktiverte | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | Lisenser etc. | 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 | 1 513 | 19 | 1 532 | 17 301 | |
| Avgang/kostnadsførte tørre brønner | -309 | ||||
| Reklassifisering | -9 | ||||
| Anskaffelseskost 31.03.2015 | 713 750 | 9 083 | 722 833 | 309 219 | 1 556 468 |
| Akk. av- og nedskrivninger 31.03.2015 | 84 718 | 6 893 | 91 611 | 422 538 | |
| Balanseført verdi 31.03.2015 | 629 032 | 2 190 | 631 222 | 309 219 | 1 133 930 |
| Anskaffelseskost 31.03.2015 | 713 750 | 9 083 | 722 833 | 309 219 | 1 556 468 |
| Tilgang | 954 | 2 | 956 | 10 062 | |
| Avgang/kostnadsførte tørre brønner | 10 185 | ||||
| Anskaffelseskost 30.06.2015 | 714 704 | 9 085 | 723 788 | 309 096 | 1 556 468 |
| Akk. av- og nedskrivninger 30.06.2015 | 104 287 | 7 080 | 111 368 | 422 538 | |
| Balanseført verdi 30.06.2015 | 610 416 | 2 004 | 612 421 | 309 096 | 1 133 930 |
| Avskrivninger Q2 2015 | 19 570 | 187 | 19 757 | ||
| Avskrivninger 01.01 - 30.06.2015 | 38 532 | 322 | 38 855 | ||
| Nedskrivninger Q2 2015 | |||||
| Nedskrivninger 01.01 - 30.06.2015 | 52 773 |
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 4 for informasjon om nedskrivninger.
| Q2 | 01.01.-30.06 | |||
|---|---|---|---|---|
| Avskrivninger i resultatregnskapet (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 |
| Avskriving av varige driftsmidler | 97 597 | 13 239 | 200 724 | 27 248 |
| Avskriving av immaterielle eiendeler | 19 757 | 204 | 38 855 | 743 |
| Sum avskrivinger i resultatregnskapet | 117 354 | 13 443 | 239 578 | 27 991 |
| Spesifikasjon av andre driftskostnader | Q2 | 01.01.-30.06 | ||
|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 |
| Totale andre driftskostnader | 40 164 | 44 545 | 75 927 | 77 324 |
| Andel av andre driftskostnader klassifisert som utforsknings, utbyggings eller produksjonskostnader, og kostnader fakturert til lisenser |
-17 613 | -31 648 | -38 980 | -63 603 |
| Netto andre driftskostnader | 22 550 | 12 896 | 36 947 | 13 721 |
Kostnader som før 2015 ble presentert som lønn er nå inkludert i andre driftskostnader, jf. beskrivelse i note 1.
| Q2 | 01.01.-30.06 | |||
|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 |
| Renteinntekter | 913 | 1 577 | 1 175 | 3 566 |
| Realisert gevinst på finansielle instrumenter | 193 | 193 | ||
| Avkastning på finansielle plasseringer | 14 | 24 | 49 | |
| Verdiendring derivater | 7 928 | 27 232 | 390 | |
| Valutagevinst | 2 890 | 28 311 | 8 126 | |
| Sum annen finansinntekt | 8 135 | 2 890 | 55 759 | 8 565 |
| Rentekostnader | 29 242 | 21 859 | 54 308 | 36 954 |
| Kapitaliserte renter utbyggingsprosjekter | -15 666 | -8 546 | -27 266 | -13 201 |
| Amortiserte lånekostnader og fjerningskostnader | 11 628 | 3 774 | 24 626 | 7 537 |
| Sum rentekostnader | 25 204 | 17 088 | 51 668 | 31 291 |
| Valutatap | 8 527 | 9 239 | 11 997 | |
| Realisert tap på derivater | 22 875 | 1 479 | 45 049 | 2 082 |
| Verdiendring derivater | 10 966 | 526 | 18 486 | 526 |
| Sum annen finanskostnad | 42 367 | 11 244 | 63 535 | 14 606 |
| Sum netto finansposter | -58 523 | -23 865 | -58 269 | -33 766 |
| Q2 | 01.01.-30.06 | |||
|---|---|---|---|---|
| Skattekostnad for perioden framkommer slik (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 |
| Årets betalbare skatt/skatt til gode | 68 083 | -43 789 | 76 163 | -68 020 |
| Endring utsatt skatt | -10 622 | 10 063 | 63 018 | -15 675 |
| Skatt ført direkte mot resultatregnskapet | 1 885 | 1 885 | ||
| Endringer knyttet til tidligere år | -1 564 | 214 | -4 557 | -1 058 |
| Sum skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | 55 897 | -31 627 | 134 624 | -82 867 |
| Beregnet skatt til gode (+)/betalbar skatt (-) (USD 1 000) | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 | |
| Skatt til gode/betalbar skatt 1.1 | -189 098 | 231 972 | 231 972 | |
| Årets betalbare skatt (-)/årets skattefordring (+) | -76 163 | 68 020 | 581 667 | |
| Betalbar skatt knyttet til oppkjøp av Marathon Oil Norge AS | -910 332 | |||
| Betalt skatt/skattefordring | 190 506 | -81 464 | ||
| Endringer knyttet til tidligere år | 10 664 | -528 | ||
| Revaluering av betalbar skatt | 16 950 | 19 574 | ||
| Omregningsdifferanse* | -1 376 | -29 988 | ||
| Sum skatt til gode (+)/betalbar skatt (-) | -47 142 | 298 616 | -189 098 | |
| Utsatt skatt (-)/utsatt skattefordel (+) (USD 1 000) | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 | |
| Utsatt skatt 1.1. | -1 286 357 | 103 625 | 103 625 | |
| Endring utsatt skatt | -63 018 | 15 675 | -484 360 | |
| Utsatt skatt knyttet til oppkjøp av Marathon Oil Norge AS | -911 363 | |||
| Justering for tidligere perioder | -6 107 | 1 058 | ||
| Utsatt skatt relatert til nedskriving og avgang av lisenser | 1 504 | 14 361 | 14 938 | |
| Utsatt skatt knyttet til OCI og egenkapital | 4 999 | |||
| Omregningsdifferanse* | -1 389 | -14 195 | ||
| Sum utsatt skatt (-)/utsatt skattefordel (+) | -1 353 978 | 133 329 | -1 286 357 |
*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.
| Q2 | 01.01.-30.06 | |||
|---|---|---|---|---|
| Avstemming av årets skattekostnad /-inntekt (USD 1 000) | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 |
| 27 % selskapsskatt av resultat før skattekostnad | 17 057 | -1 173 | 38 972 | -15 705 |
| 51 % særskatt av resultat før skattekostnad | 32 219 | -2 215 | 73 614 | -29 665 |
| Skatteeffekt finansposter - 27 % | 1 466 | 9 927 | 71 356 | 13 339 |
| Skatteeffekt friinntekt | -23 044 | -8 790 | -47 445 | -18 972 |
| Renter på underskudd til fremføring | -1 280 | -2 318 | ||
| Permanente forskjeller - nedskrivning goodwill | -38 723 | 41 163 | -38 723 | |
| Omregningsdifferanse monetære poster i NOK | 15 435 | -13 693 | ||
| Omregningsdifferanse monetære poster i USD | 39 260 | -82 196 | ||
| Revaluering skatteverdier** | -28 695 | 51 623 | ||
| Andre elementer (andre permanente | ||||
| forskjeller og endringer knyttet til tidligere år) | 2 199 | 10 627 | 1 231 | 9 177 |
| Sum årets skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | 55 897 | -31 627 | 134 624 | -82 867 |
**Skatteverdier føres til valutakursen på transaksjonstidspunktet. Når NOK/USD-valutakursen øker, øker skatteraten, ettersom det blir mindre gjenværende skattemessige avskrivninger målt i USD.
I henhold til lovbestemte krav, skal beregningen av betalbar skatt baseres på NOK. Dette kan påvirke skatteraten når funksjonell valuta er forskjellig fra NOK. Hovedforskjellen i første halvår 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 agio/disagio i resultatregnskapet, mens revaluering av skattebalanser knyttet til utsatt skatt presenteres som skattekostnad.
| (USD 1 000) | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 |
|---|---|---|---|
| Aksjer i Alvheim AS | 10 | 10 | |
| Aksjer i Det norske oljeselskap AS | 1 021 | ||
| Aksjer i Sandvika Fjellstue AS | 1 814 | 1 950 | 1 814 |
| Investeringer i datterselskaper | 2 845 | 1 950 | 1 824 |
| Rentereserve kredittfasilitet | 42 787 | ||
| Husleiedepositum | 1 679 | 2 105 | 1 774 |
| Sum andre langsiktige eiendeler | 4 523 | 46 843 | 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.
| (USD 1 000) | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 |
|---|---|---|---|
| Fordringer knyttet til utsatt volum på Atla* | 7 087 | 4 282 | 5 866 |
| Forskuddsbetalinger, inkludert riggforskudd | 29 136 | 36 230 | 41 682 |
| Tilgode merverdiavgift | 5 716 | 1 672 | 7 986 |
| Mindreuttak av petroleum (opptjent inntekt) | 24 797 | 16 572 | 22 896 |
| Påløpt inntekt fra salg av petroleum | 53 233 | ||
| Andre fordringer, inkludert fordringer i operatørlisenser | 40 239 | 64 434 | 106 162 |
| Sum andre kortsiktige fordringer | 160 209 | 123 191 | 184 592 |
*For mer informasjon om fordringer knyttet til utsatt volum på Atla, se note 11.
| (USD 1 000) | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 |
|---|---|---|---|
| Fordringer knyttet til utsatt volum på Atla | 4 725 | 17 127 | 8 799 |
| Sum langsiktige fordringer | 4 725 | 17 127 | 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.
| 30.06.2015 | 31.12.2014 | |
|---|---|---|
| 182 802 | 154 492 | 291 346 |
| 5 126 | 2 502 | 4 897 |
| 187 928 | 156 995 | 296 244 |
| 550 000 | ||
| 83 426 | ||
| 1 010 000 | 582 483 | 593 000 |
| 30.06.2014 1 |
| (USD 1 000) | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 |
|---|---|---|---|
| Aksjekapital | 37 530 | 27 656 | 37 530 |
| Antall aksjer (i hele tusen) | 202 619 | 140 700 | 202 619 |
| Pålydende per aksje i NOK | 1,00 | 1,00 | 1,00 |
| (USD 1 000) | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 |
|---|---|---|---|
| Urealisert gevinst på valutakontrakter | 639 | ||
| Sum derivater klassifisert som eiendeler | 639 | ||
| Urealisert tap på valutakontrakter | 173 | ||
| Urealisert tap på rentebytteavtaler | 16 911 | 8 331 | 5 646 |
| Urealisert tap på råvarederivater | 452 | ||
| Langsiktige derivater klassifisert som forpliktelser | 17 536 | 8 331 | 5 646 |
| Urealisert tap på valutakontrakter | 56 | 25 224 | |
| Urealisert tap på rentebytteavtaler | 78 | ||
| Urealisert tap på råvarederivater | 5 686 | ||
| Kortsiktige derivater klassifisert som forpliktelser | 5 820 | 25 224 | |
| Sum derivater klassifisert som forpliktelser | 23 356 | 8 331 | 30 870 |
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.
| (USD 1 000) | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 |
|---|---|---|---|
| Fordringer vedrørende salg av olje og gass | 52 005 | 286 | 182 384 |
| Fordringer relatert til lisenstransaksjoner | 541 | 285 | |
| Fakturering knyttet til utgiftsrefusjoner, inkludert rigg | 1 203 | 934 | 3 792 |
| Andre kundefordringer | 774 | ||
| Sum kundefordringer | 53 981 | 1 761 | 186 461 |
| Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld (USD 1 000) | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 |
|---|---|---|---|
| Kortsiktig gjeld relatert til "overcall" i lisenser | 26 700 | -2 861 | 195 |
| Andel av annen kortsiktig gjeld fra lisenser | 143 295 | 73 208 | 163 369 |
| Meruttak av petroleum | 12 223 | 244 | 7 508 |
| Virkelig verdi av kontrakter knyttet til oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS | 21 888 | 22 903 | |
| Annen kortsiktig gjeld** | 102 310 | 61 050 | 79 838 |
| Sum annen kortsiktig gjeld | 306 416 | 131 641 | 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.
| (USD 1 000) | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 |
|---|---|---|---|
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 1) | 96 605 | ||
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 2) | 234 269 | 306 024 | 253 141 |
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 3) | 294 532 | ||
| Sum obligasjonslån | 528 800 | 402 629 | 253 141 |
1) Lånet ble tatt opp 28. januar 2011 og ble tilbakebetalt i fjerde kvartal 2014.
2) Lånet er tatt opp i NOK og løper fra juli 2013 til juli 2020 og har en rente på 3 mnd. NIBOR +5 prosent. Hovedstolen forfaller i juli 2020 og det er kvartalsvis rentebetaling. Lånet er usikret. Selskapet ba om endringer i obligasjonslånsvilkårene i et obligasjonseiermøte. 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 mnd. NIBOR + 6,5 prosent, i tillegg til en engangsgodtgjørelse på 2,0 prosent (flatt). De foreslåtte endringene i obligasjonslånsvilkårene i innkallingen fra selskapet ble akseptert i obligasjonseiermøtet 1. april 2015.
3) 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.
| (USD 1 000) | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 |
|---|---|---|---|
| Reservebasert lånefasilitet | 1 818 148 | 2 037 299 | |
| Rullerende kredittfasilitet | 401 464 | ||
| Sum annen rentebærende gjeld | 1 818 148 | 401 464 | 2 037 299 |
RBL Fasiliteten 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 ved slutten av juni 2015 en halvårlig redetermineringsprossess med banksyndikatet. Det nye tilgjengelige opptrekksbeløpet har blitt økt til USD 2.9 milliarder fra USD 2.7 milliarder ved årsslutt 2014. Den rullerende kredittfasiliteten («RCF») på NOK 550 millioner ble ferdigstilt med en gruppe banker den 30. juni. 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.
| (USD 1 000) | 30.06.2015 | 30.06.2014 | 31.12.2014 |
|---|---|---|---|
| Avsetning pr. 1.1 | 489 051 | 160 413 | 160 413 |
| Fjernings- og nedstengingsforpliktelser knyttet til oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS | 340 897 | ||
| Påløpte fjerningskostnader | -3 176 | -823 | -14 087 |
| Kalkulatorisk rente - nåverdiberegning | 12 947 | 4 281 | 12 410 |
| Omregningsdifferanse* | -1 827 | -10 674 | |
| Endring i estimat og påløpt gjeld på nye felt | 10 410 | 93 | |
| Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 509 233 | 162 045 | 489 051 |
| Fordelt mellom langsiktig og kortsiktig forpliktelser: | |||
| Kortsiktige | 7 894 | 26 862 | 5 728 |
| Langsiktige | 501 339 | 135 183 | 483 323 |
| Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 509 233 | 162 045 | 489 051 |
*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.
Selskapet har innregnet de første fjerningsforpliktelsene på Ivar Aasen feltet, da deler av plattformen har blitt installert i andre kvartal 2015.
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.
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.
Selskapet har identifisert følgende hendelser som har funnet sted i perioden mellom balansedagen og rapporteringsdato.
| Opererte felt: | 30.06.2015 | 31.12.2014 Ikke-opererte felt: | 30.06.2015 | 31.12.2014 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Alvheim | 65,000 % | 65,000 % Atla | 10,000 % | 10,000 % | |
| Bøyla | 65,000 % | 65,000 % Enoch | 2,000 % | 2,000 % | |
| Ivar Aasen Unit | 34,780 % | 34,780 % Gina Krog | 3,300 % | 3,300 % | |
| Jette Unit | 70,000 % | 70,000 % Johan Sverdrup **** | 11,573 % | N/A | |
| 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: | 31.12.2014 30,000 % 30,000 % 20,000 % 25,000 % 15,000 % 25,000 % 5,000 % 30,000 % |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Lisens: | 30.06.2015 | 31.12.2014 Lisens: | 30.06.2015 | |||||
| PL 001B | 35,000 % | 35,000 % PL 019C | 30,000 % | |||||
| PL 026B | 62,130 % | 62,130 % PL 019D | 30,000 % | |||||
| PL 027D | 100,000 % | 100,000 % PL 029B | 20,000 % | |||||
| PL 027ES * | 0,000 % | 40,000 % PL 035 | 25,000 % | |||||
| PL 028B | 35,000 % | 35,000 % PL 035B | 15,000 % | |||||
| PL 036C | 65,000 % | 65,000 % PL 035C | 25,000 % | |||||
| PL 036D | 46,904 % | 46,604 % PL 038 | 5,000 % | |||||
| PL 088BS | 65,000 % | 65,000 % PL 038D | 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 | 25,000 % | 25,000 % | ||||
| PL 364 | 50,000 % | 50,000 % PL 362 | 15,000 % | 15,000 % | ||||
| PL 460 | 100,000 % | 100,000 % PL 438 | 10,000 % | 10,000 % | ||||
| PL 494 | 30,000 % | 30,000 % PL 442 | 20,000 % | 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 % | 83,571 % PL 502 | 22,222 % | 22,222 % | ||||
| PL 504CS * | 0,000 % | 21,814 % PL 522 * | 0,000 % | 10,000 % | ||||
| PL 553 * | 0,000 % | 40,000 % PL 533 | 20,000 % | 20,000 % | ||||
| PL 626 | 50,000 % | 50,000 % PL 550 | 10,000 % | 10,000 % | ||||
| PL 659 | 20,000 % | 20,000 % PL 551 | 20,000 % | 20,000 % | ||||
| PL 663 | 30,000 % | 30,000 % PL 554 | 10,000 % | 10,000 % | ||||
| PL 677 | 60,000 % | 60,000 % PL 554B | 10,000 % | 10,000 % | ||||
| PL 709 | 40,000 % | 40,000 % PL 554C | 10,000 % | 10,000 % | ||||
| PL 715 | 40,000 % | 40,000 % PL 558 * | 0,000 % | 20,000 % | ||||
| PL 724 | 40,000 % | 40,000 % PL 567 | 40,000 % | 40,000 % | ||||
| PL 724B ** | 40,000 % | 0,000 % PL 574 | 10,000 % | 10,000 % | ||||
| PL 736S | 65,000 % | 65,000 % PL 613 | 20,000 % | 20,000 % | ||||
| PL 748 | 40,000 % | 40,000 % PL 619 * | 0,000 % | 30,000 % | ||||
| PL 777 ** | 40,000 % | 0,000 % PL 627 | 20,000 % | 20,000 % | ||||
| PL 790 ** | 50,000 % | 0,000 % PL 627B ** | 20,000 % | 0,000 % | ||||
| Antall | 34 | 35 PL 653 | 30,000 % | 30,000 % | ||||
| PL 667 | 30,000 % | 30,000 % | ||||||
| * Tilbakeleverte lisenser eller Det norske har trukket seg ut av lisensen. | PL 672 | 25,000 % | 25,000 % | |||||
| PL 676BS ** | 10,000 % | 0,000 % | ||||||
| ** Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) i 2014. Tilbudene ble kunngjort | PL 676S | 10,000 % | 10,000 % | |||||
| i 2015. | PL 678BS | 25,000 % | 25,000 % | |||||
| PL 676C ** | 25,000 % | 0,000 % | ||||||
| *** Andel ervervet/endret gjennom lisenstransaksjon. | PL 678S | 25,000 % | 25,000 % | |||||
| PL 681 | 16,000 % | 16,000 % | ||||||
| **** I henhold til avgjørelse fra Olje- og energidepartementet | PL 694 ** | 20,000 % | 0,000 % | |||||
| PL 706 | 20,000 % | 20,000 % | ||||||
| PL 730 | 30,000 % | 30,000 % | ||||||
| PL 730B | 30,000 % | 0,000 % | ||||||
| PL 778 ** | 20,000 % | 0,000 % | ||||||
| PL 804 ** | 30,000 % | 0,000 % | ||||||
| Antall | 50 | 46 |
27
| 2015 | 2014 | 2013 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q2 | Q1 | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | Q4 | Q3 | ||
| Driftsinntekter | 337 236 | 324 178 | 345 670 | 18 334 | 74 304 | 25 923 | 43 279 | 55 056 | |
| Utforskningskostnader | 24 949 | 14 523 | 51 491 | 71 778 | 21 027 | 20 040 | 95 472 | 102 347 | |
| Produksjonskostnader | 50 686 | 39 349 | 44 400 | 7 906 | 7 417 | 7 032 | 16 607 | 9 090 | |
| Avskrivninger | 117 354 | 122 224 | 104 183 | 28 080 | 13 443 | 14 548 | 21 103 | 27 849 | |
| Nedskrivninger | 52 773 | 319 018 | 27 402 | 111 893 | 1 163 | ||||
| Andre driftskostnader | 22 550 | 14 397 | 10 679 | 993 | 12 896 | 825 | -685 | 2 752 | |
| Driftskostnader | 215 539 | 243 266 | 529 772 | 108 757 | 54 782 | 69 847 | 244 391 | 143 200 | |
| Driftsresultat | 121 697 | 80 912 | -184 102 | -90 423 | 19 522 | -43 924 | -201 112 | -88 144 | |
| Netto finansposter | -58 523 | 254 | -12 788 | -30 143 | -23 865 | -9 901 | -18 011 | -22 305 | |
| Resultat før skattekostnad | 63 174 | 81 166 | -196 889 | -120 567 | -4 343 | -53 824 | -219 123 | -110 450 | |
| Skattekostnad (+)/skatteinntekt(-) | 55 897 | 78 727 | 89 997 | -103 615 | -31 627 | -51 240 | -163 202 | -83 542 | |
| Periodens resultat | 7 277 | 2 439 | -286 887 | -16 952 | 27 284 | -2 584 | -55 921 | -26 908 |
Tall fra tidligere kvartaler er omregnet til USD ved bruk av årlig gjennomsnittlig valutakurs i 2013 og ni måneders gjennomsnittlig valutakurs i 2014.
I henhold til verdipapirhandelloven § 5-5 med tilhørende forskrifter bekreftes det at selskapets årsregnskap for 2014 etter vår beste overbevisning er utarbeidet i samsvar med IFRS som er fastsatt av EU, med krav til 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 for 2014 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, 14. juli 2015
Anne Marie Cannon, nestleder Kjell Pedersen, styremedlem
Kristin Gjertsen, styremedlem Kristin Alne, vara styremedlem
Katherine Jessie Martin (kjent som Kitty Hall), styremedlem
Sverre Skogen, styreleder Kjell Inge Røkke, styremedlem
Gro Kielland, styremedlem Terje Solheim, styremedlem
Jørgen C. Arentz Rostrup, styremedlem Karl Johnny Hersvik, administrerende direktør
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.