Quarterly Report • Feb 19, 2014
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
| Oppsummering av fjerde kvartal4 | |
|---|---|
| Oppsummering av økonomiske resultater og driftsresultater5 | |
| Resultater6 | |
| Feltresultater og oljepriser 6 |
|
| Helse, miljø og sikkerhet6 | |
| Prosjekter med godkjent PUD 6 |
|
| Andre prosjekter7 | |
| Leting 7 |
|
| Forretningsutvikling7 | |
| Hendelser etter kvartalets slutt 7 |
|
| Utsikter8 | |
| Årsregnskap9 |
(Alle tall i parentes gjelder fjerde kvartal 2012)
Det norske oljeselskap ASA ("Det norske" eller "selskapet") hadde inntekter på 254 millioner kroner (117) i fjerde kvartal. Letekostnader på 544 millioner kroner (195) bidro til et driftsunderskudd på 1 182 millioner kroner (358). Netto finanskostnader var på 106 millioner kroner (14). Netto tap for fjerde kvartal var 329 millioner kroner (47), etter en skatteinntekt på 959 millioner kroner (325).
Det norskes fire felt i produksjon – Jette, Atla, Varg og Jotun – hadde en gjennomsnittlig produksjon på 4 328 boepd dette kvartalet, hvorav Jette sto for 63 prosent. Gjennomsnittlig realisert oljepris var 109 dollar (110) per fat.
Utbyggingen av Ivar Aasen-feltet, der Det norske er operatør med en eierandel på 35 prosent, er i rute. Det første stålet er kuttet, og byggingen har begynt både på verftet i Arbatax på Sardinia, der Saipem bygger stålunderstellet, og i Singapore, der SMOE bygger plattformdekket.
På Johan Sverdrup-prosjektet la pre-unit-operatør Statoil frem sin anbefaling til valg av konsept for utbyggingen av første feltfase. Den formelle beslutningen om å passere beslutningspunkt 2 (DG2) ble tatt av partnerne etter kvartalsslutt. Hensikten er å legge frem en plan for utbygging og drift (PUD) som kan godkjennes av Stortinget i løpet av første halvår 2015, med oppstart av oljeproduksjon i slutten av 2019. Pre-unit-operatør Statoil har anslått mellom 1 800 og 2 900 millioner fat oljeekvivalenter (boe) i utvinnbare ressurser fra det samlede feltet
I fjerde kvartal deltok Det norske i et funn på Askja (PL 272). To letemål ga gode resultater, og foreløpige anslag tyder på at feltet inneholder et sted mellom 19 og 44 millioner fat boe. Det norske er også rettighetshaver i nabofunnet Krafla, og felles utbygging med Askja kan gi mellom 69 og 124 millioner boe. Boringen på Mantra i PL 551 ble avsluttet i fjerde kvartal uten at det ble funnet hydrokarboner i prospektet.
| MNOK = millioner kroner | Q4 13 | Q3 13 | Q2 13 | Q1 13 | Q4 12 | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Jette (boepd), 70 % | 2 710 | 4 378 | 3 594 |
0 | 0 | 2 683 | 0 |
| Atla (boepd), 10 % |
1 031 | 981 | 1 446 | 1 253 | 2 070 | 1 177 | 513 |
| Varg (boepd), 5 % |
412 | 377 | 398 | 425 | 395 | 403 | 556 |
| Glitne (boepd), 10 % |
0 | 0 | 0 | 43 | 75 | 11 | 174 |
| Enoch (boepd), 2 % |
0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 4 |
| Jotun Unit (boepd), 7 % |
175 | 204 | 175 | 209 | 231 | 191 | 210 |
| Total produksjon (boepd) | 4 328 | 5 940 | 5 613 | 1 929 | 2 771 | 4 463 | 1 458 |
| Olje- og gassproduksjon (tusen fat oljeekvivalenter) |
398 | 547 | 511 | 174 | 255 | 1 629 | 545 |
| Realisert oljepris (USD/fat) | 109 | 112 | 103 | 112 | 110 | 107 | 115 |
| Driftsinntekter (MNOK) | 254 | 324 | 286 | 80 | 117 | 944 | 332 |
| Kontantstrøm fra produksjon (MNOK) | 151 | 269 | 227 | 37 | 40 | 684 | 114 |
| Letekostnader (MNOK) |
544 | 588 | 271 | 234 | 195 | 1 637 | 1 609 |
| Totale leteutgifter (kostnadsførte og balanseførte) (MNOK) |
400 | 581 | 373 | 306 | 375 | 1 659 | 1 656 |
| Driftsresultat (MNOK) | -1182 | -518 | -277 | -251 | -358 | -2 227 | -3 843 |
| Periodens nettoresultat (MNOK) | -329 | -158 | -41 | -20 | -47 | -548 | -957 |
| Antall lisenser (operatørskap) | 80 (33) | 74 (30) | 72 (30) | 69 (28) | 67 (26) | 80 (33) | 67 (26) |
Driftsinntektene i fjerde kvartal var på 254 millioner kroner (117). Den viktigste grunnen til denne økningen er at produksjonen på Jette kom i gang i 2013. Produksjonen økte med 56 prosent fra 2 771 fat oljeekvivalenter per dag (boepd) i fjerde kvartal 2012 til 4 328 boepd dette kvartalet. Jette sto for 2 710 boepd (0) og Atla for 1 031 boepd (2 070).
Letekostnadene utgjorde 544 millioner kroner (195). Selskapet har i løpet av kvartalet kostnadsført alle balanseførte kostnader i forbindelse med Grevlingfunnet i PL 038D med NOK 316 millioner, samt kostnadsført utgiftene i fjerde kvartal 2013 i forbindelse med Mantra-brønnen i PL 551.
Driftsunderskuddet økte til 1 182 millioner kroner (358), mest på grunn av nedskrivninger på flere produserende felt, hvorav Jette sto for 349 millioner kroner. Netto finanskostnader i fjerde kvartal beløp seg til 106 millioner kroner (14).
Periodens nettoresultat var -329 millioner kroner (47) etter en skatteinntekt på 959 millioner kroner (325).
Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter utgjorde 920 millioner kroner (1 167), inklusive en skatterefusjon på 1 318 millioner kroner (1 443). Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter var -635 millioner kroner (-1 031), som i hovedsak skyldes leteutgifter og investeringer i felt under utbygging. Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter var 207 millioner kroner (284) som følge av at selskapet utstedte ny gjeld og nedbetalte eksisterende gjeld.
Per 31. desember var selskapets beholdninger av betalingsmidler 1 709 millioner kroner (1 154). Skattefordring for utbetaling i desember 2014 er 1 411 millioner kroner (1 274).
Egenkapitalandelen ved utgangen av fjerde kvartal 2013 var redusert til 30 prosent (45). Funn og felt under utbygging bidro til totale eiendeler på 10 541 millioner kroner (8 364) per 31. desember.
Det norske produserte 398 180 fat oljeekvivalenter (boe) i fjerde kvartal 2013. Dette tilsvarer 4 328 boepd (2 771).
Gjennomsnittlig realisert oljepris var 109 dollar (110) per fat, mens gassen ble solgt til gjennomsnittlig 2,3 kroner (2,3) per standard kubikkmeter (Sm3 ).
Jette kom i produksjon i mai og produserte i snitt 2 710 boepd netto i fjerde kvartal og sto dermed for 63 prosent av den totale produksjonen. Driften har vært stabil på Jette i fjerde kvartal, men produksjonsnivået avtar gradvis. Gjenværende ressurser på Jette har blitt skrevet ned, og som en følge av dette har selskapet skrevet ned verdien på Jette med 349 millioner kroner i fjerde kvartal.
Atla produserte i gjennomsnitt 1 031 boepd (2 070) i fjerde kvartal og sto for 24 prosent av den totale produksjonen. Produksjonen på Atla var stabil i oktober og desember, men på grunn av tekniske problemer på Heimdal ble den lavere enn forventet i annen halvdel av november.
Varg produserte 412 boepd (395) i fjerde kvartal, tilsvarende 10 prosent av produksjonen totalt. Produksjonen har vært stabil i fjerde kvartal.
Den gjennomsnittlige produksjonsraten på Jotun på 175 boepd netto til Det norske representerte om lag 4 prosent av produksjonen totalt. Produksjonen holdt seg stabil i løpet av kvartalet.
Det ble ikke rapportert noen alvorlige hendelser i forbindelse med Det norskes operasjoner i fjerde kvartal. Det ble rapportert én fraværsskade hos Det norske i desember som følge av en mindre skade hos en person som skled og falt på et verft som har kontrakt med Det norske. Petroleumstilsynet (Ptil) gjennomførte tilsyn med tekniske og operative barrierer på Ivar Aasen i fjerde kvartal. Det ble funnet tre avvik og åtte forbedringspunkter. Et tidligere tilsyn, som omhandlet materialhåndtering og arbeidsmiljø på Ivar Aasenplattformen, ble avsluttet av Ptil i November.
Utbyggingen av Ivar Aasen-feltet er i rute, med planlagt oppstart i fjerde kvartal 2016.
Ivar Aasen bygges ut med stålunderstell. Plattformdekket vil ha boligkvarter og et prosesseringsanlegg for førstetrinns separasjon. Detaljprosjekteringen av plattformdekket utføres av Mustang Engineering utenfor London, UK. I begynnelsen av november ble det første stålet kuttet, både til understellet og til plattformdekket. Byggingen av hovedstrukturelementene til dekket begynte i Indonesia og Singapore i fjerde kvartal.
I desember 2012 støtte partnerne i PL 457 på olje i brønn 16/1-16 og 16/1- 16A. PL 457 ligger rett øst for Ivar Aasen. Partnerne i Ivar Aasen har undertegnet en pre-unit-avtale med partnerne i PL 457. Avtalen muliggjør en koordinert utbygging av funnene og fastsetter prinsipper for arbeidsprosessen som skal lede frem mot en første unitisering. Unitiseringsavtalen skal være på plass innen juni 2014. Med dette vil Det norske få redusert sin totale eierandel i det utvidede feltet.
Utbyggingen av Gina Krog-feltet er i rute, og oppstart er planlagt til 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.
Johan Sverdrup – PL 265 (20 %, partner) og PL 502 (22,22 %, partner) Pre-unit-operatør Statoil har anbefalt et konsept for første fase. Statoil kunngjorde mellom 1 800 og 2 900 millioner fat oljeekvivalenter i utvinnbare ressurser fra det samlede feltet. I februar 2014 tok partnerne sin formelle beslutning om å passere beslutningspunkt 2 (DG2), og konseptvalget ble offentliggjort. Konseptet som ble valgt, beskrives nærmere i "Hendelser etter kvartalets slutt".
I september påbegynte den halvt nedsenkbare boreriggen Ocean Vanguard boringen av letebrønn 30/11-9S på Askja-prospektet sør for Oseberg. Etter å ha påtruffet en 90 meters gasskolonne i nedre del av Heather-formasjonen og i øvre til midtre del av Tarbert i brønn 30/11-9S ble et annet prospekt testet med avgrensningsbrønn 30/11-9A. Brønnen påtraff olje i en 40 meter netto kolonne i nedre del av Heather-formasjonen og øvre del av Tarbertformasjonen.
Foreløpige beregninger viser at størrelsen på funnene er mellom 19 og 44 millioner fat oljeekvivalenter. Askja ligger ved siden av Krafla-funnet og inneholder mellom 50 og 80 millioner fat oljeekvivalenter, og en felles utbygging av disse feltene kan gi mellom 69 og 124 millioner fat oljeekvivalenter.
Letebrønn 31/3-4 på Mantra-prospektet utenfor norskekysten støtte i desember på sand av reservoarkvalitet, men alle intervaller var vannførende. Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare riggen Transocean Barents. Brønnen ble plugget og forlatt.
Som et ledd i det kontinuerlige arbeidet med å optimere leteporteføljen gir Det norske regelmessig avkall på lisenser og inngår "farm in"- og "farm out" avtaler.
I fjerde kvartal inngikk Det norske en avtale med Atlantic Petroleum Norge AS om salg av 10 prosent eierandel i PL 659 i Barentshavet. Lisensen omfatter Langlitinden-prospektet, der boringen ble igangsatt i januar 2014. Det norske er operatør og vil etter transaksjonen sitte igjen med 20 prosent i lisensen. Som kompensasjon skal Atlantic Petroleum dekke en del av Det norskes kostnader i forbindelse med letebrønnen. Avtalen skal godkjennes av myndighetene.
Som pre-unit-operatør på Johan Sverdrup-feltet gjorde Statoil de sentrale delene av konseptvalget offentlig kjent i februar 2014, da partnerne besluttet å passere beslutningspunkt 2 (DG2).
Konseptvalget innebærer at Johan Sverdrup-feltet vil bli utbygget i flere faser. I første fase omfatter planen for utbygging og drift (PUD) etablering av et feltsenter bestående av fire plattformer: en prosessplattform, en boreplattform, en stigerørsplattform og en boligplattform, alle med stålunderstell. I tillegg skal det være tre undervannsinstallasjoner for vanninjeksjon. Produksjonskapasiteten i første fase vil være mellom 315 000 og 380 000 fat oljeekvivalenter per dag.
Statoil kunngjorde mellom 1 800 og 2 900 millioner fat oljeekvivalenter i utvinnbare ressurser fra det samlede feltet (inkludert PL 501). Utvinningsgraden er foreløpig anslått til ca. 60 %, men ambisjonen er at den skal økes til ca. 70 %. Totale investeringer i første fase er anslått til mellom 100 og 120 milliarder kroner. Fase 1 har kapasitet til å produsere mer enn 70 % av ressursene. Dette anslaget omfatter alle investeringer i plattformer, undervannsinstallasjoner, brønner, rørledninger og landstrøm og inkluderer avsetninger for uforutsette endringer og for eventuell prisutvikling i markedet. Partnerskapet arbeider uavlatelig for å redusere investeringsnivået i første fase.
Utbyggingen av første fase er robust og har fleksibilitet til å sikre optimal utbygging av de samlede ressursene på feltet, herunder IOR/EOR, pluss eventuell tredjepartsproduksjon.
Konseptet for fasene fremover vil bli vedtatt i en egen beslutningsprosess etter fase 1 av PUD. Feltet forventes å ha en full produksjonskapasitet i området 550 000–650 000 fat oljeekvivalenter. Johan Sverdrup har en forventet levetid både teknisk og kommersielt på omkring 50 år.
Oljen og gassen fra Johan Sverdrup vil bli ilandført i egne rørledninger. Oljen vil bli ført til Mongstad-terminalen i Hordaland, mens gassen vil bli ilandført via Statpipe til Kårstø i Rogaland for prosessering og videre transport.
Planen er at PUD for Johan Sverdrup skal sendes inn til myndighetene senest i første kvartal 2015. Johan Sverdrup-feltet består av tre lisenser, og samtlige partnere vil delta i unitiseringsforhandlinger for å avklare de endelige eierinteressene i feltet. En unitiseringsavtale må på plass før plan for utbygging og drift (PUD) kan bli behandlet av myndighetene.
I februar rapporterte selskapet at det som operatør hadde bekreftet funn av hydrokarboner på Langlitinden i PL 659.
I tildelingen i forhåndsdefinerte områder (TFO) 2013 fikk Det norske seks nye lisenser, to av dem som operatør. Alle de seks lisensene er i Nordsjøen.
I januar tok Gro Haatvedt imot tilbudet om å bli letedirektør i Det norske oljeselskap ASA. Haatvedt kommer fra jobben som letedirektør for norsk sokkel i Statoil. Akkurat når hun vil tiltre stillingen, er ennå ikke bestemt, men hun vil være på plass senest i august 2014.
Ivar Aasen og Johan Sverdrup er de to viktigste utbyggingsprosjektene Det norske har. Begge prosjektene forløper på en god måte. I 2014 vil Det norske gjennomføre unitiseringsforhandlinger både for Ivar Aasen og for Johan Sverdrup.
Det norske tar sikte på en sterk produksjonsvekst. Dette vil kreve store investeringer. I løpet av de to siste årene har selskapet styrket egenkapitalen og har i løpet av de siste månedene fått på plass både et usikret obligasjonslån på 1,9 milliarder kroner og en kredittfasilitet på 1 milliard dollar. Styret har iverksatt disse tiltakene for å sikre en solid finansiell basis for feltutbyggingsprosjektene og vil fortsette arbeidet med å sikre en optimal finansieringsstruktur for selskapet.
Ut fra foreliggende planer vil Det norske delta i ca. ti letebrønner i løpet av 2014.
Det norske utfører betydningsfulle operasjoner på den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er samtidig operatør på utbyggingsprosjektet Ivar Aasen og er partner på utbyggingsprosjektene Johan Sverdrup og Gina Krog. Disse operasjonelle aktivitetene involverer tusenvis av arbeidere i forskjellige land på forskjellige kontinent. Alle våre aktiviteter innebærer risiko. Risiko kan aldri elimineres, men den kan bli minimert gjennom varsom håndtering og god ledelse. Det norske anerkjenner sitt ansvar for sikkerheten til mennesker og miljøet, og vil bruke tid og ressurser for å tilfredsstille alle reguleringer og ivareta de høyeste HMS-standarder i oljebransjen.
| (Urevidert) | (Revidert) | (Urevidert) | (Revidert) | (Urevidert) | (Revidert) | (Urevidert) | (Revidert) | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q4 | 1.1 - 31.12 | Q4 | 1.1 - 31.12 | ||||||
| (Alle tall i NOK 1 000) Note |
2013 | 2012 | 2013 | 2012 | (Alle tall i NOK 1 000) | 2013 | 2012* | 2013 | 2012* |
| Petroleumsinntekter 2 |
248 716 | 113 946 | 933 162 | 325 093 | Periodens resultat | -328 647 | -47 264 | -548 600 | -957 252 |
| Andre driftsinntekter 2 |
5 636 | 2 851 | 10 719 | 7 351 | |||||
| Poster som ikke | |||||||||
| Driftsinntekter | 254 353 | 116 797 | 943 881 | 332 444 | skal reklassifiseres over resultatet: | ||||
| Aktuariel gevinst/tap | |||||||||
| pensjon | 4 064 | -1 709 | 4 064 | -6 834 | |||||
| Utforskningskostnader 3 |
544 400 | 194 924 | 1 637 063 | 1 609 314 | Skatt relatert til totalres. | -3 170 | 1 333 | -3 170 | 5 331 |
| Produksjonskostnader | 97 602 | 74 027 | 249 619 | 210 962 | |||||
| Lønn og lønnsrelaterte kostnader 6 |
3 854 | 267 | 38 025 | 11 000 | Totalresultat | -327 752 | -47 640 | -547 706 | -958 756 |
| Avskrivninger 5 |
124 021 | 56 505 | 470 529 | 111 687 | |||||
| Nedskrivninger 4,5 |
657 597 | 127 155 | 666 135 | 2 149 653 | * se note 1 for informasjon om sammenligningstall | ||||
| Andre driftskostnader 6 |
8 811 | 21 995 | 109 886 | 82 799 | |||||
| Driftskostnader | 1 436 285 | 474 873 | 3 171 256 | 4 175 414 | |||||
| Driftsresultat | -1 181 933 | -358 076 | -2 227 375 | -3 842 970 | |||||
| Renteinntekter 7 |
13 063 | 13 630 | 40 750 | 54 997 | |||||
| Annen finansinntekt 7 |
15 838 | 26 667 | 80 567 | 68 399 | |||||
| Rentekostnader 7 |
103 397 | 35 084 | 301 834 | 128 250 | |||||
| Annen finanskostnad 7 |
31 355 | 18 977 | 137 435 | 101 050 | |||||
| Netto finansposter | -105 851 | -13 763 | -317 952 | -105 906 | |||||
| Resultat før skattekostnad | -1 287 784 | -371 839 | -2 545 327 | -3 948 876 | |||||
| Skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | 8 -959 137 |
-324 575 | -1 996 727 | -2 991 624 | |||||
| Periodens resultat | -328 647 | -47 264 | -548 600 | -957 252 | |||||
| Tidsveiet gj.snittlig antall aksjer i per. | 140 707 363 | 136 581 048 | 140 707 363 | 128 649 729 | |||||
| Tidsveiet gj.snittlig antall aksjer i per. utvannet | 140 707 363 | 136 581 048 | 140 707 363 | 128 649 729 | |||||
| Resultat etter skatt pr. aksje | -2,34 | -0,35 | -3,90 | -7,44 | |||||
| Resultat etter skatt pr. aksje - utvannet | -2,34 | -0,35 | -3,90 | -7,44 | |||||
| (Urevidert) | (Revidert) | (Urevidert) | (Revidert) | (Urevidert) | (Revidert) | (Urevidert) | (Revidert) | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q4 | 1.1 - 31.12 | Q4 | 1.1 - 31.12 | |||||
| Poster som ikke | ||||||||
| Aktuariel gevinst/tap | ||||||||
| pensjon | 4 064 | -1 709 | 4 064 | -6 834 | ||||
| Totalresultat | ||||||||
| (Alle tall i NOK 1 000) | Note | (Urevidert) 31.12.2013 |
(Revidert) 31.12.2012 |
(Alle tall i NOK 1 000) | Note | (Urevidert) 31.12.2013 |
(Revidert) 31.12.2012* |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| EIENDELER | EGENKAPITAL OG GJELD | ||||||
| Immaterielle eiendeler | Innskutt egenkapital | ||||||
| Goodwill | 5 | 321 120 | 387 551 | Aksjekapital | 13 | 140 707 | 140 707 |
| Aktiverte leteutgifter | 5 | 2 056 100 | 2 175 492 | Overkursfond | 3 089 542 | 3 089 542 | |
| Andre immaterielle eiendeler | 5 | 646 299 | 665 542 | ||||
| Utsatt skattefordel | 8 | 630 423 | |||||
| Sum innskutt egenkapital | 3 230 249 | 3 230 249 | |||||
| Varige driftsmidler | |||||||
| Varige driftsmidler | 5 | 2 657 566 | 1 993 269 | Opptjent egenkapital | |||
| Annen egenkapital | 1 | -41 780 | 505 926 | ||||
| Finansielle eiendeler | |||||||
| Langsiktige fordringer | 11 | 125 432 | 31 995 | Sum egenkapital | 3 188 470 | 3 736 175 | |
| Andre langsiktige eiendeler | 9 | 285 399 | 193 934 | ||||
| Sum anleggsmidler | 6 722 340 | 5 447 783 | Avsetning for forpliktelser Pensjonsforpliktelser |
1 | 66 512 | 65 258 | |
| Utsatt skatt | 1,8 | 126 604 | |||||
| Varer | Fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 20 | 828 529 | 798 057 | |||
| Varelager | 40 880 | 21 209 | Andre avsetninger for forpliktelser | 780 | 647 | ||
| Fordringer | Langsiktig gjeld | ||||||
| Kundefordringer | 15 | 134 221 | 101 839 | Obligasjonslån | 18 | 2 473 582 | 589 078 |
| Andre kortsiktige fordringer | 10 | 499 419 | 342 566 | Annen rentebærende gjeld | 19 | 2 036 907 | 1 299 733 |
| Kortsiktige plasseringer | 24 075 | 23 138 | Derivater | 14 | 49 453 | 45 971 | |
| Beregnet skatt til utbetaling | 1 411 251 | 1 273 737 | |||||
| Kortsiktig gjeld | |||||||
| Betalingsmidler | Kortsiktig lån | 16 | 478 050 | 567 075 | |||
| Betalingsmidler | 12 | 1 709 166 | 1 154 182 | Leverandørgjeld | 452 435 | 258 596 | |
| Offentlige trekk og avgifter | 23 579 | 24 536 | |||||
| Sum omløpsmidler | 3 819 011 | 2 916 670 | Fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 20 | 147 375 | ||
| Annen kortsiktig gjeld | 17 | 795 680 | 852 722 | ||||
| Sum gjeld | 7 352 882 | 4 628 277 | |||||
| SUM EIENDELER | 10 541 352 | 8 364 453 | SUM EGENKAPITAL OG GJELD | 10 541 352 | 8 364 453 |
*se note 1 for informasjon om sammenligningstall
| Annen | Sum | |||
|---|---|---|---|---|
| (Alle tall i NOK 1 000) | Aksjekapital | Overkurs | egenkapital | egenkapital |
| Egenkapital pr. 31.12.2011 | 127 916 | 2 083 271 | 1 465 364 | 3 676 551 |
| Prinsippendring, jfr. note 1 | -684 | -684 | ||
| Egenkapital pr. 31.12.2011 (justert) | 127 916 | 2 083 271 | 1 464 680 | 3 675 867 |
| Emisjon | 12 792 | 1 006 271 | 1 019 063 | |
| Periodens totalresultat 1.1.2012 - 31.12.2012 | -957 251 | -957 251 | ||
| Prinsippendring, jfr note 1 | -1 504 | -1 504 | ||
| Egenkapital pr. 31.12.2012 | 140 707 | 3 089 542 | 505 926 | 3 736 175 |
| Periodens totalresultat 1.1.2013 - 31.12.2013 | -547 706 | -547 706 | ||
| Egenkapital pr. 31.12.2013 | 140 707 | 3 089 542 | -41 780 | 3 188 470 |
| Q4 | 01.01-31.12 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (Alle tall i NOK 1000) | Note | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter | |||||
| Resultat før skattekostnad | -1 287 784 | -371 839 | -2 545 327 | -3 948 876 | |
| Betalte skatter i perioden | -26 585 | -26 585 | |||
| Periodens mottatte skattefordring | 1 318 430 | 1 443 140 | 1 318 430 | 1 443 140 | |
| Avskrivninger | 5 | 124 021 | 56 505 | 470 529 | 111 687 |
| Nedskrivninger | 4 | 657 597 | 127 155 | 666 135 | 2 149 653 |
| Kalkulatorisk rente i nåverdiberegning av fjerningsforpliktelser | 20 | 11 083 | 4 502 | 42 765 | 17 519 |
| Tilbakeføring av skatteelement mindreverdi purchase price allocation (PPA) | 3 | -57 000 | |||
| Tap ved salg av lisensandel | -2 500 | 734 | 13 461 | ||
| Verdiendring på derivat til virkelig verdi over resultatet | 7 | 9 310 | 1 174 | 3 174 | 44 847 |
| Amortisering av rente- og etableringskostnader | 7 | 9 162 | 14 763 | 88 458 | 39 576 |
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner | 3,5 | 394 367 | 126 346 | 1 150 541 | 1 116 403 |
| Endring i lager, kreditorer og debitorer | 120 777 | -258 309 | 141 786 | 44 467 | |
| Endring i andre korsiktige tidsavgrensningsposter | -410 386 | 26 510 | -394 934 | 444 144 | |
| Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter | 919 992 | 1 167 448 | 915 707 | 1 419 020 | |
| Kontantstrømmer fra investeringsaktiviteter | |||||
| Utbetaling ved fjerning og nedstenging av oljefelt | 20 | -16 176 | 12 632 | -36 739 | -678 |
| Utbetaling ved investering i varige driftsmidler | 5 | -365 069 | -737 426 | -1 495 709 | -2 874 627 |
| Utbetaling ved investering i aktiverte leteutgifter og andre immaterielle eiendeler | 5 | -255 230 | -309 159 | -1 358 941 | -1 114 277 |
| Salgssum ved salg av varige driftsmidler/lisenser | 983 | 2 575 | 86 472 | 414 336 | |
| Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter | -635 492 | -1 031 378 | -2 804 917 | -3 575 247 | |
| Kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter | |||||
| Emisjon | 1 019 063 | 1 019 063 | |||
| 16 | -1 200 000 | -1 800 000 | -1 500 000 | -2 000 000 | |
| Nedbetaling av kortsiktig gjeld | 18,19 | -600 000 | -2 185 102 | -600 000 | |
| Nedbetaling av langsiktig gjeld | |||||
| Opptak av langsiktig gjeld | 18,19 | 707 167 | 1 065 093 | 4 729 297 | 1 849 749 |
| Opptak av kortsiktig gjeld Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter |
16 | 700 000 207 167 |
600 000 284 156 |
1 400 000 2 444 195 |
2 200 000 2 468 812 |
| Netto endring i betalingsmidler | 491 667 | 420 226 | 554 985 | 312 584 | |
| Beholdning av betalingsmidler ved periodens begynnelse | 12 | 1 217 500 | 733 957 | 1 154 182 | 841 599 |
| Beholdning av betalingsmidler ved periodens slutt | 1 709 166 | 1 154 182 | 1 709 166 | 1 154 182 | |
| Spesifikasjon av betalingsmidler ved periodens slutt: | |||||
| Bankinnskudd | 1 693 319 | 1 140 750 | 1 693 319 | 1 140 750 | |
| Bundne bankinnskudd | 15 847 | 13 432 | 15 847 | 13 432 | |
| Sum betalingsmidler ved periodens slutt | 12 | 1 709 166 | 1 154 182 | 1 709 166 | 1 154 182 |
(Alle tall i NOK 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". Kvartalsrapporten er urevidert.
Regnskapsprinsippene som er benyttet i denne rapporten er i samsvar med prinsippene benyttet i årsregnskapet for 2012, med følgende unntak:
Fra 1. januar 2013 har foretaket anvendt IAS 19 Ytelser til ansatte (juni 2011) ("IAS 19R") og endret basis for beregning av pensjonsforpliktelser og pensjonskostnader. Foretaket har tidligere benyttet korridormetoden for regnskapsføring av uamortiserte estimatavvik. Korridormetoden er ikke lenger tillatt, og alle estimatavvik skal etter IAS 19R føres i oppstilling over andre inntekter og kostnader (OCI). Korridoren per 1. januar 2012 som utgjorde NOK 3,1 millioner er nullstilt. Pensjonsforpliktelsen økte tilsvarende per 1. januar 2012, mens egenkapitalen ble redusert med NOK 0,7 millioner(etter skatt), og NOK 1,5 millioner pr 31. desember 2012.
Tidligere ble avkastning på pensjonsmidler beregnet ved bruk av en langsiktig forventet avkastning på pensjonsmidlene. Som følge av anvendelse av IAS 19R, beregnes nå periodens netto rentekostnad ved å anvende diskonteringsrenten for forpliktelsen på begynnelsen av perioden på netto forpliktelsen. Netto rentekostnad består derfor av rente på forpliktelsen og avkastning på midlene, begge beregnet med diskonteringsrenten. Endringer i netto pensjonsforpliktelse som følge av premiebetalinger og utbetaling av pensjon hensyntas. Forskjellen mellom faktisk avkastning på pensjonsmidlene og den resultatførte regnskapsføres fortløpende mot OCI. Pensjonskostnaden i 2012 under tidligere prinsipp utgjorde NOK 29,7 millioner.
Som følge av endret prinsipp for behandling av uamortisert estimatavvik og beregning av netto rentekostnad, økte den resultatførte pensjonskostnaden til NOK 36,5 millioner, mens estimatavvik på NOK 6,8 millioner ble belastet andre inntekter og kostnader. Pensjonsforpliktelsen per 31. januar 2012 økte til NOK 65,3 millioner. IAS 19 R er anvendt retrospektivt, og sammenligningstallene er endret.
| Q4 | 01.01.-31.12 | |||
|---|---|---|---|---|
| Spesifikasjon av inntekter: | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Inntektsførte oljeinntekter | 217 692 | 59 303 | 791 155 | 255 844 |
| Inntektsførte gassinntekter | 24 934 | 47 910 | 117 752 | 47 917 |
| Tariffinntekter | 6 090 | 6 734 | 24 255 | 21 332 |
| Sum petroleumsinntekter | 248 716 | 113 946 | 933 162 | 325 093 |
| Spesifikasjon av produserte volumer (fat): | ||||
| Olje | 324 143 | 98 393 | 1 263 889 | 388 223 |
| Gass | 74 037 | 141 462 | 365 226 | 141 462 |
| Sum produserte volumer | 398 180 | 239 855 | 1 629 115 | 529 685 |
| Andre driftsinntekter (relatert til framleie av kontorlokaler) | 5 636 | 2 851 | 10 719 | 7 351 |
| Q4 | 01.01.-31.12 | |||
|---|---|---|---|---|
| Spesifikasjon av utforskningskostnader: | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Seismikk, brønndata, feltstudier og andre letekostnader | 128 198 | 75 173 | 312 695 | 335 265 |
| Viderebelastning av riggkostnader | -25 258 | -60 695 | -118 958 | -31 491 |
| Utforskningskostnader fra deltakelse i lisenser inkl. seismikk | 29 913 | 47 218 | 151 340 | 149 267 |
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner tidligere år | 320 961 | 2 152 | 553 288 | 252 719 |
| Kostnadsføring av årets balanseførte letebrønner | 73 406 | 124 194 | 597 253 | 863 684 |
| Lønns- og driftskostnader klassifisert som utforskningskost. | 13 000 | 2 819 | 122 000 | 76 333 |
| Forsknings- og utviklingskostnader relatert til leteaktivitet | 4 180 | 4 061 | 19 445 | 20 536 |
| Reversering av skatt på mindreverdi relatert til | ||||
| virksomhetsoverdragelse | -57 000 | |||
| Sum utforskningskostnader | 544 400 | 194 924 | 1 637 063 | 1 609 314 |
I tråd med selskapets regnskapsprinsipper er det foretatt nedskrivningstest av goodwill og tilhørende lisenser i 4. kvartal. Testen er utført pr. 31. desember 2013. Balanseført goodwill har oppstått som følge av at IFRS 3 krever at det foretas avsetning for utsatt skatt ved virksomhetskjøp, selv om det gjøres transaksjoner på "etterskatt-basis" pga. §-10 vedtak i tråd med gjeldende petroleumsbeskatning. Motposten til utsatt skatt blir goodwill.
Vurderingsenheter ved vurdering av verdifall bestemmes av det laveste nivået hvor det er mulig å identifisere kontantstrømmer som er uavhengige av kontantstrømmene fra andre grupperinger av anleggsmidler. For oljeog gasseiendeler blir dette gjort på felt- eller lisensnivå. For balanseførte leteutgifter testes verdifall for hver brønn. Nedskrivning resultatføres når balanseført verdi av en eiendel eller en kontantgenererende enhet overstiger gjenvinnbart beløp. Gjenvinnbart beløp er det høyeste av eiendelens netto salgsverdi og bruksverdi. I vurdering av bruksverdi er forventet fremtidig kontantstrøm diskontert til nåverdi ved å benytte en diskonteringsrente etter skatt som reflekterer dagens markedsvurderinger på tidsverdien og den spesifikke risikoen på eiendelen.
For produserende lisenser og lisenser i en utbyggingsfase er gjennvinnbart beløp beregnet ved å neddiskontere fremtidige kontantstrømmer etter skatt. Framtidige kontantstrømmer blir fastsatt på grunnlag av produksjonsprofilen sett i forhold til antatt påviste og sannsynlige gjenværende reserver.
Følgende forutsetninger er lagt til grunn:
* diskonteringsrente på 10,7 prosent nominelt etter skatt (Weighted average cost of capital - WACC)
* en langsiktig inflasjonsforventning på 2,5 prosent
* en langsiktig forventning til valutakurs på NOK/USD 6,00
* oljepriser er basert på forwardkurve, og siste produksjonsår for nåværende produserende felt forventes å være år 2017.
Følgende forventning om oljepris er lagt til grunn:
| År | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
|---|---|---|---|---|
| Gjennomsnittlig oljepris USD | 106 | 98 | 90 | 84 |
I løpet av fjerde kvartal er fire av selskapets produserende felt nedskrevet. Hovedårsaken til nedskrivingen er reduserte reserver og økte estimater for fjerningsforpliktelser. Resterende nedskriving i 2013 er relatert til letelisenser som er, eller er i prosess av å bli tilbakelevert.
| Q4 | 01.01.-31.12 | |||
|---|---|---|---|---|
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | |
| Nedskrivning av varige driftsmidler | 564 663 | 123 501 | 564 663 | 1 963 351 |
| Nedskrivning av immaterielle eiendeler | 111 058 | 3 863 | 124 694 | 226 194 |
| Nedskrivning av goodwill | 63 082 | 1 328 | 66 430 | 135 062 |
| Utsatt skatt | -81 206 | -1 536 | -89 653 | -174 955 |
| Totale nedskrivninger | 657 597 | 127 155 | 666 135 | 2 149 653 |
Ved salg eller tilbakelevering av en lisens hvor selskapet historisk har innregnet utsatt skatt og goodwill i en virksomhetsoverdragelse, vil både goodwill og utsatt skatt fra virksomhetsoverdragelsen inngå i gevinst-/ tapsberegningen. Ved nedskrivning av slike lisenser som følge av nedskrivningstester, anvendes tilsvarende forutsetning ved at goodwill og utsatt skatt vurderes sammen med tilhørende lisens.
Se note 5 for spesifisering av nedskrivninger.
| Andre immaterielle eiendeler | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Immaterielle eiendeler | Lisenser m.m.* |
Software | Totalt | Letebrønner | Goodwill | |||||
| Balanseført verdi 31.12.2012 | 661 643 | 3 899 | 665 542 | 2 175 492 | 387 551 | |||||
| Anskaffelseskost 31.12.2012 | 1 104 425 | 45 180 | 1 149 604 | 2 175 492 | 644 570 | |||||
| Tilgang | 118 629 | 1 353 | 119 982 | 1 013 006 | ||||||
| Avgang/kostnadsførte tørre brønner | 467 | 467 | 973 352 | |||||||
| Reklassifisering | -12 984 | |||||||||
| Anskaffelseskost 30.09.2013 | 1 222 588 | 46 533 | 1 269 121 | 2 202 163 | 644 570 | |||||
| Akk av- og nedskrivninger | 469 946 | 43 138 | 513 084 | 260 368 | ||||||
| Balanseført verdi 30.09.2013 | 752 642 | 3 395 | 756 035 | 2 202 163 | 384 202 | |||||
| Anskaffelseskost 30.09.2013 | 1 222 588 | 46 533 | 1 269 121 | 2 202 163 | 644 570 | |||||
| Tilgang | 3 346 | 1 565 | 4 910 | 250 611 | ||||||
| Avgang/kostnadsførte tørre brønner | 396 674 | |||||||||
| Tilbakeleverte lisenser | 323 229 | 323 229 | 178 917 | |||||||
| Anskaffelseskost 31.12.2013 | 902 705 | 48 098 | 950 803 | 2 056 100 | 465 653 | |||||
| Akk av- og nedskrivninger 31.12.2013 | 261 089 | 43 414 | 304 503 | 144 532 | ||||||
| Balanseført verdi 31.12.2013 | 641 616 | 4 684 | 646 299 | 2 056 100 | 321 120 | |||||
| Avskrivninger Q4 2013 | 3 186 | 276 | ||||||||
| Avskrivninger 1.1 - 31.12.2013 | 16 714 | 2 133 | ||||||||
| Nedskrivninger Q4 2013 | 111 058 | 63 082 | ||||||||
| Nedskrivninger 1.1 - 31.12.2013 | 124 694 | 66 430 |
Software avskrives lineært over levetiden som er tre år. Lisenser relatert til felt i produksjon avskrives etter produksjonsenhetsmetoden.
* Ivar Aasen-feltet har en investeringsforpliktelse mot Edvard Grieg-feltet for tilpasning av installasjonene for å kunne motta petroleum fra Ivar Aasen-feltet. Denne prosesseringsretten er ansett som en "immateriell eiendel" og er inkludert med NOK 89,8 millioner pr. 31.12.2013.
Bokført verdi av lisenser 31. desember 2013 er relatert til felt i lete- og evalueringsfasen, utbyggingsfasen og produksjonsfasen med henholdsvis NOK 399,3 millioner, NOK 216,7 millioner, og NOK 25,6 millioner. Tilsvarende tall for 2012 var henholdsvis NOK 499,2 millioner, NOK 121,5 millioner og NOK 40,9 millioner.
| Varige driftsmidler | Felt under utbygging |
Produksjons anlegg inkl. brønner |
Inventar, kontor maskiner o.l. |
Totalt |
|---|---|---|---|---|
| Balanseført verdi 31.12.2012 | 1 364 097 | 577 290 | 51 882 | 1 993 269 |
| Anskaffelseskost 31.12.2012 | 3 163 747 | 1 232 675 | 126 062 | 4 522 484 |
| Tilgang | 1 021 974 | 147 710 | 22 927 | 1 192 610 |
| Reklassifisering | -2 874 622 | 2 887 606 | 12 984 | |
| Anskaffelseskost 30.09.2013 | 1 311 099 | 4 267 992 | 148 989 | 5 728 079 |
| Akk. av- og nedskrivninger 30.09.2013 | 2 771 026 | 89 313 | 2 860 339 | |
| Balanseført verdi 30.09.2013 | 1 311 099 | 1 496 965 | 59 676 | 2 867 740 |
| Anskaffelseskost 30.09.2013 | 1 311 099 | 4 267 992 | 148 989 | 5 728 080 |
| Tilgang | 336 074 | 131 460 | 7 386 | 474 920 |
| Anskaffelseskost 31.12.2013 | 1 647 173 | 4 399 452 | 156 375 | 6 203 000 |
| Akk av- og nedskrivninger 31.12.2013 | 3 451 496 | 93 938 | 3 545 434 | |
| Bokført verdi 31.12.2013 | 1 647 173 | 947 956 | 62 437 | 2 657 567 |
| Avskrivninger Q4 2013 | 115 934 | 4 625 | 120 559 | |
| Avskrivninger 1.1 - 31.12.2013 | 431 925 | 19 758 | 451 683 | |
| Nedskrivninger Q4 2013 | 564 663 | 564 663 | ||
| Nedskrivninger 1.1 - 31.12.2013 | -1 799 650 | 2 364 313 | 564 663 |
Balanseførte letekostnader er klassifisert som "felt under utbygging" når felt går inn i utbyggingsfase. Felt under utbygging omklassifiseres til produksjonsanlegg og avskrives fra produksjonsstart. Produksjonsanlegg inklusive brønner, avskrives etter produksjonsenhetsmetoden. Kontormaskiner, inventar etc. avskrives lineært over levetiden, som er 3-5 år. Fjerningseiendel inngår som en del av kostpris på produksjonsanlegget i tabellen ovenfor.
| Q4 | 01.01.-31.12 | |||
|---|---|---|---|---|
| Avstemming av avskrivninger i resultatregnskapet: | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Avskriving av varige driftsmidler | 120 559 | 48 319 | 451 683 | 100 751 |
| Avskriving av immaterielle eiendeler | 3 462 | 8 185 | 18 847 | 10 936 |
| Sum avskrivinger i resultatregnskapet | 124 021 | 56 505 | 470 529 | 111 687 |
Se note 4 for ytterligere informasjon om nedskrivingene.
| Q4 | 01.01.-31.12 | |||
|---|---|---|---|---|
| Lønnskostnader: | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Totale lønnskostnader | 123 354 | 103 069 | 444 025 | 371 616 |
| Andel av lønnskostnader klassifisert som utforsknings, utbyggings eller produksjonskostnader, og kostnader fakturert |
||||
| til lisenser | -119 500 | -102 801 | -406 000 | -360 616 |
| Netto lønnskostnader | 3 854 | 267 | 38 025 | 11 000 |
| Q4 | 01.01.-31.12 | |||
| Andre driftskostnader: | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Totale andre driftskostnader | 77 738 | 72 127 | 307 288 | 281 964 |
| Andel av andre driftskostnader klassifisert som utforsknings, utbyggings eller produksjonskostnader, samt kostnader |
||||
| fakturert til lisenser | -68 927 | -50 132 | -197 403 | -199 165 |
| Netto andre driftskostnader | 8 811 | 21 995 | 109 886 | 82 799 |
| Q4 01.01.-31.12 |
||||
|---|---|---|---|---|
| 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | |
| Renteinntekter | 13 063 | 13 630 | 40 750 | 54 997 |
| Avkastning på finansielle plasseringer | 865 | 988 | 1 628 | |
| Valutagevinst | 15 838 | 25 090 | 70 502 | 66 771 |
| Verdiendring derivater | 712 | 9 077 | ||
| Sum annen finansinntekt | 15 838 | 26 667 | 80 567 | 68 399 |
| Rentekostnader | 114 699 | 68 512 | 340 112 | 217 142 |
| Kapitaliserte renter utbyggingsprosjekter | -20 465 | -48 190 | -126 737 | -128 468 |
| Amortiserte lånekostnader | 9 162 | 14 763 | 88 458 | 39 576 |
| Sum rentekostnader | 103 397 | 35 084 | 301 834 | 128 250 |
| Valutatap | 18 423 | 14 672 | 113 222 | 54 022 |
| Realisert tap på derivater | 3 572 | 11 912 | 1 941 | |
| Virkelig verdi derivater | 9 310 | 3 828 | 12 250 | 44 847 |
| Verdinedgang finansielle investeringer | 50 | 478 | 50 | 240 |
| Sum annen finanskostnad | 31 355 | 18 977 | 137 435 | 101 050 |
| Sum netto finansposter | -105 851 | -13 763 | -317 952 | -105 906 |
| Q4 | 01.01.-31.12 | |||
|---|---|---|---|---|
| Skattekostnad består av: | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Beregnet skatt tilgode av utforskningskostnader dette år | -356 222 | -312 041 | -1 413 159 | -1 299 985 |
| Endring utsatt skatt | -585 897 | -20 048 | -567 368 | -1 729 168 |
| Tilbakeført skatteelement mindreverdi purchase price | ||||
| allocation (PPA), ført mot utforskningskostnader | 57 000 | |||
| Endringer knyttet til tidligere år | -17 018 | 7 514 | -16 201 | -19 472 |
| Sum skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | -959 137 | -324 575 | -1 996 727 | -2 991 624 |
| Beregnet skatt til utbetaling: | 31.12.2013 | 31.12.2012 | ||
| Beregnet skatt tilgode av utforskningskostnader dette år | 1 413 159 | 1 299 985 | ||
| Endring av tidligere års ligning | -1 908 | -26 249 | ||
| Sum skatt til betaling | 1 411 251 | 1 273 737 | ||
| Utsatt skatt/utsatt skattefordel | 31.12.2013 | 31.12.2012 | ||
| Utsatt skatt 1.1. | -126 604 | -2 039 627 | ||
| Endring utsatt skatt | 567 368 | 1 672 167 | ||
| Utsatt skatt knyttet til endring i regnskapsprinsipper (se note 1) | 5 331 | |||
| Utsatt skatt relatert til nedskriving og avgang av lisenser | 192 829 | 178 525 | ||
| Utsatt skatt knyttet til OCI | -3 170 | |||
| Korreksjon av utsatt skatt på merverdier | 57 000 | |||
| Sum utsatt skatt | 630 423 | -126 604 | ||
| Skatteeffekt av underskudd til fremføring | Skattesats | 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
| Underskudd til fremføring | 27 % | -479 558 | -325 590 |
Midlertidig forskjell av underskudd til fremføring er inkludert i utsatt skatt
Det er utført full skatteberegning i tråd med regnskapsprinsippene beskrevet i årsrapporten for 2012. I balansen er beregnet skatt tilgode som følge av utforskningsaktivitet i 2013 ført som omløpsmidler. Denne forventes utbetalt i desember 2014.
Underskudd til fremføring 51 % -939 713 -588 853
Satsen for alminnelig selskapsskatt ble fra 1. januar 2014 endret fra 28 til 27 prosent. Satsen for særskatt ble fra samme tidspunkt endret fra 50 til 51 prosent. Per 31.12.2013 er de nye satsene benyttet for beregning av utsatt skatt/utsatt skattefordel. Friinntekt, et særlig inntektsfradrag i grunnlag for beregning av særskatt (kan ses på som et ekstra avskrivningsfradrag i særskattegrunnlaget) ble fra og med 5. mai 2013 endret til 5,5 prosent i fire år, til sammen et fradrag på 22 prosent av investeringen. Før endringen var friinntekten på 7,5 prosent i fire år, til sammen et fradrag på 30 prosent av investeringen.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Aksjer i Sandvika Fjellstue AS | 12 000 | 12 000 |
| Rentereserve kredittfasilitet | 260 446 | 169 241 |
| Husleiedepositum | 12 954 | 12 694 |
| Sum andre langsiktige eiendeler | 285 399 | 193 934 |
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Fordringer knyttet til utsatt volum på Atla | 3 103 | |
| Forskuddsbetalinger inkludert riggforskudd | 146 977 | 33 648 |
| Tilgode merverdiavgift | 11 444 | 21 289 |
| Mer-/mindreuttak av petroleum (opptjent inntekt) | 18 611 | 24 288 |
| Andre fordringer, inkludert fordringer i operatørlisenser | 319 283 | 263 341 |
| Sum andre kortsiktige fordringer | 499 419 | 342 566 |
For mer informasjon om fordringer knyttet til utsatt volum på Atla, se note 11.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Fordringer knyttet til utsatt volum på Atla | 125 432 | 31 995 |
| Sum langsiktige fordringer | 125 432 | 31 995 |
Det fysiske produksjonsvolumet fra Atla er høyere enn det kommersielle volumet. Dette er forårsaket av høyt trykk fra Atla feltet, som midlertidig har stanset produksjonen fra nabofeltet Skirne. Dette forventes å fortsette gjennom 2014 og inn i 2015. Inntekter er bokført basert på fysisk produksjonsvolum verdsatt til markedsverdi. Denne utsatte kompensasjon er bokført som langsiktig eller kortsiktig fordring, avhengig av når inntekten vil oppstå, se note 10.
Regnskapslinjen betalingsmidler består av bankkonti, samt kortsiktige plasseringer som er en del av selskapets transaksjonslikviditet.
| Spesifikasjon av betalingsmidler: | 31.12.2013 | 31.12.2012 |
|---|---|---|
| Kontanter | 5 | 5 |
| Bankinnskudd | 1 693 314 | 1 140 745 |
| Bundne midler (skattetrekk) | 15 847 | 13 432 |
| Sum betalingsmidler | 1 709 166 | 1 154 182 |
| Ubenyttet trekkrettighet letefasilitetslån | 815 991 | 587 759 |
| Ubenyttet trekkrettigheter kredittfasilitet | 3 945 286 | 1 383 498 |
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Aksjekapital | 140 707 | 140 707 |
| Antall aksjer i hele tusen | 140 707 | 140 707 |
| Pålydende pr aksje i NOK | 1.00 | 1.00 |
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Urealisert tap rentebytteavtale | 49 453 | 45 971 |
| Sum derivater | 49 453 | 45 971 |
Det norske oljeselskap har inngått tre rentebytteavtaler. Formålet er å bytte flytende mot fast rente. Disse rentebytteavtalene er bokført til markedsverdi.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Fordringer vedrørende salg av olje og gass | 70 885 | 23 236 |
| Fordringer relatert til lisenstransaksjoner | 1 284 | |
| Utfakturering knyttet til utgiftsrefusjoner inkludert rigg | 62 052 | 78 603 |
| Sum kundefordringer | 134 221 | 101 839 |
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Letefasilitet | 478 050 | 567 075 |
| Sum kortsiktige lån | 478 050 | 567 075 |
Fasiliteten på NOK 3 500 millioner ble etablert i desember 2012. Selskapet kan gjøre opptrekk på lånet frem til desember 2015, og siste nedbetaling skal skje i desember 2016. Maksimalt opptrekk er begrenset til 95 prosent av skatterefusjonen minus renter relatert til letekostnader. Långiver har sikkerhet i selskapets skattefordring. Beregnet skatt til gode som følge av utforskningsaktiviteter i 2013 er forventet utbetalt i desember 2014. Skatterefusjonen blir hvert år benyttet til nebetaling av lånet, se note 8.
Renten er 3 mnd NIBOR pluss en margin på 1,75 prosent. Det betales en rammeprovisjon med 0,25 prosent av ubenyttet ramme opp til NOK 2 750 millioner, og 0,50 prosent hvis benyttet opptrekk overstiger NOK 2 750 millioner. I tillegg betales en provisjon på 0,70 prosent av ubenyttet kreditt.
For informasjon om ubenyttet trekkrettighet letefasilitetslån, se note 11 "Betalingsmidler".
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Kortsiktig gjeld relatert til "overcall" i lisenser | 202 037 | 113 072 |
| Annen kortsiktig gjeld fra lisenser | 310 673 | 519 439 |
| Meruttak av petroleum | 9 588 | |
| Annen kortsiktig gjeld | 273 382 | 220 211 |
| Sum annen kortsiktig gjeld | 795 680 | 852 722 |
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 1) Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 2) |
592 304 1 881 278 |
589 078 |
| Total bond | 2 473 582 | 589 078 |
1)Lånet løper fra 28. januar 2011 til 28. januar 2016 og har en rente på 3 mnd NIBOR + 6,75 prosent. Hovedstolen forfaller 28. januar 2016 og det er kvartalsvise rentebetalinger. Lånet er usikret.
2)Lånet 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 kvartalsvise rentebetalinger. Lånet er usikret.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Kredittfasilitet | 1 992 055 | 1 331 467 |
| Urealiserte valutaeffekter | 44 852 | -31 734 |
| Sum annen rentebærende gjeld | 2 036 907 | 1 299 733 |
I september 2013 inngikk selskapet en avtale om en ny kredittfasilitet på USD 1 000 millioner, med en gruppe nordiske og internasjonale banker. På visse fremtidige vilkår, kan lånerammen økes med ytterligere USD 1 000 millioner. Selskapet kan gjøre opptrekk på lånet frem til september 2018, som også er dato for siste nedbetaling. Kredittfasiliteten erstatter selskapets tidligere fasilitet på USD 500 millioner, med opprinnelig forfall i desember 2015.
Renten på kredittfasiliteten er fra 1 - 6 mnd NIBOR/LIBOR pluss en margin på 3 prosent. Det betales en utnyttelsesprovisjon på 0,5 prosent eller 0,75 prosent avhengig av opptrukket beløp. I tillegg betales en rammeprovisjon på 1,2 prosent av ubenyttet kreditt.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Avsetning pr. 1.1 | 798 057 | 285 201 |
| Påløpt fjerning | -36 739 | -677 |
| Kalkulatorisk rente - nåverdiberegning | 42 765 | 17 519 |
| Endring i estimat og påløpt gjeld på nye felt | 171 822 | 496 015 |
| Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 798 057 | |
| 975 904 |
| Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 975 904 | |
|---|---|---|
| Langsiktig | 828 529 | |
| Kortsiktig | 147 375 |
Selskapets fjernings- og nedstengingsforpliktelser relateres til feltene Varg, Enoch, Glitne, Atla, Jette og Jotun. Tidspunkt for fjerning er forventet til 2018 for Jette, 2014-2018 for Glitne, 2016-2018 for Atla, 2017 for Enoch og 2018-2021 for Jotun.
Avsetningen er basert på et konsept for gjennomføring som er i tråd med Petroleumsloven og internasjonale lover og retningslinjer.
I annet kvartal 2012 kunngjorde selskapet at det hadde mottatt varsel om endring av ligning for inntektsårene 2009 og 2010 fra Oljeskattekontoret. Selskapet har nylig mottatt et nytt varsel om at inntektsårene 2011 og 2012 skal inkluderes. I slutten av tredje kvartal 2012 svarte selskapet på varselet om endring av ligning ved å sende inn detaljerte kommentarer.
Det norske vil gjennom sin virksomhet være involvert i tvister. Selskapet gjør avsetninger i regnskapet for sannsynlige forpliktelser knyttet til slike uavklarte forhold basert på selskapets beste estimater. Det antas at verken selskapets økonomiske stilling, driftsresultat eller kontantstrøm vil bli vesentlig negativt påvirket av utfallet av tvistene.
| PL 019C 30,0 % 0,0 % PL 001B 35,0 % 35,0 % PL 019D 30,0 % 0,0 % PL 026B 62,1 % 0,0 % PL 029B 20,0 % 20,0 % PL 027D 100,0 % 60,0 % PL 035 25,0 % 25,0 % PL 027ES 40,0 % 0,0 % PL 035B 15,0 % 15,0 % PL 028B 35,0 % 35,0 % PL 035C 25,0 % 25,0 % PL 103B 70,0 % 70,0 % PL 038 5,0 % 5,0 % PL 169C 50,0 % 50,0 % PL 038D 30,0 % 30,0 % PL 242 35,0 % 35,0 % PL 048B 10,0 % 10,0 % PL 337 0,0 % 45,0 % PL 048D 10,0 % 10,0 % PL 356* 0,0 % 50,0 % PL 102C 10,0 % 10,0 % PL 364 50,0 % 50,0 % PL 102D 10,0 % 10,0 % PL 414 40,0 % 40,0 % PL 102F 10,0 % 0,0 % PL 414B 40,0 % 40,0 % PL 102G 10,0 % 0,0 % PL 450 80,0 % 60,0 % PL 265 20,0 % 20,0 % PL 460 100,0 % 100,0 % PL 272 25,0 % 25,0 % PL 482 0,0 % 65,0 % PL 332 40,0 % 40,0 % PL 494* 30,0 % 0,0 % PL 362 15,0 % 15,0 % PL 494B 30,0 % 0,0 % PL 438 10,0 % 10,0 % PL 494C 30,0 % 0,0 % PL 440S 0,0 % 10,0 % PL 497 35,0 % 35,0 % PL 442 20,0 % 20,0 % PL 497B 35,0 % 35,0 % PL 453S 25,0 % 25,0 % PL 504 47,6 % 29,3 % PL 492 40,0 % 50,0 % PL 504BS 83,6 % 58,5 % PL 494 0,0 % 30,0 % PL 504CS 21,8 % 0,0 % PL 494B* 0,0 % 30,0 % PL 512 30,0 % 30,0 % PL 494C 0,0 % 30,0 % PL 542 45,0 % 60,0 % PL 502 22,2 % 22,2 % PL 542B/ 45,0 % 0,0 % PL 522 10,0 % 10,0 % PL 549S 35,0 % 35,0 % PL 531 10,0 % 10,0 % PL 553 40,0 % 40,0 % PL 533 20,0 % 20,0 % PL 573S 35,0 % 35,0 % PL 535 10,0 % 20,0 % PL 593 0,0 % 60,0 % PL 535B*/ 10,0 % 0,0 % PL 626 50,0 % 50,0 % PL 550 10,0 % 20,0 % PL 659 30,0 % 30,0 % PL 551 20,0 % 20,0 % PL 663* 30,0 % 0,0 % PL 554 20,0 % 20,0 % PL 677 60,0 % 0,0 % PL 554B 20,0 % 20,0 % PL 709* 40,0 % 0,0 % PL 558 20,0 % 20,0 % PL 715 40,0 % 0,0 % 33 26 PL 561 0,0 % 20,0 % Antall PL 563 30,0 % 30,0 % * Tilbakeleverte lisenser eller Det norske har trukket seg ut. PL 567 40,0 % 40,0 % PL 568 20,0 % 20,0 % Tildeling i forhåndsdefinerte områder 2012. Tilbudene ble kunngjort i 2013. PL 571 40,0 % 40,0 % PL 574 10,0 % 0,0 % Lisenstransaksjoner. PL 613 35,0 % 35,0 % PL 619 30,0 % 30,0 % * Det norske tidligere partner, nå operatør. PL 627 20,0 % 20,0 % PL 652 0,0 % 20,0 % Ordinær konsesjonstildeling, 22 runde. PL 667* 30,0 % 0,0 % PL 672 25,0 % 0,0 % PL 676S 20,0 % 0,0 % 21. januar 2014 fikk Det norske tildelt seks nye lisenser i APA 2013. Det norske vil bli operatør for to av disse PL 678S 25,0 % 0,0 % lisensene. PL 681 16,0 % 0,0 % PL 706*** 20,0 % 0,0 % 47 41 Antall |
Lisens / Partner-opererte: | 31.12.2013 | 31.12.2012 | Lisens / Operatørskap: | 31.12.2013 | 31.12.2012 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | 2012 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | |
| Driftsinntekter | 254 353 | 323 563 | 285 626 | 80 339 | 116 797 | 49 014 | 69 603 | 97 031 |
| Utforskningskostnader | 544 400 | 588 289 | 270 635 | 233 738 | 194 924 | 402 635 | 417 140 | 594 616 |
| Produksjonskostnader | 97 602 | 53 419 | 57 086 | 41 512 | 74 027 | 45 515 | 46 154 | 45 266 |
| Lønn og lønnsrelaterte kostnader | 3 854 | 4 129 | 28 515 | 1 527 | 267 | 1 280 | 703 | 8 750 |
| Avskrivninger | 124 021 | 163 666 | 147 844 | 34 997 | 56 505 | 15 056 | 19 780 | 20 346 |
| Nedskrivninger | 657 597 | 6 837 | 1 700 | 127 155 | 1 880 953 | 140 669 | 875 | |
| Andre driftskostnader | 8 811 | 25 247 | 56 619 | 19 208 | 21 995 | 21 140 | 16 050 | 23 614 |
| Driftskostnader | 1 436 285 | 841 588 | 562 400 | 330 983 | 474 873 | 2 366 579 | 640 497 | 693 467 |
| Driftsresultat | -1 181 933 | -518 025 | -276 773 | -250 644 | -358 076 | -2 317 565 | -570 894 | -596 436 |
| Netto finansposter | -105 851 | -131 089 | -48 915 | -32 097 | -13 763 | -45 784 | -23 065 | -23 293 |
| Resultat før skattekostnad | -1 287 784 | -649 114 | -325 688 | -282 741 | -371 839 | -2 363 349 | -593 959 | -619 728 |
| Skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | -959 137 | -490 975 | -284 200 | -262 415 | -324 575 | -1 774 462 | -376 558 | -516 030 |
| Periodens resultat | -328 647 | -158 139 | -41 488 | -20 326 | -47 264 | -588 887 | -217 401 | -103 698 |
www.detnor.no Post- og besøksadresse: Føniks, Munkegata 26 7011 Trondheim Telefon: +47 90 70 60 00 Faks: +47 73 54 05 00
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.